架空線保護 – 故障と保護装置

架空线路的常见故障

架空线路中最常见的故障原因包括：

• 外部影响：飞机碰撞和车辆相关的事故损坏线路和支持结构。

• 野生动物干扰：鸟类和动物造成的干扰，例如在电气组件上栖息或造成短路。

• 绝缘子劣化：绝缘子受到污染，可能导致电气故障。

• 天气相关问题：过量的冰和雪积聚导致线路过载，以及雷击可能损坏设备。

• 电气现象：不受控制的部分放电（电晕）逐渐损害线路的完整性。

• 绝缘子损坏：穿孔或破损的绝缘子，破坏了线路的电气绝缘。

• 植被侵入：树木生长过于接近线路，可能接触并引起故障。

• 风力引起的应力：强风可能导致线路摆动，造成机械损坏或短路。

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架空线路保护装置

• 低压（LV）架空线路：使用保险丝或断路器来防止过电流，为低压系统提供基本的保护。

• 中压（MV）架空线路：通常使用连接到电流互感器（CT）的过电流继电器（如50、50N、51、51N、67、67N）。这些继电器监测电流流动，并在检测到异常过电流时跳闸断路器。

时间分级过电流保护对高压（HV）架空输电线路无效。这是由于存在多个相互连接的故障电流源，可能受到故障电流限制器的限制。高压架空输电线路保护方案的关键要求如下：

• 故障检测：电气保护系统必须能够迅速识别受保护线路上发生的所有故障。

• 故障辨别：它应该能够区分受保护线路上的故障和其他相邻线路、母线、变压器和其他连接设备上的故障。

• 快速清除故障：必须在不到1秒内清除故障，以防止电力系统变得不稳定。

• 可靠性：保护系统应高度可靠，确保即使单个设备故障也能清除故障。

为了满足这些要求，高压架空线路中通常使用以下保护装置：

• 差动和相位比较保护

• 距离保护

差动保护通常应用于短架空线路，而距离保护更适合长架空线路。架空线路被分类为短或长是基于线路的电感、电阻和电容的比较。当其电阻和电容相对于电感可忽略不计时，线路被视为短线路。这种评估通常是通过架空线路的π图进行的。

影响线路阻抗、其对短路条件的物理响应以及线路充电电流的几个因素包括电压水平、传输线的物理构造、导体的类型和尺寸以及导体之间的间距。此外，线路终端的数量会影响负载和故障电流的流动，保护系统必须考虑这一点。平行线路也会影响继电保护，因为互耦合可能影响保护继电器测量的地电流。串联电容器组或并联电抗器等反应补偿装置的存在进一步影响保护系统的选型和保护装置的设置。因此，需要对架空线路进行详细研究以确定最合适的保护继电器。通常，长度不超过80-100公里的线路可以视为短线路，尽管这可能会根据电压水平和网络特性而有所不同。

大约90%的架空线路故障是瞬态的。故障可以分为以下几类：

• 相-地：一相与地接触的故障。

• 相-相：两相之间发生的故障。

• 相-相-地：相-相和相-地故障的组合。

• 三相：同时涉及所有三相的故障。

对于此类故障，可能需要单极跳闸，允许断路器跳闸后立即恢复线路运行。因此，单极跳闸和自动重合闸方案通常用于与架空输电线路（通常电压为220 kV或更高）相关的断路器。当断路器中断故障电流时，闪络电弧熄灭，电离空气消散。自动重合闸通常在延迟几个周期后成功。然而，在进行带电作业时，工作线路的自动重合闸装置必须设置为非重合闸模式。用于这些应用的断路器需要专门设计以处理这些操作，并且在发出最终跳闸命令之前不受极间不一致的影响。

差动和相位比较保护

差动保护基于基尔霍夫电流定律。在传输线路的背景下，它通过比较线路一端进入的电流与另一端离开的电流来工作。传输线路两端的线路差动继电器通过光纤通信链路交换线路电流数据。该链路通常使用光缆接地线（OPGW）电缆建立，该电缆也用于架空线路的防雷设计，并在其结构中包含光纤电缆。图1展示了差动保护系统的示意图。

图1 – 架空线路差动保护示意图
另一种基于差动保护原理的高压（HV）输电线路保护继电系统，现在甚至用于长距离线路，是相位比较保护。
该系统通过比较受保护线路两端的电流相角来工作。在外部故障的情况下，进入线路的电流与离开线路的电流具有相同的相对相角。因此，各终端的相位比较继电器几乎没有相角差异。结果，保护系统保持稳定，不会跳闸。相反，在内部故障期间，电流从两端流入线路，导致相角差异，相位比较继电器可以检测到这种差异。一旦识别出这种差异，继电器就会启动以隔离并清除故障。
在相位比较方案中，启动继电器起着关键作用。这些继电器在检测到故障条件时立即启动相位比较过程。它们的设计确保在内部和外部故障下都能操作，提供全面监控。
为了有效运行相位比较保护，可靠的通信通道是必不可少的。在现代应用中，集成在光学地线（OPGW）电缆中的光纤电缆已成为建立此通信链路的首选。
图2描绘了Merz Price电压平衡系统的单线图，该系统用于三相线路的保护。

相位比较保护和距离保护
相位比较保护
图2 – 相位比较保护示意图

在相位比较保护中，每个相位的相同电流互感器（CT）战略性地放置在传输线路的两端。每对CT，一个位于线路的一端，另一个位于另一端，与继电器串联连接。在正常、无故障条件下，这些CT产生的二次电压在大小上相等但在方向上相反，从而相互抵消。

在系统正常运行期间，进入线路一端的电流与从另一端离开的电流完全匹配。因此，在两个线路终端的CT次级中感应出相等且相反的电压。这种电压平衡确保没有电流流经继电器，保持保护系统的稳定性。

然而，当在线路某一点（如F点）发生故障时，如图2所示，电流分布被破坏。具体来说，CT1将流过比CT2显著更大的电流。这种电流差异导致CT的二次电压变得不相等。因此，形成循环电流，通过导引线和继电器流动。响应这种电流流动，线路两端的断路器被触发打开，迅速将故障线路与其余电力系统隔离开。

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距离保护

距离保护依赖于距离继电器，它们通过分析施加给它们的电压和电流信号来测量传输线路的阻抗。当线路发生故障时，会发生两个重要变化：电流激增至更高的水平，电压急剧下降。

由于传输线路的阻抗与其长度成正比，距离继电器被设计为测量阻抗直到一个预定点，称为“到达点”。这些继电器，通常称为阻抗继电器，使用欧姆定律计算阻抗，公式为Z = U/I，其中Z表示阻抗，U是电压，I是电流。

距离继电器被设计为仅在继电器位置和选定的到达点之间发生故障时才动作。这一设计特点使它们能够有效地区分不同线路段的故障。继电器计算的表观阻抗随后与预设的到达点阻抗进行比较。如果测得的阻抗低于到达点阻抗，则推断继电器和到达点之间的线路上存在故障。当计算的阻抗落在继电器的到达设置范围内时，继电器激活，启动保护动作。

为了确保全面保护，距离保护系统安装在传输线路的两端，并在这两个端点之间建立通信链路，如图3所示。这种通信使各端点的继电器协调操作，提高了整体保护方案的有效性。

距离继电器性能和特性
图3 – 架空线路距离保护示意图

距离继电器的性能主要基于两个关键参数进行评估：到达精度和动作时间。

到达精度

到达精度涉及将实际的距离继电器在现实世界、实际条件下的欧姆到达值与其预设的欧姆值进行比较。这一指标受故障条件下施加到继电器的电压水平的显著影响。较低或失真的电压可能导致测量的阻抗不准确，影响继电器正确识别其指定到达范围内的故障位置的能力。此外，特定继电器设计中使用的阻抗测量技术也起着重要作用。不同的算法和硬件配置可以产生不同程度的精度，从而影响继电器的整体到达精度。

动作时间

距离继电器的动作时间是一个变量，取决于多个因素。故障电流幅度有直接影响；较高的故障电流有时会导致更快的动作，而较低的电流可能导致较长的响应时间。故障相对于继电器设置的位置也很重要。靠近电源或在继电器一定范围内的故障可能会触发更快的响应，而远离的故障则可能较慢。此外，故障发生在电压波上的点也会引入动作时间的变异性。

某些与继电器设计中使用的特定测量技术相关的测量信号瞬态误差会使情况更加复杂。例如，由电容式电压互感器（CVT）或饱和电流互感器（CT）产生的误差可能会显著延迟继电器的操作，特别是在接近到达点的故障情况下。这些瞬态误差会扭曲电压和电流信号，导致对阻抗的误解和继电器激活的延迟。

距离继电器的特性

距离继电器的特性，通常称为保护形状，在R/X或导纳图上以线路的电阻（R）和阻抗（X）的函数图形表示。最常见的两种形状是圆形（mho特性）和四边形。这两种特征形状分别如图10和图11所示。每种形状都有其自身的优势，旨在优化继电器在不同电气系统条件下的性能，提供一种可靠的方法来区分正常运行条件和受保护线路段内的实际故障。

图4 – mho特性

距离继电器特性、到达设置和重合闸
图5 – 四边形特性

mho阻抗元件因其在导纳图上的特征外观而得名，表现为一条直线。然而，多边形阻抗特性，如四边形形状，已获得显著的流行。这些特性提供了覆盖相间和接地故障阻抗的出色灵活性。这种适应性使它们成为大多数现代距离继电器的首选。

距离继电器可以配置多达五个不同的区域，其中一些设置为测量反向阻抗。这些反向测量区域作为母线的后备保护。每个区域都与继电器的特定动作时间相关联，允许对受保护电气网络中不同位置发生的故障进行细致和协调的响应。

当距离继电器安装在传输线路的两端时，它们对故障的响应时间取决于故障点（F）距线路两端的距离。例如，考虑连接A站和B站的架空线路。位于离故障点F最近的变电站的距离继电器将首先检测到故障，并且相应的断路器将在另一端的断路器之前跳闸。

为了防止短路故障继续从线路另一端接收电力，直到相关的距离保护激活，保护继电器之间的通信链路是必不可少的。通常，这种通信是通过集成在光缆接地线（OPGW）电缆中的光纤电缆建立的。这种设置使两个断路器同时跳闸，确保快速有效地隔离故障部分。

精确编程阻抗继电器以测量线路到远程端断路器的全部阻抗是不切实际的。这是由于电流互感器（CT）、电压互感器（VT）、继电器本身以及线路阻抗计算中的固有误差和不准确性。为了考虑到这些不确定性，继电器的到达点被设置为测量小于对应线路全长总阻抗的阻抗值。例如，将Zone 1设置为覆盖至线路阻抗的85%是一种常见且安全的做法。剩余的15-20%作为安全裕度，有效防止Zone 1保护因测量误差和不准确性而超出受保护线路。如果没有这个裕度，可能会失去区分相邻线路段故障的能力，特别是在处理快速动作保护方案时。

仔细校准每个测量区域的到达设置和跳闸时间对于实现整个电力系统中距离继电器之间的适当协调至关重要。这种细致的调整确保按正确的顺序清除故障，最大限度地减少中断并保持电网的稳定性。

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重合闸

正如第4.2节所述，架空线路上的大多数故障是非对称和瞬态的。自动重合闸是电力系统中的一个关键功能，由自动重合闸继电器执行。该继电器由架空线路的保护装置触发，如图6所示。

电力系统中的自动重合闸
图6 – 自动重合闸继电器

决定重合电气线路的因素很多。规划和运营团队的输入和指导对于确定最适合公用事业公司及其地区的重合闸实践至关重要。传输级重合闸的主要考虑因素包括：

主要考虑因素

• 系统稳定性：保持电力系统的稳定性至关重要。重合闸决策必须考虑到这一行动将如何影响系统的整体动态行为，包括频率和电压稳定性。

• 系统安全性：确保电力基础设施的安全是至关重要的。重合闸不应使系统暴露于不必要的风险，导致连锁故障或大范围停电。

• 服务连续性：尽量减少对消费者供电的中断是主要目标。重合闸可以帮助迅速恢复服务，但必须与其他操作考虑因素相平衡。

自动重合闸方案的关键参数

自动重合闸方案最关键的参数是：

• 死区时间：由于故障导致断路器断开与开始重合闸尝试之间的间隔。

• 恢复时间：系统恢复并准备好进行后续重合闸操作所需的时间，如果第一次尝试失败。

• 单次或多次跳闸：确定系统在故障后尝试一次还是多次重合闸操作。

这些参数受以下几个因素的影响：

• 保护类型：不同的保护系统可能有特定的要求或限制，影响重合闸参数。

• 开关设备类型：开关设备的特性和能力，如其操作速度和耐久性，在设置重合闸参数时起着作用。

• 可能的稳定性问题：电力系统中预期的稳定性问题，如相角摆动，可以决定适当的重合闸策略。

• 对用户负荷的影响：重合闸对各种类型用户负荷的影响，包括敏感设备，必须加以考虑，以避免损坏或中断。

重合闸策略

重合闸可以通过不同的方式实施：

• 无监督高速重合闸：不进行广泛的系统状态监控的快速重合闸。

• 延时重合闸：在尝试重合闸之前加入延时，通常由电压或同步元件监督。

在这些策略之间进行选择需要仔细评估每种特定应用的好处和潜在后果，权衡相关的风险。

非关键线路的重合闸实践，如规划小组所确定的，可以根据保护理念和部署的设备而有很大差异。此外，不同公用事业公司在重合闸实践方面存在显著差异，受电压水平和线路类型（如架空线路与地下线路）等因素的影响。

一些公司采取所有故障都自动重合闸的政策，除非通信中断。其他公司则在故障清除时间足够快的情况下重合闸，无论故障配置如何。

系统稳定性和重合闸

系统稳定性是决定是否尝试高速自动重合闸的决定性因素。重合闸的可行性取决于传输系统的强度：

• 弱系统：在弱传输系统中，传输链路的丢失会迅速导致用于重合闸的断路器两侧出现大的相角差。这可能会阻止成功的重新连接，并可能导致系统不稳定。

• 强系统：在相对较强的系统中，相角的变化率较慢。这允许成功应用延时自动重合闸。然而，仍然存在重合闸太慢或重新通电故障线路可能导致系统变得不稳定的担忧。

在重合闸到故障线路不会对系统稳定性构成威胁的情况下，多次重合闸尝试可能是可行的。在这种情况下，线路恢复的主要目标是保持客户的电力供应连续性。

地理差异

在欧洲，自动重合闸方案通常只用于高压（HV）网络。相比之下，在美国和巴西等国家，这些方案也用于中压（MV）网络。

故障统计

电力系统中最常见的故障类型是架空输电线路的绝缘子闪络，通常由雷击引发。每年的故障频率与线路长度有关，随着线路长度的增加而增加，并且大约与电压水平成反比。指示性的故障率如下：

• ≥ 500 kV 架空线路：每年每100公里9次故障。

• 150 - 400 kV 架空线路：每年每100公里5次故障。

• 60 - 138 kV 架空线路：每年每100公里7次故障。
  对于电压高达49.5 kV的架空线路，故障率成比例地更高。

表1列出了自动重合闸清除故障的成功率统计数据：

表1 – 故障清除成功率统计