內(nèi)蒙古龍源蒙東新能源有限公司 張 銳

電力系統(tǒng)在運行中可能會發(fā)生各種故障和不正常的運行狀態(tài)，并網(wǎng)風電場最常見故障是各種短路故障，當發(fā)生短路故障時短路電流的熱效應(yīng)和機械效應(yīng)可能直接導致設(shè)備損壞，更嚴重的后果會破壞系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性引起系統(tǒng)振蕩，甚至造成系統(tǒng)瓦解，因此就需保護裝置能準確可靠快速地切除故障點。風電場涉及到保護配置和整定計算的電氣設(shè)備主要包括主變壓器、母線、無功補償裝置、輸電線路、站用變、接地變、箱變和風電機組。

1 風電場繼電保護配置

大型風電場繼電保護配置圖1。

圖1 大型風電場繼電保護配置圖

風電機組網(wǎng)側(cè)斷路器是風電機組的主保護，配置如下：長延時保護。長延時保護動作電流需大于風電機組的額定電流，動作時間應(yīng)躲過允許短時過負荷的持續(xù)時間；短延時保護。短延時保護動作電流值應(yīng)大于風電機組低穿故障穩(wěn)態(tài)電流，短延時動作時間應(yīng)比后一級保護的動作時間長一個時間級差[1]；瞬時速斷保護。瞬時速斷保護動作電流值應(yīng)躲過尖峰電流。實測數(shù)據(jù)表明，雙饋風機正常低穿動作情況下，流經(jīng)斷路器的短時故障電流不大于4倍額定電流左右；接地保護。主要考慮在出現(xiàn)最大不平衡電流時可靠不動作，但是發(fā)生接地故障時要可靠動作。

箱變低壓側(cè)斷路器應(yīng)配置長延時保護、短延時保護、瞬時速斷保護及接地保護。保護范圍是從風機側(cè)斷路器到箱變低壓側(cè)線路，同時也兼具風機側(cè)斷路器后備保護功能；線路保護配置：匯集線路應(yīng)在母線側(cè)配置一套線路保護，保護配置過流I 段、過流II 段、過流III 段、過負荷、零序I 段、零序II段。對于相間短路，應(yīng)配置階段式過電流保護（過流I 段、過流II 段、過流III 段）；中性點經(jīng)低電阻接地系統(tǒng)，配置反應(yīng)單相接地短路的兩段式零序電流保護（零序I 段、零序II 段）。

母線保護配置。母線是電能集中和分配的重要電氣設(shè)備，母線上電壓互感器、電流互感器、隔離開關(guān)、斷路器、避雷器等設(shè)備故障均需母線保護裝置切除。母線保護應(yīng)具有差動保護、分段充電過電流保護、分段死區(qū)保護、TA 斷線判別、抗TA 飽和、TV 斷線判別和復壓閉鎖等功能。

電容器保護配置。電容器應(yīng)配置電流速斷和過流保護，作為電容器組和斷路器之間連接線相間短路保護：過電壓保護和低電壓保護。線電壓過高或過低時，電壓元件帶時限的保護動作于跳閘；零序電流保護。對于低電阻接地系統(tǒng)中，作為接地故障主保護和后備保護；配置中性點不平衡電流、開口三角電壓、橋式差電流或相電壓差動等不平衡保護，作為電容器內(nèi)部故障保護。

主變壓器保護配置。220kV 及以上電壓等級變壓器按雙重化原則配置主、后備一體的電氣量保護，同時配置一套非電量保護。110kV 電壓等級變壓器配置主、后備一體的雙套電氣量保護或主、后備獨立的單套電氣量保護，同時配置一套非電量保護；電氣量保護：差動保護、過流保護、零序保護、過負荷保護；非電量保護：重瓦斯、輕瓦斯保護，油溫保護，壓力釋放保護，壓力突變保護。

站用變保護配置。對于風電場而言，站用變?nèi)萘恳话愣夹∮?0MVA，應(yīng)配置電流速斷保護和過流保護。針對低電阻接地系統(tǒng)，高壓側(cè)還應(yīng)配置兩段式零序電流保護作為接地故障主保護和后備保護；接地變保護配置。接地變應(yīng)配置電流速斷保護、過電流保護作為內(nèi)部相間故障的主保護和后備保護。配置兩段式零序電流保護作為接地變壓器單相接地故障的主保護和系統(tǒng)各元件單相接地故障的總后備保護。

2 風電場繼電保護定值整定計算

2.1 風機網(wǎng)側(cè)、箱變低壓側(cè)斷路器整定計算

風機額定電流為In 時，風機網(wǎng)側(cè)斷路器定值與時間分別為：長延時保護1.2In/10～30s；短延時保護2.0～3.0In/0.1～0.3s；瞬時速斷保護4.0～5.0In/0s；接地保護0.4～0.8In/0.4～0.8s。箱變低壓側(cè)斷路器定值為分別為：長延時保護1.2In/10～30s，比風機網(wǎng)側(cè)斷路器延時1.0～2.0s；短延時保護2.0～3.0In/0.1～0.3s，比風機網(wǎng)側(cè)斷路器延時0.1～0.2s；瞬時速斷保護4.0～5.0In/0s；接地保護0.4～0.8In/0.4～0.8s，比風機網(wǎng)側(cè)斷路器延時0.1～0.2s。

2.2 匯集線路保護定值整定計算

過流I 段：整定時間0s，按躲過本線路箱變低壓側(cè)最大三相短路電流整定：IDZ＞Krel×+Imax(Krel=1.3)，按保證線路末端相間短路有足夠靈敏度整定，靈敏系數(shù)取1.5。按躲過勵磁涌流整定，線路接入箱變臺數(shù)乘以7～10倍的額定電流；過流II 段：整定時間0.3s。按可靠躲開最大負荷電流整定，可靠系數(shù)取1.2，返回系數(shù)取0.95；過流III 段：整定時間0.6s。保證線路最遠箱變低壓側(cè)相間短路有足夠靈敏度整定，靈敏系數(shù)取1.5。

過負荷：整定時間6s。按可靠躲開最大負荷電流整定，可靠系數(shù)取1.05，返回系數(shù)取0.95；零序I段：整定時間0s。線路末端單相接地故障由足夠靈敏度整定IDZ=(3I0接地變+3I0線路)/Ksen(Ksen=2)；零序II段：整定時間0.3s。按可靠躲開本線路電容電流整定IDZ＞Krel×Ic(Krel=1.5)。

2.3 母線保護定值整定計算

母線選擇元件定值：按躲過主變低壓側(cè)二次回路斷線時由負荷電流引起的差電流整定IHcd＞1.1×Ikmax（Ikmax為母線上任一元件最大負荷電流）；TA 斷線電流定值：按躲過最大不平衡電流，一般整定為CT 額定電流的0.05～0.1倍；TA 異常電流定值：按躲過正常運行實測最大不平衡電流，一般整定為CT 額定電流的0.02～0.1倍。

2.4 電容器保護定值整定計算

過流I 段：整定時間0s。按電容器端部引線故障有靈敏度整定，一般取3～5倍額定電流IDZ＜Ikim/Ksen,IDZ=n×IN（Ksen≥2,n=3～5）；過流II 段：整定時間0.3s。按可靠躲電容器額定電流整定，一般取1.5～2倍額定電流；過電壓保護：按照1.3倍電容器額定電壓整定，整定時間30s；低電壓保護：按照電容器所接母線失壓后可靠動作整定，一般取0.2～0.5倍額定電壓，整定時間0.6s；防止TV 斷線保護誤動：經(jīng)電流閉鎖，按0.5～0.8倍額定電流整定，整定時間0.6s。

零序I 段：整定時間0.2s。按電容器端部引線單相接地故障有靈敏度整定IDZ=(3I0接地變+3I0線路)/Ksen(Ksen≥2)零序II 段：整定時間0.3s。按照可靠躲正常運行時出現(xiàn)的零序電流整定IDZ=(3I0接地變+3I0線路)/Ksen(Ksen=4)。

2.5 主變壓器保護定值整定計算

差動啟動電流Iop.min=（0.3～0.6）Ie,一般工程宜采用不小于0.3Ie 的整定值。差動速斷定值：按躲過變壓器可能產(chǎn)生的最大勵磁涌流或外部短路最大不平衡電流整定，Iop=K×Ie，Ie 為變壓器的額定電流、K 為正值系數(shù)，推薦值如下：6300kVA 及以下7～12，6300～31500kVA4.5～7，40000～120000kVA3～6，120000kVA 及以上2～5；復壓閉鎖相間低電壓Uop=（0.6～0.7）Un，復壓閉鎖負序相電壓Uop.2=（0.06～0.08）Un。

低后備：復壓閉鎖過流I 段。整定時間與低壓側(cè)出線過流I 段配合，按變壓器低壓側(cè)匯集線路末端相間故障有足夠靈敏度整定，靈敏系數(shù)取1.5，IDZ＜Ikim/Ksen，按可靠躲過負荷電流整定IDZ＞Irel/Kre×IN（Krel=1.2;Kre=0.95）；復壓閉鎖過流II 段：整定時間與低壓側(cè)出線過流II 段配合。按變壓器低壓側(cè)各35kV 集電線路末端相間故障有較高靈敏度整定，靈敏系數(shù)取2。按可靠躲過負荷電流整定，可靠系數(shù)取1.2，返回系數(shù)取0.95。

高后備：復壓閉鎖過流I 段。整定時間與低壓側(cè)復壓過流時間配合，按低壓側(cè)母線故障有靈敏度整定，靈敏系數(shù)取1.5。按可靠躲過負荷電流整定，可靠系數(shù)取1.3，返回系數(shù)取0.95。按與主變低壓側(cè)過流保護定值配合整定，大于1.1倍的低壓側(cè)過流I 段定值；過負荷報警：整定時間與變壓器允許的過負荷時間相配合，IDZ=Krel/Kre×IN（Krel=1.05;Kre=0.85～0.95）；零序保護：零序保護整定值根據(jù)調(diào)度下發(fā)定值設(shè)置。

2.6 站用變保護定值整定計算

過流I 段：整定時間0；按高壓側(cè)引線故障有靈敏度整定，靈敏系數(shù)取2；按躲過站用變低壓側(cè)母線最大三相短路電流整定，可靠系數(shù)取1.2，返回系數(shù)取0.95；按躲過勵磁涌流整定，大于7～10倍的額定電流；過流II 段：整定時間0.3s。按站用變低壓側(cè)故障有靈敏度并可靠躲負荷電流整定IDZ＜Ikim/Ksen，IDZ＞Krel/Kre×IN（Ksen=1.5;Krel=1.2;Kre=0.95）；零序I 段：整定時間0s。按對站用變高壓側(cè)單相接地故障有靈敏度整定IDZ=(3I0接地變+3I0線路/ Ksen（Ksen≥2）；零序II 段：整定時間0.3s。按可靠躲開正常零序電流整定IDZ=(3I0接地變+3I0線路/ Ksen（Ksen=4）。

2.7 接地變保護定值整定計算

過流I 段：整定時間0s。按保證接地變電源側(cè)在小方式下相間短路時有足夠靈敏度整定，靈敏系數(shù)取2。按躲過勵磁涌流整定，大于7～10倍的額定電流；過流II 段：整定時間0.3s。按可靠躲額定電流整定，可靠系數(shù)取1.2，返回系數(shù)取0.95；零序I段：整定時間0.6s。按單相接地故障有靈敏度整定IDZ=3I0線路/ Ksen（Ksen=2）；零序II 段：整定時間0.9s。按可靠躲過線路的電容電流整定IDZ=Krel× 3I0線路(Krel=1.5)。

綜上，對并網(wǎng)風電場電氣設(shè)備繼電保護配置及定值整定計算分析的目的，就是要保證裝置整定滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求，當出現(xiàn)故障時能夠準確、可靠、快速地切除故障，保證風電場電氣設(shè)備安全穩(wěn)定運行。