500 kV變電站加裝站域保護應對死區故障

劉 琳, 呂 青

華東電力設計院有限公司 上海 200063

1 研究背景

隨著大規模高壓直流工程的建設,華東電網已發展成為典型的多饋入直流受端電網。這在為華東電網緩解電力供應困難的同時,也給電網的運行管理帶來了挑戰。對于有大直流接入的電網,直流受端交流故障將引起直流換相失敗,一次換相失敗恢復時間大約為200 ms,如發生兩次及以上直流連續換相失敗,即使采取切除送端大機組、閉鎖直流等措施,送端電網仍可能無法維持穩定運行。因此,盡量減少受端換流站直流換相失敗次數,對于維護系統安全穩定運行而言十分重要[1]。

對于受端電網的500 kV樞紐變電站,尤其是采用500 kV敞開式配電裝置的變電站而言,當發生死區故障或開關拒動時,會對區域電網的安全穩定運行產生影響,特別是會引起換流站直流兩次及以上換相失敗,進而對送端電網的安全穩定運行產生較大影響。通過在站內加裝站域死區失靈保護,可以縮短故障切除時間,減少直流換相失敗次數,進而提升送受端電網的安全穩定性。

2 變電站死區故障情況

目前常規500 kV變電站電流互感器的次級配置是基于繼電保護的保護分區方案建立的,具體原則如下:

(1) 保護區應相互重疊;

(2) 當雙重化的兩套保護系統中僅有一套系統的二次設備因拒動或檢修而不能正確起作用時,任何一處故障仍能被主保護覆蓋;

(3) 當斷路器拒動或發生死區故障時,斷路器失靈保護應能切除故障;

(4) 當主保護、斷路器失靈保護不能切除故障時,對于某些特殊情況,由遠后備保護來切除故障。

基于以上原則,變電站敞開式配電裝置一般在斷路器單側配置電流互感器,當斷路器和電流互感器連接部分之間發生死區故障或開關發生拒動時,由斷路器失靈保護切除故障。由于故障切除時間一般為400 ms,因此會引起換流站直流兩次及以上換相失敗或功率跌落,進而對送端電網的安全穩定運行產生較大影響。如圖1所示,K1、K2或K3處發生的故障為死區故障[2]。

圖1 敞開式配電裝置電流互感器與保護設備直連接線示意圖

3 死區故障應對方案

根據國家電網公司運檢一〔2017〕52號《國網運檢部關于華東地區電流互感器死區解決方案試點應用和斷路器防拒動工作的通知》,關于電流互感器死區共有兩個應對方案。

3.1 加裝光電流互感器

在配置單電流互感器斷路器的另一側加裝光電流互感器,與常規電流互感器構成差動,并按串配置斷路器差動保護,故障時直接跳閘相關斷路器,同時增加站間快速通信通道,實現對站斷路器的快速切除。

3.2 加裝站域保護

采集本站多間隔電壓電流信息進行綜合判別,引入電壓判據,利用故障切除后電壓快速返回的特性,克服電流互感器拖尾對電流判據的影響,縮短死區故障判別時間,增加站間快速通信通道,實現對站斷路器的快速切除。

3.3 方案對比

加裝光電流互感器方案,死區故障預期可以在110 ms內切除,斷路器失靈故障預期可以在200 ms內切除。加裝站域保護方案,死區故障和斷路器失靈故障預期可以在200 ms內切除。

可以看出,兩種方案均可實現故障時縮短切除時間,減少直流換相失敗次數,進而提升送受端電網的安全穩定性能和裕度,因此有較好的經濟效益。

但是需要指出的是,采用這兩種方案,仍存在光電流互感器差動保護只能解決死區故障問題,而不能解決開關失靈問題的弊端。當系統發生轉換性故障、經過渡電阻接地故障,且手合或重合閘于故障時,開關又發生失靈,就會出現故障切除時間過長的風險。因此,國網運檢部組織開展光電流互感器差動保護和站域保護的配置原則、 技術方案制定、裝置入網測試及現場安裝方式研究,在各電網選取試點站進行掛網試運行,華東區域的加裝光電流互感器試點站選擇為江蘇500 kV仲洋站和浙江500 kV信安站,加裝站域保護試點站選擇為上海500 kV楊高站。

4 楊高站站域保護實施方案

4.1 楊高站基本情況

500 kV楊高站位于上海市浦東新區北蔡鎮高科西路,于1992年4月建成投運。楊高站500 kV采用一個半斷路器接線,目前已建成四組主變和四回出線,分別為至顧路站兩回、至三林站兩回。本次保護改造工程在楊高站500 kV側加裝雙重化站域死區失靈保護,并在三林站和顧路站加裝雙重化站域死區失靈保護,作為楊高站側站域保護的執行站,接收楊高站的失靈聯跳指令。

4.2 設備配置

楊高站500 kV電壓等級為一個半斷路器接線,站域保護按串雙重化配置。對于500 kV側串內斷路器,每串配置一面站域保護屏,屏內包含兩套站域保護裝置。對于直接掛母線運行的3號、4號主變500 kV側開關,各配置一面保護屏,分別包含兩臺死區保護裝置,全站共配置六面站域死區失靈保護柜。配置相應的故障錄波器屏、測控及網絡柜、通信接口柜等。500 kV楊高站站域保護配置如圖2所示。

圖2 500 kV楊高站站域保護配置示意圖

圖2中以第一串站域保護裝置和3號主變高壓側站域保護裝置的配置為例,第二串、第三串、第四串的配置與第一串相同,4號主變高壓側配置與3號主變高壓側相同。

在三林站和顧路站內分別配置兩面站域死區失靈保護屏及一臺通信接口柜。

4.3 外部接口及技術原則

站域保護采用雙重化配置,使用電流互感器的P級次級。

每套裝置的主要輸入量中,模擬量包含電流、電壓,開關量包含串內相關保護的分相跳閘信號、三相跳閘信號、斷路器分相位置信號等。

每套裝置的主要輸出量有分相跳閘命令、閉鎖重合閘命令、錄波信號、遙信信號。具備智能電子設備信息傳遞網絡(GOOSE)通信接口,實現不同串之間失靈死區保護裝置聯跳相鄰斷路器的功能。具備站控層通信接口,接入站內現有自動化監控系統。具備站間通信通道,實現遠跳線路對側斷路器的功能。

對于站域保護裝置與對側站點的通信,考慮采用復用光纖通道,每套保護裝置均為單通道。

4.4 注意事項

楊高站3號與4號主變直接接500 kV母線,雖然500 kV斷路器兩側配置電流互感器,不存在保護死區,但是失靈時間仍需要控制在200 ms內,因此每臺主變500 kV側也雙重化配置兩臺站域保護裝置。

為實現不同串之間站域保護裝置聯跳相鄰斷路器的功能,工程上考慮構建雙重化過程層GOOSE,配置兩臺GOOSE交換機。

5 結束語

在國家電網公司文件方案的基礎上,介紹了華東地區500 kV楊高站域保護改造方案。

對變電站站域保護的系統結構組成、控制模式、接口信號、通道要求等進行了分析,通過實際工程介紹了站域保護的具體應用。考慮到楊高站是國內首批試點安裝站域保護的變電站之一,而國家電網在其它地區也開始開展站域保護加裝試點工作,因此楊高站可以對其它工程的設計、選型、施工提供參考。