电流突变量

电流突变量（精选6篇）

电流突变量 篇1

0 引言

为克服传统继电保护存在的不足,改进和提高传统继电保护的性能,研究基于广域信息的能够快速识别、隔离故障以及简化保护整定计算的广域保护原理成了保障大电网安全稳定运行的重要内容[1,2,3]。目前,广域继电保护的研究主要是改进后备保护,其算法主要有广域电流差动和方向比较纵联保护算法[4,5,6]。广域电流差动保护原理简洁,但对广域同步系统的要求较高,且多点电流值的测量误差累积将产生较大的不平衡电流,从而导致保护的灵敏性和可靠性降低,同时系统通信量较大[7]。广域纵联保护原理通过比较输电线路两端保护所检测到的电气量(如电流、方向、测量距离等),能快速准确地判断出区内故障和区外故障,动作迅速,准确性高。但方向元件受高阻接地、线路非全相运行和故障转换等因素影响较大[8]。

现代电网数字化技术得到大力发展和应用,采样频率得到大幅提高,信息传输基于光纤数字化,基于常规电流相位差动保护的一些缺陷可以得到克服[9,10]。为满足快速确定故障元件的灵敏度要求,并大幅降低广域继电保护的系统通信量,本文对基于分相ΔI相位比较原理的广域继电保护改进算法及其应用进行了探讨。利用分相ΔI的相位比较,除保留电流相位差动算法不受电力系统振荡影响、能允许较大过渡电阻等优点,还能解决传统电流相差保护受两端电源相角、负荷电流等因素影响,不同类型短路故障灵敏度不同的缺点,能快速、准确地判别故障元件。

1 分相ΔI相位比较的故障识别原理

根据叠加原理,可以将发生故障的系统分解为正常运行系统和故障分量系统。以图1(a)所示两端电源线路为例,当系统发生区内故障,故障分量系统如图1(b)所示,可看作在故障点叠加了一个与故障前电压幅值相等、方向相反的故障电压源,Zm、Zn分别为母线m、n背后的系统阻抗,△İk1.m、△İk1.n分别为线路两侧电流的故障分量。

当线路内部发生金属性故障时(Rg=0),可根据图1(b)求出线路两端相电流突变量之间的相角差为

由式(1)可以看出,在内部故障时,线路两端相电流突变量之间的相位差不受短路前两端电动势Ėm和Ėn之间相角差影响,且与线路两端的负荷电流无关,仅由故障点两侧的电气元件总阻抗决定。考虑最坏情况,设m、n两侧间距离很远,短路点靠近n侧母线,即α=1,则△İk1.m由发电机、变压器和线路的总阻抗决定,且有Zm≪ZL,而△k1.n的相位仅决定于n侧母线背后的发电机和变压器,两侧电流突变量的相位差可以表示为

对220 k V及以下线路ZL的阻抗角ɸL=60°,n侧母线的系统阻抗Zn的阻抗角ɸn=90°,有θk1.mn Max≈30°;在超高压及以上的线路,由于线路的阻抗角约为85°,θk1.mn Max的值将不超过10°。

当系统发生区外故障时,如图1(c)所示。流过线路两端的电流为穿越电流,即有△İk2.n=-△İk2.m,线路两端电流突变量的相位差为

根据上述分相电流突变量具有的相位特征,利用线路两端相电流突变量相位差的大小可灵敏可靠地区分内部与外部故障。对两端相电流突变量相位差的绝对值设立门槛,构成基于分相电流突变量相位比较的故障识别判据为

其中,△İL.fm、△İL.fn(ɸ为A、B或C)分别为流过线路L两端保护IED的相电流突变量,方向以母线流向线路为正。θzd推荐整定为145°。采用分相电流突变量的相位比较构成的故障识别算法原理简单,并具有较高的灵敏度。

2 相位比较的广域继电保护的实现

2.1 相电流突变量启动元件

正常运行时两侧电流突变量△İm=△İn=0,此时不需对该线路进行故障判别,并且也无法确定他们之间相位差的大小。为避免无效信息的上传,对每个保护IED设置启动元件,只有当该元件动作时,才启动IED的通信模块,允许其向广域继电保护决策单元发送信息。采用相电流突变量的保护启动原理,设定电流突变量门槛值ε。ε越小,则启动相位比较模块的灵敏度就越高。理论上,ε=0时,只要相电流突变量△İL.ɸ>0即能启动相位比较模块。但在实际的电力系统中,由于电流互感器误差的存在,为了避免正常运行过程中的频繁启动,并减小正常运行时保护系统的计算量及保护系统的通信量,根据非故障因素引起的故障分量缓慢变化,而故障因素引起的故障分量瞬时变化的原则,规定的定值为

其中:In为额定电流;△İɸ(k-2N)为两周波前的相电流突变量。式中右边第二项为浮动门槛值,目的在于避免两端电流不平衡而引起的启动,提高启动算法的可靠性;而右边第一项是固定门槛,作用在于避免稳定运行时浮动门槛值过小而引起其不必要的启动。为了提高相电流突变量启动相位比较的可靠性,设定当电流突变量连续5点大于整定门槛值时启动元件动作。

2.2 基于补偿电压过零点的广域同步校正

由于信息采集范围的扩大化,同步问题是广域继电保护面向工程应用需考虑的重点问题之一。相位比较算法的实现依赖被保护元件各端的采样同步。各保护IED之间的采样不同步,将会引起很大的相角误差。如现有的保护利用24点/周期的采样频率,两端保护IED相差一位将产生15°的误差,有可能引起算法的误判。目前广域同步大多采用基于全球定位系统GPS授时同步方法,但当保护IED不能正常接收到变电站下达的秒脉冲信号时,利用本地时钟产生的时标信号可能会出现一定偏差。本文利用电力系统中发电机在故障后短时间内其相位能够基本保持不变的特点,提出一种基于补偿电压过零点的补偿校正方法,能够利用故障前系统本身的电气量特征实现相位比较的精确同步。

正常运行时,当两端均补偿到线路同一点的时候,两补偿电压应为同一个电压,即他们将具有同样的波形。两波形过零点的时刻也相同。各保护IED分别将其电压补偿到线路中点,并利用补偿电压的过零点作为采样信号的校准点,利用校准点来校正每个周期的采样初始时间,减小采样同步所引起的误差。系统出现状态变化(如发生故障、运行方式的变化等情况)后短时间内(约250 ms),可以认为电源的相角不会改变,而这段时间能为故障位置的确定提供充足的时间。因此,当线路上发生故障时,虽然由于故障点位置、两边故障电流分布等因素,导致线路两端补偿到中点的电压不再相等,但故障后的短时间内,依然可以利用故障前的校准点作为对时基准,实现两端相位比较的同步。

2.3 采样点比对的相位差动策略

为了满足相位比较算法的要求,同时降低系统的通信量,本文采用电流标记信号比较的方法来实现两端相位差的比较。

当电流突变量大于门槛值时启动相位比较模块,本侧的保护IED监测电流突变量的大小,每个采样点中,电流突变量大于零,该点信号标志位“1”,若电流突变量小于零,该点信号标志为“-1”,电流等于零时,表示为“0”;将每个采样点的标记按时间顺序存放到缓存中,每周波将本侧的电流标记信号发送到对端,并与对端进行相位比较,同时接受对侧发送过来的电流标记信号与本侧的信号进行比较。

两端保护IED检测到的电流相位差反映到电流标记信号为两信号在一个周期内的相同度。在实际系统中,由于两端的电流存在一定的相位差,需要逐位比较来判断,并通过连续相同的点数来的多少判断两者间的相位差。在比较过程中,当两电流标记信号中有一个量为“0”时,该点也判为相同。

若两端相电流突变量的相位差为,则两端电流标记信号之间约有N·(180-)/360个点连续相同。若采用频率为20点每周,两电流之间的相位差为60°,根据前面公式约有6个点重合,如图2所示。

设相位比较算法的相角整定值为θzd,那么当一个周期内电流标记信号连续相同的点超过N·(180-θzd)/360个,则判断为区内故障(N为保护IED每周采样点数)。

在相位比较过程中由于采样间隔的存在,两边的相位差最大将产生2360/N的误差,如传统保护中N=24,则最大的误差将达到30°,这对相位比较结果的精度产生很大的影响。为了提高相位比较的精度,同时考虑到在网络中传输的数据量不能过大,可以通过适当提高每周期采样点N来提高相位比较的精度。目前,在IEC61850规约中,每周最大采样点可达到256个,为相位比较精度的保证提供了技术支持。

3 广域继电保护方案

本文的广域继电保护方案以有限区域电网为保护对象[11]。在区域内的所有变电站中,选取重要枢纽站作为中心站,其他站为子站。中心站经广域通信网络接收子站上传的开关量及电气量信息,并向子站下达故障跳闸信号。

正常状态下,各子站监测本地保护IED内的相电流突变量启动元件,一旦启动即向中心站发送相应母线的正、负、零序电压信息。采用文献[12]提出的故障区域检测策略,根据电力系统故障电压的分布特点,中心站对上传母线的序电压幅值大小进行排序,依据故障类型将正序电压幅值最小或负序、零序电压幅值最大的前4条母线确定为疑似故障母线,将疑似故障母线及其相邻线路构成故障区域。广域继电保护系统仅需采集故障区域内线路两端的电流相位标记信号,并逐条线路依次进行相位比较,可实现故障线路的识别。

4 算例分析

4.1 仿真模型

为了论证基于相位比较的故障识别原理的有效性,本文利用PSCAD/EMTDC搭建IEEE 39节点系统模型,并进行了仿真验证。图3为IEEE 39节点系统结构示意图,分别在线路L16、母线B14和线路L15上设置故障点k1、k2和k3,验证区内及区外发生一般故障,高阻接地故障、非全相运行等特殊情况下针对线路L16的故障元件识别性能。

4.2 普通故障下保护性能测试

假设线路L16上发上A相接地故障,考虑极端情况,将故障点设在母线B14的出口处,仿真波形如图4所示。图中,直线Del Ph Max与Del Phmin分别整定为145°与-145°,二者之间为区内故障的相位差范围。

从图4(a)可以看出,当线路L16内发生A相金属性接地故障时,线路L16两端的A相突变量电流相位差在-145°~145°的区域内,而B相和C相电流均为穿越性电流,其电流突变量的相位差都在该区域外;而从图4(b)可以看出,与线路L16相邻的线路L15两端三相电流突变量相位差均在区内故障的相位差范围外。

4.3 高阻接地故障下保护性能测试

事实上,分相电流突变量相位比较算法原理上不受过渡电阻影响。但过渡电阻过大会使得电流故障分量很小,有可能导致电流突变量不超过门槛值,使保护算法拒动,因此在设置电流突变量门槛值时,需要考虑能反映一定的过渡电阻能力。线路L16内发生A相经300Ω及500Ω过渡电阻接地故障波形如图5所示。可以看出,有且仅有A相在区内故障的相位差范围内,B相和C相均在区域外,从仿真结果可以看出,算法具有较高带过渡电阻的能力。

4.4 非全相运行时保护性能测试

假设线路L16上母线B4侧断路器的A相断路器偷跳,该线路进入非全相运行状态,仿真结果如图6(a)所示。由于单相断线相当于在故障网络上加入了一个纵向的电压,所以流过线路的电流是一个穿越性电流,因此上图所示线路L16两端三相电流突变量均在区内故障的相位差范围外。又假定线路L16在0.1 s发生A相断路器偷跳后,0.2 s时B相发生单相接地故障,即在非全相运行再故障情况下,电流突变量相位比较波形如图6(b)。可以看出,发生单相接地故障时,线路L16两端B相电流突变量相位差平滑落入-145°~145°的相位差范围内。然而断线相由于断线端电流很小不能正确计算出相角,因此无法对A相做出故障判别。

4.5 故障发展及故障转移时保护性能测试

算法由于采用分相故障判别方式,对故障发展和故障转移具有良好的适应性。图7(a)为线路L16靠近母线B14侧发生A相经20 ms发展成AB相间接地仿真测试结果。图中,线路L16两端A相进入正向区域20 ms后,B相相继进入区域内,保护能正确反映故障发展。图7(b)为线路L15靠近母线B14侧发生A相接地故障后,经20 ms转换成线路L16靠近母线B14侧B相接地故障时的仿真测试结果。由图可以得出,当线路L15发生A相接地故障时,线路L16两端相电流突变量在区内故障的相位差范围外,而故障转移发生后,算法也能立即可靠判断出故障。

综上所述,基于分相ΔI相位比较原理的广域继电保护故障识别算法能够在各种特殊运行工况下快速准确地识别各类故障,具有较高的可靠性和良好的灵敏性。

5 结束语

本文基于系统发生故障时相电流突变量的相位特征,提出了基于分相电流突变量相位比较原理的广域继电保护故障识别算法,并分析了其具体实现方案。通过原理分析和仿真验证得出,本算法具有如下优点:

(1)实现原理简洁,计算量小。由于采用基于补偿电压过零点的同步校正方法和采样点比对的相位差动策略,通信量小。

(2)本算法可靠性高、灵敏度好,能够快速识别各种故障元件。

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电流突变量 篇2

电流差动保护原理简单可靠,具有天然的选相能力,不受系统振荡、非全相运行的影响,各种复杂故障下都能正确动作,广泛用作特/超高压线路的主保护[1]。

电流差动保护判据由动作量和制动量组成,动作量一般选取线路两侧电流相量和,制动量有多种选取方法,对于不同的制动量,保护性能也不相同。对于电流差动保护性能分析,根据不同的坐标平面可以分为三类:1)差动-制动平面[2]。该方法能够直观地看出差动保护的动作特性,但不能给出差动保护的动作条件与两端电流的关系,不利于工程实际的应用。2)电流坐标平面[3,4,5]。该方法适合分析外部故障时保护的动作行为,但不能很好地反应电流幅值、相位同时变化时差动保护的动作行为。3)复平面[6,7]。该方法将对差动保护动作特性分析从整个平面的分析转化为在单位圆内分析,但是该方法不能直观表示电流幅值、相位对保护性能的影响。以上三种平面无法直观分析负荷电流对保护性能的影响。

利用极坐标可以方便地表示相量及其各种运算的特点,本文提出了一种基于极坐标的电流差动保护性能分析方法,在极坐标平面上分析了不同电流差动保护判据的动作性能,为电流差动保护在工程实际中的应用提供了依据。该方法能够同时反应电流幅值、相位变化对差动保护性能的影响,且适合分析研究多端量电流差动保护。该方法不仅可以分析线路电流差动保护性能,同时也适用于其他基于电流差动原理的保护性能分析。引入灵敏度系数比较各判据在区内、区外故障时的性能。利用PSASP对110 kV线路进行了仿真计算,仿真结果与理论分析一致。

1 电流差动保护判据

以两端电气量为例,根据制动量不同,输电线路突变量电流差动保护可分为以下几种[8,9,10,11,12]。

1)相量差制动

3)最大值制动

4)标积制动

5)复式制动

式(1)～式(5)中:分别为线路两侧故障电流;K1、K2、K3、K4、K5分别为判据1)～判据5)的制动系数;;θ为之间的夹角。

由

K1和K4互换的表达式[12]为

于是,判据1)和判据4)在本质上是一样的。

对于判据5),经过整理可得K2和K5互换的表达式[12]为

即判据2)和判据5)本质上也是一样的。

本文主要分析判据1)～判据3)的动作性能。

2 极坐标下电流差动保护性能分析

2.1 极坐标平面

设相量为,在极坐标平面表示如图1所示。当θ1在[0,2π]变化时,动作轨迹为以原点为圆心,以1ρ为半径的圆。分别为以1ρ、ρ2为相邻边的平行四边形的对角线。由此可见,在极坐标中差动保护判据制动量和动作量可以直观且方便地表示出来。

2.2 突变量电流差动保护的极坐标分析

本文利用极坐标可以方便地表示电流差动保护判据的特点提出一种极坐标平面下的电流差动保护性能分析方法。如图2所示,在极坐标中设为线路两侧测量电流的故障分量,令,区内故障时,之间夹角θ较小;区外故障时,之间夹角θ约为180°。则差动量可以表示为以两端电流相量和的模值为半径的实线圆:;判据1的制动量可以表示为以两端电流相量差的模值乘以制动系数为半径的虚线圆:

图2给出了不考虑制动系数时,极坐标平面下判据1)的动作特性,从图中可得,区内故障时,的半径大于,保护判据动作;区外故障时,的半径小于,保护判据不动。区内故障,制动量圆越靠近圆心,判据越灵敏;区外故障,制动量圆越远离圆心,判据越可靠。制动系数K1可以改变制动量圆(图2中虚线圆)的半径。需保证区内故障时,,即K1应小于。区外故障时,K1应大于

2.3 三种判据的比较

利用2.2节描述的突变量电流差动保护的极坐标分析方法可以得到极坐标平面上判据1)～判据3)的动作特性(以为例),如图3所示。

比较图3(a)、图3(b)可得,当不考虑制动系数时,不同的制动量对应的制动效果不同。对于判据1)和判据3),区内故障时,制动量小于动作量,区外故障时,制动量大于动作量。对于判据2),区内故障时,制动量大于动作量,因此,制动系数必须小于1,判据才能动作。区外故障时,制动量大于动作量,判据可靠不动。区外故障时,由于间夹角θ约为180°,此时,因此判据1)和判据2)制动量近似相等,两判据的制动效果一致。

对于不同的制动量,相应的制动系数选取也不相同,制动系数的选取应兼顾区内、区外故障时保护的动作性能。

由于判据1)～判据3)的动作量相同,区内故障如图3(a)所示,制动量圆的半径满足R1

2.4 灵敏度系数

定义灵敏度系数μ为差动量Id和制动量Ir之比[13],μ=Id/Ir。当μ>1时,判据动作,当μ<1时,判据不动。区内故障μ越大,判据灵敏度越好,区外故障μ越小,判据可靠性越高。通过比较μ分析判据1)～判据3)在区内、区外故障时的动作性能。

3 仿真验证

利用PSASP进行了仿真验证,仿真系统如图4所示,图中系统基准容量为100 MW,基准电压为115 kV,系统阻抗为X=0.1 p.u.,线路参数为R1=0.085 1Ω/km,R0=0.389 8Ω/km,X1=0.399 9Ω/km,X0=0.200 3Ω/km,C1=8.726e-9 F/km,C0=6.051e-9 F/km,线路全长100 km。故障设置在母线M出口20%处,即图4中线路L1、L2上的K1、K2点,对保护1、2进行研究。

1)区内故障。令制动系数k=0.5,各判据灵敏度系数如表1所示。

如表1所示,制动系数相同时,区内故障判据1)～判据3)都能可靠动作;比较μ1、μ2、μ3可知,判据1)的灵敏度最高,判据3)次之,判据2)灵敏度最低。

2)区外故障。令制动系数K=0.5,各判据灵敏度系数如表2所示。

如表2所示,区外故障制动系数相同时,判据1)～判据3)都能可靠不动;比较μ1、μ2、μ3可知,判据1)和判据2)可靠性相近,且都高于判据3),与理论分析结果一致。

4 结语

本文提出了一种极坐标平面下的电流差动保护性能分析方法,该方法具有以下特点:

(1)在极坐标平面下,可以方便地进行制动量大小的比较,进而比较保护的性能;

(2)可应用于分析电流相量幅值、相位对保护判据的影响;

(3)为电流差动保护制动系数的选取提供了依据;

(4)可以直观地看出差动保护的动作性能。

电流突变量 篇3

配电网是电力系统的重要组成部分,其调度对监控对象数据的实时性和安全可靠性有着很高的要求。对于配电网单相接地故障,需要在故障发生后进行快速准确的故障定位。目前,针对配网离线故障定位技术已有很多实用的方法,而对在线不断电故障定位方法的研究较少,本文提出了基于零序电流突变量的故障判断和定位方法,比较分析消弧线圈参数改变前后的零序电流值来确定故障线路和位置,应用Matlab软件建立配电网单相接地故障定位系统的仿真模型,并对该方法的可行性进行验证。

1 零序电流突变量故障定位机理

针对谐振接地配电网单相接地故障,改变消弧线圈参数,可以改变补偿电流的大小,而补偿电流大小的变化只会反映在故障线路的零序电流中。文献[1]通过详细论述变电站出线端的线路分支故障、非出线端线路分支故障以及故障点前后的零序电流特征,提出了利用零序电流突变量进行带电故障定位的判据,利用此判据可以很好地解决谐振接地配电网单相接地故障带电定位的难题。随后本文将通过Matlab仿真,验证该判据的正确性和有效性。

在谐振接地配电网中,安装有消弧线圈的变电站出线端有很多线路分支,配电网的其他地方也有很多线路分支,故障与非故障线路分支的零序电流突变量以及故障点前后的零序电流突变量特征不同。

假设从变电站出线端引出的第1条线路发生单相接地故障,消弧线圈参数改变前后,各条线路的零序电流值分别为I1q、I2q、…、I(n-1)q、Inq和I1h、I2h、…、I(n-1)h、Irh,零序电压值为Uq和Uh,其中下标q和h分别表示消弧线圈参数改变前与改变后,线路对地电容大小为C1、C2、…、Cn-1、Cn。

其中,的变化与消弧线圈电流的变化相一致,消弧线圈参数改变前,故障点前后的零序电流值为:

消弧线圈参数改变后,故障点前后的零序电流值为:

消弧线圈参数改变前后,故障点前后的零序电流归算至同一个电压,其突变量为:

由于消弧线圈参数改变前后零序电流归算至同一电压时,只有故障线路或故障点前的零序电流改变,故可根据下式对故障线路和故障点进行判定:

据此,对于线路分支,若,则该线路为故障线路;对于故障点,若故障点前零序电流突变量而故障点后的零序电流突变量,则可据此定位该故障点;若归算前后改变明显,而各条分支线路的零序电流突变量为0,则据此可判定母线故障。

由于消弧线圈参数改变前后零序电流归算到同一个电压后,其相角差很小,且各个采集点的零序电压模值基本相等,故可将式(7)简化如下:

式中,Imq、Imh、Uq、Uh分别为消弧线圈参数改变前后零序电流和零序电压的有效值。

因此,根据现场传感器节点测得的消弧线圈参数改变前后的零序电流和零序电压有效值,便可确定故障分支线路,并可同样根据式(8)定位故障点位置。

2 零序电流和电压的测量

在电气设备和线路正常的情况下,三相电流经叠加后的矢量和为0,当发生接地故障时其三相电流矢量和不为0,若此时将三相电流输出到一个节点进行叠加则可得到发生故障后的零序电流,也可以计算出其有效值。

为得到零序电流,实际应用中,现场传感器节点通过其上的电流互感器采集三相线路每相的电流时,每相电流采集起始时刻和频率应相同,这需要通过内置的时钟同步电路实现。如图1所示,三相的电流均从ωt1时刻开始采集,并且每隔Aτ时间采集一次,这样测得的电流叠加后便是三相电流的矢量和,故障时即零序电流。同时,为了能计算得到零序电流有效值并提高准确度,其采集频率需要满足一定的要求,即一个周期(50 Hz电网为0.02 s)内采集次数需大于一定值,这里设每个周期的采集次数为20,即Δr=0.001 s,以较好地满足精度要求。采集的三相电流数据均传送给协调器,由协调器进行叠加并计算得到有效值。

归算需要的零序电压,由于故障时全网的零序电压模值基本相等,其值可以直接在变电站测量得到。

3 Matlab建模与仿真

3.1 仿真模型建立

SimPowerSystems电气模块库是在Simulink环境下进行电力电子系统建模和仿真的先进工具。

该模型中母线端有3条出线,从上到下分别为线路1、线路2和线路3,线路长度均设置为10 km,单相故障点设置在线路1的A相中,在故障点前后的示波器模块可以查看故障发生后的零序电流波形,通过RMS模块连接到display模块可以以数字形式显示故障点前后零序电流的有效值。消弧线圈参数改变前,仿真运行后分别测得零序电压和各线路及故障点前后的零序电流模值,然后改变消弧线圈模块的参数,仿真后又得到一组零序电压和各线路及故障点前后的零序电流模值,随后根据消弧线圈参数改变前后的零序电压模值将零序电流模值归算到同一个电压,此时便可根据式(8)选线并确定故障位置。

3.2 仿真波形和数据分析

设置一个消弧线圈电抗值,故障发生器的A相为故障相,设置故障发生器作用时间为0.05～0.15 s,此时故障前后的三相电流和零序电流如图2所示,左图中波形突变的就是故障相电流。

记录消弧线圈参数改变前后3条线路、变压器出线及故障点前后的零序电流有效值,然后根据参数改变前后的零序电压有效值,将消弧线圈参数改变后的零序电流组归算到参数改变前的零序电压下,即ImhUq/Uh。

改变接地电阻和线路参数后再做一次相同的记录。

仿真模型中变压器出线零序电流有效值,从消弧线圈参数改变前的2.432 A变化为参数改变后的3.277 A,变化明显;线路1在消弧线圈参数改变前后的零序电流改变同样也很明显;而线路2和线路3在消弧线圈参数改变前后的零序电流模值基本不变,据此可判断出故障点在线路1上。对于线路1,故障点前的零序电流即IBE改变量明显,而故障点后的零序电流即IFG基本不变,据此可定位故障点在E、F两点之间。

4 结语

我们要善用基于零序电流突变量的配网故障定位方法,通过比较分析消弧线圈参数改变前后的零序电流值来确定故障线路和故障点位置。

摘要：研究了基于零序电流突变量的配电网单相接地故障定位方法,并应用Matlab软件对系统进行建模仿真,结果验证了该方法的正确性和有效性。

关键词：零序电流突变量,故障定位,Matlab仿真

参考文献

[1]倪广魁,鲍涛,张利,等.基于零序电流突变量的配电网单相故障带电定位判据[J].中国电机工程学报,2010,30(31)

[2]蒙恩,王巨丰,龙浩然.基于Matlab的配电网接地故障仿真[J].电力系统,2008,27(16)

接地电阻突变电流监测装置的应用 篇4

由于中性点经电阻接地方式在我国使用时间不长, 正常运行时接地电阻不承受系统电压, 所以对接地电阻的运行工况控制一直未得到重视。目前, 国内对接地电阻运行工况的研究主要集中在理论分析上, 对接地电阻故障监测装置应用和运行情况的讨论较少。

1 接地电阻监测装置

目前, 上海市区供电公司在所属变电站中加装的中性点接地电阻监测装置为ZDT中性点电阻突变电流测录仪。该测录仪通过对流经中性点电阻的电流及中心点电压进行采样, 以测录接地电阻的工作状况并监测用电网络的三相平衡度及各相对地的故障情况, 保证接地电阻运行状态良好。仪表记录下的数据, 能捕捉和分析系统的异常运行状态。

中性点电阻突变电流测录系统是由安装在现场的测录仪表实现数据测录、存储, 通过多种方式进行数据采集并传输到上位计算机, 由计算机管理软件进行数据的分类、存储、共享, 运行和管理人员可随时查询, 可选取需要的数据进行报表输出和曲线打印。数据采集可以采用RS232、RS485以及GSM无线通讯等多种方式。

1.1 中性点接地电阻监测装置的特点

(1) 采用先进的DSP内核的测量芯片, 保证了电流有效值及瞬时最大值、电压有效值的测量精度, 使各数据的校正、转换、计算和存储在很宽的测量工作范围内可以满足仪器测量的各项技术要求。

(2) 仪表的输入端采用非晶态合金材料绕制而成的专用电流互感器和电压互感器, 保证了输入信号的精度和线性度。

(3) 采用自诊断和自修正技术, 能在较差的工作环境下, 保证其测量精确度和稳定性。

(4) 数据存储采用了串行E2PROM芯片, 可靠性高、功耗小。无需后备电池, 失电时亦可保持数据。

(5) 监测仪表整机不用任何电位器或可调元件, 避免了因可调元件的数值改变而引起误差。仪表的校准和设定工作都是通过软件来完成的。

(6) 抄表方式具有多种通讯形式, 可采用RS232、RS485以及GSM无线通讯方式。

(7) 系统软件可对大量的采集数据进行储存、分析等各类处理, 操作简便, 用户界面良好, 功能完善。

1.2 中性点接地电阻监测系统的构成

ZDT中性点电阻突变电流测录装置通过对流经中性点电阻的电流采样 (也可对零序电压采样) , 监测接地电阻的工作状态、各相对地的故障情况, 保证接地电阻运行状态正常。通过零序电流 (也可通过零序电压) 启动仪表记录数据, 有利于捕捉和分析系统的异常情况。根据接地故障对中性点接地电阻的影响, 记录通过电阻的最大电流以及持续时间, 并能结合变电站自动化装置, 实现报警。图1为ZDT装置系统硬件构成框图。

整个系统在时钟同步信号的协调下高速运转, 特别是对电流信号不间断地以4000点/秒的速率进行采样, 保证了对异常信号的捕捉、采样, 足以构画电流的波形曲线;但为了节约时间也节约存储空间, 所以只对交流电流的最大值进行校正运算并存储, 存储数据所能构画的是异常电流的包络线, 这些数据已完全能够作出对异常电流的分析与判断。在对接地电流进行监测的同时, 对中心点接地系统的零序电压, 也进行了监测, 以便一旦发生接地异常或故障时, 可通过对电流、电压的综合分析, 得出对故障异常的正确判断。

2 中性点接地电阻监测装置运行情况分析

2005年10月, 上海市电力公司市区供电公司完成了2台样机的试制和性能测试, 随后在卢湾站等变电站的变压器10k V侧接地电阻上加装ZDT中性点电阻突变电流测录装置, 按照相关运行要求, 制定如下规定:

(1) 小电流检测装置定值设置:120A有效值 (一次电流) , 持续5s动作发信或小于5s累计9次动作发信。

(2) 日常巡视应检查外观无异常, 检查装置面板电流显示值应不大于30A, 并与主变10k V零流继电器面板显示读数校对相符。

(3) 日常检验周期暂以配合检验为主。

(4) 当装置动作后, 当值调度员应立即通知中心站到现场检查。现场检查仍有较大接地电流 (其值大于100A且与主变10k V零流继电器面板显示读数校对相符) , 应进行接地试拉处理, 接地试拉可参考出线保护的零流读数。处理后次日继保班应调出装置内部记录。

通过多个监测点的数据可发现, 接地电阻上监测到的电流都是大电流短时间和小电流长时间通过, 常规零流保护无法动作, 但此时接地电阻的动热稳定性会受到很大的影响, 严重的可能会导致接地电阻损坏。因此, 调度运行人员必须根据监测装置的记录结果及时采取相应措施, 防止事故的扩大化。现以卢湾变电站的中性点接地电阻监测数据为例进行说明。

2.1 对超限电流的监测和动作情况

卢湾变电站2010年1月的ZDT监测数据显示, 1月4日监测到最大电流为747.4A, 最大瞬时电流为1093A。根据电流发生及失去事件, 22:10:17电流发生1.4A, 瞬时电流为3A, 6s后电流失去, 根据规定此时监测装置不发信号;在22:10:25时再次有突变电流发生, 22:10:36时ZDT监测装置报警输出。根据运行规定, ZDT装置记录的瞬时电流超限过程曲线图, 当大于120A的一次瞬时电流出现累计满9次时, 装置发出报警信号, 通知调度人员接地电阻上有突变电流情况, 有效地监测到小电流接地故障的发生。

2.2 对长时间小电流的监测

由卢湾变电站2009年11月的监测数据可知, 接地电阻在3日、4日和12日多个时段流过1A左右的小电流, 该电流长期存在, 但小于间接性保护的整定电流, 因此无法触发继电保护装置动作。ZDT装置对该间歇性小电流的发生和失去进行记录, 运行人员可根据事件记录对设备采取检测和故障排查。同时, 长时间的小电流要触发间隙性接地保护, 其二次电流出现间隙必须小于整定要求, 通常为1s;若间隙大于整定值时就重新开始累计, 这种长期出现的小电流会使接地电阻发热。针对该情况, ZDT监测装置在记录突变电流时累计一定时限内的电流发生次数, 当累计次数满足规定要求时即可报警, 防止上述异常情况的继续发展。

2.3 对短时间大电流的监测

由卢湾变电站2009年9月的监测数据可知, 17日14:05:04流经接地电阻的最大电流为228.8A, 持续时间仅为1s, 达不到定时限零流的动作时限, 因此不触发继电保护装置动作。运行人员可根据ZDT装置事件记录及时发现流经接地电阻时间极短的大电流, 有效监测了接地电阻的运行工况。

3 结束语

电流突变量 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:

$f{}_{{\rm T}}(t)={\displaystyle \sum _{n=0}^l(}a{}_n\cos n\omega t+b{}_n\sin n\omega t)(1)$

$c{}_n=\frac{1}{\sqrt{2}}(a{}_n+\text{j}b{}_n)(2)$

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:

$\{\begin{array}{l}a{}_{k-1}=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_{k-1}-{\rm T}}^{t{}_{k-1}}f}{}_{{\rm T}}(t)\cos \omega t\text{d}t\\ b{}_{k-1}=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_{k-1}-{\rm T}}^{t{}_{k-1}}f}{}_{{\rm T}}(t)\sin \omega t\text{d}t\end{array}(3)$

计算[tk-T,tk]的基波值存在以下2种算法。

1)第1种算法

$\{\begin{array}{l}a{}_k=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_{k-1}-{\rm T}}^{t{}_{k-1}}f}{}_{{\rm T}}(t+{\rm T}{}_{\text{s}})\cos \omega t\text{d}t\\ b{}_k=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_{k-1}-{\rm T}}^{t{}_{k-1}}f}{}_{{\rm T}}(t+{\rm T}{}_{\text{s}})\sin \omega t\text{d}t\end{array}(4)$

变量代换后得到:

$\{\begin{array}{l}a{}_k=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_k-{\rm T}}^{t{}_k}f}{}_{{\rm T}}(t)\cos (\omega t-\phi {}_{\text{s}})\text{d}t\\ b{}_k=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_k-{\rm T}}^{t{}_k}f}{}_{{\rm T}}(t)\sin (\omega t-\phi {}_{\text{s}})\text{d}t\end{array}(5)$

2)第2种算法

$\{\begin{array}{l}a{}_k=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_{k-1}-{\rm T}}^{t{}_{k-1}}f}{}_{{\rm T}}(t+{\rm T}{}_{\text{s}})\cos \omega (t+{\rm T}{}_{\text{s}})\text{d}t\\ b{}_k=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_{k-1}-{\rm T}}^{t{}_{k-1}}f}{}_{{\rm T}}(t+{\rm T}{}_{\text{s}})\sin \omega (t+{\rm T}{}_{\text{s}})\text{d}t\end{array}(6)$

变量代换后得到:

$\{\begin{array}{l}a{}_k=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_k-{\rm T}}^{t{}_k}f}{}_{{\rm T}}(t)\cos \omega t\text{d}t\\ b{}_k=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_k-{\rm T}}^{t{}_k}f}{}_{{\rm T}}(t)\sin \omega t\text{d}t\end{array}(7)$

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:

$\{\begin{array}{l}a{}_k-a{}_{k-1}=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_{k-1}}^{t{}_k}(}f{}_{{\rm T}}(t)-f{}_{{\rm T}}(t-{\rm T}))\cos \omega t\text{d}t\\ b{}_k-b{}_{k-1}=\frac{2}{{\rm T}}{\displaystyle {\int }_{t{}_{k-1}}^{t{}_k}(}f{}_{{\rm T}}(t)-f{}_{{\rm T}}(t-{\rm T}))\sin \omega t\text{d}t\end{array}(8)$

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:

$\{\begin{array}{l}a{}_k=a{}_{k-1}+\frac{2}{{\rm N}}(f{}_{{\rm T}}(t{}_k)-f{}_{{\rm T}}(t{}_{k-{\rm N}}))\cos \frac{2k\text{π}}{{\rm N}}\\ b{}_k=b{}_{k-1}+\frac{2}{{\rm N}}(f{}_{{\rm T}}(t{}_k)-f{}_{{\rm T}}(t{}_{k-{\rm N}}))\sin \frac{2k\text{π}}{{\rm N}}\end{array}(9)$

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:

$\{\begin{array}{l}\text{Δ}a{}_{k-0}=\text{Δ}a{}_{(k-1)-0}+\frac{2}{{\rm N}}(f{}_{{\rm T}}(t{}_k)-f{}_{{\rm T}}(t{}_{k-{\rm N}}))\cos \frac{2k\text{π}}{{\rm N}}\\ \text{Δ}b{}_{k-0}=\text{Δ}b{}_{(k-1)-0}+\frac{2}{{\rm N}}(f{}_{{\rm T}}(t{}_k)-f{}_{{\rm T}}(t{}_{k-{\rm N}}))\sin \frac{2k\text{π}}{{\rm N}}\end{array}(10)$

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:

$\{\begin{array}{l}a{}_0=\frac{2}{{\rm N}}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}}f}{}_{{\rm T}}(t{}_{i-{\rm N}})\cos \frac{2i\text{π}}{{\rm N}}\\ b{}_0=\frac{2}{{\rm N}}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}}f}{}_{{\rm T}}(t{}_{i-{\rm N}})\sin \frac{2i\text{π}}{{\rm N}}\end{array}(11)$

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:

$\begin{array}{l}|\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }-f{}_1(t)\dot{U}{}_{[0]}´|+|\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }+f{}_1(t)\dot{U}{}_{[0]}´|>\\ f(t)|\dot{U}{}_{[0]}´|(12)\end{array}$

式中:$\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }$为突变量补偿电压,对于接地距离,$\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }=\text{Δ}\dot{U}{}_{\text{ϕ}}-(\text{Δ}\dot{{\rm I}}{}_{\text{ϕ}}+3k\dot{{\rm I}}{}_0){\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}$,对于相间距离,$\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }=\text{Δ}\dot{U}{}_{\text{ϕ}}-\text{Δ}\dot{{\rm I}}{}_{\text{ϕ}\text{ϕ}}{\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}$;$\dot{U}{}_{[0]}´$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:

$\begin{array}{l}\frac{1}{i}{\displaystyle \sum _{i=1}^m|}\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }-f{}_1(t)\dot{U}{}_{[0]}´|+|\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }+\\ f{}_1(t)\dot{U}{}_{[0]}´|>\frac{1}{i}{\displaystyle \sum _{i=1}^{m}f}{}_2(t)|\dot{U}{}_{[0]}´|(13)\end{array}$

$\begin{array}{l}\frac{1}{i}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}}|}\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }-f{}_1(t)\dot{U}{}_{[0]}´|+|\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }+\\ f{}_1(t)\dot{U}{}_{[0]}´|>2.10|\dot{U}{}_{[0]}´|(14)\end{array}$

相间距离取为:

$\begin{array}{l}\frac{1}{i}{\displaystyle \sum _{i=1}^m|}\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }-f{}_1(t)\dot{U}{}_{[0]}´|+|\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }+\\ f{}_1(t)\dot{U}{}_{[0]}´|>\frac{1}{i}{\displaystyle \sum _{i=1}^{m}f}{}_3(t)|\dot{U}{}_{[0]}´|(15)\end{array}$

$\begin{array}{l}\frac{1}{i}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}}|}\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }-f{}_1(t)\dot{U}{}_{[0]}´|+|\text{Δ}{\dot{U}}^{\prime }+\\ f{}_1(t)\dot{U}{}_{[0]}´|>2.05|\dot{U}{}_{[0]}´|(16)\end{array}$

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。

$\{\begin{array}{l}f{}_1(t)=0.7\frac{t}{1.2{\rm T}}\\ f{}_2(t)=1.2\frac{t}{{\rm T}}+0.4\\ f{}_3(t)=1.4\frac{t}{{\rm T}}+0.2\end{array}(17)$

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:$\text{Δ}\dot{U}$和$\text{Δ}\dot{{\rm I}}{\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}$。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,$k=\text{Δ}\dot{U}/(\text{Δ}\dot{{\rm I}}{\rm Z}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}})$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:

$u^{″}(t{}_k)=R{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}i(t{}_k)+\frac{L{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}}{{\rm T}{}_{\text{s}}}(i(t{}_k)-i(t{}_{k-1}))$

$\frac{L{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}}{{\rm T}{}_{\text{s}}}=\frac{X{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}}{\omega {\rm T}{}_{\text{s}}}=\frac{{\rm T}X{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}}{2\text{π}{\rm T}{}_{\text{s}}}=\frac{{\rm N}X{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}}{2\text{π}}$

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

$\begin{array}{l}{u}^{″}(t{}_k)=R{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}(i(t{}_k)+3k{}_{R}i{}_0(t{}_k))+\frac{L{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}}{{\rm T}{}_{\text{s}}}(i(t{}_k)-\\ i(t{}_{k-1})+3k{}_{X}i{}_0(t{}_k)-3k{}_{X}i{}_0(t{}_{k-1}))\end{array}$

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:

$\{\begin{array}{l}a{}_0=\frac{2}{{\rm N}}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}}(}u(t{}_{i-{\rm N}})-u^{″}(t{}_{i-{\rm N}}))\cos \frac{2i\text{π}}{{\rm N}}\\ b{}_0=\frac{2}{{\rm N}}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}}(}u(t{}_{i-{\rm N}})-u^{″}(t{}_{i-{\rm N}}))\sin \frac{2i\text{π}}{{\rm N}}\end{array}(19)$

$\{\begin{array}{l}\text{Δ}a{}_k=\text{Δ}a{}_{(k-1)}+\frac{2}{{\rm N}}[{\rm K}{}_u(u(t{}_k)-u(t{}_{k-{\rm N}}))-\\ {\rm K}{}_i(u^{″}(t{}_k)-u^{″}(t{}_{k-{\rm N}}))*〗\cos \frac{2k\text{π}}{{\rm N}}\\ \text{Δ}b{}_k=\text{Δ}b{}_{(k-1)}+\frac{2}{{\rm N}}[{\rm K}{}_u(u(t{}_k)-u(t{}_{k-{\rm N}}))-\\ {\rm K}{}_i(u^{″}(t{}_k)-u^{″}(t{}_{k-{\rm N}}))*〗\sin \frac{2k\text{π}}{{\rm N}}\end{array}(20)$

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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电流突变量 篇6

直流输电相比于交流输电更适于远距离大功率跨区输电[1,2,3],因此在我国得到了越来越广泛的应用。但在土地资源愈发紧张的背景下,为了能够有效利用输电走廊,提高线路单位走廊的输电容量和土地利用率,降低电力建设成本,高压直流输电工程已开始采用同塔双回输电方式[4,5]。

然而直流线路作为直流输电系统的重要元件之一,故障几率极高,且双回直流输电方式相比于传统的单回直流输电方式,其极线间的互感耦合更加复杂,任一线路发生故障,均会导致非故障极电压、 电流波动,对直流线路保护的故障极识别造成严重影响。因此开展同塔双回直流线路的故障选线研究具有重要的理论和工程实用意义。

目前,国内外学者已经对同塔多回线路互感耦合特性及故障选线问题进行了大量研究,但主要集中在交流线路,如交流耦合线路感应电压和电流的计算[6,7,8],同塔四回交流线路的故障选线方法等[9,10]。 而在直流线路的研究上则主要集中在单回直流线路故障暂态分析及保护原理[11,12,13],涉及两回直流线路的还较少。文献[14]对直流与交流线路间的电磁暂态过程进行了仿真研究,文献[15]则针对双回直流线路故障极对健全极的影响进行了仿真计算。

为此,本文在研究平行四线系统解耦理论的基础上,对同塔双回直流线路进行解耦,提取出同向与环流电压突变量,并分析了不同故障形式下同向与环流电压突变量相互间关联的故障特征,以此为基础提出了同塔双回直流线路的故障选线判据与方法;最后利用PSCAD/ EMTDC电磁暂态仿真软件, 建立实际±500 k V同塔双回直流输电系统仿真模型,验证了所提故障选线方法的正确性。

1同塔双回直流线路的解耦方法

同塔双回直流线路可视为不换位的平行四线系统,对其进行解耦,可参考同塔四回交流输电线路的解耦方法[10]:将同塔双回直流线的布置形式近似为如图1所示的长方形布置,则可得平行四线系统的相模变换矩阵,即双回双极线路的解耦方程。

式中:ux(t ) ux(t ) ux,0表示线路始端或末端的电压突变量,为故障后电压减去故障前的电压值;下标1P、1N和2P、2N分别表示I回线正极、负极和II回线正极、负极。

式(1)可将各极线的瞬时电压突变量分解为4个独立的模分量,其中一个为四线同向叠加与大地构成回路的地模分量即同向量,称为e模量;另外三个为四线互为回路的线模分量即环流量,分别称为f、g、h模量。

2同塔双回直流线路的故障特征分析

2.1单极线故障的电压突变量特征

设直流极线发生接地故障时,其电压突变量为 uk,则若1P线故障,由于故障电压从正值减小, 则有uk0 ,可进一步表示为uk=-uF,其中 uF 0表示正的附加电压源;同理若2P线故障, 有uk=-uF 0;而对于1N和2N的负极故障, 则有uk=uF 0。

各故障极线上的突变电压均可在其余非故障极线上耦合出电压突变量,该分量的大小由故障极与非故障极间的耦合系数决定。然而,不同极线间实际的耦合系数并不相等,以实际同塔双回线路为例, 不同极线相互间的耦合系数在0.16~0.26之间[16]。 考虑到不同极线间耦合系数的差异不会对本文的故障特征造成影响,为了简化分析,可近似认非故障极耦合量相等,记为k uk(0 k 1) 。

于是,利用式(1)可得单极线故障时各模量的故障特征,列于表1。

由表1可见,当发生单极线故障时,各环流电压突变量大小相等,ug的极性均为负值不能用于故障极线识别,而uf和uh的极性组合则可区分各种单极线故障类型。

2.2双极线故障的电压突变量特征

若双极线同时发生接地故障,根据故障极线的不同,可分为异回同极性线故障、同回异极性线故障和异回异极性线故障三种类型。若为异回同极性线故障,两个故障极电压突变量都为uk,则非故障极耦合电压突变量为2k uk;若为异极性线路故障,则两个故障极电压突变量分别为uF和uF, 非故障极耦合电压突变量为0。由式(1)可得双极线故障的故障特征,列于表2。

2.3多极线故障的电压突变量特征

同理,由式(1)可得故障极数大于等于3时的故障特征,列于表3。

由表1~表3可发现,任一种故障发生,g模量电压突变量极性都为负。而对比表3和表1,可发现单极线故障与三极线故障具有相同的环流电压突变量极性组合特性,因此,仅依靠环流电压突变量极性特征无法区分单极线故障与三极线故障。例如1P故障和1P1N2N故障时,各环流电压突变量极性相同。此时,可以利用三极线故障与单极线故障环流电压突变量的幅值大小特征差异:单极线故障时, 各环流电压突变量大小相等;而三极线故障时g模量要远大于其他模量电压突变量。

3基于模量电压突变量的故障选线方法

3.1故障类型识别

根据上述同塔双回双极直流输电线路在各种故障类型下的故障特征分析,可基于同向和环流电压突变量,构成同塔双回直流输电线路的故障选线判据与逻辑。首先,为了判定故障类型,定义以下三个判据:

式中,uact为环流电压突变量起动定值,取正常运行时环流电压突变量的最大值。

式中,uMaxmax(uf,ug,uh),为环流电压突变量绝对值的最大值;K为比率系数,取0.5<K<1, 本文K取0.8。

式中,uZero0.1uMax,为判断是否存在环流电压突变量的门槛值。

上述三个判据中,式 (2) 为基于环流电压突变量的起动判据,若f 、 g和h模量任意一个满足则起动选线;式 (3) 可用于判断各环流电压突变量大小是否相等,以体现三极线故障与单极线故障环流电压突变量幅值大小特征的差异, 若满足该式则可判定为单极线故障;式 (4) 则用于判断各环流电压突变量是否都非零,若满足该式则判定为三极线故障,否则为双极线路或四极线故障。 于是,可得故障类型的判定逻辑如图2所示。

3.2故障极线的判别

在判定故障类型后,根据不同的故障类型,采用不同故障类型的故障极线判定方法。对于单极线故障类型,根据表1所示的环流电压突变量极性特征,可根据uf和uh的极性判定故障极线,其故障选线方法的流程图如图3所示。三极线故障的故障选线方法类似于单极线故障情况,其流程图如图4所示。

对于双极线故障或四极线故障的故障极线判定,就是需要判定异回同极性、同回异极性和异回异极性以及四极线同时故障4种情况。由表2和表3知,可根据的大小分别判定e 、f和h模量的电压突变量是否存在,进而来区分上述4种故障情况;然后分别利用e 、 f和h模量的电压突变量极性对故障极线进行判定。双极线或四极线故障的故障选线流程图如图5所示。

由于同向量的传播波速低于环流量,即同向电压突变量的检测时刻滞后于环流电压突变量。而本文所提故障选线方法仅在1P2P、1N2N和1P1N2P2N三种故障情况下需要利用同向e模量进行判别,其余故障情况仅需采用环流模量。所以,在故障选线过程中,先不计算同向电压突变量,若可判定故障极线,则可输出故障选线结果;若判定过程中需要同向分量,则在设定的延时tset内,更新各极线电压并计算 同向电压 突变量 , 如图5所示延时tsetlength/ (vfve), length为线路长度。

4仿真分析与验证

采用PSCAD/EMTDC仿真软件,参考溪洛渡广东直流工程的实际参数,构建±500 k V同塔双回直流输电系统模型,如图6所示;同塔双回直流输电线路线路全长1 286 km[17],其结构如图7所示,采用了频变参数模型。仿真中,分别在线路整流侧始端、逆变侧末端及线路中点处设置接地故障,故障类型包括单极线、双极线等15种情况,故障过渡电阻考虑了金属性接地和高阻接地故障(500 Ω);采样频率为10 k Hz。

(单位:k V)

通过获取整流侧1P、1N、2P、2N的电压瞬时值,计算各极线电压突变量并转换为同向与环流电压突变量,然后采用本文所提的故障选线方法判定故障极线。其中电压突变量幅值取为行波到达后3 ms内的电压变化量最大值。

表4给出了金属性接地故障和高阻接地故障时的选线结果。由表1可见,在各种故障情况下,各电压突变量所呈现出的极性和幅值大小特征与前面的理论分析基本一致。虽然由于实际耦合系数的不完全相等,造成实际计算的各电压突变量大小与理论分析有一点误差,但并不会对故障极线的判别造成任何影响;而对于高阻接地情况,尽管各电压突变量幅值变小了,但其相互间的特征关系依然不变。 由此可见,本文所提故障选线方法准确可靠,且不受高阻接地故障的影响。

5结论