孫遠剛，楊 濤，黃泰山，侯小虎

(烏東德水力發(fā)電廠，云南 昆明 651512)

GIL全稱為SF6氣體絕緣金屬封閉輸電線路，是一種先進的電力傳輸設備，具有電能損耗小、可靠性高、送電容量大、運行維護工作量小等優(yōu)點。現有的繼電保護配置中，一般把GIL視為線路的一部分將其納入到線路保護的保護范圍中。為避免其單相故障時線路重合閘對GIL故障點造成二次沖擊傷害，一般大型水電站在線路保護范圍內，會增設專用于保護GIL的T區(qū)保護。當GIL發(fā)生單相接地時，除線路保護動作之外，T區(qū)保護也將瞬時動作，啟動本側開關三跳、閉鎖本側線路開關重合閘，同時通過線路保護遠傳功能啟動對側開關三跳、閉鎖對側線路開關重合閘。在此過程中，遠傳收信與就地判據的時序配合對于能否可靠閉鎖對側重合閘至關重要。

1 事故簡介

某電站GIL發(fā)生A相接地故障，線路保護啟動單相跳閘、T區(qū)保護啟動三相跳閘，保護正確動作，并成功跳開本側開關、閉鎖本側重合閘；但對側換流站僅有線路保護動作信號，遠跳裝置收信未跳閘，閉鎖重合閘失敗，導致線路開關單相跳閘1.1 s后，重合于故障加速三跳，對電站GIL故障點造成了二次沖擊。

故障發(fā)生時，該電站及對側換流站錄波波形如圖1、圖2所示。

圖1 出線GIL接地故障錄波波形圖(某電站錄波波形)

圖2 出線GIL接地故障錄波波形圖(對側某換流站錄波波形)

2 事故原因分析

2.1 T區(qū)保護閉鎖重合閘的實現路徑

該電站T區(qū)保護采用PCS-924A型裝置，采集串內開關5112、5113電流及GIL外側電流互感器LH2B、LH2C電流組成三側差動的T區(qū)保護，其保護配置圖如圖3所示。T區(qū)保護動作后，開入三跳接點至5112、5113操作箱TJR接點，跳開線路開關，并由操作箱返回閉鎖重合閘指令，由此T區(qū)保護動作后，本側重合閘不動作。

圖3 某電站RCS-924 T區(qū)保護保護配置圖

T區(qū)保護動作閉鎖對側重合閘實現路徑較為復雜，主要通過向線路保護裝置RCS-931AMV發(fā)送“遠傳1”開入命令，該命令由光纖傳輸至對側線路保護裝置，繼而轉發(fā)至對側RCS-925G過壓遠跳裝置，經(或不經)“就地判據”滿足后，出口三跳，并閉鎖對側線路開關重合閘，見圖4。

圖4 T區(qū)保護動作閉鎖重合閘的實現路徑圖

2.2 T區(qū)保護動作啟動遠方跳閘時序分析

查閱某電站及對側換流站兩側保護裝置動作報文，重點檢查“遠傳1”傳輸路徑，將以上四臺裝置收到的遠傳命令以絕對時刻為標準，繪制在同一圖中，如圖5所示。從圖5可以看出，由于裝置開出繼電器的動作延時問題，最初T區(qū)保護開出的跳閘脈寬為49 ms，最終傳輸至對側過壓遠跳裝置時，脈寬僅剩余35 ms。

圖5 “遠傳1”脈寬的傳輸時序圖

2.3 對側換流站RCS-925G過壓遠跳裝置收信后未跳閘原因分析

RCS-925G的遠跳功能主要分為遠跳有判據和遠跳無判據兩種情況，其中遠跳無判據主要用于解決PT斷線的異常情況，其整定延時較長，為200 ms。

遠跳就地判據主要檢測線路低電流、低有功判據，就地判據滿足，延時40 ms開放就地判據滿足條件框圖。當“就地判據”及“遠方收信”兩個條件同時滿足，在經“遠跳有判據延時定值”(30 ms)出口三相跳閘，詳細邏輯框圖見圖6、圖7。

圖6 RCS-925G 過壓遠跳裝置就地判據邏輯圖

圖7 RCS-925G 過壓遠跳裝置遠方跳閘邏輯圖

RCS-925G過壓遠跳裝置“遠跳有判據”邏輯簡略概括如圖8所示。

圖8 RCS-925G 遠跳有判據邏輯簡圖

對側換流站RCS-925G過壓及遠跳保護裝置動作波形圖可以看出，保護裝置收信脈寬大約持續(xù)了35 ms；收信時刻，A相故障電流較大，不滿足低電流就地判據(任一相電流二次值小于0.05 A)條件，大約5 ms后，A相電流降低為零，低電流條件計時開始，根據圖8、圖9，低電流條件需維持40 ms，就地判據方滿足，但此時通道收信早已返回，因此RCS-925G過壓及遠跳保護裝置未動作出口。

圖9 對側某換流站RCS-925G 遠方收信動作時序圖

由此，可以判斷，遠傳收信與就地判據時間未能匹配，是造成對側換流站過壓遠跳裝置收信未跳閘的主要原因。

3 整改建議

針對目前某出線T區(qū)保護無法閉鎖對側重合閘的問題，建議有以下幾種方案可供選擇：

方案一：投入對側換流站RCS-925G過壓遠跳裝置“故障電流電壓”判據。

此方案需增加對側換流站RCS-925G過壓遠跳裝置“零序電流判據”、“負序電流判據”、“零序電壓”、“負序電壓判據”等就地判據，可以使就地判據計時時刻提前至故障初始時刻，使收信與就地判據相配合；但由于“遠傳1”命令多級傳輸已造成收信脈寬降低至35 ms左右，配合的裕度比較小，在某些極端時刻仍可能造成閉鎖重合閘失敗。

方案二：對T區(qū)保護裝置進行程序升級，拓展遠傳出口脈沖寬度。

由“遠傳1”脈寬的傳輸時序圖5可知，如果僅對T區(qū)保護裝置程序升級而沒有增加對側換流站RCS-925G過壓遠跳裝置“零序電流判據”、“負序電流判據”、“零序電壓”、“負序電壓判據”等就地判據，T區(qū)保護遠跳開出拓展的時間大致為109 ms，造成保護可靠性下降，如果對T區(qū)保護裝置進行程序升級且增加對側換流站RCS-925G過壓遠跳裝置“零序電流判據”、“負序電流判據”、“零序電壓”、“負序電壓判據”等就地判據，T區(qū)保護遠跳開出拓展的時間大致為84 ms，可提高保護動作可靠性，此方案應配合方案一共同開展。

方案三：T區(qū)保護不采用“遠傳1+就地判據”的方式啟動對側跳閘，而是采用啟動“遠跳”的方式由對側差動保護裝置直接三跳。

此方案只需要將“遠傳”跳閘方式，改為啟動線路“遠跳”的方式，由對側線路保護出口跳閘，不經過過電壓保護裝置跳閘，有效縮短了中間延時，大大提高了保護動作可靠性。

綜上所述，采用“遠跳”功能，可減少收信的傳輸次數，有效縮短了中間延時，且無就地判據的匹配問題，為防止誤傳輸，可投入“遠跳經本側啟動”控制字。因此，考慮到保護動作的可靠性及電網運行安全穩(wěn)定性，可優(yōu)先選擇方案三。

4 結 語

本文通過對一起500 kV線路T區(qū)保護遠傳信號無法閉鎖對側重合閘事故分析，結合繼電保護故障波形、動作報告和時序圖分析了事故原因，提出了相應對策，是一起典型的故障案例，具有廣泛的參考價值。目前，一般大型水電站會增設專用于保護GIL的T區(qū)保護，T區(qū)保護動作后可以通過發(fā)“遠傳”或“遠跳”信號兩種方式給對側線路閉鎖對側線路開關重合閘，但采用發(fā)“遠傳”信號閉鎖對側重合閘這種方式時，對遠傳收信與就地判據的時序配合要求較高，極易發(fā)生因遠傳收信與就地判據時間未能匹配而導致不能可靠閉鎖對側線路開關重合閘的事故，然而選擇發(fā)“遠跳”方式可減少收信的傳輸次數，有效縮短了中間延時，且無就地判據的匹配問題，可以有效解決GIL發(fā)生接地故障時T區(qū)保護動作無法閉鎖對側線路開關重合閘的情況，對于大型水電站同類保護配置及防范類似故障的發(fā)生及處理具有一定的借鑒意義。