大型發(fā)電機組支接于高壓線路的系統(tǒng)繼電保護

大型發(fā)電機組支接于高壓線路的系統(tǒng)繼電保護

0引言

分支線路作為一種接線方式，可以節(jié)約投資、縮短工期、施工快

捷方便，在電網(wǎng)邊緣部位、尤其在低壓系統(tǒng)中得到應(yīng)用。但其在高壓

電網(wǎng)、特別是雙側(cè)電源分支線路或三側(cè)電源分支線路中，由于保護配

置及定值整定難度較大，則很少采納，在電網(wǎng)中心區(qū)高壓線路上支接

大型發(fā)電機組更是極為少見。

但是，當(dāng)發(fā)電機組基建工程進(jìn)度比與之配套的輸變電工程建設(shè)快

時，為了使發(fā)電機組早日并網(wǎng)發(fā)電，發(fā)揮效益，不得不采用過渡措施。

我們曾采用將200MW發(fā)電機組支接于電網(wǎng)中心區(qū)220kV線路的接入系

統(tǒng)方式，這種特別接線方式對繼電保護提出了許多需要研究解決的新

課題。

1線路支接狀況

支接點的三側(cè)中，一側(cè)緊接2OOMW發(fā)電機組，另外兩側(cè)變電站與

主電網(wǎng)緊密相連。又接后，電廠與兩變電站間分別為17.22km和

33.57km,兩變電站間為50.79km。

2三側(cè)分支線路保護和系統(tǒng)繼電保護配置

QQQ（二次側(cè)值，以下同）為電廠側(cè)距離保護I段定值，以保證選擇

性。

。QQ為電廠側(cè)距離保護H段定值，以保證靈敏度。

相鄰線均配置有雙套全線速動保護，距離保護n段按近后備合計,

動作時間取0.5So

變電站側(cè)距離保護I段整定公式同式（1）,其中ZL為兩個變電站

間阻抗。

。QQ可以看出，此時距離保護IQ。不會深入到低壓側(cè)廠用

電部分，可保證選擇性。

。Q,分別為兩個變電站側(cè)距離保護H段定值，并且滿足靈敏度要求。

同樣，距離保護n段動作時間取0.5so

距離保護I段按上述方法保證選擇性整定后，分支線三側(cè)運行時

由于助增作用將導(dǎo)致保護區(qū)縮小，故應(yīng)強化主保護。

由此可看出支接線路保護的運行特點及整定的特別性和復(fù)雜性，

在本線路內(nèi)要合計助增因素，隨時注意參數(shù)的選取和對應(yīng)關(guān)系；還可

看出電網(wǎng)側(cè)變電站的助增作用大于發(fā)電機組的助增作用。

支接運行的助增作用同樣將對零序保護產(chǎn)生影響；三側(cè)運行時導(dǎo)

致I段保護區(qū)縮小，同樣要求強化主保護。

我國的高頻方向保護，高頻閉鎖距離零序保護一般采納單頻制，

故障啟動發(fā)信，正方向故障停信。區(qū)內(nèi)故障時各側(cè)均停信，各側(cè)跳閘；

區(qū)外故障時總有一側(cè)因反方向故障不停信，閉鎖各側(cè)保護，均不跳閘。

從基本理論來說，高頻方向保護和高頻閉鎖保護可適應(yīng)三側(cè)電源分支

線路,但實際上存在很多問題亟待解決。

高頻通道因分又線的分流作用而增加介入衰耗。高頻信號衰耗過

大，有可能造成閉鎖式保護區(qū)外故障誤動、同意式保護區(qū)內(nèi)故障拒動。

經(jīng)研究分析,將支接點移至電廠內(nèi)，在支接點兩個變電站側(cè)（仍在電廠

內(nèi)）各裝設(shè)一組高頻阻波器和耦合電容器（將高頻信號仍限制在一段

線路范圍內(nèi)），并采納高頻差接濾波器和高頻差分網(wǎng)絡(luò)組成電廠與兩

個變電站間三端互通橋，降低了高頻通道衰耗。通過試驗，又發(fā)現(xiàn)高頻

信號衰耗與高頻差分網(wǎng)絡(luò)中電感元件接線有關(guān),運用排列組合方法通

過試驗確定了最正確接線。另外,選用了發(fā)信電平較高的收發(fā)信機。

采用上述措施后，經(jīng)實測，各端收發(fā)信機最低接收電平滿足規(guī)程要求。

當(dāng)兩個幅值和頻率相近的正弦波信號疊加時，會出現(xiàn)差拍現(xiàn)象；

兩個信號頻率越接近，拍谷時間越長。單頻制高頻保護由于兩側(cè)或三

側(cè)高頻信號疊加，即會產(chǎn)生差拍問題，狀況嚴(yán)重時將造成保護誤動。對

此可以采用以下措施：適當(dāng)變更三側(cè)頻率（電廠側(cè)采納中心頻率，兩個

變電站分別增加或減少100Hz）,以盡量減少拍谷時間；收發(fā)信機采納

收信門控電路，本側(cè)有高頻信號時不接收對側(cè)高頻信號，本側(cè)無高頻

信號時才接收對側(cè)高頻信號，以避免高頻信號疊加；先收信10ms才開

放保護回路，此時，感受為正方向故障的保護開始停信,避免了反方向

故障側(cè)送來的高頻信號與本側(cè)高頻信號疊加；微機保護收信信號消失,

開放保護回路延時8ms,躲開差拍造成的閉鎖信號缺口，以防誤動。運

行施行證實，上述措施是有效的。

由于系統(tǒng)阻抗很小，分支線路太短，在不同運行方式下，助增作用

變化較大，高頻閉鎖距離零序保護不但整定復(fù)雜，而且存在保護安裝

處背后故障時誤動的可能性，該分支線主保護采納了雙套LFP-901型

高頻方向保護，運行期間既無誤動，也無拒動。

2.4短路、非全相運行的影響和要求

三側(cè)間線路短路或兩個變電站母線短路，發(fā)電機出口殘壓約為

4596?60%額定電壓，要求快速切除故障。

發(fā)變機組不同意非全相運行。

按照技術(shù)規(guī)程要求，關(guān)于分支線路高頻保護，母線保護動作不應(yīng)

停信，以免線路兩個對側(cè)跳閘，從而維持兩個對側(cè)間的運行。這無疑是

正確的。但該分支線路支接有大型發(fā)電機組，線路又很短，從保證機組

安全合計，必須快速切除全線故障及分支線三端的母線故障和發(fā)電機

組故障。因此，兩變電站側(cè)分別接入母線保護和失靈保護停信，電廠側(cè)

接入發(fā)電機組保護停信，三側(cè)都接入斷路器位置停信，以便斷路器失

靈及斷路器與電流互感器之間短路時由線路對側(cè)保護快速切除故障，

并兼有遠(yuǎn)方跳閘功能。

電廠側(cè)須三相跳閘，不重合，以免造成負(fù)序或重合于故障而對發(fā)

電機組產(chǎn)生不利影響。

當(dāng)發(fā)變組保護動作時，通過高頻停信使變電站側(cè)跳單相或三相。

變電站側(cè)假設(shè)投自動重合閘，同時電廠側(cè)斷路器失靈時，將對發(fā)變組

造成第2次故障電流沖擊，對機組安全運行不利。因此，變電站側(cè)也不

投重合閘。為了避免單跳不重合造成非全相運行，變電站側(cè)同樣三相

跳閘。

由于新機組運行期間不免有這樣那樣的問題，停機次數(shù)較多，而

兩個變電站間為電網(wǎng)的重要聯(lián)系線，不同意長期停運。

三側(cè)運行或一變電站側(cè)斷開時，對保護的要求如上所述。斷開側(cè)

的保護及收發(fā)信機退出運行，以免線路內(nèi)部故障時由于遠(yuǎn)方啟信閉鎖

保護而導(dǎo)致拒動。

當(dāng)發(fā)變機組停運時，兩個變電站側(cè)投分相跳閘、單相重合閘。電

廠側(cè)保護及收發(fā)信機退出運行，兩側(cè)三相不一致保護動作時間躲過單

相重合閘整定。

3保護方案實施效果

三側(cè)高頻保護經(jīng)過2年多的運行，曾經(jīng)歷20多次區(qū)外故障（其中

2次轉(zhuǎn)換性故障）考驗,沒有誤動過。在頻繁的倒閘操作中，三側(cè)保護

也沒有出現(xiàn)過異常狀況。

某次，發(fā)電機轉(zhuǎn)子過流保護動作，其一路命令跳開升壓變220kV

側(cè)斷路器，一路信號作用于高頻停信。由于斷路器B相晚斷開約40ms,

電網(wǎng)通過電廠升壓變中性點接地系統(tǒng)產(chǎn)生60ms零序電流，這是類似

于單相接地的一段暫態(tài)過程。無論如此，高頻保護均啟動發(fā)信,并準(zhǔn)確

迅速地捕捉到了方向，電廠側(cè)為反方向，兩個變電站側(cè)為正方向。其中:

一側(cè)3Io為1.56A,超過零序停信定值1A,兩套保護都停信；另一側(cè)3Io

為1A,為停信臨界值，一套保護停信，另一套保護未停信。因此，一套

保護因三側(cè)停信而跳閘，說明分支線內(nèi)部故障時三側(cè)保護可快速切除

故障；另一套因一側(cè)未停信而被閉鎖，說明高頻通道衰耗滿足要求，區(qū)

外故障時，保護不會誤動。這次事件有力地印證了保護配置的正確性。

4結(jié)語

對應(yīng)于配套工程建成投運，由于三端支接線路高頻保護成功運行,

使得該大型發(fā)電機組提前2年多安全發(fā)電供熱，及早緩解了電力和供

熱緊張局面，并創(chuàng)造了8