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【摘 要】通过对500kVXX智能变电站500KVGIS设备中CT配置问题的探讨，依据国网智能变电站典型设计规范，发现CT配置中存在死区，通过对500KVCT二次合并单元的改造，规范了CT配置，确保了智能站保护的全系统运行。
【关键词】智能变电站；典型设计；CT死区；合并单元
引言
XX500KV智能变电站是华北电网投产的第一座500KV智能变电站，同时也是山西省电力公司投产的第一座智能变电站，于2013年5月顺利投产。
在南京国网电科院认证中心进行的全站二次设备联调活动中，发现500KVGIS设备中CT在保护配置中存在死区[1-3]问题，通过对CT配置[4-6]改造以及合并单元的改造，提出消除死区的CT配置方案，确保设备安全稳定运行。
1 500kVXX智能变电站系统配置以及500kVCT原配置
1.1 500kVXX智能变电站系统配置500kVXX智能变电站500kV系统一次接线方式为3/2接线，也就是一个半断路器接线方式，共有四回500KV完整出线和两台主变压器，其中其500KV一次系统配置图如图1所示：
1.2原500kVXX智能变电站500kVCT配置
500kVXX智能变电站500kVCT配置以《国家电网公司输变电工程通用设计-110（66）～750kV智能变电站部分（2011年版）》D方案为标准设计，原CT配置按照一次设备绕组规格和数量，以7/8/7（边、中、边断路器）的形式进行配置。
2500kVXX智能变电站500kVCT配置问题以及要求
2.1国网对电流互感器以及合并单元CT文件配置要求
（1）线路保护和母线保护共用电流互感器二次绕组。500、220kV线路的两套主保护，500、220kV母线的两套保护接用两组独立的TA次级，500kV保护使用TPY级，220kV保护使用P级。双重化的500kV断路器失灵保护接用相互独立的TA次级，使用P级电流互感器。
（2）对于保护双重化配置的间隔，合并单元也应双重化配置，两套保护的电流采样值应分别取自相互独立的合并单元。
（3）采用常规互感器时，合并单元下放布置在智能控制柜内，两套合并单元分别接两组独立的电流互感器二次绕组。
（4）采用电子式互感器时，电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统接入合并单元，每个合并单元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置；电子式电流互感器的复合误差满足5P级或5TPE级要求。
2.2500kVCT配置调试中发现问题
按照500kVXX智能化变电站的设计方案，500kV线路保护和500kV母线保护共用2组TPY级互感器，500kV断路器保护配置2组5P30级互感器，TPY级互感器和5P级互感器分别布置在断路器两侧。此时发生图2中d1、d2、d3点接地故障后，保护存在死区。
（1）d1点故障
故障点在1#线路差动保护的范围内，此时1#线路差动保护动作，跳开5011、5012断路器。但是5011断路器跳开后，故障点d1依然存在，I母母线向故障点d1提供短路电流。
由于5011断路器已经跳开，接于5011断路器处的1TA04、1TA05电流互感器没有故障电流流过，断路器失灵保护无法感受到故障电流，不能满足动作判据将无法动作。此时没有任何保护可以短时隔离上述故障点，只能依靠本站带延时的后备保护或远后备保护动作才能将故障隔离。
（2）d2点故障，故障点在2#线路差动保护的范围内，此时2#线路差动保护动作，跳开5012、5013断路器。但是5012、5013断路器跳开后，故障点d2依然存在，I母母线经5011开关向故障点d2提供短路电流。
由于5012、5013断路器已经跳开，接于5012断路器处的2TA05、2TA06电流互感器没有故障电流流过，断路器失灵保护无法感受到故障电流，不能满足动作判据将无法动作。此时没有任何保护可以短时隔离上述故障点，只能依靠本站带延时的后备保护或远后备保护动作才能将故障隔离。后备保护动作时限长，对系统的稳定性有一定影响。
（3）d3点故障，故障点在2#线路差动保护的范围内，此时2#线路差动保护动作，跳开5012、5013断路器。但是5012、5013断路器跳开后，故障点d3依然存在，II母母线向故障点d3提供短路电流。
由于5012、5013断路器已经跳开，接于5013断路器处的3TA04、3TA05电流互感器没有故障电流流过，断路器失灵保护无法感受到故障电流，不能满足动作判据将无法动作。此时没有任何保护可以短时隔离上述故障点，只能依靠本站带延时的后备保护或远后备保护动作才能将故障隔离。后备保护动作时限长，对系统的稳定性有一定影响。
3500kVXX智能变电站500kVCT问题解决方案及分析
经调研，在东北电网的海北500kV智能化变电站新建工程、包家500kV智能化改造工程已有将断路器失灵保护与线路保护共用TPY级互感器的运行业绩，全国其他地区也有将5P级互感器用于500kV母线保护的运行业绩。考虑工作进度，保护人员提出如下三个解决方案：
3.1断路器失灵保护与500kV线路保护共用TPY级CT
带气隙的TPY级互感器在从饱和[7-9]到剩磁状态的转换期间，由于磁阻、储能及磁通变化量的不同，导致CT二次侧的电流值较高且持续时间较长（即俗称的“拖尾电流”）。由于失灵保护的电流判别元件应具有返回快的特点，返回时间不应大于20ms，由于发生故障后TPY級互感器二次电流拖尾时间无法确定，所以《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》（DL/T866-2004）也提出TPY级互感器“不宜用于断路器失灵保护”。 TPY互感器“拖尾电流”类似于一个衰减的直流分量，经与保护生产厂家沟通，可以利用微机保护在数字处理技术上的优势，断路器保护装置通过软件滤波算法可以将直流分量滤掉，只计算其工频分量，即可克服“拖尾电流”给断路器失灵保护造成的不利影响。经与南瑞继保、北京四方、河南许继等的主流保护厂家落实，断路器保护装置可以通过电抗器滤波、傅里叶滤波等相结合的方式，可以将TPY绕组中的大部分“拖尾电流”给过滤掉，但由于“拖尾电流”是一个衰减的直流分量，因此“拖尾电流”不会完全给过滤掉，会有0.5%-1%的残留。若失灵电流一次定值小于残留电流值，势必会对失灵保护正确动作有影响，此时可以适当抬高失灵保护一次电流定值门坎，即可消除殘留电流对失灵保护的影响。
因此，建议将中开关和边开关的500kV第一套断路器保护与500kV第一套线路保护共用TPY级互感器，第二套断路器保护则采用5P30级互感器，即可消除所示的保护死区问题。3.2500kV母线保护与断路器保护共用5P级CT，中开关TPY级的互感器增加5P级绕组高压母线差动保护用电流互感器，由于母线故障时故障电流很大，而且外部故障时流过互感器的电流差别也很大，即使各互感器的特性一致，其暂态饱和的情况也可能差别很大。保护区外故障由于个别电流互感器饱和，可能在差动保护中出现较大差流而导致误动。《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》（DL/T866-2004）规定，“母线保护用电流互感器可按保护装置的要求或按稳态短路条件选用”，因此在实际工程应用中，母差保护用互感器可按稳态条件选择互感器，而抗饱和的问题更多的由保护装置进行处理。《国家电网公司输变电工程通用设计-110（66）-500kV变电站分册》（2011年版）500kV部分方案说明中明确“母线保护、失灵保护可采用P类电流互感器”。
3.3500kV罐式断路器一侧的电流互感器全部更换
为了消除保护死区问题，并且考虑到500kV智能化变电站由于双网架结构断路器保护按照双套配置，比常规站的配置多了一倍，且常规变电站的断路器保护已经很可靠，因此建议将500kV罐式断路器一侧的电流互感器全部更换，二次绕组配置为TPY/TPY/5P30/0.2S，两套断路器保护使用同一个5P30绕组，解决保护死区问题。这种CT配置方案与常规变电站典型设计方案相似，只更换断路器一侧的CT可以减少工程施工量，同时有效避免了死区的问题
4.500kVXX智能变电站500kVCT解决方案
综合上述解决方案，国网基建部会同调度部门进行了讨论和协调。由于500kVXX变电站工程所有500kV的电流互感器均已浇铸完毕，方案一、二可以避免现场施工，缺点是断路器保护和母差保护的CT饱和特性不满足国网对电流互感器以及合并单元CT文件配置要求。经会议讨论各部门一致不同意TPY级互感器用于断路器失灵保护，同时也不同意5P级互感器用于母差保护。最后决定使用第三种方案，将500kV罐式断路器一侧的电流互感器全部更换，电流互感器二次绕组配置为TPY/TPY/5P30/0.2S。经过对CT设备改造，改造后效果满足保护要求，同时也消除了CT死区配置。
5改造成果和分析：
国网公司基建部为了避免其他地区其他工程采用《国家电网公司输变电工程通用设计-110（66）～750kV智能变电站部分（2011年版）》D方案时出现类似的问题，结合XX500kV智能变电站工程的实践经验，发布了《关于500-D-1等变电站通用设计方案的有关勘误说明》，将智能化典设的D方案主接线的CT布置进行调整，将5P级互感器二次绕组与TPY级互感器二次绕组布置在同一侧。
参考文献：
[1]林智辉.11/2断路器接线下中开关CT的位置对死区保护的影响[J].电工技术，2003，（10）：14-15.
[2]王世祥，左婧.母线保护双重化改造中注意事项的探讨[J].继电器，2008，36（3）：75-78，83.
[3]赵佰成，徐炜彬，曲绍杰等.220kV典型保护死区问题的探讨[J].电力系统保护与控制，2010，38（13）：130-132.
[4]郭玉恒，宋好凤，蒋文林等.厂用系统保护CT配置探讨[J].继电器，2003，31（5）：56-58.
[5]周丽.关于高压电动机差动保护CT配置的探讨[C].2011年中国电机工程学会年会论文集.2011：1-6.
[6]郑涛，刘万顺，谷君等.三相变压器等效瞬时电感的计算分析及CT配置新方案[J].继电器，2006，34（16）：1-6.
[7]胡家为，葛荣尚，尹明铉等.CT过饱和特性及对过流速断保护的影响[J].电力系统保护与控制，2013，（16）：133-138.
[8]葛宝明，AníbalT.deAlmeida，FernandoJ.T.E.Ferreira等.电力系统电流互感器饱和特性的柔性神经网络补偿法[J].中国电机工程学报，2006，26（16）：150-156.
[9]袁宇波，陆于平，许扬等.切除外部故障时电流互感器局部暂态饱和对变压器差动保护的影响及对策[J].中国电机工程学报，2005，25（10）：12-17.
作者简介：
张宁（1981-），男，硕士，高级工程师，二次专业专业管理。E-mail：cgyzhangning@sx.sgcc.com.cn
【关键词】智能变电站；典型设计；CT死区；合并单元
引言
XX500KV智能变电站是华北电网投产的第一座500KV智能变电站，同时也是山西省电力公司投产的第一座智能变电站，于2013年5月顺利投产。
在南京国网电科院认证中心进行的全站二次设备联调活动中，发现500KVGIS设备中CT在保护配置中存在死区[1-3]问题，通过对CT配置[4-6]改造以及合并单元的改造，提出消除死区的CT配置方案，确保设备安全稳定运行。
1 500kVXX智能变电站系统配置以及500kVCT原配置
1.1 500kVXX智能变电站系统配置500kVXX智能变电站500kV系统一次接线方式为3/2接线，也就是一个半断路器接线方式，共有四回500KV完整出线和两台主变压器，其中其500KV一次系统配置图如图1所示：
1.2原500kVXX智能变电站500kVCT配置
500kVXX智能变电站500kVCT配置以《国家电网公司输变电工程通用设计-110（66）～750kV智能变电站部分（2011年版）》D方案为标准设计，原CT配置按照一次设备绕组规格和数量，以7/8/7（边、中、边断路器）的形式进行配置。
2500kVXX智能变电站500kVCT配置问题以及要求
2.1国网对电流互感器以及合并单元CT文件配置要求
（1）线路保护和母线保护共用电流互感器二次绕组。500、220kV线路的两套主保护，500、220kV母线的两套保护接用两组独立的TA次级，500kV保护使用TPY级，220kV保护使用P级。双重化的500kV断路器失灵保护接用相互独立的TA次级，使用P级电流互感器。
（2）对于保护双重化配置的间隔，合并单元也应双重化配置，两套保护的电流采样值应分别取自相互独立的合并单元。
（3）采用常规互感器时，合并单元下放布置在智能控制柜内，两套合并单元分别接两组独立的电流互感器二次绕组。
（4）采用电子式互感器时，电子式互感器内应由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统应采用双A/D系统接入合并单元，每个合并单元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置；电子式电流互感器的复合误差满足5P级或5TPE级要求。
2.2500kVCT配置调试中发现问题
按照500kVXX智能化变电站的设计方案，500kV线路保护和500kV母线保护共用2组TPY级互感器，500kV断路器保护配置2组5P30级互感器，TPY级互感器和5P级互感器分别布置在断路器两侧。此时发生图2中d1、d2、d3点接地故障后，保护存在死区。
（1）d1点故障
故障点在1#线路差动保护的范围内，此时1#线路差动保护动作，跳开5011、5012断路器。但是5011断路器跳开后，故障点d1依然存在，I母母线向故障点d1提供短路电流。
由于5011断路器已经跳开，接于5011断路器处的1TA04、1TA05电流互感器没有故障电流流过，断路器失灵保护无法感受到故障电流，不能满足动作判据将无法动作。此时没有任何保护可以短时隔离上述故障点，只能依靠本站带延时的后备保护或远后备保护动作才能将故障隔离。
（2）d2点故障，故障点在2#线路差动保护的范围内，此时2#线路差动保护动作，跳开5012、5013断路器。但是5012、5013断路器跳开后，故障点d2依然存在，I母母线经5011开关向故障点d2提供短路电流。
由于5012、5013断路器已经跳开，接于5012断路器处的2TA05、2TA06电流互感器没有故障电流流过，断路器失灵保护无法感受到故障电流，不能满足动作判据将无法动作。此时没有任何保护可以短时隔离上述故障点，只能依靠本站带延时的后备保护或远后备保护动作才能将故障隔离。后备保护动作时限长，对系统的稳定性有一定影响。
（3）d3点故障，故障点在2#线路差动保护的范围内，此时2#线路差动保护动作，跳开5012、5013断路器。但是5012、5013断路器跳开后，故障点d3依然存在，II母母线向故障点d3提供短路电流。
由于5012、5013断路器已经跳开，接于5013断路器处的3TA04、3TA05电流互感器没有故障电流流过，断路器失灵保护无法感受到故障电流，不能满足动作判据将无法动作。此时没有任何保护可以短时隔离上述故障点，只能依靠本站带延时的后备保护或远后备保护动作才能将故障隔离。后备保护动作时限长，对系统的稳定性有一定影响。
3500kVXX智能变电站500kVCT问题解决方案及分析
经调研，在东北电网的海北500kV智能化变电站新建工程、包家500kV智能化改造工程已有将断路器失灵保护与线路保护共用TPY级互感器的运行业绩，全国其他地区也有将5P级互感器用于500kV母线保护的运行业绩。考虑工作进度，保护人员提出如下三个解决方案：
3.1断路器失灵保护与500kV线路保护共用TPY级CT
带气隙的TPY级互感器在从饱和[7-9]到剩磁状态的转换期间，由于磁阻、储能及磁通变化量的不同，导致CT二次侧的电流值较高且持续时间较长（即俗称的“拖尾电流”）。由于失灵保护的电流判别元件应具有返回快的特点，返回时间不应大于20ms，由于发生故障后TPY級互感器二次电流拖尾时间无法确定，所以《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》（DL/T866-2004）也提出TPY级互感器“不宜用于断路器失灵保护”。 TPY互感器“拖尾电流”类似于一个衰减的直流分量，经与保护生产厂家沟通，可以利用微机保护在数字处理技术上的优势，断路器保护装置通过软件滤波算法可以将直流分量滤掉，只计算其工频分量，即可克服“拖尾电流”给断路器失灵保护造成的不利影响。经与南瑞继保、北京四方、河南许继等的主流保护厂家落实，断路器保护装置可以通过电抗器滤波、傅里叶滤波等相结合的方式，可以将TPY绕组中的大部分“拖尾电流”给过滤掉，但由于“拖尾电流”是一个衰减的直流分量，因此“拖尾电流”不会完全给过滤掉，会有0.5%-1%的残留。若失灵电流一次定值小于残留电流值，势必会对失灵保护正确动作有影响，此时可以适当抬高失灵保护一次电流定值门坎，即可消除殘留电流对失灵保护的影响。
因此，建议将中开关和边开关的500kV第一套断路器保护与500kV第一套线路保护共用TPY级互感器，第二套断路器保护则采用5P30级互感器，即可消除所示的保护死区问题。3.2500kV母线保护与断路器保护共用5P级CT，中开关TPY级的互感器增加5P级绕组高压母线差动保护用电流互感器，由于母线故障时故障电流很大，而且外部故障时流过互感器的电流差别也很大，即使各互感器的特性一致，其暂态饱和的情况也可能差别很大。保护区外故障由于个别电流互感器饱和，可能在差动保护中出现较大差流而导致误动。《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》（DL/T866-2004）规定，“母线保护用电流互感器可按保护装置的要求或按稳态短路条件选用”，因此在实际工程应用中，母差保护用互感器可按稳态条件选择互感器，而抗饱和的问题更多的由保护装置进行处理。《国家电网公司输变电工程通用设计-110（66）-500kV变电站分册》（2011年版）500kV部分方案说明中明确“母线保护、失灵保护可采用P类电流互感器”。
3.3500kV罐式断路器一侧的电流互感器全部更换
为了消除保护死区问题，并且考虑到500kV智能化变电站由于双网架结构断路器保护按照双套配置，比常规站的配置多了一倍，且常规变电站的断路器保护已经很可靠，因此建议将500kV罐式断路器一侧的电流互感器全部更换，二次绕组配置为TPY/TPY/5P30/0.2S，两套断路器保护使用同一个5P30绕组，解决保护死区问题。这种CT配置方案与常规变电站典型设计方案相似，只更换断路器一侧的CT可以减少工程施工量，同时有效避免了死区的问题
4.500kVXX智能变电站500kVCT解决方案
综合上述解决方案，国网基建部会同调度部门进行了讨论和协调。由于500kVXX变电站工程所有500kV的电流互感器均已浇铸完毕，方案一、二可以避免现场施工，缺点是断路器保护和母差保护的CT饱和特性不满足国网对电流互感器以及合并单元CT文件配置要求。经会议讨论各部门一致不同意TPY级互感器用于断路器失灵保护，同时也不同意5P级互感器用于母差保护。最后决定使用第三种方案，将500kV罐式断路器一侧的电流互感器全部更换，电流互感器二次绕组配置为TPY/TPY/5P30/0.2S。经过对CT设备改造，改造后效果满足保护要求，同时也消除了CT死区配置。
5改造成果和分析：
国网公司基建部为了避免其他地区其他工程采用《国家电网公司输变电工程通用设计-110（66）～750kV智能变电站部分（2011年版）》D方案时出现类似的问题，结合XX500kV智能变电站工程的实践经验，发布了《关于500-D-1等变电站通用设计方案的有关勘误说明》，将智能化典设的D方案主接线的CT布置进行调整，将5P级互感器二次绕组与TPY级互感器二次绕组布置在同一侧。
参考文献：
[1]林智辉.11/2断路器接线下中开关CT的位置对死区保护的影响[J].电工技术，2003，（10）：14-15.
[2]王世祥，左婧.母线保护双重化改造中注意事项的探讨[J].继电器，2008，36（3）：75-78，83.
[3]赵佰成，徐炜彬，曲绍杰等.220kV典型保护死区问题的探讨[J].电力系统保护与控制，2010，38（13）：130-132.
[4]郭玉恒，宋好凤，蒋文林等.厂用系统保护CT配置探讨[J].继电器，2003，31（5）：56-58.
[5]周丽.关于高压电动机差动保护CT配置的探讨[C].2011年中国电机工程学会年会论文集.2011：1-6.
[6]郑涛，刘万顺，谷君等.三相变压器等效瞬时电感的计算分析及CT配置新方案[J].继电器，2006，34（16）：1-6.
[7]胡家为，葛荣尚，尹明铉等.CT过饱和特性及对过流速断保护的影响[J].电力系统保护与控制，2013，（16）：133-138.
[8]葛宝明，AníbalT.deAlmeida，FernandoJ.T.E.Ferreira等.电力系统电流互感器饱和特性的柔性神经网络补偿法[J].中国电机工程学报，2006，26（16）：150-156.
[9]袁宇波，陆于平，许扬等.切除外部故障时电流互感器局部暂态饱和对变压器差动保护的影响及对策[J].中国电机工程学报，2005，25（10）：12-17.
作者简介：
张宁（1981-），男，硕士，高级工程师，二次专业专业管理。E-mail：cgyzhangning@sx.sgcc.com.cn