侯劍武，劉 濤，岳雷剛，湯會(huì)增

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

0 引言

串聯(lián)電容補(bǔ)償技術(shù)（以下簡(jiǎn)稱(chēng)“串補(bǔ)”）是提高輸電線路穩(wěn)定極限以及經(jīng)濟(jì)性的有效手段之一，廣泛用于遠(yuǎn)距離超、特高壓輸電工程中，以提高系統(tǒng)穩(wěn)定性、調(diào)節(jié)潮流分布、降低網(wǎng)損、節(jié)約投資，從而提高電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行水平和經(jīng)濟(jì)性、可靠性[1-2]。

1 000 kV 長(zhǎng)治-南陽(yáng)-荊門(mén)特高壓交流試驗(yàn)示范工程串補(bǔ)工程于2011 年投運(yùn)，至今已穩(wěn)定運(yùn)行8 年有余。針對(duì)特高壓線路串補(bǔ)工程，1 000 kV線路保護(hù)裝置進(jìn)行了大量的改進(jìn)和試驗(yàn)，運(yùn)行實(shí)踐證明，1 000 kV 特高壓串補(bǔ)線路保護(hù)原理是科學(xué)、可行的。本文結(jié)合該特高壓串補(bǔ)工程，分析特高壓串補(bǔ)對(duì)線路保護(hù)的影響，并介紹了相應(yīng)的解決方案[1]。

1 特高壓交流試驗(yàn)示范工程及串補(bǔ)工程

特高壓交流試驗(yàn)示范工程簡(jiǎn)化接線如圖1 所示，工程包含三站兩線，長(zhǎng)治站、南陽(yáng)站、荊門(mén)站各安裝2 組容量分別為3×1 000 MVA 的變壓器；長(zhǎng)南Ⅰ線的長(zhǎng)治側(cè)安裝3×320 Mvar 的并聯(lián)電抗器1 組，南陽(yáng)側(cè)安裝3×240 Mvar 的并聯(lián)電抗器1 組，南荊Ⅰ線的南陽(yáng)側(cè)安裝3×240 Mvar的并聯(lián)電抗器1 組，荊門(mén)側(cè)安裝3×210 Mvar 的并聯(lián)電抗器1 組；長(zhǎng)南Ⅰ線長(zhǎng)治側(cè)和南陽(yáng)側(cè)各裝設(shè)20%補(bǔ)償度固定串補(bǔ)1 組，南荊Ⅰ線南陽(yáng)側(cè)裝設(shè)40%補(bǔ)償度固定串補(bǔ)1 組。

圖1 特高壓交流試驗(yàn)示范工程系統(tǒng)簡(jiǎn)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(kāi)關(guān)等作為并電容器組主、后備保護(hù)[1，3]。主要參數(shù)如表1 所示。

表1 串補(bǔ)參數(shù)

2 固定串補(bǔ)對(duì)特高壓線路保護(hù)的影響

一般認(rèn)為，線路故障期間特高壓串補(bǔ)MOV的導(dǎo)通速度遠(yuǎn)高于繼電保護(hù)裝置的動(dòng)作速度，因此對(duì)于采用MOV 保護(hù)的固定串補(bǔ)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(hù)性能的關(guān)鍵因素[4-5]。

2.1 固定串補(bǔ)對(duì)距離元件的影響

串補(bǔ)裝置安裝在線路出口且補(bǔ)償度小于50%時(shí)，電壓互感器安裝位置以及故障點(diǎn)的位置是影響距離保護(hù)動(dòng)作特性的關(guān)鍵因素，不同情況下對(duì)距離元件有如下影響：

（1）串補(bǔ)裝置安裝在線路出口處，串補(bǔ)線路出口故障[6]。當(dāng)線路保護(hù)電壓取自串補(bǔ)的母線側(cè)電壓互感器，串補(bǔ)出口發(fā)生短路，此時(shí)保護(hù)的測(cè)量電壓為電容器上承受的殘壓，測(cè)量阻抗為容性，保護(hù)范圍縮短。當(dāng)線路保護(hù)電壓取自串補(bǔ)的線路側(cè)電壓互感器，在電流互感器與串補(bǔ)之間發(fā)生故障時(shí)，測(cè)量阻抗也是容性，保護(hù)范圍縮短，阻抗繼電器也會(huì)拒動(dòng)。

（2）反向線路出口處安裝有串補(bǔ)裝置，反方向串補(bǔ)線路出口故障。此時(shí)線路保護(hù)測(cè)量到的電壓也會(huì)反相，方向阻抗元件可能誤動(dòng)[6]。

（3）相鄰線路出口安裝有串補(bǔ)裝置，串補(bǔ)電容出口處故障（圖2 所示）。

圖2 相鄰線路串補(bǔ)出口故障

保護(hù)安裝處測(cè)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(qū)外故障電流助增作用，距離Ⅰ段更有可能發(fā)生超越誤動(dòng)[7]。

（4）當(dāng)系統(tǒng)阻抗小于串補(bǔ)容抗時(shí)，會(huì)出現(xiàn)電流反相問(wèn)題[6-7]。此問(wèn)題對(duì)距離保護(hù)的影響最大，同時(shí)也對(duì)電流差動(dòng)保護(hù)的制動(dòng)量產(chǎn)生較大影響，導(dǎo)致二者不正確動(dòng)作；而當(dāng)系統(tǒng)阻抗等于串補(bǔ)容抗時(shí)，則會(huì)出現(xiàn)系統(tǒng)操作過(guò)電壓。1 000 kV 線路單套串補(bǔ)補(bǔ)償度為20%，補(bǔ)償度最集中處為南陽(yáng)站南荊Ⅰ線出口處，為40%，線路感抗參數(shù)均顯著大于串補(bǔ)裝置容抗參數(shù)，特高壓系統(tǒng)線路保護(hù)不會(huì)出現(xiàn)電流反相的問(wèn)題，系統(tǒng)保護(hù)動(dòng)態(tài)模擬試驗(yàn)和工程實(shí)踐中歷次故障均表明了該特性。

2.2 固定串補(bǔ)對(duì)零序功率方向元件的影響

當(dāng)線路出口安裝串補(bǔ)，且電壓互感器安裝在串補(bǔ)裝置出口側(cè)，若系統(tǒng)發(fā)生串補(bǔ)裝置出口處短路，零序功率方向可能會(huì)誤動(dòng)。零序阻抗網(wǎng)絡(luò)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(diǎn)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(shí)，零序電壓會(huì)反相，零序功率方向繼電器不動(dòng)作而反方向的零序功率方向繼電器將誤動(dòng)。

圖3 串補(bǔ)線路出口故障零序阻抗網(wǎng)絡(luò)

2.3 串補(bǔ)的暫態(tài)過(guò)程對(duì)保護(hù)的影響

未安裝串補(bǔ)的特高壓線路，與常規(guī)500 kV線路相比存在一些特殊性，線路的對(duì)地容性電流幅值更大，在線路故障、空載合閘、區(qū)外故障切除和重合閘等暫態(tài)過(guò)程中，線路的頻率比超高壓系統(tǒng)產(chǎn)生的高頻分量更加接近工頻，且短路過(guò)程中非周期分量衰減常數(shù)較大[8-10]。

特高壓串補(bǔ)線路發(fā)生故障后，會(huì)產(chǎn)生大量的暫態(tài)高頻分量，其暫態(tài)過(guò)程還應(yīng)特別考慮低頻分量的影響[9-10]。在串補(bǔ)線路中，系統(tǒng)的任何擾動(dòng)，包括線路故障、串補(bǔ)裝置的投入和切除操作，都有可能在系統(tǒng)中產(chǎn)生低頻分量，低頻分量會(huì)使暫態(tài)電流幅值有所增加[10]。下面主要以串補(bǔ)線路故障分析低頻分量的影響，圖4 為帶串補(bǔ)空載線路末端發(fā)生故障的示意。

圖4 帶串補(bǔ)空載線路末端發(fā)生故障示意

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

特高壓線路一般作為跨區(qū)電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線或區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)聯(lián)絡(luò)線，低頻分量更為顯著。這種低頻分量電流會(huì)對(duì)線路保護(hù)產(chǎn)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(lái)困難。工頻變化量距離保護(hù)在故障暫態(tài)過(guò)程中受低頻分量的影響，有可能會(huì)誤動(dòng)作[9]。

3 主要解決措施

特高壓交流試驗(yàn)示范工程一期工程線路保護(hù)采用雙重化配置，其中，一套以縱聯(lián)電流差動(dòng)保護(hù)為主保護(hù)，另一套以縱聯(lián)距離保護(hù)為主保護(hù)。本期工程考慮到距離保護(hù)受串補(bǔ)影響較大，雙重化配置主保護(hù)全部改用為電流差動(dòng)保護(hù)，另考慮到距離Ⅰ段具有良好的出口故障保護(hù)性能，因此仍然保留。工程在串補(bǔ)線路側(cè)新增1 組電壓互感器，線路保護(hù)電壓取自線路側(cè)電壓互感器[5]。

3.1 加裝串補(bǔ)后線路保護(hù)相應(yīng)問(wèn)題的解決措施

特高壓交流試驗(yàn)示范工程線路增加串補(bǔ)后，對(duì)線路保護(hù)產(chǎn)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(lái)解決線路串補(bǔ)反方向出口故障時(shí)線路側(cè)TV 電壓反相問(wèn)題。取消不對(duì)稱(chēng)出口故障時(shí)利用負(fù)序方向元件來(lái)作為距離方向判別元件。

（2）當(dāng)線路保護(hù)正向范圍有串補(bǔ)電容時(shí)，在串補(bǔ)電容器后故障并且MOV 不擊穿時(shí)，保護(hù)所測(cè)量的阻抗有可能為容性，此時(shí)按正常四邊形特性，距離保護(hù)將不能動(dòng)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(hù)采用自產(chǎn)零序電壓供零序功率方向元件判別用，對(duì)于有串補(bǔ)電容器裝置的線路，當(dāng)TV 位于串補(bǔ)電容線路側(cè)時(shí)，由于串補(bǔ)電容的接入會(huì)改變系統(tǒng)的零序序網(wǎng)圖，因此，對(duì)零序電壓進(jìn)行補(bǔ)償，補(bǔ)償后的零序電壓為3U0′=3U0-jXC·3I0，其中XC為串補(bǔ)容抗值。

（4）對(duì)于各串補(bǔ)站側(cè)的零序等值參數(shù)，由于特高壓站內(nèi)主變低壓側(cè)三角形繞組的作用，零序阻抗可能會(huì)遠(yuǎn)小于正、負(fù)序參數(shù)，從而導(dǎo)致零序回路出現(xiàn)“電流反向”問(wèn)題，影響零差保護(hù)對(duì)于內(nèi)部故障的靈敏度，需要對(duì)零序電流進(jìn)行補(bǔ)償。補(bǔ)償后零序電流為3I0′=-3U0/（ZS-jXC+jXm），Xm即為補(bǔ)償值，需大于或等于線路上的串補(bǔ)電容值，為簡(jiǎn)化起見(jiàn)，可簡(jiǎn)單取Xm=XC，保證了零序差動(dòng)保護(hù)的靈敏度。

（5）線路正向帶串補(bǔ)電容，為防止正向故障時(shí)線路保護(hù)距離Ⅰ段超越動(dòng)作，特高壓線路保護(hù)中增設(shè)了正向保護(hù)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(dāng)發(fā)生故障時(shí)裝置根據(jù)所測(cè)正序電流值實(shí)時(shí)調(diào)整距離Ⅰ段的保護(hù)范圍，將距離Ⅰ段的定值縮小倍，I1為正序電流幅值。同時(shí)，保護(hù)范圍可以根據(jù)故障電流的大小作自適應(yīng)的調(diào)整。區(qū)外故障時(shí)，該措施能防止區(qū)外故障的超越，而在本線路區(qū)內(nèi)故障時(shí)，短路電流越大保護(hù)范圍越大。線路正向帶串補(bǔ)電容，對(duì)距離Ⅱ，Ⅲ段保護(hù)的影響類(lèi)似，特高壓串補(bǔ)線路保護(hù)簡(jiǎn)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(shí)限在距離Ⅱ段時(shí)限基礎(chǔ)上增加0.5s 級(jí)差配合。

（6）線路正向帶串補(bǔ)電容，為防止正向故障時(shí)線路保護(hù)工頻變化量距離元件超越動(dòng)作，在其動(dòng)作方程里也設(shè)置了正向保護(hù)極化電壓，提高其工作電壓的門(mén)檻，該正向保護(hù)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(dòng)作門(mén)檻同時(shí)也能防止暫態(tài)過(guò)程時(shí)可能存在的暫態(tài)超越。

（7）線路反向帶串補(bǔ)電容，為防止反向經(jīng)電容短路故障時(shí)工頻變化量阻抗繼電器失去方向性，特高壓線路保護(hù)裝置設(shè)置了一個(gè)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(gòu)成與門(mén)輸出。超范圍的工頻變化量阻抗繼電器整定至對(duì)側(cè)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(hù)動(dòng)模試驗(yàn)

對(duì)特高壓交流工程用線路保護(hù)進(jìn)行了多次動(dòng)模試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)的主要問(wèn)題如下：

（1）距離Ⅰ段反向誤動(dòng)。

原因： 背靠串補(bǔ)電容，故障期間波形畸變嚴(yán)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(xiàn)較大偏移，相位畸變嚴(yán)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(dāng)延長(zhǎng)距離Ⅰ段的防抖時(shí)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(tài)超越問(wèn)題。

原因： 帶串補(bǔ)線路，縮短了保護(hù)安裝處至故障點(diǎn)的電氣距離。

解決措施： 采取多次確認(rèn)距離Ⅰ段阻抗值，犧牲距離Ⅰ段快速性的方法[9]。

（3）當(dāng)南荊Ⅰ線帶電，手合南陽(yáng)站邊斷路器空充至故障母線時(shí)，南荊Ⅰ線南陽(yáng)側(cè)線路保護(hù)裝置手合加速動(dòng)作，同時(shí)荊門(mén)側(cè)保護(hù)三跳。

原因： 距離Ⅲ段加速段不帶方向，區(qū)外故障誤動(dòng)。

解決措施： 適當(dāng)延長(zhǎng)線路保護(hù)距離Ⅲ段加速段延時(shí)，縮小邊斷路器充電保護(hù)動(dòng)作時(shí)限，使兩者動(dòng)作時(shí)限配合；鑒于線路空充母線加速跳閘并不損失負(fù)荷，為提高故障切除靈敏性，維持現(xiàn)狀，保留該邏輯。

（4）南陽(yáng)站無(wú)電源，特高壓線路重負(fù)荷，南荊Ⅰ線南陽(yáng)側(cè)出口發(fā)生單相故障，引起振蕩，在南荊Ⅰ線重合0.5 s 后，長(zhǎng)治側(cè)距離Ⅱ段動(dòng)作跳三相。

原因： 在南荊Ⅰ線斷路器單相跳開(kāi)后，長(zhǎng)治側(cè)阻抗測(cè)量已落在距離Ⅱ段范圍內(nèi)，振蕩開(kāi)始后，振蕩中心在南荊Ⅰ線，長(zhǎng)治側(cè)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(shí)沒(méi)有及時(shí)返回，南荊Ⅰ線開(kāi)關(guān)單相重合后，距離Ⅱ段繼續(xù)動(dòng)作。

解決措施： 振蕩閉鎖開(kāi)放條件不滿足時(shí)，延時(shí)閉鎖距離Ⅱ段。

（5）南陽(yáng)站母線相間接地故障時(shí)，南荊Ⅰ線南陽(yáng)側(cè)距離保護(hù)Ⅰ段反方向誤動(dòng)，動(dòng)作時(shí)間為103～174 ms。

原因： 非故障相電壓降低太多，導(dǎo)致正序極化電壓相位極不穩(wěn)定，距離Ⅰ段誤動(dòng)。

解決措施： 三個(gè)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(zhǎng)極化電壓的記憶周期（由三個(gè)周波延長(zhǎng)至四個(gè)）。

（6）線路正方向接地故障時(shí)，并聯(lián)電抗器匝間保護(hù)誤動(dòng)。

原因： 線路正方向接地故障時(shí)，高抗匝間保護(hù)測(cè)得零序電壓反相，誤判為區(qū)內(nèi)故障而誤動(dòng)。

解決措施： 一般線路故障2 個(gè)周波后線路保護(hù)可將故障點(diǎn)快速切除，將高抗匝間保護(hù)動(dòng)作時(shí)限設(shè)為不小于50 ms，可靠躲過(guò)串補(bǔ)線路區(qū)內(nèi)故障切除時(shí)間。

4 人工接地短路試驗(yàn)

特高壓工程投運(yùn)前進(jìn)行了線路人工接地短路試驗(yàn)。長(zhǎng)南Ⅰ線A 相人工接地短路試驗(yàn)時(shí)，線路保護(hù)正確動(dòng)作，串補(bǔ)控制保護(hù)系統(tǒng)正確動(dòng)作。特高壓近區(qū)區(qū)外線路保護(hù)未發(fā)生誤動(dòng)作[11-14]，動(dòng)作時(shí)序如表2 所示。

表2 長(zhǎng)南Ⅰ線單相瞬時(shí)故障時(shí)保護(hù)動(dòng)作

進(jìn)行南荊Ⅰ線C 相人工接地短路試驗(yàn)時(shí)，線路保護(hù)正確動(dòng)作，串補(bǔ)控制保護(hù)系統(tǒng)正確動(dòng)作。特高壓近區(qū)外線路保護(hù)未發(fā)生誤動(dòng)作，動(dòng)作時(shí)序如表3 所示。

5 投運(yùn)后線路保護(hù)動(dòng)作情況

1 000 kV 特高壓交流試驗(yàn)示范工程及其串補(bǔ)工程投運(yùn)至今，長(zhǎng)南Ⅰ線和南荊Ⅰ線發(fā)生了數(shù)次故障，詳細(xì)情況如表4 所示。

工程運(yùn)行實(shí)踐證明，歷次特高壓串補(bǔ)線路故障中，區(qū)內(nèi)故障差動(dòng)保護(hù)正確動(dòng)作，區(qū)外故障差動(dòng)保護(hù)可靠不動(dòng)作[9]。距離Ⅰ段在正向出口處故障時(shí)可靠動(dòng)作，線路末端故障不動(dòng)作，區(qū)外故障可靠不動(dòng)作。歷次特高壓線路故障時(shí)，線路保護(hù)均可靠聯(lián)動(dòng)串補(bǔ)保護(hù)動(dòng)作。特高壓線路發(fā)生單相瞬時(shí)接地故障時(shí)，線路保護(hù)重合閘可靠出口，串補(bǔ)可靠啟動(dòng)自動(dòng)重投；線路保護(hù)重合閘于故障線路時(shí)，線路重合閘后加速可靠動(dòng)作，串補(bǔ)自動(dòng)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(fù)荷工況下，特高壓串補(bǔ)線路的線路保護(hù)裝置為特高壓電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行起到了至關(guān)重要的作用[15-16]。

表3 南荊Ⅰ線單相瞬時(shí)故障時(shí)保護(hù)動(dòng)作

表4 1 000 kV 串補(bǔ)線路故障情況統(tǒng)計(jì)

6 結(jié)語(yǔ)

本文就特高壓交流試驗(yàn)示范工程固定串補(bǔ)裝置對(duì)線路保護(hù)的影響及解決方案等進(jìn)行了分析和探討。動(dòng)模試驗(yàn)、人工接地短路試驗(yàn)和8 年的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)表明，特高壓串補(bǔ)線路保護(hù)滿足工程要求。同時(shí)，本文對(duì)后續(xù)特高壓工程中線路保護(hù)的設(shè)計(jì)具有一定的參考作用。