江垭水电站厂用电系统保护定值配合分析与计算
2012-12-06方军旗向敏鑫屈明志
方军旗 向敏鑫 屈明志
（湖南澧水流域水利水电开发有限责任公司 长沙市 410014）
江垭水电站地处澧水一级支流溇水中游，距湖南省慈利县城57 km。枢纽工程于1993年开工建设，1998年下闸蓄水发电，2001年通过竣工验收，总投资约34亿元。该工程由拦河大坝、泄洪建筑物、右岸电站地下主厂房、左岸通航建筑等组成，以防洪为主，兼有发电、航运、灌溉、旅游等功能。坝址以上库区流域集雨面积为3 711 km2，占溇水流域面积的73.5%。水库正常蓄水位236.0 m，总库容18.34亿m3，预留防洪库容7.4亿m3；水电站总装机容量100 MW×3，设计年发电量为7.56亿kW·h。
1 事故前厂用电系统运行方式
10.5 kV三段母线分段运行，1#高厂变TM11带10.5 kVI段母线运行；2#高厂变TM12 A、TM12 B带10.5 kVII段母线运行；3#高厂变TM13带10.5 kVIII段母线运行，3台高厂变高压侧分别连接至1#、2#、3#机组机端13.8 kV封闭母线。3台机组自用电分别由各自的机组自用变供电，1#自用变通过断路器344由10.5 kVI段母线供电；2#自用变通过断路器354由10.5 kVII段母线供电；3#自用变通过断路器364由10.5 kVIII段母线供电（见图1，该图仅画出与计算分析相关的设备）。事故发生时，断裂的避雷线一端连接至生活区第二回供电线路 （其控制断路器编号为300）14#杆，另一端跨越溇水河、生活区第一回供电线路 （其控制断路器编号为342）上方连接至35 kV变电站电杆。
图1 江垭水电站厂用电系统接线图
2 事故情况
2010年11月23日06时53分，江垭水电站计算机监控系统发出信号：10.5 kV母线I段单相接地，10.5 kV母线II段单相接地，1#高厂变TM11高压侧断路器314分闸，1#高厂变TM11低压侧断路器340分闸，2#高厂变TM12高压侧断路器324分闸，2#高厂变TM12低压侧断路器350分闸，断路器300限时速断保护动作跳闸，2#高厂变电流速断保护动作，1#高厂变过电流保护动作，造成1#高厂变TM11、2#高厂变TM12、生活区第一回供电线路、生活区第二回供电线路的断路器相继跳闸，10.5 kV母线I段、10.5 kV母线II段、坝顶10.5 kV母线和生活区同时停电。
事故后现场检查发现，造成事故直连接原因为原35 kV施工用电线路的避雷线跨溇水河段因腐蚀断裂脱落，其中一段跌落在带电运行的生活区第一回供电线路上，造成三相金属短路，引起电弧烧断架空钢芯铝绞线；另一段弹回到生活区第二回供电线路A、B两相，造成线路两相短路。
3 事故分析
生活区第一回供电线路控制断路器342没有跳闸，是因为保护出口回路的时间继电器故障，造成断路器342拒动，短路故障由上一级断路器314切除。断路器300电流速断保护动作出口 （动作时间06∶53∶32∶990），引起断路器 300 跳闸；断路器 324 电流速断保护动作出口（动作时间 06∶53∶33∶100），引起断路器324跳闸。事故分析认为，断路器300动作跳闸后，断路器324不应该再动作，属于保护定值配合不当，应重新核算、整定，确保在今后的运行中不再发生越级跳闸事件，进一步避免扩大事故停电范围。
4 保护定值分析与计算
4.1 系统电气设备参数
（1）生活区两回供电线路共连接有9台变压器（表1），承担着江垭水电站生活区所有用户以及沿线路相关用户的供电。正常运行方式下，1#、4#、5#、6#、7#变压器连接至生活区第一回供电线路带电运行；2#、3#、8#、9#变压器连接至生活区第二回供电线路带电运行，两条线路可在生活区10.5 kV配电室实现相互备用倒换。
表1 各变压器相关技术参数
对于生活区第一回供电线路，除8#、9#变压器不能倒换至此线路带电运行外，其它7台变压器均可倒换至此线路末端运行。根据各变压器额定参数，可计算得出生活区第一回供电线路上最大额定负荷电流为：
对于生活区第二回供电线路，除6#、7#变压器不能倒换至本线路带电运行外，其余变压器均倒换至此线路末端运行。根据各变压器额定参数，可计算得出生活区第二回供电线路最大额定负荷电流为：
（2）其它电气设备相关技术参数（表2，表3）。
表2 断路器相关技术参数
表3 高压厂用变压器相关技术参数
4.2 线路断路器保护定值计算
（1）定时限过流保护按躲过线路最大负荷电流整定。对直馈线路，采用下公式计算：
式中KK——可靠系数，取值为1.2（取值范围为1.15～1.25）；
Kf——返回系数，电磁型继电器取值为0.85；
Kzqd——电动机自启动系数，取值为1.5（取值范围为 1.5～2.5）；
Ifhxmax——本线路最大负荷电流。
通过计算得出：
生活区第一回供电线路过流保护动作值Idz=[（1.2×1.5）/0.85]×204.99=434.1 A， 此回线路电流互感器变比200/1，故保护整定值为2.17 A，延时5 s。
生活区第二回供电线路过流保护动作值Idz=[（1.2×1.5）/0.85]×246.97=523.0 A， 此回线路电流互感器变比200/1，故保护整定值为2.62 A，延时5 s。
（2）线路速断电流值计算。
根据需要选择基准容量：Sj=100 MVA；Uj=10.5 kV；Ij=5 498.7 A；Zj=1.1 Ω。
a、生活区第一回供电线路钢芯铝绞线型号为LGJ95，长度约8.5 km，阻抗取0.4Ω/Km。此回线路标幺值：
（式中100 MVA为基准容量）。
高厂变TM11高压侧断路器314的短路开断电流为31.5 kA，额定电压12 kV，开断容量为378 MVA。因此，认为无限大系统向故障点提供的断流容量为378 MVA（计算电路图见图2，等值网络图见图 3）。
图2 生活区第二回线路计算电路图
图3 对应图2的等值网络图
系统标幺阻抗为：
高厂变标幺阻抗为：
故有效阻抗为：
生活区第一回供电线路末端三相短路电流有效值为：
b生活区第二回供电线路钢芯铝绞线型号为LGJ95，长度约 6.5 km，阻抗取 0.4 Ω/km。
此回线路标幺值：
高厂变TM12A、TM12B高压侧断路器324的短路开断电流为31.5 kA，额定电压12 kV，开断容量为378 MVA。因此，认为无限大系统向故障点提供的断流容量为378 MVA（计算电路图见图4、等值网络图见图5）。
图4 生活区第二回线路计算电路图
图5 对应图4的等值网络图
系统标幺阻抗为：
高厂变标幺阻抗为：
故有效阻抗为：
生活区第二回供电线路末端三相短路电流有效值为：
（3）高厂变电流值计算。
高厂变低压侧三相短路时高压侧电流为：
a高厂变速断动作电流按躲过变压器外部故障时流过变压器的最大三相短路电流整定计算：
（式中1.4为速断保护可靠系数）。同时，还应该躲过变压器的励磁涌流，按5倍额定电流整定，即：
综合比较，取值11.5 A。
（2）高厂变过流保护动作值按照高厂变低压侧两相短路时，灵敏系数不小于2整定：
5 结语
（1）由于生活区两回10 kV架空供电线路投运至今没有进行保护整定值复核，所带负荷与线路投运初期的设计相比，负荷发生较大变化。所以，应加强对此类设备的管理，及时做好保护定值核算，不容忽视。
（2）电力系统电气设备之间保护定值的合理配合，是保护装置可靠动作的依据，可以有效隔离故障点，防止事故扩大；保护定值管理应系统化、规范化，定期复核、校验，保证发电厂继电保护装置整定值的精准，从而保证系统安全稳定运行。
1 崔家佩,孟庆炎,陈永芳等.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M].北京：水利电力出版社，1995.
2 李光琦.电力系统暂态分析[M].北京：中国电力出版社，2003.
