葉育林 張延青

（深圳中廣核工程設計有限公司，廣東深圳 518057）

核電站500kV主開關站遠距離T區(qū)保護方案

葉育林 張延青

（深圳中廣核工程設計有限公司，廣東深圳 518057）

接地短路電流、雷擊、分布電容等都會對控制電纜中傳輸?shù)谋Ｗo信號和控制信號產(chǎn)生干擾，很容易造成保護的據(jù)動或者誤動。本文就某核電站工程實例，計算分析保護信號和控制信號在遠距離傳輸時所受到的影響，發(fā)現(xiàn)在區(qū)內(nèi)短路故障情況下，保護裝置端子上產(chǎn)生的端子對地電壓甚至達到3400V，可能燒毀保護裝置的端子。因此，對于保護信號和控制信號通過常規(guī)的控制電纜傳輸距離十分有限。但核電站的廠區(qū)規(guī)模越來越大，機組主變和500kV開關站的距離越來越遠，對于此類遠距離的T區(qū)保護問題，傳統(tǒng)的T區(qū)保護已經(jīng)不再適用，需更換了思路，引入了新的保護方案，并成功的在工程中得到實踐，為類似電力工程中，特別是廠區(qū)內(nèi)長距離保護配置問題的解決提供可供參考和借鑒的案例。

核電站 500kV T區(qū)保護

1 引言

隨著國家核電發(fā)展規(guī)劃的出臺，我國核電進入了快速發(fā)展期。由于核電廠址寶貴，一般在一個核電廠址會批量建設4～6臺核電機組，有的甚至更多，因此核電廠址的占地面積均較大。另外，核電機組輸出電能的方式一般是通過主變升壓后通過GIL管廊接入廠內(nèi)500kV開關站。500kV開關站一般采用3/2接線方式。由于廠區(qū)大，主變又位于機組側，因而經(jīng)常出現(xiàn)主變到500kV主開關站距離較遠。在實際工程中，有的機組主變高壓側距離500kV開關站超過1.5km。對于這種遠距離T區(qū)的保護配置，需要進行新的思考。

2 遠距離T區(qū)保護設備選型計算

2.1 電流互感器參數(shù)選型校驗

2.1.1 短路電流

（1）系統(tǒng)側短路電流

系統(tǒng)源對稱短路電流周期分量（系統(tǒng)側63kA）。電廠主接線圖如圖1。

②非周期時間常數(shù)：

（3）廠用變壓器電動機源短路電流由于短路電流較小，忽略不計。

圖1 電廠主接線圖

圖2 CT二次回路等效電路圖

2.1.2 CT特性校驗

（1）校驗工況：

校驗工程實際短路暫態(tài)過程中電流互感器特性時應考慮以下幾種工況：

發(fā)變組T區(qū)內(nèi)故障，重合閘不動作時，即在C-t-O情況下，電流互感器等效電勢（對應圖1中d1點短路）；

驗證發(fā)變組T接區(qū)外故障，線路保護重合閘動作時，即在C-t'-O-tfr-C- t”-O工作循環(huán)過程中，電流互感器等效電勢（對應圖1中d2點短路）。

（2）校驗方法：

根據(jù)《電流互感器和電壓互感器選擇及計算導則》DL/T866-2004對于C-t-O工作循環(huán)，所需的暫態(tài)面積系數(shù)為：

對于C-t'-O-tfr-C-t”-工作循環(huán)，所需的暫態(tài)面積系數(shù)為：

電流互感器參數(shù)參照某核電工程中電流互感器廠家資料進行計算；對應于發(fā)變組T接區(qū)內(nèi)故障，重合閘不動作的工況（C-t-O），取斷路器失靈保護切除故障時間250ms；對于發(fā)變組T接區(qū)外故障，線路保護重合閘動作的工況（C-t'-O-tfr-C-t”-O），取一般保護故障切除時間100ms，自動重合閘無流時間取300ms，取斷路器動作的故障切除時間100ms，取斷路器動作的故障切除時間100ms；發(fā)變組至500kV開關站間的電纜長度按1500米考慮，電纜截面積取4mm2；保護裝置繼電器負荷（電流為1A時）按0.5VA考慮。

（3）校驗情況：

①電流互感器額定二次極限電動勢：Eal=Ktd KsscIsn（Rct+Rbn） =16466.96V；

②發(fā)變組T區(qū)內(nèi)故障，重合閘不動作時，等效二次極限電勢為：

Eal'=Ktd'Kpcf（Rct+Rb）= =11408.1V

小于額定二次極限電勢16466.96V，滿足要求；

圖3 短線光差保護配置示意圖

小于規(guī)范中要求10%誤差，滿足要求。

③發(fā)變組T區(qū)外故障，線路保護重合閘動作時，等效二次極限電勢為：

Eal'=Ktd'Kpcf（Rct+Rb）=971.7708V

小于額定二次極限電勢16466.96V，滿足要求；

2.1.3 CT二次側回路電壓計算

根據(jù)GB 16847《保護用電流互感器暫態(tài)特性技術要求》附錄E中的圖E1所示，當電流互感器二次側接地在電流互感器本時，電流互感器二次回路可以簡化為圖2：

當發(fā)生T區(qū)內(nèi)短路時，在忽略CT漏抗的情況下，電流互感器二次側電流為：

Ic = Eal'/（Rct+2·Rl+Rb）=11408.1/（10+2×6.6+0.5）=481. 35 A；

則，電流互感器二次側端口電壓為：Us=Ic·（2·Rl+Rb）=481.35 ×（13.2+0.5）=6594.5V。

保護設備端口壓差Ub=Ic·Rb=481.35×0.5=240.68V。

保護端口對地電壓Ubn=Ic·（Rb+Rl）=481.35×（0.5+6.6）=3417.6V。

2.1.4 分析

計算表明，該核電廠電流互感器選型滿足規(guī)范要求，但其二次極限電勢最高達11408.1V，二次側端口電壓達到近6600V，選用450/750V常規(guī)電纜時，無法滿足耐壓要求。同時，保護端口對地電壓達到3400V，已超過保護設備端口耐壓水平，很可能燒毀保護設備。

2.2 控制和信號回路用控制電纜選擇

根據(jù)《電力工程電氣設計手冊-電氣二次部分》規(guī)定，只要操作回路按正常最大負荷下至各設備的電壓降不得超過10%的條件校驗電纜芯截面，可滿足要求。

電纜壓降問題可以通過增大電纜截面積來解決，但是在工程實際運用中，接地短路、雷擊、分布電容等都會對控制電纜產(chǎn)生干擾。據(jù)有關工程經(jīng)驗及研究，當電纜超過800m時，控制信號通過電纜傳輸已不可靠。

3 短線光差保護的引入應用

傳統(tǒng)的T區(qū)保護已無法解決上述兩個問題，但如果把遠距離的T區(qū)看作一條短線路的話，那么就可以采用光纖電流差動保護裝置來構建保護方案。具體為用兩套短線光差保護加上一套短引線保護，代替常規(guī)的T區(qū)保護，其中一套短線光差保護布置在機組側，另一套短線光差保護和短引線保護布置在500kV開關站側。將500kV開關站串內(nèi)中、邊斷路器側的兩組電流互感器的二次側并接，形成和電流，作為一組電流輸入到光差保護裝置中。如圖3所示。當主變側出線隔離開關閉合時，兩側光纖差動保護均可自動或手動投入，短引線保護可自動或手動退出；當主變側出線隔離開關打開時，兩側光纖差動保護均可自動或手動退出，短引線保護可自動或手動投入。

4 結語

核電站的廠區(qū)規(guī)模越來越大，機組主變和500kV開關站的距離越來越遠，因而產(chǎn)生了很多控制保護問題。本文簡要分析了由于距離原因造成的保護配置方案的問題，并更換了思路，提出了新的保護方案。目前此方案已在多個核電站工程實際中應用，截止目前，運行狀況良好。

［1］李旭，雷振鋒，樊占峰，李寶偉.500kV變電站3/2接線T區(qū)短引線保護方案探討 電力系統(tǒng)保護與控制［J］.2009年18期.

［2］卓樂友.電力工程電氣設計200例［M］.中國電力出版社，2004年6月.