故障分量保护

2024-05-28

故障分量保护（共7篇）

故障分量保护篇1

0 引言

柔性交流输电系统(Flexible AC Transmission System,FACTS)技术的出现极大地提高了电力系统的可靠性和灵活性,受到了越来越广泛的关注[1,2]。作为FACTS家族最重要也是应用最广泛的成员之一,静止无功补偿器(Static Var Compensator,SVC)可实现对电力系统电压、电网参数(如线路阻抗)、相位角、功率潮流的连续调节控制,从而大幅度提高电力系统稳定水平,降低输电损耗,为电力系统动态和稳定控制的新策略提供了必要手段[3,4]。然而,随着SVC在电网中的应用越来越广泛,SVC对各种电气量的影响也越来越显著,这必然会影响到目前基于阻抗、电压、相角等电气量的继电保护装置的正确动作,威胁到电力系统的安全稳定运行。因此,开展SVC对继电保护影响的研究显得十分必要和紧迫。

目前对SVC的研究主要侧重于SVC控制器和器件模型的搭建上,缺乏SVC对电网和保护特性影响的研究。少有的关于补偿元件对保护影响的研究主要集中于串联元件及SATACOM元件。文献[5]提出了串补电容的接入会使输电线路阻抗的均匀性受到破坏,从而对故障分量继电器产生相应的影响;文献[6]探讨了晶闸管开关投切电容器(TSC)型的无功静止补偿装置投切而产生的不平衡现象,研究了这种不平衡对继电保护装置的影响。文献[7]分析了并联型静止同步补偿器SATACOM对配电网电流保护的影响。文献[8]则对SATACOM对输电线路距离保护的影响进行了研究。

考虑到大容量SVC接入电网后,将改变线路阻抗特性,进而影响方向保护元件的正确动作,降低方向保护的灵敏度,甚至可能造成方向保护的误动作,本文将针对SVC对方向保护的影响进行研究。基于对SVC的阻抗特性以及故障分量方向保护的分析基础上,本文提出SVC接入电网对故障分量方向保护的影响规律,并将通过算例验证进一步展现SVC对故障分量方向保护的影响。

1 SVC基本工作原理

静止无功补偿器SVC是并联型无功补偿元件,从外特性上看,SVC可以视为并联型可控阻抗,通过控制晶闸管的开通和关断改变电纳来调节其输出的无功功率(电流),进而控制电力系统的平衡,从而实现对电网特性的影响[9]。TSC-TCR型SVC系统结构如图1示。

本文以TSC-TCR型SVC为例进行说明,根据装置容量、谐波影响、晶闸管阀参数、成本等,有n条TSC支路和m条TCR支路构成[10]。晶闸管投切电容器TSC主要有电容器、双向导通晶闸管及电抗器串联组成,每条TSC支路电纳为BTSC。晶闸管控制/投切电抗器TCR,由固定电抗器、双向导通晶闸管串联组成,每条TCR支路完全投入时电纳为BTCR,受导通角σ影响[11]:

其中,BTCR连续可调,最小值为BTCR min=0(σ=0),最大值为。

在额定电压下,TSC-TCR型SVC在所有TSC支路投入而TCR支路断开时,输出最大的容性无功功率QCMAX,此时SVC具有最大容性电纳nBTSC;在所有的TSC支路断开而TCR支路投入(触发角α=0°)时,输出最大感性无功QLMAX,此时SVC具有最大感性导纳mBTCRmax;当要求装置输出容性无功Q

因此Bsvc从感性到容性连续可调,其变化范围为:

由导纳与阻抗的等效变换关系可知SVC阻抗从感性到容性可连续变换,SVC可以等效为纯容性或感性阻抗,即Zsvc=j XSVC。

2 故障分量方向元件的基本原理

方向元件在现代继电保护装置中占有重要的地位,从简单的方向性过电流保护到复杂的超高压线路的快速主保护,都得到广泛的应用。

利用故障分量的方向元件动作原理是比较保护装设处故障分量的电压和电流相位。图2和图3给出了双端电源线路在正方向1F点和反方向2F点发生故障时的附加状态网络图,zm为m端系统阻抗,zn为n端系统阻抗,为保护装设处的故障分量电压,为保护装设处的故障分量电流[11]。

图2给出了双端电源线路在正方向1F点发生故障时的附加状态网络图,假定电流的正方向为由母线指向被保护线路,正方向1F点故障时有:

图3给出了双端电源线路在反方向2F点发生故障时的附加状态网络图,反方向2F点故障时有:

故障分量方向保护是比较之间的相位,保护背端系统阻抗角为[12]:

保护是通过比较之间的相位判定故障方向,正方向动作判据可用·式(7)表示[13]。gU·和Ig·

ϕsen是保护的最大灵敏角,当ϕsen与系统阻抗角相等时,即ϕsen=ϕ,方向保护处于最灵敏状态,此时方向保护两侧动作余度最大,可靠性最高。当保护最大灵敏角不与系统阻抗角相等,需改变方向元件的动作特性以适应实际系统阻抗角的要求,方向保护的最大灵敏角需要根据系统阻抗角的不同改变整定值。上述反应故障分量方向保护的动作判据可用图4所示特性表示,其中阴影部分表示正方向动作区,无阴影部分为反方向动作区。

由以上可知,正方向故障时,方向保护的动作行为由保护背端的系统阻抗角ϕ决定。SVC连接在母线上,正方向故障时,可能改变背端系统的等值阻抗,特别是改变背端系统的阻抗角ϕ,因而可能会影响方向保护的正确动作。

3 SVC对故障分量方向保护的影响分析

图5给出正方向故障接入SVC后的故障分量网络,Zm和Zn是m端和n端的阻抗,Zl是线路阻抗,p是靠近母线m端的故障分量方向保护,线路在1F发生短路故障,1F到m端的线路阻抗为Zl1,1F到n端的线路阻抗为Zl2,SVC阻抗为Zsvc。

定义:SVC容量SSVC与系统容量S比为k,即,则SVC阻抗与系统阻抗比为,当SVC提供容性无功补偿时k<0,感性无功补偿时k>0。

正向线路1F处发生短路故障时,故障分量保护背端阻抗为m端系统阻抗与SVC阻抗并联而成。

式中:SVC阻抗Zsvc=j XSVC;m端系统原阻抗。

SVC接入后保护m端的系统阻抗为Zm'。

式(9)可化为:

ϕ′m为SVC接入系统后系统阻抗Zm'的阻抗角,则新的系统阻抗角为:

式中:Rm=cosϕZm;Xm=sinϕZm;SVC容量与系统容量比为k,即SVC的阻抗与系统阻抗的比例为,SVC为纯感性或纯容性电抗,则。故式(11)可化简为:

系统的最大灵敏角将会随着系统阻抗角变化发生偏移,即方向元件灵敏角偏移Δϕ为

式中,ϕ是原m端系统阻抗角,假定原方向保护最大灵敏角ϕsen与原系统阻抗角ϕ相等,即ϕsen=ϕ,接入SVC后方向保护的最大灵敏角整定为

即与SVC接入后系统阻抗角ϕ′m相等,方向保护判据采用比较之间相位,新的正方向动作特性将会随着系统阻抗角变化偏移Δϕ(顺时针方向为负),动作特性为:·

图6为反方向故障接入SVC后的故障分量网络图,线路在靠近母线m侧2F发生短路故障。

SVC接入后,保护背端阻抗仍为(zl+zn),则阻抗角不变,保护反向2F处发生故障时,反向动作特性不变,使用原保护整定值保护不会误动。

由上述正方向动作特性式(15)可以绘出网络接入SVC后方向保护动作特性。

图7为网络接入SVC后故障分量方向保护新的动作特性图,ϕsen为保护最大灵敏角整定值,与原系统阻抗角相等,ϕ'sen为接入SVC后方向保护新的最大灵敏角,与接入SVC后系统阻抗角相等,Δϕ是保护最大灵敏角偏移量,虚线上方是新的正方向动作区域,新的正向动作区域与原反向动作区域重叠,重叠区为β。由图可以看出当SVC接入电网后,系统的最大灵敏角将会偏移Δϕ,新的正向动作区域也发生偏移,与原反向动作区域有部分重叠。当方向保护正方向发生短路故障时,由于SVC接入网络使保护背端阻抗特性发生改变,保护正方动作区域将会伸向原反方向动作区域,如果保护的测量阻抗角落入该区域,而故障分量方向保护继续使用原整定值,故障分量方向保护有可能拒动。当方向保护反方向发生故障时,SVC接入电网不对方向保护背端阻抗特性产生影响,在原保护整定值下方向保护不会误动。

4 算例分析

以图5双端电源网络为例,取m端系统阻抗角为典型阻抗角75°[14],以安装在靠近母线m端的故障分量方向保护元件进行分析,SVC补偿容量与系统容量的比例是k。当系统特性改变时,SVC改变输出无功,其阻抗特性改变导致方向保护背端系统阻抗角变化。当用不同容量的SVC补偿时,由式(12)、(13)得出方向元件背端阻抗角变化如表1。

表1为系统阻抗角75°接入SVC后灵敏角偏移量,ϕ'sen为接入不同补偿比SVC后保护最大灵敏角,Δϕ为最大灵敏角偏移量,可以看出k取不同值时最大灵敏角具体偏移量。

当系统阻抗角ϕ为75°,SVC以不同补偿比k接入电网进行补偿时,由式(12)可以得出保护背端阻抗角变化曲线如图8。

图8为双端电源网络接入SVC后阻抗角变化曲线,补偿比例k最大取到100%,由图可以看出保护背端阻抗角随SVC补偿比k的变化规律。其中实线表示接入SVC后保护背端阻抗角的变化,虚线表示原方向保护最大灵敏角整定值,可以得出接入SVC后系统所需整定最大灵敏角与原最大灵敏角的偏差。

由表1及图8可知SVC向系统提供容性补偿时,即k<0,故障分量方向最大灵敏角随保护背端系统阻抗角减小而减小;SVC向系统提供感性补偿时,即k>0,故障分量方向保护最大灵敏角随背端系统阻抗角增大而增大,阻抗角大小与补偿比例呈非线性关系。补偿比例越大,所需整定最大灵敏角偏移越大。

由于受SVC接入影响,系统阻抗角将会偏移,如故障分量保护最大灵敏角不重新整定,故障分量方向保护将不在最大灵敏角工作,保护灵敏度降低,而且偏移量较大,故障分量方向保护灵敏性和可靠性将会大幅降低。

5 结论

随着对电网稳定性水平和可靠性水平要求的日益提高,能够快速、连续提供无功功率对电网实施动态补偿的SVC设备将越来越广泛地接入电网,对电网保护的影响将越来越大。文中分析指出SVC接入电网后对故障分量方向保护动作区有一定影响。

文中给出了SVC不同补偿容量对灵敏角改变量的计算公式,为实际工作中定量评估故障分量方向保护的动作行为提供了理论依据。算例表明,随着SVC接入电网的补偿容量的增加对故障分量方向保护背端系统阻抗角影响也增加,容性补偿时对灵敏角的影响较之感性补偿时的偏差更大。

摘要：SVC为电网安全、稳定、高效、灵活运行控制提供调节手段,其接入电网将改变线路电气量从而对线路保护产生影响。分析了SVC阻抗特性,依据故障分量方向保护的动作原理,对SVC接入电网后,正、反向故障时保护背端等值阻抗的变化规律进行研究,得出SVC接入后故障分量方向保护最大灵敏角偏移量与SVC补偿比的关系式,为实际工作中定量评估SVC接入对故障分量方向保护影响大小提供了计算依据。通过算例分析,表明容性补偿时对灵敏角的影响较之感性补偿时的偏差更大。

关键词：SVC,故障分量,方向保护,灵敏角,偏移量

故障分量保护篇2

变压器是变电站的重要元件,其安全运行直接关系到整座变电站乃至电网的安全稳定和用户的用电,因此,对变压器的保护要引起足够的重视[1]。变压器后备保护作为变压器内部故障的近后备和各侧母线及母线所带出线故障的远后备,地位也非常重要。目前变压器的后备保护多为过流保护,多年的运行经验表明,变压器后备保护的配置方式还存在较多问题[2]。例如:降压变压器(或联络变)等值电路中低压侧漏抗相对较大,容易造成高压侧配置的复合电压闭锁过电流保护灵敏度不足;此外,三绕组变压器的高压侧后备保护不但要为变压器内部故障提供后备保护[3],还要为中压侧和低压侧故障提供后备保护,这就会引起各侧后备保护之间配合复杂、动作延时过长等问题[4]。

本文将故障分量引入变压器保护中,提出基于电流故障分量比相法的变压器后备保护方案。该方案建立在信息集成基础之上,利用集成保护的信息冗余性,对获取的全站信息进行分析比较,得出判据。同时,本文对该方案进行了性能分析和仿真验证,并在结论中对保护应用于智能变电站进行了展望。

1 保护方案

电流故障分量比相法是通过比较2个故障分量

的相位而实现的,可表示为:

式中:分别为流过继电器R1、R2的电流故障分量。

如图1所示,规定故障电流正方向为母线指向线路。

当变压器低压侧出现故障或低压侧母线出现故障时,故障分量电流流向如图2所示。

由图2中故障电流方向可得:

高压侧90°

中压侧90°

90°

低压侧-90°

-90°

当低压侧出线发生故障时(以出线10为例),故障电流流向如图3所示。

于是由图3可得:

高压侧90°

中压侧90°

90°

低压侧-90°

90°

同理可推得高压、中压侧故障时Gmn函数的范围。由此可以得出判据:只要Gmn(m=1、2、3;即高中低压侧)其中一式满足-90°

2 性能分析

为保证选择性,传统变压器各侧后备保护之间的动作延时要互相配合[5]。以图4所示的单侧电源双绕组变压器为例,设各侧均装设独立的过流保护,保护动作时间要与各侧出线保护的最大动作延时配合,例如与该侧出线所采用的过流Ⅲ段或距离Ⅲ段保护的动作延时配合。

图4中变压器高、低压侧后备保护3、2的动作延时表示为t3、t2,高、低压侧出线保护4、1的最大动作延时表示为t4、t1。同时,设置Δt作为相邻保护动作的时间间隔。为了保证选择性,保护时间配合应满足以下要求:

假设t1=t4=2s,Δt=0.5 s。如果低压侧出线发生故障而出线保护拒动或断路器失灵,则至少经过t2=2.5 s才能将故障切除,对于高压侧故障也要经过t3=2.5 s的时间去切除故障。对于变压器内部故障同样需要较长的时间去切除。

基于电流故障分量比相法的变压器后备保护方案并不是分侧独立运行,所以不存在各侧保护动作时间相互配合的问题。它将变压器各侧信息集成于保护控制中心,当变压器低压侧发生故障主保护拒动时,本保护可以将判断出的低压侧故障结果直接通知保护控制中心,跳开高压侧后备保护,时间不超过1 s,大大缩短了后备保护动作时间。

本方案采用电流的故障分量作为动作量,其具有以下优点:

(1)非故障状态下不存在故障分量的电压、电流,故障分量只有在故障状态下才会出现。

(2)故障分量独立于非故障状态,但仍受系统运行方式的影响。

(3)故障点的电压故障分量最大,系统中性点的电压为零。

(4)保护装设处的电压故障分量和电流故障分量间的向量关系由保护装设处到系统中性点的阻抗决定,且不受系统电势和短路点过渡电阻的影响。

(5)线路两端故障分量电流之间的相位关系分别由故障点到两侧系统中性点的阻抗决定,与两侧电势和故障点过渡电阻无关。

(6)故障点短路支路中只有故障分量存在。

(7)故障分量是由故障产生的电气量,包括稳态量和暂态量,他们都包含有故障的性质、类型、位置和时间等所有可以利用的信息[6]。

除此之外,故障电流比相法不必设置电流动作门槛值和复压启动时的电压门槛值,只需要对各侧的故障分量电流的相位进行比较,相比以往的复压过流后备保护,本方案具有较高的灵敏性。

3 仿真验证

仿真系统结构如图1所示.系统频率为50 Hz。当变压器低压侧出现故障或低压侧母线出现故障时,流过各继电器的故障电流波形仿真图如图5所示。

由图5可得:G3,=-34°,G32=-68°,G33=26°,G21=106,G22=118°,G23=230°,G11=180°,满足故障判据,保护可靠动作。

当低压侧出线发生故障时(以出线10为例),流过各继电器的故障电流波形仿真图如图6所示。

由图6中波形可得:G31=26°,G32-50°,G33=194°,G21=153°,G22=142°,G23=126°,G11=180°,符合故障判据。

同时,通过仿真图形还可知,当发生故障时,变压器各侧保护均流过电流的故障分量。由于该方法利用的是故障分量相位比较,不必设置动作门槛值,所以只要有故障分量流过,满足动作判据,保护就能可靠动作切除故障,不存在动作死区,克服了以往后备保护整定门槛值复杂,且灵敏度不足的缺点。

4 结论

(1)本文介绍了一种基于电流故障分量比相法的变压器后备保护方案,该方案具有信息获取和共享便利的优势,是继电保护的原理改进和创新,不但缩短后备保护的动作时间,而且提高了变压器后备保护的灵敏度。

(2)智能变电站是现代化变电站的发展方向[7]它采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备,以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求,自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能,并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。它基于IEC61850标准,体现了集成一体化、信息标准化、协同互动化的特征[8,9]。本方案的基础是信息集成,同时还体现了集成保护的优越性,符合智能变电站的要求,将其应用于智能变电站中将会使变电站运行更加安全可靠。

参考文献

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故障分量保护篇3

目前,数字式母线保护的主保护主要采用电流差动原理,而影响其动作正确性的关键就是区外故障电流互感器(TA)饱和问题[1,2,3,4,5,6],因此,需要为母线保护设置专门的TA饱和检测元件[7,8]。根据区外故障TA饱和时,差流与制动电流出现不同步,文献[9,10,11]提出了时差法来鉴别TA饱和,但是当TA饱和较严重时,时差的精确测量存在一定困难。文献[12]提出的计算差流谐波含量的抗TA饱和方法,易受系统故障电流谐波的干扰而误判TA饱和,使得母线内部故障时差动保护可能被闭锁,甚至导致保护拒动。文献[13,14]从TA饱和的物理本质出发,提出了磁制动的母线保护方案,虽然能较准确地识别饱和,但是需对母线上所联元件的每个TA都要进行计算,运算量太大,且运算时所需要的二次负载电阻R、二次负载电感L以及TA的励磁曲线饱和点(拐点)磁链值难以整定。除此之外,电流差动原理在整定时受母线运行方式的影响较大,使得保护在满足选择性和灵敏度上发生困难。在高压和超高压系统中广泛采用的3/2断路器接线甚至接有平行短线路的双母线方式中,母线发生区内故障伴有汲出电流的情况多有发生,此时电流差动式母线保护的灵敏度会下降,严重时可能拒动。为了克服母线保护存在的问题,文献[15,16,17,18,19,20]提出基于暂态行波的母线保护原理,通过比较母线内、外部故障时行波的极性关系和幅值大小来判别母线区内、外故障。文献[21]还提出了基于神经网络模型的母线保护。然而这些基于暂态量或神经网络模型的母线保护在可靠性上尚存在不足。

文献[22]提出了基于故障分量综合阻抗的母线保护新原理,通过计算故障分量综合阻抗来区分母线的内、外部故障。该原理判据简单,内、外部故障时特征明显,易整定,不受过渡电阻的影响,在3/2断路器接线的母线区内故障有汲出电流的情况下,保护的灵敏度也不受影响。但是原判据中的制动项取值固定,抗TA饱和能力十分有限,当区外故障TA饱和时,可能会造成保护的误动作。

本文在文献[22]的基础上对原有动作判据进行了改进,通过研究TA饱和对故障分量综合阻抗相角所造成的影响,定义了故障分量综合阻抗的相角偏移误差,并经过归一化处理后作为制动系数构成母线保护新判据。

1 基于故障分量综合阻抗的母线保护[22]

1.1 基本原理

对于单相单母线M,假设其上有n条支路。若母线上F点发生故障,则其故障附加状态如图1所示。 $Δ \dot{U}$ 为该相母线上电压的变化量, $Δ \dot{Ι}_{i} (i = 1, 2, \dots, n)$ 分别为流经各支路的该相故障分量电流,母线的差电流 $Δ \dot{Ι}_{c d} = \sum_{i = 1}^{n} Δ \dot{Ι}_{i}$ 。

定义故障分量综合阻抗为:

$Ζ_{c d ϕ} = \frac{Δ \dot{U}_{ϕ}}{Δ \dot{Ι}_{c d ϕ}} ϕ = a, b, c (1)$

在高压系统中,由于电源系统阻抗和线路阻抗的阻抗角都接近90°,因此母线内部故障时故障相的故障分量综合阻抗反映各支路阻抗的并联,此时 $Ζ_{c d} = Δ \dot{U} / Δ \dot{Ι}_{c d} = Ζ_{1} / / Ζ_{2} / / \dots / / Ζ_{n}$ ,易知其幅值大小满足|Zcd|<min{|Z1|,|Z2|,…,|Zn|},通常只有几十欧,且其阻抗相角arg Zcd≈-90°。

当母线外部发生故障时,其故障附加状态见图2,此时母线故障相的故障分量综合阻抗反映母线对地杂散电容的容抗, $Ζ_{c d} = Δ \dot{U} / Δ \dot{Ι}_{c d} = Δ \dot{U} / Δ \dot{Ι}_{c} = Ζ_{c}$ ,其幅值很大,一般可达上万欧,且arg Zcd≈-90°。

1.2 保护判据

基于故障分量综合阻抗的母线保护原理,其判据为:

${\begin{cases} | Δ \dot{Ι}_{c d} | > Ι_{s e t} \\ | Ζ_{c d} | < Ζ_{s e t} \end{cases} (2)$

式中:Iset为电流定值,一般可取大于0.2In;In为TA二次电流额定值;Zset为阻抗定值,整定时取500 Ω,足以保证母线保护具有较高的灵敏度。

由以上分析可知,基于故障分量综合阻抗的母线保护原理虽然在母线内、外部故障时特征明显,利用故障分量综合阻抗的幅值所构成的保护判据具有较好的反差特性,但其中的制动项取值固定,制动系数恒为1。当母线外部故障发生TA饱和时,由于饱和所引起的差动不平衡电流会造成判据中的动作量|Zcd|减小,可能造成保护误动作。换言之,判据本身无法通过适时降低其门槛值来躲过TA饱和的影响,其抗TA饱和能力十分有限,因此,该判据在应用时还存在一定的安全性问题,需进一步改进。

2 采用归一化制动系数的母线保护新判据

原有判据仅仅利用了故障分量综合阻抗中的幅值信息来构成母线保护的动作判据,对于其中包含的相位信息却没有深入研究并加以利用。实际上,故障分量综合阻抗中的幅值信息和相位信息是可测量的表征母线系统故障的2种有效信息,而故障分量综合阻抗可视为这2种有效信息的“自然融合”。因此,除了利用其幅值信息外,还应该对其相位信息加以利用,以充分发挥其信息“自然融合”的优势。

2.1 TA饱和对母线差流基波分量相位的影响

当TA发生饱和时,饱和TA的二次侧电流波形会出现缺损和畸变,其波形的缺损和畸变程度与饱和的严重程度有关,此时,在二次侧电流中会存在一定的谐波分量,但基波分量依然是其中的主要成分。而电流波形缺损这一时域内的表象在利用傅里叶变换计算出的基波相量中则表现为其电流相位的偏移[8]。因此,可以通过分析研究基波电流相位的偏移程度来判断TA的工作状态,而在母线保护中通常以母线的差电流作为研究对象。

2.1.1 母线区外故障时的影响

当母线发生近区区外故障时,故障支路将流过全部的短路电流,其TA很可能进入饱和状态。此时,饱和TA的二次侧电流波形缺损并产生强烈畸变,而母线差流在波形和数值上就等于饱和TA的二次电流缺损部分,此时差流基波分量的相位会发生变化,由式(1)可知这势必会造成arg Zcd也随之发生偏移。因此,通过研究TA饱和时差流基波分量的相位变化,便可以确定arg Zcd的偏移程度。

图3为母线发生外部故障时,某一支路的TA饱和时其故障分量电流的典型时域波形,其中i1,i2,iμ分别为TA的一次侧电流(换算至二次侧)、二次侧电流以及励磁电流。易知,母线差流此时反映的便是饱和TA的励磁电流。

由图3可知,发生故障后TA并非立刻进入饱和,而是在过零点存在一个线性传变区,从而使得励磁电流(或二次电流)的波形存在一个间断角(或导通角)φx。若利用傅里叶变换求出此时母线差流(即励磁电流)基波相量的相位,可知TA饱和对差流基波相位所造成的影响。

若理想差流与TA的一次侧电流波形相同,则可假设其时域和相量表达式分别为: $i_{1} = \sqrt{2} Ι_{m} \sin ω t$ 和 $\dot{Ι}_{1} = Ι_{m} ∠ 0 °$ 。

利用傅里叶变换可求出母线差流基波分量的正弦项和余弦项的幅值分别为:

$\begin{array}{l} Ι_{a} = \frac{1}{π} \int_{φ_{x}}^{π} i_{1} (t) \sin ω t d t = \\ \frac{\sqrt{2} Ι_{m}}{4 ω π} [\sin 2 φ_{x} + 2 (π - φ_{x})] (3) \end{array}$

$Ι_{b} = \frac{1}{π} \int_{φ_{x}}^{π} i_{1} (t) \cos ω t d t = \frac{\sqrt{2} Ι_{m}}{4 ω π} (\cos 2 φ_{x} - 1) (4)$

计算可得此时母线差流基波分量的相位为:

$φ = \arctan \frac{Ι_{b}}{Ι_{a}} = \arctan \frac{\cos 2 φ_{x} - 1}{\sin 2 φ_{x} + 2 (π - φ_{x})} (5)$

由于δ≤φx<180°(δ是由于TA在入饱和前总存在一个线性传变区而产生),分析式(5)可知,计算出的差流基波相位φ始终是一个负值,因此,母线外部故障TA饱和时会造成母线差流基波相位的减小,且φ的数值随着间断角φx的增大而增大,即饱和程度越轻,造成的相位误差越大,饱和越严重,相位误差越小。若假设严重饱和时的线性传变区仅为3 ms,则换算可知:φx=δ=54°,此时可由式(5)求得:φ≈-15°。可知,母线外部故障TA严重饱和时造成的差流基波相位误差一般不小于10°。

本文通过数字仿真研究了母线区外故障TA饱和时差流基波分量的相位误差,图4和图5分别给出了母线区外故障TA一般饱和、严重饱和时典型的原始电流波形以及差流基波分量的相位误差。

可以看出,此时差流基波分量的相位误差为正值,即与正常时的差流基波分量相位相比其相位是减小的,且轻度饱和时由于差流波形缺损严重,因此,其相位误差较严重饱和时的相位误差大。大量仿真结果也显示严重饱和时差流的相位误差一般不小于10°。

2.1.2 母线内部故障时的影响

当母线发生内部故障时,各支路仅流过其自身的短路电流,因此短路容量不会很大,TA可能由于铁芯剩磁等原因出现轻微饱和情况,严重饱和情况一般不会发生。

采用与2.1.1节中相同的方法进行分析,并假设此时的母线差流就是饱和TA的二次侧电流,则利用傅里叶变换同样可求出母线差流基波分量的正弦项和余弦项的幅值分别为:

$\begin{array}{l} Ι_{a} = \frac{1}{π} \int_{0}^{φ_{x}} i_{1} (t) \sin ω t d t = \frac{\sqrt{2} Ι_{m}}{4 ω π} (2 φ_{x} - \sin 2 φ_{x}) (6) \\ Ι_{b} = \frac{1}{π} \int_{0}^{φ_{x}} i_{1} (t) \cos ω t d t = \frac{\sqrt{2} Ι_{m}}{4 ω π} (1 - \cos 2 φ_{x}) (7) \end{array}$

计算可得此时母线差流基波分量的相位φ为:

$φ = \arctan \frac{Ι_{b}}{Ι_{a}} = \arctan \frac{1 - \cos 2 φ_{x}}{2 φ_{x} - \sin 2 φ_{x}} (8)$

由式(8)可知,计算出的φ始终是一个正值,因此,母线内部故障TA饱和时会造成母线差流基波相位的增大,且饱和程度越严重即φx越小,造成的相位误差越大。若母线内部故障TA严重饱和时的线性传变区为5 ms,则φx=90°,计算出φ≈32°。实际上,由于此时的母线差流为所有支路的电流之和,尽管TA饱和支路的二次电流波形有一定程度的缺损,但对整个差流波形的影响并非如上面计算出的那么大,由此可知,母线内部故障TA严重饱和时造成的差流基波相位误差一般不会超过30°。

本文通过大量仿真研究了母线区内故障TA饱和时差流基波分量的相位误差,典型饱和电流波形及仿真结果如图6所示,其中差流基波分量相位误差是指母线内部故障TA正常工作时的差流基波分量相位与饱和时的差流基波分量相位的差值。可以看出,此时差流基波分量的相位误差为负值,与正常时的差流基波分量的相位相比其相位是增大的,且相位误差不超过30°。

2.2 故障分量综合阻抗的相角变化分析

通过以上分析可知,由于TA饱和,会对母线的差流相量 $Δ \dot{Ι}_{c d}$ 的相位造成一定的影响:母线区外故障TA饱和时,差流相量的相位减小,母线区内故障TA饱和时,差流相量的相位增大,且差流相量相位误差的大小与TA的饱和程度有关。由式(1)可知,母线差流相量的相位变化会造成arg Zcd也随之发生偏移,且二者呈反比变化。本文因此定义arg Zcd的偏移误差Eθ来衡量其偏移程度的大小:

$E_{θ} = \frac{| \arg \frac{Δ \dot{U}}{Δ \dot{Ι}_{c d}} |}{90 °} = \frac{| \arg Ζ_{c d} |}{90 °} (9)$

1)当母线内部故障TA未饱和时,由于超高压系统中系统阻抗角均接近90°,因此,arg Zcd≤-90°,此时Eθ≥1。

2)当母线内部故障伴有TA饱和发生时,由2.1.2节可知,此时 $Δ \dot{Ι}_{c d}$ 的相位是增大的,从而导致arg Zcd减小,因此,arg Zcd<-90°,此时Eθ>1。

3)当母线外部故障伴有TA饱和发生时,由2.1.1节可知,此时 $Δ \dot{Ι}_{c d}$ 的相位是减小的,从而导致arg Zcd增大,因此,arg Zcd≥-90°,且相角误差随饱和程度而变化。由于区外故障TA饱和时 $Δ \dot{Ι}_{c d}$ 的相位误差不小于10°,因此,Eθ≤8/9,若考虑一定的裕度,Eθ<1。

2.3 母线保护新判据

根据2.2节可知,Eθ随TA工作状态的变化相应变化。因此,可以考虑将Eθ引入原动作判据中,使得判据的动作性能能够随TA工作状态的变化而作出相应调整,以提高保护动作的可靠性和安全性。由于当母线发生内部故障时,无论TA饱和与否,Eθ≥1;而母线外部故障发生TA饱和时,Eθ<1,因此可以将Eθ进行归一化处理,并将归一化后的Eθ作为制动系数Kres引入原动作判据中:

$Κ_{r e s} = {\begin{matrix} E_{θ} & E_{θ} \geq 1 \\ 0 & E_{θ} < 1 \end{matrix} (10)$

从而可得母线保护新判据如下:

|ΔIcd|>1.25ΔIT+ΔIdz (启动判据) (11)

|Zcd|<KresZset (动作判据) (12)

式中:ΔIdz为电流突变量启动定值,一般取大于0.2In,已能保证足够的可靠性;ΔIT为浮动门槛,随着变化量输出增大而逐步自动提高,取1.25倍可保证门槛电流始终略高于不平衡输出,提高安全性,减少不必要的频繁启动,且具有较高的灵敏度。

启动判据可用来区分正常运行与故障状态。

动作判据中,Zset为阻抗定值,由于母线对地的等效电容通常在2 000 pF～0.1 μF之间,当母线电容为0.1 μF时所对应的容抗值大约为30 kΩ,而母线内部故障时的等效阻抗值通常只有几十欧,可见,区内、外故障时判据的反差特性很大,因此取Zset为500 Ω时已足以保证判据具有很高的灵敏度。

3 新判据的性能分析

3.1 母线外部故障TA饱和时能够可靠制动

目前的TA饱和检测元件均采用一旦发现TA饱和便直接闭锁母线差动保护的策略,闭锁时间通常达到100 ms以上,从而不可避免地影响了母线保护的动作性能。

当母线外部故障发生TA饱和时,由于饱和所产生的较大差流会使保护启动,并造成|Zcd|下降,此时,基于式(1)的原保护判据可能会发生误动作。结合式(12)及2.2节可知,母线区外故障时由于TA饱和会造成差流相量的相位减小,使得Eθ<1,因此,Kres=0,此时动作判据的门槛值KresZset=0。即使此时动作量|Zcd|数值很小,保护依然能可靠制动。因此保护新判据在母线区外故障TA饱和时具有可靠的制动特性,无需将保护闭锁,从而大大提高了母线保护的动作性能及外部故障时的安全性。

3.2 母线内部故障TA饱和时具有更高的灵敏度和可靠性

由于目前的TA饱和检测元件均采用一旦发现TA饱和便直接闭锁母线差动保护的策略,因此,当母线故障点由区外转向区内或母线内部故障发生TA饱和时,保护的动作速度将大大降低,甚至可能造成保护拒动。

事实上,当母线发生内部故障时,各支路仅流过其自身线路电流,因此短路容量不会很大,TA可能出现轻微饱和情况,严重饱和情况一般不会发生。而且,此时的母线差流为所有支路的电流之和,尽管某一TA饱和支路的二次电流波形有一定程度的缺损,但是对整个差流波形的影响不大。而新判据将反映TA工作状态变化的Eθ引入判据中,当母线内部故障伴有TA饱和发生时,由于差流相量的相位发生变化,造成arg Zcd发生偏移,此时Eθ≥1,KresZset>Zset,反而会提高保护的动作灵敏度,因此,保护能够直接出口动作,动作速度不受影响,更不会出现拒动的情况,从而使得保护性能更加可靠。

除此之外,新判据依然具有基于故障分量综合阻抗母线保护所具有的天然的不受3/2断路器接线时母线内部故障有汲出电流影响的特性以及较强的抗过渡电阻能力,限于篇幅,本文不再赘述。

4 仿真验证

为验证新判据的有效性,利用文献[22]中的仿真模型及参数进行仿真验证,其中饱和TA模型采用EMTP中的Type98非线性电感元件搭建,TA变比取为1 200/5。

4.1 母线内部故障时的仿真结果

图7和图8分别给出了母线内部发生A相接地故障时TA未饱和以及TA饱和时的仿真结果。可以看出,内部故障TA未饱和时,|Zcd|很小且arg Zcd<-90°,求解出的Eθ基本在1.15左右,由式(10)和式(12)可知,此时动作量|Zcd|始终小于门槛值KresZset,满足保护的动作判据,且比式(2)中的原动作判据具有更高的灵敏度。区内故障TA发生饱和时,从图8中可以看出,母线差流虽然受到一定影响,但其变化不大,与图7中的仿真结果相比,此时arg Zcd减小,Eθ的计算数值增大,保护始终满足动作判据且具有很高的灵敏度,能够迅速动作。

4.2 母线外部故障发生TA饱和时的仿真结果

图9和图10为母线外部某条支路发生A相接地故障并伴有不同程度的TA饱和时得到的仿真结果。可以看出,外部故障TA饱和时,会出现较大的差流,使得保护启动,此时计算得到的|Zcd|较小,低于门槛值Zset,基于式(1)中的原动作判据此时会发生误动作。由于此时的母线差流是全部短路电流之和的缺损部分,电流波形存在较大畸变,因而造成arg Zcd也发生较大偏移。

比较图9和图10可知,一般饱和时偏移至少在30°以上,即使是严重饱和,由于饱和TA始终存在3 ms左右的线性传变区,因而其相角偏移也在10°以上,所以计算出的Eθ<1,结合式(10)和式(12)可知,归一化的制动系数Kres=0,保护会可靠制动,与原动作判据相比,大大提高了保护抗TA饱和的能力。

5 结语

本文基于故障分量综合阻抗母线保护原理,分析了TA饱和对母线差流基波分量相位以及故障分量综合阻抗相角所造成的影响,并据此定义了故障分量综合阻抗的相角偏移误差,在将其归一化处理后作为制动系数构成了一种母线保护新判据。与原有判据相比,新判据不仅具有故障分量综合阻抗母线保护的所有特点,而且大大提高了保护抗TA饱和的能力。当母线区外故障TA饱和时,新判据能够可靠制动,当母线区内故障TA饱和时,新判据依然具有很高的灵敏度,使保护能够迅速动作。EMTP仿真验证了新判据的可靠性和有效性。

故障分量保护篇4

针对被人们广泛使用的比率制动式差动保护, 讨论并分析了什么是故障分量保护以及它的基本原理、整定值的选取和在实际中应用的一些问题。

1 故障分量比率差动保护

什么是故障分量比率差动保护呢?简单说就是为了防止穿越故障电流造成变压器的误动。当穿越故障电流通过变压器时, 变压器故障分量比率差动保护动作电流随着比例增大, 以躲过穿越故障电流。当差动回路发生短路时, 其不平衡电流与短路电流之间成正比关系, 同时为了让Ibp最小, 这就需要我们自己来设计了, 因为差动回路的接线方式不是唯一的, 所以这就需要我们在连接的时候用心了, 可以通过不断地调整不平衡系数以达到目的。变压器在空载运行, 或者在故障消除后运行的一瞬间, 会产生一种叫做励磁涌流的电流, 它的大小可以达到额定电流的6～8倍, 这个时候如果选择的差动保护电路合适, 那么流过差动电路的变压器的短路电流就会小于上面所说的励磁涌流。所以, 一般在整定的时候, 只考虑躲过变压器空载投入电网时励磁涌流是被允许的。也就是Icdsd= (6～8) Is/nlh, 其中nlh叫做平衡系数, 它和kph是等价的, 而Is叫做变压器的额定电流。用来对主变各侧因ct变比不同引起的误差进行校正, 以变压器副边电流的二次值为基准, 将变压器原边电流二次值乘以kph来进行差流判断。kph=I2nl/I2nh, 式中I2nl—流入保护装置低压侧二次电流;I2nh—流入保护装置高压侧二次电流。

所说的故障分量电流, 其实就是由从故障后电流中去掉负荷分量后剩余的电流, 比率差动保护就是由它构成的。人们经常用“Δ”来表示故障分量, 故障分量比率差动保护的动作方程表达式为:

上面公式中, Id叫做差动电流;I dmin为差动电流阈值;

Irmin为拐点制动电流值;K为动作特性斜线段的斜率, 其特性如图1所示。

2 故障分量比率差动保护整定值的选取

2.1 故障分量比率差动差流阈值的选取 (ΔIdmin)

由于负荷电流的误差很小, 所以在实际的运用中是经常被忽略的, 而人们通常就会认为这时的故障分量原理与传统原理的动作量是相同的, 而且, 由于之前我们已经对常规差动的ΔIdmin的取值有了一定的了解, 这让我们对于故障分量差流阈值ΔIdmin的选取有一定的借鉴意义。

理论上说, 动作特性在坐标原点附近死区可以很小, 也就是故障分量拐点制动电流和故障分量差流阈值可以取较小值, 这是因为故障分量比率差动保护可以有效地消除正常负荷分量下不平衡电流, 但是, 在实践中, 你也要考虑到所使用的电路以及装置还有一些别的可能存在的外在影响, 因为这些都可能影响到ΔIdmin和ΔIrmin, 所以, 选取差流故障分量阈值 (ΔIdmin) 是必不可少的一件事, 而且此故障分量差流阈值 (ΔIdmin) 也不能取得太小, 这样可以有效地避免在发生外部故障时保护不会发生误动的情况, 一般情况下ΔIdmin可以取为0.2～0.5 In。

2.2 故障分量拐点制动电流ΔIrmin及K的选取

(1) 制动特性曲线可以分为过原点和不过原点2种, 其中过原点的通用特性为:

表1中就是目前常用的取值方法, 选取的原理不同, 那么最后所得到的特性也是不同的, 所以, 应该根据实际情况来选取适合我们的原理, 不要盲目选取。

(2) 制动系数Kz和斜率之间是存在着一定的转换关系的, 对于Kz来说, 人们对它是这样定义的:

图2给出了制动系数和制动曲线斜率之间关系的几何说明。

注:a=cos (180°-θ) ;I′=max (I1, I2, …) (│I1+I2+…-max (I1, I2, …) │) 。

Kz在区外发生最严重故障的时候取得最大值, 而这个时候, 你只要把Iz=Izmax代入到上面的公式 (6) 中, 就可以得到你想要的制动系数的最大值Kzmax了。

从上面的关系可以看出, 实际上比率制动系数的大小是随制动电流的大小而发生变化的, 根本就不是一个定值, 而是一个会受到外界影响而变化的数。表2说明了最大比率制动系数和比率制动斜率之间的关系。假定Iq=0.8A;Ig=5A;Iz, max=30A。

注:从表中可看出, Kzmax和Ks的关系是一条不过原点的直线关系, 实际工程中Ks一般大于Kzmax

从表2我们可以得出Kzmax与Ks之间的的关系, 在一般情况下Ks是大于Kzmax的, 而且他们之间的关系是一条不过原点的直线。

上面所说的是区外发生严重故障时的情况, 那么当发生区外轻微故障时的情况是怎么样的呢?考虑到如果发生故障的时候, 负荷电流是占了较大的比例, 那么这个时候受到暂态误差的影响的差动电流可能会增大, 再加上制动电流会变小的原因, 这样就会导致故障分量差动保护的制动性能会比较弱一些。这个时候应该怎么办呢?一般情况下, 为了提高区外故障时的可靠性, 经常采取的措施就是把故障分量差动保护的拐点 (制动电流) 取得相对小一些, 简单说就是适当地将斜线向横轴左方平移 (ΔIrmin>ΔIdmin) 。其实, 当你有了一定时间的经验之后, 遇到问题的时候自然而然就知道该怎么处理了, 理论加实践才是成功的基础。

3 故障分量差动保护外部故障动作行为实例分析

整定值 (以发电机额定容量为基值, 实际额定二次电流为I2e=2.5 A) 为:

(1) 差电流阈值ΔIdmin=0.32 A (二次值为0.8A) ;

(2) 拐点制动电流整定值ΔIrmin=1.04 A (二次值为2.6 A) ;

(3) 制动特性曲线斜率K=0.6。

根据保护动作后给出的数据报告所指出的, ΔId>ΔIdmin, 他的数值是0.895安培, ΔIr=ΔIrmin, 都是2.6安培, 这说明, 他们目前还是在差动保护阶段, 还没有进入到制动的阶段。

为什么会发生这次这样的事故呢?根本原因就是整定值的选取出现了问题, 具体问题就是把常规的差动保护整定值的选取运用到了故障分量的整定值选取上, 上面已经分析过了, 这两种整定值是不能够混为一谈的, 这就导致了问题的出现。

怎么解决这样的问题呢, 我们在前面已经分析过了, 我们可以改变拐点处的电流 (制动电流) , 也就是ΔIrmin, 使得ΔIrmin≤ΔIdmin, 即0.32安培/0.6安培=0.53安培。这样做之后, 就不会发生上面所发生的问题了, 如果在区外发生了故障, 保护也不至于会发生误动作。这个例子很具有典型性, 应该注意。

4 结语

安全生产, 不论对谁都是好处多多, 可以避免人力和财力的损失, 在电力系统中, 如果发生事故, 后果是不堪设想的, 所以对于电力系统我们不能掉以轻心, 而且故障分量比率差动保护不仅能够保护电路, 同时还能够提高电力系统的灵敏度。本文对故障分量比率差动保护的整定值选取做了一定的分析和探讨, 得到了一些结论, 减小差电流阈值可以保证内部故障的灵敏度, 拐点制动电流不能取得太大, 这样可以确保发生外部故障时保护不误动作。

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护典型故障分析[M].北京:中国电力出版社, 2001.

[2]李晓华, 张哲.故障分量比率差动保护整定值的选取[J].电网技术, 2001, (4) :47-50.

[3]邓祥力, 权宪军, 杨泽平, 等.故障分量比率差动对变压器轻微故障检测的研究[J].电力设备, 2004, (8) :31-34.

故障分量保护篇5

VSC_HVDC是一种基于电压源型换流器(Voltage Source Converter,VSC)、可控关断器件及脉宽调制(PWM)的直流输电技术[1,2],目前在国外已被成功用于海上风电场并网、非同步电网互联交易等领域,国内对其数学模型和稳态运行控制方面也取得了较多的研究成果[3,4,5,6,7,8]。而对VSC_HVDC交流系统发生故障后的控制策略研究方面,已有的控制算法[9,10]实现过程较为复杂,一定程度降低了系统的可靠性,同时,对交流系统故障造成VSC_HVDC系统直流电压越限、交流电压跌落等暂态过程的分析及控制尚未涉及。对此,本文在分析VSC_HVDC交流系统侧发生故障时系统暂态特性的基础上,提出基于故障分量补偿的优化控制策略,该优化控制器只需在原有常规控制器基础上增加故障分量补偿模块,实现过程简单可靠。仿真结果验证了本文对故障后VSC_HVDC暂态特性分析的正确性及相应控制策略的有效性。

1 VSC＿HVDC交流系统故障后特性分析

1.1 传输功率扰动分析

VSC_HVDC系统的两端换流站对称,其单侧主电路拓扑如图1所示。两侧交流系统均等效为包含内电阻和内电感的电源,R为换流电抗和换流站损耗等效电阻,L为站内线路和换流电抗器电感之和,C为直流侧电容,Us为电网侧电压,Uc为VSC输出交流电压基波分量。换流变压器靠近换流站一侧采用三角形接法,阻止了系统流入换流站的零序电流,因此以下分析中只考虑正序和负序分量。当系统中存在负序分量时,根据瞬时功率理论[11],可得VSC_HVDC交流系统侧输出的瞬时功率为

其中:分别为电网电压正负序的d、q轴分量;为电网电流正负序的d、q轴分量;ω为电网同步角频率。

从式(1)可以看出,在交流系统发生不对称故障后,交流系统中存在的负序分量使VSC_HVDC交流系统传输的功率中出现二倍基频分量,如果不予抑制,则该脉动分量会通过换流站传递到直流系统,直流侧再经过PWM调制,引起对端VSC交流侧产生多种非特征谐波,这些非特征谐波不仅影响VSC控制器的性能,而且对交流侧系统造成谐波污染。

1.2 直流电压扰动分析

由VSC_HVDC的控制策略可知,构成VSC_HVDC系统的两端换流站之间无需通信,其控制系统相互独立,正常情况下一端采用定直流电压控制另一端采用定有功功率控制,以实现系统直流电压的稳定及功率传输的平衡。如果定直流电压控制端换流站的交流系统发生故障,骤升的故障电流使得控制器立即进入限流控制状态,VSC输送功率下降。而定有功控制端的换流站仍按原指令值输送功率,如该侧为整流方式运行,则直流电压迅速持续上升,导致控制系统无法控制直流电压。图2是双端VSC_HVDC系统定直流电压控制侧交流系统发生三相短路后的仿真结果,从图中可以看出,在4 s时交流系统发生故障后,如控制器按常规状态运行,则直流电压急剧上升,最高能到额定值的1.6倍以上,这不仅给系统带来巨大冲击,而且造成直流侧过压保护动作,系统最终被迫退出运行。

1.3 短路电流及交流电压扰动分析

根据电力系统故障分析理论,系统故障后短路电流的大小与交流电压的变化紧密相关,增大短路电流也即提升系统短路容量,有助于提高系统电压稳定性,减小由故障引起的电压跌落幅度。当VSC_HVDC交流系统发生短路故障时,来自换流站的短路电流主要流经交流线路和变压器,由于线路及变压器的阻抗主要为电抗分量,短路电流呈现为感性无功电流性质。VSC_HVDC换流站控制系统能够实时调节换流站输出交流电流的大小和有功无功性质。因此,在VSC_HVDC交流系统发生故障时无功功率类控制器需增大注入交流系统的无功电流,尤其是在所连接系统为弱交流系统时,即可为电网提供快速的电压支撑。

2 优化控制器原理

2.1 正负序分量独立控制双序电流内环控制器

式(1)表明,如需消除VSC_HVDC交流系统不对称故障引起的功率脉动,必须使式中Pc2、Ps2等分量为零值,由此可以求出负序电流参考值。

由于负序电流在正序同步旋转坐标系下表现为二倍频分量,利用传统的PI控制将无法实现无静差控制,引入与正序系统对称的负序旋转坐标系,依据正序系统下内环电流控制器设计过程[12],可得正序和负序电流内环前馈控制算法分别如式(2)和式(3)所示。此时,正负序电流可实现独立解耦控制,双序电流内环控制器参考值均为直流分量,利用传统PI控制即可保证系统的无静差调节。

上面两式中的双序控制要求控制系统分解出系统电压/电流的基波正、负序分量,传统的对称分量法利用相量旋转实现频域范畴中正负序分量的分离,而瞬时值对称分量法利用矢量旋转对时域范畴的瞬时分量进行正负序提取,但以上计算结果均非瞬时值而无法直接用于数字控制,文献[13]所提改进瞬时值分量法也仍需进行复数运算。本文根据90°相移因子在实际中的物理意义优化瞬时值分量法,利用信号的相邻采样点值计算出某时刻经90°相移后的瞬时信号值。改写瞬时对称分量法如式(4)所示。

式(4)中S90为90°相移因子,假设三相基波电流瞬时值如式(5)所示。

则根据时域和频域的对应关系,90°相移在时域对应1/4个周期(工频)延迟,向前90°相移后的瞬时值可视为当前时刻前1/4周期的信号值。但如直接用1/4周期前的瞬时值进行计算,则暂态性能较差。以A相为例,通过对信号公式进行变换如式(6)所示,把当前时刻信号的导数值作为1/4周期前的瞬时值,导数值可以由相邻两个采样时刻的采样信号进行数学求解,计算公式如式(7)所示,则此时只有一个采样周期的数据延时。

改进后的双序电流控制器如图3所示。

2.2 抑制直流电压越限外环有功控制器

对于因交流故障引起直流电压失控,文献[14]中提出切换换流站控制模式的方式来实现故障情况下的有功平衡和直流电压控制,但要求两端换流站均进行模式切换,由于两侧控制系统完全独立无法保证切换的同步进行,则直流电压仍有可能越限。

本文在原稳态运行有功功率控制器的基础上增加反映直流电压越限的补偿控制器,其控制器原理如图4所示。该补偿控制器以直流电压实际值与上下边界值之间的差值作为输入量,通过PI调节得到有功参考电流修正量无论定有功控制侧运行在整流还是逆变状态,与稳态运行情况下外环有功控制器输出参考电流方向均相反,从而无需切换控制模式即可实现降低输送功率来抑制直流电压的骤变。该补偿控制器仅限于在系统故障引起直流电压越限后投入,对于门槛范围内的直流电压正常波动则不产生作用。

2.3 提高交流电压稳定性的外环无功控制器

根据上述对VSC_HVDC交流系统故障后的短路电流分析,VSC控制器可以通过快速改变注入交流系统的无功电流来支撑电网电压水平。常规的定无功功率控制器仍按原无功参考值计算无功参考电流,则VSC注入系统的无功电流无法有效支撑系统交流电压,甚至按原无功参考值方向仍然从系统吸收无功电流进而有可能引起系统交流电压的崩溃。

本文控制原理如图5所示,含稳态运行无功控制器及暂态过程交流电压越限补偿器,后者以系统交流电压实际值与稳态运行边界值之间的差值作为输入量,通过PI调节转化为无功参考电流修正量在交流系统故障后,根据交流电压跌落情况迅速提高注入系统的无功电流来保证交流母线电压维持在安全水平;反之,当系统发生异常引起交流系统过电压时则减小VSC向系统发出的无功,甚至转而吸收系统过剩的无功功率,从而提高VSC_HVDC交流系统的电压稳定性。

3 仿真验证

3.1 模型参数

为验证所提出故障状态的正确性及相应控制策略的有效性,基于PSCAD/EMTDC建立两端联结有源交流网络的VSC_HVDC仿真模型。其中,VSC换流站1采用定直流电压和定无功功率控制,VSC换流站2采用定有功功率和定无功功率控制,正常状态下两侧均按单位功率因数运行且有功功率从换流站2流向换流站1。试验VSC_HVDC系统主要参数如表1所示。

3.2 交流系统不对称故障

系统稳定运行至4 s后,VSC换流站2交流系统发生两相短路故障,故障持续时间0.15 s。未采用正负序电流控制时系统的直流电压Udc、直流功率P+以及VSC换流站2交流系统电流iabc响应波形如图6所示,采用正负序电流控制器的系统响应波形如图7所示。

对比图6及图7可以看出,在交流系统发生不对称故障时,采用稳态模型下的常规电流控制器,系统直流功率、直流电压中均出现峰值大于15%直流分量的二倍频脉动分量,而采用图3所示的正负序电流控制器,则直流功率及直流电压中二次谐波含量减小至3%以内。

3.3 交流系统三相短路故障

在仿真环境中设定定直流电压控制侧(换流站1)的交流系统发生三相短路故障并进行仿真分析,以验证控制系统采用交/直流电压越限补偿的外环功率控制器后的系统响应。设定系统运行4 s时,换流站1交流系统端发生三相短路故障,故障持续时间0.2 s。系统响应波形如图8所示。

从图8可以看出,故障发生后,直流电压迅速上升并超过运行门槛值(设为额定值的1.2倍),由于换流站2中的有功功率控制器含有直流电压越限补偿控制器,使得换流站2传送到直流系统的有功功率迅速降低,从而避免直流电压的持续上升,有效抑制了直流过电压峰值。而对于故障侧,换流站1基于交流电压越限控制的定无功功率控制器在检测到系统交流电压降低后,自动增加无功电流参考值。从图8可以看出,故障后虽然换流站1输送的有功功率降低,但是注入交流系统的无功功率却在增加,进而有效地抑制交流电压跌落程度,提高了交流系统的电压稳定性。

4 结论

通过对VSC_HVDC交流系统发生故障后的暂态特性进行分析,提取暂态分量对VSC_HVDC稳态运行控制器进行优化,主要包括:改进瞬时值对称分量法用于双序电流内环控制器以抑制故障后直流系统中出现的二次脉动分量;在稳态外环有功功率控制器中增加直流电压越限补偿,实现故障期间系统直流电压越限后自动调整系统输送的有功功率,保证直流电压在允许值范围;反映交流电压越限的暂态无功电流补偿输出,实现交流系统故障后迅速增大换流站注入交流系统的无功电流,维持交流母线电压在一定水平,进而提高交流系统的电压稳定性。仿真结果表明,改进后的内外环控制器抑制了VSC_HVDC交流系统发生故障后的功率脉动及交直流电压越限幅度,提升了VSC_HVDC系统的故障穿越能力。

摘要：为提高基于电压源换流器的高压直流输电系统的故障穿越能力及故障后对交流系统电压的快速支撑作用,在分析VSCHVDC交流系统侧发生故障时系统暂态特性的基础上,提出基于故障分量补偿的优化控制策略。其中包括:正负序分量独立控制的双序电流内环控制器用于消除不对称故障引起的功率脉动;基于直流电压越限值补偿的有功功率控制器用于抑制故障期间的直流电压大幅波动;根据系统故障时故障电流的无功特性,由VSC外环无功功率控制器增大注入交流系统的无功电流指令,为交流系统提供快速的电压支撑。基于PSCAD/EMTDC环境的仿真结果证明,提出的优化控制策略在VSCHVDC交流系统故障时能够有效地消除直流系统的二次脉动、抑制直流电压的骤变及提高交流系统的电压稳定性。

故障分量保护篇6

在故障发生后快速、准确地确定出故障点的位置是电力系统故障检修的必要环节,这不仅有利于减轻人工巡线的困难,同时也有利于及时清除故障,以保证供电可靠性和维护系统的安全稳定运行[1,2]。随着同步相量测量及数字化变电站技术的日益成熟[3,4],利用非本地信息精确地定位故障点的方法逐渐有了实现基础。近年来国内外的电气工作者们对基于同步相量测量单元(PMU)的输电线路故障定位方法进行了广泛、深入的研究。

文献[5-6]提出了具有自适应性的故障检测和定位算法,该方法通过线路参数估计算法和离散傅里叶变换以分别消除线路参数的不确定性及噪声和测量造成的误差,具有较高的准确性;文献[7]提出了一种利用同步电压相量的故障点定位算法,该算法原理简单也不需要进行复杂的计算。以上这2种算法都要求在线路两端配置PMU,即实现PMU的全网配置,受到经济条件的制约。文献[8]提出了一种基于高斯-塞德尔迭代法的故障点定位方法,不要求在全网配置PMU。文献[9]提出了一种基于同步电压相量的故障定位方法,利用母线同步电压相量进行故障定位,只需配置少量的PMU,不过需要实时计算并修改系统的阻抗矩阵,计算量大。

本文提出了一种基于有限PMU测量故障分量信息的故障定位新算法。该算法仅利用有限PMU测点提供的同步数据信息,并依据故障线路两端的系统阻抗等值模型和故障点注入电流源的转移等值模型就可精确地定位出故障点。

1 故障定位基本原理

PMU可以实时测量其所在母线的电压相量和该母线所有进出线的电流相量,同时可以给这些测量量打上同步时标[3],因此可以用来实现在广域范围内定位故障点的算法。但是不论是从经济还是技术的角度,全网配置PMU都不太现实,在实际应用中需要对PMU的布点进行优化。本文使用了一种间隔母线配置PMU的布点策略,该策略首先将PMU装设在线路一端的母线上,然后在与线路没有配置PMU的一端相邻的任一母线上配置一个PMU,如此就可以对与这3条母线中任2条相连的线路实现精确的故障定位。对于故障定位来说,这种布点策略是最优的[8]。如图1所示,仅在母线i和母线k上配置PMU,则母线i,j,k的组合就属于这种布点策略。

图中仅母线j没有配置PMU。子系统表示母线j连接的其他拓扑结构,其内部结构不会对算法的结果造成影响。分别为母线i,j,k的电压;为线路i-j上的电流,电流方向由母线i指向母线j,其他电流量的含义类似。假设线路j-k之间发生了故障,故障点距离母线k的距离占线路j-k全长的百分比为α。

1.1 纯故障等值模型的获取

纯故障等值模型是在系统中正常运行时所有电势源的电势都为零的情况下,只有故障点有注入电流源(或电压源)的系统等值模型。无论系统发生何种类型的故障,都可以应用叠加原理将系统故障后的等值模型等效为故障前的稳态等值模型和纯故障等值模型的叠加[10],因此本算法适应于接地短路故障、相间短路故障等情况。

根据前面的分析,将图1所示的系统故障等值模型进行分解,以获得系统的稳态等值模型和纯故障等值模型,如图2所示。

图2(a)中各个变量与图1中对应的变量含义相同,上标0表示各变量采用故障前的稳态值。图2(b)表示系统的纯故障等值模型,表示故障点的注入电流,其值等于故障发生后与故障发生前故障点处电流的差值;表示故障发生后与故障发生前母线j电压的差值,含义类似;在故障发生后与故障发生前的值之差,含义类似。本算法需要用到2种等效的思想,而2种等效思想的研究对象都是系统的纯故障等值模型。

1.2 对系统阻抗的等效

如前所述,图2系统的纯故障等值模型中只有一个电流源,因此,可以利用等价原理将母线j左边的所有部分(包括子系统)等价为一个阻抗[11],这个阻抗称为母线j背侧的系统阻抗,用zsj来表示。同样也可以将母线k背侧的部分等效为一个系统阻抗,用zsk表示。利用系统阻抗的概念,可以将图2所示的纯故障等值模型进行简化,从而得到系统阻抗的等值模型,如图3所示。

由图3可以得出:

式中:为线路i-j的阻抗值。

同时根据电流的分配原理,由图3还可以得出:

式中:zjk为线路j-k的阻抗值。

联立式(1)和式(2)可得:

由于母线i和母线k上装设了PMU,因此,式(3)中只有和α这2个未知数。

1.3 对故障点注入电流源的等效

故障点注入电流源的存在改变了系统的节点数和拓扑结构,给故障定位计算带来了困难,因此本文考虑将故障点的注入电流源通过等价变换转移到系统的已有节点上,实现在不改变系统拓扑结构的前提下确定出故障点的精确位置。

对于图2(b)所示的纯故障等值模型,可以列出故障线路j-k的电压方程如下:

式中:为节点j和节点k的注入电流;为故障点的电压;为与母线j相邻的除去故障节点之外的其他母线上的电压对母线j注入电流的贡献值,的含义类似;Yk-为母线k的自导纳中除去线路j-k导纳剩下的部分,Yj-的含义类似。

由于这里考虑的对象是系统的纯故障等值模型,因此,该模型中只有故障点有注入电流源,因此有

结合式(5)对式(4)进行化简,并消去,可得:

式(6)与式(4)是等价的。比较这2个公式可以看出,等价变换之后,故障点没有注入电流了,系统的节点数和拓扑结构都没有发生变化,只是在母线j和母线k上面分别增加了电流源换言之,单独在故障点的作用效果,与在节点j和节点k分别加上这2个电流源的作用效果是等价的,这相当于注入电流源发生了转移,从故障点转移到了系统的已有节点j和k。据此可以得到纯故障等值电路在故障点注入电流源转移后的等值电路图,如图4所示。应用叠加原理,2个电流源共同作用的结果等于2个电流源单独作用结果的叠加,因此,图4还可以继续分解为电流源单独作用的电路图。

1.4 故障点的计算

系统的节点电压方程为:

式中:U,I,Z分别为系统的节点电压向量、节点注入电流向量和系统阻抗矩阵[12]。

如前所述,图4所示的系统等值模型中只有节点j和节点k有注入电流,因此,其节点注入电流向量I中除了第j行和第k行之外的其余元素都为0。由此可以得出,该等值模型中每个节点的电压等于Z中相应行的第j列和第k列的元素分别与电流和相乘的结果,对于节点i,则有:

式中:Zij为阻抗矩阵中第i行、第j列的元素,其他类推。

又因为有:

联立式(9)和式(8)可得:

注意到母线i和母线k上装设了PMU,因此,式(10)中也只有和α这2个未知数,这与式(3)的情形相同。将式(3)和式(10)联立化简后,可得:

式(11)是一个一元一次方程,可以分解为分别用实部和虚部表示的2个等式,并且2个等式求得的α值是相等的。由于实际系统中的大部分设备的电阻值都很小,取实部来计算很容易受到各种噪声的干扰,因此本文将式(11)取虚部来计算,即

整理式(12)得:

式中:

对于一个连通的系统,其系统阻抗矩阵是一个密集矩阵,Zij和Zik都不等于0[12],因此,β-Zik+Zij和β-Zik不会同时为0,即式(13)所示的一元一次方程是有解的。这说明了式(3)与式(10)线性无关,可以构成方程组来求解α,从而证明了本算法的合理性。最终由式(13)得:

由于系统阻抗矩阵可以离线计算,因此式(16)的计算量很小。

1.5 故障支路的确定

本文采用间隔母线配置PMU的方法进行布点,2个PMU之间最多会有2条线路,因此需要对故障支路进行甄别。对于故障线路,由式(16)计算得到的α取值范围为0~1;而对于非故障线路,计算得到的α取值范围会超出这个范围,同时由于将非故障线路当做故障线路来处理,计算的结果会出现更大的偏差。因此实际应用中可以同时对这2条线路进行α值的计算,然后通过比较,所得α值比较合理的线路就是故障线路。

2 动模试验

本文通过动模试验的录波数据对该算法进行验证,试验中采用的PMU是动模测量等效PMU,而不是实际配置PMU。试验采样频率为1kHz。系统拓扑结构如图5所示。

图5中:G1和G2为发电机,T1和T2为变压器,R1至R6为断路器。母线2经变压器T2连接到无穷大系统。依据间隔母线配置PMU的布点策略,在母线2和母线3上分别配置PMU。本算法采用式(16)中各个因子的正序分量对α进行求解。各设备的参数见附录A,进一步可以得到系统的正序阻抗矩阵Z。

2.1 非振荡故障试验

以线路1-3故障为例说明非振荡故障的试验过程。线路1-3的中点发生a相金属性接地故障时该支路上a相电流录波图如图6所示。

图6中,纵坐标用I61表示,其下标数字表示线路1-3上的断路器编号,以此来表示电流方向为从断路器6指向断路器1,而横坐标表示采样点序列。由图6可知,故障暂态分量的持续时间为80~100个采样点之间。故障分量的求取方法为当前采样值减去2个周波(40个采样点)前的采样值[13],因此应该跨越80~100这20个采样点来求取故障分量,然后依次对故障分量进行快速傅里叶变换(FFT)和对称分量变换以获得工频正序故障分量,代入式(16)即可获得故障点的距离。图7表示最后获得的工频正序故障分量图。

图7中,I61和I32分别为线路1-3和线路1-2上电流工频正序故障分量的虚部值,电流方向的确定原则与图6一致;V2和V3分别为母线2和母线3上电压工频正序故障分量的虚部值;横坐标表示采样点序列。最后的计算结果见表1,表中α值为故障支路计算结果,伪α值为非故障支路计算结果。

注:AG表示A相接地故障;AB表示AB相间故障;其他类推。下同。

由表1可以看出,本算法在任何故障类型下都可以准确确定出故障点位置,说明本算法不受故障类型的影响;对非故障线路计算的α远远超出了0~1的范围,很容易甄别出来。因此可以通过对故障线路和非故障线路同时进行计算来甄别故障线路,进而确定故障点的具体位置。

2.2 振荡再故障试验

振荡试验过程和非振荡故障过程类似,这里不再赘述。最后获得故障分量和α值分别见图8和表2。

由表2可以看出,在振荡过程中发生故障的情况下,本算法也可以精确地确定出故障点的位置,并且所得的误差与非振荡故障的误差相差很小;同时振荡再故障的情况下,也可以通过对故障支路和非故障支路同时进行α值的计算来甄别故障支路;此外本算法也适应于振荡过程中发生各种类型故障。

2.3 试验误差分析

由表1和表2可以看出,本算法的误差很小,不到1%。分析得出,除了测量、传感以及计算的误差之外,主要的误差来源在于系统阻抗的求取过程。因为在求取系统阻抗的过程中进行了一些近似处理,包括输电线路等值电路、发电机阻抗及线路互感和对地电容的简化处理等。此外,振荡会引起系统参数的变化和导致额外噪声的产生,这也可以给实验结果造成一定的误差,但是从实验结果来看,总的误差很小。

试验结果表明,对于在非振荡状态和振荡状态下发生各种类型的故障,本算法都可以准确地甄别出故障线路,并准确地确定出故障点位置。

3 结语

故障分量保护篇7

电力作为国家生产和人民生活必不可少的基础性能源, 在国民经济快速发展的过程中发挥着不可替代的重大作用。随着国家经济的高速发展, 电力系统配电网的网络拓扑规模越来越大, 铺架的线路距离越来越远, 电力系统配电网的稳定性与可靠性直接关乎国家生产的稳定与人民生活的幸福, 一旦配电网发生单相接地故障时, 需要第一时间定位故障点, 并尽快排除故障[1,2,3]。

当下国内外很多专家学者致力于配电网单相接地故障检测的研究当中, 对于配电网故障选线技术取得了一些成果, 目前配电网单相接地故障的定位方法有很多种, 如工人登杆检测法、阻抗法、信号注入法等, 但效果都因为各种原因而不太理想。本文从零序电流、零序电压的特性出发, 提出了基于零序电流相位的单相接地故障定位方法。本文提出的定位方法主要是基于零序电流互感线圈的使用和对零序电流相位的相关计算, 下面将逐一介绍。

2 零序电流原理

电力系统中的供电线路是三相对称的, 所以发生接地故障时短路电流分量也是对称的, 在配电网输电系统发生不对称接地故障的时候, 对称性就发生了相应的改变, 配电网中会出现三相不对称的电压分量和电流分量。此刻需要对三相不对称的电路进行转换, 使其变为三相对称电路来进行分析, 在线性电路里应用叠加原理对电流分量进行叠加分析。

2.1 接地故障点各分量分析

在三相电中, 对于任意不对称的三相向量可分解为三组对称的分量:正序分量、负序分量、零序分量。假设三相向量分别为Fa、Fb、Fc, 角标0、1、2分别代表零序分量、负序分量以及正序分量, 即:

电网正常运行时, 三相中只存在正序分量。一旦配电网发生单相接地故障时, 系统中就会同时存在正序分量、负序分量以及零序分量, 其中零序分量、负序分量会对电力设备造成严重的影响。当配电网发生单相接地故障时, 正序分量表现为三相对称、大小相等, 并且相位顺时针方向相差120°, 负序分量也呈现出三相对称且大小相等, 只不过相位逆时针方向相差120°, 零序分量三相对称、大小相等、相位相同, 并且只有在发生单相接地故障时才出现, 如图1 所示。

由于在配电网发生单相接地故障时, 系统中才存在零序电流, 在仔细分析零序电流的相位特性后, 特此提出基于零序分量的单相接地故障定位法, 文中将重点对零序电流的一些特性, 尤其是对发生单相接地故障接地点前后变化的零序电流特性做出分析。

2.2 接地故障点零序电流分量的等效电路

配电网三相电在P点发生单相接地故障时, 假设接地的相为C相, 则Upa=0。由于P点三相对地阻抗不等, 则系统中三相电压及电流不对称。对于C相来说, P点接地处的零序电压作为激励源。图2 (a) 、2 (b) 所示为零序等效图。图中Up0为故障接地点的零序网络激励, Ip0为线路的零序电流, Zp0为线路的零序阻抗。

2.3 故障点零序电流分量的计算

C相的P点发生单相接地故障时, 很显然有如下关系:UPc=0, IPa=0, IPb=0。

根据图2 所示的零序网络等效电路可得:

由图2 可知, 在配电网发生单相接地故障时, 接地点前后的零序电流的相位相差180°, 即相位的相反的。那么, 当配电网监测到某个区域零序电流的相位发生180°的变化时, 即可判断故障点的线路区间。

3 零序电流采集系统

零序电流的相位采集系统主要组成部分如图3所示, 主要包括零序电流互感器、UAF42 有源带通滤波电路、AD8628 放大电路以及零序电流计算电路。

3.1 零序电流互感器

零序电流互感器的感应原理与普通的电流互感器的感应原理是一样的, 但是在其使用方式上有别于普通的电流互感器。普通的电流互感器需要3 个感应线圈分别穿过三相线中的每一相, 检测到的只有其中一相的电流值, 零序电流互感器需要三相线同时穿过一个线圈, 检测到的则是零序电流。

零序电流互感器的一次绕组是中性线, 在三相正常运行时, 三相线路中的电流向量和为零, 一次绕组中无电流通过, 互感器的铁心就不会产生磁通, 二次绕组中就不会有感应电流。配电网发生单相接地故障时, 三相线路中的电流向量和不为零, 有电流流过一次绕组, 互感器的铁芯将会产生磁通, 二次绕组感应出电流, 此电流就是零序电流。

常用的零序电流互感器按照其结构划分, 可以分为开合式和固定穿心式。开合式互感器应用方便, 在不改动电缆的情况下即可进行拆装和更换, 故本系统采用开合式零序电流互感器。

3.2 有源带通滤波器

零序电流互感器中感应到的零序电流存在杂波信号, 为了避免杂波信号对系统正常运行的干扰, 应当滤除杂波信号只保留50Hz的基波电流信号。本次采集系统选用了前后两级带通滤波器对采集来的零序电流进行滤波处理, 前一级滤波主要过滤掉杂波, 因此前一级滤波器为中心频率为50Hz, 带宽为10Hz的带通滤波器。由于在系统中存在放大器对微弱的零序电流信号进行放大, 因此有可能造成状态饱和, 导致输出的波形出现饱和失真, 为此后一级滤波器的作用就是得到规则的正弦信号[4]。

本系统采用的是UAF42有源带通滤波器。

配置中心频率为:

令R1=R2、RF1=RF2=RF、C1=C2=0.1u F, 计算上式, 得出R=3.2k。

配置Q值:

令R1=R2、RF1=RF2=RF、C1=C2=0.1u F, R=50k, 由于滤波器不存在信号放大功能, 故取RG=R4=50k, 当RQ=1k时, 得出Q=51.5。故配置得到中心频率为50Hz, 带宽为10Hz。

3.3 放大器

本文采用AD8628 放大器为前一级滤波器输出的零序电流信号进行放大, 如图4 所示, 其中放大的倍数设置为100 倍, n=Ra/ Rb。

零序电流在经过滤波放大后进行相位提取。本文采用10 位AD转换器对零序电流采样20 个点, 设为Dn, 采样频率设为1k Hz。

把采样得到的20 个点进行比较, 当Dn和Dn+1两点符号不同时, 停止比较, 并记录此时n的值。

当Δt=1ms, 由式 (5) 、式 (6) 推得:

θ=ΔT×360/20ms= (n+1/2) 18

当Dn≤0, Dn+1>0 时, 如图5 所示, 可得:

当 Δt=1ms, ΔT代入式 (7) 中得:

如果找到相邻的监测点的相位值相反。那么可以判断单相接地故障就发生在这个区间内。

4 配电网仿真模型实验

利用Matlab仿真软件对该系统搭建仿真模型, 然后通过仿真出的零序电流波形证明该方法的正确性。

图6 所示为搭建的仿真模型, 各项参数设置如下:三相电压源为10k V, 接地方式为中性点不接地系统, 电流电压频率统一为50Hz, 配电线路为分布式输电电路, 各线路的长度分别为50km、70km、80km, 线路各参数为正序电阻=0.01389Ω / km, 正序感抗=0.8997m H / km, 正序容抗=13.01p F / km, 零序电阻=0.3964Ω / km, 零序感抗=4.3313m H / km, 零序容抗=7.571p F / km;线路对地的电容都设为1u F, 发生接地故障时的接地电阻设为300Ω。

仿真出的零序电流、电压波形如图7 所示。基于上述仿真模型, 对系统参数进行修改, 包括接地电阻大小、线路长度等, 在此过程中发现线路越长对地的零序电流就越大, 检测就越准确, 且接地电阻的大小对故障的判断几乎没有影响。

5 误差分析

由于配电网络拓扑结构复杂, 环境差异也很大, 使得实际得到的零序电流相位与实际情况存在不同程度的误差, 因此需要采取相应的措施, 尽可能地提高采集零序电流相位的精确度。

配电网单线接地故障可能造成零序分量的相位和幅值发生变化。故障点前后的零序电流相位理论上相反, 但在进行相位判断上只要是近似相反都应该认为是发生了接地故障。

至于提高采集零序电流相位的精度, 在考虑成本因素的情况下, 应该选购精度相对较高的零序电流互感器。这样可以从根本上提高采集精度。

6 结束语

本文中对电力系统配电网的单相接地故障进行了介绍与分析, 提出通过分析故障前后的零序电流的相位来对故障区域进行定位。

文中重点分析阐述了零序分量的产生与特征, 通过分析发现在故障前后零序电流的相位差发生了180°转变, 再配合高精度AD数据采集, 通过有源带通滤波器以及放大器可以实现对配电网三相点零序电流的采集、过滤、放大与分析。

基于目前国内电力系统配电网单相接地故障检测研究的现状, 零序电流的故障定位方法的提出对于进一步研究在线故障定位提供了重要的参考[6]。

参考文献

[1]李雅洁, 孟晓丽, 史常凯.基于零序量采集值的配电网故障定位[J].中国电力, 2011, 44 (5) :10-14.

[2]郭玉会, 戚宇林.基于零序电流的单相接地故障定位系统[J].电力学报, 2012, (6) .