特高压线路双重化保护装置动作不一致原因分析

王会增,尚 柳,李卓阳,师元康,崔宇杭

(国网河北省电力有限公司超高压分公司,河北 石家庄 050071)

0 引言

在电力系统中,1 000 kV及以上的特高压交流输电具有输电容量大、距离远、损耗低、占地少等突出优势,但当特高压线路发生故障时,如果不能快速切除、限制故障的发展,消除故障根源,将会对人身和设备安全产生重大威胁[1-3]。

为了有选择性地快速切除故障、保证电网安全,按照线路保护及辅助装置标准化设计规范[4],特高压线路保护应采用双重化配置,当线路保护范围内发生短路故障时,按该原则配置的两套完整、独立的保护装置应正确、可靠动作,尤其是保护装置的主保护。但是在实际运行中,由于两套保护装置的微小区别,故障电流处于定值临界值附近时,存在动作不一致的情况,这给现场运维检修人员快速判断故障原因造成困扰。本文介绍了一起特高压线路两套保护装置动作行为不一致的典型案例,其分析过程可为运维人员提供参考。

1 线路故障情况

1.1 线路概况

1 000 kV特 高 压TQⅡ线 于2017 年5 月 投运,线路长199.12 km,采用PCS-931AU-GRYK 型(简称“第1 套”)和CSC-103AU-GRYK 型(简称“第2套”)双重化保护装置。线路一次系统接线方式如图1所示。

图1 一次系统接线

正常运行方式下,特高压XT 站1 000 kVTQⅡ线T031和T032断路器在合位,特高压QC 站1 000 kVTQ Ⅱ线T041和T042断路器在合位,线路处于正常运行状态。

1.2 保护定值

2套保护装置相关定值如表1 所示,由此可知,2套保护定值相同。

表1 1 000 kV TQ Ⅱ线保护相关定值

1.3 故障经过

2021年9月13日12点34分47秒,特高压XT 站至特高压QC站1 000 kVTQ Ⅱ线发生区内故障,该线路2套保护差动动作,重合后第1套保护差动再次动作,第2套保护未出口。事件发生过程中线路两侧保护动作情况如表2所示。

表2 按动作时序线路两侧保护装置动作情况

从表2可看出,第2套线路保护重合于故障后,差动主保护未动作,与第1套线路保护装置动作情况不一致。

2 保护装置动作行为分析

2.1 第1套保护动作行为

第1套保护装置故障时刻线路两侧保护波形如图2、图3所示。

图2 XT站侧保护动作时刻波形

图3 QC站侧保护动作时刻波形

由图2、图3可以看出,在第1次跳闸时,保护装置采集的故障电流较大,第2次故障采集的电流较小,但是具有明显的零序电流和零序电压的故障特征。

由于QC 站为远故障端,距离元件未动作。以下重点分析XT 站侧保护装置2次故障时刻的阻抗关系,如图4、图5所示。

图4 XT站侧第1次跳闸时刻阻抗

图5 XT站侧第2次跳闸时刻阻抗

由图4可以看出,XT 站侧A 相的测量阻抗呈现出口故障特征,故工频变化量阻抗和距离I段元件动作;由图5可以看出,线路重合后第2次故障时,A 相的测量阻抗大,不满足距离保护和距离加速元件动作条件,故在第2次故障时,距离元件未动作。

故障时刻保护装置两侧电流和计算的差动电流如图6所示。

图6 两侧电流和差动电流

由图6可知,两次故障时两侧A 相电流同向,呈现区内故障特征。第1次故障时刻差动电流达到5.6 A 左右,第2 次故障时刻差动电流达到0.387 A。第1套差动保护具有差动高门槛(变化量差动和稳态差动I段门槛)和差动低门槛(稳态差动II段门槛)[5],高门槛为1.5倍差动动作电流定值和1.5倍实测电容电流的大值,低门槛为差动动作电流定值和1.25倍实测电容电流的大值。对于本条线路,差动动作电流定值整定为0.2 A,由于实测电容电流较小(0.055 A),高门槛为1.5倍差动动作电流定值1.5×0.2 A=0.3 A,低门槛为差动动作电流定值0.2 A。本次跳闸过程中,两侧故障的差动电流均大于差动保护高门槛,满足差动动作条件,故差动保护动作。

当线路重合于故障时,保护装置会向对侧发出加速联跳命令,收到加速联跳命令经延时后,加速联跳元件动作。对于线路重合于故障,两侧差动保护动作后分别向对侧发出加速联跳命令,两侧保护装置收到对侧的加速联跳信号后,在1 320 ms左右加速联跳动作,保护再次发出跳闸命令。

综上所述,在本次故障过程中,TQⅡ线两侧第1套保护装置动作行为符合设计逻辑。

2.2 第2套保护动作行为

第2套保护装置故障时刻线路两侧保护波形如图7、图8所示。

图7 XT站侧保护动作时刻波形

图8 QC站侧保护动作时刻波形

因本次事故初次跳闸,双套保护动作行为一致且特征明确,不再进行分析,对重合后保护动作行为分析如下。

(1)重合后距离未加速分析

重合后再次故障时,XT 站侧序分量见图9。

图9 XT站侧序分量

通过序分量分析,此时零序电流超前零序电压102°左右,呈正向故障特征,但此时UA幅值在59 V 左右,IA电流在0.23～0.31 A,ZA最小阻抗121Ω 左右,远大于接地距离Ⅱ段定值24Ω,故距离未加速出口。

(2)重合后零序未加速分析

重合后再次故障时,零序电流见图10。

图10 重合后XT站侧TQ II线零序电流

经分析,重合后零序电流超过零序加速段时间不足60 ms,故障时间持续较短,故零序加速段未出口。

(2)重合后差动未加速分析

根据定值计算,分相差动电流高值(IDZH)和分相差动电流低值(IDZL)分别为

式中:IDZH为分相差动高值;IDZL为分相差动低值;ICDSet为分相差动动作设定值。

重合后再次故障时,XT 站侧最大故障电流为0.315 A 左右,QC 站侧最大故障电流为0.084 A左右,差动电流最大时刻在故障起始1 290 ms左右,此时刻XT 站侧IA为0.294∠0°A,QC站侧IA为0.084∠0°A,此时差动电流为0.377 8 A。

为防重合后线路充电、TA 剩磁等影响导致出现差动电流误动,第1套分相差动保护在重合后采用2倍动作值,重合后差动电流在定值边界,故本次重合后差动保护未出口。

对故障分析如下,由于重合后电压降幅不明显,阻抗未落在距离II段范围之内,故重合后距离保护未加速动作;重合后故障持续时间较短,小于零序加速时间,故零序加速未动作;分相差动保护则由于重合后防误动差动动作值抬高导致未满足条件,而零序差动保护则由于故障持续时间较短未来得及出口。如本次故障继续进行,零序差动保护和零序加速保护将可正确动作。本次保护行为满足设计要求。

3 结束语

通过对两套继保线路保护装置动作录波和动作逻辑的对比分析可以得出,保护装置的动作行为是由其动作逻辑决定的,保护装置动作逻辑不同,最终的动作行为也不同。第2套保护装置在重合于故障后未能出口跳闸,但并不会影响到保护装置对故障类型的判断和处理流程。

据统计PCS-931AU-G-RYK 型和CSC-103AU-G-RYK 型2套不同厂家设备组成的线路保护,在电网系统中约占20%的份额,占比较高。两者动作逻辑略有不同,致使在永久性故障中,重合于故障后一套先动作,而另一套未能动作。本文通过案例提供了双重配置的保护动作行为不一致时的分析思路。结合各种故障信息及保护装置动作逻辑,对保护的动作行为给出正确的评价,帮助变电运维人员和继电保护人员快速判定故障情况和保护动作正确与否,避免和减少对故障情况不确定而影响对故障缺陷的处理,以及调控人员对试送电条件是否具备的判断。