220kV变电站GIS保护CT绕组配置方案

吴家林 卓 越 刘颖川 徐文婷 廖 波

（四川电力设计咨询有限责任公司，成都 610016）

电流互感器（以下简称CT）是电力系统中联系一次回路和二次回路的重要设备。它将高压侧大电流信号转化为二次侧小电流信号，为系统的继电保护、测量计量、监控、自动装置等提供统一规范的电流信号，同时实现电气隔离，能确保人身和电气设备安全。

在传统设计[1]和国网通用设计 GIS配电装置的CT配置方案中，为保障保护装置动作的速动性，均将保护CT绕组布置于断路器靠线路（或主变）侧[2]。通过技术分析，笔者认为该方案在某些特定情况下可能造成保护动作无选择性、扩大了停电范围、增加了故障点排查时间等问题。基于上述原因，本文提出了一种将保护 CT绕组布置于断路器和母线之间的配置方案，经分析认为，该方案可克服原方案的不足，减少了停电范围，缩短了停电时间，减少了供电企业和社会公众的停电损失，较原方案有一定程度的优化，并且对电网稳定运行不会造成实质性的影响。

1 CT绕组方案技术分析

1.1 AIS变电站CT绕组方案简述

对于常规的AIS变电站，一次主设备按其通用的布置形式采用了“母线-断路器-CT”的安装顺序，对于CT二次绕组排列顺序，以220kV线路元件为例，如图1所示。

图1 CT绕组排列顺序图

AIS变电站 CT二次绕组的配置方案主要遵循了以下原则：①线路保护必须与母差保护有交叉，防止CT内部故障时出现保护死区[3]；②在CT内部故障时，除了保护正确动作隔离故障外，还应使保护动作尽量缩小停电范围，将母线保护绕组尽量布置在靠母线侧。

在常规AIS变电站中，断路器、CT配电装置之间存在裸露的连接线，这种布置形式决定了断路器和CT之间有发生单相、相间以及三相短路故障的可能。而相间或三相短路对电网的冲击较大，若不能及时地切除有可能造成系统失稳。在AIS变电站中，常规保护CT绕组均布置于断路器靠线路（或主变）侧，该方案侧重于确保保护动作的速动性，因此我们认为这种布置方案对快速切除故障，维持系统稳定是有利的，在AIS配电装置中应用是合适的。

1.2 GIS配电装置CT绕组方案技术分析

1）GIS结构特点及短路故障类型分析

随着输变电工程建设标准的日益提高，GIS设备在变电工程中已取得了广泛的应用。对于 220kV GIS设备而言，除母线外的设备均采用了分相结构，每相设备采用了独立的SF6罐体，图2为220kV GIS设备的典型结构图（见图2）。

图2 220kV GIS典型结构图

分相结构的特点决定了GIS设备内部（母线除外）发生设备短路故障的类型只能是单相接地短路，不会发现相间和三相故障。在上述分析结果的基础上，笔者使用系统稳定分析软件对多个220kV变电站进行了稳定验算，结果表明在发生单相接地故障时，保护装置经过较短的延时动作（例如300ms），不会对系统的稳定运行造成实质性影响。

2）保护CT绕组方案提出

基于上述分析，对于 GIS配电装置，本文提出了一种将保护CT绕组布置在断路器和母线之间的配置方案（方案二），并将该方案与传统方案（CT保护绕组布置在断路器和出线刀闸之间，即国网通用设计方案，方案一）进行技术比较，两方案接线图如图3所示。

图3 CT绕组配置接线图

3）保护CT绕组方案技术比较

为分析上述两种 CT绕组配置方案对元件保护动作特性的影响，我们在GIS内部假设了故障短路点，因两方案保护 CT绕组位置不同，为方便技术比较，各方案均假设了四个短路点，其中方案一F1和F2为同一位置，方案二F3和F4为同一位置，各方案的短路点位置如图4所示。

图4 假定短路故障点示意图

由图4可知，短路点均位于GIS分相结构罐体内部，故只可能发生单相接地故障，因此以下短路故障技术分析均是基于单相接地故障而进行的，各点短路故障时保护动作特性如下。

（1）F1短路

方案一与方案二保护动作特性相同，即对母线保护属于区内故障，母差保护动作，故障切除。对线路保护属于区外故障，线路保护不动作。

（2）F2短路

①方案一：对母线保护属于区内故障，母差保护跳开母线上的所有断路器，故障切除。对线路保护属于区外故障，线路保护不动作。

②方案二：对母线保护属于主保护死区，母差保护不动作；对线路保护，该处判断为区内故障，线路保护动作跳本间隔线路断路器，故障点未切除，失灵保护经延时（整定值≤300ms，通过系统分析计算，在单相接地故障时增加300ms的跳闸时间不会造成系统失稳）动作，跳闸动作于连接在该段母线上的所有断路器，故障切除。

（3）F3短路

方案一：对母线保护该处判断为区内故障，母差保护动作，跳闸动作于连接在该段母线上的所有断路器，故障点未切除；对线路保护F3点属于主保护死区，线路保护不动作，由母差保护动作并启动线路保护远跳切除故障（对于主变回路，需要通过延时 300～500ms跳变压器各侧断路器以达到切除故障的目的）。另外，因保护动作为母线故障跳闸，排查短路点时需对该间隔GIS解体，母线需停电，恢复供电时间较长，系统稳定性降低。

方案二：对线路保护属于区内故障，线路保护动作，故障选择性切除。对母线保护属于区外故障，母差保护不动作，母线正常运行。因保护动作为线路故障跳闸，故障点指向较为明显，排查故障时只需对GIS部分拆解，检修及恢复供电的时间较短，有利于维持系统运行的稳定性。

（4）F4短路

方案一与方案二保护动作特性相同，即：对线路保护属于区内故障，线路保护动作，故障切除。对母线保护，属于区外故障，母差保护不动作。

4）通过上述分析可以得出以下结论

（1）出线回路：F2短路时，方案一快速切除故障，方案二需通过失灵保护延时300ms切除故障，但对系统稳定无影响，方案一速动性较方案二更优。F3短路时，方案一不具备选择性，跳开母线上所有断路器，会扩大停电范围，同时，排查短路需解体母线至断路器间GIS设备解体，母线需要停电，检修及恢复供电时间较长，方案二具有选择性，针对故障元件进行了切除，避免母线停电，防止了停电范围的扩大，减少了供电企业停电损失，同时也减少了对用户大范围停电造成的用户停电损失；故障点指向较为明显，限制在保护 CT线路侧，排查故障较为容易，检修及恢复供电时间较短。

表1 保护动作特性分析表（出线回路）

（2）主变回路：F3短路时，方案一还需要通过失灵保护延时 300～500ms切除故障；对于其余故障类型，两方案的保护动作特性与出线回路一致。

表2 保护动作特性分析表（主变回路）

（3）从规程规范分析，两方案的保护配置均符合《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285—2006）4.9.1b)：“如断路器与电流互感器之间发生故障不能由该回路主保护切除形成保护死区，而其他线路或变压器后备保护切除又扩大停电范围，并引起严重后果时”，应装设一套断路器失灵保护的要求[4]。

综上所述，两方案在保护设计原则上是基本对等的，在不同短路故障时均各自存在保护死区，也均有依靠失灵延时跳闸的故障切除方式，两方案的保护动作特性均各有特点。但方案二在确保系统稳定的前提下，在某些短路故障时保障了保护动作的选择性，减少了停电范围，缩短了停电时间，减少了供电企业和社会公众的停电损失，这些特点较方案一有一定的优势。

2 结论

随着社会的发展和文明的进步，社会和公众对电能依赖性越来越高，国务院599号令《电力安全事故应急处置和调查处理条例》等政策文件的颁布对供电企业稳定可靠地供电也提出了更高的要求。本文通过对传统和通用设计方案的GIS保护CT绕组配置进行分析，认为该方案在某些故障情况下存在保护无选择性、扩大停电方案等不足，基于此笔者提出了一种新的GIS保护CT绕组配置方案，该方案可克服原方案不足之处，同时对电网安全运行无实质性影响，本方案的提出可供设计、生产运行进一步研究探讨 GIS CT合理配置方案提供一种思路。

[1]陈戎生，等. 电力工程电气设计手册（电气一次部分）[M]. 北京：水利电力出版社, 1987.

[2]刘振亚. 国家电网公司输变电工程通用设计(110(66)～750kV智能变电站部分))[M]. 北京：中国电力出版社, 2011.

[3]赵曼勇，舒双焰，赵有铖. 高压电网防保护死区电流互感器保护绕组的配置及反措[J]. 电力系统保护与控制, 2010, 38(5): 132-134.

[4]冯匡一，袁季修，等. 《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB/T 14285—2006)[S]. 北京：中国标准出版社, 2006.