多馈入直流输电系统线路后备保护定值优化仿真研究

李 宽，李 娜，赵斌超，李聪聪，李玉敦

（国网山东省电力公司电力科学研究院，山东 济南 250003）

0 引言

高压直流输电因其传输容量大、可控性好等优点被广泛应用于大电网互联等运行工况中［1-3］。山东电网是典型的特高压交直流混联电网，对于500 kV及以上电压等级，主保护一般采用双重化冗余配置，主保护可以保护线路全长，而且灵敏度高、动作速度快，绝大多数故障均可由主保护可靠切除。在多馈入直流的交直流系统中，差动保护仍具有较好的动作性能。但是在一些极端情况下，如直流电源丢失、通道故障等情况下主保护将失去作用，需要依靠后备保护来动作切除故障［4-7］。

随着1 000 kV 泉城、昌乐、高乡、微山湖、曹州变电站，±800 kV 广固、沂南换流站的相继投运，山东电网已形成特／超高压交直流混联受端大电网［8-9］。这种多馈入直流交直流混联电网如果交流系统故障不能快速切除，可能导致多回直流连续换相失败甚至双极闭锁，给电网的安全稳定运行造成极大威胁。而传统后备保护为了保证选择性，时间上需逐级配合，动作时间过长，不能适应特高压交直流混联电网安全运行需要。为了防止交流故障导致的直流闭锁，提升距离保护适应直流馈入和新能源接入的能力，山东电网公司优化了距离后备保护［10-12］和零序后备保护［13-15］的整定原则和配合关系。

在主保护拒动的情况下，对多馈入直流系统中后备保护的逻辑配合、参数配置的合理性开展研究。为多馈入直流混联电网交流后备保护的配合原则提供理论依据。

1 后备保护优化原则

线路距离保护采用近后备原则： 当线路失去主保护时，两侧距离保护应在直流闭锁前切除本元件故障。直配（含单线并网）线距离保护尽可能具备远后备能力，当新能源场站、用户站等内部故障保护拒动时，快速切除故障。相间距离保护与接地距离保护宜取相同定值。按照“保特高压直流、保上级电网、校区域电网选择性”原则开展风险评估，并在整定方案及运行说明予以备案。

1.1 联络线

距离Ⅱ段按保本线路末端发生金属性故障有足够灵敏度整定，按DL/T 559—2018 《220 kV～750 kV电网继电保护装置运行整定规程》 要求执行，宜取1.25～1.45ZL（ZL表示线路阻抗）。小于（含）10 km 的220 kV 线路应适当提高灵敏度。时间上，小于（含）30 km 的500 kV 线路取0.4 s，大于30 km 的500 kV线路取0.5 s；小于（含）10 km 的220 kV 线路取0.3 s，大于10 km 的220 kV 线路取0.4 s。

距离Ⅲ段宜同距离Ⅱ段，可靠躲过本线路的事故过负荷最小阻抗。时间上应躲过系统振荡周期，500 kV 线路取1.7 s；小于（含）10 km 的220 kV 线路时间取1.5 s，大于10 km 的220 kV 线路时间取1.6 s。

1.2 直配（含单线并网）线

距离Ⅱ段按单回线终端变压器方式伸入变压器内部整定，一般取 （0.8ZL+0.7ZT）（ZT表示变压器阻抗）。500 kV 线路取0.4 s，220 kV 线路取0.3 s。

距离Ⅲ段按躲过本线路的事故过负荷最小阻抗整定，宜具备远后备能力并对下级变压器中、低压侧故障有不低于1.2 的灵敏度，时间宜取1.5 s。

目前山东电网已按照上述最新定值调整原则对所有需要调整的线路保护定值进行了调整。选择部分线路在考虑主保护拒动的情况下考察距离后备段之间的配合关系是否满足动作要求。

2 后备保护配合仿真分析

2.1 距离后备段配合分析

500 kV 昌乐—密州线路、500 kV 密州—琅琊线路两侧距离保护的定值配置情况如表1 所示。其中线路两侧的距离后备段定值和时间均相等（密州—琅琊线两侧的电流互感器（TA）变比不一致），同一侧的距离Ⅱ段、距离Ⅲ段定值相等，时间不相等，所以实际上距离Ⅲ段并不起保护作用，后面的分析将只考虑距离Ⅱ段的配合关系。昌乐—密州—琅琊距离后备段配置如表1 所示。

表1 昌乐—密州—琅琊距离后备段配置

从两个不同方向考察距离Ⅱ段的配合关系：昌乐—密州线昌乐侧距离Ⅱ段与密州—琅琊线密州侧距离Ⅱ段的配合关系；密州—琅琊线琅琊侧距离Ⅱ段与昌乐—密州线密州侧距离Ⅱ段的配合关系。每个方向考察下一级线路50%处故障及90%处故障两种故障情况。

图1 和图2 分别为密州—琅琊线距离密州50%处B 相接地故障、90%处三相短路故障时第一考察方向的测量阻抗轨迹仿真结果。

由图1—图2 知，50%处故障时，密州—琅琊线密州侧的测量阻抗同时进入距离Ⅰ段、Ⅱ段的动作区，如果该侧主保护失效，距离Ⅰ段可以无延时切除故障，满足选择性的要求；90%处故障时，密州—琅琊线密州侧的测量阻抗只能进入距离Ⅱ段的动作区，但昌乐—密州线昌乐侧的测量阻抗并没有进入距离Ⅱ段，虽然密州—琅琊线密州侧与昌乐—密州线昌乐侧的距离Ⅱ段保护时间定值均为0.5 s，但由于达不到定值，昌乐—密州线昌乐侧的距离Ⅱ段不会动作，同样满足选择性。

昌乐—密州线距离密州50%处BC 两相短路故障、90%（距离昌乐10%） 处A 相接地短路故障时第二考察方向的测量阻抗轨迹仿真结果分别如图3 和图4 所示。

图1 密州—琅琊50%处B 相接地故障

图2 密州—琅琊90%处B 相接地故障

图3 昌乐—密州50%处BC 相间短路故障

图4 昌乐—密州10%处BC 相间短路故障

由图3 和图4 可知，50%处故障时，昌乐—密州线密州侧的测量阻抗同时进入距离Ⅰ段、Ⅱ段的动作区，如果该侧主保护失效，距离Ⅰ段可以无延时切除故障，满足选择性的要求；90%处故障时，昌乐—密州线密州侧的测量阻抗只能进入距离Ⅱ段的动作区，但密州—琅琊线琅琊侧的测量阻抗并没有进入距离Ⅱ段，选择性得到保证。

2.2 零序后备段配合分析

零序后备段保护包括零序阶段过流保护、零序反时限保护，零序后备段主要用于高阻接地故障时的后备保护，一般动作时间比较长。从现场的定值来看，目前山东电网中，500 kV 主要使用零序阶段过流保护，1 000 kV 主要使用零序反时限保护。

500 kV 零序阶段过流保护的定值如表2 所示，从表中看到零序过流Ⅱ段、零序过流Ⅲ段的定值和时间完全一样，所以实际上零序过流Ⅲ段并不起作用。零序过流定值与TA 变比有关，TA 变比为4 000／1、3 000／1 时为0.1 A，TA 变比为2 500／1 时为0.12 A，折算至一次侧，则TA 变比为3 000／1、2 500／1 时零序过流定值对应的一次零序电流是相等的，TA 变比为4 000／1 时零序过流定值对应的一次零序电流是前者的1.33 倍。零序过流时间定值全网统一为6.0 s。

1 000 kV 零序反时限保护定值如表3 所示，其中零序反时限电流定值为0.12 A，零序反时限时间为0.4 s，零序反时限最小时间为4.0 s。全网1 000 kV线路保护的零序反时限定值完全相同，1 000 kV 的TA 变比均为3 000／1，所以各保护零序反时限电流定值折算值一次侧也均相等。

表2 零序阶段过流保护定值

表3 零序反时限过流保护定值

对于500 kV 及以上电压等级电网，一般认为离故障点越近的保护感受到的零序电流越大，线路离故障点越远零序电流越小，主要原因为：1）500 kV变电站出线较多，一般不会出现只有一进一出的接线结构；2）1 000 kV 线路目前相对较少，但1 000 kV变压器的1 000 kV 侧、500 kV 侧均为大电流接地方式，零序电流可以穿过，所以零序电流在每个中间站点都会分流；3）超／特高压线路对地电容较大，也会分走部分零序电流。

另外，零序后备段只在高阻接地故障特征不明显的时候才有机会动作，此时即使离故障点最近的保护检测到的零序电流也很小。基于上述考虑，在定值设定合理的情况下，即使全网的零序后备段定值和时间均整成一致，也可以保证选择性。

基于山东电网的实际情况，仍有以下两个问题需要权衡：1）从定值上看，500 kV 各保护零序过流Ⅱ段定值并不完全一样，是否会出现失配的情况；2）500 kV 零序过流Ⅱ段与1 000 kV 零序反时限之间是否会出现失配情况。

为了考察上述问题，在不同位置设置接地故障，仿真分析不同线路之间的零序电流幅值关系。500 kV密州—琅琊线中点发生B 相接地短路故障时相关保护感受到的零序电流幅值如图5 所示，500 kV 广固—益都线距离广固侧90%处发生AC 两相短路接地故障相关保护感受到的零序电流幅值如图6 所示，1 000 kV 广固—昌乐线中点发生B 相接地短路故障时相关保护感受到的零序电流幅值如图7 所示。

图5 密州—琅琊线中点发生B 相接地短路故障相关保护零序电流幅值关系

图6 广固—益都距广图侧90%处发生AC 两相接地短路故障相关保护零序电流幅值关系

图7 广固—昌乐线中点发生B 相接地短路故障相关保护零序电流幅值关系

由图5 可知，密州—琅琊线密州侧和琅琊侧距离故障点最近，零序电流幅值很大，而其他线路零序电流幅值小得多，其中1 000 kV 广固—昌乐线零序电流也很小。

由图6 可知，广固—益都线两侧的零序电流幅值仍是最大的，但益都侧的幅值优势并不明显，益都—潍坊线的零序电流与其相比很接近，说明即使零序电流在各站点进行分流，受到各支路零序阻抗差异的影响，仍有可能出现上下级线路零序电流很接近的情况。

由图7 可知，广固侧和昌乐侧的零序电流远大于其他线路，图中沂南—高乡线电压等级为1 000 kV、昌乐—密州线和广固—益都线电压等级为500 kV。

从以上仿真分析中可以总结两点：1）500 kV 系统中，虽然离故障点越远的线路零序电流越小，但相邻线路零序电流仍存在非常接近的情况，对于山东电网，需要校核零序过流定值的差异的影响，防止本级线路高阻接地故障时，相邻线路因定值更低而抢先动作；2）500 kV 系统接地故障，1 000 kV 系统感受到的零序电流远小于故障线路零序电流，零序反时限动作时间很长，1 000 kV 系统接地故障，500 kV 系统感受到的零序电流同样远小于故障线路零序电流，零序过流也不会越级动作。所以500 kV 零序过流Ⅱ段与1 000 kV 零序反时限之间一般不存在配合问题。

3 结语

分析多馈入直流系统交流继电保护中距离后备段和零序后备段的逻辑配合关系。从仿真分析结果来看，多直流落点的接入并不会给交流继电保护后备段的配合带来新的问题；距离后备段采用简化整定原则后，当某一线路主保护全部失去时，该线路故障可能造成上一级线路距离Ⅱ段和本级线路距离Ⅱ段同时满足动作条件，由于延时一样，可能出现配合问题；对于500 kV 零序过流Ⅱ段来说，由于各线路保护定值不完全一样（某些线路存在1.33 倍差异），需要校核当上下级线路零序电流很接近时配合关系是否满足。