电气量保护范文
电气量保护范文（精选7篇）
电气量保护 第1篇
当线路发生故障时, 金属性短路的情况极少[1,2], 一般都是经过过渡电阻发生短路。两相经过渡电阻接地时接地电阻虽然很大, 但相间距离继电器不受其影响, 能保证正确动作。而两相相间短路时, 由于相间电弧电阻很小, 一般忽略其影响。只有单相故障时高阻接地才可能成为关注的问题[3,4,5,6]。
通常的解决方法是利用线路两侧的测量电气量[5], 这种方法虽然可以很好的消除过渡电阻对距离继电器的影响, 但需要交换线路两侧的信息量, 需要专门的传递信息的设备, 增加了保护装置的接线复杂性。
本文首先分析了过渡电阻对距离继电器的影响, 然后基于数学解析法提出了一种基于单端电气量的减小过渡电阻对距离继电器的影响的措施, 并且给出了保护安装处与短路点的短路阻抗的计算表达式, PSCAD仿真结果验证了新方法的有效性。
1 过渡电阻对距离继电器的影响
图1为线路经过渡电阻接地故障时电路示意图。图中Rg表示过渡电阻, IM, IN分别表示流过线路两侧的电流, IK表示流过短路点的电流, 短路点用K表示, Z1m表示保护安装处到短路点处的短路阻抗。
以M侧为例进行分析过渡电阻对距离保护的影响。由电路原理可得出M侧测量阻抗表达式为:
Rg对测量阻抗的影响取决于双侧电源提供的短路电流之间的夹角的性质:若滞后于, 则具有负的阻抗角, 即表现为容性的阻抗, 即过渡电阻的存在可能使总的测量阻抗变小;反之, 具有感性的阻抗, 它的存在可能使测量阻抗变大。所以测量阻抗会因为过渡电阻的存在使Zm不能正确反映短路阻抗Z1m的大小, 因此研究消除过渡电阻对距离继电器的影响意义重大。
2 消除过渡电阻影响措施
传统距离继电器是基于单侧电气量进行测量的, 因此M处无法得到电流或者。下面从零序网络的角度给出新的保护算法。图2表示的是图1的零序网络图, 图中下标0表示各个电气量的零序分量, Z0M与Z0N分别表示M, N两侧的综合零序阻抗。
由图2零序网络图可以得到式 (2) :
在系统结构不变的情况下, C0M只与短路点的位置有关。由于C0M的角度很小, 一般小于5°, 可以认为是常数。
M侧电气量的关系式为:
将式 (2) 代入式 (3) 可得
经过化简可以得到最终的表达式
式 (5) 中是未知量, 表示单位长度 (或线路全长) 的正序电阻与正序电抗的比值, 该参数为已知量, 可以作为定值存入微型机里面。
在式 (5) 的基础上, 将每个相量分为实部和虚部, 然后将实部与虚部相对应, 即将式 (5) 分解成2个表达式, 进而求出两未知量X1和Rg’。将实部和虚部分开后得到两个表达式:
将式 (6) 、 (7) 联立可以得到:
式 (6) 、 (7) 中, Umx, Umy表示保护安装处测量电压的实部和虚部;I0mx, I0my表示保护安装处测量电流的实部和虚部。
通过上面的分析可以看出, 上述方法理论上不受过渡电阻的影响, 距离继电器可以准确计算出到短路阻抗值。
3 仿真验证
基于PSCAD/EMTDC暂态仿真软件搭建了如图3所示的仿真模型, 系统M的参数设置为R=9.186Ω, L=138 m H, 系统N侧的参数设置与M侧相同, 只是角度偏移了20°。用"型等值电路来等效230 k V, 300 km的线路, 其典型参数:R=0.178 e-4 (Ω/m) , wL=0.314 e-3 (Ω/m) , wC=273.544 8 (MΩ.m) 。首先在线路中F1处 (即100 km处) 设置接地短路, 分别计算出在3个不同的过渡电阻值下计算所得短路电抗值, 并与实际电抗值比较, 列出表1;然后在F2点做同样的仿真实验。通过6次仿真结果验证新方法的有效性。
图4给出了F1点A相经300Ω发生接地故障时保护安装处的测量电流与电压。通过图4可以看出, 由于过渡电阻较大, 故障电流变化不大。
在实际保护装置中, 由于电阻量的计算误差较大, 距离继电器一般是根据电抗值的大小来决定距离保护是否动作[5]。表1与表2分别列出了在F1, F2点发生故障时, 利用新的保护算法求得的短路电抗值。
由表1和表2可以看出, 利用新的保护算法在不同过渡电阻情形下求得的短路电抗值与实际短路电抗值相差不大, 新的保护算法不受过渡电阻的影响。但计算结果与实际值并不完全相同, 这主要是由于在高/超压线路中的分布电容较大引起的, 但计算误差并不大, 可以符合现场精度要求。
4 结束语
本文提出了一种基于单端电气量减小过渡电阻对距离继电器影响的方法。新的方法无需添加任何的接线, 只需要在原有的保护算法基础上进行相应的改进即可, 在微机保护中非常易于实现;并且新的保护算法是基于本地信息进行计算, 因此可以保证保护的速动性, 是一种非常好的减少过渡电阻影响的方法。
参考文献
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电气量保护 第2篇
随着电力系统容量及负荷的增加,电力系统日趋复杂、规模不断扩大,在长距离输电中,高压直流(HVDC)输电技术因其输送容量大、易于实现非同步联网的特点,成为中国高压输电工程的关键性技术。而直流输电线路一般距离长、故障率较高,据统计,直流输电线路故障是造成系统停运的主要原因之一[1],因此,完备的继电保护原理是保证直流输电系统安全稳定运行的关键。
直流输电线路单端电气量保护主要有行波保护和低电压保护。行波保护通过故障初期出现的行波电压和行波电流快速检测故障[2]。目前行波保护存在的主要问题为:保护原理不完善、缺乏合适的数学手段、易受干扰的影响以及行波采集等技术条件的限制[3]。低电压保护作为行波保护的后备,通过整流端电压变化率和电压变化量对故障进行识别[2]。由于过渡电阻的存在,影响了整流端的电压变化,使得高阻故障时低电压保护可能拒动[4]。此外,低电压保护动作门槛都是通过仿真结果给定的,缺乏理论基础。
文献[5]将数学形态学用于行波波头的识别和处理技术,具有实时性好、速度快、时延小等优点,可以消除噪声干扰,准确捕获行波波头信息,但仍然无法给出完备的整定原则。文献[6]在输电线路分布参数模型中计算线路末端电气量,结合微分方程计算故障距离。但由于该测距公式建立在输电线路RL模型的假设下,使得测距结果并不精确。文献[7-9]利用平波电抗器和直流滤波器构成的高频暂态量固有“边界”,将保护安装处高频暂态分量大小作为判别区内、区外故障的依据。该原理对采样率要求很高,只能在故障瞬间投入;此外,高频分量本身含量低且易受雷电干扰,可靠性低。
上述方法都只使用故障暂态量信息,仅能够利用故障初期的量。本文基于补偿电压的直流输电线路单端电气量保护,其保护原理简单,具有完备的整定原则;保护算法在时域中实现,计算量小,能够满足快速动作要求;此外,保护利用故障的全频带信息,能在故障后全程投入。
1 高压直流输电线路故障特征分析
目前世界上已投入运行的直流输电工程多为两端直流输电系统。双极直流输电系统如图1所示,由整流站(M端)、逆变站(N端)和直流输电线路构成。
为保证系统安全稳定运行,要求继电保护装置能够快速切除内部故障,对于外部故障能够可靠不动作。本文给出的单端保护原理保护范围是两端平波电抗器之间的输电线路部分,故在此仅对输电线路正向区内、区外故障进行分析。为方便起见,只讨论输电线路正极故障的情况,如图1所示,分别在正极输电线路区内(f1)和区外(f2)设置故障点。
1.1 输电线路区内、区外发生金属性故障时的电压特征
用本端电气量计算沿线电压分布时,电压分布表达式如下:
式中:ux(t)为线路上距离测量点x处在t时刻的电压计算值;um(t)为t时刻整流侧直流电压测量值;im(t)为t时刻整流侧直流电流测量值;x为计算点与测量点之间的距离。
图2给出了区内、区外发生金属性故障时,通过本端电气量计算得到的直流线路沿线电压分布示意图。图中,Um和Un分别表示整流侧和逆变侧故障稳态电压值。当前方发生故障时,电压呈下降趋势。金属性故障位于区内时,由本端电气量计算得到的电压分布在故障点处为零,在故障点与逆变侧之间的部分电压变为负值,如图2中的曲线1所示;金属性故障位于区外时,由本端电气量计算得到的故障点处电压也为零,直流线路上的电压分布为正值,如图2中的曲线2所示。
对比图2中的曲线1和2后发现,输电线路区内发生金属性故障时,逆变侧补偿电压和整流侧测量电压极性相反;而输电线路区外发生金属性故障时,逆变侧补偿电压与整流侧测量电压极性相同。
显然,利用逆变侧补偿电压和整流侧测量电压的极性就可以准确地区分区内、区外金属性故障。
1.2 输电线路区内、区外发生经过渡电阻故障时的电压特征
图3给出了区内、区外发生经过渡电阻故障时,通过本端电气量计算得到的直流线路沿线电压分布示意图。根据直流输电系统的控制特性可知,在两换流站之间任一点故障的情况下,无论故障严重与否,整流侧和逆变侧电流稳态差值为0.1In[10],从而故障点处的电压为0.1InRf(其中In为额定电流,Rf为接地电阻)。当区内发生经过渡电阻故障时,由本端电气量计算得到的电压在故障点处为0.1InRf,从故障点到逆变侧之间的电压分布呈下降趋势,从而逆变侧电压为一个小于0.1InRf的值,如图3中的曲线1所示;当区外发生经过渡电阻故障时,故障点处的电压计算值也为0.1InRf,从而逆变侧电压为一个大于0.1InRf的值,如图3中的曲线2所示。
对比图3中的曲线1和2后可以看出,当故障发生在区外时,逆变侧补偿电压大于故障点电压;当故障发生在区内时,逆变侧补偿电压小于故障点电压。故通过比较逆变侧补偿电压与某一设定门槛值(与0.1InRf相关的值)的大小关系,就能够区分输电线路区内、区外经过渡电阻故障。
但是,上述方法无法区分区外金属性、小电阻故障和区内高阻故障,为避免区外故障时保护误动作,需要配合一定的延时,该延时主要是考虑输电线路外部保护的动作时间。如果是区外故障,则属于外部保护的动作范畴,延时过程中相关外部保护检测到故障并发出跳闸信号,本线路保护不动作;如果是区内故障,则不属于外部保护的动作范畴,延时过程中外部保护都不发生动作,最终由本线路保护动作。
1.3 故障分析结论
综上所述,当输电线路区内发生金属性故障时,整流侧实测电压与逆变侧补偿电压极性相反,该特性明显不同于其他类型故障;当输电线路区内发生经过渡电阻故障时,逆变侧补偿电压小于一个门槛值,通过延时配合可区分于区外故障。
2 保护原理
根据第1节故障特征分析可知,本文给出的单端保护原理包含2个动作判据:一个判据是判断整流侧测量电压与逆变侧补偿电压极性是否相反,若二者极性相反则判定为区内金属性故障,保护快速动作并具有绝对的选择性;另一个判据是判断逆变侧补偿电压是否小于设定门槛,若小于门槛值则判定为区内高阻故障,保护经延时后动作。
2.1 保护的整定原则
本方案给出了基于极性相反的快速动作判据和基于电压降落的延时动作判据,快速判据或延时判据动作都将判定为直流线路区内故障。
1)快速动作判据
式中:un(t)为t时刻计算得到的逆变侧补偿电压。
该动作判据的整定原则比较简单,只要满足整流侧和逆变侧电压极性相反即可瞬时动作,并具有绝对的选择性。为了保证动作的可靠性,可采取5~10ms内判据持续满足方可动作的策略。
2)延时动作判据
式中:Uth为设定的门槛值;Δt为设定延时。
控制特性的作用将故障点电压钳制在0.1InRf,延时判据中定值Uth的整定原则为低于故障点电压,故采用如下公式:
式中:Krel为可靠系数,一般取1.2~1.5。
Δt的选取则需要考虑外部保护装置的最大动作时间。
2.2 补偿电压计算方法简介
为了实现上文所述的保护原理,需要在输电线路分布参数模型下,根据整流侧的直流电压、直流电流测量值,计算逆变侧补偿电压,用该补偿电压与整流侧测量电压构成保护判据,因此,首先考虑如何计算直流输电线路末端补偿电压。
与交流系统不同,高压直流输电系统中没有主频率强制分量,故应在时域中计算沿线电压分布。文献[11]提供了一种基于时域分布参数模型的沿线电压计算方法,虽然该算法是为交流输电线路设计的,但也同样适用于直流输电线路。其具体计算公式如下:
式中:ZC为线路特征阻抗;r为线路单位长度电阻。
文献[11]所给出的沿线电压时域计算公式是根据输电线路贝瑞隆模型推导而来的,实际输电线路是一个频变参数模型,将此公式应用到输电线路频变参数模型时,只有使用100Hz以下的线路参数才能准确计算沿线电压分布。
2.3 保护的动作策略
直流输电系统的能量来源于整流侧,测量和保护装置也安装在整流侧,本文提出的保护原理是基于单端量而言的,无需进行数据通信,整流侧判别出故障后将信息送至逆变侧即可。
由第1节故障特征分析可知,快速动作判据对于区内金属性故障具有绝对的选择性,但是延时动作判据在整流端背侧故障时可能误动作,故需要配合一定的方向元件。由文献[12]可知,当直流线路发生正向故障时整流侧暂态电流瞬时增大,当直流线路发生反向故障时整流侧暂态电流瞬时减小。因此,可根据整流侧电流突变方向构造方向元件,当电流为正向突变时判定为正方向故障,当电流为反向突变时判定为反方向故障。保护动作逻辑见图4。
3 仿真验证与分析
基于PSCAD/EMTDC电力系统仿真软件,构造双桥12脉动直流系统进行仿真分析,并结合数学分析软件MATLAB对算法进行仿真。系统仿真模型如图1所示。系统参数为:额定电压±500kV、额定电流2kA、额定功率1 000 MW、线路全长1 000km,输电线路选用频变参数模型。数据采样频率为10kHz,故障发生在t=0.3s。
假设本文给出的保护原理最大耐过渡电阻为500Ω,可靠系数取Krel=1.5,根据式(4)选取延时动作门槛值为Uth=150kV,对应标幺值为0.3。
又由于交流侧的保护配置较为完善,通常在发生故障后的几十毫秒内继电保护装置即可动作;换流器、直流滤波器和交流滤波器等元件都配备有电流差动保护,能够快速、可靠地切除故障,其动作时间一般不超过100ms。故本文在考虑一定时间裕度的前提下,将动作延时设定为Δt=200ms。
分别在正极输电线路区内、区外设置金属性和经过渡电阻故障(过渡电阻选为100Ω),得到如下仿真结果。
3.1 输电线路区内故障的仿真结果
正极输电线路内部距离整流侧500km处分别发生金属性和经100Ω接地电阻故障时的电压变化曲线如图5所示。
从图5中可以明显看到,当输电线路区内发生接地故障时,故障发生瞬间整流侧测量电压和逆变侧补偿电压跌落,随后在直流控制器的作用下电压维持在一个稳定水平。
现在重点分析故障稳态过程(0.35~0.50s)的电压变化曲线。当发生金属性故障时,整流侧直流电压测量值与逆变侧补偿电压极性相反,满足快速判据;且整个故障稳态期间逆变侧补偿电压始终小于延时判据的整定门槛,满足延时动作判据;最终由快速判据发出线路重启命令。
当输电线路上发生经过渡电阻故障时,整流侧直流电压测量值与逆变侧补偿电压极性始终相同,不满足快速动作判据;而在稳态时逆变侧补偿电压小于延时判据的动作门槛,延时过程中外部保护都不动作,最终由延时判据发出线路重启命令。
3.2 逆变侧平波电抗器外部故障的仿真结果
正极输电线路逆变侧平波电抗器外部分别发生金属性和经100Ω接地电阻故障时的电压变化曲线如图6所示。
现在对故障稳态过程进行分析。
当发生金属性接地故障时,整流侧直流电压测量值和逆变侧补偿电压极性始终相同,从而不满足快速动作判据;另外,在此期间逆变侧补偿电压小于延时判据的整定门槛,满足延时动作判据,但是在延时过程中外部相关保护会检测到故障并发出跳闸信号;最终本保护不发线路重启命令。
当发生经过渡电阻故障时,整个故障过程中整流侧直流电压测量值和逆变侧补偿电压极性相同,不满足快速动作判据;而逆变侧补偿电压虽然小于延时判据的动作门槛,但在延时过程中外部相关保护会检测到故障并发出跳闸信号;最终本保护也不发线路重启命令。
3.3 其他仿真结果
为了说明此保护原理的正确性,进一步给出了各类故障下保护的动作情况。
在输电线路上、平波电抗器外侧以及交流侧母线分别设置金属性故障、低过渡电阻故障和高阻故障,对各类故障下的保护动作情况进行分析,其结果如表1所示。
从表1可以看出,本文给出的基于补偿电压的单端量保护对区内金属性故障具有绝对的选择性,能够对区内金属性和低过渡电阻故障快速、准确动作,区内高阻故障时延时动作,区外故障时不发生误动作。
4 结语
本文提出的基于补偿电压的单端量保护具有原理简单、整定原则完备的特点;保护算法在时域中实现,所需数据窗短、计算量小、计算延时短,能够满足快速动作要求;利用故障全频带信息,能在故障后全程投入,为直流输电线路提供高性能的后备保护。
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电气量保护 第3篇
关键词：换流变压器,非电气量保护,三取二
0 引言
在高压直流输电系统中, 换流变压器是最重要的设备之一, 它处于交流电与直流电相互变换的核心位置, 换流变压器与换流阀一起实现交流电与直流电的转换。换流变压器与常规变压器相比较结构复杂、容量大, 阀侧套管、有载调压装置等附件包含多种非电气量保护[1]。保护动作后会导致高压直流输电系统非计划性停电, 给主网架带来很大冲击。
1 天广直流换流变压器非电气量保护存在的问题
据统计, 在全国范围内至少发生过25次因换流变压器非电气量保护误动导致的直流停运事故。值得注意的是, 天广直流整流侧天生桥换流站自投运以来共发生3次换流变压器非电气量保护误动情况, 分别是: (1) 2001年4月2日, 天生桥换流站站用电切换时, 换流变压器套管SF6压力保护误动, 直流系统停运。 (2) 2001年4月21日, 天生桥换流站#1换流变套管SF6压力继电器内部电源回路熔丝熔断, 气体继电器失电, SF6压力保护误动, 启动ESOF, 导致极1停运。 (3) 2013年7月4日, 天生桥换流站极2换流变C相的有载调压分接开关油流继电器工作不稳定, 换流变保护分接开关跳闸, 换流变非电气量保护跳闸, 极2转到备用状态。天广直流整流侧为天生桥换流站, 逆变侧为宝安换流站, 两个换流站非电气量保护配置一样, 下面仅以天生桥换流站为例。天生桥换流站共有7台 (ODAF) 有载调压单相三绕组换流变压器, 每极3台。极1、极2非电量保护配置相同, 极1换流变压器非电气量保护配置如表1所示 (表1中有些跳闸信号已改为告警) 。从表1可以看出, 换流变压器非电气量保护类型繁多, 可以导致设备跳闸的保护也很多, 任意一种保护误动都会导致直流系统非计划性停电。天广直流换流变压器非电气量保护采用单重化设计方案, 从变压器本体来的非电气量信号有两种跳闸信号, 分别为直接跳闸信号和延时跳闸信号, 其原理如图1所示。经过对全国换流变压器非电气量保护多次误动的分析[2], 发现单重化非电气量保护具有明显缺陷, 天生桥换流站换流变压器非电气量保护有如下问题: (1) 换流变压器非电气量保护动作后果设计不合理, 非电气量保护跳闸接点较多, 且单一接点动作后会导致直流非计划停运; (2) 非电气量保护逻辑设计不合理, 缺乏防误动措施, 保护动作可靠性不高。
2 三取二保护的优越性
针对天广直流换流变压器非电气量保护单重化设计存在的缺陷, 可以将非电气量保护采用三取二的方式进行改进, 在高压直流输电中三取二逻辑已经得到广泛应用, 在南方电网超高压公司中每一条直流的直流保护都采用三取二保护逻辑, VBE系统、站用电系统也都直接或间接采用三取二逻辑。
假设一套非电气量保护装置的误动和拒动概率是1%, 则两套相同保护“与”输出, 误动概率是0.01%, 拒动概率是2%;而两套相同保护“或”输出, 误动概率是2%, 拒动概率是0.01%;采用三套相同保护“三取二”输出, 误动概率是0.03%, 拒动概率是0.03%。这说明, 一套保护拒动和误动概率是1%, 两套保护无论采取怎样的输出都不能同时解决误动和拒动问题, 而“三取二”逻辑下的保护误动和拒动概率都比较低, 很好地解决了此矛盾[3]。
3 三取二保护在换流变压器非电气量保护中的应用
换流变压器非电气量保护三取二逻辑的核心思想是:换流变压器本体设备对每个非电气量跳闸信号提供三副独立的跳闸接点, 保护装置判断这三副跳闸接点中至少两副接点同时满足时才能出口跳闸, 仅有一副接点动作时不跳闸。根据工程实际情况换流变压器非电气量保护通常有两种应用方式:出口三取二方式和功能三取二方式。
3.1 出口三取二
换流变压器本体的每个非电气量跳闸信号均给非电气量保护提供三副跳闸接点, 这三副跳闸接点分别引入到三个相同的非电气量保护装置中, 非电气量保护装置对非电气量信号开入处理后驱动保护出口。在三个非电气量保护装置出口处配置三取二模块, 此模块的输入为三个非电气量保护装置的跳闸信号, 三取二模块对这三副跳闸接点进行三取二逻辑判断, 若同时满足两副及以上接点动作, 则跳闸出口。原理如图2所示。出口三取二配置方案可以较好地防止单一接点误动或单一接点故障导致误动或拒动, 故障后还可根据保护装置信息及时判断出继电器的位置, 快速定位故障位置。
3.2 功能三取二
同样, 换流变压器的每个非电气量跳闸信号均给非电气量保护提供三副跳闸接点, 但这三副跳闸接点分别引入到同一个非电气量保护装置中, 由装置内部软件进行三取二逻辑判断, 只有同一个非电气量跳闸信号的三副接点满足两副及以上接点动作, 保护装置才出口跳闸。原理如图3所示。
出口三取二和功能三取二各有优缺点[4], 对工程运行可靠性来说, 功能三取二方式比出口三取二方式更为优越。所以在直流输电工程应用时, 应优先选择功能三取二方式。
4 换流变压器非电气量保护实现三取二逻辑的关键
总体原则是将换流变压器非电气量保护由现在单重化改造为三取二方式, 采用功能三取二方式。换流变压器非电气量保护三取二逻辑设计的核心思想是换流变压器本体设备对每个非电气量跳闸信号提供三副独立的跳闸接点, 但天生桥换流站非电气量保护继电器不能满足提供三副跳闸接点的要求, 下面将对不同种类继电器进行说明。
4.1 可直接更换的继电器
将像主瓦斯继电器和油流继电器这样的可直接更换继电器更换为提供三副跳闸接点的继电器。
4.2 不可直接更换的继电器
无法直接更换的继电器如密封在套管内的SF6气体继电器采用报警信号与跳闸信号综合方式完成三取二逻辑。报警信号与跳闸信号综合方式是根据具体继电器可提供几副跳闸信号和几副报警信号进行重新排列组合来等效出三副接点。例如, 继电器只提供一副跳闸信号和两副告警信号, 这时将跳闸信号T1、告警信号A1、告警信号A2进行“与”逻辑组合, 结果为T1&A1、T1&A2、A1&A2, 即模拟出三副跳闸信号, 逻辑如图4所示。
4.3 信号回路电源设计
如图4所示, 三取二逻辑是判断一个继电器三副跳闸接点的状态, 那么三副跳闸接点电源的独立性就显得十分重要, 信号回路和非电气保护装置电源回路相互独立十分必要, 但这样算来至少需要四路独立电源。然而一般工程不可能提供四路电源, 通常只提供两路或三路电源, 这就需要保证任意一路电源故障不能正常供电时不影响其他两条回路, 以确保三取二逻辑不拒动。对三路电源进行组合, 两路电源经低压电源切换模块合成一路电源。
5 换流变压器非电气量保护运行维护建议
超高压直流输电系统换流变压器本体非电气量保护种类繁多, 在运行维护中应区别于普通高压变压器。正确的运行维护会减少非电气量保护的误动次数, 减少直流非计划停运次数, 提高运行可靠性。 (1) 换流变非电气量保护维护应结合运行人员对换流变压器运行数据的多维度分析, 通过横向与纵向对比运行数据细微变化来诊断换流变压器运行情况; (2) 规范非电气量保护装置及二次回路的检修管理, 制定标准化作业指导书, 指导检修工作; (3) 针对天广直流非电气量保护现状, 梳理作用于跳闸的非电气量保护, 核对保护跳闸逻辑是否合理, 更改相应逻辑, 将天广直流换流变压器非电气量保护改造成三取二保护方式; (4) 对南方电网新建直流换流站, 要求厂家供应可提供三副跳闸接点的非电气量继电器, 以便实现换流变非电气量保护三取二逻辑。
6 结语
国内直流输电工程的运行经验表明, 换流变压器非电气量保护误动是造成直流系统非计划性停运的重要原因之一[5]。这主要是因为没有防止误动措施, 非电气量保护故障率较高。采用非电气量保护三取二逻辑可以最大限度地实现防止拒动, 同时避免单一跳闸接点故障导致误动, 对以后新上直流换流变压器非电气量保护具有一定借鉴意义。
参考文献
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[4]徐玉洁, 胡晓静, 肖志刚, 等.换流变压器非电量“三取二”保护原理及工程应用[J].南方电网技术, 2013, 7 (5) :96-100.
电气量保护 第4篇
热故障通常为变压器内部局部过热、温度升高。电故障通常指变压器内部在高电场强度作用下, 造成绝缘性能下降或劣化。通过油气量分析可灵敏地诊断设备内部的早期故障, 实现对内部故障的初步定性, 但对故障部位的准确定位和对涉及具有同一气体特征的不同故障容易出现误判;通过电气量分析虽能实现对故障部位的准确定位, 但其测试前不能对故障详细定性分析, 增大了故障排查难度。因此, 联合电气试验、油气分析及设备运行检修等特性进行联合诊断分析, 可以实现油气量与电气量两类特征量的互相验证、互相补充。以油色谱分析和以继电保护动作为主线的故障诊断分析流程分别如图1和图2所示。
2 开关接触故障实例
2.1 故障现象
35 k V变电站1号S9-5000/35-10.5主变压器, 2011年11月27日进行大修后交接试验, 所有预试项目合格并于当天投运, 运行时中压分接开关在第三挡。2012年1月21日对主变压器进行色谱监督, 发现异常。随后进行跟踪监督, 发现故障气体有增长趋势, 于2012年1月29日进行停电检查试验。
2.2 油色谱分析初步定性
为及时排查故障, 从监控系统中提取出变压器故障前后的油色谱分析数据, 如表1所示。
从表1可以看出, 在1月21日故障发生时, 总烃、氢气、乙炔含量均超过注意值, 且存在快速增长趋势, 初步判断变压器内部存在故障。按照《变压器油中溶解气体分析和判断导则 (GB/T 7252—2001) 》 (以下简称《导则》) 中的三比值法要求, 分别对1月21日和1月28日的色谱数据进行分析, 计算得出编码组合为“022”, 定性变压器内部存在高于700℃的高温过热性故障。初步推断过热可能是由分接开关接触不良, 引线夹件螺丝松动或接头焊接不良, 涡流引起过热, 局部短路, 层间绝缘不良, 铁心多点接地等引起。
2.3 电气试验准确定位
根据油色谱分析结果, 拟进行下列测量及试验: (1) 绝缘电阻及吸收比、极化指数测量; (2) 泄漏电流测量; (3) 介质损耗因数tanδ测量; (4) 直流电阻测量; (5) 变比试验。测试发现直流电阻不合格, 其他项试验均正常, 进一步判断变压器内部过热故障可能由导电回路接触不良引起。直流电阻测试数据如表2所示。
从表2可知, 分接开关在1, 2, 5挡时高压侧直流电阻均正常, 而在3, 4挡时数据严重超标, 且VW, WU相对UV增加许多。现象表明故障可能由第3, 4挡的W分接开关接触不良引起。
由于春节期间停电困难、时间较紧等原因, 变压器未及时停电进行吊心检查, 将分接开关切换到2挡并进行色谱监督坚持运行。在色谱监督期间发现各组分气体基本维持稳定, 无增长趋势。同年3月对变压器进行吊心检查, 发现分接开关在3, 4挡的W相存在严重接触不良, 触点已变黑, 动触点和静触点有错位现象。经检修人员处理后, 重新测试直流电阻合格, 并经脱气等处理重新投运后, 一切监测指标正常。
3 低压绕组复合故障联合诊断实例
3.1 故障现象
2011年1月21日11时10分, 某220 k V变电站一条110 k V线路182断路器距离保护动作跳闸, 重合不成功, 线路故障发展为L2, L3两相接地短路, 保护加速动作跳闸。同时, 1号主变压器 (型号为SFPSZ7-120000/220) 本体重瓦斯动作, 1号主变压器三侧断路器跳闸保护。现场提取保护装置故障信息和故障录波信息表明:该110 k V线路发生单相短路, 折算一次故障电流7 603.2 A, 持续时间约100 ms。现场查看发现, 1号主变压器本体有喷油现象, 主变压器铁心接地扁铁处有明显由于短路电流造成的烧灼痕迹。
3.2 油色谱分析初步定性
变压器正常运行的油色谱测试均按照周期每6个月进行一次, 所有试验数据均无异常, 最近6次色谱数据正常, 变压器运行正常。变压器事故当日油色谱数据如表3所示。
从表3可知, 事故当日总烃、乙炔含量超过注意值, 变压器内部存在明显故障。按照《导则》中的三比值法进行计算, 其编码组合为“102”, 故障类型定性为电弧放电。
3.3 电气试验准确定位
为进一步准确定位故障类型及部位, 进行了下列测量及试验: (1) 绝缘电阻及吸收比、极化指数的测量 (包括铁心绝缘) ; (2) 频谱法绕组变形试验; (3) 低电压空载试验; (4) 测量直流电阻; (5) 变比试验。
测试结果为: (1) 铁心绝缘电阻为0 MΩ; (2) 绕组绝缘, 低压侧U相对地绝缘电阻为0 MΩ, 其余绕组绝缘正常; (3) 中对低变比差U相达到4.45, 高对低变比差U相达4.51, 高对中变比差正常; (4) 低压U相直流电阻偏大; (5) 绕组变形测试, 由频谱波形可以看出低压绕组波形畸变严重; (6) 空载试验 (低电压) U相电流偏大。
结合油化验和高压试验数据进行联合诊断, 分析得出结论为: (1) 铁心存在多点接地故障; (2) 低压U相绕组明显变形, 线圈有接地、短路故障; (3) 变压器内部存在电弧性短路故障, 初步判定在低压U相绕组上。
电气量保护 第5篇
高压输电线路是电力系统的命脉, 担负着传送电能的重任。同时, 它是系统中发生故障最多的地方。因此, 在输电线路故障后迅速准确地找到故障点, 对电力系统的安全稳定和经济运行十分重要[1]。
串补电容可以提高电力系统的输送容量, 减少系统的线路损耗, 增加输电线路的稳定裕度, 改善联网负荷分配, 改善系统稳定性。由于串补电容具有诸多优点, 目前其在高压电网被广泛使用。考虑串补装置的过电压, 在串补电容设计和应用中普遍采用金属氧化物压敏电阻MOV (Metal Oxide Varistor) 作为串联电容器的过电压保护设备。串联电容和MOV一起组成非线性电路, 该非线性电路在故障测距时需要给予考虑[3]。串补电容的存在改变了输电线路的均匀性, 使得常规输电线路的测距方法不能直接应用到串补线路上。
近年来, 国内外学者提出了不少关于串补线路的测距方法[2,3,4,5,6,7,8,9]。其中有基于单端电气量的故障分析方法[2], 有基于双端电气量的故障分析方法[3,4,5,6,7,8,9], 有行波测距方法[10,11,12,13], 也有智能化方法[14]。单端测距方法不受通信技术条件的限制, 实现起来比较简单方便, 但其无法消除对侧系统运行方式变化和故障点过渡电阻的影响。双端测距方法在原理上可以实现精确的故障定位, 克服单端测距方法的缺陷。文献[3-4]没有考虑串补电容的保护MOV;文献[4-8]中的方法都存在真伪根的判别问题, 而排除伪根的计算较为复杂。如果故障发生后能知道故障点相对串补电容的位置, 那么在测距时就不需进行真伪根的判别。
在文献[15]的基础上, 本文提出了一种基于双端电气量串补线路故障测距的新算法。发生故障后, 假设故障分别发生在串补电容的两侧, 并建立串补电容前故障模型和串补电容后故障模型;然后使用数据窗1 (故障后5 ms内, 且MOV未导通) 的数据识别2个模型式中的参数, 然后再采用数据窗2 (故障后5~7.5 ms) 的数据计算2个模型的误差大小来判断故障点位置位于串联补偿电容前还是串补电容后;最后利用数据窗1识别出的参数进行测距。该方法不需进行真伪根的判断, 计算方法简单, 有利于快速准确地故障定位。
1 串补模型
串补装置主要分为固定补偿 (FSC) 和晶闸管可控补偿 (TCSC) 2类, 本文主要研究安装固定串补的线路。固定串补装置主要包括串联电容器组、放电间隙、旁路断路器、负荷开关、隔离开关和辅助设备等。图1为一个典型的串补模型及其保护方案[16,17]。
当线路正常时, MOV上的电压较低, 不会击穿, 呈高阻状态;当串补电容两端的电压上升到一定值时MOV被击穿, 呈低阻状态。MOV的非线性特性使得MOV导通后流过串补电容的电流不易确定, 串补电容上的电压也就难以获得, 给串补线路的研究带来了很大的困难[15]。由于高压线路发生故障时, 一般存在过渡电阻, 这在一定程度上限制了故障电流;并且根据电路理论可知, 由于MOV和串补电容并联, 电容电压不会突变。所以, 当串补线路故障时, MOV不会立即击穿, 即在故障后到MOV导通需要一段时间。本文提出的方法就是利用故障后至MOV被击穿前的数据进行参数识别测距, 而不需考虑MOV的非线性特性。
2 故障点位置判别及测距的基本思想
本文根据串补线路在串补电容两侧发生故障的不同, 建立串补电容前故障模型与串补电容后故障模型。根据2个不同的模型建立2个不同的方程式, 然后将故障后采集的相关数据代入方程进行故障点相对串补电容位置的判别和测距。为便于表述, 以下以单相线路为例进行分析说明。
2.1 故障点位置判别模型的建立
2.1.1 串补电容前故障模型
串补电容前故障模型如图2所示。当故障发生在串补电容前时, 串补电容后线路部分, 即串补安装处D (线路中点) 到系统N端部分线路为无故障线路, 这部分线路采用分布参数模型;而前半部分线路以故障点f1为分界点可看成2段线路, 因为这2段线路较短, 所以采用R-L模型。
参考文献[15]方法, 列写电压、电流关系如下:
其中, u′N、i′N分别为串补电容侧电压、电流, 采用均匀传输线沿线电压和电流方程式计算;R1、L1、R2、L2为线路参数。由于电容的电压值uC (0) 难以得到, 为了消除uC (0) , 将式 (1) 等号两侧对t分别求导得串补电容前故障模型为:
2.1.2 串补电容后故障模型
串补电容后故障模型如图3所示, 其推导过程类似串补电容前发生故障时, 可得式 (3) :
式 (2) 、 (3) 中的电压、电流为采样数据, 利用中点差分代替微分计算可得:
其中, y代表uM、uN、iM、iN;ts为采样时间间隔。
2.2 模型误差判据式
2.2.1 串补电容前故障模型误差判据式
将式 (2) 改写成:
分别定义:
则串补电容前故障模型误差为:
2.2.2 串补电容后故障模型误差判据式
类似第2.2.1节中的方法, 分别令:
则串补电容后故障模型误差为:
理想情况下, 当故障发生在串补电容前时, 应该有E1=0, 而E2>0;当故障发生在串补电容后时, 有E1>0, 而E2=0。实际判断时, 认为当KE1<E2 (K为可靠系数, 考虑一定的裕量, 选取K=1.5) 时, 则判断为串补电容前故障;当E1>KE2时, 则判断为串补电容后故障。
2.3 参数识别及测距思想
a.最小二乘法参数估计。
分析式 (2) 和 (3) 可知, 其中的待求量只是线路参数R1、L1、R2、L2。为了获得比较精确的线路参数值, 采用最小二乘法进行线路参数计算。
例如, 对
根据最小二乘原理, 对m个采样点数据g1 (n) 、g2 (n) 、g3 (n) 、g4 (n) 、y (n) (n=1, 2, , m) , 要求a1、a2、a3、a4使上式等号两边的差的平方E2最小, 即:
式 (14) 成立的必要条件为:
可得:
b.故障后, 首先使用数据窗1 (故障后5 ms内, 且MOV未导通) 的数据来识别模型式 (2) 和 (3) 中的参数, 然后再利用数据窗2 (故障后5~7.5 ms) 的数据通过式 (9) 、 (13) 计算2个模型的误差, 从而判断故障点位于串补电容前还是串补电容后。明确故障位置后, 直接利用对应模型下, 数据窗1识别出的参数进行故障测距。由于线路的电感远大于电阻, 所以在本方法中选用识别电感数值来进行测距, 测量的故障距离x如式 (18) 所示, 其中l为单位长度电感。
串补输电线路测距流程如图4所示。
2.4 三相输电线路故障
对于三相系统, 根据故障分析理论可知, 在时域中, 可以通过采用模变换阵将其分解为0模、1模、2模3个模网对其进行解耦。1模量与2模量称为线模量, 0模量称为地模量。线模量适用于各种短路故障类型, 而地模量只适用于接地短路情况, 所以本文选用1模量。对于均匀输电线路, 相模变换矩阵不唯一, 本文采用卡伦堡变换阵作为三相解耦变换阵:
3 仿真验证
本文采用文献[15]中的实例2进行仿真验证。
在长度为300 km的500 k V双端输电系统中, 串补装置安装于线路中点处, 补偿度为40%, 即串补电容为98μF。系统参数值如下:受端 (M端) 的正序阻抗ZM1=j 28.305 7Ω, 零序阻抗ZM0=j 26.295 1Ω;送端 (N端) 的正序阻抗ZN1=6.14+j31.42Ω, 零序阻抗ZN0=1.6+j 28.10Ω;线路参数正序阻抗Z1=0.029 6+j 0.27Ω/km, 零序阻抗Z0=0.216+j 0.667Ω/km;MOV模型的非线性函数为Imov=5 467 (umov/122 270) 30。
仿真时, 采样频率为4 k Hz, 为保证计算时有一定的数据窗长, 分别采用故障后5 ms的数据进行参数识别和故障后5~7.5 ms的数据计算模型误差。仿真结果如表16所示, 其中xa为实际故障距离, Rg为过渡电阻, “-”、“+”分别表示串补电容的左、右端点。
从表1、表2可知:当串补装置安装在线路中点时, 通过模型误差能准确判别故障点相对串补电容的位置;当故障发生在串补电容前时, E2/E1>1.5;当故障发生在串补电容后时, E1/E2>1.5。基于此将很容易判断出故障点相对于串补电容的位置。
线路距M端80 km处发生BC相接地故障且MOV在故障后6.5 ms导通时的仿真数据如表3所示;线路距M端250 km处发生BC相接地故障且MOV在故障后6.0ms导通时的仿真数据如表4所示。从表3、表4可知:虽然MOV的导通对模型误差的计算有影响, 但对正确模型的判断选取无影响。
从表5可知:所提算法不受故障位置和故障类型的影响, 最大的测距误差也仅为1.8 km, 为线路全长的0.6%;其余测距误差均较小, 不超过0.5%。
从表6可知:所提算法受过渡电阻的影响较小, 过渡电阻在0.1~200Ω变化时, 引起的最大的测距误差也仅为0.63 km, 为线路全长的0.21%。
4 结语
本文提出了一种基于分布参数线路模型的双端电气量时域方法, 其不受系统阻抗、故障类型、故障位置等因素的影响, 不需进行真伪根的判别, 计算量小;仅采用7.5 ms的暂态数据, 能快速地判断出故障点相对串补电容的位置并测距。仿真结果表明本文提出的方法具有很好的适应性, 适用于各种线路故障类型, 有足够高的测距精度。在本仿真示例中, MOV导通的最早时刻在故障后5 ms左右。下一步的研究工作主要针对某些故障后到MOV导通时刻之间的时间间隔小于5 ms的实例, 进而研究故障点位置的判别不受MOV导通影响的算法。
工频变化量距离保护原理与校验方法 第6篇
从原理上可将继电保护划分为两大类:反应稳态量的保护和反应暂态量的保护。反应稳态量的保护, 常见的有电流、电压、零序电流保护等;反应暂态量的保护, 有工频变化量、行波保护等。反应工频变化量的保护是由南瑞继保公司的董事长、中国工程院院士沈国荣先生在20世纪80年代初率先提出并付诸实际应用的。基于该原理的保护装置具有动作速度快、对过渡电阻的反映能力强、方向性明确、不受系统振荡影响等特点, 且其工频变化量的求取没有特殊的硬件增加要求, 特别适用于微机保护。本文将分析工频变化量距离保护的原理及其校验方法。
2 工频变化量工作原理
凡是反应暂态分量的保护, 其理论基础都是叠加原理。如图1所示, 考虑线路某点F发生经过渡电阻短路, 则短路故障时的状态[图1 (a) ]可分解为正常负荷状态[图1 (b) ]与故障后产生的附加状态[图1 (c) ]的叠加。
从叠加原理本身来讲, △UF的幅值可以取任意值, 但是在继电保护中, △UF常取为短路点F故障前的电压UF0。这样, 图1 (b) 就是短路前的正常负荷状态, 流过过渡电阻支路的电流为0, M点的电压为负荷电压UL, 流过MF支路的电流为负荷电流IL。图1c中的短路附加状态中的电气量均加上了一个“△”, 就是为了突出短路前后电压与电流的变化量这一特征, 即:
工频变化量保护就是反应故障分量中的工频变化量而构成的一种暂态保护, 它不受负荷状态的影响, 因而只需分析短路附加状态图1 (c) 即可。
应该指出的是, 在当前的微机保护中, 式 (1) 通常是通过把当前的采样值减去历史采样值来实现的, 因此在进行计算的时候, 只有是同一电气角度下的电气量相减才有意义。为了减小计算机带来的累积误差, 一般情况下, 当前采样值与历史采样值只相差1~3个周波。如此一来, 工频变化量只有在短路初瞬之时才表现显著, 而当故障进入稳态时, 其工频变化量基本为零。因而, 工频变化量只能用来构成快速保护, 难以用来实现带时限的保护, 需与其它保护 (如差动保护) 一起构成线路的主保护。
在电力系统中, 工频变化量继电器常用于构成快速距离Ⅰ段, 其动作方程为:
式中:△Uop为保护范围末端电压的变化量;△UF为故障点电压的变化量。
需进一步说明的是, △UF在微机保护中是无法真正实现的, 短路点F处的故障前电压UF0是无法确知的, 因为无法预知短路点F的位置, 而这正是保护装置需要快速寻找的。为了构成一个可实现的方程, 可用保护范围的末端在短路前的电压来代替, 即UF0=Uop M=UL-ILZset, 因为整定阻抗Zset是已知的。替换后, 对保护范围没有任何影响, 区内故障依然可靠动作, 区外和反方向故障仍然可靠不动, 带来的影响仅仅是灵敏度的差别。由于整定阻抗Zset一般很小 (线路正序阻抗的80~85%) , 而短路前系统处于正常运行状态, 线路上各点电压的相差很小, 基本在额定电压附近, 因此灵敏度的差别不大。
替换之后, 工频变化量阻抗继电器的实际动作方程为:
其中:
3 现场校验方法
在现场进行实验时, 为准确检验工频变化量阻抗的定值, 需计算应该加入的故障时的电压与电流。假定故障前线路处于空载状态, 即UL=UN、IL=0;设故障时的电压为UK, 电流为IK。
3.1 单相故障
发生单相故障时, 门坎电压△Uop M=0-UN=UN, 零序电流3I0=IK, 故:
考虑到金属性故障且故障点处5%暂态误差影响, 门坎电压应取。根据动作方程 (3) , 可得:
于是, 模拟单相接地故障时, 故障电压可按如下公式进行计算:
式中:m为系数, 当m=0.9时, 继电器应可靠动作;m=1.1时, 继电器应可靠不动作。
3.2 相间故障
发生相间故障时, 同样, 考虑到金属性故障且故障点处5%暂态误差影响, 门坎电压应取, 这里, 为相间电压。而动作电压:
根据动作方程 (3) , 可得:
于是, 模拟相间故障时, 故障电压可按如下公式进行计算:
3.3 算例
设故障前的空载电压为UN=57.7V, 则根据公式 (4) 、 (5) , 可得:
关于工频变化量距离保护的定值校验, 《电力系统继电保护规定汇编 (第二版) 》 (P440) 与南瑞继保公司的RCS-931系列保护装置的技术和使用说明书 (P86) 介绍了另外一种校验方法, 其计算公式相比要复杂些, 而式 (6) 则计算简单, 方便现场调试。
设某线路保护定值整定如下:工频变化量的阻抗Zset=5Ω, 零序补偿系数K=0.67, 正序阻抗角为80°。若设定短路电流为IK=5A, 则实验时, 根据公式 (6) , 继电保护测试仪应按表1所示故障电压 (角度超前电流80°) 进行定值检验。
4 结语
本文分析了工频变化量距离保护的基本原理, 并推导出了一个较为简单的现场校验公式。顺便指出的是, 《电力系统继电保护实用技术问答 (第二版) 》介绍的相间故障时的公式 (UK准准≈2m IKZset-3) 是欠妥的, 门坎误差电压的计算应以相间电压为基准, 应为, 而不应该是5%UN≈3V。
参考文献
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电气量保护 第7篇
突变量距离继电器 (或称工频变化量距离继电器、故障分量距离继电器)的发展与应用是近年来继电保护领域的重大进展[1,2,3,4,5]。突变量距离继电器动作速度快,耐受过渡电阻能力强,方向性明确。另外,在微机保护中突变量的求取无需增加额外的硬件,实现起来也很方便,在实用中取得了良好的效果。但是,现场运行经验表明,其保护范围不够稳定,且与系统阻抗和线路阻抗的阻抗比有关系,当阻抗比增大时,突变量距离保护范围很小甚至几乎没有[3,4,5,6,7]。更为严重的是,突变量距离继电器受非周期分量影响严重,容易造成正向区外故障时保护超越动作,因此,进一步研究突变量距离继电器特性,提高其安全性具有重要意义。
1传统突变量距离保护原理简介
突变量距离保护中所谓的补偿电压即为突变量距离整定范围末端的计算电压,设为
式中:
相间突变量距离继电器中,
突变量距离继电器的动作判据为:
式中:Uz为整定点故障前电压,由于该电压一般与额定电压相差不大,实际应用中一般将Uz取为1.05～1.20倍额定电压。
上述突变量距离继电器具有动作速度快、方向性好等优点,但也存在不足:其动作范围不稳定,受系统阻抗和线路长度影响严重,同时受负荷影响,线路负荷越重,保护动作范围越小,更为严重的是,故障暂态过程的非周期电流分量容易造成传统的突变量距离继电器在区外故障时超越动作。
2新型突变量距离保护算法
2.1补偿电压的精确计算
传统的突变量距离保护,其基本原理实质是计算保护整定点电压(补偿电压)的变化量,根据其变化量的大小区分区内、区外故障。新算法采用更为精确的分布参数模型计算补偿电压。
单相无损传输线路模型如图1所示。m侧为电源侧,n侧连接无穷大系统。
由图1可知,m侧保护安装处与突变量距离保护整定点之间满足正反向行波方程:
式中:im和um分别为m侧保护安装处电流和电压采样值;i′和u′分别为保护整定点电流和电压;τm为行波从m侧到整定点的传播延时;zc为波阻抗。
在t+τm时刻,式(4)演变为:
将式(3)和式(5)相加并整理可得:
由式(6)即可根据保护安装处的电气量计算得到保护整定范围末端的电压,而这个计算电压即为补偿电压。用此方法计算的补偿电压是基于时域的,与传统的频域下计算补偿电压的方法相比,此方法更为精确,不受电容电流影响,尤其适合超高压长距离线路。
以上推导均是基于单相均匀传输线路展开的,对于三相输电线路,应用模量变换方法可把三相线路分解为3个独立的单相线路,每一相线路对应一个模量,上述分析的结果对每个模量都适用。求出各相补偿电压的采样值后用傅里叶滤波便能得到补偿电压的相量值
2.2新型突变量距离保护算法的动作判据
利用故障前数据计算出故障前的补偿电压
式中:k为可靠系数,可取为1.1～1.2;UN为额定电压,对于单相来说为57.7 V,相间为100 V。
式(7)满足时突变量距离保护即可动作出口。
3新算法对于非周期分量的适应性
由于串联补偿电容器和高压线路并联电抗器等设备的存在,系统发生故障时,故障电流中往往含有较大的非周期分量。考虑到傅里叶算法无法完全滤除非周期分量,因此其对保护会带来许多不利因素,例如传统突变量距离保护算法的超越问题。非周期分量对于保护的影响程度与其衰减时间常数相关,衰减越慢对保护的影响越严重,而超高压和特高压线路的衰减时间常数达到0.5 s以上。图2分析了不同衰减时间常数的非周期分量所对应的频谱特征。
从图2的分析可以看出,非周期分量具有连续的频谱。衰减时间常数越长,其频率分量越集中于低频段(50 Hz以下);衰减时间常数越短,较高频率分量所占的比重越大。可以认为非周期分量由一系列所占比重不一样的整数次及分数次谐波组成。
整数次谐波无疑是满足式(6)的,此处主要研究非整数次谐波对于式(6)的适应性。某系统运行于33 Hz的情况下,线路区外故障时末端电压的计算值与实际测量值完全一致,仿真计算结果见附录A图A1。其他频率下,非周期分量计算结果类似。
从以上分析可知,非整数次谐波也满足式(6)。可以这样理解,在线路首端单独接入一个非整数次的谐波电源,利用首端电流和电压采样值,通过式(6)也能准确计算由该电源在线路末端产生的电压。由此可知,式(6)不但适用于各整数次谐波分量,而且适用于非周期分量,新算法不受非周期分量的影响。
4仿真验算
为验证本文提出的突变量距离保护新算法的正确性和有效性,用EMTP仿真了如图3所示的500 kV双端输电线路区内、区外故障,并用MATLAB对所述原理进行了验证计算。线路长60 km,突变量距离保护整定范围为线路全长的85%。
线路参数如下:正序单位长度线路电阻r1=0.027 Ω/km,正序线路电抗ωl1=0.303 2 Ω/km,正序线路导纳ωc1=4.2710-6 S/km;零序单位长度线路电阻r0= 0.196 Ω/km,零序线路导纳ωc0=2.8810-6 S/km,零序线路电抗ωl0=0.694 5 Ω/km。
m侧背后的系统参数:正序阻抗Zm1=j18.2 Ω,零序阻抗Zm0=j2.48 Ω。
n侧背后的系统参数:正序阻抗Zp1=j45.149 Ω,零序阻抗Zp0=j23.321 Ω。
本文重点仿真验证了线路末端母线上的各类故障。表1和表2分别列出了在故障合闸角分别为0°和90°时,传统算法和本文所述新算法的对应故障回路的补偿电压突变量计算结果及继电器动作情况。突变量距离继电器的动作门槛取1.1倍的额定电压。表中:AG为A相接地故障;ABG为A相和B相接地故障;AB为AB相间故障;其他以此类推。
从表1和表2可以看出,末端母线发生故障时,传统的突变量距离继电器存在很大的误动风险,新算法均可靠不动作。比较表1与表2可以看出,同一位置发生相同类型的故障,故障时刻不一样,传统突变量距离继电器动作行为也不一样,这正是其受非周期分量影响的缘故,不同时刻故障对应的故障回路电流中所含的非周期分量相差很大。
CA相间故障时故障回路电流波形见附录A图A2,其中含有较大的非周期分量。故障前后整定点电压实测值(幅值)与本文所述方法的计算值完全一致(见附录A图A3),进一步验证了本文方法计算补偿电压不受故障电流中非周期分量的影响。
将传统算法的补偿电压突变量、新算法计算的突变量以及实际测量的整定点的电压突变量一并显示于图4中。可见,传统算法计算的补偿电压突变量已超过定值(110 V),保护将误动;新算法所计算的补偿电压突变量与实测的完全一致,保护具有很高的安全性。
5结语
传统的突变量距离保护实质是反映整定点计算电压(补偿电压)的变化量,本文在此基础上采用分布参数模型提出了新算法。新算法不受故障电流非周期分量的影响,区外故障时具有很好的安全性。区内各类故障时,采用新算法的保护灵敏度与传统算法相当。EMTP仿真验证了新算法的正确性和有效性。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
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