特高壓直流受端系統500 kV變電站死區及失靈保護配置研究

洪峰，梁文武，吳小忠

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

隨著中國特高壓直流的大規模建設，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。湖南電網正式進入交直流系統互聯運行時代。祁韶直流最大輸送功率可達湖南負荷水平的1/4左右，祁韶直流一旦閉鎖，將嚴重影響湖南電力系統的運行。

目前，對于交直流系統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的典型故障換相失敗的研究愈發深刻〔6－11〕。大量文獻指出直流系統換相失敗不僅僅與直流系統本身相關，與交流系統的運行情況同樣密不可分。文獻 〔12〕指出交流系統故障引起逆變側換流母線電壓下降是換相失敗發生最主要的原因。交流系統故障能夠引起直流系統單次換相失敗是有可能恢復的，文獻 〔13〕指出通過該換相失敗的發展控制措施，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。如果連續的換相失敗，將造成直流閉鎖，直流輸送功率大量下降，嚴重影響受端交流電網的安全穩定運行。

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

1 典型死區及失靈保護的動作特性

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所示系統中失靈保護的動作特性:線路故障F4，線路保護跳該線路的中開關及邊開關。若邊開關失靈，其失靈保護跳該邊開關相連母線的所有斷路器；若中開關失靈，其失靈保護應跳開失靈開關所在串的另一個邊開關，同時遠跳對側站線路開關，并聯跳所在串的變壓器各側開關。母線故障F3，若邊開關失靈，其失靈保護應跳該開關所在串的中開關，同時遠跳對側站線路開關。死區保護動作特性:如故障發生在F1點，母差保護動作無法切除該故障，需死區保護動作跳故障串中開關，同時遠跳對側站線路開關。如故障發生在F2點，則線路保護動作后故障未切除，死區保護需跳同串的另一個邊開關，同時遠跳對側站線路開關，并聯跳所在串的變壓器各側開關。

動作時限分析，斷路器失靈保護出口應大于斷路器動作時間和啟動失靈的保護返回時間之和，并計入一定的時間裕度。因此失靈保護動作出口一般在故障發生后230 ms左右，故障切除時間一般在300 ms以上。死區保護的判據為收到主保護三相跳閘出口、斷路器三相跳閘位置信號及電流判據，因此常規死區保護的出口時間較失靈保護快，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，死區保護的動作時間會延后。死區及失靈保護的動作時限如圖2所示，難以滿足200 ms內切除故障的要求。

圖2 死區及失靈保護動作時限

2 死區及失靈保護優化方法

死區保護的動作條件為收到主保護三相跳閘出口，斷路器三相位置信號及滿足電流判據。失靈保護的動作條件為收到保護跳閘出口及電流等判據。失靈保護及死區保護整定延時計算方法如下:

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

失靈保護及死區保護整定延時優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別。因此，失靈保護的延時尚有較大優化空間。根據變電站斷路器的動作時間的實測值對失靈保護延時進行整定，可減少失靈保護的延時。同時，基于加速失靈及死區保護主要目的在于快速切除對系統影響較大的嚴重故障，因此在失靈保護及死區保護的動作邏輯方面也可進行優化〔14〕。

文獻 〔14〕根據南方電網多年運行經驗指出，優化后，失靈保護的保護整定延時可縮至160 ms，死區保護的保護整定延時可縮至100 ms。如對斷路器及CT設備進行合理選型，還可進一步優化失靈及死區保護延時。如采用光CT，可有效避免傳統互感器電流拖尾現象，優化死區保護整定延時。

死區及失靈保護優化的方案的優點在于:一是不增加新的一次設備；二是改造費用較低，如在規劃時統一考慮設備選型及保護配置，可進一步降低成本。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行改造，降低故障切除時間。該方法的缺點是在保護動作返回時間和斷路器動作時間同時達到上限值時可能失靈保護誤動，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都配置CT，按串配置死區及失靈加速保護的方案。當死區范圍發生故障時，死區差動保護會瞬時動作，直跳邊開關和中開關，并通過死區保護出口跳對側開關或通過主變保護出口跳主變各側開關，達到快速切除故障的目的；當發生開關失靈故障時，同樣由死區及失靈加速保護動作，動作過程同死區故障，以此達到滿足故障在200 ms內切除的目的。該方案對側變電站同樣需配置死區及失靈加速保護，死區及失靈加速保護配置如圖3所示，以邊開關為例，每一串配置一套死區及失靈加速保護。

圖3 死區及失靈加速保護及光CT配置

以死區故障為例，變電站接線方式如圖1所示。當F1處發生故障時，死區差動保護動作直接切除5011和5012開關并遠跳線路對側開關。根據動作時限圖可知，線路間隔邊開關F1處發生死區故障時，采用本方案可在100 ms內切除中開關5012，105 ms內跳開對側開關完全切除故障。根據第2節分析，失靈保護需躲過斷路器動作時間和啟動失靈的保護返回時間之和及一定的延時時間。如果CT采用光學元件，可以避免傳統互感器電流拖尾，進一步壓縮失靈保護動作時限25 ms左右，可以使得失靈保護切除故障時間達到200 ms以內。保護動作時間如圖4、5所示。其中一般保護動作時間可以按30 ms考慮，斷路器動作按70 ms考慮，遠跳傳送時間按5 ms考慮。

圖4 死區差動保護動作

圖5 失靈保護動作

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

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

4 站內信息綜合判別方法

隨著智能變電站的大規模建設，站域保護得到了飛速發展〔15－18〕，站域保護基于智能變電站網絡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，綜合提高死區故障判別速度，可以達到快速切除死區故障的目的。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故障，同時判別故障串。如為死區故障，則故障串在故障發生后130 ms跳中開關，其他串死區判據返回，不跳中開關。如不是死區故障，則所有串死區判據返回。死區判據返回后，根據站域保護邏輯，死區保護跳閘不出口。采用站域保護后的變電站死區保護動作時限如圖6所示。其中一般保護動作時間可以按30 ms考慮，斷路器動作按60 ms考慮，本側站域保護延時105 ms為60 ms斷路器動作時間，加上死區綜合判斷時間40 ms及5 ms開出時間。遠方站域保護延時110 ms為本側站域保護延時105 ms加遠跳傳送時間 (按5 ms考慮)。斷路器動作時間考慮為60 ms?？傮w死區動作時間可控制在200 ms。

圖6 保護動作時限

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

5 結論

提出了三種方法解決特高壓直流受端500 kV變電站死區及失靈保護動作時長問題，三種方法各有優缺點，總結如下:

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

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

3)站內消息綜合判別方法利用智能變電站信息共享的優勢，在智能站的改造方面有著巨大潛力。但若斷路器分閘較慢，死區保護判據來不及返回，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勢，也有其伴生的缺陷。在實際應用中應進行技術經濟比較后選用。該問題還有待進一步研究，方能得到通用的完備解決方案。

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