王俊平，仉瑩，楊一夫，吳俊敏，周雷

（1.國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司超高壓公司齊齊哈爾運(yùn)維分部，黑龍江 齊齊哈爾 161000；2.大連民族大學(xué)，遼寧 大連 116600）

0 引言

串聯(lián)電容器補(bǔ)償技術(shù)（簡稱串補(bǔ)）是靈活交流輸電的成熟技術(shù)之一，用來投入運(yùn)行進(jìn)而補(bǔ)償線路感抗。通常復(fù)雜串補(bǔ)站由固定串補(bǔ)（FSC）和可控串補(bǔ)（TCSC）組成，具有提高已建線路的輸送容量，增強(qiáng)電力系統(tǒng)穩(wěn)定性；晶閘管控制的TCSC 具有眾多前沿先進(jìn)優(yōu)勢，同時在接地短路時由閥旁路可降低短路電流[1-2]，因而串補(bǔ)裝置在超高壓輸電線路中得到大量的應(yīng)用[3-5]。目前單相自動重合閘裝置在超高壓電網(wǎng)應(yīng)用十分廣泛，當(dāng)出現(xiàn)重合閘重合于永久性故障時，需要根據(jù)要求配置有重合后加速保護(hù)裝置[6-7]，能夠快速可靠地消除故障。這時所加速保護(hù)的測量元件可靠性降低，很可能引起后加速保護(hù)誤動，最終造成斷路器永跳[8-9]，直接影響串補(bǔ)站安全穩(wěn)定運(yùn)行。本文通過一起重合閘后加速保護(hù)動作事件，分析了線路保護(hù)在重合后加速方面存在的問題，并提出了建議措施。

1 跳閘概述

1.1 故障線路的串補(bǔ)裝置技術(shù)特點(diǎn)

為滿足某電廠電力送出需求，在接入500 kV 變電站西側(cè)建設(shè)一座串補(bǔ)站，每條線路配置一套FSC（30%）和一套TCSC（15%），串補(bǔ)接入示意圖見圖1?？偞a(bǔ)容量2×870 Mvar，串補(bǔ)站每套FSC 和TCSC 裝置配置雙重化的控制保護(hù)系統(tǒng)。

圖1 串補(bǔ)結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Schematic diagram of series compensation structure

1.2 跳閘（旁路）情況及保護(hù)配置簡述

2021 年7 月6 日16：29，某電網(wǎng)500 kV 甲線發(fā)生V 相雷擊故障，線路兩側(cè)2 套保護(hù)動作單跳V 相斷路器，重合閘保護(hù)動作。電站側(cè)單相重合后再次跳閘，5022 和5023 斷路器在開位。甲線FSC 5201斷路器在分位重投成功；TCSC 合三相旁路5202 斷路器，永久閉鎖。變電站500 kV 系統(tǒng)采用3/2 斷路器接線方式，跳閘前運(yùn)行方式見圖2。

圖2 某變電站500 kV部分一次接線圖Fig.2 500 kV primary wiring diagram of a substation

線路保護(hù)配置情況：500 kV 甲線第1 套保護(hù)為RCS-931DMS 光纖電流差動保護(hù)，第2 套保護(hù)為CSC-103AC 光纖電流差動保護(hù)?？刂票Ｗo(hù)系統(tǒng)由完全相同的A、B 兩系統(tǒng)組成，每個系統(tǒng)由數(shù)據(jù)匯總部分、MOV 保護(hù)、電容器保護(hù)、平臺保護(hù)、控制調(diào)節(jié)、I/O 單元、TFR 部分構(gòu)成，具有當(dāng)?shù)睾瓦h(yuǎn)程控制、晶閘管觸發(fā)及監(jiān)護(hù)、與水冷卻控制系統(tǒng)相聯(lián)以及“五防”等功能，能與線路保護(hù)配合。A、B 系統(tǒng)完全獨(dú)立且功能完全相同，對串補(bǔ)設(shè)備形成冗余保護(hù)；兩套系統(tǒng)的控制部分互為備用，根據(jù)運(yùn)行情況以及運(yùn)行人員的指令進(jìn)行主備切換。

2 甲線線路保護(hù)過程分析

2.1 線路保護(hù)動作情況

變電站500 kV 甲線RCS-931DMS 保護(hù)動作情況：14 ms 時電流差動保護(hù)動作，5023、5022 斷路器V 相跳閘，807 ms 零序加速動作，5023、5022 斷路器三相跳閘；CSC-103AC 保護(hù)動作情況：13 ms 時分相差動保護(hù)動作，5023、5022 斷路器V 相跳閘。5023斷路器623 ms 重合閘保護(hù)動作。815 ms 第1 套保護(hù)RCS-931DMS 零序后加速保護(hù)動作跳閘，838 ms跳開5023、5022 三相斷路器。

2.2 線路保護(hù)動作情況分析

通過核對故障錄波圖3 可知，16：29.41，甲線V 相電壓下降，V 相電流增大，會產(chǎn)生接地零序電流，線路光纖保護(hù)動作，切除故障。676 ms，V 相電壓恢復(fù)，V 相跳位返回，但V 相無電流，5023 斷路器單側(cè)合閘。750 ms，V 相流過電流，對側(cè)斷路器合閘，合閘后甲線零序電流為0.138 A（二次值），大于零序加速保護(hù)定值0.1 A（二次值），啟動重合閘加速功能。815 ms 第1 套保護(hù)RCS-931DMS 零序后加速保護(hù)動作跳閘，838 ms 跳開三相斷路器。錄波見圖3。

圖3 甲線保護(hù)動作錄波形Fig.3 Recording waveform of protection action in line A

2.2.1 線路CSC-103AC 保護(hù)零序加速未動作原因分析

甲線RCS-931DMS 線路保護(hù)在單重方式下零序后加速時間為60 ms，CSC-103AC 零序后加速度時間為100 ms。由于RCS-931DM 保護(hù)65 ms 時動作，并在88 ms 內(nèi)跳開三相斷路器，零序電流消失，因CSC-103AC 保護(hù)未達(dá)到100 ms 后加速時間而未動作。零序后加速保護(hù)動作電流比較小，為避開該零序電流，通常會有一段延時。Q/GDW161—2007《線路保護(hù)及輔助裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計規(guī)范》[10]規(guī)定：應(yīng)設(shè)置不大于100 ms 短延時的后加速零序電流保護(hù)，在手動合閘或自動重合閘時投入。因而RCS-931DM 后加速保護(hù)延時整定60 ms 時，65 ms 此動作沒有躲過去。

2.2.2 分析接地零序電流產(chǎn)生的原因

甲線FSC 和TCSC 控制臺顯示，甲線線路保護(hù)動作后，V 相FSC 5201、TCSC 5202 斷路器合閘，將V 相FSC 和TCSC 退出，750 ms 電廠重合閘后，由于V 相FSC 和TCSC 一直處于退出狀態(tài)，U、W 相FSC 和TCSC 處于投入狀態(tài)，造成甲線V 相線路阻抗變大，與U、W 相參數(shù)不平衡，因此三相合閘后V相負(fù)荷電流較U、W 相小，產(chǎn)生了零序電流，導(dǎo)致線路零序后加速保護(hù)跳閘，詳細(xì)時間分布見圖4。同時，伊馮乙線V 相電流增大。

圖4 保護(hù)動作時序Fig.4 Sequence of protection action

甲線三相5023、5022 斷路器跳閘后，其U、W相FSC 5201、TCSC 5202 串補(bǔ)斷路器才合閘退出運(yùn)行。

根據(jù)系統(tǒng)的事件報告分析，結(jié)合保護(hù)動作與錄波圖，兩套系統(tǒng)保護(hù)動作情況及相關(guān)事件信息均一致，故認(rèn)為兩套系統(tǒng)的保護(hù)均動作正常，具體保護(hù)動作分析如下：當(dāng)500 kV 甲線V 相發(fā)生瞬時性單相接地故障，縱聯(lián)差動保護(hù)動作跳閘時，通過波形分析線路串補(bǔ)采用分相控制，使得重合閘后產(chǎn)生零序電流，造成零序后加速保護(hù)動作跳閘。甲線雙套保護(hù)動作符合設(shè)計邏輯，動作行為正確。

3 串補(bǔ)有關(guān)保護(hù)及保護(hù)動作情況分析

3.1 FSC保護(hù)動作情況

甲線發(fā)生V 相瞬時性接地故障，甲線FSC V 相FSC 重投成功，甲線FSC 的A、B 兩套控保系統(tǒng)動作相關(guān)事件報告按時間動作情況見表1 和表2。

表1 FSC A套保護(hù)動作SOE信息表Table 1 SOE information table of protection action of set A in FSC

表2 FSC B套保護(hù)動作SOE信息表Table 2 SOE information table of protection action of set B in FSC

3.1.1 FSC A 系統(tǒng)保護(hù)動作分析

根據(jù)上面列出的事件報告對甲線FSC 保護(hù)動作情況分析。FSC A 套控保系統(tǒng)：首先有“V 相線路保護(hù)聯(lián)動串補(bǔ)”動作，動作出口為觸發(fā)V 相火花間隙（GAP），合V 相旁路斷路器（BPS），暫時閉鎖串補(bǔ)重投。大約800 ms 后（線路斷路器重合成功，并再次保護(hù)動作），在串補(bǔ)解除暫時閉鎖前發(fā)生“U 相線路保護(hù)聯(lián)動FSC”、“V 相線路保護(hù)聯(lián)動FSC”、“W 相線路保護(hù)聯(lián)動串補(bǔ)”動作，動作結(jié)果輸出為觸發(fā)火花間隙，三相旁路斷路器（BPS）合閘，控制與調(diào)節(jié)系統(tǒng)發(fā)出“串補(bǔ)重投永久閉鎖”[11]。

因?yàn)椤按a(bǔ)重投時間”定值整定為900 ms，大于兩次線路保護(hù)動作的時間間隔800 ms，所以A 套控保系統(tǒng)未發(fā)重投串補(bǔ)的命令。

3.1.2 FSC B 系統(tǒng)保護(hù)動作分析

本系統(tǒng)僅收到“V 相線路保護(hù)聯(lián)動串補(bǔ)”動作（本套線路保護(hù)僅有第1 個單相保護(hù)動作，重投后未再發(fā)生三相保護(hù)動作），動作出口為觸發(fā)V 相GAP，合V 相BPS，暫時閉鎖串補(bǔ)重投。大約900 ms后串補(bǔ)解除暫時閉鎖，分U、V、W 相BPS，B 套控保系統(tǒng)發(fā)出重投串補(bǔ)的命令，并重投成功。

通過上面的分析可以看出：由于甲線A、B 套線路保護(hù)裝置的動作結(jié)果不一致，造成甲線FSC A、B套控保系統(tǒng)的保護(hù)動作情況也不一致。由于兩套FSC 控保系統(tǒng)完全獨(dú)立，所以串補(bǔ)A 套控保系統(tǒng)永久閉鎖未發(fā)串補(bǔ)重投信號，串補(bǔ)B 套控保系統(tǒng)暫時閉鎖并發(fā)出串補(bǔ)重投信號，最終甲線FSC 重投成功。這也造成了FSC A、B 套控保系統(tǒng)上報的事件信息不一致，但通過分析可以確定兩套控保系統(tǒng)的動作情況均與保護(hù)邏輯相符，動作結(jié)果正確無誤。

3.2 TCSC控保特點(diǎn)及保護(hù)動作情況分析

3.2.1 TCSC 相關(guān)控保特點(diǎn)

1）配置“防止45% 串補(bǔ)度保護(hù)”。當(dāng)FSC 在運(yùn)行時TCSC 如果也運(yùn)行在固定模式則存在次同步諧振的風(fēng)險，為了防止發(fā)生次同步諧振，故設(shè)置了“防止45%串補(bǔ)度保護(hù)”，并永久閉鎖串補(bǔ)重投[12]。

2）閥基電子設(shè)備（VBE）閉鎖保護(hù)。當(dāng)VBE 檢測到某種異常、故障時可采取主動閉鎖保護(hù)措施。控制系統(tǒng)不發(fā)送晶閘管觸發(fā)命令時，閥基電子設(shè)備運(yùn)行在閉鎖方式[13-14]。

FSC 和TCSC 均采用單相重投的控保策略（與線路保護(hù)一致），其重投延時定為900 ms，主要考慮到線路斷路器重合成功時間約800 ms，線路重投成功后，串補(bǔ)控保系統(tǒng)可再利用約100 ms 的時間判斷一下線路狀態(tài)是否滿足重投條件（線路電流正常，線路無故障），如果滿足則正常重投，否則不重投。其主要目的是防止串補(bǔ)裝置重投于故障，從而對設(shè)備性能產(chǎn)生沖擊。

3.2.2 可控保護(hù)動作情況分析

1）TCSC A 套控保系統(tǒng)。

首先有“V 相線路保護(hù)聯(lián)動串補(bǔ)”動作，動作結(jié)果輸出為觸發(fā)V 相晶閘管，合V 相BPS，暫時閉鎖串補(bǔ)重投。

大約800 ms 后，在串補(bǔ)解除暫時閉鎖前發(fā)生“線路保護(hù)聯(lián)動串補(bǔ)”動作，動作結(jié)果輸出為觸發(fā)三相晶閘管，合U、V、W 相BPS，永久閉鎖串補(bǔ)重投。

A 套控保系統(tǒng)“防止45% 串補(bǔ)度保護(hù)”動作原因：B 套控保系統(tǒng)僅有“V 相線路保護(hù)聯(lián)動串補(bǔ)”動作，由于“串補(bǔ)自動重投時間”定值設(shè)為900 ms，其在900 ms 后將TCSC 重投。從A 套控保系統(tǒng)事件報告看出此時FSC 也重投成功。這種情況滿足TCSC 的“防止45%串補(bǔ)度保護(hù)”動作條件。所以A套控保系統(tǒng)“防止45%串補(bǔ)度保護(hù)”動作，動作出口為合W、V、W 相BPS，永久閉鎖串補(bǔ)重投。需特別指出的是：因?yàn)楸敬尉€路保護(hù)兩套保護(hù)動作不一致導(dǎo)致串補(bǔ)保護(hù)A、B 系統(tǒng)的動作也不一致，具體來說就是由于V 相線路聯(lián)動TCSC 保護(hù)動作時主調(diào)節(jié)系統(tǒng)為串補(bǔ)控保A 系統(tǒng)，他將VBE 閉鎖了，但隨后他又收到了三相線路聯(lián)動串補(bǔ)信號，所以串補(bǔ)控保A系統(tǒng)永久閉鎖了，既不會解除VBE 的閉鎖，也不會將TCSC 重投。而串補(bǔ)控保B 系統(tǒng)因?yàn)闆]收到三相線路聯(lián)動串補(bǔ)信號，重投了串補(bǔ)，但因?yàn)樗菑恼{(diào)節(jié)系統(tǒng)又無法解除VBE 閉鎖（解除VBE 閉鎖就意味著運(yùn)行在TCSC 模式），于是“防止45% 串補(bǔ)度保護(hù)”動作了。如果串補(bǔ)控保A 系統(tǒng)和B 系統(tǒng)一樣沒有收到三相線路聯(lián)動串補(bǔ)信號，就會解除VBE 閉鎖并重投串補(bǔ)，于是“防止45% 串補(bǔ)度保護(hù)”就不會動作。

所以A 套控保系統(tǒng)最終將TCSC 退出運(yùn)行。

2）TCSC B 套控保系統(tǒng)。

僅有“V 相線路保護(hù)聯(lián)動串補(bǔ)”動作，動作結(jié)果輸出為觸發(fā)V 相晶閘管，合V 相BPS，暫時閉鎖串補(bǔ)重投。

由于“串補(bǔ)自動重投時間”定值為900 ms，大約900 ms 后串補(bǔ)解除暫時閉鎖，分U、V、W 相BPS，B套控保系統(tǒng)重投串補(bǔ)成功。

B 套控保系統(tǒng)“防止45% 串補(bǔ)度保護(hù)”動作原因：B 套控保系統(tǒng)重投串補(bǔ)成功后，從B 套控保系統(tǒng)時間報告看出此時FSC 也重投成功。這種情況滿足TCSC 的“防止45% 串補(bǔ)度保護(hù)”動作條件，即：當(dāng)FSC 在運(yùn)行時TCSC 如果也運(yùn)行在固定模式則存在次同步諧振的風(fēng)險，為了防止發(fā)生次同步諧振，故設(shè)置了“防止45%串補(bǔ)度保護(hù)”。所以B 套控保系統(tǒng)“防止45%串補(bǔ)度保護(hù)動作”，動作出口為合U、V、W 相BPS，永久閉鎖串補(bǔ)重投。需要特別說明的是：因?yàn)榇舜尉€路保護(hù)A、B 系統(tǒng)保護(hù)動作不一致導(dǎo)致串補(bǔ)保護(hù)A、B 系統(tǒng)的動作也不一致，具體來說就是由于V 相線路聯(lián)動串補(bǔ)保護(hù)動作時主調(diào)節(jié)系統(tǒng)為串補(bǔ)控保A 系統(tǒng)，他將VBE 閉鎖了，但隨后他又收到了三相線路聯(lián)動串補(bǔ)信號，導(dǎo)致串補(bǔ)控保A系統(tǒng)永久閉鎖了，既不會解除VBE 的閉鎖，也不會重投串補(bǔ)。然而串補(bǔ)控保B 系統(tǒng)因?yàn)闆]收到三相線路聯(lián)動串補(bǔ)信號，重投了串補(bǔ)，但因?yàn)樗菑恼{(diào)節(jié)系統(tǒng)又無法解除VBE 閉鎖（解除VBE 閉鎖就意味著運(yùn)行在TCSC 模式），于是“防止45%串補(bǔ)度保護(hù)”動作了。如果串補(bǔ)控保A 系統(tǒng)和B 系統(tǒng)一樣沒有收到三相線路聯(lián)動串補(bǔ)信號，就會解除VBE 閉鎖并重投串補(bǔ)，于是“防止45%串補(bǔ)度保護(hù)”就不會動作。

所以B 套控保系統(tǒng)最終將TCSC 退出運(yùn)行。

通過上面的分析：由于甲線兩套線路保護(hù)裝置的動作結(jié)果不一致，造成甲線TCSC A、B 套控保系統(tǒng)的保護(hù)動作情況也不一致。由于A、B 套TCSC控保系統(tǒng)完全獨(dú)立，所以串補(bǔ)A 套控保系統(tǒng)永久閉鎖未發(fā)串補(bǔ)重投信號，B 套控保系統(tǒng)暫時閉鎖并發(fā)出串補(bǔ)重投信號，甲線TCSC 也重投成功。由于此時FSC 已重投成功，TCSC 重投成功后進(jìn)而導(dǎo)致“防止45% 串補(bǔ)度保護(hù)”動作，最終甲線TCSC 合三相旁路斷路器，永久閉鎖[15]。這也造成了TCSC A、B套控保系統(tǒng)上報的事件信息不一致，但通過分析可以確定兩套控保系統(tǒng)的動作情況均與保護(hù)邏輯相符，動作結(jié)果正確無誤。

基于以上分析，甲線FSC、TCSC 控保系統(tǒng)工作正常，保護(hù)動作情況與保護(hù)功能相符合，動作結(jié)果正確。

4 結(jié)語

500 kV 線路發(fā)生單相瞬時性接地故障，因重合閘后加速保護(hù)動作，致使FSC、TCSC 重投行為結(jié)果不一致。

要保證重合閘裝置不被誤動和拒動，提高系統(tǒng)穩(wěn)定性[15]，保證電力系統(tǒng)安全運(yùn)行，甲線單相瞬時性接地過程中串補(bǔ)裝置控制保護(hù)動作正常，考慮到零序保護(hù)后加速動作的可能性，建議采取以下措施：

1）光纖差動線路保護(hù)聯(lián)動串補(bǔ)保護(hù)動作后，以本次故障為例，線路斷路器重合時三相線路參數(shù)確實(shí)存在差異（V 相無串補(bǔ)，U、W 相有串補(bǔ)），這個差異對零序電流的影響暫時難以定性地評估，可能需要通過進(jìn)一步的系統(tǒng)分析計算來評估。如果希望線路斷路器重合時三相線路參數(shù)一致，則需要在線路斷路器重合前先重投故障相串補(bǔ)，這所確定的控保邏輯方案還需有進(jìn)一步的研究、優(yōu)化和相關(guān)試驗(yàn)。

2）為提高后加速保護(hù)動作的可靠性，延長零序保護(hù)后加速的時限，現(xiàn)階段零序保護(hù)后加速動作時間為60～100 ms，最長的斷路器合閘時間為200 ms左右，建議零序保護(hù)后加速動作時間為100～150 ms最合適，這樣既能夠提高后加速保護(hù)動作的可靠性，又將電網(wǎng)安全風(fēng)險因素降至最低。

3）提高零序后加速電流定值。按照先重合閘后系統(tǒng)產(chǎn)生的最大零序電流來計算零序后加速電流定值，適當(dāng)提高零序后加速電流定值。如果提高零序后加速電流定值可能會導(dǎo)致永久性高阻接地時，零序后加速保護(hù)拒動[16]。如果零序后加速保護(hù)拒動，重合于永久性故障時，只能依靠主保護(hù)光纖差動保護(hù)或者其他后備保護(hù)來切除故障[17]。具體最優(yōu)定值設(shè)置有待深入分析研究。

通過對這起重合閘后加速動作事件的原因分析，提出了優(yōu)化保護(hù)控制程序、修改后加速保護(hù)動作邏輯，尤為TCSC 控制重投邏輯更加明晰，將有利于電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。