变电站母差保护退出运行预案研究.docx

1、变电站母差保护退出运行预案研究符树雄，刘志鹏(海南电网公司电力调度控制中心，海口570203).摘要：母差保护是发电厂、变电站的主要保护装宣之一。变电站母差保护退出后，系统存在隐定水平急剧下降的风险,必须采取措施提高系统安全稳定性。介绍海南电网永庄变电站220kV母差保护的配置情况，分析母差保护退出后出现的系统运行方式.研究缩短故障持续时间、增加无功电源和减少有关断而潮流等提高系统稳定性措施.最后，提出了母差保护退出时的运行预案，实际运行的结果表明，该运行方案是有效的、可行的。关键词：母差保护；变电站；安全稳定；运行方式；故障持续时间中图分类号：TM773文献标志码：B文章编号：1007-99

2、04(2015)03-0063-03RunningScheduleSubstationswithBusDifferentialProtectionExitedFUShuxiong.LIUZhipeng(ElectricPowerDispatchingControlCenter,HainanPowerGirdCorporation,Haikou570203.China)Abstract:Busdifferentialprotectionisoneofthemainprotectionsinpowerplantsandsubstalions.Thestabilityofpowersystemswo

3、ulddeclinerapidlywithoutbusdiHerentialprotection.Therefore,somemeasuresshouldbetakentoensurethestabilityofpowersystems.Inthisarticle,detailconfigurationsofthe220kVbusdifferentialprotectioninYongzhuangsubstation,areintroducedoperationmodesofpowersystemsareanalyzed,andmeasuresareproposedincludingthesh

4、orteningoffaultduration,theincreaseofreactivegeneratorsandthedeclineofpowerflow.Finally,therunningscheduleofYongzhuangsubstationwith220kVbusdiflerentialprotectionexitedisproposed.Aclualoperationprovesthattheproposedscheduleisefficientandfeasible.Keywords:busdiflerentialprotection:substation:security

5、andstability；operationmode；faultduration0引言永庄变电站是海南电网北部枢纽变电站之一，它和玉洲变电站承担着海口市80%的负荷，其一次接线如图1所示。然而，永庄变电站220kV母线目前仅配置一套RCS-9J5AB母线保护装置，该套保护装置于2005年5月正式投入运行。当该母差保护退出后，母线将会出现无母差保护运行的情况，同时，母线故障只能靠远后备保护带时限切除。因此，这一现状使得系统存在海口市大面积停电、甚至存在影响系统安全稳定的风险。在此背景下，通过分析母差保护退出后出现的系统运行方式，研究应采取的措施并提出可行预案，以便继电保护、调度和运行方式等部门展

6、开后续的工作。1母差保护退出时系统稳定水平及运行方式在永庄变电站220kV母差保护退出后，如果220kV母线发生三相永久性故障，则永庄变电站各出线对侧有灵敏度保护段必须在规定的时间内切除故障才能保证系统稳定。极限切除时间具体情况如表1所示。表1220kV母线极限切除时间s故障地点孤网方式联网方式永庄变电站220kV毋线0.30.2注：频率稳定条件暂态过程中成率不超过51.5Hz。永庄变电站各出线对侧有灵敏度保护段动作时间如表2所示。从此表可以得知，在永庄变电站220kV母差退出后，如果220kV母线发生三相永久故障，则永庄变电站各出线对侧相间距离II段（对全线相间故障有灵敏度）最快也要0.9s

7、后才能切除故障。这远远大于孤网方式下0.3s的极限切除时间和联网方式下0.2s的极限切除时间。因此，必须采取缩短永庄站各出线对侧相间和接地距离D段和零序过流m段的动作时间等措施，才能够满足系统稳定要求。表2各出线对侧有灵敏度保护段动作时间$线路名零序过流皿段相间距离II段接地距离II段华永I线华永n线马永I线永丘线永玉线2提高系统稳定性的措施在永庄变电站母差保护退出后，该母线上发生的故障必须由对侧带时限的保护段动作来切除。若该时限过长并且此时系统的稳定性较差，则可能会破坏系统稳定，甚至造成系统瓦解。因此母

8、差保护退出后，必须采取措施提高系统暂态稳定水平，防止母线故障时破坏系统稳定。2.1缩短故障持续时间缩短故障持续时间，能够减少故障对系统的冲击，从而提高海南电网北部地区的电压恢复速度。为此，参照海南电网继电保护运行规定第5.5条规定,将永庄变电站220kV出线对侧后备保护对全线有灵敏度的保护段（相间和接地距离II段、零序过流ID段）动作时间都修改为0.3s,如表3所示。这一期间保护允许无选择性跳闸，期间对其动作行为不予评价。表3母差退出时各出线对例有灵敏度保护段动作时间s线路名年序过流皿段相间距离n段接地距离11段长永I线长永n线马永I线永丘

9、线水玉线2.2增加北部电网无功使用PSD-BPA暂态稳定计算程序（版本号4.15.7RM）对各种电压水平下永庄变电站220kV母线三相永久故障的极限切除时间进行仿真计算。算例结果表明永庄变电站220kV母线电压的变化会对其母线三相永久故障的极限切除时间产生影响，具体情况如表4所示。表4不同电压下极限切除时间册线电压AV故障地点故障极限切除时间/8孤网方式联网方式215220kV母线0.280.17220220kV母线0.300.20225220kV母线0.320.21230220kV母线0.330.22235220kV毋线0.340.24从表4中可以看出，当

10、220kV母线电压从215kV变化到235kV（在节点电压考核标准范围内）时，母线故障极限切除时间从0.28s提高到0.34s(孤网方式)。由此可见，通过充分利用调压手段能够改变北部电网无功大小和分布，提高永庄变电站等北部电网220kV母线电压。具体来说，永庄变电站220kV母线短路时，通过调节海口电厂机组的无功出力，适时投退北部电网电容器和电抗器等无功补偿装置，调节永庄、玉洲、丘海和长流站的主变压器档位等措施，不但能够提高母线故障极限切除时间，而且能够有效地提高暂态电压的恢复速度和系统的稳定性。2.3减小出线功率使用PSD-BPA暂态稳定计算程序对各种负荷水平下永庄变电站220kV母线三相永

11、久故障的极限切除时间进行仿真计算。算例结果表明，永庄变电站对侧220kV出线功率的变化会对其母线三相永久故障的极限时间产生影响，具体情况如表5所示。表5不同负荷下极限切除时间长永I口线马永I线永丘线永玉线地点孤网方式联网方式15020-10-50220kV母线0.430.3417040-20-70220kV母线0.380.2819060-30-90220kV线0.340.2321080-40-110220kV母线0.300.20230100-50-130220kV母线0.280.19故障故障极限切除时间/*永庄变电站对侧220kV出线功率/MW从表5可以看出，在保证负荷平衡的情况下，永庄变电站

12、对侧220kV出线外送断面潮流的减少能够降低线路上无功功率的消耗。如果母线发生短路，减小出线功率还能够提高母线故障极限切除时间，从而有效地提高暂态电压恢复速度和系统的稳定性气3永庄变电站220kV母差退出后运行方案将永庄变电站220kV出线(长永I线、长永H线、马永I线、永丘线、永玉线)对侧后备保护距离保护(相间距离、接地距离)II段、零序过流in段时间均改为0.3S。这一期间允许保护无选择性跳闸，其动作行为不予以评价。调节海口电厂、牛路变电站、清澜电厂等机组的有功出力，适时投、退北部电网电容器、电抗器等无功补偿装置，结合调节永庄、玉洲、丘海变电站主变档位来改变系统无功功率的大小和分布情况。从

13、而使永庄变电站等北部电网220kV母线电压在节点电压考核标准范围内运行。安排牛路电站、清澜电厂等机组维持在有功出力较高水平下运行。这样可使北部电网地区负荷尽量在llOkV电压等级下保持平衡，从而，减少永庄变电站220kV出线的输出功率，减少北部220kV和UOkV电磁环网的交换功率。在母差保护退出后，调度员和现场运行人员要做好事故预想。调度员要做好永庄站母线三相或单永故障的事故预想，北部、东部各电厂要做好机组跳闸的事故预想和保厂用电等安全措施。为保证母差保护退出后系统和厂站设备安全，应尽快督促有关部门尽快实施和开展加装第二套母差保护的工作。4结语通过对海南电网永庄变电站220kV母差保护退出时运行预案的研究，分析了该母差保护退出后系统的稳定水平和运行方式，提出了缩短故障持续时间、增加北部电网无功功率和减少永庄变电站出线输出功率这3项措施，并制定了相应的母差保护退出时行预案。实际运行情况表明，该运行方案是有效的、可行的。参考文献张洪，郝剑欣.继电保护与母差停用的系统暂态境定性J.电网技术，1998,22(10):29-33.1 李勇，汪剑波，吕东晓，等.葛二江电厂母差保护退出时系统运行方式研究J.华中电力,2002,15(5):7-9