直流框架保护

直流框架保护（共6篇）

直流框架保护 篇1

框架泄露保护整合了多重的可用方案。例如 :这类保护体系内,可以布设某一整流器,衔接着负极柜 ;另外搭配着成套框架内的直流开关柜。这类保护架构提升了直流送电原有的可靠性,提升了设定好的性价比。工程建造之中,适合推广采纳。此外,双重框架保护应能衔接着直流架构内的进线,布设适宜的断路器。这种整合方案,常会获取凸显的保护成效。

1 概要的保护机理

常规状态之下,整流器衔接着的这类变电所,很易凸显直流设备范畴内的送电故障。这种故障特有的规模偏大,框架泄露保护特有的动作被启动,带来接触网架构之中的偏大断电面积,干扰常规运行。

对于此,牵引变电所布设的直流母线,适合被设定成单母线这样的接线。直流母线固有的正极应能串联着整流器。二者之间开关,适合筛选快速特性的直流开关。依托直流进线,有序隔离故障。按照这种特性,把整流器拟定为独立架构下的漏电保护。若查出了整流配件的突发事故,只要断掉进线范畴的断路器、整流器的关联装置,则可规避偏大规模的馈线跳闸,规避接触网之中的断电状态,缩减故障范畴。这种保护机理,也维护了应有的送电灵活特性。

框架漏电保护,电压配件应能测得负极、外壳二者之中的精准电压。这种情形下,直流开关柜及体系配有的整流器适合共用一套。把双重的装置都添加至负极柜之内。

2 总体设置思路

框架泄露保护配有双重的电流配件、对应着的电压元件,它们被布设在负极柜这样的架构内。整流器及必备的负极柜适宜采纳绝缘安装。框架保护关联的这种接地铜排,经由电流配件同时拟定了单点接地。它与变电所范畴内的铜排之间,衔接着适当的电缆线路。

体系架构内的直流开关柜,也应配有必备绝缘。带有保护特性的这种铜排,应首先串联起负极柜以内的电流配件,然后才可拟定单点接地。它与铜排应妥善予以衔接,筛选1@120平方毫米这样的衔接电缆。负极柜架构之中的接地铜排、负极架设起来的框架泄露保护,也应配有最佳的电压元件。

3 辨识泄露事故

3.1 查验整流器

整流器关联的平日故障,是启动时段中的电流配件动作。若要优化设计,那么整流机组配有的这类交流进线、直流架构内的断路器应能常规跳闸 ;但直流馈线搭配着的断路配件不可跳闸。自然态势下的断电事故,带来直流母线常见的供电越区。接触网并不会断掉电源,列车会常规出行。

3.2 修整开关柜

直流开关柜潜藏着的泄露事故,包含如下特性 :发觉泄露时,电流元件常常凸显某一动作。后续优化设计,整流机组布设的35千伏进线应当配有某一断路器 ;与此同时,牵引变电所范畴中的一切断路器,都会跳闸闭锁。联合跳闸同时,还应闭锁邻近范畴的区段供电,闭锁直流馈线串联着的断路装置。在这时,变电所依托着接触网,实现了跨区态势下的大双边供电。排除本地范畴中的故障,恢复常规情形下的元件送电。唯有这样,才可恢复这一区段变电所特有的接触供电。

3.3 查验电压元件

变电所布设的钢轨,应当配有某一适宜的电位限制。若某一时点的对地电位会超出拟定好的设定数值,那么钢轨配有的这一限制就会予以合闸,钳制了初始的钢轨电位。框架泄露保护特有的若干电压元件,它们测得的精准电压、钢轨电位关联的这类量测电压,应当凸显同一的数值。这种情形下,电压配件只是被当成电位限制特有的备用保护配件,它设定好的保护对象含有体系内的所有设备。但与此同时,钢轨电位关联的限制装置,拟定的保护对象应是列车乘客。

在某一时点,若这样的装置拒动,负极衔接着的对地电位就凸显持续升高的总倾向。泄露保护配件应能拟定某一警报声音。若超出了设定出来的数值限度,电压配件即可予以跳闸,发出关联信号。整流机组搭配着的交流进线、衔接的断路器、牵引变电所之中的一切断路器,就会全部跳闸。但这种跳闸并没能关联着闭锁状态。联动跳闸会牵引着邻近区段中的变电所,这一区段必备的直流馈线,都会被变更成断路状态。

4 方案对比辨析

针对不同情形,应能筛选拟定好的不同方案。例如 :若直流进线被设定成电动隔离这样的配套开关,则适宜采纳带有越区供电特性的近似方案。这是因为,若整流器潜藏了某一泄露隐患,那么联动跳闸特有的步骤,将会带来交流态势下的断路情形。直流进线被设定成必备的隔离配件,为此仍应配有某一馈线必备的断路装置,但是不应采纳联动架构下的邻近跳闸。真正运营之中,左右侧配有的双重区段,按照测定得来的真实情形来筛选单边供电。若条件许可,可采纳惯用的双边供电。

常见设置步骤,是依托着接触网来衔接越区隔离特性的体系开关,予以双边送电。设定出来的操作次序 :开启邻近架构中的馈线断路器、闭合越区隔离这样的成套开关、关闭邻近范畴的直流断路器。另一种方案,是依托直流母线来采纳大规模态势下的双边供电。这类操作次序被设定成 :开启直流进线、开启隔离开关、关闭馈线串联的某一断路器。

第一种路径下,两侧区段间隔着的时段应能超出十分钟,这种情形之下的断电时段也常会超出十分钟,凸显了偏大的营运影响。第二种路径下,故障两侧配有的区段,在偏短时段内即可恢复原初的单边送电,不会带来区段中的接触网断电。然而,远期高峰特有的某一时段中,应变更初始设定好的发车隔断时间。若没能调整,会缩减接触网的初始电压。

5 结语

地铁直流框架,应当配有完备的泄露保护。采纳两套可用的方式,有序衔接起直流特性的体系进线,同时衔接必备的断路器。为便于后续时段的送电供应,泄露保护关联着的邻近馈线若被发觉了断路,则不可合闸闭锁。从总体看,应能缩减直接态势下的人为干预,恢复常规送电。这类保护设置很适宜新时段的无人值守。

直流框架保护 篇2

1规划范围

2历史文化价值

3规划目标

3.1总体保护目标

3.2近期保护目标

3.3远期保护目标

4规划内容

5规划原则

5.1整体保护的原则

5.2历史文化遗产保护优先的原则

5.3协调的原则

5.4有机结合的原则

6文物古迹

7传统文化

8规划期限

9整体风貌

10保护规划框架

10.1节点

10.2轴线

10.3区域

10.4以“河”串“点”，以“河”串“面” 10.5以路串点

10.6人文脉络

11功能结构

12总体保护策略 13保护区域范围 13.1历史文化保护区范围 13.2古镇重点保护区范围 13.3古镇传统风貌协调区范围 14保护与整治方式 14.1保护

14.2改善

14.3保留

14.4整饬

14.5拆除

14.6重建

直流框架保护 篇3

在地铁直流牵引供电系统中, 为了给机车提供直流1500V电源, 每个牵引降压变电所内有两个整流机组, 将电压等级为35kV的交流电源转换为直流1500V电源送到直流母排, 直流母排通过馈线断路器向接触网供电;而接触网采用双边供电方式, 在每个区间内的接触网由两个变电所供电。当直流带电设备对直流柜柜体发生泄漏或绝缘损坏闪络时, 基于直流设备安全供电的考量, 将直流设备内发生的短路故障迅速切除, 直流系统设置了直流框架保护, 如果发生直流开关带电设备对直流柜柜体发生泄漏或绝缘损坏, 框架保护动作切断直流开关, 防止故障点以外的部位受牵连, 确保设备安全。

2 框架保护原理

框架保护分为电流型框架保护和电压型框架保护两种。直流牵引供电设备内部绝缘材料一旦失去功效, 便可能危及人身安全, 为防止人身伤害事故发生, 可将直流系统框架泄漏保护装置安装在牵引降压变电所内, 该保护主要包括反映直流泄漏电流的过电流保护以及反映接触电压的过电压保护, 而过电压保护还作为钢轨电位限制装置的后备保护与车站的钢轨电位限制装置相配合。MB型直流开关柜·框架泄漏保护·电流元件:直流开关柜柜底安装有绝缘垫, 从而保证直流开关柜与大地绝缘。将低阻抗电流继电器两端分别与直流开关柜柜体和系统地相连接, 当柜体对地故障泄漏电流大于整定值 (80A) 时, 继电器发出动作信号, 从而保证人和设备的安全。MB型直流开关柜·框架泄漏保护·电压元件:在直流牵引系统中, 由于运行和短路电流, 回流轨和框架接地系统之间可能会产生泄露电压。因此, 在回流轨与框架接地系统之间安装一个限压装置, 可以防止过高泄露电压的产生。90V报警;150V跳闸。电压型框架保护判断整流器负极与整流机组外壳之间的电压, 当测量的电压值大于定值时判断为外壳带电, 保护跳开所有整流机组的交流进线开关和直流进出线开关。框架保护一旦电压型动作后, 本所的直流牵引系统全部跳闸, 并闭锁本所断路器;电流型动作后闭锁本所断路器, 与本所相邻的牵引所的直流馈线开关也会跳闸, 并闭锁邻所开关的重合闸。

3 钢轨电位限制装置保护原理

在直流牵引系统中, 由于操作电流和短路电流的存在, 可能会引起回流回路和大地间产生超过安全许可的接触电压。在此情况下, 就需要在回流回路与大地间装设一套钢轨电位限制装置, 检测的是钢轨和地之间的电压。以限制运行轨电位, 避免超出安全许可的接触电压的发生。当发生超出安全许可的接触电压时, 此钢轨电位限制装置就将钢轨与大地快速短接, 从而保证人员和设施的安全。

3.1 钢轨电位限制装置动作特性

在供电分区无车辆通行, 且牵引直流系统状态稳定时, 钢轨对地电位是零;当供电分区接触网短路或有车辆通行时, 受钢轨对地泄漏电阻的影响, 钢轨电位被迅速抬高, 在钢轨电位达到上限值后, 钢轨电位限制装置随即动作使钢轨接地以降低钢轨的电位, 以免电位过高伤及钢轨上的作业人员。西安地铁主要采用接触器、晶闸管等元件来制造钢轨电位限制装置。钢轨电位>90V, 装置延时800ms后随即动作, 使接地网与钢轨连接来降低电位, 装置连续动作3次, 钢轨电位仍大于限定值, 电闸闭合后不再断开;钢轨电位>150V, 钢轨电位限制装置无延时永久合闸;钢轨电位>600V, 100ms之内晶闸管导通, 钳制钢轨对地电位, 同时将合闸指令发送至接触器。

3.2 钢轨电位限制装置与电压型框架保护动作分析

虽然电压型框架保护和钢轨电位限制装置都能用于钢轨电位对地电压的检测, 但二者在适用范围、功能等方面也存在明显的区别。比如电压型框架保护是以动作跳闸的形式应用于直流设备的保护, 跳闸后将设备短路故障以及直流绝缘泄漏故障切除, 引起本所6个直流开关柜和进线两个35kV整流变柜跳闸, 在单边供电区间会短暂影响运行;而钢轨电位限制装置不动作跳闸就能降低钢轨对地电压, 且不会妨碍牵引直流系统正常工作, 既能避免钢轨电位过高危害钢轨上的作业人员, 又可确保正常通车。

一般情况下, 电压型框架保护装置比钢轨电位限制装置的整定时间长, 一旦钢轨电位急剧升高, 通常整定时间较短的钢轨电位限制装置率先动作, 使钢轨连接接地网, 从而避免钢轨作业人员的生命安全受到威胁;一旦钢轨电位限制装置拒动, 电压型框架保护装置随即动作于跳闸, 其动作参数包括: (1) 钢轨电位>90V, 电压型框架保护装置延时1500ms后预警。 (2) 钢轨电位>150V, 电压型框架保护装置延时900ms发出动作信号。

4 故障举例

注意:电压型框架保护动作后, 只跳开本所的直流牵引系统的所有开关;而电流型框架保护一旦动作后, 除了本所的直流牵引系统全部跳闸, 与该所相邻的牵引所的部分直流馈线开关也会跳闸。以下以永宁门站为例:

如图:若永宁门站的负极对框架的电压升高到150V时, 已经达到框架保护的启动电压, 永宁门站的框架电压型保护动作, 永宁门站的106、107、201、202、211、212、213、214开关跳闸;当永宁门站当框架对地故障泄漏电流大于整定值80A时, 电流型框架保护动作, 永宁门站的106、107、201、202、211、212、213、214开关跳闸;同时永宁门站会同时向安远门站、小寨站发联跳信号, 安远门站的213、214开关、小寨站的211、212开关也跳闸。这样一来, 从安远门到小寨区段的接触网都会停电, 从而使有故障的设备与有电区域彻底隔离, 保证了人身及设备的安全。

5 应急处理程序

(1) 电调通过PC机确认故障类型及开关动作情况。 (2) 如果是电压型框架保护动作, 通知值班主任、行调、发生电压型框架保护, 故障所退出运行, 故障所相对应供电分区目前为单边供电。要求维调立即派人到故障牵混所检查处理故障。 (3) 如果电流型框架保护动作, 通知值班主任、行调:正线接触网事故停电, 停电区段;要求维调立即派人到故障牵混所检查处理故障。 (4) 电流型框架保护动作, 要求值班员打开负极柜后门, 按下柜内电流继电器, 继电器上的红色按钮复位继电器复位, 然后在直流开关柜侧面板处, 按下“复归按钮”进行复位。 (5) 如果能复归:分该所馈线上网隔离开关进行越区供电。 (6) 如果不能复归:要求值班员解除发至邻所的联跳信号, 相邻牵混所直流馈线开关将自动重合闸, 电调确认开关动作正常;如果没有自动合闸, 电调则立即操作合闸, 确认开关合闸成功。 (7) 故障检查完毕, 可以恢复运行时, 待非运营时间恢复至正常运行方式。

6 结论与建议

(1) 框架保护的必要性。经过上述对框架保护原理与故障的分析, 我们可以得出以下结论:框架保护主要是保护直流牵引系统设备, 是重要而不可缺少的。 (2) 框架动作的影响面大, 恢复时间长。为了避免其误动应重点考虑与轨电位的保护匹配, 主要考虑两者之间的延时配合以提高系统保护的可靠性。 (3) 框架保护动作分为电流型和电压型两种。如果是电流型框架保护动作, 故障很可能在变电所内;电流型框架保护直接影响接触网供电, 应第一时间判断清楚故障性质, 同时在送电前一定要确认故障区段的列车均已降弓;信息, 记录重要信息;而电压型框架保护动作, 故障很可能在变电所外。电压型框架保护动作对行车基本上不造成影响, 在处理时应以优先保行车, 后处理故障为原则;发生在车辆段或末端所时应第一时间考虑越区供电;这两种保护动作处理的方法是不同的, 为了减少处理时间, 电调必须在远方能判断框架保护动作的类型, 至正常运行方式。

摘要：分析城市轨道交通直流系统设置框架保护的原因及动作原理, 阐述直流框架保护电流保护、电压保护及钢轨电位限制装置动作配合关系, 了解直流系统框架保护应急处理程序。

关键词：直流框架保护,钢轨电位限制,处理程序

参考文献

[1]西安地铁二号线一期工程DC1500V开关柜设备资料.

[2]于松伟, 杨兴山.城市轨道交通供电系统设计原理与应用[M].西南交通大学出版社, 2008 (01) .

直流框架保护 篇4

多端直流输电系统由3个或3个以上的换流站及连接换流站之间的高压直流输电线路组成[1,2]。与两端直流输电系统相比,多端直流输电系统能够实现多电源供电、多落点受电,输电方式更为灵活、快捷;但由于其控制保护、设备制造等更为复杂,许多关键问题尚未得到合理解决[3,4,5,6,7,8,9,10,11]。多端直流输电系统在大扰动下的性能研究,主要可分为交流系统故障和直流侧故障两大类[12]。中国大容量远距离直流输电系统中,直流侧故障约占直流系统故障的50%[13]。为了快速清除直流侧故障,减轻直流系统直流侧故障对交流系统的影响,多端直流输电系统有必要装设直流断路器。但从目前发展状况来看,虽然直流断路器的研发测试已经取得了较大的突破,但尚未在工程中广泛使用[14,15]。因此,在不使用直流断路器的情况下,研究多端直流输电系统直流侧发生故障时的控制策略与保护措施,提高交直流输电系统的运行稳定性,具有十分重要的意义。

本文根据多端直流输电系统的运行特性,采用常规交流断路器代替直流断路器[16],利用PSCAD/EMTDC软件建立了双极四端直流输电系统仿真模型,提出了四端直流输电系统在直流输电线路不同故障点下的控制保护策略及其动作时序。

1 测试系统结构

多端直流输电系统由多个换流站和多条直流输电线路组成,根据运行条件和工程设计要求,可以采用不同的拓扑结构和接线方式。并联放射式的双极四端直流输电系统结构如图1所示,包括2个双极12脉动整流站(整流站Ⅰ、整流站Ⅱ)和2个双极12脉动逆变站(逆变站Ⅰ、逆变站Ⅱ),每个换流站由交流滤波器、换流变压器、12脉动换流器、平波电抗器、直流滤波器和接地极构成。整流站Ⅰ与整流站Ⅱ之间的距离为500km;整流站Ⅱ与逆变站Ⅰ之间的距离为1 000km;逆变站Ⅰ与逆变站Ⅱ之间的距离为500km。

2 控制系统模型

本文所述的多端直流输电系统是两端直流输电系统的简单扩展,因此可沿用两端直流输电系统的控制结构与策略。基于国际大电网会议(CIGRE)直流输电标准测试系统控制方式,图1所示的四端直流输电系统将逆变站Ⅱ用于控制系统直流电压,采用定关断角与定电流控制;逆变站Ⅰ配置定电压与定电流控制以及定关断角与定电流控制2套可切换控制方式,其中定电压控制用于电压限幅;整流站Ⅰ和整流站Ⅱ采用定电流控制和最小触发角限制。一般工况下,逆变站Ⅰ采用定电压与定电流控制,此时系统各换流站控制特性如图2所示。当因一些系统故障引起逆变站Ⅱ闭锁时,为保证系统始终有一个换流站控制直流电压,逆变站Ⅰ的控制方式将切换至定关断角与定电流控制,用于控制直流电压。

多端直流输电系统需要多个换流站同时控制直流电流,因此有必要设计一个上层控制器来计算和分配电流指令。设计的基本原则为所有换流站电流指令之和为0,即∑Iord=0。每个换流器所存在的直流电流限制很可能影响上述设计原则,设计过程中,特别需要将其考虑在内。上层控制器的结构框图如图3所示[5],其中:IrecⅠ,IrecⅡ,IinvⅠ和IinvⅡ分别表示整流站和逆变站的直流电流指令变量;IorecⅠ,IorecⅡ,IoinvⅠ和IoinvⅡ分别表示整流站和逆变站直流电流指令的给定值;直流电流指令比例系数Ki(i=1,2,3,4;∑Ki=1)可以根据各换流站的交流系统强度和功率裕量变化[6];由于限幅环节的存在,整流站直流电流整定值的总和与逆变站的直流电流值可能存在不平衡,采用积分反馈方式可消除这种不平衡。

3 直流侧故障时的控制保护策略

图4给出了双极四端直流输电系统简图,每个换流站分别表示四端系统每一端的正负极换流站,S1,S2,S3,S4表示直流侧常规交流断路器。针对f1,f2,f3处分别发生暂时性故障和永久性故障的情况,本文提出了相应的控制保护策略。

3.1 直流线路暂时性故障

当f1,f2或f3处发生直流线路暂时性故障时,可采用相同的控制保护策略。具体控制时序如下:当检测到故障时,相应极的整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲强制移相至120°~150°,转入逆变运行状态,经过一段无电流时间(0.2~0.5s)充分去游离后,解除强制移相并重启动。如果一次重启动失败,则表示故障仍然存在,再进行多次全压重启动和一次降压启动,全压重启动次数按照所连交流系统强度和直流系统承受能力确定。如果重启动次数超过所设定的次数,可认为是永久性故障。

3.2 直流线路永久性故障

本文以系统重启动次数为依据,将重启动次数少于设定次数的故障情况定为暂时性故障,多于设定次数的视为永久性故障。

3.2.1 AB线路内f1处发生永久性故障

当最后一次重启动失败时,将整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲再次移相至120°~150°,当流过常规交流断路器S1的电流减小至0时,断开S1并闭锁相应极整流站Ⅰ的触发脉冲,常规交流断路器S2,S3,S4保持闭合状态。解除整流站Ⅱ的强制移相后,剩余的3个故障极换流站重启动。整流站Ⅰ所损失的功率可以由其余换流站的过载运行来补偿。

3.2.2 BC线路内f2处发生永久性故障

最后一次重启动失败后,将整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲移相至大于90°的某个角度,待各换流站的直流电流和直流电压均降低至最小值时,先将故障极的整流站Ⅰ和整流站Ⅱ闭锁,再闭锁相应极的逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ。

3.2.3 CD线路内f3处发生永久性故障

判定为永久性故障后,将触发脉冲移相至120°~150°,当流过常规交流断路器S4的电流减小至0时,断开S4并闭锁相应极逆变站Ⅱ的触发脉冲,常规交流断路器S1,S2,S3保持闭合状态。解除整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的强制移相后,剩余的3个故障极换流站重启动。

由于多端直流输电系统要求至少有1个换流站控制直流电压,因此在断开S4的同时将逆变站Ⅰ的控制方式从定电压与定电流控制切换为定关断角与定电流控制,使其控制直流电压。

4 仿真验证

本文运用PSCAD/EMTDC软件对图1所示的双极四端直流输电系统进行仿真。设置电流指令比例系数K1∶K2∶K3∶K4的值为1∶3∶2∶2;整流站Ⅰ、整流站Ⅱ、逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ的额定电流值分别为1kA,3kA,2kA,2kA,每极每站过载能力为33%。系统采用标幺制形式,直流电压和直流功率的基准值分别为800kV和800MVA;稳态下,整流站Ⅰ、整流站Ⅱ、逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ的直流功率标幺值分别为1,3,2,2。直流线路故障发生在t=0.1s时刻,触发脉冲强制移相角为120°。如果发生暂时性故障,设定0.3s作为线路去游离时间;如果发生永久性故障,故障发生后0.6s(包含一次重启动失败和去游离时间)故障极直流侧相应交流断路器动作。

4.1 直流线路暂时性故障的响应特性

当f1,f2或f3处发生暂时性故障时,虽然不同故障点在故障时刻对每个换流站引起的直流电流、直流电压以及功率的影响有所不同,但由于采用相同的控制保护策略,其响应特性基本相似。下面以f1处发生暂时性故障为例给出故障响应特性。图5为距离A端250km处发生暂时性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和直流功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图5可以看出,t=0.1s发生故障后,直流电压和直流功率瞬时减小,流经直流侧交流断路器S1和S2的直流电流瞬间增大。当检测到线路故障后,两整流站触发角强制移相至120°,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极强制移相解除,故障极重启动,直流电压经0.1s基本达到稳定状态,直流电流和直流功率经0.35s重新回到稳定状态。故障恢复后,故障极每个换流站的输入/输出功率与故障前相同,直流系统的传输功率保持不变。从上述分析可以看出,当直流侧发生暂时性故障时,系统恢复速度较快,并且能够在不过载的情况下,满足系统功率传输要求,对整个交直流系统影响较小。

4.2 直流线路永久性故障的响应特性

4.2.1 f1处发生永久性线路故障时的响应特性

图6给出了距离A端250km处发生永久性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图6可知,t=0.1s发生故障后,直流电压和直流功率快速减小,流经整流站侧S1和S2的直流电流瞬间增大。当检测到线路故障后,两整流站触发强制移相,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极强制移相解除,但由于此时故障仍存在,导致重启动失败,再次触发强制移相。t=0.7s时,流过常规交流断路器S1的直流电流在零值附近有较小波动,在直流电流过零点时断开S1,将整流站Ⅰ和AB直流线路段与系统隔离。t=0.7s后,解除故障极强制移相并重启动,为保证功率的正常输送,同时尽量减少流经接地极的电流,上层控制器和极电流平衡控制器将自动分配各换流站电流整定值。重启动后经0.25s直流电压基本达到稳定,经0.5s直流电流和直流功率亦重新回到稳定状态。逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ输入功率分别达到2,整流站Ⅱ的输出功率则达到4,故障极在故障恢复后所传输的功率与稳定运行条件下相同,且各换流站均未超出过载限制。可见,在另一极输送功率不变的情况下,依靠故障极整流站Ⅱ在允许范围内的过载运行,可维持整个直流系统的输送功率基本不变。

4.2.2 f3处发生永久性线路故障时的响应特性

图7给出了距离C端250km处发生永久性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图7可以看出,t=0.1s后,系统检测到线路故障立即触发整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的强制移相,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极解除强制移相,但由于此时故障仍存在,导致重启动失败,再次触发强制移相。t=0.7s时,流过常规交流断路器S4的直流电流为0,断开断路器S4,将逆变站Ⅱ和CD直流线路段与系统隔离。t=0.7s后,解除故障极强制移相并重启动,重启动过程中上层控制器和极电流平衡控制器将自动分配各换流站电流整定值。重启动后直流电压经0.15s基本达到稳定状态,直流电流和直流功率经0.45s重新回到稳定状态。整流站Ⅰ和整流站Ⅱ输出功率分别达到1和1.67,逆变站Ⅰ输入功率达到2.67。通过余下换流站和另一极的过载运行,整个直流系统的输送功率为6.67,输送能力仅下降16.6%,仍能较好地满足功率输送要求,有利于维持所连交流系统的稳定性。

摘要：在多端直流输电系统中使用直流断路器有利于故障的快速切除,但目前直流断路器的制造工艺尚不成熟,难以在工程中推广应用。文中在直流输电系统直流侧采用常规交流断路器作为直流断路器的替代方案,提出了一种针对多端直流输电系统直流侧故障的控制保护策略。利用PSCAD/EMTDC软件建立了±800kV双极四端直流输电系统仿真模型,并进行了仿真。仿真结果表明,基于常规交流断路器的多端直流输电系统控制保护策略能够实现系统故障后的快速恢复,较好地满足功率输送要求,有效提高所连交流系统的稳定性。

直流框架保护 篇5

1 常规直流最后断路器保护

1.1 保护信号

常规直流中的最后断路器保护,通常需要采集交流场的开关量和运行参数作为动作判据,交流场接线如图1所示。

1.1.1 断路器及隔离开关分合接点信号

通过采集断路器和隔离开关的接点信号,从而判断该间隔是否在隔离状态。一个断路器单元(包括一个断路器和两把隔离开关)中只要有一个设备在拉开位置,即判定该断路器单元在隔离(Disconnect)状态;当交流出线对应的边断路器单元和中断路器单元或两个边断路器单元都为隔离状态时,即判定该间隔在隔离状态。图2为通过断路器和隔离开关接点判断交流间隔是否隔离的逻辑,其中拉开为1,合上为0。

1.1.2 线路电流信号

当故障发生在站外而不是站内时,无法通过断路器和隔离开关的分合接点来判断间隔是否隔离,因此必须加入电流的判据。当交流出线上的电流值低于电流参考值(政平站该参考值为50 A,华新站该参考值为70 A),且直流极为解锁状态时,即可判定该间隔为隔离状态。图3为通过电流判断交流间隔是否隔离的逻辑。

1.1.3 断路器跳闸信号

通过采集断路器跳闸接点(early_make)信号来判断该间隔是否为跳闸状态(trip)。当交流出线对应的边断路器单元为隔离状态时,另外两个断路器只要有一个跳闸;或另两个断路器为隔离状态时,交流出线对应的边断路器跳闸,即可判定该间隔为跳闸状态。此外,在对侧交流站也装有最后断路器装置,它是一个PLC装置,通过对线路相关的本站断路器和隔离开关位置接点进行判断分析,并结合相关保护动作信号,从而确定是否给换流站发跳闸信号[5,6]。图4为判断交流间隔是否跳闸的逻辑。

1.2 保护逻辑

当一个间隔处于隔离状态时,如果发生另一个间隔跳闸的事件,最后断路器保护就会动作,使双极闭锁。如图5所示,当W1间隔在隔离状态时,如果W2间隔发生跳闸事件,同时还满足以下条件:(1)直流在解锁状态;(2)本系统为工作系统;(3)本站为逆变站,最后断路器保护就出口跳闸。当W2间隔为隔离状态时,跳闸逻辑也一样。动作后果为:(1)双极Y闭锁;(2)跳开交流侧换流变出线开关;(3)启动开关失灵保护;(4)启动故障录波;(5)闭锁禁止切换系统。

此外,当一个间隔隔离而另一个间隔不隔离时,系统会发出“只剩一条线路(only one line left)”的告警,提醒运行人员注意。该逻辑是通过异或门(相同为0,相异为1)来实现的。图5为常规直流最后断路器保护跳闸逻辑,来自ABB设计的三-常直流工程政平换流站Hidraw软件。

1.3 存在隐患

正常情况下,采用上述保护逻辑是没有问题的,常规3 000 MW的直流系统的最小功率是300 MW(低于最小功率时,极会闭锁)。在只有两条线路的情况下,如果线路电流低于50 A或70 A时,两条交流线路的功率相加才50~70 MW,此时极早已闭锁。但在特殊运行工况下却可能存在安全隐患,龙政直流逆变侧政平换流站就存在这样的问题。

政平站建站之初,在从500 k V武南站来的两回线路(政武5273线,政南5274线)上安装了最后断路器保护,2004年政平站扩建了到岷珠站的两回交流线路:岷政5271线,岷平5272线。由于岷珠站只有两台750 MW的主变,在失去5273线,5274线的情况下,不足以支撑龙政直流额定功率运行,因此5273线,5274线的最后断路器保护仍保留了下来(5271线,5272线上没有设置最后断路器保护)。在秋冬季直流小功率运行方式下,受交流系统潮流影响,直流输送的大部分功率经过5271线和5272线送到岷珠站去,在5273线和5274线上输送的功率很小,有时功率潮流方向甚至会反向,即武南站的功率通过5273线和5274线转送到岷珠站。在这种情形时,5273线,5274线中的一次电流有效值就有可能在50 A以下,按照保护逻辑(见图3),软件会将本处于运行状态的间隔误判为处于隔离状态,若此时5273线和5274线两条线路中一条电流小于50A,另一条发生故障引起线路保护动作跳闸,政平站最后断路器保护将会动作并导致直流双极Y闭锁。而实际上,此时的交流出线并未全部断开,系统不应该向换流器发出闭锁指令。而且这样的小功率完全可以通过5271线和5272线送到岷珠站,没必要双极闭锁。因此,在上述这种特殊的运行方式下,直流系统的可靠性被大幅度降低。

此外,最后断路器保护逻辑中还存在另一个安全隐患:在5273和5274两条交流出线同时跳闸(或同时收到来自武南站的最后断路器跳闸信号)时,系统反而不会发出闭锁指令(见图5)。如果此时双极运行在大功率下(如3 000 MW)时,将导致大功率全部转移到岷政5271线和岷平5272线上,超过了岷珠站目前所能承受的容量,从而引起政平站内设备过电压。

1.4 改进措施

1.4.1 小负荷运行隐患

为了防止小负荷状态下交流最后断路器保护误动作,现场采取了一些临时措施,即当龙政直流较长时间处于低功率运行时,修改Hidraw软件,将电流判据由“50 A”改为“-50 A”(即取消最后一个断路器保护的电流判据),待大功率后再恢复[7]。但该措施不够完善,由于需要人为判断功率水平并修改保护定值,存在一定风险,给现场人员带来很大安全压力,因此应该对软件逻辑进行修改。可以考虑在逻辑中加入判据。即设定一个功率参考值,在该参考值之下就退出最后断路器保护的电流判据,超过参考值就投入电流判据。图6为修改后的软件逻辑,虚线部分为增加的功率判据。

还可以进一步考虑,当直流系统运行在大功率工况下时,如果发生最后断路器保护动作的情况,可以不闭锁双极直流,而是只闭锁单极或紧急降功率,这样可靠性大大提高,对系统的冲击也可以减小到最低。要实现相关功能有赖于对系统潮流的计算和仿真研究,对现有软件的改动也较大。

1.4.2 最后断路器保护拒动隐患

为了消除武南站最后断路器保护装置动作后政平站最后断路器保护不起作用的隐患,可考虑将两个间隔的跳闸状态取与,当同时为1时,即可启动保护跳闸。图7为修改后的最后断路器保护跳闸逻辑,虚线部分为增加的判断同时跳闸的逻辑。

2 特高压直流最后断路器保护

±800 k V特高压直流系统输电线路长、输送容量大,两端换流站配置无功补偿设备的单组容量及总容量均比±500 k V直流工程高得多,因此应更加重视最后断路器跳闸故障引起的过电压[8]。

根据仿真研究,表1[8]列出了特高压直流双极额定功率运行时逆变站发生最后断路器跳闸后不同闭锁延时避雷器能耗计算结果(“—”表示能耗/电流为0,避雷器不动作)。

通过计算避雷器能耗,并与参考值进行比较,可以判断是否出现交流系统甩负荷,从而确定是否闭锁直流。以下以±800 k V直流特高压奉贤换流站为例进行分析,图8为奉贤站高端换流变进线区域接线。

2.1 保护信号

2.1.1 电压量

从高端换流变进线区域的电压互感器TV3出来的三相电压量经过换相电压计算器后得到换流阀网侧电压,取其最大值,经一定时间保持后滤波得到保护所需的电压量Uac。

2.1.2 电流量

最后断路器保护所需的电流量来自高端换流变进线区域的电流互感器TA4,该电流互感器用于测量流过避雷器F1的三相电流值。现场采集的数据通过e TDM总线到达保护主机后,经过滤波、取绝对值等处理,得到保护所需要的三相电流值I1,I2,I3。

2.2 保护逻辑

2.2.1 能量积分

最后断路器保护按每相进行计算,以A相为例,当电压量Uac超过电压定值Uhigh(奉贤站为460.0k V)时以及电流量I1超过电流定值Istart(奉贤站为20.0 A)时,选择器选通积分计算回路,将I1与电压常数Uconst(奉贤站为0.595 MV)相乘,经积分器计算后与跳闸值Rtrip(奉贤站为3.1 MJ)进行比较,如果大于或等于跳闸值,就发A相最后断路器保护动作信号至总出口逻辑。图9为避雷器能量积分逻辑。

积分公式如下:

其中:ET-ΔT为上一次积分的值;ΔT为保护软件的中断周期,单位为Tic,1 Tic=1 ms。

2.2.2 能量释放

最后断路器保护按每相进行计算,以A相为例,当电压量Uac和电流量I1中有一个或两个都小于定值时,开放能量释放计算。脉冲发生器每隔1 000 Tic就发出一次脉冲,由0变1,进行一次能量释放计算。将避雷器散热常数Rcoolconst(奉贤站为1/3 600)乘以1 000后与上次计算的积分值相乘并取负,经积分器计算后与跳闸值Rtrip(奉贤站为3.1MJ)进行比较,如果大于或等于跳闸值,就发A相最后断路器保护动作信号至总出口逻辑。能量释放计算逻辑见图10。

能量释放的积分方程如下:

2.2.3 出口逻辑

当同时满足以下条件时,最后断路器保护会出口:(1)任一相发最后断路器保护动作信号;(2)Uac大于电压定值Uhigh(本条件起到联锁作用,防止保护误动);(3)最后断路器保护设置为可用;(4)换流站为逆变站;(5)没有收到闭锁最后断路器保护的信号。图11为特高压直流最后断路器保护出口逻辑。

动作后果为:(1)Z闭锁;(2)换流器隔离;(3)启动故障录波。

2.3 存在隐患

±800 k V向家坝-上海直流工程是第一次采用避雷器动作特性作为最后断路器保护判据,相对于常规直流中采用的最后断路器保护设置,其更多地依赖一次设备的性能,因此对避雷器提出了更高的要求,必须要保证避雷器在交流甩负荷情况下的能耗能满足保护动作要求,使保护正确动作。在保护定值的设置上要考虑能躲开站内操作过电压,防止误动。由于避雷器存在个体差异,因此与其特性有关的定值,如散热常数等的设定也很重要。此外,在保护设置上还可能存在以下隐患:保护只采集高端换流变进线区域的电压值以及避雷器电流值,如果高端换流变退出检修,出现一个完整极加一个1/2极运行的模式或者两个1/2极运行的模式时,将失去该极的最后断路器保护功能,从而带来安全隐患。

3 结束语

常规直流中的最后断路器保护主要检测断路器、隔离开关接点和线路电流,逻辑较为简单,在特殊情况下还可以修改定值,退出部分保护功能。但保护需要检测的环节较多,在特定工况下会出现动作后果不合理的情况。通过采取整改措施,可以进一步提高系统可靠性。特高压直流中的最后断路器保护采用计算避雷器能耗作为保护判据,需要检测的量比较少,但与一次设备的性能关系较紧密,其实际效果还需要经过系统调试和现场运行的检验。

在今后直流工程中应根据工程实际情况,综合考虑站内出线、电网潮流变化、设备可靠性等各种因素后,确定最后断路器保护的选型。

参考文献

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[7]田庆.政平换流站最后断路器保护逻辑分析[J].水电能源科学,2009,27(1):177-179.

直流输电线路保护的研究 篇6

直流输电是实现远距离、大容量、非同步联网的重要手段[1]。近年来, 随着天广、贵广直流输电的相继投运, 直流输电工程在我国得到了快速的发展。但是直流线路传输距离很长, 跨越的地区环境复杂, 所以容易出现故障。

现阶段, 由于尚无专用的直流断路器投入运行, 所以直流线路的保护与控制融为一体。直流线路保护动作后, 可能会导致直流系统闭锁, 造成传输功率大幅度降低, 对直流系统和交流系统的安全稳定都产生不利的影响。因此研究直流线路的保护原理, 对于整个电网的正常运行都起着重要的作用。

现有直流线路的主要保护配置包括:主保护行波保护, 后备保护微分欠压保护以及差动保护[2,3,4,5,6,7]。文中详细分析了上述直流线路保护在不同工况下的动作性能。分析结果指出, 行波保护耐受过渡电阻的能力较差, 微分欠压保护在一定程度上提高了耐阻水平, 但并未彻底解决此问题。差动保护虽然能正确识别高阻接地故障, 但是由于整定时间过长, 大部分时间处于闭锁状态。最后对直流线路的保护提出了可能的解决措施以及研究方向。

1 直流线路保护

直流线路保护反应本级线路接地、极线间短路等故障, 启动故障重启顺序或者闭锁顺序, 已达到故障恢复和保护直流设备的目的。现有的直流保护主要由ABB、西门子以及南瑞继保3个厂家提供。三家厂商在保护具体算法上虽然不同, 但保护原理的配置都是一样的, 都以行波保护为主保护, 微分欠压和差动保护为后备保护, 下面分别研究主保护和后备保护的动作性能。

1.1 主保护行波保护

图1表示的是双极直流输电系统图。P1表示的是极1的换流器, P2表示的是极2的换流器。

直流线路的行波保护一般用极波和地膜波来识别线路故障。

1.1.1 极波

定义极波为:

上式中, ID1和ID2分别是极1和极2上整流侧直流线路电流, P1wave和P2wave分别是极1和极2上的极波;Z$是直流输电线路的极波阻抗;UD1和UD2分别是极1和极2上整流侧直流线路的直流电压。

假设有正实数的整定值K1.set和K2.set, 则当直流输电线路运行正常时, 极波P1wave和P2wave的值基本不变化。当极1的直流线路出现接地短路故障时, 极波P1wave的上升率将大于正的下限值即;同理, 极2出现短路故障时, 极波P2wave的下降率将会小于一个负的上限值即。由以上依据就可以精确地检测出线路的故障。

1.1.2 地膜波定义

当系统正常运行时, 地膜波的值无限的接近于0, 而当整流侧极1的线路发生接地故障时, 其地膜波的值会大于一个正的极限值。同理, 若地膜波的值小于一个负的极限值, 那么可推断出整流侧极2波上的线路出现接地故障。

现行的行波保护依赖于电流、电压的变化量以及电压变化率的大小。

当直流线路发生故障时, 随着过渡电阻的变化, 显然会影响到电流、电压的变化量的大小。但影响更大的是变化率的大小。天广直流行波保护的三个动作条件如下所示:

图2是基于国际大电网会议CIGRE提供的标准直流测试模型的仿真结果。该模型直流额定电压为500 k V, 额定电流2 k A。图2 (a) 、 (b) 表示的是直流线路经过10%过渡电阻接地时整流测、逆变侧电压变化率的大小。按照式 (4) 可以看出, du/dt>87.5 k V/s时, 行波保护动作。通过图2 (a) 、 (b) 可以看出, 此时满足电压变化率的大小, 行波保护可以动作;图2 (c) 、 (d) 表示的是线路经过100%过渡电阻情形下du/dt的大小, 此时可以看出du/dt<87.5 k V/s, 行波保护不会动作。

通过上面的分析可以看出, 行波保护耐受大过渡电阻接地的能力不足, 此时需要后备保护予以动作。

1.2 直流线路后备保护

1.2.1 微分欠压保护

目前, ABB和SIMENS的微分欠压保护都是利用监测电压微分和电压水平来实现的。其电压微分定值和行波保护相同, 但微分欠压保护上升沿延时为20 ms, 因此在行波保护退出或者电压变化率上升沿宽度不足时, 可以起到后备保护的作用。但微分欠压保护仍然耐受过渡电阻的能力较差, 需要一个能在高阻接地情形下保护动作的一种方案。

1.2.2 纵联差动保护

纵联差动保护利用了直流线路两侧的信息, 从原理上讲能保证动作的选择性。但直流线路整流测、逆变侧本身就存在电流裕度, 而且直流限流的差动保护并没有考虑分布电容的影响, 并且需要稳态量进行计算, 所以动作时间晚。按照设计的要求, 其主要负责高阻故障。

综上所述, 可以看出, LCC-HVDC中的直流线路故障保护的主要配置如下图3所示。

图3中, Ud L、Id L分别表示直流线路的电压和电流。行波保护、微分欠压保护以及差动保护共同作用, 一般可以能保证直流线路故障时的正确识别。但行波保护耐受过渡电阻能力差, 微分欠压保护略有提升, 但仍显不足;差动保护可以在高阻接地时正确识别故障, 但是由于整定时间过长, 导致一般保护尚未动作, 直流系统就已经闭锁。造成直流线路保护尚不完善的原因主要来自以下2个方面:

1) 直流线路故障期间的暂态过程非常复杂, 不易进行系统有效的分析, 给直流线路的保护带来了挑战;

2) 保护原理的缺陷。现有的行波保护以及后备保护都是基于电气量的变化率对线路进行保护, 这就决定了保护原理容易受到过渡电阻以及故障位置的影响。因此关于直流线路的保护需要进一步的研究。

2 解决措施

交流线路的一些原理可以为直流线路的保护提供借鉴, 文献[8]结合交流线路行波距离保护的思想, 提出了直流线路行波距离保护的原理和判据。直流线路是控制、保护于一体的, 动作于控制系统闭锁或者系统重启。直流线路的任何故障暂态过程都是受直流控制的影响。当直流线路故障时, 其整流测、逆变侧两侧的电流中都含有大量的暂态分量, 可以利用暂态分量对直流线路的保护进行研究, 文献[9]根据线路内部故障时故障暂态分量较为丰富的特征, 提出了高压直流线路暂态边界判据;直流线路两侧都有限流电抗器, 为线路的保护提供了明显的边界条件, 可以利用此边界特性研究直流线路的保护原理。充分利用直流系统特有的暂态特性, 可构建多种新的保护原理来提高直流线路保护的性能。为了减小过渡电阻对行波保护的影响, 文献[10]提出了一种检测电流首峰值时间的直流线路保护的新原理。进一步的研究抗过渡电阻能力强, 不受直流控制影响的新型直流线路保护原理是未来研究的主要内容。

3 结束语

文中研究了直流线路的保护原理, 并重点研究了行波保护的原理与不足。研究表明行波保护耐受过渡电阻的能力有限, 需要通过后备保护来识别高阻接地故障。即使后备保护也存在整定时间过长的问题, 为此提出了直流线路保护研究的建议, 试探性的探讨了未来直流线路保护的研究方向。

参考文献

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