500 kV死區(失靈)加速保護原理及應用分析

周金剛，王智弘，仁青達瓦，姜 康，韓 鑫，楊 操

(1.國網湖南省電力有限公司檢修分公司， 長沙 410015； 2.國網西藏電力有限公司檢修分公司， 拉薩 850000)

0 引 言

隨著特高壓直流及風能、光伏等新能源的大量接入電網，電網呈現出突出的電力電子化特征，直流換相失敗已變成影響大電網安全的重要故障之一。直流受端的交流故障引起直流換相失敗，一次換相失敗恢復時間約為200 ms，一旦直流連續發生兩次換相失敗，即使采取切除電源端2×104MW機組、閉鎖直流等措施，電源端電網仍不能恢復穩定方式。而發生死區故障或斷路器失靈時，目前的死區失靈保護動作跳相鄰開關時間通常晚于故障后400 ms，不能滿足穩定要求[1]。祁連山至韶山直流接入湖南電網后，湖南電力系統需要考慮以上穩定問題。

為滿足湖南電網安全穩定運行要求，通過試點在500 kV沙坪變按串配置死區及失靈加速保護，當死區故障或開關失靈拒動時，故障后200 ms內即可完成故障隔離，解決特高壓直流系統對快速切除死區(失靈)故障的要求，提高電網安全穩定裕度[2]。

1 現有死區及失靈保護問題分析

前500 kV部分大多為3/2接線，圖1為該接線方式下現有死區及失靈保護的配置圖。死區保護和失靈保護都是在相關元件保護，如線路、母線、主變保護動作之后，仍然無法隔離故障時動作，從而通過擴大動作范圍，如跳相鄰開關或遠跳線路對側來切除故障，二者的主判據均為設備保護動作不返回且電流條件滿足[2]。然而，存在如下不足：

1)開關跳開前，無法通過電氣量來判斷出死區故障所在串。

2)兩種保護都需要靠延時躲過開關的分閘和熄弧時間。

3)因為引入了額外的判別條件，故死區延時比失靈延時時間少。

4)斷路器分閘位置與其實際熄弧斷開不能完全同步對應。

圖1 現有死區及失靈保護配置圖

圖2、圖3分別為現有的失靈保護和死區保護邏輯，從圖中可以看出兩種保護均需一定的延時。

圖2 失靈保護邏輯圖

圖3 死區保護邏輯圖

從圖2～4可知，考慮到保護出口及開關位置翻轉所需時間，故失靈和死區保護均需要可靠躲過斷路器分閘和熄弧的時間[3]。

圖4 傳統死區及失靈保護動作時序圖

2 500 kV某變電站失靈及死區保護配置方案

該500 kV變電站為常規綜自站。500 kV部分采用3/2接線，現有4個完整串，1個不完整串，主變2臺，共有500 kV出線7回，分別為沙星Ⅰ線、沙鼎Ⅱ線、復沙Ⅰ線、復沙Ⅱ線、羅沙Ⅰ線、華沙線和黑沙線。

此次通過在該變電站按串雙重化配置死區及失靈加速保護，解決快速切除死區、斷路器失靈故障問題。在第1～4串按串配置死區及失靈加速保護，以滿足開關死區(失靈)故障快速切除要求。

該方案對站內的保護系統不會產生改變，按串增設死區及失靈加速保護。將死區故障完全切除時間從405 ms壓縮到110 ms以內，開關失靈切除時間壓縮至200 ms以內。

死區及失靈保護按雙重化進行配置，A套為許繼WDLK-862F-G型保護，B套為PRS-726A型保護，每串A、B套保護裝置組一面屏。本期新安裝4面死區及失靈保護屏，500 kV變電站的1號、2號小室各布置2面屏柜。考慮在復沙Ⅰ線對側變電站配合死區及失靈保護遠跳，需在線路對側站相應串配置雙套死區及失靈保護裝置，兩站間采用2 Mb/s復用光纖通道通訊。該方案需配置10套死區及失靈保護裝置，共計5面屏，配置4臺2 Mb/s通道接口設備(布置在前期線路通道接口屏內)。

1～4串的死區及失靈保護之間通過GOOSE組網方案實現失靈聯跳功能，用于快速切除邊開關。通過裝設A、B網過程層交換機各一套，分別接入各串站域失靈裝置，實現信息間交互及聯跳功能。

3 二次接入方案

3.1 跳閘開入

死區及失靈保護裝置需接入線路分相跳閘接點(主變三跳接點)、操作箱三跳、永跳接點保護跳閘[4]，如圖5～7所示。

圖5 主變保護動作開入站域保護

圖6 線路保護動作開入站域保護

圖7 操作箱三跳、永跳開入站域保護

分相跳閘時收到任一相跳閘信號，相應相電流大于0.05In并且滿足零負序條件，啟動故障相失靈[5]。

3.2 電流回路

死區及失靈保護裝置需引入所在串所有斷路器TA二次電流[6-7]，因備用繞組數量不夠，此次工程由斷路器保護用電流串接至兩套死區及失靈保護裝置。各斷路器間隔電流接入狀態如圖8所示。

圖8 電流回路示意圖(以5011間隔為例)

3.3 斷路器位置接入

死區及失靈保護裝置需接入本串全部斷路器的開關位置[8]，可從一次設備區各個開關匯控柜內，各引出兩組輔助接點，分別至死區及失靈各串保護A套裝置及B套裝置[9]，其中許繼862F斷路器位置開入為三相跳位的串聯(如圖9所示)，深瑞726A為斷路器分相開入。

圖9 許繼WDLK-862F-G開關位置開入圖

4 加裝及調試工作流程

4.1 施工方案

經過與華中網調匯報與溝通，此次接入原則為：結合單臺斷路器停電接入斷路器電流及斷路器操作箱TJR開入至死區及失靈保護、斷路器位置接入；退出線路/主變保護接入電壓回路，改接至新保護；退出原線路/主變跳閘啟動穩控回路，改接至新保護。因而此次施工共分為三個階段：

第一階段為不停電工作，主要工作包括：沙坪、復興兩站屏柜安裝、電纜、光纜敷設；新裝置單體及整組調試，保信接入，與對側通道試驗，與廠站端及調度端進行信號核對。

第二階段為斷路器相關回路接入，采取停單臺斷路器的方式，每天2臺，主要工作包括：斷路器電流串接至死區及失靈保護裝置；斷路器操作箱TJR接點接至死區及失靈保護裝置，壓板配線；開關位置接至死區及失靈保護裝置。

第三階段為相關交流電壓回路及跳閘開入回路接入、投運前檢查。采用單套退線路/主變保護的方式。主要工作包括：原線路/主變跳閘啟動穩控回路改接至新保護；各線路/主變電壓接入新死區及失靈保護。

4.2 安裝調試要點

該工作只停單臺斷路器，線路/主變不停電，因此在進行斷路器相關回路接入時，要做好安全措施，防止造成運行中斷路器誤跳閘，從而導致線路/主變強停。另外，線路/主變電壓回路為帶電接入，工作中要防止TV短路。

5 結 語

站域失靈保護能夠將之前的死區故障或斷路器失靈故障切除時間從逾400 ms縮短至200 ms以內，因此該保護的加裝能夠提升特高壓直流投運后的湖南主電網的安全穩定裕度，提高電網安全穩定運行能力，在一定程度上能夠為電網安全運行保駕護航。同時，需要注意的是，在現有運行變電站內加裝該保護，涉及的設備及回路較多，存在一定的施工風險，需要做好前期勘察，制定周密的加裝方案，執行好二次安全措施，防止發生繼電保護“三誤”事故。