500 kV死区(失灵)加速保护原理及应用分析

周金刚，王智弘，仁青达瓦，姜 康，韩 鑫，杨 操

(1.国网湖南省电力有限公司检修分公司， 长沙 410015； 2.国网西藏电力有限公司检修分公司， 拉萨 850000)

0 引 言

随着特高压直流及风能、光伏等新能源的大量接入电网，电网呈现出突出的电力电子化特征，直流换相失败已变成影响大电网安全的重要故障之一。直流受端的交流故障引起直流换相失败，一次换相失败恢复时间约为200 ms，一旦直流连续发生两次换相失败，即使采取切除电源端2×104MW机组、闭锁直流等措施，电源端电网仍不能恢复稳定方式。而发生死区故障或断路器失灵时，目前的死区失灵保护动作跳相邻开关时间通常晚于故障后400 ms，不能满足稳定要求[1]。祁连山至韶山直流接入湖南电网后，湖南电力系统需要考虑以上稳定问题。

为满足湖南电网安全稳定运行要求，通过试点在500 kV沙坪变按串配置死区及失灵加速保护，当死区故障或开关失灵拒动时，故障后200 ms内即可完成故障隔离，解决特高压直流系统对快速切除死区(失灵)故障的要求，提高电网安全稳定裕度[2]。

1 现有死区及失灵保护问题分析

前500 kV部分大多为3/2接线，图1为该接线方式下现有死区及失灵保护的配置图。死区保护和失灵保护都是在相关元件保护，如线路、母线、主变保护动作之后，仍然无法隔离故障时动作，从而通过扩大动作范围，如跳相邻开关或远跳线路对侧来切除故障，二者的主判据均为设备保护动作不返回且电流条件满足[2]。然而，存在如下不足：

1)开关跳开前，无法通过电气量来判断出死区故障所在串。

2)两种保护都需要靠延时躲过开关的分闸和熄弧时间。

3)因为引入了额外的判别条件，故死区延时比失灵延时时间少。

4)断路器分闸位置与其实际熄弧断开不能完全同步对应。

图1 现有死区及失灵保护配置图

图2、图3分别为现有的失灵保护和死区保护逻辑，从图中可以看出两种保护均需一定的延时。

图2 失灵保护逻辑图

图3 死区保护逻辑图

从图2～4可知，考虑到保护出口及开关位置翻转所需时间，故失灵和死区保护均需要可靠躲过断路器分闸和熄弧的时间[3]。

图4 传统死区及失灵保护动作时序图

2 500 kV某变电站失灵及死区保护配置方案

该500 kV变电站为常规综自站。500 kV部分采用3/2接线，现有4个完整串，1个不完整串，主变2台，共有500 kV出线7回，分别为沙星Ⅰ线、沙鼎Ⅱ线、复沙Ⅰ线、复沙Ⅱ线、罗沙Ⅰ线、华沙线和黑沙线。

此次通过在该变电站按串双重化配置死区及失灵加速保护，解决快速切除死区、断路器失灵故障问题。在第1～4串按串配置死区及失灵加速保护，以满足开关死区(失灵)故障快速切除要求。

该方案对站内的保护系统不会产生改变，按串增设死区及失灵加速保护。将死区故障完全切除时间从405 ms压缩到110 ms以内，开关失灵切除时间压缩至200 ms以内。

死区及失灵保护按双重化进行配置，A套为许继WDLK-862F-G型保护，B套为PRS-726A型保护，每串A、B套保护装置组一面屏。本期新安装4面死区及失灵保护屏，500 kV变电站的1号、2号小室各布置2面屏柜。考虑在复沙Ⅰ线对侧变电站配合死区及失灵保护远跳，需在线路对侧站相应串配置双套死区及失灵保护装置，两站间采用2 Mb/s复用光纤通道通讯。该方案需配置10套死区及失灵保护装置，共计5面屏，配置4台2 Mb/s通道接口设备(布置在前期线路通道接口屏内)。

1～4串的死区及失灵保护之间通过GOOSE组网方案实现失灵联跳功能，用于快速切除边开关。通过装设A、B网过程层交换机各一套，分别接入各串站域失灵装置，实现信息间交互及联跳功能。

3 二次接入方案

3.1 跳闸开入

死区及失灵保护装置需接入线路分相跳闸接点(主变三跳接点)、操作箱三跳、永跳接点保护跳闸[4]，如图5～7所示。

图5 主变保护动作开入站域保护

图6 线路保护动作开入站域保护

图7 操作箱三跳、永跳开入站域保护

分相跳闸时收到任一相跳闸信号，相应相电流大于0.05In并且满足零负序条件，启动故障相失灵[5]。

3.2 电流回路

死区及失灵保护装置需引入所在串所有断路器TA二次电流[6-7]，因备用绕组数量不够，此次工程由断路器保护用电流串接至两套死区及失灵保护装置。各断路器间隔电流接入状态如图8所示。

图8 电流回路示意图(以5011间隔为例)

3.3 断路器位置接入

死区及失灵保护装置需接入本串全部断路器的开关位置[8]，可从一次设备区各个开关汇控柜内，各引出两组辅助接点，分别至死区及失灵各串保护A套装置及B套装置[9]，其中许继862F断路器位置开入为三相跳位的串联(如图9所示)，深瑞726A为断路器分相开入。

图9 许继WDLK-862F-G开关位置开入图

4 加装及调试工作流程

4.1 施工方案

经过与华中网调汇报与沟通，此次接入原则为：结合单台断路器停电接入断路器电流及断路器操作箱TJR开入至死区及失灵保护、断路器位置接入；退出线路/主变保护接入电压回路，改接至新保护；退出原线路/主变跳闸启动稳控回路，改接至新保护。因而此次施工共分为三个阶段：

第一阶段为不停电工作，主要工作包括：沙坪、复兴两站屏柜安装、电缆、光缆敷设；新装置单体及整组调试，保信接入，与对侧通道试验，与厂站端及调度端进行信号核对。

第二阶段为断路器相关回路接入，采取停单台断路器的方式，每天2台，主要工作包括：断路器电流串接至死区及失灵保护装置；断路器操作箱TJR接点接至死区及失灵保护装置，压板配线；开关位置接至死区及失灵保护装置。

第三阶段为相关交流电压回路及跳闸开入回路接入、投运前检查。采用单套退线路/主变保护的方式。主要工作包括：原线路/主变跳闸启动稳控回路改接至新保护；各线路/主变电压接入新死区及失灵保护。

4.2 安装调试要点

该工作只停单台断路器，线路/主变不停电，因此在进行断路器相关回路接入时，要做好安全措施，防止造成运行中断路器误跳闸，从而导致线路/主变强停。另外，线路/主变电压回路为带电接入，工作中要防止TV短路。

5 结 语

站域失灵保护能够将之前的死区故障或断路器失灵故障切除时间从逾400 ms缩短至200 ms以内，因此该保护的加装能够提升特高压直流投运后的湖南主电网的安全稳定裕度，提高电网安全稳定运行能力，在一定程度上能够为电网安全运行保驾护航。同时，需要注意的是，在现有运行变电站内加装该保护，涉及的设备及回路较多，存在一定的施工风险，需要做好前期勘察，制定周密的加装方案，执行好二次安全措施，防止发生继电保护“三误”事故。