区域距离保护论文

2024-12-30

区域距离保护论文（精选7篇）

区域距离保护论文篇1

随着电网规模的日愈增大、运行特性日愈复杂,电网安全稳定运行及供电可靠性要求越来越高[1]。当变电站保护系统二次直流电源丢失后(保护装置电源及操作电源丢失),该变电站的所有保护装置均将无法正常工作,因此站内的主变、母线以及输电线路等设备均将失去保护,一旦系统发生故障,本站将无任何保护可以动作,必需等其他相邻变电站的远后备保护延时动作来隔离故障。由此可见目前基于就地信息的电力系统保护与控制技术已经表现出一定的局限性,不能完全满足大型城市电网供电安全性、稳定性和可靠性的要求。

近些年来,通信、计算机、自动化等技术取得了突飞猛进的发展,电子式互感器、光学互感器、智能一次设备等相继研发成功,IEC 61850规约和统一建模的逐渐推广和完善,使得站内消息的获取、共享和互操作技术日益成熟。现有保护与控制技术已经从站域层面向区域层面扩展,实现了基于变电站的区域电网信息共享的保护控制策略,利用电网多维信息来进一步完善和提升继电保护性能、优化控制策略,使电网逐渐呈现出自愈、兼容、集成、优化等智能新特征[2,3,4,5,6],这些技术的发展给变电站二次直流失电的判别及其相应保护策略的研究带来了新的契机。

1 区域保护控制系统简介

以变电站为对象,按照分层分布的原则来配置整个区域保护控制系统[7,8,9,10],一般选择由几个变电站构成的小型区域电网、配置一个区域控制中心系统、若干个站域保护与控制系统组成,其具体配置方法为:在区域电网的每个变电站布置区域保护控制子站,子站为面向变电站的集中式保护,其保护功能包含全线速动的线路纵联保护、主变差动保护及母线差动保护、断路器失灵保护等,实现保护的冗余和优化,完成并提升变电站层面的保护功能;在任意一个变电站布置区域保护控制主站,对整个区域系统内的电网运行信息进行采集、处理和最终决策,与区域保护控制子站协调完成区域范围内的控制保护功能。

针对常规变电站,可以使用合智一体装置将各变电站内各个主变、各条线路的电压、电流及开关量等信息转化为数字量,通过采样值(SV)和面向通用对象的变电站事件(GOOSE)方式传输给区域保护主站、子站装置,并接受主站、子站装置发出的GOOSE命令进行控制。针对智能化变电站,可以将区域保护主站、子站装置直接接入过程层网络,直接得到相关SV和GOOSE信息,并输出跳闸及相关信号;主站与子站之间、子站与子站之间通过区域过程层通信网相互连通,协调完成某一区域电网内的所有保护与控制功能,其总的系统架构如图1所示。相对成熟的区域保护控制系统为变电站二次直流失电的判别以及相应保护策略的研究奠定了良好的基础。

2 变电站二次直流失电的判别

根据变电站二次设计规范要求,保护二次直流电源和通信电源回路需独立设计,由此可知当保护二次直流电源回路失电时,通信电源回路仍然正常,故可以将保护二次直流电源失电信号通过测控装置和通信装置传送到对侧变电站,以此为切入点进行变电站保护系统二次直流失电的判别,其具体判别方法如下:

(1)将变电站保护系统二次直流电源失电告警接点引入到通信小室测控装置(由通信电源供电)的I/O(开入/开出)的开入,然后把MSTP(基于SDH的多业务传送平台)设备的通信带宽分为独立的保护带宽和测控带宽,保护带宽传送保护信息,测控带宽传送测控设备接入的失电开入信息。

(2)接收端变电站子站装置实时检测接收到的对侧信息,通过比较保护带宽和测控带宽的信息,准确区分是对侧变电站二次直流电源丢失,还是保护装置本身故障,或是通信回路故障,从而实时给出对侧变电站的二次直流电源是否丢失的判断。

以图2所示4个变电站的系统为例进行说明,共有A、B、D 3个变电站与C变电站相连,每个变电站均配置1台区域保护控制子站,同时在A站配置1台区域保护控制主站。

以A站、C站为例进行变电站内的接线说明,其他变电站的接线及逻辑判断均相同。假设C站发生保护系统二次直流电源丢失,将C站保护直流电源屏的直流电源丢失告警接点(失电接点)接入到通信小室测控装置的I/O开入,测控装置通过通信带宽将失电信息经光纤传送到对侧A站,同时C站子站装置通过保护带宽将保护信息经光纤也传送到对侧A站,其站内接线如图3所示。

A站子站装置同时接收对侧C站来的保护信息和失电信息,通过综合分析比较,实时给出对侧C变电站的二次直流电源是否丢失的判断。判断依据如下:

(1)测控带宽数据接收正常且收到对侧失电信息,同时保护带宽数据接收中断,判断为对侧保护系统二次直流电源丢失;

(2)测控带宽和保护带宽数据接收均中断,判断为通信回路故障;

(3)测控带宽数据接收正常且未收到对侧失电信息,保护带宽数据接收中断,判断为对侧保护装置故障或者保护装置通信接口故障;

(4)测控带宽数据接收中断,保护带宽数据接收正常,判断为对侧测控装置故障或者测控装置通信接口故障。

A站子站装置判别出C站保护系统二次直流失电后,将此状态通过区域过程层通信网传送至A站的主站装置。B站、D站处理方式与A站类似,主站装置根据接收到的A、B、D 3个变电站的信息进行变电站直流电源丢失的综合判断,以增强判断的可靠性,从而减少误判几率,其判别逻辑如图4所示。

综上可见,当变电站保护二次直流失电时,借助于独立电源的测控和通信回路将失电信息传送到远端变电站,由主站装置和子站装置协作实现了变电站保护系统二次直流失电的远端判断,为远端变电站后续研发新的保护和测控策略,从而为实现快速隔离故障提供了条件。

3 基于变电站二次直流失电的区域距离保护

区域距离保护系统依附于区域保护控制系统,其一般选择由几个变电站构成的小型区域电网为对象进行配置,以图2所示的系统为例,当C站发生保护系统二次直流失电后,C站以及与之相连的AC线、BC线、CD线为C站失电区域(即图2中虚线椭圆所围区域,也即CB1、CB3、CB5开关所围区域,CB指断路器)。主站在判别出C站失电后,以C站失电区域为保护对象,以相邻的A、B、D子站信息构建区域距离保护系统。

在每个保护子站装置中配置区域距离保护元件,该元件为方向距离继电器,按照包含下一级线路全长或者包含对侧变电站主变低压侧原则整定,若判断故障点在方向距离继电器阻抗范围内,则将动作信息上送给主站装置。如图2中AC线的F1点发生故障,A子站的CB1、B子站的CB3、D子站的CB5处的方向距离继电器均可感受到阻抗元件动作,并将动作信息上送给主站。

主站装置根据区域电网网络拓扑,接收到与失电的C站有联系的A、B、D子站的区域距离元件均动作,则认为C站失电区域内发生故障,结合C站保护直流失电状态,经整定延时确认后,主站区域距离保护动作,分别发跳闸命令给A、B、D子站,A、B、D子站收到主站发来的跳闸命令,分别跳开CB1、CB3、CB5开关,完成故障的快速隔离。若某个子站的线路开关在分位,假设图2中B子站的CB3开关在分位,在C站失电区域内发生故障时,CB3处感受不到故障电流,其区域距离元件不会动作,将导致主站区域距离保护拒动,故对于开关分位状态,等同于子站的方向距离继电器阻抗元件。主站区域距离保护逻辑如图5所示。

4 RTDS仿真试验

为了考核区域距离保护在变电站保护二次直流失电且失电区域内发生各种故障情况下的动作行为,搭建了如图6所示的RTDS试验仿真系统,采用典型的双端电源供电试验系统,其中在A站配置1台区域保护主站以及1台区域保护子站、B站和C站分别配置1台区域保护子站。

RTDS测试系统连接关系如图7所示,其中区域过程层通信网将保护带宽和测控带宽相互独立配置,模拟B站发生变电站直流失电,即B站直流失电接点动作且B站区域保护控制子站装置无法运行。

试验系统共设置F1至F5共5个故障点,其中线路上的故障点F1和F3的故障距离可以灵活控制。试验时,子站A和子站C区域距离元件按照包含下一级线路全长整定。重点进行了如下试验:

(1)线路AB上F1发生各种故障时保护的动作考核;

(2)线路BC上F3发生各种故障时保护的动作考核;

(3)B站母线F2发生故障时保护的动作考核;

(4)A站母线F4发生故障时保护的动作考核;

(5)C站母线F5发生故障时保护的动作考核。

试验结果如表1所示,结果表明:当变电站保护二次直流失电且发生失电区域内系统故障时,文中提出的区域距离保护将快速、可靠地将故障隔离,不再单纯依赖于传统长延时的远后备保护,而发生失电区域外系统故障时,区域距离保护不会误动,从而提升了区域电网整体的保护性能以及整个系统的供电可靠性。

5 结束语

基于分层分布原则的区域保护控制系统总体架构及具体构建方式,针对变电站保护系统二次直流失电时发生失电区域内系统故障时无法快速切除的问题,提出了一种实现变电站保护系统二次直流失电的有效判别方法,并提出了区域距离保护的整体方案。借助于独立电源的测控装置和通信回路,实现了变电站保护系统二次直流失电的有效判别,以该变电站失电区域为保护对象构建的区域距离保护,可快速识别和隔离区内故障,保障了区域电网的安全稳定运行。文中提出的基于变电站二次直流失电的的区域距离保护系统已在国内某区域电网中投入实际应用,运行稳定。

参考文献

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[3]王超,王慧芳,张弛,等.数字化变电站继电保护系统的可靠性建模研究[J].电力系统保护与控制,2013,41(3):8-13.

[4]薛禹胜,雷兴,薛峰,等.关于电力系统广域保护的评述[J].高电压技术,2012,38(3):513-520.

[5]李杰,李纲,陈希.承载电力广域控制信息的复杂网络可靠性研究[J].南方电网技术,2012,6(3):103-106.

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远距离上保护层开采保护效果分析篇2

长期的理论研究和突出危险煤层开采实践表明, 保护层开采技术是最有效、最安全和最经济的防治煤与瓦斯突出的措施[1]。通过保护层的开采, 采空区顶 (底) 板邻近煤岩层发生破坏、移动和变形, 引起顶 (底) 板煤岩体应力场与裂隙场的重新分布[2], 为邻近煤层的卸压瓦斯抽采提供了有利条件。保护层开采结合卸压瓦斯抽采, 可以有效地降低煤层的瓦斯含量, 消除突出煤层的煤与瓦斯突出危险性。正是由于保护层开采具有高度的实用性和可靠性, 因此《防治煤与瓦斯突出规定》明确提出区域防突措施应当优先采用保护层开采技术[3]。沈阳红菱煤矿保护层7煤和被保护层12煤层间距达到72 m, 通过对7煤和12煤工作面回采期间的瓦斯涌出量的统计分析, 并实测12煤瓦斯压力的变化规律, 初步论证了7煤作为保护层开采的有效性, 为矿井的瓦斯治理提供数据支持。

1 矿井及实验区概况

红菱煤矿位于辽宁省沈阳市苏家屯区红菱堡镇, 核定生产能力为200万t/a。含煤地层为石炭系太原组和二叠系山西组, 共含煤14层。山西组含煤1~7层, 太原组含煤8~14层。自建井以来, 红菱煤矿发生过百余次煤与瓦斯突出事故, 突出灾害严重。

西三采区位于红菱煤矿西翼-780 m水平, 采区含煤地层为山西组和太原组, 采区内主采煤层为7煤和12煤。其中7煤平均厚度为2.30 m, 12煤平均厚度为5.80 m, 煤层倾角为4°~9°, 赋存稳定, 7煤和12煤的平均层间距约为72 m, 煤层柱状如图1所示。

2 上保护层开采保护垂距

保护层开采作为一种区域瓦斯治理措施, 影响其效果的优劣最主要的参数为保护垂距的确定, 《防治煤与瓦斯突出规定》中给出的上保护层与被保护层之间的最大保护垂距如表1所示。

最大保护垂距S上计算公式为:

S上=S′上β1β2

式中S′上—下保护层和上保护层的理论最大保护垂距, m;

β1—保护层开采的影响系数;

β2—层间硬岩 (砂岩、石灰岩) 含量系数, 以η表示在层间岩石中所占的百分比, 当η≥50%时, β2=1-0.4η/100, 当η<50%时, β2=1。

西三采区范围内7煤与12煤的煤层倾角为4°~9°, 属于近水平煤层, 经过计算得出, 7煤作为上保护层其最大的保护垂距为46 m。7煤与12煤的层间距达到72 m, 12煤处于最大保护垂距范围之外, 但是上述规定没有考虑保护层开采厚度对被保护层的影响作用, 煤层的开采厚度对岩层的移动变形影响较大, 下伏煤岩层在上保护层开采后卸压, 发生底鼓膨胀, 出现拉张裂隙, 透气性增加, 形成底鼓裂隙带和底鼓变形带。生产实践发现, 底鼓裂隙带的高度为18~20倍采高。在底鼓变形带内, 当量层间距不大于50 m时, 被保护层均可消除突出危险[4,5]。

7煤回采高度为2.4 m, 其当量层间距仅为30 m, 虽然层间距超出了规定给出的最大保护垂距, 但仍然处于7煤采动的底鼓变形带内, 仍可得到一定程度的卸压。

3 保护层开采效果验证

为了分析7煤采动对12煤的影响, 对7煤工作面瓦斯涌出量进行了统计, 并对比了12煤在保护范围内外不同区域的工作面瓦斯涌出量, 结合现场实测12煤瓦斯压力, 对远距离上保护层的保护垂距进行验证。

3.1 保护层工作面瓦斯涌出量分析

选择7煤层3701工作面作为保护层工作面瓦斯涌出量考察对象, 其抽采量、风排量变化和绝对瓦斯涌出量与回采进尺的关系如图2所示。

在3701工作面回采初期绝对瓦斯涌出量约为15.16 m3/min, 在采空区初始来压时, 工作面瓦斯涌出增加到27.61 m3/min, 则可知采空区瓦斯涌出约为12.45 m3/min, 约占工作面瓦斯涌出量的45.1%, 该煤层瓦斯涌出量为15.16 m3/min, 约占工作面瓦斯涌出量的54.9%。随着工作面的推进, 瓦斯涌出量迅速增加, 平均绝对瓦斯涌出量达到43.06 m3/min。

在工作面推进的前60 m内, 即工作面推进距离小于一倍层间距时, 12煤受采动影响作用尚未显现。工作面瓦斯涌出的主要来源为7煤层本身, 随着工作面的继续推进, 下伏煤岩层发生底鼓膨胀, 裂隙逐渐发育, 12煤卸压作用开始显现, 大量卸压瓦斯通过采动产生的裂隙上浮运移至7煤工作面, 造成瓦斯涌出量的增加。

3.2 被保护12煤层瓦斯压力变化

瓦斯压力是预测煤层突出危险性的区域指标之一。为了确定7煤层开采对12煤层的卸压效果, 现场在12煤的底板施工穿层测压钻孔测定了7煤3700工作面影响范围内的12煤瓦斯压力。压力表安装完毕, 经过一段时间的平衡后, 实测的最大瓦斯压力达到5.8 MPa, 此时3700工作面位置距测压点的水平距离约为100 m, 因此认为测得的瓦斯压力为未受7煤采动影响的12煤原始瓦斯压力。再由12煤的煤样工业分析参数和测得的12煤瓦斯压力, 计算得到12煤的原始瓦斯含量达到22.90 m3/t, 瓦斯压力和瓦斯含量均大于突出危险性临界值。随着3700工作面 (下转第53页) (上接第45页) 的回采, 当工作面推进至测压点垂直上方时, 瓦斯压力迅速下降至0.64 MPa以下。虽然受观测时间的限制, 尚不能说明此时的压力为12煤最终的瓦斯残余压力, 但通过压力数值的变化, 能够充分证明7煤的开采对12煤具有一定的卸压作用。

4 结论

(1) 计算得出, 红菱煤矿7煤层作为上保护层其理论最大保护垂距为46 m。12煤虽处于计算得到的最大保护垂距范围之外, 但其相对当量层间距仅为30 m, 仍处于底鼓变形带内。通过分析瓦斯涌出量的变化规律发现, 12煤受7煤回采的影响, 部分卸压瓦斯能通过层间裂隙上浮运移至7煤层回采工作面中。

(2) 处于7煤保护范围内的12煤受7煤采动卸压影响, 瓦斯压力迅速下降, 实测的最大瓦斯压力可由5.8 MPa下降至0.64 MPa以下, 卸压保护作用较为明显, 7煤作为超远距离上保护层可对12煤起到有效的保护作用。

参考文献

[1]俞启香.矿井瓦斯防治[M].徐州:中国矿业大学出版社, 1992

[2]钱鸣高, 缪协兴, 等.岩层控制的关键层理论[M].徐州:中国矿业大学出版社, 2003

[3]国家安全生产监督管理局, 国家煤矿安全监察局.防治煤与瓦斯突出规定[M], 北京:煤炭工业出版社, 2009

[4]程远平, 俞启香.煤层群煤与瓦斯安全高效共采体系及应用[J].中国矿业大学学报, 2003, 32 (5) :471-475

系统振荡时距离保护的对策篇3

稳态下电力系统运行频率非常接近额定频率。所有发电机运行在同一个速度下,发电机速度控制器控制电机转速使其接近于额定值。如果发生扰动,平衡被打破,根据电机转子自身的运动规律,转子会加速或减速。如果一个电机比另一个转的快,其转子角位置会超前,慢速电机上的一部分负荷会转移到快速电机上,转移的负荷数量决定于两电机间的角度差。超过极限后,角度差的增大会伴随着传输功率的降低,使角度差更大,引起系统失步[1]。

诸多文献对振荡特征进行了研究[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12]。系统间的失步会影响继电保护。一些保护系统,如差动继电器不受影响;其它继电器,如过流、方向过流、距离等会受影响。失步时,距离继电器的测量阻抗是一个以两侧电源角度差δ为变量的函数。如果测量阻抗进入距离继电器动作区,距离继电器将会动作。因一段距离元件没有延时,在振荡时最易动作。

电力系统失稳后,国内一般采用切除负荷、投入水轮发电机等措施,使系统重新进入稳定状态,或由稳定控制设备将系统分离。为避免振荡时距离继电器误动,线路保护中应有振荡闭锁措施。

国内常用的振荡闭锁方法是在启动150 ms后闭锁距离保护,振荡中再故障,则使用故障开放元件重新开放保护。国外的线路保护产品一般利用阻抗变化速度的差异来区分振荡与故障,并在阻抗进入继电器动作区前闭锁距离元件,当阻抗离开动作区后再延时开放保护。一般认为,国外的振荡检测方法有其缺点[5]:(1)若失步振荡周期较短,则不能实现闭锁;(2)暂态稳定破坏时若振荡很快发展起来,可能来不及闭锁。

振荡后,如果线路上发生不对称故障,一般采用检测不平衡电流的方法。对于对称故障,常用方法是测量振荡中心电压

其中:φ1是正序电流电压的夹角,U1为正序电压。当UOS数值小时,延时开放。国外产品的常用办法,如果正序阻抗在停留在某范围超过了规定时间,就解除振荡闭锁。

目前的振荡中三相故障检测方法有一个基础,即认为振荡时测量阻抗在阻抗平面的移动速度在整个振荡周期中是相同的,即假定δ在一个振荡周期中的角速度是不变的,根据这个条件来确定振荡解锁条件的延时。这个条件一般是成立的,但也有不同的情况。动模实验中,注意到振荡时δ的速度并不均匀,特别是振荡逐渐平息时,δ可能长时间停留在180°附近,即角速度会变小。这会使得上述的振荡闭锁方法失效,引起保护误动。

本文对此现象做了分析,并提出了解决办法。

1 振荡平息时保护易误动的原因

图1为500 kV、400 km长距离双回路输电系统模型,N厂经500 kV无互感双回输电线路与L系统相连,线路长度为400 km,N厂装有4台发电机组,总装机容量为2 100 MW,N厂经负荷变压器还接有负荷,负荷变压器的额定容量为1 200 MVA,所带负荷容量为1 000 MW,其中电动机负荷占65%左右,电阻性负荷占35%左右。L系统为一地区等值系统,有大、中、小三种运行方式,其对应的短路容量分别为20 000 MVA、10 000 MVA和3 000 MVA。

系统稳定运行时,功率由发电机送往系统。为考核保护在系统振荡中的保护行为,需要采取措施,使系统从稳态运行转入振荡状态。一种方法是增加N侧发电机的输入功率,当输入功率超过稳定极限时,N侧发电机和L侧等值系统间开始振荡。另一种方法,是使系统在重负荷运行时,断开一回线路,系统也可以进入振荡状态。实验结束后,需要将动模系统从振荡状态再转为稳定允许状态,这可以通过调节发电机输入功率的办法来达到目的,逐步减少发电机的输入功率,直到进入同步运行。

测试中,发现当振荡平息时,保护有时误动。图2记录了保护误动时的振荡电压电流波形。其中UNa表示N端A相电压,INa表示N端A相电流,TN表示N侧跳闸触点的状态。图中横坐标为采样点,每周采样40点。从录波图中可以看出,振荡周期为1.341 s,在0.873 s时保护误动。

为分析误动的原因,计算了线路两侧保护安装处的正序电压及其夹角,绘于图3。其中:UNa1和ULa1分别表示N端和L端的正序电压;δ表示两侧正序电压的角度差;Ucosφ是计算的振荡中心电压。从图3可以看出,前一个振荡周期中,δ在180°附近停留了一段较长的时间。下一个振荡周期,δ增大到120°左右时再减小,以后振荡平息。

当δ=180°左右时,线路中的电流最大,和三相对称短路很相似,计算的Uos也小。图3中的第一个振荡周期的δ的角速度不是常数,在δ为180°时角速度小,δ在180°附近停留时间长。在这种情况下,目前常用的故障开放判据都会开放,线路将被误切。例如,对于测量振荡中心电压的判据,当Uos小时,延时开放保护,据测算,即使在振荡周期长达3 s,该判据也不会动作。但对于图3中的情况,虽然振荡周期为1.3 s,但δ在180°附近停留时间长,符合开放条件的时间约为160 ms,会导致保护误动。国外常用的测量振荡阻抗的变化速度的方法,也会遇到同样的问题。

需要指出,并不是每次振荡平息时,δ都会在180°附近作长时间停留,这与动模参数及当时功率调整有关系。如果现场运行中的保护遇到这种情况,会引起距离保护误动。

2 对策

如前所述,目前使用的振荡检测和故障开放方法有缺陷。本文试图在现有方法的基础上,提出一种新的振荡检测与故障开放方法,避免上述问题。

关于振荡检测,启动后160 ms就进入振荡闭锁的方法,线路保护会频繁的进入振荡闭锁流程,此后如果发生故障会延迟保护动作时间。相比而言,利用阻抗变化速度的差异来区分振荡与故障的方法,很有吸引力,但有时可能检测不出振荡。考虑到系统中的第一个振荡周期一般较长,本文采用双遮挡线检测振荡的方法,检测出第一个振荡周期即闭锁距离保护,振荡平息后解除闭锁。

对于振荡平息时,δ在180°附近长时间停留导致误动的问题。本文使用了一个阻抗双遮挡线元件作为振荡进程检测元件,如图4所示,图中R1、R2是定值,Z是测量阻抗,当测量阻抗在图中阴影区停留的时间超过一预定时间定值Tos时,振荡进程检测元件动作。对于对称故障,仍采用测量振荡中心电压解除振荡闭锁的原理。当振荡进程检测元件未动作时,延时150 ms开放振荡闭锁。振荡检测元件动作后,加长解锁判据的延时,例如,延时改为200 ms,这是一个经验值。对于Tos值的选取,考虑到振荡过程中,如果振荡周期较短,采用测量Uos解除振荡闭锁原理的距离保护不会误动;而振荡将要平息时,振荡周期一般较长,如果δ停留在180°左右的时间较长,距离保护就可能误动,因此振荡进程检测元件目的是检测出振荡周期较长的振荡,Tos的取值要结合双遮挡线的电阻定值选取,一般可以取的长一些,本装置做振荡实验时,采用400km线路模型,R2躲过负荷电阻,R1取二段阻抗定值的电阻值,Tos选取为60 ms,可以检测出振荡周期大于500 ms的振荡。

和目前广泛使用的振荡检测及解锁方法相比,本方法有以下特点:

(1)系统发生扰动后,如果未振荡,或振荡但振荡中心未落在本线路上,保护不会被闭锁,发生故障时能快速动作。

(2)振荡周期短时,考虑到系统的第一个振荡周期总是较长,本判据能够可靠检测出振荡,进入振荡闭锁,直到振荡平息后才解除闭锁。保护不会因检测不出振荡而误动。

(3)振荡将要平息时,δ可能在180°附近作长时间停留,保护不容易误动。

振荡后,在一个振荡周期中不同的时刻发生对称故障,保护会以不同的延时动作。如果振荡进程检测元件动作后发生对称故障,保护的动作时间有所延长。

3 实验验证

为考核本方法的实际效果,在动模系统上做了大量的实验。动模系统如图1所示。实验主要有两个目的:

(1)系统启振过程及振荡平息过程中,检测保护是否误动。分别在L侧系统的三个不同容量下做了实验。

(2)在振荡过程中,包括δ在0°、180°、360°附近,在三个故障点K10、K11、K12发生故障,检查保护是否拒动。

实验结果证明,保护在系统启振及振荡平息过程中不会误动;在δ为0°、360°附近发生故障保护能快速动作;在δ为180°附近时发生故障,因为振荡过程检测元件可能已经动作,这取决于振荡周期和振荡进程检测元件中的延时设置,保护动作时间有所延长,这与本算法的设计是一致的。

4 结语

本文简述了系统振荡对线路保护的影响,简述了目前广泛采用的振荡检测及解除闭锁的方法及其优缺点。通过对动模实验录波数据的分析,注意到振荡平息时,两侧电源的电势角度差有时在180°附近停留一段较长的时间,这会导致目前的对称故障解锁方法失效,保护误动。针对这一新的情况,结合目前常用的振荡检测及解锁方法,本文提出了解决方法,较好地解决了这一问题,并对目前使用的方法有所改进。通过详尽的动模实验,验证了本文所提方法的有效性。在振荡平息时不会误动,在δ为0°、360°附近发生故障,动作速度不受振荡过程检测元件的影响,在δ为180°左右发生故障时,动作时间有所延长。

摘要：通过对高压输电线路动模实验录波数据的分析,注意到振荡平息时,两侧电源之间的电势角度差有时会在180°左右停留一段较长的时间,这会导致目前常用的对称故障解锁方法失效,导致保护误动。针对这一情况,结合目前常用的振荡检测及解锁方法,提出了解决方法,通过两个电阻元件检测振荡速度,根据振荡速度实时地改变三相故障解锁判据的延时,较好地解决了这一问题。通过详尽的动模实验,验证了所提方法的有效性。

关键词：电力系统,输电线路,距离保护,振荡闭锁,故障开放

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距离保护躲过渡电阻能力研究篇4

短路故障点的过渡电阻是影响距离保护正确工作的因素之一[1]。当线路发生接地短路时,由于过渡电阻的存在,必将引起测量阻抗的变化,从而对接地距离保护的正确工作带来影响。

本文通过分析单侧电源线路和双侧电源线路出口故障时过渡电阻对不同距离保护工作的影响,比较传统型距离保护、自适应距离保护、神经网络距离保护躲过渡电阻特性的各自优缺点,提出了基于人工神经网络的自适应距离保护硬件设计和工作原理[2]。

1 传统型距离保护

传统型距离保护是反应故障点至保护安装地点之间的距离(或阻抗),并根据距离的远近而确定动作时间的一种保护装置。该装置的主要元件为距离继电器,它可根据其端子上所加的电压和电流测知保护安装处至短路点间的阻抗值,此阻抗称为继电器的测量阻抗。当短路点距保护安装处近时,其测量阻抗小,动作时间短;当短路点距保护安装处远时,其测量阻抗增大,动作时间增长,这样就保证了保护有选择性地切除故障线路。

当系统短路存在过渡电阻时,将使传统型距离保护的测量阻抗发生变化,从而可能造成保护的不正确动作[3]。

1.1 单侧电源线路上过渡电阻的影响

如图1所示,当线路F-G始端经Rf短路,则保护2的测量阻抗为Zm2=Rf,保护1的测量阻抗为Zm1=ZE-F+Rf。当Rf较大时,可能出现Zm2已超出保护2第Ⅰ段整定的特性圆范围;而Zm1仍位于保护1第Ⅱ段整定的特性圆范围以内的情况,如图2所示,此时两个保护均以第Ⅱ段的时限动作,从而导致保护无选择性地跳闸。

1.2 双侧电源线路上过渡电阻的影响

如图3所示的双侧电源线路上,如在线路F-G的始端经过渡电阻Rf单相短路时,分别为两侧电源供给的短路电流,则流经fR的电流为,此时母线E和F上的残余电压为

则保护2和1的测量阻抗为

其中,α表示超前于的角度。当α为正时,测量阻抗的电抗部分增大,从而使保护范围缩短,有可能造成保护拒动;而当α为负时,测量阻抗的电抗部分减小,使得保护范围延长,有可能引起保护误动作,导致距离保护的稳态超越。

2 自适应距离保护

四边形阻抗继电器是极为常见的一种继电器,如图4所示,它是自适应距离保护主要采用的特性元件,在相间和接地保护中应用都很广泛[4]。

2.1 过渡电阻对自适应距离保护的影响

如图5所示系统中,当只有单侧电源时,有

在继电器中的测量阻抗为

其中,Z1 l为故障线路在不考虑过渡电阻影响时的测量阻抗,设为Zl。

由图6可见,测量阻抗ZJ的电抗值Xm与过渡电阻Rf无关,既过渡电阻Rf对测距无影响[5]。

但在双侧电源输电线路,由于对侧电源对Rf有助增电流作用下,对继电器测量阻抗产生了一定的影响。本文以A相经过渡电阻Rf接地故障为例,分析在双侧输电系统接地距离保护的原理。

如图7所示为双端电源线路发生单相接地短路,过渡电阻为Rf,短路电压为,则可列故障点处的电压方程为

保护安装B1处母线上的电压为

假定线路的正序阻抗等于负序阻抗,上式可整理为

故障测量阻抗为

其中:为流过接地电阻的过渡电流;为流过故障线路的电流。

则附加测量阻抗为

ZR为过渡电阻Rf在保护测量阻抗中引起的附加测量分量,当两侧电源存在电势相位差时,流过保护的电流和流过故障点的电流不再同相,ZR就有电抗分量,造成附加测量阻抗ZR与阻抗ZL在复坐标平面上的不平行[6]。

令

式中,a为的相角差(称为倾斜角),当a≠0时,这时1B侧的保护测量阻抗值ZJ中的电抗值可能大于或小于短路电抗值,从而会引起保护范围内拒动或超越误动现象[5]。

因此,自适应距离保护的主要研究是当双电源的输电线路发生过渡电阻短路时,采取自适应式的阻抗元件。使阻抗继电器的动作特性边界以整定阻抗矢量为轴心,通过旋转倾斜角a以消除过渡电阻的不利影响[7]。如图8、9所示。

但在实际线路上,保护是测不到流过过渡电阻的电流,角度a也无法直接测量到。为了实时计算倾斜角a,就需要进行复杂的计算。因此,自适应距离保护从根本上摆脱不了整定计算的复杂过程。

3 采用人工神经网络的自适应距离保护

采用ANN构成的自适应接地距离保护系统,按电力系统实时状态自动设置倾斜角α,其原理图如图10。站计算机采集所需的电压、电流量,经过处理,将相关的数据送回保护系统,由ANN估算倾斜角α以供距离保护应用。

此方法的基本思想是基于现时运行的继电保护中,当某段线路发生非金属性短路时,过渡电阻的阻值在实际线路保护中是不能被确定的,因此,流过过渡电阻的电流在保护中也是测不到的,这使得通过计算倾斜角a来实现自适应距离保护的算法变得复杂化、非线性化。通过把人工神经网络引入到自适应距离保护,对需要保护的双端输电线路用PSASP(电力系统分析综合程序)进行仿真。对仿真线路进行大量试验以获得相关数据信息,以计算出倾斜角a。再把实际保护线路能测得的数据结合已经计算出的倾斜角a一起输入到三层BP网络进行训练,以获得一个训练好的三层BP网络。当线路发生短路时,通过把线路的实时测量数据输入到已训练的BP网络中,ANN就能估算出倾斜角a,以实现人工神经网络在自适应距离保护的应用。

人工神经网络所具有的并行运算能力、极强的自适应性、高度的鲁棒性和容错能力,对于非线性系统的求解比传统计算方法有着无与伦比的优势,它解决了某些传统计算方法难于求解或不能求解的问题,很适合于处理电力系统这样复杂的非线性大规模动态系统。近十几年来,ANN在故障诊断、智能控制、继电保护、优化运算、负荷预测等方面有相当多的应用研究成果出现[8]。

4 模型的建立和仿真

本文以广东韶关电网的南水电厂到泉水电厂双端电源供电线路为实例利用PSASP(电力系统分析综合程序)进行短路模拟分析,如图11所示。

在南水电厂到泉水电厂双端电源供电线路PSASP仿真模型中,以母线3(通济站)到母线4(#48站)这段母线发生A相过渡电阻短路,短路点任取,过渡电阻设成特定数值,进行短路仿真测验,把仿真得到的数据记录下。

将短路仿真数据中的零序阻抗电阻部分R0、电压UA、电流IA、A相阻抗角ϕ与保护安装处到发生短路处的正序阻抗的电阻部分R1作为BP神经网络的原始输入数据,以倾斜角α作为BP神经网络的原始目标数据,进行网络训练。当实际线路中发生过渡电阻短路时,继电保护装置只要测出上述五个输入数据,就能通过已训练的BP网络自动预报出期望倾斜角a1。

如表1所示为南水电厂到泉水电厂双端电源供电线路发生过渡电阻短路时,实际计算出的倾斜角a和期望倾斜角a1的比较误差。

由表1可见,网络的预报误差比较小,因此,性能可以满足实际应用的要求。

5 结论

1)传统距离保护在多电源网络甚至复杂电网中距离保护能较好地满足动作的选择性要求。但是传统的距离保护也存在着几个主要的缺点,其中短路点过渡电阻就是影响距离保护正确工作的因素之一。

2)自适应距离保护的测量电抗能比较准确地反应故障点位置,受负荷的影响比较小,耐过渡电阻的能力比较强,在有效防止超越的情况下扩大了距离保护的范围,大大提高了距离保护的性能.其主要缺点是计算的复杂化,非线性化。

3)神经网络距离继电器,其结构简单,易于实现。若替代传统的阻抗继电器,因为对系统工况和过渡电阻有自适应性,能够在较大的系统工况和过渡电阻变化时获得长而稳定的保护范围,具有其独特的优势。

参考文献

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基于参数识别的时域长线距离保护篇5

距离保护作为线路保护的基本组成部分,其工作性能对电力系统的安全稳定运行有着至关重要的作用,因此对距离保护的要求也越来越高。如何改进和提高长线路距离保护的性能一直是继电保护领域中一个极其重要的研究课题。

文献[1,2,3,4,5]采用RL集中参数线路模型,利用解微分方程计算故障等值阻抗。该算法忽略了线路分布电容的影响,对于高压长距离输电线路分布电容产生的高频分量使阻抗计算出现较大误差,可能导致距离保护暂态超越。文献[6,7]采用集中∏形或T形线路模型,该模型增加了接地电容支路,使微分方程的阶数增加,从而降低了微分方程算法的数值稳定性和测量阻抗的稳定性。文献[8]采用贝瑞隆线路模型计算故障距离,该算法不受分布电容的影响,但需要从输电线路两侧分别向另一侧计算沿线各点电压分布,对采样频率要求很高,且计算量较大。文献[9]先将长线路进行分段,再应用解微分方程法算出线路阻抗,该文没有对如何确定靠近故障的分段点问题进行论述。文献[10]利用工频量补偿算法,考虑到线路分布电容,在工频下对补偿前后距离保护测距误差进行了分析,该方法的关键在于从故障后的信号中快速准确地提取工频分量,因此受衰减非周期分量以及各次谐波的影响较大,且滤波过程降低了保护动作速度。

本文针对目前距离保护由于采用集中参数线路模型,在长线末端故障时动作性能不佳、存在暂态超越的问题,给出一种基于分布参数模型的距离保护时域算法。在基于分布参数模型的输电线路沿线电压、电流计算中,通过引入插值法解决了由于采样频率低导致的时域中利用线路首端电气量不能计算沿线任意点电压、电流的问题。该时域方法基于分布参数模型,不受分布电容和非周期分量的影响,动作速度快,在特高压长线路末端故障情况下仍能快速切除区内故障,保证区外故障不发生超越现象。仿真结果表明该方法降低了对采样频率的要求,提高了保护动作的可靠性,有效防止了暂态超越。

1 保护原理

1.1 单相线路保护原理

如图1所示,利用测量装置得到保护安装处M的采样数据u和i,在时域中采用分布参数线路模型计算出保护整定点E处的电压u′和电流i′,再采用RL线路模型建立微分方程识别出整定点E与故障点F之间的线路参数R或L,从而得到Df,据此计算出故障距离。

下面以单相输电线路为例说明保护原理。

首先由保护安装处的电压、电流,采用分布参数线路模型计算整定点E处的电压、电流:

${\begin{cases} u^{'} (t) = u (D_{z d}, t) \\ i^{'} (t) = i (D_{z d}, t) \end{cases} (1)$

故障点F处电压与故障电流if以及接地电阻Rg之间的关系如下:

$u (D_{z d} + D_{f}, t) = i_{f} R_{g} (2)$

将式(1)与式(2)相减得:

$u^{'} (t) = u (D_{z d}, t) - u (D_{z d} + D_{f}, t) + i_{f} R_{g} (3)$

设Δu=u(Dzd,t)-u(Dzd+Df,t)表示整定点到故障点的电压降落,当采用RL线路模型时可以用整定点处电流来表示:

$Δ u = (r i^{'} + l \frac{d i^{'}}{d t}) D_{f} (4)$

式中:r和l分别为单位长度的电阻和电感。

将式(4)代入式(3)得:

$u^{'} (t) = (r i^{'} + l \frac{d i^{'}}{d t}) D_{f} + i_{f} R_{g} (5)$

假定故障点处的电流if与保护安装处的故障分量电流ig同相,则

$i_{f} = \frac{i_{g}}{C_{Μ}} (6)$

式中:CM为测量端电流分布系数,为实数。

将式(6)代入式(5)中得:

$u^{'} (t) = (r i^{'} + l \frac{d i^{'}}{d t}) D_{f} + i_{g} R_{g^{'}} (7)$

式中:Rg′=Rg/CM;ig可由i减去故障前1个周期的录波数据得到;di′/dt可由三点数值微分得到。

式(7)中,只有Df和Rg′是未知量,取2个采样时刻,建立二元一次方程组可求出Df。为提高计算精度,减小参数估计波动性,故障后以ΔT为采样间隔进行N次采样,建立N维方程组,用最小二乘法求解冗余方程组,求出Df。若Dzd+Df>Dzd,故障点位于保护范围外,判为区外故障。若Dzd+Df<Dzd,则故障点位于保护范围内,判为区内故障。

1.2 保护在三相系统中的应用

该算法应用到三相系统中时,首先利用克拉克变换,将保护安装处的相电压和相电流转化为相互独立模量,采用分布参数线路模型分别计算出整定点处的模电压、电流。发生故障时,各个模分量在保护整定点处存在如下关系:

$u_{y^{'}} (t) = (r_{y} i_{y^{'}} + l_{y} \frac{d i_{y^{'}}}{d t}) D_{f} + u_{f y} (8)$

式中:y取值为0,1,2分别表示各个模分量;uy′和iy′分别为整定点m模电压和电流;ry和ly分别表示y模系统中单位长度的电阻和电感。

若发生A相单相接地故障,整定点处A相电压为:uA′=u1′+u2′+u0′,将式(8)代入,整理可得:

$\begin{array}{l} u_{A^{'}} (t) = [r_{1} (i_{A^{'}} + k_{r} i^{'}) + l_{1} \frac{d (i_{A^{'}} + k_{l} i_{0^{'}})}{d t}] \cdot \\ D_{f} + R_{f^{'}} i_{0^{'}} (9) \end{array}$

式中:iA′为整定点的A相电流;i0′为整定点零序电流;Rf′为等效故障接地电阻;kr=(r0-r1)/r1;kl=(l0-l1)/l1。

若发生BC两相相间故障或BC两相接地故障,则可采用下式进行计算:

$u_{B C} ´ (t) = (r_{1} i_{B C} ´ + l_{1} \frac{d i_{B C} ´}{d t}) D_{f} + R_{f^{'}} i_{B C g} ´ (10)$

式中:uBC′和iBC′分别为整定点的BC相间电压和电流;iBCg′为BC相故障电流分量,推导过程与单向接地故障类似。

三相故障与两相故障的计算公式相同。

2 长线路沿线电压、电流时域计算

该长线距离保护中,计算整定点的电压、电流是判别区内、区外故障的基础。单相均匀输电线路等效模型见图2,将线路的电阻按集中参数模型分别加在线路的两端和中间处,中间为无损线路模型。

由文献[11]可知,利用线路首端电压、电流计算沿线电压、电流分布的计算公式如下:

$\begin{array}{l} u (x, t) = (Ζ_{c} + \frac{r x}{4})^{2} \frac{1}{2 Ζ_{c}^{2}} [u_{m} (t + \frac{x}{v}) - (Ζ_{c} + \frac{r x}{4}) i_{m} (t + \frac{x}{v}) 2 〗 + (Ζ_{c} - \frac{r x}{4})^{2} \frac{1}{2 Ζ_{c}^{2}} [u_{m} (t - \frac{x}{v}) + \\ (Ζ_{c} - \frac{r x}{4}) i_{m} (t - \frac{x}{v}) 2 \end{array}$

$- \frac{r x}{4 Ζ_{c}^{2}} [\frac{r x}{4} u_{m} (t) - (Ζ_{c} + \frac{r x}{4}) (Ζ_{c} - \frac{r x}{4}) i_{m} (t)] (11)$

$\begin{array}{l} i (x, t) = (Ζ_{c} + \frac{r x}{4}) \frac{1}{2 Ζ_{c}^{2}} [u_{m} (t + \frac{x}{v}) - (Ζ_{c} + \frac{r x}{4}) i_{m} (t + \frac{x}{v}) 2 〗 - (Ζ_{c} - \frac{r x}{4}) \frac{1}{2 Ζ_{c}^{2}} \cdot \\ [u_{m} (t - \frac{x}{v}) + (Ζ_{c} - \frac{r x}{4}) i_{m} (t - \frac{x}{v})] - \frac{r x}{4 Ζ_{c}^{2}} (u_{m} (t) - \frac{r x}{4} i_{m} (t)) (12) \end{array}$

式中:u和i分别为距离首端x处的电压、电流;um和im分别为初始点电压、电流; $Ζ_{c} = \sqrt{l / c}$ ,为波阻抗;行波传播速度 $v = 1 / \sqrt{l c}$ ;r,l,c分别为输电线路单位长度的电阻、电感和电容。

当采样周期Ts确定,即每周期采样点的个数N不变时,如果x/(vTs)不是正整数,um(t-x/v),im(t-x/v),um(t+x/v),im(t+x/v)这4个线路首端的电气量不能通过采样值直接获得,此时不能利用式(11)、式(12)进行沿线电压、电流的计算。如果采样频率为100 kHz,相邻2个采样点间隔0.1 ms,波速度近似为光速,利用式(11)、式(12)只能计算出从线路首端开始,每相隔30 km处的电压、电流。为此可以利用t-x/v前后采样时刻的采样值通过线性插值的办法近似得到,将插值公式代入到式(11)、式(12)中,可得基于插值法分布参数模型沿线任意点电压、电流时域计算公式:

$u (x, t) = (Ζ_{c} + \frac{r x}{4})^{2} \frac{1}{Ζ_{c}^{2}} [k_{3} u_{m} (t + k_{1} Τ_{s}) + k_{4} u_{m} (t + k_{2} Τ_{s}) - k_{3} (Ζ_{c} + \frac{r x}{4}) i_{m} (t + k_{1} Τ_{s}) - k_{4} (Ζ_{c} + \frac{r x}{4}) \cdot$

$\begin{array}{l} i_{m} (t + k_{2} Τ_{s}) 2 〗 + (Ζ_{c} - \frac{r x}{4})^{2} \frac{1}{4 Ζ_{c}^{2}} [k_{3} u_{m} (t - k_{1} Τ_{s}) + k_{4} u_{m} (t - k_{2} Τ_{s}) + k_{3} (Ζ_{c} - \frac{r x}{4}) \cdot \\ i_{m} (t - k_{1} Τ_{s}) + k_{4} (Ζ_{c} - \frac{r x}{4}) i_{m} (t - k_{2} Τ_{s}) 2 \end{array}$

$- \frac{r x}{4 Ζ_{c}^{2}} [\frac{r x}{4} u_{m} (t) - (Ζ_{c} + \frac{r x}{4}) (Ζ_{c} - \frac{r x}{4}) i_{m} (t) 2 〗 (13)$

$i (x, t) = (Ζ_{c} + \frac{r x}{4}) \frac{1}{2 Ζ_{c}^{2}} [k_{3} u_{m} (t + k_{1} Τ_{s}) + k_{4} u_{m} (t + k_{2} Τ_{s}) - k_{3} (Ζ_{c} + \frac{r x}{4}) i_{m} (t + k_{1} Τ_{s}) - k_{4} (Ζ_{c} + \frac{r x}{4}) \cdot$

$\begin{array}{l} i_{m} (t + k_{2} Τ_{s}) 2 〗 - (Ζ_{c} - \frac{r x}{4}) \frac{1}{2 Ζ_{c}^{2}} [k_{3} u_{m} (t - k_{1} Τ_{s}) + k_{4} u_{m} (t - k_{2} Τ_{s}) + k_{3} (Ζ_{c} - \frac{r x}{4}) \cdot \\ i_{m} (t - k_{1} Τ_{s}) + k_{4} (Ζ_{c} - \frac{r x}{4}) i_{m} (t - k_{2} Τ_{s}) 2 \end{array}$

$- \frac{r x}{4 Ζ_{c}^{2}} (u_{m} (t) - \frac{r x}{4} i_{m} (t)) (14)$

式中:k1=[x/(vTs)];k2=k1+1;k3=x/S-K1);k4=1-k3;k3,k4∈[0,1]。

3 仿真试验

数字仿真实验采用电磁暂态程序ATP建立模型, MATLAB编程进行数据处理,分析验证理论的正确性。750 kV双侧电源仿真系统线路全长L=400 km,距离保护Ⅰ段为线路全长90%,其等效双电源系统见图3。输电线路采用分布参数模型,采样频率2 kHz,最小二乘算法采用10 ms数据窗。

m端系统参数:R1=13.3 Ω,R0=6.16 Ω,L1=847 mH,L0=51.8 mH;n端系统参数:R1=10.64 Ω,R0=55.44 Ω,L1=678 mH,L0=466.2 mH;线路参数:R1=0.013 3 Ω/km,R0=0.308 Ω/km,L1=0.847 mH/km,L0=2.59 mH/km,C1=0.012 97 μF/km,C0=0.008 27 μF/km。

图4为A相在t=0.06 s时发生单相接地故障,前1个周期和故障后2个周期电压、电流计算值与真实值对比图。从图中可以看出,计算值与实际测量值2条曲线在故障前以及故障后的暂态过程中的重合度很高,说明用式(13)、式(14)计算沿线电压、电流分布具有较高精度。

以单相接地、两相接地和两相短路故障选取不同故障距离和过渡电阻为例,对该方法进行仿真验证,仿真结果见表1～表3。其中:D=Dzd+Df表示真实的故障距离;D′表示计算所得的故障距离;2 Ω,20 Ω,50 Ω表示过渡电阻;方法1表示解微分方程法;方法2表示时域补偿算法。由表1～表3可知,采用新方法后线路保护近端故障时,保护可靠动作;线路末端故障情况下仍能快速切除区内故障,保证区外故障不发生超越现象。解微分方程算法随着故障距离的增加,误差逐渐增大,保护不能正确动作。产生误差的主要原因是线路模型误差、低采样频率下插值计算时引入的误差以及用差分代替微分带来的计算误差,但只要线路故障时保护可靠、快速动作,该方法仍是一种性能优良的保护方案。

4 结语

本文针对长线距离保护由于线路分布电容的影响,保护末端故障时保护不能正确动作,给出了一种基于分布参数线路模型的时域保护算法,推导出引入插值法后沿线任意点电压、电流的计算公式,解决了长线距离保护中由于采样频率低而不能计算出沿线任意点电压、电流的问题。仿真结果表明该方法在线路保护末端内部故障时保护可靠动作,线路保护末端以外故障时可有效克服暂态超越。该方法不需要滤掉非周期分量,有效提高了保护动作速度,且不受系统频率变化等因素的影响,可靠性高。

基于WAMS的后备距离保护方案篇6

距离保护由于其具有灵敏度高、保护区稳定等优点被广泛地应用于电力系统中。传统的单端量距离保护原理简单、设备投资小、易于实现,但是由于对端系统信息的缺失,容易受到过渡电阻的影响精度不高,可靠性较低。

为了提高单端量距离保护性能,诸多文献对其进行了研究改进[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10]。文献[1-2]在传统的单端距离保护基础上对对端系统进行了一定的假设与等效即假设故障电流与保护安装处电流同相位或将故障点后的对端阻抗等效为一个纯电感,虽然这2种算法都提高了保护耐过渡电阻的能力,但是由于对系统结构做了一定的假设,引入了原理性误差,在线路末端故障时可能引起保护的拒动或误动。因此,为了使单端量距离保护在具有较高的稳定性与可靠性的同时具备很强的耐过渡电阻能力,可以考虑将远端系统数据引入保护算法中,智能电网的逐渐成熟和广域测量系统WAMS(Wide Area Measurement System)在电力系统中的逐渐应用为这种方案的实现提供了可能。文献[11-15]提出了将WAM应用到差动保护、纵联保护、自适应保护等一些后备保护方案中,极大地提高了常规保护的性能。

本文提出了一种基于WAMS的针对单相接地故障的后备距离保护新方案。该方法依托于信息共享平台,采用比较刷新的传输模式将对端系统阻抗信息传递到保护安装处,构造精确的序分量网络模型,并在此模型中推导故障电流与保护安装处电流之间的关系,联立频域方程,推导出具有3个未知量的线性测距方程,利用矩阵束算法提取的工频量和高频量求解故障距离,进行测距式距离保护。该方法利用广域信息消除原理性误差,在保障保护稳定性与可靠性的同时提高了保护耐过渡电阻能力求解过程简单、快速,不受系统频率波动与振荡的影响,适用于单回线和双回线模型。在EMTP中进行仿真,仿真结果验证了该方法可以在高过渡电阻的情况下准确地得到故障距离,有效地提高了保护性能。

1 广域距离保护算法推导

WAMS是以独立的相量测量单元PMU (PhasoMeasurement Unit) 为基础 , 配合精确完善的通信系统而形成的一种信息共享平台。利用广域信息构建广域保护,可以极大地提高传统保护的性能,实现对故障的快速、可靠、精确的切除,在智能电网的继电保护发展中有着重大意义。

图1描述了WAMS的结构,各厂站的PMU获取到的厂站信息可与区域监测系统相交互,区域监测系统又与中央监测系统相交互,从而形成以树状结构、双向通信为特点的信息共享模式。广域信息可以分为本侧厂站信息、相邻厂站信息和其他厂站信息,虽然理论上广域信息非常丰富,但是由于其他厂站信息传递需要一定时间,实际上可以实时利用的主要是相邻厂站之间的信息,因此本文主要利用对侧系统即相邻厂站站内信息构建距离保护算法。由于本文所提出的方法是作为后备保护算法,一般会有0.5 s的延时,足够对对侧系统信息进行计算与传递,不会影响保护的性能。

以下分别推导适用于单回线和双回线的距离保护算法,在单回线的算法推导中,还考虑了短线路和长线路的影响。

1.1 单回线短线路距离保护算法推导

为了简化分析,建立一个具有双电源的单回线模型,如图2所示,图3为其相应的零序网络。

图2建立了单相经过渡电阻接地的系统模型。图中,EM、EN分别为线路M侧和N侧电源电势;UMA、IMA分别为线路M侧A相电压、电流;IFA为故障电流;RF为过渡电阻。图3中,UM0、IM0分别为M侧零序电压、电流 ;UN 0、IN 0分别为N侧零序电压、电流 ;IF 0为零序故障电流;ZM0、ZN 0分别为M、N侧的零序系统阻抗;Z0为单位长度线路的零序阻抗;p为故障距离;l为线路全长。

在图3的零序网络中,N侧的零序电压、电流可由远端PMU获得,通过远端电气量数据可实时计算N侧零序系统阻抗ZN0,并将其传递到保护安装处M侧,因此ZN 0可作为已知量代入后文的算法进行推导。

由于本文所采用的对端系统阻抗数据与后文计算故障距离所采用的电气量数据是对应的,为同一时间段数据,所以系统阻抗的变化对算法没有影响。

在系统正常运行时,是不进行ZN 0的计算与传递的,在系统发生故障后才进行远端系统阻抗的测量与传输。由式(1)计算出阻抗数据后,与前一次传递的数据进行比较,若值不同,则重新传递。由于背侧系统阻抗是由网架结构和运行方式决定的,并不会频繁地变化,所以传递到M侧的数据不会频繁地刷新,这种比较刷新的传输方式降低了传输出错的概率,提高了后续保护方案的可靠性。

由图2所示的故障状态网络,可得相应的频域方程:

其中,Z1为单位长度线路的正序阻抗;KZ为零序电流补偿系数,KZ= (Z0-Z1) / (3Z1)。

通过分析图3的零序网络,可以建立故障电流与M侧零序电流之间的关系式:

把式(3)代入频域方程(2)中,可得:

由于式(4)是一个非线性方程,求解复杂,会影响保护速度,所以将其线性化并化简得:

式(5)是一个包含3个未知量p(l - p)、p、RF的线性测距方程,按照一般的工频量解法是无法求解的,所以本文引入了其他暂态分量。本文采用矩阵束算法提取暂态过程中的工频量和第1个高频量利用最小二乘法求解可获得故障距离和过渡电阻求解过程简单、快速,保障了保护的速动性。这种利用多个频率分量求解线性方程的过程基于参数识别理论,不受系统频率波动、振荡、过渡电阻和线路长度的影响。但是由于单位长度线路的阻抗是作为定值写入保护装置的,当其发生变化时会对最后的结果造成一定的影响,而单位长度线路的阻抗变化很小,一般不考虑其波动性。

1.2 单回线长线路距离保护算法推导

上文线路模型为集中参数模型,适用于短距离的输电线路,但在高压长线路中,分布电容会对保护产生一定的影响。因此可将线路模型等效为Bergeron模型 ,利用电气量补偿思想 ,构建新的观测点,列写适用于长线路的广域距离保护算法方程。

图4为长线路故障状态网络,UM、IM分别为M侧的电压、电流;US、IS分别为补偿点S处的电压、电流;IF为故障电流;RF为过渡电阻;补偿点S和M侧的距离称为补偿距离,长度为x;补偿点S到N侧距离为ls,补偿点S到故障点的距离为ps。

为了消除分布电容的影响,把长线路模型等效为Bergeron模型,将M侧采集到的时域数据根据电气量补偿公式推算至S点[16],得到S点的时域数据后,以S点为新的观测点,再进行频域分量的提取与计算。补偿公式为:

其中,Zc为波阻抗;r为单位长度线路的电阻;iM为M侧电流瞬时值;uM为M侧电压瞬时值。

按照第1.1节的思路,将S点与故障点之间的线路等效为RL模型,列写出频域方程:

其中,Z鄱0= ZM 0+ (ls+ x ) Z0+ ZN0; IS 0为补偿点零序电流。

通过变形推导,可得:

其中,I鄱= IS+ 3IS 0KZ。

上文基于Bergeron模型,推导出适用于长线路的线性测距方程求解故障距离,提高了长线路的测距精度和耐过渡电阻能力,在实际的仿真过程中,补偿点选为线路末端,这样可使线路末端故障时计算结果更加精确,防止保护超越或误动。

1.3 双回线距离保护算法推导

双回线作为一种节省空间、节约经济、传输容量大的输电结构被广泛应用于高压电网中,然而结构的特殊性以及双回线间互相耦合的关系使测量阻抗的大小不能正确地反映故障距离,可能会引起距离保护的错误动作,减弱保护耐过渡电阻的能力。因此可将上文的广域保护思想应用到双回线中,提高双回线距离保护的性能。为了简化分析,建立一个双回线模型,如图5所示。

图5中,双回线模型的两回线分别为线I和线Ⅱ;UI、UII和II、IⅡ分别为M侧两回线上的电压和电流;线I上发生单相接地故障,故障点为F,故障距离为pd,线路全长为ld。

为了消除线间、相间互感,本文采用六序分量法构造六序分量网络[17],如图6所示。

其中,T1、T2、T0网分别为同向网解耦出的正负、零序网络;F1、F2、F0网分别为反向网解耦出的正负、零序网络。

双回线模型中的电气量与同向、反向网中电气量的关系为:

其中,IT、IF分别为同向网和反向网的电流。

由于同向正序网为有源网络,所以选择同向负序网建立电流关系。当发生单相接地故障时(以A相故障为例),边界条件为[18]:

其中,IT1、IT2、IT0和IF1、IF 2、IF0分别为同向网和反向网的正、负、零序电流。

由于同向网和反向网中的A相电流可表示为:

所以:

根据图6中的同向负序网T2,结合式(10)、(12)和(13),故障电流可以表示为:

其中,IF为故障电流;ITAF、IFAF分别为同向网和反向网中的A相故障电流;IT2F、IT2分别为同向负序网中故障点和M侧的电流;Z鄱为系统总阻抗;ZN为故障点后阻抗之和。

以上建立了故障电流与同向负序电流之间的关系,基于双回线的故障状态网络,M侧的电压可以通过频域方程表示:

其中,UA、IIA分别为线I上M侧A相的电压、电流;II0、IⅡ0分别为线I和线Ⅱ上的零序电流;RF为过渡电阻;k′、k″为零序电流补偿系数,k′=(Z0-Z1) / (3Z1),k″ = Z′M/ (3Z1),Z′M为双回线线间互阻抗。

遵循同样的方法,通过进一步推导,可得:

上文基于双回线模型,推导出一个包含3个未知量的线性测距方程,通过最小二乘法即可求解故障距离。由于适用于双回线的广域距离保护算法采用同向负序网,所以WAMS传递的是由对侧同向负序电压电流计算出的同向负序系统阻抗。

2 仿真验证

本文采用EMTP进行了仿真,分别在单回线和双回线上验证了该保护方案的正确性和有效性。

对于单回线短线距离保护,本文建立如图2所示的110 k V双端电源系统,线路发生A相经过渡电阻接地故障,线路长度为50 km,采样频率为10 k Hz。M侧系统参数:正序电阻RM1= 1.05Ω,正序电感LM1=30 .80 m H , 零序电阻RM0= 0 .60Ω , 零序电感LM0=11 . 60 m H。N侧系统参数 :正序电阻RN1=10Ω,正序电感LN1= 61.60 m H,零序电阻RN0= 10Ω, 零序电感LN0= 23.10 m H。线路参数 :单位长度线路的正序电阻r1= 0.11Ω / km,单位长度线路的正序电感l1= 1.26m H / km,单位长度线路的正序电容c1=0.009 2μF / km,单位长度线路的零序电阻r0= 0.32Ω / km,单位长度线路的零序电感l0= 3.77 m H / km,单位长度线路的零序电容c0= 0.003 1μF / km。

分别采用传统工频量算法、解微分方程算法和本文提出的方法进行仿真验证,比较了3种方法在不同故障距离和不同过渡电阻下的测距精度,表1给出了3种方法的测距结果。

由表1可知,传统距离保护所采用的工频量算法和求解微分方程算法在故障发生在线路首端时,即使经高过渡电阻接地测距精度仍然很高;随着故障位置的推移,在线路末端发生故障时,随着过渡电阻的增大,计算距离减小,引起保护的超越。本文所采用的方法由于充分利用了系统信息,考虑了过渡电阻对保护的影响,在全线范围内测距精度都非常高,即使经高过渡电阻接地,最后的结果也很准确。

对于单回线长线距离保护,本文建立了如图4所示的500 k V双端电源系统,线路发生A相经过渡电阻接地故障,线路长度为300 km,采样频率为1k Hz。M侧系统参数:正序电阻RM1=1.05Ω,正序电感LM1= 137.43 m H,零序电阻RM0= 0.60Ω,零序电感LM0=92.60 m H。N侧系统参数:正序电阻RN1=1.06Ω , 正序电感LN1= 142.98 m H, 零序电阻RN0= 2Ω,零序电感LN0= 119.27 m H。线路参数:单位长度线路的正序电阻r1= 0.021Ω / km,单位长度线路的正序电感l1=0.89 m H / km,单位长度线路的正序电容c1= 0.012 9μF / km,单位长度线路的零序电阻r0= 0.12Ω / km,单位长度线路的零序电感l0= 2.29 m H / km , 单位长度线路的零序电容c0= 0.005 2μF / km。

表2给出了长距离输电线路在不同故障距离和不同过渡电阻下的测距结果。在长线距离保护中,只需要通过测距结果判断故障在区内还是区外即可,一般对线路末端的测距精度要求比较高,对线路首端要求不高。

在上述的仿真验证中,将距离保护的保护范围定为线路全长的90 %,即270 km处,由表2可以看出,在线路末端发生故障时,即使经高过渡电阻接地故障,测距精度仍然很高,不会发生保护的超越;由于将S点到故障点之间的线路等效为RL模型,在线路首端发生故障时,S点与线路首端故障点之间距离较长,会引起测距误差,但是长线距离保护对于线路首端的测距精度要求不高,只需要距离保护可以正确动作,达到保护的目的即可。

对于双回线距离保护,建立如图5所示的双电源系统,假设线I发生A相经过渡电阻接地故障。线路电压等级为500 k V,线路长度为30 km,采样频率为10 k Hz。M侧的系统参数:正序电阻RM1=1.05Ω, 正序电感LM1= 113.50 m H, 零序电阻RM0=1.85Ω,零序电感LM0= 169.87 m H。N侧系统参数为:正序电阻RN1= 0.25Ω,正序电感LN1= 205.51 m H,零序电阻RN 0= 0.35Ω,零序电感LN 0= 361.31 m H。线路参数为:单位长度线路的正序电阻r1= 0.04Ω / km,单位长度线路的正序电感l1= 1.62 m H / km,单位长度线路的正序电容c1= 0.009 2μF / km,单位长度线路的零序电阻r0= 0.38Ω / km,单位长度线路的零序电感l0= 4.33 m H / km,单位长度线路的零序电容c0=0.003 1μF / km。双回线间单位长度线路的零序互阻抗参数:rI-Ⅱ0= 0.15Ω / km,lI-Ⅱ0= 1.62 m H / km,cI-Ⅱ0=0.003 1μF / km。

本文在不同的故障距离和不同的过渡电阻对所提算法下进行了仿真验证,结果示于表3。

仿真结果表明,本文所提出的方法可以很好地适用于双回线模型 ,测距精度高 ,耐过渡电阻能力强。

3 结论

本文提出了一种基于WAMS的单相接地后备距离保护新方案,主要有以下特点。

a. 充分利用WAMS建立精确的对端系统模型,消除了原理性误差;采用比较刷新的传输模式减少了传输中可能产生的错误,提高了广域距离保护的稳定性。

b. 基于频域方程 ,分别推导出适用于单回线和双回线的距离保护算法,通过求解线性方程获得故障距离,测距精度高,保护速度快,不受频率波动和系统振荡的影响。

c. 提高了保护耐过渡电阻能力 , 有效防止了保护的误动或拒动,提高了距离保护的可靠性。

摘要：提出了一种基于广域测量系统(WAMS)的后备距离保护新方案。该方案利用WAMS传递对端系统阻抗信息,并利用序分量网络建立电流关系式。联立频域方程,推导出包含3个未知量的线性测距方程,利用矩阵束算法提取的工频量与高频量求解故障距离。所提方案充分利用共享信息,不受系统频率波动与振荡以及对端系统阻抗未知造成的影响,提高了保护的可靠性与耐受过渡电阻的能力,求解过程简单、快速,适用于单回线和双回线模型。在EMTP中进行仿真,仿真结果验证了所提方案的正确性和有效性。

接地距离保护的手动试验方法探讨篇7

1 零序补偿系数的几种表达方式

电压序分量UM=U1+U2+U0

设线路正负序阻抗相等Z1=Z2

当线路发生单相接地短路故障时,则有:

则:

式(1,2)中:UM为测量电压;为测量电流[3,4]。

可见,通过引入复数形式K觶,修正了测量阻抗,使其能正确反映故障点至保护安装处的正序阻抗。但在继电保护发展的历史上很长一段时间由于复数计算上的困难,经常采用实数K实现零序补偿。对今天的微机保护而言,复数计算本身已不再是问题,但由于各厂家算法、习惯的不同,的处理有多种样式,见表1。

PW系列北京博电继电保护测试仪手动计算内置了其中的3种方式。

(1)KL方式。该方式下,幅值参数和角度参数分别为:

(2)Kx,KR方式。该方式下,参数分别为:

(3)Z0/Z1方式。该方式下,幅值参数和角度参数分别为:

2 零序补偿的KX,KR方式

Kx,KR方式,可以通过零序电阻补偿系数、零序电抗补偿系数2个参数的调整实现K觶在复平面的变化。由于距离保护的微分方程算法需要这2个参数,采用多边形阻抗特性的保护厂家常较多地采用Kx,KR方式。典型的有南自的PSL602。Kx,KR方式将电阻补偿系数和电抗补偿系数分开补偿,其定义和K觶的实部、虚部不相对应,但起的效果是相同的。

(1)手动试验示例1。阻抗定值2Ω,线路阻抗角80o,Kx=0.3,KR=0.6,模拟A相接地故障。

设故障电流为5 A,角度为-80o,得:

进一步整理,有:

由式(7)可得:

以UA为基准,从博电保护测试仪输入交流量,见表2。当满足Kx=KR时,计算还可得到简化。

(2)手动试验示例2。阻抗定值2Ω,线路阻抗角80 o,Kx=0.3,KR=0.3,模拟A相接地故障。

设故障电流为5 A时,由式(6)

此时,复数K觶退化为实数。

以UA为基准,IA角度为-80o,从博电保护测试仪输入交流量,见表3。

对比表2和表3,应注意到测试仪电压交流量UA角度有所差别,这是由于K觶处于复平面不同位置造成的。

3 零序补偿的KL方式

KL本身是复数,可通过相角的摆动实现在复平面的变化。但采用该方式的很多保护厂家采用相角为零的KL方式。典型的有南瑞继保的RCS931。K=(Z0-Z1)/3Z1。通过提取K的幅值,实现零序补偿。这是一种简化处理,当正序阻抗角和零序阻抗角一致时,是等价的。当正序阻抗角和零序阻抗角不一致时,不等。考虑到实际输电线路参数的正序阻抗角与零序阻抗角通常差别不大,当阻抗特性采用圆特性时,这种差别的影响是较小的。

手动试验示例3。阻抗定值2Ω,线路阻抗角80o,K=0.3,模拟A相接地故障。

设故障电流为5A时,

以UA为基准,IA角度为-80o,从博电保护测试仪输入交流量,见表4。

施加上述交流量,可以校验出接地距离保护定值。同时可以看到,表4和表3的结果一致。

4 2种方式的性质和转换关系

通过分析式(6)、式(7),归纳出以下几点:

(1)当满足Kx=KR时,位于复平面上的实数轴。在试验方法上Kx,KR方式与0o角的KL方式相同(加交流量幅值相角均相同)。

(2)当线路为纯感性,阻抗角为90 o时,KR参数对试验结果不产生影响。

(3)当线路为纯阻性,阻抗角为0 o时,Kx参数对试验结果不产生影响。

(4)KR参数,Kx参数同比例变化N倍时,相角保持不变,幅值亦变化N倍。

5 结束语

零序补偿是接地距离保护的重要环节。电力系统继电保护工作者有必要深化认识,在正确理解零序补偿系数的不同形式关系的基础上,熟悉计算方法,选用准确试验方案,才能高效地完成接地距离保护的现场调试工作。从而使继电保护装置可以更好地发挥其作用,保证电网的安全稳定运行。