线路零序保护

线路零序保护（精选7篇）

线路零序保护 篇1

摘要：文章通过实际算例说明平行双回路间的零序互感对零序电流保护带来的影响, 计算平行线路零序电流保护定值时一定要考虑零序互感的影响。

关键词：110KV平行线路,零序互感,零序电流保护

一、问题的提出

在我国电力网中, 110kV及以上电压等级的电网一般都采用中性点直接接地的方式, 称为大接地电流系统。在这种电网中, 线路接地故障占全部故障的80%~90%, 而零序保护的主要功能就是在有接地故障出现时, 能够迅速切除故障。由于零序保护具有灵敏度高、不受系统振荡和短时过负荷的影响等优势, 使它成为110 kV线路的主保护系统之一。

大家都知道:当线路中流过零序电流时, 由于三相零序电流大小相等、相位完全相同, 因此必须借助大地及架空地线来构成零序电流的通路。而当输电线路平行架设或同杆并架时, 由于双回路都以同一大地作为零序电流的返回通路, 三相零序电流之和并不为零, 使得平行回路间存在零序互感的影响。

二、平行输电线路对零序阻抗影响的分析

当相邻平行线流过零序电流时, 将在另一条线路上感应出零序电势, 使得平行线路之间产生零序互感Z1-20, 该值对线路零序电流幅值产生影响。下面以两端都共母线的双回线为例加以说明 (见图1) 。

图1表示两端都共母线的双回输电线路。这两回线路的电压降分别为:

式中:I10和I20分别为线路1和线路2中的零序电流;Z10和Z20分别为不计两回线路间互相影响时, 线路1和线路2的一相零序等值阻抗;Z1-20为平行线路1和线路2之间的零序互阻抗。 (1) 式可改写为:

根据 (2) 式, 可以绘出双回平行输电线路的零序等效电路。如果双回路完全相同, 即Z10=Z20=Z0, 则IÁÁÂ?IÁÃÂ。此时, 计及平行回路间相互影响后, 每条回路每相的零序等值阻抗为:ZÂÁ?ZÂ?ZÃÁÄÂ。

由此可见, 由于平行线路间零序互阻抗的影响, 使输电线路的零序等值阻抗增大。在计算短路电流一回线停运并两端接地的等效图时, 常常采用表1给出的值作为每条回路单位长度的每相等值零序阻抗。

三、线路零序互感对零序保护整定计算分析

众所周知:110kV线路零序保护的整定是基于流过线路的最大最小零序电流来计算的, 而线路中零序阻抗的大小将直接影响流过线路的零序电流。在实际计算中, 一般情况下零序I段按照躲过流过线路的最大零序电流整定, 而用流过线路的最小零序电流校验零序II段的灵敏度。下面以甲、乙双回线为例来说明零序互感对零序电流保护的影响。

(一) 线路正序电抗计算

如图2所示的甲乙双回线, 采取同杆并架的方式, 线路长度7.9 km, 导线型号LGJ-300, 有架空地线。假设:所接系统为无穷大系统, 由此可以计算出单条线路的正序阻抗Z1*和Z0*。

线路正序电阻:

线路正序电抗:X1取0.4Ω/km, 则线路正序阻

线路正序阻抗标幺值:

(二) 线路零序阻抗计算

零序阻抗分以下两种情况计算。

1. 不考虑双回线间的零序互感

零序阻抗标幺值:Z0*=Z1*×3=0.0741。单回线运行时, 线路末端发生单相接地故障流过线路的零序电流最大, 这时流过线路的最大零序电流为:

双回线并列运行, 当端母线发生两相接地故障时, 由于双回线分流, 这时流过每条线路的零序电流最小,

2. 考虑双回线间的零序互感

若考虑双回线间的零序互感, 则零序阻抗标幺值为:Z0*=4.7Z1*=0.116 09。与上面的计算分析相同, 单回线运行线路末端发生单相接地故障时, 流过线路的零序电流为最大。

双回线并列运行对端母线发生两相接地接地故障时, 流过每条线路的零序电流最小。

由以上分析可知, 计算双回平行线路的零序电流时, 考虑零序互感和不考虑零序互感的计算结果相差很大。这里计算单回线运行时, 没有考虑另一条线路检修两端都带地线的情况。而实际情况是当另一回线此时发生接地故障时, 流过的零序电流将在该停运线路中产生零序感应电流, 磁电流反过来也将在运行线路中产生感应电势。由于两个电流方向相反, 使线路零序电流因此增大, 也就是说这时运行线路在线路末端发生单相接地故障时, 流过线路的零序电流要大于上面的计算值。

四、结论

通过以上的算例可以看出, 由于平行线路间存在着零序互感, 所以计算时考虑零序互感的影响更加接近实际情况。对于零序I段, 当双回路中的一条线路检修或者停运时, 由于两端挂地线, 这时如果运行线路发生接地故障, 流过线路的实际零序电流要比计算值大。由于短路电流增大, 这时零序I段保护反而变得很灵敏。但在线路很短的情况下, 零序I段可能已经没有保护范围, 而零序II段如果不考虑零序互感的影响, 计算出的零序电流是偏大的, 这样零序II段保护的灵敏度则会降低, 可能会出现保护拒动的情况。一般来说, 零序II段保护用来保护线路全长, 就必须保证足够的灵敏度。所以, 在计算平行线路零序电流保护定值时, 一定要考虑零序互感的影响。0.5 3 5 0 28 7 1 0.2//0.0 2 4 720.0 7 4 1//0.0 7 4 1A?????

线路零序保护 篇2

随着国家电网建设的快速发展,为了提高土地利用效率和降低电力建设成本,相邻线路日益增多,线路走廊日趋紧密,线路间存在的零序互感对线路纵联零序方向保护所产生的影响,已造成多起保护误动作[1,2,3,4,5,6]。本文采用互感线路的一般模型,着重进行了零序互感对相邻线路零序方向元件影响的理论分析,使零序方向元件受相邻线路电气联系强弱影响的现象更加直观化,并用PSCAD仿真验证了其结论的正确性。

1 互感线路内部故障时的影响

1.1 零序等值网络和故障计算

互感线路存在多种不同的形式,本文采用互感线路的一般模型,如图1所示。

其中Zm为线路MN和PQ的互感阻抗,线路阻抗Z3、Z4、Z5和Z6取不同值时,可以得到多种形式的互感线路网络模型。

首先分析互感线路内部K1处发生接地故障的情况,不妨设两线路之间全程存在互感,短路点K1距M侧和N侧母线的距离与互感线路MN全长之比分别为α和β=1-α,其中1>α>0。分别将M、P、0电位所构成的电路和N、Q、0电位所构成的电路进行Δ/Y变换。同时根据电路原理,互感电压的作用可以用电流控制的电压源代替,从而得到图2所示的零序等值电路。本文中为了简便起见,忽略图中各零序分量的下标。

设为短路点K1处的零序电压,由图2所示零序等值网络可得:

其中:

其中:

1.2 互感线路各侧零序方向元件动作分析

对于M侧零序方向元件有:

假设线路阻抗和系统的零序阻抗均为纯电抗[2],则KM为实数,为了得到KM的正负性,下面首先对KM1和KM2进行分析。

由于互感线路的特性有Z1>Zm和Z2>Zm,再由式(2)可得:a11>A,a22>B

因为KM2=a22a33-B2-AB=

同时由式(2)可得:

同理可以得到:KN<0,Kp1/Kq1<0,即KP与KQ一定异号。

由上述分析可以得到如下结论。

(1)对于非故障线路PQ有:

由于KP和KQ异号,可见PQ两侧的零序方向元件是否会误动取决于Z3和Z6的大小。Z3和Z6的大小分别代表了MP两侧、NQ两侧电气联系的强弱情况。

电气联系越强,即Z3、Z6越小,则Z8、Z11越小,Z9、Z12越大,此时PQ两侧的零序方向元件同时判断为正方向故障的可能性越小,即误动可能性越小;相反电气联系越弱,即Z3、Z6越大,则Z8、Z11越大,Z9、Z12越小,此时PQ两侧的零序方向元件同时判断为正方向故障的可能性越大,即误动可能性越大。

(2)对于故障线路MN有:

其中,KM<0,KN<0。可见M侧和N侧的零序方向元件都能正确判别出正方向故障,与互感线路之间电气联系情况无关。

2 反方向出口处接地故障情况下的影响

由图1可以得到K2处发生接地故障情况下的零序等值电路,如图3所示。

设为短路点K2处的零序电压。由图3可得:

其中:

其中:

同理,由于互感线路的特性有Z1>Zm和Z2>Zm,再由式(7)可得:,

经过具体分析可得:异号。

从而得到以下结论。

(1)对于线路PQ有:

由于KP2与KQ2异号,可见当NQ之间电气联系越紧密Z6越小,而Z11越小,Z12越大,则两侧零序方向元件同时判断为正方向故障的可能性越小,即纵联保护误动的可能性越小。

(2)对于反方向出口处发生短路的线路

其中,,可见M侧零序方向元件能正确判别出反方向故障,N侧零序方向元件能正确判别出正方向故障,因此不论互感线路之间电气联系情况如何,其纵联零序方向保护均不会误动。

3 互感线路几种常见形式的分析

由以上的分析可以得到,对于故障线路MN而言,不论其内部故障还是反方向出口处故障,其纵联零序方向保护都不会误动;对于线路PQ而言,互感线路之间电气联系越弱误动的可能性越大。因此将借助在一般形式下推导出的表达式(3)和式(8),重点分析线路PQ的纵联零序保护在几种常见的互感线路形式下的动作情况。

3.1 同杆并架双回线

同杆并架双回线是互感线路的一种典型的强电弱磁网络。对于同杆并架双回线,图1中Z3=Z6=0。

(1)在线路MN内部发生接地故障的情况下,

由上文推导可知KP和KQ异号,可见线路两端零序方向元件不会同时判断为正方向故障,因此线路PQ的纵联零序保护不会误动。

(2)在线路MN反方向出口发生接地故障的情况下,对于线路PQ两端零序方向元件有:

由上文推导可知KP2和KQ2异号,可见线路两端零序方向元件不会同时判断为正方向故障,因此线路PQ的纵联零序保护不会误动。

3.2 两个电压等级的同杆架设

两个电压等级的同杆架设是互感线路的一种典型的弱电强磁网络。对于两个电压等级的同杆架设线路,图1中Z3=Z6=∞。

1)在线路MN内部发生接地故障的情况下,对于线路PQ两端零序方向元件有:

可见线路两端零序方向元件同时判断为正方向故障,因此线路PQ的纵联零序保护误动。

2)在线路MN反方向出口发生接地故障的情况下,对于线路PQ两端零序方向元件有:

经过分析可得KP2<0,可见线路两端零序方向元件同时判断为正方向故障,因此线路PQ的纵联零序保护误动。

4 仿真验证

采用PSCAD程序建立如图1所示的系统模型进行仿真验证。图中线路参数均用ZL表示,两互感线路长度均为100 km。线路基本参数为:ZL1=(0.0486+j0.2757)Ω/km,ZL0=(0.2245+j0.8094)Ω/km,ZM=(0.059+j0.3348)Ω/km。系统阻抗参数为:ZA1=ZA2=16.8Ω∠80°,ZA0=32.1∠80°;ZB1=ZB2=8.22Ω∠80°,ZB0=9.65Ω∠80°;ZC1=ZC2=16.8Ω∠80°,ZC0=32.1∠80°;ZD1=ZD2=8.22Ω∠80°,ZD0=9.65Ω∠80°。

经过仿真验证,MN线路的零序方向元件不论在其内部故障还是其反方向出口故障时,均不受与相邻线路电气联系强弱的影响,能够正确动作。

对于非故障线路来说,零序电流为穿越性电流,当零序互感造成线路两侧零序电压反向时,零序方向元件将发生误判。如MN线路反方向出口故障,线路MP,NQ均为100 km线路,图4为MN线路两侧零序电压、零序电流波形图,M侧判断为反方向故障,N侧判断为正方向故障,保护不会误动。图5为PQ两侧线路零序电压、零序电流波形图,两侧均判断为正方向故障,保护误动作。

5 结语

通过理论分析及仿真验证表明当本线路内部故障或出口处反方向故障时,该线路纵联零序方向保护不受零序互感的影响,能够正确动作;对于其相邻线路来说电气联系越紧密,零序方向元件误动的可能性越小;反之,误动可能性越大。因此,应综合考虑相邻互感线路纵联零序方向保护的配置[6,7,8,9,10],增加必要的防范措施,确保电网稳定运行。

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浅析6KV线路零序保护误动原因 篇3

1 6KV不接地系统中单相接地故障的特点

(1) 在非故障线路上有零序电流, 其数值等于该线路本身的电容电流, 方向为从母线流向线路。

(2) 故障线路上零序电流为全系统非故障元件对地电容电流之总和, 方向为从线路流向母线。

(3) 发生单相接地时全系统都会出现零序电压。

热电厂17条6KV直配线路也是采用这三个特点组成的零序保护, 每条线路的出线侧安装零序CT, 配以零序电流继电器使用。发生单相接地时, 零序继电器动作于信号光字, 运行人员结合是否还存在零序电压, 进而选出故障线路。

2 北方铜业热电厂17条6KV线路零序电流保护现状

2.1 线路运行正常, 零序电流保护动作

6KV直配线路中511线路为集团公司机电设备公司备用电源, 由原电缆YJLV/185改为YJV/185后。线路在正常运行时, 即系统三相电压正常, 线路负载正常情况下, 频繁出现零序保护动作。查原因系检修接线时将电缆外皮接地线穿过由电流互感器后直接接地引起。在电缆外皮流过电流的影响下, 引起零序电流继电器误动。将其电缆外皮接地线穿过铁芯后再接地, 这种原因引起的保护误动现象得到解决。

2.2 一条线路发生单相接地故障时, 多条线路零序保护动作

多年来, 热电厂6KV线路一直存在这种现象:每当有一条故障线路接地时, 均会有多条线路零序保护动作。运行人员将所有出现不能恢复的光字信号的线路逐次拉断, 当零电压消失时, 判断线路为故障线路。这样的选线方式, 在多条线路同时出现单相接地时根本无法选出。严重降低了供电可靠性, 很难保证用户的正常生产, 给用户造成很大的损失。将2013年一年中的6KV线路发生单相接地情况进行了统计, 如表1。

从表1可以看出501、504、518、536四条线路在其他线路出现故障时, 零序均会动作。

2.3 6KV线路及零序保护动作电流定值现状

热电厂二期扩建后, 线路改动较大。增设了529、524、504、518、514、533六条线路。由于用户负荷的增加, 加大了电缆的容量, 加长了架空线的敷设。一直未对6KV系统接地电流进行统计计算。多年来一直采用的定值为:501、502线路的零序动作电流一次值为10A。其他15线路的零序动作电流一次值均为5A。

3 线路零序电流的计算

各线路电缆、架空线统计情况如表二:17条回路电缆电容电流为23.07A, 6KV无避雷架空线路单相接地电容电流平均值为0.02A/KM。架空线共长96.2KM, 共1.92A。两台发电机各用4根YJV185电缆, 总长1.6KM, 电容电流为1.6*1.3=2.08A。6KV电缆与架空线电容电流之和为23.07+2.08+1.92=27.07A。电力设备所引起的电容电流增值为电缆和架空线路电容电流之和的18%。即6KV系统单相接地时总的电容电流ICΣ为1.18*27.07=31.94A。

(1) 线路零序电流保护装置一次动作电流应躲过线路本身的电容电流。

即IOP≥Krel ICX (公式一)

IOP:零序保护动作电流

ICX:第i条电缆线路本身的最大电容电流

Krel:可靠系数, 无时限取4-5, 有时限取1.5-2。

热电厂采取的是无时限告警, 取4。

(2) 按保证零序保护灵敏系数大于2选取时, 该动作电流

即IOP≤ (ICΣ-ICX) /2 (公式二)

ICΣ:电网的总单相接地电容电流A

如表2所示零序动作电流在公式满足公式一, 必须大于表格倒数第二行数值, 而实际运行中501线路零序保护定值一次设为10A。若其它线路发生单相接地, 其本身电容电流已达10.56A, 其零序保护就会动作。这就解释了每逢其它线路发生单相接地故障时, 501必定动作。同样表中504、518、536三个线路本身的电容电流分别为10.12和10.56而其动作电流为5A, 跟501线路一样, 其它线路一旦发生接地故障, 这三条线路零序保护必定动作。可见是因为线路的零序保护定值设置不对, 是造成的一条线路接地多条线路误动的主要原因。依据上述公式一、二条件, 对501、504、518、536线路零序保护定值重新设定为13A, 514、533设定为10A, 其它线路定值不变。零序保护误动现象显著减少。

4 结论

线路零序保护 篇4

目前, 广东电网220 kV及以上电压等级的同杆线路超过2 500 km。同杆线路故障成为一种常见的线路故障形式, 给安全运行带来巨大的挑战。

同杆线路中, 由于零序互感的存在, 发生故障时保护安装处的零序电流、零序电压、零序功率、测量阻抗等保护测量量会受到影响, 从而使得保护元件的灵敏性和选择性受到影响[1,2,3,4,5,6]。当发生接地故障时, 线路零序互感的影响使得保护测量元件不能感受故障发生的真实位置, 甚至造成保护对区内外故障发生误判而导致拒动或误动, 且在不同线路运行方式下, 造成的影响和后果也有很大区别。

目前电网的同杆线路以同杆双回线路为主, 接地故障绝大多数为单相接地故障, 其零序互感给纵差距离保护带来的影响分析具有普适性。本文采用同杆双回线路模型, 在不同线路运行方式下, 分析了零序互感影响最严重的金属性单相接地故障时对继电保护接地测量阻抗的影响, 并提出了解决的方法。

1 同杆双回线路等值网络及接地测量阻抗

零序互感对接地测量阻抗的影响, 与两侧电源强弱、零序互感大小、变压器接地方式的分布、线路运行方式、故障点位置等因素有关[7,8]。本文建立了图1所示的同杆双回线路等值模型, 能够反映实际系统中互感线路的各种构成形式和影响因素。

图1中, S1和S2为线路两侧母联开关, S3～S6为线路两端的断路开关。改变开关S1～S6的状态, 可得电力系统中不同运行方式的同杆双回线路。其中电力系统中常见的4种运行方式如下:①当S1～S6闭合时, 线路并列运行;②当S3和S4或S5和S6断开时, 双回线之一断开, 这种情况常出现于线路检修期间;③当S1或S2断开时, 线路一侧分裂运行;④当S1和S2断开时, 线路两侧分裂运行。

设线路Ⅰ上k点发生A相金属性接地短路故障, 两回线路间互感阻抗为Zm0, 线路正、负序阻抗相等, 零序阻抗分别为ZⅠ0和ZⅡ0, 假设ZⅠ0=ZⅡ0。M-k占线路比例为α, N-k占线路比例为1-α。

采用对称分量法[9], 得M侧母线A相电压为:

$\dot{U}{}_{\mathrm{Ⅰ}\text{A}}=\alpha {\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}(\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}\text{A}}+3\dot{{\rm K}}{}_{\text{s}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+3\dot{{\rm K}}{}_{\text{m}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0})$

式中:Ks= (ZⅠ0-ZⅠ1) / (3ZⅠ1) 为零序自感复补偿系数;Km=Zm0/ (3ZⅠ1) 为零序互感复补偿系数。

Ⅰ回线路M侧距离保护的测量阻抗[10,11,12]为:

${\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=\frac{\dot{U}{}_{\mathrm{Ⅰ}\text{A}}}{\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}\text{A}}+3{\rm K}{}_{\text{s}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}=\alpha {\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}\left(1+\frac{3{\rm K}{}_{\text{m}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}}{\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}\text{A}}+3{\rm K}{}_{\text{s}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}\right)$

在高压或超高压同杆双回线路中, ZⅠ0≈3ZⅠ1, 即3Ks≈2, 因为在单相接地短路点Ik1=Ik2=Ik0, 则线路正序、负序电流相同, 即可取IⅠ1=IⅠ2[11,13], 距离保护的测量阻抗中出现附加测量阻抗项为:

$\begin{array}{l}\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=\frac{3{\rm K}{}_{\text{m}}\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}}{2\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+(1+3{\rm K}{}_{\text{s}})\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}=\\ \frac{3{\rm K}{}_{\text{m}}C{}_{\mathrm{Ⅱ}0}}{2C{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+3C{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}(1)\end{array}$

式中:CⅠ0, CⅡ0, CⅠ1为故障线的电流分配系数, CⅠ0=IⅠ0/Ik0, CⅡ0=IⅡ0/Ik0, CⅠ1=IⅠ1/Ik0。

由式 (1) 可知, 附加测量阻抗受故障线路正、负、零序, 非故障线路零序电流的分布系数以及Km的影响。下面计算4种运行方式下的接地测量阻抗。

1.1 同杆双回线路并列运行

图2为并列运行时的单相接地故障图及其零序等值网络。令${\rm Z}{}_{\text{m}0}=0,{\rm Z}{}_{{\rm M}0}={\rm Z}{}_{{\rm M}1},{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}={\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}},{\rm Z}{}_{{\rm N}0}={\rm Z}{}_{{\rm N}1},\dot{{\rm I}}{}_{k0}=\dot{{\rm I}}{}_{k1}$, 即可得相应的正负序网络。依据零序网络及正负序网络的电气联系关系和D, y变换关系可求得CⅡ0, CⅠ1, CⅠ0, 代入式 (1) 可得:

$\begin{array}{l}\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=-3{\rm K}{}_{\text{m}}\cdot \\ \frac{1-\alpha -}{5(1-\alpha )+\frac{4{\rm Z}{}_{{\rm N}1}+2(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}}}{2({\rm Z}{}_{{\rm M}1}+{\rm Z}{}_{{\rm N}1})+{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}}}+}\to \\ \leftarrow \frac{\frac{2{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{2({\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0})({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})}}{\frac{6{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+3(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{2({\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0})+{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0}}}(2)\end{array}$

假设图2中的N侧无电源且无接地中性点, 相当于它的电网中弱馈的极端情形, 此时可令ZN0=ZN1=∞, 代入式 (2) 可得:

$\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=\frac{3\alpha {\rm K}{}_{\text{m}}}{5(2-\alpha )}$

显然, ΔZⅠMA>0, ΔZⅠNA<0, ZⅠMA比整定值增大, ZⅠNA比整定值减小, 由此造成线路Ⅰ的M侧保护装置的保护范围缩短, N侧保护装置的保护范围伸长, 且为一个仅与α及Km相关的变量。

1.2 同杆双回线之一两端断开

在双回线路中的一回线路检修期间, 检修线路与两端母线断开, 通常分为3种情况:两端接地、两端不接地、一端接地而另一端不接地。其中后2种情况线路中无零序电流, 故只需讨论第1种情况。

图3所示为同杆双回线路中Ⅱ回线路停电检修并两端断开接地时的情况, Ⅰ回线路发生单相接地故障时, Ⅱ回线路的电流$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}´$的方向与线路Ⅰ电流方向相反, 具有去磁作用, 但$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}´$是由线路Ⅰ故障点两侧的零序电流$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}$和$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}´$共同感应产生的, 其方向决定于两侧零序电流的大小和故障点的位置, 图3所示为在线路Ⅰ的N侧附近短路的情况, 此时$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}´$由母线N流向母线M。据计算可得:

$\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=\frac{3{\rm K}{}_{\text{m}}{\rm Z}{}_{\text{m}0}}{{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}\frac{(1-\alpha ){\rm Z}{}_{{\rm M}0}-\alpha {\rm Z}{}_{{\rm N}0}}{2\left({\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}-\frac{{\rm Z}{}_{\text{m}0}^2}{{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}\right)\frac{(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+{\rm Z}{}_{{\rm N}1}}{{\rm Z}{}_{{\rm M}1}+{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+{\rm Z}{}_{{\rm N}1}}+3\left[{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+(1-\alpha )\left({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-\frac{{\rm Z}{}_{\text{m}0}^2}{{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}\right)\right]}$

1.3 同杆双回线路一侧分裂运行

图4所示为一侧分裂运行时, 平行双回线Ⅰ回线路k点发生A相接地故障, 非故障相中的零序电流$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}´$从母线N流向母线M。M侧母线变压器中性点不接地时, 非故障线中的零序电流有较大值, 对保护区影响最大。

根据这种情况计算可得:

$\begin{array}{l}\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=\frac{-3{\rm K}{}_{\text{m}}\cdot }{\frac{2[{\rm Z}{}_{{\rm N}1}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}]}{({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+{\rm Z}{}_{{\rm P}1})//{\rm Z}{}_{{\rm M}1}+{\rm Z}{}_{{\rm N}1}+2{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}}+}\to \\ \leftarrow \frac{\frac{{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{{\rm Z}{}_{{\rm P}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+2({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})}}{3\left[\frac{{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{{\rm Z}{}_{{\rm P}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+2({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})}\right]}\end{array}$

1.4 同杆双回线路两侧分裂运行

图5所示为两侧分裂运行时, Ⅰ回线路k点发生A相接地故障的零序等效电路、零序简化电路。在等效简化电路中, ZL0, ZR0, Zk0分别为:

$\begin{array}{l}{\rm Z}{}_{\text{L}0}=\frac{({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0}+{\rm Z}{}_{Q0}+{\rm Z}{}_{{\rm P}0})\cdot }{2({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{Q0}+}\to \\ \leftarrow \frac{[\alpha ({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}]}{{\rm Z}{}_{{\rm P}0}+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}}(3)\\ {\rm Z}{}_{\text{R}0}=\frac{({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0}+{\rm Z}{}_{Q0}+{\rm Z}{}_{{\rm P}0})\cdot }{2({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{Q0}+{\rm Z}{}_{{\rm P}0}+}\to \\ \leftarrow \frac{[(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}]}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}}(4)\\ {\rm Z}{}_{k0}=\frac{[(1-\alpha )({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}]\cdot }{2({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{Q0}+{\rm Z}{}_{{\rm P}0}+}\to \\ \leftarrow \frac{[\alpha ({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}]}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0}+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}}(5)\end{array}$

式 (3) ～式 (5) 中, 令Zm0=0, ZM0=ZM1, ZQ0=ZQ1, ZP0=ZP1, ZⅠ0=ZⅠ1, ZN0=ZN1, 即可得相应正序简化电路的正序阻抗ZL1, ZR1, Zk1。根据各序简化电路可算出各电流分布系数, 代入式 (1) 可得:

$\text{Δ}{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}{\rm M}\text{A}}=-3{\rm K}{}_{\text{m}}\frac{\frac{[{\rm Z}{}_{\text{R}0}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{m}0}][\alpha ({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}]-{\rm Z}{}_{\text{L}0}[{\rm Z}{}_{\text{R}0}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{m}0}]-{\rm Z}{}_{k0}({\rm Z}{}_{\text{R}0}+{\rm Z}{}_{\text{L}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{({\rm Z}{}_{\text{R}0}+{\rm Z}{}_{\text{L}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})[\alpha ({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}]}}{\frac{2{\rm Z}{}_{\text{R}1}{\rm Z}{}_{\text{L}1}+2{\rm Z}{}_{k1}({\rm Z}{}_{\text{R}1}+{\rm Z}{}_{\text{L}1})}{({\rm Z}{}_{\text{R}1}+{\rm Z}{}_{\text{L}1})(\alpha {\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}1}+{\rm Z}{}_{{\rm M}1})}+\frac{3{\rm Z}{}_{\text{L}0}[{\rm Z}{}_{\text{R}0}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{m}0}]+3{\rm Z}{}_{k0}({\rm Z}{}_{\text{R}0}+{\rm Z}{}_{\text{L}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})}{({\rm Z}{}_{\text{R}0}+{\rm Z}{}_{\text{L}0}+{\rm Z}{}_{\text{m}0})[\alpha ({\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{\text{m}0})+{\rm Z}{}_{{\rm M}0}]}}$

2 零序互感对接地测量阻抗的影响

由式 (1) 可知, 接地测量阻抗的附加测量阻抗项ΔZⅠMA与Km及非故障线路的零序电流$\dot{{\rm I}}$Ⅱ0成正比, 而一般情况下Km约为1.2～1.8。因此, 当故障点靠近N侧, 即α趋于1, 此时$\dot{{\rm I}}$Ⅱ0由母线流向线路, ΔZⅠMA为正, 测量阻抗增大, 保护区缩短;反之, 当故障点靠近M侧, 即α趋于0, 则$\dot{{\rm I}}$Ⅱ0由线路流向母线, ΔZⅠMA为负, 测量阻抗减小, 保护区伸长。

在双回线两侧电源零序阻抗已定的条件下, 在ΔZⅠMA由正到负的过程中, 在线路上总能找到一个点α=α0使得$\dot{{\rm I}}{}_{\mathrm{Ⅱ}0}=0$, 亦即使得继电保护附加测量阻抗项ΔZⅠMA=0, 此时ZⅠMA=αZⅠ1, 能正确反映故障点位置, 将此点称之为“平衡点”。双回线在不同的运行方式下平衡点的位置如下:运行方式为α0时, 两侧并列为α0=ZM0/ (ZM0+ZN0) ;一回检测为α0=ZM0/ (ZM0+ZN0) ;一侧分裂为α0=1-ZP0/ (Zm0-ZⅠ0) ;两侧分裂为$\alpha {}_{01}={\rm Z}{}_{{\rm M}0}/({\rm Z}{}_{\text{m}0}-{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}),\alpha {}_{02}=\frac{({\rm Z}{}_{{\rm M}0}+1){\rm Z}{}_{\text{m}0}-}{{\rm Z}{}_{\text{m}0}(1+{\rm Z}{}_{{\rm N}0}+}\frac{{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}-{\rm Z}{}_{{\rm N}0}}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0})-{\rm Z}{}_{\mathrm{Ⅰ}0}}$。

1) 两侧并列运行或一回线断开并两端接地时

在两侧并列运行或一回线断开并两端接地这2种情况之下, 平衡点位置为 α0=ZM0/ (ZM0+ZN0) , 只与两侧电源的强弱有关, 当M和N侧都为强电源, 即ZM0≈ZN0时, 平衡点位于线路的中央附近, 随着两侧的电源强弱不同, 平衡点将靠近于弱电源侧, 在N侧为纯负荷的情况下, 即ZN0≈0, α0=1, 平衡点位于负荷侧母线处。

2) 一侧分裂运行时

在一侧分裂运行这种情况下, 平衡点位置为α0=1-ZP0/ (Zm0-ZⅠ0) , 平衡点的位置受互感、线路正序阻抗差以及非故障线路电源强弱的影响。当0<ZP0/ (Zm0-ZⅠ0) <1时, 线路上存在平衡点;反之, 则不存在平衡点。当非故障线路P侧为弱馈时, 由于ZP0较大, 平衡点位置主要受电源强弱的影响;反之, 当P侧为强电源时, 由于ZP0与Zm0-ZⅠ0的数量级相当, 平衡点随着Zm0-ZⅠ0的增大而靠近N侧, 同时随着ZP0的增大而靠近M侧。

3) 两侧分裂运行时

从求解方程ΔZⅠMA (α) =0的角度看, 两侧分裂运行时是最复杂的, 存在2个解α01与α02, 即2个平衡点, α01的大小与M侧电源强弱及线路互感有关, 随着ZM0的增大而增大, 随着Zm0的增大而减小。α02的大小与M和N侧电源强弱及线路互感有关, 在0<α02<1的情况下, 随着ZM0和Zm0的增大而增大, 随着ZN0的增大而减小。

3 同杆双回线路纵联距离保护动作范围

纵联距离保护Ⅰ段作为不带延时的保护, 其欠范围拒动可能导致相邻线路跳闸而扩大停电范围, 而超范围误动将导致线路跳闸。本文结合广东电网深清甲乙线和横东甲乙线, 重点关注距离保护Ⅰ段因保护区缩短或伸长而带来的选择性问题。主要考虑线路运行方式和电源强弱程度影响。

3.1 深清甲乙线

线路参数:线路全长L=10.7 km;ZⅠ1=ZⅡ1=3.103 Ω; ZⅠ0=ZⅡ0=9.309 Ω;Zm0=6.507 Ω;M侧为深圳侧;N侧为清水河侧且为弱馈;电源参数见表1。设Ⅰ段的整定可靠系数取0.85, 据表1计算出的数据绘制ΔZⅠMA与α的关联曲线见图6。

3.2 横东甲乙线

线路参数:线路全长L=16.5 km;ZⅠ1=ZⅡ1=4.748 Ω;ZⅠ0=ZⅡ0=14.439 Ω;Zm0=10.198 Ω;M侧为横沥侧;N侧为东莞侧;电源参数见表2, 据表2计算出的数据绘制ΔZⅠMA与α的关联曲线见图7。

3.3 实例计算结果分析

由图6和图7的关联曲线可以看出:

1) 故障位置距离保护装置越远, 测量阻抗产生的偏差越大, 且在故障位置靠近线路末端时, 曲线的斜率有不断加大的趋向。

2) 在两侧并列运行或一回线路检修时, 线路末端的附加测量阻抗项所造成的偏差达到了25%以上, 且影响相反, 在线路末端故障情况下, 并列运行时保护可能出现欠范围拒动, 而一回线路检修时则可能出现超范围误动。

3) 在一侧分裂运行的情况下, 测量阻抗的偏差影响与故障位置的关联程度较弱, 且一侧为弱馈时的影响程度明显弱于两侧皆为强电源时, 这种情况下保护区伸长较为稳定且影响较大, 在线路末端故障时保护将可能出现超范围误动。两侧都分裂运行时, 测量阻抗的偏差影响最小且在10%以内, 甚至当一端弱馈时, 偏差接近于0, 可以忽略不计。

4 结论

1) 继电保护的接地测量阻抗受零序电流互感影响较大, 主要取决于相邻的非故障线路中的零序电流大小和方向。当并列运行或者一回线路检修且两端接地时, 影响最大, 当一侧分裂运行时次之, 两侧分裂运行时影响最小;并且在线路末端发生故障时两回线并列运行比一回线路检修且两端接地更大, 而在线路首端则相反。

2) 除两侧分裂运行外, 总能存在一个平衡点, 使得该处发生故障时, 接地测量阻抗的测量偏差为0, 当两侧电源强弱相同时, 平衡点位于线路中央, 当两侧电源强弱不同时, 平衡点向强电源侧靠近, 当一侧为负荷时, 平衡点位于强电源母线处。

3) 测量阻抗的误差主要由另一回线的零序电流引起, 可采用另一回线零序电流3Km$\dot{{\rm I}}$Ⅱ0的补偿方式来消除接地距离保护的测量误差, 并根据同杆双回线路不同运行方式制定相应的零序电流补偿系数。同时为解决运行方式对接地距离保护测量的影响, 微机保护装置应分别对接地距离Ⅰ段、Ⅱ (Ⅲ) 段配置不同的零序电流补偿系数。

线路零序保护 篇5

本文将以笔者在工作中遇到的一起纵联零序保护误动的案例进行分析, 研究误动原因并探讨解决措施。

1 事故简述

2010年9月4日15点23分, 监控系统收到“220k V旗杰变220k V旗昭2W83事故跳闸, 保护动作, 2W83开关分闸, 重合闸动作, 2W83合闸”信号, 通知运维人员到现场检查保护和故障录波器信息, 220k V旗昭2W83线路A相瞬时故障, PSL602纵联零序保护动作, A相跳闸, 重合闸动作一次, 重合成功。对侧昭阳变2W83两套保护均无动作信息。

本侧PSL602保护动作信息:14ms发信, 21ms收信, 30ms纵联保护A跳出口, 895ms重合闸出口, 1056ms纵联保护整组复归。

2 误动原因分析

220k V旗昭2W83和220k V旗唐2W84有一部分线路是同杆架设, 如图所示:

旗昭2W83线在运行, 旗唐2W84线路故障将两侧开关跳开后, 唐子侧开关试送电时, 旗唐2W84线仍然有接地故障。旗唐2W84线唐子侧后加速动作, 旗昭2W83线旗杰侧纵联保护动作, 旗昭2W83线昭阳侧保护没有动作, 故障状态如图所示:

旗唐2W84线路发生接地故障时, 在本线路产生一个零序电流Io。

旗唐2W84线的三相对旗昭2W83线某一相的三个线间互感阻抗Zm, 旗唐2W84线三相的零序电流Io在旗昭2W83线的某一相上产生的三个感应电动势也是幅值相等相位相同, 这三个感应电动势相加其值为3Io Zm。

Zom为线间零序互感阻抗, Zom=3Zm。Io Zom感应电动势在某些参数条件下可能使旗昭2W83线两端零序方向继电器都判为正方向短路。

保护动作逻辑分析:

旗唐2W84线唐子侧试送电时, 旗杰侧开关在分位。线路故障依然存在, 唐子侧判为手合故障, 100ms手合加速保护动作, 将故障切除。旗昭2W83旗杰侧和昭阳侧零序方向继电器均判正方向, 14ms发信, 21ms两侧均收到对侧允许信号。旗杰侧保护选相元件判A相故障, 纵联零序保护30ms动作出口, 895ms重合闸动作出口, 此时故障已被切除, 重合闸重合成功。昭阳侧由于保护选相元件选相失败, 保护应延时150ms三跳, 由于旗唐2W84保护瞬时手合加速动作, 100m s已将故障切除, 所以旗昭2W83线昭阳侧保护未动作。

3 理论计算

同杆双回线路中双回线的零序互感对保护测量元件的影响程度与电网运行方式、变压器接地点数量及分布、零序互感大小等因素有关。下图为双回线双电源接线方式的等值网络系统模型。

图中两条线路的线路阻抗设为ZⅠ=ZⅡ, 当线路I上发生金属性接地时, 设两条线路的零序阻抗及零序互感阻抗分别为ZⅠ0、ZⅡ0、Zo m, 并假设ZⅠ0=ZⅡ0。故障点距离M侧的长度占线路全长的比例设为α。

通过计算可以得到对于M侧的保护测量元件来说, 其测得的附加阻抗值为:

其中, K。S为零序自感复补偿系数,

K。M为零序互感复补偿系数,

由上式可以看出, 影响保护测量附加阻抗除了受故障线路阻抗的影响, 同时还受到非故障线路参数的影响。

4 防范措施

1) 合理选择充电端。对于本文介绍的误动案例是在单侧充电时发生的, 如选择电气联系较强的一侧充电, 在发生故障时, 电气联系若强于电磁联系, 其保护误动的概率将大大降低。

2) 改进纵联零序闭锁逻辑。一方面由于零序互感对负序电流的影响较小, 可以增加负序闭锁逻辑;另一方面可以适当延长纵联零序闭锁逻辑的动作时限, 躲过故障切除时间。

3) 采用光纤差动保护。由于光纤差动保护不使用零序功率方向继电器, 其天然判相功能可以有效识别区内还是区外故障。目前已经有越来越多的220k V输电线路采用了光纤通道。

5 结束语

随着电网的不断发展, 输电线路的通道资源越来越紧张, 同杆架设的线路也将越来越多。

线路零序保护 篇6

PSCAD是一种完全模块化及可视化的通用电力系统仿真软件,有着较为完善的元件模型库,用户也可根据需求建立自己的元件模型。利用元件模型构造电力系统模型后,软件通过一套完整的控制逻辑,使用户能够与建立的电力系统模型形成互动,并且可动态地控制各类事件。软件的仿真结果可通过图形显示或以文本文件的形式输出。软件具有良好的开放性,可很方便地与其它语言(如Matlab、C语言)接口,使得仿真过程更为灵活方便。

1 系统模型的建立

以双侧电源的110kV输电线路为例,建立线路的故障模型,模型中包括电源、断路器、输电线路及故障设置元件。如图1所示,电源采用软件中的“Three-Phase Voltage Source Model 3”元件,设置了正序阻抗及零序阻抗参数;线路采用“PI”型线路,为了便于进行仿真结果分析,在参数设置时忽略了线路元件相间电容及接地电容对故障电流的影响;“Three-Phase Fault”元件用于故障类型的设置,如各种相间故障及接地故障;故障的起始及持续时间通过“Timed Fault Logic”元件设置;测量表计“Multimeter”实现表计安装处电压、电流的测量功能。

设定系统电压为110kV;母线A侧的系统正序阻抗Zxta1为5∠85°,零序阻抗Zxta0为5.5∠80°;母线B侧的系统正序阻抗Zxtb1为20∠75°,零序阻抗Zxtb0为50∠74°;线路正序阻抗Zxl1为7.6∠66.9°,零序阻抗Zxl0为21.2∠70.7°;故障在系统运行0.3s后出现。下面采用PSCAD软件对线路单相接地故障进行仿真,分析线路末端发生A相接地故障时各电气量的变化情况,并介绍零序电流保护仿真模型的实现方法。

2 110kV输电线路单相接地故障计算

2.1 线路故障时的3I0电流

设置“Three-Phase Fault”元件故障类型为线路末端A相接地故障,得到的3I0电流有效值如图2所示,3I0电流在故障初期达到最大,为3.9kA,故障稳定后为3.798kA。故障初期3I0电流较大是因直流分量在故障初期最大引起的。3I0最大值发生的精确时间还可在软件生成的数据文件中查到。

下面用工程计算方法验证仿真结果,即按次暂态电流进行计算验证。电压采用额定电压110kV,则单相接地时系统的正序阻抗为:

Z1∑=Zxtb1//(Zxta1+Zxl1)=7.679∠74.4°(1)

单相接地时系统的零序阻抗为:

Z0∑=Zxtb0//(Zxta0+Zxl0)=17.377 8∠73.1°(2)

单相接地时的分流系数为:

设负序阻抗与正序阻抗相等,则线路末端三相短路故障时短路电流为:

线路末端三相短路故障时阻抗比β系数为:

A相接地故障时流过线路的3I0电流有效值为:

计算结果与仿真一致,验证了110kV输电线路故障仿真模型的正确性。

2.2 线路故障时的3U0电压

在110kV母线A处配置测量表计,是为了分析线路末端故障时变电站母线处的电压量变化。由图3的仿真结果可知,线路发生A相接地故障时母线A处的3U0电压有效值为20.888kV。

由于电压的计算较为复杂,因此采用北京中恒博瑞数字电力科技有限公司的继电保护整定计算软件(以下简称为继保整定软件)来对电压的仿真结果进行判断分析。由继保整定软件计算结果(如图4所示)可知,线路发生A相接地故障时母线A处的3U0电压有效值为21.841kV,比仿真结果高。考虑到继保整定软件采用平均电压(即115kV)进行计算,所以需要对计算结果进行电压归算,归算到110kV基准后的结果为20.891kV,与仿真结果完全相符。

2.3 零序电流保护定值的整定

110kV输电线路零序电流保护定值整定依据《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》进行:保护配置为三段式,零序电流Ⅰ段按躲过线路末端故障最大3I0整定;零序电流Ⅱ段按对本线路末端故障有灵敏度整定;零序电流Ⅲ段整定为300A。在未考虑线路两侧电源参数的情况下,仅按以上仿真结果中的零序电流对零序电流保护定值进行整定,即可靠系数取1.3,灵敏系数取1.5,LH变比为600/5,零序电流保护三段的动作时限分别为0、0.3、1s,则零序电流保护三段定值(二次值)分别整定为41.17、21.11、2.5A。

3 零序保护仿真模型

3.1 3I0与3U0的仿真模型

零序电流保护模型中的3I0是由测量表计输出的A、B、C三相电流的和形成的,再通过“Current Transformer”元件(即LH)、“Single-Phase RMS Meter”元件输出有效值;3U0的形成过程同3I0,区别仅在于互感器软件采用“Potential Transformer”元件(即YH)。3I0与3U0的仿真模型如图5所示,IS、US为测量表计“Multimeter”测得的三相电流、三相电压;LH变比设置为600A/5A,因一次电流值以kA为单位,故实际LH变比设置为0.6kA/5A;YH变比设置为110kV/100V;输出的数字标签I0IN与U0IN即为3I0与3U0的二次有效值。

3.2 零序功率方向元件的模型

在大短路电流接地系统中,线路发生接地短路时,为保证零序电流保护的选择性,必须加装方向元件使保护动作带有方向性。线路正方向发生故障时,零序电流超前零序电压(180°-θ)(θ为保护背侧的综合零序阻抗角,一般约为70°)。采用国电南自PSL620C线路保护中的零序功率方向元件设计原理,将零序功率方向元件的动作范围设为3I0超前3U0 30～190°。通过“On-Line Frequency Scanner”元件获取3I0和3U0相位,再通过“Summing/Difference Junction”进行相位差计算,最后将相位差输入“Range Comparator”元件进行动作判断。若相位差在“Range Comparator”设置的30～190°范围内,则输出“1”,其它则输出“0”。

3.3 零序电流保护的仿真模型

零序电流保护模型采用三段式,通过“Two Input Comparator”元件对3I0输入量与保护定值进行比较,当3I0输入量大于保护定值时输出“1”,否则输出“0”。零序电流保护采用3U0闭锁功能,当3U0大于2V时输出“1”,否则闭锁零序电流保护。零序功率方向元件同样对零序电流保护进行闭锁。零序电流保护的各段动作后通过“Binary ON Delay”元件进行动作时限的延时,最终通过或门输出保护动作指令。零序电流保护的仿真模型如图6所示。在线路正方向发生单相接地故障时,零序电流保护的动作情况如图7所示,零序电流保护Ⅱ段在0.616s后动作出口。因故障开始时间为0.3s,零序电流保护Ⅱ段动作时限为0.3s,考虑到保护动作出口延时,故保护动作正确。模拟母线A单相接地故障,零序电流保护不动作,这是因为零序功率方向元件对其进行了闭锁。因此保护的仿真模型是正确的。

4 结束语

本文运用PSCAD软件对110kV输电线路故障的暂态进行了仿真,并建立了110kV输电线路零序电流保护的仿真模型。结果验证了利用仿真软件分析电力系统故障,对了解及验证电力系统故障时各电气量的电磁暂态过程有很大帮助及参考价值;利用仿真软件来模拟保护模型,还可充分了解到保护在故障时的动作是否正确。另外,PSCAD软件在电力设计与仿真、电能质量分析和电力系统规划等研究领域中都有着重要的作用。在电力生产过程中的初设及考察论证阶段运用PSCAD软件进行模拟仿真,对项目的决策有着重大的借鉴意义,对设备的选型、电源的接入、继电保护的配置等具有很好的参考价值。

摘要：通过计算验证了由PSCAD软件建立的110kV输电线路故障暂态仿真模型的正确性,并利用PSCAD软件建立了110kV输电线路零序电流保护仿真模型。实践表明,PSCAD软件在电力系统继电保护工作中可起到很好的辅助作用。

关键词：电力系统,PSCAD,仿真,继电保护,输电线路

参考文献

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[3]李光琦.电力系统暂态分析[M].北京:中国电力出版社,1998

[4]崔家佩,孟庆炎,陈永芳,等.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M].北京:中国电力出版社,1993

[5]王梅义.高压电网继电保护运行与设计[M].北京:中国电力出版社,2007

线路零序保护 篇7

110k V线路通常会配置距离保护、带方向零序过流保护。在距离保护和带方向零序过流保护投运前, 必须对互感器极性、二次回路接线进行检查, 并对保护装置的动作逻辑进行校验, 以避免运行中保护误动或拒动。

1 保护动作情况

某变电所110k V系统为单母线分段接线方式, 1218线、1219线接于110k V I段母线, 其中1218线为进线电源, 接带变电所全部负荷, 1219线空载运行。因110k V段母线TV检修退运, 故1218、1219保护电压均取自110k V II段母线TV。

1218线及1219线采用北京四方CSC-163A型保护装置, 相间距离保护、零序方向电流保护投入, 故障电流从母线流向线路为保护动作正方向。110k V 1218开关零序段定值为3.02A、0s, 110k V 1219开关零序I段定值为2.02A、0s。

某日, 1218线开关零序方向电流I段保护动作, 动作值为5.281A, B相, 测距为43km。同时, 1219线开关保护启动, 但未跳闸。

2 故障分析

2.1 故障点的判断

1218线保护动作时电流波形如图1所示, 在接地故障持续期间, 保护装置均能检测到5.3~5.4A左右的零序电流, 且为B相接地。1219线电流故障波形也反映出B相接地信息, 零序电流值与1218线相同。鉴于变电所为单电源运行, 只有电源侧开关才能检测到故障电流, 由此可断定故障点位于1219线。

根据故障点的判断, 说明1219线发生接地故障时, 1219线零序方向保护发生了拒动, 而1218线零序方向保护发生了误动。

2.2 保护装置方向元件动作逻辑正确性分析

零序方向保护动作必须同时满足以下条件:零序电流大于保护设定值 (满足要求) ;故障电流持续时间达到保护设定的延时动作时间 (故障波形持续60ms直至故障切除, 满足零序I段保护动作延时要求) ;位于零序正方向动作区。

现根据波形分析保护动作时是否满足零序正方向动作区的条件。零序方向元件动作区通过接地故障发生时3I0与3U0的角度关系来判断, 3I0超前3U018~180°时为正向动作区, 3I0滞后3U00~162°时为反向闭锁区。其中自产3I0为3个相电流向量和, 自产3U0为3个相电压向量和。故障波形中取3组采样数据进行分析, 统计数据见表1。

由以上分析可知, 零序方向元件动作区逻辑判断正确, 保护装置正确动作, 可推断装置自产3I0与3U0相角与实际不符, 需进一步分析进入保护装置的三相电流与电压。

2.3 电流二次回路检查

电流互感器二次回路极性接反会导致保护装置的动作区反向。经查, 1218开关、1219开关电流互感器极性及电流二次回路接线正确, 由此排除因电流互感器极性错误引起保护误动和拒动的可能。

2.4 电压二次回路检查

1218开关保护动作时电压波形如图2所示 (1219开关电压波形类似) , 三相电压波形均有畸变, 零序电压3U0的基波有效值最大达10.2V, 幅值最大达36V, 相电压及零序电压3U0的3次谐波分别高达11.4、34V。部分采样点数据见表2。

k V

保护装置交流电压输入要求接入UA、UB、UC及UN。根据电压波形及采样点数据初步推断, 进入保护装置的UN可能存在虚接或未接线, 中性点发生不确定性的偏移, 造成三相电压及3U0的波形失真, 导致零序方向保护对方向的误判。

DL/T 995—2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》及《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》对TV二次回路接线都有明确规定。经现场检查发现, 110k V电压回路接线存在以下问题。

(1) 各TV的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等, 而现场110k V TV端子箱内UN与UA、UB、UC一同经空开引入控制室。保护动作当天, 变电所运行110k V I段TV, I段TV检修, I段TV端子箱内空开为分位。然而, 1218、1219线保护的N600均来自110k V I段TV, 因此两套保护装置的N600线均断开且悬空, 从而导致保护自产的3U0严重失真, 给保护误动、拒动埋下了隐患, 且不易发现。

(2) 公用TV的二次回路N600只允许在控制室内有且仅有一点接地, 而现场在110k V I段、II段TV端子箱内分别接地, 并且控制室两段TV的N600未接通。在TV二次回路多点接地情况下, 当系统发生接地故障时, 两接地点间形成电位差, 很可能使区内故障上的保护拒动, 区外故障上的保护误动。

(3) 每台TV的二次绕组和开口三角绕组必须相互独立, 不允许二次绕组与开口三角绕组的N线从开关场公用一根线引入到控制室接地, 否则可能导致零序方向保护误动或拒动。而现场TV二次绕组与开口三角绕组的N线在户外端子箱合二为一。

2.5 现场整改

根据分析可知, 本次保护误动、拒动的根本原因是电压二次回路接线错误, 在110k V I段TV检修, 使用II段电压的特殊运行方式下, 导致N相断开, 保护无法得到正确的零序电压。现场按要求整改电压二次回路接线后, 电压波形恢复正常, 3U0最大幅值为2.5V, 3次谐波值为0.462V, 说明故障分析判断准确。

3 结束语

尽管相关规程规范及反措要点对TV二次回路接线有明确要求, 但仍存在不按规定执行情况。本次保护误动分析充分说明电压二次回路正确接线的重要性, N相串接空开或熔断器、TV二次回路多点接地、二次绕组的N线和开口三角绕组的N线共用一根线等错误接线方式均应按反措要求进行整改。