大房500kV串聯(lián)補償站控制與保護

發(fā)布：2018-12-18 | 點擊：人次

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華北電網(wǎng)首次在國內(nèi)電網(wǎng)輸電線路中采用串聯(lián)補償技術(shù)，設(shè)置串聯(lián)補償設(shè)備。詳細介紹了大房500kV串聯(lián)補償站整個系統(tǒng)的控制和保護系統(tǒng)的配置，以及相應(yīng)的組成和控制關(guān)系。投運以來，運行基本良好，有力地保證了電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行，為其他電網(wǎng)實施串聯(lián)補償技術(shù)提供了經(jīng)驗。

0引言

電力系統(tǒng)超高壓輸電網(wǎng)采用串聯(lián)補償設(shè)備，在國外是相當(dāng)成熟的技術(shù)，但在國內(nèi)還不太普遍。

經(jīng)計算，在東北—華北聯(lián)網(wǎng)后，遷綏500kV線“0”潮流時，大房500kV線穩(wěn)定極限由1579MVA降為1442MVA，與華中聯(lián)網(wǎng)后，大房線穩(wěn)定極限下降7％；為了克服由于聯(lián)網(wǎng)對華北電網(wǎng)穩(wěn)定水平的不利影響，大房線路裝設(shè)串聯(lián)補償電容器。中國華北電力集團公司一方面派出人員調(diào)研國外電網(wǎng)中串聯(lián)補償?shù)南到y(tǒng)規(guī)劃、建設(shè)、運行情況，以及各制造商的設(shè)備制造和運行業(yè)績情況；另一方面布置研究固定串補和可調(diào)串補技術(shù)（包括TCSC），在建設(shè)大房500kV線路初期，就已規(guī)劃了設(shè)置串補的可能性，在托克托電廠送出工程中，提前安排設(shè)計單位和有關(guān)科研部門做好大量技術(shù)準備，經(jīng)多次專家論證和會議審查，認為在線路中間設(shè)置串聯(lián)電容器是zui成熟、可靠、簡單的技術(shù)，可充分滿足電網(wǎng)穩(wěn)定運行要求。另外，本工程建設(shè)工期短，要求與華北和東北電網(wǎng)實現(xiàn)聯(lián)網(wǎng)時同步投產(chǎn)，建議采用成熟和可靠的技術(shù)和設(shè)備，以保證工期建設(shè)進度。經(jīng)論證，采用固定串補技術(shù)。

國內(nèi)第1個串聯(lián)補償項目是在陽城發(fā)電廠送出工程中，在三堡變電所中，設(shè)置串聯(lián)補償設(shè)備，采用西門子公司的設(shè)備。第2個就是大房500kV串聯(lián)補償項目，華北電網(wǎng)首次采用，在500kV線路中加設(shè)串聯(lián)補償設(shè)備是國內(nèi)首次采用。經(jīng)全球招、評標，整套設(shè)備選用ABB公司的產(chǎn)品。

1大房500kV串聯(lián)補償站的串聯(lián)設(shè)備

大房500kV串聯(lián)補償站位于張家口市蔚縣，距大同電廠127km，距房山變161km，每回線路設(shè)置一組串聯(lián)補償裝置、串聯(lián)補償裝置額定電流為2100A，每相額定阻抗為28.4n，每組三相額定容量為375.7Mvar，線路補償度約35％，串聯(lián)補償裝置過電壓保護水平為2．3（標幺值）。

串聯(lián)補償站為無人值班、有人值守站，由華北電網(wǎng)網(wǎng)調(diào)調(diào)度，由張家口供電公司調(diào)度所遠方控制，在南張莊110kV變電所設(shè)置監(jiān)視站，由張家口供電公司運行和維護。

串聯(lián)補償系統(tǒng)由旁路隔離開關(guān)、串聯(lián)隔離開關(guān)、電容器組、阻尼回路、間隙、氧化鋅避雷器、旁路開關(guān)、光纜一次設(shè)備和計算機控制系統(tǒng)、遠傳設(shè)備、通信系統(tǒng)、監(jiān)測系統(tǒng)、遠方控制系統(tǒng)等組成。如圖1所示。

2串聯(lián)補償站的保護設(shè)備

串聯(lián)補償站各部分配置兩套完全相同的保護設(shè)備，冗余設(shè)置，即A套保護系統(tǒng)（MACH2（A））和B套保護系統(tǒng)（MACH2（B））。所有的保護功能由MACH2完成。保護系統(tǒng)的采集由串補平臺上的光電流互感器（簡稱TA）和光系統(tǒng)來完成。每個TA分別有兩個獨立測量通道分別向保護系統(tǒng)A和保護系統(tǒng)B傳送信息。每套系統(tǒng)含如下保護設(shè)備。

2．1電容器不平衡保護（U1）

電容器不平衡保護是通過電容器橋接線的電流測量值的變化來監(jiān)控電容器組的運行狀況。同時，電容器熔絲熔斷及電容器套管閃絡(luò)引起的不平衡電流對電容器組的影響也被監(jiān)測。保護有三段定值和三段時限：報警、低定值旁路、高定值旁路。報警和低定值旁路與不平衡電流和電容器電流（線路電流）有關(guān)。高定值旁路只與不平衡電流有關(guān)。報警和低定值旁路在線路低電流時自動閉鎖。在低定值旁路及高定值旁路動作時分別給出*閉鎖。

2．2避霄器故障保護（ZL）

如果避雷器單元損壞，線路電流將流過避雷器。避雷器故障保護就是監(jiān)視流過避雷器的電流。避雷器故障保護動作時，*閉鎖。

2．3避霄器過流保護（ZC）

如果電容器電壓達到保護水平，電流將流過避雷器。較高的能量通過避雷器組將使其溫度升高至接近危險水平。啟動放電間隙可以將由通過能量引起的避雷器模塊熱量水平降低。設(shè)置了高溫保護、短時能量保護和高電流保護。

2．4電容器過流保護（OL）

電容器過流保護在設(shè)計時已經(jīng)考慮雙回線中一回線退出運行等狀況下造成的短時間過負荷而不損壞。在持續(xù)過負荷中偶然出現(xiàn)的峰值負荷有可能造成串聯(lián)電容器單元的老化，因此電容器回路設(shè)置過負荷反時限保護。

2．5平臺閃絡(luò)保護（PF）

平臺閃絡(luò)保護監(jiān)測平臺及安裝在平臺上主設(shè)備之間的電流。正常系統(tǒng)運行無故障，沒有電流：當(dāng)任何主設(shè)備對平臺發(fā)生閃絡(luò)時，就會產(chǎn)生電流，通過平臺上的TA，經(jīng)一段延時后旁路電容器，保護動作，*閉鎖。

2．6同步諧振保護（SR）

電網(wǎng)中的電容器在一定情況下會影響電力系統(tǒng)，并引起有害的共振．共振頻率通常低于50Hz，歸為次同步諧振（SSR）。SSR保護判別系統(tǒng)發(fā)生次同步諧振后監(jiān)視線路電流，并對旁路斷路器發(fā)出合閘。

2．7電容器放電保護（CD）

當(dāng)電網(wǎng)中發(fā)生線路故障時，線路由線路保護動作跳開斷路器，這將使串聯(lián)電容器中有殘留的直流電壓。殘壓有可能造成以下影響：①故障點第2次熄弧延遲，②串聯(lián)電容器與阻尼回路發(fā)生振蕩：③線路斷路器暫態(tài)恢復(fù)過電壓（TRV）升高。通過放電間隙對電容器進行放電操作可以解決這些問題。

2．8線路電流監(jiān)視（LC）

當(dāng)電容器組由帶重投功能的保護旁路之后，經(jīng)過一段預(yù)設(shè)時間就會進行重投。如線路電流過大，重投會造成避雷器吸收能量過高或電容器過負荷，則重投閉鎖。

2．9間隙保護（SI）

放電間隙電流是被連續(xù)測量，保護監(jiān)視著放電間隙的任何擊穿。如電容器電壓過高，由氧化鋅避雷器來保護電容器；如氧化鋅避雷器吸收能量過高，放電間隙將被強制擊穿，以保護氧化鋅避雷器。放電間隙保護的用途是監(jiān)視任何非正常的間隙擊穿。

2．10放電觸發(fā)回路監(jiān)視（TC）

串聯(lián)電容器包含一個強制觸發(fā)的放電間隙，需要放電間隙回路強制觸發(fā)設(shè)備例如觸發(fā)回路。觸發(fā)電路由3個主要設(shè)備組成：觸發(fā)電容器、觸發(fā)變壓器及半導(dǎo)體開關(guān)。正常情況下有一部分線路電流流經(jīng)觸發(fā)電容器。當(dāng)線路故障時，隨著線路電流的增長，觸發(fā)電容器的電壓升高，如氧化鋅避雷器的注入能量超過了氧化鋅避雷器過負荷保護旁路水平，則保護發(fā)出擊穿放電間隙命令。半導(dǎo)體開關(guān)點火，而且能量電容器通過變壓器放電，這樣就完成了放電間隙操作。

2．11三相位置不一致保護（PD）

三相位置不一致時保護是連續(xù)監(jiān)測旁路各相極柱位置的不一致性。與旁路斷路器失靈保護相反，該保護在手動操作旁路斷路器時也在運行。發(fā)生三相位置不一致，保護將發(fā)出旁路斷路器合閘命令，并啟動斷路器失靈保護。同時，該保護也連續(xù)監(jiān)視旁路隔離開關(guān)和接地開關(guān)各相極柱位置的不一致性。如果設(shè)備三相位置不一致，則只發(fā)出告警信號。

2．12旁路斷路器失靈保護（BF）

旁路斷路器失靈保護的任務(wù)是監(jiān)測MACH2中各保護的旁路及跳閘信號。如果旁路斷路器合閘失敗，保護將經(jīng)一段延時后，線路跳閘。旁路斷路器失靈保護也監(jiān)測旁路斷路器的SF6密度、操作機構(gòu)故障、合閘線圈。

2．13光纖或保護系統(tǒng)故障

在正常操作的工作過程中，MACH2（A）和MACH2（B）都有一個故障監(jiān)視系統(tǒng)來監(jiān)視信號傳輸系統(tǒng)的TA、光纖、光接口模板（OIM）、控制網(wǎng)絡(luò)（CAN）總線、計算機板卡等所有部分。系統(tǒng)中被發(fā)現(xiàn)出錯時，都會提示，是連續(xù)監(jiān)視運行的。如果保護系統(tǒng)A及保護系統(tǒng)B在同一個通道發(fā)生故障，則串補將旁路。連續(xù)發(fā)出“光纖通道故障”信號。任何一個系統(tǒng)發(fā)出旁路命令，串補都將會被旁路。

3串聯(lián)補償站的控制系統(tǒng)

串聯(lián)補償站的控制系統(tǒng)即人機界面（HMl）有5個主要的功能部分：①操作員和工程師站，②工作站與MACH2之間以及MACH2與事故記錄器之間的通信界面；③事故記錄；④時間分配和同步；⑤遙控。按冗余配置，設(shè)置2個操作員工作站（1,2），2個調(diào)制解調(diào)器（1,2），1個時鐘設(shè)備，1套事故記錄服務(wù)器（SER），2個網(wǎng)關(guān)站CLAN），2個遠傳接口（GWS）。如圖2所示。

操作員工作站（OWS）是HMI的一個關(guān)鍵部分，它可實現(xiàn)用戶與系統(tǒng)的其他部分在圖形上互聯(lián)，實現(xiàn)操作、設(shè)置定值、觀看及打印各種清單、報警、觀察趨勢等功能。通信界面包括嵌入MACH2的幾個部分，負責(zé)工作站與MACH2（NetDDE）之間、與事件記錄器的通信。事件記錄器是在專用的SQl服務(wù)器上實現(xiàn)的，可以靈活管理和表示大量數(shù)據(jù)（事件）。MACH2發(fā)生的事件連續(xù)存儲在服務(wù)器上，并可由操作員通過工作站在任何時間讀取。MACH2的典型時間標記的分辨率是1ms，準確度在2ms以內(nèi)。為保證時間分配，通過以太網(wǎng)用NTP協(xié)議和分布在系統(tǒng)中的一個同步脈沖實現(xiàn)。HMI完成操作員功能、數(shù)據(jù)處理、數(shù)據(jù)存儲、數(shù)據(jù)采集。串補站為無人值班站，遠傳接口（GWS）分別接人站內(nèi)RTU設(shè)備，然后分別送往華北網(wǎng)調(diào)、張家口區(qū)調(diào)和南張莊監(jiān)視站。張家口區(qū)調(diào)可以遠方控制操作串補站旁路斷路器和隔離開關(guān)，華北網(wǎng)調(diào)調(diào)度串補站，南張莊監(jiān)視串補站運行情況。綜合暫態(tài)故障錄波文件（TRF），以COMTRADE格式存在OWS的硬盤上，經(jīng)調(diào)制解調(diào)器可傳至張家口區(qū)調(diào)和華北網(wǎng)調(diào)，-以用做分析，如圖3所示。

系統(tǒng)的軟、硬件配置如下。

a．硬件

服務(wù)器（SER）配置如下：DellPoweredge2400ServerPC；CPU為PⅢ700MHz，256MBRAM，9GB硬盤；SCSIUltra2，DellRaid控制器，3．25英寸軟驅(qū)，CD-ROM驅(qū)動器，1個串行接口，1個并行接口，雙LAN適配器InPro100+，AC110V／220V電源。

操作員工作站（OWS）和遠傳接口（GWS）配置如下：CPU為PⅢ700MHz，OWS為128MBRAM，GWS為265MBRAM，9GBIDE盤，48XCD-ROM，3．25英寸軟驅(qū)，1個串行接口，1個并行接口，雙LAN適配器InPro100+，56kbit／sV90調(diào)制解調(diào)器，AC110V／220V電源。

監(jiān)視器為15.1英寸專業(yè)TFT。

b．軟件

SER服務(wù)器／操作員工作站，WindowsNT4．0（SP5），Intouch7.1（SP2），SQL服務(wù)器，SQL服務(wù)器企業(yè)管理器，Reval（ABB自動化產(chǎn)品），HIDRAW32。

c．網(wǎng)絡(luò)：以太網(wǎng)IEEE802．3。

d．時間系統(tǒng)：NMC-100GPS同步網(wǎng)絡(luò)主時鐘。

4系統(tǒng)調(diào)試和試驗

大房500kV串聯(lián)補償項目是華北電網(wǎng)首次采用。為了保證系統(tǒng)安全和可靠運行，投運前，進行了系統(tǒng)調(diào)試和試驗。系統(tǒng)調(diào)試和試驗流程如下：

a．平臺零起升壓試驗；

b.大房I回線路參數(shù)測試；

c．大房I回線串補平臺帶電試驗；

d．大房I回線串聯(lián)補償電容器組的帶電試驗（輕載）；

e．大房I回線帶串聯(lián)補償電容器組投切線路試驗，房山側(cè)測保護相量；

f．大房I回線串聯(lián)補償電容器組的帶電試驗（正常負載），串補站I回線測保護相量；

g．大房Ⅱ回線串聯(lián)補償電容器組的帶電試驗（輕載）；

h．大房Ⅱ回線串補平臺帶電試驗，大二側(cè)測保護相量；

i.大房Ⅱ回線串聯(lián)補償電容器組的帶電試驗（輕載）；

j.大房Ⅱ回線帶串聯(lián)補償電容器組投切線路試驗，房山側(cè)測保護相量；

k．大房Ⅱ回線串聯(lián)補償電容器組的帶電試驗（正常負載），串補站I回線測保護相量；

l．大房Ⅱ回線單相人工接地試驗。

串補站經(jīng)1個月調(diào)試，I回線于2001年6月8日20時41分正式投入電網(wǎng)運行，Ⅱ回線于6月18日0時41分和2時48分完成A相瞬時和*性短路接地試驗，具備投入運行；6月23日11時20分大房I，Ⅱ回串聯(lián)補償設(shè)備投入電網(wǎng)運行。

5結(jié)語

ABB公司的串補系統(tǒng)設(shè)計合理、可靠，控制和保護系統(tǒng)考慮統(tǒng)一設(shè)計，有ABB公司自己開發(fā)的工控機，完成13種保護功能，整個系統(tǒng)冗余設(shè)計和配置，可靠性高。該系統(tǒng)在國外有相當(dāng)豐富的工程經(jīng)驗，工程調(diào)試方便，傳送信息和控制都正確。大房500kV串聯(lián)補償站串聯(lián)設(shè)備投入6個多月以來，運行基本良好，有力地保證了電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。串聯(lián)技術(shù)是一項很成熟的技術(shù)，它的投資不多，但效益很好，建議在國內(nèi)大電網(wǎng)中，特別是在“西電東送”工程中積極采用。華北電網(wǎng)還將在今后的幾個工程中采用串補技術(shù)。

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