杜方方

(广东电网有限责任公司韶关供电局)

0 引言

N 变电站引出的220kV 线路共有4 条, 需要连接至多个新型变电站, 增强供电区域的电网可靠性。以N 变电站为设计目标, 针对220kV 线路进行有效保护, 合理使用保护选型, 优化二次回路的接线, 兼顾对“三相不一致”的家族缺陷处理, 给出可行的保护选型方案, 切实达到保护输电线路可靠运行, 增强片区电网可靠性、稳定性的目的。

1 工程情况

N 变电站的220kV 项目中, 部分线路是使用双母线带旁路的接线方式。N 变电站内共有四条220kV 出线。纵向线路保护装置, 依据信息通道的类型差异性, 可划分出四种类型。第一种是使用导引线进行纵向保护处理。第二种, 是使用电力线载波的形式, 给予纵向保护。第三种是使用微波建立纵向保护体系。第四种是使用光纤进行纵向保护。截至2020 年末, 案例项目创建的电网中, 为220kV线路建立的纵向联合保护组合共有2300 组, 具体情况, 如表1 所示。

表1 220kV 线路纵向联合保护组合

案例项目主要采取光纤保护形式, 去除了原有方案的高频保护方法。参照电力生产的相关规范, 关键线路的保护、技术安全防护设施, 需设计两组单独的路由设施, 从供电设施、路由设备、供电电源三个方面, 均采取“双配置”设计方法。案例项目的四条线路, 连接至A 至D 四个新开发的变电站项目。以A变电站为例, 建立双路由方案, 如图1 所示。

图1 A 变电站双路由方案

图中①与②、⑦与⑧、⑧与⑨之间均使用OPGW光缆(光纤复合架空地线) 进行连接, ③与⑤、④与⑥之间均使用光缆进行连接, ⑤与⑦、⑥与⑨之间均使用同轴电缆进行连接。OPGW 光缆连接线路为“直连通路”, 是第一组线路保护, 使用专用光纤路径, 确保线路保护质量。其余连接为“迂回通路”,是第二组线路保护, 使用复用2M 通道, 引入了与N变电站相同级别的M 变电站, 使用专用“SDH 光传输设备”, 建立接口设备的迂回性保护体系。此种光传输设备, 具有“线路传输”、“线路复接”的功能整合优势, 使用统一网管平台有效传送各类信息, 是一种信息传输的网络体系。此种光传输设备, 能够有效管理网络体系, 动态监测业务情况, 实时落实网络维护工作, 支持各类设备之间的信息交互[1]。

2 线路保护的技术方法

2.1 二次回路的保护方案

保护二次回路, 是线路技术保护的关键任务。

1) 光通道采取多线路分接形式, 使用直流电源进行回路切换。案例项目中, 线路保护屏规划时, 将CSC-186M 设计在光通道之中。此装置具有 “光→电”的信号处理能力, 利用转换开关, 自主获取保护通道, 再将信号进行“电→光”的处理。此装置能够有效建立“光差保护体系”。其连接的电源、线路保护程序连接的电源, 均来自相同直流母线, 两个电源需各自设计专项的“直流空开”。当N 变电站旁路开关运行期间, 此时CSC-186M 在连接电源的操作,可借助“切换把手”, 选择保护屏的专用电源。不然, 在旁代线路运行期间, 会在检修、多种干扰因素下, 使CSC-186M 电源处于关闭状态。此时, 在主保护信道缺失的情况下, 无法继续运行旁代线路设计的旁路开关[2]。

2) 开关的失灵保护。N 变电站在2021 年进行了母差保护更换, 原有断路器失灵保护, 使用母差保护实现其保护功能。使用光纤纵向线路保护技术, 在线路开关失灵时, 设计各类保护跳闸接点。N 变电站保护失灵开关的设备, 并不具有给出“保护跳闸接点”的功能。为此, 案例项目在各线路间隔位置, 增加了断路器失灵启动功能, 对开关失灵进行保护。N 变电站尝试在2022 年, 更新母线保护的技术方案, 利用各线路间隔保护失灵的回路, 各线路给出“分相”、“三相”两种跳闸节点, 启动失灵保护, 有效解决开关失灵的问题。

3) 保护装置电压的切换方式。在制定保护技术方案之前, N 变电站的线路保护电压切换时, 主要借助继电器YQJ 进行。在使用过程中, 由于YQJ 出现了故障, 出现电压不能成功切换的问题。为此, 技术更新时, 需更换“电压切换装置”, 技术拟定了“操作箱电压切换模块”来解决该问题。

4) 屏顶线路环网。技术设计人员, 采取增设一条联络电缆, 切断一条小母线的形式, 改变屏顶母线的技术结构。在保护屏安装期间, 无须作出停电处理。

2.2 “三相不一致”线路保护的连接方式

用于保护220kV 分相运行的设备, 以断路器为主。此设备在正常工作中, 可能会发生三相位置不一致的现象。产生此种问题, 主要原因是: 线路运行中, 并非为全相状态。在这种情况下, 对称性不足的电量, 会同时产生“负序”、“零序”两种类型的电流, 给予发电程序的转子形成较大程度的威胁。为此, 在非全相状态下, 有效暂停断路器的运行, 是保证发电程序转子运行处于安全状态的关键措施。参照电网调度的技术要求, 220kV 线路采用分相断路器,如果处于非全相运行状态, 需采取三相不一致保护,断开断路器的运行。案例项目中, 使用的断路设备,给出的三相不一致保护响应, 反应时间应覆盖“单相重合闸”的0.8s 用时, 且反应时间≤0.2s。N 项目整定处理时间设计为2s, 断路设备自身的三相差异保护设备, 断路设备进入合闸处理程序之前, 需经过三相不一致保护压板。线路中三相分别为“A 相”、“B相”、“C 相”, 进行三相分闸并联处理, 默认设计为“常闭”。在合闸位置并联处理后, 多数情况设计为“常开”。当分闸、合闸两个位置的串联处理完成,断路器非全相运行时继电器就会动作。当断路设备处于非全相工况时, 时间类型的继电设备, 启动时会延后2s, 同时启动三相不一致的两个继电器, 经此保护出口。出口位置设计的继电器, 启动线路保护后, 会自主连接两组断路器的三相跳闸出口, 出口跳闸, 越过三相分相跳闸。按照该回路设计, 可在保护带着开关时, 开展传动试验, 测定断路器在三相有不一致情况的保护能力[3]。

3 保护方案的技术选型分析

3.1 保护方案

在光纤纵联保护使用后, 电网变电站内部的旁代运行量明显减少。然而, 案例项目作为“电源侧”,尚需线路旁代形式, 完成送电操作。针对案例项目进行线路保护, 需考虑旁代运行的因素。技术组共给出两个保护方案, 一组称为“P 方案”、另一组称为“S方案”。两组技术方案的使用规范内容具有差异性,间接增加了220kV 线路保护设计方案的复杂性, 且技术方案对于旁代线路并无实际的保护功能, 致使案例项目中220kV 线路运行面临多种问题, 无法保证线路保护的技术效果。为此, 案例变电站积极反馈了技术保护方案存在的问题, 经过技术优化, 变更了部分位置的保护设备, 从最初的“六统一”变更为“九统一”, 具体配置情况, 如表2 所示。

表2 线路保护技术的参数配置情况

A 变电站线路保护后, P 组、S 组均引入“九统一”的保护方案。

RCS-902A 表示继电器连接的正向级电源。RCS-931A 是一种用于超高压线路中组件完整的技术保护程序。CSC-103B 是一种融合了数字技术的线路保护设备。“PRS-753A-G”、“WXH-803A-G”是用于保护线路的技术装置, 作为“九统一”的主要设备选择。CSC-101A 表示一种适用于超高压线路中的保护设备,PSL-603U 是一种适用于不低于220kV 电压级别的供电线路, 全方位保护主备线路, 具有较强的技术智能性[4]。

以PSL-603U 为例, 描述其线路保护的方法。

(1) 零序保护。此装置共有两个定时限, 分别是“零序Ⅱ段”、“零序Ⅲ段”。如果零序Ⅲ段作出保护动作, 出现三跳、关闭重合闸两个现象, 此时零序Ⅱ段会借助“保护重合闸”的字段, 进行选择性保护。参照零序功率方向, 判断装置内元件转动的角度大小, 具体算法如式(1)。

(1) PSL-603U 用于建立智能变电站时, 其线路保护的性能特点, 如表3 所示。

表3 PSL-603U 装置的性能特点

Ln 表示额定电流, 单位有A、mA 等。

如表4 所示, 是PSL-603U 装置连接光纤需设计的接口参数。

表3、表4 的数据, 取自PSL-603U 装置的技术说明书。结合装置性能特点, 将其用于案例变电站的技术方案中, 能够借助互感器获取N 变电站的线路故障情况, 准确保护动作出口。

3.2 旁代线路的保护方法

N 变电站, 选择CSC-103B 保护装置, 作为第一组线路保护程序, 用于保护旁路开关, 第二组线路保护装置选择WXH-803A-G。在规划线路保护方案时, 借助CSC-186M 保护装置进行多组线路连接,让旁路开关连接于B 变电站, 建成旁代线路的保护体系。当旁路开关连接于A、B 两个变电站时, 使用WXH-803A-G 进行统一旁代保护。以B 变电站为例, 当线路运行时, 使用CSC-103B 保护装置, 借助CSC-186M 的编码设置转换开关, 建立两个线路保护通道、一个通信保护路径。在线路保护期间,使用CSC-186M 进行信号转变时, 需顺应线路旁代保护功能正常运行的实际要求, 线路处于旁代状态时, 运行人员可采取简单操作, 自如切换通道。此技术的缺陷在于: 会出现光差保护的短暂中断, 无法保证线路保护的全面性; 第二组线路保护方案,在运行旁代期间, 会关联多个线路保护装置的生产商, 保护设施型号、技术规范的差异性, 会形成线路分接装置的联动性问题。在此种运行程序下, 可能会出现两侧“光差数据”采集的协同性, 需加以验证, 确保数据采集完整。如果此种保护方案存在技术配合问题, 可选择备选方案, 将尾纤安装至保护程序的熔纤盒内, 在有线路切换需求时, 进行人工处理。备用方案较为依赖于人工处理, 处理流程的实用性不足。

4 线路保护需注意的技术问题

4.1 控制误动保护

断路器三相不一致保护, 主要依据开关设备的辅助节点变动实现, 以此决定是否需要启动。此回路设计较为简单, 系统运行的平稳性较强。然而,此种技术方案, 缺失必要的闭锁条件, 实际运行中, 三相不一致保护多处于室外环境中, 极易出现线路破损、绝缘性改变等现象, 增大了保护误动的可能性。三相不一致保护端子箱, 可装设在断路设备B 相之上, 此时可能会出现断路器振动情况, 相应增大了分闸、合闸形成的不利影响, 致使继电器内部的整定时间发生读数不准现象, 或者引起设备出现接线无效问题。在某变电站中, 发生过一起单相瞬间运行不畅的问题, 此事故发生在500kV 电压等级的变电站中。瞬间事故出现后, 时间继电器时间读数不准确, 三相不一致保护的持续时间长度,未覆盖重合闸所需达到时间, 致使保护失效, 在断路器判断失误的情况下, 给出了跳闸动作。为此,在线路运行时, 需加强三相不一致保护装置的防震处理, 减少误动可能性[5]。

4.2 保证网联设备的风险排查质量

线路保护安装调试后, 需参照联网情况, 综合评价设备安全性。M、N 两个变电站均是220kV电压等级, 新片区电网也存在一些风险问题。第一, 两个变电站的新保护装置在投运前, 其可靠性还未得到验证。第二, N 变电站运行的母线失灵保护, 未进行双重配置, 可利用线路保护, 弥补失灵保护不足。B 变电站的线路保护程序中, 运行TJR 回路后, 会暂停线路保护程序, 启动失灵保护动作, 然后利用母线保护装置出口。全面汇总分析该区域电网设备可能潜在的风险, 以M、N为枢纽设计变电站, 合理选择线路保护方案, 更新稳控装置策略。

5 结束语

综上所述, N 变电站进行线路保护时, 主要是借助光纤保护, 更新原有的高频保护技术, 以此改变电网的结构及线路保护体系。针对N 变电站关联的四个新建变电站, 选用CSC-103B 型光纤保护装置, 控制误动保护问题, 关注电网运行情况。确定技术方案后, 进行线路保护, 能够保证N 片区电网处于稳定运行状态, 彰显出光纤纵联保护的技术优势。