一起較為特殊的線路保護動作行為分析

蔡振華 陳志光 張弛

廣東電網電力調度控制中心，廣東 廣州 510600

1. 保護動作情況簡述

2009年2月13日22:30，某線路（該線路一側為電廠，一側為變電站）A相發生經高阻接地故障。線路主I保護兩側高頻零序保護正確動作跳開A相，并重合成功，主II保護兩側高頻零序保護保護均有停信而無動作出口。

2. 保護動作情況示意圖

圖1 保護動作情況示意圖

3. 主二保護動作情況分析

3.1 主二保護中高頻保護的動作過程

圖2 主二保護動作邏輯圖

如圖2，發生高阻接地故障時，該裝置的高頻保護動作過程是：高頻保護啟動，選相元件判為單相故障，先投入接地距離元件，因是高阻接地故障，接地距離元件未動作，則再投入零序方向元件。零序方向保護投入后，有50ms內保護動作出口和50ms內保護未動作出口兩種情況。

（1）50ms內有動作出口

零序保護投入后，判為正方向故障后本側停信，保護元件不再判斷方向，始終保持停信狀態，等待對側停信，當兩側均停信時間達到8ms時保護出口。

（2）50ms內無動作出口

若50ms內保護未出口，則重新發信，再投入零序方向元件來判斷方向（每隔10ms判斷一次），判為正方向時停信，兩側均停信時間達到20ms時保護出口。若方向元件從反方向動作轉為正方向動作將帶60ms延時（40ms延時停信，再加20ms延時確認兩側都停信才跳閘）。

（3）50ms內保護無動作出口則取消停信的原因

裝置設計為50ms內保護未出口將取消停信，繼續發信，這是為防止發生功率倒向時保護誤動，具體分析如下。

a. 功率倒向及其對保護動作的影響

功率倒向是指平行雙回線或環網中其中一回線路出現內部故障時，若兩側開關切除不同時,故障被切除期間另一回非故障線路的故障電流可能出現倒換方向的現象。如圖3，假如開始時短路功率由A站流向B站（虛線箭頭方向）,如斷路器DL2比斷路器DL1先跳閘，在DL2跳閘后DL1跳閘前這段時間內，乙線的功率發生倒向（實線箭頭方向）。

圖3 功率倒向示意圖

如果發生功率倒向現象，一側的短路功率由正方向轉為反方向時，保護的零序方向元件有個判斷時間，從停信狀態轉為發信狀態也需要一段時間，另一側短路功率由反方向轉正方向時，如果發信狀態轉為停信狀態速度比較快，會造成兩側出現短時的均處于停信的狀態，保護會誤動。

b. 根據“四統一”設計的高頻收發信機所采取的防誤動措施

為防止功率倒向發生時閉鎖信號中斷導致保護誤動，以前根據“四統一”設計用于高頻閉鎖保護的收發信機，在收信延續時間超過50ms后，當一側的短路功率由反方向轉為正方向時，不會立即停信，而是繼續發30ms閉鎖信號后才復歸，來保證方向倒換過程中閉鎖信號不中斷。目前的高頻收發信機都只單純靠保護觸發來收發信，其他功能均由保護裝置來實現，

c. 該線路保護裝置所采取的防誤動措施

該線路保護裝置對功率倒向可能引發誤動所采取的措施是：若故障50ms內高頻保護若未出口，則收回停信令，由方向元件重新判斷方向，此后保護方向元件從反向轉為正向動作將帶60ms延時（40ms延時停信，再加20ms延時確認兩側都停信才跳閘）。取50ms為分界時間的原因是對于區內一般性故障，保護在50ms內能出口，若50ms內未出口則考慮可能為外部故障；另外，考慮外部故障切除所需時間等因素，功率倒向現象只能在50ms后發生。

3.2 主二保護收發信情況

（1）主二保護發信情況

a. 電廠側

由主二保護動作報告（圖4）可見，0采樣點時，零序電流發生突變，可知故障發生時刻與動作報告上的0采樣點時刻幾乎為同一時刻，故可認為：從故障發生時刻起，12ms后高頻啟動，此時裝置開始發信，30ms后高頻零序保護停信，到50ms時高頻保護一直未出口,因此50ms后裝置取消停信繼續發信,77ms后高頻零序保護停信。

圖4 電廠側主二保護動作報告

b. 變電站側

通過比對采樣點數據，保護動作報告（圖5）中－11采樣點時刻與保護錄波圖（圖6）故障發生時刻幾乎為同一時刻，即高頻保護動作報告上0采樣點時刻滯后故障發生時刻11*5/3ms=18.4ms（每周波12點采樣，每兩采樣點間隔是5/3ms）。故可認為，從故障發生時刻起，25.4ms后高頻啟動，此時裝置開始發信，48.4ms后高頻零序保護停信，68.4ms時裝置取消停信繼續發信，96.4ms后高頻零序保護停信。

圖5 變電站側主二保護動作報告

圖6 變電站側主二保護電流錄波圖

據以上分析，畫出電廠側和變電站側保護自身發信情況示意圖（見圖7、圖8，圖中橫坐標0表示故障發生時刻，下同）。對比兩圖可見變電站側高頻啟動比電廠側延遲13.4ms。

（2）主二保護收信情況（包括接收本側和對側的發信）

圖7 電廠側保護自身發行情況示意圖

圖8 變電站側保護自身發行情況示意圖

由圖7、圖8，可知兩側主二保護投入第二次高頻保護后，在故障被切除前，兩側均為收信狀態，主二保護不會動作出口，故以下主要分析兩側在第一次高頻保護投入后，第二次高頻保護投入前的收信情況。

為更精確推算出兩側收發信情況，現調出線路兩側收發信機裝置內部的事件報文，如圖9、圖10。

圖9 電廠側收發信機事件報文

圖10 變電站側收發信機事件報文

a. 電廠側

電廠側第一次發信時間為12ms（相對于故障發生時刻，見圖7），對應事件報文里的第一次啟信時間01:44:07:433（見圖9，略去報文時間前的年、月、日，下同），其收到自發信號（此時對側還未開始發信）的報文時間為01:44:07:437，則電廠側第一次收信時刻相對故障發生時刻為16ms。30ms后本側停信（見圖7），只接收對側信號，48.4ms時對側也停信，此時電廠側收信返回的報文時間為01:44:07:472，相對故障發生時刻為51ms，同時本側又開始第二次發信（報文時間也是01:44:07:472），本側收到自發信號（此時對側還未發信）的報文時間為01:44:07:476，則電廠側第二次收信時刻相對故障發生時刻是55ms。

畫出電廠側主二保護收信情況示意圖（見圖11）。

圖11 電廠側收信（接收本側與對側信號）情況示意圖

b. 變電站側

變電站側主二第一次發信時間25.4ms（相對故障發生時刻，見圖8）對應報文里的第一次啟信時間22:38:44:886（見圖10，下同），變電站側第一次收到電廠側信號的事件報文時間為22:38:44:880，其相對故障發生時刻為19.4ms。變電站側第一次停信時間是48.4ms（見圖8），其對應報文里的第一次停信時間22:38:44:910，變電站側收信返回的時間為22:38:44:916，其相對故障發生時刻是54.4ms。50ms時電廠側第二次發信（如圖8），變電站側收到電廠側信號的報文時間為22:38:44:918，其相對故障發生時刻為56.4ms。

畫出變電站側主二保護收信情況示意圖（見圖12，橫坐標0表示故障發生時刻）。圖12與變電站側主二保護收信情況的錄波圖（見圖13）基本相同。

圖12 變電站側收信（接收本側與對側信號）情況示意圖

由圖12、圖13可知，兩側主二保護投入第一次高頻保護后，兩側均停信的時間為2ms或4ms。

4. 主二保護動作行為分析

主二保護無動作出口的直接原因是兩側均停信持續時間僅為2ms和4ms，比裝置判停信確認時間8ms短，不滿足高頻保護出口條件，故主二高頻保護沒能在第一時間動作出口，之后故障被主一保護快速切除，造成主二高頻保護仍沒能動作。

造成兩側均停信持續時間短的原因主要有兩點：

圖13 變電站側主二保護收信錄波圖

圖14 線路變電站側A相故障電流錄波圖

圖15 線路電廠側A相故障電流錄波圖

（1）變電站側高頻保護啟動比電廠側延遲十多個毫秒，電廠已經停信時變電站側還未停信。變電站側啟動比電廠側慢的原因為：

a.兩側保護啟動元件用采樣點計算，具有離散性，使得兩側保護啟動時間也會有離散性而存在時差。

b.此次故障是經高阻接地。對變電站側，由圖14可知，A相電流故障前約為0.8A，故障后逐漸降低接近到0,后又逐漸增大，而突變量電流啟動的整定值是0.75A，現場電流變化量正好接近其整定值，又考慮到采樣點計算會存在誤差,結果造成突變量電流啟動條件不滿足，高頻保護沒有啟動,直到故障發生后二十多毫秒A相電流增大到一定程度時高頻保護才啟動。而對電廠側，由圖15可見，A相電流在故障后一直逐漸增大，高頻保護啟動相對較快。

（2）保護裝置設計為高頻保護50ms內未動作出口則取消停信。投入第一次高頻保護后，電廠側高頻保護先啟動開始停信，待變電站側剛開始停信時，電廠側因為50ms內保護未動作出口而將停信令收回重新發信，導致兩側均停信的時間很短。

5. 結語

線路發生高阻接地故障時，變電站側高頻保護啟動比電廠側慢，造成主二保護投入第一次高頻保護后，電廠側停信時，變電站側還未啟動，當變電站側剛啟動時，電廠側因為50ms內保護未動作出口重新發信，使得兩側均停信持續時間比裝置判停信確認時間短，主二保護沒能第一時間出口，接著主一保護快速出口切除了故障，使主二保護不再有機會出口。

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