洪峰，梁文武，吳小忠

(1.國網(wǎng)湖南省電力公司，湖南長沙410004；2.國網(wǎng)湖南省電力公司電力科學(xué)研究院，湖南長沙410007)

隨著中國特高壓直流的大規(guī)模建設(shè)，交直流混合運行的情況越來越普遍。2017年，首條落點于湖南的祁韶特高壓直流正式投運。湖南電網(wǎng)正式進(jìn)入交直流系統(tǒng)互聯(lián)運行時代。祁韶直流最大輸送功率可達(dá)湖南負(fù)荷水平的1/4左右，祁韶直流一旦閉鎖，將嚴(yán)重影響湖南電力系統(tǒng)的運行。

目前，對于交直流系統(tǒng)運行間相互影響的研究越來越多〔1－5〕。特別是針對直流系統(tǒng)的典型故障換相失敗的研究愈發(fā)深刻〔6－11〕。大量文獻(xiàn)指出直流系統(tǒng)換相失敗不僅僅與直流系統(tǒng)本身相關(guān)，與交流系統(tǒng)的運行情況同樣密不可分。文獻(xiàn) 〔12〕指出交流系統(tǒng)故障引起逆變側(cè)換流母線電壓下降是換相失敗發(fā)生最主要的原因。交流系統(tǒng)故障能夠引起直流系統(tǒng)單次換相失敗是有可能恢復(fù)的，文獻(xiàn) 〔13〕指出通過該換相失敗的發(fā)展控制措施，逆變器一次換相失敗的直流短路時間最大不超過1/6基波周期。如果連續(xù)的換相失敗，將造成直流閉鎖，直流輸送功率大量下降，嚴(yán)重影響受端交流電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

根據(jù)華東電網(wǎng)方式計算結(jié)論，直流受端交流故障引起直流換相失敗，一次換相失敗恢復(fù)時間大約200 ms。這就要求交流系統(tǒng)切除故障的時間在200 ms以內(nèi)。目前，死區(qū)及失靈保護(hù)動作跳相鄰斷路器隔離故障時間基本晚于故障后300 ms，無法滿足穩(wěn)定要求。針對死區(qū)及失靈保護(hù)的動作特性進(jìn)行分析，提出了保護(hù)時限優(yōu)化、增加CT配置及全站信息綜合判斷三種方案減少死區(qū)及失靈故障切除時間，并分析了三種方案的優(yōu)勢及不足。

1 典型死區(qū)及失靈保護(hù)的動作特性

典型的500 kV變電站3/2接線如圖1所示。

圖1 典型500 kV變電站3/2接線圖

圖1所示系統(tǒng)中失靈保護(hù)的動作特性:線路故障F4，線路保護(hù)跳該線路的中開關(guān)及邊開關(guān)。若邊開關(guān)失靈，其失靈保護(hù)跳該邊開關(guān)相連母線的所有斷路器；若中開關(guān)失靈，其失靈保護(hù)應(yīng)跳開失靈開關(guān)所在串的另一個邊開關(guān)，同時遠(yuǎn)跳對側(cè)站線路開關(guān)，并聯(lián)跳所在串的變壓器各側(cè)開關(guān)。母線故障F3，若邊開關(guān)失靈，其失靈保護(hù)應(yīng)跳該開關(guān)所在串的中開關(guān)，同時遠(yuǎn)跳對側(cè)站線路開關(guān)。死區(qū)保護(hù)動作特性:如故障發(fā)生在F1點，母差保護(hù)動作無法切除該故障，需死區(qū)保護(hù)動作跳故障串中開關(guān)，同時遠(yuǎn)跳對側(cè)站線路開關(guān)。如故障發(fā)生在F2點，則線路保護(hù)動作后故障未切除，死區(qū)保護(hù)需跳同串的另一個邊開關(guān)，同時遠(yuǎn)跳對側(cè)站線路開關(guān)，并聯(lián)跳所在串的變壓器各側(cè)開關(guān)。

動作時限分析，斷路器失靈保護(hù)出口應(yīng)大于斷路器動作時間和啟動失靈的保護(hù)返回時間之和，并計入一定的時間裕度。因此失靈保護(hù)動作出口一般在故障發(fā)生后230 ms左右，故障切除時間一般在300 ms以上。死區(qū)保護(hù)的判據(jù)為收到主保護(hù)三相跳閘出口、斷路器三相跳閘位置信號及電流判據(jù)，因此常規(guī)死區(qū)保護(hù)的出口時間較失靈保護(hù)快，一般在200 ms左右，故障切除時間同樣在300 ms左右，如斷路器動作較慢時間會更長，死區(qū)保護(hù)的動作時間會延后。死區(qū)及失靈保護(hù)的動作時限如圖2所示，難以滿足200 ms內(nèi)切除故障的要求。

圖2 死區(qū)及失靈保護(hù)動作時限

2 死區(qū)及失靈保護(hù)優(yōu)化方法

死區(qū)保護(hù)的動作條件為收到主保護(hù)三相跳閘出口，斷路器三相位置信號及滿足電流判據(jù)。失靈保護(hù)的動作條件為收到保護(hù)跳閘出口及電流等判據(jù)。失靈保護(hù)及死區(qū)保護(hù)整定延時計算方法如下:

從式 (1)(2)可以看出，失靈保護(hù)整定延時受斷路器動作時間、熄弧時間及保護(hù)返回時間影響；死區(qū)保護(hù)整定延時受熄弧時間及電流返回時間影響。理論上死區(qū)保護(hù)的動作延時不需考慮斷路器的動作時間，因此死區(qū)保護(hù)可以更快出口。

失靈保護(hù)及死區(qū)保護(hù)整定延時優(yōu)化主要從斷路器動作時間及電流返回時間方面考慮。目前保護(hù)定值的整定所有站都采用同一延時，未考慮各站斷路器性能的區(qū)別。因此，失靈保護(hù)的延時尚有較大優(yōu)化空間。根據(jù)變電站斷路器的動作時間的實測值對失靈保護(hù)延時進(jìn)行整定，可減少失靈保護(hù)的延時。同時，基于加速失靈及死區(qū)保護(hù)主要目的在于快速切除對系統(tǒng)影響較大的嚴(yán)重故障，因此在失靈保護(hù)及死區(qū)保護(hù)的動作邏輯方面也可進(jìn)行優(yōu)化〔14〕。

文獻(xiàn) 〔14〕根據(jù)南方電網(wǎng)多年運行經(jīng)驗指出，優(yōu)化后，失靈保護(hù)的保護(hù)整定延時可縮至160 ms，死區(qū)保護(hù)的保護(hù)整定延時可縮至100 ms。如對斷路器及CT設(shè)備進(jìn)行合理選型，還可進(jìn)一步優(yōu)化失靈及死區(qū)保護(hù)延時。如采用光CT，可有效避免傳統(tǒng)互感器電流拖尾現(xiàn)象，優(yōu)化死區(qū)保護(hù)整定延時。

死區(qū)及失靈保護(hù)優(yōu)化的方案的優(yōu)點在于:一是不增加新的一次設(shè)備；二是改造費用較低，如在規(guī)劃時統(tǒng)一考慮設(shè)備選型及保護(hù)配置，可進(jìn)一步降低成本。三是在目前極限故障切除時間要求越來越短的要求下，可以簡單的對大部分的已運站進(jìn)行改造，降低故障切除時間。該方法的缺點是在保護(hù)動作返回時間和斷路器動作時間同時達(dá)到上限值時可能失靈保護(hù)誤動，造成停電范圍擴大。

3 斷路器加裝CT方法

斷路器加裝CT的方案是指在斷路器兩側(cè)都配置CT，按串配置死區(qū)及失靈加速保護(hù)的方案。當(dāng)死區(qū)范圍發(fā)生故障時，死區(qū)差動保護(hù)會瞬時動作，直跳邊開關(guān)和中開關(guān)，并通過死區(qū)保護(hù)出口跳對側(cè)開關(guān)或通過主變保護(hù)出口跳主變各側(cè)開關(guān)，達(dá)到快速切除故障的目的；當(dāng)發(fā)生開關(guān)失靈故障時，同樣由死區(qū)及失靈加速保護(hù)動作，動作過程同死區(qū)故障，以此達(dá)到滿足故障在200 ms內(nèi)切除的目的。該方案對側(cè)變電站同樣需配置死區(qū)及失靈加速保護(hù)，死區(qū)及失靈加速保護(hù)配置如圖3所示，以邊開關(guān)為例，每一串配置一套死區(qū)及失靈加速保護(hù)。

圖3 死區(qū)及失靈加速保護(hù)及光CT配置

以死區(qū)故障為例，變電站接線方式如圖1所示。當(dāng)F1處發(fā)生故障時，死區(qū)差動保護(hù)動作直接切除5011和5012開關(guān)并遠(yuǎn)跳線路對側(cè)開關(guān)。根據(jù)動作時限圖可知，線路間隔邊開關(guān)F1處發(fā)生死區(qū)故障時，采用本方案可在100 ms內(nèi)切除中開關(guān)5012，105 ms內(nèi)跳開對側(cè)開關(guān)完全切除故障。根據(jù)第2節(jié)分析，失靈保護(hù)需躲過斷路器動作時間和啟動失靈的保護(hù)返回時間之和及一定的延時時間。如果CT采用光學(xué)元件，可以避免傳統(tǒng)互感器電流拖尾，進(jìn)一步壓縮失靈保護(hù)動作時限25 ms左右，可以使得失靈保護(hù)切除故障時間達(dá)到200 ms以內(nèi)。保護(hù)動作時間如圖4、5所示。其中一般保護(hù)動作時間可以按30 ms考慮，斷路器動作按70 ms考慮，遠(yuǎn)跳傳送時間按5 ms考慮。

圖4 死區(qū)差動保護(hù)動作

圖5 失靈保護(hù)動作

圖4中，T0為故障發(fā)生時刻，T1為主保護(hù)動作時間，T2為對側(cè)斷路器動作時刻，T3為本側(cè)斷路器熄弧時刻，T4(105 ms)為對側(cè)斷路器熄弧時刻，也是故障切除時刻。

圖5中，T0為故障發(fā)生時刻，T1為主保護(hù)動作時間，T2為主保護(hù)動作側(cè)斷路器熄弧時刻，T3為失靈保護(hù)斷路器動作時刻，T4為對側(cè)失靈保護(hù)斷路器動作時刻，T6(200 ms)是故障切除時刻。

4 站內(nèi)信息綜合判別方法

隨著智能變電站的大規(guī)模建設(shè)，站域保護(hù)得到了飛速發(fā)展〔15－18〕，站域保護(hù)基于智能變電站網(wǎng)絡(luò)化信息共享的特點為解決本文所提問題提供了新思路。通過采集本站多間隔電壓電流信息，綜合提高死區(qū)故障判別速度，可以達(dá)到快速切除死區(qū)故障的目的。綜合判斷的總體思路為:一是利用I母母差元件確認(rèn)故障點；二是利用故障切除時，電壓元件和阻抗元件能更快速返回的特性防止母線故障誤動；三是利用各串電流比較確定死區(qū)故障串。

如圖1所示，以F1或者F3點故障為例，在母差動作斷路器斷開后，可通過電壓及阻抗元件判斷出是否為死區(qū)故障，同時判別故障串。如為死區(qū)故障，則故障串在故障發(fā)生后130 ms跳中開關(guān)，其他串死區(qū)判據(jù)返回，不跳中開關(guān)。如不是死區(qū)故障，則所有串死區(qū)判據(jù)返回。死區(qū)判據(jù)返回后，根據(jù)站域保護(hù)邏輯，死區(qū)保護(hù)跳閘不出口。采用站域保護(hù)后的變電站死區(qū)保護(hù)動作時限如圖6所示。其中一般保護(hù)動作時間可以按30 ms考慮，斷路器動作按60 ms考慮，本側(cè)站域保護(hù)延時105 ms為60 ms斷路器動作時間，加上死區(qū)綜合判斷時間40 ms及5 ms開出時間。遠(yuǎn)方站域保護(hù)延時110 ms為本側(cè)站域保護(hù)延時105 ms加遠(yuǎn)跳傳送時間 (按5 ms考慮)。斷路器動作時間考慮為60 ms。總體死區(qū)動作時間可控制在200 ms。

圖6 保護(hù)動作時限

圖6中，T0為故障發(fā)生時刻，T1為主保護(hù)動作時間，T2為主保護(hù)動作側(cè)斷路器熄弧時刻，T3為本側(cè)站域保護(hù)動作時刻，T4為遠(yuǎn)方相應(yīng)斷路器動作時刻，T6(200 ms)是故障切除時刻。

5 結(jié)論

提出了三種方法解決特高壓直流受端500 kV變電站死區(qū)及失靈保護(hù)動作時長問題，三種方法各有優(yōu)缺點，總結(jié)如下:

1)死區(qū)及失靈保護(hù)優(yōu)化的方法實施簡單，成本低，更適用于已運行站的改造。同時可解決電網(wǎng)故障極限越來越短的問題。但是該方法受一次設(shè)備特別是斷路器及電流互感器設(shè)備特性影響較大，優(yōu)化效果是否滿足要求需按實際情況進(jìn)行驗證。

2)站內(nèi)斷路器兩側(cè)均配置CT的方法從本質(zhì)上消除了死區(qū)問題。使得 “死區(qū)保護(hù)”的切除時間大大縮短，但是其失靈保護(hù)動作時間的壓縮依賴于光CT的固有特性，傳統(tǒng)CT無法采用，同時改造費用較高。

3)站內(nèi)消息綜合判別方法利用智能變電站信息共享的優(yōu)勢，在智能站的改造方面有著巨大潛力。但若斷路器分閘較慢，死區(qū)保護(hù)判據(jù)來不及返回，有可能造成誤切元件，擴大停電范圍。

綜上所述，三種改造方法各有特點及優(yōu)勢，也有其伴生的缺陷。在實際應(yīng)用中應(yīng)進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟比較后選用。該問題還有待進(jìn)一步研究，方能得到通用的完備解決方案。

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