翁利國(guó),鄧叢林

(1.蕭山供電公司,浙江 杭州 311215;2.中國(guó)水電顧問集團(tuán)成都勘測(cè)設(shè)計(jì)研究院,四川 成都 610072)

1 問題的提出

官地水電站首臺(tái)機(jī)已于2012年3月投入商業(yè)運(yùn)營(yíng)。電站裝設(shè)4臺(tái)600 MW混流式水輪發(fā)電機(jī)組,發(fā)電機(jī)和主變壓器采用單元接線方式,發(fā)電機(jī)出口設(shè)斷路器;主變壓器高壓側(cè)經(jīng)500 kV高壓電纜接入開關(guān)站GIS設(shè)備;GIS采用3/2接線;2回出線至月城變。

500 kV 3/2接線出線保護(hù)配置通常有2種方案:一種是短引線保護(hù)+線路保護(hù);另一種是T區(qū)保護(hù)+線路保護(hù)。官地水電站500 kV GIS設(shè)備3/2接線出線保護(hù)配置采用第一種方案。

2 GIS組合設(shè)備內(nèi)部故障特點(diǎn)

GIS組合設(shè)備又稱為SF6氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備,自20世紀(jì)60年代開始使用至今已有50多年歷史。由于其體積緊湊,大大節(jié)省了占地面積和空間,并且外觀整潔,不受大氣和環(huán)境污染的影響,故障率較低,因此獲得廣泛應(yīng)用。500 kV的GIS設(shè)備是分相布置的,僅有單相接地故障。

考慮到運(yùn)行維護(hù)和運(yùn)輸?shù)姆奖?GIS設(shè)備按每個(gè)小室來設(shè)計(jì),每個(gè)小室有1個(gè)獨(dú)立的SF6氣體供應(yīng)系統(tǒng)。如果某個(gè)小室出現(xiàn)漏氣,不會(huì)影響整個(gè)系統(tǒng)。當(dāng)小室出現(xiàn)漏氣使絕緣強(qiáng)度降低,500 kV的GIS設(shè)備會(huì)出現(xiàn)單相接地故障。從GIS設(shè)備結(jié)構(gòu)來看,每個(gè)小室的導(dǎo)體對(duì)外的支撐靠端部的盤式絕緣子,如果組裝時(shí)不清潔或SF6氣體含水分較高就會(huì)引起盤式絕緣子閃爍而造成短路。此外,為了使GIS內(nèi)部電場(chǎng)均衡,在每個(gè)小室端部均設(shè)有均壓罩。由于均壓罩對(duì)GIS母管的內(nèi)壁電氣距離較短,如果組裝時(shí)不清潔或SF6氣體壓力較低,就會(huì)引起均壓罩對(duì)GIS母管的內(nèi)壁放電而造成單相接地故障。通常,GIS對(duì)母管的內(nèi)壁放電所允許的時(shí)間(一般稱為燒穿時(shí)間)在最大開關(guān)遮斷電流下為0.5 s[1]。

由此可見,如果GIS設(shè)備內(nèi)部故障多屬永久性單相接地故障。GIS的內(nèi)部短路不僅會(huì)燒壞設(shè)備(如GIS母管內(nèi)壁變薄或燒穿等),還會(huì)使GIS內(nèi)部氣體壓力增加,使GIS的防爆膜爆裂,后果很嚴(yán)重,應(yīng)盡量減少GIS承受故障電流時(shí)間。一般斷路器開斷短路電流的操作壽命只有幾次,重合于永久故障會(huì)額外增加了一次斷路器合、分短路電流操作,減少斷路器使用壽命。因此,GIS設(shè)備內(nèi)部故障時(shí)一般不考慮重合閘。

3 短引線保護(hù)+線路保護(hù)方案

3.1 CT布置及保護(hù)接線

對(duì)于500 kV 3/2接線方式,若采用短引線保護(hù)+線路保護(hù)方案時(shí),CT布置在串內(nèi)(見圖1)。

L1出線兩側(cè)電流互感器CT1和CT2分別接入短引線保護(hù)裝置后,再引出合電流接入線路保護(hù)裝置。出線隔刀合上,線路正常運(yùn)行時(shí),投入線路保護(hù),退出短引線保護(hù);當(dāng)出線隔刀斷開,線路退出運(yùn)行時(shí),退出線路保護(hù),投入短引線保護(hù)。

國(guó)家電網(wǎng)公司發(fā)布的《國(guó)家電網(wǎng)公司輸變電工程通用設(shè)計(jì)500千伏變電站二次系統(tǒng)部分》中第21章GIS典型設(shè)計(jì)方案即為串內(nèi)式CT布置。

圖1 串內(nèi)式布置圖

3.2 性能分析

采用短引線+線路保護(hù)方案的優(yōu)點(diǎn)是,線路內(nèi)部故障時(shí),線路保護(hù)瞬時(shí)動(dòng)作于跳開本側(cè)2斷路器和對(duì)側(cè)斷路器,快速切除故障;缺點(diǎn)是在GIS設(shè)備內(nèi)部K1部位故障時(shí)啟動(dòng)斷路器重合閘,對(duì)GIS設(shè)備造成嚴(yán)重?fù)p壞。

對(duì)于敞開式開關(guān)站,這種方式是合理的,但對(duì)GIS設(shè)備來說,由于內(nèi)部故障不考慮重合,采用這種方式是不合適的。

3.3 故障電流累積持續(xù)時(shí)間

線路保護(hù)CT布置在串內(nèi),GIS設(shè)備T區(qū)內(nèi)發(fā)生永久故障,線路保護(hù)動(dòng)作跳本側(cè)及對(duì)側(cè)斷路器,本側(cè)保護(hù)第一次動(dòng)作切除故障時(shí)間約80 ms(近端故障線路保護(hù)動(dòng)作時(shí)間約20 ms,操作箱及機(jī)構(gòu)繼電器延時(shí)約20 ms,斷路器分閘時(shí)間約40ms);對(duì)側(cè)保護(hù)第一次動(dòng)作切除故障時(shí)間約90 ms(遠(yuǎn)端故障線路保護(hù)動(dòng)作時(shí)間約30 ms,操作箱及機(jī)構(gòu)繼電器延時(shí)約20ms,斷路器分閘時(shí)間約40 ms)?？紤]斷路器重合,則2次故障電流累加持續(xù)時(shí)間最長(zhǎng)約180 ms,將對(duì)GIS設(shè)備造成嚴(yán)重沖擊。

4 T區(qū)保護(hù)+線路保護(hù)方案

4.1 CT布置及保護(hù)接線

對(duì)于500 kV 3/2接線方式,若采用T區(qū)保護(hù)+線路保護(hù)方案時(shí),CT布置在串外(見圖2)。

圖2 串外式布置圖

L1線路保護(hù)采用布置在線路側(cè)的CT4,而母線保護(hù)所用的CT與通常的CT布置一樣布置在每一串的GIS串內(nèi)。由于母線保護(hù)與線路保護(hù)之間的T區(qū)內(nèi)沒有保護(hù)重疊區(qū),所以需要在T區(qū)內(nèi)增加三側(cè)差動(dòng)T區(qū)保護(hù),采用CT1、CT2和CT3電流互感器電流。當(dāng)在GIS設(shè)備T區(qū)內(nèi)發(fā)生故障時(shí),由T區(qū)保護(hù)動(dòng)作跳閘,并閉鎖重合閘,同時(shí)亦遠(yuǎn)方跳閘及閉鎖對(duì)側(cè)重合閘。

當(dāng)出線隔刀合上,線路正常運(yùn)行時(shí),投入T區(qū)保護(hù)和線路保護(hù);當(dāng)出線隔刀斷開,線路退出運(yùn)行時(shí),T區(qū)保護(hù)退出線路側(cè)CT3,采用兩側(cè)差動(dòng),T區(qū)內(nèi)部故障時(shí),跳本側(cè)斷路器及閉鎖重合閘?？紤]到GIS出線隔刀斷開、對(duì)側(cè)充電過來時(shí),如果在出線隔刀和線路保護(hù)用CT4之間的K1點(diǎn)發(fā)生故障,剛好該故障是線路保護(hù)的背后故障,為了快速切除故障,在GIS出線母管CT上需要增加線末保護(hù),當(dāng)該保護(hù)檢測(cè)到該故障后,通過遠(yuǎn)跳斷開對(duì)側(cè)出線的斷路器。線末保護(hù)采用T區(qū)保護(hù)線路側(cè)CT4,設(shè)過電流保護(hù),在出線隔刀斷開時(shí)投入。

廣東大亞灣核電站,500 kV為3/2接線,采用GIS組合設(shè)備,CT放在GIS母管內(nèi),線路保護(hù)用的CT裝在線路上而不在斷路器串上。母線保護(hù)CT則裝在斷路器串上。線路保護(hù)和母線保護(hù)間的GIS T區(qū)則裝有T區(qū)差動(dòng)保護(hù)。該方案是經(jīng)中外有關(guān)單位共同確定的[2]。廣東大亞灣核電站1987年8月7日工程正式開工,1994年2月1日和5月6日2臺(tái)單機(jī)容量為984MW壓水堆核電機(jī)組先后投入商業(yè)運(yùn)行。二灘水電站,6臺(tái)550MW的混流式水輪發(fā)電機(jī)組,1991年9月開工,1998年7月第一臺(tái)機(jī)組發(fā)電,2000年完工。500 kV為GIS組合設(shè)備,2串4/3和2串3/2接線,線路保護(hù)CT串外式布置,出線也采用T區(qū)保護(hù)+線路保護(hù)方案。

4.2 性能分析

采用T區(qū)保護(hù)+線路保護(hù)方案的優(yōu)點(diǎn)是,可以避免把T區(qū)納入線路保護(hù)范圍而啟動(dòng)重合造成對(duì)GIS設(shè)備的二次沖擊,但不利影響是增加了較長(zhǎng)的遠(yuǎn)跳令傳送延時(shí),不能快速跳開線路對(duì)側(cè)斷路器。

以官地水電站為例,根據(jù)國(guó)家電網(wǎng)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/GDW 161—2007《線路保護(hù)及輔助裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)規(guī)范》,遠(yuǎn)跳對(duì)側(cè)斷路器需通過對(duì)側(cè)遠(yuǎn)跳裝置經(jīng)就地判據(jù)出口。根據(jù)計(jì)算,官地水電站從線路T區(qū)保護(hù)動(dòng)作至跳開對(duì)側(cè)斷路器需約132 ms,具體包括:T區(qū)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間約20 ms,操作箱及操作機(jī)構(gòu)繼電器延時(shí)20 ms,對(duì)側(cè)斷路器分閘時(shí)間約40 ms,遠(yuǎn)跳令傳送時(shí)間約52ms【線路保護(hù)裝置開入模塊接到遠(yuǎn)跳令到裝置發(fā)出信息時(shí)間約10 ms,光纖通道延時(shí)小于2 ms,對(duì)側(cè)線路保護(hù)裝置接到遠(yuǎn)跳令到開出至遠(yuǎn)跳裝置時(shí)間約10ms,遠(yuǎn)跳裝置從接到遠(yuǎn)跳令到給出跳閘接點(diǎn)時(shí)間約30 ms(包括一取一延時(shí)整定20 ms和接點(diǎn)輸出延時(shí) 10 ms)】。

5 方案比較

通過上述分析,可以看出,2種方案各有優(yōu)缺點(diǎn),把線路保護(hù)CT置于串內(nèi)布置,采用短引線保護(hù)+線路保護(hù)方案,當(dāng)在GIS設(shè)備T區(qū)內(nèi)故障時(shí),雖能全線速動(dòng),快速切除故障,利于系統(tǒng)穩(wěn)定,但重合閘對(duì)GIS設(shè)備帶來不利影響;把線路保護(hù)CT置于串外布置,采用T區(qū)保護(hù)+線路保護(hù)方案,可以避免把T區(qū)納入線路保護(hù)范圍而啟動(dòng)重合造成對(duì)GIS設(shè)備的二次沖擊,減少GIS設(shè)備承受短路電流的時(shí)間,但不能快速跳開線路對(duì)側(cè)斷路器。

6 官地水電站500 kVGIS設(shè)備3/2接線出線保護(hù)配置

在官地水電站GIS設(shè)備3/2接線出線保護(hù)配置設(shè)計(jì)過程中,也遇到了上述問題,最后按照上級(jí)調(diào)度部門要求,官地水電站線路保護(hù)CT布置在串內(nèi),線路保護(hù)采用光纖差動(dòng)保護(hù)原理,在線路兩端各配置1套光纖差動(dòng)保護(hù)裝置。為了解決500 kV線路退出運(yùn)行后兩側(cè)斷路器間的保護(hù)問題,配置短引線保護(hù),由500 kV線路側(cè)隔離開關(guān)輔助接點(diǎn)投退。上述保護(hù)均為2套配置,光纖差動(dòng)保護(hù)裝置其中一套采用南京南瑞繼保工程技術(shù)有限公司RCS-931GM保護(hù)裝置;另一套采用北京四方繼保自動(dòng)化股份有限公司CSC-103B保護(hù)裝置。短引線保護(hù)采用2套獨(dú)立的國(guó)電南京自動(dòng)化股份有限公司PSL608U保護(hù)裝置。

為了實(shí)現(xiàn)500 kV線路過電壓保護(hù)和遠(yuǎn)方跳閘功能,配置了2套獨(dú)立的過壓及遠(yuǎn)跳保護(hù)裝置,其中一套采用南京南瑞繼保工程技術(shù)有限公司RCS-925G保護(hù)裝置;另一套采用北京四方繼保自動(dòng)化股份有限公司CSC-125A保護(hù)裝置。

7 探 討

對(duì)于上述GIS設(shè)備3/2接線2種出線保護(hù)配置方案,各有優(yōu)缺點(diǎn),最好找到一種方案,在GIS設(shè)備出線T區(qū)內(nèi)故障時(shí),既能快速動(dòng)作切除故障,又不啟動(dòng)本側(cè)斷路器重合閘:

(1)第1種方案:采用某水電站右岸GIS設(shè)備4/3接線出線保護(hù)配置方案,線路保護(hù)CT布置于串內(nèi),但串外仍布置T區(qū)保護(hù)用CT,保留T區(qū)保護(hù)。當(dāng)在GIS設(shè)備T區(qū)內(nèi)部故障時(shí),線路保護(hù)動(dòng)作快速切除故障,同時(shí)T區(qū)保護(hù)也動(dòng)作閉鎖重合閘;當(dāng)在GIS設(shè)備T區(qū)外、線路上故障時(shí),對(duì)于T區(qū)保護(hù)來說,屬于區(qū)外故障,不動(dòng)作,而線路保護(hù)動(dòng)作快速切除故障,并啟動(dòng)重合閘。

這種方案能很好地解決在GIS設(shè)備T區(qū)內(nèi)故障時(shí)既能快速切除故障,又避免重合閘二次沖擊GIS設(shè)備,但這種方案要求T區(qū)保護(hù)和線路保護(hù)在GIS設(shè)備T區(qū)內(nèi)故障時(shí)的動(dòng)作靈敏度一致或接近,否則任何一個(gè)拒動(dòng)都不能同時(shí)解決快速切除故障和閉鎖重合閘的問題。

(2)第2種方案:根據(jù)GB/T 14285—2006《繼電保護(hù)和安全自動(dòng)裝置技術(shù)規(guī)程》中4.10.4條的要求,對(duì)于采用了分相光纖差動(dòng)的線路保護(hù),當(dāng)T區(qū)保護(hù)動(dòng)作遠(yuǎn)跳線路對(duì)側(cè)斷路器時(shí),不經(jīng)對(duì)側(cè)遠(yuǎn)跳保護(hù)裝置而采用直跳方式。按此方案,官地水電站從線路T區(qū)保護(hù)動(dòng)作至跳開對(duì)側(cè)斷路器需約107ms,包括:T區(qū)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間約20 ms,操作箱及操作機(jī)構(gòu)繼電器延時(shí)20 ms,對(duì)側(cè)斷路器分閘時(shí)間約40 ms,遠(yuǎn)跳令傳送時(shí)間約27 ms【線路保護(hù)裝置開入模塊接到遠(yuǎn)跳令到裝置發(fā)出信息時(shí)間約10 ms,光纖通道延時(shí)小于2 ms,對(duì)側(cè)線路保護(hù)裝置接到遠(yuǎn)跳令到開出跳閘接點(diǎn)時(shí)間約15 ms】,減少了遠(yuǎn)跳令傳送時(shí)間,縮短了故障切除時(shí)間。

對(duì)于第1種方案,目前已投運(yùn)2個(gè)月,目前運(yùn)行良好。第2種方案在四川某一水電站中已成功實(shí)施運(yùn)行5 a。更完善的解決方案還需要作進(jìn)一步的研究探討。

[1]韓宏躍,何雪峰,孔偉彬,等.用于GIS串外電流互感器配置的T區(qū)保護(hù)裝置 [J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化,2001,25(5):39,41.

[2]張華貴.廣東核電站500kV系統(tǒng)繼電保護(hù)[J].電力系統(tǒng)保護(hù)與控制,1994(01):50-55.