带串联补偿装置的输电线路距离保护新方案
时间：2023-06-03 21:40:15 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
崔 岩，许想奎，李杨春
(国网天津市电力公司检修公司，天津 300230)
串联电容补偿技术(简称：串补)利用呈容性的串补电容来减小部分呈感性的线路电抗，有效地减小了线路“电气距离”，提高了电力系统的稳定水平和输电容量，而且这种方法不需要新建输电杆塔，也能有效地提高输电的经济性，因此串补技术广泛地应用于超/特高压输电工程[1-14]。但串补设备接入输电线路时，线路参数均匀分布的特性将被破坏，使得距离保护测量阻抗不能正确反映故障位置，给传统距离保护的动作行为带来严重影响[15-21]。其中文献[15]针对串补线路区外发生故障时距离保护容易误动的问题，提出一种改进方案，即在采用2个记忆时间不同的距离继电器判别方向的基础上，修改弱馈逻辑，经仿真验证，该方案在一定程度上能够克服距离保护超越误动的问题，而且动作速度快，因此可为实际工程的纵联距离保护提供改造思路。文献[16-17]通过在传统距离保护中加入智能算法，能够在一定程度上提高保护的动作可靠性，但该方法过于依赖仿真，且运算量大，不适合实际工程。文献[18]重点分析了串补电容前发生故障时补偿电压与串补电容后发生故障时补偿电压的不同，由此建立一个新的保护判据，该判据不受串补设备安装位置的影响。文献[19-20]则利用参数识别的方法来确定串补线路保护安装处到故障点的距离，这种利用参数识别的方法不但可以克服串补线路距离保护拒动或误动的问题，而且在一定程度上也可以克消除MOV的非线性影响。文献[21]利用串补线路故障时两侧电流暂态量的差异，提出一种基于双端谐波幅值波动差异的串补线路距离保护判据，但该文对于新判据的验证仅限于三相短路故障，对于其他故障是否适用仍有待研究。
文章在现有研究成果的基础上，分析了不同位置发生故障时线路正序故障电压分量的变化情况及串补电容对侧母线处暂态电流的差异，提出一种基于正序故障电压分量和直流分量—工频分量百分比的串补线路距离保护新方案，该方案利用串补电容两侧正序故障电压分量的大小来判断串补电容背侧区外故障和区内故障，利用串补电容对侧母线处电流的直流分量与工频分量的百分比来判断区内故障和正向区外故障，可有效提高保护动作可靠性。
由于超/特高压输电线路较长，串补设备安装在线路中间时对传统继电保护的影响较小。因此，本文以图1所示串补设备安装在线路一侧为例来分析串补设备对距离保护的影响。图中Em、En、Ep为电源，保护1和保护2分别安装在母线M和母线P处，串补电容为Xc，串补电容母线侧电压互感器为TV1，线路侧电压互感器为TV2。
图1 串补安装在线路一侧的输电系统示意Fig.1 Schematic diagram of transmission system with series compensation installed on one side of the line
为了防止串补电容背侧线路发生故障时保护出现超越误动现象，保护1的距离段应按照式(1)来整定：
Zset=(0.8～0.85)(ZMQ-jXC)
(1)
图2 保护1阻抗继电器动作特性Fig.2 Action characteristics of protection 1 impedance relay
通常情况下，线路的串补度为25%～75%。若假设XC=0.4ZMQ，则Zset=(0.48～0.51)ZMQ，由此可见串补设备使得保护距离大大减小。
(b)保护装置2。若保护2使用母线侧电压互感器(TV1)，为了避免当母线M上发生故障时保护误动，保护2的距离段也应按照式(1)来整定，其阻抗继电器动作特性如图3所示。
图3中，实线圆表示以正序电压作为极化电压的阻抗继电器动作特性，虚线圆表示正方向发生三相短路故障时，记忆电压消失后的阻抗继电器动作特性；
ZQP大小与保护装置1中的大小相等，ZN′P为保护装置2背侧系统正序等值阻抗。
图3 保护2阻抗继电器动作特性Fig.3 Action characteristics of protection 2 impedance relay
由于图1中串补设备两侧均有较大的输电系统，所以一般情况下XC小于ZN′P，故而Q点落在圆内，即当Q点发生故障时，保护2能够可靠动作；
但是当XC大于ZN′P时，Q点就会落在圆外，即当Q点发生故障时，保护装置2将会拒动。
若保护2使用线路侧电压互感器(TV2)，则正方向发生短路故障时，保护范围不受串补设备的影响；
保护范围约为线路全长的80%至85%，与不含串补的线路的距离Ⅰ段保护范围相同。反方向发生故障时，其阻抗继电器动作特性如图4所示。
图4 反方向发生故障时保护2的阻抗继电器动作特性Fig.4 Action characteristics of the impedance relay of protection 2 when a fault occurs in the opposite direction
图4中实线圆表示反方向三相短路故障时，极化电压记忆作用消失后的动作特性，虚线圆表示以正序电压作为极化电压时的方向阻抗继电器动作特性；
ZQP的大小与保护1中ZQP大小相等，ZN′P为保护2背侧系统的正序等值阻抗。由图4可知，在保护2反方向发生三相短路故障时，以正序电压作为极化电压的方向阻抗继电器在记忆作用消失后将会误动。
3.1 串补侧故障分析
以图5来对保护原理进行说明。图5中，Em、Xm分别为M侧的电源和系统阻抗，En、Xn分别为N侧的电源和系统阻抗；
串补电容Xc安装在母线M侧，忽略串补电容到母线M之间的距离；
TV1为接在母线M上的电压互感器，TV2为接在串补出口处的电压互感器，被保护线路全长为L0。
图5 串补输电系统示意Fig.5 Schematic diagram of series compensation transmission system
不同位置故障时正序故障电压分量的分布如图6所示。
图6 不同位置故障时正序故障电压分量的分布Fig.6 The distribution of positive sequence fault voltage components when faults at different locations
对于M侧：①母线M背侧区外(即F1点)发生故障。此时故障点处正序故障电压分量最大，随着故障点右移，正序故障电压分量逐渐降低，在串补电容Xc处，由于电容的升压作用，正序故障电压分量增大，从而使得TV1处所测的正序故障电压分量ΔU1(1)小于TV2处的正序故障电压分量ΔU2(1)；
当故障点继续右移，正序故障电压分量逐渐减小至0。故障电压分量变化情况如图6(b)所示。②区内(即F3点)发生故障。随着故障点左移，正序故障电压分量逐渐减小，在串补电容处出现ΔU1(1)大于ΔU2(1)的情况，如图6(c)所示。③正向区外(即F6点)故障。此时正序故障电压分量变化情况与区内故障时类似，在串补电容处也会出现ΔU1(1)大于ΔU2(1)的情况，如图6(d)所示。
通过上述分析，对于M侧而言，通过比较ΔU1(1)与ΔU2(1)的大小即可判断故障点是位于母线M背侧区外还是在母线M正方向上。当ΔU1(1)小于ΔU2(1)时，可判定故障故障点在母线M背侧区外，此时闭锁保护；
当ΔU1(1)大于ΔU2(1)时，可判定故障点在母线M正方向上。由于母线M正向故障包括正向区内故障和正向区外故障，要判断这两种故障还要结合N侧的故障判断原则。
3.2 串补对侧故障分析
对于N侧，母线N处电压的瞬时测量值为：
un=Unsin(wt+αn)
(2)
式中，Un为N侧系统电压的幅值，w为工频角速度，αn为母线N处电压的初相角。以三相短路故障为例，当母线N正向区内，即图6中点发生故障时，N侧相当于一个RL一阶电路，令线路单位长度电阻为r，单位长度电感为l，故障点到母线处的距离为L，由此可得：
(3)
则可求得母线N侧保护安装处电流in为：
(4)
当母线N背侧区外，即图6中的F6点发生故障时，故障电路为1个二阶RLC电路，故障电流为穿越性电流，母线N处所测电流in与母线M处所测电流im相等，所以可得：
(5)
式中，Um为M侧系统电压的幅值，αm为母线M处电压的初相角，C为串补设备的电容值。
则可求得电流in为：
(6)
式(6)中φ的含义与式(4)中相同，其他参数Im，A，φ1，τ2，wf，φ的含义如式(7)所示。
(7)
由式(7)可知，母线N背侧区外故障时，母线N侧保护安装处测得的电流包含稳态电流和衰减的低频振荡分量。
由上述分析可知，理想情况下，母线N正向区内发生故障时，电流in中含有直流分量，即直流分量与工频分量的百分比(定义为IR)不等于0；
母线N背侧区外发生故障时，电流in中不含直流分量，即直流分量与工频分量的百分比(定义为IR)等于0，以IR是否等于0可以构成区分母线N正向区内故障和背侧区外故障的条件。考虑到仿真过程存在的误差，将IR的整定留3%的裕度，即将IR的整定值设为IRset=3%。即当直流分量占工频分量的百分比大于3%时判定为母线N背侧区外故障，当直流分量占工频分量的百分比小于3%时判定为母线N正向区内故障。综上所述，保护动作判据可以归纳为：
(8)
3.3 保护流程
保护流程图如图7所示。
图7 保护流程Fig.7 Protection flow chart
(1)测量出母线M处的电压和串补出口处的正序电压，分别得到这两处的电压的正序故障电压分量为ΔU1(1)和ΔU2(1)。然后比较ΔU1(1)和ΔU2(1)的大小，若ΔU1(1)小于ΔU2(1)，则判定为区外故障，保护不动作；
若ΔU1(1)和ΔU2(1)，则进行下一步。
(2)测量出母线N处的电流in，通过快速傅里叶分析计算出暂态电流中直流分量占工频的百分比IR，若IR大于整定值，则保护动作；
若IR小于整定值，则保护不动作。
利用PSCAD搭建如图5所示500 kV线路模型。保护线路MN长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°。
线路采用贝瑞隆分布参数模型，其参数值为：r1=0.036 Ω/km，xL1=0.503 Ω/km，正序单位长度电阻和电抗分别为：r1=0.036 Ω/km，xL1=0.503 Ω/km，线路正序容抗xC1=302.151×103Ω·km；
；
零序单位长度电阻和电抗分别为：r0=0.38 Ω/km，xL0=1.328 Ω/km，线路零序容抗xC0=419.34×103Ω·km。分别设置F1—F6个故障点，即母线M背侧区外(F1)、母线M正向20 km处(F2)、母线M正向100 km处(F3)、母线M正向200 km处(F4)、母线M正向240 km处(F5)及正向区外(F6)。串补电容即线路串补度为20%。不同位置发生不同类型故障时ΔU1(1)、ΔU2(1)及IR见表1—表3。
表1 不同位置不同类型故障时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 不同位置不同类型故障时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表示两相短路故障，ABGR0表示两相短路接地故障，AGR0表示单相短路接地故障，AGR25表示单相经25 Ω过渡电阻接地故障，AGR300表示单相经300 Ω过渡电阻接地故障。√表示保护动作，×表示保护不动作。
由表1可知，当F1点发生金属性故障或经较小过渡电阻的接地故障时，ΔU1(1)均小于ΔU2(1)，保护可靠不动作。
F2～F6点发生金属性故障或经较小过渡电阻的接地故障时，ΔU1(1)均大于ΔU2(1)，而此时IR均大于IRest，保护能够可靠动作。当区外(即点)发生金属性故障或经较小过渡电阻的接地故障时，IR均小于IRest，保护可靠不动作。但是，该方案带过渡电阻能力较弱，当区内发生经高阻接地故障时，如表中F2～F5点处发生AGR300故障，保护可能发生拒动。
表3 不同位置不同类型故障时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)
本文将串补电容作为输电线路的异构边界，提出一种基于正序故障电压分量和直流分量—工频分量百分比的串补线路距离保护新方案，该方案利用正序故障电压分量的大小判断串补电容背侧区外故障和区内故障，利用串补电容对侧母线处电流的直流分量与工频分量的百分比来判断区内故障和正向区外故障。经PSCAD仿真验证，该方案可有效提高保护动作的可靠性。但是仿真发现，该方案带过渡电阻能力较弱，当区内发生故障时的过渡电阻较大，约超过25Ω时，保护可能发生拒动，今后的工作应致力于提高新方案的带过渡电阻能力。
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