摘要：本文针对某110kV光伏发电站并网线路未安装线路PT\110kV线路无法实现检同期的重合闸方式，分析了光伏发电站继电保护的配置及原理，从重合闸动作时间、保护装置远传功能及运行方式等方面提出了解决方案，避免了双侧电源110kV线路非同期合闸，提高了地区电网供电可靠性，对同类问题具有借鉴意义。

    某110kV光伏发电站试运行期间，因与系统间的部分110kV线路两侧未安装线路PT，而无法实现线路两侧检同期或检无压的重合闸方式。按照要求，双侧电源的线路除采用解列重合闸的单回线路外，均应有一侧检同期重合闸，以防止非同期合闸损坏设备；指出，双侧电源线路，若两侧电动势相位相差较大，则在合闸时会产生很大的冲击电流，影响电气设备寿命，还可能引起系统振荡；对光伏发电站设计提出了明确规定，要求光伏发电站送出线路宜配置重合闸，故障切除后电网侧应实现检无压重合，光伏发电站侧应实现检同期重合。依据上述论述，结合现场实际运行情况，本文就提高地区电网110kV变电站供电可靠性，防范110kV线路非同期合闸，对110kV系统保护配置进行说明，对光伏发电站与系统有关的保护原理及功能进行分析，提出光伏发电站与系统并网时存在的110kV线路非同期合闸解决方案，并对并网方案的优缺点进行分析。

    1 系统运行方式
    光伏发电利用光伏电池的光生伏特效应将太阳辐射能直接转换为电能。光伏电池阵列发出的直流电经过逆变器转化为符合要求的交流电后，直接或通过变压器接入电网。光伏发电站主要一次设备有光伏电池阵列、光伏逆变器、变压器及相关辅助设施等。光伏发电系统构成如图1所示。

某光伏发电站通过110kV送出线路并入地区电网（如图2所示），A变电站、B变电站及C光伏发电站均为110kV变电站，XL1、XL2为双回并列运行线路，XL3为光伏发电站送出线路。XL1与XL2线路两侧均未安装线路PT、XL3线路两侧安装了线路PT，因此光伏发电站与系统并网时XL1与XL2线路两侧重合闸无法实现重合闸检定，不利于电网的可靠供电及安全运行。

    2 继电保护配置
    110kV中性点直接接地电力网的线路，应装设反映相间短路和接地短路的保护；双侧电源线路，可装设阶段式相间和接地距离保护，并辅之用于切除经电阻接地故障的一段零序电流保护，要求光伏发电站专用送出线路应按双侧电源线路配置保护。XL1、XL2线路两侧均配置RCS943A型保护装置，XL3线路两侧配置PSL621UD型保护装置。两种保护装置均配置光纤纵差、相间距离、接地距离及零序电流保护，满足光伏发电站并网要求。XL3的BC侧重合闸投入检同期及母线有压线路无压方式，CB侧重合闸投入检同期方式。
    110kV变压器的保护配置，应满足在变压器绕组匝间短路、内／外部相间短路及接地短路时可靠动作。C光伏发电站110kV变压器配置PCS9671D型及PCS9681 D型保护装置。主保护PCS96 71 D型保护装置配置纵联差动、差速断保护功能；高、低压侧后备保护PCS9681D型保护装置配置复压闭锁过电流保护、方向过电流保护及零序过电流保护功能。变压器两侧后备保护中的方向过电流保护方向均按指向变压器整定，有利于快速切除故障和与系统保护配合；两侧复压闭锁过电流保护作为变压器的总后备保护，在变压器故障时能可靠切除故障。C光伏发电站110kV变压器中性点直接接地，因此高压侧后备保护配置了零序过电流保护，该保护由两段组成，以较短时限动作于缩小故障影响范围，以较长时限动作于断开变压器各侧断路器。为了防止变压器可能出现的中性点不接地运行状态，高压侧后备保护配置了零序过电压保护，以防止变压器绝缘受损。
    按《光伏发电并网逆变器技术规范》要求，光伏逆变器应配置交流输出侧过电压／欠电压保护，在逆变器交流输出超出电网允许电压时，允许逆变器断开向电网供电；光伏逆变器应配置交流输出过频／欠频保护，以满足系统对光伏发电站频率的要求；光伏逆变器应配置短路保护，在逆变器输出侧发生短路时，逆变器最大跳闸时间应小于0. 1s，并且根据《光伏系统并网要求》的规定，当电网侧发生短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的150 0 ors'，因此在短路电流计算中典型系数可取1. 5;光伏逆变器还应配置防孤岛保护和低电压穿越功能。
    光伏发电系统的孤岛效应指与光伏发电系统连接的电网线路因故障、事故或停电检修而失压时，光伏发电系统继续向所带负载供电，从而形成了一个无法掌握的自给供电孤岛E7、81。孤岛效应会对人身、电网及设备造成严重危害，因此光伏发电站必须配置防孤岛保护。

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