500 kV变电站加装站域保护应对死区故障

刘 琳, 吕 青

华东电力设计院有限公司 上海 200063

1 研究背景

随着大规模高压直流工程的建设,华东电网已发展成为典型的多馈入直流受端电网。这在为华东电网缓解电力供应困难的同时,也给电网的运行管理带来了挑战。对于有大直流接入的电网,直流受端交流故障将引起直流换相失败,一次换相失败恢复时间大约为200 ms,如发生两次及以上直流连续换相失败,即使采取切除送端大机组、闭锁直流等措施,送端电网仍可能无法维持稳定运行。因此,尽量减少受端换流站直流换相失败次数,对于维护系统安全稳定运行而言十分重要[1]。

对于受端电网的500 kV枢纽变电站,尤其是采用500 kV敞开式配电装置的变电站而言,当发生死区故障或开关拒动时,会对区域电网的安全稳定运行产生影响,特别是会引起换流站直流两次及以上换相失败,进而对送端电网的安全稳定运行产生较大影响。通过在站内加装站域死区失灵保护,可以缩短故障切除时间,减少直流换相失败次数,进而提升送受端电网的安全稳定性。

2 变电站死区故障情况

目前常规500 kV变电站电流互感器的次级配置是基于继电保护的保护分区方案建立的,具体原则如下:

(1) 保护区应相互重叠;

(2) 当双重化的两套保护系统中仅有一套系统的二次设备因拒动或检修而不能正确起作用时,任何一处故障仍能被主保护覆盖;

(3) 当断路器拒动或发生死区故障时,断路器失灵保护应能切除故障;

(4) 当主保护、断路器失灵保护不能切除故障时,对于某些特殊情况,由远后备保护来切除故障。

基于以上原则,变电站敞开式配电装置一般在断路器单侧配置电流互感器,当断路器和电流互感器连接部分之间发生死区故障或开关发生拒动时,由断路器失灵保护切除故障。由于故障切除时间一般为400 ms,因此会引起换流站直流两次及以上换相失败或功率跌落,进而对送端电网的安全稳定运行产生较大影响。如图1所示,K1、K2或K3处发生的故障为死区故障[2]。

图1 敞开式配电装置电流互感器与保护设备直连接线示意图

3 死区故障应对方案

根据国家电网公司运检一〔2017〕52号《国网运检部关于华东地区电流互感器死区解决方案试点应用和断路器防拒动工作的通知》,关于电流互感器死区共有两个应对方案。

3.1 加装光电流互感器

在配置单电流互感器断路器的另一侧加装光电流互感器,与常规电流互感器构成差动,并按串配置断路器差动保护,故障时直接跳闸相关断路器,同时增加站间快速通信通道,实现对站断路器的快速切除。

3.2 加装站域保护

采集本站多间隔电压电流信息进行综合判别,引入电压判据,利用故障切除后电压快速返回的特性,克服电流互感器拖尾对电流判据的影响,缩短死区故障判别时间,增加站间快速通信通道,实现对站断路器的快速切除。

3.3 方案对比

加装光电流互感器方案,死区故障预期可以在110 ms内切除,断路器失灵故障预期可以在200 ms内切除。加装站域保护方案,死区故障和断路器失灵故障预期可以在200 ms内切除。

可以看出,两种方案均可实现故障时缩短切除时间,减少直流换相失败次数,进而提升送受端电网的安全稳定性能和裕度,因此有较好的经济效益。

但是需要指出的是,采用这两种方案,仍存在光电流互感器差动保护只能解决死区故障问题,而不能解决开关失灵问题的弊端。当系统发生转换性故障、经过渡电阻接地故障,且手合或重合闸于故障时,开关又发生失灵,就会出现故障切除时间过长的风险。因此,国网运检部组织开展光电流互感器差动保护和站域保护的配置原则、 技术方案制定、装置入网测试及现场安装方式研究,在各电网选取试点站进行挂网试运行,华东区域的加装光电流互感器试点站选择为江苏500 kV仲洋站和浙江500 kV信安站,加装站域保护试点站选择为上海500 kV杨高站。

4 杨高站站域保护实施方案

4.1 杨高站基本情况

500 kV杨高站位于上海市浦东新区北蔡镇高科西路,于1992年4月建成投运。杨高站500 kV采用一个半断路器接线,目前已建成四组主变和四回出线,分别为至顾路站两回、至三林站两回。本次保护改造工程在杨高站500 kV侧加装双重化站域死区失灵保护,并在三林站和顾路站加装双重化站域死区失灵保护,作为杨高站侧站域保护的执行站,接收杨高站的失灵联跳指令。

4.2 设备配置

杨高站500 kV电压等级为一个半断路器接线,站域保护按串双重化配置。对于500 kV侧串内断路器,每串配置一面站域保护屏,屏内包含两套站域保护装置。对于直接挂母线运行的3号、4号主变500 kV侧开关,各配置一面保护屏,分别包含两台死区保护装置,全站共配置六面站域死区失灵保护柜。配置相应的故障录波器屏、测控及网络柜、通信接口柜等。500 kV杨高站站域保护配置如图2所示。

图2 500 kV杨高站站域保护配置示意图

图2中以第一串站域保护装置和3号主变高压侧站域保护装置的配置为例,第二串、第三串、第四串的配置与第一串相同,4号主变高压侧配置与3号主变高压侧相同。

在三林站和顾路站内分别配置两面站域死区失灵保护屏及一台通信接口柜。

4.3 外部接口及技术原则

站域保护采用双重化配置,使用电流互感器的P级次级。

每套装置的主要输入量中,模拟量包含电流、电压,开关量包含串内相关保护的分相跳闸信号、三相跳闸信号、断路器分相位置信号等。

每套装置的主要输出量有分相跳闸命令、闭锁重合闸命令、录波信号、遥信信号。具备智能电子设备信息传递网络(GOOSE)通信接口,实现不同串之间失灵死区保护装置联跳相邻断路器的功能。具备站控层通信接口,接入站内现有自动化监控系统。具备站间通信通道,实现远跳线路对侧断路器的功能。

对于站域保护装置与对侧站点的通信,考虑采用复用光纤通道,每套保护装置均为单通道。

4.4 注意事项

杨高站3号与4号主变直接接500 kV母线,虽然500 kV断路器两侧配置电流互感器,不存在保护死区,但是失灵时间仍需要控制在200 ms内,因此每台主变500 kV侧也双重化配置两台站域保护装置。

为实现不同串之间站域保护装置联跳相邻断路器的功能,工程上考虑构建双重化过程层GOOSE,配置两台GOOSE交换机。

5 结束语

在国家电网公司文件方案的基础上,介绍了华东地区500 kV杨高站域保护改造方案。

对变电站站域保护的系统结构组成、控制模式、接口信号、通道要求等进行了分析,通过实际工程介绍了站域保护的具体应用。考虑到杨高站是国内首批试点安装站域保护的变电站之一,而国家电网在其它地区也开始开展站域保护加装试点工作,因此杨高站可以对其它工程的设计、选型、施工提供参考。