3/2接线保护死区解决方案分析及选择策略

董毓晖，徐西家，崔 超

(华能山东石岛湾核电厂，山东 荣成 264312)

目前，国内发电厂升压站330 kV及以上电压等级的主接线通常采用3/2断路器接线方式，这种主接线方式倒闸操作方便、运行调度灵活、供电可靠性高，但也存在保护死区较多(主要是断路器和TA之间)的缺点，一旦保护死区发生故障，保护装置不能瞬时切除，就可能导致故障范围扩大［1］。因此，本文结合典型3/2接线保护配置，对常规电站专设死区保护及核电站增加保护TA交叉配置所采取的两种方案进行分析，指出了继电保护快速性和选择性之间的问题，并建议对1000 MW及以上容量大机组宜采用增加TA交叉配置消除死区的解决方案。

1 3/2接线产生保护死区的原因及常规处理方法

通常将快速主保护无法完全覆盖的一次设备区域称为保护死区。3/2接线保护死区形成的根本原因是TA配置不足，造成主保护范围不能完全交叉［2］，出现保护死区。典型3/2接线如图1所示。

图1 典型3/2接线图Fig．1 Typical 3/2 wiring diagram

图1是一个典型的3/2断路器接线，K1、K2、K3断路器和TA间的连接部分即为保护死区，保护死区内发生故障，没有设置主保护瞬时动作切除故障［3］。常规处理方案是依靠断路器的失灵保护来快速切除保护死区故障，但是失灵保护动作于断路器跳闸后，该断路器将不再启动失灵保护，此时如果断路器拒动，会造成更加严重的后果。当K1点发生故障时，I母母差保护动作于断路器CB1跳闸，此时故障并未完全切除，断路器CB1启动失灵保护，CB2跳闸。若此时CB2拒动，CB2不启动失灵，发变组T区保护判断K1为区外故障，不能及时动作于CB3和发变机组，延迟了故障切除时间，将造成故障进一步扩大。另外，考虑到发生三相短路故障时，故障电流较大，失灵保护动作一般要经过200 ms的延时，对系统或主变冲击较大，因此仅依靠断路器失灵保护实现切除死区故障的方案不理想［4］。

2 常规电站对保护死区的解决方案和对比分析

由于在3/2接线中保护死区较多，不能排除死区发生的故障，同时仅依靠断路器失灵保护切除死区故障存在很大的局限性，所以有必要为死区配置专用的保护，实现快速切除死区故障，达到保护配置无“死区”的目的。

2．1 常规电站保护死区的解决方案

由于断路器失灵保护有延时较长、不能再次启动失灵的局限性，不适合作为死区保护的理想方案，常规电站一般配置比失灵保护延时短、专用的断路器死区保护来切除死区故障，根据保护TA配置的不同位置，形成2种不同配置方案，如图2、图3所示。

在图2、图3中，断路器死区保护是断路器和TA之间区域的专设保护，其启动逻辑和失灵保护类似，出口方式也相同，动作后断开相邻断路器。死区保护动作时限比失灵保护短，动作后会启动相应断路器的失灵保护，大大降低了相邻断路器拒动后故障扩大的风险，由此可以看出，这两种配置该方案比单纯依靠断路器失灵保护切除死区故障更为理想。

图2 断路器具有死区保护的配置1Fig．2 Protection configuration No．1 on circuit breaker with dead zone

图3 断路器具有死区保护的配置2Fig．3 Protection configuration No．2 on circuit breaker with dead zone

死区保护动作逻辑须满足如下条件［5］:

1)断路器三相跳位开入。

2)断路器三相或两相跳闸命令开入。

3)任一相有电流超过定值。

在死区保护动作后，跳开相关断路器，先于失灵保护来切除死区故障。

2．2 两种方案对比分析

对于CB1死区和 CB3死区内发生的故障，图2、图3两种配置方案保护动作情况完全相同，没有差别。

当故障发生在CB2死区时，对于图2保护TA配置方案，发变组T区区内故障，保护动作跳开CB2、CB3，此时故障并未消除，CB2开关的死区保护动作跳开CB1，同时启动远跳线路对侧开关。对于图3保护TA配置方案，线路T区区内故障，保护动作跳开 CB1、CB2，CB2开关的死区保护跳开CB3，同时升压站联跳动作使机组全停。

比较分析上述动作情况，两种方案侧重点不同，当故障发生在CB2死区时，使用图2方案，主变中的故障电流经发变组T区保护动作后瞬时切除，对主变冲击较小，但出线端需经死区保护短延时切除，对电厂端较为有利;使用图3方案，出线端经线路T区保护瞬时切除故障，主变中的故障电流经死区保护短延时切除，主变承受故障电流的时间较长，对电网端有利。

上述两种配置方案的优点是不改变原有TA配置数量，保护配置简单，经济性好。缺点是无论采用种配置方案，电厂端或电网端都不能实现瞬时切除故障。

3 核电站对保护死区的解决方案及局限性

3．1 核电站对保护死区的解决方案

基于核安全理念的理解和重视，国内核电站一般采用增加TA数量、各保护TA交叉配置的方案来消除保护死区，即在断路器两侧均装设电流互感器，完成母差保护、线路T区保护和发变组T区保护TA全交叉配置，真正实现保护无死区配置。国内某核电站3/2接线采用的保护配置方案如图4所示。

对于图4的配置，当断路器和TA之间的区域发生短路故障时，故障点两侧的主保护瞬时动作，在第一时间切除故障。例如，在图3中，当K1点发生短路时，不仅I母母差保护会动作，线路T区保护也会在第一时间动作，瞬时跳开断路器CB1、CB2，分开线路对侧的断路器，K1点故障被快速切除。

除了增加TA数量实现保护全交叉配置消除死区外，核电站还采用常规电站的做法增加了断路器“死区”保护，作为后备冗余。

3．2 解决方案的局限性

图4 无死区的保护配置Fig．4 Protection configuration without dead zone

上述列举的方案优点很明显，真正消除了保护死区，实现全范围内瞬时切除各类故障。但该方案也存在一定局限性，在图4中，当故障发生在CB1至CB1上侧TA区域时，Ⅰ母母差和线路T区同时动作，切除CB1、CB2及线路对侧开关。而按图2配置，同一地点发生故障时，只有Ⅰ母母差动作将CB1切除，即可保证安全性，图4配置方案扩大了动作范围。同理，当故障发生在CB2至CB2下侧TA区域、CB3至CB3低侧TA中间区域时，也会使动作范围扩大。可见，核电站通过增加TA消除死区的方案在极小范围内发生故障，会扩大停电范围。

4 结论

常规电站和核电站对于保护死区的不同处理方案，各有优缺点，侧重点略有不同。

1)常规电站处理方案，一次主设备须承受短时短路电流冲击，TA数量少，配置简单，经济性好，不会导致停电范围扩大;核电站处理方案彻底消除保护死区，一次主设备不承受短路电流冲击，TA数量多，配置复杂，经济性差，会导致停电范围扩大。

2)在电站建设之前，要充分考虑不同的保护配置所产生的后果及接受能力，如对线路停电或机组停机的可承受能力，主变和母线设备可承受的故障电流的冲击能力等，综合考虑，选取更适合电站的保护配置方式。

3)对于1000 MW及以上容量机组建议采用增加TA交叉配置消除保护死区的方案，降低电厂主设备经受短时故障电流冲击的概率，确保电厂安全稳定运行。

［1］贺家军，宋从矩．电力系统继电保护原理［M］．北京:水利电力出版社，1994．HE Jiajun，SONG Congju．Theory of power system relay protection［M］．Beijing:China Water Power Press，1994．

［2］ 刘伟平．母线保护死区问题的探讨［J］．继电器，2004，32(15):59-61．LIU Weiping．Discussion on the dead zone in busbar protection［J］．Relay，2004，32(15):59-61．

［3］刘宏义，李字芹．关于3/2断路器主接线继电保护的配置与使用［J］．黑龙江电力，2000，22(4):39-40，49．LIU Hongyi，LI Ziqin．Disposition of primary wiring relay protection for 3/2 circuit-breakers ［J］．Heilongjiang Electric Power，2000，22(4):39-40，49．

［4］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．ZHANG Baohui， YIN Xianggen． Power system relay protection［M］．Beijing:China Electric Power Press，2005．

［5］赵志宏，王昕，马景春，等．新一代线路微机保护与3/2断路器接线操作屏的配合［J］．黑龙江电力，2000，22(4):47-49．ZHAO Zhihong，WANG Xin，MA Jingchun，et al．The coordination of new line microcomputer protection and 3/2 circuit-breaker wiring operation screen ［J］．Heilongjiang Electric Power，2000，22(4):47-49．