刘 涛，贾颖涛，余开伟，郭 果，裴东良

（国网河南省电力公司检修公司，郑州 450051）

1000 kV特高压变电站断路器失灵保护配置方案

刘 涛，贾颖涛，余开伟，郭 果，裴东良

（国网河南省电力公司检修公司，郑州 450051）

特高压变电站1 000 kV和500 kV系统采用典型的3/2接线失灵保护配置方案，分析了1 000 kV系统若干特殊二次设备启动失灵的回路设计方案；特高压变电站110 kV系统采用普通出口断路器和专用负荷开关配合布置，110 kV系统根据故障电流大小设置了二级失灵保护，分析了二级失灵保护的启动方式和动作后果；分析了特高压串补旁路断路器配置合闸失灵和分闸失灵保护判据的不合理处，提出改进意见。鉴于特高压线路相连断路器较多，目前相关失灵保护出口方案复杂，提出了一种由线路保护装置完成的“线路失灵保护”新构想。

特高压变电站；3/2接线失灵保护；二级失灵保护；旁路断路器失灵保护；线路失灵保护

0 引言

随着交流特高压电网的快速建设，特高压断路器的拒动带来的风险日益增大，对其失灵保护的要求较超高压电网更为严格[1-2]。特高压变电站1 000 kV系统和500 kV系统均采用3/2主接线[3-4]，其失灵保护配置方案是在我国超高压电网失灵保护配置方案上的改进与创新；考虑到特高压变电站低压侧110 kV系统短路容量较大和无功补偿装置的投切问题，采用GCB（出口断路器）和专用LBS（负荷开关）配合布置方案，由此带来特殊的失灵保护配置方案；特高压线路可能加装固定串补装置，其旁路断路器有独立的失灵保护逻辑，串补装置的不同布置方式使旁路断路器与线路断路器的配合也有其特殊性和创新性。以下结合1 000 kV特高压交流试验示范工程南阳站失灵保护配置情况[5-6]，论述特高压变电站失灵保护配置及改进方案，供交流特高压变电站二次系统设计、施工、运行和维护参考。

1 3/2接线系统失灵保护

3/2接线系统的失灵保护按断路器单套配置，由保护动作信号启动，由断路器保护装置完成失灵电流判别并出口。与母线相连的断路器失灵保护出口经母线保护跳闸，跳开母线上连接的所有断路器；与主变压器（以下简称主变）相连的断路器失灵保护出口经主变保护跳闸，跳开与主变相连的三侧断路器；与线路相连的断路器失灵保护出口经本端线路保护发远传至对端线路保护经就地判别后出口，跳开线路对端断路器。

1.1 启动方式

失灵保护由故障元件保护动作信号启动，保护动作信号包括分相信号和三相信号。分相启动失灵信号仅由线路保护发出，经重动继电器后分相开入失灵保护装置[7]。

特高压变电站三相启动失灵信号主要由主变电量保护、母线保护、线路保护三跳、高抗电量保护、串补控保系统等发出，启动TJR（启动失灵同时闭锁重合闸）中间继电器跳开故障元件断路器同时启动该断路器失灵保护。

在某些设计方案中，为提高可靠性，主变保护和母差保护不仅通过TJR中间继电器启动失灵，同时再提供一副独立的跳闸开出信号至断路器保护的失灵开入端子。但该设计理念和回路不规范，不建议采用。

主变非电量保护、高压电抗器非电量保护不启动失灵保护，原因是非电量保护动作接点不能随故障的隔离而及时复归，可能造成失灵保护的误动。一般来说，非电量保护动作时还伴随着电量保护的动作，若故障元件连接的断路器失灵，则由故障元件的电量保护启动所连接断路器的失灵保护。

特高压线路空充或空载运行时，较大容量的对地容性无功可能使线路产生“容升”现象，使线路末端产生稳态过电压，因此特高压线路均装设了稳态过电压控制装置，线路任一侧产生稳态过电压后均联跳两侧；稳态过电压保护动作后，若线路断路器拒动，断路器失灵电流定值可能不满足，因此稳态过电压控制装置出口后不启动失灵保护。

特高压线路可能装设有失步解列装置，系统发生振荡时应在预设地点解列，若失步解列装置动作时启动失灵保护，可能会造成停电范围的扩大，不利于电网振荡的平息。同时解列装置出口于系统振荡时，断路器电流可能不满足失灵电流定值，因此失步解列装置出口不宜启动失灵保护。

特高压线路装设有稳定控制装置，稳定控制装置动作时，故障点可能与本线路断路器电气距离很远，若线路断路器拒动，断路器失灵电流定值可能不满足，因此稳定控制装置出口不宜启动失灵保护。

以上不启动失灵保护的装置出口均接入TJQ（不启动失灵同时闭锁重合闸）继电器回路。三相不一致和防跳保护也不启动失灵保护，不启动中间继电器（直接跳闸）[8-9]。

1.2 失灵判别逻辑

3/2接线断路器失灵判别逻辑由断路器保护装置完成，不经电压闭锁逻辑。断路器失灵判别按照故障相失灵、非故障相失灵和发变三跳失灵考虑，与超高压电网失灵保护相同，不再详述。

1 000 kV断路器保护“失灵跳本开关时间”和“失灵动作时间”均设为250 ms。

1.3 失灵保护出口方式

断路器失灵保护动作后，除跳本断路器和跳相邻的单一断路器（例如中断路器失灵跳边断路器、边断路器失灵跳中断路器）为直跳回路（启动TJR继电器）外，跳其他相邻断路器均通过母线保护出口、主变保护出口或线路保护出口实现。

特高压母线保护和主变电量保护失灵联跳开入均采用强电光耦。母线保护失灵启动回路在断路器保护屏和母线保护屏均设置压板，便于单断路器检修时与母线保护的隔离[10]；母线保护失灵双开入1和2取“与”逻辑，为提高失灵经母线保护出口的可靠性，设置灵敏的、不需整定的电流突变量元件并带50 ms固定延时后出口；主变电量保护失灵开入1和2取“与”逻辑后直接联跳三侧；母线保护和主变保护仅实现三相跳闸，各连接元件设独立的跳闸出口继电器，跳闸出口接点应满足起动跳闸、起动失灵保护、闭锁重合闸的要求。

2 主变压器低压侧失灵保护

特高压变电站低压侧首次采用110 kV电压等级，每组特高压主变低压侧设置2段110 kV母线，每段110 kV母线配置2组210 Mvar低压并联电容器组和1组240 Mvar低压并联电抗器组，无功补偿容量较大。每段110 kV母线配置单套母线保护。

2.1 出口断路器与专用负荷开关配置

GCB可以开断较大幅值的故障电流，若用于频繁投切特高压主变110 kV侧低压无功设备是不经济的。针对无功设备频繁投切的特点，专门研发出了可以用来频繁投切特高压变电站110 kV并联电容器组和电抗器组的专用LBS，LBS不能开断较大幅值的故障电流。以110 kV单母线为例，南阳变电站110 kV GCB和LBS配置方案如图1所示。

图1 110 kV断路器与专用负荷开关配置方案

主变进线回路设置主GCB，主GCB具有开断短路故障电流能力和投切无功设备回路2 000次的能力。无功回路设置LBS主要用于投切电容器组和电抗器组，投切电寿命可达10 000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1 000多次就需要进行开关灭弧室解体大修的问题，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。由此带来的问题是：无功设备支路没有设置GCB，无功回路发生严重故障需要由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110 kV设备继电保护跳闸和失灵方案需采用特殊配置[11-12]。

2.2 跳闸及失灵保护方案

南阳变电站110 kV无功设备支路专用LBS的切断故障电流水平为1 600 A，当无功设备支路发生故障时，根据故障电流大小有2种启动母线失灵保护方案；失灵断路器的失灵电流判别由110 kV母线保护完成，110 kV母线保护出口不跳无功设备支路LBS，仅跳与其连接的GCB。考虑到110 kV站用变保护和母线差动保护，110 kV母线失灵保护的配置有以下几种方式：

（1）若无功设备支路故障电流小于1 600 A，无功设备保护只跳开本支路的LBS，并由其提供“小电流解除电压闭锁”和“小电流启动失灵”至母线保护；若故障无功设备支路的LBS失灵，由母线小电流失灵保护经失灵电流判别后出口。

（2）若无功设备支路故障电流大于1 600 A，无功设备保护闭锁跳本支路的LBS同时由其直接跳开母线连接主变的主GCB，并提供“大电流解除电压闭锁”和“大电流启动失灵”至母线保护；若连接主变的主GCB失灵，由母线大电流失灵保护判别并经母线保护出口。

（3）站用变保护动作后直接跳开其支路GCB，同时输出“小电流跳闸解除电压闭锁”和“小电流启动失灵”至母线保护；若站用变支路GCB失灵，由母线小电流失灵保护经失灵电流判别后出口[11-12]。

（4）母线差动保护和失灵保护是同一台装置的功能，装置无母线差动失灵开入硬接点，失灵接点由软逻辑实现，且不可投退。母线差动保护动作后启动大电流失灵逻辑，同时解除大电流失灵电压闭锁；若连接主变的主GCB失灵，由母线大电流失灵保护判别并经母线保护出口。

110 kV母线保护小电流失灵保护动作后，跳开该母线连接主变的主GCB（连接站用变的母线同时跳开站用变支路GCB），失灵保护配置不考虑此时主GCB再次失灵的情况；大电流失灵保护动作后，再次跳该母线连接主变的主GCB（连接站用变的母线同时跳开站用变支路GCB），同时启动主变失灵保护跳开主变三侧断路器。

小电流失灵和大电流失灵启动回路原理如图2所示。

1 000 kV长南Ⅰ线稳态过电压控制装置动作后联跳110 kV低压并联电容器组，不启动相应电容器组LBS失灵保护。

3 特高压串补旁路断路器失灵保护

特高压交流试验示范工程2条1 000 kV线路均装设有固定串补装置，当线路故障或串补装置故障时，旁路断路器合闸将串补装置退出运行。伴随线路重合闸操作，串补旁路断路器还进行自动重投操作。旁路断路器失灵保护仅由串补其它保护元件启动，由于失灵保护和其他保护功能均集成于同一套保护装置，失灵保护的启动均由软件实现。串补旁路断路器失灵有合闸失灵和分闸失灵2种情况[13-14]。

3.1 合闸失灵保护

当串补保护装置动作发出合旁路断路器命令后，旁路断路器由于各种原因拒动时，合闸失灵保护动作。目前，不少500 kV串补工程旁路断路器合闸失灵判据为“保护动作”和“断路器位置”取逻辑“与”后出口。特高压交流试验示范工程中，串补旁路断路器合闸失灵判据改进为“保护动作”“断路器位置”“并联支路有流”三者取逻辑“与”后延时0.2 s出口。一般认为，在失灵判别逻辑中电流判据的可靠性高于断路器位置判据，“断路器位置”判据的使用可能造成失灵保护的拒动，因此建议将该判据改进为“保护动作”和“并联支路有流”取逻辑“与”后出口。

旁路断路器合闸失灵保护动作后分别启动线路边、中断路器操作箱的TJR继电器，跳开线路边、中断路器，同时通过线路保护发远传跳线路对侧边、中断路器。对于南荆Ⅰ线两段串补集中布置，单段串补旁路断路器合闸失灵可以联跳另一段，但考虑到这样造成另一段串补旁路断路器误动的风险性较大，因此旁路断路器合闸失灵联跳另一段串补功能暂不投入[15]。

3.2 分闸失灵保护

目前，特高压交流试验示范工程串补旁路断路器分闸失灵判据为“保护动作”和“断路器位置”取逻辑“与”后延时0.2 s出口。与3.1节旁路断路器合闸失灵判据一样，建议将分闸失灵判据改进为“保护动作”和“断路器有流”取逻辑“与”出口。与合闸失灵保护不同，分闸失灵保护动作后仅合串补三相旁路断路器，不跳线路断路器。结合对目前该功能的利弊分析，旁路开关分闸失灵保护暂不投入。

4 超（特）高压“线路失灵保护”设想

母线和变压器元件所连接断路器较多，因此3/2接线的母线保护和变压器保护分别配置了“母线失灵保护”和“变压器失灵保护”，其所连接的断路器失灵保护动作后均可以启动其出口跳开所连接的所有断路器。超（特）高压线路一般采用3/2主接线，与线路相连的断路器共4组；线路装设串补装置后，与线路相连的断路器可达6组，若考虑到超（特）高压线路还可能安装可控并联高抗的话，与线路相连的断路器最多可达8组[7]。如果把线路看做一个元件，相比于母线和变压器，该元件相连的断路器已经足够多。借鉴“母线失灵保护”和“变压器失灵保护”理念，连接断路器较多的元件保护出口可以“借用”给所连接断路器失灵保护出口使用，与线路元件相连的断路器失灵保护动作也可以启动线路保护出口跳与线路相连的所有断路器，线路保护中完成此逻辑的功能即为“线路失灵保护”。“线路失灵保护”出口与目前线路保护跳闸出口完全一致，跳开线路相连的所有断路器。对于某些超（特）高压串补线路工程，串补装置集中布置在线路中间位置，存在问题及解决方案相同。

“线路失灵保护”理念应用于当前集成过电压及远跳保护和线路保护功能为一体的线路保护装置优越性更为明显。图3所示为串补装置分散布置于线路两端的超（特）高压线路系统。

图3中CB1—CB4为3/2接线输电线路两端的边、中断路器，C1和C2分别为线路两端装设的串补装置，BCB1和BCB2分别为串补装置C1和C2的旁路断路器。

按照目前失灵保护配置方案，若CB1断路器失灵，则由CB1断路器失灵保护执行如下操作：再次跳开CB1断路器；跳开CB2断路器；合上BCB1旁路断路器；通过线路保护发远传，由对站线路保护跳开CB3，CB4断路器，同时合上BCB2旁路断路器。以上方案比较繁琐，引入“线路失灵保护”理念后，若CB1断路器失灵，则仅由CB1断路器失灵保护启动“线路失灵保护”即可，通过线路保护出口跳开线路所连所有断路器，失灵保护方案大为简化。

引入“线路失灵保护”理念后，串补旁路断路器失灵方案的改进与上述CB1断路器失灵方案对比类似，改进效果也很明显，不再赘述。对于串补装置集中布置于线路中间位置的串补线路工程，分析方法及改进效果类似，亦不赘述。引入“线路失灵保护”功能的线路保护装置应用于装设串联补偿装置和并联高抗的超、特高压线路优越性尤为明显，值得推广。

5 结语

分析了1 000 kV特高压变电站1 000 kV，500 kV，110 kV和特高压串系统失灵保护的配置方案。对于我国后续的交流特高压工程，特高压交流试验示范工程的1 000 kV和500 kV失灵保护配置方案为典型配置，配置方案和原则基本如此。南阳变电站110 kV系统失灵保护配置方案的特殊之处源于110 kV专用LBS的使用，后续交流特高压工程110 kV系统专用LBS配置可能有所差异，因此110 kV系统失灵保护配置方案也可能有所差异。特高压串补控制保护系统及其旁路断路器失灵保护方案的设计原理和规范性均有待进一步改进，目前的方案尚存一定争议，后续特高压串补工程失灵保护及其与线路保护的接口方案均有改进的空间[13-15]，所提方案及改进意见有参考价值。另外，“线路失灵保护”方案是一种全新的保护逻辑，优越性明显，继电保护厂家有必要据此推出一种全新的线路保护装置。

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2017-09-18

刘 涛（1984），男，工程师，从事超（特）高压变电站继电保护设备运行、维护和检修工作。

（本文编辑：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