變電站內橋接線方式下的保護死區(qū)問題探討

張自偉

（連云港供電公司，江蘇連云港222004）

變電站內橋接線方式下的保護死區(qū)問題探討

張自偉

（連云港供電公司，江蘇連云港222004）

城市終端變電站多為內橋接線方式，保護配合不當、日常運行操作、異常及事故處理都可能使繼電保護出現(xiàn)死區(qū)。分析了內橋接線變電站母聯(lián)開關附近、主變低壓側開關處和低壓側母聯(lián)旁的3個保護死區(qū)，并提供切實有效的消除死區(qū)解決方案。

變電站內橋接線；保護死區(qū)；解決方案

110 kV及以下終端變電站以內橋接線方式居多，由于設備配置、保護裝置工作原理以及保護配合方面存在的局限，當被保護元件在某一特定的范圍內發(fā)生故障時，相關保護無法動作或不能及時動作隔離故障，形成保護死區(qū)。

以下列舉了內橋接線變電站的三處典型保護死區(qū)，分析保護動作行為，提供了改進方案，可使調度與運行人員能夠快速分析并隔離死區(qū)故障，加快事故處理進程，快速恢復供電。

1 變電站典型內橋接線

城市終端內橋接線變電站典型接線如圖1所示。甲變電站有2條110 kV進線，因市區(qū)變電站占位狹小，內橋接線變電站110 kV側多配置線路電壓互感器，而無母線電壓互感器。110 kVⅠ與Ⅱ段母線之間通過110 kV母聯(lián)710開關連接，1號主變壓器（簡稱主變）經低壓側101開關帶10 kVⅠ段母線，2號主變經低壓側102開關帶10 kVⅡ段母線。一般配置差動保護、重瓦斯保護作為變壓器主保護，同時配置110 kV復合電壓閉鎖過流保護、10 kV復合電壓閉鎖過流保護作為主變的后備保護。為保證保護選擇性，通常將低壓側10 kV母聯(lián)110開關過流保護投入，并將10 kV復合電壓閉鎖過流第一時限設置為跳主變低壓側開關。

圖1 甲變電站典型接線

2 兩主變差動保護的死區(qū)

2.1 死區(qū)故障

如圖2所示，電流互感器TA1，TA3，TA4構成1號主變差動保護范圍，TA6，TA8，TA4構成2號主變差動保護動作范圍。110 kV母聯(lián)710開關熱備用，1號主變、2號主變分列運行，分別帶10 kVⅠ與Ⅱ段母線運行。在圖2中若在110 kV母聯(lián)710開關與TA4之間k1點發(fā)生故障，2號主變差動保護判為區(qū)內故障，跳開主變高壓722開關、110 kV母聯(lián)710開關、低壓側102開關；而k1故障點仍由1號進線711開關持續(xù)輸送故障電流，且1號主變差動保護因k1點為區(qū)外拒絕動作，故障最終只能由1號進線對側變電站開關跳閘隔離，而造成甲站全站失電。最終保護動作行為如下：2號主變差動保護跳開2號主變三側開關，1號進線對側開關后備保護動作。

圖2 2臺主變差動保護的死區(qū)

由上述分析可知，在圖2所示TA4與110 kV母聯(lián)710開關間范圍內的故障即為保護死區(qū)。保護動作行為復雜，運行人員不易快速分析判斷故障點，且2號主變范圍內無故障但受牽連而停電，造成甲變電站全站失電。

2.2 改進方案

對于k1點的死區(qū)故障，可通過改變運行方式將其消除。當內橋變電站1號、2號主變分列運行時，可將110 kV母聯(lián)710開關調整至冷備用狀態(tài)，使k1點脫離帶電區(qū)域；若2路進線有1路失電，可通過甲變10 kV部分備自投進行補救。

當110 kV母聯(lián)710開關處于運行或熱備用狀態(tài)時，還是應采取措施減少死區(qū)發(fā)生故障帶來的破壞。

（1）如圖3所示，2號主變差動保護動作分為2個動作時限：第1個動作時限跳110 kV母聯(lián)710開關；第2個動作時限跳主變高壓側開關、低壓側開關。

圖3 2號主變差動保護分階段跳閘

（2）應明確以下原則：增加1號、2號主變差動保護母聯(lián)開關710開關分位判斷，若110 kV母聯(lián)710開關分位，延時50 ms，封鎖母聯(lián)710開關TA，再進行2臺主變差動電流計算。

2.3 動作行為分析

當110 kV母聯(lián)710開關處于分位時，2套差動保護則提前將母聯(lián)710開關TA4封鎖，1號、2號主變差動保護將由高壓側開關TA、母聯(lián)開關TA、低壓側開關TA的3點差動保護轉變成高壓側開關TA、低壓側開關TA的2點差動保護。當110 kV母聯(lián)710開關處于熱備用狀態(tài)，k1點發(fā)生故障時，1號主變差動保護動作，跳開進線711開關、1號主變低壓側101開關，故障點被隔離；而2號主變差動保護不會動作，可以繼續(xù)運行，且10 kV母聯(lián)備自投動作后，甲站10 kV對外供電負荷不會丟失。

當110 kV母聯(lián)710開關處于運行狀態(tài)時，采用該方案所帶來的利弊應作詳細討論。當110 kV母聯(lián)710開關運行時，一般安排“一線帶兩變”運行，甲站110 kV部分合環(huán)運行情況較少。

（1）如果故障點在死區(qū)k1點處，最終需1號主變的差動保護來切除故障，需710開關分閘時間+延時50 ms+封母聯(lián)TA4時間總計100 ms，遠快于依靠對側變電站后備保護0.6 s的動作時間，2號主變的高低壓側開關可繼續(xù)運行。若711進線帶“兩變”，最終甲站全站失電，但故障切除時間加快；若722進線帶“兩變”運行，則2號主變差動動作第一時限已將故障切除，且保留2號主變運行，10 kV部分備自投可使10 kVⅠ段母線對外供電不間斷。

（2）如果故障發(fā)生在2號主變差動保護動作范圍內除死區(qū)k1外的地方，故障點切除時間延時為710開關分閘時間+延時50 ms+封母聯(lián)TA4時間總共在100 ms以內。若711進線帶2臺主變的情況下，故障點實際在2號主變差動動作第一時限將110 kV母聯(lián)710開關分開時就已隔離，但10 kVⅡ段母線供電不間斷；若722線路帶“兩變”運行，1號、2號主變均失電，且故障點隔離時間延時100 ms左右。

（3）若在1號主變差動保護范圍內故障，1號主變差動保護在第一時限將1號主變高、低壓側開關及110 kV母聯(lián)710開關分開，故障切除時間無延時。

3 主變低壓側開關處死區(qū)

3.1 死區(qū)故障分析

通常110 kV母線不配置母線壓變，而110 kV線路壓變與110 kV母線還間隔有1個進線開關，1號主變高、低壓側復合電壓閉鎖過流保護均通過低壓側母線電壓進行閉鎖。即當低壓側母線電壓滿足條件，才會使高、低壓側復合電壓過流保護開放。

在1號主變停/送電或運行方式安排時，內橋接線變電站經常會出現(xiàn)如圖4所示的運行方式。2號主變帶10 kVⅠ與Ⅱ段兩段母線運行，而1號主變及其高壓側711開關運行，但1號主變低壓側101開關為熱備用。若在k2處發(fā)生短路故障，則10 kVⅠ段母線電壓正常，不滿足開放條件，1號主變高、低壓側后備保護均被閉鎖不能啟動，而故障點在高壓側后備復合電壓閉鎖過流保護范圍內卻不能及時動作。且故障點k2也不在1號主變差動保護范圍內，故障最后只能由711進線對側開關的后備保護切除，1號主變則不可避免地受到較長時間的近區(qū)故障短路電流沖擊。

圖4 主變低壓側開關處死區(qū)

3.2 改進方案

由以上分析可知，k2處保護死區(qū)是由于10 kV在Ⅰ段母線電壓正常，復合電壓閉鎖過流保護導致后備保護拒動。為使保護能夠快速正確動作，應使1號主變高壓側閉鎖過流保護解除10 kVⅠ段母線電壓閉鎖，直接動作切除故障。為此，可采用以下2種方法取消電壓閉鎖功能：

（1）在1號主變保護柜上斷開1號主變高壓側復合電壓閉鎖過流保護的10 kV電壓空氣開關1JKK，可保證當1號主變低壓側開關處于分位時，退出閉鎖功能。則在k2點發(fā)生故障，高壓側復合電壓閉鎖過流保護的電壓條件已開放，過流達到定值，保護即能可靠動作。需要明確的是，在合上1號主變低壓側101開關后，需將1JKK推上，恢復電壓閉鎖功能。

（2）從定值整定的角度考慮，預先在1號主變高壓側后備保護中輸入1套不經電壓閉鎖的保護定值。在出現(xiàn)如圖4所示運行方式之前，將1號主變高壓側復合電壓閉鎖過流后備保護切換到臨時定值，即能確保消除k2處保護死區(qū)。

4 低壓側母聯(lián)旁死區(qū)分析

4.1 死區(qū)故障分析

內橋接線變電站通常將低壓側10 kV母聯(lián)110開關過流保護投入，并將10 kV復合電壓閉鎖過流第一時限設置為跳主變低壓側開關。當甲站出現(xiàn)圖5所示的運行方式時：1號主變帶10 kVⅠ與Ⅱ段母線負荷，2號主變運行（2號主變低壓側熱備用），分析k3處發(fā)生故障時的保護動作行為。

k3在10 kV母聯(lián)110開關流變TA5上游，母聯(lián)110開關過流保護不會啟動動作。1號主變低壓側后備復合電壓閉鎖過流保護經判斷第一時限跳1號主變低壓側101開關，故障切除；同時，無故障的10 kVⅠ段母線負荷受牽連而停電，保護使停電范圍擴大。

4.2 改進方案

當圖5所示k3處發(fā)生故障時，10 kV母聯(lián)110開關過流保護不能動作切除故障，導致非故障的10 kVⅠ段母線受牽連而停電。為此，10 kVⅠ與Ⅱ段母線并列運行時，可采取解決方案如下：在10 kV母聯(lián)110開關過流保護動作跳母聯(lián)110開關時限（11 kV母聯(lián)110開關過流時限通常為0 s）后，1號主變低壓側復合電壓閉鎖過流保護跳1號主變低壓側101開關時限（通常為0.6 s）前，增加1個1號主變低三側復合電壓過流跳10 kV母聯(lián)110開關的時限。

圖5 低壓側母聯(lián)旁死區(qū)

這樣在k3死區(qū)發(fā)生故障時，可使保護具備選擇性，能首先跳開10 kV母聯(lián)110開關，將故障點隔離，10 kVⅠ段母線負荷可正常供電。

5 結語

通過詳細分析變電站內橋接線方式下幾個特殊點的死區(qū)保護問題，能使變電運行人員清楚相關保護動作及開關跳閘情況，并熟練掌握相關異常與事故處理過程與步驟，切實執(zhí)行相關保護死區(qū)應對方案，可顯著提高變電站的運行水平，真正做好危險點分析與預控，提高終端變電站的供電可靠性。

[1]陸振芬，王徐延.110 kV內橋接線變電站的安全運行分析[J].江蘇電機工程，2009，28（6）:37-39.

[2]張保會，尹項根.電力系統(tǒng)繼電保護[M].北京：中國電力出版社,2005.

[3]張全元.變電運行現(xiàn)場技術問答[M].北京：中國電力出版社，2009.

（本文編輯：楊勇）

Study on Protection Dead-zone of Inner Bridging Lines in Substations

ZHANG Zi-wei
（Lianyungang Power Supply Company，Lianyungang Jiangsu 222004，China）

Inner bridging lines are commonly seen in end substations in urban areas.Inappropriate protection and coordination，daily operation，abnormities and accidents handling are likely to trigger dead-zone of relaying protection.This paper analyzes three dead-zones near bus tie switches in inner bridging lines in substations，main transformer low voltage side switches and low voltage side bus ties，and puts forward pragmatic and effective solutions to avoid dead-zone.

inner bridging lines；protection dead-zone；solution

TM762.1+3

：B

：1007-1881（2013）01-0027-04

2012-05-23

張自偉（1985－），男，江蘇贛榆人，碩士，工程師，從事變電運行管理、繼電保護與自動裝置等方面研究工作。