官地水电站500 kVGIS设备3/2接线出线保护配置方案

翁利国,邓丛林

(1.萧山供电公司,浙江 杭州 311215;2.中国水电顾问集团成都勘测设计研究院,四川 成都 610072)

1 问题的提出

官地水电站首台机已于2012年3月投入商业运营。电站装设4台600 MW混流式水轮发电机组,发电机和主变压器采用单元接线方式,发电机出口设断路器;主变压器高压侧经500 kV高压电缆接入开关站GIS设备;GIS采用3/2接线;2回出线至月城变。

500 kV 3/2接线出线保护配置通常有2种方案:一种是短引线保护+线路保护;另一种是T区保护+线路保护。官地水电站500 kV GIS设备3/2接线出线保护配置采用第一种方案。

2 GIS组合设备内部故障特点

GIS组合设备又称为SF6气体绝缘金属封闭开关设备,自20世纪60年代开始使用至今已有50多年历史。由于其体积紧凑,大大节省了占地面积和空间,并且外观整洁,不受大气和环境污染的影响,故障率较低,因此获得广泛应用。500 kV的GIS设备是分相布置的,仅有单相接地故障。

考虑到运行维护和运输的方便,GIS设备按每个小室来设计,每个小室有1个独立的SF6气体供应系统。如果某个小室出现漏气,不会影响整个系统。当小室出现漏气使绝缘强度降低,500 kV的GIS设备会出现单相接地故障。从GIS设备结构来看,每个小室的导体对外的支撑靠端部的盘式绝缘子,如果组装时不清洁或SF6气体含水分较高就会引起盘式绝缘子闪烁而造成短路。此外,为了使GIS内部电场均衡,在每个小室端部均设有均压罩。由于均压罩对GIS母管的内壁电气距离较短,如果组装时不清洁或SF6气体压力较低,就会引起均压罩对GIS母管的内壁放电而造成单相接地故障。通常,GIS对母管的内壁放电所允许的时间(一般称为烧穿时间)在最大开关遮断电流下为0.5 s[1]。

由此可见,如果GIS设备内部故障多属永久性单相接地故障。GIS的内部短路不仅会烧坏设备(如GIS母管内壁变薄或烧穿等),还会使GIS内部气体压力增加,使GIS的防爆膜爆裂,后果很严重,应尽量减少GIS承受故障电流时间。一般断路器开断短路电流的操作寿命只有几次,重合于永久故障会额外增加了一次断路器合、分短路电流操作,减少断路器使用寿命。因此,GIS设备内部故障时一般不考虑重合闸。

3 短引线保护+线路保护方案

3.1 CT布置及保护接线

对于500 kV 3/2接线方式,若采用短引线保护+线路保护方案时,CT布置在串内(见图1)。

L1出线两侧电流互感器CT1和CT2分别接入短引线保护装置后,再引出合电流接入线路保护装置。出线隔刀合上,线路正常运行时,投入线路保护,退出短引线保护;当出线隔刀断开,线路退出运行时,退出线路保护,投入短引线保护。

国家电网公司发布的《国家电网公司输变电工程通用设计500千伏变电站二次系统部分》中第21章GIS典型设计方案即为串内式CT布置。

图1 串内式布置图

3.2 性能分析

采用短引线+线路保护方案的优点是,线路内部故障时,线路保护瞬时动作于跳开本侧2断路器和对侧断路器,快速切除故障;缺点是在GIS设备内部K1部位故障时启动断路器重合闸,对GIS设备造成严重损坏。

对于敞开式开关站,这种方式是合理的,但对GIS设备来说,由于内部故障不考虑重合,采用这种方式是不合适的。

3.3 故障电流累积持续时间

线路保护CT布置在串内,GIS设备T区内发生永久故障,线路保护动作跳本侧及对侧断路器,本侧保护第一次动作切除故障时间约80 ms(近端故障线路保护动作时间约20 ms,操作箱及机构继电器延时约20 ms,断路器分闸时间约40ms);对侧保护第一次动作切除故障时间约90 ms(远端故障线路保护动作时间约30 ms,操作箱及机构继电器延时约20ms,断路器分闸时间约40 ms)。考虑断路器重合,则2次故障电流累加持续时间最长约180 ms,将对GIS设备造成严重冲击。

4 T区保护+线路保护方案

4.1 CT布置及保护接线

对于500 kV 3/2接线方式,若采用T区保护+线路保护方案时,CT布置在串外(见图2)。

图2 串外式布置图

L1线路保护采用布置在线路侧的CT4,而母线保护所用的CT与通常的CT布置一样布置在每一串的GIS串内。由于母线保护与线路保护之间的T区内没有保护重叠区,所以需要在T区内增加三侧差动T区保护,采用CT1、CT2和CT3电流互感器电流。当在GIS设备T区内发生故障时,由T区保护动作跳闸,并闭锁重合闸,同时亦远方跳闸及闭锁对侧重合闸。

当出线隔刀合上,线路正常运行时,投入T区保护和线路保护;当出线隔刀断开,线路退出运行时,T区保护退出线路侧CT3,采用两侧差动,T区内部故障时,跳本侧断路器及闭锁重合闸。考虑到GIS出线隔刀断开、对侧充电过来时,如果在出线隔刀和线路保护用CT4之间的K1点发生故障,刚好该故障是线路保护的背后故障,为了快速切除故障,在GIS出线母管CT上需要增加线末保护,当该保护检测到该故障后,通过远跳断开对侧出线的断路器。线末保护采用T区保护线路侧CT4,设过电流保护,在出线隔刀断开时投入。

广东大亚湾核电站,500 kV为3/2接线,采用GIS组合设备,CT放在GIS母管内,线路保护用的CT装在线路上而不在断路器串上。母线保护CT则装在断路器串上。线路保护和母线保护间的GIS T区则装有T区差动保护。该方案是经中外有关单位共同确定的[2]。广东大亚湾核电站1987年8月7日工程正式开工,1994年2月1日和5月6日2台单机容量为984MW压水堆核电机组先后投入商业运行。二滩水电站,6台550MW的混流式水轮发电机组,1991年9月开工,1998年7月第一台机组发电,2000年完工。500 kV为GIS组合设备,2串4/3和2串3/2接线,线路保护CT串外式布置,出线也采用T区保护+线路保护方案。

4.2 性能分析

采用T区保护+线路保护方案的优点是,可以避免把T区纳入线路保护范围而启动重合造成对GIS设备的二次冲击,但不利影响是增加了较长的远跳令传送延时,不能快速跳开线路对侧断路器。

以官地水电站为例,根据国家电网公司企业标准Q/GDW 161—2007《线路保护及辅助装置标准化设计规范》,远跳对侧断路器需通过对侧远跳装置经就地判据出口。根据计算,官地水电站从线路T区保护动作至跳开对侧断路器需约132 ms,具体包括:T区保护动作时间约20 ms,操作箱及操作机构继电器延时20 ms,对侧断路器分闸时间约40 ms,远跳令传送时间约52ms【线路保护装置开入模块接到远跳令到装置发出信息时间约10 ms,光纤通道延时小于2 ms,对侧线路保护装置接到远跳令到开出至远跳装置时间约10ms,远跳装置从接到远跳令到给出跳闸接点时间约30 ms(包括一取一延时整定20 ms和接点输出延时 10 ms)】。

5 方案比较

通过上述分析,可以看出,2种方案各有优缺点,把线路保护CT置于串内布置,采用短引线保护+线路保护方案,当在GIS设备T区内故障时,虽能全线速动,快速切除故障,利于系统稳定,但重合闸对GIS设备带来不利影响;把线路保护CT置于串外布置,采用T区保护+线路保护方案,可以避免把T区纳入线路保护范围而启动重合造成对GIS设备的二次冲击,减少GIS设备承受短路电流的时间,但不能快速跳开线路对侧断路器。

6 官地水电站500 kVGIS设备3/2接线出线保护配置

在官地水电站GIS设备3/2接线出线保护配置设计过程中,也遇到了上述问题,最后按照上级调度部门要求,官地水电站线路保护CT布置在串内,线路保护采用光纤差动保护原理,在线路两端各配置1套光纤差动保护装置。为了解决500 kV线路退出运行后两侧断路器间的保护问题,配置短引线保护,由500 kV线路侧隔离开关辅助接点投退。上述保护均为2套配置,光纤差动保护装置其中一套采用南京南瑞继保工程技术有限公司RCS-931GM保护装置;另一套采用北京四方继保自动化股份有限公司CSC-103B保护装置。短引线保护采用2套独立的国电南京自动化股份有限公司PSL608U保护装置。

为了实现500 kV线路过电压保护和远方跳闸功能,配置了2套独立的过压及远跳保护装置,其中一套采用南京南瑞继保工程技术有限公司RCS-925G保护装置;另一套采用北京四方继保自动化股份有限公司CSC-125A保护装置。

7 探 讨

对于上述GIS设备3/2接线2种出线保护配置方案,各有优缺点,最好找到一种方案,在GIS设备出线T区内故障时,既能快速动作切除故障,又不启动本侧断路器重合闸:

(1)第1种方案:采用某水电站右岸GIS设备4/3接线出线保护配置方案,线路保护CT布置于串内,但串外仍布置T区保护用CT,保留T区保护。当在GIS设备T区内部故障时,线路保护动作快速切除故障,同时T区保护也动作闭锁重合闸;当在GIS设备T区外、线路上故障时,对于T区保护来说,属于区外故障,不动作,而线路保护动作快速切除故障,并启动重合闸。

这种方案能很好地解决在GIS设备T区内故障时既能快速切除故障,又避免重合闸二次冲击GIS设备,但这种方案要求T区保护和线路保护在GIS设备T区内故障时的动作灵敏度一致或接近,否则任何一个拒动都不能同时解决快速切除故障和闭锁重合闸的问题。

(2)第2种方案:根据GB/T 14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》中4.10.4条的要求,对于采用了分相光纤差动的线路保护,当T区保护动作远跳线路对侧断路器时,不经对侧远跳保护装置而采用直跳方式。按此方案,官地水电站从线路T区保护动作至跳开对侧断路器需约107ms,包括:T区保护动作时间约20 ms,操作箱及操作机构继电器延时20 ms,对侧断路器分闸时间约40 ms,远跳令传送时间约27 ms【线路保护装置开入模块接到远跳令到装置发出信息时间约10 ms,光纤通道延时小于2 ms,对侧线路保护装置接到远跳令到开出跳闸接点时间约15 ms】,减少了远跳令传送时间,缩短了故障切除时间。

对于第1种方案,目前已投运2个月,目前运行良好。第2种方案在四川某一水电站中已成功实施运行5 a。更完善的解决方案还需要作进一步的研究探讨。

[1]韩宏跃,何雪峰,孔伟彬,等.用于GIS串外电流互感器配置的T区保护装置 [J].电力系统自动化,2001,25(5):39,41.

[2]张华贵.广东核电站500kV系统继电保护[J].电力系统保护与控制,1994(01):50-55.