1000 kV特高壓變電站斷路器失靈保護配置方案

劉 濤，賈穎濤，余開偉，郭 果，裴東良

（國網河南省電力公司檢修公司，鄭州 450051）

1000 kV特高壓變電站斷路器失靈保護配置方案

劉 濤，賈穎濤，余開偉，郭 果，裴東良

（國網河南省電力公司檢修公司，鄭州 450051）

特高壓變電站1 000 kV和500 kV系統采用典型的3/2接線失靈保護配置方案，分析了1 000 kV系統若干特殊二次設備啟動失靈的回路設計方案；特高壓變電站110 kV系統采用普通出口斷路器和專用負荷開關配合布置，110 kV系統根據故障電流大小設置了二級失靈保護，分析了二級失靈保護的啟動方式和動作后果；分析了特高壓串補旁路斷路器配置合閘失靈和分閘失靈保護判據的不合理處，提出改進意見。鑒于特高壓線路相連斷路器較多，目前相關失靈保護出口方案復雜，提出了一種由線路保護裝置完成的“線路失靈保護”新構想。

特高壓變電站；3/2接線失靈保護；二級失靈保護；旁路斷路器失靈保護；線路失靈保護

0 引言

隨著交流特高壓電網的快速建設，特高壓斷路器的拒動帶來的風險日益增大，對其失靈保護的要求較超高壓電網更為嚴格[1-2]。特高壓變電站1 000 kV系統和500 kV系統均采用3/2主接線[3-4]，其失靈保護配置方案是在我國超高壓電網失靈保護配置方案上的改進與創新；考慮到特高壓變電站低壓側110 kV系統短路容量較大和無功補償裝置的投切問題，采用GCB（出口斷路器）和專用LBS（負荷開關）配合布置方案，由此帶來特殊的失靈保護配置方案；特高壓線路可能加裝固定串補裝置，其旁路斷路器有獨立的失靈保護邏輯，串補裝置的不同布置方式使旁路斷路器與線路斷路器的配合也有其特殊性和創新性。以下結合1 000 kV特高壓交流試驗示范工程南陽站失靈保護配置情況[5-6]，論述特高壓變電站失靈保護配置及改進方案，供交流特高壓變電站二次系統設計、施工、運行和維護參考。

1 3/2接線系統失靈保護

3/2接線系統的失靈保護按斷路器單套配置，由保護動作信號啟動，由斷路器保護裝置完成失靈電流判別并出口。與母線相連的斷路器失靈保護出口經母線保護跳閘，跳開母線上連接的所有斷路器；與主變壓器（以下簡稱主變）相連的斷路器失靈保護出口經主變保護跳閘，跳開與主變相連的三側斷路器；與線路相連的斷路器失靈保護出口經本端線路保護發遠傳至對端線路保護經就地判別后出口，跳開線路對端斷路器。

1.1 啟動方式

失靈保護由故障元件保護動作信號啟動，保護動作信號包括分相信號和三相信號。分相啟動失靈信號僅由線路保護發出，經重動繼電器后分相開入失靈保護裝置[7]。

特高壓變電站三相啟動失靈信號主要由主變電量保護、母線保護、線路保護三跳、高抗電量保護、串補控保系統等發出，啟動TJR（啟動失靈同時閉鎖重合閘）中間繼電器跳開故障元件斷路器同時啟動該斷路器失靈保護。

在某些設計方案中，為提高可靠性，主變保護和母差保護不僅通過TJR中間繼電器啟動失靈，同時再提供一副獨立的跳閘開出信號至斷路器保護的失靈開入端子。但該設計理念和回路不規范，不建議采用。

主變非電量保護、高壓電抗器非電量保護不啟動失靈保護，原因是非電量保護動作接點不能隨故障的隔離而及時復歸，可能造成失靈保護的誤動。一般來說，非電量保護動作時還伴隨著電量保護的動作，若故障元件連接的斷路器失靈，則由故障元件的電量保護啟動所連接斷路器的失靈保護。

特高壓線路空充或空載運行時，較大容量的對地容性無功可能使線路產生“容升”現象，使線路末端產生穩態過電壓，因此特高壓線路均裝設了穩態過電壓控制裝置，線路任一側產生穩態過電壓后均聯跳兩側；穩態過電壓保護動作后，若線路斷路器拒動，斷路器失靈電流定值可能不滿足，因此穩態過電壓控制裝置出口后不啟動失靈保護。

特高壓線路可能裝設有失步解列裝置，系統發生振蕩時應在預設地點解列，若失步解列裝置動作時啟動失靈保護，可能會造成停電范圍的擴大，不利于電網振蕩的平息。同時解列裝置出口于系統振蕩時，斷路器電流可能不滿足失靈電流定值，因此失步解列裝置出口不宜啟動失靈保護。

特高壓線路裝設有穩定控制裝置，穩定控制裝置動作時，故障點可能與本線路斷路器電氣距離很遠，若線路斷路器拒動，斷路器失靈電流定值可能不滿足，因此穩定控制裝置出口不宜啟動失靈保護。

以上不啟動失靈保護的裝置出口均接入TJQ（不啟動失靈同時閉鎖重合閘）繼電器回路。三相不一致和防跳保護也不啟動失靈保護，不啟動中間繼電器（直接跳閘）[8-9]。

1.2 失靈判別邏輯

3/2接線斷路器失靈判別邏輯由斷路器保護裝置完成，不經電壓閉鎖邏輯。斷路器失靈判別按照故障相失靈、非故障相失靈和發變三跳失靈考慮，與超高壓電網失靈保護相同，不再詳述。

1 000 kV斷路器保護“失靈跳本開關時間”和“失靈動作時間”均設為250 ms。

1.3 失靈保護出口方式

斷路器失靈保護動作后，除跳本斷路器和跳相鄰的單一斷路器（例如中斷路器失靈跳邊斷路器、邊斷路器失靈跳中斷路器）為直跳回路（啟動TJR繼電器）外，跳其他相鄰斷路器均通過母線保護出口、主變保護出口或線路保護出口實現。

特高壓母線保護和主變電量保護失靈聯跳開入均采用強電光耦。母線保護失靈啟動回路在斷路器保護屏和母線保護屏均設置壓板，便于單斷路器檢修時與母線保護的隔離[10]；母線保護失靈雙開入1和2取“與”邏輯，為提高失靈經母線保護出口的可靠性，設置靈敏的、不需整定的電流突變量元件并帶50 ms固定延時后出口；主變電量保護失靈開入1和2取“與”邏輯后直接聯跳三側；母線保護和主變保護僅實現三相跳閘，各連接元件設獨立的跳閘出口繼電器，跳閘出口接點應滿足起動跳閘、起動失靈保護、閉鎖重合閘的要求。

2 主變壓器低壓側失靈保護

特高壓變電站低壓側首次采用110 kV電壓等級，每組特高壓主變低壓側設置2段110 kV母線，每段110 kV母線配置2組210 Mvar低壓并聯電容器組和1組240 Mvar低壓并聯電抗器組，無功補償容量較大。每段110 kV母線配置單套母線保護。

2.1 出口斷路器與專用負荷開關配置

GCB可以開斷較大幅值的故障電流，若用于頻繁投切特高壓主變110 kV側低壓無功設備是不經濟的。針對無功設備頻繁投切的特點，專門研發出了可以用來頻繁投切特高壓變電站110 kV并聯電容器組和電抗器組的專用LBS，LBS不能開斷較大幅值的故障電流。以110 kV單母線為例，南陽變電站110 kV GCB和LBS配置方案如圖1所示。

圖1 110 kV斷路器與專用負荷開關配置方案

主變進線回路設置主GCB，主GCB具有開斷短路故障電流能力和投切無功設備回路2 000次的能力。無功回路設置LBS主要用于投切電容器組和電抗器組，投切電壽命可達10 000次。無功設備支路設置LBS解決了目前無功設備支路只能投切1 000多次就需要進行開關滅弧室解體大修的問題，提高了無功設備支路開關的電壽命，減少了日常維護和檢修的成本。由此帶來的問題是：無功設備支路沒有設置GCB，無功回路發生嚴重故障需要由110 kV進線主GCB來切斷，這樣整個110 kV單母線均有停電的風險。因此110 kV設備繼電保護跳閘和失靈方案需采用特殊配置[11-12]。

2.2 跳閘及失靈保護方案

南陽變電站110 kV無功設備支路專用LBS的切斷故障電流水平為1 600 A，當無功設備支路發生故障時，根據故障電流大小有2種啟動母線失靈保護方案；失靈斷路器的失靈電流判別由110 kV母線保護完成，110 kV母線保護出口不跳無功設備支路LBS，僅跳與其連接的GCB。考慮到110 kV站用變保護和母線差動保護，110 kV母線失靈保護的配置有以下幾種方式：

（1）若無功設備支路故障電流小于1 600 A，無功設備保護只跳開本支路的LBS，并由其提供“小電流解除電壓閉鎖”和“小電流啟動失靈”至母線保護；若故障無功設備支路的LBS失靈，由母線小電流失靈保護經失靈電流判別后出口。

（2）若無功設備支路故障電流大于1 600 A，無功設備保護閉鎖跳本支路的LBS同時由其直接跳開母線連接主變的主GCB，并提供“大電流解除電壓閉鎖”和“大電流啟動失靈”至母線保護；若連接主變的主GCB失靈，由母線大電流失靈保護判別并經母線保護出口。

（3）站用變保護動作后直接跳開其支路GCB，同時輸出“小電流跳閘解除電壓閉鎖”和“小電流啟動失靈”至母線保護；若站用變支路GCB失靈，由母線小電流失靈保護經失靈電流判別后出口[11-12]。

（4）母線差動保護和失靈保護是同一臺裝置的功能，裝置無母線差動失靈開入硬接點，失靈接點由軟邏輯實現，且不可投退。母線差動保護動作后啟動大電流失靈邏輯，同時解除大電流失靈電壓閉鎖；若連接主變的主GCB失靈，由母線大電流失靈保護判別并經母線保護出口。

110 kV母線保護小電流失靈保護動作后，跳開該母線連接主變的主GCB（連接站用變的母線同時跳開站用變支路GCB），失靈保護配置不考慮此時主GCB再次失靈的情況；大電流失靈保護動作后，再次跳該母線連接主變的主GCB（連接站用變的母線同時跳開站用變支路GCB），同時啟動主變失靈保護跳開主變三側斷路器。

小電流失靈和大電流失靈啟動回路原理如圖2所示。

1 000 kV長南Ⅰ線穩態過電壓控制裝置動作后聯跳110 kV低壓并聯電容器組，不啟動相應電容器組LBS失靈保護。

3 特高壓串補旁路斷路器失靈保護

特高壓交流試驗示范工程2條1 000 kV線路均裝設有固定串補裝置，當線路故障或串補裝置故障時，旁路斷路器合閘將串補裝置退出運行。伴隨線路重合閘操作，串補旁路斷路器還進行自動重投操作。旁路斷路器失靈保護僅由串補其它保護元件啟動，由于失靈保護和其他保護功能均集成于同一套保護裝置，失靈保護的啟動均由軟件實現。串補旁路斷路器失靈有合閘失靈和分閘失靈2種情況[13-14]。

3.1 合閘失靈保護

當串補保護裝置動作發出合旁路斷路器命令后，旁路斷路器由于各種原因拒動時，合閘失靈保護動作。目前，不少500 kV串補工程旁路斷路器合閘失靈判據為“保護動作”和“斷路器位置”取邏輯“與”后出口。特高壓交流試驗示范工程中，串補旁路斷路器合閘失靈判據改進為“保護動作”“斷路器位置”“并聯支路有流”三者取邏輯“與”后延時0.2 s出口。一般認為，在失靈判別邏輯中電流判據的可靠性高于斷路器位置判據，“斷路器位置”判據的使用可能造成失靈保護的拒動，因此建議將該判據改進為“保護動作”和“并聯支路有流”取邏輯“與”后出口。

旁路斷路器合閘失靈保護動作后分別啟動線路邊、中斷路器操作箱的TJR繼電器，跳開線路邊、中斷路器，同時通過線路保護發遠傳跳線路對側邊、中斷路器。對于南荊Ⅰ線兩段串補集中布置，單段串補旁路斷路器合閘失靈可以聯跳另一段，但考慮到這樣造成另一段串補旁路斷路器誤動的風險性較大，因此旁路斷路器合閘失靈聯跳另一段串補功能暫不投入[15]。

3.2 分閘失靈保護

目前，特高壓交流試驗示范工程串補旁路斷路器分閘失靈判據為“保護動作”和“斷路器位置”取邏輯“與”后延時0.2 s出口。與3.1節旁路斷路器合閘失靈判據一樣，建議將分閘失靈判據改進為“保護動作”和“斷路器有流”取邏輯“與”出口。與合閘失靈保護不同，分閘失靈保護動作后僅合串補三相旁路斷路器，不跳線路斷路器。結合對目前該功能的利弊分析，旁路開關分閘失靈保護暫不投入。

4 超（特）高壓“線路失靈保護”設想

母線和變壓器元件所連接斷路器較多，因此3/2接線的母線保護和變壓器保護分別配置了“母線失靈保護”和“變壓器失靈保護”，其所連接的斷路器失靈保護動作后均可以啟動其出口跳開所連接的所有斷路器。超（特）高壓線路一般采用3/2主接線，與線路相連的斷路器共4組；線路裝設串補裝置后，與線路相連的斷路器可達6組，若考慮到超（特）高壓線路還可能安裝可控并聯高抗的話，與線路相連的斷路器最多可達8組[7]。如果把線路看做一個元件，相比于母線和變壓器，該元件相連的斷路器已經足夠多。借鑒“母線失靈保護”和“變壓器失靈保護”理念，連接斷路器較多的元件保護出口可以“借用”給所連接斷路器失靈保護出口使用，與線路元件相連的斷路器失靈保護動作也可以啟動線路保護出口跳與線路相連的所有斷路器，線路保護中完成此邏輯的功能即為“線路失靈保護”。“線路失靈保護”出口與目前線路保護跳閘出口完全一致，跳開線路相連的所有斷路器。對于某些超（特）高壓串補線路工程，串補裝置集中布置在線路中間位置，存在問題及解決方案相同。

“線路失靈保護”理念應用于當前集成過電壓及遠跳保護和線路保護功能為一體的線路保護裝置優越性更為明顯。圖3所示為串補裝置分散布置于線路兩端的超（特）高壓線路系統。

圖3中CB1—CB4為3/2接線輸電線路兩端的邊、中斷路器，C1和C2分別為線路兩端裝設的串補裝置，BCB1和BCB2分別為串補裝置C1和C2的旁路斷路器。

按照目前失靈保護配置方案，若CB1斷路器失靈，則由CB1斷路器失靈保護執行如下操作：再次跳開CB1斷路器；跳開CB2斷路器；合上BCB1旁路斷路器；通過線路保護發遠傳，由對站線路保護跳開CB3，CB4斷路器，同時合上BCB2旁路斷路器。以上方案比較繁瑣，引入“線路失靈保護”理念后，若CB1斷路器失靈，則僅由CB1斷路器失靈保護啟動“線路失靈保護”即可，通過線路保護出口跳開線路所連所有斷路器，失靈保護方案大為簡化。

引入“線路失靈保護”理念后，串補旁路斷路器失靈方案的改進與上述CB1斷路器失靈方案對比類似，改進效果也很明顯，不再贅述。對于串補裝置集中布置于線路中間位置的串補線路工程，分析方法及改進效果類似，亦不贅述。引入“線路失靈保護”功能的線路保護裝置應用于裝設串聯補償裝置和并聯高抗的超、特高壓線路優越性尤為明顯，值得推廣。

5 結語

分析了1 000 kV特高壓變電站1 000 kV，500 kV，110 kV和特高壓串系統失靈保護的配置方案。對于我國后續的交流特高壓工程，特高壓交流試驗示范工程的1 000 kV和500 kV失靈保護配置方案為典型配置，配置方案和原則基本如此。南陽變電站110 kV系統失靈保護配置方案的特殊之處源于110 kV專用LBS的使用，后續交流特高壓工程110 kV系統專用LBS配置可能有所差異，因此110 kV系統失靈保護配置方案也可能有所差異。特高壓串補控制保護系統及其旁路斷路器失靈保護方案的設計原理和規范性均有待進一步改進，目前的方案尚存一定爭議，后續特高壓串補工程失靈保護及其與線路保護的接口方案均有改進的空間[13-15]，所提方案及改進意見有參考價值。另外，“線路失靈保護”方案是一種全新的保護邏輯，優越性明顯，繼電保護廠家有必要據此推出一種全新的線路保護裝置。

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2017-09-18

劉 濤（1984），男，工程師，從事超（特）高壓變電站繼電保護設備運行、維護和檢修工作。

（本文編輯：方明霞）

Configuration Plan of Breaker Trip Failure Protection in 1 000 kV UHV Power Substation

LIU Tao， JIA Yingtao， YU Kaiwei， GUO Guo， PEI Dongliang
（Maintenance Company of Henan Electric Power Corporation， Zhengzhou 450051， China）

The typical configuration plan of trip failure protection for 3/2 connection is adopted in 1 000 kV and 500 kV systems in UHV substations.The paper analyzes circuit design plan for special secondary equipment startup failure in 1 000 kV system.The 110 kV system in UHV substation is equipped with ordinary outlet breaker and special load switch； besides， it is equipped with secondary failure protection according to current amplitude.The paper analyzes startup mode and action consequence of the secondary failure protection;moreover,it analyzes the unreasonable criteria for switch-on and switch-off failure protection of UHV series compensation bypass breaker and proposes improvements.In view of the multiple breakers connected to UHV lines and the existing complex failure protection plans，the paper introduces a new idea of"line trip failure protection"accomplished by line protection device.

UHV power substation； 3/2 connection failure protection； secondary failure protection； bypass breaker trip failure protection；line trip failure protection

10.19585/j.zjdl.201710004

1007-1881（2017）10-0017-05

TM774

B