电流相位（精选5篇）
电流相位 篇1
的母线保护, 对比固定连接式母线差动保护, 分析了电流相位式母线差动保护的运行特点, 以及运行中应注意的几个问题。
一、母线保护概述
母线是发电厂变电站及电力系统汇合的枢纽, 在电力系统中的地位十分重要。母线一旦发生故障, 其后果可能造成电力系统的瓦解、大面积停电或损坏电气设备, 影响人民的正常生活、工厂的正常生产。
在发电厂或者变电所的母线上, 可能发生的故障包括单相接地或者多相短路故障。运行经验指出, 大多数母线故障是单相接地故障, 而多相短路故障所占比例很小。
考虑到母线故障的后果十分严重, 装设专门的母线保护可以迅速地切除母线上发生的故障, 隔离故障点, 将故障的范围减少到最低。
从母线在电力系统中所处的重要地位来说, 要求母线保护的能快速、有选择地将故障切除, 即保护装置在母线发生故障时必须十分可靠动作和具有足够的灵敏度;而在其他运行方式下包括各种不正常情况时 (例如电压、电流回路断线, 保护本身发生故障等) 保证保护不误动, 使母线能够安全可靠运行。
母线保护可以根据不同原理构成。例如, 电流保护、电流电压保护、距离保护、差动保护等。目前, 由于按照差动原理构成的母线保护能够保证较好的选择性和快速性, 因此, 得到了广泛的应用。
母线差动保护和其他元件的差动保护一样, 都是按照环流法原理构成的。为此, 应在母线的所有连接元件上都装设有相同变比的电流互感器, 并将其二次绕组在靠近母线侧的端子互相连接起来, 在母线外侧的端子也互相连接起来, 差动继电器则跨接于连线之间。这样, 当电流互感器一次侧电流的代数和为零时, 其二次侧电流的代数和也为零。
大唐洛阳热电厂有限责任公司老厂110 k V变电站的母线是双母线带旁路运行, 采用的是固定连接双母线差动保护。该保护在固定连接方式运行下, 任何一条母线故障均能正确动作切除该母线上的所有连接元件, 而另一组非故障母线及其连接的所有元件仍可以继续正常运行;但当母线元件的固定连接方式被破坏后, 任何一组母线上发生故障时都将导致母线保护无选择地将两组母线上的所有元件切除, 造成切除元件的范围扩大。为此, 为防止母线保护的无选择动作, 一般在运行方式考虑上尽量不破坏元件固定连接方式, 但这样将大大限制了电力系统调度的灵活性, 这是该种母线保护的主要缺点。
在大电力系统中, 破坏母线固定连接方式在实际运行中是经常出现的, 虽然在元件固定连接方式变化时, 为了保证选择元件的选择性, 可以相应地切换该元件的电流二次回路, 但这不仅引起运行维护工作的不便, 且易于发生人为的误操作事故。为此, 目前在110 k V~220 k V系统中广泛采用了电流相位比较式母线差动保护, 可以克服元件固定连接的双母线差动保护装置缺乏必要灵活性的缺点, 它适用于母线连接元件经常变化运行方式的情况, 并具有较高的工作可靠性和动作的选择性。
大唐洛阳热电有限责任公司新机的变电站母线采用110k V双母线运行, 与洛阳电业局所属的陡沟变电站、拖厂变电站、同乐寨变电站和华山路变电站相连, 其母线保护采用了电流相位比较式母线差动保护。
二、电流相位比较式母线差动保护的工作原理
电流相位比较式母线差动保护采用三相式接线, 适用于大接地电流系统中作为110~220 k V系统双母线的保护, 为了提高保护装置的可靠性, 吸取了运行经验比较成熟的母线电流差动保护的优点, 采用了反应母线差动电流的启动元件、交流电压闭锁、交流回路断线闭锁等, 只有选择元件采用电流相位比较继电器, 其工作原理是利用比较母联开关中流过的电流与差动回路中的总电流的相位作为选择故障母线的依据。当第一组母线上发生故障时, 流过母联开关中的电流是从第二组母线流向第一组母线;而当第二组母线发生故障时, 则母联开关中的电流是从第一组母线流向第二组母线。这样母联开关中流过的电流的相位变化了180度, 而总差动电流则是反映母线故障时的总电流, 其相位是不变的。因此, 利用这两个电流的相位进行比较, 就可以很方便地选择出故障母线。按照此原理构成的保护装置, 当任意一组母线发生故障时, 不管此时母线上的元件如何连接, 只要母联开关中有电流流过, 选择元件就能正确地动作。这样在运行方式的调度上就有很大的灵活性。该保护要求在正常运行时, 母联开关必须处于合闸状态, 而且每组母线上都必须接有电源元件, 以保证任一组母线发生故障时, 都有足够大的故障电流流过母联回路, 保证保护装置进行相位比较, 否则选择元件将无法正确动作。
为保证保护装置的选择性, 在元件连接方式改变时, 二次回路也要做出相应的切换。电流相位比较式母线差动保护利用每个元件的隔离刀闸的辅助接点, 装设了电压切换继电器, 自动将保护的出口回路进行切换, 简化了二次回路的切换动作。
为提高母线差动保护装置选择元件工作的可靠性, 在保护装置的接线中, 采用了闭锁措施。为此, 电流相位比较继电器接入保护装置启动元件的常闭接点, 在正常运行或保护区外故障时, 由于启动元件不动作, 其常闭接点将使电流相位比较继电器处于闭锁状态, 以防止不平衡电流引起的保护误动作。
三、电流相位比较式母线保护装置的组成部分
1. 启动元件和选择元件。
电流相位比较式母线差动保护装置主要由启动元件和选择元件两部分组成。启动元件用来判断母线上是否有故障, 由差动回路实现, 而选择元件则用来判别故障发生的母线, 由流过母联开关的电流相位和差动回路电流相位比较现实的。由于篇幅限制, 此处不再详述。
2. 电流互感器的二次回路断线闭锁装置。
在差动回路中线上装设了一个电流继电器, 以监视交流电流回路的完好性, 当回路中有断线时发出交流电流回路断线信号, 并启动闭锁继电器, 断开母线保护的正电源, 使保护装置不能动作。同时为防止闭锁继电器接点接触不好或直流电源熔断器熔断造成保护装置拒绝动作, 回路中还装设了监察继电器, 当直流电源失去时, 发出直流电源消失信号。
3. 复合电压闭锁回路。
为防止在正常运行情况下保护装置的误动作, 母线保护回路中装设了复合电压闭锁回路, 由低电压继电器、零序电压继电器、负序电压继电器及中间继电器组成, 同时为了提高母线故障时母联开关跳闸的可靠性, 接线中母联开关的跳闸回路不经复合电压闭锁。
四、电流相位比较式母线差动保护运行分析
1. 正常运行时的分析。
大唐洛阳热电有限责任公司新机110 k V变电所系统共有8回出线, 与四个变电站相连接, 即每个变电站均为双回线, 电源有两台机组和一台启备变, 其接线的原则是无论发电机还是出线凡是编号为单数的连接于110k V南母线, 双数的连接于110 k V的北母线, 母联开关正常运行时投入。
根据保护的工作原理, 线路元件或电源元件既可以运行在南母, 也可运行在北母, 只要每条母线上有电源元件, 并且母联开关在投入状态即可, 运行方式的选择十分灵活。电压回路也是自动切换, 操作起来方便, 较固定连接母线差动保护二次回路在方式变化时需要手动切换有明显的改进。当任意一条母线故障时, 母线保护动作跳开该母线上连接的所有元件, 而连接在另一条母线上的所有元件都不会跳闸, 可以继续供电。
2. 根据电流相位比较式母线差动保护原理, 当采用以下几种特殊的运行方式时, 母保的选择性需要退出。
(1) 单母线运行。在一条母线检修时, 需要将该母线上的所有元件切换至另一条母线上。此时, 母线保护选择性存在已经没有意义, 故需要将母线选择性的直流小刀闸DK推上。在运行母线发生故障时, 母保的总差动电流启动母线保护装置切除运行母线上连接的所有元件。
(2) 双母线运行、但母联开关是断开的。由于此时母联开关断开, 无法进行对母联开关中的电流与总差动回路中的电流的比较, 因此母线保护的选择性也不存在, 所以应将DK刀闸推上, 任一条母线故障, 都将跳开两条母线上所有的连接元件。这种方式从原理上讲是可以存在的, 但从运行方式上考虑很少采用。因为此时双母线分开运行, 一旦系统发生问题, 易造成双母线不同期, 母联开关无法达到同期合闸条件, 无法合闸;而且此时由于母线保护的选择性不存在, 一旦一条母线发生故障, 保护动作时将非故障母线也从系统中切除, 损失太大。因此, 除非母联开关需要停电检修, 一般情况是不采用这种运行方式的。
() 用母联开关向另一条母线充电时。该方式的采用是在一条母线运行, 另一条母线将要恢复时。用母联开关向备用母线充电, 只用投入母联开关的本身速断保护, 即使充电到故障母线, 母联开关速断保护动作跳开, 不影响工作母线及与其连接的元件。在备用母线充电过程中, 若将选择元件投入工作, 当此时运行母线发生故障, 而被充电母线未接有电源元件, 不能经母联回路向故障点提供电流, 使选择元件无法工作。为此, 在用母联开关向备用母线充电时, 应将母线保护DK开关投入, 以防在运行母线发生故障时母线保护拒动。
(4) 双母线运行, 但有电源的元件集中在一条母线上。有电源的母线经过母联开关向另外一条母线提供电流, 当无电源母线发生故障时, 母线保护能够有选择地切除无电源母线上的元件;但在有电源的母线发生故障时, 将没有电流流过母联开关, 无法实现选择性, 母线保护将无法动作, 因此, 这种方式下, 需要退出保护的选择性, 一旦任一母线故障, 将切除两条母线上的所有连接元件。
(5) 进行母线倒闸操作中。进行母线倒闸操作时, 为防止母联开关突然误跳而造成带负荷推、拉刀闸, 此时应将母联开关操作回路的保险取下, 不让母联开关断开。此时任一母线故障, 由于母联开关的操作保险取下, 母联开关无法跳开, 因此需要将母线保护DK刀闸推上, 退出母保选择性。
(6) 利用母联开关串带某一元件开关时。此时的运行情况是将一条母线上的元件倒至另一条母线, 只留下需要串带的元件。在这种情况下, 电源均集中在一条母线上, 母联开关中的电流方向是单向的, 母线保护无法选择, 也应将母线保护DK刀闸推上, 退出选择性。
3. 电流相位比较式母线差动保护运行中应注意的几个问题。
(1) 母线电压互感器停电。此时将电压互感器二次切换开关合上, 两组母线电压互感器二次侧连在一起, 母线保护可以正常投入, 不需要倒母线, 选择性不用退出, 仅将直流二次回路做相应切换即可。
(2) 在进行倒闸操作, 元件连接方式改变后, 应及时检查电压自动切换回路是否切换正常, 以免保护不能够正确动作。
(3) 正常运行时要注意检查母差电流回路的差电流是否增大, 若超过40 m A, 应将母线保护及时退出。
(4) 在母联开关串带某一元件运行时, 母联开关在差动回路中的极性要做相应改变, 即由南向北或由北向南, 否则母线差电流增大, 母保不能正确动作。
(5) 母联开关串带某一元件时, 应及时将母联开关的保护定值改为所带元件的定值, 退出所串带元件的本身保护, 同时母线保护选择性退出。
(6) 在母线保护交流回路断线信号发出时, 应及时退出母差保护。在母线保护差动回路的一相中接有一电流继电器, 以监视交流电流回路的完好性, 当回路中有断线时发出交流电流回路断线信号, 并闭锁母线差动保护。
综上, 通过对电流相位比较式母线差动保护的运行分析, 它比固定连接式母线差动保护具有操作灵活、简便的优点, 只要母联开关在投入, 而且两条母线上均有电源元件, 其运行方式可以有多种选择, 而且不用手动切换二次回路, 大大提高了电力系统运行方式的灵活性, 适合广泛应用。HK
电流相位 篇2
电流差动保护原理具有较强的提取内部故障信息的能力,在电力系统中应用广泛,大多数设备和线路都优先采用电流差动保护作为主保护[1,2,3]。电流差动保护易受不平衡电流的影响,在实际应用中需引入制动电流和制动系数,与差动电流共同构成差动保护判据,以便可靠区分区内和区外故障[4]。
根据差动电流和制动电流构成的不同,差动保护判据大致可分为全电流相量差动、各种形式的电流故障分量差动、零序电流差动、采样值差动、电流相位差动、标积制动等,不同的判据采用不同的差动电流和制动电流构成方式,表现出的特性也就不一致[5,6,7]。因此,采用何种电流量、以何种方式构成差动电流和制动电流,是研究电流差动保护判据的关键问题之一,也直接决定了电流差动保护性能的优劣。
本文提出一种基于故障分量电流幅值与相位差的电流差动保护判据。故障电流分量具有不受负荷电流影响、灵敏度较高等优点,而其相位差在发生区内、外故障时具有明显的差别,不受负荷电流和过渡电阻的影响,受分布电容影响也较小[8,9]。采用故障电流分量的幅值和相位差构成电流差动保护判据,可获得更好的性能。
1 基于故障电流分量幅值与相位差的电流差动保护判据
1.1 差动保护判据构成
图1(a)为典型的双端电源线路示意图,图1(b)、(c)分别为发生区内、区外故障时的故障附加状态图[9,10]。记左侧故障分量电流为ΔIm,右侧故障分量电流为ΔIn,二者之间的相位差为θ。由上述电气量构成的差动电流表达式为:
制动电流表达式为:
电流差动保护判据的表达式为:
其中,Iset为动作电流的门槛值;K为小于1的制动系数,典型值取0.75。
差动、制动电流也可由式(4)、式(5)构成:
1.2 差动保护判据性能分析
在图1所示的系统中,如果在F1处发生了区内故障,对应的故障附加状态如图1(b)所示,则有:
由于较大,仍能保证正确判断出区内故障。
当在F2处发生区外故障时,对应的故障附加状态如图1(c)所示,忽略分布电容电流,则有:
2 与基于故障分量电流相量和标积制动原理的差动保护判据性能比较
由故障电流分量构成的相量差动保护判据因为具有较高的灵敏度和可靠性得到了广泛的应用[14],其动作方程为:
标积制动方式下的差动保护判据动作方程为:
本文主要分析比较式(12)、(13)所示差动保护判据与式(3)所示判据的性能。
为便于比较,将制动系数统一取为0.75。发生区内故障时,理想情况下假设有ΔIm=ΔIn,而在实际系统中,两侧的系统阻抗、线路阻抗以及故障位置等因素都会影响故障分量电流的大小和相位,因此ΔIm和ΔIn一般不完全相等[15]。
a.设两侧的系统阻抗远小于线路阻抗ZL,故障点位于某侧区内的出口处,此时ΔIm和ΔIn具有一定的相位差(主要取决于线路阻抗ZL的相位),二者的幅值主要取决于ZL与系统阻抗的比值,可能相差十几倍甚至几十倍[12]。
b.对于弱馈或单侧电源系统,两侧的系统阻抗差异较大,发生区内故障时ΔIm和ΔIn具有较大相位差(主要取决于Zm和Zn之间的相位差,但不会超过90°),二者的幅值主要取决于两侧系统阻抗的幅值,也可能相差十几倍甚至几十倍[16]。
c.如果发生非金属性故障,过渡电阻会改变ΔIm和ΔIn的幅值与相位,但并不会影响二者之间的相位差,因为此时有:
上式与式(8)一致。
图2为区内故障且a=0.01~1时3种判据各组曲线的对比图。图2(a)为θ=30°时差动电流与制动电流曲线的对比,可见本文所提判据的差动电流和制动电流均有所减小,但制动电流减小得更多,且ΔIm和ΔIn的幅值差异越大,制动电流越小,所以本文所提判据的动作电流更大。θ取不同值时得到的结果如图2(b)所示,当θ变大时,若幅值比a过小或者接近1,标积制动原理的保护判据表现出稍高的灵敏度,但总体而言差别不大。图3为a=1~100时3种判据各组曲线的对比,分析结果与图2类似。可见在区内故障时,本文所提判据表现出较高的灵敏度。
区外故障时,理想情况下有ΔIm=-ΔIn,而实际中考虑各种因素的影响,θ会在180°±90°的范围内变化,幅值比可能变为理想情况下的十几倍甚至几十倍[17]。区外故障时还应考虑分布电容的影响。文献[17]通过分析表明:线路外部故障时,线路两端故障分量电流相位差受分布电容的影响很小,基本在180°附近变化,但二者的幅值比会受到影响。
取θ=210°,a=0.01~100,此时3种判据的动作特性对比如图4、5所示。
图4(a)为区外故障且a=0.01~1时3种判据各组曲线的对比。可见本文所提判据的差动电流与制动电流均比较小,但是差动电流减小得更多,且ΔIm和ΔIn的幅值差异越大,差动电流越小,所以其动作电流更小。当θ取不同值时的对比结果如图4(b)所示,经分析可得与图4(a)相同的结论。图5为a=1~100时3种判据各组曲线的对比,分析结果同图4。可见在区外故障时,本文所提判据的动作电流更小,安全性更高。需要指出的是,虽然在部分区内故障情况下,标积制动判据有稍高的灵敏度[18],但在区外故障时,标积制动判据的安全性最差,可见本文所提判据具有更优良的性能。
3 算例仿真
为了进一步分析本文所提电流差动保护元件的性能,利用EMTDC进行了大量的算例仿真分析。仿真采用的220 k V双端电源系统模型如图6所示。
线路全长200 km,其中L1=150 km,L2为50 km,F1为区内故障点,F2为区外故障点。线路参数如下:Z1=Z2=0.05+j3.08Ω/km,Z0=0.163+j 0.967 1Ω/km,XC1=XC2=-j 274 574.4 MΩ·km,XC 0=-j 403 714.17MΩ·km。故障类型为A相接地短路,设定TA变比为1 k A/5 A,制动系数K=0.75。
在不同的故障条件下,对3种判据中的差动电流与制动电流以及动作电流的大小进行对比分析。选取如下3种较为典型的故障条件:
a.F1、F2处分别发生金属性短路;
b.n侧为弱馈电源,F1处发生非金属性短路,取过渡电阻Rg=500Ω;
c.F2处发生故障,且线路的分布电容较大,取值为15.776×10-3μF/km。
故障a时3种判据对比如图7、8所示。由图7可见,区内金属性故障时,本文所提判据的动作电流较大,表现出较高的灵敏度;由图8可见,在区外故障时,本文所提判据的动作电流较小,具有较高的安全性。算例仿真的结论与数值分析的结论一致。
故障b时3种判据对比如图9所示。由图可见,在弱馈且经过渡电阻发生内部故障时,本文所提判据的动作电流仍然相对较大,灵敏度更高。
故障c时3种判据对比如图10所示。由图可见,大分布电容线路发生区外故障时,可能造成传统差动保护误动作。此时若采用本文所提判据,计算得到的动作电流比另外2种传统判据的动作电流小,故安全性更高,可在一定程度上减少差动保护误动作的可能性。
综上所述,与传统的故障分量电流相量差动保护判据和标积制动原理的差动保护判据相比,在不同的区内故障条件下,本文所提判据均具有较高的灵敏度,在不同的区外故障条件下,均具有较高的安全性。与其他类型的差动保护判据相比,得到的结论也与上述结论一致,限于篇幅,不再赘述。总而言之,本文所提差动保护判据可用在不同设备的差动保护中,在故障发生初期对区内和区外故障进行快速、可靠的区分。
4 结语
本文提出了一种基于故障分量电流幅值与相位差的差动保护判据,给出了动作表达式并对其性能进行了分析。以常用的故障电流分量相量差动保护判据和标积制动原理的差动保护判据为例,采用数值分析和EMTDC软件仿真计算等方式比较了三者在不同故障条件下的性能。结果表明:本文所提判据在区内故障条件下具有较高的灵敏度,在区外故障条件下具有较高的安全性,可用在电流差动保护中,对区内和区外故障进行快速、灵敏、可靠的区分。
摘要：提出了一种基于故障分量电流幅值与相位差的电流差动保护判据,其中差动电流为本侧电流故障分量幅值加上对侧电流故障分量幅值与二者相位差余弦值之积,制动电流为本侧电流故障分量幅值减去对侧电流故障分量幅值与二者相位差余弦值之积。分析了不同系统阻抗、过渡电阻、分布电容对该差动保护判据性能的影响,并与目前广泛应用的故障分量电流相量差动保护判据和标积制动原理的差动保护判据进行了性能上的对比分析,同时采用EMTDC软件进行了算例仿真。分析计算结果表明,所提的差动保护判据在区内故障时的灵敏度更高,区外故障时的安全性更好,在不同系统阻抗、过渡电阻、分布电容条件下均具有良好的性能。
电流相位 篇3
分布式发电技术是新能源发电技术的重要发展方向之一[1],而逆变器并网控制技术作为分布式发电技术的核心技术越来越受到重视[2,3,4,5]。根据文献[6],进网电流总谐波畸变率(THD)和并网发电功率因数是衡量并网发电质量的2项重要技术指标。
并网逆变器常用的滤波器有2种类型,分别是L型和LCL型[7,8,9,10]。在对进网电流THD相同要求的情况下,L滤波器的体积、重量要比LCL滤波器大很多,而且过大的电感值限制了逆变器的动态特性。因此,目前对采用LCL滤波器的并网逆变器控制策略的研究很多,主要有电容电流内环、电网侧电流外环的控制策略[11,12],电流加权平均控制策略[13,14],直接功率控制策略[15]等。这些控制策略为了抑制LCL滤波器的谐振尖峰,引入了不同的控制手段,一方面增加了控制的复杂程度,另一方面,控制精度在某种程度上取决于所测量参数的准确性。文献[16]通过控制逆变器侧电感电流,再通过逆变器侧电流与电网侧电流之间的比例关系实现了并网,但由于工作过程中,电感值大小存在温度漂移,所以该方法的控制精度受外界环境影响。
以上所有控制策略都假定进网电流能及时跟踪基准电流的变化,但是基准电流是通过锁相电网电压生成的,其中在电网测量环节、基准电流生成环节都可能出现时间差,且基准电流与实际的进网电流之间由于控制延迟又存在一定的相位差,这使得衡量并网发电质量指标之一的并网功率因数不为1,不符合文献[6]对新能源并网发电功率因数为1的严格要求。
本文针对采用逆变器侧电流反馈的LCL滤波并网逆变器,分析了该系统的稳定性,得出了系统恒稳定的结论,但由于滤波电容电流及各种因素的影响,并网功率因数小于1。为保证单位功率因数并网,引入了进网电流相位矫正技术,通过调节逆变器侧电流基准的相位实现单位功率因数并网。仿真结果表明,该控制策略稳定,进网电流THD低,并网发电功率因数等于1(由于采用LCL滤波器,进网电流的THD非常小,因此可假设功率因数仅由电网电压与进网电流的相位差造成)。
1 LCL滤波并网逆变器系统
1.1 并网逆变器主电路
LCL滤波并网逆变器单相主电路如图1所示。
图中:UD为直流输入电压,一般由新能源发电系统提供;i1为逆变器输出电流(也是逆变器侧电感电流);iC为滤波电容电流;i2为入网电流(也是网侧电感电流);ug为电网电压;uI为逆变器输出电压。逆变器采用双极性正弦脉宽调制(SPWM),当开关频率远高于输出滤波器的截止频率时,逆变桥可等效为比例环节(忽略滤波电感的电阻和滤波电容的寄生电阻)。S是并网静态开关,当电网正常且逆变器在未并网锁相过程中时,强制电流调节器输出为0,逆变器调制信号仅由电网电压前馈信号生成;当基准电流与电网电压同相位时,闭合S,系统并网工作;当电网故障时,需要快速切断S,停止系统工作或使系统工作于电压控制模式。
为便于分析,首先设计了1台额定容量Srated=1 kVA的并网逆变器,其开关频率fsw=20 kHz,直流侧输入电压UD=400 V。根据文献[11],设计了LCL滤波器参数,分别为L1=3.3 mH,C=5 μF,L2=2 mH。
1.2 电网电压前馈的逆变器侧电流控制策略
为直接控制网侧电流,LCL滤波并网逆变器大多直接采用网侧电流i2作为反馈量,再加上其他某些量(如电容电流)作为内环抑制LCL的谐振尖峰,但该控制方法设计较为复杂。本文直接以逆变器侧电流i1作为反馈量进行闭环设计,图2所示为单闭环控制框图。图中:I*1为逆变器侧电流i1的有效值基准,通常由新能源发电前级的最大功率跟踪(MPPT)算法得到[17];由I*1和锁相环(PLL)共同得到逆变器侧电流i1的瞬时基准i*1;kp和ki分别为电流环的比例系数和积分系数;kPWM为逆变桥等效放大倍数;kg为电网电压前馈系数。
根据图2所示控制框图,得到系统闭环传递函数为:
i1(s)=GI(s)i*1 (s)-Gg(s)ug(s) (1)
式中:
D(s)=L1L2Cs4+kpkPWML2Cs3+
(L1+L2+kikPWML2C)s2+kpkPWMs+kikPWM
由式(1)可以看出,闭环系统输出逆变器侧电流i1受电网电压的影响。为克服这一不利因素,设电网电压前馈系数kg=1/kPWM,则根据实际系统参数,可以认为在工频以及低次谐波频率范围内Gg(s)的增益为0,即电网电压对闭环系统输出电流不产生影响。
根据式(1)所给闭环系统特征方程D(s),可得对应的劳斯判据表,如附录A表A1所示。表中第1列的所有项都恒大于0,说明采用逆变器侧电流i1作为反馈量的控制系统恒稳定,在参数设计时只需考虑保证系统一定的带宽即可。
1.3 逆变器侧电流控制策略存在的问题
虽然采用逆变器侧电流i1作为反馈量的控制策略能保证系统稳定工作,但是衡量并网发电功率因数的是电网电压ug与网侧电流i2之间的相位差,这使得并网发电功率因数小于1。假设控制系统的输出电流i1同步跟踪基准电流i*1,即输出电流i1完全跟踪电网电压的相位,图3给出了LCL滤波器的戴维南等效电路及其相量图。
由相量关系得:
IC=ωCUC (3)
式中:UC为电容电压有效值;IC为电容电流有效值;α为电容电压超前电网电压的相位角;I2为网侧电流有效值;φ为网侧电流滞后于电网电压的相位角;A=ωL2/(1-ω2L2C);B=1/(1-ω2L2C)。
由式(6)可以看出,即便逆变器侧输出电流i1的相位完全跟踪电网电压相位,网侧电流也会因为滤波电容的作用而滞后于电网电压一定角度,随着电容的增大,滞后角φ变大,并网功率因数变小。如果再考虑相位检测误差、控制延迟等因素造成的影响,系统的并网功率因数难以满足文献[6]的要求。
2 进网电流相位矫正技术
为保证系统并网功率因数等于1,且不破坏逆变器侧电流反馈的恒稳特性,在图2基础上,改变其锁相原理,利用新的PLL来矫正逆变器侧电流基准的相位,控制框图如图4所示。
图2所示PLL设置i*1与ug同相位,但不能保证i2与ug同相位。相比于图2,图4所示PLL检测i2的相位,并检测i2与ug的相位差φ(i2超前ug时为正),同时检测ug的角频率ωg,根据如下数学关系式得到i*1的角频率ω*:
ω*=ωg-kωφ (7)
式中:kω为频率调节系数。
需要说明的是,每个工频周期获得一个φ与ωg的值,所以i*1的角频率每工频周期改变一次。
如果检测出ug相位超前i2,即φ为负值,由式(7)得到下一周期i*1的角频率ω*大于ug的角频率ωg,那么在下一个工频周期内,它们之间的相位差就会缩小,经过若干个工频周期,它们之间的相位差最终等于0。同理可以说明φ为正值时的情况。
由式(7),在下一个工频周期内的任意时刻tx,两者之间的相位差缩小量为:
Δφ=∫
式中:t0为该工频周期的起始时刻。
由式(8)可以看出,相位差缩小量是频率调节系数kω乘以上一周期相位差随时间的积分,因此,进网电流相位矫正技术的实质是以i2与ug之间的相位差为反馈量、基准值为0、采用积分控制器的一个相位差调节外环,其等效外环可以用图5表示。
因为相位差的给定值为0,是一个不变量,因此该控制方法可以实现相位的无静差跟踪,即可实现单位功率因数并网。
频率调节系数kω直接关系到调节过程是否稳定,因为该系数类似于逆变器无互联线并联控制技术中的下垂系数,其参数选取原则讨论如下。
假设电网电压相位超前逆变器进网电流相位,在基准电流频率下垂特性控制下,经过一个工频周期后,相位差可能有以下3种情况:①电网电压相位仍然超前于进网电流相位;②电网电压相位滞后于进网电流相位,但该滞后角小于原电网电压相位超前于进网电流相位的角度;③电网电压相位滞后于进网电流相位,并且该滞后角大于原电网电压相位超前于进网电流相位的角度。第1种情况下,逆变器相位调整的过程比较平稳,但是调整时间稍长;第2种情况下,相位差有一个交替超前、滞后的振荡过程;第3种情况下,相位振荡超出了系统稳定的范围,会导致控制失败。
为了快速、稳定地实现相位跟踪,可以依据第1种情况与第2种情况的临界点确定频率调节系数kω选取原则,具体如下:当逆变器稳定并网运行时,逆变器输出电流与电网电压同相位,如果由于外部影响或者电网频率波动出现了相位差,则在基准电流频率下垂控制的作用下,经过一个工频周期,重新使两者相位相等。因此有:
2π-ω*Tg=φ (9)
式中:Tg=2π/ωg,为电网电压周期。
将式(7)和Tg=2π/ωg代入式(9)得:
根据式(10)可知,频率调节系数kω即为电网电压频率fg,它会随着电网频率的波动而变化。为了保证系统一定的稳定裕量,在实际中可以取kω小于电网频率值。
根据式(5),虽然i1与i2之间也存在幅值差,但不需额外措施对i1的基准幅值作任何补偿,因为i1的基准幅值I*1是由前级电路的MPPT控制生成的,可以保证对I*1的自动调节。
需要说明的是,进网电流相位矫正技术是一种锁相技术,只要PLL保持稳定,它不会对逆变器侧电流i1反馈的闭环控制系统的传递函数产生任何影响,即不会影响其恒稳特性。
3 仿真验证
利用MATLAB7.1建立了LCL滤波并网逆变器的仿真模型。模型中,电流调节器比例系数kp=1,积分系数ki=2 000,逆变器增益kPWM=33.3,电网电压前馈系数kg=1/kPWM=1/33.3,频率调节系数kw=10,LCL滤波器参数分别为L1=3.3 mH,C=5 μF,L2=2 mH。
图6为逆变器侧电流基准i*1与电网电压ug同频同相、未加进网电流相位矫正时i2与ug的波形。可以看出,并网逆变器稳态运行时,i2与ug间存在一定相位差,所以逆变器并网发电功率因数小于1。
图7为逆变器侧电流基准i*1初始滞后电网电压ug(φ=π/18 rad)、加进网电流相位矫正时并网逆变器输出波形。
图7为了能够看清采用进网电流相位矫正技术后进网电流相位的调节过程,分别将100 ms时段内的i2与ug波形以及i*1与ug波形分成2幅图显示,分别如图7(a),(b)和图7(c),(d)所示。
由图7(a)和(b)可以看出,采用进网电流相位矫正技术后,逆变器进网电流i2与ug之间的相位差逐渐缩小,最终实现i2与ug同频同相,所以逆变器并网发电功率因数等于1(不考虑i2中所含谐波)。由图7(c)和(d)可以看出,初始时刻,逆变器侧电流基准i*1的相位滞后于电网电压ug的相位,在进网电流相位矫正技术的作用下,i*1的角频率ω*大于ug的角频率ωg,因此i*1的相位逐渐趋近并等于ug的相位,最终i*1的相位超前于ug的相位一个固定值,以补偿电容电流iC造成的i2相位滞后(见式(6))。图7(e)为检测的电网电压ug与进网电流i2之间的相位差,可以看出,相位调节过程平缓,系统工作稳定。
图8给出了在105 ms时刻,电流基准幅值由20 A变为10 A时的进网电流、电网电压以及它们之间的相位差的波形。可以看出,采用进网电流相位矫正技术的并网逆变器具有较快的动态特性。
表1给出了当电网电压含有3次谐波时,进网电流的THD。可以看出,虽然采用了电网电压前馈控制策略,但是进网电流的谐波含量还是受电网电压谐波的影响,当进网电流值合适时,其THD仍满足文献[6]的并网要求。表1同时给出了电网电压前馈系数kg=0和kg=1/kPWM时进网电流的THD。可以看出,电网电压前馈可大大降低电网电压中低次谐波对并网电流质量的影响。
图9给出了电网基波电压幅值为311 V,并含有幅值都为20 V的3次和5次谐波时,电网电压与并网电流的波形以及并网电流波形的频谱图。从仿真波形可以看出,在电网电压畸变严重时,电网电压与并网电流的相位重合,此外,由于引入了电网电压前馈控制策略,并网电流并未有太大的变形,其THD较小。
上述仿真结果表明,采用进网电流相位矫正技术后,逆变器侧电流反馈的LCL滤波并网逆变器系统的稳定性不会受到影响,同时可实现并网逆变器单位功率因数并网。
4 结论
本文研究了LCL滤波并网逆变器的控制策略,有以下主要结论。
1)采用逆变器侧电流反馈的LCL滤波并网逆变器系统是一个恒稳系统,但并网功率因数小于1。
2)采用电网电压前馈可以减小电网电压对进网电流的影响。
3)进网电流相位矫正技术不会影响系统的稳定性。
4)进网电流相位矫正技术实质是系统的一个相位差调节外环,可实现进网电流与电网电压的同频同相。
虽然进网电流相位矫正技术能够实现LCL滤波并网逆变器的单位功率因数运行,但是增加了控制的复杂程度,给调试带来了一定难度。如何简化实现方法又不影响LCL滤波并网逆变器的稳定性是需要进一步研究的内容。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
电流相位 篇4
传统配电网一般是含单一电源的辐射状网络,且采取中性点不接地或经消弧线圈接地方式,所以通常只配置不带方向的三段式电流保护[1]。在主动配电网中,分布式电源渗透率的不断提高使得配电网变成一个正常运行功率与故障电流双向流动的有源网络,动态行为更加复杂[2]。发生故障时,传统三段式电流保护由于不具备方向性,分布式电源作故障穿越运行时,易导致保护误动作、拒动作和灵敏度降低,并有可能引起自动重合闸失败,还有可能导致非计划孤岛。非计划孤岛一旦形成,由于失去了大电网的无功和有功支持,电压、频率变得不可控,同时会威胁运行人员的人身安全[3]。
为了保证继电保护的可靠性、灵敏性、选择性,在主动配电网中,必须配备相应的能消除分布式电源对故障电流影响的保护方案。文献[4-5]提出采用距离保护方案以克服分布式电源对配电网继电保护的影响;文献[6-8]提出使用故障电流限制器,以限制分布式电源在故障情况下对故障电流的影响,但是电流限制器有较大的调节惯性,不能快速响应电流变化;文献[9]提出分别根据分布式电源联网或离网运行状态对保护进行设定的方案,这种方法需要对电网的连接情况进行拓扑结构识别;文献[10]提出依据故障水平和分布式电源的连接情况实时调整过电流保护整定值的保护方案;文献[11]提出了一种能根据配电网的运行方式自动调整设定值的新型自适应保护方案;文献[12]提出了一种能适应分布式电源运行情况而自动调整过电流保护定值的网络化自适应保护方案。以上方案均未考虑主动配电网中主动控制方法对保护的影响并且需要提供电压信息。
文献[13]设计了一种仅利用母线上3条以上线路的故障分量电流相位就能判断故障方向的元件,该方向元件不需要电压信息,但是没有就测量过程中的误差对保护判据进行调整,可能会出现误判。欧盟也有采用差动保护和距离保护的主动配电网保护设计方案[14,15,16],但是采用的差动保护对通信通道和数据同步要求较高。文献[17]基于特定配电网的拓扑结构,提出一种分级分层的保护方案,不足之处在于该方案不具备普遍性,只是针对特定的电网结构有效。
本文基于以上研究成果存在的不足,提出了一种利用故障电流正序分量及参考相量相位比较导出的故障方向判据,可以判定故障方向及故障线路,通过故障线路上、下游保护的配合,快速、可靠、有选择性地将故障线路切除。由于保护方案只需要故障后的电流量,不需要电压量及故障前的负荷电流量,减少了电压互感器的安装量,可以获得明显的经济性,保护间只需要传输闭锁信号和跳闸信号,降低了对通信的要求。保护方案采用正序分量实现保护功能,所以适用于各种类型的短路故障,扩大了保护的适用范围。
1 基于电流相位比较故障方向判据
图1为正向潮流下的故障示意图。图中,Es1为公用大电网等效电源,Es2为主动配电网分布式电源和储能设备的等效电源;1和2为装设于母线M和L之间的2个保护;f1、f2为短路点。分布式电源中的旋转型电源按等效电源和等效阻抗串联的形式等效;逆变器型电源按文献[11]提供的方法进行等效,且等效电势和阻抗并不能简单等效为一个定值,而应包含有逆变器的控制过程,是非线性的[18];储能设备同样按照文献[11]中的方法进行等效,依据等效电源电流方向确定储能设备处于电源或负荷状态。为了下文表述方便,对于每个保护安装点,本文将位于其远离公用大电网侧方向的故障称为其正向故障,将位于其靠近公用大电网侧方向的故障称为其反向故障;对于每条线路,本文将位于其靠近大电网侧的保护称为其上游保护,将位于其远离大电网侧的保护称为其下游保护。本文方案的最大特点是利用故障后电流就能检测故障方向,仅需分离出故障电流及其正导数、负导数的基频量,该过程可以利用全相位快速傅里叶变换(FFT)方法实现。
采用文献[19]的约定,规定保护的正方向是由母线流向线路,所有的电气量相位统一到[-π,π)内。故障电流If 1的参考方向如图1所示,If 2选择和If1相同的参考方向。假设:当故障发生在f1处时,母线S到点f1的阻抗为ZSf1且其相角为α;当故障发生在f2处时,母线L到点f2的阻抗为ZLf2且相角为β。
电力系统中单相故障发生的概率最大,本节以单相故障为例推导故障方向判据。
在图1所示的电路中,讨论正向故障和反向故障时的电流情况。
1.1 正向潮流下出现故障
a.正向故障示意图如图2所示。正向故障时假设公共电网母线电压US=US∠φ(US、φ分别为US的模值和相角)。
保护1正向故障时,故障电流为:
为方便说明,本文将相量导数简称为正导数,将相量导数取负简称为负导数。
设f=cos(φ-α)+jsin(φ-α),则If1的正导数为:
If1的负导数为:
为了把各个电气量相角调整到[-π,π)范围内,当相角大于π时减2π,当相角小于-π时加2π。建立参考相量Iref用于检测故障方向:
b.反向故障示意图如图3所示。反向故障时假设负荷侧母线电压UL=UL∠γ(UL、γ分别为UL的模值和相角)。
故障电流为:
If 2的正导数为:
If 2的负导数为:
可得参考相量:
以上分别针对正向潮流条件下正向故障和反向故障计算出了故障电流和参考相量,设置故障方向判据:
其中,If为故障后电流。
由以上分析得正向故障时有:
反向故障时有:
图4(a)、(b)分别是正向潮流条件下,正向故障、反向故障时的故障电流及其正导数、负导数和参考相量的相量图。
依据式(10)和(11),正向潮流时参考相量与故障电流相角差Δ可以作为判断故障方向的判据,当判据Δ=π/2时,应判断为正向故障;当判据Δ=-π/2时,应判断为反向故障。
由此得出如下故障方向判据:
实际系统在测量过程中会产生误差[20],从而有可能导致相角差Δ的计算值存在一定的偏差。假设Δ偏差的范围为[-δ,δ],为了提高故障方向判据的鲁棒性,可进一步将上述等式判据泛化为区间形式的判据,即将方向判据泛化为如图5所示的2个对称的扇形区域。
图5中δ定为泛化角,由此可得到如式(13)所示的改进型故障方向判据。
理论上泛化角δ只要小于π/2,则式(13)中判断正反方向的2个泛化区间便不会有交集,该判据便不会出现故障方向不明确或误判的现象,能保证保护的可靠性。同时,保护的灵敏性也与δ有关,δ越大,则判据覆盖角度范围越大,保护的灵敏性越高。当δ设定为π/2时,灵敏性最高,但易出现故障方向不明确或误判的现象,故应设定适当的泛化角δ。考虑到互感器、保护装置等可能引起的误差并增加一定的裕度量[21,22],δ可根据下式确定:
其中,δTA为互感器产生的误差,互感器的负载按照10%误差曲线选择,其最大误差角约为7°;δPD为微机保护装置本身的误差角,按照每周期24点采样可定为15°;δy为裕度角,通常可设为10°;因此,δ取值不应小于32°,否则难以保证足够的灵敏性。综合上述对判据的灵敏性和可靠性的要求,本文在应用中将泛化角δ设为π/3。
同样的方法可应用于线路另一侧的保护2判断故障方向。当保护1判断为正向故障而保护2判断反向故障时,即可判断出故障位于保护1和保护2之间的线路上。
1.2 反向潮流情况下出现故障
借鉴1.1节对正向潮流条件下故障电流及其正导数、负导数、参考相量相位关系的推导,可得出反向潮流下,故障方向判据与正向潮流时的判据相同,各相量关系如图6所示。
2 基于故障电流正序分量相位比较的判据
以上提出的保护原理只是基于单相或三相短路故障导出的,不能对所有类型故障的方向进行正确判断。由于正序分量存在于对称短路故障和非对称短路故障中,可以从故障电流中分离出正序分量来进行故障方向的判断。
若选择a相作为基准相,在正向潮流条件下发生正向故障时,故障线路的上游最近的保护1检测到的a相电流正序分量为Ia(1)=|Ia(1)|∠ε(ε为Ia(1)的相角),则Ia(1)的正导数为:
Ia(1)的负导数为:
可得参考相量为:
以上计算了正向潮流条件下正向故障的故障电流和参考相量,设置故障方向判据为:
其中,If(1)为故障后电流的正序分量。
同样可得出正向故障时有:
反向故障时有:
可以看出,正向潮流下基于故障电流相位比较的故障方向判据同样适用于故障电流的正序分量。
同理可得反向潮流下基于正序分量的故障方向判据与式(19)、(20)相同,下游保护的故障方向判断方法和上游保护相同,在此不再赘述。
因此各种类型的短路故障均可采用式(13)作为方向判据。
3 基于故障电流正序分量相位比较的保护配合
方案以馈电线路段为单位实现保护功能。将馈电线路分段,分段的标准有很多,可以按接入的负荷或发电机分段,也可以根据地理位置或经济技术标准分段。保护装设于主动配电网中可能出现双向潮流的线路的两端,在潮流只能单向流动的线路上只在线路始端装设保护装置,各个保护之间可以实现信息交互,发送或接收闭锁信号、跳闸信号2类逻辑信号。
配电网中某一段线路故障后,保护会采取以下措施。
a.装设于各线路两端的保护判断故障方向:故障点上游的保护判断出正向故障,故障点下游的保护判断出反向故障,确定故障线路。
b.故障线路两端保护向上、下游邻近保护发送闭锁信号,向故障线路对端保护发送动作信号,故障线路两端保护同时动作,防止非同期跳闸引起非计划孤岛。
以上基于故障电流正序分量与参考相量相位比较的故障方向判断及保护配合方法中,保护采集本地电流信号进行处理,不需要电压信号以及故障前的电流信号,并可将处理结果传送到线路对端保护。保护流程如图7所示,其中故障条件具体可参考文献[21]和[23],如可采用2个相邻工频周期内的电流是否发生突变来判断是否发生故障。
故障方向判据是对故障电流经过严格的数学推导得出的。故障电流由接地电阻、故障类型、分布式电源渗透率以及故障初相角等因素组合产生,对于任意组合方式产生的故障电流都可以得出相同的结论,且各种故障情况下都存在正序故障电流分量。因此,故障电流正序分量相位比较方案可以适用于各种故障条件下、各种类型的故障,即判据具有普遍适用性,故障条件的改变不影响保护的正确性、可靠性。
4 仿真分析
图8所示系统的基准容量为500 MV·A,基准电压为10.5 k V。线路AB、BC、AF为架空线路,线路参数为x1=0.347Ω/km、r1=0.27Ω/km;线路CD、DE、FG为地下电缆,线路参数为x1=0.093Ω/km、r1=0.259Ω/km。在每个节点处接入额定容量为1.5 MV·A、额定功率因数为0.85的负荷。利用PSCAD/EMTDC仿真软件对此系统进行仿真分析。仿真验证保护2的动作情况,母线B、C接有容量为2 MV·A的分布式电源。相角测量采用文献[20]的方法。
表1为线路BC故障时各相量相角,其中,φI(1)、φ+I′(1)、φ-I′(1)、φref(1)分别表示故障电流、故障电流正序分量If(1)及其正导数I′f(1)+、负导数I′f(1)-和参考相量Iref的相角,后同。从表1可以看出,在保护2的正、反方向分别出现单相接地、两相接地、三相接地故障时,仿真结果和数学推导的分析结果一致,验证了基于故障电流正序分量相位比较的主动配电网保护方案能可靠、正确地区分故障方向。
线路BC中点三相故障时,对应的仿真结果如表2所示,表中各相量的相角均已统一到[-π,π]区间内。
表2表明,保护1、2、6对故障的判断结果是正向故障,而保护3、4、5的判断结果是反向故障,可以判断出故障位于保护2、5之间的线路上,其中保护3的正序分量的正导数的相角为217.4°,超出了约定的[-π,π]区间范围,将其调整为-142.6°,保护4、5的相角进行了同样的调整。可见,保护可以正确识别出故障线路,保护2、5动作,切除故障线路,其他保护不应动作。
线路BC中点两相故障时,相应的仿真结果如表3所示。
表3表明,保护1、2、6的判断结果是正向故障,而保护3、4、5的判断结果是反向故障,可以判断出故障位于保护2、5之间的线路上,保护可以正确识别出故障线路段;保护2、5分别向保护6、3发送闭锁信号,同时向对端发送跳闸信号,保护2、5动作,切除故障线路,其他保护不应动作,保证了保护的选择性。其中保护3的正序分量的正导数的相角为236.2°,超出了约定的[-π,π]区间范围,将其调整为-123.8°,保护4、5的相角进行了同样的调整。
假设互感器的负载按照10%误差曲线选择,误差角设定为5°;微机保护装置一周期采样24点,误差角设定为15°。计及相角误差后,线路BC中点三相故障时,对应的仿真结果如表4所示。
表4表明,考虑保护误差后,本文方法仍能够可靠地对故障区段做出正确判断,即设置保护的范化区间后,保护可以正确动作。
以上仿真结果验证了在各种类型故障下,本文所提出的保护方案都能正确、可靠地区分故障方向并采取正确的措施。
5 结论
文章针对主动配电网提出了一种新的保护方案,该方案仅需要故障后的电流信号就能判断出故障方向,从而确定故障线路,故障线路两端装设的保护向故障线路上、下游的保护发送闭锁信号,向对端发送跳闸信号,最后两端保护同时跳闸,切除故障线路。该方案的主要优点在于:
a.仅仅利用故障后电流信号的正序分量就能通过相位比较判断出故障方向,不需要电压信号,也不需要正常运行时的负荷电流,相对传统的基于电压信号的保护方案具有更高的实用性和更广的适用范围,减少了电压互感器的装设要求,具有明显的经济性;
b.相对传统的电流保护方案,该方案不受潮流方向、接地电阻、故障类型、分布式电源连接位置和并网容量的影响,能同时用于主动配电网保护和传统的被动式配电网保护,具有高度的可靠性;
c.在对故障方向做出明确判断的基础上,故障线路两端装设的保护向故障线路上、下游的保护发送闭锁信号,最后故障线路两端的保护同时跳闸,切除故障线路,具有较高的选择性并且能有效避免非同期跳闸从而避免非计划孤岛;
d.基于故障后电流相位比较的保护方案本质上也是一种克服分布式电源对配电网继电保护影响的有效方法。
摘要：主动配电网中分布式电源渗透率的提高和运行方式的复杂性可能引起保护拒动、误动或重合闸失败等问题,为此提出了一种适用于主动配电网的保护方案。该方案基于故障电流正序分量和参考相量的相位比较构造了故障方向判据,可快速准确地定位故障区段,并由此实现故障点上、下游保护有选择性地配合动作。考虑到实际应用中系统误差的存在,通过引入泛化角提高了故障方向判据的鲁棒性。该方案只需要故障后电流信号,可减少电压互感器的装设,且保护配合只需要传输闭锁信号和跳闸信号,可降低对通信的要求。最后通过对不同类型故障的仿真,验证了该方案的有效性。
电流相位 篇5
对于超高压和特高压输电线路, 及时准确的故障诊断是非常必要的。输电线路的故障诊断中故障选相起着重要作用, 尤其对于高电阻故障。基于序分量的故障选相方法一直为人们所关注和研究。较早提出的利用故障引起的电压或电流分量变化的故障选相方法效果良好, 但只能用于故障发生后最初1～2个周期;文献[1]提出了一种行波固有频率的特高压输电线路故障选相方法。文献[2]提出来基于暂态量的超高压输电线路故障选相方法;文献[3]中提出了一种基于暂态电流小波熵权的输电线路故障选相方法。文献[4]将小波变换引入了故障相判别。此外还有使用人工智能算法和模糊数学的故障选相[5,6]。
根据理论分析和动态测试可知, 基于序分量的故障选相方法对超高压和特高压输电线路的故障诊断具有较好的性能。但是, 在电网振荡时, 该方法可能会使继电保护误操作[7]。
本研究根据超高压和特高压输电线路中三相导线及序网络图的结构, 提出以零序和负序电流分量相位关系来判别故障相新方法, 用于正常运行时和电网振荡时出现的高电阻故障, 使用RTDS仿真验证方案的有效性。
1 故障选相方法原理
本研究以长度400 km的500 kV输电线路为系统研究对象。系统示意图如图1所示。内部参数含义如表1所示, 分析的故障类型为单相接地故障 (例如A相接地故障, 表示为“A-g”故障) 以及相间接地故障 (例如B、C相间接地故障, 表示为“BC-g”故障) , 因为相间故障 (例如B、C相间故障, 表示为“BC”故障) 不产生零序故障电流或电压分量, 这一特性使其可以通过使用高于正常条件的零分量设置值将它与其他的不平衡故障区分出来[8]。
本研究以A-g和BC-g故障为例, 说明基于负序和零序叠加电流的故障选相方法。从M点继电器观察的三相导线图和故障序网络图如图2所示。
1.1 A-g故障分析
从图2 (a) 中可得:
因此, 在每一端 (例如M端) 测得零序和负序叠加电流分量的相位角 (以δ表示) 仅仅依赖于相应序网络的各自分布系数:
因为X/R比值很高, C2M和C0M近似于实数, 即δ近似为0°, 这一结果引起的最大误差小于10°。
1.2 BC-g故障分析
BC-g相间接地故障的序网络图如图2 (b) 所示。对于BC-g故障, 在M端测得的角度δ可以表示如下:
一般来说, 接地电阻Rf的值远大于相间电阻Rg, 因此根据公式 (3) , 影响角度δ的主要因素是电阻Rf而非Rg。所以, 在典型的BC-g故障中, 当Rf电阻值在零到无穷大之间变化时, δ的变化范围为0°～90°。
因此, 任意故障电阻值的A-g故障和相对低的电弧电阻值的BC-g故障的相区间为-30°～+30°, 而高阻抗Rf的BC-g故障的相区间为+30°～+90°。
各种故障类型的相区间如表2所示。
相区间2、4、6代表相间故障。如果δ位于其中一个区间, 可以立即确定相间故障的故障相。相区间1、3、5为重叠区域, 代表单相或相间故障。针对重叠区间需要测量单相阻抗和相间阻抗来区分故障类型并识别故障相位。考虑到相间故障的电弧电阻一直很低, 如果测得的相间阻抗超出3段距离继电器保护范围, 故障必定是同一相区间的单相接地故障;如果测得的相间阻抗位于3段距离继电器保护范围内, 并且测得的相阻抗超出3段距离继电器保护范围, 故障必定是同一相区间的相间故障;如果测量所得相间和相阻抗都位于3段距离继电器保护范围内, 必定存在电网振荡, 而非线路故障[9]。
2 故障选相流程分析
如果Z>代表测得的阻抗超出3段距离继电器保护范围, 而Z<表示测得的阻抗位于3段距离继电器保护范围内, 以区间1为例, 判断逻辑如下:
(1) 如果ZA>, 并且ZBC>, 确定为A相接地故障。
(2) 如果ZA<, 并且ZBC>, 确定为A相接地故障。
(3) 如果ZA>, 并且ZBC<, 确定为B、C相间接地故障。
(4) 如果ZA<, 并且ZBC<, 确定为电网振荡, 在200 ms内等待确认。
根据上面4个判断逻辑可以得到:
逻辑 (1) 和 (2) :如果ZBC很高, 例如ZBC超出3段距离继电器保护范围, 可以确定是A-g单相接地故障, 无论单相对地阻抗测量值ZA如何。
逻辑 (3) :如果相间阻抗ZBC低而单相阻抗高, 例如ZBC位于3段距离继电器保护范围内, 而ZA超出3段距离继电器保护范围, 则可以确定为相间接地故障BC-g。
逻辑 (4) :如果阻抗ZBC和ZA低, 例如ZBC和ZA都位于3段距离继电器保护范围内, 这可能是电网振荡加上不平衡故障的结果。在这种情况下, 当无故障相阻抗或者无故障相间阻抗轨迹振荡超出相应距离继电器的3段时, 可以确认故障类型和故障相位。根据多年的动态仿真实验和项目操作经验, 很长的等待时间并没有意义, 200 ms是比较合适的选择。
特高压和超高压输电线路保护的故障选相流程如图3所示。
3 仿真分析
为了验证所提出故障选相方法的有效性, 本研究利用RTDS对故障选相方案进行了仿真[10]。笔者在如图1所示的系统中建立了一些不同运行条件下的不平衡故障。参数系统阻抗比 (SIR) 定义如下:
系统阻抗比反映了系统等效阻抗和继电器保护范围阻抗的比值。本研究考虑到基于叠加序分量的故障相识别方案不受故障发生前负载电流的影响, 所以未考虑负荷角, 在下面的仿真中设定为10°～30°。使用基于叠加故障分量的全周期傅里叶变换分析法作为滤波算法, 以降低谐波和直流分量, 序分量相位角的提取需要20 ms的瞬变故障时间。根据下面的仿真测试, 实际角度δ可能落入故障发生后10 ms后的附近区间。
3.1 A-g与BC-g故障分析
在继电器M点进行测量, 输电线路末端出现电阻为50Ω的A-g故障与BC-g故障, 20 ms后的电流波形和δ轨迹如图4所示。
在A-g故障中, 作为单相接地故障, 根据公式 (2) , 角度δ应当接近于零。同时, 因为存在计算和其他误差, 可以看到A-g故障的相区间具有较宽的边际, 大约为60°。对于BC-g故障, 作为相间接地故障, 根据公式 (3) , 随着Rf值增大, δ变动的近似范围为0°～90°。
作为上述理论分析和数值仿真的必要补充, 系统对不同阻抗情况下的单相接地故障与相间接地故障的δ进行了数值计算, 计算结果如表3、表4所示。
从表3、表4中可以看出, 本研究提出的故障选相方案可以实现精确可靠的识别, 有足够的边际应对意外因素或计算误差, 即使系统在电网振荡时, 也可以实现可靠的故障相识别。
3.2 电网振荡时的RTDS仿真
为了验证在电网振荡时的故障相识别可靠性。以B-g故障为例, 相关仿真结果如下:
电流波形示意图如图5 (a) 所示, 振荡期大约为1 s, 角度δ位于正确的区间如图5 (c) 所示。同时, 笔者测定了故障后ZAC和ZB的分布, 相阻抗和相间阻抗分布如图5 (d) 所示。在故障发生时, 测得阻抗ZAC和ZB都位于相应距离继电器的3段内, 如果故障相未发生跳闸, 故障选相元件将继续按照如图3所示的步骤确认故障相。负序和零序电流波形示意图如图5 (b) 所示, δ轨迹示意图如图5 (c) 所示。
4 结束语
本研究针对500 k V, 400 km的输电线路提出了一种根据负序和零序故障电流的相位差进行故障选相方案, 用于超高压和特高压输电线路正常运行条件下和电网振荡条件下高电阻故障, 该方法能够可靠地给出故障的相区间, 并利用RTDS对提出的故障选相方案进行仿真, 仿真结果证明了提出的故障相位识别方案的可靠性。下一步将利用该方法研究不同的阻抗比对故障选相的影响, 并最终确定故障位置。
在实际的电力系统中, 输电线路往往会受到雷电的冲击、开关的倒闸操作等多种扰动, 这都会导致输电线路电流发生变化, 影响到输电线路故障定位的可靠性。所以在实际工作中, 需要针对多种扰动情况进行大量的研究和分析工作, 以提高输电线路故障定位的准确性。
摘要：为了实现超高压和特高压输电线路的故障快速诊断, 将序电流相位差技术应用到输电线路高阻抗故障选相中。开展了三相网络单相接地故障和相间接地故障分析, 通过零序和负序电流分量相位差对故障相区间进行了划分, 建立了序电流相位差、相阻抗、相间阻抗、3段距离继电器保护范围与故障类型、故障相别的关系;提出了一种以序电流相位差为判断依据的超高压和特高压输电线路高阻抗故障选相新方法;在500 kV, 400 km的输电线路上对该故障选相方案的精确性及可靠性进行了评价, 并进行了RTDS仿真测试。研究结果表明:该故障选相方案能够实现精确可靠的识别, 并有足够的边际应对意外因素或计算误差, 即使在电网振荡时, 也可以实现可靠的系统故障相识别。
关键词：输电线路,序电流相位差,超高压,特高压,故障选相,故障诊断
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