摘要: 简要介绍了支接线路情况;详细分析了支接线路距离保护、零序保护和三侧高频保护的特点及相应采取的技术措施,以及三侧电源支接线路内部考虑助增因素条件下距离保护的整定方法和计算结果;介绍了如何解决分支线路高频信号介入衰耗和差拍、大型发电机组支接于高压线路的继电保护运行方式等问题;简要介绍了三侧高频保护的运行效果和动作行为分析。
关键词: 继电保护; 大型发电机组; 支接; 三侧高频保护
0 引言
分支线路作为一种接线方式,可以节约投资、缩短工期、施工快捷方便,在电网边缘部位、尤其在低压系统中得到应用。但其在高压电网、特别是双侧电源分支线路或三侧电源分支线路中,由于保护配置及定值整定难度较大,则很少采用,在电网中心区高压线路上支接大型发电机组更是极为少见。
但是,当发电机组基建工程进度比与之配套的输变电工程建设快时,为了使发电机组早日并网发电,发挥效益,不得不采取过渡措施。我们曾采取将200 MW发电机组支接于电网中心区220 kV 线路的接入系统方式,这种特殊接线方式对继电保护提出了许多需要研究解决的新课题。
1 线路支接情况
支接点的三侧中,一侧紧接200 MW发电机组,另外两侧变电站与主电网紧密相连。支接后,电厂与两变电站间分别为17. 22 km 和33. 57 km ,两变电站间为50. 79 km。简化后的一次电力系统支接方式如图1 所示。
2 三侧分支线路保护和系统继电保护配置
2. 1 距离保护
电厂侧距离保护Ⅰ段整定公式为:
式中: KK 为可靠系数,取0.8 ; ZL 为电厂与每个变电站间的阻抗; NI 为电流互感器变比; NV 为电压互感器变比。
按无助增条件下电厂与每个变电站间80 %阻抗整定。经计算,分别为0. 4662Ω和0. 9972Ω ,取其中最小值0. 4662Ω(二次侧值,以下同) 为电厂侧距离保护Ⅰ段定值,以保证选择性。
式中: Klm为灵敏系数,取1.25 ; Kfzh为分支(助增) 系数,计算值分别为4.69 和4.16 。
按助增条件下每个变电站侧短路、电厂侧均有足够灵敏度整定。经计算,分别得到3.4170Ω和6.4819Ω,取其中最大值6.4819Ω为电厂侧距离保护Ⅱ段定值,以保证灵敏度。
相邻线均配置有双套全线速动保护,距离保护Ⅱ段按近后备考虑,动作时间取0.5 s。
变电站侧距离保护Ⅰ段整定公式同式(1) ,其中ZL 为两个变电站间阻抗。
按无助增条件下两个变电站间80 %阻抗整定。经计算, 得到变电站侧距离保护I 段定值为1.4635Ω。而两个变电站到电厂间线路阻抗分别为0.5828Ω和1.2465Ω ,均小于1.4635Ω ,可以看出,此时距离保护Ⅰ段将深入电厂升压变。但变电站到电厂间线路阻抗加升压变阻抗分别为3.7107Ω和4.3743Ω ,若升压变故障时考虑助增因素,两个阻抗值将更大,均大于1.4635 Ω ,不会深入到低压侧厂用电部分,可保证选择性。
变电站侧距离保护Ⅱ段整定公式为:
式中: Klm为灵敏系数,取1.25 ; Kfzh为分支(助增) 系数,计算值分别为1.31 和1.27 ; ZL1为变电站至电厂间阻抗; ZL2为电厂至另一变电站间阻抗。
两个变电站分别按有电厂助增条件下线路末端有足够灵敏度整定。经计算, 得到2.7697 Ω和2.4834Ω ,分别为两个变电站侧距离保护Ⅱ段定值,并且满足灵敏度要求。
同样,距离保护Ⅱ段动作时间取0.5 s。
距离保护Ⅰ段按上述方法保证选择性整定后,分支线三侧运行时由于助增作用将导致保护区缩小,故应加强主保护。
由此可看出支接线路保护的运行特点及整定的特殊性和复杂性,在本线路内要考虑助增因素,时刻注意参数的选取和对应关系;还可看出电网侧变电站的助增作用大于发电机组的助增作用。
2. 2 零序保护
支接运行的助增作用同样将对零序保护产生影响;三侧运行时导致Ⅰ段保护区缩小,同样要求加强主保护。
2. 3 三侧高频保护
我国的高频方向保护,高频闭锁距离零序保护一般采用单频制,故障启动发信,正方向故障停信。区内故障时各侧均停信,各侧跳闸;区外故障时总有一侧因反方向故障不停信,闭锁各侧保护,均不跳闸。从基本理论来说,高频方向保护和高频闭锁保护可适应三侧电源分支线路,但实际上存在很多问题亟待解决。
高频通道因分支线的分流作用而增加介入衰耗。高频信号衰耗过大,有可能造成闭锁式保护区外故障误动、允许式保护区内故障拒动。经研究分析,将支接点移至电厂内,在支接点两个变电站侧(仍在电厂内) 各装设一组高频阻波器和耦合电容器(将高频信号仍限制在一段线路范围内) ,并采用高频差接滤波器和高频差分网络组成电厂与两个变电站间三端互通桥,降低了高频通道衰耗。通过试验,又发现高频信号衰耗与高频差分网络中电感元件接线有关,运用排列组合方法通过试验确定了最佳接线。另外,选用了发信电平较高的收发信机。采取上述措施后,经实测,各端收发信机最低接收电平满足规程要求。
当两个幅值和频率相近的正弦波信号叠加时, 会出现差拍现象;两个信号频率越接近,拍谷时间越长。单频制高频保护由于两侧或三侧高频信号叠加,即会产生差拍问题,情况严重时将造成保护误动。对此可以采取以下措施:适当变更三侧频率(电厂侧采用中心频率,两个变电站分别增加或减少100 Hz) ,以尽量减少拍谷时间;收发信机采用收信门控电路,本侧有高频信号时不接收对侧高频信号,本侧无高频信号时才接收对侧高频信号,以避免高频信号叠加;先收信10 ms 才开放保护回路,此时,感受为正方向故障的保护开始停信,避免了反方向故障侧送来的高频信号与本侧高频信号叠加;微机保护收信信号消失,开放保护回路延时8 ms ,躲开差拍造成的闭锁信号缺口,以防误动。运行实践证明,上述措施是有效的。
由于系统阻抗很小,分支线路太短,在不同运行方式下,助增作用变化较大,高频闭锁距离零序保护不但整定复杂,而且存在保护安装处背后故障时误动的可能性,该分支线主保护采用了双套LFP-901型高频方向保护,运行期间既无误动,也无拒动。
2. 4 短路、非全相运行的影响和要求
三侧间线路短路或两个变电站母线短路,发电机出口残压约为45 %～60 %额定电压,要求快速切除故障。
发变机组不允许非全相运行。
2. 5 其他保护停信和断路器位置停信
按照技术规程要求,对于分支线路高频保护,母线保护动作不应停信,以免线路两个对侧跳闸,从而维持两个对侧间的运行。这无疑是正确的。但该分支线路支接有大型发电机组,线路又很短,从保障机组安全考虑,必须快速切除全线故障及分支线三端的母线故障和发电机组故障。因此,两变电站侧分别接入母线保护和失灵保护停信,电厂侧接入发电机组保护停信,三侧都接入断路器位置停信,以便断路器失灵及断路器与电流互感器之间短路时由线路对侧保护快速切除故障,并兼有远方跳闸功能。
2. 6 跳闸与重合闸
电厂侧须三相跳闸,不重合,以免造成负序或重合于故障而对发电机组产生不利影响。
当发变组保护动作时,通过高频停信使变电站侧跳单相或三相。变电站侧若投自动重合闸,同时电厂侧断路器失灵时,将对发变组造成第2 次故障电流冲击,对机组安全运行不利。因此,变电站侧也不投重合闸。为了避免单跳不重合造成非全相运行,变电站侧同样三相跳闸。
2. 7 三侧运行与两侧运行
由于新机组运行期间难免有这样那样的问题, 停机次数较多,而两个变电站间为电网的重要联络线,不允许长期停运。
三侧运行或一变电站侧断开时,对保护的要求如上所述。断开侧的保护及收发信机退出运行,以免线路内部故障时由于远方启信闭锁保护而导致拒动。
当发变机组停运时,两个变电站侧投分相跳闸、单相重合闸。电厂侧保护及收发信机退出运行,两侧三相不一致保护动作时间躲过单相重合闸整定。
支接线路系统继电保护配置如图2 所示。
3 保护方案实施效果
三侧高频保护经过2 年多的运行,曾经历20 多次区外故障(其中2 次转换性故障) 考验,没有误动过。在频繁的倒闸操作中,三侧保护也没有出现过异常情况。
某次,发电机转子过流保护动作,其一路命令跳开升压变220 kV 侧断路器,一路信号作用于高频停信。由于断路器B 相晚断开约40 ms ,电网通过电厂升压变中性点接地系统产生60 ms 零序电流,这是类似于单相接地的一段暂态过程。尽管如此,高频保护均启动发信,并准确迅速地捕捉到了方向,电厂侧为反方向,两个变电站侧为正方向。其中:一侧3Io 为1.56 A ,超过零序停信定值1 A ,两套保护都停信;另一侧3Io 为1 A ,为停信临界值,一套保护停信,另一套保护未停信。因此,一套保护因三侧停信而跳闸,说明分支线内部故障时三侧保护可快速切除故障;另一套因一侧未停信而被闭锁,说明高频通道衰耗满足要求,区外故障时,保护不会误动。这次事件有力地印证了保护配置的正确性。
4 结语
对应于配套工程建成投运,由于三端支接线路高频保护成功运行,使得该大型发电机组提前2 年多安全发电供热,尽早缓解了电力和供热紧张局面,并创造了8 亿元左右经济效益和显著的社会效益。
由于三端支接线路高频保护的成功运行,解决了支接线路任一处故障有选择的快速切除问题,也解决了发电机组故障或变电站母线故障、同时断路器失灵时线路对侧快速切除故障问题,保障了发电机组及电网的安全运行。这一技术为大型发电机组支接于高压线路继电保护的配置与运行探索积累了经验。
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