500 kV常規變電站加裝站域保護可行性分析

楊茂亭，侯慧軍，胡云龍，李清泉

（國網山東省電力公司檢修公司，山東 濟南 250000）

0 引 言

目前，公司所轄部分500 kV變電站500 kV設備區為敞開式布置，開關電流互感器配置在單側。當發生故障時，有可能出現保護死區。目前，死區保護完全切除故障的時間在400 ms以上，主要是考慮到開關拒動、電流互感器的死區故障。如果故障切除時間超過200 ms，將導致換相失敗。在有特高壓直流落點的區域電網中，對受端系統，若發生常規單永N-1故障，會導致單回或多回直流1次換相失敗（連續三次換相失敗，將導致華東、華北跨網）；對送端系統，考慮故障情況下開關拒動、電流互感器死區故障，雖無換相失敗風險，但會導致直流功率大幅跌落。因此，為了消除上述故障帶來的影響，需要將死區故障完全切除的時間控制到200 ms以內。具體地，采用加裝站域保護的方法將故障完全切除的時間從400 ms壓縮至200 ms。

針對智能變電站，衍伸出了站域繼電保護的概念。站域保護的動作理念類似于廣域保護，而后者在繼電保護方面的核心思想在于：計及廣域信息數據的采樣存在同步、傳遞存在延時、可靠性及安全性等局限，廣域保護主要側重于后備保護方面；站域保護的面向對象則集中在站內變壓器、母線等電氣元件，而非面向于涵蓋多個變電站及輸電線路的電網區域。相對廣域性質來說，它所需的信息量比較有限，其動作處理和運行策略構建的復雜程度相對要低，理論上更易于實際的工程應用[1-4]。站域保護在智能變電站中有著良好的應用效果，包括相應的數據采集、傳輸和處理，可以大幅簡化設備的連接方式和系統結構。除提高系統的可靠性外，還能夠集成專用信息，形成統一的資源傳輸支持平臺，達到站內多資源信息的共享[5-6]。對于不滿足電流互感器布置的敞開式變電站，加裝站域保護比加裝光電流互感器能夠減少一次設備的變動，減少大量人力財力，是目前一種較有效的方案。

1 實施方案

施工前期經過研討確定了采用加裝光電流互感器與加裝站域保護兩種施工方案。第一種方案加裝光電流互感器的主要構思為：在500 kV配置單側CT的開關，另外一側加裝光；光電流互感器采用三重化冗余配置，與常規CT構成死區差動保護，提高運行可靠性；按串配置死區差動（失靈）保護；當發生開關死區故障時，保護直接跳本串相關開關，采用專用光纖通道直連方式遠跳對側開關，達到快速切除死區故障的目的。同時，需要在對側變電站增設一面保護屏。第二種方案加裝站域保護的主要構思為：在變電站內加裝多間隔信息綜合判別裝置，按雙重化配置組立保護屏、測控屏和故障錄波器屏，并在相應線路的對側變電站增設配套屏柜，該方案以二次接線為主，不牽扯一次設備的變動。

1.1 加裝光電流互感器

在500 kV配置單側電流互感器的開關，另外一側加裝光電流互感器。光電流互感器采用三重化冗余配置，與常規電流互感器構成死區差動保護，提高運行可靠性；按串配置死區差動（失靈）保護，當發生開關死區故障時，保護直接跳本串相關開關，采用專用光纖通道直連方式遠跳對側開關，達到快速切除死區故障的目的。

加裝光電流互感器的方案不改變現有保護系統，新增了死區差動保護，將死區故障完全切除時間壓縮到了合理范圍，解決了特高壓直流系統對快速切除死區故障的要求，提高了系統安全穩定裕度。但是，該方案一次設備施工難度較大，需要根據現場情況考慮：

（1）在原有變電站基礎上的土建施工；

（2）光電流互感器本體安裝到導線金具上方案；

（3）光電流互感器底部與斷路器底座鋼架固定。

可見，在500 kV常規變電站500 kV敞開式設備區加裝光電流互感器，對一次施工難度較大，需要考慮相鄰一次設備停電等諸多因素。

1.2 加裝站域保護

按串配置多間隔信息綜合判別裝置。當發生開關死區（失靈）故障時，保護直接跳本串相關開關，采用專用光纖通道直連方式遠跳對側開關，達到快速切除死區故障的目的。

該方案不改變現有保護系統，新增多間隔信息綜合判別裝置，將死區（失靈）故障完全切除時間從405 ms壓縮到195 ms以內，解決了特高壓直流系統對快速切除死區（失靈）故障的要求，提高了系統的安全穩定裕度。

按串配置雙重化的多間隔信息綜合判別裝置，同時接入所在串常規電流互感器數據、電壓互感器數據、元件保護跳閘開入和斷路器開關位置，基于設備保護和電流條件不返回作為本地判據，遠方超范圍阻抗元件和零序過流元件作為遠方就地判據，可在195 ms內隔離故障，實現快速多間隔信息綜合判別裝置，相關保護設備的電氣連接如圖1所示。

以500 kV某變電站的第一串設備為例（其他各串及對側500 kV變電站改造方案類似），介紹站域保護各主要相關回路的改造措施。

1.2.1 電流回路改造

多間隔信息綜合判別裝置需要接入所在串所有斷路器電流互感器二次電流。由于該變電站因備用繞組數量不夠，需將保護用電流串接至多間隔信息綜合判別裝置。如若電流互感器備用繞組數量滿足，可以直接使用備用繞組。第一串保護多間隔信息綜合判別A裝置串接5011、5012、5013斷路器保護所用CT二次繞組電流；保護B套裝置接入Ⅰ母線保護Ⅱ、Ⅱ母線保護Ⅱ所用CT二次繞組電流及5012斷路器CT備用繞組電流。

圖1 多間隔信息綜合判別裝置現場接線圖

1.2.2 電壓回路改造

第一串多間隔信息綜合判別裝置需接入該串中相關間隔電壓（如線路電壓、主變500kV側電壓等）。從相關電壓互感器端子箱引出兩組二次電壓，分別接至第一串多間隔信息綜合判別裝置A、B套。

1.2.3 開關位置改造

各串多間隔信息綜合判別裝置需接入所在串全部斷路器的開關位置，從一次設備區各個開關匯控柜內各引出兩組輔助接點，分別引至多間隔信息綜合判別裝置各串保護A、B套。

1.2.4 跳閘開入改造

第一串多間隔信息綜合判別A裝置套需接入Ⅰ母線保護Ⅰ、該串相關間隔（如線路、主變）保護Ⅰ、Ⅱ母線保護Ⅰ的保護跳閘開入；B套裝置需接入Ⅰ母線保護Ⅱ、該串相關間隔（如線路、主變）保護Ⅱ、Ⅱ母線保護Ⅱ的保護跳閘開入。

1.2.5 通道改造

由于目前保護室內多配有保護用光纖配線柜，屏內一般會留有一定數量的備用光纖接口，可從多間隔信息綜合判別裝置敷設光纖至保護室內光纖配線屏，再在通信機房內由通信轉接屏敷設光纖至省網光纖配線屏，如圖2所示。

圖2 通信機房省網光纖配線屏

1.2.6 GOOSE組網改造

各串的多間隔信息綜合判別裝置之間需要實現失靈聯跳功能，用于快速切除邊開關。采用GOOSE組網方案，在第一串多間隔信息綜合判別裝置屏上裝設A、B網交換機各一套，分別接入1、2、3、4串多間隔信息綜合判別裝置A、B套裝置，實現信息交換和失靈聯跳。

2 可行性評價

目前，該套加裝站域保護的方案已實施于2所500 kV常規變電站的500 kV敞開式設備區。站域保護運行于現場試驗階段，僅投入動作信號，實際未接入跳閘開出，現階段站域保護裝置運行較為穩定。相較于加裝光電流互感器而言，加裝站域保護裝置施工簡單，安全穩定性較高。

加裝光電流互感器方案一次施工量較大，在運行變電站站內使用。它離運行設備較近，所以施工車輛和器材使用局限性較大，且光電流互感器及采集單元、合并單元運行穩定性有待檢驗。光電流互感器采集電流數據需經過多次光路轉接才能進保護裝置，斷鏈風險相對較大。一旦斷鏈，將會閉鎖保護。

加裝站域保護方案需在現運行保護裝置進行大量的回路更改及加裝。南瑞繼保站域保護采取按串配置，通過交換機組GOOSE網絡，而失靈判據由操作箱TJR動作接點、線路保護分相跳閘接點和電流判據組成，需改動和添加回路相對較少；北京四方站域保護采取按站配置主機、按串配置從機的方案，從機負責采集數據和出口跳閘，主機收集從機采集的數據進行保護邏輯運算，而失靈判據由現運行各保護裝置動作接點和電流判據組成，需改動和添加回路較多。就目前實際情況而言，建議配置南瑞繼保站域保護裝置。

3 結 論

在500 kV常規變電站500 kV敞開式設備區加裝站域保護，可以有效解決因故障切除時間超過200 ms在特高壓直流落點的區域電網中發生換相失敗而產生的影響。在實際施工、調試及運行過程中，該方案相較于加裝光電流互感器，施工較為便利，施工安全性較高，運行穩定可靠。

[1] 王 艷.基于廣域信息的繼電保護及其相關問題研究[D].天津：天津大學，2009.

[2] 王陽光.應對災變的廣域保護信息處理及通信技術研究[D].武漢：華中科技大學，2010.

[3] 徐慧明.可識別潮流轉移的廣域后備保護及其控制策略研究[D].北京：華北電力大學，2007.

[4] 陳 磊.智能變電站站域保護研究綜述[D].武漢：湖北省電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護[D].北京：北京交通大學，2014.

[6] 廖先澤.基于智能變電站站域保護的研究[D].成都：西南交通大學，2015.