地方小电厂并网线路和变压器保护配置方案及整定原则探讨

刘锦英，肖云东 ，刘 立

（1.济宁供电公司，山东 济宁 272023；2.莱芜供电公司，山东 莱芜 271100）

0 引言

近年来，不断有地方公用或企业自备小电厂建成投运。它们一般是由发电机出口的10 kV（或6 kV）升压至35 kV,再通过35 kV联络线，并入系统的110 kV终端降压变电站 （典型结线如图1所示），或由发电机出口直接经10 kV（或6 kV）联络线并入系统内的110 kV终端降压变电站 （典型结线如图2所示）。

地方小电厂的并网，使得系统原有的110 kV终端降压变电站成为一定意义上的电厂升压站，使该供电区域的电源结构发生变化。如果相关电气设备继电保护装置的配置和定值不能适应这种变化，就极有可能造成不正确动作，以致于扩大事故，甚至造成设备损坏。因此，对小电厂并网后的系统110 kV终端站的主变中性点接地方式、主变后备保护、联络线保护等都要作相应改造和调整，提高系统供电可靠性，确保电网及小电厂的安全稳定运行。

对此，各地区电网都会根据自己的系统结构状况和实际运行需求而采取不同的措施，各有所长，不尽相同。

1 110 kV、35 kV并网线路保护及重合闸

1.1 线路保护配置

A站的110 kV电源线路Ⅰ、Ⅱ和35 kV联络线,均为小电厂并网线，两侧均应配置阻抗保护或带方向闭锁的电流保护，两侧保护方向均指向线路，对于短线路，还应配置具有全线速动的纵联保护。

1.2 阻抗或电流保护整定原则

距离I段（或电流I段）：按躲线末故障整定。

距离II段（或电流II段）：按保证线末故障灵敏度Klm≥1.5整定；按躲下级主变中、低压母线故障整定；按与同电压等级的下级出线保护I段（或II段）配合整定。

图1 地方小电厂经35 kV联络线并网结线图

距离III段（或电流III段）：按躲线路最大负荷整定；按作下级主变中、低压侧母线故障远后备整定；按与同电压等级的下级线路保护III段配合整定。

1.3 纵联保护整定原则

差动电流：根据最小方式下区内故障短路电流校验其灵敏度；按躲4倍的电容电流；不小于0.2倍的额定电流。

1.4 线路重合闸配置

110 kV和35 kV并网线宜选用解列重合闸方式,即当线路发生故障时,在地方小电厂解列后,系统侧采用检无压重合闸,小电厂侧不重合。对于110 kV并网线路亦可设置为系统侧检无压,小电厂侧检同期重合。

若并网线路系统侧不能实现检无压,只能实现无检定的三相一次重合闸,则当小电厂并网时,要停用线路两侧的重合闸。

2 变压器保护

2.1 变压器主保护

如图1所示，系统终端站A的1号、2号主变为110 kV三卷变，其主保护配置应为差动保护。

根据继电器构成，差动保护可分为电磁型，整流型和微机型。对其要求，主要有以下几点：差动保护应能躲过变压器励磁涌流；差动保护应对各侧引线的各类故障有足够灵敏度（Klm≥2）；差动保护应对穿越性故障不会误动。

2.2 变压器相间后备保护

2.2.1 保护配置

根据技术规程和山东电网保护规定，对于单侧电源的终端降压站变压器，三侧应装设过流保护或带电压闭锁的过电流保护，并在中、低压侧装设限时速断保护，作为主变及相邻元件（中低压侧母线、馈线）的后备保护。通常情况下，不考虑主变高压侧母线及相邻元件的故障，不设方向闭锁元件。在A站中，当中压侧并入小电厂后，上述后备保护的配置需要适当改造，高压侧和中压侧应装设方向闭锁元件。

图2 地方小电厂经10 kV联络线并网结线图

2.2.2 低压侧限时速断保护的整定原则

按与本侧出线保护I段 （或Ⅱ段）配合；

按该侧母线故障有足够灵敏度计算；

保护不经方向元件闭锁；

保护动作后掉本侧母联和开关。

2.2.3 中压侧（有小电厂并网的一侧）限时速断保护的整定原则

按与本侧出线保护工段 （或Ⅱ段）配合；

按该侧母线故障有足够灵敏度计算；

按能躲过其它侧故障计算；

保护动作后掉本侧母联和开关；

当上级110 kV电源线路的对侧Ⅱ段保护按躲A站中压侧母线故障整定有困难时,应考虑让1号、2号主变的中压侧限时速断保护与之相配合。

2.2.4 各侧过流保护整定原则

低压侧过流保护按躲该侧最大负荷电流计算，与本侧出线过流保护配合，同时对本侧母线故障有足够的灵敏度。保护不经方向元件闭锁，动作后短时限掉本侧母联，长时限掉本侧开关。

中压侧（有小电厂并网的一侧）应配置两段过流保护。电流定值按躲该侧最大负荷电流计算，与本侧出线过流保护配合，根据方式需要，还应尽量满足与低压侧过流配合，同时，对本侧母线故障有足够灵敏度。过流Ⅰ段经方向元件闭锁，方向指向本侧母线。时间定值按与本侧出线过流保护配合，动作后短时限掉本侧母联，长时限掉本侧开关。过流Ⅱ段不经方向元件闭锁，时间定值与高压侧取相同值，动作后掉主变各侧开关。

高压侧应配置两段过流保护。电流定值按躲过该侧变压器最大负荷电流计算，并与中、低压侧过流保护配合，还应对中、低压侧（至少对中压侧）母线故障有足够灵敏度。过流Ⅰ段经方向元件闭锁，方向指向变压器。时间定值按与中压侧过流Ⅰ段和低压侧过流保护相配合，动作后掉本侧开关。过流Ⅱ段不经方向元件闭锁，时间定值比过流Ⅰ段增加一个时间级差Δt，同时要与各侧出线保护最长时间配合，动作后掉主变各侧开关。

单纯过流保护定值应考虑事故过负荷因素，事故过负荷量值按N-1原则考虑。当单纯过流保护灵敏度不能满足要求时，一般要装设复合电压闭锁元件，包括负序电压元件及低电压元件，所接电压宜采用对侧电压或各侧电压元件并联使用。电流定值可按躲主变额定电流整定，不必考虑事故过负荷因素，电压定值应注意对各侧母线故障有足够灵敏度。

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当高压侧过流保护或复合电压闭锁过流保护遇有对低压侧母线故障灵敏度不足时，应考虑在低压侧增设另一套过流保护，动作掉三侧开关。

2.3 变压器接地后备保护

2.3.1 变压器中性点接地设置

在110 kV及以上中性点直接接地系统中，零序电流的大小及分布与系统中变压器中性点接地的数目和位置有关。为保证零序电流分布的相对稳定，要求尽量保持变压器接地数目及位置不变，并且，为尽可能地降低整个电力系统的短路电流水平，要求中性点接地不宜过多。通常在单电源网络中,终端降压变电站的变压器中性点一般不接地运行,即使接地运行，其中性点的零序电流保护也不必运行。为防止工频过电压的危害，对不接地运行的变压器,一般要装设零序过电压保护，动作后跳变压器各侧开关。

对于中压侧有小电源的A站110 kV 1号、2号主变，其中性点接地方式及保护方式可采用以下方案：

1）一台变直接接地运行，另一台不接地。对于中性点接地的变压器，采用中性点的零序过电流保护，动作短时限解列小电厂联络线，长时限掉主变各侧开关。对于中性点不接地的变压器，采用零序过电压保护，动作后，短时限解列小电源联络线，长时限掉主变各侧开关。一般不采用以接地变压器的零序过流保护联跳不接地变压器的模式。

2）两台变均经放电间隙接地运行，采用间隙零序过电压和零序过电流保护，保护动作短时限解列小电厂联络线，长时限掉主变三侧。方案即能保证系统安全又能减少系统接地故障时的短路电流。

2.3.2 零序保护整定原则

零序过流保护。中性点直接接地变压器的零序过电流保护，主要为切除母线故障，同时，在相邻线路上发生接地故障和变压器内部发生故障时，尽可能起后备保护作用。其电流定值和动作时限可与110 kV电源进线开关的零序电流Ⅲ段（或Ⅳ段）配合，保护不经方向元件闭锁。

间隙保护。根据规程规定，110 kV间隙保护零序电压可取值为150～180 V（二次值），间隙零序电流可取值为40～100A（一次值）。时限可取为0.25 s解列35 kV联络线，0.5 s跳主变三侧。

3 结语

实践证明，济宁电网在采用上述保护配置和保护整定原则后，较好地消除了地方小电厂并网带来地不利影响，在发生电网和设备故障时，从未出现过保护装置误动或拒动从而引起事故扩大的情况，对电网的安全稳定运行发挥了重要作用。