张河湾电站500 kV保护系统改造方案解析

罗全兵，李国宾，任 刚，李 倩，杜志健

（河北张河湾蓄能发电有限责任公司，河北 石家庄 050300）

1 引言

张河湾抽水蓄能电站位于河北省石家庄市井陉县测鱼镇附近的甘陶河干流上，距井陉县城公路里程45 km，距石家庄市公路里程77 km。该电站总装机容量为1 000 MW，安装4台单机容量250 MW的单级混流可逆式水泵水轮机组，发电电动机与变压器采用单元接线，其间装设发电机断路器和换相隔离开关。每2台机组—变压器单元在500 kV侧组成联合单元，500 kV侧最终为2进2出GIS四角形接线，本期仅建设2进1出（2个断路器间隔）即半个四角形接线，500 kV出线采用SF6气体绝缘高压管道母线（GIL），电站以一回500 kV线路接入河北南网。电站已于2008年底全部投入商业运行。

2 500 kV保护系统现状

张河湾电站500 kV系统保护包括500 kV线路保护、线路T区短线差动保护、主变高压侧至GIS之间短线差动保护及断路器保护。

（1）线路保护

张廉线设置2套光纤分相电流差动保护装置。1套线路保护装置为南瑞RCS931AM，另1套线路保护装置为南自PSL603GA。2套保护均以分相电流差动保护和零序电流差动保护为主，距离保护和零序方向过流保护为后备保护。

设置2套远方跳闸就地判别装置，1套为南瑞RCS-925A，另1套为南自SSR530。远方跳闸就地判别装置与2套线路保护配套设置。远方跳闸保护采用直接跳闸传输方式,跳闸信号分别通过2套线路保护光纤通道传输至线路对侧。

（2）线路T区差动保护

电站500 kV线路T区设置了差动保护，线路T区短差保护冗余配置，以保证能快速、可靠切除2个断路器间隔及500 kV出线GIL间隔（由GIS至出线之间角形短线及出线由地下到地面出线套管部分）范围内发生的接地故障及相间短路故障。保护装置采用南自的PSL608型短差保护装置。

（3）短线差动保护

电站主变高压侧至GIS之间短引线设置了差动保护，以保证能快速、可靠切除主变联合单元高压侧及断路器间隔范围内发生的接地故障及相间短路故障。保护装置采用南自的PSL608型短引线差动保护装置。

（4）断路器保护

电站断路器保护采用南自的PSL632C型开关保护装置，500 kV侧设置2个母线断路器（5002、5003），每个断路器配置1套，分别布置于单独的柜内。500 kV断路器保护均设置了失灵保护、自动重合闸及充电保护，并配置分相操作箱。

3 500 kV保护系统存在问题

张河湾电站500 kV保护系统自投产后一直处于运行状态，至今已有12年时间。由于长期连续运行，保护装置在硬件及软件的可靠性方面都出现了一些问题，设备的老化、装置的停产以及功能的欠缺，使得保护系统无法保障安全稳定运行，得不到连续性的售后服务和技术支持，检修维护的费用也不断提高，而且部分继电保护配置已经不满足电网反措要求。保护系统的安全隐患随时威胁着电站的安全稳定运行，升级改造迫在眉睫。

具体问题如下：

（1）现电站短差保护和母差保护所使用的南自PSL608装置已停产，无法提供插件及装置。

（2）保护设备对时功能欠缺，现场除1套线路保护具备对时功能，其余500 kV保护装置对时功能均未调通，无法与电站对时，影响事故分析。

（3）保护装置通信模块老化，无法与调试计算机连接。

（4）盘内打印机故障，无法正常打印事故报告。

（5）5002开关断路器保护装置C相信号灯故障，发生跳闸后C相指示灯不亮。

（6）柜后端子排布设计不合理，不满足国网标准“功能分区，端子分段”的原则要求，有待改进。

此外，电站500 kV保护系统各保护电源插件均更换过，各保护装置现有对时方式为分脉冲对时，不满足国网“六统一”中对时接口：使用RS-485串行数据通信接口接收站内统一设置的时钟对时系统发出的IRIG-B（DC）对时的要求。

综上所述，原500 kV保护系统运维成本及运行安全风险逐年加大，已不能满足电网安全稳定、经济运行新要求。根据《新源运检（2017）226号 国网新源公司关于加强继电保护等二次系统全过程管理工作的通知》要求：二次系统设备运行年限为8～12年。张河湾电站保护系统自投产至今已有12年时间，亟需对张河湾电站500 kV保护系统进行整体技术升级改造。

4 改造技术方案

电站保护系统升级项目将以提高电站保护装置的安全可靠性能，确保机组安全稳定运行为目标，在维持原有设计方案和保护配置的基础上，充分借鉴国内外保护产品先进的技术理念和丰富的工程经验，升级优化整个电站500 kV保护系统的软硬件。

通过本次升级，保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。应选用性能满足要求、原理尽可能简单的保护方案，应采用由可靠的硬件和软件构成的保护装置。所选用的保护装置应具有必要的自动检测、闭锁、告警等措施，且便于整定、调试和运行维护。

4.1 方案1部分设备改造方案

更新保护装置中的部分模件及有问题（如老化等）的部件。对现有的线路保护装置、短差保护装置及断路器保护装置柜内部分问题板卡进行升级改造，保留原有盘柜及相关附件。

具体包括：对电站2套线路保护装置板卡（1套南瑞 RCS931AM、1套南自 PSL603GA）、6套短差保护装置板卡（南自PSL608）、2套断路器保护装置板卡（南自PSL632C），以及各保护装置通信板卡、对时板卡和一套断路器保护操作箱进行改造升级。相关附件包含线路保护柜中一台打印机因故障需要更换，同时需要在6套短差保护柜中增加打印机。其他硬件设备维持不变，所有保护柜的外接电源，控制及信号电缆不变。

4.2 方案2更新全套保护装置

对电站500 kV保护系统全面更新升级。对电站2套线路保护（1套南瑞RCS931AM、1套南自PSL603GA）、2套远跳保护（1套南瑞 RCS925A、1套南自 SSR530）、6 套短差保护（南自 PSL608）、2 套开关保护（南自PSL632C）的相关设备及盘柜全部更新，全面提升张河湾电站500 kV保护系统设备性能，更好地满足电网对继电保护装置安全稳定的要求。也随着新设备的投入，其通信和信号监视更为全面，对事故信息记录更为准确，使电站运维更为经济便捷，为电站安全稳定运行提供有利保障。

5 技术方案比较选择

5.1 安全方面比较

对比2个方案，方案1更新保护装置模件及有问题（如老化等）的部件，基本可以满足电网对电站500 kV保护系统的要求。仅更换部分设备板卡，工艺较为简单，工作周期短，但局部改造将受限制较多，设备选型需考虑与原设备匹配问题，而且不能彻底解决柜后端子排布置设计不合理的问题，改造后仍不满足国网标准“功能分区，端子分段”的原则要求。方案2更新全套保护装置，可以更好地满足电网对电站500 kV保护系统的要求，保护系统整体性能得到提升。

方案2对张河湾电站500 kV保护系统升级改造,其在安全方面的优点有：

（1）可充分比选当前主流继电保护装置的优点，提升张河湾电站的整体运维水平，提高生产效率，降低运行风险。

（2）如果仅更换保护盘内部分插件将存在旧设备继续运行的情况，部分旧设备已经不是主流产品，相关的备件需重新生产，耗时较长。一旦电站保护系统出现故障，保护装置无法及时得到维修及技术响应，将严重影响电站的安全稳定运行。

（3）现保护装置运行年限已经超过10年，如果再遇到设备零件停产的情况，无备品备件可以更换。需要重新采购匹配的设备型号进行更换并完成相关调试，会增加后期电站运维成本和工作量。

（4）采用更新全套保护装置可完全解决现电站500 kV保护系统的全部问题，提升保护装置安全稳定性，减少后期运维的工作量，同时柜后端子排布置可以重新设计，满足国网标准要求。

（5）在保护系统改造的同时，满足国网反措要求，采用双重化配置的两套保护装置，以及因端子排布置调整而导致原电缆的长度不足，均可以一并进行更换调整。

5.2 效能方面比较

方案1是部分设备改造方案，更新保护装置中的部分模件及有问题（如老化等）的部件。其优点是该方案所需工程量少、改造工期短、电站停运时间短、发电效益损失少。但是该方案有2个很严重的问题：问题1，部分旧设备已经超过10年，设备可靠性在逐年下降，后期维护成本将逐年升高；问题2，因考虑新旧设备匹配问题，升级改造的设备模件可选的型号及厂家将受到明显限制，设备价格将可能高出市场价格。因此该方案短期经济投入相对较少，但是遗留问题较为严重。

方案2是更新全套保护装置，包括盘柜、打印机等所有附件。对比方案1的部分设备改造，方案2实施起来较为复杂，改造周期稍长，项目一次性投资成本较高。但方案2有着显著的优点：

（1）项目实施所受限制少，设备选型范围广，可以彻底解决现阶段保护系统存在的各类问题，而且后期维护较为便捷，不会出现因设备不匹配带来的事故点，为电站安全稳定运行提供保障。

（2）整套保护系统的升级可以最大程度提升设备安全可靠性，新设备都是经过国网入网检测的，可以做到与电网纵联电流差动保护的保护型号、软件版本保持一致。

（3）相比方案1部分设备改造方案，备品备件需要单独购买，而且可选型号相对固定，价格相对偏高。而方案2采用成套购买的方式，各厂家所提供的备品备件的性价比高，且能够为用户提供数量充足的备品备件。

5.3 设备全寿命周期成本比较

从改造方案的一次性投资、设备运行寿命、设备故障带来的停电损失和年设备运行维护成本等考虑，对以上2个升级改造方案进行全寿命周期成本分析比较。方案1中，部分设备改造方案即更新保护装置中的部分模件及有问题（如老化等）的部件，一次性投资的设备费用约为130万。未更换的部分设备也已经运行了12年，设备可靠性降低，后期随时可能会出现设备老化故障导致保护系统故障而给电站带来停电损失。现张河湾电站运维合同中检修费、维护费及备品备件费平均每年需约60万，而且由于设备已经不属于现市场主流产品，备件价格将会越来越高。

方案2中，更新500 kV全部保护设备，初始投资较高，全部设备更换设备费为245万。但保护系统整体升级，设备可靠性提升，后期基本不需要太多的维护，改造后的运维成本及故障成本均不用考虑。

6 方案选择

通过对2个方案的安全性、效能和全寿命周期成本比较，方案1在初期投入较少，但后期维护成本将逐年提升，备品备件费用也会居高不下。同时存在新旧设备共用的情况，整个电站500 kV保护系统的安全稳定性不如方案2更新全套保护装置。方案2虽然一次性投入较高，但后期的维护检修成本基本可以忽略，而且保护装置的整体升级改造，可以更好地满足电网对继电保护装置安全稳定的要求，设备安全可靠性均经过国网入网检测。同时对现电站保护系统存在的问题可全部解决。虽然方案2改造周期稍长，但在合理利用电站或设备的检修和维护时间的条件下，对电站的运行影响并不大，因此张河湾电站500 kV保护系统升级改造采用方案2，即500 kV保护系统相关设备全部改造升级。