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2 短路试验过程及保护动作分析
2.1试验目的
本次试验利用人工方法在包含UPFC的TX I线上建立一个单相瞬时短路接地故障点，考察UPFC发生区外线路故障时线路、UPFC保护动作行为及保护配合情况，着重考察发生故障时线路重合闸动作、UPFC闭锁情况以及短时故障消失后的UPFC设备自恢复能力。图4为TX I线人工接地试验示意图。
2.2试验基本情况
2016年2月28日00时00分，天气晴，气温6℃，风力3级。TB站至XZ站2回UPFC线及UPFC均正常投运，控制方式为“双回线UPFC模式”，双回线输送功率约为50MW、XZ站至ZYM站及XZ站至XG站断面潮流为224MW（其中XZ站至ZYM站潮流为96MW、XZ站至XG站潮流为128MW）。当日00时18分09秒进行TX线I线单相瞬时人工接地短路试验。试验地点选择距离TB站直线距离1. Okm的TX I线＃19杆塔与＃20杆塔之间，靠近＃19杆塔40m处；短路形式为B相（近地相）金属接地短路，引弧熔丝采用线径1 mm2多股细铜丝；采用中国电力科学研究院研制的成套短路试验装置。
2.3保护动作过程及试验结果
接地试验过程中引弧用多股细铜丝因接地电弧而全部汽化，图5为现场短路电弧照片。发生单相接地故障后，TX I线两侧B相开关迅速跳闸并重合成功。串联变压器保护启动网侧旁路开关将线路上的串联变压器旁路，并闭锁阀组，待故障消除后成功起动装置并将线路潮流恢复至故障前的控制值。
保护动作及UPFC恢复运行过程：短路接地故障发生3ms后，串联变压器保护触发TX I线串联变压器TBS并闭锁该线串联侧阀组；线路保护启动本侧及对侧开关分别在53ms和65ms左右完成跳闸；TX I线串联变压器阀侧及网侧旁路开关分别在45ms和5Ims完成闭合；865ms和945ms后，TX I线本侧及对侧开关单相重合闸动作并重合闸成功；6 59Ims后，TX I线串联阀组解除闭锁重新启动并恢复两回单线UPFC方式运行；12 076ms后，系统执行有功及无功升降指令，恢复双线UPFC控制方式。整个过程中，TX II线及该线上UPFC保护未发生误动，线路潮流也无异常。
由TX线电流录波波形（如图6所示）可知，故障相（B相）短路电流峰值达到20kA左右，如此大的短路电流对线路以及对串联变压器线路侧的串联绕组都是考验；而非故障相（A相及C相）电流值相比接地故障之前有所增加，主要原因是故障后线路上的UPFC闭锁并退出，非故障相线路潮流恢复至自然潮流。为便于分析，录波软件将180～750ms段A相及C相正弦波形压缩成包络线，实为正常的正弦波形（下同）。
由TX线电压录波波形（如图7所示）可知，故障相（B相）电压在故障线路跳闸后迅速衰减，而同样因为故障后线路上的UPFC闭锁并退出，串联变压器被旁路，非故障相（A相及C相）电压值相比接地故障之前有略微升高。
故障相（B相）串联变压器绕组首端电流录波波形如图8所示。该电流值取自串联变压器高压侧套管电流互感器（尾端与首端电流大小相等、方向相反）。串联变压器在线路侧配备了绕组首端过流、尾端过流保护。
