距离保护Ⅲ段

距离保护Ⅲ段（精选4篇）

距离保护Ⅲ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$\dot{{\rm I}}{}_{\text{r}}$:

$\begin{array}{l}\dot{{\rm I}}{}_{\text{r}}=-\frac{\dot{V}{}_i}{R{}_{\text{s}}+\text{j}X{}_{\text{s}}+\text{j}X{}_{\text{m}}//(\frac{R{}_{\text{r}}}{s}+\text{j}X{}_{\text{r}})}\cdot \\ \frac{\text{j}X{}_{\text{m}}}{\text{j}X{}_{\text{m}}+\frac{R{}_{\text{r}}}{s}+\text{j}X{}_{\text{r}}}=-\dot{V}{}_i\frac{\text{j}sX{}_{\text{m}}}{a+\text{j}b}(1)\end{array}$

式中:

$\begin{array}{l}a=R{}_{\text{r}}R{}_{\text{s}}-s(X{}_{\text{m}}X{}_{\text{s}}+X{}_{\text{s}}X{}_{\text{r}}+X{}_{\text{m}}X{}_{\text{r}})=a{}_1+a{}_{2}s\\ b=R{}_{\text{r}}(X{}_{\text{s}}+X{}_{\text{m}})+sR{}_{\text{s}}(X{}_{\text{m}}+X{}_{\text{r}})=b{}_1+b{}_{2}s\end{array}$

根据

${\rm P}{}_{\text{m}}=-{\rm I}{}_{\text{r}}^{2}R{}_{\text{r}}\frac{1-s}{s}=-\frac{s{}^{2}X{}_{\text{m}}^2}{a{}^2+b{}^2}V{}_i^{2}R{}_{\text{r}}\frac{1-s}{s}(2)$

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$\overline{{\rm Z}}{}_{\text{Ι}\text{G}}$为:

$\overline{{\rm Z}}{}_{\text{Ι}\text{G}}=R{}_{\text{s}}+\text{j}X{}_{\text{s}}+\text{j}X{}_{\text{m}}//(\frac{R{}_{\text{r}}}{s}+\text{j}X{}_{\text{r}})(4)$

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:

$[\begin{array}{c}\text{Δ}\mathit{{\rm P}}\\ \text{Δ}\mathit{Q}\\ \text{Δ}\mathit{{\rm T}}\end{array}$

$+[\begin{array}{ccc}\mathit{J}{}_{{\rm P}\theta }& \mathit{J}{}_{{\rm P}V}& \mathit{J}{}_{{\rm P}s}\\ \mathit{J}{}_{Q\theta }& \mathit{J}{}_{QV}& \mathit{J}{}_{Qs}\\ 0& \mathit{J}{}_{{\rm T}V}& \mathit{J}{}_{{\rm T}s}\end{array}$

$[\begin{array}{c}\text{Δ}\mathit{\theta }\\ \text{Δ}\mathit{V}\\ \text{Δ}\mathit{s}\end{array}$

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

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:

$\begin{array}{l}\overline{S}{}_{wi}=\dot{V}{}_w(\frac{\dot{V}{}_w-\dot{V}{}_i}{R{}_{\text{s}}+\text{j}X{}_{\text{s}}}){}^{*}={\rm P}{}_{wi}+\text{j}Q{}_{wi}(6)\\ \overline{S}{}_{iw}=\dot{V}{}_i(\frac{\dot{V}{}_i-\dot{V}{}_w}{R{}_{\text{s}}+\text{j}X{}_{\text{s}}}){}^{*}={\rm P}{}_{iw}+\text{j}Q{}_{iw}(7)\end{array}$

$\overline{S}{}_{w\text{r}}=\dot{V}{}_w(-\dot{{\rm I}}{}_{\text{r}}){}^{*}={\rm P}{}_{w\text{r}}+\text{j}Q{}_{w\text{r}}(8)$

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:

$\begin{array}{l}\text{Δ}{\rm P}{}_w=-{\rm P}{}_{wi}-{\rm P}{}_{w\text{r}}(9)\\ \text{Δ}Q{}_w=-Q{}_{wi}-\frac{V{}_w^2}{X{}_{\text{m}}}-Q{}_{w\text{r}}(10)\\ \text{Δ}{\rm T}={\rm T}{}_{\text{m}}-{\rm T}{}_{\text{e}}=-\frac{{\rm P}{}_{\text{m}}}{1-s}-{\rm P}{}_{w\text{r}}(11)\end{array}$

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。

$\begin{array}{l}\text{Δ}{\rm P}{}_i={\rm P}{}_{i\text{s}}-\mathrm{Re}(\dot{V}{}_i{\displaystyle \sum Y}{}_{ij}^{*}\dot{V}{}_j)-{\rm P}{}_{iw}(12)\\ \text{Δ}Q{}_i=Q{}_{i\text{s}}-\text{Ι}\text{m}(\dot{V}{}_i{\displaystyle \sum Y}{}_{ij}^{*}\dot{V}{}_j)-Q{}_{iw}(13)\end{array}$

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)。

$[\begin{array}{cccc}\mathit{J}{}_{{\rm P}\theta }& \mathit{J}{}_{{\rm P}V}& \mathit{J}{}_{{\rm P}s}& 0\\ \mathit{J}{}_{Q\theta }& \mathit{J}{}_{QV}& \mathit{J}{}_{Qs}& 0\\ 0& \mathit{J}{}_{{\rm T}V}& \mathit{J}{}_{{\rm T}s}& \mathit{J}{}_{{\rm T}{\rm P}{}_{\text{m}}}\end{array}$

$[\begin{array}{c}\text{Δ}\mathit{\theta }\\ \text{Δ}\mathit{V}\\ \text{Δ}\mathit{s}\\ \text{Δ}\mathit{{\rm P}}{}_{\text{m}}\end{array}$

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

从式(14)第3行消去Δs如下:

$\text{Δ}\mathit{s}=-\mathit{J}{}_{{\rm T}s}^{-1}\mathit{J}{}_{{\rm T}V}\text{Δ}\mathit{V}-\mathit{J}{}_{{\rm T}s}^{-1}\mathit{J}{}_{{\rm T}{\rm P}{}_{\text{m}}}\text{Δ}\mathit{{\rm P}}{}_{\text{m}}(15)$

得到节点电压对Pm的灵敏度关系如下:

式中:

$\{\begin{array}{l}\mathit{J}{}_{{\rm P}V}´=\mathit{J}{}_{{\rm P}V}-\mathit{J}{}_{{\rm P}s}\mathit{J}{}_{{\rm T}s}^{-1}\mathit{J}{}_{{\rm T}V}\\ \mathit{J}{}_{QV}´=\mathit{J}{}_{QV}-\mathit{J}{}_{Qs}\mathit{J}{}_{{\rm T}s}^{-1}\mathit{J}{}_{{\rm T}V}\end{array}$

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$\overline{{\rm Z}}{}_{ij}={\rm Z}{}_{ij}\angle \phi {}_{\text{l}}$,两端电压为$\dot{V}{}_i$和$\dot{V}{}_j$,首端流出功率为$\overline{S}{}_{ij}$。

图3给出了线路首端距离Ⅲ段姆欧继电器阻抗特性。其中,$\overline{{\rm Z}}{}_{\text{a}ij}$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:

$\begin{array}{l}\overline{S}{}_{ij}=\overline{V}{}_i\overline{{\rm I}}{}_{ij}^{*}=S{}_{ij}\angle \phi {}_{ij}(17)\\ \overline{{\rm Z}}{}_{\text{a}ij}=\frac{V{}_i^2}{\overline{S}{}_{ij}^{*}}={\rm Z}{}_{\text{a}ij}\angle \phi {}_{ij}(18)\\ {\rm Z}{}_{\text{o}\text{p}ij}={\rm Z}{}_{\text{R}ij}\cos \text{Δ}\phi ={\rm Z}{}_{\text{R}ij}\cos (\phi {}_{\text{l}}-\phi {}_{ij})(19)\end{array}$

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:

$\begin{array}{l}{\rm M}{}_{ij}={\rm Z}{}_{\text{a}ij}-{\rm Z}{}_{\text{o}\text{p}ij}=\\ \frac{{\rm Z}{}_{ij}V{}_i-{\rm Z}{}_{\text{R}ij}(V{}_i-V{}_j\cos \theta {}_{ij})}{\sqrt{(V{}_i-V{}_j\cos \theta {}_{ij}){}^2+(V{}_j\sin \theta {}_{ij}){}^2}}(20)\end{array}$

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:

$\text{Δ}\mathit{{\rm M}}=[\begin{array}{cc}\mathit{C}{}_{{\rm M}\theta }& \mathit{C}{}_{{\rm M}V}\end{array}〗[\begin{array}{c}\text{Δ}\mathit{\theta }\\ \text{Δ}\mathit{V}\end{array}〗(21)$

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:

$[\begin{array}{c}\text{Δ}\mathit{{\rm P}}\\ \text{Δ}\mathit{Q}\end{array}$

$+[\begin{array}{cc}\mathit{J}{}_{{\rm P}\theta }& \mathit{J}{}_{{\rm P}V}\\ \mathit{J}{}_{Q\theta }& \mathit{J}{}_{QV}\end{array}$

$[\begin{array}{c}\text{Δ}\mathit{\theta }\\ \text{Δ}\mathit{V}\end{array}$

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

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:

$\text{Δ}\mathit{{\rm M}}=-[\begin{array}{cc}\mathit{C}{}_{{\rm M}\theta }& \mathit{C}{}_{{\rm M}V}\end{array}$

$[\begin{array}{cc}\mathit{J}{}_{{\rm P}\theta }& \mathit{J}{}_{{\rm P}V}\\ \mathit{J}{}_{Q\theta }& \mathit{J}{}_{QV}\end{array}$

${}^{-1}[\begin{array}{c}\text{Δ}\mathit{{\rm P}}\\ \text{Δ}\mathit{Q}\end{array}〗(23)$

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。

$\text{Δ}\mathit{{\rm M}}=[\begin{array}{cc}\mathit{C}{}_{{\rm M}\theta }& \mathit{C}{}_{{\rm M}V}\end{array}$

$[\begin{array}{cc}\mathit{J}{}_{{\rm P}\theta }& \mathit{J}{}_{{\rm P}V}´\\ \mathit{J}{}_{Q\theta }& \mathit{J}{}_{QV}´\end{array}$

-1·

$[\begin{array}{c}\mathit{J}{}_{{\rm P}s}\mathit{J}{}_{{\rm T}s}^{-1}\mathit{J}{}_{{\rm T}{\rm P}{}_{\text{m}}}\\ \mathit{J}{}_{Qs}\mathit{J}{}_{{\rm T}s}^{-1}\mathit{J}{}_{{\rm T}{\rm P}{}_{\text{m}}}\end{array}$

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Ⅲ段 篇2

110kV及以下电压的线路一般采用阶段式距离及零序电流保护。按照强化主保护、简化后备保护的整定原则, 110kV线路一般相间距离投入三段, 零序电流投入四段, 接地距离只投第Ⅰ、Ⅱ段。但在冰冻灾害期间, 某110kV MJ线发生了一起在高阻接地故障下, 投入的零序电流Ⅳ段未动作, 而整定未使用的接地距离Ⅲ段却出口跳闸的故障。

2 故障及保护动作情况

2.1 故障经过

220kV GT站110kV MJ线141断路器零序Ⅳ段动作跳闸, 对空载线路试送成功50091ms后, 接地距离Ⅲ段动作出口跳闸, 保护装置显示141断路器动作阻抗值为10.38+j1.11Ω (折合到一次侧电阻值为95Ω) , B相接地, 测距27.91kM。后线路部门查线发现:N69-70杆B相导线覆冰严重下垂, 对导线下方树木安全距离不够而放电, 造成距N70杆小号侧80M处导线烧伤严重, 并断股4根。

2.2 保护动作情况分析

220kVGT站110kV MJ线141断路器零序Ⅳ段 (带方向) 定值为300A (一次值) , 时间2.7s。接地距离保护定值 (二次) 为:电阻定值Rzd=13Ω, 接地距离Ⅰ段阻抗1.26Ω, 时间0s;接地距离Ⅱ段阻抗2.3Ω, 时间1s;接地距离Ⅲ段未用, 将阻抗定值整定为2.3Ω, 时间20s。

保护定值计算后得到图4。其中, 接地距离Ⅱ段电抗偏移特性直线x2方程为:x=﹣0.21R+2.46;四边形电阻侧边界线x3方程为:x=3.08R﹣39.94;接地距离Ⅲ段电抗直线x4方程为:x=2.3, K1点横坐标13.34Ω (折合一次侧122Ω) , K2点横坐标6.32Ω (折合一次侧57.9Ω) , 所以故障点K点正位于接地距离Ⅲ段动作区间 (阴影部分) 内。因此, 虽然保护定值在整定时原未使用接地距离Ⅲ段, 但线路状态实际已满足保护装置距离Ⅲ段定值动作要求。

3 零序电流保护未动原因分析

通常认为, 零序电流Ⅳ段相对接地距离保护Ⅲ段灵敏度高, 是线路高阻接地情况下主保护。此次高阻接地故障情况下, 零序电流Ⅳ段却未动作。下面从故障电流大小和方向闭锁条件两方面进行分析。

3.1 故障零序电流计算

依据图1和图2可得故障处过渡电阻 (Rg) 与保护安装处零序电流 (3I0) 之间的函数关系为:

undefined

依据式 (1) 并代入220kV GT站系统参数 (如图1) 可得:3I0≈630A, 远大于零序电流Ⅳ段定值300A。

3.2 零序方向元件动作分析

当保护方向上有中性点接地变压器时, 无论被保护线路对侧有无电源, 保护反方向发生接地故障, 就有零序电流通过本保护, 此时应配置零序方向元件以保证保护的选择性[1], 220kVGT站110kVMJ线正属于这种情况 (110kVMJ站172断路器连接电厂侧主变中性点接地) 。此情况下有一种风险不容忽视:即当母线连接的线路或变压器较多时, 母线零序综合阻抗很小, 线路发生高阻接地时, 零序电流虽达到定值, 零序电压达不到零序方向元件动作门槛, 将造成保护拒动 [2]。

由图1和图2知保护安装处零序电压算公式为:

undefined

装置零序电压闭锁值2V (二次侧) , 将220kVGT站110kV大小方式参数代入式2, 可得允许最大过渡电阻值与故障点所在位置的关系如图5所示。

由图5结合式 (2) 可知, 当变电站零序综合阻抗越小, 故障点距离母线越远, 若此时发生高阻接地, 经方向闭锁的零序电流保护就可能不会动作。同时, 由图5结合图3故障录波图可知, 此次故障时, 当故障点过渡电阻值随电弧波动时, 母线零序电压也在门槛值附近波动, 零序电流保护被闭锁或开放, 装置录波元件也随之进行了分次记录, 因此录波图上电流波形显示成几段, 但观察这几段每次持续时间均未达到时间定值要求, 所以零序Ⅳ段保护一直未动作。

4 使用接地距离Ⅲ段必要性

4.1 有利于高阻接地故障切除

结合此次故障分析可知, 对于地区电网的110kV线路保护而言, 从定值大小上讲, 目前配置的零序Ⅳ段完全可以满足一般高阻接地故障切除需要;但在某些母线零序综合阻抗很小, 同时又为保证选择性而不得不使零序电流保护带方向的线路中, 当发生故障点距离母线较远的高阻接地时, 经方向闭锁的零序电流保护就可能不会动作, 此时单纯配置零序保护就不能完全满足需求。

目前微机保护中, 四边形特性的距离继电器得到了广泛应用, 它将测量距离功能 (X) 、方向判别功能 (F) 和躲负荷功能 (R) 分别由3个独立元件完成 (如图4所示) [3]。其中RZD越大, 其反应故障点过渡电阻能力强, 但容易在大负荷时误动。按照说明书合理设置定值, 现场都能得到很好地使用效果。在微机保护中, 为防止转换性故障时零序电抗元件返回, 设定了瞬时固定措施, 即针对过渡电阻引起测量阻抗变化, 但电流变化不明显的特点, 距离方向阻抗元件动作后增加应用电流保持, 把电流变化限定在10%以内, 此举能有效消除弧光电阻对阻抗继电器测量故障的影响, 对部分高阻接地故障检测非常有利。本次110kV MJ线故障20s后距离保护Ⅲ段仍动作就原于此。

4.2 做Y/Δ-11变压器远后备

目前110kV变电站一般变压器为Y/Δ-11接线, 正常情况下, 低压侧母线一般不设专门母线保护, 但当母线故障发生在低压开关柜内, 此时如果弧光烧坏直流操作回路将造成整个站内保护拒动, 针对此情况设置电源侧线路保护具有远后备功能是较好的对策[4]。由电力系统故障分析可知:当变压器低压侧 (Δ侧) 发生三相接地故障时, 110kV线路相间、接地距离保护均能可靠动作。但当低压侧发生两相故障时 (假设BC相) , 高压侧只有故障相中的滞后相 (C相) 的接地距离保护阻抗元件可以正确测量阻抗从而可靠动作, 而相间距离保护保护不能可靠动作[3]。同时, 两相短路时主变高压侧无零序分量, 而一般装置接地距离Ⅰ、Ⅱ段都需经零序电抗闭锁 (如PSL621) , 此时只有接地距离Ⅲ段才有此功能。因此, 正确整定使用110kV线路接地距离Ⅲ段, 使其对所供变压器低压侧故障有足够灵敏度, 可以起到相间故障最后防线的作用。

5 结束语

以上对冰灾时发生的一次特殊高阻接地保护动作行为进行分析, 指出了在母线零序综合阻抗很小, 但为保证线路保护的选择性必须使用零序方向保护的线路中, 当发生故障点距离母线较远的高阻接地时, 带方向的零序电流Ⅳ段保护可能不会正确动作;另外当110kV Y/Δ-11变压器低压侧发生两相短路故障时, 作为远后备, 相间距离保护不能可靠动作, 而一般装置接地距离Ⅰ、Ⅱ段经零序电抗闭锁。综合考虑以上两点, 在110kV线路保护中使用接地距离Ⅲ段非常必要。

摘要：对电网冰灾时发生的一次特殊高阻接地保护动作行为进行分析, 分析了电网110kV线路保护中使用接地距离Ⅲ段的必要性。

关键词：高阻接地,零序电流,接地距离,相间故障,远后备

参考文献

[1]许正亚.变压器及中低压网络数字式保护[M].北京:中国水利水电出版社, 2004.

[2]丁晓兵, 赵曼勇.接地故障零序方向元件拒动保护改进方案[J].电力系统自动化, 2006, 30 (9) :88-90.

[3]中国南方电网电力调度通信中心, 广东省电力调度中心.地区电网继电保护整定计算[M].北京:中国电力出版社, 2010.

距离保护Ⅲ段 篇3

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。

距离保护Ⅲ段 篇4

近年来世界上发生多起大面积停电事故,经分析大部分是由于潮流转移引起非故障线路过负荷时距离保护Ⅲ段误动,从而引起连锁反应造成的［１－５］。因此,如何使距离保护Ⅲ段具有正确识别区内故障和过负荷的能力,是有效防止线路距离保护Ⅲ段因过负荷发生误动问题的解决方法。

针对这一问题,目前许多专家学者做了大量研究来实现过负荷与区内故障的识别。例如,文献[6]提出了基于图论分析的潮流转移区域距离保护不同动作特性自适应调整策略,其依靠通信网络获得全网拓扑与参数,增加了不稳定因素,并且受到系统运行方式的变化影响,维护工作量大。文献[7]提出根据线路过负荷情况自适应调整距离保护负荷限制线的方法来应对过负荷,但在线路重负荷情况下,保护动作区域会大幅减少。文献[8]利用相间故障时弧光电压特性,来区分相间故障和过负荷,同时增加零序电流闭锁条件来识别单相接地故障和过负荷,但在非全相过负荷时也会出现零序电流,可见仅仅依靠零序电流无法区分单相接地和过负荷。文献[9]利用Ucosφ来区分各种相间故障和过负荷,同时利用电流不对程度闭锁条件来识别不对称故障和过负荷。文献[10]提出的基于电压平面的距离保护应对过负荷策略,利用Uｉｊcosφｉｊ(ij=AB,BC,CA)识别过负荷与相间故障,利用U１cosφ１识别过负荷与对称故障,利用Uｉcosφｉ(i=A,B,C)、相补偿电压相位与正序补偿电压的关系识别单相接地故障与过负荷。上述识别方法都是基于过负荷为全相过负荷,即对称过负荷,而忽略了非全相过负荷情况,无法准确区分单相高阻接地故障与非全相过负荷。文献[11]提出基于复合相量平面的自适应过负荷识别方法,建立在过负荷情况下线路电流和两端电压相量的夹角同为正的条件下,但是在负荷中心电压点落在线路上时,这一情况并不能完全满足。

本文通过比较过负荷与故障情况下电流不对称度、Ucosφ和电压相位变化等电气特点的特征差异,提出了基于电流不对称度和故障处电弧电压与系统中最低电压的差异的对称过负荷与相间故障识别方法;提出了基于电流不对称度、故障处电弧电压与系统中最低电压的差异和电压相位变化的不对称过负荷与单相接地故障识别方法,然后将该识别方法与传统距离保护Ⅲ段的动作特性相结合,实现防止距离保护因过负荷误动的逻辑。该方法不受接地电阻的影响,能识别各种短路故障和过负荷,有效防止因潮流转移过负荷导致的距离保护误动,并且该方法不会降低现行保护的灵敏度和耐过渡电阻的能力,在区内发生故障时能可靠开放距离保护。

1 过负荷和故障的识别判据

电流不对称度m=(I0+I2)/I1(I0,I1,I2分别为零序、正序、负序电流值)是反映不对称短路程度的重要指标,无论发生的是全相过负荷或者是非全相过负荷,此时都有m<0.7[12]。若m>0.7,认为必定发生了严重不对称故障,即金属性单相接地短路,开放距离保护。以下分析故障与过负荷的区别,前提都是在m≤0.7的情况下。

1.1 相间故障与过负荷的识别判据

当线路发生两相短路、两相接地短路和三相短路故障时,都可称为相间故障,故障点处故障两相的相间电压,即电弧电压很小,一般不超过额定电压的6%［１３］,此故障处电弧电压近似等于Uφφcos(φφφ+90°-φｌｉｎｅ),其中,φφ=AB,BC,CA,Uφφ为保护安装处测得的相间电压,φφφ为相间测量阻抗角,φｌｉｎｅ为线路正序阻抗角。若线路发生过负荷,Uφφcos(φφφ+90°-φｌｉｎｅ)表示的是系统中电压最低处的电压值,其电压值大于0.707UＮＮ［１４］,其中,UＮＮ为额定相间电压。因此可设置如式(1)判据,识别相间短路和过负荷。

对于相间故障,该灵敏度大于0.5/0.06=8.33;对于负荷,该判据可靠系数为0.707/0.5=1.4。

1.2 过渡电阻较小接地故障和过负荷的识别判据

线路发生单相经过渡电阻接地故障时,设定0.3≤m≤0.7。因为m<0.3时,可以断定为全相无故障或对称短路［１４］,通过式(1)来实现相间故障和过负荷识别判断。线路发生单相经过渡电阻接地,当过渡电阻较小时,故障相的故障点电压较小［１０］,近似等于Uφcos(φφ+90°-φｌｉｎｅ),满足判据:

式中:φ=A,B,C;Uφ为保护安装处测得的故障相电压;φφ为故障相测量阻抗角;UＮ为额定相电压。

1.3 高阻接地故障和过负荷的识别判据

当过渡电阻较大时(500kV线路最大接地电阻可为300Ω)［１５］,不满足式(2),而对于非全相过负荷,依靠电流不对称度也无法实现其与高阻接地故障的识别。此时如何在不降低现有保护灵敏度和耐过渡电阻能力的前提下,有效防止过负荷(特别是非全相过负荷)时距离保护误动是本文重点研究内容。在此提出基于电压相角变化的过负荷与高阻接地故障的识别判据。

1)过负荷时电压向量变化分析

图1为一个双端电源系统,保护分别安装在线路MN两侧,M侧为送电端,N侧为受电端。图中:ZL为线路阻抗;ZM和ZN分别为M侧和N侧阻抗;和分别为M侧和N侧等效电动势;为M侧电压;Rg为接地电阻。线路过负荷的本质是系统功角随负荷的增加不断增大[16]。图2为负荷增大在电压平面上的特征,图中:δ1和δ2为功角,且δ2>δ1;和分别为过负荷前M侧和N侧电压;和分别为过负荷前M侧和N侧等效电动势。从图2中可得,负荷变化本质上是系统功角δ改变,δ越大负荷越大,δ越小负荷越小。对于线路负荷转移这一现象,以送电端母线M处的保护为例,负荷转移后M处测量电压相位相对于负荷转移前超前,可表达为式(3):

2)单相高阻接地故障时电压向量变化分析

根据文献[12]画出图1双端电源线路A相高阻接地短路时的电压相量图,如图3所示。首先,按给定条件的运行方式作OS代表和OR代表,其中,和分别为M侧和N侧的A相等效电动势,再按系统各元件的阻抗如ZＭ,ZＬ,ZＮ等画出系统各点的电位,即各电压相量的末端如M｜０｜,F｜０｜,N｜０｜等。考虑到为单相高阻接地应满足式(4)条件:

式中:为A相电流;为零序电流;k为补偿系数;φＬ１为线路正序阻抗角;和分别为接地电阻电流和电压。

可知的末端F点落在以OF|0|为弦的圆弧的上半部分,得OF代表。由于图3中MM|0|平行于FF|0|,且MM|0|/FF|0|=ZM/(ZM+ZL),OM代表,可知故障后,送电端母线M处保护的A相测量电压相对于故障前相位滞后,即

综上所述,送电端母线M处保护可以通过测量电压相位变化来区分高阻接地故障和过负荷。

对于受电端母线N处保护,通过分析可知,N处保护的测量电压相位变化与M侧是相同的,即

由于距离保护Ⅲ段在阻抗平面上的动作区主要位于第1 象限,线路发生过负荷时,受电端母线N处距离保护Ⅲ段并不会发生误动,而发生高阻接地时,保护测量电压相位变化满足式(6)。可见,通过在保护逻辑中加入这一条件来防止距离保护Ⅲ段误动,对于线路两侧的保护具有通用性。

2 防止过负荷距离保护误动方法的实现

根据前文对故障与过负荷识别方法的分析,提出将该识别方法与传统距离保护Ⅲ段的动作特性相结合,实现防止距离保护Ⅲ段因过负荷误动的方法。具体实现方案如下。

1)若m>0.7,则定为严重不对称故障,直接开放所有相间距离保护Ⅲ段和接地距离保护Ⅲ段。

2)若0.3≤m≤0.7,则|Uφφcos(φφφ+90°-φline)|<0.5UNN时,定为相间故障,按相开放相间距离保护Ⅲ段;|Uφcos(φφ+90°-φline)|<0.5UN时,定为单相接地故障,按相开放接地距离保护Ⅲ段。若上述电压条件都不满足时:如果,为A相高阻接地故障,则开放A相接地距离保护Ⅲ段;如果,为B相高阻接地故障,则开放B相接地距离保护Ⅲ段;同理,如果,为C相高阻接地故障,则开放C相接地距离保护Ⅲ段。

3)若m<0.3,则定为对称故障或全相过负荷,闭锁所有接地距离保护Ⅲ段,此时|Uφφcos(φφφ+90°-φｌｉｎｅ)|<0.5UＮＮ,判定为对称故障,开放所有相间距离保护Ⅲ段。

图4给出了距离保护Ⅲ段防过负荷误动实现方案流程。

图5和6分别以AB相间距离保护Ⅲ段和A相接地距离保护Ⅲ段为例,给出两种距离保护防过负荷误动实现逻辑。图中,Δt为延时。

3 仿真试验

3.1 仿真模型

本文利用RTDS搭建了500kV输电线路模型,来考核距离保护Ⅲ段在对称过负荷、不对称过负荷以及不同故障情况下所提方案的性能。

图7给出了仿真系统图,为了便于分析继电保护的动作行为,系统采用集中参数进行短路试验［１７］。S侧系统正序阻抗为11∠85.78°Ω,零序阻抗为43 ∠77.74° Ω,R侧系统正序阻抗为12∠84.88°Ω,零序阻抗为45∠78.64°Ω,线路L１,L２,L３长度均为186 km,单位正序阻抗为0.010 2Ω/km,单位正序感抗为0.270 5Ω/km,单位正序容抗为0.228 7Ω/km,单位零序电阻为0.176 3Ω/km,单位零序感抗为0.790 1Ω/km,单位零序容抗为0.370 5Ω/km。故障点F距离母线Q的距离为线路L３全长的80%,系统S侧为送端,系统R侧为受端,系统两侧电势夹角为40°。

保护安装1处距离保护Ⅲ段应负责对下一级线路L３起远后备保护作用,考虑到MQ之间两回线路电流的助增作用,在线路L３末端故障时,保护安装1处的距离保护 Ⅲ 段定值需整定为3 倍线路阻抗,考虑1.3倍的可靠系数,距离保护Ⅲ段定值整定为3.9倍线路阻抗。

3.2 模拟对称过负荷期间发生区内故障

线路L２发生故障,两端保护动作,线路L２断开后,其潮流大量转移到线路L１上,导致线路L１发生对称过负荷,在此期间F点发生AB两相短路故障。整个过程分为两个阶段:对称过负荷和区内AB两相短路故障。

1)故障前对称过负荷

故障前对称过负荷期间保护安装1处各电气量见附录A表A1。此时保护1处的相间测量阻抗位于相间距离保护 Ⅲ 段动作区内。可以看出,由于m∈[0,0.7]时,并不满足Uφφcos(φφφ+90°-φｌｉｎｅ)<0.5UＮＮ,故闭锁相间距离保护Ⅲ段。

2)对称过负荷期间发生区内故障

对称过负荷期间F点发生AB两相短路状态下保护安装1处各电气量见附录A表A2。此时保护安装1处的测量阻抗ZAB,ZBC,ZCA都位于相间距离保护Ⅲ段动作区内,可以看出,由于m∈[0,0.7]范围内,有且只有UABcos(φAB+90°-φline)<0.5UAB满足,故开放AB相间距离保护Ⅲ段。对于BC和CA相间,由于不满足Uφφcos(φφφ+90°-φline)<0.5UNN,故闭锁BC和CA相间距离保护Ⅲ段。

仿真结果表明,采取本方法后,对称过负荷期间可防止距离保护 Ⅲ 段误动,区内故障时,距离保护Ⅲ段正确动作。

3.3 模拟不对称过负荷期间发生区内接地故障

线路L２发生A相偷跳,线路L１发生不对称过负荷,在此期间F点发生A相接地故障。整个过程分为两个阶段:不对称过负荷和区内A相接地故障。

1)故障前不对称过负荷

故障前不对称过负荷期间保护安装1处各电气量见附录A表A3。此时保护安装1处的A相测量阻抗ZA进入A相接地距离保护Ⅲ段动作区内,可以看出,电流不对称度,闭锁A相接地距离保护Ⅲ段。

2)不对称过负荷期间发生区内故障

不对称过负荷期间F点A相接地短路状态下保护安装1处各电气量见附录A表A4。此时保护安装1处的A相测量阻抗ZＡ进入A相接地距离保护Ⅲ段动作区内,可知,此时m>0.7,属于严重不对称故障,直接开放A相接地距离保护Ⅲ段。

仿真结果表明,采取本方案后,不对称过负荷期间可防止距离保护Ⅲ段误动,区内故障时,距离保护Ⅲ段正确动作。

3.4 模拟发生区内单相高阻接地故障

线路F点发生经180Ω 高阻A相接地故障。分为两个阶段:正常运行和区内高阻接地故障。

1)正常运行

正常运行期间保护安装1处各电气量见附录A表A5。此时保护安装1处的测量阻抗在距离保护Ⅲ段动作区外。

2)高阻接地故障

线路F点发生经180Ω高阻A相接地故障状态下保护安装1处各电气量见附录A表A6。此时保护安装1处的A相测量阻抗ZA进入A相接地距离保护Ⅲ段动作区内,可知,电流不对称度,开放A相接地距离保护Ⅲ段。

仿真结果表明,F点发生经180Ω 高阻A相接地故障时,本方案能可靠开放距离保护Ⅲ段动作,并提高了其耐过渡电阻的能力,同时能防止非全相过负荷时距离保护Ⅲ段误动。

4 结语

本文对过负荷与故障两种状态下电气特性进行了区分,提出过负荷和故障识别判据以及防止距离保护Ⅲ段因过负荷误动的实现逻辑方法。该方法具有以下一些优点:1基于现有保护装置信息,只需在装置软件上修改而无需增加任何硬件就可实现;2能够准确区分对称过负荷、不对称过负荷与各种故障,有效防止因潮流转移引起的过负荷导致的距离保护误动;3该方法不会降低现行距离保护的灵敏度和耐过渡电阻能力。

仿真结果表明,该方法不仅能够有效防止潮流转移引起的线路对称过负荷和不对称过负荷导致的距离保护误动,而且能识别各种短路故障并可靠开放距离保护Ⅲ段动作,实现后备保护功能,验证了其有效性,对于防止由于潮流转移引起非故障线路过负荷时距离保护Ⅲ段误动造成的连锁故障及大面积停电事故具有重要意义。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

摘要：针对传统距离保护Ⅲ段不能正确识别过负荷和故障的问题,详细研究了过负荷和故障情况下电流不对称度、Ucosφ和电压相位变化等电气特点的特征差异,提出了一种识别过负荷和故障的新方法。此方法基于电流不对称度、故障处电弧电压与系统中最低电压的差异以及电压相位变化,不仅实现了对称过负荷与各种故障的识别,而且通过比较不对称过负荷和单相高阻接地时电压相位变化差异解决了不对称过负荷和单相高阻接地故障的识别技术难题。通过RTDS仿真试验,验证了该方法既可有效防止对称和不对称过负荷时距离保护Ⅲ段误动,又能够保证在各种故障时可靠开放距离保护Ⅲ段。