电网“大机小网”下涉网保护风险管控的研究

刘志鹏

（海南电网有限责任公司，海口 570203）

0 前言

某220 kV核电厂每台机组的容量为650 MW，即使目前按75%的出力（490 MW）运行[1-2]，单机出力占比超过海南全网负荷10%（高峰时段超过10%，低谷时段超过30%）。由此导致海南电网面临一个新的挑战——“大机小网”[3]，随着500 kV联网二回线路工程以及220 kV抽水蓄能电站新建工程的投产，这一问题将会得到缓解[4-5]。海南电网正常运行时与南网主网处于联网运行状态，如500 kV福港线发生故障跳闸，将会导致海南电网处于孤网运行状态[6]。核电厂一台机组发生跳闸，海南电网面临的“大机小网”问题将更加严重[7]。必须严格控制孤网期间各电厂单机出力，保证其出力处于在全网负荷10%以内[8]。从分析南方电网的电厂涉网保护安全管理方案、审查电厂涉网保护定值配合和校核升压站保护定值整定三个方面，详细介绍和研究海南电网“大机小网”下保护的安全风险管控措施。

1 电厂涉网保护的管控

目前，多类型复合新能源、直流柔性输电技术、超高压远距离输电技术在电网中大规模地应用，直流电源消失保护未动作切除故障，造成主变等重要设备严重烧损的重大安全事故[9]。保护不正确动作事件原因，涉网电厂保护不正确动作占据多半，调度机构应该积极应对和加强管理。

《南方电网2016年电厂涉网保护安全管理工作方案》对各级调度机构所管辖的电厂提出明确的管控要求，主要内容分为以下五个方面：

1）开展电厂涉网保护的风险排查和整改工作。

2）开展电厂涉网保护的安全检查工作。

3）防范全厂停电威胁电网安全的风险。

4）推进电厂安全管理水平的提升。

5）开展电厂安全防范措施的培训。

2 涉网定值管控实例

2.1 主变的复压闭锁相间过流保护

某220 kV核电厂配置两台220 kV变压器，#1和#2主变的额定容量为3×260 MVA，额定电压为242±2×2.5%／20 kV，选用的是DFP-260000/220型单相双绕组强迫油循环风冷无励磁调压油浸式变压器，三相联结组别为Ynd11。

#1和#2主变高压侧配置相间过流保护，该保护具有复压闭锁功能。因其作为总后备，故该保护不带方向元件。其配置两段，每段带一时限，每段出口控制字可分别整定。对于主变的高压侧复压闭锁相间过流保护，电厂应该按照《南方电网大型发电机变压器继电保护整定计算规程》中的原则进行整定，具体操作步骤如下[10]：

2.1.1 电流元件的整定

按躲过核电厂主变的额定电流整定：

式中：Kk为可靠系数；Kr为返回系数；IN为核电厂主变的额定电流；nI为电流互感器变比。

2.1.2 时间元件的整定

1）与高压侧出线220kV核李Ⅰ、Ⅱ线，核成Ⅰ、Ⅱ线相间、接地距离保护的Ⅱ段、零序保护的Ⅲ段中最长动作时间配合:

式中：t线路max为高压侧出线核李Ⅰ、Ⅱ线，核成Ⅰ、Ⅱ线相间、接地距离保护的Ⅱ段、零序保护的Ⅲ段中最长动作时间。

2）与核电厂的高厂变A和B过流保护最长动作时间配合：

式中：t厂变max为核电厂高厂变A和B过流保护最长动作时间。

2.1.3 低电压元件的整定

按躲过正常运行时可能出现的最低电压整定：

式中：Umin为正常运行时可能出现的最低线电压，取Umin＝0.9UN；nv为电压互感器变比。

2.1.4 负序电压元件的整定

按躲过正常运行时出现的不平衡电压整定：

式中：UN为主变额定相电压。

对于电厂主变的高侧复压闭锁相间过流保护来说，其作为渉网保护的一部分，各级调度机构应在电厂并网前进行仔细审查。如发现未按以上原则进行配合整定，相应调度机构和电厂双方需根据具体原因进行沟通，以确定按照配合整定或者有特殊原因时失配备案。

特别注意，新建电厂的多台机组或配套出线一般会分期投运，各级调度机构应注意当一次设备或方式变化时，提醒电厂对涉网定值进行校核，审查其主变高侧复压闭锁相间过流保护与其电厂出线后备保护的配合情况，避免出现失配问题导致保护越级动作。

2.2 主变的过励磁保护

RCS-985BT配置的定时限过励磁保护和反时限过励磁保护，主要用于防止发电机、变压器因过励磁引起的危害。其中，主变的定时限过励磁保护设有跳闸段和信号段。主变的反时限过励磁通过对给定的反时限动作特性曲线进行线性化处理，在计算得到过励磁倍数后，采用分段线性插值求出对应的动作时间，实现反时限。给定的反时限动作特性曲线通过保护装置输入的八组定值得到。过励磁倍数的整定范围为1.0～1.5，时间延时的整定范围为0-3 000秒。

对于主变的过励磁的保护整定[11]，计算步骤如下：

图1和2中曲线为特变电工给出核电厂主变在空载和满载情况下允许过励磁能力曲线。

2.2.1 定时限过励磁保护报警段

1）过励磁倍数整定：

按略大于特变电工变压器制造厂提供的允许过励磁特性曲线中的长期允许值整定，取大于等于1.1。

图1 核电厂主变空载过励磁能力

2）时间元件的整定：取t=5 s。

3）定时限段动作于报警信号。

2.2.2 定时限过励磁保护跳闸段

1）过励磁倍数整定：取大于等于1.4。

2）时间元件的整定：取t=10.0 s。

3）定时限段动作于主变两侧断路器。

2.2.3 反时限过励磁保护

1）过励磁倍数和时间的整定：

按特变电工变压器制造厂提供的允许过励磁特性曲线，根据图2选取8组保护定值（此处省略），从而，确定反时限过励磁保护动作特性曲线。

2）反时限过励磁保护动作后，断开变压器两侧断路器。

图2 核电厂主变满载过励磁能力的曲线

网内曾发生过电厂试运行期间，主变过励磁保护误动作导致跳开各侧断路器的事件。

2.3 复合电压闭锁过流保护

220 kV #1和#2机组的额定容量为733.3 MVA，额定电压为20 kV。每台机组分别配置两套电量保护，型号为RCS-985G。RCS-985G适用于大型发电机保护。

发电机复合电压过流保护作为发电机、变压器、高压母线和相邻线路故障的后备。其整定原则如下：

2.3.1 过电流定值整定

按躲发电机额定电流整定：

式中：Ign为核电厂发电机的额定电流。

2.3.2 时间元件的整定

因核电厂#1和#2主变单独配置复合电压闭锁过电流保护，所以其#1和#2发电机组复压过流保护的动作时间，按与主变的复压过流、零序过流保护及高厂变过电流保护最长动作时间配合整定：

式中：tmax为核电厂主压变复压过流、零序过流保护及高厂变过电流保护最长动作时间。

2.3.3 相间低电压元件的整定

低电压元件取核电厂发电机机机端PT二次线电压，动作电压Uop可按下式整定：

式中：Ugn为发电机额定电压。

2.3.4 负序电压元件的整定

负序电压元件取核电厂发电机机端PT二次线电压。按躲过正常运行时的不平衡电压整定：

对于发电机组的复压闭锁过流保护，其作为渉网保护的一部分，各级调度机构应在新建电厂并网前进行仔细审查。如发现未按以上原则进行配合整定，相应调度机构应要求电厂对机组定值进行配合整定。对于分期投运的机组，各级调度机构应要求电厂按照以上原则开展新投运机组和在运机组复压闭锁过流保护定值的校核工作。在校核工作完成后，电厂应将定值单提交相应的调度机构进行备案和审查。

3 220 kV核电厂升压站保护定值管控

220 kV核电厂升压站采用3/2接线形式，配置两个线变串和两个线线串，共四个完整串。升压站的具体接线形式如图3所示：

图3 220 kV核电厂升压站主接线图

3.1 主变零序方向过流保护

主变保护RCS-985BT设有两段四时限零序过流保护，作为主变压器中性点接地运行时的后备保护。零序过流Ⅰ段和零序过流II段采用外接的变压器中性点CT，因#1和#2主变为双绕组变压器且其单侧中性点接地，故两段零序方向过流保护均不带方向。另外，因#1、#2主变220 kV侧中性点均固定接地运行，其未配置间隙零序保护。

3.1.1 零序过流Ⅰ段保护

3.1.1.1 电流元件的整定

1）按保证升压站220 kV#3和#4母线接地故障时有灵敏度整定：

式中：3I0.min为220 kV#3和#4母线接地故障时流过本保护的最小零序电流；Klm为灵敏系数，Klm≥1.5。

2）按与220 kV核李Ⅰ、Ⅱ线和核成Ⅰ、Ⅱ线的零序过流保护Ⅲ段配合：

式中：Kk为可靠系数；Kfz为零序电流分支系数；I0Ⅲ为220 kV核李Ⅰ、Ⅱ线和核成Ⅰ、Ⅱ线的零序过流保护Ⅲ段的动作电流。

3）按躲220 kV核李Ⅰ、Ⅱ线和核成Ⅰ、Ⅱ线非全相运行时流过本保护的最大零序电流整定：

式中：3IoFmax为220 kV线路非全相时流过本保护的最大零序电流。

3.1.1.2 时间元件的整定

第一时限与220 kV核李Ⅰ、Ⅱ线和核成Ⅰ、Ⅱ线中零序过流保护Ⅲ段的最长动作时间配合，动作后断开主变两侧断路器。第二时限退出。

式中：t max为220 kV核李Ⅰ、Ⅱ线和核成Ⅰ、Ⅱ线中零序过流保护Ⅲ段的最长动作时间。

3.1.2 零序过流Ⅱ段保护

3.1.2.1 电流元件的整定

1)按220 kV核李Ⅰ、Ⅱ线和核成Ⅰ、Ⅱ线的零序过流保护Ⅳ段配合整定：

式中：I0Ⅳ为升压站220 kV核李Ⅰ、Ⅱ线和核成Ⅰ、Ⅱ线的零序过流保护Ⅳ段的动作电流。

2)按保证高压侧出线末端接地故障有灵敏度：

式中，3I0min为220 kV核李Ⅰ、Ⅱ线和核成Ⅰ、Ⅱ线末端短路时流过本保护的最小零序电流。

3.1.2.2 时间元件的整定

第一时限按与220 kV核李Ⅰ、Ⅱ线和核成Ⅰ、Ⅱ线的零序过流保护Ⅳ段最长动作时间配合，断开主变两侧断路器和关闭主汽门；第二时限退出。

式中：tmax为220 kV核李Ⅰ、Ⅱ线和核成Ⅰ、Ⅱ线的零序过流保护Ⅳ段最长动作时间。

对于主变中性点接地方式的安排，电厂应按照相应调度机构的安排执行，以保证零序保护的可靠性和正确性。

3.2 断路器保护

核电厂升压站配置12套断路器保护，型号为RCS-921NV。RCS-921NV置适用于220 kV及以上电压等级3/2接线方式下的断路器，具有断路器失灵保护、三相不一致保护、死区保护、充电保护和自动重合闸功能。

3.2.1 边、中断路器的重合闸时间配合

当线路发生故障时，保护动作跳开该串的两台断路器（边断路器和中断路器）。重合时，为减少断路器动作次数、缩短永久性故障的切除时间和降低故障对系统造成的冲击，线路保护动作跳开两台断路器后，边断路器的重合闸应该先重合，中断路器的重合闸应该经一定延时(躲重合闸后加速动作时间不得少于300 ms)后再重合[12]。

当安排中断路器的重合闸先合时，在最严重的情况下，中断路器发生拒动，启动失灵保护，则中断路器失灵保护将会跳开相邻的两个边断路器。这就造成整个串的三个断路器都会跳开，严重扩大停电的范围和程度，威胁系统安全运行稳定。为此，3/2接线方式中边断路器的重合闸时间整定为1.0 s，中断路器的重合闸时间整定为1.5 s。

3.2.2 断路器重合闸方式选择

针对3/2接线方式，当线路发生故障时，保护动作后重合闸可以实现重合，提高供电可靠性，避免线路停电时间；但当发电机或者变压器发生故障时，保护动作后重合闸不应该动作，减少再次重合对发电机或者变压器造成的二次伤害。为此，对于线线串，两个边断路器和一个中断路器的重合闸均采用单重方式；对于线变串，线路间隔的边断路器和中断路器的重合闸均采用单重方式，发变组间隔的边断路器采用停用方式。例如，第一串为线变串，两个边断路器的重合闸采用单重方式，中断路器的重合闸采用停用方式。第二串为线线串，两个边和一个中断路器的重合闸均采用单重方式，从而，提高供电可靠性。

通过发变组保护跳闸闭锁中断路器的重合闸功能，实现当线路发生故障时，保护动作后边中断路器重合闸可以实现重合；但当发电机或者变压器发生故障时，保护动作后边中断路器的重合闸不动作。

4 结束语

从保护专业和实际工作角度出发，提出从分析电厂涉网保护的安全管理方案、审查核电厂涉网保护的定值配合和校核升压站保护的定值整定三个方面，详细介绍和研究继电保护所采取的安全风险管控措施。在海南电网应对联网和孤网运行方式下“大机小网”问题上，继电保护能够更好地发挥第一道安全防线的作用，避免不发生因保护装置误动而导致影响系统安全稳定运行的电力事故事件。