海上平臺組網系統(tǒng)反時限方向過流保護的應用

左志鵬

（海洋石油工程股份有限公司設計院，天津 300451）

近年來，隨著各油田的大力開發(fā)，各油田電量需求逐步增大，為緩解供電壓力并充分利用電能，電力系統(tǒng)組網日趨增多且規(guī)模不斷擴大，海上平臺電力系統(tǒng)呈現(xiàn)出系統(tǒng)獨立，電源點多，電源分布式配置的特點，這使其短時過流保護的設定亦呈現(xiàn)出其獨特特征，本文以較具代表性的分布式電源系統(tǒng)展開介紹分析，并以某項目電網為例進行說明。

1 分布式電源系統(tǒng)特點

對于分布式電源系統(tǒng)，無論是系統(tǒng)正常的潮流還是故障狀態(tài)下短路電流的情況均與單側電源系統(tǒng)不同。如圖1所示，若F1為短路故障點，需僅CB5與CB6動作才能完全切除故障并使故障影響范圍最小，對于常規(guī)短時過流保護，其設置一般利用整定動作值和時間差實現(xiàn)繼保動作的選擇性，但這對于分布式電源系統(tǒng)是無法實現(xiàn)的，如圖1中F1故障點流經CB4與CB5的故障電流近乎相同，若依靠整定繼電器動作值，難以保證CB4與CB5動作的先后性，很可能使CB4誤動作導致故障范圍的擴大。并且由于不同故障點對于繼保動作要求的順序也不同，如F1故障時需使CB5先于CB4動作，而F2故障時需使CB4先于CB5動作，因此即使在CB4與CB5加上級差（CTI），也無法保證在不同故障條件下的繼保動作選擇性。因此，常規(guī)短時過流保護在這種情況下不再適用[1]。

圖1 分布式電源配電系統(tǒng)Fig.1 Distributed generation system

圖2 方向過流保護連接示意圖Fig.2 Directional overcurrent protection relay connection schematic

2 方向過流保護

為解決上述問題，需在過流保護的基礎上加上參考電壓如圖2所示。由于電壓在故障發(fā)生時并不會對其相位造成太大影響，因此圖2中F2電故障時，其故障電流滯后繼電器參考電壓ΦF（90°以內），而F1故障時超前參考電壓180°-ΦF以內，這就使繼電器可以判斷系統(tǒng)故障電流的方向，使其僅在同時達到設定動作值和方向要求時才會動作。

從而對于分布式電源系統(tǒng)在過流保護裝設方向元件后，就可以把它們拆開成兩個單側電源網絡的保護。如圖3所示，圖中保護CB1、CB3、CB5、CB7是一個系統(tǒng)，動作時間進行配合的階梯原則應滿足CB1> CB3> CB5> CB7，它負責切除由電源Gen1供給的短路電流；圖3中保護CB8、CB6、CB4、CB2是另一個系統(tǒng)，動作時間進行配合的階梯原則應滿足CB8> CB6> CB4> CB2，它負責切除由電源Gen2供給的短路電流，這樣CB4與CB5的過流保護動作時間已不需再進行配合，以保證在反方向故障時將保護閉鎖起來。

對于方向過流保護，目前普遍采用動作可靠性高的90°接線法（電壓滯后單位功率因數電流），并采用適用于大多數電力系統(tǒng)故障的60°最大轉矩角。

圖3 裝設方向元件的分布式電源配電系統(tǒng)Fig.3 Distributed generation system with directional elements

3 反時限特性

由于定時限過流保護伴隨故障越靠近電源側短路電流越大而動作時間越長的特點，故隨著電力系統(tǒng)組網規(guī)模的逐漸增大，級聯(lián)至電源側的時間往往較長，對靠近電源側保護的速動性不利。反時限過流保護是動作時間與被保護線路的短路電流大小相關的，當電流大時保護動作時間短，電流小時動作時間長，因此對于近端和遠端故障動作時間會相應變化，有利于保護動作的速動性和選擇性[1,2]，也在一定程度上緩解了電源端的短路容量壓力。

過流保護裝置的反時限特性曲線，可用數學公式表達。國際電工委員會IEC60255-151標準中規(guī)定了反時限特性曲線公式，并明確了不同系數的定值以定義不同曲率類型的特性曲線，如圖4所示。在進行反時限過流保護整定時，可根據系統(tǒng)實際情況選擇合適的曲線進行整定。

4 某電網反時限方向過流保護的應用

某電網包含7座平臺，其中平臺A和B為電站平臺，A平臺共設主機4臺，其中兩臺的單機實際出力約4600kW，另兩臺的單機實際最大出力約2800kW，A平臺總負荷約3700kW, B平臺共設主機3臺，單機實際最大出力均約為4600kW，B平臺總負荷約1500kW。其余C，D，E，F(xiàn)，G平臺為5座負荷平臺，其負荷共計15000kW。平臺之間通過海纜彼此互連，海纜總長共計約58km。圖5為某項目電網簡化的系統(tǒng)總單線圖。

經簡化此系統(tǒng)可視為分布式電源配電系統(tǒng)，其中電站A平臺4臺發(fā)電機經同步并車后經VCB1傳至16MVA變壓器1經升壓后傳至VCB2，VCB3經5km海纜將電能傳送至負荷平臺C，除供應電能給該平臺負荷外同時將電能經VCB5連接的6km海纜傳送至電站平臺B，平臺B的兩臺主機（余1臺備用）經同步并車后經VCB8傳至16MVA變壓器2經升壓后傳至VCB7，最終在VCB6位置經同步點完成并網構成該系統(tǒng)的主鏈路，其余負荷平臺G，D，E，F(xiàn)可視為組網主鏈路上的分支負荷，其短路電流流向單一可視為常規(guī)單電源系統(tǒng)，過流保護按照常規(guī)配置即可。然而對于電站A、B及負荷平臺C組成的分布式電源主鏈路按照上述原則，可將圖中保護VCB1、VCB3、VCB5、VCB7組成一個系統(tǒng)，此案例中動作時間進行配合的階梯為VCB1> VCB3> VCB5> VCB7，它負責切除由平臺A 4臺主機供給的短路電流；圖5中保護VCB8、VCB6、VCB4、VCB2是另一個系統(tǒng)，動作時間進行配合的階梯為VCB8> VCB6> VCB4> VCB2，它負責切除由平臺B 3臺主機供給的短路電流。其余在組網鏈路以外的支路由于不受雙端電源的影響，短時過流保護不需設置方向，按照常規(guī)原則整定并設置級聯(lián)即可。

以下將就此電網案例，應用ETAP電力系統(tǒng)計算軟件針對組網主鏈路的反時限方向過流保護進行分析模擬，首先搭建模型并輸入電網中主要設備參數。

圖5 某項目電網簡化的系統(tǒng)總單線圖Fig.5 Simplified overall one-line diagram of a project's power grid

圖4 IEC標準中定義的反時限特性曲線Fig.4 IDMT characteristic curves defined in the IEC standard

4.1 電網中主要設備參數。

1）主發(fā)電機參數

A平臺兩臺，B平臺3臺現(xiàn)場功率4600kW（功率因數0.8）機組采用如下典型參數：

a）Direct-axis sub-transient reactance, X’’d=19%

b）Direct-axis transient reactance, X’d=28%

c）Direct-axis synchronous reactance, Xd=155%

d）Negative Sequence reactance, X2=18%

A平臺兩臺現(xiàn)場功率2800kW（功率因數0.8）機組采用如下典型參數：

a）Direct-axis sub-transient reactance, X’’d=13.5%

b）Direct-axis ransient reactance, X’d=19%

c）Direct-axis synchronous reactance, Xd=192%

d）Negative Sequence reactance, X2=14%

2）組網變壓器參數，見表1。

4.2 組網主鏈路各斷路器的反時限方向過流保護設定

1）首先是針對平臺A的發(fā)電機組所提供的短路電流（平臺A指向平臺B）進行的反時限過流保護的設定。

表1 組網變壓器參數Table 1 Network transformer parameters

圖6 平臺A指向平臺B的反時限過流保護曲線圖Fig.6 Platform A points to platform B's IDMT directional overcurrent protection relay coordination graph

VCB1：16MVA變壓器1的4.16kV側斷路器，方向過流保護裝置為Basler electric 的BE1-67型號， 保護動作定值按變壓器滿載電流值考慮，保護CT變比為3000A/5A,即輸入啟動電流設定值為2220.6A/(3000A/5A)= 3.7A，靈敏角的選擇60°，方向指向被保護變壓器1，反時限曲線類型選擇B4 Moderately inverse，倍率選擇7.18。

VCB3：平臺A接至平臺C的5km海纜，平臺A側所設斷路器，方向過流保護的設定裝置為AREVA的P143綜保，保護動作定值按海纜最大負荷電流考慮，此保護所連接的CT變比為300A/5A，不同品牌型號的綜保啟動電流設定值是有區(qū)別的。因此，此處設定值為200A/300A = 0.67A，靈敏角的選擇60°，方向指向被保護海纜，反時限曲線類型選擇IEC - Standard Inverse，倍率選擇0.142。

VCB5：平臺B接至平臺C的6km海纜，平臺C側所設斷路器，方向過流保護的設定裝置為AREVA的P143綜保，保護動作定值按海纜最大負荷電流考慮，此保護所連接的保護CT變比為300A/5A，啟動電流設定值為200A/300A = 0.67A，靈敏角的選擇60°，方向指向被保護海纜，反時限曲線類型選擇IEC - Standard Inverse，倍率選擇0.085。

圖7 平臺B指向平臺A的反時限過流保護曲線圖Fig.7 Platform B points to platform A's IDMT directional overcurrent protection relay coordination graph

VCB7：16MVA變壓器2的34.5kV側斷路器，方向過流保護的設定裝置為GE Multilin 760綜保，保護動作定值按變壓器滿載電流值考慮，此保護所連接的CT變比為400A/5A，即輸入電流值為267.8A/400A= 0.67A，靈敏角的選擇60°，方向指向被保護變壓器2，反時限曲線類型選擇IEC - Standard Inverse，倍率選擇0.03。

圖6所示為在ETAP軟件中模擬的上述鏈路的保護曲線。

2）然后，是針對平臺B的發(fā)電機組所提供的短路電流（平臺B指向平臺A）進行的反時限過流保護的設定。

VCB8：16MVA變壓器2的4.16kV側斷路器，方向過流保護的設定裝置為GE Multilin 760綜保，保護動作定值按變壓器滿載電流值考慮，保護CT變比為2500A/5A，即輸入啟動電流設定值為2220.6A/2500A= 0.88A，靈敏角的選擇60°，方向指向被保護變壓器2，反時限曲線類型選擇IEC - Standard Inverse，倍率選擇0.15。

VCB6：平臺B接至平臺C的6km海纜，平臺B側所設斷路器，方向過流保護的設定裝置為Schweitzer的751綜保，保護動作定值按海纜最大負荷電流考慮，此保護所連接的CT變比為300A/5A，輸入啟動電流設定值為200A/(300A/5A) = 3.33A,靈敏角的選擇60°，方向指向被保護海纜，反時限曲線類型選擇IEC - Standard Inverse，倍率選擇0.13。

VCB4：平臺A接至平臺C的5km海纜，平臺C側所設斷路器，方向過流保護的設定裝置為AREVA的P143綜保，保護動作定值按海纜最大負荷電流考慮，此保護所連接的保護CT變比為300A/5A，啟動電流設定值為200A/300A = 0.67A，靈敏角的選擇60°，方向指向被保護海纜，反時限曲線類型選擇IEC - Standard Inverse，倍率選擇0.075。

VCB2：16MVA變壓器1的34.5kV側斷路器，方向過流保護的設定裝置為AREVA的P143綜保，保護動作定值按變壓器滿載電流值考慮，此保護所連接的CT變比為400A/5A，即輸入電流值為267.8A/400A= 0.67A，靈敏角的選擇60°，方向指向被保護變壓器1，反時限曲線類型選擇IEC - Standard Inverse，倍率選擇0.025。

圖7所示為在ETAP軟件中模擬的上述鏈路的保護曲線。

經校核，各級反時限方向過流保護在系統(tǒng)大、小工況下的動作時間均能滿足保護動作選擇性和系統(tǒng)短路容量要求，且能保證各級級差在0.2s～0.3s內。

5 結語

隨著海上電力組網規(guī)模的逐步擴大，在遇到分布式電源組網系統(tǒng)時，應對電網構架進行全面分析，梳理并在組網鏈路上合理設置方向過流保護及其級聯(lián)搭配，確保電力系統(tǒng)繼電保護動作的準確、可靠，為海上油田的生產及安全提供保障。