李 寬，李 娜，趙斌超，李聰聰，李玉敦

（國(guó)網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，山東 濟(jì)南 250003）

0 引言

高壓直流輸電因其傳輸容量大、可控性好等優(yōu)點(diǎn)被廣泛應(yīng)用于大電網(wǎng)互聯(lián)等運(yùn)行工況中［1-3］。山東電網(wǎng)是典型的特高壓交直流混聯(lián)電網(wǎng)，對(duì)于500 kV及以上電壓等級(jí)，主保護(hù)一般采用雙重化冗余配置，主保護(hù)可以保護(hù)線路全長(zhǎng)，而且靈敏度高、動(dòng)作速度快，絕大多數(shù)故障均可由主保護(hù)可靠切除。在多饋入直流的交直流系統(tǒng)中，差動(dòng)保護(hù)仍具有較好的動(dòng)作性能。但是在一些極端情況下，如直流電源丟失、通道故障等情況下主保護(hù)將失去作用，需要依靠后備保護(hù)來動(dòng)作切除故障［4-7］。

隨著1 000 kV 泉城、昌樂、高鄉(xiāng)、微山湖、曹州變電站，±800 kV 廣固、沂南換流站的相繼投運(yùn)，山東電網(wǎng)已形成特／超高壓交直流混聯(lián)受端大電網(wǎng)［8-9］。這種多饋入直流交直流混聯(lián)電網(wǎng)如果交流系統(tǒng)故障不能快速切除，可能導(dǎo)致多回直流連續(xù)換相失敗甚至雙極閉鎖，給電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行造成極大威脅。而傳統(tǒng)后備保護(hù)為了保證選擇性，時(shí)間上需逐級(jí)配合，動(dòng)作時(shí)間過長(zhǎng)，不能適應(yīng)特高壓交直流混聯(lián)電網(wǎng)安全運(yùn)行需要。為了防止交流故障導(dǎo)致的直流閉鎖，提升距離保護(hù)適應(yīng)直流饋入和新能源接入的能力，山東電網(wǎng)公司優(yōu)化了距離后備保護(hù)［10-12］和零序后備保護(hù)［13-15］的整定原則和配合關(guān)系。

在主保護(hù)拒動(dòng)的情況下，對(duì)多饋入直流系統(tǒng)中后備保護(hù)的邏輯配合、參數(shù)配置的合理性開展研究。為多饋入直流混聯(lián)電網(wǎng)交流后備保護(hù)的配合原則提供理論依據(jù)。

1 后備保護(hù)優(yōu)化原則

線路距離保護(hù)采用近后備原則： 當(dāng)線路失去主保護(hù)時(shí)，兩側(cè)距離保護(hù)應(yīng)在直流閉鎖前切除本元件故障。直配（含單線并網(wǎng)）線距離保護(hù)盡可能具備遠(yuǎn)后備能力，當(dāng)新能源場(chǎng)站、用戶站等內(nèi)部故障保護(hù)拒動(dòng)時(shí)，快速切除故障。相間距離保護(hù)與接地距離保護(hù)宜取相同定值。按照“保特高壓直流、保上級(jí)電網(wǎng)、校區(qū)域電網(wǎng)選擇性”原則開展風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估，并在整定方案及運(yùn)行說明予以備案。

1.1 聯(lián)絡(luò)線

距離Ⅱ段按保本線路末端發(fā)生金屬性故障有足夠靈敏度整定，按DL/T 559—2018 《220 kV～750 kV電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運(yùn)行整定規(guī)程》 要求執(zhí)行，宜取1.25～1.45ZL（ZL表示線路阻抗）。小于（含）10 km 的220 kV 線路應(yīng)適當(dāng)提高靈敏度。時(shí)間上，小于（含）30 km 的500 kV 線路取0.4 s，大于30 km 的500 kV線路取0.5 s；小于（含）10 km 的220 kV 線路取0.3 s，大于10 km 的220 kV 線路取0.4 s。

距離Ⅲ段宜同距離Ⅱ段，可靠躲過本線路的事故過負(fù)荷最小阻抗。時(shí)間上應(yīng)躲過系統(tǒng)振蕩周期，500 kV 線路取1.7 s；小于（含）10 km 的220 kV 線路時(shí)間取1.5 s，大于10 km 的220 kV 線路時(shí)間取1.6 s。

1.2 直配（含單線并網(wǎng)）線

距離Ⅱ段按單回線終端變壓器方式伸入變壓器內(nèi)部整定，一般取 （0.8ZL+0.7ZT）（ZT表示變壓器阻抗）。500 kV 線路取0.4 s，220 kV 線路取0.3 s。

距離Ⅲ段按躲過本線路的事故過負(fù)荷最小阻抗整定，宜具備遠(yuǎn)后備能力并對(duì)下級(jí)變壓器中、低壓側(cè)故障有不低于1.2 的靈敏度，時(shí)間宜取1.5 s。

目前山東電網(wǎng)已按照上述最新定值調(diào)整原則對(duì)所有需要調(diào)整的線路保護(hù)定值進(jìn)行了調(diào)整。選擇部分線路在考慮主保護(hù)拒動(dòng)的情況下考察距離后備段之間的配合關(guān)系是否滿足動(dòng)作要求。

2 后備保護(hù)配合仿真分析

2.1 距離后備段配合分析

500 kV 昌樂—密州線路、500 kV 密州—瑯琊線路兩側(cè)距離保護(hù)的定值配置情況如表1 所示。其中線路兩側(cè)的距離后備段定值和時(shí)間均相等（密州—瑯琊線兩側(cè)的電流互感器（TA）變比不一致），同一側(cè)的距離Ⅱ段、距離Ⅲ段定值相等，時(shí)間不相等，所以實(shí)際上距離Ⅲ段并不起保護(hù)作用，后面的分析將只考慮距離Ⅱ段的配合關(guān)系。昌樂—密州—瑯琊距離后備段配置如表1 所示。

表1 昌樂—密州—瑯琊距離后備段配置

從兩個(gè)不同方向考察距離Ⅱ段的配合關(guān)系：昌樂—密州線昌樂側(cè)距離Ⅱ段與密州—瑯琊線密州側(cè)距離Ⅱ段的配合關(guān)系；密州—瑯琊線瑯琊側(cè)距離Ⅱ段與昌樂—密州線密州側(cè)距離Ⅱ段的配合關(guān)系。每個(gè)方向考察下一級(jí)線路50%處故障及90%處故障兩種故障情況。

圖1 和圖2 分別為密州—瑯琊線距離密州50%處B 相接地故障、90%處三相短路故障時(shí)第一考察方向的測(cè)量阻抗軌跡仿真結(jié)果。

由圖1—圖2 知，50%處故障時(shí)，密州—瑯琊線密州側(cè)的測(cè)量阻抗同時(shí)進(jìn)入距離Ⅰ段、Ⅱ段的動(dòng)作區(qū)，如果該側(cè)主保護(hù)失效，距離Ⅰ段可以無延時(shí)切除故障，滿足選擇性的要求；90%處故障時(shí)，密州—瑯琊線密州側(cè)的測(cè)量阻抗只能進(jìn)入距離Ⅱ段的動(dòng)作區(qū)，但昌樂—密州線昌樂側(cè)的測(cè)量阻抗并沒有進(jìn)入距離Ⅱ段，雖然密州—瑯琊線密州側(cè)與昌樂—密州線昌樂側(cè)的距離Ⅱ段保護(hù)時(shí)間定值均為0.5 s，但由于達(dá)不到定值，昌樂—密州線昌樂側(cè)的距離Ⅱ段不會(huì)動(dòng)作，同樣滿足選擇性。

昌樂—密州線距離密州50%處BC 兩相短路故障、90%（距離昌樂10%） 處A 相接地短路故障時(shí)第二考察方向的測(cè)量阻抗軌跡仿真結(jié)果分別如圖3 和圖4 所示。

圖1 密州—瑯琊50%處B 相接地故障

圖2 密州—瑯琊90%處B 相接地故障

圖3 昌樂—密州50%處BC 相間短路故障

圖4 昌樂—密州10%處BC 相間短路故障

由圖3 和圖4 可知，50%處故障時(shí)，昌樂—密州線密州側(cè)的測(cè)量阻抗同時(shí)進(jìn)入距離Ⅰ段、Ⅱ段的動(dòng)作區(qū)，如果該側(cè)主保護(hù)失效，距離Ⅰ段可以無延時(shí)切除故障，滿足選擇性的要求；90%處故障時(shí)，昌樂—密州線密州側(cè)的測(cè)量阻抗只能進(jìn)入距離Ⅱ段的動(dòng)作區(qū)，但密州—瑯琊線瑯琊側(cè)的測(cè)量阻抗并沒有進(jìn)入距離Ⅱ段，選擇性得到保證。

2.2 零序后備段配合分析

零序后備段保護(hù)包括零序階段過流保護(hù)、零序反時(shí)限保護(hù)，零序后備段主要用于高阻接地故障時(shí)的后備保護(hù)，一般動(dòng)作時(shí)間比較長(zhǎng)。從現(xiàn)場(chǎng)的定值來看，目前山東電網(wǎng)中，500 kV 主要使用零序階段過流保護(hù)，1 000 kV 主要使用零序反時(shí)限保護(hù)。

500 kV 零序階段過流保護(hù)的定值如表2 所示，從表中看到零序過流Ⅱ段、零序過流Ⅲ段的定值和時(shí)間完全一樣，所以實(shí)際上零序過流Ⅲ段并不起作用。零序過流定值與TA 變比有關(guān)，TA 變比為4 000／1、3 000／1 時(shí)為0.1 A，TA 變比為2 500／1 時(shí)為0.12 A，折算至一次側(cè)，則TA 變比為3 000／1、2 500／1 時(shí)零序過流定值對(duì)應(yīng)的一次零序電流是相等的，TA 變比為4 000／1 時(shí)零序過流定值對(duì)應(yīng)的一次零序電流是前者的1.33 倍。零序過流時(shí)間定值全網(wǎng)統(tǒng)一為6.0 s。

1 000 kV 零序反時(shí)限保護(hù)定值如表3 所示，其中零序反時(shí)限電流定值為0.12 A，零序反時(shí)限時(shí)間為0.4 s，零序反時(shí)限最小時(shí)間為4.0 s。全網(wǎng)1 000 kV線路保護(hù)的零序反時(shí)限定值完全相同，1 000 kV 的TA 變比均為3 000／1，所以各保護(hù)零序反時(shí)限電流定值折算值一次側(cè)也均相等。

表2 零序階段過流保護(hù)定值

表3 零序反時(shí)限過流保護(hù)定值

對(duì)于500 kV 及以上電壓等級(jí)電網(wǎng)，一般認(rèn)為離故障點(diǎn)越近的保護(hù)感受到的零序電流越大，線路離故障點(diǎn)越遠(yuǎn)零序電流越小，主要原因?yàn)椋?）500 kV變電站出線較多，一般不會(huì)出現(xiàn)只有一進(jìn)一出的接線結(jié)構(gòu)；2）1 000 kV 線路目前相對(duì)較少，但1 000 kV變壓器的1 000 kV 側(cè)、500 kV 側(cè)均為大電流接地方式，零序電流可以穿過，所以零序電流在每個(gè)中間站點(diǎn)都會(huì)分流；3）超／特高壓線路對(duì)地電容較大，也會(huì)分走部分零序電流。

另外，零序后備段只在高阻接地故障特征不明顯的時(shí)候才有機(jī)會(huì)動(dòng)作，此時(shí)即使離故障點(diǎn)最近的保護(hù)檢測(cè)到的零序電流也很小。基于上述考慮，在定值設(shè)定合理的情況下，即使全網(wǎng)的零序后備段定值和時(shí)間均整成一致，也可以保證選擇性。

基于山東電網(wǎng)的實(shí)際情況，仍有以下兩個(gè)問題需要權(quán)衡：1）從定值上看，500 kV 各保護(hù)零序過流Ⅱ段定值并不完全一樣，是否會(huì)出現(xiàn)失配的情況；2）500 kV 零序過流Ⅱ段與1 000 kV 零序反時(shí)限之間是否會(huì)出現(xiàn)失配情況。

為了考察上述問題，在不同位置設(shè)置接地故障，仿真分析不同線路之間的零序電流幅值關(guān)系。500 kV密州—瑯琊線中點(diǎn)發(fā)生B 相接地短路故障時(shí)相關(guān)保護(hù)感受到的零序電流幅值如圖5 所示，500 kV 廣固—益都線距離廣固側(cè)90%處發(fā)生AC 兩相短路接地故障相關(guān)保護(hù)感受到的零序電流幅值如圖6 所示，1 000 kV 廣固—昌樂線中點(diǎn)發(fā)生B 相接地短路故障時(shí)相關(guān)保護(hù)感受到的零序電流幅值如圖7 所示。

圖5 密州—瑯琊線中點(diǎn)發(fā)生B 相接地短路故障相關(guān)保護(hù)零序電流幅值關(guān)系

圖6 廣固—益都距廣圖側(cè)90%處發(fā)生AC 兩相接地短路故障相關(guān)保護(hù)零序電流幅值關(guān)系

圖7 廣固—昌樂線中點(diǎn)發(fā)生B 相接地短路故障相關(guān)保護(hù)零序電流幅值關(guān)系

由圖5 可知，密州—瑯琊線密州側(cè)和瑯琊側(cè)距離故障點(diǎn)最近，零序電流幅值很大，而其他線路零序電流幅值小得多，其中1 000 kV 廣固—昌樂線零序電流也很小。

由圖6 可知，廣固—益都線兩側(cè)的零序電流幅值仍是最大的，但益都側(cè)的幅值優(yōu)勢(shì)并不明顯，益都—濰坊線的零序電流與其相比很接近，說明即使零序電流在各站點(diǎn)進(jìn)行分流，受到各支路零序阻抗差異的影響，仍有可能出現(xiàn)上下級(jí)線路零序電流很接近的情況。

由圖7 可知，廣固側(cè)和昌樂側(cè)的零序電流遠(yuǎn)大于其他線路，圖中沂南—高鄉(xiāng)線電壓等級(jí)為1 000 kV、昌樂—密州線和廣固—益都線電壓等級(jí)為500 kV。

從以上仿真分析中可以總結(jié)兩點(diǎn)：1）500 kV 系統(tǒng)中，雖然離故障點(diǎn)越遠(yuǎn)的線路零序電流越小，但相鄰線路零序電流仍存在非常接近的情況，對(duì)于山東電網(wǎng)，需要校核零序過流定值的差異的影響，防止本級(jí)線路高阻接地故障時(shí)，相鄰線路因定值更低而搶先動(dòng)作；2）500 kV 系統(tǒng)接地故障，1 000 kV 系統(tǒng)感受到的零序電流遠(yuǎn)小于故障線路零序電流，零序反時(shí)限動(dòng)作時(shí)間很長(zhǎng)，1 000 kV 系統(tǒng)接地故障，500 kV 系統(tǒng)感受到的零序電流同樣遠(yuǎn)小于故障線路零序電流，零序過流也不會(huì)越級(jí)動(dòng)作。所以500 kV 零序過流Ⅱ段與1 000 kV 零序反時(shí)限之間一般不存在配合問題。

3 結(jié)語

分析多饋入直流系統(tǒng)交流繼電保護(hù)中距離后備段和零序后備段的邏輯配合關(guān)系。從仿真分析結(jié)果來看，多直流落點(diǎn)的接入并不會(huì)給交流繼電保護(hù)后備段的配合帶來新的問題；距離后備段采用簡(jiǎn)化整定原則后，當(dāng)某一線路主保護(hù)全部失去時(shí)，該線路故障可能造成上一級(jí)線路距離Ⅱ段和本級(jí)線路距離Ⅱ段同時(shí)滿足動(dòng)作條件，由于延時(shí)一樣，可能出現(xiàn)配合問題；對(duì)于500 kV 零序過流Ⅱ段來說，由于各線路保護(hù)定值不完全一樣（某些線路存在1.33 倍差異），需要校核當(dāng)上下級(jí)線路零序電流很接近時(shí)配合關(guān)系是否滿足。