王會(huì)增,尚 柳,李卓陽(yáng),師元康,崔宇杭

(國(guó)網(wǎng)河北省電力有限公司超高壓分公司,河北 石家莊 050071)

0 引言

在電力系統(tǒng)中,1 000 kV及以上的特高壓交流輸電具有輸電容量大、距離遠(yuǎn)、損耗低、占地少等突出優(yōu)勢(shì),但當(dāng)特高壓線路發(fā)生故障時(shí),如果不能快速切除、限制故障的發(fā)展,消除故障根源,將會(huì)對(duì)人身和設(shè)備安全產(chǎn)生重大威脅[1-3]。

為了有選擇性地快速切除故障、保證電網(wǎng)安全,按照線路保護(hù)及輔助裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)規(guī)范[4],特高壓線路保護(hù)應(yīng)采用雙重化配置,當(dāng)線路保護(hù)范圍內(nèi)發(fā)生短路故障時(shí),按該原則配置的兩套完整、獨(dú)立的保護(hù)裝置應(yīng)正確、可靠動(dòng)作,尤其是保護(hù)裝置的主保護(hù)。但是在實(shí)際運(yùn)行中,由于兩套保護(hù)裝置的微小區(qū)別,故障電流處于定值臨界值附近時(shí),存在動(dòng)作不一致的情況,這給現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)維檢修人員快速判斷故障原因造成困擾。本文介紹了一起特高壓線路兩套保護(hù)裝置動(dòng)作行為不一致的典型案例,其分析過(guò)程可為運(yùn)維人員提供參考。

1 線路故障情況

1.1 線路概況

1 000 kV特 高 壓TQⅡ線 于2017 年5 月 投運(yùn),線路長(zhǎng)199.12 km,采用PCS-931AU-GRYK 型(簡(jiǎn)稱“第1 套”)和CSC-103AU-GRYK 型(簡(jiǎn)稱“第2套”)雙重化保護(hù)裝置。線路一次系統(tǒng)接線方式如圖1所示。

圖1 一次系統(tǒng)接線

正常運(yùn)行方式下,特高壓XT 站1 000 kVTQⅡ線T031和T032斷路器在合位,特高壓QC 站1 000 kVTQ Ⅱ線T041和T042斷路器在合位,線路處于正常運(yùn)行狀態(tài)。

1.2 保護(hù)定值

2套保護(hù)裝置相關(guān)定值如表1 所示,由此可知,2套保護(hù)定值相同。

表1 1 000 kV TQ Ⅱ線保護(hù)相關(guān)定值

1.3 故障經(jīng)過(guò)

2021年9月13日12點(diǎn)34分47秒,特高壓XT 站至特高壓QC站1 000 kVTQ Ⅱ線發(fā)生區(qū)內(nèi)故障,該線路2套保護(hù)差動(dòng)動(dòng)作,重合后第1套保護(hù)差動(dòng)再次動(dòng)作,第2套保護(hù)未出口。事件發(fā)生過(guò)程中線路兩側(cè)保護(hù)動(dòng)作情況如表2所示。

表2 按動(dòng)作時(shí)序線路兩側(cè)保護(hù)裝置動(dòng)作情況

從表2可看出,第2套線路保護(hù)重合于故障后,差動(dòng)主保護(hù)未動(dòng)作,與第1套線路保護(hù)裝置動(dòng)作情況不一致。

2 保護(hù)裝置動(dòng)作行為分析

2.1 第1套保護(hù)動(dòng)作行為

第1套保護(hù)裝置故障時(shí)刻線路兩側(cè)保護(hù)波形如圖2、圖3所示。

圖2 XT站側(cè)保護(hù)動(dòng)作時(shí)刻波形

圖3 QC站側(cè)保護(hù)動(dòng)作時(shí)刻波形

由圖2、圖3可以看出,在第1次跳閘時(shí),保護(hù)裝置采集的故障電流較大,第2次故障采集的電流較小,但是具有明顯的零序電流和零序電壓的故障特征。

由于QC 站為遠(yuǎn)故障端,距離元件未動(dòng)作。以下重點(diǎn)分析XT 站側(cè)保護(hù)裝置2次故障時(shí)刻的阻抗關(guān)系,如圖4、圖5所示。

圖4 XT站側(cè)第1次跳閘時(shí)刻阻抗

圖5 XT站側(cè)第2次跳閘時(shí)刻阻抗

由圖4可以看出,XT 站側(cè)A 相的測(cè)量阻抗呈現(xiàn)出口故障特征,故工頻變化量阻抗和距離I段元件動(dòng)作;由圖5可以看出,線路重合后第2次故障時(shí),A 相的測(cè)量阻抗大,不滿足距離保護(hù)和距離加速元件動(dòng)作條件,故在第2次故障時(shí),距離元件未動(dòng)作。

故障時(shí)刻保護(hù)裝置兩側(cè)電流和計(jì)算的差動(dòng)電流如圖6所示。

圖6 兩側(cè)電流和差動(dòng)電流

由圖6可知,兩次故障時(shí)兩側(cè)A 相電流同向,呈現(xiàn)區(qū)內(nèi)故障特征。第1次故障時(shí)刻差動(dòng)電流達(dá)到5.6 A 左右,第2 次故障時(shí)刻差動(dòng)電流達(dá)到0.387 A。第1套差動(dòng)保護(hù)具有差動(dòng)高門檻(變化量差動(dòng)和穩(wěn)態(tài)差動(dòng)I段門檻)和差動(dòng)低門檻(穩(wěn)態(tài)差動(dòng)II段門檻)[5],高門檻為1.5倍差動(dòng)動(dòng)作電流定值和1.5倍實(shí)測(cè)電容電流的大值,低門檻為差動(dòng)動(dòng)作電流定值和1.25倍實(shí)測(cè)電容電流的大值。對(duì)于本條線路,差動(dòng)動(dòng)作電流定值整定為0.2 A,由于實(shí)測(cè)電容電流較小(0.055 A),高門檻為1.5倍差動(dòng)動(dòng)作電流定值1.5×0.2 A=0.3 A,低門檻為差動(dòng)動(dòng)作電流定值0.2 A。本次跳閘過(guò)程中,兩側(cè)故障的差動(dòng)電流均大于差動(dòng)保護(hù)高門檻,滿足差動(dòng)動(dòng)作條件,故差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作。

當(dāng)線路重合于故障時(shí),保護(hù)裝置會(huì)向?qū)?cè)發(fā)出加速聯(lián)跳命令,收到加速聯(lián)跳命令經(jīng)延時(shí)后,加速聯(lián)跳元件動(dòng)作。對(duì)于線路重合于故障,兩側(cè)差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作后分別向?qū)?cè)發(fā)出加速聯(lián)跳命令,兩側(cè)保護(hù)裝置收到對(duì)側(cè)的加速聯(lián)跳信號(hào)后,在1 320 ms左右加速聯(lián)跳動(dòng)作,保護(hù)再次發(fā)出跳閘命令。

綜上所述,在本次故障過(guò)程中,TQⅡ線兩側(cè)第1套保護(hù)裝置動(dòng)作行為符合設(shè)計(jì)邏輯。

2.2 第2套保護(hù)動(dòng)作行為

第2套保護(hù)裝置故障時(shí)刻線路兩側(cè)保護(hù)波形如圖7、圖8所示。

圖7 XT站側(cè)保護(hù)動(dòng)作時(shí)刻波形

圖8 QC站側(cè)保護(hù)動(dòng)作時(shí)刻波形

因本次事故初次跳閘,雙套保護(hù)動(dòng)作行為一致且特征明確,不再進(jìn)行分析,對(duì)重合后保護(hù)動(dòng)作行為分析如下。

(1)重合后距離未加速分析

重合后再次故障時(shí),XT 站側(cè)序分量見(jiàn)圖9。

圖9 XT站側(cè)序分量

通過(guò)序分量分析,此時(shí)零序電流超前零序電壓102°左右,呈正向故障特征,但此時(shí)UA幅值在59 V 左右,IA電流在0.23～0.31 A,ZA最小阻抗121Ω 左右,遠(yuǎn)大于接地距離Ⅱ段定值24Ω,故距離未加速出口。

(2)重合后零序未加速分析

重合后再次故障時(shí),零序電流見(jiàn)圖10。

圖10 重合后XT站側(cè)TQ II線零序電流

經(jīng)分析,重合后零序電流超過(guò)零序加速段時(shí)間不足60 ms,故障時(shí)間持續(xù)較短,故零序加速段未出口。

(2)重合后差動(dòng)未加速分析

根據(jù)定值計(jì)算,分相差動(dòng)電流高值(IDZH)和分相差動(dòng)電流低值(IDZL)分別為

式中:IDZH為分相差動(dòng)高值;IDZL為分相差動(dòng)低值;ICDSet為分相差動(dòng)動(dòng)作設(shè)定值。

重合后再次故障時(shí),XT 站側(cè)最大故障電流為0.315 A 左右,QC 站側(cè)最大故障電流為0.084 A左右,差動(dòng)電流最大時(shí)刻在故障起始1 290 ms左右,此時(shí)刻XT 站側(cè)IA為0.294∠0°A,QC站側(cè)IA為0.084∠0°A,此時(shí)差動(dòng)電流為0.377 8 A。

為防重合后線路充電、TA 剩磁等影響導(dǎo)致出現(xiàn)差動(dòng)電流誤動(dòng),第1套分相差動(dòng)保護(hù)在重合后采用2倍動(dòng)作值,重合后差動(dòng)電流在定值邊界,故本次重合后差動(dòng)保護(hù)未出口。

對(duì)故障分析如下,由于重合后電壓降幅不明顯,阻抗未落在距離II段范圍之內(nèi),故重合后距離保護(hù)未加速動(dòng)作;重合后故障持續(xù)時(shí)間較短,小于零序加速時(shí)間,故零序加速未動(dòng)作;分相差動(dòng)保護(hù)則由于重合后防誤動(dòng)差動(dòng)動(dòng)作值抬高導(dǎo)致未滿足條件,而零序差動(dòng)保護(hù)則由于故障持續(xù)時(shí)間較短未來(lái)得及出口。如本次故障繼續(xù)進(jìn)行,零序差動(dòng)保護(hù)和零序加速保護(hù)將可正確動(dòng)作。本次保護(hù)行為滿足設(shè)計(jì)要求。

3 結(jié)束語(yǔ)

通過(guò)對(duì)兩套繼保線路保護(hù)裝置動(dòng)作錄波和動(dòng)作邏輯的對(duì)比分析可以得出,保護(hù)裝置的動(dòng)作行為是由其動(dòng)作邏輯決定的,保護(hù)裝置動(dòng)作邏輯不同,最終的動(dòng)作行為也不同。第2套保護(hù)裝置在重合于故障后未能出口跳閘,但并不會(huì)影響到保護(hù)裝置對(duì)故障類型的判斷和處理流程。

據(jù)統(tǒng)計(jì)PCS-931AU-G-RYK 型和CSC-103AU-G-RYK 型2套不同廠家設(shè)備組成的線路保護(hù),在電網(wǎng)系統(tǒng)中約占20%的份額,占比較高。兩者動(dòng)作邏輯略有不同,致使在永久性故障中,重合于故障后一套先動(dòng)作,而另一套未能動(dòng)作。本文通過(guò)案例提供了雙重配置的保護(hù)動(dòng)作行為不一致時(shí)的分析思路。結(jié)合各種故障信息及保護(hù)裝置動(dòng)作邏輯,對(duì)保護(hù)的動(dòng)作行為給出正確的評(píng)價(jià),幫助變電運(yùn)維人員和繼電保護(hù)人員快速判定故障情況和保護(hù)動(dòng)作正確與否,避免和減少對(duì)故障情況不確定而影響對(duì)故障缺陷的處理,以及調(diào)控人員對(duì)試送電條件是否具備的判斷。