2015年，某220 kV变电站（以下简称W站）1条110 kV线路L线发生L1相接地故障，该变电站L线路零序保护Ⅱ段动作，线路三相跳闸，未重合（重合闸停用）。同时，W站至另1座220 kV变电站（以下简称K站）1条220 kV WK线路两侧RCS-902B型纵联零序保护动作，K站侧选跳L1相，W站侧选跳L2相，两侧均投单相重合闸，重合成功，另外1套CSC103B型线路保护未动作。

经巡线检查发现，110 kV L线L1相跳线板与横担放电，形成L1相接地故障，未发现其他故障点。由此判断220 kV WK线路RCS-902B型纵联零序保护误动作。系统接线简图如图 1所示。

图1(Figure 1)

图1 系统接线简图

本次故障，对于WK线路来说，属于区外故障，RCS-902B型线路保护装置误判为区内故障。现场提取WK线路两侧RCS-902B保护录波波形见图 2、图 3，对其电压、电流波形进行序分量分析。K站侧零序电压、电流相位关系如图 4a所示，可以看出，零序电流超前于零序电压约102°；W站侧零序电压、电流相位关系如图 4b所示，零序电流超前于零序电压约156°^[1]。根据RCS-902B型纵联零序保护方向判别判据：当12°＜arg（3I₀/3U₀）＜192°，其中，3I₀、3U₀分别为零序电流、零序电压，零序功率判为正方向。因此在本次故障中，两侧零序功率方向均判为正方向，且零序电流值大于零序过流定值（定值为1.8 A，二次侧故障电流为1.9 A）。原本W站侧处于故障反方向，但却判断为正方向，未向K站侧发送闭锁信号，导致两侧纵联零序保护动作出口^[2]。

图2(Figure 2)

图2 W站侧保护录波波形

图3(Figure 3)

图3 K站侧保护录波波形

图4(Figure 4)

图4 K站、W站两侧零序电压、电流相位关系示意图（零序电压相位为基准0°）

本次故障相别为L1相接地，K站侧RCS-902B型保护选相正确，而W站侧误选为L2相。分析RCS-902B型保护装置选相原理得知，稳态选相使用距离元件结合零、负序电流相位比较进行选相。若距离元件未动作，选相主要参考零、负序电流相位比较选相结果^[3]。

本次故障中，故障点电气距离远，未达到定值，距离判据无法参与故障判别，因此故障选相主要以零负序电流相位比较选相结果为准。根据RCS-902B 型纵联零序保护选相判据：当-60°＜arg（I₀/I_2L1）＜60°，其中，I_2L1为L1相负序电流，判断为L1相；60°＜arg（I₀/I_2L1）＜180°，判断为L2相；180°＜arg（I₀/I_2L1）＜300°，判断为L3相。由于本次故障负序电流太小，未达到装置有效选相电流值，因此装置自动切换选相条件，变为零序电压选相，判据为-60°＜arg（U₀/U_2L1）＜60°时，判断为L1相（其中，U_2L1为L1相负序电压）；60°＜arg（U₀/U_2L1）＜180°时，判断为L2相；180°＜arg（U₀/U_2L1）＜300°时，判断为L3相。

故障时WK线路两侧电压序分量分析结果见图 5、图 6。可得知故障时，W站侧arg(U₀/U_2L1)值为210.7°-74.9°=135.8°，判断为L2相；K站侧arg（U₀/U_2L1）值为161.70°-109.30°=52.4°^[3]，判断为L1相。因此WK线路两侧保护分别选为L2相故障和L1相故障，纵联零序保护选跳故障相，线路两侧均投单相重合闸，重合成功。

图5(Figure 5)

图5 W站侧电压序分量分析结果

图6(Figure 6)

图6 K站侧电压序分量分析结果

综上所述，在此次故障中，由于故障零序电压3U₀很小（约0.92 V），掺杂了干扰以及正常的不平衡电压量等因素后的零序电压相位已无参考价值，而RCS-902B型保护装置的保护原理存在缺陷，把该电压量引入故障判据，导致线路保护区外故障误动作和误选相。

针对本次RCS-902B型保护装置未正确动作切除WK线路故障，可以通过以下措施防止类似情况再次发生。

（1）优化保护逻辑，采用零、负序功率方向综合判别等方式提高方向判别可靠性。

（2）将现有高频保护装置更换为保护原理更为合理的全线快速保护装置。

基于基尔霍夫电流定律原理的光纤电流差动保护，无须引入电压量进行故障位置判别，以判断线路两侧电流矢量和的大小为主要依据，具有更高的可靠性，可将线路两侧RCS-902B型纵联零序保护更换为光纤电流差动保护。

（3）增大零序功率方向判别电流定值，可靠躲过功率方向元件启动电流值，保证当系统发生远端故障时，零序功率方向元件能够可靠不动作^[4]。

本次110 kV L线路故障时，K侧零序过流方向定值为1.8 A（二次值），而实测的零序电流仅为1.9A（二次值），故障电流略大于整定值。由此，在保证对220 kV WK线路末端有足够灵敏度的前提下，可考虑适当增大零序功率方向判别电流定值，保证零序功率方向元件可靠不动作。

在日常的定值计算中，为了简化整定计算工作，零序功率方向判别电流定值统一按照0.4I_n取值，其中，I_n为TA二次额定电流。但在实际运行中，由于短路电流大小不同，导致针对不同线路故障，该定值对线路末端的灵敏度要求也不同。通常灵敏度远高于规程中的要求（规程要求灵敏度不小于3）^[5]，即要求零序功率方向判据对于系统较远的故障亦能判别。

以本次故障为例，通过系统仿真模拟计算，W站变压器110 kV侧故障零序电流分量I₀为2.43 A（二次值），按照可靠躲过该变电站110 kV母线故障原则，定值可整定为I_dz=KkI₀=1.5×2.43=3.65 A，其中，I_dz为零序功率方向判别电流定值，K_k为可靠系数，一般取1.5，I₀为感受到的故障零序电流分量。再通过系统仿真计算得出，WK线路W站侧母线单相接地故障零序电流I₀¹=17.9 A（二次值）^[6]。

对以上整定值进行灵敏度校验，K_lm=I₀¹/I_dz=17.9/3.65=4.9，满足规程灵敏度大于3的要求。因此该解决方案亦可行，相比前2种措施更具可操作性，可靠性高且无需新增投资。

本文通过对1起线路保护装置误动实例进行分析，结合保护装置录波波形，最终得出保护装置设计原理上存在缺陷的结论。在零序电压分量较小的情况下，容易导致保护装置误动作。在此基础上，根据电网实际情况以及仿真计算结果，提出3个解决对策，在生产应用中可根据实际情况选取，有效保障电网安全，提高供电可靠性。