同塔双回线（共7篇）
同塔双回线 篇1
0 引言
在高压线路保护装置中,基于两端电气量的纵联零序方向保护具有灵敏度高、抗过渡电阻能力强等优点,一般和纵联距离保护配合,作为高压线路保护的主保护[1,2]。在线路末端发生接地故障或过渡电阻较大的情况下,由于保护安装处零序电压较小,可能引起零序方向元件无法正确动作。因此,现行的零序方向元件广泛采用零序电压补偿方法[3,4]。
然而以往对于同塔双回线方向元件的研究主要还是集中在区外横向故障导致健全线路零序方向保护误动的问题,而针对纵向故障时,同塔双回线零序方向保护的动作行为还少有探讨[5,6,7,8,9,10,11]。另外,对于同塔双回线纵向故障的研究还停留在故障的分析方法方面,对于纵向故障的特征及保护原理的研究仍很缺乏[12,13,14]。同塔双回线路的纵向故障可能由异常断线、开关偷跳以及单相重合闸等引起,其出现概率较高。在实际运行过程中发现,当同塔双回线路发生纵向故障时,对于健全线路,当前采用的零序方向保护存在因零序电压过补偿造成误动的可能。严重情况下,发生单回线路纵向故障时会误切多回健全线路,直接威胁系统安全[15]。因此,研究同塔双回线纵向故障电气特征,健全线路零序纵联零序方向元件的误动原因和防误动措施具有重要意义。
1 同塔双回线纵向故障分析
1.1 故障分量相位分析
当同塔双回线发生不对称纵向故障时,故障断口对序网的影响可以等效为在故障线路串联一个电压源。当电压互感器安装在母线侧,只考虑线路两端母线的零序、负序电压和流过线路两端的零序、负序电流的大小和方向时,零序、负序网络可以等效为如图1所示电路。图中,0<α<1;ZL(0)、ZL(2)分别为两回线的零序、负序自阻抗;Zm(0)为I、Ⅱ回线间的零序互阻抗;ZMs(0)、ZM s(2)和ZNs(0)、ZNs(2)分别为线路M侧和N侧系统的零序、负序阻抗;ΔUF(0)、ΔUF(2)分别为故障断口引入的零序、负序等效电势。若为非全相运行造成的等效纵向故障,则:
其中,ΔUMF(0)和ΔUNF(0)分别为M侧和N侧断路器断口引入的串联零序电压源;ΔUMF(2)和ΔUNF(2)分别为M侧和N侧断口引入的串联负序电压源。
故障电流的流通路径可以分为回路1和回路2。由于同塔双回线间存在零序互感而不存在负序互感,因此故障线路的零序电流更多地沿回路2分流,流经健全线路,而故障线路的负序电流更多地沿回路1分流,流经两侧系统。
反映同塔双回线两端零序、负序电压和电流的大小和方向的示意图如图2所示。
图2中,下标s=0表示零序,s=2表示负序;双回输电线路两侧的零序、负序电流参考方向均由母线指向线路;UM(0)、UM(2)和UN(0)、UN(2)分别为线路M和N侧的零序、负序电压;Ic1(0)、Ic2(0)和Ic1(2)、Ic2(2)分别为回路1、回路2的零序、负序电流;IⅠ,M(0)、IⅠ,N(0)和IⅠ,M(2)、IⅠ,N(2)分别为I回线M、N侧保护安装处测得的零序和负序电流;IⅡ,M(0)、IⅡ,N(0)和IⅡ,M(2)、IⅡ,N(2)分别为Ⅱ回线M、N侧保护安装处测得的零序和负序电流。由此得到故障线路I回线两端保护安装处测得的零序、负序电压电流相位关系为:
健全线路Ⅱ回线两端保护安装处测得的零序、负序电压和电流的相位关系为:
当理想情况下忽略线路电阻分量时,由式(1)、(2)可知,I回线M侧和N侧测量到的零序、负序电流分别超前零序、负序电压90°。由式(3)、(4)可知,Ⅱ回线M侧和N侧测量到的零序、负序电流分别滞后零序、负序电压90°。从而对于异常断线造成的纵向故障,故障线路的纵联零序、负序方向保护能够正确将其判断为区内故障,非故障线路的纵联零序、负序方向保护在不进行零序电压补偿的情况下,能够正确将其判断为区外故障,而对于单相重合闸跳闸期间非全相运行造成的等效纵向故障,跳闸后的故障线路的纵联零序、负序方向保护可能误动。因此输电线路在非全相运行时,一般退出纵联零序、负序方向保护[16]。
1.2 故障分量幅值分析
由于同塔双回线之间的零序互感较大,故障线路的零序电流有很大一部分沿回路2分流,在双回线间形成环流。因此发生纵向故障时,非故障线路流过的零序电流较大而线路两端的零序电压较小,给零序方向元件启动零序电压补偿带来了可能。
根据六序分量法[17],同塔双回线的六序参数定义如下:
其中,下标k表示纵向故障;ZL为线路的自阻抗;Zmp为单回线内的相间互阻抗,Z′m为两回线间的相间互阻抗;U(0)f f′为故障断口电压;EMs1、ENs1分别为线路M、N侧系统的正序电势。
则单相断线故障时,健全线路与故障线路流过的零序电流表达式为:
线路M侧、N侧的零序电压表达式为:
其中,IT0、IF0分别为T0、F0网的电流;I(0)load为故障前单回线流过的负荷电流。
由式(6)、(7)可知,当同塔双回线两回线间的耦合作用越强,即|Z′m|越大、|Zk F0|越小时,非故障线路的零序电流IⅡ0越大,IⅡ0越接近II0。而且发生纵向故障后的零序电流与故障前线路流过的负荷电流I(0)load成正比,说明非故障线路的零序电流本质上是由于断线后负荷电流的转移造成的。由式(8)、(9)可知,系统与线路的零序阻抗比越小,线路两端的零序电压越小。两回线间的耦合作用同样会影响线路两端零序电压的大小,当|Z′m|越大、|Zk F0|越小时,流过两端系统的零序电流越小,则线路两端的零序电压越小。
2 带补偿零序方向保护误动分析
当线路末端发生接地故障或过渡电阻较大时,保护安装处测量到的零序电压幅值可能小于零序方向元件的零序电压门槛值。为了提高零序方向保护的灵敏度,当|3U0|<U0MK且|3I0|>I0MK(U0MK为零序电压门槛值,I0MK为零序电流门槛值)时,引入零序电压补偿:
其中,U0和I0分别为保护处测量到的零序电压和零序电流;U′0为补偿后的零序电压;Zcom,0通常取线路全长的零序阻抗。
当补偿后的零序电压幅值|3U′0|大于零序电压门槛值时,进行零序方向的计算。在满足如下判据时判断为正向故障:
其中,φsen为输电线零序灵敏角。
当输电线路区内发生不对称接地故障时,该保护能可靠动作。当输电线路区外发生不对称接地故障时,如果|U0|小于零序电压门槛值,则经补偿后的零序电压幅值|U′0|会越补越小,保护不会误动。
然而当同塔双回线发生单相断线故障,且故障前传输容量较大,系统与线路的零序阻抗比较小时,故障后健全线路上有,此时线路M侧的零序方向元件启动零序电压补偿。根据式(10),补偿后M侧的零序电压的表达式为:
由于双回线间零序互感的存在,M侧零序电压与N侧零序电压的关系为:
因为IⅠ,M(0)与IⅡ,M(0)方向相反,所以按式(12)补偿零序电压会造成零序电压的“过补偿”,即,补偿后的零序电压高于零序电压门槛值,满足方向判别条件,且与补偿前的零序电压方向相反。健全线路两侧的零序电压与补偿后零序电压的关系如图3所示。根据式(11)可知,补偿零序电压后,零序方向元件必然误判为发生正方向故障。类似地,N侧的零序方向元件也有可能发生误判。
根据我国部分电力系统的运行经验,重合闸的最短时间为0.3~0.4 s,而保护的出口时间约为10~25 ms。故障线路重合闸前的这段时间已经足够使非故障线路的保护信号出口,因此非全相运行造成的等效纵向故障可能导致非故障线路的保护误动作。
综合上述分析可知,对于系统零序阻抗与线路零序阻抗模值的比值较小的同塔双回线路,在传输较大功率时,若发生单相纵向故障则健全线路的带补偿零序方向保护可能误动作。
3 零序方向保护防误动改进
3.1 负序电流门槛
由于零序电压不足常出现在靠近线路末端发生经高阻接地故障时,因此在引入负序电流门槛值前需要考察纵向故障时与线路末端接地故障时线路首端负序电流与零序电流的大小关系。根据第1节的同塔双回线纵向故障特征分析结果可知,发生不对称纵向故障后,受零序互感的影响,故障线路的零序电流有很大一部分流过健全线路在两回线间形成环流,而故障线路的负序电流更多地流过两侧系统,流过健全线路的负序电流很小。另一方面,输电线路在发生不对称横向故障时,故障点均会产生一定的负序电流。如同塔双回线末端发生单相接地故障时,故障点的零序电流IF(0)与负序电流IF(2)大小相等、方向相同,线路首端测量到的零序与负序电流满足如下关系:
如同塔双回线末端发生相间金属性接地故障时,故障点的零序电压UF(0)与负序电压UF(2)大小相等、方向相同,线路首端测量到的零序与负序电流有如下关系:
由于发生同塔双回线末端故障时,输电线路的零序阻抗的模值远大于其正序阻抗的模值,即有:
根据负序电流在纵向故障与横向故障时的特征差异,建议在零序电流达到门槛值而零序电压不足时,增加负序电流判据如下:
其中,I2为保护处测量到的负序电流;为保留一定裕度,Krel取为0.5~0.8。
在线路末端发生经过渡电阻的不对称接地故障时,式(16)所示判据满足,零序电压补偿不会闭锁。而在同塔双回线发生不对称纵向故障时,该判据往往不满足,因而不进行零序电压补偿,闭锁该侧的方向元件。
3.2 负序方向判别
当负序电流与负序电压均达到门槛值时直接用负序分量判别方向。根据第1节的分析结论,同塔双回线发生不对称纵向故障时,健全线路的负序方向元件能准确判断为反方向故障,不会导致保护的误动作。
负序方向的判断与零序方向类似,当满足如下判据时判断为正向故障:
其中,φsen,2为负序灵敏角;U′2为补偿后的负序电压。
3.3 负序电压闭锁条件
与零序电压补偿相似,当负序电流模值大于负序电流门槛值I2MK、负序电压模值小于负序电压门槛值U2MK时,引入负序电压补偿:
其中,Zcom,2取为线路全长的负序阻抗Z2(2)。
在I回线发生不对称纵向故障时,由于双回线间不存在负序互感,则M侧负序电压与N侧负序电压的关系为:
即线路一侧的负序电压经过补偿后与线路对侧的负序电压相等,并不会出现零序电压“过补偿”的现象。当某一侧测量到的负序电压模值低于负序电压门槛值而启动负序电压补偿后,补偿后的负序电压等于对侧的负序电压;若对侧的负序电压模值低于负序电压门槛值,则补偿后的负序电压模值依然低于负序电压门槛值,本侧方向元件闭锁,保护不会误动作;若对侧的负序电压模值高于负序电压门槛值,则对侧的方向元件可以通过计算负序方向角判别为反向故障,纵联保护同样不会误动作。
3.4 方向元件综合逻辑
结合负序分量改进后的单侧方向元件的故障方向识别流程如图4所示。
根据第1节的分析结果可知,对于同塔双回线不对称纵向故障,健全线路的负序电流通常小于零序电流,即满足|I2|<Krel|I0|,此时方向元件闭锁,保护不会误动作;当|I2|>Krel|I0|且U2>U2MK时,直接按照式(17)计算负序方向角,健全线路两侧的方向元件能正确判断为发生反向故障;当|I2|>Krel|I0|且|U2|<U2MK时,通过负序电压闭锁条件能够保证健全线路方向保护不会误动作。
对于同塔双回线不对称接地故障,由于输电线路在发生不对称短路故障时均会出现负序分量,且在短路故障点靠近线路末端时,受输电线路零序阻抗大于负序阻抗的影响,线路首端的负序电流往往大于零序电流,因此对于短路故障点靠近末端、线路首端零序电压不足的情况,零序电压补偿不会被闭锁,改进后的方向保护具有足够高的灵敏度。
4 仿真验证
利用PSCAD/EMTDC对西北电网某330 k V双端共母线同塔双回线路进行仿真。线路长150 km;线路正序阻抗、零序阻抗及线间零序互阻抗取该线路理想换位时的数值,分别为0.0202+j0.2762Ω/km、0.354 1+j0.922Ω/km、0.333 9+j0.645 8Ω/km;两侧系统的正序阻抗均为0.458+j5.2289Ω;两侧系统的零序阻抗均为0.896+j3.898Ω;基准功率为SB=500MV·A;电压互感器变比为3 300 V/1 V,电流互感器变比为2 500 A/1 A。以同塔双回线发生单相断线故障为例,1 900 ms时发生I回线A相接地故障,2 000 ms时I回线A相两侧断路器跳开。
4.1 故障分量相位仿真
当电压互感器安装在母线侧,线路两端按式(11)、式(17)分别计算得到的零序、负序方向角如图5所示。可见未经零序电压补偿时,故障线路两端的零序、负序方向角均落入正向故障区域,健全线路两端的零序、负序方向角均落入反向故障区域。
4.2 故障分量幅值仿真
故障线路和健全线路流过的零序、负序电流幅值随故障前线路传输功率的变化情况如图6所示,图中故障前线路传输功率为标幺值。由图6可见,故障后输电线路流过的零序、负序电流的幅值与故障前输电线路的负荷功率成正比;故障线路上的负序电流幅值大于零序电流幅值,而健全线路上的零序电流幅值远大于负序电流幅值;故障线路零序电流中,有很大一部分为沿健全线路分流的零序电流。此仿真结果与第1节分析结论一致。
4.3 零序方向保护动作特性仿真
因为单相重合闸形成等效纵向故障后,Ⅰ回线的零序方向保护退出,此时应重点考虑健全线路,即Ⅱ回线的零序方向保护的动作行为。零序电流门槛值I0MK=0.06 A,零序电压门槛值为U0MK=0.5 V,负序电压门槛值为U2MK=0.5 V。不同传输功率下,健全线路的零序方向保护的故障判别结果如表1所示。表中,保护1指不带零序电压补偿的零序方向保护,保护2指带零序电压补偿的零序方向保护,保护3指本文提出的改进后的零序方向保护;“+”代表判别结果为正向故障,“-”代表判别结果为反向故障,“/”代表由于故障分量没有达到门槛值,零序方向元件处于闭锁状态;Pload为标幺值。
输电线路传输功率较小时,纵向故障后健全线路流过的零序电流有限,没有达到零序电流的启动门槛值,3种保护均处于闭锁状态,保护不会误动。随着输电线路传输功率的增大,带零序电压补偿的零序方向保护会误动。而对于本文提出的改进后的零序方向保护,由于引入了负序电流门槛,在发生纵向故障后,健全线路的负序电流远小于零序电流,因此能够准确闭锁方向元件,防止保护误动。
进一步考察改进后零序方向保护在发生不对称接地故障时的灵敏性。以I回线A相接地故障为例,过渡电阻为100Ω,故障位置不同时,故障线路的零序方向保护故障判别结果如表2所示。表中,p为故障点到M侧距离占线路总长的比例。同样以I回线A相接地故障为例,在线路末端(p=0.9)经不同过渡电阻故障时,故障线路的零序方向保护故障判别结果如表3所示。
由表2、3可知,对于系统零序阻抗较小的同塔双回线,在线路末端经较大过渡电阻短路时,不带零序电压补偿的零序方向元件由于零序电压不足处于闭锁状态,而本文提出的改进后的零序方向保护在该故障下依然具有较高的灵敏度,能够正确动作,具备更强的承受过渡电阻能力。
5 结论
a.对于异常断线造成的纵向故障,故障线路的纵联零序、负序方向保护能够正确判断为区内故障,非故障线路的纵联零序、负序方向保护在不进行零序电压补偿的情况下,能够正确判断为区外故障。而对于单相重合闸跳闸期间造成的等效纵向故障,跳闸后的故障线路的纵联零序、负序方向保护可能误动。
b.在同塔双回线发生纵向故障时,健全线路流过的零序电流本质上是由于潮流转移产生的。健全线路流过的零序电流和线路两端的零序电压与故障前线路流过的负荷电流成正比。系统与线路的零序阻抗模值之比越小,两回线间的耦合作用越强,线路系统侧的零序电压越小。
c.在同塔双回线发生单相故障跳开后,如果健全线路上流过的零序电流模值高于门槛值,两端的零序电压低于门槛值,则健全线路带零序电压补偿的零序方向保护会误动作。
d.本文提出零序方向保护改进方法只利用单回线电气信息,能够保证在同塔双回线发生不对称纵向故障时,健全线路的零序方向保护不误动,在输电线路末端发生接地故障时,保护拥有较高的灵敏度。
摘要：同塔双回线在发生不对称纵向故障时,由于负荷电流的转移,健全线路上会流过较大的不平衡电流,可能导致健全线路上带零序电压补偿的纵联零序方向元件误动。分析了同塔双回线纵向故障时零序、负序分量的特征,阐释了单相故障跳闸后健全线路上带零序电压补偿的零序方向保护误动的机理,并且提出了利用单回线负序分量信息的保护改进方法。在零序电流达到门槛值而零序电压不足时,引入负序电流门槛来判断是否启动零序电压补偿,并结合带负序电压补偿的负序方向元件来判断故障方向。仿真结果表明,所提方法在相邻线路发生不对称纵向故障时能有效闭锁本线路的方向保护,防止保护误动作;在本线路靠近对侧发生接地故障,本侧零序电压较低的情况下改进的零序方向保护有较高的灵敏度,能够可靠动作。
关键词：同塔双回线,继电保护,零序方向保护,纵向故障,防误动措施
同塔双回线 篇2
近年来,同塔并架双回线以其输送容量大、节约出线走廊及减少单位工程造价等诸多优势而获得广泛应用。目前,超高压电网中普遍采用接地距离保护作为线路接地故障主要的后备保护。由于接地故障发生概率较高,光纤差动保护对通道的依赖性较强,一旦通道异常就会退出运行,零序电流保护又在不断简化,因此,接地距离保护在快速切除接地故障中发挥着极其重要的作用。提高接地距离保护性能对于减少故障引起的损失、提高系统稳定性具有重要意义,750 kV电网的安全稳定运行对接地距离保护的灵敏性和选择性都提出了较高要求[1]。
在同塔双回线中,由于线间零序互感的影响,接地距离保护的动作范围会超越或缩短,给继电保护应用带来许多技术问题[2,3,4,5,6,7,8,9,10]。特别是对于750 kV同塔双回输电线路,通常采用紧凑型排列方式,结构布置及电气参数具有许多新特点,对接地距离保护影响更为严重。
本文分析了750 kV同塔双回线不同运行方式对接地距离保护测量阻抗的影响,提出了一种新的整定计算方法。
1 同塔双回线接地距离保护整定计算理论基础
假设同塔的双回线阻抗参数相同,当Ⅰ回线发生单相接地故障时,如图1所示,M侧故障相电压UⅠφ为:
UⅠφ=αΖ1IⅠφ+α(Ζ0-Ζ1)IⅠ0+αΖm0IⅡ0 (1)
式中:Z1,Z0分别为线路正序及零序阻抗;Zm0为线间零序互阻抗;α为故障点至M侧距离占线路全长的百分比;IⅠφ,IⅠ0分别为Ⅰ回线M侧相电流及零序电流;IⅡ0为Ⅱ回线零序电流。
式(1)可以改写为:
因此,保护测量阻抗Zφ为:
式中:K定义为零序补偿系数,
按照现行整定规程,接地距离Ⅰ段通常按下式整定:
式中:K′为距离Ⅰ段可靠系数,一般取0.7;ZDZⅠ为接地距离Ⅰ段定值。
接地距离Ⅱ(Ⅲ)段通常在符合配合关系条件下还需满足下式:
式中:Klm为距离Ⅱ(Ⅲ)段可靠系数,对于不同线路长度取值不同,在1.25～1.45之间;ZDZⅡ(Ⅲ)为接地距离Ⅱ(Ⅲ)段的整定值;Z1=UⅠφ(IⅠφ+3KIⅠ0);IⅠφ和IⅠ0分别为保护所在线路末端故障时保护安装处的相电流及零序电流。
显然,当Ⅰ回线发生接地故障时,零序补偿系数K并不是一个常数,而是随ΙⅡ0/ΙⅠ0的改变而变化。从保证距离保护选择性要求考虑,K值通常都是根据线路末端接地故障推算出的。由于不同运行方式下线路末端故障时ΙⅡ0/ΙⅠ0值不同,从而K值也存在差异。下面以750 kV同塔双回线常见的3种运行方式为例分别讨论,并设3种运行方式下的零序补偿系数分别为K1,K2,K3。
1)双回线正常运行
由图1可知ΙⅡ0=ΙⅠ0,代入式(4)可得:
2)Ⅰ回线停运(两端不接地)
由图1可知ΙⅡ0=0,代入式(4)可得:
与单回无互感线路相同。
3)Ⅰ回线挂检(两端接地)
由图1可知ΙⅡ0Z0+ΙⅠ0Zm0=0,代入式(4)可得:
750 kV同塔双回线路通常采用紧凑型结构,相导线分裂根数及等效半径增加,导线相间距离缩小,导线结构及排列方式均得到优化,并采用良导体地线逐塔接地。这些特点使得输电线路单位长度正序及零序阻抗减小,线间零序互感增加,Zm0/Z1及Zm0/Z0的模均相应增大。可见,750 kV同塔双回线电气参数对零序补偿系数有较大的影响。
表1是以750 kV东—凉—乾同塔双回线实测参数为例计算的不同运行方式下的零序补偿系数。
可见,|K1|>|K2|>|K3|,不考虑相角仅就幅值而言,不同运行方式下最大的零序补偿系数是最小的1.36倍。显然,750 kV同塔双回线不同运行方式下零序补偿系数差异较大,从而对接地距离保护测量阻抗造成显著误差。
2 目前同塔双回线接地距离保护整定计算方法及存在的问题
由式(3)可知,接地距离保护测量阻抗与零序补偿系数K有密切的关系。当选取准确的K值时,保护测量到的阻抗与线路正序阻抗成正比,即能正确反映故障点至保护安装处的距离;当选取的K值偏大时,由式(3)得到的测量阻抗将减小,保护动作范围增大,容易出现超越而失去选择性;当K值偏小时,由式(3)得到的测量阻抗将增大,保护动作范围缩小,容易降低保护灵敏度甚至出现拒动。
目前,实际采用的同塔双回线接地距离保护整定计算方法有以下3种。
1)采用单回线停运方式下的零序补偿系数
对于不存在线间零序互感的单回线,采用式(8)是准确的,所以其在单回线距离保护整定计算中获得普遍应用。当该方法用于双回线时,对于单回线停运(两端不接地)方式是合适的;但对于双回线正常运行方式,保护测量阻抗会由于K值偏小而增大,保护范围缩小,动作灵敏度降低;而对于单回线挂检(两端接地)运行方式,运行线路保护测量阻抗又会由于K值偏大而缩小,保护范围增大,容易出现超越。
总之,该做法牺牲了接地距离保护在单回线挂检(两端接地)运行方式时的选择性。
2)采用单回线挂检方式下的零序补偿系数
为优先保证选择性,防止保护超越,采用式(9)计算零序补偿系数,即按K值可能出现最小值即单回线挂检(两端接地)方式整定。显然,该方法可以保证在任何方式下距离保护不误动,但减小了其他运行方式下距离保护的灵敏度,特别是在现有保护装置距离元件(包括距离Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段)采用同一个零序补偿系数条件下,该做法降低了距离保护在双回线正常运行方式下及单回线停运方式下的灵敏度,甚至不能满足运行要求。
3)对距离保护可靠系数进行修正
从防止接地距离保护误动考虑,采用单回线挂检(两端接地)方式的零序补偿系数,同时对式(6)接地距离Ⅱ(Ⅲ)段的可靠系数Klm进行修正,使其具有足够的灵敏度;或者从保证双回线运行时保护的灵敏度考虑,采用正常运行时的零序补偿系数,同时对接地距离Ⅰ段可靠系数K′进行修正,防止误动。与方法2相比,该方法在防止距离Ⅰ段超越的同时提高了距离Ⅱ(Ⅲ)段的灵敏度,具有优越性。但同样过多地牺牲了接地距离Ⅰ段在双回线正常运行方式下的灵敏性。接地短路是线路主要的故障类型,而光纤差动保护常因通道异常而退出运行,零序电流保护已简化为只保留长延时的Ⅲ段、Ⅳ段,因此接地距离保护在保障750 kV输电线路安全运行中承担着重要任务,必须有足够的保护范围。同时,该做法在单回线挂检时使距离Ⅱ段、Ⅲ段动作范围过大,存在与相邻线路整定配合困难问题。另外,修正系数的获取缺乏严格的理论依据,实际应用中会带来一定的偏差。
由前面分析可知,对于750 kV同塔双回线,由于电气参数的特点,不同运行方式下零序补偿系数差异较大,双回线运行方式对零序补偿系数影响显著。所以目前整定计算普遍采用固定的零序补偿系数难以协调接地距离保护在双回线不同运行方式下灵敏性和选择性的矛盾,直接影响750 kV接地距离保护的动作行为。
3750 kV同塔双回线接地距离保护整定计算解决方案
电力系统运行方式复杂多变,为提高继电保护对系统各种工况的适应性,目前的微机保护装置通常都具有多个定值区。不同运行方式的保护定值存放于不同的定值区,通过切换当前运行定值区,实现对保护动作性能的调整,从而满足系统运行要求。
750 kV同塔双回线3种运行方式下的零序补偿系数差异较大,按一种运行方式整定必然会影响其他运行方式下接地距离保护的性能,而且不同方式的K值相差越大,这种影响也越显著。针对不同运行方式采用相应的零序补偿系数是改善接地距离保护性能的有效手段。因此,可以利用定值区切换方法解决零序补偿系数对接地距离保护性能的影响。实际上,可以在现有基础上再增加使用3个定值区,其中0区对应双回线正常运行方式,零序补偿系数按式(7)整定;1区对应单回线停电但不接地的运行方式,零序补偿系数按式(8)整定;2区对应单回线挂检且两端接地的运行方式,零序补偿系数按式(9)整定。由于同塔双回线绝大多数时间处于正常运行方式,其余2种情况只在线路检修或线路故障时出现,所以定值区切换操作并不频繁。
4 算例分析
以国内第1条750 kV东—凉—乾同塔双回线为例,采用ATP仿真软件搭建模型(见图1),分析了不同运行方式下线路末端单相故障时保护的测量阻抗(见表2)及零序补偿系数对距离保护性能的影响。系统参数如下。M侧系统:正序阻抗Zsm1=(5.7+j82.5)Ω,零序阻抗Zsm0=(18.8+j90.6)Ω;N侧系统:正序阻抗Zsn1=(5.3+j76.6)Ω,零序阻抗Zsn0=(22.1+j106.5)Ω;线路长度173 km;线路单位长度参数为:Z1=(0.013 2+j0.266 5)Ω/km,Z0=(0.177 8+j0.819 5)Ω/km,Zm=(0.051+j0.154 4)Ω/km,C1=0.014 2 μF/km,C0=0.007 52 μF/km,Cm=0.002 12 μF/km;高抗补偿度60%。
由表2可以看出:
1)对于双回线正常运行方式,已知线路正序阻抗定值为46.17 Ω,K应为0.917 4,当取为0.674 9时,保护范围缩小为原来的0.87倍(46.17/53.06=0.87)。如果距离Ⅱ段的保护范围整定为线路全长的1.4倍,此时实际只有1.2倍,不能满足运行要求。同时,距离Ⅰ段保护范围也由原来线路全长的0.7倍缩小为0.6倍,动作性能降低。
当对距离Ⅱ段修正后,为确保距离Ⅱ段在正常运行时对本线路末端接地故障有1.4倍的灵敏度,可靠系数需调整为1.6(1.4×1.15≈1.6)。当Ⅰ回线检修(两端接地)时,运行线路距离Ⅱ段保护动作范围由线路全长的1.4倍变为1.6倍,会给整定配合造成困难,容易引起失配。此时,距离Ⅰ段的保护范围仍为0.6倍,保护范围较小。
2)对于单回线挂检(两端接地)方式,根据式(9),K应为0.674 9,当取为0.917 4时,保护范围扩大1.11倍(46.17/41.44≈1.11),考虑电流互感器、电压互感器误差及其他不利因素,距离Ⅰ段在相邻线路出口故障可能失去选择性。对于单回线停运(两端不接地)方式,K选取同一值时,保护范围也会相应地缩小或扩大。
3)不同运行方式下零序补偿系数相差越大,保护测量阻抗误差就越明显,上述保护灵敏度降低或超越的问题也相应地更加突出。
4)采用定值区切换的方法,可以较为准确地计算出各种运行方式下的线路阻抗,使距离Ⅰ段保护范围约为线路全长的0.7倍,距离Ⅱ段、Ⅲ段保护范围约为线路全长的1.4倍,避免出现距离Ⅰ段超越及距离Ⅱ段、Ⅲ段保护范围过小,具有较好的选择性和灵敏性。
5 结语
在测量阻抗计算中引入零序补偿系数是消除双回线零序互感对接地距离保护动作范围影响的常用方法。但是,零序补偿系数与同塔双回线运行方式密切相关,特别是750 kV同塔双回线在电气参数上的特点使得不同运行方式下零序补偿系数差异较大。目前,将零序补偿系数整定为一个固定值,必然会影响接地距离保护动作范围,难以满足750 kV电网对保护灵敏性和选择性的要求。结合运行方式通过切换保护定值区来调整零序补偿系数,可消除零序互感引起的阻抗测量误差,使距离保护动作性能始终处于最佳状态。
摘要：分析了同塔双回线运行方式与零序补偿系数的关系,指出目前整定计算中采用固定零序补偿系数难以兼顾接地距离保护在750kV同塔双回线正常运行方式下具有较高的灵敏性,同时在单回线挂检方式下又具有较好的选择性。提出在750kV同塔双回线整定计算中采用微机保护定值区切换功能,根据运行方式选择相应的零序补偿系数,从而消除运行方式对测量阻抗的影响,提高接地距离保护动作性能。以中国第1条750kV同塔双回线为例,采用ATP仿真软件验证了该方案的有效性。
关键词：同塔双回线,接地距离保护,整定计算
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同塔双回线 篇3
牛从直流采用两个典型的直流双极接线方式并共用接地极,存在一回接地极电流经接地极线路与接地极形成的通路流入另一回的可能。在正常运行中,某极在检修状态时必在隔离状态,接地极电流无法形成通路;某极在非检修状态时无地刀在合位,接地极电流也无法形成通路。但是,在一回单极金属与单极大地回线方式相互转换过程中存在接地极接入、站高速接地开关合上的短暂过程,若此时另一回为单极大地回线方式运行,则接地极线路、接地极刀闸、站高速接地开关、大地形成回路,接地极电流将在转换回产生分流,对转换过程和与接地极电流有关的保护造成影响。
1 接地极和站高速接地开关同时接入过程分析
牛从直流接线简图如图1所示。以I回(牛从甲)极1为例,分析金属回线方式与大地回线方式转换过程中短暂出现接地极和站高速接地开关同时接入过程。
在金属回线方式转大地回线方式过程中,考虑到直流开关本身的动作时间,从控制系统检测到10500刀闸合位,再发出断开1040开关命令,直到1040开关完全断开,这个过程一般在90ms左右。同理,大地回线方式转金属回线方式过程中,先合上1040开关,再拉开10500刀闸,这个过程一般在7.5s左右。所以,在单极金属回线与单极大地回线转换过程中,会短暂出现接地极接入、站高速接地开关合上的特殊工况。
2 接地极入地电流分流至另一回分析
在金属回线方式与大地回线方式转换过程中,整流站的站接地开关不会动作,仅逆变站的站接地开关合上以钳制电位,所以此转换过程中整流站不会出现接地极接入、站高速接地开关合上导致分流的情况,仅逆变站可能会出现。下面分析逆变站II回极1单极大地回线运行,入地电流分流至I回的情况。
图2为一回单极大地回线方式运行时,接地极入地电流分流至另一回简图。U11M和U21M分别为单极大地回线运行极正极整流侧及逆变侧12脉动阀体两侧电压;Re1M、Re2M分别为整流侧和逆变侧接地极接地电阻;ReL1M、ReL2M分别为整流侧和逆变侧接地极引线电阻;IdM为直流电流;Rd1M为直流线路电阻;R站为换流站站接地网电阻;ReL2为另一回接地极引线电阻。在逆变站,ReL2=ReL2M=3.5907Ω,R站=0.432Ω,Re2M=0.25Ω。
根据电路原理,当单极大地回线极直流电流为IdM时,另一回接地极线路分得的电流为:
II回单极大地回线运行在额定功率时电流为3 200A,则分流至I回的电流为187A。考虑故障闭锁导致的单极大地运行极3s过负荷能力为1.4倍则分流电流为262A,2h过负荷能力为1.2倍则分流电流为225A。此分流电流将严重危及接地极线路上或换流站内接地极刀闸靠线路侧检修人员的人身安全,并可能在单极金属与单极大地回线方式转换过程中出现带电流分开关或刀闸的情况。
3 分流电流对保护的影响
由于换流器保护区、直流母线保护区、直流滤波器保护区和直流线路保护区的保护范围没有涉及接地极部分,因此主要分析极中性母线保护区、双极保护区和接地极线路保护区的保护受影响情况。双极区保护测点及配置如图3所示。
单极金属与单极大地回线方式转换过程中,接地极接入、站高速接地开关合上时,接地极线路、接地极刀闸、站高速接地开关形成回路,造成与Idee1、Idee2、Idee4量(正常方式下应为0)相关的保护受到影响,且Idee1+Idee2=Idee4=ΔI。取Idee1、Idee2、Idee4量的保护主要有接地极开路保护59EL、接地极电流不平衡保护60EL、接地极过流保护76EL、接地极母线差动保护87EB、金属回线接地保护51MRGF、高速接地开关保护82-HSGS、站接地网过流保护76SG。
3.1 接地极开路保护59EL
3.2 接地极电流不平衡保护60EL
I回接地极线路上分得的电流在Idee1和Idee2测点相同,所以接地极电流不平衡保护60EL不会受到影响。
3.3 接地极过流保护76EL
接地极过流保护76EL逻辑为|Idee1|>I_set或|Idee2|>I_set,且检测接地极接入。报警定值为0.75p.u.=2 400A;动作定值为0.85p.u.=2 720A。
根据分析,分流远远小于定值,且接地极接入条件不满足,所以接地极过流保护76EL不受影响。
3.4 接地极母线差动保护87EB
单极金属回线运行时接地极母线差动保护87EB逻辑为|IdLN1-IdLH_OP-(Idee1+Idee2+Idee4)|>I_set+k_setIdLN1。告警定值为0.05p.u.=160A,k_set=0.1,I_set=0.06p.u.=192A,告警时间为1s,单极方式下动作时间定值为600ms,动作后直接跳闸。
判别式可简化为ΔI=0.0585Id,2ΔI>192+0.1IdLN1,则0.117Id>192+0.1Id,此时对应II回单极大地运行功率大于5 647MW,由于不可能达到此功率,因此87EB保护不会动作。但是,该保护的报警定值为160A、报警时间定值为1s,电流有可能达到告警定值,此时对应的II回单极大地运行极功率大于684MW。正常情况下,单极金属回线方式转单极大地回线方式的暂态过程时间小于保护告警时间定值,保护不会报警。但是考虑到转换过程中开关各次动作时间的差异和分布,以及发生站接地开关拒动的可能性,87EB保护可能满足时间定值而报警。在单极大地回线方式转单极金属回线方式过程中,若接地极刀闸在分闸过程中切断电流的时间满足保护动作时间定值或接地极刀闸拒动,则87EB保护可能报警。
3.5 金属回线接地保护51MRGF
金属回线接地保护51MRGF逻辑为金属回线方式下|Idee1+Idee2+Idee4|>I_set+k_setIdLN。告警定值为60A,告警时间定值为60ms,k_set=0.1,I_set=100A,动作时间定值800ms。
在方式转换的暂态过程中,保护仍按单极金属回线方式考虑,判别式可简化为2ΔI>100+0.1IdLN,ΔI=0.058 5Id,则0.117Id>100+0.1Id。此时对应II回单极大地运行功率大于2 941MW(1.84倍额定电流),由于不可能达到此功率,因此51MRGF保护不会动作。但是,该保护的报警定值为60A,报警时间定值为60ms,电流有可能达到告警定值,此时对应的II回单极大地运行极功率大于256MW。
牛从直流某日在调试过程中,I回极1为备用状态、I回极2在单极金属回线方式闭锁状态、II回极1在单极大地回线解锁状态。发出I回极2由金属回线方式转大地回线方式命令后,该极金属回线接地保护51MRGF报警,约1.3s后复归。其原因为I回极2由金属回线方式转大地回线方式过程中,短暂出现接地极接入、站高速接地开关合上工况,此时I回极2金属回线状态信号尚未消失,造成II回极1的接地极电流分流至I回,达到报警定值从而使51MRGF保护报警。
3.6 高速接地开关保护82-HSGS
高速接地开关保护82-HSGS逻辑为站接地开关HSGS指示分闸位置后,满足|Idee4|>I_set,I_set=75A,动作时间定值为40ms,动作发重合快速接地开关HSGS命令,并锁定开关。
I回在单极金属与单极大地回线方式互转的暂态过程中,站接地开关HSGS在合位,不满足判据中HSGS分位要求,82-HSGS保护不会动作。
3.7 站接地网过流保护76SG
站接地网过流保护76SG逻辑为|Idee4|>I_set。报警定值为60A,报警时间定值为2s;双极运行时动作定值为80A,动作时间定值为1 700ms;单极运行时动作定值为100A,动作时间定值为900ms。
在方式转换过程中,Idee4=ΔI可能大于动作定值100A,即II回运行功率大于855MW。正常情况下,单极金属回线方式转单极大地回线方式的暂态过程为90ms左右,小于保护动作时间定值,保护不会动作。但在转换过程中考虑到开关各次动作时间的差异和分布,以及发生站接地开关拒动的可能,76SG保护可能满足时间定值而动作。在单极大地回线方式转单极金属回线方式过程中,若接地极刀闸在分闸过程中切断电流的时间满足保护动作时间定值或接地极刀闸拒动,则76SG保护可能动作。
4 结论
牛从直流共用接地极,两回间既相互独立又相互联系。当一回为单极大地回线运行时,若另一回接地极区域存在接地点(如接地极线路检修或单极金属与单极大地回线方式转换过程中短暂出现的接地极接入、站接地开关合上的工况),则另一回中会产生分流,此分流与单极大地运行极的功率成正比关系,并可能对人身、设备造成伤害,甚至导致保护误动。
(1)若另一回接地极线路或换流站内接地极刀闸靠线路侧设备检修时接地极线路地刀合上或接地极线路上悬挂有接地线,则单极大地运行极的入地电流将分流至检修的接地极线路上,严重威胁接地极线路上或换流站内检修人员的人身安全。
(2)另一回单极金属与单极大地回线方式转换过程中带电流分开关或刀闸,会损伤设备。
(3)若单极大地运行极的功率较大,则另一回在单极金属与单极大地回线方式转换过程中,存在金属回线接地保护51MRGF、接地极母线差动保护87EB报警和站接地网过流保护76SG动作跳闸的可能性。
5 建议
为避免入地电流分流至另一回造成影响,建议采取如下措施。
(1)严禁在接地极极址刀闸未拉开、未有效与另一回接地极隔离的情况下在接地极线路上或换流站内接地极刀闸靠线路侧设备上开展检修工作,以防止另一回的入地电流分流至检修回对人员造成伤害。
(2)一回单极大地回线方式运行时,应尽量避免在解锁状态下进行另一回单极大地与单极金属回线方式的相互转换,防止转换过程中入地电流分流造成87EB、51MRGF、76SG等保护动作或报警。
(3)必须在解锁状态下进行单极大地与单极金属回线方式的相互转换时,应尽量避免另一回在单极大地回线方式运行,且功率不得过大,防止转换过程中带过大电流分断开关或刀闸,更不得超过855MW,以防76SG保护动作。
(4)研究存在通过共用接地极分流情况下,单极大地与单极金属回线方式相互转换过程中,接地极刀闸和站高速接地开关切断电流的时间与76SG保护延时的配合关系,并进行优化,防止转换过程中76SG保护动作跳闸。
摘要：牛从直流为同塔双回共用接地极建设工程,一回单极金属与单极大地回线方式相互转换过程中存在接地极接入、站高速接地开关合上的短暂过程,若此时另一回为单极大地回线方式运行,则接地极电流将在转换回产生分流。分析单极大地运行回的接地极电流分流至另一回的机理,梳理该分流电流对保护的影响,并提出防范措施和建议。
关键词：同塔双回直流,共用接地极,单极金属回线,单极大地回线,分流
参考文献
特高压同塔双回线路故障测距算法 篇4
同塔双回线路由于2 回线路共用1 个杆塔, 具有所需出线走廊窄、占用良田少、建设速度快、经济效益显著等特点, 因此在实际运行和规划建设中已大量应用, 并将成为特高压输电的发展趋势。
特高压交流输电由于电压等级高、输送距离长导线及杆塔结构变化, 使得特高压电网的分布电容电流变大[1], 分布电容在暂态过程中将引起各种高频自由振荡分量, 幅值最大的高频分量的频率比超高压系统产生的高频分量更加接近工频, 且通常是非整次谐波;线路时间常数大导致非周期分量衰减缓慢[2];双回线间的互感作用和存在跨线故障等因素导致特高压故障电气特征发生了一定变化, 给特高压同塔双回线路的故障测距带来了一定难度。 传统的以集中参数线路模型得到的测距误差不能被现场接受, 需要采用分布参数线路模型建模[1]。 国内外的研究者对同塔双回输电线路的测距算法做了大量研究, 取得了不少成果。 现有的测距算法按原理可分为:基于工频量的故障测距法[3,4]、行波测距法[5,6,7]、人工智能测距法[8,9,10]和电压测距法。 然而现有的基于工频量的故障测距方法不能直接应用于特高压同塔双回输电线路, 需采用恰当的滤波算法提取工频分量来克服非常严重的暂态过程给故障测距带来的较大误差[11]。 特高压同塔双回输电线路发生故障时暂态过程丰富, 适合应用基于暂态行波信号的行波测距法, 但需要配备专门的高速采样测量设备, 硬件成本及二次侧改造成本较大。 人工智能测距法目前还处于理论研究探索阶段, 其实用化有待于进一步验证。 电压测距法测距误差较大, 没有在实际中得到应用。 现有的测距算法按所需电气量信息的来源又可分为单端法[12,13,14]和双端法[15,16,17]。 单端法实现简便, 无需通信通道传送对端信息, 但获取的信息量较少, 受故障点过渡阻抗和对端系统运行参数的影响, 定位精度不高。 双端法从原理上消除了过渡阻抗和系统阻抗的影响, 具有更高的精度。 对出线较多的短线路, 可以采用单端法以降低观测站设备复杂程度, 提高可靠性;对出线少的长线路, 则多使用精度较高的双端法。 特高压同塔双回输电线路出线少、输送距离长, 所以适合采用双端法。
本文采用将故障点作为已知、引入参考点与之匹配的思想, 在此基础上构造双曲余弦双端测距函数并提出一种利用测距函数幅值特性对特高压同塔双回线故障进行测距的新方法。 其测距结果不受过渡电阻、分布电容、系统阻抗等因素的影响, 测距速度快、精度高, 适用于特高压同塔双回线路的整个故障期间。
1 特高压电网半波傅氏窄带滤波算法
电力系统保护与控制中, 信号分析与处理多是基于正弦基波的。 而特高压电网发生故障后, 电压电流信号含有衰减直流分量和各种谐波成分, 需要进行滤波处理。 文献[18]指出电网发生单相接地故障时, 1 000 k V系统的谐波含量明显高于500 k V系统, 而且谐波成分中包含更多高次谐波, 以3 次、次、6 次、9 次为主;相间故障时, 1 000 k V同塔双回输电线路中的谐波以3.5 次、5.5 次以及低于基波的非整次谐波为主。 而传统的全波傅氏算法虽然可以完全滤除整次倍高次谐波, 对非整次高频分量亦有一定的抑制作用, 但不能滤除低于基波的非整次谐波和衰减非周期分量。 差分全波傅氏算法能滤除直流分量和所有的整次谐波, 但是对非整次谐波的抑制能力较弱。 为此, 本文从基波频率出发, 利用零极点设置法, 设计出一种适用于提取特高压电网基波信号的窄带数字滤波算法。
1.1 窄带滤波器
保留基波频率50 Hz, ωp= 2π× 50 = 100π (rad / s) , 得极点Ae±jωpTs;同时令幅频特性分别在低频 ωTs= 0、高频 ωTs=π 处截止, 得零点ej 0=1 和ejπ= -1。 由z平面零-极点得到该窄带数字滤波器的传递函数为:
将窄带滤波器的传递函数转换为差分方程式:
其中, B1=2 Acos (ωpTs) ;B2=A2;A=2-cos (ΔωTs) -[cos2 (ΔωTs) -4cos (ΔωTs) +3]1/2;Δω=2πΔf, Δf为幅值半值点处频率偏离值, 由图1 (a) 可见, Δf越小, 窄带滤波器滤波效果越好;Ts=0.02/N为采样间隔, N为每周期采样点数。
图1 (b) 为 Δf取5 Hz、采样频率为4.8 k Hz时频率响应特性, 其中K是50 Hz对应的幅值。 K随 Δ f与采样频率变化而变化, 当 Δf与采样频率确定时, 窄带滤波器的幅频响应特性确定, K值取值即是该幅频特性下基频所对应的幅值。 由图1 (b) 可见该窄带滤波器能够完全滤除直流分量, 对非整次低频分量和各高次谐波均有较好的抑制作用。
1.2 窄带滤波器的响应时间
由式 (2) 知窄带滤波器的滤波过程是一个递推计算的过程, 方程的求解需用初值来启动, 响应时延不确定。 当y (1) =y (2) =0 时, 窄带滤波器的响应时间如图2 (a) 所示;当y (1) 和y (2) 的值越接近输出的稳定值, 滤波的响应时延就越短。 由此可见, 要缩短窄带滤波器的响应时间, 对差分方程求解初值的计算至关重要。
半波傅氏算法可以完全滤除奇次倍高次谐波, 对非整次高频谐波有抑制作用, 在故障后10 ms即可进行计算, 相对于全波傅氏算法的时延减少了半个周期。 由半波傅氏算法的实虚部幅频特性可知, 实部计算对低频分量的抑制效果较好, 受衰减非周期分量影响很小, 并且当输入信号为基频信号x1 (t) =cos (ωpt + φ) 或x2 (t) = sin (ωpt + φ) 时, 半波傅氏算法实部计算结果正好等于输入信号初值, 因此, 半波傅氏算法实部计算能够较为准确地给出窄带滤波算法的计算初值。 但应该注意的是, 需要根据窄带滤波器幅频特性曲线对通带中心频率50 Hz的放大系数K, 对初值进行幅值调整。 故本文采用半波傅氏算法的2 个数据窗计算得到2 个基波分量的实部Re1和Re2, 令y (1) = KRe1, y (2) = KRe2, 从y (3) 开始, 采用式 (2) 的差分方程, 由此实现的滤波算法的响应时间见图2 (b) 。 这种算法的数据窗仅为基波半个周期加上1 个采样间隔Ts。 滤波输出在略超过10 ms时就趋于稳定, 响应时延较图2 (a) 大幅减少。
2 特高压同塔双回线路故障测距原理
2.1 构造测距函数
特高压同塔双回线路存在相间互感与线间互感, 耦合效应严重, 故先利用六序分量法对线路两端电气量进行解耦, 可得6 个独立的序分量。
图3 为同塔双回线路同正序故障分量序网图由于特高压同塔双回线路输电距离长、分布电容大故采用分布参数线路模型, 其线路阻抗与故障距离呈双曲正切函数关系, 如式 (3) 所示。
其中, IMf T1为由M侧母线流向故障点的同正序电流故障分量;Uf T1为故障点f处同正序电压故障分量γT1、Zc T1分别为同塔双回线同正序传播常数、波阻抗lMf为f点到M侧距离;lM为由M侧同正序系统等值阻抗2Z1s M决定的虚拟等值线路长度, 其与2Z1s M的函数关系为lM= a tanh (2Z1s M/ Zc T1) / γT1。
同理可得:
其中, INf T1为由N侧母线流向故障点的同正序电流故障分量;lMN为N侧到M侧距离;lN为由N侧同正序系统等值阻抗2Z1s N决定的虚拟等值线路长度, 其与2Z1s N的函数关系为lN= a tanh (2Z1s N/ Zc T1) / γT1。
由式 (3) 和式 (4) 可得:
其中, If T1为流入故障点的同正序电流故障分量。
另根据图3 的长线电报方程得:
其中, UMT1、IMT1分别为M侧保护测量到的同正序电压、电流故障分量。 将UMT1= - IMT1Zc T1tanh γT1lM代入式 (6) 得:
将式 (5) 、式 (7) 左右相乘得:
即:
其中, p (lMf) 为同正序电流故障分量分配系数。
当故障发生后, 故障位置客观上是存在但未知的。 为了找到故障位置, 引入一参考点d, 其等值序网络如图4 所示。
由图4 知:
由长线电报方程可得参考点d的同正序电流计算值式 (10) 和实际值式 (11) :
其中, IMd T1、 INd T1分别为根据长线方程由M、N侧同正序量推算出的d点两侧的同正序电流量;I′Md T1为M侧流向d点的实际同正序电流量;lfd为f点到d点距离, lfd= lMd- lMf。
联立式 (6) 、 (9) 、 (10) 、 (11) 得:
在d点又有:
将式 (12) 代入式 (13) , 整理得:
同理, 当f点位于d点右侧时式 (14) 仍成立。
将式 (8) 与式 (14) 等式两侧对应相除得到一构造函数g (lMd) 即为特高压同塔双回线路的测距函数见式 (15) 。
2.2 故障测距方法
对于特高压同塔双回线路, 当发生故障后, 故障点位置f保持不变, 即lM f不变。 当同塔双回线路参数且系统阻抗给定时, p (lM f) 为一定值, 测距函数g (lMd) 幅值大小取决于双曲余弦函数cosh γT1 (lMd- lMf的幅值特性。 而双曲余弦函数是偶函数, 存在最大值点。 由双曲余弦函数幅值特性可知, 当lMf= lMd, 即参考点d与故障点f重合时, 其幅值最大。 利用双曲余弦函数的这个特性即可进行故障点定位。
具体故障测距方法如下:
a. 利用半波傅氏窄带滤波算法提取特高压同塔双回线路两端保护安装处的电压、电流基波分量, 进行六序解耦后得线路两端的同正序基波电压、电流故障分量;
b. 令lMd= 0, 以步长 ΔS =1 km逐次递增, 依次计算测距函数g (lMd) 幅值, 直至被保护线路全长;
c. 搜索测距函数幅值最大点, 即为故障点, 该点至线路保护安装处的距离为故障距离。
lMd取值从线路出口处开始, 根据测距精度的需要, 步长 ΔS可以取1 km, 甚至更小;步长 ΔS取值越小, 测距精度越高, 但是计算量将剧增, 因此实际应用时 ΔS的取值应综合考虑计算速度和测距精度实际应用中, 为了实现长线路的快速准确测距, 需要同时兼顾计算速度和测距精度, 可采用如下变步长的方法来达成:测距函数g (lM d) 关于lM d= lM f偶对称且在lM d= lM f时取得最大幅值, 当参考点d位于故障点f左侧时, 测距函数幅值随着lMd的增大呈现增大的趋势, 而当参考点d位于故障点f右侧时, 测距函数幅值随着lMd的增大呈现减小的趋势。 基于此, 首先lMd以较大步长 ΔS1 (如 ΔS1= 50 km) , 依次计算测距函数g (lMd) 幅值, 将故障点锁定在测距函数最大和次大 (或2 个最大) 幅值对应的2 个相邻点间, 此时线路故障范围长度缩短到 ΔS1;然后在该故障范围内将搜索步长缩小为 ΔS2 (如 ΔS2=10 km) , 再对锁定的线路范围重复以上步骤直到所得线路区间长度小于某一给定值;最后根据实际的线路长短和精度要求确定该区间步长 ΔSn (ΔSn为1 km、0.5 km或0.1 km) , 计算该区间内各点处测距函数幅值, 幅值最大点至线路保护安装处的距离即为测距结果。
3 对测距原理的分析
对测距原理的分析结果如下。
a. 不受分布电容电流影响。 基于分布参数模型, 将特高压同塔双回线路参数物理特性准确地呈现于模型中, 因此不受分布电容电流的影响。
b. 不受系统阻抗影响。 当特高压同塔双回线路参数与系统阻抗给定时, p (lMf) 为一定值, 不影响测距结果。 而故障发生后, 随着时间的推移, 运行方式可能发生变化, 但该过程是一个缓慢过程, 而本文所提方法测距快速, 即在故障发生的短暂时间内系统运行方式认为不变, 因此该测距方法基本不受系统阻抗的影响。
c. 不受过渡电阻影响。 本文所提方法利用测距函数幅值最大特性进行故障定位, 该特性原理上与过渡电阻无关, 因此不受过渡电阻的影响。
d. 不受故障类型影响。 同正序基波分量在特高压同塔双回线路任何故障类型中都存在, 因此该方法不受故障类型的影响, 对特高压同塔双回线路各种故障都可用其进行准确测距, 且适用于同塔双回线故障后的整个故障期间。
e. 不受负荷电流影响。 由于采用线路两端同正序基波故障分量进行测距, 理论上与负荷电流无关, 基本不受负荷电流的影响。
f. 不受线路上固有高抗影响。 超、 特高压输电线路对地电容大, 为了补偿线路的容性充电功率、控制无功潮流、稳定网络运行电压、限制潜供电流等, 一般要安装并联电抗器。 对于线路一端或两端装有并联电抗器的系统, 上文推导过程中的IMT1、INT1分别为M、 N侧并联电抗器安装出口处的同正序电流故障分量, lM (lN) 为由M (N) 侧同正序系统等值阻抗2Z1s M (2Z1s N) 与并联电抗器同正序电抗并联后的总阻抗对应的虚拟等值线路长度。 当线路中间接有并联电抗器时, 由于实际系统中并联电抗器安装位置是确定的, 可以利用长线方程求出并联电抗器安装处的电气量, 后将并联电抗器安装处等效为线路一端, 再应用本文测距原理进行测距。
4 仿真验证
本文利用MATLAB搭建一电压等级为1000 k V、长为600 km的同塔双回线路系统模型。 线路参数借鉴皖南—浙北线路参数[19]:r1= 0.008 192 77 Ω / km, x1= 0 . 254 819 28 Ω / km , c1= 0 . 014 698 80 μF / km ;r0= 0 . 159 036 14 Ω / km , x0= 0 . 896 987 95 Ω / km , c0= 0.008 072 29 μF / km;rm= 0.155 301 20 Ω / km, xm=0.562 650 60 Ω / km, cm= 0.002 590 36 μF / km。
同塔双回线路故障分为接地故障和不接地故障, 其类型如表1 所示。 本文分别对表1 中22 种故障类型进行测距仿真, 其相对测距误差的计算公式为:
表1 是特高压同塔双回线路在200 km处发生各种类型故障时 (ΔS取1 km时) 的测距结果。 由表1可知, 故障发生在距线路首端200 km处时, 本文所提测距方法不受故障类型及过渡电阻Rg影响, 具有很高的测距精度。
表2 是特高压同塔双回线路在不同位置处发生故障时 (ΔS取1 km时) 的测距结果。 由表2 可知, 本文所提测距方法不受故障位置影响, 具有很高的测距精度。
由于同塔双回线故障种类众多, 而文章篇幅有限, 现只给出几种故障情况下, 测距结果随故障位置、过渡电阻、负荷电流变化的测距误差。
图5、图6 分别将故障位置和过渡电阻对IAG、IABⅡBC故障测距结果的影响清楚地呈现于三维图中。 由图5、图6 可见该故障测距方法受故障位置、过渡电阻和故障类型的影响很小, 满足测距精度的要求。
图7 绘出了故障位置和负荷电流对IBⅡC故障测距结果的影响状况, 可见该故障测距方法受故障位置和负荷电流的影响很小, 满足测距精度的要求。 图8 呈现了过渡电阻和负荷电流对IBCⅡBCG 495 km处故障测距结果的影响。 由图8 可见该故障测距方法不受过渡电阻和负荷电流的影响, 具有很高的测距精度。
为了分析本文算法的测距性能, 表3 在实际故障距离为20 km、120 km、300 km、420 km、510 km情况下对本文算法与特高压工频测量阻抗法[20]的测距结果进行对比分析, 表3 中已将文献[20]中的测量阻抗值相应地换算为测量距离。 比较两者的测距结果可知:文献[20]所提工频阻抗法在无过渡电阻或过渡电阻较小时能够实现准确测距, 在过渡电阻较大或者线路近端故障时测距误差较大;而本文的测距算法基本不受过渡电阻和故障位置的影响, 能够实现精确测距。
5 结语
同塔双回线 篇5
1 用伞架法进入500k V同塔双回线直线塔强电场的安全距离研究
伞架法进入电场是一种全新的等电位进入方法, 这种进入方法是等电位作业人员身着跳伞用的伞架, 由绝缘绳索提起进入强电场。该作业方法具有工具携带简便、操作简单、穿着舒适、作业人员活动方便灵活等特点。这种进入方法较软梯法、吊篮法等进入方法更适合高空作业, 尤其适合直升机开展档距中间导线的进入。
1.1 伞架法进入S Z 1上导线强电场组合间隙试验
在SZ1直线塔上横担悬挂28片XP-16瓷绝缘子。根据《带电作业安全规程》的规定, 带电作业不考虑大于5级风速 (8.0~10.7m/s) , 因此取相应风偏角10°为模拟风偏角, 用两根绝缘绳拉模拟导线两端, 使其向塔身水平位移达到风偏角10°。模拟人穿上屏蔽服采用伞架法进入强电场时, 形成了多组合间隙。
1.2 伞架法进入S Z 1下导线强电场组合间隙试验
在SZ1直线塔下横担悬挂进口合成绝缘子。取相应风偏角10°进入方式同上。
2 对试验结果及数据分析
2.1 伞架法进入S Z 1上导线强电场试验
由试验结果可知, 进入电场时在人距导线0~0.6m为低放区, 其放电路径近99.5%为导线-人-下横担。说明人脚是绝缘薄弱点, 作业时应对脚适当限位。用U50%换算出的耐受电压, 最小是1185k V安全裕度为21%, 危险率R为1.41×10-9, 远远小于10-5。
2.2 伞架法进入S Z 1下导线强电场试验
由试验结果可知, 进入电场时在人距导线0~0.6m为低放区, 其放电路径近85%为导线对人、人对塔身。用U50%换算出的耐受电压, 最小是1225k V安全裕度为25%, 危险率R为1.92×10-9, 远远小于10-5。
因此, 伞架法进入SZ1导线强电场, 是一种操作简单、工具便于携带, 而且安全指标很高, 安全裕度很大的作业方法, 危险率很小。
3 带电作业工器具的研制
有了进入电场的方法, 还必须配备实用的带电作业工具, 针对国内500k V同塔双回线路所处位置塔高、山高、坡陡、路险的特点, 提出了背包式带电作业工具的概念。即选用和开发工具时除绝缘性能和机械性能满足安全条件外还应满足轻便便于运输的要求, 长度不得大于2m, 单个重量不得大于15kg, 以便登山时单人携带。
我们研制了一批适合双回线路带电作业工具。吊线杆托瓶架等硬质工具采用泡沫填充工艺且采用分段组合形式, 定制一批背包, 将绝缘绳、软梯等装入背包携带。这些工具已部分投入使用, 经多次带电作业实践证明该套工具的, 完全满足500k V同塔双回线路带电作业的需要。
4 带电作业应用实践
根据以上取得的研究成果, 针对500k V伊冯甲乙线实际编写了《500k V双回塔带电作业实际操作程序》, 并于2001年9月10日和2001年12月14日分别在伊冯甲线的#386下线和伊冯乙线的#398中线进行了带电作业的实践。本人独立完成了《500k V伊冯大线路带电作业操作导则》的编写工作, 通过审核、审批后应用到实际工作中。目前为止, 累计完成500k V伊冯大线路等电位带电作业及支援兄弟局带电作业30余次。
500k V双回塔带电作业实际操作程序 (伞架法更换直线塔合成绝缘子) 如下。
(1) 2号电工带无头绳上塔至中线横担头1米处, 系好安全带, 将无头绳挂在主材的合适位置, 转动滑车使无头绳较劲打开。
(2) 4号电工带无头绳上塔至横担下放, 系好安全带, 将无头绳挂在主材的合适位置, 转动滑车使无头绳较劲打开。
(3) 1号电工背好伞架上塔至4号电工位置系好安全带。3号电工上塔至中线2号电工位置系好安全带 (3号电工在经过1号“等电位”电工时, 将等电位电工的保护绳带到横担头系在主材上) 。
(4) 地面电工将三.三滑车组的动滑轮侧用无头绳传到塔上2号电工位置并挂在横担的主材上, 同时将三.三滑车组的定滑轮侧及二.二滑车组传到塔上4号电工位置。
(5) 4号电工将二.二滑车组的定滑轮挂在横担下方的十字铁上, 4号电工将三.三滑车组的定滑轮侧钩在1号电工伞架的主绳上、同时将二.二滑车组的动滑轮侧挂在伞架的主绳上, 将二.二滑车组的尾绳固定在塔上。
(6) 1号电工顺线移动距线夹1.5m处上导线双腿跨在1、4号线上坐好。地面电工将吊杆丝杠用无头绳传给2号电工, 2号电工在3号电工的配合下将丝杠安装好, 同时地面电工用无头绳将前侧吊杆传到塔上, 1号电工和2号电工配合将吊杆装好, 1号电工扶正四钩卡挂在导线距线夹20cm处、2号电工收紧吊杆丝杠至吊杆捎吃劲位置。同时地面电工用无头绳将另一根吊杆传到塔上1号电工和2号电工配合将吊杆装好, 1号电工扶正四钩卡挂在导线距线夹40cm处、2号电工收紧吊杆丝杠至吊杆捎吃劲位置。2号电工收紧吊杆丝杠至合成绝缘子捎松动, 1号电工拔下合成绝缘子的碗头销子, 2号电工继续收紧丝杠至合成绝缘子与碗头能摘开位置。
(7) 1号电工将合成绝缘子与碗头摘开, 后退半米, 2号电工将无头绳的一端系在合成绝缘子的第3~4片之间, 同时地面电工将新绝缘子系在无头绳的另一端并拉紧, 2号电工将合成绝缘子的上侧与球头连接销子拔出, 摘下合成绝缘子, 地面电工拉动传递绳将被换绝缘子传至地面, 同时将新合成绝缘子传至塔上。2号电工将新合成绝缘子碗头与横担球头连接, 给好弹簧销子, 解开无头绳。1号电工前移半米伸右手抓住合成绝缘子的球头、左手扶碗头、使合成绝缘子球头与碗头连接, 给好弹簧销子。2号电工松放丝杠至四钩卡与导线脱开为止。
(8) 塔上电工同地面电工配合拆除所有工具的程序与上相反。
参考文献
[1]崔云龙.同塔双回路带电作业方法及其应用研究[D].河北:华北电力大学, 2006.
同塔双回线 篇6
关键词：500kV,同塔双回路,带电作业应用分析
0前言
电力行业的发展制约着我国经济社会前进的步伐, 因此, 依据相关部门的要求, 500k V同塔双回路带电作业是500k V线路检修的必然方式。依据某地500k V电网实际运营情况, 如果500k V同塔双回路停电一次, 企业直接经济损失要高达100多万元。造成这个问题最主要的两方面原因, 一方面是将供电量增多造成的损失, 另一方面是线路问题造成的停电, 这些都降低了电网的存数量。因此, 500k V同塔双回路进行的带电作业维护和检查对电力行业相当的重要。本文针对500k V同塔双回路带电作业应用相关问题进行分析和提出相应的解决方案。
1 500k V同塔双回路带电作业
带电作业是指高压电正常输送的过程中, 进行维护和检修的重要方法, 也是规避检修过程需要停电, 影响居民正常的生活和确保供电正常的有效办法。带电的测试、检查、维修都是带电作业当中的一部分。因此, 带电作业能否安全的进入高电压区带电作业是至关重要的。500k V同塔双回线路进入高电压区带电作业受本身设备结构、间隙之间距离的长短、带电作业项目等多方面因素的影响。500k V同塔双回路的排列方式是垂直排列, 也可以用伞架法或者鼓架法进入500k V同塔双回路的安全区, 三相导线按上、中、下的方式排列。
1.1上相带电作业实验
根据以前直流电的线路带电作业研究结果表明, 对于绝缘串联的方式, 带电作业将导线从上方垂直进入的方式是最危险的。根据相关数据统计, 当系统的输送电压量为1.5pu时, 带电作业则要求上相头顶到电线的安全距离为2.5m。
1.2中相带电作业实验
针对500k V紧密垂直排列的线路带电作业, 工作人员利用绝缘斗将导线从中间塔身侧到等电位的位置进入。当系统的输送电压量为1.5pu时, 规定带电作业的危险系数必须小于10-5。
1.3下相带电作业实验
针对500k V紧密垂直排列的线路带电作业, 工作人员利用绝缘斗将导线从下面塔身侧到等电位的位置进入。当系统的输送电压量为1.5pu时, 规定带电作业的危险系数必须小于10-5。
2带点作业数据分析和工具使用情况
2.1带电作业工具的选择。
针对我国500k V同塔双回路位于塔高、山高、地势不平坦的特点, 选用绝缘、性能好、重量轻、便于携带、运输的带电作业工具器材。
2.2带电作业相关数据的结果分析
通过实验数据表明, 模拟者进入高压电产生的电场后, 模拟者和导线的距离在0.6m, 该区域为低放区, 它的放电路径为95, 这个数值为人、人到下横担的距离。同时也说明, 带电作业时, 一定要找准脚适应的对方位置, 由于人脚是最弱的绝缘点。用U50%换算的人的耐受电压值, 最小值为1200k V, 其危险系数R值要比10-5还要小。
3 500k V同塔双回路电压的应用分析
根据500k V同塔双回路带电作业的实际情况, 会遇到很多问题, 在此, 进行一场模拟实验, 在工作者在带电工作的情况下, 相间电压之间的互相影响, 这样做是否安全。在进行中带电作业时, 经常会出现人横跨在导线上或者行走在导线上, 使头部在均压环之上, 缩短了人体的安全距离。如果仍然保持原来的距离, 就会造成极其严重的人身危险和经济财产的巨大损失。基于上述情况, 进行模拟实验。
根据相关数据表示, 上相负极和中相正极时放电的电压低于上相负极和中相正极时放电的电压。在实验过程中, 用一个模拟人代替真人进入到电场运行的实际路径中, 模拟人骑在导线上的相间操作带电作业, 当人头顶距离上相导线为5.41m, 给上相的负极端增加冲击电压, 给中相的正极端增加冲击电压, 观察其放电的结果, 上相负极端的电压为485kv, 中相的正极端电压为1252k V, 两者电压之差是1737k V, 电位系数为45.60%, 两个相间放电路径为71%;当对中相的负极端施加电压, 下相的正极端施加电压, 观察其两者之间的放电结果, 实验证明, 模拟人横跨在导线上, 人头顶的距离高出均压环越高, 两相之间放电的电压越低。人头顶与相导线之间的距离降低的时候, 电位系数维持不变, 相位之间放电的比例大幅度的增加时, 工作人员带电作业时就要引起相关的注意。通过数据分析, 工作人员带电作业横跨在导线之上, 当系统的最大电压倍数为1.5pu时, 其带电作业危险率为1.58×10-6, , 小于10-5。在安全范围之内。当系统的最大电压倍数为2.0pu以上时, 其带电作业危险率为1.58×10-4, , 大于10-5。已经远远的超过了安全区的范围, 在这种情况下, 带电作业是相当的不安全。因此, 该路段的线路要控制电压或将相间导线的距离加长。
4总结
综上所述, 500k V同塔双回路带点工作的塔底本身的构架特征, 其空间比较大, 通过任何方式进入到强电场中, 或者在塔上电位进行带电工作时放电电压很高, 它的危险系数都很小, 其危险系数远远小于10-5, 在正常安全的范围内。工作人员在进行带电工作时, 在上相导线位置上行走, 当系统的过电压为1.8pu时, 要求工作人员头顶到上横担的距离在2.80m;当系统的过电压超过1.8pu, 就要求工作人员头顶到上横担的距离加大。在下相和中相的导线上行走时, 两相之间的电压就会降低。但是, 当统计电压超过1.8pu是, 带电作业的两相之间的距离要超过6m, 才不会对人体造成伤害和造成经济损失。
参考文献
[1]杜文越.500kV同塔双回路带电作业应用研究[J].内蒙古东部电力有限公司输变电建设局, 2012 (18) .
同塔双回线 篇7
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。