海上平台组网系统反时限方向过流保护的应用

2020-05-04左志鹏

仪器仪表用户 2020年5期

左志鹏

（海洋石油工程股份有限公司设计院，天津 300451）

近年来，随着各油田的大力开发，各油田电量需求逐步增大，为缓解供电压力并充分利用电能，电力系统组网日趋增多且规模不断扩大，海上平台电力系统呈现出系统独立，电源点多，电源分布式配置的特点，这使其短时过流保护的设定亦呈现出其独特特征，本文以较具代表性的分布式电源系统展开介绍分析，并以某项目电网为例进行说明。

1 分布式电源系统特点

对于分布式电源系统，无论是系统正常的潮流还是故障状态下短路电流的情况均与单侧电源系统不同。如图1所示，若F1为短路故障点，需仅CB5与CB6动作才能完全切除故障并使故障影响范围最小，对于常规短时过流保护，其设置一般利用整定动作值和时间差实现继保动作的选择性，但这对于分布式电源系统是无法实现的，如图1中F1故障点流经CB4与CB5的故障电流近乎相同，若依靠整定继电器动作值，难以保证CB4与CB5动作的先后性，很可能使CB4误动作导致故障范围的扩大。并且由于不同故障点对于继保动作要求的顺序也不同，如F1故障时需使CB5先于CB4动作，而F2故障时需使CB4先于CB5动作，因此即使在CB4与CB5加上级差（CTI），也无法保证在不同故障条件下的继保动作选择性。因此，常规短时过流保护在这种情况下不再适用[1]。

图1 分布式电源配电系统Fig.1 Distributed generation system

图2 方向过流保护连接示意图Fig.2 Directional overcurrent protection relay connection schematic

2 方向过流保护

为解决上述问题，需在过流保护的基础上加上参考电压如图2所示。由于电压在故障发生时并不会对其相位造成太大影响，因此图2中F2电故障时，其故障电流滞后继电器参考电压ΦF（90°以内），而F1故障时超前参考电压180°-ΦF以内，这就使继电器可以判断系统故障电流的方向，使其仅在同时达到设定动作值和方向要求时才会动作。

从而对于分布式电源系统在过流保护装设方向元件后，就可以把它们拆开成两个单侧电源网络的保护。如图3所示，图中保护CB1、CB3、CB5、CB7是一个系统，动作时间进行配合的阶梯原则应满足CB1> CB3> CB5> CB7，它负责切除由电源Gen1供给的短路电流；图3中保护CB8、CB6、CB4、CB2是另一个系统，动作时间进行配合的阶梯原则应满足CB8> CB6> CB4> CB2，它负责切除由电源Gen2供给的短路电流，这样CB4与CB5的过流保护动作时间已不需再进行配合，以保证在反方向故障时将保护闭锁起来。

对于方向过流保护，目前普遍采用动作可靠性高的90°接线法（电压滞后单位功率因数电流），并采用适用于大多数电力系统故障的60°最大转矩角。

图3 装设方向元件的分布式电源配电系统Fig.3 Distributed generation system with directional elements

3 反时限特性

由于定时限过流保护伴随故障越靠近电源侧短路电流越大而动作时间越长的特点，故随着电力系统组网规模的逐渐增大，级联至电源侧的时间往往较长，对靠近电源侧保护的速动性不利。反时限过流保护是动作时间与被保护线路的短路电流大小相关的，当电流大时保护动作时间短，电流小时动作时间长，因此对于近端和远端故障动作时间会相应变化，有利于保护动作的速动性和选择性[1,2]，也在一定程度上缓解了电源端的短路容量压力。

过流保护装置的反时限特性曲线，可用数学公式表达。国际电工委员会IEC60255-151标准中规定了反时限特性曲线公式，并明确了不同系数的定值以定义不同曲率类型的特性曲线，如图4所示。在进行反时限过流保护整定时，可根据系统实际情况选择合适的曲线进行整定。

4 某电网反时限方向过流保护的应用

某电网包含7座平台，其中平台A和B为电站平台，A平台共设主机4台，其中两台的单机实际出力约4600kW，另两台的单机实际最大出力约2800kW，A平台总负荷约3700kW, B平台共设主机3台，单机实际最大出力均约为4600kW，B平台总负荷约1500kW。其余C，D，E，F，G平台为5座负荷平台，其负荷共计15000kW。平台之间通过海缆彼此互连，海缆总长共计约58km。图5为某项目电网简化的系统总单线图。

经简化此系统可视为分布式电源配电系统，其中电站A平台4台发电机经同步并车后经VCB1传至16MVA变压器1经升压后传至VCB2，VCB3经5km海缆将电能传送至负荷平台C，除供应电能给该平台负荷外同时将电能经VCB5连接的6km海缆传送至电站平台B，平台B的两台主机（余1台备用）经同步并车后经VCB8传至16MVA变压器2经升压后传至VCB7，最终在VCB6位置经同步点完成并网构成该系统的主链路，其余负荷平台G，D，E，F可视为组网主链路上的分支负荷，其短路电流流向单一可视为常规单电源系统，过流保护按照常规配置即可。然而对于电站A、B及负荷平台C组成的分布式电源主链路按照上述原则，可将图中保护VCB1、VCB3、VCB5、VCB7组成一个系统，此案例中动作时间进行配合的阶梯为VCB1> VCB3> VCB5> VCB7，它负责切除由平台A 4台主机供给的短路电流；图5中保护VCB8、VCB6、VCB4、VCB2是另一个系统，动作时间进行配合的阶梯为VCB8> VCB6> VCB4> VCB2，它负责切除由平台B 3台主机供给的短路电流。其余在组网链路以外的支路由于不受双端电源的影响，短时过流保护不需设置方向，按照常规原则整定并设置级联即可。

以下将就此电网案例，应用ETAP电力系统计算软件针对组网主链路的反时限方向过流保护进行分析模拟，首先搭建模型并输入电网中主要设备参数。

图5 某项目电网简化的系统总单线图Fig.5 Simplified overall one-line diagram of a project's power grid

图4 IEC标准中定义的反时限特性曲线Fig.4 IDMT characteristic curves defined in the IEC standard

4.1 电网中主要设备参数。

1）主发电机参数

A平台两台，B平台3台现场功率4600kW（功率因数0.8）机组采用如下典型参数：

a）Direct-axis sub-transient reactance, X’’d=19%

b）Direct-axis transient reactance, X’d=28%

c）Direct-axis synchronous reactance, Xd=155%

d）Negative Sequence reactance, X2=18%

A平台两台现场功率2800kW（功率因数0.8）机组采用如下典型参数：

a）Direct-axis sub-transient reactance, X’’d=13.5%

b）Direct-axis ransient reactance, X’d=19%

c）Direct-axis synchronous reactance, Xd=192%

d）Negative Sequence reactance, X2=14%

2）组网变压器参数，见表1。

4.2 组网主链路各断路器的反时限方向过流保护设定

1）首先是针对平台A的发电机组所提供的短路电流（平台A指向平台B）进行的反时限过流保护的设定。

表1 组网变压器参数Table 1 Network transformer parameters

图6 平台A指向平台B的反时限过流保护曲线图Fig.6 Platform A points to platform B's IDMT directional overcurrent protection relay coordination graph

VCB1：16MVA变压器1的4.16kV侧断路器，方向过流保护装置为Basler electric 的BE1-67型号，保护动作定值按变压器满载电流值考虑，保护CT变比为3000A/5A,即输入启动电流设定值为2220.6A/(3000A/5A)= 3.7A，灵敏角的选择60°，方向指向被保护变压器1，反时限曲线类型选择B4 Moderately inverse，倍率选择7.18。

VCB3：平台A接至平台C的5km海缆，平台A侧所设断路器，方向过流保护的设定装置为AREVA的P143综保，保护动作定值按海缆最大负荷电流考虑，此保护所连接的CT变比为300A/5A，不同品牌型号的综保启动电流设定值是有区别的。因此，此处设定值为200A/300A = 0.67A，灵敏角的选择60°，方向指向被保护海缆，反时限曲线类型选择IEC - Standard Inverse，倍率选择0.142。

VCB5：平台B接至平台C的6km海缆，平台C侧所设断路器，方向过流保护的设定装置为AREVA的P143综保，保护动作定值按海缆最大负荷电流考虑，此保护所连接的保护CT变比为300A/5A，启动电流设定值为200A/300A = 0.67A，灵敏角的选择60°，方向指向被保护海缆，反时限曲线类型选择IEC - Standard Inverse，倍率选择0.085。

图7 平台B指向平台A的反时限过流保护曲线图Fig.7 Platform B points to platform A's IDMT directional overcurrent protection relay coordination graph

VCB7：16MVA变压器2的34.5kV侧断路器，方向过流保护的设定装置为GE Multilin 760综保，保护动作定值按变压器满载电流值考虑，此保护所连接的CT变比为400A/5A，即输入电流值为267.8A/400A= 0.67A，灵敏角的选择60°，方向指向被保护变压器2，反时限曲线类型选择IEC - Standard Inverse，倍率选择0.03。

图6所示为在ETAP软件中模拟的上述链路的保护曲线。

2）然后，是针对平台B的发电机组所提供的短路电流（平台B指向平台A）进行的反时限过流保护的设定。

VCB8：16MVA变压器2的4.16kV侧断路器，方向过流保护的设定装置为GE Multilin 760综保，保护动作定值按变压器满载电流值考虑，保护CT变比为2500A/5A，即输入启动电流设定值为2220.6A/2500A= 0.88A，灵敏角的选择60°，方向指向被保护变压器2，反时限曲线类型选择IEC - Standard Inverse，倍率选择0.15。

VCB6：平台B接至平台C的6km海缆，平台B侧所设断路器，方向过流保护的设定装置为Schweitzer的751综保，保护动作定值按海缆最大负荷电流考虑，此保护所连接的CT变比为300A/5A，输入启动电流设定值为200A/(300A/5A) = 3.33A,灵敏角的选择60°，方向指向被保护海缆，反时限曲线类型选择IEC - Standard Inverse，倍率选择0.13。

VCB4：平台A接至平台C的5km海缆，平台C侧所设断路器，方向过流保护的设定装置为AREVA的P143综保，保护动作定值按海缆最大负荷电流考虑，此保护所连接的保护CT变比为300A/5A，启动电流设定值为200A/300A = 0.67A，灵敏角的选择60°，方向指向被保护海缆，反时限曲线类型选择IEC - Standard Inverse，倍率选择0.075。

VCB2：16MVA变压器1的34.5kV侧断路器，方向过流保护的设定装置为AREVA的P143综保，保护动作定值按变压器满载电流值考虑，此保护所连接的CT变比为400A/5A，即输入电流值为267.8A/400A= 0.67A，灵敏角的选择60°，方向指向被保护变压器1，反时限曲线类型选择IEC - Standard Inverse，倍率选择0.025。

图7所示为在ETAP软件中模拟的上述链路的保护曲线。

经校核，各级反时限方向过流保护在系统大、小工况下的动作时间均能满足保护动作选择性和系统短路容量要求，且能保证各级级差在0.2s～0.3s内。