蘇  華1，簡家禮2，張樹華3

　　（1.國網九江供電公司，江西 九江 3320002.國網昌吉供電公司，新疆 昌吉 8311003．北京智芯微電子科技有限公司，北京 100192）

　　摘  要： 介紹了一起縱聯保護誤動事故的分析情況，分析了誤動事故的產生原因，論述了方向元件對縱聯保護的重要作用，給出了相應的事故解決方案，實測結果印證了針對此事故分析與解決方案的正確性。

　　關鍵詞： 功率倒向；縱聯保護；浮動電流門檻

0 引言

　　自上個世紀二十年代輸電線縱聯保護誕生伊始，就出現了相位比較式和方向比較式兩大類型。前者只需要電流量，構成簡單，但受分布電容影響較大，對通道要求高，多用于250 km以下的雙端線路；而方向比較式雖然引入電壓量，但受分布電容電流影響小，對通信通道要求不高，可用于距離較長的雙端、三端或多端線路，因此方向比較式縱聯保護從來就是長距離輸電線路的主保護方式之一。在微波通道和光纖通道出現以后，電流差動取代了相位差動，但方向縱聯保護不可取代。

　　方向縱聯保護一直是高壓輸電線路上采用的主保護之一，同時它也是繼電保護研究的重點之一。方向元件是方向縱聯保護的核心，方向元件的性能在很大程度上決定了整個保護的性能。通過對縱聯保護誤動事故的分析，根據系統故障電流的歷史記錄，發現了事故發生的深層次原因，論證了方向元件配合工作在系統中的重要性。

1 故障簡述

　　江西九江供電公司是2003年4月在原九江供電局基礎上改制成立的，屬國家大型企業，公司下轄16個部室、15個基層單位，同時對12個縣級供電公司進行管理。2012年9月6日12時，江西國電九江發電廠第三期（九三電廠）至沙城變的220 kV潯沙II線因建筑施工吊機對線路安全距離不夠，引起A相對吊機放電，導致A相永久性故障。潯沙II線兩側保護相繼動作切除故障，但在重合于故障線路過程中，妙智變至市中變220 kV妙市線的國電南自的PSL 601G縱聯保護卻發生誤動作切除妙市線，1713 ms后潯妙線重合閘成功，恢復正常送電。事故時刻的系統接線示意圖如圖1。

2 變電站錄波數據分析

　　停電事故發生后，立即到現場調取了市中變保護3和妙智變保護4的錄波數據。從妙市線兩側PSL 601G縱聯保護（閉鎖式）的動作報告顯示故障電流和故障電壓可知，在相鄰線故障時，220 kV妙市線市中側保護3感受到正方向故障，妙智側保護4感受到反方向故障。但在鄰線重合時，妙智側于880 ms停信，市中側930 ms停信，最終妙智側縱聯保護滿足動作條件而跳閘。

　　從上述分析可知，導致此次鄰線區外故障重合時誤動作的原因是妙智側停信，對此分析如下：

　　通過對比兩側故障電流和故障電壓，鄰線故障時，市中側保護3為故障正方向，妙智保護4為反方向，故障電流方向如圖中紅色線。所以初次故障時保護3、4行為正確，不動作；

　　在220 kV潯沙II線重合時，由于沙城變側于858 ms先合閘，九三側于895 ms后合閘，因此當沙城先合閘時，故障電流方向如圖中藍色線，當九三側后合閘時，故障電流又恢復成紅色線方向。因此該過程存在故障電流倒向現象（功率倒向）。

　　PSL 601G縱聯保護的方向元件配置有基于暫態量的突變量方向和穩態量的零序功率方向元件。其中突變量方向投入40 ms后才投入穩態量方向元件，即突變量方向元件優先級較高。

　　在220 kV潯沙II線沙城變側先合閘后，220 kV妙市線妙智側保護感受到故障為正方向側，縱聯保護正方向動作（經過分析是突變量正方向動作），所以保護停信，但此時市中側縱聯突變量反方向元件未動作；當故障電流倒向后，市中側感受到正方向故障電流，縱聯零序正方向元件動作，于是保護停信，而此時妙智側保護還處于突變量正方向動作結果保持階段。最終，兩側均有正方向結果而滿足動作條件，妙智側跳閘。兩側保護縱聯零序動作相關結果如圖2，dIm0為妙智側零序電流，dIn0為市中側零序電流，可見鄰線沙城側在860 ms合閘后，妙市線兩側零序電流均很小；當鄰線九三電廠側895 ms合閘后，妙市線兩側零序電流增大，并超過縱聯零序電流定值。

　　由此判斷，造成此次妙智側保護跳閘的原因是，妙智側縱聯保護突變量正方向動作時，市中側突變量反方向元件沒有動作，去閉鎖妙智側縱聯保護，兩側突變量方向保護在短時間內失去配合。當故障過程發展到另外一個階段后，穩態零序正方向元件與暫態的突變量正方向元件在線路兩側分別作用，造成縱聯保護方向元件配合失誤。

3 縱聯保護方向元件失配原因

　　經過對沙城先合閘后到九三側再合閘的這段不到40 ms的功率倒向過程的故障數據分析，有如下原因綜合影響后，造成妙智側突變量正方向動作、而市中側突變量反方向元件沒有動作：

　　（1）兩側保護CT變比不同。由于PSL 601G保護內部突變量方向元件的電流動作門檻為固定的0.2In，所以在兩側CT變比不同時，區外穿越性電流在兩側折算到的二次值不同，會影響到突變量方向元件的投入時間；

　　（2）突變量正、反方向元件動作確認延時同為10 ms，使得在線路兩側配合時結果會略有不同。

　　以上兩個原因，使得妙智側縱聯突變量方向元件投入時間相對較長，滿足正方向結果延時確認；而市中側突變量方向元件投入時間相對較短，反方向結果延時確認不足而導致反方向元件拒動。突變量電流相關計算結果如圖3和圖4所示。

4 方向元件對縱聯保護的方式

　　4.1 邏輯原理圖

　　輸電線路對保護的可靠性要求極高，不能只滿足一個條件就出口跳閘，該保護核心部分的邏輯框圖如圖5所示。邏輯中包括有兩個負序方向元件即正方向元件W1 和反方向元件W2，構成主副兩個跳閘通道。在正方向故障時正方向元件W1在動作，構成主跳閘通道，反方向元件不動作構成副跳閘通道，都有信號時才能通過“與”跳閘；在反方向故障時反方向元件W2 動作發出閉鎖信號。元件G為不對稱短路啟動元件，當發生不對稱故障時包括對稱短路初瞬間的不對稱，元件G有輸出，啟動保護。

　　4.2 不對稱故障時保護的動作情況

　　正方向不對稱故障時，元件G有輸出，此時正方向元件W1和元件G通過“與”門輸出，直接經“或”輸出構成主跳閘通道，在初瞬間有不對稱的三相短路時元件W1 和G動作是瞬時的，故將其輸出記憶（保持）22 ms，保證斷路器有足夠的跳閘時間，此為初瞬間不對稱的三相短路的主跳閘通道。由于正方向故障時W2 不動作，“與”的反向輸入為低電位，構成副跳閘通道。副跳閘通道的輸出取反，然后與主跳閘通道通過“與”門有輸出，再延時3～4 ms，如果仍然沒有收到閉鎖信號，則出口回路輸出跳閘脈沖。如被保護線路外部故障，在3～4 ms內收到對端閉鎖信號，出口將被閉鎖，保護不會跳閘。

　　反方向不對稱故障時（包括三相短路初瞬間），元件G、W2 都動作“與”門有輸出，并記憶100 ms，發出閉鎖信號，閉鎖本端和對端保護，此時副跳閘通道輸出高電位，“與”不通，發出閉鎖信號。記憶100 ms是為了保證只要故障未切除，始終有閉鎖信號。如果外部故障未切除前閉鎖信號消失，那么在外部故障切除的暫態過程中方向元件可能誤動會引起保護誤動作。

　　4.3 轉換性故障的動作情況

　　因為在不對稱短路時負序分量是長期存在的，當發生區外轉區內不對稱故障時，此時正方向元件W1可正確判斷出故障方向，主跳閘通道輸出高電位，反方向元件W2不動作，此時副跳閘通道輸出低電位，取反后與主通道輸出經“與”門輸出，去停止閉鎖信號，故轉換性故障發生時，閉鎖信號被立即停止，不會引起保護延時動作。

　　當發生區內轉區外不對稱故障時，如果區內不對稱故障仍然存在，而且轉換時間大于約10 ms，則跳閘脈沖已保持，可保證可靠跳閘。如果轉換時區內不對稱故障已消失，且轉換時間小于約10 ms，此時反方向元件W2可正確判斷出反方向故障與元件G經“與”門有輸出，發閉鎖信號，保護收到閉鎖信號閉鎖兩側出口跳閘回路，保護不會誤動作。

5 解決方案

　　此次故障暴露出環網中區外故障時縱聯方向保護中突變量方向元件在線路兩側的配合問題，因此需要對PSL 601縱聯方向保護進行修改，修改方法如下：

　　修改突變量方向元件投入的電流門檻，不再取固定的0.2In，而是取 K*Iqd，其中Iqd是突變量啟動電流定值，K是可靠系數可取1.1。這樣可以修正線路兩側CT變比不同造成的影響；

　　突變量方向元件的反方向結果確認延時縮短為5 ms，正方向結果確認延時延長為10 ms。

　　以上兩點的修改，可以改進突變量正、反方向元件的配合效果，使得反方向元件靈敏度更加靈敏，確保在區外故障時反向側的突變量方向元件能可靠動作。

　　國電南自更新程序，送到江西省電力科學院進行動模驗證試驗。試驗合格后，配合國電南自對現場PSL 601G保護軟件升級。經過2年多的運行，再沒有發生類似的誤動情況。

6 結論

　　此次相鄰線路永久性故障時存在功率倒向過程，由于PSL 601G縱聯方向保護的突變量方向元件配合存在失誤，突變量方向的反方向元件的靈敏度小于正方向元件靈敏度，區外故障時正方向側動作卻反方向側不動作，導致線路兩側分別是突變量方向元件與穩態零序方向元件配合，造成配合失誤出現誤動。本案例通過對變電站錄波數據的分析，根據故障電流與故障電壓的歷史記錄，準確定位了事故產生的原因，并針對性的進行軟件修改，系統升級，提供了縱聯保護設備的可靠性，為電網的繼電保護具有重要的意義。