任 剛，張 鑫，候錄江，李國(guó)賓，龍福海

（1.河北張河灣蓄能發(fā)電有限責(zé)任公司，河北 石家莊 050300；2.河北易縣抽水蓄能有限公司籌建處，河北 保定 074200）

蓄能電站500 kV線路重合閘失敗原因分析

任 剛1，張 鑫1，候錄江2，李國(guó)賓1，龍福海1

（1.河北張河灣蓄能發(fā)電有限責(zé)任公司，河北 石家莊 050300；2.河北易縣抽水蓄能有限公司籌建處，河北 保定 074200）

針對(duì)一起蓄能電站500 kV線路重合閘動(dòng)作過程中各電氣參數(shù)的變化進(jìn)行仔細(xì)計(jì)算和深入分析，對(duì)重合失敗原因進(jìn)行了明確的闡述，并提出了具體的解決方案。

500 kV線路；重合閘；保護(hù)動(dòng)作；零序加速

1 故障簡(jiǎn)述

2011年08月14日20：29：45，某蓄能電站500 kV線路發(fā)生B相接地故障，變電站側(cè)保護(hù)快速動(dòng)作單跳5041、5042 B相開關(guān)，蓄能電站側(cè)保護(hù)快速動(dòng)作單跳5002、5003 B相開關(guān)，兩側(cè)重合閘動(dòng)作后均三跳。事后查線結(jié)果為線路N115塔B相合成絕緣子上、下均壓環(huán)及導(dǎo)線上有放電痕跡，判斷為雷擊所致，保護(hù)裝置及錄波器測(cè)距故障點(diǎn)為距電站35.3 km。

事故前運(yùn)行方式、天氣及負(fù)荷情況：故障前蓄能電站2號(hào)機(jī)組（經(jīng)5002開關(guān)并網(wǎng)）、4號(hào)機(jī)組 (經(jīng)5003開關(guān)并網(wǎng))滿發(fā)，出力合計(jì)500 MW；變電站正常方式運(yùn)行，500 kV線路全長(zhǎng)68.7 km。天氣雷雨。相對(duì)濕度約80%，溫度27℃。

圖1 蓄能電站電氣接線圖

2 保護(hù)動(dòng)作情況

2.1 線路兩側(cè)保護(hù)配置情況

變電站側(cè)：配置一套南瑞RCS931AM光纖差動(dòng)保護(hù)，一套南自PSL603光纖差動(dòng)保護(hù)，兩套均為主保護(hù)。

蓄能電站側(cè)：與變電站側(cè)配置相同。

重合閘均為單相重合閘方式。蓄能電站側(cè)5002開關(guān)為先合開關(guān)，5003開關(guān)為后合開關(guān)，5002開關(guān)單相重合閘延時(shí)0.6 s，5003開關(guān)單相重合閘延時(shí)0.9 s。當(dāng)線路保護(hù)動(dòng)作后，先合開關(guān)重合閘未成功時(shí)，發(fā)令閉鎖后合開關(guān)的重合閘。變電站側(cè)5041開關(guān)為先合開關(guān)，5042為后合開關(guān)，5041開關(guān)單相重合閘延時(shí)0.6 s，5042開關(guān)單相重合閘延時(shí)0.9 s。

2.2 保護(hù)動(dòng)作情況及故障切除時(shí)間

本次故障過程中：

變電站側(cè)：保護(hù)最快8 ms動(dòng)作，約39 ms切除故障。5041斷路器保護(hù)678 ms發(fā)重合閘命令，RCS-931AM 826 ms零序加速三跳；最大故障相電流為21.2 kA。

蓄能電站側(cè)：保護(hù)最快9 ms動(dòng)作，約40 ms切除故障。5002斷路器保護(hù)692 ms發(fā)重合閘命令，RCS-931AM 822 ms零序加速三跳；故障電流2.97 kA。

500 kV線路B相接地故障保護(hù)動(dòng)作情況見表1、表2。

500 kV線路分階段電流計(jì)算情況見表3。

表1 變電站側(cè)保護(hù)動(dòng)作情況

表2 蓄能站側(cè)保護(hù)動(dòng)作情況

表3 分階段電流計(jì)算

線路非全相期間，蓄能電站2號(hào)、4號(hào)機(jī)組同時(shí)非全相運(yùn)行，線路A相和C相電流較故障前幅值顯著增大，夾角變小由120°變?yōu)?5.7°，線路零序電流3I0幅值也因此比相電流大。線路零序電流3I0由2號(hào)機(jī)組和4號(hào)機(jī)組兩個(gè)零序源提供，零序電流達(dá)到1 269 A。

電站側(cè)5002開關(guān)先重合后，5003開關(guān)尚未重合，2號(hào)機(jī)組恢復(fù)全相運(yùn)行，4號(hào)機(jī)組仍在非全相運(yùn)行狀態(tài)；零序源僅由4號(hào)一臺(tái)機(jī)組提供，且一部分流經(jīng)2號(hào)機(jī)組，另一部分經(jīng)線路流向系統(tǒng)，此階段線路零序電流較前一階段顯著變小，僅為351 A。

圖2 變電站側(cè)模擬量錄波圖

圖3 蓄能電站側(cè)模擬量錄波圖

圖4 變電站側(cè)非全相期間電流向量圖

圖5 變電站側(cè)非全相期間電壓向量圖

圖6 變電站側(cè)線路重合閘后電流向量圖

圖7 變電站側(cè)線路重合閘后電壓向量圖

3 保護(hù)動(dòng)作分析

本次故障過程中，500 kV線路保護(hù)正確動(dòng)作，快速切除故障；線路兩側(cè)先合開關(guān)重合后，蓄能電站側(cè)先合開關(guān)為5002開關(guān)，變電站側(cè)為5041開關(guān)，因蓄能電站側(cè)后合開關(guān)（5003開關(guān)）帶一臺(tái)機(jī)組（4號(hào)機(jī)組）非全相運(yùn)行，致使線路兩側(cè)均感受到零序電流，RCS-931保護(hù)零序加速段動(dòng)作跳閘（單重方式零序加速固有動(dòng)作時(shí)間60 ms），PSL-603零序加速段時(shí)間定值為100 ms，未能動(dòng)作[1]。

4 改進(jìn)措施

針對(duì)該蓄能電站電氣一次接線的特殊性，當(dāng)1號(hào)、2號(hào)機(jī)組中的一臺(tái)或兩臺(tái)與3號(hào)、4號(hào)機(jī)組中的一臺(tái)或兩臺(tái)同時(shí)發(fā)電運(yùn)行，線路發(fā)生單相瞬時(shí)性故障時(shí)，由于5002開關(guān)先合后，3號(hào)或4號(hào)機(jī)組提供零序源的緣故，保護(hù)的動(dòng)作結(jié)果將與此次故障相同，重合閘將失敗。鑒于此，提出以下改進(jìn)措施：

（1）將線路保護(hù)中的零序加速功能退出，但若線路發(fā)生單相高阻接地（如線路對(duì)樹放電），而光差保護(hù)又因光纖回路斷線而失去作用時(shí)，將使線路保護(hù)失去快速動(dòng)作的機(jī)會(huì)，從而延誤故障切除。

（2）提高零序加速段動(dòng)作定值，但將犧牲一部分保護(hù)動(dòng)作的靈敏度。

因南瑞RCS-931保護(hù)中零序加速段動(dòng)作時(shí)間定值為固定值（60 ms），無法修改，因此只能通過提高電流定值來實(shí)現(xiàn)。經(jīng)過對(duì)4臺(tái)機(jī)組組合運(yùn)行的所有情況一一計(jì)算零序電流值，確定了零序加速段電流的定值，將蓄能電站側(cè)與變電站側(cè)RCS931與PSL603線路保護(hù)裝置中零序加速段電流定值由0.2A提高到0.53 A，以避免特殊運(yùn)行方式下線路重合閘重合失敗[2]。

5 小結(jié)

通過對(duì)此次500 kV線路重合閘失敗的過程、原因認(rèn)真分析，可以看出在特殊運(yùn)行方式下重合閘保護(hù)定值的整定存在一定的難度，其中需要考慮的因素比較多，既要考慮到保護(hù)動(dòng)作的可靠性，也不能犧牲保護(hù)動(dòng)作的靈敏性。只有綜合考慮各種不同運(yùn)行方式下定值的靈敏度及可靠系數(shù)，保護(hù)定值的整定才會(huì)更加完善、合理。

[1]南瑞繼保電氣有限公司.RCS-931系列超高壓線路成套保護(hù)裝置技術(shù)和使用說明書[Z].

[2]韓 瀟，趙國(guó)宇，韓 潔，等.重合閘誤動(dòng)作原因分析與防范措施[J].電力系統(tǒng)保護(hù)與控制.2010（24）.

TM762.2

B

1672-5387（2016）12-0049-03

10.13599/j.cnki.11-5130.2016.12.018

2016-08-29

任 剛（1982-），男，工程師，從事抽水蓄能電站技術(shù)管理工作。