蓄能电站500 kV线路重合闸失败原因分析

2017-01-17候录江李国宾龙福海

水电站机电技术 2016年12期

关键词：零序重合定值

任刚，张鑫，候录江，李国宾，龙福海

（1.河北张河湾蓄能发电有限责任公司，河北石家庄 050300；2.河北易县抽水蓄能有限公司筹建处，河北保定 074200）

蓄能电站500 kV线路重合闸失败原因分析

任刚1，张鑫1，候录江2，李国宾1，龙福海1

（1.河北张河湾蓄能发电有限责任公司，河北石家庄 050300；2.河北易县抽水蓄能有限公司筹建处，河北保定 074200）

针对一起蓄能电站500 kV线路重合闸动作过程中各电气参数的变化进行仔细计算和深入分析，对重合失败原因进行了明确的阐述，并提出了具体的解决方案。

500 kV线路；重合闸；保护动作；零序加速

1 故障简述

2011年08月14日20：29：45，某蓄能电站500 kV线路发生B相接地故障，变电站侧保护快速动作单跳5041、5042 B相开关，蓄能电站侧保护快速动作单跳5002、5003 B相开关，两侧重合闸动作后均三跳。事后查线结果为线路N115塔B相合成绝缘子上、下均压环及导线上有放电痕迹，判断为雷击所致，保护装置及录波器测距故障点为距电站35.3 km。

事故前运行方式、天气及负荷情况：故障前蓄能电站2号机组（经5002开关并网）、4号机组 (经5003开关并网)满发，出力合计500 MW；变电站正常方式运行，500 kV线路全长68.7 km。天气雷雨。相对湿度约80%，温度27℃。

图1 蓄能电站电气接线图

2 保护动作情况

2.1 线路两侧保护配置情况

变电站侧：配置一套南瑞RCS931AM光纤差动保护，一套南自PSL603光纤差动保护，两套均为主保护。

蓄能电站侧：与变电站侧配置相同。

重合闸均为单相重合闸方式。蓄能电站侧5002开关为先合开关，5003开关为后合开关，5002开关单相重合闸延时0.6 s，5003开关单相重合闸延时0.9 s。当线路保护动作后，先合开关重合闸未成功时，发令闭锁后合开关的重合闸。变电站侧5041开关为先合开关，5042为后合开关，5041开关单相重合闸延时0.6 s，5042开关单相重合闸延时0.9 s。

2.2 保护动作情况及故障切除时间

本次故障过程中：

变电站侧：保护最快8 ms动作，约39 ms切除故障。5041断路器保护678 ms发重合闸命令，RCS-931AM 826 ms零序加速三跳；最大故障相电流为21.2 kA。

蓄能电站侧：保护最快9 ms动作，约40 ms切除故障。5002断路器保护692 ms发重合闸命令，RCS-931AM 822 ms零序加速三跳；故障电流2.97 kA。

500 kV线路B相接地故障保护动作情况见表1、表2。

500 kV线路分阶段电流计算情况见表3。

表1 变电站侧保护动作情况

表2 蓄能站侧保护动作情况

表3 分阶段电流计算

线路非全相期间，蓄能电站2号、4号机组同时非全相运行，线路A相和C相电流较故障前幅值显著增大，夹角变小由120°变为95.7°，线路零序电流3I0幅值也因此比相电流大。线路零序电流3I0由2号机组和4号机组两个零序源提供，零序电流达到1 269 A。

电站侧5002开关先重合后，5003开关尚未重合，2号机组恢复全相运行，4号机组仍在非全相运行状态；零序源仅由4号一台机组提供，且一部分流经2号机组，另一部分经线路流向系统，此阶段线路零序电流较前一阶段显著变小，仅为351 A。

图2 变电站侧模拟量录波图

图3 蓄能电站侧模拟量录波图

图4 变电站侧非全相期间电流向量图

图5 变电站侧非全相期间电压向量图

图6 变电站侧线路重合闸后电流向量图

图7 变电站侧线路重合闸后电压向量图

3 保护动作分析

本次故障过程中，500 kV线路保护正确动作，快速切除故障；线路两侧先合开关重合后，蓄能电站侧先合开关为5002开关，变电站侧为5041开关，因蓄能电站侧后合开关（5003开关）带一台机组（4号机组）非全相运行，致使线路两侧均感受到零序电流，RCS-931保护零序加速段动作跳闸（单重方式零序加速固有动作时间60 ms），PSL-603零序加速段时间定值为100 ms，未能动作[1]。

4 改进措施

针对该蓄能电站电气一次接线的特殊性，当1号、2号机组中的一台或两台与3号、4号机组中的一台或两台同时发电运行，线路发生单相瞬时性故障时，由于5002开关先合后，3号或4号机组提供零序源的缘故，保护的动作结果将与此次故障相同，重合闸将失败。鉴于此，提出以下改进措施：

（1）将线路保护中的零序加速功能退出，但若线路发生单相高阻接地（如线路对树放电），而光差保护又因光纤回路断线而失去作用时，将使线路保护失去快速动作的机会，从而延误故障切除。

（2）提高零序加速段动作定值，但将牺牲一部分保护动作的灵敏度。

因南瑞RCS-931保护中零序加速段动作时间定值为固定值（60 ms），无法修改，因此只能通过提高电流定值来实现。经过对4台机组组合运行的所有情况一一计算零序电流值，确定了零序加速段电流的定值，将蓄能电站侧与变电站侧RCS931与PSL603线路保护装置中零序加速段电流定值由0.2A提高到0.53 A，以避免特殊运行方式下线路重合闸重合失败[2]。