1 000 kV 特高压线路电压检测二次回路分析及改进

2019-07-10李茹勤岳雷刚乔振朋

浙江电力 2019年6期

刘涛，郭果，李茹勤，岳雷刚，乔振朋，郭凯

（国网河南省电力公司检修公司，郑州 450051）

0 引言

1 000 kV 特高压线路单端或两端装设有高压并联电抗器[1]（以下简称“高抗”），1 000 kV 高抗的绝缘油冷却方式均为自然油循环强迫风冷，线路带电压立即将冷却器投入运行；1 000 kV 高抗为大型充油设备，为了在其存在火灾隐患或发生火灾时能及时将火势控制住，防止事故进一步扩大，1 000 kV 高抗均配置了自动喷水系统，该系统必须在1 000 kV 线路失去电压时才能启动；考虑到某些1 000 kV 线路还装设有特高压串补装置，1 000 kV 线路出线间隔存在3 组接地刀闸（以下简称“地刀”），分别为线路地刀、高抗地刀和串补地刀，3 组地刀均在线路无电压时才能操作。为此，借鉴500 kV 变电站成熟的设计经验[2-3]，1 000 kV 线路CVT（电容式电压互感器）的二次侧均装设了电磁型电压继电器，用以检测线路是否有电压。1 000 kV 特高压变电站的1 000 kV 出线间隔需要检测的电压逻辑较多，现场安装3 组电磁型电压继电器，其输出3～6 副接点供高抗冷却器控制回路、高抗自动喷水灭火系统和地刀控制回路使用。

运行实践证明，CVT 端子箱所处的1 000 kV变电站的电磁环境明显比500 kV 变电站更为恶劣[4]，导致目前1 000 kV 线路CVT 端子箱内的电压继电器及其二次回路存在诸多问题，严重影响了1 000 kV 线路间隔设备的可靠性，不利于特高压电网的安全稳定运行。本文以1 000 kV 特高压南阳站长南Ⅰ线和南荆Ⅰ线间隔线路电压检测电压继电器及其二次回路为例，分析现场配置方案及其存在的问题，并据此给出改进的1 000 kV线路间隔电压检测新方案。

1 电压继电器配置方案及问题

1 000 kV 线路电压检测通过线路CVT 二次绕组并联电压型继电器实现，其原理如图1 所示。1YJ-9YJ 为线路CVT 二次绕组并联的电压型继电器，其中1YJ-3YJ 并联于线路CVT 端子箱内的保护1 电压二次绕组，用于启动高抗冷却器控制回路和高抗自动喷水控制回路[5]；4YJ-6YJ 并联于线路CVT 端子箱内的保护2 电压二次绕组，用于闭锁高抗接地刀闸控制回路；保护1 电压二次导线同时引至1 000 kV HGIS（复合式气体绝缘开关设备）汇控柜，7YJ-9YJ 并联于1 000 kV HGIS汇控柜内的保护1 电压二次绕组，用于闭锁HGIS 线路接地刀闸控制回路。1YJ-9YJ 均安装于现场CVT 端子箱或汇控柜内。

图1 1 000 kV 线路电压检测原理

1.1 继电器故障情况

电磁式继电器的工频励磁电压是导致其铁芯、绕组振动及噪音的主要因素，在特高压变电站复杂的电磁环境下，电磁式继电器的铁芯、绕组振动及噪音更为显著[6-7]。1 000 kV 线路CVT端子箱内的电磁式电压继电器长期工作于100 V 的工频励磁电压下，继电器本体尤其是簧片及其动触头长期抖动，致使其频繁损坏。1 000 kV 特高压南阳站2 条1 000 kV 线路共安装电磁式继电器18 只，自2008 年投运至今，故障并更换42次（只），详细情况统计如表1 所示。

表1 1 000 kV 特高压南阳站1 000 kV CVT 二次电磁式电压继电器故障情况统计

由表1 可知，该18 只继电器自投运以来，每年均有故障，至今平均每只故障并被更换2.33次，且10 年来已被全部更换。经检查，故障继电器有以下几种情况：

（1）动作或返回电压不合格。在1.1 倍动作电压下不能可靠动作或在0.9 倍返回电压下不能可靠返回。

（2）簧片及动触头长期抖动损坏，常开或常闭接点不能可靠断开或闭合。

1 000 kV 线路CVT 二次电磁式电压继电器较高的故障频次给运行设备带来了较严重的安全隐患。

1.2 对运行设备的影响

（1）1 000 kV 高抗的绝缘油冷却方式为自然油循环强迫风冷，线路带电压立即将冷却器投入运行。1 000 kV 高抗冷却器检测线路有压启动原理如图2 所示。

图2 1 000 kV 高抗冷却器检线路有压启动原理

图2 中1YJ，2YJ 及3YJ 为图1 所示中间继电器的辅助触点，三者并联后启动中间继电器ZJ，ZJ 继电器的常闭辅助触点闭合后启动中间继电器KA，KA 继电器的常闭辅助触点闭合后启动高抗冷却器运转。可见，1 000 kV 线路停电检修期间，若1YJ-3YJ 任一继电器不可靠返回（1.1 中所列故障），均会将高抗冷却器错误地投入运转，该情况在1 000 kV 特高压南阳站已发生过多次。其关键在于1 000 kV 线路失电后1YJ-3YJ 继电器不能可靠返回。为避免该安全隐患，1 000 kV 特高压南阳站采用的办法是：1 000 kV 线路停电转检修后，立即将高抗冷却器电源断开，以防止1YJ-3YJ 继电器不能可靠返回而误启动高抗冷却器，同时带来的问题是进行高抗冷却器试验和检修工作时需申请投入冷却器电源，增加了运维检修人员工作量，降低了工作效率。

同样，高抗正常带电运行中，若1YJ-3YJ 3个辅助触点同时误闭合，将会造成三相高抗冷却器全停事故。根据表1 所示，2012 年南荆I 线间隔、2013 年南荆I 线间隔、2014 年长南I 线间隔已分别发生1YJ-3YJ 3 个辅助触点中2 个误闭合案例，若第3 个触点再发生闭合，后果十分严重。

（2）1 000 kV 高抗为大型充油设备，为了在其存在火灾隐患或发生火灾时，及时将火势控制住，防止事故进一步扩大，其均配置了自动喷水灭火系统，该系统必须在1 000 kV 线路失去电压时才能启动。为防止电压检测接点误启动自动喷水系统，3 个电压检测接点串联后接入自动喷水控制回路，其原理图如3 所示。

图3 1 000 kV 高抗自动喷水控制回路原理

图3 中ZJa，ZJb 及ZJc 为中间继电器，检1 000 kV 线路三相均无电压后动作，其辅助常开触点分别经各自相高抗感温电缆动作，信号串联后启动该相自动喷水系统电磁阀DFA，DFB 及DFC，电磁阀动作后该相高抗消防管网立即注入高压水并喷淋。由图3 原理可知，电磁阀动作需2 个条件：一是该相高抗感温电缆动作；二是本文所述线路3 只电压检测继电器返回。然而，南阳站现场10 余年的运维检修经验表明，受现场复杂的电磁环境影响，火灾报警系统24 V 控制回路可靠性偏低，当前大型充油设备（高抗、变压器等）感温电缆动作可靠性不足，误动作概率较高。这就要求电磁阀动作的另一条件，即1 000 kV线路3 只电压检测继电器及其回路的动作必须可靠，才能闭锁该回路误导通，否则DFA，DFB 及DFC 3 个电磁阀误动作的可能性大大提高。1 000 kV 线路正常运行期间，若高抗自动喷水系统误动，后果非常严重，可能造成高抗1 000 kV 引线对地闪络，不仅损害特高压一次设备，还严重威胁特高压电网安全[8]。因此，对图3 中1YJ-3YJ继电器及其辅助触点的可靠性有极高的要求。

然而，南阳站现场10 余年的运维检修经验表明（1.1 中所列故障），1YJ-3YJ 继电器及其辅助触点的可靠性明显不足。南阳站现场为防止1 000 kV 线路正常运行期间，1YJ-3YJ 继电器误返回导致1 000 kV 高抗自动喷水系统误动作而造成严重后果，将现场高抗消防主管网阀门关闭，即使DFA，DFB 和DFC 电磁阀误动作，高抗消防主管网也不会充水。但这样带来的风险是，若1 000 kV 高抗确实发生火灾，高抗感温电缆动作的同时，1 000 kV 线路失压，高抗自动喷水系统也不能及时启动，需要运维人员手动打开消防主管网阀门，势必会造成喷水系统投入延迟，而造成更严重的后果。

尤其自2018 年国家电网有限公司为提高现场超（特）高压充油设备自动喷水灭火系统的快速及有效性，要求现场所有设备的自动喷水灭火系统必须置“自动”方式，类似南阳站正常运行时关闭大型充油设备消防主管网阀门，发生火灾时手动打开消防主管网阀门的做法已不能满足该项要求。大型充油设备自动喷水灭火系统的可靠性亟需提高，因此提高1 000 kV 线路无电压启动高抗自动喷水灭火系统的功能可靠性是解决该问题的关键所在，提高1 000 kV 线路CVT 二次电压中间继电器的可靠性工作更是至关重要。

（3）为避免带电合接地刀闸，如图1 所示4YJ-6YJ 和7YJ-9YJ 中间继电器常闭辅助触点分别用于闭锁1 000 kV 线路高抗接地刀闸和1 000 kV线路HGIS 接地刀闸，某些特高压变电站1 000 kV 线路安装有串联补偿电容器（串补）装置，1 000 kV 线路CVT 二次中间电压继电器还用于闭锁串补装置接地刀闸。当1 000 kV 线路有电压时，闭锁该接地刀闸的操作。为提高闭锁功能的可靠性，3 个常闭辅助触点串联，但带来的问题是：任一继电器或其触点故障不能可靠返回，均会造成1 000 kV 接地刀闸控制回路联锁回路断开，接地刀闸无法操作，严重影响1 000 kV 变电站停送电操作效率。目前的解决方法是，现场发现某1 000 kV 接地刀闸无法操作，若确认为1 000 kV 线路CVT 二次中间继电器或其触点未可靠闭合所致，则及时短接该故障的触点，尽快将该刀闸操作完成。因此，1 000 kV 线路CVT 二次中间继电器或其触点故障是制约1 000 kV 变电站停送电操作效率的关键因素之一[9-10]。

1.3 其他问题

如图1 所示，目前1 000 kV 线路电压检测原理及其方案不仅在启动高抗冷却器功能、高抗自动喷水灭火功能和闭锁1 000 kV 接地刀闸操作功能上存在明显的问题，还存在以下现场问题：

（1）CVT 二次负载过大。一般CVT 二次仅配置2 个保护用绕组，如图1 所示1 000 kV 线路配置线路电压检测中间继电器3 组（1YJ-3YJ，4YJ-6YJ，7YJ-9YJ），这样需要其中一个保护用绕组（例如保护1 电压）接入2 组电压检测中间继电器，增大了保护1 电压绕组的二次负载。典型设计下1 000 kV 线路CVT 二次保护绕组所带负载还有线路保护装置、过压远传装置、高抗保护、断路器保护、失步解列装置（1～2 套）、稳控装置（2～4套）、录波器等，总计8～12 套，所带负载已经较多，再考虑到1 000 kV CVT 端子箱内的2 组电磁型电压中间继电器，如此多的负载对于CVT 二次绕组的运行是极为不利的，可能会造成电压互感器二次误差增大[11-12]、电磁单元过热等问题[2-3]。

（2）断路器汇控柜安全隐患。3/2 主接线方式下，HGIS 汇控柜按照断路器配置，每面屏柜主要包含本间隔二次线及其元件，典型设计下一般不含有出线电压二次线。如图1 所示原理，由于所配置中间继电器数量较多（达9 个）且1 000 kV线路CVT 端子箱内空间一般偏小，只能将7YJ-9YJ 继电器布置于该线路边断路器汇控柜内，需要将二次保护1 电压线引至边断路器汇控柜内，该汇控柜内存在非典型二次回路，带来新的危险点，易发生因运维检修工作的疏忽而造成该回路的接地、短路等故障，造成保护装置用电压丢失。

2 改进方案

2.1 固态继电器

工频励磁电压下带来电磁型继电器铁芯、绕组振动，是导致簧片、触点损坏的主要原因。固态继电器利用晶闸管的导通、截止原理实现继电器的动作和返回，不存在工频励磁电压下的振动现象，而且固态继电器的动作性能、各项参数均优于电磁式继电器。因此，建议将当前方案中采用的电磁式继电器全部更换为固态继电器，将显著提高继电器的可靠性。

该方案的优点是便于现场改造，不改变电压继电器的安装位置，所接二次回路及其线缆基本维持原有不变；缺点是相对于电磁型继电器，固态继电器需要独立电源供电，需要CVT 端子箱内为其配置较为可靠的交流或直流电源及其二次线缆，方案稍显复杂。

2.2 继电器安装于保护室屏柜内

1 000 kV 特高压变电站场区复杂的电磁环境是造成1 000 kV 线路CVT 端子箱内电压继电器损坏的重要因素。1 000 kV 继电保护小室内的电压转接屏为全站1 000 kV 电压二次回路的汇集点，空间也宽敞，完全满足线路电压检测用电压中间继电器的安装要求，而且继电保护小室内电磁环境远优于室外1 000 kV 场区，因此可以将1 000 kV 线路CVT 二次电压中间继电器的安装地点由室外CVT 端子箱、断路器汇控柜改为1 000 kV 继电保护小室内的电压转接屏，这样也将显著提高电压中间继电器的可靠性。

该方案的优点是合理利用了目前变电站空间较为宽裕的电压转接屏，有效避开了复杂的室外电磁环境；缺点是改变了继电器安装位置，相关二次线缆改动工作量较大。

2.3 测控装置输出电压检测接点

1 000 kV 线路CVT 二次测量绕组电压由间隔测控装置采集后送至变电站综合自动化后台，测控装置也具备检测该CVT 二次“有压”和“无压”的逻辑与功能，仅需驱动出口继电器输出无源触点即可。线路CVT 二次三相中任一相有电压即认为该线路“有压”，驱动出口继电器动作；否则，判断该线路“无压”，出口继电器返回。出口继电器输出常开触点即为“有压”触点；输出常闭触点即为“无压”触点。逻辑原理如图4 所示。

图4 测控装置电压检测逻辑

图4 中，“有压”门槛定值可设定为额定电压Un的30%，Un=57.7 V。理论上，驱动的出口继电器数量可以无限扩展，考虑到变电站现场实际需求，该出口继电器设置3～4 个即可。类似于图1所示原理，“有压”触点用于高抗冷却器自动投入回路，“无压”触点用于启动高抗自动喷水灭火系统和闭锁与线路连接的各接地刀闸操作。

该方案的优点是简化了现场元器件和二次线，充分利用了测控装置的原有功能，实现方案简单可靠[13-14]。缺点是方案原理变动较大，现场运维检修人员改造实施难度大。建议新建特高压变电站1 000 kV 线路电压检测采用此方案。原有特高压变电站1 000 kV 线路电压检测可采用2.1或2.2 中所述方案进行改造，也可以综合采用2.1和2.2 中所述方案，即1 000 kV 线路CVT二次采用固态电压继电器同时将其安装于室内电压转接屏实现线路电压检测的方案。