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    安阳保护讲稿.ppt

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    安阳保护讲稿.ppt

    欢迎各位领导专家,河南省电力勘测设计院,安阳500kV变电所,系统继电保护,竭诚铸精品、你我共辉煌,第一部分 安阳500kV变工程概况,安阳500kV变电所为华中与华北联网枢纽变电所,初期采用交流联网方案。 安阳变500kV主接线为一个半断路器接线方式,最终6串断路器。现在建有一个完整串、两个不完整串;500kV出线3回,Л接获嘉变至邯东开关站线路,另新建至仓颉变1回;主变1台。500kV系统设有两个保护小室,分别为51、52保护小室。 安阳变220kV主接线为双母线单分段接线方式。初期为双母线接线方式,220kV出线4回,Л接杜家庵变至崇义变线路,新建至杜家庵变、内黄变各1回线路;主变1台;母联1个。220kV系统设一个保护小室,为21保护小室。,500kV系统一次接线简易图,220kV系统一次接线简易图,第二部分 系统保护现状,与安阳变有关的500kV变电所有获嘉变。获嘉变500kV主接线为一个半断路器接线方式。现有两个完整串、一个不完整串。 获嘉变500kV出线4回,至邯东开关站线路,配有南瑞保护公司RCS-931A型光纤分相电流差动保护与RCS-901A型方向保护,分别采用光纤通道和光纤微波通道;邯东开关站线路还配有南瑞稳定所UFV-2F型失步解列装置、淄博科汇公司XC-2000型故障测距装置;至郑西开关站I、II回500kV线路,配有ABB公司REL561型光纤分相电流差动保护与南瑞保护公司LFP-902C型高频分相距离保护,分别采用光纤通道和载波通道;至濮阳变500kV线路, 配有ABB公司REL561型光纤分相电流差动保护与南瑞保护公司LFP-901A型高频方向保护,分别采用光纤通道和载波通道;每回线路的两套主保护均带有后备保护。,一、500kV系统,远方跳闸采取“一取一”加就地判据跳闸方式,就地判据为南瑞保护公司的RCS-925A、LFP-925型故障起动装置。至邯东开关站线,两路远跳信号一路采用RCS-931A保护的直跳命令,另一路采用方向保护通道;至郑西线,两路远跳信号一路采用REL561保护的直跳命令,另一路采用光纤通道;至濮阳线,两路远跳信号一路采用光纤通道,另一路采用载波通道。 获嘉变母线保护一套为南瑞深圳所的BP-2A型微机母差保护,另一套为上继厂的RADSS型中组抗母差保护。,,,杜家庵变至崇义变220kV线路,配有两套微机高频保护,一套为南自院LFP-901B型高频方向保护,另一套上继厂SWXB-11C型高频闭锁距离、零序保护。 该回线路保护均为第二代微机保护,装置软硬件技术相对落后,并且抗干扰能力、与监控通信能力均不满足保护下放及采用监控控制方式的变电所。在线路Л开接入安阳变后,考虑线路两侧老的保护予以更换。,二、220kV系统,第三部分 系统保护配置及设计,1、辛洹线 1.1 该线第一套线路保护柜为南瑞PRC31A-54型光纤电流差动、远跳保护柜;含有RCS-931A保护装置和RCS-925A远跳、过电压保护装置。 光纤电流差动保护复用本线OPGW光缆64kbit/s数字接口;第一套远跳信号采用光纤电流差动保护的远传一命令进行传输;远方跳闸保护采取“一取一”加就地判据方式。 1.2 该线第二套线路保护柜为南瑞PRC01-54型光纤方向、远跳保护柜;含有RCS-901A保护装置和RCS-925A远跳、过电压保护装置,以及FOX-40F型光纤接口装置。 光纤方向、远跳保护通过光纤接口装置复用安阳变(OPGW)获嘉变(OPGW)河南省中调(微波)邯郸地调(OPGW)邯东开关站一路64kbit/s数字接口。,一、500kV系统,,方向保护使用FOX-40F装置的A命令;第二套远跳使用FOX-40F装置的D命令;远方跳闸采取“一取一”加就地判据方式。 1.3 失步解列 该线失步解列由两面柜组成,为南瑞稳控所的GWJ-02F、GWJ-01F。 GWJ-02F含两台UFV-2F失步解列装置,为从获嘉变搬迁重新组屏; GWJ-01F含一台UFV-2F失步解列装置,为新增装置。 三台UFV-2F装置跳闸出口回路组成“三取二”逻辑。 下面是跳闸出口逻辑图,,1.4 快速解列快速解列装置柜为电科院PAC-1000,由获嘉变搬迁重新组柜。PAC-1000电力系统失步快速解列装置是集失步解列、事故录波和实时监测于一体的多功能装置。 当系统发生异步振荡,且振荡中心在本线路上时,装置可以在系统异步运行发生的第一个周期内发出解列命令。根据不同的应用条件,还可整定装置的动作时间,控制装置在失步前或失步后动作。装置仅需要安装点的线路电压、线路电流就可以完成系统失稳的判别,不需要远方信号。 1.5 故障测据淄博科汇XC-2000,,2、洹仓线 2.1 该线第一套线路保护柜为南瑞PRC31-54型光纤电流差动、远跳保护柜;含有RCS-931A保护装置和RCS-925A远跳、过电压保护装置。 光纤电流差动保护复用本线OPGW光缆2M数字接口; 第一套远跳信号采用光纤电流差动保护的远传一命令进行传输;远方跳闸采取“一取一”加就地判据方式。 2.2 该线第二套线路保护柜为国电南自GPSL603GW-201S型光纤电流差动、远跳保护柜;含有PSL603GW保护装置和SSR530远跳、过电压保护装置。 该线第二套光纤电流差动保护采用双通道,主通道为复用本线OPGW光缆2M数字接口;迂回通道为复用安阳变(OPGW)获嘉变(OPGW)仓颉变光缆通道2M数字接口; 第二套远跳信号采用光纤电流差动保护的远传A命令进行传输;远方跳闸采取“一取一”加就地判据方式。,,3、洹获线 3.1 该线第一套线路保护柜为南瑞PRC31-54型光纤电流差动、远跳保护柜;含有RCS-931A保护装置和RCS-925A远跳、过电压保护装置。 光纤电流差动保护复用本线OPGW光缆2M数字接口; 第一套远跳信号采用光纤电流差动保护的远传一命令进行传输;远方跳闸采取“一取一”加就地判据方式。 3.2 该线第二套线路保护柜为国电南自GPSL603GW-201S型光纤电流差动、远跳保护柜;含有PSL603GW保护装置和SSR530远跳、过电压保护装置。 该线第二套光纤电流差动保护采用双通道,主通道为复用,,本线OPGW光缆2M数字接口;迂回通道为复用安阳变(OPGW)仓颉变(OPGW)获嘉变光缆通道2M数字接口; 第二套远跳信号采用光纤电流差动保护的远传A命令进行传输;远方跳闸采取“一取一”加就地判据方式。,,4、5021、5022、5042、5043、5051、5052、5053断路器均配置南瑞PRC21A-01断路器保护。 5021母线侧变压器断路器保护柜包括微机断路器失灵及三相不一致保护装置,分相操作箱。 其他母线侧线路断路器及中间断路器保护柜包括微机重合闸、断路器失灵及三相不一致保护装置,分相操作箱。 母线侧线路断路器失灵时,起动线路远跳、联跳中间断路器以及经母线保护出口回路联跳母线上其它断路器。 中间线路断路器失灵时,起动线路远跳(或主变保护)、联跳边断路器(或根据本期接线情况,经母线保护出口回路联跳母线上其它断路器)。 母线侧变压器断路器失灵时,起动主变保护、联跳中间断路器以及经母线保护出口回路联跳母线上其它断路器。 国调调度5051、5052断路器三相不一致保护由断路器本身实现,断路器保护内三相不一致保护功能退出; 其他断路器三相不一致保护在断路器保护内实现。,,5、母线保护 安阳变每条500kV母线配置两套母线保护柜;第一套为南瑞继保PRC15E-509;第二套为南自GWMZ-F8A; 靠母线侧断路器失灵时,由该断路器保护装置的失灵保护分别引出4对出口接点去起动本侧母线的2套母线保护跳闸回路。 南自GWMZ-F8A保护柜含两个485接口,一个与监控系统通信;一个经 I母GWMZ-F8A保护柜中通信管理机DMP-543转换为通以太网接口,与保护及故障信息子站通信。,,6、其它 6.1 安阳500kV变辛洹、洹获、洹仓线路南瑞保护通信接口柜、南自保护通信接口柜安装在主控楼通信机房。 6.2南瑞保护通信接口柜内含两台MUX-64、两台MUX-2M;分别为辛洹线PRC31A-54、PRC01-54保护,洹获线、洹仓线PRC31-54保护接口。 6.3 南自保护接口柜含四台GXC-64/2M,为洹获线、洹仓线GPSL603GW-201S保护双通道接口。 6.4 第一套线路保护的通信接口装置采用第一组通信直流电源;第二套线路保护的通信接口装置采用第二组通信直流电源。,洹仓线同洹获线,,1、杜家庵I、II线,崇义线,每回线配置 第一套主保护国电南自GPSL603G-102光纤电流差动保护柜,含PSL603G光纤电流差动保护装置和PSL631A失灵起动装置;保护通道专用OPGW光缆2芯光芯; 第二套主保护南瑞PRC02-22高频闭锁距离、零序保护,含RCS-902B保护装置、LFX-912收发信机和CZX-12R1操作箱);保护通道采用C相高频载波通道。 2、内黄线配置 主保护国电南自GPSL603G-102光纤电流差动保护柜,含PSL603G光纤电流差动保护装置和PSL631A失灵起动装置;保护通道专用OPGW光缆2芯光芯;,二、220kV系统,,远方跳闸收信柜国电南自GSSR530A-201,含SSR530A就地判据装置和FCX-12HP操作箱;通道专用OPGW光缆2芯光芯。 3、母线保护、断路器失灵保护 220kV母线配置两套微机母线保护国电南自GWMZ-D20A、南瑞继保PRC15CD-421C。 国电南自母线保护作为第一套,所含断路器失灵保护回路正常接线; 南瑞继保母线保护作为第二套,所含断路器失灵保护回路备用。,,1、保护及故障信息管理子站 该子站采用国电南思800系列,分布式布置,由一面GNSM800-5002、两面GNSI800-5001、一面GNSI800-2201以及子站监视终端组成。 GNSM800-5002保护信息管理柜放置在52小室,含有NSM800管理机和NSI800保护信息接入装置。 NSI800负责采集本小室保护装置信息;NSM800负责收集本小室和其它各小室NSI800装置采集的信息,并通过光缆连接至调度专网设备,将保护信息分别上传至国凋、华中网调、河南省调,以及通过光缆将信息送往控制室监视终端。 两面GNSI800-5001、GNSI800-2201保护信息接入柜分别放置在51、主变、21小室,含有NSI800保护信息接入装置。分别负责采集51、主变、21小室的保护信息,并通过光缆连接将采集的信息上送给52小室NSM800。,三、公共部分,,2、同步相量测量 随着我国电网装机容量的增大,及全国电网互连步伐的加快,电网的稳定监视和控制越来越重要,以SCADA / EMS及有关的应用软件(如状态估计和静态安全分析等)为代表的调度监控系统实质上是在潮流水平上的电力系统稳态行为监控系统,对于电力系统的安全稳定运行尤其是暂态稳定是不够的。 20世纪90年代初,借助于全球定位系统GPS提供的精确时间,同步相量测量装置PMUphasor measurement unit研制成功后,目前世界范围内已广泛安装使用。现场试验、运行以及应用研究的结果表明同步相量测量技术在电力系统状态估计与动态监视、稳定预测与控制、模型验证、继电保护、故障定位等方面获得了应用或有应用前景。,,2.1 同步相量测量应用 1 状态估计与动态监视。状态估计是现代能量管理系统EMS最重要的功能之一。传统的状态估计使用非同步的多种测量如有功、无功功率,电压、电流幅值等,通过迭代的方法求出电力系统的状态,这个过程通常耗时几秒钟到几分钟,一般只适用于静态状态估计。 应用同步相量测量技术,系统各节点正序电压相量与线路的正序电流相量可以直接测得,系统状态则可由测量矢量左乘一个常数矩阵获得,使得动态状态估计成为可能引入适当的相角 测量,至少可以提高静态状态估计的精度和算法的收敛性 。 2 稳定预测与控制。同步相量测量技术可在扰动后的一个观察窗内实时监视、记录动态数据,利用这些数据可以预测系统的稳定性,并产生相应的控制决策。 3 模型验证。电力系统的许多运行极限是在数值仿真的基础上得到的,而仿真程序是否正确在很大程序上取决于所采用的模型。同步相量测量技术使直接观察扰动后的系统振荡成为可能,比较观察所得的数据与仿真的结果是否一致以验证模型,修正模型直到二者一致。,,4 继电保护和故障定位。同步相量测量技术能提高设备保护、系统保护等各类保护的效率,最显著的例子就是自适应失步保护。对于安装在佛罗里达乔治亚联络线上的一套自适应失步保护系统,从1993年10月到1995年1月的运行情况分析表明,PMU是可靠和有价值的传感器。另一个重要应用是输电线路电流差动保护,在相量差动动作判据中,参加差动判别的线路二端电流相量必须是同步得到的,PMU即可提供这种同步相量。 对故障点的准确定位将简化和加快输电线路的维护和修复工作,从而提高电力系统供电的连续性和可靠性。传统的单端型故障定位方法是基于电抗测量原理,这种方法的精度将受故障电阻、系统阻抗、线路对称情况和负荷情况等多种因素的影响。解决这一问题的根本出路是利用线路两端同步测量的电压和电流相量进行故障距离的求解,能获得高精度和高稳定性的定位结果。,,2.2 电科院PAC-2000 国内同步相量测量技术的研究起步于1994年,中国电力科学研究院与台湾欧华科技公司合作开发了基于同步相量测量的电力系统稳定监录系统,它主要用于监测系统主要断面的功角稳定运行情况、观测线路上出现的低频功率振荡现象以及记录系统受扰动后各监测点的动态过程,该系统在国内推广应用较早,积累了丰富的实际运行经验,目前已在国内多个电网建成功角监测系统。 下面为电力系统实时动态监测系统拓扑结构图 ,,2.3 安阳500kV变同步相量测量装置 该系统采用分布式布置,由四面能盛公司PAC-2000D组成。分别放置在52、51、21、主变小室。 52小室PAC-2000D负责测量500kV第45串的线路相量数据; 51小室PAC-2000D负责测量500kV第13串的线路相量数据; 21小室PAC-2000D负责测量220kV线路相量数据; 主变小室PAC-2000D负责测量主变500kV侧相量数据。 51、21、主变小室PAC-2000D通过光缆连接将测量的相量数据上送给52小室; 52小室PAC-2000D通过光缆连接至调度专网设备,将所有相量数据分别上传至国凋、华中网调、河南省调。 下面是本站同步相量测量系统结构图,2006年豫北地区500kV以上电网图如下,第四部分 安全稳定控制系统,,,,,,,,,,,,,,,,,,至华北,安阳,获嘉,沁北,豫北地区,嵩山,一、电网稳定计算结论,2006年随着安阳变电站投运,在豫北的安阳、鹤壁、濮阳、新乡、焦作5供电区作为一个整体与周边主网500kV/220kV电磁环网开环运行方式下,对豫北电网进行稳定计算分析,其主要结果为 1)华中向华北送电1200MW方式下,豫北500/220kV电磁环开环运行时,樊城-白河线路N-2故障断开后,需解列湖北-河南电网,或在1.3秒内发信号解列安阳-辛安联络线,使系统恢复稳定。 2)华中向华北送电1200MW方式下,安阳-获嘉与获嘉-仓颉线路其中一回检修,另一回故障时,获嘉主变、新火-灵山、新火-汤阴线路过载,需解列安阳-辛安线路,并切除杜家庵、汤阴、灵山、修武、韩王等变电站约500MW负荷;若华中-华北联络线功率为零交换,以上元件仍然过载,还需切除上述负荷。,,3)华北向华中送电1200MW方式下,安阳-获嘉与安阳-仓颉其中一回线路检修、一回线路故障时,保持华北-华中联络线南送功率1000MW,为解决安阳主变过载30问题,需切除杜家庵、汤阴、灵山、崇义、内黄等变电站约300MW负荷,或者解列华北-华中联络线 4)安阳-辛安线路检修、获嘉-嵩山线路发生跳双回线故障时,豫北地区与主网解列。豫北至豫中南送时(该断面北送几率很小),当豫北向豫中送电1800MW时,解列后豫北地区频率上升到51.5Hz,需要切除豫北部分机组,切机容量至少为120万千瓦。 5)获嘉-嵩山线路发生跳双回线故障时,豫北电网与河南主网解列并入华北电网(华中网与华北网解列),事故前500kV嵩获线上输送的功率将转移至华北电网(该断面南送功率极限为150万千瓦),豫北-华北电网频率将有所升高(功率过剩);华中电网频率将有所下降(功率缺额)。故为减少该事故情况下对华北电网的影响(包括功率转移及频率升高或降低),需要切除豫北部分机组。,,1 在安阳500 kV变电站配置区域稳定控制系统主站。 2 在获嘉500 kV变电站配置区域稳定控制系统主站。 3 在沁北电厂(2600 MW)、焦作电厂(#3和#4机组2220MW)、新乡电厂(2300MW(豫新)+2200MW(新中益)),同力电厂(2300MW),鹤壁电厂(2200MW)设为远方切机执行站。 4 本工程仅包括安阳500kV变电站、获嘉500kV变电站区域安稳控制主站,电厂运方切机执行站由省公司负责,不在本次招标范围之内。,二、豫北安全稳定控制系统配置方案,,网调、省调稳措主站显示切机、切负荷策略(预留在线下发策略功能),,,获嘉变区域稳定控制系统主站,安阳变区域稳定控制系统主站,,,沁北电厂远方切机装置,豫新电厂远方切机装置,同力电厂远方切机装置,,,,,鹤壁电厂远方切机装置,,,焦作电厂远方切机装置,,,,,,,新中益电厂远方切机装置,,,汤阴变区域稳控主站(切负荷),,,灵山变控制子站(切负荷),,,杜家庵变切负荷子站,,,,(一)、安阳变电站 安阳变电站稳措主站采取双机、双功能配置。 装置应同时监测、正确判别安阳-辛安线、安阳-仓颉线、安阳-获嘉线及主变的运行工况、故障情况。开关量是否需要采集在功能设计及设计联络中确定。 装置应能够将安阳变运行工况及故障情况,送至获嘉变区域稳定控制系统主站。 装置应能够接收获嘉变区域稳定控制系统主站信息、并执行获嘉变电站发来的解列华北-华中联络线命令。 装置应具有在安阳-仓颉-获嘉变三角环线路N-1方式下,另一回线路跳闸解列华北-华中联络线的功能。该功能能够通过硬压板投退。,三、安稳控制主站主要功能要求 ,,装置应能够接收汤阴变区域稳制主站采集的汤阴变、灵山变稳定控制子站、杜家庵变切负荷子站信息,正确判别主变过负荷,并向汤阴变、灵山变、杜家庵变发送切负荷命令。 装置是否投入设置硬压板,与华北电网是否联网也设置硬压板;与各切机厂站及安阳变稳措的通信通道也需设置硬压板; 本期工程安阳变稳措需要与获嘉变稳措进行通信,同时预留与汤阴变、灵山变、杜家庵变稳措通信接口。通信接口采用2M接口,本期共需要13个(其中预留11个)2M接口。预留与网调、省调稳措主站的接口(2M转以太网或数据网接口)。,,(二)、获嘉变电站 获嘉变稳措主站采取双机、双功能配置。 装置应同时监测、正确判别获嘉-嵩山双回线、获嘉-沁北双回线、获嘉-仓颉线、获嘉-安阳线及主变的运行工况、故障情况。 装置应能接收沁北电厂、焦作电厂、豫新电厂、新中益电厂、同力电厂、鹤壁电厂的运方切机执行站发送信息,正确判别机组运行状态及出力。 装置应能正确判断I、II嵩获线故障或无故障跳闸事故,应能避免因其他原因造成的功率转移引起无故障跳闸判据误判,应标技术文件应阐明该技术要求的实现方法。 装置应能根据I、II嵩获线外送功率(加方向,即获嘉变向嵩山变方向)及采集到的各远方切机厂站机组的实际出力,根据提供的切机原则,自动计算事故时应切除机组的厂站及切机台数。,,切机原则 程序进行第一轮选择时,各厂均以保留一台机组不切为原则进行组合;切机电厂选择顺序为沁北电厂、焦作电厂、豫新电厂、新中益电厂、同力电厂、鹤壁电厂;如第一轮选择切机数量及出力不够,程序进行第二轮选择,即允许选择切除只开一台机的电厂,选择顺序为沁北电厂、焦作电厂、豫新电厂、新中益电厂、同力电厂、鹤壁电厂。如选择沁北机组会过切时,可依次考虑选择后面排序的机组。 装置应能将获嘉-仓颉线、主变的运行工况、故障情况和潮流送至安阳变区域稳定控制系统主站,同时具备接收安阳变稳措送至的运行工况、故障情况。 获嘉变切机命令分两种(根据是否与华北联网为判据)豫北与主网解列切机命令加高周闭锁;华中-华北网解列防止大量功率转移切机命令在判据上加频率上升(获嘉变△f↑)闭锁。,,装置是否投入设置硬压板,与华北电网是否联网也设置硬压板;与各切机厂站及安阳变稳措的通信通道也需设置硬压板;预留接收省调在线稳措策略硬压板。 本期工程获嘉变稳措需要与7个方向进行通信。通信接口采用2M接口,本期共需要19个(其中预留5个)2M接口。预留与网调、省调稳措主站的接口(2M转以太网或数据网接口)。,竭诚铸精品、你我共辉煌,河南省电力勘测设计院,

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