基于站域保护的失灵逻辑与CT断线逻辑研究

2015-06-06谭凌杨德培李延新栾庆武李肖博

综合智慧能源 2015年8期

关键词：断线失灵继电保护

谭凌，杨德培，李延新，栾庆武，李肖博

（1.国电南瑞科技股份有限公司，南京 210061；2.四川省电力公司，成都 610041）

基于站域保护的失灵逻辑与CT断线逻辑研究

谭凌1，杨德培2，李延新1，栾庆武1，李肖博1

（1.国电南瑞科技股份有限公司，南京 210061；2.四川省电力公司，成都 610041）

随着智能电网建设的开展，基于广义测量信息，从系统的角度综合考虑继电保护的设计和配置的站域继电保护得到了越来越多的关注。分析了现有母线保护中失灵逻辑与电流互感器（CT）断线逻辑的实现方式及其存在的不足，从站域保护的角度给出相应的解决方案。通过动态模拟试验，证实了站域继电保护可以克服传统保护的局限性，进一步改善保护的灵敏性和可靠性。

站域保护；母线保护；失灵逻辑；电流互感器断线逻辑

0 引言

伴随着智能电网的不断发展，出现了电子式传感器技术、时钟同步及数据同步技术、计算机技术、光纤通信技术等新技术，为继电保护的发展提供了广阔的发展空间。从全局角度对电力系统进行检测、保护、规划是大电网发展的必然趋势，而实施站域继电保护系统是一个重要发展方向［1-3］。本文详细分析了现有母线保护中的失灵逻辑与电流互感器（CT）断线逻辑及其相关的整定原则，并结合母线保护，从站域保护的角度给出相应的含逻辑判断和整定原则的综合解决方案，证明站域继电保护可以克服传统保护的局限性，从而进一步改善保护的灵敏性和可靠性。

1 站域保护综述

站域继电保护（Substation Area Relay Protection）是伴随智能电网技术发展而提出的新型继电保护理念，是基于变电站实时信息的统一采集，以集中或分布协同方式判定故障，自动调整动作决策的继电保护［2］。

由图1可以看出，站域保护的区域包括本变电站和与本变电站相邻的所有线路。在智能变电站中，所有间隔采集装置独立，全站实现同步采集。传统的继电保护装置都是单元件的保护，而站域继电保护技术则综合了区域电力系统的信息，可以反映系统状态的变化，从而减少出错的可能性，具有更强的自适应性。

图1 站域保护的范围

2 失灵保护

2.1 传统失灵保护的定值整定原则

考虑到各元件的灵敏度，传统失灵保护每个间隔的失灵电流判别定值见表1（表中：In为1 A或5A，下同）。

表1 失灵保护电流定值

传统失灵保护只是整定单个装置的定值，但站域保护需要整定整个站域各元件的失灵电流定值，必然导致定值整定十分繁琐。

虽然从2008年起标准化设计规范就开始简化［4］，但在西北电网一些330 kV变电站的110 kV系统及部分地区高压系统中，线路支路采用三相机械联动开关，线路支路发生对称故障断路器失灵时，并没有零序电流和负序电流，依靠零序电流和负序电流来判别故障启动失灵的简化逻辑无法满足失灵启动的要求。

变压器断路器失灵保护的失灵启动判别逻辑与传统的基本相同，失灵相过流定值既要躲过负荷，防止正常运行时启动，又要保证断路器失灵时灵敏动作，实际整定中很难同时满足灵敏性与可靠性的要求。

2.2 分布式电源接入的影响

随着新能源及微网技术的发展，多点、多元分布式电源并网接入后，低电压等级也将存在电源输入的情况，将会对传统的断路器失灵逻辑带来重大的影响。此时，如果仅考虑220 kV及以上电压等级开关失灵，将无法满足智能电网的发展需求。

2.3 站域保护中失灵保护的整定原则与优化

当某个区域线路故障开关失灵时，传统的继电保护装置都是对单元件的保护，不可能仅根据一个保护跳闸开入接点就全跳该支路所在母线的全部支路，为防止误动必须增加故障失灵电流的判断。因此，从某个角度来说，传统的失灵保护配置方案已不是最优方案。

而站域继电保护技术综合了一个电力系统一个区域的信息，可以反映系统状态的变化，不仅减少继电保护出错的可能性，还大大简化母线保护中失灵保护的故障判别。

在站域保护区域线路故障或变压器故障时，考虑母线侧开关失灵的启动判别，可以采用如下判据：

（1）判别区域内变压器或线路差动保护是否动作；

（2）整个站域是否出现差流；

（3）母线侧变压器或线路是否有电流。

然后再经过一定延时，判别为母线侧开关失灵，逻辑框图如图2所示。

判据的判别意义如下：

（1）内部使用变压器或线路差动保护动作接点来判断是否有故障；

（2）站域内有差流用于确认区域内有故障，以保证失灵动作的可靠性；

（3）母线侧变压器或线路持续有电流，用于判断开关是否断开。

传统的线路失灵的零序或负序电流判据、变压器失灵的有流判据，被站域保护中的区域差流作故障判断代替了，再加上固定有流定值0.04 In作开关断开判断，失灵保护的有流判断和启动动作逻辑就被大大简化了。

图2 基于站域保护的断路器失灵启动逻辑

线路开关是三相、分相或三相联动，对于站域保护中的失灵逻辑没有区别。三相失灵相电流定值也不需要整定，不用担心因为躲过了所有变压器支路最大负荷电流，而没有给系统最小运行方式下的故障电流留下足够的灵敏度。

非母线侧开关失灵仍采用输出动作接点启动方式，由对端区域的保护接收到该接点后进行失灵的判断和动作。

当母线故障开关失灵时，变压器跳三侧开关的处理方法和常规一致，但因为站域保护包含母线保护、变压器保护和线路保护，母线故障后开关失灵传递给变压器不再需要外部接线，内部逻辑勾连就可以了，出口回路也能优化。

将母线保护区域内的失灵保护扩展到整个站域区内的失灵保护，可以优化逻辑启动部分，取消失灵有流定值；优化出口逻辑，减少不必要的跳闸回路；使失灵逻辑的灵敏性和可靠性同时得到提高。

3 CT断线逻辑

3.1 传统保护CT断线逻辑

传统母线保护CT断线有CT断线闭锁段和CT断线告警段，为防止误告警和误闭锁，都有一段固定防误延时。

非联络支路的CT断线逻辑框图如图3所示。当任意一相大差电流大于CT断线闭锁定值时，闭锁差动保护，CT断线返回后自动解除闭锁差动保护；当任意一相大差电流大于CT断线告警定值时，延时发“CT断线”告警信号。

3.2 需要改进情况

传统母线保护中之所以设置CT断线告警段，是因为考虑到母线所有间隔差流的累计误差，必然会有一段模糊区，为防止误闭锁，闭锁定值不能整定得太小。即使有告警段，因为累计误差依然存在，有时CT断线告警灵敏度也不能满足较小负荷支路正常运行时断线的告警需求。

图3 传统保护支路CT断线逻辑图

3.3 站域保护中CT断线逻辑

在站域保护中，判断母线保护所用CT是否断线，可采用的不仅只有母线保护范围内的相关信息，还可以综合整个站域一起考虑。

如果母线保护范围内发生故障，整个站域区内的大差动必然能动作，差流必然越限；而如果整个站域的差流没有越限，仅母线保护范围差流越限了，就可以判断为母线保护范围内CT断线，此时可立即闭锁母线保护。

因为其他变压器保护和线路每个间隔都能独立判别CT断线、发CT断线闭锁或告警，母线的CT断线告警段也就没有必要再单独设置了。同时，因为是变压器保护或线路间隔各自独立判别，减小了累计误差对CT断线逻辑判断的影响，能较好地满足较小负荷支路CT断线的告警灵敏度，可以明确到CT断线的具体间隔。

站域保护中母线保护的CT断线逻辑只使用一段闭锁段，CT断线告警由站域保护中的变压器保护或线路保护发出。母线保护CT断线逻辑如图4所示。

图4 站域保护母线保护CT断线逻辑图

4 动态模拟试验

建立110 kV站域保护试验模型，站域保护装置同时保护双母线、线路L1和变压器T1，开关为三相联动开关，系统主接线图如图5所示。

等值系统G容量为806MW，等值阻抗为15.0∠82°；等值系统S1和S2容量为480MV·A，等值阻抗为25.0∠82°；输电线路L1和L2长50 km，正序电阻为0.037Ω／km，正序感抗为0.303Ω／km，零序电阻为0.315Ω／km，零序感抗为1.081Ω／km；变压器T1容量为60MV·A，短路电抗为17.5%，高压侧电压为115.0 kV，低压侧电压为10.5 kV。

4.1 模拟线路或变压器开关失灵

模拟K12线路末端故障，BRK2开关失灵，正确启动II母线保护失灵动作。

模拟K7变压器故障，BRK3开关失灵，正确启动II母线保护失灵动作。

4.2 模拟TA断线及断线中再故障试验

分别在不同的功率下，模拟TA3电流B相断线，保护可靠不动作，装置报文“母线CT断线，变压器CT断线”；在TA3的电流B相断线情况下，发生区内外各种故障：K2故障点，II母线保护正确动作，K6故障点，变压器保护正确动作。