特高压直流受端系统500 kV变电站死区及失灵保护配置研究

洪峰，梁文武，吴小忠

(1.国网湖南省电力公司，湖南长沙410004；2.国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙410007)

随着中国特高压直流的大规模建设，交直流混合运行的情况越来越普遍。2017年，首条落点于湖南的祁韶特高压直流正式投运。湖南电网正式进入交直流系统互联运行时代。祁韶直流最大输送功率可达湖南负荷水平的1/4左右，祁韶直流一旦闭锁，将严重影响湖南电力系统的运行。

目前，对于交直流系统运行间相互影响的研究越来越多〔1－5〕。特别是针对直流系统的典型故障换相失败的研究愈发深刻〔6－11〕。大量文献指出直流系统换相失败不仅仅与直流系统本身相关，与交流系统的运行情况同样密不可分。文献 〔12〕指出交流系统故障引起逆变侧换流母线电压下降是换相失败发生最主要的原因。交流系统故障能够引起直流系统单次换相失败是有可能恢复的，文献 〔13〕指出通过该换相失败的发展控制措施，逆变器一次换相失败的直流短路时间最大不超过1/6基波周期。如果连续的换相失败，将造成直流闭锁，直流输送功率大量下降，严重影响受端交流电网的安全稳定运行。

根据华东电网方式计算结论，直流受端交流故障引起直流换相失败，一次换相失败恢复时间大约200 ms。这就要求交流系统切除故障的时间在200 ms以内。目前，死区及失灵保护动作跳相邻断路器隔离故障时间基本晚于故障后300 ms，无法满足稳定要求。针对死区及失灵保护的动作特性进行分析，提出了保护时限优化、增加CT配置及全站信息综合判断三种方案减少死区及失灵故障切除时间，并分析了三种方案的优势及不足。

1 典型死区及失灵保护的动作特性

典型的500 kV变电站3/2接线如图1所示。

图1 典型500 kV变电站3/2接线图

图1所示系统中失灵保护的动作特性:线路故障F4，线路保护跳该线路的中开关及边开关。若边开关失灵，其失灵保护跳该边开关相连母线的所有断路器；若中开关失灵，其失灵保护应跳开失灵开关所在串的另一个边开关，同时远跳对侧站线路开关，并联跳所在串的变压器各侧开关。母线故障F3，若边开关失灵，其失灵保护应跳该开关所在串的中开关，同时远跳对侧站线路开关。死区保护动作特性:如故障发生在F1点，母差保护动作无法切除该故障，需死区保护动作跳故障串中开关，同时远跳对侧站线路开关。如故障发生在F2点，则线路保护动作后故障未切除，死区保护需跳同串的另一个边开关，同时远跳对侧站线路开关，并联跳所在串的变压器各侧开关。

动作时限分析，断路器失灵保护出口应大于断路器动作时间和启动失灵的保护返回时间之和，并计入一定的时间裕度。因此失灵保护动作出口一般在故障发生后230 ms左右，故障切除时间一般在300 ms以上。死区保护的判据为收到主保护三相跳闸出口、断路器三相跳闸位置信号及电流判据，因此常规死区保护的出口时间较失灵保护快，一般在200 ms左右，故障切除时间同样在300 ms左右，如断路器动作较慢时间会更长，死区保护的动作时间会延后。死区及失灵保护的动作时限如图2所示，难以满足200 ms内切除故障的要求。

图2 死区及失灵保护动作时限

2 死区及失灵保护优化方法

死区保护的动作条件为收到主保护三相跳闸出口，断路器三相位置信号及满足电流判据。失灵保护的动作条件为收到保护跳闸出口及电流等判据。失灵保护及死区保护整定延时计算方法如下:

从式 (1)(2)可以看出，失灵保护整定延时受断路器动作时间、熄弧时间及保护返回时间影响；死区保护整定延时受熄弧时间及电流返回时间影响。理论上死区保护的动作延时不需考虑断路器的动作时间，因此死区保护可以更快出口。

失灵保护及死区保护整定延时优化主要从断路器动作时间及电流返回时间方面考虑。目前保护定值的整定所有站都采用同一延时，未考虑各站断路器性能的区别。因此，失灵保护的延时尚有较大优化空间。根据变电站断路器的动作时间的实测值对失灵保护延时进行整定，可减少失灵保护的延时。同时，基于加速失灵及死区保护主要目的在于快速切除对系统影响较大的严重故障，因此在失灵保护及死区保护的动作逻辑方面也可进行优化〔14〕。

文献 〔14〕根据南方电网多年运行经验指出，优化后，失灵保护的保护整定延时可缩至160 ms，死区保护的保护整定延时可缩至100 ms。如对断路器及CT设备进行合理选型，还可进一步优化失灵及死区保护延时。如采用光CT，可有效避免传统互感器电流拖尾现象，优化死区保护整定延时。

死区及失灵保护优化的方案的优点在于:一是不增加新的一次设备；二是改造费用较低，如在规划时统一考虑设备选型及保护配置，可进一步降低成本。三是在目前极限故障切除时间要求越来越短的要求下，可以简单的对大部分的已运站进行改造，降低故障切除时间。该方法的缺点是在保护动作返回时间和断路器动作时间同时达到上限值时可能失灵保护误动，造成停电范围扩大。

3 断路器加装CT方法

断路器加装CT的方案是指在断路器两侧都配置CT，按串配置死区及失灵加速保护的方案。当死区范围发生故障时，死区差动保护会瞬时动作，直跳边开关和中开关，并通过死区保护出口跳对侧开关或通过主变保护出口跳主变各侧开关，达到快速切除故障的目的；当发生开关失灵故障时，同样由死区及失灵加速保护动作，动作过程同死区故障，以此达到满足故障在200 ms内切除的目的。该方案对侧变电站同样需配置死区及失灵加速保护，死区及失灵加速保护配置如图3所示，以边开关为例，每一串配置一套死区及失灵加速保护。

图3 死区及失灵加速保护及光CT配置

以死区故障为例，变电站接线方式如图1所示。当F1处发生故障时，死区差动保护动作直接切除5011和5012开关并远跳线路对侧开关。根据动作时限图可知，线路间隔边开关F1处发生死区故障时，采用本方案可在100 ms内切除中开关5012，105 ms内跳开对侧开关完全切除故障。根据第2节分析，失灵保护需躲过断路器动作时间和启动失灵的保护返回时间之和及一定的延时时间。如果CT采用光学元件，可以避免传统互感器电流拖尾，进一步压缩失灵保护动作时限25 ms左右，可以使得失灵保护切除故障时间达到200 ms以内。保护动作时间如图4、5所示。其中一般保护动作时间可以按30 ms考虑，断路器动作按70 ms考虑，远跳传送时间按5 ms考虑。

图4 死区差动保护动作

图5 失灵保护动作

图4中，T0为故障发生时刻，T1为主保护动作时间，T2为对侧断路器动作时刻，T3为本侧断路器熄弧时刻，T4(105 ms)为对侧断路器熄弧时刻，也是故障切除时刻。

图5中，T0为故障发生时刻，T1为主保护动作时间，T2为主保护动作侧断路器熄弧时刻，T3为失灵保护断路器动作时刻，T4为对侧失灵保护断路器动作时刻，T6(200 ms)是故障切除时刻。

4 站内信息综合判别方法

随着智能变电站的大规模建设，站域保护得到了飞速发展〔15－18〕，站域保护基于智能变电站网络化信息共享的特点为解决本文所提问题提供了新思路。通过采集本站多间隔电压电流信息，综合提高死区故障判别速度，可以达到快速切除死区故障的目的。综合判断的总体思路为:一是利用I母母差元件确认故障点；二是利用故障切除时，电压元件和阻抗元件能更快速返回的特性防止母线故障误动；三是利用各串电流比较确定死区故障串。

如图1所示，以F1或者F3点故障为例，在母差动作断路器断开后，可通过电压及阻抗元件判断出是否为死区故障，同时判别故障串。如为死区故障，则故障串在故障发生后130 ms跳中开关，其他串死区判据返回，不跳中开关。如不是死区故障，则所有串死区判据返回。死区判据返回后，根据站域保护逻辑，死区保护跳闸不出口。采用站域保护后的变电站死区保护动作时限如图6所示。其中一般保护动作时间可以按30 ms考虑，断路器动作按60 ms考虑，本侧站域保护延时105 ms为60 ms断路器动作时间，加上死区综合判断时间40 ms及5 ms开出时间。远方站域保护延时110 ms为本侧站域保护延时105 ms加远跳传送时间 (按5 ms考虑)。断路器动作时间考虑为60 ms。总体死区动作时间可控制在200 ms。

图6 保护动作时限

图6中，T0为故障发生时刻，T1为主保护动作时间，T2为主保护动作侧断路器熄弧时刻，T3为本侧站域保护动作时刻，T4为远方相应断路器动作时刻，T6(200 ms)是故障切除时刻。

5 结论

提出了三种方法解决特高压直流受端500 kV变电站死区及失灵保护动作时长问题，三种方法各有优缺点，总结如下:

1)死区及失灵保护优化的方法实施简单，成本低，更适用于已运行站的改造。同时可解决电网故障极限越来越短的问题。但是该方法受一次设备特别是断路器及电流互感器设备特性影响较大，优化效果是否满足要求需按实际情况进行验证。

2)站内断路器两侧均配置CT的方法从本质上消除了死区问题。使得 “死区保护”的切除时间大大缩短，但是其失灵保护动作时间的压缩依赖于光CT的固有特性，传统CT无法采用，同时改造费用较高。

3)站内消息综合判别方法利用智能变电站信息共享的优势，在智能站的改造方面有着巨大潜力。但若断路器分闸较慢，死区保护判据来不及返回，有可能造成误切元件，扩大停电范围。

综上所述，三种改造方法各有特点及优势，也有其伴生的缺陷。在实际应用中应进行技术经济比较后选用。该问题还有待进一步研究，方能得到通用的完备解决方案。

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