固定串補裝置對特高壓線路保護的影響及解決措施

侯劍武，劉 濤，岳雷剛，湯會增

（1.江西華電九江分布式能源有限公司，江西 九江 332000；2.國網河南省電力公司檢修公司，鄭州 450051）

0 引言

串聯電容補償技術（以下簡稱“串補”）是提高輸電線路穩定極限以及經濟性的有效手段之一，廣泛用于遠距離超、特高壓輸電工程中，以提高系統穩定性、調節潮流分布、降低網損、節約投資，從而提高電力系統的穩定運行水平和經濟性、可靠性[1-2]。

1 000 kV 長治-南陽-荊門特高壓交流試驗示范工程串補工程于2011 年投運，至今已穩定運行8 年有余。針對特高壓線路串補工程，1 000 kV線路保護裝置進行了大量的改進和試驗，運行實踐證明，1 000 kV 特高壓串補線路保護原理是科學、可行的。本文結合該特高壓串補工程，分析特高壓串補對線路保護的影響，并介紹了相應的解決方案[1]。

1 特高壓交流試驗示范工程及串補工程

特高壓交流試驗示范工程簡化接線如圖1 所示，工程包含三站兩線，長治站、南陽站、荊門站各安裝2 組容量分別為3×1 000 MVA 的變壓器；長南Ⅰ線的長治側安裝3×320 Mvar 的并聯電抗器1 組，南陽側安裝3×240 Mvar 的并聯電抗器1 組，南荊Ⅰ線的南陽側安裝3×240 Mvar的并聯電抗器1 組，荊門側安裝3×210 Mvar 的并聯電抗器1 組；長南Ⅰ線長治側和南陽側各裝設20%補償度固定串補1 組，南荊Ⅰ線南陽側裝設40%補償度固定串補1 組。

圖1 特高壓交流試驗示范工程系統簡化示意

工程中采用MOV（金屬氧化物限壓器）、GAP（火花間隙）、阻尼裝置、旁路開關等作為并電容器組主、后備保護[1，3]。主要參數如表1 所示。

表1 串補參數

2 固定串補對特高壓線路保護的影響

一般認為，線路故障期間特高壓串補MOV的導通速度遠高于繼電保護裝置的動作速度，因此對于采用MOV 保護的固定串補線路，電壓、電流反相和電壓互感器的安裝位置是影響繼電保護性能的關鍵因素[4-5]。

2.1 固定串補對距離元件的影響

串補裝置安裝在線路出口且補償度小于50%時，電壓互感器安裝位置以及故障點的位置是影響距離保護動作特性的關鍵因素，不同情況下對距離元件有如下影響：

（1）串補裝置安裝在線路出口處，串補線路出口故障[6]。當線路保護電壓取自串補的母線側電壓互感器，串補出口發生短路，此時保護的測量電壓為電容器上承受的殘壓，測量阻抗為容性，保護范圍縮短。當線路保護電壓取自串補的線路側電壓互感器，在電流互感器與串補之間發生故障時，測量阻抗也是容性，保護范圍縮短，阻抗繼電器也會拒動。

（2）反向線路出口處安裝有串補裝置，反方向串補線路出口故障。此時線路保護測量到的電壓也會反相，方向阻抗元件可能誤動[6]。

（3）相鄰線路出口安裝有串補裝置，串補電容出口處故障（圖2 所示）。

圖2 相鄰線路串補出口故障

保護安裝處測量阻抗為：

由式（1）可知，若阻抗Ⅰ段按k·Zl整定（k=0.8～0.85），由于區外故障電流助增作用，距離Ⅰ段更有可能發生超越誤動[7]。

（4）當系統阻抗小于串補容抗時，會出現電流反相問題[6-7]。此問題對距離保護的影響最大，同時也對電流差動保護的制動量產生較大影響，導致二者不正確動作；而當系統阻抗等于串補容抗時，則會出現系統操作過電壓。1 000 kV 線路單套串補補償度為20%，補償度最集中處為南陽站南荊Ⅰ線出口處，為40%，線路感抗參數均顯著大于串補裝置容抗參數，特高壓系統線路保護不會出現電流反相的問題，系統保護動態模擬試驗和工程實踐中歷次故障均表明了該特性。

2.2 固定串補對零序功率方向元件的影響

當線路出口安裝串補，且電壓互感器安裝在串補裝置出口側，若系統發生串補裝置出口處短路，零序功率方向可能會誤動。零序阻抗網絡如圖3 所示。由圖3 可知，若在變電站母線上裝有大容量的中性點接地的星－角接線變壓器，且變電站母線上的綜合零序阻抗值XS0很小并滿足XS0＜XC0時，零序電壓會反相，零序功率方向繼電器不動作而反方向的零序功率方向繼電器將誤動。

圖3 串補線路出口故障零序阻抗網絡

2.3 串補的暫態過程對保護的影響

未安裝串補的特高壓線路，與常規500 kV線路相比存在一些特殊性，線路的對地容性電流幅值更大，在線路故障、空載合閘、區外故障切除和重合閘等暫態過程中，線路的頻率比超高壓系統產生的高頻分量更加接近工頻，且短路過程中非周期分量衰減常數較大[8-10]。

特高壓串補線路發生故障后，會產生大量的暫態高頻分量，其暫態過程還應特別考慮低頻分量的影響[9-10]。在串補線路中，系統的任何擾動，包括線路故障、串補裝置的投入和切除操作，都有可能在系統中產生低頻分量，低頻分量會使暫態電流幅值有所增加[10]。下面主要以串補線路故障分析低頻分量的影響，圖4 為帶串補空載線路末端發生故障的示意。

圖4 帶串補空載線路末端發生故障示意

圖4 中ER（t）=Emsin（ωt+φe）為系統電勢；線路空載時，在線路末端發生三相短路，可以計算出短路電流為：

特高壓線路一般作為跨區電網聯絡線或區域電網內聯絡線，低頻分量更為顯著。這種低頻分量電流會對線路保護產生更為不利的影響，而且它的頻率比較接近工頻，給濾波帶來困難。工頻變化量距離保護在故障暫態過程中受低頻分量的影響，有可能會誤動作[9]。

3 主要解決措施

特高壓交流試驗示范工程一期工程線路保護采用雙重化配置，其中，一套以縱聯電流差動保護為主保護，另一套以縱聯距離保護為主保護。本期工程考慮到距離保護受串補影響較大，雙重化配置主保護全部改用為電流差動保護，另考慮到距離Ⅰ段具有良好的出口故障保護性能，因此仍然保留。工程在串補線路側新增1 組電壓互感器，線路保護電壓取自線路側電壓互感器[5]。

3.1 加裝串補后線路保護相應問題的解決措施

特高壓交流試驗示范工程線路增加串補后，對線路保護產生很大影響[9]，以下為其主要解決方法：

（1）距離方向元件中利用帶記憶的極化電壓來解決線路串補反方向出口故障時線路側TV 電壓反相問題。取消不對稱出口故障時利用負序方向元件來作為距離方向判別元件。

（2）當線路保護正向范圍有串補電容時，在串補電容器后故障并且MOV 不擊穿時，保護所測量的阻抗有可能為容性，此時按正常四邊形特性，距離保護將不能動作。為此將正常范圍的四邊形距離特性向第Ⅲ和第Ⅳ象限做延伸。

（3）保護采用自產零序電壓供零序功率方向元件判別用，對于有串補電容器裝置的線路，當TV 位于串補電容線路側時，由于串補電容的接入會改變系統的零序序網圖，因此，對零序電壓進行補償，補償后的零序電壓為3U0′=3U0-jXC·3I0，其中XC為串補容抗值。

（4）對于各串補站側的零序等值參數，由于特高壓站內主變低壓側三角形繞組的作用，零序阻抗可能會遠小于正、負序參數，從而導致零序回路出現“電流反向”問題，影響零差保護對于內部故障的靈敏度，需要對零序電流進行補償。補償后零序電流為3I0′=-3U0/（ZS-jXC+jXm），Xm即為補償值，需大于或等于線路上的串補電容值，為簡化起見，可簡單取Xm=XC，保證了零序差動保護的靈敏度。

（5）線路正向帶串補電容，為防止正向故障時線路保護距離Ⅰ段超越動作，特高壓線路保護中增設了正向保護電壓定值Uplzd，距離Ⅰ段的定值仍按本線路阻抗的70%～85%整定（不含電容），當發生故障時裝置根據所測正序電流值實時調整距離Ⅰ段的保護范圍，將距離Ⅰ段的定值縮小倍，I1為正序電流幅值。同時，保護范圍可以根據故障電流的大小作自適應的調整。區外故障時，該措施能防止區外故障的超越，而在本線路區內故障時，短路電流越大保護范圍越大。線路正向帶串補電容，對距離Ⅱ，Ⅲ段保護的影響類似，特高壓串補線路保護簡化了距離Ⅱ，Ⅲ段的整定配合，阻抗定值均按照1.2 倍Uplzd/整定，距離Ⅲ段時限在距離Ⅱ段時限基礎上增加0.5s 級差配合。

（6）線路正向帶串補電容，為防止正向故障時線路保護工頻變化量距離元件超越動作，在其動作方程里也設置了正向保護極化電壓，提高其工作電壓的門檻，該正向保護極化電壓與距離Ⅰ段共用Uplzd定值。提高工頻變化量距離元件動作門檻同時也能防止暫態過程時可能存在的暫態超越。

（7）線路反向帶串補電容，為防止反向經電容短路故障時工頻變化量阻抗繼電器失去方向性，特高壓線路保護裝置設置了一個超范圍的工頻變化量阻抗繼電器，該繼電器與工頻變化量阻抗繼電器構成與門輸出。超范圍的工頻變化量阻抗繼電器整定至對側電源阻抗，具有明確的方向性，而且超范圍變化量阻抗因定值大，比工頻變化量阻抗靈敏[5]。

3.2 線路保護動模試驗

對特高壓交流工程用線路保護進行了多次動模試驗，發現的主要問題如下：

（1）距離Ⅰ段反向誤動。

原因： 背靠串補電容，故障期間波形畸變嚴重，20 Hz 左右的低頻分量最大占60%，使得距離Ⅰ段比相方程中的極化電壓和工作電壓出現較大偏移，相位畸變嚴重（相間故障情況下極化電壓相位由非故障相決定）。

解決措施： 適當延長距離Ⅰ段的防抖時間，犧牲距離Ⅰ段的快速性；采取提高極化電壓靈敏度的措施[10]。

（2）距離Ⅰ段暫態超越問題。

原因： 帶串補線路，縮短了保護安裝處至故障點的電氣距離。

解決措施： 采取多次確認距離Ⅰ段阻抗值，犧牲距離Ⅰ段快速性的方法[9]。

（3）當南荊Ⅰ線帶電，手合南陽站邊斷路器空充至故障母線時，南荊Ⅰ線南陽側線路保護裝置手合加速動作，同時荊門側保護三跳。

原因： 距離Ⅲ段加速段不帶方向，區外故障誤動。

解決措施： 適當延長線路保護距離Ⅲ段加速段延時，縮小邊斷路器充電保護動作時限，使兩者動作時限配合；鑒于線路空充母線加速跳閘并不損失負荷，為提高故障切除靈敏性，維持現狀，保留該邏輯。

（4）南陽站無電源，特高壓線路重負荷，南荊Ⅰ線南陽側出口發生單相故障，引起振蕩，在南荊Ⅰ線重合0.5 s 后，長治側距離Ⅱ段動作跳三相。

原因： 在南荊Ⅰ線斷路器單相跳開后，長治側阻抗測量已落在距離Ⅱ段范圍內，振蕩開始后，振蕩中心在南荊Ⅰ線，長治側看到的是全相振蕩，由于距離Ⅱ段已保持，在振蕩閉鎖不滿足時沒有及時返回，南荊Ⅰ線開關單相重合后，距離Ⅱ段繼續動作。

解決措施： 振蕩閉鎖開放條件不滿足時，延時閉鎖距離Ⅱ段。

（5）南陽站母線相間接地故障時，南荊Ⅰ線南陽側距離保護Ⅰ段反方向誤動，動作時間為103～174 ms。

原因： 非故障相電壓降低太多，導致正序極化電壓相位極不穩定，距離Ⅰ段誤動。

解決措施： 三個周波的記憶消失后，降低正序極化電壓返回的靈敏性，或者延長極化電壓的記憶周期（由三個周波延長至四個）。

（6）線路正方向接地故障時，并聯電抗器匝間保護誤動。

原因： 線路正方向接地故障時，高抗匝間保護測得零序電壓反相，誤判為區內故障而誤動。

解決措施： 一般線路故障2 個周波后線路保護可將故障點快速切除，將高抗匝間保護動作時限設為不小于50 ms，可靠躲過串補線路區內故障切除時間。

4 人工接地短路試驗

特高壓工程投運前進行了線路人工接地短路試驗。長南Ⅰ線A 相人工接地短路試驗時，線路保護正確動作，串補控制保護系統正確動作。特高壓近區區外線路保護未發生誤動作[11-14]，動作時序如表2 所示。

表2 長南Ⅰ線單相瞬時故障時保護動作

進行南荊Ⅰ線C 相人工接地短路試驗時，線路保護正確動作，串補控制保護系統正確動作。特高壓近區外線路保護未發生誤動作，動作時序如表3 所示。

5 投運后線路保護動作情況

1 000 kV 特高壓交流試驗示范工程及其串補工程投運至今，長南Ⅰ線和南荊Ⅰ線發生了數次故障，詳細情況如表4 所示。

工程運行實踐證明，歷次特高壓串補線路故障中，區內故障差動保護正確動作，區外故障差動保護可靠不動作[9]。距離Ⅰ段在正向出口處故障時可靠動作，線路末端故障不動作，區外故障可靠不動作。歷次特高壓線路故障時，線路保護均可靠聯動串補保護動作。特高壓線路發生單相瞬時接地故障時，線路保護重合閘可靠出口，串補可靠啟動自動重投；線路保護重合閘于故障線路時，線路重合閘后加速可靠動作，串補自動重投被可靠閉鎖。在歷年迎峰度夏、迎峰度冬等惡劣氣象條件、大負荷工況下，特高壓串補線路的線路保護裝置為特高壓電網安全穩定運行起到了至關重要的作用[15-16]。

表3 南荊Ⅰ線單相瞬時故障時保護動作

表4 1 000 kV 串補線路故障情況統計

6 結語

本文就特高壓交流試驗示范工程固定串補裝置對線路保護的影響及解決方案等進行了分析和探討。動模試驗、人工接地短路試驗和8 年的運行經驗表明，特高壓串補線路保護滿足工程要求。同時，本文對后續特高壓工程中線路保護的設計具有一定的參考作用。