一起500 kV线路T区保护动作闭锁对侧重合闸失败的原因分析

孙远刚，杨 涛，黄泰山，侯小虎

(乌东德水力发电厂，云南 昆明 651512)

GIL全称为SF6气体绝缘金属封闭输电线路，是一种先进的电力传输设备，具有电能损耗小、可靠性高、送电容量大、运行维护工作量小等优点。现有的继电保护配置中，一般把GIL视为线路的一部分将其纳入到线路保护的保护范围中。为避免其单相故障时线路重合闸对GIL故障点造成二次冲击伤害，一般大型水电站在线路保护范围内，会增设专用于保护GIL的T区保护。当GIL发生单相接地时，除线路保护动作之外，T区保护也将瞬时动作，启动本侧开关三跳、闭锁本侧线路开关重合闸，同时通过线路保护远传功能启动对侧开关三跳、闭锁对侧线路开关重合闸。在此过程中，远传收信与就地判据的时序配合对于能否可靠闭锁对侧重合闸至关重要。

1 事故简介

某电站GIL发生A相接地故障，线路保护启动单相跳闸、T区保护启动三相跳闸，保护正确动作，并成功跳开本侧开关、闭锁本侧重合闸；但对侧换流站仅有线路保护动作信号，远跳装置收信未跳闸，闭锁重合闸失败，导致线路开关单相跳闸1.1 s后，重合于故障加速三跳，对电站GIL故障点造成了二次冲击。

故障发生时，该电站及对侧换流站录波波形如图1、图2所示。

图1 出线GIL接地故障录波波形图(某电站录波波形)

图2 出线GIL接地故障录波波形图(对侧某换流站录波波形)

2 事故原因分析

2.1 T区保护闭锁重合闸的实现路径

该电站T区保护采用PCS-924A型装置，采集串内开关5112、5113电流及GIL外侧电流互感器LH2B、LH2C电流组成三侧差动的T区保护，其保护配置图如图3所示。T区保护动作后，开入三跳接点至5112、5113操作箱TJR接点，跳开线路开关，并由操作箱返回闭锁重合闸指令，由此T区保护动作后，本侧重合闸不动作。

图3 某电站RCS-924 T区保护保护配置图

T区保护动作闭锁对侧重合闸实现路径较为复杂，主要通过向线路保护装置RCS-931AMV发送“远传1”开入命令，该命令由光纤传输至对侧线路保护装置，继而转发至对侧RCS-925G过压远跳装置，经(或不经)“就地判据”满足后，出口三跳，并闭锁对侧线路开关重合闸，见图4。

图4 T区保护动作闭锁重合闸的实现路径图

2.2 T区保护动作启动远方跳闸时序分析

查阅某电站及对侧换流站两侧保护装置动作报文，重点检查“远传1”传输路径，将以上四台装置收到的远传命令以绝对时刻为标准，绘制在同一图中，如图5所示。从图5可以看出，由于装置开出继电器的动作延时问题，最初T区保护开出的跳闸脉宽为49 ms，最终传输至对侧过压远跳装置时，脉宽仅剩余35 ms。

图5 “远传1”脉宽的传输时序图

2.3 对侧换流站RCS-925G过压远跳装置收信后未跳闸原因分析

RCS-925G的远跳功能主要分为远跳有判据和远跳无判据两种情况，其中远跳无判据主要用于解决PT断线的异常情况，其整定延时较长，为200 ms。

远跳就地判据主要检测线路低电流、低有功判据，就地判据满足，延时40 ms开放就地判据满足条件框图。当“就地判据”及“远方收信”两个条件同时满足，在经“远跳有判据延时定值”(30 ms)出口三相跳闸，详细逻辑框图见图6、图7。

图6 RCS-925G 过压远跳装置就地判据逻辑图

图7 RCS-925G 过压远跳装置远方跳闸逻辑图

RCS-925G过压远跳装置“远跳有判据”逻辑简略概括如图8所示。

图8 RCS-925G 远跳有判据逻辑简图

对侧换流站RCS-925G过压及远跳保护装置动作波形图可以看出，保护装置收信脉宽大约持续了35 ms；收信时刻，A相故障电流较大，不满足低电流就地判据(任一相电流二次值小于0.05 A)条件，大约5 ms后，A相电流降低为零，低电流条件计时开始，根据图8、图9，低电流条件需维持40 ms，就地判据方满足，但此时通道收信早已返回，因此RCS-925G过压及远跳保护装置未动作出口。

图9 对侧某换流站RCS-925G 远方收信动作时序图

由此，可以判断，远传收信与就地判据时间未能匹配，是造成对侧换流站过压远跳装置收信未跳闸的主要原因。

3 整改建议

针对目前某出线T区保护无法闭锁对侧重合闸的问题，建议有以下几种方案可供选择：

方案一：投入对侧换流站RCS-925G过压远跳装置“故障电流电压”判据。

此方案需增加对侧换流站RCS-925G过压远跳装置“零序电流判据”、“负序电流判据”、“零序电压”、“负序电压判据”等就地判据，可以使就地判据计时时刻提前至故障初始时刻，使收信与就地判据相配合；但由于“远传1”命令多级传输已造成收信脉宽降低至35 ms左右，配合的裕度比较小，在某些极端时刻仍可能造成闭锁重合闸失败。

方案二：对T区保护装置进行程序升级，拓展远传出口脉冲宽度。

由“远传1”脉宽的传输时序图5可知，如果仅对T区保护装置程序升级而没有增加对侧换流站RCS-925G过压远跳装置“零序电流判据”、“负序电流判据”、“零序电压”、“负序电压判据”等就地判据，T区保护远跳开出拓展的时间大致为109 ms，造成保护可靠性下降，如果对T区保护装置进行程序升级且增加对侧换流站RCS-925G过压远跳装置“零序电流判据”、“负序电流判据”、“零序电压”、“负序电压判据”等就地判据，T区保护远跳开出拓展的时间大致为84 ms，可提高保护动作可靠性，此方案应配合方案一共同开展。

方案三：T区保护不采用“远传1+就地判据”的方式启动对侧跳闸，而是采用启动“远跳”的方式由对侧差动保护装置直接三跳。

此方案只需要将“远传”跳闸方式，改为启动线路“远跳”的方式，由对侧线路保护出口跳闸，不经过过电压保护装置跳闸，有效缩短了中间延时，大大提高了保护动作可靠性。

综上所述，采用“远跳”功能，可减少收信的传输次数，有效缩短了中间延时，且无就地判据的匹配问题，为防止误传输，可投入“远跳经本侧启动”控制字。因此，考虑到保护动作的可靠性及电网运行安全稳定性，可优先选择方案三。

4 结 语

本文通过对一起500 kV线路T区保护远传信号无法闭锁对侧重合闸事故分析，结合继电保护故障波形、动作报告和时序图分析了事故原因，提出了相应对策，是一起典型的故障案例，具有广泛的参考价值。目前，一般大型水电站会增设专用于保护GIL的T区保护，T区保护动作后可以通过发“远传”或“远跳”信号两种方式给对侧线路闭锁对侧线路开关重合闸，但采用发“远传”信号闭锁对侧重合闸这种方式时，对远传收信与就地判据的时序配合要求较高，极易发生因远传收信与就地判据时间未能匹配而导致不能可靠闭锁对侧线路开关重合闸的事故，然而选择发“远跳”方式可减少收信的传输次数，有效缩短了中间延时，且无就地判据的匹配问题，可以有效解决GIL发生接地故障时T区保护动作无法闭锁对侧线路开关重合闸的情况，对于大型水电站同类保护配置及防范类似故障的发生及处理具有一定的借鉴意义。