送出线路保护

送出线路保护（共6篇）

送出线路保护 篇1

0引言

由于太阳能资源地理分布的差异性[1],大规模光伏发电集中式接入电力系统是我国光伏并网的重要形式[2,3]。 这种并网形式是通过专用的送出线路将大中型光伏电站接入电网中。 人们对光伏系统的故障电流特性已有一定的认识[4,5,6],但仍未见针对光伏电站送出线路故障特性的研究,针对风能、太阳能等新能源接入电网引起的电网特性问题的分析还有待进一步完善[7,8,9,10,11,12]。 由于光伏电站的故障电流受到光伏逆变器低电压穿越(LVRT)控制的限制[13],且单个光伏电站的容量占所接入系统容量的比例很低,光伏侧的故障电流受限是该线路不同于常规线路的最大特性,该特性会对送出线路现有继电保护的动作特性产生严重影响。

光伏电站送出线路配备快速动作的主保护和线路两侧的后备保护。 根据现行规定,一般情况下,专线电网接入公用电网的光伏电站宜配置光纤电流差动保护作为主保护[14],10 k V和35 k V送出线路配置阶段式电流保护作为后备保护,而110 k V送出线路的后备保护一般为距离保护和零序电流保护[15]。

目前尚未见到关于光伏电站送出线路继电保护的分析与研究。 因此,本文分析送出线路继电保护的动作性能,考察现有保护配置是否存在问题,并利用光伏发电系统电磁暂态模型进行仿真验证,提出保护配置的建议,具有一定的实际意义。

1光伏送出系统故障特征分析

电网故障期间,为保证光伏逆变器具备LVRT能力,控制环节必须对电流进行限幅,以保护电力电子开关器件不过流。 限制故障时电流的大小一般不超过逆变器额定负载电流的1.1倍[16],即故障期间电流不会显著增大,这会对依靠电流大小门槛值来识别故障的保护造成严重的影响。 当送出线路故障时流过光伏送出侧保护安装处的故障电流与故障前的正常电流接近,故电流保护Ⅰ、Ⅱ段元件不能正常动作,电流保护Ⅲ段元件按常规方法整定也难以可靠动作,而流过系统侧保护安装处的故障电流与光伏电源特性无关,故系统侧电流保护可以正常动作因此,送出线路的光伏侧电流保护在区内故障时拒动,而系统侧电流保护可以正常动作。

一般情况下,光伏电站所接入系统的短路容量至少为光伏电站额定容量的20~30倍,故送出线路故障时系统提供的短路电流一般至少为额定负荷电流的20~30倍。 因此,系统与光伏电站提供的故障电流大小相差悬殊,光伏电站的弱电源特性十分显著。

图1为某110 k V光伏电站送出线路故障示意图,保护1和保护2分别为光伏侧和系统侧的距离保护,Rg为过渡电阻,Ipv和Is分别为光伏电站和系统提供的故障电流。

设Is滞后Ipv的相位角 θ [-180°,180°],两者倍数比M为:

θ 与光伏逆变器的LVRT控制方式和故障严重程度密切相关。

a. 当逆变器在故障期间发送无功 ( 规程要求光伏电站在故障期间提供无功支撑)时,一般有 θ<0° 发送的无功功率越多,Ipv的无功电流分量越大,则Ipv的相位越滞后,θ 越小。

b. 当逆变器在故障期间仅发送有功 (实际运行的光伏电站在故障期间往往无功支撑能力不足)时, 一般有 θ>0°。 这是由于光伏电站的送出变压器和各光伏发电单元的升压变压器都要消耗无功,而光伏电站的无功补偿装置(电容器、动态无功补偿装置等) 受母线电压下降和装置响应速度不够快的影响,在故障期间补偿的无功功率不足,光伏电站要从外界吸收一定的无功。 光伏电站从系统吸收的无功越多,则Ipv的相位越超前,θ 越大。

c. 故障后Ipv的相位变化要经历一个暂态过程, 导致 θ 变化不定。 这是由于逆变器的控制器中锁相环的响应有暂态过程。 锁相环的作用是提取逆变器出口处的电压相位作为控制器的参考信号。 故障越严重,锁相环的暂态响应波动越剧烈;当故障特别严重时,逆变器出口电压降得很低,锁相环的输入信号太小,其响应难以达到稳态,θ 在-180°~180° 范围内变化。 故障的严重程度受过渡电阻、故障点位置和故障类型的影响。

而M约等于系统短路容量与光伏电站额定容量的比值。 光伏电站容量占接入系统的容量比例越小, 则M越大,一般至少为20~30,比一般线路大得多。

设光伏侧保护1的测量电压为Um,保护安装处到故障点的线路压降为Uk,过渡电阻上的压降为Ug, 其中光伏侧和系统侧的故障电流在过渡电阻上产生的压降分别为U′g和Ug″,则上述电压 、电流之间的关系为:

由式(1)、(2)不难看出:

其中,U″g和U′g分别为U″g和U′g的幅值。 由于M很大,所以U″g比U′g大得多,因此,过渡电阻上的压降Ug主要由系统故障电流Is产生的压降U″g形成,则光伏侧测量电压Um主要是过渡电阻上的电压。

特别强调,光伏电站的上述弱电源特性主要体现在非接地故障中。 从图1可以看出,光伏电站本身在不接地方式下运行,零序网络仅包含送出变压器和送出线路。 当送出线路发生接地故障时,光伏侧的零序阻抗是变压器的零序阻抗,与光伏电站无关,其大小远小于正、负序阻抗,因此零序电流较大,这使得两侧电流幅值比M比不接地故障时小得多。

参考西北地区某110 k V光伏电站实际参数在PSCAD / EMTDC上搭建图1所示光伏送出系统的模型。 该光伏电站电源接入容量为50 MW,系统短路容量Sk= 1 500 MV·A(取最小运行方式 ),送出线路长度L=15 km,线路阻抗z1= 0.132 + j 0.385 Ω / km。 经计算,送出线路的额定负荷电流IN= 262.4 A。

给定该光伏电站模型的逆变器LVRT控制策略为故障期间发送一定无功功率的方式,光伏电站出力为额定功率的80%。 当送出线路中点K1处发生过渡电阻为3 Ω 的三相短路故障时,Ipv和Is的幅值分别为245 A和5 204 A,得M = 21.2,同时测得 θ 达到稳态后为 -62.5°。 而Um、Uk、Ug的幅值分别为9.30 k V 0.15 k V和9.21 k V,由此可见,Uk幅值很小,Ug是Um的主要分量。 A相Ipv和Is的瞬时值如图2所示。

将光伏电站模型的逆变器LVRT控制策略改为故障期间发送定有功电流的方式,其他条件不变,故障期间Ipv和Is的相角差 θ 变为105°,其变化范围比一般线路大得多。 该故障条件下2种控制策略下的变化如图3所示。

将故障类型改为单相接地故障,其他条件不变测得相应故障回路的两侧电流幅值比M=5.9。 受零序电流的影响,与非接地故障时相比,单相接地故障下的M要小得多。

2光伏送出线路保护动作性能分析

2.1电流差动保护

当光伏送出线路故障时,电流差动保护所采用的两端故障电流分别由光伏电站和系统提供。 光伏电站送出线路配置的是分相电流差动保护,采用两端电流的相量和作为动作量,在理论上不受电源类型、过渡电阻和运行工况的影响,可瞬时切除区内故障。 图4为电流差动保护的动作特性(k为斜率),动作方程如式(4)所示。

其中 , 差动电流; 制为最小启动电流 。

当送出线路发生区内故障时,由于光伏电站的弱电源特性,系统侧故障电流幅值Is远大于光伏侧故障电流幅值Ipv,Ipv几乎可以忽略。 送出线路的故障类似于单端电源线路故障,差动保护的灵敏度(差动电流与制动电流的比值)很低,故弱电源特性降低了电流差动保护的灵敏度。

2.2距离保护

由于系统提供的故障电流远大于光伏电站提供的故障电流,下面分析故障位置不同时距离保护因过渡电阻影响可能产生的问题。

a. 区内故障可能拒动。

区内故障时,距离保护因没有耐受过渡电阻能力而可能拒动。 图5为送出线路中点K1处(见图1) 发生区内相间故障时,光伏侧距离保护拒动的示意图。 图中,Zm为测量阻抗,Zk为保护安装处点Op到故障点K1的线路阻抗,测量电流Im= Ipv;实线圆为距离保护Ⅰ段的方向圆动作特性,虚线圆为Zm可能的取值组成的轨迹。 各物理量的关系满足式(5)。

由图5可知,当线路中点K1处发生区内故障时, 尽管过渡电阻Rg很小,但由于M(M= ︱Is/ Ipv︱)很大, 故偏移矢量的模值可能比故障线路阻抗的模值还要大 , 则测量阻抗Zm可能落在动作区外 , 导致距离保护元件拒动 。

此外,由于受故障条件和光伏逆变器LVRT控制方式的影响,光伏侧故障电流Ipv的相角不确定。 因此,两侧故障电流的相角差 θ 也不确定。 测量阻抗Zm落在以点A为圆心、MRg为半径的圆轨迹上。

显然,一般线路的距离保护虽然也受到过渡电阻的影响,但由于M较小,θ 也较小且固定,Zm的偏移一般不会过大,偏移方向较固定,可通过改善距离保护元件的动作特性来提高其耐受过渡电阻能力。 然而,对于光伏电站送出线路,由于两侧故障电流的幅值比M很大、相角差 θ 不确定,测量阻抗Zm受过渡电阻的影响远比一般线路的距离保护要大。 由图5可知,不论 θ 的大小和变化情况,只要M较大, 距离保护元件就极易在区内故障时拒动。

b. 区外故障可能误动。

下级线路区外故障时,距离保护元件因没有耐受过渡电阻能力而可能误动。 图6为送出线路下级出口K2处(见图1)发生区外相间故障时,光伏侧距离保护误动的示意图,图中各物理量含义与图5相同。

由图6可知,当下级出口K2处发生正方向区外故障时,尽管过渡电阻Rg很小,但由于系统侧与光伏侧故障电流的幅值比M很大且相角差 θ 不确定, 偏移矢量的模值很大 、 方向不确定 , 测量阻抗Zm落在以点C为圆心 、MRg为半径的圆轨迹上 。 测量阻抗Zm很有可能落在动作区内 , 导致距离保护元件误动 。

此外,系统侧距离保护在K2处故障时也可能发生反方向故障的误动,参考图6便可作出其动作特性图,在此不再赘述。

由图6可知,距离保护元件在区外故障时的误动发生在 θ > 0° 时;当 θ < 0°,距离保护元件可能拒动, 但不会误动。 因此,距离保护元件误动发生在严重故障后的暂态过程中或逆变器在故障期间仅发送有功的条件下。

由以上分析可知,光伏电站送出线路距离保护在光伏侧极易发生拒动和误动,在系统侧极易发生反方向故障的误动。 显然,这些误动和拒动均是由于距离保护的测距原理未考虑对端故障电流受过渡电阻的影响而造成的,一般均假设保护安装处电流与故障电流同相位,通过改进保护的动作区域提高耐受过渡电阻能力。 而在光伏送出线路中,系统侧故障电流与光伏侧故障电流间较大的幅值比M与不确定的相角差 θ 严重放大了原理性误差的影响,导致很小的过渡电阻也会造成距离元件的不正确动作。

c. 接地距离保护元件的耐受过渡电阻能力大于相间距离保护元件。

由第1节的分析可知,送出线路接地故障中的零序阻抗远小于正、负序阻抗,故零序电流成为故障电流的主要分量,缩小了两侧故障电流幅值的差距,M比不接地故障时小得多。 因此,接地故障时,测量阻抗因过渡电阻产生的偏移较小,接地距离保护元件比相间距离保护元件可耐受更大的过渡电阻。

综上所述,光伏电站提供的故障电流远小于系统提供的故障电流,导致送出线路距离保护耐受过渡电阻能力差,易发生误动与拒动。

3仿真算例

用图1所示的模型对光伏电站送出线路的保护动作性能进行仿真验证。 光伏侧和系统侧距离保护 Ⅰ段均为方 向圆特性 , 定值均为 线路阻抗 的85 % (5.189∠71.1° Ω)。 设定图1中光伏电站模型的逆变器的LVRT控制策略为故障期间发送一定无功功率的方式。

送出线路电流差动保护的动作情况见表1。 在不同的故障类型和过渡电阻下,区内故障时均可靠动作,区外故障时均可靠不动作,动作的准确性完全不受光伏故障电流特性的影响。

然而,由于故障中Is比Ipv大得多,Ipv可忽略不计,则ID≈Is、 IB≈Is。 尽管电流差动保护可正确判断区内外故障,但由于光伏电站的弱电源特性,光伏侧故障电流很小,差动电流ID与制动电流IB接近,故差动保护的灵敏度降低。

表2和表3分别为送出线路中点K1处故障时光伏侧和系统侧距离保护的动作情况。 表2、3中BCG故障取BG回路测量阻抗 ,ABC故障取BC回路测量阻抗;某些严重故障情况下测量阻抗没有稳态值,单下划线表示暂态过程中某一时刻对应的测量阻抗值,而其余测量阻抗均为稳态值;双下划线表示该动作结果不正确,后同。

由表2和表3知,当无过渡电阻时,测量阻抗准确反映了保护安装处到故障点K1的线路阻抗Zk,两侧距离保护元件均正确动作。 当过渡电阻为0.5 Ω 时,系统侧的测量阻抗几乎未发生偏移,而光伏侧测量阻抗偏移到了动作区外。 当过渡电阻为5 Ω 时,系统侧的测量阻抗在某些类型的故障下也偏移到了动作区外。 由此可见,光伏侧距离保护元件在区内故障时耐受过渡电阻能力极差,很小的过渡电阻便会引起很大的测量误差,造成保护拒动。 系统侧的距离保护耐受过渡电阻能力较强,在送出线路全长阻抗只有6.105 Ω 的情况下仍可耐受几欧姆的过渡电阻。

由表2和表3还可以看出,光伏侧距离保护的耐受过渡电阻能力在接地故障时强于相间故障时,但仍然比系统侧距离保护弱。

需要指出,两相短路接地故障的2个接地回路比相间回路耐受过渡电阻能力强,原因是接地故障回路中主要分量为零序电流,两侧测量电流幅值比M较小。 以表2中过渡电阻为0.5 Ω 的BCG故障为例, BG和CG回路的保护可以动作 ,但BC回路的测量阻抗为11.546∠-22.4° Ω,BC回路的保护显然拒动。

将光伏电站模型的逆变器LVRT策略改为故障期间发送定有功电流的方式,表4和表5分别为送出线路的下级出口K2处故障时光伏侧和系统侧距离保护的动作情况。

表4中,该故障对于光伏侧距离保护而言是正方向区外故障,但当过渡电阻为0.3 Ω 时,相间短路和三相短路故障的测量阻抗落在了动作区内,即发生了稳态超越。 因此,光伏侧距离元件在正方向区外故障时耐受过渡电阻能力极差,极易发生稳态超越,引起误动。 表5中,该故障对于系统侧距离保护而言是反方向区外故障,但当过渡电阻为0.3 Ω 时,相间短路和三相短路故障的测量阻抗却朝反方向增大, 落在动作区内。 因此,系统侧距离保护在反方向区外故障时耐受过渡电阻能力极差,极易发生反方向故障的误动。

需要特别指出的是,弱电源特性对距离保护元件耐受过渡电阻能力的影响问题在光伏送出线路上表现得尤为突出,但其影响不仅仅限于光伏送出线路而是涉及到所有的弱电源送出线路。 一侧故障电流受限会极大地降低距离保护的耐受过渡电阻能力。

4保护配置建议

上述分析揭示了光伏电站送出线路现有保护受弱电源特性的影响性能下降的问题,需要改进保护配置方案,以满足送出线路安全运行的要求。

送出线路的主保护仍应采用电流差动保护。 由于电流差动保护在光伏电站送出线路上可正确动作,故除了110 k V送出线路之外,现有规程要求在10 k V或35 k V的低压光伏电站送出线路上也要配备电流差动保护,以取代不能正确动作的电流保护和距离保护作为主保护。 唯一需要注意的是,光伏电站故障特性降低了差动保护的灵敏度,因而应按单电源线路对送出线路差动保护进行整定。

送出线路的后备保护应重新配置如下。

a. 对于接地故障,仍采用现有的零序电流保护从图1可以看出,零序网络仅包含送出变压器高压侧和送出线路,零序电流保护与光伏电站的电源特性无关,仍然可正确动作。

b. 对于相间故障,系统侧仍可采用电流保护 ,而光伏侧可考虑配置低电压保护。 由于光伏电站为电网的弱电源端,当故障发生时,相应故障回路的电压显著降低。 低电压保护的配置原则是:当送出线路发生区内故障时,应动作于跳闸;当电网或光伏电站内部故障时,应可靠不动作。 低电压保护的时间整定值应能躲过系统中发生的区外故障。 当系统中发生区外故障时,其动作延时应与下级线路后备保护的动作时间相配合。 此外,光伏侧保护应加装方向元件避免光伏电站集电线路或送出变压器故障时发生反方向误动。

5结论

本文就弱电源特性对光伏电站送出线路继电保护的影响进行了详细的分析和仿真验证,得出以下结论。

a. 弱电源特性使光伏送出侧电流保护在区内故障时不可用。

b. 弱电源特性不影响电流差动保护的正确动作,但降低了差动保护的灵敏度。

c. 弱电源特性使相间距离元件耐受过渡电阻能力极差,在实际中不可用;接地距离元件耐受过渡电阻能力也较差。

d. 建议光伏电站送出线路以电流分相差动保护作为主保护,零序电流保护作为接地故障的后备保护,低电压保护作为相间短路的后备保护。

送出线路保护 篇2

我国的风电多以集团式风电场建设,采用超高压远距离送出[1,2,3]。送出线路保护仍然采用常规输电线路保护配置,配备纵联保护作为线路主保护,没有考虑风电送出的特殊问题[4]。而风力发电集中接入区域电网与传统电网在故障期间的电磁暂态特性上存在显著差异,基于传统电力系统故障暂态响应特性的继电保护动作性能无法保证[5,6,7,8,9],我国内蒙等地区已多次发生风电送出线路保护误选相及误动作等问题。

本文分析了具备低电压穿越能力的双馈式风电场送出线路故障期间的暂态特性,故障特征的变化严重影响了风电送出线路纵联保护风电场侧保护元件性能。以某地区实际风电接入为例,对风电场送出线路保护进行动作性能测试,研究电流差动元件、方向元件、距离元件及选相元件的适应性问题。

1 风电场送出线路保护配置

大规模集团式接入的风电场送出线电压等级在110 k V及以上,配备具有全线速动能力的保护作为主保护,如纵联电流差动保护和纵联方向保护,后备保护为三段式距离保护。为了单相重合闸以及距离保护判断故障相别等的需要,还需保护具备故障选相的能力。以宁夏某风电场实际采用的送出线路保护装置为例,对各保护元件进行简要介绍。

a.电流差动元件。

电流差动元件针对线路保护区内的各种故障配置分相稳态量差动和分相故障分量差动。稳态量差动元件设置快速区元件及灵敏区元件,快速区元件采用短窗相量自适应算法实现快速动作;灵敏区采用全周傅氏相量算法作为快速区的补充。故障分量差动不受负荷的影响,采用全周傅氏相量算法并略带延时保证其可靠性。

b.方向元件。

装置采用基于傅氏算法的故障分量方向元件,分为基于比较各相或相间电压、电流故障分量之间相位关系的相量故障分量方向元件和基于比较各序故障分量的电压、电流之间相位关系的序故障分量方向元件,包括正序、负序和零序方向元件。

c.距离元件。

阶段式距离元件设置三段式相间距离及三段式接地距离保护,相间距离保护由圆特性阻抗元件构成,接地距离保护由多边形特性阻抗元件构成。

d.选相元件。

装置采用基于比较各序电流故障分量间相位关系和幅值关系的对称分量选相元件,及利用两相电流差的变化量的幅值特征进行故障选相的相电流差突变量选相元件。

2 双馈风电场送出线路故障特性分析

某地区有3个50 MW双馈式风电场,每个风电场内部接线均是1.5 MW机组通过单机单变,将出口电压0.69 k V升高到中压35 k V,多台风电机组汇集到一条集电线路接入中压母线,经风电场主变压器及110 k V风电场送出线到110 k V母线,最后经风电集群再升压变压器将电能送至系统,如图1所示。

在PSCAD/EMTDC下建立图1所示系统,系统主要参数见文献[10],以送出线路L1为例,研究风电场送出线路故障期间暂态特性,进而分析风电线路继电保护的动作性能。

2.1 风电机组暂态电压、电流特性

双馈式感应变速发电机可变速范围为±30%,正常运行时,转子变频交流励磁使定子输出50 Hz交流。双馈式风电机组一般采用Crowbar保护电路实现故障穿越[11,12,13]。外部故障发生后,风机电磁转矩降低,稳态矢量解耦控制将会增大转子励磁电流,试图使电磁和机械转矩重新回到平衡状态,风机检测转子过流、电网侧变流器支路过流、直流环节过压等,投入Crowbar保护电路来保护转子侧变流器,该阶段时间短暂,波形复杂,一般持续3~5 ms,线路保护来不及动作。此后双馈电机相当于普通的异步发电机,一直持续到故障消失、Crowbar电路退出运行,本文主要分析该阶段的电压、电流特征及保护的动作行为。该阶段中,由于转子磁链不能突变以及定转子相对运动,会在定子端感应出短路前转速频率的交流电动势,机端输出短路前转速频率的交流电流,该交流电动势和电流也是衰减的,三相电压跌落情况下在此期间机端故障电流近似如式(1)[14]所示:

Is≈a1cos(ω1t+φ)+a2e-t/τ′scosφ+a3e-t/τ′rcos(ωrt+φ)(1)其中,φ为投入Crowbar电路时的初始相位角;a1、a2、a3为常数,大小取决于电机参数与电压跌落水平,且a3垌a1;ω1为电网角频率;ωr为转子转速角频率;τ′s、τ′r分别为定子回路和转子回路的时间常数。

可知投入Crowbar电路后,机端故障电流近似由稳态交流分量、衰减直流分量以及衰减交流分量三部分构成。其中在电压跌落较深时,衰减交流分量为故障初期机端电流的主要构成部分,其频率取决于当前转速,即故障前的运行工况。双馈式风机转速变化范围一般为0.7~1.3 p.u.,因此不同的运行工况下机端输出故障电流主要由转子转速频率分量构成,将会在35~65 Hz范围内变化。

仿真t=0时刻在风电送出线路L1中点f1处发生三相短路,故障过渡电阻为1Ω,故障前风速较小,所有风电机组运行转速为0.7 p.u.,故障持续0.1 s,故障后5 ms机组投入Crowbar电路,得到系统侧电流i1、风电场侧电流i2以及系统侧母线电压u1、风电场侧母线电压u2分别如图2和图3所示。

由图2所示,故障前转速频率为0.7×50=35(Hz)。通过FFT运算结果计算,风电场侧B相电流中35 Hz分量大小是50 Hz分量的9.67倍,而系统侧B相电流中35 Hz分量大小是50 Hz分量的11%。系统侧电流由系统和其余两风电场共同提供,由于系统电流占较大比重,此时系统侧电流主要为工频分量。

由图3所示,送出线路发生三相故障后,Crowbar电路投入双馈电机变成感应鼠笼电机,转子电流为衰减直流,风机机端会感应故障前转速频率的交流电动势,但该电动势衰减较快,且风电场所接系统较强,风电场侧阻抗远大于系统侧阻抗,因此风电场侧电压由电网电压支撑,主要为工频分量。只有当线路发生三相金属性短路时,系统无法继续维持风电场侧母线电压,此时风电场母线电压主要为机组感应的转速频率的交流电动势,其幅值很小且衰减很快。

风电场侧电流为风机转速决定的35 Hz交流,而电压主要由电网50 Hz电压支撑,致使电压、电流频率不同,且常规傅氏滤波的旁瓣效应使得基于工频量的相量提取不再准确。

2.2 风电场弱电源特征

由于风电场的容量相对较小,一般小于被接入系统短路容量的5%~10%,当送出线路发生接地故障时,风电场侧的正、负序等值阻抗包括高压送出线路、风电场主变压器以及风电场内部汇流线路与机组的阻抗,远大于系统侧的等值阻抗;而对于零序网络,由于风电场主变压器的中性点直接接地,风电场侧的零序等值阻抗仅包括送出线路与风电场主变的零序阻抗,零序等值阻抗远小于正、负序阻抗。因此在发生接地故障时,零序电流将成为风电场侧故障电流的主要分量,而正、负序电流所占的比例非常小[15,16]。

仿真t=0时刻在风电送出线路L1中点f1处发生单相接地故障,机组运行工况与三相故障时相同,系统侧电流i1、风电场侧电流i2,以及系统侧母线电压u1、风电场侧母线电压u2分别如图4和图5所示。

图4中,系统侧故障相电流远大于非故障相电流,而风电场侧故障电流主要为零序分量,使得三相电流幅值相位相近,利用序电流大小及相电流差突变量的常规选相元件在风电场侧使用,其正确性都将受到严重影响。

图5中,系统侧与风电场侧母线电压均为故障相电压跌落。

风电场的弱电源接入特性是集团式接入风电场的普遍特性,风电场弱电源特性导致的故障误选相与距离保护不正确动作等问题已经成为保护不正确动作的主要问题。

3 某地区风电场送出线路保护测试

在PSCAD/EMTDC下仿真图1系统中线路区内外各种故障,测试线路保护各元件的动作性能。由于具备低电压穿越能力的双馈风电机组故障特征受运行工况的影响,测试分别取故障前机组转速为70%同步转速(亚同步状态)、同步转速、1.3倍同步转速(超同步状态);测试故障点选取区内线路L1区内50%处f1点以及区外母线f2点;测试故障类型为单相接地故障(AG)、相间故障(BC)、相间接地故障(BCG)以及三相故障,其中三相故障分为金属性短路(ABC)以及经过渡电阻短路(ABC1Ω),三相金属性短路情况下风电场母线仅由故障期间机组感应出很小交流电压且很快衰减,后者情况下风电场母线可由系统支撑,维持稳定的工频电压。

3.1 电流差动元件

风电送出线路的纵联电流差动保护需线路两端电流信息,其中系统侧故障电流为工频,风电场故障电流频率随短路前机组的转速变化,不再保持工频,基于工频相量的保护算法(如傅氏算法)无法准确提取风电工频电流相量,其值会大范围波动,因此差动与制动电流也将不再是稳定值。由于风电场短路容量比一般要求不超过5%~10%,系统侧工频故障电流远大于风电场侧,对电流差动保护的影响大幅降低。

经过区内外不同类型故障仿真计算,分相稳态量差动和故障分量差动元件均可正确判断区内外故障,但保护灵敏度降低。

3.2 方向元件

送出线路纵联方向保护需要对区内外故障同时判断线路两侧方向元件。对区内故障,当线路两侧的方向元件任一侧在故障期间出现判断故障发生在反方向,则纵联方向保护“拒动”;对区外故障,当线路两侧的方向元件在故障期间同时判断故障发生在正方向时,则纵联方向保护“误动”。经过不同类型故障仿真计算,如前面对风电机组暂态电压、电流特性的分析结果,传统提取工频分量的傅氏滤波算法得到的相位结果误差很大,对基于电压、电流相位关系方向元件的动作特性影响十分严重。各类型方向元件的动作结果如表1—4所示。

由表1—4可以看出,相量故障分量方向元件、正序方向元件和负序方向元件受风电接入影响很大,当故障电压、电流频率不再是工频后均不能正常工作;而零序方向元件基本不受风电接入影响,主要是因为风电场送出变压器中性点是接地的,所以接地故障时,风电场侧的零序网络只有风电场送出线路及变压器,不受风电的影响。

3.3 距离元件

送出线路风电场侧的距离保护需要风电场侧电压、电流信息,其中风电场故障电流频率随短路前机组的转速变化,不再保持工频,风电场侧母线电压一般由系统支撑,可以维持工频,基于工频相量的保护算法(如傅氏算法)无法准确提取风电基波相量,依据工频电压、电流比值的测量阻抗不再准确。

经过不同类型故障仿真计算,在区内外故障情况下,测量阻抗的轨迹大范围波动,测量阻抗时而落入动作区时而落在动作区外,距离保护的动作性能严重受到影响。

图6是送出线路区内三相故障下相间距离保护元件的动作特性,示出故障期间经全周傅氏算法计算的测量阻抗轨迹。在故障开始后的20 ms测量阻抗可以落入动作区,但随后落入动作区之外,2~3个周期后又重新落入动作区。对区外故障,距离元件的测量阻抗轨迹同样波动,可能落入动作区内使距离保护误动。

3.4 选相元件

送出线路风电场侧的选相元件根据风电场侧电流信息判断,由于风电电流故障特征的变化,在送出线路区内故障时其动作性能将严重受影响,不同类型故障仿真计算结果如表5、6所示。

由于风电场提供的短路电流中衰减交流分量的影响,基于工频相量的保护算法(如傅氏算法)提取的故障电流相位很不准确,因此当故障电流频率偏移工频时,对称分量选相和相电流差突变量选相元件的故障相别判断错误。

相电流差突变量选相元件在接地故障时判断结果均出现错误,这是因为风电场的弱电源特征导致的故障类别特征变化。

4 结论

水电站送出线路状态检修的探讨 篇3

我处作为综合型运用水库, 下游电站采用梯级开发形式, 现有四座10KV出线的低压机组电站, 一座35KV出线高压机组电站, 将近10公里的10KV输电线路和6公里的35KV输电线路需要维护和保养, 现将我处多年线路检修、维护经验作个总结, 以供同行共同探讨。

水电站送出线路目前仍执行部颁《架空送电线路运行规程》以时间为周期, 对设备实行“到期必修、修必修好”的强制性检修、维护规定, 这种不论设备新旧、结构差异, 不问地理 (气候) 条件、设备运行状况, 不同材质的绝缘配置的盲目检修、维护方式, 使部分设备检修、维护过剩量很大, 造成水电企业人、财、物的浪费。

随着送电线路的结构、材质科技含量的不断提高, 设计标准、要求的不断更新, 监测设备、诊断手段的不断升级完善, 如何将以时间为周期的体能型检修方式科学地转换到以诊断设备状态的智能型检修方式, 是企业当前的实际问题。只有通过科学的预测、预试、根据设备的实际状态、结合运行经验分析判断, 变“线”检修为“点 (段) ”检修, 真正使设备做到“该修必修、修必修好”的预知务实性检修即状态检修方式运作, 才能做到设备运行安全、经济、可靠, 企业实现增效的目的。

1、现行规程对线路检修、维护的要求

送电设备地处野外、途径农田、山地、高山峻岭, 跨江河水库, 穿山岙峡谷, 饱受风、雨、雾、冰、雪、冰雹、雷电等大气环境的影响, 同时还受到洪水、山体滑坡、泥石流等自然灾害的危害。另外, 工农业的环境污染、采石放炮、农田改造、水利建设等人为因素也直接威胁着送电线路的安全运行, 因此, 及时、准确地检修、维护好送电线路就显得非常重要。部颁《架空送电线路运行规程》中部分检修、维护项目和周期见表1。

按表内项目要求, 检修人员整年忙于奔波, 出差在外检修、维护设备仍难以按规程标准完成, 同时备注栏内的延长或缩短周期的具体要求可操作性差, 由于检修项目要求繁重和设备停电时间等相互矛盾, 造成设备检修、维护质量参差不齐, 管理部门也无法全面掌握设备的真实运行状况, 结果多数检修项目还是采用事后检修、维护方式, 使运行中的设备难以保证健康、安全地运行, 同时也大量占用线路停电时间, 因此依照线路设备运行现状, 开展“应修必修, 修必修好”的务实性检修是电力企业发展的趋势。

表1中几项占用大量设备停电时间和劳动力。

2、开展设备状态检修、维护的准备

我们在某水电站送出线路开展状态检修、维护的准备。按照线路设计、基建和长期安全运行一体化考虑原则, 要求设计单位在线路设计寿命年限内综合考虑经济效益, 多为今后安全运行提供技术上的保证, 如线路跨越树木, 考虑抬高跨越塔呼高, 一来投资增加不多, 二来减少了今后运行中树木安全距离不足砍伐时与农户、国家森林法的冲突。线路金具采用科技含量高、维护量少的线夹、防振锤等。绝缘配置选用劣化率较低的防污型玻璃绝缘子, 一来延长了防振锤等金具维护、更换的周期, 二来免除了规程要求的两年一次检测零值工作量, 三来因自爆率低、大大减少了自爆绝缘子的更换工作量。

在线路竣工验收时, 我们严格按照GBJ233—90《110～500kV架空电力线路施工及验收规范》有关条款, 结合《架空送电线路运行规程》中有关检修维护的规定, 逐基逐相落实专人检查验收。如每基杆塔用扭矩扳手按比例抽查螺栓紧固受力值, 核查杆塔螺丝紧固情况来延长运行规程第33条铁塔螺丝的紧固周期。每相导线全面检查线夹螺丝、均压环、间隔棒与导线本体的紧固、完好、导线无毛刺等, 为延长运行规程设备年检周期做好基础工作。逐基按DL475—92《接地装置工频特性参数的测量导则》和GL/T 6 2 1-1 9 9 7《交流电气装置的接地》有关规定对接地电阻实测并乘上季节系数, 使杆塔接地装置电阻值真正达到设计标准, 为减少雷害事故创造条件。

总之, 在线路基建、竣工验收中, 按照验收规范, 认真仔细地抓验收质量, 就能以完好的设备安装质量、合格的工艺要求、健康的设备状态来减少设备检修、维护的工作量, 延长设备检修、维护的周期。

3、执行状态检修、维护的控制因素

3.1 绝缘子附盐密值的测试

《架空送电线路运行规程》中规定, 线路绝缘子每年或半年必须清扫一次, 但国家至今也没有绝缘子污秽到何种程度应进行清扫的标准。线路每年停电全线清扫, 使电网设备可用率一直处在较低水平, 同时造成变电设备操作频繁, 调度、变电人员的事故机率增加, 线路人员漫山遍野地完成任务式地上塔检修, 实在是种费时、费力、费财的僵化检修制度。以运行中的绝缘子盐密点实测盐密值来控制、安排该点所在区段绝缘子清扫周期是有效的方法之一。自1 9 9 3年以来, 对不带电悬挂绝缘子串和带电运行绝缘子串上进行等值附盐密测试中发现, 两者因积污机理不同, 检测的积污数值有差距。水电站送出的线路总体上讲, 途径的区域自然环境良好, 污染较少, 大部分段内不需要考虑污闪的情况。

3.2 导线连接点测温工作

《架空送电线路运行规程》规定, 导线连接器四年测试一次, 并沟线夹 (引流板) 每年检查、紧固一次。在实施状态维护中, 采用HCW-IV红外测温仪, RAYNGER31便携式激光、望远镜红外测温枪, DL-500E红外热像探测仪等仪器对跳线并沟线夹, 各种直线压接管、耐张引流板等全部普测一遍, 发现其中绝对温差5℃以上的48只, 温差2℃～5℃的293只 (导线与压接管温差值) 。我们准备对温差较特殊的压接管、引流板等跟踪监视分析, 来探索连接器与导线温差数值多大才重点跟踪或更换处理。对引流板、并沟线夹等湿差较大的, 安排在检修时打开检查或紧固。以科学的数据来指导完成设备检修标准项目, 减少设备停电时间。

4、其他项目

《架空送电线路运行规程》第1 7条、23条规定, 每5年抽查10%总量的金属基础和拉线棒地下部分的锈蚀情况, 导、地线断股检查, 交叉跨越距离的核测, 导、地线损伤断股的处理标准。根据上述要求, 我们在安全性评价及整改期内, 抽查了线路的大跨越档、风口档的地线线夹, 遭雷击故障档的导、地线线夹我们在停电检修中打开检查;对线路的交叉跨越我们都用目测、仪器核测所有交跨物之间的距离, 并输入计算机, 用图表对应进行动态管理。我们还对两条线路设备全程进行危险点控制管理, 将线路下通道内的雷击区、污秽区、风害区、洪水冲刷区、重冰区、树竹木生长区、鸟害区、不良地质区、易受外力破坏区、保护区内易建房区及检修中易误登杆区、感应电伤害等运行、维护、检修的危险点及预控措施输入计算机, 使工作前作业人员、工作负责人、工程技术人员全面清楚工作段的原有危险点及防范措施。同时对线路危险点预控进行动态管理, 即内容、措施不断修改、补实、滚动, 做到知己知彼, 力求人身、设备安全运行。

5、结束语

实践证明, 水电站送出线路通过在设计、施工等环节在技术和配置上做好准备, 在运行中抓好工作重点, 实行状态检修、维护不仅很有必要, 而且也是切实可行的。

摘要：本文结合水电站送出线路的实际情况, 结合电网企业对输电线路检修工作中的绝缘子盐密测试、绝缘子检测零值、导线接续管和引流板测温等工作的研究结果, 提出对水电站送出线路实行状态检修的建议。

关键词：水电站,送出线路,状态检修,维护

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送出线路保护 篇4

根据“十二五”规划, 中国将建设河北、蒙东、蒙西、吉林、甘肃、山东、江苏、新疆和黑龙江九大风电基地[1], 规模开发、集中并网、远距离输送已成为国内风电开发利用的重要模式之一。然而, 风电并网量迅速增长的同时会出现电网建设与风电场建设不同步, 大量的风电需要通过原有的110kV/330kV线路汇集到750kV变电站再远距离外送消纳, 而原有的110kV/330kV输电线路的外送能力严重不足, 难以满足电网运行的N-1安全稳定约束, 任意一条线路跳闸都会导致其他线路出现严重过载, 需要部署电网安全稳定控制装置解决风电送出问题。

文献[2-5]研究指出, 不同类型和不同厂家的风电机组的运行控制方式及性能差别很大, 机组的低电压穿越 (LVRT) 能力、故障后功率的恢复速率也参差不齐。这些将使得外送输电线路在故障后功率恢复期间各个风电场的电气量变化存在很大差异, 可能导致稳控装置过载控制量判别不准确。文献[6]介绍了某些风电场在脱网后具备自动复位的能力, 可能导致过载控制装置切机完成后, 送出断面再次发生过载。另外, 按照传统的过载切机策略, 风电送出线路过载后, 根据过载量, 按照既定的优先级顺序选择切除风电, 直至所切风电总量不小于过载量。然而, 不同风电场所在地区的风资源情况不相同, 每个风电场出力的波动情况并不一致, 按照传统的过载控制策略完成控制后, 若剩下的风电场出力正处于上升阶段, 有可能使得风电送出线路再次发生过载。因此, 如何准确判断过载量, 并且通过合理安排切机策略保证过载断面不反复发生过载是解决风电送出线路过载问题的关键。

文献[7-9]针对风电并网带来的暂态问题, 提出了相应的切机措施, 但过载问题是一个相对较长时间的控制问题, 与暂态切机控制明显不同。文献[10-11]分别提出了基于潮流跟踪算法和基于内点消除法的过载断面控制算法, 这些算法都能快速、精确地完成过载控制, 但算法相对复杂, 不易在过载控制装置内实现。文献[12]针对短期性或临时性电网热稳定过载问题, 提出了利用调度主站中稳态数据实现分钟级别响应的切机、切负荷方法;文献[13]在过载控制中按照约定优先级分配切机量, 并定期对优先级轮换以兼顾各风场的公平与效益;文献[14]中则按可切有功功率从大到小进行排序累加直至大于需切量的方法切除相应风电场, 但文献[12-14]中都未考虑风电的出力短时波动。本文针对风电并网特性, 分析风电机组LVRT能力、风电短时出力波动对传统过载控制方案的影响, 并提出针对性建议, 最后在此基础上提出一种考虑风电变化趋势的过载切机方案。

1 风电机组LVRT对过载控制的影响及对策

1.1 典型风电送出过载控制案例介绍

图1为风电送出系统典型主接线图, 多个风电场在升压站汇集, 通过双回线路送到更高电压等级的电站, 在正常运行中双回送出线路都达到额定送出功率的50%~70%, 一旦有一回线路发生故障跳闸或者无故障跳闸都将导致另一回线路过载。为了解决这一问题, 往往在风电集中送出变电站内部署安控装置作为控制主站, 同时在各风电场部署安控装置作为执行站。主站用于不断检测断面信息, 根据已制定好的过载判断逻辑, 确定断面是否发生或者可能发生过载、确定需切除的总过载量, 并按照相应逻辑下发切机命令到各风电场执行站, 各风电场执行站根据所接收到的指令以及风电场采集数据执行相应的切机动作。

1.2 LVRT期间风电机组有功功率的变化

风电机组属于被动式发电, 在故障过程中, 其输出功率与机端电压、转子过流能力以及控制方式相关。即使风电机组具备LVRT能力, 大量的研究与现场数据显示, 在故障隔离后, 大致需要2~10s的时间风电机组输出功率才能恢复到故障前水平;而对于不具备故障穿越能力的风电机组, 很多具备自动复位并网功能, 在检测到并网电压恢复可以并网时, 大致经过2~10min, 这些故障过程中脱网的风电机组又开始并网发电。这2种情况下风电场的有功输出功率如图2所示。图中:t0为故障发生的初始时刻;P为风电机组输出功率。

1.3 风电机组LVRT能力对过载控制的影响分析

实际工程中对于过载控制主要有3种方式。

1) 事件驱动方式:根据事故前方式和故障进行控制, 这种控制方式主要解决因某一确定故障引起的过载问题, 过载设备可能是多个。

2) 响应驱动方式:检测设备的电流或功率超过限值, 并在一定延时后执行控制。这种控制方式主要解决多个故障或复杂工况引起的过载问题, 过载设备是确定的, 但引起过载问题的因素复杂, 很难判断。

3) 事件+响应驱动方式:检测到故障, 并且检测到设备有过载问题后执行控制, 这种控制主要解决确定故障引起的确定性过载问题。

在事件驱动方式下, 安控装置采用事故前0.2s的断面信息进行过载控制, 如果风电机组全部具有LVRT能力, 主站能够准确给出过载量;反之, 如果部分风电机组不具备LVRT能力, 在暂态过程中脱网, 由于脱网的信息并不能反映到策略中, 此时主站给出的过载量存在过切风险。

在响应驱动方式和事件+响应驱动方式下, 安控装置根据实时采集信息进行判断和控制。如果风电机组在暂态过程中出现脱网, 而风电机组自动并网时间较长, 过载动作延时难以躲过风电机组自动并网时间, 过载首轮存在欠切风险, 可能在风电机组自动并网后再次出现过载;即使风电机组具备LVRT能力, 在LVRT后有功功率恢复过程中过载首轮动作, 即过载动作延时短于风电机组有功功率恢复时间, 也存在欠切风险。3种过载控制方式下, 是否具备LVRT能力对过载首轮动作效果影响的总结如表1所示。

1.4 对过载控制方案的建议

由表1可见, 无论采用哪种过载控制方式, 在考虑风电机组LVRT能力后, 由于故障后检测信息不足导致过载控制量和可控对象无法准确获取, 一轮动作方案很难精确消除过载, 因此, 本文建议过载采用多轮次切机方案。根据实际工程情况, 如果需要解决的过载问题是由确定性故障引起, 则采取事件驱动+响应方式多轮次切机方案;如果需要解决的过载问题是由复杂原因引起, 则采取响应驱动方式多轮次切机方案。同时建议过载第一轮动作延时大于未脱网风电机组LVRT后功率恢复时间, 安控装置根据实时过载量切除一部分风电机组;过载第二轮动作延时应大于脱网机组自动并网时间, 待风电机组一系列动态过程完成之后, 再根据实时过载量, 执行第二轮切机动作。过载控制时序与风电机组故障后功率恢复时序如图3所示。

2 风电短时出力波动对过载控制影响及对策

风电短时出力波动对过载控制的影响亦可从过载判断和切机执行效果两个方面分析。在过载判断方面, 风电出力波动会引起短时潮流增大或降低, 事件驱动方式下需要元件跳闸事件来启动过载逻辑, 因此风电的短时波动不会导致误动或拒动。对于响应驱动方式, 当输出风电功率在过载边界的时候, 风电短时出力波动更可能引起误判, 需要在设备短时过载能力允许的情况下尽量增加延时, 减少误判的可能性。

在切机执行效果方面, 传统的控制策略是根据过载量, 按照既定的优先级顺序选择切除风电, 直至所切风电的当前出力不小于过载量, 一般不考虑各风电场出力的变化趋势。然而, 由于风电场的出力具有波动性, 当风电送出线路过载时, 有的风电场出力正处于上升阶段, 有的风电场出力处于下降阶段, 还有的风电场出力相对平稳。如果不考虑各风电场的出力变化趋势, 只是按照传统策略完成切机措施, 那么有可能造成剩下的风电场出力正处于上升阶段, 有可能使风电送出线路再次发生过载。若这些风电场出力上升较快, 还可能导致过流保护动作, 切除送出线路, 从而失去风电外送通道。

以图1所示的典型案例为例。假设1, 2, 3号风电场初始出力为80, 60, 30 MW。假设送出断面的出力限制为190 MW, 过载动作延时时间为1min。0s时刻开始, 1号风电场出力开始增加, 2号风电场出力减少, 3号风电场出力平稳, 如图4所示。经过6min后, 送出联络线L1和L2功率超过190 MW出力限制, 装置判过载;经过1 min延时, 发出过载切机指令, 根据最小过切原则切除2号风电场, 过载消失;但由于1号风电场仍然处于出力上升阶段, 当出力继续增大, 在12~13min左右, 送出联络线L1和L2再次超过190 MW功率极限, 再次过载。

3 考虑风电出力变化趋势的过载切机方法

当风电送出线路发生过载时, 控制主站装置根据当前电网运行方式和送电断面潮流情况, 按照策略计算每轮动作的过载量, 确定和过载线路相关的风电场, 再根据各相关风电场的出力变化趋势, 优先切除当前出力处于上升阶段风电场, 若不够切, 再将剩余需切量分配给其他和过载相关的风电场。

确定风电场的出力变化趋势是本方法的重点。安控系统相对独立, 若与风功率预测系统互联获取数据存在运行管理、系统联调等多方面问题。因此, 本文提出由安控装置通过实时分析自身采样数据来确定各风电场的出力变化趋势。由于实时采样数据一直在允许误差范围内波动, 不能直接利用该数据来判断当前风电场的出力变化趋势。因此, 首先将稳控装置实时采集的风电场并网功率数据按如下公式进行处理。

式中:Pave (t) 为时刻t之前某风电场ΔT时段内的功率均值;p (t) 为ΔT时段内实时采样数据;时间常数ΔT为计算时刻t风电场并网功率均值所参考的数据时段。

时段T内的风电场出力曲线可以用m次多项式曲线拟合, 时段T内某风电场出力曲线函数P (t) 为:

式中:α0, α1, …, αm为系数。

将时段T平均分为m个时段, 由式 (1) 计算时段T内t0, t1, …, tm时刻风电场功率值Pave (t0) , Pave (t1) , …, Pave (tm) , 将所得结果代入式 (2) 中, 即可确定该时段T内风电场出力曲线函数P (t) 的各个系数。在实际工程中, 拟合曲线时段T的选取应该根据各风电场的实际出力曲线特点来确定;对于m值选取, m值越大, 函数系数计算所需时间越长, 曲线拟合效果越好, 通常只要不影响风电出力变化趋势的判断, m值的选取应该尽可能小。待P (t) 函数系数确定, 装置即可求取当前时刻各风电场的出力曲线斜率Kt, 即

斜率变化率St为:

通过计算各风电场的出力曲线斜率Kt和斜率变化率St, 可以准确判断当前各风电场的出力变化趋势。当某风电场的Kt>0, 说明该风电场的出力处于上升阶段;当某风电场的Kt<0, 说明该风电场的出力处于下降阶段;当某风电场的Kt=0, 说明该风电场出力处于平稳阶段或者其未来变化趋势无法判定。各个阶段风电场切机排序优先级如表2所示, Kd为预先设定的斜率阀值。

当风电送出线路发生过载时, 控制主站装置根据风电场出力变化趋势, 动态选择切机对象, 具体可分为以下两种情况。

设当前风电需切总量为Pcutsum, 与过载线路相关的出力处于上升阶段的风电场并网总功率为∑Pup, 剩余的相关风电场并网总功率为∑Pother。

当∑Pup≥Pcutsum时, 控制主站装置对出力处于上升阶段的相关风电场进行动态的分级排序, 并按最小过切原则顺序切除各相关风电场的出力馈线, 直至被切除风电累加量不小于Pcutsum, 则切机任务完成。

当∑Pup<Pcutsum时, 控制主站装置直接将出力处于上升阶段的相关风电场全部切除, 剩余的风电需切量再按比例分配给其他的相关风电场, 其他相关各风电场的切机量按如下公式计算:

式中:Pkcut为按风电出力比例分配给第k个风电场的需切量;Pk (t) 为第k个风电场的当前出力。

通过分析以上两种可能出现的情况, 采用该方案的过载控制装置既能够完成风电送出线路过载切机任务, 又能够动态优化地选择切机对象, 并有效地降低风电送出线路再次发生过载的概率。

4 算例分析

以西北某地区风电外送为例, 该地区主要的大型风电场2h内出力变化如图5所示。风电出力比例占40%左右, 以330kV双回线外送。330kV线路过载动作门槛设定为1 200A (约685 MW) , 在第73min发生N-1故障, 一回线路断开, 另一回线路电流上升电流为1 259A (约720 MW) 。过载动作时各个风电场的出力见表3。

按照原策略, 需切除风电场D和E共计35 MW风电机组, 实际切除37.5MW。切除风电场D和E后, 由于风电场B与风电场F处于出力上升阶段, 线路潮流再次超过门槛值685 MW, 发生二次过载, 如图6所示。

按照本文所提方法, 切机排序如表3所示。此时风电场F优先级最高。风电场F接收切机35 MW指令后, 实际切除38.6 MW, 线路不会发生二次过载。对比图6中的曲线可知, 本文提出的控制方法能降低二次过载的概率。

5 结语

送出线路保护 篇5

随着风电大规模集中接入电力系统,风场及其送出线保护配置与整定问题逐渐引起人们的关注。如果场内各元件及送出线保护仍简单把风场看成负荷进行配置和整定,当电网发生故障时风机提供的短路电流可能会导致场内集电线路保护误动,致使风机大量脱网并诱发电网连锁故障。因此,包含集电线在内的风场各元件及送出线保护配置与整定需要深入研究。

近年来,国内外学者对风场及其送出线的继电保护进行了大量研究,取得了一系列的成果。文献[1]仿真分析了双馈机故障电磁暂态特性,指出电流差动保护的灵敏性和选相元件的动作可靠性将受到影响。文献[2]仿真分析了风场集电系统不同位置发生不同类型故障时,风机保护、箱变熔断器保护和集电线电流保护的动作特性。文献[3]分析了风电出力、阻抗特性等因素对送出线距离保护的影响,提出了基于风场侧信息的自适应距离保护。文献[4]综述了风电的电磁暂态特性以及风电接入后集电线路保护和送出线保护面临的适应性问题。上述文献从风机电磁暂态特性出发分析了不同原理保护的适应性,但未涉及风场内各元件保护配置与整定问题。文献[5]描述了酒泉风电基地风场及送出线保护配置的现状,定性分析了保护的适应性问题,但没有提及各元件保护定值和动作时间的整定与配合。文献[6]分析了场内各元件及送出线保护的动作时间与风机低电压穿越特性的配合关系,提出了风机具备低电压穿越能力后集电线路、主变和送出线保护需要注意的问题,但没有具体分析各元件保护定值的整定原则与配合关系。文献[7-8]介绍了风场及送出线保护的配置,定性提到各元件保护之间应该相互配合以保障选择性动作,但没有具体提出各元件保护的整定原则。

本文系统分析并提出了风场内各元件及其送出线保护的配置与整定原则,并以吉林某风场为例给出了具体计算过程,着重校验了集电线路电流保护配置与整定原则的合理性。

1 吉林某风场概述

本文以吉林某典型风场为例,阐述风场及送出线保护配置和整定问题。该风场容量为49.5 MW,包含33 台1.5 MW永磁型风机,风机机端电压为690 V。该风场通过3 条集电线汇集到35 kV低压母线(每条集电线带11 台风机),经风场主变将电压升高到220 kV。风场一次主接线如图1 所示。

依据连接风场个数不同,送出线可分为专线送出线和多点T接送出线。专线送出线仅连接一个风电场,多点T接送出线连接了多个风电场。

2 风机和箱变保护的配置与整定

风机保护可分为自身保护和涉网保护,前者包括温升保护、振动超限保护等,后者包括电压越限保护、频率越限保护等。风机自身保护依据风机器件温度、振动等方面的耐受能力来整定;涉网保护一般仅考虑风机自身安全,依据风机器件的耐压通流能力来整定,没有考虑风机涉网保护动作对电网的影响。

随着风电接入比例快速升高及大面积风机脱网事故的频繁发生,电网越来越重视系统发生故障后风场的行为及其对电网安全的影响,并具体给出了风机在电力系统不同电压和频率范围内的运行规定[9]。一般来说,风机涉网保护定值与系统运行规定应相互配合。当风机涉网保护定值不能满足系统安全运行需求时,需要研发先进风机制造与控制技术,提高风机运行限值;否则应在涉网保护动作定值范围内,保障风机安全的前提下,满足系统运行规定,保障全系统的安全。二者若不协调时,就有可能导致风机大面积脱网事故,甚至引发系统连锁故障。

图1 所示风场某型号风机高、低电压定值分别为1.1 p.u.、0.9 p.u.,动作时间均为0.2 s;当低电压穿越功能投入时,设定另一低电压定值0.2 p.u.,原低电压定值仍为0.9 p.u.,但动作时间改为3s。该风机的高、低频率定值分别为51 Hz、49 Hz,动作时间均为0.1 s。运行规定[9]要求系统频率处于49.5~50.2 Hz之间时风机正常运行,当频率低于49.5Hz且处于48~49.5 Hz之间时风场至少运行30 min,当频率高于50.2 Hz时风场至少运行5 min。由上述定值对比可知,频率越限保护与系统50.2 Hz以上频率范围和49.5 Hz以下频率范围的运行要求不相协调,电网故障时可能会导致风机涉网保护先动作,造成风机大量脱网并引发系统连锁故障。

箱变一般在高压侧配置熔断器作为本体及低压侧短路故障保护。熔断器熔断电流的选择应遵循以下两个原则:当箱变本体及低压侧发生故障时,熔断器应可靠快速熔断;当区外故障以及流过最大负荷电流、励磁涌流时,熔断器应可靠不熔断。

3 集电线路保护的配置与整定

集电线路一般配置电流保护作为相间短路故障保护。本节尝试提出风机提供最大短路电流的简化计算方法,并通过整定计算,定量校验所提集电线电流保护配置与整定原则的合理性。

3.1 风机提供最大短路电流简化计算方法

由于风机及并网电力电子设备尚没有成熟的故障计算模型,很难定量计算风机提供的短路电流,而整定、校验风场的电流保护又需要进行短路电流计算,所以尝试从传统同步发电机短路电流的计算方法出发,近似简化计算风机能够提供的最大短路电流。

由同步发电机短路电流的计算公式可知:

若由现场录波或理论仿真数据能够已知风机提供的最大短路电流,则由式(1)可求得对应的风机等值电抗。借用传统故障计算模型,代入计算得到的风机等值电抗,就可以近似简化计算集电线路上流过的最大短路电流,用于定量化整定、校验集电线电流保护。该方法的优点是能够给出风机提供的最大短路电流,计算最严重情况下具体量化的保护整定与校验结果。但风机实际短路电流受控制策略等多种因素影响,其波形与按本方法求得的短路电流波形不相符,故短路电流计算结果不能用于保护动作行为分析。

1.5 MW风机的额定电流为1 255 A,图2 为1.5MW永磁型和双馈型风机低电压穿越试验波形,其最大短路电流分别为1748.5 A和3 364.3 A,达到额定电流的1.40 倍和2.93 倍。图3 为1.5 MW永磁型和双馈型风机RTDS仿真试验波形,其最大短路电流分别为2 774.1 A和4 771.3 A,达到额定电流的1.56 倍和2.68 倍。再结合风场短路试验数据和实际故障录波数据,永磁型和双馈型风机能够提供的最大短路电流可取为额定电流的1.5 倍和3 倍。当基准容量和基准电压分别取100 MVA、35 k V时,由式(1)可求得1.5 MW永磁型和双馈型风机的电抗标幺值分别为44.4 和22.2。

根据计算得到的永磁型和双馈型风机电抗标幺值,假设11 台风机等距离分布,则形成图1 所示永磁型风场的等值阻抗图,如图4 所示(括号内数值对应双馈型风场的等值阻抗,其网架结构与永磁型风场一样,仅将永磁型风机替换双馈型风机)。箱变、集电线、风场主变的阻抗和系统大、小方式下的等值阻抗均为实际数据。

3.2 电流保护配置与整定

集电线路电流速断保护共有三种整定方式,即:A方式:躲首个箱变低压侧故障的最大短路电流;B方式:对集电线末端两相短路故障有灵敏度;C方式:躲集电线末端故障的最大短路电流。

A方式集电线路电流保护按不伸出首个箱变的保护范围整定,基本保证了集电线路保护和箱变保护之间的选择性,但需考虑线路保护和箱变保护之间的时间配合关系,以确保保护的选择性。A方式能否保护集电线全长与箱变阻抗有关,若计算后对线路末端两相短路故障有灵敏度,那么加上一段后备保护,只需配置两段式电流保护,否则需配置三段式电流保护。

B方式集电线路电流保护按可靠保护本线路全长整定,灵敏性好。由于速断保护能够保护线路全长,故加上后备段,只需配置两段式电流保护。但是B方式的选择性较差,需重点考虑它和箱变保护之间的配合问题。

C方式集电线路电流保护按最严重故障情况下瞬时动作仍能确保保护选择性整定,选择性最好。但是它不能保护线路全长,灵敏性最差,应配置限时电流速断保护,再加上后备段,需配置三段式电流保护。

为对比分析三种整定方式的特点,分别对永磁型和双馈型风场集电线电流速断保护定值进行计算,整定结果如表1 所示。

从整定结果可知,对于双馈型和永磁型风场,A方式下电流速断保护定值小于B方式下电流速断保护定值,电流速断保护按A方式与B方式整定时对集电线路故障均能全线速动,均只需配两段式电流保护。但是当箱变内部故障时速断保护均有误动的可能,因为集电线路速断保护范围均伸入到各箱变中,且A方式下伸入各箱变的保护范围远大于B方式下伸入各箱变的保护范围。C方式按照躲集电线路末端最大三相短路电流整定,说明C方式下的定值对线路末端两相短路故障没有灵敏度,电流速断保护按C方式整定时不具备全线速动能力,需配置三段式电流保护。同时C方式速断保护的保护范围仅伸入前4 个箱变且伸入范围小于B方式,所以当箱变故障时C方式下电流速断保护误动的可能性最小,但仍存在误动的可能。由上述分析可知,B方式最好地兼顾了电流速断保护的选择性和灵敏性,为推荐的整定方式。

然而,B方式下电流速断保护的保护范围仍伸入各个箱变,若要实现与箱变熔断器的完全配合,电流速断保护需增加小延时,躲过箱变内部故障时熔断器的熔断时间。但是集电线电流速断保护增加小延时后,可能造成本集电线箱变内部故障时,在熔断器熔断之前,相邻集电线路的风机感受到低电压而脱网。为验证这种可能性是否存在,进行下面计算分析。

由图1 和图4 可知,由于线路阻抗非常小,所以在首个箱变高压侧发生故障时与在集电线出口发生短路故障时情况非常相近。为计算方便,假设图4 中集电线1 出口发生三相短路故障,则由图中各阻抗值通过短路计算可得11 台风机机端残压最值如表2 所示。由于是出口故障,认为其他两条非故障集电线上各风机最值与表2 结论相同。

从表2 可知,永磁型风场3 条集电线路上风机机端残压最大值为0.12 p.u.、最小值为0.089 8 p.u.,而双馈型分别为0.214 6 p.u.、0.164 7 p.u.。若风机低电压保护一旦检测到机端电压小于0.2 p.u.即瞬时动作,那么电流速断保护增加小延时动作会导致永磁型风场2 条非故障集电线上所有风机均脱网,导致双馈型风场2 条非故障集电线路上部分风机脱网。从电网角度来说,电流速断保护延时动作导致风机脱网数量增加,从而影响其稳定运行。因此电流速断保护不建议增加延时。

过电流保护作为集电线路的近后备保护和箱变的远后备保护,定值按照集电线路末端箱变低压侧故障有灵敏度整定,计算结果如表3 所示。考虑风机对扰动的敏感性,过电流保护的动作时间在考虑与熔断器最长熔断时间配合的前提下应尽可能小。

3.3 电流保护的性能

影响集电线路电流保护性能的因素有三个:箱变的励磁涌流、正常运行时风机提供的最大负荷电流、相邻集电线故障时风机提供的短路电流。集电线路流过上述三种电流时,其电流保护不应该误动。

与1.5 MW风机配套的箱变容量为1.6 MVA,额定电流为26.4 A,其最大励磁涌流为10~12 倍的额定电流,从而图1 中连接了11 台风机的集电线可能流过的最大励磁涌流为2 904~3 484.8 A。考虑到11 台箱变并联运行,还可能出现衰减时间很长的和应涌流,会导致延时躲励磁涌流的方法失效。若电流速断保护定值躲如此大的励磁涌流,则将失去保护范围;而且11 台风机同时出现最大励磁涌流的可能性很小,因此建议速断电流保护定值不考虑躲励磁涌流。

受风机自身控制策略的限制,不管是永磁型还是双馈型风机,正常运行时能够提供的最大负荷电流均为额定电流,从而图1 中连接了11 台风机的集电线上可能流过的最大负荷电流为272 A。与表1和表3 数据对比可知,对于永磁型和双馈型风场,最大负荷电流均小于集电线电流速断保护定值,但均大于过电流保护定值。而负荷电流大小与集电线路连接的风机台数有关。现场应依据风机台数计算实际负荷电流大小,若其大于过电流保护定值,可考虑配置电压闭锁元件。

集电线路出口发生三相短路故障时非故障集电线路上流过的反向短路电流最大,由图4 中各元件的阻抗值,通过短路计算得到永磁型和双馈型风场集电线的最大反向短路电流分别为362.6 A和657.2 A。与表1 和表3 数据对比可知,对于永磁型和双馈型风场,最大反向短路电流均小于集电线电流速断保护定值,但均大于过电流保护定值。同样,反向短路电流也与连接的风机台数有关,当实际反向短路电流大于过电流保护定值时,可考虑配置方向元件。

4 主变、母线及送出线保护的配置和整定

4.1 主变和母线保护的配置与整定

220 kV及以上电压等级的风场主变保护均按双重化配置。主保护配置纵联电流差动保护,其定值按躲过区外短路产生的不平衡电流整定,动作时间为0 s。

接地故障后备保护的配置与主变中性点接地方式有关。当中性点直接接地时,配置两段式零序电流保护,I段定值与送出线零序电流保护I段或II段配合,II段定值与送出线零序电流保护的后备段配合;当中性点经间隙接地时,配置反应间隙放电的零序电流保护和零序过电压保护,零序电流保护定值对间隙击穿时有足够灵敏度,动作时间0.3~0.5s,零序过电压保护定值可整定为180 V,动作时间0.5 s[10]。

相间短路后备保护配置时应将风场看成电源,按主变两侧均有电源的原则来配置。如图5 所示为从实际故障录波数据得到的两次外部故障时风场的短路电流有效值波形。从图5(a)可以看出,送出线以外电网故障时,风场提供的短路电流均达到500 A以上且直到故障切除后才减小,若风场外部故障不能及时切除,可以推测风场提供的短路电流将以500 A以上大小持续下去,图5(b)送出线故障时风场提供的短路电流与上述类似。两个风场主变的容量均为100 MVA,额定电流为260 A,考虑主变过电流保护定值取1.3 倍的额定电流,即为338A,而两次风场外部故障中风场提供短路电流达到500 A以上,保障主变过电流保护可靠启动并在延时之后动作。

两侧有电源的主变相间短路后备保护宜两侧均配置复压闭锁过电流保护,电流定值躲过各侧额定电流,时限躲过两侧出线相间短路保护的最长动作时间。为降低切除低压母线故障的动作时间,可在主变低压侧增配一段方向指向低压母线的过电流保护,定值与集电线电流保护配合并对低压母线故障有足够灵敏度。

高压侧母线保护的配置与整定应符合规程[10,11]要求。考虑快速切除母线故障以防止风机大规模脱网,主变低压侧汇集母线配置一套母差保护,并按规程[12]进行整定。

4.2 送出线保护的配置与整定

从图5 可知,当送出线及电网发生故障时,风场能够持续提供较大的短路电流。送出线的保护配置应按线路两侧均有电源考虑,并在两侧均配置完善的保护。但现有保护原理尚不能满足送出线风场侧保护的需求,需要研究风场侧保护新原理、多端纵联保护等。

5 结论

本文给出了风电场提供故障电流最大值的简化计算公式,提出了兼顾风机安全与系统可靠性的风场及送出线保护配置与整定原则。并以吉林某风场为例,尝试给出了风机、箱变、集电线、母线、主变在内的风场及其送出线保护的配置原则,即为实现对电网的支撑,提出了风机涉网保护在保证自身安全的前提下,应与系统的运行规定相协调。集电线路应配置两段式过电流保护,电流速断保护定值按对集电线路末端两相短路故障有灵敏度整定,动作时间0s;过电流保护定值按末个箱变低压侧故障有灵敏度整定,动作时间在考虑与熔断器最长熔断时间配合的前提下应尽可能小。现场依据实际负荷电流和反向短路电流的情况,若大于电流保护定值,可分别考虑配置电压闭锁元件和方向元件。考虑风电的电源特性,提出主变相间短路后备保护配置和送出线保护配置均应按两侧有电源考虑。

摘要：现有风场及其送出线保护多从保障风机或各元件自身安全角度进行简单配置整定,可能存在保护范围不明确,选择性和灵敏性未进行系统校验等问题。结合风电故障特征,给出了风电场提供故障电流最大值的简化计算公式,提出了兼顾风机安全与系统可靠性的风场及送出线保护配置与整定原则。并以吉林某风场为例,尝试给出了风机、箱变、集电线、母线、主变在内的风场及其送出线保护的配置原则,定量化校验了集电线路电流保护配置与整定的合理性。

送出线路保护 篇6

同期操作是一项非常重要的操作, 若误操作会造成非同步并列, 给电力系统带来及其严重的后果:可能产生巨大的冲击电流;引起电力系统电压严重下降;可能使电力系统发生振荡以至于瓦解。而巨大的冲击电流将产生强大的电动力, 可能对电气设备造成严重的损坏。

而当一个发电厂启动备用电源与送出线路分属不同电网时, 同期并列运行方式尤其重要。厂用电工作电源、备用电源的同期切换必须在解列的条件下进行, 防止不同电网间的并列运行。

1 厂内同期运行方式

某大型坑口发电厂一期工程安装6*350MW汽轮发电机组, 每台机组配备一台550±2×2.5%/21KV升压变压器经500KV升压站输出线路给华东电网供电;同时配备一台21±2×2.5%/6.3/6.3KV与一台21±2×2.5%/38.5/6.3KV高压厂用变压器给厂用系统及公用系统供电。而启动备用电源引至华北电网经220±2×2.5%/38.5/6.3KV高压启动备用变压器给发电机启动时提供启用备用电源。具体电气接线图如图一所示:

⑴当#1发电机组经500KV升压站5011开关并网运行于华东网时, 厂内35KVⅠ段经工作电源开关00BDA03、6KV厂用Ⅰ段经工作电源开关10BBA01、6KV厂用Ⅱ段经工作电源开关10BBB01、6KV公用Ⅰ段经工作电源开关01BCA01随机组运行于华东网;接于华北网的#1启备变通过厂内35KVⅠ段备用电源开关00BDA01、6KV厂用Ⅰ段备用电源开关10BBA03、6KV厂用Ⅱ段备用电源开关10BBB03、6KV公用Ⅰ段备用电源开关01BCA20作为其备用电源。

⑵当#1发电机组停机时, 必须先通过500KV升压站断开5011开关将发电机组与华东网解列, 即发动机组自带厂用电后再进行厂内35KVⅠ段备用电源开关00BDA01与工作电源开关00BDA03、6KV厂用Ⅰ段备用电源开关10BBA03与工作电源开关10BBA01、6KV厂用Ⅱ段备用电源开关10BBB03与工作电源开关10BBB01、6KV公用Ⅰ段备用电源开关01BCA20与工作电源开关01BCA01同期切换;切换后汽轮机打闸, 发电机停运;此时厂内35KVⅠ段、6KV厂用Ⅰ段、6KV厂用Ⅱ段、6KV公用Ⅰ段经备用电源开关运行于华北网。

⑶当#1发电机组启机并网时, 当发电机达到额定转速起励正常后必须先将厂内35KVⅠ段、6KV厂用Ⅰ段、6KV厂用Ⅱ段、6KV公用Ⅰ段由华北网备用电源到#1、#2高厂变工作电源的同期切换后, 即厂用电与华北网解列后再进行机组与华东网的同期并网操作。

2 存在危险

由运行方式分析可知在厂内公用系统存在多点非同期点, 在这些非同期点严禁并列运行。当如图二运行方式时:

备注:图中实心开关表示合闸状态, 空心开关表示分闸状态。

当#1机组运行、#2机组停运时, 此时厂内35KVⅠ段由#1机组#2高厂变带, 属于华东网, 厂内35KVⅡ段由#2启备变带, 属于华北网;6KV公用Ⅰ段由#1机组#2高厂变带, 属于华东网, 6KV公用Ⅱ段由#2启备变带, 属于华北网。

在此种运行方式下, 图二中云线框住的开关严禁合闸, 即厂内35KVⅠ、Ⅱ段, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段, 380V公用化学水处理Ⅰ、Ⅱ段严禁并列运行。如果云线框住的开关误合闸将造成华北网与华东网的并列运行, 由于不同电网间运行参数存在差异, 不同电网的并列运行会造成电力系统振荡, 造成电力系统重特大事故。

3 预防措施

3.1 开关逻辑闭锁

3.1.1 380V公用系统

在厂内380V公用系统输煤、煤场、空压机、除灰、化学、污水、网控、综合泵房PCⅠ、Ⅱ段母联开关合、跳闸回路设置闭锁。具体电气接线图如图三所示:

从图三中看出在Ⅰ、Ⅱ段母联开关合闸回路并联接入Ⅰ、Ⅱ段进线开关在分闸位辅助闭接点, 即只有在Ⅰ、Ⅱ段进线开关至少有一个在分闸位才允许Ⅰ、Ⅱ段母联开关合闸;在跳闸回路串联接入Ⅰ、Ⅱ段进线开关在分闸位辅助开接点, 当Ⅰ、Ⅱ段进线开关全部在合闸位时, Ⅰ、Ⅱ段母联开关合闸回路不通, 跳闸回路接通。确保Ⅰ、Ⅱ段进线开关和母联开关不同时在合闸位, 防止图二中华东网与华北网非同期并列运行情况的发生。

3.1.2 35KV/6KV系统

厂内35KV、6KV厂用以及6KV公用系统因为需要在单元集控室进行同期操作, 所以不能在电气控制回路设置进行相关电气闭锁。在厂内35KV、6KV厂用以及6KV公用系统工作电源开关和备用电源开关同期操作加入了主变高压侧500KV开关位置条件, 只有在主变高压侧500KV开关在分闸位置, 即发电机组与华东网解列情况下才允许进行厂内35KV、6KV厂用以及6KV公用系统工作电源开关和备用电源开关的同期操作。

3.2 制定相关运行操作规程

为防止厂内35KVⅠ、Ⅱ段, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段及380V公用Ⅰ、Ⅱ段母联开关的非同期合闸造成不同电网的非同期并网制定了相关的运行操作规程。

3.2.1 厂内35KV系统

由于厂内35KV系统是给水源地供电, 可短时停电。所以在机组事故停机厂用电切换时将35KV工作电源开关 (00BDA03) 到备用电源开关 (00BDA01) 的快切退出运行, 当事故停机时, 35KV段工作电源开关 (00BDA03) 跳闸母线失电后, 由运行操作人员现场将工作电源开关 (00BDA03) 拉至隔离位后再远方操作合上备用电源开关 (00BDA01) , 恢复35KV段供电。

当#1、#2机组并网运行时, 厂内35KVⅠ、Ⅱ段运行于华东网, 35KVⅠ、Ⅱ段母联开关00BDA05处于冷备用状态, 即断路器在隔离位, 断开其控制电源。当#1、#2机组停运时, 厂内35KVⅠ、Ⅱ段运行于华北网, 此时#1启备变需停电检修时, 35KVⅠ、Ⅱ段母联开关可合闸由#2启备变串带厂内35KVⅠ、Ⅱ段。

3.2.2 6KV公用系统

当#1、#2机组至少有一台机组运行时, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段母联开关01BCA03为非同期点, 严禁并列运行。为防止在01BCA03开关处发生非同期并列, 对01BCA03开关的操作作如下规定:

⑴正常运行中, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段分别由#1机#2高厂变、#2机#2高厂变带, 两段母线分段运行, 母联开关01BCA03拉出开关柜, 开关柜门上挂“非同期点, 严禁并列”标示牌;正常运行中, 严禁使用01BCA03开关将6KV公用Ⅰ、Ⅱ段进行并列。

⑵当#1、#2机组一台运行, 一台停运时, 6KV公用段一段由#1 (#2) 启备变带, 一段由#2 (#1) 机组#2高厂变带, 严禁使用01BCA03开关将一单元6KV公用Ⅰ、Ⅱ段进行并列。

⑶#1、#2机组均停运, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段分别由#1、#2启备变通过6KV启动备用Ⅰ、Ⅱ段带, 若#1 (#2) 启备变需检修时, 可通过6KV启动备用Ⅱ (Ⅰ) 段串带Ⅰ、Ⅱ段, 进行运行方式倒换, 6KV公用Ⅰ、Ⅱ段可短时并列运行。

01BCA03开关的使用, 需由当值值长下令, 电气运行专工同意后方可操作。

3.2.3 公用380V系统

公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段母联开关平常处于冷备用状态, 即开关在隔离位, 控制保险在断开位。

当#1变压器需要检修时, 先将公用380V系统Ⅰ段母线所带的负荷依次停运后断开公用380V系统Ⅰ段进线电源开关拉至试验位, 再将#1变压器高压侧开关断开, 最后合上公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段母联开关用#2变压器串带公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段母线。当#1变压器恢复送电时, 先断开Ⅰ、Ⅱ段母联开关, 再合上Ⅰ段进线电源开关恢复公用380V系统Ⅰ、Ⅱ段分段运行。

4 结束语

当一个发电厂启动备用电源和送出系统不属于同一电网时, 在电厂电气运行方式中存在多点非同期点, 这些非同期点的运行方式非常重要, 必须制定非常全面安全的操作规程, 防止不同电网间的非同期运行的发生, 造成电力系统振荡瓦解。

参考文献

[1]何永华.发电厂及变电站的二次回路.中国电力出版社.

[2]山西省电力工业局编.电气设备运行.中国电力出版社.