帶串聯(lián)補(bǔ)償裝置的輸電線路距離保護(hù)新方案

崔 巖，許想奎，李楊春

(國網(wǎng)天津市電力公司檢修公司，天津 300230)

串聯(lián)電容補(bǔ)償技術(shù)(簡稱：串補(bǔ))利用呈容性的串補(bǔ)電容來減小部分呈感性的線路電抗，有效地減小了線路“電氣距離”，提高了電力系統(tǒng)的穩(wěn)定水平和輸電容量，而且這種方法不需要新建輸電桿塔，也能有效地提高輸電的經(jīng)濟(jì)性，因此串補(bǔ)技術(shù)廣泛地應(yīng)用于超/特高壓輸電工程[1-14]。但串補(bǔ)設(shè)備接入輸電線路時(shí)，線路參數(shù)均勻分布的特性將被破壞，使得距離保護(hù)測量阻抗不能正確反映故障位置，給傳統(tǒng)距離保護(hù)的動作行為帶來嚴(yán)重影響[15-21]。其中文獻(xiàn)[15]針對串補(bǔ)線路區(qū)外發(fā)生故障時(shí)距離保護(hù)容易誤動的問題，提出一種改進(jìn)方案，即在采用2個(gè)記憶時(shí)間不同的距離繼電器判別方向的基礎(chǔ)上，修改弱饋邏輯，經(jīng)仿真驗(yàn)證，該方案在一定程度上能夠克服距離保護(hù)超越誤動的問題，而且動作速度快，因此可為實(shí)際工程的縱聯(lián)距離保護(hù)提供改造思路。文獻(xiàn)[16-17]通過在傳統(tǒng)距離保護(hù)中加入智能算法，能夠在一定程度上提高保護(hù)的動作可靠性，但該方法過于依賴仿真，且運(yùn)算量大，不適合實(shí)際工程。文獻(xiàn)[18]重點(diǎn)分析了串補(bǔ)電容前發(fā)生故障時(shí)補(bǔ)償電壓與串補(bǔ)電容后發(fā)生故障時(shí)補(bǔ)償電壓的不同，由此建立一個(gè)新的保護(hù)判據(jù)，該判據(jù)不受串補(bǔ)設(shè)備安裝位置的影響。文獻(xiàn)[19-20]則利用參數(shù)識別的方法來確定串補(bǔ)線路保護(hù)安裝處到故障點(diǎn)的距離，這種利用參數(shù)識別的方法不但可以克服串補(bǔ)線路距離保護(hù)拒動或誤動的問題，而且在一定程度上也可以克消除MOV的非線性影響。文獻(xiàn)[21]利用串補(bǔ)線路故障時(shí)兩側(cè)電流暫態(tài)量的差異，提出一種基于雙端諧波幅值波動差異的串補(bǔ)線路距離保護(hù)判據(jù)，但該文對于新判據(jù)的驗(yàn)證僅限于三相短路故障，對于其他故障是否適用仍有待研究。

文章在現(xiàn)有研究成果的基礎(chǔ)上，分析了不同位置發(fā)生故障時(shí)線路正序故障電壓分量的變化情況及串補(bǔ)電容對側(cè)母線處暫態(tài)電流的差異，提出一種基于正序故障電壓分量和直流分量—工頻分量百分比的串補(bǔ)線路距離保護(hù)新方案，該方案利用串補(bǔ)電容兩側(cè)正序故障電壓分量的大小來判斷串補(bǔ)電容背側(cè)區(qū)外故障和區(qū)內(nèi)故障，利用串補(bǔ)電容對側(cè)母線處電流的直流分量與工頻分量的百分比來判斷區(qū)內(nèi)故障和正向區(qū)外故障，可有效提高保護(hù)動作可靠性。

1 串補(bǔ)設(shè)備對距離保護(hù)的影響

由于超/特高壓輸電線路較長，串補(bǔ)設(shè)備安裝在線路中間時(shí)對傳統(tǒng)繼電保護(hù)的影響較小。因此，本文以圖1所示串補(bǔ)設(shè)備安裝在線路一側(cè)為例來分析串補(bǔ)設(shè)備對距離保護(hù)的影響。圖中Em、En、Ep為電源，保護(hù)1和保護(hù)2分別安裝在母線M和母線P處，串補(bǔ)電容為Xc，串補(bǔ)電容母線側(cè)電壓互感器為TV1，線路側(cè)電壓互感器為TV2。

圖1 串補(bǔ)安裝在線路一側(cè)的輸電系統(tǒng)示意Fig.1 Schematic diagram of transmission system with series compensation installed on one side of the line

為了防止串補(bǔ)電容背側(cè)線路發(fā)生故障時(shí)保護(hù)出現(xiàn)超越誤動現(xiàn)象，保護(hù)1的距離段應(yīng)按照式(1)來整定：

Zset=(0.8～0.85)(ZMQ-jXC)

(1)

圖2 保護(hù)1阻抗繼電器動作特性Fig.2 Action characteristics of protection 1 impedance relay

通常情況下，線路的串補(bǔ)度為25%～75%。若假設(shè)XC=0.4ZMQ，則Zset=(0.48～0.51)ZMQ，由此可見串補(bǔ)設(shè)備使得保護(hù)距離大大減小。

(b)保護(hù)裝置2。若保護(hù)2使用母線側(cè)電壓互感器(TV1)，為了避免當(dāng)母線M上發(fā)生故障時(shí)保護(hù)誤動，保護(hù)2的距離段也應(yīng)按照式(1)來整定，其阻抗繼電器動作特性如圖3所示。

圖3中，實(shí)線圓表示以正序電壓作為極化電壓的阻抗繼電器動作特性，虛線圓表示正方向發(fā)生三相短路故障時(shí)，記憶電壓消失后的阻抗繼電器動作特性；ZQP大小與保護(hù)裝置1中的大小相等，ZN′P為保護(hù)裝置2背側(cè)系統(tǒng)正序等值阻抗。

圖3 保護(hù)2阻抗繼電器動作特性Fig.3 Action characteristics of protection 2 impedance relay

由于圖1中串補(bǔ)設(shè)備兩側(cè)均有較大的輸電系統(tǒng)，所以一般情況下XC小于ZN′P，故而Q點(diǎn)落在圓內(nèi)，即當(dāng)Q點(diǎn)發(fā)生故障時(shí)，保護(hù)2能夠可靠動作；但是當(dāng)XC大于ZN′P時(shí)，Q點(diǎn)就會落在圓外，即當(dāng)Q點(diǎn)發(fā)生故障時(shí)，保護(hù)裝置2將會拒動。

若保護(hù)2使用線路側(cè)電壓互感器(TV2)，則正方向發(fā)生短路故障時(shí)，保護(hù)范圍不受串補(bǔ)設(shè)備的影響；保護(hù)范圍約為線路全長的80%至85%，與不含串補(bǔ)的線路的距離Ⅰ段保護(hù)范圍相同。反方向發(fā)生故障時(shí)，其阻抗繼電器動作特性如圖4所示。

圖4 反方向發(fā)生故障時(shí)保護(hù)2的阻抗繼電器動作特性Fig.4 Action characteristics of the impedance relay of protection 2 when a fault occurs in the opposite direction

圖4中實(shí)線圓表示反方向三相短路故障時(shí)，極化電壓記憶作用消失后的動作特性，虛線圓表示以正序電壓作為極化電壓時(shí)的方向阻抗繼電器動作特性；ZQP的大小與保護(hù)1中ZQP大小相等，ZN′P為保護(hù)2背側(cè)系統(tǒng)的正序等值阻抗。由圖4可知，在保護(hù)2反方向發(fā)生三相短路故障時(shí)，以正序電壓作為極化電壓的方向阻抗繼電器在記憶作用消失后將會誤動。

3 保護(hù)原理

3.1 串補(bǔ)側(cè)故障分析

以圖5來對保護(hù)原理進(jìn)行說明。圖5中，Em、Xm分別為M側(cè)的電源和系統(tǒng)阻抗，En、Xn分別為N側(cè)的電源和系統(tǒng)阻抗；串補(bǔ)電容Xc安裝在母線M側(cè)，忽略串補(bǔ)電容到母線M之間的距離；TV1為接在母線M上的電壓互感器，TV2為接在串補(bǔ)出口處的電壓互感器，被保護(hù)線路全長為L0。

圖5 串補(bǔ)輸電系統(tǒng)示意Fig.5 Schematic diagram of series compensation transmission system

不同位置故障時(shí)正序故障電壓分量的分布如圖6所示。

圖6 不同位置故障時(shí)正序故障電壓分量的分布Fig.6 The distribution of positive sequence fault voltage components when faults at different locations

對于M側(cè)：①母線M背側(cè)區(qū)外(即F1點(diǎn))發(fā)生故障。此時(shí)故障點(diǎn)處正序故障電壓分量最大，隨著故障點(diǎn)右移，正序故障電壓分量逐漸降低，在串補(bǔ)電容Xc處，由于電容的升壓作用，正序故障電壓分量增大，從而使得TV1處所測的正序故障電壓分量ΔU1(1)小于TV2處的正序故障電壓分量ΔU2(1)；當(dāng)故障點(diǎn)繼續(xù)右移，正序故障電壓分量逐漸減小至0。故障電壓分量變化情況如圖6(b)所示。②區(qū)內(nèi)(即F3點(diǎn))發(fā)生故障。隨著故障點(diǎn)左移，正序故障電壓分量逐漸減小，在串補(bǔ)電容處出現(xiàn)ΔU1(1)大于ΔU2(1)的情況，如圖6(c)所示。③正向區(qū)外(即F6點(diǎn))故障。此時(shí)正序故障電壓分量變化情況與區(qū)內(nèi)故障時(shí)類似，在串補(bǔ)電容處也會出現(xiàn)ΔU1(1)大于ΔU2(1)的情況，如圖6(d)所示。

通過上述分析，對于M側(cè)而言，通過比較ΔU1(1)與ΔU2(1)的大小即可判斷故障點(diǎn)是位于母線M背側(cè)區(qū)外還是在母線M正方向上。當(dāng)ΔU1(1)小于ΔU2(1)時(shí)，可判定故障故障點(diǎn)在母線M背側(cè)區(qū)外，此時(shí)閉鎖保護(hù)；當(dāng)ΔU1(1)大于ΔU2(1)時(shí)，可判定故障點(diǎn)在母線M正方向上。由于母線M正向故障包括正向區(qū)內(nèi)故障和正向區(qū)外故障，要判斷這兩種故障還要結(jié)合N側(cè)的故障判斷原則。

3.2 串補(bǔ)對側(cè)故障分析

對于N側(cè)，母線N處電壓的瞬時(shí)測量值為：

un=Unsin(wt+αn)

(2)

式中，Un為N側(cè)系統(tǒng)電壓的幅值，w為工頻角速度，αn為母線N處電壓的初相角。以三相短路故障為例，當(dāng)母線N正向區(qū)內(nèi)，即圖6中點(diǎn)發(fā)生故障時(shí)，N側(cè)相當(dāng)于一個(gè)RL一階電路，令線路單位長度電阻為r，單位長度電感為l，故障點(diǎn)到母線處的距離為L，由此可得：

(3)

則可求得母線N側(cè)保護(hù)安裝處電流in為：

(4)

當(dāng)母線N背側(cè)區(qū)外，即圖6中的F6點(diǎn)發(fā)生故障時(shí)，故障電路為1個(gè)二階RLC電路，故障電流為穿越性電流，母線N處所測電流in與母線M處所測電流im相等，所以可得：

(5)

式中，Um為M側(cè)系統(tǒng)電壓的幅值，αm為母線M處電壓的初相角，C為串補(bǔ)設(shè)備的電容值。

則可求得電流in為：

(6)

式(6)中φ的含義與式(4)中相同，其他參數(shù)Im，A，φ1，τ2，wf，φ的含義如式(7)所示。

(7)

由式(7)可知，母線N背側(cè)區(qū)外故障時(shí)，母線N側(cè)保護(hù)安裝處測得的電流包含穩(wěn)態(tài)電流和衰減的低頻振蕩分量。

由上述分析可知，理想情況下，母線N正向區(qū)內(nèi)發(fā)生故障時(shí)，電流in中含有直流分量，即直流分量與工頻分量的百分比(定義為IR)不等于0；母線N背側(cè)區(qū)外發(fā)生故障時(shí)，電流in中不含直流分量，即直流分量與工頻分量的百分比(定義為IR)等于0，以IR是否等于0可以構(gòu)成區(qū)分母線N正向區(qū)內(nèi)故障和背側(cè)區(qū)外故障的條件?？紤]到仿真過程存在的誤差，將IR的整定留3%的裕度，即將IR的整定值設(shè)為IRset=3%。即當(dāng)直流分量占工頻分量的百分比大于3%時(shí)判定為母線N背側(cè)區(qū)外故障，當(dāng)直流分量占工頻分量的百分比小于3%時(shí)判定為母線N正向區(qū)內(nèi)故障。綜上所述，保護(hù)動作判據(jù)可以歸納為：

(8)

3.3 保護(hù)流程

保護(hù)流程圖如圖7所示。

圖7 保護(hù)流程Fig.7 Protection flow chart

(1)測量出母線M處的電壓和串補(bǔ)出口處的正序電壓，分別得到這兩處的電壓的正序故障電壓分量為ΔU1(1)和ΔU2(1)。然后比較ΔU1(1)和ΔU2(1)的大小，若ΔU1(1)小于ΔU2(1)，則判定為區(qū)外故障，保護(hù)不動作；若ΔU1(1)和ΔU2(1)，則進(jìn)行下一步。

(2)測量出母線N處的電流in，通過快速傅里葉分析計(jì)算出暫態(tài)電流中直流分量占工頻的百分比IR，若IR大于整定值，則保護(hù)動作；若IR小于整定值，則保護(hù)不動作。

4 仿真驗(yàn)證

利用PSCAD搭建如圖5所示500 kV線路模型。保護(hù)線路MN長300 km，M端：Zm1=21.6 Ω，φm1=88.6°，初相角φs=0°N端：Zn1=25.95Ω，φn1=59.9°，Zn0=21.24 Ω，φn0=61.9°，初相角φs=30°。

線路采用貝瑞隆分布參數(shù)模型，其參數(shù)值為：r1=0.036 Ω/km，xL1=0.503 Ω/km，正序單位長度電阻和電抗分別為：r1=0.036 Ω/km，xL1=0.503 Ω/km，線路正序容抗xC1=302.151×103Ω·km；；零序單位長度電阻和電抗分別為：r0=0.38 Ω/km，xL0=1.328 Ω/km，線路零序容抗xC0=419.34×103Ω·km。分別設(shè)置F1—F6個(gè)故障點(diǎn)，即母線M背側(cè)區(qū)外(F1)、母線M正向20 km處(F2)、母線M正向100 km處(F3)、母線M正向200 km處(F4)、母線M正向240 km處(F5)及正向區(qū)外(F6)。串補(bǔ)電容即線路串補(bǔ)度為20%。不同位置發(fā)生不同類型故障時(shí)ΔU1(1)、ΔU2(1)及IR見表1—表3。

表1 不同位置不同類型故障時(shí)ΔU1(1)、ΔU2(1)及IR(一)Tab.1 ΔU1(1)、ΔU2(1)and IRvalues when different types of faults occur at different locations(Ⅰ)

表2 不同位置不同類型故障時(shí)ΔU1(1)、ΔU2(1)及IR(二)Tab.2 ΔU1(1)、ΔU2(1) and IRvalues when different types of faults occur at different locations(Ⅱ)

表1—表3中，ABC表示三相短路故障，AB表示兩相短路故障，ABGR0表示兩相短路接地故障，AGR0表示單相短路接地故障，AGR25表示單相經(jīng)25 Ω過渡電阻接地故障，AGR300表示單相經(jīng)300 Ω過渡電阻接地故障?！瘫硎颈Ｗo(hù)動作，×表示保護(hù)不動作。

由表1可知，當(dāng)F1點(diǎn)發(fā)生金屬性故障或經(jīng)較小過渡電阻的接地故障時(shí)，ΔU1(1)均小于ΔU2(1)，保護(hù)可靠不動作。

F2～F6點(diǎn)發(fā)生金屬性故障或經(jīng)較小過渡電阻的接地故障時(shí)，ΔU1(1)均大于ΔU2(1)，而此時(shí)IR均大于IRest，保護(hù)能夠可靠動作。當(dāng)區(qū)外(即點(diǎn))發(fā)生金屬性故障或經(jīng)較小過渡電阻的接地故障時(shí)，IR均小于IRest，保護(hù)可靠不動作。但是，該方案帶過渡電阻能力較弱，當(dāng)區(qū)內(nèi)發(fā)生經(jīng)高阻接地故障時(shí)，如表中F2～F5點(diǎn)處發(fā)生AGR300故障，保護(hù)可能發(fā)生拒動。

表3 不同位置不同類型故障時(shí)ΔU1(1)、ΔU2(1)及IR(三)Tab.3 ΔU1(1)、ΔU2(1) and IRvalues when different types of faults occur at different locations(Ⅲ)

5 結(jié)語

本文將串補(bǔ)電容作為輸電線路的異構(gòu)邊界，提出一種基于正序故障電壓分量和直流分量—工頻分量百分比的串補(bǔ)線路距離保護(hù)新方案，該方案利用正序故障電壓分量的大小判斷串補(bǔ)電容背側(cè)區(qū)外故障和區(qū)內(nèi)故障，利用串補(bǔ)電容對側(cè)母線處電流的直流分量與工頻分量的百分比來判斷區(qū)內(nèi)故障和正向區(qū)外故障。經(jīng)PSCAD仿真驗(yàn)證，該方案可有效提高保護(hù)動作的可靠性。但是仿真發(fā)現(xiàn)，該方案帶過渡電阻能力較弱，當(dāng)區(qū)內(nèi)發(fā)生故障時(shí)的過渡電阻較大，約超過25Ω時(shí)，保護(hù)可能發(fā)生拒動，今后的工作應(yīng)致力于提高新方案的帶過渡電阻能力。