宋海龍，柴斌

（國網(wǎng)寧夏電力有限公司超高壓公司，寧夏銀川 750011）

750 kV 是西北地區(qū)特有的超高壓交流輸電電壓等級，由于輸電線路距離較長，線路分布電容很大，容性電流在線路電感的作用下，其線路末端電壓會升高，將引起斷路器合閘時出現(xiàn)操作過電壓，危及設備及電網(wǎng)安全[1-2]。線路串聯(lián)電抗器組主要由電抗器、電容器、避雷器及隔離開關等設備組成，一般串聯(lián)于750 kV 輸電線路末端，可有效降低線路末端過電壓水平，保障設備安全穩(wěn)定運行[3-6]，但是常規(guī)超高壓線路保護裝置主要適用于均勻參數(shù)的交流輸電線路，當帶串抗的不均勻參數(shù)線路發(fā)生跳閘時，常規(guī)線路保護測距結(jié)果與實際情況相比存在顯著誤差，嚴重影響故障定位和應急處置效率，從而造成交流輸電線路長時間被迫停運[7]?；谝黄?50 kV 帶串抗線路跳閘故障，針對帶串抗線路跳閘時對保護測距的影響進行機理分析，并提出相應的改進措施。

1 案例及保護測距原理

1.1 故障案例

2020 年6 月，某750 kV 帶串抗超高壓線路在距M 變電站30.79 km 發(fā)生BC 相相間短路故障，串抗端M 變電站兩套線路縱聯(lián)差動保護動作，3/2接線串內(nèi)斷路器三相跳閘，保護裝置顯示測距結(jié)果均為58.4 km（線路全長58.4 km），故障錄波顯示測距結(jié)果為區(qū)外故障；非串抗端N 變電站兩套線路保護裝置顯示測距結(jié)果均為0 km。

1.2 保護測距原理分析

常規(guī)超高壓線路保護裝置測距方法包括兩種：單端測距方法和雙端測距方法[8-9]。常規(guī)交流輸電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 常規(guī)交流輸電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

1.2.1 單端測距方法

單端測距是根據(jù)故障時的測量電壓、測量電流來計算故障回路阻抗，再根據(jù)線路長度與故障回路阻抗的正比關系，求得線路保護安裝處到故障點的距離。單端測距方法簡單，但易受過渡電阻等因素影響，會導致測量誤差偏大[10]。以M 站為例，故障回路阻抗ZM計算，如式（1）所示。

式中：ZM—故障回路阻抗，Ω；

UM—故障時測量電壓，V；

IM—故障時測量電流，A；

k—零序補償系數(shù)；

3I0—故障時三相零序電流，A。

如式（1）所示，將故障時的測量電壓、測量電流數(shù)據(jù)代入，其他參數(shù)可根據(jù)線路參數(shù)定值生成，從而計算出故障時的回路阻抗，將所得回路阻抗電抗值與線路正序電抗參數(shù)相比較，即可折算出保護安裝處到故障點的線路長度。

1.2.2 雙端測距方法

雙端測距方法是基于線路兩端電壓、兩端電流的計算方法[11]。線路兩端電壓UM，UN計算如式（2）、式（3）所示：

式中：UM、UN—M站、N站處測量電壓，V；

IM、IN—M站、N站處測量電流，A；

If—故障點處接地電流，A；

Z—線路單位長度阻抗，Ω；

Zf—故障點處接地阻抗，Ω；

DMf—故障點至M站線路長度，km；

DL—M站至N站線路總長度，km。

根據(jù)式（2）、式（3），兩式相減抵消Zf，求得故障點至M站線路距離DMf，如式（4）所示：

1.2.3 保護測距方法配合

從理論上講，常規(guī)超高壓線路保護雙端測距方法不受接地阻抗的影響，其保護測距精度更高[12]，因此，當差動保護功能投入且發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時，保護裝置則采用雙端測距方法測得故障點距離；當差動保護功能退出或發(fā)生區(qū)外故障時，則采用單端測距方法。

2 串抗對保護測距的影響

當帶串抗的不均勻參數(shù)線路發(fā)生故障時，由于常規(guī)線路保護裝置測距原理是以整條線路參數(shù)均勻為前提，而帶串抗線路則相當于改變了線路參數(shù)均勻的前提條件，因此常規(guī)線路保護裝置無法準確測距[13-15]。帶串抗交流輸電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖2所示。

圖2 帶串抗交流輸電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

在M 站一側(cè)串接線路電抗器，串抗外側(cè)電壓計算，如式（5）所示。

ZC—串抗阻抗，Ω。

2.1 串抗對單端測距的影響

如果在帶串抗線路兩端保護裝置均配置單端測距裝置，當帶串抗線路f 點發(fā)生故障時，N 站一側(cè)保護裝置單端測距不受串抗影響，可采用式（1）進行故障距離計算；但是，保護裝置所整定的零序補償系數(shù)k是計及串抗影響調(diào)整后的數(shù)值，與交流輸電線路均勻參數(shù)不一致，故而N 站單端測距結(jié)果與實際故障距離誤差較大。

與N 站不同，M站一側(cè)保護裝置單端測距結(jié)果將受到串抗影響，為了消除串抗干擾，計算故障距離DMf時需采用M站串抗外側(cè)電壓，如式（6）所示。

但是，保護裝置所采用的仍為M 站測量電壓UM而非M 站串抗外側(cè)電壓且零序補償系數(shù)k同樣是計及串抗影響調(diào)整后的數(shù)值，因此M 站單端測距結(jié)果與實際故障距離同樣誤差較大。

2.2 串抗對雙端測距的影響

如果在帶串抗線路兩端保護裝置均配置雙端測距裝置，則M站、N站保護裝置雙端測距結(jié)果同樣受到串抗影響。為了消除串抗干擾，計算故障距離時需采用M 站串抗外側(cè)電壓，如式（7）、式（8）所示。

但是，保護裝置所采用的仍為M 站測量電壓UM而非M 站串抗外側(cè)電壓因此M 站、N 站雙端測距結(jié)果仍與實際故障距離誤差較大。

3 保護測距案例分析

串抗對線路保護測距的影響情況適用于220 kV及以上電壓等級輸電線路，當帶串抗線路發(fā)生單相接地、相間短路等故障類型時，均存在保護測距不準的問題。本文以某750 kV帶串抗輸電線路發(fā)生BC相相間短路故障為例進行案例分析，按照保護測距的配合原則，當線路縱聯(lián)差動保護功能投入且發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時，保護裝置應采用雙端測距方法。

3.1 保護測距計算

以實際配置的保護裝置為例，對M站、N站進行保護測距計算，雙端測距結(jié)果分別如式（9）、式（10）所示:

將式（5）代入式（9）、式（10）中，可得M 站、N站保護裝置測得的故障點距離，分別如式（11）、式（12）所示：

將式（7）、式（8）分別代入式（11）、式（12）中，可得M站、N站保護裝置測得的故障點距離，分別如式（13）、式（14）所示:

由式（13）、式（14）可知，當帶串抗線路發(fā)生故障時，M 站、N 站保護裝置所測得的故障點距離是實際故障點距離附加串抗的影響距離。

3.2 實例計算

上述案例中，串抗阻抗ZC為30 Ω，線路正序阻抗Z1為15.45 Ω，線路總長度DL為58.4 km，則線路串抗和單位長度線路正序阻抗比值，如式（15）所示：

上述案例中，M 站負序故障電流I2f為1.44 A，負序差流I2d為5.19 A，則M 站負序故障電流與負序差流比值，如式（16）所示：

由式（15）、式（16）可知，當帶串抗線路發(fā)生故障時，M 站、N 站保護裝置所測得的故障點距離受串抗的影響大小，如式（17）所示：

從線路故障點現(xiàn)場判斷，案例中實際故障點距M站為30.79 km，即：

根據(jù)式（13）、式（14）、式（17）可得：M 站保護裝置測得的故障點距離DMf’=62.25（km），N站保護裝置測得的故障點距離DNf’=-3.85（km）。

3.3 測距結(jié)果分析

一般情況下，常規(guī)線路保護裝置只有判斷發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時，才會采用保護裝置雙端測距方法。當線路首端或末端發(fā)生故障時，受二次傳變誤差、故障非周期分量和計算精度等因素影響，計算結(jié)果可能出現(xiàn)負數(shù)或者超出線路全長；因此，當測距計算數(shù)值為負數(shù)時，測距結(jié)果顯示為0 km；當測距計算數(shù)值超線路全長時，測距結(jié)果顯示為線路全長。

案例中，M 站保護裝置雙端測距結(jié)果為62.25 km，大于線路全長，裝置顯示測距結(jié)果為58.4 km；N 站保護裝置雙端測距結(jié)果為-3.85 km，為負值，裝置顯示測距結(jié)果為0 km。因此，M 站、N 站的測距計算、顯示結(jié)果與保護裝置現(xiàn)場實際顯示一致，充分驗證了串抗對保護裝置測距結(jié)果的嚴重影響，其測距結(jié)果與實際距離存在顯著誤差，致使保護測距結(jié)果不具備參考意義。

4 改進措施

1）增加行波測距裝置等輔助手段。保護裝置維持現(xiàn)狀，保護測距結(jié)果不作參考。通過增加行波測距裝置利用故障產(chǎn)生的行波到達線路兩端的時刻進行故障定位，不受串抗的影響；增加故障錄波裝置對線路故障點進行離線分析和定位；增設全景視頻監(jiān)控對線路故障點進行智能識別分析，便于超高壓線路故障點分析判斷及現(xiàn)場應急處置。

2）加裝串抗外側(cè)電壓互感器。保護裝置維持現(xiàn)狀，在串抗外側(cè)加裝一套新的電壓互感器，保護裝置采集串抗外側(cè)實際電壓，通過現(xiàn)有保護測距邏輯可精確計算線路故障點與兩站之間的距離，實現(xiàn)超高壓線路精準故障定位。

3）研究新型保護裝置。對帶串抗的不均勻參數(shù)線路保護原理進行研究，在現(xiàn)有保護裝置采樣基礎上增設串抗參數(shù)、安裝位置以及串抗投入狀態(tài)等定值，優(yōu)化新的保護測距邏輯，從而實現(xiàn)保護裝置精準測距。

5 結(jié)論

1）常規(guī)線路保護裝置未考慮串抗接入對線路參數(shù)均勻性的影響，導致保護裝置故障測距結(jié)果與實際距離存在顯著誤差，致使保護測距結(jié)果對帶串抗線路不具備參考意義，該結(jié)論適用于220 kV及以上電壓等級帶串抗輸電線路發(fā)生單相接地、相間短路等故障類型的保護測距情況。

2）變電站通過增加行波測距、故障錄波裝置或者增設全景視頻監(jiān)控等輔助手段提高線路故障定位準確性和現(xiàn)場應急處置有效性；保護裝置通過采集串抗外側(cè)新增電壓互感器電壓量實現(xiàn)線路精準故障定位，但投資成本較大；保護裝置通過優(yōu)化測距邏輯，考慮串抗參數(shù)、安裝位置以及串抗投入狀態(tài)等因素，不足之處是現(xiàn)行技術規(guī)范中暫無標準要求，新型保護裝置研發(fā)難度較大。