1000kV交流特高压继电保护与安装的特点解析

(一)1000kV交流线路保护

(1)采用两个压板“投通道A差动”、“投通道B差动”,分别控制两个通道的差动保护的投入和退出。

(2)采用范围为0～65535的数字表示装置的纵联码。定值项中增加“本侧纵联码”、“对侧纵联码”定值。

(3)采用暂态电容电流补偿方案。对于较长的输电线路,电容电流较大,为提高经过渡电阻故障时的灵敏度,需进行电容电流补偿。传统的电容电流补偿法只能补偿稳态电容电流,在空载合闸、区外故障切除等暂态过程中,线路暂态电容电流很大,此时稳态补偿就不能将此时的电容电流补偿。线路保护采用暂态电容电流补偿方法,对电容电流的暂态分量也进行补偿。

(4)增加联跳功能,具体如下:

当一侧保护单相跳闸但是开关有两相以上断开时,发联跳三相命令给对侧使对侧三相跳闸。

当一侧保护三相跳闸时发联跳三相命令给对侧使对侧三相跳闸。

当接收到对侧的联跳三相命令时,本侧中止发送联跳三相命令。

接收到联跳三相命令且本侧保护动作后,强制性三跳并闭重。

注:此功能可经定值控制字“投三跳联跳”进行投退,当“投三跳联跳”控制字退出时,既不发送联跳三相命令,接收到联跳三相命令后也不出口。

(5)零序后备保护配置与所有的保护均不同,仅有一段定时限过流和零序反时限过流,TV断线和TA断线时的处理与标准程序稍有不同。零序定时限仅为一段,即最后一段,任何情况下不退出零序定时限,有功能投入的控制字,有控制方向的控制字,不需要有跳闸后加速控制字。零序反时限有功能投入的控制字,有控制方向的控制字,有固定延时的控制字,任何情况下不退出零序反时限(此原则由2008年1月特高压设计联络会确定)。

(二)1000kV交流主变压器保护

和常规电压等级自耦变压器结构不同,1000kV变压器由本体变、调压变和补偿变组成,因此,主保护配置发生很大变化。其中差动保护配置有:差动(双套,包括波形对称+二次谐波制动)+分侧/零序差动+调压变差动+补偿变差动;非电量保护配置有:本体非电量+调压补偿变非电量。

调压变差动保护定值与变压器档位关系密切,不同档位选用不同定值,分别存放在不同定值区,因此变压器档位变动后需相应调整调压变差动保护运行定值区号。

为了避免变压器直阻测量后的剩磁影响差动保护,需在直阻测量完毕后进行消磁处理。

(三)1000kV交流并联电抗器保护

电气量保护配置由南瑞科技(PRS747)+许继(WKB801A)组成;非电量保护由许继(WKB802A)组成。非电量保护与常规电压等级无异,不再赘述,下面重点介绍电气量保护特点。

1.南瑞科技(PRS747)

匝间保护方向元件:根据电抗器匝间和内部接地故障后零序和负序电压的分布特点,采用了基于零序、负序电压分布绝对值比较式的方向元件,提高了匝间保护的灵敏度和可靠性,消除了系统运行方式对匝间保护的影响。

匝间保护启动判据:根据匝间故障时主电抗相阻抗测量值显著变化的特点,匝间保护启动元件采用了主电抗相阻抗启动判据,弥补了传统零序电流启动的不足,提高了匝间保护启动的灵敏度和可靠性。

双CPU与门出口:PRS-747电抗器保护装置在成熟硬件平台的基础上为提高电抗器保护动作的可靠性,采用两块保护板互为闭锁,与门出口的方案,只有两块保护板同时出口保护才能跳闸出口(图1-29)。

图1-29　特高压交流变电站PRS-747电抗器保护双CPU与门出口示意图

差动保护多判据协同:在差动保护原理和算法上采用了多判据协同技术,可充分发挥判据各自的优势,实现功能互补,使保护的可靠性、灵敏性、速动性同时得到提高。

差流速断段反映区内特别严重故障;采样值差动保护反映区内比较严重故障;稳态量比率差动为差动保护的总后备;零序电流比率差动保护反映靠近中性点接地和高阻接地故障;电抗器空投期间比率差动无缝切换到采用采样值差动;PRS-747电抗器保护装置采用免整定的方式,只需要输入电抗器的系统参数和保护功能投退控制字即可,运行维护方便。

独特的采样值差动:采样值差动本身具备识别TA饱和和抗干扰的能力,依靠多点重复判断来保证可靠性,其数据窗为小于一个周波的短窗,可以实现大多数电抗器内部故障的快速切除。

短窗的采样值差动闭锁:在保护算法上利用采样值进行波形识别,在不牺牲保护快速性的基础上提高了快速保护(如差速断)的可靠性。

2.许继(WKB801A)

免整定:传统的电抗器保护装置需要整定相关保护的定值,给现场的实际使用带来诸多不便。WKB-801A微机电抗器保护装置可根据电抗器的实际铭牌参数自动生成各个保护定值,现场使用极为方便。

比幅式零序方向原理匝间保护:许继WKB-801A微机电抗器保护装置的比幅式零序方向原理匝间保护,克服了传统的零序功率方向原理匝间保护动作灵敏度低,可靠性差的种种缺点,达到了灵敏性和可靠性的辩证统一。

动作方程:

试验证明,比幅式零序方向原理匝间保护能保证带线路正常空充、非全相空充电抗器以及空充外部故障时,匝间保护不误动,在空充匝间短路故障时保护灵敏、快速动作。在电抗器内部发生1.7%匝间短路故障时,保护灵敏动作。

自适应变特性的综合差动保护:WKB-801A保护装置主保护根据不同的故障类型配置了不同原理的差动保护,形成了不同原理差动保护间的冗余性和互补性。各个原理的差动保护均采用自适应变特性技术,既有反映严重故障的快速动作区、典型故障的一般动作区,又有反映接地轻微故障的灵敏动作区。装置自动根据不同的故障类型,自适应选择不同动作特性和不同滤波算法,达到继电保护“四性”的辩证统一。

试验证明,差动保护在各种系统运行方式下的区外故障均能可靠不误动,在区内各种故障均能可靠动作,典型故障动作时间不大于15ms。

五、1000kV交流特高压变电站运行管理特点

以特高压长治站为例进行介绍。(www.xing528.com)

(一)1000kV交流特高压系统联网功能强

1000kV晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程起于山西省长治市,止于湖北省荆门市,线路全长640km。包括三站两线:1000kV特高压长治站、1000kV特高压南阳站、1000kV特高压荆门站;长治至南阳1000kV输电线路(含黄河大跨越)360km、南阳至荆门1000kV输电线路(含汉江大跨越)280km。工程于2006年8月经国家发展和改革委员会核准,同年底开工建设,2008年12月全面竣工,12月30日完成系统调试并投入试运行,2009年1月6日22时完成168h试运行并转入商业运行。特高压交流试验示范工程扩建工程(新增主变一组,串补一组)于2010年年底开工建设,2011年11月26日完成系统调试并投入试运行,12月2日20时完成168h试运行,12月16日正式转入商业运行。

1000kV晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程在世界上首次实现了华北、华中两大同步电网通过1000kV特高压线路的互联,系统总装机容量超过3亿kW。华北、华中电网通过特高压联网后,原有联络线500kV辛洹线已断开备用。实践表明,较原500kV联网系统,特高压联网系统实现了双向、全电压、大功率运行,经受了各种运行操作和运行方式的考验,表现出了良好的动态运行特性和抗扰动能力,系统联网功能显著增强。

同时,工程作为我国南北间的一条重要能源输送通道,实现了更大范围、更大幅度的资源优化配置,发挥了重要的送电功能和水火互济、事故支援联网功能。华北电网火电比例大,华中电网水电密集。枯水季节,工程将山西煤炭资源就地转化出的电能送到缺煤的华中电网,丰水季节则反转潮流方向,将华中电网富裕水电北送华北电网,进行优势互补,从而形成了水火互济、南北互供的独特优势。

(二)稳定控制要求高

特高压交流线路自然输送功率相当于4.5～5条500kV交流线路。特高压交流试验示范工程作为华北、华中两大电网的联络线,长期大功率运行,功率波动对两侧电网影响很大。特高压联络线功率波动不仅会引起电网无功电压波动、挤占稳定裕度,而且会引起两侧近区电网无功潮流涌动,进而造成电网中枢点电压波动,威胁特高压设备和电网的安全运行,其影响远非500kV系统联络线所能比拟。

(三)运行管理难度大

(1)工程采用了大量新技术,研制并应用了大量首台首套新型设备,新设备在原理、结构、技术性能等方面较常规工程发生了显著变化,设备更加复杂、精密、贵重。系统和设备的运行规律和特性需要在长期运行实践中进一步探索和总结。

(2)特高压系统电压等级较500kV电压等级提高了一倍,特高压设备较500kV设备结构尺寸和重量明显增大,这些变化对设备巡视工作等提出了新的挑战。

(3)特高压系统低压无功控制复杂。常规500kV及以下无功控制只考虑电压量即可,而特高压系统无功控制原则需要考虑以下多种情况:

1)根据国调《稳定及无功电压调度运行规定》,长治站110kV无功补偿装置根据1000kV长南I线计划功率进行投切,若调压困难或主变与500kV系统无功交换量超过35万kvar时,可使用替代方案。

2)长治站110kV无功补偿装置投退应综合考虑110kV低压电容器/低压电抗器运行时间相对平衡、1号主变/2号主变低压侧电容器运行组数相对平衡、12%电抗率/5%电抗率电容器投退顺序以及110kV低压电容器开关投退次数要求。

3)按优先级划分,110kV低压电容器开关投退次数要求＞长治站110kV 12%电抗率/5%电抗率电容器投退顺序要求＞1号主变/2号主变低压侧电容器运行组数相对平衡要求＞110kV低压电容器/低压电抗器运行时间相对平衡要求。

(四)技术监督重要性突出

特高压交流试验示范工程作为特高压输电技术的试验工程,客观上决定了运行过程中可能存在的未知的安全风险较大。特高压联络线输送功率大,一旦发生故障对整个华北、华中及华东三大上亿千瓦电网影响很大,为保障特高压系统的长期安全稳定运行,必须依托深度的技术监督。工程中首次应用了大量新技术、新设备,特高压设备检修不易,采用全面的技术监督手段能及早发现问题,及时规避安全风险。对技术监督数据进行分析,有助于探索、总结特高压设备运行特性和规律。

与500kV工程相比,特高压交流试验示范工程技术监督覆盖面广、手段多、方法全、技术先进、效果显著。变电站各站均配置了全套绝缘油化验设备、红外和紫外检测设备等先进仪器;特高压主设备安装了油色谱、套管、SF6气体和局放4类在线监测装置;深入开展了油色谱、油简化、油颗粒度、主变压器/高压电抗器铁心和夹件对地电流、避雷器泄漏电流及微正压、电磁环境等监测,加强了监测密度和频率,实现了对工程的全面技术监督,在事故预防、总结特高压设备运行特性和规律等方面发挥了突出作用。

(五)运行管理要求高

国家电网公司高度重视特高压交流试验示范工程生产运行工作,超前谋划,提前介入,以“集团化、集约化、标准化、精益化”为管理目标,卓有成效地开展了各项工作,探索出了具有重要示范作用的特高压生产运行管理模式。该模式代表了当前国内电网生产运行管理的最高水平,具有以下显著特点。

1.生产准备介入早、工作深

在工程核准后应立即成立运维单位,招聘各岗位人员,启动生产准备工作,购置安全工器具、运行维护工器具及仪器仪表。标准制度方面,在国家电网公司建立的特高压运行和检修技术标准体系的基础上,在工程投运前一个月,运维单位应组织完成现场运行规程、检修规程、维护规程、作业指导书、应急预案等技术标准和运维管理标准的编制工作;在人员培训方面,应深入开展特高压理论知识培训、赴设备厂家培训、赴1000kV输变电工程基地进行运维管理培训、安全培训和各种技术、管理及技能培训,接受相关部门的岗位培训及调度机构的调度培训,获取岗位和调度资格证;安装调试阶段,深度介入工程建设全过程,积极提出合理化建议,密切跟踪关键问题解决,参与设备监造,见证特高压设备研制历程,提前掌握特高压设备技术特点;工程验收阶段,应积极参与中间验收,发挥竣工验收主力军作用,高标准、严要求,确保工程零缺陷移交,同时做好备品备件及专用工器具的接收工作;系统调试和试运行期间,除配合做好相关倒闸操作外,建立特高压应急特护体系和现场工作机制,对特高压设备进行了深度巡视和全面技术监督。

2.运行维护体系先进适用、独具特色

工程初期,建立了运行单位、技术监督单位、设备厂家和技术专家联动的数据动态分析机制;建立了运行单位、技术监督单位、设备厂家、施工单位“四位一体”的高效应急抢修机制和特高压主设备特护体系;建立了兼顾试验风险和后续工程需求的特高压备品备件管理体系;建立了运行单位、技术监督单位、设备厂家、施工单位、设计单位、科研单位等专家共同参与的协同巡视机制;建立了“日报告、周分析、月评估”的信息汇报制度和每周一次的生产会议制度。

3.设备巡视频次高、力度大

为及时掌握设备的运行情况,尽早发现设备缺陷,运维单位大力加强设备巡检工作。变电站每日正常巡检4次(交接班巡检1次,上午、下午及晚间各全面巡检1次),在高温、大负荷等恶劣天气情况下增加巡视次数并安排特殊巡视、红外测温等,定期巡视及特殊巡视次数及力度远大于常规500kV变电站。同时,编写了标准化巡检作业指导书及设备巡视卡,各项巡检工作严格按照指导书及巡视卡执行。巡检过程中,高度重视充油、充气设备巡检,对充油、充气设备的油温、油位、气体压力等进行重点检查。巡检工作的有效进行,为及时发现处理设备缺陷提供强有力的保障。

4.倒闸操作特殊规定多,人员技术水平要求高

由于1000kV特高压系统自身特殊性,特高压变电站在倒闸操作上有许多特殊的规定,如1000kV变压器及线路的停、送电操作同时应配合110kV低压电容器、低压电抗器操作,同时送电各阶段对500kV系统电压均有严格的规定;1000kV系统解、并列操作同时应配合进行稳态过电压控制装置压板投退操作;开关检修、线路检修及主变检修对安控装置的不同要求等。这些特殊规定的存在都对现场运行人员的技术技能水平提出了很高的要求。

5.技术监督工作要求高、作用大

由于1000kV特高压设备均为国内首台首套,特高压设备的安全稳定运行对特高压系统稳定运行至关重要。为加强1000kV特高压设备运行期间设备跟踪监督工作,设备技术监督工作应作为变电站工作的重中之重,运维单位每月定期组织开展设备带电检测工作,主要有红外测温成像检测、紫外放电成像检测、油色谱分析、铁芯夹件电流测量、变压器类设备的振动及噪音检测、避雷器阻性电流测量、SF6气体泄漏成像检测、1000kV GIS位移检测等;技术监督单位定期开展GIS超声及超高频局放检测、主变/高抗超声波局放检测、SF6气体分解物纯度及微水检测等;委托有资质的单位定期开展全站沉降检测等。

6.持续开展“日比对、周分析、月总结、年评估”工作

为进一步掌握特高压设备运行状态,指导现场各项工作的开展,运维单位大力开展运行分析工作。一是将“日比对、周分析、月总结、年评估”工作作为变电站主要例行工作之一进行开展。变电站运行人员每日填报运行数据分析日报,每周填报运行数据分析周报,每月定期进行总结,每年进行一次全面评估,在报表的基础上进行数据的横向及纵向对比分析,及时发现设备运行状态异常等现象并及时组织召开专题运行分析,对分析出的问题制定整改计划,及时组织进行整改。

7.设备定期维护全面到位、不留死角

根据规程,运维单位组织各专业人员每月对变电站一次、二次设备及通信自动化设备进行一次全方位的专业巡检和维护检查,并编制设备月度维护总结,及时发现设备隐患和异常。

8.高度重视在线监测装置数据的监视和分析工作

运维单位应将在线监测数据作为对特高压设备运行状态分析的一项重要的检测手段,积极组织开展在线监测数据的监视和分析工作,变电站运维人员应每日定时检查在线监测数据是否正常,每月对在线监测数据进行分析,同时将在线监测数据与人工带电检测数据进行误差对比,确保在线监测数据准备可信,全面掌握设备的运行情况。

(六)运行试验示范作用显著

特高压交流试验示范工程投运后保持了长期安全稳定运行,至2014年初工程已安全稳定运行5年。5年来,特高压系统运行平稳,功率控制稳定,波动基本控制在正常范围(±30万kW);特高压设备运行状态正常,保护装置、安全自动装置(包括稳态过电压装置、特高压解列装置、安全自动装置)、通信系统运行正常。5年来,工程已累计输送电量500多亿kWh,其中华北送华中300多亿kWh,华中送华北100多亿kWh。最大输电能力达到572万kW,稳定输电能力达到500万kW,初步发挥了特高压电网大范围、大幅度的资源优化配置能力。随着特高压交流输电系统的进一步发展、扩建工程和配套工程的建设,工程的输送功率会进一步提高,更大范围内的资源优化配置能力将进一步显现。

特高压交流试验示范工程目前仍然承担着重要的试验和示范作用,意义重大,影响深远。试验作用主要体现在技术方面,包括深入验证特高压技术和设备的安全可靠性;检验特高压交流核心输电技术的掌握程度;积累运行经验,总结、掌握特高压系统和设备的运行规律;研究开发特高压运行和检修技术;建立健全特高压运行检修技术标准体系等。示范作用主要体现在管理方面,包括建立世界先进、国内一流的特高压运行管理模式;建立健全特高压运行标准化管理制度体系和工作流程;发挥试验基地和培训基地的作用,为后续特高压工程培养和储备高级别的运行维护管理人才;提高特高压设备精益化管理水平等。