劉 琳, 呂 青

華東電力設(shè)計院有限公司 上海 200063

1 研究背景

隨著大規(guī)模高壓直流工程的建設(shè),華東電網(wǎng)已發(fā)展成為典型的多饋入直流受端電網(wǎng)。這在為華東電網(wǎng)緩解電力供應(yīng)困難的同時,也給電網(wǎng)的運(yùn)行管理帶來了挑戰(zhàn)。對于有大直流接入的電網(wǎng),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(fù)時間大約為200 ms,如發(fā)生兩次及以上直流連續(xù)換相失敗,即使采取切除送端大機(jī)組、閉鎖直流等措施,送端電網(wǎng)仍可能無法維持穩(wěn)定運(yùn)行。因此,盡量減少受端換流站直流換相失敗次數(shù),對于維護(hù)系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行而言十分重要[1]。

對于受端電網(wǎng)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(dāng)發(fā)生死區(qū)故障或開關(guān)拒動時,會對區(qū)域電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行產(chǎn)生影響,特別是會引起換流站直流兩次及以上換相失敗,進(jìn)而對送端電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行產(chǎn)生較大影響。通過在站內(nèi)加裝站域死區(qū)失靈保護(hù),可以縮短故障切除時間,減少直流換相失敗次數(shù),進(jìn)而提升送受端電網(wǎng)的安全穩(wěn)定性。

2 變電站死區(qū)故障情況

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

(1) 保護(hù)區(qū)應(yīng)相互重疊;

(2) 當(dāng)雙重化的兩套保護(hù)系統(tǒng)中僅有一套系統(tǒng)的二次設(shè)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(hù)覆蓋;

(3) 當(dāng)斷路器拒動或發(fā)生死區(qū)故障時,斷路器失靈保護(hù)應(yīng)能切除故障;

(4) 當(dāng)主保護(hù)、斷路器失靈保護(hù)不能切除故障時,對于某些特殊情況,由遠(yuǎn)后備保護(hù)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(cè)配置電流互感器,當(dāng)斷路器和電流互感器連接部分之間發(fā)生死區(qū)故障或開關(guān)發(fā)生拒動時,由斷路器失靈保護(hù)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(jìn)而對送端電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行產(chǎn)生較大影響。如圖1所示,K1、K2或K3處發(fā)生的故障為死區(qū)故障[2]。

圖1 敞開式配電裝置電流互感器與保護(hù)設(shè)備直連接線示意圖

3 死區(qū)故障應(yīng)對方案

根據(jù)國家電網(wǎng)公司運(yùn)檢一〔2017〕52號《國網(wǎng)運(yùn)檢部關(guān)于華東地區(qū)電流互感器死區(qū)解決方案試點(diǎn)應(yīng)用和斷路器防拒動工作的通知》,關(guān)于電流互感器死區(qū)共有兩個應(yīng)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(cè)加裝光電流互感器,與常規(guī)電流互感器構(gòu)成差動,并按串配置斷路器差動保護(hù),故障時直接跳閘相關(guān)斷路器,同時增加站間快速通信通道,實(shí)現(xiàn)對站斷路器的快速切除。

3.2 加裝站域保護(hù)

采集本站多間隔電壓電流信息進(jìn)行綜合判別,引入電壓判據(jù),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(jù)的影響,縮短死區(qū)故障判別時間,增加站間快速通信通道,實(shí)現(xiàn)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(qū)故障預(yù)期可以在110 ms內(nèi)切除,斷路器失靈故障預(yù)期可以在200 ms內(nèi)切除。加裝站域保護(hù)方案,死區(qū)故障和斷路器失靈故障預(yù)期可以在200 ms內(nèi)切除。

可以看出,兩種方案均可實(shí)現(xiàn)故障時縮短切除時間,減少直流換相失敗次數(shù),進(jìn)而提升送受端電網(wǎng)的安全穩(wěn)定性能和裕度,因此有較好的經(jīng)濟(jì)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(hù)只能解決死區(qū)故障問題,而不能解決開關(guān)失靈問題的弊端。當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生轉(zhuǎn)換性故障、經(jīng)過渡電阻接地故障,且手合或重合閘于故障時,開關(guān)又發(fā)生失靈,就會出現(xiàn)故障切除時間過長的風(fēng)險。因此,國網(wǎng)運(yùn)檢部組織開展光電流互感器差動保護(hù)和站域保護(hù)的配置原則、 技術(shù)方案制定、裝置入網(wǎng)測試及現(xiàn)場安裝方式研究,在各電網(wǎng)選取試點(diǎn)站進(jìn)行掛網(wǎng)試運(yùn)行,華東區(qū)域的加裝光電流互感器試點(diǎn)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(hù)試點(diǎn)站選擇為上海500 kV楊高站。

4 楊高站站域保護(hù)實(shí)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(qū)北蔡鎮(zhèn)高科西路,于1992年4月建成投運(yùn)。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(hù)改造工程在楊高站500 kV側(cè)加裝雙重化站域死區(qū)失靈保護(hù),并在三林站和顧路站加裝雙重化站域死區(qū)失靈保護(hù),作為楊高站側(cè)站域保護(hù)的執(zhí)行站,接收楊高站的失靈聯(lián)跳指令。

4.2 設(shè)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(hù)按串雙重化配置。對于500 kV側(cè)串內(nèi)斷路器,每串配置一面站域保護(hù)屏,屏內(nèi)包含兩套站域保護(hù)裝置。對于直接掛母線運(yùn)行的3號、4號主變500 kV側(cè)開關(guān),各配置一面保護(hù)屏,分別包含兩臺死區(qū)保護(hù)裝置,全站共配置六面站域死區(qū)失靈保護(hù)柜。配置相應(yīng)的故障錄波器屏、測控及網(wǎng)絡(luò)柜、通信接口柜等。500 kV楊高站站域保護(hù)配置如圖2所示。

圖2 500 kV楊高站站域保護(hù)配置示意圖

圖2中以第一串站域保護(hù)裝置和3號主變高壓側(cè)站域保護(hù)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(cè)配置與3號主變高壓側(cè)相同。

在三林站和顧路站內(nèi)分別配置兩面站域死區(qū)失靈保護(hù)屏及一臺通信接口柜。

4.3 外部接口及技術(shù)原則

站域保護(hù)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(guān)量包含串內(nèi)相關(guān)保護(hù)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(shè)備信息傳遞網(wǎng)絡(luò)(GOOSE)通信接口,實(shí)現(xiàn)不同串之間失靈死區(qū)保護(hù)裝置聯(lián)跳相鄰斷路器的功能。具備站控層通信接口,接入站內(nèi)現(xiàn)有自動化監(jiān)控系統(tǒng)。具備站間通信通道,實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)跳線路對側(cè)斷路器的功能。

對于站域保護(hù)裝置與對側(cè)站點(diǎn)的通信,考慮采用復(fù)用光纖通道,每套保護(hù)裝置均為單通道。

4.4 注意事項(xiàng)

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(cè)配置電流互感器,不存在保護(hù)死區(qū),但是失靈時間仍需要控制在200 ms內(nèi),因此每臺主變500 kV側(cè)也雙重化配置兩臺站域保護(hù)裝置。

為實(shí)現(xiàn)不同串之間站域保護(hù)裝置聯(lián)跳相鄰斷路器的功能,工程上考慮構(gòu)建雙重化過程層GOOSE,配置兩臺GOOSE交換機(jī)。

5 結(jié)束語

在國家電網(wǎng)公司文件方案的基礎(chǔ)上,介紹了華東地區(qū)500 kV楊高站域保護(hù)改造方案。

對變電站站域保護(hù)的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)組成、控制模式、接口信號、通道要求等進(jìn)行了分析,通過實(shí)際工程介紹了站域保護(hù)的具體應(yīng)用?？紤]到楊高站是國內(nèi)首批試點(diǎn)安裝站域保護(hù)的變電站之一,而國家電網(wǎng)在其它地區(qū)也開始開展站域保護(hù)加裝試點(diǎn)工作,因此楊高站可以對其它工程的設(shè)計、選型、施工提供參考。