浅析影响超高压输电线路保护的相关因素

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1、浅析影响超高压输电线路保护的相关因素（河南第二火电建设公司）摘要：随着经济社会的不断发展与飞速进步，我国的输电系统也发生了非常大的转变，如输电距离的变化、输电容量的变化等，并逐步朝着高电压方向逐步演变。新超高压输电系统虽然能够将经济带动起来，使经济得到了迅速的发展，但从另一个角度来理性的看待其自身还是存在着一定的不足之处，尤其从超高压输电系统线路保护相关因素的考虑方面来看，其保护措施还是存在着一定的不足之处,那么所造成的严重后果不小于所带来的经济利益发展。关键词：超高压；输电线路；继电器保护；影响因素1超高压输电线路保护工作中的

2、影响因素1）L/R值大。线路故障时，短路电流中除了稳态基波分量外，还包含有衰减的非周期分量，也称为直流分量。直流分量的初始值大小与故障瞬间的初相角有关。在电压过零瞬间短路时，直流分量最大;而在电压达最大值瞬间短路时，直流分量接近于零。直流分量按时间常数τ=L/R的指数规律袞减。τ值越大，衰减越慢；τ值越小，衰减越快。超高压输电线路的导线截面加大，电阻下降，L/R值一般比较大。所以在超高压输电线路上发生故障时，因为L/R比值大，使得短路电流直流分量袞减时间常数τ较大而延长了短路暂态过程，使短路电流偏

3、移到时间轴的〜侧，将影响相位比较式保护和距离保护的正确工作。2）分布电容大。超高压输电线路一般采用分裂导线，分布电容大，分布电容电流就大。如500kV线路的正序分布电容为0.013μF/km大的分布电容给继电保护带来十分不利的影响。①在正常运行中，安装于线路两端的继电保护的测量电流等于负荷电流与电容电流之向量和，这样就不可避免地会产生相位差，致使比较两侧电流相位的保护有可能误动作；②线路外部故障时，电容电流不仅使得两侧故障分量的相位改变，而且幅值也发生变化，增大了方向保护和相位比较式保护发生误动作的可能性；③线路发生故障吋

4、，分布电容储存的电能沿线路放电，会产生高次谐波。因为分布电容的容抗大于线路的感抗，所以谐振频率会高于工频。若故障发生在电容储能最高吋，高次谐波的幅值就达到最大值。在实践中发现，高达1.5MHz的高频电流，持续时间达几个毫秒，影响了快速保护的正确动作；④分布电容大，会使单相故障切除后，非全相运行过程中潜供电流增大，从而延长了故障点的火弧时间，进一步导致单相重合闸吋间过长，降低了成功率。3）负荷重。超高压远距离输电线路传送的功率大，所带的负荷重，一般正常运行时就工作在稳定极限附近。一旦遇到扰动，容易发生系统振荡。为保证线路正常输送大

5、功率，又不至于在外部故障时引起系统振荡，主要的手段是快速切除故障，这就对线路断路器和继电保护装置的动作速度提出了更高的要求。4）并联电抗器。超高压线路两端的并联电抗器，S的在于补偿线路分布电容，限制过电压，减小单相重合闸过程中的潜供电流。在有并联电抗器的线路上发生故障时，其暂态过程除受基本直流分量影响外，还受电抗器产生的附加直流分量的影响。电抗器等值阻抗时间常数很大，因此，附加直流分量比基本直流分量衰减得更慢。当并联电抗器接于线路侧时，线路故障切除后，分布电容和电抗器将产生数秒钟振荡衰减放电电流，影响本线路保护和重合闸工作，并对

6、相邻线路产生干扰。5）串联电容补偿器。超高压线路串联补偿电容，是提高系统稳定和输送容量的有效措施。但串联电容也给继电保护带来了一系列困难问题。①串补电容改变了线路阻抗按长度增减的比例关系，致使本线路或相邻线路的距离保护阻抗元件、方向元件不能正确动作；②系统发生振荡吋，串联补偿电容器可能不对称击穿，相当于发生纵向不对称故障，在振荡电流中附加了各序故障分量，使距离保护等不能正确判别而发生误动作。6）线路不换位。由于经济和技术原因，超高压线路常常不换位，致使三相线路参数不对称，线路正常运行时就有较大的负、零序电流。特别是在平行线路上，

7、若有的线路换位，有的不换位并装有串补电容吋，因其抵消了大部分电抗后，使不对称程度更加严重。因此，在有串补电容的不换位线路上，负、零序电流加大，并在并联线路中形成环流，影响各平行线路保护的正确工作。7）电压互感器的影响。在超高压线路上，一般采用电容式电压互感器。与电磁式电压互感器相比，此种互感器手暂态过程影响人，不能迅速准确地反应一次电压的变化。当线路故障一次电压下降到零时，二次电压需经过20ms左右的吋间才能下降到额定电压的10%。产生二次电压误差的原因，主要是电压互感器冋路中的电容所致，电容量越大，电压衰减越慢，误差也越大。由

8、此可见,此种电压互感器的误差是不可忽视的，这将直接影响反应电压量变化的保护的正确快速的动作。特别是在保护区末端故障吋，将导致保护范围的变化。8）电流互感器的影响。超高压线路故障是短路电流大，暂态过程中的直流分量和附加直流分量衰减很慢，致使电流互感器铁芯严重饱和，