500 kV 线路单相瞬时性接地故障串补重投不一致的保护动作分析

王俊平，仉莹，杨一夫，吴俊敏，周雷

（1.国网黑龙江省电力有限公司超高压公司齐齐哈尔运维分部，黑龙江 齐齐哈尔 161000；2.大连民族大学，辽宁 大连 116600）

0 引言

串联电容器补偿技术（简称串补）是灵活交流输电的成熟技术之一，用来投入运行进而补偿线路感抗。通常复杂串补站由固定串补（FSC）和可控串补（TCSC）组成，具有提高已建线路的输送容量，增强电力系统稳定性；晶闸管控制的TCSC 具有众多前沿先进优势，同时在接地短路时由阀旁路可降低短路电流[1-2]，因而串补装置在超高压输电线路中得到大量的应用[3-5]。目前单相自动重合闸装置在超高压电网应用十分广泛，当出现重合闸重合于永久性故障时，需要根据要求配置有重合后加速保护装置[6-7]，能够快速可靠地消除故障。这时所加速保护的测量元件可靠性降低，很可能引起后加速保护误动，最终造成断路器永跳[8-9]，直接影响串补站安全稳定运行。本文通过一起重合闸后加速保护动作事件，分析了线路保护在重合后加速方面存在的问题，并提出了建议措施。

1 跳闸概述

1.1 故障线路的串补装置技术特点

为满足某电厂电力送出需求，在接入500 kV 变电站西侧建设一座串补站，每条线路配置一套FSC（30%）和一套TCSC（15%），串补接入示意图见图1。总串补容量2×870 Mvar，串补站每套FSC 和TCSC 装置配置双重化的控制保护系统。

图1 串补结构示意图Fig.1 Schematic diagram of series compensation structure

1.2 跳闸（旁路）情况及保护配置简述

2021 年7 月6 日16：29，某电网500 kV 甲线发生V 相雷击故障，线路两侧2 套保护动作单跳V 相断路器，重合闸保护动作。电站侧单相重合后再次跳闸，5022 和5023 断路器在开位。甲线FSC 5201断路器在分位重投成功；TCSC 合三相旁路5202 断路器，永久闭锁。变电站500 kV 系统采用3/2 断路器接线方式，跳闸前运行方式见图2。

图2 某变电站500 kV部分一次接线图Fig.2 500 kV primary wiring diagram of a substation

线路保护配置情况：500 kV 甲线第1 套保护为RCS-931DMS 光纤电流差动保护，第2 套保护为CSC-103AC 光纤电流差动保护。控制保护系统由完全相同的A、B 两系统组成，每个系统由数据汇总部分、MOV 保护、电容器保护、平台保护、控制调节、I/O 单元、TFR 部分构成，具有当地和远程控制、晶闸管触发及监护、与水冷却控制系统相联以及“五防”等功能，能与线路保护配合。A、B 系统完全独立且功能完全相同，对串补设备形成冗余保护；两套系统的控制部分互为备用，根据运行情况以及运行人员的指令进行主备切换。

2 甲线线路保护过程分析

2.1 线路保护动作情况

变电站500 kV 甲线RCS-931DMS 保护动作情况：14 ms 时电流差动保护动作，5023、5022 断路器V 相跳闸，807 ms 零序加速动作，5023、5022 断路器三相跳闸；CSC-103AC 保护动作情况：13 ms 时分相差动保护动作，5023、5022 断路器V 相跳闸。5023断路器623 ms 重合闸保护动作。815 ms 第1 套保护RCS-931DMS 零序后加速保护动作跳闸，838 ms跳开5023、5022 三相断路器。

2.2 线路保护动作情况分析

通过核对故障录波图3 可知，16：29.41，甲线V 相电压下降，V 相电流增大，会产生接地零序电流，线路光纤保护动作，切除故障。676 ms，V 相电压恢复，V 相跳位返回，但V 相无电流，5023 断路器单侧合闸。750 ms，V 相流过电流，对侧断路器合闸，合闸后甲线零序电流为0.138 A（二次值），大于零序加速保护定值0.1 A（二次值），启动重合闸加速功能。815 ms 第1 套保护RCS-931DMS 零序后加速保护动作跳闸，838 ms 跳开三相断路器。录波见图3。

图3 甲线保护动作录波形Fig.3 Recording waveform of protection action in line A

2.2.1 线路CSC-103AC 保护零序加速未动作原因分析

甲线RCS-931DMS 线路保护在单重方式下零序后加速时间为60 ms，CSC-103AC 零序后加速度时间为100 ms。由于RCS-931DM 保护65 ms 时动作，并在88 ms 内跳开三相断路器，零序电流消失，因CSC-103AC 保护未达到100 ms 后加速时间而未动作。零序后加速保护动作电流比较小，为避开该零序电流，通常会有一段延时。Q/GDW161—2007《线路保护及辅助装置标准化设计规范》[10]规定：应设置不大于100 ms 短延时的后加速零序电流保护，在手动合闸或自动重合闸时投入。因而RCS-931DM 后加速保护延时整定60 ms 时，65 ms 此动作没有躲过去。

2.2.2 分析接地零序电流产生的原因

甲线FSC 和TCSC 控制台显示，甲线线路保护动作后，V 相FSC 5201、TCSC 5202 断路器合闸，将V 相FSC 和TCSC 退出，750 ms 电厂重合闸后，由于V 相FSC 和TCSC 一直处于退出状态，U、W 相FSC 和TCSC 处于投入状态，造成甲线V 相线路阻抗变大，与U、W 相参数不平衡，因此三相合闸后V相负荷电流较U、W 相小，产生了零序电流，导致线路零序后加速保护跳闸，详细时间分布见图4。同时，伊冯乙线V 相电流增大。

图4 保护动作时序Fig.4 Sequence of protection action

甲线三相5023、5022 断路器跳闸后，其U、W相FSC 5201、TCSC 5202 串补断路器才合闸退出运行。

根据系统的事件报告分析，结合保护动作与录波图，两套系统保护动作情况及相关事件信息均一致，故认为两套系统的保护均动作正常，具体保护动作分析如下：当500 kV 甲线V 相发生瞬时性单相接地故障，纵联差动保护动作跳闸时，通过波形分析线路串补采用分相控制，使得重合闸后产生零序电流，造成零序后加速保护动作跳闸。甲线双套保护动作符合设计逻辑，动作行为正确。

3 串补有关保护及保护动作情况分析

3.1 FSC保护动作情况

甲线发生V 相瞬时性接地故障，甲线FSC V 相FSC 重投成功，甲线FSC 的A、B 两套控保系统动作相关事件报告按时间动作情况见表1 和表2。

表1 FSC A套保护动作SOE信息表Table 1 SOE information table of protection action of set A in FSC

表2 FSC B套保护动作SOE信息表Table 2 SOE information table of protection action of set B in FSC

3.1.1 FSC A 系统保护动作分析

根据上面列出的事件报告对甲线FSC 保护动作情况分析。FSC A 套控保系统：首先有“V 相线路保护联动串补”动作，动作出口为触发V 相火花间隙（GAP），合V 相旁路断路器（BPS），暂时闭锁串补重投。大约800 ms 后（线路断路器重合成功，并再次保护动作），在串补解除暂时闭锁前发生“U 相线路保护联动FSC”、“V 相线路保护联动FSC”、“W 相线路保护联动串补”动作，动作结果输出为触发火花间隙，三相旁路断路器（BPS）合闸，控制与调节系统发出“串补重投永久闭锁”[11]。

因为“串补重投时间”定值整定为900 ms，大于两次线路保护动作的时间间隔800 ms，所以A 套控保系统未发重投串补的命令。

3.1.2 FSC B 系统保护动作分析

本系统仅收到“V 相线路保护联动串补”动作（本套线路保护仅有第1 个单相保护动作，重投后未再发生三相保护动作），动作出口为触发V 相GAP，合V 相BPS，暂时闭锁串补重投。大约900 ms后串补解除暂时闭锁，分U、V、W 相BPS，B 套控保系统发出重投串补的命令，并重投成功。

通过上面的分析可以看出：由于甲线A、B 套线路保护装置的动作结果不一致，造成甲线FSC A、B套控保系统的保护动作情况也不一致。由于两套FSC 控保系统完全独立，所以串补A 套控保系统永久闭锁未发串补重投信号，串补B 套控保系统暂时闭锁并发出串补重投信号，最终甲线FSC 重投成功。这也造成了FSC A、B 套控保系统上报的事件信息不一致，但通过分析可以确定两套控保系统的动作情况均与保护逻辑相符，动作结果正确无误。

3.2 TCSC控保特点及保护动作情况分析

3.2.1 TCSC 相关控保特点

1）配置“防止45% 串补度保护”。当FSC 在运行时TCSC 如果也运行在固定模式则存在次同步谐振的风险，为了防止发生次同步谐振，故设置了“防止45%串补度保护”，并永久闭锁串补重投[12]。

2）阀基电子设备（VBE）闭锁保护。当VBE 检测到某种异常、故障时可采取主动闭锁保护措施。控制系统不发送晶闸管触发命令时，阀基电子设备运行在闭锁方式[13-14]。

FSC 和TCSC 均采用单相重投的控保策略（与线路保护一致），其重投延时定为900 ms，主要考虑到线路断路器重合成功时间约800 ms，线路重投成功后，串补控保系统可再利用约100 ms 的时间判断一下线路状态是否满足重投条件（线路电流正常，线路无故障），如果满足则正常重投，否则不重投。其主要目的是防止串补装置重投于故障，从而对设备性能产生冲击。

3.2.2 可控保护动作情况分析

1）TCSC A 套控保系统。

首先有“V 相线路保护联动串补”动作，动作结果输出为触发V 相晶闸管，合V 相BPS，暂时闭锁串补重投。

大约800 ms 后，在串补解除暂时闭锁前发生“线路保护联动串补”动作，动作结果输出为触发三相晶闸管，合U、V、W 相BPS，永久闭锁串补重投。

A 套控保系统“防止45% 串补度保护”动作原因：B 套控保系统仅有“V 相线路保护联动串补”动作，由于“串补自动重投时间”定值设为900 ms，其在900 ms 后将TCSC 重投。从A 套控保系统事件报告看出此时FSC 也重投成功。这种情况满足TCSC 的“防止45%串补度保护”动作条件。所以A套控保系统“防止45%串补度保护”动作，动作出口为合W、V、W 相BPS，永久闭锁串补重投。需特别指出的是：因为本次线路保护两套保护动作不一致导致串补保护A、B 系统的动作也不一致，具体来说就是由于V 相线路联动TCSC 保护动作时主调节系统为串补控保A 系统，他将VBE 闭锁了，但随后他又收到了三相线路联动串补信号，所以串补控保A系统永久闭锁了，既不会解除VBE 的闭锁，也不会将TCSC 重投。而串补控保B 系统因为没收到三相线路联动串补信号，重投了串补，但因为他是从调节系统又无法解除VBE 闭锁（解除VBE 闭锁就意味着运行在TCSC 模式），于是“防止45% 串补度保护”动作了。如果串补控保A 系统和B 系统一样没有收到三相线路联动串补信号，就会解除VBE 闭锁并重投串补，于是“防止45% 串补度保护”就不会动作。

所以A 套控保系统最终将TCSC 退出运行。

2）TCSC B 套控保系统。

仅有“V 相线路保护联动串补”动作，动作结果输出为触发V 相晶闸管，合V 相BPS，暂时闭锁串补重投。

由于“串补自动重投时间”定值为900 ms，大约900 ms 后串补解除暂时闭锁，分U、V、W 相BPS，B套控保系统重投串补成功。

B 套控保系统“防止45% 串补度保护”动作原因：B 套控保系统重投串补成功后，从B 套控保系统时间报告看出此时FSC 也重投成功。这种情况满足TCSC 的“防止45% 串补度保护”动作条件，即：当FSC 在运行时TCSC 如果也运行在固定模式则存在次同步谐振的风险，为了防止发生次同步谐振，故设置了“防止45%串补度保护”。所以B 套控保系统“防止45%串补度保护动作”，动作出口为合U、V、W 相BPS，永久闭锁串补重投。需要特别说明的是：因为此次线路保护A、B 系统保护动作不一致导致串补保护A、B 系统的动作也不一致，具体来说就是由于V 相线路联动串补保护动作时主调节系统为串补控保A 系统，他将VBE 闭锁了，但随后他又收到了三相线路联动串补信号，导致串补控保A系统永久闭锁了，既不会解除VBE 的闭锁，也不会重投串补。然而串补控保B 系统因为没收到三相线路联动串补信号，重投了串补，但因为他是从调节系统又无法解除VBE 闭锁（解除VBE 闭锁就意味着运行在TCSC 模式），于是“防止45%串补度保护”动作了。如果串补控保A 系统和B 系统一样没有收到三相线路联动串补信号，就会解除VBE 闭锁并重投串补，于是“防止45%串补度保护”就不会动作。

所以B 套控保系统最终将TCSC 退出运行。

通过上面的分析：由于甲线两套线路保护装置的动作结果不一致，造成甲线TCSC A、B 套控保系统的保护动作情况也不一致。由于A、B 套TCSC控保系统完全独立，所以串补A 套控保系统永久闭锁未发串补重投信号，B 套控保系统暂时闭锁并发出串补重投信号，甲线TCSC 也重投成功。由于此时FSC 已重投成功，TCSC 重投成功后进而导致“防止45% 串补度保护”动作，最终甲线TCSC 合三相旁路断路器，永久闭锁[15]。这也造成了TCSC A、B套控保系统上报的事件信息不一致，但通过分析可以确定两套控保系统的动作情况均与保护逻辑相符，动作结果正确无误。

基于以上分析，甲线FSC、TCSC 控保系统工作正常，保护动作情况与保护功能相符合，动作结果正确。

4 结语

500 kV 线路发生单相瞬时性接地故障，因重合闸后加速保护动作，致使FSC、TCSC 重投行为结果不一致。

要保证重合闸装置不被误动和拒动，提高系统稳定性[15]，保证电力系统安全运行，甲线单相瞬时性接地过程中串补装置控制保护动作正常，考虑到零序保护后加速动作的可能性，建议采取以下措施：

1）光纤差动线路保护联动串补保护动作后，以本次故障为例，线路断路器重合时三相线路参数确实存在差异（V 相无串补，U、W 相有串补），这个差异对零序电流的影响暂时难以定性地评估，可能需要通过进一步的系统分析计算来评估。如果希望线路断路器重合时三相线路参数一致，则需要在线路断路器重合前先重投故障相串补，这所确定的控保逻辑方案还需有进一步的研究、优化和相关试验。

2）为提高后加速保护动作的可靠性，延长零序保护后加速的时限，现阶段零序保护后加速动作时间为60～100 ms，最长的断路器合闸时间为200 ms左右，建议零序保护后加速动作时间为100～150 ms最合适，这样既能够提高后加速保护动作的可靠性，又将电网安全风险因素降至最低。

3）提高零序后加速电流定值。按照先重合闸后系统产生的最大零序电流来计算零序后加速电流定值，适当提高零序后加速电流定值。如果提高零序后加速电流定值可能会导致永久性高阻接地时，零序后加速保护拒动[16]。如果零序后加速保护拒动，重合于永久性故障时，只能依靠主保护光纤差动保护或者其他后备保护来切除故障[17]。具体最优定值设置有待深入分析研究。

通过对这起重合闸后加速动作事件的原因分析，提出了优化保护控制程序、修改后加速保护动作逻辑，尤为TCSC 控制重投逻辑更加明晰，将有利于电网的安全稳定运行。