核電站500kV主開關(guān)站遠(yuǎn)距離T區(qū)保護(hù)的模式分析

1、核電站500kV主開關(guān)站遠(yuǎn)距離T區(qū)保護(hù)的模式分析【摘 要】接地短路電流、雷擊、分布電容等都會對控制電纜中傳輸?shù)谋Ｗo(hù)信號和控制信號產(chǎn)生干擾，很容易造成保護(hù)的據(jù)動或者誤動。本文就某核電站工程實(shí)例，計算分析保護(hù)信號和控制信號在遠(yuǎn)距離傳輸時所受到的影響，發(fā)現(xiàn)在區(qū)內(nèi)短路故障情況下，保護(hù)裝置端子上產(chǎn)生的端子對地電壓甚至達(dá)到3400V，可能燒毀保護(hù)裝置的端子。因此，對于保護(hù)信號和控制信號通過常規(guī)的控制電纜傳輸距離十分有限。但核電站的廠區(qū)規(guī)模越來越大，機(jī)組主變和500kV開關(guān)站的距離越來越遠(yuǎn)，對于此類遠(yuǎn)距離的T區(qū)保護(hù)問題，傳統(tǒng)的T區(qū)保護(hù)已經(jīng)不再適用，需更換了思路，引入了新的保護(hù)方案，并成功的在工程中得到實(shí)踐，

2、為類似電力工程中，特別是廠區(qū)內(nèi)長距離保護(hù)配置問題的解決提供可供參考和借鑒的案例?！娟P(guān)鍵詞】核電站 500kV T區(qū)保護(hù)1 引言隨著國家核電發(fā)展規(guī)劃的出臺，我國核電進(jìn)入了快速發(fā)展期。由于核電廠址寶貴，一般在一個核電廠址會批量建設(shè)46臺核電機(jī)組，有的甚至更多，因此核電廠址的占地面積均較大。另外，核電機(jī)組輸出電能的方式一般是通過主變升壓后通過GIL管廊接入廠內(nèi)500kV開關(guān)站。500kV開關(guān)站一般采用3/2接線方式。由于廠區(qū)大，主變又位于機(jī)組側(cè)，因而經(jīng)常出現(xiàn)主變到500kV主開關(guān)站距離較遠(yuǎn)。在實(shí)際工程中，有的機(jī)組主變高壓側(cè)距離500kV開關(guān)站超過1.5km。對于這種遠(yuǎn)距離T區(qū)的保護(hù)配置，需要進(jìn)行新的

3、思考。2 遠(yuǎn)距離T區(qū)保護(hù)設(shè)備選型計算2.1 電流互感器參數(shù)選型校驗(yàn)2.1.1 短路電流（1）系統(tǒng)側(cè)短路電流系統(tǒng)源對稱短路電流周期分量（系統(tǒng)側(cè)63kA）。電廠主接線圖如圖1。圖1 電廠主接線圖（2）發(fā)電機(jī)源對稱短路電流 發(fā)電機(jī)源對稱短路電流： 非周期時間常數(shù)：（3）廠用變壓器電動機(jī)源短路電流由于短路電流較小，忽略不計。2.1.2 CT特性校驗(yàn)（1） 校驗(yàn)工況校驗(yàn)工程實(shí)際短路暫態(tài)過程中電流互感器特性時應(yīng)考慮以下幾種工況：發(fā)變組T區(qū)內(nèi)故障，重合閘不動作時，即在C-t-O情況下，電流互感器等效電勢（對應(yīng)圖1中d1點(diǎn)短路）；驗(yàn)證發(fā)變組T接區(qū)外故障，線路保護(hù)重合閘動作時，即在C- t-O- tfr -C-

4、 t;-O工作循環(huán)過程中，電流互感器等效電勢（對應(yīng)圖1中 d2點(diǎn)短路）；（2） 校驗(yàn)方法根據(jù)電流互感器和電壓互感器選擇及計算導(dǎo)則DL/T866-2004對于C-t-O工作循環(huán)，所需的暫態(tài)面積系數(shù)為：對于C-t-O-tfr-C-t;-工作循環(huán)，所需的暫態(tài)面積系數(shù)為：電流互感器參數(shù)參照某核電工程中電流互感器廠家資料進(jìn)行計算；對應(yīng)于發(fā)變組T接區(qū)內(nèi)故障，重合閘不動作的工況（C-t-O），取斷路器失靈保護(hù)切除故障時間250ms；對于發(fā)變組T接區(qū)外故障，線路保護(hù)重合閘動作的工況（C-t-O-tfr-C-t;-O），取一般保護(hù)故障切除時間100ms，自動重合閘無流時間取300ms，取斷路器動作的故障切除時間

5、100ms，取斷路器動作的故障切除時間100ms；發(fā)變組至500kV開關(guān)站間的電纜長度按1500米考慮，電纜截面積取4mm2；保護(hù)裝置繼電器負(fù)荷（電流為1A時）按0.5VA考慮。（3） 校驗(yàn)情況 電流互感器額定二次極限電動勢：Eal = KtdKsscIsn（Rct+Rbn） =16466.96V； 發(fā)變組T區(qū)內(nèi)故障，重合閘不動作時，等效二次極限電勢為：Eal=KtdKpcf（R?ct+Rb）= =11408.1V小于額定二次極限電勢16466.96V，滿足要求；暫態(tài)誤差： ，小于規(guī)范中要求10%誤差，滿足要求。發(fā)變組T區(qū)外故障，線路保護(hù)重合閘動作時，等效二次極限電勢為：Eal=KtdKpcf

6、（R?ct+Rb）= 971.7708V小于額定二次極限電勢16466.96V，滿足要求；暫態(tài)誤差： ，小于10%誤差，滿足要求。2.1.3 CT二次側(cè)回路電壓計算根據(jù)GB 16847保護(hù)用電流互感器暫態(tài)特性技術(shù)要求附錄E中的圖E1所示，當(dāng)電流互感器二次側(cè)接地在電流互感器本時，電流互感器二次回路可以簡化為下圖：2.1.4 分析計算表明，該核電廠電流互感器選型滿足規(guī)范要求，但其二次極限電勢最高達(dá)11408.1V，二次側(cè)端口電壓達(dá)到近6600V，選用450/750V常規(guī)電纜時，無法滿足耐壓要求。同時，保護(hù)端口對地電壓達(dá)到3400V，已超過保護(hù)設(shè)備端口耐壓水平，很可能燒毀保護(hù)設(shè)備。2.2 控制和信號

7、回路用控制電纜選擇根據(jù)電力工程電氣設(shè)計手冊-電氣二次部分規(guī)定，只要操作回路按正常最大負(fù)荷下至各設(shè)備的電壓降不得超過10%的條件校驗(yàn)電纜芯截面，可滿足要求。電纜壓降問題可以通過增大電纜截面積來解決，但是在工程實(shí)際運(yùn)用中，接地短路、雷擊、分布電容等都會對控制電纜產(chǎn)生干擾。據(jù)有關(guān)工程經(jīng)驗(yàn)及研究，當(dāng)電纜超過800m時，控制信號通過電纜傳輸已不可靠。3 短線光差保護(hù)的引入應(yīng)用傳統(tǒng)的T區(qū)保護(hù)已無法解決上述兩個問題，但如果把遠(yuǎn)距離的T區(qū)看作一條短線路的話，那么就可以采用光纖電流差動保護(hù)裝置來構(gòu)建保護(hù)方案。具體為用兩套短線光差保護(hù)加上一套短引線保護(hù)，代替常規(guī)的T區(qū)保護(hù)，其中一套短線光差保護(hù)布置在機(jī)組側(cè)，另一套短線光差保護(hù)和短引線保護(hù)布置在500kV開關(guān)站側(cè)。將500kV開關(guān)站串內(nèi)中、邊斷路器側(cè)的兩組電流互感器的二次側(cè)并接，形成和電流，作為一組電流輸入到光差保護(hù)裝置中。如圖3所示。當(dāng)主變側(cè)出線隔離開關(guān)閉合時，兩側(cè)光纖差動保護(hù)均可自動或手動投入，短引線保護(hù)可自動或手動退出；當(dāng)主變側(cè)出線隔離開關(guān)打開時，兩側(cè)光纖差動保護(hù)均可自動或手動退出，短引線保護(hù)可自動或手動投入。4 結(jié)語核電站的dylw.nET廠區(qū)規(guī)模越來越大，機(jī)組主變和500kV開關(guān)站的距離越來越遠(yuǎn)，因而產(chǎn)生了很多控制保護(hù)問題。本文簡要分析了由于距離原因造成的保護(hù)配置方案的問題，并更換了思路，提出了新的保護(hù)方案。目前此方案已在多個核電站