500 kV仲洋變站域失靈保護技術方案與實現

魯東海，宗 柳，婁 悅，顧心田

(1. 中國能源建設集團江蘇省電力設計院有限公司,江蘇 南京 211102；2. 國網江蘇省電力有限公司檢修分公司,江蘇 南京 211102)

1 概述

500 kV敞開式變電站3/2開關接線方式中的電流互感器通常安裝于開關一側,當兩者之間出現故障時,開關跳開之后無法使故障徹底從電網中切除,造成了保護死區的存在,須借助失靈保護及所在間隔后備保護動作使相關的開關跳開,進而達到徹底切除故障的目的,這種做法會使得開關死區故障切除時間延長。

強直弱交是指超特高壓交直流電網中,交流與直流兩種輸電形態在其結構發展不均衡的特定階段。隨著特高壓交、直流互聯大電網的發展,作為核心受端的華東電網“強直弱交”特征進一步突出。有分析表明：當交流電網發生N－1故障時,若交流故障切除時間超過400 ms,直流系統可能發生連續2次以上換相失敗,對直流送、受端造成連續沖擊,容易引發送、受端電網穩定破壞?？赡茉斐晒收锨谐龝r間超過400 ms的情況；一是故障發生于開關死區,二是開關失靈。

由此可見,采用傳統的斷路器失靈保護及所在間隔后備保護切除開關死區(失靈)故障的方法已不滿足“強直弱交”電網的穩定要求,亟需采用新的系統保護技術快速隔離開關死區(失靈)故障。目前,電網系統保護領域的工作者們提出了多種開關失靈保護優化方案,在一定程度上降低了開關死區(失靈)故障保護動作延時可能帶來的風險。其中,基于站域信息的死區(失靈)保護通過采集全站信息綜合判斷死區(失靈)故障,可在短時間內準確、迅速識別死區(失靈)故障,跳開本站相關開關同時向對側站點站域失靈保護發送故障跳閘信息,驅動對側保護跳開相關開關,最終達到快速隔離故障的目的,便是一種全新的系統保護理念。

為驗證站域失靈保護的可行性,國家電網公司于2017年上半年選擇華東500 kV仲洋變等多個敞開式500 kV變電站,進行了站域失靈保護掛網試運行試點工作。文章對華東500 kV仲洋變站域失靈保護試點(以下簡稱“本試點”)中的技術方案和實現方式進行了詳細闡述,并對運行情況進行了分析。

2 試點工程概況

華東500 kV仲洋變位于江蘇省南通市海安縣境內,是南通地區的樞紐變電站,對南通西北部電網安全供電和沿海風電送出具有重要作用。仲洋變地理接線圖見圖1。

圖1 華東500 kV仲洋變地理接線圖

仲洋變遠景500 kV主變4臺,500 kV出線8回。該站現有主變進線2回(#5、#7主變),出線4回(東洲2回、雙草2回),采用一個半斷路器接線,組串現狀見圖2。500 kV配電裝置為敞開式配電設備。

圖2 仲洋變500 kV現狀組串圖

3 站域失靈保護技術方案

3.1 500 kV站域失靈保護構架

目前,500 kV站域失靈保護整體上采用雙端架構,在需要判斷死區(失靈)故障的站點和線路對側站點裝設保護裝置,并通過站間通信通道建立通信聯系。

對單個站點有兩種構架方案：

(1)按串配置站域失靈保護(詳見圖3),當發生開關死區(失靈)故障時,保護直接跳本串相關開關,采用雙端通信架構直跳對側開關,達到快速切除死區故障的目的。

圖3 按串配置的站域失靈保護構架圖

(2)采用主子機架構(詳見圖4),主機負責站域信息的收集和死區(失靈)故障的快速識別,并向子機發出控制命令；子機負責站內模擬量、狀態量的采集以及跳閘命令的執行。

圖4 主子機構架的站域失靈保護構架圖

3.2 站域失靈保護技術方案

站域失靈保護技術方案根據上述構架,主要有以下兩種技術方案。

(1)方案一：按串配置的站域失靈保護技術方案

按串配置的站域失靈保護,當某一臺斷路器的站域失靈保護動作后,聯跳相鄰斷路器,并通過光纖通道向對側發聯跳信號。如果是邊斷路器失靈,還通過面向通用對象的變電站事件(Generic Object Oriented Substation Event,GOOSE)向其它串的保護裝置發出失靈聯跳邊斷路器的信號,其它串收到此GOOSE信號后立即向本串內相應的邊斷路器發出跳閘命令,實現快速切除故障。

對側站域失靈保護動作后,通過光纖通道向線路本側的保護發遠跳信號。本側保護裝置收到遠跳信號后,采用線路的電壓、Ⅰ母邊斷路器與中斷路器的“和電流”,進行就地判據的計算,結合就地判據跳本側Ⅰ母邊斷路器和中斷路器。

各串配置的裝置實現綜合判別、數據采集和跳閘等功能,每個裝置之間進行必要信息交互,全站組一個GOOSE網絡。對側變電站也需配置相應裝置。

(2)方案二：主子機構架的站域失靈保護技術方案

基于主子機構架的站域失靈保護通過采集全站信息綜合判斷死區(失靈)故障。死區(失靈)故障發生后,可在短時間內準確、迅速識別,跳開本站相關斷路器,同時向對側站點保護發送故障跳閘信息,驅動對側保護跳開相關斷路器,最終達到快速隔離故障的目的。

采用主子機結構,主機集中判別,子機負責數據采集和執行跳閘指令,主機與子機之間采用點對點光纖方式進行連接。對側變電站也需配置相應裝置。

3.3 技術方案比選

方案一不配置站域主機,保護判別在各串的保護裝置實現,各串之間通過GOOSE網實現邊斷路器失靈時向其他串的保護裝置發出失靈聯跳邊斷路器的信號；當死區差動保護動作后,直接由本側死區保護通過光纖通道向對側發聯跳信號。

方案二配置站域主機,保護判別在主機實現,主機與子機之間采用點對點光纖方式進行連接；當死區差動保護動作后,由本側主機通過光纖通道向對側主機發聯跳信號。

兩種方案比較：方案一不需要配置主機但要組GOOSE網,不同串間的GOOSE跳閘信號通過GOOSE交換機；方案二不需要組GOOSE網但需要配置站域主機,主機與子機之間采用點對點光纖方式進行連接。

綜上所述,在500 kV仲洋變站域失靈保護試點中按照雙重化站域失靈保護配置,應用上述兩種技術方案并進行比較。

4 站域失靈保護的實現

4.1 配置方案

500 kV仲洋變站域失靈保護雙重化配置：

(1)按串配置的站域失靈保護作為第一套保護,根據仲洋變500 kV現有規模,第二、三、五、六串每串配置一臺站域失靈保護,全站配置一臺GOOSE網交換機,由于站域失靈保護動作后,需通過光纖通道向對側發聯跳信號,因此,每回500 kV線路需配置一臺通信接口裝置；對側500 kV雙草變、東洲變也需要配置相應裝置,考慮到本試點僅試驗仲洋變側站域失靈保護,因此,僅在雙草變、東洲變500 kV仲洋線所在串配置站域失靈保護裝置,詳見圖5。

4.2 模擬量采樣實現方案

按串配置的站域失靈保護裝置和主子機構架的保護子機模擬量輸入相同：

(1)邊1開關三相電流(IA/IB/IC)。

(2)中開關三相電流(IA/IB/IC)。

(3)邊2開關三相電流(IA/IB/IC)。

(4)支路1三相電壓(UA/UB/UC)。

(5)支路2三相電壓(UA/UB/UC)。

根據500 kV仲洋變3/2接線電流、電壓互感器配置現狀,新配置的站域失靈保護與原有斷路器保護電流采樣共用1個電流互感器的5P次級；新配置的站域失靈保護電壓采樣與支路1、2的線路或主變保護共用電壓互感器的3P次級,詳見圖6。

4.3 開關量輸入實現方案

按串配置的站域失靈保護裝置和主子機構架的保護子機開關量輸入不盡相同,其中相同部分如下：

(1)邊1開關分相跳閘位置信號。

(2)中開關分相跳閘位置信號。

(3)邊2開關分相跳閘位置信號。

圖5 500 kV仲洋變站域失靈保護配置方案

圖6 模擬量采樣實現方案

(4)支路1保護跳A、B、C、三跳。

(5)支路2保護跳A、B、C、三跳。

需要說明的是,當支路1、2中有一個為主變支路時,僅有三跳。

按串配置的站域失靈保護裝置還需接入500 kV Ⅰ、Ⅱ母保護動作接點；主子機構架的站域保護,對于不完整串子機需接入不完整側母線保護動作接點,對于完整串子機無需接入母線保護動作接點,僅全站主機接入一副500 kV Ⅰ、Ⅱ母保護動作接點。

4.4 開關量輸出實現方案

按串配置的站域失靈保護裝置和主子機構架的保護子機開關量輸出雷同：

(1)分相跳A、B、C(邊1開關)。

(2)分相跳A、B、C(中開關)。

(3)分相跳A、B、C(邊2開關)。

(4)三跳主變壓器中開關。

(5)三跳主變壓器低開關。

需要說明的是,當支路1、2中有一個為主變支路時,同時切除主變中低壓側開關。

4.5 遠跳對側實現方案

仲洋變現有4回500 kV線路,按串配置的站域失靈保護每回500 kV線路配置一臺通信接口裝置并采用1個2 M復用通道與對側互聯,500 kV雙草變、東洲變相應配置,仲洋變死區故障或者是開關失靈時,站域失靈保護動作跳相鄰開關并遠跳對側(雙草變或東洲變)相關開關,對側收站到遠跳信號同時就地判據持續滿足時,則經延時確認為仲洋變死區故障或者開關失靈,跳相應開關。

按主子機構架配置的站域失靈保護遠跳對側實現方案(見圖7)與按串配置的站域失靈保護類似,區別在于主子機構架的站域失靈保護是站間主機通信方式,因此,只需仲洋、雙草、東洲每站全站配置一臺通信接口裝置并采用1個2 M復用通道與對側互聯。

圖7 遠跳對側實現方案

5 站域失靈保護運行分析

以仲洋變第五串F1點故障為例(見圖6),原失靈保護主要應用5053斷路器的電流元件判別,站域失靈保護可以利用綜合判別提高可靠性,同時減少判別時間。

按以下條件倒推：

(1)對側開關動作速度為60 ms。

(2)出口接點動作時間5 ms。

(3)通道延時5 ms以及通道收信確認延時5 ms,共計10 ms。

本側通道需在故障后200 ms－(60+5+10)ms=125 ms即開始向對側發遠跳令,按200 ms跳開對側開關,則本側需在故障后125 ms即向對側發遠跳令,即失靈或者死區站域失靈保護動作時間不得高于125 ms。站域保護切除死區故障動作時序詳見圖8。

圖8 站域保護切除死區故障動作時序圖

6 結語

華東500 kV仲洋變站域失靈保護已于2017年6月30日掛網試運行。本試點技術方案充分考慮了仲洋變設備現狀及站域失靈保護的實現需求,在最大限度減少對試點站現有保護影響的情況下,實現了現有系統保護維持不變、同時新增加的雙重化站域失靈保護掛網試運行。工程實踐表明,這些技術方案及實現方式既滿足500 kV仲洋變安全可靠運行要求,又實現了站域失靈保護試點的目的,為今后華東電網乃至全國站域失靈保護推廣提供了技術參考。