纵联距离保护

纵联距离保护（共7篇）

纵联距离保护 篇1

0 引言

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。

纵联距离保护 篇2

110 kV～220 kV输电线路常用的继电保护有:纵联保护、距离保护、零序电流保护。现在有很多人认为,随着变电站综合自动化的发展,常规的继电器已经由微机式和数字式保护所取代[1]。但是,实际上常规继电器具有很多优点,如接线简单,维护方便。机电型继电器在原有的接线方式下进行优化,可以使其发挥很大的作用,所以实际变配电所中机电式和微机式两种并存。

纵联保护需要将线路一侧的电气量信息传到另一侧去,两侧的电气量同时比较、联合工作,其广泛应用于220 kV及以上的电压等级常要求全线瞬时动作的保护的线路。解决有选择地快速切除线路上任意一点的故障;距离保护利用短路时电压、电流同时变化的特征,测量电压与电流的比值,反应故障点到保护安装处的距离而工作的保护[2]。对于110 k V线路的主保护,通常采用具有阶梯时限特性的距离保护、零序电流保护等,允许线路一侧以保护第二段时限切除故障。

本线路是双电源单回路,在系统侧有横山三圈变Y/yn/△接线,高压侧110 k V,中性点直接接地,在110 kV母线上有一110 kV线路接入,输送其他变电站来的电能;中压侧35 kV,中性点不接地;低压侧10 k V。该段线路选择装设闭锁式距离保护作为相间故障保护,采用带方向性的零序电流保护作为接地故障保护[3]。采用火电厂的变压器的相间短路过电流保护作本线路的远后备保护。

1相间闭锁式距离纵联保护的整定

1.1距离保护定值配合的基本原则

距离保护装置具有阶梯式特性时,其相邻上、下级保护段之间应该逐级配合,即两配合段之间应在动作时间及保护范围上互相配合[4]。距离一段保护本线路的85%,距离保护二段与相邻线路和变压器的配合整定,带一定的延时保护线路的全部,距离保护三段作为本段的近后备保护和相邻线路、变压器的远后备保护。在本距离纵联保护中,它以两端的距离保护三段继电器作为故障启动发信元件,以两端的距离保护二段为方向判别元件和停信元件,以距离保护一段作为两端各自独立跳闸段。这样保证了整段线路的瞬时速动,同时也作为了下端的远后备保护,两个保护都要配置方向元件,同时进行方向判断。

1.2线路的阻抗值的计算

火电厂升压站的阻抗值:

横山变电站变压器T2阻抗值:

1.3 波横线电厂侧(A侧往B侧)距离保护的整定

因线路阻抗角与变压器阻抗角相同,均为70°,在计算中不做标注[4],特殊情况另做说明。

1.3.1 距离一段保护的整定

Z${}_{\text{o}\text{p}1}^{{\rm I}}$=K${}_{\text{r}\text{e}\text{l}}^{{\rm I}}$ZAB=0.85×6.4=5.44 Ω。

1.3.2 距离二段保护的整定

(1) 按照相邻下一段线路的距离一段配合,即BC线路

Z${}_{\text{o}\text{p}2}^{{\rm I}}$=K${}_{\text{r}\text{e}\text{l}}^{{\rm I}}$ZBC=0.85×4.4=3.74(Ω);

Z${}_{\text{o}\text{p}1}^{{\rm I}{\rm I}}$=Krel(ZAB+Kb.minZ${}_{\text{o}\text{p}2}^{{\rm I}}$)=0.8×(6.4+1×7.34)=10.04(Ω)。

(2) 按照躲过相邻变压器T2低压侧母线故障整定

Z${}_{\text{o}\text{p}1}^{{\rm I}{\rm I}}$=K${}_{\text{r}\text{e}\text{l}}^{{\rm I}{\rm I}}$ZAB+K${}_{\text{r}\text{e}\text{l}.\text{Τ}2}^{{\rm I}{\rm I}}$Kb.minZT2=0.8×6.4+0.7×1×15.81=16.19(Ω)。

为保证选择性,取上述两项计算结果中最小值为距离Ⅱ段的动作阻抗,即:

Z${}_{\text{o}\text{p}1}^{{\rm I}{\rm I}}$=10.04(Ω)。

(3) 其灵敏度的检验,满足要求。

${\rm K}{}_{\text{s}\text{e}\text{n}}=\frac{{\rm Z}{}_{\text{o}\text{p}1}^{{\rm I}{\rm I}}}{{\rm Z}{}_{\text{A}\text{B}}^{}}=\frac{10.04}{6.4}=1.57\ge 1.3$。

(4) 动作时限

t${}_{\text{Τ}2}^{{\rm I}{\rm I}}$=Δt=0.5 s。

1.3.3 距离三段保护的整定

(1) 动作阻抗。三段保护按躲过最小负荷阻抗整定

${\rm Z}{}_{L.\min }=\frac{0.95\frac{U{}_{{\rm N}}}{\sqrt{3}}}{{\rm I}{}_{L.\max }}=\frac{0.95\frac{\times 110}{\sqrt{3}}}{0.209}=273.48(\text{Ω})$;

${\rm Z}{}_{\text{o}\text{p}1}^{{\rm I}{\rm I}{\rm I}}=\frac{{\rm Z}{}_{L.\min }}{{\rm K}{}_{\text{r}\text{e}\text{l}}^{{\rm I}{\rm I}{\rm I}}{\rm K}{}_{\text{s}\text{s}}{\rm K}{}_{\text{r}\text{e}}}=\frac{273.48}{1.3\times 1.15\times 1.3}=140.7(\text{Ω})$。

(2) 灵敏度校验

作近后备时:

${\rm K}{}_{S.\min }^{{\rm I}{\rm I}{\rm I}}=\frac{{\rm Z}{}_{\text{o}\text{p}1}^{{\rm I}{\rm I}{\rm I}}}{{\rm Z}{}_{\text{A}\text{B}}+{\rm K}{}_{B.\max }{\rm Z}{}_{\text{B}\text{C}}}=\frac{140.7}{5.6}=21.64\ge 1.5$。

作远后备时:

${\rm K}{}_{S.\min }^{{\rm I}{\rm I}{\rm I}}=\frac{{\rm Z}{}_{\text{o}\text{p}1}^{{\rm I}{\rm I}{\rm I}}}{{\rm Z}{}_{\text{A}\text{B}}+{\rm K}{}_{B.\max }{\rm Z}{}_{\text{Τ}2}};$

${\rm K}{}_{S.\min }^{{\rm I}{\rm I}{\rm I}}=\frac{{\rm Z}{}_{\text{o}\text{p}1}^{{\rm I}{\rm I}{\rm I}}}{{\rm Z}{}_{\text{A}\text{B}}+{\rm K}{}_{B.\max }{\rm Z}{}_{\text{Τ}2}}=\frac{140.7}{6.5+1.8\times 15.81}=4.019\ge 1.2$。

(3) 动作时限

t${}_1^{{\rm I}{\rm I}{\rm I}}$=t${}_2^{{\rm I}{\rm I}{\rm I}}$+Δt=1.5+0.5=2 s。

B侧往A侧整定计算同上。

1.4 阻抗继电器的整定及接线原理图

继电器各段动作阻抗为:

${\rm Z}{}_{\text{o}\text{p}.r}^{{\rm I}}=\frac{{\rm K}{}_W{\rm K}{}_{\text{Τ}\text{A}}}{{\rm K}{}_{\text{Τ}\text{V}}}{\rm Z}{}_{\text{o}\text{p}}^{{\rm I}}=\frac{1\times \frac{300}{5}}{\frac{110}{\sqrt{3}}}\times 5.44=5.14(\text{Ω})$;

${\rm Z}{}_{\text{o}\text{p}.r}^{{\rm I}{\rm I}}=\frac{1\times \frac{300}{5}}{\frac{110}{\sqrt{3}}}\times 10.04=9.49(\text{Ω})$;

${\rm Z}{}_{\text{o}\text{p}.r}^{{\rm I}{\rm I}{\rm I}}=\frac{1\times \frac{300}{5}}{\frac{110}{\sqrt{3}}}\times 140.7=132.9(\text{Ω})$。

计算UV的KU整定端子板位置:

距离一段${\rm K}{}_{{\rm I}}=1\text{Ω},{\rm K}{}_U=\frac{1}{5.14}=0.195$;

距离二段${\rm K}{}_{{\rm I}}=2\text{Ω},{\rm K}{}_U=\frac{1}{9.49}=0.105$;

距离三段${\rm K}{}_{{\rm I}}=2\text{Ω},{\rm K}{}_U=\frac{2}{132.9}=0.015$。

将阻抗继电器的灵敏角整定端子板均接于70°位置。

由一次设备的选取中得知所用电流互感器和电压互感器分别为户外独立式LCWB6型多匝油侵式磁绝缘电流互感器 和TYD—110系列电压互感器[5,6],直接接于所选的阻抗继电器。

用于电力系统二次回路的继电保护电路自动控制回路中,达到自动延时转换电路的目的。由降压回路、 整流回路、滤波回路、稳压回路、脉冲发生路计数器和出口回路等几部分组成。其技术参数如表1(时间继电器:SSJ—10时间继电器(0.5 s))。

用于电力系统继电保护装置及自动化装置中,达到使被控设备自动延时的目的。由降压回路、 整流回路、滤波回路、稳压回路、脉冲发生路计数器和出口回路等几部分组成。其技术参数如表2(时间继电器:BS—60:BS—70时间继电器(2/2.5/3.5 s))。

用于直流操作的各种保护和自动控制回路中,作为辅助继电器以增加主保护继电器触点数量和触点容量。该产品线圈线径为0.09 mm以上,满足电力部门反事故措施要求。其技术参数如表3(中间继电器:DZ—30B)。

1.5 阻抗继电器的选择

因 LZ—21型阻抗继电器有如下参数,用于大电流或小电流接地系统的距离保护中作为测量元件,符合本次设计要求,故被选为设计中的方向阻抗继电器,作为线路距离纵联保护的核心元件[7,8]。

LZ—21型阻抗继电器为整流型方向阻抗继电器,其技术数据如下:

1.5.1 额定值

a.交流额定电压100 V(相间);

b.交流额定电流5 A或1 A(以下参数均按5 A给出)。

1.5.2 功率消耗(在额定电流及电压下)

a.电流回路:电抗变压器DKB整定在20匝时,每时不大于5 VA;

b.电压回路:变压器YB整定在100%(99.5%)每相不大于25 VA。

1.5.3 整定值

a.最大灵敏角为65°、72°、80°三种,允许±5°偏差。

b.DKB分三个绕组,改变DKB连接片位置及YB整定端子,可实现下列几组整定值:

0.2 Ω/相(0.2～2) Ω/相;

0.4 Ω/相(0.4～4) Ω/相;

0.6 Ω/相(0.6～6) Ω/相;

0.8 Ω/相(0.8～8) Ω/相;

2 Ω/相(2～20) Ω/相;

允许偏差±10%。

1.5.4 精确工作电流

当DKB=20匝,YB=100%(99.5%)两组短路情况下精确工作电流不大于0.4 A。

1.5.5 动作时间

a.在额定电流下,0.7ZZD动作时间不大于30 ms;

b.在三倍精确工作电流下,0.7ZZD动作时间不大于40 ms。

1.5.6 闭合时间

在额定电流下(最大灵敏角方向),三相电压由额定值突然降到零时,记忆作用使阻抗继电器触点闭合时间不小于50 ms。

1.5.7 稳定性

当电流不小于两倍精确工作电流,在最大灵敏角下,电压由额定值突然降到相当于1.1ZZD的电压值,继电器无动作现象。

1.5.8 鸟啄现象

当电流ICL=0,电压由额定值突然降到零,继电器无鸟啄现象(包括有无第三相电压两种情况)。

1.5.9 反向性能

继电器在反方向短路时,应保证不动作。

1.5.10 触点

继电器电压端子经20 Ω电阻短接,电流由零增加到25 A,其动合触点保证不闭合。电流大于25 A,其动作触点可靠动作。

1.5.11 返回系数

YB整定在10%～20%范围内返回系数不大于1.2,20%以上不大于1.15。

1.5.12 长期运行

此继电器能经受110%额定电压和120%额定电流的长期运行。

2 结论

采用相间闭锁式距离纵联纵联保护不仅可以满足双侧电源的供电模式,同时可以消除单纯使用距离保护所带来的15%～20%死区;同时采用中性点直接接地系统,降低了系统的绝缘要求。带方向性的零序电流保护作为接地故障保护,火电厂变压器的相间短路过电流保护作本线路的远后备保护,这样保护组合方式更为灵活,可靠性更高。

摘要：在常用继电保护类型和方式的基础上,综合采用相间闭锁式距离纵联保护的设计方案,并经过整定计算和设备选择,进一步完善了继电保护方案。用于110 kV220 kV变电所,不仅能满足双侧电源的供电模式,还消除了单纯使用距离保护所带来的15%20%死区,同时可以降低系统的绝缘要求,方式灵活且可靠性高。

关键词：闭锁式,纵联距离保护,继电保护

参考文献

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[7]于永源,杨绮雯.电力系统分析.北京:中国电力出版社,2004:74—78

高压线路纵联保护基本原理与应用 篇3

关键词：纵联保护,光纤电流差动保护,闭锁式纵联高频保护

0 引言

输电线的纵联保护就是用某种通信通道将输电线两侧的保护装置纵向连接起来,将两侧的电气量(电流的幅值、故障功率的方向等)传送到对侧,将两侧的电气量进行比较,以判断故障是在线路范围内还是在线路范围之外。因此,理论上这种纵联保护具有绝对的选择性。

由于纵联保护可实现全线速动,并具有绝对的选择性,因此它可满足电力系统稳定需要,改善和简化与后备保护的配合性能,充分满足继电保护的选择性、灵敏性和速动性、可靠性的要求。其缺点是不能作为相邻线路的后备保护。

目前国内220kV及以上电压等级线路和重要110kV联络线路,特别是一些极短的线路,一般都配置利用两端电气量的纵联保护和利用单端电气量的后备保护,以充分发挥两者的优点。

1 纵联保护的分类

任何纵联保护都是依靠通信通道传送的某种信号来判断故障的位置是否在被保线路内。因此信号的性质和功能在很大程度上决定了保护的性能。

按传送的通信信号分类:纵联保护通道传送的逻辑量信号分为3种,包括闭锁信号、允许信号和跳闸信号。这3种信号可用任一种通信通道产生和传送。

按纵联保护通道分类:包括电力线载波纵联保护(高频保护)、光纤纵联保护、微波纵联保护、导引线纵联保护。

按纵联保护原理分类:包括纵联差动保护、方向比较纵联保护、距离纵联保护。

这里主要介绍光纤电流差动保护和闭锁式纵联高频保护的保护原理和一些主要问题,以及通道联调实验。

2 光纤电流差动保护

电流差动保护是较为理想的一种保护原理,因为其选择性不是靠延时,不是靠方向,也不是靠定值,而是靠基尔霍夫电流定律:流向一个节点的电流之和等于零。

2.1 光纤电流差动保护原理

当线路内部短路,动作电流:ICD=|IM·+IN·|=|IK·|;制动电流:IR=|IM·-IN·|。

因为ICD>>IR,保护动作。

凡是在线路内部有流出的电流,都成为动作电流。内部短路电流差动保护示意图如图1所示。

当线路外部短路,动作电流:ICD=|IM·+IN·|=|IK·-IK·|=0;制动电流:IR=|IM·-IN·|=|IK·+IK·|=2|IK·|。

因为ICD<

凡是穿越性的电流不产生动作电流,只产生制动电流。外部短路电流差动保护示意图如图2所示。

2.2 光纤电流差动保护的主要问题

(1)电容电流的影响。电容电流是从线路内部流出的电流,因此它构成动作电流。由于负荷电流是穿越性的电流,它只产生制动电流。所以特别是对于超高压长距离输电线路,线路分布电容比较大,在空载或轻载下最容易造成保护误动。

解决方法:提高起动差动电流定值;采用电压测量来补偿电容电流。

(2)重负荷情况下线路内部经高电阻接地短路,灵敏度可能不够。负荷电流是穿越性的电流,它只产生制动电流而不产生动作电流。经高电阻短路,短路电流很小,因此动作电流很小因而灵敏度可能不够。

解决方法:采用工频变化量比率差动继电器和零序差动继电器。

(3)T A断线,差动保护可能误动。为了在单侧电源线路内部短路时电流差动保护能够动作,因此差动继电器在动作电流等于制动电流时应能保证动作。这样在一侧T A断线时差动保护可能误动。

解决方法:差动保护要发跳闸命令必须满足本侧起动元件起动、本侧差动继电器动作、收到对侧“差动动作”的允许信号等条件。只有在两侧起动元件均起动,两侧差动继电器都动作的条件下才能发出跳闸命令。为此,每一侧差动继电器动作后都要向对侧发一个允许信号。这样当一侧T A断线,由于电流有突变或者有“零序电流”,起动元件可能起动,本侧差动继电器也可能动作。但对侧没有断线,起动元件没有起动。差动继电器没有进行计算,不能向本侧发“差动动作”的允许信号,所以本侧差动保护不误动。T A断线时应发“长期有差流”的装置异常信号。

(4)两侧T A暂态特性和饱和程度的差异,容易造成差动继电器误动。

解决方法:通过选取同一厂家、同一批次、相同型号的合适电流互感器来尽量减小误差;可提高比率制动特性的起动电流和制动系数,在制动量上增加浮动门槛。

(5)两侧采样不同步,造成不平衡电流的加大。线路差动保护与元件保护中用的差动保护不同,线路差动保护两侧电流是由不同装置采样的。两侧电流采样时间不一致,使动作电流不是同一时刻的两侧电流的相量和,最大的误差是相隔一个采样周期。这将加大区外故障时的不平衡电流。

解决方法:使两侧采样同步或进行相位补偿。

(6)弱电侧电流差动保护存在的问题。当有一侧是弱电源侧或无电源侧,在线路内部短路时,无电源侧起动元件可能不起动。例如无电源侧变压器中性点不接地,短路前线路空载,短路后由于既无电流突变量又无零序电流,起动元件不动作。起动元件不动作,程序在正常运行程序,此时无电源侧差动继电器没有进行计算,不会向对侧发允许信号,导致电源侧电流差动保护拒动。

解决方法:保护中增加一个低压差流起动元件。

(7)一侧开关断开时保护的问题。当线路一侧手合开关,对线路进行充电时,对侧开关在分位,当线路有故障时,对侧保护电流量不能起动,会导致光纤差动保护不能动作出口。

解决方法:增加对侧起动加本侧三相开关跳位的起动条件。

(8)本侧母差保护动作跳闸后对侧保护动作的问题。当开关和电流互感器之间发生故障时,本侧母差保护正确动作跳闸后,因对侧开关没有跳开,故并没有切除故障。

解决方法:将开关操作箱三相跳闸继电器T J R和T J Q的接点并联开入起动远跳回路,来三跳对侧开关。

2.3 通道联调实验

通道不正确会导致纵联保护的不正确动作,所以在现场一定要进行纵联保护和通道的联合整组试验。

通道采用专用光纤时“专用光纤”控制字整定为“1”,采用P C M复用通道时“专用光纤”控制字整定为“0”,“主机方式”控制字一侧置“1”,另一侧置必须置“0”。

2.3.1 通道检查试验

将两侧装置的光端机(CPU插件内)经专用光纤或PCM机复接相连,将保护定值控制字中“通道自环”置0,若通道正常,两侧装置的“通道异常”指示灯均不亮。

2.3.2 跳闸校验

(1)模拟线路充电时故障:使N侧开关在分闸位置(注意保护开入量显示有跳闸位置开入,且将主保护压板投入),使M侧开关在合闸位置,在M侧加入单相电流大于差动保护定值,M侧差动保护可选相动作。

(2)远方跳闸功能:使M侧开关在合闸位置,“远跳受本侧控制”控制字置0,在N侧使保护装置有远跳开入(模拟母差保护动作起动三相跳闸继电器),M侧保护能远方跳闸。

(3)模拟弱馈功能:两侧开关均在合位,主保护压板投入,N侧加三相电压34V(小于65%Un但是大于TV断线的告警电压3 3 V),装置没有“T V断线”告警信号,在M侧加入单相电流大于差动保护定值,M、N侧保护可选相动作。

3 闭锁式纵联高频保护

高频通道是高频保护的重要部分,直接关系着高频保护能否正确动作。高频通道一般有2种构成方式:相-相高频通道和相-地高频通道。相-相高频通道的高频电流衰耗较小,但需要2套构成高频通道的设备,投资大,不经济。相-地高频通道的高频电流的衰减和受到的干扰都比较大,但只需装设一套构成高频通道的设备,比较经济。一般220kV线路采用相-地耦合方式的专用载波通道,用单频制工作;而500kV大多采用相-相制,且由于通道少只能和其它通信通道进行合用通道,形成复用载波通道。

3.1 闭锁式纵联高频保护的动作情况

闭锁式纵联高频保护由起动元件、保护方向元件配合收发信机进行工作。在通道中传送的是闭锁信号,当两侧任一侧收到闭锁信号时闭锁保护动作于跳闸,因此闭锁式纵联保护若要动作出口的必要条件是收不到闭锁信号。起动元件动作后,收信8ms(一定要保证可靠收到对侧的信号)后才允许正方向元件投入工作,反方向元件不动作,纵联变化量元件或纵联零序元件任一动作时,停止发信;当本装置其它保护(如工频变化量阻抗、零序延时段、距离保护)动作,立即停止发信,并在跳闸信号返回后,停信展宽150ms;但是外部保护(如母线差动保护)动作跳闸时,立即停止发信,并在跳闸信号返回后,停信展宽150ms。停信的4个条件:高定值的起动元件起动;反方向元件不动作;曾连续收到8ms的高频信号;正方向元件动作。发跳闸命令的条件:停信的4个条件+收信机没收到高频信号,同时满足以上5个条件满8ms发跳闸命令。

3.2 闭锁式纵联高频保护的主要问题

(1)对方向元件的要求。

正方向元件可靠保护线路全长,反方向元件比正方向元件动作更快更灵敏。任何时候(除母线保护动作外)当反方向元件动作时,立即闭锁正方向元件的停信回路,即方向元件中反方向元件动作优先,这样有利于防止故障功率倒方向时误动作。

(2)远方发信。

当区外故障时,由于某种原因,靠近反方向侧“发信”元件拒动,这时该侧的发信机就不能发信,导致正方向侧发信机不能发信,导致正方向侧收信机收不到高频闭锁信号,从而使正方向侧高频保护误动作。为了消除上述缺陷,采用了远方发信的办法。远方起动发信:当收到对侧信号后,如TWJ未动作,则立即发信,如TWJ动作,则延时100ms发信;当用于弱电侧,判断任一相电压或相间电压低于30V时,延时100ms发信,这保证在线路轻负荷,起动元件不动作的情况下,由对侧保护快速切除故障。无上述情况时则本侧收信后,立即由远方起信回路发信,10s后停信。

(3)其他保护跳闸停信。

当母线故障发生在电流互感器与断路器之间时,母线保护虽然正确动作,但故障并未切除,或者当母线故障,母差保护正确动作,但本侧断路器失灵拒动。将开关操作箱三相跳闸继电器TJR和TJQ的接点并联开入停止该线路高频保护发信,让对侧断路器跳闸切除故障。

(4)跳闸位置停信。

当故障发生在本侧出口时,由接地或距离保护快速动作跳闸,而高频保护还未来得及动作,故障已被切除,并发出连续高频信号,闭锁了对侧高频保护,只能由二段带延时跳闸。如果高定值起动元件已起动了,又收到了任一相TWJ动作的信号并确认该相无电流,保护则停信,对侧高频保护实现无延时跳闸。

在对线路充电时,收到三相跳位动作,高定值的起动元件未起动,并确定三相均无电流,把起动发信(含远方起信)推迟100ms,对侧高频保护实现无延时跳闸。

(5)单侧电源线路上保护存在的问题。

弱电侧起动元件不起动(短路前空载,变压器Y侧中性点不接地,流过的电流是零),零序电流和突变量电流起动元件不动作,弱电侧远方起信10s把电源侧保护闭锁。这时如果高定值起动元件不起动,而任一相的相电压和相间电压小于0.6倍额定电压,将起动发信(含远方起信)推迟100ms,让电源侧高频保护动作。

弱电侧起动元件起动了(短路前有负荷电流),起动发信,但由于方向和阻抗继电器可能不动作(变压器Y侧中性点接地)不能停信,把电源侧保护闭锁。这时在弱电侧增加一个超范围整定的△z。如果其他的方向元件不动作,由△z元件动作停信,让电源侧高频保护动作。

3.3 通道联调实验

通道试验:对闭锁式通道,正常运行时需每天进行通道检查,由人工在保护屏上按下通道试验按钮,本侧发信,收信200ms后停止发信;收对侧信号达5s后本侧再次发信,10s后停止发信。通道试验整个过程15s,可分为3个阶段:第一个5s是对侧发信,第二个5s是两侧同时发信,第三个5 s是本侧发信。清楚了通道试验的这个过程,才能正确地测试收发高频信号的电平。

将两侧保护装置及收发讯机电源打开,收发讯机整定在通道位置,进行高频通道检查,测试接收对侧高频信号电平不应小于8.686d B(1Np)。

跳闸试验:投主保护压板,加故障电压0 V,故障电流10A,模拟各种正方向故障,纵联保护应不动作,关掉对侧收发讯机电源,加上述故障量,纵联保护应动作。

4 结语

基于数字通道的统一纵联保护系统 篇4

中国高压输电线路基本上都配备了双套主保护, 且一般都采用纵联保护原理, 主要包括纵联差动保护和纵联比较保护。纵联保护在原理上比较完备, 理论上具有绝对的选择性, 故障判断和隔离所需的时间也较短, 可较好地满足高压系统对继电保护“四性”的要求。采用双重化配置模式能够进一步提高主保护工作可靠性和动作准确率, 实践也充分证明了纵联保护原理的优越性和双重化配置模式的合理性[1,2]。

纵联保护需要借助通信通道获取对侧的模拟量采样值或故障判断信息, 并结合本侧采样值信息或保护对故障的判断信息, 对区内、区外故障快速、可靠区分。纵联差动保护利用的是两侧的电流相量信息, 纵联比较保护则利用两侧的故障方向或测量阻抗等信息。通信通道在纵联保护中具有重要作用, 以往受制于通信手段的限制, 主要采用载波通信等方式进行简单的信息交换, 因此主保护也多采用纵联比较的形式[3,4]。随着光纤通信技术的发展, 光纤电流差动保护逐渐获得了广泛的应用。光纤通道具有高带宽、大容量、低衰减、高可靠性、低延迟等优点, 完全能够满足纵联差动保护模拟量采样值交换的要求, 具有电力线载波通信方式无法比拟的优良特性。因此, 目前很多纵联比较保护也采用光纤进行信息交换, 双重化主保护的配置方式也由最初的2套完全基于电力线载波通信的纵联比较保护, 过渡为1套基于光纤的纵联差动保护和1套基于电力线载波的纵联比较保护, 发展为如今的全部基于光纤的纵联差动保护和纵联比较保护[5,6,7]。

光纤通信系统不仅极大地提高了纵联保护系统的性能, 而且由于光纤通信属于数字通信, 传输的信息不再局限于开关量和信号的有、无等简单内容, 可以充分利用数字通信的特点, 传输信息的类型更加多样、内容更加丰富。多种信息通过一条通道进行交互, 能够充分利用数字通道的优点, 更重要的是为纵联保护系统提供了丰富的信息。基于多种信息可以构成新的纵联保护判据, 从而提高纵联保护系统动作的可靠性, 并实现多种辅助功能。

1统一纵联保护系统的技术背景

纵联保护根据实现原理可分为两大类:纵联电流差动保护和纵联比较保护。电流差动保护比较线路两侧电流的幅值和相位以区分区内、区外故障, 包括全电流相量差动、电流采样值差动、行波电流差动、故障分量差动、零序电流差动和电流相位差动等。从理论上讲, 电流差动保护原理最为完备, 有天然的选相能力, 无需电压量, 不受系统振荡的影响, 但它要求对两侧的电流进行同步采样, 且对通信系统的快速性和可靠性要求较高, 此外电流互感器 (TA) 特性不一致、TA饱和、分布电容、非同步采样等会带来较大的不平衡电流, 再考虑过渡电阻等因素, 会对差动保护性能带来不利影响, 严重时有可能造成电流差动保护误动、缓动或拒动[8]。

纵联比较保护通过比较两侧的故障方向或测量阻抗等信息区分区内、区外故障, 根据信息的利用方式可分为闭锁式、允许式、直跳式等。在纵联比较保护系统中交互的是逻辑信号, 而不是模拟电气量, 因此信息量较少, 也无需进行同步采样, 受TA特性不一致等因素的影响较小, 但受系统振荡、转换性故障、过渡电阻等因素的影响较大, 且对故障信息传输的可靠性要求极高[9]。此外, 信息的利用方式也会对纵联比较保护系统的快速性、可靠性和灵敏性产生不同的影响。

虽然纵联保护原理比较完备, 在实际应用中动作准确率也较高, 但每一类纵联保护都存在一定的局限性, 没有哪一种原理的保护能够在任何运行条件下都有令人满意的性能。如果在同一个系统中采用多种保护原理构成统一纵联保护系统, 采用多种数据和信息, 应用多种保护原理进行故障判断, 就可以发挥不同原理的优势, 进一步提高纵联保护系统的性能, 并在此基础上实现若干辅助功能。

随着微处理机技术和数字通信技术的快速发展, 基于智能电子设备 (IED) 和高速通信网络的新型智能保护得到了应用。IED具有较强的计算能力, 能够快速完成多种保护原理的计算;高速通信网络支持信息快速、可靠的传输, 信息不再局限于简单的开关量, 还包括模拟量和其他信息。因此, 从技术层面看, 构建统一纵联保护系统完全可行。

在统一纵联保护系统中, 各侧的保护IED采集本地信息, 基于单端量进行故障方向、测量阻抗等多种参数的计算, 并将计算结果传递给对侧保护IED。保护IED之间可以交互多种信息, 如电压及电流的同步采样值、保护启动信号、故障方向信息、测量阻抗信息、故障选相信息、断路器位置状态信息、重合闸启动信号等, 每一侧的保护IED都能够提供并利用这些信息。

2保护IED结构及信息帧格式

正常情况下, 保护IED采集本侧的电压、电流和开关量状态等信息, 并根据所完成的功能与对侧保护IED进行信息交互。故障发生后, 两侧保护IED进入故障处理程序, 先将保护启动信号及同步的模拟量采样信息传给对侧, 同时利用单端信息计算出电气量相量、故障方向、测量阻抗和故障相别信息等, 并将计算结果传给对侧。保护IED接收到对侧的电流同步采样值后, 结合本侧采样值进行各种原理的差动和制动电流计算;接收到对侧的故障计算信息后, 与本侧的故障方向、测量阻抗和相位等信息比较, 完成各种原理的纵联比较保护计算, 对区内、区外故障进行可靠区分。

若判为区内故障, 保护IED跳开所控制的断路器, 并根据两侧的故障选相信息和断路器位置状态信息启动自动重合闸功能。如果两侧选相结果一致, 则执行预定的综合重合闸方案, 如果选相结果不一致, 则直接执行三相重合闸方案。如果再进一步增加瞬时性故障和永久性故障的区分判据, 那么当发生永久性故障时可闭锁重合闸, 以减小对系统的冲击和断路器动作次数。保护IED的结构如图1所示, 图中TV为电压互感器。

保护IED将交互多种信息, 这些信息都以数据帧的形式进行传输。按所交互信息的类型可以分为3种帧格式, 即采样值帧、判据帧和开关量帧。采样值帧传递的是电流、电压的采样值, 帧格式如图2所示, 主要包含时间信息、采样值、当前开关位置状态和校验码 (如循环冗余校验码 (CRC) ) 等。采样值帧在正常运行时和保护启动后都可以进行交互, 是基本的信息帧。

判据帧主要包含保护IED基于单端量信息得到的故障计算结果, 包括启动元件信息, 故障方向元件、测量阻抗元件、故障选相元件等的计算结果, 电气量幅值和相位信息等, 上述计算结果可以是单一原理或多原理共同计算的结果。例如:在启动元件中, 可以采用多种启动原理以提高保护IED的启动灵敏性;在故障方向元件中, 根据故障持续的不同时间段分别采用变化量方向、零序方向、阻抗方向原理, 或者同时采取多种原理对故障方向进行判断。判据帧在本侧保护IED启动或接收到对侧请求后向对方保护IED发送, 只在故障期间进行有限次的发送, 是突发性信息帧, 其帧格式如图3所示。

开关量帧主要是为自动重合闸、断路器失灵等功能服务, 反映重合闸启动信息和断路器状态的变化。与采样值帧中反映当前开关位置状态的字段不同, 开关量帧仅在断路器开关状态发生变化时才向对侧发出, 也是突发性信息帧, 其格式如图4所示。

上述信息帧格式、发生时刻、数据类型、数据量、交互频率各不相同, 需要在统一纵联保护系统中对各种信息帧进行统筹考虑, 以便更好地为纵联保护功能服务。同时需要指出的是, 上述帧格式的划分不是唯一的, 也没有涵盖全部的信息类型, 可以根据所实现的功能灵活组织所需要的信息以形成相应的数据帧。

3统一纵联保护系统功能

3.1提高纵联保护系统性能

借助光纤数字通道快速、可靠的信息交互功能, 不仅能够在一套系统中同时实现电流差动和纵联比较保护功能, 而且不同的保护原理和保护功能之间可以相互配合, 提高纵联保护系统的性能。

1) 正常运行时, 两侧保护可以交互整定值, 以便实现定值互检;交互保护装置投退状态信息, 当两侧保护投退状态不一致时告警;交互开关位置状态信息, 确认线路的运行状态并能发现开关偷跳等情况;交互电压和电流采样值信息, 以便对TV和TA断线快速、可靠地识别等[7,10]。

2) 故障发生后, 交互保护启动信号, 便于两侧保护的灵敏度进行配合, 同时可以防止一侧保护未启动导致的保护拒动和误启动导致的保护误动等情况。

3) 在电流差动保护中, 根据故障持续时间的不同, 依次采用变化量差动、全电流差动、零序电流差动或相位差动等不同判据, 并在故障持续的不同阶段使用不同的制动系数[2], 以提高电流差动保护的灵敏性、可靠性和对不同故障的自适应能力。

4) 在纵联比较保护中, 在满足快速性要求的前提下, 可采用多种原理对故障方向、测量阻抗等进行计算, 对多种信息进行比较可进一步提高纵联比较保护的可靠性。在信号的利用形式上, 不必局限于传统的闭锁式、允许式或直跳式等形式, 可根据故障判断信息灵活地采用比较方式。

5) 对同一种故障, 可采用由多种纵联保护原理构成的判据进行故障判断, 旨在克服单一原理在某些特殊情况下的局限性, 从而提高故障判断的灵敏度和可靠性。例如为克服电流差动保护易受TA饱和、TA特性不一致、分布电容和非同步采样影响等问题, 可以考虑引入故障方向元件或相位比较元件的判断结果, 从而在一定程度上提高电流差动保护动作的可靠性。所构成的统一纵联保护判据如图5所示。

正常情况下, 差动保护、方向比较保护既可独立判断故障, 也可共同构成统一纵联判据对故障进行判断, 此时只有相应元件同时判为区内故障时统一纵联保护系统才最终判为区内故障。例如:发生区外故障且TA饱和时, 差动元件可能误判为区内故障, 但方向元件的判断结果是正确的, 此时无需进行TA饱和识别, 也无需抬高动作定值, 就能够避免差动元件误动作。同样, 如果发生系统振荡、转换性故障等情况, 差动元件能够闭锁可能会误动作的方向元件[11], 通过不同原理保护元件的相互配合, 可以进一步提高纵联保护系统的性能。

3.2提高自动重合闸系统性能

目前重合闸系统大多只与本侧保护装置配合工作, 如果使线路两侧的重合闸系统之间也能配合工作, 必能极大地提高重合闸系统的性能。

以综合重合闸为例, 若发生单相接地故障, 重合闸系统将根据本侧保护的选相结果执行跳开单相然后重合单相的操作。如果线路两端的故障选相结果不一致, 或重合闸动作时序差别较大, 可能会出现较为严重的非全相运行、非同期重合闸、过电压等情况, 给系统带来较大冲击, 甚至可能影响系统的稳定运行[12]。对两侧故障选相结果、重合闸启动信号和断路器位置状态信号进行交互, 可为制定更加合理的自适应重合闸逻辑提供依据。图6为一种改进后的自动重合闸流程图。

如果两侧选相结果一致, 可以执行预定的跳单相、重合单相的逻辑, 如果两侧选相结果不一致, 则直接跳开三相, 以避免两侧选相结果不一致所带来的冲击。故障发生后要经过预设的延时再执行重合, 如果出现对侧断路器缓动或拒动等情况, 预定延时过后故障不会消失或故障点没有完全熄弧, 此时若执行重合闸操作将会导致重合于故障, 造成重合闸失败。若能获取对侧断路器的位置状态信号, 从两侧断路器全部跳开后开始重合闸计时, 可避免由于两侧断路器动作时间不一致而导致的重合闸失败。

此外, 两侧断路器的重合闸时序对抑制系统过电压、提高暂态稳定性有重要影响[13], 在统一纵联保护系统中可以方便地制定重合闸时序并可靠执行。

通过开关量的交互, 还可方便地实现瞬时性、永久性故障的区分。例如:给两侧的自动重合闸设置不同的动作延时, 安排其中的一侧先行重合, 另一侧经过一定的延时重合。如果先重合侧重合成功, 说明发生的是瞬时性故障, 经过预定延时后安排对侧开关检同期重合。如果先重合侧重合失败, 则立即闭锁对侧重合闸, 可避免重合于故障所带来的冲击, 相应的顺序重合闸流程如图7所示。

3.3输电线路参数在线计算

系统潮流计算、状态估计、保护整定计算、电力系统故障分析等环节均需要用到电力系统参数尤其是输电线路参数。线路参数不是固定值, 会随运行状态、周围环境、运行时间的变化而变化, 但在实际工程中为了便于计算, 一般都将线路参数取为固定的经验值或参考值, 这就会给相应的分析计算带来误差。基于相量测量单元 (PMU) 数据的线路参数在线计算方法目前获得了较好的应用[14], 但参数计算精度易受PMU性能的影响, 所采用的数据也只限于工频相量数据。在统一纵联保护系统中, 无需增加任何硬件设备, 可以采用不同运行状态下的多种类型数据对线路参数进行在线计算。

1) 正常运行状态下的参数在线计算

输电线路根据其长度和对电气特性要求的不同, 可以采用集中参数模型、分布参数模型等多种不同的线路模型。每种模型都对应着相应的描述方程, 正常运行状态下, 统一纵联保护系统利用线路两侧的同步数据, 能够方便地计算出输电线路的正序参数。参数计算所采用的数据可以是工频相量, 也可以是时域的采样数据, 或者是其他经处理得到的数据, 总之对数据类型没有限制, 参数计算方法也可以多样, 便于提高参数计算的可靠性和精度。

2) 故障状态下的参数在线计算

利用系统故障状态下尤其是不对称故障状态下的数据, 能够计算出系统阻抗、输电线路的负序和零序参数, 进而可以计算出线路各相之间的互感、耦合电容等参数, 这些参数对于电力系统分析、继电保护整定具有重要意义。此外, 随着同杆并架双回线运行方式的增多, 对该运行方式下的线路参数进行计算, 尤其是双回线路之间的互感和耦合电容参数进行计算, 具有重要的理论意义和工程应用价值。基于统一纵联保护系统提供的同步采样数据, 可以方便地在线计算出上述参数。

3.4过渡电阻伏安特性测算

在电力系统故障中, 过渡电阻十分常见。过渡电阻具有较强的随机性和非线性。由于继电保护的作用, 一般情况下故障持续时间不会太长, 因此过渡电阻的存在时间也很短, 这给人们分析、掌握过渡电阻特性带来了困难[15]。如果能够利用故障时线路两侧的电气量对过渡电阻的伏安特性进行测算, 对于了解过渡电阻特性、分析过渡电阻变化规律、进行故障计算和保护动作特性分析具有重要作用。如果计算速度足够快, 能够在线对过渡电阻伏安特性进行计算, 则有望进一步提高保护动作的准确率和可靠性。

在图8所示的单相长线路均匀分布参数模型线路中, 设故障点为F, 与线路首端的距离为x, 过渡电阻为Rg, 线路首、末端的电压、电流分别为undefined。

故障点处的电压undefined和电流undefined与线路两侧电压电流的关系为:

undefined

式中:Zc为波阻抗。

利用式 (1) 和式 (2) 消去未知数x, 可以求出故障点处的电压undefined和电流undefined, 进而推算出过渡电阻的伏安特性。

也可采用贝瑞隆模型基于单端时域信号对过渡电阻的伏安特性进行测算。在贝瑞隆模型中, 基于单端的电气量, 可以计算出线路上任意一点的电压和电流值。故障状态下, 故障点的电压最小, 金属性故障时故障点的电压值为0。通过设定一定的初始条件和迭代步长, 比较电压迭代计算的结果, 即可找到故障位置, 并得到故障点的电压和电流值, 进而求出过渡电阻的伏安特性[16]。在统一纵联保护系统中借助故障时线路两侧的电气量信息, 完全可以基于上述的2种方法对过渡电阻的伏安特性进行测算。

4结语

纵联距离保护 篇5

1 高频通道的构成部分

1.1 高频通道构成元件

高频通道由架空线、阻波器、耦合电容器、结合滤波器、高频电缆、收发信机(或载波机)构成。任一设备故障都会影响到高频通道的畅通,影响高频信号传输,容易造成高频保护不正确动作。而气候变化和风、霜、雪、雷电也会造成高频载波通道传输高频信号衰耗增大,如果衰耗达到一定数值,会造成收发信机灵敏启动电平不能正常启动,也会影响高频保护正确动作。

目前泰州地区的输电线路高频保护所用的载波通道有相地式和相相式。其中220 kV高频保护采用相地式,保护原理采用闭锁式。500 kV高频保护采用相相式,其构成如图1所示,它包括阻波器、耦合电容器、结合滤波器、高频电缆和载波机,由于220 k V及以上输电线路上的故障有80%是单向接地短路,对于相-相耦合的高频通道,即使在线路上有单向接地短路,高频电流还是能够经过短路点传送。所以使用允许式信号时,一般采用相-相耦合的高频通道。

1.2 高频阻波器

高频阻波器最主要元件是1个电感线圈和一个可变电容器。如图2所示。强流线圈LN是通过强大的工频电流,并作为主电感使用。调谐元件TD是用来进行回路调谐,和主电感强流线圈配合,得到所需要的阻抗曲线。保护元件(即避雷器)LA用于保护线路阻波器在经受瞬时过电压时不被损坏。电力线路上的开关操作、短路、断线等故障及雷击均会引起前沿陡峭的过电压波,并作用到阻波器上,可能会引起强流线圈的匝间电弧闪络、调谐电容器的击穿等故障。

宽带阻波器使用于阻塞2个以上的频率(或频带)的信号,按宽带滤波器原理构成的阻波器,由于阻塞频带宽,阻抗平稳,所以在高频通道频率比较拥挤的电网,得到了广泛的应用,目前国内广泛使用的也是宽频阻波器,图2为双回路接线的宽频阻波器结构(其他还有单回路、三回路、四回路接线方式)。

2 高频保护存在的问题及对策

2.1 高频通道问题

影响高频通道正常工作的原因有多种。

(1)高频通道由于气候原因、元件性能下降或外力破坏,造成传输衰耗增大或通道中断,此外在短线路中,负荷的变化也会引起较大衰耗。当发生区外故障时如果闭锁信号不能正确传输,将引起高频闭锁式保护误动;同样道理,当发生区内故障时,如果允许信号不能正确传输,将引起高频允许式保护拒动。这样的事故在电网中时有发生,高频通道衰耗增大原因查找也比较复杂,必须对通道中各个环节进行检测,在确认高频收发信机、高频电缆和连接滤波器的特性良好前提下,再对高频阻波器进行检测,因高频阻波器与输电线路相连,且线路两侧都挂有阻波器,检查起来难度更大、时间更长。

(2)高频阻波器不正常运行。高频阻波器串联在电力线路始末两端和分支线的分支点上,具有如下作用:

(1)减少变电站或分支线对高频信号的分流,减少信号衰耗;

(2)在不影响工频电流通过,保证工频能量传输的前提下,防止高频信号的外溢;

(3)隔离变电站开关操作引起的高频暂态分量,防止他们对高频保护系统形成干扰。

对于多回路的宽带阻波器来说,它们所有谐振回路的谐振频率都调谐于f0,回路数越多,其频带就越宽。但是调谐回路越多,阻波器的故障形式越是复杂,故障的可能性也就越多。

阻波器出现故障后,因为母线高频阻抗受运行条件或接线方式的影响,分流损耗随母线工况而改变,而且阻波器后边(保护区外)相邻线路或母线上发生短路故障的瞬间,母线分流损耗会剧烈上升[1]。阻波器故障系统短路时高频电流的流通路径如图3所示。以图3中d1点短路为例,接地故障发生在其他线路出口的近端,几乎相当于将母线的高频等效阻抗短路。于是阻波器损坏后的残余阻抗将决定母线对高频通道产生的分流损耗,随着阻抗的突然降低将导致母线的介入衰耗上升。即在阻波器的反方向出现区外短路故障时,本端向对端发送的闭锁信号经由损坏的阻波器流向母线,流入短路点,这便形成了区外短路情况下高频保护装置误动的可能性。同理,对于允许式高频保护、区内故障时,由于允许跳闸信号的损耗,将造成一侧保护拒动的情况,严重时会扩大事故范围。

2.2 对策

采用光纤作为继电保护的通道介质具有以下的优点:

(1)抗超高压与雷电电磁干扰能力强;

(2)对电场绝缘;

(3)频带宽和衰耗低。

随着电力光纤网络的逐步完善,光纤保护将在继电保护领域中得到广泛的应用。光纤保护以稳定可靠的光纤通道代替高频通道,从而提高保护动作的可靠性。光纤通道采用每帧数据进行CRC校验,错误帧数达到一定值时,报通道失效。此外,PSL602高频闭锁改光纤允许式相对方便,允许式纵联保护改造很方便,在完成光纤通道的敷设后,更换光纤信号传输装置,即可接入目前使用的高频保护。

目前泰州电网使用WXB-11,LPF901保护作为昭秦4959线(泰州昭阳变至扬州秦邮变)及白大4659线(泰州白马变至扬州大桥变)线路纵联保护。

2.3 弱馈问题

泰州电网的局部环节如图4所示。220 kV兴观4962线、兴盛2H54线、兴徐4655/4656线、昭思2H51线改造前采用WXB-11,LPF901老式高频保护作纵联保护。徐洋2694线现采用PSL602,LFP901型号相配合。

(1)操作一。徐洋2694线路停役,徐庄变2610母联改热备用。不难看出此操作对于洋思变,形成昭阳变经昭思2H51馈供方式;对于徐庄变,形成泰兴变双线馈供方式。调度需要解开2个环,分别为兴徐4655/4656经过母联2610形成的小环,及来自扬州电网的电源经昭阳变、洋思变、徐庄变与500 kV泰兴变形成的大环。所以涉及操作步骤较多。首先需要将兴徐4655/4656线路及昭思2H51线路两侧开关的重合闸停用,高频主保护由跳闸改接信号。然后拉开徐庄变的2610开关及2694开关,解开2个环。之后要将上述线路电源侧(泰兴变及昭阳变)相应开关的WXB-11保护的距离、方向零序保护由正常定值改为临时定值,将线路受电侧(洋思变及徐庄变)相应开关的WXB-11,LPF901保护距离、方向零序保护停用,最后才可以将徐洋2694线路改为检修。

(2)操作二。观盛4961线停役。兴观线、兴盛线会形成弱馈形式,此时由于观五变、盛泰变背后没有电源点,类似上述情况调度需要先将形成馈供方式的线路两侧开关保护改馈供定值,之后才能调整一次设备运行方式。

(3)闭锁式高频保护线路故障示意如图5所示。对于闭锁式高频保护,启动元件分为高定值启动元件和低定值启动元件。高定值启动元件启动后进入故障程序开始计算,满足:

(1)F+动作;

(2)F-不动作;

(3)曾有连续8 ms闭锁信号(进入停信,保证对侧能出口);

(4)收不到对侧闭锁信号。

正常情况下,M侧同时满足上面(1),(2),(3),(4)条件后,M侧可以出口跳闸(其中F+为正方向元件F-为反方向元件)。

(4)当系统因线路检修或线路跳闸而出现弱馈情况时,设M侧为弱电端。此时故障点1短路,两侧低定值启动元件启动后立即向对侧发信8 ms。

(1)若M侧高低定值启动元件不能正常启动,导致不能向N侧发信,此时N侧向M侧发信并为M侧的远方启动发信功能提供了条件。结果是M侧向N侧发10 s的闭锁信号,导致N侧拒动。

(2)若M侧高定值不能启动,低定值可以启动发信,但由于此时故障程序计算时不能正常判断为停信,同样可以闭锁N侧,造成N侧拒动。

(3)若M侧高定值启动了,此时低定值一定也会启动。由于M侧的F+,F-元件不能正确动作,同样不能经过故障程序判断为停信,一样造成N侧的拒动。

当一侧为弱馈时,正方向元件灵敏度难以满足要求,仅靠反方向元件实现相关功能,其误动可能性较大,在江苏地区弱馈端的高频保护往往停用[2]。

2.4 对策

截止2011年3月,220 kV兴观4962线、兴盛2H54线、兴徐4655/4656线改造后采用PSL603,RCS931双套分相差动保护作纵联保护。昭思2H51线现采用PSL602,RCS931型号保护相配合。

针对操作一,由于昭思2H51采用单套分相差动保护及兴徐4655/4656采用双分相差动保护,可以对弱馈方式自适应,所以调度可以发令分别将2H51,4655,4656线路各侧重合闸停用,即可满足新的运行方式要求。

针对操作二,当观盛线检修时,由于采用双套分相差动保护,可以对弱馈方式自适应,调度只需发令将兴观4962线、兴盛2H54线两侧单相重合闸停用即可,大大减少了操作步骤。

综上所述,使用分相差动保护对于单电源线路的意义十分重大。特别是在线路因为事故跳闸而形成弱馈方式时,分相差动具有很强的适应能力,可以简化处理事故的步骤。

3 结束语

近几年,泰州电网逐渐完善了电力光纤网络的建设工作。由于光纤通道传输质量高、误码率低、传输的信息量大、抗干扰能力强、运维管理方便,因此光纤通道最适合应用于继电保护通道。随着泰州电网电力光纤网络建设的完成,为线路之间的纵联保护接入架空地线复合光缆(OPGW)通道及对分相差动保护的使用创造了条件,对保证泰州乃至整个江苏电网的安全稳定运行具有重要的意义。

摘要：分析了当前220 kV线路保护中广泛应用的纵联保护,以高频闭锁式保护为例,介绍了其动作原理,分析了其中的不足,并结合泰州电网的局部环节,提出了解决方案。

关键词：纵联保护,光纤保护,通道

参考文献

[1]江苏电力公司.继电保护原理及实用技术[M].北京:中国电力出版社,2006.

纵联距离保护 篇6

运行于双极对称方式下的直流输电系统流入接地极的不平衡电流一般小于额定电流的1% ; 而直流输电系统工作于单极大地运行方式时,其向接地极流入的电流却能高达上千安培,这在很大程度上加大了对接地极进行可靠保护的难度[1]。目前,安装接地极线路过电流保护、过电压保护与不平衡电流保护是直流输电系统接地极引线的主要保护措施。

南方电网所管辖的天广、云广及兴安等直流输电系统均由西门子公司设计,当发生故障时,接地极引线保护无法判断故障类型,统一采取直接关闭运行极会在一定程度上影响直流输电系统的安全运行[2]。鉴于此,笔者基于应用广泛的纵联保护原理,将接地极引线纵联保护与不平衡保护相结合,从而提高直流输电系统在单极大地运行方式下的故障类型的识别率,并根据故障类型实施相应的保护策略,以达到提高系统运行稳定性的目的。

1运行实例及其故障分析1

天广直流输电系统在单极单阀组大地回线的方式下运行期间,整流侧换流站接地极的不平衡电流保护发生动作[3],停运极1,故障波形如图1所示。可以清晰地看出,经过短暂波动后,两条接地极引线的电流出现明显差值,其中引线1中流经的电流约400A,引线2中流经的电流约300A, 相差约100A,已经超过保护整定值( 90A) ,经过40ms预告警后,接地极不平衡电流保护发生动作,500ms延时后停运极1。

通道处于正常状态,因此由线路通道原因导致故障的可能性基本可以排除[4]。在之后的巡检过程中发现了系统有多处放电痕迹,而且故障时正值雷雨天气,从这一实际情况分析可判断是雷击导致接地极电流不平衡保护发生动作。而近几年来天广、云广和兴安线路都多次发生与此次故障过程类似的状况。

2接地极不平衡保护方案及其缺陷

2.1西门子与ABB保护方案

西门子与ABB公司设计有相同的接地极不平衡电流保护动作判断依据[5],即:

式中IL1、IL2———两条接地极引线电流;

Iset———电流整定值。

但西门子与ABB保护方案的保护动作策略略有差异。西门子动作策略: 在单极大地回线运行方式下,接地极不平衡电流保护动作为直接停运直流( 极停运) ; 在双极运行方式下,接地极不平衡电流保护动作先发出告警信号,后调节双极直流电流平衡( 极平衡) 。ABB动作策略: 在双极和单极大地运行方式下,接地极不平衡电流保护均发出告警信号,直流不停运[6]。但是西门子和ABB保护方案都无法准确判别故障类型,其动作整定值均依照接地极引线正常运行时产生的最大电流差值来确定。天广、云广和兴安的直流接地极不平衡保护整定值见表1。

2.2保护缺陷分析

接地短路故障是接地极引线最常发生的故障之一,该故障通常由不良天气状况等原因造成[7], 此类暂时性故障一经消除后系统便可恢复运行, 因此常采取系统重启策略来消除此故障。目前, 由线路主保护触发的重启动作装置应用于天广及云广等直流输电的极控系统中,当发生暂时性的接地短路故障时线路主保护将被重启。但此策略也存在着一些缺陷,例如当直流输电系统运行于单极大地回线方式时,发生短路故障后并不会触发线路主保护动作,其保护动作策略均为直接停运运行极[8]。因此,如果能在接地极引线出现故障时对故障类型进行准确的区分,并在接地短路暂时性故障发生时对系统进行重启动,便可以改善直流停运状况。但是就西门子的保护配置而言,若一条接地极引线出现故障,此时又对故障类型难以进行准确识别时,保护装置将在告警后直接执行重启策略。如此,当断线故障发生时,不仅无法消除接地极引线故障,还可能造成电流保护失效,使输电线路承受一定时间的过电流,这无疑将对设备的使用寿命产生较大影响。

接地极引线通常为双回并行线路,在双极大地回线中,当其中一条接地极引线发生断线故障时,不会有电流流过; 当发生短路故障时( 绝大部分情况为发生金属性接地或雷击导致的瞬时故障) ,会使另一条接地极引线流过的电流也接近零[9]。所以,单根接地极引线发生断线故障与接地故障时表现出来的特征相近,只根据式( 1) 不能判断出线路发生哪种故障。

3基于纵联保护原理的接地极不平衡电流保护

3.1接地极引线纵联保护原理

纵联保护原理主要应用在交流输电线、变压器及发电机的定子绕组等电力设施的保护中。纵联保护原理是将输电引线各端的保护装置用通信通道纵向连接起来,把输电线各端采集到的电气量传到相对端进行对比,利用电力量的变化情况来判断故障发生的位置,从而决定是否切除保护引线。按保护原理可将纵联保护分为方向比较式纵联保护和纵联电流差动保护[10]。

直流输电系统接地极引线多为双回并行线路,而且接地极不平衡电流保护通常采用的是简单的电流横差保护,它的工作原理是在接地极引线的首端安装两个电流互感器,通过对所测得的电流值的比较来识别故障。此方法虽然可以识别故障但仍存在缺陷,只能发现故障并不能实现对故障类型的区分,这样会对保护动作策略的高效性和电气设备使用寿命产生影响。笔者利用纵联电流差动保护原理,电气量传输通道选择微波通道,在原保护的基础上实现纵联电流差动保护,即在接地极引线的首端和末端分别安装电流互感器,通过比较4个互感器的电流差值来实现对故障类型的区分。

3.2接地极引线故障时各特征量变化特点

结合直流输电系统的控制原理,根据单极大地回线运行方式的经典模型,将接地极引线发生断线故障和短路故障时所表现出的特征进行分析对比。直流输电系统在单极大地回线运行方式下的接线简图如图2所示。

假设直流输电系统运行正常,则其等效模型如图3所示。将整流侧看作一个定电流控制方式下的电流源; 而逆变侧可视为在定电压控制方式下的可调节阻抗的等值电阻RN。

在接地极引线的首、末端同时安装专用电流互感器,此互感器为基于电子式的电流互感器,相对于传统电磁式电流互感器,它克服了磁芯饱和所带来的电流误差,电子式电流互感器的特点是动态范围 广、测量精确 度高。内嵌的是 基于GPRS / CDMA无线通信模块和利用太阳能供电的锂电池,解决了通道问题和末端供电所带来的困扰。具体等效模型如图4所示。

对接地极引线不平衡保护的改进方案如图5所示,改进后的方案可对单根接地极引线发生的故障类型进行区分。

假设在逆变侧接地极中接地极引线F点发生金属性接地短路故障,不妨设F点接地电阻为Rf,F点距离接地极首端的等值电阻为R3,距离极址端的等值电阻为R4。正常运行情况下接地极引线等值电阻R2为:

故障情况下故障线路等值电阻R2为:

由于发生瞬时性接地故障,F点接地电阻等值阻抗Rf接近于零,则R4∥Rf也近似等于零,由式( 3) 可知,故障线路的等值电阻将远小于正常线路的等值电阻,电流只会流经故障线路,因此图5中在正常线路上安装的电流互感器P1和P3测得的电流值接近于零。由于在F点发生接地,所以电流互感器P4测得的电流值将瞬时骤减,电流互感器P2测得的电流值瞬时增大,远大于正常运行时所测得的电流值。这满足了触发不平衡电流横差保护的条件和纵联差动保护的条件,所以经过接地极不平衡保护的改进措施后,在接地极引线发生接地短路故障时,接地极引线会触发横差保护和故障线路的纵联差动保护动作。

假设在逆变侧接地极中接地极引线F点发生断线故障,其等效模型如图6所示。

在F点发生断线故障后,逆变侧的接地极线路等值电阻为R2,而正常运行时,逆变侧接地极线路等值电阻为0. 5R2,回路等效模型总电阻变大,则流入接地极电流变小。故障线路将不会有电流流过,因此在图5中电流互感器P2和P4所测得的电流值为零,而P1和P3测得的电流值将略低于正常运行时所测得的电流值。这满足了触发不平衡电流横差保护的条件,但故障线路和非故障线路不会触发纵联差动保护动作。

由上述分析可知,在单极大地回线运行方式下,接地极引线发生故障瞬间可以电流互感器所测电流值为故障判据,以电流变化情况的不同来识别故障类型,其测量量主要变化规律见表2。

4结束语

纵联距离保护 篇7

随着特高压技术的发展,现代电力系统对保护的要求越来越高。基于单端量的保护原理一般不能快速切除全线故障,文献[1-3]提出了利用单端暂态量全线速动保护的新原理,但由于现场对保护的可靠性要求很高,其距离实际应用仍需进一步的研究工作。分相电流差动保护[4]动作灵敏可靠,不受振荡和非全相运行的影响,广泛用于超、特高压线路主保护。但对于超、特高压长线,分布电容电流将达到很大水平,是影响其灵敏度和选择性的主要因素。已有诸多文献[5,6,7]研究了电容电流的补偿方法,但由于线路参数的不确定性,这些方法的实际效果仍有待提高。文献[8]提出了综合阻抗的方法,不用补偿电容电流,但是需要滤波提取相量,在故障暂态过程中,现有方法无法快速准确地提取相量,使得对于重要的特高压输电线路,保护速度仍略显不足。文献[9-10]提出了可以快速动作的差动保护,但易受谐波影响,其可靠性有待进一步提高。

基于光互感器在电力系统中的推广应用,利用故障暂态分量的参数识别[11,12,13,14,15,16,17]保护原理得到了快速发展,而大容量、高可靠性的光纤通道和微机强大的存储处理功能,也使得较为复杂的差动保护原理得以实现应用。

本文通过分析单相线路的故障特征,提出了基于模型识别的线路纵联保护新原理,将线路的外部故障等效为电容电路模型,将线路的内部故障等效为电感电路模型。通过参数识别的方法可以计算2种模型的误差,从而识别出实际线路的模型,判断区分故障。为了消除相间电磁耦合的影响,相模变换在各种保护原理中得到了广泛使用,本文同时使用线模和零模电气量进行线路的模型识别,保证了在各种类型的故障条件下,保护都能可靠动作。理论分析和仿真试验表明,新原理无需补偿电容电流,不受暂态分量和过渡电阻的影响,动作可靠、快速。

1 线路的故障模型

下面以单相线路为例,分析线路内、外部故障时的特征模型。

1.1 线路外部故障模型

图1为双端电源供电线路外部故障时,故障附加状态网络图,线路采用π模型等值电路。

图中E是等效故障分量电源,L、R、C为线路π模型对应的电感、电阻和电容集中参数,Z鄱为等效系统阻抗。本文中设电流正方向为母线流向线路,有

定义故障分量差动电流、差动电压如下:

则输电线路区外故障时故障分量电流差动方程:

分析式(4),可将线路外部故障状态等效为一电容电路模型,如图2所示。

1.2 线路内部故障模型

图3为双端电源供电线路内部故障时,故障附加状态网络图。

其中,uf为等效故障分量电源,Rsm、Lsm、Rsn、Lsn分别为m侧和n侧的等效系统阻抗参数,有

近似忽略线路容抗分流icm、icn,并假设电流分配系数km、kn为实数,即有

分析式(7),知线路内部故障状态等效为一电感电路模型,如图4所示。

2 线路故障模型识别

在将线路区内、外故障等效为不同的电路模型后,对于线路区内、外故障的判断,就可以转化为对故障模型的识别,即将线路故障状态作为未知模式,利用参数识别的方法,计算真实的故障状态与2种故障模型之间的误差,内部故障时,电感模型误差较小,电容模型误差很大;外部故障时,电容模型误差较小,电感模型误差则很大。

2.1 模型误差函数

为计算模型误差从而识别线路模型,定义:电感模型不平衡量

电感模型标准量

其中,T=10 ms。

电感模型误差函数

电容模型不平衡量

电容模型标准量

电容模型误差函数

当线路内部发生故障时,线路模型应符合电感模型,利用式(7)识别出的参数Req、Leq应该很稳定,电感模型的不平衡量持续近似为零,所以电感模型误差很小;而利用式(4)识别出的参数C则会有很大的波动,半周期内累积的电容模型不平衡量会很大,计算出的电容模型误差也就很大。当线路外部发生故障时,则相反有电感模型误差远大于电容模型误差。

2.2 模量的选取

电感模型与电容模型的建立是基于单相电路故障特征的分析,而实际线路为三相线路,若直接使用相电流、相电压进行模型误差的计算,由于相间的电磁与静电耦合对模型准确性的影响,2种模型误差都会受到干扰,从而降低了保护的可靠性和灵敏度。为了解耦三相线路,本文使用相电流差的突变量作为线模,它不反应负荷却反应三相短路和任意的相间短路,不用做移相运算即可快速得到,但是在单相短路时,两健全相的电流差突变量灵敏度不够,对于缓慢发展的高阻接地故障,电流突变量也不明显;文献[18]指出微机保护宜同时采用反应突变量和稳定量的保护,所以本文除使用一个线模量外,还使用对单相短路故障适应性很强的零模量来实现线路模型识别,零模量是无需移相即可快速得到的稳定量,和线模量配合可以使模型识别对任何故障情况都有着很好的动作性能。

3 保护实用判据及其实现

3.1 实用判据

由以上分析可知,对故障的区分判断可转化为对线路模型的识别,为使得保护对所有的故障情况都能可靠、灵敏地动作,实际装置可采用一个相电流差(本文实验使用A、C相电流差)突变量和一个零模量同时进行模型识别,两者或门输出。

3.1.1 判据1——线模量模型识别

故障启动判据A1:

故障动作判据B1:

3.1.2 判据2——零模量模型识别

故障启动判据A2:

故障动作判据B2:

判据1和判据2采用或门输出。

3.2 判据的实现

由于判据1和2只是输入模量不同,实现上并无本质差别,所以下面只介绍判据1的实现。

首先由线路A、C相两端电压、电流采样值计算出半周(10 ms)的相电流差突变量的差动电流、电压:

其中,N为1个周期内的采样点数。采用基于最小二乘的参数识别法,即选取半波数据窗,根据式(4)与式(7)构成超定方程组,分别计算其最小二乘解C(i)、Req(i)和Leq(i)。即可得故障模型误差:

若存在某个m使得:

i=m+1,m+2,…,m+N/4,即可判为内部故障。

4 仿真试验

为验证新原理的有效性,采用重庆万县至龙泉358 km的500 k V长线为原型,利用EMTP建立了相应的仿真模型,如图5所示。

利用上述仿真模型进行了一系列的故障试验,结果如图6~12所示(图中,曲线el为线模模型误差,ez为零模模型误差;实线表示电感模型误差,虚线表示电容模型误差)。

由图6~9可以看出,当线模量和零模量的模型识别保护同时动作时,线模量的2种模型误差区分度更大,动作效果更好,这是因为零模量受到大地电阻率、地线是否分段以及接地方式等多种因素的干扰,无法得到其准确数值,所以即使符合真实线路故障情况的零模量模型误差,也大于线模量的计算值。对于图10、11所示的相间短路故障,理论上将不会出现零模量,零模量的模型识别保护也不会启动,所以只给出线模量保护的计算结果。而图12的B相故障,理论上也不会出现AC相的电流差突变量,基于AC相电流差突变量的线模量模型识别保护也不会启动,所以本文只给出零模量保护的结果。总之,上述仿真试验的结果说明,所提出的基于模量的模型识别纵联保护在各种故障情况下,都能可靠、快速地动作。

5 结论

本文建立了线路内、外部故障模型,提出了一种基于模量的线路模型识别差动保护新原理,理论分析和仿真试验说明它具有以下特点:

a.不受分布电容电流的影响,保护可靠性高;

b.不用滤波提取相量,受暂态分量及谐波影响很小,可以快速动作;

c.具有故障分量保护的一切优点,且不受过渡电阻的影响。

由于使用了模量,本文所提出的保护新原理不具备选相功能,有望在无选相跳闸要求的输配电线路上获得应用。

摘要：详细分析了输电线路内、外部故障时故障分量网络的特征,提出可以将线路外部故障等效为电容电路模型,内部故障等效为电感电路模型。基于时域中的短数据窗,利用参数识别的方法,分别计算线路的真实模型与上述2种模型的误差,若电容模型误差小,则判为外部故障;若电感模型误差小,则判为内部故障。对于实际三相线路,为降低相间电磁耦合对模型识别效果的影响,则同时采用线模量和零模量做线路模型识别,从而判断故障。理论分析表明,新方法基于故障分量原理,不受负荷状态和过渡电阻影响,无需补偿电容电流,在时域中进行短数据窗的判据计算,不用滤波提取相量,受暂态分量影响很小。EMTP仿真试验进一步证明了新原理动作可靠、迅速。