远距离下保护层

远距离下保护层（精选7篇）

远距离下保护层 篇1

一远距离下保护层开采作业基本概况分析

某矿区A12#煤层1115工作面倾斜长长度为210m单位, 走向长度为2486.5m单位, 工作面标高为-752.6m～-631.8m单位。B11#煤层平均厚度经测定为2.61m单位, 煤层内部瓦斯含量在3.2m3/t～5.8m3/t单位范围之内。进一步测定煤层瓦斯含量显示:工作面瓦斯相对涌出量为5.5m3/t单位, 绝对涌出量为8.2m3/t单位。瓦斯放散初速度表现范围在3.7mmHg～6.2mmHg单位范围之内, 同时, 工作面煤层坚固性系数在0.54～0.69范围之内, 上述实测数据反映, 该工作面煤层属于低瓦斯含量煤层。与此同时, C13#煤层平均厚度为4.7m单位, 煤层内部瓦斯含量为2.8MPa单位, 瓦斯放散初速度取值在3.7mmHg～5.2mmHg单位范围之内, 工作面煤层坚固性系数取值在0.54～0.67范围之内。上述实测数据显示, 该工作面煤层属于强突出危险性煤层。与此同时, B11#煤层与C13#煤层相互之间间隔距离在72m～85m范围之内, 判定其属于远距离下保护开采作业。

二数值模型的构建分析

为实现对远距离下保护层开采上覆被保护层卸压效应的研究与分析, 需要借助于FLAC数值模拟软件, 实现对相关指标的模拟作业。在此过程当中, 下保护层在开采过程当中所表现出的围岩结构应力分布特征以及上覆被保护层所对应的膨胀变形规律均需要实现以FLAC为标准的模拟研究。在数值模型的构建过程当中, 需要将整个数值模拟计算区域的范围划分为400m×400m×160m。按照此种方式, 共划分为69 741个节点以及64 000个单元。

在此基础之上, 需要采取分步开挖的方式, 分别针对远距离下保护层工作面在回采至50m状态、100m状态、150m状态以及200m状态下, 被保护层膨胀移动规律以及上覆煤岩体应力分布特征加以系统模拟与计算。

整个计算模式所采用的边界条件为位移边界条件, 底部边界采取的是约束竖向位移条件, 上部边界采取的是自由边界, 左右两侧及前后位置所采取的边界条件为水平位移约束条件。在上述状态下, 展开对数值模型的计算与分析。

三数值模型的计算结果分析

(一) 远距离下保护层回采过程中, 上覆保护层煤岩体应力演变规律

结合计算结果来看, 远距离下保护层B11#煤层工作面在回采至50m状态、100m状态、150m状态以及200m状态的情况下, 上覆保护层围岩应力的分布情况基本可以归纳为以下几个方面:第一:在远距离下保护层工作面推进至50m状态的情况下, 最大应力值在工作面煤壁浅部以及切眼后方附近煤体位置表现为30MPa状态。在此过程当中, 上覆被保护C13#煤层受采动影响程度较小, 未表现出明显的卸压反应。且保护层卸压未能够全部扩展至上覆被保护C13#煤层所在位置当中;第二, 在远距离下保护层工作面推进至100m状态的情况下, 采空区上方一定区域内会形成基本保持对称状态的应力降低区域。且在垂直方位以50°～70°状态向上覆被保护C13#煤层岩体发展。在此过程当中, 上覆被保护C13#煤层受采动影响, 形成了一定的应力集中, 部分区域表现为应力升高和降低;第三, 在远距离下保护层工作面推进至150m～200m状态的情况下, 卸压范围逐渐增大, 卸压高度也持续提高, 上覆被保护C13#煤层所取得的卸压效果极为突出。特别是在采空区逐渐被压实之后, 工作面切眼后方以及工作面煤壁前方最大集中应力基本倾向于稳定状态, 具体数值基本为36.7MPa。在此过程当中, 上覆被保护C13#煤层对应位置处也呈现出明显的应力集中反映, 此状态下数值为24.0MPa单位。

(二) 上覆被保护层位移演变规律

结合计算结果来看, 远距离下保护层B11#煤层工作面在回采至50m状态、100m状态、150m状态以及200m状态的情况下, 上覆被保护层位移位移演化规律主要表现为以下几个方面:第一, 在远距离下保护层工作面推进至50m状态的情况下, 上覆被保护C13#煤层受采动影响下, 膨胀变形量小, 且相对厚度低;第二, 在远距离下保护层工作面推进至100m状态的情况下, 上覆被保护C13#煤层膨胀变形量开始呈现出变动趋势, 此状态下的最大值表现为22.65mm单位, 与之相对应的膨胀变形量为5‰;第三, 在远距离下保护层工作面推进至150m的状态下, 上覆被保护C13#煤层膨胀变形量提高, 与之相对应的最大膨胀变形量为26.93mm单位, 同一状态下的膨胀变形量为6‰;第四, 在远距离下保护层工作面推进至200m的状态下, 后方采空区围岩应力逐渐分布, 是被保护层膨胀变形呈现出两侧高、中间低的形态, 变形倾向于稳定。

四结束语

本文借助于FLAC数值模拟软件, 针对某煤矿矿区远距离下保护层开采状态下, 上覆被保护层应力分布状态以及膨胀变形规律加以了详细分析与阐述。数值模拟结果证实:在远距离下保护层回采作业之后, 整个被保护层能够实现充分的卸压处理。同时, 通过卸压应力可反算得出具体的卸压保护角角度。在此基础之上, 结合对被保护层最大膨胀变形量以及膨胀变形率的综合分析可以判定:膨胀变形能够为被保护层瓦斯抽采作业的开展营造良好且有利的条件。

摘要：从实践工作经验的角度上来说, 针对保护层进行开采的最主要目的在于确保被保护煤层能够得到充分的卸压, 因此在消除煤与瓦斯突出问题的过程当中有着至关重要的作用与意义。本文首先研究分析了远距离下保护层开采作业的基本情况, 进而提出了基于FLAC模型的数值模型的构建作业, 在此基础之上, 通过对数值模型计算结果的分析, 总结了整个远距离下保护层开采上覆被保护层的卸压效应。

关键词：远距离下保护层开采,被保护层,卸压效应

参考文献

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远距离下保护层 篇2

距离保护的性能对电力系统的安全稳定运行有着重要的影响。现有距离保护存在如下问题:1)采用集中参数模型,对于超、特高压长距离输电线路而言,其分布参数特性使传统距离保护的测量阻抗与故障距离不成正比。虽然对于超/特高压长线而言,并联电抗器有效的补偿了输电线路分布电容电流,对特高压线路差动保护、距离保护都有不同程度的改善。但其仅补偿了工频电流的一部分,且对故障初期非工频分量的补偿效果有限。因此,仍需要研究采用分布参数模型的距离保护[1,2]。2)由于受对端系统助增的影响,耐过渡电阻能力差[3,4,5,6]。

现有距离保护多采用集中参数模型,文献[7]采用RL集中参数线路模型,利用解微分方程计算故障等值阻抗。该算法忽略了线路分布电容的影响,对于高压长距离输电线路分布电容产生的高频分量使阻抗计算出现较大误差,将会导致距离保护暂态超越。文献[8]提出了一种基于工频量补偿算法的长线距离保护,但该方法将故障点与整定点之间的线路等效为R-L集中参数模型,仍然存在模型误差,且耐过渡电阻能力差。

文献[9]在贝瑞隆模型基础上,提出了一种基于沿线电压分布的故障测距方案,利用故障电流电压计算沿线电压分布,通过寻找电压幅值最小点确定故障位置。文献[10]对该方案原理进行了实测并研制了测距装置。文献[11]提出在时域下利用暂态量计算电压分布,通过寻找电压幅值最小点距保护安装处的距离构成距离保护。文献[9-11]利用贝瑞隆模型进行故障计算,从而考虑了分布电容的影响,但上述文献都未对方案的有效性进行原理性分析,如未深入研究造成电压幅值最小点与故障点位置偏差的因素。并且上述文章仅考虑了金属性故障的情况,耐过渡电阻能力低;需要从输电线路保护安装侧向另一侧计算沿线电压分布,对采样频率要求高,计算量大。

为了解决上述问题,本文提出了一种利用电压分布的距离保护新方法,并对其有效性进行了原理性分析。本文的方法:1)能够计及输电线路的参数分布特性,原理不受线路分布电容的影响,适用于超、特高压长距离输电线路;2)利用线路末端两点电压幅值构造保护判据,计算量小,易于实现。同时给出了提高耐过渡电阻能力的改进方案,使得保护方法具有很高的耐过渡电阻能力。数字仿真数据及现场录波数据仿真都验证了本方法的有效性。

1 保护原理推导

本章将介绍基于电压分布的距离保护新原理,为了方便理解,原理推导部分先以R-L模型进行分析,进而运用到分布参数模型,仿真验证采用分布参数模型。

1.1 原理分析

系统发生单相金属性接地故障(fR=0),故障网络模型和故障分量网络模型[12]如图1所示,相量图如图2所示。

图2中,为正常运行时的负荷电流,为M端故障电压、电流。为故障分量电流。MO为计算得沿线电压分布。从图2中可以看出,对于金属性故障,电压降落与故障电压反向。故障点的电压为零,O点即为故障点,在该点处电压幅值最小,故障点后电压幅值持续上升。

根据以上分析可知,沿线电压幅值在故障点处达到最小且等于零,故障点后电压幅值持续上升。同样的,利用故障分量电流计算得到的电压分布为MF,它的电压分布最小点对应的电压不为零,但最小点对应的电压向量与故障分量电流同相位,该最小点的位置也能够反映故障点的位置。

结论,在金属性故障情况下,无论是全量电流计算得电压分布还是故障分量电流计算得电压分布,它们的最小点的位置都能够反映故障位置,进而可以用于构造新保护原理。

系统单相金属性故障沿线电压分布如图3所示。其中,图3(a)为区外故障沿线电压分布,图3(b)为区内故障沿线电压分布。F为区内故障点,F′为区外故障点,P为整定点。实线为故障电流计算的电压分布;虚线为故障分量电流计算的电压分布。

从图3可以看出,对于区外和区内金属性故障,电压分布分别在故障点F′和F点取得最小值。考虑到整定点处电压分布对于区外故障呈下降趋势;而对于区内故障呈上升趋势。因此,可根据整定点处电压分布趋势判别区内、外故障。以上分析了金属性接地故障时电压分布特征,当输电线路经过渡电阻故障时,由于过渡电阻的存在,故障点处电压幅值不再为零。因此有必要分析此时的沿线电压分布特征。

图4为系统经过渡电阻单相接地故障相量图。

图4中为突变量电流,为故障支路电流,θ为故障电流与故障分量电流的夹角。

当假设线路阻抗角与系统阻抗角相等时,同相位。并且,过渡电阻通常为纯阻性,有故障点电压与故障支路电流同相位。因此,同相位。

由前面的分析可知,电压沿线分布最小值与电流相位有关。从图中可以看出,故障电流计算得沿线电压分布为MF,在方向达到最小点,而不是在达到最小点。也就是说,点A为电压分布MF的最小点,而不是故障点F。为了使得电压分布在故障点达到最小值,需要利用与故障点电压同相位的故障分量电流。利用故障分量电流计算得电压分布MD在故障点取得最小值,与故障点电压同相位。因此,沿线电压分布MD反应故障位置的信息,可以用来判别区内、外故障。

为了更清楚地展示基于全量电流的电压分布和基于故障分量的电压分布中,幅值最小点的位置与故障点位置的关系及其影响因素,图5给出了线路全长90%处经过渡电阻故障情况下,在送端和受端分别利用故障全电流和故障分量电流计算得电压分布与故障点位置的关系。从图5(a)可以看出,对送端而言,用全量电流计算得到的电压分布中,电压分布最小点出现在故障点以近;从图5(b)可以看出,对于受端而言,用全量电流计算得到的电压分布中,电压分布最小点出现在故障点以远。也就是说,利用全量电流计算得到的电压分布其最小点位置与故障点的关系取决于潮流的大小和方向。而利用故障分量电流计算得到的电压分布中,电压分布最小点和故障点重合。

综合矢量图图2和图4,并分别结合其电压分布图3和图5可以看出,无论金属性接地还是带过渡电阻接地故障,故障分量电流对应的电压分布的最小点都能够指示故障点的位置。

图3和图5所示的故障分量电流决定的电压分布能够反映故障点的位置,且故障点以近电压呈现下降趋势,故障点以远电压分布具有上升趋势,因此,可以利用线路末端电压分布的变化趋势构造距离保护。

1.2 分布参数模型下的应用

对于分布参数模型,可由下式计算沿线任意一点的电压电流。

补偿后的电压计算公式如下:

其中,θ为故障电流与故障分量电流的夹角。

在实际系统中,相间会存在耦合,而以上分析适用于每一序分量,因此本方法适用于三相系统。对带并联电抗器的线路而言,在已知电抗器电流的情况下,与本文分析一样。

2 保护处理流程

2.1 保护判据

根据上述分析可知,电压分布能够反映故障点的位置,且故障点以近电压呈现下降趋势,故障点以远电压分布具有上升趋势。当发生区外故障时,位于故障点前的整定附近的电压分布呈下降趋势;当发生区内故障时,位于故障点后的整定点附近的电压分布呈上升趋势。

为了有效地利用上述分析的电压趋势差异构造区内、外故障的识别判据,现将区内、区外及整定点处故障时线路末端电压分布示于图6。其中,实线为线路90%处,即保护整定点故障时沿线电压分布;点划线为线路80%处,即区内故障时沿线电压分布;虚线为线路100%,即区外故障的沿线电压分布。

从图6可以看到,线路整定点处发生故障时,线路全长80%处的电压和100%处的电压相同。而区内故障时,线路全长80%处的电压低于线路100%处的电压,即Ul>U0.80l。区外故障时线路80%处的电压高于线路100%处的电压,即Ul

其中:l为线路全长;Ul为线路100%处电压幅值;U0.80l为线路80%处电压幅值。

需要说明的是,本文仅给出了一种利用电压幅值变化趋势的判据形式,所有能够利用该趋势的判据,都能够用来实现输电线路的距离保护。

2.2 保护处理流程(图7)

距离保护处理过程如下。

1)故障发生后,以突变量电流作为保护启动元件

其中:Img为M端故障分量电流幅值;In为额定电流幅值。当故障分量电流满足式(4)时,判断线路发生故障,保护启动。

2)利用保护安装处电流、电压,结合故障选相结果,对故障相求出线路80%、100%处电压幅值并判断是否符合判据(3)。

3)根据2)中计算电压幅值满足保护动作判据,则保护动作跳闸;否则,保护不动作。

3 保护理论误差分析

前面的分析可知,本方法是利用故障支路的阻性特征,即故障点电压与故障支路电流同相位实现区内、外故障判别。因此,所有影响故障支路电流相位计算的因素都会造成误差。

首先,由于本端电气量仅能反映本端对故障点的注入电流,因此,两端对故障支路注入电流相位的差异会引入误差。而两端对故障支路注入电流的差异取决于两端系统阻抗角的差异,因此有必要分析系统参数差异带来的误差。

另外,由于传输线的分布特性,故障点电流与本端电流相位存在差异,而本方法利用本端故障分量电流进行相位补偿,其不一定能够真实反映故障支路电流相位,存在误差。

鉴于上述原因,有必要对上述两种误差源带来的误差进行理论分析。

3.1 系统阻抗引入误差

在实际系统中故障支路电流受两端系统电流注入,用本端故障分量电流代替故障支路电流,存在一定的误差。并且本端故障分量电流与故障支路电流的相位差取决于两端系统阻抗角。

对图1(b)所示的故障分量网络分析可知,故障支路电流与本端故障分量电流的关系为

式中:ZL为线路总阻抗;ZM、ZN分别为M、N侧系统阻抗;ZL-x为对端到故障点的阻抗。

实际系统中,一般情况下系统阻抗角大于线路阻抗角。当近端故障时,故障支路电流相位超前本端故障分量电流,计算故障距离大于实际故障距离;当远端故障时,故障支路电流相位滞后本端故障分量电流,计算得故障距离小于实际故障距离。

图8为系统经过渡电阻故障时理论误差分析相量图。

图8中:α为故障电压与故障电流的夹角;β为故障电压与故障分量电流的夹角;γ为故障分量电流与故障支路电流的夹角。计算误差为

其中:Actual loc.为故障距离;Computed loc.为计算得故障距离;Line length为线路全长。可以看出,误差仅与故障分量电流与故障支路电流的夹角γ有关,而与过渡电阻大小无直接关系,因此本方法具有很高的耐过渡电阻能力。

3.2 线路模型引入误差

在分布参数线路中由于分布电容的影响,会使得本端电流超前于故障支路电流而引入误差。

但在实际系统中,分布电容电流对电流相位影响很小,特别是对装设有补偿电容器的系统,分布电容电流引入的相位差可以忽略。因此,本方法适用于分布参数模型。

4 仿真验证

4.1 数字仿真数据验证

对本文提出的分布参数模型下利用电压分布的距离保护进行仿真验证。利用EMTP建立750 k V分布参数线路系统模型,并结合Matlab进行仿真验证,线路采用分布参数模型,采样率为2 kHz。仿真模型如图9所示,系统及线路参数如表1所示。

对给出的750 kV系统分布参数模型,在350 km处经300Ω过渡电阻单相接地故障进行仿真,计算得补偿后的沿线电压分布如图10所示。从图中可以看出,电压幅值最小点出现在故障点,可用判据(3),正确判定为区内故障。

对全线0～400 km分别经0～300Ω过渡电阻故障进行仿真验证,结果如表2所示。表中,“+”表示为区内故障保护动作,“-”表示为区外故障保护不动作。由表2分析可知,分布参数模型下保护范围可以达到线路全长的90%。

图11为在350 km处经0～300Ω过渡电阻故障时,分布参数模型下利用补偿后电压分布得到电压幅值最小点及其与实际故障距离的偏差。可以看出,利用补偿后电压分布的距离保护偏差随着故障过渡电阻的增大变化不明显,即使故障发生在保护整定点fR=300Ω时仍可准确判断为区内故障。

为了进一步说明本方法的有效性,将本保护方法与现有距离保护方法,如测量阻抗法、解微分方程法,在不同故障情况下做了仿真对比,仿真结果如表3、表4所示。

从表3、表4中可以看出,本文所提出的保护方法误差远小于传统距离保护,因此本方法性能更好。

4.2 现场录波数据验证

为了说明本保护方法的有效性,利用750 kV系统现场录波数据进行验证。750 kV系统参数如表5所示,采样率为3.2 kHz。在距保护安装处77.8 km发生单相接地故障(2012-4-16,10:42:45),录波数据如图12所示。

线路77.8 km处单相经过渡电阻故障沿线电压分布如图13所示。从图中可以看出,故障点处电压最小,并且可由判据(3)正确判定为区内故障。

为了进一步说明本方法的有效性,将本保护方法与现有距离保护方法对录波故障做了仿真对比,仿真结果如表6所示。

从表6中可以看出,本文所提出的保护方法误差小于传统距离保护,本方法性能更好。

5 结论

本文在分布参数模型基础上提出了一种利用电压分布实现距离保护的新方法,提高了距离保护在长距离输电线路、高过渡电阻情况下的保护性能。研究了保护误差的影响因素。

由于利用分布参数模型,本保护方法适用于超、特高压长距离输电线路。由于利用故障分量电流,本方法具有很高的耐过渡电阻能力。本保护方法原理简单,采样率低,易于实现。数字仿真数据及现场录波数据验证了本保护的有效性和实用性。

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远距离上保护层开采保护效果分析 篇3

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

1 矿井及实验区概况

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

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

2 上保护层开采保护垂距

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

最大保护垂距S上计算公式为:

S上=S′上β1β2

式中S′上—下保护层和上保护层的理论最大保护垂距, m;

β1—保护层开采的影响系数;

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

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

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

3 保护层开采效果验证

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

3.1 保护层工作面瓦斯涌出量分析

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

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

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

3.2 被保护12煤层瓦斯压力变化

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

4 结论

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

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

参考文献

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远距离下保护层 篇4

90年代末期至今科研人员相继研制开发了多种用于远距离短路保护的产品, 但通过试验和现场使用, 都存在着不同程度的缺点。现将远距离照明短路保护不同方法的优缺点加以分析, 以便以后能开发出保护功能更加稳定的照明综保。

1 绝缘电阻监视法

绝缘电阻监视法是国内较早应用的远距离照明短路保护方法, 其原理是在负载末端将一大于13千欧姆 (网路绝缘电阻允许值) 的检测电阻与保护继电器常闭接点串联后构成的终端电阻经三相整流二极管串联接入三相电网与地之间, 接通漏电检测回路。当三相网路中出现短路故障时, 保护继电器动作将检测回路断开, 此时终端电阻由数十千欧姆变为无穷大;与此同时, 首端检测电流由几毫安降至0, 远距离短路保护动作, 装置停止向负载供电。

此电路的优点是利用窗口比较器可明显识别短路和漏电故障, 使两种故障区别显示;缺点是当网路自身对地绝缘电阻较低、且发生短路故障时, 由于该电阻与终端电阻是并联关系, 即便终端电阻为无穷大, 但首端检测电流可通过网路自身对地绝缘电阻构成回路, 使保护失灵。这就使保护的灵敏度大打折扣。

2 终端电阻降低法

为了克服终端电阻提高法存在的缺陷, 人们又提出了终端电阻降低法。其检测方法与前者正好相反, 即在负载末端将一小于2千欧姆 (网路漏电保护动作电阻值) 的检测电阻与保护继电器常开接点串联后构成的终端电阻经三相整流二极管串联接入三相电网与地之间, 正常情况下, 该漏电检测断开。当三相网路中出现短路故障时, 保护继电器动作将检测回路接通, 此时终端电阻由无穷大变为小于2千欧姆;与此同时, 首端漏电保护电路动作, 远距离短路保护显示为漏电故障, 装置停止向负载供电。

此电路的优点是当网路自身对地绝缘电阻较低、且发生短路故障时, 由于该电阻与终端电阻是并联关系, 会增大检测电流, 促使首端保护电路动作;缺点是由于该保护采用人为制造漏电故障的方法, 使网路的短路故障转换为漏电故障, 两种故障不能区别显示, 给故障的排查和处理带来误导。

3 电流变化率法

由于绝缘电阻监视法和终端电阻降低法存在着各自的缺陷, 且都需要增加终端检测装置, 才能实现远距离保护信号的采样, 为了解决上述问题, 研究人员又提出了电流变化率法。

基于电流变化率的短路检测保护技术, 是利用线路或用电设备发生短路时, 线路电流发生突变的原理, 采用单片机检测这一变化率, 当电流变化的幅值和宽度超过规定值时, 单片机发出指令, 切断供电电源。此技术的优点是省去了终端取样装置;缺点是只能分辨指定的干扰信号, 动作可靠性较差。

4 非过流检测型短路保护方式

远距离下保护层 篇5

关键词：距离保护,电流保护,整定配合

1 距离保护与电流保护概述

距离保护的提出主要是为了有效地解决电流保护中仅凭借对电流的测量来判断短路故障的位置及特性的不足这一问题, 以此来降低或消除短路故障以外的电流 (负荷电流等) 对保护中定量测量的实际影响。距离测量仅能够反映出保护装置与故障段或故障点之间的有效距离长度, 这种测量方法属于一种比较俩想的测量方式, 只需要借助互感器及相应的测量误差便可以确保动作的选择性, 因此, 距离保护固有的动作时间段, 能够对整条线路的大部分进行保护。然而在实际应用当中, 却很难真正实现距离测量。当前所谓的距离保护实质上就是阻抗保护。虽然在主观上我们希望能够利用阻抗测量来实现距离测量, 但是在大多数情况下, 这种目标是很难达到的。这是因为, 阻抗继电保护装置所能感受的阻抗与短路距离之间是不成正比的, 特别是与短路阻抗之间根本不成比例。在实际工程当中, 为了能够真正使阻抗保护达到距离保护的要求, 工程人员采取了大量使用的措施。这样做的后果虽然在某种程度上达到了预期的要求, 但是却往往会使原本极其简单的保护变得过于复杂, 从而为工程的顺利实施造成一定的困难。

2电流保护性能的影响因素分析

(1) 系统运行方式带来的影响。在电流保护整定原则中对最大零序电流有着详细的规定, 该电流值通常情况下是在系统最大的运行状态下, 也就是系统处于最小阻抗条件下通过计算获得的。一旦系统实际运行方式发生巨大变化时, 则会使零序电流保护的范围大幅缩小, 当达到一定程度时, 有可能出现没有保护区的现象。

(2) 线路长度的影响。当整条线路的实际长度过长时, 线路起始端的零序电流会与线路末端的零序电流之间形成较大的差别, 若是用曲线的形式表示, 即曲线越来越陡, 此时的保护范围相对较大;若是线路的实际长度较短时, 并且在考虑可靠系数后, 那么电流保护范围将会变得很小, 极有可能归零。

(3) 误动作的影响。如果在故障线路及其相邻的线路中, 各类保护装置均齐全并且完全相同的前提下, 零序电流保护与距离保护即便不相互之间进行配合, 基本上不会出现保护越级动作的情况。但若是在PT短息三或是一些特殊原因导致距离保护退出运行时, 则会增大误动作的发生的几率。而一旦发生误动作, 线路上势必会出现较大的电流, 此时仅剩零序电流保护在工作, 这部分电流必然会对其造成一定影响, 从而影响保护效果。

3 距离保护与电流保护整定的配合方法

3.1 反时限方向过电流保护的整定配合

(1) 保护整定的动作特征。从反时限过流继电器所采用的通用数据模型可知, 全网反时限电流保护应运用反时限特性曲线方程进行统一计算, 即:

在这项公式中I表示被保护的流过短路电流, 并将设为常数。

(2) 电流保护协调整定。对于反时限过流保护动作特征的整定应以满足一定限制条件和正确动作为前提, 力求实现动作时间最小化, 其计算公式为:

在该项公式中, tik是指在第k条线路出现故障时, 对Ri实施的动作保护时间, Wi表示权系数, 通常将其设为1。由公式 (1) 得知, 只有事先确定Ipu这一动作电流, 才能将模型整定为线性优化模式。

(1) 主后备保护整定的限制条件。如图1中所示, 为了使线路bc首端、末端在出现短路的情况下, 保证主后备保护仍具有选择性, 所以选取首末两点F1、F2的短路状况作为主后备保护的限制条件, 其公式为:

在该项公式中, 表示在F1、F2处发生故障时, 用来保护b、m的动作时间。T是指在允许的保护范围内, 利用后备保护消除故障所耗用的最小时间间隔, 其中涵盖时间继电器提早闭合触点的时间、断路器跳闸时间以及短路电流计算有可能产生的误差值, 通常取值为0.1~0.5s。

(2) 继电器参数的上下限设定。就启动电流Ipu而言, 为了使其能够确保继电器不发生误动和不对线路载荷能力进行限制, 所以应使最小的Ipu应大于最大的负荷电流。与此原理相同, 为了使继电器不发生拒动, 最大的Ipu应大于最小的短路电流。其公式为:

由公式 (2) 、 (3) 、 (4) 可组成反时限方向过电流保护的整定配合的数学模型。

3.2 与距离保护的整定配合

就低压输电网络、配电网络而言, 其大部分均为电流保护之间的整定配合, 但是对于中高压输电网络来讲, 往往会出现距离保护与电流保护混合整定作为后备保护的情况。所以, 应制定距离保护与电流保护整定配合方案, 以此保证配置的网络得以安全运行。

当过流保护作为后备保护时, 过流保护的动作时间应当慢于主保护的距离保护时间, 其公式为:

对于另一限制点而言, 流保护的工作时间应当大于距离保护的动作时间, 其公式为:

假设tZ2的动作时间一致, 那么可在公式 (5) 、 (6) 中添加一个变量, 将公式转化为:

通过公式得知, 该计算方法为距离保护与电流保护整定配合的数学模式。

参考文献

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[2]李阳坡.电力系统黑启动过程中线路继电保护的配置与整定[J].电力系统自动化, 2007 (6) .

系统振荡时距离保护的对策 篇6

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

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

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

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

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

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

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

本文对此现象做了分析,并提出了解决办法。

1 振荡平息时保护易误动的原因

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

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

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

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

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

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

2 对策

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

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

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

和目前广泛使用的振荡检测及解锁方法相比,本方法有以下特点:

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

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

(3)振荡将要平息时,δ可能在180°附近作长时间停留,保护不容易误动。

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

3 实验验证

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

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

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

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

4 结语

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

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

关键词：电力系统,输电线路,距离保护,振荡闭锁,故障开放

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远距离下保护层 篇7

潮流转移是使电网发生连锁跳闸现象的重要诱因,若不及时采取有效的抑制措施将导致电网发生大停电事故,严重威胁电力系统的安全稳定运行[1,2,3,4]。在此研究方向上国外起步较早,建立了与大停电相关的连锁故障模型,并指出在潮流转移情况下,后备保护的过负荷误动是引发连锁跳闸的重要原因[5,6,7]。为解决这一问题,近年来在研究中引入了图论的相关知识,提出了输电断面的概念[8],通过划分输电断面来快速搜索受潮流转移影响的过负荷支路,如文献[9]研究了基于转移潮流灵敏度因子的潮流转移识别方案;文献[10]根据实际电网结构利用图论知识生成有向图,建立送端节点-送电支路邻接表,计算支路开断分布因子,识别受潮流转移影响较大的线路;文献[11]利用图论将电网拓扑图划分为多个广义潮流转移区域,将区域外节点与其相应的区域连接割点等效为虚拟母线,使计算范围从全网简化到过载线路所属的广义潮流转移区域;文献[12]给出了用于评价支路受潮流转移影响程度的过载严重度指标;文献[13]通过预测线路故障时间和概率的方法来识别潮流转移的发生。上述研究简化了复杂的网络计算,能够快速识别系统中受潮流转移影响的区域,但并没有从后备保护角度解决过负荷误动的问题。

广域测量系统(Wide Area Measurement System,WAMS)的出现和发展[14,15,16],为电力系统的安全稳定与保护控制研究开辟了新的数据来源和分析角度,也为从后备保护角度解决与潮流转移相关的问题提供了新的思路,如文献[17-18]根据估算发生潮流转移后电网中潮流分布的潮流转移因子来判别后备保护是否会发生过负荷误动;文献[19]研究了系统振荡对潮流转移过负荷识别的影响,分析了过负荷、系统振荡和故障的特点;文献[20-21]通过划分维持系统生存性所必需的关键元件和网络结构来定义系统的关键线路,对关键线路上的后备保护采用过负荷闭锁的方法来防止其误动;文献[22]结合模型量化、平均功率角和潮流转移灵敏度来界定潮流转移的影响区域。上述研究的重点偏向于过负荷线路识别,对于后备保护的过负荷误动采用选择性闭锁来解决。若将线路承受转移负荷定义为一种特殊的运行状态,则在此运行状态下后备保护尚缺乏一套详细的整定方案。

针对当前的研究现状,本文提出了一种能够应对潮流转移情况的距离后备保护整定方案。该方案基于广域保护系统,实现流程如图1 所示。首先广域保护系统实时同步信息主站上传至调度中心的WAMS数据,利用电力系统同步相量测量装置(Phasor Measurement Unit,PMU)可测幅值与相角的特点,将测量值快速归算为与保护整定相关的视在阻抗值;然后根据线路视在阻抗的变化幅度确定线路所承受的转移负荷比例,针对线路不同的过负荷状态进行与之对应的后备保护整定值调整,既防止过负荷线路上的后备保护发生误动,又使后备保护保有正确识别短路故障的能力;最后将整定信息与负荷波动情况上传至调度中心,为调度中心进行负荷控制提供辅助决策,并依据调度中心的决策进一步调整后备保护的整定值,直至线路恢复正常的负荷输送状态。所提方法计算规模较小,具有良好的可靠性与灵敏性,同时通过调度中心能够与故障定位、负荷控制等成熟方法友好关联,具有良好的现实意义。

1 利用广域信息进行保护整定归算

从图2 所示的二端口等效模型来计算作为系统条件函数的视在阻抗ZR。设UR和IR是ES和EU的线性函数,则有

其中

是一个复常量矩阵,M中的元素为短路参数,因为它们定义在ES或EU为0 的基础上,如式(3)、式(4)所示。

根据式(1)可以计算出继电器处阻抗为

将式(5)上下同除以EU,然后整理为只含有1项ES/EU的形式:

将式(6)中的复参数进行定义,其中阻抗参数定义为

无量纲参数定义为

将式(7)、式(8)代入式(6)可得

为了将式(9)中的复参数写为幅值与相角的形式,进行如下定义:

根据式(10)可以将式(9)改写为

式(11)中的各个元素均可通过信息主站上传的PMU数据快速得到,为后备保护的在线整定提供了先决条件。

2 距离后备保护的过负荷界限

线路过负荷会导致保护安装处的视在阻抗减小,使视在阻抗落入整定圆中,造成保护误动。为了消除这种误动,考虑将整定圆按照某种比例关系进行收缩,躲开过负荷对保护的影响。整定圆的收缩需要满足以下两个条件:

1) 线路承受过负荷后,保护安装处视在阻抗幅值减小,视在阻抗相角会发生小幅度的变化。当视在阻抗落入整定圆中将会引起保护的误动。整定圆的收缩应确保视在阻抗落在整定圆外。

2) 线路承受的过负荷越多,整定圆需要进行的收缩幅度越大。当整定圆收缩到一定程度时将会出现无法识别短路故障的情况。整定圆的收缩应确保故障阻抗落在整定圆内。

如图3 所示,为正常运行状态时的视在阻抗,对应相角为φ1;为线路承受转移负荷后的视在阻抗,对应相角为φ2;为距离保护Ⅲ段初始整定阻抗,对应相角为θ ;为距离保护Ⅲ段收缩后的整定阻抗,对应相角为θ ;为最大短路阻抗,在后备保护覆盖的范围内短路点距保护安装处最远时求出,对应相角为α 。根据整定圆收缩需要满足的两个条件,当均落在整定圆上时为临界状态。

已知

式中:为初始整定值;可以通过PMU数据得到;可以通过故障计算得到。

首先推导过负荷前后视在阻抗的关系。线路过负荷可以等效为接入一个新增的注入电流源。只考虑幅值关系,线路的过负荷可以近似地用视在阻抗幅值的波动来表示,设P1为正常状态,P2为过负荷状态(承受正常状态n%的过负荷),则满足如下关系:

根据图3 所示则有

式(14)中OB的值为

根据式(14)、式(15)可以求出OD的值为

然后根据临界条件,求解能够识别故障的最小整定圆Zset2。图3 中△OCE为直角三角形,按照角度关系求解OE为

图3 中△ODE为直角三角形,按照角度关系求解OD′的值为

根据临界条件,负荷阻抗ZR2要落在整定圆Zset2外需要满足

考虑到过渡电阻与测量误差的影响,为确保可靠性整定圆保留30%的裕度,则式(20)应改写为

根据式(16)可知,OD为关于n的减函数,因此在式(21)取等号时n有最大值。将n的最大值定义为距离后备保护整定的过负荷界限μ:

距离后备保护整定值的自适应调整应以过负荷程界限μ为标准,在界限上下采取相对应的调整法。

3 潮流转移后距离后备保护的整定方案

根据上文所述,潮流转移后距离后备保护的整定分为过负荷界限内整定和过负荷界限外整定两部分。

3.1 过负荷界限内调整方法

过负荷界限内的整定采用比例收缩的方式,如图4 所示。

取负荷阻抗落在整定圆上的临界状态,整定圆的收缩满足如下比例关系:

OA可由初始整定值求出。

图4 中△OCA为直角三角形,按照角度关系求解OC为

OD根据式(16)可以求出。将OC、OD代入式(23)可得

令

则式(26)可以简写为

式(28)中OA为原整定圆直径,OE为新整定圆直径。为确保整定圆躲开负荷阻抗不发生误动,在临界状态下取10%的裕度,可得调整系数为

根据式(29)可以快速求解收缩后的整定值Zset2为

3.2 过负荷界限外调整方法

过负荷界限内的整定采用橄榄收缩的方式,如图5 所示。

考虑保留最多的整定圆范围,在原整定值Zset1的基础上进行橄榄形收缩,在临界状态下求解橄榄形需要收缩的角度为

根据式(31)计算出的ф 为临界角,应乘以可靠系数k(k>1.2)来确定动作区域,从而确保ZR2落在动作区域外。因此过负荷界限外整定的最终结果为

3.3 整定方案实现流程

距离Ⅲ段作为线路的后备保护其动作时间与距离Ⅰ段相比具有0.5 s的时延,因此为了应对潮流转移带来的负荷波动,距离Ⅲ段整定值的调整过程要求在0.5 s内完成。基于WAMS的保护系统能够实时同步调度中心的PMU数据,根据网络拓扑确定每个继电器的保护范围,进而在0.5 s内快速完成后备保护整定值的调整。调整完成后将保护配置信息上传至调度中心,为调度中心的决策提供辅助信息,实现调度控制中心与就地保护装置相互配合的调整方案。具体流程如图6所示。

4 算例分析

4.1 新英格兰10 机39 节点系统

采用新英格兰10 机39 节点系统对本文所述距离后备保护整定方案进行验证分析,系统的单线图及其支路编号如图7 所示。

4.2 距离后备保护整定值调整过程

设系统在T1 时刻突然切除正常运行中的线路11,然后以线路10 上距离继电器为例进行后备保护的重新整定。

将同步接收的PMU数据实时归算为继电器处的视在阻抗,线路10 靠近母线8 处继电器在T1 时刻前后视在阻抗分别为ZR1=30.515 4+5.629 2i 、ZR2=14.213 8+3.473 8i;由于相邻线路发生开断,判定为潮流转移状态,根据式(13)计算负荷波动为n=112.069 2,可见线路10 承受112.068 2%的转移负荷,超过了距离Ⅲ段的整定裕度,需进行整定值调整。

线路10 上靠近母线8 处继电器作为后备保护覆盖至线路5。设T2 时刻线路5 靠近母线3 处发生单相接地短路,此时该继电器处有最大短路阻抗ZF=13.131 9+6.903 2i;根据式(22)计算过负荷界限为μ=114.389 0;由于n<μ,采取过负荷界限内整定方法,根据式(27)、式(29)求解调整系数为Kz=0.676 0,读取原整定阻抗Zset1=11.634 0+31.963 0i,根据式(30)求出调整后的整定阻抗Zset2=7.867 0+21.612 0i,至此完成整定调整。采用BPA进行仿真计算,线路10 功率波动如图8 所示,整定圆收缩过程如图9 所示,T1 时刻之前视在阻抗落在整定圆Zset1外,T1至T2 时刻之间视在阻抗落在收缩后的整定圆Zset2外,T2 时刻后视在阻抗为故障阻抗,落在整定圆Zset2内。

为验证界限外整定方法,需要在线路11 切除后进一步加大线路10 的过负荷程度。设系统在T3 时刻切除线路14,此时母线7、母线8 所带的负荷均需通过线路10 传输,相关线路上的负荷进一步向线路10 发生转移。线路10 靠近母线8 处继电器在T3时刻后视在阻抗为ZR2=13.2138+3.7738i;由于相邻线路发生开断,判定为潮流转移状态,根据式(13)计算负荷波动为n=125.804 0。

设T4 时刻线路5 靠近母线3 处发生单相接地短路, 此时该继电器处有最大短路阻抗ZF=12.055 6+6.926 1i;根据式(22)计算过负荷界限为μ=123.671 0;由于n>μ,采取过负荷界限外整定方法,根据式(33)求解收缩角度为φ=12.731º;取可靠系数k=1.2,代入式(34)求解整定圆收缩为橄榄形后的临界角为73.449º,至此完成整定调整。采用BPA进行仿真计算,线路10 功率波动如图10 所示,整定圆收缩过程如图11 所示,T1 时刻之前视在阻抗落在整定圆Zset1外,T1 至T3 时刻之间视在阻抗落在收缩后的整定圆Zset2外,T3 至T4 时刻之间视在阻抗落在进一步收缩后的整定圆Zset3外,T4 时刻后视在阻抗为故障阻抗,落在整定圆Zset3内。

进一步验证该整定方法与调度中心负荷控制的相互配合。在T1 时刻线路11 切除后,线路10承受大量的转移负荷,调度中心通过紧急控制措施来减小线路10 的过负荷程度。设系统在T5 时刻切除线路13,此时母线7 所带的负荷与系统分离,减小了线路10 的负荷输送要求,因此线路10 上的负荷向相邻线路发生了转移,线路10 上负荷减小。线路10 靠近母线8 处继电器在T5 时刻后视在阻抗为ZR2=18.042 2+3.418 6i;由于相邻线路发生开断,判定为潮流转移状态,根据式(13)计算负荷波动为n=68.980 2。

设T6 时刻线路5 靠近母线3 处发生单相接地短路, 此时该继电器处有最大短路阻抗ZF=11.414 7+11.012 3i;根据式(22)计算过负荷界限为μ=164.647 0;由于n<μ,采取过负荷界限内整定方法,根据式(27)、式(29)求解调整系数为Kz=0.921 0,读取原整定阻抗Zset1=11.634 0+31.963 0i,根据式(30) 求出调整后的整定阻抗Zset2=10.713 0+29.432 0i,至此完成整定调整。采用BPA进行仿真计算,线路10 功率波动如图12 所示,整定圆收缩过程如图13 所示,T1 时刻之前视在阻抗落在整定圆Zset1外,T1 至T5 时刻之间视在阻抗落在收缩后的整定圆Zset2外,T5 至T6 时刻之间视在阻抗落在放大后的整定圆Zset3外,T6 时刻后视在阻抗为故障阻抗,落在整定圆Zset3内。

从图9、图11、图13 中可以看到在线路负荷发生变化时该整定调整方法的收缩过程。T1 时刻后视在阻抗落在了Zset1内,整定圆收缩为Zset2后消除了误动,如图9 所示;T3 时刻后,视在阻抗落在了Zset2上,整定圆收缩为橄榄形Zset3后消除了误动,如图11 所示;T5 时刻后,故障阻抗落在了小圆外,整定圆放大为Zset3后恢复了识别故障的能力,如图13 所示。经过整定调整,确保了距离保护Ⅲ段不会发生误动,同时保有正确识别短路故障的能力。

5 结论

本文利用WAMS可测幅值与相角的特点,通过PMU的测量值快速计算线路的视在阻抗值,建立了线路视在阻抗的变化幅度与距离后备保护整定的对应关系,针对线路不同的过负荷状态进行与之对应的后备保护整定值调整,既防止过负荷线路上的后备保护发生误动,又使后备保护保有正确识别短路故障的能力。

在后备保护整定调整的过程中,将整定信息与负荷波动情况实时上传至调度中心,为调度中心进行负荷控制提供辅助决策,并依据调度中心的决策进一步调整后备保护的整定值,直至线路恢复正常的负荷输送状态。所提方法通过调度中心能够与故障定位、负荷控制等成熟方法友好关联,具有良好的现实意义。仿真结果验证了该方案的有效性。

摘要：电网中发生潮流转移现象后,受影响的输电线路会承受大量的转移负荷,进入过负荷运行状态。距离保护后备段的整定要求躲开线路正常运行时的最小负荷阻抗,因此潮流转移带来的线路过负荷将会对距离保护后备段带来显著影响。针对这一情况,提出了一种能够应对潮流转移情况的距离后备保护整定方案。该方案基于广域保护系统,利用WAMS可测幅值与相角的特点快速计算线路的视在阻抗值。然后根据线路视在阻抗的变化幅度确定线路所承受的转移负荷比例,针对线路不同的过负荷状态进行与之对应的后备保护整定值调整,既防止过负荷线路上的后备保护发生误动,又使后备保护保有正确识别短路故障的能力。最后将整定信息与负荷波动情况上传至调度中心,为调度中心进行负荷控制提供辅助决策,并依据调度中心的决策进一步调整后备保护的整定值,直至线路恢复正常的负荷输送状态。以新英格兰10机39节点系统为样例,采用BPA仿真验证了该方案的有效性。