特高压继电保护系统研究与应用

1、2009特高压输电技术国际会议论文集 1特高压继电保护系统研究与应用刘宇1，程逍1，陈水耀2，李明节1，舒治淮1（1国家电力调度通信中心，北京 100031；2浙江电力调度通信中心，杭州 310007）摘要：本文介绍了特高压工程继电保护系统配置原则，研究了系统特性、变压器励磁涌流的特殊影响，分析了继电保护在系统调试、人工短路试验及运行中的应用情况，对今后的特高压继电保护工程设计及运行具有指导意义。 关键词：特高压，保护配置，励磁涌流，人工短路，调试0 引言1000kV长治-南阳-荆门特高压交流试验示范工程于2009年1月6日正式投运。该工程北起山西长治，途经河南南阳开关站，南至湖北荆门，连接华

2、北、华中两个区域电网，全长639公里，实现了华中地区水电和华北地区火电的相互调剂。工程1000kV系统为双断路器接线，500kV侧为3/2接线，110kV侧为双分支接线。考虑到特高压线路的电容电流补偿问题，1000kV线路两侧配置特高压并联电抗器。工程启动调试从2008年12月8日正式开始，2009年1月6日试验示范工程正式投入运行，这是世界上首条投入商业运行的特高压线路。图1 特高压系统一次接线示意图1 特高压继电保护配置在特高压交流试验示范工程中，继电保护设备全部由我国自主研发、设计、制造，设备国产化率达到100%。通过系统研究及优化设计，确定继电保护及安全稳定控制装置，均采用双重化配置原

3、则，满足可靠性、安全性要求。 1.1 特高压线路保护1000kV长南I线、南荆I线各配置一套分相电流差动保护和一套纵联距离保护，每套保护装置均包含完整的主、后备保护功能。考虑到线路距离长358.65kM，南荆线281.28kM），两套线路保护通道均采用复用2M接口，分相电流差动保护通道为光纤直达通道，纵联距离保护采用光纤迂回通道。为防止过电压损坏一次设备，特高压线路保护装置具备直跳功能，当线路上发生故障，导致一侧保护动作跳开三相时，保护装置向对侧发远方三相跳闸信号，对侧收到联跳三相命令后, 且本侧保护动作后，强制性三跳并闭锁重合闸。特高压线路距离长，电容电流较大，为提高线路电流差动保护经过渡电

4、阻故障时的灵敏度，需进行电容电流补偿。电容电流分为稳态电容电流和暂态电容电流。传统线路差动保护的电容电流补偿一般仅考虑稳态电容电流的补偿，对空载合闸、区外故障切除等暂态过程中，线路暂态电容电流补偿没有考虑，特高压线路差动保护对暂态和稳态电容电流都进行补偿，提高了差动保护的灵敏度。 2.2 特高压变压器保护特高压变压器采用中性点变磁通调压，变压器是由主体变和调压补偿变压器两部分，在调压补偿变压器中设置补偿绕组。由于调压变压器和补偿变压器占整个变压器的匝数相对较少，两者匝对匝间的电压相对于主体变压器来说也很小，当调压变压器或者补偿变压器发生轻微匝间故障情况，折算到整个变压器来说会更加轻微，整个变压

5、器的变压器差动保护很难在这种情况下动作。因此对调压补偿变压器单独配置差动保护，以解决调压补偿变内部故障，主体变差动保护灵敏度不足的问题。根据变压器结构特点，变压器保护由主体变保护和调压补偿变保护两个独立的装置组成，按双重化化配置。主体变保护和调压补偿变保护均由电量保护和非电量保护组成。主体变电量保护包含完整的主、后备保护功能。调压补偿变保护包含调压变差动保护和补偿变差动保护，无后备保护。 2.3 特高压线路远跳及断路器保护1000kV线路远方跳闸及过电压保护按双重化配置，在线路一侧出现过电压或发生某些类型故障时，通过传输远方跳闸信号给对侧，从而达到切除（长南线2 特高压继电保护系统研究与应用对

6、侧开关隔离故障的目的。1000kV远方跳闸及过电压保护的远方跳闸功能由失灵保护、高抗保护、过电压保护启动。1000kV断路器保护按开关配置，每台断路器保护装置包含开关失灵保护、重合闸、充电保护功能。开关三相不一致保护功能由开关本体回路实现。 2.4 特高压安全自动装置由于特高压联络线运行初期的静稳水平较低，特高压系统在长南I线、南荆I线两侧配置解列装置，包含低压解列、低频解列、失步解列等功能，在特高压南阳变配置失步快速解列装置。特高压系统共配置6套安全自动装置其中：常规解列装置4套,快速解列装置2套（图二），确保特高压系统静稳发生破坏时能够及时、可靠解列。特高压站图2 安全自动装置配置示意图2

7、.5 特高压稳态过电压系统为抑制和解决特高压系统某些运行工况下稳态过电压问题，特别配置双重化的1000kV特高压联络线稳态过电压控制系统。动作逻辑为1000kV线路过电压或1000kV系统与500kV系统与失去电气联系时，联切1000kV长治南阳荆门特高压联络线系统（包括三个特高压变电站站其他未跳闸的1000kV开关、110kV侧电容器组）。此外，稳态过电压控制系统还配置了过电压保护功能。3 特高压系统启动调试分析特高压启动调试先后完成了1000kV变压器零起升压、1000kV线路零起升压，1000kV空载变压器投切、1000kV空载线路投切，1000kV线路并、解列，1000kV联络线功率控

8、制，110kV低压电抗器/电容器投切，南阳开关站拉环流，系统动态扰动，大负荷和人工短路接地等15大项试验，进行了14类测试项目，对特高压系统一次、二次设备的性能进行了全面考核。其中，继电保护表现出色，在人工接地短路等试验时快速动作切除故障，有效保障了特高压设备的安全。上述试验过程中积累了大量的实测数据。通过对实测数据的分析，发现了特高压变压器空充励磁涌流存在的特殊性，验证了特高压前期技术研究和仿真计算结果的正确性。3.1 变压器投切试验 3.1.1励磁涌流分析启动调试期间，共进行22次变压器空载投切操作，其中荆门变投切12次，长治变投切10次。通过对22次主变冲击时励磁涌流的分析，发现特高压变

9、压器励磁涌流特性具有与传统变压器不同的新特点，表现为：1各支路励磁涌流衰减很慢，一般情况下 400ms时才衰减至60%左右。其中基波分量衰减速度更慢，因此二次谐波比在涌流衰减过程中逐渐增大，但增幅不明显。图3 空载投切的典型励磁涌流波形2调整分接头测完直阻后第一次冲击主变各支路励磁涌流幅值比较大，但调压变励磁绕组电流二次谐波含量却很低（见表一）。3调压变激磁绕组励磁涌流幅值最大的相别与主体变中压绕组励磁涌流最大相并非完全一致。4调压变铁芯进行了消磁，则调压变励磁绕表1 测直阻后空载冲击主变的励磁涌流变电站次数支路 励磁电流二次谐波名称 最大相 幅值（A最小相比例%调压变励磁绕组1主体变中压绕组

10、调压变励磁绕组荆门变8主体变中压绕组调压变励磁绕组A 738 C 61 11*主体变中压绕组C1459A41调压变励磁绕组1主体变中压绕组调压变励磁绕组长治站4主体变中压绕组调压变励磁绕组8主体变中压绕组注：荆门变第11次冲击前进行了铁芯消磁2009特高压输电技术国际会议论文集 3组励磁涌流幅值明显降低，二次谐波含量明显增加（见表一）。5很多情况下补偿变励磁绕组三相电流的波形趋于一致。3.1.2 特高压变压器励磁特性特高压变压器结构非常特殊，它是由主体变、补偿变和调压变等三部分组合而成（见图。三个变压器都有独立的铁芯，相互之间通过电气连接，励磁特性非常复杂，导致励磁涌流特点与常规变压器有较大的

11、差异，如涌流衰减慢，调压变激磁绕组电流二次谐波含量低等。图4 特高压变压器结构示意图常规变压器空载投切主变时，投切侧突然施加电压而其它侧是空载的。而特高压变压器空载投切时，调压变激磁绕组承受主体变低压绕组突然施加的电压，同时调压绕组又注入主体变公共绕组分流过来的励磁涌流，调压变励磁涌流计算的边界条件比常规变压器复杂，有必要作进一步的专题研究。但激磁电流与铁芯磁通相关联的特性是不会改变的（见图4）。在相同的条件下，铁芯剩磁越大则磁通曲线的峰值越大，激磁电流的峰值也越大。铁芯削磁后可以降低剩磁，最终降低激磁电流的幅值。但从表二可以看到铁芯消磁后，调压变激磁绕组的直流分量、基波分量降低幅度比较大，二

12、次谐波分量并没有下降，导致二次谐波比值增大。表2 调压变激磁绕组电流各序分量（二次值）次数直流分量基波分量二次谐波二次谐波比10 注：第13次是荆门变检修后的空载冲击3.1.3对变压器保护的影响及对策由于特高压变压器励磁涌流二次谐波含量低，图5 激磁电流与磁通关系图采用常规的二次谐波按相制动原理调压变保护可能出现误动的情况。如采用二次谐波或门制动原理又存在空充于匝间故障不能快速切除故障的问题。要根本上解决问题就必须设法抑制投切空载变压器时的励磁涌流，在特高压变压器每次调整分接头测量直流电阻工作完成后，采取对变压器铁芯消磁的工作。实践表明，变压器铁芯消磁后，空载投切的励磁涌流明显降低，而且二次谐

13、波含量明显增大，有效避免调压变差动保护在空载投切时动作 跳闸。3.2 人工短路试验分析 3.2.1 短路电流分析2008年12月30日，南荆I线和长南I线分别在南阳变出口处进行C相人工短路试验，线路两套保护均快速动作切除故障，重合成功。由于南荆I线和长南I线线路比较长，故障点在南阳变附近，短路电流并不大。从表三可以实测短路电流与仿真计算结果非常接近（计算时华中为大方式、华北为正常方式），验证了特高压系统线路实测参数的正确性。表3 长南I线人工短路试验故障电流项目 长治侧故障电流 南阳侧故障电流 实测 计算 实测 计算 第一次2195 A 2318A 2789 A 2797A 第二次2331 A

14、2318A2724A2797A偏差3.2.2 潜供电流分析南荆I线人工短路试验在燃弧40.3ms后，南阳侧断路器已将故障相切除，短路电流的第三负半周幅值明显降低，其峰值为4.5 kA；在49.3ms时荆门侧断路器切除故障相，短路电流过零。故障相两侧断路器断开后，南荆I线的潜供电流呈衰减趋势，30ms后潜供电流峰值为11.6A。从故障开始到潜供电流熄弧，整个过程持续约92ms。潜供电流熄弧后，线路故障相出现恢复电压（荆门变最大峰值44kV，南阳变最大峰值41kV），但故障点没有再次击穿。可见高压电抗器接入中性点小电抗器后的补偿效果比较理想，重合闸时间选择4 特高压继电保护系统研究与应用0.7s3.2.3 CVT暂态响应特性由于故障点就在南阳变出口处，可以通过人工短路时南阳变的电压波形来分析CVT的暂态响应特性。以南荆I线人工短路试验为例，CVT二次的电压波形在电压下降后有衰减振荡，其持续时间约5ms，之后约20ms以内，二次电压瞬时值已不高于2V（二次值），而对应的南阳变短路前的峰值为83V。可见CVT的瞬态响应符合国标GB/T-4703-2007 电容式电压