输电线路断线故障保护逻辑分析及附加判别方法

陈 军，隋佳闽, 赵子涵，杨向飞，向 博, 易建波

输电线路断线故障保护逻辑分析及附加判别方法

陈 军1，隋佳闽2, 赵子涵1，杨向飞1，向 博1, 易建波2

(1.国网四川省电力公司调度控制中心，四川 成都 610041；2.电子科技大学电力系统 广域测量与控制四川省重点实验室，四川 成都 611731)

目前架空输电线路继电保护装置针对断线故障缺乏快速、准确的识别方法，导致断线故障判决、处理不及时，容易引起关联设备损坏及重大安全事故。针对断线故障后主保护和后备保护动作逻辑进行分析，阐释距离保护和零序电流保护拒动机理，并进一步提出输电线路断线故障的快速判别方法。该方法利用输电线路断线后线路两侧故障相的电压、电流变化特征构建附加断线保护判据，实现了对简单断线故障和断线再接地故障的快速识别和保护。最后，通过PSCAD输电网仿真分析和四川省某水电外送线路实例测试，验证了断线故障附加判别和保护方法的可行性和有效性。

输电线路；断线故障；距离保护；零序电流保护；故障识别

0 引言

输电线路的运行特性容易受到绝缘老化、环境侵蚀、复杂气象、人为破坏等因素的影响，近年来断线故障的发生比例逐年增高[1-7]。断线故障会使输变电系统处于非全相运行状态，若处理不及时，容易引起关联设备损坏及重大安全事故[8-11]。继电保护装置主要针对线路上的短路和接地故障，对于断线故障的诊断和保护整定问题已相当棘手[12-15]。

文献[16]详细讨论了输电线路发生断线故障后主保护和后备保护的反应情况，指出现有的保护装置不能及时处置断线故障。文献[17]研究了基于电压判据的断线类型及故障区段的判断方法，文献[18]进一步拓展了基于电压变化的故障识别附加判据，并在小电流接地配电网中验证了可行性。文献[19]提出了一种两相电源转换为三相电源的组合变压器，并分析组合变压器在不同相位发生断线故障时的不同接线方式，最后通过控制开关装置自动调整接线方式来实现自适应控制。文献[20]分析了中压配电网断线后断口两侧电压与电流以及对称分量的幅值、相位特点。文献[21]针对断线故障后线路各处的零序电压的特征进行研究，并给出一种基于零序电压幅值差的保护方法。文献[22-23]针对主动配电网的断线故障分别提出利用负序电流和DG输出电流的变化特征建立断线故障保护判据。文献[24]针对不同接地方式的配电网，分析故障前后序电流和中性点电压的特征，并以此给出保护判据。文献[25]提出利用馈线和变压器的终端单元上报的电压信息进行断线故障定位。上述方法将断线故障转入对称分量法判别，但对称相序参数受线路实际工况影响较大，制定判据的阈值混叠情况较为严重，误判、漏判几率较高，不利于推广。

综上所述，目前对于输电线路断线故障保护问题已得到充分重视，但是准确实用的故障判决和保护方案还亟待深研。本文首先从电气特性上讨论输电线路发生简单断线故障、断线再接地故障后，线路两侧的故障相电压、电流变化特征，并分析输电线路两端的距离保护和零序电流保护的故障识别和动作情况。然后以故障相的电流、电压特征为基础，构建两种断线故障的附加识别判据，并完善了输电线路断线故障的保护逻辑。最后通过仿真分析和实际应用证实了所提保护方法的合理性和可行性。

1 断线故障保护逻辑分析

根据输电线路实际运行工况，当突发单相断线故障后，一般可分为简单断线故障和断线再接地故障。根据断线故障后的线路主保护和后备保护判决和动作逻辑，本节详细讨论线路两端距离保护与零序电流保护的具体动作情况。

1.1 简单断线故障保护逻辑分析

假设三相对称的架空线路发生A相单相断线故障，且断线后两侧线路均未出现接地情况，输电线路故障模型如图1所示。

图1 简单断线故障模型

图中的1和2代表线路两侧的继电保护装置，本文着重讨论以距离保护作为输电线路的主保护、零序电流保护作为后备保护的故障特性和保护逻辑。

对于断线相的两侧，设母线A一侧为M侧，母线B一侧为N侧。现分析线路AB两侧保护的动作情况。

当输电线路A相发生简单断线故障后，可以得到断线处的故障边界条件为

考虑零序电流保护动作，对式(1)采用对称分量法进行分解，可以得到式(3)。

式中：、、是发生故障后A相的零序、正序和负序电流；、、则是A相的零序、正序和负序电压。由此可以画出输电线路A相断线的复合序网图，如图2所示。

根据叠加定理并结合式(3)，可以得到输电线路发生A相断线的单相断线故障后电流的正序、负序以及零序分量[28]，计算结果如式(4)所示。

综上所述，当输电线路发生简单断线故障后，不论是距离保护还是零序电流保护均不能有效判定故障，无法及时关注或触发相关保护装置动作。

1.2 断线再接地故障保护逻辑分析

输电线路发生单相断线故障后，断开的线路可能会掉落触地导致接地故障，这类故障称为断线再接地故障，现以输电线路出现A相断线故障且断线后M侧接地为例，故障模型如图3所示。

图3 输电线路断线M侧接地故障模型

首先分析断线再接地故障的边界条件，对于N侧而言，线路断线后没有出现接地的情况，此时N侧的故障边界条件仍与式(1)相同。

由于M侧的输电线路断线后接地，可以认为线路AM发生单相接地故障，因此M侧接地处的边界条件为

此时输电线路两侧距离保护的阻抗测量值如式(6)所示[29]。

当主保护拒动时，考虑零序电流保护的动作情况。首先用对称分量法对式(6)进行分析可以得到接地侧故障相各序电流和接地点故障相电流。

由于正序、零序和负序阻抗值较小，接地侧零序电流将会激增并超过零序过电流保护的整定值300 A，此时由零序电流保护动作切除故障。

根据上述分析可以得出结论：输电线路发生断线再接地故障后，输电线路上保护的动作情况取决于接地侧过渡电阻的大小。当过渡电阻较小时，接地侧上的距离保护能够动作并带动对侧保护相继动作进而切除故障；反之当过渡电阻较大时，线路两侧的距离保护都将拒动，此时由零序电流保护动作切除故障。

2 断线故障附加识别判据及保护逻辑整定

2.1 断线故障附加识别判据

通过上节的分析可知，距离保护和零序电流保护无法识别并及时处置断线故障，因此本节讨论在保护中增加断线故障的附加识别判据。

当输电线路发生单相简单断线故障后，由故障边界条件式(1)可知，输电线路两侧故障相的电流均下降并趋于0，且线路电压变化不明显。据此给出简单断线故障的识别判据为

当重载运行的输电线路发生负荷脱落时，线路各相电流都将出现大幅下降，可能接近无流整定值，同时线路电压明显升高。但线路发生单相断线时只有故障相电流低于无流整定值，且线路电压变化不明显，根据式(8)可以将这两种故障区分。

在线路主保护中增补上述判据，当输电线路上的电流以及电压变化量满足式(8)时，则可以判定输电线路发生了简单断线故障，后续可根据线路实际运行工况和系统可靠性的要求，设定主保护对该类断线故障的选切方案。

2.2 断线再接地故障的识别判据及保护逻辑

针对线路发生断线故障时，线路保护可能在断线故障后拒动或者基于输电可靠性不做选切，经一定时间，该断线故障可能演化为短路接地故障，此时输电线路上的距离保护和零序电流保护都具备故障切除能力。

根据上文的断线故障判据和短路故障判据，可以推导出断线再接地故障的附加识别判据为(设M侧接地)：

在输电线路保护中增加判据式(9)，当线路在0时发生断线故障且两侧距离保护没有动作，线路带故障运行至1时刻，若此时电流和电压变化量满足式(9)则可以确定线路发生了断线再接地故障，并向线路两侧距离保护发出动作信号。

综上所述，新增的断线再接地故障保护逻辑不会影响输电线路现有的保护正常工作，且所提识别判据所需要的电压和电流均可在保护安装处直接获得，无需增加额外的测量设备。

3 测试与验证

3.1 仿真验证

为验证上述方法的可行性和有效性，本节在PSCAD软件中构建电力系统输电线路模型进行故障分析与测试。系统的模型如图4所示，现将输电线路L16-19的电压等级设置为220 kV，在该线路上进行断线故障仿真分析。

图4 电力系统输电线路模型图

在220 kV输电线路L16-19上设置单相简单断线故障，定义母线16一侧为M侧，母线19一侧为N侧，故障后线路L16-19的各相电流、电压的变化情况如表1所示。

表1 输电线路L16-19单相断线后各相电压、电流

通过表1可以看出：输电线路L16-19故障后，在输电线路两侧的距离保护和零序电流保护没有动作的条件下，线路两侧的A相电流均低于无流整定值，而B、C相的电流大于无流整定值小于过流整定值，符合断线故障识别判据式(8)。此外，输电线路L16-19两侧的电压变化量均未超过整定值11 kV，各相电压变化不明显且符合判据式(8)，说明线路发生的是A相断线故障，且故障后零序电流未超过整定值300 A。该仿真结果可以证实：本文所提出的简单断线故障识别判据是合理有效的。

另外，输电过程中由于负荷、潮流变化或者线路故障，都可能引起输电线路两侧功角的变化，从而影响断线和短路故障判据的有效性。基于此，考虑输电线路L16-19在不同功角下发生单相断线故障后各相电流、电压以及线路两侧的保护动作情况，输电线路功角的范围选择0º到70º，每10º为一个间隔，仿真测试结果如表2、表3所示。

通过对表2和表3分析可知：即使输电线路的功角发生变化，断线后输电线路两侧的故障相电流、非故障相电流以及各相电压的变化量依旧符合断线故障识别判据式(8)。

随着功角的增大，可以发现断线后的零序电流、非故障相电流逐渐减小，而保护的动作情况则不受功角变化的影响，在各角度下均是未动作。上述仿真结果证明所提断线故障识别判据在不同功角下依然有效。

现在输电线路L16-19上分别设置过渡电阻为5 Ω、50 Ω的A相单相断线再接地故障，设置M侧为接地侧，线路发生故障后各相电压的变化量如表4所示。

表2 不同功角下输电线路发生单相断线故障后的负荷电流和零序电流

表3 不同功角下输电线路发生单相断线故障后的电压变化量及保护动作情况

表4 输电线路L16-19断线再接地后各相电压变化

从表4可以看出：当过渡电阻为5 Ω时，线路L16-19 M侧A相的电压变化量超过了整定值，而N侧A相的电压变化量小于11 kV，符合识别判据式(9)中的电压条件。

而当过渡电阻增大到50 Ω后，与5 Ω的过渡电阻相比，接地侧故障相的电压变化量明显下降但还是超过了11 kV，而未接地侧故障相的电压变化量仍小于整定值，输电线路两侧电压的变化依旧符合识别判据式(9)。

输电线路L16-19发生过渡电阻为5 Ω的断线再接地故障时输电线路两侧电流的变化情况如图5、图6所示。

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图5 线路L16-19 M侧各相电流(Rg=5 Ω)

图6 线路L16-19 N侧各相电流(Rg=5 Ω)

从图5和图6能够发现：输电线路L16-19在0.3 s时发生断线故障，此时两侧的保护均未动作。在约0.6 s后，断线相的M侧发生接地，接地侧的故障相电流超过了过流整定值，未接地侧的故障相电流则低于无流整定值，两侧电流的变化情况均符合式(9)，随后距离保护将故障切除。

当过渡电阻为50 Ω时，输电线路L16-19 M侧的电流变化如图7所示，而线路N侧的电流变化与图6类似。

图7 线路L16-19 M侧各相电流(Rg=50 Ω)

根据图7可知：线路M侧的A相电流在0.3 s左右突然下降并低于无流整定值，随后A相发生接地，A相电流超过过流整定值。同时由于未接地侧故障相的电流变化与图6类似，线路两侧的电流变化依然满足判据式(9)，距离保护在接地发生后不到0.1 s将故障切除，证明所提判据在过渡电阻较大的情况下依然可以及时切除断线再接地故障。

通过上述仿真分析，证明了本文所提出的故障识别判据及其保护逻辑能够准确识别线路上的断线再接地故障。

3.2 实例分析

本文方法已应用于四川省某二级水电站的一回220 kV输电线路，该线路投运时间长，地理环境复杂，已多次发生断线故障。该线路全长55 km，配置有距离保护和零序电流保护，定义该线路靠近水电站的一侧为M侧，远离水电站的一侧为N侧。

从表5可以看出：输电线路发生故障后，线路两侧的A相电流均低于无流整定值，同时线路两侧各相电压的变化均在额定值的5%以内，符合简单断线故障识别判据式(8)，而后距离保护动作切除故障，说明该水电站输电线路具备了识别并及时切除线路上简单断线故障的能力。

表5 水电站输电线路断线后电压、电流及保护动作情况

根据图8、图9可以得知：该水电站输电线路在约0.2 s左右发生B相断线故障，系统根据当时运行状况没有选择切除故障，水电站输电线路带故障运行约1 s后，线路M侧的B相电流超过1 000 A，而线路N侧的B相电流低于无流整定值，此时线路B相M侧接地。

图8 水电站输电线路断线再接地后M侧各相电流

图9 水电站输电线路断线再接地后N侧各相电流

表6 水电站220 kV线路断线再接地后电压变化

从表6可以看出：该水电站220 kV输电线路M侧的B相电压变化量超出整定值，而N侧的电压变化量却在整定值内，符合判据式(9)中的电压判据，说明输电线路的B相发生了故障。

加入判据前，故障是由零序电流保护在故障后约0.3 s切除，说明故障时的过渡电阻较大；而加入判据式(9)后，系统则能够通过距离保护将故障更快速地切除。这证明了该水电站继电保护装置在加入识别判据和保护逻辑后，能够快速识别并切除线路上的断线再接地故障。

4 结论

本文对输电线路两种类型的断线故障的继电保护逻辑进行了分析，找出了保护拒动和识别不利的具体原因，提出并测试验证了一种新的附加保护方法。本文主要结论如下：

1) 输电线路发生简单断线故障后，由于测量阻抗趋于无穷大且零序电流未达到整定值，线路两侧的距离保护和零序电流保护均拒动；而当线路发生断线且一侧接地时，线路保护是以切除接地故障的方式切除断线再接地故障，保护的动作情况与过渡电阻大小有关。

2) 根据简单断线故障和断线再接地故障后保护装置的反应，以及电流、电压的变化特征，分别制定了简单断线故障、断线再接地故障的附加识别判据，并进一步完善了断线故障的保护逻辑。

3) 附加判据无需增加额外的保护设备，能够快速、可靠地识别输电线路上的简单断线故障和断线再接地故障，且所提判据和保护逻辑不会影响输电线路现有的保护正常工作，适合应用推广。

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Protection logic analysis and additional judgment method of a transmission line break fault

CHEN Jun1, SUI Jiamin2, ZHAO Zihan1, YANG Xiangfei1, XIANG Bo1, YI Jianbo2

(1.State Grid Sichuan Electric Power Company Dispatching Control Center, Chengdu 610041, China; 2.Laboratory of Wide-area Measurement and Control on Power System of Sichuan Province, University of Electronic Science and Technology of China, Chengdu 611731, China)

There is a lack of a fast and accurate identification method for the broken line fault on a relay protection device on an overhead transmission line.This means that judgment and treatment of the fault is not likely to be timely, and it is easy for associated equipment damage to be caused as well as major safety incidents.This paper analyzes the action logic of main and backup protection after a line break fault, explains the mechanism of why distance and zero sequence current protection may refuse to operate, and puts forward a fast identification method for the fault.Based on the variation characteristics of voltage and current of fault phases on both sides of transmission line after a line break, an additional line break protection criterion is constructed to realize the fast identification and protection scheme of both a simple line break fault and a line break re grounding fault.Finally, through PSCAD transmission network simulation analysis and a case test of a hydropower transmission line in Sichuan Province, the feasibility and effectiveness of the proposed method are verified.This work is supported by the National Key Research and Development Program of China (No.2018YFB0905000).

transmission line; line break fault; distance protection; zero sequence current protection; fault identification

10.19783/j.cnki.pspc.210503

2021-04-29；

2021-07-11

陈 军(1971—)，男，硕士，高级工程师，研究方向为电力系统继电保护；E-mail: 971950822@qq.com

隋佳闽(1997—)，男，硕士研究生，研究方向为电力系统故障诊断；E-mail: 1332101723@qq.com

易建波(1981—)，男，通信作者，博士，副教授，研究方向为电力系统分析及故障诊断。E-mail: jimbo_yi@ uestc.edu.cn

国家重点研发计划项目资助(2018YFB0905000)；国网四川省电力公司科技项目资助(1200/2019-26001B)

(编辑 葛艳娜)