宁夏固原供电局李玉勤

20世纪70年代投产的泾源小型水电站，装机总容量为1MW，大机组800kW，小机组200kW。电站上网运行后，保护设置十分落后，系统和电站又因在保护设置上没有配合，非凡是由于同期并网问题未解决，线路故障后，系统和电站不能重合闸，只得双方用电话联系，让系统先送电，电站再手动准同期并网，造成延时送电。为提高供电质量和可靠性，在尽可能节约投资的情况下，固原供电局对电站与系统联络线的继电保护进行了重新配置和整定，以解决投入重合闸后的非同期并网问题。

1目前系统和电站的保护设置

（1）系统：系统结线如图1所示，110kV瓦泾线在瓦亭变侧设相间距离、接地距离、零序电流三段保护，泾源变侧无保护；泾源变主变设瓦斯、差动、复合电压闭锁过流、过负荷保护；35kV泾白线（泾黄线）在泾源变侧设速断、过流保护，白面变侧（黄花变）无保护；10kV各馈线（含小水电联络线）设速断、过流保护（时间0.5s）；110kV、35kV、10kV各线设三相一次重合闸装置(重合闸时间1s)，各线均未设同期并列装置。

（2）电站：各10kV联络线均设速断（其保护范围为本联络线）、过流（时间0.5s）(保护范围为从电站侧看的下一级线路)保护，无自动重合闸装置；发电机、变压器出口断路器设手动准同期并列装置，而发电机和变压器的参数如表1所示。


目前系统故障保护动作情况分析见表2。系统侧投入三相一次重合闸装置(重合闸时间1s)。


分析结果为：35kV、110kV线路发生瞬时相间故障，110kV线路发生单相接地故障时，造成非同期并网。

2系统和电站联络线继电保护的重新配置方案

针对以上分析结果，设想将电站侧出线断路器保护定值重新整定，使速断保护范围延伸至下一级线路全线（从电站侧看），过流（时间0.5s）保护范围延伸至下下一级线路全线（从电站侧看），使电站侧出线断路器保护跳闸时间小于系统侧重合闸时间。这样，35kV、110kV线路瞬时相间故障时，电站侧10kV出线断路器速断动作，可避免非同期并网发生。为此，需对短路电流和保护定值重新计算整定。

110kV线路单相接地故障，由于35kV及以下系统、发电机中性点不接地，电站侧10kV出线断路器不会动作，解决非同期并网的办法只能是在110kV线路靠系统侧断路器装设检同期重合闸装置。

110kV线路再上一级（从系统侧看）发生故障，由于重合闸造成的非同期并网，对发电机的冲击电流倍数，经计算，实际冲击倍数为0.22～0.91，而各发电机答应冲击倍数为2.07～2.86，各发电机完全能承受，不再考虑。

3电站出线断路器继电保护整定

不考虑TA变比，只整定一次电流。根据短路电流计算结果，由于两台发电机的容量相差大，大、小机组的运行方式的短路电流相差7倍左右，且小机组短路电流小于大机组负荷电流，统一按躲过大机组最大短路电流来整定，根本不能满足灵敏度和选择性的要求。经分析短路电流的大小，将运行方式归纳为两种，：第一种为发电机1F、2F同时运行或1F单独运行；第二种为2F单独运行。按此装设两套速断、过流保护，运行人员根据运行方式投退保护（只有容量小的一台发电机2F单独运行时才投入第二套）。保护定值分别作如下整定，如表3所示。


4结束语

(1)经对电站保护重新配置和整定，35kV、110kV线路瞬时相间故障时，电站侧10kV出线断路器速断动作，可避免非同期并网发生。

(2)110kV线路单相接地故障时，为避免非同期并网发生的办法，只能是在110kV线路靠系统侧断路器装设检同期重合闸装置。