距离保护I段

2025-01-26

距离保护I段（共4篇）

距离保护I段篇1

0 引言

作为输电线路后备保护,距离Ⅲ段保护的保护范围宽、动作时间长,受故障后潮流分布和网络结构变化影响较大[1,2]。当低压重载电路测量阻抗低于整定阻抗时,将导致保护不合理动作,加剧网络载荷,引发连锁跳闸[3]。相关案例包括1965年和2003年北美停电事故、2006年欧洲停电事故等[4]。为避免距离Ⅲ段保护不合理动作,北美电力可靠性协会(NERC)提出按最大载荷、最低允许电压整定距离Ⅲ段保护[5],以避免保护载荷度低于线路热载荷度引起不合理动作[6]。现有电力系统分析软件一般都没有提供后备保护动作条件,因此文献[7]建立了距离Ⅲ段保护动作裕度灵敏度模型,量化节点注入功率对保护动作特性的影响。文献[8]建立了潮流转移灵敏度,以区分潮流转移和故障电流对距离保护的影响。

风电系统中能量转换基础是异步发电机,包括固定速度的异步发电机、部分变速的双馈发电机和完全变速的直驱发电机。直驱和双馈发电机具有一定无功支持能力,而普通异步发电机无功电压特性最为脆弱。在低压重载系统中,异步发电机的无功需求使得系统无功平衡更趋紧张,进而影响输电线路后备保护的动作特性。文献[9]研究了风速随机性引起的风电场出力不确定性对过流保护整定的影响。文献[10]研究了低压配电网距离保护整定,以充分利用线路输电容量。文献[11]研究了风电系统距离保护动作范围,验证了风电场出力变化对保护动作条件的影响。但整体而言,相关研究资料不多。

本文研究了异步发电机等值阻抗对输电线路距离Ⅲ段保护动作特性的影响。首先基于设定的定子电压,给出不同机械功率下的异步发电机理论阻抗。然后建立区分定、转子回路的风电潮流精确算法,计算异步发电机实际阻抗。根据风电系统节点电压对输入机械功率的灵敏度,以及保护动作裕度对节点电压的灵敏度,建立保护动作裕度对输入机械功率的线性关系。

1 异步发电机理论阻抗

图1给出异步发电机等值电路,以下计算均假设Pm恒定,恒转矩输入可类似分析。

用定子电压 $\dot{V}_{i}$ 表示转子电流 $\dot{Ι}_{r}$ :

$\begin{array}{l} \dot{Ι}_{r} = - \frac{\dot{V}_{i}}{R_{s} + j X_{s} + j X_{m} / / (\frac{R_{r}}{s} + j X_{r})} \cdot \\ \frac{j X_{m}}{j X_{m} + \frac{R_{r}}{s} + j X_{r}} = - \dot{V}_{i} \frac{j s X_{m}}{a + j b} (1) \end{array}$

式中:

$\begin{array}{l} a = R_{r} R_{s} - s (X_{m} X_{s} + X_{s} X_{r} + X_{m} X_{r}) = a_{1} + a_{2} s \\ b = R_{r} (X_{s} + X_{m}) + s R_{s} (X_{m} + X_{r}) = b_{1} + b_{2} s \end{array}$

根据

$Ρ_{m} = - Ι_{r}^{2} R_{r} \frac{1 - s}{s} = - \frac{s^{2} X_{m}^{2}}{a^{2} + b^{2}} V_{i}^{2} R_{r} \frac{1 - s}{s} (2)$

建立关于s的多项式为:

(a $_{2}^{2}$ Pm+b $_{2}^{2}$ Pm+X2mV2iRr)s3+

(2a1a2Pm+2b1b2Pm-X2mV2iRr)s2+

(a $_{1}^{2}$ +b $_{1}^{2}$ )Pms=0 (3)

解出s,可计算异步发电机等值阻抗 $\bar{Ζ}_{Ι G}$ 为:

$\bar{Ζ}_{Ι G} = R_{s} + j X_{s} + j X_{m} / / (\frac{R_{r}}{s} + j X_{r}) (4)$

上述分析基于已知定子电压。实际Vi与系统运行方式有关[12],必须借助潮流计算确定发电机阻抗。

2 并网异步发电机静态电压特性

2.1 异步发电机实际阻抗

在常规潮流基础上补充转矩约束,风电系统潮流方程如下:

$[\begin{matrix} Δ Ρ \\ Δ Q \\ Δ Τ \end{matrix}$

$+ [\begin{matrix} J_{Ρ θ} & J_{Ρ V} & J_{Ρ s} \\ J_{Q θ} & J_{Q V} & J_{Q s} \\ 0 & J_{Τ V} & J_{Τ s} \end{matrix}$

$[\begin{matrix} Δ θ \\ Δ V \\ Δ s \end{matrix}$

$= [\begin{matrix} 0 \\ 0 \\ 0 \end{matrix} 〗 (5)$

式中:JPθ,JPV,JPs,JQθ,JQV,JQs,JTV,JTs为相应雅可比矩阵元素。

现有风电潮流算法多采用简化电路[13,14,15],将激磁支路移至定子侧,与电容支路并联,并入导纳矩阵。定子和转子电流一致;忽略定子电阻,合并定、转子电抗;取有功输出PG=Pm,将PG用s表示,无功输出QG用PG表示。其不足在于:

1)由于Pm由Rr(1-s)/s而非Rr/s接受,计及定、转子电阻损耗,必有PG<Pm。

2)考虑激磁支路电流,定、转子电流不等。因此简化算法不能提供异步发电机高阶模型及双馈发电机转子侧变流器的稳态初值。

若将定、转子间的虚拟节点w作为一个新节点,可区分定、转子回路,但节点w的自导纳与转差率s有关,不能预先给定。

为解决该问题,本文提出一种扩展潮流解法。如图1所示,定义w与定子节点i、转子节点间功率为:

$\begin{array}{l} \bar{S}_{w i} = \dot{V}_{w} (\frac{\dot{V}_{w} - \dot{V}_{i}}{R_{s} + j X_{s}})^{*} = Ρ_{w i} + j Q_{w i} (6) \\ \bar{S}_{i w} = \dot{V}_{i} (\frac{\dot{V}_{i} - \dot{V}_{w}}{R_{s} + j X_{s}})^{*} = Ρ_{i w} + j Q_{i w} (7) \end{array}$

$\bar{S}_{w r} = \dot{V}_{w} (- \dot{Ι}_{r})^{*} = Ρ_{w r} + j Q_{w r} (8)$

节点w作为PQ节点,其功率偏差和转矩偏差直接作为潮流约束:

$\begin{array}{l} Δ Ρ_{w} = - Ρ_{w i} - Ρ_{w r} (9) \\ Δ Q_{w} = - Q_{w i} - \frac{V_{w}^{2}}{X_{m}} - Q_{w r} (10) \\ Δ Τ = Τ_{m} - Τ_{e} = - \frac{Ρ_{m}}{1 - s} - Ρ_{w r} (11) \end{array}$

在定子节点i的功率约束中,补充流向w的功率如下,并修改相应雅可比矩阵元素。

$\begin{array}{l} Δ Ρ_{i} = Ρ_{i s} - Re (\dot{V}_{i} \sum Y_{i j}^{*} \dot{V}_{j}) - Ρ_{i w} (12) \\ Δ Q_{i} = Q_{i s} - Ι m (\dot{V}_{i} \sum Y_{i j}^{*} \dot{V}_{j}) - Q_{i w} (13) \end{array}$

这样每增加1个风电场,增加3个潮流约束,其中2个对应内节点功率平衡,1个对应转矩平衡。计算结果包括定子电压、内节点电压和转差率等。将转差率代入式(4),即可计算风电场等值阻抗。

2.2 风电系统电压灵敏度分析

为分析输入功率对节点电压的影响,扩展潮流方程(14),其中对风力发电机节点,JTPm=-1/(1-s)。

$[\begin{matrix} J_{Ρ θ} & J_{Ρ V} & J_{Ρ s} & 0 \\ J_{Q θ} & J_{Q V} & J_{Q s} & 0 \\ 0 & J_{Τ V} & J_{Τ s} & J_{Τ Ρ_{m}} \end{matrix}$

$[\begin{matrix} Δ θ \\ Δ V \\ Δ s \\ Δ Ρ_{m} \end{matrix}$

$= [\begin{matrix} 0 \\ 0 \\ 0 \end{matrix} 〗 (14)$

从式(14)第3行消去Δs如下:

$Δ s = - J_{Τ s}^{- 1} J_{Τ V} Δ V - J_{Τ s}^{- 1} J_{Τ Ρ_{m}} Δ Ρ_{m} (15)$

得到节点电压对Pm的灵敏度关系如下:

式中:

${\begin{cases} J_{Ρ V} ´ = J_{Ρ V} - J_{Ρ s} J_{Τ s}^{- 1} J_{Τ V} \\ J_{Q V} ´ = J_{Q V} - J_{Q s} J_{Τ s}^{- 1} J_{Τ V} \end{cases}$

3 风电系统距离Ⅲ段保护动作特性

3.1 距离Ⅲ段保护动作裕度

距离保护载荷度受保护定值和节点电压影响。图2中输电线路ij,阻抗为 $\bar{Ζ}_{i j} = Ζ_{i j} ∠ φ_{l}$ ,两端电压为 $\dot{V}_{i}$ 和 $\dot{V}_{j}$ ,首端流出功率为 $\bar{S}_{i j}$ 。

图3给出了线路首端距离Ⅲ段姆欧继电器阻抗特性。其中, $\bar{Ζ}_{a i j}$ 为测量阻抗,Zopij为动作阻抗,ZRij为整定阻抗,最大转矩角φT取线路阻抗角φl。增加φT可避免冲击负荷引起保护误动;减少φT可保证高阻接地时保护正确动作。

按低阻抗动作条件,线路首端功率、测量阻抗和动作阻抗定义如下:

$\begin{array}{l} \bar{S}_{i j} = \bar{V}_{i} \bar{Ι}_{i j}^{*} = S_{i j} ∠ φ_{i j} (17) \\ \bar{Ζ}_{a i j} = \frac{V_{i}^{2}}{\bar{S}_{i j}^{*}} = Ζ_{a i j} ∠ φ_{i j} (18) \\ Ζ_{o p i j} = Ζ_{R i j} \cos Δ φ = Ζ_{R i j} \cos (φ_{l} - φ_{i j}) (19) \end{array}$

互换i,j即可计算末端参数。

距离Ⅲ段保护动作裕度Mij定义为测量阻抗与动作阻抗之差,如下:

$\begin{array}{l} Μ_{i j} = Ζ_{a i j} - Ζ_{o p i j} = \\ \frac{Ζ_{i j} V_{i} - Ζ_{R i j} (V_{i} - V_{j} \cos θ_{i j})}{\sqrt{(V_{i} - V_{j} \cos θ_{i j})^{2} + (V_{j} \sin θ_{i j})^{2}}} (20) \end{array}$

当动作裕度为负,距离Ⅲ段保护即将动作。保护裕度定义有利于量化后备保护对负荷冲击和后续故障的动作特性[7]。

将动作裕度写成矩阵形式并线性化为:

$Δ Μ = [\begin{matrix} C_{Μ θ} & C_{Μ V} \end{matrix} 〗 [\begin{matrix} Δ θ \\ Δ V \end{matrix} 〗 (21)$

式中:CMθ和CMV为灵敏度系数矩阵,只对线路两端节点非零。

若两端节点为PV和平衡节点,电压幅值增量ΔV为0;若为平衡节点,电压相角增量Δθ为0。

与首端节点相比,末端节点电流正方向相反,距离保护阻抗特性相同,动作裕度可类似定义。

3.2 动作裕度对输入风电功率的灵敏度

线性潮流方程如下:

$[\begin{matrix} Δ Ρ \\ Δ Q \end{matrix}$

$+ [\begin{matrix} J_{Ρ θ} & J_{Ρ V} \\ J_{Q θ} & J_{Q V} \end{matrix}$

$[\begin{matrix} Δ θ \\ Δ V \end{matrix}$

$= [\begin{matrix} 0 \\ 0 \end{matrix} 〗 (22)$

联立式(21),量化节点注入功率变化对距离Ⅲ段后备保护的影响,如下式所示:

$Δ Μ = - [\begin{matrix} C_{Μ θ} & C_{Μ V} \end{matrix}$

$[\begin{matrix} J_{Ρ θ} & J_{Ρ V} \\ J_{Q θ} & J_{Q V} \end{matrix}$

$^{- 1} [\begin{matrix} Δ Ρ \\ Δ Q \end{matrix} 〗 (23)$

联立式(16)和式(21),得距离Ⅲ段保护动作裕度对风电功率的线性关系,其中sMP为灵敏度系数。

$Δ Μ = [\begin{matrix} C_{Μ θ} & C_{Μ V} \end{matrix}$

$[\begin{matrix} J_{Ρ θ} & J_{Ρ V} ´ \\ J_{Q θ} & J_{Q V} ´ \end{matrix}$

-1·

$[\begin{matrix} J_{Ρ s} J_{Τ s}^{- 1} J_{Τ Ρ_{m}} \\ J_{Q s} J_{Τ s}^{- 1} J_{Τ Ρ_{m}} \end{matrix}$

ΔPm=sMPΔPm (24)

4 算例分析

算例采用IEEE RTS系统[16](见附录A图A1)。风电场经变压器连接节点7。风电场内共有150台异步发电机[17],将其等值为1台异步发电机。

4.1 异步发电机理论阻抗特性

取定子电压为额定值,计算理论上的转差率s,结果见图4。s呈下降趋势,对应着转子速度增加。若定子电压低于额定值,转差率将进一步降低。由此可见,输入功率的增加或者机端电压的下降,将导致转差率下降,即定、转子角速度偏差增加。

图5给出异步发电机等值阻抗,其中A1-A2对应定子电压Vi=1.0(标幺值),下标1,2分别对应10%和100%有功输入。附录A图A2给出不计电容时发电机阻抗模值。

1)风电场呈现负电阻、正电抗特性。

随Pm增加,电抗降低,电阻先降低再增加;阻抗模值下降。

2)电压降至0.9,阻抗为B1-B2,整体向下向右移动。

电压降至0.8和0.7,阻抗为C1-C2和D1-D2。即电压越低,发电机阻抗越小。

3)图5中左侧曲线,对应发电机有并联电容。

当Pm较小时,电阻较小。此时若电容器退出运行,将使等值阻抗右移,与虚轴更加接近。

4.2 异步发电机实际阻抗特性

并网风力发电机定子电压并非定值,而随输入功率变化。附录A图A3和图6表明,Pm增加引起定子电压和等值阻抗下降。此时若50%电容退出运行,发电机阻抗(虚线部分)上半部明显右移,更接近虚轴。当距离保护的保护范围较大时,其动作特性将受并联电容影响。

4.3 距离Ⅲ段保护动作裕度

对线路7-8,首端远风电场节点测量阻抗涉及线路、变压器、负荷、发电机、电容和风电场阻抗,如图7所示,其中发电机和负荷阻抗都与电压(电网运行方式)变化有关,仅根据局部网络不能解析表达。

图8给出了潮流计算得到的线路两端测量阻抗。

1)随着Pm增加,线路两端的测量阻抗都将趋近保护范围。近风电场节点的测量阻抗与φl的夹角增加,当其大于90°时(虚线以下),保护不会动作。

2)远风电场节点的测量阻抗与φl的夹角减小,保护有可能动作。由于异步发电机的负电阻特性,测量阻抗位于第二象限,有些类似反向故障。

图9给出了保护动作裕度随Pm的变化。近风电场节点7侧变化平缓,远风电场节点8侧下降较明显,保护裕度下降52.63%。当Pm为80%时,裕度对Pm的灵敏度系数为-0.439 3,采用灵敏度模型估计裕度(虚线部分);Pm为10%和100%时,保护裕度的相对误差分别为-5.22%和-3.45%,误差较小。

为验证运行方式影响,设计方案1为原始方式,方案2为并联电容减少50%,方案3为节点7负荷增加50%,方案4为节点8负荷增加50%。图10给出了远风电场节点8的保护动作裕度。

图11给出了保护动作裕度对Pm的灵敏度。

1)相比方案1,方案3的保护裕度增加,方案2和4的保护裕度降低。

2)不同方案下,Pm增加都将降低保护裕度,其中方案4保护裕度对Pm变化最为敏感。

5 结论

1)输入机械功率增加和定子电压降低,都将减小异步发电机阻抗模值,降低风电场附近线路两端距离Ⅲ段保护的动作裕度,其中远风电场节点影响尤为明显。

2)异步发电机呈现负电阻、正电抗特性,使得线路远风电场节点的测量阻抗接近反向故障。

3)风电场附近负荷增长,可能大幅降低输电线路远风电场节点距离Ⅲ段保护的动作裕度。

基于潮流分析的风电系统距离保护动作特性,结果将偏于乐观。在事故后振荡过程中,保护仍可能不合理动作。作者已经完成风电系统故障后(非)失稳振荡过程中,输电线路距离保护动作特性的动态仿真,希望能找到一些共性结论。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

距离保护I段篇2

电力系统的稳定运行主要由符合要求的电网结构、系统运行方式和继电保护来保证。大区电网互联和电力运行体制市场化,在提高电力系统运行效率和经济性的同时往往使电力系统运行在稳定极限边缘,对处在“三道防线”前沿的继电保护装置的“四性”提出了更严格的要求[1,2]。在高压及以上等级电网中,继电保护装置的可靠性和速动性主要由双重化的主保护保证,而其选择性和灵敏性主要由相间和接地故障的后备保护延时段保证[3]。由于零序电流保护存在易受系统运行方式影响和整定复杂的缺点而被定位为接地距离保护的补充,因此,主要由相间和接地距离保护延时段来确保选择性和灵敏性。

在强化超高压电网结构的过程中,电网接线出现了大量的平行线路、短线路、短线路群和环网,在按照逐级逐段配合原则整定距离保护延时段时不仅过程极为复杂,而且在长短线间、双回线间等配合情况下灵敏度难以满足规程要求。特别需要注意的是,经多级同段配合后距离保护延时段的动作时间会整定过长,在线路故障主保护拒动时将严重威胁系统安全,因此迫切需要对距离保护延时段的整定计算进行合理简化[4],而对距离保护延时段整定计算进行简化的合理性有赖于主保护的性能。目前,继电保护技术的显著进步和通信技术的飞速发展大大提高了超高压电网线路主保护的可靠性和速动性,降低了线路对后备距离保护的需求,这为距离保护延时段整定计算的合理简化提供了必要条件。

在对作为高压及以上等级电网后备保护的距离保护整定计算现状进行分析的基础上,本文提出了一种能够确保灵敏性、选择性并兼顾速动性的距离保护延时段整定计算方案。

1 距离保护整定计算现状

1.1 阶段式距离保护

距离保护反应故障点到保护安装处的距离,具有选择性和灵敏性较好、保护范围受系统运行方式变化影响小、躲负荷电流能力强等优点,在高压及以上等级电网中广泛用作后备保护[5],并因电源支路助增导致用作远后备时灵敏度不足而按近后备配置。

距离保护一般采用阶梯时限配合的三段式配置方式。距离保护Ⅰ段要求无延时地可靠切除线路本侧70%或80%长度范围内的故障;距离保护Ⅱ段要求能足够灵敏地反应线路末端故障,为此应与相邻线路保护配合;距离Ⅲ段作为后备段,包括本线路Ⅰ段、Ⅱ段保护的近后备、相邻下一级线路保护的远后备,甚至反向母线保护的后备。

1.2 距离保护延时段整定计算现状

《220 kV ～750 kV电网继电保护装置运行整定规程》(以下简称《规程》)对三段式距离保护延时段的整定计算作了详细规定。以超高压电网中基于助增系数法的接地距离Ⅱ段整定为例,在配合元件为线路时,结合实际整定情况对其整定步骤归纳如下:

1) 首先按下式与相邻线路纵联保护配合(《规程》规定距离Ⅱ段首先与相邻线路距离Ⅰ段配合,但在超高压电网实际整定中往往是首先与相邻线路纵联保护配合):

${\begin{cases} Ζ_{Ⅱ} \leq Κ_{k} Ζ_{l} + Κ_{k} Κ_{Ζ} Ζ_{l^{'}} \\ t_{Ⅱ} = t_{\min} \end{cases} (1)$

校核保护灵敏度,若灵敏度满足要求则配合完毕,若不满足要求则转入步骤2。

2)按下式与相邻线路接地距离Ⅱ段配合:

${\begin{cases} Ζ_{Ⅱ} \leq Κ_{k} Ζ_{l} + Κ_{k} Κ_{Ζ} Ζ_{Ⅱ^{'}} \\ t_{Ⅱ} = \min (t_{Ⅱ^{'}} + Δ t, t_{\max}) \end{cases} (2)$

再校核保护灵敏度,若灵敏度满足要求则配合完毕,若不满足要求则转入步骤3。

3)按保证灵敏度整定:

${\begin{cases} Ζ_{Ⅱ} \geq Κ_{s e n . \min} Ζ_{l} \\ t_{Ⅱ} = \min (t_{Ⅱ^{'}} + Δ t, t_{\max}) \end{cases} (3)$

以上式中:Zl,ZⅡ(Zl′,ZⅡ′)分别为整定线路(配合线路)的正序阻抗和接地距离Ⅱ段定值;tⅡ(tⅡ′),tmin(tmax)和Δt分别为整定线路(配合线路)接地距离保护Ⅱ段时间定值,接地距离Ⅱ段最小(最大)时间定值和时间级差;Kk和KZ分别为可靠系数和助增系数;Ksen.min为《规程》要求满足的最低灵敏度。

距离Ⅲ段整定步骤与此相似,即依次与相邻线路距离Ⅱ段、Ⅲ段配合整定,若仍不满足灵敏度要求则按保证灵敏度整定。

1.3 存在的问题

根据《规程》,高压及以上等级电网线路距离保护Ⅱ段间的配合关系可概括为下式:

$Ζ_{Ⅱ} \leq Κ_{k} Ζ_{l} + Κ_{k} Κ_{Ζ} Ζ_{s e t} ´ (4)$

式中:Zset′为相邻线路配合定值(Zl′或ZⅡ′)。

根据灵敏系数的定义,距离保护延时段在用做近后备时其灵敏度校验公式为:

$Κ_{s e n} = \frac{Ζ_{Ⅱ}}{Ζ_{l}} (5)$

由式(4)代入式(5)可得:

$Κ_{s e n} \leq Κ_{k} + \frac{Κ_{k} Κ_{Ζ} Ζ_{s e t} ´}{Ζ_{l}} (6)$

由式(6)可见:若整定线路长而相邻线路短,则其相邻短线路的正序阻抗Zl′与整定长线路的正序阻抗Zl的比值会很小,导致式(6)计算值过小而无法满足灵敏度要求;在双回线与双回线配合时,最小助增系数KZ较小,也可能导致无法满足灵敏度要求。

在上述配合情况下,距离Ⅱ段在与相邻线路纵联保护配合时不满足灵敏度要求,在逐级逐段配合原则下须改与相邻线路距离Ⅱ段配合。多级距离Ⅱ段同段配合后动作时间相应地逐级抬高,以致在线末故障、主保护拒动时距离Ⅱ段无法快速切除故障而严重威胁系统安全。

在“加强主保护,简化后备保护”的新形势下,各高压及以上等级电网在简化后备保护尤其是距离保护延时段的配合关系和整定计算方面开展了大量的研究工作[4,6,7,8,9,10,11,12]。文献[6]建议在逐级逐段配合原则下对长短线配合困难等情况可考虑距离Ⅱ段动作定值与相邻线双高频保护配合,而动作时间仍按逐级配合原则整定,这并没有根本解决Ⅱ段动作时延过长的问题。文献[7]建议在逐级逐段配合原则下若距离Ⅱ段动作延时大于2.0 s时建议设置开环点,即以牺牲选择性来换得速动性。文献[8]建议在动作定值上与相邻线路纵联保护配合而在时间定值上与失灵保护配合,但距离Ⅱ段在动作定值上只与相邻线路纵联保护配合时可能灵敏度过低而无法反应线路末端故障,为保证灵敏度必然牺牲选择性,同样是以选择性来换得速动性。在满足超高压电网对距离保护延时段选择性和灵敏度要求的前提下,如何兼顾速动性并有效简化配合关系和整定计算,从而实现距离保护延时段灵敏度、选择性和速动性的最佳融合,是一个值得研究的问题。

2 距离保护延时段整定计算研究

2.1 基本思想

为了避免距离Ⅱ段多级同段配合后动作时间抬高而影响动作速度,距离Ⅱ段只与相邻线路纵联保护配合而不与相邻线路距离Ⅱ段配合。若由这种配合原则得到的灵敏度能够满足《规程》的要求,即取得了完全配合,则属于最佳的整定结果。但在超高压电网中普遍出现的长短线配合、双回线间配合的整定配合环境下,由这种配合原则得到的灵敏度可能不满足《规程》的要求,对此问题可从以下2个方面予以解决:

1)适当提高距离Ⅱ段灵敏度以反应全线绝大部分故障,同时增加Ⅱ段延时以确保选择性。

《规程》考虑到线路参数误差、电流互感器传变误差、保护装置测量误差等对保护装置故障反应能力的影响,并在一、二次系统实际的最大综合误差(上述误差的综合)的基础上还考虑了一定的整定裕度,提出了灵敏度要求。实际最大综合误差往往可由电网条件、整定要求和实际经验确定。

若距离Ⅱ段与相邻线路纵联保护配合取得的灵敏度满足不了《规程》要求,可适当提高。提高的标准是接近或达到与实际最大综合误差相匹配的灵敏度,而不强求满足《规程》要求。因此,有充分理由认为灵敏度经如此提高后能反应全线绝大部分故障。

适当提高灵敏度后,距离Ⅱ段与相邻线路纵联保护为不完全配合关系。为保证选择性需同步增加Ⅱ段动作时间。原始灵敏度提高幅度越大,则Ⅱ段动作时间增加越多。应注意距离Ⅱ段动作时间上限要比距离Ⅲ段动作时间下限少一个时间级差Δt。

2)将距离Ⅲ段作为距离Ⅱ段灵敏度不足的补充,由其确保满足《规程》对延时段后备保护应有足够灵敏度的要求。

距离Ⅲ段作为故障切除的总保护段,只在2套主保护、1套断路器失灵保护和2套距离Ⅱ段拒动后才会动作,理论上动作机会极小,实际中也少有动作记录。鉴于继电保护及相关技术的发展和距离Ⅲ段的实际动作情况,应对距离Ⅲ段重新定位,并在简化距离保护延时段配合关系和整定计算时整体考虑距离Ⅱ段、Ⅲ段。

近后备存在的理由是主保护硬件故障(包括通道故障)时后备保护能够正常工作,或者主保护原理上存在缺陷或灵敏度不足时后备保护能够补充。因此,可从灵敏度补充的角度将距离Ⅲ段定位为距离Ⅱ段的后备,将距离Ⅲ段当成传统的距离Ⅱ段使用。这意味着在距离Ⅱ段能反应全线绝大部分故障的情况下,距离Ⅲ段作为距离Ⅱ段在极少部分线末故障时灵敏度不足的补充。

根据《规程》中“带延时的线路后备灵敏段保护(例如距离Ⅱ段),在被保护线路末端发生金属性故障时,应有足够的灵敏度” 的规定,由于微机保护将各段距离保护集成在同一CPU中,因此只要距离Ⅱ段、Ⅲ段中至少有1段对线末金属故障有足够的灵敏度,就能满足《规程》中最低灵敏度要求。

2.2 实现方案

2.2.1 距离保护Ⅱ段整定实现方案

在由距离Ⅱ段与相邻线路纵联保护配合得到的灵敏度满足不了要求时,可引入灵敏度调整函数来适当提高灵敏度。调整函数fK可表示为:

$Κ_{s e n} ´ = f_{Κ} (Κ_{s e n}) (7)$

式中:Ksen为距离Ⅱ段与相邻线路纵联保护配合得到的原始灵敏度;Ksen′为经调整后的灵敏度。

调整函数fK应能实现以下目标:

1)Ksen满足《规程》要求时,直接按此灵敏度整定,取得完全配合。

2)Ksen不能满足要求时,将其提高至接近或达到与实际最大综合误差相匹配的灵敏度。

分段调整函数fK能方便地实现上述目标,下式为根据实际整定经验给出的一个示例:

$f_{Κ} (Κ_{s e n}) = {\begin{cases} 1 + \frac{(Κ_{s e n . \min} - 1)^{2}}{(Κ_{s e n . \min} - 1) + (Κ_{s e n . \min} - Κ_{s e n})} \\ Κ_{s e n} < Κ_{s e n . \min} \\ Κ_{s e n} Κ_{s e n} \geq Κ_{s e n . \min} \end{cases} (8)$

式中:Ksen.min为《规程》要求满足的最低灵敏度。

为了保证选择性,在适当提高灵敏度后需要同时增加距离Ⅱ段动作延时,可利用时间函数ft达到此目标。ft可采用分段函数,分段数要考虑相间/接地距离Ⅱ段最小动作时间、距离Ⅲ段最小动作时间、微机保护计时特性以及实际整定经验等因素。下式为根据实际整定经验给出的一个例子:

$f_{t} (Κ_{s e n}) = {\begin{cases} t_{\min} Κ_{s e n} \geq Κ_{s e n . \min} \\ t_{\min} + Δ t 1 \leq Κ_{s e n} < Κ_{s e n . \min} \\ t_{\min} + 2 Δ t Κ_{s e n} < 1 \end{cases} (9)$

式中:tmin对于接地距离Ⅱ段可取0.5 s,对于相间距离Ⅱ段可取0.3 s;Δt一般取0.3 s。

上述函数的特性曲线如图1所示。

图1横坐标Ksen为原始灵敏度,纵坐标为调整后的灵敏度Ksen′或者距离Ⅱ段时间定值tⅡ。

据上述研究,距离Ⅱ段整定步骤为:

1)按距离Ⅱ段与相邻线路纵联保护配合得到原始灵敏度Ksen。

2)将步骤1得到的原始灵敏度Ksen代入灵敏度调整函数fK和时间函数ft,即可得到调整后的灵敏度Ksen′和时间定值tⅡ。

3)将步骤2得到的Ksen′乘以线路正序阻抗Zl,便得到阻抗定值ZⅡ。

2.2.2 距离保护Ⅲ段整定实现方案

若距离Ⅱ段与相邻线路纵联保护配合得到的原始灵敏度KⅡsen 能满足《规程》要求,即KⅡsen≥Ksen.min,则由式(10)可知:距离Ⅲ段与相邻线路距离Ⅱ段配合整定得到的灵敏度KⅢsen 一定也能满足《规程》要求。动作时间按延时躲振荡的要求常取1.5 s。

$\begin{array}{l} Κ_{s e n}^{Ⅲ} = \frac{Ζ_{Ⅲ}}{Ζ_{l}} = \frac{Κ_{k} Ζ_{l} + Κ_{k} Κ_{Ζ} Ζ_{Ⅱ^{'}}}{Ζ_{l}} = Κ_{k} + \\ \frac{Κ_{k} Κ_{Ζ} Ζ_{Ⅱ^{'}}}{Ζ_{l}} > Κ_{k} + \frac{Κ_{k} Κ_{Ζ} Ζ_{l^{'}}}{Ζ_{l}} = Κ_{s e n}^{Ⅱ} (10) \end{array}$

若距离Ⅱ段原始灵敏度KⅡsen 不能满足要求,即KⅡsen≤Ksen.min,则从灵敏度补充的角度将距离Ⅲ段作为距离Ⅱ段的后备并由其确保满足灵敏度要求。而由式(10)可知Ⅲ段在与相邻线路Ⅱ段配合时灵敏度KⅢsen 不一定大于Ksen.min。若KⅢsen>Ksen.min,则Ⅲ段与相邻线路Ⅱ段配合时灵敏度仍可满足要求,动作时间仍取1.5 s。若KⅢsen <Ksen.min,则改与相邻线路距离Ⅲ段配合整定,动作时间按阶梯原则整定(tⅢ=tⅢ′+Δt),但不得大于2 s;若灵敏度仍小于Ksen.min则按保证灵敏度整定。

需要注意的是,在对微机保护装置的重合闸后加速控制字进行整定时,若距离Ⅱ段灵敏度能满足《规程》要求,则控制字“加速距离Ⅱ段”置“1”;如距离Ⅲ段保证灵敏度满足《规程》要求,控制字“加速距离Ⅲ段”置“1”。

3 算例分析

以图2所示的某实际超高压电网的局部网络为例,在传统逐级逐段配合原则和本文提出的方案下利用整定计算软件分别整定计算得到接地距离Ⅱ段、Ⅲ段的动作定值和时间定值,如表1所示。

表1中的旧定值是在传统配合原则下整定得到的,Ⅱ段动作时间旧定值证明了在传统配合原则下经同段多级配合后Ⅱ段动作时间确实过长,在该网络中Ⅱ段有3处动作时间长达1.7 s,同段配合级数达到4级;有6处保护动作时间长达1.4 s,同级配合级数达到3级。表1中的新定值是在本文方案下整定得到的,Ⅱ段只在2处具有最长动作时间1.1 s。对比分析表中Ⅱ段、Ⅲ段新旧定值,可以发现:采用传统配合原则,经距离Ⅱ段同级多段配合后,不仅Ⅱ段动作时间定值过长甚至接近Ⅲ段动作时间,而且还抬高了与Ⅱ段相配合的Ⅲ段动作时间;但在采用本文方案后,不但可以大大降低Ⅱ段动作时间,还显著降低了Ⅲ段动作时间。

并且,通过比较线路L1和L2的A侧、L7的E侧、L8的F侧、L11和L12的H侧、L13和L14的F侧的Ⅱ段动作时间旧定值和Ⅲ段动作时间新定值,可知2种方案下确保灵敏段的动作时间相当接近。

上述算例分析表明,在本文方案下,即使发生Ⅱ段不能反应的极少部分线末故障,由有足够灵敏度的Ⅲ段动作切除故障的速度并不逊色于传统配合原则下有足够灵敏度的Ⅱ段动作速度;但在发生Ⅱ段能够反应的绝大部分线末故障时,Ⅱ段能以很快的速度切除故障,解决了传统配合原则下Ⅱ段切除线末故障过慢而威胁系统安全的问题。

4 结语

按本文所提出的距离保护延时段整定方案计算得到的全网定值,表达出的信息相当丰富:距离Ⅱ段有选择性,从其动作时间可以看出灵敏度;距离Ⅲ段有灵敏度,从其动作时间可以看出选择性。

算例分析表明了该整定方案能够解决传统配合原则下距离Ⅱ段切除线末故障过慢而威胁系统安全的问题,在保证距离保护延时段灵敏度和选择性前提下可以兼顾速动性。该方案不仅配合逻辑简单,而且方便程序实现,并已在实际超高压电网整定计算中得到了应用。

摘要：按照逐级逐段配合原则整定超高压电网线路距离保护Ⅱ段会因多级同段配合而导致动作时延过长,这在线路故障主保护拒动时将严重威胁系统安全。提出了一种距离保护延时段整定计算方案,方案中距离保护Ⅱ段只与相邻线路纵联保护配合,若不能满足灵敏度要求,则采用灵敏度调整函数适当提高灵敏度使其能够反应本线路绝大部分故障,同时增加距离保护Ⅱ段延时以确保选择性;并从灵敏度补充的角度将距离保护Ⅲ段当成传统的距离保护Ⅱ段使用,由其确保灵敏度满足规程要求。算例分析表明了该整定方案能够保证距离保护的选择性和灵敏性,并能兼顾速动性,配合逻辑简洁,方便程序实现。

关键词：超高压线路,距离保护,延时段,整定计算

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距离保护I段篇3

距离保护由于其受系统运行方式影响小,保护范围稳定,相邻线路间保护容易配合等优点而在高压电网中得到广泛应用。但在实际应用中,很多因素会影响距离保护的动作性能,如电网闪断、串补电容、过渡电阻、故障限流器、系统振荡、系统谐波、特殊接线形式、电压互感器接线、PT断线等电压回路异常会导致测量阻抗不能真实反映故障点与保护安装处的距离,使得距离保护的选择性和灵敏性出现问题。国内不少文献[1,2,3,4,5,6,7,8,9]对距离保护影响因素开展了研究,提出了防范措施。

仅针对PT断线来说,微机保护在正常运行时已具备断线检测功能,并闭锁距离保护,但在保护启动后,PT断线判别功能将退出运行。此时若再发生PT断线,测量阻抗落在原点附近。当距离保护采用方向特性或偏移特性时,保护会误动。本文通过一起实际案例分析了PT断线对距离Ⅲ段保护的影响,并从电压回路冗余设计和改进保护动作特性两个方面提出了防范措施。

1 故障案例分析

微机保护在保护未启动前若二次回路失压,可以综合利用电压量、电流量、开关量进行PT断线检测,及时发出告警信号并闭锁距离保护,减少保护误动的可能性。常用的PT断线判据为

(1) 不对称失压判据

(2) 对称失压判据

式中:Ua ,b,c代表了三相电压;I代表了任一相电流(此条件也采用断路器在合位的识别)。

但在实际运行中,微机保护因PT断线而误动的事件屡有发生。2007 年,某电网220 k V变电站由于现场施工人员走错工作地点,误将钢丝绳投入相邻的110 k V线路间隔,先后造成线路和母线故障,线路保护、母差保护正确动作。180 ms后,110 k V母差保护中央信号光字灯端子短路,直流馈线屏上小开关越级跳开,PT切换屏直流电源消失,导致220 k V交流小母线失压(如图1 所示),该变电站多条220 k V电源进线距离Ⅲ段保护误动跳闸[10]。该变电站线路后备保护配置三段接地距离保护、四段零序电流保护。

根据电压和电流,可得保护安装处的测量电阻R和测量电抗X。由于PT对称断线,三相电压均为0,理论上:R=0/X=0。根据装置记录显示,三条线路的阻抗实测值分别为:R=0/X=0;R=0/X=0;R=0/X=-0.01,位于保护动作区内。于是距离III段保护动作行为符合设计要求。但这对电力系统的安全运行带来隐患。国内其他地方也曾发生过保护启动后再发生PT断线,导致距离III段保护误动作的事件,严重时有可能造成变电站母线全停。

2 距离Ⅲ段保护误动原因分析

从故障案例看,相比距离Ⅰ段、距离Ⅱ段保护,距离Ⅲ段保护更容易误动。这主要取决于距离保护的动作特性。以CSC-101A的多边性特性为例,在重合或手合到故障线路时,距离保护动作特性在原多边形特性的基础上加上一个包括原点的小矩形特性(见图2),以保证PT在线路侧时也能可靠切除出口故障,称为阻抗偏移特性动作区。考虑到距离Ⅲ段保护的后备性能,距离Ⅲ段保护始终采用阻抗偏移特性动作区(包含原点)。这正是距离Ⅲ段保护更容易误动的原因。

尽管各厂家距离保护动作特性设计不完全相同,但距离Ⅲ段保护普遍采用阻抗偏移特性。试验结果表明(具体见表1):保护启动未复归时发生PT断线,若断线前保护判别为正方向故障,则所有主流保护厂家的距离Ⅲ段保护均会动作;若失压前保护判别为反方向故障,大部分厂家的距离Ⅲ段保护会动作。

而距离Ⅰ段、距离Ⅱ段保护动作区经方向元件把关,不易受PT断线的影响。为解决距离保护出口故障的死区问题,CSC-101A在距离保护中设置了专门的方向元件,对于对称故障,采用记忆电压,即以故障前的记忆电压同故障后电流比相来判别故障方向。对于不对称故障,采用负序方向作为方向判别依据。此外,相间I段、距离Ⅱ段还需经突变量方向元件把关。距离Ⅰ段保护的动作条件:方向元件判为正方向,且计算阻抗在整定的四边形范围内;距离Ⅱ段保护的动作条件:方向元件判为正方向动作或非反方向,且计算阻抗在整定的四边形范围内;距离Ⅲ段保护的动作条件:不对称故障,方向元件判为正方向动作或非反方向,且计算阻抗在整定的四边形范围(包括原点)内;三相对称故障,计算阻抗在整定的四边形范围(包括原点)内。

注1、2:PSL602 G、PRS-752距离Ⅲ段保护采用记忆方向元件,PT断线前反方向故障保护不动作。

故障案例中PT断线时区外故障已经切除,虽然电压有突变,但电流基本没有变化。距离Ⅰ段保护、距离Ⅱ段的突变量方向元件不满足要求,保护不会动作。而距离Ⅲ段保护判为三相对称故障,且测量阻抗落在四边形范围内,满足动作条件。这正是故障案例中距离Ⅲ段保护误动的原因。

3 距离Ⅲ段保护防误措施

国家电网公司2015 年发布的变电站防全停反措[11]要求提高双母线接线方式母线电压互感器二次回路的可靠性,防止因母线电压互感器二次回路原因造成相关线路的距离保护在区外故障时先启动后失压,距离保护误动导致全站停电事故。因此,需要从源头上提高交流电压公共回路可靠性,并提高距离保护对PT断线的容错能力。

3.1 交流公共电压回路冗余设计

传统变电站220 k V系统交流电压一般采用母线PT方式,在双母线接线方式下存在交流电压公共切换回路。正常情况下交流电压回路通过PT隔离闸刀辅助触点重动回路接入交流小母线,其目的是实现隔离、防止反充电,同时通过母联开关及其隔离开关的辅助触点的重动回路实现两段母线电压并列(如图3 所示)。早期220 k V变电站大多采用这种方式。这种方式采用单路直流供电,重动采用普通的中间继电器,如一组重动继电器损坏,该组交流电压将失去;在直流电源消失时,将造成全所交流电压失去。

目前新工程设计已经对切换回路进行改进[12],重动采用双位置继电器,采用单路直流供电,在直流电源消失时,双位置继电器触点可以保持原来的状态,交流电压可正常接入。但在一组PT检修,电压回路并列拉开PT闸刀时,如操作不当可能造成反充电,使运行PT空气开关跳开造成全所交流电压失去。

为进一步提高交流公共电压回路的可靠性,直流电源、重动回路及切换回路均采用双重化设计,其中重动继电器采用普通中间继电器,两个继电器触点采用并联方式接入电压回路(如图4 所示)。当一路直流电源消失或重动继电器损坏时,确保不失去交流电压。

3.2 距离Ⅲ段保护自适应阻抗偏移特性

电压回路采取双重化设计从源头上减少交流失压的可能性,但并无法彻底消除距离Ⅲ段保护误动的风险。如双母线接线的一组母线PT检修时,往往维护接线型式不变而PT二次回路进行并列。若PT正常运行的母线发生故障,另一条母线电源线路的距离Ⅲ段保护会误动而导致母线全停。因此,有必要从距离Ⅲ段保护动作特性本身提高对PT断线的容错能力。

PT断线与出口处故障时距离保护的测量电压和测量阻抗相同,但测量电流却存在明显差异。PT断线时测量电流为负荷电流,而出口处故障时测量电流为故障电流。根据电流特征,在距离Ⅲ段保护中增设有条件开放阻抗偏移特性的功能(可以通过控制字投退),即采取自适应阻抗偏移特性。若不满足式(3)的条件则保留原阻抗偏移特性,若满足式(3)的条件则采用“反”阻抗偏移特性,即原多边形特性的基础上扣除小矩形特性部分(不包含原点),见图5 所示。

式中,IΦ为测量阻抗进入图2 的小矩形区内时的测量电流,In为线路额定电流。Tcx为电流小于1.2 倍额定电流的持续时间,tdz为门槛值,按躲过区外故障切除时间整定,可取60 ms。

若区外故障伴随PT断线,测量阻抗进入小矩形区后测量电流均为正常负荷电流,不满足阻抗偏移特性开放条件,距离Ⅲ段保护不会动作。

若线路正方向出口故障,假设距离Ⅰ段、Ⅱ段保护均不动作。在正常运行方式下满足阻抗偏移特性开放条件,距离Ⅲ段保护延时出口。在弱电源运行方式下,若故障电流小于1.2 倍额定电流(见式(4)),不满足阻抗偏移特性开放条件,距离Ⅲ段保护不会动作,由相邻线路后备保护切除故障。对弱电源线路可退出阻抗偏移特性的有条件开放功能。

式中: E为系统电势;XS为系统阻抗。

综上所述,距离Ⅲ段保护在故障时仍采用阻抗偏移特性,保证正方向出口处故障能可靠动作,而PT断线时采用“反”阻抗偏移特性,可以有效防止保护误动。此设计思路也同样适用于采用圆特性的距离保护。

4 结论

现行规程规定[10]:距离Ⅲ段保护作为本线和相邻线路的后备保护。但距离Ⅲ段保护的保护范围大,更容易受过负荷和直流偏磁[13,14]的影响导致保护误动。此外,微机保护采用主后一体化设计,距离Ⅲ段保护在实际运行中基本没有正确动作的机会,但误动的风险却很大。因此,需要从设备选型、回路设计、动作特性等方面提高距离Ⅲ段保护的可靠性:

1) 新建变电站220 k V线路采用线路PT,减少电压公共回路。传统变电站交流电压切换回路的直流电源、重动回路及切换回路均应按双重化配置。

2) 强化主保护、弱化后备保护,新改建220 k V及以上线路配置双套光纤差动保护,降低对后备保护的依赖性[15]。

3) 距离Ⅲ段保护采用自适应阻抗偏移特性,若测量阻抗位于原点附近,根据电流值确定是否带阻抗偏移特性(包含原点),以避免区外故障同时伴有PT断线时距离保护误动。

摘要：距离III段保护作为本线和相邻线路的后备保护,动作区往往采用阻抗偏移特性。由于保护在启动后退出PT断线判别功能,非故障线路距离III段保护在区外故障伴随交流失压时容易误动,严重时会引发变电站母线全停。为防止距离Ⅲ段保护误动,从电压回路和动作特性两个方面提出防范对策:1)公共电压的直流电源、重动回路及切换回路均按双重化设计,从源头上避免交流失压;2)根据电流值有条件开放阻抗偏移特性,提高距离III段保护的容错能力。

距离保护I段篇4

自2012年以来，地球已经进入并正处于新一轮的太阳活动高发期。由磁暴引发的地磁感应电流(GIC)对电网的安全稳定运行存在着潜在威胁，近年来国内外电网数次遭受的GIC(Geomagnetic Induce Current)侵害事件使得磁暴对电网的影响逐渐引起了专家学者的关注。例如，在北欧、北美等磁纬度较高的地区，磁暴对电网的影响逐渐引起了专家学者的关注。例如，在北欧、北美等磁纬度较高的地区，地磁场波动相对剧烈，GIC曾导致电网多次跳闸，甚至大规模停电事故。随着电网规模的不断扩大，一些中低纬度地区也多次出现了GIC危害电网的事件，据报道南非有15台变压器受GIC影响导致永久损坏，在巴西、日本的电网中也曾测量到较大幅值的GIC[1,2]。我国广东、江苏和浙江等沿海地区电网中也相继发生了一些GIC侵害电网事件，造成了变压器温升异常，振动和噪声增大等现象[3,4]。

地磁感应电流(GIC)经由变压器接地中性点馈入电网后将可能在电力变压器中引发“直流偏磁”现象。当高压直流输电(HVDC)运行于单极-大地回路方式或双极不平衡运行方式时也可能导致直流偏磁[5]。GIC的变化情况与全球性地磁场扰动息息相关，其偏磁电流的频率、幅值和方向的变化规律皆由其决定，其幅值通常在数十安至上百安不等，对电网具有全局影响力，与HVDC(High Voltage Direct Current)引发的恒定偏磁电流有着显著差别。然而，目前的研究一般对两者视作等同不作区分；且研究一般仅涉及对变压器本体及电流互感器的影响[6,7,8]上，其对相关输电线路保护的影响也大多是从抑制装置接入的角度[9,10]进行考虑的，GIC本身引起的直流偏磁对线路距离保护的影响研究甚少。

我国幅员辽阔，南北跨度大，地形地貌复杂，电网遭受GIC危害的概率将会更大，特别是较高纬度地区的电网受GIC影响将会更为严重。近年来，国家大力发展超/特高压输电工程，超/特高压电网由于其输电线单位长度电阻较小，输电距离长，输送功率大，如输电线路保护发生误动或拒动，将对整个电网的安全稳定运行带来极大的威胁。因此研究超/特高压输电线路保护受地磁感应电流影响时保护适应性具有重要的工程实际意义。

1 GIC引发直流偏磁的机理

1.1 GIC的形成与流通路径

灾害性空间天气(俗称“太阳风暴”)会引起全球性的地磁场强烈变化，由电磁感应定律可知，时变的磁场将会在地球表面感应出电场，从而造成地表电位不均等，并因大地地质土壤的电导形成地电流。当其所在区域内存在中性点接地电力系统时，地电流就会在中性点接地变压器、地上输电线路和大地构成的回路中流通，形成地磁感应电流(GIC)，如图1。

1.2 GIC与HVDC引发的直流偏磁比较

GIC和HVDC均是因接地点附近地表电势不等而在电网中感应形成的偏磁电流，但两者在形成机理和表面特征上差异明显。就HVDC所引发的直流偏磁而言，该偏磁电流是由极址土壤中形成的一个恒定不变的直流电流场所驱动，仅会对直流接地极附近的电力系统产生一定的影响，当系统运行方式不变时，偏磁电流的幅值保持恒定且属于纯粹的直流电流，其幅值一般水平在几安到十几安之间，其影响有限。

与高压直流输电不同，磁暴对于电网的影响是全局性的。通过对GIC的实际监测数据分析可知，如图2,GIC的幅值波动剧烈，含有大量谐波与随机分量。GIC具有高幅值、长周期、随机性、时变性等特点。GIC属低频交流，其频率通常在0.001～0.1 Hz之间，其幅值一般可以达到几十安。根据已掌握部分国内外的GIC监测数据广东岭澳核电站2004年监测数据显示当地曾出现过高达75.5 A的地磁感应电流，加拿大魁北克电网更是监测到上百安的地磁感应电流[11]。另外，GIC会对中性点接地电网造成影响，但不限于接地电网，因其特殊的低频交流性质，有可能通过变压器绕组的耦合传变到不接地系统侧，扩大其影响范围。

GIC所引起的偏磁电流不仅在幅度上已远大于HVDC所引起的偏磁电流，并且因其影响范围广，不确定性强，变化规律复杂等特点，GIC的潜在威胁性远大于HVDC，因此有必要引起足够重视，将GIC与HVDC引发的直流偏磁进行区别，针对GIC进行独立深入的研究。

2 GIC对线路距离保护的影响分析

对于距离保护I段、II段，由于距离保护动作特性通常采用圆或四边形特性，其动作边界留有足够余度，受GIC影响一般较小。而距离III段作为后备保护，其动作特性一般需要与相邻元件的后备保护相配合。特别是对线路-变压器连接方式，具有低频交流性质的GIC经变压器中性点馈入电网后可能造成变压器发生周期性的不对称饱和，从而可能使测量阻抗发生周期性波动，呈现出系统低频振荡的特征。随着愈渐复杂的电网拓扑结构和日益多变的电网运行方式(如双回线路、多回线路的并列运行)，距离保护III段的可靠性面临着更加严峻的挑战。在由磁暴诱发GIC侵害电网的大环境影响下，当一个输电断面有多回线路，且其中的一回或几回线路因为某种故障原因跳闸，负荷转移造成运行线路潮流增加，距离保护Ⅲ段阻抗元件，是否依然能够正确识别是继保从业者必须考虑的问题。

综上，下一部分本文将结合网络拓扑及元件模型[12,13,14]，构建计及GIC效应的电网一次系统仿真模型，分析距离保护III段阻抗元件的动作特性，研究GIC对输电线路距离保护III段产生的影响，评估不同强度GIC作用下距离保护III段的耐受性。

3 仿真研究

根据上述GIC产生的直流偏磁及其对距离保护影响机理的分析，为考核在事故过负荷情况下线路距离保护Ⅲ段受由GIC引发的偏磁危害影响的保护动作性能，建立图3所示PSCAD/EMTDC仿真模型。根据GIC的频率范围(0.001～0.1 Hz)，采用低频正弦量来模拟GIC。

该模型为三回线路并列运行的双端系统等值模型，正常情况下，发电机组G1通过变压器T1变换，经过三回线路Line1、Line2、Line3与变压器T2、发电机组G2实现功率传输。系统参数如下：

发电机组G1、G2，容量为2 000 MVA，电压等级1 000 kV；变压器T1、T1为Y-△接线方式，额定容量1 000 MVA，额定变比1 000/500 k V，短路阻抗Xk为0.2 p.u.;Line1、Line2、Line3线路参数均相同，长度为150 km，线路正序阻抗Z1为43.36∠84.9°，零序阻抗Z0为132.9∠78.3°。

3.1 整定计算

此处Line 1保护1距离Ⅲ段设定作为相邻下级变压器T2的远后备保护。以接地距离继电器阻抗保护为例进行说明，按照距离Ⅲ段整定原则，Line1保护1 Ⅲ段应与相邻下级变压器快速(速动)保护相配合[15]。

对于变压器T2线路侧，其等值正序阻抗为100Ω。考虑三回线路的助增作用，保护1的Ⅲ段动作阻抗为291.86Ω。采用方向阻抗继电器，因线路正序阻抗角为84.9°，继电器最灵敏角设定为85°。

3.2 过负荷仿真结果与分析

系统正常运行状态时如图2，发电机—变压器组经三回线路Line1、 Line2和Line3向系统输送功率，设为状态1，如图4中标注。

在t1时刻，线路Line3近变压器母线T1一侧开关因为某种原因跳开，潮流向线路Line1和Line2转移，设为状态2，如图4中标注。

在t2时刻，线路Line2变压器母线T1一侧开关又由于某种原因跳开，此时潮流继续向线路Line转移，设为状态3，如图4中标注。

保护装置1在各状态下的电气量如表1所示。

t2时刻之后，保护1处负荷阻抗测量值在GIC的持续作用下出现波动，其呈现在阻抗平面的坐标点在状态3处发生偏移，将该偏移过程定义为状态4，如图4中标注。

3.3 GIC作用过程分析

图5～图7分别表示在GIC作用的前半周期励磁电流、测量阻抗幅值和相角的变化过程。在GIC的前1/4周期中，变压器受到正向的偏磁作用，随着偏置磁通的不断累积，励磁特性曲线工作点逐渐由线性区上移至向正向饱和区，此时变压器励磁电流呈现明显的不对称饱和特征，变压器对外等值阻抗发生变化，线路保护处测量阻抗由此产生波动。测量阻抗幅值随着饱和程度的加深逐渐减小，测量阻抗角也呈现微弱的增大趋势，在GIC正弦模拟量到达正向峰值后由于磁滞效应，测量阻抗继续减小至最小值而后回增，测量阻抗角继续增大至最大值而后开始减小。在GIC的第二个1/4周期中，由于正向偏磁电流的衰减，变压器逐渐由饱和区退回工作点，励磁电流饱和特征逐渐消失，测量阻抗幅值和相角回归至状态3。当进入GIC的第三和第四个1/4周期时，变压器受到反向偏磁作用，同样经历一个反向增磁和退磁的过程，测量阻抗幅值随之再次减小而后回增，测量阻抗角亦增大而后回缩，测量阻抗的波动过程与前1/2周期相同。

因此，状态4可分解为两个交替循环出现的过程，即进入动作圆和退出动作圆的过程，图8显示了其在阻抗平面的波动过程。

由GIC引起的测量阻抗波动周期由GIC的时间尺度决定，仿真中，以GIC模拟量的半个正弦波为一个波动周期，测量阻抗轨迹分别进入和退出保护动作区各一次，鉴于GIC的频率范围在0.001～0.1 Hz之间，GIC型测量阻抗波动周期一般为几秒到数十秒，甚至上百秒。因此测量阻抗落入动作区的时间在绝大多数情况下远大于系统发生振荡时的振荡周期，距离保护装置故障判别元件识别为故障，阻抗元件动作，造成线路Line1误切除，两侧电网间的联络线全部断开，可能引发一系列危害。

因此电力系统受到GIC扰动时，其线路保护动作性能受到影响，尤其在发生事故过负荷的情况下，高幅值GIC的持续作用可能使得距离Ⅲ段远后备保护装置启动并开放，传统保护判据误识别，最终导致保护误动。综上，距离保护Ⅲ段受GIC影响，其动作可靠性大大降低，需增加限制条件[16,17]，引进辅助判据，对阻抗特性进行修正。针对距离保护Ⅲ段远后备应对GIC的防误动措施，有必要进行深入研究。

4 结论

本文采用低频正弦量对GIC进行模拟，研究了其引发的变压器直流偏磁现象对线路距离保护的影响。重要结论如下：

(1) GIC引起的直流偏磁可能导致变压器铁心周期性不对称饱和，从而可能使测量阻抗发生周期性波动。

(2) 在线路事故过负荷的情况下，GIC可能造成距离保护Ⅲ段远后备误动，防误动策略有待进一步探究。

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