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摘要：内桥接线在我国的变电站中是一种典型设计，本文主要介绍了内桥接线方式下主变差动保护死区的形成原因和危害，提出并分析了几种改进死区问题的建议，结合现场实际经验，浅谈了一些解决方法。
关键词：内桥接线；保护死区；解决建议
0 引言
讨论死区问题首先要明确死区形成的原因：差动保护是以CT安装位置为保护范围的，而断开故障电流是靠断路器来实现的，因此CT的安装位置与断路器的安装位置之间就存在了一个保护的盲点，即是所谓的死区。
1 典型的内桥接线图和死区故障分析
1.1典型内桥接线的变电站站电气主接线如图1所示，1#进线开关为711，带110kV I段母线，2#进线开关为712，带110kV II段母线。两条母线各接一台电压互感器。两台主变高压侧仅仅设置了隔离开关。
1号主变的差动保护范围为电流互感器CT1、CT3、CT4之间，2号主变的差动保护范围为电流互感器CT2、CT3、CT5之间。
110kV部分的常规运行方式有4种：
运行方式1为711、710开关运行、712开关热备用，即高压侧并列运行，1#进线带两台主变，2#进线作为明备用。
运行方式2为712、710开关运行、711开关热备用，2#进线带两台主变，1#进线作为明备用。
运行方式3、4为711、712开关运行、710开关热备用，即高压侧分列运行，1#进线带1号主变、2#进线2号主变，两条进线互为暗备用。
1.2主变差动保护死区故障分析
若内桥断路器710与电流互感器CT3之间K点发生故障，保护动作情况如下所述：
（1）当处于运行方式1时，由于故障点在CT2、CT3、CT5之间，2号主变差动保护判为区内故障，跳开710、712和102，此时110kV I段母线仍有电压，所以备自投不动作；而K点仍由#1进线持续输送故障电流，因K点在1号主变差动保护范围外，所以1号主变差动保护判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）当处于运行方式2时，由于故障点在CT2、CT3、CT5之间，2号主变差动保护判为区内故障，跳开710、712和102；此时110kV两段母线均失压、2#进线无流、1#进线有压，110kV备自投动作，跳开712、合上711，致使1#进线通过K点再一次输送故障电流，且1号主变差动保护判断K点为区外故障不会动作，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。
（3）当处于运行方式3、4时，CT2与CT5差流平衡，所以CT2、CT3、CT5差流之和为CT3流过故障电流，2号主变差动保护判为区内故障，跳开710、712和102，并闭锁110kV备自投；而1号主变差动保护判断K点为区外故障不会动作，K点仍由1#进线持续输送故障电流，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。
由上述分析可知，内桥710与该间隔电流互感器CT3间的范围为保护死区。若该死区范围内发生故障，在所有运行方式下2号主变一定会误动导致停电，而1号主变一定会拒动导致故障只能由上级变电站越级跳隔离故障。在所有运行方式下，均会造成全站失电。
2 改进方案：在内桥710开关两侧均安装电流互感器
2.1如图2所示，在内桥710断路器II母侧加装一组电流互感器CT6，CT6极性与I母元件一致，计入1号主变差动回路；而CT3极性与II母元件一致，计入2号主变差动回路。由于此时内桥710两侧的死区是对称的，不妨还把故障点设在710与CT3之间的K点。分析此时各种运行方式下的主变差动保护动作情况：
对于全部4种接线方式，1号主变与2号主变差动保护均判断为内部故障，1号主变差动保护跳开711、710、101；2号主变差动保护跳开712、710、102。比起单CT接线方式，双CT接线方式优越性在于：1号主变能够瞬时切除故障，不用由110kV进线的上级变电站线路保护切除，防止了故障扩大。不足之处在于：仍然没有解决2号主变差动保护可能误动的问题。
2.2这里提供一种改进的思路：在采用双CT接线的基础上增加一个小差回路，差流取CT3与CT6的瞬时电流之和，把CT3月CT6的电流之和| + | （ 为小差回路保护整定值，接近于0）作为一个差动保护启动条件，延时开放主变差动保护。因为当| + |=0时，可判断故障点在死区之外，由差动保护正确动作切除故障；当| + |≠0时判断故障点在死区之内，这时首先跳开内桥710，确认710跳开后使CT3和CT6不计入主变差流回路，相当于 = =0，延时开放主变差动保护。此时1号主变差动仍动作，跳开711、710、101，2号主变差流平衡，差动保护不会误动作，故障点已被隔离，这样可以保证2号主变的正常供电，极大提高了供电可靠性。
分析保护动作情况如下：
（1）当处于运行方式1时，瞬时 ，判断故障在死区，经延时保护出口首先跳开710，开放1、2号主变差动保护，并使 = =0，1号主变差流计算 ，1号主变差动动作跳开711及101切除故障点。110kV备自投动作，合上712，2号主变正常供电。
（3）当处于运行方式3、4时，瞬时 ，判断故障在死区，经延时保护出口首先跳开710，开放1、2号主变差动保护，并使 = =0，1号主变差流计算 。1号主变差动动作跳开711及101切除故障点，2号主变正常供电。
（4）当非死区故障时，瞬时 ，判断故障不在死区，经延时差动保护正常出口。
3.1.3综合来讲，在四种方式下均能由1号主变差动保护切除故障点，并由2号主变正常供电，保护正确性很高，10kV部分备自投正确动作跳开101，合上110，由2号主变经110开关带10kVI段母线，不会损失负荷。
结论
变电站二次保护是一个很复杂和精细的系统，不能在改进一个问题的时候又产生其他问题，改进的方案应该从全局考虑，统筹兼顾。本文介绍了内桥接线方式下的主变差动保护死区问题的原因及其危害，并分析探讨了一种改进死区问题的方法。
参考文献：
[1]国家电网公司.变电运行（110kV及以下）.中国电力出版社.2010
论文作者:丁之辛
论文发表刊物:《电力设备》2017年第8期
论文发表时间:2017/7/17
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