大房500kV串聯(lián)補償站控制與保護(hù)

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(xì)介紹了大房500kV串聯(lián)補償站整個系統(tǒng)的控制和保護(hù)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(tuán)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(zhǔn)備，經(jīng)多次專家論證和會議審查，認(rèn)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(jìn)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(biāo)，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(hù)水平為2．3（標(biāo)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(yuǎn)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(hù)。

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(jī)控制系統(tǒng)、遠(yuǎn)傳設(shè)備、通信系統(tǒng)、監(jiān)測系統(tǒng)、遠(yuǎn)方控制系統(tǒng)等組成。如圖1所示。

2串聯(lián)補償站的保護(hù)設(shè)備

串聯(lián)補償站各部分配置兩套完全相同的保護(hù)設(shè)備，冗余設(shè)置，即A套保護(hù)系統(tǒng)（MACH2（A））和B套保護(hù)系統(tǒng)（MACH2（B））。所有的保護(hù)功能由MACH2完成。保護(hù)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(hù)系統(tǒng)A和保護(hù)系統(tǒng)B傳送信息。每套系統(tǒng)含如下保護(hù)設(shè)備。

2．1電容器不平衡保護(hù)（U1）

電容器不平衡保護(hù)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(hù)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(hù)（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(hù)就是監(jiān)視流過避雷器的電流。避雷器故障保護(hù)動作時，*閉鎖。

2．3避霄器過流保護(hù)（ZC）

如果電容器電壓達(dá)到保護(hù)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(hù)、短時能量保護(hù)和高電流保護(hù)。

2．4電容器過流保護(hù)（OL）

電容器過流保護(hù)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(fù)荷而不損壞。在持續(xù)過負(fù)荷中偶然出現(xiàn)的峰值負(fù)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(fù)荷反時限保護(hù)。

2．5平臺閃絡(luò)保護(hù)（PF）

平臺閃絡(luò)保護(hù)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(hù)動作，*閉鎖。

2．6同步諧振保護(hù)（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(hù)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(hù)（CD）

當(dāng)電網(wǎng)中發(fā)生線路故障時，線路由線路保護(hù)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(jìn)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(hù)旁路之后，經(jīng)過一段預(yù)設(shè)時間就會進(jìn)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(fù)荷，則重投閉鎖。

2．9間隙保護(hù)（SI）

放電間隙電流是被連續(xù)測量，保護(hù)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(hù)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(hù)氧化鋅避雷器。放電間隙保護(hù)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(fù)荷保護(hù)旁路水平，則保護(hù)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(hù)（PD）

三相位置不一致時保護(hù)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(hù)相反，該保護(hù)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(hù)將發(fā)出旁路斷路器合閘命令，并啟動斷路器失靈保護(hù)。同時，該保護(hù)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(hù)（BF）

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

2．13光纖或保護(hù)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(jī)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(hù)系統(tǒng)A及保護(hù)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(jī)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(yuǎn)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(fù)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(biāo)記的分辨率是1ms，準(zhǔn)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(yuǎn)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(yuǎn)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(yuǎn)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(jìn)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(hù)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(fù)載），串補站I回線測保護(hù)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(hù)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(hù)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(fù)載），串補站I回線測保護(hù)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(hù)系統(tǒng)考慮統(tǒng)一設(shè)計，有ABB公司自己開發(fā)的工控機(jī)，完成13種保護(hù)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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大房500kV串聯(lián)補償站控制與保護(hù)