广域后备保护原理（通用7篇）
广域后备保护原理 篇1
摘要：随着社会的发展和科技的进步, 我们国家的电力行业作为我们国家社会建设的基本行业也在进行着飞速的发展。电力系统的快速发展, 同时促进着我们国家电力运营行业的发展。目前, 我们国家的电力运营正在朝着市场化方向不断发展。电网的结构和运行环境也在不断的复杂化。同时电网安全问题受到了更加广泛的关注。而继电设备正是电网安全的保障, 也是整个电网系统的“第一道防线”。藉此, 本文立足于现阶段广域后备保护原理与通信技术研究现状, 并对其进行了研究和分析。
关键词：广域后备保护原理,通信技术,IEC 61850通信建模
前言:
随着我们国家的经济不断发展, 科技的不断进步, 人们对于电力的的要求越来越高。过量的市场需求对电力运输的安全性和可靠性提出了更高的要求。电网作为电力运输的载体。
对于电力运输稳定、高效、安全起着重要的作用。而继电保护设备又是电网正常运行基础所在, 因此对于电力运输的要求最终将会落在后备保护。传统的后备保护方法已经逐渐暴露出其自身不足的地方, 并且在正常的工作中频频新出现问题。因此, 对广域后备保护原理与通信技术研究有着鲜明的现实意义。
一、广域后备保护研究现状
对于广域后备保护的研究, 我们首先对广域后备保护的结构进行了简要的分析, 经过分析和总结我们将广域后备保护的结果归纳为:合并单元格、智能终端、广域后备保护的终端单元。在合并单元格、智能终端接入广域后备保护的终端单元时, 其将会采用“直采直跳”的方式进行组网。在这个网组中, 每一个变电站都会配置一个广域后备保护的终端单元。并且每个广域后备保护的终端单元都具有相同的功能和效用[1]。
二、基于IEC 61850的广域后备保护通信建模
广域后备保护需要借助一个广域通信系统来获取电网的信息。因此我们需要建立一个可以满足个广域后备保护功能的通信系统。随着科技的发展和时代进步, IEC 61850成为了现阶段智能变电站的唯一标准。但是就目前颁布的IEC61850相关规范条例来看, 并没涉及到广域后备保护领域。通过研究和设计, 我们基于IEC 61850基础, 构建了新的建模标准。
而IEC 61850的建模标准, 采用的是面向对象的建模方式和层层包含的建模方法。其主要包含了以下几个层次:服务器建模、通信信息交换服务建模、逻辑设备建模、逻辑节点和数据、数据属性建模[2]。
三、广域后备保护通信系统的设计及其网络性能评估
3.1广域后备保护通信系统的设计
对于广域后备保护通信系统的设计我们主要利用了“网采网跳”的独立组网形式。其在组网设计中应该遵循以下要求:
1) 过程层SV网络、过程层GOOSE网络宜按电压等级分别组网。
2) 220k V及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原则。双重化配置的两套过程层网络应遵循完全独立的原则。110k V过程层网络宜按双网配置。
3) 110k V及以下电压等级宜采用保护测控一体化设备。
4) 任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机[3]。
3.2广域后备保护通信系统的网络性能评估
我们对于广域后备保护通信系统的网络性能评估主要的方法是通过对广域数据流的时延约束来进行分析。对于广域数据流沃恩在研究的时候将其归类周期性数据流、突发性数据流、随机数据流三个方面。
同时, 通信网络性能的好坏也会直接影响广域后备保护的性能, 因此, 对于网络性能的合理性评估也是广域后备保护工作中需要的研究的重点之一。我们要求通信系统要具有传输数据快、传输数据完整、传输数据精确、时延抖动小、带宽利用率高等特点[4]。
四、结论
电力电工行业是我们国家的基础行业, 其为我们国家的经济建设和社会建设提供了必要的原动力。但是随着我们国家经济的不断建设, 我们国家人民对于电力的需求量逐渐的增大, 这在一定程度促使着我们国家的电网需要进行大规模的建设。
而传统的后备保护系统对于现如今大规模且高精尖电网保护已经表现出力不从心。因此, 为保护我们国家电力传输工作的质量, 我们应该基于时代的大背景下, 研究新型工艺技术, 来应对电力行业的迅速发展, 保持电力传输的高效、安全、稳定。
参考文献
[1]何志勤.基于故障元件识别的智能电网广域后备保护关键技术研究[D].华中科技大学, 2012.
[2]董雪源.基于互联网技术的电力系统广域保护通信系统研究[D].西南交通大学, 2012.
[3]阳世荣.基于电网广域测量信息的广域保护研究[D].华中科技大学, 2006.
[4]陈琳.基于多信息融合的广域后备保护系统研究[D].广东工业大学, 2014.
广域后备保护故障识别方案 篇2
继电保护系统是保障电网安全运行的第一道防线[1,2,3]。电网结构复杂、运行方式多变给传统后备保护的整定和配合带来了很多不便, 导致后备保护动作时限不断延长, 不利于故障的快速切除。随着广域测量系统 (WAMS) 、计算机技术和通信技术的不断发展, 基于广域信息的后备保护研究得到了广泛的关注[4,5,6,7,8,9], 大量学者提出了多种广域信息下的后备保护理论[10,11,12,13,14]。基于广域测量信息的广域后备保护有利于解决复杂电网中现有后备保护配合关系难以整定、动作时间长的难题, 与基于本地量的传统主保护协同工作、相得益彰, 从系统全局的高度实现电网保护, 保证系统安全可靠运行。
本文基于广域信息提出了一种集中式系统结构的后备保护算法。该算法在系统故障情况下能够灵敏启动, 快速划分故障区域, 准确识别出线路及母线的简单、复合故障, 算法原理简单可靠, 制定的策略在断路器拒动、信息丢失的情况下具有很好的准确性和适应性。
1 集中式广域保护系统结构
本文采用集中式系统结构, 在通信满足要求的前提下, 能做到全局最优控制, 体现广域保护的优势。
以广域信息的采集、传送、分析和使用为主线, 系统主要分为广域保护中心、广域通信网、广域保护子站3个部分, 如图1所示。主站系统位于区域调度中心, 负责与各个子站通信, 获取测量点的广域数据, 在线监测和分析电网运行状态, 制定广域保护与控制决策, 并将决策命令下发到子站执行, 同时与SCADA系统及其他系统进行数据信息交互。子站系统设置于各变电站及发电厂中, 主要负责数据的采集和命令的执行。
主站与子站以同步数字体系SDH (Synchronous Digital Hierarchy) 光纤双环网为媒介进行通信, 采用IP Over SDH的组网技术, 主站采用1 000 M以太网, 子站采用100 M以太网。子站相量测量单元 (PMU) 装置采集的数据经集中处理后经交换机、路由器、SDH设备接入SDH传输网 (电力调度数据网) 。主站的决策命令通过SDH传输网下达到子站, 经过通信控制机、协议转换机将命令下达到位于间隔层的测控单元, 完成相应的跳闸或闭锁命令。为了保证信息的实时性, 子站内部、子站与主站之间均可采用IEC61850通信规约。
2 广域保护故障识别方案
2.1 保护启动
2.1.1 三序电压式启动元件
WAMS将采集的数据上传至保护中心, 存入数据库。保护中心读取全网母线电压实时数据进行遍历搜索, 当有母线任一序电压满足启动判据时, 启动故障定位算法, 并将此母线归入启动母线集中。启动判据为:
其中, Ui (1) 、Ui (2) 、Ui (0) 分别为母线i的正、负、零序电压幅值;UN为母线的额定相电压;ki (1) 、ki (2) 、ki (0) 分别为母线i的正、负、零序电压比例系数;kset (1) 、kset (2) 、kset (0) 分别为母线i的正、负、零序电压启动门槛值, 启动门槛值可以根据网络的结构和大小进行整定。
2.1.2 负序电流式启动元件
在电网发生经过渡电阻短路故障时, 三序电压启动判据可能均不满足要求。相间短路故障时, 零序电流接近为0, 而负序分量存在于不对称故障的全过程, 且不受对地分布电容电流和双回线零序互感的影响, 故障特征明显, 灵敏度高。因此, 增加一个负序电流辅助启动判据:
其中, Ix (2) 为线路x一侧的负序电流幅值;IN为线路x的额定相电流;fx (2) 为线路x的负序电流比例系数;fset (2) 为线路x的负序电流启动门槛值。根据文献[15]可知, 当线路MN末端N侧发生经过渡电阻接地故障时, 流过M侧负序电流最小, 根据线路耐过渡电阻能力、网路结构及参数, 可求得该负序电流。综合各线路负序电流值, 将最小负序电流乘以灵敏度系数0.8后即为负序电流启动门槛值的整定值。实际应用中根据网络结构和大小进行整定。
2.2 故障区域的划分
当母线发生故障时, 故障母线电压变化最大, 其次是相邻母线电压。当线路发生故障时, 故障线路两侧母线以及相邻母线电压变化较大。考虑复故障情况, 将启动母线集中的母线按照序电压比例系数进行排序 (正序按比例系数从小到大的顺序排序, 负序和零序按比例系数从大到小的顺序排序) , 将排序结果的前6条母线划入故障区域。由于发生不同故障时, 各序电压对各种故障的灵敏度不同, 排序结果也不同, 因此将各序电压系数排序分别得到的前6条母线构成一个并集, 将这个并集里的母线以及相连的线路构成故障区域。
当发生经过渡电阻短路故障时, 由于过渡电阻的存在, 满足负序电流启动判据的线路不会太多, 启动线路集不会太大, 可将启动线路集中的所有线路及其连接的母线共同构成故障区域。
故障区域的划分方法能够准确涵盖故障元件, 避免对全网所有元件进行故障判别, 加快故障定位速度。
2.3 故障判别算法
负序分量存在于不对称故障的全过程, 且不易受系统振荡、双回线零序互感、线路分布电容电流的影响, 故障特征明显。正序分量在故障过程中始终存在, 且正序分量在故障前后有过渡时间短、暂态响应速度快、故障过程输出近似恒定的优良特性。故本文将基于正、负序分量的广域纵联方向保护算法[16]及广域电流差动保护算法[17]相结合, 根据各判据的特点, 从实用化角度考虑, 提出了一种利用广域信息的综合故障定位法。
2.3.1 母线短路故障判别
当母线i发生故障时, 与其相连的所有线路的负序方向元件全部为反向, 故判定该母线故障。
根据比较相位式方向元件动作判据, 负序方向元件的输出值定义为:
其中, U2为母线i的负序电压相量;I2为线路x位于母线i侧的负序电流相量;Dx (2) 为线路x位于母线i侧的负序方向元件的输出值。
综合方向元件输出值, 定义母线动作系数为:
其中, m为母线i连接的线路数;Fi (2) 为母线i的负序动作系数。当Fi (2) =1时, 判定母线i发生了短路故障。
当母线发生三相对称故障时, 故障点不存在负序分量, 此时可利用正序电流差动原理来识别故障母线。当母线未发生故障时, 流向母线的正序电流满足基尔霍夫电流定律, 正序电流相量之和接近0;当母线发生故障时, 母线连接的所有线路的正序电流均流向母线, 正序电流相量之和大于相连的任意一条线路电流, 由此可判定为母线发生故障, 因此母线正序电流差动判据为:
其中, Ix (1) 为线路x位于母线i侧的正序电流相量;考虑测量误差及一定裕度, 可靠系数K′取0.9。
综上所述, 当满足判据Fi (2) =1或判据式 (5) 时, 判定该母线发生了短路故障。
2.3.2 线路短路故障判别
判别线路故障时, 采用正、负序纵联电流相位差动保护原理, 可靠区分线路内、外部故障。规定电流正方向由母线指向线路, 线路两侧电流互感器均采用正极性接法, 其一次回路的极性端均置于靠近母线的一侧。
序电流相位差动保护原理的判据为:
其中, θi (1) 、θk (1) 分别为线路两侧的正序电流相角;θi (2) 、θk (2) 分别为线路两侧的负序电流相角;θset (1) 、θset (2) 分别为正、负序动作角。根据相差纵联保护闭锁角整定原则, 考虑电流互感器相角误差为7°、保护装置相角误差为15°及裕度角15°因素影响, 闭锁角最小为37°, θset (1) 、θset (2) 的整定值最大可取143°。动作角的整定应考虑线路灵敏角等因素的影响, 可根据电网实际情况进行整定。
当某线路满足判据式 (6) 或式 (7) 时, 判定该线路发生了短路故障。
2.4 信息丢失情况下故障识别策略
系统投入运行前期应先进行采集系统及通信设备的检测, 保证所有设备都处于正确工作状态。若系统投入运行期间由于子站信息采集系统异常或者数据在传输过程中发生信息丢失, 则按照以下特定措施进行处理。
(1) 一点信息丢失, 即某子站监测的一条线路电流信息丢失。
a.若信息丢失子站启动元件未动作, 该子站未被划入故障区域, 则该点信息丢失不影响故障的判别, 不进行处理。
b.若该子站被划入故障区域, 则将信息丢失线路及该站母线确定为疑似故障线路和疑似故障母线。先对故障区域的其他线路和母线进行故障判别, 若故障区域内的其他线路和母线未检测出故障, 则先切除疑似故障线路, 切除后再次收集电网数据进行保护启动判别, 若保护仍启动, 则切除疑似故障母线。
故障识别流程图如图2所示。
(2) 一个站信息丢失, 即一个站的母线电压、线路电流信息均丢失。
a.若与该站相邻的母线均不在故障区域内, 则该站未被划入故障区域, 该站信息丢失不影响故障的判别, 不进行处理。
b.若该站母线被划入故障区域, 则将该站母线及其相连的所有线路确定为疑似故障母线和疑似故障线路。先对故障区域内其他母线和线路进行故障判别, 若未检测出故障, 则确定故障发生在疑似故障区, 转步骤c。
c.利用疑似故障线路对侧站距离保护I段信息, 依次判断各线路是否发生故障, 若各线路距离保护I段均未动作, 则采用轮切策略:利用疑似故障线路对侧站电流信息, 切除电流量最大线路 (跳本线路两端断路器) ;根据再次收集的电网信息, 判断故障是否消失, 若故障仍存在, 切除剩余线路中的电流量最大线路 (跳本线路两端断路器, 同时合上条线路两端断路器) , 依次进行, 直至故障消失。故障线路电流较大, 则故障可一次或经较少次动作后切除。若轮切结束后故障仍存在, 则判为母线故障, 切除与该母线相连的所有线路。由于母线故障概率远低于线路故障概率, 在整个站信息全部丢失的极端恶劣情况下, 为防止停电范围扩大, 该策略是可行的。
故障识别流程图如图3所示。
2.5 广域后备保护策略
广域保护中心的故障识别方案流程如图4所示。对WAMS采集并上传存入保护中心的数据进行启动判别, 以搜索电网是否发生故障;若启动元件动作, 则划分故障区域;如发生信息丢失, 则按信息丢失流程处理;若无信息丢失, 则对故障区域内的各母线和线路进行故障判别, 定位故障元件, 且向子站发送跳闸命令切除故障元件;子站收到跳闸命令后, 跳开相应的断路器, 并将断路器动作后的状态信息上传至保护中心;若发生母线故障且断路器拒动情况, 则向该拒动断路器所在线路的对侧断路器发送跳闸命令;若发生线路故障且断路器拒动, 则向拒动断路器所在侧母线相连的所有断路器发送跳闸命令, 以确保故障元件的隔离。
3 仿真验证
3.1 仿真算例
在自主研发的河北南网广域保护智能应用系统平台, 利用河北南网系统实际参数及运行断面对提出的广域保护故障识别方案进行仿真验证。测试计算机配置:CPU为Core2 (2.53 G) ;内存为2 G;硬盘容量为320 G。
图5为河北南网系统局部接线图。
根据河北南网的实际网络情况, 各参数的整定情况为:kset (1) =0.7, kset (2) =0.12, kset (0) =0.05;fset (2) =0.04;θset (1) =100°, θset (2) =100°。
3.2 仿真分析
在景双县距离景县站80%线路长度处设置ABC三相短路故障。从仿真结果报告中提取出所得仿真结果信息如表1所示。从表中可以看出, 识别结果与故障设置一致, 说明了故障识别算法的正确性。
跳闸情况如图6所示, 跳闸断路器为景县站231开关和双楼站242开关, 故障被切除。
此次广域后备保护算法及跳闸策略的出口程序总耗时5.721 ms, 算法时间很短, 能满足后备保护的要求。
本文对经过渡电阻、断路器拒动、信息丢失情况下, 线路、母线发生的各种故障进行了仿真测试, 测试情况如表2所示。由表2可见, 各次故障均能正确识别并隔离。其中, 220 k V电压等级的耐过渡电阻能力可达300Ω, 500 k V电压等级的耐过渡电阻可达500Ω, 满足故障识别的要求。
复合故障仿真测试情况如表3所示。从表3中可知, 双回线复合故障、不同电压等级的线路或母线复合故障、经过渡电阻复合故障均可检测出来。
各次仿真结果报告与仿真设置一致, 且断路器正确动作跳开故障元件, 说明提出的广域后备保护策略能够准确、有效地识别出故障并快速隔离。
注:4.776+4.811表示程序运行2次, 第一次时间为4.776 ms, 第二次时间为4.811 ms;其他类似。
注:α为故障点距线路始端的距离和线路长度的比值。
4 结论
本文基于广域信息提出了一种集中式结构的广域后备保护故障识别方案, 在河北南网广域保护智能应用系统平台上开发了广域后备保护与控制系统软件, 基于河北南网系统实际参数和运行断面对该方案的合理性和有效性进行了验证。对经过渡电阻、断路器拒动、信息丢失情况下, 线路、母线发生的各种故障分别进行了仿真测试, 结果表明该方案能快速、正确识别各种故障。河北南网共43个子站已配有PMU装置, 通过在调度中心实时动态监测系统主站端设置厂站端传送数据包来模拟WAMS的PMU数据到主站端的通信时延, 包括传感器 (电流/电压互感器) 、同步采样、相量计算和数据封装、子站通信模块、通信链路、主站通信前置机等每一环节产生的时延, 对43个站点分别测试5次, 其往返最大时延为19.1 ms。可以看到河北南网单程通信总延时小于20 ms, 故从数据的上传、保护中心策略的制定, 到命令下达至子站总耗时不超过50 ms, 远小于传统后备保护的动作延时。
广域后备保护原理 篇3
传统后备保护之间缺乏通信,在电网潮流转移时容易因为过负荷而误动[1]。和传统后备保护相比,广域后备保护存在如下优点:1)符合电力系统大规模互联发展的趋势。传统后备保护在高压和超高压存在着先天不足,但随着电力系统的发展,电压等级不断升高,只好用一些辅助手段缩小影响范围。而广域后备保护从全网的角度选择控制手段,大大降低了连锁故障的可能性。2)符合电网智能化发展的趋势。我国已将建设坚强智能电网作为重大战略规划之一,其主要特征之一是自愈功能[2]。广域后备保护依靠通信设备和智能算法,可以在线获取全网的运行数据,具有较强的自适应能力[3]。
由于短路故障点的正序电压最低[4],距离故障点越远正序电压越高,文献[5]提出故障相关集结合正序电流相位差的选线原理。该保护方案需要在全网每条母线上装设PMU装置,短期内可操作性不强,并且线路两端相位差的计算受通信同步性的影响较大。文献[6]提出基于实测值与计算值比较的选线判据。这种方案同样需要全网母线电压实时可测,存在与文献[5]相同的缺陷。文献[7]对具体的通信架构进行了讨论,但保护仍建立在广泛安装PMU的基础上。
综上所述,采用母线正序电压幅值比较的故障选线方案合理可行,但已有的基于该方案的广域后备保护原理[5,6,8]存在误选线和PMU全网实测条件过于理想化两方面的问题。应用以PMU为核心的WAMS系统可以根据广域信息,对系统状态作出实时的判断[9],是未来智能电网发展的必然趋势,有限数量PMU的配置方案则权衡了经济性与实用性,在传统电网向智能电网的过渡阶段具有重要意义。
1 电压与功率的推算
根据欧姆定律和基尔霍夫电流定律(KCL),可以由已知的母线电压和支路电流、导纳推算未知的母线电压。将PMU安装点设为第1类节点,和PMU安装点关联的设为第2类节点,不与任何PMU关联的设为第3类节点。本文对于某节点,将其电压推算所用节点中与之关联的节点称为该节点的源推算节点,PMU安装点的源推算节点为其本身。推算主要有以下几种情况,以图1为例。
当已知、İ12、İ41、İ31时,可由欧姆定律推算;当已知时,可由基尔霍夫电流定律(KCL)推算。
在母线电压和支路潮流的推算过程中,将故障事件视为“透明”,即假设所有线路均正常运行,故障支路PMU所测电流为短路电流,用该电流结合故障前线路导纳得到的推算值不能反映实际节点电压,且幅值和相位均有较大偏差,如图2所示。
由于推算值比实际值更低,所以全网正序电压幅值推算最低点仍与故障支路关联。
从母线i输出的有功功率推算值为
而从母线i输出的有功潮流实际值为
不难证明:
1)若j由i推算得到,即母线j电压推算值为Uj′,则
从母线i输出的有功功率推算正确。
2)若j与i之间无推算关系,即母线j电压推算值为Uj,则
从母线i输出的有功功率推算有误。
在上述特征的基础上可以构成故障选线判据。
2 有限PMU的布点分析
在PMU布点算法方面,已有较多的研究成果见诸报道[10,11],但大多用于状态估计,其配置不足以支持故障选线。
由图2分析可知,为了确保推算得到的正序电压最低值(无论正确与否)所在母线与故障支路关联,全网母线中至多只能有一条(特殊情况下为两条)母线电压推算有误,否则错误将不断传递扩散,导致推算数据失去原有分布特征。因此,PMU的安装位置有以下要求:1)每个节点至少与一个PMU安装点关联(或其本身为安装点)。这样才能保证推算得到的正序电压最小幅值所在母线位于故障支路两端。2)特殊地,若某母线只关联一条母线,则其可以不与PMU安装点关联,即为前文定义的第3类节点。这种情况下,如果正序电压推算最小幅值位于该节点,则可能是由上一级线路故障产生的错误值衍生出的另一个错误值,没有参考价值。但由于只关联了一条母线,所以正序电压的次低点一定与故障支路关联,可以改用次低点进行故障选线。
具体的布点算法可以在启发式搜索[12,13,14,15]的基础上结合上文新增的两个限制条件。在电网结构已知的情况下,遍历全网母线搜索最优的安装点,用最少的PMU实现故障选线。
3 故障选线的判据
首先,搜索全网各母线电压(包括推算值和实际值),找到正序电压幅值最低的母线,假设为j,由前文分析可知,该母线与故障支路关联。分别查找与该母线关联的支路作为故障判断集合Ω。利用线路两端电压和导纳,分别计算Ω内每条支路向j传送的有功功率,将该功率设为估计值Pg;分别查找Ω内每条支路的对侧母线(设为k),根据某节点既不能产生功率,也不能消耗功率的自然规律,可得支路有功的实际值Pz为
其中:m为k所关联支路的对侧母线,且m≠j;下标kj和mk表示功率传输方向;PLk表示母线k的注入功率(发电机或负荷)。Ω内各支路有功推算的相对误差可表示为
当故障位置不同时,Ω内支路有功功率的推算有如下对应特征:
A.母线j关联三条及以上支路
1)故障支路两端母线有推算关系时,则全网仅有故障支路的对侧母线电压推算有误。若j为源推算节点(即PMU安装点),根据式(3)和式(5)得故障支路Pg正确,但Pz有误,其余支路Pg和Pz均正确。因此Ω内仅故障支路有功推算相对误差ε明显偏大;若j为被推算节点(即未安装PMU),则同理分析得Ω内仅故障支路推算相对误差小,其余支路误差较大。
2)故障支路两端母线无推算关系时,全网母线电压推算值均正确。所有功率推算值中,仅故障支路的Pg有误,因此,Ω内仅故障支路ε明显偏大。
综上,当母线j关联三条及以上支路时,故障支路为Ω内有功推算相对误差的特殊项,即1大N小中的较大项或1小N大中较小项。
B.母线j关联两条支路
此时Ω内有功推算相对误差不存在特殊项,选线需要辅助判据。由布点方案可知,母线j关联的两条母线(设为a和b)中有且仅有1条为其源推算节点(设为a),此时,分别利用欧姆定律和KCL可得母线j正序电压的两个推算值Va1和Vb1。由图2可知,故障支路的推算值小于实际值,因此,若Va1>Vb1,则故障发生在支路b-j,反之,故障在支路b-j。
C.母线j仅关联一条支路
由前文分析可知,此时j不一定与故障支路关联,应改由正序电压次低的母线进行判断,选线过程同上文A和B。
需要说明的是,不对称故障下电网三相运行状态也不对称,因此虽然理论上任取A、B、C相中的任一相判断即可,但由于三相功率不平衡程度与故障类型有关,所选单相不能保证在各种故障情况下都有较高的判断裕度。为了提高故障选线的准确性和可靠性,可以考虑分别计算A、B、C相功率后叠加,放大故障支路与非故障支路的区别,使得选线在各种故障类型下均有较高的可靠性。
另一方面,发电机和负荷模型是简化的近似模型,在推算过程中,将发电机功率视为恒定,负荷视为恒阻抗。
4 算例仿真
算例采用WEPRI-36节点标准电网测试模型,元件参数采用原电网设计参数,以中国电力科学研究院PSASP软件仿真数据作为实测值,以Matlab编程实现广域后备保护的选线。电网结构如图3。
电网运行于纯交流方式,节点编号不连续,有效母线编号为1~31、33、34、50、51和52,未标出的10、15和17号节点为三绕组变压器中心点虚拟母线。阻抗标幺值约为0.000 1的支路(支路11—25、12—26、12—27、13—28、30—31、29—34、31—33)用于模拟母联开关,不作为输电线路考虑。PMU布点结果如表1所示。
4.1 故障1
在支路22—21之间分别设置故障情况如下:
(a)AB两相相间短路;
(b)AB两相接地短路,过渡电阻0.05;
(c)ABC三相短路。
全网母线正序电压实际值(实线)与推算值(虚线)分布情况如图4。
由图4可知,三种故障情况下正序电压推算最低值均位于21号母线,由图3得,故障判断集合Ω中包含线路16—21、19—21和22—21,图4(a)、图4(b)、图4(c)有功功率推算情况分别如表2所示。
由表中数据分析可知,三种情况下支路22—21有功功率推算相对误差均明显小于其他支路,为推算特殊项,与故障情况相符。
4.2 故障2
支路24—9之间30%处设置B相单相接地故障,过渡电阻标幺值为0.01。全网母线正序电压实际值(实线)与推算值(虚线)分布情况如图5。
全网正序电压推算最低值位于1号母线,由于该母线为前文所述的第三类节点,不能用于故障选线,所以改用次低值所在的24号母线进行判断,如表3所示。
支路9—24有功功率推算相对误差明显小于其他支路,为推算特殊项,与故障情况相符。
4.3 故障3
在支路33—34之间50%处设置A相单相接地故障。图6中实线和虚线分别对应31和34号母线推算33号时的全网正序电压分布。虽然正序电压最低值位于33号母线,但该母线仅关联两条支路,所以有功推算不存在特殊项。由图6数据可知,31号推算到的33号母线正序电压0.932 6大于34号推算的0.575 6,根据上文选线的辅助判据,判定34号为故障支路关联的另一条母线,即故障位于支路33-34,与实际情况相符。
以上算例测试结果表明,本文所研究的保护原理在不同故障支路、不同故障类型(包括单相接地、单相带过渡电阻接地、两相相间、两相带过渡电阻接地、三相短路等)下均能可靠进行故障选线,且能耐受很高的过渡电阻。
5 结论
本文重点研究了利用有限数量的相量测量单元(PMU)装置进行故障选线的方法,在原理方面提出了一些新的思路,总结如下:
1)改进了启发式搜索布点算法。传统的布点算法以PMU数量最少为优化目标,其配置只能用于正常工况下的状态估计,而不足以支持故障选线。本文在原有算法的基础上新增了两个限制条件,只允许末级的发电机或负荷母线不与PMU装置直接相邻,并在布点过程中确定全网各母线之间的推算关系,使得新的配置方案既能监测系统运行状态,又能识别故障元件。
2)在故障情况下,仅应用PMU安装点的实时量测信息,结合支路导纳参数即可完成故障选线的保护算法。传统的SCADA测量装置在故障情况下饱和[16],而高速的PMU数据则不受故障影响,且大大缩短了后备保护的动作时间,使实时监控故障的发展成为可能。
本文研究了基于有限PMU的广域后备保护原理,仅利用少量PMU的实测值即可进行故障选线。WEPRI-36节点的算例仿真验证了该保护原理在不同故障支路和故障类型下的有效性。
摘要：对新型的基于有限数量相量测量单元(PMU)的广域后备保护进行了研究。通过布点算法,在电网相关母线中安装有限的相量测量单元,根据布点算法形成的电压推算关系构成保护区,将故障视为“透明”,利用安装点的实测值推算保护区内其余的母线电压。故障时,根据正序电压幅值分布特征定位故障关联母线,推算该母线关联支路的有功功率,根据相对误差特征选出故障线路。PMU的高速实测数据的引入使得实时故障定位成为可能。算例仿真验证了基于有限PMU的广域后备保护的正确性和有效性。
广域后备保护原理 篇4
关键词：继电保护,广域保护,跳闸策略,断路器,方向权重,元件-断路器关联度向量
0 引言
基于本地信息的后备保护因整定配合复杂、动作时间长等问题，无法满足电网安全运行要求。随着广域同步测量和数字化变电站技术的发展，利用多源信息构成广域保护[1,2,3,4]为解决该问题提供了新思路。
目前，针对广域保护的研究主要集中在构成模式[5,6]、故障识别[7,8,9,10]及跳闸策略[11]3个方面。构成模式是实现广域保护功能的基础，故障识别是广域保护的核心，跳闸策略是广域保护实现的保障，三者缺一不可。现有研究多集中于故障识别，对跳闸策略的研究相对较少。针对有限广域集中式系统结构，文献[12]基于失灵保护提出了有限广域保护系统跳闸策略，在主保护拒动后，避免了大范围切除故障而造成巨额损失。针对分布式广域保护系统结构，文献[13]提出了基于分布分散式的广域保护跳闸策略，该方法通过采用拓扑树搜索的方法划定智能电子设备（IED）的保护范围和信息交互范围，自适应调节保护区域，实现IED动作时断路器跳闸。当某个IED的测量信息无法被其他关联IED获取时，文献[14]指出，该IED所在的2个主保护区域形成后备保护区域，当在后备保护区域内发生故障时首先断开信息丢失的IED处的断路器，再根据主保护区域内其他的IED电气量信息实现纵续跳闸。针对变电站集中式广域保护系统结构，文献[15]在定位了故障元件的基础上，提出了基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法，能够满足变电站近远后备保护跳闸的要求，且不受变电站接线形式和运行方式的影响。
对于有限广域集中式系统结构，文献[12]仅提出了一种跳闸策略的思路，并没有研究具体的动作策略。针对该问题，本文在故障元件已被有限广域集中式后备保护[16]识别的基础上，提出一种基于方向权重的广域后备保护跳闸策略。首先根据网络拓扑和本区域内开关的正序电流相量信息，形成基于方向权重的节点-支路关联矩阵，然后根据故障判别算法的判别结果和开关正序电流相量的监视结果，构造元件-断路器关联度向量，并通过关联度向量识别并跳开关联断路器。仿真结果表明，本方法简化了后备保护配合关系，在各种情况下均可在最小范围内切除故障，同时方法对信息同步要求不高，且具有一定的容错性。
1 基于方向权重的跳闸策略算法
1.1 基于方向权重的节点-支路关联矩阵
根据图论的拓扑理论，可将系统的接线形式抽象为拓扑图G=<V,E>[17]。其中，顶点集V代表系统内被保护的各类节点，包括发电机、母线、变压器和输电线路；边集E代表各节点之间的直接连接状态，直接相连表示为1，不直接相连表示为0。而在电力系统中，各元件间通过开关元件联系，因此，边集E亦可以用开关元件表示。定义电力网络节点-支路关联矩阵A，元素Ai j为：
以图1所示的我国西部某地区330 kV局部电网为例，根据文献[18]有限广域集中式保护分区方案，得到变电站B2为主站，其保护区域如图1中虚线所示。其中，母线、线路、断路器分别用B、L、QF表示，对应的节点-支路关联矩阵A为：
其中，矩阵阶数为13×20；行分别对应变电站B1—B3，以及线路L6—L15；列分别对应断路器QF11—QF30。该矩阵仅反映断路器和系统元件之间的连接关系，由系统拓扑决定，与断路器状态无关。
考虑到开关状态的遥信量可能被错误识别，影响拓扑分析的准确性，并对跳闸序列搜索的正确性产生重要影响，因此，本文借助保护安装处正序电流的相量信息识别拓扑（正序分量在网络正常运行和发生各种类型的故障时均存在）。首先，由区域主机获取本区域内各保护安装处正序电流相量信息αi，再根据节点-支路关联矩阵中断路器的排列顺序，形成正序电流列向量I。
对于信息缺失的断路器处正序电流相量αi，根据基尔霍夫电流定律修正，其修正原则为：当某一断路器处正序电流相量信息缺失时，取归属于同一变电站内非故障母线的所有出线断路器的电流相量之和的负值，或非故障线路对侧断路器的电流相量的负值；当多出线节点缺失2个以上断路器处正序电流相量信息（系统中故障以单重故障为主[16]）时，首先将非故障线路上断路器缺失的信息，取为对侧断路器的正序电流的负值，然后利用基尔霍夫电流定律对故障线路上断路器缺失的信息进行修正。以图1所示的系统中线路L9发生故障为例，当变电站B1的断路器QF15和QF17的信息缺失时，首先将非故障线路L8上的断路器QF15缺失的信息，取为对侧断路器QF16处正序电流的负值；然后利用基尔霍夫电流定律，可得故障线路L9上的断路器QF17缺失的信息为QF14、QF15及QF19处电流和的负值。
将修正后的电流列向量定义为修正正序电流列向量I′，即I′=（α1，α2，…，α19，α20)T。规定电流方向以流入元件为正，以流出元件方向为负，根据修正正序电流列向量I′将节点-支路关联矩阵表示为带方向节点-支路关联矩阵Af。对于图1所示的系统，有：
将修正正序电流列向量I′表示为对角矩阵的形式，即ID=diag（α1，α2，…，α19，α20），则基于方向权重的节点-支路关联矩阵At为：
其中，正负符号代表了流过断路器的电流与元件之间的方向关系，正表示电流流入该元件，负表示电流流出该元件；权重即模值体现了元件与各断路器之间的电气关联程度，0元素表示该断路器与元件之间无电气联系，非0元素代表对应断路器与元件之间有电气联系。在跳闸策略中，方向用于识别断路器与故障元件之间是否存在直接联系，权重用于判断断路器的开关状态。
1.2 广域保护跳闸策略算法
广域保护跳闸策略主要实现近后备保护、远后备保护以及断路器失灵保护这3个基本功能[15]。以图1所示的系统为例，假设各断路器均闭合，当线路L12故障时，由近后备保护跳开的断路器为直接相连的断路器QF23和QF24；当断路器QF23失灵时，由断路器失灵保护跳开的断路器为其他连接在变电站B2出线上的断路器QF12、QF16、QF18、QF21和QF25；当线路L12故障，且变电站B3的直流电源消失时，由远后备保护跳开的断路器为B3出线对端的断路器QF21、QF23、QF28和QF30。因此，为实现不同的保护功能，需构造不同的跳闸策略。
1.2.1 线路故障近后备跳闸策略算法
在保护区内发生故障时，首先由区域主机通过保护算法确定故障元件，形成故障列向量D。D中元素的数目代表区域内保护元件的数目，排列顺序与节点-支路关联矩阵中相同，元素Di定义为：
同时，定义近后备元件-断路器关联度向量Tc:
在图1所示网络中，若线路L11发生故障，变电站B2依据式（5）形成故障列向量D=(0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0)T；并根据式（6）计算得到近后备元件-断路器关联度向量Tc=(0,0,0,0,0,0,0,0,0,0，α21，α22,0,0,0,0,0,0,0,0)T。在向量Tc中，0元素所在的位置代表对应断路器与故障元件之间无直接联系；非0元素α21和α22所在的位置代表对应断路器与故障元件之间有直接联系：当该断路器闭合时，则该断路器为需要断开的关联断路器；当该断路器断开时，则该断路器为不需要断开的关联断路器。文献[19]指出，若流过断路器QFi的电流相量模值αi大于门槛值δ（门槛值δ设置为0.08IN[20],IN为额定电流），则可判定该断路器为闭合状态；反之判定断路器为断开状态。因此，根据α21和α22的电流相量模值与门槛值δ的大小关系即可判断对应断路器的开关状态。
定义运算：X=[Y]，其中X和Y均为1×n的列向量，元素Xi为：
因此，线路近后备跳闸序列向量T可以表示为：
其中，当Ti=1时，断路器QFi为需要断开的关联断路器；当Ti=0时，断路器QFi为不需要断开的关联断路器。
近后备保护动作条件：近后备保护范围内故障，同时检测到本站对应故障元件的主保护或断路器未动作，且超过主保护出口动作时间后就地故障电气量依然存在。动作延时设定为主保护出口动作时间。近后备保护跳闸策略流程图如图2所示。
1.2.2 断路器失灵跳闸策略算法
在保护算法检测出广域保护区内故障后，区域主机根据1.2.1节的算法搜索近后备保护关联的断路器；然后，通过站域主机向需要断开的关联断路器发出跳闸命令，同时对流经它的电流相量进行监视，在断路器熄弧后，若某一需要断开的关联断路器的电流相量模值αi仍恒大于门槛值δ，即判定该断路器失灵。
为反映断路器的失灵信息，此时由区域主机构造断路器失灵列向量S,S中元素的数目代表断路器的数目，其排列顺序与节点-支路关联矩阵中各断路器相同，元素Si可表示为：
当广域保护区内出现断路器失灵情况时，若线路故障，则需跳开与失灵断路器接在同一母线上的所有支路断路器；若母线故障，则需跳开失灵断路器所在线路对侧的断路器。因此，在确定失灵断路器的基础上，为在最小范围内切除故障，需要先搜索失灵断路器两端连接的元件，然后再实现两端元件近后备的跳闸策略。以图1中线路L11发生故障时断路器QF21失灵为例，根据失灵断路器的位置，变电站B2构造断路器失灵列向量为S=(0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T。首先定义失灵元件-断路器关联度向量Mc为：
其中，AS的非零元素表示失灵断路器两端连接的元件。在向量Mc中，0元素所在的位置表示对应断路器与失灵断路器之间无直接联系；非0元素所在的位置表示对应断路器与失灵断路器之间有直接联系。断路器QF21失灵元件-断路器关联度向量Mc=(0，-α12,0,0,0，-α16,0，-α18,0,0,0，-α22，-α23,0,-α25,0,0,0,0,0)T。
参照1.2.1节的分析，通过比较电流相量模值与门槛值δ大小关系即可判断需断开的关联断路器。
根据前面定义的运算X=[Y]，断路器失灵跳闸向量M可表示为：
其中，当Mi=1时，判定断路器QFi是需要断开的关联断路器；当Mi=0时，判定断路器QFi是不需要断开的关联断路器。
断路器失灵保护动作条件：近后备保护范围内故障，近后备保护已发出跳闸命令且等待时间超过近后备加断路器失灵保护动作的最大延时后就地故障电气量依然存在。动作延时设定为主保护动作时间加上断路器跳闸熄弧时间。断路器失灵跳闸策略流程图如图3所示。
1.2.3 变电站及出线远后备跳闸策略算法
当某一变电站直流电源消失时，断路器无法动作跳闸。若出线或变电站内部发生故障时，则需要执行变电站及其出线的远后备跳闸策略。
以变电站B2为主站的保护区域中，若变电站B1内部或出线故障时，区域主机形成的故障向量D=(1,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T，但由于变电站B1直流电源消失，自身无法切除故障，且无法向区域主站上传断路器QF14、QF15、QF17和QF19的电流相量信息，将正序电流列向量对应位置置0，表示为I=（α11，α12，α13,0,0，α16,0，α18,0，α20，α21，α22，α23，α24，α25，α26，α27，α28，α29，α30)T。此时需要实现的跳闸策略为变电站所有出线的断路器失灵保护的跳闸策略[18]，首先搜寻到变电站关联断路器向量G:
其中，当Gi=1时，断路器QFi为变电站出线处的断路器；当Gi=0时，断路器QFi不是变电站出线处的断路器。变电站关联断路器向量G可看作是失灵断路器向量，需要跳开所有和失灵断路器相连的其他断路器。定义远后备元件-断路器关联度向量Nc为：
其中，0元素所在的位置代表对应断路器与故障元件之间无直接联系；非0元素所在的位置代表对应断路器与故障元件之间有直接联系：当该断路器闭合时，该断路器为需要断开的关联断路器；当该断路器断开时，该断路器为不需要断开的关联断路器。对于图1，远后备跳闸初始向量I=(0,0，α13,0,0，α16,0，α18,0，α20,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T。若满足(i=13,16,18,20）大于δ，则断路器QFi为需要断开的关联断路器。
根据定义的运算X=[Y]，则断路器失灵跳闸向量N可以表示为：
其中，当Ni=1时，可判定断路器QFi是此时需要断开的关联断路器；当Ni=0时，即可认为断路器QFi不是此时需要断开的关联断路器。
远后备保护动作条件：远后备保护范围内故障，且等待时间超过近后备加断路器失灵保护动作的最大延时后就地故障电气量依然存在。动作延时设定为主保护动作时间加2个断路器跳闸熄弧时间。远后备跳闸策略流程图如图4所示。
2 仿真验证
以新英格兰10机39节点系统为例，虚线围成部分为以变电站B2为主站的广域保护区域，如图5所示。在仿真系统中，额定功率SN=100 MV·A，额定电压UN=100 k V，额定电流IN=0.577 4 kA，门槛值δ=0.046 2 k A，故障发生在0.3 s，并在0.4 s时切除。在该保护区域中，保护元件为变电站B1、B2、B3、B4、B25、B30、B37以及线路L1-2、L2-3、L2-25、L2-30、L3-4、L25-37；断路器为QF1-2、QF1-39、QF2-1、QF2-3、QF2-25、QF2-30、QF3-2、QF3-4、QF3-18、QF4-3、QF4-5、QF4-14、QF25-2、QF25-26、QF25-37、QF30-2、QF30G、QF37-25、QF37G。
按照上述的保护元件和断路器的排列顺序，形成的带方向的节点-支路关联矩阵Af为：
2.1 线路故障的近后备跳闸策略
以线路L2-3故障为例，形成的故障列向量为D=(0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0)T，各断路器故障前后的正序电流相量及线路近后备元件-断路器关联度向量Tc如表1所示。
利用带方向的节点-支路关联矩阵Af，并考虑到故障后形成的修正电流列向量I′，形成正序电流对角矩阵ID，将表1中数据代入At=AfID、T=[ATtD]，以及由δ=0.0462 k A，可得T=(0,0,0,1,0,0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T，区域主机向断路器QF2-3和QF3-2发出跳闸命令。
2.2 断路器失灵的跳闸策略
以L3-4故障为例，根据1.2.1节，当线路L3-4内部发生故障时，关联断路器序列为T=(0,0,0,0,0,0,0,1,0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T，即QF3-4和QF4-3，当区域主机在0.4 s时发出跳闸命令后，断路器QF4-3的电流仍大于δ，则断路器QF4-3失灵，需要执行断路器失灵算法。故障后及跳闸后各断路器的正序电流相量及失灵元件-断路器关联度向量Mc如表2所示。然后，形成断路器失灵列向量T=(0,0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T，可以看出，断路器QF4-14的信息缺失，由于B4未发生故障，根据基尔霍夫电流定律，修正后的断路器QF4-14的正序电流相量为9.6697-j0.5085 kA，将表2中各断路器跳闸后的正序电流列向量的数据代入M=[AtTAS]以及由δ=0.046 2 kA，可得M=(0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,1,1,0,0,0,0,0,0,0)T，区域主机向断路器QF4-5和QF4-14发出跳闸命令。
2.3 变电站及出线的远后备跳闸策略
以变电站B2内部发生故障时，由于直流电源消失而不能切除故障为例，满足广域保护附加判据，形成故障列向量D=(0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T，故障前后各断路器的正序电流相量及区域远后备元件-断路器关联度向量Nc如表3所示。
由表3可以看出，断路器QF25-2在故障前后正序电流相量均为0，可知断路器QF25-2为断开状态。将表3中正序电流列向量的数据代入G=ATD、N=[ATtATD]，以及由δ=0.046 2 k A，可得N=(1,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0)T，则区域主机向断路器QF1-2、QF3-2和QF30-2发出跳闸命令。
3 结论
本文提出了一种基于方向权重的跳闸策略，该方法具有如下特点：
a.采用正序电流相量的模值，而非该时刻的瞬时值，因此无需各区域子站上传的信息完全同步；
b.跳闸算法能够准确识别出各种情况下本区域需要跳开的断路器，并在最小范围内切除故障；
广域后备保护原理 篇5
潮流转移是使电网发生连锁跳闸现象的重要诱因,若不及时采取有效的抑制措施将导致电网发生大停电事故,严重威胁电力系统的安全稳定运行[1,2,3,4]。在此研究方向上国外起步较早,建立了与大停电相关的连锁故障模型,并指出在潮流转移情况下,后备保护的过负荷误动是引发连锁跳闸的重要原因[5,6,7]。为解决这一问题,近年来在研究中引入了图论的相关知识,提出了输电断面的概念[8],通过划分输电断面来快速搜索受潮流转移影响的过负荷支路,如文献[9]研究了基于转移潮流灵敏度因子的潮流转移识别方案;文献[10]根据实际电网结构利用图论知识生成有向图,建立送端节点-送电支路邻接表,计算支路开断分布因子,识别受潮流转移影响较大的线路;文献[11]利用图论将电网拓扑图划分为多个广义潮流转移区域,将区域外节点与其相应的区域连接割点等效为虚拟母线,使计算范围从全网简化到过载线路所属的广义潮流转移区域;文献[12]给出了用于评价支路受潮流转移影响程度的过载严重度指标;文献[13]通过预测线路故障时间和概率的方法来识别潮流转移的发生。上述研究简化了复杂的网络计算,能够快速识别系统中受潮流转移影响的区域,但并没有从后备保护角度解决过负荷误动的问题。
广域测量系统(Wide Area Measurement System,WAMS)的出现和发展[14,15,16],为电力系统的安全稳定与保护控制研究开辟了新的数据来源和分析角度,也为从后备保护角度解决与潮流转移相关的问题提供了新的思路,如文献[17-18]根据估算发生潮流转移后电网中潮流分布的潮流转移因子来判别后备保护是否会发生过负荷误动;文献[19]研究了系统振荡对潮流转移过负荷识别的影响,分析了过负荷、系统振荡和故障的特点;文献[20-21]通过划分维持系统生存性所必需的关键元件和网络结构来定义系统的关键线路,对关键线路上的后备保护采用过负荷闭锁的方法来防止其误动;文献[22]结合模型量化、平均功率角和潮流转移灵敏度来界定潮流转移的影响区域。上述研究的重点偏向于过负荷线路识别,对于后备保护的过负荷误动采用选择性闭锁来解决。若将线路承受转移负荷定义为一种特殊的运行状态,则在此运行状态下后备保护尚缺乏一套详细的整定方案。
针对当前的研究现状,本文提出了一种能够应对潮流转移情况的距离后备保护整定方案。该方案基于广域保护系统,实现流程如图1 所示。首先广域保护系统实时同步信息主站上传至调度中心的WAMS数据,利用电力系统同步相量测量装置(Phasor Measurement Unit,PMU)可测幅值与相角的特点,将测量值快速归算为与保护整定相关的视在阻抗值;然后根据线路视在阻抗的变化幅度确定线路所承受的转移负荷比例,针对线路不同的过负荷状态进行与之对应的后备保护整定值调整,既防止过负荷线路上的后备保护发生误动,又使后备保护保有正确识别短路故障的能力;最后将整定信息与负荷波动情况上传至调度中心,为调度中心进行负荷控制提供辅助决策,并依据调度中心的决策进一步调整后备保护的整定值,直至线路恢复正常的负荷输送状态。所提方法计算规模较小,具有良好的可靠性与灵敏性,同时通过调度中心能够与故障定位、负荷控制等成熟方法友好关联,具有良好的现实意义。
1 利用广域信息进行保护整定归算
从图2 所示的二端口等效模型来计算作为系统条件函数的视在阻抗ZR。设UR和IR是ES和EU的线性函数,则有
其中
是一个复常量矩阵,M中的元素为短路参数,因为它们定义在ES或EU为0 的基础上,如式(3)、式(4)所示。
根据式(1)可以计算出继电器处阻抗为
将式(5)上下同除以EU,然后整理为只含有1项ES/EU的形式:
将式(6)中的复参数进行定义,其中阻抗参数定义为
无量纲参数定义为
将式(7)、式(8)代入式(6)可得
为了将式(9)中的复参数写为幅值与相角的形式,进行如下定义:
根据式(10)可以将式(9)改写为
式(11)中的各个元素均可通过信息主站上传的PMU数据快速得到,为后备保护的在线整定提供了先决条件。
2 距离后备保护的过负荷界限
线路过负荷会导致保护安装处的视在阻抗减小,使视在阻抗落入整定圆中,造成保护误动。为了消除这种误动,考虑将整定圆按照某种比例关系进行收缩,躲开过负荷对保护的影响。整定圆的收缩需要满足以下两个条件:
1) 线路承受过负荷后,保护安装处视在阻抗幅值减小,视在阻抗相角会发生小幅度的变化。当视在阻抗落入整定圆中将会引起保护的误动。整定圆的收缩应确保视在阻抗落在整定圆外。
2) 线路承受的过负荷越多,整定圆需要进行的收缩幅度越大。当整定圆收缩到一定程度时将会出现无法识别短路故障的情况。整定圆的收缩应确保故障阻抗落在整定圆内。
如图3 所示,为正常运行状态时的视在阻抗,对应相角为φ1;为线路承受转移负荷后的视在阻抗,对应相角为φ2;为距离保护Ⅲ段初始整定阻抗,对应相角为θ ;为距离保护Ⅲ段收缩后的整定阻抗,对应相角为θ ;为最大短路阻抗,在后备保护覆盖的范围内短路点距保护安装处最远时求出,对应相角为α 。根据整定圆收缩需要满足的两个条件,当均落在整定圆上时为临界状态。
已知
式中:为初始整定值;可以通过PMU数据得到;可以通过故障计算得到。
首先推导过负荷前后视在阻抗的关系。线路过负荷可以等效为接入一个新增的注入电流源。只考虑幅值关系,线路的过负荷可以近似地用视在阻抗幅值的波动来表示,设P1为正常状态,P2为过负荷状态(承受正常状态n%的过负荷),则满足如下关系:
根据图3 所示则有
式(14)中OB的值为
根据式(14)、式(15)可以求出OD的值为
然后根据临界条件,求解能够识别故障的最小整定圆Zset2。图3 中△OCE为直角三角形,按照角度关系求解OE为
图3 中△ODE为直角三角形,按照角度关系求解OD′的值为
根据临界条件,负荷阻抗ZR2要落在整定圆Zset2外需要满足
考虑到过渡电阻与测量误差的影响,为确保可靠性整定圆保留30%的裕度,则式(20)应改写为
根据式(16)可知,OD为关于n的减函数,因此在式(21)取等号时n有最大值。将n的最大值定义为距离后备保护整定的过负荷界限μ:
距离后备保护整定值的自适应调整应以过负荷程界限μ为标准,在界限上下采取相对应的调整法。
3 潮流转移后距离后备保护的整定方案
根据上文所述,潮流转移后距离后备保护的整定分为过负荷界限内整定和过负荷界限外整定两部分。
3.1 过负荷界限内调整方法
过负荷界限内的整定采用比例收缩的方式,如图4 所示。
取负荷阻抗落在整定圆上的临界状态,整定圆的收缩满足如下比例关系:
OA可由初始整定值求出。
图4 中△OCA为直角三角形,按照角度关系求解OC为
OD根据式(16)可以求出。将OC、OD代入式(23)可得
令
则式(26)可以简写为
式(28)中OA为原整定圆直径,OE为新整定圆直径。为确保整定圆躲开负荷阻抗不发生误动,在临界状态下取10%的裕度,可得调整系数为
根据式(29)可以快速求解收缩后的整定值Zset2为
3.2 过负荷界限外调整方法
过负荷界限内的整定采用橄榄收缩的方式,如图5 所示。
考虑保留最多的整定圆范围,在原整定值Zset1的基础上进行橄榄形收缩,在临界状态下求解橄榄形需要收缩的角度为
根据式(31)计算出的ф 为临界角,应乘以可靠系数k(k>1.2)来确定动作区域,从而确保ZR2落在动作区域外。因此过负荷界限外整定的最终结果为
3.3 整定方案实现流程
距离Ⅲ段作为线路的后备保护其动作时间与距离Ⅰ段相比具有0.5 s的时延,因此为了应对潮流转移带来的负荷波动,距离Ⅲ段整定值的调整过程要求在0.5 s内完成。基于WAMS的保护系统能够实时同步调度中心的PMU数据,根据网络拓扑确定每个继电器的保护范围,进而在0.5 s内快速完成后备保护整定值的调整。调整完成后将保护配置信息上传至调度中心,为调度中心的决策提供辅助信息,实现调度控制中心与就地保护装置相互配合的调整方案。具体流程如图6所示。
4 算例分析
4.1 新英格兰10 机39 节点系统
采用新英格兰10 机39 节点系统对本文所述距离后备保护整定方案进行验证分析,系统的单线图及其支路编号如图7 所示。
4.2 距离后备保护整定值调整过程
设系统在T1 时刻突然切除正常运行中的线路11,然后以线路10 上距离继电器为例进行后备保护的重新整定。
将同步接收的PMU数据实时归算为继电器处的视在阻抗,线路10 靠近母线8 处继电器在T1 时刻前后视在阻抗分别为ZR1=30.515 4+5.629 2i 、ZR2=14.213 8+3.473 8i;由于相邻线路发生开断,判定为潮流转移状态,根据式(13)计算负荷波动为n=112.069 2,可见线路10 承受112.068 2%的转移负荷,超过了距离Ⅲ段的整定裕度,需进行整定值调整。
线路10 上靠近母线8 处继电器作为后备保护覆盖至线路5。设T2 时刻线路5 靠近母线3 处发生单相接地短路,此时该继电器处有最大短路阻抗ZF=13.131 9+6.903 2i;根据式(22)计算过负荷界限为μ=114.389 0;由于n<μ,采取过负荷界限内整定方法,根据式(27)、式(29)求解调整系数为Kz=0.676 0,读取原整定阻抗Zset1=11.634 0+31.963 0i,根据式(30)求出调整后的整定阻抗Zset2=7.867 0+21.612 0i,至此完成整定调整。采用BPA进行仿真计算,线路10 功率波动如图8 所示,整定圆收缩过程如图9 所示,T1 时刻之前视在阻抗落在整定圆Zset1外,T1至T2 时刻之间视在阻抗落在收缩后的整定圆Zset2外,T2 时刻后视在阻抗为故障阻抗,落在整定圆Zset2内。
为验证界限外整定方法,需要在线路11 切除后进一步加大线路10 的过负荷程度。设系统在T3 时刻切除线路14,此时母线7、母线8 所带的负荷均需通过线路10 传输,相关线路上的负荷进一步向线路10 发生转移。线路10 靠近母线8 处继电器在T3时刻后视在阻抗为ZR2=13.2138+3.7738i;由于相邻线路发生开断,判定为潮流转移状态,根据式(13)计算负荷波动为n=125.804 0。
设T4 时刻线路5 靠近母线3 处发生单相接地短路, 此时该继电器处有最大短路阻抗ZF=12.055 6+6.926 1i;根据式(22)计算过负荷界限为μ=123.671 0;由于n>μ,采取过负荷界限外整定方法,根据式(33)求解收缩角度为φ=12.731º;取可靠系数k=1.2,代入式(34)求解整定圆收缩为橄榄形后的临界角为73.449º,至此完成整定调整。采用BPA进行仿真计算,线路10 功率波动如图10 所示,整定圆收缩过程如图11 所示,T1 时刻之前视在阻抗落在整定圆Zset1外,T1 至T3 时刻之间视在阻抗落在收缩后的整定圆Zset2外,T3 至T4 时刻之间视在阻抗落在进一步收缩后的整定圆Zset3外,T4 时刻后视在阻抗为故障阻抗,落在整定圆Zset3内。
进一步验证该整定方法与调度中心负荷控制的相互配合。在T1 时刻线路11 切除后,线路10承受大量的转移负荷,调度中心通过紧急控制措施来减小线路10 的过负荷程度。设系统在T5 时刻切除线路13,此时母线7 所带的负荷与系统分离,减小了线路10 的负荷输送要求,因此线路10 上的负荷向相邻线路发生了转移,线路10 上负荷减小。线路10 靠近母线8 处继电器在T5 时刻后视在阻抗为ZR2=18.042 2+3.418 6i;由于相邻线路发生开断,判定为潮流转移状态,根据式(13)计算负荷波动为n=68.980 2。
设T6 时刻线路5 靠近母线3 处发生单相接地短路, 此时该继电器处有最大短路阻抗ZF=11.414 7+11.012 3i;根据式(22)计算过负荷界限为μ=164.647 0;由于n<μ,采取过负荷界限内整定方法,根据式(27)、式(29)求解调整系数为Kz=0.921 0,读取原整定阻抗Zset1=11.634 0+31.963 0i,根据式(30) 求出调整后的整定阻抗Zset2=10.713 0+29.432 0i,至此完成整定调整。采用BPA进行仿真计算,线路10 功率波动如图12 所示,整定圆收缩过程如图13 所示,T1 时刻之前视在阻抗落在整定圆Zset1外,T1 至T5 时刻之间视在阻抗落在收缩后的整定圆Zset2外,T5 至T6 时刻之间视在阻抗落在放大后的整定圆Zset3外,T6 时刻后视在阻抗为故障阻抗,落在整定圆Zset3内。
从图9、图11、图13 中可以看到在线路负荷发生变化时该整定调整方法的收缩过程。T1 时刻后视在阻抗落在了Zset1内,整定圆收缩为Zset2后消除了误动,如图9 所示;T3 时刻后,视在阻抗落在了Zset2上,整定圆收缩为橄榄形Zset3后消除了误动,如图11 所示;T5 时刻后,故障阻抗落在了小圆外,整定圆放大为Zset3后恢复了识别故障的能力,如图13 所示。经过整定调整,确保了距离保护Ⅲ段不会发生误动,同时保有正确识别短路故障的能力。
5 结论
本文利用WAMS可测幅值与相角的特点,通过PMU的测量值快速计算线路的视在阻抗值,建立了线路视在阻抗的变化幅度与距离后备保护整定的对应关系,针对线路不同的过负荷状态进行与之对应的后备保护整定值调整,既防止过负荷线路上的后备保护发生误动,又使后备保护保有正确识别短路故障的能力。
在后备保护整定调整的过程中,将整定信息与负荷波动情况实时上传至调度中心,为调度中心进行负荷控制提供辅助决策,并依据调度中心的决策进一步调整后备保护的整定值,直至线路恢复正常的负荷输送状态。所提方法通过调度中心能够与故障定位、负荷控制等成熟方法友好关联,具有良好的现实意义。仿真结果验证了该方案的有效性。
摘要：电网中发生潮流转移现象后,受影响的输电线路会承受大量的转移负荷,进入过负荷运行状态。距离保护后备段的整定要求躲开线路正常运行时的最小负荷阻抗,因此潮流转移带来的线路过负荷将会对距离保护后备段带来显著影响。针对这一情况,提出了一种能够应对潮流转移情况的距离后备保护整定方案。该方案基于广域保护系统,利用WAMS可测幅值与相角的特点快速计算线路的视在阻抗值。然后根据线路视在阻抗的变化幅度确定线路所承受的转移负荷比例,针对线路不同的过负荷状态进行与之对应的后备保护整定值调整,既防止过负荷线路上的后备保护发生误动,又使后备保护保有正确识别短路故障的能力。最后将整定信息与负荷波动情况上传至调度中心,为调度中心进行负荷控制提供辅助决策,并依据调度中心的决策进一步调整后备保护的整定值,直至线路恢复正常的负荷输送状态。以新英格兰10机39节点系统为样例,采用BPA仿真验证了该方案的有效性。
广域后备保护原理 篇6
电网扩大与复杂化以及智能电网建设对电力系统继电保护尤其是后备保护提出了更高的要求。传统后备保护一般采用阶段式距离保护或零序过电流保护,存在整定复杂、动作速度慢、选择性差、不能适应复杂运行方式变化等固有缺陷。另外,传统远后备保护都是根据本地电气量信息动作于跳开固定断路器,当某处故障时,将有很多套远后备保护启动,各后备保护间缺乏协调。当远后备选择性不能满足,只采用近后备方式时,必须装设断路器失灵保护。但传统失灵保护存在一个突出问题:其跳闸逻辑是固定的,不能随着母线运行方式自动适应,当运行方式变化时,需要人工倒换出口压板。这些都是因为面向单元式的传统后备保护只利用了被保护元件的有限信息,而没有引入与其有后备关系的元件信息、保护动作信息,难以利用整个电网信息来做出最小范围切除故障的保护动作策略。
目前国内外学者提出了多种广域信息下的后备保护理论[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12],这些后备保护研究主要侧重于综合利用广域信息确定故障元件位置的原理算法及讨论相应的系统构成,而对于具体切除故障的保护动作策略却讨论较少。文献[13]提出符合广域后备保护配合要求的保护跳闸策略的思想,但没有给出具体情况下需要跳开断路器的搜索方法。
文献[1,2]从简化现有电力元件继电保护配置方式和定值配合出发,提出了由现有主保护加变电站集中式后备保护的配置方式。变电站集中式后备保护功能丰富,不仅要求实现快速的近后备保护和断路器失灵保护,在相邻变电站直流电源消失情况下,还要能提供远后备保护。由于故障位置的不同,近后备保护、断路器失灵保护及远后备保护需要跳开的断路器是不同的,另外变电站内主接线形式多种多样,运行方式也不同,如何寻找既能切除故障又使停电范围最小的断路器跳闸序列变得非常复杂又十分必要。本文是文献[1,2]的后续跳闸策略研究,结合实际问题,提出了一种基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法,并结合该方法详细阐述了集中式后备保护系统的跳闸策略。集中式后备保护根据故障元件位置、保护状态及断路器状态来执行相应跳闸策略,由于不需要与其他后备保护存在时限配合,能实现快速和最小范围的故障隔离。
1 基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法
1.1 问题的提出
集中式后备保护跳闸策略的目标是保证故障切除并且使得停电范围最小。对图1所示的简单输电系统来说,可以很直观地决策出各种情况下需要跳闸的断路器。图中,B1～B6为母线,与变电站1～6一一对应;CB1～CB12为断路器;L1～L6为线路。
例如L3故障,主保护拒动时,B3和B4处后备保护系统应该分别向CB5和CB6发跳闸命令,实现近后备,即CB5和CB6属于近后备跳闸断路器;当CB5失灵时,B3处后备保护系统应该向CB4,CB7发跳闸命令,实现断路器失灵保护,同样当CB6失灵时,B4处后备保护系统应该向CB10,CB11发跳闸命令。因此,CB4,CB7,CB10,CB11为断路器失灵跳闸断路器。当L3故障且B3直流电源消失时,需要跳开CB3和CB8实现远后备保护,而B4直流电源消失时,需要跳开CB9,CB10,CB12实现远后备。即CB3,CB8,CB10,CB12属于远后备跳闸断路器。因此,在L3故障时,近后备、断路器失灵和远后备需要跳开的断路器如图2所示。
对于一个简单的输电系统来说,断路器跳闸序列的搜索是显而易见的。但实际的电网非常复杂,变电站主接线形式很多,也较灵活,寻找满足集中式后备保护系统多功能需求的跳闸序列的过程很复杂,而将Petri网应用于断路器跳闸序列搜索,不仅能准确找到各种情况下需要跳闸的断路器,而且对变电站主接线形式有很好的适应性。
1.2 Petri网基本理论
一个基本的Petri网结构N是一个五元组,即N=(P,T,K,α,β)。其中,P={P1,P2,…,Pm}(m>0)是库所(Place)节点的有限集合,每个库所用一个圆圈“○”表示;T={T1,T2,…,Tn}(n>0)是变迁节点的有限集合,每个变迁用一根竖线“|”表示;K={K1,K2,…,Km}(m>0)是库所节点中初始托肯的有限集合,用黑点“·”表示;α与β分别表示库所到变迁和变迁到库所的加权有向弧[14]。
对于图1所示的简单输电网络,将断路器看成库所节点,线路和母线看成变迁节点,本文不考虑库所与变迁之间的有向弧方向,即每条弧都可以看成是双向的。因而建立相应的Petri网如图3所示。
Petri网是一个静态的网络,但托肯的传递却是一个动态的过程,网络的动态特性可通过变迁的点火触发体现出来,变迁的点火可造成托肯在系统中重新分配。Petri网的结构以及变迁的点火触发可用矩阵运算描述,主要包括关联矩阵A、库所状态向量M和变迁点火向量C。
关联矩阵A描述了Petri网的拓扑结构,行对应库所,列对应变迁,元素取值为:
图3所示Petri网对应的关联矩阵A为:
矩阵中行对应的库所分别为CB1～CB12;矩阵中列对应的变迁分别为:B1,L1,B2,L2,…,B6,L6。
库所状态向量M表示库所中托肯的标示状态。一般认为,“1”表示库所中存在托肯,“0”表示库所中不存在托肯。
变迁点火向量C表示变迁节点的点火情况。当某个变迁节点被激活时,变迁点火向量对应该节点的元素赋值“1”,否则为“0”。
它们三者存在如下关系:
式中:M0为初始库所状态向量;M1为一级库所状态向量。
1.3 基于Petri网断路器跳闸序列搜索方法
以图1中线路L3发生故障为例来说明断路器跳闸序列搜索方法。
故障发生前,没有需要跳开的断路器,则初始库所状态向量M0为:
线路L3故障情况下,可以得到其对应的初始故障位置向量(即初始变迁点火向量)为:
C0= (5)
由C0,A计算可得一级库所状态向量M1为:
M1=M0+C0AT=
(6)
M1表示经过一次传递后哪些库所包含托肯,可知一次传递后CB5和CB6中包含托肯。本次获得托肯的库所正对应近后备保护所需要跳闸的断路器,因此可以定义M1为近后备断路器跳闸向量。
而一次变迁点火向量C1又由向量M1可得:
C1=M1A=
(7)
C1中各元素的含义为:
可知,变迁B3,B4是第1次被点火触发。
同理,可以得到二级库所状态矩阵M2为:
M2=M1+C1AT=M1+M1AAT=
(9)
M2中各元素的含义为:
从M2可知:CB4,CB7,CB10,CB11刚获得托肯,正对应断路器失灵所需要跳开的断路器。可以定义M2为断路器失灵断路器跳闸向量。
需要说明的是,在计算断路器失灵断路器跳闸向量时,只是考虑CB5和CB6都失灵时需跳开的断路器,并没有区分CB5和CB6分别失灵时需跳开的不同断路器。要做到区分很容易,例如当后备保护系统判断出是CB5失灵时,只需修改向量M1′:
再计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:
M2=M1+M1′AAT=
(12)
可以得出CB4和CB7为CB5失灵时需要跳开的断路器。同样可以知道CB10,CB11为CB6失灵时需要跳开的断路器。
重复上面的计算过程,可以得到M3:
M3=M2+C2AT=M2+M2AAT=
(13)
从M3可知:CB3,CB8,CB9,CB12刚获得托肯,正对应远后备需要跳开的断路器。可以定义M3为L3故障时的远后备断路器跳闸向量。
2 集中式后备保护系统跳闸策略
2.1 集中式后备保护系统运行流程
变电站集中式后备保护切除故障的过程主要包括以下3个步骤:
步骤1:在故障发生前,集中式后备保护系统先要对各变电站之间的网络拓扑及站内元件的连接关系进行实时搜索。根据各站间的网络拓扑结构形成反映各变电站之间连接关系的站间Petri网模型,得到站间关联矩阵Anet;根据站内的主接线形式形成反映站内各元件连接关系的站内Petri网模型,得到实时的站内关联矩阵Asub。
以图4所示的电网简单说明。该输电系统包括5个变电站,分别为变电站Ⅰ～Ⅴ,各变电站主接线形式也不一样,包含单母线接线、双母线单分段接线、双母线接线、3/2接线等典型接线方式。
站间Petri网模型如图5所示,可以得到相应的站间关联矩阵Anet如式(14)所示。
在矩阵Anet中,行分别对应断路器:Ⅰ01,Ⅰ02,Ⅰ03,Ⅱ01,Ⅱ02,Ⅲ03,Ⅲ04,Ⅲ5,Ⅲ06,Ⅳ01,Ⅳ02,Ⅴ02,Ⅴ03,Ⅴ04;列分别对应变电站Ⅰ～ Ⅴ及线路L1～L7。
以变电站Ⅲ来说明如何形成站内关联矩阵Asub。该变电站为双母线单分段接线方式。先假设站内断路器全投入运行,于是相应的站内Petri网模型如图6所示,此时站内关联矩阵Asub3如式(15)所示。
该矩阵中行分别对应CB1～CB9;列分别对应母线B1～B3和线路L1～L4。
在图4所示变电站Ⅲ中,断路器8处于退出运行状态,即可以得到实时的断路器状态序列为R=[1,1,1,1,1,1,1,0,1。然后用R与矩阵Asub3的每一列进行“与”运算,便可以得到反映实时网络拓扑的关联矩阵Asub3(t),如下式所示。
步骤2:故障发生后,集中式后备保护感知故障,实时获取广域信息,执行故障判别算法确定故障元件位置,然后根据故障位置形成初始故障位置向量C0。
步骤3:根据故障元件位置、保护动作信息、断路器状态信息实时计算包括近后备保护、断路器失灵保护及远后备保护本站需要跳开的断路器,当满足动作条件时向相应断路器发跳闸命令。
如果将包含故障元件或与故障元件相邻的变电站选为近后备站,而与近后备站相邻的变电站则被选为远后备站。如图4中 L3故障,{Ⅲ,Ⅴ}为近后备站,{Ⅰ,Ⅱ,Ⅳ}为远后备站。近后备站需要执行近后备保护加断路器失灵保护功能,而远后备站则只执行远后备保护功能,因此近后备站和远后备站的跳闸策略是不一样的。下面将结合实例对跳闸策略进行详细分析。
2.2 近后备保护跳闸策略
若集中式后备保护系统判断出故障在其近后备保护范围内(即本站为近后备站),则根据本变电站的站内Petri网模型,自动决策出近后备保护需要跳开的断路器。在满足动作条件时,向相应的断路器发跳闸命令。
近后备保护动作条件是:(近后备保护范围内故障)∩(检测到本站对应故障元件的主保护或断路器未动作)∩(超过主保护出口动作时间就地故障电气量依然存在)。
考察变电站Ⅲ的近后备跳闸策略。站内Petri网的关联矩阵Asub3(t)如式(16)所示。如果L3故障,可以得到初始的故障位置向量为:
则近后备断路器跳闸向量M1为:
即Ⅲ05为近后备跳闸断路器。变电站Ⅲ将监视Ⅲ05处的故障电流,当超过主保护出口动作时间仍没有收到主保护出口跳闸信息并且Ⅲ05处故障电流依然存在,则立即向Ⅲ05发跳闸命令。
同样,如果变电站Ⅲ的母线B2故障,则初始故障位置向量为:
计算近后备断路器跳闸向量M1为:
即Ⅲ02,Ⅲ05,Ⅲ09为变电站Ⅲ中母线B2故障下的近后备跳闸断路器,当判断出母线B2对应的主保护拒动时,将向这些断路器发跳闸命令。
2.3 断路器失灵保护跳闸策略
当发生断路器失灵时,将根据本变电站的站内Petri网模型决策出本站中与失灵断路器相邻的所有断路器,当满足动作条件时,立即向相应断路器发跳闸命令。
断路器失灵保护的动作条件是:(近后备保护范围内故障)∩(近后备保护已发出跳闸命令)∩(等待时间超过近后备动作最大延时)∩(就地故障电气量依然存在)。近后备动作最大延时一般可以认为是主保护动作时间加上断路器跳闸熄弧时间。
下面分别讨论线路故障断路器失灵和母线故障断路器失灵时集中式后备保护的跳闸策略。
1)线路故障断路器失灵
例如图4中的线路L3故障,断路器Ⅲ05失灵。可以得到初始的故障位置向量C0和近后备断路器跳闸向量M1为:
计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:
M2=M1+M1Asub3(t)ATsub3(t)=
(23)
即Ⅲ02和Ⅲ09属于断路器失灵跳闸断路器,集中式后备保护立即向Ⅲ02,Ⅲ09发跳闸命令实现断路器失灵保护。
2)母线故障断路器失灵
母线故障断路器失灵又可以分为线路侧断路器失灵和母联断路器失灵2种。
如果是线路侧断路器失灵,例如变电站Ⅲ的母线B2故障,断路器Ⅲ05失灵。初始的故障位置向量C0和近后备断路器跳闸向量M1为:
同时得到修正的M1′为:
然后计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:
M2=M1+M1′Asub3(t)ATsub3(t)=[0 2 0 0 3 0 0 0 2](27)
从M2可以得知:在断路器Ⅲ05失灵时,在本站没有断路器属于断路器失灵跳闸断路器。事实上,在变电站Ⅲ母线B2故障,Ⅲ05失灵时,需要跳开Ⅲ05所在线路的对侧断路器,即Ⅴ02。这将由变电站Ⅴ所在的集中式后备保护系统由远后备保护来切除。
如果是母联断路器失灵,比如变电站Ⅲ的母线B2故障,断路器Ⅲ09失灵。此时修正的M1′为:
计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:
M2=M1+M1′Asub3(t)ATsub3(t)=[1 2 1 0 2 0 1 0 3](29)
即Ⅲ01,Ⅲ03,Ⅲ07属于断路器失灵跳闸断路器,集中式后备保护系统将立即向这些断路器发跳闸命令。
2.4 远后备保护跳闸策略
若集中式后备保护判断出故障在其远后备保护范围内故障(非近后备保护范围内,即本站为远后备站),则根据站间Petri网模型,决策出本站实现远后备保护需要跳闸的断路器,在满足动作条件时,向相应的断路器发跳闸命令。
需要远后备保护的情况主要有2种:①下级变电站直流电源消失,断路器因为失去操作电源而无法切除故障;②下级变电站的母线故障,而线路侧的断路器失灵。
远后备保护动作条件是:(远后备保护范围内故障)∩(等待时间超过近后备加断路器失灵保护动作的最大延时)∩(就地存在故障电气量)。近后备加断路器失灵保护动作的最大延时一般可以认为是主保护动作时间加2个断路器跳闸熄弧时间。
以图4中线路L3故障,而变电站Ⅲ的直流电源消失来说明远后备保护的跳闸策略。站间Petri网模型的关联矩阵Anet如式(14)所示,形成初始故障位置向量C0:
依次进行以下计算可以得到远后备断路器跳闸向量M3。
即在L3故障情况下,Ⅰ02,Ⅰ03,Ⅱ02,Ⅳ01,Ⅳ02为远后备跳闸断路器。当等待延时超过近后备加断路器失灵保护动作的最大延时后,变电站Ⅰ的集中式后备保护系统监视断路器Ⅰ02和Ⅰ03处仍存在故障电流,立即向Ⅰ02和Ⅰ03发跳闸命令。同理变电站Ⅱ将向Ⅱ02发跳闸命令,变电站Ⅳ将向Ⅳ01和Ⅳ02发跳闸命令。
3 结语
为了适应智能电网建设对继电保护提出的高要求,广域后备保护系统成为研究热点,本文着重研究了适应变电站集中式后备保护的跳闸策略。基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法,不仅能准确判断出变电站集中式后备保护在实现近后备、断路器失灵及远后备保护情况下本站需要跳开的断路器,而且对变电站主接线形式及运行方式有很好的适应性。
摘要：智能电网建设迫切要求继电保护尤其是后备保护具有更好的适应性,文中在故障位置已被变电站集中式后备保护诊断出来的基础上,研究后备保护自适应最小范围隔离故障的方法。提出的基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法能正确找出变电站集中式后备保护在实现近后备保护、断路器失灵保护及远后备保护情况下需要跳开的断路器,且对变电站主接线形式及运行方式有很好的适应性。集中式后备保护系统根据故障元件位置、保护状态及断路器状态来执行相应的跳闸策略,能实现快速和最小范围的故障隔离。
具有容错性能的广域后备保护算法 篇7
随着电网结构日趋复杂,运行方式日益灵活,传统只根据保护安装点或保护安装本地量电气信息来进行决策和判断的后备保护暴露了越来越多的缺陷[1,2,3,4,5]:传统的后备保护一般采用阶段式距离保护或零序过电流保护[6],通过定值和时间的配合来保证选择性,动作速度慢,当运行方式变化时,为保证远后备保护的选择性,保护人员的定值计算工作量巨大,在超高压电网中甚至无法配合;另外,每一元件上都配备多种后备保护,使得保护构成复杂,成本提高。因此在广域信息具备的情况下,从整个电网安全的角度出发,有必要重新审视后备保护的配置原则和构成原理。
目前,国内外学者提出了多种广域信息下后备保护理论,主要有基于纵联比较原理的广域后备保护、广域电流差动后备保护、集合保护及后备保护专家系统等[7,8,9,10,11,12,13,14]。文献[1]从简化现有电力元件继电保护的配置方式和定值配合出发,提出了一种由现有主保护加变电站集中式后备保护的配置方式。这种主—后备保护的配置模式不仅简化保护配置,而且后备保护不再使用阶段式配合原理。
变电站集中式后备保护与其他广域后备保护理论一样都需要收集保护范围内多个测点的信息,为了能准确、快速地进行故障判断,对远方信息可靠性的要求很高。尽管随着广域测量系统(WAMS)的完善和变电站光纤化的普及,传输信息由于装置或通道故障等原因仍可能出现如下情况:(1)保护单元失效或误判;(2)部分信息丢失;(3)部分信息错误。信息采集的广域性决定了广域继电保护算法必须具有极高的容错性能,这应该成为广域保护理论基础研究的重点。
本文提出了一种高容错性的广域后备保护算法,用于变电站集中式后备保护。集中式后备保护系统根据保护范围内故障距离信息和故障方向信息准确判断故障位置。该算法需要信息量少,原理简单可靠,在存在信息缺失甚至信息错误情况下仍具有很好的适应性,可极大提高后备保护系统的性能。
1 变电站集中式后备保护系统功能及结构
集中式后备保护系统安装在变电站内,为本变电站所有元件提供近后备,还要为相邻变电站元件提供远后备,因此,每个变电站保护范围分为2个部分:(1)近后备保护范围,包括该变电站内所有母线和直接出线;(2)远后备保护范围,包括直接出线的对端母线以及与对端母线所连的所有线路。
独立的后备保护系统除采集本变电站元件的电压信息、电流信息、断路器状态信息及主保护动作信号外,还收集相邻变电站及由其转发的次相邻变电站的故障方向信息和故障距离信息、断路器状态信息及主保护动作信号,根据实时信息,独立判别在远后备范围内元件的故障,并做出最优的跳闸策略。
如图1所示,每套后备保护系统由数据采集及保护计算模块、通信模块、故障位置判别模块、跳闸决策模块等4个功能模块组成。
各个模块的功能简单描述如下。
1)数据采集及保护计算模块:在全网统一时钟下,实时采集本变电站内元件的电压和电流信息,计算站内各元件的故障方向信息和故障距离信息;收集本变电站站内断路器状态信息及主保护动作信号。
2)通信模块:通过变电站间广域网收集保护范围内其他元件的故障方向信息和故障距离信息,并将本站故障判别结果、断路器状态和本站主保护动作信号通知相邻变电站;有时还需要向相邻变电站发送或接收来自相邻变电站的断路器跳闸信号。
3)故障位置判别模块:利用本变电站元件的故障方向信息和故障距离信息以及所需其他变电站元件的故障方向信息和故障距离信息,执行故障判别算法,确定故障位置。
4)跳闸决策模块:根据故障位置、断路器状态及主保护动作信号执行相应的跳闸策略。
另外,该后备保护系统采用变电站集中式结构,为了提高其可靠性,有必要采取冗余配置,并配备不间断电源(UPS),保证在变电站直流电源消失的情况下,仍能正常工作。
2 广域后备保护算法
集中式后备保护通过本变电站元件采集到的电压和电流信息计算出各元件的故障方向信息和故障距离信息,通过变电站广域网收集保护范围内其他元件的故障方向信息和故障距离信息,就相当于被保护的每个元件都配置了方向元件和距离元件。故障发生后,后备保护系统根据保护范围内各方向元件和距离元件的指示来实现故障判别。
2.1 方向元件
故障发生后,利用方向判别算法计算各元件感受到的故障方向,方向元件的方向按电流流出母线为正、流入母线为负来定义。因此,每个方向元件的输出值可能为:
为增加方向元件输出的可靠性,可同时采用多种原理的故障方向判断算法。
2.2 距离元件
对距离元件的要求是在本线路故障时一定要可靠动作,但不要求与下级的距离元件配合。距离元件的整定阻抗为:
式中:Zset为整定阻抗;ZL为被保护线路的阻抗;Krel为可靠系数,为大于1的实数,一般取1.1~1.2。
距离元件必须具有明确的方向性,只动作于正方向故障,而在反方向故障时应可靠不动作。因此,每个距离元件的输出值可能为:
2.3 故障线路的容错性判别
在介绍线路故障判别算法之前,先定义一个动作系数AF。综合某保护单元处距离元件和方向元件的判别结果,可以得到该保护单元的动作系数,其取值情况为:
其他情况包括:(1)方向元件判断为正向故障但距离元件不动作;(2)方向元件与距离元件判断结果在逻辑上存在矛盾,如方向元件判断为反方向故障但距离元件动作;(3)该处的距离元件和方向元件都拒动;(4)该处的信息丢失。
AF通过距离元件和方向元件的判别结果经过逻辑推理得出,因此,它比单一只利用故障距离信息或故障方向信息具有更高的可靠性和容错性。当某保护单元的AF为1时,说明故障位置在保护单元所在线路或其下级线路,而AF为-1时,说明保护单元所在线路为正常线路,而当某保护单元处存在元件拒动、误动、信息丢失或错误时,都可能导致AF为0,结合下面要介绍的线路故障门槛值的确定方式,使得该算法具有极高的容错性。
故障发生后,变电站集中式后备保护系统收集该变电站远后备保护范围内所有关联的距离元件和方向元件的判别结果,形成各保护单元的AF。以被保护线路i为例,采用式(5)将该保护线路各侧保护单元的AF相加,其结果作为该线路的故障判别综合值。
式中:Fout(i)为被保护线路i的故障判别综合值;N为被保护线路i的端数(两端线路为2,T形线路为3)。
后备保护系统综合比较保护范围内各条线路的故障判别综合值,就能确定故障线路。其判据为:
式中:Fset(i)为线路i故障的门槛值,其值的设定原则为:当线路i内部故障时,所对应的所有保护中的任何一个拒动时(AF=0),采用式(5)计算得到的结果即为门槛值,如两端线路为1,T形线路为2。
如果被保护线路的距离元件和方向元件有拒动、误动或者它们的动作信息丢失或错误时,都有可能导致线路故障判别综合值等于其故障门槛值,无法确定该线路是否发生故障,于是将该线路定为疑似故障线路。当某线路被诊断为疑似故障线路时,后备保护系统需要比较保护范围内其他线路的判断结果来确定该线路是否为故障线路。假设在同一时间内,保护范围内只有一处故障,则
1)如果保护范围内已有其他线路确认为故障线路,则疑似故障线路可以诊断为正常线路;
2)如果保护范围内只有1条疑似故障线路并没有其他线路确认为故障线路,则疑似故障线路可以诊断为故障线路;
3)如果保护范围内有多条疑似故障线路并没有确认的故障线路,后备保护系统将延时切除所有疑似故障线路。
2.4 母线故障的判别
为了增加对母线故障判别的可靠性,本文采用多种原理的母线故障判别算法。
由于后备保护系统实时采集本变电站元件电压和电流信息,因此,利用电流差动原理构成母线差动保护。另外,在母线故障时,利用本站的方向元件都判断为反方向故障,可以构成母线方向比较保护。
为了防止本站某个元件的电流信息无法获取而导致母线差动保护和方向比较保护同时失效,后备保护系统可以利用在母线故障时,与该母线相连的所有有源线路对侧的距离元件都动作来切除母线故障,但该判据必须延时动作。
3种母线后备保护原理的配合逻辑见图2。
3 算例分析
图3为山东电网500 kV电网结构示意图,图中数字1~54表示保护单元和对应断路器的编号,L1~L27表示输电线路,B1~B21表示母线,与变电站一一对应。设电网拓扑结构分析工作已经完成,因此图3忽略了各变电站的具体接线方式。以沂蒙变电站为研究对象,其对应的保护范围和关联的保护单元如表1所示。
在故障发生后,变电站集中式后备保护系统只收集该变电站远后备保护范围内所有关联保护单元处距离元件和方向元件的判别结果。该范围之外的故障,认为与该变电站无关。
3.1 各保护元件正确动作且通信正常
假设图3所示电网中K1点为线路L5上靠近母线B9的故障,在所有保护单元判断全部正确且通信正常,即所有故障信息全部正确的情况下,可以得到沂蒙变电站处后备保护系统的判断结果如表2所示,线路L5被判断为故障线路。
可见,在保护单元全部正确判断且故障信息健全情况下,后备保护系统能准确判断出保护范围内的线路故障。
3.2 保护单元失效
保护单元失效是指其距离元件或方向元件没有判出正方向故障或反方向故障。导致保护单元失效的情况有:(1)电压或电流信息采集失败导致任一保护单元的距离元件和方向元件拒动;(2)通信问题导致某个保护单元处故障信息丢失。
注:保护单元判别结果一列分别代表距离元件和方向元件的判别结果。其中“1”和“0”分别代表距离元件动作和不动作;“+1”,“-1”和“0”分别代表正方向故障、反方向故障和方向元件无输出。下同。
以下分3种情况来讨论。
情况1:故障线路一侧的保护单元失效。以图3所示电网中K1点故障、保护单元10处距离元件和方向元件都没有判出正方向故障为例。此时,沂蒙变电站处后备保护系统对线路L5的判断结果见表3,保护范围内其他线路的判别结果与表2相同。
L5将被诊断为疑似故障线路,后备保护系统再比较保护范围内其他线路的决策结果,没有确认的故障线路,因此L5可以诊断为故障线路。
情况2:非故障线路一侧的保护单元失效。以图3所示电网K1点故障、保护单元36处方向元件没有判出反方向故障为例。此时,沂蒙变电站处后备保护系统对线路L18的判断结果如表4所示,保护范围内其他线路的判别结果与表2相同。
可见L18被诊断为疑似故障线路,后备保护系统再比较保护范围内其他线路的决策结果,发现L5为确认的故障线路,因此L5可以诊断为正常线路。
情况3:故障线路和非故障线路同时存在保护单元失效。以图3所示电网K1点故障、保护单元10和保护单元36都失效为例。此时,沂蒙变电站处后备保护系统对线路L5和L18判断结果如表5所示,保护范围内其他线路的判别结果与表2相同。
L5和L18都被诊断为疑似故障线路,而此时后备保护范围内没有其他线路诊断为故障线路。后备保护系统将L5和L18都切除。这虽然造成了停电范围的扩大,但这在多处单元失效保证故障切除情况下是不可避免的。
3.3 保护单元误动或故障信息错误
保护单元误动或故障信息错误是指其距离元件或方向元件作出不正确判断,或指示的故障信息错误。包括以下几种情况:(1)距离元件误动作,即在反方向故障时距离元件动作;(2)方向元件误判,即将正方向故障判为反方向故障或将反方向故障判为正方向故障;(3)通信干扰导致故障信息误码。
以下分2种情况讨论。
情况1:故障线路一侧的故障信息错误。以图3所示电网K1点故障、保护单元10处存在错误信息为例。在各种情况下,故障线路L5的判断结果见表6,保护范围内其他线路判别结果与表2相同。
根据前面的分析,虽然线路L5被判为疑似故障线路,通过比较保护范围内其他线路的决策结果,没有其他确认的故障线路,因此L5可以正确地判为故障线路。
情况2:非故障线路一侧故障信息错误。以图3中所示电网K1点故障、保护单元35和36处的故障信息错误为例。在各种情况下,线路L18的判断结果如表7所示,保护范围内其他线路的判别结果与表2相同。
可见,当非故障线路一侧的任一故障距离信息或故障方向信息错误时,正常线路L18都不会误判为故障线路。
需要指出的是,如果在某一保护单元处故障距离信息和故障方向信息同时错误,可能造成故障线路判为正常线路或非故障线路判为故障线路的情况。这可能是因为它们都采用了相同的电压和电流信息并且这些电压和电流信息存在错误所导致的因此在条件允许的情况下,提倡采用2套独立的数据采集通道来分别进行故障距离信息和故障方向信息的计算,以避免上述情况的发生。
3.4 通信中断
由于通信系统故障,将导致后备保护系统收集不到相邻变电站的故障信息。后备保护系统只能根据本站的故障距离信息和故障方向信息来采取故障切除的策略。
以图3所示电网K1点故障、发生通信中断为例。沂蒙变电站处后备保护系统只能采集到本站保护单元10,36,42处的故障判别结果,如表8所示。
L5将被判为疑似故障线路,而保护范围内没有确认的故障线路,因此L5被诊断为故障线路。进一步分析邹县厂变电站和滕州变电站处后备保护系统的判别结果,可以知道L18和L21也会被判为故障线路,因此会造成停电范围的扩大。这种策略在通信中断这种极端恶劣情况下优先保证切除故障时是必须的。
4 结语
本文提出了一种广域继电保护算法,用于变电站集中式后备保护,具有以下特点:
1)后备保护采用变电站集中式结构,简化了现有继电保护的配置方式,整个变电站只需1套后备保护系统,就可以对变电站内所有元件提供后备保护;
2)利用故障方向信息和故障距离信息实现故障判别,避免了传统后备保护复杂的整定配合问题;
3)通过保护单元处方向元件和距离元件冗余运算、被保护元件各侧故障信息冗余计算和保护范围内所有元件故障冗余判别这3个层次的容错,使得该算法在任一保护单元失效或误动情况下仍能作出正确判别,算法容错性极高。
摘要：广域信息采集易受干扰而出现信息丢失或信息畸变,现有广域保护理论对此考虑不足,文中提出了一种高容错性的广域后备保护算法,用于变电站集中式后备保护。集中式后备保护系统根据本站元件电压、电流信息计算得到的故障方向信息和故障距离信息,以及从相邻变电站收集到的故障方向信息和故障距离信息,通过容错判别来确定故障位置。算例表明,当保护范围内任何一个保护元件误动、拒动或其故障信息丢失时不会造成后备保护系统的错误判别。该算法简单可靠,具有极高的容错性。
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