地区电网保护及安自装置联切小电源方案

李津津

(云南电网有限责任公司昆明供电局，昆明 650011)

地区电网保护及安自装置联切小电源方案

李津津

(云南电网有限责任公司昆明供电局，昆明 650011)

在基于地区电网结构特点及总结以往运行经验的基础上，对变电站主变间隙保护、备自投装置等联切小电源线路传统方案的弊端进行了分析，并提出了改进措施，实现了既能保证设备安全、防止非同期并列，又能提高供电可靠性的目标。

间隙保护；备自投；小电源；联切回路；重合闸

0 前言

110 kV终端变电站主变压器高压侧中性点通常经间隙接地运行，为保证绝缘免遭过电压损害，设置间隙过流、零序过压保护，间隙保护动作首先联切小电源并网开关[1]。考虑到部分地区中小型发电机故障解列措施尚不够完备，为防止非同期合闸造成对小水电站机组的冲击伤害，备自投装置动作跳进线开关同时也可采取联切小电源并网开关的方式[2-3]。

在实际中，有较多小型电厂或用户自备电机经公用线路并网，当有小电源的公用线路被切除的同时，势必将引起用电负荷的损失。在考虑降低小电源对系统影响时，也应尽可能满足供电可靠性的需求，因此采用足够优化的保护及安自装置联切小电源方案显得十分迫切和必要。

1 实例分析

1.1 局部电网接线图示例

某局部地区电网接线如图1所示：110 kV甲站为终端站，各电压等级均为单母分段接线，，两台主变容量均为50 MVA，高压侧中性点经间隙接地，全站负载率为50%；35 kV有源线1、有源线2均为单线串供 “T”接线且有小水电并网，并网小水电总容量为1 200 kW，两条有源线线路出口处装设有线路电压互感器。

图1 某局部地区电网接线图

1.2 传统的保护联切小电源方案

由于甲站为终端站且下级小水电并网容量较小，故110 kV进线1、进线2未配置线路保护。# 1、#2主变配置间隙过流保护及零序过压保护，两者共用时间元件，一时限跳35 kV有源线1、有源线2，二时限跳主变中压侧开关 (考虑有源线拒跳时将其与系统隔离的补救措施)；110 kV及35 kV备自投装置设计联跳回路，跳进线开关同时跳两条35 kV有源线并网开关。相关保护整定值及动作逻辑详见表1。

表1 传统方案的保护整定值及动作逻辑

甲站110 kV主变间隙保护、相关备自投联跳出口直接接入有源线间隔341、342开关操作箱“手跳”回路，即联切时直接闭锁重合闸。如此一来，当任一台主变间隙保护或高/中压侧备自投装置动作时，会将35 kV有源线1、有源线2并网开关全部永久性切除，切除小电源的同时将造成四座35 kV变电站失压。

2 传统方案存在的问题

2.1 间隙保护动作时限不合理导致误切有源线

2.1.1 间隙过流保护

当110 kV主供线路单相接地或单相跳闸时，瞬将间产生较高的暂态过电压，由此引起的中性点暂态电压最大值U0’为[4]：

其中K为系统综合零序电抗与正序电抗之比，最大可取到3；γ为变压器衰减振荡系数，连续式绕组可达0.8；Uφ为系统最大相电压。

由式 (1)可知中性点暂态电压理论上最高达79 kV，已超过了140 mm水平棒间隙工频放电电压54～64 kV[5]，从而引起110 kV主变间隙击穿，高压侧间隙CT将有电流流过。若此期间变压器未脱离电网供电，则主系统将向已放电击穿的间隙持续提供电源支撑。换个角度讲，间隙过流保护一时限先于主供线路保护动作将小电源线路切除，则由于上级电源的支撑，间隙电流仍不会消失，系统的故障工况并没有因为小电源先行被切除而得到改善，反而造成了不必要的负荷损失。

以上表明，若间隙过流保护动作时限不能与110 kV线路保护有效地配合，将存在110 kV线路接地故障期间因其所供110 kV主变间隙击穿导致间隙过流保护抢先动作而误切有源线路的可能。

2.1.2 零序过压保护分析

当110 kV中性点接地系统线路单相接地时，甲站110 kV母线零序电压二次值为[6]：

式中X1为系统综合正序阻抗，X0为系统综合零序阻抗，规程要求在各种条件下零序与正序电抗之比 (X0/X1)为正值并且不大于3[7]；UN.3= 100 V，即PT开口三角绕组二次侧的相电压额定值。

实际的零序过压保护整定中，3U0通常取150～180 V。由式 (2)可知，中性点接地系统单相接地时，二次值3U0≤180 V，实际通常不超过150 V，往往小于零序过压整定值。只有在110 kV进线系统侧跳闸后，中压侧小电源支撑甲站故障线路所供主变形成局部的中性点不接地系统，开口三角二次电压3U0=3UN.3=300 V，实际的3U0约为200～250 V，已明显大于零序过压整定值，然而此情况下零序过压保护与上、下级保护已不存在任何配合关系，仅需躲过暂态过电压的时间即可，实际可取0.3～0.5 s。

根据以上所述，零序过压保护只要电压取值合理，就基本不存在系统接地故障期时误动的问题。

2.2 小电源线路被切除后不能自行恢复供电

传统方案中，考虑到小电源自身解列措施尚不完善的实际情况，为了防止非同期并列，并“简单彻底”地消除小电源对系统的影响，联切出口回路往往采用接入有源线开关 “手跳”回路的方式。由于出口跳闸同时重合闸被闭锁，将导致有源线被一次性永久切除，需要进行人工合闸操作方可恢复供电，对于公用线路来说，该片区用户的停电时间将因此延长10～30 min，如遇特殊情况则可能延误更长的时间。由此看来，联切带小电源的公用线路时采取闭锁重合闸的方式对供电可靠性十分不利。

2.3 联切没有选择性导致扩大停电范围

图1中的甲站正常时110 kV及35 kVⅠ、Ⅱ段母线均分列运行，即母联112、312断路器处于分位。下面以正常运行时110 kV进线1发生单相永久性接地故障为例，分析#1主变间隙保护和110 kV备自投联切的选择性问题。

110 kV进线1系统侧跳闸后，#1主变高压侧零序过电压保护动作或#1主变间隙击穿后间隙过流动作。因零序过电压或间隙击穿均为35 kV有源线1的电源支撑作用引起，间隙保护动作仅需将35 kV有源线1切除即可；35 kV有源线2经35 kVⅡ段母线→#2主变→110 kV进线2与主系统并网，与甲站#1主变已无直接的电气联系，故无需切除35 kV有源线2。

110 kV进线1跳闸引起110 kVⅠ段母线 “失压”，当母线电压降至无压定值 (0.3Ue，即0.3倍额定电压)后，110 kV备自投逻辑启动。为防止非同期合闸，跳进线1同时联切35 kV有源线路。110 kVⅠ母 “失压”后，35 kV有源线1带35 kVⅠ母负荷短暂地形成孤网，由于发电出力远小于负荷，频率、电压迅速下降，与系统电压将存在幅值和相角差，若电压降至备自投无压启动值后电厂仍不能可靠解列，备自投合闸前若不切除有源线1将存在非同期并列的可能；35 kV有源线2由于始终与系统联网，与系统始终保持同步。因此正常方式下110 kV备自投动作跳进线1时应仅切除35 kV有源线1，其余备自投逻辑可同理类推。

以上所述，间隙保护及备自投联切回路均应具有选择性，否则不必要地切除与故障无关的有源线路将扩大停电范围，可能引起不必要的负荷损失。

3 改进方案

3.1 间隙过流时间及间隙保护逻辑的改进

根据3.1分析得到的结论，对于中低压侧有小电源上网的110 kV主变，为防止110 kV线路接地故障期间间隙过流误动作，间隙过流第一时限跳小电源进线开关，时限应取Tjxgl1=TbhⅡ+ΔT；为保证变压器安全第二时限跳变压器各侧开关，时限应取Tjxgl2=Tjxgl.220+ΔT。其中TbhⅡ为110 kV线路保护全线有灵敏度段动作时间，Tjxgl.220为上级220 kV主变中压侧间隙过流时间，ΔT为时间级差[1](通常应不小于0.3 s)。

方案改进后，间隙过流保护一时限取值范围在0.6～0.9 s，而零序过压保护一时限通常为0.3～0.5 s，故需要对传统间隙保护逻辑进行优化，间隙过流与零序过压宜采用不同的时间元件，如图2所示。考虑到系统接地故障期间，变压器间隙间歇性地击穿，零序过压与间隙过流判据交替动作，为提高可靠性推荐采用两元件 “或门”的逻辑。

图2 改进后的间隙保护逻辑

3.2 联切出口回路接线的改进

根据上述分析，为提高供电可靠性，在小电源线路被切除后，希望孤网中的发电机解列后，线路开关能自动重合恢复供电。为此需要将主变保护、备自投的联切出口回路由35 kV有源线开关操作箱的 “手跳”回路改接至 “保护跳”回路，如图3所示，当小电源线路开关被联切跳闸后，可通过 “不对应启动”方式启动重合闸。

图3 联切回路改接示意图

3.3 有源线路重合闸的改进

1)重合闸整组复归时间的改进：35 kV有源线路被联切跳闸后，若发电出力与负荷相当，则该线路所供片区电网频率、电压将达到短暂的平衡状态，导致发电机组不能迅速解列。而传统的重合闸整组复归时间通常在10～15 s，若因电源支撑导致 “检无压”条件不能满足超过15 s，重合闸将复归，在人为合上开关前无法再次充电。因此带小电源的线路重合闸整组复归时间不宜过短，根据运行经验，不宜小于5 min，以10 min左右为宜。

2)重合闸动作延时的改进探讨：当110 kV进线发生单相永久故障时，甲站主变间隙保护和备自投可能相继发生动作，35 kV有源线路将连续两次被切除。110 kV线路单永故障时序图见图4。

假设联切联切不闭锁重合闸，且备自投为“瞬时有压计时清零”型。由图4可知，35 kV有源线两次联切跳闸的时间间隔T12=Tbh+Tch+Tjs+ Tzt-Tjx，其中 Tbh为110 kV线路保护动作时间，Tch为110 kV线路重合闸动作时间，Tjs为110 kV线路后加速动作时间，Tjs为甲站110 kV或35 kV备自投动作时间，Tjx为甲站间隙保护动作时间。若有源线路的重合闸时间Tch’≤T12，由于有源线第一次重合动作同时重合闸放电，之后将间隔约15 s方再次充电，将导致第二次被联切时重合闸不能动作。为保证两次联切时均能可靠重合，重合闸时间应满足

为简化起见，重合闸时间可按5 s整定。这样当有源线第一次被间隙联切后，由于开关在分位，跳闸回路未接通，当备自投向小电并网开关的操作箱输出跳闸令时，跳闸回路尚未接通，操作箱中的任一只继电器均不改变其原有的状态，有源线的保护装置亦不能感受到任何开入量的变化，故不会引起重合闸的放电。

然而重合闸时间的延长将导致与下级35 kV变电站备自投时间失配，线路跳闸后备自投将先于重合闸动作，若自投跳主供电源后母联或备供电源进线合闸不成功，即使后续重合闸动作成功也不能恢复供电。当然最优的办法是甲站备自投不联切有源线，但应保证甲站母线电压尚未降至无压定值前发电机全部解列，需要以电厂相关频率、电压解列判据可靠为前提；或者采取提高电厂侧保护灵敏度，并以较短时限先于电网侧跳闸的方式[8]。目前微机型备自投装置动作可靠性普遍较高，在并网管理机制尚不完善的情况下，仍然推荐采取备自投动作联切有源线的方式。

3.4 出口连接片投切原则的改进

3.4.1 间隙保护出口连接片投切原则

根据前文的分析可知，甲站#1、#2主变间隙保护均应有选择性地联切经该主变并网的有源线：当35 kV母线分列运行时，#1主变保护只应联跳35 kV有源线1，#2主变保护只应联跳35 kV有源线2；当35kV母线并列运行时，两台主变保护都应联跳两条有源线。为满足此要求，在此提供两种方案，可根据实际需要进行选择。

1)主变保护仅设置一个定值区，保护针对两条有源线设置独立的出口回路及压板，变运人员按照前述的原则，根据运行方式投切出口压板。此方案最为显著的缺点是自适应性不强，对于无人值守站来说，当因保护或备自投动作导致35 kV母线分列/并列方式运行方式变化后，需要派人到站进行投切连接片的操作。

2)主变保护设置两个定值区 (前提是出口控制字可随定值区切换)，每个定值区设置不同的出口逻辑，变运人员根据运行方式切换定值区。为减少人为工作量，在条件具备的情况下可采取远方切换定值区的方式[9-10]。

3.4.2 备自投出口连接片投切原则

改进后的备自投联切总的原则为：自投跳进线时应联跳启动时经失压母线并网的有源线。

对于35 kV备自投来说，有源线1只可能经Ⅰ母并网，有源线2只可能经Ⅱ母并网，所以自投跳301开关同时联跳341开关，跳302开关同时联跳342开关即可。可采取在出口控制字整定中将出口定值固定或直接经重动继电器扩展跳进线1、进线2的出口接点等方式。

对于110 kV备自投来说，任一有源线均可能经Ⅰ母或Ⅱ母并网，所以不能采取类似于35 kV备自投的固定出口方式，而且出口控制字通常为所有定值区公用，不能随定值一起切换。在此提出一种方法，可满足改进后原则的要求。以RCS -9651C型备自投为例[11]：假设出口继电器CK1用于出口跳35 kV有源线1，回路中串联的压板为LP11；CK2用于出口跳35 kV有源线2，回路中串联的压板为LP12；将自投跳进线1、进线2所在为全部置 “1”投入，如表2所示；同时将CK1与CK2的出口回路在端子排并联，如图5所示，现场根据有源线并网方式投切压板，例如LP11在35 kV有源线1经110 kVⅠ母并网时投入，经Ⅱ母并网时切除，其余情况可同理类推。此方案仍需人工操作，不具有自适应性。

表2 110 kV备自投出口控制字

图5 110 kV备自投联切出口回路

4 结束语

本文以昆明某地区局部电网为例，分析了传统的间隙保护、备自投等装置联切小电源方案存在的不足之处，提出了间隙过流保护时间及逻辑、有源线重合闸整定、联切出口回路接线、出口连接片投切原则等方面的改进措施，达到了兼顾系统安全性与供电可靠性的要求。

为确保改进后的方案顺利实施，电网调度部门应加强电厂和用户自备发电设备的并网技术监督管理，完善发电机相关频率、电压解列判据，动作将发电机切除；同时应做好对运行维护单位的专业技术管理，对变电站现场运行规程进行严格把关，防止因保护、安自装置的功能及压板不正确投切对电网和设备安全造成影响。

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Research on Improvement of Protection&Security Automatic Device's Scheme of Tripping Small Power in Regional Power Grid

LI Jinjin
(Kunming Power Supply Bureau Yunnan Power Grid Co.，Ltd.，Kunming 650011)

On the basis of experience and the analysis of the structural characteristics of regional power grid，analyzed the disadvantages of traditional scheme of tripping small power line of gap protection and backup automatic switch etc，and put forward a improvement measure which can ensure the safety of equipment，prevent asynchronous juxtaposition and improve the reliability of power supply.

gap protection；backup automatic switch；small power；tripping circuit；line loss；reclosing

TM75

B

1006-7345(2015)03-0121-05

2014-12-28

李津津 (1988)，男，助理工程师，云南电网有限责任公司昆明供电局，从事继电保护整定计算及专业管理工作 (e-mail) 291114635＠qq.com。