500 kV常规变电站加装站域保护可行性分析

杨茂亭，侯慧军，胡云龙，李清泉

（国网山东省电力公司检修公司，山东 济南 250000）

0 引 言

目前，公司所辖部分500 kV变电站500 kV设备区为敞开式布置，开关电流互感器配置在单侧。当发生故障时，有可能出现保护死区。目前，死区保护完全切除故障的时间在400 ms以上，主要是考虑到开关拒动、电流互感器的死区故障。如果故障切除时间超过200 ms，将导致换相失败。在有特高压直流落点的区域电网中，对受端系统，若发生常规单永N-1故障，会导致单回或多回直流1次换相失败（连续三次换相失败，将导致华东、华北跨网）；对送端系统，考虑故障情况下开关拒动、电流互感器死区故障，虽无换相失败风险，但会导致直流功率大幅跌落。因此，为了消除上述故障带来的影响，需要将死区故障完全切除的时间控制到200 ms以内。具体地，采用加装站域保护的方法将故障完全切除的时间从400 ms压缩至200 ms。

针对智能变电站，衍伸出了站域继电保护的概念。站域保护的动作理念类似于广域保护，而后者在继电保护方面的核心思想在于：计及广域信息数据的采样存在同步、传递存在延时、可靠性及安全性等局限，广域保护主要侧重于后备保护方面；站域保护的面向对象则集中在站内变压器、母线等电气元件，而非面向于涵盖多个变电站及输电线路的电网区域。相对广域性质来说，它所需的信息量比较有限，其动作处理和运行策略构建的复杂程度相对要低，理论上更易于实际的工程应用[1-4]。站域保护在智能变电站中有着良好的应用效果，包括相应的数据采集、传输和处理，可以大幅简化设备的连接方式和系统结构。除提高系统的可靠性外，还能够集成专用信息，形成统一的资源传输支持平台，达到站内多资源信息的共享[5-6]。对于不满足电流互感器布置的敞开式变电站，加装站域保护比加装光电流互感器能够减少一次设备的变动，减少大量人力财力，是目前一种较有效的方案。

1 实施方案

施工前期经过研讨确定了采用加装光电流互感器与加装站域保护两种施工方案。第一种方案加装光电流互感器的主要构思为：在500 kV配置单侧CT的开关，另外一侧加装光；光电流互感器采用三重化冗余配置，与常规CT构成死区差动保护，提高运行可靠性；按串配置死区差动（失灵）保护；当发生开关死区故障时，保护直接跳本串相关开关，采用专用光纤通道直连方式远跳对侧开关，达到快速切除死区故障的目的。同时，需要在对侧变电站增设一面保护屏。第二种方案加装站域保护的主要构思为：在变电站内加装多间隔信息综合判别装置，按双重化配置组立保护屏、测控屏和故障录波器屏，并在相应线路的对侧变电站增设配套屏柜，该方案以二次接线为主，不牵扯一次设备的变动。

1.1 加装光电流互感器

在500 kV配置单侧电流互感器的开关，另外一侧加装光电流互感器。光电流互感器采用三重化冗余配置，与常规电流互感器构成死区差动保护，提高运行可靠性；按串配置死区差动（失灵）保护，当发生开关死区故障时，保护直接跳本串相关开关，采用专用光纤通道直连方式远跳对侧开关，达到快速切除死区故障的目的。

加装光电流互感器的方案不改变现有保护系统，新增了死区差动保护，将死区故障完全切除时间压缩到了合理范围，解决了特高压直流系统对快速切除死区故障的要求，提高了系统安全稳定裕度。但是，该方案一次设备施工难度较大，需要根据现场情况考虑：

（1）在原有变电站基础上的土建施工；

（2）光电流互感器本体安装到导线金具上方案；

（3）光电流互感器底部与断路器底座钢架固定。

可见，在500 kV常规变电站500 kV敞开式设备区加装光电流互感器，对一次施工难度较大，需要考虑相邻一次设备停电等诸多因素。

1.2 加装站域保护

按串配置多间隔信息综合判别装置。当发生开关死区（失灵）故障时，保护直接跳本串相关开关，采用专用光纤通道直连方式远跳对侧开关，达到快速切除死区故障的目的。

该方案不改变现有保护系统，新增多间隔信息综合判别装置，将死区（失灵）故障完全切除时间从405 ms压缩到195 ms以内，解决了特高压直流系统对快速切除死区（失灵）故障的要求，提高了系统的安全稳定裕度。

按串配置双重化的多间隔信息综合判别装置，同时接入所在串常规电流互感器数据、电压互感器数据、元件保护跳闸开入和断路器开关位置，基于设备保护和电流条件不返回作为本地判据，远方超范围阻抗元件和零序过流元件作为远方就地判据，可在195 ms内隔离故障，实现快速多间隔信息综合判别装置，相关保护设备的电气连接如图1所示。

以500 kV某变电站的第一串设备为例（其他各串及对侧500 kV变电站改造方案类似），介绍站域保护各主要相关回路的改造措施。

1.2.1 电流回路改造

多间隔信息综合判别装置需要接入所在串所有断路器电流互感器二次电流。由于该变电站因备用绕组数量不够，需将保护用电流串接至多间隔信息综合判别装置。如若电流互感器备用绕组数量满足，可以直接使用备用绕组。第一串保护多间隔信息综合判别A装置串接5011、5012、5013断路器保护所用CT二次绕组电流；保护B套装置接入Ⅰ母线保护Ⅱ、Ⅱ母线保护Ⅱ所用CT二次绕组电流及5012断路器CT备用绕组电流。

图1 多间隔信息综合判别装置现场接线图

1.2.2 电压回路改造

第一串多间隔信息综合判别装置需接入该串中相关间隔电压（如线路电压、主变500kV侧电压等）。从相关电压互感器端子箱引出两组二次电压，分别接至第一串多间隔信息综合判别装置A、B套。

1.2.3 开关位置改造

各串多间隔信息综合判别装置需接入所在串全部断路器的开关位置，从一次设备区各个开关汇控柜内各引出两组辅助接点，分别引至多间隔信息综合判别装置各串保护A、B套。

1.2.4 跳闸开入改造

第一串多间隔信息综合判别A装置套需接入Ⅰ母线保护Ⅰ、该串相关间隔（如线路、主变）保护Ⅰ、Ⅱ母线保护Ⅰ的保护跳闸开入；B套装置需接入Ⅰ母线保护Ⅱ、该串相关间隔（如线路、主变）保护Ⅱ、Ⅱ母线保护Ⅱ的保护跳闸开入。

1.2.5 通道改造

由于目前保护室内多配有保护用光纤配线柜，屏内一般会留有一定数量的备用光纤接口，可从多间隔信息综合判别装置敷设光纤至保护室内光纤配线屏，再在通信机房内由通信转接屏敷设光纤至省网光纤配线屏，如图2所示。

图2 通信机房省网光纤配线屏

1.2.6 GOOSE组网改造

各串的多间隔信息综合判别装置之间需要实现失灵联跳功能，用于快速切除边开关。采用GOOSE组网方案，在第一串多间隔信息综合判别装置屏上装设A、B网交换机各一套，分别接入1、2、3、4串多间隔信息综合判别装置A、B套装置，实现信息交换和失灵联跳。

2 可行性评价

目前，该套加装站域保护的方案已实施于2所500 kV常规变电站的500 kV敞开式设备区。站域保护运行于现场试验阶段，仅投入动作信号，实际未接入跳闸开出，现阶段站域保护装置运行较为稳定。相较于加装光电流互感器而言，加装站域保护装置施工简单，安全稳定性较高。

加装光电流互感器方案一次施工量较大，在运行变电站站内使用。它离运行设备较近，所以施工车辆和器材使用局限性较大，且光电流互感器及采集单元、合并单元运行稳定性有待检验。光电流互感器采集电流数据需经过多次光路转接才能进保护装置，断链风险相对较大。一旦断链，将会闭锁保护。

加装站域保护方案需在现运行保护装置进行大量的回路更改及加装。南瑞继保站域保护采取按串配置，通过交换机组GOOSE网络，而失灵判据由操作箱TJR动作接点、线路保护分相跳闸接点和电流判据组成，需改动和添加回路相对较少；北京四方站域保护采取按站配置主机、按串配置从机的方案，从机负责采集数据和出口跳闸，主机收集从机采集的数据进行保护逻辑运算，而失灵判据由现运行各保护装置动作接点和电流判据组成，需改动和添加回路较多。就目前实际情况而言，建议配置南瑞继保站域保护装置。

3 结 论

在500 kV常规变电站500 kV敞开式设备区加装站域保护，可以有效解决因故障切除时间超过200 ms在特高压直流落点的区域电网中发生换相失败而产生的影响。在实际施工、调试及运行过程中，该方案相较于加装光电流互感器，施工较为便利，施工安全性较高，运行稳定可靠。

[1] 王 艳.基于广域信息的继电保护及其相关问题研究[D].天津：天津大学，2009.

[2] 王阳光.应对灾变的广域保护信息处理及通信技术研究[D].武汉：华中科技大学，2010.

[3] 徐慧明.可识别潮流转移的广域后备保护及其控制策略研究[D].北京：华北电力大学，2007.

[4] 陈 磊.智能变电站站域保护研究综述[D].武汉：湖北省电力公司博士后研究工作站，2013.

[5] 和敬涵.基于分布式功能的站域保护[D].北京：北京交通大学，2014.

[6] 廖先泽.基于智能变电站站域保护的研究[D].成都：西南交通大学，2015.