许继电气股份有限公司的研究人员乔彦涛、徐兴豫等，在2019年第1期《电气技术》上撰文指出，对于传统交流电网，目前的继电保护技术已日臻成熟，随着特高压交直流混联电网的形成，交流保护对电网特性变化的适应性亟待提升。

本文针对开关失灵或CT死区故障时保护切除故障时间长、可能引发多回直流连续换相失败、导致系统发生的严重后果，介绍了两种开关死区（失灵）保护优化方案，将开关失灵或CT死区故障时切除时间缩短至200ms以内，防止引发电网稳定破坏事故，并搭建了测试系统，对优化后的开关死区（失灵）保护的性能指标进行了详细考核，对系统中发生异常运行工况时开关死区（失灵）保护的动作情况进行了验证测试，从而保证优化后的开关死区（失灵）保护在电力系统中运行的稳定性和可靠性。

开关失灵、死区故障时保护动作切除时间较长，在传统交流电网中，只要保护正确动作切除故障，对电网的安全稳定影响就在有限范围之内。但在当前交直流混联电网中，多直流密集馈入的受端交流电网在发生上述故障时，会导致特高压直流输电换流站出现多次换相失败，对送、受端电网造成严重功率冲击，甚至造成稳定破坏，，必须有针对性地开展相关新技术研究。

文献[5]规定多断路器接线形式时应在开关两侧均配置CT，防止死区故障延时切除造成的系统稳定问题，对于已投运变电站有开关与CT间死区问题且经系统稳定核算存在稳定破坏问题的，应逐步进行改造。国调要求现场具备加装常规CT的变电站应组织安装；开关CT单侧布置若发生死区故障必然导致多回直流发生连续换相失败的变电站，应组织

对站

内开关设备进行改造，更换为HGIS；对于开关CT单侧布置且无法技改的变电站，可通过采用加装光CT或全站综合信息判别两种方案，实现死区故障快速切除。

现场加装常规CT或将站内开关设备更换为HGIS均可实现开关CT两侧布置，大大缩短死区故障切除时间，但无法优化开关失灵时的故障切除时间。本文介绍的死区差动（失灵）保护和站域死区（失灵）保护分别基于加装光CT和全站综合信息判别设计，能有效解决故障切除慢可能存在的问题和隐患。针对这两种方案，搭建了静模和仿真测试系统，考核了保护在系统中的动作情况及技术指标，验证了保护满足快速切除死区和开关失灵的要求。

1 开关死区（失灵）保护优化方案

1.1 死区差动（失灵）保护方案

加装光CT的死区差动（失灵）保护如图1所示。在开关未配置CT侧加装缠绕光CT，每个光CT接到独立的合并单元，通过合并单元将电流转换为IEC 6185092规约数据。死区差动（失灵）保护按串配置，接入光CT数据和常规CT数据，光CT数据与常规CT数据做逻辑运算。

图1 加装光CT的死区差动（失灵）保护示意图

当发生K1点死区故障时，母线保护判为Ⅰ母区内故障，保护动作跳开关DL11及Ⅰ母上的其他开关，CT11死区差动保护动作，直接跳本侧开关DL11、DL12，利用光纤通道直接远跳对侧开关，实现快速切除死区故障。

当发生K2点死区故障时，变压器保护判为区内故障，保护动作跳开关DL12、DL13及主变其他侧开关，CT12死区差动保护动作，直接跳本侧开关DL11、DL12、DL13，利用光纤通道直接远跳对侧开关，并联跳主变各侧，实现快速切除死区故障。

当Ⅰ母发生K4点故障、开关DL11失灵[6]时，加装光CT后，理论分析可以利用光CT无类似常规互感器电流拖尾问题的优良传变特性，压缩失灵保护动作时间，达到快速切除开关失灵故障的目的。

1.2 站域死区（失灵）保护方案

利用本站及相邻站模拟量信息[7]构建的站域死区（失灵）保护如图2所示，通过封故障开关CT并由相邻开关CT重构差动保护，从而快速切除故障。

图2 站域死区（失灵）保护示意图

当发生K1点死区故障时，母线保护动作跳开关DL11、DL21、DL31，站域死区保护收到母线保护跳令、DL11的跳位且判出CT11仍有电流，经短延时封CT11，此时由CT12、CT41、CT42构成的差动保护满足动作条件，站域差动保护动作跳开关DL11、DL12，利用光纤通道直接远跳对侧开关，实现快速切除死区故障。

当发生K2点死区故障时，L2线路保护判为区内故障，线路差动保护动作跳开关DL12、DL13、DL52、DL53，站域死区保护收到线路保护跳令、DL12的跳位且判出CT12仍有电流，经短延时封CT12，此时由CT11、CT41、CT42构成的差动保护满足动作条件，站域差动保护动作跳开关DL11、DL12、DL13，利用光纤通道直接远跳对侧开关，实现快速切除死区故障。

当发生K4点故障且开关DL11失灵时，站域失灵保护收到母线保护跳令、DL21或DL31的跳位且判出CT11仍有电流，经短延时封CT11，此时由CT12、CT41、CT42构成的差动保护满足动作条件，站域差动保护动作跳开关DL11、DL12，利用光纤通道直接远跳对侧开关，实现快速切除死区故障。

2 开关死区（失灵）保护测试系统

2.1 静模测试系统

为验证开关死区（失灵）保护功能的正确性并考核其技术指标是否满足电力系统的要求，搭建的静模测试系统如图3所示。通过继电保护测试仪对双端死区（失灵）保护施加模拟量和跳闸开入/跳位开入，死区（失灵）保护通过纵联光纤通道获取对侧保护的模拟量信息，满足差动动作条件后死区（失灵）保护将跳闸开出信息反馈给继电保护测试仪。

图3 静模测试系统

2.2 仿真测试系统

为了进一步验证保证死区（失灵）保护在电力系统发生故障时正确动作，利用RTDS搭建的数模实时仿真系统如图4所示。对现场可能发生的异常工况进行模拟，考核死区（失灵）保护的动作情况的正确性。

图4 RTDS实时仿真测试系统

3 测试内容

3.1 保护功能及性能测试

通过静模测试系统对保护功能及性能进行了测试，主要测试内容如下

1）压板、控制字有效性。2）定值准确度测试。3）动作时间测试。4）差动保护制动特性。5）开入、开出功能正确性。6）远跳功能正确性。7）纵联光纤通道测试。8）CT断线对保护的影响。9）系统频率偏移对保护的影响。10）光CT信号异常对保护的影响。11）装置自检出错对保护的影响。

3.2 电力系统故障仿真

在RTDS实时仿真测试系统中模拟死区故障或开关失灵，考核死区（失灵）保护动作的正确性，并模拟故障保护切除故障后考核死区（失灵）保护是否误动作，主要测试内容如下

1）金属性故障（死区范围内、外故障）测试。2）发展/转换性故障测试。3）经过渡电阻故障测试。4）开关失灵测试。5）CT断线测试。6）CT饱和测试。7）CT拖尾测试。

4 测试验证结果

4.1 死区（失灵）保护动作指标

常规变电站发生死区故障或开关失灵时，保护动作后切除故障约需要400ms[8]，通过死区（失灵）保护方案优化，保护切除故障时间可控制在200ms以内。

1）死区差动（失灵）保护动作时间

模拟死区故障，实测死区差动保护动作时间见表1，即保护动作时间不超过30ms，若考虑操作箱出口时间为5ms，开关分闸时间不超过60ms，通道延时5ms及远跳信号确认10ms[9]，则保护动作跳本侧开关时间不超过95ms，跳对侧开关时间不超过110ms。

表1 死区差动保护动作时间

模拟母线故障边开关失灵，考虑光CT无电流拖尾问题，压缩失灵保护延时为90ms，实测失灵保护动作时间见表2。若保护动作时间不超过120ms，则失灵保护动作跳本侧开关时间不超过185ms，跳对侧开关时间不超过200ms。

表2 失灵保护动作时间

2）站域死区（失灵）保护动作时间

模拟死区故障，实测站域死区保护动作时间见表3。若保护动作时间不超过115ms，则站域保护动作跳本侧开关时间不超过180ms，跳对侧开关时间不超过195ms。

表3 站域死区保护动作时间

模拟母线故障边开关失灵，实测站域失灵保护动作时间见表4。保护动作时间不超过115ms，则站域保护动作跳本侧开关时间不超过180ms，跳对侧开关时间不超过195ms。

表4 站域失灵保护动作时间

4.2 CT拖尾工况模拟

开关跳开时发生CT拖尾，保护可能误判为开关失灵，导致失灵保护误动作，扩大事故范围[10]。在图4所示的系统中模拟母线发生区内故障，母线保护动作跳开关DL11、DL21和DL31，故障切除时出现CT11拖尾的情况，考核站域失灵保护是否存在误动作的情况。

电流互感器拖尾波形如图5所示，通过测试结果分析，站域失灵保护未出现CT拖尾时误动作的情况，主要原因是在封CT逻辑中增加电流差分把关，消除CT拖尾或衰减直流分量对保护的影响。

图5 电流互感器拖尾波形

结论

随着特高压直流输电的不断发展，发生故障时在最短的时间内可靠地隔离故障点，才能保证电力系统的安全稳定运行[10-11]。基于加装光CT的死区差动（失灵）保护和基于本站及相邻站信息的站域死区（失灵）保护在河南驻马店500kV嵖岈变电站挂网试运行，经过系统试运行后取得相关运行经验，为进一步升级改造变电站先行实践。