一起同桿并架雙回輻射線路跨線故障保護動作分析

魏穎莉，陳博文，孫利強，耿少博

(1.國網河北省電力公司，石家莊 050021;2.國網河北省電力公司石家莊供電分公司，石家莊 050051)

隨著電網的不斷發展以及線路走廊的不斷優化，同桿并架線路的數量不斷增多，發生跨線故障的概率也不斷增加?；谧杩箿y量的高頻距離保護在發生跨線故障時可能存在誤選相及測量阻抗不準等現象［1-5］。對于同桿并架的雙回輻射線路而言，受電側線路保護還存在著不能停信(閉鎖式高頻保護)的可能。以下結合故障錄波圖及保護動作原理對一起同桿并架雙回輻射線異名相跨線故障進行分析，解釋線路保護的動作行為，提出線路保護配置的優化措施。

1 故障情況

某電網2433、2455 線路為連接變電站L 與電廠S 的同桿并架雙回線，其中變電站L 為終端負荷變電站，僅通過2433、2455 線路與電網相連。2433、2455 線路的線路保護均雙重化配置，保護型號為“RCS-931BM”+“CSC-101B”。線路保護的主保護、距離保護、零序后備保護功能投入，重合閘投單重方式。

某日，2433、2455 線路北側廠房失火，造成線路故障。2433 線路U 相、2455 線路W 相掉閘，然后重合成功。2433、2455 線路保護動作情況如下:

a.2433 線路S 側RCS-931BM 保護，10 ms，電流差動保護動作，861 ms，重合閘動作;S 側CSC-101B 保護，17 ms，縱聯阻抗停信，60 ms，縱聯零序停信，909 ms，重合出口。

b.2433 線路L 側RCS-931BM 保護，11 ms，電流差動保護，863 ms，重合閘動作;L 側CSC-101B 保護，863 ms，重合出口。

c.2455 線路S 側RCS-931BM 保護，10 ms，電流差動保護，862 ms，重合閘動作;S 側CSC-101B 保護，18 ms，縱聯阻抗停信，879 ms，重合出口。

d.2455 線路L 側RCS-931BM 保護，10 ms，電流差動保護，863 ms，重合閘動作;L 側CSC-101B 保護，17 ms，縱聯阻抗停信，861 ms，重合出口。

從保護動作情況可以看出，2433 線路RCS-931BM 保護U 相差動保護動作，CSC-101B 保護未動作。2455 線路RCS-931BM 保護W 相差動保護動作，CSC-101B 保護未動作。

2 故障錄波圖分析

此次故障是一次較為罕見的跨線相間不接地故障。從S 電廠側看，2433、2455 線路U、W 相均出現故障電流，如圖1、2 所示。

其中2433 線路U 相電流(15.90 kA)大于2455線路U 相電流(7.60 kA)，2455 線路W 相電流(16.00 kA)大于2433 線路W 相電流(7.79 kA)。兩回線V 相均沒有故障電流，符合2433 線U 相、2455 線W 相跨線故障特征。

圖1 S 側2433 線路故障錄波示意

圖2 S 側2455 線路故障錄波示意

從L 側(無電源)看，2433、2455 線路U、W 相均出現故障電流，幅值相當，如圖3、4 所示。

圖3 L 側2433 線路故障錄波圖

圖4 L 側2455 線路故障錄波圖

其中2433 線路U 相電流與2455 線路U 相電流大小相等(8.29 kA)，方向相反;2455 線路W 相電流與2433 線路W 相電流大小相等(10.93 kA)，方向相反。負荷側提供的短路電流從另一回線同名相提供，經母線返回故障點。L 側母線U 相電壓與W 相電壓接近相等，約為1/2Ue，且沒有零序電壓，符合兩相短路不接地的故障特征。

3 保護動作行為分析

由于電流差動保護(RCS-931BM)對跨線故障具有天然的選擇性，因此，以下著重分析CSC-101B保護裝置的動作行為。

3.1 2433 線路CSC-101B 保護動作行為

3.1.1 L 側

2433 線路L 側CSC-101B 保護裝置錄波報告見圖5。

圖5 2433 線路L 側CSC-101B 保護裝置錄波報告

由圖5可以看出，故障時，L 側U、W 相電流方向相同。故障發生后，19 ms 時，U 相電流為30.3 A、V 相為0.54 A、W 相電流為28 A，U 相電流最大，保護電流突變量選相為U 相故障。此時U 相阻抗為0.61∠167.9 Ω，在第II 象限，不在縱聯阻抗定值區內，此時縱聯距離保護不能停信;自產零序電壓為0.76 V，小于縱聯零序電壓門檻(1 V)，縱聯零序保護也不能停信。20 ms 時，保護改為采用零負序選相。21 ms 時，負序電流超前零序電流55°，為相間故障，選相為WU 故障。WU 阻抗為4.6∠60 Ω，阻抗雖為正方向，但不在縱聯阻抗動作區內(保護縱聯電抗抗定值為1 Ω，縱聯電阻定值為2 Ω)，故縱聯距離保護不能停信。同時，零序電流為64.7 A、自產零序電壓器0.72 V，零序電流超前零序電壓約62°，因零序電壓小于1 V，縱聯零序也不能停信。測距相別是序分量選相結果。

3.1.2 S 側

2433 線路S 側CSC-101B 保護裝置錄波報告見圖6。

圖6 2433 線路S 側CSC-101B 保護裝置錄波報告

由圖6可以看出，故障時，2433 線路S 側U、W相電流方向相反，保護突變量選相為WUN 故障，WU 阻抗在縱聯阻抗定值區內，X = 0.344 Ω，R=0.145 Ω。17 ms 時，縱聯阻抗停信。20 ms 時，保護改為采用零負序選相。22 ms 時，保護測得的零、負序電流分別為32.468∠23.599 A、83.042∠5.265 A，零、負序電壓分別為12.152∠－93.896 V、65.105∠－108.024 V。其中負序電流超前零序電流－18°，保護選相為UN 故障。負序電流超前負序電壓為113°，負序正方向。U 相阻抗在定值區內，縱聯保護仍在停信。但因對側保護未能停信，縱聯保護不能動作。

3.2 2455 線路CSC-101B 保護動作行為

3.2.1 L 側

2455 線路L 側CSC-101B 保護裝置錄波報告見圖7。

圖7 2455 線路L 側CSC-101B 保護裝置錄波報告

由圖7可以看出，故障時，L 側U、W 相電流方向相同。17 ms 時，U 相電流為26.8 A、V 相為1.0 A、W 相電流為28.9 A，W 相電流最大，保護電流突變量選相為W 相故障。此時W 相阻抗為0.76∠16 Ω，在縱聯阻抗定值區內(保護縱聯電抗抗定值為1 Ω，縱聯電阻定值為2 Ω)，17 ms 時縱聯距離保護停信。20 ms 時，保護改為采用零負序選相。21 ms 時負序電流超前零序電流64°，為相間故障，選相為WU 故障，WU 阻抗為4.7∠52 Ω，阻抗雖為正方向，但不在縱聯阻抗動作區內，故縱聯距離保護不能停信。21 ms 時，零序電流為64.6 A、自產零序電壓器0.2 V，零序電流超前零序電壓約57°，因零序電壓小于1 V，縱聯零序也不能停信。由于停信命令收回，使得停信從17 ms 到21 ms 之間，僅持續了4 ms，縱聯保護不能動作。

3.1.2 S 側

2455 線路S 側CSC-101B 保護裝置錄波報告見圖8。

圖8 2455 線路S 側CSC-101B 保護裝置錄波報告

由圖8可以看出，故障時，S 側U、W 相電流方向相反，保護突變量選相為WUN 故障，WU 阻抗在縱聯阻抗定值區內，X=0.328 Ω，R=0.141 Ω。17 ms 時，縱聯阻抗停信。20 ms 時，保護改為采用零負序選相。22 ms 時，保護測得的零、負序電流分別為32.349∠－146.828 A、84.159∠－11.873 A，零、負序電 壓 分 別 為11.143 ∠－93.412 V、65.057∠－101.887 V。其中負序電流超前零序電流135°，保護選相為WN 故障。負序電流超前負序電壓90°，負序正方向。W 相阻抗在定值區內，X=0.159 Ω，R=0.379 Ω，縱聯保護仍在停信。但由于對側保護停信只持續了4 ms，縱聯保護不能動作。

4 優化措施及建議

在跨線故障時，不同原理的保護對跨線故障的適應性不同。采用高頻距離、高頻零序保護為主保護的保護裝置通過選相元件進行故障相的判別。選相元件一般分為突變量選項元件(如電流突變量選項元件、相電流差變化量選相元件等)和穩態量選相元件(如穩態序分量選相元件、零、負序電流比相選相元件等)。然而由于跨線故障過程中雙回線不同相別電流之間的相互影響，不論哪種原理的選相元件對跨線故障都存在著誤選相［1］及誤閉鎖的可能。而電流差動保護的動作原理是對線路兩側U、V、W 三相的電流分別進行計算以判斷是否存在故障，因此以電流差動保護為主保護的保護裝置對跨線故障則具有天然的選擇性，不需選相元件。建議對同桿并架(包括部分同桿并架)線路優先配置雙套電流差動保護為主保護的保護裝置，以保證線路故障時的選擇性與速動性。

［1］錢建國.一起同桿并架線路異名相跨線故障保護動作的分析［J］.浙江電力，2012(2):9-12.

［2］鮑有理，徐 剛.同桿雙回線跨線故障保護動作分析［J］.江蘇電機工程，2009，28(3):12-14.

［3］陳水耀，裘愉濤，方愉冬.一起特殊跨線引起故障線路保護動作的分析［J］.電力系統自動化，2008，32(15):104-106.

［4］陳橋平，蔡澤祥，劉為雄，等.同桿線路跨線故障及其對距離保護的影響分析［J］.電力系統自動化，2010，34(5):72-76.

［5］岳 蔚，張兆云.適用于同桿并架線路的弱饋保護方案［J］.華東電力，2013，41(6):1235-1240.