直流保护论文

直流保护论文（通用10篇）

直流保护论文 篇1

0引言

牛从直流作为西电东送的主通道之一,也是世界上唯一一条同塔双回的直流输电工程,其输送容量高达6400 MW,对于南方电网的安全稳定运行有着举足轻重的作用。从西换流 站共有双回四极直流,分别为牛从甲直流极一、牛从甲直流极二、牛从乙直流极一和牛从乙直流极二,每一极直流配置两套完全冗余的直流保护。直流 保护包括 换流器保 护、直流极母 线保护、极中性母线保护、直流线路保护、双极保护。

1直流保护功能配置

换流器保护(或称阀厅保护)区域包括换流变阀侧套管 至阀厅极线侧的直流穿墙套管。

直流极母线保护(或称直流开关场高压保护)区域包括 从阀厅高压直流穿墙套管至直流出线上的直流电流互感器之间的所有极设备和母线设备(包括平波电抗器,不包括直流滤波器设备)。

极中性母线保护区域包括从阀厅低压直流穿墙 套管至接地极引线连接点之间的所有设备和母线设备,含直流高速开关(HSNBS)保护。

直流线路保护包括两换流站直流出线上的直流 电流互感器之间的直流导线和所有设备。

双极保护(包括接地极引线保护)区域从双极中性母线的电流互感器到接地极连接点,含直流高 速开关(MRTB、MRS、HSGS)保护。双极中性母线和接地极引线是两个极的公共部分,其保护没有 死区,以保证将 对双极利 用率的影 响减至最小。

2改进的完全双重化保护方案

保护的完全双重化,指的是配置两套独 立、完整的保 护装置。保护双重化配置是防止因保护装置拒动而导致系统 事故的有效措施,同时又可大大减少由于保护装置异常、检修等原因造成的一次设备停运现象。

牛从直流从西换流站直流保护采用改进的完全 双重化方案,现说明如下:

2.1所有测量正常时

A、B两套保护均为各自的两个运算单元都有保护动作信号时保护出口,A、B两套保护中任意一套出口即可停运直流。保护逻辑如图1所示。

2.2任意一套系统的一路测量回路故障时

一路测量故障的系统运算单元不输出信号,正常测量通道的运算单元有保护动作信号时保护动作出口,另外一套系统的保护动作逻辑不变。以直流保护A系统动作回路1故障为例,保护逻辑如图2所示。

2.3任意一 套 系 统 的 两 路 测 量 回 路 均 故 障 或 因 检 修 退 出 运行时

本套系统闭锁,另外一套系统的保护动作逻辑变为两路运算单元任意单元有保护动作信号保护出口。以直流保护A系统动作回路1、2同时故障为例,保护逻辑如图3所示。

2.4两套系统的两路测量回路均故障时

两套直流保护系统 均闭锁,由极控系 统判断出 无保护运行,停运直流。

3结论

本文对牛从直流从西换流站直流保护功能配置 进行了介绍,并对改进的完全双重化配置原则及出口逻辑进行了浅 析,得出结论如下:(1)正常情况下,两套保护均采取“二取二”逻辑出口。(2)某套保护在仅检测到一个保护单元出现测量回路故障时,直接开放该保护单元出口,使得该套保护变成“一取一”出口,但不影响另一套保护出口逻辑(即另一套 保护出口 逻辑仍保持其原状态)。(3)某套保护检测到两个保护单元均出现测量回路故障,或该套保护被人为退出服务时,立即闭锁 该套保护全部出口,同时通过系统间通讯告知另一套保护,如果另一套保护原本为“二取二”出口,则将变为“二 取一”出口,否则另一套保护保持其原状态。(4)如果两套保护均人为退出,或两个保护单元同时检测到测量回路故障而全部退出服务,则两套保护将全部被闭锁出口,此状态被极控系统监视到后,将停运直流系统。

摘要：根据南方电网运行的实际情况,对直流系统保护可靠性的要求是杜绝拒动,尽可能避免误动。鉴于此,溪洛渡同塔双回牛从直流工程采取了改进的完全双重化保护方案,现对其进行简要分析。

关键词：直流保护,换流站,冗余

直流保护论文 篇2

变电站直流电源既是开关的操作电源，也是继电保护装置的电源，电网和变电站的安全运行要求直流电源必须具有高可靠性，失去直流将可能造成继电保护和开关的拒动，造成电网大面积停电和设备的损坏，严重威胁设备和电网的安全运行。直流由所属单位分散管理，设备种类多，标准应该统一，下面就直流电源使用谈以下几个应引起注意的问题。

一、目前存在的直流断路器（直流开关）和熔断器（保险管）的配合

其配合关系应执行《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004条款中6.1.3的规定：

1.熔断器装设在直流断路器上一级时，熔断器额定电流应为直流断路器额定电流的2倍及以上。这样可保证动作的选择性。

2.直流断路器装设在熔断器上一级时，直流断路器额定电流应为熔断器额定电流的4倍及以上。即：熔断器为2A时，上一级直流断路器应为8A及以上。这样的配合主要是考虑了直流断路器动作速度相对比较快。由于下级采用熔断器，相应增加了上级开关的额定电流，所以建议最末一级应尽量采用直流断路器。

二、上下级熔断器之间、上下级自动开关之间额定电流的选择，其配合关系应按《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136-2001条款9.2.10、9.2.11中的规定： 9.2.10条款为：1.熔断器额定电流应按回路的最大负荷电流选择，并满足选择性的要求。干线上熔断器熔件的额定电流应较支线上的大2级——3级。

在安全评价文件中，要求上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，必须保证2——4级级差，电源端选上限，网络末端选下限。为避免蓄电池组总熔断器无选择性熔断，该熔断器和分路熔断器之间，必须保证3——4级级差，对级差的要求又有所加大，其目的主要是使上级脱扣（熔断）时间大于下级，确保上、下级直流熔断器在过负荷或直流短路时选择性。

级差是熔断器(直流断路器)生产制造时的额定电流关系，额定电流分别为3A、6A、10A、16A、20A、25A、32A、40A、50A、63A、80A、100A、125A等，它不是成固定倍数的关系。分支熔断器选用6A，按大2-3个级差考虑干线应选用16A或20A的熔断器。

一般每个回路继电保护配置的保险丝为3A或6A，可以根据直流电压和一次开关合闸、跳闸线圈电阻阻值很容易确定合闸、跳闸电流，那么它干线上保险丝的额定电流就很容易确定了，直流屏馈出的熔断器电流值不宜选择过大，因为它决定着上一级熔断器电流值的大小，否则无法与总保险配合，必要时必须增加直流馈出的数量，分散负荷，避免负荷在某段母线的集中，即某一回路最大负荷电流必须要控制，负荷在多回路中分摊，这需要在设计时通过计算，使馈出回路数量上有充分的裕度，并在设计中明确所设小母线的数量。

9.2.11条款为： 1.上下级自动开关之间额定电流的选择：

自动开关额定电流应按回路的最大负荷电流选择，并满足选择性的要求；干线上自动开关脱扣器的额定电流应较支线上的大2级——3级。

7.5.2条款为：开关电磁操动机构的合闸回路，直流断路器可按（大于等于）0.3倍的额定合闸电流选择，但直流断路器过载脱扣时间应大于开关固有合闸时间。

直流电动机回路，直流断路器可按（大于等于）电动机的额定电流选择。

7.6.3条款为：开关电磁操动机构的合闸回路，熔丝可按0.2——0.3倍的额定合闸电流选择，但熔断器的熔断时间应大于开关固有合闸时间。

直流电动机回路，熔丝可按电动机的额定电流选择。

在国家电网公司颁布的《直流技术标准》中对直流系统的保护规定如下：

（1）直流回路中严禁使用交流空气断路器；当使用交直流两用空气断路器时，其性能必须满足开断直流回路短路电流和动作选择性的要求。（2）直流空气断路器、熔断器应具有安一秒特性曲线，上下级应大于2级的配合级差，并应满足动作选择性的要求。（3）直流电源系统中应防止同一条支路中熔断器与空气断路器混用，防止在回路故障时失去动作选择性。

由于不同制造厂或不同系列产品存在性能差异，混合使用有可能会失去动作选择性配合，因此，一个站的直流熔断器或自动空气开关，原则上应选用同一厂家的系列产品。

断路器与熔断器混合保护的级差配合比较困难，由于无时限的断路器的脱扣速度基本不变，而熔断器的动作具有反时限特性。无论断路器安装在熔断器之前或之后，总在某些短路电流值范围内会出现失去动作选择性。因此，应避免这种组合保护方式。

直流系统熔断器应分级配置，上下级熔体应满足选择性配合要求。一个站的直流熔断器或自动空气断路器，原则上应选用同一制造厂系列产品。使用前宜进行安秒特性和动作电流抽检，同一条支路上的空气开关和熔断器不宜混合使用。

直流回路中采用空气自动空气断路器时，必须选用合格的直流空气断路器，严禁采用交流空气断路器。对已经采用的，必须安排更换。

在变电所直流电源屏上，由于蓄电池组的容量确定后，其出口回路熔断器额定电流是按蓄电池1H放电率电流选择的，并应与各馈出回路相配合；从保护动作选择性要求，蓄电池输出回路断路器额定电流应大于馈出断路器额定电流最大的一台来选择，配合系数一般取2，必要时取3，取以上电流最大者为蓄电池输出回路断路器额定电流，并应满足蓄电池出口短路时灵敏系数的要求。所以设计部门在设计时，基本也确定了蓄电池出口回路额定电流和馈出回路的额定电流。如防酸式和阀控式密封铅酸蓄电池回路设备选择：

蓄电池容量（AH）

200

300

400

500

800

熔断器IE（A）

200

315

315

400

630

直流断路器IE（A）

160

200

250

315

500

详见规程5044——2004附录F

三、目前变电站直流电源的保护大多采用直流断路器和熔断器配合，熔断器和直流断路器配合的混合方式，很不规范，一般微机保护和电磁式保护分别采用直流断路器和保险管，而新上的直流电源屏均采用直流断路器，原使用的直流电源屏是采用保险管，开关机构上也是保险管较多，早期的变电站采用熔断器，新变电站采用直流断路器，由于继电保护和直流设备的更新，在更新时造成上述的混合方式，要引起运行管理人员的重视。如熔丝的上下级不是同一系列产品（如果末级是快速熔断器还好），也不清楚直流断路器和熔丝的安秒特性，尤其是不应在空气断路器的下级使用熔断器。直流断路器动作相对速度比较快，所以我们不希望直流断路器下一级再接熔断器。以上的问题不满足国家电网公司颁布的《直流技术标准》，应加以整改。

目前对直流系统的各级保护开展了定值管理，主要是对各级直流空气开关和熔丝的额定电流加以明确，但大部分变电站没有对定值的由来进行计算，没有通过计算、校核，进行上下级动作时间的比较,而是沿用建所时使用的原始设计值或厂家原屏带来的设备电流值，依赖设计或厂家对充电机、硅整流（开关电源）、蓄电池回路熔丝（开关）、直流屏馈出部分熔丝（开关）额定电流的选择。在直流回路发生变化、增加负荷或接线改变，上下级保护是否保证选择性有一定的不确定因素。所以变电站要有一张全所的直流图，包括熔丝（开关）额定电流选择和动作电流选择的计算说明，具备采用的熔丝和直流小开关的动作安秒特性，通过直流短路电流计算，校验上下级动作时间，在不满足时能够调整直流接线结构，使上下级保护有动作时间的配合，不误动拒动，尤其不允许越级误动。由于计算涉及问题较多，动作时间不易确定，所以绘制一张全所的直流图很有必要，在图中可以清楚地看出上、下级保护级差配置，保护配置是否存在问题，要满足上、下级保护级差配置的规定。

直流屏馈出的熔断器采用短路短延时开关，防止越级带来的事故面扩大。

在前几年进行的变电站直流系统的反措中，新建或改造的直流系统对不同的电压等级采用不同的直流母线供电，开关的控制操作和动力直流分开，如一次变有三个电压等级，那么分别各设置供220KV、66KV、10KV的直流开关操作电压母线、220KV、66KV、10KV的继电保护用直流电压母线，每段母线由直流屏二个馈出开关环路供电，正常单回路运行辐射状供电。对变电所高压开关的合闸设立动力直流母线采用独立环路供电，中间解环运行。对信号回路采用由直流屏独立馈出。避免与继电保护用直流和控制直流交叉供电，互相影响。在一个电压等级的直流母线上，根据一次元件数量、负荷大小适当增加母线段数，可分设保险（空气开关）供电，以便较好的实现配合。设置多段母线可以使负荷分配合理，使直流屏馈出开关的保护电流值不致偏大，有较好的灵敏度，与总保护有较大的级差保证，所以直流系统好的接线结构也是保证其安全运行的关键。

四、在安全性评价中建议：在熔断器（直流开关）定值管理上要进行计算，有书面材料，专人管理，每年一次。没有进行的要尽快落实，对配合关系要做到心中有数。计算的步骤： 1.建立完整的直流系统图，从交流电源开始，包括充电机、蓄电池、直流屏馈出、各级母线馈出的完整接线，可以采用单线图从上级到下级，由粗线到细线，对采用的熔断器、直流开关、刀闸采用不同的符号区别，标明采用的额定电流值。

A、蓄电池、充电机为第一级保护定值；

B、直流屏馈出、试验电源、开关动力直流（大合闸）为第二级保护定值；

C、从各直流母线馈出到保护和控制回路的分支保险为第三级保护定值；

2.通过统计各回路最大负荷电流，根据规程原则确认各分支保护的额定电流值，3.建立保护定值一览表，整定值计算过程，计算保护和控制回路负荷电流，动作曲线对比，动作时间对比。

4.进行各点直流回路短路电流计算。依靠时间的配合保证上级保护不越级动作。

五、为了方便了解和掌握，对北京人民电器厂保护电器的设计方案简介如下，说明直流开关的选择原则，额定电流与动作特性的关系：

采用的直流断路器应具有速断保护和过电流保护功能是《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004的要求，其附录E对直流断路器的选择进行了介绍，并分别介绍了过负荷长延时保护、短路瞬时保护、短路短延时保护的整定原则。北京人民电器厂采用其生产的G系列直流开关保护特性对不同的异常（过载）和短路电流，有三种动作行为。1.过载（长延时）保护：电流较小，为防止电缆发热的绝缘破坏，经一段时间延时切除故障回路。

2.短路（瞬时）保护：电流较大，会对设备有较大危害，所以要求断路器立刻切除故障回路。

3.短路短延时为防止越级保护带来的事故面扩大，保证故障电流仅仅由距离故障点最近的断路器来切除，有时要求上级断路器在遭遇短路电流时，经过一定时间的短延时（一般为MS级）后再动作。

在电流小于过载（长延时）保护起始动作值，开关正常工作。在电流达到各相应动作值，开关按相应时间特性动作。

北京人民电器厂其生产的G系列直流开关具有长延时+瞬时保护功能为二段保护脱扣器（A类保护）。如GMN20R、GMXX系列，用于直流电源末端保护。GMN20R系列用于直流电源末端保护，额定电流为：1A、3A、6A ；在通过5IN时瞬时脱扣。

GM系列脱扣分为延时过载、瞬时。在通过10IN时瞬时脱扣，（短路瞬时保护一般在10倍IN时瞬时脱扣。）GM800A、1250A为5IN瞬时脱扣。以上二种B类保护的开关用于直接接到负载的场合。

北京人民电器厂其生产的GMB系列具有长延时+瞬时+短路短延时功能，称为三段保护脱扣器（B类保护）。

GMB32系列脱扣采用长延时+瞬时+短路短延时，额定电流为：16A、20A、25A、32A、40A。以下以GMB32/2400R-32A为例来说明各种故障电流发生时断路器的动作情况，ID为故障电流。

1.过载（长延时）保护：1.05*IN（33A）〈ID〈10*IN（320A）

ID=33A时

在1H以上动作，ID=3IN= 96A时

在7S内动作，ID=7IN=224A时

在3S内动作，动作为反时限曲线动作，ID增大，动作时间逐渐减小。

2.短路短延时保护功能：10*IN（320A）〈ID〈2.5KA 动作时间可达数百毫秒。

ID属于一般短路电流，开关经过一个固定的延时时间T后（10MS）再动作，3..短路（瞬时）保护：2.5KA〈ID〈20KA ID大于2.5KA时，属于大短路电流，开关瞬动为十几毫秒，开关极限短路分断能力为20KA，动作时间为4MS。第二级保护额定电流与第三级保护额定电流级差不宜小于4级。

对直接接到负载的馈线断路器，可以不设短延时，它的上级对直接接到负载的馈线断路器的保护范围要有短延时，关键是落实反措要求，设置供220KV、66KV、10KV的直流电压母线，保证不失去后备保护，第一级保护只有在直流屏母线短路时断开。

六、省公司提出如下要求：

1、各单位应高度重视变电所直流保险的使用维护工作，加强这方面的领导，每年应结合春、秋检对变电所直保险进行一次全面检查，重点检查保险容量、上、下级的配合及保险状况，对长时期运行的直流支路保险和总保险，根据现场实际情况，必要时应提前更换，以确保可靠安全

2、对现运行、库存和新购进的各类保险、空气开关，有条件的应抽样进行安秒特性试验，确保其质量。

3、各单位要对现运行蓄电池总保险进行一次全面检查，对保险熔断没有告警信号的，要实施改造加装信号回路，蓄电池总保险应更换成带有“撞击体”保险器，以便实现保险熔断有信号发出。

4、加强对《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004和《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136-2001的学习和理解，学习厂家有关维护使用说明书，对现运行的进行复核，对新投产的设计要加强审核和验收。

直流保护论文 篇3

提要：针对一起一个半断路器主接线母线失灵保护误动事故，分析了因为直流系统一点接地发生直流负接地现象，造成母线保护装置光耦开入回路导通，使失灵保护动作出口的原因。针对事故提出对策，做出母差保护开入板更换、完善了母差保护的双失灵开入回路及相电流检测的具体措施。

关键词：一个半断路器失灵保护；光耦；直流接地

中图分类号：TM771

引言

电力系统的母线是发电厂和变电所中最重要的电气设备之一，往往是电力系统汇合的枢纽。因此，母线故障率尽管少，却是电气设备中最严重的故障，后果十分严重，特别是500千伏系统将造成电力系统瓦解，使大面积用户遭受停电，人员伤亡并使电气设备遭到破坏，因而对母线保护装置的 动作可靠、灵敏、迅速性、抗干扰性要求更为严格，母线故障时应有足够的灵敏度，区外故障及装置本身故障保证不误动。由于系统的要求，当母线上发生故障时必须快速切除；保护装置必须十分可靠和有足够的灵敏度。

断路器失灵保护是母线保护一个重要组成部分。目前一个半断路器主接线方式下的母线保护，与一个半的断路器失灵保护配合，完成失灵保护的联跳功能。当母线所连接的某个断路器失灵时，该断路器的失灵保护动作接点提供给保护装置。保护检测到此接点动作时，经小延时联跳母线的各个连接元件。只有在检测到电网有扰动时，失灵联跳才有可能动作，但是直流负极一点接地造成继电保护光耦出口动作，特别是早期产品失灵开入没有电流闭锁，而且光耦开入回路是单开入，不符合出口继电器动作电压大于55%，小于70%直流电源电压的继电器（设计额定功率为5W）的要求。失灵开入接点发生误碰、或者单端直流接地时往往发生误动作，使母线所在断路器跳闸，造成事故危害很大，必须引起高度重视。

1、事故经过

500千伏XX站220千伏设备采用一个半断路器主接线方式。2015年8月27日，220千伏Ⅱ母线保护屏第I 套RCS-915E母线保护失灵开入频繁动作，在3分钟时间内开入变位共计23次，导致RCS-915E母线保护误保护动作，2223开关、2233开关、2242开关、2253开关、2263开关误跳闸。当时站内无工作，故障发生后，运行人员发现220千伏Ⅱ母线保护RCS-915E母线保护失灵保护信号灯亮，同时失灵保护动作，17：50，检修人员到站检查设备，经过检查确认RCS-915E母线保护装置失灵开入，造成所在Ⅱ母线断路器跳闸。

2、事故原因分析

电网一个半断路器主接线方式下母差、失灵保护的配置原则应符合规程要求。电网XX站是1986年建设的变电站，母线保护投产时间较早，为2004年安装的保护装置，其中220千伏一个半断路器主接线的母线保护的失灵保护仅仅是边断路器保护一路失灵接点输入。虽然母线保护发生故障的几率较低，但是有关失灵回路反措的没有具备，是发生母线保护失灵保护误动作的主要原因。

⑴ 母线失灵保护动作逻辑

每条母线应配置两套母线保护，两套母线保护使用边断路器的失灵启动直跳。为防止开入电缆误碰等接地原因导致保护误动，失灵及母差直跳等跳闸回路在开入设计时，设置双开入。当线路或主变故障、且边开关失灵时，由该边开关的失灵保护输出两路失灵接点，启动母差保护中的失灵直跳功能，母差保护内部失灵接点进行“逻辑与”判别，确认无误后对故障点进行隔离。

当线路或变压器等元件保护对该断路器发过跳闸命令，但该断路器依然有电流，经延时该断路器所在母线，以上失灵的过流元件判别和时间元件判别在断路器保护中完成，断路器输入到母线保护中的失灵直跳功能仅仅是为失灵保护提供跳闸出口。

⑵光耦接地动作分析

保护人员调取母线失灵保护误动作故障录波信息，电流电压未发生异常波动，确认220千伏Ⅱ母线未发生变化，RCS-915E母线保护的失灵直跳功能属于误动作。经现场监控系统反映，确认在误跳闸同时，第二组直流负极接地。发现2231断路器保护失灵到母差保护的电缆接点负电源的电缆芯绝缘为0MΩ。导致了Ⅱ母线保护屏第I套 RCS-915E母线保护的失灵保护用光耦隔离元件瞬时承受电压达到110V（额定电压的50%）。

对2231断路器保护启动RCS-915E母线保护的失灵回路误动作的分析。当3D46电缆芯发生绝缘问题时，光耦两端瞬间形成110V正向电压，此电压达到动作电压及功率，引起光耦二极管正向导通，母线保护失灵开入，母线保护误动，引起跳闸，如图1所示。

⑶模擬事故发生试验过程

为了再现事故过程， 结合本站500千伏Ⅱ母线停电，保护人员将同类型500千伏Ⅱ母线保护的进行光耦动作电压测试，将220千伏Ⅱ母线保护的光耦板装入500千伏Ⅱ母线RCS-915E保护，对RCS-915E母线保护的光耦动作电压进行了测试。测

试电源准备，需准备两路直流电 源：

一路为保护装置提供工作电源，输出为220V DC，加在“装置电压”端；另一路由继电保护试验仪提供，为电路提供可调大小的正负电源加在“光耦电压端”。

为确保电源有相同的参考电位，应将两台试验仪的接地端同时接地，两台试验仪的直流电压“负”端，用导线相连，此时两台试验仪的“负”端与 “地”等电位。

将继电保护试验仪的直流电压“正”端接至ZD15，对应保护中支路失灵开入。采用逐次逼近的方法，将电压从60V递增，步进电压为1V，直到支路失灵开入置1。支路失灵开入置1后，将电压逐次递减，直到支路失灵开入返回。

以上试验结果见表1。

⑷光耦动作的根本原因是动作电压低

由表中看到，2004年的产品显然不符合规程规定动作电压大于55%，小于70%直流电源电压的继电器（设计额定功率为5W）的要求。实际测量动作电压为96V（额定电压的43.6%），返回电压为95V（定电压的43.1%）；同样不合格保护装置返厂检测结果是：动作电压开入分别为96.2V（43.7%）、98V（44.5%），返回电压为95V（43.2%）、为97V（44.1%）。测量中的符合规程要求的是近期投产的保护装置，可见厂家已经进行了重要的改进。

220千伏Ⅱ母线保护第I 套装置光耦动作电压不符合反措强电光耦导通动作电压大于60%、小于75%额定直流电源电压要求。因此事故结论：2231断路器保护失灵到母差保护的电缆接点负电源的电缆芯绝缘为0MΩ是事故起因，而保护装置动作电压不符合反措要求是造成此次事故的直接原因。

3、本次事故的经验教训

通过本次事故的分析，提出对策并且实施。

⑴ 母线失灵保护开入应符合出口动作电压要求

严格执行华北调局继（2005）7号《关于继电保护光耦回路研讨论会会议纪要及整改措施》中的规定：强电光耦导通动作电压大于60%、小于75%额定直流电源电压。为防止光耦误导通，所有牵扯到失灵及母差直跳、非电量等跳闸回路的开入一律采用强电中间继电器，以增加可靠性。动作电压大于55%，小于70%直流电源电压的继电器（设计额定功率为5W）对直跳回路开入进行重动。

⑵ 完善母线失灵保护开入使用“逻辑与”原理

为提高保护的安全性，失灵及母差直跳等跳闸回路在开入设计时，设置双开入即“逻辑与”，以防止开入电缆误碰等接地原因导致保护误动。同时在断路器保护装置增加双路重动继电器，分别对母线保护双开入进行重动。在今后的验收、技改工作中严格按照要求执行，完善母差保护的双失灵开入。

严格执行2012年国调中心下发的《国家电网公司十八项电网反事故措施》，事故发生后，山东省检修公司运检部组织排查同一批次的母差保护，共涉及23站60多套不合格保护，安排保护轮停更换光耦插件板。

⑶ 加强对直流系统的绝缘检查

采用施工中拆线包扎绝缘胶布的方法，一旦发现直流系统接地，应立刻处理，对一点母线接地故障特别重视。提醒现场工作人员，改变直流一点接地危害不大，两点接地才跳闸的观念，加强施工工具的绝缘处理等措施。

⑷ 提高验收、技改二次施工工艺管理

重视运行中装置的补充检验，例如对运行中的装置进行较大的更改或增设新的回路后的检验；检修或更换一次设备后的检验；运行中发现异常情况后的检验；事故后检验，加强回路绝缘检查。

⑸ 增加失灵扰动就地判据

为防止误动，在失灵联跳逻辑中加入了失灵扰动就地判据，并带有50ms固定延时，见图2。当接点误碰或直流电源异常时，而失灵就地电流判据又躲不过负荷电流的情况下失灵联跳误动，设计了失灵扰动就地判据：稳态判据： Iφ>1.1In

或 |3I0-3I0p|>0.03In 展宽5s（3I0p为30s前3I0的值）

或 失灵启动前3I0<0.08In 且失灵启动后3I0>0.1In

或 失灵启动前3I2<0.08In 且失灵启动后3I2>0.1In

暂态判据： Σi| >0.2In展宽5s

只有在检测到电网有扰动时，失灵联跳才有可能动作，大大提高了失灵联跳的安全性。

4、结论

一个半断路器的母线保护不像其它的主接线例如双母线带母联带有复合电压闭锁，国网公司规定，一个半断路器的母线保护不经过所在母线二次电压闭锁。随着检修范围增大，母线保护误动作切负荷的危险性加大，安全性更加重要，因此应该提高对防止直流回路一点接地引起母線失灵保护光耦接点闭合，使保护出口误动作的重视，对于光耦接点开入的启动失灵保护必需采用“逻辑与”加上闭锁失灵扰动就地判据手段，特别注意对于早期的不合格产品，必须严禁光耦回路直流系统一点接地，及时通过技术改造，达到母线失灵保护不误动的反事故措施落实。

参考文献：

【1】丁书文.断路器失灵保护若干问题分析.电力系统自动化.2006，30（3）；89-91.

【2】RCS-915GD微机母线保护装置技术及使用说明书 南瑞继保电气有限公司2010.2

作者简介：

第一作者：李阳（1987-）男，山东潍坊人，国家电网山东省检修公司，助理工程师， 研究方向：电力系统继电保护运行维护

第二作者：陈健（1983-）男，山东济南人，国家电网山东省检修公司，工程师， 研究方向：电力系统继电保护运行维护

第三作者：李超（1981-）男，山东枣庄人，国家电网山东省检修公司，工程师， 研究方向：电力系统继电保护运行维护

直流保护论文 篇4

多端直流输电系统由3个或3个以上的换流站及连接换流站之间的高压直流输电线路组成[1,2]。与两端直流输电系统相比,多端直流输电系统能够实现多电源供电、多落点受电,输电方式更为灵活、快捷;但由于其控制保护、设备制造等更为复杂,许多关键问题尚未得到合理解决[3,4,5,6,7,8,9,10,11]。多端直流输电系统在大扰动下的性能研究,主要可分为交流系统故障和直流侧故障两大类[12]。中国大容量远距离直流输电系统中,直流侧故障约占直流系统故障的50%[13]。为了快速清除直流侧故障,减轻直流系统直流侧故障对交流系统的影响,多端直流输电系统有必要装设直流断路器。但从目前发展状况来看,虽然直流断路器的研发测试已经取得了较大的突破,但尚未在工程中广泛使用[14,15]。因此,在不使用直流断路器的情况下,研究多端直流输电系统直流侧发生故障时的控制策略与保护措施,提高交直流输电系统的运行稳定性,具有十分重要的意义。

本文根据多端直流输电系统的运行特性,采用常规交流断路器代替直流断路器[16],利用PSCAD/EMTDC软件建立了双极四端直流输电系统仿真模型,提出了四端直流输电系统在直流输电线路不同故障点下的控制保护策略及其动作时序。

1 测试系统结构

多端直流输电系统由多个换流站和多条直流输电线路组成,根据运行条件和工程设计要求,可以采用不同的拓扑结构和接线方式。并联放射式的双极四端直流输电系统结构如图1所示,包括2个双极12脉动整流站(整流站Ⅰ、整流站Ⅱ)和2个双极12脉动逆变站(逆变站Ⅰ、逆变站Ⅱ),每个换流站由交流滤波器、换流变压器、12脉动换流器、平波电抗器、直流滤波器和接地极构成。整流站Ⅰ与整流站Ⅱ之间的距离为500km;整流站Ⅱ与逆变站Ⅰ之间的距离为1 000km;逆变站Ⅰ与逆变站Ⅱ之间的距离为500km。

2 控制系统模型

本文所述的多端直流输电系统是两端直流输电系统的简单扩展,因此可沿用两端直流输电系统的控制结构与策略。基于国际大电网会议(CIGRE)直流输电标准测试系统控制方式,图1所示的四端直流输电系统将逆变站Ⅱ用于控制系统直流电压,采用定关断角与定电流控制;逆变站Ⅰ配置定电压与定电流控制以及定关断角与定电流控制2套可切换控制方式,其中定电压控制用于电压限幅;整流站Ⅰ和整流站Ⅱ采用定电流控制和最小触发角限制。一般工况下,逆变站Ⅰ采用定电压与定电流控制,此时系统各换流站控制特性如图2所示。当因一些系统故障引起逆变站Ⅱ闭锁时,为保证系统始终有一个换流站控制直流电压,逆变站Ⅰ的控制方式将切换至定关断角与定电流控制,用于控制直流电压。

多端直流输电系统需要多个换流站同时控制直流电流,因此有必要设计一个上层控制器来计算和分配电流指令。设计的基本原则为所有换流站电流指令之和为0,即∑Iord=0。每个换流器所存在的直流电流限制很可能影响上述设计原则,设计过程中,特别需要将其考虑在内。上层控制器的结构框图如图3所示[5],其中:IrecⅠ,IrecⅡ,IinvⅠ和IinvⅡ分别表示整流站和逆变站的直流电流指令变量;IorecⅠ,IorecⅡ,IoinvⅠ和IoinvⅡ分别表示整流站和逆变站直流电流指令的给定值;直流电流指令比例系数Ki(i=1,2,3,4;∑Ki=1)可以根据各换流站的交流系统强度和功率裕量变化[6];由于限幅环节的存在,整流站直流电流整定值的总和与逆变站的直流电流值可能存在不平衡,采用积分反馈方式可消除这种不平衡。

3 直流侧故障时的控制保护策略

图4给出了双极四端直流输电系统简图,每个换流站分别表示四端系统每一端的正负极换流站,S1,S2,S3,S4表示直流侧常规交流断路器。针对f1,f2,f3处分别发生暂时性故障和永久性故障的情况,本文提出了相应的控制保护策略。

3.1 直流线路暂时性故障

当f1,f2或f3处发生直流线路暂时性故障时,可采用相同的控制保护策略。具体控制时序如下:当检测到故障时,相应极的整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲强制移相至120°~150°,转入逆变运行状态,经过一段无电流时间(0.2~0.5s)充分去游离后,解除强制移相并重启动。如果一次重启动失败,则表示故障仍然存在,再进行多次全压重启动和一次降压启动,全压重启动次数按照所连交流系统强度和直流系统承受能力确定。如果重启动次数超过所设定的次数,可认为是永久性故障。

3.2 直流线路永久性故障

本文以系统重启动次数为依据,将重启动次数少于设定次数的故障情况定为暂时性故障,多于设定次数的视为永久性故障。

3.2.1 AB线路内f1处发生永久性故障

当最后一次重启动失败时,将整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲再次移相至120°~150°,当流过常规交流断路器S1的电流减小至0时,断开S1并闭锁相应极整流站Ⅰ的触发脉冲,常规交流断路器S2,S3,S4保持闭合状态。解除整流站Ⅱ的强制移相后,剩余的3个故障极换流站重启动。整流站Ⅰ所损失的功率可以由其余换流站的过载运行来补偿。

3.2.2 BC线路内f2处发生永久性故障

最后一次重启动失败后,将整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的触发脉冲移相至大于90°的某个角度,待各换流站的直流电流和直流电压均降低至最小值时,先将故障极的整流站Ⅰ和整流站Ⅱ闭锁,再闭锁相应极的逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ。

3.2.3 CD线路内f3处发生永久性故障

判定为永久性故障后,将触发脉冲移相至120°~150°,当流过常规交流断路器S4的电流减小至0时,断开S4并闭锁相应极逆变站Ⅱ的触发脉冲,常规交流断路器S1,S2,S3保持闭合状态。解除整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的强制移相后,剩余的3个故障极换流站重启动。

由于多端直流输电系统要求至少有1个换流站控制直流电压,因此在断开S4的同时将逆变站Ⅰ的控制方式从定电压与定电流控制切换为定关断角与定电流控制,使其控制直流电压。

4 仿真验证

本文运用PSCAD/EMTDC软件对图1所示的双极四端直流输电系统进行仿真。设置电流指令比例系数K1∶K2∶K3∶K4的值为1∶3∶2∶2;整流站Ⅰ、整流站Ⅱ、逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ的额定电流值分别为1kA,3kA,2kA,2kA,每极每站过载能力为33%。系统采用标幺制形式,直流电压和直流功率的基准值分别为800kV和800MVA;稳态下,整流站Ⅰ、整流站Ⅱ、逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ的直流功率标幺值分别为1,3,2,2。直流线路故障发生在t=0.1s时刻,触发脉冲强制移相角为120°。如果发生暂时性故障,设定0.3s作为线路去游离时间;如果发生永久性故障,故障发生后0.6s(包含一次重启动失败和去游离时间)故障极直流侧相应交流断路器动作。

4.1 直流线路暂时性故障的响应特性

当f1,f2或f3处发生暂时性故障时,虽然不同故障点在故障时刻对每个换流站引起的直流电流、直流电压以及功率的影响有所不同,但由于采用相同的控制保护策略,其响应特性基本相似。下面以f1处发生暂时性故障为例给出故障响应特性。图5为距离A端250km处发生暂时性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和直流功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图5可以看出,t=0.1s发生故障后,直流电压和直流功率瞬时减小,流经直流侧交流断路器S1和S2的直流电流瞬间增大。当检测到线路故障后,两整流站触发角强制移相至120°,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极强制移相解除,故障极重启动,直流电压经0.1s基本达到稳定状态,直流电流和直流功率经0.35s重新回到稳定状态。故障恢复后,故障极每个换流站的输入/输出功率与故障前相同,直流系统的传输功率保持不变。从上述分析可以看出,当直流侧发生暂时性故障时,系统恢复速度较快,并且能够在不过载的情况下,满足系统功率传输要求,对整个交直流系统影响较小。

4.2 直流线路永久性故障的响应特性

4.2.1 f1处发生永久性线路故障时的响应特性

图6给出了距离A端250km处发生永久性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图6可知,t=0.1s发生故障后,直流电压和直流功率快速减小,流经整流站侧S1和S2的直流电流瞬间增大。当检测到线路故障后,两整流站触发强制移相,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极强制移相解除,但由于此时故障仍存在,导致重启动失败,再次触发强制移相。t=0.7s时,流过常规交流断路器S1的直流电流在零值附近有较小波动,在直流电流过零点时断开S1,将整流站Ⅰ和AB直流线路段与系统隔离。t=0.7s后,解除故障极强制移相并重启动,为保证功率的正常输送,同时尽量减少流经接地极的电流,上层控制器和极电流平衡控制器将自动分配各换流站电流整定值。重启动后经0.25s直流电压基本达到稳定,经0.5s直流电流和直流功率亦重新回到稳定状态。逆变站Ⅰ和逆变站Ⅱ输入功率分别达到2,整流站Ⅱ的输出功率则达到4,故障极在故障恢复后所传输的功率与稳定运行条件下相同,且各换流站均未超出过载限制。可见,在另一极输送功率不变的情况下,依靠故障极整流站Ⅱ在允许范围内的过载运行,可维持整个直流系统的输送功率基本不变。

4.2.2 f3处发生永久性线路故障时的响应特性

图7给出了距离C端250km处发生永久性金属接地故障时,故障极换流站的直流电压和功率,以及常规交流断路器上流过电流的响应特性曲线。从图7可以看出,t=0.1s后,系统检测到线路故障立即触发整流站Ⅰ和整流站Ⅱ的强制移相,直流电流快速减小至0。经过0.3s线路去游离后故障极解除强制移相,但由于此时故障仍存在,导致重启动失败,再次触发强制移相。t=0.7s时,流过常规交流断路器S4的直流电流为0,断开断路器S4,将逆变站Ⅱ和CD直流线路段与系统隔离。t=0.7s后,解除故障极强制移相并重启动,重启动过程中上层控制器和极电流平衡控制器将自动分配各换流站电流整定值。重启动后直流电压经0.15s基本达到稳定状态,直流电流和直流功率经0.45s重新回到稳定状态。整流站Ⅰ和整流站Ⅱ输出功率分别达到1和1.67,逆变站Ⅰ输入功率达到2.67。通过余下换流站和另一极的过载运行,整个直流系统的输送功率为6.67,输送能力仅下降16.6%,仍能较好地满足功率输送要求,有利于维持所连交流系统的稳定性。

摘要：在多端直流输电系统中使用直流断路器有利于故障的快速切除,但目前直流断路器的制造工艺尚不成熟,难以在工程中推广应用。文中在直流输电系统直流侧采用常规交流断路器作为直流断路器的替代方案,提出了一种针对多端直流输电系统直流侧故障的控制保护策略。利用PSCAD/EMTDC软件建立了±800kV双极四端直流输电系统仿真模型,并进行了仿真。仿真结果表明,基于常规交流断路器的多端直流输电系统控制保护策略能够实现系统故障后的快速恢复,较好地满足功率输送要求,有效提高所连交流系统的稳定性。

直流保护论文 篇5

摘要：为了避免直流牵引供电系统在电力系统发生振荡时继电保护装置出现误动作，并保证继电保护装置的灵敏性，须对振荡信号和短路故障信号进行严格区分。采用经验模态分解（EMD）方法对振荡信号和短路故障信号的特征量进行提取，可有效区分这两种信号，从而保证继电保护装置有足够的灵敏性，也实现不误动和不拒动的可靠性。

关键词：直流牵引 继电保护 经验模态分解 电力系统振荡

0 引言

近年来，我国城市地铁产业发展迅速，地铁供电系统的安全可靠运行是地铁安全运行的最基本保障，紧密关系着人民的生命财产安全及社会稳定。但是，由于有关直流牵引供电系统的继电保护技术发展时间较短，仍处于初级阶段，相对于比较完善的交流供电系统的继电保护技术来说，直流牵引供电系统的继电保护技术还存在着很多问题。例如，对于直流牵引供电系统经常出现的振荡电流，目前的继电保护技术采取的是“宁误动、不拒动”的方式，这显然不能满足继电保护的基本要求，使直流牵引供电系统的可靠性降低。

振荡是电力系统经常出现的一种现象，系统振荡时电流、电压会发生周期性变化。当电流的变化超过继电保护的整定值时就会引起继电保护装置误动作。要想避免误动作的发生，并保证继电保护装置的灵敏性，须对振荡信号和短路故障信号进行严格区分，构成振荡闭锁装置。振荡闭锁装置须满足4个基本要求：①供电系统发生振荡而没有出现短路故障时，应能可靠地将保护装置闭锁，振荡不停息，闭锁不解除；②在继电保护装置的保护范围内发生故障时，保护装置不被闭锁而能可靠动作；③在振荡过程中发生故障时，保护装置应能不受振荡影响正确动作；④供电系统先发生故障又发生振荡时，保护装置不会误动作。

1 直流牵引供电系统继电保护

1.1 di/dt-ΔI保护

继电保护装置是经常应用于接触网电力系统中的主保护之一，在我国的地铁供电系统直流侧的继电保护中已普遍应用。电流上升率 di/dt保护用于中、远端保护，整定值应确定动作值E、返回值F及动作延时时间Δt；电流增量ΔI保护用于近端保护，整定值应确定电流增量ΔI及动作延时时间Δt。由于地铁车辆起动时电流上升率和电流增量是地铁供电系统正常运行情况下的最大值，所以di/dt-ΔI继电保护装置的动作值按躲过车辆起动时的电流上升率和电流增量设置整定值。继电保护的动作条件有两个：①电流的初始上升率di/dt大于列车起动时的电流上升率di/dt；②电流增量ΔI大于列车起动时的电流增量ΔI。

di/dt-ΔI继电保护的整定值设置的较小，所以灵敏度极高。当直流牵引供电系统中出现振荡现象时，振荡电流的变化所引起的电流增量和上升率超过整定时也会造成保护装置动作。由于振荡电流出现的时间很短，不会对电气设备产生较大影响从而不需要继电保护动作，所以由振荡电流所引起的保护装置动作为误动作，应该避免。

1.2 保护装置产生误动作的原因

di/dt-ΔI继电保护装置容易受到振荡电流的影响而产生误动作的原因，是因为振荡电流的变化所引起的电流增量和上升率与电力系统发生故障时的波形十分相似。某站采集到的牵引直流电网发生振荡时的振荡电流波形如图1所示。

图1 振荡电流波形图

从图1中可以看出，振荡电流从0A升至4000A用了5ms时间，电流上升率为800A/ms，超出了di/dt-ΔI保护装置设定的整定值60A/ms，完全能引起保护装置动作。振荡电流的特点是电流的变化幅度大，即电流上升率高，但振荡电流存在时间短，能迅速恢复到正常值，不会对直流馈线和列车造成影响。而因为保护装置的误动作所造成的损失却是无法估量的，不但影响列车的正常运行、造成人民生命财产损失、影响社会稳定、还会减短电力系统及继电保护的使用寿命，所以必须安装振荡闭锁装置，对这种误动作进行避免。

由上面的分析不难发现，要想避免保护装置误动作，需要为保护装置安装振荡闭锁装置。但根据振荡闭锁装置的基本要求，振荡闭锁装置需要具有区分由短路电流造成的电流上升率和由振荡电流造成的电流上升率的能力，才能既保证继电保护装置的灵敏性，又保证继电保护不发生误动作。基于此，本文提出了利用EMD分解方法来提取直流牵引电网的振荡电流的特征量以便对振荡电流和短路电流进行识别。

2 经验模态分解（EMD）

经验模态分解（Empirical Mode Decomposition，简称为EMD），是由美籍华人黄锷博士率先提出的一种全新的信号处理方法。EMD的原理是根据被分析波形所具有的时间尺度趋势信息来分析信号，而不需要额外设定任何基函数。通过EMD，能自动将信号分解为仅反映信号局部波动的若干阶模态函数（Intrinsic Mode Function，简称IMF）。模态函数不需要用数学表达式来表达，而是根据被分析信号的波形发展趋势进行自我修正，这一优点明显强于需要提前建立基函数才能对信号进行分析的傅里叶变换和小波分解方法。下面简要描述一下EMD对信号的分解原理。

假设某平稳信号x（t）的傅里叶变换表达式为x（t）=αcosφ。这种分解方法对平稳信号是十分有效的。但当信号是不平稳信号时，可以用下式来表示其傅里叶变换：

x（t）=α（t）cosφ （1）

式（1）中振幅值和频率值都随时间变化（即模态函数，IMF），这就是不平稳信号的EMD分析结果表达式，它用IMF反映了所分析信号的特征，即不稳定性。对于一个数字信号来说，也同样可用EMD来分析，当对一个数字信号进行n阶分解后，可得到其n阶分解结果：

x（t）=c（t）+r（t）（2）

即信号被分解为n个模态函数c（t），n=1，2，…n和1个余量r（t），余量r（t）表示了原始信号中的变化趋势或为一个常数（无变化趋势）。

3 信号特征量提取及仿真验证

为了区分由短路电流造成的电流上升率和由振荡电流造成的电流上升率，采用EMD方法对采集到的电流进行分解，通过分解后的结果来提取二者的特征量。为了能将此种方法真正应用于实际的继电保护装置中，要求特征量的提取过程简单可靠，且特征要比较明显。对某直流牵引电网所采集到的，具有代表性的振荡电流波形和短路电流波形以及两种信号采用EMD分解后的波形一起表示在图2中。

图2 振荡电流和短路电流波形及EMD分解结果

比较图2中的波形能够看出，直流牵引电网的振荡电流和短路故障电流的波形模态差异明显，但用计算的方法来区分这两种波形并不容易。当将两种波形经EMD分解后，两种波形的特征则更加突显，基于分解后的波形区别两种波形变得十分容易。总结下来，其特征有两点：①振荡电流波形的IMF分量幅值大且多，而短路电流波形的IMF分量幅值少且小；②经EMD分解后，振荡电流波形的余量曲线斜率呈负数，表明振荡发生后，振荡电流整体减小的趋势；而短路电流的余量曲线斜率为正，表明了短路电流整体上升的趋势。采用将电流信号进行 EMD 分解后的余量斜率作为特征量，则可以准确而容易地识别直流牵引电网中振荡电流信号与短路故障电流信号。

为验证这种方法在各种情况下均能对振荡电流和短路电流进行很好的区分，仍取某地铁供电系统在距离继电保护安装处的1km，2km，3km 处发生短路时的仿真短路电流波形进行分析，经EMD分解后，提取3种波形的余量r（t）进行对比。分解的结果明显显示了各个短路电流的波形整体变大的趋势，在和振荡电流的EMD分解结果进行对比时，并不需要对其电流特征进行数量化。只需要对余量r（t）求斜率就可以进行比较，所以比较过程非常简单方便。其计算结果如表1所示。

表1 电流波形经EMD分解后余量r（t）的斜率计算结果

[电流波形

余量斜率][负荷振荡电流

-0.46][1km短路电流

4.19][2km短路电流

2.45][3km短路电流

1.79]

4 结论

由于直流牵引电网的振荡电流存在整体下降的趋势，导致其波形经过EMD分解后的余量r（t）斜率为负值，而短路电流的EMD分解后余量r（t）斜率为正值。因此可将斜率作为特征量区分振荡电流和短路电流，从而构成振荡闭锁装置。实用中，将振荡闭锁装置的整定值设置为0，当余量r（t）斜率为负值时闭锁di/dt-ΔI保护装置；当余量r（t）斜率为正值时，开放继电保护装置，然后按di/dt-ΔI的整定值判断是否需要继电保护动作，动作完成后，立刻再次闭锁保护装置。

参考文献：

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[2]杨正理.采用小波变换的周界报警信号辨识[J].光电工程，2013（40）：84-89.

[3]贺家李.电力系统继电保护原理[M].北京：中国电力出版社，2010.

[4]杨正理.基于小波变换的模糊C-均值聚类算法在动态汽车衡中的应用[J].自动化仪表，2013（34）：73-77.

[5]李墨雪.直流牵引供电系统建模及电流变化特征量的保护算法研究[J].北京交通大学，2010（1）：12-34.

[6]杨正理，黄其新.小波变换在行驶车辆检测器中的应用研究[J].公路交通科技，2013（2）：104-108.

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[8]Daubechies.Ten lectures on wavelets.Capital City Press， Montpelier， Vermont1992.129-131.

[9]Stephane mallat， Wenlianghwang. Singularity detection and processing with wavelets. IEEE transactions on information theory，1992（2）：617-643.

作者简介：

刘军（1976-），男，江苏淮阴人，江苏长天智远交通科技有限公司，主要研究方法为机电一体化。

直流控制保护系统配置探析 篇6

随着我国远距离大容量输电技术的发展, 规划建设的直流输电项目越来越多, 送电走廊和接地极选址问题日益突出, 采用同塔双回直流送电方案, 对于实现资源优化配置, 提高输电走廊的利用率具有重要的意义。

溪洛渡双回直流输电工程起点云南昭通盐津, 落点广东从化, 采用双回±500 k V直流同塔双回架设输电方式, 额定输电容量6 400 MW, 额定直流电流3 200 A, 直流线路长度约1 254 km。该工程规模巨大, 设备种类繁多, 运行组合方式多, 是我国第一个送、受两端换流站双回直流场同址建设, 直流线路同塔建设, 接地极共用的直流输电工程, 控制保护系统还需要双回协调统一控制。作为本工程的“大脑”, 直流控制保护系统的配置及功能相对于交流控制保护系统及常规单回直流输电工程更为完善和强大。

2 分层结构系统配置及功能

工程全站直流控制保护系统统一按双重化配置, 采用分层结构, 由双回控制层、每回直流的站控制层 (双极控制层) 、极控制保护层、阀组控制层组成, 分层结构如图1所示。

其中, 系统层设备包含交流测控屏, 交流滤波测控屏, 站用电控制主机柜;双回层设备包括双回协调控制屏。回层设备包括站控屏, 极控制保护层设备包含极控制柜。

各层功能分析:回层执行单回直流系统与双极控制相关的控制功能, 如直流场内所有直流开关、直流刀闸和地刀的操作、顺序控制及连锁, 控制模式选择, 后备双功率协调控制, 后备功率调制控制, 后备无功控制, 与其他系统接口及与运行人员交互等。极控制层是直流输电系统的核心, 它控制着交直流功率转换、直流功率输送的全部过程。具体包括了直流输电系统的启停控制, 直流输送功率大小和方向的控制, 保护故障时的换流站设备, 对换流器及线路等各项参数进行监视, 对直流场设备进行操作等。阀组控制层完成对12脉动换流阀组的高速闭环控制功能, 主要包括直流电流控制, 直流电压控制, 熄弧角控制、阀触发控制, 换流阀解闭锁控制, 阀厅开关及阀厅联锁控制等。

由于本工程双回直流同址合建, 根据其要求既能够独立运行, 又能够同步运行的特点, 对控制保护系统提出了新的要求, 在常规±500 k V直流系统分层结构的基础上增加了双回直流协调控制功能, 该协调控制功能在双回层中得以实现。主要包含的协调控制功能有双回功率协调控制, 安稳调制控制, 无功控制以及与其他系统接口和运行人员交互等。这是与常规单回直流控制保护系统的最大区别之处。

3 控制网络系统配置及功能探析

控制网络系统就好比直流输电系统的神经系统, 以交换机和连接网线为介质, 实现控制保护设备之间的数据交换。

昭通换流站现场总线:控制保护层和就地测控层通过现场总线连接。依靠现场总线, 就地测控层设备将采集到的电流、电压、断路器及隔离开关位置等信号向控制保护层传送, 控制保护层设备将控制信息传递给就地测控层。在工程中, 配置了CAN总线, 现场控制总线以及IEC60044-8总线。其中CAN总线包括站CAN及现场CAN总线, 现场CAN总线主要完成主机与分布式I/O之间的总线通信, 实现控制核心与现场采集及执行装置之间的通信。站CAN则负责完成主机之间的总线通信, 通过它, 将各主机 (指双回协调控制柜、各回直流站控柜、各极控制柜) 的相关CPU连接起来, 以传递控制命令及状态信息。两层CAN网相互独立且均采用冗余配置。现场控制总线即为实时控制LAN网, 工程通过光纤实时LAN网将控制保护系统主机连接起来, 实现控制层设备的实时通信。以上总线传递的信息为控制命令及状态信息, 不包含模拟量信息。模拟量信息则通过单向的IEC60044-8总线由就地测控层传递到控制保护设备中。

昭通换流站站内局域网系统:局域网系统是全站运行人员控制系统与全站控制保护系统的连接枢纽。在本工程中, 局域网包括了站SCADA LAN, 就地控制LAN, 保护及故障录波LAN, 以及培训LAN、远动LAN等。运行人员控制层工作站接入到SCADA LAN网, 控制层设备接入控制LAN网, 在主控楼设备间和各个继电小室配置分布式就地控制系统, 本室内的控制保护系统通过独立的网络接口接入就地控制LAN网, 与控制层设备进行通信。

通过以上分析, 可以看出, 在直流控制系统中, 通过信息网络, 控制保护设备由低层向高层传递数据信息, 由高层向低层传递控制信息。层次越低, 所配备的总线网络实时性越强。

4 直流控制系统探析

直流控制系统除了实现各种运行方式的基本控制模式外, 还包括各种基本的控制器和限制器等。直流控制系统能将直流功率、直流电流、直流电压及换流器点火角等被控信号保持在直流一次回路设备稳态极限之内, 还能将暂态过电流及过电压都限制在设备极限范围内, 并保证交流或直流系统故障后, 在规定的响应时间内平稳地恢复送电。

控制策略探析:对每个独立双极而言, 工程每一回的直流控制策略与常规直流是一致的, 即基本控制策略仍是电流裕度控制。工程整流站采用定电流控制, 逆变站采用定电压控制。整流侧定电流控制通过电流控制器调节触发角来控制每极的直流电流;逆变侧定电压控制通过电压控制器调节触发角来控制整流侧电压为额定电压, 逆变侧分接头控制使熄弧角在设定的范围之内或保证Udio在设定值;逆变侧定熄弧角控制通过熄弧角控制器控制逆变侧的熄弧角在最小熄弧角值, 逆变侧的分接头控制使整流侧的直流电压为额定值。

直流控制系统能适应工程的各种基本运行接线方式, 包括直流孤岛运行方式。直流控制系统应提供必要的系统特性以及相关的运行人员界面, 实现适应各种运行方式的控制模式, 包含双回直流系统协调控制、双极功率控制、独立极功率控制、同步极电流控制、应急极电流控制、直流降压运行控制、极线路开路试验控制。

工程在常规单回控制系统的基础上增加了双回协调控制系统, 其实现的三个功能其实在站控系统中均作为后备功能存在。即使双回协调控制系统全部失去, 两回直流仍能够正常工作。双回协调控制层失去后, 主导直流站控系统中的后备双回协调控制功能起作用, 承担双回控制功能。因此, 由于功能的冗余配置, 使得双回直流控制保护系统更加的可靠。

5 直流保护系统探析

直流保护系统的配置保证高压直流系统所有设备在各种工况下均受到全面的保护而免受过应力, 并对系统及其它设备造成的扰动最小。针对阀短路、相间短路、接地短路、直流短路、直流开路、换相失败等故障和过压、过载, 以及电容器损坏、转换开关无法断弧等器件损坏进行配置。

直流保护系统按保护区域分区配置, 各个保护区与相邻保护电路的保护区重迭, 不存在保护死区。具体到每一回包含换流器保护区、直流极母线保护区、极中性母线保护区、直流线路保护区、双极保护区、直流接地极线路保护区、直流滤波器保护区、换流变压器保护区、交流滤波器保护区等不同的保护区, 如图2。

高压直流保护系统与控制系统相互独立, 不共用主机。每一个设备或保护区的保护采用双重化冗余配置, 每重保护尽量采用不同原理、测量器件、通道及电源的配置原则, 其保护电路在物理上和电气上都应分开, 使得一套保护在检修时, 不影响其他各套保护正确动作且不失去灵敏度。为了防止单一元件损坏造成保护误动, 保护采用“保护启动+动作”的出口方式。本工程直流保护系统按极独立设置, 每极的直流保护应是完全独立的。

换流变压器、500 k V交流滤波器、500 k V线路、500 k V母线、500 k V站用变等设备的保护均按双重化配置。任意一套保护动作时, 立即起动相应的保护出口。所有双重化保护均采用相互独立的电源、CT及PT、保护出口、以及断路器跳闸线圈等。

本工程采用改进的完全双重化配置的保护系统。其特点为测量故障时仅闭锁相关保护原理, 当一套保护由于某种原因退出时, 另一套保护变为“或”门出口。两个单元只要任意一个单元检测到故障, 就可动作, 可靠性非常高。完全双重化切换的具体实现:任意单元检测到测量故障, 闭锁相关保护原理, 其余保护原理仍能正常的起作用。当双极运行时, 如果发生双极区测量故障时, 仅闭锁保护原理, 不闭锁整套保护, 因此能可靠避免双极闭锁。

6 结束语

从以上几个方面的分析中可以看出, 溪洛渡送广东同塔双回直流输电工程控制保护系统与常规单回直流输电工程的显著区别是在回层之上增加了一个双回协调控制层, 使得控制系统功能更加完善。基于南瑞继保PCS9550系统的双回控制系统控制分层清晰, 功能明确, 保护系统采用完全双重化配置, 采用多种形式的总线及局域网构建的强大控制网络满足了整个换流站工程的运行。

参考文献

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[2]张爱玲.溪洛渡送电广东同塔双回直流输电工程控制保护系统策略研究[J].电力系统保护与控制, 2011, 39 (9) .

直流输电线路保护的研究 篇7

直流输电是实现远距离、大容量、非同步联网的重要手段[1]。近年来, 随着天广、贵广直流输电的相继投运, 直流输电工程在我国得到了快速的发展。但是直流线路传输距离很长, 跨越的地区环境复杂, 所以容易出现故障。

现阶段, 由于尚无专用的直流断路器投入运行, 所以直流线路的保护与控制融为一体。直流线路保护动作后, 可能会导致直流系统闭锁, 造成传输功率大幅度降低, 对直流系统和交流系统的安全稳定都产生不利的影响。因此研究直流线路的保护原理, 对于整个电网的正常运行都起着重要的作用。

现有直流线路的主要保护配置包括:主保护行波保护, 后备保护微分欠压保护以及差动保护[2,3,4,5,6,7]。文中详细分析了上述直流线路保护在不同工况下的动作性能。分析结果指出, 行波保护耐受过渡电阻的能力较差, 微分欠压保护在一定程度上提高了耐阻水平, 但并未彻底解决此问题。差动保护虽然能正确识别高阻接地故障, 但是由于整定时间过长, 大部分时间处于闭锁状态。最后对直流线路的保护提出了可能的解决措施以及研究方向。

1 直流线路保护

直流线路保护反应本级线路接地、极线间短路等故障, 启动故障重启顺序或者闭锁顺序, 已达到故障恢复和保护直流设备的目的。现有的直流保护主要由ABB、西门子以及南瑞继保3个厂家提供。三家厂商在保护具体算法上虽然不同, 但保护原理的配置都是一样的, 都以行波保护为主保护, 微分欠压和差动保护为后备保护, 下面分别研究主保护和后备保护的动作性能。

1.1 主保护行波保护

图1表示的是双极直流输电系统图。P1表示的是极1的换流器, P2表示的是极2的换流器。

直流线路的行波保护一般用极波和地膜波来识别线路故障。

1.1.1 极波

定义极波为:

上式中, ID1和ID2分别是极1和极2上整流侧直流线路电流, P1wave和P2wave分别是极1和极2上的极波;Z$是直流输电线路的极波阻抗;UD1和UD2分别是极1和极2上整流侧直流线路的直流电压。

假设有正实数的整定值K1.set和K2.set, 则当直流输电线路运行正常时, 极波P1wave和P2wave的值基本不变化。当极1的直流线路出现接地短路故障时, 极波P1wave的上升率将大于正的下限值即;同理, 极2出现短路故障时, 极波P2wave的下降率将会小于一个负的上限值即。由以上依据就可以精确地检测出线路的故障。

1.1.2 地膜波定义

当系统正常运行时, 地膜波的值无限的接近于0, 而当整流侧极1的线路发生接地故障时, 其地膜波的值会大于一个正的极限值。同理, 若地膜波的值小于一个负的极限值, 那么可推断出整流侧极2波上的线路出现接地故障。

现行的行波保护依赖于电流、电压的变化量以及电压变化率的大小。

当直流线路发生故障时, 随着过渡电阻的变化, 显然会影响到电流、电压的变化量的大小。但影响更大的是变化率的大小。天广直流行波保护的三个动作条件如下所示:

图2是基于国际大电网会议CIGRE提供的标准直流测试模型的仿真结果。该模型直流额定电压为500 k V, 额定电流2 k A。图2 (a) 、 (b) 表示的是直流线路经过10%过渡电阻接地时整流测、逆变侧电压变化率的大小。按照式 (4) 可以看出, du/dt>87.5 k V/s时, 行波保护动作。通过图2 (a) 、 (b) 可以看出, 此时满足电压变化率的大小, 行波保护可以动作;图2 (c) 、 (d) 表示的是线路经过100%过渡电阻情形下du/dt的大小, 此时可以看出du/dt<87.5 k V/s, 行波保护不会动作。

通过上面的分析可以看出, 行波保护耐受大过渡电阻接地的能力不足, 此时需要后备保护予以动作。

1.2 直流线路后备保护

1.2.1 微分欠压保护

目前, ABB和SIMENS的微分欠压保护都是利用监测电压微分和电压水平来实现的。其电压微分定值和行波保护相同, 但微分欠压保护上升沿延时为20 ms, 因此在行波保护退出或者电压变化率上升沿宽度不足时, 可以起到后备保护的作用。但微分欠压保护仍然耐受过渡电阻的能力较差, 需要一个能在高阻接地情形下保护动作的一种方案。

1.2.2 纵联差动保护

纵联差动保护利用了直流线路两侧的信息, 从原理上讲能保证动作的选择性。但直流线路整流测、逆变侧本身就存在电流裕度, 而且直流限流的差动保护并没有考虑分布电容的影响, 并且需要稳态量进行计算, 所以动作时间晚。按照设计的要求, 其主要负责高阻故障。

综上所述, 可以看出, LCC-HVDC中的直流线路故障保护的主要配置如下图3所示。

图3中, Ud L、Id L分别表示直流线路的电压和电流。行波保护、微分欠压保护以及差动保护共同作用, 一般可以能保证直流线路故障时的正确识别。但行波保护耐受过渡电阻能力差, 微分欠压保护略有提升, 但仍显不足;差动保护可以在高阻接地时正确识别故障, 但是由于整定时间过长, 导致一般保护尚未动作, 直流系统就已经闭锁。造成直流线路保护尚不完善的原因主要来自以下2个方面:

1) 直流线路故障期间的暂态过程非常复杂, 不易进行系统有效的分析, 给直流线路的保护带来了挑战;

2) 保护原理的缺陷。现有的行波保护以及后备保护都是基于电气量的变化率对线路进行保护, 这就决定了保护原理容易受到过渡电阻以及故障位置的影响。因此关于直流线路的保护需要进一步的研究。

2 解决措施

交流线路的一些原理可以为直流线路的保护提供借鉴, 文献[8]结合交流线路行波距离保护的思想, 提出了直流线路行波距离保护的原理和判据。直流线路是控制、保护于一体的, 动作于控制系统闭锁或者系统重启。直流线路的任何故障暂态过程都是受直流控制的影响。当直流线路故障时, 其整流测、逆变侧两侧的电流中都含有大量的暂态分量, 可以利用暂态分量对直流线路的保护进行研究, 文献[9]根据线路内部故障时故障暂态分量较为丰富的特征, 提出了高压直流线路暂态边界判据;直流线路两侧都有限流电抗器, 为线路的保护提供了明显的边界条件, 可以利用此边界特性研究直流线路的保护原理。充分利用直流系统特有的暂态特性, 可构建多种新的保护原理来提高直流线路保护的性能。为了减小过渡电阻对行波保护的影响, 文献[10]提出了一种检测电流首峰值时间的直流线路保护的新原理。进一步的研究抗过渡电阻能力强, 不受直流控制影响的新型直流线路保护原理是未来研究的主要内容。

3 结束语

文中研究了直流线路的保护原理, 并重点研究了行波保护的原理与不足。研究表明行波保护耐受过渡电阻的能力有限, 需要通过后备保护来识别高阻接地故障。即使后备保护也存在整定时间过长的问题, 为此提出了直流线路保护研究的建议, 试探性的探讨了未来直流线路保护的研究方向。

参考文献

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柔性直流输电控制及保护系统 篇8

柔性直流输电是一种新型的直流输电技术,其特点是采用基于可控关断型器件的电压源型换流器(VSC)和脉宽调制(PWM)技术进行直流输电[1]。ABB公司首先实现了柔性直流输电技术的商业化运行,并成功将其应用于多个领域[1,2]。

基于可控关断电力电子器件以及PWM技术的柔性直流输电技术相对于传统直流输电技术具有以下优点:①可以实现有功和无功功率的独立控制;②能向无源网络系统供电;③能四象限运行;④无需站间通信,便于构成并联的多端直流输电系统;⑤开关频率较高,低次谐波少,不需要或者只需很少容量的高次滤波器;⑥可以实现静止同步补偿器(STATCOM)功能[3,4,5],对接入电网中的无功功率进行动态补偿。基于以上技术特点,柔性直流输电很适合应用于可再生能源并网、分布式电源并网、孤岛供电、城市电网供电、异步交流电网互联等领域[1,6,7]。

柔性直流输电技术是当今世界电力电子技术应用领域的制高点,也是智能电网关键技术之一。国内首个柔性直流输电示范工程——上海南汇柔性直流输电工程已于2011年5月3日成功实现试运行。

本文结合上海南汇柔性直流输电示范工程,介绍了具有中国自主知识产权的柔性直流输电系统运行原理和控制及保护系统的组成与软件配置,并通过实时数字仿真器(RTDS)对控制及保护系统各项功能进行了验证。

1 运行原理

文献[2]对柔性直流输电一次系统的结构及运行原理进行了描述。当忽略换流电抗器损耗和谐波分量时,VSC与交流电网之间传输的有功功率P和无功功率Q分别为[2]:

式中:US为公共连接点(PCC)处交流母线电压基波分量;V为VSC输出电压基波分量;δ为V与US之间的相角差;Xeq为等效电抗[2]。

由式(1)和式(2)可以看出,VSC有功功率的传输主要取决于δ,无功功率的传输主要取决于V。因此,可以通过控制δ来控制VSC传输的有功功率,通过控制V来控制VSC发出或吸收的无功功率[2]。如图1相量图所示,只要改变参考电压V的幅值和相位,即可瞬时实现有功和无功功率的独立调节,实现四象限运行。

2 系统组成

柔性直流输电控制及保护系统主要由运行人员工作站(operator work station,OWS)、控制保护屏、现场终端屏和阀基控制屏组成。图2为控制及保护系统结构示意图。

现场终端屏是控制及保护系统的测控单元,完成对一次系统模拟量的采集和数字量的收发控制。现场终端屏采集的模拟量包括PCC处的交流电压、换流变压器阀侧电压、交流电流、直流电压、直流电流等。除了采集模拟量之外,现场终端屏还完成对交流场和直流场所有开关、刀闸的分合状态以及水冷却等系统状态的接收,同时完成对这些开关、刀闸的分合操作命令及水冷却等其他系统的操作命令。

现场终端屏采集的模拟量通过时分多路复用(TDM)总线发送至控制保护屏的模拟量接口。控制保护屏内的工控机对这些模拟量进行高速处理并产生VSC输出的理想参考电压基波波形。参考波形被调制成PWM脉冲序列后被送至阀基控制屏,实现对6个阀臂的开通及关断控制。

工控机通过控制器局域网络(CAN)总线接收现场终端屏上送的数字量信号,实现对交流场和直流场开关、刀闸状态以及水冷却等系统的监视,并根据这些状态量实现程序联锁及顺序控制功能,同时也能通过CAN总线实现对这些开关、刀闸以及水冷却等系统的控制。

OWS通过站局域网(LAN)与控制及保护系统主机相连,通过数据采集与监控(SCADA)系统显示交流和直流模拟量的实时值以及开关、刀闸的当前状态,从而实现实时监控功能;同时也能够实现运行人员对开关、刀闸等设备的操作以及顺序控制流程的控制。

另外,当系统有报警或其他需要运行人员注意的事件发生时,相应事件报文通过LAN上送至服务器的数据库中,并通过OWS的事件列表进行显示,方便运行人员对系统运行状况的监视。

整个控制及保护系统为完全冗余的双重化配置,双重化的控制及保护系统可以在故障状态下进行自动切换,从而提高系统的运行可靠性。同时,冗余配置的控制及保护系统通过状态量的实时跟随,确保故障时系统能够平稳切换且不产生大的扰动。

3 软件配置

柔性直流输电控制及保护系统的核心单元是工控机。每台工控机都安装了Windows XP实时操作系统,配置了酷睿双核CPU、3块高性能数字信号处理(DSP)板和1块通信管理板。因此,根据不同的硬件配置,控制及保护程序可以分为CPU主程序和板卡程序。

3.1 主程序设计

主程序运行于CPU中,包括控制功能模块、保护功能模块和监测功能模块,主要实现VSC外环控制器、保护系统的上层应用以及系统监测功能等。

主程序架构如图3所示。

3.2 板卡程序设计

DSP板的程序设计主要实现数据的高速运算处理,同时实现控制及保护功能的底层应用以及与CPU主程序的接口。

DSP板控制部分的程序设计主要实现锁相环(PLL)功能、VSC的内环控制器功能以及PWM功能。

PLL功能如图4所示。图中:kl为反馈比例系数;KP和KI分别为比例和积分系数。DSP板将采集到的三相交流同步电压实时值经Clark变换为uα和uβ,通过计算得到uq。uq经比例—积分(PI)调节环节得到角频率误差Δω,Δω与中心角频率ω0相加后得到角频率,最后再经过积分环节得到相位值[6]。

内环控制器功能如图5所示,虚线框内为CPU主程序中的外环控制器。图中:Pref和Qref分别为有功和无功功率参考值;idref_lim和iqref_lim为限制后的电流参考值;iv为三相交流电流。

内环控制器根据外环控制器产生的有功和无功功率参考值以及三相电流实时值,通过矢量控制得到电流参考值idref和iqref;电流参考值经过限制器限幅后,经过参考波生成环节得到电压参考值udref和uqref。

电流限制器的功能如图6所示。换流器的输出电流应限制到额定值的1.1倍以内,当参考电流矢量超出该范围时,应对其进行限幅。如果外环控制策略为直流电压控制,则尽量确保有功电流的输出,因此选择A;如果外环控制策略为有功功率控制,则dq轴电流按比例进行限幅,因此选择B。

参考电压udref和uqref经过变换得到三相基波参考电压,利用三角载波对其进行调制,即可产生PWM波形。

DSP板保护部分的程序设计可以实现对保护系统需要的模拟量进行高速采集和实时运算,并将计算结果发送至主程序中的保护功能模块。DSP板保护部分的程序设计是冗余配置的,可以实现保护系统的启动功能。

通信管理板的程序设计可以实现冗余配置的工控机之间的实时通信功能。当前备用的工控机实时跟随值班工控机的运行状态和控制参数。当值班系统出现故障时,备用工控机可以快速切换为值班状态。

3.3 运行方式

程序设计可以实现柔性直流输电系统的3种运行方式。

1)运行方式1

只有直流线路的运行方式。送端换流站有功类控制器选择频率控制,无功类控制器选择交流电压控制;受端换流站有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制,并且交流电压控制和无功功率控制可以手动切换。

2)运行方式2

交直流并联的运行方式。送端换流站有功类控制器选择有功功率控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制;受端换流站有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制。2个站的交流电压控制和无功功率控制均可手动切换。

3)运行方式3

STATCOM运行方式。2个换流站的直流连接断开,可以分别作为2个独立的STATCOM运行。有功类控制器选择直流电压控制,无功类控制器选择交流电压控制或无功功率控制。交流电压控制和无功功率控制可以手动切换。

4 仿真验证

柔性直流输电控制及保护系统开发完成后,在RTDS模型上进行了各项测试,以检验其控制及保护功能。RTDS模型以上海南汇柔性直流输电示范工程为依据,具体参数见附录A表A1。

运行方式为方式1时,RTDS模拟风机风速由12m/s降低到6m/s时的系统响应波形见附录A图A1。当风速降低后,系统频率降至49.7 Hz。控制器通过减少风电场输出的有功功率,以调节交流系统频率重新回到50Hz。

运行方式为方式2时,系统满功率运行的波形图见附录A图A2。控制器的参考电压输出稳定,交流侧电流平衡性良好,直流电压保持60kV,直流电流由于VSC的损耗,略低于300A。

运行方式为方式3且无功类控制器选择交流电压控制(指令值为35kV)时,在PCC处手动投入8.67 Mvar感性负载,模拟交流侧电压扰动时的系统响应波形见附录A图A3。负载投入瞬间,PCC处交流电压快速跌落,引起直流侧电压扰动。控制器快速调节注入VSC有功功率以维持直流电压的恒定,同时增大无功功率输出,以调节PCC处交流电压重新回到指令值。

5 结语

本文介绍了柔性直流输电控制及保护系统的组成、软件配置和运行方式的实现。依据上海南汇柔性直流输电示范工程进行了RTDS建模,仿真试验结果表明,该系统能实现柔性直流输电的各项控制功能,控制器在稳态和暂态过程中都具有优良的调节特性,适合实际工程的应用。

参考文献

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高压直流输电控制保护多重化分析 篇9

为了达到高压直流(HVDC)工程所要求的可用率及可靠性指标,HVDC输电控制系统全都采用多重化设计[1]。通常采用双通道设计,其中一个通道工作时,另一个通道处于热备用状态。当工作中的通道发生故障时,切换逻辑将其退出工作,处于热备用状态的通道则自动切换到工作状态[2]。为了防止HVDC保护装置本身的故障而造成运行可靠性降低,HVDC输电保护装置也采用了冗余配置。

本文首先介绍了控制保护冗余配置的概念及实现原理,分析了现有HVDC工程中没有完全冗余配置的元件及存在问题,结合近几次相关停运事故,提出了改进建议。本文还对高岭换流站在三重化保护过程中遇到的问题进行了分析,指出了三重化是测量装置、信号传输装置以及控制保护装置的完全三重化,在硬件和电源上完全独立。保护出口采用“三选二”方式,可以避免任何一套保护装置本身故障造成的保护设备误动和拒动。

1 直流控制保护双重化

1.1 MACH2系统双重化简介

为了使HVDC输电系统达到高利用率,将HVDC控制保护系统进行双重化非常必要。MACH2 (Modular Advanced Control System for HVDC and SVC 2nd Edition) 系统的可用率设计标准为100%,单点故障不允许中断运行,因此,控制保护系统各方面都必须冗余,双重化的范围包括从输入/输出回路到数据采集与监控(SCADA)、局域网(LAN)系统中的所有部分[3,4]。

1.2 分布I/O系统的双重化

分布式输入/输出(I/O)系统包括如下组成部分[5]:①交流场的交流保护(ACP)和交流现场终端(AFT)I/O;②直流场的直流现场终端(DFT)I/O;③交流滤波器保护(AFP)I/O;④换流变压器的变压器控制接口(TCI)或变压器现场终端(TFT)I/O;⑤平波电抗器的控制接口(SRCI)I/O;⑥水冷及阀厅(C&V)I/O。

分布I/O系统独立于ACP,AFP或极控和保护(PCP)系统之外,而且通道双重化,正常时2个通道都在运行。一次回路中所有的传感器都接至I/O系统,2个I/O系统分别连接传感器2个独立线圈。当主回路只有1个传感器时,这个传感器就与2个I/O系统相连,连接后能够实现在运行期间代替一个I/O系统的输入回路,同时不影响另一个I/O系统的运行。I/O系统连续监测I/O测量通道的运行,检测到偏移即发出报警,并根据故障的严重程度决定是否切换至备用系统。

来、去交流场的所有数字信号都送到I/O系统。与测量通道一样,数字I/O系统通道也接至冗余的2个系统,但是2个通道的信号都送给主回路设备,例如开关的跳闸信号。

1.3 分布子系统的双重化

分布子系统与分布I/O有相同的硬件特性。只有一点不同,就是子系统有它自己的控制保护功能。也就是说,对于系统A和B,子系统有它自己的切换逻辑和通信通道。因此,这一层切换到冗余系统不会引起PCP系统的切换,反之亦然。双重化的子系统有:①水冷控制保护(CCP)系统;②换流变压器的变压器电子控制系统(ETCS);③平波电抗器的平抗电子控制系统(ERCS)。

1.4 DOCT和DCOCT接口的双重化

主设备中带有直流光电式电流互感器(DCOCT)和数字光电流变送器(DOCT) 的远方接口[6,7]。低压侧的接口是一个外设部件互连接口(PCI)板,直接装在PCP和AFP柜的主机中。每一个测量设备和测量通道都实现了双重化,一个A系统、一个B系统。DOCT测量值通过6通道单光纤信号接口板SG101传送至主机,DCOCT测量值通过双通道双光纤信号接口板SG102传送至主机。

1.5 CAN总线和TDM母线的双重化

控制器局域网(CAN)总线通常作为冗余ACP,AFP,PCP系统的控制总线。这些系统总线彼此完全独立。PCP系统的总线由双重CAN总线控制。这种布置下分布式I/O系统接到每一个控制柜,这样所有保护功能都可以实现双重跳闸回路。因此,保护发出切换到冗余系统之后,双重跳闸回路都可用。

MACH2系统中的时分多路复用(TDM)母线是单向母线,并使用高速测量信号。2个数字信号处理器以点对点方式串联。与CAN母线一样,TDM母线也是双重化冗余布置。

2 直流控制保护三重化

三重化冗余控制技术在航空航天、军事、铁路、石油、化工、电力等要求高可靠性的行业得到了广泛应用[8]。为提高HVDC输电控制保护的安全性、可靠性和可用性,保证HVDC系统安全、可靠、减少误闭锁,将保护实现三重化是一种较好的技术措施。以高岭换流站为例,HVDC保护系统共配置A,B,C这3套极保护。3套保护采用“三取二”保护逻辑出口:2套保护动作,极保护逻辑跳闸;单套保护动作,极保护不跳闸[9]。三重化保护动作逻辑如图1所示。“三取二”逻辑可完全由软件实现,不会增加误动或拒动的概率。高岭站的控制系统仍是双重化的,配置了2个“三取二”逻辑来实现保护与双重化控制系统的接口。3套保护设备的所有与控制系统的接口信号,分别接入2个“三取二”逻辑单元,形成2路接口信号与控制系统对应连接。在一重及以上保护动作时,若处于运行(Active)状态的控制系统检测到接收到的电压、电流信号测量异常,将进行控制系统的切换,并闭锁或退出使用异常测量信号的保护,以避免测量异常时保护误动。

3 无双重化造成的事故及应对措施

3.1 葛洲坝站中性线压变测量异常导致双极停运事故

葛洲坝—南桥(以下简称葛南)HVDC系统的中性线电压测量装置安装在双极中性母线区域,其测量量既用于极Ⅰ保护,也用于极Ⅱ保护。2009年8月12日,当葛洲坝站中性线电压测量装置发生异常时导致双极相继闭锁。在葛南HVDC系统之后建设的龙政、江城和宜华等HVDC输电系统,设计进行了改进,极Ⅰ和极Ⅱ分别设独立的中性线电压测量装置,单一设备故障不会造成双极闭锁。在下一步葛南HVDC综合改造中拟增加中性线电压突变以及中性线电压测量装置功放报警信号启动录波的功能,以便及时发现测量异常,并将葛南HVDC系统中性线电压测量装置改造为极Ⅰ和极Ⅱ相互独立。

3.2 政平站换流变网侧A套管SF6压力监测装置事故

2008年5月27日13时55分,政平站因雷雨天气导致站用电波动,进而导致极ⅠC相Y,y接线换流变网侧A套管SF6压力监测装置发压力低信号,极Ⅰ闭锁,后将压力监测装置电源改接于站内不间断电源(UPS)屏,故障消除[10]。建议对SF6压力监测装置进行双重化以减少误动。

3.3 南桥站内冷水分支流量低的事故

2007年6月23日,南桥站发生了由于极Ⅰ内冷水3B分支流量低导致极Ⅰ直流闭锁事件[11,12]。该分支流量计为单元件配置,同时接入水冷A/B系统,由于流量计发生瞬时故障,导致极Ⅰ直流闭锁。 针对此次闭锁所采取的反事故措施为:①取消分支流量跳闸功能,更换南桥站所有分支流量计。②进行单双极闭锁隐患清查,对所有可能引起闭锁的保护所涉及的单元件配置传感器进行设备改造,使传感器单元件配置变为传感器双重化配置。③修改部分保护程序,涉及双重化传感器的保护都执行先切换系统再出口跳闸的顺序,保证动作的可靠性。

4 传感器多重化分析

4.1 保护双重化配置,传感器单元件配置

各换流站或多或少存在保护是双重化配置而部分传感器是单元件配置的情况,这种配置大大降低了直流运行的可靠性。这种配置方式下发生传感器故障,无论控制保护是双重化配置还是三重化配置,都可能造成误动,第3节的3个事例均属于此类。

换流变、平抗等设备本体保护单元件单接点配置的非电量保护有:①极穿墙套管SF6压力低;②换流变本体油温跳闸;③换流变阀侧套管1 SF6压力低跳闸;④换流变阀侧套管2 SF6压力低跳闸;⑤平抗本体油温跳闸;⑥平抗阀侧套管1 SF6压力低跳闸;⑦平抗阀侧套管2 SF6压力低跳闸。

换流变、平抗单元件双接点配置的非电量保护有:①换流变本体瓦斯继电器跳闸;②分接开关油流继电器跳闸;③平抗本体瓦斯继电器跳闸。

上述非电量保护无论是单元件单接点还是单元件双接点,都是任一副接点动作都会导致直流闭锁,就厂家设计原则来看,是宁愿保护误动,不愿保护拒动损坏设备。换流站内多台换流变、平抗同时运行,众多跳闸点导致了较大的误闭锁风险。针对单元件单接点非电量保护,建议将其跳闸信号与报警信号相“与”,仅当2个条件同时满足时,保护才出口。

上述处理办法可以降低非电量保护误动概率,但同样提高了拒动概率,例如:报警信号接点故障时,可能导致跳闸接点无法出口跳闸,损坏设备。所以,是否采用这种修改,还取决于运行单位是倾向于防误动还是防拒动,如何在两者之间平衡取舍。对于换流变和平抗的本体瓦斯而言,由于轻瓦斯和重瓦斯动作原理不同,并不适用这种修改方法。

以后的工程可以考虑用2副告警接点并联再与跳闸接点串联使用,这样既防止因单个跳闸接点绝缘降低而引起直流系统闭锁,又防止因单个告警接点绝缘降低而导致拒动。若要保护三重化,要求一次设备上所有的本体保护出口继电器均提供3副硬接点,保护系统采取“三取二”逻辑,从而有效避免换流变和平抗单元件故障导致的直流闭锁。

4.2 保护和传感器均双重化配置,单一传感器故障对策

4.2.1 ABB公司

ABB公司直流极保护按双重化配置。每一系统具有全部的保护功能,同时每重保护具有独立的、完整的硬件配置和软件配置,并与另一重保护之间在物理上和电气上完全独立。保护正常运行时,系统A和B,一个在Active状态,另一个在备用(Standby)状态。当Active系统监测到故障时,首先进行系统切换。如果另一系统也检测到故障,保护才动作出口。此方法避免了一套保护装置本身故障或单个传感器故障时的误出口。

4.2.2 南瑞公司

南瑞公司直流极保护也按双重化配置。直流极保护有各自独立的电源回路、测量互感器的二次线圈、信号I/O回路、通信回路、主机,以及二次线圈与主机之间的所有相关通道、装置和接口。任意一套保护因故障、检修或其他原因而完全退出时,不影响另外一套保护的正常运行,并对整个系统的正常运行没有影响。

保护正常运行时系统A和B都在Active状态。2套保护同时运行,任意一套动作可出口,保证安全性。 当单一元件故障时,每套保护采取一定的措施保证单一元件损坏时本套保护不误动,从而保证可靠性,并不进行切换。例如,对于中性母线差动保护,首先判断传感器(电流互感器回路)是否正常,若异常则闭锁保护。

4.2.3 两种方式的比较

对于ABB公司的保护而言,避免单元件故障导致闭锁的方法是通过保护切换,使非故障系统进入运行状态,从而达到闭锁保护出口的目的。它没有采用国内已普遍使用的当测量元件故障时闭锁本系统保护的理念。龙政直流(完全采用ABB公司技术)有些快速电气量保护,如换流器保护、交流母线和换流变保护等,并不进行系统的切换,若其测量回路上的板卡发生故障,由于没有单元件故障闭锁保护措施,有可能导致其测量值出现极大偏差,直接导致保护误动而引起直流闭锁。例如,2008 年7月9日,龙泉站因极Ⅰ控制保护B系统PS801板卡故障导致换流变大差动保护动作,极Ⅰ闭锁。

4.3 传感器单元多重配置

传感器多重化配置时,多路测量值信号可以相互比较,若差别超出允许范围则判为测量异常。有些传感器可以根据正常的测量值范围来判断其是否正常工作。例如,当阀温度计测温高于80.0 ℃或者低于-20.0 ℃,可以确定为测量异常。若保护检测到测量异常或装置故障时可闭锁或退出本保护。若保护为三重化配置,动作策略由“三取二”变为“二取一”,若再有一套保护闭锁或退出时,动作策略则变为 “一取一”。若保护为双重化配置,退出一套保护后,另一套可以单独出口。当处于Active状态的控制系统检测到测量异常或系统故障时,则切换至Standby状态。原来处于Standby状态的控制系统则转为Active状态。

控制保护本身板卡或其他内部故障,通常只能由该系统自检来发现,需要每套系统有完善的自检功能,一旦检测出来则进行控制系统切换或保护闭锁,HVDC输电系统可以正常运行。

5 高岭站保护三重化过程中遇到的问题

高岭换流站单元1,2直流正负极母线分别配置组合式直流电流/电压互感器,用来测量直流极母线的直流电压和电流,分别供每个单元的2套直流极控制、3套极保护系统和直流故障录波装置使用。由于高岭换流站直流极母线电流、电压值只能由配置的2个传感器测量,无法通过其他量计算,因此直流电流/电压传感器的可靠性直接关系到直流系统的安全稳定运行。

组合型直流电流/电压传感器通过其内部远程模块IX9001,将一次侧直流极母线电流和电压转换为光信号传送给直流电流/电压变换器(current and voltage transformer for direct current,DCCT)接口屏内的数据模块IX9004。由IX9004将来自多个远程模块IX9001的数据信息组合为光串口信号,并通过光纤分线器连接发送到2个模拟输出模块IX9006中。IX9006接收来自IX9004的光学数据,并将这些数据转换为模拟电压信号输出。以阀厅为例,高岭站改造前电流电压信号传输路径如图2所示[7]。

由图2分析可知,单元1的IX9004故障或数据模块到光纤分线器间光纤损坏时,单元1极控制系统屏A、单元1极保护屏A、单元1极保护屏C 接收到单元1阀厅正负极母线的电流、电压信号将同时故障;同时,单元2极控制系统屏A、单元2极保护屏A、单元2极保护屏C接收到单元2阀厅内正、负极母线的直流电流、电压信号也同时出现故障,将会出现双单元闭锁的严重后果。

针对以上分析,提出如下改造方案:①增加直流电流/电压输出回路,2个换流单元的3套极保护完全独立;②组合式直流电流/电压传感器端部增加远程数据模块,将每个传感器独立输出3路模拟量;③每个单元新增一面DCCT 屏(屏内包括2个IX9004和1个IX9006),用来接收传感器端部新增远程数据模块发出的电压、电流信号。

6 相关建议

1)对于保护双重化配置,传感器单元件配置及换流变、平抗等设备本体保护单元件故障误出口等问题,在后续的直流工程中,要减少或杜绝单元件配置情况,做到控制保护所有回路的完全双重化,提高HVDC输电各项指标。对于要求高可靠性的工程,例如核电送出工程,建议将控制保护三重化。

2)从防止误动的角度上考虑,建议对龙政HVDC系统(ABB 技术)等引入宜华HVDC系统(南瑞技术)保护设计理念,修改相关软件,对于一些快速的且不需要进行系统切换的电气量保护,在其电气量发送的PS860板卡内设计遥测量检测程序。若检测到遥测量出现极大偏差或板卡故障,则应立即发出遥测量不可用信号,从而快速闭锁保护,避免保护误动作。目前比较可行的方法是修改软件,一旦PCP系统检测到板卡故障,就用此检测所得的故障信号先行将相应保护闭锁,这样也间接达到了避免测量板卡故障所导致的保护误动作或直流误闭锁的目的。

3)在HVDC控制保护系统单系统进行维护和板卡更换工作时,工作过程中无法保证运行系统的冗余性,由于当前系统处于“测试(TEST)”不可用状态,若此时另一系统也发生紧急故障,则会由于无可用系统而导致直流闭锁。预控措施是:①加强维护人员对系统的熟悉和培训,提高维护人员的维护技能水平,尽量缩短作业时间。②定期清查备品,确保关键设备的备品足够。③对于部分库存不足的关键备品尽快联系购货渠道,并购买落实。④有些换流站极控MC2(Main Computer 2)主机没有独立的键盘、鼠标及监视器,给抢修工作带来不便,这一方面延长了工作时间,另一方面需要来回拔插线缆,可能误碰光纤。建议对PCP屏柜加装多计算机切换器(KVM),即能够实现用一套键盘、显示器、鼠标来控制多台设备,这样可以方便维护,缩短作业时间。⑤对换流站所有的备用板卡(如PS900板卡等)预先装载好程序,完成所有参数设置,故障处理时做到即插即用。

解决此问题比较彻底的方法是将控制保护系统完全三重化,这样在一套系统维护时,即使有一套系统由于发生紧急故障而退出运行,这时“二取一”动作策略变为“一取一”,HVDC输电系统可以继续运行。

4)在后续的HVDC工程中,推荐将保护三重化。换流变或平抗的招标文件上,建议要求其一次设备上所有的本体保护出口继电器均提供3副硬接点,保护系统则采取“三取二”逻辑,这样既可防止本体保护误动,也可防止本体保护拒动,从而有效避免了换流变和平抗单元件故障所导致的直流误闭锁。

7 结语

本文介绍了HVDC输电控制保护双重化及三重化的概念及实现原理,分析了3起因测量装置或传感器没有完全双重化而造成停运的事故,比较了ABB公司和南瑞公司的避免单一元件故障造成停运的解决方案。在此基础上,建议对采用ABB技术的换流站引入测量板卡故障时闭锁相应保护的理念。对于保护双重化配置,传感器单元件配置及换流变、平抗等设备本体保护单元件故障误出口等问题,提出后续工程尽量做到控制保护所有回路的双重化,减少HVDC输电非计划停运次数。

对高岭换流站保护三重化过程中遇到的问题及解决方案进行了较深入的研究,指出目前“三取二”保护逻辑应用并不普遍,一次设备往往只考虑满足2套保护配置的要求。在将“三取二”保护逻辑接入为2套保护提供输入/输出的一次设备时,存在单一元件故障导致直流闭锁的隐患,从而降低HVDC系统可用率。建议后续工程一次设备上所有的本体保护出口继电器均提供3副硬接点。

本文对现有换流站的停运隐患分析及控制保护改造方向有一定的指导意义和参考价值。

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直流系统接地故障检测与保护研究 篇10

关键词：直流系统,接地故障,检测方法, 接地保护

发电厂的直流系统是一个由蓄电池组、控制屏、馈电网以及充电设备所组成的一个机电一体化装置, 具有庞大的多分支供电网络。直流电源是一个带极性的电源, 有正负极之分。如果系统正极或者负极对地间的绝缘电阻低于某个规定值或者是降至某个整定值, 就称为接地故障。直流电源对电力系统安全稳定有着重要的影响。正常运行的状态下, 直流电源向信号灯、接触器线圈、指示继电器等负荷供电, 也肩负着为合闸线圏、断路器电磁操作机构的跳闸、载波通信、继电保护及自动装置等提供直接电源。因此, 直流系统接地出现故障, 不能及时排除, 出现多处接地, 将会引起严重的后果。

1 常用的直流系统接地故障检测方法

(1) 传统的平衡电桥法

平衡电桥法是用传统的平衡电桥监测直流系统正负母线对地绝缘的情况, 是较早的一种直流系统接地检测方法。基本原理是设置两个电阻R与直流系统正负极接地电阻组成电桥, 当系统正常时, 电桥平衡, 流过继电器线圈的电流极其微弱, 继电器无动作;当系统某点接地时, 电桥平衡遭到破坏, 通过继电器线圈的电流不断增大, 当电流大于整定值时, 继电器发生动作, 产生报警信号, 指示接地发生故障, 从而实现在线监测直流接地故障功能。这种方法只能检测整个系统故障, 无法对故障进行定位, 难以确定故障支路。

(2) 直流检测法

直流检测法也叫直流漏电流检测法, 是在直流电网各个支路安装传感器, 在平衡的状态下, 传感器的漏电流为零;当系统绝缘下降时, 出现不平衡的漏电流, 选择接地故障所在支路投入检测电阻进行接地监测, 通过装置检测传感器输出的漏电流值来计算接地电阻。这种方法可将操作电源作为检测电源进行直接自动检测, 数值精准。但当正负极同时接地时, 不断切换正负母线的接地电阻就会产生漏电流回路, 频繁切换也会引起保护设备的误动作。另外, 对投入检测电阻要求也比较高, 如果检测电阻偏大, 会导致流过直接漏电流传感器的漏电流变小, 影响检测精度, 造成较大的误差;如果偏小, 正负母线对地电压变化范围增大, 给电力系统安全运行留下巨大的隐患。

(3) 交流注入法

交流注入法可以分为变频信号注入法和低频信号注入法两种。变频信号注入法是在电桥检测到可能接地故障后会将频率不同和幅值相同的两种低频交流电流信号注入系统, 电流互感器就会检测到不同频率下的电流值, 再计算该路的阴性电流值, 从而计算得对地电阻的数值;低频交流信号注入法也称为定频信号注入法, 是在电桥检测到可能的接地故障后, 将同一低频交流电流信号注入直系系统的母线与大地之间, 再根据信号流向寻找接地故障, 从而实现对接地进行监测功能。其实质是传统的电桥法进一步的改进, 从而极大提高检测的准确度。但这种方法精确度也会受到系统分布电容大小的影响, 分布电容越大, 阻性电流就越容易被容性电流掩没, 便越难精确提取。

(4) 使用直流接地故障定位仪法

直流接地故障定位仪是一种通过人工沿导线检测直流或交流信号踪迹从而确定接地故障点的一种在线检测装置。使用直流接地故障定位仪法是电桥法、直流检测法、交流注入法的一种必要补充, 但搞干扰能力差, 受到分布电容和不平衡电流减小影响较大, 测试成功率偏低。

2 直流系统接地检测方案

从常用的检测方法中不难分析出, 判别直流系统接地故障最有力、最直接的依据就是电阻值的确定。根据笔者在电厂的实践总结出:接地电阻值低于20kΩ时, 即可以认为该支路发生接地故障, 依据接地电阻值就可以检测到哪条支路出现故障, 但不管是传统的平衡电桥法、直流检测法、交流注入法还是使用直流接地故障定位仪法, 由于受到分布电容和环网等因素的影响, 求阻值方法都不靠谱。因此, 笔者根据工作实践, 结合常用的直流系统接地故障检测方法, 设计基于小波分形技术的直流系统接地检测方案, 方案流程图如下图所示。

为了更有效地去监测正负母线对地的绝缘状况, 在直流系统中设置一种双不对称电桥, 电桥装置可以对正负母线接地绝缘状况进行实时的监测, 一旦发现绝缘电阻低于20kΩ时, 使马上启动幅值恒定、取值可调、频率稳定的低频信号源并注入低频电压信号, 以此判断接地极性。取低频信号源为峰值为30V时、频率为20Hz的正弦电压信号时, 即可以计算出接地电阻值。此时需要对低频电压、支路电流进行采样, 检测支路电流信号采用套在各支路顶端的电流互感器来完成。为了保证测量确定, 要求电流互感器具有适合的等级和合适的变比, 对低频电压、支路电流的采样精度是整个故障检测的关键阶段, 直接影响到故障定位的精准度。在实践中, 由于环网中有大量的谐波环流, 因此CT电流大于IA为环网支路, 反面即为非环网支路, 从而判定下阶段是进入环网处理或非环网处理。

环网信号本身比较复杂, 且环网电流包含有大量的谐波环流, 受到谐波分量、电网注入的低频信号等各种影响, 导致电流互感器出现饱和现象, 输出信号变得畸型, 如果再采取常规的检测方法显然是难以奏效, 此时需要引入小波分形技术。小波分形技术的基本原理是通过小波分解后不同频带的信号盒维数数值的变化判断不同频段的信号不复杂度和不规则度, 从而描述出信号的非平稳性。引入小波分形技术后, 立足于信号复杂程度角度来进行处理, 计算环网电流在不同频段的分形盒维数, 从而准确地判断无接地环网电流和接地电网环流, 再提取出低频信号的分量, 计算出低频概貌系数矩形盒维数, 接地情况就可以通过盒维数进行判断即可。

非环网信号较环网信号简单一些, 但非环网电流中除了有低频特征信号之外, 还有多次谐波分量、基波分量和噪声等各种干扰信号。因此, 滤波对预处理便成为非环网支路处理的首要任务。滤除高次谐波与干扰和保持电流的幅值和相位信息不失真是滤波过程的基本要求。要从复杂的支路电压和电流混合信号中将低频分量的相位和幅值分离并提取, 需要采用复值小波变换法, 用双正交样条小波bior2.2的多分辨分析, 在同一时刻对支路低频电压和电流信号进行采样, 从而准确计算出低频电压信号与低频电流信号之间的相位差, 从而滤除高效谐波分量和部分噪声的干拢, 计算出接地阻值, 最终可以根据电阻值来判断故障支路。

3 直流接地极相关保护

现代电子技术将直流输电带入微机时代, 集成度高、判断准确、经济性好、便于修改的微处理器技术的直流保护成为了现代电力的新宠, 这对直流保护也提出更高的要求。直流系统保护的基本要求是让直流控制保护集成系统对故障作出迅速的反应、抑制与切除, 瞬间让系统自动恢复。本文主要从接地故障检测来探讨直流保护, 相关的接地极保护归纳为四类:第一类是接地极线路过负荷保护, 这种保护目标在于检测接地极线路导线不否出现过载, 探讨出过载耐受水平, 一旦中性母线电压级别延时500ms时便切换到备用控制系统, 功率降到预设值;第二类是接地极线路开路保护, 这种保护的目的在于一旦出现接地极线路开路, 让中性母线上的设备免受过电压, 也可以用于检测接地极断线故障;第三类接地极线路不平衡监视, 这种保护的目的是对接地极路线导线上不均衡的电流分配进行检测;第四类是接地极线路阻抗监视, 这种保护的目的在于检测接地极线路是否存在故障, 这种保护只用于报警。

4 结论

本文在深入分析已有的直流系统接地故障检测的方法基础上, 提出了直流系统接地整体的检测方案, 在常规的检测方法基础上引入环网处理与非环网处理方法, 对已有的检测方法作为较好的补充, 并探讨了直流接地极相关的四种保护。但受论文篇幅的限制, 在论文中未对小波分形技术进入深入的探讨, 且论文多局限于理论探讨, 最终是否能应用于电网实践, 还要考虑到现场诸多的实际情况。

参考文献

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