－－>摘要：相对于常规双母线接线方式，220 kV一个半断路器接线方式下继电保护及相关二次回路要复杂得多，但又与500 kV 系统有所不同。以 500 kV 泗泾变电站的220 kV 系统为例，结合上海电网的实际情况，对220 kV 一个半断路器接线方式下继电保护、二次回路的配置及设计作出探讨，提出了完整的配置方案。
关键词： 一个半断路器接线； 继电保护； 重合闸
0 引言
一个半断路器接线具有运行调度灵活、可靠性高和操作检修方便等优点，在超高压（330～500 kV）系统中被广泛应用。上海电网的500 kV 杨行和泗泾变电站即将投运，两站的500 kV 及220 kV系统中均采用一个半断路器接线方式，这是上海220 kV电网首次采用一个半断路器接线。 220 kV一个半断路器接线的继电器保护配置与设计虽然与500 kV有相同的地方，但也有其自身的特点。由于每个回路连接着2 台断路器，中间1 台断路器连接着2个回路，使继电保护及二次接线比较复杂。
本文以上海泗泾变电站为例，根据上海电网继电保护配置及选型原则① ，参照330～500 kV 电网继电保护的配置设计原则，对220 kV 一个半断路器接线方式下继电保护及二次系统的配置及设计进行了探讨。
1 一次系统概况
500 kV 泗泾变电站220 kV 主接线最终规模为一个半断路器分段接线，配置2 个分段断路器，12个完整串，4 台主变，20 回线路。本期工程2 个分段断路器不上，以导线短接，安装6 个完整串和2 个不完整串，12 回220 kV 出线，2 台主变。对侧长春、春申、新车、朱家庄站为常规双母线（分段） 接线，诸翟站为扩大桥式接线。
2 继电保护及二次系统设计[1 ]
2.1 安装单位的划分
在一个半断路器接线中，按每个完整串中的元件可分为线路串和线路变压器串2 种类型。线路串包括3 台断路器和2 条线路；线路变压器串包括3台断路器、1 条线路和1 台变压器。各串均有5 个元件，每串中的线路或变压器回路都与2 台断路器相连。故需要将每串分成5 个安装单位并且分别设置熔断器供给其二次回路，断路器安装单位包括本断路器的控制、重合闸、失灵保护及信号回路。线路、变压器安装单位包括其继电保护及测量回路等。保护按线路（变压器） 配置，每条线路（变压器） 配置2 块保护屏，分别配置2 套主保护及后备保护；控制操作回路按断路器配置，每台断路器配置1 块操作屏，配置有操作箱、失灵保护及重合闸装置。
2.2 继电保护的配置
2.2.1 线路保护及通道配置
各线路保护按线路为单元装设，具备分相及本相跳闸接点跳开2 组断路器及起动母线侧断路器重合闸的功能，并能同时起动2 组断路器的失灵保护。
按照泗泾站220 kV 出线性质及线路保护通道，可以分为3 种情况：一种为OPGW 光纤通道的联络线，如长春一、二线，春申一、二线及新车一、二线；另一种为高频载波通道的联络线，如朱家庄一、二线；第三种为终端线，如诸翟一、二线和古美一、二线。这几种性质的线路实际上代表了上海电网 220 kV线路的典型接线，下面分别对以上3 种性质的线路保护配置作一介。
2.2.1.1 光纤通道型配置
光纤通道作为继电保护的通道明显地比高频通道可靠，这是因为高频通道环节太多，抗干扰能力差，阻波器受短路容量的限制较大，且高频保护用于弱馈线路保护的可靠性并不是很高。而光纤通道的可靠性则是众所周知的，比较适应于220 kV 及以上的联络线保护。采用光纤通道后，一般保护配置为分相电流差动保护。分相电流差动保护的原理简单，在保护范围内没有死区，能实现全线速动，又不存在弱馈问题，用于单侧电源保护时灵敏度较高。且采用光纤通道后，可与通信通道合用，从而充分利用通道资源，节省了投资。
考虑上述因素，泗泾至长春2 回线路和泗泾至春申2 回线路均配置2 套ABB 公司的REL551 微机光纤分相电流差动保护作为双重化主保护。 2 套装置组成1 面屏，后备保护则采用CSL-101A 微机距离保护，单独组成1 面屏。泗泾至新车2 回线路配置2套三菱公司的MCD-F 微机光纤分相电流差动保护作为双重化主保护，2 套装置组成1 面屏，后备保护同前。由于光纤通道非常可靠，断路器失灵保护起动分相电流差动保护的DTT 直接跳对侧断路器。
由于上海电网220 kV 线路长度一般均在30 km以下，且采用光纤通道后，保护可以和通信共用通道，因此在技术经济上均较高频通道具有明显的优越性。目前上海电网的高频通道将越来越少，正逐步为光纤通道所取代，因此以上这种保护配置方式在上海电网正得到极为广泛的应用。
2.2.1.2 高频通道型配置
泗泾至朱家庄2 回线路选用不同厂家生产的2套快速纵联保护作为线路的主保护。一套为CSL-101A（配GSFO6A 高频收发信机） ，高频通道为A 相。另1 套为LFP-902A（配LFX-912 高频收发信机） ，高频通道为B 相。高频保护采用闭锁式。
断路器失灵保护远方跳闸采用专用收发信机方式， 即通道采用C 相高频通道。正常时发监频信号， 中间断路器和边断路器失灵时分别起动线路失灵远方跳闸屏上的专用发信机发远跳信号， 此时移频并提升功率， 分别以f 1 ， f 2 两个频率发信， 线路对侧的收信机收到此信号， 加上就地判别后“二取一”跳闸。
这种方式原理清晰，接线比较简单，价格适中。如采用停信方式及复用载波机方式则有如下缺点：
a. 在停信方式下，断路器失灵时起动线路保护的收发信机停信使线路对侧的断路器跳闸。该方式未考虑到线—变串中变压器低压侧故障或匝间故障和线—线串中长线路末端发生故障，同时中间断路器又失灵的情况，此时线路对侧的高频停信段保护的灵繁度可能不能满足要求，而且高频保护开放带延时，已进入振荡闭锁状态，停信已不能使保护动作跳闸，影响了电网的稳定。
b. 在复用载波机方式下，通过复用载波机与失灵保护专用的音频接口装置发远方跳闸信号，对侧收到信号加上就地判别后“二取二”跳闸。由于采用复用载波机与音频接口装置，其通道接口比较复杂，通道问题不好解决，造成运行管理的不便，而且需要配置价格比较昂贵的保护专用载波机（通信不用） 。
2.2.1.3 终端线型配置
本站至诸翟及至古美的2 回线路为终端线，由于对侧没有电源，因此无须配置2 套纵联保护，按照上海电网220 kV 终端线路保护配置原则，配置2 套微机距离保护作为双重主保护，1 套为CSLO101A ，另外1 套为LFPO902A。
值得指出的是，由于电网的分区运行，使得上海220 kV 电网出现了大量的终端站，如何优化终端线的保护配置，将是上海电网继电保护研究的1个重要课题。
2.2.2 重合闸
重合闸装置按断路器装设， 重合闸装置采用CSI-121A 断路器控制保护配置，该装置具有重合闸、失灵保护、充电保护等功能。为降低二次接线及2 套重合闸时间配合的复杂性，中间断路器及主变母线侧断路器的重合闸功能不投运。线路发生故障时，两侧断路器跳开后，母线侧断路器先重合，如重合成功，则手动合上中间断路器。
重合闸无压或同期检定回路与一般双母线接线三相重合闸相同，同步电压取自断路器两侧的电压，即母线电压互感器与线路电压互感器的A 相电压。
线路重合闸起动方式采用保护起动方式，而取消位置不对应起动。这是由于采用计算机监控方式，常规的控制开关KK已取消，需要双位置继电器代替，增加了复杂性，且在一个半断路器接线方式下，如果断路器发生偷跳，根据N - 1 供电可靠性准则，并不影响系统供电的连续性，如果不对应起动重合闸，重合不成，将可能使某些零序电流保护动作跳闸，增加了复杂性。况且发生偷跳说明断路器机构可能有问题，如果再重合一次可能损坏断路器，不如一旦发生偷跳，立即通过断路器的三相不一致保护实现三相跳闸。
2.2.3 断路器保护
断路器失灵保护采用以断路器为单元的接线方式，失灵保护采用CSIO121A 装置，由线路保护、主变保护及母差保护分相或三相动作接点起动加上装置内部电流继电器分相动作接点串接起动。断路器失灵保护动作后先瞬时跳本断路器的2 个跳闸线圈，再经过延时跳所有相邻断路器。其中母线侧断路器失灵起动母差跳该母线上所有的断路器，中间断路器失灵起动跳开两侧断路器，并同时起动DTT（对于配有分相电流差动保护的线路） 或失灵远跳发信机（对于高频通道线路） 使该线路对侧断路器跳开。
2.2.4 母线保护
由于母线保护误动作并不影响供电可靠性，而拒动则可能扩大故障范围，从而影响系统的稳定，故每段母线配置2 套独立的母差保护。保护为ABB公司的 REB-103 ，无需经过电压闭锁，为简化接线，母线保护动作起动辅助操作柜的TJR 永跳继电器，由该继电器输出接点闭锁重合闸，以及起动断路器失灵保护。
2.2.5 故障录波器
为便于故障分析，220 kV 部分本期配置2 台微机故障录波器，型号为DFR-1200。模拟量录入各线路的交流电流、交流电压及高频保护通道的高频电流等；数字量则录入所有保护、重合闸动作信号等。
2.2.6 继电保护管理器
为了便于继电保护人员能随时了解微机保护及重合闸装置的运行及动作情况，本站配置了继电保护工程师站系统。该系统能接收各种微机保护装置的动作信号、重合闸动作信号、保运行监视信号、保护定值及组别、事件报告、故障测距、故障录波等保护所需信息。调度部门能通过电话拨号方式从该系统调取上述信息以实现远方诊断，保护人员还可通过人机对话方式调整保护整定值的组别及微机保护的投入、退出和复归等。
本站ABB公司的微机保护自成系统，均接入该公司的SMS系统。其它厂家的微机保护则通过串行口通信方式接入南京电力自动化设备总厂的GXF-302C 继电保护工程师站。
2.3 二次系统设计
2.3.1 电流互感器
泗泾站220 kV 一个半断路器接线中，每串装设3组6个次级的独立式电流互感器。每条线路或变压器的保护必须接入相关流变的“和”电流，因此要求电流互感器变比、型号和性能严格一致。
母线侧断路器电流互感器配置了6个次级，2组用于线路保护，2 组用于母差保护，1 组用于重合闸及失灵保护，1 组用于测量。
由于中间断路器电流互感器仅配置了6 个次级，其中2 组测量次级分别用于2 条线路测量，4 组保护次级分别用于2 回线路的2 套主保护，故失灵保护只能与一回线路主保护次级共用，该线路保护的并接头在保护室。虽然保护室位于开关场，但相对于其它次级二次电流回路在端子箱并头而言，该次级所连的控制电缆较长，二次负载较大，不利于电流互感器的正常运行，也不便于运行管理。故建议在今后的工程中中间电流互感器采用7 个次级的产品。
每回线路电流应接入故障录波器，其交流电流回路接在第2 套线路保护之后。
2.3.2 电压互感器的配置
线路电压互感器为三相，母线电压互感器为单相，均采用TYD 型电容式电压互感器。线路电压互感器的二次侧分别接入各保护、重合闸装置、故障录波器及测量回路。母线电压互感器则接入重合闸装置及同期回路。
2.3.3 断路器的控制方式
泗泾变电站采用微机监控模式，整个站的控制操作均通过设在控制室的微机运行工作站进行全站控制操作，另外220 kV 保护室还配置了就地监控屏，以便于对设备的维护、调试及就地操作。
2.3.4 操作箱及直流回路接线
操作箱按断路器为单元装设，型号为南京电力自动化设备总厂的FCX-22HS 型双跳闸线圈的操作箱，2 组跳闸线圈分别跳2 台断路器。FCX-22HS 操作箱与CSI-121A 共同组屏。
为保证保护装置的可靠运行，线路保护装置、断路器操作回路、断路器控制装置的直流电源完全分开。
3 结论
500 kV 泗泾和杨行变电站的220 kV 系统采用一个半断路器接线，为提高系统的供电可靠性和连续性提供了保护，但同时也给继电保护的配置和二次接线增加了复杂性。通过探讨220 kV 一个半断路器接线下的继电保护配置方案，可为今后的工程提供参考借鉴，进一步提高上海电网的继电保护的运行水平。
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