110kV并网风电场继电保护重合闸功能配置及整定方案研究

110kV并网风电场继电保护重合闸功能配置及整定方案研究

王进新

（国网朔州供电公司山西朔州036002）

摘要：风力发电接入电网之后会对原有的电网继电保护产生一定影响，包括造成保护灵敏度的变化、部分保护可能失去选择性等，为系统的稳定运行带来了较大的安全隐患。本文针对110kV风力发电场并网特点，对110kV并网风电场系统继电保护自动重合闸功能配置及整定方案进行了研究。

关键词：风电场；并网运行；整定方案；重合闸

1.概述

风电场的继电保护配置及整定是一个综合性的系统工程，需要充分考虑电网接线方式、风电短路故障的特殊性、继电保护和安全自动装置的配合使用等。大规模风电接入会对交流电网的继电保护产生影响，按原有保护配置及整定方案，忽略风电等新能源的影响会对电网产生一系列的问题。大规模风电场接入电网后，系统的相关阻抗网络发生了变化，故障时风电场会提供短路电流，对电网的电流保护产生影响，使保护的灵敏度降低，从而降低了电场运行的稳定度，可能导致开关误跳和风电脱网。

风电场为短路电流受限电源系统，电源输出的短路电流通常很小，且其在电网中所占比例较小，因此可将风电场视为弱馈系统。同时，在设置重合闸策略时，还应考虑系统发生故障时风电场具备的低电压穿越能力可能造成其不会在短时间内脱网，会支撑起一定电压，对重合闸进行干扰。

2.110kV并网线路重合闸功能配置策略

为了提高电网可靠性，110kV并网线路及其相邻上一级110kV线路两侧重合闸均应考虑投入运行，并应制定适用于风电场运行的合理的重合闸策略。

并网线路的重合闸策略应按两侧电源线路考虑，并应结合风电场的弱馈特征及低电压穿越能力等。系统侧投检无压转检同期方式，风电场侧退出重合闸。整定两侧重合闸装置的重合闸时间时，应考虑在线路两侧保护相继动作情况下，故障点仍能有足够的断电去游离时间，以保证瞬时故障能重合成功，时间一般不宜过长。在这样的重合闸策略下，当并网线路发生故障两侧跳闸后，系统侧检无压方式满足条件而重合，线路实现有压，风电场侧由调度运行人员下令合闸。

并网线路的相邻上一级线路两侧重合闸应按如下原则考虑：小电源侧重合闸方式为无检定方式，以较短时限先重合，系统侧重合闸方式为检无压转检同期，以较长时限后重合。两侧重合闸时间均应考虑线路两侧保护相继动作情况下，需等待对侧开关也跳开后，本侧重合闸方可动作。两侧重合闸时间还应配合一个时间级差，确保两侧重合闸有先后顺序。同时，要求小电源侧保护在开关偷跳时不重合，这是为了避免该侧开关偷跳时按照无检定方式直接重合而造成的电站与系统非同期重合现象。在这样的重合闸策略下，当并网线路的上一级线路发生故障两侧保护跳闸后，小电源侧重合闸无检定方式以较短时限先重合；如果此时风电场已脱网，则系统侧重合闸通过检无压方式以较长时限重合，线路重合成功；如果此时风电场未脱网并支撑起足够电压，则系统侧重合闸通过检同期方式以较长时限重合，线路重合成功。

3.110kV并网线路重合闸整定方案

3.1重合闸基本要求

110kV及以下电网均采用三相重合闸方式，重合闸其他条件的选定，应根据电网结构、系统稳定要求、发输电设备的承受能力等因素合理地考虑。单侧电源线路选用一般重合闸方式，双侧电源线路选用一侧检无压、另一侧检同期重合闸方式，带地区电源的主网终端线路，宜选用解列重合闸方式，终端线路发生故障，在地区电源解列后，系统侧检无压重合。电网对自动重合闸的基本要求：是必须在故障点切除之后，才允许重合闸；不允许任意多次重合，即动作次数应符合预先的规定；应能和继电保护配合，在重合闸前或后，应能加速保护动作；双侧电源重合闸应考虑电源同步问题；手动跳闸时不应重合。

单侧电源线路的三相重合闸时间除应大于故障点断电去游离时间，还应大于断路器及操作机构复归原状准备好再次动作的时间，双侧电源线路的重合闸时间除了考虑单侧线路重合闸的因素外，还应考虑线路两侧重合闸装置以不同时间切除故障的可能性。重合闸整定时间应等于线路对侧有足够灵敏系数的延时段保护动作时间，加上故障点足够断电去游离时间和峪度时间，再减去断路器固有合闸时间，其计算过程见公式3.1。

为了提高线路重合闸成功率，可酌情延长重合闸动作时间。之所以要减去断路器的固有合闸时间是因为断路器收到合闸脉冲到断路器主触头闭合的这段断路器的合闸时间是与故障点的去游离同时进行的。如果对端保护动作时间大于本端保护的动作时间，还应在重合闸时间中加上对端对全线故障有足够灵敏度段的动作时间。因为重合闸时间在本端断路器跳开以后就开始计时了，这时短路点可能还没有开始熄弧，而只有对端断路器也跳开以后短路点才开始熄弧和去游离的。单侧电源线路的三相重合闸时间宜大于0.5秒。

3.2重合闸策略

在考虑风电场并网线路及上级线路的重合闸策略时，应充分考虑风电场的短路电流受限特性及弱馈电源特性，同时为了确保主电网的可靠运行，也应将风电场视为小电源，必要时考虑电源同步问题。

并网线路的重合闸方式：风电场侧重合闸退出或投入检同期方式，系统侧重合闸方式为检无压转检同期，在实际运行中，风电场侧重合闸一般考虑退出。原因是目前电网的风电场发电机80%左右为双馈型风力发电机，低电压穿越能力并不太好，在运行实际中，并网线路故障后，风电场风机一般都会脱网，所以如果并网线路按双电源考虑投入检同期方式，由于风电机组已脱网，无法支撑起足够的电压与系统电压进行检同期，重合闸将因无法检到同期电压而动作失败。系统侧重合闸动作时限整定，并网线路配置全线速动的光差保护，因此不考虑对侧保护的延时段保护动作时限，动作时限整定可与单电源线路重合闸时间整定为一致，整定为1秒。

并网线路相邻上一级110kV线路的重合闸方式：小电源侧投入无检定方式，以较短时限先重合，系统侧投入检无压转检同期方式，以较长时限后重合。并网线路上级线路的重合闸策略应考虑到小电源侧线路保护动作要联跳风电场并网线路开关。由于并网线路已被联跳切除，所以小电源侧可以以无检定方式先重合，系统侧以检无压方式后重合，系统侧投入检同期方式的原因是考虑该侧断路器存在偷跳或保护误动作跳开的情况，此时小电源侧并网线路未跳开，而风电机组可能并未脱网，为了防止发生非同期合闸对系统稳定造成破坏，系统侧投入检同期方式。小电源侧重合闸时间整定，线路配置全线速动的光差保护，因此不考虑对侧保护的延时段保护动作时限，动作时限可单电源线路重合闸时间整定为一致，整定为1秒。系统侧重合闸时间整定，按与对侧重合闸时间配合整定，确保对侧先重合，本侧后重合，考虑配合时间，可将系统侧重合闸时间整定为1.5秒。

4结论

当110kV并网线路的相邻上一级线路发生故障时，由于风机性能水平不同，风电场是否脱网具有不确定性，为重合闸带来干扰，为了确保瞬时故障能够成功重合，本文对110kV并网线路的相邻上一级线路重合闸策略进行了特殊考虑，采用了风电场侧无检定先重合、系统侧检无压转检同期后重合的方式。解决了110kV并网线路及其相邻的上一级线路重合闸问题，形成了适用于110kV风电场的继电保护重合闸功能配置及整定方案。

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