500 kV仲洋变站域失灵保护技术方案与实现

鲁东海，宗 柳，娄 悦，顾心田

(1. 中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司,江苏 南京 211102；2. 国网江苏省电力有限公司检修分公司,江苏 南京 211102)

1 概述

500 kV敞开式变电站3/2开关接线方式中的电流互感器通常安装于开关一侧,当两者之间出现故障时,开关跳开之后无法使故障彻底从电网中切除,造成了保护死区的存在,须借助失灵保护及所在间隔后备保护动作使相关的开关跳开,进而达到彻底切除故障的目的,这种做法会使得开关死区故障切除时间延长。

强直弱交是指超特高压交直流电网中,交流与直流两种输电形态在其结构发展不均衡的特定阶段。随着特高压交、直流互联大电网的发展,作为核心受端的华东电网“强直弱交”特征进一步突出。有分析表明：当交流电网发生N－1故障时,若交流故障切除时间超过400 ms,直流系统可能发生连续2次以上换相失败,对直流送、受端造成连续冲击,容易引发送、受端电网稳定破坏。可能造成故障切除时间超过400 ms的情况；一是故障发生于开关死区,二是开关失灵。

由此可见,采用传统的断路器失灵保护及所在间隔后备保护切除开关死区(失灵)故障的方法已不满足“强直弱交”电网的稳定要求,亟需采用新的系统保护技术快速隔离开关死区(失灵)故障。目前,电网系统保护领域的工作者们提出了多种开关失灵保护优化方案,在一定程度上降低了开关死区(失灵)故障保护动作延时可能带来的风险。其中,基于站域信息的死区(失灵)保护通过采集全站信息综合判断死区(失灵)故障,可在短时间内准确、迅速识别死区(失灵)故障,跳开本站相关开关同时向对侧站点站域失灵保护发送故障跳闸信息,驱动对侧保护跳开相关开关,最终达到快速隔离故障的目的,便是一种全新的系统保护理念。

为验证站域失灵保护的可行性,国家电网公司于2017年上半年选择华东500 kV仲洋变等多个敞开式500 kV变电站,进行了站域失灵保护挂网试运行试点工作。文章对华东500 kV仲洋变站域失灵保护试点(以下简称“本试点”)中的技术方案和实现方式进行了详细阐述,并对运行情况进行了分析。

2 试点工程概况

华东500 kV仲洋变位于江苏省南通市海安县境内,是南通地区的枢纽变电站,对南通西北部电网安全供电和沿海风电送出具有重要作用。仲洋变地理接线图见图1。

图1 华东500 kV仲洋变地理接线图

仲洋变远景500 kV主变4台,500 kV出线8回。该站现有主变进线2回(#5、#7主变),出线4回(东洲2回、双草2回),采用一个半断路器接线,组串现状见图2。500 kV配电装置为敞开式配电设备。

图2 仲洋变500 kV现状组串图

3 站域失灵保护技术方案

3.1 500 kV站域失灵保护构架

目前,500 kV站域失灵保护整体上采用双端架构,在需要判断死区(失灵)故障的站点和线路对侧站点装设保护装置,并通过站间通信通道建立通信联系。

对单个站点有两种构架方案：

(1)按串配置站域失灵保护(详见图3),当发生开关死区(失灵)故障时,保护直接跳本串相关开关,采用双端通信架构直跳对侧开关,达到快速切除死区故障的目的。

图3 按串配置的站域失灵保护构架图

(2)采用主子机架构(详见图4),主机负责站域信息的收集和死区(失灵)故障的快速识别,并向子机发出控制命令；子机负责站内模拟量、状态量的采集以及跳闸命令的执行。

图4 主子机构架的站域失灵保护构架图

3.2 站域失灵保护技术方案

站域失灵保护技术方案根据上述构架,主要有以下两种技术方案。

(1)方案一：按串配置的站域失灵保护技术方案

按串配置的站域失灵保护,当某一台断路器的站域失灵保护动作后,联跳相邻断路器,并通过光纤通道向对侧发联跳信号。如果是边断路器失灵,还通过面向通用对象的变电站事件(Generic Object Oriented Substation Event,GOOSE)向其它串的保护装置发出失灵联跳边断路器的信号,其它串收到此GOOSE信号后立即向本串内相应的边断路器发出跳闸命令,实现快速切除故障。

对侧站域失灵保护动作后,通过光纤通道向线路本侧的保护发远跳信号。本侧保护装置收到远跳信号后,采用线路的电压、Ⅰ母边断路器与中断路器的“和电流”,进行就地判据的计算,结合就地判据跳本侧Ⅰ母边断路器和中断路器。

各串配置的装置实现综合判别、数据采集和跳闸等功能,每个装置之间进行必要信息交互,全站组一个GOOSE网络。对侧变电站也需配置相应装置。

(2)方案二：主子机构架的站域失灵保护技术方案

基于主子机构架的站域失灵保护通过采集全站信息综合判断死区(失灵)故障。死区(失灵)故障发生后,可在短时间内准确、迅速识别,跳开本站相关断路器,同时向对侧站点保护发送故障跳闸信息,驱动对侧保护跳开相关断路器,最终达到快速隔离故障的目的。

采用主子机结构,主机集中判别,子机负责数据采集和执行跳闸指令,主机与子机之间采用点对点光纤方式进行连接。对侧变电站也需配置相应装置。

3.3 技术方案比选

方案一不配置站域主机,保护判别在各串的保护装置实现,各串之间通过GOOSE网实现边断路器失灵时向其他串的保护装置发出失灵联跳边断路器的信号；当死区差动保护动作后,直接由本侧死区保护通过光纤通道向对侧发联跳信号。

方案二配置站域主机,保护判别在主机实现,主机与子机之间采用点对点光纤方式进行连接；当死区差动保护动作后,由本侧主机通过光纤通道向对侧主机发联跳信号。

两种方案比较：方案一不需要配置主机但要组GOOSE网,不同串间的GOOSE跳闸信号通过GOOSE交换机；方案二不需要组GOOSE网但需要配置站域主机,主机与子机之间采用点对点光纤方式进行连接。

综上所述,在500 kV仲洋变站域失灵保护试点中按照双重化站域失灵保护配置,应用上述两种技术方案并进行比较。

4 站域失灵保护的实现

4.1 配置方案

500 kV仲洋变站域失灵保护双重化配置：

(1)按串配置的站域失灵保护作为第一套保护,根据仲洋变500 kV现有规模,第二、三、五、六串每串配置一台站域失灵保护,全站配置一台GOOSE网交换机,由于站域失灵保护动作后,需通过光纤通道向对侧发联跳信号,因此,每回500 kV线路需配置一台通信接口装置；对侧500 kV双草变、东洲变也需要配置相应装置,考虑到本试点仅试验仲洋变侧站域失灵保护,因此,仅在双草变、东洲变500 kV仲洋线所在串配置站域失灵保护装置,详见图5。

4.2 模拟量采样实现方案

按串配置的站域失灵保护装置和主子机构架的保护子机模拟量输入相同：

(1)边1开关三相电流(IA/IB/IC)。

(2)中开关三相电流(IA/IB/IC)。

(3)边2开关三相电流(IA/IB/IC)。

(4)支路1三相电压(UA/UB/UC)。

(5)支路2三相电压(UA/UB/UC)。

根据500 kV仲洋变3/2接线电流、电压互感器配置现状,新配置的站域失灵保护与原有断路器保护电流采样共用1个电流互感器的5P次级；新配置的站域失灵保护电压采样与支路1、2的线路或主变保护共用电压互感器的3P次级,详见图6。

4.3 开关量输入实现方案

按串配置的站域失灵保护装置和主子机构架的保护子机开关量输入不尽相同,其中相同部分如下：

(1)边1开关分相跳闸位置信号。

(2)中开关分相跳闸位置信号。

(3)边2开关分相跳闸位置信号。

图5 500 kV仲洋变站域失灵保护配置方案

图6 模拟量采样实现方案

(4)支路1保护跳A、B、C、三跳。

(5)支路2保护跳A、B、C、三跳。

需要说明的是,当支路1、2中有一个为主变支路时,仅有三跳。

按串配置的站域失灵保护装置还需接入500 kV Ⅰ、Ⅱ母保护动作接点；主子机构架的站域保护,对于不完整串子机需接入不完整侧母线保护动作接点,对于完整串子机无需接入母线保护动作接点,仅全站主机接入一副500 kV Ⅰ、Ⅱ母保护动作接点。

4.4 开关量输出实现方案

按串配置的站域失灵保护装置和主子机构架的保护子机开关量输出雷同：

(1)分相跳A、B、C(边1开关)。

(2)分相跳A、B、C(中开关)。

(3)分相跳A、B、C(边2开关)。

(4)三跳主变压器中开关。

(5)三跳主变压器低开关。

需要说明的是,当支路1、2中有一个为主变支路时,同时切除主变中低压侧开关。

4.5 远跳对侧实现方案

仲洋变现有4回500 kV线路,按串配置的站域失灵保护每回500 kV线路配置一台通信接口装置并采用1个2 M复用通道与对侧互联,500 kV双草变、东洲变相应配置,仲洋变死区故障或者是开关失灵时,站域失灵保护动作跳相邻开关并远跳对侧(双草变或东洲变)相关开关,对侧收站到远跳信号同时就地判据持续满足时,则经延时确认为仲洋变死区故障或者开关失灵,跳相应开关。

按主子机构架配置的站域失灵保护远跳对侧实现方案(见图7)与按串配置的站域失灵保护类似,区别在于主子机构架的站域失灵保护是站间主机通信方式,因此,只需仲洋、双草、东洲每站全站配置一台通信接口装置并采用1个2 M复用通道与对侧互联。

图7 远跳对侧实现方案

5 站域失灵保护运行分析

以仲洋变第五串F1点故障为例(见图6),原失灵保护主要应用5053断路器的电流元件判别,站域失灵保护可以利用综合判别提高可靠性,同时减少判别时间。

按以下条件倒推：

(1)对侧开关动作速度为60 ms。

(2)出口接点动作时间5 ms。

(3)通道延时5 ms以及通道收信确认延时5 ms,共计10 ms。

本侧通道需在故障后200 ms－(60+5+10)ms=125 ms即开始向对侧发远跳令,按200 ms跳开对侧开关,则本侧需在故障后125 ms即向对侧发远跳令,即失灵或者死区站域失灵保护动作时间不得高于125 ms。站域保护切除死区故障动作时序详见图8。

图8 站域保护切除死区故障动作时序图

6 结语

华东500 kV仲洋变站域失灵保护已于2017年6月30日挂网试运行。本试点技术方案充分考虑了仲洋变设备现状及站域失灵保护的实现需求,在最大限度减少对试点站现有保护影响的情况下,实现了现有系统保护维持不变、同时新增加的双重化站域失灵保护挂网试运行。工程实践表明,这些技术方案及实现方式既满足500 kV仲洋变安全可靠运行要求,又实现了站域失灵保护试点的目的,为今后华东电网乃至全国站域失灵保护推广提供了技术参考。