劉志鵬

（海南電網(wǎng)有限責(zé)任公司，?？?570203）

0 前言

某220 kV核電廠每臺機(jī)組的容量為650 MW，即使目前按75%的出力（490 MW）運(yùn)行[1-2]，單機(jī)出力占比超過海南全網(wǎng)負(fù)荷10%（高峰時段超過10%，低谷時段超過30%）。由此導(dǎo)致海南電網(wǎng)面臨一個新的挑戰(zhàn)——“大機(jī)小網(wǎng)”[3]，隨著500 kV聯(lián)網(wǎng)二回線路工程以及220 kV抽水蓄能電站新建工程的投產(chǎn)，這一問題將會得到緩解[4-5]。海南電網(wǎng)正常運(yùn)行時與南網(wǎng)主網(wǎng)處于聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)，如500 kV福港線發(fā)生故障跳閘，將會導(dǎo)致海南電網(wǎng)處于孤網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)[6]。核電廠一臺機(jī)組發(fā)生跳閘，海南電網(wǎng)面臨的“大機(jī)小網(wǎng)”問題將更加嚴(yán)重[7]。必須嚴(yán)格控制孤網(wǎng)期間各電廠單機(jī)出力，保證其出力處于在全網(wǎng)負(fù)荷10%以內(nèi)[8]。從分析南方電網(wǎng)的電廠涉網(wǎng)保護(hù)安全管理方案、審查電廠涉網(wǎng)保護(hù)定值配合和校核升壓站保護(hù)定值整定三個方面，詳細(xì)介紹和研究海南電網(wǎng)“大機(jī)小網(wǎng)”下保護(hù)的安全風(fēng)險管控措施。

1 電廠涉網(wǎng)保護(hù)的管控

目前，多類型復(fù)合新能源、直流柔性輸電技術(shù)、超高壓遠(yuǎn)距離輸電技術(shù)在電網(wǎng)中大規(guī)模地應(yīng)用，直流電源消失保護(hù)未動作切除故障，造成主變等重要設(shè)備嚴(yán)重?zé)龘p的重大安全事故[9]。保護(hù)不正確動作事件原因，涉網(wǎng)電廠保護(hù)不正確動作占據(jù)多半，調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)該積極應(yīng)對和加強(qiáng)管理。

《南方電網(wǎng)2016年電廠涉網(wǎng)保護(hù)安全管理工作方案》對各級調(diào)度機(jī)構(gòu)所管轄的電廠提出明確的管控要求，主要內(nèi)容分為以下五個方面：

1）開展電廠涉網(wǎng)保護(hù)的風(fēng)險排查和整改工作。

2）開展電廠涉網(wǎng)保護(hù)的安全檢查工作。

3）防范全廠停電威脅電網(wǎng)安全的風(fēng)險。

4）推進(jìn)電廠安全管理水平的提升。

5）開展電廠安全防范措施的培訓(xùn)。

2 涉網(wǎng)定值管控實(shí)例

2.1 主變的復(fù)壓閉鎖相間過流保護(hù)

某220 kV核電廠配置兩臺220 kV變壓器，#1和#2主變的額定容量為3×260 MVA，額定電壓為242±2×2.5%／20 kV，選用的是DFP-260000/220型單相雙繞組強(qiáng)迫油循環(huán)風(fēng)冷無勵磁調(diào)壓油浸式變壓器，三相聯(lián)結(jié)組別為Ynd11。

#1和#2主變高壓側(cè)配置相間過流保護(hù)，該保護(hù)具有復(fù)壓閉鎖功能。因其作為總后備，故該保護(hù)不帶方向元件。其配置兩段，每段帶一時限，每段出口控制字可分別整定。對于主變的高壓側(cè)復(fù)壓閉鎖相間過流保護(hù)，電廠應(yīng)該按照《南方電網(wǎng)大型發(fā)電機(jī)變壓器繼電保護(hù)整定計(jì)算規(guī)程》中的原則進(jìn)行整定，具體操作步驟如下[10]：

2.1.1 電流元件的整定

按躲過核電廠主變的額定電流整定：

式中：Kk為可靠系數(shù)；Kr為返回系數(shù)；IN為核電廠主變的額定電流；nI為電流互感器變比。

2.1.2 時間元件的整定

1）與高壓側(cè)出線220kV核李Ⅰ、Ⅱ線，核成Ⅰ、Ⅱ線相間、接地距離保護(hù)的Ⅱ段、零序保護(hù)的Ⅲ段中最長動作時間配合:

式中：t線路max為高壓側(cè)出線核李Ⅰ、Ⅱ線，核成Ⅰ、Ⅱ線相間、接地距離保護(hù)的Ⅱ段、零序保護(hù)的Ⅲ段中最長動作時間。

2）與核電廠的高廠變A和B過流保護(hù)最長動作時間配合：

式中：t廠變max為核電廠高廠變A和B過流保護(hù)最長動作時間。

2.1.3 低電壓元件的整定

按躲過正常運(yùn)行時可能出現(xiàn)的最低電壓整定：

式中：Umin為正常運(yùn)行時可能出現(xiàn)的最低線電壓，取Umin＝0.9UN；nv為電壓互感器變比。

2.1.4 負(fù)序電壓元件的整定

按躲過正常運(yùn)行時出現(xiàn)的不平衡電壓整定：

式中：UN為主變額定相電壓。

對于電廠主變的高側(cè)復(fù)壓閉鎖相間過流保護(hù)來說，其作為渉網(wǎng)保護(hù)的一部分，各級調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)在電廠并網(wǎng)前進(jìn)行仔細(xì)審查。如發(fā)現(xiàn)未按以上原則進(jìn)行配合整定，相應(yīng)調(diào)度機(jī)構(gòu)和電廠雙方需根據(jù)具體原因進(jìn)行溝通，以確定按照配合整定或者有特殊原因時失配備案。

特別注意，新建電廠的多臺機(jī)組或配套出線一般會分期投運(yùn)，各級調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)注意當(dāng)一次設(shè)備或方式變化時，提醒電廠對涉網(wǎng)定值進(jìn)行校核，審查其主變高側(cè)復(fù)壓閉鎖相間過流保護(hù)與其電廠出線后備保護(hù)的配合情況，避免出現(xiàn)失配問題導(dǎo)致保護(hù)越級動作。

2.2 主變的過勵磁保護(hù)

RCS-985BT配置的定時限過勵磁保護(hù)和反時限過勵磁保護(hù)，主要用于防止發(fā)電機(jī)、變壓器因過勵磁引起的危害。其中，主變的定時限過勵磁保護(hù)設(shè)有跳閘段和信號段。主變的反時限過勵磁通過對給定的反時限動作特性曲線進(jìn)行線性化處理，在計(jì)算得到過勵磁倍數(shù)后，采用分段線性插值求出對應(yīng)的動作時間，實(shí)現(xiàn)反時限。給定的反時限動作特性曲線通過保護(hù)裝置輸入的八組定值得到。過勵磁倍數(shù)的整定范圍為1.0～1.5，時間延時的整定范圍為0-3 000秒。

對于主變的過勵磁的保護(hù)整定[11]，計(jì)算步驟如下：

圖1和2中曲線為特變電工給出核電廠主變在空載和滿載情況下允許過勵磁能力曲線。

2.2.1 定時限過勵磁保護(hù)報警段

1）過勵磁倍數(shù)整定：

按略大于特變電工變壓器制造廠提供的允許過勵磁特性曲線中的長期允許值整定，取大于等于1.1。

圖1 核電廠主變空載過勵磁能力

2）時間元件的整定：取t=5 s。

3）定時限段動作于報警信號。

2.2.2 定時限過勵磁保護(hù)跳閘段

1）過勵磁倍數(shù)整定：取大于等于1.4。

2）時間元件的整定：取t=10.0 s。

3）定時限段動作于主變兩側(cè)斷路器。

2.2.3 反時限過勵磁保護(hù)

1）過勵磁倍數(shù)和時間的整定：

按特變電工變壓器制造廠提供的允許過勵磁特性曲線，根據(jù)圖2選取8組保護(hù)定值（此處省略），從而，確定反時限過勵磁保護(hù)動作特性曲線。

2）反時限過勵磁保護(hù)動作后，斷開變壓器兩側(cè)斷路器。

圖2 核電廠主變滿載過勵磁能力的曲線

網(wǎng)內(nèi)曾發(fā)生過電廠試運(yùn)行期間，主變過勵磁保護(hù)誤動作導(dǎo)致跳開各側(cè)斷路器的事件。

2.3 復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)

220 kV #1和#2機(jī)組的額定容量為733.3 MVA，額定電壓為20 kV。每臺機(jī)組分別配置兩套電量保護(hù)，型號為RCS-985G。RCS-985G適用于大型發(fā)電機(jī)保護(hù)。

發(fā)電機(jī)復(fù)合電壓過流保護(hù)作為發(fā)電機(jī)、變壓器、高壓母線和相鄰線路故障的后備。其整定原則如下：

2.3.1 過電流定值整定

按躲發(fā)電機(jī)額定電流整定：

式中：Ign為核電廠發(fā)電機(jī)的額定電流。

2.3.2 時間元件的整定

因核電廠#1和#2主變單獨(dú)配置復(fù)合電壓閉鎖過電流保護(hù)，所以其#1和#2發(fā)電機(jī)組復(fù)壓過流保護(hù)的動作時間，按與主變的復(fù)壓過流、零序過流保護(hù)及高廠變過電流保護(hù)最長動作時間配合整定：

式中：tmax為核電廠主壓變復(fù)壓過流、零序過流保護(hù)及高廠變過電流保護(hù)最長動作時間。

2.3.3 相間低電壓元件的整定

低電壓元件取核電廠發(fā)電機(jī)機(jī)機(jī)端PT二次線電壓，動作電壓Uop可按下式整定：

式中：Ugn為發(fā)電機(jī)額定電壓。

2.3.4 負(fù)序電壓元件的整定

負(fù)序電壓元件取核電廠發(fā)電機(jī)機(jī)端PT二次線電壓。按躲過正常運(yùn)行時的不平衡電壓整定：

對于發(fā)電機(jī)組的復(fù)壓閉鎖過流保護(hù)，其作為渉網(wǎng)保護(hù)的一部分，各級調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)在新建電廠并網(wǎng)前進(jìn)行仔細(xì)審查。如發(fā)現(xiàn)未按以上原則進(jìn)行配合整定，相應(yīng)調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)要求電廠對機(jī)組定值進(jìn)行配合整定。對于分期投運(yùn)的機(jī)組，各級調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)要求電廠按照以上原則開展新投運(yùn)機(jī)組和在運(yùn)機(jī)組復(fù)壓閉鎖過流保護(hù)定值的校核工作。在校核工作完成后，電廠應(yīng)將定值單提交相應(yīng)的調(diào)度機(jī)構(gòu)進(jìn)行備案和審查。

3 220 kV核電廠升壓站保護(hù)定值管控

220 kV核電廠升壓站采用3/2接線形式，配置兩個線變串和兩個線線串，共四個完整串。升壓站的具體接線形式如圖3所示：

圖3 220 kV核電廠升壓站主接線圖

3.1 主變零序方向過流保護(hù)

主變保護(hù)RCS-985BT設(shè)有兩段四時限零序過流保護(hù)，作為主變壓器中性點(diǎn)接地運(yùn)行時的后備保護(hù)。零序過流Ⅰ段和零序過流II段采用外接的變壓器中性點(diǎn)CT，因#1和#2主變?yōu)殡p繞組變壓器且其單側(cè)中性點(diǎn)接地，故兩段零序方向過流保護(hù)均不帶方向。另外，因#1、#2主變220 kV側(cè)中性點(diǎn)均固定接地運(yùn)行，其未配置間隙零序保護(hù)。

3.1.1 零序過流Ⅰ段保護(hù)

3.1.1.1 電流元件的整定

1）按保證升壓站220 kV#3和#4母線接地故障時有靈敏度整定：

式中：3I0.min為220 kV#3和#4母線接地故障時流過本保護(hù)的最小零序電流；Klm為靈敏系數(shù)，Klm≥1.5。

2）按與220 kV核李Ⅰ、Ⅱ線和核成Ⅰ、Ⅱ線的零序過流保護(hù)Ⅲ段配合：

式中：Kk為可靠系數(shù)；Kfz為零序電流分支系數(shù)；I0Ⅲ為220 kV核李Ⅰ、Ⅱ線和核成Ⅰ、Ⅱ線的零序過流保護(hù)Ⅲ段的動作電流。

3）按躲220 kV核李Ⅰ、Ⅱ線和核成Ⅰ、Ⅱ線非全相運(yùn)行時流過本保護(hù)的最大零序電流整定：

式中：3IoFmax為220 kV線路非全相時流過本保護(hù)的最大零序電流。

3.1.1.2 時間元件的整定

第一時限與220 kV核李Ⅰ、Ⅱ線和核成Ⅰ、Ⅱ線中零序過流保護(hù)Ⅲ段的最長動作時間配合，動作后斷開主變兩側(cè)斷路器。第二時限退出。

式中：t max為220 kV核李Ⅰ、Ⅱ線和核成Ⅰ、Ⅱ線中零序過流保護(hù)Ⅲ段的最長動作時間。

3.1.2 零序過流Ⅱ段保護(hù)

3.1.2.1 電流元件的整定

1)按220 kV核李Ⅰ、Ⅱ線和核成Ⅰ、Ⅱ線的零序過流保護(hù)Ⅳ段配合整定：

式中：I0Ⅳ為升壓站220 kV核李Ⅰ、Ⅱ線和核成Ⅰ、Ⅱ線的零序過流保護(hù)Ⅳ段的動作電流。

2)按保證高壓側(cè)出線末端接地故障有靈敏度：

式中，3I0min為220 kV核李Ⅰ、Ⅱ線和核成Ⅰ、Ⅱ線末端短路時流過本保護(hù)的最小零序電流。

3.1.2.2 時間元件的整定

第一時限按與220 kV核李Ⅰ、Ⅱ線和核成Ⅰ、Ⅱ線的零序過流保護(hù)Ⅳ段最長動作時間配合，斷開主變兩側(cè)斷路器和關(guān)閉主汽門；第二時限退出。

式中：tmax為220 kV核李Ⅰ、Ⅱ線和核成Ⅰ、Ⅱ線的零序過流保護(hù)Ⅳ段最長動作時間。

對于主變中性點(diǎn)接地方式的安排，電廠應(yīng)按照相應(yīng)調(diào)度機(jī)構(gòu)的安排執(zhí)行，以保證零序保護(hù)的可靠性和正確性。

3.2 斷路器保護(hù)

核電廠升壓站配置12套斷路器保護(hù)，型號為RCS-921NV。RCS-921NV置適用于220 kV及以上電壓等級3/2接線方式下的斷路器，具有斷路器失靈保護(hù)、三相不一致保護(hù)、死區(qū)保護(hù)、充電保護(hù)和自動重合閘功能。

3.2.1 邊、中斷路器的重合閘時間配合

當(dāng)線路發(fā)生故障時，保護(hù)動作跳開該串的兩臺斷路器（邊斷路器和中斷路器）。重合時，為減少斷路器動作次數(shù)、縮短永久性故障的切除時間和降低故障對系統(tǒng)造成的沖擊，線路保護(hù)動作跳開兩臺斷路器后，邊斷路器的重合閘應(yīng)該先重合，中斷路器的重合閘應(yīng)該經(jīng)一定延時(躲重合閘后加速動作時間不得少于300 ms)后再重合[12]。

當(dāng)安排中斷路器的重合閘先合時，在最嚴(yán)重的情況下，中斷路器發(fā)生拒動，啟動失靈保護(hù)，則中斷路器失靈保護(hù)將會跳開相鄰的兩個邊斷路器。這就造成整個串的三個斷路器都會跳開，嚴(yán)重?cái)U(kuò)大停電的范圍和程度，威脅系統(tǒng)安全運(yùn)行穩(wěn)定。為此，3/2接線方式中邊斷路器的重合閘時間整定為1.0 s，中斷路器的重合閘時間整定為1.5 s。

3.2.2 斷路器重合閘方式選擇

針對3/2接線方式，當(dāng)線路發(fā)生故障時，保護(hù)動作后重合閘可以實(shí)現(xiàn)重合，提高供電可靠性，避免線路停電時間；但當(dāng)發(fā)電機(jī)或者變壓器發(fā)生故障時，保護(hù)動作后重合閘不應(yīng)該動作，減少再次重合對發(fā)電機(jī)或者變壓器造成的二次傷害。為此，對于線線串，兩個邊斷路器和一個中斷路器的重合閘均采用單重方式；對于線變串，線路間隔的邊斷路器和中斷路器的重合閘均采用單重方式，發(fā)變組間隔的邊斷路器采用停用方式。例如，第一串為線變串，兩個邊斷路器的重合閘采用單重方式，中斷路器的重合閘采用停用方式。第二串為線線串，兩個邊和一個中斷路器的重合閘均采用單重方式，從而，提高供電可靠性。

通過發(fā)變組保護(hù)跳閘閉鎖中斷路器的重合閘功能，實(shí)現(xiàn)當(dāng)線路發(fā)生故障時，保護(hù)動作后邊中斷路器重合閘可以實(shí)現(xiàn)重合；但當(dāng)發(fā)電機(jī)或者變壓器發(fā)生故障時，保護(hù)動作后邊中斷路器的重合閘不動作。

4 結(jié)束語

從保護(hù)專業(yè)和實(shí)際工作角度出發(fā)，提出從分析電廠涉網(wǎng)保護(hù)的安全管理方案、審查核電廠涉網(wǎng)保護(hù)的定值配合和校核升壓站保護(hù)的定值整定三個方面，詳細(xì)介紹和研究繼電保護(hù)所采取的安全風(fēng)險管控措施。在海南電網(wǎng)應(yīng)對聯(lián)網(wǎng)和孤網(wǎng)運(yùn)行方式下“大機(jī)小網(wǎng)”問題上，繼電保護(hù)能夠更好地發(fā)揮第一道安全防線的作用，避免不發(fā)生因保護(hù)裝置誤動而導(dǎo)致影響系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的電力事故事件。