接地极线路保护

接地极线路保护（共3篇）

接地极线路保护 篇1

摘要：±500kV兴安直流输电工程接地极线路实施反事故措施后,极控系统不能区分直流线路故障和接地极线路故障,导致直流输电系统存在误闭锁风险,故接地极线路不平衡保护策略需进一步调整优化。通过分析接地极线路不平衡保护的动作逻辑和反事故措施实施前后不同的保护策略,并结合3起保护动作事故,研究了反事故措施对接地极线路不平衡保护运行可靠性的影响,分析了保护在运行中存在的问题,提出了增加接地极线路不平衡保护单独出口回路、减少系统单极大地回线运行时间的改进建议,可有效降低兴安直流输电系统误闭锁的风险。

关键词：直流输电,接地极线路,不平衡保护,极控系统

0 引言

接地极线路是高压直流输电系统的重要组成部分,它发生故障将直接影响到整个直流输电系统的稳定运行。接地极线路不平衡保护(60EL)是接地极线路的主保护之一。自2007年投运以来,兴安直流工程发生过多起接地极线路不平衡保护动作事件,给主网架的安全稳定运行和直流能量可用率的提高造成了一定的影响。

1 接地极线路不平衡保护原理

接地极线路采用双回架空线路,双极平衡方式下,流入接地极的电流非常小;但单极大地回线方式和双极不平衡方式下,流入接地极线路电流较大,此时若某回路出现故障,双回线路电流将出现一定的差流。根据这一原理和线路自身参数,SIEMENS直流保护系统中设置了接地极线路电流不平衡保护(60EL)。

1.1 保护逻辑

接地极线路电流不平衡保护分别取接地极线路电流Idee1、Idee2和Idee1_H、,dee2_H作为模拟量输入,如图1所示。其中,Idee1、Idee2为电阻采样值;Ideel_H、Idee2_H作为罗戈夫斯基线圈采样值,H表示高精度测量值。根据兴安直流工程直流保护设计报告,直流TA高精度测量范围在±0.2p.u.之内时,最大测量误差为0.7%。

假设接地极线路的直流电阻为RELD且均匀分布,接地极线路流过的电流为IDC,在发生接地极线路对地金属性短路故障时,故障点距离接地极的距离与接地极线路全长之比为k,故障点至接地极的电阻为RGD,那么流过两接地极线路的差流为:

若不考虑故障点至接地极的电阻值RGD,即RGD=0,则式(1)可以简化为

兴安直流工程中接地极线路不平衡保护以max(Ideel,’作为判据，其保护逻辑如图2所示。

由图2可知,接地极线路不平衡保护(60EL)分为两段,Ⅰ段又分为双极运行方式(双极解锁)和单极运行方式(单极解锁+另一极未解锁),Ⅱ段不区分运行方式。

对于接地极线路不平衡Ⅰ段(60EL-1)保护,在单极大地回线(GR)运行方式下,若max(Idee1,Idee2)>550A,且|Idee1-Idee2|>0.04p.u.,则接地极线路不平衡Ⅰ段(60EL-1)保护动作出口;若max(Idee1,Idee2)<550A,且丨Idee1-IdeE2|>0.007 5p.u.,则接地极线路不平衡Ⅰ段(60EL-1)保护动作出口。

兴安直流输电工程的额定电流为3 000A,故0.04p.u.为120A,为图2中DISA模块的高定值;0.007 5p.u为22.5A,为图2中DISA模块的低定值。

双极接线(BP)运行方式下,保护逻辑类似单极大地回线(GR)运行方式下逻辑,只是保护出口时间与动作后果不同。

接地极线路不平衡Ⅱ段(60EL-2)保护与Ⅰ段(60EL-1)保护动作逻辑类似,仅是保护出口时间与动作后果不同。接地极线路不平衡保护(60EL)配置见表1。

当接地极发生接地或断线等故障导致流过它的不平衡电流超过设定值时,保护将经过短延时启动极闭锁(单极大地回线方式)或双极平衡运行(双极方式),以达到将接地极线路不平衡电流降为零的目的。在双极运行方式下,如果启动双极平衡运行还不能将接地极不平衡电流降为零,那么保护系统将判定接地极线路发生了永久性故障,从而经过长延时启动双极闭锁。

1.2 反事故措施

2008年5月5日02时46分33秒兴安直流工程极1直流线路遭受雷击,直流保护正确动作启动DFRS,重启不成功后,极1转为闭锁状态。同时,接地极线路出现不平衡电流,接地极Ideel所在线路出现了较大的电流(在2 000～3 400A间波动),而Idee2电流均在1 000A以下,Idee1与Idee2最大差值为3 259A,接地极线路不平衡保护Ⅰ段(60EL-1)动作。由于保护动作时极1还未到闭锁状态,因此保护延时500ms发出双极平衡运行(BAL-OP-ER)指令,执行BAL-OPER指令时极1已经闭锁,60EL动作策略改变,再次延时500ms发出极2闭锁(CONV-BLK)指令,造成直流双极相继闭锁,如图3所示。

通过录波分析可知,此次接地极线路不平衡保护(60EL)的动作行为完全符合设计规范。停运后对其试送成功,并且事故后巡线均未发现明显的故障点,因此接地极线路上发生瞬时性故障的可能性较大。

若接地极线路接地故障直接导致极闭锁,则将严重降低兴安直流系统的运行可靠性。对于此类暂时性故障,一旦故障清除,直流就立即恢复运行。为此,在极控系统中设置了由线路主保护触发的直流线路重启动功能(DFRS)。

为提高兴安直流工程的可靠性,南方电网调度通信中心下达了反事故措施:2009年对接地极不平衡保护的出口延时进行了调整,2010年将单极运行方式接地极线路不平衡保护(60EL-1)的出口方式由“极闭锁”改为“直流线路故障重启动”。根据反措,接地极线路不平衡保护Ⅰ段(60EL-1)的动作后果由极闭锁改为直流线路重启动DFRS。在启动直流线路故障重启动DFRS后,若故障点的绝缘未能及时恢复,则在直流电压、电流上升时可能会再次发生故障,这时可进行多次重启动;若已经达到了设定的最大重启次数仍未重启成功,则认为是持续性故障,会启动闭锁时序将直流系统停运。

实施反事故措施后,接地极线路不平衡保护(60EL)定值及动作后果见表2。

2 现场运行情况分析

接地极线路不平衡保护(60EL)反事故措施实施后,加强了兴安直流输电系统运行的可靠性。但是,由于极控系统不能区分直流线路故障和接地极线路故障,因此直流输电系统仍存在误闭锁风险。

2.1 三起典型保护动作事故

2010年7月26日17时10分22秒兴安直流线路(距宝安换流站63.94km)遭受连续雷击,极1线路重启动不成功后转为闭锁状态。在极1退至闭锁状态过程中,极1线路再次遭受电压幅值达一788kV的雷击,换流器开路过电压保护(59/37DC)及直流滤波器差动保护(87DF)先后动作,极1启动紧急停运(ESOF)退至备用状态。在极2单极大地运行方式下,直流线路和接地极线路再次遭受雷击,极2的3套直流保护系统接地极线路不平衡保护Ⅰ段(60EL-1)动作,极2自动400kV降压重启成功。约45s后,极2的3套直流保护系统接地极线路不平衡保护I段(60EL-1)再次动作,极2第2次自动400kV降压重启成功。故障录波如图4所示。

由图4可知,Idee1为1 861A,Idee2为1 168A,接地极线路不平衡电流为693A,满足接地极线路不平衡保护段(60EL-1)动作条件(|Idee1-Idee2|>120A&Mmax(Idee1,Idee2)>550A),此时已实施反措,极2线路自动400kV降压重启成功,接地极线路不平衡电流消失。

2012年3月2日23时59分54秒在兴安直流极1从单极金属回线运行方式转为单极大地回线运行方式过程中,直流保护接地极线路不平衡保护Ⅰ段(60EL-1)动作,流经接地极线路的电流Idee1和Ider2分别约为357 A和153A,满足接地极线路不平衡(60EL-1)保护动作判据,延时1s后保护动作,极1线路降压重启功能启动,极1降压至400kV后重启动成功。故障录波如图5所示。

2012年8月15日08时01分13秒极2接地极线路不平衡Ⅰ段(60EL-1)动作,直流线路故障重启动DFRS。重启成功后,极2降压至一400kV运行。随后,在第一次接地极线路不平衡保护动作4s后,接地极线路不平衡保护60EL再次动作,直流线路故障重启动DFRS功能再次启动,极2闭锁。闭锁前,极1在备用状态,暂态故障录波TFR显示流经接地极线路的电流Idee1和Idee2分别约为740A和1 490A,如图6所示。

事故后巡线,接地极线路上并未发现明显故障点,线路上发生瞬时性故障的可能性较大。此种情况下,直流输电系统闭锁并无必要,接地极线路不平衡保护(60EL)反事故措施可继续优化。

2.2 保护动作事件分析

接地极线路不平衡保护(60EL)反事故措施实施后,3起典型接地极线路不平衡保护(60EL)动作事故发生时的直流运行方式、保护动作情况、动作后果对比见表3。

由表3可知,接地极线路不平衡保护(60EL)反事故措施实施后,因接地极线路不平衡保护(60EL)动作导致的兴安直流输电系统强迫停运次数减少;同时,由于接地极线路不平衡保护(60EL)多次直流线路故障重启动DFRS的需求和现有极控仅允许二次直流线路故障重启动DFRS之间的冲突,在接地极线路上连续遭受雷击等情况出现时,直流系统存在误闭锁风险;此外,3起接地极线路不平衡保护(60EL)动作事故均发生在接线方式发生转换,接地极线路流入大电流后不久,暴露出了接地极线路运行的不稳定性。

3 改进措施

在2008年5月5日接地极线路不平衡保护(60EL)动作后,对保护出口延时和动作后果均作了修改,提高了60EL的可靠性。但通过对后续事故的分析,60EL仍然存在问题,于是通过以下措施加以改进。

3.1 增加接地极线路不平衡保护单独出口回路

目前,兴安直流输电工程DFRS去游离时间设定为350ms,故障重启次数设定为1次。若在第1次DFRS启动后的350ms～5s时间段内,DFRS再次启动,直流相应极将被闭锁。由于兴安直流宝安换流站接地极线路与直流线路同杆架设183.514km,且处于山区多雷地带,在每年6～9月的雷暴季节,同杆架设线路极易遭受雷击。根据反措,接地极线路不平衡保护60EL动作直接接至直流线路故障的再启动逻辑。实施反措后,极控系统不能区分接地极线路故障启动DFRS和高压直流线路线路故障启动DFRS,当同杆架设直流线路与接地极线路遭受雷击导致两者在5s内相继出现时,由于招弧角间歇放电具有不平衡性,在单极大地方式下接地极线路的持续故障电流较大,招弧角已无法灭弧断流,接地极线路电流不平衡保护将会动作,导致极闭锁。但此时直流闭锁并无必要。

由于在一定的系统稳定性要求下,DFRS次数与去游离时间优化较为困难,因此可在直流保护系统中增加接地极线路不平衡保护(60EL)的独立出口回路,从而根据接地极线路故障的特点,独立整定接地极线路故障所启动DFRS的重启次数及去游离时间,以有效降低直流闭锁概率。

3.2 减少系统单极大地回线运行时间

单极接线方式分为单极大地回线方式和单极金属回线方式。在单极大地回线方式下,直流系统利用接地极线路和大地构成大地回路,不但会产生电化学腐蚀和变压器磁饱和等问题,而且由于接地极双回线路对地绝缘较低,加之位于雷击多发地带,极易导致保护动作,因此,应尽量减少单极大地回线运行方式,而采用单极金属回线运行方式,以提高直流系统的稳定性。

3.3 其它

从实际运行情况来看,通过优化接地极线路不平衡保护(60EL)定值,尽可能减少由于瞬时故障或感应电干扰等因素造成的保护出口,能增强保护的可靠性。此外,接地极线路不平衡Ⅱ段不区分直流系统运行方式,其直接闭锁直流的出口方式有待进一步研究确定。

4 结束语

接地极线路运行的不稳定性,导致兴安直流工程接线方式发生转换时,接地极线路不平衡保护(60EL)容易动作。由反事故措施对接地极线路不平衡保护(60EL)可靠性的影响可以看出,通过调整出口延时和动作后果,可提高接地极线路不平衡保护(60EL)的可靠性。但由后续事故的分析可知,实施反措后,接地极线路不平衡保护(60EL)仍存在误闭锁风险。通过对保护实际动作行为的分析,增加接地极线路不平衡保护(60EL)单独出口回路并减少系统单极大地回线运行时间,能有效降低直流误闭锁概率。此外,直流线路故障重启DFRS以及接地极线路不平衡Ⅱ段定值需进一步优化。接地极线路不平衡保护(60EL)的改进措施对现有高压直流输电工程的改造及后续高压直流输电工程的设计、施工具有重要意义。

参考文献

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接地极线路保护 篇2

关键词：直流输电,接地极线路不平衡强迫停运,动作后果,RTDS

0 引言

接地极线路是直流输电系统的重要设备之一,其运行的安全稳定与否将直接影响到整个直流输电系统的运行情况。直流输电系统接地极往往距换流站数十公里以上,采用双回架空线路,双极平衡运行方式下,流入接地极的电流非常小;仅在单极大地回线方式或双极不平衡运行方式下,接地极线路电流较大,此时,如果某一回线路出现故障,双回线路电流自然将出现一定的差流[1,2]。根据这一原理及线路自身的相关参数,在天广、高肇和兴安等由德国Siemens公司设计的直流保护系统中,设置了接地极线路电流不平衡保护。

本文首先简介了天广、高肇和兴安直流输电系统接地极线路不平衡保护的设置,然后结合运行实例和直流线路故障的特点,建议将单极方式下接地极线路不平衡保护的动作后果改进为启动线路故障重启动功能,并提出了两种改进方案,同时结合仿真比较了方案的优缺点;最后,还建议将天广直流输电系统双极方式下接地极线路不平衡保护动作的后果改进为启动双极平衡功能,并结合仿真探讨了双极平衡功能存在的问题。

1 天广、高肇和兴安直流输电系统接地极线路不平衡保护简介[3]

1.1 天广、高肇和兴安直流输电系统接地极线路不平衡保护简介

在天广、高肇和兴安等由德国Siemens公司设计的直流保护系统中,设置了接地极线路电流不平衡保护(60EL)检测接地极线路故障:

其中Idee1和Idee2分别为两条接地极线路的电流;

2008年6月,按照上级要求,将双极方式下接地极不平衡保护的延时由500 ms改为1 s,单极方式下由500 ms改为2.5 s。

1.2 运行实例

2007年6月8日22:04,天广直流输电系统单极大地方式运行期间,整流侧天生桥换流站接地极电流不平衡保护(60EL)动作,闭锁极1,故障录波如图3所示。从图中可以很明显地看出流过接地极线路的电流有较大差异,接地极线路1中的电流约为400 A,接地极线路2中的电流约为300 A,差流达到100 A,超过了如表1中接地极电流不平衡保护(60EL)保护定值为90 A,经500 ms延时后闭锁极1。而2007年5月27日天生桥换流站接地极电流不平衡保护(60EL)动作情况与这次故障过程相似。

随后巡线发现多处类似的放电痕迹,如图2所示天生桥换流站接地极线路7#塔右塔招弧棒的照片,图中的锈点便是放电后的痕迹。

2 改进方案

由于直流回路自身的特性,一旦接地极线路上落雷或发生其他瞬时故障,直流电弧往往不能自行熄灭,需要将直流停运才能熄灭电弧。对于此类暂时性故障,一旦故障清除直流可以立即恢复运行。对此,极控系统中设置了由线路主保护触发的重启动功能[4]。但是,在天广、高肇和兴安直流输电系统中,单极大地运行方式下,接地极线路相关保护的动作后果均为直接闭锁运行极,2007年以来,天广、兴安直流输电系统中多次在单极大地运行方式下因接地极线路遭雷击导致直接闭锁。

显然,当单极方式下接地极线路发生故障时,如果能启动故障重启动,可以有效降低接地极线路瞬时故障导致直流停运的概率。对此,根据接地极线路相关保护和线路故障重启动功能的原理及动作逻辑,建议考虑对南方电网直流输电系统单极方式下接地极线路不平衡保护动作后果做如下改进:

2.1 方案简介及对比

方案一:

取消单极方式下接地极线路不平衡保护动作后启动闭锁的功能,在直流保护系统中将该信号与高压直流线路保护动作出口信号取“或”后再送至极控,启动故障重启动功能。

方案二:

首先取消单极方式下接地极线路不平衡保护动作后启动闭锁的功能,然后将该信号经直流保护系统“三取二”逻辑处理后送至极控,独立启动故障重启动功能;同时将该信号单独传输至对站。

两种方案对比如表2所示。

2.2 缺陷仿真分析

以兴安直流系统为例,采用如方案一所示的改进后,利用RTDS实时仿真系统发现,单极大地方式下,模拟整流侧和逆变侧接地极线路相继故障、直流线路和逆变侧接地极线路同时故障、以及直流线路和逆变侧接地极线路相继故障的试验中,整流侧极控第一次收到本站直流保护(直流线路保护或接地极不平衡保护)发出的再启动信号后3 s内,若逆变站直流保护动作发出再启动信号,逆变站极控系统执行强迫移相,降低直流线路电压;整流站极控却不执行再启动顺序操作,仍然处于整流运行,直流线路电流、电压并没有降到零,而是存在波动。去游离时间结束后,逆变站极控系统恢复到故障前运行参数,直流线路电流、电压恢复正常。录波如图3所示。如果发生上述故障,将加大对电网的冲击,系统稳定情况恶化,不能满足系统稳定要求。

直流线路故障重启动功能需要整流站和逆变站配合完成。但当直流线路故障位置太靠近某一站时,可能另外一站直流保护不能检测到该故障,此时需要站间通信送来的对站线路故障重启信号会启动本站的重启动顺序。由于两站的控制保护系统中均包含线路故障重启动功能,为确保两站的重启次数相同,只有在本站没有检测到故障时才会由另一站的直流线路故障信号启动本站的重启顺序。

所以,为确保两站的重启次数相同,在极控系统内,当收到本侧线路保护动作的信号后,将在3 s内闭锁对侧传来的线路保护动作信号(如图4所示)。

但是,对站无法检测到本站的接地极线路故障,因此,经方案一的改进后,接地极线路故障启动线路故障重启动时,必须通过本站送至对站的线路故障信号才能保证对站也启动线路故障重启动功能。

在上述仿真中,整流侧在本侧保护启动第一次重启动后,将闭锁对侧传来的线路保护动作信号3 s;因此在此期间如果逆变侧相关保护动作、请求启动线路故障重启动,该信号送至整流侧后将被闭锁,无法使整流侧配合启动线路故障重启动功能,从而导致发生上述问题。

3 双极方式下接地极线路不平衡保护研究

3.1 天广直流双极方式下接地极线路不平衡保护动作后果的改进建议

如表1所示,天广直流双极方式下接地极线路不平衡保护动作后果仅为告警,而高肇和兴安直流双极方式下接地极线路不平衡保护动作后果为自动启动双极平衡功能,这样可以降低接地极线路总电流,从而达到消除暂时性故障的目的。

天广直流输电系统换流变压器由于网侧绕组初始设计上的固有缺陷,造成内部存在环流,焊接工艺上也存在致命缺陷,已出现多台换流变压器故障,且随着运行时间的增长,故障相将陆续暴露。这一异常也直接导致天广直流输电系统运行中多次无备用换流变且运行换流变带病运行,不得不在双极运行方式下单极限负荷,而在今后的运行中,也可能继续出现。据统计,仅在2008年06月~08月迎峰度夏期间,天广直流输电系统长达近70%的时间为双极不平衡运行方式,双极不平衡电流最高达到800 A。这种运行方式下,更容易发生接地极线路故障,如果将天广直流双极方式下接地极线路不平衡保护动作后果做类似高肇、兴安直流系统的改进,可以有效防止这种运行方式下接地极线路故障对设备、人身造成危害。

3.2 接地极线路不平衡保护动作后启动双极电流平衡功能存在的问题

利用RTDS实时仿真系统,以兴安直流进行仿真试验发现:兴安直流双极不平衡运行时(一极定功率、一极定电流),当接地极线路发生故障,接地极不平衡保护动作,启动调节双极电流平衡;如果0.5 s再发生一极直流线路永久故障,再启动不成功,健全极的功率输送会受到影响。

仿真试验详细情况如下:

(1)直流线路永久故障极为定功率控制

接地极不平衡保护动作后极控开始调节双极电流平衡。接地极线路不平衡保护动作后,直流线路故障再启动不成功,直流线路故障极闭锁。健全极(定电流控制)在1 s内降低至最小输送功率,持续4 s后在5 s内恢复到故障前状态。录波如图5所示。

(2)直流线路永久故障极定电流控制

接地极不平衡保护动作后极控开始调节双极电流平衡;接地极线路不平衡保护动作后,直流线路故障再启动不成功,直流线路故障极闭锁。健全极(定功率控制)在1 s内降低1 500 A左右,随后在2 s内健全极功率恢复到故障前状态,在9 s内极二功率上升到1 800 MW。录波如图6所示。

同样,这对系统稳定也将产生较大影响。

3.3 原因分析及改进建议

根据极控软件图(图7),双极方式下接地极线路调节图中CBC37模块中的上下限LU和LL实现——正常情况下二者均设置为零(如模块CBC33所示),收到相应保护请求(即CBC33.I=0时)后,不平衡保护动作后,将开放双极平衡功能,这通过将在40 ms(如CBC34.TU设置)内分别调整为100%和-100%(如模块CBC33、CBC36所示)。

在上述仿真中,根据录波,几乎与此同时,另一极闭锁,于是CBC32.I1将变为“1”;虽然CBC34.X将随之变为0,但由于CBC34.TD设置为10 s,所以需要10 s才能将输出Y逐渐变为零,所以,在此期间,双极平衡功能实际上仍起作用。

不过由于一极已闭锁,所以本极将不断地从电流参考值Iref中减去双极不平衡电流控制值Idref BR(即CBC37.Y),并试图在700 ms内将接地极不平衡电流Id Earth降至0,于是造成了上述试验中负荷降低的情况。

至于两个试验中负荷下降程度有所不同,是因为:

试验1中,非故障极为定电流控制,故另一极闭锁后其负荷未升高,Id Earth在模块CBC37的设置上限以内,其700 ms的控制目标为将Id Earth降为零,但实际上降至直流输电系统设置的最小负荷后无法降低;

试验2中,非故障极为定功率控制,故另一极闭锁后其负荷升高,进入秒过负荷阶段;其Id Earth超过了模块CBC37的上限LU,于是通过CBC37模块的处理后,700 ms的控制目标为降负荷100%,即如试验所示降为1 500 A。

综上所述,为了在实际中避免类似问题,建议合理设置参数CBC34.TD。

4 结论

接地极线路是直流输电系统的重要设备之一,其运行的安全稳定与否将直接影响到整个直流输电系统的运行情况。为了确保接地极线路故障时既能尽快消除故障,又能保证直流输电系统的稳定运行以及人身和设备的安全,建议将单极方式下接地极线路故障的后果改进为启动故障重启动,双极方式下接地极线路故障的后果改进为启动双极平衡功能。

本文结合仿真探讨了改进方案及相应改进后接地极线路和高压直流线路相继故障时可能带来的系统稳定方面的问题,这对国内直流输电系统的运行、维护、改造以及未来直流输电工程的设计和实施提供了有益的参考。

参考文献

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接地极线路保护 篇3

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