内桥接线方式下的主变差动保护死区问题探讨(精编版)

1、内桥接线方式下的主变差动保护死区问题探讨【摘要】根据110kv ais终端站内桥接线方式的特点和运行方式，分析了主变差动保护死区故障时的保护动作行 为，提出了改进方案。再通过理论分析证明，可在一定程度 上减少全站失电以及越级跳闸导致扩大停电范围的安全隐患，同时可使调控中心与运维人员能够快速分析并隔离死区故障，加快事故处理进程，从而提高此类变电站的经济性和供电可靠性。【关键词】内桥接线；主变差动保护；死区故障；改进方案引言目前常州地区110kv 及以下终端变电站高压侧多数采用内桥接线方式。而在这类变电站中，为了建设的经济性以及市区占位狭小的因素，早期的户外高压侧内桥间隔一般只配置一侧差动电流互感

2、器1 设备配置的局限性致使主变差动保护存在保护死区的问题，相关保护无法动作或不能及时动作隔离故障，影响全站甚至上级电源的供电可靠性，成为电网运行的安全隐患。1、典型内桥接线的ais 终端站简介110kv 北郊变电站有两条110kv 进线，110kv段与段母线之间通过内桥断路器700 连接（如图1 所示，内桥间隔配置一只差动ct 靠 110kv母侧，即位于7001 隔离开关至700 断路器间 2 ）；1 号主变（简称t1）经低压侧101 断路器带 10kv段母线， 2 号主变（简称t2）经低压侧102 断路器带 10kv段母线。 主变一般配置差动保护、非电量保护作为 主保护，同时配置110kv

3、侧复合电压闭锁过流保护 （高后备）、10kv 侧复合电压闭锁过流保护（低后备）作为后备保护；内桥断路器未配置过流保护（大多数此类变电站即使配置有过流保护，通常也处于停用状态） ； 110kv 备自投、 10kv 备自投均启用。正常的运行方式主要有 4 种：方式 1 为高压侧并列运行即#1 进线 711 主供两台主变、 #2 进线明备用；方式 2 为高压侧并列运行即 #2 进线 712 主供两台主变、 #1 进线明备用； 方式 3 或 4 是高压侧分列运行，即两条进线分别供 t1、t2（备自投方式为 #1、#2 进线互为暗备用） 。2、主变差动保护死区故障分析如图 1 所示，差动ct1、ct3、

4、ct5 构成 t1 差动保护范围，差动 ct2、ct4、ct5 构成 t2 差动保护范围。不同运行方式下，若内桥断路器700 与该间隔差动ct5 之间的 k 点发生故障，两台主变差动保护动作情况如下所述：（ 1）方式 1 下， t2 差动保护判为区内故障，跳开700和 102，并闭锁 110kv 备自投；而 k 点仍由 #1 进线持续输送故障电流，且t1 差动保护因k 点为区外故障不会动作，故障最终只能由 #1 进线对侧变电站断路器跳闸隔离，造成全站失电。（ 2）方式 2 下， t2 差动保护判为区内故障，跳开 712、700 和 102； 110kv 备自投动作，跳开712、合上 711，致

5、使k 点再一次由 #1 进线输送故障电流， 同理最终造成全站失电。（ 3）方式 3 或 4 下， t2 差动保护判为区内故障，跳开712 和 102，并闭锁110kv 备自投；而k 点仍由 #1 进线持续输送故障电流，同理最终造成全站失电。由上述分析可知，内桥700 与该间隔 ct5间的范围为保护死区。该死区范围内发生故障，保护动作行为复杂：在所有运行方式下， k 点故障最终只能由#1 进线对侧变电站断路器跳闸隔离，不仅造成全站失电，还发生了越级跳闸而导致扩大停电范围；且尤其是在方式2 下 110kv 备自投动作导致合闸于故障点，方式3 或 4 下 t2 属于无故受牵连而停电。3、改进方案3.

6、1 差动保护增加内桥700 分位封其 ct 功能为减少此类死区故障带来的一系列安全隐患，提出改进 方案：差动保护增加内桥断路器分位封其ct 功能，即增加主变差动保护装置对内桥700 分位的判断， 当 700 在分位时， 延时封闭 ct5 电流，再进行差流计算，如图2 所示。对于方式1、方式 2 下发生死区故障而言，首先 t2 差动保护动作跳开700， 700 接点一旦处于分位（可利用700 辅助接点 dl 的常开和常闭接点同时引入装置，以便相互校验） ， 再考虑主接点与辅助接点之间的先后时序（ 50ms），即可封 其 ct，这样就可通过t1 差动保护动作跳开711 来提高切除死区故障的速度，并

7、防止越级跳闸而导致扩大停电范围。对于方式 3 或 4 下发生死区故障而言， 由于内桥 ct5已被封闭，所以直接可由t1 差动保护动作跳开#1 进线本侧 711 断路器， 避免了故障切除范围的扩大。3.2 差动保护增加复合电压闭锁功能进一步考虑差动保护对于内桥ct5采样与算法的状态判别增加复合电压闭锁功能，一方面可用来确保700 分位时正确封闭ct5，另一方面也可防止700 合位时由于某种异常误封闭 ct5 而导致保护误动作。复合电压由低电压、负序电压组成，其闭锁判据为：u minu2bs 。其中， u 为线电压， u2 为负序电压， ulbs 为低电压闭锁值，u2bs 为负序电压闭锁值 3 。

8、具体实现方式如图3 所示：直接将主变高后备保护的复合电压闭锁功能（取高、低压两侧复合电压，任一侧复合电压动作均可 4（低压侧动作后给出动作接点ubl 开至高后备）作为对应差动保护的开入量。3.3 改进版主变差动保护的工作流程保护正常运行在主程序，进行通信及人机对话等工作，主程序按给定的采样周期接受采样中断进入采样程序。采样部分通过 ad 采样，进行数字滤波及预处理过程，形成保护判别所需的各量5 。特别是当内桥700 在分位时， 延时 50ms封闭其 ct5 电流，再重新进行差流计算。若保护启动元件动作，则进入保护继电器动作测量程序。首先测量比率制动特 性的差动继电器是否动作，若动作，则再经涌流

9、判别元件， 以区分是故障还是励磁涌流。比率差动继电器动作后若未被 涌流判别元件闭锁，则先进入内桥ct5采样与算法的状态判别这一环节，若采样有流而算法封闭时，应通过对应高后备 复压开入判别作为差动保护的开入量来进行加判，以区分是700 分位时正确封闭ct5 还是 700 合位时误封闭ct5；反之可直接进入ct 断线瞬时判别程序，以区分内部短路故障和ct 断线。随后再进行跳闸逻辑判断等。4、改进效果的理论分析差动保护增加上述功能后，图1 中 k 点发生死区故障时的保护动作情况再次分析如下：（1） ）方式 1 下， t2 差动保护判为区内故障，t2 比率差动动作且对应高后备复压动作开入，跳开700

10、和 102，并闭锁 110kv 备自投； 700 分位、 ct5 被封闭， ct1、ct3 构成 t1 差动保护范围；k 点仍存在故障电流，t1 比率差动动作且对应高后备复压动作开入，跳开711 及 101，全站停电。（2） ）方式 2 下， t2 差动保护判为区内故障，t2 比率差动动作且对应高后备复压动作开入，跳开712、700 和 102；110kv 备自投动作，跳开712、合上 711，合闸于故障点，继续向 k 点输入故障电流；同理最终全站停电。（ 3）方式 3 或 4 下， 700 分位、 ct5已被封闭， ct1、ct3构成 t1 差动保护范围， ct2、ct4 构成 t2 差动保

11、护范围。若 k 点发生故障， t1 比率差动动作且对应高后备复压动作开入，跳开 711 及 101，无需由 #1 进线对侧变电站断路器跳闸隔离；而 t2 差动保护不动作，可以继续运行，最后10kv 备自投动作，跳开101、合上 100，恢复对用户正常供电。采用改进方案后， 死区故障最终均由t1 差动保护切除， 切除故障的最长时间为：t2 差动保护动作跳开内桥700 时间+延时封闭内桥ct5 时间（ 50ms） +t1 差动保护动作跳开#1 进线 711 时间，远快于依靠 #1 进线对侧变电站断路器跳闸隔离的时间，更重要的是避免了越级跳闸而导致扩大停电范围。 当处于方式3 或 4 下发生死区故障

12、时，t2 差动保护不动作，t2 不再无故受牵连而停电，最后10kv 备自投动作，确保对用户可靠供电。5、结束语本文通过详细论述110kv ais 终端站内桥接线方式的特点和运行方式，以及主变差动保护死区故障时的保护动作行 为，提出了改进方案。再通过理论分析最终证明：该方案可 在一定程度上减少全站失电以及越级跳闸导致扩大停电范围的安全隐患，同时可使调控中心与运维人员能够快速分析并隔离死区故障，加快事故处理进程，从而提高此类变电站的经济性和供电可靠性。参考文献1 陆振芬， 王徐延 .110kv 内桥接线变电站的安全运行分析j.江苏电机工程，2009， 28（ 6） ： 37 39.2 常州供电公司 .110kv 北郊变电站现场运行规程（ 2015.0） z