变电站内桥接线方式下的保护死区问题探讨

张自伟

（连云港供电公司，江苏连云港222004）

变电站内桥接线方式下的保护死区问题探讨

张自伟

（连云港供电公司，江苏连云港222004）

城市终端变电站多为内桥接线方式，保护配合不当、日常运行操作、异常及事故处理都可能使继电保护出现死区。分析了内桥接线变电站母联开关附近、主变低压侧开关处和低压侧母联旁的3个保护死区，并提供切实有效的消除死区解决方案。

变电站内桥接线；保护死区；解决方案

110 kV及以下终端变电站以内桥接线方式居多，由于设备配置、保护装置工作原理以及保护配合方面存在的局限，当被保护元件在某一特定的范围内发生故障时，相关保护无法动作或不能及时动作隔离故障，形成保护死区。

以下列举了内桥接线变电站的三处典型保护死区，分析保护动作行为，提供了改进方案，可使调度与运行人员能够快速分析并隔离死区故障，加快事故处理进程，快速恢复供电。

1 变电站典型内桥接线

城市终端内桥接线变电站典型接线如图1所示。甲变电站有2条110 kV进线，因市区变电站占位狭小，内桥接线变电站110 kV侧多配置线路电压互感器，而无母线电压互感器。110 kVⅠ与Ⅱ段母线之间通过110 kV母联710开关连接，1号主变压器（简称主变）经低压侧101开关带10 kVⅠ段母线，2号主变经低压侧102开关带10 kVⅡ段母线。一般配置差动保护、重瓦斯保护作为变压器主保护，同时配置110 kV复合电压闭锁过流保护、10 kV复合电压闭锁过流保护作为主变的后备保护。为保证保护选择性，通常将低压侧10 kV母联110开关过流保护投入，并将10 kV复合电压闭锁过流第一时限设置为跳主变低压侧开关。

图1 甲变电站典型接线

2 两主变差动保护的死区

2.1 死区故障

如图2所示，电流互感器TA1，TA3，TA4构成1号主变差动保护范围，TA6，TA8，TA4构成2号主变差动保护动作范围。110 kV母联710开关热备用，1号主变、2号主变分列运行，分别带10 kVⅠ与Ⅱ段母线运行。在图2中若在110 kV母联710开关与TA4之间k1点发生故障，2号主变差动保护判为区内故障，跳开主变高压722开关、110 kV母联710开关、低压侧102开关；而k1故障点仍由1号进线711开关持续输送故障电流，且1号主变差动保护因k1点为区外拒绝动作，故障最终只能由1号进线对侧变电站开关跳闸隔离，而造成甲站全站失电。最终保护动作行为如下：2号主变差动保护跳开2号主变三侧开关，1号进线对侧开关后备保护动作。

图2 2台主变差动保护的死区

由上述分析可知，在图2所示TA4与110 kV母联710开关间范围内的故障即为保护死区。保护动作行为复杂，运行人员不易快速分析判断故障点，且2号主变范围内无故障但受牵连而停电，造成甲变电站全站失电。

2.2 改进方案

对于k1点的死区故障，可通过改变运行方式将其消除。当内桥变电站1号、2号主变分列运行时，可将110 kV母联710开关调整至冷备用状态，使k1点脱离带电区域；若2路进线有1路失电，可通过甲变10 kV部分备自投进行补救。

当110 kV母联710开关处于运行或热备用状态时，还是应采取措施减少死区发生故障带来的破坏。

（1）如图3所示，2号主变差动保护动作分为2个动作时限：第1个动作时限跳110 kV母联710开关；第2个动作时限跳主变高压侧开关、低压侧开关。

图3 2号主变差动保护分阶段跳闸

（2）应明确以下原则：增加1号、2号主变差动保护母联开关710开关分位判断，若110 kV母联710开关分位，延时50 ms，封锁母联710开关TA，再进行2台主变差动电流计算。

2.3 动作行为分析

当110 kV母联710开关处于分位时，2套差动保护则提前将母联710开关TA4封锁，1号、2号主变差动保护将由高压侧开关TA、母联开关TA、低压侧开关TA的3点差动保护转变成高压侧开关TA、低压侧开关TA的2点差动保护。当110 kV母联710开关处于热备用状态，k1点发生故障时，1号主变差动保护动作，跳开进线711开关、1号主变低压侧101开关，故障点被隔离；而2号主变差动保护不会动作，可以继续运行，且10 kV母联备自投动作后，甲站10 kV对外供电负荷不会丢失。

当110 kV母联710开关处于运行状态时，采用该方案所带来的利弊应作详细讨论。当110 kV母联710开关运行时，一般安排“一线带两变”运行，甲站110 kV部分合环运行情况较少。

（1）如果故障点在死区k1点处，最终需1号主变的差动保护来切除故障，需710开关分闸时间+延时50 ms+封母联TA4时间总计100 ms，远快于依靠对侧变电站后备保护0.6 s的动作时间，2号主变的高低压侧开关可继续运行。若711进线带“两变”，最终甲站全站失电，但故障切除时间加快；若722进线带“两变”运行，则2号主变差动动作第一时限已将故障切除，且保留2号主变运行，10 kV部分备自投可使10 kVⅠ段母线对外供电不间断。

（2）如果故障发生在2号主变差动保护动作范围内除死区k1外的地方，故障点切除时间延时为710开关分闸时间+延时50 ms+封母联TA4时间总共在100 ms以内。若711进线带2台主变的情况下，故障点实际在2号主变差动动作第一时限将110 kV母联710开关分开时就已隔离，但10 kVⅡ段母线供电不间断；若722线路带“两变”运行，1号、2号主变均失电，且故障点隔离时间延时100 ms左右。

（3）若在1号主变差动保护范围内故障，1号主变差动保护在第一时限将1号主变高、低压侧开关及110 kV母联710开关分开，故障切除时间无延时。

3 主变低压侧开关处死区

3.1 死区故障分析

通常110 kV母线不配置母线压变，而110 kV线路压变与110 kV母线还间隔有1个进线开关，1号主变高、低压侧复合电压闭锁过流保护均通过低压侧母线电压进行闭锁。即当低压侧母线电压满足条件，才会使高、低压侧复合电压过流保护开放。

在1号主变停/送电或运行方式安排时，内桥接线变电站经常会出现如图4所示的运行方式。2号主变带10 kVⅠ与Ⅱ段两段母线运行，而1号主变及其高压侧711开关运行，但1号主变低压侧101开关为热备用。若在k2处发生短路故障，则10 kVⅠ段母线电压正常，不满足开放条件，1号主变高、低压侧后备保护均被闭锁不能启动，而故障点在高压侧后备复合电压闭锁过流保护范围内却不能及时动作。且故障点k2也不在1号主变差动保护范围内，故障最后只能由711进线对侧开关的后备保护切除，1号主变则不可避免地受到较长时间的近区故障短路电流冲击。

图4 主变低压侧开关处死区

3.2 改进方案

由以上分析可知，k2处保护死区是由于10 kV在Ⅰ段母线电压正常，复合电压闭锁过流保护导致后备保护拒动。为使保护能够快速正确动作，应使1号主变高压侧闭锁过流保护解除10 kVⅠ段母线电压闭锁，直接动作切除故障。为此，可采用以下2种方法取消电压闭锁功能：

（1）在1号主变保护柜上断开1号主变高压侧复合电压闭锁过流保护的10 kV电压空气开关1JKK，可保证当1号主变低压侧开关处于分位时，退出闭锁功能。则在k2点发生故障，高压侧复合电压闭锁过流保护的电压条件已开放，过流达到定值，保护即能可靠动作。需要明确的是，在合上1号主变低压侧101开关后，需将1JKK推上，恢复电压闭锁功能。

（2）从定值整定的角度考虑，预先在1号主变高压侧后备保护中输入1套不经电压闭锁的保护定值。在出现如图4所示运行方式之前，将1号主变高压侧复合电压闭锁过流后备保护切换到临时定值，即能确保消除k2处保护死区。

4 低压侧母联旁死区分析

4.1 死区故障分析

内桥接线变电站通常将低压侧10 kV母联110开关过流保护投入，并将10 kV复合电压闭锁过流第一时限设置为跳主变低压侧开关。当甲站出现图5所示的运行方式时：1号主变带10 kVⅠ与Ⅱ段母线负荷，2号主变运行（2号主变低压侧热备用），分析k3处发生故障时的保护动作行为。

k3在10 kV母联110开关流变TA5上游，母联110开关过流保护不会启动动作。1号主变低压侧后备复合电压闭锁过流保护经判断第一时限跳1号主变低压侧101开关，故障切除；同时，无故障的10 kVⅠ段母线负荷受牵连而停电，保护使停电范围扩大。

4.2 改进方案

当图5所示k3处发生故障时，10 kV母联110开关过流保护不能动作切除故障，导致非故障的10 kVⅠ段母线受牵连而停电。为此，10 kVⅠ与Ⅱ段母线并列运行时，可采取解决方案如下：在10 kV母联110开关过流保护动作跳母联110开关时限（11 kV母联110开关过流时限通常为0 s）后，1号主变低压侧复合电压闭锁过流保护跳1号主变低压侧101开关时限（通常为0.6 s）前，增加1个1号主变低三侧复合电压过流跳10 kV母联110开关的时限。

图5 低压侧母联旁死区

这样在k3死区发生故障时，可使保护具备选择性，能首先跳开10 kV母联110开关，将故障点隔离，10 kVⅠ段母线负荷可正常供电。

5 结语

通过详细分析变电站内桥接线方式下几个特殊点的死区保护问题，能使变电运行人员清楚相关保护动作及开关跳闸情况，并熟练掌握相关异常与事故处理过程与步骤，切实执行相关保护死区应对方案，可显著提高变电站的运行水平，真正做好危险点分析与预控，提高终端变电站的供电可靠性。

[1]陆振芬，王徐延.110 kV内桥接线变电站的安全运行分析[J].江苏电机工程，2009，28（6）:37-39.

[2]张保会，尹项根.电力系统继电保护[M].北京：中国电力出版社,2005.

[3]张全元.变电运行现场技术问答[M].北京：中国电力出版社，2009.

（本文编辑：杨勇）

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

张自伟（1985－），男，江苏赣榆人，硕士，工程师，从事变电运行管理、继电保护与自动装置等方面研究工作。