一起750 kV串抗引起线路保护测距异常的机理分析及改进措施

宋海龙，柴斌

（国网宁夏电力有限公司超高压公司，宁夏银川 750011）

750 kV 是西北地区特有的超高压交流输电电压等级，由于输电线路距离较长，线路分布电容很大，容性电流在线路电感的作用下，其线路末端电压会升高，将引起断路器合闸时出现操作过电压，危及设备及电网安全[1-2]。线路串联电抗器组主要由电抗器、电容器、避雷器及隔离开关等设备组成，一般串联于750 kV 输电线路末端，可有效降低线路末端过电压水平，保障设备安全稳定运行[3-6]，但是常规超高压线路保护装置主要适用于均匀参数的交流输电线路，当带串抗的不均匀参数线路发生跳闸时，常规线路保护测距结果与实际情况相比存在显著误差，严重影响故障定位和应急处置效率，从而造成交流输电线路长时间被迫停运[7]。基于一起750 kV 带串抗线路跳闸故障，针对带串抗线路跳闸时对保护测距的影响进行机理分析，并提出相应的改进措施。

1 案例及保护测距原理

1.1 故障案例

2020 年6 月，某750 kV 带串抗超高压线路在距M 变电站30.79 km 发生BC 相相间短路故障，串抗端M 变电站两套线路纵联差动保护动作，3/2接线串内断路器三相跳闸，保护装置显示测距结果均为58.4 km（线路全长58.4 km），故障录波显示测距结果为区外故障；非串抗端N 变电站两套线路保护装置显示测距结果均为0 km。

1.2 保护测距原理分析

常规超高压线路保护装置测距方法包括两种：单端测距方法和双端测距方法[8-9]。常规交流输电系统结构如图1所示。

图1 常规交流输电系统结构

1.2.1 单端测距方法

单端测距是根据故障时的测量电压、测量电流来计算故障回路阻抗，再根据线路长度与故障回路阻抗的正比关系，求得线路保护安装处到故障点的距离。单端测距方法简单，但易受过渡电阻等因素影响，会导致测量误差偏大[10]。以M 站为例，故障回路阻抗ZM计算，如式（1）所示。

式中：ZM—故障回路阻抗，Ω；

UM—故障时测量电压，V；

IM—故障时测量电流，A；

k—零序补偿系数；

3I0—故障时三相零序电流，A。

如式（1）所示，将故障时的测量电压、测量电流数据代入，其他参数可根据线路参数定值生成，从而计算出故障时的回路阻抗，将所得回路阻抗电抗值与线路正序电抗参数相比较，即可折算出保护安装处到故障点的线路长度。

1.2.2 双端测距方法

双端测距方法是基于线路两端电压、两端电流的计算方法[11]。线路两端电压UM，UN计算如式（2）、式（3）所示：

式中：UM、UN—M站、N站处测量电压，V；

IM、IN—M站、N站处测量电流，A；

If—故障点处接地电流，A；

Z—线路单位长度阻抗，Ω；

Zf—故障点处接地阻抗，Ω；

DMf—故障点至M站线路长度，km；

DL—M站至N站线路总长度，km。

根据式（2）、式（3），两式相减抵消Zf，求得故障点至M站线路距离DMf，如式（4）所示：

1.2.3 保护测距方法配合

从理论上讲，常规超高压线路保护双端测距方法不受接地阻抗的影响，其保护测距精度更高[12]，因此，当差动保护功能投入且发生区内故障时，保护装置则采用双端测距方法测得故障点距离；当差动保护功能退出或发生区外故障时，则采用单端测距方法。

2 串抗对保护测距的影响

当带串抗的不均匀参数线路发生故障时，由于常规线路保护装置测距原理是以整条线路参数均匀为前提，而带串抗线路则相当于改变了线路参数均匀的前提条件，因此常规线路保护装置无法准确测距[13-15]。带串抗交流输电系统结构如图2所示。

图2 带串抗交流输电系统结构

在M 站一侧串接线路电抗器，串抗外侧电压计算，如式（5）所示。

ZC—串抗阻抗，Ω。

2.1 串抗对单端测距的影响

如果在带串抗线路两端保护装置均配置单端测距装置，当带串抗线路f 点发生故障时，N 站一侧保护装置单端测距不受串抗影响，可采用式（1）进行故障距离计算；但是，保护装置所整定的零序补偿系数k是计及串抗影响调整后的数值，与交流输电线路均匀参数不一致，故而N 站单端测距结果与实际故障距离误差较大。

与N 站不同，M站一侧保护装置单端测距结果将受到串抗影响，为了消除串抗干扰，计算故障距离DMf时需采用M站串抗外侧电压，如式（6）所示。

但是，保护装置所采用的仍为M 站测量电压UM而非M 站串抗外侧电压且零序补偿系数k同样是计及串抗影响调整后的数值，因此M 站单端测距结果与实际故障距离同样误差较大。

2.2 串抗对双端测距的影响

如果在带串抗线路两端保护装置均配置双端测距装置，则M站、N站保护装置双端测距结果同样受到串抗影响。为了消除串抗干扰，计算故障距离时需采用M 站串抗外侧电压，如式（7）、式（8）所示。

但是，保护装置所采用的仍为M 站测量电压UM而非M 站串抗外侧电压因此M 站、N 站双端测距结果仍与实际故障距离误差较大。

3 保护测距案例分析

串抗对线路保护测距的影响情况适用于220 kV及以上电压等级输电线路，当带串抗线路发生单相接地、相间短路等故障类型时，均存在保护测距不准的问题。本文以某750 kV带串抗输电线路发生BC相相间短路故障为例进行案例分析，按照保护测距的配合原则，当线路纵联差动保护功能投入且发生区内故障时，保护装置应采用双端测距方法。

3.1 保护测距计算

以实际配置的保护装置为例，对M站、N站进行保护测距计算，双端测距结果分别如式（9）、式（10）所示:

将式（5）代入式（9）、式（10）中，可得M 站、N站保护装置测得的故障点距离，分别如式（11）、式（12）所示：

将式（7）、式（8）分别代入式（11）、式（12）中，可得M站、N站保护装置测得的故障点距离，分别如式（13）、式（14）所示:

由式（13）、式（14）可知，当带串抗线路发生故障时，M 站、N 站保护装置所测得的故障点距离是实际故障点距离附加串抗的影响距离。

3.2 实例计算

上述案例中，串抗阻抗ZC为30 Ω，线路正序阻抗Z1为15.45 Ω，线路总长度DL为58.4 km，则线路串抗和单位长度线路正序阻抗比值，如式（15）所示：

上述案例中，M 站负序故障电流I2f为1.44 A，负序差流I2d为5.19 A，则M 站负序故障电流与负序差流比值，如式（16）所示：

由式（15）、式（16）可知，当带串抗线路发生故障时，M 站、N 站保护装置所测得的故障点距离受串抗的影响大小，如式（17）所示：

从线路故障点现场判断，案例中实际故障点距M站为30.79 km，即：

根据式（13）、式（14）、式（17）可得：M 站保护装置测得的故障点距离DMf’=62.25（km），N站保护装置测得的故障点距离DNf’=-3.85（km）。

3.3 测距结果分析

一般情况下，常规线路保护装置只有判断发生区内故障时，才会采用保护装置双端测距方法。当线路首端或末端发生故障时，受二次传变误差、故障非周期分量和计算精度等因素影响，计算结果可能出现负数或者超出线路全长；因此，当测距计算数值为负数时，测距结果显示为0 km；当测距计算数值超线路全长时，测距结果显示为线路全长。

案例中，M 站保护装置双端测距结果为62.25 km，大于线路全长，装置显示测距结果为58.4 km；N 站保护装置双端测距结果为-3.85 km，为负值，装置显示测距结果为0 km。因此，M 站、N 站的测距计算、显示结果与保护装置现场实际显示一致，充分验证了串抗对保护装置测距结果的严重影响，其测距结果与实际距离存在显著误差，致使保护测距结果不具备参考意义。

4 改进措施

1）增加行波测距装置等辅助手段。保护装置维持现状，保护测距结果不作参考。通过增加行波测距装置利用故障产生的行波到达线路两端的时刻进行故障定位，不受串抗的影响；增加故障录波装置对线路故障点进行离线分析和定位；增设全景视频监控对线路故障点进行智能识别分析，便于超高压线路故障点分析判断及现场应急处置。

2）加装串抗外侧电压互感器。保护装置维持现状，在串抗外侧加装一套新的电压互感器，保护装置采集串抗外侧实际电压，通过现有保护测距逻辑可精确计算线路故障点与两站之间的距离，实现超高压线路精准故障定位。

3）研究新型保护装置。对带串抗的不均匀参数线路保护原理进行研究，在现有保护装置采样基础上增设串抗参数、安装位置以及串抗投入状态等定值，优化新的保护测距逻辑，从而实现保护装置精准测距。

5 结论

1）常规线路保护装置未考虑串抗接入对线路参数均匀性的影响，导致保护装置故障测距结果与实际距离存在显著误差，致使保护测距结果对带串抗线路不具备参考意义，该结论适用于220 kV及以上电压等级带串抗输电线路发生单相接地、相间短路等故障类型的保护测距情况。

2）变电站通过增加行波测距、故障录波装置或者增设全景视频监控等辅助手段提高线路故障定位准确性和现场应急处置有效性；保护装置通过采集串抗外侧新增电压互感器电压量实现线路精准故障定位，但投资成本较大；保护装置通过优化测距逻辑，考虑串抗参数、安装位置以及串抗投入状态等因素，不足之处是现行技术规范中暂无标准要求，新型保护装置研发难度较大。