张健毅，刘涛，高文彪，裴东良，李春阳

(1.武汉大学电气工程学院，武汉市 430072;2.国家电网公司运行分公司晋东南管理处，山西省长治市 046000)

0 引言

超高压变电站主变低压侧保护原理和配置相对简单，经验比较成熟。特高压变电站低压侧具有电压等级高、设备容量大和结构特殊等特点，因此对继电保护的性能和可靠性要求更高，应采取更有针对性的措施和方案提高其动作速度、灵敏度、选择性和可靠性。1000kV特高压南阳变电站(下称南阳站)110 kV侧的继电保护配置基本满足了以上要求，其中110 kV电容器组单星型双桥差保护方案和设备跳闸、失灵方案为国内外首次应用［1-2］。

本文将分析1000kV特高压南阳站解决上述问题的方案和经验，并对目前方案存在的问题提出改进措施。

1 低压并联电容器组保护方案

500kV变电站主变低压侧采用35 kV或66 kV电压等级［4-5］，单组电容器容量为25～45 Mvar;750 kV变电站主变低压侧采用66 kV电压等级，单组电容器容量为50～100 Mvar;并联电容器组接线方式有双星形(中性点不平衡电流保护)、单星形(桥差保护)和多单星形(相电压差动保护)。

随着变电站电压等级的提高，1000kV南阳站主变低压侧采用110 kV电压等级，单组电容器容量为210 Mvar。目前超高压变电站设计、运行经验成熟的双星型接线不能满足1000kV变电站的要求［1-3］，原因如下:

(1)安装工作量大，三相电容值调配平衡较复杂;

(2)并联电容器组投入时产生的高频大幅值合闸涌流更为显著，中性点产生瞬时过电压和过电流，损伤中性点电流互感器(current transformer，CT);

(3)电容器组一桥臂短路，中性点CT承受更大的短路电流，动稳定性很难满足要求。因此，特高压变电站低压并联电容器组需采用单星型接线。

由于单星型接线电容器组的串联台数更多，南阳站若采用单桥差保护，在保持元件允许过电压倍数不变的条件下，两段式不平衡定值的可靠性过低，甚至不能避开初始不平衡校验，造成正常运行期间不平衡保护频繁误动。提高该不平衡定值的有效办法就是将单桥接线改为双桥接线，即通过减少单桥臂电容器串联数目来提高不平衡定值，保证了灵敏度的同时也提高了不平衡保护的抗干扰能力(约为单桥差方案的2倍)。对于南阳站的低压并联电容器组，内熔丝损坏4个即发告警，内熔丝损坏6个即可跳闸。电容器组接线方式如图1所示。

图1 电容器组单星形双桥差接线方案Fig.1 Single star-double H connection scheme for capacitor bank

并联电容器组电流速断保护按照系统最小运行方式下电容器端部发生两相短路时具有足够的灵敏度来整定，并能可靠避开电容器组的合闸涌流。由于南阳站低压并联电容器组采用单星型接线，实际运行经验表明，电容器组投入时的励磁涌流不超过1.8倍额定电流。过流保护按照1.5倍额定电流整定，需可靠避开电容器组的合闸涌流时间。

2 低压并联电抗器保护

南阳站110 kV并联电抗器采用干式空心电抗器，三相品字形布置，单星形接线，中性点不接地，与35 kV和66 kV低压并联电抗器的接线方案完全一致［1-2］。保护的主要配置为电流速断保护和过流保护(带延时)。

电流速断定值要避开电抗器投入时的励磁涌流［5］。南阳站的实际运行经验表明，电抗器投入时的励磁涌流不超过1.5倍额定电流，因此按照规程5～7倍额定电流整定是合理的，该定值还要保证在系统最小运行方式下电抗器端部故障时有足够的灵敏度。

过流保护按照电抗器的额定电流整定，一般取1.5～2倍的可靠系数，需可靠避开电抗器投入时的励磁涌流时间［5］。规程对低压并联电抗器过流II段定值灵敏度校核的原则无明确要求，实际中一般按系统最小运行方式下电抗器进线端(110 kV母线)两相金属性短路进行校核，灵敏度不小于1.5。

3 110 kV新型负荷开关的应用及无功设备支路跳闸方案

3.1 110 kV新型负荷开关的应用

3.1.1 出口断路器与负荷开关

出口断路器 (generator circuit-breaker，GCB)能够在设备异常或故障时开断故障电流，其灭弧能力强、机构的开断速度快，但其电寿命短，不适用于频繁投切正常运行的电容器组或电抗器组［6］。

负荷开关(load break switch，LBS)根据电容器、电抗器回路的特点制定，对其灭弧能力要求不高，电寿命是其最重要的考核项目。专用负荷开关不能用于开断较大的故障电流，主要用于投切频繁的电容器组或电抗器组［7-8］。

3.1.2 110 kV断路器与专用负荷开关配置方案

由于GCB和LBS的区别及各自的特性，加之南阳站低压无功补偿设备的高电压等级和大容量要求，1000kV主变低压侧110 kV母线进线主回路设置主GCB，主要用于开断主变低压侧110 kV系统的故障电流;无功设备支路设置LBS，主要用于投切电容器组或电抗器组;连接站用变的母线站用变支路也配置GCB。110 kV系统GCB和LBS布置方案如图2所示。

图2 110 kV断路器与专用负荷开关配置方案Fig.2 Configuration scheme of 110 kV breakers and special load switch

该方案的优点是:为主变进线回路设置主GCB，主GCB具有开断短路故障电流的能力和投切无功设备回路2000次的能力。无功回路设置LBS主要用于投切电容器、电抗器，投切电寿命可达10000次。无功设备支路设置LBS解决了目前无功设备支路只能投切1000多次就需要更换开关的问题，提高了无功设备支路开关的电寿命，减少了日常维护和检修的成本。但此方案也存在如下缺点:无功设备支路没有设置GCB，若无功回路短路需要由110 kV进线主GCB来切断，这样整个110 kV单母线均有停电的风险，因此也造成110 kV设备继电保护跳闸及失灵方案的特殊配置［9-10］。

3.2 保护跳闸及失灵方案

由于无功设备支路专用LBS的切断故障大电流水平为1.6 kA，当无功设备支路发生故障时可能产生2 种结果［11］。

若故障电流小于1.6 kA，则只断开本无功设备支路的LBS，由无功设备保护解除母线电压闭锁并启动母线小电流失灵保护;故障无功设备支路的LBS失灵，母线小电流失灵保护经母差出口，即切除该母线连接主变的主分支GCB。

若故障电流大于1.6 kA，则不断开本无功设备支路的LBS，由无功设备保护解除母线电压闭锁并经母差出口，即断开连接主变的主分支GCB，同时启动母线大电流失灵保护;若连接主变的主分支GCB失灵，母线大电流失灵保护再次经母差出口，同时启动主变失灵保护断开主变三侧开关。

4 母线保护的配置及特殊应用

与220 kV和500kV主变低压侧设备不同，1000kV主变低压侧110 kV母线配置有独立的母差及失灵保护。为和主变差动保护范围配合，主变支路母差CT布置在进线GCB的主变侧;无功补偿设备及站用变支路CT均布置在母线侧。

4.1 母线差动保护

由于专用负荷开关LBS的应用，与普通母线保护与母线连接的开关不同，南阳站110 kV母线保护动作仅断开连接主变的主分支GCB，不断开低容和低抗的负荷开关LBS。

4.2 母线失灵保护

由于负荷开关LBS的故障电流切断能力只有1.6 kA，母线失灵保护据此配置为2级:小电流失灵保护和大电流失灵保护。

小电流失灵为负荷开关LBS/站用变开关GCB失灵，由电容器保护、电抗器保护小电流故障跳闸或站用变保护跳闸，同时解除电压闭锁;经母差保护出口，切除该母线连接主变的主分支GCB。

大电流失灵为主分支断路器GCB失灵，由电容器保护、电抗器保护大电流故障跳闸启动，同时解除电压闭锁;动作后果为再次经母差出口，断开连接主变的主分支GCB，同时启动主变失灵保护断开三侧开关。

母差保护动作后启动大电流失灵保护，同时解除电压闭锁，动作后果与主分支断路器GCB失灵一致。由于母差保护和失灵保护均为同一台保护装置完成，装置无母差失灵开入硬接点，失灵接点由软逻辑实现，并且不可投退。

4.3 母差保护的死区问题

110 kV母线不配置死区保护，由于高压开关设备结构的原因，各支路负荷开关LBS相邻的CT只能布置在母线侧，造成母差保护范围缩小，在CT与负荷开关LBS之间形成死区。由于电容器保护、电抗器保护与母差保护动作的结果和时限均一致，都是瞬时断开总分支断路器GCB，如果发生如图3所示的母差保护死区k1点故障时，将由电容器保护动作切除故障，并且此时的电容器故障大电流保护具有足够的灵敏度。

图3 母线保护死区故障Fig.3 Dead zone in bus protection

110 kV站用变支路的死区k2点故障时，由于站用变保护仅跳开站变支路断路器GCB，不能切除故障，此时只能由母线小电流失灵保护断开主变侧总分支GCB，故障的切除需要一定的延时(母线失灵保护时限一般为150 ms)。

5 110 kV站用变差动保护范围的优化

110 kV站用变过流I段(瞬时段)按照站用变35 kV侧出口短路来整定，不能保护站用变35 kV侧出口故障;过流II段可以保护站用变35 kV侧出口故障，但有一定的延时;而且35 kV母线没有速动主保护。解决该问题的办法是扩大110 kV站用变差动保护的范围，将35 kV母线纳入110 kV站用变差动保护的范围。

南阳站110 kV站用变差动保护CT接线改进后的接线图如图4所示。虚线部分表示改进前低压侧差动CT为35 kV母线进线开关CT，差动范围不包括35 kV母线。110 kV站用变带2个35 kV站用变负荷，因此改进后的低压侧差动CT为35 kV站变馈线CT的合流。

图4 110 kV站用变差动保护接线原理Fig.4 Connection principle diagram of 110 kV auxiliary transformer current differential protection

6 结语

本文介绍了特高压主变110 kV侧的系统保护配置方案。110 kV低压电容器单星型双桥差动保护应是日后交流特高压变电站低压电容器组的首选方案;110 kV低压电抗器保护配置方案基本沿用了超高压变电站成熟的经验，特高压大容量低压电抗器的励磁涌流倍数对保护定值的影响值得关注;无功设备、站用变保护跳闸和失灵方案的特殊性和复杂性问题的产生是由于专用负荷开关的应用;母线死区问题、站用变CT配置与110 kV系统主接线方式密切相关，不同主接线方式下该类问题也有较大的差异。

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