特高壓線路雙重化保護裝置動作不一致原因分析

王會增,尚 柳,李卓陽,師元康,崔宇杭

(國網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、損耗低、占地少等突出優勢,但當特高壓線路發生故障時,如果不能快速切除、限制故障的發展,消除故障根源,將會對人身和設備安全產生重大威脅[1-3]。

為了有選擇性地快速切除故障、保證電網安全,按照線路保護及輔助裝置標準化設計規范[4],特高壓線路保護應采用雙重化配置,當線路保護范圍內發生短路故障時,按該原則配置的兩套完整、獨立的保護裝置應正確、可靠動作,尤其是保護裝置的主保護。但是在實際運行中,由于兩套保護裝置的微小區別,故障電流處于定值臨界值附近時,存在動作不一致的情況,這給現場運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裝置動作行為不一致的典型案例,其分析過程可為運維人員提供參考。

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,線路長199.12 km,采用PCS-931AU-GRYK 型(簡稱“第1 套”)和CSC-103AU-GRYK 型(簡稱“第2套”)雙重化保護裝置。線路一次系統接線方式如圖1所示。

圖1 一次系統接線

正常運行方式下,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,線路處于正常運行狀態。

1.2 保護定值

2套保護裝置相關定值如表1 所示,由此可知,2套保護定值相同。

表1 1 000 kV TQ Ⅱ線保護相關定值

1.3 故障經過

2021年9月13日12點34分47秒,特高壓XT 站至特高壓QC站1 000 kVTQ Ⅱ線發生區內故障,該線路2套保護差動動作,重合后第1套保護差動再次動作,第2套保護未出口。事件發生過程中線路兩側保護動作情況如表2所示。

表2 按動作時序線路兩側保護裝置動作情況

從表2可看出,第2套線路保護重合于故障后,差動主保護未動作,與第1套線路保護裝置動作情況不一致。

2 保護裝置動作行為分析

2.1 第1套保護動作行為

第1套保護裝置故障時刻線路兩側保護波形如圖2、圖3所示。

圖2 XT站側保護動作時刻波形

圖3 QC站側保護動作時刻波形

由圖2、圖3可以看出,在第1次跳閘時,保護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 站為遠故障端,距離元件未動作。以下重點分析XT 站側保護裝置2次故障時刻的阻抗關系,如圖4、圖5所示。

圖4 XT站側第1次跳閘時刻阻抗

圖5 XT站側第2次跳閘時刻阻抗

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

故障時刻保護裝置兩側電流和計算的差動電流如圖6所示。

圖6 兩側電流和差動電流

由圖6可知,兩次故障時兩側A 相電流同向,呈現區內故障特征。第1次故障時刻差動電流達到5.6 A 左右,第2 次故障時刻差動電流達到0.387 A。第1套差動保護具有差動高門檻(變化量差動和穩態差動I段門檻)和差動低門檻(穩態差動II段門檻)[5],高門檻為1.5倍差動動作電流定值和1.5倍實測電容電流的大值,低門檻為差動動作電流定值和1.25倍實測電容電流的大值。對于本條線路,差動動作電流定值整定為0.2 A,由于實測電容電流較小(0.055 A),高門檻為1.5倍差動動作電流定值1.5×0.2 A=0.3 A,低門檻為差動動作電流定值0.2 A。本次跳閘過程中,兩側故障的差動電流均大于差動保護高門檻,滿足差動動作條件,故差動保護動作。

當線路重合于故障時,保護裝置會向對側發出加速聯跳命令,收到加速聯跳命令經延時后,加速聯跳元件動作。對于線路重合于故障,兩側差動保護動作后分別向對側發出加速聯跳命令,兩側保護裝置收到對側的加速聯跳信號后,在1 320 ms左右加速聯跳動作,保護再次發出跳閘命令。

綜上所述,在本次故障過程中,TQⅡ線兩側第1套保護裝置動作行為符合設計邏輯。

2.2 第2套保護動作行為

第2套保護裝置故障時刻線路兩側保護波形如圖7、圖8所示。

圖7 XT站側保護動作時刻波形

圖8 QC站側保護動作時刻波形

因本次事故初次跳閘,雙套保護動作行為一致且特征明確,不再進行分析,對重合后保護動作行為分析如下。

(1)重合后距離未加速分析

重合后再次故障時,XT 站側序分量見圖9。

圖9 XT站側序分量

通過序分量分析,此時零序電流超前零序電壓102°左右,呈正向故障特征,但此時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,零序電流見圖10。

圖10 重合后XT站側TQ II線零序電流

經分析,重合后零序電流超過零序加速段時間不足60 ms,故障時間持續較短,故零序加速段未出口。

(2)重合后差動未加速分析

根據定值計算,分相差動電流高值(IDZH)和分相差動電流低值(IDZL)分別為

式中:IDZH為分相差動高值;IDZL為分相差動低值;ICDSet為分相差動動作設定值。

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

為防重合后線路充電、TA 剩磁等影響導致出現差動電流誤動,第1套分相差動保護在重合后采用2倍動作值,重合后差動電流在定值邊界,故本次重合后差動保護未出口。

對故障分析如下,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,故重合后距離保護未加速動作;重合后故障持續時間較短,小于零序加速時間,故零序加速未動作;分相差動保護則由于重合后防誤動差動動作值抬高導致未滿足條件,而零序差動保護則由于故障持續時間較短未來得及出口。如本次故障繼續進行,零序差動保護和零序加速保護將可正確動作。本次保護行為滿足設計要求。

3 結束語

通過對兩套繼保線路保護裝置動作錄波和動作邏輯的對比分析可以得出,保護裝置的動作行為是由其動作邏輯決定的,保護裝置動作邏輯不同,最終的動作行為也不同。第2套保護裝置在重合于故障后未能出口跳閘,但并不會影響到保護裝置對故障類型的判斷和處理流程。

據統計PCS-931AU-G-RYK 型和CSC-103AU-G-RYK 型2套不同廠家設備組成的線路保護,在電網系統中約占20%的份額,占比較高。兩者動作邏輯略有不同,致使在永久性故障中,重合于故障后一套先動作,而另一套未能動作。本文通過案例提供了雙重配置的保護動作行為不一致時的分析思路。結合各種故障信息及保護裝置動作邏輯,對保護的動作行為給出正確的評價,幫助變電運維人員和繼電保護人員快速判定故障情況和保護動作正確與否,避免和減少對故障情況不確定而影響對故障缺陷的處理,以及調控人員對試送電條件是否具備的判斷。