区域后备保护（共7篇）
区域后备保护 篇1
摘要：提出一种基于自适应电流保护协同因子的区域后备保护算法,首先将自适应电流保护动作值对故障判断的影响力定义为自适应电流保护效用度,并将其作为权重构建自适应电流保护协同度函数和协同度期望函数,再将自适应电流保护协同度函数与协同度期望函数的比值定义为自适应电流保护协同因子,然后通过自适应电流保护协同因子识别故障线路。算法引入了自适应电流保护判据结果,使该区域后备保护算法的信息源更加可靠,并能应对故障类型的变化。该算法对系统信息同步的要求较低,同时,在保护动作信息高位数缺失或错误的情况下,利用该算法仍能对故障进行准确判断。最后,通过天津某配电网以及IEEE 33节点系统实时数字仿真(RTDS)对该算法进行了验证。
关键词：区域后备保护,效用度,自适应电流保护,协同因子,容错性
0引言
近年来,自适应继电保护研究的日趋成熟[1],以及区域通信技术研究的不断深入,为构建能够适应故障类型变化的区域后备保护系统提供了契机。
目前,基于区域信息改善和提高继电保护性能的研究大致分为3类[2,3,4,5,6]:1通过研究潮流转移,在区域电网安全稳定控制系统的配合下,有效切除过负荷元件,达到防止后备保护连锁跳闸的目的[7,8];2通过有效利用区域多源信息形成新的区域后备保护算法,在识别故障区域的基础上快速切除故障元件,从而提高继电保护性能[9,10,11,12,13,14];3电网在线自适应整定计算,即在当前电网运行方式下对继电保护特别是后备保护进行在线整定,使继电保护保持较高的灵敏性和选择性,处于最佳工作状态[15,16]。
随着广域通信技术的发展,开发基于广域信息的自适应电流保护的条件日臻成熟[17,18,19,20],然而,通信技术的可靠性仍是制约区域后备保护工程实现的瓶颈,如何在通信异常的情况下利用多源信息可靠识别故障是区域后备保护研究的一大难 点[21,22]。再者,基于相量测量单元(PMU)的广域信息延时问题难以避免,信息的同步性仍不能得到有效保障,在构建区域后备保护方案时还需考虑通信系统非同步的问题。针对上述问题,本文提出了一种基于自适应电流保护协同因子的区域后备保护算法。算法引入了自适应电流保护判据结果,能自适应系统故障类型的变化。同时,该算法中自适应电流保护的保护动作值的获取不依赖于通信系统的同步性。在自适应电流保护动作信息高位数缺失或错误的情况下,利用本算法仍能对故障进行准确判断。
1自适应电流保护效用度
自适应电流保护具有计算整定简单,保护性能可靠等特点,可用做110kV及以下电压等级的线路保护。自适应电流保护的整定原则表明,其动作值可以对保护正方向上特定区域内是否发生故障作出反应。如图1所示,保护1的自适应电流速断保护动作,故障仅可能发生在线路L1上;自适应限时电流速断保护动作,故障可能发生在线路L1上,或者线路L2的出口处,即图1中虚线p左侧部分;自适应定时限过电流保护动作,故障可能发生在线路L1 和L2上,或者线路L3出口处,即图1中虚线q左侧部分。自适应电流速断保护、自适应限时线路速断保护、自适应过电流保护分别简写为自适应电流保护Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段。
以图1保护1为例,定义自适应电流保护效用度分别为保护1的自适应电流保护Ⅰ段动作,对判断故障发生在线路L1,L2,L3上的效用;分别为保护1的自适应电流保护Ⅱ段动作,对判断故障发生在 线路L1,L2,L3上的效用;分别为保护1的自适应电流保护Ⅲ段动作,对判断故障发生在线路L1,L2,L3上的效用。
1.1自适应电流保护Ⅰ段效用度计算
自适应电流保护Ⅰ段只反应于本线路故障,不对其他线路故障作出反应。以图1中保护1为例,
1.2自适应电流保护Ⅱ段效用度计算
自适应电流保护Ⅱ段应对本线路具有灵敏度,其保护范围必然要延伸到相邻线路[23]。
以图1中保护1为例,保护1的自适应电流保护Ⅱ段的保护范围为虚线p左侧部分。图1中b点为线路L2的首端点。将保护1的自适应电流保护Ⅱ段的保护范围覆盖各条线路的部分定义为该保护元件在各条线路上的有效距离,由于电力系统中线路阻抗与线路长度成正比,有效距离可以用有效距离等值阻抗表示。保护1的自适应电流保护Ⅱ段在线路L1上的有效距离等值阻抗为ZL1,在线路L2 上的有效距离等值阻抗为Zbp,在其余线路上的有效距离等值阻抗为0。
p点发生故障保护1处的故障电流为:
式中:ES为系统的等效相电势;ZS为系统电源侧的综合阻抗;Kd为故障类型系数,可由故障类型判别结果决定,三相短路时可近似取Kd=1,两相短路时取
由于保护1的自适应电流保护Ⅱ段的保护范围延伸到线路L2上p点,可得
式中:IsⅡet-1为保护1的自适应 电流保护 Ⅱ段整定值,该值可根据文献[24-25]中的计算原则得出。
将式(2)代入式(1)中,可得
保护1的自适应电流保护Ⅱ段动作,故障可能发生在L1和L2上的概率分别为保护范围在各条线路上的有效距离占保护范围总有效距离的比值。保护1的自适应电流保护Ⅱ段效用度为:
1.3自适应电流保护Ⅲ段效用度计算
自适应电流保护Ⅲ段反应于本线路和相邻线路故障,保护范围延伸到相邻二级线路。以图1中保护1为例,保护1的自适应电流保护Ⅲ段的保护范围为虚线q左侧部分。图1中c点为线路L3的首端点。根据1.2节对有效距离等值阻抗的定义,保护1的自适应电流保护Ⅲ段在线路L1和L2上的有效距离等值阻抗为ZL1和ZL2,在线路L3上的有效距离等值阻抗为Zcq,在其余线路上的有效距离等值阻抗为0。
图1中q点发生故障保护1处的故障电流为:
式中:ZL2为线路L2的线路阻抗;Zcq为线路L3上cq部分的线路阻抗。
由于保护1的自适应电流保护Ⅲ段的保护范围延伸到线路L3上q点,可得
式中:Iset-1Ⅲ为保护1的自适应电流保护Ⅲ段整定值。
将式(6)代入式(5)中,可得
保护1的自适应电流保护Ⅲ段动作,故障可能发生在L1,L2,L3上的概率分别为保护范围在各线路上的有效距离占保护范围总有效距离的比值。保护1的自适应电流保护Ⅲ段效用度为:
如果保护1的自适应电流保护Ⅲ段灵敏度系数较高,保护范围延伸到线路L4,其效用度的计算分析过程与保护范围延伸到线路L3上时一致。
2基于自适应电流保护协同因子的故障识别算法
2.1构建基于自适应电流保护的协同度函数
自适应电流保护的协同度函数是将自适应电流保护效用度作为权重对保护动作信息进行融合而形成的函数。引入自适应电流保护效用度,增大重要的保护动作信息对判断故障线路的作用,同时减小不重要的保护动作信息对判断故障线路的作用,提高了信息 融合的效 率,增大了算 法的容错 性。以图1中线路L3为例,自适应电流保护协同度函数为:
式中:分别为故障 发生后保护1,2,…的自适应电流保护Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段的实际动作情况;分别为保护1,2,…的自适应电流保护Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段动作,对判断故障发生在线路L3上的效用度。
2.2构建自适应电流保护协同度期望函数
自适应电流保护协同度函数是根据故障发生后,对保护实际动作情况进行信息融合得出的,由于不同线路的上下级线路数目不完全相同,线路故障后得到的动作保护信息位数不同,进而得到的协同度函数值也不相同,因此该值不能进行横向比较。需要构建协同度期望函数,期望函数是由假设线路发生故障,对保护动作的期望值进行信息融合得出的。由于在线路不同位置发生故障时保护元件动作情况不同,因此,在确定期望值时需考虑在线路不同位置发生故 障的情况。以 图1中线路L3故障为例,分析自适应电流保护协同度期望函数的确定方法。
保护3的自适应 电流保护 Ⅰ段的保 护范围为图2中的椭圆部分,该椭圆将线路L3分为t13.Ⅰ.L3和t23.Ⅰ.L3两段(图2中的t1和t2含义明确省略下脚标)。在线路不同位置发生故障时的自适应电流保护Ⅰ段动作情况如表1所示。
图2中s点(即t13.Ⅰ.L3段末端)发生故障,保护3处的故障电流为:
式中:ZL3t1为线路L3上t13.Ⅰ.L3段线路阻抗。
由于故障点在保护3的自适应电流保护Ⅰ段的保护范围末端,可得
式中:Iset-3Ⅰ为保护3的自适应电流保护Ⅰ段的整定值。
将式(11)代入式(10)中,可得
再根据图2得到:
式中:ZL3t2为线路L3上t23.Ⅰ.L3段线路阻抗。
故障点在t13.Ⅰ.L3和t23.Ⅰ.L3段上的概率分别为βt1Ⅰ和βt2Ⅰ,计算式如下:
保护2的自适应电流保护Ⅱ段的保护范围为线路L3上t12.Ⅱ.L3段的末端,即图3中的点r。如表2所示,故障发生在线路L3上t12.Ⅱ.L3段时,保护2的自适应电流保护Ⅱ段动作;故障发生在线路L3上t22.Ⅱ.L3段时,保护2的自适应电流保护Ⅱ段不动作。
线路上任一点发生故障的概率是随机的,若线路L3故障,则线路L3上任一点发生故障的概率相同,如图3所示,故障点在线路L3的t12.Ⅱ.L3段的概率为Lt1/L3,故障点在线路L3的t22.Ⅱ.L3段的概率为Lt2/L3。由于线路的长度与阻抗成正比,可得故障点在t12.Ⅱ.L3和t22.Ⅱ.L3段上的概 率分别为βt1Ⅱ和βt2Ⅱ,即
由式 (15)可知,βt1Ⅱ和βt2Ⅱ的值与t12.Ⅱ.L3和t22.Ⅱ.L3段线路的长度相关。
保护1的自适应电流保护Ⅲ段的保护范围为线路L3上t11.Ⅲ.L3段的末端(见图4)。如表3所示,故障发生在线路L3上t11.Ⅲ.L3段时,保护1的自适应电流保护Ⅲ段动作;故障发生在线路L3上t21.Ⅲ.L3段时,保护1的自适应电流保护Ⅲ段不动作。
保护1的自适应电流保护Ⅲ段的保护范围在线路L3上的有效距离等值阻抗Zcq,可以反映图4中t11.Ⅲ.L3段的长度,故障点在t11.Ⅲ.L3和t21.Ⅲ.L3段上的概率分别为βtⅢ1和βtⅢ2,计算式如下:
将作为故障点在线路不同位置时,保护动作情况期望值的权重,进行信息融合。以图1中线路L3为例,自适应电流保护协同度期望函数如下:
式中:D表示保护元件将线路L3分为D段,t1,t2为各段的编号;分别为故障发生在线路L3的t段上时(t=t1,t2),保护1的自适应电流保护Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段的动作情况的期望值。
2.3基于自适应电流保护协同因子识别故障线路
定义线路的自适应电流保护协同度函数值与自适应电流保护协同度期望函数值之比为该线路的自适应电流保护协同因子。以图1中线路L3故障为例,其计算式如下:
计算区域内各条线路的自适应电流保护协同因子PC(Lj)。线路的协同因子越大,表明自适应电流保护协同度函数的值越接近协同度期望函数的值,则该线路是故障线路的概率越大。因此,故障线路的自适应电流保护协同因子应为区域所有线路自适应电流保护协同因子的最大值PCmax。取区域内各条线路中协同因子最大的线路为故障线路,并远方跳闸。区域后备保护方案如图5所示。
3算例验证
3.1电网实时数字仿真
采用天津某10.5kV配电网中性点不接地系统进行实时数字仿真(RTDS)验证,系统如图6所示,区域后备保护系统的构成模式采用区域集中式(有主式)。设置母线B1处变电站为区域主站,负责接收各区域子站上传的数据,并进行综合决策。
该系统中线路L1,L2,L5的线路类型为架空线路,线路L3,L4,L6为电缆线路,系统中线路参数如表4所示。线路L1至L6均在电源端配置阶段式自适应电流保护。
在实际应用中不需要搜集整个区域的信息,故障发生后只需要将动作的自适应电流保护元件的动作信息,以及该保护装置的自适应电流保护元件的整定值上传至区域主机。用于计算自适应电流保护效用度,以及自适应电流保护协同度函数、协同度期望函数。在线路L3中段设置 两相金属 性短路故障。如表5所示,故障发生后,动作的自适应电流保护元件动作信息有4位,因此只需上传4位动作值;并将保护元件动作的保护装置2,3的自适应电流保护元件的整定值上传至区域主机。
计算自适应电流保护效用度αiⅠj,αiⅡj,αiⅢj。各自适应电流保护 对判断线 路L3故障的效 用度αi3如表6所示。
将自适应电流保护效用度作为权重,根据第2节中给出的保护动作情况的期望值及其权重,计算自适应电流保护协同度期望函数值;再根据表5中各保护元件动作的实际情况计算自适应电流保护协同度函数值,并由式(18)得到自适应电流保护的协同因子。各线路自适应电流保护协同度函数值、协同度函数期望值、协同因子如表7所示。
进一步考虑该算法的容错性,图6所示区域系统包含线路6条,保护的总个数为6个,自适应电流保护元件动作信息的总位数为18位,对保护动作信息进行随机4位信息的修改(随机4位信息缺失或错误表示区域内的保护信息出现20% 的随机缺失或错误),用以模拟实际工程中保护信息缺失和错误的情况。经过100次仿真的统计结果平均值如图7所示[4]。信息缺失或错误的情况下,故障线路自适应电流保护协同因子仍大于其他各条线路,满足故障判断条件,由此验证了该算法具有很高的容错性。
3.2IEEE33节点配电网仿真验证
为进一步验证本算法的适用性及可行性,利用RTDS搭建了IEEE33节点的配电网电力系统模型进行RTDS仿真验证,该系统为单电源辐射系统。系统图及各保护编号如图8所示。
该区域后备保护的构成模式为区域集中式,设置变电站33为区域主站,负责接收各区域子站上传的数据,并进行综合决策。在线路L10末端设置三相金属性故障。如表8所示,故障发生后,动作的自适应电流保护元件动作信息有4位,因此只需上传4位动作值;并将保护元件动作的保护装置8,9,10的自适应电流保护元件整定值上传至区域主机。
根据自适应电流保护整定值形成自适应电流保护效用度αijⅠ,αijⅡ,αijⅢ。各自适应电流保护元件对判断线路L10故障的效用度αi10如表9所示。
将自适应电流保护效用度作为权重,根据表8中自适应电流保护元件动作的实际情况,计算自适应电流保护协同度函数值。再利用第2节自适应电流保护动作情况的期望值及其权重的确定方法,计算协同度期望函数值。最后,由式(18)得到自适应电流保护协同因子。将各线路自适应电流保护协同度函数值、协同度函数期望值、协同因子示于表10。
对于仅在线路首端配置自适应电流保护的单电源系统,在线路末端发生故障,故障线路首端自适应电流保护的Ⅰ段不动作,将造成故障线路的协同因子减小,是最不利的情况之一。表10给出了线路L10 末端故障情况下各线路自适应电流保护协同因子,由表10可知,线路L10的自适应电流保护协同因子为0.630,仍是区域 最大值,满足故障 识别判据,可见本算法具有很高的可靠性。
考虑到离故障线路的电气距离越远的保护信息对故障判断的影响越小,对故障线路的相邻二级线路区域进行容错性分析,区域包含线路5条,保护的总个数为5个,自适应电流保护元件动作信息的总位数为15位。当出现随机3位信息缺失或错误(表示区域内的保护信息出现20%的随机缺失或错误)时,仿真实验100次的统计结果平均值如图9所示。
可以看出在信 息缺失和 错误的情 况下,线路L10 仍满足故障识别判据,进一步验证了该算法具有很高的容错性,且不受故障位置和故障类型的影响。
在线路L27首端设置 两相经过 渡电阻接 地故障,故障发生后,仅有4位保护信息动作,需要上传4位动作值,并将保护元件动作的保护装置25,26,27的自适应电流保护元件的整定值上传至区域主机。用以计算自适应电流保护效用度、自适应电流保护契合度函数、契合度期望函数,得到各线路的自适应电流保护协同因子计算值如图10所示。可以看出在信息正常的情况下,线路L27的自适应电流保护协同因子为区域最大值,满足故障识别条件。随机3位信息缺失或错误的100次统计实验结果显示,该算法仍能准确识别故障线路。
4结语
本文提出了一种基于自适应电流保护协同因子的区域后备保护算法,该算法具有以下特点。
1)引入了自适应电流保护判据结果,可适应故障类型的变化。
2)将自适应电流保护效用度作为权重对动作信息进行融合,不受故障位置和故障类型的影响。
3)该算法不受通信系统的非同步的影响。
4)在自适应电流保护动作信息高位数缺失或错误的情况下,该算法仍能准确判断故障。
本文得到了北 京市科技 新星支持 计划(Z141101001814012)、北京市优秀人才支持计划(2013B009005000001)、霍英东教育基金(141057)的资助,谨此致谢!
区域后备保护 篇2
学者们积极关注国外的研究动态, 尤其是对发达国家竞技体育后备人才培养给予了高度关注。我国要想提高我国撑竿跳高后备人才培养质量,则可以充分借鉴国外成功的培养经验。
薛怡敏(2003)在《美、俄、德、日四国业余体育训练体制的发展特点》中介绍了美俄德日四国在后备人才培养体制上的区别。美国主要是通过学校体育、校内外体育俱乐部、企业培养等形式。俄罗斯采取了 少体校———专项 少体校、 寄宿体育 学校、专 项训练中心———高级运动技术、学校———国家训练基区形式,并特别重视业余体校训 练体制的 管理和训 练方法。 德国建立 了学校体 育团体———青少年集训点———专项训练中心———体育寄宿学校———俱乐部的训练体质。日本大致分为学校和社会两种形式的体育俱乐部。在四个国家的培养形式对比中,文中着重强调并推荐了美国的训练形式。侯海波(2005)等在《国外竞技体育强国后备人才培养体制及启示》中提出美国竞技体育后备人才队伍的培养主要是依靠学校体育来实现的。学校给与了学生充分的自由度,让学生自由参加自己所喜欢的运动,并充分组织运动竞赛。
潘前(2003)在《中美体育后备人才培养体系初探》中指出:美国的体育后备人才培养体制的明显特色是体育与教育联系紧密。体育后备人才培养的基本形式为中小学、大学、职业队或俱乐部”,栗开建(2003)在《关于中外竞技体育后备人才培养模式比较分析》中指出:德国对体育有很大的资金投入,体育基础设施较为雄厚,各级学校有各类的学生体育俱乐部, 各地体育竞技队能够密切的参与到社会和学校组织的体育活动, 这种相互间的浓厚氛围很好的带动了体育在德国的开展。
2、国内有关竞技体育后备人才培养研究
体育后备人才的培养直接关系到竞技体育的整体实力和可持续发展。国内学者们对后备人才进行了广泛的研究并引起了高度关注,通过对不同文献的收集和整理,国内有关竞技体育后备人才培养的研究主要集中在培养体制、培养模式、存在问题、影响因素、培养思路、人才市场等方面。
罗巍(2007)《“教体结合”———建立优秀运动员后备人才教育培养机制研究》中,文章通过实例对比和有关数据分析,提出了我国后备人才培养改革与完善的方向是以政府为主导参与决策,以市场为手段进行调节,以社会为主体进行调配的一种具有生机和活力的人才培养体制。秋鸣等(2010)《竞技体育后备人才培养模式的SWOT分析》中,文章经过对模式间的优势、劣势、机会、威胁进行相互比较得出,各种模式之间没有绝对的优劣之分,关键是要符合国情(省情、市情)及竞技体育发展实践的需要,根据实践需要再进行休整。
马志和等 (2002)《浙江省竞技体育后备人才培养现状与改革路径》中, 对新形势下竞技体育培养出现的机会和挑战进行了总结,提醒政府、体育行政部门、学术界及相关部门积极探索、勇于实践,寻求更加切合实际的后备人才培养方案。戴健(2004)等《影响江、浙、沪区高水平竞技体育后备人才培养的主要因素》中分析了竞技体育后备培养影响因素中的共性成分和个性特点, 对体育后备人才培养的后续研究及其实践中的改进措施具有重要的借鉴意义。郭文庭等(2010)《主体教育理念下的竞技体育后备人才培养》中尝试着从主题教育理念下讨论竞技体育后备人才培养的思路。文章指出主体性教育不应只看作一种教育思想或理论, 而应是强调优化知识结构、发展受教育者自主性、能动性、创造性的主体能力。主体性教育在竞技体育后备人才培养中的立脚点必须是立足于人,最终让受教育者学会学习和适应社会。
3、有关我国不同体育项目后备人才培养研究
由于竞技体育是一个项目众多的大家庭, 不同项目的培养各自具有差异性。通过对不同项目后备人才培养的比较分析,总结研究单个项目培养的特点和规律, 从而为我国撑竿跳高后备人才培养提供借鉴意义。我国其他项目后备人才培养的研究主要集中在培养途径、对比研究以及可持续发展研究等。
车传勇(2004)在《黑龙江省中学“体教结合”培养篮球后备力量的研究》中,以黑龙江省培养篮球后备力量传统学校作为案例,深入研究“体教结合”寻找出适合黑龙江省培养篮球后备力量的发展道路。薛晓光(2008)在《关于构建以高校为枢纽培养足球后备人才模式的研究》中,对于如何构建高效与中小学足球发展之间的桥梁做了深入细致的探讨。大学和中小学应建立各级别学校足球比赛赛制,疏通足球人才输送渠道上障碍。高石政(2007)在《大连市田径传统项目学校与业余体校后备田径后备人才培养现状的对比研究》中提到:田径传统项目学校和业余体校都没有积极的采用先进技术,而是停留在经验的层面上,没能很好的把经验与科技很好的结合起来。
4、有关我国撑竿跳高后备人才培养研究
目前有关我国撑竿跳高后备人才培养的研究文献较少, 只是在青少年竞赛以及区域分布方面提到了。
通过阅读和整理文献发现, 目前对我国撑竿跳高后备人才培养的研究不多, 要想为撑竿跳高后备人才培养研究提供积极有效的思路,需要从不同体育项目后备人才培养的研究中借鉴经验。综上所述,国内外关于探讨我国竞技体育后备人才的研究很多,主要集中在培养体制、培养模式、存在问题、影响因素以及培养思路等方面的论文。
关于我国 不同体育 项目后备 人才培养 的文章主 要集中在 田径、足球、篮球、排球等项目上的培养途径、对比以及可持续发展研究中,但对田径单项后备人才培养的研究较少,特别是针对我国撑竿跳高后备人才培养区域间的研究几乎没有。针对这种情况,本文先通过专家访谈进行预调查, 了解目前我国撑竿跳高后备人才分布的情况, 在专家访谈和掌握资料的基础上, 按照行政区域为单位,将我国撑竿跳高划分为华东、华南、西南、东北4个区域。通过对各个区域之间的对比研究, 从而发现我国撑竿跳高后备人才培养中的优势和劣势, 积极寻求改善撑竿跳高后备人才培养的有效途径,力图为有关部门制定体育政策提供理论依据。
广域后备保护智能跳闸策略研究 篇3
广域保护系统能有效地遏制日益频发的大规模电力系统连锁故障[1],是未来系统保护的发展方向[2,3,4,5,6,7]。目前进行的广域保护原理方面的研究主要有:基于电网中多个距离保护元件的判断结果,依靠专家系统集中决策的广域后备保护算法[8];根据保护范围内各智能电子设备(IED)的故障方向信息,用不同方法确定故障位置的纵联方向比较原理的广域继电保护算法[9,10];基于电流差动原理的广域保护算法[11,12]。这些算法的提出为构建广域保护系统提供了基础。就目前的研究来看,广域继电保护系统的结构一般可分为3种[10]:区域调度中心集中式(广域保护决策机位于区域调度中心,IED分散安装于各电气信息采集点)、变电站集中式(广域保护决策机位于变电站,IED分散安装于各电气信息采集点)、分布分散式(分散安装的IED不仅具有采集电气信息的功能,还需要进行保护功能的执行和决策)。
广域保护装置需要与安装于系统其他位置的保护或测量装置进行相互通信,来实现保护的功能。但对广域继电保护而言,接收故障信息的范围并不是越大越好,有必要开展保护范围和关联域划分的研究[12]。IED的各层保护区可以采用图论的方法[11]形成,当主保护内故障无法被切除时,通过跳开后备保护区边界的所有断路器来快速切除故障。基于“拓扑树”的IED搜索方法[12],在主保护无法切除故障时,依靠广域后备保护动作,跳开保护区边界断路器,以较大范围的跳闸来切除故障。采用基于图论方法的专家系统[13],根据SCADA系统中一次、二次设备状态信息及拓扑连接关系,在线确定各一次设备的电流差动主、后备保护区。
Agent技术在电力系统中的应用,为广域保护的实现提供了新的思路[14]。多Agent的广域电流差动保护系统[15],通过各保护Agent间的配合协调实现对整个电网的主、后备电流差动保护。利用Agent实现的新的电网后备保护系统[16],当主保护拒动时,后备保护决策单元能快速地、有选择性地切除故障。通过将Web Service和Agent技术相结合,形成电力多Agent广域协作平台[17]。基于智能多代理系统MAS(Multi-Agent System)的广域电网保护协调系统[18],当与多个保护区邻接的保护Agent切除故障失败而断路器仍闭合时,由相邻设备融合而成的新保护区检测并隔离该故障。
以上文献主要讨论了广域保护的算法和分区等问题,着眼于利用全局信息,提高后备保护动作速度,解决了传统后备保护配合困难、延时大的缺陷。在主保护区无法切除故障时,一般采用跳开后备保护区边界所有断路器的方法来切除保护区内单个一次设备的故障。这种跳闸方法与传统后备保护的跳闸方法相似,是以较大范围的停电为代价来切除故障。基于满足实时性和可靠性要求的广域通信网络[19,20],广域保护装置能控制系统中其他位置的断路器。本文对广域后备保护跳闸策略进行了研究。
1 广域保护的动作行为分析
尽管广域保护系统所采用的算法不尽相同,系统结构也不一样,但从保护范围来看,其保护区仍然可以划分为广域保护主保护区和广域保护后备保护区(以下简称主保护区和后备保护区)。主保护区内包含单个一次设备,如变压器、母线、线路等。当系统中发生故障时,广域保护装置会先进行各个主保护区的判断。后备保护区则包含2个或者多个一次设备,如果某主保护区无法进行故障判断,会由包含该主保护区在内的2个或者多个主保护区形成后备保护区,给该主保护区提供后备保护。一般而言,后备保护区是有限的层次结构,第一层包含相邻的2个主保护区,随后备保护区层级的扩大,其所包含的主保护区会逐渐增加。本文以基于电流差动原理的分布分散式广域保护系统为例,说明主、后备保护区的形成方法。
对于分布分散式的广域保护系统而言,安装在各断路器处的IED负责采集本地各种电气信息量,并与其他相关IED通信以协同完成广域保护系统的主保护和后备保护功能(以下简称主保护和后备保护)。需要协同完成单个一次设备保护的IED就属于同一个主保护区。当检测到系统中的故障扰动时,每个IED都会根据系统的拓扑结构,搜索处于同一主保护区内的其他IED并与之通信,交换测量电流信息进行电流差动保护计算,完成主保护区的故障判断。如果由于某种故障导致一个IED的测量信息无法为其他IED所获取,则这个IED所处的2个相邻主保护区均将无法独立进行各自的保护判断。此时,这2个主保护区内的其他正常工作IED会根据系统拓扑结构,按照既定的搜索策略,扩大信息交换范围,不仅与本主保护区内仍正常工作的IED通信,而且还与另一主保护区内正常工作的IED通信,从而获得2个主保护区融合形成新的后备保护区的全部边界支路的电流信息,进行电流差动保护判据计算,判断此后备保护区是否发生内部故障。
现以图1中的IED1为例,说明主、后备保护区的形成方法。
当IED1通过启动元件检测到故障扰动时,会根据系统拓扑结构查找与其处于同一主保护区内的其他IED。经过搜索,IED1会与同属于主保护区1的IED2通信,交换电流信息进行电流差动保护计算,构成线路Line2的保护。同时,它也会与同属于主保护区2的IED8通信,交换测量电流信息进行电流差动保护计算,构成母线Bus2的保护。
现假设广域通信网络产生了拥塞或IED1出现故障,其他IED无法获取IED1的测量电流信息。当IED2通过启动元件检测到故障扰动时,就会根据系统拓扑结构,判断出IED1还属于主保护区2。此后,它就会与处于主保护区2内的另一正常工作IED8通信交换测量电流信息,进行电流差动保护判断。同样,当IED8通过启动元件检测到故障扰动但又无法获取IED1的测量电流信息时,也会根据系统拓扑结构判断出IED1还属于主保护区1,进而与处于主保护区1内的另一正常工作IED2通信交换测量电流信息,进行电流差动保护判断。这样,处于2个相邻主保护区内的IED2和IED8协同工作完成了后备保护区3的故障判断。
正常情况下,主保护区的保护装置能可靠动作以准确切除故障元件,只有当发生某种故障导致主保护区不能进行正常故障判断时,才会由广域后备保护动作来切除故障,但这种动作会造成保护区内非故障元件的停电,扩大了停电范围。
以上述广域保护系统为例,如果IED1无法正常工作,则Line2和Bus2将失去主保护,此时如果两元件中的任一个发生故障,只能由IED2、IED8构成的广域后备保护区3提供后备保护,跳开QF2、QF8,Line2和Bus2都会被切除。与传统后备保护一样,这种跳闸策略选择性也不强。
随着智能断路器的使用、数字化变电站的发展和广域通信网络的构建,广域保护系统中的保护装置可以通过网络通信等方法向同一个变电站中的断路器发出跳闸命令,甚至有可能向远方断路器发出跳闸命令。基于此背景,本文提出一种后备保护智能跳闸策略。
2 广域后备保护的智能跳闸策略
当广域系统中的某一IED通过启动元件检测到故障扰动时,会根据系统拓扑结构搜索与其处于同一主保护区内的其他IED,与之通信交换测量电流信息进行电流差动保护计算,给主保护区内单个一次设备提供保护。当广域系统中某一IED的测量信息无法被其他IED所获取时,该IED所处的2个相邻的主保护区内的其他正常工作的IED会根据系统拓扑结构,扩大搜索范围,相互通信交换测量电流信息进行电流差动保护判断,共同完成由这2个主保护区所构成的后备保护区的故障判断。一般而言,系统中同时发生2个IED的测量信息无法被获取的概率很小,在此前提下,本文以广域保护系统中一个IED为例,提出智能跳闸策略步骤。
a.IED通过电压或电流突变量启动元件检测系统中是否发生故障,如果没有检测到故障启动,则重复执行本步骤;如果检测到故障启动,则转入步骤b。
b.该IED根据系统的拓扑结构,搜索与其处于同一主保护区内的其他IED并与之通信,交换测量电流信息,然后分别对信息完整的各主保护区进行故障判断,如果检测到某主保护区有内部故障,则该IED动作跳开所控制的本地断路器。
c.如果此IED相关主保护区中有一个主保护区的某一IED信息缺失,转步骤d,否则跳转到步骤g。
d.该IED根据系统的拓扑结构,按照既定搜索策略,找出此信息缺失IED还属于哪个主保护区,然后与这个主保护区内的其他正常工作的IED通信,交换测量电流信息,由此形成后备保护区,进行故障判断。如果判断无故障则转步骤g;如果判断有故障,则转入步骤e。
e.该IED向上述测量信息无法被获取的IED处的断路器发出跳闸命令,该断路器跳开后,转入步骤f。
f.该IED应用除信息缺失测量点以外的其他测量点电流信息进行故障判断,检测此信息缺失主保护区是否发生内部故障,如果存在内部故障,该IED动作跳开所控制的本地断路器。
g.IED完成故障判断。
以图1中主保护区1、2和广域后备保护区3为例,说明广域后备保护的智能跳闸策略。
当由于某种原因导致其他IED无法获取IED1的测量信息时,主保护区1和2均不能进行正常的故障判断。此时,IED2会根据系统拓扑结构,搜索到IED8,同样,IED8也会根据系统拓扑结构搜索到IED2。IED2与IED8相互交换电流信息进行电流差动判断,构成后备保护区3。如果判断有故障,则根据智能跳闸策略分析,跳开断路器QF1。之后,对于IED2和IED8而言,IED1的测量电流信息即变成为已知量零。IED2就可以利用本地测量电流信息与该零电流量进行电流差动保护计算,完成主保护区1的故障判断;同样,IED8也可以利用本地测量电流信息与该零电流量进行电流差动保护计算,完成主保护区2的故障判断。
这种策略可简要描述为:当系统中存在信息无法被获取的测量点,导致这一测量点所属的2个主保护区无法进行故障判断时,由这2个主保护区所形成的后备保护区进行故障判断,若有故障则跳开该信息缺失测量点处的断路器,使该点的测量信息对于保护装置而言变为已知量零,此后,再次进行这2个主保护区内的故障判断,准确找出故障存在于哪个主保护区内。
3 智能跳闸策略分析
当广域系统中某个测量点处的信息无法被获取时,后备保护区可对无法进行故障判断的2个主保护区提供保护。常规的后备保护跳闸策略在判断有内部故障的前提下,将跳开2个主保护区。而新的后备保护跳闸策略通过故障判断与纵续跳闸相结合的智能方法,可以有选择性地切除发生故障的主保护区。
常规广域后备保护的跳闸策略可能切除后备保护区中的非故障元件。以图1为例,假设故障发生于Line2上。若IED1的测量电流信息无法被其他IED所获取,会由后备保护区3进行故障判断,跳开断路器QF2和QF8,非故障母线Bus2也会随之被切除。而智能跳闸策略可以显著提高保护的选择性,在上述Line2故障但IED1的测量电流信息缺失的情况下,后备保护区3检测到故障后,并不是动作于跳开断路器QF2和QF8,而是跳开IED1处的断路器QF1。当QF1跳开后,再分别进行主保护区1、2各自的电流差动保护判断。这样就可以准确找出故障发生于线路Line2上,再由主保护区1的IED2发出跳闸命令跳开断路器QF2,而没有发生故障的母线Bus2不会被切除。
采用常规后备保护跳闸策略,切除故障所需要的时间有3个来源:
a.主保护区拒动,搜索形成后备保护区的时间;
b.后备保护区各IED之间的通信、故障判断、发出跳闸命令的时间;
c.后备保护区边界所有断路器都跳开所需要的时间。
在上述后备保护区3动作情况下,采取常规后备保护跳闸策略,切除故障所需的时间,包含IED2、IED8进行各自主保护区故障判断并随后进入后备保护区搜索这一过程的时间,IED2、IED8相互通信并进行故障判断、发出跳闸命令的时间,断路器QF2、QF8完全跳开所需要的时间。
采用本文提出的智能跳闸策略,延时会稍有增加,包含5个部分,第1、2部分与常规跳闸策略相同,第3部分为信息缺失IED处断路器的动作时间,第4部分为主保护区的故障判断并发跳闸命令的时间,第5部分为发生故障主保护区内其他断路器的动作时间。
在前述故障情况下,智能跳闸策略第3部分延时为断路器QF1完全跳开所需要的时间,第4部分延时为IED2、IED8进行各自主保护区故障判断并发出跳闸命令的时间,第5部分为断路器QF2的动作时间。
由此可见,相对于常规后备保护跳闸策略数百毫秒的延时,智能跳闸策略仅增加了一次断路器跳闸时间和一次故障判断时间,十分有限,但保护的选择性得到了显著的提高。
4 结论
广域保护系统后备保护根据整个系统各个节点的信息来分析系统的运行状况,能够解决传统后备保护动作延时长、整定配合困难的问题,但其切除内部故障时仍然会造成非故障的主保护区停电,扩大了停电的范围。本文提出一种广域后备保护智能跳闸策略,采取故障判断与纵续跳闸相结合的智能方法,能够在因某个IED信息无法获取造成主保护拒动情况下,分阶段跳开发生故障的主保护区的各断路器,仅增加十分有限的延时,却显著提高了后备保护的选择性。然后以基于电流差动原理的分散分布式广域保护系统为例,论证了广域保护系统智能后备保护跳闸策略的有效性。
摘要：为应对智能电子设备失效或通信故障等原因造成广域保护选择性降低的问题,提出一种广域后备保护智能跳闸策略。该策略先判断以信息缺失测量点为边界的2个相邻主保护区所形成后备保护区是否发生故障。如果有故障,则通过广域保护系统通信网络跳开该信息缺失测量点处的断路器,然后分别判断2个相邻主保护区故障情况,根据判断结果仅跳开发生内部故障的主保护区边界断路器。这将有效地避免信息缺失测量点相关的主保护区拒动,从而后备保护区动作使其所包含的多个主保护区全部停电的情况。分析表明,提出的故障判断与纵续跳闸相结合的智能跳闸策略,通过仅增加了有限的一次断路器跳闸时间和一次故障判断时间,提高了广域后备保护的选择性。
区域后备保护 篇4
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。
区域后备保护 篇5
近几年基于广域通信网络的广域后备保护算法取得了许多可喜的研究成果,其思路主要有2个方面。一是利用保护动作和开关位置等广域信息,通过专家系统[1,2]、信息融合等方法检测故障元件。文献[3]利用Agent技术进行变电站层集成保护。文献[4]收集一个区域内方向元件等保护信息做集中后备保护决策。文献[5]采用信息融合方法,构建基于适应度和状态期望函数的广域保护算法,在信息缺失或错误达到10位时识别率仍能达到70%以上,具有较高的容错性,但主要针对单个故障。二是通过广域电流差动检测故障元件[6]。但已有研究存在一些不足:仅利用广域保护动作信息,当保护误动与拒动个数较多时,故障元件的判断会有问题,较少考虑将广域保护动作与相量测量单元(phasor measurement unit,PMU)数据结合;主要针对单个故障;没有在理论上定量分析广域保护容错的极限位数。
PMU的发展为状态估计、故障定位和广域后备保护等提供了新的数据源和技术手段[7,8,9,10,11]。文献[10]提出一种基于PMU的电网广域后备保护方案,利用一个区域内正序电压幅值、线路两侧正序电流相角差,通过比较来判断故障元件。文献[11]在文献[10]算法的基础上增加了负序方向元件来辅助区分是母线故障还是线路故障。
在已有研究的基础上,本文研究同时利用广域保护元件和PMU数据进行广域后备保护的在线故障检测。与文献[5]不同的是,本文直接计算广域保护动作加权后的综合判断值,采用高斯函数获得其故障概率,并在理论上定量分析广域后备保护容错的极限位数。基于两种数据源的广域后备保护算法能够检测出多重故障,多组算例验证了本算法对多个保护误动与拒动有较高的容错性。
1 算法的整体思路
本文先利用广域后备保护元件和PMU数据分别进行故障检测,再将两种方法判断的故障概率融合,以获得故障元件。
对于线路,广域后备保护算法使用5种保护信息:主保护(纵联差动)、距离Ⅰ段、距离Ⅱ段(距离Ⅰ段、Ⅱ段作为快速近后备保护)、距离Ⅲ段(作为相邻线路的远后备保护)、方向元件(零序与负序方向元件)。对于母线,广域后备保护考虑3种保护信息:母差主保护、母线所连各线路对侧的远后备保护、母线所连各线路靠近母线侧的零序与负序方向元件。
如果一条线路两侧主保护都启动并出口跳闸,就不需要做广域后备保护决策。只有当至少一个主保护拒动而主保护以外的广域后备保护元件之一启动,才会启动母线或线路的广域后备保护决策。
考虑保护误动与拒动、信息缺失、PMU量测或估计出错等情况对故障元件判断的影响,以不同方法对两种数据源计算元件的故障概率再做加权综合,可互相弥补,提高故障检测的准确性和容错性。
2 对线路与母线的故障检测方法
2.1 对线路的故障检测方法
1)当发现线路一侧有主保护出口跳闸信号,过了较短时间收到对侧主保护出口跳闸信号,就确认本线路故障,无需再启动广域后备保护决策。在主保护或广域后备保护发出跳令后,启动断路器失灵检测与保护。
2)当线路的主保护至少有一侧未动作而其两侧的保护有动作时,就启动该线路的广域后备保护决策。通过广域通信网络收集各广域后备保护元件(主保护、距离Ⅰ段、距离Ⅱ段、距离Ⅲ段、方向元件)的动作值,进行加权计算,得到该线路的综合判断值IA。再对其做归一化处理获得贴近变量x,然后通过一个高斯函数,获得该线路广域后备保护动作对应的综合判断故障概率PI。具体步骤如下。
步骤1:求取线路的综合判断值IA。有
当某线路故障时,如果线路两侧方向元件都正确动作,则A5_1=2;当本线路两侧方向元件出现误动与拒动或缺失时,则赋予A5_1中间值1。如果故障线路各相邻线路两侧方向元件都正确动作,则A5的第2项变成0。
为了防止由相邻线路方向元件拒动或误动导致A5及IA值过大,进而影响对线路故障的判断,故限制A5最大为5(最多允许2~3条相邻线路有方向元件拒动或误动),即当A5>5时,设A5=5。
αi分别代表主保护、距离Ⅰ段、距离Ⅱ段、距离Ⅲ段、方向元件5种保护的权值,参考文献[1,5]取α1~α5分别为6,6,3,2,2。考虑到在2个主保护与2个距离Ⅰ段保护拒动情况下仍能正确判断出线路故障,适当加大距离Ⅱ段保护的权值,修改后各保护权值为6,6,4,2,2,即IA=6A1+6A2+4A3+2A4+2A5。下面求取线路i的期望综合判断值IA_N_i。
图1为IEEE 14节点测试系统。设线路L15中点处故障,包括主保护在内各保护元件均正常动作,对于L15,有A1=2;A2=2;A3=2;A4=2+3=5;A5=2+3×|1+(-1)|=2。可得到L15的一个期望综合判断值IA_N_15_1=6×2+6×2+4×2+2×5+2×2=46。
又设L15靠近母线B9一侧故障,包括主保护在内各保护元件均正常动作,A1=2;A2=1;A3=2;A4=5;A5=2。得到线路L15的另一个期望综合判断值IA_N_15_2=6×2+6×1+4×2+2×5+2×2=40。
如果L15靠近母线B9一侧故障,IED 29侧主保护未动作,A1=1;A2=1;A3=2;A4=5;A5=2,再得到线路L15的一个可能综合判断值IA_N_15_3=6×1+6×1+4×2+2×5+2×2=34。
这里取前两个综合判断值IA_N_15_1和IA_N_15_2的平均值43,作为L15的理想综合判断值IA_N。每条线路的IA_N随其拓扑结构和保护配置有所不同,IA_N=37+2 Nn。给出线路L1至L15的理想综合判断值,如表1所示。
步骤2:归一化处理。在实际运行中,在线得到故障时各线路的保护动作值,计算对应的实时综合判断值IA后,对IA做归一化处理,获得贴近变量x,令x=IA/IA_N。
步骤3:计算线路的保护动作对应的故障概率PⅠ。采用高斯函数,因为该函数较符合故障检测的推理,当x<0.5时,得到较低的输出概率,对非故障输入值有一定的抑制作用;当x>0.5时,得到比输入值更高的输出概率,增强对故障的判断程度。把贴近变量x代入该函数可得到线路的故障概率PⅠ。当x>1,如相邻线路多个方向元件误动时,使得L15的A5=4,得到IA_15=6×2+6×2+4×2+2×5+2×4=50,大于IA_N_15,x=50/43=1.163,该高斯函数输出值0.923,小于1,在一定程度上抑制了保护误动对故障判断的影响。
3)利用线路两侧母线的正序电压下降情况判断线路的故障。由于故障点与故障类型的不同,故障线路及其相邻线路两侧母线的电压下降幅度各不相同。这里选取线路两侧电压下降较大值为准。由文献[10]可知,电压幅值U在不同故障类型与故障点下变化范围较大,按统计数据分5个模糊的电压区段,确定各电压区段对应的故障概率Pu为:
另外,考虑线路在正常运行时其两侧电流相位角差一般小于20°,而在故障时往往在100°以上,因此利用线路两侧正序电流相位角差判断线路故障较为准确,其对判断线路故障的贡献度较大,并允许有较大误差。设线路电流相位角差的故障阈值为20°。电流相位角差对应的故障概率为PΔφ,当Δφ>20°,PΔφ=0.95;否则,PΔφ=0.05。
再对Pu,PΔφ综合,确定PMU数据对应的联合故障概率PPMU。对它们可采用概率连乘PPMU=PΔφPu,或加权平均PPMU=0.55PΔφ+0.45Pu。考虑到电压幅值的测量或状态估计可能存在误差,例如存在5%误差,从0.86变为0.91,会使Pu由0.85降为0.35。如果采用概率连乘,PPMU=0.95×0.35=0.332 5,将变得很低,使得L15在IA_15=34时故障概率变为0.632,低于故障阈值0.7。而采用加权平均方法,PPMU=0.55×0.95+0.45×0.35=0.680,使L15的故障概率为0.788,大于故障阈值。因此对Pu,PΔφ加权求取联合故障概率PPMU可能更合理一些。
4)对保护元件和PMU数据这2种信号源的检测结果,加权后求出最终的线路故障概率Pf,权值分别为0.55和0.45,即Pf=0.55PⅠ+0.45PPMU。
线路故障的判据为:当故障概率Pf大于故障概率阈值(如0.70),则判定该线路故障;或者,当其他相邻线路的Pf均小于0.6,而本线路的Pf满足0.6<Pf<0.7,也判定该线路故障。
如设线路L15靠近母线B9一侧A相故障。
对于L15,当各保护元件均正常动作时,IA_15=40,x15=40/43=0.930,PⅠ_15=0.986,设PPMU判断准确,PPMU_15=0.55×0.95+0.45×0.85=0.905。则Pf_15=0.55×0.986+0.45×0.905=0.949>0.7。
或者当IED 29侧主保护拒动时,IA_15=34,x15=0.791,PⅠ_15=0.877,PPMU=0.905,则Pf_15=0.890>0.7。
或者当L15两侧主保护均拒动,IA_15=28,x15=0.651,PⅠ_15=0.694,PPMU=0.905,则Pf_15=0.789>0.7。
对于L14,IA_14=16,x14=0.372,PⅠ_14=0.306,PPMU=0.55×0.05+0.45×0.85=0.410,则Pf_14=0.353。
假设L14的一侧主保护误动,IA_14=22,x14=0.512,PⅠ_14=0.489,PPMU=0.410,则Pf_14=0.453<0.7。
对于L12,IA_12=16,x12=0.314,PⅠ_12=0.243,PPMU=0.410,则Pf_12=0.318<0.7。
对于L9,IA_9=14,x9=0.298,PⅠ_9=0.228,PPMU=0.410,则Pf_9=0.310<0.7。
比较4条线路L15,L14,L12,L9的故障概率Pf,因L15的Pf大于阈值0.7,判断L15故障。
设L15两侧电压幅值存在5%的测量与估计误差,则PPMU=0.55×0.95+0.45×0.35=0.680。这时重新计算L15在以上3种情况下的故障概率,分别变为0.848,0.788,0.688。相邻线路L14,L12,L9的故障概率保持不变。对于L15最不利的故障概率0.688,仍满足0.6<Pf_15<0.7,仍可判定L15故障。
2.2 对母线的故障检测方法
1)利用母差主保护、母线所连各线路对侧的远后备保护、母线所连各线路靠近母线侧的方向元件3种保护动作值的加权之和,获得母线的综合判断值IA及其故障概率PⅠ。α1,α2,α3分别代表这3种保护的权值,分别为6,3,2,则有:IA=α1A1+α2A2+α3A3=6A1+3A2+2A3。其中,A1为母差主保护动作值,A2为母线所连各线路对侧的远后备保护动作值之和,A3为母线侧各线路方向元件动作值之和的绝对值。
在实时计算获得IA后,采用同上的高斯函数求取广域保护元件对应的故障概率PⅠ。
例如,假设母线B9故障,各保护均正常动作,则A1=1,A2=3,A3=|(-1)+(-1)+(-1)|=3(规定方向元件,指向母线为负)。IA=6×1+3×3+2×3=21。
取母线B9的理想综合判断值为21。实时获得IA计算故障概率PⅠ与线路的做法类似。
2)利用该母线正序电压幅值判断母线故障,同上获得电压对应的故障概率Pu。
3)对故障概率PⅠ,Pu加权(权值分别为0.55,0.45),得到母线最终的故障概率Pf,即Pf=0.55PⅠ+0.45Pu。
4)当Pf大于某故障概率阈值(如0.7),则判定该母线故障。
3 保护容错极限位数的定量分析与通信实时性考虑
人们希望广域后备保护算法具有很高的容错性,那么保护容许出错的位数达到多高才合理,即其极限位数应是多少,需要做理论上的定量分析。针对前面所提出的广域后备保护算法,本文分别对故障概率阈值为0.7与0.6、有无PMU测量误差等情况,做极限位数的定量分析。
设置L15靠近母线B9一侧故障,假设B9侧主保护未动作,IED29发生设备失效或通信故障,即B9侧主保护、距离Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段、方向元件5个保护均拒动或缺失,变为0,则A1=1;A2=0;A3=1;A4=4;A5=1+3|1+(-1)|=1,IA_15=6×1+6×0+4×1+2×4+2×1=20,x15=0.465,PⅠ_15=0.424。设PPMU判断准确,PPMU=0.905,则Pf_15=0.640>0.6。
反之,设PPMU判断准确,可由故障概率阈值0.7反推出L15故障时保护容错的极限位数。对于L15,则有0.55PⅠ+0.45×0.905≥0.7,PⅠ=e-3(x-1)2≥0.532,得到x≥0.541,IA_15≥43x=23.26。
于是L15故障时最小综合判断值为24,即综合判断值的最大允许偏差值为43-24=19,可对应多种保护出错组合。例如:IED 29侧主保护、距离Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段、方向元件5个保护均拒动,且1个远后备距离Ⅲ段保护拒动(共6个保护拒动),对应IA_15=24。又如,一侧主保护拒动,另一侧距离Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段、方向元件均拒动,2个远后备距离Ⅲ段和1个相邻线路方向元件误动(由1变成0)(共8个保护拒动或误动),对应IA_15=6×1+6×1+4×1+2×2+2×2=24。还有其他保护出错组合。这样,L15保护容错的极限位数可为6~8位或更多。
此时相邻线路的主保护、距离Ⅱ段等2~3个或更多个保护误动,只要不使相邻线路的IA增加很多(如L14的IA不超过30,对应的故障概率Pf_14=0.603),就不会将相邻的正常线路误判为故障,不会影响对故障线路L15的判断。这样,总体的保护允许出错极限位数可为8~10位或更多。
如果L15两侧电压幅值存在5%的测量或估计误差,即PPMU=0.680,可由故障概率阈值0.70,再反推出保护容错的极限位数。对于L15,则有0.55PⅠ+0.45×0.680≥0.7,PⅠ≥0.716,得到x≥0.666,IA_15≥43x=28.64。此时L15允许的最小综合判断值为29,比PPMU判断准确时小一些,对应L15与总体的保护容错的极限位数将会变小。
再假设故障概率阈值为0.6,同样可反推出L15故障时保护容错的极限位数。设PPMU判断准确,对于L15,有0.55PⅠ+0.45×0.905≥0.6,PⅠ≥0.351,得到x≥0.409,IA_15≥17.59,L15的最小综合判断值为18。这样L15保护容错的极限位数将增大。
当L15两侧电压幅值存在5%的测量或估计误差,PPMU=0.680,对于L15,则有0.55PⅠ+0.45×0.680≥0.6,PⅠ≥0.535,得到x≥0.543,IA_15≥23.35。此时L15的最小综合判断值为24。
同理可求出每条线路的保护容错的极限位数。
由以上分析可看出,依据本文的广域后备保护算法,线路故障时广域保护容错位数有一个极限,故障概率阈值为0.6对应的保护容错的极限位数比0.7时大一些。在故障概率阈值为0.6、有测量误差的情况下,L15的最小综合判断值为24,总体的保护允许出错的极限位数可为8~10位。
对于变电站没有安装PMU、直流电源消失等情况,由文献[7-8]可知,利用相邻区域从已安装PMU的量测值对正常与可疑线路或母线进行最优状态估计与修正,可获得各节点较精确的模拟量数值。
对于通信实时性的考虑。本文提出的广域后备保护算法可由位于区域控制中心的广域后备保护决策设备进行集中决策,它在相关范围内保护元件启动后才予以启动,并不需要各变电站一直传输PMU数据给它。当广域后备保护决策启动后,才以组播方式向本区域各相关变电站的PMU设备索要(或订阅)PMU数据。后者才定时地向区域广域保护决策设备发送(或发布)少量的PMU数据,并保证在传统后备保护时限内送达,其对网络带宽要求并不高,报文的网络延迟多在几毫秒至十几毫秒以内,完全能够满足广域后备保护实时性通信的需求。
4 算例验证
算例1:保护装置失效。设置L15靠近母线B9一侧故障,假设B9侧主保护未动作,IED 29发生失效或其通信故障。判断L15故障的计算过程如第3节所述,在PMU判断准确时,L15故障概率Pf_15=0.640>0.6,而相邻线路的故障概率均小于0.6。故判定L15故障。
算例2:故障线路与相邻线路有多个保护误动与拒动。设置L15靠近B9的30%处故障,设各PMU判断准确,此时几个主要IED的5种保护动作如下:IED 29:1,0(拒动),1,1,-1(误动);IED 30:0(拒动),0,1,1,+1;IED 28:0,0,0,0,+1(误动);IED 27:0,0,1,1,+1;IED 22:0,0,0,0,+1(误动);IED 21:0,0,1,1,+1;IED 16:0,0,0,0,-1;IED 15:0,0,0,1,+1。
对于L15,IA_15=6×1+6×0+4×2+2×5+2×5=34,x15=0.791,PⅠ_15=0.877,PPMU=0.905,Pf_15=0.890>0.7。
对于L14,IA_14=6×0+6×0+4×1+2×3+2×4=18,x14=0.419,PⅠ_14=0.363,PPMU=0.410,Pf_14=0.384<0.7。
对于L12,IA_12=6×0+6×0+4×1+2×3+2×4=18,x12=0.353,PⅠ_12=0.285,PPMU=0.410,Pf_12=0.341<0.7。
对于L9,IA_9=6×0+6×0+4×0+2×2+2×1=6,x9=0.128,PⅠ_9=0.102,PPMU=0.410,Pf_9=0.241<0.7。
由于L9,L12,L14的故障概率均小于0.7,L15的故障概率大于0.7,因此判断L15故障。
虽然L15及其相邻线路只有5位保护拒动或误动,但在一定程度上增大了相邻正常线路(如L14)的故障概率,但本算法仍能正确判断出故障线路。
算例3:复故障。母线B9故障、L15靠近B9一侧A相故障。仿真设置:B9,L15的过渡电阻均为0.01Ω。设IED 29的各保护元件均拒动,B10侧电流相角测量存在误差。几个IED的5种保护动作如下:IED 29:0,0,0,0,0(均拒动);IED 30:1,0,1,1,+1;IED 28:0,0,0,0,-1;IED 27:0,0,1,1,+1;IED 22:0,0,0,0,-1;IED 21:0,0,1,1,+1;IED 16:0,0,0,0,-1;IED 15:0,0,0,1,+1。
测得各母线的正序相电压分别为U9=85.711 5kV,U8=91.269 7kV,U5=96.018 2kV,U10=93.593 9kV,U4=97.378 5kV。采集和计算得到各线路两侧正序电流相角差为φ15=162.4°,φ14=3.2°,φ12=4.7°,φ9=27.6°(L9两侧存在量测误差导致)。
对于L15,有A1=1,A2=0,A3=1,A4=1+3=4,A5=1+3|1+(-1)|=1。IA_15=20,x15=0.465,PⅠ_15=0.424。Pu=0.85,PΔφ=0.95,PPMU=0.905。则Pf_15=0.640。
对于L14,有A1=0,A2=0,A3=1,A4=1+2=3,A5=1+(1+2|1+(-1)|)=2。IA_14=14,x14=0.326,PⅠ_14=0.256。Pu=0.35,PΔφ=0.05,PPMU=0.185。则Pf_14=0.224<0.6。
对于L12,有A1=0,A2=0,A3=1,A4=1+2=3,A5=1+(1+2|1+(-1)|)=2。IA_12=14,x12=0.275,PⅠ_12=0.206。Pu=0.05,PΔφ=0.05,PPMU=0.185。则Pf_12=0.197<0.6。
对于L9,有A1=0,A2=0,A3=1,A4=1,A5=1+(1+4|1+(-1)|)=2。IA_9=10,x9=0.200,PⅠ_9=0.156。Pu=0.35,PΔφ=0.95(出错),PPMU=0.680。则Pf_9=0.392<0.6。
因此判定线路L15故障。
对于母线B9,假设母差保护拒动,A1=0,A2=3,A3=2,IA=13,x=0.619,PⅠ=0.647,Pu=0.85,Pf=0.738>0.7,则母线B9故障。判断正确。
算例4:双重故障,并伴随多个保护误动、拒动及量测误差。设置线路L15,L12同时故障,L15在靠近B9一侧、L12在中间处A相故障,两条线路的过渡电阻均为0.01Ω。相邻双重故障使IED 22的方向元件不动作。设在L9的两侧正序电流相角测量有误差。几个IED的5种保护动作如下:IED 29:0(拒动),1,1,0(拒动),+1;IED 30:0(拒动),0,1,1,+1;IED 28:0,0,0,0,-1;IED 27:0,0,1,1,+1;IED 22:0(拒动),1,1,1,0(不动作);IED 21:0(拒动),1,1,1,+1;IED 16:0,0,0,0,-1;IED 15:0,0,0,1,+1。
测得各母线的正序相电压分别为U9=86.364 5kV,U8=90.217 1kV,U5=92.808 4kV,U10=92.411 4kV,U4=95.056 1kV。采集和计算得到各线路两侧正序电流相角差为φ15=114.1°,φ14=5.5°,φ12=170.7°,φ9=37.4°(存在量测误差)。
对于L15,有A1=0,A2=1,A3=2,A4=1+3=4,A5=2+(1+2|1+(-1)|)=3。IA_15=28,x15=0.651,PⅠ_15=0.694。Pu=0.85,PΔφ=0.95,PPMU=0.905。则Pf_15=0.789>0.7。
对于L14,有A1=0,A2=0,A3=1,A4=1+2=3,A5=4。IA_14=18,x14=0.419,PⅠ_14=0.363。Pu=0.85,PΔφ=0.05,PPMU=0.41。则Pf_14=0.384<0.7。
对于L12,假设其相邻线路有2个距离Ⅲ段保护拒动,有A1=0,A2=2,A3=2,A4=2+5=7,A5=1+(2+6|1+(-1)|)=3。IA_12=40,x12=0.784,PⅠ_12=0.870。Pu=0.85,PΔφ=0.95,PPMU=0.905。则Pf_12=0.886>0.7。
对于L9,有A1=0,A2=0,A3=0,A4=1,A5=1+(2+4|1+(-1)|)=3。IA_9=8,x=0.170,PⅠ_15=0.127。Pu=0.35,PΔφ=0.95(出错),PPMU=0.68。则Pf_9=0.376<0.7。
故判定L15,L12故障,与实际情况相符。
5 结语
本文利用广域后备保护动作、以母线正序电压与线路两侧正序电流相角为主的PMU数据,分别采用信息融合与统计数据求取各自的故障概率,再采用加权综合法将其融合,获得元件的最终概率,据此判断故障元件。在理论上分析了广域后备保护容错的极限位数。在IEEE 14节点系统上做了多组案例测试,实验结果表明该方法具有较高的准确性,并能够检测出多重故障。对两种数据源的信息融合可互为补充,较好地提高了系统的容错性。
摘要：为了提高广域后备保护的准确性与容错性,提出了一种同时利用传统保护元件和相量测量单元(PMU)数据的广域后备保护算法。将实时获得的广域保护动作加权,得到综合判断值,然后采用高斯函数获得对应的故障概率。同时,根据统计数据,由正序电压幅值、线路两侧正序电流相角差,计算得到PMU数据对应的故障概率,再将两种故障概率加权综合。在理论上定量地分析了广域保护容错的极限位数。在IEEE 14节点系统上的多组案例实验结果表明,该算法对多个保护误动与拒动有较高的容错性,并且能够检测多重故障。
关键词：广域后备保护,相量测量单元,多源,加权综合
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区域后备保护 篇6
关键词：站域保护,支撑度,融信度函数,融信度期望函数,融信因子
0 引言
变电站传统保护仅能获取本地单间隔或局部信息,这种先天性的不足导致保护已无法同时兼顾选择性、快速性和灵敏性,且愈加不能满足复杂电网对保护提出的更高要求。同时,随着以太网逐渐延伸至变电站过程层,数据以统一格式在公共网络上进行传输,获取成本大大降低,传输速度和可共享程度显著提高,基于全站信息实现站域保护已成为可能[1-4]。
目前,利用多信息构成的站域保护算法主要有以下三种:1)? 基于差动原理的站域保护算法[5-6],这类算法主要是利用站域范围内电气量信息构成面向变电站的电流差动保护;2)? 基于方向比较原理的站域保护算法[7-8],这类算法利用站内各元件方向信息构造站域方向信息矩阵,按照设定的逻辑关系,判断故障位置;3)基于多Agent的站域保护算法[9],这类算法将多Agent技术应用于站域保护,能够为变电站提供快速、可靠的后备保护和断路器失灵保护。
随着测量系统的完善及数据传输技术的发展[10-12],站域保护获取数据的可靠性在一定程度上得到了保证,但数据失真问题依然存在,仍有可能出现信息缺失或错误的情况[13]。另一方面,现有的站域保护原理在信息正确或单一信息缺失情况下可以准确快速定位故障,但对信息的容错性能有限[14],因此,迫切需要研究具有一定容错能力的站域保护。基于此,本文提出一种基于电流保护融信因子的站域后备保护方案。首先在线更新站内各元件自适应电流保护的整定值,并根据保护对元件的有效保护范围推导保护对元件故障识别的支撑度,然后将其作为保护动作的权重,构建站域电流保护融信度函数及融信度期望函数,最后利用二者比值即融信因子的最大值识别故障元件。实际变电站验证结果表明,该算法不受系统运行方式的影响,且无需模拟量信息的交互,在信息非同步情况下能够快速、准确识别故障元件,即使在信息缺失及错误的情况下仍有良好的适应性及容错能力。
1 自适应电流保护整定
站域等值结构图以及各保护元件名称如图1所示,其中:Tg、Tz、Td分别为变压器高、中、低压侧保护,gm、zm、dm (m=2a,a=1,2,3,…)分别为本站高、中、低压出线侧保护,gn、zn、dn (n=2a-1,a=1,2,3,…)分别为该站高、中、低压出线对侧保护。所有保护名称的集合为bh={Tg,Tz,Td,gm,zm,dm,gn,zn,dn},元件名称的集合为yj={T,Lgn,Lzn,Ldn}。
自适应保护能根据电力系统运行方式和故障状态的变化而实时改变保护性能、特性或定值,可有效改善继电保护的性能,有助于系统安全稳定运行。因此,开展自适应保护的研究有着重要的理论和现实意义[15-16]。本文以自适应电流保护原理[17]为基础,计算各元件保护的整定值,并定义Zs.bh为当前系统运行方式下保护背侧的系统阻抗。
1.1 变压器整定方法
(1) 变压器I段整定
变压器I段动作表示故障仅可能发生在变压器元件,应躲过变压器短路情况时流过保护元件的短路电流,其整定值IsIet.Ti为
(2) 变压器II段整定
变压器II段应能保证在变压器发生故障时可靠动作,其整定值I?sIIet.Ti为
(2)
式中:i=g,z,d;Ksen为灵敏度。
(3) 变压器III段整定
变压器III段反应变压器和下级线路的故障,需按下级出线末端故障时流过保护元件的电流来整定,其整定值I?sIIeIt.Ti为
(3)
式中:ZL.im、ZL.jm、ZL.km分别为保护im、jm、km所在线路的阻抗;ZS.jm、ZS.km分别为当前系统运行方式下保护jm、km背侧的系统阻抗;Kbj m-Ti、Kb km-Ti为分支系数;保护jm、km为保护Ti正方向的下级保护元件。
1.2 线路整定方法
(1)线路I段整定
线路保护I段按躲过本线路末端短路时流过保护元件的电流来整定,其整定值I?sIet.in为
式中:i=g,z,d;ZS .in为当前系统运行方式下保护in背侧的系统阻抗;ZL.in为保护in所在线路的阻抗;保护im的I段整定同保护in。
(2)线路II段整定
线路保护II段按保证本线路末端短路时有足够灵敏度整定,其整定值I?sIIet.in为
(3)线路III段整定
线路保护III段按保证下级元件故障时有足够灵敏度整定,其整定值I?sIIeIt.in为
(6)
式中:保护Ti为保护in正方向的下级保护元件;Kb Ti -in、Kb Tk -Ti为分支系数。
按上述原则整定的自适应电流保护可以反应保护动作与其正方向上发生故障的位置之间的关系。若I段动作,则故障仅可能发生在保护所在本元件;若II段动作,则故障仅可能发生在本元件及下级元件的一部分;若III段动作,则故障可能发生在本元件、下级元件及二级元件的一部分。
2 支撑度计算方法
为反应保护动作对识别元件故障的支撑程度,定义电流保护支撑度Cbh-yj为保护bh动作时,故障发生在元件yj上的概率。保护范围边界处故障时流过保护的电流与保护整定值Iset.bh相等,即
式中:Zαbh-yj为保护bh对元件yj的有效保护范围;Kb是分支系数。因此,根据保护整定值可量化保护对元件的有效保护范围Zαbh-yj:
以式(8)为基础,可以计算保护各段对元件的有效保护范围,求出保护各段对元件的支撑度。
2.1 变压器保护支撑度计算
(1) 变压器保护I段支撑度
段在变压器T上的有效保护范围为ZTi的一部分ZαITi -T(i ):
变压器T上的有效保护范围为ZTi以及ZTj、ZTk的一部分ZαITi -T(i )、ZαITi -T( j )、ZαITi -T( k ):
保护对变压器的有效保护范围Zαbh-T为对三侧等效阻抗有效保护范围之和:
由上式可求出变压器保护Ti对变压器T的有效保护范围,变压器I段仅对变压器元件有保护范围,因此变压器保护Ti的I段动作仅对识别变压器故障有支撑度,对识别其他元件故障没有支撑度,因此保护Ti的I段对元件支撑度CTIi -yj为
(2)变压器保护II段支撑度
变压器保护Ti的II段在变压器T上的有效保护范围覆盖T全部,即有效保护范围ZαIITi -T(i )、ZαIITi -T( j )、ZαIITi -T( k )为
变压器保护Ti的II段对下级线路元件Ljm、Lkm的有效保护范围ZαIITi -Ljm、ZαIITi -Lkm为
变压器保护Ti的II段对元件的支撑度:当元件yj在Ti的II段保护范围内时,支撑度为保护Ti的II段对该元件yj的有效保护范围与对II段保护范围内所有元件有效保护范围之和的比值;当yj不在Ti的II段保护范围时,II段对yj的支撑度为0,因此保护Ti的II段对元件支撑度CTIIi -yj为
(3)变压器保护III段支撑度
变压器保护Ti的III段在变压器T上的有效保护范围覆盖T全部,即有效保护范围ZαIITIi -T(i )、ZαIITIi -T( j )、ZαIITIi -T( k )为
变压器保护Ti的III段在下级线路元件Ljm、Lkm上的有效保护范围覆盖该元件全部,即有效保护范围ZαIITIi -Ljm、ZαIITIi -Lkm为
变压器保护Ti的III段对元件的支撑度:当元件yj在Ti的III段保护范围内时,支撑度为III段对该元件的有效保护范围与III段对所有元件有效保护范围之和的比值;当元件yj不在Ti的III段保护范围内时,III段对yj的支撑度为0,因此保护Ti的II段对元件支撑度CTIIi -yj为
2.2 线路保护支撑度计算
(1) 线路保护I段支撑度
以线路保护in为例,其I段在线路Lin上的有效保护范围ZαIin-Lin为保护正方向的一部分:
线路I段对元件yj故障识别的支撑度CiIn-yj为
(2)线路保护II段支撑度
线路保护in的II段在本线路Lin上的有效保护范围覆盖Lin全部,即有效保护范围ZαIIin-Lin为
线路保护in在下级变压器元件上的有效保护范围ZαIIin-T(i )、ZαIIin-T( j )、ZαIIin-T( k )计算如下:
级变压器T上的有效保护范围为ZTi的一部分:
级变压器上的有效保护范围为ZTi以及ZTj、ZTk的一部分:
线路保护in的II段对下级线路元件Lim的有效保护范围ZαIIin-Lim(i )为
类似变压器保护II段对元件支撑度的计算,线路保护in的II段对元件yj的支撑度CiInI-yj为
(25)
(3) 线路保护III段支撑度
线路保护in的III段在本线路Lin以及下级元件变压器T上的有效保护范围ZαIIiIn-Lin、ZαIIiIn-T(i )、ZαIIiIn-T( j )、ZαIIiIn-T( k )覆盖Lin及T全部,即
线路保护in的III段在线路Ljm、Lkm上的有效保护范围ZαII iIn-Ljm、ZαII iIn-Lkm为
线路保护in的III段对元件yj的支撑度CiInII-yj为
3站域电流保护算法
3.1 构建站域电流保护融信度函数
将保护对元件故障识别的支撑度作为保护动作的权重,再融合各保护动作信息,可以增大故障元件与非故障元件的区分度,利用支撑度和保护实际动作值构建站域电流保护融信度函数:
(29)
式中:ER(T)、ER(Lin)分别为变压器、线路的融信度函数;RbIh、RbIIh、RbIIhI分别为各保护实际动作情况;NI、NII、NIII分别为保护I段、II段、III段的总数目。
3.2 构建站域电流保护融信度期望函数
站域电流保护融信度期望函数为假设故障发生在某元件上时对各保护期望动作情况的融合结果。由于期望保护动作情况与元件故障位置有关,根据保护对元件的有效保护范围可将元件分成若干个保护区段Dx,不同保护区段内对各保护的期望动作情况不同,在每个保护区段内以支撑度为故障权重计算保护动作融合结果H(Dx),再将各保护区段的故障概率pDx作为该期望融合结果的权重,最后的融合结果即为元件的融信度期望函数。
以保护II对变压器分区为例,根据保护g1、z1、d1的II段对变压器的保护范围(如图2中折线虚框所示)将等值变压器分为四个保护区段DTII1、DTII2、DTII3、DTII4,各保护II段的期望动作值如表2所示。
各保护区段故障概率可根据各II段在变压器上的有效保护范围计算:
由此可求出变压器故障时II段动作信息融合后的融信度期望函数值EHII(T) 为
式中:NDTII为根据保护II段在变压器上所划分保护区段的个数;Rb*hII-DTx为保护区段DTIIx故障时各保护II段的期望动作值。
同理,可根据保护I段对变压器的有效保护范围划分I段保护区段,而各保护III段对变压器的有效保护范围覆盖变压器元件,无需分区。变压器故障时I段、III段动作信息融合后的融信度期望函数值EHI(T) 、EHIII(T) 为
式中:NDTI为保护I段在变压器元件上所划分保护区段的个数;Rb*hI-DTx为保护区段DTIx故障时各保护I段的期望动作值;Rb*hIII为假设变压器元件故障时各保护III段的期望动作值。
各保护I段、II段、III段在线路上也可以根据有效保护范围划分不同的保护区段DLIin.x、DLIIin.x、DLIIiIn.x,个数分别为NDLIin、NDLIIin、NDLIIiIn,各保护区段故障概率分别记为pDILi n .x、pDIILi n .x、pDIIILi n .x,可得线路故障时各段动作信息融合后的融信度期望函数值EHI(Lin)、EHII(Lin)、EHIII(Lin)为
元件的融信度期望函数值即为元件故障时,保护各段动作信息融合后的融信度期望函数值之和:
式中,EH(T)、EH(Lin)分别为变压器、线路的融信度期望函数。
3.3 基于融信因子识别故障
定义元件的站域电流保护融信度函数值与站域电流保护融信度期望函数值之比为该元件的融信因子,计算式如下:
式中,F(T)、F(Lin)分别为变压器、线路的融信因子。元件融信因子的值越大表示融信度函数的值与融信度期望函数的值越接近,元件故障的概率最大,故障元件的融信因子应是所有元件融信因子中最大值。因此,判定最大融信因子所对应的元件为故障元件,保护判据为
式中,yjfault表示故障元件。
4 仿真验证
以一实际变电站数据对算法进行验证,系统结构如图? 3? 所示。其中,变压器参数:Y/Y/△-12-11,SN=400? MVA,U1N/U 2N/U3N=220? k V/110? k V/35? k V。高/中短路阻抗13.27%,高/低短路阻抗23.14%,中/低短路阻抗10.21%。高压侧线路型号为LGJ-400/50,中压侧线路型号为LGJ-300/40,低压侧线路型号为LGJ-185/30。高压侧线路装设距离保护,整定原则及计算方法类似。图中保护Tg、Tz、Td分别在变压器高、中、低压侧。
4.1 融信因子的计算示例
以CB处于合位而变压器高压侧f1处发生故障为例,说明基于电流保护融信因子的站域保护算法。首先根据当前电流整定值计算保护对各元件的有效保护范围,并计算保护各段对元件的支撑度。各段保护对判断变压器元件的支撑度如表? 3? 所示。
然后,根据保护对各元件的有效保护范围,计算各元件保护区段的故障概率及期望保护动作值,再以支撑度作为权重,计算各元件的融信度期望函数值,计算结果如表4所示。
将保护对各元件的支撑度作为权重,再借助各保护实际动作情况(表5所示),计算各元件的融信度函数值,计算结果如表6所示。根据各元件的融信度函数值与融信度函数期望值之比,得到各元件的融信因子,计算结果如表7所示。变压器元件的融信因子为0.8750,是各元件融信因子中的最大值,因此,保护将识别其为变压器故障,跳开相应断路器。
4.2 应对信息缺失及错误情况
在CB合位且变压器f1、f2和f3,线路Lg3、Lz3和Ld6出口分别发生故障情况,随机7位信息缺失及信息错误情况时(保护动作信息共51位,畸变率为14%),试验100次各元件融信因子的统计平均值如图4~图9所示。可以看出,在发生信息缺失及错误情况下,融信因子最大值对应的元件是与设定的故障元件一致,本方法能正确识别故障元件,可见算法具有良好的容错性。
4.3 应对拓扑变化情况
当CB变为开位时,故障发生后保护整定值变化,各元件的期望函数值也将变化。表8给出了各元件的融信度函数值、融信度期望函数值、融信因子计算结果。可以看出,CB开位f1故障时,变压器元件的融信因子为0.9385,且为最大值,因此保护将判定变压器是故障元件,并跳开相应断路器。
图10和图11分别给出了CB开位时且变压器f1故障、高压线路Lg1出口故障时,随机7位信息缺失以及信息错误情况下,试验100次各元件融信因子的统计平均值。可以看出,最大融信因子对应元件为设定的故障元件。因此,在网络拓扑变化情况下,保护算法仍能正确识别故障元件,且有一定容错能力。
5 结论
利用站域保护中电流保护动作信息,提出了一种基于保护动作信息融合的站域保护方案。该方案具有以下特点:
(1)基于自适应电流保护原理,能够不受系统运行方式、故障类型等因素的影响。
(2)量化电流保护对元件的有效保护范围,计算保护对元件故障识别的支撑度,更加真实地反应保护动作与元件故障之间的关系。
(3)简化传统电流保护上下级之间的配合关系,根据融信因子直接定位故障元件,缩短了后备保护的动作时间。
区域后备保护 篇7
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。
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