在運(yùn)電站增加斷路器閃絡(luò)保護(hù)的改進(jìn)探討

摘要： 電站大型發(fā)電機(jī)-變壓器組與系統(tǒng)進(jìn)行并網(wǎng)時(shí)，斷路器斷口電壓最高可能達(dá)到2倍運(yùn)行電壓，容易形成斷口閃絡(luò)事故隱患。所以，在大機(jī)組并網(wǎng)斷路器裝設(shè)斷口閃絡(luò)保護(hù)是十分必要的。本文主要是對(duì)已經(jīng)商運(yùn)三年電站增加斷路器閃絡(luò)保護(hù)進(jìn)行必要性分析，然后結(jié)合電站整體狀況進(jìn)行改進(jìn)，增加斷路器閃絡(luò)保護(hù)。

關(guān)鍵詞：在運(yùn)機(jī)組 斷路器 閃絡(luò)保護(hù) 改進(jìn)

1. 設(shè)備介紹

電站發(fā)電機(jī)出口線電壓為24kV，發(fā)電機(jī)出口設(shè)有出口斷路器。發(fā)電機(jī)發(fā)電經(jīng)出口斷路器與變壓器連接，而后經(jīng)氣體絕緣金屬封閉輸電線路（GIL）與500kV室內(nèi)升壓站相連接。出口斷路器采ABB公司生產(chǎn)。變壓器是天威保變電氣股份有限公司生產(chǎn)的單相變壓器。升壓站是采用的是ABB生產(chǎn)的氣體絕緣金屬封閉開關(guān)設(shè)備（GIS）。發(fā)變組保護(hù)采用的南瑞生產(chǎn)的RCS-985產(chǎn)品。

2. 改進(jìn)分析

1） 改進(jìn)整體概述

電站#1、#2機(jī)組主變保護(hù)屏沒有配置主變高壓側(cè)500kV斷路器斷口閃絡(luò)保護(hù)功能。斷路器斷口閃絡(luò)給斷路器本身造成損壞，威脅主變及發(fā)電機(jī)組的安全，并且可能因此引起事故擴(kuò)大，破壞電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。為了盡快切除斷口閃絡(luò)故障，降低斷口閃絡(luò)對(duì)機(jī)組及電網(wǎng)的影響，在#1、#2機(jī)組主變保護(hù)屏配置主變高壓側(cè)500kV斷路器斷口閃絡(luò)保護(hù)功能。

2） 改進(jìn)必要性

（1） 經(jīng)過電廠技術(shù)人員對(duì)標(biāo)梳理，發(fā)現(xiàn)電站未配置斷路器閃絡(luò)保護(hù)，不滿足《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項(xiàng)重點(diǎn)要求》的相關(guān)要求，要求盡快實(shí)施改進(jìn)。相關(guān)要求為：300MW及以上容量發(fā)電機(jī)應(yīng)配置起、停機(jī)保護(hù)及斷路器斷口閃絡(luò)保護(hù)。

（2） 電廠裝設(shè)了發(fā)電機(jī)出口斷路器，正常通過斷路器作為并網(wǎng)同期點(diǎn)，當(dāng)機(jī)組單獨(dú)帶廠用電運(yùn)行時(shí)，需要通過主變高壓側(cè)500kV斷路器作為并網(wǎng)同期點(diǎn)，在并網(wǎng)的過程中，斷路器合閘之前，作用于斷口上的主變高壓側(cè)電壓與系統(tǒng)電壓之間角度差δ的變化而不斷變化。當(dāng)δ=180°時(shí)，其值最大，為兩者電勢(shì)之和，當(dāng)兩電勢(shì)相等時(shí)，則有兩倍的運(yùn)行電壓作用于斷口上，斷路器斷口閃絡(luò)的風(fēng)險(xiǎn)很大。因此設(shè)置斷路器閃絡(luò)保護(hù)，是防止因斷路器發(fā)生閃絡(luò)而損害斷路器本身、變壓器發(fā)電機(jī)組以及及影響電網(wǎng)穩(wěn)定的有效措施。

3） 改進(jìn)方案

（1） 閃絡(luò)保護(hù)原理

發(fā)電機(jī)在進(jìn)行并列過程中，當(dāng)斷路器兩側(cè)電壓方向?yàn)?80°，斷路器易發(fā)生閃絡(luò)，斷路器閃絡(luò)只考慮一相或者兩相，不考慮三相閃絡(luò)。

采取的判據(jù)：

斷路器三相位置接點(diǎn)均為斷開狀態(tài);

負(fù)序電流大于整定值;

主變低壓側(cè)電流大于一固定值。

（2） 閃絡(luò)保護(hù)邏輯分析

電站配置南瑞繼保RCS-985BT保護(hù)裝置其原有配置的閃絡(luò)保護(hù)功能邏輯：500kV開關(guān)站3/2接線的邊斷路器、中斷路器分別與本斷路器自身的負(fù)序電流構(gòu)成與門，判斷自身斷路器斷口是否發(fā)生了閃絡(luò)故障。邏輯圖如下：

電站目前狀況是RCS-985BT保護(hù)裝置已接入500kV邊斷路器A和中斷路器B的分閘位置，但是未接入500kV邊斷路器A和中斷路器B電流。如果不升版保護(hù)程序，目前接入的主變高壓側(cè)套管CT負(fù)序電流只能與其中的一個(gè)500kV邊斷路器位置構(gòu)成與門，若發(fā)生了閃絡(luò)故障只能固定判斷為其中一個(gè)斷路器斷口發(fā)生閃絡(luò)，因此，原有閃絡(luò)保護(hù)功能邏輯無法正確判斷閃絡(luò)故障位置，需對(duì)上述邏輯進(jìn)行升級(jí)改進(jìn)。

（3） 方案制定

結(jié)合上述電站實(shí)際情況，要想實(shí)現(xiàn)斷路器閃絡(luò)保護(hù)功能，需升版RCS-985BT主變保護(hù)程序，使閃絡(luò)保護(hù)邏輯圖中對(duì)應(yīng)的“斷路器斷開位置”開關(guān)量輸入相應(yīng)替代為“主變高壓側(cè)邊斷路器、中斷路器均在分閘位置”，再與主變高壓側(cè)套管CT負(fù)序電流構(gòu)成與門。升版后的主變保護(hù)程序重新寫入，而斷路器斷口閃絡(luò)保護(hù)所需要的電流模擬量、斷路器的位置開關(guān)量輸入都已經(jīng)接入主變保護(hù)裝置，本次改進(jìn)可直接引用，不需新增接線。

（4） 保護(hù)定值的整定

主變500kV側(cè)套管CT參數(shù)、變比：5P60-2000/1A。

主變高壓側(cè)額定電流一次值：ITn=（3×400×10?×10?）/（ ×525×10?）=1320A。

主變高壓側(cè)額定電流二次值：ITn=1320/2000=0.66A。

根據(jù)《DL/T 684-2012 大型發(fā)電機(jī)變壓器繼電保護(hù)整定計(jì)算導(dǎo)則》4.8.7和《Q/CSG 110034-2012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》4.8.6.1的規(guī)定，閃絡(luò)保護(hù)動(dòng)作電流為：I2.op=0.10ITn/na

式中：

ITn—變壓器高壓側(cè)額定電流

na? —電流互感器變比

閃絡(luò)保護(hù)動(dòng)作延時(shí)需躲過斷路器合閘三相不一致的間，一般整定為：top=0.1-0.2S。

所以：閃絡(luò)保護(hù)負(fù)序電流定值計(jì)算是

I2.op=0.10ITn/=0.10×1320/2000=0.066A，取0.07A。

top取0.15S。

動(dòng)作出口跳閘（全停I： 主變高壓側(cè)500kV斷路器跳閘，發(fā)電機(jī)出口斷路器跳閘，汽機(jī)跳閘，滅磁開關(guān)跳閘，高廠變A、B的低壓側(cè)斷路器跳閘，啟動(dòng)出口斷路器失靈保護(hù)）。

3. 結(jié)論

改進(jìn)不同于新建一臺(tái)機(jī)組，需要結(jié)合現(xiàn)有條件設(shè)計(jì)。對(duì)此電站，改進(jìn)方案還有其他可選，比如另外新增安裝一套保護(hù)屏柜，設(shè)置500kV斷路器斷口閃絡(luò)保護(hù)功能，但此方案需新增接入主變高壓側(cè)邊斷路器、中斷路器的電流、開關(guān)位置信號(hào)，而且目前配置基本已使用完畢，已很難引取。另外也需新增跳閘回路、報(bào)警信號(hào)回路需重新敷設(shè)電纜等。限于目前500kV開關(guān)站保護(hù)CT、斷路器位置信號(hào)配置實(shí)際情況，實(shí)際操作很難。而上述方案改進(jìn)小，又能起到保護(hù)設(shè)備，隔離故障，降低閃絡(luò)故障對(duì)發(fā)電機(jī)、變壓器以及電網(wǎng)的損壞，是目前電站選擇最佳方案。

4. 參考文獻(xiàn)

《繼電保護(hù)和安全自動(dòng)裝置技術(shù)規(guī)程》GB/T 14285-2006

《220kV～500kV 變電所設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》DL/T 5218-2005

《火力發(fā)電廠、變電所二次接線設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》DL/T 5136-2001

《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項(xiàng)重點(diǎn)要求》國能安全[2014]161號(hào)

《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》Q/CSG110034-2012

《大型發(fā)電機(jī)變壓器繼電保護(hù)整定計(jì)算導(dǎo)則》DL/T684-2012

5. 作者介紹

陳建坤 男 1977年生 電氣工程師 主要從事核電站電氣二次設(shè)備改造和設(shè)備管理工作。