方向电压保护兼解列在小水电接入电网中应用

      在各地区或县电网中，或多或少存在一些并网的小水电，其主要特点：一是小水电机组容量大小不一，台数多，受调峰、来水等因素影响，机组启、停频繁，运行方式变化大；二是小水电出力与并网变电站负荷往往差距大，主要是依托主网运行，由于突然解列对其安全影响不大，在事故时一般是解列停机；三是并入网络中的继电保护及自动装置配置很简单，各联络线主要是简单的电流、电压保护，重合闸一般未配置检定无压及同期装置，小电源侧大多未设置保护，好多还未装设开关。由于大部分并网水电机组的过流动作时间较长，重合闸无法与其相配合，为防止故障跳闸后对小水电机组的非同期重合，在正常运行中需停用各联络开关的自动重合闸，降低了供电的可靠性。若逐级加装保护，须先安装开关，这不现实。为此，需要采取积极有效的保护措施来解决。
1　保护方式的选择
　　小水电与系统并网的一次典型接线如图1所示，对于变电站Ⅰ通常有两种构成型式：第一种电压等级为110／35／10　kV，接线组别为Y0／Y／Δ-11型；第二种电压等级为220／110／35　kV，接线组别为Y0／Y0／Δ-11型，如图虚框所示。对于开关1　DL的保护配置，以第一种型式的接线为例进行分析。

　　                     图1　小水电与系统并网接线图
　　1．1　典型保护配置方式
　　保护配置为：方向电流限时速断、方向过电流（或采用三段式距离保护）、同期及无压检定重合闸、低压低频解列。
　　（1）　限时电流速断
　　按与本线路对侧母线上的出线电流速断保护相配合，并躲过该母线上所接变压器的另一侧故障进行整定。当按躲过对侧母线上所接变压器的另一侧故障进行整定时，因小水电机组的阻抗相对于被保护的线路及变压器阻抗大若干倍，一般无保护范围。
　　（2）　过电流
　　按保护正方向通过的最大负荷电流整定，时限与下一级保护最高时限配合。正方向最大负荷电流应按变电站Ⅱ甩负荷fh后考虑，但当小水电在小方式运行时，往往灵敏度不够。
　　（3）　距离保护
　　小水电为弱电源，其短路电流水平较低，使距离保护装置性能处于不稳定区，且投资高，使用较少。
　　（4）　 同期及无压检定重合闸
　　多数因解列后不易同步而检定同期重合无法成功，因小水电与变电站Ⅱ功率一般很难平衡，最终导致小网瓦解。
　　（5）　低压低频解列
　　失去大电源后，因小水电容量较小，在功率缺额较大时，频率及电压下降快，低频继电器不能出口，且它仅是解列装置，不能作为线路保护，也不宜采用。
　　1．2　电流保护解列方式
　　保护配置为：开关1　DL方向电流延时动作接跳开关2　DL，在联络线XL1、XL2故障时，动作解列小水电。按与本线路对侧母线上的出线速断（或限时速断）保护相配合，并满足保护正方向通过的最大负荷电流，要求在联络线XL1、XL2故障时有足够的灵敏度。
　　按各联络线故障有足够灵敏度计算的最大动作电流，在小水电大方式下，往往不能满足正方向通过的最大负荷电流，限制小水电的运行；在变电站Ⅱ突然甩负荷fh的同时，易导致小水电解列。
　　1．3　电压保护解列方式
　　保护配置为：开关1　DL方向低电压延时动作接跳开关2　DL，在联络线XL1、XL2故障时，动作解列小水电。当为瞬时故障时，利用线路XL1、XL2靠系统F侧开关的重合闸恢复对用户的供电。电压保护按与下一级保护的Ⅰ段或Ⅱ段相配合，并要求在联络线XL1、XL2故障时有足够的灵敏度。
　　电压保护解列克服了电流保护解列的缺陷：一是小水电运行方式越小，电压保护灵敏度越高；二是电压保护不存在对小水电发电出力的限制。既能提高对用户供电的可靠性，又能适应小水电的各种运行方式，是一种经济、有效的保护方式。
　　为防止电压回路断线，应加装电压回路断线闭锁装置（如许继厂的LB-1A型继电器）。在方向元件死区及保护或开关拒动时，为防止非同期重合，在联络线XL1、XL2靠系统F侧开关重合闸装置中，应加装检定无压及同期装置。根据电网实际，可增设方向电流电压联锁Ⅰ段，以快速保护装置保护本线路一部分，以及增设电流闭锁回路，增强保护的可靠性。在低电压与反向各保护装置有配合关系时，可不设或停用方向元件。
2　故障时保护安装处的电压分析
　　在图2所示的简单电网中，设系统归算至故障点的正序阻抗等于负序阻抗为X，系统归算至故障点的零序阻抗为X0，变压器一侧电压计算点距另一侧故障点正序阻抗为ΔX，计算中的各值均取其标么值的模，则正、负序分量有：
　　（1）

　　由于以上电压是以相电压为基准的标么值，需以线电压为基准进行计算，所以：
　　（4）

　                       　图3　Y／Y-12型变压器一侧BC相短路
　　（2）　Y／Δ-11型变压器Δ侧两相短路
　　计算点的电压矢量图如图4所示。
　　　　（5）

　　                              图4　Y／Δ-11型变压器Δ侧BC相短路
　　（3）　Y／Δ-11型变压器Y侧两相短路
　　计算点的电压矢量图如图5所示。
　　　（6）

　　                      图5　Y／Δ-11型变压器Y侧BC相短路
　　2．3　两相（B、C相）短路接地

　　（1）　Y0／Y-12型Y0侧两相短路接地
　　计算点的电压矢量图如图6所示。
　　（7）

　　                  图7　Y0／Δ-11型Y0侧BC相短路接地
　　2．4　单相（A相）接地
　　IA1=IA2=1／（2X＋X0）
　　UA1=（X＋X0）／（2X＋X0）
　　UA2=X／（2X＋X0）
　　（1）　Y0／Y-12型Y0侧单相接地
　　计算点的电压矢量图如图8所示。
　　　（9）

　　                         图8　Y0／Y-12型变压器Y0侧A相接地
　　（2）　Y0／Δ-11型Y0侧单相接地
　　计算点的电压矢量图如图9所示。
　　　（10）

　　                     图9　Y0／Δ-11型变压器Y0侧A相接地
3　电压保护解列的整定计算
　　3．1　动作电压按保护灵敏度整定
　　（1）　故障为三相短路、两相短路及两相短路接地时
　　从式（2）、（4）、（7）可得：

　　式中　Udz．j——低电压继电器动作电压；
　　Zbh——保护安装处至被保护线路末端阻抗；
　　Zxtf．max——保护安装处背侧小水电系统最大运行方式下阻抗；
　　KE——发电机电势与PT一次额定电压的比值，取为1．1；
　　KK——可靠系数，取为1．3。
　　由于小水电机组的阻抗较大，若Zxtf．max是Zbh的3倍，则Udz．j=35．75V，按额定电压为100 V的DY系列低压继电器的最小刻度取为40 V，可充分满足整定要求。若定值要求较小，可用静态电压继电器。
　　（2）　故障为线路XL1单相接地时
　　从式（9）可知，保护安装处继电器电压大于50 V，故低电压保护解列不可能动作。但当线路XL1靠系统F侧开关单相接地保护动作跳闸后，对变电站Ⅰ：若主变高压侧中性点不接地，其间隙保护以一定延时（一般为0．5　s）切除故障；若主变高压侧中性点接地，其零序保护以一定延时切除故障。因此，在单相接地时用主变间隙保护及零序保护与系统F侧开关重合闸相配合，可弥补低电压保护解列的不足。
　　3．2　动作电压与对侧母线各出线的配合
　　以图1所示接线为例，设保护延伸至下级线路的电抗为X，当低电压继电器动作电压为Udz．j时，有如下方程，求得延伸范围X后，即可确定与对侧母线各出线的配合关系。

　　式中　KZ——为助增系数，等于（XMF．min＋XXL2＋XNf.min）／XMF．min
　　XNf.min——最小方式下，小水电f归算至母线N的电抗；
　　XMF．min——最小方式下，系统F归算至母线M的电抗；
　　XXL2——线路XL2的电抗。
　　3．3　动作电压与对侧主变第三侧的配合
　　在图10所示接线中，母线M为低电压保护解列安装处，设母线N所属线路的零序电抗为其正序电抗的n倍，低电压动作电压标么值为Udz，只要求出在各种故障时延伸出母线N的范围X1，就能方便地验算与母线N各出线保护的配合关系。

　　                              图10　与主变第三侧配合接线示意图
　　对照第2节，有如下对应关系
　　ΔX=K1fz.X1M＋X1N＋X1
　　X=X1NΣ．min＋X1
　　X0=X0NΣ．max＋n.X1
　　式中　X1NΣ．min——即（X1f．min＋X1M）∥（X1F．min＋X1N），最小方式下归算到母线N的综合正序电抗；
　　X0NΣ．min——零序大运行方式下归算到母线N的综合零序电抗；
　　K1fz——即X1F．min／（X1f．min＋X1M＋X1F．min），母线M侧的正序分支系数；
　　X1f.min——最小运行方式下小水电f归算至母线M的正序电抗；
　　X1F．min——最小运行方式下系统F归算至主变O点的正序电抗；
　　X1M——母线M与主变O点间正序电抗；
　　X1N——主变第三侧电抗；
　　X1——低电压保护伸出母线N的正序电抗。
　　则，X1的求解方程分别如下：
　　（1）　单相接地
　　将ΔX、X、X0的值代入式（10），得：

　　（2）　两相短路接地
　　将ΔX、X、X0的值代入式（8），得：

　　上式为一元四次方程，可借助微机，利用优选法或对分法快速求解。
　　（3）　两相短路
　　从式（5）、（6）可知，保护安装处继电器电压大于50 V，因此低电压保护不能伸出主变。
　　（4）　三相短路
　　将ΔX、X的值代入式（2），得：

　　3．4　动作电压与背侧保护配合
　　以图1所示接线为例，设开关1DL低电压保护反向伸出母线N的电抗为X，当低电压继电器动作电压为Udz．j时，有如下方程：

　　式中　XfNΣ.min——最小运行方式下，小水电归算至母线N的电抗；
　　XFNΣ．min——最小运行方式下，系统F归算至母线N的电抗。
　　根据计算的X，若与背侧母线所属各开关保护有配合关系，则可将方向元件停用，以消除其死区。
　　3．5　动作时间的整定
　　通过上述计算，低电压保护若和各有关保护的瞬时段有配合关系，其动作时间tdz=Δt；若需和有关保护的Ⅱ段相配合，动作时间tdz=tⅡ＋Δt；对侧各联络开关重合闸时间tzch是指在检定无压及同期成功后进行重合的延时。若时间继电器和开关的时间性能优越，保护的最小时间级差Δt可取为0．3s，以尽快切除故障点。在故障点恢复绝缘强度的前提下，重合闸时间tzch最小也可取为0．3s，以尽快恢复供电。
4　应用实例
　　1998年5月，漳河水电站新建2×3 000　kW机组投运，其一次系统图及阻抗标么值等见图11。

　　图11　漳河水电站与系统并网接线图
　　1998年6月10日4时35分，烟化在未报告调度的情况下，自行减负荷停产检修，导致漳33开关方向过流动作，跳开漳34开关；同日10时8分，因水电站发电出力过大，该保护又动作解列；11日16时15分，同样由于水电站未将出力控制好，该保护再次动作解列。在以往的运行中，曾好几次发生因漳35开关跳闸，同时导致漳34开关跳闸情况。
　　原运行中定值按单台800 kW机组运行，在漳河线枣侧故障有足够灵敏度整定：

　　若按躲过最大负荷电流整定，显而易见，即使3台800 kW机组全开，也不能满足保护灵敏度的要求。因此需采用其它元件，代替电流元件。
　　1998年6月28日，根据上述原理，将漳河小水电在漳河变并网中的方向过流解列，改为方向低电压解列后，再未发生类似问题，目前运行一直正常。