0 引言
串联电容补偿技术（以下简称“串补”）是提高输电线路稳定极限以及经济性的有效手段之一，广泛用于远距离超、特高压输电工程中，以提高系统稳定性、调节潮流分布、降低网损、节约投资，从而提高电力系统的稳定运行水平和经济性、可靠性[1-2]。
1 000 kV 长治-南阳-荆门特高压交流试验示范工程串补工程于2011 年投运，至今已稳定运行8 年有余。针对特高压线路串补工程，1 000 kV线路保护装置进行了大量的改进和试验，运行实践证明，1 000 kV 特高压串补线路保护原理是科学、可行的。本文结合该特高压串补工程，分析特高压串补对线路保护的影响，并介绍了相应的解决方案[1]。
1 特高压交流试验示范工程及串补工程
特高压交流试验示范工程简化接线如图1 所示，工程包含三站两线，长治站、南阳站、荆门站各安装2 组容量分别为3×1 000 MVA 的变压器；长南Ⅰ线的长治侧安装3×320 Mvar 的并联电抗器1 组，南阳侧安装3×240 Mvar 的并联电抗器1 组，南荆Ⅰ线的南阳侧安装3×240 Mvar的并联电抗器1 组，荆门侧安装3×210 Mvar 的并联电抗器1 组；长南Ⅰ线长治侧和南阳侧各装设20%补偿度固定串补1 组，南荆Ⅰ线南阳侧装设40%补偿度固定串补1 组。
图1 特高压交流试验示范工程系统简化示意
工程中采用MOV（金属氧化物限压器）、GAP（火花间隙）、阻尼装置、旁路开关等作为并电容器组主、后备保护[1，3]。主要参数如表1 所示。
表1 串补参数
2 固定串补对特高压线路保护的影响
一般认为，线路故障期间特高压串补MOV的导通速度远高于继电保护装置的动作速度，因此对于采用MOV 保护的固定串补线路，电压、电流反相和电压互感器的安装位置是影响继电保护性能的关键因素[4-5]。
2.1 固定串补对距离元件的影响
串补装置安装在线路出口且补偿度小于50%时，电压互感器安装位置以及故障点的位置是影响距离保护动作特性的关键因素，不同情况下对距离元件有如下影响：
（1）串补装置安装在线路出口处，串补线路出口故障[6]。当线路保护电压取自串补的母线侧电压互感器，串补出口发生短路，此时保护的测量电压为电容器上承受的残压，测量阻抗为容性，保护范围缩短。当线路保护电压取自串补的线路侧电压互感器，在电流互感器与串补之间发生故障时，测量阻抗也是容性，保护范围缩短，阻抗继电器也会拒动。
（2）反向线路出口处安装有串补装置，反方向串补线路出口故障。此时线路保护测量到的电压也会反相，方向阻抗元件可能误动[6]。
（3）相邻线路出口安装有串补装置，串补电容出口处故障（图2 所示）。
图2 相邻线路串补出口故障
保护安装处测量阻抗为：
由式（1）可知，若阻抗Ⅰ段按k·Zl 整定（k=0.8～0.85），由于区外故障电流助增作用，距离Ⅰ段更有可能发生超越误动[7]。
（4）当系统阻抗小于串补容抗时，会出现电流反相问题[6-7]。此问题对距离保护的影响最大，同时也对电流差动保护的制动量产生较大影响，导致二者不正确动作；而当系统阻抗等于串补容抗时，则会出现系统操作过电压。1 000 kV 线路单套串补补偿度为20%，补偿度最集中处为南阳站南荆Ⅰ线出口处，为40%，线路感抗参数均显著大于串补装置容抗参数，特高压系统线路保护不会出现电流反相的问题，系统保护动态模拟试验和工程实践中历次故障均表明了该特性。
2.2 固定串补对零序功率方向元件的影响
当线路出口安装串补，且电压互感器安装在串补装置出口侧，若系统发生串补装置出口处短路，零序功率方向可能会误动。零序阻抗网络如图3 所示。由图3 可知，若在变电站母线上装有大容量的中性点接地的星－角接线变压器，且变电站母线上的综合零序阻抗值XS0 很小并满足XS0＜XC0 时，零序电压会反相，零序功率方向继电器不动作而反方向的零序功率方向继电器将误动。
图3 串补线路出口故障零序阻抗网络
2.3 串补的暂态过程对保护的影响
未安装串补的特高压线路，与常规500 kV线路相比存在一些特殊性，线路的对地容性电流幅值更大，在线路故障、空载合闸、区外故障切除和重合闸等暂态过程中，线路的频率比超高压系统产生的高频分量更加接近工频，且短路过程中非周期分量衰减常数较大[8-10]。
特高压串补线路发生故障后，会产生大量的暂态高频分量，其暂态过程还应特别考虑低频分量的影响[9-10]。在串补线路中，系统的任何扰动，包括线路故障、串补装置的投入和切除操作，都有可能在系统中产生低频分量，低频分量会使暂态电流幅值有所增加[10]。下面主要以串补线路故障分析低频分量的影响，图4 为带串补空载线路末端发生故障的示意。
图4 带串补空载线路末端发生故障示意
图4 中ER（t）=Em sin（ωt+φe）为系统电势；线路空载时，在线路末端发生三相短路，可以计算出短路电流为：
式中：φ=arctanpagenumber_ebook=21,pagenumber_book=17为系统总阻抗角；ωL≈pagenumber_ebook=21,pagenumber_book=17为低频分量振荡频率；IM=EM/pagenumber_ebook=21,pagenumber_book=17为稳态电流幅值；θ=arctan（pagenumber_ebook=21,pagenumber_book=17·tanφe）；T=2L/R 为低频分量的振荡衰减时间常数。
特高压线路一般作为跨区电网联络线或区域电网内联络线，低频分量更为显著。这种低频分量电流会对线路保护产生更为不利的影响，而且它的频率比较接近工频，给滤波带来困难。工频变化量距离保护在故障暂态过程中受低频分量的影响，有可能会误动作[9]。
3 主要解决措施
特高压交流试验示范工程一期工程线路保护采用双重化配置，其中，一套以纵联电流差动保护为主保护，另一套以纵联距离保护为主保护。本期工程考虑到距离保护受串补影响较大，双重化配置主保护全部改用为电流差动保护，另考虑到距离Ⅰ段具有良好的出口故障保护性能，因此仍然保留。工程在串补线路侧新增1 组电压互感器，线路保护电压取自线路侧电压互感器[5]。
3.1 加装串补后线路保护相应问题的解决措施
特高压交流试验示范工程线路增加串补后，对线路保护产生很大影响[9]，以下为其主要解决方法：
（1）距离方向元件中利用带记忆的极化电压来解决线路串补反方向出口故障时线路侧TV 电压反相问题。取消不对称出口故障时利用负序方向元件来作为距离方向判别元件。
（2）当线路保护正向范围有串补电容时，在串补电容器后故障并且MOV 不击穿时，保护所测量的阻抗有可能为容性，此时按正常四边形特性，距离保护将不能动作。为此将正常范围的四边形距离特性向第Ⅲ和第Ⅳ象限做延伸。
（3）保护采用自产零序电压供零序功率方向元件判别用，对于有串补电容器装置的线路，当TV 位于串补电容线路侧时，由于串补电容的接入会改变系统的零序序网图，因此，对零序电压进行补偿，补偿后的零序电压为3U0′=3U0-jXC·3I0，其中XC 为串补容抗值。
（4）对于各串补站侧的零序等值参数，由于特高压站内主变低压侧三角形绕组的作用，零序阻抗可能会远小于正、负序参数，从而导致零序回路出现“电流反向”问题，影响零差保护对于内部故障的灵敏度，需要对零序电流进行补偿。补偿后零序电流为3I0′=-3U0/（ZS-jXC+jXm），Xm 即为补偿值，需大于或等于线路上的串补电容值，为简化起见，可简单取Xm=XC，保证了零序差动保护的灵敏度。
（5）线路正向带串补电容，为防止正向故障时线路保护距离Ⅰ段超越动作，特高压线路保护中增设了正向保护电压定值Uplzd，距离Ⅰ段的定值仍按本线路阻抗的70%～85%整定（不含电容），当发生故障时装置根据所测正序电流值实时调整距离Ⅰ段的保护范围，将距离Ⅰ段的定值缩小pagenumber_ebook=22,pagenumber_book=18倍，I1 为正序电流幅值。同时，保护范围可以根据故障电流的大小作自适应的调整。区外故障时，该措施能防止区外故障的超越，而在本线路区内故障时，短路电流越大保护范围越大。线路正向带串补电容，对距离Ⅱ，Ⅲ段保护的影响类似，特高压串补线路保护简化了距离Ⅱ，Ⅲ段的整定配合，阻抗定值均按照1.2 倍Uplzd/pagenumber_ebook=22,pagenumber_book=18整定，距离Ⅲ段时限在距离Ⅱ段时限基础上增加0.5s 级差配合。
（6）线路正向带串补电容，为防止正向故障时线路保护工频变化量距离元件超越动作，在其动作方程里也设置了正向保护极化电压，提高其工作电压的门槛，该正向保护极化电压与距离Ⅰ段共用Uplzd 定值。提高工频变化量距离元件动作门槛同时也能防止暂态过程时可能存在的暂态超越。
（7）线路反向带串补电容，为防止反向经电容短路故障时工频变化量阻抗继电器失去方向性，特高压线路保护装置设置了一个超范围的工频变化量阻抗继电器，该继电器与工频变化量阻抗继电器构成与门输出。超范围的工频变化量阻抗继电器整定至对侧电源阻抗，具有明确的方向性，而且超范围变化量阻抗因定值大，比工频变化量阻抗灵敏[5]。
3.2 线路保护动模试验
对特高压交流工程用线路保护进行了多次动模试验，发现的主要问题如下：
（1）距离Ⅰ段反向误动。
原因：背靠串补电容，故障期间波形畸变严重，20 Hz 左右的低频分量最大占60%，使得距离Ⅰ段比相方程中的极化电压和工作电压出现较大偏移，相位畸变严重（相间故障情况下极化电压相位由非故障相决定）。
解决措施：适当延长距离Ⅰ段的防抖时间，牺牲距离Ⅰ段的快速性；采取提高极化电压灵敏度的措施[10]。
（2）距离Ⅰ段暂态超越问题。
原因：带串补线路，缩短了保护安装处至故障点的电气距离。
解决措施：采取多次确认距离Ⅰ段阻抗值，牺牲距离Ⅰ段快速性的方法[9]。
（3）当南荆Ⅰ线带电，手合南阳站边断路器空充至故障母线时，南荆Ⅰ线南阳侧线路保护装置手合加速动作，同时荆门侧保护三跳。
原因：距离Ⅲ段加速段不带方向，区外故障误动。
解决措施：适当延长线路保护距离Ⅲ段加速段延时，缩小边断路器充电保护动作时限，使两者动作时限配合；鉴于线路空充母线加速跳闸并不损失负荷，为提高故障切除灵敏性，维持现状，保留该逻辑。
（4）南阳站无电源，特高压线路重负荷，南荆Ⅰ线南阳侧出口发生单相故障，引起振荡，在南荆Ⅰ线重合0.5 s 后，长治侧距离Ⅱ段动作跳三相。
原因：在南荆Ⅰ线断路器单相跳开后，长治侧阻抗测量已落在距离Ⅱ段范围内，振荡开始后，振荡中心在南荆Ⅰ线，长治侧看到的是全相振荡，由于距离Ⅱ段已保持，在振荡闭锁不满足时没有及时返回，南荆Ⅰ线开关单相重合后，距离Ⅱ段继续动作。
解决措施：振荡闭锁开放条件不满足时，延时闭锁距离Ⅱ段。
（5）南阳站母线相间接地故障时，南荆Ⅰ线南阳侧距离保护Ⅰ段反方向误动，动作时间为103～174 ms。
原因：非故障相电压降低太多，导致正序极化电压相位极不稳定，距离Ⅰ段误动。
解决措施：三个周波的记忆消失后，降低正序极化电压返回的灵敏性，或者延长极化电压的记忆周期（由三个周波延长至四个）。
（6）线路正方向接地故障时，并联电抗器匝间保护误动。
原因：线路正方向接地故障时，高抗匝间保护测得零序电压反相，误判为区内故障而误动。
解决措施：一般线路故障2 个周波后线路保护可将故障点快速切除，将高抗匝间保护动作时限设为不小于50 ms，可靠躲过串补线路区内故障切除时间。
4 人工接地短路试验
特高压工程投运前进行了线路人工接地短路试验。长南Ⅰ线A 相人工接地短路试验时，线路保护正确动作，串补控制保护系统正确动作。特高压近区区外线路保护未发生误动作[11-14]，动作时序如表2 所示。
表2 长南Ⅰ线单相瞬时故障时保护动作
进行南荆Ⅰ线C 相人工接地短路试验时，线路保护正确动作，串补控制保护系统正确动作。特高压近区外线路保护未发生误动作，动作时序如表3 所示。
5 投运后线路保护动作情况
1 000 kV 特高压交流试验示范工程及其串补工程投运至今，长南Ⅰ线和南荆Ⅰ线发生了数次故障，详细情况如表4 所示。
工程运行实践证明，历次特高压串补线路故障中，区内故障差动保护正确动作，区外故障差动保护可靠不动作[9]。距离Ⅰ段在正向出口处故障时可靠动作，线路末端故障不动作，区外故障可靠不动作。历次特高压线路故障时，线路保护均可靠联动串补保护动作。特高压线路发生单相瞬时接地故障时，线路保护重合闸可靠出口，串补可靠启动自动重投；线路保护重合闸于故障线路时，线路重合闸后加速可靠动作，串补自动重投被可靠闭锁。在历年电力迎峰度夏、迎峰度冬等恶劣气象条件、大负荷工况下，特高压串补线路的线路保护装置为特高压电网安全稳定运行起到了至关重要的作用[15-16]。
6 结语
本文就特高压交流试验示范工程固定串补装置对线路保护的影响及解决方案等进行了分析和探讨。动模试验、人工接地短路试验和8 年的运行经验表明，特高压串补线路保护满足工程要求。同时，本文对后续特高压工程中线路保护的设计具有一定的参考作用。
