1000kV南陽變電站110 kV側(cè)的繼電保護(hù)配置

張健毅，劉濤，高文彪，裴東良，李春陽

(1.武漢大學(xué)電氣工程學(xué)院，武漢市 430072;2.國家電網(wǎng)公司運(yùn)行分公司晉東南管理處，山西省長治市 046000)

0 引言

超高壓變電站主變低壓側(cè)保護(hù)原理和配置相對簡單，經(jīng)驗比較成熟。特高壓變電站低壓側(cè)具有電壓等級高、設(shè)備容量大和結(jié)構(gòu)特殊等特點，因此對繼電保護(hù)的性能和可靠性要求更高，應(yīng)采取更有針對性的措施和方案提高其動作速度、靈敏度、選擇性和可靠性。1000kV特高壓南陽變電站(下稱南陽站)110 kV側(cè)的繼電保護(hù)配置基本滿足了以上要求，其中110 kV電容器組單星型雙橋差保護(hù)方案和設(shè)備跳閘、失靈方案為國內(nèi)外首次應(yīng)用［1-2］。

本文將分析1000kV特高壓南陽站解決上述問題的方案和經(jīng)驗，并對目前方案存在的問題提出改進(jìn)措施。

1 低壓并聯(lián)電容器組保護(hù)方案

500kV變電站主變低壓側(cè)采用35 kV或66 kV電壓等級［4-5］，單組電容器容量為25～45 Mvar;750 kV變電站主變低壓側(cè)采用66 kV電壓等級，單組電容器容量為50～100 Mvar;并聯(lián)電容器組接線方式有雙星形(中性點不平衡電流保護(hù))、單星形(橋差保護(hù))和多單星形(相電壓差動保護(hù))。

隨著變電站電壓等級的提高，1000kV南陽站主變低壓側(cè)采用110 kV電壓等級，單組電容器容量為210 Mvar。目前超高壓變電站設(shè)計、運(yùn)行經(jīng)驗成熟的雙星型接線不能滿足1000kV變電站的要求［1-3］，原因如下:

(1)安裝工作量大，三相電容值調(diào)配平衡較復(fù)雜;

(2)并聯(lián)電容器組投入時產(chǎn)生的高頻大幅值合閘涌流更為顯著，中性點產(chǎn)生瞬時過電壓和過電流，損傷中性點電流互感器(current transformer，CT);

(3)電容器組一橋臂短路，中性點CT承受更大的短路電流，動穩(wěn)定性很難滿足要求。因此，特高壓變電站低壓并聯(lián)電容器組需采用單星型接線。

由于單星型接線電容器組的串聯(lián)臺數(shù)更多，南陽站若采用單橋差保護(hù)，在保持元件允許過電壓倍數(shù)不變的條件下，兩段式不平衡定值的可靠性過低，甚至不能避開初始不平衡校驗，造成正常運(yùn)行期間不平衡保護(hù)頻繁誤動。提高該不平衡定值的有效辦法就是將單橋接線改為雙橋接線，即通過減少單橋臂電容器串聯(lián)數(shù)目來提高不平衡定值，保證了靈敏度的同時也提高了不平衡保護(hù)的抗干擾能力(約為單橋差方案的2倍)。對于南陽站的低壓并聯(lián)電容器組，內(nèi)熔絲損壞4個即發(fā)告警，內(nèi)熔絲損壞6個即可跳閘。電容器組接線方式如圖1所示。

圖1 電容器組單星形雙橋差接線方案Fig.1 Single star-double H connection scheme for capacitor bank

并聯(lián)電容器組電流速斷保護(hù)按照系統(tǒng)最小運(yùn)行方式下電容器端部發(fā)生兩相短路時具有足夠的靈敏度來整定，并能可靠避開電容器組的合閘涌流。由于南陽站低壓并聯(lián)電容器組采用單星型接線，實際運(yùn)行經(jīng)驗表明，電容器組投入時的勵磁涌流不超過1.8倍額定電流。過流保護(hù)按照1.5倍額定電流整定，需可靠避開電容器組的合閘涌流時間。

2 低壓并聯(lián)電抗器保護(hù)

南陽站110 kV并聯(lián)電抗器采用干式空心電抗器，三相品字形布置，單星形接線，中性點不接地，與35 kV和66 kV低壓并聯(lián)電抗器的接線方案完全一致［1-2］。保護(hù)的主要配置為電流速斷保護(hù)和過流保護(hù)(帶延時)。

電流速斷定值要避開電抗器投入時的勵磁涌流［5］。南陽站的實際運(yùn)行經(jīng)驗表明，電抗器投入時的勵磁涌流不超過1.5倍額定電流，因此按照規(guī)程5～7倍額定電流整定是合理的，該定值還要保證在系統(tǒng)最小運(yùn)行方式下電抗器端部故障時有足夠的靈敏度。

過流保護(hù)按照電抗器的額定電流整定，一般取1.5～2倍的可靠系數(shù)，需可靠避開電抗器投入時的勵磁涌流時間［5］。規(guī)程對低壓并聯(lián)電抗器過流II段定值靈敏度校核的原則無明確要求，實際中一般按系統(tǒng)最小運(yùn)行方式下電抗器進(jìn)線端(110 kV母線)兩相金屬性短路進(jìn)行校核，靈敏度不小于1.5。

3 110 kV新型負(fù)荷開關(guān)的應(yīng)用及無功設(shè)備支路跳閘方案

3.1 110 kV新型負(fù)荷開關(guān)的應(yīng)用

3.1.1 出口斷路器與負(fù)荷開關(guān)

出口斷路器 (generator circuit-breaker，GCB)能夠在設(shè)備異?；蚬收蠒r開斷故障電流，其滅弧能力強(qiáng)、機(jī)構(gòu)的開斷速度快，但其電壽命短，不適用于頻繁投切正常運(yùn)行的電容器組或電抗器組［6］。

負(fù)荷開關(guān)(load break switch，LBS)根據(jù)電容器、電抗器回路的特點制定，對其滅弧能力要求不高，電壽命是其最重要的考核項目。專用負(fù)荷開關(guān)不能用于開斷較大的故障電流，主要用于投切頻繁的電容器組或電抗器組［7-8］。

3.1.2 110 kV斷路器與專用負(fù)荷開關(guān)配置方案

由于GCB和LBS的區(qū)別及各自的特性，加之南陽站低壓無功補(bǔ)償設(shè)備的高電壓等級和大容量要求，1000kV主變低壓側(cè)110 kV母線進(jìn)線主回路設(shè)置主GCB，主要用于開斷主變低壓側(cè)110 kV系統(tǒng)的故障電流;無功設(shè)備支路設(shè)置LBS，主要用于投切電容器組或電抗器組;連接站用變的母線站用變支路也配置GCB。110 kV系統(tǒng)GCB和LBS布置方案如圖2所示。

圖2 110 kV斷路器與專用負(fù)荷開關(guān)配置方案Fig.2 Configuration scheme of 110 kV breakers and special load switch

該方案的優(yōu)點是:為主變進(jìn)線回路設(shè)置主GCB，主GCB具有開斷短路故障電流的能力和投切無功設(shè)備回路2000次的能力。無功回路設(shè)置LBS主要用于投切電容器、電抗器，投切電壽命可達(dá)10000次。無功設(shè)備支路設(shè)置LBS解決了目前無功設(shè)備支路只能投切1000多次就需要更換開關(guān)的問題，提高了無功設(shè)備支路開關(guān)的電壽命，減少了日常維護(hù)和檢修的成本。但此方案也存在如下缺點:無功設(shè)備支路沒有設(shè)置GCB，若無功回路短路需要由110 kV進(jìn)線主GCB來切斷，這樣整個110 kV單母線均有停電的風(fēng)險，因此也造成110 kV設(shè)備繼電保護(hù)跳閘及失靈方案的特殊配置［9-10］。

3.2 保護(hù)跳閘及失靈方案

由于無功設(shè)備支路專用LBS的切斷故障大電流水平為1.6 kA，當(dāng)無功設(shè)備支路發(fā)生故障時可能產(chǎn)生2 種結(jié)果［11］。

若故障電流小于1.6 kA，則只斷開本無功設(shè)備支路的LBS，由無功設(shè)備保護(hù)解除母線電壓閉鎖并啟動母線小電流失靈保護(hù);故障無功設(shè)備支路的LBS失靈，母線小電流失靈保護(hù)經(jīng)母差出口，即切除該母線連接主變的主分支GCB。

若故障電流大于1.6 kA，則不斷開本無功設(shè)備支路的LBS，由無功設(shè)備保護(hù)解除母線電壓閉鎖并經(jīng)母差出口，即斷開連接主變的主分支GCB，同時啟動母線大電流失靈保護(hù);若連接主變的主分支GCB失靈，母線大電流失靈保護(hù)再次經(jīng)母差出口，同時啟動主變失靈保護(hù)斷開主變?nèi)齻?cè)開關(guān)。

4 母線保護(hù)的配置及特殊應(yīng)用

與220 kV和500kV主變低壓側(cè)設(shè)備不同，1000kV主變低壓側(cè)110 kV母線配置有獨立的母差及失靈保護(hù)。為和主變差動保護(hù)范圍配合，主變支路母差CT布置在進(jìn)線GCB的主變側(cè);無功補(bǔ)償設(shè)備及站用變支路CT均布置在母線側(cè)。

4.1 母線差動保護(hù)

由于專用負(fù)荷開關(guān)LBS的應(yīng)用，與普通母線保護(hù)與母線連接的開關(guān)不同，南陽站110 kV母線保護(hù)動作僅斷開連接主變的主分支GCB，不斷開低容和低抗的負(fù)荷開關(guān)LBS。

4.2 母線失靈保護(hù)

由于負(fù)荷開關(guān)LBS的故障電流切斷能力只有1.6 kA，母線失靈保護(hù)據(jù)此配置為2級:小電流失靈保護(hù)和大電流失靈保護(hù)。

小電流失靈為負(fù)荷開關(guān)LBS/站用變開關(guān)GCB失靈，由電容器保護(hù)、電抗器保護(hù)小電流故障跳閘或站用變保護(hù)跳閘，同時解除電壓閉鎖;經(jīng)母差保護(hù)出口，切除該母線連接主變的主分支GCB。

大電流失靈為主分支斷路器GCB失靈，由電容器保護(hù)、電抗器保護(hù)大電流故障跳閘啟動，同時解除電壓閉鎖;動作后果為再次經(jīng)母差出口，斷開連接主變的主分支GCB，同時啟動主變失靈保護(hù)斷開三側(cè)開關(guān)。

母差保護(hù)動作后啟動大電流失靈保護(hù)，同時解除電壓閉鎖，動作后果與主分支斷路器GCB失靈一致。由于母差保護(hù)和失靈保護(hù)均為同一臺保護(hù)裝置完成，裝置無母差失靈開入硬接點，失靈接點由軟邏輯實現(xiàn)，并且不可投退。

4.3 母差保護(hù)的死區(qū)問題

110 kV母線不配置死區(qū)保護(hù)，由于高壓開關(guān)設(shè)備結(jié)構(gòu)的原因，各支路負(fù)荷開關(guān)LBS相鄰的CT只能布置在母線側(cè)，造成母差保護(hù)范圍縮小，在CT與負(fù)荷開關(guān)LBS之間形成死區(qū)。由于電容器保護(hù)、電抗器保護(hù)與母差保護(hù)動作的結(jié)果和時限均一致，都是瞬時斷開總分支斷路器GCB，如果發(fā)生如圖3所示的母差保護(hù)死區(qū)k1點故障時，將由電容器保護(hù)動作切除故障，并且此時的電容器故障大電流保護(hù)具有足夠的靈敏度。

圖3 母線保護(hù)死區(qū)故障Fig.3 Dead zone in bus protection

110 kV站用變支路的死區(qū)k2點故障時，由于站用變保護(hù)僅跳開站變支路斷路器GCB，不能切除故障，此時只能由母線小電流失靈保護(hù)斷開主變側(cè)總分支GCB，故障的切除需要一定的延時(母線失靈保護(hù)時限一般為150 ms)。

5 110 kV站用變差動保護(hù)范圍的優(yōu)化

110 kV站用變過流I段(瞬時段)按照站用變35 kV側(cè)出口短路來整定，不能保護(hù)站用變35 kV側(cè)出口故障;過流II段可以保護(hù)站用變35 kV側(cè)出口故障，但有一定的延時;而且35 kV母線沒有速動主保護(hù)。解決該問題的辦法是擴(kuò)大110 kV站用變差動保護(hù)的范圍，將35 kV母線納入110 kV站用變差動保護(hù)的范圍。

南陽站110 kV站用變差動保護(hù)CT接線改進(jìn)后的接線圖如圖4所示。虛線部分表示改進(jìn)前低壓側(cè)差動CT為35 kV母線進(jìn)線開關(guān)CT，差動范圍不包括35 kV母線。110 kV站用變帶2個35 kV站用變負(fù)荷，因此改進(jìn)后的低壓側(cè)差動CT為35 kV站變饋線CT的合流。

圖4 110 kV站用變差動保護(hù)接線原理Fig.4 Connection principle diagram of 110 kV auxiliary transformer current differential protection

6 結(jié)語

本文介紹了特高壓主變110 kV側(cè)的系統(tǒng)保護(hù)配置方案。110 kV低壓電容器單星型雙橋差動保護(hù)應(yīng)是日后交流特高壓變電站低壓電容器組的首選方案;110 kV低壓電抗器保護(hù)配置方案基本沿用了超高壓變電站成熟的經(jīng)驗，特高壓大容量低壓電抗器的勵磁涌流倍數(shù)對保護(hù)定值的影響值得關(guān)注;無功設(shè)備、站用變保護(hù)跳閘和失靈方案的特殊性和復(fù)雜性問題的產(chǎn)生是由于專用負(fù)荷開關(guān)的應(yīng)用;母線死區(qū)問題、站用變CT配置與110 kV系統(tǒng)主接線方式密切相關(guān)，不同主接線方式下該類問題也有較大的差異。

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