特高压换流站站用电系统保护配置及定值配合研究

孙楠，严佳梅，赵俊，冯兴荣，方力

(1.国网江苏省电力有限公司检修分公司，江苏 南京 211102；2.国网客服中心南方分中心，江苏 南京 211161)

特高压直流输电技术具有输送容量大、输电距离远和控制性能强等优点，在电能的远距离传输及区域电网互联中发挥了举足轻重的作用[1]，变电站站用电系统作为特高压换流站的辅助系统，是换流站安全可靠运行的重要保证，其保护配置及定值配合对防止事故发生和扩大起着关键性作用。目前，换流站站用电系统属于低压部分，其保护配置及定值整定工作由调度部门依托网省检修公司自行整定，站内不同电压等级站用变压器保护配置、电流互感器(CT)选型及定值配合缺乏理论依据，同时换流站对站用变压器(以下简称“站用变”)保护的灵敏性和可靠性要求更高。因此，站用电系统保护配置及定值整定配合的正确性是保证换流站站用电系统安全运行的先决条件。

本文换流站采用500 kV直接变10 kV等级直挂母线站用变，保护配置时平衡系数较大。文献[2]提出一套站用变保护中配置2套差动保护及后备保护的技术方案，解决特高压两级串联站用变造成的两侧电流数据较大的问题，但没能提供站用变直挂母线高压侧断路器保护配置方案，解决引线段无保护及低压侧故障灵敏性的问题；针对此，本文专门配置一套小变比失灵保护，提出高压侧断路器失灵和小失灵保护方案，用于低压侧电缆段出现短路故障且短路电流较小时，提高保护灵敏度。文献[3]提出750 kV变压器保护配置原则及整定方案，指出对区外出口附近故障要有足够的灵敏度以及尽可能快的动作速度，并就阻抗保护适用性、差动保护完善、后备保护简化及变压器保护自动整定等问题进行了探讨。文献[4]考虑到10 kV线路所在变电站不同的电压等级对线路保护的时限限制及励磁涌流的影响，提出分级保护配置方案。文献[5]在变电站出线断路器和联络开关配置限流保护装置，发生相间短路故障时，出线断路器限流保护装置迅速限流并与配置于馈线分段断路器的保护装置实现多级级差继电保护配合。文献[6]介绍了220～750 kV电网线路后备保护整定配合在现场的几种常用整定方法，分析不同整定方案的设计原因及接地距离保护受零序补偿系数影响的特殊问题，推荐一种高压系统后备保护的整定计算方法。文献[7]比较分析柔性直流电网线路保护和传统直流线路保护、交流线路保护配置方案的异同，提出柔性直流电网线路保护配置方案。文献[8]分析了暂态量保护在柔直电网中的适用性，提出基于直流线路两端配置的暂态量保护方案，以及暂态量保护与直流断路器、直流母线保护的配合策略。文献[9]提出保护定值自整定的方案，包括简化固化主保护定值、为距离保护制订长度曲线函数、优化零序补偿系数选择，并提出改进距离保护的思路来提升保护装置性能。文献[10]针对目前特高压直流换流站选相合闸装置还缺乏足够有效现场试验手段和方法的问题，提出在不需增加硬件成本的前提下，进行选相合闸装置性能及二次回路现场试验。上述文献缺乏针对特高压换流站500 kV/10 kV、110 kV/10 kV、35 kV/10 kV及以下电压等级站用电系统的保护，应从实际工程情况及设备参数方面采取更有针对性的措施和方案，来保证其灵敏性和可靠性。

本文以淮安换流站站用电系统保护配置和定值整定工程应用算例为例，提出不同电压等级站用变保护配置及CT绕组接入方案，重点分析500 kV/10 kV站用变保护的特殊配置，分析不同保护配合原则、定值整定方法以及上下级时限延时选取，旨在对换流站站用电系统保护定值整定提供一定的指导意见。

1 淮安换流站站用电系统运行方式及特点

1.1 换流站站用电系统主接线图

站用电系统是指由站用变电源、站用变、380 V低压配电屏、交流供电网络、保护测控组成的系统，为直流逆变、动力机具、变压器冷却装置、空调等生产与生活设备提供可靠的交流电源[11]。站用电系统能否安全、稳定、可靠运行，不但直接关系到站内用电的可靠畅通，而且关系到电力系统能否正常运行。

淮安换流站站用电系统采用二级降压方式，由3回电源供电：第1回电源经500 kV/10 kV变压器降压，第2回电源经110 kV/10 kV变压器降压，第3回电源经35 kV/10 kV变压器降压，降压经l0 kV母线分配后由10 kV/0.4 kV干式变压器送至各400 V母线；其中，500 kV取自换流站交流场500 kVⅡ母母线，110 kV部分引自1 000 kV交流特高压盱眙站，35 kV引自站外电源。相比国内其他换流站，该站用电系统涵盖500 kV、110 kV、35 kV不同电压等级的站用变压器，涉及的运行方式复杂且具有代表性。

1.2 换流站站用电系统保护配置及定值整定特点

由于换流站涉及不同电压等级站用变压器，站用变引接电源电压等级及容量都高于常规500 kV变电站，现行DL/T 5155—2002《220～500 kV变电所所用电设计技术规程》[12]和DL/T 559—2007《220～750 kV电网继电保护装置运行整定规程》[13]有关条文对特高压换流站站用变保护配置原则的针对性不强，其一次接线和二次保护配置等方面的设计与500 kV变电站亦有不同之处。因此，其保护配置及上下级保护定值整定配合要综合考虑站用电系统接线、设计规程要求、系统运行方式以及轮换检修等因素，从实际情况出发，综合考虑和论证设备选用参数和保护配置范围，满足站用电系统灵活多样的运行方式需要，确保系统保护的可靠性、速动性、灵敏性和选择性。

2 换流站站用电系统保护配置方案

2.1 500 kV站用变保护配置及CT绕组接入方案

根据国网运行分公司换流站站用电系统保护配置及整定规范规定，换流站500 kV站用变保护应配置差动保护、高压侧过流保护、零序过流保护(高压侧中性点直接接地)、过负荷保护、过励磁保护、低压侧过流保护及非电量保护。与交流站相比，换流站采用500 kV直接变10 kV电压等级500 kV/10 kV降压变压器，两侧电流数据相差较大，给站用变保护的配置、原理、定值整定带来一些问题：①变压器差动保护配置时平衡系数较大，依据Q/GDW 175—2008《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》[14]，变压器保护各侧CT绕组变比的选取不宜使平衡系数大于10；②500 kV站用变差动保护高压侧CT绕组变比应考虑系统短路容量，并且满足保护装置允许的最小精确工作电流等因素。针对这种情况，提出将换流站500 kV站用变差动保护高压侧接入站用变500 kV侧套管CT绕组(变比150∶1，5P40级)，而不采取接入500 kV高压侧断路器独立CT绕组(变比600∶1)的方案，低压侧接入10 kV开关柜CT绕组(变比1 250∶1，5P级)，平衡系数6.05小于10且工作电流满足要求。500 kV高压侧断路器独立CT至站用变500 kV侧套管CT引线段，第一套站用变保护配置高压侧过流速断保护，高压侧过流速断采用独立开关CT绕组(变比4 000∶1，TPY级)，取20In(In为额定电流)作为速断保护，满足大电流下磁饱和需求，在站用变低压侧接地时，站用变阻抗较大，不会误动。对于高压侧后备保护，保护装置同时引接大变比(4 000∶1)和小变比(150∶1)2组CT绕组，配置高定值及低定值2套过流保护，分别反映严重故障和弱故障。

换流站500 kV站用变经500 kV高压侧断路器51A3直挂500 kVⅡ母母线，其500 kV高压侧断路器配置2套保护装置，分别为失灵保护(PRS-721)和小电流失灵保护(PRS-723)。经过计算，本工程500 kV站用变容量为40 MVA，短路阻抗为12%，站用变10 kV侧至10 kV开关柜处的电力电缆长度约160 m。经计算，主变压器(以下简称“主变”)的阻抗值为0.3 Ω，电力电缆的阻抗值为0.013 Ω，当站用变低压侧出口处发生三相短路时，最大的短路电流约19.25 kA，折算至高压侧电流为约370 A；当末端电缆短路时，最大的短路电流约为18.446 kA，折算至高压侧电流约为355 A。由于故障时10 kV电缆末端短路电流会出现小于18.446 kA的情况，且高压侧短路故障时最大短路电流高达63 kA，考虑到高低压侧短路故障电流差异较大，为便于不同绕组的互感器整定，在高压侧配置600∶1绕组接入1套断路器失灵保护装置721的同时，配置1套300∶1、5P80的绕组接入断路器失灵保护装置723，当低压侧故障电流较小时，小变比的失灵保护装置灵敏度较高，较小电流时即可在二次侧监测相应的电流，用于断路器失灵保护动作。

PRS-723小电流失灵保护接入300∶1、5P80小变比绕组，仅用于低压侧电缆段出现短路故障且短路电流较小时，为提高灵敏度专门配置的1套小变比的失灵保护装置，其逻辑如图1所示。

图1 小电流失灵逻辑图

PRS-721为高压侧故障时的失灵保护装置，当其他500 kV间隔串出现故障时，在母差失灵包括启动跳间隔断路器的同时，发出保护动作信号给721装置启动失灵保护，当721装置收到母差保护动作信号并检测到本间隔电流时，开出信号跳本侧断路器和失灵联跳低压侧断路器，断路器失灵保护装置721已有失灵联跳主变两侧，723装置不再接入相关回路，2套失灵保护装置非双重化配置。

2.2 110 kV站用变保护配置方案及变比选取

换流站110 kV站用变引自相邻而建的交流1 000 kV特高压盱眙站2号主变低压侧110 kV Ⅳ母母线，引线电缆较长，因此需要考虑该段线路故障和电容电流的影响。此外，保护的CT绕组变比选取基于以下考虑：110 kV站用变高压侧的短路电流水平较高，为确保在区内高压侧出口发生短路故障时不至于造成CT严重饱和，CT能可靠工作，CT绕组变比不能选得太小；同时由于110 kV站用变容量相对较小，高压侧额定电流较小，为保证在区内出现轻微故障(特别是出现匝间故障和经过过渡电阻接地故障时)，差动保护能可靠动作，CT绕组变比又不能选得太大，以免影响交流的采样精度和差动两侧的平衡系数。

针对长引线线路故障提出2种保护方案：①考虑单独设置该段电缆线路段的主保护，增加该段长引线差动保护，分别接入盱眙站110 kV断路器CT绕组和换流站110 kV站用变高压侧套管CT绕组，换流站110 kV站用变保护范围不包括长引线部分；②换流站110 kV站用变差动保护高压侧接入盱眙站110 kV断路器独立CT绕组(变比200∶1，5P级)，而不采取接入站用变110 kV侧套管CT绕组方案，低压侧接入10 kV侧套管CT绕组(变比600∶1，5P30级)，这样平衡系数3.65小于10且差动保护范围覆盖长引线段。

根据Q/GDW 175—2008要求，当采用变压器保护接入高压侧断路器CT与低压侧断路器CT次级绕组且平衡系数小于10时，可采用变压器保护接入高压侧断路器CT与低压侧断路器CT绕组做差动保护。因此采取方案2，110 kV站用变保护跳闸电缆并未延伸跨越2个变电站，仅考虑隔离开关电气闭锁回路跨越2个站。

2.3 35 kV及以下电压等级保护配置方案

淮安换流站35 kV/10 kV站用变保护采用常规配置，包括差动保护、差速保护、高压侧过流保护和低压侧过流保护，高压侧中性点未经电阻接地，未配置零序过流保护。

换流站10 kV进线断路器保护安装于3个进线断路器柜上，用于保护10 kV进线断路器，配置速断保护、过流保护。本站10台10 kV/0.4 kV干式变压器未独立配置保护，采用10 kV出线断路器保护作为其近后备保护，保护位于馈线柜上并配置速断保护、过流保护。10 kV站用电系统母联断路器保护分别位于10 kV 0M-1M分段断路器柜和10 kV 0M-2M分段断路器柜，用于保护10kV 1M-0M及2M-0M的联络运行，其保护动作的后果为跳开相应断路器并闭锁10 kV备自投，10 kV母联断路器仅配置速断保护。400 V进线及母联断路器均配置定时限/反时限过流保护，保护配置和定值整定流程如图2所示，图中PT表示电压互感器。

图2 保护配置和定值整定流程

3 换流站站用电系统保护定值整定应用算例

以淮安换流站站用电系统定值整定计算为例，正序阻抗(标幺值)如图3所示。保护整定前，应对保护使用的电流、PT类型、变比等进行检查，保证互感器稳态和暂态性能均满足相应保护要求[15]。

图3 站用电系统正序阻抗电路图

3.1 短路电流计算

短路电流计算是站用电系统保护整定的基础，短路电流计算方法应遵循GB/T 15544—1995《三相交流系统短路电流计算》及IEC 60909：2001《短路电流计算标准》。整定计算所需的网络参数应符合以下要求[16-17]：最大系统方式及最小系统方式下外部电网的正序等值阻抗应采用相关调度机构提供的数据；等值阻抗应换算到相同基准容量(一般取1 000 MVA)、基准电压的标幺值，电压基准值采用元件所处电压等级的平均额定电压；400 V最大负荷电流使用设计院提供的计算值。

根据设备铭牌，可采用近似算法计算各元件折算到基准容量下的电抗标幺值。根据基准容量、基准电压、网络参数及各元件标幺值参数，可计算出不同位置短路故障时，最大运行方式下的三相短路电流和最小运行方式下的两相短路电流，根据现场实测，短路计算结果见表1，其中K2、K3点的短路电流同K1点短路电流，K5—K13点的短路电流同K4点短路电流。

表1 短路计算结果

3.2 保护定值整定

500 kV/10 kV站用变、110 kV/10 kV站用变、35 kV/10 kV站用变的差动保护按照DL/T 684—1999《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》整定，变压器差动速断按躲过变压器励磁涌流及外部短路最大不平衡电流整定。装置提供了大量的跳闸方式控制字供用户选择，差动保护、高压侧后备保护跳高低压侧断路器，低压侧后备保护仅跳低压侧断路器并闭锁备自投。

10 kV进线断路器、10 kV母联断路器的电流速断保护按最小系统运行方式下对10 kV母线两相短路具有不小于1.5倍灵敏度计算，10 kV出线断路器的电流速断保护按躲过最大系统方式下站用变低压母线三相短路电流整定。10 kV进线断路器的过电流保护定值按躲过实际最大可能负荷电流整定，对400 V母线两相短路应具有不小于1.5倍灵敏度；10 kV出线断路器的过流保护按躲过实际最大可能负荷电流，对3种供电方式中400 V母线两相短路具有不小于1.5倍灵敏度计算。400 V进线断路器的定时限电流速断保护按对400 V母线两相短路故障有不小于1.5倍灵敏度整定，400 V进线、母联及出线断路器的反时限过电流保护应躲过设计院提供的最大负荷电流。

3.3 上下级时限配合

换流站站用电系统上下级过流保护之间的时限配合遵照上级出线断路器过流保护动作时延比下级进线断路器过流保护动作时延大1个级差的原则，即t2=t1+Δt，其中t2为上一级动作时间，t1为下一级动作时间，Δt通常取0.3 s，这样才能满足选择性的要求，避免越级动作出现。淮安换流站上下级保护配合关系如图4所示。将10 kV母线看成1个点，流进的10 kV进线断路器视为上级断路器，流出的10 kV母联断路器、10 kV出线断路器视为下级断路器。按照阶梯原则，当10 kV出线断路器电流速断保护的整定延时为0 s时，10 kV进线断路器速断保护的整定延时为0.15 s，500 kV/10 kV、110 kV/10 kV、35 kV/10 kV站用变低压侧后备过流保护的整定延时取0.3 s；当10 kV出线断路器过流保护的整定延时为0.5 s时，10 kV进线断路器过流保护的整定延时为0.8 s，500 kV/10kV、110 kV/10kV站用变高压侧后备过流保护时限取1.1 s，逐级配合时应注意不同电压等级站用变保护的整定限额。

图4 换流站站用电系统上下级配合时限图

4 结束语

淮安换流站是雁门关—淮安特高压直流输电工程的受端站，现已成功投运。特高压换流站站用电系统不同于常规500 kV变电站，本文针对换流站多种电压等级站用变压器、接线方式等特殊问题，提出不同电压等级站用变保护配置及CT绕组接入方案。以淮安换流站实际工程定值整定为应用算例进行研究，归纳出短路电流计算、定值整定方法、各级时限配合关系，确保保护配置范围和设备定值计算满足站用电系统灵活多样的运行方式要求，为特高压站站用电系统保护的定值整定工作提供技术支撑。