线路失灵电压闭锁缺陷定量分析及解决方案

吴奎忠，王建勋，吴奎猛，刘大鹏，崔运海

(1. 国网吉林省电力有限公司，吉林 长春130021；2.中广核新能源有限公司，山东 青岛266000)

《继电保护及安全自动装置技术规程》规定，220～500 kV电力网以及110 kV电力网的个别重要部分中，应装设断路器失灵保护[1]。断路器失灵保护是当线路或变压器等元件发生故障，继电装置动作发出跳闸命令，而故障元件断路器拒动时，利用故障元件的保护跳闸、电流以及电压闭锁信息来判断断路器是否失灵[2]，从而以较短的时限切除故障设备相邻断路器的保护。从相对位置的角度来看，断路器失灵保护属于近后备保护，其拒动和误动均会造成严重后果[3]：拒动会造成故障元件严重烧损，导致电力系统崩溃瓦解等[4]；而误动可能造成大量元件误跳闸，导致大面积停电[5]。失灵保护的可靠动作是保证电网稳定运行的重要措施，因此，相对于其他继电保护，对失灵保护可靠性的“四性”(选择性、灵敏性、可靠性和速动性)更高。

1 失灵保护组成和配置

断路器失灵保护一般由保护动作启动、失灵判别、复合电压闭锁和延时元件共同构成[6]，双母线失灵保护的一般逻辑框图如图1所示。图中t0、t1、t2分别表示失灵保护重跳失灵断路器延时、跳母联断路器延时、跳失灵元件所连母线其他断路器延时。

文献[7]描述了线路失灵电流判别中存在的问题。在实际整定过程中，考虑到系统运行方式的不确定性，以及输电网潮流受季节、天气及经济发展的影响变化幅度较大，难以得到准确可靠的最大负荷电流值。若在保障系统检修方式下一次设备末端故障时相电流元件仍有足够的灵敏度，则定值很难躲过正常运行的负荷电流，因而受负荷波动经常处于动作状态，无法作为故障元件断路器失灵的可靠判据；因此，一般通过加装复合电压闭锁来防止失灵保护误动。

为提高失灵保护动作可靠性，防止失灵保护出口继电器误动或误碰出口接点而引起断路器误跳[8]，一般非3/2接线的母差失灵保护装置在母线电压回路中设有复合电压元件，由母线电压互感器相电压(二次值)Uφ、负序电压(二次值)U2和自产零序电压(二次值)3U0元件构成“或门”关系[9]，与失灵跳闸回路构成“与”逻辑。当母线相电压降低或零、负序电压升高长时间存在时，表明设备故障继续存在且发生断路器失灵[10]。复合电压闭锁元件的动作判据为

(1)

式中Uop、U0op、U2op分别为失灵低电压、零序电压、负序电压定值。

2 失灵电压闭锁定量分析

2.1 失灵电压闭锁计算方式

近年随着特高压电网的全面推进，各厂站间电气距离进一步缩小，能源互联网的快速发展以及电源接入不断增多，造成全网短路容量大幅升高[11]。当短路容量较大变电站出线的长线路末端发生短路故障时，母线电压波动变小，电压闭锁元件灵敏度降低[12]，长时间不能开放，闭锁失灵保护导致该保护拒动。枢纽或较为重要的变电站最容易出现失灵保护拒动[13]，一旦发生该情况，将导致严重的电网事故[14]。国内外一些专家对此进行了探讨和研究[15]，总结了失灵保护存在的问题，并结合智能站的网络方式提出了一些改进方法[16]，但对失灵电压闭锁产生的原因和可能出现问题的运行方式未进行定量分析。

在实际工程计算中，部分人员在电压闭锁定值计算时仍参考电流量的定值计算方式，按照系统电源检修方式或相邻线路并列运行等情况，计算失灵断路器所在母线的电压，校核电压闭锁定值的灵敏度。这样极有可能降低了电源强度或缩小了故障点到母线的电气距离，提高了计算结果的灵敏度，不能准确反映线路断路器失灵时的灵敏度。

在正常全接线方式下，线路发生故障时，由于分流的影响，跳闸前流过线路失灵断路器的电流小于跳闸后的电流；跳闸后失灵断路器电流增大，灵敏度升高。因此，大部分电流量保护采用线路并列运行的方式进行计算，既减少了繁琐的设置方式，又不会降低灵敏度和失去选择性。但是对于电压量定值则完全相反，全接线方式下发生线路故障时，由于电网联系紧密，电压波动较大，灵敏度高，当线路对侧跳闸后，故障点与主系统电气联系减弱，电压波动减弱。以甲、乙线并列运行线路为例，线路末端故障时，与系统联系较强，电气距离为ZL/2(ZL为线路正序阻抗)；线路对侧跳闸后，电气距离变为ZL。因此，应考虑断路器失灵时电网的实际运行方式，选择系统大方式下、线路末端故障且对侧开关断开时来计算失灵复合电压闭锁元件的电压量。

图1 双母线断路器失灵保护逻辑框图Fig.1 Logic block diagram of double busbar breaker failure protection

本文分析断路器失灵时电网的运行状态，不考虑线路两侧开关同时失灵的情况。线路对侧跳闸后，故障点与主系统电气联系最弱，电气距离较故障开始时更大，更符合失灵断路器所在母线电压波动降低的实际情况；因此，考虑断路器失灵时电网的实际运行方式，应选择系统较大运行方式下、线路末端故障且对侧断路器跳开后，计算失灵断路器连接母线的电压量。根据以上讨论，对线路末端发生不同故障时的线路首端母线电压进行计算分析。假设一般电力系统等效为如图2所示的接线方式，其中EM和EN分别为M侧和N侧母线等效电源。假设线路MN靠近N侧母线的K点发生短路故障，M侧母线断路器失灵，分析M侧母线失灵电压UM与系统阻抗参数的关系。

图2 电力系统等效接线示意图Fig.2 Equivalent wiringof power system

2.2 线路末端三相故障数量

根据戴维南等效定理，系统可简单等效为系统电源经失灵断路器和线路向故障点提供电流的网络，等效系统如图3所示。线路末端发生三相短路时，故障点的相电压为零，逐渐沿电源方向升高，到电源点时为电源电动势。通过正、负、零序网络分析，由于三相短路系统参数对称，不存在负序网络和零序网络，M侧母线的失灵零序或负序电压不起作用，仅失灵低电压会降低；因此，只需要分析三相短路时的正序网络。系统正序网络和相电压分布如图4所示。图3和4中：ES为M侧系统等效电源，ZS1为M侧系统正序等值阻抗，ZMK1为M侧母线到故障点K的线路正序阻抗，UK为故障点K电压，UM为M侧母线相电压。

图3 K点故障系统等效模型Fig.3 Equivalent model of K-point fault system

图4 三相短路系统正序网络和相电压分布Fig.4 Positive sequence network and phase voltage distribution of three-phase short circuit system

失灵断路器M侧母线相电压

(2)

一般失灵相低电压闭锁定值可整定为40～48 V，按最大值48 V且保证灵敏度1.3倍计算，则须UM≤48 V/1.4=36.9 V。系统电源二次值ES=57.7 V，所以ZMK1/(ZS1+ZMK1)=UM/ES≤0.64，可推导出系统侧正序等值阻抗与线路正序阻抗的比例关系，即

ZS1/ZMK1≥0.56.

(3)

由此可得，当ZS1与ZMK1的比值小于0.56时，灵敏度小于1.3。

2.3 线路末端两相相间故障数量

线路末端发生两相相间短路时，同样进行正、负、零序网络分析。由于系统不存在接地点，所以不存在零序网络，失灵断路器M侧母线无零序电压；而非故障相的相电压降低非常小，难以保证失灵低电压闭锁灵敏度，此时负序电压变化较大，可直接分析两相短路时的负序电压。负序网络的等效接线如图5(a)所示，故障点电压分解产生的负序电源向负序分量网络提供电流，其中负序电压分量以故障点处最高，逐渐向系统的实际电源中性点降落，到中性点处为零。系统等效负序分量网络和负序电压分布如图5(b)所示，图中NG为发电机中性点，UM2为M侧母线负序电压，ES2为系统负序等效电源，根据电力系统三相对称原理可知，负序阻抗与正序阻抗相等，因此M侧系统负序等值阻抗等于ZS1，M侧母线到故障点K的线路负序阻抗等于ZMK1。

图5 两相短路系统等效负序分量网络和负序电压分布Fig.5 Equivalent negative sequence component network and negative sequence voltage distribution of two-phase short circuit system

失灵断路器M侧母线负序电压

(4)

根据序网分析故障点ES2=UK0/2=28.85 V，其中UK0=57.7 V，为故障时刻前系统正常运行相电压。一般失灵负序电压闭锁定值可整定为4～6 V，按最小值4 V且不小于1.3倍灵敏度计算，须UM2≥5.2 V，则ZS1/(ZS1+ZMK1)≥UM2/ES2=0.18，可推导出系统侧正序等值阻抗与线路正序阻抗的比例关系为

ZS1/ZMK1≤0.22 .

(5)

由此可得，ZS1与ZMK1的比值小于0.22时，灵敏度小于1.3。

2.4 线路末端接地故障数量

线路末端发生单相或两相接地故障时，系统既存在正、负序网络，也存在零序网，失灵断路器侧母线相电压、零序和负序电压均会发生变化。但是相电压和负序电压变化较小且受其他因素影响较大，难以作为电压闭锁的有效判据，而零序电压一般变化最大，因此工程应用中多选用零序电压作为闭锁条件。系统等效零序分量网络如图6(a)所示，故障点电压分解产生的零序电源向零序分量网络提供电流，其中零序电压分量以故障点处最高，逐渐向变压器接地中性点处降落，到变压器接地中性点处为零。零序电压分布如图6(b)所示，图中NB为变压器中性点，ES0为系统零序等效电源，UM0为M侧母线零序电压，ZS0为M侧系统零序等值阻抗，ZMK0为M侧母线到故障点K的线路零序阻抗。

图6 接地故障系统等效零序分量网络和零序电压分布Fig.6 Equivalent zero sequence component network and zero sequence voltage distribution of ground fault system

失灵断路器M侧母线零序电压

(6)

根据零序网分析单相故障，若Z∑0=Z∑1，则ES0=UK0×Z∑1/(2Z∑1+Z∑0)=UK0/3=19.23 V，其中Z∑0、Z∑1分别为等值到系统故障点的全网零序、正序等值阻抗。一般失灵零序电压闭锁定值可整定为6～8 V，按最小值6 V且不小于1.3倍灵敏度计算，3UM0≥7.8 V，则ZS0/(ZS0+ZMK0)=3UM0/ES0≥0.135，可得ZS0/ZMK0≤0.16。对于大部分500 kV变电站来说，Z∑0≤0.65Z∑1，经计算可推导出系统侧零序等值阻抗与线路零序阻抗的比例关系为

ZS0/ZMK0≤0.225 .

(7)

由此可得，ZS0与ZMK0的比值小于0.23时，灵敏度小于1.3。

根据序网分析两相接地故障时，若Z∑0=Z∑1，则ES0=UK0×Z∑0/(2Z∑0+Z∑0)=UK0/3，情况与单相接地相同。对于大部分500 kV变电站Z∑0≤0.65Z∑1的情况，经计算可推导出系统侧零序等值阻抗与线路零序阻抗的比例关系为

ZS0/ZMK0≤0.19 .

(8)

由此可得，ZS0与ZMK0的比值小于0.19时，灵敏度小于1.3。

由上述分析可知，故障线路失灵断路器侧系统等值阻抗值越小(即ZS1、ZS0越小)，线路阻抗ZMK1、ZMK0越大时，失灵电压灵敏度越小；特别是失灵低电压灵敏度对两者比值的要求最严苛(大于0.56)，极易导致低电压闭锁灵敏度不足。因此对于短路容量较大的枢纽厂站，或变电站具有出线较长的线路时，作为各间隔共用的失灵电压闭锁元件难以避免发生灵敏度不足的情况，这说明复合电压闭锁原理具有天然的缺陷，难以适应短路容量不断增大的电网发展。

3 现有解决方案

针对以上问题，国内专家开展了大量研究[17-18]，提出了一些新的闭锁原理和措施[19]，主要有以下几方面：

a)线路失灵解除电压闭锁[20]。在母线失灵保护中，增加线路失灵解除电压闭锁选配功能。常规变电站增加线路失灵解除电压闭锁开入配置，当站内出现失灵电压灵敏度不足的线路时，将此线路保护动作接点接入失灵保护装置解除电压闭锁；智能变电站增加线路失灵解除电压闭锁控制字，当站内出现失灵电压灵敏度不足的线路时，直接取消所有电压闭锁功能[21]。该方法的实质是在故障时取消电压闭锁，虽然能保证失灵保护开放，但严重降低了失灵保护可靠性，增加了误动风险，反而失去了电压闭锁的意义。并且随着系统的发展，失灵电压灵敏度不断变化，常规变电站二次回路愈加复杂，此类方案难以紧随系统结构的变化，也将留下运行隐患。

b)文献[22]提出利用故障后失灵支路的电流与母线所有连接支路电流和的比例关系，来闭锁失灵保护，防止误动。该方法主要根据基尔霍夫电流定律，将母线作为1个节点，利用失灵支路三相电流突变，零、负序电流大小及其占总电流的比例关系，作为故障时断路器失灵保护闭锁判据。但该方法仅依赖电流量这一单一电气量，可靠性较低。

c)文献[23]提出基于站域信息共享的线路断路器失灵保护方案，在站控层计算保护判据，生成保护出口动作信号来代替线路保护硬出口信号；采用冗余电流信息检测有流或无流，判断断路器是否断开；并使用检测线路电压信号来补充复压闭锁判据。此方案需要站控层参与间隔层保护计算，可靠性容易受影响，并且对原有保护的结构改动过大，影响装置的实用性。

综上所述，对防止失灵保护误动或拒动，有效提高其可靠性，目前尚缺乏有效和彻底的解决措施[24]；因此，探索一种可靠的断路器失灵保护判据，解决电压或电流单一电气量灵敏度不足的问题，提高失灵保护动作的可靠性，从源头上解决目前失灵保护误动或拒动的风险，对电力系统的安全稳定运行具有重要意义。

4 基于阻抗量的新型失灵闭锁方案

4.1 原理分析

线路发生故障、断路器失灵时，母线电压量变化的大小与系统阻抗和故障点到母线的阻抗比值密切相关，比值过小导致灵敏度不足；另一方面，失灵电压闭锁的目的是通过电压量判断线路是否发生故障，可以考虑利用其他更加准确、灵敏、可靠的电气量来判断故障支路是否发生故障。系统发生故障时，故障元件所连接的母差失灵保护可以自动感受到故障电流升高和母线电压下降，母线保护可以极为方便地分析出故障支路的测量阻抗变化；因此，利用支路测量阻抗的大小可以准确判断某一支路是否发生故障，进而判定断路器是否失灵。

保护装置由集成电路发展到现在微机型保护，阻抗原理的距离保护已经十分成熟可靠[25]，广泛应用于各电压等级的线路保护中[26-30]。在母差失灵保护装置中增加阻抗继电器模块，外部保护动作开入后，阻抗继电器测量开入支路的阻抗向量端点变化，当小于线路设定值时，可准确判定线路发生故障并处于失灵状态。由此可以有效提高失灵保护的可靠性，防止误动、拒动发生。

4.2 方案设计

失灵保护一般有一定的动作延时，完全可以满足阻抗继电器计算时间的要求。

a)失灵启动和间隔定位。母差失灵保护装置检测到外部保护装置失灵启动接点开入后，定位该间隔为失灵启动支路，并启动该支路的失灵电流闭锁判据；采用相电流Iφ、零序电流3I0(或负序电流I2)“与门”逻辑，所有支路可共用失灵零序电流定值和失灵负序电流定值；线路失灵相电流判别采用装置内部有流门槛值，各变压器支路共用失灵相电流定值。保护动作后，根据回路中有无电流，初步判别故障是否消除。若保护开入返回，则程序返回重新判断。

b)阻抗量闭锁判据。失灵间隔定位确认后，由失灵支路隔离开关状态确定所在母线电压，通过失灵支路电流和所在母线电压计算故障支路感受阻抗，当感受阻抗小于失灵阻抗判别定值时，可判定该支路处于故障失灵状态；然后以较短时限跳母联开关，以较长时限切除失灵断路器所在母线上的其他连接元件。基于阻抗量闭锁的断路器失灵逻辑框图如图7所示。

图7 基于阻抗量的断路器失灵逻辑框图Fig.7 Block diagram ofiImpedance-based short circuit breaker failure logic

阻抗量闭锁判据可以设置2种判别方式：一种是各支路共用失灵阻抗来判别定值；另一种是各支路分别设置失灵阻抗来判别定值，此时线路零序电流补偿系数K宜按各线路给定定值，不宜共用。保护安装处电压

UK=UKφ+(Iφ+K3I0)Z1.

(8)

式中：UKφ为故障点电压；Z1为线路正序阻抗；K为零序电流补偿系数，考虑各支路共用阻抗判别定值，宜取各线路间隔K值的最大值作为共用定值。失灵阻抗判别定值宜保证最长线路(线路阻抗最大)末端故障有灵敏度。

5 实例分析

为验证本文所提基于阻抗量原理的失灵保护，搭建220 kV系统模型进行对比分析，系统接线如图8所示。其中，线路L1的正序、零序阻抗值分别为Z1,L1=(11.62+j41.6) Ω、Z0,L1=(32+j111) Ω；线路L2和L3正序、零序阻抗值分别为(1.36+j8.23) Ω、(5.23+j19.7) Ω；发电机G1的等值阻抗为22.2 Ω；系统S1的正序等值阻抗为3.04 Ω，零序等值阻抗为2.93 Ω；系统S2的正序等值阻抗为9.65 Ω，零序等值阻抗为10.6 Ω。在线路L1末端设置故障f1，分别仿真单相接地、两相接地、两相短路和三相短路故障，设0.4 s线路末端故障，电流升高，0.5 s线路差动动作未跳开220 kV母线I侧断路器。

图8 仿真分析系统接线Fig.8 Simulation analysis system wiring

设220 kV母线I配置母差失灵保护，采用电压闭锁逻辑，假设失灵保护低电压闭锁定值为48 V、零序电压闭锁定值为6 V、负序电压闭锁定值为4 V。通过短路计算分析可得此时220 kV母线I电压和失灵电压闭锁保护动作行为，见表1，表中电压值均为二次值。显然，此时失灵电压闭锁未达到定值而闭锁失灵保护，不能满足失灵保护电压闭锁判据的开放条件，失灵电压闭锁元件将拒动，无法切除故障。

设220 kV母线I配置母差失灵保护，采用本文所提的阻抗量闭锁逻辑，设阻抗闭锁定值为56 Ω。通过DDRTS仿真计算分析得线路L1末端设置三相短路时的电压、电流如图9所示，以及单相接地、两相接地、两相短路时的母线电压和线路故障电流。仿真计算得此时220 kV母线I失灵阻抗闭锁保护的感受阻抗和失灵电压闭锁保护动作行为见表2。显然，此时失灵阻抗闭锁保护可靠开放，0.75 s失灵保护动作切除故障，避免了事故扩大。

表1 线路L1末端故障母线电压和失灵电压闭锁保护动作行为Tab.1 Fault bus voltage and failure voltage blocking protection action behavior of at the end of L1

6 结束语

目前特高压电网不断发展，电网短路容量逐年升高，而母线失灵仍采用电压闭锁方案，使得枢纽厂站极易发生失灵电压闭锁灵敏度不足、失灵保护拒动等问题。本文首先明确了断路器失灵状态下母线电压量准确计算应选取的电网运行方式。其次，定量分析引起电压闭锁灵敏度不足的原因，描述了系统电源等值阻抗与线路阻抗的比例关系对不同电压闭锁方式灵敏度的影响，由此说明复合电压闭锁具有天然缺陷，难以适应容量不断增强的电网的需求。由此提出了基于阻抗量原理的断路器失灵保护方案。该方案充分利用了失灵阻抗判别元件相对于电流判别元件准确性高，并且受电网运行方式影响小的优点，通过测量阻抗可以准确反映失灵元件的故障状态。最后，结合实例对比证明了该方案能够彻底解决失灵保护因电压闭锁灵敏度不足引起拒动的问题，消除对电网安全的重大威胁。

表2 线路L1末端故障感受阻抗和失灵阻抗闭锁保护行为Tab.2 Fault feeling impedance and failure impedance blocking protection behavior at the end of line L1

图9 线路末端三相短路时220 kV母线I电压和线路L1电流Fig.9 Voltage of 220 kV bus I and current of line L1 in case of three-phase short circuit at the end of the line