110 kV線路變壓器組接線電廠繼電保護關鍵問題探討

李津津

(云南電網有限責任公司昆明供電局，云南 昆明 650011)

110 kV線路變壓器組接線電廠繼電保護關鍵問題探討

李津津

(云南電網有限責任公司昆明供電局，云南 昆明 650011)

分析了110 kV線路變壓器組接線電廠與常規接線廠站在繼電保護功能配置及二次回路設計存在的不同之處，對存在的關鍵問題、注意事項進行了梳理和總結，提出了幾種實用的方案，為繼電保護回路設計、施工調試、運行整定提供了借鑒。

線變組；電廠；繼電保護；設計

0 引 言

隨著電網的發展，地區電網不斷有電廠接入。為了節省投資，越來越多的電廠采用線路變壓器組的主接線方式。由于接線方式的特殊性，其保護功能配置與二次回路設計與常規接線的廠站也不盡相同[1- 3]，而這些不同之處往往成為設計、施工、整定工作中容易忽略的關鍵因素，稍不注意便有可能出錯，甚至運行中發生保護不正確動作事件。

1 電廠接線方式與保護配置

1.1 一次接線方式

如圖1所示，某電廠110 kV并網線路僅通過1臺斷路器與110 kV主變壓器直接連接, 形成獨立的接線單元, 線路與主變壓器之間無110 kV 母線及110 kV 橋斷路器連接；10 kV側裝有1段母線，連接有發電機、TV等元件。電廠一次接線的特殊之處在于：110 kV線路與主變壓器共用1臺斷路器，且110 kV側僅有1組電壓互感器。

1.2 保護配置

110 kV并網線電廠側為電源點，故配置1套線路保護，為了利于保護整定配合，兼顧繼電保護的靈敏性與選擇性，除距離、零序(方向)及自動重合閘外，線路保護還集成了光纖電流差動功能，此外操作箱插件也配置在線路保護裝置中。主變壓器配置差動、后備及非電量保護，均按分箱配置；主變壓器各側控制回路集成在同一臺操作箱裝置中，與保護獨立配置并組于同一面屏柜[4]。

圖1 某110 kV電廠一次主接線圖

2 電流二次回路問題

2.1 TA配置及繞組分配問題

由于電廠主變壓器與110 kV線路均配置了能快速切除故障的差動保護，為充分發揮保護的性能，消除保護死區，主變壓器差動保護與線路保護范圍應盡量交叉[5]。考慮到高壓側斷路器TA配置可能有1臺或2臺，應分2種不同的方案進行考慮。

2.1.1 方案1

如圖2(左)所示，高壓側斷路器僅線路側裝設1臺TA，主變壓器差動保護與線路保護均取自該TA。為盡可能滿足主保護范圍交叉的原則，主變壓器差動保護所用繞組1LH應位于110 kV線路保護所用繞組2LH靠外側(線路側)，在1LH與2LH繞組之間發生短路時，主變壓器差動保護與110 kV線路保護將同時動作，跳開主變壓器兩側斷路器與線路對側斷路器將故障快速切除。

圖2 高壓側TA繞組分配方案1

采用方案1時需要注意的事項如下：

1)由于高壓側斷路器僅有1臺TA，當TA最靠近斷路器的繞組與斷路器之間發生短路時，對于線路保護屬于區外短路，主變壓器差動保護動作跳開主變壓器兩側斷路器后，系統將繼續向故障點輸送短路電流，然后由110 kV線路對側Ⅱ段保護(如距離Ⅱ段、零序Ⅱ段)經短延時動作隔離故障：所以當斷路器與TA之間短路時，故障無法實現快速切除。220 kV及以上電壓等級的線變組可采用主變壓器保護出口時啟動遠跳的方法實現快切故障；110 kV及以下線路無快切要求，主變壓器保護動作無需啟動遠跳。

2)當斷路器TA在吊裝時造成了一次側反向(即P1、P2顛倒)，則1LH將位于2LH靠主變壓器側，若一、二次繞組均不作調整，將導致1LH 與2LH之間存在死區，如圖2(右)所示。故當TA吊裝顛倒時，應將1LH用于線路保護，2LH用于主變壓器差動(此時二次側應反向接線進行方向糾正)，或將TA一次側倒轉方向后進行重新吊裝，以解決TA一次側反向帶來的保護死區問題。

2.1.2 方案2

如圖3所示，高壓側斷路器配置2臺TA，線路側、主變壓器側各1臺，主變壓器保護取靠線路側TA，線路保護取靠主變壓器側TA。此方案的好處在于，無論哪一側TA與斷路器之間(圖中的K1、K2點)短路，或是任一側TA吊裝顛倒(二次側反向接線進行方向糾正)，線路與主變壓器差動保護均會同時動作快速切除故障，實現了真正意義上的保護范圍無死區。然而方案2的缺點在于多裝設了1臺TA，不利于節省投資。

2.2 電流極性、方向問題

電流互感器一般按減極性原則設置，即一次側從P1流入，P2端流出，則二次側從S1端流出。通常TA一次繞組P1端位于靠出線側，P2端位于靠母線側，電流以流出母線為正方向[6]。然而線變組接線電廠110 kV側無母線，造成了該側TA一次P1、P2朝向該如何布置沒有明確的參照點。若TA二次側S1、S2朝向與一次側P1、P2朝向不對應導致電流極性接反，將存在以下風險：1)110 kV線路區外故障時，線路差動保護誤動；110 kV線路區內故障時，線路距離保護、帶方向的零序保護拒動；2)主變壓器區外故障時，差動保護誤動；主變壓器后備保護所指向的正方向故障時，后備保護拒動；3)110 kV線路正方向故障時，故障錄波測距將錯誤地認為是區外故障，導致正向故障時無錄波測距信息；110 kV線路反方向故障時，故障錄波測距將錯誤地認為是區內故障。

以上所述表明，合理、正確地設置TA二次繞組接線的方向對于確保保護正確動作起到了極為關鍵的作用。僅以高壓側開關配置1組TA的情況為例，TA一、二次繞組布置有2種方案可供選擇。

2.2.1 方案1

如圖4所示，TA一次繞組P1位于線路側，P2位于主變壓器側。主變壓器差動、后備保護以指向主變壓器為正，故二次側電流應從S1端流出；線路保護、故障錄波以指向線路為正，故二次側電流應從S2端流出。

圖4 TA極性設置方案1

2.2.2 方案2

如圖5所示，TA一次繞組P1位于主變壓器側，P2位于線路側。主變壓器差動、后備保護二次電流從S2端流出；線路保護、故障錄波二次側電流從S1端流出。

圖5 TA極性設置方案2

需要特別說明的是：1)主變壓器差動保護兩側的電流均應以流入主變壓器為正，或均以流出主變壓器為正。但為了規范統一和避免出錯，建議采用前者。2)主變壓器后備保護電流原則上亦可按照以流出主變壓器為正的顛倒布置，通過定值整定來明確保護的方向。但為了規范統一，防止整定人員因忽略此細節導致實際方向設置與定值單要求不一致，不建議采用此做法。

3 110 kV并網線重合閘問題

3.1 重合閘方式選擇

為縮短線路故障后恢復送電的操作步驟和時間，110 kV并網線路的電廠側可考慮投入自動重合閘。為防止非同期并列，110 kV并網線路系統側重合閘應選擇檢線路無壓方式，電廠110 kV線路重合閘可考慮2種方式：檢同期方式和等待發電機解列后的檢無壓方式。由于升壓站無110 kV母線，故僅在110 kV線路側裝設了1組TV，無論重合閘采用檢同期或檢無壓方式，唯一的選擇是取10 kV母線某單相電壓或相間電壓作為抽取電壓Ux。

3.1.1 檢同期方式

電廠主變壓器為Y/△-11接線方式，即低壓側電壓超前高壓側電壓30°，如圖6所示。若在110 kV線路保護跳閘啟動重合閘時直接進行檢同期比較，將存在以下風險：

1)線路跳閘后若發電機與電網一次系統始終保持同期，則二次電壓將存在一定的角度差，最終將導致重合閘檢同期不成功而動作失??；

2)線路跳閘后若發電機與電網一次系統始終不能保持同期但未解列，若在某一時刻低壓側一次電壓滯后高壓側一次電壓約30°時，二次電壓恰好能滿足同期條件，從而重合閘順利地“檢同期”成功而動作，將可能帶來非同期并列的后果。

考慮到以上因素，在電壓同期比較時可在微機保護程序中對同期電壓Ux進行-30°的轉角處理，使高壓側線路與低壓側母線一、二次電壓相位差始終相等。

圖6 同期電壓相角差與相位補償

3.1.2 檢無壓方式

110 kV線路跳閘，發電機解列后，若10 kV母線無壓，則主變壓器110 kV側必然也滿足無壓，故可采用判斷110 kV線路電壓滿足有壓條件且10 kV母線電壓Ux滿足無壓條件的方式重合。在此有一點需要特別注意，由于保護功能的需要，110 kV線路三相電壓接入線路保護裝置的“母線電壓”開入，裝置將110 kV線路電壓視為“母線電壓”，10 kV母線電壓視為“線路電壓”，故應選擇“檢母線有壓線路無壓”方式而非“檢線路有壓母線無壓”方式。當重合閘方式整定顛倒時，可能存在以下兩類問題：

1)線路跳閘后發電機解列，若重合閘方式整定顛倒，將因“線路有壓”條件不滿足而無法動作；

2)線路跳閘后發電機未解列，若重合閘方式整定顛倒，電廠側斷路器將先重合，從而線路有壓，110 kV并網線系統側將不滿足檢無壓條件而動作失敗。若110 kV并網線為T接有用電負荷的公用線路，則將導致供電可靠性降低。

3.2 重合閘閉鎖回路設計

線變組接線的電廠，由于110 kV線路與主變壓器高壓側共用1臺斷路器，為防止主變壓器故障時“不對應啟動重合閘”動作而導致斷路器重合于永久故障，在二次回路設計時應考慮主變壓器保護動作時閉鎖110 kV并網線路重合閘。

3.2.1 直接閉重方式

對于操作箱無TJR永跳繼電器的110 kV線路保護，通常采取直接閉重的方式，即主變壓器主保護、后備保護及非電量保護出口接入保護跳閘回路，同時各開出1副接點并聯后接入110 kV線路保護閉鎖重合閘開入回路。

圖7 直接閉重方式

3.2.2 間接閉重方式

對于操作箱設有TJR永跳繼電器的110 kV線路保護，宜采取間接閉重的方式[6]，即主保護、后備保護及非電量保護出口并聯后直接接入110 kV線路保護操作箱TJR永跳回路，TJR繼電器的1副接點通過裝置內部回路閉鎖線路保護重合閘。若出口接入主變壓器保護屏操作箱TJR回路，將無法直接達到閉鎖線路重合閘的效果，4套主變壓器保護裝置仍需各輸出第2副接點至線路保護閉重開入。

圖8 間接閉重方式

另有1種方案與方案2類似，同樣屬于間接閉重方式，不同是采用保護出口并聯后直接接入110 kV線路保護操作箱手跳回路，手跳啟動時合后位置返回，即KKJ由1變為0，將線路保護重合閘閉鎖。此方案的不足之處在于，啟動手跳繼電器時合后位置返回，高壓側斷路器的“事故總”信號接點將無法動作，從而事故音響將不會啟動，不利于運行人員及時、警覺地發現事故[7]，故不推薦采用此方案。

顯然，使用間接閉重方式且使用線路保護操作箱的控制回路時，由于閉鎖重合閘通過裝置內部回路實現，故可達到簡化外部回路、節省二次電纜的目的。

4 110 kV斷路器控制回路問題

由于110 kV線路與主變壓器高壓側共用1臺斷路器，且110 kV線路保護自帶操作插件，同時主變壓器保護屏配有1臺操作箱裝置，因此了高壓側控制回路可有兩種選擇：使用線路保護操作箱或主變壓器保護屏操作箱。

當高壓側斷路器使用線路保護自帶操作箱的控制回路時，保護裝置可通過內部回路監視其自帶操作箱采集到的斷路器位置，當HWJ=0且TWJ=0時認為斷路器控制回路斷線并發告警信號。

當高壓側斷路器使用主變壓器保護屏獨立操作箱的控制回路時，線路保護將無法監視到斷路器的合位與跳位(直接滿足了HWJ=0且TWJ=0的條件)，為防止正常運行時裝置將誤告警信號對運行人員產生誤導，應退出線路保護裝置的“控制回路斷線”告警功能。

5 結 語

綜合以上分析可知，線變組接線的電廠盡管一次接線布置與繼電保護配置都較為簡單，然而與常規接線的廠站相比，其特殊性也是顯而易見的。在保護設計、調試、整定等工作中應對以上列舉的關鍵問題引起重視，根據需求和現場實際情況進行相應的取舍，力爭實現方案的最優化。

[1] 劉文．淺析發電機-變壓器-線路組保護配置特點[J]．繼電器，2005，33(15)：18-20．

[2] 王晶晶．發電機-變壓器-線路組保護的配置特點及實例分析[J]．華北電力技術，2007，8：37-52．

[3] 鄭太一，馬麗紅，王建勛，等．終端線路變壓器組繼電保護配置及變壓器中性點接地方式研究[J]．吉林電力，2009，37(5)：5-7．

[4] Q/CSG110039-2012，南方電網繼電保護配置技術規范[S]．

[5] 國家電力調度通信中心．國家電網公司繼電保護培訓教材[Z]．2009．

[6] 張鵬．淺談電流互感器二次繞組極性[J]．云南電力技術，2013，41(3)：61-63．

[7] 王媛婷，郭志彬．變電站調度事故總信號改進方案[J]．電力與電工，2012，32(4)：86-88．

The differences between the power plant connected with 110 kV line-transformer group and the power plant with the conventional connection are analyzed in the function deployment of relay protection and the design of secondary circuit. The existing key problems and matters needing attention are summarized, and several practical solutions are proposed, which provides a reference for the design, construction and calculation of relay protection circuit.

line-transformer group; power plant; relay protection; design

TM773

A

1003-6954(2015)03-0042-04

2015-01-14)

李津津(1988)，主要從事電網繼電保護整定計算及運行管理工作。