吴路明，薛明军，陈琦，王永旭，唐治国，陈宏岩

（1.国电南京自动化股份有限公司，南京 210003；2.南京国电南自电网自动化有限公司，南京 211153）

0 引言

随着智能变电站的飞速发展，电子式互感器应运而生，相对于传统互感器，电子式互感器具有结构简单、造价低、绝缘性能好、消除磁饱和、测量范围广、采用光信号抗干扰能力强等优点，因此在智能变电站中获得了广泛的应用［1-3］。

但随着运行时间的增长，电子式互感器的缺陷日益暴露，目前智能变电站中电子式互感器的故障率较高，其测量精度受环境温度、振动等外部影响较大，存在飞点等采样异常，造成保护误动的情况时有发生，降低了继电保护的可靠性。虽然保护装置对采样值（SV）异常进行了处理，但这样会造成保护范围的扩大和故障分析难度的增加［4-15］。

本文通过对某110 kV智能变电站中发生的一起由电子式互感器异常引发的复杂发展性故障详细分析，梳理故障经过，详解各个保护的动作行为，并针对目前电子式互感器可靠性存在的问题，对线路保护的选相元件提出了改进方案。经仿真试验测试，方案可行，可以提高智能变电站保护装置的可靠性。

1 故障经过

1.1 故障时刻电网的运行结构

发生故障的变电站主接线如图1所示，发生故障的变电站为B站，B站中110 kV线路#162，#163和#2主变压器#102运行在110 kVⅠ母线；110 kV线路#161，110 kV线路#164，#3主变压器（以下简称主变）#103运行在110 kVⅡ母线；110 kV分段#120处于运行状态，其中，线路#161和#162对侧接入1个220 kV变电站A站，线路#163和#164对侧接入1个110 kV变电站C站。

1.2 故障经过

故障发生在2018-03-10 T 21：33：45.717，以该时间为基准时刻，将整个故障分为以下阶段，故障发展时间轴如图2所示，具体故障信息见表1。

在故障发生时刻，该站所有4条110 kV线路保护均有“电流采样异常”告警。母差保护在故障时刻出现各个接入间隔的“采样异常”告警，2台主变间隔均未出现“采样异常”告警。2套主变保护也没有任何“采样异常”告警报文。系统恢复正常后，所有保护装置的“采样异常”告警返回。

本侧线路保护及母线保护均未动作，故障由#161，#162线路对侧线路保护零序Ⅱ段、Ⅲ段及距离Ⅱ段保护动作切除，2线路均重合成功。

图2 故障时间轴Fig.2 Fault timeline

表1 故障发展经过Tab.1 Fault process

续表

2 保护动作行为分析

2.1 采样异常原因分析

对现场的光纤绝缘子进行分析，在故障时刻光纤绝缘子对地击穿，光纤绝缘子内所有光纤均烧断，此光纤为采集器到合并器（智能终端）的光纤。

互感器线圈和采集器集成安装于智能隔离断路器（DCB）内部，处在等电位腔体内，其各点的电场强度均为0，不会引起放电和绝缘击穿。但是现场互感器的线圈和采集器均有烧蚀痕迹，这和电子式互感器的安装方式有关。

本变电站110 kV电子式电流互感器如图3所示，集成安装于DCB中，其使用低功率线圈连接测量装置，使用罗氏线圈连接保护装置，采集器采用激光电源和取能线圈双路供电。故障时短路电流未流经电流互感器，电流方向如图3所示，但互感器的线圈和采集器的安装位置处于短路电流回路，因此在光纤绝缘子发生对地击穿时，现场互感器的线圈和采集器也会受损。

2.2 保护装置对采样值异常的处理

图3 发生故障的电子式互感器Fig.3 The electronic transformer with fault

本变电站所使用的保护装置中，线路保护、主变保护和母线保护对于采样值（SV）异常均进行了处理，但判据和处理方式有差别，具体见表2。

由表2可知，各类保护对采样异常闭锁保护的处理均采用瞬时闭锁延时返回的方式，避免了采样异常时保护误动。各类保护对采样异常告警事件的处理均采用延时动作、延时返回的处理方式，避免了保护运行中频繁向监控系统上送告警报文，但各类保护的对于采样异常的判别门槛没有统一，导致在采样异常时各个保护存在配合的问题。

2.3 保护装置动作行为分析

2.3.1 母线保护

本次故障母线保护未动作，原因为任一非母联间隔采样异常均瞬时闭锁母线差动保护。母线保护的录波如图4所示，在母线区域内故障时，保护装置计算的C相差流满足了差动条件（图中Id_1C为I母C相差流），但在故障发生的时刻，#163线路（支路9）的采样异常标已经发出，闭锁了母线差动保护，因此母线保护未动作。

2.3.2 线路保护

#161线路保护未动作，从其录波图（如图5所示）可见，故障开始时刻，保护测量到C相反方向故障，660ms左右，保护同时测量到A相反方向故障，均属于区外故障，因此保护未动作。#161线路的线路保护在故障发生250～510ms内收到电流通道的采样异常，与母线保护对应支路一致。

但是因故障长时间未切除，属于该线路对侧保护的后备区内故障，达到后备保护延时后，对侧线路保护零序Ⅱ段、Ⅲ段及距离Ⅱ段保护动作切除故障，并且重合闸成功。

表2 保护装置对SV异常的判据和处理对照Tab.2 Criterion and treatments of abnormal SV made by protection devices

图4 母线保护录波图Fig.4 W aveform of the busbar protection

图5 #161线路保护录波图Fig.5 W aveform of No.161 line protection

从#162线路保护未动作，从其录波图（如图6所示）可见，故障开始时刻，保护测量到为C相反方向故障，大约在660ms，保护装置又测量到A相反方向故障，在770ms左右A相电流的相位发生变化，保护测量到A相正方向故障，C相反方向故障。790 ms之后波形稳定，但故障电流电压一直不满足距离保护动作条件，从录波可以看出，770ms故障转换期间电压电流保护波形均较差，属于复故障，因此线路保护未动作。#162线路的线路保护在故障发生250～510ms内收到电流通道的采样异常，与母线保护对应支路一致。

最终，与#161线路保护类似，由对侧线路保护的后备保护动作，切除故障，并重合闸成功。

#163线路保护无启动、未动作，原因为在故障开始前二次回路已断开（C相光纤已断）导致故障电流无法正确输入到本线路保护中（C相电流Ic）使得虽然是区内故障但是保护无法动作，并因C相无电流导致计算出的零序电流3I0增大，如图7所示。

3 改进方案

3.1 互感器、绝缘子优化

本次故障直接原因是光纤绝缘子处对隔离断路器框架和汇控柜放电引起的，因此可通过提高产品性能和优化安装方式等方法来减少此类问题的发生。

本次故障后全站多间隔保护装置报“采样异常”，并导致了母线保护闭锁，不能及时切除故障，因此需要提高采样和通信的可靠性，增加抗干扰能力。

3.2 保护算法优化

图6 #162线路保护录波图Fig.6 W aveform of No.162 line protection

图7 #163线路保护录波图Fig.7 W aveform of No.163 line protection

本次故障后，由于采样异常闭锁导致保护闭锁，以及复故障叠加引起的线路保护选相元件拒动，只能由后备保护动作，扩大了动作范围，导致全站失电。因此可考虑对线路保护的选相元件进行优化，可对此类故障后的保护动作逻辑进行一定程度的优化，在现有线路保护的阻抗选相、零负序分区选相之外增加两点接地选相判据，可以对一些复杂故障提升灵敏性。

首先根据三相电压幅值和对应相阻抗进行相应判别，电压降低且阻抗小的相（相间）为故障相。

线电压和相电压的参考值取值按照式（1）计算

式中：Uφ为最低相电压，V；Uxxφ为参考相电压，V；Uxxφφ为参考线电压，V。

参考阻抗Zxx的取值为

式中：Zφ为最小相阻抗，Ω；Zφφ为最小相间阻抗，Ω。

计算出参考电压和参考阻抗后，新增的两点接地选相逻辑如图8所示（单相以A相为例，相间以BC为例）。

图8 选相逻辑图1Fig.8 Phase selector logic 1

两点接地逻辑中还增加为了区外单相区内相间，或区外相间区内单相，区外不切除的情况下，由于无法满足区内故障相回路阻抗值小于防止选相元件拒动的逻辑，以A相接地故障与BC接地短路故障为例，逻辑如图9所示。

图9 选相逻辑图2Fig.9 Phase selector logic 2

按照上述逻辑，对本站的故障录波进行回放，逻辑优化后的线路保护可以正确动作，切除故障。

4 结束语

本次事故直接原因是电子式互感器故障，采样异常后导致母差保护闭锁，而且在复杂的发展复合型故障中线路保护没有动作。现阶段电子式互感器的可靠性还有待进一步提高。而保护装置方面，母线保护、主变保护和线路保护虽然都已经对采样异常进行了处理，保护的性能也可以做进一步优化，对可靠性不高的电子式互感器进行一定程度的补救，保证在复杂故障时的可靠性和选择性，避免更大的损失。而针对类似复杂性故障方面，线路保护可以改进选相逻辑，本文给出了相关改进算法，经仿真和现场录波回放证明有效可靠，可以提高线路保护动作的准确性。