14.2.1.1 线路保护原理
传统超高压线路保护的电容电流补偿方法一般只能补偿稳态的电容电流，对于长距离特高压输电线路有必要考虑线路分布电容电流的影响。由表14-1可知，对于采用八分裂导线的1000kV输电线路在传送自然功率时，每100km线路每相电容电流为255A，而且电容电流与电压等级的比值越来越大，说明随着输电线路电压等级的升高和输电线路长度的增加，电容电流幅值增加越来越快。除稳态运行情况外，特高压输电线路在空载合闸、区外故障切除等暂态过程中，线路中的暂态电容电流很大，尤其是在暂态状态下电压中有很多高频分量，电容电流与频率成正比，从而会产生幅值更大的电容电流，此时有可能造成差动保护误动。因此，针对特高压线路的这一特点，各保护厂家采取了不同的措施。有的继电保护厂家采用了基于贝瑞隆模型的行波电容电流补偿方法，该方法能够精确地补偿暂态电容电流和稳态电容电流，而且基于贝瑞隆模型提出的分相电流差动保护原理也应用在工程实际中，研制出的保护装置也应用于目前国内已投运的几个1000kV特高压交流输电工程中；有的厂家线路保护采用时域补偿差流方法，也能较好地补偿暂态电容电流和稳态电容电流。
由Bergeron提出的贝瑞隆模型（Bergeron Model）是一种比较精确的输电线路模型，根据波过程原理，应用混合波的图案对波的多次折、反射进行分析，并由分布参数输电线路的微分方程推导出典型输电线路的贝瑞隆模型。贝瑞隆法的核心是把分布参数元件等值为集中参数元件，再用通用的集中参数的数值求解法来计算线路上的波过程。
正常运行时即保护装置未启动之前，计算
分别为两端线路M、N两侧的电流，IC为该线路的实测电容电流；保护启动后，将IC作为浮动门槛，利用故障后的线路两侧的实测电压对电容电流进行精确补偿，即半补偿方案：在线路两侧各补偿电容电流的一半。
图14-7、图14-8、图14-9分别是M、N两端线路的正序、负序和零序π型等值电路图，其电容电流的计算公式推导如下。
以A相为基准，M侧正序、负序和零序电容电流分别如式（14-1）、（14-2）和（14-3）所示。
式中，IMC1、IMC2和IMC0分别为正序、负序及零序电容电流；UM1、UM2、UM0分别为正序、负序及零序电压；XC1、XC2、XC0分别为正序、负序及零序电抗。
M侧各相电容电流为（设XC1=XC2）
同理，容易得到N侧各相电容电流为
图14-7 输电线路正序π型等值电路
图14-8 输电线路负序π型等值电路
图14-9 输电线路零序π型等值电路
从理论上说，基于贝瑞隆模型的线路差动保护原理自动地考虑了电容电流的影响，是目前为止最精确的用软件实现分布电容电流补偿算法。但在贝瑞隆线路模型法的差动保护中存在采样频率和输电线路长度难以配合的问题，因此又有厂家提出了基于∏形等值电路的时域电容电流补偿的差动保护。所提出的差动保护是利用微分方程模型对瞬时值进行补偿，能够有效地消除暂态和工频稳态电容电流的影响，解决了常规工频相量补偿法仅能补偿稳态电容电流且计算数据窗较长的缺陷。
传统的电容电流补偿法只能补偿稳态电容电流，在空载合闸、区外故障切除等暂态过程中，线路暂态电容电流很大，此时稳态补偿就不能将此时的电容电流补偿。时域补偿差流采用暂态电容电流补偿方法，对电容电流的暂态分量也进行补偿。
对于不带并联电抗器的输电线路，其∏型等效电路如图14-10所示。
图14-10中各电容的电流，可以通过式（14-10）计算得到。
图14-10 不带并联电抗器线路的∏型等效电路
式中，iC为通过各个电容的电流；C为电容值；uC为电容两侧的电压降。
求出各个电容的电流后，即可求得线路各相的电容电流。既然不同频率的电容电压、电流都存在式（14-10）关系，因此按式（14-10）计算的电容电流对于正常运行、空载合闸和区外故障切除等情况下的电容电流稳态分量和暂态分量都能给予较好的补偿，提高了差动保护的灵敏度。
对于安装有并联电抗器的输电线路，由于并联电抗器已经补偿了部分电容电流，因此在做差动保护时，需补偿的电容电流为式（14-10）计算的电容电流减去并联电抗器电流。
并联电抗器中性点接小电抗等值电路及其相关电流、电压如图14-11所示。
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图14-11 并联电抗器中性点接小电抗等效电路图
电抗器上的电流和电压之间关系如式（14-11）所示。
将式（14-11）在时刻（t-Δt）至时刻t时间段内进行积分如下式所示。
另外，对于1000kV长线路传统的集中参数模型的距离保护，尤其是距离Ⅰ段保护其测量阻抗将受到电容电流的严重影响，往往不能满足距离Ⅰ段暂态超越小于5%的要求。
14.2.1.2 线路保护配置
特高压线路保护与超高压线路保护有所不同。超高压线路主保护采用双重化配置，根据通道条件通常采用两套高频保护、一套高频+一套分相电流差动或两套分相电流差动三种保护配置方式；而特高压线路主保护也采用双重化配置，通常采用两套分相电流差动保护，另外考虑到特高压线路光纤通道条件比超高压线路要求高，每套分相电流差动保护均采用双通道。例如第一套采用南瑞继保分相电流差动PCS-931GMM-U+PCS-925G过电压及远跳就地判别；第二套采用北京四方分相电流差动CSC-103B+CSC-125A过电压及远跳就地判别。每套分相电流差动保护具备两个光纤通道接口，两个通道同时工作。其中A通道复用2M通过1000kV线路的OPGW传输；B通道复用2M通过500kV线路的迂回OPGW传输。在任一个通道且仅一个通道故障时，不影响线路分相电流差动保护的运行。
每套线路保护配置一套远跳就地判别装置，就地判别装置与过电压保护合用。每回线路各侧的就地判别装置按双重化、“一取一”即一套就地判别装置对应一套线路保护通道的跳闸逻辑配置。远方跳闸就地判别采用分相低有功判据，任一相满足低有功判据即可。
每回线路均配置过电压保护，过电压保护采用分相电压测量元件。线路配置的过电压保护动作条件是本侧线路断路器在三相断开位置，检测到三相均过电压后，过电压保护动作后经延时通过远方跳闸回路跳线路对侧的断路器。过电压保护远方跳闸信号的发送和接收，与失灵保护及高抗保护远跳共用。第一套线路保护屏保护配置如表14-3所示，第二套线路保护屏保护配置如表14-4所示。
表14-3 第一套线路保护屏保护配置
表14-4 第二套线路保护屏保护配置
双通道2048kbit/s两个通道都复用的连接方式如图14-12所示。
图14-12 双通道2048kbit/s复用的连接方式
14.2.1.3 线路保护整定
由于特高压线路保护的特点，线路保护整定需遵照以下原则。
（1）轮断原则：在各种设定的运行方式下，进行分支系数求解及整定值校核时，会对线路两侧厂站的线路和变压器进行轮断，轮断个数的推荐原则为：1～4个元件轮断1个；5～8个元件轮断2个；9个及以上元件轮断3个。特殊方式另行考虑，对于同杆并架线路需考虑两回线同时停方式。
（2）对于分相电流差动保护，主要有以下几项规定：当故障点电流大于800A时，保护应能选相动作切除故障；应投电容电流补偿功能；在分相电流差动保护CT断线情况下不闭锁差动保护，但应相应提高差动保护启动门槛定值。在特高压建设初期，由于系统较弱，为防止CT断线时保护误动，也可在线路保护判为CT断线的情况下直接闭锁差动保护。
（3）线路保护整定采用近后备原则。条件许可时，应采用远近结合的方式，对远后备的灵敏系数不作要求。
（4）接地和相间距离保护按金属性故障来校验灵敏度。距离Ⅰ段按不伸出对侧母线整定，以可靠躲过对侧母线故障。
（5）一般情况，线路接地距离Ⅱ段定值按本线路末端发生金属性故障有足够灵敏度整定，并与相邻线路接地距离Ⅰ段或Ⅱ段配合；也可与相邻线路纵联保护配合，时间与对侧断路器失灵保护动作时间配合；相间距离Ⅱ段定值，按本线路末端发生金属性相间短路故障有足够灵敏度整定，并与相邻线路相间距离Ⅰ段或纵联保护配合；若无法配合时，可与相邻线路相间距离Ⅱ段配合整定，相间、接地距离Ⅱ段动作时间不宜大于1.7秒。
（6）若上一级线路距离Ⅱ段定值伸出对侧主变下一电压等级母线，则对相应的下一电压等级元件定值需下调整定限额；若下一级线路距离Ⅱ段定值伸出对侧主变上一电压等级母线，则距离Ⅱ段可与上一电压等级线路的纵联保护配合。
（7）正常方式下，距离Ⅲ段按与相邻线路距离Ⅱ段配合，若与相邻线路距离Ⅱ段配合有困难，则与相邻线路距离Ⅲ段配合；若与相邻线路距离Ⅲ段无法配合，则采取不完全配合。距离Ⅲ段还应可靠躲过本线路最大事故过负荷时对应的最小负荷阻抗和系统振荡周期，时间一般取1.7秒及以上。
（8）特高压同塔双回线间具有较大零序互感，由于在不同的运行工况下，双回线间零序互感影响的不确定性，接地距离保护的测量误差较大，对于保护装置只能提供一个零序补偿系数定值的情况，该零序补偿系数不能同时满足距离Ⅰ段和Ⅱ段的要求。为可靠起见，整定计算软件配合K值与整定K值要一致，统一取Kmax。距离Ⅰ段可靠系数适当缩小。最根本的方法，保护厂家应能提供Kmax、Kmin两个系数（Kmax、Kmin计算公式见Q/GDW 422-2010 6.2.8）。
（9）零序电流保护需保证相应电压等级线路高电阻性接地故障时可靠切除。反时限零序电流保护按反时限曲线整定，所有线路的反时限零流取标准反时限曲线簇，时间常数为0.4，启动值不大于400A。最小动作时间如果与反时限零流固有时间是“串联”逻辑应整定不小于0.5秒；如果是“并联”逻辑则整定不小于1.0秒。
（10）因原理不同的保护装置上下级难以整定配合，若两套纵联保护同时拒动，后备保护应能可靠且有选择性地切除故障。
（11）静稳电流按可靠躲线路正常最大负荷整定。
（12）负荷限制阻抗线应可靠躲N-1故障后单回线的稳态运行电流。
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