電網“大機小網”下涉網保護風險管控的研究

劉志鵬

（海南電網有限責任公司，海口 570203）

0 前言

某220 kV核電廠每臺機組的容量為650 MW，即使目前按75%的出力（490 MW）運行[1-2]，單機出力占比超過海南全網負荷10%（高峰時段超過10%，低谷時段超過30%）。由此導致海南電網面臨一個新的挑戰——“大機小網”[3]，隨著500 kV聯網二回線路工程以及220 kV抽水蓄能電站新建工程的投產，這一問題將會得到緩解[4-5]。海南電網正常運行時與南網主網處于聯網運行狀態，如500 kV福港線發生故障跳閘，將會導致海南電網處于孤網運行狀態[6]。核電廠一臺機組發生跳閘，海南電網面臨的“大機小網”問題將更加嚴重[7]。必須嚴格控制孤網期間各電廠單機出力，保證其出力處于在全網負荷10%以內[8]。從分析南方電網的電廠涉網保護安全管理方案、審查電廠涉網保護定值配合和校核升壓站保護定值整定三個方面，詳細介紹和研究海南電網“大機小網”下保護的安全風險管控措施。

1 電廠涉網保護的管控

目前，多類型復合新能源、直流柔性輸電技術、超高壓遠距離輸電技術在電網中大規模地應用，直流電源消失保護未動作切除故障，造成主變等重要設備嚴重燒損的重大安全事故[9]。保護不正確動作事件原因，涉網電廠保護不正確動作占據多半，調度機構應該積極應對和加強管理。

《南方電網2016年電廠涉網保護安全管理工作方案》對各級調度機構所管轄的電廠提出明確的管控要求，主要內容分為以下五個方面：

1）開展電廠涉網保護的風險排查和整改工作。

2）開展電廠涉網保護的安全檢查工作。

3）防范全廠停電威脅電網安全的風險。

4）推進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。

2 涉網定值管控實例

2.1 主變的復壓閉鎖相間過流保護

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型單相雙繞組強迫油循環風冷無勵磁調壓油浸式變壓器，三相聯結組別為Ynd11。

#1和#2主變高壓側配置相間過流保護，該保護具有復壓閉鎖功能。因其作為總后備，故該保護不帶方向元件。其配置兩段，每段帶一時限，每段出口控制字可分別整定。對于主變的高壓側復壓閉鎖相間過流保護，電廠應該按照《南方電網大型發電機變壓器繼電保護整定計算規程》中的原則進行整定，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；Kr為返回系數；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）與高壓側出線220kV核李Ⅰ、Ⅱ線，核成Ⅰ、Ⅱ線相間、接地距離保護的Ⅱ段、零序保護的Ⅲ段中最長動作時間配合:

式中：t線路max為高壓側出線核李Ⅰ、Ⅱ線，核成Ⅰ、Ⅱ線相間、接地距離保護的Ⅱ段、零序保護的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過流保護最長動作時間。

2.1.3 低電壓元件的整定

按躲過正常運行時可能出現的最低電壓整定：

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

2.1.4 負序電壓元件的整定

按躲過正常運行時出現的不平衡電壓整定：

式中：UN為主變額定相電壓。

對于電廠主變的高側復壓閉鎖相間過流保護來說，其作為渉網保護的一部分，各級調度機構應在電廠并網前進行仔細審查。如發現未按以上原則進行配合整定，相應調度機構和電廠雙方需根據具體原因進行溝通，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，新建電廠的多臺機組或配套出線一般會分期投運，各級調度機構應注意當一次設備或方式變化時，提醒電廠對涉網定值進行校核，審查其主變高側復壓閉鎖相間過流保護與其電廠出線后備保護的配合情況，避免出現失配問題導致保護越級動作。

2.2 主變的過勵磁保護

RCS-985BT配置的定時限過勵磁保護和反時限過勵磁保護，主要用于防止發電機、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設有跳閘段和信號段。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行線性化處理，在計算得到過勵磁倍數后，采用分段線性插值求出對應的動作時間，實現反時限。給定的反時限動作特性曲線通過保護裝置輸入的八組定值得到。過勵磁倍數的整定范圍為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整定[11]，計算步驟如下：

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 定時限過勵磁保護報警段

1）過勵磁倍數整定：

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 定時限過勵磁保護跳閘段

1）過勵磁倍數整定：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斷路器。

2.2.3 反時限過勵磁保護

1）過勵磁倍數和時間的整定：

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

2）反時限過勵磁保護動作后，斷開變壓器兩側斷路器。

圖2 核電廠主變滿載過勵磁能力的曲線

網內曾發生過電廠試運行期間，主變過勵磁保護誤動作導致跳開各側斷路器的事件。

2.3 復合電壓閉鎖過流保護

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

發電機復合電壓過流保護作為發電機、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

按躲發電機額定電流整定：

式中：Ign為核電廠發電機的額定電流。

2.3.2 時間元件的整定

因核電廠#1和#2主變單獨配置復合電壓閉鎖過電流保護，所以其#1和#2發電機組復壓過流保護的動作時間，按與主變的復壓過流、零序過流保護及高廠變過電流保護最長動作時間配合整定：

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

2.3.3 相間低電壓元件的整定

低電壓元件取核電廠發電機機機端PT二次線電壓，動作電壓Uop可按下式整定：

式中：Ugn為發電機額定電壓。

2.3.4 負序電壓元件的整定

負序電壓元件取核電廠發電機機端PT二次線電壓。按躲過正常運行時的不平衡電壓整定：

對于發電機組的復壓閉鎖過流保護，其作為渉網保護的一部分，各級調度機構應在新建電廠并網前進行仔細審查。如發現未按以上原則進行配合整定，相應調度機構應要求電廠對機組定值進行配合整定。對于分期投運的機組，各級調度機構應要求電廠按照以上原則開展新投運機組和在運機組復壓閉鎖過流保護定值的校核工作。在校核工作完成后，電廠應將定值單提交相應的調度機構進行備案和審查。

3 220 kV核電廠升壓站保護定值管控

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

主變保護RCS-985BT設有兩段四時限零序過流保護，作為主變壓器中性點接地運行時的后備保護。零序過流Ⅰ段和零序過流II段采用外接的變壓器中性點CT，因#1和#2主變為雙繞組變壓器且其單側中性點接地，故兩段零序方向過流保護均不帶方向。另外，因#1、#2主變220 kV側中性點均固定接地運行，其未配置間隙零序保護。

3.1.1 零序過流Ⅰ段保護

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的最小零序電流；Klm為靈敏系數，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Ⅲ段配合：

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

3）按躲220 kV核李Ⅰ、Ⅱ線和核成Ⅰ、Ⅱ線非全相運行時流過本保護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Ⅲ段的最長動作時間配合，動作后斷開主變兩側斷路器。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Ⅲ段的最長動作時間。

3.1.2 零序過流Ⅱ段保護

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Ⅳ段的動作電流。

2)按保證高壓側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Ⅳ段最長動作時間配合，斷開主變兩側斷路器和關閉主汽門；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Ⅳ段最長動作時間。

對于主變中性點接地方式的安排，電廠應按照相應調度機構的安排執行，以保證零序保護的可靠性和正確性。

3.2 斷路器保護

核電廠升壓站配置12套斷路器保護，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、三相不一致保護、死區保護、充電保護和自動重合閘功能。

3.2.1 邊、中斷路器的重合閘時間配合

當線路發生故障時，保護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、縮短永久性故障的切除時間和降低故障對系統造成的沖擊，線路保護動作跳開兩臺斷路器后，邊斷路器的重合閘應該先重合，中斷路器的重合閘應該經一定延時(躲重合閘后加速動作時間不得少于300 ms)后再重合[12]。

當安排中斷路器的重合閘先合時，在最嚴重的情況下，中斷路器發生拒動，啟動失靈保護，則中斷路器失靈保護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，嚴重擴大停電的范圍和程度，威脅系統安全運行穩定。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，當線路發生故障時，保護動作后重合閘可以實現重合，提高供電可靠性，避免線路停電時間；但當發電機或者變壓器發生故障時，保護動作后重合閘不應該動作，減少再次重合對發電機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。

通過發變組保護跳閘閉鎖中斷路器的重合閘功能，實現當線路發生故障時，保護動作后邊中斷路器重合閘可以實現重合；但當發電機或者變壓器發生故障時，保護動作后邊中斷路器的重合閘不動作。

4 結束語

從保護專業和實際工作角度出發，提出從分析電廠涉網保護的安全管理方案、審查核電廠涉網保護的定值配合和校核升壓站保護的定值整定三個方面，詳細介紹和研究繼電保護所采取的安全風險管控措施。在海南電網應對聯網和孤網運行方式下“大機小網”問題上，繼電保護能夠更好地發揮第一道安全防線的作用，避免不發生因保護裝置誤動而導致影響系統安全穩定運行的電力事故事件。