自适应继电保护

2024-08-06

自适应继电保护（共8篇）

自适应继电保护篇1

摘要：自适应继电保护是现代计算机继电保护发展的一个必然趋势。本文在讨论的适应性保护作用、意义和发展条件的基础上进行了分析, 指出在当前计算机的保护, 短期和长期目标的自适应保护的问题, 介绍了新开发的自适应电流保护的原理。保护装置能自动适应电力系统运行和故障状态行设置保护价值的最佳方式的变化。

关键词：电力系统,继电保护,自适应,优越性

随着计算机技术, 从电磁, 晶体管型继电保护, 发展到计算机类型的集成电路类型的快速发展。电力系统保护电力系统故障, 自动, 快速, 选择性切除故障设备从电力系统, 以确保电力系统的其余部分迅速恢复正常运行和故障设备不再继续被损坏。自适应保护是一个在20世纪80年代的研究课题。保护需要, 以适应电力系统运行中的频繁变动, 各种故障和设备的正确的去除, 自适应保护, 保持标准的系统参数的变化, 因此, 在微机线路保护的自适应保护功能, 被广泛采用。其基本思想是使保护装置, 适应电力系统的变化, 以提高防护性能, 使其能够适应电力系统和复杂的故障类型, 故障信息的各种操作模式, 以获得更可靠的保障。自适应保护可以克服长期的困难和问题, 以提高保护行动的表现同类型的传统保护。自适应保护仍处于研究阶段, 但现有的研究已经证明了它的优越性。

1、自适应继电保护原理的定义

自适应保护是一个在20世纪80年代的研究课题。根据保护需要来适应电力系统运行中的频繁变动, 各种故障和设备的正确的去除, 自适应保护保持标准的系统参数的变化, 因此, 在微机线路保护的自适应保护功能, 被广泛采用。其基本思想是使保护装置, 适应电力系统的变化, 以提高防护性能, 使其能够适应电力系统和复杂的故障类型, 故障信息的各种操作模式, 以获得更可靠的保障。自适应保护可以克服长期的困难和问题, 以提高保护行动的表现同类型的传统保护。自适应保护仍处于研究阶段, 但现有的研究已经证明了它的优越性。

2、电网保护的自适应性

保护的概念, 通常所说的是在密闭的各个组成部分的电力系统, 保护特定区域内的电力系统一旦形成, 组成, 它是从每个特殊成分的组成不同的存在与电力系统发生故障或影响安全的异常情况处理, 必须有保护装置的电气保护整个电网。

2.1 同一地点各继电保护间的自适应功能

自适应功能在保护输电线路在同一个地方, 其中可能包括: (1) 主保护和后备保护, 自适应, 即当主保护故障退出运行时, 自适应电网保护应该能够自动改变主后备保护 (包括时间和价值) , 是作为主要保护的后备保护的特点, 保护正常的, 它会自动改回原有的作用; (2) 不同的保护自适应是指网格自适应保护原理和性能, 可以充分利用不同的系统保护继电器的原则和性能提高整个保护系统的动作可靠, 快速, 接地故障, 如发生接地故障保护行动的反应和锁定等保护功能, 以提高动作的可靠性。 (3) 故障诊断自适应是指自适应网格保护处理保护继电器格在一个 (或几个) 控制设备出现故障, 整个系统的容错能力; (4) 自适应重合闸, 故障下的自适应网格保护条件, 以决定是否巧合, 巧合的延迟和秩序, 以提高重合闸成功率, 减少领域的影响力和电网故障恢复时间。

2.2 系统中各保护的自适应协调

自适应协调保护系统, 主要表现在以下几个方面: (1) 电网负荷是随机波动的, 系统的保护, 如何统筹为了适应这种波动, 从而既保证了重要用户的供电可靠性, 而且还提高整个电网的经济效益; (2) 网格拓扑结构的变化, 受保护的系统如何适应这种变化, 以保持合理的相互关系的设定值; (3) 网格在系统出现大扰动如何保护电网不发生事故的稳定, 而在同一时间, 提高供电可靠性, 因此造成的损失降到最低。

2.3 保护与其他自动装置的协调

通常情况, 控制电气保护装置, 安全和稳定控制系统和其他自动装置, 保护装置没有质的区别, 同时也为电网保护硬件的一部分, 因此, 保护继电器和控制装置和自动装置的合作协调与保护继电器, 其目的是要确保安全和稳定的运作系统故障的影响范围缩小, 使用适当的分裂策略和恢复策略, 以降低由故障造成的损失。

3、保护继电器的自适应性

自适应保护继电器是保护研究人员在自适应保护中投入精力最多而且最富有成效的领域。输电线路保护继电器的适应性研究, 简单地说, 是适应变化的经营特色, 保护继电器 (可能改变它的价值, 或者工作时间, 或行动的逻辑) , 以适应相应的系统操作条件 (如负荷变化, 系统振荡, 非全相运行, 网络结构的变化, 干扰和影响的各种性质与相应的故障类型和位置) 。往往表现在以下几个方面:自适应计算系统阻抗模型, 以提高继电器的可靠性和灵敏度, 在系统架构的变化;自适应右侧打破断路器的检测, 使瞬时垂直和继续行程, 加快可能取消了回来, 保护和第二套试点保护的要求, 考虑故障接地电阻自适应计算接地距离保护, 阻抗提高灵敏度高阻抗接地故障的距离保护考虑, 以帮助提高系数的变化自适应调整的保障范围, 以适应多端线路保护和改善的部分Ⅰ, Ⅱ段设定值;保护基于异常警报的适应性反应, 可以减少受影响的行了操作, 可能会降低第二纵的保护要求;自适应巧合逻辑故障误行程的高速响应和不成功的重合尽量减少适应变化调整断路器失灵保护, 以消除备份开关可能会出现不必要的旅行;故障或干扰后, 该系统是稳定和破坏的措施发生意外的可能性适应第二次事故的监测和预报, 步继电器或其他安全稳定控制装置动作, 为了提高工作单位维护, 容易恢复的可能性;保护继电器的内部逻辑的负载自适应监控, 以提高继电器的可靠性。

4、结语

随着全国电力互联系统网络和容量的增大, 以及大规模远距离输电电压等级的提高, 导致其故障所影响的地域范围和用户数量将越来越大。国内外多次发生的大停电事故教训说明, 能根据电力系统运行方式和故障状态的变化而实时改变保护性能、特性或定值, 更快、更准确地动作的保护装置, 以及能自适应各种运行方式, 对整个电网协调各种后备保护、自动装置稳步可靠动作的网络型保护系统, 是提高电力系统稳定性的关键之一。因此, 加强自适应继电保护的研究, 对进一步提高电力系统的稳定性, 就有着极其重大的意义。

参考文献

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[5]PRS—753光纤分相纵差成套保护装置技术说明书.深圳南瑞科技有限公司, 2004.

自适应继电保护篇2

关键词：继电保护；数字变电站；适应性；研究

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）29-0095-02

继电保护在数字化变电站中的应用非常普遍，然而继电保护系统测量精度比较差，而且安全性较低。常见的问题时动态范围相对较小，不仅难以有效满足变电站继电保护设备的适应性要求，而且对电力系统运行安全可靠性产生了严重的影响。基于此，应当对数字化变电站继电保护适应性加强分析，这具有一定的现实意义。在继电保护适应性方面，主要表现在以下几个方面。

1 电子互感器

1.1 不同类型的电子互感器存在的差异

对于电子互感器适应性而言，就目前数字变电站现状来讲，常用的能源方式有两种，一种是有源式互感器，另一种是无源式互感器。基于原理上的区别，还可将其分成光学原理式、线圈原理式两种类型的互感器。不同的类型，原理也存在较大的差异，如果不及时采取有效的措施，则会对互感器在数字化变电站上的混用产生影响，甚至造成数据差异。

第一，测量延时可能会出现一定的差异和区别。电流互感器的类型不同，其测量标准就会存在较大的差异。在实际应用过程中，测量数据时间误差屡见不鲜，即延时差异。实践中若想有效解决这一问题，确保各种类型的装置能够协调应用，在具体作业之前应当对各种设备进行严格测量。数据处理过程中，还需考虑延时补偿。

第二，量程差异问题。不同的电子互感器，量程不尽相同，在实际应用过程中，虽然有部分设备量程处于安全状态，但是一些设备超量程现象也并非鲜见。从实践来看，若测量数据超过规定量程，则测量数据的正确性就会比较差，为避免该种现象的发生，应当对设备的规格和型号进行统一规定，所选设备应当保证型号一致。

第三，采取有效的措施应对互感器数据异常问题。一般而言，采样数据畸形变化的成因主要有两种，一是互感器受外界因素影响，一是互感器硬件出现故障问题。基于此，若因电子互感器畸形变化而造成传输数据异常，则该过程中的保护设备就会对其进行及时的判断，有利于错误动作的防治。实践中若采样数据信息异常较大，则应对及时更新故障算法，以此来提升电子互感器的稳定性。

1.2 解决差异应注意的问题

为有效解决数据差异问题，还应当注意以下三方面的内容：

第一，电子互感器内传感器元件以及测量系统之间相互独立。实践中，可适用于测量和保护的采样值，包含了合并单元中发送的数据帧中，保护算法的应用，对引入的测量、保护数据进行分析，对采样数据加强监控。若数据中只有一个发生了畸形变化，则无需启动保护。

第二，就电子互感器而言，在其元件采集系统中，可将两路独立数据系统有效地利用好。通常情况下，上述两路系统在同一传输元件内合并，然后再向保护设施发送采集的数据结果。采用该种方式，保护设施即可在继电保护设备启动、动作逻辑判断等方面应用数据信息。此时，应对综合性地对比分析两路数据，对数据信息采集、监控。

第三，根据电流定律，在相同节点上，电流的流进与流出矢量之和是零。在过程层采样值组网过程中，保护设施可以利用过程层上的共享特点（数据共享），对互感器电流采集加强监控。

2 对保护动作的影响

较之于传统方式，过程层组网更能有效实现继电保护动作延时。对于继电保护而言，其动作时间短、制动面积小，这有利于稳定性的提高。在该种情况下，高压电网表现的非常的明显。就过程层而言，其组网方式继电保护动作时间延长的原因是保护设施采样、网络以及电子互感器处理等延时。

基于此，工作人员应当不断完善和健全继电保护算法、提高数据信息的有效处理率，并在此基础上不断对过程层网络设计进行优化，尽可能实现继电保护作业时间的减少，这有利于稳定性的提升。对于数字化保护动作出口而言，主要成因是电子式互感处理器、网络以及保护装置的延时应用是采样延时法对时间裕度进行设计，如图1所示，为常规性的保护以及数字化动作时间产生的影响因素。

根据上述因素，采取下述方式来实现保护出口时间的缩短：对电子式互感器工艺技术革新和改进，以此来有效减少整体延时处理；对保护算法定期改变，结合实际需要引进高新技术，使采样频率逐渐向互感器发送数据频率倍数转变，以此来缩短数据信息处理重新插值采样所需时间。对于数字化变电站而言，其计划过程中应当对过程层网络设计理念改善和创新，使过程层通信技术得到不同程度的强化。

2.1 针对电子式互感器数据异常的应对方案

对电子式互感器进行检测，应对适当增大力度，而且还应对对电子式互感器自身的稳定性设置由一定的要求，这有利于其稳定性的增强。电子式互感器内测量传感设施、数据采集等，彼此之间是互相独立的，合并单元数据发送过程中，在相同时间内带有测量、保护的采样值等方面的内容。

基于此，可使计算经带入测量数据以及保护数据信息的对比，以此来保护接收到的采样数据信息监控过程。值得一提的是，在此过程中若出现突变的仅为某数据，则不会启动保护。根据电子式互感器内的传感元件动作模式，以两路独立的信息数据采集部门完成采集任务，两路采集机构同时输出，方可在统一合并单元中适当的接入，以此来确保传送至保护设备的过程更加的顺利；然后保护设施将两组数据以差异性形式应用在启动以及动作判断过程中的计算上，以此来确保只有一组信息数据变化时，对动作出口不会造成影响，以免出现误动现象。

根据基尔霍夫研究的电流定律，相同节点的电流流入以及流出矢量和为零，过程层数据采样组网状态，使保护设施能够充分利用和分享过程层数据，从而采集其它电流，并利用一定的计算方法对其准确计算，以此来确保保护算法对互感器采集数据的有效监控。在此过程中，如果发现存在着一定的差异，则保护不会启动。

2.2 继电保护与互感器采样同步

对于数字化变电站而言，其采样数据处理的同步性，对系统所起的作用非常重要。在对数字化变电站采样数据进行处理设计过程中，可采用以下几种方案：

第一，变电站内的全部时钟应当保持一致。之所以要保持一致，主要原因在于变电站中设备外部时钟源可视为数据同步源，而且外部的时钟源又有包含同步卫星时钟信号。比如，北斗、GPS以及伽利略卫星等时钟信号，而且还可以采用铷钟或者铯钟等高精度、高科技电子钟，后者可以采用同步数字化光纤网络时间，这样可以有效提高钟源准确性。

第二，对互感器计算方式进行有效处理。对其建议利用合并单元格插值法进行计算，对其进行同步处理能够利用采样数据模式。对于保护设施，建议采用插值法进行计算，并且对所接受的相应数据进行同步处理。

第三，对互感器采集数据同步源采用保护设施。对于该保护设施，其有相关性互感器采样数据同步问题可以解决之。

2.3 继电保护和互感器采样的同步性分析

数据采样及其传输延时，可以有效增大受互感器以及网络设施、设备影响。对于不同品牌和类型的互感器而言，其应用过程中也对数据信息的传输差异产生一定的影响，严重时可能会出现采样延时问题。

基于此，应当对数字变电站采集的相关数据予以同步处理，这样可以消除因传输延时而造成的不利影响，从而实现了数据信息采集时间的精准辨别以及变电站间隔层、过程层信息数据的同步性。

在同步处理过程中，建议采用合并单元差值方法进行计算，并且采取互感数据、保护设施所采集的同步处理。此外，还可应用统一站内时钟法，统一设置外部时钟源，必然伽利略卫星、GPS等同步时钟信号；在此过程中，还可以采用铷钟等电子钟，利用其精度高的特点，对外部时钟源精确的以及可靠性予以提升，从而使其可以作为互感器采样信息数据处理的一种同步源。

2.4 继电保护模拟测试

继电保护动作的灵活性、快速性以及可靠性等，在保护测试过程中所起的作用非常重要，同时这也是保护测试的一个重要指标。目前变电站采用的互感器，间隔比较多，而且类型也比较多，这有效的增大了对继电保护适应性的要求和力度。

实践中，为了能够有效提升对系统过程层网络异常现象的适应性，在数字化保护设备中也产生了各种类型的闭锁机制，要求相关人员对闭锁机制合理保护测试，延长保护时间。我们应当结合变电站网络化、互感器实况，制定合理的动态模拟方案，并且通过测试，对变电站性能和功能进行严格审查，以确保其能够符合规划和设计标准，使其具有一定的可行性。在一定的电网环境条件下，该种测试也可测试保护应用效果。具体测试方法主要有模拟变电站典型系统以及组网模式、对不同的电器故障进行模拟测试、模拟测试通信网络以及变电站互感器潜在的异常和问题；或者在特定系统下，立足现有条件，模拟变电站系统等。

3 结语

总而言之，基于科技水平的不断提高，尤其是一些专业的高精尖技术得以突破，数字化变电站继电保护适应性因此而有所改善提高，其在应用实践中也可以有效发挥效益。然而，相关技术和工艺得以改善和提高的同时，也存在着一些问题与不足。实践中，我们应当立足实际，从技术和工艺方面着手，有效的解决实践中存在的问题，充分发挥数字化变电站的作用，只有这样才能实现其经济和社会效益。

参考文献：

自适应继电保护篇3

随着电力系统的发展和对安全运行要求的提高,常规的继电保护原理和故障诊断技术已经渐渐不能适应不断发展的系统要求,因此自适应继电保护越来越受到重视,并已有广泛的研究。自适应距离保护的定值随系统运行方式和短路类型的实际情况而改变,使保护装置能更灵敏并且更快地切除故障,性能也得到显著提高[1,2,3]。但是自适应距离保护根本上还是以保护基本整定公式为基础,只是使某个参数进行自适应处理,这样的代价就是算法复杂化,从根本上摆脱不了整定计算的复杂过程。

人工神经网络具有极高的运算速度,它可以实时实现用数字计算机技术较难实现的高精度最优算法。神经网络具有分布式存储知识结构,它不仅可以存储大量信息,而且连接权与连接结构都可以通过学习的训练得到。与普通计算机保护相比,基于人工神经网络的继电保护具有更高的可靠性,具有更强的自适应性和正确动作的能力[4,5]。

本文通过把人工神经网络引入到自适应距离保护中,由站计算机采集所需的电压、电流量,经过处理,将这些相关的数据输入训练好的人工神经网络中。由ANN估算数据供给距离保护作为动作的判据,以达到在自适应距离保护中为解决计算倾斜角的复杂的非线性问题。

2 四边形阻抗继电器

四边形阻抗继电器是常见的一种继电器[6],如图1所示,它是目前微机线路保护装置主要采用的特性元件,在相间和接地保护中应用都很广泛。

设测量阻抗Zm的实部为Rm,虚部为Xm,则图1中在第Ⅳ象限部分的特性可以表示为:

第Ⅱ象限部分的特性可以表示为:

第Ⅰ象限部分的特性可以表示为:

综合以上三式,动作特性可以表示为:

四边形特性阻抗继电器四个动作边界特性与整定方法如下。

(1)边界DC,承担阻抗继电器测距作用。直线DC下倾α4角是为了在双侧电源线路上,防止相邻线路出口经过过渡电阻接地时的超越(误动作),如图1所示。α4按被保护线路正常功率输送情况整定,通常取7°~10°。

(2)边界BC,应按避开负荷阻抗条件来整定,可称之为负荷阻抗线。它的整定是在能避开负荷阻抗情况下,有较好的避开弧光电阻影响的能力,为此,沿R轴方向应尽可能宽一些。由于一般在被保护起始端发生弧光电阻短路时,Rarc要比末端短路时小一些,故α3略小于线路阻抗角,可取60°左右。

(3)边界OA、OE是方向边界,其主要目的是保证阻抗继电器动作的方向性,当被保护电路背后短路不容许误动时,OA、OE边界应如图1所示。

同一般方向阻抗继电器相比,图1的四边形特性考虑了出口带弧光短路时拒动问题,边界OA下倾α1角可为15°~20°左右。

边界OE,首先考虑了系统振荡时如果误动,误动时间应尽量短。此外,对距离保护应具备选相作用的阻抗继电器,边界OE应防止不对称短路时完好相阻抗继电器误动作。为此,图1中α2不宜过大,15°~20°已足够。

(4)动作特性要叠加一个包括原点的矩形特性是为了解决正方向故障的死区问题,如图1所示,保证正方向出口故障可靠动作。

3 单相接地短路的自适应距离保护

图2所示为双端电源线路发生单相接地短路,过渡电组为Rf，短路电压为则可列故障点处的电压方程：

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:

在接地短路阻抗继电器的接线方式,该给阻抗继电器加入如下的电压和电流:

可得故障测量阻抗:

其中:I觶f为流过接地电阻的过渡电流;I觶A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。

令:

式中:a为I觶f与I觶A+3KI觶0的相角差(称为倾斜角);m为一个无量纲的正实数。当a=0时,过渡电阻的大小不影响测量电抗值的大小。但当a≠0时,这时B1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。

(1)当0°

(2)当-90°

由图(3)、(4)可见,若能以阻抗继电器(故障测量元件)的动作特性边界DC为轴心,通过旋转α角度,即可消除过渡电阻的不利影响。

由上式可得:

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(故障测量元件)的动作特性边界以整定阻抗矢量DC为轴心,通过旋转倾斜角α以消除过渡电阻的不利影响。如图(5)、(6)所示。

4 自适应距离保护的ANN方法的提出

本文选用神经网络来实现自适应距离保护方法。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I觶f在实际保护中也是测不到,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)进行大量仿真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,把线路的实时测量数据输入到已训练好的三层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,如图7所示。

5 仿真分析

在PSASP(电力系统分析综合程序)软件仿真可以得到南水电厂到泉水电厂双端电源供电线路仿真模型,如图8所示。

在南水电厂到泉水电厂双端电源供电线路仿真模型中,设在母线3(通济站)到母线4(#48站)这段母线发生A相过渡电阻短路,短路点任意取,过渡电阻分别设成40Ω、60Ω和100Ω。通过PSASP(电力系统分析综合程序)进行短路仿真测验,如图9所示。

短路仿真得到的数据按表1进行记录。并以电压UA、电流IA、A相阻抗角φ、零序电流I0与保护安装处到发生短路处的正序阻抗Z1作为BP神经网络的原始输入数据,以倾斜角a作为BP神经网络的原始目标数据。表2为归一化后得到的10组数据,图10为BP网络训练结束后得到的训练结果。

网络训练结束后,利用另一组短路数据对其进行测试,以检查输出和实际测量值之间的误差是否满足要求。网络的误差如图11所示。

由图11可见,网络的误差比较小,因此,性能可以满足实际应用的要求。

6 结论

国内外对自适应控制原理和人工神经网络在距离保护的应用主要集中在自适应距离继电器和神经网络距离继电器上,如果采用人工神经网络构成的自适应距离保护,就可以充分发挥两者的优点,更好地消除过渡电阻对距离保护的影响。采用自适应控制,利用人工神经网络来自动设置接地距离保护的倾斜角a,可以消除当系统中性点接地方式变化时采用人工手动设置倾斜角a所带来的不方便。

摘要：从分析自适应距离保护在电源线路发生过渡电阻短路时存在的计算缺陷入手,运用人工神经网络所具有的学习能力,使距离保护能够根据过渡电阻类型的变化给出实时在线的判断。为了验证该模型的可行性,以广东韶关电网的南水电厂到泉水电厂双端电源供电系统为实例,对其进行了仿真计算分析,均得出正确的结果。

关键词：自适应,距离保护,人工神经网络

参考文献

[1]顾志强,赵庆新.关于自适应微机保护技术的研究[J].现代制造技术与装备,2006(4):85-86.

[2]葛耀中.自适应继电保护及其前景展望[J].电力系统自动化,1997,21(9):25-28.

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[9]曹晓东.220kV线路微机保护性能比较[J].中国电力教育,2007(Z2):4-6.

自适应继电保护篇4

关键词：继电保护,传统电流保护,电力系统

继电保护技术的发展是电力安全发展趋势的一种必然选择, 也是企业在供电过程中不可缺少的一种重要应用工程。自从微型计算机引人继电保护以后, 各种原理的微机继电保护得到了长足的进步。目前, 自适应控制理论与继电保护结合而产生的自适应式微机继电保护也得到比较大的发展。常规继电保护的整定值是通过离线计算获得, 而且在运行中保持不变, 不能很好满足电力系统的运行方式和故障类型变化的要求, 从而不同程度地降低了继电保护性能的发挥。自适应继电保护系统能根据电力系统运行方式变化信息和故障类型信息实时改变保护功能、特性或定值, 使得继电保护系统处于最佳运行状态、更充分地发挥其性能, 以提高继电保护系统的选择性、速动性、可靠性和灵敏性。本文仅针对继电保护在传统电流保护方面的应用, 并通过实例证明了其可行性。

1 自适应电流速断保护

电力系统继电保护的基本要求包括选择性和速动性。当发生故障时, 继电保护不仅要有选择地切除故障路线, 而且要在保障可靠性和稳定性的前提下尽量快速地执行, 以最大限度地减少故障造成的损失。这种在电流瞬时增大时动作的电流保护就是电流速断保护。传统的速断装置是在离线状态下, 假定工作在最大运行方式下, 线路末端发生短路时确定出整定值并让设备依据这个值来进行保护工作。随着电力系统的不断发展, 电网结构越来越复杂, 其规模越来越大, 而且处在不断地变化之中, 使电力系统故障变得多种多样, 这使得传统的速断保护装置显得力不从心。一方面, 整定值虽然相对合理, 但与实际运行状态仍有区别, 它必将导致保护装置不能总是运行在最佳状态;另一方面, 整定值是假设工作在最大运行方式下得到的, 当系统运行在其它 (或最小) 运行方式时, 保护可能失效。自适应电流速断保护出现在20世纪80年代, 它的特点是可以根据电力系统的运行方式和故障状态实时改变保护性能和整定值。这种集实时信息采集、信号处理及微机继电保护等新技术于一体的技术装置很好地解决了上述问题。

1.1 传统电流速断保护原理

根据电力系统短路分析, 当电源电势一定时, 三相短路电流可以表示为:

式中:E为系统等效电源的相电势;

Zd′为短路点至保护安装处的阻抗, 即被保护线路的阻抗;

Zs为保护安装处到系统等效电源的阻抗。

则流过保护的电流的整定值。

式中, 可靠度系数Kk=1.2~1.3, 用来反映理论计算与实际情况之间存在的差别。

以上仅是理论上的计算值, 在实际运行中, 短路电流还与故障点的位置和故障类型有关, 用公式表示为:

式中, Kd为故障类型系数, 故障类型不同, Kd取不同的值, 在相间短路保护条件下, 三相短路时, Kd=1;两相短路时, K d:

令ID.1=ID, 可得电流速断最小保护范围为

分析以上公式可以得出, 传统速断保护的不足在于实际的保护范围总是小于最大运行方式下的保护范围, 且保护范围受系统运行方式的影响很明显, 严重时甚至会出现保护范围为0的情况, 这是亟待解决的问题。

1.2 自适应电流速断保护

自适应电流保护的优点是利用微型机的计算和记忆功能, 在线计算出电流速断保护的整定值, 即让整定值随着运行方式和故障类型的变化而变化, 恰好解决了传统电流速断保护的问题。自适应电流保护整定值

式中:E为系统等效电源的相电势;

Zd为短路点至保护安装处的阻抗, 即被保护线路的阻抗;

Zs为保护安装处到系统等效电源的阻抗;

Kk为取1.2~1.3;

Kd为故障类型系数。

所以, 必须实时测量出Kd和Zs才能确保整定值的实时性。

测量Kd的关键是判断电网的故障是三相故障还是两相故障。三相故障时会有很小的不平衡负序电出现;两相故障时, 会有较大的负序电流出现。可据此判断线路的故障类型。三相短路时, Kd=1。

两相短路时,

令式 (6) 与式 (4) 相等, 得到自适应电流保护的范围

从式 (7) 可以看出, 自适应电流保护的保护范围与故障类型无关, 但а', 是随时间变化的, 它的大小取决于阻抗的大小, 并能够使保护总是处在最佳保护的状态。为了比较传统电流速断保护和自适应电流保护的性能, 将Zs.min=0.187Ω, Zs=0.00375LΩ, Zd=0.0032LΩ式中L为阻抗计算长度, 0.187, 0.00375, 0.0032分别为1km的阻抗值, 代入式 (5) 和式 (7) , 分别计算出а和а', 结果见表1。从表1可以看出, 自适应电流速断保护的性能明显优于传统速断保护。所以, 自适应电流保护的研究是十分有意义的。

2 自适应过电流保护

过电流保护通常是指其启动电流按照躲开最大负荷电流来整定的一种保护。它在正常运行时不应该起动, 而在电网发生故障时, 则能反应于电流的增大而动作。在一般情况下, 它不仅能够保护本线路, 而且能够保护相邻线路, 以起到后备保护的作用。

2.1 传统过电流保护

过电流保护是根据在电网发生故障时短路电流增大的原理动作的。为了保证在非故障情况下保护误动, 传统过电流保护的整定式如下。

式中:IDZ为电流组件的启动电流;

kk为可靠系数, 取1.15~1.25;

Kzg为自启动系数, Kzg>1;

kh为电流组件的返回系数, ks1>0.85;

IHmax'为最大负荷电流。

过电流保护是否有效决定于灵敏度KLm∶

式中, IFmin为最小运行方式下, 保护区末端发生金属两相短路的短路电流。

当灵敏系数KLm≥1.3时, 可以采用过电流保护。从式 (9) 可以看出, 在IFmin固定的条件下, ID的大小决定了灵敏系数能否满足要求。可见, 传统的过电流保护是按躲过最大负荷电流进行整定, 在区外故障切除后继电器应能可靠返回, 且要考虑电动机自启动系数。所以, 过电流保护的保护范围受系统运行方式、负荷变化、返回系数及自起动系数的影响, 使它的保护范围大大减小。

2.2 自适应过电流保护

自适应过电流保护为克服传统保护的缺点, 要求按照当时的负荷电流来整定动作电流的定值;动作时限按反时限特性在线或离线整定。

设当时的负荷电流为, IH, 其动作电流就整定为

动作时限设定, 以离线方式整定。

式中:t为动作时间;

Tp为时间常数;

I'd为流人保护安装处电流继电器的电流;

IP为电流系数, 取IP= (2/3) IDZ;

n为般反时限取0.02, 非常反时限取1。

如图1所示, 当保护线路分成几段时, 上一段要与后一段相配合, 只能采用一种特性, 先把最后一段线路的时限设定好, 比如设为t1, 而上一段线路的时间就为t1+△t, 由此求出上一段线路的, 值来确定动作时间曲线。根据式 (10) 可以使保护装置随系统运行方式、负荷的变化实时调整动作电流定值, 当故障电流Id大于整定电流, IzDz时, 保护启动, 再用故障电流, Id与时间曲线方程式 (11) 计算出动作延时, 经过动作延时使保护动作切除故障。由此可见, 自适应过电流保护可以通过对负荷电流的实时监测, 随时调整动作电流整定值及动作时限特性, 使保护处于最佳动作状态。

3 结语

自适应继电保护篇5

关键词：傅里叶算法,数据窗,突变量,动作特性,数字式继电器

0 引言

数字式继电器是根据电力系统故障分析理论和应用需求,通过采样得到的数字序列,采用恰当的算法实现继电器功能。以故障时刻开始计算数据窗中的数据,随时间的推移,数据窗中故障后的数据量增多。数据窗的长短决定了获取故障信息量的多少。一般来说,故障信息量越多故障判断越准确,但数据运算时间变长,因而存在继电器动作的快速性与数据窗长度的矛盾。对于严重故障,期望快速切除故障;对于轻微故障,允许慢速切除故障。考虑到故障量的大小能够弥补故障信息量的不足,因此,人们千方百计寻求短数据窗算法,以提高继电器的动作速度,如半波积分或半波傅里叶算法等。

继电器的动作方程可分为比相式和比幅式[1],两者可以互换,即存在固定的相量关系。故障初始一段时间,相量还未形成,互换是不准确的。如果把继电器的动作方程按互换关系均转换为比幅式,则快速突变量继电器的动作方程表现为动作量大于制动量。故障初始,突变量的相量形成过程中,如果相量幅值逐渐增大,且不大于完整相量的幅值,则应修改快速继电器的动作特性。本文通过突变量距离继电器[2,3,4,5]来说明傅里叶算法[6,7]在突变量继电器中的应用。

1 傅里叶算法

一个以T为周期的函数fT(t),若在[-T,0]上满足狄氏条件(电网中的电压、电流满足),则在[-T,0]上就可以展开成傅氏级数:

$f_{Τ} (t) = \sum_{n = 0}^{l} (a_{n} \cos n ω t + b_{n} \sin n ω t) (1)$

$c_{n} = \frac{1}{\sqrt{2}} (a_{n} + j b_{n}) (2)$

式中:n为谐波次数,n=0,1,…,l;ω为基波角频率;an和bn分别为第n次谐波的余弦和正弦分量的幅值。

在计算电网中电压、电流的基波时,存在2种算法:一种是截取不同时刻的数据窗(积分区间),得到不同的初相角;另一种维持初相角不变。例如计算积分区间[tk-1-T,tk-1]的基波值:

${\begin{cases} a_{k - 1} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k - 1} - Τ}^{t_{k - 1}} f_{Τ} (t) \cos ω t d t \\ b_{k - 1} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k - 1} - Τ}^{t_{k - 1}} f_{Τ} (t) \sin ω t d t \end{cases} (3)$

计算[tk-T,tk]的基波值存在以下2种算法。

1)第1种算法

${\begin{cases} a_{k} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k - 1} - Τ}^{t_{k - 1}} f_{Τ} (t + Τ_{s}) \cos ω t d t \\ b_{k} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k - 1} - Τ}^{t_{k - 1}} f_{Τ} (t + Τ_{s}) \sin ω t d t \end{cases} (4)$

变量代换后得到:

${\begin{cases} a_{k} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k} - Τ}^{t_{k}} f_{Τ} (t) \cos (ω t - φ_{s}) d t \\ b_{k} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k} - Τ}^{t_{k}} f_{Τ} (t) \sin (ω t - φ_{s}) d t \end{cases} (5)$

2)第2种算法

${\begin{cases} a_{k} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k - 1} - Τ}^{t_{k - 1}} f_{Τ} (t + Τ_{s}) \cos ω (t + Τ_{s}) d t \\ b_{k} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k - 1} - Τ}^{t_{k - 1}} f_{Τ} (t + Τ_{s}) \sin ω (t + Τ_{s}) d t \end{cases} (6)$

变量代换后得到:

${\begin{cases} a_{k} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k} - Τ}^{t_{k}} f_{Τ} (t) \cos ω t d t \\ b_{k} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k} - Τ}^{t_{k}} f_{Τ} (t) \sin ω t d t \end{cases} (7)$

比较式(5)与式(7),初相角差φs=ωTs=ω(tk-tk-1)。这是由被分解函数fT(t)与相关函数cos ωt和sin ωt的时间差引起的。

2 突变量的傅里叶算法

电网的应用中并不关心相量的绝对初相角,只关心它们之间的相对相角(相位差)。因此,同时刻的相量运算,只要截取相同的数据窗且采用相同的算法,得到的相位差是正确的。但是,不同时刻的相量运算,也需要正确的相角关系。第1种算法的窗只能相差nT,而第2种算法无此要求。例如计算突变量时:第1种算法故障前数据窗超前故障后数据窗nT,且随故障后数据窗同步推移;第2种算法固定故障前数据窗且靠近故障时刻,故障后数据窗随时间推移。式(7)比式(5)直观、简单,若采用第2种算法,得到递推公式如下:

${\begin{cases} a_{k} - a_{k - 1} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k - 1}}^{t_{k}} (f_{Τ} (t) - f_{Τ} (t - Τ)) \cos ω t d t \\ b_{k} - b_{k - 1} = \frac{2}{Τ} \int_{t_{k - 1}}^{t_{k}} (f_{Τ} (t) - f_{Τ} (t - Τ)) \sin ω t d t \end{cases} (8)$

若采用第1种算法,计算就相对复杂。将式(8)离散得到递推公式如下:

${\begin{cases} a_{k} = a_{k - 1} + \frac{2}{Ν} (f_{Τ} (t_{k}) - f_{Τ} (t_{k - Ν})) \cos \frac{2 k π}{Ν} \\ b_{k} = b_{k - 1} + \frac{2}{Ν} (f_{Τ} (t_{k}) - f_{Τ} (t_{k - Ν})) \sin \frac{2 k π}{Ν} \end{cases} (9)$

应用式(9)计算故障分量。期望记忆的故障前量(a0,b0)尽可能靠近故障时刻。将式(9)两边同时减去a0和b0,得到突变量递推公式如下:

${\begin{cases} Δ a_{k - 0} = Δ a_{(k - 1) - 0} + \frac{2}{Ν} (f_{Τ} (t_{k}) - f_{Τ} (t_{k - Ν})) \cos \frac{2 k π}{Ν} \\ Δ b_{k - 0} = Δ b_{(k - 1) - 0} + \frac{2}{Ν} (f_{Τ} (t_{k}) - f_{Τ} (t_{k - Ν})) \sin \frac{2 k π}{Ν} \end{cases} (10)$

k=0时发生故障,k=1为故障后的第1点。显然初值等于0。

有些应用需要故障前量如突变量距离,计算故障前量的公式如下:

${\begin{cases} a_{0} = \frac{2}{Ν} \sum_{i = 1}^{Ν} f_{Τ} (t_{i - Ν}) \cos \frac{2 i π}{Ν} \\ b_{0} = \frac{2}{Ν} \sum_{i = 1}^{Ν} f_{Τ} (t_{i - Ν}) \sin \frac{2 i π}{Ν} \end{cases} (11)$

3 突变量距离继电器及傅里叶算法的应用

突变量距离继电器的动作方程为:

$\begin{array}{l} | Δ {\dot{U}}^{'} - f_{1} (t) \dot{U}_{[0]} ´ | + | Δ {\dot{U}}^{'} + f_{1} (t) \dot{U}_{[0]} ´ | > \\ f (t) | \dot{U}_{[0]} ´ | (12) \end{array}$

式中: $Δ {\dot{U}}^{'}$ 为突变量补偿电压,对于接地距离, $Δ {\dot{U}}^{'} = Δ \dot{U}_{ϕ} - (Δ \dot{Ι}_{ϕ} + 3 k \dot{Ι}_{0}) Ζ_{s e t}$ ,对于相间距离, $Δ {\dot{U}}^{'} = Δ \dot{U}_{ϕ} - Δ \dot{Ι}_{ϕ ϕ} Ζ_{s e t}$ ; $\dot{U}_{[0]} ´$ 为故障前的补偿电压。

其电压平面上的动作特性如图1所示,椭圆外为动作区域。

故障后一个周期内计算的突变量幅值逐渐增大,一个周期后基本稳定,故对于制动量进行加权以匹配动作量这种变化特性。为了减小计算出的动作量的波动性,对突变量距离继电器动作量和制动量求和取平均值,接地距离取为:

$\begin{array}{l} \frac{1}{i} \sum_{i = 1}^{m} | Δ {\dot{U}}^{'} - f_{1} (t) \dot{U}_{[0]} ´ | + | Δ {\dot{U}}^{'} + \\ f_{1} (t) \dot{U}_{[0]} ´ | > \frac{1}{i} \sum_{i = 1}^{m} f_{2} (t) | \dot{U}_{[0]} ´ | (13) \end{array}$

$\begin{array}{l} \frac{1}{i} \sum_{i = 1}^{Ν} | Δ {\dot{U}}^{'} - f_{1} (t) \dot{U}_{[0]} ´ | + | Δ {\dot{U}}^{'} + \\ f_{1} (t) \dot{U}_{[0]} ´ | > 2.10 | \dot{U}_{[0]} ´ | (14) \end{array}$

相间距离取为:

$\begin{array}{l} \frac{1}{i} \sum_{i = 1}^{Ν} | Δ {\dot{U}}^{'} - f_{1} (t) \dot{U}_{[0]} ´ | + | Δ {\dot{U}}^{'} + \\ f_{1} (t) \dot{U}_{[0]} ´ | > 2.05 | \dot{U}_{[0]} ´ | (16) \end{array}$

式中:m为故障后一个周期内当前采样点对应的数值;N为一个周期的采样点数;系数2.01和2.05是参照现有工频变化量距离继电器的系数得出,其他函数取如下线性函数,使得制动量在有安全裕度的前提下自动调整,以适应动作量的变化。

${\begin{cases} f_{1} (t) = 0.7 \frac{t}{1.2 Τ} \\ f_{2} (t) = 1.2 \frac{t}{Τ} + 0.4 \\ f_{3} (t) = 1.4 \frac{t}{Τ} + 0.2 \end{cases} (17)$

对于接地距离继电器,受零序分量影响,制动量留有 $0.4 | \dot{U}_{[0]} ´ |$ 的裕度,相间距离继电器不受零序分量影响,制动量留有 $0.2 | \dot{U}_{[0]} ´ |$ 的裕度。

式(13)和式(15)在故障后第1个周期投入,式(14)和式(16)在故障后第2个周期投入。接地距离和相间距离取不同制动系数的原因在于接地距离受零序分量影响。

突变量距离继电器的电气量: $Δ \dot{U}$ 和 $Δ \dot{Ι} Ζ_{s e t}$ 。对于弱电源,前者起主要作用,若不采取措施,在某种条件下就超越。为了防止弱电源引起的超越和增强方向性,在突变量距离继电器递推公式中引入电压可靠系数Ku和电流可靠系数Ki。显然,Ku和Ki小于1,且要根据系统电源强弱取值, $k = Δ \dot{U} / (Δ \dot{Ι} Ζ_{s e t})$ 反映了系统电源的强弱。故Ku和Ki由k按相确定,代入采样值后k的表达式如下:

$k = \frac{u (t_{k}) - u_{[0]} (t_{k})}{u^{″} (t_{k}) - u_{[0]} ˝ (t_{k})} (18)$

式中:

$u^{″} (t_{k}) = R_{s e t} i (t_{k}) + \frac{L_{s e t}}{Τ_{s}} (i (t_{k}) - i (t_{k - 1}))$

$\frac{L_{s e t}}{Τ_{s}} = \frac{X_{s e t}}{ω Τ_{s}} = \frac{Τ X_{s e t}}{2 π Τ_{s}} = \frac{Ν X_{s e t}}{2 π}$

接地距离的u″(tk)引入零序补偿系数kR=(R0-R1)/(3R1),kX=(X0-X1)/(3X1),有

$\begin{array}{l} u^{″} (t_{k}) = R_{s e t} (i (t_{k}) + 3 k_{R} i_{0} (t_{k})) + \frac{L_{s e t}}{Τ_{s}} (i (t_{k}) - \\ i (t_{k - 1}) + 3 k_{X} i_{0} (t_{k}) - 3 k_{X} i_{0} (t_{k - 1})) \end{array}$

1)当k表达式中分母电压的绝对值小于装置的精确工作电压(如0.02Un)时,Ku=0,Ki=1。

2)k>0时,Ki=0,Ku=0;增强方向性。

3)k≤0时,Ki=1。

4)-20<k≤0时,Ku=0.05k+1。

5)k≤-20时,Ku=0。

计算故障前和突变量补偿电压全波傅氏量的递推公式如下:

${\begin{cases} a_{0} = \frac{2}{Ν} \sum_{i = 1}^{Ν} (u (t_{i - Ν}) - u^{″} (t_{i - Ν})) \cos \frac{2 i π}{Ν} \\ b_{0} = \frac{2}{Ν} \sum_{i = 1}^{Ν} (u (t_{i - Ν}) - u^{″} (t_{i - Ν})) \sin \frac{2 i π}{Ν} \end{cases} (19)$

${\begin{cases} Δ a_{k} = Δ a_{(k - 1)} + \frac{2}{Ν} [Κ_{u} (u (t_{k}) - u (t_{k - Ν})) - \\ Κ_{i} (u^{″} (t_{k}) - u^{″} (t_{k - Ν})) * 〗 \cos \frac{2 k π}{Ν} \\ Δ b_{k} = Δ b_{(k - 1)} + \frac{2}{Ν} [Κ_{u} (u (t_{k}) - u (t_{k - Ν})) - \\ Κ_{i} (u^{″} (t_{k}) - u^{″} (t_{k - Ν})) * 〗 \sin \frac{2 k π}{Ν} \end{cases} (20)$

4 仿真分析

利用PSCAD/EMTDC建立如图2所示的仿真模型。

图2中系统电压等级为220 kV,模拟系统正序和零序阻抗:Zs1=30∠85° Ω,Zs0=30∠85° Ω。线路全长100 km,线路正序和零序阻抗:Zl1=40.64∠80° Ω,Zl0=124.34∠74.9° Ω。

下文分别从继电保护要求中的可靠性(图3)、速动性(图4)、灵敏性(图5、图6)来考核突变量继电器的性能。

图3表明继电器满足可靠性要求,整定点三相短路时接地距离和相间距离均处于动作边界。图4表明正向出口三相短路时,接地距离的动作时间在8 ms左右,相间距离的动作时间则在6 ms左右,原因在于接地距离考虑零序的影响,制动量初始值较大。从图5和图6可以看出,95%的整定点单相接地和出口经75 Ω电阻单相接地时,继电器均能动作,且灵敏度满足要求。因此,通过对继电器动作特性的修正,仅采用全波傅里叶算法就能在兼顾继电器其他性能的同时满足速动性要求。

参考文献

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[6]牟龙华,金敏.微机保护傅里叶算法分析[J].电力系统自动化,2007,31(6):91-93.MOU Longhua,JIN Min.Analysis of Fourier algorithm inmicrocomputer-based protection[J].Automation of ElectricPower Systems,2007,31(6):91-93.

数字化变电站继电保护适应性研究篇6

近年来, 我国经济发展迅速, 人们的用电需求日益上升, 并对供电系统的安全性和稳定性提出了更高的要求。为满足人们需求, 我国加强了对数字化变电站的建设, 并开始广泛运用继电保护装置, 现阶段继电保护系统中还存在着一些问题, 无法充分满足其适应性要求, 因此, 需要相关人员加强对继电保护适应性问题的研究, 以促进智能电网建设。

1 数字化变电站相关概述

数字化变电站就是将变电站处理的模拟信息量转化成数字信息量[1]。并能够实现信息共享, 将一次设备和二次设备建立在统一的通信基础上, 实现数据收集的数字化、系统结构的紧凑化等。数字化变电站不仅具有传统变电站无法相比的自动化优势, 更具备了安全性高、经济效益好、测量精准度高等特点, 是我国智能电网建设的重要内容。

2 数字化继电保护装置特点

与传统继电保护装置相比, 数字化继电保护装置的微处理器功能更为丰富, 主要由数字电路构成, 其中具备多个可选择接口。对数据信息的收集采用电子式互感器, 而不是利用传统的数据单元获取模拟量。

同时, 数字化机电保护装置的电子式互感器能够对所收集信息进行处理, 并利用内部光纤向低压端传输相关数字信号, 利用合并单元转化成正确格式的数据, 有效减少了在模数转换的工作。

3 数字化变电站继电保护适应性研究

3.1 对电子互感器适应性的研究

电子互感器类型不同, 其原理也就不同[2]。数字化变电站中的电子互感器按照功能不同, 可以分成两种类型, 分别为无源式电子互感器和有源式电子互感器, 按照原理不同, 可以分成光学原理互感器和Rogowski线圈原理互感器, 同时, 其型号等也有所不同, 后期维修、量程等也存在一定的差异性。

测量延时误差对继电保护装置能够产生严重的影响, 因此, 在应用前, 应首先对电子式互感器进行测量, 一旦出现延时差异, 则需要保护装置设置一定延时补偿, 弥补延时误差, 避免对继电保护装置的影响。

电子式互感器中一旦出现量程差异, 即测量值超出输出量程上限或下限时, 极易发生波形穿心畸形的情况。并且, 在使用不同量程的电子式互感器时, 对同一测量值的测量结果也有所不同, 极有可能造成机电保护装置误动作。因此, 相关人员在选购电子式互感器时, 应尽量保证所用设备为相同厂家、相同型号, 以避免量程差异对继电保护装置造成的影响。

3.2 过程层网络与电子式互感器动作实时性的适应性研究

过程层组网方式与传统方式相比, 更能延长继电保护动作时间。而继电保护动作时间越短、制动面积会越小, 稳定性也会相对提高, 这种情况在高压电网中尤为明显。过程层组网方式继电保护动作时间延长的主要原因就是网络延时、保护装置采样延时、电子互感器处理延时等。因此, 相关人员应通过加强对继电保护算法的完善、提升数据处理效率、优化过程层网络结构设计等手段, 尽量减少继电保护工作时间, 提升稳定性。

3.3 数字化继电保护与电子式互感器采样同步问题研究

数据采样传输延时增大受电子式互感器与网络设备与网络设备影响[3]。对不同类型、品牌电子式互感器的运用也对数据传输差异性的形成产生影响, 甚至会造成采样延时等情况, 因此, 需要对数字变电站所采集的数据进行同步处理, 以消除传输延时等造成的影响, 实现数据采集时间的准确辨别和数字化变电站过程层、间隔层数据的同步。

在进行同步处理时, 可以利用合并单元差值计算的方法, 进行保护装置和电子式互感器所采集数据的同步处理。或是利用站内统一时钟法, 对外部时钟源进行统一设置, 如GPS、伽利略卫星等同步卫星时钟信号, 并利用铷钟等高精度电子钟提升外部时钟源的可靠性, 使其能够作为电子式互感器采样数据处理的同步源。

4 数字化变电站继电保护动态模拟测试方案

保护动作的快速性、灵敏性、可靠性等在数字化保护测试中具有重要的作用, 是数字化保护测试的主要指标。现阶段数字化变电站中所采用的电子式互感器, 具有多间隔、多类型等特点, 大大增加了对保护适应性的需求, 同时, 为提升对过程层网络中不同异常情况的适应性, 数字化保护装置中也产生了多种闭锁机制, 需要相关人员对这些闭锁机制进行合理的数字化保护测试, 尽量延长有效保护时间。

结合数字化变电站网络化和电子式互感器的实际情况, 制定科学合理的数字化变电站继电保护动态模拟测试方案, 通过测试, 对数字化变电站系统的功能和性能进行审查, 以保证其符合设计标准, 具有可行性。在特定的电网环境中, 这一测试也能够测试数字化保护的应用性能。测试的方法主要有模拟数字化变电站典型的系统和组网模式、模拟测试各种电器故障、对通信网络和数字换变电站电子式互感器中可能存在的异常情况进行模拟测试, 以及特定电网系统下, 结合现有情况, 对数字化变电站系统进行模拟等。

5 结束语

随着人们用电需求的增长和科学技术的进步, 我国积极开展数字化变电站建设工作, 并广泛运用继电保护装置。而数字化变电站继电保护适应性也成为了人们关注的主要问题, 相关人员应深入分析其中问题, 总结经验, 利用先进科学技术有效解决这一问题, 使数字化变电站继电保护适应性、可靠性、安全性得以提升, 实现我国配电系统的稳定运行和数字化变电站经济效益最大化。

参考文献

[1]周程.数字化变电站继电保护适应性探讨[J].经营管理者, 2014, 5 (15) :379-380.

[2]黄悦.数字化变电站的继电保护适应性分析[J].企业技术开发, 2014, 3 (9) :72-73.

数字化变电站继电保护适应性研究篇7

关键词：数字化变电站,继电保护,适应性

1 前言

随着经济与社会的快速发展, 人们的生活水平不断的提高, 人们对低压配电系统供电的稳定性、安全性以及可靠性的要求逐渐的提高, 因此继电保护装置在数字化变电站中的应用也越来越广泛。但是, 通过对数字化变电站继电保护装置进行分析, 发现继电保护系统在数字化变电站应用的过程中, 出现了频率响应范围小、安全性低、测量精度差等问题, 不能够满足数字化变电站对于继电保护装置适应性和安全性的要求。因此, 针对数字化变电站继电保护适应性的研究具有非常重要的现实意义。

2 数字化变电站继电保护适应性分析

2.1 继电保护与不同原理、不同厂家的电子式互感器的适应性分析

数字化变电站中采用的电子式互感器根据能源提供方式的不同分为良好总, 一种为无电源式, 一种为有电源式。根据具体的原理可以将电子式互感器分为两种, 一种为基于光学原理, 另一种基于Rogowski线圈原理。数字化变电站在进行采集数据的过程中, IEC/60044-8标准对电子式互感器制定了明确的要求, 但是由于原理不同以及生产厂家不同, 致使电子式互感器在数字化变电站使用的过程中存在一定的差异, 具体的差异主要包括两个方面:一方面, 量程差异, 如果测量值超过了电子式互感器的输出量程的下限或者上限时, 电子式互感器的波形将会发生变形, 如果采用不同量程的电子式互感器, 测量值超过其输出范围时, 即使相同的测量值也会出现不同的测量结果, 这就会导致继电保护装置出现误动, 为了防止因为量程不同对继电保护装置造成的影响, 数字化变电站必须选择同一厂家以及型号相同的电子式互感器;另一方面, 测量延时差异, 为了能够消除测量延时误差对继电保护装置的影响, 数字化变电站必须对测量延时误差进行精确的测量, 如果测量出存在延时差异, 继电保护装置必须设定相应的延时补偿措施, 防止延时差异对继电保护装置造成影响。

2.2 继电保护与过程层网络以及电子式互感器的适应性分析

数字化变电站与传统变电站配置方案进行比较, 在相同试验环境下, 数字化变电站过程层的保护动作时间相对较长。导致这种现象的原因是:在高压电网中, 如果跳闸的速度相对较快, 则制动面积相对较小, 稳定性也随之增大, 但是对于相间短路而言, 很容易破坏该种稳定状态, 导致跳闸时间出现一个微小的差别, 影响继电保护系统的稳定性, 为了提高继电保护的动作速度, 应该从以下几个方面进行改善:其一, 在进行数字化变电站的规划过程中, 应该优化过程层网络结构的设计, 不断的提高整个网络通信的实时性;其二, 在进行保护算法的改进过程中, 应该调整采样的频率, 调整过后的电子式互感器发送采样数据的频率为原来的倍数, 以此降低数据采集环节的时间;其三, 提高电子式互感器的技术, 能够显著的降低电子式互感器的处理延时;气死, 采用广域保护系统对整个继电保护系统进行监控, 如果继电保护系统出现故障时, 可以根据当时的网络拓扑结果, 能够在非常短的时间内将开关短太, 有效的加快保护动作, 保证广域安全自动控制和继电保护动作的一致性, 这样既能够保证继电保护系统的稳定性, 又能够实现继电保护的自动化控制。

2.3 数字化变电站继电保护与电子式互感器的采样同步问题分析

数字化变电站继电保护采用的电子式互感器和网络设备导致数据在传输的过程中出现延迟, 并且不同电子式互感器和网络结构, 导致传输数据在时序上存在一定的差异, 导致采样不能够同步。因此, 针对数字化变电站继电保护与电子式互感器的采样同步问题的研究显得尤为重要。如何降低由于传输延时与时钟同步差异导致的影响, 保证采样时刻的准确性, 为数字化变电站继电保护的关键。想要实现数字化变电站继电保护与电子式互感器的采样同步, 应该从以下几个方面入手:其一, 将继电保护装置当作电子式互感器数据采集的同步源;其二, 合并单元插值计算, 该种方式能够对继电保护装置接收的数据进行相应的处理;其三, 采用相同的外部时钟源, 外部时钟源可以冲淡电子式互感器采集数据的同步源。

3 数字化变电站继电保护动态模拟测试方案

数字化变电站继电保护动态模拟测试的作用主要包括两个方面, 一方面用于评估数字化变电站继电保护在特定环境中的适应性;另一方面能够考核数字化变电站继电保护, 在数字化变电站系统中的各项应用指标是能够满足相关设计标准以及应用要求。数字化变电站继电保护动态模拟测试方案主要包括以下几点内容: (1) 数字化继电保护装置对所接收采样数据延时越限时状况的测试; (2) 数字化继电保护装置对所接收数据丢帧状况的测试; (3) 数字化继电保护装置对所接收采样数据畸变状况的测试; (4) 数字化继电保护装置对所接收数据中无效数据的测试; (5) 数字化继电保护装置对异常状况以及自身合并单元同步问题的测试; (6) 数字化继电保护装置对所接收数据同步性以及同步异常状况的测试; (7) 数字化变继电保护装置对多原理电子式互感器使用状况适应性的测试; (8) 交换机负载变化状况下适应性的测试; (9) 过程层网络交换机的性能测试。

4 结束语

总而言之, 数字化变电站逐渐的从理论研究逐渐的转向工程化的建设实施, 数字化变电站继电保护装置对于保证整个系统的安全性、可靠性以及稳定性具有至关重要的作用。但是, 继电保护在数字化变电站中应用存在许多问题, 影响了其作用的发挥, 文章深入研究了数字化变电站继电保护的适应性, 希望能够为继电保护技术的研究人员提供一定的参考。

参考文献

[1]李仲青, 周泽昕, 黄毅, 周春霞等.数字化变电站继电保护适应性研究[J].电网技术, 2011 (05) :210-203.

[2]冯炬斌.数字化变电站继电保护适应性分析[J].电子制作, 2013 (15) :184.

自适应继电保护篇8

电网扩大与复杂化以及智能电网建设对电力系统继电保护尤其是后备保护提出了更高的要求。传统后备保护一般采用阶段式距离保护或零序过电流保护,存在整定复杂、动作速度慢、选择性差、不能适应复杂运行方式变化等固有缺陷。另外,传统远后备保护都是根据本地电气量信息动作于跳开固定断路器,当某处故障时,将有很多套远后备保护启动,各后备保护间缺乏协调。当远后备选择性不能满足,只采用近后备方式时,必须装设断路器失灵保护。但传统失灵保护存在一个突出问题:其跳闸逻辑是固定的,不能随着母线运行方式自动适应,当运行方式变化时,需要人工倒换出口压板。这些都是因为面向单元式的传统后备保护只利用了被保护元件的有限信息,而没有引入与其有后备关系的元件信息、保护动作信息,难以利用整个电网信息来做出最小范围切除故障的保护动作策略。

目前国内外学者提出了多种广域信息下的后备保护理论[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12],这些后备保护研究主要侧重于综合利用广域信息确定故障元件位置的原理算法及讨论相应的系统构成,而对于具体切除故障的保护动作策略却讨论较少。文献[13]提出符合广域后备保护配合要求的保护跳闸策略的思想,但没有给出具体情况下需要跳开断路器的搜索方法。

文献[1,2]从简化现有电力元件继电保护配置方式和定值配合出发,提出了由现有主保护加变电站集中式后备保护的配置方式。变电站集中式后备保护功能丰富,不仅要求实现快速的近后备保护和断路器失灵保护,在相邻变电站直流电源消失情况下,还要能提供远后备保护。由于故障位置的不同,近后备保护、断路器失灵保护及远后备保护需要跳开的断路器是不同的,另外变电站内主接线形式多种多样,运行方式也不同,如何寻找既能切除故障又使停电范围最小的断路器跳闸序列变得非常复杂又十分必要。本文是文献[1,2]的后续跳闸策略研究,结合实际问题,提出了一种基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法,并结合该方法详细阐述了集中式后备保护系统的跳闸策略。集中式后备保护根据故障元件位置、保护状态及断路器状态来执行相应跳闸策略,由于不需要与其他后备保护存在时限配合,能实现快速和最小范围的故障隔离。

1 基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法

1.1 问题的提出

集中式后备保护跳闸策略的目标是保证故障切除并且使得停电范围最小。对图1所示的简单输电系统来说,可以很直观地决策出各种情况下需要跳闸的断路器。图中,B1～B6为母线,与变电站1～6一一对应;CB1～CB12为断路器;L1～L6为线路。

例如L3故障,主保护拒动时,B3和B4处后备保护系统应该分别向CB5和CB6发跳闸命令,实现近后备,即CB5和CB6属于近后备跳闸断路器;当CB5失灵时,B3处后备保护系统应该向CB4,CB7发跳闸命令,实现断路器失灵保护,同样当CB6失灵时,B4处后备保护系统应该向CB10,CB11发跳闸命令。因此,CB4,CB7,CB10,CB11为断路器失灵跳闸断路器。当L3故障且B3直流电源消失时,需要跳开CB3和CB8实现远后备保护,而B4直流电源消失时,需要跳开CB9,CB10,CB12实现远后备。即CB3,CB8,CB10,CB12属于远后备跳闸断路器。因此,在L3故障时,近后备、断路器失灵和远后备需要跳开的断路器如图2所示。

对于一个简单的输电系统来说,断路器跳闸序列的搜索是显而易见的。但实际的电网非常复杂,变电站主接线形式很多,也较灵活,寻找满足集中式后备保护系统多功能需求的跳闸序列的过程很复杂,而将Petri网应用于断路器跳闸序列搜索,不仅能准确找到各种情况下需要跳闸的断路器,而且对变电站主接线形式有很好的适应性。

1.2 Petri网基本理论

一个基本的Petri网结构N是一个五元组,即N=(P,T,K,α,β)。其中,P={P1,P2,…,Pm}(m>0)是库所(Place)节点的有限集合,每个库所用一个圆圈“○”表示;T={T1,T2,…,Tn}(n>0)是变迁节点的有限集合,每个变迁用一根竖线“|”表示;K={K1,K2,…,Km}(m>0)是库所节点中初始托肯的有限集合,用黑点“·”表示;α与β分别表示库所到变迁和变迁到库所的加权有向弧[14]。

对于图1所示的简单输电网络,将断路器看成库所节点,线路和母线看成变迁节点,本文不考虑库所与变迁之间的有向弧方向,即每条弧都可以看成是双向的。因而建立相应的Petri网如图3所示。

Petri网是一个静态的网络,但托肯的传递却是一个动态的过程,网络的动态特性可通过变迁的点火触发体现出来,变迁的点火可造成托肯在系统中重新分配。Petri网的结构以及变迁的点火触发可用矩阵运算描述,主要包括关联矩阵A、库所状态向量M和变迁点火向量C。

关联矩阵A描述了Petri网的拓扑结构,行对应库所,列对应变迁,元素取值为:

$a_{i j} = {\begin{matrix} 1 & 库所 i 与变迁 j 直接相连 \\ 0 & 库所 i 与变迁 j 不相连 \end{matrix} (1)$

图3所示Petri网对应的关联矩阵A为:

$A = [\begin{matrix} 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 1 \end{matrix} 〗 (2)$

矩阵中行对应的库所分别为CB1～CB12;矩阵中列对应的变迁分别为:B1,L1,B2,L2,…,B6,L6。

库所状态向量M表示库所中托肯的标示状态。一般认为,“1”表示库所中存在托肯,“0”表示库所中不存在托肯。

变迁点火向量C表示变迁节点的点火情况。当某个变迁节点被激活时,变迁点火向量对应该节点的元素赋值“1”,否则为“0”。

它们三者存在如下关系:

$Μ_{1} = Μ_{0} + C A^{Τ} (3)$

式中:M0为初始库所状态向量;M1为一级库所状态向量。

1.3 基于Petri网断路器跳闸序列搜索方法

以图1中线路L3发生故障为例来说明断路器跳闸序列搜索方法。

故障发生前,没有需要跳开的断路器,则初始库所状态向量M0为:

$Μ_{0} = [0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0] (4)$

线路L3故障情况下,可以得到其对应的初始故障位置向量(即初始变迁点火向量)为:

C0= (5)

由C0,A计算可得一级库所状态向量M1为:

M1=M0+C0AT=

(6)

M1表示经过一次传递后哪些库所包含托肯,可知一次传递后CB5和CB6中包含托肯。本次获得托肯的库所正对应近后备保护所需要跳闸的断路器,因此可以定义M1为近后备断路器跳闸向量。

而一次变迁点火向量C1又由向量M1可得:

C1=M1A=

(7)

C1中各元素的含义为:

$c_{1 j} = {\begin{matrix} 1 & 本次被点火触发的变迁 \\ 0 & 尚未被点火触发的变迁 \\ 其他 & 此前已经被点火触发的变迁 \end{matrix} (8)$

可知,变迁B3,B4是第1次被点火触发。

同理,可以得到二级库所状态矩阵M2为:

M2=M1+C1AT=M1+M1AAT=

(9)

M2中各元素的含义为:

$m_{1 j} = {\begin{matrix} 1 & 本次刚获得托肯的库所 \\ 0 & 还没有获得托肯的库所 \\ 其他 & 此前已获得托肯的库所 \end{matrix} (10)$

从M2可知:CB4,CB7,CB10,CB11刚获得托肯,正对应断路器失灵所需要跳开的断路器。可以定义M2为断路器失灵断路器跳闸向量。

需要说明的是,在计算断路器失灵断路器跳闸向量时,只是考虑CB5和CB6都失灵时需跳开的断路器,并没有区分CB5和CB6分别失灵时需跳开的不同断路器。要做到区分很容易,例如当后备保护系统判断出是CB5失灵时,只需修改向量M1′:

$Μ_{1^{'}} = [0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0] (11)$

再计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:

M2=M1+M1′AAT=

(12)

可以得出CB4和CB7为CB5失灵时需要跳开的断路器。同样可以知道CB10,CB11为CB6失灵时需要跳开的断路器。

重复上面的计算过程,可以得到M3:

M3=M2+C2AT=M2+M2AAT=

(13)

从M3可知:CB3,CB8,CB9,CB12刚获得托肯,正对应远后备需要跳开的断路器。可以定义M3为L3故障时的远后备断路器跳闸向量。

2 集中式后备保护系统跳闸策略

2.1 集中式后备保护系统运行流程

变电站集中式后备保护切除故障的过程主要包括以下3个步骤:

步骤1:在故障发生前,集中式后备保护系统先要对各变电站之间的网络拓扑及站内元件的连接关系进行实时搜索。根据各站间的网络拓扑结构形成反映各变电站之间连接关系的站间Petri网模型,得到站间关联矩阵Anet;根据站内的主接线形式形成反映站内各元件连接关系的站内Petri网模型,得到实时的站内关联矩阵Asub。

以图4所示的电网简单说明。该输电系统包括5个变电站,分别为变电站Ⅰ～Ⅴ,各变电站主接线形式也不一样,包含单母线接线、双母线单分段接线、双母线接线、3/2接线等典型接线方式。

站间Petri网模型如图5所示,可以得到相应的站间关联矩阵Anet如式(14)所示。

$A_{n e t} = [\begin{matrix} 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 \\ 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 \\ 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 \end{matrix} 〗 (14)$

在矩阵Anet中,行分别对应断路器:Ⅰ01,Ⅰ02,Ⅰ03,Ⅱ01,Ⅱ02,Ⅲ03,Ⅲ04,Ⅲ5,Ⅲ06,Ⅳ01,Ⅳ02,Ⅴ02,Ⅴ03,Ⅴ04;列分别对应变电站Ⅰ～ Ⅴ及线路L1～L7。

以变电站Ⅲ来说明如何形成站内关联矩阵Asub。该变电站为双母线单分段接线方式。先假设站内断路器全投入运行,于是相应的站内Petri网模型如图6所示,此时站内关联矩阵Asub3如式(15)所示。

$A_{s u b 3} = [\begin{matrix} 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 1 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 \\ 1 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \end{matrix} 〗 (15)$

该矩阵中行分别对应CB1～CB9;列分别对应母线B1～B3和线路L1～L4。

在图4所示变电站Ⅲ中,断路器8处于退出运行状态,即可以得到实时的断路器状态序列为R=[1,1,1,1,1,1,1,0,1。然后用R与矩阵Asub3的每一列进行“与”运算,便可以得到反映实时网络拓扑的关联矩阵Asub3(t),如下式所示。

$A_{s u b 3 (t)} = [\begin{matrix} 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 1 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 \\ 1 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \end{matrix} 〗 (16)$

步骤2:故障发生后,集中式后备保护感知故障,实时获取广域信息,执行故障判别算法确定故障元件位置,然后根据故障位置形成初始故障位置向量C0。

步骤3:根据故障元件位置、保护动作信息、断路器状态信息实时计算包括近后备保护、断路器失灵保护及远后备保护本站需要跳开的断路器,当满足动作条件时向相应断路器发跳闸命令。

如果将包含故障元件或与故障元件相邻的变电站选为近后备站,而与近后备站相邻的变电站则被选为远后备站。如图4中 L3故障,{Ⅲ,Ⅴ}为近后备站,{Ⅰ,Ⅱ,Ⅳ}为远后备站。近后备站需要执行近后备保护加断路器失灵保护功能,而远后备站则只执行远后备保护功能,因此近后备站和远后备站的跳闸策略是不一样的。下面将结合实例对跳闸策略进行详细分析。

2.2 近后备保护跳闸策略

若集中式后备保护系统判断出故障在其近后备保护范围内(即本站为近后备站),则根据本变电站的站内Petri网模型,自动决策出近后备保护需要跳开的断路器。在满足动作条件时,向相应的断路器发跳闸命令。

近后备保护动作条件是:(近后备保护范围内故障)∩(检测到本站对应故障元件的主保护或断路器未动作)∩(超过主保护出口动作时间就地故障电气量依然存在)。

考察变电站Ⅲ的近后备跳闸策略。站内Petri网的关联矩阵Asub3(t)如式(16)所示。如果L3故障,可以得到初始的故障位置向量为:

$C_{0} = [0 0 0 0 0 1 0] (17)$

则近后备断路器跳闸向量M1为:

$Μ_{1} = C_{0} A_{s u b 3}^{Τ} = [0 0 0 0 1 0 0 0 0] (18)$

即Ⅲ05为近后备跳闸断路器。变电站Ⅲ将监视Ⅲ05处的故障电流,当超过主保护出口动作时间仍没有收到主保护出口跳闸信息并且Ⅲ05处故障电流依然存在,则立即向Ⅲ05发跳闸命令。

同样,如果变电站Ⅲ的母线B2故障,则初始故障位置向量为:

$C_{0} = [0 1 0 0 0 0 0] (19)$

计算近后备断路器跳闸向量M1为:

$Μ_{1} = C_{0} A_{s u b 3 (t)}^{Τ} = [0 1 0 0 1 0 0 0 1] (20)$

即Ⅲ02,Ⅲ05,Ⅲ09为变电站Ⅲ中母线B2故障下的近后备跳闸断路器,当判断出母线B2对应的主保护拒动时,将向这些断路器发跳闸命令。

2.3 断路器失灵保护跳闸策略

当发生断路器失灵时,将根据本变电站的站内Petri网模型决策出本站中与失灵断路器相邻的所有断路器,当满足动作条件时,立即向相应断路器发跳闸命令。

断路器失灵保护的动作条件是:(近后备保护范围内故障)∩(近后备保护已发出跳闸命令)∩(等待时间超过近后备动作最大延时)∩(就地故障电气量依然存在)。近后备动作最大延时一般可以认为是主保护动作时间加上断路器跳闸熄弧时间。

下面分别讨论线路故障断路器失灵和母线故障断路器失灵时集中式后备保护的跳闸策略。

1)线路故障断路器失灵

例如图4中的线路L3故障,断路器Ⅲ05失灵。可以得到初始的故障位置向量C0和近后备断路器跳闸向量M1为:

$\begin{array}{l} C_{0} = [0 0 0 0 0 1 0] (21) \\ Μ_{1} = [0 0 0 0 1 0 0 0 0] (22) \end{array}$

计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:

M2=M1+M1Asub3(t)ATsub3(t)=

(23)

即Ⅲ02和Ⅲ09属于断路器失灵跳闸断路器,集中式后备保护立即向Ⅲ02,Ⅲ09发跳闸命令实现断路器失灵保护。

2)母线故障断路器失灵

母线故障断路器失灵又可以分为线路侧断路器失灵和母联断路器失灵2种。

如果是线路侧断路器失灵,例如变电站Ⅲ的母线B2故障,断路器Ⅲ05失灵。初始的故障位置向量C0和近后备断路器跳闸向量M1为:

$\begin{array}{l} C_{0} = [0 1 0 0 0 0 0] (24) \\ Μ_{1} = C_{0} A_{s u b 3 (t)}^{Τ} = [0 1 0 0 1 0 0 0 1] (25) \end{array}$

同时得到修正的M1′为:

然后计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:

M2=M1+M1′Asub3(t)ATsub3(t)=[0 2 0 0 3 0 0 0 2](27)

从M2可以得知:在断路器Ⅲ05失灵时,在本站没有断路器属于断路器失灵跳闸断路器。事实上,在变电站Ⅲ母线B2故障,Ⅲ05失灵时,需要跳开Ⅲ05所在线路的对侧断路器,即Ⅴ02。这将由变电站Ⅴ所在的集中式后备保护系统由远后备保护来切除。

如果是母联断路器失灵,比如变电站Ⅲ的母线B2故障,断路器Ⅲ09失灵。此时修正的M1′为:

计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:

M2=M1+M1′Asub3(t)ATsub3(t)=[1 2 1 0 2 0 1 0 3](29)

即Ⅲ01,Ⅲ03,Ⅲ07属于断路器失灵跳闸断路器,集中式后备保护系统将立即向这些断路器发跳闸命令。

2.4 远后备保护跳闸策略

若集中式后备保护判断出故障在其远后备保护范围内故障(非近后备保护范围内,即本站为远后备站),则根据站间Petri网模型,决策出本站实现远后备保护需要跳闸的断路器,在满足动作条件时,向相应的断路器发跳闸命令。

需要远后备保护的情况主要有2种:①下级变电站直流电源消失,断路器因为失去操作电源而无法切除故障;②下级变电站的母线故障,而线路侧的断路器失灵。

远后备保护动作条件是:(远后备保护范围内故障)∩(等待时间超过近后备加断路器失灵保护动作的最大延时)∩(就地存在故障电气量)。近后备加断路器失灵保护动作的最大延时一般可以认为是主保护动作时间加2个断路器跳闸熄弧时间。

以图4中线路L3故障,而变电站Ⅲ的直流电源消失来说明远后备保护的跳闸策略。站间Petri网模型的关联矩阵Anet如式(14)所示,形成初始故障位置向量C0:

$C_{0} = [0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0] (30)$

依次进行以下计算可以得到远后备断路器跳闸向量M3。

即在L3故障情况下,Ⅰ02,Ⅰ03,Ⅱ02,Ⅳ01,Ⅳ02为远后备跳闸断路器。当等待延时超过近后备加断路器失灵保护动作的最大延时后,变电站Ⅰ的集中式后备保护系统监视断路器Ⅰ02和Ⅰ03处仍存在故障电流,立即向Ⅰ02和Ⅰ03发跳闸命令。同理变电站Ⅱ将向Ⅱ02发跳闸命令,变电站Ⅳ将向Ⅳ01和Ⅳ02发跳闸命令。

3 结语

为了适应智能电网建设对继电保护提出的高要求,广域后备保护系统成为研究热点,本文着重研究了适应变电站集中式后备保护的跳闸策略。基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法,不仅能准确判断出变电站集中式后备保护在实现近后备、断路器失灵及远后备保护情况下本站需要跳开的断路器,而且对变电站主接线形式及运行方式有很好的适应性。

摘要：智能电网建设迫切要求继电保护尤其是后备保护具有更好的适应性,文中在故障位置已被变电站集中式后备保护诊断出来的基础上,研究后备保护自适应最小范围隔离故障的方法。提出的基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法能正确找出变电站集中式后备保护在实现近后备保护、断路器失灵保护及远后备保护情况下需要跳开的断路器,且对变电站主接线形式及运行方式有很好的适应性。集中式后备保护系统根据故障元件位置、保护状态及断路器状态来执行相应的跳闸策略,能实现快速和最小范围的故障隔离。

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