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国家电网220kV及以上交流保护十年运行分析
2017-08-30 10:56:10  作者:张烈 刘亚东 周泽昕等  来源:中国设计师网  
  •   本文介绍了国家电网公司近10年来(2006年~2015年)在继电保护领域取得的成果,综合分析了国家电网公司220kV及以上电压等级交流系统继电保护装置的装备和运行情况,详细介绍了装置微机化率、双重化率、国产化率的发展情况,对近10年来继电保护装置动作情况、不正确动作原因以及采用“常规互感器+合并单元”方式的智能变电站220kV及以上电压等级继电保护装置在2014年各类型线路故障中的动作时间进行了深入分析。选取了由于保护装置原理缺陷、通道、运维等方面问题造成的5次典型性保护不正确事件进行分析。在此基础上,针对继电保护装置的生产制造、基建调试、运行维护及智能变电站等方面提出有效建议,并展望了“十三五”期间保护装置就地化、小型化、智能化运维体系等继电保护关键技术。
  国家电网220kV及以上交流保护十年运行分析

  电网安全与节能国家重点实验室(中国电力科学研究院) 张烈 刘亚东 周泽昕 王志洁 李妍霏 申华 杨国生

  国家电力调度控制中心 王德林 吕鹏飞 刘宇

  1 引言

  “十一五”、“十二五”这10年来,国民经济持续增长,电力需求进一步提高,电力系统快速发展,特高压交、直流输电工程集中建设,新能源大规模并网,柔性直流输电等新技术在电网中得到应用,电网规模不断扩大、装备水平和技术水平显著提升,继电保护技术及装置的装备和运行水平也有了长足的发展。

  在继电保护理论研究方面,针对超/特高压复杂电网、新能源接入、层次化保护等方面的研究成果为适用于特高压、新一代智能变电站、分布式电源接入后新型配网的继电保护装置的研制提供了理论基础[1-4]。在继电保护装置标准化方面,“六统一”标准化设计工作统一了继电保护装置功能配置、定值格式、报告输出、接口标准、组屏方式及回路设计,全面提高了继电保护装置的规范化水平及运行水平。在继电保护专业管理方面,建立了智能变电站继电保护运行管理、检验验收、统计评价标准体系,制定了智能变电站继电保护和现场工作保安规定,推进继电保护远方操作试点应用,推进调控端与220kV及以上厂站二次设备在线监视与分析系统建设,提高了电网故障的分析和处理效率,为电网应急处置和恢复送电赢得了宝贵时间[5,6]。本文将重点针对2006年~2015年国家电网公司继电保护装置及其运行情况[7-19]进行总结和分析,为调度运行工作和继电保护专业发展提供科学有效的数据及决策支撑。

  2 交流继电保护装置装备水平分析

  截至2015年底,国家电网公司220kV及以上电压等级系统继电保护装置共有151405台(含西藏110kV系统,下同),比2006年(61125台)增加90280台,增幅为147.70%。2006~2015年保护装置规模发展情况详见图1。

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  2.1 继电保护装置微机化情况

  截至2015年底,国家电网公司220kV及以上电压等级系统继电保护装置微机化率完成“十二五”目标,达到100%,比2006年(91.41%)提高8.59个百分点。2006年~2015年继电保护装置微机化率发展情况如图2所示。

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  在各电压等级系统中,1000kV系统和750kV系统继电保护装置自投运以来微机化率一直保持100%;截至2015年底,500kV、330kV和220kV系统继电保护装置的微机化率均达到100%。各电压等级系统和各类别继电保护装置微机化率发展情况分别如表1、2所示。

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  2.2 继电保护双重化情况

  截至2015年底,国家电网公司220kV及以上电压等级系统继电保护双重化率完成“十二五”目标,达到100%,同比2006年(82.19%)提高17.81个百分点。2006年~2015年继电保护双重化率发展情况详见图3。

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  在各电压等级系统中,1000kV系统和750kV系统继电保护装置自投运以来双重化率一直保持100%;截至2015年底,500、330和220kV系统继电保护装置的双重化率均达到100%。各电压等级系统和各类别继电保护装置双重化发展情况分别如表3、4所示。

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  2.3 继电保护装置国产化情况

  截至2015年底,国家电网公司220kV及以上电压等级系统继电保护装置国产化率达到97.20%,同比2006年(88.51%)提高8.69个百分点。2006年~2015年继电保护装置国产化率发展情况详见图4。各电压等级系统和各类别继电保护装置国产化率发展情况分别如表5、6所示。

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  3 交流继电保护装置运行情况分析

  3.1 继电保护装置动作情况

  3.1.1 继电保护装置动作基本情况

  2006年~2015年,国家电网公司220kV及以上电压等级系统继电保护装置总体正确动作率为99.92%。10年间220kV及以上电压等级系统继电保护装置正确动作率分布情况详见图5。2006年~2015年各电压等级系统和各类别继电保护装置正确动作率分布情况分别如表7、8所示。

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  3.1.2 继电保护装置不正确动作原因分析

  在全部不正确动作事件中,制造方面的问题是造成继电保护装置不正确动作的主要原因,运维检修方面原因次之,各方面问题造成的保护装置不正确动作次数的占比分布情况如图6所示。

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  在制造方面原因造成的继电保护装置不正确动作中,因制造质量不良和软件原理问题造成的不正确动作次数最多,分别占该类原因造成保护装置不正确动作总次数的62.50%和25.00%。

  在运维检修方面原因造成的继电保护装置不正确动作中,因检修维护不良和运行维护不良造成的不正确次数最多,分别占该类原因造成保护装置不正确动作总次数的40.35%和17.54%。

  在基建设计方面原因造成的继电保护装置不正确动作中,因误碰和回路接线设计不合理造成的不正确次数最多,分别占该类原因造成保护装置不正确动作总次数的35.48%和29.03%。

  3.1.3 典型事件

  (1)500kV线路纵联距离保护拒动

  2008年4月19日1:49,某500kV线路B相故障,线路第一套分相电流差动保护正确动作切除故障,重合成功。线路一侧第二套纵联距离保护拒动。经查,因通信载波通道原因造成线路纵联距离保护收信延迟,进而导致纵联距离保护拒动。

  (2)500kV短线差动保护误动

  2009年5月7日、5月8日,某电厂5231、5232断路器第二套短线差动保护(该短线差动保护为两发变组高压开关与升压站开关间的引线保护,正常为投入状态)相继发生无故障跳闸。

  经查,5231、5232断路器第二套短线差动保护装置的通信接口模块损坏,该损坏干扰了数据总线,造成CPU用错误的数据进行计算,进而导致装置误动。该保护的硬件结构设计为单DSP(数字信号处理器),单总线结构,无启动元件把关,存在单一元件故障导致装置不正确动作的风险,不符合GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求:“装置内任一元件损坏时,装置不应误动作跳闸”。

  (3)330kV母线保护误动

  2010年8月23日01:04,某330kV开关站330kVI母母线保护动作,#3301A第一套、第二套短引线保护动作。

  经查,故障点在#3301B断路器与#3301A6刀闸之间,故障原因为A相绝缘盆处导体对GIS外壳放电。根据故障情况分析,故障点在330kV#3301A第一套、第二套短引线保护范围内,故#3301A第一套、第二套短引线保护装置动作正确;而因母线保护装置软件计算存在缺陷:制动电流超过41In时在计算过程中会产生数据溢出,差动方程满足保护动作,使得330kVI母母线保护装置误动作跳闸。

  (4)500kV断路器误跳闸

  2012年7月06日11:09,某500kV线路远跳保护装置收到对侧远跳信号跳开本侧5041、5042断路器。

  经查,对侧电厂施工单位在断路器保护屏调试时,误将#2号机断路器保护屏到500kV线路保护屏的直跳命令线的绝缘胶布碰掉,造成发送远跳命令的两根线短接,导致对侧5041、5042断路器误跳闸。

  (5)220kV母线保护误动

  2015年9月21日17:42,某220kV变电站220kVI-II段母线保护无故障动作。

  经查,发现运行人员进行220kV母联开关合并单元更换操作时,在恢复220kV母线保护的过程中,错误地将母线保护“投检修”压板提前退出,使母线保护具备了动作条件;随后投入了I、II母各间隔“GOOSE发送软压板”,使各间隔具备了跳闸出口条件,在批量投入“间隔投入软压板”过程中出现差流,且差流值达到母线保护动作门槛,最终致使母线保护误动。

  3.2 智能站继电保护装置动作情况

  3.2.1 智能站继电保护装置动作基本情况

  截至2015年底,国家电网公司220kV及以上电压等级智能站保护装置共有11912台。自智能站投运以来,智能站保护装置整体正确动作率为99.84%。常规站与智能站保护装置正确动作率的对比情况如图7所示。

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  在智能站继电保护装置不正确动作事件中,制造方面原因造成的保护装置不正确动作占智能站保护装置全部不正确动作次数的71.43%;运维检修方面原因造成的保护装置不正确动作占智能站保护装置全部不正确动作次数的28.57%。

  3.2.2 智能站继电保护装置动作时间分析

  2014年,国家电网公司采用“常规互感器+合并单元”方式的220kV及以上电压等级智能变电站共发生各类型线路故障196次,其中,500kV系统线路故障11次,330kV系统线路故障124次,220kV系统线路故障61次,涉及52座智能变电站,智能线路保护装置共动作442次。

  通过对获取到的故障录波数据进行分析可知(分析结果详见表9):近端故障(故障点距厂站距离小于等于线路全长的25%)保护装置动作时间超过20ms的占比为82.76%;非近端故障(故障点距厂站距离大于线路全长的25%)保护装置动作时间超过30ms的占比为60.24%。

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  虽然上述部分故障的保护动作时间未超出标准要求,但由于开关开断时间较短,仅1次故障切除时间超过90ms(该故障的故障切除时间为98ms)。根据国家标准GB1984-2003《高压交流断路器》、行业标准DL/T402-2007《高压交流断路器订货技术条件》以及国家电网公司物资采购标准1015000-0000-00《126kV-550kV组合电器通用技术规范》的要求[20-22],断路器开断时间不超过50ms~60ms,分闸时间不超过30ms~40ms,考虑到开关的开断时间与故障电流和直流分量的大小、操作机构类型、装置老化程度等多种因素有关,极端情况下开断时间可能会延长,若按照开关最长切除时间60ms考虑,保护整组动作时间增加有可能导致故障切除时间突破电网安全稳定校核的边界,导致系统失稳。

  4 结语

  2006年~2015年,随着继电保护及相关技术的发展,继电保护装置的装备和运行水平有了大幅度的提高,但在装置的生产、基建、运维等环节还存在着一定的问题,据此提出建议如下:

  (1)制造方面,需继续提升保护装置制造质量,加强入网检测和质量评价。

  (2)基建调试方面,需加强现场施工和竣工验收管理,推广标准化设计成果。

  (3)运维检修方面,需加强继电保护装置检修和运行维护,加快继电保护老旧装置改造。

  (4)对于智能变电站,需规范智能变电站二次设备设计原则,加快智能站继电保护新技术研究和运维体系建设,加强运维技术培训。此外,对于变电站内330kV及以上电压等级和涉及系统稳定的220kV电压等级保护、测控等设备,应采用常规互感器,取消合并单元及相应的SV网络,将采样数据通过二次电缆直接接入保护装置;对于变电站内不涉及系统稳定问题的220kV电压等级保护、测控等设备,仍采用智能变电站现行技术模式。

  随着电网的快速发展和智能变电站的全面建设,在“十三五”期间,继电保护装置数量仍将继续大幅增加,降低装置故障率、提高装置的易维护性极为重要,需重点开展如下4个方面的研究:①以继电保护“四性”为基本原则,以快速切除电网故障为目标,开展“装置小型化、就地化、标准化和运维智能化”研究,通过二次设备就地无防护布置和功能集成,实现装置小型化、就地化;②通过航空插头接口标准化,实现装置“更换式检修”;③通过变电站全景虚拟仿真测试平台应用,实现“一键式”测试和工厂化调试;④通过物联网和移动终端应用,实现现场工作实时管控和专家远程诊断,降低运维工作量,提升智能站运行可靠性。

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  参考文献

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  [21] 中华人民共和国国家发展和改革委员会.DL/T402-2007《高压交流断路器订货技术条件》[S].

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