唐 俊
(國網(wǎng)安徽省電力公司合肥供電公司,安徽 合肥 238000)
新(擴(kuò))建變電站啟動送電時,必須進(jìn)行設(shè)備沖擊試驗和繼電保護(hù)相量測試。由于很多新(擴(kuò))建變電站在竣工投產(chǎn)時暫無線路送出,無法通過帶外界負(fù)荷的方法進(jìn)行站內(nèi)相量測試,因此可利用站內(nèi)無功設(shè)備的負(fù)荷進(jìn)行相關(guān)保護(hù)相量測試,達(dá)到與帶外界負(fù)荷相量測試一樣的效果,還可一次性完成所有保護(hù)相量測試工作。
某電110 kV終端變電站主接線如圖1所示。
圖1 某變電站簡化接線
其中110 kV 2號主變?yōu)樾略鲈O(shè)備,額定容量為50 MVA,聯(lián)接組別為YNd11,兩側(cè)額定電壓為110 kV和10.5 kV,高壓側(cè)520,500開關(guān)TA變比均為600/5,低壓側(cè)102開關(guān)TA變比為3 150/5。10 kVⅡ段母線出線4回,因暫無負(fù)荷,出線電纜均未接火。本次啟動利用10 kV 2號電容器的無功電流測試主變差動保護(hù)相量,2號電容器組容量為5 004 kvar。2號主變配置微機(jī)型保護(hù)1套,各側(cè)TA全星形接入。
啟動范圍見圖1中虛框內(nèi)部分:2號主變及102開關(guān)、分段100開關(guān)、10 kVⅡ段母線及壓變、10 kVⅡ段母線全部出線開關(guān)、10 kV 2號電容器及130開關(guān)。
新增2號主變及102開關(guān)、分段100開關(guān)、10 kVⅡ段母線及壓變、10 kV 2號電容器及130開關(guān)均處冷備用,其中2號主變高壓側(cè)有載分接頭置額定檔,10 kVⅡ段母線全部出線均未接火,現(xiàn)場無任何地線;待啟動設(shè)備安裝、調(diào)試結(jié)束,工作人員全部撤離現(xiàn)場;一二次、遠(yuǎn)動、計量、通信等驗收合格,均具備運行條件。
2號主變保護(hù)(包括正常運行定值、測相量專用定值)、分段100開關(guān)保護(hù)(對10 kVⅡ段母線沖擊時保護(hù)投入,正常停用)、10 kV 2號電容器130開關(guān)保護(hù)、110 kV線路520及523開關(guān)保護(hù)、故障錄波器等設(shè)備,均按調(diào)度正式定值單調(diào)整完畢,處于正常狀態(tài)。
因10 kV所有出線均未接火,無送出負(fù)荷可供相量測試用。本次啟動方案為:投入10 kV 2號電容器,利用無功設(shè)備的電流供相量測試用,同時因主變高壓側(cè)差動電流為520、500開關(guān)的和電流,為便于分析高、低壓側(cè)差動保護(hù)相量,采用520、500開關(guān)分別帶2號主變負(fù)載進(jìn)行相量測試。
這種啟動方案簡單易行,操作目的明確,便于現(xiàn)場人員對保護(hù)相量結(jié)果的分析判斷。
啟動步驟為:
(1) 拉開500開關(guān);
(2) 合上5023閘刀;
(3) 將520開關(guān)轉(zhuǎn)運行對2號主變沖擊4次,正常后拉開;
(4) 將102開關(guān)及10 k VⅡ段母線、分段100開關(guān)、10 kVⅡ段母線全部出線開關(guān)、2號電容器130開關(guān)由冷備用轉(zhuǎn)運行;
(5) 合上520開關(guān)(沖擊2號主變第5次及10 kVⅡ段母線設(shè)備);
(6) 將分段100開關(guān)、10 kVⅡ段母線全部出線開關(guān)、2號電容器130開關(guān)由運行轉(zhuǎn)冷備用;
(7) 進(jìn)行110 k VⅡ母線壓變與10 k VⅡ段母線壓變之間,以及10 kVⅠ,Ⅱ段母線壓變之間的二次核相(異電源),并確認(rèn)正確;
(8) 將10 kV 2號電容器及130開關(guān)由冷備用轉(zhuǎn)熱備用;
(9) 用130開關(guān)對10 kV 2號電容器沖擊合閘2次,然后拉開;
(10) 用130開關(guān)對10 kV 2號電容器沖擊合閘1次(沖擊2號電容器第3次);
(11) 進(jìn)行2號主變差動保護(hù)相量(520、102開關(guān)之間)測試,并確認(rèn)正確;
(12) 合上500開關(guān);
(13) 拉開520開關(guān);
(14) 進(jìn)行2號主變差動保護(hù)相量(500、102開關(guān)之間)測試,并確認(rèn)正確;
(15) 拉開130開關(guān)(10 kV電容器轉(zhuǎn)熱備用);
(16) 拉開102開關(guān)并轉(zhuǎn)非自動;
(17) 將100開關(guān)轉(zhuǎn)運行;
(18) 許可10 kVⅠ,Ⅱ段母線壓變之間二次核相(同電源),并確認(rèn)正確。
按啟動送電的操作順序來分析相關(guān)保護(hù)相量。
4.1.1 理論值
2號主變的聯(lián)接組別為YNd11,即低壓側(cè)線電壓超前高壓側(cè)線電壓30°,其相量關(guān)系如圖2所示,其中UAH,UBH,UCH分別為110 kV側(cè)三相電壓,Ual,Ubl,Ucl分別為10 kV側(cè)三相電壓。
圖2 2號主變高低壓側(cè)電壓相量圖
利用余弦定理,可計算110 kVⅡ母線壓變與10 kVⅡ段母線壓變之間各相電壓差(見表1)。
表1 2號主變高、低壓側(cè)相間電壓的理論值 V
4.1.2 實測值
用電壓表測量兩側(cè)電壓,其實側(cè)值如表2所示。因?qū)崪y值與理論值基本一致,可判定2號主變繞組聯(lián)接組別及電壓二次回路的正確性。
4.2.1 理論值
在不同電源分別帶10 kV 2段母線時,2段母線同相電壓之間會有一定的壓差,壓差大小取決于系統(tǒng)的運行方式。對本變電站接線來說,壓差應(yīng)在3~4 V。
表2 2號主變高、低壓側(cè)相間電壓的實測值 V
4.2.2 實測值
實測結(jié)果如表3所示。因?qū)崪y值與理論值基本一致,則可判定電壓二次回路的正確性。
表3 10 kVⅠ,Ⅱ母線壓變相間電壓實測值(異電源) V
4.3.1 理論值
已知:10 kV 2號電容器組容量為5 004 kvar,110 kV,10 kV 額 定 電 壓 為 110 kV,10.5 kV,520開關(guān)TA變比為600/5,102開關(guān)TA變比為3 150/5,則低壓側(cè)102開關(guān)二次電流
高壓側(cè)520開關(guān)二次電流
電容器為容性負(fù)荷,其本開關(guān)130二次電流超前電壓90°。由于TA各側(cè)極性都以朝向母線側(cè)為基準(zhǔn)(520開關(guān)TA在母線之前,現(xiàn)場極性朝向線路側(cè),與102開關(guān)極性統(tǒng)一為背向變壓器),則102開關(guān)電流為滯后本側(cè)電壓90°,520開關(guān)電流為超前本側(cè)電壓90°,其相量關(guān)系如圖3所示。其中,UAH,Ual分別為110 kV,10 kV側(cè)電壓;IAH,IBH,ICH分別為 520開關(guān)三相電流;Ial,Ibl,Icl分別為102開關(guān)三相電流。
4.3.2 實測值
實測2號主變高低兩側(cè)電流幅值如表4所示,各側(cè)電壓電流負(fù)荷角與圖3一致,520開關(guān)二次電流超前102開關(guān)二次電流同名相150°,同時2號主變差動保護(hù)裝置顯示各相差流值基本為0,則可判定520,102開關(guān)差動保護(hù)相量正確。
圖3 2號主變高低壓側(cè)電壓電流相量圖
表4 2號主變高低兩側(cè)差動電流實測值 A
因500開關(guān)TA變比與520開關(guān)TA變比相同,且TA極性一致,均為背向2號主變,則500開關(guān)帶2號主變時,500,102開關(guān)的相量理論值與4.3.1計算結(jié)果相同。實測值也與4.3.2基本一致,可判定500,102開關(guān)差動保護(hù)相量正確。因此,2號變差動保護(hù)相量全部正確,差動保護(hù)可投入運行。
4.5.1 理論值
101開關(guān)運行,102開關(guān)拉開,10 kV 2段母線并列運行,理論上2段母線同相電壓之間無壓差。
4.5.2 實測值
實測結(jié)果如表5所示。因?qū)崪y值與理論值基本一致,則可判定電壓二次回路的正確性。
表5 10 kVⅠ、Ⅱ母線壓變相間電壓實測值(同電源) V
隨著電網(wǎng)建設(shè)的快速發(fā)展,新(擴(kuò))建變電站啟動送電越來越多。本文中提出的啟動方案操作目的明確,操作步驟簡練,具有一定的代表性和典型性,可供現(xiàn)場參考。同時,帶負(fù)荷測相量前進(jìn)行理論值的計算和推導(dǎo),使得相量實測時能提前做到心中有數(shù);只要相量實測值與理論值一致,就能很快判斷出保護(hù)相量的正確性,及時將相關(guān)保護(hù)功能投入,提高了工作效率和現(xiàn)場安全水平。
1 國家電力調(diào)度通信中心.電力系統(tǒng)繼電保護(hù)規(guī)定匯編[M].北京:中國電力出版社,2000.