超高压线路保护

超高压线路保护（精选12篇）

超高压线路保护 第1篇

关键词：光纤传输,误码率,误码处理

1 超高压线路继电保护传输通道概述

1.1 光纤代替传统载波传输

目前, 电力系统中一般采用的继电保护装置的工作情况如图1所示, 即继电保护信号在经过信号接口后转换输出成为2 Mbit/s或64 kbit/s的信号, 再经过信号传输系统传输到对侧。在这个过程中继电保护装置的信号可以通过不同的信号载体进行传输, 包括电力载波、微波、光纤、导引线等。

以往的信号传输, 利用的是电力线载波通道, 也就是电力系统中特有的专用通信方式, 具有投资小、建设工期短、设备简单、通信安全等特点, 电力输电线路到哪里, 通信的线路即可以随之延伸到哪里。这种传输方式有2种:专用载波、复用载波。但是, 专用载波保护装置运行的效果并不十分理想, 主要是抗误动的能力较差, 在实际的运行过程中发现多次因信号间断而出现的保护误动事故。而复用载波的保护情况稍好, 但也存在着同样的问题。所以目前被广泛采用的是光纤通信, 其工作原理是将光波频率作为载波, 进行信号传输。这样做的效果在实际应用过程中得到了广泛认可和肯定。因此, 以光纤作为传输通信媒介的系统已经得到了广泛的应用。

1.2 光纤通信的优点

(1) 传输的质量高, 一般情况下误码率较低。这种特征是来自于光波的频率稳定且高于电波频率, 而且光纤和电缆比较, 其信号的损失也较低, 所以光纤通道很容易满足继电保护快速性和准确性的要求, 即发送端保护装置的信号经过传输后到达接收端, 在这样的过程中其信号与初始信号完全一致, 不会出现任何的增减。

(2) 光的频率非常高, 所以其传输的频带宽、信息量大。这样就可以使线路两端的装置将信息交换的量最大化, 从而使信息内容多元化, 增强了继电保护装置的动作的判断依据, 从而提高了动作的准确性和可靠性。

(3) 光信号的抗干扰能力强。光信号的特点是不容易受到电磁干扰, 这样就可以使光纤通信系统有效地避免了雷电、系统故障等带来的电磁类干扰, 在某段发生事故时也可以利用光纤跨越事故线路传输准确的信号。因此光纤通道更加适合应用在继电保护通道上。

2 超高压继电保护通信的误码率研究

2.1 误码率的概念

误码是指在接收、判别、再生成的过程中数字码信息中会产生某些比特发生错误的情况, 这些错误的信息往往能够影响接收端的操作。是一种危害性信息, 所以称之为误码。

传统上常常利用长期的平均比特率即误码率来衡量信号传输的质量, 也就是以某一特定的检测时间内的错误比特数和传输的比特总数进行比较, 当作误码率。这种定义方式在理论上是将误码的出现看成是一种常态数据, 即在一定的时间范围内就会出现误码。而在实际的应用过程中, 误码往往是不定期出现的, 随机性较大。因此利用长期平均误码率来衡量数字信号传输的质量是不能完全说明设备的运行情况的。所以在应用中往往是使用一些短期误码的参数来衡量误码率。

2.2 误码产生的原因和处理思路

在继电保护传输中产生误码的原因可能是: (1) 内部的工作机理产生的误码。这种误码包括各种噪声源产生的误码;定位的抖动产生的误码, 如复用器、交叉连接设备、交换机等产生的误码;由光纤色散产生的码间干扰而引起的误码, 此类误码是由系统长时间的误码性能反映出来。 (2) 脉冲干扰产生的误码。这种误码主要是由电磁干扰、设备故障、电源瞬间状态干扰等原因引起的。此类误码的突发性明显, 误码数量较大, 其表现就是系统突然间出现大量的误码, 这种情况可以通过短期误码性能反映出来。

对于继电保护信号传输中出现的各种不同装置在检测出误码的时候, 其采取的措施也不尽相同。通常的做法是将存在的误码数据进行甄别和删除, 数据系列中的这种数据短缺对保护装置的影响与继电保护装置的设计方案有一定的关系。有的只需要使保护动作延迟少量时间, 也就是几毫秒;有的需要在误码后重新建立同步, 可能要延迟较长的时间, 这对保护的传输性能就会产生很大的影响, 所以在处理误码时要根据不同的情况进行调整。

3 超高压线路保护误码处理措施

3.1 光纤通信系统产生误码的原因

3.1.1 通道异常数据产生不同步

光纤保护的对侧在传输数据的时候是需要保持较高的同步性的, 即数据传输的实时性。如果此时出现两侧采集数据不一致, 这就导致不平衡的电流量加大, 这种情况一般出现在复用通道上, 专用的光纤通道因为传输通道较为封闭, 不会出现此类情况。通道两侧一般采用的是一主一从的运行方式, 主机侧为参照侧, 从机侧为调整端, 若两侧出现不同步, 参与计算的交流采样值就会出现时间上的误差, 这就导致了差流。对这一问题的解决一般采用的是调整系统时间的方法, 让两侧的时间同步起来, 这样就消除了时间差异。RCS-931系列保护利用控制字“主机方式”和“专用光纤”进行整定, 可防止因数据传输中产生周期性误码而出现差流。

3.1.2 弱电源侧的光纤差动

如果线路一侧是弱电源侧或者无电源侧, 那么在线路范围内出现故障时, 短路后由于弱电源或者无电源的一侧既无电流突变量又无零序电流, 因此该侧启动元件不能启动, 程序正常运行, 差动继电器无法进行计算, 不会向对侧发出“差动动作”允许信号, 导致故障区域内故障电源侧电流纵联差动保护被拒绝。

3.2 高压保护网络故障分析

某超高压变电所, 因扩容而新增了双回线路, 一项二项回路保证配置完全相同, 一套为南瑞继电保护公司生产的RCS-931线路保护、RCS-925A远跳过压保护;第二套为国电南自的PSL-602光纤纵联距离保护设备。这两套线路的保护均采用双光纤两兆复用通道, 保护和远跳共用通道。保护和通信机房光电转换装置的连接均采用光纤方式。

3.2.1 异常情况

经过一段时间的运行, 发现该双回路线路合环送电时, 保护装置没有发现异常, 保护及高抗极性在校验中均正确。在检测I回路保护通道时发现第一套RCS-931A保护线路虽然单向通道未告警, 但通道出现失步现象, 没有误码, 而且保护不报“通道异常”。

为解决该问题, 技术人员在RCS-931保护中增加了一个低压差流启动元件作为特殊启动方式。当发生区内故障时, 无电源侧因无电源支持, 电压降低幅度大, 同时弱电源侧也会检测到差流, 满足低压差流启动条件, 因此弱电源或无电源侧启动元件动作向对侧发“差动动作”允许信号, 这样就使得保护采取正确动作。当弱电源侧或无电源侧发生TV断线时, 低压启动元件自动退出, 由零序电压元件、电流元件作为启动条件, 且延时30 ms动作。

3.2.2 采取的措施

完成对线路的检测和改动后, 由于Ⅰ回路单相通道有失步次数增加的情况, 一直未见异常, 没有影响整个差动保护装置的运行, 经厂家人员确认可以将两回路通道均接入保护装置并投入运行。新程序待厂家经过动模试验检验合格后, 结合线路停电对保护装置进行升级。

根据原始记录检查保护装置的单相通道的尾纤收发接入正确。本侧断开Ⅰ回路的通道尾纤, 本侧及对侧保护均只报Ⅰ回路通道异常;本侧断开Ⅰ回路通道的尾纤, 本侧及对侧保护均Ⅰ回路通道异常, 以确认通道接线正确。

虽然Ⅱ回线第一套RCS-931保护装置的收发线路均未见异常 (保护装置上显示其通道的延时都为1 594μs, 失步和误码都是0) , 但不能排除可能存在与Ⅰ回线相同的问题, 只是情况不明显而已。因此提醒了运行人员加强对Ⅱ回线第一套RCS-931保护装置通道情况的观察。

RCS-931保护装置报通道失步的瞬间, 会将保护装置暂时退出, 每失步一次, 即瞬时退出保护一次。若失步次数不是非常快速的增加, 保护装置不会报通道异常, 运行人员和保护人员很难发现。因此提请保护人员在将RCS-931保护装置校验完毕, 通道对调完成后, 还要观察保护装置的“通道状态”中的显示时间至少30 min, 检查有无误码和失步。条件允许的情况下, 应观察2 h。

通过这样的检查和修改, 系统运行恢复了正常的状态。可见, 在实际工作中应当对系统出现的问题区别对待, 尤其是对光纤的误码, 更是要通过仔细的甄别采取相应的措施加以解决。

参考文献

[1]梁保然.电力系统继电保护的现状与发展[J].今日科苑, 2008 (2)

[2]王世文, 李雄.河南电力继电保护信号传输通道现状分析[J].电力系统通信, 2008 (2)

[3]许西平, 王鹏.光纤通道应用于继电保护中的若干问题探讨[J].继电器, 2007 (4)

[4]李环媛, 马鹏飞, 宋中心.光纤电流差动保护在华北500kV主网中的应用[J].电力系统通信, 2008 (2)

高压电力线路课件 第2篇

架空电力线路的结构主要包括杆塔及其基础、导线、绝缘子、拉线、横担、金具、防雷设施及接地装置。

1、杆塔种类及使用特点

杆塔是架空电力线路的重要组成部分，其作用是支持导线、避雷线和其他附件。

（1）杆塔按材质分类 木杆、水泥杆和金属杆。

（2）杆塔按在线路上的作用分类

1）直线杆

主要用于线路直线段中。

2）耐张杆塔(又称承力杆塔)

主要用于线路分段处。3）转角杆塔

主要用于线路转角处。4）终端杆塔

位于线路首、末段端。

5）特殊杆塔

一般用于跨越公路、铁路、河流、山谷、电力线、通信线等情况。

2、杆塔基础作用及分类

杆塔基础是指架空电力线路杆塔地面以下部分的设施。杆塔基础一般分为混凝土电杆基础和铁塔基础。

（1）混凝土电杆基础

一般采用地盘、卡盘、拉盘（俗称三盘）基础。

（2）铁塔基础

一般根据铁塔类型、塔位地形、地质及施工条件等实际情况确定。根据铁塔根开大小不同，大体可分为宽基和窄基两种。

（3）对基础的一般要求

基础的埋深必须在冻土层深度以下，且不应小于0.6m，在地面应留有300mm高的防沉土台。

3、架空导线

架空导线是架空电力线路的主要组成部件，其作用是传输电流，输送电功率。

架空导线种类分为裸导线和绝缘导线两大类。

4、常用绝缘子的种类与用途 绝缘子是一种隔离部件。常用的绝缘子有（1）针式绝缘子（2）柱式绝缘子（3）瓷横担绝缘子

（4）悬式绝缘子（可分为普通型和防污型）（5）棒式绝缘子（6）碟式绝缘子

5、拉线的作用、形式及选用（1）拉线作用

拉线的作用是为了在架设导线后能平衡杆塔所承受的导线张力和水平风力，以防止杆塔倾倒。（2）拉线形式

拉线按其作用可分为张力拉线和风力拉线。

6、横担规格

横担定位在电杆上部，用来支持绝缘子和导线等，并使导线有规定的距离。

150以下转角横担采用单横担，150~450采用双横担，450以上采用转角杆采用十字横担。

横担按材质的不同可分为木横担、铁横担和瓷横担。

7、线路金具分类及其用途

线路金具是指连接和组合线路上各类装置，以传递机械、电气负荷以及起到某种防护作用的金属附件。按其作用可分为支持金具、连接金具、接续金具、保护金具和拉线金具等。

8、架空电路线路的防雷措施

架设避雷线是架空线路最基本的防雷措施。避雷线架设在导线上方，并在每基杆塔底部进行接地，因此避雷线又称架空地线。

9、接地装置

接地装置是指埋设于土壤中并与每基杆塔的避雷线及杆塔体有电气连接的金属装置。其作用是将雷电流引入大地并迅速扩散，以保护线路免遭雷击。接地装置主要包括接地引起线和接地体。

二、架空电路线路的技术要求

1、架空导线截面选择

架空导线的选择应使所选导线具有足够的导电能力与机械强度，能满足线路技术、经济要求，确保安全、经济、可靠地传输电能。因此选择架空导线截面时应按照经济电流密度、发热条件、允许电压损失、机械强度、电晕损耗等条件进行决定。

2、架空配电线路的导线排列、档距与线间距离（1）导线排列

10~35kV架空线路的导线，一般采用三角排列或水平排列，多回线路同杆架设的导线，一般采用三角、水平混合排列或垂直排列。（2）架空配电线路档距

35kV架空线路耐张段的长度不宜大于3~5km,10kV及以下架空电路线路的耐张段的长度不宜大于2km。

（3）架空配电线路导线的线间距离

3）10kV及以下线路与35kV线路同杆架设时，导线间的垂直距离不应小于2m;35kV双回路或多回路的不同回路不同相导线间的距离不应小于3m。

3、架空导线的弧垂及对地交叉跨越（1）弧垂

弧垂是相邻两杆塔导线悬挂点连线的中点对导线铅垂线的距离。在同一档距中，各相导线的弧垂应力求一致，其允许误差不应大于0.2m。

（2）架空线路对地及交叉跨越允许距离

3kV~35kV架空电力线路不应跨越屋顶为燃烧材料做成的建筑物，对耐火屋顶的建筑物应尽量不跨域。如需跨越，导线与建筑物的垂直距离应在最大计算负荷情况下，35kV线路不应小于4m，3kV~10kV线路不应小于3m，3kV以下线路不应小于2.5m。架空电力线路跨越架空弱电线路时，其交叉角对于一级弱电线路，应≥450，对于二级弱电线路，应≥300。

三、架空电力线路的运行维护

1、架空电力线路巡视

按巡视的性质和方法不同，线路巡视一般可分为定期巡视、夜间巡视、特殊巡视、故障巡视、登杆巡视和监察巡视。

2、架空电力线路常见故障（1）导线损伤、断股、断裂。

（2）倒杆

电杆严重倾斜，虽然还在继续运行，但由于各种电气距离发生很大变化，继续供电将会危及设备和人身安全，必须停电予以修复。

（3）接头发热

发现导线接头过热，首先应设法减少该线路的负荷，同时，增加夜间巡视，观察导线接头处有无发红的现象，发现导线接头发热严重，应将该线路停电进行处理。

（4）导线对被跨越物放电事故（5）单相接地（6）两相短路（7）三相短路（8）缺相

3、反事故措施

为保证线路的安全运行，防止事故的发生，除定期对线路进行巡视检查外，还要采取防雷、防暑、防寒、防风、防汛、防污等反事故措施。

四、电力电缆线路

电力电缆是一种地下敷设的送电线路。

1、电力电缆的基本结构

电力电缆的基本结构由线芯（导体）、绝缘层、屏蔽层和保护层四部分组成。线芯是电缆的导电部分，用来输送电能。绝缘层是将线芯与大地以及不同相的线芯间在电气上彼此隔离，保证电能输送。屏蔽层是消除导体表面的不光滑所引起电场强度的增加，所以在绝缘层外表面均包有外屏蔽层。保护层是保护电缆免受外界杂质和水分的侵入和防止外力破坏。

2、电缆的种类及型号

（1）按电缆结构和绝缘材料种类的不同可分为不滴漏油浸纸带绝缘型电缆、不滴漏油浸纸绝缘分相型电缆和橡塑电缆。

（2）电缆型号的表示方法

一般一条电缆的规格除标明型号外，还应说明电缆的芯数、截面、工作电压和长度，如ZQ22-3×70-10-300 表示铜芯、纸绝缘、铅包、双钢带铠装、聚氯乙烯外护套，3芯、截面70mm2，电压为10kV，长度为300mm的电力电缆。

3、电力电缆载流能力

电缆载流量是指电缆在输送电能时允许传送的最大电流值。可分为长期工作条件下的允许载流量，短时间允许通过的电流和短路时允许通过的电流。

（1）电缆长期允许载流量

当电缆导体温度等于电缆最高长期工作温度，而电缆中的发热与散热达到平衡时的负载电流，称为电缆长期允许载流量。

（2）电缆允许短路电流

电缆线路发生短路故障时所通过的电流。如电缆线路中有中间接头时 锡焊接头应不大于1200C，压接接头应不大于1500C。

4、电力电缆运行

（1）停电超过一个星期但不满一个月的电缆，重新投入运行前，应摇测其绝缘电阻值，与上次试验记录比较（换算到同一温度下）不得降低30%，否则须做直流耐压试验。停电时间超过一个月但不满一年的，必须做直流耐压试验。停电时间超过试验周期的，必须做标准预防性试验。

（2）电力电缆线路巡视检查

电力电缆线路投入运行后，经常性的巡视检查是及时发现隐患、组织维修和避免引起事故的有效措施。

巡视检查可分为日常巡视检查和定期检查。

对有人值班的变（配）电站，日常巡视检查应每班巡视检查一次。无人值班的，每周至少检查一次。

发电厂、变电所的电缆沟、电缆井电缆架及电缆段等的检查应每三个月进行一次定期检查。

敷设在竖井内的电缆，每半年至少进行一次定期检查。

（3）电力电缆的试验

高压输电线路保护配置设计及应用 第3篇

【关键词】高压输电；输电线路；保护配置；研究

1.引言

高压输电线路，具有输送的功率比较大、输送的线路较长、电压高、阻抗较小、波阻较小、电容分布大一级线路的充电电容电流比较大等特征，而这些特征就使得电气的特点容易发生比较大的变化，进而为高压输电线路的继电保护一级相关的工作带来了一些不利的影响，深入的针对这些影响因素进行分析和探究，是保证输电线路正常稳定运行以及工作的重中之重。下文将从实际的角度出发，针对高压输电线路当中面临的实际问题进行探析，提出切实可行的改进措施和方案，力求为此项技术的进步做出积极的贡献。

2.高压输电线路继电保护工作当中的主要问题

在目前的高压输电线路继电保护工作当中，面临的主要问题和难点有以下几个方面。

（1）受到电容以及电流等的影响。在高压输电线路当中，由于自然的功率比较大，并且单位长度之内的电容较大，进而就造成阻抗较大，所以在输电线路当中相关的电容将会超过额定的数值，这样的情况就给此项工作带来极大的不便，同时也会给差动保护带来较大的困难。另外一个方面，由于存在有分布电容的影响，所以在发生故障之时会使得距离继电保护器和故障点之间不会呈现出线性的关系，反而是呈现出一种双曲正切的函数关系，这样的情况也会给实际的工作带来较大的不便。

（2）受到电压的影响。高压输电线路在发生故障之时，由于其中的非故障线路之上的静电感应电压会比较高，所以，相应的，电弧熄灭的时间也会延长，严重之时甚至会出现电弧不消弧现象的发生，而这一情况就将直接的影响到重合闸动作的成功与否。在实践操作当中，也需要针对这一方面的问题引起足够程度的重视。

（3）受到电磁暂态过程的影响。在高压输电线路当中，由于其电线比较的长，所以，在发生相应的故障之时，操作过程之中的生产高频量的分值会比较的大，较为接近于工频，而这一点也会给实际的工作带来极大的不便。高频的分量，其不仅仅会使得暂态元件受到一定程度的影响，还会导致稳态的电气测量结果出现较大的误差，为继电保护工作带来非常大的困难，所以，需要针对这一情况进行合理的改善。

3.高压输电线路保护配置的设计

根据上文的详细阐述和分析，可以对目前高压输电线路当中主要存在的问题和难点有着详细的了解和掌握。接下来，将针对其中的问题和不足之处，进行改善和解决，提出切实可行的改进措施方案，并且明确基本的设计原则，力求为此项技术的进步和发展做出积极的贡献。

（1）高压输电线路保护配置设计的基本原则。高压输电线路当中，相关保护配置的首要任务，就是切实的保障电力线路在运行和工作的过程当中不会受到相关的影响，不会被一些因素危及到电力设备装置以及绝缘子的过电压等，同时，还需要很好的保障高压输电线路的稳定工作。所以，针对设计的基本原则，需要有着明晰的掌握，而在设计的过程当中，需要在保证了灵敏性、速动性、可靠性以及选择性等的基础之上，针对保护的配置进行详细的设计，力求其具有更加强大的独立性以及更大的冗余度，进而可以在故障发生之时可以非常迅速的切除故障发生点，并且有效的避免发生系统的稳定性遭到破坏或者是过电压等情况，在最大程度之上保障电力系统的正常稳定运行和工作。

（2）输电线路的保护。在输电线路的保护当中，相关的构成较多，但是，还需要根据实际的运行状况以及电力线路的特征等，来详细的确定具体的设计方案。针对高压的输电线路，其中的第一套保护，可以使用分相的电流差动保护或者是工频的变化分量纵联保护的原理和规定，而第二套主保护的方案，则可以使用负序方向的纵联保护或者是采取电压补偿的方式来进行相关的工作，两种保护的基本方案，需要采用不同的通道，以便最大程度之上发挥其应有的效应，并且充分的使用通信通道来更好的发挥保护的作用。

（3）线路后保护以及自动重合闸。针对高压输电线路，需要很好的保证在两套主保护的程序都退出了实际的工作之时，相应的输电线路的两端故障排除的时间在允许的范围之内，这一点对于实际的工作来讲有着非常重要的作用和意义。针对相关的后备保护，需要配置好相应的三段式的间距以及接地保护的有效距离，同时，在保护的过程当中，还需要保证其相应的动作遵循一定的原则，充分的发挥出保护的优越性以及动作方面的特性。另外一个方面，针对自动的重合闸，主要的方式有单相重合闸、快速重合闸以及三相重合闸等三种，其主要工作的质量是取决于过电压的实际水平，每一个动作之间需要有效的配合、尽量的协调，及时的进行调整以便快速的解决故障。

4.高压输电线路保护配置的应用

在明确了基本的设计原则和设计的方案之后，则可以进行相关的应用。针对相关的高压输电线路，在其两侧都配置好两套保护装置，而每一套保护都能够及时的解决各类故障，并且还兼具完整的后备保护的功能，针对主保护的配置，需要保障其能够在最短的时间之内进行反应同时采用多通道的距离保护方案设计，而两套保护，均是采用复合光纤的通道。同时，本侧的和线路相关的两个断路器在三相均跳开之后，如果在本侧当中，有过电压的保护动作，则可以使用线路保护的基本方式来进行远传回路，同时，经过线路对两侧的远传之后，需要就地的判别装置，及时的跳开测相的断路器。每一个断路器的配置，需要有一套保护装置以及一个相关的分相操作装置，保证具有断路器失灵保护、自动的重合闸保护以及充电保护等功能。

5.结束语

综上所述，根据对高压输电线路的保护配置设计以及相关的应用进行详细的分析和阐述，从实际的角度出发，针对具体的设计原则、设计的基本方案等，进行了探析，力求更进一步的加强此项工作和技术的发展，为高压输电线路工作的前进做出积极的贡献。

参考文献

[1]张华宇.浅议高压输电线路当中的继电保护配置的基本原则和设计的主要方案[J].电力线路设计资讯，2011，10.

[2]张先平.试论现代化的电力线路设计原则以及主要的方案规定[J].工业电力设计，2008.

超高压线路后备保护整定原则探讨 第4篇

关键词：超高压线路,远后备,距离保护,灵敏度,整定计算

0 引言

继电保护配置及整定原则的正确性是保证电网安全稳定运行的先决条件。依据现行规程[1],后备保护是主保护拒动时用以切除故障的保护,可分为远后备和近后备两种方式。远后备由相邻线路的保护实现,而近后备则由该线路的另一套保护实现。

目前超高压线路保护均采用近后备方式,它建立在线路保护完全双重化配置、不可能出现拒动的假设上。一旦线路保护在故障时未能可靠动作,后果就极为严重。2014年西北地区先后发生了3 起由于直流电源故障、保护压板使用错误及采样值(SV)接收软压板设置不当等原因造成线路保护拒动事件,国内其他电网也曾发生多起影响系统安全运行的保护拒动事故[2,3,4,5],有必要对目前的保护应用原则进行深刻反思。

本文分析了一起330kV线路保护拒动造成的变电站全站失压事件,深入探讨了目前超高压线路后备保护整定原则存在的问题,并提出了解决方案,希望能够为提高线路保护安全可靠性、保证电网稳定运行提供参考。

1 事件概况

2014年8月9日,宁夏330kV清安线靠近清水河侧线路因吊车施工误碰发生A相金属性接地故障。线路两侧PSL603GAM及CSC103C型保护装置正确动作,跳开宁安侧3360,3362断路器及清水河侧3341断路器,但清水河侧3340断路器未能跳开。由于故障持续存在,清水河站其余5回出线对侧零序电流保护动作跳闸,清水河站全站失压。图1给出了故障期间清安线清水河侧三相电压、电流波形及故障相测量阻抗,整个故障持续了约4s。

后经核查,清安线清水河侧两套线路保护跳3340断路器出口压板及启动3340断路器失灵压板均未投入,导致线路故障后无法跳开3340断路器,也无法启动失灵保护,故障不能及时切除,造成线路跳闸范围扩大。相关保护动作行为如下。

1)宁安侧:PSL603GAM装置12 ms差动保护A跳出口,同时启动重合闸,677 ms重合闸动作合于故障,794ms差动保护永跳出口,828ms距离后加速出口。CSC103C装置18 ms差动保护A跳出口,随即启动重合闸重合于故障,827 ms差动保护永跳出口,828ms距离后加速出口。

2)清水河侧:PSL603GAM装置16 ms差动保护及18ms距离Ⅰ段动作跳A相,172ms差动保护三跳出口,328 ms差动保护永跳出口。CSC103C装置18 ms差动保护及19 ms距离 Ⅰ 段动作跳A相,267ms差动保护三跳出口,519ms差动保护永跳出口。

3)相邻线路:清固Ⅰ线、Ⅱ线固原侧零序Ⅲ段约3 106ms动作跳三相,清六 Ⅰ 线、Ⅱ 线六盘山侧零序Ⅲ段约3 711ms动作跳三相,清黄Ⅰ线黄河侧零序Ⅲ段约4 020ms动作跳三相。

故障期间保护动作行为正确,没有出现误动作情况。

在本次事件中,由于线路保护相关压板未投,造成线路主保护不能切除故障,该线路的后备保护也无法切除故障,导致故障未能及时隔离。按照后备保护应逐级配合,满足选择性的要求[6,7,8],需由清水河站其余出线对侧距离保护动作隔离故障,以防止事故范围的扩大,但相关出线距离保护均未动作。庆幸的是,最后由零序电流保护经较长延时切除故障,没有造成其余线路保护误动,这反过来又掩盖了距离保护拒动可能带来的危害。在总结教训时人们往往把注意力集中于压板使用而忽视了距离保护拒动问题。下面着重讨论事件中暴露出的距离保护在应用中存在的不足,并提出了应对措施。

2 相邻线路距离保护动作行为分析

在超高压线路保护中,除了配置纵联保护(电流差动或纵联距离)作为主保护外,通常还配置三段式相间距离作为相间故障的后备保护,配置三段式接地距离作为接地故障的后备保护。此外,还配置二段式零序电流保护,作为接地距离的补充。在本次事件中,清水河站其余出线对端的距离Ⅱ段、Ⅲ段均未动作,下面以距离Ⅲ段为例进行分析,文中阻抗均为一次值。

表1给出了清水河站其余5回出线线路长度及对侧距离Ⅲ段阻抗定值。显然,保护定值均满足整定规程[6]所规定的灵敏度要求。

接地距离保护测量阻抗为:

式中:Uφ和Iφ分别为故障相电压及电流,φ取 Α,Β,C三相;3I0为零序电流;K0为零序补偿系数。

利用保护装置实测数据,依据式(1)计算出故障初期相关距离保护测量阻抗,如表2所示。

清安线全长176.96km,故障点距清水河站约28km,属于清水河站的近端故障。由表1、表2可知,相关线路距离保护测量阻抗均大于保护定值,于是保护判断为区外故障而拒动。

进一步分析可知,在宁安侧断路器跳开后,清安线处于清水河站带故障运行状态。根据实测数据可计算出故障初期清水河站其余5回出线对清安线的助增系数,如表3所示。作为对比,表3也列出了整定计算所用的最小助增系数。

显然,各线路助增系数的实际值均大于计算值,且偏差较大,相差倍数从约1.9倍至6.3倍不等。受其影响,距离保护的测量阻抗显著增大,最终超出动作边界而拒动。助增系数与系统运行方式有关,不是固定值。图2以黄清线为例,进一步给出了整个故障过程其对清安线助增系数的变化情况。其中包含了清水河站带故障点运行、清安线重合于故障、固清双回线跳闸、六清双回线跳闸等几个运行状态,它们均对助增系数产生影响。

总之,在清水河站近端发生故障且保护拒动时,相邻线路距离保护因测量阻抗超出保护定值而未能动作。这符合设计规范但不满足运行要求,存在安全隐患。下面就相关问题进行讨论。

3 距离保护应用存在问题分析

目前超高压线路保护普遍采用的近后备方式简化了保护间的整定配合,在选择性及灵敏性方面具有显著优势。本次事件表明,近后备方式仍存在以下两个明显不足:首先,近后备是由双重化配置的两套保护装置互为后备,当其中一套保护装置退出运行时,将造成线路没有后备保护;其次,当某条线路发生故障且线路保护拒动时,由于相邻线路保护对其灵敏度不足,将无法可靠切除故障,从而造成事故范围不必要地扩大。第二个问题对电网稳定运行的影响极为严重。

3.1 距离保护整定计算现状

由于距离Ⅰ段主要用于线路近端故障的快速切除,对本线末端及相邻线路故障没有灵敏度,本文主要讨论距离Ⅱ段、Ⅲ段。

按照现行规程[6],距离Ⅱ段、Ⅲ段作为本线路故障的后备保护,其定值按本线路末端发生故障时有足够灵敏度整定。同时,距离Ⅱ段需与相邻线路距离Ⅰ段或Ⅱ段配合(优先与距离Ⅰ段配合,能在满足灵敏度要求的同时缩短动作时间),距离Ⅲ段需与相邻线路距离 Ⅱ 段或 Ⅲ 段配合(优先与距离 Ⅱ 段配合)。

对于相邻出线存在短线的情况,为保证对本线路故障有足够灵敏度,阻抗定值会伸出相邻线路距离Ⅱ段或Ⅲ段范围以外,此时采取保护范围不配合但动作时间配合的方式,阻抗定值按本线路末端发生故障有1.251.45倍灵敏度整定,时间定值比相邻线路距离保护配合段多一个级差。

3.2 助增系数对保护范围的影响

助增系数是影响距离Ⅱ、Ⅲ段性能的一个重要因素。相邻线路发生故障时,本线路距离保护测量阻抗为:

式中:Zl为本线路正序阻抗;Zk为相邻线路保护安装处至故障点正序阻抗;Im和Ik为本线路保护安装处及流过故障线路的电流;Kz为助增系数。

由式(2)可知,系统运行方式变化对距离Ⅱ段、Ⅲ段保护范围的影响主要体现在助增系数上。在阻抗定值确定情况下,测量阻抗缩小就意味着保护范围伸长。距离保护按保证本线路故障有灵敏度整定时会伸到相邻线路上,为了在所有情况下都能与相邻线路后备保护相配合,选取助增系数最小值。对于其他运行方式,保护范围只会减小而不会增大,更有利于配合。这实质是以牺牲保护的灵敏性来换取选择性,当实际助增系数增大较多时,如表3所示,会造成保护灵敏度急剧减小。

显然,按照目前的整定原则,距离保护作为本线路故障后备保护时,动作范围不受系统运行方式影响,对线路末端故障的灵敏度总能满足要求;但作为相邻线路故障后备保护时,动作范围会受系统运行方式(通过助增系数)影响而显著缩小,在某些情况下可能因灵敏度不足而出现拒动。以往认为距离保护范围稳定,不受系统运行方式影响是有前提条件的,它只是对本线路故障而言;对于相邻线路故障,其保护范围与系统运行方式密切相关。

3.3 距离Ⅲ段的作用

超高压线路均按双重化原则装设主、后一体电气量保护,主保护较为完备。特别是在光纤电流差动保护获得普遍应用情况下,主保护具有更高的可靠性、选择性、灵敏性和速动性。因此,线路区内故障主要依靠主保护切除,后备保护除了作为本线路故障的后备外,还应该作为相邻线路故障的后备。

事实上,微机保护装置中主保护和后备保护采用相同的软硬件平台,电压、电流等交流量均取自相同的二次回路及互感器绕组,直流电源及跳闸回路也相同。对于区内故障,若由于装置自身及相关二次回路原因造成主保护拒动,那么该装置内的后备保护也难以可靠动作。以本次事件为例,由于装置出口压板未投,主保护及后备保护均不能切除故障。此外,“10·19”永登站全停也是因 “SV接收软压板”使用不当导致主保护和后备保护在线路故障时均拒动所致,而由于直流电源故障造成整套保护装置无法出口引发 “6·18”嘉峪关站110kV全停。因此,后备保护作为本装置主保护(即本线路故障)后备的意义不大,其存在的主要作用是作为相邻线路故障的后备。

就距离保护而言,若仅作为本线路故障的后备保护,距离Ⅱ段不受系统运行方式影响,对本线路末端故障有足够灵敏度,已能满足运行要求。再配置距离Ⅲ段,不仅在功能上与距离Ⅱ段重复,考虑到距离Ⅲ段动作时间较长且在重负荷时还可能误动,有专家建议取消距离 Ⅲ 段也不是没有道理的。事实上,距离Ⅲ段存在的主要意义在于作为相邻线路故障的后备保护。当线路故障且保护拒动时,需要依靠相邻线路的距离Ⅲ段动作来隔离故障,这是距离Ⅱ段所不具备的。

总之,作为线路主要的后备保护,距离 Ⅱ 段、Ⅲ段的作用是不相同的。距离Ⅱ段主要用作本线路故障的后备保护,距离Ⅲ段除了作为本线路的后备外,更主要的是作为相邻线路故障的后备,这个定位必须把握准确。

3.4 整定计算存在的问题

综上所述,将距离Ⅱ段、Ⅲ段不加区分地均采用近后备方式很不合理,存在以下两个突出问题。第一,只是强调对本线路故障有灵敏度,没有考虑相邻线路末端故障时的灵敏度,造成对相邻线路的保护范围极小。第二,整定时选取最小助增系数,受系统运行方式影响,在相邻线路故障时实际保护范围会进一步缩小。

以上因素导致距离 Ⅲ 段保护范围整定过于保守,从而对相邻线路故障无足够灵敏度,即使在相邻线路近端发生故障也可能判为区外故障而拒动。这也是本次事件中相关线路距离保护未能动作的根本原因。

4 解决方案

超高压线路保护应采用近后备和远后备相结合的方式,远后备通过距离Ⅲ段实现。距离Ⅱ段用作本线路故障的后备保护,仍按目前原则整定计算。距离Ⅲ段主要作为相邻线路故障的后备保护,其整定原则不同于距离Ⅱ段,应按以下方法整定。

1)对相邻线路末端故障有灵敏度

为了确保相邻线路故障能可靠切除,本线路距离Ⅲ段阻抗定值应满足:

式中:Klm为灵敏系数,考虑到电压、电流互感器误差,Klm取1.2;Zl′为相邻线路正序阻抗;Kzmax为最大助增系数。

与距离Ⅱ段不同,这里的助增系数应取各种运行方式下线路对侧断路器跳闸前及跳闸后的最大值。这样,对于其他运行方式助增系数只会减小,距离保护灵敏度也只会增大,从而保证所有情况下相邻线路故障都能可靠切除。

2)与相邻线路距离Ⅱ段、Ⅲ段配合

阻抗定值按下式整定:

式中:Kk为可靠系数,取0.8;Kzmin为最小助增系数;Zset′为相邻线路距离Ⅱ段、Ⅲ段阻抗定值。

时间定值为:

式中:t′为相邻线路距离保护配合段时间定值;Δt为时间级差。

3)躲最小负荷阻抗

为防止在线路过负荷时保护误动,阻抗定值还应躲过事故过负荷时的最小负荷阻抗,即

式中:Kk取0.7;Zh为最小负荷阻抗。

为保证对相邻线路故障有灵敏度,要求阻抗定值整定的尽可能大;为避免在相邻线路故障时失去选择性或者在本线路过负荷时误动,又要求阻抗定值整定得尽可能小。因此,式(3)与式(4)、式(6)经常相互矛盾,在某些情况下不能同时成立,此时应按以下原则协调处理。

首先,式(6)应优先满足。在国外多起大停电事故中,线路过负荷造成距离保护误动作均扩大了事故的范围[9,10]。因此,必须保证过负荷时距离保护不误动。受此限制,阻抗定值在某些运行方式下可能对相邻线路故障灵敏度不足,这是由距离保护固有特性决定的。此时,对相邻线路故障的灵敏度可降低要求,但需要有相应的补救措施。

其次,当式(3)、式(4)矛盾时,优先满足式(3)。此时,阻抗定值可能伸出相邻线路距离Ⅲ段范围以外,可采取保护范围不配合但动作时间配合的方式,在满足灵敏性要求前提下,尽可能减少非选择性动作。配合困难时还可根据实际情况设置解环点。

本方案可以解决近后备方式存在的不足。当一套保护装置拒动时,由该线路的另一套保护装置切除故障;当两套保护装置均拒动时,由相邻线路后备保护(距离Ⅲ段)切除故障;在一套保护装置退出运行期间,由相邻线路后备保护(距离Ⅲ段)作为本线路故障的后备。以上做法在缩小跳闸范围的同时加快了故障切除速度,具有较好的选择性和灵敏性。

5 应用中相关问题分析

下面就实际应用中与距离Ⅲ段作远后备相关的几个问题进行分析讨论。

5.1 躲负荷阻抗问题

目前,新一代囯网标准化线路保护装置已从自身判据上解决了距离保护在过负荷情况下误动的问题[11],即在电压平面上利用保护安装处Ucosφ识别过负荷和相间故障,利用相补偿电压与正序补偿电压相位差识别过负荷和单相接地故障。基于该原理的距离保护在整定计算时无需躲最小负荷阻抗,即式(6)可不考虑,从而提高了距离Ⅲ段作为远后备的灵敏度并简化了整定计算。

5.2 距离Ⅲ段性能的提升

从上文分析可知,助增系数会显著影响距离Ⅲ段对相邻线路故障的灵敏度,这也是距离保护作为远后备面临的主要问题。目前采用极端情况下助增系数的做法难以兼顾灵敏性和选择性的要求,在运行方式变化较大时或者降低灵敏性,或者失去选择性。随着智能电网技术的发展,未来可在站域信息共享基础上实现助增系数的实时计算,并通过光纤通道传输至对端保护装置,从而自适应地调整距离Ⅲ段定值,使其作为远后备的性能始终处于最佳状态。

5.3 零序电流保护的整定

作为接地距离的补充,零序电流保护在作为本线路故障后备保护的同时也应考虑作为相邻线路故障的后备保护,其整定应同时满足灵敏性和选择性要求。以两段式定时限零序电流保护为例,带方向的零序Ⅲ段应对本线路及相邻线路故障均有灵敏度,并与相邻线路零序Ⅲ段配合。配合困难时,可采取仅动作时间配合的方式。

此外,反时限零序电流保护具有整定简单、选择性强、相继动作快等优点。条件具备时应优先采用反时限零序电流保护。

考虑到超高压线路70%以上均为单相接地故障,而距离保护采用近后备方式在某些情况下对相邻线路故障无足够灵敏度(或者受条件限制采用远后备方式较困难),零序电流保护的合理整定就显得尤其重要。在本次事件中,正是由于其余线路的零序电流保护对清安线有灵敏度且在动作时间上相互配合,当清安线故障且保护拒动时,由相邻一级线路的零序电流保护可靠动作跳闸,没有出现邻近线路保护的误动作,避免了事故范围的不断扩大。

5.4 相邻线路发生高阻接地故障时本线路接地距离Ⅲ段动作情况分析

当相邻线路较长而本线路较短时,按照本文整定原则,本线路距离Ⅲ段阻抗定值有可能比相邻线路配合段定值还要大。当相邻线路发生高阻接地故障时,本线路接地距离Ⅲ段可能存在越级跳闸情况。

选择性和灵敏性的协调一直是后备保护整定计算的难点所在,当两者不能兼顾时优先保证灵敏性。保护的配合包括保护范围(即灵敏性)和动作时间两个方面,在保护范围配合困难时,通常按规程要求采取动作时间配合的不完全配合方式,尽可能保证选择性。事实上,现有的整定原则也存在类似问题(当相邻线路较短而本线路较长时,本线路距离Ⅲ段会因阻抗定值超过相邻线路配合段而可能失去选择性),我们都采取了相同的处理方法。同时,目前的超高压线路均配置有电流差动保护,其定值就是按线路高阻接地故障有灵敏度整定的,所以相邻线路高阻接地故障是由其主保护动作切除的,本线路接地距离Ⅲ段不会动作。此外,现行规程也并未要求接地距离保护整定配合需要计及过渡电阻。总之,上述问题发生的概率极小,可以不予考虑。

如果一定要考虑这种情况,也可仅对相间距离Ⅲ段按本文方法进行整定,接地距离Ⅲ段仍按现有规程执行。此时,需通过对零序电流保护的合理整定来实现作为相邻线路接地故障的远后备。

6 结语

近年来,国内电网曾多次发生因保护拒动造成的电网事故,有必要从中吸取教训,对线路保护整定原则不断进行改进。由于现场情况复杂多样,安全隐患及隐性故障层出不穷,即使按双重化原则配置两套保护,也可能出现故障不能及时切除的情况,近后备保护方式还有待完善。为更好发挥保障电网安全运行的作用,超高压线路保护应采用近后备和远后备相结合的方式。在当前微机保护均为主、后一体化配置情况下,每套装置的后备保护除了作为本线路故障的后备外,还应作为相邻线路故障的后备,即应具有远后备功能,以提高对各种故障情况的适应性。就整定计算而言,距离Ⅱ段应对本线路故障有灵敏度,而距离Ⅲ段应尽可能对相邻线路故障有灵敏度。

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高压输电线路的雷电防护论文 第5篇

在某些地区，高压输电线路会非常容易遭受雷击，如果在确定高压输电线路的路径时能够有意避开雷击高压区，或者是加强这些地区高压输电线路的防雷措施，那么就可以极大地提高气耐雷水平。一般说来，易击区主要是以下地段：（1）雷暴走廊，如顺风的河谷、顺风的峡谷和山区风口等；（2）四周都是山丘的潮湿盆地，如铁塔周围有水库、鱼塘、沼泽地或灌木，附近又有蜿蜒起伏的山丘等处；（3）地下有导电性矿的地面和低位较高处；（4）土壤电阻率有突变的地带，如稻田和山坡的交界处、地质断层地带、岩石与土壤的交界处、岩石山脚下有小河的山谷等地；（5）土壤电阻率差别不大（如有良好土层和植被的山丘）时，突出的山顶或山的向阳坡等地。

架设避雷线

架设避雷线是高压输电线路雷电防护的最基本措施，旨在当雷电直击高压输电线路时，通过分流一部分雷电流来降低流入杆塔的雷电流和导线上的感应过电压。在实际操作中，为了提高避雷线对高压输电线路的保护作用，保证雷电不致绕过避雷线而直接击中导线，应该减小绕击率，并且避雷线对边导线的保护角宜在20~30°。一般说来，输电线路的电压越高，那么采用避雷线的效果愈好，当输电线路电压等级逐渐下降时，架设避雷线的效果会逐渐减弱。

装设自动重合闸

自动重合闸对于提高瞬时性故障时供电的连续性、双侧电源线路系统并列运行的稳定性，以及纠正由于断路器或继电保护误动作引起的误跳闸，都显得十分重要。作为高压输电线路雷电防护的重要措施，装设自动重合闸能够使得雷电直击高压输电线路时所造成的闪络和工频电弧在线路跳闸后迅速去电离，通过确保线路绝缘的完整性来降低线路雷击所造成的停电事故。在高压输电线路的安全和稳定运行中，装设自动重合闸发挥着举足轻重的作用，但是巡检人员要加强对瞬时故障的巡查和分析，一旦发现瞬时故障要及时进行处理，防止故障的蔓延和扩大。

采用消弧线圈接地方式

在多雷地区，或接地电阻难以降低的地区，经常采用中性点经消弧线圈接地的方式，这样做可以使消弧线圈消除单相雷击闪络接地故障。而有两相或三相遭受雷击时，雷击第一相后的导线相当于地线，从而增加了耦合作用，提高了耐雷水平，通过此种方式可有效降低雷击建弧率和雷击跳闸率，提高电网的供电可靠性。

安装线路避雷器

虽然架设避雷线能够提高高压输电线路的雷电防护水平，但是即使在全线架设避雷线，也难以完全排除在导线上出现过电压的可能性，此时可以通过安装线路避雷器来为雷电流提供一个低阻抗的通路，从而限制电压的升高。当高压输电线路安装线路避雷器后，雷电直击高压输电线路会使得一部分雷电流从避雷器传入相邻铁塔，而另外一部分雷电流经塔体入地，当雷电流超过一定值后，避雷器动作加入分流。线路避雷器的投资比较大，因此其安装地点必须充分根据高压输电线路的具体运行状况，并综合线路铁塔的各种参数来进行确定。一般说来，线路避雷器应该优先安装在下列铁塔：水电站升压站出口线路接地电阻大的铁塔；山区线路易击段易击点的铁塔；大跨越高铁塔；山区线路铁塔接地电阻超过100Ω且容易发生过闪络的铁塔；多雷区双回路线路易击段易击点的一回线路。

降低铁塔接地电阻

避雷线和塔脚电阻相配合，在雷击时能够起到大幅度降压的作用，因此对于高压输电线路的混凝土杆或者是铁塔线路，是一种很有效的防雷措施。目前降低铁塔接地电阻的主要措施有以下几种：（1）使用接地电阻降阻剂。对于小面积的集中接地和小型接地网，在接地极周围敷设降阻剂后，可以增大接地极外形尺寸，降低与周围大地介质间的接触电阻；（2）使用爆破接地技术。通过爆破制裂，再用压力机将电阻率材料压入爆破裂隙中，可以极大地改善大范围内的土壤导电性能；（3）使用多支外引式接地装置。当接地装置附近有导电良好及不冻的河流湖泊时，可以使用多支外引式接地装置，不过外引式接地极长度不宜超过100m；（4）采用伸长水平接地体。当水平接地体的长度增加时，电感的影响会增大，从而使冲击系数增大，不过当接地体达到一定长度后，再增加其长度，冲击接地电阻也不再下降。一般说来，土壤电阻率为500Ωm时，接地体的有效长度为45~55m；土壤电阻率为1000Ωm时，接地体的有效长度为45~55m；土壤电阻率为2000Ωm时，接地体的有效长度为60~80m。

超高压线路保护 第6篇

关键词：超高压输电线路；运行与检修

中图分类号： TM726 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）31-187-2

0 引言

现如今，随着电网服务范围在我国持续扩张，超高压输电线路也慢慢随之普及并应用，如何进一步提升超高压输电线路的环境适用性以及可靠特性、运行效率、安全特性是当下我国电网事业势在必行的一项措施，需要对超高压输电线路应用现状进行详细的分析，针对目前在应用过程中存在的问题，提出有效的运行维护优化措施，保证超高压输电线路在恶劣的环境之下能够安全可靠地运行。

1 超高压输电线路特征分析

在日常生活或者是企业用电的过程中，其电能的损耗非常大，为了减少电能的损耗，一般会通过变压器将电能升高后进行输送，而对于超高压输电线路的任务则就是高压电能的输送。结合实际的情况，超高压输电线路的特点主要有以下几点：第一，超高压输电线路容量比较大，输送的功率大，距离长。第二，超高压输电线路容易受到环境因素的影响。由于超高压输电线路主要通过塔杆架起线路，其特点覆盖范围大、铺设面积大、所经之地地形较为复杂，长时间的暴露在自然环境中容易受到外界因素的影响，特别是恶劣天气，对超高压输电线路的影响巨大。第三，超高压输电线路电压等级高，因此该线路的检修工作相对难度较强，稍有疏忽就可能对人身安全造成危险。

2 超高压输电线路运行与检修的发展方向

2.1 直升机在超高压输电线路中的应用

随着科技水平的不断发展，对于直升机的应用也越来越多，例如：运输、勘察等，其数量也有所增加，由于直升机具备使用便捷、飞行速度快、安全可靠、不受地域限制等特点，目前在超高压输电线路巡视工作中被广泛应用。直升机在超高压输电线路中的应用主要有以下几点：第一，线路巡视工作中，直升机可以代替工作人员进行巡视，提高效率，避免或减少安全隐患，极大地保证了人身安全；第二，通过安装相应的设备（可见光、红外光），对超高压输电线路进行高清视频采集，通过回放采集的视频，发现设备存在的问题；第三，直升机还可以实现带电水冲洗，等电位作业，激光三维扫描等，为输电线路安全稳定运行打下坚实的基础。

2.2 机器人在超高压输电线路中的应用

由于超高压输电线路的电压比较高，电磁场强，所以对检修人员的人身安全造成了极大地威胁，针对以上问题，对于机器人应用可以有效地克服这些问题，因为机器人具有结构紧凑、绝缘性较高、易受计算机控制等特点，所以会给超高压输电线路工作带来极大的便利。机器人的应用在超高压输电线路运行与检修的优势有以下几点：首先，机器人代替检修工作人员进行带电作业，减轻了检修工作人员的压力，大大提高了工作效率；其次，检修工作人员的安全问题始终是一个隐患，机器人的出现克服了这一难题，机器人的绝缘性较强，在超高压输电线路中产生的较强的电场不会对其影响较小，基本不会影响正常工作；最后，因为机器人具备易受控等特点，所以其作业操作精准度较高，有效地提高了检修的质量。但是现如今的科技水平有限，对于一些机器人的相关技术还未完善，无法大规模地投入到输电线路运行与检修中，因此机器人检修作业还未能普遍采用，不过随着科技水平的不断发展，机器人大规模投入到日常工作中指日可待。

2.3 超高压输电线路检修带电作业对安全防护用品的使用

在进行超高压输电线路检修带电作业时，使用的安全防护用品，主要有以下特点：第一，电气性能良好，这是在高强度电场工作的基本保障；第二，安全防护用品的重量一定要轻，机械性能必须要好，在工作中有利于检修人员方便携带；第三，应该具备防老化、耐高压等特点，在带电工作中由于受到电场影响，安全防护用品易损坏，直接影响正常工作进度。

2.4 超高压输电线路对新型检测设备的运用

随着科技水平的不断进步，研发出了越来越多的新型检测设备，检测技术也得到了进一步的提高。现如今，在电网行业中，各式各样的电检测仪表与检测仪器以及各类在线监测等，在超高压输电线路中得到了广泛应用，工作质量和工作效率也稳步提高。

3 超高压输电线路管理现状与问题

3.1 设备管理

现如今，随着我国经济水平的不断提升，电力供应范围也随之增加，各区域的输电线路及变压设备数目也在不断增长，给电网运行与检修工作带来了极大的压力，造成各区域的资源配置不均衡的同时对电网管理提出了更高的要求，因此需要加强电网运行与检修管理，保证供电工作安全可靠地运行。

3.2 生产配置受到地域限制

电网运行与检修工作模式多以集中管理分片运营，各个区域的运行与检修工作直接由各地区负责，因此在实际运行中，跨区域电网主网架的运行与检修对于各区域供电单位的配合特性提出了更好的要求，同时跨区运行与检修影响了项目成本及运行与检修效率，因此优化配置的进程需要统一化的管理体制。

3.3 自然因素的影响

在超高压输电线路运行与检修管理中，自然因素对其安全性起到重要影响作用。近年来，人们对电力的需求量不断增大，输电线路的规模也随之扩大，在此期间，自然因素对超高压输电线路的破坏影响重大，雷击、大风、覆冰等恶劣的天气都会对超高压输电线路运行管理产生较大的影响，导致输电线路故障的发生。

4 超高压输电线路运行管理措施

4.1 加强对班组的管理

由于超高压输电线路运行与检修比较复杂，对于运行管理效率及安全性都有很高的要求，需要及时发现运行中存在的安全隐患，避免危险事故的发生。超高压输电线路运行与检修机制一般分为检修公司、输电工区、运行组、检修组，其中运行组、检修组等班组直接负责现场设备及线路实施运行与检修工作，因此对于班组检修人员的技能培训工作以及管理机制的加强显得尤为重要。首先，应该建立完善的超高压输电线路班组管理机制，包括保证安全管理质量的安全责任制度、责任分配到人的岗位职责与考核管理制度；其次，对于班组线路资料的管理要提高重视，提高运行与检修管理工作的效率，以及输电线路设备的设计选型、施工质量等方面一定要严格把关。

4.2 现场设备的运行与检修管理

首先，标准作业指导书和PMS运行流程管理。在原有的运行与检修管理基础上，针对超高压输电线路及设备特性及时优化技术及管理模式，建立标准作业指导书优化运行管理体系。PMS指高效化工程管理体系，在国家超高压电网的线路整体布局资源管理、线路台账标准化管理、精细化线路巡视及维护记录管理以及集约化工作票管理等方面均发挥着关键性作用；其次，做好线路巡视工作。在超高压输电线路运行中线路的巡视工作不容忽视，应及时掌握线路设备本体与通道情况，规划定期巡视线路，与此同时在恶劣天气来临时要依靠现代化巡检设备加强对线路的巡视，保证超高压输电线路安全运行；最后，优化设备，提高检测效率。对于各区域运行设备要及时更新换代，提高设备性能，积极利用现代化系统如PDA系统，结合GPS定位技术提高检测效率。

5 结束语

综上所述，随着经济和科技水平的不断提高，电网行业起到了重要作用，尤其在超高压输电方面更是获得了很大进步，但是仍有很多技术方面的问题未能攻破，基于此，应该构建一套完整的超高压输电线路运检管理体系，完善输电线路管理机制，使我国电力的发展水平更上一个台阶。

参 考 文 献

[1] 黄伟强.带电作业关键技术研究进展与趋势[J].通讯世界，2016，10：163-164.

[2] 蔡焕青，邵瑰玮，付晶，胡霁，陈怡，文志科.考虑海拔因素超、特高压输电线路带电作业保护间隙作业方式[J].高电压技术，2016，05：1675-1680.

[3] 黄韬.电力工程输电线路施工管理探析[J].低碳世界，2016，16：113-114.

高压输电线路的防雷保护 第7篇

关键词：高压输电线路,防雷保护,绝缘配置

高压输电线路是电力系统中的关键部分, 作为系统核心, 其安全运行的重要价值不容忽视。据报道, 高压输电线路的跳闸事故中, 雷击原因导致的事故占40-70%, 对电网长期稳定供电具有恶劣影响, 一方面导致线路检修作业工作量增加, 另一方面对当地居民生活、工业生产造成困扰, 同时雷电波容易侵入到变电站、发电厂位置处, 进而引起发电元件受损, 导致更大的停电事故。为此, 进行高压线路的防雷保护具有至关重要的影响作用, 是电力系统安全运行的前提。

1高压输电线路雷击原因分析

为了进行充分的防雷保护作业, 降低事故损失状况, 需要对高压输电线路的雷击原因进行合理分析, 进行有针对性的措施处理, 方可保证防雷保护的正确进行。

首先, 避雷线保护角影响。国家对避雷线保护角具有相应的规定要求, 一般高压输电线路的安装施工中, 受施工人员、设计方案、重视程度等影响, 对保护角考虑相关较少, 导致角度过大引起的雷击现象频繁。其次, 接地装置的影响。接地装置的作用在于过于强大的雷电流顺利进入地面, 避免线路、设施的损坏。国内接地装置普遍采用碳钢, 但是受到碳钢易受外界腐蚀, 导致接地电阻增加, 尤其使用导电混凝土施工, 腐蚀更严重。雷击时容易出现对应雷电流无法顺利流出的状况, 进而对输电线路造成安全威胁, 甚至对操作人员带来生命威胁。最后, 绝缘子的影响。高压输电线路建设中, 一般采用合成绝缘子、瓷绝缘子进行施工。雷击频率过高地区, 一般采用瓷绝缘子, 但是检测维护难度较大。合成绝缘子由于检测便捷, 雷击频率低地区应用较多, 进而导致雷击发生时线路安全隐患较高。

2防雷保护措施分析

2.1减低避雷线保护角

根据以往项目经验统计, 雷电借助避雷线造成雷击的概率相对较高, 涉及因素较多, 如现场环境、杆塔材质和高度即避雷线保护角, 上述诸多影响要素中, 合理调整保护角是效果较为明显的处理手段。

2.2避雷器的安装

线路避雷器安装在输电线路后, 可保证雷击状况下, 雷电流进入对应导线, 随之流到周边杆塔中。借助分流耦合, 实现导线电位提高的目的, 可避免绝缘子闪络的发生。一般避雷器安装施工中, 需要遵循下述原则:首先, 避雷设置的安装需要根据当地环境、设备条件、杆塔雷击性质等进行设计确定。对于反击相对较多的杆塔来说, 要在三相上都要安装避雷器, 并且相邻的杆塔上也要进行避雷器的安装。而对于绕击较多的杆塔来说情况就比较简单, 只需要在其一侧安装避雷器就可以起到良好的避雷效果。其次, 在选择避雷器时, 要尽量选择那些有间隙的避雷器。再者, 在安装避雷器时, 一定要注意各部分连接的正确性与通畅性, 在有条件的情况下还要进行实验, 以确保安全性能。

2.3加强输电线路的日常维护

高压输电线路的日常维护作业中, 需要相关责任部门进行对应线路检修、周边环境变化观察, 便于降低雷击破坏的负面影响。另外, 线路运行维护中, 相关部门需要对输电线路进行定期检查巡视处理, 需要注意雷雨季的加强维护工作, 对以往雷击经验、周边环境变化等进行定期总结处理, 充分加强预防工作的落实。

另一方面, 建立输电线路数据库, 对当地各条线路的防雷措施、雷击事故等进行对应记录, 便于实现历年测量数据的整合对比分析, 根据相应规律趋势等进行防雷保护措施落实。加强线路管理工作的规划建设, 从源头上加强新技术的落实, 保证设计方案满足对应规定规范要求, 加强安装施工验收工作的强化处理, 如抽查接地体的埋深是否达标。

2.4雷电屏蔽技术的研发

对高压输电线路的防雷保护研究中, 可借助外部雷击影响为研究对象, 据统计, 国内雷击跳闸事故中, 绕击导致的事故比例较高, 为此, 高压线塔顶的避雷针设计较为常见, 一定程度上保护自身建筑设备将防绕击转变为防反击, 实现保护的目的;另外, 在输电线路、地面之间进行预防电棒保护, 可降低高压输电线路的绕击率, 保证线路防雷保护等级增加, 从材料成本角度出发, 一般不进行全线屏蔽处理, 在雷击频率较高地区设置该技术防护即可

3高压输电线路的绝缘配置

现代高压输电线路中, 由于电压等级不断增加, 绝缘配置需要进行优化处理。首先, 绝缘配置中, 对瓷绝缘子、玻璃绝缘子、合成绝缘子进行合理选取。实际铺设中, 由于高压输电线路大跨越高杆塔地段、塔顶位置较高、落雷几率变大以及绕击电流最大幅值增大等因素, 雷击发生率会增加, 导致高压输电线路跳闸率增加。为了降低跳闸事故的发生, 可在塔顶进行绝缘子增设处理, 保证与地线的间距增加, 从而提高线路的绝缘性能, 一定程度上降低了雷击频率的增加。另一方面, 绝缘配置中, 还可借助空气介质实现耐雷击程度。借助空气间隙实现绝缘保护, 是现阶段绝缘保护研究的新方向, 受实际成本限制, 空气介质为主的绝缘器材研究仍处于发展初期, 其发展空间较为广阔。

4结语

电力发展与大众生活、生产息息相关, 高压输电作为电力行业的关键环节, 其线路运行质量、防雷保护等均属于电力行业的重点关注部分。高压输电线故障中, 雷击跳闸事故频率较高, 必须加强对应防雷保护处理, 借助科学有效、经济合理的方法进行保护作业。加强对当地周边环境、气候规律的分析, 制定对应架设线路方案, 避免大面积停电事故带来的生活不便和经济损失等状况。综上, 高压输电线路的防雷保护具有重大社会现实意义, 是维持当地经济效益稳定发展的关键环节, 必须加强线路设计、安装施工、维护保养等工作的全面落实。

参考文献

[1]梁荣振.高压输电线路的防雷保护及其绝缘配合探讨[J].机电信息, 2011 (09) :41-42.

[2]李婷, 刘青山.吉林供电公司自主研发高压输电线路工具投用[J].东北电力报, 2010 (06) :14-16.

超高压线路保护 第8篇

随着社会经济的飞速发展, 现代输电系统逐渐朝着高电压、大容量以及远距离的方向发展。新的超高压输电系统在带动经济快速发展的同时, 也存在着较大的潜在问题, 尤其是超高压输电系统中的继电器保护, 如果所采用的保护措施不当, 将会造成非常严重的后果。

1 影响超高压输电线路保护的相关影响因素

超高压输电线路是社会经济飞速发展的必然产物, 在现代工农业生产过程中起着举足轻重的作用。由于该系统输电过程中会受到诸多因素的作用, 因此其保护过程中的影响因素也是多方面的, 主要表现在以下几个方面:

1.1 该系统的电容分布较大

一般而言, 在现代超高压输电系统中采用的是分裂导线, 因其分布的电容较大, 所以分布的电流也就比较大。 (1) 在正常的输电过程中, 由于安装在输电线路两端的测量电流是电容电流与电容电流的向量之和, 因此很容易产生相位差, 从而在比较两侧的电流相位保护时产生错误操作; (2) 在输电线路的外部发生故障时, 输电系统的电容电流不但会使两侧故障的分量相位发生改变, 而且使幅值也发生相应的变化, 从而增大了厂方向保护与相位比较式保护出现错误操作的可能性; (3) 在输电线路线路发生故障时, 分布电容所储存的电能就会沿着输电线路放电, 进而产生高次谐波。由于分布电容的容抗比输电线路的感抗要大, 因此谐振频率也会高于工作频率, 这将会增加超高压输电线路保护的难度。

1.2 该系统的L/R值较大

超高压输电线路发生故障时, 在短路电流中, 不但有稳态基波分量, 而且还有直流分量 (其初始值的大小和输电线路故障发生瞬间的初相角相关) 。当输电电压过零瞬间发生短路时, 其直流分量就会出现最大值;而当输电电压达到最大值瞬间发生短路时, 其直流分量就会接近零。一般而言, 输电电流的直流分量会按照时间常数T=L/R的指数规律慢慢衰减。T值越大, 其衰减速度越慢;T值越小, 则衰减速度越快。从实践来看, 当超高压输电线路的导线截面加大时, 电阻值就会下降, L/R值一般也会比较大。因此, 在超高压输电线路发生故障时, 由于L/R的值比较大, 造成输电短路电流的直流分量衰减时间常数T较大, 从而延长了短路的暂态过程, 使短路电流偏到时间轴一侧, 最终给超高压输电线路的保护工作带来了较大的困难。

1.3 并联电抗器与串联电容补偿器

在超高压输电线路的两端设置并联电抗器的目的在于补偿输电线路中的分布电容, 限制过高电压、减小单相重合闸过程中的潜供电流。当设有并联电抗器的超过压输电线路发生故障时, 其暂态过程会受到基本直流分量与电抗器产生的附加直流分量的共同影响。即便是输电线路故障去除后, 分布电容与电抗器也会产生数秒钟的振荡衰减而放出电流, 进而影响输电线路的保护与重合闸工作, 甚至对相邻输电线路的保护产生影响;在超高压输电线路中串联电容补偿器的目的在于提高输电系统的稳定性与电力资源输送容量。然而, 从实践运用情况来看, 输电线路的串联电容也会给继电器的保护工作带来很多的障碍。第一, 安装的串联电容补偿器, 改变了输电线路阻抗的增减比例关系, 导致本条线路或者相邻输电线路保护阻抗元件与方向元件不能正常运行;第二, 输电系统发生较大振荡时, 串联电容补偿器可能会发生不对称击穿问题, 从而会在振荡电流中产生各序故障分量, 造成输电线路距离保护等工作不能正确判断和进行。

1.4 输电电压和电流互感器的影响

一般而言, 超高压输电线路中会使用电容式的电压互感器。较之于电磁式电压互感器而言, 电容式电压互感器受暂态过程的影响比较大, 因此该互感器不能迅速而准确地反应一次电压的变化情况。当输电线路出现故障时, 一次电压值会下降到零, 而二次电压则需要20 ms的时间方可下降至额定电压的10%。造成二次电压出现误差的原因是电压互感器线路中的电容。电容量增大时, 输电电压的衰减速度就会下降, 产生的误差也会增大。实践中我们可以看到, 电容式电压互感器的误差不可忽视, 它将直接影响到输电线路的保护速度, 尤其是输电线路末端的保护;输电线路中安装的电流互感器会使暂态过程中的直流分量与附加直流分量的衰减速度变慢, 造成电流互感器的铁芯出现严重饱和问题, 进而严重影响了其传变能力。当输电线路的二次电流相位与幅值误差增大时, 短路电流幅值与相位的保护就会受到严重影响。

1.5 输电线路负荷较重和输电线路不换位的影响

由于超高压输电线路需要承载远距离的电力传送工作, 因此其功率必须较大, 这就增大了输电线路的负荷。一般而言, 在正常运行时, 超高压输电线路的的负荷会稳定在极限值附近。但在远距离的输电过程中, 一旦出现扰动问题, 输电系统就会发生振荡。从实践来看, 为了保障输电线路的大功率, 又不会在外部故障时发生系统振荡, 所采用的主要手段是快速去除故障, 这就对系统保护工作提出了更高的要求。同时, 基于经济与技术等因素的限制, 超高压输电线路往往会轻易更换位置, 从而导致三相输电线路参数的不对称问题。当输电线路运行时, 就会产生较大的零或负序电流, 增大了输电线路的保护难度。

2 关于超高压输电线路保护的几点建议

基于以上对目前超高压输电线路中存在的问题分析, 笔者认为, 要从根本上加强对超高压输电线路的保护, 就必须认真做好以下几个方面的工作:

第一, 应加强思想重视, 做好超高压输电线路保护工作。目前来看, 超高压输电线路应用与推广正处于快速发展阶段, 同时超高压输电线路的的保护工作也面临着严峻的技术挑战, 这主要体现在输电系统规模的不断扩大、输电电压等级的不断升高以及快速控制的引入等方面, 而这些在传统管理思想的影响下多不为人们所重视。事实证明, 这些方面一旦出现问题, 就会使电压崩溃或者发生恶性连锁反应, 进而造成大面积的停电问题, 因此, 对于超高压输电线路的保护人员而言, 应当从思想上对此加以重视, 不断提高自身的综合素质和专业技能, 并将其运用到具体的实践中去, 从而真正保证电力系统的稳定运行。

第二, 选择可靠的保护设备, 并做好监管工作。超高压输电线路的保护工作是一项非常复杂和系统的工程, 只有需要按照科学的标准进行, 才能实现真正保护的效果。因此, 在具体保护过程中, 为了避免保护设备出现错误的动作, 超高压输电线路保护设备本身应当首先选择一套可靠的工作原理, 并且要使用性能可靠的工艺技术和有效的抗干扰措施, 同时还要在保护设备的内部或者外部增加一些必要的监视措施, 即做好监管工作。此外, 对于超高压输电线路要做好双重保护, 一般一条超高压输电线路应配置两套保护方案, 即主保护与后备保护。超高压输电线路的保护必须快速可靠、有选择性。不但要满足保护工作的基本要求, 而且还应选择科学的工艺技术, 只有在输电线路保护系统中增设必要的监视与闭锁措施, 才能最大限度地保证输电线路的正常运行。

第三, 在超过输电线路中安装可控放电避雷针。由于超高压输电线路在输送电力资源时, 一般电压都非常高, 如果遇到雷雨天气, 就会非常危险。具体操作是:在超高压输电线路的塔顶安装可控放电避雷针, 由于输电线路的弧垂使其中间一段的保护角比近杆塔段要小, 再加上杆塔的位置也很高, 因此绕击就会多发于近杆塔那一段。如果在杆塔顶上安装避雷针, 那么杆塔周围的雷电就会落在这个避雷针上, 再用导线将杆塔与大地相连, 因此就大大降低了超过高压输电线路遭绕击的几率。一般而言, 绕击减少时会增加反击的机会, 但由于安装了可控放电避雷针, 不会因为反击而造成跳闸, 因此起到了保护超高压输电线路的作用。

3 结语

总而言之, 随着我国社会经济的快速发展, 虽然超高压输电线路的使用为工农业生产产生了巨大的推动作用, 但也带来了一体系列的问题。在当今市场经济环境条件下, 我们只有从实际出发, 认真做好超过压输电线路的保护工作, 才能保障我国社会经济持续、快速、健康的发展。

摘要：对影响超高压输电线路保护的相关因素进行分析, 并在此基础上提出一些建设性建议, 以期为我国超高压输电线路的保护工作提供一些参考。

关键词：超高压,输电线路,继电器保护,影响因素

参考文献

[1]朱毅, 马文涛.关于超高压输电线路保护中影响因素的分析[J].科技与生活, 2010 (23)

[2]齐文静.对当代石油化工管道的工艺设计探讨[J].电气时代, 2006 (1)

[3]沈冰.超 (特) 高压输电线路保护原理与技术的研究[D].浙江大学, 2007

[4]夏天, 吴俊美.关于RCS-931超高压输电线路保护启动元件的探索[J].四川电力技术, 2011 (1)

220kV高压线路光纤保护联调 第9篇

光纤保护因其准确、可靠、稳定性高而得到广泛应用,因此对其验收显得尤为重要。联合调试线路两侧(或各侧)保护是整个验收项目的关键环节,但由于各种原因,各地区验收部门在联调项目的多少和程度上存在差异。

1 典型220kV光纤保护概况

1.1 保护配置

通过分析保护配置,可以初步理清联合调试的主要内容。以广东电网公司为例,目前,220kV电网主要采用南瑞继保和四方继保两公司产品,主保护与后备保护实现双重配置,典型配置如下。

(1)南瑞继保公司:主I保护屏配置光纤电流纵差保护,型号为RCS931(BM);主II保护屏配置光纤纵联距离保护,型号为RCS902(CB)[允许式];光纤接口装置型号为FOX-41A;断路器辅助保护型号为RCS923A

(2)四方继保公司:主I保护屏配置光纤电流纵差保护,型号为CSC103A;主II保护屏配置光纤纵联距离保护,型号为CSC101A;远方信号传输装置型号为CSY102B;断路器辅助保护型号为CSC-122A。

以上保护装置的后备保护均配置三段式距离保护和四段式零序保护。

1.2 保护装置动作逻辑结构分析

以南瑞RCS931、RCS902的保护动作逻辑为例进行分析。

1.2.1 RCS931BM保护装置

RCS931BM主保护动作需满足以下条件:主保护压板投入,无TA断线,无通道异常,收到对侧的差动允许信号,差动元件和启动元件均动作。其中,发差动允许信号的条件为开关分闸且无流,差动元件动作或保护启动且差动元件动作。以上逻辑条件实现的是空冲或空载线路故障跳闸和线路运行时区内故障跳闸的功能。

接对侧令跳闸需满足以下条件:“远跳受本侧控制”控制字置1或0(置1时本侧需加入启动量),收到对侧远跳开入量。本逻辑条件实现其它保护动作远跳对侧的功能。

1.2.2 RCS902保护装置(以允许式为例)

RCS902主保护动作需满足以下条件:收到对侧允许信号,保护启动。其中,发允许信号的条件为保护启动前,开关分位且无流或弱电源侧电压低于30V;保护启动后,正方向元件动作,反方向元件不动作或三相跳闸固定且无流。以上逻辑条件实现区内故障跳闸、空冲或空载线路故障跳闸、弱馈保护和其它保护动作时收发令等功能。

1.2.3 联调内容

根据对逻辑结构的分析,可以总结出涉及联调的主要内容。

RCS931BM保护装置:通道检查,模拟区内故障、空冲或空载线路故障,检测远方跳闸功能等。

RCS902保护装置:通道检查,检验收发令的正确性,模拟区内故障、空冲或空载线路故障,检验其它保护动作时收发令的正确性、弱馈保护动作正确性等。

2 联合调试

2.1 联调项目

2.1.1主Ⅰ保护屏电流差动保护联调项目

主I保护屏电流差动保护联调项目如下。

(1)通道检查。

试验方法:查看本侧与对侧纵联码;两侧轮流拔出光纤RX和TX;用光功率计测试发信、收信功率,通道裕度等;查看误码率。

面板显示:“通道异常”灯亮。

试验结果:两侧任一光纤拔出,均发异常信号。

(2)对侧电流及差流检查。

试验方法:了解两侧的TA变比,在对侧加入三相对称In,进入“保护状态”/“DSP采样值”查看。

试验结果:对侧三相电流Iar、Ibr、Icr及差动电流Icda、Icdb、Icdc应该为经本侧变比折算后的值。

(3)模拟空冲或空载线路故障。

试验方法:投入主保护功能压板和出口压板;本侧开关分闸,对侧开关合闸,对侧模拟AC相间故障;本侧开关合闸,对侧开关分闸,本侧模拟相间故障。

面板显示:“电流差动保护AC MS”,“跳A”、“跳B”、“跳C”灯亮。

试验结果:合闸并模拟故障的一侧应跳闸。

(4)模拟运行时区内故障。

试验方法:投入主保护功能压板和出口压板,两侧开关均在合位;本侧加保护启动量,对侧模拟AC相间故障;对侧加保护启动量,本侧模拟AB相间故障。

面板显示:“电流差动保护AB MS”,“跳A”、“跳B”、“跳C”灯亮。

试验结果:两侧差动保护动作跳闸,若其中一侧无启动量,应不跳闸。

(5)模拟弱馈功能。

试验方法:投入主保护功能压板和出口压板,两侧开关均在合位;本侧加正常三相电压34V(大于TV断线定值),对侧模拟AB相间故障;对侧加正常三相电压34V(大于TV断线定值),本侧模拟AB相间故障。

面板显示:“电流差动保护AB MS”,“跳A”、“跳B”、“跳C”灯亮。

试验结果:两侧差动保护动作跳闸,若电压正常,应不跳闸。

(6)远方跳闸功能。

试验方法:投入主保护功能压板和出口压板,两侧开关均在合位;本侧开关在合闸位置,重合闸充好电,对侧启动1/2TJR,本侧加入启动量;对侧开关合闸,重合闸充好电,本侧启动1/2TJR,对侧加入启动量。

面板显示:“收远跳命令”,“跳A”、“跳B”、“跳C”灯亮。

试验结果:合闸的一侧(或两侧)跳闸,重合闸同时放电。

注:远跳试验应先审查控制字“远跳受启动控制”整定值,若为“0”,则应在所有试验都结束后再恢复光纤正常连接,以防跳对侧的代路开关。

(7)模拟高阻接地故障。

试验方法:投入主保护功能压板和出口压板,两侧开关均在合位;对侧电压正常,本侧B相加差动电流故障量,B相电压降低到45～55V;本侧电压正常,对侧B相加差动电流故障量,B相电压降低到45～55V。

面板显示:“电流差动保护B MS”,“跳B”灯亮。

试验结果:两侧开关应动作跳闸。

2.1.2 主Ⅱ保护屏纵联距离保护调试主要项目

主Ⅱ保护屏纵联距离保护调试主要项目如下。(1)通道检查。

试验方法:两侧轮流拔出光纤RX和TX;用光功率计测试发信、收信功率,通道裕度等;查看误码率。

面板显示:FOX-41装置告警灯亮。

试验结果:拔出RX的一侧告警,拔TX则对侧告警。

(2)模拟区内故障。

试验方法:投入主保护功能压板和出口压板,两侧开关均在合位,对侧(本侧)模拟区内各相故障,本侧(对侧)收信后,模拟区内各相故障。

面板显示:“纵联距离保护”故障相跳闸灯亮,发信灯亮。

试验结果:两侧保护均应可靠动作。

(3)模拟空冲或空载线路故障。

试验方法:投入主保护功能压板和出口压板,对侧(本侧)开关分闸,本侧(对侧)模拟区内故障。

面板显示:“纵联距离保护”故障相跳闸灯亮,发信灯亮。

试验结果:两侧保护均应可靠动作。

(4)模拟弱馈功能。

试验方法:投入主保护功能压板和出口压板,将弱馈保护控制字置1,两侧开关均合闸,对侧(本侧)相电压或线电压低于30V,本侧(对侧)保护加入故障量。

面板显示:“纵联距离保护”故障相跳闸灯亮,发信灯亮。

试验结果:两侧保护均应可靠动作。

(5)其它保护动作发信。

试验方法:投入主保护功能压板和出口压板,两侧开关合闸,重合闸充好电,对侧(本侧)加入启动量并启动1/2TJR,本侧(对侧)加入故障量。

面板显示:“纵联距离保护”故障相跳闸灯亮,发信灯亮。

试验结果:收信侧相应故障相应正确动作,重合闸也应该动作。

2.2 联调注意事项

2.2.1注意优化验收步骤

由于设备投运紧迫,调试人员应结合实际情况,不断优化调试步骤,提高工作效率。总结联调步骤如下:

(1)检查两屏外观、标签、通道和差流。

(2)M侧开关合位,N侧开关分位,由M侧模拟空冲或空载线路故障,收N侧远跳令,并逐相传动M侧的开关(M侧2个屏完成此步骤)。

(3)M侧开关保持分位,合上N侧开关,由N侧模拟空冲或空载线路故障,收M侧远跳令,并逐相传动N侧的开关(N侧2个屏完成此步骤)。

(4) M、N两侧开关均在合位,模拟区内故障等(2个屏),同时传动两侧开关。

2.2.2 注意厂家原理的区别

虽然保护装置功能大致相同,但不同厂家在设计细节上还是存在差异,因此,调试人员应清楚差异,使试验过程少走弯路。例如在四方公司“远方启动跳闸”的逻辑设计上,N侧TJR继电器动作,还需加入启动量,才能启动M侧开关跳闸,这与南瑞公司的逻辑不同。

2.2.3注意对旁路保护的验收

如果线路的某侧变电站有旁路间隔,那么调试人员除调试投运线路外,还要验证对侧与本侧旁路的保护配合情况。验收时需注意:

(1)根据旁路保护修改相关定值,如调整对侧与旁路的收发令方式一致;允许式、闭锁式的控制字切换一致等。

(2)清晰区分多条代路线路的定值区设置,不混淆。

2.3 调试常见问题举例

调试常见问题举例如下。

(1)保护装置的外观检查往往被忽视。

例1:珠海某变电站220kV线路投运前保护联调,模拟空载线路充电故障,主II保护屏FOX-41A本应亮“收令”灯,却频繁亮“发令”灯。检查发现“收令”、“发令”灯的标签贴反。

(2)调试步骤设置不合理。

例2:某同塔双回220kV甲乙线路投运前验收,由于时间紧迫,因此在进行联调时,验收人员直接进行采样量等检查,发现没有差流量。检查发现甲乙两线保护纵联码恰好相反,光纤通道设置错位。

(3)调试前未与对侧调试人员做好沟通。

例3:某新站投运,验收调试10条220kV线路。由于两侧调试人员事先未做好沟通,因此多次调试某线的远方跳闸不成功,后发现两侧的调试人员调试的是不同线路。

3 建议

联调工作必须高效率、充分地完成,这给验收、调试人员带来很大压力。因此,联调工作应不断从以下几个方面进行改善。

(1)充分重视联合调试。从组织上统筹安排资源,不断优化验收流程和步骤,减少人力物力的浪费。

(2)提高验收人员水平。充分理解保护原理,提高验收水平,完善作业指导书。

(3)重视细节。以运行维护安全、便捷为出发点,注意验收细节。

参考文献

高压直流线路纵联行波方向保护 第10篇

近年来随着经济建设的快速发展,高压直流输电在中国的应用越来越广泛。运行经验表明,由于直流输电电压等级高、传输距离长、所经地形复杂,再加上恶劣天气的影响,线路故障比较常见,由于线路故障造成的单、双极闭锁占到40%以上[1,2],因而直流线路保护的性能受到广泛关注。

目前直流输电工程中,高压直流线路的保护主要有[3]:行波保护、电压突变量保护、低电压保护、电流差动保护等。行波保护和电压突变量保护是直流线路接地故障的主保护,动作时间为几毫秒,但不能反应于高阻接地故障;线路低电压保护是行波保护和电压突变量保护的后备保护,能反应于高阻接地故障,但动作时间稍长,为几十至上百毫秒;线路差动保护是前述3种保护的后备保护,动作速度慢,动作时间为秒级。因此,探索一种能快速反应于高阻接地故障的保护很有意义。

本文在分析行波传输特征的基础上,利用区内故障时两侧反向行波幅值均大于正向行波这一故障特征,构成纵联行波方向保护。RTDS仿真表明纵联行波方向保护具有整定方便、保护范围明确、能反应于过渡电阻等优点。

1 行波保护不能解决的问题

行波保护具有超高速的动作性能,其保护性能不受电流互感器饱和、长线分布电容等因素的影响[4,5,6],但现有的直流线路行波保护存在2个主要的缺陷。

1)作为单侧电气量保护,行波保护的保护范围只能通过定值来确定。从原理上讲,行波保护无法区分线路末端故障和对站极母线故障(K3,K5),一般认为行波保护的保护范围为本站电流互感器到对站平波电抗器之间,如图1所示,其中OCT表示光学电流互感器,P1和P2表示极1和极2。极母线接地故障(K3)时行波保护动作虽不至于造成不良后果,但会对故障分析和故障定位带来一定困难。

2)不能反应于高阻接地故障。换流器出口接地故障(K4)、交流系统故障(K7)或逆变器换相失败造成直流旁通时,与K3处故障仅相差一个平波电抗器,为确保行波保护不会超范围动作,其定值必须按躲过K4处金属性故障来整定,因而无法反应于线路上的高阻接地故障。

2 行波原理分析

2.1 行波传输原理

按照故障叠加原理,故障后相当于在故障点叠加了一个故障电压源,由此产生的行波从扰动点沿线路向两侧传播,并在波阻抗不连续处产生折反射。正向行波f1和反向行波b1分别可表示为[7]:

式中:Δu1和Δi1分别为电压、电流的故障分量;Zc为线路的波阻抗。

行波在传播过程中遇到波阻抗不连续点会产生折反射。由于输电线路的均匀分布参数特性,行波一般只在故障点和线路末端产生折反射。直流线路由于两侧连接大容量的平波电抗器,行波将在平波电抗器处发生反射和折射,反射系数Γr为[8]:

式中:L为平波电抗器的电抗值。显然有|Γr|<1成立。

2.2 正方向故障

本文所指的电流、行波的正方向均以从母线指向线路为正。

当直流线路上发生故障时,故障点处于两侧换流站的正方向,两站情况相同,故障瞬间行波传输方向如图2所示。

行波从故障点分别向两侧换流站传输,保护首先感受到第1次反向行波b1,该行波在平波电抗器处发生反射和折射,其反射波又使保护感受到第1次正向行波f1。由于电流互感器和平波电抗器的电气距离很近,这2次行波几乎同时到达,且满足

结合式(2),则有

即当被保护的直流线路正向故障时,在故障初始一段时间内,整流侧和逆变侧的保护所感受到的正向行波的幅值均小于反向行波的幅值。

2.3 反方向故障

以整流侧反方向故障为例,故障瞬间行波传输方向如图3所示。行波首先传输到整流侧,保护感受到第1次正向行波fr1,然后该行波传输到逆变侧再进行折反射,即在这段时间内整流侧反向行波的值很小,因此|fr1|>|br1|。即对于反向故障,保护感受到的正向行波的幅值远大于反向行波的幅值。

该故障点对逆变侧而言在其正方向,因而保护感受到的第1次正反向行波bi1和正向行波fi1几乎同时到达,且|fi1|<|bi1|。

3 纵联行波方向保护方案

从以上故障时行波传输的特征可知,当发生线路区内故障时,两侧保护各自所感受到的反向行波和正向行波几乎同时到达,且正向行波的幅值均小于反向行波的幅值。

而发生区外故障时,一站感受到的是正向行波的幅值小于反向行波的幅值,另一站感受到的是正向行波的幅值大于反向行波的幅值。

本文在这一结论基础上,利用两站得到的反向行波和正向行波关系构成行波方向保护,方案如下。

1)对于双极直流线路,采用相模变换技术,将相互耦合的两极线路解耦为相互独立的单相系统,分别计算各极电压、电流的故障分量的线模分量如下:

式中:Δul1,Δul2,Δil1,Δil2分别为极1和极2电压、电流故障分量的线模分量。

两极电压、电流故障分量的地模分量为:

式(5)、式(6)结合式(1)可知,故障后两极行波的地模分量相同,线模分量大小相等、极性相反。

2)一侧保护判为正方向的条件为:

式中:b1qd为线模反向行波的启动值。

当反向行波的线模分量幅值大于启动值时保护开放,若正向与反向行波幅值之比k连续5个采样点小于门槛值k0,则判定发生正向故障,否则为反向故障。

3)若判为正方向故障,则根据反向行波的线模和地模分量的极性选出故障极。根据分析和大量仿真实验,区内故障时故障极的反向行波的线模和地模分量的极性相同,非故障极的这2个分量极性相反。据此可选出故障极。

4)故障极将故障判断结果发给对端保护装置,同时接收对端保护传来的故障判别结果。如果两端保护均判为正方向故障,则表明发生了区内故障,保护动作;否则保护不动作。

5)纵联行波方向保护需要得到对站的信息,依赖于站间通信,并且,由于直流线路距离较远,长达1 000km以上,站间通信的延时也较长,大于故障后行波波头的有效时间窗。因此,为防止误判,启动值满足后保护仅开放4ms,如果在此时间窗内不满足正方向条件,则退出故障检测逻辑;如果满足正方向条件,则必须进行一定时间的展宽,以便等待对站的信号。

4 RTDS仿真分析

4.1 仿真模型

为验证保护原理的正确性,本文在天广直流模型上进行RTDS仿真试验。线路全长960km,由线路参数可计算出在频率为200 Hz[9]时线模波阻抗为258.3Ω,线模行波传播速度为v=2.947×108m/s。平波电抗器为150 mH。保护采样率为10kHz,线模反向行波的启动值设置为100kV(由下文仿真分析设定)。

4.2 典型故障仿真

1)区内极2故障(K2)

P2线路中点发生金属性接地短路,仿真波形见附录A。附录A图A1和图A2分别为整流侧和逆变侧线模正向行波(f1)、反向行波(b1)以及地模反向行波(b0)的波形。可以看出,线路上发生故障时,两侧的线模行波在故障后一段时间内均有反向行波幅值大于正向行波幅值的特点,但这个过程很短,大量实验表明,一般在2~4ms内。根据两侧保护的判别结果即可确定线路内部发生故障;附录A图A1中P2的b0和b1在故障后一段时间内极性相同,据此可判断为区内P2故障,立即由整流侧移相。

2)区内P1故障(K1,95%)

附录A图A3和图A4为P1区内故障时P1的行波波形,故障点到整流侧的距离占线路全长95%。两站均有b1>f1,且b1与b0同极性,据此可判断为区内P1故障。

3)区外故障(K3)

此时,整流侧和逆变侧的波形分别见附录A图A5和图A6。K3点处于整流侧保护的正方向、逆变侧保护的反方向。此时,整流侧所测得的反向行波幅值明显大于正向行波,判为正向故障;逆变侧所测得的正向行波幅值大于反向行波,判为反向故障。综合两侧保护的判别结果可知发生区外故障,保护不动作。

4)区外故障(K5)

此时,整流侧和逆变侧的波形分别如附录A图A7和图A8所示。K5点处于整流侧保护的反方向、逆变侧保护的正方向。此时整流侧所测得的正向行波幅值明显大于反向行波,判为反向故障;逆变侧所测得的反向行波幅值大于正向行波,判为正向故障。综合两侧保护的判别结果可知发生区外故障,保护不动作。

4.3 相关因素分析

与行波保护相关的主要因素有故障点位置、过渡电阻和故障距离等,为了设定保护启动值且验证本保护方案的可行性,进行了大量仿真。

1)故障点位置。在额定运行功率的情况下,分别模拟了K1,K3,K4,K5,K6故障。为设定保护的定值k0,仿真中考察了保护启动后连续10个采样点正、反向行波幅值之比k,由仿真结果可知,对每个k,正向故障时0<k<1,而反向故障时k远大于1。因篇幅所限,表1仅列出10个采样点k值的平均值珔k。

根据仿真结果,综合考虑区内外故障时保护的灵敏度和可靠性,本保护方案设定k0=1.0。

另外,对比区内(K1,95%)故障和区外K3点故障,两点电气距离非常接近,但逆变侧保护在2次故障中所测得的正、反向行波大小关系截然相反(见附录A图A4和图A6),说明本保护方案具有绝对的选择性。即纵联行波方向保护与现有的行波保护相比具有明确的保护范围,以两侧换流站的电流互感器为界,如图4所示。

2)过渡电阻。为了考察纵联行波方向保护反应于过渡电阻的能力,考察一个较极端情况,在距整流侧912km(占线路全长95%)处P2设置接地故障,过渡电阻为350Ω,整流侧的行波波形见附录A图A9。由图可见,在区内线路末端高阻接地时,线路两端正反向行波幅值均有所减小,但其比值范围基本不变,如表2所示。大量仿真表明,区内高阻接地时,反向行波幅值仍能大于100kV,因此保护的启动值设定为100kV。

3)动作时间。单侧保护判断出正方向需要2ms左右,再加上站间通信的延时,保护动作时间在十几毫秒,可见站间通信对保护的影响比较大,一方面站间通信故障时保护必须退出,另一方面保护动作时间与站间通信延时有关,且站间通信延时要占大部分。

5 结语

现有的直流输电线路行波保护存在保护范围不明确、难以整定和不能反应于高阻接地故障等缺陷。本文利用线路区内故障后反向行波幅值大于正向行波幅值这一故障特征,在两侧换流站分别进行正方向判别,构成纵联行波方向保护。大量仿真结果表明,该保护具有整定方便、保护范围明确、能反应于过渡电阻等优点。虽然本保护方案依赖于站间通信,动作时间较长,但相对于能反应于高阻接地的低电压保护而言,本方案的动作速度还是明显快于后者,因此,纵联行波方向保护可作为直流线路主保护的有益补充。

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超高压线路保护 第11篇

摘要：当前我国电网建设存在明显不足，超高压输电线路运行检修的早期资金投入加大，相应的创新完善等需要时间来进行，因而传统电网运行检修公司不具备开展超高压输电线路运行检修的条件，而送变电企业在这一问题上具有明显的优势，经验、设备等方面条件都比较成熟，有助于电网运行的安全性。本文就送变电企业承担超高压输电线路运行检修的优势进行简要分析，以供相关人员参考。

关键词：送变电企业；运行检修；应急措施

超高压输电是指使用500千伏—1000千伏电压等级进行电能的输送。就实际情况来看，超高压输电每公里的投资成本及金属材料的消耗量等呈现明显的下降趋势，可以说线路走廊得到合理且收效明显的利用。送变电企业在承担超高压输电线路运行检修方面具有明显的优势，人员、设备以及技术方面都比较成熟，为了促进电网运行的可靠性和安全性，本文就送变电企业承担超高压输电线路运行检修的优势进行分析，具有重要的现实意义。

1 220kV及以上输电线路运维管理

高压输电线路具有分布地域广、气候多变、地形恶劣、运行环境复杂等特点。传统的运行维护单位已不能满足快速抢修、大型检修的新形式的要求。而送变电工程公司具有得天独厚的优势，拥有雄厚的施工力量和抢修工器具等资源。为适应电网不断发展和生产资源优化配置的需要，对系统内原由各地区供电局运维的220kV输电线路逐步移交到具备较强专业水平的送变电运检公司统一运行维护。

2 传统线路运维方式的不利因素

2.1电网的发展造成地区供电局生产资源的相对缺乏

随着电网的发展，各地区供电局输、配网线路的运行数量在不断增加，线路维护工作量逐年加大，使得以电力生产、营销为主体工作的供电局显得力不从心。

2.2地域的限制制约了生产资源的优化配置

由于各地区供电局负责维护所在地域段的线路，跨地区的220kV线路运行维护可能牵涉两个或以上的单位，这样在线路停电检修方面的工作协调困难、程序繁琐，不利于提高应急抢修快速反应能力，也难以产生规模效益，这与降成木、增效益的目标不相符。

2.3不利于提高整体的线路专业管理水平

地区供电局生产人员主要服务于地区配电网，其输电专业技能的水平存在局限，从事超高压输电线路的运行维护力量较运检公司薄弱。

3实施220kV输电线路集中统一由送变电企业管理的必然性

有利于打破行政地域限制对线路运行维护带来的不利，实行专业化大公司运行是工业化、现代化大生产的要求，有利于提高效率，降低成本，推动科技进步、提高线路运行维护检修质量，由于施工能力的优势，送变电企业相对于供电局使输电线路应急抢修能力大大加强，提高了电网抵御突发性自然灾害的能力，更好地保障电网的安全稳定运行。

4 送变电企业承担超高压输电线路运行、维护和管理的可行性

4.1送变电企业能够迅速组建一支专业化的线路运输检修队伍

就当前我国送变电企业的实际情况来看，送变电企业能够较快速度的组建一支专的运行检修队伍，并通过后期的不断努力，成长为优秀的且规模相当的220kV以上输电线路运行专业化检修队伍。送变电企业在实际运行过程中规模相当，管理部门职责明确，下设工作站和巡检班组，并配有巡检专用车辆，确保在实际巡检过程中的便捷性，巡检人员能够在一定时间内到达辖区线路的任一杆塔。送变电企业实现了对各项资源的合理配置，从而在一定程度上保证了线路运行维护和检修的有效性，有助于保证输电线路运行维护、带电作业及质检验收的实际效果。从整体情况来看，送变电企业具备承担超高压输电线路运行检修的能力。

4.2送变电企业在线路运行维护方面的优势

4.2.1专业化、职业化的队伍优势。送变电企业在实际运行过程中注重专业化的队伍建设，尤其是近年来的发展过程中，通过对送变电企业内部的管理能手和技术能手进行合理的布局安排，促进了输电线路运行检修专业化队伍的建设，形成了一股中坚力量，有助于促进送变电企业的整体发展。送变电企业在逐步发展的过程中，注重输电线路运行检修队伍的高素质、年轻化建设，在一些专业技能型院校招收优秀毕业生，以促进送变电企业的人才建设。随着送变电企业的不断发展，逐步建立了一套系统化的运行检修人员组织机构，并促进了标准化的生产技术管理体系的建立，从整体上推动了送变电企业的长足发展。

当前我国大部分送变电企业中均具备专业性的硕士研究生、大学本科生以及各技术院校毕业的专科生，送变电企业内部的人力资源队伍呈现出明显的年轻化、职业化和专业化，通过各类型人才的协调配合，共同促进送变电企业的整体发展。

4.2.2线路运行维护的管理优势。在线路运行管理方面，送变电企业通过多年来对220kV以上各等级线路的运行和维护，积累了丰富的线路运行维护检修的经验，这些经验都为承担超高压输电线路运行检修奠定了坚实的基础，从而有助于送变电企业在实际运行过程中完成国家相关生产技术指标。送变电企业在实际运行过程中，通过不断地实践探索，制定了相对完善的管理制度和管理体系，促进了各项管理平台的建立，有助于从整体上提高送变电企业在实际运行过程中对线路运行检修的管理能力，以保证输电线路运行检修的规范化和标准化。

4.2.3输电线路运行维护的技术优势。送变电企业在承担超高压输电线路运行方面具有明显的技术优势，其内部负责线路运行维护工作的骨干人员大多是专业线路施工人员出身，在此过程中积累了检修、抢险等方面的技术和经验，从而为后期的承担高压输电线路运行检修提供可靠地基础，促进电网工程质量的提升。送变电企业在实际运行过程中配备专业的技术人员，能够及时有效的对输电线路进行检修和故障分析，促进输电线路的运行检修质量得到有效的保证。

4.2.4线路检修、抢修快速反应优势。完善应急抢修机制，落实应急抢修预案。针对各种可能出现的事故，制订完善各项反事故具体措施及线路出现紧急情况时的抢修方案。完善抢修工器具库房的建设和管理，根据事故性质分类配置了足够的工器具、备品备件及应急抢修车辆。

4.2.5备品备件优势。送变电施工企业管理的施工用备品备件完全可用于線路检修和抢修，在遇到突发性的大型检修和抢修任务时，完全可将施工用备品备件先用于检修、抢修任务，既可节省大量的资金，提高备品备件利用率，又可以最少的消耗满足电网的运行、维护、检修、抢修之用。

5 结束语

综上所述，选择送变电施工企业承担电网运行维护工作是确保超高压输电网高效运行新形式下的良好趋势，是电网建设实现资源优化配置的英明举措。送变电企业承担电网运行检修有助于提高电网安全稳定运行，提高电网抵御自然灾害和处理突发性事件的应急能力，为电网科学发展保驾护航。

参考文献：

[1]吴兆鑫.送变电企业承担超高压输电线路运行检修的优势.《中国新技术新产品》- 2010

超高速直流输电线路保护方向元件 第12篇

高压直流输电工程在远距离大规模输电及电力系统联网方面具有明显优势, 根据我国能源布局和电网发展特点, 未来我国采用直流输电, 尤其是特高压直流输电的规模将超过其他国家[1,2]。直流输电线路保护作为直流输电工程保护系统不可或缺的组成部分, 承担着快速检测并清除线路故障的重大任务, 其表现的优劣直接影响到整个直流输电工程的运行性能。目前直流输电线路保护主要由行波保护、电压突变量保护、低电压保护、直流线路差动保护等保护构成[3,4,5,6,7], 其中行波保护为线路主保护, 在实际运行中存在区内故障灵敏度不高、雷击干扰与故障识别不准确等问题[6,7]。因此, 有必要研究性能更为优越的新型直流输电线路保护。

直流滤波器并联装设在直流高压母线和中性母线之间, 用来保证任何运行方式下换流器的最大等效谐波电流都不超过其限定值。平波电抗器则与直流滤波器一起构成换流站直流侧的谐波滤波回路, 抑制直流线路电流和电压脉动成分, 降低直流侧的谐波分量[8,9,10,11]。从直流滤波器及平波电抗器的作用可知, 它们对高频信号有一定的衰减特性, 构成了直流输电线路高频信号的固有线路边界。

基于线路边界对高频信号的衰减特性, 国内外学者进行了相关的新型直流线路保护理论研究工作[12,13,14,15,16,17,18]。文献[12]在实际装置上实现了下述基本原理的保护:当线路区外故障时, 由于线路边界的衰减作用, 线路测量装置处所测高频分量较小;而在线路区内故障时, 高频信号无线路边界阻隔, 线路测量装置处所测信号高频分量较大, 通过比较高频信号能量大小, 即可区分直流输电线路区内外故障。

但是, 在新建±660 k V及±800 k V输电电压等级工程中, 为了降低设备绝缘要求, 平波电抗器总电感值不变, 但采用分置方式布置, 即分别布置于直流极线与中性母线上[19,20,21,22], 这将会导致线路边界对高频信号的衰减程度减小。并且由于特高压输电工程一般为超远距离输电, 随着线路长度的增加, 区内故障产生的高频信号沿线路传播到测量装置处的衰减随之增加, 其高频分量幅值可能会小于整流侧强区外故障 (只经线路边界衰减) 高频分量幅值, 造成单靠边界元件区分区内外故障的困难。

为了解决这一问题, 通过对直流输电线路不同方向故障行波特征的分析, 提出了一种基于故障行波能量的超高速故障方向判别元件。测试结果表明, 该方向元件适用于±500 k V、±660 k V及±800 k V不同电压等级输电工程, 不仅可以与边界元件配合构成单端全线速动的超高速保护, 同时可以构成纵联方向保护, 在直流输电工程不同运行方式下, 均可以超高速判别故障方向。

1 平波电抗器分置及其对线路边界高频信号衰减特性的影响

采用平波电抗器分置方式主要有3点优势[21]:有利于降低换流站电气布置的难度;位于中性母线的平波电抗器绝缘水平要求低, 制造难度和成本显著降低;有利于降低换流站多个位置的最大持续运行电压。因此平波电抗器分置将是未来新建特高压工程首选的平波电抗器布置方式。

平波电抗器分置时线路边界如图1所示。直流输电工程线路边界对高频信号的衰减程度主要由直流极线上平波电抗器电感值以及直流滤波器串联谐振回路的等效电感值决定, 采用平波电抗器分置方式后, 极线上平波电抗器电感值减小, 使得线路边界对高频信号衰减幅度减小。表1给出了平波电抗器总量同为300 m H情况下, 平波电抗器采用分置与未分置方式时线路边界对高频 (f>2 k Hz) 信号的衰减程度 (糯扎渡±800 k V工程直流输电工程分置比例为1∶1, 而宁东—山东直流输电工程分置比例为1∶3) , 由表中结果可知, 由于平波电抗器分置, 线路边界衰减程度有所减小。

2 线路高频信号衰减特性

对于线路末端故障, 由于线路衰减, 其高频分量在幅值上有可能难以同整流侧发生的一些较强区外故障区分开来, 因此有必要具体研究线路对高频信号的衰减特性。

考虑频率相关参数的直流线路传播函数表达式为[23]:

其中, γ (s) ={[R (s) +s L (s) ][G (s) +s C (s) ]}1/2, 为线路传播参数, R (s) 、L (s) 、G (s) 、C (s) 分别为线路单位长度的电阻、电感、电导、电容, 它们均为频率的函数;l为线路长度。

以宁东—山东±660 k V线路几何参数为基准, 对线路信号衰减特性详述如下。

a.零模信号衰减程度随着频率升高而增大, 随着线路的增长而急剧增大。零模信号经1500 km线路传播后, 线路高频分量有很大衰减, 对于长距离供电的直流输电工程, 零模分量不宜用作线路保护信号。

b.线模信号基本不随线路长度及信号频率变化, 因此线模信号作为保护信号比较理想, 但线模信号需要2极信号解耦获得, 而出于可靠性方面的考虑, 直流工程配置原则要求每极控制保护系统须各自成为独立的工作单元, 线路保护只能采用本极信号。

c.本极信号衰减程度同样随着频率升高及线路长度增加而增大, 但是衰减程度介于线模信号与零模信号之间。

考虑目前直流输电线路保护的最大采样率为10 k Hz, 实际可用信号为频率在5 k Hz以下的信号, 并且仅可使用单极信号, 图2给出了2 k Hz、3 k Hz、4 k Hz本极高频信号在不同线路长度下的衰减系数以及对应的线路边界衰减系数, 其中线路边界采用衰减程度最小的线路边界组合, 衰减程度为-18 d B (线路边界对频率在2 k Hz以上的信号衰减幅度基本保持恒定) 。

由图2可知, 线路长度分别为1060 km和820 km时, 3 k Hz和4 k Hz信号对应的线路衰减即与边界衰减程度相同, 由于直流输电工程一般应用于大规模远距离输电, 因此宜选用2 k Hz至3 k Hz频谱之间的信号。

考虑过渡电阻亦会降低线路故障时的高频分量幅值, 即线路末端带过渡电阻故障产生的高频分量将会受到线路衰减及过渡电阻两方面的影响, 而整流侧强区外故障则只受到边界衰减单方面影响, 因此, 单靠边界元件, 即依靠高频分量大小区分区内外故障将遇到一定困难。为了提高直流输电线路单端暂态量保护的可靠性与灵敏度, 应增加方向元件来区分区内故障和整流侧发生的强区外故障。

3 方向元件原理及其实现

高压直流输电系统故障方向如图3所示, D1、D2分别为直流线路边界, KD为整流侧的方向元件。规定电流正方向由为直流母线流向线路, 由此可知, 线路故障f1位于KD的正方向, 整流侧故障f2位于KD的反方向。

根据行波理论, 发生故障时, 由于故障点存在附加电压源, 因此将产生由故障点向线路两端传播的故障行波。前、反行波的故障分量Δuf、Δub分别为[24]:

其中, Δu为电压故障分量;Δi为电流故障分量;Zc为线路波阻抗。

3.1 正方向故障特征分析

图4为整流侧正方向故障时的行波网格图, 故障点在附加电源的作用下向线路两端传播故障行波。方向元件KD检测到的初始故障行波为由故障点传播而来的反行波ub1, 前行波uf1为ub1在线路边界处反射而来。在随后时间方向元件KD检测到的故障行波可分为2类:一类是由对端线路边界D2反射而来的行波到达线路边界D1, 形成入射行波ub2和反射行波uf 2;另一类是由故障点f1反射而来, 形成入射行波ub3和反射行波uf3。

其中, kr为线路边界的反射系数, 大小由平波电抗器以及直流滤波器共同决定, 其值小于1。

图5为线路末端发生正方向500Ω接地故障时的前、反行波示意图 (纵坐标为标幺值) 。由图可知, 故障反行波与前行波在时域范围内有明显差异, 反行波幅值绝对值大于前行波绝对值。

3.2 反方向故障特征分析

线路反方向故障行波示意图见图6。图中, 初始故障行波为由故障点产生的初始行波透过本端边界的线路前行波uf1, 在其后行波传输2倍线路长度所需时间内, 仅有前行波uf存在, 反行波ub近乎为零。

图7为直流输电系统反方向故障 (整流侧阀高压侧直接接地故障) 时的前、反行波示意图 (纵坐标为标幺值) 。由图可知, 反行波幅值绝对值与理论一致, 始终维持在很小的范围, 与前行波有明显差异。

3.3 方向元件判据

由3.1节和3.2节可知, 对于线路正方向故障, 在故障计算数据窗内, 前行波能量值小于反行波能量值, 而对于线路反方向故障, 前行波能量值则远远大于反行波能量值。因此方向元件的原理为:故障启动后, 由式 (5) 、 (6) 分别求得前行波与反行波的时域能量Ef和Eb;若Eb>Ef, 则为线路正方向故障;若Eb<Ef, 则为线路反方向故障 (判据实现时简化了系数) 。

其中, Ns为启动时刻对应的采样点;N为积分截止时刻采样点;Z*为直流输电线路波阻抗标幺值。

3.4 方向元件在现有直流输电控制保护平台上的实现

本文所提出的方向元件基于许继集团有限公司的HCM2000直流控制保护平台开发完成, 其与边界元件配合的单端暂态量保护方案如图8所示, 保护出口信号为“1”时, 判定为线路故障。

当启动元件发出启动信号后, 方向元件首先得到电压、电流故障分量, 用故障电流分量与波阻抗相乘再分别与故障电压分量相加和相减即得到故障前行波和反行波, 再通过乘法模块计算出二者的平方值, 然后通过限幅积分模块累加前行波、反行波的平方和, 得到前行波和反行波暂态能量, 最后由比较模块完成二者大小的判断, 若满足Ef<Eb, 则判断为线路正方向故障。

4 性能测试结果

4.1 测试环境介绍

利用RTDS装置及现场控制与保护设备组成的闭环测试系统对直流输电线路单端暂态量保护装置进行故障测试, 直流输电一次系统仿真模型参照糯扎渡±800 k V、宁东—山东±660 k V、三沪Ⅱ回±500 k V直流输电工程的具体参数搭建, 其线路长度分别为1 451 km、1 335 km、985 km。

故障测试与现有线路保护的故障测试类型相仿, 不仅包括不同的故障位置、故障类型以及故障过渡电阻等故障情形, 还考虑了直流工程在不同运行方式和工况下与各种故障类型的组合。

4.2 方向元件测试结果

以上测试环境中总体实验结果如表2所示。实验结果表明本文提出的方向元件在5 ms数据窗即能够正确区分线路正方向与反方向故障, 满足超高速特性, 对于线路反方向故障, 方向元件能够可靠判别为反方向, 而对于线路正方向故障, 方向元件在直接接地故障和经过渡电阻接地故障的情况下均能正确判别故障方向, 不会影响保护的正确判断。

以糯扎渡双极大地回线额定功率运行方式下的判别结果为例, 对于正方向线路故障 (线路末端150Ω接地故障) , 反行波与前行波能量比为0.28/0.07=4, 而对于反方向故障 (整流站阀高压侧出口) , 反行波与前行波能量比为0.01/2=0.005, 因此, 正、反方向故障能够很好地进行区分。

4.3 方向元件在直流输电线路单端暂态量保护方案中的应用

如上文所述, 在直流输电线路单端暂态量保护方案中引入方向元件是为了使保护装置具有较高灵敏度的同时, 防止整流侧发生强区外故障时边界元件计算值大于门槛值造成保护误动。方案中边界元件所设立的门槛值能够准确区分线路末端带较大过渡电阻接地故障与逆变侧区外故障, 而对于一些整流侧区外故障, 边界元件计算值虽然大于门槛值, 但由于方向元件的准确判别, 保护并未动作, 充分证明了方向元件的准确性与必要性。表3给出了图8单端暂态量保护方案由于方向元件准确判别从而避免保护错误动作的次数, 保护可靠性提高了约7%~15%, 并且由于此方向元件原理可靠, 计算复杂度小, 并不会影响保护整体方案的实时性, 因此在直流输电线路单端暂态保护方案中引入方向元件很有必要。

注:防止保护误动比例为防止保护误动次数和反方向故障项数的百分比。

5 应用方向元件构成纵联保护

本文所提出的方向元件不仅可以与边界元件配合构成全线速动的单端暂态量保护, 同时也可构成超高速的纵联方向保护, 保护的整体方案如图9所示。

由于故障后的电流关断和系统重启功能均由整流站完成, 因此, 当整流侧方向元件检测到故障位于整流侧正方向且收到逆变侧方向元件传来的正方向故障信息时, 保护判定故障为直流线路区内故障, 发出动作命令。由于故障方向信息仅需分别设定为高电平“1”和低电平“0”, 与差动保护需要传送实时电流信息相比, 其对传输信道的要求较低。表4给出了基于本文所提出方向元件, 利用糯扎渡±800 k V录波数据的纵联方向保护方案部分测试结果。测试结果表明该纵联方向保护可以有效检测到区内故障, 在区外故障时则可靠不动作。

6 结论

直流输电系统故障具有明晰的方向特征, 当线路正方向故障时, 前行波能量值小于反行波能量值, 而在线路反方向故障时, 前行波能量值则远远大于反行波能量值。本文所提出的方向元件基于比较故障前、反行波能量, 判别有效、实现简单, 适用于不同电压等级、不同线路长度输电工程, 它不仅可以与边界元件配合构成单端全线速动的超高速保护, 同时可以构成纵联方向保护。