单相重合闸论文

单相重合闸论文（共8篇）

单相重合闸论文 篇1

1 引言

统计数据表明,超高压线路故障80% 是单相瞬时性故障[1,2,3]。现有的定时限重合闸能够一定程度上确保系统暂态稳定性和供电可靠性,同时也存在盲目重合造成二次冲击的危险。重合前进行故障性质判别的自适应重合闸是解决这一问题的有效方法。

在超高压线路上装设的并联电抗器因能够吸收无功功率,稳定系统运行电压,抑制潜供电流得到广泛应用。并联电抗器的引入,一方面因其补偿作用导致耦合电压过小,限制了基于断开相端电压幅值相位特征的传统电压判据的应用[4],另一方面加速了电弧的熄灭,导致基于电弧特性的故障识别方法难以实现[5],给自适应重合闸故障识别带来一定的困难。文献[6]提出一种利用求解模型和故障模型的异同进行故障判别的方法,其有效性直接受系统网络结构的影响,缺乏必要的普适性。文献[7-9]提出基于拍频特性的拍频判据,通过提取自振分量的幅值频率等信息确定判别依据,但其准确性易受系统频率估计误差的影响。

本文从拍频振荡局部波形特性的角度切入,将多重分形去趋势法( MFDFA) 引入自适应重合闸的故障识别中。MFDFA能够精细地刻画分形信号的局部结构,表达信号的局部尺度行为。本文提出一种基于MFDFA的单相自适应重合闸拍频判据,判据采用断开相端电压作为特征量,提取两种故障类型下端电压的多重分形特征,并给出判据的实现方法,据此实现故障性质的自适应识别。

2 多重分形趋势波形分析法

随着多重分形理论的发展[10,11,12,13],Kantelhardt等人于2002 年提出了基于去趋势波动分析( DFA) 方法的多重分形去趋势波形分析法( MFDFA) ,作为DFA的广义定义,MFDFA对非平稳序列的多重分形特性分析更具优越性,MFDFA的具体步骤如下。

( 1) 对于不满足随机游走特性的时间序列{ x( i) ,0 < i < N} ,构造序列对均值的累积离差Y( i) :

式中,为时间序列均值。

( 2) 将新序列Y( i) 以固定尺度k划分为互不重叠的Nk段子序列:

若该序列不能完全分解,则对其进行逆向分解得到2Nk段子序列以确保信息的完整性。

( 3) 采用最小二乘法对各子序列进行m( m = 1,2,3,…) 阶多项式拟合,拟合阶数m反映了去趋势效果,m越大,去趋势效果越好。求取子序列与其局部趋势项yi,fit的均方差:

式中,i = 1,2,…,Nk。

式中,i = Nk+ 1,Nk+ 2,…,2Nk。

( 4) 定义序列x( i) 的q阶波动函数为:

( 5) Fq( k) 是数据长度k和分形阶数q的函数,与尺度k存在稳定的幂律关系,即:

解出分形参数为:

若H( q) 与q无关,则表明序列具有严格的统一自相似性,若H( q) 为q的函数,则说明序列具有多重分形特性。当q = 2 时,H( q) 为Hurst指数,此时MFDFA将退化为DFA。

3 拍频振荡的多重分形特性分析

3. 1 拍频振荡

拍频振荡是装设并联电抗器的超高压线路发生瞬时性故障特有的,恢复电压阶段电气量因含自振分量而出现的局部振荡现象[14]。在恢复电压阶段,拍频电压u( t) 和拍频电流i( t) 可表示为:

式中,u1( t) 、i1( t) 表示瞬时性故障时拍频电压和电流量; u2( t) 、i2( t) 表示永久性故障时拍频电压和电流量,且自振分量的衰减系数远大于工频分量的衰减系数。

拍频振荡起振与否,将直接影响判据的实用性。对于拍频电压来说,当自振分量频率f接近工频时,拍频现象不明显,而作为本文主要研究对象,330 ~500k V超高压输电线路中,并联电抗器补偿度一般为0. 6 ~ 0. 8,根据

可计算出自振分量的频率一般低于45Hz,现场数据也证明自振分量的频率在30 ~ 45Hz[1,3,15],与工频分量的频差较大,具备产生显著拍频的频差要求。对于拍频电流来说,只有同时满足两端电源相角差为180°和两端系统等效阻抗相同( 故障点位于线路中点) ,或者线路参数与初始储能满足某一特定关系时,其幅值为零[16,17,18]。综上,即使存在几种情况同时出现的特殊工况,但概率极小,所以不应否定将拍频振荡作为自适应重合闸判据的应用价值,这为本文奠定了基础。

图1 和图2 分别为并联电抗器补偿度为0. 7 的500k V输电线路瞬时性故障和永久性故障时断开相端电压的仿真波形。

可以明显看出,双端带并联电抗器的500k V输电线路发生瞬时性故障时能够产生显著的拍频振荡现象。

3. 2 拍频振荡的分形参数

采用MFDFA对不同类型故障下断开相端电压信号进行分析。超高压线路中,二次电弧能够在0. 2s内快速熄灭[19],取断路器断开后400ms内的数据,采样频率为2k Hz。考虑现场录波时噪声的影响,采用人工染噪方式加入信噪比为25d B的高斯噪声,利用MFDFA对非平稳信号的分析能力,直接对含噪信号进行分析,分析结果如图3 所示。

由图3 可见,拍频振荡在高阶尺度下呈现出明显的多重分形特征,且该分形特性在高尺度下得到放大。永久性故障下端电压波形不具有多重分形特性,H( q) 与阶数q无关。两种故障类型下的分形参数曲线在零点附近相交,在负高阶下二者的分形特征差异尤为明显。

3. 3 故障条件对分形参数的影响

从工程实用的角度出发,对判据的普适性进行研究,采用不同故障条件下端电压数据进行多重分形参数分析,讨论故障位置、过渡电阻等因素对分形参数曲线的影响,仿真结果如图4 和图5 所示,其中p为故障点与电压互感器间距离占线路全长的比例。可以看出,永久性故障下故障点位置和过渡电阻Rg发生改变时,多重分形参数曲线H( q) 保持趋于常数的特性。换言之,不同运行状态下线路发生永久性故障时,利用多重分形参数曲线能够准确描述恢复阶段电压量的波形特性。

同样地,不同的故障条件下,瞬时性故障端电压的分形参数曲线依然保持反正切分布的特性。限于篇幅,此处不再给出永久性故障下的分形参数曲线。

3. 4 噪声对分形参数的影响

噪声污染是电力系统信号处理中无法避免的问题。在瞬时性和永久性故障下的断开相端电压中分别加入信噪比为15d B、25d B、35d B和45d B的噪声,得出含噪信号的多重分形参数曲线( 如图6 所示) ,并求出与不含噪声信号时分形参数曲线的均方误差,结果如表1 所示。

由表1 可以清晰地看出,加入不同信噪比的噪声对分形参数曲线的影响十分微小。从图6 也可得知,端电压数据中加入不同信噪比的噪声时,求出的分形参数曲线几乎完全重合。

以上分析证明了MFDFA算法对噪声的强免疫力,凸显了算法对非平稳信号优秀的分析性能。值得一提的是,由式( 3) 和式( 4) 可知,直流分量作为趋势项在运算过程中被剔除,故多重分形参数曲线对直流分量同样具有良好的免疫力。

4 单相自适应重合闸拍频新判据

定义多重分形参数曲线界值比 δ 为:

本文利用界值比来描述瞬时性故障和永久性故障下断开相端电压的多重分形特性差异。经分析推断,永久性故障下界值比 δ 趋于定值1,考虑到噪声的影响,在界值比整定值上加上10% 的裕度。故障判别流程如图7 所示。

5 仿真及实测数据验证

5. 1 仿真模型

本文选取双端带电抗器的500k V超高压输电线路对判据进行仿真验证,两端电源相角差取30°,系统补偿度为0. 7,其线路参数如表2 所示,线路模型如图8 所示。

5. 2 EMPT仿真结果分析

基于EMPT对上述线路进行建模仿真,采用M侧采集的端电压作为故障数据,同样采取人工染噪方式加入信噪比为20d B的噪声,对含噪故障信号的分析工作在Matlab平台下完成。分别在不同的故障条件下验证判据的可靠性和有效性,部分仿真结果如表3 所示。

限于篇幅,表中只给出部分仿真数据。瞬时性故障下界值比的数值较大,而永久性故障下界值比在1 附近,验证了关于拍频振荡的多重分形特性分析的正确性。仿真结果统计图如图9 所示。

仿真结果表明,瞬时性故障下界值比 δ 远超于判定域范围,随着故障位置变化和过渡电阻Rg的增大,界值比 δ 有所下降,此时自振分量的强度变小,削弱了恢复电压阶段端电压波形的局部振荡,导致多重分形特性参数降低,尽管如此,瞬时性故障下界值比 δ 大于永久性故障下界值比 δ 的2. 5 倍,能够保证判据的可靠性。换言之,即使在拍频振荡衰减过程的后期,判据依然有效,表明判据具有很高的灵敏度。

5. 3 实测数据分析

图10 为川电东送系统调试时500k V万龙线C相瞬时人工接地实验中万县侧C相故障波形[20]。人工接地故障后,万龙线两侧主保护动作,故障发生后43ms,万县侧C相跳开,约10ms后龙泉侧C相跳开。龙泉侧的C相开关约在故障后894ms时重合成功,万县侧的C相开关约在故障后954ms时重合成功。

取43 ~ 443ms的实测数据进行分析,求得界值比 δ = 4. 8257,判别结果为瞬时性故障,与实际结果相符合。该方法大幅缩短了重合闸时间,有效地提高了供电系统的抗干扰能力和暂态稳定性。

6 结论

瞬时故障下,拍频振荡的分形特性受到阶数的影响,在负高阶尺度下具有显著的多重分形特性,分形参数曲线H( q) 满足反正切分布; 永久性故障下,断开相端电压信号的H( q) 曲线趋于常数。本文提出了一种单相自适应重合闸的拍频新判据,定义界值比 δ 来描述H( q) 的分布特性,并以此实现判据的实际应用。仿真结果表明,该判据能够直接对含噪信号进行分析识别,具有强噪声免疫力,不受故障位置、过渡电阻及直流分量等因素的影响,能够克服传统线性判据难以处理非线性、非平稳信号的缺陷。在拍频特征不明显的情况下,该判据依然能够准确快速地判别故障性质,具有更高的灵敏度,对330 ~500k V超高压线路的单相瞬时性和永久性故障识别具有一定的工程应用价值。实测数据进一步验证了该判据的有效性,为单相自适应重合闸方案提供了一种新思路。

对110kV线路重合闸的探讨 篇2

摘要：文章论述了110kV线路的重合闸原理与功能，分析了某110kV线路出现重合闸事故的原因，并探讨了重合闸事故所暴露的问题与防范对策，以确保电力系统的稳定安全运行。

关键词：电力系统；架空线路；110kV线路；重合闸

中图分类号：TM715 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）11-0127-02

随着我国社会经济的快速发展，人们对电的需求量不断增大，为满足人们日益增长的电量需求，并保证电力系统的稳定运行，在线路中设置了重合闸装置，以提高供电安全，减少停电损失，加大线路的送电量，但重合闸自身也会出现故障问题，需要采取一定措施给予防范，本文就110kV线路的重合闸进行了探讨。

1 线路重合闸原理与功能

1.1 线路重合闸原理

线路重合闸所指的是架空线路故障被清除之后，会在短时间里闭合断路器。通常在正常状况下，架空线路中的故障有90%以上是瞬时故障，像鸟害、雷击等引发的故障，继电保护动作把短路故障切除后，无电源提供电流后，电弧就会熄灭，待充足的去游离时间之后，空气就能恢复绝缘性，此时线路中的重合闸装置就会将断路器进行重新合闸，线路无故障之后，继电保护器无再动作跳闸，输电线路就能恢复正常运行了，线路重合闸成功。而输电线路中，也存在10%左右的永久性故障，如果永久性故障不能及时切除，就可能会扩大电网事故，严重影响电力线路的稳定安全运行。像导杆、去游离时间不足等故障，就属于永久性故障，当断路器合闸之后，线路故障依旧存在，使得继电保护器将断路器再次跳开，线路重合闸未成功，要解决永久性故障，可运用下列方法予以解决：在线路重合闸当中，引入人为延时，对电弧与电离空气进行去游离，也可调整断路器，并延时时限几秒钟即可，以解决线路中的导杆故障或者去游离时间不足等问题。目前架空线路的重合装置多为自动装置，能自动恢复供电。

1.2 线路重合闸功能

架空线路中，大多数为瞬时故障，而瞬时故障是能够迅速恢复运行的，这加大了供电线路的可靠性与安全性，减少了停电的损失。继电保护误动或者操作技巧失灵所带来的断路器误动等，可使用重合闸进行补救，合理运用重合闸，能有效提高电力系统并列运行的安全稳定性，当重合闸成功之后，系统会恢复原来的网络结构，这增加了功角特性里的减速面积，利于电力系统恢复安全稳定的运行，还进一步提高了系统暂态水平，加大了线路的送电量。

2 110kV线路的重合闸事故原因

2.1 重合闸事故简要

某110kV变电站是某县公司枢纽变电站，该变电站的接线方式是110kV的单母线运行，而110kV的Ⅰ号线与Ⅱ号线作为电源线进行并列运行，而Ⅲ号线与Ⅳ号线是两条馈线，并有两台主变，主变#1与#2的容量分别是31.5MW与20MW，其主线运行如图1所示。110kV的Ⅲ号线因雷击，其零序1号段出现保护动作，Ⅲ号线156开关跳闸，而重合闸不动作，经运行人员对一次设备的无异常检查后，汇报调度，并手动合闸156开关，且送电正常。

2.2 110kV线路重合闸故障原因分析

在此线路重合闸中，其方式为检无压方式，由保护装置的动作信号看，线路故障时，保护正确的动作跳闸，并且重合闸也被启动，不过没有发出重合命令，等10s之后，线路重合闸出现整组复归。在该过程中，所关注的关键问题是：导致线路重合闸条件不能满足的原因是什么？为了弄清这一问题，对线路保护装置给予检查，线路申请停电之后，检查线路的保护装置，先在没有加入母线电压的状况下，对线路单相的接地故障进行模拟，其保护装置能够正常动作，重合闸也能可靠重合，接着在母线电压加入的状况下，对单相的接地故障进行模拟，其保护装置也能正常动作，不过重合闸却不能重合。为了进一步弄清母线有压下，重合闸无法重合的原因，运行人员依据保护装置相关的技术说明书，对保护装置中的保护定制单与保护逻辑等给予了仔细研究，当对保护定值单进行核对时，发现“抽取母线电压的投退”一项时，其定制单是投入，在技术说明书中，该功能没有相关描述，通过厂家技术人员询问之后，其功能解释为：控制字如果是投入，能够实现母线无压线路的有压合动作。通过线路保护装置的检查可知，出现重合闸故障的原因是：厂家未对抽取母线电压的投退控制字给予描述，让保护整定人员错误理解，把原来应该退出的投入控制字，使得重合闸检的无压方式由检线路无压转变成了检母线无压，从而让线路故障中的重合闸条件与要求不相符，线路重合不能正确动作。将控制字改为退出之后，当再次对单相接地故障进行模拟时，线路保护装置能够正常动作，并且重合闸能够重合。

3 线路重合闸故障所暴露的工作问题与防范对策

3.1 线路重合闸故障所暴露的工作问题

在110kV的线路重合闸故障中，暴露出了一些工作问题，其具体表现在下列两方面：一是在保护定值整定时，没有认真按照保护装置相关的技术说明书进行操作，也没有依据设备实际运行状况进行整定，尤其是控制字投退方面，未仔细研究，并与厂家技术人员及时沟通，而是依据自身理解来整定；二是在保护装置检验的时候，也未根据保护装置相关的技术说明书与设备实际运行状况，对线路故障进行模拟，致使定值投退是否合理没能及时检查出来。

3.2 线路保护工作问题的防范对策

为了确保线路的正常稳定运行，继电保护与整定人员可从下列方面做好线路运行的保证工作：首先，继电保护人员与整定人员应该详细了解线路的各类保护方式程序图，对压板功能内涵与使用规定等进行充分理解，并及时与厂家相关技术人员进行有效沟通；其次，通过举一反三加强其他继电保护的了解检查，特别是同一类产品的检查，以避免相似事件的再次出现；最后，继电保护试验人员在定检时，可依据设备的实际运行状况，模拟线路故障试验，从而找出微机保护当中存在的各类问题，以确保线路的正常安全运行。

4 结语

在110kV线路保护中，线路重合闸对线路供电的可靠性与安全性提高，具有重要的保障作用，若重合闸出现问题，对线路运行具有很大的影响，不仅会造成经济损失，甚至还会带来生命健康威胁，为了尽量排除重合闸所带来的影响，保证电路的正常运行，在重合闸应用之前，应该模拟电路系统的实际运行状况，对重合闸各类运行方式进行试验，及时发现问题，并排除问题，保证线路重合闸能够正确动作，从而确保电力线路的正常稳定运行。

参考文献

[1]王一波.提高110kV线路重合闸后加速动作正确率的方法[J].电工技术，2009，（9）.

[2]夏成军，代文良，邱桂华，等.提高110kV电网供电可靠性的重合闸方式研究[J].电力系统保护与控制，2011，（11）.

[3]庄剑明.110kV线路重合闸拒动原因分析及处理[J].广东科技，2012，（19）.

单相重合闸论文 篇3

半波长交流输电(half-wavelength AC transmission),是指输电的电气距离接近1个工频半波,即3 000 km(50 Hz)或2 500 km(60 Hz)的超远距离三相交流输电技术[1,2]。半波长交流输电具有显著经济与技术优势,主要体现在[3,4,5,6,7]:①沿线无需安装无功补偿设备;②电压稳定性好;③从功率传输的角度而言,等同于一条短距离线路,其极限传输功率值很大;④经济特性优异。半波长领域相关基础课题研究已纳入中国国家电网公司的战略发展规划,并受到广泛关注。半波长交流输电线路(本文简称半波长输电线路)的潜供电弧物理特性及其抑制方法是亟待解决的基础科学与关键技术之一[6,7]。特高压半波长输电线路电压等级高,输电距离超长,传输功率大,其潜供电流和弧道恢复电压表现出与常规输电线路不同的特征。因线路结构的特殊性,使得传统的并联电抗器加中性点小电抗的抑制措施不再适用。

本文分析了不同输电长度下的极限传输功率特性,针对半波长输电线路,研究了沿线电压、电流分布与传输功率之间的关系。基于输电线路电磁耦合模型,推导出不同位置故障时线路的潜供电流、恢复电压分布规律,并分析了不同人工调谐网络的具体影响。针对基于快速接地开关(high speed grounding switch,HSGS)的潜供电弧抑制措施,分析提出了HSGS沿线分布的优化配置方案。

1 半波长输电线路运行特性

1.1 半波长输电线路的功率传输特性

输电线路极限输送功率P可用下式表示:

${\rm P}=\frac{V{}_{1}V{}_2}{{\rm Z}{}_{\text{C}}\sin \alpha l}=\frac{{\rm P}{}_{\text{n}}}{\sin \alpha l}(1)$

式中:V1和V2分别为线路首、末端电压;ZC为波阻抗,$\alpha =\omega \sqrt{LC}=\omega /c$,为相位常数;L和C分别为线路单位长度的电感和对地电容;ω为角频率;c为光速;l为线路长度;Pn为自然功率。

不同长度下的极限传输功率如图1所示。

当αl=π时,即$\omega l\sqrt{LC}=\text{π}$时,满足:

$l=\frac{\text{π}}{\omega \sqrt{LC}}=\frac{c}{2f}=\frac{\lambda }{2}(2)$

式中:f为频率;λ为波长。

当αl=π时,线路长度为对应频率下波长的1/2,即半波长,输电线路的传输功率极限趋于无穷大。

1.2 半波长输电线路沿线电压与电流分布

基于线路沿线的电压与电流分布关系式[8],获得空载条件线路末端电压升高与线路长度的关系,如图2所示。

当αl<π/2时,线路上的电压自首端起逐渐上升,线路末端电压达最大值,线路越长,末端电压上升越严重;当αl>π/2时,随着线路长度的进一步增加,线路末端电压上升幅值越小;当αl=π时,线路长度为半波长,即3 000 km,线路末端电压与首端电压幅值相等,相位相反。半波长输电线路不具备典型短线路的空载容升效应。

当输电线路电压等级确定,输电线路的负载阻抗等于波阻抗时,线路传输功率为自然功率,令其为Pn,可得到不同传输功率下,半波长输电线路的沿线电压、电流分布,如图3所示(以Pn时的线路首端电压Un、电流幅值In为基准值)。

离半波长输电线路中点越近,线路电压受传输功率的影响越大,半波长输电线路中点电压与输电线路传输功率成比例关系为1的正比例关系,线路首、末端电压几乎不受传输功率的影响;离半波长线路两端越近,线路电流受传输功率的影响越大,且首、末端电流与传输功率成正比例关系,但线路中点电流几乎不受传输功率影响。

2 半波长输电线路潜供电流和恢复电压

发生单相接地故障的线路,其故障相被切除后,健全相通过电磁耦合向故障相延续供电,在接地电弧通道将流过潜供电流,形成潜供电弧。潜供电弧若不能可靠熄灭,将影响到单相重合闸的可靠实施,直接影响系统的稳定性和供电可靠性[9,10,11,12]。半波长输电线路发生单相接地故障时,健全相对故障线路的电磁耦合分析模型,如图4所示。

图4中,$\dot{U}{}_1‚\dot{U}{}_2‚\dot{{\rm I}}{}_1‚\dot{{\rm I}}{}_2$分别为故障A相两侧的电压、电流相量;Mba和Mca为健全相与故障A相之间的互感;Cba和Cca为健全相与故障A相的互电容;L和C为故障A相单位长度的电感和对地电容;x为观测点距线路首端的距离;l为输电线路长度

半波长输电线路故障时的潜供电流与恢复电压如下式所示(推导过程见附录A):

$\begin{array}{l}\dot{U}{}_{\text{r}\text{e}\text{c}}(x)=\dot{U}{}_1\cos (\gamma x)-\text{j}\dot{{\rm I}}{}_1{\rm Z}{}_{\text{c}}\sin (\gamma x)+\\ \frac{a}{\gamma {}^2}\dot{U}{}_{\text{A}}(1-\cos (\gamma x))-\text{j}\frac{{\rm M}}{L}{\rm Z}{}_{\text{c}}\dot{{\rm I}}{}_{\text{A}}\sin (\gamma x)(4)\end{array}$

式中:$\gamma =w\sqrt{L(C+C{}_{\text{b}\text{a}}+C{}_{\text{c}\text{a}})}$,为相位常数;${\rm Z}{}_{\text{c}}=\sqrt{L/(C+C{}_{\text{b}\text{a}}+C{}_{\text{c}\text{a}})}$,为等效波阻抗;$a=-\omega {}^{2}L[\left(-1/2-\text{j}\sqrt{3}/2\right)C{}_{\text{b}\text{a}}+\left(-1/2+\text{j}\sqrt{3}/2\right)C{}_{\text{c}\text{a}}〗$,为B相和C相对故障A相互容系数;${\rm M}=\left(-1/2-\text{j}\sqrt{3}/2\right){\rm M}{}_{\text{b}\text{a}}+\left(-1/2+\text{j}\sqrt{3}/2\right){\rm M}{}_{\text{c}\text{a}}$,为B相和C相对故障A相的互感系数。

针对半波长输电线路,当不加潜供电流的抑制措施时(如HSGS),式(3)具有如下边界条件:

$\begin{array}{l}\dot{{\rm I}}{}_1=\dot{{\rm I}}{}_2=0(5)\\ \dot{U}{}_1=\frac{-\frac{a}{\gamma {}^2}\dot{U}{}_{\text{A}}(1-\cos (\gamma x))+\text{j}\frac{{\rm M}}{L}{\rm Z}{}_{\text{c}}\dot{{\rm I}}{}_{\text{A}}\sin (\gamma x)}{\cos (\gamma x)}(6)\\ \dot{U}{}_2=\frac{-1}{\cos (\gamma (l-x))}\{\frac{a}{\gamma {}^2}\dot{U}{}_{\text{A}}[1-\cos (\gamma \cdot \\ (l-x))]-\text{j}\frac{{\rm M}}{L}{\rm Z}{}_{\text{c}}\dot{{\rm I}}{}_{\text{A}}\sin (\gamma (l-x))\}(7)\end{array}$

当$x\to \sqrt{\frac{C+C{}_{\text{b}\text{a}}+C{}_{\text{c}\text{a}}}{C}}\frac{l}{2}$时(故障点临近线路中点且略偏向末端),γx→π/2,cos(γx)→0,此时式(6)中$\dot{U}{}_1\to \infty$,式(3)中$\text{j}\frac{\dot{U}{}_1}{{\rm Z}{}_{\text{c}}}\sin (\gamma x)\to \infty$,在其余项为有限值条件下,可知此时输电线路的潜供电流有极大值;当$x\to \left(1-\frac{1}{2}\sqrt{\frac{C+C{}_{\text{b}\text{a}}+C{}_{\text{c}\text{a}}}{C}}\right)l$时(临近线路中点且略偏向首端),γ(l-x)→π/2,cos(γ(l-x))→0,此时式(7)中$\dot{U}{}_2\to \infty$,式(3)中$\text{j}\frac{\dot{U}{}_2}{{\rm Z}{}_{\text{c}}}\sin (\gamma (l-x))\to \infty$,在其余项为有限值条件下,可知,此时输电线路的潜供电流有极大值;当x=l/2时,潜供电流的理想值为0。

式(4)具有如下边界条件:

$\dot{{\rm I}}{}_1=\dot{{\rm I}}{}_2=0(8)$

$\dot{U}{}_1=\frac{a}{\gamma {}^2}\dot{U}{}_{\text{A}}+\frac{{\rm M}}{\text{j}L\text{s}\text{i}\text{n}(\gamma x)}{\rm Z}{}_{\text{c}}\dot{{\rm I}}{}_{\text{A}}(\cos (\gamma x)-1)(9)$

式(4)可简化为如下表达式:

$\dot{U}{}_{\text{r}\text{e}\text{c}}(x)=-\frac{\text{j}{\rm M}}{L}\frac{1-\cos (\gamma x)}{\sin (\gamma x)}{\rm Z}{}_{\text{c}}\dot{{\rm I}}{}_0+\frac{a}{\gamma {}^2}\dot{U}{}_0(10)$

式中:$\dot{U}{}_0$和$\dot{{\rm I}}{}_0$为故障发生前,故障点的线路电压、电流相量,由式(10)可知,半波长输电线路的恢复电压幅值相对于线路中点近似成对称分布,越靠近输电线路的两端,即γx→0或γx→π时,潜供电弧的恢复电压有极大值。

当输电线路长度不足或超过3 000 km时,需将其人工调谐成半波长。针对现有调谐方法,即π型调谐、T型调谐、并联电容调谐,当线路采用π型调谐、T型调谐时,故障相将失去半波长特性,上述结论不再成立;当线路采用电容型调谐时,则上述结论依然成立,方程组中仅改变了γ和Zc的大小。

3 仿真研究

本文基于特高压输电线路典型参数构建了半波长输电线路的仿真模型,计算不同传输功率、人工调谐网络、线路长度等条件下沿线不同故障点的潜供电流和恢复电压,并与常规线路进行比较(输电线路的参数及换位方式见附录B)。

1)不同传输功率下,半波长输电线路潜供电流和恢复电压值如图5、图6所示。

半波长输电线路的潜供电流与恢复电压值远远大于常规输电线路。由于线路超长,沿线不同故障点处的潜供电流和恢复电压值也差别很大。故障点临近线路中点时,故障潜供电流有最大值,可达上千安培;当故障位于线路中点时,潜供电流最小。

当故障点临近半波长输电线路两端时,线路传输功率对潜供电流值的影响很小。当故障点临近半波长输电线路中点时,随着传输功率的增大,潜供电流近似成正比例增加。输电线路的恢复电压受传输功率的影响很小,越靠近线路中间点,恢复电压越小。当线路传输功率分别为2 400 MW,3 600 MW,4 800 MW时,线路中点故障时的故障点潜供电流分别为734.7 A,582.0 A,402.3 A,恢复电压分别为13.4 kV,19.1 kV,23.3 kV。而常规短距离输电线路的潜供电流和恢复电压受传输功率的影响都较小(见附录B图B3),这与半波长输电线路明显不一样。

2)不同调谐网络布置方案下半波长输电线路潜供电流与恢复电压如图7至图10所示(l=2 000 km,线路采用4个全换位(调谐网络配置方案见附录C)。

对于位于同侧的π型、T型调谐网络,沿线不同故障处的潜供电流和恢复电压值差别较小。当π型、T型调谐网络配置于断路器的电源侧时,故障条件下的潜供电流、恢复电压值较其配置于断路器线路侧时要大。当线路不足半波长而进行人工调谐时,潜供电流与恢复电压值可能较理想半波长输电线路的对应值要大,某些特殊条件下的潜供电流值更为严重。

π型、T型调谐网络位于断路器电源侧时,与电容型调谐网络对比,仿真结果如下图9和图10所示。

π型和T型调谐网络下的输电线路潜供电流,与电容型调谐网络条件下的对应值相当,但电容型调谐网络下的恢复电压值较前两者要大很多。

3)不同线路长度下,半波长输电线路两端配置π型调谐网络时,沿线潜供电流和恢复电压如图11和图12所示。

随着输电线路长度增加,半波长输电线路沿线潜供电流最大值向线路中点处不断靠近,这与常规短距离输电线路不同。常规短距离输电线路(见图C4)的潜供电流与其长度近似成正比例,恢复电压几乎与长度无关,同时因线路较短,同一线路沿线不同故障点处的潜供电流、恢复电压值差别较小。

4 潜供电弧抑制措施与单相自动重合闸

HSGS作为比较成熟的潜供电弧抑制措施,可考虑应用于半波长输电线路。本文针对半波长输电线路HSGS的分布配置进行计算研究,仿真中HSGS的接地电阻设定为1 Ω。

4.1 HSGS的分布配置

1)输电线路两端配置

由图13可知,半波长输电线路超长,仅在线路两端安装HSGS远远不能满足抑制潜供电弧的要求,潜供电流与恢复电压值远远超过短距离线路(l=360 km)。

2)沿线均匀配置5组、7组、9组、11组

由图14可知,随着HSGS数量的增加,沿线整体的潜供电流与恢复电压水平减小;相邻2个HSGS中间点故障时,引起的潜供电流与恢复电压水平较高;沿线均压配置HSGS时,靠近线路两侧故障时引起的潜供电流与恢复电压整体水平较靠近线路中部故障时的要高。当HSGS数量达到一定程度后,随着其数量的增加,沿线潜供电流、恢复电压最大值及平均值递减幅度均变小(沿线不同故障点处的潜供电流与恢复电压见附录D)。

3)沿线不均匀配置9组HSGS

本文提出采用不均匀的HSGS配置方案,在线路中部配置较少的HSGS,而在线路两侧配置较多的HSGS,以此作为基本原则,给出了不均匀配置HSGS方案如下。

方案a: 分别在距线路首端线路全长的0, 1/9, 2/9, 3/9, 1/2, 6/9, 7/9, 8/9, 1处安装HSGS。

方案b: 分别在距线路首端线路全长的0, 1/10, 2/10, 3/10, 1/2, 7/10, 8/10, 9/10, 1处安装HSGS。

方案c: 分别在距线路首端线路全长的0, 1/11, 2/11, 3/11, 1/2, 8/11, 9/11, 10/11, 1处安装HSGS。

不同HSGS布置方案下的潜供电弧参数如表1所示。

方案b下,半波长输电线路沿线的潜供电弧电气参量最大值及平均值均较其他方案小,是较优的配置方案。在工程实际中,可基于本方案进一步改进,当输电线路的沿线潜供电弧电气参量整体水平最小时,则相应获得最优方案。

半波长输电线路安装的HSGS,其技术要求随安装位置与数量不同而有所变化。严重条件下HSGS的关合短路故障电流达数千安培,需开断的最大短路电流与潜供电流值密切相关,亦达到上千安培,远高于对常规超/特高压输电线路HSGS的技术要求[12]。半波长线路HSGS开断过程中的暂态恢复电压峰值也会达到数兆伏,恢复电压上升率为数千伏每微秒,远超过常规超/特高压输电线路HSGS的对应值。在设计HSGS时需重点考虑上述技术指标。

4.2 半波长输电线路潜供电弧燃弧时间与单相重合闸

方案b下,因半波长输电线路的潜供电流与恢复电压已抑制到较低水平,与常规短距离线路的对应值相当,本文采用不同工况下典型特高压输电线路潜供电弧的试验参数进行仿真。针对方案b,基于改进Mayer方程建立了短路电弧和潜供电弧模型[9,10,11],以分析不均匀配置HSGS时潜供电弧的熄弧时间(电弧模型与参数如附录E所示)。方案b下,半波长输电线路沿线不同位置故障时,采用模型1[9]、模型2[10] 、模型3[11]得到的潜供电弧的最大燃弧时间tmax分别为 0.176 s,0.178 s,0.160 s。

HSGS的布置,减小了潜供电弧的恢复电压梯度与恢复电压上升率,与同等条件下并联电抗器加中性点小电抗抑制方式相比较,其燃弧时间偏短[13]。由此,给出安装快速接地开关的输电线路的单相重合闸时序建议,如图15所示。

安装HSGS的半波长输电线路单相重合闸时序与常规输电线路基本相同,其不同点主要体现在相邻操作之间的时间差。超长距离半波长输电方式,故障电压、电流以行波的形式在线路上传播,传输时延使得故障切除时间较常规输电线路要迟。超长距离半波长输电线路沿线配置多组HSGS时,其反应与闭合时间较常规输电线路要长。潜供电弧熄灭后,弧道绝缘强度迅速恢复,中国330 kV系统实测为0.04 s,在常规1 000 kV特高压输电线路其推荐值为0.1 s;而特高压半波长输电线路的恢复电压较常规输电线路要高,绝缘强度恢复时间亦相应延长。常规特高压输电线路,在绝缘强度恢复后,往往增加0.1 s的裕度;针对特高压半波长输电线路,可作适当延长。因半波长输电线路具有极好的电压稳定性,故障失稳时间较长,沿线配置多组HSGS通过延长图15中t5与t4、t6与t5之间的时间差,可使得潜供电弧可靠熄灭,确保重合闸成功。

5 结论

1)建立了半波长输电线路潜供电流、恢复电压的理论计算模型,获得了不加抑制措施时半波长输电线路沿线潜供电流最大故障点,与仿真结果吻合。

2)半波长输电线路潜供电流及弧道恢复电压的分布规律与常规线路截然不同,其值远大于常规线路,且随着故障点的不同而差异很大,潜供电流与恢复电压受线路传输功率、线路长度等的影响规律亦区别于常规短距离线路。

3)分析了不同调谐网络对潜供电流与恢复电压的影响,而实际调谐网络的配置还需综合考虑,并通过优化进行确定。

4)提出了HSGS沿线非均匀配置的方法与准则,获得了较优的HSGS配置方案,给出了对应条件下半波长输电线路单相重合闸的配合时序。

5)HSGS的多组分布式配置,可能降低半波长输电技术的经济性与可靠性,其非同期操作亦会引起较大的过电压。具有快速响应特性的有源注入式潜供电弧抑制措施,具有较好的发展前景。

单相重合闸论文 篇4

超高压输电线路是整个大型电力系统的重要构成部分,由于分布在户外,受到自然条件的影响最为显著。根据运行经验,在110 k V以上大接地电流系统的高压架空线路上,超过70%的故障为单相接地短路,而其中80%以上又为瞬时性故障。为保证系统稳定和供电的连续性,超高压输电线路广泛采用单相自适应重合闸技术。但同时也给电力系统带来一些不利的影响:若重合于永久性故障时对系统造成的冲击甚至比正常情况下短路时对系统的冲击更大,而且还会使电气设备的工作条件恶化。如果能对故障为永久性或瞬时性故障进行预先判断,若为瞬时性故障则重合,可减少对系统的冲击,对电力系统具有重大的意义,目前已有很多科研人员做了很多的研究工作[1,2,3,4,5,6,7],单相自适应重合闸理论也逐渐完善并得到应用。

在超、特高压长距离输电线路中,由于无功补偿和调节电压的需要,一般应装设并联电抗器[8,9,10]。由于存在并联电抗器,瞬时性故障时断开相恢复电压中存在由于储能元件初始储能引起的自由分量,该自由分量幅值接近或高于其稳态基波分量的幅值,频率低于且接近于工频,因此断开相的恢复电压呈拍频性质;而永久性故障时故障点始终存在,线路上各储能元件所储存的能量快速衰减,断开相电压中没有低频振荡分量而仅含有基波量[4]。依据此问题的研究主要有以下几种方法:文献[3]提出了识别故障性质的电压拍频判据,该判据判断结果无交叉模糊区,判断时间约为半个拍频周期;文献[4]提出通过检测断开相端电压自由分量实现的故障性质判据,该判据灵敏度高,判断速度快,但是受自由分量频率估算误差的影响。本文提出一种基于PRONY辩识算法的新判据,本判据原理清晰,判断时间小于半个拍频周期。理论分析与仿真表明本判据同样可适用于特高压线路。

1 Prony信号分析法[11]

Prony分析是近年来得到深入研究和广泛应用的信号处理方法。该方法用指数函数的线性组合来模拟等间隔采样数据的方法,采用最小二乘意义上的拟合,可以帮助消除测量过程中噪声对拟合结果的影响。适宜于含有噪声环境的测量,特别是能够从时域响应中分析出信号的阻尼因子,是一种非线性的多维滤波方法,具有较高的精度。最早于1975年由Prony提出假设按等时间间隔Δt进行采样的N个数据,可由p个指数函数的线性组合模拟,即:

式中:n=0,1,…,N-1;y(n)为第n个采样点;Z=[z 1,z 2,…,z p]为Prony极点,为相应留数,Ai为幅值,fi为振荡频率,θi为相位,σi为衰减因子,Δt为采样时间间隔。

Prony辩识算法的计算步骤如下:

1)利用采样数据点构造矩阵Y,并求解方程组(2):

式中:C=[1,c 1,c 2,…,cp]。当N>2 p时,C为方程组的最小二乘解。

2)求解多项式:

该多项式的根就是Prony的p个极点。

3)进一步利用最小二乘法求解方程组(4),求得留数B。

4)由式(3)和式(4),代入式(5):

则式(1)中模拟输入信号的幅值、振荡频率、相位、衰减因子可以求得。本文的判据只需利用各分量的频率与振幅,在利用Prony进行故障信号分析时,极点数的确定十分重要,本文仿真结果表明,极点数p取为4效果良好,相关文献介绍采用奇异值分解(SVD)法来确定极点数是一个很不错选择。根据判据对数据精度的需要,数据采样时间一般取为20~50 ms即可;采样频率取为5 k Hz;而利用傅里叶变换较精确地分离基波与自由分量需要较长数据窗。

2 判别故障性质的基本原理

2.1 瞬时性故障

在有并联电抗器的超高压线路上,当潜供电弧熄灭后,各储能元件所储存的电磁能量将以自由振荡的方式衰减。计算和实测表明,自由振荡的频率与并联补偿度有关,一般在30~45 Hz左右,恢复电压的瞬时值可以用式(6)表示:

式中:Us和Ut为工频分量和自由分量的幅值;fs和ft为工频分量和自由分量的频率;ϕ1和ϕ2为工频分量和自由分量的初相角;θ为自由分量的衰减系数。图1给出了本文仿真系统中线路中点发生单相瞬时性故障时断开相电压波形图。

利用Prony对上述故障信号进行分析的结果如表1所示。容易得出拟合的结果与理论分析基本一致。恢复电压信号主要是由一个工频的稳态分量和一个频率低于工频的自由分量组成,且自由分量幅值通常大于工频稳态分量,且自由分量是带一定衰减系数,而工频分量是幅值恒定的,因此拟合结果中其衰减系数非常小。

断开相恢复电压幅值包络线的最大、最小值分别为Umax=Us+Ut,Umin=|Ut-Us|;瞬时性故障断开相线路端电压的工频分量为[3]:

式中:Uy为电容耦合电压;Ux L为电磁耦合电压。

设线路单位长度互感为ZM,C相断开后,A、B相电流为IA、IB,断开相上单位长度互感电压为Ux,则线路互感电压Ux L为

式中:I0为两相运行时的零序电流;L为线路全长;Z0、Z1为单位长度线路的零序、正序阻抗。

两相运行时的零序电流I0可以用式(9)求得:

式中:IC为故障前C相电流;Z0Σ和Z1Σ为断开端口的零序和正序综合阻抗。

IC由电流互感器可测得,Z0Σ和Z1Σ通过各序网络可求得,Z0、Z1、L已知,即Ux L可通过式(8)、(9)求得。

由文献[3,6]可知:瞬时性故障时,|Ut|接近或大于|Us|,即故障相电压信号中含有两个幅值大于|0.5*Ux L|的分量,且两分量的频率小于等于kk*fs(kk取1.2,fs取50 Hz)。

2.2 永久性故障

当线路发生单相永久性接地时故障点始终存在,线路的对地电容可靠放电,导致Uy=0,所以线路断开相两端的电压由接地点位置、健全相负荷电流、接地电阻Rf和线路参数决定。断开相电压瞬时值可以表示为[6]:

对于永久性故障,|Us|与|0.5*UxL|的大小是不确定的,当故障发生在近保护安装处时|Us|<|0.5*Ux L|;当发生远离保护安装处的高阻接地且为重负荷时,|Us|>|0.5*UxL|。

2.3 整定原则

设断开相电压信号为U(t),经Prony分解为四个频率相异的分量s(i),其中i=1,2,3,4。由以上分析可知,瞬时性故障时,断开相的工频分量电压和自由分量电压必然大于|0.5*UxL|,即必然有两个幅值大于|0.5*UxL|的电压信号分量:Num(s(i))=2;而永久性故障时,各分量中大于|0.5*UxL|的至多为一个:Num(s(i))≤1。具体流程如图2所示。

3 仿真系统参数及仿真结果

3.1 仿真系统参数

为了验证上述分析的正确性,本文采用了Matlab建立一系统进行仿真。实验系统为重庆市万县至龙泉500 k V输电系统[1],如图3所示。对恢复电压信号进行Prony法拟合,并采用本文提出判据进行整定。设定仿真时间为0~0.6 s,采样频率为5 k Hz。

系统和线路参数如下:

m侧系统Xm1=49.34Ω,Xm0=41.34Ω;n侧系统Xn1=46.03Ω,Xn 0=103.36Ω;线路参数r1=0.0195Ω/km,r0=0.1675Ω/km,l1=0.9134 m H/km,l0=2.7190 m H/km,c1=14.00 n F/km,c0=8.34 n F/km;电抗器参数XL=1680.56Ω,XN=434Ω。

3.2 仿真结果及分析

用Matlab分别对故障发生在线路首端30%,70%和当发生永久性故障时通过不同的过渡电阻(金属性、100Ω、500Ω)接地等故障情况进行大量的仿真实验。由表2可知,瞬时性故障时存在两个符合条件的频率分量且其幅值大于永久性故障时的值,故障性质判别准确度高,并且不会受过渡电阻和短路位置的影响。仿真实验和理论分析基本一致。

4 结束语

本文提出一种基于PRONY法的超高压线路单相自适应重合闸故障识别方法。其主要优点为:(1)与现有算法相比,此算法仅需要小于半个拍频周期的信号就可以辨别出故障类型;(2)该判据原理清晰;(3)算法不受接地电阻、负荷电流、接地位置等因素的影响;(4)算法简单且具有很高的精确度。(5)能分析按指数项规律衰减的信号,可以直接得出各个模态的振幅、频率、相位和衰减因子,在电力系统信号分析有着广泛的应用前景。

摘要：针对带并联电抗器的超高压输电线路,瞬时性故障时断开相恢复电压中存在由于储能元件初始储能引起的自由分量,该自由分量幅值接近或高于其稳态基波分量的幅值,频率低于且接近于工频,分析了单相瞬时性故障恢复电压的拍频振荡特点,提出了基于PRONY法对恢复电压信号进行快速辩识,通过得到的各分量的振幅、频率等信息能判别瞬时性故障与永久性故障,从而实现线路单相自适合重合闸。大量仿真结果表明该方法的有效性和准确性。

关键词：超高压输电线路,并联电抗器,单相自适应重合闸,普罗尼法,恢复电压,瞬时性故障

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单相重合闸论文 篇5

1 故障概述

1.1 故障情况

故障前, 系统运行情况如图1所示。线路A侧5041开关、5042开关合环运行, B侧5043单开关运行。线路两侧的保护配置如下:A侧两套线路保护为ABB公司的REL561装置 (光纤差动保护) 、开关保护为南瑞继保的RCS921A装置;B侧两套线路保护为ABB公司的REL561装置, 开关保护为ABB公司的REB551装置。线路两侧差动保护的差动门槛值为0.3In, 开关保护重合闸时间为边开关0.7 s、中开关1.2 s, 重合闸方式为单相重合闸。

故障时, 线路C相在K处接地 (距离B侧较近, 并以此记为0 ms) , 则A侧故障电流为4.12In、B侧故障电流为3.12In。两侧开关在53 ms跳开C相切除故障电流;B侧5043开关C相在824 ms重合, 此时故障并未消除, 随后在864 ms时5043开关三相跳开;A侧5041开关、5042开关C相一直没有重合, 在901ms时5041开关、5042开关三相跳开。两侧故障波形如图2所示。

(1) 从两侧故障波形可以看出。线路C相发生永久性接地故障, 后经巡线发现是由于线路附近不安全施工造成的。 (2) B侧的开关动作情况基本符合单相永久性接地故障的特征, C相跳开, 重合于故障, 紧接着三相跳开;A侧的开关C相跳开没有重合直接三相跳开。

下面对保护动作情况进行分析, 查找A侧开关没有重合直接三跳的原因。

1.2 保护动作情况

通过比对两侧的故障录波图, 确定两侧线路保护动作时间相同, 这和两侧线路保护采用ABB公司的REL561装置有关。以故障发生时刻为0 ms, 其他事件量变位时刻皆为相对时间。两侧事件量变位信息如表1所示。

(1) 当线路发生单相接地故障时, B侧线路保护动作跳单相, 727 ms时5043开关保护重合闸动作, 由于故障没有消失, 开关合上后线路保护又感受到故障, 随后加速跳开三相。所以使得B侧5043开关单跳、单重、加速三跳。 (2) 当线路发生单相接地故障时, A侧线路保护动作跳单相, 850 ms时线路保护再次动作跳单相, 879 ms时5041开关、5042开关保护沟通跳三相。所以A侧5041开关、5042开关先单跳再三跳而没有重合的原因是开关保护重合闸没有动作, 且开关三跳不是因为线路保护动作造成的, 而是由于开关保护发出了三跳命令。

2 故障分析

2.1 相关保护逻辑分析

REL561装置的单相跳闸逻辑如图3所示 (以C相分析, 其他相类似) 。当保护动作后, 发出展宽150ms的跳闸脉冲信号。该信号一方面去开关保护启动重合闸, 另一方面去自保持逻辑形成最终的跳闸出口信号到操作屏。而国产保护的跳闸信号是故障消失后收回, 而没有固定展宽, 同时自保持逻辑是通过操作屏的自保持回路实现的[1]。

开关保护REB551在重合闸条件满足的前提下, 收到线路保护的跳闸信号即开始计时, 达到重合闸动作延时, 则发出合闸命令。与此不同的是, 开关保护RCS921A在重合闸条件满足的前提下, 在线路保护的跳闸信号返回后开始计时。

(1) RCS921A的重合闸开始计时方式是基于国产线路保护的跳闸逻辑, 故障消失后跳令即收回。而REB551的重合闸开始计时方式是基于ABB公司线路保护的跳闸逻辑, 不管故障是否消失跳令, 固定展宽150 ms。目前国内主流保护厂家的开关保护重合闸开始计时方式均与RCS921A相同。

(2) 当REL561和RCS921A, REB551配合时, 理论上RCS921A的重合闸出口时间将比REB551的重合闸出口时间慢150 ms。

2.2 动作原因分析

从表1得知, 故障发生后24 ms两侧线路保护动作发出C相跳令, 53 ms时两侧开关C相跳开。B侧5043开关保护装置REB551收到线路保护的跳闸信号后, 立即开始计时;而A侧5041开关、5042开关保护RCS921A在线路保护跳令复归后才开始计时。727ms时B侧5043开关保护REB551发出重合命令 (重合闸动作时间整定为0.7 s) , 而此时A侧的开关保护重合闸延时还没走完。824 ms时B侧5043开关C相合上, 因此时故障没消失, 则两侧的线路保护感受到差流, 保护必然动作[2], 但两侧保护动作行为并不一样。

(1) B侧保护动作行为。由于5043开关保护发出重合命令的同时, 也发出合于故障的信号给线路保护, 当5043开关C相合上, 而故障依然存在时, 线路保护启动合于故障逻辑, 加速跳开5043开关三相。

(2) A侧保护动作行为。对侧5043开关在824ms时重合C相于故障, 因此线路保护感受到差流, 而此时由于5041开关、5042开关保护重合闸动作延时未到, 所以重合闸不会动作, 线路保护也就没有启动合于故障逻辑, 而是认为C相再次发生故障, 故而动作再次发出C相跳闸命令到5041开关、5042开关保护和其操作屏。这里需要说明的是RCS921A的沟通三跳逻辑, 如图4所示。在重合闸启动200 ms后, 如果有跳闸开入则重合闸放电, 所以当5041开关、5042开关保护再次收到线路保护的跳闸信号时, 重合闸立即放电, 启动沟通三跳逻辑, 于879 ms时, 发出三相跳闸命令, 跳开5041开关、5042开关三相。

通过以上分析, 得出动作原因是由于两侧开关保护重合闸逻辑不同, 导致B侧开关保护重合闸先动作, 而此时故障未消失, A侧线路保护感受到差流, 再次发出单相跳闸信号给本侧的开关保护, 使其重合闸放电不重合, 进入沟通三跳逻辑[3]。

3 保护动作评价及思考

(1) 由于线路两侧开关保护重合闸开始计时方式的差异, 是导致一侧重合闸没有动作, 无意中使得其开关免受短路故障冲击, 对开关本身以及系统稳定都有好处。如线路的一侧是弱电源, 则没有单相重合再三相跳开的过程对于系统稳定意义重大。其实在3/2接线方式中, 边开关和中开关采用顺序重合闸就是考虑到当线路发生单相永久性接地故障时, 边开关先重合, 发现故障未消除由线路保护加速跳开边开关和中开关, 使得中开关免受一次短路故障冲击, 保持系统稳定[4]。 (2) 对于3/2接线方式的系统, 如果某条线路的边开关与中开关保护配置不一致时, 就需要考虑到其重合闸时间的设定问题, 以避免出现2个开关几乎同时重合于故障。 (3) 通过分析发现, 线路保护装置REL561在没有收到合于故障信号的前提下, 短时间内感受到同一相两次故障, 只是发出两次故障相的跳闸命令而不发出三跳命令。这也是A侧开关三跳是由开关保护实现而非线路保护实现的原因之一。而对于短时间内感受到同一相两次故障, 国产保护则是采用先单跳再三跳的逻辑。两种设计并无优劣之分, 只是专业人员在分析故障时需要加以注意[5]。 (4) 如果线路主保护配置纵联距离或者纵联方向保护, 当线路发生单相永久性接地故障, 两侧开关跳开故障相后, 一侧开关重合故障时, 由于另外一侧开关还没有重合, 所以纵联距离保护或者纵联方向保护感受不到故障电流 (而差动保护却可以感受到差流) , 故而不会动作, 其开关保护重合闸继续计时, 开关依然可以重合[6]。

4 结束语

通过对上述故障中保护动作情况的深入分析, 知道国外开关保护和国内开关保护的重合闸逻辑不同, 在进行配合时, 导致线路两侧不同的动作行为, 同时也发现国内外线路保护的跳闸逻辑也是不同的。这些不同之处基于不同的设计理念, 在保护设备选型时要加以注意。当然目前500 k V保护逐步国产化, 也就不存在这些问题, 但是充分理解国内外保护装置逻辑的差异, 在适当的场合加以利用, 可以收到很好效果, 这是保护专业人员值得注意的。

参考文献

[1]王国光.变电站综合自动化系统二次回路及运行维护[M].北京:中国电力出版社, 2005.

[2]蒋萍.光纤电流差动保护在超高压线路保护中的应用[J].中国科技信息, 2005 (17) :121.

[3]林榕, 曹树江.CSL101与LFP901线路保护重合闸应用问题的分析[J].电网技术, 2003, 27 (10) :78-81.

[4]孟祥萍, 高嬿.电力系统分析[M].北京:高等教育出版社, 2004.

[5]王力军.双微机线路保护装置动作行为分析[J].湖北电力, 2000, 24 (1) .

话说自动重合闸 篇6

实际运行经验表明, 架空输电线路的故障大都是瞬时性故障, 如雷击过电压引起的绝缘子表面闪络, 大风引起的短时间碰线等。当继电保护迅速动作断路器切除故障后, 故障点的绝缘水平可自行恢复, 故障随即消失, 这时如能重新使断路器合上, 即可恢复供电, 大大提高了供电可靠性。当然, 重新合闸的工作也可由运行人员手动操作进行, 但手动操作将延长停电时间。对于输电线路上的永久性故障, 如倒杆、断线、绝缘击穿等引起的故障, 断路器断开故障线路后故障不会消失。即使自动重合闸装置使断路器重新合上, 线路仍被继电保护再次断开, 重合闸不会成功。根据运行资料统计, 重合闸的成功率为60%～90%。目前, 自动重合闸装置在高压输电线路中得到了广泛的应用。

1 自动重合闸装置的特性

自动重合闸在电力系统中的作用主要有:一是在线路发生瞬时性故障时, 迅速恢复供电, 从而大大提高了供电可靠性, 对单侧电源的单回线路, 效果尤为显著;二是对双侧电源的高压输电线路, 可以提高并列运行的稳定性, 提高线路的输送容量;三是可以纠正因断路器机构不良或继电保护误动作引起的断路器跳闸。

自动重合闸装置不能识别瞬时性故障和永久性故障, 当重合于永久性故障时, 使电力系统又一次承受故障电流的冲击, 并且因要在很短的时间内接连2次切断短路电流, 使断路器的工作条件变坏。特别是油断路器在第一次跳闸时, 电弧在油中燃烧, 已使油的绝缘强度降低, 一般降低为额定切断容量的80%左右。

2 自动重合闸的优点

由于配电网供电可靠性要求的提高以及配电网自动化管理技术的进步, 致使重合闸的应用越来越广泛。重合闸应用于配电网中具有以下优点。

(1) 节省设备投资。这是因为重合闸可装在变电所的构架和线路杆塔上, 无需附加控制和保护装置, 可省去操作电源、配电间和继电保护屏。

(2) 提高重合闸成功率。统计表明在配电网中有80%～90%的故障是暂时性故障, 而重合闸具有多次重合功能, 这将会提高重合的成功率, 减少电网的故障停电次数和故障停电时间。

(3) 缩小停电范围。重合闸与分段器配合使用, 可有效地将故障段与完好段分离, 缩小停电面积。

(4) 提高配电网自动化程度。重合闸和分段器皆按预先整定的程序自动操作, 可接收遥控和遥测信号, 实现配电网的分段自动化管理。

(5) 维护工作量小。重合闸多采用SF6和真空作为介质, 其在使用期间不需进行检修, 这样将使预安排停电时间大为缩短, 不但减少了维修工作量, 也使供电可靠率大为提高。我国农村变电所的发展方向是向“小容量、密布点、短半径”的方向发展, 遵循“户外式、小型化、造价低、安全可靠、技术先进”的发展原则, 可选用SF6重合闸作为10 kV出线和柱上保护的控制设备, 并在10 kV配电线路上加装自动分段器。

3 对自动重合闸装置的基本要求

(1) 动作迅速。在满足故障点绝缘恢复及断路器消弧室和传动机构准备好再次动作所必需的时间条件下, 自动重合闸装置应尽快发出重新合闸脉冲, 以缩短停电时间, 减少因停电造成的损失。在断路器跳开之后, 自动重合闸一般延时0.5～1.0 s发出重合闸脉冲。

(2) 在正常运行中, 断路器由继电保护动作跳闸后, 自动重合闸装置动作, 使断路器重新合闸。

(3) 由运行人员手动操作或通过遥控装置将断路器跳闸, 自动重合闸不能启动, 不能使断路器重新合闸。如果手动投入断路器的线路有故障, 继电保护动作将断路器跳闸, 因这种故障一定是永久性故障, 所以, 自动重合闸不能启动, 不发合闸脉冲。

(4) 自动重合闸重合的次数要符合以下规定。如一次重合闸就只应重合1次, 当重合于永久性故障保护再次动作断路器跳闸时, 就不再重合。对于二次重合闸就只应重合2次, 即当第2次重合失败后, 就不再进行第3次重合。重合闸装置损坏时, 不应将断路器多次重合于永久性故障线路上, 否则会导致系统多次遭受故障电流冲击, 并可能使断路器损坏, 扩大事故范围。

(5) 自动重合闸动作后应能自动复归, 准备好下一次动作。

(6) 自动重合闸应能与继电保护配合, 缩短保护的动作时间, 可以对Ⅱ, Ⅲ段保护实现前加速或后加速。

(7) 在双侧电源的线路上实现重合闸时, 重合闸应满足同期合闸条件。

“四统一”重合闸简析 篇7

自动重合闸装置是将因故障跳开的断路器按需要自动投入的一种装置,它被普遍应用于变电站内。在电力系统运行中大部分故障是瞬时性的,永久性故障只占10% 左右,因此在继电保护动作切除故障后,电弧将自动熄灭,绝大多数情况下短路处的绝缘可以自动恢复。所以自动将断路器重合,不仅提高了供电的安全性,减少了停电损失,而且还提高了电力系统的暂态稳定水平,增大了高压线路的送电容量。

然而重合闸的方式种类繁多,保护配置原理各不相同,同时断路器的型号种类存在差异,因此实现重合闸的过程也有很大的区别。如何根据不同的情况和需求选择适当的重合闸保护装置,如何根据变电站的实际情况来决定重合闸压板的投退方式是值得讨论与分析的。

1 重合闸方式

重合闸根据工作方式的不同一般分为三种:

1. 综合重合闸:单相故障时单跳单合,相间故障时三跳三合(三合时会检同期或无压),若是永久性故障在重合后直接三跳

2. 三相重合闸:遇到任何故障都直接三跳三合(三合时会检同期或无压)若是永久性故障在重合后直接三跳

3. 单相重合闸:单相故障时单跳单合,若是永久性故障在重合后直接三跳,相间故障直接三跳不再重合

牌楼变电站全部采用的是单相重合闸的方式。因为220kV及以上的线路,由于线间距离大,其中绝大部分的故障都是单相接地短路。在这种情况下,如果把发生故障的一相断开,然后再进行单相重合,而未发生故障的两相仍然继续运行,就能够大大提高供电的可靠性和系统并列运行的稳定性。这种方式就是单相重合闸,如果是瞬时性故障,则单相重合闸将重合成功,即三相恢复正常运行 ; 如果是永久性故障,单相重合将不成功,则需要根据系统的具体情况进行处理。除此之外,对于220kV及以上电压等级的线路,断路器短时间内三跳三合会对电网系统产生很大的冲击,不利于电网的稳定运行。因此一般不采用三相重合闸的方式。

2 重合闸的主要流程

2.1弹簧机构断路器

在牌楼变电站,500kV断路器主要使用的是GL317型六氟化硫断路器,此种断路器属于弹簧储能机构,电机通电后只给合闸弹簧储能,分闸弹簧的能量只能通过合闸弹簧合闸释放能量时得到。具体流程图如图1所示。

首先断路器在合位,此时分闸弹簧和合闸弹簧都已储能,出现故障时,分闸弹簧动作释放能量使断路器跳闸。然后经过0.7s延时后,合闸弹簧释放能量使断路器再次闭合,这同时也是一个给分闸弹簧储能的过程,使断路器具有分闸能力。若是瞬时性故障,合闸成功;若是永久性故障,分闸弹簧将无延时直接三跳。在重合闸之后的180s内,不允许再次进行合闸操作。在这段时间内,将完成电机给合闸弹簧储能和重合闸充电的过程,同时还为断路器提供一个缓冲时间,确保其机械性能和灭弧能力。因为在短时间内频繁的进行分合对弹簧的机械性能的损耗很大,而且六氟化硫气体在灭弧后需要经过一段时间后才能恢复其灭弧能力。

2.2液压机构断路器

例如牌楼变220kV LW53-252瓷柱型六氟化硫断路器,此断路器属于液压操动机构,其重合闸流程和图1基本上相似,电机每次打压所储能量必须满足一整套重合闸动作(即分合分)所需要的能量,否则重合闸将被闭锁。对于LW53252断路器,要确保能量足够,其油压的压力值必须大于18Mpa。当油压压力低于重合闸闭锁值(18Mpa)时,断路器不应执行“分 -0.3s- 合分”操作顺序中的“合分”部分,而只能执行正常的单分或单合的操作。当油压压力恢复到18.5Mpa时,解除重合闸闭锁。

3 重合闸的保护配置及二次接线图

对于220kV的保护,重合闸的启动和出口都是通过线路保护实现的。在牌楼变有4种不同的重合闸配置:

3.1第一套线路保护的CSC-103、CSC-122和第二套线路保护WXH-802,如图2

103装置不能进行重合闸出口,而122和802都具有重合闸出口功能,所以当103判断有单相跳闸故障时,它只能通过启动122或者802来完成重合闸出口的过程。如果两套重合闸出口压板都投入的话,可能造成断路器短时内两次重合,因此正常情况下只投入一个出口压板(即一般3LP3投入,1LP10退出)。如图2当3LP3投入时即由CSC-122进行逻辑判断并出口,此时1LP18,1LP19,7LP2投入,1LP17,1LP27,1LP10退出。若线路出现单相故障,第一套保护可以由103通过1LP18启动122,再由122通过3LP3出口至操作箱动作。第二套保护是由802通过1LP19启动122,再由122通过3LP3出口至操作箱动作。

3.2 除以上两套配置以外还有 PSL603 配WXH-802和603配RCS-902。

2010年某变电站一条220kV线路就是因为重合闸压板投退错误造成了重合闸异常事件。此线路第一套线路保护是603,第二套保护示931,当时931投入的重合闸出口压板,同时运行人员误将603的沟通三跳和闭锁重合闸两块压板投入。603上闭锁重合闸压板的作用是当603重合闸出口动作时会将另一套保护(即931)的重合闸进行放电。

在发生单相瞬时故障时,由于603比931重合闸动作速度快, 931重合闸被603闭锁放电无法进行出口,导致这条线路断路器直接三跳,损失负荷。这次事件暴露出了部分运行人员由于对重合闸理解不够透彻进行了误操作并造成了损失。

3.3 500kV线路重合闸

因为500kV设备一般采用的是3/2接线方式,边开关的重合闸时间和中开关重合闸时间不一样,当一条线路出现单相故障跳闸时,边开关先重合闸,若是瞬故障,则重合成功,之后中开关才能重合。若永久性故障,边开关重合失败,中开关将直接放电闭锁重合闸三跳。例如:牌楼变的边开关延时是0.8s,中开关延时是1.3s。这样设定的目的是确保当一条线路出现故障时,保证由中开关相连接的另一条线路不受其影响正常运行。但是当边开关退出重合闸的时候,中开关的重合闸要正常投入,防止在发生瞬时性故障将线路不经重合闸直接三跳。

500kV重合闸保护配置及二次接线如图4所示。

与220kV的保护不同,500kV的重合闸出口是通过断路器保护实现的,线路保护只是在断路器跳开后接通相应节点从而启动重合闸。牌楼变500kV的重合闸是由两套线路保护(CSC-103、RCS-931)来启动断路器重合闸,再由RCS-921通过重合闸出口压板来完成重合闸动作。

4 潜供电流对重合闸的影响

当故障相自两侧切除后,非故障相与断开相之间因存在电容耦合和电感耦合,继续向故障相提供电流的电流称为潜供电流。

潜供电流对灭弧产生影响,由于此电流存在,将使短路时弧光通道去游离受到严重阻碍。另一方面,自动重合闸只有在故障点电弧熄灭且绝缘恢复以后才能有可能成功,若潜供电流值比较大就会导致重合闸失败。所以断路器在重合闸进行动作前往往先要检无流。

为了确保重合闸有较高的重合成功率,一方面可采取减小潜供电流的措施,如在线路上并联电抗器同时加上一个中性点电抗器。另一方面可采用实测熄弧时间来整定重合闸时间。

5 总结

浅谈220kV线路保护重合闸 篇8

电力系统特别是高压输电线路的故障, 大多数是瞬时性故障, 采用自动重合闸装置, 可以使系统故障跳闸后很快恢复正常运行, 即重合成功。这不仅提高了供电的可靠性, 而且对暂态稳定也是有利的。因此, 提高重合闸的成功率对于保障输电线路的可靠运行十分重要。

目前, 江苏省部分县市选用南瑞继电器有限公司生产的RCS-931A保护 (以下简称931保护) 和国电南京自动化股份有限公司生产的PSL-603G保护 (以下简称603保护) 作为输电线路保护的典型配置。但在实际运行中, 一般启用603保护的重合闸功能, 停用931保护的重合闸功能, 下面针对此现状, 对220 k V线路保护重合闸的停启用操作步骤、运行中注意要点和实际运行中存在的问题作分析, 并给出合理的解决措施。

2 线路重合闸停启用操作步骤分析

2.1 两套保护重合闸方式切换特点

603保护的重合闸方式由外部切换把手决定, 而931保护的重合闸方式由外部切换把手或者控制字决定。931保护设有几个关于重合闸方式的控制字:“投三相跳闸方式”、“投重合闸”、“内重合把手有效”、“投单重方式”、“投三重方式”、“投综重方式”, 可以通过这些控制字可实现单相重合闸、三相重合闸、综合重合闸、停用重合闸功能。

2.2 线路重合闸停启用操作步骤分析

江苏省220 k V线路重合闸的正常运行方式为:603保护屏 (重合闸功能启用) 重合闸出口压板投入, 重合闸方式为单重方式;931保护屏 (重合闸功能停用) 上重合闸出口压板和至重合闸压板投入、沟通三跳压板退出, 重合闸方式为单重方式。

(1) 931保护的沟通三跳闭锁重合闸回路如图1所示, 931保护的沟通三跳压板作用:沟通三跳;闭锁本保护重合闸。

当931保护装置的重合闸方式把手置于停用位置, 或定值中“投重合闸”控制字置“0”, 则931保护的重合闸退出, 保护仍有选相功能。因此停用线路重合闸时, 应将931保护投入沟通三跳压板。此时931保护重合闸方式无论在什么状态下, 对于任何故障开关都将三跳闭重, 故931的重合闸方式可不切换。

(2) 当603保护在重合闸处于三重方式或停用方式时, 保护没有选相功能。因此停用线路重合闸时, 应将603保护屏上重合闸方式切换开关切至“停用”位置;启用线路重合闸时, 应将603保护屏上重合闸方式切换开关切至“单相”位置。

(3) 对于603保护, 如先退合闸出口压板, 此时线路上发生单相接地故障 (例A相故障) 时, 重合闸为单重方式, 603保护跳开A相开关, 由于重合闸压板已退出, 无法重合A相开关, 开关三相不一致保护经一定延时跳开B、C相开关。如先将重合闸方式切换开关切至三体或者停用位置, 此时线路上发生单相接地故障 (例A相故障) 时, 603保护将会跳开三相开关不重合。

综上所述, 220 k V线路重合闸停用操作步骤如表1所示。

3 运行注意要点

3.1 931保护的“至重合闸”压板问题

如图2所示, 931保护屏上的“至重合闸”压板LP15有3个功能: (1) 单相跳闸启动603保护装置的重合闸; (2) 三相跳闸603保护装置的重合闸; (3) 闭锁603保护装置的重合闸。

TJ继电器为保护跳闸继电器, 931保护动作单相跳闸后, TJ-1常开接点闭合, 经“至重合闸”压板LP15向603保护开入单相跳闸启动重合闸信号;TJABC继电器为保护动作三相跳闸继电器, 931保护三相跳闸后, TJABC-1常开接点闭合, 经“至重合闸”压板LP15向603保护开入三相跳闸启动重合闸信号;BCJ继电器为闭锁重合闸继电器, 当本保护动作跳闸同时满足为设定的闭重条件时, BCJ继电器动作, 例如零序Ⅱ段闭重, BCJ-1常开接点闭合, 通过LP15压板输入至603保护装置闭锁其重合闸。

因为931保护的“至重合闸”压板LP15不仅有启动外部重合闸的作用, 还有闭锁外部重合闸的功能, 所以931保护的“至重合闸”压板LP15在线路重合闸启用时必须投入。

3.2 931保护的重合闸方式控制字问题

对于931保护, 当重合闸方式在运行中不会改变时, 用整定控制字比由重合闸切换把手经光耦输入更为可靠, 而且使用整定控制字还可以实现远方重合闸方式的改变。另外, 当重合闸长期不投时, 931保护“投重合闸”控制字置“0”, 或者“内重合把手有效”控制字置“1”, 而“投单重方式”、“投三重方式”、“投综重方式”控制字均置“0” (此时等同于“投重合闸”控制字置“0”) 。只有当“内重合把手有效”控制字置“0”时, 重合闸方式才由切换把手确定。目前有些变电站将931保护“内重合把手有效”控制字置“1”, 此时931保护的重合闸方式将不由外部的切换把手确定, “投单重方式”、“投三重方式”、“投综重方式”3个控制字无效, 如表2所示。

4 实际运行中存在的问题及解决措施

4.1 现状

目前, 现场一般都是启用603保护的重合闸, 而且当603保护的装置出现问题的时候, 线路的重合闸将被迫退出。因此, 如果现场能够解决两套保护之间重合闸回路的配合问题, 那么当一套保护装置出现问题, 即该套线路保护或重合闸停用的时候, 启用另一套保护的重合闸, 这样就可以避免由于装置的问题而造成线路重合闸的被迫停用。

4.2 解决措施

603保护本身也有类似931保护重合闸开入回路, 如图3所示。

603保护屏上的“重合闸公共端”压板1LP10有2个功能: (1) 单相跳闸启动931保护装置的重合闸; (2) 三相跳闸931保护装置的重合闸。

1BDJ继电器为保护跳闸继电器, 603保护动作单相跳闸后, 1BDJ1常开接点闭合, “重合闸公共端”压板1LP10向931保护开入单相跳闸启动重合闸信号;1CKJQ继电器为保护三相跳闸继电器, 603保护动作三相跳闸后, 1CKJQ2常开接点闭合, “重合闸公共端”压板1LP10向931保护开入三相跳闸启动重合闸信号。

但是图3中没有提供603保护动作跳闸后需闭锁外部重合闸的回路, 因此在图4回路中应增加一个闭锁外部重合闸的接点。那么当603保护的重合闸退出时, 就启用931保护的重合闸, 无需将线路的重合闸退出了。当603保护重合闸退出, 931保护重合闸投入时, 应投入603保护屏上“重合闸公共端”压板1LP10, 603保护与931保护重合闸方式必须切至单重方式。

5 结语

每种保护的重合闸原理都有各自的特点, 只有充分了解每种保护装置重合闸的异同点, 才能正确停启用重合闸装置, 避免误操作。当解决两套保护的重合闸之间配合问题时, 才不会因为一套保护的装置的问题而影响线路重合闸。

参考文献

[1]南京南瑞继保电气有限公司.PSL603G系列线路保护装置技术说明书.2004

[2]国电南京自动化股份有限公司.RCS931A线路保护装置技术说明书.2004

[3]江苏省电力公司.电力系统继电保护原理与实用技术.北京:中国电力出版社, 2008