零序互感电流

零序互感电流（精选4篇）

零序互感电流 篇1

摘要：文章通过实际算例说明平行双回路间的零序互感对零序电流保护带来的影响, 计算平行线路零序电流保护定值时一定要考虑零序互感的影响。

关键词：110KV平行线路,零序互感,零序电流保护

一、问题的提出

在我国电力网中, 110kV及以上电压等级的电网一般都采用中性点直接接地的方式, 称为大接地电流系统。在这种电网中, 线路接地故障占全部故障的80%~90%, 而零序保护的主要功能就是在有接地故障出现时, 能够迅速切除故障。由于零序保护具有灵敏度高、不受系统振荡和短时过负荷的影响等优势, 使它成为110 kV线路的主保护系统之一。

大家都知道:当线路中流过零序电流时, 由于三相零序电流大小相等、相位完全相同, 因此必须借助大地及架空地线来构成零序电流的通路。而当输电线路平行架设或同杆并架时, 由于双回路都以同一大地作为零序电流的返回通路, 三相零序电流之和并不为零, 使得平行回路间存在零序互感的影响。

二、平行输电线路对零序阻抗影响的分析

当相邻平行线流过零序电流时, 将在另一条线路上感应出零序电势, 使得平行线路之间产生零序互感Z1-20, 该值对线路零序电流幅值产生影响。下面以两端都共母线的双回线为例加以说明 (见图1) 。

图1表示两端都共母线的双回输电线路。这两回线路的电压降分别为:

式中:I10和I20分别为线路1和线路2中的零序电流;Z10和Z20分别为不计两回线路间互相影响时, 线路1和线路2的一相零序等值阻抗;Z1-20为平行线路1和线路2之间的零序互阻抗。 (1) 式可改写为:

根据 (2) 式, 可以绘出双回平行输电线路的零序等效电路。如果双回路完全相同, 即Z10=Z20=Z0, 则IÁÁÂ?IÁÃÂ。此时, 计及平行回路间相互影响后, 每条回路每相的零序等值阻抗为:ZÂÁ?ZÂ?ZÃÁÄÂ。

由此可见, 由于平行线路间零序互阻抗的影响, 使输电线路的零序等值阻抗增大。在计算短路电流一回线停运并两端接地的等效图时, 常常采用表1给出的值作为每条回路单位长度的每相等值零序阻抗。

三、线路零序互感对零序保护整定计算分析

众所周知:110kV线路零序保护的整定是基于流过线路的最大最小零序电流来计算的, 而线路中零序阻抗的大小将直接影响流过线路的零序电流。在实际计算中, 一般情况下零序I段按照躲过流过线路的最大零序电流整定, 而用流过线路的最小零序电流校验零序II段的灵敏度。下面以甲、乙双回线为例来说明零序互感对零序电流保护的影响。

(一) 线路正序电抗计算

如图2所示的甲乙双回线, 采取同杆并架的方式, 线路长度7.9 km, 导线型号LGJ-300, 有架空地线。假设:所接系统为无穷大系统, 由此可以计算出单条线路的正序阻抗Z1*和Z0*。

线路正序电阻:

线路正序电抗:X1取0.4Ω/km, 则线路正序阻

线路正序阻抗标幺值:

(二) 线路零序阻抗计算

零序阻抗分以下两种情况计算。

1. 不考虑双回线间的零序互感

零序阻抗标幺值:Z0*=Z1*×3=0.0741。单回线运行时, 线路末端发生单相接地故障流过线路的零序电流最大, 这时流过线路的最大零序电流为:

双回线并列运行, 当端母线发生两相接地故障时, 由于双回线分流, 这时流过每条线路的零序电流最小,

2. 考虑双回线间的零序互感

若考虑双回线间的零序互感, 则零序阻抗标幺值为:Z0*=4.7Z1*=0.116 09。与上面的计算分析相同, 单回线运行线路末端发生单相接地故障时, 流过线路的零序电流为最大。

双回线并列运行对端母线发生两相接地接地故障时, 流过每条线路的零序电流最小。

由以上分析可知, 计算双回平行线路的零序电流时, 考虑零序互感和不考虑零序互感的计算结果相差很大。这里计算单回线运行时, 没有考虑另一条线路检修两端都带地线的情况。而实际情况是当另一回线此时发生接地故障时, 流过的零序电流将在该停运线路中产生零序感应电流, 磁电流反过来也将在运行线路中产生感应电势。由于两个电流方向相反, 使线路零序电流因此增大, 也就是说这时运行线路在线路末端发生单相接地故障时, 流过线路的零序电流要大于上面的计算值。

四、结论

通过以上的算例可以看出, 由于平行线路间存在着零序互感, 所以计算时考虑零序互感的影响更加接近实际情况。对于零序I段, 当双回路中的一条线路检修或者停运时, 由于两端挂地线, 这时如果运行线路发生接地故障, 流过线路的实际零序电流要比计算值大。由于短路电流增大, 这时零序I段保护反而变得很灵敏。但在线路很短的情况下, 零序I段可能已经没有保护范围, 而零序II段如果不考虑零序互感的影响, 计算出的零序电流是偏大的, 这样零序II段保护的灵敏度则会降低, 可能会出现保护拒动的情况。一般来说, 零序II段保护用来保护线路全长, 就必须保证足够的灵敏度。所以, 在计算平行线路零序电流保护定值时, 一定要考虑零序互感的影响。0.5 3 5 0 28 7 1 0.2//0.0 2 4 720.0 7 4 1//0.0 7 4 1A?????

零序互感电流 篇2

110 kV同杆架设的双回、多回平行线路,因无实测互感阻抗数值,怎样在定值整定中考虑互感因素,避免其对接地保护的不利影响,成为整定人员困惑和关心的问题。本文通过几起覆冰条件下线路单相接地故障时,非故障相出现较大感应电流现象的简要分析,指出110 kV线路互感应电流的产生与故障点位置及微气象条件环境的相关性,并简要分析了零序互感电流对继电保护的影响。向同行介绍零序互感电流现象,为继电保护整定计算人员、从事零序互感问题研究的科研专家提供来自运行现场的基础资料。并指出110 kV线路因运行电压较超高压、特高压等级低,互感耦合问题并不很普遍和突出,也可从加强保护配置方面去消除零序互感的潜在影响。

1 线路故障概况

1.1 线路简介

110 k V瓦隆线为单回架空线,长19.366 km,穿越六盘山,海拔高度在1 910～2 769 m之间。气象条件为西北Ⅱ级、Ⅲ级,最高气温40℃,最低气温-30℃,最大风速30 m/s,覆冰厚度15～35 mm,19#～57#为35 mm覆冰区,年雷暴日40天,年平均气温0℃。导线采用钢芯铝绞线LGJ-185/30型,地线采用稀土锌铝合金镀层钢绞线GJ-50型。

1.2 故障简述

该线路自投运以来,故障次数较多。图1为瓦隆线一次接线示意图,瓦侧为主供电源侧,隆侧为负荷侧。

(1)2007-2-28,14时59分32秒601毫秒,1112线路距离I段出口跳闸,73 ms保护启动重合闸,1 075 ms重合闸出口,重合成功。故障数据见表1,波形参见图4。故障点在线路6 km附近,没有互感电流,说明并非全线都有互感,特定路段互感较强,且在线路中点附近故障互感应电流最强。

(2)2007-3-15,21时23分47秒18毫秒,1112线路保护接地距离I段出口跳闸,70 ms保护启动重合闸,1 072 ms重合闸出口重合成功。B相接地短路,故障点在8～9 km范围,在A、C相产生了较大的互感电流,与故障相电流方向相反。见图2(a),(图中3U0电压很低、没有突变是因为录波器接外接3U0电压线虚接所致)。

(3)2007-3-17,13时41分51秒725毫秒,1112线路保护接地距离I段出口切除。70 ms保护启动重合闸,1 072 ms重合闸出口,重合成功。见图2(b),(图中3U0电压很低、没有突变是因为录波器接外接3U0电压线虚接所致)。

(4)2007-10-9,11时09分18秒932毫秒,1112线接地距离I段保护动作,跳开1112断路器。1 174.5ms重合成功。B相接地短路,A、C两相分别有279.2A和243.2 A的一次电流,相位也基本相同,与故障相电流反相。见图2(c)。

(5)2007-10-9,12时10分08秒271毫秒,1112线再次发生C相故障,18 ms接地距离I段动作切除。1 083 ms重合出口,1 185.2 ms断路器重合成功。1 970.3 ms(重合成功后约800 ms)又发生BC相间故障(持续70 ms),2 013 ms接地距离I段再次动作,1112断路器永跳。(由于完整波形图太长,图2(d)仅出示前一次故障的波形图)

从录波图看出,C相(故障电流1 736 A)接地时,A、B两相分别有236 A和269.6 A的一次电流,初始相位也相同,方向与C相反,分析认为是C相故障电流感应出反方向电流。

2 感应电流原因分析及对继电保护的影响

2.1 感应电流产生的原因

线路工区查线发现,线路8～9 km区域故障时,实际故障点在42#-43#杆之间,处于35 mm重覆冰区。42#杆塔型为MLT1拉门塔,地处海拔高度2 753 m,北纬35.407631°,东经106.124081°;43#杆塔型为JG2转角“干”字型,海拔高度2 788 m,北纬35.407395°,东经106.122355°。三相导线间距4.5 m。故障原因与故障点位置地理环境、海拔高度、气候状况、塔型结构、导线间距等因素有关。为方便比较,将几次故障数据列于表1。

线路覆冰分为雨凇、混合淞、雾凇、积雪和白霜。由文献[1]知,雨凇和混合淞比雾凇对绝缘子电气性能的影响更大,混合淞的最低闪烙电压最小;雾凇由于结构蓬松,附着力小而容易脱落,其耐受能力明显比雨凇高;积雪绝缘子的绝缘性能要比覆冰绝缘子好,覆冰绝缘子的交流耐压比积雪绝缘子低40%。重庆大学进行了大量的人工覆冰和自然覆冰观测、试验之后发现,覆冰绝缘子放电更易发生在融冰期。从覆冰的干湿增长过程来看,湿增长的覆冰绝缘子比干增长的覆冰绝缘子耐受电压低,湿增长的覆冰更危险,或者说“干”冰的闪烙电压要比“湿”冰的高。由于覆冰是一种导电物质,绝缘子冰闪电压随着海拔高度的增加、气压的降低而逐渐降低。

这5次故障有着相同的大区段气候背景及时间段,集中在初春和初秋季节。3月份的两次故障背景在气温骤变、大雪纷飞、雪过天晴、气温回暖之时。10月份两次故障亦然:自2007年9月26日以来持续14天低温阴雨,10月7日开始普降大雪,空气湿度加大,导线因雾凇凝结成覆冰,覆冰的包裹使导线变粗,各相导线之间、导线与地线之间的有效绝缘距离变小,耦合电容增大。加之空气湿度大,空气介质的绝缘性能下降,均为产生互感应电流提供了充分必要条件。据观察记录,故障发生在大雪过后,气温回暖过程中,时间集中在上午9:30到下午3:00之间,在一天中气侯相对温暖的时段内。气温的回升使绝缘子覆冰融化形成“湿增长”。10月9日天气转晴后在正午阳光普照之下覆冰升温融化脱落,过程中使导线弹起与铁塔、地线因距离不够而放电闪络短路接地。

该线路正常负荷电流很小,一次电流30 A左右。测得空载电容电流为3.75～4.92 A(阴天)。当发生短路线路通过大的故障电流时,气候、覆冰等综合因素导致各相导线间零序互感联系变得紧密,互感应磁链的耦合、线间电容耦合共同作用使故障电流向非故障相产生分流,该电流的产生类似于单相重合闸过程中的潜供电流[2,3]。且故障点距离线路中点附近越近、故障电流越大,在相邻线路感应出的电流也越大[4]。

2.2 互感阻抗数值计算

线路保护配置CSL-161B微机型。二次定值:接地距离电抗Ⅰ段0.4Ω/0 s/Ⅱ段3.38Ω/0.6 s;零序电流Ⅰ段23.61 A/0 s/Ⅱ段8.6 A/0.3 s/Ⅲ段3.13/0.6 s;零序自感复补偿系数SK=0.31+j0.67,电阻定值R=7Ω(CT变比400/5,PT变比1100/1)。线路正序阻抗一次值ZL1=3.1567+j7.7464Ω。

利用表1第4次故障保护装置第8点的采样数据计算当时情况下的互感阻抗,保护动作报告及采样数据见图3,采样值为瞬时值,换算为有效值进行计算。

以A、B两相间的互感计算为例,第8点采样数据对应的有效值

(1)线路故障,无互感时CSL-161B保护B相测量阻抗应为(此时3I0数值略微小于Ib,3I0≈Ib)

(2)受互感影响保护实际的测量阻抗值计算值(此时3I0明显小于Ib)

(3)图3显示保护实际测到的阻抗值

距离元件实际的附加测量阻抗为

计算得到A、B相之间零序互感阻抗数值为ZM0=0.582+j0.334(Ω)。

2.3 互感电流对保护的影响

我们通常看到故障录波图和保护动作报告中故障相电流与3I0几乎相等,图2及表1中所示单相接地在非故障相有较大电流现象较少看到。

一般单相接地故障常见故障波形如图4,因各相导线间的正、负序、零序互感阻抗都很小影响微弱,所以通常故障相电流总与3倍零序电流相等,IB=3I0;而当受环境因素影响,各相导线之间零序互感阻抗ZM0较大不能忽略时,才会出现3I0

2.3.1 ZM0影响使故障线路3I0减小

一回线路的A、B、C三相是具有共同正序和零序电源的平行线,三相导线间的正序和负序互感很小,因沿线三相导线的换位(100 km以下不换位)一般可以忽略不计。但因受土壤导电系数、导线在杆塔上的分布、平行线间距等各种因素影响,零序互感在特定条件下无法避免,零序电流对通讯和继电保护会造成不良影响。110 kV工程实用中常常容忍这种由于互感造成的测量阻抗误差,但要求应了解其误差的大小,在定值中加以考虑[5]。

相间距离I段按照小于等于线路全长正序阻抗的85%整定,即ZⅠ.set≤0.8～0.85ZL;而接地距离Ⅰ段则按照小于等于线路全长正序阻抗的70%整定,即Z0Ⅰ.set≤0.7ZL。从而看出整定规程中已考虑了接地距离可能受互感因素影响,其误差程度的控制较相间距离更为严格。按照此办法整定定值,对具有共同正序和零序电源的平行线来讲,是牺牲了故障线路接地距离Ⅰ段的保护范围,来换取非故障线路接地距离Ⅰ段的可靠不误动。

由于零序互感的影响,若按照85%整定接地距离欠范围Ⅰ段,对于某系统长度为100 km的220 kV线路,其实际测量阻抗可增大到线路全长正序阻抗的1.076倍(0.85×1.266),使保护范围大大缩短[5]。若按70%整定,同等条件接地距离实际测量阻抗为线路全长正序阻抗的0.886(0.7×1.266)倍。若在I段整定阻抗边界故障,均会拒动。

观察图2知,两非故障相中感应出的电流与故障相电流方向相反,非故障相电流对故障相电流的分流作用使3I0数值减小,在整定值不变时,零序电流Ⅰ段保护范围将减小,不利于Ⅰ段正常发挥作用;同时零序Ⅱ段对本线末灵敏度下降,降低了零序各段的功用。同时阻抗测量误差与产生互感的电流成正比,也与互感阻抗ZM0的大小成正比。受互感阻抗ZM0作用影响,3I0数值减小,使采用了3I0补偿的接地距离保护测量阻抗ZB.cl=UB(IB+K3I0)(未经互感补偿)也增大,整定阻抗不能改变情况下,接地Ⅰ、Ⅱ段保护范围缩短。同理,如果故障线路有平行线,则会在平行线的各相中也产生感应电流,可能使3I0被分流的现象更为严重,从而将使故障线路的零序电流Ⅰ段与接地距离Ⅰ段保护范围缩小得更多而产生拒动。为避免这种情况下因互感引起的分流对故障线路继电保护的影响,110 kV平行双回或多回同塔线路,最好的保护方案是在线路两侧装设光差等全线速动保护,以保证快速切除故障。

据2009年线路覆冰故障波形观察,当重合于故障之后,因短路电流的融冰效应,非故障相不再有因互感产生的分流,3I0与故障相相等。

2.3.2 ZM0影响使运行线路3I0增大

平行双回线中一回停运另一回运行时,当停运线路两端断开不接地,停运线路上会产生感应电压;若停运线路只有一端接地,不接地端会感应电压,接地端会有感应电流,但一般数值较小。

当停运线路检修两端接地,如图5。此种情况下运行线路在停运线路上感应电流,停运线路两端的接地刀闸处均会有不同程度大小的零序电流流过,如图中所示母线处发生接地故障,检修线路上流过的感应电流会增大,方向与运行线路的零序电流相反,产生去磁作用,使线路零序总阻抗减小,零序电流增大;使运行线路接地距离保护Ⅰ、Ⅱ段测量阻抗减小,保护范围伸长[5]。也可理解为:受互感作用,产生一串接于停运线路的零序电压源(类似于发生了单相断线故障),当发生区外故障时,流过较大故障电流的运行线路Ⅰ对停运线路Ⅱ感应出较大的零序电流通过变电所接地刀闸入地,该纵向零序源的助增作用使运行线路零序电流增大,可能出现3I0>I B(B相接地故障时),如不考虑其影响,则会引起相邻母线或相邻线路出口附近故障时线路Ⅰ首端保护的误动。因此整定零序Ⅰ段时要考虑停运线路两端接地的情况(此时本线3I0最大)。接地Ⅰ段按Z0Ⅰ.set≤0.7ZL整定,长期运行经验证实有把握避免误动。此种检修接地方式下若不能充分信任现有接地距离Ⅰ段和零序电流Ⅰ段保护,则可将其临时退出,前提是线路配置有光差保护。

3 采取的措施

线路同一点或者同一区段内频繁发生同相别或不同相别的故障,短路电流产生的巨大的电动力与热效应会使得该点及该区段内各处机械强度、绝缘性能受到严重破坏,形成绝缘薄弱点(或段),使得这些地方成为故障多发点,故障切除后故障点周围空气介质绝缘性能也不能很快地完全恢复,导致重合不成。或重合成功线路各点具有了额定电压后,因湿度较大介质绝缘容易再次击穿,电弧容易在其他相别重燃。断路器合闸时产生的操作过电压、甚至正常电压都可能更容易导致其再次击穿,会在重合后极短的时间内再一次发生短路故障,引起保护再次动作。随着线路运行时间的延长和受多次大短路电流的冲击,导线机械性能下降更为严重,导致故障频发。同时存在覆冰不均匀融化脱落过程中导线再次跳动,因距离不够而再次故障。为此,已采取了以下措施:

(1)对线路故障频发点、地段进行改造,将经常发生覆冰的杆段改造为耐张段,导线正三角形排列改为水平排列,并积极探索融冰措施。

(2)新建一条不翻越六盘山的线路(已经建成投运)。加强原有线路覆冰区域监测,在重冰季节,停运原有线路,由第二回新建线路供电,从而减少本线路故障次数,提高供电可靠性。

(3)从继电保护配置方面改进措施:在原线路两侧配置光差保护,提高全线切除速度,减小故障过流时间,减轻导线损坏程度,减轻故障对电网的影响。

4 结语

规程规定110 kV及以上电压等级输电线路的正序和零序阻抗、互感阻抗都应该采用实测值。由于系统中110 kV线路数量众多,工程应用中往往没有条件逐一实测每条线路的阻抗数据。因此,故障时保护及录波器实测到的几乎不叠加负荷电流的零序互感电流数据就显得较为宝贵。

因零序互感应电流造成220 kV线路零序纵联方向、纵联距离保护误动多次发生[7,8]。110 kV线路电压等级较低,产生互感电流现象较超高压、特高压电网少见,但也造成110 kV线路横差保护误动[6],所以,在无实测零序互感阻抗值时,运行现场需注意积累、总结经验。比如,当一回线接地故障时,同时调取平行线路波形报告或采样值(保护及录波装置未启动时),与正常负荷时的数据、前期故障数据进行纵、横向的对比分析,取得经验数据,方便整定、决策。

随着电网建设的快速发展以及线路走廊的制约因素,同杆、同走廊线路日益增多。顺应各级电网协调发展、继电保护科学化配置的趋势,从可靠性管理的要求出发,强化110 kV线路保护配置,普遍装设可全线速动的光纤纵差保护,以消除不同运行、检修方式下零序互感对接地Ⅰ段和零序电流Ⅰ段及纵联零序方向等保护的不利影响,是一项具有前瞻性的有效而完善的举措。

参考文献

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[7]国家电力调度通信中心.国家电网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社,2009.

零序互感电流 篇3

目前, 广东电网220 kV及以上电压等级的同杆线路超过2 500 km。同杆线路故障成为一种常见的线路故障形式, 给安全运行带来巨大的挑战。

同杆线路中, 由于零序互感的存在, 发生故障时保护安装处的零序电流、零序电压、零序功率、测量阻抗等保护测量量会受到影响, 从而使得保护元件的灵敏性和选择性受到影响[1,2,3,4,5,6]。当发生接地故障时, 线路零序互感的影响使得保护测量元件不能感受故障发生的真实位置, 甚至造成保护对区内外故障发生误判而导致拒动或误动, 且在不同线路运行方式下, 造成的影响和后果也有很大区别。

目前电网的同杆线路以同杆双回线路为主, 接地故障绝大多数为单相接地故障, 其零序互感给纵差距离保护带来的影响分析具有普适性。本文采用同杆双回线路模型, 在不同线路运行方式下, 分析了零序互感影响最严重的金属性单相接地故障时对继电保护接地测量阻抗的影响, 并提出了解决的方法。

1 同杆双回线路等值网络及接地测量阻抗

零序互感对接地测量阻抗的影响, 与两侧电源强弱、零序互感大小、变压器接地方式的分布、线路运行方式、故障点位置等因素有关[7,8]。本文建立了图1所示的同杆双回线路等值模型, 能够反映实际系统中互感线路的各种构成形式和影响因素。

图1中, S1和S2为线路两侧母联开关, S3～S6为线路两端的断路开关。改变开关S1～S6的状态, 可得电力系统中不同运行方式的同杆双回线路。其中电力系统中常见的4种运行方式如下:①当S1～S6闭合时, 线路并列运行;②当S3和S4或S5和S6断开时, 双回线之一断开, 这种情况常出现于线路检修期间;③当S1或S2断开时, 线路一侧分裂运行;④当S1和S2断开时, 线路两侧分裂运行。

设线路Ⅰ上k点发生A相金属性接地短路故障, 两回线路间互感阻抗为Zm0, 线路正、负序阻抗相等, 零序阻抗分别为ZⅠ0和ZⅡ0, 假设ZⅠ0=ZⅡ0。M-k占线路比例为α, N-k占线路比例为1-α。

采用对称分量法[9], 得M侧母线A相电压为:

$\dot{U}{}_{\mathrm{Ⅰ}\text{A}}=\alpha {\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}(\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}\text{A}}+3\dot{{\rm K}}{}_{\text{s}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+3\dot{{\rm K}}{}_{\text{m}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0})$

式中:Ks= (ZⅠ0-ZⅠ1) / (3ZⅠ1) 为零序自感复补偿系数;Km=Zm0/ (3ZⅠ1) 为零序互感复补偿系数。

Ⅰ回线路M侧距离保护的测量阻抗[10,11,12]为:

${\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=\frac{\dot{U}{}_{\mathrm{Ⅰ}\text{A}}}{\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}\text{A}}+3{\rm K}{}_{\text{s}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}=\alpha {\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}\left(1+\frac{3{\rm K}{}_{\text{m}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}}{\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}\text{A}}+3{\rm K}{}_{\text{s}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}\right)$

在高压或超高压同杆双回线路中, ZⅠ0≈3ZⅠ1, 即3Ks≈2, 因为在单相接地短路点Ik1=Ik2=Ik0, 则线路正序、负序电流相同, 即可取IⅠ1=IⅠ2[11,13], 距离保护的测量阻抗中出现附加测量阻抗项为:

$\begin{array}{l}\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=\frac{3{\rm K}{}_{\text{m}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}}{2\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+(1+3{\rm K}{}_{\text{s}})\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}=\\ \frac{3{\rm K}{}_{\text{m}}C{}_{\mathrm{Ⅱ}0}}{2C{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+3C{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}(1)\end{array}$

式中:CⅠ0, CⅡ0, CⅠ1为故障线的电流分配系数, CⅠ0=IⅠ0/Ik0, CⅡ0=IⅡ0/Ik0, CⅠ1=IⅠ1/Ik0。

由式 (1) 可知, 附加测量阻抗受故障线路正、负、零序, 非故障线路零序电流的分布系数以及Km的影响。下面计算4种运行方式下的接地测量阻抗。

1.1 同杆双回线路并列运行

图2为并列运行时的单相接地故障图及其零序等值网络。令${\rm Z}{}_{\text{m}0}=0,{\rm Z}{}_{{\rm M}0}={\rm Z}{}_{{\rm M}1},{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}={\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}},{\rm Z}{}_{{\rm N}0}={\rm Z}{}_{{\rm N}1},\dot{{\rm I}}{}_{k0}=\dot{{\rm I}}{}_{k1}$, 即可得相应的正负序网络。依据零序网络及正负序网络的电气联系关系和D, y变换关系可求得CⅡ0, CⅠ1, CⅠ0, 代入式 (1) 可得:

$\begin{array}{l}\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=-3{\rm K}{}_{\text{m}}\cdot \\ \frac{1-\alpha -}{5(1-\alpha )+\frac{4{\rm Z}{}_{{\rm N}1}+2(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}}}{2({\rm Z}{}_{{\rm M}1}+{\rm Z}{}_{{\rm N}1})+{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}}}+}\to \\ \leftarrow \frac{\frac{2{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{2({\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0})({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})}}{\frac{6{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+3(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{2({\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0})+{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0}}}(2)\end{array}$

假设图2中的N侧无电源且无接地中性点, 相当于它的电网中弱馈的极端情形, 此时可令ZN0=ZN1=∞, 代入式 (2) 可得:

$\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=\frac{3\alpha {\rm K}{}_{\text{m}}}{5(2-\alpha )}$

显然, ΔZⅠMA>0, ΔZⅠNA<0, ZⅠMA比整定值增大, ZⅠNA比整定值减小, 由此造成线路Ⅰ的M侧保护装置的保护范围缩短, N侧保护装置的保护范围伸长, 且为一个仅与α及Km相关的变量。

1.2 同杆双回线之一两端断开

在双回线路中的一回线路检修期间, 检修线路与两端母线断开, 通常分为3种情况:两端接地、两端不接地、一端接地而另一端不接地。其中后2种情况线路中无零序电流, 故只需讨论第1种情况。

图3所示为同杆双回线路中Ⅱ回线路停电检修并两端断开接地时的情况, Ⅰ回线路发生单相接地故障时, Ⅱ回线路的电流$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}´$的方向与线路Ⅰ电流方向相反, 具有去磁作用, 但$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}´$是由线路Ⅰ故障点两侧的零序电流$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}$和$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}´$共同感应产生的, 其方向决定于两侧零序电流的大小和故障点的位置, 图3所示为在线路Ⅰ的N侧附近短路的情况, 此时$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}´$由母线N流向母线M。据计算可得:

$\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=\frac{3{\rm K}{}_{\text{m}}{\rm Z}{}_{\text{m}0}}{{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}\frac{(1-\alpha ){\rm Z}{}_{{\rm M}0}-\alpha {\rm Z}{}_{{\rm N}0}}{2\left({\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}-\frac{{\rm Z}{}_{\text{m}0}^2}{{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}\right)\frac{(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+{\rm Z}{}_{{\rm N}1}}{{\rm Z}{}_{{\rm M}1}+{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+{\rm Z}{}_{{\rm N}1}}+3\left[{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+(1-\alpha )\left({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-\frac{{\rm Z}{}_{\text{m}0}^2}{{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}\right)\right]}$

1.3 同杆双回线路一侧分裂运行

图4所示为一侧分裂运行时, 平行双回线Ⅰ回线路k点发生A相接地故障, 非故障相中的零序电流$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}´$从母线N流向母线M。M侧母线变压器中性点不接地时, 非故障线中的零序电流有较大值, 对保护区影响最大。

根据这种情况计算可得:

$\begin{array}{l}\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=\frac{-3{\rm K}{}_{\text{m}}\cdot }{\frac{2[{\rm Z}{}_{{\rm N}1}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}]}{({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+{\rm Z}{}_{{\rm P}1})//{\rm Z}{}_{{\rm M}1}+{\rm Z}{}_{{\rm N}1}+2{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}}+}\to \\ \leftarrow \frac{\frac{{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{{\rm Z}{}_{{\rm P}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+2({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})}}{3\left[\frac{{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{{\rm Z}{}_{{\rm P}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+2({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})}\right]}\end{array}$

1.4 同杆双回线路两侧分裂运行

图5所示为两侧分裂运行时, Ⅰ回线路k点发生A相接地故障的零序等效电路、零序简化电路。在等效简化电路中, ZL0, ZR0, Zk0分别为:

$\begin{array}{l}{\rm Z}{}_{\text{L}0}=\frac{({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0}+{\rm Z}{}_{Q0}+{\rm Z}{}_{{\rm P}0})\cdot }{2({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{Q0}+}\to \\ \leftarrow \frac{[\alpha ({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}]}{{\rm Z}{}_{{\rm P}0}+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}}(3)\\ {\rm Z}{}_{\text{R}0}=\frac{({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0}+{\rm Z}{}_{Q0}+{\rm Z}{}_{{\rm P}0})\cdot }{2({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{Q0}+{\rm Z}{}_{{\rm P}0}+}\to \\ \leftarrow \frac{[(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}]}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}}(4)\\ {\rm Z}{}_{k0}=\frac{[(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}]\cdot }{2({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{Q0}+{\rm Z}{}_{{\rm P}0}+}\to \\ \leftarrow \frac{[\alpha ({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}]}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}}(5)\end{array}$

式 (3) ～式 (5) 中, 令Zm0=0, ZM0=ZM1, ZQ0=ZQ1, ZP0=ZP1, ZⅠ0=ZⅠ1, ZN0=ZN1, 即可得相应正序简化电路的正序阻抗ZL1, ZR1, Zk1。根据各序简化电路可算出各电流分布系数, 代入式 (1) 可得:

$\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=-3{\rm K}{}_{\text{m}}\frac{\frac{[{\rm Z}{}_{\text{R}0}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{m}0}][\alpha ({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}]-{\rm Z}{}_{\text{L}0}[{\rm Z}{}_{\text{R}0}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{m}0}]-{\rm Z}{}_{k0}({\rm Z}{}_{\text{R}0}+{\rm Z}{}_{\text{L}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{({\rm Z}{}_{\text{R}0}+{\rm Z}{}_{\text{L}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})[\alpha ({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}]}}{\frac{2{\rm Z}{}_{\text{R}1}{\rm Z}{}_{\text{L}1}+2{\rm Z}{}_{k1}({\rm Z}{}_{\text{R}1}+{\rm Z}{}_{\text{L}1})}{({\rm Z}{}_{\text{R}1}+{\rm Z}{}_{\text{L}1})(\alpha {\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+{\rm Z}{}_{{\rm M}1})}+\frac{3{\rm Z}{}_{\text{L}0}[{\rm Z}{}_{\text{R}0}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{m}0}]+3{\rm Z}{}_{k0}({\rm Z}{}_{\text{R}0}+{\rm Z}{}_{\text{L}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{({\rm Z}{}_{\text{R}0}+{\rm Z}{}_{\text{L}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})[\alpha ({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}]}}$

2 零序互感对接地测量阻抗的影响

由式 (1) 可知, 接地测量阻抗的附加测量阻抗项ΔZⅠMA与Km及非故障线路的零序电流$\dot{{\rm I}}$Ⅱ0成正比, 而一般情况下Km约为1.2～1.8。因此, 当故障点靠近N侧, 即α趋于1, 此时$\dot{{\rm I}}$Ⅱ0由母线流向线路, ΔZⅠMA为正, 测量阻抗增大, 保护区缩短;反之, 当故障点靠近M侧, 即α趋于0, 则$\dot{{\rm I}}$Ⅱ0由线路流向母线, ΔZⅠMA为负, 测量阻抗减小, 保护区伸长。

在双回线两侧电源零序阻抗已定的条件下, 在ΔZⅠMA由正到负的过程中, 在线路上总能找到一个点α=α0使得$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}=0$, 亦即使得继电保护附加测量阻抗项ΔZⅠMA=0, 此时ZⅠMA=αZⅠ1, 能正确反映故障点位置, 将此点称之为“平衡点”。双回线在不同的运行方式下平衡点的位置如下:运行方式为α0时, 两侧并列为α0=ZM0/ (ZM0+ZN0) ;一回检测为α0=ZM0/ (ZM0+ZN0) ;一侧分裂为α0=1-ZP0/ (Zm0-ZⅠ0) ;两侧分裂为$\alpha {}_{01}={\rm Z}{}_{{\rm M}0}/({\rm Z}{}_{\text{m}0}-{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}),\alpha {}_{02}=\frac{({\rm Z}{}_{{\rm M}0}+1){\rm Z}{}_{\text{m}0}-}{{\rm Z}{}_{\text{m}0}(1+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+}\frac{{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{{\rm N}0}}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0})-{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}$。

1) 两侧并列运行或一回线断开并两端接地时

在两侧并列运行或一回线断开并两端接地这2种情况之下, 平衡点位置为 α0=ZM0/ (ZM0+ZN0) , 只与两侧电源的强弱有关, 当M和N侧都为强电源, 即ZM0≈ZN0时, 平衡点位于线路的中央附近, 随着两侧的电源强弱不同, 平衡点将靠近于弱电源侧, 在N侧为纯负荷的情况下, 即ZN0≈0, α0=1, 平衡点位于负荷侧母线处。

2) 一侧分裂运行时

在一侧分裂运行这种情况下, 平衡点位置为α0=1-ZP0/ (Zm0-ZⅠ0) , 平衡点的位置受互感、线路正序阻抗差以及非故障线路电源强弱的影响。当0<ZP0/ (Zm0-ZⅠ0) <1时, 线路上存在平衡点;反之, 则不存在平衡点。当非故障线路P侧为弱馈时, 由于ZP0较大, 平衡点位置主要受电源强弱的影响;反之, 当P侧为强电源时, 由于ZP0与Zm0-ZⅠ0的数量级相当, 平衡点随着Zm0-ZⅠ0的增大而靠近N侧, 同时随着ZP0的增大而靠近M侧。

3) 两侧分裂运行时

从求解方程ΔZⅠMA (α) =0的角度看, 两侧分裂运行时是最复杂的, 存在2个解α01与α02, 即2个平衡点, α01的大小与M侧电源强弱及线路互感有关, 随着ZM0的增大而增大, 随着Zm0的增大而减小。α02的大小与M和N侧电源强弱及线路互感有关, 在0<α02<1的情况下, 随着ZM0和Zm0的增大而增大, 随着ZN0的增大而减小。

3 同杆双回线路纵联距离保护动作范围

纵联距离保护Ⅰ段作为不带延时的保护, 其欠范围拒动可能导致相邻线路跳闸而扩大停电范围, 而超范围误动将导致线路跳闸。本文结合广东电网深清甲乙线和横东甲乙线, 重点关注距离保护Ⅰ段因保护区缩短或伸长而带来的选择性问题。主要考虑线路运行方式和电源强弱程度影响。

3.1 深清甲乙线

线路参数:线路全长L=10.7 km;ZⅠ1=ZⅡ1=3.103 Ω; ZⅠ0=ZⅡ0=9.309 Ω;Zm0=6.507 Ω;M侧为深圳侧;N侧为清水河侧且为弱馈;电源参数见表1。设Ⅰ段的整定可靠系数取0.85, 据表1计算出的数据绘制ΔZⅠMA与α的关联曲线见图6。

3.2 横东甲乙线

线路参数:线路全长L=16.5 km;ZⅠ1=ZⅡ1=4.748 Ω;ZⅠ0=ZⅡ0=14.439 Ω;Zm0=10.198 Ω;M侧为横沥侧;N侧为东莞侧;电源参数见表2, 据表2计算出的数据绘制ΔZⅠMA与α的关联曲线见图7。

3.3 实例计算结果分析

由图6和图7的关联曲线可以看出:

1) 故障位置距离保护装置越远, 测量阻抗产生的偏差越大, 且在故障位置靠近线路末端时, 曲线的斜率有不断加大的趋向。

2) 在两侧并列运行或一回线路检修时, 线路末端的附加测量阻抗项所造成的偏差达到了25%以上, 且影响相反, 在线路末端故障情况下, 并列运行时保护可能出现欠范围拒动, 而一回线路检修时则可能出现超范围误动。

3) 在一侧分裂运行的情况下, 测量阻抗的偏差影响与故障位置的关联程度较弱, 且一侧为弱馈时的影响程度明显弱于两侧皆为强电源时, 这种情况下保护区伸长较为稳定且影响较大, 在线路末端故障时保护将可能出现超范围误动。两侧都分裂运行时, 测量阻抗的偏差影响最小且在10%以内, 甚至当一端弱馈时, 偏差接近于0, 可以忽略不计。

4 结论

1) 继电保护的接地测量阻抗受零序电流互感影响较大, 主要取决于相邻的非故障线路中的零序电流大小和方向。当并列运行或者一回线路检修且两端接地时, 影响最大, 当一侧分裂运行时次之, 两侧分裂运行时影响最小;并且在线路末端发生故障时两回线并列运行比一回线路检修且两端接地更大, 而在线路首端则相反。

2) 除两侧分裂运行外, 总能存在一个平衡点, 使得该处发生故障时, 接地测量阻抗的测量偏差为0, 当两侧电源强弱相同时, 平衡点位于线路中央, 当两侧电源强弱不同时, 平衡点向强电源侧靠近, 当一侧为负荷时, 平衡点位于强电源母线处。

3) 测量阻抗的误差主要由另一回线的零序电流引起, 可采用另一回线零序电流3Km$\dot{{\rm I}}$Ⅱ0的补偿方式来消除接地距离保护的测量误差, 并根据同杆双回线路不同运行方式制定相应的零序电流补偿系数。同时为解决运行方式对接地距离保护测量的影响, 微机保护装置应分别对接地距离Ⅰ段、Ⅱ (Ⅲ) 段配置不同的零序电流补偿系数。

零序互感电流 篇4

由于出线走廊日益狭窄, 电力线路同杆、并行双回线路越来越普遍, 电力线路间的零序互感不可避免。对于存在零序互感的线路, 当发生接地故障时, 用于精确测量线路正序阻抗的零序电流补偿系数值不但是本线路阻抗的函数, 还是线路之间零序互感的函数。对同样的线路, 不同的零序电流分布对应不同的零序补偿系数, 只有这样才能保证接地距离保护能正确测量本线路的正序阻抗。但线路保护装置一般不引入邻线的零序电流, 在与其他线路之间有零序互感的条件下, 接地距离保护无法准确测量线路的正序阻抗[1,2,3,4,5,6,7,8]。在特高压1 000kV皖电东送工程中, 线路零序互感相对较大, 对接地距离保护的影响更大。为兼顾距离Ⅰ段保护的灵敏性和安全性, 其相关定值的整定非常关键, 存在多种整定方案, 由于缺乏有力的数据支持, 争议颇多, 有必要对此展开专门研究。

1 零序补偿系数 (K值)

单回线路的零序补偿系数仅与本线路参数有关, 一般情况下可以认为全线各处的零序补偿系数是恒定不变的。对于存在零序互感的线路, 其零序补偿系数不仅与线路参数有关, 还与两侧的系统参数有关, 直观地表现为与本线及邻线的零序电流有关。以图1所示系统为例, 当F点发生故障时, 该点对应的零序补偿系数为K。

为实现故障回路阻抗的准确测量, M侧保护的零序补偿系数K为:

式中:Z0和Z1分别为线路单位长度的零序和正序阻抗;Z′为线路单位长度的零序互感抗;I0和I0′分别为故障线路和相邻线路的零序电流, 均以指向线路为正方向。

I0和I0′的分布随着故障点位置的变化而不同, 因此对于图1所示系统, 其沿线各点补偿系数均不同。二次设备之间要求回路相互独立, 一般不允许线路保护装置引入相邻线路的电流量信息, 因此无法做到精确补偿, 零序补偿系数只能当做恒定值, 由整定人员结合阻抗定值综合协调处理, 基本的方法有3种: (1) 零序补偿系数按常规线路整定, 不考虑互感影响, 适当缩小接地距离Ⅰ段阻抗定值, 即所谓的“中K”; (2) 零序补偿系数按邻线两侧挂地运行时末端故障能准确测量故障回路阻抗来考虑, 距离Ⅰ段定值按常规方法整定, 即“低K”, 可保证任何情况下距离Ⅰ段不超越; (3) 按两回线均正常运行时末端故障能准确测量故障回路阻抗来整定零序补偿系数, 即“高K”, 此时距离Ⅰ段定值需要回缩较多, 但可以保证距离Ⅱ段在末端故障时有灵敏度。

2 零序电流对K值及保护范围的影响

2.1 零序电流对K值的影响

图1所示双回线输电系统在两回线均正常运行的情况下, Ⅱ回线路发生接地故障, 其零序回路如图2所示, 规定各电流正方向如图2箭头方向所示。

图中:p为故障点到M侧的距离占线路全长的百分比;ZL0为线路零序阻抗;XM0为两回线间的零序互感抗;ZM0和ZN0为两侧系统阻抗;UM0和UN0为两侧保护安装处的零序电压;IM0和IN0为流经两侧系统的零序电流;I10为I回线的零序电流;UF0和IF0分别为故障点的零序电压和电流;I2 M0和I2 N0分别为流经Ⅱ回线两侧保护的零序电流。

根据电路理论可以建立如下方程组。

可以解得相邻线路的零序电流为:

由式 (3) 得 (t1t2t3+t1t6) t5=t7t6+t3t2t2t3时, I10=0, 即相邻线路零序电流为0。由此可知, 在特定的系统中, 双回线上总能找到这样一个点, 在该点发生接地故障时, 相邻线路中无零序电流流过, 此时双回线零序互感对接地回路阻抗测量没有影响。可以证明, 在该点两侧故障时, 相邻线路零序电流的方向相反, 对故障线路接地回路阻抗测量的影响也不同, 分别起到助增和助减的作用。邻线两侧挂地运行工况下的零序电流分布情况类似, 此处不再赘述。

本文对特高压皖电东送工程的淮皖线路故障中零序电流分布及零序补偿系数K作了仿真计算, 其结果如图3所示。图3分别给出了邻线正常运行 (工况1) 及邻线两侧挂地运行 (工况2) 这2种运行方式下的仿真结果, 图中:KZ为零序补偿系数理论值。

由图3可以看出, 不论邻线处于正常运行状态还是挂地运行状态, 邻线都将出现零序电流极小值点, 该点前后的零序电流相位发生翻转。在该点, 因为邻线零序电流很小, 因此零序互感对阻抗测量基本没有影响, 这个情况从该点的K值上可以看出。在该点通过式 (1) 计算的理论K值与不考虑线路互感的K值相等, 即图中两曲线出现交点。另外, 由于在沿线各点故障时零序电流的不同分布关系, 造成零序互感对测量阻抗的影响也不同, 直观地反映在理论计算的K值上, 根据式 (1) 计算得到沿线各点的K值均不一样, 且呈现出明显的非线性特性。

2.2 不同K值对保护范围的影响

在双回线路保护的整定中关于采用何种K值的争论, 主要原因归结于认为在不同K值情况下会对距离保护的灵敏度 (即保护范围) 产生较大影响。在保证距离保护选择性的基础上, 不同的K值对保护范围的影响很难进行定量分析, 对于不同的系统和运行方式, 其影响程度都不一样, 并且不容易通过电路方程组获得解析解。

以一条500kV双回线路为例进行说明。一回线路挂地运行时, 另一回线路保护在本线接地故障时所感受到的沿线阻抗变化轨迹如图4所示, 3条曲线分别对应高、中、低3个不同的K值。

由图4可以看出, 由于互感的存在, 测量阻抗呈现非线性特性。末端测量阻抗分别如X, Y和Z点所示, 若距离Ⅰ段分别按对应的阻抗及0.8的安全系数来整定, 其整定阻抗分别落在B, D和F点。可以看出, 若各K值下测量阻抗为线性, 那么即使其测量阻抗均不一样, 其保护范围是相同的。正因为测量阻抗的非线性特性, 使得高K下F点对应的实际动作范围仅达到E点, 同样中K和低K的动作范围分别达到C点和A点, 而A, C和E点位于横轴上不同位置, 造成了各K值下保护动作范围的不一致。可以肯定的是, 双回线间互感越强, 测量阻抗的非线性就越明显, 不同K值整定方案下保护动作范围相差更大。对各电压等级以及不同互感条件的短线、长线及超长线路的仿真计算分析发现, 各K值下保护的动作范围实际相差并不大, 多在10%以内。

3 特高压皖电东送线路仿真计算及整定建议

1 000kV淮南—上海输变电工程, 是中国特高压交流输电技术再创新的示范工程, 起于安徽淮南变电站, 经皖南、浙北变电站, 止于上海沪西变电站, 线路全长656km, 系统布局如图5所示。线路保护按段分别配置。

图中, 淮南侧系统等值正序及零序阻抗分别为Z1hn= (2.23+j193.0) Ω, Z0hn= (1.32+j88.4) Ω;沪西侧系统的等值正序及零序阻抗分别为Z1hx= (8.12+j72.8) Ω, Z0hx= (2.77+j60.31) Ω, 线路参数不再详述。

本文对3段线路按每5km一个点进行沿线故障扫描, 模拟各点单相接地故障, 并分别按低K、中K和高K计算了各个点的故障测量阻抗。图6—图8分别给出了淮皖线、皖浙线和浙沪线在两回线均正常运行及其中一回线两侧挂地运行这2种工况下另一回线沿线各点故障测量阻抗的变化轨迹。由仿真结果可以看出, 不管相邻线处于正常运行还是两侧挂地运行状态, 正常运行的一回线沿线测量阻抗均呈现非线性特性。邻线正常运行时, 末端故障采用高K可以准确测量故障阻抗;邻线两侧挂地运行时, 末端故障采用低K可以准确测量故障阻抗。

表1、表2和表3分别列出了淮皖线路、皖浙线路和浙沪线路总体的仿真结果。为保证区外故障距离I段的选择性, 取邻线挂地运行状态下正常运行线路末端故障测量阻抗为线路全长阻抗, 并取可靠系数为0.8。表中:ZK为正常运行的一回线路末端单相接地故障, 采用不同K值时的测量阻抗;Zset K为不同K值对应的距离Ⅰ段阻抗定值;a1和a2分别为邻线正常运行状态和邻线挂地运行状态时, 该定值及对应的K值下距离Ⅰ段实际的保护范围。

从上述3个表中可以看出:在同一运行状态下, 采用不同的零序补偿方案 (取不同K值) , 距离Ⅰ段的保护范围区别不大;对于同一个K值, 一般在邻线两侧挂地运行状态下距离Ⅰ段保护范围略大。总的来说, 距离Ⅰ段保护的动作范围在线路全长70%以内, 淮皖线距离保护零序补偿系数取高K且两回线均正常运行状态下动作范围最小, 仅为线路全长的52.9%。以上仅列出该工程各段线路送电侧保护仿真结果, 受电侧仿真分析结果与之相近。

3种零序补偿系数的整定方案对该工程中距离Ⅰ段保护的动作范围没有太大的影响, 将接地距离Ⅰ段和Ⅱ段补偿系数分开整定的双K值方案没有太大意义, 建议采用单K值方案。作者推荐接地距离Ⅰ段和Ⅱ段的零序补偿系数统一采用高K定值, 距离Ⅰ段阻抗定值可按线路全长40%左右整定 (动作范围将达到线路全长60%左右) , 而距离Ⅱ段则可按线路全长阻抗并考虑一定的裕度整定。

另外, 双回线的一回线检修不常用, 而且是计划性检修, 微机保护均可以提供多套定值, 因此可以考虑单独为此运行方式设置一套定值, 放在备用区里, 用于保证距离保护的安全性。用另一套正常定值, 保证正常运行情况下距离保护的灵敏性。在线路检修的前后切换定值区即可。

4 结语

本文建立了1 000kV特高压皖电东送工程的PSCAD仿真模型, 计算了相邻线正常运行及两侧挂地运行工况下线路沿线各点故障的保护测量阻抗。并据此给出了距离保护各段统一采用高K值的整定方案, 在保证距离Ⅰ段安全性的前提下兼顾了距离Ⅱ段保护的灵敏性, 为特高压皖电东送工程的实际整定工作提供有力支持。

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