特高壓換流站站用電系統(tǒng)保護(hù)配置及定值配合研究

孫楠，嚴(yán)佳梅，趙俊，馮興榮，方力

(1.國(guó)網(wǎng)江蘇省電力有限公司檢修分公司，江蘇 南京 211102；2.國(guó)網(wǎng)客服中心南方分中心，江蘇 南京 211161)

特高壓直流輸電技術(shù)具有輸送容量大、輸電距離遠(yuǎn)和控制性能強(qiáng)等優(yōu)點(diǎn)，在電能的遠(yuǎn)距離傳輸及區(qū)域電網(wǎng)互聯(lián)中發(fā)揮了舉足輕重的作用[1]，變電站站用電系統(tǒng)作為特高壓換流站的輔助系統(tǒng)，是換流站安全可靠運(yùn)行的重要保證，其保護(hù)配置及定值配合對(duì)防止事故發(fā)生和擴(kuò)大起著關(guān)鍵性作用。目前，換流站站用電系統(tǒng)屬于低壓部分，其保護(hù)配置及定值整定工作由調(diào)度部門(mén)依托網(wǎng)省檢修公司自行整定，站內(nèi)不同電壓等級(jí)站用變壓器保護(hù)配置、電流互感器(CT)選型及定值配合缺乏理論依據(jù)，同時(shí)換流站對(duì)站用變壓器(以下簡(jiǎn)稱(chēng)“站用變”)保護(hù)的靈敏性和可靠性要求更高。因此，站用電系統(tǒng)保護(hù)配置及定值整定配合的正確性是保證換流站站用電系統(tǒng)安全運(yùn)行的先決條件。

本文換流站采用500 kV直接變10 kV等級(jí)直掛母線(xiàn)站用變，保護(hù)配置時(shí)平衡系數(shù)較大。文獻(xiàn)[2]提出一套站用變保護(hù)中配置2套差動(dòng)保護(hù)及后備保護(hù)的技術(shù)方案，解決特高壓兩級(jí)串聯(lián)站用變?cè)斐傻膬蓚?cè)電流數(shù)據(jù)較大的問(wèn)題，但沒(méi)能提供站用變直掛母線(xiàn)高壓側(cè)斷路器保護(hù)配置方案，解決引線(xiàn)段無(wú)保護(hù)及低壓側(cè)故障靈敏性的問(wèn)題；針對(duì)此，本文專(zhuān)門(mén)配置一套小變比失靈保護(hù)，提出高壓側(cè)斷路器失靈和小失靈保護(hù)方案，用于低壓側(cè)電纜段出現(xiàn)短路故障且短路電流較小時(shí)，提高保護(hù)靈敏度。文獻(xiàn)[3]提出750 kV變壓器保護(hù)配置原則及整定方案，指出對(duì)區(qū)外出口附近故障要有足夠的靈敏度以及盡可能快的動(dòng)作速度，并就阻抗保護(hù)適用性、差動(dòng)保護(hù)完善、后備保護(hù)簡(jiǎn)化及變壓器保護(hù)自動(dòng)整定等問(wèn)題進(jìn)行了探討。文獻(xiàn)[4]考慮到10 kV線(xiàn)路所在變電站不同的電壓等級(jí)對(duì)線(xiàn)路保護(hù)的時(shí)限限制及勵(lì)磁涌流的影響，提出分級(jí)保護(hù)配置方案。文獻(xiàn)[5]在變電站出線(xiàn)斷路器和聯(lián)絡(luò)開(kāi)關(guān)配置限流保護(hù)裝置，發(fā)生相間短路故障時(shí)，出線(xiàn)斷路器限流保護(hù)裝置迅速限流并與配置于饋線(xiàn)分段斷路器的保護(hù)裝置實(shí)現(xiàn)多級(jí)級(jí)差繼電保護(hù)配合。文獻(xiàn)[6]介紹了220～750 kV電網(wǎng)線(xiàn)路后備保護(hù)整定配合在現(xiàn)場(chǎng)的幾種常用整定方法，分析不同整定方案的設(shè)計(jì)原因及接地距離保護(hù)受零序補(bǔ)償系數(shù)影響的特殊問(wèn)題，推薦一種高壓系統(tǒng)后備保護(hù)的整定計(jì)算方法。文獻(xiàn)[7]比較分析柔性直流電網(wǎng)線(xiàn)路保護(hù)和傳統(tǒng)直流線(xiàn)路保護(hù)、交流線(xiàn)路保護(hù)配置方案的異同，提出柔性直流電網(wǎng)線(xiàn)路保護(hù)配置方案。文獻(xiàn)[8]分析了暫態(tài)量保護(hù)在柔直電網(wǎng)中的適用性，提出基于直流線(xiàn)路兩端配置的暫態(tài)量保護(hù)方案，以及暫態(tài)量保護(hù)與直流斷路器、直流母線(xiàn)保護(hù)的配合策略。文獻(xiàn)[9]提出保護(hù)定值自整定的方案，包括簡(jiǎn)化固化主保護(hù)定值、為距離保護(hù)制訂長(zhǎng)度曲線(xiàn)函數(shù)、優(yōu)化零序補(bǔ)償系數(shù)選擇，并提出改進(jìn)距離保護(hù)的思路來(lái)提升保護(hù)裝置性能。文獻(xiàn)[10]針對(duì)目前特高壓直流換流站選相合閘裝置還缺乏足夠有效現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)手段和方法的問(wèn)題，提出在不需增加硬件成本的前提下，進(jìn)行選相合閘裝置性能及二次回路現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。上述文獻(xiàn)缺乏針對(duì)特高壓換流站500 kV/10 kV、110 kV/10 kV、35 kV/10 kV及以下電壓等級(jí)站用電系統(tǒng)的保護(hù)，應(yīng)從實(shí)際工程情況及設(shè)備參數(shù)方面采取更有針對(duì)性的措施和方案，來(lái)保證其靈敏性和可靠性。

本文以淮安換流站站用電系統(tǒng)保護(hù)配置和定值整定工程應(yīng)用算例為例，提出不同電壓等級(jí)站用變保護(hù)配置及CT繞組接入方案，重點(diǎn)分析500 kV/10 kV站用變保護(hù)的特殊配置，分析不同保護(hù)配合原則、定值整定方法以及上下級(jí)時(shí)限延時(shí)選取，旨在對(duì)換流站站用電系統(tǒng)保護(hù)定值整定提供一定的指導(dǎo)意見(jiàn)。

1 淮安換流站站用電系統(tǒng)運(yùn)行方式及特點(diǎn)

1.1 換流站站用電系統(tǒng)主接線(xiàn)圖

站用電系統(tǒng)是指由站用變電源、站用變、380 V低壓配電屏、交流供電網(wǎng)絡(luò)、保護(hù)測(cè)控組成的系統(tǒng)，為直流逆變、動(dòng)力機(jī)具、變壓器冷卻裝置、空調(diào)等生產(chǎn)與生活設(shè)備提供可靠的交流電源[11]。站用電系統(tǒng)能否安全、穩(wěn)定、可靠運(yùn)行，不但直接關(guān)系到站內(nèi)用電的可靠暢通，而且關(guān)系到電力系統(tǒng)能否正常運(yùn)行。

淮安換流站站用電系統(tǒng)采用二級(jí)降壓方式，由3回電源供電：第1回電源經(jīng)500 kV/10 kV變壓器降壓，第2回電源經(jīng)110 kV/10 kV變壓器降壓，第3回電源經(jīng)35 kV/10 kV變壓器降壓，降壓經(jīng)l0 kV母線(xiàn)分配后由10 kV/0.4 kV干式變壓器送至各400 V母線(xiàn)；其中，500 kV取自換流站交流場(chǎng)500 kVⅡ母母線(xiàn)，110 kV部分引自1 000 kV交流特高壓盱眙站，35 kV引自站外電源。相比國(guó)內(nèi)其他換流站，該站用電系統(tǒng)涵蓋500 kV、110 kV、35 kV不同電壓等級(jí)的站用變壓器，涉及的運(yùn)行方式復(fù)雜且具有代表性。

1.2 換流站站用電系統(tǒng)保護(hù)配置及定值整定特點(diǎn)

由于換流站涉及不同電壓等級(jí)站用變壓器，站用變引接電源電壓等級(jí)及容量都高于常規(guī)500 kV變電站，現(xiàn)行DL/T 5155—2002《220～500 kV變電所所用電設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》[12]和DL/T 559—2007《220～750 kV電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運(yùn)行整定規(guī)程》[13]有關(guān)條文對(duì)特高壓換流站站用變保護(hù)配置原則的針對(duì)性不強(qiáng)，其一次接線(xiàn)和二次保護(hù)配置等方面的設(shè)計(jì)與500 kV變電站亦有不同之處。因此，其保護(hù)配置及上下級(jí)保護(hù)定值整定配合要綜合考慮站用電系統(tǒng)接線(xiàn)、設(shè)計(jì)規(guī)程要求、系統(tǒng)運(yùn)行方式以及輪換檢修等因素，從實(shí)際情況出發(fā)，綜合考慮和論證設(shè)備選用參數(shù)和保護(hù)配置范圍，滿(mǎn)足站用電系統(tǒng)靈活多樣的運(yùn)行方式需要，確保系統(tǒng)保護(hù)的可靠性、速動(dòng)性、靈敏性和選擇性。

2 換流站站用電系統(tǒng)保護(hù)配置方案

2.1 500 kV站用變保護(hù)配置及CT繞組接入方案

根據(jù)國(guó)網(wǎng)運(yùn)行分公司換流站站用電系統(tǒng)保護(hù)配置及整定規(guī)范規(guī)定，換流站500 kV站用變保護(hù)應(yīng)配置差動(dòng)保護(hù)、高壓側(cè)過(guò)流保護(hù)、零序過(guò)流保護(hù)(高壓側(cè)中性點(diǎn)直接接地)、過(guò)負(fù)荷保護(hù)、過(guò)勵(lì)磁保護(hù)、低壓側(cè)過(guò)流保護(hù)及非電量保護(hù)。與交流站相比，換流站采用500 kV直接變10 kV電壓等級(jí)500 kV/10 kV降壓變壓器，兩側(cè)電流數(shù)據(jù)相差較大，給站用變保護(hù)的配置、原理、定值整定帶來(lái)一些問(wèn)題：①變壓器差動(dòng)保護(hù)配置時(shí)平衡系數(shù)較大，依據(jù)Q/GDW 175—2008《變壓器、高壓并聯(lián)電抗器和母線(xiàn)保護(hù)及輔助裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)規(guī)范》[14]，變壓器保護(hù)各側(cè)CT繞組變比的選取不宜使平衡系數(shù)大于10；②500 kV站用變差動(dòng)保護(hù)高壓側(cè)CT繞組變比應(yīng)考慮系統(tǒng)短路容量，并且滿(mǎn)足保護(hù)裝置允許的最小精確工作電流等因素。針對(duì)這種情況，提出將換流站500 kV站用變差動(dòng)保護(hù)高壓側(cè)接入站用變500 kV側(cè)套管CT繞組(變比150∶1，5P40級(jí))，而不采取接入500 kV高壓側(cè)斷路器獨(dú)立CT繞組(變比600∶1)的方案，低壓側(cè)接入10 kV開(kāi)關(guān)柜CT繞組(變比1 250∶1，5P級(jí))，平衡系數(shù)6.05小于10且工作電流滿(mǎn)足要求。500 kV高壓側(cè)斷路器獨(dú)立CT至站用變500 kV側(cè)套管CT引線(xiàn)段，第一套站用變保護(hù)配置高壓側(cè)過(guò)流速斷保護(hù)，高壓側(cè)過(guò)流速斷采用獨(dú)立開(kāi)關(guān)CT繞組(變比4 000∶1，TPY級(jí))，取20In(In為額定電流)作為速斷保護(hù)，滿(mǎn)足大電流下磁飽和需求，在站用變低壓側(cè)接地時(shí)，站用變阻抗較大，不會(huì)誤動(dòng)。對(duì)于高壓側(cè)后備保護(hù)，保護(hù)裝置同時(shí)引接大變比(4 000∶1)和小變比(150∶1)2組CT繞組，配置高定值及低定值2套過(guò)流保護(hù)，分別反映嚴(yán)重故障和弱故障。

換流站500 kV站用變經(jīng)500 kV高壓側(cè)斷路器51A3直掛500 kVⅡ母母線(xiàn)，其500 kV高壓側(cè)斷路器配置2套保護(hù)裝置，分別為失靈保護(hù)(PRS-721)和小電流失靈保護(hù)(PRS-723)。經(jīng)過(guò)計(jì)算，本工程500 kV站用變?nèi)萘繛?0 MVA，短路阻抗為12%，站用變10 kV側(cè)至10 kV開(kāi)關(guān)柜處的電力電纜長(zhǎng)度約160 m。經(jīng)計(jì)算，主變壓器(以下簡(jiǎn)稱(chēng)“主變”)的阻抗值為0.3 Ω，電力電纜的阻抗值為0.013 Ω，當(dāng)站用變低壓側(cè)出口處發(fā)生三相短路時(shí)，最大的短路電流約19.25 kA，折算至高壓側(cè)電流為約370 A；當(dāng)末端電纜短路時(shí)，最大的短路電流約為18.446 kA，折算至高壓側(cè)電流約為355 A。由于故障時(shí)10 kV電纜末端短路電流會(huì)出現(xiàn)小于18.446 kA的情況，且高壓側(cè)短路故障時(shí)最大短路電流高達(dá)63 kA，考慮到高低壓側(cè)短路故障電流差異較大，為便于不同繞組的互感器整定，在高壓側(cè)配置600∶1繞組接入1套斷路器失靈保護(hù)裝置721的同時(shí)，配置1套300∶1、5P80的繞組接入斷路器失靈保護(hù)裝置723，當(dāng)?shù)蛪簜?cè)故障電流較小時(shí)，小變比的失靈保護(hù)裝置靈敏度較高，較小電流時(shí)即可在二次側(cè)監(jiān)測(cè)相應(yīng)的電流，用于斷路器失靈保護(hù)動(dòng)作。

PRS-723小電流失靈保護(hù)接入300∶1、5P80小變比繞組，僅用于低壓側(cè)電纜段出現(xiàn)短路故障且短路電流較小時(shí)，為提高靈敏度專(zhuān)門(mén)配置的1套小變比的失靈保護(hù)裝置，其邏輯如圖1所示。

圖1 小電流失靈邏輯圖

PRS-721為高壓側(cè)故障時(shí)的失靈保護(hù)裝置，當(dāng)其他500 kV間隔串出現(xiàn)故障時(shí)，在母差失靈包括啟動(dòng)跳間隔斷路器的同時(shí)，發(fā)出保護(hù)動(dòng)作信號(hào)給721裝置啟動(dòng)失靈保護(hù)，當(dāng)721裝置收到母差保護(hù)動(dòng)作信號(hào)并檢測(cè)到本間隔電流時(shí)，開(kāi)出信號(hào)跳本側(cè)斷路器和失靈聯(lián)跳低壓側(cè)斷路器，斷路器失靈保護(hù)裝置721已有失靈聯(lián)跳主變兩側(cè)，723裝置不再接入相關(guān)回路，2套失靈保護(hù)裝置非雙重化配置。

2.2 110 kV站用變保護(hù)配置方案及變比選取

換流站110 kV站用變引自相鄰而建的交流1 000 kV特高壓盱眙站2號(hào)主變低壓側(cè)110 kV Ⅳ母母線(xiàn)，引線(xiàn)電纜較長(zhǎng)，因此需要考慮該段線(xiàn)路故障和電容電流的影響。此外，保護(hù)的CT繞組變比選取基于以下考慮：110 kV站用變高壓側(cè)的短路電流水平較高，為確保在區(qū)內(nèi)高壓側(cè)出口發(fā)生短路故障時(shí)不至于造成CT嚴(yán)重飽和，CT能可靠工作，CT繞組變比不能選得太?。煌瑫r(shí)由于110 kV站用變?nèi)萘肯鄬?duì)較小，高壓側(cè)額定電流較小，為保證在區(qū)內(nèi)出現(xiàn)輕微故障(特別是出現(xiàn)匝間故障和經(jīng)過(guò)過(guò)渡電阻接地故障時(shí))，差動(dòng)保護(hù)能可靠動(dòng)作，CT繞組變比又不能選得太大，以免影響交流的采樣精度和差動(dòng)兩側(cè)的平衡系數(shù)。

針對(duì)長(zhǎng)引線(xiàn)線(xiàn)路故障提出2種保護(hù)方案：①考慮單獨(dú)設(shè)置該段電纜線(xiàn)路段的主保護(hù)，增加該段長(zhǎng)引線(xiàn)差動(dòng)保護(hù)，分別接入盱眙站110 kV斷路器CT繞組和換流站110 kV站用變高壓側(cè)套管CT繞組，換流站110 kV站用變保護(hù)范圍不包括長(zhǎng)引線(xiàn)部分；②換流站110 kV站用變差動(dòng)保護(hù)高壓側(cè)接入盱眙站110 kV斷路器獨(dú)立CT繞組(變比200∶1，5P級(jí))，而不采取接入站用變110 kV側(cè)套管CT繞組方案，低壓側(cè)接入10 kV側(cè)套管CT繞組(變比600∶1，5P30級(jí))，這樣平衡系數(shù)3.65小于10且差動(dòng)保護(hù)范圍覆蓋長(zhǎng)引線(xiàn)段。

根據(jù)Q/GDW 175—2008要求，當(dāng)采用變壓器保護(hù)接入高壓側(cè)斷路器CT與低壓側(cè)斷路器CT次級(jí)繞組且平衡系數(shù)小于10時(shí)，可采用變壓器保護(hù)接入高壓側(cè)斷路器CT與低壓側(cè)斷路器CT繞組做差動(dòng)保護(hù)。因此采取方案2，110 kV站用變保護(hù)跳閘電纜并未延伸跨越2個(gè)變電站，僅考慮隔離開(kāi)關(guān)電氣閉鎖回路跨越2個(gè)站。

2.3 35 kV及以下電壓等級(jí)保護(hù)配置方案

淮安換流站35 kV/10 kV站用變保護(hù)采用常規(guī)配置，包括差動(dòng)保護(hù)、差速保護(hù)、高壓側(cè)過(guò)流保護(hù)和低壓側(cè)過(guò)流保護(hù)，高壓側(cè)中性點(diǎn)未經(jīng)電阻接地，未配置零序過(guò)流保護(hù)。

換流站10 kV進(jìn)線(xiàn)斷路器保護(hù)安裝于3個(gè)進(jìn)線(xiàn)斷路器柜上，用于保護(hù)10 kV進(jìn)線(xiàn)斷路器，配置速斷保護(hù)、過(guò)流保護(hù)。本站10臺(tái)10 kV/0.4 kV干式變壓器未獨(dú)立配置保護(hù)，采用10 kV出線(xiàn)斷路器保護(hù)作為其近后備保護(hù)，保護(hù)位于饋線(xiàn)柜上并配置速斷保護(hù)、過(guò)流保護(hù)。10 kV站用電系統(tǒng)母聯(lián)斷路器保護(hù)分別位于10 kV 0M-1M分段斷路器柜和10 kV 0M-2M分段斷路器柜，用于保護(hù)10kV 1M-0M及2M-0M的聯(lián)絡(luò)運(yùn)行，其保護(hù)動(dòng)作的后果為跳開(kāi)相應(yīng)斷路器并閉鎖10 kV備自投，10 kV母聯(lián)斷路器僅配置速斷保護(hù)。400 V進(jìn)線(xiàn)及母聯(lián)斷路器均配置定時(shí)限/反時(shí)限過(guò)流保護(hù)，保護(hù)配置和定值整定流程如圖2所示，圖中PT表示電壓互感器。

圖2 保護(hù)配置和定值整定流程

3 換流站站用電系統(tǒng)保護(hù)定值整定應(yīng)用算例

以淮安換流站站用電系統(tǒng)定值整定計(jì)算為例，正序阻抗(標(biāo)幺值)如圖3所示。保護(hù)整定前，應(yīng)對(duì)保護(hù)使用的電流、PT類(lèi)型、變比等進(jìn)行檢查，保證互感器穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)性能均滿(mǎn)足相應(yīng)保護(hù)要求[15]。

圖3 站用電系統(tǒng)正序阻抗電路圖

3.1 短路電流計(jì)算

短路電流計(jì)算是站用電系統(tǒng)保護(hù)整定的基礎(chǔ)，短路電流計(jì)算方法應(yīng)遵循GB/T 15544—1995《三相交流系統(tǒng)短路電流計(jì)算》及IEC 60909：2001《短路電流計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)》。整定計(jì)算所需的網(wǎng)絡(luò)參數(shù)應(yīng)符合以下要求[16-17]：最大系統(tǒng)方式及最小系統(tǒng)方式下外部電網(wǎng)的正序等值阻抗應(yīng)采用相關(guān)調(diào)度機(jī)構(gòu)提供的數(shù)據(jù)；等值阻抗應(yīng)換算到相同基準(zhǔn)容量(一般取1 000 MVA)、基準(zhǔn)電壓的標(biāo)幺值，電壓基準(zhǔn)值采用元件所處電壓等級(jí)的平均額定電壓；400 V最大負(fù)荷電流使用設(shè)計(jì)院提供的計(jì)算值。

根據(jù)設(shè)備銘牌，可采用近似算法計(jì)算各元件折算到基準(zhǔn)容量下的電抗標(biāo)幺值。根據(jù)基準(zhǔn)容量、基準(zhǔn)電壓、網(wǎng)絡(luò)參數(shù)及各元件標(biāo)幺值參數(shù)，可計(jì)算出不同位置短路故障時(shí)，最大運(yùn)行方式下的三相短路電流和最小運(yùn)行方式下的兩相短路電流，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)，短路計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表1，其中K2、K3點(diǎn)的短路電流同K1點(diǎn)短路電流，K5—K13點(diǎn)的短路電流同K4點(diǎn)短路電流。

表1 短路計(jì)算結(jié)果

3.2 保護(hù)定值整定

500 kV/10 kV站用變、110 kV/10 kV站用變、35 kV/10 kV站用變的差動(dòng)保護(hù)按照DL/T 684—1999《大型發(fā)電機(jī)變壓器繼電保護(hù)整定計(jì)算導(dǎo)則》整定，變壓器差動(dòng)速斷按躲過(guò)變壓器勵(lì)磁涌流及外部短路最大不平衡電流整定。裝置提供了大量的跳閘方式控制字供用戶(hù)選擇，差動(dòng)保護(hù)、高壓側(cè)后備保護(hù)跳高低壓側(cè)斷路器，低壓側(cè)后備保護(hù)僅跳低壓側(cè)斷路器并閉鎖備自投。

10 kV進(jìn)線(xiàn)斷路器、10 kV母聯(lián)斷路器的電流速斷保護(hù)按最小系統(tǒng)運(yùn)行方式下對(duì)10 kV母線(xiàn)兩相短路具有不小于1.5倍靈敏度計(jì)算，10 kV出線(xiàn)斷路器的電流速斷保護(hù)按躲過(guò)最大系統(tǒng)方式下站用變低壓母線(xiàn)三相短路電流整定。10 kV進(jìn)線(xiàn)斷路器的過(guò)電流保護(hù)定值按躲過(guò)實(shí)際最大可能負(fù)荷電流整定，對(duì)400 V母線(xiàn)兩相短路應(yīng)具有不小于1.5倍靈敏度；10 kV出線(xiàn)斷路器的過(guò)流保護(hù)按躲過(guò)實(shí)際最大可能負(fù)荷電流，對(duì)3種供電方式中400 V母線(xiàn)兩相短路具有不小于1.5倍靈敏度計(jì)算。400 V進(jìn)線(xiàn)斷路器的定時(shí)限電流速斷保護(hù)按對(duì)400 V母線(xiàn)兩相短路故障有不小于1.5倍靈敏度整定，400 V進(jìn)線(xiàn)、母聯(lián)及出線(xiàn)斷路器的反時(shí)限過(guò)電流保護(hù)應(yīng)躲過(guò)設(shè)計(jì)院提供的最大負(fù)荷電流。

3.3 上下級(jí)時(shí)限配合

換流站站用電系統(tǒng)上下級(jí)過(guò)流保護(hù)之間的時(shí)限配合遵照上級(jí)出線(xiàn)斷路器過(guò)流保護(hù)動(dòng)作時(shí)延比下級(jí)進(jìn)線(xiàn)斷路器過(guò)流保護(hù)動(dòng)作時(shí)延大1個(gè)級(jí)差的原則，即t2=t1+Δt，其中t2為上一級(jí)動(dòng)作時(shí)間，t1為下一級(jí)動(dòng)作時(shí)間，Δt通常取0.3 s，這樣才能滿(mǎn)足選擇性的要求，避免越級(jí)動(dòng)作出現(xiàn)?；窗矒Q流站上下級(jí)保護(hù)配合關(guān)系如圖4所示。將10 kV母線(xiàn)看成1個(gè)點(diǎn)，流進(jìn)的10 kV進(jìn)線(xiàn)斷路器視為上級(jí)斷路器，流出的10 kV母聯(lián)斷路器、10 kV出線(xiàn)斷路器視為下級(jí)斷路器。按照階梯原則，當(dāng)10 kV出線(xiàn)斷路器電流速斷保護(hù)的整定延時(shí)為0 s時(shí)，10 kV進(jìn)線(xiàn)斷路器速斷保護(hù)的整定延時(shí)為0.15 s，500 kV/10 kV、110 kV/10 kV、35 kV/10 kV站用變低壓側(cè)后備過(guò)流保護(hù)的整定延時(shí)取0.3 s；當(dāng)10 kV出線(xiàn)斷路器過(guò)流保護(hù)的整定延時(shí)為0.5 s時(shí)，10 kV進(jìn)線(xiàn)斷路器過(guò)流保護(hù)的整定延時(shí)為0.8 s，500 kV/10kV、110 kV/10kV站用變高壓側(cè)后備過(guò)流保護(hù)時(shí)限取1.1 s，逐級(jí)配合時(shí)應(yīng)注意不同電壓等級(jí)站用變保護(hù)的整定限額。

圖4 換流站站用電系統(tǒng)上下級(jí)配合時(shí)限圖

4 結(jié)束語(yǔ)

淮安換流站是雁門(mén)關(guān)—淮安特高壓直流輸電工程的受端站，現(xiàn)已成功投運(yùn)。特高壓換流站站用電系統(tǒng)不同于常規(guī)500 kV變電站，本文針對(duì)換流站多種電壓等級(jí)站用變壓器、接線(xiàn)方式等特殊問(wèn)題，提出不同電壓等級(jí)站用變保護(hù)配置及CT繞組接入方案。以淮安換流站實(shí)際工程定值整定為應(yīng)用算例進(jìn)行研究，歸納出短路電流計(jì)算、定值整定方法、各級(jí)時(shí)限配合關(guān)系，確保保護(hù)配置范圍和設(shè)備定值計(jì)算滿(mǎn)足站用電系統(tǒng)靈活多樣的運(yùn)行方式要求，為特高壓站站用電系統(tǒng)保護(hù)的定值整定工作提供技術(shù)支撐。