張健毅，劉濤，高文彪，裴東良，李春陽

(1.武漢大學電氣工程學院，武漢市 430072;2.國家電網(wǎng)公司運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、設備容量大和結(jié)構(gòu)特殊等特點，因此對繼電保護的性能和可靠性要求更高，應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方案和設備跳閘、失靈方案為國內(nèi)外首次應用［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措施。

1 低壓并聯(lián)電容器組保護方案

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)、單星形(橋差保護)和多單星形(相電壓差動保護)。

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計、運行經(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，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，造成正常運行期間不平衡保護頻繁誤動。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按照系統(tǒng)最小運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

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］。保護的主要配置為電流速斷保護和過流保護(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)最小運行方式下電抗器端部故障時有足夠的靈敏度。

過流保護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)最小運行方式下電抗器進線端(110 kV母線)兩相金屬性短路進行校核，靈敏度不小于1.5。

3 110 kV新型負荷開關的應用及無功設備支路跳閘方案

3.1 110 kV新型負荷開關的應用

3.1.1 出口斷路器與負荷開關

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

負荷開關(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。專用負荷開關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斷路器與專用負荷開關配置方案

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償設備的高電壓等級和大容量要求，1000kV主變低壓側(cè)110 kV母線進線主回路設置主GCB，主要用于開斷主變低壓側(cè)110 kV系統(tǒng)的故障電流;無功設備支路設置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斷路器與專用負荷開關配置方案Fig.2 Configuration scheme of 110 kV breakers and special load switch

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

3.2 保護跳閘及失靈方案

由于無功設備支路專用LBS的切斷故障大電流水平為1.6 kA，當無功設備支路發(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，則只斷開本無功設備支路的LBS，由無功設備保護解除母線電壓閉鎖并啟動母線小電流失靈保護;故障無功設備支路的LBS失靈，母線小電流失靈保護經(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，則不斷開本無功設備支路的LBS，由無功設備保護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;若連接主變的主分支GCB失靈，母線大電流失靈保護再次經(jīng)母差出口，同時啟動主變失靈保護斷開主變?nèi)齻?cè)開關。

4 母線保護的配置及特殊應用

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

4.1 母線差動保護

由于專用負荷開關LBS的應用，與普通母線保護與母線連接的開關不同，南陽站110 kV母線保護動作僅斷開連接主變的主分支GCB，不斷開低容和低抗的負荷開關LBS。

4.2 母線失靈保護

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

小電流失靈為負荷開關LBS/站用變開關GCB失靈，由電容器保護、電抗器保護小電流故障跳閘或站用變保護跳閘，同時解除電壓閉鎖;經(jīng)母差保護出口，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、電抗器保護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斷開三側(cè)開關。

母差保護動作后啟動大電流失靈保護，同時解除電壓閉鎖，動作后果與主分支斷路器GCB失靈一致。由于母差保護和失靈保護均為同一臺保護裝置完成，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 母差保護的死區(qū)問題

110 kV母線不配置死區(qū)保護，由于高壓開關設備結(jié)構(gòu)的原因，各支路負荷開關LBS相鄰的CT只能布置在母線側(cè)，造成母差保護范圍縮小，在CT與負荷開關LBS之間形成死區(qū)。由于電容器保護、電抗器保護與母差保護動作的結(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所示的母差保護死區(qū)k1點故障時，將由電容器保護動作切除故障，并且此時的電容器故障大電流保護具有足夠的靈敏度。

圖3 母線保護死區(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(母線失靈保護時限一般為150 ms)。

5 110 kV站用變差動保護范圍的優(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，不能保護站用變35 kV側(cè)出口故障;過流II段可以保護站用變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。解決該問題的辦法是擴大110 kV站用變差動保護的范圍，將35 kV母線納入110 kV站用變差動保護的范圍。

南陽站110 kV站用變差動保護CT接線改進后的接線圖如圖4所示。虛線部分表示改進前低壓側(cè)差動CT為35 kV母線進線開關CT，差動范圍不包括35 kV母線。110 kV站用變帶2個35 kV站用變負荷，因此改進后的低壓側(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)保護配置方案。110 kV低壓電容器單星型雙橋差動保護應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)對保護定值的影響值得關注;無功設備、站用變保護跳閘和失靈方案的特殊性和復雜性問題的產(chǎn)生是由于專用負荷開關的應用;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，不同主接線方式下該類問題也有較大的差異。

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