开口三角绕组任意连接的电压互感器断线闭锁新方法

黄少锋，李 欧，费 彬，申洪明

（华北电力大学 新能源电力系统国家重点实验室，北京 102206）

0 引言

电压互感器（TV）二次回路负载众多，电压互感器断线的情况较容易发生。电压互感器二次电压正常运行是保证距离保护、功率方向保护以及含低电压启动元件（QDJ）的过流保护正确动作的前提。因此，需要在发生电压互感器断线时采取闭锁措施，防止各种保护误动[1-6]。

对电压互感器断线闭锁的要求是：当电压互感器二次回路出现断线时，应将其检测出来，发出警告并将相应保护闭锁；当电压回路正常，被保护线路发生短路时，断线闭锁不能误动。

目前常用的断线闭锁措施仅利用测得的电压幅值大小进行识别，且没有考虑被保护线路发生故障及电压互感器断线的情况[2-10]。启动元件动作后，电压互感器断线闭锁方案自动退出，这时若电压互感器发生断线，由于没有闭锁信号，相关保护将会误动。而现有微机保护中，启动元件十分灵敏，启动次数较多，更加增大了保护误动的可能性。

针对上述一系列问题，本文分析了现有电压互感器断线闭锁措施的应用及不足，提出了一种适用于短路故障后的电压互感器断线闭锁新方法，并允许开口三角绕组第一次的接线极性为任意的。虽然目前的保护设备不采用开口三角的电压，但在智能化电网的时代，已经具备了信息共享的条件[11-12]，因此，应当充分利用共享的信息（包括开口三角电压），克服不足，提升保护的性能。

1 现有电压互感器断线闭锁条件

该判据主要判断电压互感器的一相和两相断线。启动元件不启动的条件是为了防止一次系统发生接地短路时错误地将距离保护闭锁而采取的反闭锁措施。本判据不能反应电压互感器的三相断线。

无论电压互感器是安装在线路侧还是母线侧，该判据均可以检测电压互感器的三相断线。

2 电压互感器断线闭锁新方法

现有研究集中在系统正常运行条件下，发生电压互感器断线时如何准确识别。但是，存在这样的工况：当下一级线路出口发生故障时，应该由下一级Ⅰ段保护切除，其余保护返回，若本线路此时发生电压互感器断线，本线路Ⅱ、Ⅲ段将不能在故障切除后可靠返回，延时一到则发出跳闸命令，从而扩大了故障范围。本文主要探讨如何在发生接地故障后检测出电压互感器断线。

2.1 断线判据

系统发生接地故障，电压互感器开口三角绕组只有接线正确才能保证保护正确动作。零序电压若由三相电压互感器的第三绕组串联取得（即开口三角电压），系统正常运行时值为零，此时，利用工作电压检查接线是否正确是较困难的，这也是目前不使用开口三角电压的主要原因。机械型保护常因开口三角绕组极性接错而误动或拒动。本文提出的电压互感器断线闭锁判据允许开口三角绕组第一次的接线极性为任意的。

记自产零序电压为Uzc=Ua+Ub+Uc=3U0，开口三角绕组引出的电压记为Ukk。若极性接对，则Ukk=3U0；若极性接反，则Ukk=-3U0。电压互感器接线方式如图1所示。

图1 电压互感器接线方式Fig.1 PT connection mode

由此可得：

其中，σ为考虑误差影响而设定的较小的门槛值，根据工程实际，σ可取3～5 V（二次侧）。电压互感器极性接对时，式（1）成立；电压互感器极性接错时，式（2）成立。开口三角的连接只有2种情况，因此电压互感器断线闭锁条件定义为：式（1）、（2）均不成立。

2.2 新方法适用性分析

电压互感器开口三角绕组任意连接，系统发生不对称接地故障时，Ukk等于3U0或-3U0。电压互感器二次侧有以下2种可能。

a.电压互感器正常。Uzc=3U0，开口三角电压极性接对时，式（1）成立，极性接反时，式（2）成立。

b.电压互感器断线。由于断线相失压，Uzc≠3U0，式（1）、（2）均不成立。

于是，新判据的应用情况如表1所示。

表1 PT断线闭锁新方法适用性Table 1 Applicability of proposed method

注意，针对情况 b，式（1）、（2）均不成立的判断需要进一步验证。例如，电压互感器发生A相断线且系统BC相接地故障时，Ukk等于 3U0或-3U0，Uzc=Ub+Uc。此时是否可能存在Ub+Uc约等于3U0或 -3U0，即式（1）、（2）有一式成立的情况？下文将对此进行详细论述。

2.3 接地故障时本文方法性能分析

以下用图2所示的简单系统为例进行讨论。图中，ZS、ZR分别为送端系统和受端系统阻抗；Zk为线路短路阻抗。

图2 双电源系统示意图Fig.2 Schematic diagram of dual power-source system

考虑各种故障情形下式（1）、（2）是否成立，具体步骤为：

a.故障分析，计算系统发生接地故障时保护安装处的电流、电压，从而得到开口三角电压Ukk；

b.根据断线类型计算自产零序电压Uzc；

c.不考虑误差，令Ukk=Uzc和Ukk=-Uzc，分别找出等式成立条件并判断条件合理性。

单相接地故障的情况，以A相接地故障为例，讨论电压互感器发生一相、两相或三相断线时，式（1）、式（2）是否成立。对于微机保护装置，对应断线相的采样通道读数为0。

由故障分析可得保护安装处的三相电压为：

其中，UkA为故障点 A 相电压；IM1、IM2、IM0分别为流经保护安装处的各序电流；Ea、Eb、Ec分别为短路点故障前各相电压；Z1∑、Z2∑、Z0∑分别为短路点正、负、零序等值阻抗，它们分别包含正、负、零序系统阻抗ZS1、ZS2、ZS0；Zk1、Zk2、Zk0分别为短路点到保护安 装处正、负、零序阻抗。

电压互感器二次断线不影响开口三角电压，则：

其中，UMa、UMb、UMc为电压互感器二次侧三相电压。

a.一相断线。

若发生的是电压互感器a相断线，则自产零序电压为：

若 Ukk=Uzc，可得 Zk0=-2Zk1；若 Ukk=-Uzc，则 ZS0=，这2种情况都不会发生。

同理可计算发生b相、c相断线时的情况。

b.两相断线。

若发生的是电压互感器bc两相断线，则此时自产零序电压为：

假设Ukk=Uzc，则需要满足，其中，该情况不存在；若Ukk=-Uzc，则，参数满足这个条件时，式（2）成立，从理论计算上，Zk1=的位置为线路上某一点，实际由于误差影响，附近的一个邻域区间都将满足条件。

同理可计算电压互感器ab两相断线、ca两相断线的情形。

c.三相断线。

易得此情况下自产零序电压Uzc为0，由式（4）可得，当 Z0∑=Zk0时，开口三角压 Ukk为 0。Z0∑大小与系统阻抗和短路点位置有关，因此，当系统阻抗与短路位置满足相关等式时，式（1）、（2）均成立。

两相接地故障情况的分析方法类似。

分析结果表明，不对称接地故障，电压互感器发生断线时，式（1）、（2）是否满足的结果如表2、3 所示，其中，×表示不可能出现这样的情况；√表示系统参数满足一定条件时，有可能出现此种情况。

表2 单相接地故障时对不同断线情况的识别结果Table 2 PT wire-break condition identification for single-phase grounding fault

表3 两相接地故障时对不同断线情况的识别结果Table 3 PT wire-break condition identification for two-phase grounding fault

由于轮换对称性，其他情形可以类推。

由此可以看到，此前提出的电压互感器断线闭锁判据并不完善，在某些故障类型和断线情形的组合下（本文称之为盲区），可能存在式（1）或式（2）成立，没有发出闭锁信号，从而引起保护误动。故2.1节中的断线判据需要进一步补充修正。

3 盲区识别

为完善保护措施，需要找出电压互感器正常与盲区的区别。

电压互感器三相断线时，测得的三相电压幅值均为0，与系统三相短路的电气量特征相似。若存在零序电流，则可排除系统三相短路的可能性，如果，识别为三相断线。

排除三相断线后，盲区的一个重要特征为：系统发生接地故障，非故障相发生电压互感器二次侧断线。故测得的三相电压很低，可以此为依据利用测得三相电压都低于某一阈值的方法加以识别。

但对于长距离输电线路而言，当线路远端发生接地故障时，Uzc的值仍比较大，其值将与电压互感器正常时近处故障下的值相当，仅利用电压特征难以正确识别。因此，可以考虑引入电流量进行综合判断，本文提出了以下2种补充方案。

3.1 引入电压电流关联性进行判断

排除电压互感器三相断线后，电压互感器正常与盲区的并集包含3种情况：①电压互感器发生两相断线，线路非断线相发生接地故障；②电压互感器发生一相断线，线路非断线相发生两相接地故障；③电压互感器正常，线路发生不对称接地故障。

系统实际工作中，断线相残压不会高于故障相残压[12]。正常情况下，线路某相发生接地故障时，保护安装处测得的故障相电流升高，而故障相电压相应降低。在此，称这种现象为电压电流关联性。电压互感器发生断线，线路发生接地故障时，这种关联性就会被破坏。上述的3种情况对应的电压电流关系为：①φ（Umax）=φ（Imax），这里φ（）指取相，如，则φ（Umax）=A；②φ（Umin）=φ（Imin）；③φ（Umin）=φ（Imax）或φ（Umax）=φ（Imin）。具体类别如表4所示。

位于盲区时，有φ（Umax）=φ（Imax）或φ（Umin）=φ（Imax）成立；电压互感器正常时则不成立。

表4 电压互感器正常与电压互感器断线时的电压关系和电流关系Table 4 Relationship between voltages and between currents for PT with and without wire-break

该方案利用电压电流的关联性在大多数情况下能够有效识别电压互感器正常与盲区，但当母线出口发生故障时，断线相与故障相电压都接近0，难以选出Umax或Umin具体是哪一项，从而难以判断电压电流关联性。

3.2 借助选相元件综合判断

由于单相重合闸的要求，现有微机保护都装设有选相元件。电压互感器断线时，盲区的一个重要特点为：非故障相电压很低。可以通过选相元件选出故障相，比较非故障相电压进行识别。其保护流程图如图3所示。

图3 结合选相元件的电压互感器断线闭锁方案Fig.3 PT wire-break blocking scheme combined with phase selecting element

对于线路上任意位置发生故障，盲区时，非故障相为断线相，测得电压接近0，取USET为10%额定电压。电压互感器正常时，保护安装处非故障相电压下降很少。

目前国内数字式高压线路保护装置中主要采用快速保护+稳态保护的配置方案。稳态保护主要利用序分量与阻抗元件结合进行选相[13]，而本文研究电压互感器断线后的选相，阻抗元件难以工作，该方法显然不能适用。鉴于此，可以选择利用电流突变量选相暂态方法[14-16]，电流特征量在电压互感器断线后不受影响，与电压互感器断线闭锁方案配合具有很强的实用性。

3.3 仿真验证

将图2中500 kV系统在PSCAD中建立模型进行仿真，送电端系数参数，ZS1=j23 Ω，ZS0=j40 Ω；受电端系统参数，ZR1=j56 Ω，ZR0=j115 Ω；两侧电势功角为30°。输电线路参数：线路长度为200 km，正、负序阻抗 ZL1=ZL2=0.018 39+j0.263 9 Ω／km，零序阻抗ZL0=0.1413+j0.602 7 Ω／km。

图4为输电线路上不同地点发生接地故障，同时电压互感器发生bc两相断线时Uzc、Ukk的幅值、相角特性图。

图4 系统A相接地故障且电压互感器bc相断线时，Uzc、Ukk的幅值、相角特性Fig.4 Phase and amplitude characteristics of Uzc and Ukkwhen phase-b and phase-c have PT wire-break during phase-A grounding fault

从图4可看出，随故障距离改变，Uzc、Ukk相角波动很小，开口三角极性接对时，二者差值约为180°，可近似认为Uzc、Ukk反向；开口三角极性接反时，二者差值很小，可近似认为Uzc、Ukk同向。当故障距离较小和较大时，Uzc、Ukk幅值差异较大，结合相角特点，无论极性正反，式（1）、（2）均不成立，可以直接发出闭锁信号。

而当故障距离在100 km左右时，Uzc、Ukk幅值差异较小，开口三角极性接对时，式（2）成立；开口三角极性接反时，式（1）成立。则无论极性正反，式（1）、（2）中有一式成立，由图3流程图可知，此时并不识别为电压互感器正常，通过选相元件得出存在A相接地，由于电压互感器的bc两相断线失压，UMb＜USET或UMc＜USET成立，可识别出发生了电压互感器断线。

因此，与选相元件有效配合后，此方案在各种情况下能正确识别电压互感器正常和盲区。

4 接地故障后电压互感器断线闭锁方法简化

当系统发生任一次接地故障后，若事后确认没有发生电压互感器断线，查阅微机保护故障报告，可做以下判断：若式（1）成立，开口三角绕组极性接对；若式（2）成立，开口三角绕组极性接反。考虑在微机保护内存中设定“确认位”QR与“极性位”JX以确定开口三角绕组的极性。具体实施步骤如下：

a.QR、JX的初始值均设为0；

b.调用系统发生任一次接地故障（电压互感器未断线）的故障报告；

c.根据故障报告记录信息，若式（1）成立，JX保持，仍为0，若式（2）成立则JX跳变为1；

d.JX设置完毕后，发送确认信息给QR，QR跳变为1。

引入极性确认的电压互感器断线闭锁判断流程如图5所示。

图5 引入极性确认的电压互感器断线闭锁方案Fig.5 PT wire-break blocking scheme with polarity confirmation

由图5知，确认开口三角绕组极性后QR为1。若JX为0，则开口三角绕组极性正确，利用式（1）即可判断电压互感器是否发生断线。同理，若JX为1，开口三角绕组极性接反，利用式（2）便能确认电压互感器是否断线。因此，引入“确认位”QR与“极性位”JX后，无需工作人员到现场纠正开口三角绕组极性，可通过简单判据识别电压互感器断线，不必为盲区的识别进行繁琐处理，在一定程度上可以大幅简化电压互感器断线闭锁方案，尤其适用于可能出现多次接地故障的系统。

5 结论

a.本文在总结了目前电压互感器断线的研究方法和成果的基础上，提出如何在发生故障时检测电压互感器断线的问题，并针对此问题提出了引入任意连接的开口三角电压与自产零序电压比较的方法。

b.经分析可知，新的闭锁方法的适用范围存在盲区。因此又提出了2种方案来弥补判据的不足：第1种方案引入电压电流关联性，电压互感器断线与正常时特征差异明显，但出口故障时判断困难；第2种方案借助选相元件，能在较大范围内适应系统的运行状况。

c.通过引入“确认位”QR与“极性位”JX的概念，在系统发生任一次接地故障且电压互感器未断线时，确认开口绕组极性，仅利用自产零序电压Uzc与开口三角电压Ukk的单一等式关系即可判断是否发生电压互感器断线，大幅简化了电压互感器断线闭锁方案。

d.本文提出的闭锁方案适用于短路故障后的电压互感器断线识别，现有保护装置内置的传统电压互感器断线闭锁方案针对于系统正常运行时的电压互感器断线识别，两者互不干扰。仅在启动元件动作后投入所提出的电压互感器断线闭锁方案，既可以实现故障后的电压互感器断线识别，又不会对现有保护造成负面影响。另外，文中所涉及的故障只限于不对称接地故障，对于相间故障时电压互感器断线的检测，将会在下一步工作中进行深入分析。