基于站域信息的同桿雙回線接地距離保護(hù)優(yōu)化方案

高厚磊，劉益青，王興國(guó)，黃家凱，徐明陽(yáng)

（1. 山東大學(xué) 電氣工程學(xué)院，山東 濟(jì)南250061；2. 濟(jì)南大學(xué) 自動(dòng)化與電氣工程學(xué)院，山東 濟(jì)南250022；3. 中國(guó)電力科學(xué)研究院有限公司，北京100192）

0 引言

隨著電網(wǎng)規(guī)模的急劇擴(kuò)大和輸電線路建設(shè)走廊的不斷壓縮，同桿并架雙回線、多回線，甚至部分區(qū)段混壓同塔的場(chǎng)景越來(lái)越多。雖然同桿雙回線能有效提高輸電走廊的利用率，然而同桿雙回線存在明顯的線間耦合，特別是零序互感會(huì)對(duì)傳統(tǒng)的單間隔接地距離保護(hù)的性能造成嚴(yán)重影響［1］。實(shí)際工程中運(yùn)行的同桿雙回線大部分仍然采用按單回線、單間隔配置的保護(hù)方案，接地距離保護(hù)也采用傳統(tǒng)的本回線零序電流補(bǔ)償方式。在同桿雙回線接地距離保護(hù)的單間隔配置方案、保護(hù)性能提升等領(lǐng)域，學(xué)者們已開展了大量的理論研究和工程實(shí)用化工作。接地距離保護(hù)應(yīng)用在同桿雙回線中時(shí)，面臨的主要問(wèn)題仍然是如何應(yīng)對(duì)雙回線互感影響。在單間隔配置方案下，應(yīng)對(duì)雙回線互感影響的研究成果主要集中在以下方面。

（1）首先，對(duì)于同桿雙回線中利用單間隔電氣量實(shí)現(xiàn)的接地距離保護(hù)，只有選取合理的零序補(bǔ)償系數(shù)才能夠正確地測(cè)量故障回路阻抗。但是零序補(bǔ)償系數(shù)會(huì)隨著雙回線運(yùn)行方式的變化發(fā)生較大的改變［2-3］，采用類似單回線的固定零序補(bǔ)償系數(shù)方式效果較差。為了方便運(yùn)行管理，文獻(xiàn)［4］提出了一種采用極端條件下的零序補(bǔ)償系數(shù)的方案，該方案雖然相對(duì)固定零序補(bǔ)償系數(shù)的方式有一定的改進(jìn)，但是目前尚無(wú)法實(shí)現(xiàn)根據(jù)運(yùn)行方式實(shí)時(shí)確定零序補(bǔ)償系數(shù)，難以使同桿雙回線的接地距離保護(hù)性能達(dá)到最優(yōu)。

（2）同桿雙回線的接地距離保護(hù)需要通過(guò)鄰線零序電流來(lái)精確計(jì)算補(bǔ)償系數(shù)，鄰線零序電流主要有直接采集鄰線零序電流和推算鄰線零序電流［5-6］2種獲取方式。顯然直接采集鄰線零序電流的方式能準(zhǔn)確獲取鄰線零流，從而達(dá)到最佳的補(bǔ)償效果，但是該獲取方式需要在雙回線之間交換信息，考慮到運(yùn)行便利性、二次接線復(fù)雜性以及保護(hù)可靠性，其在常規(guī)變電站中尚未得到廣泛應(yīng)用［7］。

（3）此外，文獻(xiàn)［8］通過(guò)獲取較為準(zhǔn)確的同桿雙回線線路參數(shù)，對(duì)單間隔配置的接地距離保護(hù)進(jìn)行修正，可以在一定程度上提高接地距離保護(hù)的性能，但沒有充分考慮不同運(yùn)行方式下線路參數(shù)的變化。文獻(xiàn)［9］提出了應(yīng)用于同桿并架線路的橫差保護(hù)方案，該方案通過(guò)設(shè)置大橫差和小橫差提高了橫差保護(hù)的選線能力，但需要進(jìn)一步研究鄰線電氣量的獲取問(wèn)題。

智能變電站站域信息高度共享［10-11］，可用于提升傳統(tǒng)繼電保護(hù)的性能。利用智能變電站過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)能夠獲取變壓器各側(cè)電氣量和并列運(yùn)行多臺(tái)變壓器的電氣量，可以改善后備保護(hù)的配合邏輯［12］、精確識(shí)別和應(yīng)涌流［13］，從而提高變壓器保護(hù)的靈敏度、速動(dòng)性和可靠性。利用站域多點(diǎn)信息的相互校核可以識(shí)別單間隔電氣量難以甄別的電流互感器斷線情況［14］。利用同桿雙回線單間隔配置的保護(hù)間的信息交換，還可以實(shí)現(xiàn)更有效的重合閘配合策略［15］和斷路器失靈保護(hù)功能［16］。智能變電站站域信息也為雙回線零序保護(hù)和故障選相性能的優(yōu)化提供了新思路。文獻(xiàn)［17］針對(duì)同塔多回線場(chǎng)景下零序方向保護(hù)誤動(dòng)的問(wèn)題［18］，提出了利用站域共享信息提取線路狀態(tài)、識(shí)別故障特征并自動(dòng)閉鎖零序方向保護(hù)的解決方案。利用單回線信息難以區(qū)分高阻接地和跨線不接地故障，難以準(zhǔn)確選擇雙回線遠(yuǎn)端故障的故障相別［19］，而利用雙回線信息采用六序分量法能較好地解決雙回線的故障選相問(wèn)題［20］，但是需要設(shè)計(jì)合理有效的站域信息獲取方案。

從現(xiàn)有研究成果可以看出，制約同桿雙回線接地距離保護(hù)性能提升的因素主要有2 個(gè)，即零序補(bǔ)償系數(shù)的自適應(yīng)選取和鄰線零序電流的準(zhǔn)確獲取。為了解決這2 個(gè)關(guān)鍵問(wèn)題，本文在智能變電站中設(shè)計(jì)了一種雙回線單元式配置方案，以獲取同桿雙回線的電氣量；同時(shí)提出了一種利用站域共享信息并根據(jù)選相結(jié)果自適應(yīng)地選擇鄰線零序電流補(bǔ)償方式的新方法，避免了對(duì)非故障線路零序電流的盲目補(bǔ)償。

1 線間互感對(duì)接地距離保護(hù)的影響

1.1 同桿雙回線接地故障的阻抗測(cè)量

圖1 為同桿雙回線發(fā)生單相接地故障時(shí)的示意圖。圖中，f 為故障點(diǎn)；P1—P4為保護(hù)；EM、EN分別為M 側(cè)和N 側(cè)系統(tǒng)的等值電勢(shì)；IMⅠ0和IMⅡ0分別為保護(hù)P1和P3處測(cè)量到的零序電流；α為故障點(diǎn)f 到保護(hù)P1的距離與Ⅰ回線全長(zhǎng)的比值，α ∈［0，1］；Z'0m為雙回線間的零序互阻抗。

圖1 同桿雙回線故障示意圖Fig.1 Schematic diagram of double-circuit transmissionlines on same tower when fault occurs

根據(jù)圖1 中故障線路保護(hù)P1安裝處至故障點(diǎn)f的故障回路，列寫基爾霍夫電壓方程，整理可得M側(cè)故障相母線電壓為：

其中，UMⅠ?、IMⅠ?分別為M 側(cè)Ⅰ回線的保護(hù)P1處測(cè)量到的故障相? 的電壓、電流相量；Z1、Z0分別為Ⅰ回線全長(zhǎng)的正序阻抗、零序阻抗。

根據(jù)式（1）可以得到故障線路保護(hù)安裝處到故障點(diǎn)的阻抗為：

1.2 非故障線路的阻抗測(cè)量

以上分析僅針對(duì)雙回線中的故障線路，對(duì)于能否正確反映非故障線路測(cè)量阻抗則需進(jìn)一步分析IMⅡ0和IMⅠ0之間的幅值、相位關(guān)系。圖2為對(duì)應(yīng)于圖1 所示故障的零序解耦網(wǎng)絡(luò)。圖中，ZM0、ZN0分別為M 側(cè)和N 側(cè)系統(tǒng)的等值零序阻抗；INⅠ0為圖1 中保護(hù)P2處測(cè)量到的Ⅰ回線零序電流。

圖2 同桿雙回線零序解耦等值網(wǎng)絡(luò)Fig.2 Zero-sequence decoupling equivalent network of double-circuit transmission lines on same tower

根據(jù)圖2，可列寫出xyfx 回路和MxyNM 回路上的電壓降落方程，分別如式（4）和式（5）所示。

聯(lián)立式（4）和式（5），消去INⅠ0，可得IMⅡ0與IMⅠ0之間的關(guān)系為：

假定系統(tǒng)零序阻抗的阻抗角均相等，可以利用零序阻抗值的模值大小來(lái)分析式（6）等號(hào)右側(cè)項(xiàng)的符號(hào)，從而近似確定IMⅡ0與IMⅠ0之間的方向關(guān)系。由于α∈［0，1］，所以式（6）等號(hào)右側(cè)項(xiàng)的分母恒為正，則式（6）等號(hào)右側(cè)項(xiàng)的符號(hào)由其分子決定，那么IMⅡ0與IMⅠ0之間的方向關(guān)系由式（6）等號(hào)右側(cè)項(xiàng)的分子α ZN0?(1?α)ZM0決定。下面根據(jù)α 的取值，分2種情形分析IMⅡ0與IMⅠ0之間的方向關(guān)系：

（1）當(dāng)α ZN0?(1?α)ZM0<0 時(shí)，式（6）等號(hào)右側(cè)項(xiàng)為負(fù)，即IMⅡ0與IMⅠ0的方向相反，則此時(shí)有α

（2）當(dāng)α ZN0?(1 ?α)ZM0≥0 時(shí)，式（6）等號(hào)右側(cè)項(xiàng)為非負(fù)，即IMⅡ0與IMⅠ0的方向近似相同，則此時(shí)有α≥ZM0/( ZM0+ZN0)。

比較上述情形（1）、（2），相對(duì)而言，情形（1）對(duì)應(yīng)的故障點(diǎn)位置與M 端的距離小于情形（2）對(duì)應(yīng)的故障點(diǎn)位置與M端的距離。則可近似認(rèn)為Ⅰ回線故障點(diǎn)距離M 側(cè)母線較近時(shí)，IMⅡ0與IMⅠ0的方向相反；當(dāng)Ⅰ回線故障距離M 側(cè)母線較遠(yuǎn)時(shí)，IMⅡ0與IMⅠ0的方向相同。

進(jìn)一步分析最嚴(yán)重的情況，當(dāng)Ⅰ回線出口發(fā)生故障時(shí)，IMⅡ0與IMⅠ0近似反向，此時(shí)非故障線路的保護(hù)P3應(yīng)判斷為反方向故障，但是若按照直接采用鄰線零序電流補(bǔ)償?shù)姆绞?，即利用式?）進(jìn)行測(cè)量，則IMⅡ0與IMⅠ0反向，會(huì)抵消IMⅡ0的補(bǔ)償作用，嚴(yán)重時(shí)會(huì)導(dǎo)致零序補(bǔ)償項(xiàng)的符號(hào)發(fā)生改變，起到改變測(cè)量阻抗方向的負(fù)面作用，最終導(dǎo)致保護(hù)P3將反方向故障誤判為正方向故障。為解決該問(wèn)題，應(yīng)該消除IMⅠ0補(bǔ)償帶來(lái)的負(fù)面作用，因此不應(yīng)采用包含IMⅠ0的K'作為補(bǔ)償系數(shù)。根據(jù)接地距離繼電器的阻抗測(cè)量理論，若要獲取正確的測(cè)量阻抗還是需要考慮本線路的零序電流補(bǔ)償，因此仍可采用K作為補(bǔ)償系數(shù)。

1.3 典型運(yùn)行方式下的零序補(bǔ)償系數(shù)

文獻(xiàn)［4］分析了同桿雙回線的4 種典型運(yùn)行方式，并比較了不同運(yùn)行方式下零序補(bǔ)償系數(shù)的大小，提出了改進(jìn)的雙K 值整定方法。該方法雖然在一定程度上考慮了不同運(yùn)行方式下零序補(bǔ)償系數(shù)的差異，但尚未能根據(jù)運(yùn)行方式實(shí)時(shí)整定零序補(bǔ)償系數(shù)K'，而是使用某一特定運(yùn)行方式下的零序補(bǔ)償系數(shù)，適應(yīng)性不足；且其整定值偏保守，僅考慮接地距離保護(hù)不誤動(dòng)，導(dǎo)致零序補(bǔ)償系數(shù)過(guò)小，接地距離保護(hù)Ⅰ段的保護(hù)范圍大幅縮小，或靈敏度有所降低。

本文利用斷路器和接地開關(guān)的狀態(tài)信息，實(shí)時(shí)獲取線路運(yùn)行方式，自適應(yīng)地選取最合理的零序補(bǔ)償系數(shù)，具體實(shí)現(xiàn)方案見下文。

2 智能變電站中同桿雙回線保護(hù)新方案

為便于分析，圖3給出了同桿雙回線的4種典型運(yùn)行方式，即雙回線正常運(yùn)行、一回線停運(yùn)（兩端不接地）、一回線檢修（兩端接地）、一端母線解列運(yùn)行。

圖3 同桿雙回線的典型運(yùn)行方式Fig.3 Typical operating modes of double-circuit transmission lines on same tower

2.1 同桿雙回線單元式保護(hù)配置方案

傳統(tǒng)變電站的斷路器位置和模擬量等信息均依靠硬接線實(shí)現(xiàn)，為簡(jiǎn)化二次接線和方便運(yùn)行管理，傳統(tǒng)變電站中同桿雙回線的保護(hù)均按2 條單回線、單間隔獨(dú)立配置，并不引入相鄰回線的斷路器位置和模擬量等信息。如引言所述，雖已采取針對(duì)性措施提高了單間隔配置的同桿雙回線保護(hù)性能，但同桿雙回線存在線間耦合互感，且故障特征與運(yùn)行方式密切相關(guān)，僅依靠單回線的電氣量、開關(guān)量信息從理論上難以實(shí)現(xiàn)性能完備的保護(hù)方案。

智能變電站的技術(shù)優(yōu)勢(shì)為單間隔配置的同桿雙回線保護(hù)的性能優(yōu)化提供了新思路。在智能變電站中，可以通過(guò)過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)方便地獲取相鄰回線的電氣量和開關(guān)量信息，不存在增加二次接線復(fù)雜度的問(wèn)題。通過(guò)運(yùn)行方式自動(dòng)識(shí)別、零序補(bǔ)償系數(shù)自適應(yīng)調(diào)整，能夠優(yōu)化接地距離保護(hù)的性能。通過(guò)過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)實(shí)現(xiàn)跨間隔信息共享后，可以構(gòu)建如圖4 所示的同桿雙回線保護(hù)單元式配置新方案。

圖4 智能變電站中同桿雙回線單元式保護(hù)配置方案Fig.4 Unit protection configuration scheme of double-circuit transmission lines on same tower in smart substation

對(duì)于220 kV 及以上電壓等級(jí)，需要雙重化配置，因此將原按間隔雙重化改進(jìn)為雙回線雙間隔雙重化，即由原來(lái)的雙回線2 組2 對(duì)1 改進(jìn)為雙回線2組2 對(duì)2 結(jié)構(gòu)。單一回線的保護(hù)保持雙重化并接入鄰線的三相電流，以提高雙回線距離保護(hù)的性能。對(duì)于110 kV 及以下電壓等級(jí)，不需要雙重化配置，將原來(lái)按間隔1 對(duì)1 配置改為2 對(duì)2 配置即可，每一回線的保護(hù)均可接入鄰線三相電流。

通過(guò)以上改進(jìn)，可以將雙回線視為單元保護(hù)，以往在常規(guī)站中由于二次接線復(fù)雜而難以實(shí)現(xiàn)的雙回線功能，例如鄰線零序電流補(bǔ)償、橫差保護(hù)、鄰線距離保護(hù)Ⅱ段加速等，均可以在智能變電站中方便地實(shí)現(xiàn)。

2.2 過(guò)程層采樣值及面向通用對(duì)象的變電站事件信息的傳輸設(shè)計(jì)

智能變電站中的同桿雙回線單元式保護(hù)可以視為站域保護(hù)功能的一種，打破了按間隔配置的慣例。雙回線單元式保護(hù)中采樣值（SV）和面向通用對(duì)象的變電站事件（GOOSE）信息的采集及傳輸可采用以下3種方式。

（1）直采方式：母線電壓合并單元、每一回線間隔合并單元分別直送電壓和電流SV 到雙回線單元保護(hù)裝置。

（2）網(wǎng)采方式：母線電壓合并單元、每一回線間隔合并單元分別接入SV 網(wǎng)，雙回線單元保護(hù)裝置通過(guò)過(guò)程層交換機(jī)獲取電壓和電流SV，圖4 即為該種方式。

（3）就地化保護(hù)采集方式：雙回線單元保護(hù)就地化安裝時(shí)，需通過(guò)過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)接口獲取鄰線電流SV，電壓量和本間隔電流量通過(guò)就地電纜直接采集模擬量。

無(wú)論采用上述哪種方式，要實(shí)現(xiàn)完整的單元式保護(hù)功能，需要采集和傳輸?shù)倪^(guò)程層信息如表1所示。

表1 同桿雙回線單元式保護(hù)過(guò)程層信息Table 1 Process level information of unit protection of double-circuit transmission lines on same tower

SV 信息包括雙回線的三相電流、兩段母線的三相電壓以及變壓器高壓側(cè)和低壓側(cè)的分段或母聯(lián)開關(guān)的三相電流。雙回線三相電流可以合成雙回線的零序電流，與母線電壓一起實(shí)現(xiàn)接地距離保護(hù)的阻抗測(cè)量；分段或母聯(lián)開關(guān)的電流信息可與斷路器的位置信息相配合，輔助實(shí)現(xiàn)運(yùn)行方式的實(shí)時(shí)識(shí)別，彌補(bǔ)開關(guān)位置信息可靠性不足的缺陷。

GOOSE 信息包括位置信號(hào)和控制命令2 類：控制命令完成保護(hù)跳合閘命令的下行，位置信號(hào)用于自動(dòng)識(shí)別圖3 所示的各種運(yùn)行方式。其中，使用到的位置信號(hào)包括：雙回線斷路器位置和雙回線線路側(cè)刀閘位置，其用于識(shí)別雙回線的運(yùn)行與檢修，即反映圖3（a）—（c）所示的運(yùn)行方式；變壓器高壓側(cè)、低壓側(cè)的分段開關(guān)位置或母聯(lián)開關(guān)位置主要用于識(shí)別雙回線是否一端母線解列運(yùn)行，即反映圖3（d）所示的運(yùn)行方式。

2.3 根據(jù)站域信息提升接地距離保護(hù)性能的流程

利用智能變電站的站域共享信息，可以實(shí)時(shí)識(shí)別同桿雙回線的運(yùn)行方式，并根據(jù)選相結(jié)果，針對(duì)故障線路和非故障線路采取不同的鄰線零序電流補(bǔ)償策略，從而提升接地距離保護(hù)的性能。所設(shè)計(jì)的優(yōu)化方案流程如圖5所示。

圖5 同桿雙回線單元式接地距離保護(hù)優(yōu)化方案流程圖Fig.5 Flowchart of unit grounding distance protection for double-circuit transmission lines on same tower

圖5所示流程的主要優(yōu)化之處包括以下幾點(diǎn)。

（1）根據(jù)斷路器、接地刀閘位置及分段母聯(lián)開關(guān)的電流信息判斷雙回線的運(yùn)行方式，對(duì)雙回線正常運(yùn)行方式下的單回線單相接地故障選相進(jìn)行進(jìn)一步的優(yōu)化；對(duì)圖3 中的其他運(yùn)行方式采用單回線接地距離保護(hù)的方案，包括故障選相、阻抗測(cè)量和零序補(bǔ)償系數(shù)等均按單回線方式。

（2）利用六序電流分量的相位、幅值關(guān)系進(jìn)行故障選線和選相，對(duì)于單回線單相接地故障，選出故障線路，對(duì)故障線路和非故障線路分別進(jìn)行處理。

（3）根據(jù)運(yùn)行方式和故障選相的結(jié)果，不對(duì)非故障線路進(jìn)行鄰線零流補(bǔ)償，即采用補(bǔ)償系數(shù)K 進(jìn)行阻抗測(cè)量；對(duì)故障線路采用補(bǔ)償系數(shù)K'和式（3）進(jìn)行阻抗測(cè)量。

通過(guò)上述3 點(diǎn)優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)了利用站域信息的接地距離保護(hù)性能提升。

2.4 同桿雙回線六序分量選相方法

文獻(xiàn)［1］最早提出了同桿雙回線六序分量故障分析方法及基于六序分量電流相位、幅值特征的故障選相方法，但未能在同桿雙回線保護(hù)裝置中進(jìn)行實(shí)際應(yīng)用，很重要的一個(gè)原因就是無(wú)法高效、方便地獲取相鄰回線的電氣量，而在智能變電站中采用過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)獲取鄰線電氣量已不存在大的困難，因此在所提的優(yōu)化方案中，完全可以使用六序分量的選相方法。

利用六序分量的選相流程如附錄中圖A1所示，圖A1 重點(diǎn)闡述了與接地距離保護(hù)性能優(yōu)化方案相配合的單相接地故障選相過(guò)程。六序分量的定義為：

其中，IⅠA、IⅠB、IⅠC和IⅡA、IⅡB、IⅡC分別為Ⅰ回線和Ⅱ回線的三相電流相量；IT1、IT2、IT0和IF1、IF2、IF0分別為同向正序、負(fù)序、零序電流和反向正序、負(fù)序、零序電流；β=ej120°，為旋轉(zhuǎn)因子。

3 仿真驗(yàn)證

為驗(yàn)證本文同桿雙回線單元式保護(hù)配置方案和鄰線零序電流自適應(yīng)補(bǔ)償?shù)慕拥鼐嚯x保護(hù)方案的有效性，在PSCAD 中搭建附錄中圖A2 所示的500 kV同桿并架雙回線路模型，輸電線路長(zhǎng)度為300 km，采用六相導(dǎo)體的依頻模型。同桿并架雙回線的單位長(zhǎng)度線路參數(shù)為：z1=0.022+j0.28 Ω／km，z0=0.018+j0.86 Ω／km，c1=0.0132 μF／km，c0=0.0317 μF／km；單位長(zhǎng)度互阻抗z0m=0.01+j0.522 Ω／km，單位長(zhǎng)度互電容為c0m=0.0011 μF／km；M 側(cè)系統(tǒng)零序等值參數(shù)ZM0=j7.8 Ω，N側(cè)系統(tǒng)零序等值參數(shù)ZN0=j18.2 Ω。

3.1 六序分量選相方法驗(yàn)證

首先驗(yàn)證六序分量法故障選相的正確性，在附錄中圖A2所示的仿真模型中，在F7設(shè)置A 相接地故障。根據(jù)六序分量的選相邏輯，當(dāng)故障為Ⅰ回線A相金屬性接地故障時(shí)，有IT1=IT2=IT0=IF1=IF2=IF0。當(dāng)發(fā)生經(jīng)過(guò)渡電阻故障時(shí)，六序分量的幅值和相位不再完全相等，因此在設(shè)計(jì)六序分量選相流程時(shí)，合理地選取了圖A1中的判據(jù)門檻值。

附錄中圖A3給出了金屬性接地故障和經(jīng)100 Ω過(guò)渡電阻接地故障時(shí)六序分量的幅值和相位關(guān)系，可見根據(jù)圖A1 所示的選相流程和門檻值均能正確識(shí)別Ⅰ回線A 相接地故障。因此，基于六序分量的選相方案在過(guò)渡電阻不大于100 Ω 的情況下能滿足本文需求。對(duì)于更高的過(guò)渡電阻，應(yīng)考慮改進(jìn)六序分量選相方法，以獲取更好的耐過(guò)渡電阻能力。

3.2 鄰線零序電流自適應(yīng)補(bǔ)償驗(yàn)證

根據(jù)仿真模型參數(shù)和式（6）可知，在本仿真算例中，當(dāng)Ⅰ回線上的故障位置滿足α

圖6 為故障線路接地距離保護(hù)的仿真結(jié)果，圖中繪制了測(cè)量阻抗的變化軌跡，同時(shí)標(biāo)注了距離保護(hù)Ⅰ段的整定阻抗圓。

圖6 故障線路Ⅰ回線接地距離保護(hù)仿真結(jié)果Fig.6 Simulative results of grounding distance protection for fault line Ⅰ-circuit

圖6（a）和圖6（b）為不使用鄰線零序電流補(bǔ)償，即使用單回線接地距離保護(hù)測(cè)量方法，并取補(bǔ)償系數(shù)為K 時(shí)的仿真結(jié)果。其中，圖6（a）所示為Ⅰ回線距M 側(cè)母線85 km 處（α<0.3）發(fā)生故障時(shí)的仿真結(jié)果，由圖可見，故障后測(cè)量阻抗最終穩(wěn)定于“ ”所指位置，此時(shí)測(cè)量阻抗的誤差為0.51%，雖然測(cè)量結(jié)果與實(shí)際阻抗相比差別不大，只是由于故障距離較近，互感影響不大造成誤差較小，但是實(shí)際測(cè)量阻抗也是不正確的；圖6（b）為Ⅰ回線距M 側(cè)母線230 km處（α≥0.3）發(fā)生故障時(shí)的仿真結(jié)果，由圖可見雖然故障發(fā)生后測(cè)量阻抗會(huì)短暫地落入整定阻抗圓內(nèi)，但最終穩(wěn)定在“ ”所指位置，該位置的測(cè)量阻抗誤差達(dá)到5.70%，且位于整定阻抗圓外，表明發(fā)生了拒動(dòng)現(xiàn)象。

圖6（c）和圖6（d）為使用鄰線零序電流進(jìn)行補(bǔ)償，即使用式（3）中的測(cè)量方法，并取補(bǔ)償系數(shù)為K'時(shí)的仿真結(jié)果。其中，圖6（c）為Ⅰ回線距M 側(cè)母線85 km 處（α<0.3）發(fā)生故障時(shí)測(cè)量阻抗的仿真結(jié)果，由圖可見，最終穩(wěn)定的測(cè)量阻抗誤差為0.25%；圖6（d）為Ⅰ回線距M 側(cè)母線230 km 處（α≥0.3）發(fā)生故障時(shí)測(cè)量阻抗的仿真結(jié)果，由圖可見，最終穩(wěn)定的測(cè)量阻抗誤差為1.50%，保護(hù)可正確動(dòng)作。

圖7 為非故障線路Ⅱ回線接地距離保護(hù)仿真結(jié)果。

圖7 非故障線路Ⅱ回線接地距離保護(hù)仿真結(jié)果Fig.7 Simulative results of grounding distance protection for non-fault line Ⅱ-circuit

圖7（a）和圖7（b）為不采用鄰線零序電流補(bǔ)償，即使用單回線接地距離保護(hù)的測(cè)量方法，并取補(bǔ)償系數(shù)為K 時(shí)的仿真結(jié)果。其中，圖7（a）為Ⅰ回線距M 側(cè)母線20 km 處（α<0.3）發(fā)生故障時(shí)的仿真結(jié)果，由圖可見，非故障線路Ⅱ回線接地距離保護(hù)判斷為反方向故障，可靠不動(dòng)作；圖7（b）為Ⅰ回線距M 側(cè)母線180 km 處（α≥0.3）發(fā)生故障時(shí)的仿真結(jié)果，由圖可見，非故障線路Ⅱ回線接地距離保護(hù)的也判斷為反方向故障，可靠不動(dòng)作。

圖7（c）和圖7（d）為采用鄰線零序電流補(bǔ)償，即使用式（3）的測(cè)量方法，并取補(bǔ)償系數(shù)為K'時(shí)的仿真結(jié)果。其中，圖7（c）為Ⅰ回線距M 側(cè)母線20 km處（α<0.3）發(fā)生故障時(shí)的仿真結(jié)果，由圖可見，此時(shí)非故障線路Ⅱ回線的接地距離保護(hù)測(cè)量阻抗已落入動(dòng)作圓內(nèi)，出現(xiàn)反方向誤動(dòng)的現(xiàn)象；圖7（d）為Ⅰ回線距M 側(cè)母線180 km 處（α≥0.3）發(fā)生故障時(shí)的仿真結(jié)果，由圖可見非故障線路Ⅱ回線接地距離保護(hù)判斷為反方向故障，可靠不動(dòng)作。

將仿真結(jié)果匯總于表2。由表可見，對(duì)于本回線路故障，只有采用鄰線零序電流補(bǔ)償?shù)膭?dòng)作結(jié)果才是正確的。對(duì)于相鄰回線的故障，采用鄰線零序電流補(bǔ)償時(shí)，只有在α≥0.3 范圍內(nèi)的故障，動(dòng)作結(jié)果是正確的；而在α<0.3 范圍內(nèi)的故障，動(dòng)作結(jié)果是錯(cuò)誤的。對(duì)于相鄰回線的故障，不采用鄰線零序電流補(bǔ)償時(shí)，無(wú)論故障位于何處，動(dòng)作結(jié)果都是正確的。因此，所提方案中，僅對(duì)故障線路進(jìn)行鄰線零序電流補(bǔ)償，而對(duì)非故障線路不采用鄰線零序電流補(bǔ)償，可以保證2 回線路的接地距離保護(hù)均能正確動(dòng)作。

表2 同桿雙回線接地距離保護(hù)動(dòng)作結(jié)果對(duì)比Table 2 Results comparison of grounding distance protection of double-circuit transmission lines on same tower

4 結(jié)論

傳統(tǒng)變電站中為了簡(jiǎn)化二次接線、方便運(yùn)行管理，對(duì)于同桿并架雙回線通常采用基于單間隔電氣量的接地距離保護(hù)。但是，由于受到同桿雙回線線間互感的影響，單間隔配置的接地距離保護(hù)存在故障線路距離測(cè)量不準(zhǔn)確、非故障線路易發(fā)生反方向誤動(dòng)和末端故障超越等缺陷。本文利用智能變電站中跨間隔站域信息高度共享的特點(diǎn)，構(gòu)建了同桿雙回線單元式配置方案?；谠撆渲梅桨?，利用雙回線六相電流信息和六序分量法，實(shí)現(xiàn)故障選線和選相，再根據(jù)選線結(jié)果實(shí)現(xiàn)對(duì)故障線路的接地距離保護(hù)的鄰線零流自適應(yīng)補(bǔ)償，對(duì)非故障線路不再使用鄰線零序電流補(bǔ)償。理論分析和數(shù)字仿真驗(yàn)證表明，本文所提單元式配置和接地距離保護(hù)優(yōu)化方案可以實(shí)現(xiàn)同桿雙回線中故障線路接地距離保護(hù)的自適應(yīng)鄰線零序電流補(bǔ)償，能夠解決盲目進(jìn)行鄰線零序電流補(bǔ)償造成的非故障線路反方向誤動(dòng)問(wèn)題。

本文僅討論了利用站域信息提升單回線接地距離保護(hù)性能的優(yōu)化方案，利用站域信息識(shí)別跨線故障、在單元式保護(hù)中實(shí)現(xiàn)電流橫差保護(hù)以及實(shí)現(xiàn)雙回線功率倒向精確識(shí)別也都是有工程實(shí)用價(jià)值的研究方向。

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