顧星星，潘林俐

(1. 華電江蘇能源有限公司新能源分公司，南京 210000；2. 重通成飛風(fēng)電設(shè)備江蘇有限公司，南通 226000)

0 引言

隨著電網(wǎng)中光伏電力容量的增加，其對(duì)電網(wǎng)運(yùn)行造成的影響也越來越突出。由于光伏電站具有特殊的接線方式、運(yùn)行方式和運(yùn)行環(huán)境，因此研究光伏電站的保護(hù)配置與整定計(jì)算，對(duì)光伏電站的穩(wěn)定運(yùn)行及故障切除等方面具有重要意義。本文根據(jù)江蘇某110 kV光伏電站中集電線路保護(hù)定值的整定計(jì)算實(shí)例，研究了光伏電站中集電線路保護(hù)配置方案與整定計(jì)算原則。

1 江蘇某光伏電站概述

江蘇某110 kV光伏電站的裝機(jī)容量為73.5 MW，包含98臺(tái)0.75 MW的光伏逆變器，逆變器的出口電壓為315 V。該光伏電站通過6條集電線路匯集到35 kV母線，然后經(jīng)光伏電站主變壓器將電壓升高到110 kV。該光伏電站的一次主接線示意圖如圖1所示。

1.1 系統(tǒng)參數(shù)

該光伏電站的110 kV母線等效阻抗值如表1所示。

表1 110 kV母線等效阻抗表Table 1 Equivalent impedance of 110 kV busbar

選擇100 MVA作為基準(zhǔn)容量，則各電壓等級(jí)下的計(jì)算基準(zhǔn)值如表2所示。其中，Ijs為各電壓等級(jí)短路電流計(jì)算的基準(zhǔn)值；Zjs為各電壓等級(jí)阻抗計(jì)算的基準(zhǔn)值。

表2 光伏電站各電壓等級(jí)下的計(jì)算基準(zhǔn)值表Table 2 Calculating reference value under each voltage grade of PV power station

1.2 主設(shè)備參數(shù)

該光伏電站升壓站共安裝2臺(tái)50 MVA兩卷主變壓器(帶平衡線圈)。1#主變壓器110 kV側(cè)為直接接地方式，35 kV側(cè)為經(jīng)小電阻接地方式；2#主變壓器110 kV側(cè)為經(jīng)放電間隙接地方式，35 kV側(cè)為經(jīng)小電阻接地方式。35 kV系統(tǒng)單母線分段接線形式，線路共計(jì)6回，通過110 kV單母線送至電網(wǎng)。各主設(shè)備的具體規(guī)格參數(shù)如表3～表5所示。

表3 110 kV主變壓器的規(guī)格參數(shù)表Table 3 Specifications and parameters of 110 kV main transformer

要進(jìn)行集電線路保護(hù)定值的整定計(jì)算，必須要掌握各主設(shè)備的等效阻抗、不同短路故障點(diǎn)的短路電流。下文對(duì)此進(jìn)行具體計(jì)算分析。

表4 35 kV箱式變壓器的規(guī)格參數(shù)表Table 4 Specifications and parameters of 35 kV box transformer

表5 35 kV集電線路 A的規(guī)格參數(shù)表Table 5 Specifications and parameters of 35 kV collecting power line

2 主設(shè)備的等效阻抗計(jì)算

2.1 1#/2#110 kV主變壓器的阻抗標(biāo)幺值

選取系統(tǒng)容量SB為100 MVA，計(jì)算1#/2#110 kV主變壓器的阻抗標(biāo)幺值。

式中，U110、U35、U10.5分別為主變壓器110 kV側(cè)、35 kV側(cè)、10 kV側(cè)的短路電壓；分別為主變壓器110 kV側(cè)、35 kV側(cè)、10 kV側(cè)的等效阻抗；SN為各個(gè)設(shè)備的額定容量，取值參照表3～表5。

2.2 35 kV箱式變壓器的阻抗標(biāo)幺值

計(jì)算35 kV箱式變壓器的阻抗標(biāo)幺值。

式中，U1-2為高壓繞組與總低壓繞組間的短路 電 壓；U2′-2′′為分 裂 繞組 間 的短 路電 壓；U2′、U2′′分別為雙繞組變壓器低壓側(cè)分裂繞組的等效電壓；U1為雙繞組變壓器高壓側(cè)的等效電壓；為雙繞組變壓器高壓側(cè)的等效阻抗；均為雙繞組變壓器低壓側(cè)的等效阻抗。

2.3 35 kV集電線路A的阻抗標(biāo)幺值

計(jì)算35 kV集電線路A的阻抗標(biāo)幺值。其中，XR為集電線路A電纜線路每km的電阻值，XR=0.319×1.46=0.466；XL為集電線路A電纜線路每km的電抗值，XL=0.078×1.46=0.114。

式中，為集電線路A的阻抗標(biāo)幺值的電阻部分；為集電線路A的阻抗標(biāo)幺值的電抗部分；Z*為集電線路A的阻抗標(biāo)幺值；Uav為系統(tǒng)平均電壓。

3 短路電流的計(jì)算

計(jì)算系統(tǒng)最小運(yùn)行方式下的短路電流。根據(jù)表2，此時(shí)短路電流計(jì)算的基準(zhǔn)值Ijs取1.560 kA。

1)K1點(diǎn)：35 kV母線最小兩相短路電流為：

式中，Z1∑.K1為K1點(diǎn)的總正序阻抗標(biāo)幺值。

2)K2點(diǎn)：集電線路A最末端35 kV最小兩相短路電流為：

式中，Z1∑.K2為K2點(diǎn)的總正序阻抗標(biāo)幺值。

3)K3點(diǎn)：集電線路A最末端箱式變壓器低壓側(cè)315 V處最小兩相短路電流折算到35 kV側(cè))為：

式中，Z1∑.K3為K3點(diǎn)的總正序阻抗標(biāo)幺值。

4 集電線路A保護(hù)定值的整定計(jì)算

前文已計(jì)算出各主設(shè)備的等效阻抗值，以及不同短路故障點(diǎn)的短路電流值，從而進(jìn)行集電線路A的保護(hù)定值的整定計(jì)算。

4.1 集電線路A過流保護(hù)I段

根據(jù)GB/T 32900-2016《光伏發(fā)電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范》[1]，整定原則1為：按對(duì)本線路最末端相間故障有靈敏度進(jìn)行整定，靈敏系數(shù)Ksen取1.5。

按整定原則1，集電線路A過流保護(hù)Ⅰ段的整定值Iop.1為：

式中，nTA為35 kV集電線路A的CT變比，根據(jù)表5，此處取300/5。

根據(jù)文獻(xiàn)[2]，整定原則2為：按躲過集電線路A最末端箱式變壓器低壓側(cè)故障的三相短路電流最大短路電流)整定，可靠系數(shù)Krel取1.2。

按整定原則2，集電線路A過流保護(hù)Ⅰ段的整定值Iop.1為：

針對(duì)整定原則2的結(jié)果進(jìn)行靈敏度校驗(yàn)：按系統(tǒng)最小運(yùn)行方式下，箱式變壓器內(nèi)部線圈1/2處兩相短路故障進(jìn)行校核。此時(shí)的最小兩相短路電流為：

式中，Z1Σ為箱式變壓器內(nèi)部線圈1/2處兩相短路時(shí)的總正序阻抗標(biāo)幺值。

則Ksen為：

計(jì)算得到的Ksen=1.27，大于1.2，根據(jù)文獻(xiàn)[2]，該值基本符合要求。

文獻(xiàn)[2]指出，按整定原則1整定集電線路A過流保護(hù)Ⅰ段能夠保護(hù)線路全長，靈敏性較好，但選擇性較差，需重點(diǎn)考慮過流保護(hù)Ⅰ段和箱式變壓器保護(hù)之間的配合問題；按整定原則2整定集電線路A過流保護(hù)Ⅰ段，能基本保證集電線路A和箱式變壓器保護(hù)之間的選擇性關(guān)系，但需要考慮集電線路A過流保護(hù)Ⅰ段和箱式變壓器保護(hù)之間的時(shí)間配合關(guān)系，以確保保護(hù)的選擇性。

由于該光伏電站采用油浸式箱式變壓器，其瓦斯保護(hù)因高壓側(cè)開關(guān)需手動(dòng)操作不能電動(dòng)跳閘而失去非電量主保護(hù)功能。因此，另經(jīng)短路電流計(jì)算，當(dāng)35 kV箱式變壓器低壓側(cè)315 V處三相短路時(shí)，故障電流為44.52 kA；考慮非周期分量影響，故障0 s切除瞬間沖擊電流為111.3 kA，0 s切除瞬間的沖擊電流遠(yuǎn)大于光伏專用萬能式空氣斷路器額定短時(shí)耐受電流50 kA，屬于安全隱患。因此，在該光伏電站35 kV集電線路保護(hù)定值的整定計(jì)算過程中，需考慮使其保護(hù)范圍盡可能覆蓋箱式變壓器，因此集電線路A過流保護(hù)Ⅰ段的整定值選擇按整定原則2進(jìn)行整定。

綜上所述，集電線路A過流保護(hù)Ⅰ段整定后的動(dòng)作值取7.58 A，動(dòng)作時(shí)間取0 s，出口方式為跳閘。

4.2 集電線路A過流保護(hù)II段

根據(jù)GB/T 32900-2016《光伏發(fā)電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范》[1]，整定原則為：按躲過集電線路箱式變壓器投運(yùn)過程中最大負(fù)荷電流Iloa.max進(jìn)行整定，Iloa.max= 25.1×9=225.9 A，Krel取 1.15。

按此原則，集電線路A過流保護(hù)Ⅱ段的整定值Iop.2為：

靈敏度校驗(yàn)：按系統(tǒng)最小運(yùn)行方式下，箱式變壓器低壓側(cè)315 V處兩相短路故障進(jìn)行校核。

計(jì)算得到的Ksen=1.23，根據(jù)GB/T 32900-2016《光伏發(fā)電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范》[1]，該值大于1.2，基本符合要求。

綜上所述，集電線路A過流保護(hù)Ⅱ段整定后的動(dòng)作值取4.33 A，動(dòng)作時(shí)間取0.3 s，出口方式為跳閘。

4.3 過負(fù)荷保護(hù)

根據(jù)GB/T 32900-2016《光伏發(fā)電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范》[1]，整定原則為：按躲過集電線路箱式變壓器投運(yùn)過程中最大負(fù)荷電流Iloa.max進(jìn)行整定，Iloa.max取225.9 A，Krel取1。

按此原則，過負(fù)荷保護(hù)的整定值Igfh為：

因此，過負(fù)荷保護(hù)整定后的動(dòng)作值取3.77 A，動(dòng)作時(shí)間取7 s，出口方式為發(fā)信號(hào)告警。

4.4 零序電流I段

根據(jù)GB/T 32900-2016《光伏發(fā)電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范》[1]，整定原則為：按對(duì)本線路末端單相接地故障有靈敏度，以Ksen≥2進(jìn)行整定。

當(dāng)集電線路A末端發(fā)生單相接地時(shí)，零序電流Ⅰ段的整定值為：

式中，為集電線路末端的零序總阻抗(標(biāo)幺值)；為集電線路末端的正序總阻抗(標(biāo)幺值)；R*為中性點(diǎn)接地電阻(標(biāo)幺值)；(3I0)*為零序電流Ⅰ段的整定值(標(biāo)幺值)；3I0為零序電流Ⅰ段的整定值一次值(有名值)；(3I0)op.1為零序電流Ⅰ段的整定值二次值(有名值)；nTA根據(jù)表5，此處取值為100/5。

由于35 kV集電線路A存在雷擊誤動(dòng)隱患，因此零序電流Ⅰ段的動(dòng)作時(shí)間取0.2 s。

綜上所述，零序電流Ⅰ段整定后的動(dòng)作值取2.54 A，動(dòng)作時(shí)間取0.2 s，出口方式為跳閘。

4.5 零序電流II段

根據(jù)GB/T 32900-2016《光伏發(fā)電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范》[1]，整定原則為：按可靠躲過本線路的自身電容電流進(jìn)行整定，Krel取2。

電纜線路的零序電容電流Ic的計(jì)算式為：

式中，Ue為電力線路的額定電壓；L為電力線路的長度；nTA根據(jù)表5，此處取值為100/5。

綜上所述，零序電流Ⅱ段整定后的動(dòng)作值取0.54 A，動(dòng)作時(shí)間取0.5 s，出口方式為跳閘。

4.6 小結(jié)

通過上述整定計(jì)算的方法，對(duì)某光伏電站35 kV集電線路保護(hù)進(jìn)行了整定計(jì)算，該光伏電站35 kV集電線路自投運(yùn)以來，整定計(jì)算合理，繼電保護(hù)裝置未有任何不正確的拒動(dòng)和誤動(dòng)，其作為光伏電站的第一道防線，很好地保障了設(shè)備安全、穩(wěn)定的運(yùn)行。

5 結(jié)論

本文結(jié)合實(shí)例，對(duì)中低壓側(cè)為低電阻接地系統(tǒng)的光伏電站的集電線路保護(hù)定值的整定計(jì)算給出了相應(yīng)的短路電流分析及集電線路保護(hù)定值整定計(jì)算原則。通過對(duì)并網(wǎng)光伏電站的集電線路繼電保護(hù)配置和整定計(jì)算進(jìn)行探究，能夠有效保障光伏電站持續(xù)、安全、穩(wěn)定地運(yùn)行。