1、附录 A电容电流瞬时值补偿方法的算法步骤在超高压长线路上，分布电容电流较大，尤其在故障的暂态过程中电容电流更大，并且随着故障电压中谐波的频率增大而增大，这极大地影响了电流差动保护在外部故障时的安全性和内部故障时的可靠性，电流差动保护用于高压长线时必须有电容电流补偿功能。现有常规的电容电流补偿方法，如全补法、半补法、切换式补偿法等，皆基于工频相量，电荷变化量差动保护是基于瞬时值积分的保护，现有的以稳态相量为基础的电容电流补偿方法不可用，必须另寻电容电流的瞬时值补偿方法。本文采用基于输电线路贝瑞隆等值计算模型的电容电流瞬时值补偿方法，算法步骤总结如下。1）通常下列线路参数是可知的：线路单位正序电阻
2、 ( )、线路单位正序电抗 ( )、线1r/km1x/km路单位正序电容 、线路单位零序电阻 ( )、线路单位零序电抗 ( )、线路单1C(/)Fkmo o位零序电容 、线路全长： 。o l()k将上述参数中的 、 转化为 （线路单位正序电感， ） 、 （线路单位零序电感，1xo1L/Hkm0L） ，用 ， ， ， ， ， ， 参加运算。/HkmrLCrol2）计算贝瑞隆线路模型的各参数或常数。对 0 模分量：oZC 41oooooRrlLrlvCl4oooLrRZhC对 ， 模分量：11 1111;444LZRrlCLrlZCvLllvrlRZChL3）装置通过纵联通信通道将对侧同步后的采样
3、值传送到本侧，确定收到最新一次对侧采样值的时刻为当前时刻 t，用插值法求得本侧与对侧、 时刻与 的三相电压与三相电流的采样值，待用。()t()ot4）将本侧当时刻 t 的三相电压 、对侧 时刻三相电压、三相电流(),()mabmcUtt()t、 、对侧 时刻三相电压、三(),(),(nanbncUt,nnncIII()ot相电流： 000(),(),()nanbncttt，III用卡伦鲍尔(Karenbauer)反变换： 1103S变成 0、 、 模分量（注意 、 ）： 1oabcUSoSU1()()()()mo mbct tt t (A1) （注：在计算 模分量时只用到 时刻的值）.()t(
4、A2)1()()momaobcUtUtStt（注：在计算 0 模分量时只用到 时刻的值）()ot(A3)1()()momabcititSitit(A4)1()()momaobcitit将式(A1)式(A4)中的下标 换成 ，依样计算出对侧（ 侧） 与 时刻的各模分量的值。nn()t()ot5）根据第 4）步计算的结果，用下式计算 端的各模计算电流 ， ， ：m0JmiJi()Jmit(A5)()()()()()()oJonomJ nJ nUtitItZtitttitItZ式中：(A6) ()11().().()22(). .12mnooonmonn nnmnIthUhUtititZt titi
5、tZIth()1.().()2nmnthititZ同理将式(A5)和式 (A6)中的下标 换成 ，依次计算出 n 侧的 , , 。JoitJJ6）由各模计算电流，求用 kararbauer 正变换求各相计算电流 ， ， ：()mabit()mcit()()JmaJmobJcJititSitit()()JnaJnobJcJititSitit7）将 序列当作补偿后的对侧电流，与本侧电流 序列进行差动逻辑处理。()JmabJcitit ()mabcit由于地中模量（0 模分量）波速小于空中模量（ 、 模分量）波速，在传播过程中发生波形畸变，使故障相差流不完全等于故障电流，但其值和故障电流差别很小，可
6、以近似认为相等；但对非故障相，差流将不再为 0，线路越长，地中模量播行时间和空间模量播行时间差值越大，非故障相不平衡差流也越大。为了克服贝瑞隆差动判据灵敏度受区内单相接地短路非故障相不平衡差流影响的缺点，在差动判别式中利用非故障相制动，三相差动判据分别为：(A7)max(,)dafgdbcdsetrIKII(A8)(,)dbfgdcadsetrbIII(A9)x(,)dcfgdabdsetrcIKII式中：I dset 为固定门槛； Kfg 为非故障相的制动系数；K 为本相制动电流的制动系数； Ida，I db，I dc 为各相的差动量。I ra，I rb，I rc 仍为各相的制动量，各电流是
7、按正文第 2 节中的定义计算出的与电荷变化量对应的故障分量电流平均值。附录 B电容电流瞬时值补偿方法的补偿效果本节给出在 500 kV 线路动模试验中各种正常运行和故障状态下从保护装置的采样缓冲区中实录的电流波形图，缓冲区为环形缓冲区，采样数据在其中双倍存储。图 B1 为线路首端母线处 A 相接地时，两端 A 相电流波形。图中兰线为本侧 Ia 补偿对侧的计算电流，红线为对侧实测电流值，绿线为本侧实测电流值。以后图中各线的标定类似。图 B2 和图 B3 为上述故障下的 BC 两相的电流波形图。图 B4图 B6 为首端母线处 ABC 三相短路时的三相电流波形图。图 B7图 B9 为区内 A 相接地
8、时，三相电流波形图。图 B1 线路区外 A 相接地时，两端 A 相电流波形Fig.B1 Phase-A current waveforms at both ends of line in case of phase-A grounding outside the area protected图 B2 线路区外 A 相接地时，两端 B 相电流波形Fig. B2 Phase-B current waveforms at both ends of line in case of phase-A grounding outside the area protected图 B3 线路区外 A 相接地时，
9、两端 C 相电流波形Fig.B3 Phase-C current waveforms at both ends of line in case of phase-A grounding outside the area protected图 B4 线路区外 3 相短路时，两端 A 相电流波形Fig. B4 Phase-A current waveforms at both ends of line in case of three-phase short circuit outside the area protected图 B5 线路区外 3 相短路时，两端 B 相电流波形Fig. B5 P
10、hase-B current waveforms at both ends of line in case of three-phase short circuit outside the area protected图 B6 线路区外 3 相短路时，两端 C 相电流波形Fig. B6 Phase-C current waveforms at both ends of line in case of three-phase short circuit outside the area protected图 B7 线路区内 A 相接地时，两端 A 相电流波形Fig. B7 Phase-A cur
11、rent waveforms at both ends of line in case of phase-A grounding inside the area protected图 B8 线路区内 A 相接地时，两端 B 相电流波形Fig. B8 Phase-B current waveforms at both ends of line in case of phase-A grounding inside the area protected图 B9 线路区内 A 相接地时，两端 C 相电流波形Fig. B9 Phase-C current waveforms at both ends
12、of line in case of phase-A grounding inside the area protected由以上波形图可见，贝瑞隆模型电容电流补偿方法，无论在正常运行状态还是在区外故障暂态过程中，都具有非常理想的补偿效果，同时录波图也直观地证明了附录 A 中关于区内接地故障时非故障相差流不为零的结论。附录 C动模试验C1 模型与定值为检验电荷变化量差动保护判据在超高压线路保护上的技术性能，在华中科技大学电力系统动态模拟试验室进行了动模试验。试验采用 500 kV 输电线路模型，单机-无穷大系统进行试验。接线如图 C1 所示，02G 发电机经 02T 升压变及无互感双回线 70
13、XL，75XL 串接 76XL，再经 21T 接至无穷大系统 21 W。02GHQF21W54出 口K7%90153F4kM(XL)68/TT图 C1 动模试验接线图，单机无穷大系统Fig. C1 Wiring diagram of dynamic simulation experiment: single generator - infinite power system试验中 21QF,22QF（02HQF,02LQF）始终在合位， 52QF 在分位，54QF,53QF 一般在合位，51QF,41QF 一般在分位，并会按试验需要分合。全长 340 km 的 76XL 线路为被保护线路，TV
14、 接于线路上，基于试验目的考虑，线路上没有投入并联电抗器。两套保护装置分别安装于开关 54QF,53QF 处，其间以尾纤直接相连。试验线路、系统与 TV,TA 的参数列于表 C1 中。试验中保护装置只投入电荷变化量差动保护功能，定值单列于表 C2 中。试验结果中的保护动作时间均指从故障开始到故障录波器记录到的出口接点闭合的时间，由于两套保护装置直接以尾纤相连，上述时间实际上未包含光纤通信通道延时。表 C1 500 kV 动模线路与系统参数表Table C1 Parameter list of dynamically simulated 500kV line and system名 称 参 数
15、备 注大方式 20 000 MVA21 W/22 W 无穷大系统等值短路容量小方式 3 000 MVA容量 1 000 MWcos 0.8Xd 0.13202G发电机组Xd“ 0.113线路长度 340 km 双回无互感电阻 8.43 电抗 113.8 阻抗 114.1 线路正序阻抗阻抗角 85.76电阻 94.55 电抗 330 阻抗 343.3 线路零序阻抗阻抗角 74.02实测值线路正序电容 3.82 F XC1=833.7 线路零序电容 2.65 F XC0=1 201 TV 变比 500 kV/0.1 kVTA 变比 1 250 A/1 A表 C2 保护定值单Table C2 Pro
16、tection settings list定值项 整定值（I n=1 A）电荷变化量差动门槛值(Idset)0.4In电荷变化量差动斜率(k) 0.2非故障相制动斜率(K fg) 0.4三相一点突变量启动元件定值0.2In三相一点稳态量启动元件定值1.2InC2 试验项目与试验结果1)区内、外金属性故障在被保护线路两端 K7,K10 及中点 K9 点模拟单相接地、两相接地、两相短路、三相短路、三相短路接地等共 11 种瞬时故障，并且所有接地故障都不带接地电阻。各种故障情况下，每侧保护装置均能正确动作，并且大多数故障均能按相动作，少数两相及三相故障中，出现有一相差动元件未动作的情况。保护装置的动
17、作时间绝大部分在 913 ms 之间，为预想的动作时间。少数单相接地与两相短路故障动作时间为 1416 ms。分析漏相原因为：三相一点启动元件动作时，三相电流的瞬时值受合闸角的影响而大小不一，致使在统一标定的时间起点 5 ms 后，电流较小的 1 相或 2 相元件因电荷值未达动作值而不动作。倘使启动元件分相启动，此问题可望顺利解决，原不动作相会延时至 15 ms 动作。分析动作延时的原因为故障开始时电流并未立即增大，启动元件灵敏度不足以在此时启动，在经约 5 ms 延时后，电流值肯定会增大，于是启动元件动作，再 10 ms 后保护出口。对这种情况，虽然保护动作会延时，但仍保证保护工作在 TA
18、的线性传变区内。符合原理设计的初衷。在线路首端区外 K4 和末端区外 K5 点分别模拟区外单相接地、两相接地、两相短路、三相短路等 11种瞬时故障。保护装置均可靠的不动作。2）区内高阻接地故障首先模拟区内各点经 300 接地电阻接地短路，保护装置没有动作，说明保护判据在设定定值下对300 高阻接地灵敏度不足。其后在被保护线路首端出口 K7 点模拟经 150 过渡电阻的单相接地和两相接地故障。各种故障情况下，每侧保护装置均能正确动作，并且所有故障均能按相动作，少数两相接地故障中，出现有一相或两相差动元件未动作的情况。3）不同的短路初相角时保护的动作行为。首端区内 K7 点 A 相接地，接地电阻
19、150 ，模拟在从 0 度到 180 度范围内每隔 20-30 度的电压初相角时发生接地短路，考察保护判据的动作行为，在所有试验中，保护装置大多数情况均正确动作，少数故障一端未动。动作时间绝大多数在 1015 ms，极少数在 16 ms，分析原因与第 1 项相同。4）TA 饱和时的保护动作行为模拟区外 K4 点 A 相接地故障，近故障侧 54QF 开关 TA A 相饱和。模拟区外 K4 点 AB 相间故障时，近故障侧 54QF 开关 TA A 相饱和。通过加大二次串联的一个滑线电阻来实现。试验结果表明，TA 饱和时间不小于 5ms 时，装置可靠不动作，达到了设计目标。5）线路合环、解列、空合长
20、线装置可靠不动作。6）转换性故障由于保护判据本身仅在启动元件动作后的 5 ms 有效，因此对转换性故障，保护实际只能反应于第 1个故障，或动作或不动作。为试验全面并验证此点，对转换性故障也作了试验。保护动作行为均符合预期。7）系统振荡及振荡中再故障该项试验前系统处于正常运行状态，70XL 单回线运行。51QF、41QF 处于合位，76XL 上的 K5 故障点仍可投用。做纯振荡。保护装置启动正常，可靠不动作。振荡时，被保护线路首端区外 K4 点发生单相接地、两相接地、两相短路，三相短路接地故障。所有保护均不动作，分析原因为（A ）振荡电流大于相过流启动元件定值与三相一点稳态量启动元件定值时，保护
21、判据及投入工作 5ms，而此时故障尚未发生，待认为制造故障时，保护判据已退出工作。（B ）区外故障时保护原理本身可保证不动作。在振荡时，被保护线路末端区外 K5 点发生单相接地、两相接地、两相短路以及三相短路等故障。保护装置均不动作，其中既有判据仅在启动元件动作 5 ms 内投入的原因，也有保护自身即不动作的原因。在振荡时，被保护线路内部 K9 点发生单相接地、两相接地、两相短路以及三相短路等故障。保护装置可以反应第 1 次故障动作，但有两相接地故障其中一相一端未正确动作情况。在第 1 次故障后，在启动元件返回前（3 s 延时） ，再发生故障，保护不会动作，此乃特性使然。C3 试验结果总评整个
22、试验基本验证了保护判据的正确性与原先期望的性能指标。1）电荷变化量差动保护可以起到对现有相量差动保护的补充作用。区内故障时，保护的动作时间绝大部分在 913 ms 之间（含出口继电器动作时间，不含通道延时） ，为预想的动作时间；区外故障时保护可靠不误动。2）试验结果表明，TA 饱和时间不小于 5 ms 时，装置可靠不动作，达到了设计目标。试验发现了两个事先未考虑的情况。1）区内单相接地与两相短路时保护动作时间会延迟至 1516 ms，分析原因为故障开始时电流并未立即增大，启动元件灵敏度不足以在此时启动，在经约 5ms 延时后，电流值肯定会增大，于是启动元件动作，再 10 ms 后保护出口。对这种情况，虽然保护动作会延时，但仍保证保护工作在 TA 的线性传变区内，没有误动的风险。2）试验中多次出现过，三相短路时有一相或两相差动元件未动作的情况，分析原因为三相一点启动元件动作时，三相电流的瞬时值受合闸角的影响而大小不一，致使在统一标定的时间起点 5 ms 后，电流较小的一相或两相元件因电荷值未达动作值而不动作。对三相操作的 110 kV 系统而言，有一相动作即三跳，上述情况可不予处理，但对超高压系统，应于克服，倘使启动元件分相启动，此问题可望得以解决，原不动作相会延时至 15 ms 动作。这是下一步研究工作的重点。
