后备保护范文

后备保护范文（精选7篇）

后备保护 第1篇

随着互联大电网的发展，电网结构日趋复杂，传统的仅基于本地信息的后备保护配置与整定愈发困难；同时，系统方式复杂多变，后备保护极有可能出现配合不当或灵敏度不足的情况，因此考虑电网多源信息的广域后备保护研究势在必行[1,2]。

目前，基于广域信息改善和提高继电保护性能的研究大致分为3类[3]。

a.基于电气量信息实现广域后备保护功能，如基于电流信息的序电流相位比较和幅值比较的广域后备保护算法[4]、基于电压信息的故障电压比较的广域后备保护算法[5]、基于电压电流综合信息的复合方向元件算法[6,7,8,9]和综合阻抗比较算法[10]。

b.基于保护动作信息和断路器开合状态信息实现广域后备保护功能，如基于遗传算法的广域后备保护算法等[11,12,13,14,15]，以及考虑算法容错性的广域后备保护算法等[16,17,18,19]。

c.综合利用电气量信息和保护动作信息实现广域后备保护功能，如基于保护元件与同步相量测量单元（PMU）数据多源的广域后备保护算法等[20]。

上述算法能够在不改变传统后备保护构成的基础上，通过采集广域信息构建后备保护算法。但现阶段PMU数据受到信息延时的影响，同步性不能得到保障，因此在形成广域后备保护方案时，应尽可能不依赖数据的同步性。另一方面，考虑到基于不同保护原理的保护动作信息和保护动作灵敏度均不同，为了区分不同的保护信息，在权值设置方面应尽可能克服依靠主观经验性知识带来的不确定性问题。此外，尽管现有的通信技术已经趋于完善，但通信系统仍面临着一定风险，信息缺失和错误依旧是广域后备保护系统无法忽视的问题，因此保护方案还必须具备较高的容错性。

本文提出了一种基于距离保护契合因子的区域后备保护方法。首先，将距离保护动作情况对故障识别的贡献程度定义为距离保护贡献度，并将其作为权重构建保护契合度函数和保护契合度期望函数然后，利用保护契合度函数与保护契合度期望函数之比得到距离保护契合因子，从而识别故障线路。该方法不受信息非同步的影响，在距离保护动作信息的高位数缺失或错误的情况下，仍能准确判断故障线路，同时克服了传统权重设置依靠先前经验带来的不确定性问题，计算量小。最后，IEEE 10机39节点系统的仿真结果与贵州都匀实际系统的实时仿真系统RTDS(Real Time Digital Simulator）仿真数据均验证了该方法的正确性和有效性。

1 距离保护贡献度

距离保护的整定原则反映了距离保护动作与其正方向发生故障的位置之间的关系。如图1所示，距离保护元件1的Ⅰ段动作，故障仅可能发生在线路L1上；距离保护Ⅱ段动作，故障可能发生在线路L1上或者线路L2的出口处，即图1中点m左侧部分；距离保护Ⅲ段动作，故障可能发生在线路L1、L2上，或者线路L3的出口处，即图1点p左侧部分。

将距离保护动作情况与故障位置的关系量化。定义距离保护贡献度ωij为距离保护元件j动作时，故障发生在线路Li上的概率。该值反映了距离保护元件j的动作，对判断线路Li是否为故障线路的贡献程度。下面根据距离保护元件的Ⅰ段、Ⅱ段和Ⅲ段与故障线路之间的位置关系，分别推导距离保护Ⅰ段、Ⅱ段和Ⅲ段的贡献度ωⅠij、ωⅡij、ωⅢij。

1.1 距离保护I段贡献度

距离保护Ⅰ段只反映本线路故障，当距离保护元件j在故障线路Li上时，贡献度为1；当距离保护元件j不在故障线路Li上时，贡献度为0。由此可得距离保护Ⅰ段贡献度ωⅠij如式（1）所示。

1.2 距离保护Ⅱ段贡献度

线路上任一点故障的概率受到各种因素的影响，如线路所处的地理位置、环境、投运时间等，因此较难确定线路上任一点故障的概率。假设故障随机发生在线路任一点上，用均匀分布来模拟线路上任一点故障的概率。如当保护元件动作，表示保护范围内出现故障，将保护范围覆盖各条线路的部分的阻抗定义为距离保护元件在各线路上的有效距离等值阻抗，保护范围内任一点发生故障的概率用[1,Z]区间的均匀分布模拟，其中Z为保护元件总的有效距离等值阻抗[21]。

距离保护的保护范围是指发生金属性故障时保护的动作范围，该动作范围由整定阻抗决定[22]。如图1所示，元件1的距离保护Ⅱ段的保护范围为点m左侧的范围，即线路qm。该保护元件动作，认为故障发生在线路qm上，且线路qm上任一点发生故障的概率相同，故障发生在线路qr上的概率为lqr/lqm，发生在线路rm上的概率为lrm/lqm,lqr、lrm、lqm分别为线路qr、rm、qm的长度。由于线路的距离与阻抗成正比，可得：Zqr、Zrm、Zqm分别为线路Lqr、Lrm和Lqm的线路阻抗。距离Ⅱ段元件在各线路上的有效距离等值阻抗计算式如式（2）所示。

其中，ZⅡset-j为距离保护元件j的Ⅱ段整定值；线路Li为线路Li的上级线路，ZLi1为线路Li1的阻抗；Kf Li-L i为线路Li与线路Li1间的分支系数。

式（2）中，当距离保护元件j在线路Li上时，有效距离的等值阻抗为Li的线路阻抗ZL i；线路Li1为线路Li的上级线路，当距离保护元件j在线路Li1上时，在线路Li上产生的有效距离等值阻抗为通过分支系数折算到Li上的阻抗值。

以图1为例，保护元件1的距离Ⅱ段保护范围在L1、L2上产生的有效距离的等值阻抗分别为：

当距离保护元件1的Ⅱ段动作时，故障可能发生在L1、L2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的总有效距离的比。由式（3）进一步得到距离保护Ⅱ段贡献度ωⅡij如式（4）所示。

其中，N为线路总数。

1.3 距离保护Ⅲ段贡献度

距离保护Ⅲ段可以反映本线路及相邻线路的故障，整定值按照对所有相邻线路都具有灵敏度整定，其保护范围通常可以延伸到相邻二级线路。

按照上述对有效距离等值阻抗的定义，距离保护Ⅲ段的保护范围在线路Li上产生的有效距离等值阻抗为：

其中，线路Li1为线路Li的上级线路；线路Li2为线路Li1的上级线路；ZLi2为线路Li2的阻抗；ZⅢset-j为距离保护元件j的Ⅲ段整定值；Kf L i-L i1为线路Li和线路Li间的分支系数；Kf L i1-L i2为线路Li1和线路Li2间的分支系数。当距离保护元件j在线路Li或线路Li1上时，有效距离等值阻抗为线路阻抗ZL i；当距离保护元件j在线路Li2上时，其在线路Li上产生的有效距离的等值阻抗为通过分支系数折算到Li上的阻抗值。

以图1为例，距离保护元件1的Ⅲ段保护范围在线路L1、L2上产生的有效距离等值阻抗分别为ZL1、ZL2，在L3上产生的有效距离等值阻抗为：

当距离保护元件1的Ⅲ段动作时，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有效距离占保护范围总有效距离的比。由式（6）进一步得到距离保护Ⅲ段贡献度ωⅢij为：

2 基于距离保护契合因子的故障识别方法

2.1 构建保护契合度函数

距离保护贡献度ωⅠij、ωⅡij、ωⅢij分别为距离保护元件j的Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段动作，故障发生在线路Li上的概率。将距离保护贡献度作为权重对保护动作信息进行融合，得到线路Li的保护契合度函数：

其中，DjI、DjⅡ、DjⅢ分别为故障发生后距离保护元件j的Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段的实际动作情况；BⅠ、BⅡ、BⅢ分别为距离保护Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段保护元件的数目。保护契合度函数EF(Li）为故障发生后，将各距离保护元件实际动作情况代入计算的结果。

2.2 构建保护契合度期望函数

保护契合度期望函数为假设故障发生在线路Li上，将保护元件动作情况期望值进行信息融合的计算结果。在线路不同位置发生故障，保护元件动作情况不同，因此在确定保护元件动作情况的期望值时需要考虑在线路不同位置发生故障的情况。

以图1中的系统为例。距离保护元件5和6的Ⅰ段的保护范围分别为图2中的2个椭圆部分，2个椭圆将线路L3分为A、B、C这3段，在线路L3不同位置发生故障时，各元件的距离保护I段的动作情况期望值如表1所示（0表示未动作，1表示动作；后同）。

故障点在A、B、C这3段上的概率分别为λAⅠ、λBⅠ、λCⅠ，计算式如下：

同理，距离保护元件3和8的Ⅱ段的保护范围，也可以将线路L3分为A、B、C这3段，见图3。在线路L3不同位置发生故障距离保护Ⅱ段的动作情况见表2。

Fig.3 Example system for zone-Ⅱaction of distance protection

距离保护元件3和8的Ⅱ段的保护范围在线路L3上分别产生的有效距离等值阻抗，可以反映图3中A段和C段的长度，故障点在A、B、C这3段上的概率分别为λAⅡ、λBⅡ、λCⅡ，计算式如下：

同理，距离保护元件1和10的Ⅲ段的保护范围也可以将线路L3分为A、B、C这3段，如图4所示在线路L3不同位置发生故障时，各元件的距离保护Ⅲ段的动作情况如表3所示。

距离保护元件1和10的Ⅲ段保护范围在线路L3上分别产生的有效距离等值阻抗，可以反映图中A段和C段的长度，则故障点在A、B、C这3段上的概率λAⅢ、λBⅢ、λCⅢ分别为：

将式（9)—(11）的计算结果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，得到线路故障时保护动作情况的期望值，则保护契合度期望函数的计算式如式（12）所示。

其中，D*ⅠAij、D*ⅡAij、D*ⅢAij分别为假设故障发生在线路Li的A段上，各保护元件Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段的动作情况期望值；D*ⅠBij、D*ⅡBij、D*ⅢBij分别为假设故障发生在线路Li的B段上，各保护元件Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段的动作情况期望值；D*ⅠCij、DCij*Ⅱ、DCij*Ⅲ分别为假设故障发生在线路Li的C段上，各保护元件Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段的动作情况期望值。

2.3 基于距离保护契合因子识别故障线路

定义线路Li的保护契合度函数值与保护契合度期望函数值之比为该线路的距离保护契合因子。其计算式如下：

在计算距离保护契合度期望函数值时，考虑到在线路不同位置发生故障的情况，得到的距离保护契合度期望函数值是距离保护契合度函数值的加权平均值，而不是线路某个具体位置发生故障的契合度函数值。因此距离保护契合因子并没有具体的理论值。但是距离保护契合因子的计算是对距离保护契合度函数值进行归一化处理，因此故障线路的距离保护契合因子应为一个接近1的正数。同时，Pe(Li越大表示保护契合度函数的值越接近保护契合度期望函数的值，则线路Li是故障线路的概率越大，则保护判据为：

区域后备保护算法的具体实现过程如图5所示。

3 算例验证

3.1 IEEE 10机39节点的系统仿真验证

为验证本文算法的正确性，利用电磁暂态仿真软件PSCAD搭建的IEEE 10机39节点的电力系统模型进行仿真验证，仿真系统图及其各支路和母线编号如图6所示。广域后备保护的构成模式为区域集中式，选取图6中虚线内所示的保护区域为仿真对象（对区域的选择没有特定的要求，所选区域不同并不影响算法的运算结果）。

在线路L8靠近母线4处发生故障。形成各距离保护元件针对每条线路的距离保护贡献度ωⅠij、ωⅡijωⅢij，其中对线路L8各距离保护元件的贡献度如表所示。在实际保护装置中，相间距离保护整定值与接地距离保护整定值不同，可以分别根据整定值计算距离保护贡献度，若相间距离保护动作，则采用相间距离保护整定值计算的贡献度作为权重，若接地距离保护动作，则采用接地距离保护整定值计算的贡献度作为权重。算法不受故障类型不同的影响。

将距离保护贡献度作为权重，结合保护动作情况的期望值及其权重，计算保护契合度期望函数值，如表5所示。

距离保护贡献度、距离保护契合度期望函数值均可以在系统正常运行的情况时，根据保护整定值计算得到，并存储于区域主机中。故障发生后，根据保护的动作情况，只需将保护动作的距离保护元件的信息上传至区域主机，用于计算距离保护契合度函数值，并不需要再搜集整个区域的信息。区域主机接收到各保护元件实际动作情况如表6所示，仅需对15位（即动作情况为1的位数）保护动作信息进行上传，不需要对区域其他信息进行搜集。因此保护的快速性和可靠性能够得到保障。

将距离保护贡献度作为权重，由保护实际动作情况计算保护契合度函数值，如表7所示。计算保护契合度函数值与保护契合度期望函数值之比，得到距离保护契合因子，如表8所示。

考察系统的容错性，针对距离保护Ⅰ段，或纵联保护拒动或误动的情况考虑4种特殊情况，以验证本方法的正确性和有效性。

情况1：若线路L8两端的距离保护Ⅰ段均不动作，即表6中的元件4-14的I段动作值为0（此时距离保护I段不能正确判断线路L8故障）。

情况2：若线路L8两端的距离保护I段均不动作，且一端距离保护Ⅱ段拒动，即表6中的元件4-14的I段动作值为0，元件14-4的Ⅱ段动作值为0（此时纵联距离保护拒动）。

情况3：若线路L7一端的距离保护I段误动，即表6中的元件5-4的Ⅰ段动作值为1（此时距离保护I段误判线路L7故障）。

情况4：若线路L7两端的距离保护Ⅱ段均动作，即表6中的元件4-5的Ⅱ段动作值为1（此时纵联距离保护误动）。上述4种情况的距离保护契合因子如表9所示。

由表9中数据可知，线路L8的距离保护契合因子在4种情况下均为区域最大值，满足判据式（14），由此判断线路L8为故障线路。因此，在距离保护I段拒动或误动，以及纵联距离保护拒动或误动的情况下，本方法均能正确判断故障元件。

在对容错性进行分析时，如果逐一对各种情况进行分析，很难枚举到系统可能发生的所有情况。为此，笔者将可能出现问题的所有元件进行N-3处理（超出了系统安全考虑的较严重的N-2情况），以考查本方法的有效性和可行性。如表6所示，线路L8故障后，区域内共有15位保护动作信息。对这15位保护动作信息进行分析，任意N位保护信息错误的仿真结果如表10所示。表中，Pw为错误保护信息数目占保护信息总数目的百分比；X为所有可能情况的统计个数；Y为本方法造成误判的情况数目；本方法正确判断的概率W=(X-Y）/X。

表10中数据显示，15位保护动作信息中任意3位出错，算法均能准确判断故障，且信息容错位数占保护信息总数目的百分比高达20%，表明该算法具有一定的容错性。

本方法在进行故障判断时，只需要搜集故障发生后动作的保护信息，不需要对电气量信息进行搜集考虑带过渡电阻的短路时，距离保护范围将缩小，动作的保护信息位数也将减少，当保护动作信息减少到0位时（即区域内所有距离保护拒动），本方法不能用于识别故障；当保护动作信息有2位及以上时（如故障线路两端距离保护Ⅲ段动作），本方法可用于识别故障。

以线路L8故障为例进行仿真，得到契合因子如表11所示。由于过渡电阻的影响，各线路的距离保护契合因子均减小，但故障线路的距离保护契合因子仍大于非故障线路，满足判据式（14），可见本方法具备一定的抗过渡电阻的能力。

3.2 贵州都匀实际系统RTDS仿真验证

以图7所示的贵州都匀110 kV实际系统为例验证本方法在实际工程中的可靠性。

利用RTDS对图7中线路L6中点发生故障的情况进行分析，各保护元件的动作情况如表12所示各线路距离保护契合因子如表13所示。

表12中，线路L6故障区域内共有10位保护动作信息，对这10位保护动作信息进行分析，任意N位数信息错误的仿真结果如表14所示。由表14中数据可知，10位保护动作信息中任意5位（N-5）信息错误（超出了系统安全考虑的较严重的N-2情况），本方法均能准确判断故障，且信息容错位数占保护信息总数目的百分比高达50%，表明本方法对实际系统具有一定的指导意义。

4 结论

本文提出了一种基于距离保护契合因子的区域后备保护算法，本方法具有以下特点：

a.引入距离保护贡献度，作为距离保护契合度函数和契合度期望函数中的权重值，该权重值根据距离保护的保护范围定量计算得出，克服了传统权重设置依赖先验经验带来的不确定性问题；

b.本方法具有很高的容错性，保护动作信息任意3位数（容错百分比为20%）、任意5位数（容错百分比为50%）出错，故障判断的准确率仍为100%;

c.故障发生后，本方法仅需要搜集各保护的动作信息，需要上传的信息量少，且对通信系统的同步性没有要求；

后备保护 第2篇

1 变压器220 k V侧后备保护的常规整定

1.1 高阻抗220 k V变压器典型参数

以2种特殊的220 k V变压器为例: (1) 220 k V高阻抗变压器, 如A变电所220 k V变压器:容量为180 MV·A, 短路阻抗Uk1-2为13.24%, Uk1-3为61.65%, Uk2-3为46.81%, 接线组别为YN, a0, d11。 (2) 220 k V变压器在10 k V侧串联电抗器, 如B变电所:变压器容量为240 MV·A, 短路阻抗Uk1-2为10.97%, Uk1-3为35.76%, Uk2-3为22.05%, 接线组别为YN, a0, d11, 10 k V侧串联电抗器电抗值为0.197Ω。

1.2 短路电流计算

取基准容量为100 MV·A, 基准电压为230 k V, 115 k V, 10.5k V, A变电所220 k V母线系统等值阻抗标幺值大方式为0.0095、小方式为0.0248;B变电所220 k V母线系统等值阻抗标幺值大方式为0.0179、小方式为0.0262。A和B变电所10 k V母线短路电流计算结果见表1。

1.3 变压器220 k V侧复压过流保护整定

(1) 低电压元件。按区外故障切除后能可靠返回整定, 一般整定为额定电压的60%~70%, 取二次定值为70 V[2]。

(2) 负序电压元件。按正常运行时躲过最大不平衡电压整定, 一般整定为额定电压的4%~6%, 取二次定值为4 V。

(3) 电流元件。整定策略为躲过变压器220 k V侧最大负荷电流整定, 即:

式中:Izd为220 k V侧复压过流保护整定值;Kk为可靠系数, 一般取1.5;If h.max为变压器220 k V侧最大负荷电流。A, B变电所变压器220 k V侧复压过流保护定值分别为702 A, 1 007 A。

(4) 灵敏度计算。220 k V侧复压过流保护灵敏度按式 (2) 计算:

式中:Klm为灵敏系数;Ik (.2) min为系统最小方式A变电所10 k V母线两相短路折算到220 k V侧的短路电流。则A变电所变压器220 k V侧复压过流保护灵敏度为0.84。同理, B变电所变压器220 k V侧复压过流保护灵敏度为0.61。

可见, 两变电所变压器220 k V侧复压过流保护灵敏度均小于1, 实际上即使是在系统最大运行方式下灵敏度也均小于1, 即10 k V母线两相短路, 220 k V高阻抗变压器或在变压器10 k V侧加限流电抗器的变压器220 k V侧复压过流保护对变电所10 k V母线故障均无后备灵敏度。

1.4 220 k V侧复压过流保护无后备灵敏度的后果

220 k V变压器10 k V侧短路, 220 k V后备保护无后备灵敏度, 一旦220 k V变压器10 k V侧后备保护或10 k V侧开关拒动, 或10 k V侧电流互感器与断路器之间发生故障 (简称死区故障) , 则该故障无法切除, 只有等到220 k V变压器或10 k V侧电抗器被烧到能够让220 k V侧复压过流保护有灵敏度能够动作跳闸切除故障为止, 而此时220 k V变压或10 k V侧电抗器将损坏。

2 变压器10 k V侧后备保护整定

2.1 变压器10 k V侧复压过流保护整定

以A变电所220 k V变压器10 k V侧复压过流保护为例进行保护定值整定, B变电所10 k V侧复压过流保护定值整定类似。

(1) 低电压元件。

按区外故障切除后能可靠返回整定, 一般整定为额定电压的60%~70%, 取二次定值为70 V;

(2) 负序电压元件。

按正常运行时躲过最大不平衡电压整定, 一般整定为额定电压的4%~6%, 取二次定值为4 V;

(3) 电流元件。

整定策略为躲过变压器10 k V侧最大负荷电流整定:

式中:Izd.10为10 k V侧复压过流保护整定值;Kk为可靠系数, 一般取1.5;If h.max.10为变压器10 k V侧最大负荷电流。计算可得Izd.10为7 423 A。

(4) 灵敏度计算如式 (4) 所示:

式中:I (2) k.min.10为系统最小方式A变电所10 k V母线两相短路折算到10 k V侧的短路电流。计算可得Klm为1.75, 大于1.5, 即A变电所10 k V母线两相短路, 220k V变压器10 k V侧复压过流保护灵敏度达1.75。同理B变电所10 k V母线两相短路, 220 k V变压器10 k V侧复压过流保护灵敏度也大于1.5。

2.2 变压器10 k V侧限时速断保护整定

变电所10 k V侧一般为不接地系统或经消弧线圈接地系统, 不装设专门的母线保护, 而配置变压器10k V侧限时速断保护作为10 k V母线保护。以A变电所为例进行保护定值整定, B变电所10 k V侧限时速断保护整定类似。整定策略为按10 k V侧母线故障有足够的灵敏度整定:

式中:Izd.sd为10 k V侧限时速断保护保护整定值;I (2) k.min.10为系统最小方式220 k V A变电所10 k V母线两相短路折算到10 k V侧的短路电流;Klm一般为1.5。所以A变电所220 k V变压器10 k V侧限时速断保护为8 645 A, 时间元件一般整定为0.3~0.6 s。

2.3 220 k V变压器10 k V侧电抗器保护整定

220 k V变压器容量为240 MV·A, 一般在10 k V侧串联电抗器, 并配置一段10 k V侧电抗器保护。该保护可按2种方法整定策略: (1) 同变压器10 k V侧复压过流保护整定策略; (2) 同变压器10 k V侧限时速断保护整定策略。方案 (1) 保护定值小, 但动作跳闸时间长;方案 (2) 保护定值大, 但动作跳闸时间短。实际工程中按方案 (2) 整定了10 k V侧串联电抗器保护。

3 10 k V侧后备保护跳闸方案整定

3.1 10 k V侧后备保护配置情况

目前220 k V变压器10 k V侧后备保护一般有如下3种配置。

3.1.1“六统一”变压器保护

“六统一”变压器保护10 k V侧 (低压或1、2分支) 后备保护的配置两段保护: (1) 过流保护, 设一段二时限, 第一时限跳开本分支分段, 第二时限跳开本分支断路器。 (2) 复压闭锁过流保护, 设一段三时限, 第一时限跳开本分支分段, 第二时限跳开本分支断路器, 第三时限跳开变压器各侧断路器。

当有电抗器时还配置低压侧电抗器复压闭锁过流保护, 设一段二时限, 第一时限跳开本侧各分支断路器, 第二时限跳开变压器各侧断路器。

3.1.2 10 k V侧后备保护多段多时限配置

有些变压器保护10 k V侧后备保护配置两段, 每段三时限;也有配置三段, 其中一段和二段三时限, 三段一个时限;也有其他配置。

3.1.3 10 k V侧后备保护多段一时限配置

有些变压器保护10 k V侧后备保护配置多段保护, 但每段保护只有一时限, 一些老变电所就存在这种配置。

3.2 变压器10 k V侧后备保护跳闸方案整定

3.2.1“六统一”变压器10 k V侧后备保护

“六统一”变压器两段保护中的一段保护按母线保护整定, 另一段保护按复合电压过流保护整定;若变压器10 k V侧按分裂运行时, 不需要跳10 k V分支分段断路器, 则10 k V侧过流保护, 可由第一时限跳开本分支分段, 第二时限跳开本分支断路器, 改为第一时限跳开本分支断路器, 第二时限跳开变压器各侧断路器跳闸方案。复压闭锁过流保护跳闸方案仍采用原方案, 即第一时限跳开本分支分段, 第二时限跳开本分支断路器, 第三时限跳开变压器各侧断路器。

对于低压侧有电抗器保护时, 该保护可以按母线保护整定, 也可以220 k V变压器10 k V侧过流保护来整定, 跳闸方案仍按“六统一”保护方案整定运行, 即第一时限跳开本侧各分支断路器, 第二时限跳开变压器各侧断路器。

3.2.2 10 k V侧后备保护多段多时限配置

对于220 k V变压器10 k V侧后备保护按多段多时限配置时, 可按其中的一段保护按母线保护整定, 另一段保护按复合电压过流保护整定, 但至少整定让其中一段保护有一个时限去跳变压器各侧断路器方案。若多于两段配置时, 可以单独整定一段保护有一个时限去跳变压器各侧断路器方案。若各段均有三时限, 则第一时限跳开本分支分段, 第二时限跳开本分支断路器, 第三时限跳开变压器各侧断路器。

3.2.3 10 k V侧后备保护多段一个时限配置

对于220 k V变压器10 k V侧后备保护按多段一时限配置时, 除了按母线保护整定的一段保护和按复合电压过流保护整定的一段保护分别跳10 k V侧断路器外, 可以将其中的一段保护单独按母线保护整定或按复合电压过流保护整定, 并去跳变压器各侧断路器方案;当10 k V侧后备保护配置多达四段时, 除了按母线保护整定的一段保护和按复合电压过流保护整定的一段保护分别跳10 k V侧断路器外, 另外可以分别将其中的一段保护单独按母线保护整定、而其中的另一段保护单独按复合电压过流保护整定, 并分别去跳变压器各侧断路器方案。

3.3 整定效果

当220 k V变压器10 k V侧短路故障时, 虽然220k V后备保护无后备灵敏度, 一旦220 k V变压器10k V侧后备保护或10 k V侧开关拒动, 或“死区”故障时, 则该故障没有切除, 但由于变压器10 k V侧后备保护或10 k V侧电抗器保护有联跳变压器各侧断路器方案, 届时将主变220 k V侧断路器、110 k V侧断路器及其他相关断路器跳闸, 切除了故障, 从而防止了220k V变压器或10 k V电抗器损坏事故的发生。

现场220 k V变压器10 k V侧后备保护的配置, 上述3中情况均存在。为了防止上述故障引起220 k V变压器损坏等事故的发生, 镇江供电公司220 k V变压器10 k V侧后备保护的整定运行按上述介绍的联跳方案进行整定和运行, 取得了良好的效果。

4 结束语

220 k V变压器低压侧采用10 k V电压直接供电, 减少了中间供电环节, 节约了投资, 但也带来220 k V侧后备保护无后备灵敏度的问题。通过设置和整定10k V侧后备保护联跳变压器各侧断路器方案, 可以防止由于220 k V变压器10 k V侧短路或死区故障时220k V后备保护没有后备灵敏度, 故障没有办法切除, 造成220 k V变压器损坏等事故的发生。建议优先采用10 k V侧限时速断保护联跳变压器各侧断路器方案, 可以快速切除220 k V变压器10 k V侧短路或死区故障, 有利于减少故障对变压器或对10 k V电抗器的冲击和影响。

摘要：由于220 kV变压器保护配置已由制造厂设定好, 采用常规整定无法满足系统运行要求。针对现场不同的保护配置, 采用不同的10 kV侧后备保护联跳变压器各侧断路器的方案, 可以解决220 kV侧后备保护无灵敏度的问题, 现场实际运用取得良好的运行效果。

关键词：220kV变压器,高阻抗,后备保护,灵敏度,整定,运行

参考文献

[1]Q/GDW175—2008, 变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范[S].

主变后备保护装置损坏缺陷的处理 第3篇

关键词：主变,后备保护,损坏,整定

1 缺陷情况

河南巩义市供电公司35kV站街变电站正常运行时,由35kV城站线供电,带35kV城街支线(即磨料厂)及10kV负荷,主变一用一备,站街变一次接线图如图1所示。由于站2#主变采用的高后备保护(NDB200A型微机保护装置)投运时间长,元器件老化、损坏,导致站2#主变不能运行。又由于NDB200A型微机保护装置早已停产,且新型号与之不能兼容,因此整套更换时间长,费用也较大。

2 解决方案

由于35kV站街变电站由110kV城东变电站城站线供电,城站1为电磁型保护,保护类型为电流闭锁电压和过电流,城站2为NDX201型微机线路保护,其后备保护类型为低电压闭锁过电流。因此,我们设想将城站2的保护作为站2#主变的远后备保护。但是城站线不仅供35kV站街变负荷,还要通过35kV城街支线供磨料厂负荷,而磨料厂又有较大的冲击电流。如果将城站2的保护作为站2#主变的后备保护,那么它不仅要能躲过站街变及磨料厂的最大负荷电流,而且对站2#主变低压侧要有足够的灵敏度,因此需装设带电压闭锁的过电流保护(电流定值计算时可不考虑城站2的短时过负荷电流)。

当站2#主变△侧发生BC两相短路时,各侧电压变化(忽略变压器本身的压降)情况如图2所示。

由图2可知:

因此,当△侧BC两相短路时,Y侧的。同理,△侧CA两相短路时,Y侧的;△侧AB两相短路时,Y侧的。又由于Y侧BC两相短路时,Y侧的;Y侧CA两相短路时,Y侧的;Y侧AB两相短路时,Y侧的。因此,低电压元件电压取自Y侧,端子加三相相电压以“或”门输出,如图3所示。

3 保护定值整定

下面介绍城站2低压闭锁过电流保护定值整定。

(1)电流元件的整定。保护动作电流按躲过线路最大负荷(包含磨料厂的正常负荷)来整定,有:

继电器动作电流:

式中,Kk为可靠系数,取1.2;Kf为返回系数,取0.85;Ifh,max为最大负荷电流,取400A;n1为电流互感器变比,600/5。

(2)电压元件的整定。

式中,Kk为可靠系数,取1.2;Kf为返回系数,取1.15;Ue,min为最低运行电压,取0.9Ue;Ue为额定电压。

(3)灵敏度校验。

①按站2#主变△侧两相短路进行校验,灵敏系数不小于1.3。

电流元件灵敏系数:

式中,为站2#主变△侧最小短路电流,900A。

电压元件灵敏系数:

式中,Ucy,max为校验点故障时,装设电压继电器母线上的最大残压。

又由于变压器△侧短路时,Y侧有一相残压为0,因此灵敏度满足要求。

②按站2#主变Y侧两相短路进行校验。

电流元件灵敏系数:

式中,为站2#主变Y侧最小短路电流,2 081A。

电压元件灵敏系数:

式中,Ucv,max为校验点故障时,装设电压继电器母线上的最大残压。

又由于变压器Y侧短路时,Y侧有一相残压为,因此灵敏度满足要求。

按照以上整定方案,将城站2保护定值重新整定后,保护运行至今未发生过误动或拒动。

4 结束语

利用相邻元件保护作为35kV站街变电站2#变远后备保护,既节省了保护装置更换费用,又保证了变压器的安全运行。但对于发生在主变高后备保护范围内的事故,城站2后备保护动作跳闸将甩掉磨料厂负荷,扩大事故停电范围,不过这种几率很小,可以不予考虑。

参考文献

[1]崔家佩,孟庆炎,陈永芳,等.电力系统继电保护与安全自·动装置整定计算[M].北京:中国电力出版社,1993

高阻抗变压器后备保护的研究 第4篇

近年来,随着超高压和特高压电网的出现,电网容量急剧增加,大容量高电压的变压器数量也随之大量增加,但由于大型变压器低压侧故障时后备保护灵敏度不足或动作时间过长,造成变压器烧毁的事故也屡见不鲜。为了限制低压侧故障时的短路电流,通常在变压器低压侧装设限流电抗器或直接采用高阻抗变压器。高阻抗变压器的实现目前有两种方案:一种是将中压绕组分裂成两部分来增加绕组的漏抗,另一种是在变压器低压绕组末端通过引线串联电抗器来增加绕组的漏抗。目前,内置电抗器的方案已经成熟并成为高阻抗变压器的优选方案[1,2]。

高阻抗变压器已经在许多新建工程中采用。以某220 k V变电站的一台SFSZ-240000/220高阻抗变压器为例:UKⅠ-Ⅱ=14%,UKⅠ-Ⅲ=60%,UKⅡ-Ⅲ=40%,高-低绕组的短路阻抗达60%,当变压器低压侧区内发生故障时,高压侧过流保护的灵敏度不足。《220~750 k V电网继电保护装置运行整定规程(DL/T559-2007)》7.2.14.2条要求变压器短路故障后备应主要作为相邻元件及变压器内部故障的后备保护,主电源侧的变压器相间短路后备保护主要作为变压器内部故障的后备保护,其他各侧的变压器后备保护主要作为本侧引线、本侧母线和相邻线路的后备保护[3]。因此,传统的高压侧过流保护已经无法满足高阻抗变压器的运行要求,本文提出了一种提高高阻抗变压器低压侧区内故障灵敏度的方法,希望能起到抛砖引玉的作用。

1 高阻抗变压器的保护配置

图1为220 k V变电站变压器的典型一次接线图,为了限制低压侧故障时的短路电流,普通变压器通常在低压侧装设限流电抗器,但限流电抗器和变压器低压绕组间发生故障时仍然有很大的短路电流直接冲击变压器绕组。同样,当电抗器和低压侧CT3(以1#变为例,下同)之间发生故障时,高压侧过流保护的灵敏度通常也不满足要求,此时需要配置专用的电抗器复压过流保护作为后备保护,保护电流取限流电抗器前的CT4,电压取低压侧母线电压[4,5,6,7,8,9]。

高阻抗变压器与普通三绕组变压器相比,变压器高-低绕组的短路阻抗大大提高,低压侧发生故障时不再产生很大的短路电流对变压器造成冲击,因此可以取消低压侧为限制短路电流而单独设置的限流电抗器,从而减少变电站的占地面积和降低变电站的建设费用。

针对高阻抗变压器,除了可以配置普通变压器的后备保护外,还可以采用低压侧复压和电流保护来提高低压侧区内故障的灵敏度,同时对于变压器低压侧外部故障低压侧CT3严重饱和时也能让变压器不失去保护。保护的过流元件采用高压侧CT1电流和中压侧CT2电流矢量相加后得到低压侧电流,即使低压侧区内故障或低压侧外部故障低压侧CT3严重饱和,仍然可以用高压侧CT1电流和中压侧CT2电流计算出低压侧电流;低压侧复压和电流保护的复压元件固定取低压侧母线电压。

低压侧复压和电流保护配置为一段两时限,t1时限跳变压器低压侧开关,t2时限跳变压器各侧开关。

2 复压和电流保护原理

复压和电流保护由过流元件和复合电压元件两部分组成,但过流元件还需要考虑变压器空投或区外故障切除时的励磁涌流问题、高压侧和中压侧的CT断线问题,复合电压元件需要考虑低压侧电压压板退出或低压侧PT断线对保护的影响。低压侧复压和电流保护的逻辑框图见图2。

2.1 过流元件

变压器高压侧和中压侧CT二次采用星形接线,二次电流直接接入保护装置。电流方向都以指向变压器为正方向。低压侧复压和电流保护过流元件的计算方法如下:

式中:Kh、Km、Kl分别为主变高压侧平衡系数、中压侧平衡系数、低压侧平衡系数;Ih、Im分别为主变高压侧和中压侧经星角变换以后的电流。

由于110 k V及以上电压等级的系统通常为大电流接地系统,当系统发生接地故障且变压器中性点接地时,变压器中性点有零序电流流出,此时计算出的低压侧和电流不再是低压侧的实际电流,需要消除零序电流的影响防止复压和电流在区外接地故障时误动。因此,在计算低压侧电流时必须先消除高压侧和中压侧电流中的零序电流。

在主后合一的变压器保护装置中,差动保护中高压侧和中压侧电流经星角变换以后已经消除了零序电流的影响,所以,低压侧复压和电流的计算就可以直接采用主变高压侧和中压侧经星角变换以后的电流。式(1)中需要用到的数据都已经在差动保护中计算。根据式(1)就可以直接得到低压侧的和电流,当任一相和电流满足下列条件时,过流元件动作。

式中,Iop为低压侧复压和电流保护的动作电流整定值。

2.2 复合电压元件

因低压侧复压和电流保护过流定值按躲低压侧额定电流整定,定值较低,低压侧电动机自启动时可能造成过流元件误动作,因此保护需要增加复合电压元件闭锁。

复合电压元件由负序电压和低电压两部分组成。负序电压反映系统的不对称故障,低电压反映系统对称故障。下列两个条件中任一条件满足时,复合电压元件动作。

式中:U2.op为负序相电压整定值;Uop为低电压整定值;U为三个线电压中最小的一个。

当变压器低压侧带分支时取两个分支的电压相“或”。

2.3 励磁涌流问题

考虑到大型变压器的励磁涌流衰减较慢,变压器空投或区外故障切除时产生的励磁涌流可能会造成低压侧复压和电流保护误动作,因此,需要考虑励磁涌流闭锁。

装置采用和电流中的二次谐波含量来识别励磁涌流。判别方程如下:

式中:Iop.2为和电流中的二次谐波;Iop.1为和电流中的基波;K2为二次谐波系数,可跟差动保护公用。如果某相和电流满足上式,同时闭锁三相和电流保护。

2.4 高压侧和中压侧的CT断线问题

高压侧或中压侧重负荷下发生CT断线时,根据高压侧电流和中压侧电流计算出来的和电流可能会大于低压侧复压和电流的保护定值,因此,也需要考虑高压侧和中压侧CT断线的影响,当高压侧或中压侧任一侧CT断线闭锁保护。

2.5 电压压板退出或PT断线对保护的影响

当低压侧PT检修时,为了保证低压侧后备保护的正确动作,需退出该侧电压压板。

对于低压侧复压和电流保护,如果低压侧无分支,低压侧电压压板退出或低压侧PT断线时,保护变成过流保护;如果低压侧有分支,当低压侧某分支电压压板退出或某分支PT断线时,保护由另一个分支电压启动,当两个分支电压压板退出或PT断线时,保护变成过流保护。

3 低压侧复压和电流保护的整定

3.1 动作电流的整定

复压和电流保护的动作电流通常按躲变压器低压侧的额定电流整定。

式中:Krel为可靠系数,取1.2~1.3;Kr为返回系数,取0.85~0.95;Iel为低压侧的额定负荷电流;na为低压侧电流互感器的变比。

3.2 延时时间的整定

复压和电流保护的延时时间需要与低压侧出线保护最长动作时间配合。如果复压和电流保护动作电流不能躲过中压侧区外故障时的最大不平衡电流时,保护延时时间还需要考虑与中压侧过流保护动作时间配合。

关于复合电压元件中相间低电压的整定和负序相电压的整定,很多文献都有描述,本文不再赘述。

4 保护灵敏度分析

传统的高压侧过流保护动作电流定值为Iz(按躲高压侧额定电流Ieh整定),而低压侧额定电流Iel=Ieh/N(N为变压器高压侧额定容量和低压侧额定容量之比,设变压器变比为1),则低压侧复压和电流保护的动作电流定值为Iz/N。

对于低压侧复压和电流保护,由于计算出来的和电流始终反映着变压器低压侧的电流,当两台变压器并列运行或变压器高压侧和中压侧都有电源时,低压侧故障时的短路电流比单台变压器单侧电源运行的情况下大很多(不考虑低压侧并列运行的情况),对同样的定值来说,保护的灵敏度要高,因此,我们只需要分析单台变压器单侧电源运行情况下保护的灵敏度。

以低压侧两相短路为例,高压侧三相电流分别为Id、-0.5Id、-0.5Id,计算得出的低压侧和电流最大值为(变压器星角变换影响),保护灵敏度,灵敏度相比传统的高压侧过流保护可提高到倍,220k V变压器低压侧通常为半容量,因此低压侧复压和电流保护的灵敏度可提高到倍。同样,220 k V变压器低压侧三相短路时低压侧复压和电流保护的灵敏度可提高到2倍[10]。

500 k V变压器高压侧额定容量和低压侧额定容量的比值比220 k V变压器更大,因此,低压侧复压和电流保护的灵敏度也比220 k V变压器更高。

5 结语

前面简单描述了变压器低压侧复压和电流保护的原理、整定及灵敏度分析,可以看出低压侧复压和电流保护能显著提高高阻抗变压器低压侧故障的灵敏度,尤其是当两台变压器并列运行或变压器高压侧和中压侧都有电源时灵敏度更高。另外,针对普通变压器低压侧外部故障低压侧CT容易饱和的情况,即使低压侧CT严重饱和,复压和电流保护仍然能对变压器进行有效保护。对于低压侧装设限流电抗器造成高压侧过流保护灵敏度不够的变压器,也可以考虑配置低压侧复压和电流保护作为低压侧故障的后备保护。对于高压侧过流保护灵敏度满足要求的变电站,同样也可以考虑配置低压侧复压和电流保护作为低压侧故障的另一种后备保护。

由于低压侧复压和电流保护需要用到差动保护中的各侧平衡系数、高压侧和中压侧消除零序后的电流,因此,低压侧复压和电流保护最好配置在主后合一的变压器保护装置或专门的变压器差动保护装置中。因为和电流的计算在微机保护中非常简单,所以低压侧复压和电流保护在微机保护中也很容易实现。

参考文献

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[2]董宏林,王勇,张立国,等.高阻抗变压器两种方案比较分析[J].变压器,2008,45(9):29-31.DONG Hong-lin,WANG Yong,ZHANG Li-guo,et al.Comparison and analysis of two projects for high impedance transformer[J].Transformer,2008,45(9):29-31.

[3]中华人民共和国国家发展和改革委员会.220kV-750kV电网继电保护装置运行整定规程[M].北京:中国电力出版社,2008.National Development and Reform Commission.Setting guide for 220kV-750kV power system protection equipment[M].Beijing:China Electric Power Press,2008.

[4]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].北京:中国电力出版社,2002.WANG Wei-jian.Principle and application of electric power equipment protection[M].Beijing:China Electric Power Press,2002.

[5]贺家李,宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社,1994.HE Jia-li,SONG Cong-ju.Principle of power system protective relaying[M].Beijing:China Electric Power Press,1994.

[6]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].北京:中国电力出版社,1997.National Electric Power Dispatching and Communication Center.Applied technology catechism on electric power relay[M].Beijing:China Electric Power Press,1997.

[7]吴运祥,沈国荣,朱声石.重视并应用好变压器后备保护[J].继电器,2000,28(7):8-11.WU Yun-xiang,SHEN Guo-rong,ZHU Sheng-shi.Bring the backup protection for transformer into full play[J].Relay,2000,28(7):8-11.

[8]李岩军,李轶群.再论变压器低压侧故障对高压侧保护的影响[J].电力自动化设备,2008,28(3):85-87.LI Yan-jun,LI Yi-qun.More on influence of transformer inter-phase faults at LV side on protection at HV side[J].Electric Power Automation Equipment,2008,28(3):85-87.

[9]杨旭东.变压器角接侧两相故障的远后备保护问题[J].电力系统自动化,2001,25(17):45-46.YANG Xu-dong.Remote backup protection for phase-to-phase faults at the angle-connected side of transformers[J].Automation of Electric Power Systems,2001,25(17):45-46.

后备保护 第5篇

关键词：广域后备保护,故障电压分布,故障点识别

0 引言

电网结构日趋复杂,电网运行安全问题日益突出,对继电保护的性能提出了更新、更高的要求[1,2,3,4]。传统基于本地电气量构成的后备保护由于无法确知实际的故障元件位置,只能通过保护预设的整定值进行配合,以保证保护动作的选择性。保护整定复杂、动作延时长,同时,在大范围潮流转移时难以区分线路内部故障和过负荷,容易造成连锁跳闸事故,甚至引发大面积停电事故。近年来,随着计算机技术和网络通信技术的迅速发展,基于广域测量信息的新型后备保护系统的研究得到了广泛关注[5,6,7]。

在广域后备保护研究中需要解决的关键技术问题之一是如何利用广域测量信息确定实际故障元件。文献[8]提出了基于传统线路保护原理的专家系统集中决策广域后备保护算法,但此类算法仍难以避免传统后备保护整定复杂等问题。文献[9,10]提出了基于广域电流信息的差动保护算法,该类算法对同步性要求极高,且因广域范围内多点电流值的测量累积误差产生的较大不平衡电流及电容电流的补偿都给广域电流差动保护带来了新的困难。基于纵联方向比较原理的广域保护算法以原理简单、无需严格的同步采样等优点得到了广泛关注[11,12],但方向元件受高阻接地、非全相运行、功率倒向及故障转换等因素的影响较大,相关的研究工作还有待深入。此外,广域后备保护影响面广,要求具备高度的可靠性和安全性,采用多种不同原理的广域后备保护算法形成多重化保护配置,有利于进一步提高广域保护的性能。因此,本文提出一种基于电压分布的故障元件识别新算法。

1 故障识别算法的基本原理

对于普通的双端线路,在线路正常运行和区外故障时,均可根据对侧保护安装处的测量电压、电流以及线路参数,准确计算出本侧的电压值,且所得到的计算值与本侧保护安装处的电压实测值一致;而区内故障时,由于线路上出现了故障支路,根据对侧测量信息和线路参数所计算得到的电压值将与本侧的实测值存在较大差异。根据上述基本物理特征,可构建新的故障元件识别算法。

为便于分析,线路采用集中参数模型,以负序分量为例,阐述算法原理。如图1所示,假设故障发生在线路上F点,α为M侧到故障点的距离与线路全长的比值(0≤α≤1)。Zm2和Zn2分别为线路两侧系统的等效负序阻抗,ZL2为线路负序阻抗,Rf为过渡电阻,$\dot{U}{}_{\text{f}2}$为负序电势源。

由本侧的电压和电流值以及线路参数计算对侧电压值的公式如下:

$\{\begin{array}{l}\dot{U}{}_{n2}´=\dot{U}{}_{m2}-\dot{{\rm I}}{}_{m2}{\rm Z}{}_{\text{L}2}\\ \dot{U}{}_{m2}´=\dot{U}{}_{n2}-\dot{{\rm I}}{}_{n2}{\rm Z}{}_{\text{L}2}\end{array}(1)$

式中:$\dot{U}{}_{m2},\dot{{\rm I}}{}_{m2},\dot{U}{}_{n2},\dot{{\rm I}}{}_{n2}$分别为线路M侧和N侧测量到的负序分量;$\dot{U}{}_{n2}´$和$\dot{U}{}_{m2}´$分别为由本侧测量信息计算得到的对侧负序电压。

线路内部故障和N侧外部故障时计算电压和实测电压的电压分布如图2所示,图中$\dot{U}{}_{F2}$为故障点F的负序电压。

令${\rm K}{}_{m2}=|\dot{U}{}_{m2}´/\dot{U}{}_{m2}|,{\rm K}{}_{n2}=|\dot{U}{}_{n2}´/\dot{U}{}_{n2}|$,且取Kmax2=max(Km2,Kn2),则本条线路内部发生故障时有Kmax2>1,而区外发生故障时有Kmax2=1。因此,根据Kmax2的大小可正确识别故障线路。根据图1有:

$\{\begin{array}{l}\dot{U}{}_{m2}=(-\dot{{\rm I}}{}_{m2}){\rm Z}{}_{m2}=\\ \frac{{\rm Z}{}_{m2}\dot{U}{}_{\text{f}2}}{R{}_{\text{f}}+({\rm Z}{}_{m2}+\alpha {\rm Z}{}_{\text{L}2})//({\rm Z}{}_{n2}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{L}2})}\cdot \\ \frac{{\rm Z}{}_{n2}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{L}2}}{{\rm Z}{}_{m2}+{\rm Z}{}_{\text{L}2}+{\rm Z}{}_{n2}}\\ \dot{U}{}_{n2}=(-\dot{{\rm I}}{}_{n2}){\rm Z}{}_{n2}=\\ \frac{{\rm Z}{}_{n2}\dot{U}{}_{\text{f}2}}{R{}_{\text{f}}+({\rm Z}{}_{m2}+\alpha {\rm Z}{}_{\text{L}2})//({\rm Z}{}_{n2}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{L}2})}\cdot \\ \frac{{\rm Z}{}_{m2}+\alpha {\rm Z}{}_{\text{L}2}}{{\rm Z}{}_{m2}+{\rm Z}{}_{\text{L}2}+{\rm Z}{}_{n2}}\\ \dot{U}{}_{m2}´=\dot{U}{}_{n2}-\dot{{\rm I}}{}_{n2}{\rm Z}{}_{\text{L}2}=(1+\frac{{\rm Z}{}_{\text{L}2}}{{\rm Z}{}_{n2}})\dot{U}{}_{n2}\Rightarrow \\ \frac{\dot{U}{}_{m2}´}{\dot{U}{}_{m2}}=(1+\frac{{\rm Z}{}_{\text{L}2}}{{\rm Z}{}_{n2}})\frac{{\rm Z}{}_{n2}}{{\rm Z}{}_{n2}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{L}2}}\frac{{\rm Z}{}_{m2}+\alpha {\rm Z}{}_{\text{L}2}}{{\rm Z}{}_{m2}}\\ {\rm K}{}_{m2}=|\frac{\dot{U}{}_{m2}´}{\dot{U}{}_{m2}}|=|\frac{{\rm Z}{}_{n2}+{\rm Z}{}_{\text{L}2}}{{\rm Z}{}_{n2}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{L}2}}\frac{{\rm Z}{}_{m2}+\alpha {\rm Z}{}_{\text{L}2}}{{\rm Z}{}_{m2}}|\end{array}(2)$

同理可得:

${\rm K}{}_{n2}=|\frac{\dot{U}{}_{n2}´}{\dot{U}{}_{n2}}|=|\frac{{\rm Z}{}_{m2}+{\rm Z}{}_{\text{L}2}}{{\rm Z}{}_{m2}+\alpha {\rm Z}{}_{\text{L}2}}\frac{{\rm Z}{}_{n2}+(1-\alpha ){\rm Z}{}_{\text{L}2}}{{\rm Z}{}_{n2}}|(3)$

从式(2)、式(3)可知,电压比值Km2和Kn2均与过渡电阻Rf无关,即算法从理论上不受Rf的影响。

同理,不难得到零序和正序突变量的反推计算公式如下所示:

$\begin{array}{l}\{\begin{array}{l}\dot{U}{}_{0m}´=\dot{U}{}_{0n}-\dot{{\rm I}}{}_{0n}{\rm Z}{}_{\text{L}0}\\ \dot{U}{}_{0n}´=\dot{U}{}_{0m}-\dot{{\rm I}}{}_{0m}{\rm Z}{}_{\text{L}0}\end{array}(4)\\ \{\begin{array}{l}\text{Δ}\dot{U}{}_{1m}´=\text{Δ}\dot{U}{}_{1n}-\text{Δ}\dot{{\rm I}}{}_{1n}{\rm Z}{}_{\text{L}1}\\ \text{Δ}\dot{U}{}_{1n}´=\text{Δ}\dot{U}{}_{1m}-\text{Δ}\dot{{\rm I}}{}_{1m}{\rm Z}{}_{\text{L}1}\end{array}(5)\end{array}$

式中:$\dot{U}{}_{m0},\dot{U}{}_{n0},\text{Δ}\dot{U}{}_{m1},\text{Δ}\dot{U}{}_{n1}$分别为线路M侧和N侧测量到的故障电压序分量;$\dot{U}{}_{m0}´,\dot{U}{}_{n0}´,\text{Δ}\dot{U}{}_{m1}´,\text{Δ}\dot{U}{}_{n1}´$分别为由本侧测量信息计算得到的对侧故障电压序分量。

相应地,零序电压比值和正序故障分量电压比值分别为:${\rm K}{}_{m0}=|\dot{U}{}_{m0}´/\dot{U}{}_{m0}|,{\rm K}{}_{n0}=|\dot{U}{}_{n0}´/\dot{U}{}_{n0}|$;${\rm K}{}_{m1}=|\text{Δ}\dot{U}{}_{m1}´|/|\text{Δ}\dot{U}{}_{m1}|,{\rm K}{}_{n1}=|\text{Δ}\dot{U}{}_{n1}´|/|\text{Δ}\dot{U}{}_{n1}|$。

进一步的研究分析表明(详见下节),对于不对称接地故障,采用零序电压比值的判据一般优于采用负序电压比值判据。因此,在实际应用中,对于不对称短路,采用长期存在的故障分量,即零序和负序分量共同构成故障识别判据,如下式所示:

${\rm K}{}_{\max 2-0}=\max ({\rm K}{}_{m0},{\rm K}{}_{n0},{\rm K}{}_{m2},{\rm K}{}_{n2})\ge {\rm K}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}(6)$

式中:Kset为整定值,考虑到计算和测量误差的影响,可取Kset=1.2。

对于三相对称故障,可采用正序电压突变量判据,并辅之以低电压判据,即

${\rm K}{}_{\max 1}=\max ({\rm K}{}_{m1},{\rm K}{}_{n1})\ge {\rm K}{}_{\text{s}\text{e}\text{t}}(7)$

上述算法在应用于广域后备保护时,可在就地站进行电压反推计算,只需上传本站计算出的对侧电压值和本侧实测电压值即可,所需上传的信息量小,且主站需要进行的故障点识别的逻辑判断也很简单。

2 系统阻抗和线路阻抗参数对算法性能的影响

由式(6)、式(7)可知,要使得算法能正确区分内、外部故障,应保证内部故障时,Kmax2-0或Kmax1大于Kset,而Kmax2-0和Kmax1的大小与线路两侧等值系统参数、线路参数以及故障点位置有关,这些参数的不同,将影响算法的性能,需对此作进一步分析。

以负序电压比值Km2和Kn2为例,在式(2)、式(3)中,令x=Zm2/ZL2,y=Zn2/ZL2,且近似假设线路阻抗角和系统阻抗角均为90°,即x和y均为实数。将x和y代入式(2)、式(3)简化可得:

$\begin{array}{l}{\rm K}{}_{m2}=1+\frac{\alpha +\alpha y+\alpha x}{xy+(1-\alpha )x}(8)\\ {\rm K}{}_{n2}=1+\frac{(1-\alpha )(x+y+1)}{xy+\alpha y}(9)\end{array}$

设x和y为常数,Km2和Kn2与故障点位置α的函数曲线如图3所示。当故障发生在αm处时,Kmax2=max(Km2,Kn2)有最小值,对于本保护算法属于最不利的故障情况。

令Km2=Kn2,可解出使得Kmax2最小的αm,有

$\alpha {}_m=\{\begin{array}{cc}\frac{x(y+1)-\sqrt{x(y+1)y(x+1)}}{x-y}\hfill & x\ne y\hfill \\ 0.5\hfill & x=y\hfill \end{array}$

即当线路上点αm发生短路时,算法的灵敏度最低。

将αm代入式(8)或式(9)得到Kmax2最小值为:

${\rm K}{}_{\max 2(\min )}=\sqrt{\frac{(x+1)(y+1)}{xy}}$

仿真计算表明,当x和y在[0.1,10]之间取值且Kset整定为1.2,则只有x+y≥10,x≥3.5和y≥3.5同时成立时,内部故障时Kmax2(min)才会小于Kset。上述结论也适用于零序电压比值判据及正序电压比值判据。

由上述分析结果可以看出,只有当两侧等值系统阻抗均远大于线路阻抗时,才可能导致算法在内部故障时灵敏度不足。鉴于实际系统,尤其是高压和超高压系统,线路两侧的等效阻抗值较小,因此,上述算法具有良好的适用性。对于常见的不对称接地故障,由于线路的零序阻抗远大于正、负序阻抗,且线路两侧等值系统的零序阻抗受变压器漏电抗的限制一般较小,可保证算法在内部故障时具有较高的灵敏度。

3 仿真验证

为验证本算法有效性,利用PSCAD搭建的仿真模型见附录A图A1。该模型参数选自平顶山—武昌500 kV超高压输电线路[13]。仿真模型参数均为标幺值(基准值SB=1 000 MVA,UB=525 kV),线路参数为单位长度参数,线路长150 km。

3.1 高阻接地故障仿真结果

由第1节可知,本算法理论上不受过渡电阻的影响。高阻接地故障时的仿真结果见表1。由表1可知,算法在高阻接地故障时的灵敏度与金属性故障时的情况相同(Kmax2-0值相近)。

3.2 主保护一侧拒动

主保护一侧拒动时考虑以下2种情况:在发生单相接地故障时,主保护N侧单相跳开;发生相间故障时,N侧三相跳开。由于断路器跳开后,线路上的故障支路仍然存在,只要电压测量采用线路侧电压互感器,本算法利用断路器跳开后的故障分量,仍能正确检测到故障位置。主保护一侧拒动情况下的各种故障的仿真结果如表2所示。其中,AG,AB,ABG,AG(300 Ω)分别表示A相接地故障、AB相间短路故障、A相和B相接地故障、A相经300 Ω电阻接地故障。仿真结果表明,在一侧断路器跳开的情况下,算法仍能正确识别故障线路。

3.3 非全相再故障时的仿真结果

假设线路A相发生接地故障,两侧断路器断开,形成非全相运行。当健全相又发生故障时,算法的仿真结果如表3所示。其中,BG,BCG,BC,CG分别表示B相接地故障、B相和C相接地故障、BC相间短路故障、C相接地故障。由表3可知,非全相无故障运行时,算法不会误动作;而非全相再故障时,能够正确识别故障线路。

3.4 转换性故障的仿真结果

在线路末端N侧发生区外转区内故障,转换时间为20 ms,仿真结果见表4。其中,AG—BG,AG—BC,AG—BCG,AG—CG分别表示A相接地故障转B相接地故障、A相接地故障转BC相间短路故障、A相接地故障转B相和C相接地故障、A相接地故障转C相接地故障。仿真结果表明,算法在区外故障时正确不动作,区内故障时能正确识别故障。

3.5 振荡时故障的仿真结果

设系统振荡频率为5 Hz,主要考察本算法在系统振荡伴随区内故障和区外故障时的检测性能。由于振荡时,系统两侧的功角不断变化和频率偏移工频造成序分量的计算误差增大,可能导致误动或拒动的情况。为此,借鉴传统距离保护的处理方法[14],增设专门的保护开放判据。

1)不对称故障时的保护开放判据如下:

$({\rm I}{}_{m0}+{\rm I}{}_{m2}>m{\rm I}{}_{m1}){\displaystyle \cup (}{\rm I}{}_{n0}+{\rm I}{}_{n2}>m{\rm I}{}_{n1})$

式中:m=0.66。

2)对称故障时保护开放判据为:

当-0.08Un<UOS<0.25Un,延时500 ms动作;当-0.03Un<UOS<0.08Un,延时200 ms动作。其中,UOS=U1cos(φ+θ),U1为正序电压,φ为正序电压、电流的夹角,θ为线路正序阻抗的余角。

此外,由于系统振荡时会导致电压计算值和实测值发生波动,为提高算法的可靠性,在系统振荡中,电压比值取振荡开放区间所得电压比值的平均值。

算法在振荡伴随故障时的仿真结果如表5、表6所示。其中,AG,AB,ABG分别表示A相接地故障、AB相间短路故障、A相和B相接地故障。

3.6 分布电容电流对算法影响的仿真

长线路的电容电流对保护算法有一定的影响,但实际保护方案中采用分布式参数模型进行计算,可以减小甚至消除电容电流的影响,仿真结果见表7。由仿真结果可知,本算法在区外故障时能够可靠不动作,区内故障时能够正确识别故障。

4 结语

本文提出一种基于故障电压分布的新型广域后备保护算法,利用线路两侧电压故障分量的测量值与估算值比值构成保护判据,实现广域后备保护。本算法具有如下优点:

1)原理简洁、计算量小,且对两侧信息的同步性没有严格要求,便于工程实现。

2)在各种内部故障,包括高阻接地、非全相运行状态下故障、转换性故障及振荡再故障等复杂情况下,保护均能正确识别故障线路;而在外部故障及潮流转移情况下,保护将可靠不误动。

3)仿真测试验证了算法的实用性和有效性。

适应于广域后备保护的复合方向元件 第6篇

近年来,随着电网规模不断扩大、结构日益复杂和运行方式的多样化,传统利用单端信息的后备保护已经难以适应现代电网的安全稳定要求[1,2]。广域后备保护[3,4,5,6,7,8,9]通过采集电网中多点、多类型信息进行集中决策,能够准确识别故障元件,从而构成动作快速、配合简单、可靠性高的新型后备保护。相关理论研究和工程应用都在广泛进展中。广域后备保护具有多种实现原理,其中基于方向信息的广域后备保护无需电网各节点时间严格同步、传输信息量少、原理简明,具有很好的发展前景。

故障发生时,广域系统主站搜集保护区域内各子站上传的故障方向信息,通过挖掘方向逻辑量之间存在的一致性、关联性和互补性,进行故障元件识别,并在此基础上执行断路器失灵以及近、远后备保护。其中,子站所采用的方向元件是否合理有效直接决定了故障判别结果的准确度,影响着保护系统的整体性能,因此,方向元件的选择是该保护方案实现的核心环节。

目前研究的基于方向信息的广域保护[10,11,12,13]多将研究重点放在如何利用已有方向信息得出最终决策结果方面,而对于所采用方向元件的基本原理研究还很少。传统方向元件[14,15,16]在线路纵联主保护中已有多年应用经验,其中突变量方向元件和工频变化量距离元件可以在各类故障下准确指示故障方向,对负荷、振荡、过渡电阻等影响不敏感,性能优越。但这类保护需要用到故障暂态分量,仅在故障初期有效,将其直接移植到广域系统中将无法满足保护延时动作的要求。利用故障稳态分量的负序方向元件和零序方向元件,前者不反应三相对称故障,后者仅能保护接地故障,均无法独立作为广域系统的保护方案。全分量90°接线的方向元件则在端部三相故障时不能准确动作,而在系统正常运行时总处于启动状态,这种特性将降低保护算法的信息容错能力。因此,有必要研究一种适应于广域后备保护的方向元件,以提高广域后备保护系统的整体性能。

针对以上问题,本文以正序突变量方向元件、负序方向元件和所提出的虚拟变化量方向元件作为基本保护元件,在分析各自动作特性的基础上研究3种方向元件的配合策略,从而构成一种能够长期反应各种类型故障,保护出口三相短路无死区,大电源侧有足够灵敏度,外部故障切除后可以自动返回的复合方向元件。仿真分析表明,该方向元件具有良好的动作特性,能够适应于广域后备保护应用需求。

1 基本方向元件

用于构成复合方向元件的基本元件包括正序突变量方向元件、负序方向元件和虚拟变化量方向元件。前2种方向元件为已有的成熟保护原理,此处仅对其特性进行简要分析,重点分析虚拟变化量方向元件的动作特性。为便于阐述,正序突变量的正、反向元件以ΔF1+和ΔF1-表示,负序的正、反方向元件以F2+和F2-表示,虚拟变化量的正、反方向元件(文中以A相为例)以ΔFA+′和ΔFA-′表示。

1.1 正序突变量方向元件

正序突变量方向元件通过测量保护安装处的正序电压、电流突变量相角差以判别故障方向。假设系统阻抗均匀分布且阻抗角为80°,则ΔF1+和ΔF1-的动作判据分别为:

正序突变量是故障附加网络中的电气分量,由其构成的方向元件测量角度与过渡电阻和负荷电流的大小无关,受振荡影响小,动作灵敏,且能反应各种类型的短路故障。

正序突变量方向元件的主要缺陷在于突变量是由故障后的实测值减去所存储的记忆值来获取的,记忆值对应故障前系统的运行状态。而故障发生后系统原有的功率平衡关系被破坏,实际正常运行状态将随着故障的延续逐渐偏离所记忆的运行状态。为避免产生大的误差,微机保护中一般存储2～3个周期的数据作为记忆值,超过这个时间后,利用正序突变量的方向元件将无法继续反应故障。因此,该元件不能满足广域后备保护延时动作的要求。

1.2 负序方向元件

与正序突变量方向元件类似,F2+和F2-的动作判据分别为:

负序分量同样来自于故障附加网络,因此,负序方向元件在抗过渡电阻、负荷电流和系统振荡的影响方面同样具有优势。另外,故障产生的负序分量属于稳态分量,因此,负序方向元件在整个短路持续过程中均有效。负序方向元件的主要缺陷在于其仅反应不对称故障,在三相对称故障时无法动作,因此,不能独立承担广域系统中的保护任务。

1.3 虚拟变化量方向元件

本文针对三相短路提出一种虚拟变化量方向元件,通过构造某一相虚拟电压、电流量,与该相实测分量结合产生虚拟变化量,以此构成方向元件用于持续反应对称性故障。

1.3.1 虚拟变化量方向元件动作判据

三相故障时,构造A相虚拟电压和电流为:

式中:k1为电压补偿系数;k2为电流补偿系数;$\dot{U}{}_{{\text{A}}^{\prime }}$和$\dot{{\rm I}}{}_{{\text{A}}^{\prime }}$分别为所构造的A相虚拟电压和电流;$\dot{U}{}_{\text{A}}$和$\dot{{\rm I}}{}_{\text{A}}$分别为A相实测电压和电流值;UN为系统额定电压;ZL为线路正序阻抗;Zb为补偿阻抗,其值为0.5ZL;ΔU为补偿退出门槛值,可设置为0.1UN,电压补偿在投入后即由$|\dot{U}{}_{\text{A}}|$单独保持。

形成A相虚拟电压和电流后,与该相实测分量构成虚拟电压和电流变化量:

式中:$\text{Δ}\dot{U}{}_{{\text{A}}^{\prime }}$和$\text{Δ}\dot{{\rm I}}{}_{{\text{A}}^{\prime }}$分别为A相虚拟电压和电流变化量。

由此构成ΔFA+′和ΔFA-′的动作判据为:

1.3.2 虚拟变化量方向元件特性分析

虚拟变化量方向元件构造了A相虚拟电压、电流,由式(5)可知,虚拟分量中除补偿电压一次性投入需要用到故障暂态分量外,其余各部分均为故障稳态分量,从而使三相短路时保护元件中出现了长期有效的虚拟电压和电流变化量,可以在对称故障发生后持续指示故障方向。

式(5)虚拟电压量中$\dot{U}{}_{\text{A}}+k{}_1\dot{{\rm I}}{}_{\text{A}}{\rm Z}{}_{\text{b}}$的作用是保证三相短路时能准确获取电压相角。当三相短路发生在非保护出口附近时,$|\dot{U}{}_{\text{A}}|>\text{Δ}U,k{}_1=0$,即无需补偿,该部分的值即为$\dot{U}{}_{\text{A}}$。当三相故障发生在保护出口附近时,$|\dot{U}{}_{\text{A}}|<\text{Δ}U,k{}_1$为-1或1,这时由于A相实测电压过低,反应的相角可能存在较大误差,用于构成方向元件时存在误判的可能性,因此,引入补偿电压$\pm \dot{{\rm I}}{}_{\text{A}}{\rm Z}{}_{\text{b}}$,抬高该部分的幅值,而不影响其相角的准确性,避免保护元件误判。k1取-1还是1由正序突变量方向元件的输出结果决定,从而能够结合电流量进行故障方向的判断,使判断结果与最初正序突变量方向元件的输出结果一致。

虚拟电压公式在不改变电压相角的情况下,将电压幅值调整为系统额定值,便于控制故障发生在不同位置时虚拟电压幅值的大小。

虚拟电压公式中由正态分布函数用于控制故障在保护正方向时虚拟电压大小和控制反方向故障时虚拟电压大小。正态分布函数具有通过调整参数来调整峰值和曲线斜率的功能,因此可以控制不同横坐标下函数值的大小以及非零值(与1求和后为大于1的数)的范围。从而使保护元件具备了一系列良好的动作特性。

三相短路时,假设保护测量阻抗角与所在线路阻抗角相同,则A相虚拟电压见图1。曲线1为本侧保护元件在不同测量阻抗(相对于线路正序阻抗的比值)下对应的虚拟电压(标幺值,基准值为系统额定电压),曲线2为对侧保护元件在不同测量阻抗下对应的虚拟电压(横坐标与图中标注相反)。

以图1中曲线1所示本侧元件为例,横坐标0对应线路首端,此处附近故障时保护所测得的三相电压很低,接近零值。通过构造A相虚拟电压使电压值维持在额定值之上(如图1中a点所示),从而避免因各相电压太低导致保护错误动作,以及形成的虚拟电压变化量低于门槛值使元件不能启动。

横坐标1处对应线路末端,若同时首端元件背侧为大电源系统,则线路末端故障首端三相实测电压可能接近额定电压。此时通过构造A相虚拟电压使电压值达到额定电压的2倍(如图1中b点所示),用于防止大电源侧虚拟电压变化量太低引起方向元件拒动。

横坐标负值区域对应保护元件反向系统,由曲线1和曲线2在该区域的相对位置可见,反向非端部故障时本侧元件A相虚拟电压总是大于等于对侧,而由故障分析理论可知,该区域三相故障本侧A相实测电压低于对侧同相电压值$|\stackrel{\cdot }{{\displaystyle {\rm I}}}{}_{\text{A}}{\rm Z}{}_{\text{L}}|$,因此形成的虚拟电压变化量大于对侧。在设置电压启动门槛值相同时,仍能保证对侧正向元件动作时,本侧反向元件可靠动作,防止保护误动。至于反向靠近端部故障,由前面分析可知,本侧反方向元件能够可靠启动,保证保护不误动。

在外部故障切除后,A相实测电压恢复到额定电压附近,保护安装处测量阻抗近似为负荷阻抗,数值较大,并且角度与线路阻抗角相差较大,结合式(5)可知,此时A相虚拟电压较图1中c和d点所示位置更接近额定电压,形成的电压变化量很低,保护元件可以自动返回。在有电压补偿投入的情况下,由于A相实测电压上升,补偿退出,不会影响保护返回。

图2为不同电源线路阻抗比σ(0.1,0.3,0.5,1,2)下,本侧元件在不同测量阻抗时的虚拟电压变化量。曲线1对应的电源线路阻抗比为0.1,若设虚拟变化量方向元件的电压启动门槛值为0.2UN,由图可见,在线路首段、末端以及反向一定范围内发生三相故障时,虚拟电压变化量均大于启动门槛值。而随着电源线路阻抗比的增大,电压变化量在不同短路阻抗下的值也随之增加,保护元件能够可靠启动。另外,由于虚拟电压变化量以平滑的形式趋近于0,可以通过设置不同的电压门槛值来控制方向元件的正反向作用范围。

A相虚拟电流由式(5)可见,在正方向近范围故障时为0,产生的虚拟电流变化量较大,能可靠启动。反方向故障时本侧保护元件虚拟电流变化量大于等于对侧,考虑一定误差,可为正反向元件分设电流启动门槛值,防止保护误动。外部故障切除后,A相虚拟电流等于A相实测电流,虚拟电流变化量为0,保护元件能够自动返回。

虚拟电压、电流变化量形成后,当三相故障发生在该方向元件启动范围内时,由式(8)可知,若为正方向故障出口故障,则虚拟电压变化量的相角与相量$-\dot{{\rm I}}{}_{\text{A}}{\rm Z}{}_{\text{b}}$的相角基本相同,若为正方向非出口故障,则虚拟电压变化量的相角与相量$-\dot{U}{}_{\text{A}}$的相角相同,而虚拟电流变化量均为实测电流$\stackrel{\cdot }{{\displaystyle {\rm I}}}{}_{\text{A}}$。因此,二者的相角差落入式(9)所示判据范围内,保护元件判断为正向故障。当反方向发生故障时,与之同理,式(10)所示判据成立,保护元件判断为反向故障。

2 复合方向元件构成逻辑

结合上述3种基本方向元件可以构造复合方向元件。由图3所示复合方向元件的构成逻辑可见,若正、负序方向元件均不启动,表示系统中无故障或故障发生在远处,则复合方向元件的输出结果为不动作;若负序方向元件启动,表示附近区域发生不对称故障,则复合方向元件切换为负序方向元件的输出结果;若负序方向元件不启动,正序突变量方向元件启动,表示附近区域发生三相对称性故障,则复合方向元件切换为虚拟变化量方向元件的输出结果。

应该指出,该逻辑中要求发生不对称故障时同一保护安装处负序方向元件灵敏度大于正序突变量方向元件,以避免虚拟变化量方向元件误投入,灵敏度的差别可通过设置不同的启动门槛值来保证。

时序配合方面,设正序突变量方向元件暂态动作特性持续时间为40 ms。在故障发生后,如果负序方向元件首先启动,则复合方向元件持续以负序方向元件的输出为动作结果;如果正序方向元件首先启动,则在其启动时间达到20 ms时,若负序方向也处于启动状态,则将复合方向元件切换为负序方向元件的输出结果,若负序方向元件未启动,则将复合方向元件切换为虚拟变化量方向元件的输出结果。由此可以保证复合方向元件在故障后快速启动,并在各种类型故障下均可持续准确地反应故障状态。

3 仿真分析

本文利用PSCAD/EMTDC对220 kV电压等级的双端供电系统进行仿真,如图4所示。

线路参数为:l=100 km,x1=0.482 6 Ω/km,r0=0.255 3 Ω/km,x0=1.447 8 Ω/km。m侧电源:$\dot{E}{}_m=230\angle 15°$kV,Zm1=4.9∠80° Ω,Zm0=5.64∠80° Ω。n侧电源:$\dot{E}{}_n=230\angle 0°$kV,Zn1=4.9∠80° Ω,Zn0=5.64∠80° Ω。电源线路阻抗比为0.1。系统额定电流IN=500 A。故障发生时刻为0.02 s。故障位置为保护1正向线路末端K1点和反向出口K2点。故障类型为单相、相间、两相接地和三相短路。

仿真过程中,设ΔF1+的电流启动门槛值为0.5IN;ΔF1-,F2+,ΔFA+′的电流启动门槛值为0.3IN;F2-和ΔFA-′的电流启动门槛值为0.2IN;ΔFA+′和ΔFA-′的电压启动门槛值为0.2UN;虚拟变化量方向元件的补偿退出门槛值为0.1UN。

图5所示为K1点三相故障时保护1处的A相虚拟电压、电流变化量标幺值。由图可见,通过构造虚拟电压、电流而形成的虚拟电压、电流变化量在背侧为大电源且线路末端对称性故障时可以保持为较大的值,分别在故障后10.8 ms和7 ms时超过启动门槛值,虚拟变化量方向元件能够可靠启动。

图6为K2点三相故障时保护1处的A相虚拟电压、电流变化量标幺值。由图可见,在反向出口发生对称性故障三相实测电压为0时,虚拟变化量方向元件中的虚拟电压电流变化量分别在4.4 ms和7.8 ms后超越启动门槛值,并在稳定后保持为较大的值,保护元件无死区,能够可靠启动。

此外,在0.08 s时反向故障消失,虚拟变化量开始回落,一段时间后重新低于各自门槛值,保护元件自动返回。

表1为正反向发生各种类型故障时保护元件的启动时间。复合方向元件的启动时间由基本元件决定。

由表1可见,在所设置故障位置发生不对称故障时,由于负序元件启动快于正序突变量元件,因此,复合元件直接以负序方向元件的输出为动作结果。三相短路时,复合元件首先输出正序突变量元件的动作结果,在启动20 ms后切换为虚拟变化量元件的动作结果。

图7所示为K1点故障时复合方向元件的动作情况。图8为K2点故障时复合方向元件的动作情况。

由图7可见,不对称故障时,保护元件从启动开始即判断为正向故障,经过一段时间后稳定在最灵敏角附近;对称性故障时,保护元件在启动20 ms后切换保护特性,在整个过程中正确动作。由此可见,复合元件可以在背侧为大电源且正向线路末端发生各类故障时准确判断故障方向,持续反应故障状态。

由图8仿真结果可见,复合方向元件在反向出口发生各类故障时无死区,能够正确动作,灵敏度高,并且长期有效。

另外,为简要分析,仿真中在正向故障时,仅以正方向元件为研究对象,未考虑反向元件首先启动可能带来的影响。如需考虑,可将元件启动制定为电压、电流超过门槛值且对应方向元件动作,三者同时满足的时刻为启动时间,这样即可保证复合方向元件的动作结果顺利切换。

4 结语

本文提出一种适应于广域后备保护的复合方向元件。分析了正序突变量方向元件和负序方向元件的动作特性,指出二者用于广域后备保护时存在的制约因素。提出一种虚拟变化量方向元件,通过构造虚拟电压、电流形成虚拟电压、电流变化量,能够持续反应三相对称性故障。结合3种基本方向元件,提出复合方向元件的构成逻辑,使该元件可以在各类故障下准确识别故障方向,长期反应故障状态,且在大电源侧有足够灵敏度,出口三相短路无死区,外部故障切除后自动返回。最后通过仿真分析表明复合方向元件动作特性良好,能够满足广域后备保护的应用需求。

后备保护 第7篇

随着经济的快速发展，电网规模不断扩大，电网结构和运行方式日趋复杂，由此造成传统后备保护定值越来越难整定，不仅动作时间被延长，无法实现上下级配合的情况也越来越多。另一方面，电网的发展对后备保护正确动作的要求越来越高。因此，改善后备保护性能的研究刻不容缓。

近年来，继电保护研究者们将研究焦点集中在广域保护上，希望通过广域信息的引入来改进后备保护性能。目前提出的广域保护原理主要是通过快速收集广域信息，并利用网络通信进行多点综合比较判断，将差动和方向比较原理推广到后备保护中，实现快速、灵敏的后备保护功能，克服现有后备保护的不足[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10]。通信是广域保护实现的基础，一旦通信系统故障，将无法完成广域保护功能[10]。因此，基于本地信息的传统后备保护即使在将来广域保护实现后仍有配置的必要，由此定值整定困难的问题必须面对。

本文针对距离Ⅱ段保护定值整定的困难性提出了简化的整定方法，并在文献[11,12]的基础上提出了区域式后备保护方案，利用相邻变电站的有限广域信息对简化整定后的保护性能进行补偿，使其能同时满足选择性、灵敏性和速动性的要求。随着未来研究的进行，区域式后备保护方案的内容将逐步丰富，为最终形成传统就地保护—区域式保护—广域保护的层次式保护控制系统奠定基础。

1 距离Ⅱ段保护定值简化整定方法

1.1 传统的距离Ⅱ段保护定值整定方法

电力系统对继电保护的“四性”要求中，与继电保护定值密切相关的主要有选择性、速动性和灵敏性。距离Ⅱ段保护作为近后备保护，要求能保护本线路全长，即在各种运行方式下本线路末端发生各种类型故障时保护都要有一定的灵敏度。为保证选择性，相邻线路故障时由相邻线路优先切除故障，距离Ⅱ段保护的动作时间要带时延，延时的大小与其延伸的保护范围有关。通常希望距离Ⅱ段定值的保护范围不伸出相邻线路距离Ⅰ段的保护范围，此时动作时间最短，为一个时间阶梯Δt。对于图1所示的线路用式（1）来表示距离Ⅱ段的上述整定要求。

式中：ZAⅡ为距离保护RA的Ⅱ段定值；Ksen为灵敏性系数，本文取1.2;ZAB为整定线路AB的阻抗；Krel为可靠性系数，本文中取0.8;Kco.min为与相邻线路BC配合时的最小分支系数；ZBⅠ为相邻线路BC的距离保护RB的Ⅰ段保护定值；tAⅡ为距离保护RA的Ⅱ段时间定值。

当式（1）中的两个不等式无法同时满足时，说明选择性与灵敏性要求相矛盾。为保证灵敏性，让距离Ⅱ段改为与相邻元件的距离Ⅱ段配合，从而动作时间也要与相邻元件距离Ⅱ段的动作时间配合。以此类推，在某些情况下动作时间过长，无法满足速动性要求。另一方面，当电网结构较为复杂时，式（1）中最小分支系数的计算较为困难，需要选择不同的运行方式进行大量的计算，才能找出最小分支系数及其相应的配合线路，整定计算的工作量非常大。

1.2 距离Ⅱ段保护整定新方法

为降低距离Ⅱ段保护的整定难度，并保证速动性，提出了如下所示的新方法。

式（2）中的距离Ⅱ段保护定值只按灵敏性要求整定，并且时间定值固定，保证了速动性。

根据式（2）所示的原则进行整定，各线路的距离Ⅱ段整定变得非常简单，不再需要考虑与相邻线路配合，因此运行方式选择、分支系数计算等复杂问题都可以避免，并保证了距离Ⅱ段的灵敏性和速动性。但是新方法由于未考虑选择性，可能会引起保护不正确动作。如相邻线路较短时，Ⅱ段定值可能会超过相邻线路的Ⅰ段保护范围，当故障发生在相邻线路Ⅰ段保护范围以外本线路Ⅱ段保护范围以内时，本线路和相邻线路的Ⅱ段会同时动作，出现由于失去选择性而扩大停电范围的事故。

上述简化方法首先保证距离Ⅱ段保护的灵敏性和速动性，主要原因是用传统方法难以整定的，往往是特别复杂网络或者有较多短线路的情况，这类情况主要出现在输电线路联系密切的电网中，如城市电网。这类电网对保护不拒动的要求往往大于不误动的要求[13]，因而首先保证灵敏性具有一定的实际意义。但是由于简化方法未保证距离Ⅱ段保护的选择性，因而本文提出了区域式后备保护方案来弥补，两者结合，不仅简化了距离Ⅱ段的整定工作，并且能更好地满足后备保护的选择性、灵敏性和速动性要求。

2 区域式后备保护方案

2.1 区域式后备保护的提出

长线路配短线路的情况如图2所示。

若长线路AB阻抗远大于短线路BC时，用传统方法整定，可能会出现距离Ⅱ段动作延时过长甚至失配的情况；若按照简化原则进行整定，保护1处的Ⅱ段保护范围可能会超过保护3处的Ⅱ段保护范围（长线路阻抗为短线路的6倍以上时）。图2中示出了这种情况下各段保护的保护范围，其中，Z1Ⅱ为保护1处的距离Ⅱ段保护范围；Z3Ⅰ，Z3Ⅱ，Z3Ⅲ分别为保护3处的距离Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ段的保护范围。这里假设距离Ⅲ段能实现远后备作用，即保护范围覆盖相邻线路全长。上述属于特别困难的情况，当CD线路上发生故障，如故障F4和F5，若距离保护5或相应断路器失效，没有切除故障，可能导致保护1越级动作，扩大停电范围，此时简化整定后的距离Ⅱ段保护需要区域式后备保护加以闭锁或者在其动作前切除故障使保护返回。本文以图2为例来讨论区域式后备保护，若它能解决此种情况下简化整定后的距离Ⅱ段选择性问题，则其他更为简单的情况自然能满足。

区域式后备保护是以站域保护为物理基础，与相邻厂站通信获得固定区域范围内保护信息的一种有限广域保护。其保护范围与信息域如图3所示。

区域式后备保护不仅收集中心站就地保护的信息，还与相邻站进行信息通信，为本站所有出线提供后备保护。其系统结构和保护范围明确，容易适应电网结构的变化。采集的信息类型为开关量，以阶段式距离保护阻抗元件的启动信息为主，也包括断路器状态等辅助信息，因此能降低对信息同步性的要求。

2.2 区域式后备保护的判据

若拟R表示距离保护中的阻抗元件启动信息；上标Ⅱ，Ⅲ分别表示Ⅱ段、Ⅲ段的阻抗元件；下标表示保护所在位置，其中S表示所关注的保护自身，C表示对侧保护，L表示下级保护，B表示背侧保护；，i表示线路编号；0表示阻抗元件未启动；1表示元件启动；A1,A2,A3分别为3个区内故障判据的计算结果；“动作”为区域式保护向所关注保护所在线路两端（本侧和对侧）的断路器发送跳闸指令；“不动作”即区域式保护不作反应；“闭锁”为区域式保护将本侧Ⅱ段距离保护的出口信号闭锁一个时间级差，相当于Ⅱ段保护的动作延时增加至2Δt，则故障判据如下所示。

区内故障判据1:

区内故障判据2:

区内故障判据3:

保护动作判据：

式（3）—式（6）所示的判据都是针对某一保护而言，因此区域式后备保护在获得本站和相邻变电站的信息后，需要对本站的所有保护逐个按上述判据遍历，并执行相应动作。以图2中保护3为例，RS即保护3,RC即保护4,RL即保护5和7,RB即保护2。假设故障发生在线路BC上，则保护3和4的距离Ⅱ段将启动，保护2,5和7的距离Ⅲ段都不启动。此时，RSⅡ=1,RⅢL(i)=0,RCⅡ=1,RBⅢ=0,A1=1,A2=1,A3=3，区域式保护将执行“动作”。

需要特别指出的是，在式（6）中，无论区域式保护采取何种动作，对于距离Ⅱ段保护而言，只要测量阻抗满足整定值动作条件，达到延时后距离Ⅱ段就将动作，因而区域式保护不影响距离Ⅱ段的工作独立性。此外，上述判据中采用距离保护的Ⅱ段、Ⅲ段启动信息，而不采用距离Ⅰ段等主保护的启动信息，一方面原因是距离Ⅰ段不能保护线路全长，难以全面反映本线路故障，另一方面，后备保护不应当依靠主保护的动作信息，因为只有主保护失效后才有后备保护的动作机会。

上述判据的作用主要有以下几点。

1）识别区内故障，加速后备保护动作。

上述判据中运用的广域信息都是开关量，并且广域信息的范围仅限于相邻变电站，因此信息传输量不大。按照现有通信条件，可以认为其动作时间小于带固定延时的距离Ⅱ段保护[11]。

式（3）、式（4）表明，若各侧保护的Ⅱ段启动而相邻线路的Ⅲ段不启动，则认为故障位于本线路，可命令本侧和对侧断路器跳闸来加速切除故障。而在阶段式距离保护中，除非故障点位于线路两侧主保护Ⅰ段范围的交集内，其他位置的故障总有一侧保护以Ⅱ段整定时间延时切除故障，因此区域式后备保护可缩短故障切除时间，有利于系统的安全稳定。

2）区外故障闭锁，保证选择性。

式（3）、式（4）中若各侧保护的Ⅱ段启动而相邻线路的Ⅲ段也启动，则认为故障不在本线路，给出一个闭锁信号延长本线路后备保护动作，防止越级跳闸等情况，从而使得简化整定后的距离Ⅱ段保护仍能兼顾选择性要求。需说明的是，在式（3）、式（4）中采用相邻线路的Ⅲ段而不采用Ⅱ段信息，是因为考虑到距离Ⅱ段简化整定后，在长、短线路配合时，长线路距离Ⅱ段保护范围可能会超过短线路Ⅱ段，若使用相邻线路距离Ⅱ段信息，在图2所示的F5故障情况下会出现误判。

3）多判据互相冗余，增强可靠性。

式（3）与式（4）在保护逻辑上是对称的，充分利用线路各侧的信息，互为冗余，即使失去故障线路某侧的保护信息，仍然能加速切除故障线路。式（5）利用纵联距离保护原理作为最高优先级动作，可以消除某些特殊情况下式（3）和式（4）闭锁的副作用。

2.3 典型故障下的判据分析

图2所示系统，在不考虑主保护的情况下，不同故障位置，相关保护的距离Ⅱ段启动情况、区域式保护判据结果及动作情况如表1所示（以保护1,3,5之间的配合关系为例，保护2,4,6可依此类推）。F2至F5位置发生故障时，保护1,3,5中至少有2个保护的距离Ⅱ段会同时启动，若没有区域式后备保护的辅助，保护动作将失去选择性。而利用式（3）—式（6）所示的保护判据，区域保护能够确保简化整定后距离Ⅱ段保护的选择性，并且能加速切除故障。

2.4 断路器失灵保护判据

区域式后备保护还可以实现断路器失灵保护的功能，因此可以节省投资。具体判据如下：若（RSTrip=1）且（CS=0），则（i,CB(i)=1）且（CC=1）。RTrip表示保护出口动作信息；C表示断路器动作信息，反映断路器的状态；1表示保护出口动作或断路器跳开状态，0表示未动作或闭合状态；下标S,B和C的含义与前文一致。该判据表明，若保护出口信息与断路器状态不一致，则认为该断路器失灵，加速跳开与失灵断路器相邻的所有断路器，包括背侧和对侧，使远后备保护能及时返回。因此区域式保护能实现传统断路器失灵保护的功能，并且加速故障切除。

2.5 区域式后备保护系统的容错性分析

区域式后备保护系统的研究必须要考虑一定的容错性，特别是对于继电保护系统的N-1运行状况应当有相应对策。

1）保护信息失效

保护信息失效可以有多种原因，例如保护装置失灵、测量装置断线、保护通信模块故障等。对于区域保护系统而言，表现为无法采集到该保护的信息，采用的对策为：当某判据中所需的保护信息无法采集到，该判据就认为不生效，输出为0；然后通过式（6）的判据合成，获得容错能力。例如，当图2中线路BC发生故障时，若保护4故障导致保护4的信息失效，对于保护4来说，式（3）和（5）将失效，但仍然可根据保护3,5和7的信息来启动式（4）中的判据，即A1=A3=0,A2=1,A1+A2+A3>0，加速切除故障。可见，单一保护信息的失效将不会影响区域式后备保护系统对故障位置的判断和切除。

2）断路器故障

断路器故障是较为常见的继电保护系统故障情况，可利用2.4节的断路器失灵保护判据作为对策，上文中已讨论过，不再赘述。

3）通信系统失效

某两个相邻变电站之间的通信通道故障，将导致局部的区域保护失效。以图2中的F4故障为例。正常情况下保护1将由区域保护装置进行闭锁，防止误动，但若变电站A和B之间信息传输通道损坏导致通信中断，由于此时无法获取下级线路信息，保护1处的区域后备保护无任何动作，不能实现闭锁。但线路CD两侧的系统工作正常，区域保护系统将跳开保护5和6，且动作时间小于Ⅱ段保护的动作延时，故障切除后保护1的Ⅱ段将返回，不会造成保护1动作扩大停电范围。而保护3的Ⅱ段被闭锁，动作延时增加一个阶梯，不会影响选择性。若变电站C和D之间的通信中断，由于无法获取下级线路信息，保护5处的区域保护装置无任何动作。但由于保护1和3处的区域保护装置将闭锁Ⅱ段，则此时将由保护5的距离Ⅱ段率先动作，仍然能够保障选择性。由此可见，局部通信系统失灵不会影响区域式后备保护系统的选择性，仍能正确动作。

需说明的是，式（3）、式（4）要求距离Ⅲ段具有方向性，但现场使用的距离Ⅲ段在三相故障时，反方向会有一定的动作区，在正常情况下，不会影响判据效果。但当距离Ⅲ段反向偏移特性区内发生三相故障时，主保护未动作，又恰好靠近故障位置的距离Ⅱ段保护失效，可能会造成区域保护不正确动作。考虑到该条件较苛刻，出现概率极低，将在区域式保护的后续研究中解决。

3 算例分析

附录A图A1为IEEE RTS96的单区域24节点系统结构示意图[14]。为验证本文中的方案，利用PSCAD/EMTDC仿真软件对该系统进行仿真分析。

表2中数据为该系统230 kV电网中线路13-33的距离Ⅱ段整定计算结果。其中阻抗值均为标幺值，时间级差Δt取0.5 s。由表2可见，简化原则下的整定计算不需要计算分支系数，不需要考虑与相邻线路配合，线路两侧的保护共用同一个整定值，整定难度降低，整定工作量减轻。

表2中加粗的数据表示该线路在传统方法中无法直接根据式（1）得出整定结果，选择性与灵敏性要求相矛盾。需要改为与下级线路距离Ⅱ段配合，动作时间将延长，如线路20/21,23,27/28,29/30,33；甚至出现与下级线路Ⅱ段也不能配合，属于失配点，如线路16,17,26。

下面以线路26靠近母线22一侧的保护为例进行分析。线路26的阻抗标幺值为0.106 2，下级线路25的阻抗标幺值为0.014 5，是典型的“长线配短线”情况，按传统方法无法实现配合，属于失配点。

考虑N-1，假设线路23检修，在线路28距离母线18线路全长的20%处发生故障。相关保护的测量阻抗及区域式后备保护的动作情况如表3所示。其中带*号的线路26母线22侧保护测量阻抗为考虑参数测量误差等因素后的阻抗值，原仿真结果为0.133 5，在距离Ⅱ段定值范围之外，考虑误差系数为0.9，使其落在距离Ⅱ段定值范围之内，以模拟实际中可能出现的复杂情况（如图2中的F5故障点）。结果表明，所有保护动作正确。

假设线路28母线18侧的保护信息缺失，则线路28两侧的区域式后备保护判据结果会受到影响，但仍能正确动作，如表3所示，其余判据结果不变。假设母线18和母线21所在变电站之间通信故障，则线路28两侧的区域式后备保护由于无法与对侧通信而不动作，其余保护的判据结果不变。相比正常情况无法起到加速动作的功能，将由故障线路两侧的距离Ⅱ段保护带固定延时切除故障，而线路26两侧的距离Ⅱ段仍将被闭锁，确保后备保护的选择性。

注：红色元素为线路28母线18侧的保护信息缺失情况；蓝色元素为母线18和母线21所在变电站之间通信故障情况。

4 结论

本文针对传统距离Ⅱ段保护整定难度大、动作时间长等问题，提出了简化整定方法，以及与之相配合的基于开关量的区域式后备保护方案。

1）提出的简化整定方法使得各线路的距离Ⅱ段整定相对独立，不再需要考虑与相邻线路的配合、运行方式的选择、分支系数的计算等复杂问题，从而降低了距离Ⅱ段的整定难度，减轻工作量，并改善了距离Ⅱ段的速动性。

2）提出的区域式后备保护系统通过有限区域内的开关量信息构建判据，能有效地与简化整定后的阶段式后备保护相配合，兼顾选择性、灵敏性和速动性要求，并且具有冗余性和一定的容错能力。