输电线路保护技术

输电线路保护技术（共12篇）

输电线路保护技术 篇1

0 引言

与交流输电相比,直流输电具有输送容量大、送电距离远、电网互联方便、功率调节容易、线路走廊窄等诸多优点,因此,在远距离电能传输、非同步电网互联、分布式能源接入电网、海岛供电,以及大城市中心区域电缆供电等领域具有明显优势[1,2,3,4,5,6,7,8,9]。

中国幅员辽阔,能源与负荷呈逆向分布,决定了高压直流输电技术具有广阔的应用前景[10]。在舟山直流输电项目之后,先后建设了葛南等直流输电工程,以及灵宝等直流背靠背联网工程。目前,在建和规划中的直流输电工程数量已逐渐可以和交流输电工程相比拟,已投运直流工程占世界直流输电容量的20%以上,中国已经成为直流输电大国[11]。

中国虽然是直流输电工程大国,但在直流输电相关技术研究方面还相对薄弱。近年来,经过不断的自主创新和跨国公司的部分技术转让,国内500kV直流工程控制保护已基本实现自主化。尽管在部分领域对国外技术仍有依赖,但中国已逐渐掌握了直流输电的核心技术。直流主设备国产化率在逐渐提高,一些国内厂家对直流控制和系统的自主化也作出了重要贡献。

直流输电线路是直流系统故障率最高的元件,运行数据也显示国内直流输电可靠性指标偏低[12]。直流输电系统中换流变压器、换流阀等元件尺寸小,工作条件优越,故障概率低,且多为永久性故障,保护动作后系统闭锁;而输电线路距离长,要跨越不同地形和气候区域,工作条件恶劣,故障概率高,瞬时性故障概率占90%以上,故障后采用类似交流输电线路重合闸的重启过程即可恢复正常运行,而不必闭锁直流系统。因此,高性能的直流输电线路继电保护可及时发现线路故障,提高瞬时性故障重启成功率,是直流系统及与之相连的交流系统安全运行的重要保证。统计表明,线路故障占直流输电系统故障的50%,但线路保护的正确动作率只有50%,有近一半的输电线路故障由直流控制系统响应动作,造成直流闭锁,引起不必要的停运[13]。因此,提高直流输电线路继电保护性能,对于提高电力系统的安全性具有决定性作用。

综上所述,直流输电技术在中国具有广阔的应用前景,中国虽已是世界直流工程大国但非直流技术强国。鉴于直流输电线路继电保护的技术水平和运行水平对电力系统安全性影响最大,以及中国在交流输电线路继电保护领域已处于国际领先地位,相信有能力、也应该提升直流输电线路继电保护的研究和运行水平。

1 直流输电线路继电保护研究现状

利用换流技术的直流输电自1954年诞生以来,先后在控制阀、控制特性、系统结构等方面都有所进展。目前,基于半控型器件晶闸管的电流源换流器高压直流输电(CSC-HVDC)用于远距离、大容量电能传输;基于全控型器件(如绝缘栅双极型晶体管(IGBT)、门极可关断晶闸管(GTO))的电压源换流器高压直流输电(VSC-HVDC,也称HVDC Light,HVDC Plus或HVDC Flexible)用于受端弱系统、分布式电源接入电网或电能分配的格局基本形成[5]。另外,直流输电的网架结构由原来的“仅有”两端系统,发展到今天的“存在”多端系统;输电线路也由最初的海底电缆,发展到今天的架空线和电缆并存;同时,直流输电系统的电压等级、输送功率、输电距离、可控性等指标也在逐步提高。因此,研究直流输电线路的继电保护时必须考虑这些发展趋势。

目前,运行中的直流输电线路继电保护方案部分是由ABB或SIEMENS提供。主保护配置行波保护(traveling wave protection,或称波前保护(wavefront protection))、微分欠压保护;后备保护配置电流差动保护,部分工程也同时配备了低电压保护。SIEMENS公司直流线路保护主要应用于天广一回以及贵广一回、二回直流输电工程及云广工程中。根据控制系统的分层,云广工程保护系统分为极保护和阀组保护,并分别采用双重冗余配置。贵广一回、二回工程的直流线路保护配置原则与原天广工程基本相同,天广直流经过改造均增设了直流线路横差保护(87DCLT)。在中国,ABB将高压直流技术应用于众多“西电东送”项目建设中,包括向家坝—上海、锦屏—苏南±800kV特高压直流输电线路建设。许继集团与南方电网公司签订了糯扎渡、溪洛渡———两渡直流输电工程,受端江门站、送端昭通站全部换流阀与阀冷系统设备合同。SIEMENS和ABB则获得了为糯扎渡—广东特高压直流输电工程提供800kV特高压直流变压器的部分项目。现对直流输电线路继电保护的技术现状与研究现状分析如下。

1.1 行波暂态量保护

在直流线路上发生故障时,会从故障点向线路两端传播故障行波,即反行波。行波保护就是利用反行波来识别故障,是直流输电线路的主保护。

文献[14]最早提出直流输电线路行波保护的思想,它通过电压微分和反行波的积分来识别区内外故障,并给出了葛南直流系统下的仿真验证结果。目前,运行中的行波保护主要有ABB和SIEMENS的2种方案,它们略有不同:ABB的行波保护用极波来检测故障、用地模波来选择故障极;SIEMENS的行波保护用电压微分构成启动判据,通过对反行波突变量在10ms内的积分来检测故障[15,16,17],在有些工程中采用电压微分启动、用电压和电流突变量来识别故障[13,18]。SIEMENS的行波保护采用了积分环节,动作时间为16~20ms,比ABB的行波保护慢;正因为采用了积分环节,SIEMENS的行波保护能耐受3%的噪声干扰,比ABB的行波保护抗干扰能力略强(后者能耐受1%的噪声干扰)[19,20,21,22]。2种行波保护耐过渡电阻能力都非常有限,1 000km输电线路中点故障时,耐过渡电阻能力不足10Ω[13]。另外,行波保护存在着对采样率要求高、理论不严密、缺乏整定依据而需要通过仿真试验进行整定的问题[23]。

鉴于行波保护运行中存在的问题,学者们对此进行了大量研究。为了提高行波保护的可靠性,文献[15,19,21]给出了基于小波变换的行波方向保护新原理。为了提高行波保护的抗干扰能力,文献[20,24]将数学形态学滤波技术和形态学梯度技术用于直流输电线路暂态行波滤波和故障行波波头的捕获。为了提高行波保护选择性,文献[25]拟将测距式行波距离保护用于直流输电线路。为了进一步提高行波保护的可靠性和动作速度,文献[26]将小波模极大值用于直流输电线路行波保护以实现故障的快速识别。为了提高行波保护的灵敏度,减小过渡电阻对行波保护的影响,文献[27]提出采用极性比较式的行波保护原理。为了提高行波保护抗干扰能力和灵敏度,文献[28]在小波分析的基础上利用低频和高频能量的比值构造行波保护判据。

考虑到线路两端存在平波电抗器和直流滤波器构成的边界,将交流输电线路暂态量边界保护思想用于直流输电线路是近年来的研究方向之一。文献[29]于2005年提出利用直流输电线路故障暂态能量中的高频分量和低频分量进行故障判别。文献[30]在小波变换的基础上,提出将行波保护和暂态量边界保护混合构造保护判据。在对直流输电线路边界特性研究的基础上,文献[31]利用暂态电压行波首波头的小波变换模极大值幅值构造启动判据,利用暂态电压高、低频分量的小波能量比值构造动作判据,文献[32]利用高频分量能量和来构造保护判据。

综上所述,运行中的行波保护存在耐过渡电阻能力差、灵敏度低、缺乏整定依据需要通过仿真试验进行整定、抗干扰能力差、可靠性不高等问题。无论是行波保护还是暂态量保护,都存在着所依赖的故障特征持续时间短、做决断所用信号的能量小、对装置采样率要求高、需要考虑雷电干扰问题等缺点,而且存在理论不完备、需要通过穷举式的仿真进行整定的问题。

1.2 微分欠压保护

微分欠压保护依靠检测电压微分数值和电压幅值水平实现保护,是直流输电线路的主保护,兼做行波保护的后备。

目前,ABB和SIEMENS的微分欠压保护都是检测电压微分和电压水平实现保护。微分欠压保护的电压微分定值与行波保护相同,但电压微分上升沿延时为20ms(行波保护为6ms),因此,微分欠压保护在行波保护退出运行或电压变化率上升沿宽度不足时,可以起到后备作用,但耐过渡电阻能力仍然十分有限,1 000km线路中点故障耐过渡电阻低于70Ω[13]。

综上所述,微分欠压保护的动作速度比行波保护略慢,灵敏度和可靠性比行波保护高,但仍然存在耐过渡电阻能力差、灵敏度低、整定缺乏依据需要通过仿真试验整定等问题。

1.3 低电压保护

作为行波和微分欠压保护的后备保护,低电压保护仅依靠检测电压幅值水平来实现保护功能。一些直流工程并没有配备低电压保护,在直流输电线路继电保护相关文献中,也很少见到关于直流线路低电压保护的原理与判据的描述。

低电压保护分为线路低电压保护和极控低电压保护。线路低电压保护定值比极控低电压保护定值高。线路低电压保护动作后启动线路重启程序,而极控低电压保护动作后则闭锁故障极,因此,极控低电压保护已不属于线路保护的范畴[18,33,34]。与低电压保护研究相关的文献,以及它在实际运行中的性能表现方面的文献鲜有报道。按照设计,它用于切除行波和微分欠压保护未能动作的高阻故障,在电流差动保护之前动作[18,35]。

虽然低电压保护原理简单,但它缺乏整定依据,从理论上无法区分区外故障和区内高阻故障,选择性差、动作速度慢。

1.4 纵联电流差动保护

理论上讲,纵联电流差动保护利用了双/多端电气量,从原理上就能够保证绝对的选择性,但由于直流输电线路差动保护利用两端电流简单加和构造差动判据,没有考虑输电线路分布电容的影响,需要等暂态过程消失后差动保护判据才能成立,因此,它在故障后投入的时间晚且需要长延时确认。按照设计,它仅负责切除高阻故障,是直流输电线路的后备保护。

运行中的直流输电线路纵联差动保护由于没有考虑电容电流问题,动作速度慢。SIEMENS直流线路差动保护在设计时采取了“传输同步故障延时”功能,在故障初期由于电流波动大,差动保护会延时600ms再投入,又加上差动判据本身延时500ms,即使差动保护能够动作也在故障发生1 100 ms以后。在此期间,曾多次发生由于极控低压保护或者最大触发角保护动作而闭锁故障极的事故,线路失去重启机会被迫停运,差动保护也未能对高阻接地故障起到后备作用[13,18,33,36]。而葛南直流的差动保护动作时间为5s,更少有机会动作[34,35]。

为了提升现有直流输电线路差动保护的性能,文献[37-43]给出了一些改进措施。文献[37]利用直流输电线路区内、区外故障电流突变差异性来识别故障方向,通过两端保护方向元件的配合构成纵联保护。文献[38]则期望通过简单的电容电流补偿提高直流输电线路电流差动保护的灵敏性。文献[39]提出了一种特高压直流输电线路暂态能量保护原理,根据暂态过程中线路两侧低频能量差值的故障特征,实现区内故障及故障极的快速、准确识别。文献[40]拟将行波差动原理用于直流输电线路以提升现有差动保护性能,提出用反行波1模量构造差动判据,用0模实现故障极选择。文献[41]对直流输电线路原高频通道升级为光纤通道后的保护配合问题进行研究,并给出了光纤通道下提高差动保护动作速度的措施。文献[42]针对目前天广、高肇、兴安直流线路差动保护动作速度慢,经常由于极控保护动作而失去线路重启机会的问题,提出如下建议:取消电流波动闭锁差动600ms逻辑;优化直流线路低电压、极控低电压、大触发角等保护的出口时间配合;在具有光纤通道的直流工程中,缩短数据延时的设定值。文献[43]通过对南方电网多条直流输电线路普遍存在的后备保护拒动、导致故障极闭锁问题的深入思考,鉴于天广直流保护系统通信通道延时小于20 ms,以及目前国内交流系统差动保护同步采样技术已经比较成熟,热切盼望运用已有技术来提升直流输电线路电流差动保护的研究和运行水平。

综上所述,现有差动保护由于没有考虑电容电流问题,任何导致电压变化的过程,如区外故障、启动过程都有可能导致误动,因此为了防止误动,判据需要较长的延时。本来电流差动保护应该具有的灵敏度高、动作速度快的优点,在直流输电线路中远没有发挥出来,其性能亟待提升。

2 直流线路保护配置及整体性能

文献[44-45]对现有的直流输电线路继电保护进行了综述,分析了通信在保护中的重要性,并根据通信具备与否分别给出了不同的直流输电线路继电保护配置方案。文献[35]介绍了葛南直流输电线路的保护原理及其配置,并对故障情况下保护的动作行为进行了分析。文献[46]介绍了天广直流输电线路的保护原理及其配置,并针对一起事故对保护的动作行为进行了分析。文献[47]详细介绍了天广直流输电线路的保护判据,并探讨了保护校验的合理性。文献[48]介绍了直流系统运行方式及直流线路的保护配置,分析了直流线路保护的动作特性,指出了其存在的问题,给出了解决方案。总体上看,目前的保护方案在线路末端故障或高阻故障情况下容易出现拒动现象。另外,德宝、呼辽、宁东、青藏等工程均由国内厂家实现,其具体实现方法与国外厂家存在技术上的差异。

目前,直流输电线路保护不能有效识别含过渡电阻的短路故障,在高阻故障发生时会由于线路保护拒动而闭锁故障极,这种事故屡见不鲜[18,33,34,36]。文献[33]分析了高阻接地故障情况下电压、电流和触发角的变化特征,阐明了设置相关后备保护时需注意的问题,对天广直流线路后备保护设计的不合理之处进行了分析,并给出了改进建议。文献[36]对2005年3月21日天广直流极Ⅱ发生的线路高阻接地故障进行了分析,当直流线路经高阻接地时直流电压将以较慢的速度下降,线路行波保护和微分欠压保护中的电压微分元件灵敏度不足未能启动,作为线路后备保护的线路差动保护本是切除高阻故障的重要保障,但由于直流控制系统的调节作用引起直流线路电流变化,导致线路差动保护动作延时变长,进而导致极控低电压保护和触发角过大保护误动闭锁故障极。文献[34]分析了2007年8月26日和2007年8月27日连续发生的2起高阻接地故障,并得出了与文献[36]相同的结论。此外,文献[18,33]报道了另外2起高阻故障导致故障极闭锁的事故。

在上述保护配置及性能分析的文献中,一般为直流输电线路配备了行波保护、微分欠压保护和电流差动保护。为了更直观地表示直流输电线路故障过程中各原理的保护对故障的响应情况,图1按照这种保护配置方案给出了直流输电线路内部故障时各种保护的动作区间(图1中的电流、电压波形为输电线长度为1 000km的500kV直流系统中点非金属故障持续1s的情况)。

由图1可知,行波保护能够动作的时间约10ms,微分欠压保护能够动作的时间约20ms,差动保护投入较晚,如能够动作则在故障1.1s后[13,18]。从图1还可以看出,在20~1 100 ms之间,没有任何保护原理能够反应于故障而动作。

综上所述,目前直流输电线路保护的原理单一,快速保护灵敏度低,差动保护可靠性差、动作速度慢。从保护的配置上可以看出,故障后的相当长时段内缺乏能够反应于故障的保护原理。

3 直流输电线路保护存在的问题

综上分析,目前直流输电线路继电保护存在如下问题。

1)从保护原理的角度看,目前的直流线路保护存在着理论不完备、可靠性差的问题。具体表现在主保护(行波暂态量保护、微分欠压保护)的灵敏度低、缺乏整定依据、故障投入时间短、对采样率要求高、抗干扰能力差。后备保护中,差动保护动作速度慢;低电压保护则不仅动作速度慢,而且缺乏整定依据,无法保证选择性。

2)从保护配置的角度看,保护种类单一、可靠性差,在故障后相当长的时段内缺乏反应于故障的保护原理。

由于直流输电线路与交流输电线路并无本质区别,只是能量集中频带不同,而目前交流线路保护具有可靠性高、采样率低、理论完备等优点。因此,可借鉴交流线路保护的先进思想和成功经验,同时充分考虑直流输电系统的结构特点和控制特性对保护的影响。

文献[37-39,49-50]借鉴交流线路提出了一系列对采样率要求低、可靠性高、实用性强的保护原理。其中,文献[37]利用直流输电线路区内、区外故障电流突变差异性来识别故障方向,通过两端保护方向元件的配合构成纵联保护。文献[38]借鉴交流线路电容电流补偿方法,以提高直流输电线路电流差动保护的灵敏性。文献[39]根据暂态过程中线路两侧低频能量差值的故障特征,实现区内故障及故障极的快速、准确识别。文献[49]提出了利用电流突变特性的直流输电线路纵联保护原理,并研究了数据窗、雷电干扰对保护的影响。文献[50]提出了基于分布参数模型的电容电流补偿方法,可用于远距离高压直流输电线路,且整定中充分考虑了直流输电系统控制特性对保护的影响。

4 直流输电线路保护研究的建议与设想

由上文分析可知,直流输电线路保护可借鉴交流线路保护的先进思想和成功经验。直流输电是控制、保护一体化的系统,保护动作于控制系统闭锁或者系统重启。直流线路故障暂态过程受直流系统控制特性的影响,故障特征分析和保护新原理的研究应充分考虑直流系统控制特性的影响。由于故障后的暂态电气量是受控的,可研究充分利用直流系统的静特性和动特性的保护原理。直流线路两侧有明显的边界(平波电抗器),可研究利用线路边界特性的直流线路保护原理和整定方法。直流系统故障暂态中含有大量的特征频率信号,可研究基于特征频率的保护原理。充分利用直流输电系统的结构特点和控制特性,可构建多种保护原理,以提高保护的性能。

5 结语

本文对直流输电线路保护原理和国外厂家的保护方案进行了综述。在总结国内外现有技术和研究现状的基础上,对保护原理进行了分类研究,指出现有的直流输电线路继电保护体系存在理论不完备、原理单一、可靠性差等问题,提出了直流输电线路保护研究的建议与设想,并探讨了进一步的研究方向。

输电线路保护技术 篇2

国家电力公司颁布的《关于防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》修订版（简称《二十五项反措》），总结了我国近年来电力系统发生的各种重大事故的经验和教训，具有很强的针对性、可操作性。为了更好地贯彻落实《二十五项反措》，确保我局输电线路安全可靠运行，结合我局输电线路近几年来运行的实际情况，同时依据《架空送电线路运行规程》以及其他相关规定，我们制定了武陟县电业局《输电线路反事故技术措施实施细则》，具体内容如下：

第一章 防止倒杆塔和断线事故

1.1加强设计、基建及运行单位的沟通，充分听取运行单位的意见。条件许可时，运行单位应从设计阶段介入工程。设计时要重视已取得的运行经验，并充分考虑特殊地形、气象条件的影响（尽量避开可能引起导线、地线严重覆冰或导线舞动的特殊地区），合理选取杆（塔）型、杆塔强度，对易覆冰、风口、高差大的地段，宜缩短耐张段长度，同时杆塔设计应留有裕度。另外，且设计中应充分考虑防止导（地）线断线的措施，对导（地）线、拉线金具要有明确要求。1.2 新建线路的设计，线路应尽可能避开矿场采空区等可能引起杆塔倾斜、沉陷的地区。在重要跨越处，如跨越防汛专用通讯线、铁路、高速公路、一级公路、通航河流以及人口密集地区，应采用自立式铁塔，并加强杆塔强度。1.3 在新建输电线路的重要跨越处，绝缘子串应采用独立挂点的双联绝缘子串结构，已运行的输电线路在重要跨越处，应及时改造为双联形式。1.4 对可能遭受洪水和暴雨冲刷的山区、河道等处的杆塔，应组织有关专家和技术人员进行分析，及时提出并落实可靠的防护措施，将有关资料备案。采用高低腿结构的基础护坡要有足够强度，并有良好的排水措施。在每年的5月-9月雨季期间，增加冲涮区巡视检查次数，并在洪水、暴雨冲涮过后，及时对冲刷区杆塔基础进行检查。1.5 铁塔螺栓的紧固应严格按照规定周期进行，并明确责任，做好记录。新建线路投产后，次年应对铁塔螺栓全部紧固一次。对有微风振动和大风气象的特殊区域杆塔应采取缩短螺栓紧固周期或全塔采取防松措施。1.6 线路器材、金具、绝缘子、杆塔的质量均应符合有关标准和设计要求。加强抽检、验收管理，不合格的器材、金具、绝缘子、杆塔不准安装使用，塔材、金具、绝缘子导线等材料在运输、保管和施工过程中，应妥善加以保管，严防硌压产生宏观压痕。防止运行线路因金具破损、断裂而造成设备事故。1.7 严格按照设计要求进行施工，隐蔽工程应经监理单位、建设单位和运行单位质量验收合格后方可掩埋，否则严禁立杆塔、放线。1.8 砼杆应有埋入深度标识。新建线路在选用砼杆时,应采用在根部标有明显埋入深度标识的、符合设计要求的砼杆,为施工及验收工程质量提供直观可靠的检测依据，并为提高运行维护质量提供有效手段。新建线路的导线接续应采用压缩型接续金具，并严格控制施工工艺，保证压接质量。施工期间要密切注意各类导线金具的安装位置，力求安装位置科学、合理，避免导线断股。1.9 严格按照有关规定进行线路巡视,在恶劣气象条件发生后应及时组织特巡。1.10 大负荷期间应增加夜巡,并积极开展红外测温工作,以有效检测接续金具(例如:压接管、耐张线夹等)的连接状况,防止导线接头发热引起断线。1.11 及时处理线路缺陷,尽量缩短线路带缺陷运行时间.1.12 当线路位于城区或跨越公路、车辆通行的道路及易引起误碰线事故的区域时，应设置限高警示标志，运行中发现警示标志丢失、损坏后，应及时补加。对易受碰撞的杆塔及拉线周围应埋设护桩，护桩应牢固可靠。1.13 加强铁塔构件、金具、导地线等设备腐蚀的观测和技术监督。应按照《架空送电线路运行规程》(DL/741-2001)的要求,对于运行年限较长、出现腐蚀严重、有效截面损失较多、强度下降严重的,积极开展防腐处理,必要时进行更换。运行年久或投运时间超过30年的线路要重点检查混凝土杆裂纹以及连接金具、拉线、架空地线、拉线棒等部位的腐蚀和磨损情况，发现问题及时采取措施。拉线、架空地线锈蚀严重时应取样进行拉力试验，如试验不合格，应及时更换。1.14 对线路上腐蚀严重或失效的铁质开口销、闭口销、锁紧销等，要及时更换为不锈钢或铜质销，防止绝缘子或金具脱落发生掉线、掉串事故。防震锤和间隔棒应定期检查，发现松动及时紧固，移位后应及时进行复位处理。1.15 在冬季温度降低时，应对垂直档距较小的杆塔及孤立档、变电所进出线的导（地）线弛度进行重点检查；在夏季温度升高时，应对档距较大及有交*跨越的导（地）线弛度进行重点检查。发现问题及时处理。1.16 定期对线路绝缘子特别是耐张杆塔上的绝缘子进行零值绝缘子检测,发现零值绝缘子、低值绝缘子应及时更换。1.17 各单位应储备一定数量的备品、备件，同时成立事故抢修小组。为保证事故抢修的顺利进行，铁塔、电杆等大型抢修设备材料应实行区域储备。1.18 线路运行管理中，应做好杆塔后期安装的复合光缆、防雷、防鸟等附属设施的运行维护工作，避免因附属设施缺陷引发线路故障。

第2章 防止污闪事故

2.1 健全防污闪组织结构,完善防污闪管理体系,明确防污闪各级职责,防污闪工作要常抓不懈。2.2 坚持定期对输电设备外绝缘表面的盐密(饱合盐密)测量,盐密测量点的布置要科学合理,使用复合绝缘子的地段要另设不带电挂瓶盐密测量点,污秽严重和特殊污秽地段应适当增加测量点,盐密测试仪器应定期校验,以保证测量数据的准确性。2.3 按《电力系统污区分布图绘制规定》定期修订污区分布图，污区分布图应每年修订一次，应充分重视污源调查和运行巡视，并根据变化情况，做好污区分布图的局部调整与修订工作，为方便修订，宜采用电子地图作为底图。2.4 应加强设计、基建、运行及科研单位的沟通和协调,并充分听取运行单位及电力科研单位的意见。2.5 新扩建工程项目输电设备的外绝缘配置应以污区分布图为基础,综合考虑环境污染变化因素，并根据设备的重要性予以区别对待,首先确保主网架的安全运行。电网防污闪设计,要始终遵循“配置到位、留有裕度”的原则。对于一、二级污区,可采用比污区图提高一级配置原则;对于**污区,应结合站址具体位置周围的污秽和发展情况,对需要加强防污措施的,在设计和建设阶段充分考虑采用大爬距定型设备,同时结合采取防污闪涂料或防污闪辅助伞裙等措施;对于四级污区,应在选站和选线阶段尽量避让，如不能避让,应在设计和建设阶段考虑设备型式的选择,线路可考虑采用大爬距定型设备,同时结合采取防污闪涂料等措施。2.6 绝缘子结构型式的选择应充分重视运行经验，应选择运行良好、不易积污、自洁性能好、清扫方便的绝缘子。双联绝缘子的污闪电压比单串绝缘子低，在Ⅱ级及以上污区使用双联绝缘子串时，应增加1-2片同型号绝缘子，覆冰区的绝缘子应注意类型和结构的选择。2.7 摸清设备外绝缘配置情况，健全设备的外绝缘配置台帐，运行设备外绝缘的爬距原则上应与所处环境污区分级及设备重要性相适应，不满足的应予以调整，受条件限制不能调整的应采取防污闪辅助措施，经防污闪主管领导批准后，报上一级主管部门备案。2.8 坚持适时清扫，保证清扫质量，严格落实“清扫责任制”和“质量检查制度”，不得随意延长清扫周期，对于脏污严重且清扫困难的绝缘子应予以更换，积极摸索针对不同污秽类型的清扫方法，以提高清扫质量。2.9 定期进行绝缘子零值测试，对零值绝缘子应及时更换。做好运行中瓷绝缘子零值率及玻璃绝缘子自爆率的统计。2.10 加强污秽区线路的运行巡视工作，对沿线污源点要登记清楚，对危及输电线路安全运行的新增污源户应及时下达整改通知书。2.11 建立与当地气象部门的动态联系手段，实现灾害天气的中、短期预报。

第3章 防止复合绝缘子损坏事故

3.1 加强产品入网管理,进入电网的复合绝缘子必须通过产品签定及入网质量保证必备条件考核,取得《复合绝缘子入网证书》，优先选用有技术证书、工艺先进、质量稳定、有运行经验的厂家的产品，并做好验收工作。3.2 在施工中应避免损坏复合绝缘子的伞裙、护套及端部密封，严禁人员沿复合绝缘子上下导线。3.3 特殊区域使用复合绝缘子要严格、慎重，如在雷电活动频繁地区使用复合绝缘子宜加长10%-15%，覆冰严重地区应采用不宜覆冰的结构形式或其他措施，凝结类（水泥厂、石灰厂附近）和油脂类（炼焦厂附近）污秽地区不宜使用复合绝缘子。3.4 正确安装均压环，上、下导线时应采用专用工具，严禁踩踏绝缘子伞裙和均压环。3.5 加强复合绝缘子抽样检测工作。新复合绝缘子进入电力系统必须进行抽样检测，经检测合格，方可挂网运行；为掌握复合绝缘子运行状况，应定期对运行复合绝缘子进行抽样检测，检测周期为每3年1次，运行年限超过8年后，应缩短检测周期；对机械强度下降幅度较大的早期产品要及时更换。3.6 复合绝缘子是少维护产品，但不等于免维护，不能采用传统的方式清扫复合绝缘子，复合绝缘子运行3年后，应注意加强运行监督，伞裙表面被电弧严重烧伤后应及时更换。3.7 每年对复合绝缘子进行一次登杆检查,当伞裙表面粉化和出现裂纹、护套破损、端部附件连接部位密封破坏或出现滑移,则可以判断该绝缘子已经失效，应及时更换。3.8对运行中的合成绝缘子应参照“盐密监测点”,定期检测绝缘子憎水性,以分析该批产品的外绝缘状况。对于严重污秽地区的复合绝缘子宜进行表面电蚀损检查。在进行杆塔防腐处理时,应防止防腐漆滴落到复合绝缘子表面。3.9应定期更换一定比例的复合绝缘子做全面性能试验。对于确定性能已明显老化、不能确保安全运行的产品批次应及时更换。3.10 做好复合绝缘子挂网运行统计和故障记录，巡视中发现问题及时分析，对于不明原因闪络，应仔细查找，认真分析，并进行针对性试验。

第4章 防止覆冰及绝缘子冰闪事故

4.1 根据线路运行的气象资料、环境资料和环境特征等基础数据，准确划分覆冰、大雾等微地形、微气象控制区。4.2绝缘子覆冰闪络是污秽闪络的一种特殊形式。重冰区绝缘设计应采用增强绝缘、V型串、不同盘径绝缘子组合等形式,通过增加绝缘子串长、阻碍冰棱桥接以及改善融冰状况下导电水膜形成条件,防止冰闪事故发生。4.3加强绝缘子全过程管理,全面规范选型、招标、监造、验收及安装等环节,确保使用设计合理、质量合格的绝缘子。4.4 为防止覆冰造成导、地线断线,在线路设计时对覆冰区、不同气象区交汇处，应根据实际情况选择机械强度较高的导线，采取增加杆塔数量、缩小档距以减轻杆塔受力。选择导线间距较大杆型，防止脱冰跳跃时发生相间故障。4.5 覆冰区线路设计，杆塔的选型尽量少用或不用猫头型铁塔，且不宜采用瓷质防污绝缘子。绝缘子应采用有效的防冰措施，对单串悬垂绝缘子串以采取隔断措施为主，如采用在串上加装大盘径绝缘子、大盘径伞裙等；对双串绝缘子以及猫头型塔两边相推荐采取倒V型连接方式；若采用复合绝缘子，应选择有利于隔断冰柱的伞型结构，并在横担加大盘径绝缘子或加特制盘径伞罩。4.6 在覆冰区可以试用防冰球和隔冰环等防水

措施。

第5章 防止鸟害事故

5.1 应坚持动态管理、因地制宜的原则，对鸟类活动习性进行调查，科学合理划定鸟害区，摸索鸟害发生规律，建立鸟害杆塔台帐。5.2 新建线路投运前在划定的鸟害区杆塔要加装防鸟装置和采取防鸟措施。常见的防鸟措施有：安装惊鸟器、大型防鸟刺（安装时应考虑防鸟刺的长度与位置），涂红漆，挂小红旗，装风铃、风车，绝缘子串上方加装大盘径玻璃钢伞裙罩或大盘径绝缘子等。5.4 观察掌握鸟类在杆塔上的栖息规律，注意大型鸟类在杆塔上的停留位置。根据鸟类活动规律、鸟的类型、线路的重要程度、运行检修的实际需要，有针对性地采取防鸟措施。当上述情况发生变化时应及时采取调整措施。5.5 防鸟设施在杆塔上应安装牢固，因检修需要拆卸时要放置在可靠部位，检修结束后恢复原状，并确实紧固。采取防雷、防冰闪等措施时应注意兼顾防鸟害，以降低防鸟措施的成本。

第6章 防止雷害事故

6.1 应根据雷击跳闸记录认真总结、分析，合理划分易击区，要认真分析各种防雷措施的效果，找出适合具体线路、具体地段、具体杆塔的最佳防雷措施，防雷效果不明显的，要认真分析原因，重新考虑其他措施。6.2 山区或多雷区的线路设计应进行防雷方面的特殊考虑，如选择长效稳定的降阻措施，易绕击区应采用较小的保护角，降低杆塔高度和加装负角保护针等。6.3 多雷区应注意绝缘子类型的选择，为防止雷击引起掉线事故，多雷区不宜使用瓷绝缘子，使用复合绝缘子应加长10%-15%，或在接地侧加装1-2片悬式绝缘子。6.4 定期检查多雷区线路杆塔接地引下线的连接和锈蚀情况及防雷设施运行情况，发现损坏及时更换。杆塔接地网要严格按照图纸施工，经现场质检人员验收合格后，方可填埋。6.5 规范测试方法，定期测量杆塔接地电阻，必要时对接地网开挖检查。对超过15年的线路或采用降阻剂的杆塔，根据地质情况开挖检查接地体的腐蚀情况，发现问题及时制定改造计划。6.6 定期进行绝缘子零值测试，对零、低值绝缘子，要及时更换。6.7 重视运行线路杆塔接地网改造，根据接地电阻值及划定的易击区，按照轻重缓急的原则制订合理的改造计划，逐年进行改造，做到改造一基，合格一基。接地改造要在雷雨季节到来之前完成，同时要做好杆塔接地网资料的归档整理。6.8 重视同杆架设双回线路的防雷工作，防止双回线路同时雷击跳闸，可采用不平衡绝缘技术。6.9 合理选用线路避雷器，重视安装杆塔和相别的选择，做好运行分析和维护。6.10 充分运用雷击定位系统，指导线路防雷工作。线路雷击跳闸后，应复测故障杆塔坐标。6.11 雷击跳闸重合成功率高，雷雨季节应保证重要线路重合闸的投入。

第7章 防止采空区塌陷事故

7.1 各运行单位应与当地地质部门、煤矿等矿产部门联系，确实了解输电线路沿线地质情况，如采空区、压煤区、压矿区、取沙区等，建立采空区杆塔台帐。7.2 实时了解煤层、沙土的开采情况，加强采空区线路的测量工作，掌握采空区杆塔、导（地）线弧垂变化速度，对采空区引起地表变化频繁的地段缩短监测周期，及时采取应对措施，避免发生倒塔（杆）断线事故。7.3 设计新建线路时要尽量避开采空区，无法避开的要采取相应的基础加强设计，还应充分考虑到杆塔下沉后导线对地、对跨越物的安全距离。7.4 当天气开始变暖、地表土壤开始解冻时缩短采空区监测周期，夏季雨后应进行采空区特殊巡视，发现缺陷及时处理。7.5 聘用当地居民作护线员，随时观测，随时汇报采空区变化情况，以便运行单位能及时采取预防措施，避免事故。7.6 对无法避开采空区路径的线路，不宜

采用双回路或多回路同杆塔架设。

第8章 防止风偏事故

8.1 在线路杆塔的设计过程中要充分考虑到各种天气情况及风力的大小，要充分考虑到影响风偏角的因素，在风力较大或易出现恶劣气象的地区，应选择空气间隙和摇摆角较大的杆塔型，并适当增大杆塔的设计强度。8.2 对运行线路，防风偏治理的重点是耐张塔风偏治理，如“干字型”耐张塔的中相绕跳线必须采用双挂点的双串绝缘子悬挂，并使跳线保持一定张力。其他类型跳线可采取加装跳线串、跳线扁担、重锤及增加跳线张力等措施，控制耐张塔的跳线风偏。8.3 直线塔的防风偏应在设计时就予以考虑，在可能出现大风地段的杆塔，定位时要重点验算杆塔垂直档距、选取允许摇摆角大的塔型、绝缘子采取“V”型结构连接等措施。运行线路的直线塔防风偏应根据杆塔使用情况、垂直档距大小等情况采取针对性措施，如加装重锤、加装防风拉线、更换绝缘子串等。8.4 新建线路设计时要加强实地勘测，巡视时应注意线路走廊两侧的悬崖、山坡、树木、建筑物等，并验算最大计算风偏的安全距离；注意线路交*跨越的其他线路是否存在大风时舞动或断线的可能，发现问题及时处理。8.5 加强特殊天气的巡视检查，及时发现线路杆塔是否存在上拔或垂直档距太小的情况，掌握大风发生的区域，准确划分特殊地形及微气象区，以便能及时采取防风偏措施，预防风偏故障。8.6 加强风振区线路的巡视检查，重点检查拉线、连接金具、导地线线夹磨损情况，发现异常及时处理，避免掉线事故。

第9章 防止外力破坏事故

输电线路的安全运行与保护 篇3

关键词：输配电线路；安全运行；事故；继电保护；自动重合闸

作者简介：吉龙军（1981-），男，甘肃兰州人，甘肃省兰州供电公司城区变电检修工区，助理工程师。（甘肃兰州730000）

中图分类号：F273     文献标识码：A     文章编号：1007-0079（2012）09-0135-02

输电线路是电网中传送电能的设备，包括架空线路和电缆。与其他电力设备相比，输电线路的特点为长度较长、覆盖范围广和运行环境复杂。输电线路是所有电力设备中应用最广泛、运行环境最为恶劣的，不但要经受风吹、日晒、雨淋、冰雪覆盖、雷电等恶劣天气，还要经受树木、动物等其他设备较少遇到的生物破坏甚至人为破坏，输电线路的安全运行难度远高于其他的电力设备。[1-6]因此，输电线路安全运行，也要从管理、自动化设备等多方面入手加以解决。

一、输电线路的安全威胁及后果

输电线路的安全威胁涉及各个方面，主要可以分为自然原因和人为原因两大类。自然原因以气候条件、环境因素和动植物破坏为主。如温湿度变化，降雨降雪、雷电冰冻、风吹日晒等恶劣天气都会对输电线路构成威胁。户外污染会降低输电线路的绝缘程度，使短路故障的可能性增加。野外树木的生长可能触及输电线路，鸟兽等在线路附近也可能导致线路的损坏或者故障发生。输电线路运行长期处于无人监守的状况下，输电线路主要由金属构成，因此由于偷盗导致的线路故障也屡见不鲜，而处于交通线上或居民区的输电线路，更易受到交通工具和施工器械的破坏，近年来由于建设速度提高，类似故障的发生也越来越多。

输电线路由A、B、C三相构成，任何一相出现绝缘问题，都会导致短路故障的发生，因此输电线路的故障可以分为三相短路、两相短路、两相接地短路、单相接地短路四种故障类型。输电线路还有过负荷等不正常运行状态，这些运行状态可能导致线路性能的下降和绝缘性能降低。此外，架空线路需要杆塔提供纵向和横向的拉力和支撑力维持，因此杆塔的安全也是输电线路安全运行的基础。

输电线路与母线、变压器、发电机等重要电力设备连接，因此其故障会影响到所连接的设备，输电线路故障的主要后果包括以下几点：

第一，通过短路点的故障电流很大，并燃起电弧。电弧会导致故障点相邻设备的损坏，短路电流通过的电力设备，也会由于发热和电动力的作用，导致损坏或使用寿命的降低。

第二，短路会导致故障线路所在区域电网的电压降低，使大量电力用户的正常生产生活受到影响，大量用电设备无法使用，甚至损坏。

第三，影响系统内各个电源的并列运行，破坏电力系统的稳定性，导致系统震荡甚至电网瓦解。

二、输电线路的安全运行管理

输电线路的运行管理，应该涵盖验收管理、巡视管理、维护管理、检测管理、试验管理、缺陷管理、状态管理等方面。

1.验收管理

凡新建、更改、技术改造、检修、预防性试验、定期检查的输电设备，输电运行部门应进行设备验收。输电运行部门应严格按有关国家标准、电力行业标准、电网公司技术标准要求，进行设备验收。新建、更改、技术改造、检修、预防性试验、定期检查的输电设备必须经验收合格，符合运行条件，手续完备，才可投入电网运行。

2.巡视管理

输电运行部门应根据线路在电网中的重要程度、沿线地质地貌的情况、历史运行数据、季节特点以及状态评价等制定分段正常巡视计划。输电运行部门应建立、健全线路巡视检查责任制，并制定“输电线路巡视工作标准”，将巡视的内容表格化，要求巡视人员必须按照标准要求巡视设备，对设备异常状态要做到及时发现，认真分析，做好记录，提高巡视的质量，发现重大及紧急缺陷应立即向上级汇报。输电运行部门应根据季节特点制定特殊巡视计划。特殊巡视分计划内和计划外特殊巡视。

3.维护管理

设备维护的主要依据有：架空输电线路运行规程、电缆运行规程、技术标准、工作标准、设备制造厂家提出的其他维护要求和注意事项等。输电运行部门必须按设备维护工作年度计划开展设备的维护工作。

4.检测管理

输电运行部门应根据运行规程的要求，结合线路状态评价，制定年度设备检测计划。设备检测主要内容有：瓷质绝缘子检测；瓷质或玻璃绝缘子等值盐密度检测；接地电阻测量；导地线弧垂、对地及交叉跨越的测量；充油电缆油压监测。应科学制定每条线路年度瓷质绝缘子检测和防雷设施检测的检测量，使检测值能反映设备的性能或状态。输电运行部门应严格按计划开展检测工作，并按月统计计划的完成情况。

5.试验管理

电力电缆的预防性试验应包括下列内容：电缆交叉互联系统预防性试验；电缆护层保护器预防性试验；电缆接地环流监测；电缆终端的温度检测。

6.缺陷管理

线路设备缺陷按其严重程度分为三大类：（1）紧急缺陷。严重影响设备出力，或威胁人身和设备安全，其严重程度已达到不能保障电力线路继续安全运行，随时可能发生事故的缺陷。（2）严重缺陷。缺陷比较重大，超过运行标准，对人身和设备安全有一定的影响，但设备在短期内仍可继续运行。（3）一般缺陷。对人身和设备无威胁，短时也不致发展成重大或紧急缺陷，在一定的时间内对线路安全运行影响不大的缺陷。

7.状态管理

输电运行部门应每半年对所管辖的输电设备进行一次全面的设备状态评价工作，完成设备状态评价报告，填写有关设备状态评价表。输电运行部门应依据设备状态评价结果指导巡视、维护及设备检修、技术改造等工作。设备状态评价是动态的过程管理，宜采用计算机数据库管理，便于设备运行数据及时添加和更新。

三、继电保护与自动装置的重要作用

即使是再完善的管理，也不能完全避免故障的发生，当输电电路发生故障时，为了能够减少故障的危害和损失，尽快恢复线路的运行，这就需要继电保护和安全自动装置。保护与自动重合闸相配合，可以有效提高输电线路的安全运行性能，降低损失，减少危害，提高线路的使用效率。

1.输电线路继电保护

输电线路的继电保护，需要依据线路的电压等级和重要程度进行配置。220kV及以上电压等级的线路，需要配置两套保护互为备用，以保障线路发生故障时能够准确动作。为了保障整条线路任意点发生故障时能够快速动作，需要配置全线速动的纵联保护。当前的纵联保护以高频保护和光纤差动保护为主，尤其在近年来，数字技术、网络技术的快速发展和成本的降低，使光纤差动保护这一原理简单、动作迅速、性能优越的保护得到了越来越多的应用。为了保证在保护通道出现问题时能够可靠动作，保护装置中还配置了距离保护和零序电流保护。对于110kV及以下线路，一般以配置距离保护和电流保护为主，虽然不能做到全线速动，但成本低、效率高，仍然可以很好地保护线路，在发生故障时发出跳闸命令使断路器断开，从而切断输电线路对于故障点的电流提供，使故障的损害降到最低。

2.自动重合闸装置

虽然继电保护可以切除故障，但线路中断了运行，不利于输电线路的有效利用。实际上，对于输电线路故障，大量的故障表现为瞬时性，即在断路器故障切除故障后，绝缘性能能够恢复，故障点的电弧中断，此时恢复线路的运行，故障已经不存在。为此，输电线路一般配置有自动重合闸装置，当继电保护跳闸切除线路后，经一定延时将断路器自动重合，恢复输电线路的正常运行。如果故障性质为永久性，则断路器再次断开。近年来，一些生产厂家、科研院所不断研究能够根据故障性质确定何时重合的自适应重合闸装置，可以有效避免永久性故障时的盲目重合，如果能够取得实际应用，将获得非常好的效果。

四、结语

输电线路由于其运行范围和运行环境等原因，威胁其安全运行的状况不可避免，但可以通过强化管理和自动装置的采用，提高其安全运行性能。总之，需要在多方面进行输电线路管理，应用继电保护和自动重合闸，以保障线路安全运行。

参考文献：

[1]DL409-1991,电业安全工作规程(线路部分)[S].

[2]DL/T596-1996,电力设备预防性试验规程[S].

[3]DL/T741-2001,架空送电线路运行规程[S].

[4]胡毅.输电线路运行故障的分析与防治[J].高电压技术,2007,33(3):

1-8.

[5]刘泽洪.复合绝缘子使用现状及其在特高压输电线路中的应用前景[J].电网技术,2006,30(12):1-7.

[6]陈原,王国春,等.京津唐电网架空送电线路运行分析[J].高电压技术,2002,28(5):50-52.

（责任编辑：刘辉）

输电线路保护技术 篇4

一、高压直流输电线路继电保护设计原则

继电保护于1945 年逐渐引起了人们的关注, 且就当前现状来看, CSC-HVDC主要应用于远距离、大容量电能传输领域, 同时, 其易受分布式电源接入等条件的制约, 因而在高压直流输电线路继电保护设计过程中应注重严格遵从以下几个层面的设计原则:

第一, 输电线路主保护设计, 即设计人员在实践线路设计过程中应注重综合多样化影响因素, 并参照高压直流电路实际情况, 对输电线路主保护进行合理化选择。同时, 在设计过程中注重对保护装置加以区分。例如, 某电力系统在实践运行过程中为了确保运行环境的安全性, 即将第一套保护装置、第二套保护装置分别设定为分相电流差动纵联保护、相电压补偿纵向保护, 继而由此实现了对继电的高效保护。

第二, 后备保护, 即在继电保护设计过程中后备保护起着至关重要的影响作用, 因而在此基础上, 设计人员在实际工作开展过程中应注重提高对此问题的重视程度, 并在电力系统操控过程中严格控制线路两端切出故障差, 同时确保接地距离保护、相间距离设备等条件的完整性, 以此达到稳定的系统运行状态。

第三, 自动重合闸, 即设计人员在继电保护设计过程中亦应注重严格遵从继电自动重合闸设计要求, 合理选用三相重合闸、单相重合闸等设计模式, 继而达到最佳的设计状态, 且就此达到继电保护设计目标。

二、高压直流输电线路继电保护关键技术

(一) 微分欠压保护技术

微分欠压保护技术将电压微分数值、电压幅值水平等作为支撑条件, 以此来实现对直流输电线路的高效保护。同时, 就当前现状来看, ABB、SIEMENS等微分欠压保护形式被广泛应用于电力系统运行过程中, 继而实现了稳定性、安全性系统运行环境的营造。此外, 在微分欠压保护技术应用过程中逐渐凸显出电压微分定值、行波保护间相同的现象, 但电压微分上升与行波保护6ms相比, 其处在延时20ms的状态下, 因而仅限于后备保护作用的发挥。另外, 就微分欠压保护应用现状来看, 其1000km线路中过渡电阻仅维持在70Ω 左右, 因而在一定程度上呈现出过渡电阻能力不足的问题。为此, 相关技术人员在继电保护设计过程中应着重提高对此问题的重视程度, 并对其展开行之有效的处理。

(二) 行波暂态量保护技术

行波暂态量保护技术的应用旨在透过电压微分、返行波对电力系统运行状况及继电故障问题进行识别, 就此来对故障问题进行有效处理。就当前的现状来看, ABB、SIEMENS行波保护被应用于行波暂态量继电保护中, 但两种行波保护方式存在着一定的差异性, 即ABB行波保护强调了对极波、地膜波的应用, 而SIEMENS更为注重将电压微分作为判断依据, 同时注重将其变量维持在10ms范围内, 由此实现对故障信息的有效识别, 并在此基础上提升整体识别效率。此外, 两种行波保护形式在应用过程中亦凸显出SIEMENS比ABB保护慢的特点, 同时其动作时间仅维持在18ms左右的状态下, 因而, 相关技术人员在对电力系统进行操控过程中应着重强调对行波保护方式的合理化选择, 以此来达到最佳的继电保护状态。另外, SIEMENS行波保护方式在应用过程中具备忍受3%干扰噪音的优势, 为此, 电力部门在高压直流输电线路操控过程中, 应结合线路实际情况对SIEMENS行波保护方式进行应用。

三、直流输电线路保护中存在的问题

就当前的现状来看, 直流输电线路保护中存在的问题主要体现在以下几个方面:

第一, 当前直流线路继电保护中仍然存在着理论不完备且可靠性较差的问题, 因而在继电保护设计过程中应提高对此问题的重视。同时, 基于继电主保护设计的基础上, 亦存在着故障投入时间短、缺乏依据、灵敏度较低等问题, 最终影响到了电力系统整体运行效率。

第二, 保护种类单一且可靠性差, 亦是当前直流输电线路保护中凸显出的主要问题之一, 为此, 相关技术人员在对电力系统进行操控过程中应注重完善继电保护设备, 且在社会发展过程中为了营造良好的电能供给环境, 对可靠性高、实用性强的交流输电线路展开推广行为, 并注重将其应用于继电保护领域, 同时引进先进的交流线路保护思想, 以此来迎合当前社会发展趋势, 规避系统故障现象的凸显。

从以上的分析中即可看出, 直流输电线路保护中仍然存在着故障方向识别误差、灵敏度较低等问题, 为此, 应对其展开行之有效的处理。

结论:综上可知, 当前高压直流输电线路在继电保护工作开展过程中仍然存在着灵敏度低, 故障投入时间短等问题, 影响到了电力系统运行的稳定性, 因而在此基础上, 为了满足继电保护需求, 要求相关技术人员在对电力系统进行操控过程中应注重强调对现代化继电保护技术的应用, 如行波暂态量保护技术、微分欠压保护技术等, 由此来缓解传统继电保护中存在的问题, 达到最佳的继电保护状态。

参考文献

[1]张保会, 孔飞, 张嵩等.高压直流输电线路单端暂态量保护装置的技术开发[J].中国电机工程学报, 2013, 12 (04) :179-185+24.

[2]高淑萍, 索南加乐, 宋国兵等.利用单端电流的高压直流输电线路全线速动保护[J].中国电机工程学报, 2012, 14 (07) :107-113+198.

输电线路保护技术 篇5

摘要：输电线路杆塔是输电线路中最重要的组成部分，它的施工直接关系到整个线路的质量。它的作用是能够保证雷电流可以安全可靠的泄入大地，有利于保护地上线路设备的安全运行以及人们的生命财产安全。在进行架空输电线路杆塔施工与维护过程中，确保该装置的完整性有利于有效的降低线路设备因雷击而跳闸的概率，并提高线路设备的抗雷击能力。本文首先分析了输电线路杆塔的施工以及在实际操作中存在的一些问题，然后概述了杆塔塔基的选型，并针对其存在的问题提出了一些看法，希望能够在实际操作中提供有力的依据。

关键词：线路、杆塔

随着社会技术的发展，特高压输电也随之发展起来，所以，人们对于线路设备以及运行的安全可靠的要求越来越高。输电线路运行的稳定以及线路设备的完好主要取决于塔基的安全运行，而且输电线路还与外界的条件相互联系，在不同的地区，土质条件不同的情况之下，塔基的稳定性与强度也有相对不同，所以在不同的地区中，线路杆塔满足电压等级的条件也就有所差异。下面，主要探讨了输电线路杆塔在施工过程中存在的问题，以供大家参考。

1 线路杆塔基础及存在的问题

埋藏在地下的输电线路杆塔部分也就是输电线路的基础部分，它的作用就是使线路杆塔在安全运行过程中不受到外力的作用而倾倒或者变形。它的施工直接关系到整个线路的安全运行以及周围人们的生命财产安全。传统的线路杆塔基础施工，由于技术不先进、施工不当、对其不重视等等因素的影响，很容易造成混凝土断裂，致使杆塔塔基下沉、变形、滑坡、倾倒等，从而引发安全事故的发射管。根据分析，在进行架空输电线路杆塔的基础施工和设计方面存在有以下几点问题：

1.1 在施工过程中，往往由于地质条件的差异而使得输电线路塔基的基础施工变得复杂，使其具有特殊性。根据我国现行的技术规定中，我们发现塔基基础工程中采用的计算方法仍然还是传统的安全系数法，如果在未来一直采用这样的计算方法来进行设计计算，很显然是不恰当的。所以，施工单位以及各地政府必须要根据工程的实际情况来改变这一现实性问题。

1.2 输电线路杆塔通过自然因素――风荷载往往会造成设备的破坏，从而极大的影响到社会经济以及人们的生活，而且要想维修该设备，通常会耗费过多的财力与物力。根据调查显示，近年来因为风荷载引起的线路杆塔倒塌的事故占总因素的30%以上。所以在设计过程中，设计师与工程师一定要准确分析自然因素的影响力，尤其是对风与杆塔结构之间的作用进行深入研究，并且采取科学合理的措施来保证线路设备具有抗风能力，从而保证了线路设备安全稳定的运行。

1.3 如果是在土质相对比较松软的地区，修建杆塔塔基的过程中不仅需要对杆塔塔基本身的特性进行合理的设计，更需要将土质的物理性质和化学性质、塔基施工是的沉降程度等进行综合分析，所以在软土质的区域当中，设计杆塔基础施工相对比较特殊。软土质地区由于其特殊性，在建筑工程、公路工程、线路杆塔塔基中的建设难度都相对比较大，因其造成的事故也非常多，所以，在该地区建设线路杆塔塔基过程中一定要注意对其进行综合考虑，从而有利于保证线路设备的稳定运行以及人们的生命安全。

1.4 造成输电线路杆塔倒塌的成因还有冰雪灾害，如何在设计过程中优化和加固线路杆塔基础施工，是施工单位重点关注的问题。

除了上述存在的.突出问题之外，线路杆塔塔基施工的施工还受到地区的影响，也就是说，我国东北与西北地区，由于气候比较寒冷，冻土就会很大程度上知识塔基的位置提高，所以在设计过程中，还需要考虑冻土对于塔基的影响。同时，设计师也不能忽视近海区海水对于塔基的影响。

2 塔基的选型

随着特高压电网的建设实施，电压等级不断提高，铁塔基础承受外力增大，基础立柱长度、基础体积及工程量也随之增加。为了减少铁塔基础的混凝土及钢筋用量，缩短施工工期，降低铁塔基础的建设费用，需要设计根据塔位不同的地质、地形及周边环境因地制宜选择基础型式，充分利用每个基础的优点，达到减少土石方，将工程对环境的影响减小到最小程度。

2.1 掏挖类基础

掏挖式基础是近年来在我国输电线路建设中广泛采用的一种基础型式，具有充分利用原状土的承载力、减少开挖量等优点。按该基础的形状大小进行掏挖，土石方开挖工程量不大于混凝土浇灌的土石方填筑工程量。掏挖类基础可分为全掏挖和半掏挖两种型式。这两种基础的最大特点是能够充分利用塔基原状土的力学性能，减少基础的侧向变形，提高基础的抗拔、抗倾覆承载能力。

2.2 灌注桩基础

随着我国交通基础设施建设的快速发展，灌注桩作为一种基础形式以其适应性强、成本适中、施工简便等特点仍将被广泛地应用于公路桥梁及其它工程领域。施工开挖量较少，施工对环境的破坏小，能有效保护塔基周围的自然地貌。

2.3 大开挖基础

对比掏挖基础，大开挖基础是指大范围的完全挖掘，大开挖基础型式较多，其按基础本体受力状态可分为刚性基础和柔性基础。刚性基础的施工工艺简单，质量易于保证，基础埋深较浅，在抵抗上拔力时主要依靠自身重量。但由于基础混凝士用量较大，综合造价偏高，使用范围受到制约。直柱柔性基础该基础采用钢筋混凝土底板，能比较充分地利用塔基及上覆土重的作用，因而综台造价仍比普通混凝土刚性基础低。

3 塔基的处理

1、强夯法适用于处理碎石土、砂土、低饱和度的粉土与粘性土、湿陷性黄土、杂填土和素填土等塔基。对高饱和度的粉土与黏性土等塔基，当采用在夯坑内回填块石、碎石或其他粗颗粒材料进行强夯置换时，应通过现场试验确定其适用性。

2、当建筑物基础下的持力层比较软弱、不能满足上部结构荷载对塔基的要求时，常采用换填土垫层来处理软弱塔基。提高塔基承载力，减少沉降量，加速软弱土层的排水固结，防止冻胀和消除膨胀土的胀缩。

3、砂石桩法适用于挤密松散砂土、粉土、粘性土、素填土、杂填土等塔基，提高塔基的承载力和降低压缩性，也可用于处理可液化塔基。砂石桩主要靠桩的挤密和施工中的振动作用使桩周围土的密度增大，从而使塔基的承载能力提高，压缩性降低。

4、振冲法适用于处理砂土、粉土、粉质粘土、素填土和杂填土等塔基。振冲法是利用振冲器冲水振动，将土体中泥粒用压力水带走，形成振冲孔，并在振动冲水过程中填以砂、石等材料，借振冲器的振动冲击，将填料振密成桩与原有塔基形成复合塔基。以提高塔基承载力，增加塔基稳定性。

4 小结

输电线路铁塔基础型式的设计与优化对于整个输电线路的安全运行起着至关重要的作用，通过对不同的水文地质条件做深入详尽的了解，确定了合适的基础型式可以大大降低工程本体投资，并为输电线路安全可靠地运行提供有力保证。此外，塔基的设计施工，也需要严把技术关，规范化、科学化，因时制宜、因地制宜地处理实际工程中的各种问题，从而保证施工效果。

参考文献

[1] 陈策. 输电线路塔基存在问题的原因分析， 中小企业管理与科技， 30期， 240.

[2] 王敏飞. 输电线路的基础选型及优化， 经营管理者20第18期， 138-141.

输电线路保护技术 篇6

关键词：输电线路；故障；继电保护；发展趋势

中图分类号：TM773 文献标识码：A 文章编号：1674-1161（2016）08-0083-02

随着经济和科技的发展，我国的电网建设取得了飞速的进步，不仅电压等级有所提高，电网的稳定性也逐渐趋于优势。智能电网建设带来技术进步的同时，更重要的是带来了电力系统这个动态的系统的抗干扰能力和对事故快速反应处理能力的提升。

1 输电线路的故障成因

输电线路常年暴露在大气中，经受着外界复杂的环境的影响，经常发生对电网产生危害的事故。

1） 雷电闪击。雷电对电力系统的危害很大，是导致输电线路发生断线以及雷电侵入波的主要原因。由于雷电强大的雷电流的冲击，电气设备要承受各种过电压、过电流的作用，很可能导致跳闸事故，影响供电可靠性。为此，线路在设计的时候必须考虑到雷电的影响，降低雷击事故的概率。

2） 外力因素。输电线路绵延几十公里、上百公里，经过的路径复杂多变。一些外力原因可能影响线路的安全，例如违章施工作业、违章建筑、植物的生长等诸多原因会影响到输电线路杆塔的安全性、导线的安全性，都可能导致输电线路发生跳闸事故。

3） 操作人员的因素。继电保护能够保证电力系统安全稳定可靠地运行，一旦操作失误或是出现设备故障，将给电力系统带来很大的危险，甚至引起系统的大面积失控。虽然电力系统自动化程度越来越高，但是也需要工作人员的参与，为了安全运行，必须保证操作人员严守规程操作。

2 输电线路继电保护的原理

继电保护的原理在于当系统中的部分发生短路或者异常时，根据电气量的变化进行继电保护。电气量包括电流、电压、功率等，当然还存在其他物理量。大部分情况下，无论哪种物理量反应，继电保护装置都包括测量、逻辑、执行三部分。

1） 继电保护的基本要求。继电保护系统在电力系统运行的过程中，要保证可靠性、灵敏性、选择性、速动性。可靠性就是在系统需要进行保护时可靠地运行保护动作，与之一致的是当系统不需要保护时就应该可靠地不进行动作。灵敏性和选择性的要求都是通过继电保护的整定来实现的。灵敏性就是当设备或线路在被保护的范围内有金属发生短路时，按照继电保护的各类保护最小灵敏系数规定动作。选择性就是当线路有故障时，先由故障设备或者线路本身切除故障，当自身无法解决这个故障问题时，才对其他保护设备进行求助来切除故障。速动性，顾名思义就是速度、动作迅速的意思。

2） 继电保护装置的设计原则。继电保护在防止事故发生或蔓延上起到重要作用，可保障电力系统有序运行，是电力系统的重要组成部分。继电保护本身的重要和不可替代的地位决定了继电保护装置必须采用符合我国电网要求的已经有运行经验并且成功了的技术。在装置的配置中应从整体出发，着重培养，合理管理，从选型、配置、整定试验等方面处理，以达到电网安全经济运行的目的。

3 输电线路继电保护的类型

1） 电流保护。由于电流速断不能保护线路全长，限时电流速断不能作为相邻设备的后备保护，为了保证迅速有选择地切除故障，常将电流速断、限时电流速断和过电流保护组合在一起，构成三段式电流保护，这里所说的电流保护就是三段式电流保护。实际应用中，可以只采用速断加过电流保护，或限时速断加过电流保护，也可以3种保护同时使用。

2） 横纵联差动继电保护。在现代的高压输电系统中，为了保证系统运行的稳定性，在很多情况下都要求保护能无延时地切除被保护线路任何点的故障。差动保护是利用基尔霍夫电流定理工作的，当输电线路正常工作或区外故障时，则流入输电线路的电流和流出电流相等，差动继电器不动作。当本级输电线路内部故障时，两侧（或三侧）向故障点提供短路电流，差动保护感受到的二次电流的和正比于故障点电流，差动继电器动作。

4 输电线路继电保护的发展趋势

1） 数字化继电保护系统。计算机技术的进步带来了巨大的工业革命，在电力系统运行和控制领域体现也尤为突出。集成电路的发展是工业控制的常规芯片，在此基础上，通过数字化运行和对继电保护整体的把控，给电力系统的安全运行带来了更加准确的保护。

2） 网络化继电保护系统。在数字化的基础上，通过整体网络的链接，能够实现大系统的控制和运行。即常规的继电保护能够实现单独装置设备的保护控制或是部分线路的控制，由于网络相关和互联，在采集和分析大量数据的同时，能够更加安全可靠地采取保护动作，缩小故障范围，减低事故损失率。目前，我国在大力建设智能化电网，强大的网络功能是智能电网的基础。

3） 自适应继电保护系统。以数字化和网络化的计算机处理系统为前提，自适应技术给继电保护技术带来了安全运行的可靠保障。一定的合理的逻辑判断和算法预测，可使继电保护装置及动作过程更加合理化、准确化。自适应保护技术在输电线路保护领域的应用主要有自适应重合闸保护、自适应馈线跳闸保护、对串补输电线路的自适应调度保护，以及自适应行波保护等。

4） 测控、保护、录波、网络、通信一体化的继电保护系统。在输电线路继电保护装置实现计算机信息化和网络集成化的基础上，集控中心的继电保护保护装置实际可以认为是一台高性能、多功能的高级应用计算机，也是整个输电网络系统计算分析、运行决策网络的一个高特性参数的智能终端。将继电保护装置直接安装在被保护对象旁，利用光纤网络将对应的数字信号传输到集控中心，这样可以节省大量控制信号电缆的使用，提高工程投资的经济效益。

5 结语

智能电网的发展必然带来技术的革新和进步，现代化、自动化、智能化的输电保护系统是实现智能电网的重要环节，未来输电线路的继电保护系统将更加精准、可靠、快速。

参考文献

[1] 吕文强.输电线路继电保护研究[J].技术与市场，2013，20（11）：123.

[2] 康骥.输电线路继电保护问题研究[J].企业技术开发，2013（7）：81-82.

[3] 蒙正春.输电线路继电保护现状及发展趋势探讨[J].科技创新与应用，2013（13）：142.

[4] 宋国兵.高压直流输电线路继电保护技术综述[J].电力系统自动化，2012（22）：123-129.

Abstract： Power transmission lines is an important element of transmission and distribution of electrical energy in power system， and relay protection is the premise element to ensure its reliable operation. This paper summarized accident causes of the electric power system transmission lines while analyzed the main basic principle of relay protection， and at the same time looked into the distance of the development trend of smart grid transmission line relay protection in the future， so as to promote the construction and development of smart power grids.

Key words： power transmission line； fault； relay protection； development trend

输电线路保护技术 篇7

基于电压源型换流器(VSC)和模块化多电平换流器(MMC)的柔性直流输电系统(以下简称VSCHVDC和MMC-HVDC)具有独立调节有功功率和无功功率及向无源网络供电等特点,克服了传统高压直流输电(HVDC)的本质缺陷,因此被广泛应用于大规模可再生能源远距离传输领域[1,2,3]。然而,与传统高压直流输电系统相比,柔性直流系统缺乏低压限流功能和成熟的直流开关器件,直流线路的保护和故障处理技术成为限制柔性直流输电系统发展的主要因素之一[4,5]。

传统高压直流输电系统的整流侧和逆变侧一般都配有低压限流(VDCOL)控制。此外,为防止换流器产生的谐波电流进入直流线路,直流线路两端安装有平波电抗器和直流滤波器组[6,7]。直流线路故障时,由于VDCOL的调控作用以及平波电抗器的限流,故障后电流 会被限制 在0.45~0.55(标幺值)[7]。对于瞬时性故障,可通过调节触发角使整流器工作在逆变状态来消除故障电流,经过一段时间去游离后,系统重启动,恢复供电[6]。目前已投运的柔性直流输电工程多采用两电平或三电平的VSC拓扑结构,直流侧无平波电抗器,呈低阻抗特性。直流线路故障时,直流侧大电容迅速放电,故障电流在几毫秒之内增大到峰值[8,9],即使换流器闭锁,与绝缘栅双极型晶体管(IGBT)反向并联的二极管和交流系统直接相连仍然构成能量馈流回路,且无法控制。当电容电压下降为零并开始反向充电时,易导致电容和反向并联的二极管损坏[8],因此,对故障处理和保护的快速性提出了更高要求。

MMC是VSC的一种新型拓扑,MMC-HVDC的直流侧没有高压电容器组,桥臂电感和分布式储能电容器相串联,可以直接限制线路故障电流的上升率,使得故障容易清除[10]。然而,当直流线路故障时,尽管没有大电容放电的冲击过程,与IGBT并联的二极管构成了不可控的整流桥,在换流阀闭锁后,交流系统仍向直流侧馈入电流[9,11]。

柔性直流输电线路横跨区域广,相对换流站内部的元件和设备,其故障概率较高,且影响与危害程度严重[12,13]。另一方面,以400kV/1 000MW的直流输电线路为例,考虑施工费,电缆的造价约为架空线路造价的7~8倍[3],因此,基于架空线路的柔性直流输电系统也是未来发展的重要趋势之一。与直流电缆相比,架空输电线路的故障概率大得多[10]。目前,与换流站内部故障以及交流侧故障相关的故障处理和控制保护策略已经形成了一定的理论基础,而柔性直流系统的直流侧故障处理能力亟待提升[12,14]。当发生直流线路故障时,通常采取的措施是系统通过改变换流器的运行方式,来减少直流线路的短路电流,同时调整交流直流保护定值以最大限度地配合系统的可靠性和可用率[12,14]。然而,由于直流断路器技术的不成熟,直流侧故障不能由直流断路器断开。为了消除线路故障引起的直流电压不平衡畸变,并切断交流侧馈入的电流,在换流站闭锁后,需要借助交流断路器切除直流线路故障[10]。机械开关的响应速度慢,最快动作也需要2至3个交流周期[15,16],在此期间换流器件极可能因过电流而损坏。借助交流断路器切断故障电流,每次直流侧故障都会造成系统的停运,严重影响了柔性直流输电系统的可用率,同时多次开断也会降低交流断路器的性能。

综上所述,由于柔性直流输电系统结构和运行机理的特殊性,其故障特征比传统高压交、直流线路故障更加复杂和严峻,这就对柔性直流系统主电路的参数优化、配合以及控制器的性能提出了更高的要求。直流线路故障电流上升速度快,峰值大,故障发展在几毫秒之内,极大的冲击电流极有可能在短时间内造成严重损害。因此,直流线路的故障处理和保护应贯穿故障发展的整个过程。如何快速地识别柔性直流线路故障、限制故障冲击电流,从而减少故障电流对换流器件、线路自身以及系统的损害,是柔性直流输电线路故障处理和保护面临的挑战。多端柔性直流系统尤其要求更好地抑制故障电流,快速隔离故障线路,使非故障线路保持正常运行,以提高系统的可用率。本文基于柔性直流输电线路的故障特征,对目前直流线路故障处理和保护技术进行了总结和分析。

1 柔性直流输电系统

1.1 柔性直流输电系统结构

柔性直流输电系统作为直流输电的一种新技术,同样由换流站和直流输电线路组成。柔性直流输电系统基本结构如图1所示。对于两端柔性直流系统,两端换流站结构呈对称性。已有的柔性直流输电工程采用的VSC主要有3种,即两电平换流器、二极管钳位型三电平换流器和MMC[3]。两电平换流器系统结构如图1(a)所示,三电平换流器与两电平原理基本一致,此处不再给出。基于MMC的直流换流站如图1(b)所示[11]。图1中实线表示直流线路故障时,换流器闭锁后系统的能量馈流回路。

图1(b)中虚线框为基本单个子模块,子模块可以有多种结构,组成具有不同功能和特点的MMC。换流站内包括换流变压器、连接电抗器和换流器等设备。两电平换流器拓扑结构具有电路结构简单、电容器数量少、占地面积少及易于实现模块化构造等优点,但开关投 切频率高、损耗大且 波形质量差[3]。目前已投运的柔性直流输电工程多采用两电平或三电平的VSC拓扑结构。相比于两电平和三电平换流器,MMC具有损耗成倍下降、阶跃电压降低及波形质量高等优点。MMC虽然避免了两电平和三电平换流器拓扑结构必须采用IGBT直接串联阀的困难,但所用器件数量多,技术难度转移到了控制方面[10]。

VSC-HVDC一般采用在直流侧分裂电容引出中性点接地支路,而MMC-HVDC则一般采用交流侧接地的方式[14],但VSC-HVDC和MMC-HVDC实际上均为单极对称系统。正常运行时接地点不会有工作电流流过,不需要设置专门的接地极,而当单条直流线路或换流器发生故障后,整个系统将不能继续运行[10]。为了提升柔性直流输电系统的功率容量和电压等级,若干容量较小VSC或MMC基本换流器单元可以串并联构成组合式换流器,再由组合式换流器构成与传统高压直流系统类似的双极对称系统[10,17,18]。

由于柔性直流输电系统切除直流侧故障时比较困难,故目前己建成的柔性直流工程线路大多采用直流电缆以降低故障率[17]。相比直流电缆,架空线路造价低,在远距离及大功率输送方面具有明显的优势,因此基于架空线路的大容量柔性直流输电系统也是未来的发展趋势[18]。然而,柔性直流输电技术扩展到架空线输电场合面临的一个重要问题是如何克服其在直流故障下的脆弱性以及对交流系统的影响,提高直流故障的自清除能力[10,18]。

1.2 控制系统的基本特性及要求

柔性直流控制系统包括换流站级控制保护系统和换流阀级控制保护系统,与常规直流输电不同的是,柔性直流输电系统中的阀级控制保护系统更为复杂。尤其是在MMC-HVDC中,对阀体的控制保护更多依赖阀级控制器完成,包括根据换流站级控制信号的要求产生换流阀子模块的控制信号,进行数据处理 和汇总,以及实现 换流阀的 保护等功能[19]。因此,柔性直流控制保护系统通常需要实现纳秒级的高速同步控制,以满足柔性直流输电控制系统高实时性的要求[17]。

一般来说,双端柔性直流系统的正常运行需要一端控制直流电压,另一端控制有功功率,而两端的无功调节相互独立,保持系统输送的功率及直流电压稳定[3]。在控制策 略上,无论采用 两电平还 是MMC技术,其交流侧具有类似的等效数学模型,因此均可采用相同的站级控制策略。在众多的站级控制策略中,直接电流矢量控制策略以较高的电流响应速度和精确的 电流控制 效果而被 广泛应用[20]。当系统受到扰动或发生故障时,控制系统应立即利用其快速性进行调控或切换控制方式,抑制扰动或事故扩大,使直流系统尽可能不退出运行而发挥其技术优势,给交流系统提供有力的支援。只有当系统发生较严重故障或永久故障,控制系统已达到控制范围极限,系统仍不能恢复稳定时,保护才迅速动作,闭锁换流器触发脉冲,停运换流器,根据故障严重程度和不同区域,保护动作发出报警及跳开交流断路器指令,隔离故障设备,停运系统[3,21]。

2 柔性直流输电线路的故障特征

直流线路故障是柔性直流输电系统最严重的故障之一,故障后IGBT迅速闭锁。结合图1(a),直流线路双极故 障时,直流侧等 值电路如 附录A图A1所示。直流线路的分布电容相比于直流侧电容小得多,因此在故障分析过程中未予以考虑[8]。

双极直流线路故障后主要可以分3个阶段:电容放电阶段、二极管续流阶段以及电网电流馈入阶段[9]。图2为图1(a)系统直流线路双极故障的特征。故障后,直流侧电容迅速放电,几毫秒内直流电流达到峰值,如图2中t0至t1阶段;电容电压下降为零后,故障进入二极管续流阶段,通过二极管的电流高达额定电流的十几倍,如图2中t1至t2阶段,这也是极间故障最严重的阶段,在此期间二极管极易损坏;经过一定时间的衰减,故障电流变为与交流电网电流相当的水平,电网开始向故障点馈入电流,如图2中t2时刻以后阶段。

直流线路单极故障没有二极管续流过程,其余特征与双极故障特征类似,在电网电流馈入阶段,流过二极管的电流也在额定电流的10倍左右。特别应该注意的是,当直流侧电容电压由零变为负反向充电时,电容容易损坏。因此,对于直流侧故障,需要在电容电 压下降为 零之前切 除[8]。 与VSCHVDC不同,MMC-HVDC储能电容分散在子模块中,但直流侧故 障特征与VSC-HVDC类似[22,23]。直流线路故 障后,子模块电 容放电电 流不大,但IGBT闭锁后,交流侧电网仍向故障点馈入较大的故障电流,如图1(b)实线所示,同样容易引起二极管损坏[11]。当直流线 路发生双 极故障时,不论是VSC-HVDC还是MMC-HVDC,其两侧交 流系统都近似于三相短路,严重影响系统的安全运行,且交流侧的暂态电流中含有较大的直流分量,容易引起换流变压器饱和[8,9,12]。在直流线路单极故障期间,MMC-HVDC不会像VSC-HVDC那样因电容放电而导致交流 系统过流 现象,但VSC-HVDC和MMC-HVDC的交流出口 侧相电压 都将出现 高频脉动直流分量,有效值增大,影响变压器的设备绝缘[12]。

由此可见,柔性直流线路故障电流具有上升快、峰值大的 特点,容易引起 交流侧的 暂时性过 电流[21],较大的故障冲击电流不仅对由大量电力电子器件组成的换流器构成很大的威胁,也容易引起线路和相关设备绝缘损坏。因此,柔性直流输电线路保护和故障的处理不仅涉及故障的快速识别,也包括故障后冲击电流的限制、分流和相关器件的保护以及故障线路的隔离。

3 柔性直流线路故障处理研究现状

直流线路故障容易引起交流侧和换流单元过流[24],由于直流断路器技术的不成熟,对于直流线路故障,一般采用断开交流侧断路器的方法,故障清除和直流系统再恢复的时间较长,在此期间换流器件可能因过电流而损坏[15,16]。柔性直流输电系统的控制与保护密切相关,当直流线路发生故障时,需要相应的控制措施和处理电路对故障后电流进行限制,隔离故障线路,减少故障对线路自身及直流系统的损害。通过在换流器内部以及交直流侧增加辅助电路,对线路故障产生的冲击电流进行分流和抑制是减少故障电流损坏换流器件的有效措施,同时新型换流器拓扑与直流输电结构对减少直流线路故障电流的影响也有相当重要的作用。此外,直流断路器技术作为柔性直流输电线路故障隔离的关键技术之一,是近年研究的热点方向。本文将在此部分对以上技术在直流线路故障处理方面的性能进行分析和总结。

3.1 借助辅助电路的故障电流分流与抑制技术

为实现直流侧故障的快速处理,减少线路故障冲击电流对换流器件的损害,直流系统的控制和辅助的故障处理装置必不可少[25]。文献[26-27]提出了在子模块单元增加并联开关和晶闸管的直流侧故障处理方案,如附录A图A2(a)所示。当子模块故障时,K1闭合旁路故障的子模块,换流器可以通过冗余单元持续运行,当直流线路故障时,K2导通,旁路IGBT和二极管。该方案通过在子模块单元增加并联电路,避免子模块二极管在续流阶段因过流而损坏,减少了额外的保护装置,但对于直流侧永久性故障,仍然需要切除交流断路器,停运整个换流系统[25]。

为了加速故 障的清除 和系统的 重启动,文献[28]提出MMC子模块并联双向晶闸管的故障处理方法,如附录A图A2(b)所示。故障后触发导通K1和K2,通过移除晶闸管门极信号,关断晶闸管进而切除故障电流。双向晶闸管在正常运行时承受较大的电压变化率,因此需要设置额外尖峰电压和电压变化率保护电路。文献[11]提出通过在交流侧增加双向晶闸管来转移交流侧馈入电流的保护方案,如附录A图A3所示。正常运行时,晶闸管组处于关断状态,当发生直流线路故障后,晶闸管组导通,交流侧形成三相短路故障,由交流侧断路器切断故障电流。对比以往通过在换流器子模块单元内增设晶闸管的方案,该方案可以减少交流侧馈入的故障电流对IGBT反向并联二极管的影响,且晶闸管承受的电压变化率小。然而对于VSC-HVDC的直流线路故障,该方案对电容放电产生的大电流并无抑制作用,且在三相短路故障期间流过晶闸管的故障电流较大,对晶闸管的过流能力要求较高。

针对线路故障时直流侧电容放电产生大电流的问题,文献[29-30]提出在直流侧电容支路串联直流断路器的方法,如附录A图A4所示。该方法通过切断电容放电的电流,避免了冲击电流对二极管的影响,且正常运行的损耗比安装在直流线路上时少,但对断路器动作速度和开断容量要求较高。此外,电容支路切除后,直流故障依然存在,交流侧仍将向故障点馈入电流。

文章[31]提出通过在直流线路两端增加电感的方法来限制短路电流,同时利用电感两端正常运行时电压降很小、故障时很大的特点提出了单端电压差保护。电感的选择以及保护的整定较为复杂。在多端直流系统中为了防止停运换流站投入运行引起线路过电压,文献 [32-33]还提出了 在直流侧 通过IGBT并联电阻的线路过电压保护方案。

与两电平换流器相比,MMC不需要在直流侧集中安装大容量的高压电容器组,而是将储能电容分散在各个子模块中。由于桥臂电抗和各个子模块相串联,因此可以在一定程度上限制直流侧故障时浪涌电流的上升率,使得MMC拓扑的直流侧故障特性得到了改善[10],但交流侧电流向直流侧馈入的故障特征仍然存在,如图1(b)所示。

由此可见,通过在换流器内部和交直流侧增加辅助电路来实现直流线路的保护和故障处理,一定程度上提高了系统的安全性;但采用单一电路实现故障处理,往往导致故障隔离不彻底,同时增加辅助电路需对开关性能、成本以及损耗进行综合权衡。随着技术的发展,多种辅助电路装置的协调组合在柔性直流输电线路故障处理技术中将具有一定的应用前景。

3.2 基于新型换流器拓扑和直流输电结构的故障电流抑制与自清除技术

目前实际工程中所采用的两电平换流器、三电平换流器和MMC均不具备 直流电流 闭锁能力。图1中,直流侧故障时,与全控型器件反向并联的二极管会构成故障点与交流系统直接相连的能量馈流回路且无法控制[24]。因此,具有直流电流闭锁能力的新型换流拓扑和直流输电结构是近年柔性直流输电系统重要的研究方向之一。

1)新型换流器拓扑

文献 [29]提出了基 于发射极 关断晶闸 管(ETO)的换流器拓扑,如附录A图A5所示。正常运行时ETO’X相当于开关器件,而ETO’Y保持导通相当于 并联二极 管;故障时,ETO’X闭锁而ETO’Y仍保持导通构成交流电流馈入通路,一旦直流侧线路故障判断为永久故障,ETO’Y关断实现故障隔离。

2010年ALSTOM公司在国际大电网 会议上提出了结合传统两电平换流器和MMC结构特点的混合式换流器,即由全控型半导体器件串联组成的导通开关和有全桥子模块串联而成的整形电路两部分组成。因其相对位置的不同,具有混合级联多电平换流器 (HCMC)和桥臂交 替导通换 流器(AAMC)[34]两种结构,其中HCMC如附录A图A6所示。AAMC中导通开关与整形电路串联,整形电路基本单元采用全桥子模块,其具体结构如附录A图A6虚线框内所示。

当直流侧故障发生后,HCMC和AAMC发出闭锁信号,迅速关闭所有IGBT的触发信号,通过整形电路提供的反电势迫使故障电流迅速下降到零,利用二极管的反向阻断能力实现直流电流闭锁功能[35]。由此可见,HCMC和AAMC可实现直流线路故障的自清除,无需交流断路器动作,可应用于故障概率高的架空线路场合。然而,由于增加了整形电路,导通开关和整形电路需要相互协调配合,控制较为复杂,另外维持整形电路中大量悬浮的子模块电容电压平衡是控制的难点[10]。

基于半桥子模块的换流器 (H-MMC),故障闭锁后,交流侧仍然馈入故障电流,需要断开交流侧断路器,系统恢复供电的时间较长,因此较多国内外学者对子模块结构进行了改造研究,文献[36-37]提出了基于全桥子模块的换流器拓扑(F-MMC)和基于钳位双子模块的换流器拓扑(C-MMC),其中钳位双子模块如附录A图A7所示。F-MMC和C-MMC都具有直流电流闭锁的能力,然而F-MMC损耗较大,器件利用率低,经济效益较差,C-MMC相较于F-MMC额外增加的器件和损耗不大,并且能够有效继承和移植现有H-MMC的控制策略,适用于故障概率较高的架空输电线路,扩宽了MMC-HVDC的应用范围[10]。

基于半桥子模块和全桥子模块的结构特征,国内外学者提出了多种改造和组合的新型子模块拓扑[38]。文献[39]提出了具有半桥子模块和全桥子模块切换功能的换流器拓扑,直流线路故障时切换投入全桥子模块以闭锁直流故障电流。在控制切换时,电子器件需承受较高的尖峰电压,因此需要配备额外的过电压保护。此外,文献[40]还提出了两级电压水平的新型换流器,具有直流线路故障隔离功能,适用于多端柔性直流系统。

2)混合式直流输电结构

为了结合传 统高压直 流故障自 清除能力 与VSC-HVDC调控优势,混合直流输电成为新的研究热点。在多直流落点系统中引入VSC-HVDC可以改善逆变侧系统的性能,降低换相失败的概率[41]。文献[10]提出了2种新型混 合电网换 相换流器(LCC)和VSC的直流输电系统,整流站采用传统高压直流基于晶闸管的换流器,逆变站采用MMC和二极管串联或者C-MMC,即LCC-二极管-MMC混合直流系统以及LCC-C-MMC混合直流系统。其中C-MMC采用钳位双子模块,对于直流线路故障,LCC利用自身控制即可实现故障清除,而对于逆变侧故障电流,可由直流线路二极管和钳位双子模块的反向作用阻断。对于LCC-二极管-MMC混合直流系统,大功率二极管需要承受的最大反向电压为交流系统线电压的最大值,因此大功率二极管阀的反向耐压水平需要深入研究。此外,两端系统的协调控制也是混合直流系统设计的难点。

新型换流器和混合直流输电结构提高了柔性直流系统处理直流故障的能力,但增加了系统结构的复杂性,将问题转移到了器件成本、开关损耗和系统控制等方面。损耗较低、经济效益较高的新型换流器拓扑(如C-MMC)及混合直流输电结构,在柔性直流输电中具有较大的发展潜力。

3.3 基于直流断路器的故障隔离技术

根据电流断开方式的不同,直流断路器主要可分为三大类:基于机械开关(常规机械直流断路器)的机械式直流断路器、基于电力电子器件的全固态直流断路器以及基于前两者结合的混合式直流断路器。机械式直流断路器主要由机械开关、振荡换流回路、传动机构,以及能量吸收与过压放电回路等部分组成。当保护出口后,操动机构动作并经传动机构传递力来带动触头的分合,其动作时间达几十毫秒[42]。基于半导体器件的全固态直流断路器因具有工作频率高、分断速度快、分断不产生电弧等优点成为近几年研究的热点[43]。相比于机械式直流断路器,全固态直流断路器处理的速度明显提升,但存在容易过压过流、器件通态损耗高、冷却系统笨重、造价昂贵等不足之处。混合式直流断路器兼具了机械式直流断路器和全固态直流断路器的优点,具有通态损耗小、开断时间短、无关断死区、无需专用冷却设备等特点[42],是目前直 流断路器 研发的新 方向。

国外学者SANO K提出了一种应用于柔性直流输电线路保护的新型直流固态断路器[44],与常规断路器不同,增加了电阻可以防止浪涌电压,且在故障时可以作为无功补偿装置向交流系统提供无功。此外,文献[45]提出了一种不需要IGBT器件的新型混合式直流断路器拓扑,以此减少正常运行的损耗。2012年底ALSTOM公司研制 出120 kV/1.5kA、最大开断电流达7.5kA的全固态直流断路器样机[46]。目前ABB已经研发出320kV电压等级的直流断路器,可开断直流电流16kA,该样机模块可适用于320kV电压等级的场合。就目前来看,不论是固态断路器还是混合式断路器都存在造价高、开断容量有待提高的问题,因此距离实际应用还有一段时间[45,47]。

直流断路器的开断电流一般小于故障电流的峰值,须在故障电流上升期间断开故障线路,对动作时间提出了很高的要求。为此,文献[31,42]提出了通过在直流线路两端增加限流电抗,结合混合直流断路器来开断故障线路的多端柔性直流线路保护方法,如附录A图A8所示。通过增加限流电抗器,限制短路电流的上升速度和幅值,为断路器开断争取时间,同时降低了开断容量。文献[46]还提出了具有限流电路的限流式混合直流断路器,可明显降低直流断路器的开断容量。文献[14]提出了基于快速直流开关的多端柔性直流系统直流侧极间故障的控制保护策略。当检测到故障线路时,换流器迅速闭锁以防止开关过流,同时由交流侧断路器切断故障电流,再由快速直流开关隔离故障线路,与故障线路相连的换流站退出,随后其他换流器解锁重启,并进行适当的控制方式切换,以维持剩余系统的功率平衡。文献[29]提出了基于直流断路器的过电流保护方案,该方案主要应用于船舶多端直流配电网中,对直流短路开断容量要求不高。此外,文献[48]还提出了一种基于混合直流断路器的多端直流电流差动保护方案。

在多端柔性直流系统中,相比于利用交流断路器切除故障的方法,基于直流断路器的故障线路隔离技术具有明显的优势,对于保证非故障线路正常运行、提高系统的可用率具有重要作用[5,48]。未来,随着半导体器件的快速发展和成本的降低,固态直流断路器和混合式直流断路器在柔性直流输电系统中将会得到广泛应用。目前,通过增加限流电抗和实体限流装置(FCL),同时结合直流断路器切除直流线路故障的方法仍不失为中间过渡阶段使用的经济型保护方案。

4 柔性直流线路保护原理研究现状

柔性直流线路的故障处理依赖保护对故障快速、可靠的判别。目前柔性直流输工程中直流线路的保护仅借鉴了传统高压直流的保护策略,以行波保护和微分欠压保护为主,电流差动保护作为后备保护,此外还配置直流过电压保护和直流电压不平衡保护[3,49]。行波保护 和微分欠 压保护动 作速度快,不受电流互感器饱和及长线分布电容等因素影响,但是对设备采样率要求高,对高阻接地故障灵敏度不足,可靠性不高[50];电流差动保护对高阻接地有效,但易受分布电容的影响,只能通过长延时来躲过,不适应柔性直流线路保护快速动作的要求[51]。尽管柔性直流线路配置的保护还存在不足,但现有的保护原理与逻辑仍能满足工程实用需求。

鉴于行波保护与微分欠压保护的不足,国内外学者进行了大量研究。文献[52-53]利用小波变换分析方法分别提出了高速行波保护和行波边界保护方案。文献[54]提出了利用反向行波和正向行波幅值特点构成的行波纵联方向保护。在传统高压直流输电线路保护研究领域,利用直流侧平波电抗器和直流滤波器组构成暂态量边界的思想是近年来的研究方向之一[51],文献[51,55]在分析直流滤波环节阻抗特征的基础上,利用特定频率电流和频带电流,提出了新型直流线路单端保护原理,保护可靠性较高。对于VSC-HVDC,直流侧有并联的大电容,借鉴传统高压直流边界保护的思路,文献[56-57]提出了基于特定暂态谐波电流和电容参数识别的VSCHVDC输电线路纵联保护,而MMC-HVDC直流侧却无明显的边界。

针对电流差动保护存在的延时问题,文献[58]提出了基于频变参数模型的VSC-HVDC直流电缆线路差动保护原理,补偿了电容电流的影响。但为了保证健全极不误动,采用延时的低定值躲过暂态过程,牺牲了快 速性,且计算量 大[13]。 此外,文献[59-60]还提出了基于 高低频电 流比值的VSCHVDC直流线路纵联保护,保护原理主要依赖直流侧电容参数特性,不适用于MMC-HVDC。

综上所述,对于改进的行波保护原理,保护的速度和可靠性有了一定的提高,但行波保护仍存在行波波头捕捉困难、采样率要求高、抗过渡电阻能力低、易受干扰等固有缺陷[50]。柔性直流输电系统与传统高压直流系统的直流侧结构不同,传统高压直流中基于线路边界特性的单端速动保护并不适用于柔性直流线路,而针对电流差动保护的缺陷,所提出的柔性直流线路纵联保护依靠双端通信或双端数据同步,保护的快速性受到一定的限制。

5 柔性直流输电线路故障处理与保护面临的关键问题与研究展望

柔性直流输电系统以其有功无功独立调节、无源供电能力以及易于构建直流电网等特点,越来越受到人们的关注,而直流线路故障处理和保护技术是限制柔性直流输电系统发展的主要因素之一。基于目前国内外技术研究的现状和发展趋势,柔性直流输电线路故障处理与保护技术面临的问题以及未来的研究方向如下。

1)直流线路故障特征的理论分析与直流线路保护新原理

为更好地实现直流线路的故障处理,柔性直流输电系统的电路器件有所增加,同时相应的控制也更加复杂化,增加了直流线路故障分析的困难。不同于高压交流系统和传统的高压直流输电系统,线路故障的特征与系统的控制关系更加密切,同时新增电力电子器件的非线性特征也给故障电流的计算带来了极大的困难。而直流线路故障特征的分析与计算,是研究快速且可靠的线路保护原理的基础,因此,如何在考虑控制系统的影响下,合理处理电力电子器件的非线性特征,分析直流线路故障特征是柔性直线路保护研究亟需解决的问题。通过增加限流电抗和FCL,可以有效地限制直流侧故障电流上升的速度和峰值,为保护识别故障争取时间,在一定程度上降低了对快速性的要求,同时也降低了对直流断路器容量和开断速度要求,是一种经济型的保护方案。此外由于增加了限流电路,构成了柔性直流线路的边界,因此可以借鉴传统高压直流线路利用边界特性构成的保护原理,研究适用于柔性直流系统的线路保护原理和整定方法。

2)新增保护电路和新型拓扑结构及其组合的使用

由于目前直流断路器技术不成熟,对于直流线路故障,更多地依靠相应的控制措施和保护电路对故障进行处理,以减少线路故障所带来的损害。增加辅助保护电路是一种有效的手段,同时新型换流器和混合直流输电结构也提高了柔性直流系统处理直流故障的能力。目前的现状是,新的保护电路和结构增加了系统结构的复杂性,保护的难点转移到了控制方面;新增的保护电路和新型拓扑结构在一定程度上增加了器件成本和开关损耗,同时器件数量的增加以及结构的复杂化也在一定程度上增加了系统自身的故障概率。因此,均衡考虑保护电路和新型拓扑结构的线路保护效益、故障处理能力以及所带的成本与损耗,是影响新型保护电路、新型换流器拓扑和直流输电结构在未来应用的关键所在。利用单一保护电路对直流线路故障进行处理,可能导致故障隔离不彻底。因此可结合直流线路故障特征,研究多种保护电路配合使用下直流故障处理的效果和性能。当然也需对电路参数、开关性能、成本及损耗进行分析。

3)保护与控制协调策略

柔性直流输电线路的故障处理与保护和控制密切相关,为实现故障线路的隔离和系统的稳定,需要针对线路保护、辅助电路以及系统控制的动作时间和投入方式,进行协调策略研究。尤其对于多端柔性直流系统,直流线路故障的处理,更加强调多站之间保护与控制的协调作用。采用保护、控制、通信集成一体化的多端柔性直流系统保护方案,研究保护与保护之间,保护与控制之间的配合策略,实现交直流侧保护与控制相协调,整合并减少分散保护设备的数量,从而降低柔性直流线路故障处理与保护的复杂性、缩短故障处理的时间,提高系统的可用率。

4)多端柔性直流输电系统的发展

多端柔性直流输电系统由于能够实现多电源供电、多落点受电,更灵活快捷等优点在新能源并网、构筑直流电网等领域具有广阔的应用前景[13]。与两端柔性直流输电系统不同,多端直流输电线路要求更快速地切除故障电流,隔离故障线路,保证非故障线路正常运行。两端直流输电系统中依靠闭锁换流器,跳开交流侧断路器、停运多个换流站的故障处理方法将不适用于多端直流输电系统。未来多端柔性直流输电工程的广泛建设与发展,更期待的是由已建成的两端柔性直流系统拓展而成。因此对于可拓展成多端直流系统的两端柔性直流系统,需要考虑多端系统的特征,对线路保护原理和故障处理方案进行深入研究,以适应多端柔性直流线路故障处理和保护的需求。

6 结语

本文从柔性直流输电线路故障处理和保护原理几个方面,详细地分析了国内外柔性直流输电线路故障处理和保护技术的研究现状,包括借助辅助电路的故障电流分流与抑制技术、基于新型换流器拓扑和直流输电结构的故障电流抑制与故障自清除技术、基于直流断路器的故障隔离技术,以及直流线路保护原理。总结了柔性直流输电线路保护与故障处理面临的关键问题,并探讨了柔性直流输电线路保护技术进一步的研究方向。

三相输电线路保护测试研究 篇8

关键词：输电线路,带负荷测试

0 引言

输电线路在电网中担当着电能运输载体的角色, 跨度长、分布广、运行环境差、故障几率高, 需要重点保护;为此, 出现了各种原理、类型的线路保护;但究其实现方式, 他们都离不开故障特征量———电流、电压。所有线路保护, 无不都是将电流、电压量进行加工、组合、比较, 提炼出判据, 驱动于跳闸;加工、组合、比较、跳闸的过程由静态、动态模拟试验来保证, 电流、电压接入的正确性, 只有靠带负荷测试来保证。

1 线路保护的简要原理及分类

任何线路故障都会带来电流增大、电压降低, 由此, 电流电压就固定成了线路保护的工作量;把电流电压量进行不同组合, 就构成各种原理的线路保护。只用电流, 不用电压构成过流保护;用电流做启动量, 电压做闭锁量, 构成电压闭锁电流;用电流做启动量, 电压电流夹角做方向判别, 构成方向过流;用电压电流比值, 构成距离保护;用电流电压夹角判别方向, 借助通道送来的对侧方向信号, 构成纵联保护;从三相电流中计算出零序电流作为启动量, 构成零序保护;从三相电流、电压中分别计算出零序电流和零序电压, 用零序电流做启动量, 零序电压电流夹角做方向判别, 构成零序方向保护;把握住电流电压, 就把握住了线路保护。

2 线路保护带负荷测试内容和数据分析

不同线路保护对电压电流量的需求是不一样的, 下面我们就分类来讨论。

2.1 电流保护由于电流保护只需电流量, 所以, 我们的测试就紧紧围绕电流展开, 那多大的电流才适合带负荷测试呢?

当然越大越好, 电流越大, 各种错误就暴露的越明显, 但在实际运行中, 线路潮流往往受网络限制, 不能随意增大, 只能以保证钳形相位表正常工作为准 (电流过小, 钳形相位表的相位就可能测不准) 。

2.1.1 测试内容 (1) 电流的幅值和相位。

用钳形相位表在保护屏端子排依次测出A相、B相、C相电流的幅值和相位 (相位以一相PT二次电压做参考) , N相电流幅值, 无记录。 (2) 线路潮流。通过控制屏上的电流、有功、无功功率数据, 或者监控显示器上的电流、有功、无功功率数据, 或者调度端的电流、有功、无功功率数据, 记录线路电流大小, 有功、无功功率大小和流向, 为CT变比、方向指向分析奠定基础。

2.1.2 数据分析 (1) 看电流相序。

正确接线下, 电流是正序:A相超前B相, B相超前C相 (若CT为两相不完全星型接线, 则N相电流就是B相电流) , C相超前A相, 若与此不符, 则有可能:a在端子箱的二次电流回路相别和一次电流相别不对应, 比如端子箱内定义为A相电流回路的电缆芯接在了C相CT上, 这种情况在一次设备倒换相别时最容易发生。b从端子箱到保护屏的电缆芯接反, 比如一根电缆芯在端子箱接A相电流回路, 在保护屏上却接B相电流输入端子, 这种情况一般由安装人员的马虎造成。 (2) 看电流的对称性。A相、B相、C相电流幅值基本相等, 相位互差120°, 即A相电流超前B相120°, B相电流超前C相120°, C相电流超前A相120°。若一相幅值偏差大于10%, 则有可能:a该条线路负荷三相不对称, 一相电流偏大或一相电流偏小。b该条线路负荷三相不对称, 但波动较大, 造成测量一相电流幅值时负荷大, 而测另一相负荷小。c某一相CT变比接错, 比如该相CT二次绕组抽头接错。d某一相电流存在寄生回路, 比如某一根电缆芯在剥电缆皮时绝缘损伤, 对电缆屏蔽层形成漏电流, 造成流入保护屏的电流减少。e两相不完全星型接线中, N线 (0线) 不通, 造成B相电流为0。

若某相位偏差大于10%, 则有可能:a该条线路功率因数波动较大, 造成测量一相电流相位时功率因数大, 而测另一相时功率因数小。b某一相电流存在寄生回路, 造成该相电流相位偏移。c两相不完全星型接线中, N线 (0线) 不通, 造成A相、C相电流互差180° (3) 看电流幅值, 核实CT变化。用线路一次电流除以二次电流, 得到实际CT变比, 该变比应和整定变比基本一致。变比搞错在更换CT时最容易出现.如果偏差大于10%, 则有可能:a CT的一次线末按整定变比进行串联或并联。b CT的二次线末按整定变比接在相应的抽头上。

2电压闭锁过流保护

由于电压闭锁过流保护引入了电压量做闭锁, 故而要保护运行中电压的正确, 除了“过流保护的测试内容和数据分析, 还需要进行以下工作。

2.1测试内容电压的幅值和相位。用万用表在保护屏端子排依次测出A相、B相、C相电压的幅值和相位 (相位以一相电压或电流做参考) AB相间、BC相间、CA相间、零序电压的幅值, 并记录。

2.2 数据分析 (1) 看电压相序。

正确接线下, 电压是正序:A相超前B相, B相超前C相, C相超前A相。若与此不符, 则有可能:引入保护屏的电缆芯接反, 比如一根电缆芯一端接A相电压, 在保护屏的一端却接B相电压输入端子, 这种情况一般由安装人员的马虎造成。 (2) 看电压的对称性。A相、B相、C相电压幅值都在57.7V左右, 相位互差120°, 即A相电压超前B相120°, B相电压超前C相120°, C相电压超前A相120°。AB相间、BC相间、CA相间电压幅值都在100V左右, 零序电压幅值在在0V左右, 若零序电压完完全全是0V, 则应怀疑零序电压回路断线。若一相电压幅值偏差大于20%或相位偏差大于10%则有可能:a屏内电压回路接触不良, 螺丝未紧。b电压回路断线或中性线不通, 造成中性点漂移。c在PT端子箱将电压组合成星型时将一相电压极性弄错。

2.3 带方向保护带方向保护引入电压作参考量, 用以判断故障

点的正反向, 所以, 电压量的正确性对其相当重要, 除了“电压闭锁过流保护”的测试内容和数据分析, 还需进行以下数据分析。

看同名相电压电流夹角, 检查方向指向的正确性 (零序方向保护的零序电流电压来源于三相电流电压, 因而其方向指向靠同名相电压电流夹角来保证) 。

根据线路潮流中的有无功值计算一次电压电流夹角, 对比实测的电流电压夹角, 判断方向指向的正确性。如:母线向线路送出有功80MW、无功60MVAR, 则该线路一次电压电流夹角Φ=Arctag (60/80) =37°;线路向母线送出有功80MW、无功60MVAR, 则该线路一次电压电流夹角Φ=-Arctag (60/80) =-37°。由于线路保护都是保护输电线路一侧的, 所以, 计算出的一次电压电流夹角和实测夹角只能相等, 若偏差大于10°则有可能:

该条线路开关CT二次绕组极性接反。在安装CT时, 由于某种原因其一次极性未能按图纸摆放时, 二次极性要做相应颠倒, 如果二次极性未颠倒, 就会发生这种情况。

3 结束语

线路保护虽种类繁多, 但其输入都是一样, 只要对其输入量进行认真、仔细、全面的测试和分析, 再复杂的线路保护也能做到心中有数。

参考文献

[1]张文德等.电力系统继电保护原理[M].北京.水电出版社.1986.

直流输电线路保护的研究 篇9

直流输电是实现远距离、大容量、非同步联网的重要手段[1]。近年来, 随着天广、贵广直流输电的相继投运, 直流输电工程在我国得到了快速的发展。但是直流线路传输距离很长, 跨越的地区环境复杂, 所以容易出现故障。

现阶段, 由于尚无专用的直流断路器投入运行, 所以直流线路的保护与控制融为一体。直流线路保护动作后, 可能会导致直流系统闭锁, 造成传输功率大幅度降低, 对直流系统和交流系统的安全稳定都产生不利的影响。因此研究直流线路的保护原理, 对于整个电网的正常运行都起着重要的作用。

现有直流线路的主要保护配置包括:主保护行波保护, 后备保护微分欠压保护以及差动保护[2,3,4,5,6,7]。文中详细分析了上述直流线路保护在不同工况下的动作性能。分析结果指出, 行波保护耐受过渡电阻的能力较差, 微分欠压保护在一定程度上提高了耐阻水平, 但并未彻底解决此问题。差动保护虽然能正确识别高阻接地故障, 但是由于整定时间过长, 大部分时间处于闭锁状态。最后对直流线路的保护提出了可能的解决措施以及研究方向。

1 直流线路保护

直流线路保护反应本级线路接地、极线间短路等故障, 启动故障重启顺序或者闭锁顺序, 已达到故障恢复和保护直流设备的目的。现有的直流保护主要由ABB、西门子以及南瑞继保3个厂家提供。三家厂商在保护具体算法上虽然不同, 但保护原理的配置都是一样的, 都以行波保护为主保护, 微分欠压和差动保护为后备保护, 下面分别研究主保护和后备保护的动作性能。

1.1 主保护行波保护

图1表示的是双极直流输电系统图。P1表示的是极1的换流器, P2表示的是极2的换流器。

直流线路的行波保护一般用极波和地膜波来识别线路故障。

1.1.1 极波

定义极波为:

上式中, ID1和ID2分别是极1和极2上整流侧直流线路电流, P1wave和P2wave分别是极1和极2上的极波;Z$是直流输电线路的极波阻抗;UD1和UD2分别是极1和极2上整流侧直流线路的直流电压。

假设有正实数的整定值K1.set和K2.set, 则当直流输电线路运行正常时, 极波P1wave和P2wave的值基本不变化。当极1的直流线路出现接地短路故障时, 极波P1wave的上升率将大于正的下限值即;同理, 极2出现短路故障时, 极波P2wave的下降率将会小于一个负的上限值即。由以上依据就可以精确地检测出线路的故障。

1.1.2 地膜波定义

当系统正常运行时, 地膜波的值无限的接近于0, 而当整流侧极1的线路发生接地故障时, 其地膜波的值会大于一个正的极限值。同理, 若地膜波的值小于一个负的极限值, 那么可推断出整流侧极2波上的线路出现接地故障。

现行的行波保护依赖于电流、电压的变化量以及电压变化率的大小。

当直流线路发生故障时, 随着过渡电阻的变化, 显然会影响到电流、电压的变化量的大小。但影响更大的是变化率的大小。天广直流行波保护的三个动作条件如下所示:

图2是基于国际大电网会议CIGRE提供的标准直流测试模型的仿真结果。该模型直流额定电压为500 k V, 额定电流2 k A。图2 (a) 、 (b) 表示的是直流线路经过10%过渡电阻接地时整流测、逆变侧电压变化率的大小。按照式 (4) 可以看出, du/dt>87.5 k V/s时, 行波保护动作。通过图2 (a) 、 (b) 可以看出, 此时满足电压变化率的大小, 行波保护可以动作;图2 (c) 、 (d) 表示的是线路经过100%过渡电阻情形下du/dt的大小, 此时可以看出du/dt<87.5 k V/s, 行波保护不会动作。

通过上面的分析可以看出, 行波保护耐受大过渡电阻接地的能力不足, 此时需要后备保护予以动作。

1.2 直流线路后备保护

1.2.1 微分欠压保护

目前, ABB和SIMENS的微分欠压保护都是利用监测电压微分和电压水平来实现的。其电压微分定值和行波保护相同, 但微分欠压保护上升沿延时为20 ms, 因此在行波保护退出或者电压变化率上升沿宽度不足时, 可以起到后备保护的作用。但微分欠压保护仍然耐受过渡电阻的能力较差, 需要一个能在高阻接地情形下保护动作的一种方案。

1.2.2 纵联差动保护

纵联差动保护利用了直流线路两侧的信息, 从原理上讲能保证动作的选择性。但直流线路整流测、逆变侧本身就存在电流裕度, 而且直流限流的差动保护并没有考虑分布电容的影响, 并且需要稳态量进行计算, 所以动作时间晚。按照设计的要求, 其主要负责高阻故障。

综上所述, 可以看出, LCC-HVDC中的直流线路故障保护的主要配置如下图3所示。

图3中, Ud L、Id L分别表示直流线路的电压和电流。行波保护、微分欠压保护以及差动保护共同作用, 一般可以能保证直流线路故障时的正确识别。但行波保护耐受过渡电阻能力差, 微分欠压保护略有提升, 但仍显不足;差动保护可以在高阻接地时正确识别故障, 但是由于整定时间过长, 导致一般保护尚未动作, 直流系统就已经闭锁。造成直流线路保护尚不完善的原因主要来自以下2个方面:

1) 直流线路故障期间的暂态过程非常复杂, 不易进行系统有效的分析, 给直流线路的保护带来了挑战;

2) 保护原理的缺陷。现有的行波保护以及后备保护都是基于电气量的变化率对线路进行保护, 这就决定了保护原理容易受到过渡电阻以及故障位置的影响。因此关于直流线路的保护需要进一步的研究。

2 解决措施

交流线路的一些原理可以为直流线路的保护提供借鉴, 文献[8]结合交流线路行波距离保护的思想, 提出了直流线路行波距离保护的原理和判据。直流线路是控制、保护于一体的, 动作于控制系统闭锁或者系统重启。直流线路的任何故障暂态过程都是受直流控制的影响。当直流线路故障时, 其整流测、逆变侧两侧的电流中都含有大量的暂态分量, 可以利用暂态分量对直流线路的保护进行研究, 文献[9]根据线路内部故障时故障暂态分量较为丰富的特征, 提出了高压直流线路暂态边界判据;直流线路两侧都有限流电抗器, 为线路的保护提供了明显的边界条件, 可以利用此边界特性研究直流线路的保护原理。充分利用直流系统特有的暂态特性, 可构建多种新的保护原理来提高直流线路保护的性能。为了减小过渡电阻对行波保护的影响, 文献[10]提出了一种检测电流首峰值时间的直流线路保护的新原理。进一步的研究抗过渡电阻能力强, 不受直流控制影响的新型直流线路保护原理是未来研究的主要内容。

3 结束语

文中研究了直流线路的保护原理, 并重点研究了行波保护的原理与不足。研究表明行波保护耐受过渡电阻的能力有限, 需要通过后备保护来识别高阻接地故障。即使后备保护也存在整定时间过长的问题, 为此提出了直流线路保护研究的建议, 试探性的探讨了未来直流线路保护的研究方向。

参考文献

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[3]邓本飞.天广高压直流输电线路保护系统综述[J].电力系统保护与控制, 2008, 36 (19) :71-75.

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[9]LI Zhengqiang, Lu yanping.A novel scheme of HVDC transmission line voltage traveling wave protection based on wavelet transform[C].2008 International conference on High voltage engineering and application, Chongqing, China, 2008:2162-2165.

架空输电线路防雷保护探讨 篇10

架空输电线路雷击事故的形成要经过以下四个阶段:1)输电线路受到雷电过电压的作用;2)输电线路发生闪络;3)输电线路从冲击闪络转变为稳定的工频电压;4)线路跳闸,供电中断。

针对雷击事故的四个阶段,输电线路在采取防雷保护措施时要做到以下四点:1)防止雷电直击,防止输电线路不受直击雷。2)防止雷电闪络,防止输电线路受雷后绝缘不发生闪络。3)防止雷电建弧,防止输电线路发生闪络后不建立稳定的工频电弧。4)防止停电,保证输电线路建立工频电弧后不中断电力供应。

对生产运行部门常用的架空输电线路防雷措施如下。

1 架设避雷线

架设避雷线是输电线路防雷保护的最基本和最有效的措施。避雷线的主要作用是防止雷直击导线,同时还具有以下作用:

1)分流作用,以减小流经杆塔的雷电流,从而降低塔顶电位;2)通过对导线的耦合作用可以减小线路绝缘子的电压;3)对导线的屏蔽作用还可以降低导线上的感应过电压。

通常来说,线路电压愈高,采用避雷线的效果愈好,而且避雷线在线路造价中所占的比重也愈低。因此,110 kV及以上电压等级的输电线路都应全线架设避雷线。

同时,为了提高避雷线对导线的屏蔽效果,减小绕击率,避雷线对边导线的保护角应做得小一些,一般采用20°～30°。220 kV及330 kV双避雷线线路应做到20°左右,500 kV及以上的超高压、特高压线路都架设双避雷线,保护角在15°左右。

2 安装避雷针

安装避雷针也是架空输电线路常用的一种防雷措施。但是在实际应用却存在以下问题:1)由于避雷针而导致雷击概率增大。2)保护范围小。由于避雷针的引雷作用,所以雷击次数就会提高,当雷电被吸引到针上,在强大的雷电流沿针而流入大地过程中,雷电流周围形成的磁场会产生截应过电压,它与雷电流的大小及变化速度成正比,与雷击的距离成反比。而被保护物的自然屏蔽装置对电磁感应或电磁干扰的屏蔽作用,不能达到有效屏蔽,使被保护区内的弱电设备因感应过电压而损坏。3)反击的危害。当雷电被吸引到针上,将有数千安的高频电流通过避雷针及其接地引下线和接地装置,此时针和引线的电压很高,若针对被保护物之间的距离小于安全距离时,会由针及引下线向被保护物发生反击,损坏被保护物。我国国标规定针距被保护物的空气中距离不小于5 m,针距被保护物的接地装置间的地中距离Sd≥3 m,针对这一要求,微波塔和电视发射塔的各种天线上的避雷针是难以满足规范要求的。4)电磁感应问题。在强大的雷电流沿避雷针向下流入地中的过程中,会在周围产生强大的电磁场,它会使微波通信、计算机等设备产生误动。强大的电磁场,可以使金属开口环或打包用铁箍的接触不良处发生放电,从而引燃引爆易燃易爆物。更常见的则是引起微电子设备(通信设备,计算机设备等)的失灵与损坏。受雷击的针及引线,在高频雷电流作用下,将从接触点至地面产生一个较高的接触电压。当雷电流流入大地扩散时,在入地点沿半径各点形成不同的电位,若跨入该区域会产生很高的跨步电压。

3 加强线路绝缘

由于输电线路个别地段需采用大跨越高杆塔(如:跨河杆塔),这就增加了杆塔落雷的机会。高塔落雷时塔顶电位高,感应过电压大,而且受绕击的概率也较大。为降低线路跳闸率,可在高杆塔上增加绝缘子串片数,加大大跨越挡导线与地线之间的距离,以加强线路绝缘。在35 kV及以下的线路可采用瓷横担等冲击闪络电压较高的绝缘子来降低雷击跳闸率。

4 采用差绝缘方式

此措施适宜于中性点不接地或经消弧线圈接地的系统,并且导线为三角形排列的情况。所谓差绝缘,是指同一基杆塔上三相绝缘有差异,下面两相较之最上面一相各增加一片绝缘子,当雷击杆塔或上导线时,由于上导线绝缘相对较“弱”而先击穿,雷电流经杆塔入地,避免了两相闪络。据计算,采用差绝缘后,线路的耐雷水平可提高24%。

5 采用不平衡绝缘方式

在现代高压及超高压线路上,同杆架设的双回路线路日益增多,对此类线路在采用通常的防雷措施尚不能满足要求时,可考虑采用不平衡绝缘方式来降低双回路雷击同时跳闸率,以保障线路的连续供电。不平衡绝缘的原则是使双回路的绝缘子串片数有差异,这样,雷击时绝缘子串片数少的回路先闪络,闪络后的导线相当于地线,增加了对另一回路导线的耦合作用,提高了线路的耐雷水平使之不发生闪络,保障了另一回路的连续供电。

6 耦合地埋线

耦合地埋线可起两个作用:1)降低接地电阻,连续伸长接地线是沿线路在地中埋设1根～2根接地线,并可与下一基塔的杆塔接地装置相连,它是降低高土壤电阻率地区杆塔接地电阻的有效措施之一。2)起一部分架空地线的作用,既有避雷线的分流作用,又有避雷线的耦合作用。

7 预放电棒与负角保护针

预放电棒的作用机理是减小导、地线间距,增大耦合系数,降低杆塔分流系数,加大导线、绝缘子串对地电容,改善电压分布;负角保护针可看成装在线路边导线外侧的避雷针,其目的是改善屏蔽,减小临界击距。预放电棒与负角保护针常一起装设,这一方法曾在广东、贵州等地采用,有一定的效果。制作、安装和运行维护方便,以及经济花费不多是其特点。消雷器是一种新型的直击雷防护装置,在国内已有十余年的应用历史,目前架空输电线路上装设的消雷器已有上千套,运行情况良好。

8 使用接地降阻剂

近几年来国内一些单位在处理接地时使用了降阻剂,取得了较好的降阻效果,据有关资料介绍,降阻剂使用后接地电阻随时间的推移而下降,并且由于其pH值一般均在7.6～8.5之间,有的呈中性略偏碱,对接地体有钝化保护作用,故基本无腐蚀现象。但是,使用较长时间表明接地降阻剂对接地体产生了严重的腐蚀。

9 采用中性点非有效接地方式

在我国35 kV及以下电力系统中采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式。这样可使由雷击引起的大多数单相接地故障能够自动消除,不致引起相间短路和跳闸。而在二相或三相落雷时,由于先对地闪络的一相相当于一条避雷线,增加了分流和对未闪络相的耦合作用,使未闪络相绝缘上的电压下降,从而提高了线路的耐雷水平。因此,对35 kV线路的钢筋混凝土杆和铁塔,必须做好接地措施。

总之,影响架空输电线路雷击跳闸率的因素很多,有一定的复杂性,解决线路的雷击问题,要从实际出发,因地制宜,综合治理。在采取防雷改进措施之前,要认真调查分析,充分了解地理、气象及线路运行等各方面的情况,核算线路的耐雷水平,研究采用措施的可行性、工作量、难度、经济效益及效果等,最后来决定准备采用某一种或几种防雷改进措施。

摘要：探讨了架空输电线路的防雷保护,简述了架空输电线路雷击事故形成的几个阶段,强调了输电线路在采取防雷保护措施时要做到的问题,介绍了生产运行部门常用的架空输电线路防雷措施,指出解决线路的雷击问题,要从实际出发,因地制宜,综合治理。

关键词：架空输电线路,雷击事故,防雷措施

参考文献

输电线路保护技术 篇11

关键词 继电保护；超高压；输电线路；影响因素

中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)121-0012-01

现代输电系统中，总的趋向是向着大容量、高电压、远距离的方向发展。新的高电压、大电网确实给我们带来了巨大的经济效益，但它同时也带来了潜在的威胁，使系统的动态行为变得更为复杂。超高压系统的发展，对继电保护提出了更高的要求，对继电保护工作者也提出了一系列新问题。如超高压输电线路本身所具有的一些特点会对继电保护装置带来很不利的影响，而超高压线路传输着强大的功率，若继电保护不正确工作，将造成巨大损失，影响范围很大，后果非常严重。

1 超高压输电线路保护工作中的影响因素

1）L/R值大。线路故障时，短路电流中除了稳态基波分量外，还包含有衰减的非周期分量，也称为直流分量。直流分量的初始值大小与故障瞬间的初相角有关。在电压过零瞬间短路时，直流分量最大；而在电压达最大值瞬间短路时，直流分量接近于零。直流分量按时间常数τ=L/R的指数规律衰减。τ值越大，衰减越慢；τ值越小，衰减越快。超高压输电线路的导线截面加大，电阻下降，L/R值一般比较大。所以在超高压输电线路上发生故障时，因为L/R比值大，使得短路电流直流分量衰减时间常数τ较大而延长了短路暂态过程，使短路电流偏移到时间轴的～侧，将影响相位比较式保护和距离保护的正确工作。

2）分布电容大。超高压输电线路一般采用分裂导线，分布电容大，分布电容电流就大。如500kV线路的正序分布电容为0.013μF/km 大的分布电容给继电保护带来十分不利的影响。①在正常运行中，安装于线路两端的继电保护的测量电流等于负荷电流与电容电流之向量和，这样就不可避免地会产生相位差，致使比较两侧电流相位的保护有可能误动作；②线路外部故障时，电容电流不仅使得两侧故障分量的相位改变，而且幅值也发生变化，增大了方向保护和相位比较式保护发生误动作的可能性；③线路发生故障时，分布电容储存的电能沿线路放电，会产生高次谐波。因为分布电容的容抗大于线路的感抗，所以谐振频率会高于工频。若故障发生在电容储能最高时，高次谐波的幅值就达到最大值。在实践中发现，高达1.5MHz的高频电流，持续时间达几个毫秒，影响了快速保护的正确动作；④分布电容大，会使单相故障切除后，非全相运行过程中潜供电流增大，从而延长了故障点的灭弧时间，进一步导致单相重合闸时间过长，降低了成功率。

3）负荷重。超高压远距离输电线路传送的功率大，所带的负荷重，一般正常运行时就工作在稳定极限附近。一旦遇到扰动，容易发生系统振荡。为保证线路正常输送大功率，又不至于在外部故障时引起系统振荡，主要的手段是快速切除故障，这就对线路断路器和继电保护装置的动作速度提出了更高的要求。

4）并联电抗器。超高压线路两端的并联电抗器， 目的在于补偿线路分布电容，限制过电压，减小单相重合闸过程中的潜供电流。在有并联电抗器的线路上发生故障时，其暂态过程除受基本直流分量影响外，还受电抗器产生的附加直流分量的影响。电抗器等值阻抗时间常数很大，因此，附加直流分量比基本直流分量衰减得更慢。当并联电抗器接于线路侧时，线路故障切除后，分布电容和电抗器将产生数秒钟振荡衰减放电电流，影响本线路保护和重合闸工作，并对相邻线路产生干扰。

5）串联电容补偿器。超高压线路串联补偿电容，是提高系统稳定和输送容量的有效措施。但串联电容也给继电保护带来了一系列困难问题。①串补电容改变了线路阻抗按长度增减的比例关系，致使本线路或相邻线路的距离保护阻抗元件、方向元件不能正确动作；②系统发生振荡时，串联补偿电容器可能不对称击穿，相当于发生纵向不对称故障，在振荡电流中附加了各序故障分量，使距离保护等不能正确判别而发生误动作。

6）线路不换位。由于经济和技术原因，超高压线路常常不换位，致使三相线路参数不对称，线路正常运行时就有较大的负、零序电流。特别是在平行线路上，若有的线路换位，有的不换位并装有串补电容时，因其抵消了大部分电抗后，使不对称程度更加严重。因此，在有串补电容的不换位线路上，负、零序电流加大，并在并联线路中形成环流，影响各平行线路保护的正确工作。

7）电压互感器的影响。在超高压线路上，一般采用电容式电压互感器。与电磁式电压互感器相比，此种互感器手暂态过程影响大，不能迅速准确地反应一次电压的变化。当线路故障一次电压下降到零时，二次电压需经过20ms左右的时间才能下降到额定电压的10％。产生二次电压误差的原因，主要是电压互感器回路中的电容所致，电容量越大，电压衰减越慢，误差也越大。由此可见，此种电压互感器的误差是不可忽视的，这将直接影响反应电压量变化的保护的正确快速的动作。特别是在保护区末端故障时，将导致保护范围的变化。

8）电流互感器的影响。超高压线路故障是短路电流大，暂态过程中的直流分量和附加直流分量衰减很慢，致使电流互感器铁芯严重饱和，传变能力变坏。二次电流的相位和幅值误差增大，使反应短路电流幅值和相位的保护都受到影响。

超高压输电系统多采用环形接线或二分之三接线方式，断路器和线路不再是一一对应关系。线路内部故障时，要求同时跳开两个或两个以上的相关断路器，故保护装置通常接于两组断路器CT的“和电流”上。并联运行的两组CT，若饱和时间不同，外部故障时可能流出差电流，引起保护的误动作，因此，要十分注意接于同一种保护的两组CT暂态特性的一致性。

2 超高压输电线路继电保护配置的原则

超高压线路的继电保护必须满足可靠性、选择性、快速性和灵敏性的要求，而且比一般线路要求更高。对保护最基本的要求，是保证正常运行时不误动作，线路故障时不发生拒动。

为了防止保护装置误动作，保护装置本身应选择可靠的工作原理、使用精良的工艺技术、采取有效的抗干扰措施等，还应在保护装置内部或外部增加必要的监视和闭锁措施。

为了防止保护装置拒动，应采用保护“双重化”配置原则。一条线路除配置两套不同原理的主保护外，还应配置比较完善的后备保护。

3 结束语

总之，超高压输电线路正处于大力发展阶段。超高压输电线路的出现带来了一些新的系统技术问题，包括一些过去不为人们重视的问题也会随之出现 系统规模的扩大、电压等级的升高、快速控制的引入等，都会使电网过电压、电压崩溃、恶性连锁反应造成大面积停电的问题更加突出，对保护工作人员而言，引出了许多新课题。对这些新课题加以研究，发现问题，解决问题，从而保证电网的稳定运行。

参考文献

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浅谈输电线路的防雷保护措施 篇12

关键词：架空输电线路,防雷

漫长的输电线路常穿过平原、山区, 跨过江河湖泊, 延伸到地理条件和气象条件各不相同的地区, 所以遭受雷击的机会就多, 为使输电线路能可靠工作, 要求输电线路有好的防雷性能, 现讨论输电线路防雷常用技术保护措施。

1 架设避雷线

这是高压和超高压输电线路防雷保护的最基本和最有效的措施根据《规程》及《标准》规定:330k V~500k V线路应沿全线架设双避雷线;220k V线路应沿全线架设避雷线;在山区宜架设双避雷线, 但少雷区除;1 1 0 k V线路一般沿全线架设避雷线;60k V线路, 负荷重要且所经地区年平均雷暴日为30以上的地区宜全线架设避雷线。

综上所述, 架设避雷线的作用是以下几点。

(1) 引雷作用。

架设避雷线后, 由于避雷线对雷云电场的畸变作用, 使雷基本上只击于避雷线而不击于导线, 这就是避雷线的引雷作用, 也是避雷线的主要作用。

(2) 屏蔽作用。

当导线上主挂有避雷线时, 由于避雷线的屏蔽效应, 使导线上的感应过电压降低, 导致作用于线路绝缘上的电压降低, 从而使线路的耐压水平提高, 跳闸率降低。

(3) 分流作用。

当雷击杆塔时, 对有避雷线的线路, 雷电流并不是全部经过该杆塔入地, 而是从杆塔两侧的避雷线分流掉一部分, 导致塔顶电位降低, 这样作用于线路绝缘上的电压也就随之降低, 从而使线路的耐雷水平提高, 跳闸率降低。

(4) 耦合作用。

当避雷线上有过电压运动时, 导线上即出现耦合电压, 避雷线与导线间的这种耦合效应也能降低线路绝缘上的电压, 从而使线路的耐雷水平提高, 跳闸率降低。

高压输电线路的避雷线通常是直接接地地, 而超高压输电线路的避雷线是经小间隙接地。

2 降低杆塔接地电阻

降低杆塔接地电阻通常是提高线路耐雷性能最经济的方法, 我国《规程》规定, 有避雷线的线路, 每基杆塔 (不连避雷线) 的工频接地电阻, 在雷季干燥时, 不宜超过规定值, 在土壤电阻率低的地区, 应充分利用杆塔的自然接地电阻, 在土壤电阻率高的地区, 降低接地电阻较困难时, 可采用多根放射性接地体或连续伸长接地体, 或长效化学降阻剂。

处于雷电活动剧烈、接地电阻又难以降低的地区的110k V~154k V电网, 也可考虑采用中性点经消弧线圈的接地方式, 这样, 绝大多数由雷击引起的单相接地故障可被消弧线圈所消除, 即使雷击引起一相导线单相接地也不会引起跳闸, 而且对地闪烙后的第一相导线相当于接地, 增大了耦合作用, 使未闪络相绝缘子串的电压下降, 从而提高耐雷水平, 减少相间闪络概率。经验证明, 改用这种接地方式可使雷击跳闸率约降低1/3左右, 当然对上述电网是否采用这种接地方式时, 还应考虑其他因素。

3 装设自动重合闸

由于雷击造成的闪络大多数能在跳闸后自行恢复绝缘性能, 所以重合闸成功率较高, 运行经验表明, 我国110k V及以上的线路重合闸功率为75%~95%, 35k V及以下线路约为50%~80%, 因此各级电压的线路都应尽量装设自动重合闸。

4 特殊条件下线路的防雷措施

4.1 架设耦合地线

在高土壤电阻率地区, 当线路跳闸事故频繁, 而又难以降低杆塔接地电阻时, 除可改架或补架避雷线外, 还可以采用架设耦合地线的措施。即在导线下面回设一根或几根接地线。耦合地线的作用是增大耦合系数;增大向杆塔两侧的分流 (据华东地区实测, 分流效果约为12%~22%) , 从而可提高线路的耐雷水平, 降低雷击跳闸率。运行经验证明。耦合地线可使线路的雷击跳闸率降低50%左右。

4.2 雷电易击区的防雷措施

在某些山区风口处, 顺风的河谷峡地带, 易形成热雷云的湖湿盒地等, 往往形成所谓“雷暴走廊”, 某些地质断层地带, 岩石与土壤或山坡与稻田的交界地区, 岩石山下有小河山谷等处, 土壤电阻率发生突变, 雷电往往易击于低土壤电阻率处;某些突出的山顶、山坡的向阳面, 以及地下有导电性矿藏或地下水位较高的地在, 局部雷电活动往往非常频繁。对于这些雷电易击区, 在进行线路设计时, 应当尽可能避开;当无法避开时, 应特别加强防雷保护, 除尽量采用降低接地电阻, 加装耦合地线等措施处, 有时可补架成双避雷线。例如:广东某220k V线路加V形避雷线支架, 补架成双避雷线。多年来, 雷击跳闸率大为降低。

4.3 大跨越档及交叉线路的防雷防护

当线路跨越江河、峡谷时, 大跨越档的杆塔高度均相应增大, 线路易受雷击, 使其耐雷性能降低, 这是因为高杆塔的避雷线对导线的遮敝效果较差, 易于发生雷绕击于导线, 作用于习线上的感应过电压几乎随杆塔高度成正比增加。由上述感应过电压增加, 作用于线路绝缘上的电压增大, 易引起闪络。因此对大跨越档应采用特殊措施进行保护。主要措施有:降低杆塔接地电阻:当有避雷线时, 杆塔的接地电阻值不应超过规定数值的50%, 当土壤电阻率大于2000Ω时, 电阻值也不宜超过20Ω;减小保护角:考虑到杆塔绕击率增大, 因此, 避雷线对边导线的保护角不应大于20Ω;加强绝缘:由上述, 高杆塔的等值电感增大, 感应过电压增主, 绕击率也随之增大, 导致线路耐雷性能下降。为提高线路的耐雷性能, 可宜适当增国绝缘子片数。我国《规程》规定, 全高超过40m的有避雷线的杆塔, 每增加10m, 应增加一片绝缘子;全高超过100m的杆塔, 绝缘子片量应结合运行经验, 通过雷电过电压的计算确定;装设管型避雷器;对新建或现有无避雷线的大跨越档, 应装设管型避雷器或保护间隙, 同时新建线路的绝缘子片数应比相同电压等级的一般线路的绝缘片数增加一片。

电闪雷鸣是一种常见的自然现象, 雷电电压高达数百万伏, 瞬间电流可高达数十万安培, 造成很大的损失。架空输电线路雷害事故引起的跳闸, 不但影响电力系统的正常供电, 增加架空输电线路及开关设备的维修工作量, 而且由于输电线路上落雷, 雷电波还会沿线路侵入变电所。而在电力系统中, 线路的绝缘最强, 变电所次之, 发电机最弱, 若发电厂、变电所的设备保护不完善, 往往会引起其设备绝缘破坏影响安全供电。由此可见, 架空输电线路的防雷是减少电力系统雷害事故及其所引起电量损失的关键。做好架空输电线路的防雷设计, 不仅可以提高输电线路本身的供电可靠性, 而且可以使变电所、发电厂安全运行得到保障。

参考文献

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