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摘要 针对地方小电厂与系统并网后相关的主变后备保护、重合闸、低频低压解列等保护和自动装置的配置及定值整定方案进行了深入研究，提出了解决方案，以确保电网和地方小电厂的安全稳定运行。
关键词 地方电厂 变压器保护 线路保护 自动 装置
图1为地方电厂通过35kV线路与系统并网的一个典型接线图，这些地方小电源的接入给系统安全运行带来了一些问题，同时对继电保护和安全自动装置的配置和整定也提出了一些新的要求。
1 110kV主变后备保护与地方电厂的配合和整定
图1的“系统与地方电厂联络图”，对于中压侧有小电源的110kV变电站，为了保持110kV系统零序电流分布相对稳定且尽可能地降低系统的短路电流水平，110kV主变中性点可能一台接地或两台主变均不接地
引言
在地区110kV电网网络中，存在一些小水电或利用废气发电的小电厂，这些电厂由于装机容量较小，一般通过35kV并网线路在110kV变电站并网，其典型接线图如图1所示。运行。
1.1两台主变均经放电间隙接地运行
如果采用两台主变均不接地运行，当110kV线路发生单相接地短路时，若电源侧开关A跳开而负荷侧开关B未动作，由于地方电源不能及时解列，这时就可能是地方小电源带着110kV中性点不接地系统运行时发生单相接地故障，110kV系统非故障相相电压升高到线电压，而中性点的电压要升高到相电压，这种电压的升高将危及到110kV变压器的绝缘安全。因此必须装设间隙放电装置，并采用间隙零序过电压和零序过流保护。
(1)间隙零序电流保护：间隙零序电流的动作电流与变压器的零序阻抗、间隙放电时的电弧电阻等因素有关，很难准确计算。由于正常运行时间隙不放电，流过保护的电流为零。所以间隙零序电流的定值可以整定得很灵敏，根据经验一次动作电流可取为100A(一次值)，以短时限0.2s跳地方电厂联络线，0.5s跳主变各侧。
(2)间隙零序电压保护：在中性点不接地电网中发生单相接地短路时，故障相电压为零，两个非故障相电压升高到相电压的／3倍，折合到TV的开口三角绕组处的相电压数值理论上应为173.2V。由于TV饱和实际上只能输出130～135V。考虑到两个非故障相电压的相位相差60°，所以3Uo=3(130～135)=(225～233)V。间隙零序电压保护一般取值为150～180V，可保证在此情况下灵敏地动作，以短时限0.2s跳地方电厂联络线，0.5s跳主变各侧。
1.2一台主变中性点直接接地，另一台不接地
对于中性线直接接地的变压器，采用中性点的零序过电流保护，保护动作以短时限跳开小电厂联络线，长时限跳主变各侧开关，其电流和长时限定值与110kV电源进线开关的零序Ⅲ段配合，保护不经方向元件闭锁。
对于中性点不接地的变压器，采用间隙零序过电压和零序过流保护。与上述1.1分析相同，间隙零序电压定值可取150～180V(二次值)，间隙零序电流定值取100A，时限以0.2s短时限跳开小电源联络线，以0.5s长时限跳开主变各侧开关。
2 10kV线路保护的配置
如图1所示，110kV变电站以220kV变电站一条110kV线路为主电源，地方电厂通过一条35kV线路在该变电站并网。110RV线路两侧开关A、B配以纵差、距离、零序等保护，按常规考虑，220kV变电站侧开关A重合闸按“检无压方式”投入，110kV变电站侧开关B重合闸按“检同期方式”投入。但是根据对负荷和线路故障时的情况进行分析，一旦110kV线路发生故障保护动作跳开开关A、B，若线路为瞬时性故障，开关A检无压重合成功后，开关B在多时情况下不能重合成功。因为如果110kV线路开关A、B跳开后，如果地方电厂能带110kV变电站所有负荷，110kV线路开关B检线路同期三相重合闸就能动作。如果地方电厂不能带110kV变电站所有负荷，地方电厂自动装置动作与系统解列引起母线电压及频率下降，不能满足同期条件，造成重合闸拒动。大多数情况下，由于地方电厂不能独立带110kV变电站负荷，所以开关B重合闸不能成功。
解决该问题的方案有以下几种：
2.1方案一
110kV线路故障时，开关A、B跳闸同时联跳开关C，开关A投检无压重合闸，开关B投无检定重合闸(可与A开关有延时配合)。待开关A、B跳闸后重合闸正确动作，重合成功后，再对35kV并网线路送电，通知地方电厂并网。
2.2方案二
110kV线路故障时，不跳开关B，而直接跳开关C，保证将地方电源切除，开关A投检无压重合闸。待开关A跳闸后重合闸正确动作，重合成功后，再对35kV并网线路送电，通知地方电厂并网。
2.3方案三
对110kV线路保护的重合闸功能进行改造，增加检母线无压重合方式，开关A采用常规检线路无压重合闸方式，开关B采用检110kV变电站110kV母线无电压三相故障鉴别重合闸，具体分析如下：在110kV线路发生瞬时性故障时，保护装置发三跳令将断路器A、B三相断开，主电源侧开关A线路保护重合闸采用检线路无压方式，先重合成功，而110kV变电站侧开关B保护装置则不断检测110kV母线线电压。若当时的地方电厂能满足变电站负荷时，装置检测母线电压(大于70％的母线额定电压)和相角(差值小于30。)均满足检同期条件，则发重合令将开关B三相重合；若当时的地方电厂不能满足变电站负荷需求而电压和频率下降，造成低频低压自动解列装置在规定时间内动作，切除地方小电厂，装置检测母线电压(小于30％母线电压)满足检母线无压条件，仍发重合令将开关B三相重合，迅速恢复对用户的供电。系统稳定后在将地方电厂并入主系统，整个系统恢复正常运行方式。
综合以上方案的比较说明：
(1)对于小电厂装机容量较小，110kV线路跳闸后小电厂出力无法满足孤网负荷的应优先采用方案二，因为方案二不跳负荷侧开关B，从保证供电可靠性方面更优于方案一，而且方案简单明了，可靠性高。
(2)对于小电厂装机容量较大，110kV线路跳闸后小电厂负荷有可能满足孤立电网负荷的应采用方案三。方案三有效地解决了小电厂并网后保护重合闸部分存在的问题，满足了电网的实际运行的需要，同时也提高了自动重合闸装置的工程设计和运行水平，提高了电网的安全稳定运行水平和供电可靠性。
3 地方电厂解列装置
对图1所示110kV变电站35kV母线上的小电厂，在
110kV电源线路故障跳闸频率和电压低于一定值时应要求小电厂能可靠解列，因此应在小电厂35kV并网线路电厂侧安装低频低压解列装置，必要时在系统侧装设低频低压解列装置，其动作定值和时限与电厂侧相同。
3.1低频定值
当110kV电源线路出现故障，两侧开关A、B跳开后，小电厂带110kV变电站运行时，一般情况下此时孤立系统将有较大功率缺额，频率降低，引起110kV变电站馈线低频减载装置动作。低频定值的整定应保证低频解列装置先于负荷线路的低频减载装置动作，还要躲过系统正常运行时的频率波动。根据规程规定和电网运行经验，频率定值一般整定为48.5～49Hz，时间定值取0.2-0.5S。
3.2低压定值
低电压定值按保证解列范围有足够的灵敏系数整定，一般整定为额定运行电压的0.6～0.8倍。为确保其它35kV线路故障引起系统电压降低时，不会造成低压解列装置误动作，动作时限应躲过本母线35kV线路有灵敏度的保护段(一般为II段)时限，即比有灵敏度保护段时限长一个时间级差△t，对微机保护，此时限一般不大于0.8s。
4 结束语
地方小电厂或自备电厂的装机容量虽然较小，但并人电网后对系统的安全、稳定运行和保护配置都提出了新的要求，本文正是本着从解决问题出发，提出了解决方案，解决了在地方电厂并入电网后的主变后备保护、线路重合闸、解列装置存在的问题，满足了电网实际运行的需要。
关键词 地方电厂 变压器保护 线路保护 自动 装置
图1为地方电厂通过35kV线路与系统并网的一个典型接线图，这些地方小电源的接入给系统安全运行带来了一些问题，同时对继电保护和安全自动装置的配置和整定也提出了一些新的要求。
1 110kV主变后备保护与地方电厂的配合和整定
图1的“系统与地方电厂联络图”，对于中压侧有小电源的110kV变电站，为了保持110kV系统零序电流分布相对稳定且尽可能地降低系统的短路电流水平，110kV主变中性点可能一台接地或两台主变均不接地
引言
在地区110kV电网网络中，存在一些小水电或利用废气发电的小电厂，这些电厂由于装机容量较小，一般通过35kV并网线路在110kV变电站并网，其典型接线图如图1所示。运行。
1.1两台主变均经放电间隙接地运行
如果采用两台主变均不接地运行，当110kV线路发生单相接地短路时，若电源侧开关A跳开而负荷侧开关B未动作，由于地方电源不能及时解列，这时就可能是地方小电源带着110kV中性点不接地系统运行时发生单相接地故障，110kV系统非故障相相电压升高到线电压，而中性点的电压要升高到相电压，这种电压的升高将危及到110kV变压器的绝缘安全。因此必须装设间隙放电装置，并采用间隙零序过电压和零序过流保护。
(1)间隙零序电流保护：间隙零序电流的动作电流与变压器的零序阻抗、间隙放电时的电弧电阻等因素有关，很难准确计算。由于正常运行时间隙不放电，流过保护的电流为零。所以间隙零序电流的定值可以整定得很灵敏，根据经验一次动作电流可取为100A(一次值)，以短时限0.2s跳地方电厂联络线，0.5s跳主变各侧。
(2)间隙零序电压保护：在中性点不接地电网中发生单相接地短路时，故障相电压为零，两个非故障相电压升高到相电压的／3倍，折合到TV的开口三角绕组处的相电压数值理论上应为173.2V。由于TV饱和实际上只能输出130～135V。考虑到两个非故障相电压的相位相差60°，所以3Uo=3(130～135)=(225～233)V。间隙零序电压保护一般取值为150～180V，可保证在此情况下灵敏地动作，以短时限0.2s跳地方电厂联络线，0.5s跳主变各侧。
1.2一台主变中性点直接接地，另一台不接地
对于中性线直接接地的变压器，采用中性点的零序过电流保护，保护动作以短时限跳开小电厂联络线，长时限跳主变各侧开关，其电流和长时限定值与110kV电源进线开关的零序Ⅲ段配合，保护不经方向元件闭锁。
对于中性点不接地的变压器，采用间隙零序过电压和零序过流保护。与上述1.1分析相同，间隙零序电压定值可取150～180V(二次值)，间隙零序电流定值取100A，时限以0.2s短时限跳开小电源联络线，以0.5s长时限跳开主变各侧开关。
2 10kV线路保护的配置
如图1所示，110kV变电站以220kV变电站一条110kV线路为主电源，地方电厂通过一条35kV线路在该变电站并网。110RV线路两侧开关A、B配以纵差、距离、零序等保护，按常规考虑，220kV变电站侧开关A重合闸按“检无压方式”投入，110kV变电站侧开关B重合闸按“检同期方式”投入。但是根据对负荷和线路故障时的情况进行分析，一旦110kV线路发生故障保护动作跳开开关A、B，若线路为瞬时性故障，开关A检无压重合成功后，开关B在多时情况下不能重合成功。因为如果110kV线路开关A、B跳开后，如果地方电厂能带110kV变电站所有负荷，110kV线路开关B检线路同期三相重合闸就能动作。如果地方电厂不能带110kV变电站所有负荷，地方电厂自动装置动作与系统解列引起母线电压及频率下降，不能满足同期条件，造成重合闸拒动。大多数情况下，由于地方电厂不能独立带110kV变电站负荷，所以开关B重合闸不能成功。
解决该问题的方案有以下几种：
2.1方案一
110kV线路故障时，开关A、B跳闸同时联跳开关C，开关A投检无压重合闸，开关B投无检定重合闸(可与A开关有延时配合)。待开关A、B跳闸后重合闸正确动作，重合成功后，再对35kV并网线路送电，通知地方电厂并网。
2.2方案二
110kV线路故障时，不跳开关B，而直接跳开关C，保证将地方电源切除，开关A投检无压重合闸。待开关A跳闸后重合闸正确动作，重合成功后，再对35kV并网线路送电，通知地方电厂并网。
2.3方案三
对110kV线路保护的重合闸功能进行改造，增加检母线无压重合方式，开关A采用常规检线路无压重合闸方式，开关B采用检110kV变电站110kV母线无电压三相故障鉴别重合闸，具体分析如下：在110kV线路发生瞬时性故障时，保护装置发三跳令将断路器A、B三相断开，主电源侧开关A线路保护重合闸采用检线路无压方式，先重合成功，而110kV变电站侧开关B保护装置则不断检测110kV母线线电压。若当时的地方电厂能满足变电站负荷时，装置检测母线电压(大于70％的母线额定电压)和相角(差值小于30。)均满足检同期条件，则发重合令将开关B三相重合；若当时的地方电厂不能满足变电站负荷需求而电压和频率下降，造成低频低压自动解列装置在规定时间内动作，切除地方小电厂，装置检测母线电压(小于30％母线电压)满足检母线无压条件，仍发重合令将开关B三相重合，迅速恢复对用户的供电。系统稳定后在将地方电厂并入主系统，整个系统恢复正常运行方式。
综合以上方案的比较说明：
(1)对于小电厂装机容量较小，110kV线路跳闸后小电厂出力无法满足孤网负荷的应优先采用方案二，因为方案二不跳负荷侧开关B，从保证供电可靠性方面更优于方案一，而且方案简单明了，可靠性高。
(2)对于小电厂装机容量较大，110kV线路跳闸后小电厂负荷有可能满足孤立电网负荷的应采用方案三。方案三有效地解决了小电厂并网后保护重合闸部分存在的问题，满足了电网的实际运行的需要，同时也提高了自动重合闸装置的工程设计和运行水平，提高了电网的安全稳定运行水平和供电可靠性。
3 地方电厂解列装置
对图1所示110kV变电站35kV母线上的小电厂，在
110kV电源线路故障跳闸频率和电压低于一定值时应要求小电厂能可靠解列，因此应在小电厂35kV并网线路电厂侧安装低频低压解列装置，必要时在系统侧装设低频低压解列装置，其动作定值和时限与电厂侧相同。
3.1低频定值
当110kV电源线路出现故障，两侧开关A、B跳开后，小电厂带110kV变电站运行时，一般情况下此时孤立系统将有较大功率缺额，频率降低，引起110kV变电站馈线低频减载装置动作。低频定值的整定应保证低频解列装置先于负荷线路的低频减载装置动作，还要躲过系统正常运行时的频率波动。根据规程规定和电网运行经验，频率定值一般整定为48.5～49Hz，时间定值取0.2-0.5S。
3.2低压定值
低电压定值按保证解列范围有足够的灵敏系数整定，一般整定为额定运行电压的0.6～0.8倍。为确保其它35kV线路故障引起系统电压降低时，不会造成低压解列装置误动作，动作时限应躲过本母线35kV线路有灵敏度的保护段(一般为II段)时限，即比有灵敏度保护段时限长一个时间级差△t，对微机保护，此时限一般不大于0.8s。
4 结束语
地方小电厂或自备电厂的装机容量虽然较小，但并人电网后对系统的安全、稳定运行和保护配置都提出了新的要求，本文正是本着从解决问题出发，提出了解决方案，解决了在地方电厂并入电网后的主变后备保护、线路重合闸、解列装置存在的问题，满足了电网实际运行的需要。