特高压交流半波长输电线路保护体系

特高压交流半波长输电线路保护体系

许乃文边江李权刘嘉琦

（辽宁省送变电工程有限公司辽宁沈阳110021）

摘要：半波长交流输电技术是指输电电气距离接近1个工频半波长（50Hz下约3000km）的超远距离交流输电技术，此项技术在20世纪40年代由苏联专家提出。半波长输电不需线路无功补偿装置（如高压电抗器），不需在中间加设开关站，经济性和可靠性较好，可以实现远距离同步联网，世界范围内许多国家对此都展开了积极的研究。本文中我们主要对特高压交流半波长输电线路保护体系进行了简单的分析与探讨。

关键字：特高压交流半波；长输电线路；保护体系

1概述

近年来半波长输电技术受到关注，并取得一系列研究成果。其中，对特高压半波长线路参数模型进行了理论推导并构建了仿真模型，对半波长线路过电压情况和绝缘配合的研究成果相对较多，半波长输电线路工作电压从1100kV提高到1262kV，线路绝缘配置仍可以采用示范工程的配置原则，不需要提高绝缘子配置。对于输送功率5000和5500MW的特高压半波长输电线路，线路杆塔边相I绝缘子导线对杆塔的空气间隙距离比特高压试验示范工程略有加大，对杆塔设计影响很小。在暂态稳定特性方面，对半波长线路的输电能力进行了初步的分析计算，给出了最严重故障点的范围，但并未考虑系统在不同运行功率下暂态特性和输电能力的变化，也未计及输电能力的多种影响因素。对半波长线路稳态特性和暂态特性进行了研究，对故障后过电压水平和严重故障后稳定性进行了仿真计算，然而由于计算条件较为单一，并未对输电能力和暂态特性进行深入分析。考虑到未来特高压半波长输电工程投运后，运行部门关注的输电能力问题，本文首先基于特高压半波长输电系统模型，计算半波长输电系统的自然功率；给出输电能力分析的基础条件，研究并验证半波长输电线路沿线最严重故障点漂移特性，并将最严重故障点作为输电能力分析的基础条件之一；最后详细给出特高压半波长输电系统的输电能力范围及其影响因素。

2输电能力分析基础条件

2.1计算基本条件

按照《电力系统安全稳定导则》（简称《导则》）第1级安全稳定标准，半波长线路输电极限采用单相瞬时接地故障重合闸成功进行校核，故障后继电保护动作时序为：短路故障发生后0.12s故障侧跳闸，0.12s非故障侧跳闸，1.02s重合闸成功。开机方式及电压水平为：送端机组10台，每台机组最大出力为600MW；机端电压1.03pu，线路末端电压1.0pu（1050/529kV）。

2.2严重故障点

依据《导则》要求，暂态稳定计算应考虑在最不利地点发生金属性短路故障。在常规线路输电能力研究中，最严重故障点选择线路的首端和末端进行分析，但是对半波长线路，严重故障点却并不在线路首端和末端。当半波长线路首端10台机组全开的情况下，全线3000km分20个分段，沿线每隔150km设一次单相瞬时接地故障重合闸成功。

当送端系统开10台机组时，沿线16-17分段首端故障最为严重，即2400km的位置故障后系统稳定性最差。考虑系统在该处发生谐振，短路故障后短路电流最大，最严重故障点的位置与系统阻抗相关。进而，考虑到送端系统开机方式变化时，系统阻抗发生变化，导致最严重故障点也发生了相应的变化。因此通过计算不同开机方式下不同位置的单相短路电流，得到半波长线路沿线短路电流最大值所对应的位置，即最严重的故障点位置。不同开机方式下半波长线路沿线各处的短路电流，可见随着开机台数增加，短路电流最大点向线路末端漂移。因此输电能力分析时，针对不同的开机方式需要采用不同地点的故障进行计算分析。

3半波长输电系统的故障电气特征及现有保护配置的适应性

3.1故障电气特征

半波长线路输电距离远，其故障特征与常规线路相比，在空间、时间及分析方法上存在显著差异：

1）空间尺度上，故障后，电磁波沿线路传播，波过程显著，半波长线路故障电气量不仅是时间的函数，同时是空间的函数，沿线电气量呈非线性、非单调的波动特征。

2）时间尺度上，半波长线路故障后电磁波传输延时及通道延时显著增大，输电距离远使得一次电磁波传播及通道延时长，线路两侧感受到故障的时刻存在显著差异，对需要通道的保护算法影响较大。

3）在分析方法上，对于半波长输电线路，基于集中参数的故障分析方法不适用，需要利用分布参数模型进行分析。

3.2现有保护配置的适应性

1）对于半波长线路，由于沿线电压不固定，故障后电流差动保护无法进行电容电流精确补偿；故障点与差动点位置不一致会导致电流差动保护灵敏度降低，当故障点与电流差动点相差1500km时，故障相差动电流最小，差动保护灵敏度最低；此外信号传输延时严重影响保护的速动性。

2）半波长线路的空间距离与电气距离不再线性且不单调，距离保护无法区分线路首端及正向区外出口故障，存在严重的正向超越。

3）对于半波长输电线路，方向元件仍适用，但是由其构成纵联保护时，动作时间延长。

4）对于半波长输电线路，传统主后备一体双重化保护配置模式不再适用，需要提出新的线路保护原理及构建保护体系以适应半波长线路需要。特高压半波长线路故障特征及动作时间受空间位置影响显著，特高压半波长线路保护方案需要充分考虑故障分量的时空特征。

4半波长输电线路保护配置方案

4.1配置原则

半波长线路保护装置采用双重化配置，保护分为单端量保护和双端量保护，其中双端保护分为假同步差动保护与基于补偿算法的电流差动保护。单端量保护、假同步差动保护与基于补偿算法的电流差动保护三者之间采用“或”门逻辑，满足其中任一动作条件，保护动作。在时间上，单端量保护不依赖通道，可以快速切除半波长线路出口故障，投入时间为本侧保护启动后20ms；双端量快速保护（闭锁式、测距式、允许式）投入时间为本侧保护启动后20~30ms，可以在本侧保护启动后30ms内切除故障；改进型电流差动保护一直投入，其动作速度慢于前2种保护，主要处理切除跨线故障、转换性故障等复杂故障。在空间上，单端量保护的保护范围为线路两侧；双端量快速保护通过3种保护原理相互衔接，实现对半波长线路的全覆盖；改进型电流差动保护可以覆盖线路全长。

在灵敏性方面，金属性故障时，单端量保护与双端量快速保护切除速度满足现有特高压线路保护标准，对于经过渡电阻故障及复杂故障，改进型电流差动保护可靠切除。在可靠性方面，区内故障，单端量保护、双端量快速保护和改进型电流差动保护可靠动作；正反向区外故障时，3种保护可靠不动作。综上，利用半波长输电线路时空特征建立的多种保护方案协调配合，实现了区内故障的灵敏快速清除。

4.2HSGS对保护配置的影响

为了抑制潜供电流，半波长线路沿线需要安装HSGS，HSGS的动作时序不影响本保护方案动作性能。由于半波长线路上HSGS配置较多，利用保护的测距能力，可以优化HSGS动作策略，减少故障后HSGS的动作数量，但是需要半波长线路保护装置与HSGS进行通信。

结语

本文提出了半波长输电线路保护配置方案，分析了一次设备对保护配置的影响，共同构建了半波长输电线路保护体系，克服了由于输电距离远引起的电磁波传输及通道延时长对保护速动性的影响，根据本方案已经完成半波长线路保护装置样机研制并通过了动模检测，保护动作性能完全满足现有特高压线路对保护动作时间的要求。

参考文献：

[1]刘建辉.基于分布参数的半波长交流输电线路保护原理研究[D].华北电力大学,2013.

[2]王亚.半波长交流输电线路纵联差动保护原理的研究[D].华北电力大学（北京）,2011.