蔡振华 陈志光 张弛

广东电网电力调度控制中心，广东 广州 510600

1. 保护动作情况简述

2009年2月13日22:30，某线路（该线路一侧为电厂，一侧为变电站）A相发生经高阻接地故障。线路主I保护两侧高频零序保护正确动作跳开A相，并重合成功，主II保护两侧高频零序保护保护均有停信而无动作出口。

2. 保护动作情况示意图

图1 保护动作情况示意图

3. 主二保护动作情况分析

3.1 主二保护中高频保护的动作过程

图2 主二保护动作逻辑图

如图2，发生高阻接地故障时，该装置的高频保护动作过程是：高频保护启动，选相元件判为单相故障，先投入接地距离元件，因是高阻接地故障，接地距离元件未动作，则再投入零序方向元件。零序方向保护投入后，有50ms内保护动作出口和50ms内保护未动作出口两种情况。

（1）50ms内有动作出口

零序保护投入后，判为正方向故障后本侧停信，保护元件不再判断方向，始终保持停信状态，等待对侧停信，当两侧均停信时间达到8ms时保护出口。

（2）50ms内无动作出口

若50ms内保护未出口，则重新发信，再投入零序方向元件来判断方向（每隔10ms判断一次），判为正方向时停信，两侧均停信时间达到20ms时保护出口。若方向元件从反方向动作转为正方向动作将带60ms延时（40ms延时停信，再加20ms延时确认两侧都停信才跳闸）。

（3）50ms内保护无动作出口则取消停信的原因

装置设计为50ms内保护未出口将取消停信，继续发信，这是为防止发生功率倒向时保护误动，具体分析如下。

a. 功率倒向及其对保护动作的影响

功率倒向是指平行双回线或环网中其中一回线路出现内部故障时，若两侧开关切除不同时,故障被切除期间另一回非故障线路的故障电流可能出现倒换方向的现象。如图3，假如开始时短路功率由A站流向B站（虚线箭头方向）,如断路器DL2比断路器DL1先跳闸，在DL2跳闸后DL1跳闸前这段时间内，乙线的功率发生倒向（实线箭头方向）。

图3 功率倒向示意图

如果发生功率倒向现象，一侧的短路功率由正方向转为反方向时，保护的零序方向元件有个判断时间，从停信状态转为发信状态也需要一段时间，另一侧短路功率由反方向转正方向时，如果发信状态转为停信状态速度比较快，会造成两侧出现短时的均处于停信的状态，保护会误动。

b. 根据“四统一”设计的高频收发信机所采取的防误动措施

为防止功率倒向发生时闭锁信号中断导致保护误动，以前根据“四统一”设计用于高频闭锁保护的收发信机，在收信延续时间超过50ms后，当一侧的短路功率由反方向转为正方向时，不会立即停信，而是继续发30ms闭锁信号后才复归，来保证方向倒换过程中闭锁信号不中断。目前的高频收发信机都只单纯靠保护触发来收发信，其他功能均由保护装置来实现，

c. 该线路保护装置所采取的防误动措施

该线路保护装置对功率倒向可能引发误动所采取的措施是：若故障50ms内高频保护若未出口，则收回停信令，由方向元件重新判断方向，此后保护方向元件从反向转为正向动作将带60ms延时（40ms延时停信，再加20ms延时确认两侧都停信才跳闸）。取50ms为分界时间的原因是对于区内一般性故障，保护在50ms内能出口，若50ms内未出口则考虑可能为外部故障；另外，考虑外部故障切除所需时间等因素，功率倒向现象只能在50ms后发生。

3.2 主二保护收发信情况

（1）主二保护发信情况

a. 电厂侧

由主二保护动作报告（图4）可见，0采样点时，零序电流发生突变，可知故障发生时刻与动作报告上的0采样点时刻几乎为同一时刻，故可认为：从故障发生时刻起，12ms后高频启动，此时装置开始发信，30ms后高频零序保护停信，到50ms时高频保护一直未出口,因此50ms后装置取消停信继续发信,77ms后高频零序保护停信。

图4 电厂侧主二保护动作报告

b. 变电站侧

通过比对采样点数据，保护动作报告（图5）中－11采样点时刻与保护录波图（图6）故障发生时刻几乎为同一时刻，即高频保护动作报告上0采样点时刻滞后故障发生时刻11*5/3ms=18.4ms（每周波12点采样，每两采样点间隔是5/3ms）。故可认为，从故障发生时刻起，25.4ms后高频启动，此时装置开始发信，48.4ms后高频零序保护停信，68.4ms时装置取消停信继续发信，96.4ms后高频零序保护停信。

图5 变电站侧主二保护动作报告

图6 变电站侧主二保护电流录波图

据以上分析，画出电厂侧和变电站侧保护自身发信情况示意图（见图7、图8，图中横坐标0表示故障发生时刻，下同）。对比两图可见变电站侧高频启动比电厂侧延迟13.4ms。

（2）主二保护收信情况（包括接收本侧和对侧的发信）

图7 电厂侧保护自身发行情况示意图

图8 变电站侧保护自身发行情况示意图

由图7、图8，可知两侧主二保护投入第二次高频保护后，在故障被切除前，两侧均为收信状态，主二保护不会动作出口，故以下主要分析两侧在第一次高频保护投入后，第二次高频保护投入前的收信情况。

为更精确推算出两侧收发信情况，现调出线路两侧收发信机装置内部的事件报文，如图9、图10。

图9 电厂侧收发信机事件报文

图10 变电站侧收发信机事件报文

a. 电厂侧

电厂侧第一次发信时间为12ms（相对于故障发生时刻，见图7），对应事件报文里的第一次启信时间01:44:07:433（见图9，略去报文时间前的年、月、日，下同），其收到自发信号（此时对侧还未开始发信）的报文时间为01:44:07:437，则电厂侧第一次收信时刻相对故障发生时刻为16ms。30ms后本侧停信（见图7），只接收对侧信号，48.4ms时对侧也停信，此时电厂侧收信返回的报文时间为01:44:07:472，相对故障发生时刻为51ms，同时本侧又开始第二次发信（报文时间也是01:44:07:472），本侧收到自发信号（此时对侧还未发信）的报文时间为01:44:07:476，则电厂侧第二次收信时刻相对故障发生时刻是55ms。

画出电厂侧主二保护收信情况示意图（见图11）。

图11 电厂侧收信（接收本侧与对侧信号）情况示意图

b. 变电站侧

变电站侧主二第一次发信时间25.4ms（相对故障发生时刻，见图8）对应报文里的第一次启信时间22:38:44:886（见图10，下同），变电站侧第一次收到电厂侧信号的事件报文时间为22:38:44:880，其相对故障发生时刻为19.4ms。变电站侧第一次停信时间是48.4ms（见图8），其对应报文里的第一次停信时间22:38:44:910，变电站侧收信返回的时间为22:38:44:916，其相对故障发生时刻是54.4ms。50ms时电厂侧第二次发信（如图8），变电站侧收到电厂侧信号的报文时间为22:38:44:918，其相对故障发生时刻为56.4ms。

画出变电站侧主二保护收信情况示意图（见图12，横坐标0表示故障发生时刻）。图12与变电站侧主二保护收信情况的录波图（见图13）基本相同。

图12 变电站侧收信（接收本侧与对侧信号）情况示意图

由图12、图13可知，两侧主二保护投入第一次高频保护后，两侧均停信的时间为2ms或4ms。

4. 主二保护动作行为分析

主二保护无动作出口的直接原因是两侧均停信持续时间仅为2ms和4ms，比装置判停信确认时间8ms短，不满足高频保护出口条件，故主二高频保护没能在第一时间动作出口，之后故障被主一保护快速切除，造成主二高频保护仍没能动作。

造成两侧均停信持续时间短的原因主要有两点：

图13 变电站侧主二保护收信录波图

图14 线路变电站侧A相故障电流录波图

图15 线路电厂侧A相故障电流录波图

（1）变电站侧高频保护启动比电厂侧延迟十多个毫秒，电厂已经停信时变电站侧还未停信。变电站侧启动比电厂侧慢的原因为：

a.两侧保护启动元件用采样点计算，具有离散性，使得两侧保护启动时间也会有离散性而存在时差。

b.此次故障是经高阻接地。对变电站侧，由图14可知，A相电流故障前约为0.8A，故障后逐渐降低接近到0,后又逐渐增大，而突变量电流启动的整定值是0.75A，现场电流变化量正好接近其整定值，又考虑到采样点计算会存在误差,结果造成突变量电流启动条件不满足，高频保护没有启动,直到故障发生后二十多毫秒A相电流增大到一定程度时高频保护才启动。而对电厂侧，由图15可见，A相电流在故障后一直逐渐增大，高频保护启动相对较快。

（2）保护装置设计为高频保护50ms内未动作出口则取消停信。投入第一次高频保护后，电厂侧高频保护先启动开始停信，待变电站侧刚开始停信时，电厂侧因为50ms内保护未动作出口而将停信令收回重新发信，导致两侧均停信的时间很短。

5. 结语

线路发生高阻接地故障时，变电站侧高频保护启动比电厂侧慢，造成主二保护投入第一次高频保护后，电厂侧停信时，变电站侧还未启动，当变电站侧刚启动时，电厂侧因为50ms内保护未动作出口重新发信，使得两侧均停信持续时间比装置判停信确认时间短，主二保护没能第一时间出口，接着主一保护快速出口切除了故障，使主二保护不再有机会出口。

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