重合閘時間調整對繼電保護影響分析

葉煒敏，陳勤，汪軍元

（華東桐柏抽水蓄能發電有限責任公司，浙江天臺317200）

重合閘時間調整對繼電保護影響分析

葉煒敏，陳勤，汪軍元

（華東桐柏抽水蓄能發電有限責任公司，浙江天臺317200）

根據重合閘時間調整的情況，對桐柏公司500 kV系統、300 MW抽水蓄能機組發變組、廠用電系統的繼電保護定值影響做了一個全面的分析，分析后得出結論，在修改低頻保護時間定值后，線路斷路器重合閘時間延長到1.3 s，對公司保護運行無影響。

線路重合閘時間調整；繼電保護；非全相運行

1 引言

根據國家電力調度控制中心夏季聯合計算分析結論，華東主網500余條交流線路單相重合于單永故障時，會引起復奉、錦蘇、賓金三大特高壓直流同時換相失敗兩次，給電網安全穩定運行帶來嚴重影響。為保障電網安全穩定運行，需延長線路斷路器單相重合閘時間為1.3 s。

桐柏抽水蓄能電站共有4臺機組，4臺機組以單機單變的發變組形式連接，每2臺變壓器高壓側連成1組與500 kV斷路器相連。500 kV開關站采用內橋接線方式，通過兩回500 kV出線接入華東電網。桐柏電站總裝機容量為4×300 MW，單機額定電流10 713 A，額定電壓18 kV。發電機經Yn/Δ-11接線的主變接入500 kV電網。本文根據重合閘時間調整的情況，對桐柏電站500 kV系統、300 MW抽水蓄能機組發變組、廠用電系統的繼電保護定值影響做了一個全面的分析。

2 可能受影響的保護

當電廠出線上發生單相接地故障后，線路主保護跳閘，單跳斷開故障線路，線路兩相健全相運行，持續時長為重合閘時間定值長度，電網的單相重合閘時間延長，使得線路非全相運行狀態延長。此時，由于電網非全相運行，三相不平衡，產生的零序、負序電壓和電流電氣量變化可能影響電廠保護,下面對可能影響的保護進行分析。

2.1.變組保護

2.1.1.序過流保護（發電方向）

針對發電機的不對稱過負荷、非全相運行以及外部不對稱故障引起的負序過電流，負序保護由定時限過電流和反時限過電流兩部分組成。定時限負序過電流保護定值如表1所示。

表1.時限負序過電流保護定值

定時限負序過電流保護最小動作時間為2.5 s，大于最長重合閘時間1.3 s，認為其不受重合閘時間延長影響。

反時限負序過電流保護定值如表2所示。

負序反時限保護動作于跳閘停機。負序反時限動作方程：

其中，t2.op為保護動作時間；τ為發熱時間常數，這里取1 980 s（33×60=1 980 s）；I2*是負序電流標幺值；I2∞為發電機長期允許的負序電流，這里取9%的發電機額定電流。

表2.時限負序過電流保護定值

考慮反時限負序過流保護與線路重合閘時間配合情況。當線路單相重合閘非全相期間，認為發電機最大負序電流為發電機額定電流的0.6倍，則對應負序保護動作時間為：

可見，在主變高壓側非全相時，發電機承受最大負序電流情況下，反時限動作時間45.06 s遠大于重合閘時間1.3 s。

結論：重合閘時間由原1.0 s調整為1.3 s對負序過流保護（發電方向）無影響。

2.1.2.序過流保護（抽水方向）

發電方向的負序過流保護與抽水方向的負序過流保護整定相同，同樣當線路單相重合閘非全相期間，認為電動機最大負序電流為電動機額定電流的0.6倍。與校核發電方向負序過流保護的方法相同。

結論：重合閘時間由原1.0 s調整為1.3 s對負序過流保護（抽水方向）無影響。

2.1.3.頻保護

當發電電動機運行在抽水工況下，在線路重合閘期間，發電電動機吸收的電功率降低，可能會導致低頻保護動作，對低頻保護進行校核。

由表3可知，1～4號發電電動機低頻保護（抽水工況）有兩段構成，一段動作頻率為48 Hz，動作時間為1 s，時間較短，作為抽水工況下的低頻保護；二段動作頻率為48 Hz，動作時間為30 s，時間較長。發電電動機只有運行在抽水工況下，重合閘期間，才會出現頻率降低問題。抽水工況下低頻保護動作時間定值1 s，小于重合閘時間1.3 s，可能受重合閘時間延長影響。

表3.頻保護定值

結論：低頻保護時間定值1 s，小于線路重合閘時間1.3 s，在抽水工況下電動機頻率可能下降，低頻保護可能會受線路單相重合閘時間延長影響。桐柏公司已將低頻保護時間定值由1 s改為2 s。改動后，線路重合閘時間1.3 s對低頻保護無影響。

2.1.4.功率保護

低功率保護整定值為30%PN(機組額定功率)，動作時間t=2 s，動作于跳閘停機。

為防止電動機工況下，輸入功率過低和失去電源，發電電動機應裝設低功率保護，保護動作于停機。在線路非全相運行時，發電電動機輸入電功率降低，可能會導致低功率保護動作，需要對低功率保護進行校核。

桐柏公司主變采用Yn/Δ-11接線，接線方式如圖1所示。當主變高壓側斷路器在單相重合閘過程中，以A相重合閘為例，A相電流為零，假設不考慮A相斷線時B、C相負荷轉移，B、C相電流不變，為額定電流。那么低壓側A相電流為0.58倍額定電流，斷線情況下，線電壓不變，則低壓側A相輸出功率為0.58 PN。

圖1.n/Δ-11變壓器接線

重合閘期間，斷線相A相功率降低為0.58 PN，大于低功率保護整定值0.3 PN，而且保護動作時間t=2 s＞1.3 s，保護定值和動作時間都能保證低功率保護不會誤動。

結論：線路單相重合閘時間為1.3 s時，低功率保護不會受線路單相重合閘時間延長影響。

2.1.5.變零序過流保護

主變零序過流保護有A、B兩組，每組包含兩段保護。1～4號主變A、B兩組零序過流保護的I段延時均為5 s，II段延時均為4.5 s。遠大于重合閘時間1.3 s。

結論：線路單相重合閘時間為1.3 s時，主變零序過流保護時間定值大于重合閘時間，不受線路單相重合閘時間延長影響

2.2.廠線路與斷路器保護

2.2.1.路零序電流和零序反時限過流保護

桐蒼5419、5420線分相電流差動保護P546只投差動，不受重合閘時間延長影響；第一套后備距離（方向零流）保護RCS931DMM投入零序反時限過流保護；第二套高頻距離（含第二套后備距離、方向零流）保護RCS-902CD投入零序高頻方向過流，反時限零流保護。零序電流保護定值如表4所示。

表4.路零序電流保護定值

2.2.2.路縱聯保護的零序方向過流

RCS-902CD的縱聯保護的零序方向過流定值為0.3 A，線路單相重合閘期間零序電流最大等于斷線前負荷電流，可能高于定值，且斷相線路零序功率方向為正方向，可能引起零序方向過流保護誤動。

經咨詢南瑞繼保廠家，縱聯零序在重合閘期間自動退出運行，重合閘時間延長不影響該保護。

結論：重合閘時間延長為1.3 s后，不會引起桐蒼線、桐巖線的零序方向電流保護誤動。

2.2.3.路零序反時限電流保護與輸送功率限額計算

（1）零序反時限過流特性

華東電網500 kV線路保護全部采用統一的IEC標準反時限曲線，如圖2所示，其具體的動作方程如下：

其中，Tp整定為0.4 s，Ip整定為400 A。

從反時限動作曲線來看，零序電流越大，保護動作時間越短；零序電流越小，保護動作時間越長。當重合閘時間延長時，非全相運行產生零序電流，有可能出現零序反時限保護在重合閘之前動作的情況。為防止零序反時限保護誤動，必須限制線路的輸送功率。

（2）功率限額計算

功率限額計算方法：將擬調整的重合閘時間帶入零序反時限動作方程，計算出線路非全相運行時的零序電流，通過零序電流與故障前負荷電流的關系計算出故障前線路輸送的有功功率值，作為重合閘時間延長后的線路輸送功率限額。經計算，為防止保護誤動，應按重合閘時間1.3 s時限制線路輸送有功功率為2 850 MW。

（3）現有穩定限額分析

按照上述算法計算線路輸送功率限額，對照華東調度方式專業編制的《2015年華東電網穩定運行規定》中各條線路的穩定限額，梳理出電廠兩條出線線路的功率限額，如表5所示。、

表5.華東方式給定電廠限額

每臺發電機額定輸出功率為300 MW，4臺發電機同時運行時的額定輸出有功功率為300 MW× 4=1 200 MW。桐蒼線或桐巖線出現最大潮流時對應桐巖線或桐蒼線停運的情形，即桐蒼線和桐巖線運行時的最大潮流為4臺發電機滿發且兩條線路任一線停運的情況，也即為1 200 MW。

該情形下的最大潮流1 200 MW小于2 850 MW（重合閘時間為1.3 s時對應的線路功率限額）。

結論：重合閘時間延長為1.3 s后，不會引起桐蒼線、桐巖線的零序反時限電流保護誤動。

2.2.4.路器三相不一致保護

我公司的斷路器的三相不一致保護整定時間為2 s，配置在斷路器本體。經過對繼電器校驗報告的核對以及對桐蒼5 419線時間的校核，檢查結果動作時間正確，滿足要求。

結論：重合閘時間延長為1.3 s后，斷路器三相不一致保護不受影響

3 總結

通過分析桐柏公司的發變組保護、高廠變保護、出線線路保護、斷路器保護，在修改低頻保護時間定值后，線路斷路器重合閘時間延長到1.3 s，對桐柏公司其他保護無影響，保護可以正常投入，保證機組安全穩定運行。

TM77

B

1672-5387（2017）09-0009-03

10.13599/j.cnki.11-5130.2017.09.004

2017-06-19

葉煒敏(1971-)，男，高級工程師，研究方向：電力系統繼電保護和自動化。