单相自适应重合闸（精选6篇）

单相自适应重合闸 第1篇

自动重合闸能提高系统的暂态稳定性, 是保证电力系统连续可靠供电的重要措施, 长期以来在高压线路中得到了广泛的应用。但是, 因为自动重合闸是盲目的, 当重合于永久性故障时, 接连两次短路故障的冲击, 无疑会对系统的暂态稳定构成很大的威胁。而且重合于永久性故障时对系统稳定和电气设备所造成的危害将远远超过正常运行状态下发生短路所造成的后果。若能在重合闸前确定故障类型, 使重合闸装置能够根据具体的线路不同的故障情况决定动作与否, 永久性故障时闭锁, 瞬时性故障时启动, 再确定合理的合闸时间, 就能够使系统避免再次受到短路的冲击, 基于此, 提出了自适应重合闸的概念, 主要任务就是对瞬时故障或永久性故障进行预先判断, 以确定是否重合闸。

1 瞬时性故障和永久性故障过渡电阻的不同

根据实践经验表明, 永久性故障多为金属性接地, 其突出的特点就是过渡过程快, 过渡电阻 (电弧电阻) 很小, 而且电阻呈明显的减小趋势, 基本在两个工频周期内降为0。而瞬时性故障则相反, 与永久性故障相比, 其过渡过程较慢, 过渡电阻 (电弧电阻) 较大, 在整个燃弧期间, 电弧电阻值比较稳定。这是由于瞬时性故障往往伴随着明显的电弧现象, 电弧会经历点燃、熄灭、复燃、再次熄灭等几个过程, 所以时间较长。而且由于瞬时性故障电弧较长, 所以往往电阻值较大。同时由于电弧只有在过零点附近电压、电流有明显的畸变, 而在其它时间段较稳定, 所以电阻值较稳定, 基于以上的特点, 提出电弧电阻对于输电线路阻抗角影响的判据。

2 基于故障相相角判据

2.1 理论计算

为了简化计算, 电源采用恒定电压源, 并不加负载, 输电线路忽略电阻和电导。理论计算的三相输电线路模型如图1所示。

X-输电线路等效单位阻抗;B-输电线路等效单位导纳;k1-故障点前输电线路长度;k2-故障点后输电线路长度

采用中性点直接接地系统模型, 在单相短路不考虑电磁耦合的情况下, 可以对单相进行计算。

在正常运行时, 故障点电阻ra=∞, 即阻抗角由线路参数决定, 其计算模型如图2所示。

根据网孔电流法, 可得

undefined

式中, k=k1+k2为输电线路总长度。解得

undefined

令undefined, 解得电流

undefined (3)

式中, φ′为电流相角, 正常运行时, 可得阻抗角为φ=0-φ′=90°。

当非正常情况时, 故障点电阻ra≠∞, 所以用一特定值来模拟电弧电阻。其理论计算模型如图3所示。

根据网孔电流法, 各电流方向如图3标注。

可得:undefined (4)

式中, A1=kundefinedkundefinedB2X3-4kundefinedk2BX2-

2kundefinedBX2+8k2X

A2=2kundefinedkundefinedB2X2-4kundefinedk2BX+

2k1kundefinedB2X2-8k2k1BX-

4BXkundefined+8R

A3=8k1kundefinedBX2+16k1+

2kundefinedkundefinedB2X2-8kundefinedk2BX+

16k2-4kundefinedBX+4kundefinedBX+

2kundefinedkundefinedB2X2

A4=-4kundefinedk2BX2-4k1kundefinedX2B

+16k1k2X+kundefinedkundefinedB2X3

令undefined, 解得电流

I1=Imax∠φ' (5)

可得电流相角为

undefined (6)

实际工程中, 只要输电线路给定, A1、A2、A3、A4就是常数, 所以电流相角只由电弧电阻ra决定。考虑到故障发生点位置的影响, 即k1和k2值对电流相角的影响, 根据式 (6) , 分别得到在线路五个等分点发生故障时的ra和φ′关系曲线, 如图4所示。

所以线路的阻抗角应为

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根据式 (7) 可得ra和阻抗角φ的关系曲线, 如图5所示。

对于永久性故障而言, 电弧电阻较小, 而且电弧电阻整体呈减小的趋势, 对于图5来说, 主要发生在下降阶段;而对于瞬时性故障来说, 电弧电阻较大, 而且电弧电阻整体呈较稳定的趋势, 对于图5来说, 主要发生在上升阶段。

2.2 提出判据

根据以上分析结果, 得如下判据。

a.计算电弧第一个半周期对相角的影响, 即求取故障发生后的第一个半周期时的阻抗角。取故障发生后的第一个半周期的电压、电流过零点, 得阻抗角。若该阻抗角与正常值比较, 变化较小, 初步判断为瞬时性故障;若该阻抗角与正常值比较, 变化较大, 初步判断为永久性故障。

b.计算电弧第四个半周期对相角的影响, 即求取故障发生后的第四个半周期时的阻抗角。取故障发生后的第四个半周期的电压、电流过零点, 得阻抗角。用该相角与故障后第一个半周期阻抗角比较, 如果变化较大的, 判断为永久性故障;变化较小的, 判断为瞬时性故障。

3 MATLAB数值仿真及判据验证

3.1 仿真模型的建立

在通常的继电保护计算中, 一般用一个线性电阻来表示电弧的过渡电阻, 这是一种近似的表示方法。一次电弧实质上是个非线性电阻, 在一个周期内电弧电压的幅值主要取决于电弧的长度, 随电流过零而改变极性, 其波形接近于方波。但是, 由于一次电弧的电阻较小, 当用一个较小的线性电阻模拟时对稳态计算影响不大, 所以用一个小线性电阻来表示电弧电阻, 主要根据电弧电阻的大小不同, 来区分瞬时性故障和永久性故障。仿真模型的结构框图如图6所示。

3.2 故障仿真

用220 kV电压等级的输电线路作为仿真模型, 其系统机构如图7所示。

系统参数设置如下:

电源:U=220 kV, f=50 Hz, Rs=0.892 9 Ω,

Ls=16.5810-3H;

输电线路:

正序参数为:R1=0.012 73 Ω/km,

L1=0.933 710-3H/km,

C1=12.7410-9F/km;

零序参数为:R0=0.386 4 Ω/km,

L0=4.126 410-3H/km,

C0=7.75110-9F/km;

线路共长:300 km。

用MATLAB对不同的电弧电阻、不同的故障点进行永久性单相接地故障和瞬时性单相接地故障的仿真。具体内容如下:

a.以A相为故障相;

b.以理想开关的打开和闭合模拟故障发生和结束, 瞬时性故障发生时间在0.1 s内结束, 永久性故障保持到仿真结束;

c.故障点共5点, 分别位于距电源 (测量点) 50 km, 100 km, 150 km, 200 km, 250 km的位置;

d.永久性故障接地初始电阻分别取1 Ω、10 Ω、20 Ω, 在两个工频周期内衰减到0;瞬时性故障电弧电阻分别取10 Ω、50 Ω、100 Ω。

3.3 仿真数据及分析

根据图7模型, 进行仿真。对数据进行如下处理。

a.分别取故障发生后的四个半工频周期的电流、电压过零点时间。

b.由电流、电压过零点时间差, 得故障相相角, 如表1、表2所示。数据处理后得到故障相相角如表3、表4所示。

通过数据分析, 可以得到, 绝大多数永久性故障有三个特点不同于瞬时性故障。

a.第一个半工频周期时阻抗角≥85°, 第四个半工频周期时阻抗角也≥85°。

b.第一个半工频周期时阻抗角<85°, 第四个半工频周期时阻抗角也≤85°, 同时这两个相角差大于10°。

c.永久性故障的最后相角为90°, 而瞬时性故障最后的相角均小于90°。瞬时性故障没有以上三个特点, 因此将上述三个特点作为单相永久性故障判据。

3.4 完整判据

a.在继电保护装置发现故障时启动。

b.单相接地短路故障:

检测第一个和第四个电流过零点, 得到阻抗角。

第一个半工频周期时阻抗角≥85°, 第四个半工频周期时阻抗角也≥85°。

第一个半工频周期时阻抗角<85°, 第四个半工频周期时阻抗角也≤85°, 同时这两个相角差大于10°;

第四个半工频周期时阻抗角为90°。

只要满足这三个条件之一的, 可以判断为单相永久性故障。

3.5 判据验证

故障点取五点, 分别在距离电源端30 km、、80 km、130 km、180 km、230 km, 过渡电阻分别取:永久性故障:5 Ω、10 Ω、15 Ω;瞬时性故障:20 Ω、60 Ω、80 Ω。数据处理后得到故障相相角, 如表3、表4所示。

根据3.4节提出的单相永久性故障判据, 以上数据完全满足单相永久性故障的判据。所以单相永久性故障判据是成立的。

4 结束语

通过仿真模拟, 证明该方法能够作为自适应重合闸的判据, 为将来的实验验证和工程应用提供一定的借鉴。

只是此方法是基于软件仿真数据验证的还有待于动模实验和现场实际情况的考验。因此, 期望能够在实际的装置中应用论文所提及的方法来验证算法的性能, 检验算法的实用性, 进一步完善本方法的判据。

摘要：为了避免重合闸重合于永久性故障, 根据永久性故障过渡电阻较瞬时性故障过渡电阻小且衰减速度快的特点, 提出了基于故障相相角的自适应重合闸判断方法。利用MATLAB中PSB模块进行仿真, 对该方法进行验证并提出了最终的判据。

关键词：自适应重合闸,瞬时性故障,永久性故障,过渡电阻,阻抗角

参考文献

[1]胡科.自适应重合闸研究[D].北京:华北电力大学, 2004.

[2]葛耀中.在单相自动重合闸过程中判别瞬时和永久故障的方法[J].西安文通大学学报, 1984, 18 (2) :23~32.

[3]刘浩芳.特高压输电线路保护新原理及自适应重合闸技术的研究[D], 北京:华北电力大学, 2007.

[4]范越, 施围.输电线路单相自动重合闸中电压判据的修正[J], 电力系统自动化, 2000, 24 (6) :44~47.

单相自适应重合闸 第2篇

电力系统中,超高压输电线路故障超过90%为单相接地短路,而其中80%以上又为瞬时性故障。因此,采用单相自适应重合闸对于电力系统的安全稳定运行具有重要意义[1]。然而,若重合于永久性故障,不仅会使电力系统再次受到短路电流的冲击,还会使电气设备的工作条件更加恶化[2]。因此,重合之前对故障性质进行识别非常必要。

现代超高压大容量电力系统中,常安装一定数量的并联电抗器对线路分布电容进行补偿。因此,故障断开相恢复电压幅值较小,线路侧电压互感器获取的该电压存在较大误差,且瞬时性故障存在低频振荡分量,这些直接影响了基于恢复电压特性判别方法[1,2,3,4,5]的有效应用。基于参数识别[6,7]以及利用瞬时性故障时的拍频特性[8]的方法可在熄弧之后快速、准确地判别故障性质,可靠性较高,但均适用于恢复电压阶段,受到二次电弧熄灭时间长短的制约。此外,利用故障电弧特性等方法[9,10]还不够成熟,受暂态信号获取精度等影响,难以实用化。

为完善带并联补偿超高压输电线路的自适应重合闸体系,本文提出一种利用并联补偿电流进行故障识别的新判据。

1 自由分量的变化特征

1.1 自由分量变化特征分析

目前,国内超高压线路可分为不带并联电抗器、仅首端带并联电抗器、仅末端带并联电抗器、两端带并联电抗器等接线方式[8]。本文针对仅首端带并联电抗器线路模型进行讨论,等效电路如图1所示。

假设A相为故障相。永久性故障时,故障点一直存在[11],因此,当断路器跳开后,故障相并联补偿经线路及过渡电阻(金属性接地故障时为0)放电,自由分量呈衰减趋势,直至为0。自由分量的衰减速度主要取决于过渡电阻的大小,过渡电阻越大,衰减越快,反之越慢。

瞬时性故障情况下,断路器跳开后将进入二次电弧阶段[12],并联电抗器经线路和电弧电阻放电,同时并联补偿电流也随着电弧的熄灭重燃而发生变化。二次电弧熄灭后,各储能元件所储存的电磁能量将按网络的固有频率以自由振荡的方式衰减,呈现出拍频特性[13]。自由振荡分量的幅值受开关动作和短路点等因素的影响,变化较大,一般情况下,自由分量幅值接近于工频分量[14],其频率会随着线路补偿度的变化而发生改变[15]。

通过上述分析可见,瞬时性故障时,由于电弧的熄灭和重燃以及彻底熄弧之后自由振荡分量的出现,并联补偿电流也会随之波动。这与永久性故障时的单一衰减趋势有明显不同,因此可以利用这一差异进行故障类型的识别。

1.2 仿真验证

为对上述理论进行验证,在ATP/EMTP中搭建了首端带并联电抗器的500 kV输电线路模型。如图1所示,m端配置了并联电抗器,补偿度为70%,中性点小电抗器按1/3单相并联补偿选择。输电线路应用了较为准确的JMarti模型[16],长度为280 km,并在距离m端275 km处的A相线路末端分别设置了瞬时性故障、金属性接地及经300 Ω过渡电阻接地的永久性故障。0.1 s时故障发生,0.2 s时两端断路器跳闸。跳闸之后,流过故障相并联电抗器的电流如图2～图4所示。

对比图2～图4,瞬时性故障时,两端断路器跳开后,存在一个迅速衰减的直流分量,这是由电抗器迅速放电导致的;0.3 s左右时,电抗器放电基本结束,电流值随二次电弧的熄灭重燃而发生变化,由图可知,这一阶段开始,电流幅值的包络线关于0轴基本对称;二次电弧熄灭后,并联电抗器、线路电感、对地电容等储能元件所储存的能量将按系统固有频率以自由振荡形式衰减,自由振荡分量与工频分量叠加,呈现图中的拍频特性,经频谱分析可知,图2中自由振荡分量的频率约为40 Hz。永久性故障时,无论有无过渡电阻,都不会出现二次电弧及拍频现象。同时,从波形上看,2种永久性故障情况下均存在一个衰减的直流分量,二者衰减速度明显不同,经过渡电阻接地情况下,直流分量衰减较快。

为直观再现自由分量的变化趋势,对故障相并联补偿电流进行全周积分,滤除基频分量,结果见图5～图7。由于小电流时并联电抗器电流互感器的测量精度高,能够准确测量几安培的小电流[6],使得精确提取故障相并联补偿电流并进行进一步处理成为可能;同时,全周积分后的结果与自由分量的变化趋势相似,因此可用于进行故障识别。

从图5～图7可知,永久性故障时,自由分量一直呈衰减趋势,无限接近于0,并且接地故障时衰减较慢,而经过渡电阻接地时衰减较快。

瞬时性故障时,自由分量的变化较为复杂,可根据自由分量变化规律的不同大致划分为3个波段。如图5所示,第1个波段为0.2～0.3 s,这一阶段的电流主要因并联补偿能量的释放而产生,呈快速衰减趋势;第2个波段为0.3～0.5 s,这一阶段是依靠电磁和静电耦合维持的二次电弧阶段,电流随着电弧的熄灭和重燃而发生相应的变化;二次电弧彻底熄灭后进入第3个波段,与拍频阶段相对应,呈现自由振荡的变化趋势。

可见,在不同故障情况下,故障相并联补偿电流的自由分量有着不同的变化趋势。永久性故障时,自由分量呈衰减趋势;瞬时性故障时,自由分量随着二次电弧的熄灭重燃以及自由振荡分量的出现而上下波动、有正有负。基于此,通过合理地构造判据,即可进行故障类型的识别。

2 故障识别判据

2.1 新判据的提出

如何准确识别故障类型是自适应重合闸研究的关键问题,直接关系到重合闸是否成功。本文详细分析了不同故障类型情况下,故障相并联补偿电流自由分量的波形特征,在此基础上,提出一种新的适用于带并联电抗器超高压输电线路的单相自适应重合闸判据。新判据应用了不同故障类型时,自由分量变化趋势不同的基本原理,并融合了滑动数据窗的基本思想,如下式所示:

$\frac{{\displaystyle \sum _{i=1}^n|}x{}_i|}{\left|{\displaystyle \sum _{i=1}^{n}x}{}_i\right|}>k(1)$

式中:n为各数据窗内的采样点数;xi为数据窗内第i个采样点的自由分量电流值;k>1,为门槛值。

由图6、图7可见,发生永久性接地故障时,无论是否经过渡电阻接地,自由分量值一直同号(正负取决于故障时刻并联电抗器的电流),因此判据左侧比值恒定为1;而发生瞬时性故障时,二次电弧的熄灭重燃以及彻底熄弧后自由振荡分量的出现,使得自由分量呈现出正负波动的特征,应用式(1)计算结果大于1。因此,理论上如果有大于1的数值出现,即可判别为瞬时性故障。考虑频率偏移、传变误差等不确定因素的影响,可设置一个大于1的门槛值k,以提高判据对故障类型正确识别的可靠性。

从原理上看,要应用新判据,只需对故障相并联电抗器电流互感器侧测得的电流进行全周积分提取自由分量即可。同时,不同故障类型时自由分量的变化趋势不同,其根本原因在于故障回路的不同,因此,判据基本不会受到线路长度、熄弧时间、故障位置、采样频率等因素的影响。

2.2 k值的选取及判据可靠性分析

由2.1节可知,新判据应用了数据窗内自由分量的符号特征。而根据上文分析,故障相并联补偿电流自由分量在二次电弧阶段和拍频阶段是有正有负、上下波动的,且拍频阶段自由振荡分量的频率具有不确定性。因此,每个数据窗的比值会随着数据窗长度及自由振荡频率的不同而发生变化,而这直接关系到k的最佳取值以及判据可靠性的问题。

文献[14]中指出,拍频阶段,自由振荡的频率一般在30～40 Hz左右。但是,自由振荡频率会随着补偿度的变化而变化,补偿度越高,自由振荡分量的频率越大,但为了避免线路发生谐振,补偿度应低于100%,因此线路的自由振荡频率一般低于49 Hz。在数据窗长度固定为0.028 4 s(近似等于35 Hz分量的周期)时,频率为30～49 Hz的正弦波按式(1)计算之后的比值如图8所示。

由图8可见,当数据窗长度固定时,自由振荡分量的周期越接近数据窗长,其比值越大;反之,与窗长相差越远,比值越小,且频率大于数据窗的频率时,比值变化较为缓慢。图中的最小值在49 Hz处出现,约为2.5。为了保证判据的可靠性,可设门槛值k=2。既留有一定的裕度,保证永久性故障时不误判,又不受自由振荡频率的影响,保证瞬时性故障时在电弧熄灭之后能够顺利重合。

3 新判据仿真验证

为验证新判据的可靠性,针对图5～图7中的自由分量进行了仿真。设采样频率为每周期50点,数据窗长度与2.2节一致,为0.028 4 s,按新判据计算后的结果如图9～图11所示。

对比图9～图11可见,永久性故障情况下,无论金属性接地还是经过渡电阻接地,其比值恒定为1,这是由于故障相并联补偿电流自由分量呈单一衰减趋势,其符号一直相同而造成的;而瞬时性故障时,比值波动很大,这是由二次电弧的熄灭和重燃以及彻底熄弧之后自由振荡分量的出现引起的。拍频阶段最小值近似为5.5,大于2;二次电弧阶段,最小值为1,且不断有大于2的值出现。因此,设置门槛值k=2时,能够对故障性质正确识别。

此外,由于二次电弧阶段仍有许多值小于2,因此当不再出现小于2的值时,则可认为电弧已完全熄灭,即可发重合闸信号。

4 结语

本文针对带并联电抗器的超高压输电线路,研究了发生不同类型故障时,故障相并联补偿电流的组成及自由分量的变化特性。永久性故障时,并联补偿通过故障点放电,自由分量呈现衰减趋势;瞬时性故障时,二次电弧的熄灭重燃以及熄弧之后拍频现象的出现,使得自由分量变化趋势较为复杂,上下波动。因此,本文提出一种应用并联补偿电流中自由分量的不同变化趋势来进行故障识别的单相自适应重合闸。从原理上看,该方法基本不受线路长度、熄弧时间、故障位置、采样频率等因素的影响,具有较好的应用前景。大量ATP/EMTP仿真表明,该方法能够快速、准确地识别故障性质,可应用于带并联补偿超高压输电线路的单相自适应重合闸。

适用于山区小水电的自适应重合闸 第3篇

韶关地属山区，在新丰、乳源、廊田等地有不少小水电。丰水期间，这些小水电与韶关主电网并网，对电力系统的经济运行起到了积极的作用。然而，小水电与大系统的联络并不是十分紧密，如果联络线发生故障，则难以保证对大部分负荷用户的正常供电，甚至由于过载等原因而使用户供电中断。因此，联络线的重合闸通常采取主供电源侧重合闸投检线路无压重合闸，小电源侧投检母线无压重合闸的方式，以期尽快恢复联络线的运行。这种方式在山区小水电系统得到了广泛应用，但是长期运行实践证明这种方式存在不足之处[1,2]。

1 某次线路故障引发的思考

如图1所示，韶关110 k V紫城站、110 kV新丰站和110 kV马头站地处山区，丰水期有不少小水电通过110 kV回紫线上到韶关电网或者通过110 kV新正线连接广州增城电网。2008年7月3日，新丰地区的运行方式为新丰站新正线开关热备用，紫城站回紫线开关投入运行，即新丰站、紫城站、马头站挂韶关电网运行，110 kV回紫线为新丰地区主供线路。由于雷雨天气，110 kV回紫线发生B相瞬时性接地故障，两侧保护动作跳闸，回龙站侧检线路无压重合成功，而紫城站侧由于小水电影响，检母线无压条件暂未满足。过了35.1 s，新丰地区的小水电带不起负荷，解列装置动作，紫城站、新丰站和马头站同时失压，紫城站回紫线检母线无压重合闸动作成功，恢复了对紫城站、新丰站和马头站的供电。

从以上故障及供电恢复过程可以看出，检母线无压重合闸虽然能解决受电侧变电站有地方电源的重合闸问题，但是这种重合闸需要等待较长时间，并且是以解列该地区所有的小水电，使该地区全部失压为代价的。而且，即使线路重合上去后，还需调度人员下令通知运行人员通过人工检同期把小水电一一投送上去，尤其是厂网分家的现况下，恢复正常电网运行方式需要很长时间。这种重合闸方式难以适应现代供电的高可靠性要求，因此，开发一种适用于山区小水电的自适应重合闸很有意义[3,4,5]。

2 自适应重合闸的相关原理

基于小电源系统的自适应重合闸基本思路是：一旦线路发生跳闸(包括故障跳闸和开关偷跳)，只要检测到母线有电压，线路有电压(对侧开关已经重合成功或本来就在合位)，则启动自动捕捉准同期功能。若具备同期条件，则发重合闸令;若不具备同期条件，则继续捕捉同期(期间，低周减载装置可能动作切除部分负荷);若地方小电源仍满足不了负荷需求，则解列小水电，该地区失压，此时母线无压、线路有压的条件满足，捕捉准同期功能自动退出，同时启动检母线无压、线路有压重合闸。这种自适应重合闸方式可以最大程度地保障该地区的不间断供电。

捕捉准同期方式的合闸属于差频并网，需要对差频并网的原理及方式进行研究。同期合闸有3个条件，即压差、频差和相角差均需满足要求。压差和频差的存在将导致并网瞬间，并列点两侧会出现一定的无功功率和有功功率的交换。电网和发电设备，一般都具有承受一定功率交换的能力。相比而言，相角差的存在会给断路器两侧带来更多的伤害，严重时会诱发次同步谐振。因此，一个好的同期装置应确保在相角差为零时完成并网。同时，为加速并网过程，没有必要对压差和频差的整定限制太严。因此，同期合闸的条件如下：

a.待并侧与参考侧两侧电压均大于0.7 UN(折算到二次电压可取40 V);

b.两侧的压差和频差均小于定值;

c.滑差小于定值。

在以上条件均满足的情况下，装置将根据当前的角差、频差、滑差及合闸导前时间来计算该时刻发合闸令后开关合闸时的角差HΔδ为

其中，Δδ为当前两侧电压角度差，Δf为两侧电压频率差，dΔf/dt为频差变化率，tdq为导前时间(装置出口继电器动作到断路器合闸所需的时间)。如果在捕捉同期的时间范围(可通过定值整定)内，捕捉到预期合闸到0°合闸角度的时机，则执行合闸命令向断路器发合闸脉冲[6,7]。

电网事故后捕捉准同期要获得成功，必须稳住频率。如果地方电源带不起负荷，只有及时切除足额的负荷，才可使频率恢复到满足同期条件。无论切负荷要承担多大损失，同期重合一般比全网失去电压的恢复要快。具体的低周减载实施方案，以韶关电网的频率为调频基准频率，通过计算后实施，其整体思路是低周减载先逐轮切除不重要的负荷，如果还未能满足准同期条件，则解列所有小水电，通过检母线无压的重合闸方式迅速恢复重要负荷的供电。所以，重合闸复归时间之内，重合闸装置一直在捕捉准同期机会，同时也在等待低周减载动作以满足同期条件，除非直到母线失压才停止准同期合闸尝试[8,9,10,11]。

3 自适应重合闸的实现

自适应重合闸原理实现框图如图2所示，其中的“异常告警”指的是系统既不满足准同期合闸条件，也不满足检母线无压重合条件，说明系统处于迅速解列失压的过程中。一般情况下微机重合闸的延时仅有12 s，无法等到母线电压消失，就已经整组复归，从而使重合闸退出。地方小电源方式下的检母线无压重合方式推广后，有些厂家已经将重合闸的复归时间延长到90 s，而据调查，韶关有些小水电地区失压过程长达6 min之多，因此，重合闸的复归时间在这里设为400 s(为了防止捕捉准同期期间运行人员人工合上开关，装置应显示“等待重合闸”告警报文)。

为了使保护装置的重合闸具有通用性，本文结合有关厂家的重合闸逻辑，对保护装置的重合闸逻辑进行了通用性改进，如图3所示，一共有6种重合闸方式供选择，包括不检方式、检线路无压母线有压、母线无压线路有压、检线路无压母线无压、同频检同期和差频检同期。其中，同频检同期条件为线路电压和三相母线电压均大于40 V且线路电压和母线电压间的相位在整定范围内时，适用于同频并网。当检母线无压、线路有压控制字和差频检同期控制字同时为1时，用于小电源方式下的自适应重合闸状态[12,13,14]。

目前，已联系厂家对该套保护的重合闸软件进行了升级，使重合闸具有自适应功能，并且利用近几年的故障录波数据以及电网运行参数对保护装置进行了模拟实验。

实验证实，采用此方式后，在韶关丰水时期，110kV回紫线故障跳闸时，由于地方小水电能够带起新丰地区的大部分负荷，母线电压及频率不会下降太大，低周减载装置切除部分不重要的负荷后，准同期重合闸成功，完全避免了原重合闸方式下的新丰地区3个变电站失压停电的情况;在枯水时期，110 kV回紫线故障跳闸时，地方小水电带不起新丰地区的负荷，母线电压及频率迅速下降，低周减载装置切除不重要的负荷后仍不能满足准同期条件，则解列小水电，检母线无压重合闸成功，迅速恢复了新丰地区重要负荷的供电，小电源则需待系统稳定后再将其并网。改进重合闸逻辑后的保护装置拟投入运行，接受实际运行环境的考验。

4 结语

结合山区小水电的实际运行情况，针对目前广泛采用小电源侧投检母线无压重合闸方式存在的不足之处，提出了相应的解决方案，该方案可以根据小水电丰、枯水期的特点，自适应选择重合闸方式，解决了以往重合闸方式下，对小水电“一刀切”带来的电能质量低下以及电网恢复慢的问题，实现了山区电源联络线故障后的快速链接，满足了山区电网实际运行的需要，提高了电网的安全稳定运行以及供电可靠性。

摘要：以某一次山区电网故障为例说明了小电源侧重合闸投检母线无压重合闸方式存在的缺点,即该重合闸需要较长等待时间,并且以解列该地区所有小电源为代价,恢复正常电网运行方式需要很长时间。对此,在研究自动捕捉准同期以及低周减载相结合的相关原理基础上,提出了一种适用于小电源地区联络线的自适应重合闸方案,即在丰水期的重合闸模式自动选择为捕捉准同期合闸模式;在枯水期则自动选择为检母线无压重合闸模式,同时结合低周减载控制措施,以达到快速恢复地区供电的目的。目前,该方案已在重合闸装置中实现,并利用近几年的故障录波数据以及电网运行参数对保护装置进行了模拟实验。实验证明,该自适应重合闸的使用能有效提高电网安全稳定运行和供电可靠性。

单相自适应重合闸 第4篇

根据运行经验表明,在电力系统的故障中,输电线(特别是架空线)是发生故障率最多的元件,且90%以上的故障是瞬时的。如果发生故障,可能引起的后果会很大。因此在输电线路中研究继电保护与自动重合闸的组合设计[1],通过预防事故或缩小事故范围来提高系统运行的可靠性,最大限度地保证向用户安全连续供电,在现实生活中非常重要的,其前景非常广阔。

电力系统中采用继电保护与自动重合闸装置[2](所谓自动重合闸装置,即是当断路器由继电保护动作或其它非人工操作而跳闸后,能够自动控制断路器重新合上的一种装置),极大地提高了供电的可靠性,减少了停电损失,提高了电力系统的暂态稳定水平,增强了线路的送电容量。同时减少了因电力系统故障而引起直接或间接的经济损失,一些重要电气设备或多或少都装设继电保护装置,但往往由于这些继电保护装置受设备本身的影响或外界因素的干扰(诸如雷击或者鸟兽跨接)导致断路器跳闸,从而破坏电力系统并列运行的稳定性[3]。因此,为了迅速消除在电力系统中发生的“瞬时性”故障,切除运行中发生的“永久性故障”的设备,保证用户用电不中断是电力控制的重要任务之一。

1 单侧电源线路的三相一次重合闸设计

1.1 线路自动重合闸前加速设计

重合闸前加速简称“前加速”多用于单则电源供电的干线式线路中。“前加速”是指当线路发生短路时,第一次由无选择性电流速断保护瞬时切除故障,然后再重合闸,如果是暂时性故障,则重合闸后恢复了供电,如果是永久性故障,第二次保护按有选择性方式切除故障[4]。前加速保护单相原理接线图如1所示。

在前加速保护接线图中,线路上装设了电流速断保护和定时限过电流保护,通过在定时限过电流保护装置上装设加速继电器的打开延时的常闭触点和连接片实现前加速保护。

在图中KA1,KA2,KS1,KM构成了第Ⅰ段电流速断保护,当故障发生在线路首端时,它就会迅速动作,快速地切断断路器[5],从而保护线路的安全。而图中KA3,KA4,KT,KS2,KM构成第Ⅲ段定时限电流保护,不管故障发生在线路首端、末端它都会动作,通过时间继电器的延时,达到延时跳开断路器。不过,当发生首端故障时,由于第Ⅰ段电流保护动作迅速,可以快速使断路器跳闸,使得KA3,KA4失电返回[6]。当线路故障发生在线路末端时,第Ⅲ段定时限电流保护就会动作,其过程如下:在末端发生故障时,KA3,KA4电流继电器就会得电,它们的触点就会动作,其触点闭合,这样电流就会通过时间继电器或通过JSJ常闭触点和前加速连接片。由于时间继电器有时延,所以电流先通过JSJ常闭触点和前加速连接片去启动信号继电器KS2线圈和中间继电器KM线圈,KS2触点去启动信号,KM触点去启动自动重合闸的跳闸线圈YT,即:

7A相线末发生故障→KA3线圈得电→KA3触点闭合→

$\begin{array}{l}\text{Κ}\text{Τ}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \\ \{\begin{array}{l}\text{Κ}\text{Τ}\text{延}\text{时}\text{闭}\text{合}\text{触}\text{点}\text{延}\text{时}\text{闭}\text{合}(3\text{s})\\ \text{J}\text{S}\text{J}\text{延}\text{时}\text{打}\text{开}\text{常}\text{闭}\text{触}\text{点}\text{和}1\text{L}\text{q}\to \end{array}\\ \{\begin{array}{l}\text{Κ}\text{Μ}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \text{Y}\text{Τ}\text{得}\text{电}\to \text{跳}\text{闸}\\ \text{Κ}\text{S}2\text{线}\text{圈}\to \text{给}\text{出}\text{跳}\text{闸}\text{信}\text{号}\end{array}\end{array}$

在此过程中,去启动断路器的跳路器的跳闸线圈YT,从而实现断路器的继电保护的前前加速。

当断路器跳闸以后,自动重合闸就会启动,如图2所示,其过程如下:继电保护动作后,QF1常闭接点闭合,跳闸位置继电器线圈2KM得电,然后2KM接点闭合,这时重合闸启动,即时间继电器线圈KT得电,然后KT延时接点动作,电容C对中间继电器KM充电,然后KM动作,再后信号继电器KS、加速继电器JSJ,4KM都动作。KS发重合闸信号,JSJ切断前加速过程,4KM启动合闸线圈,这样断路器就合闸,即:

断路器跳闸动作后→QF1闭合 2KM线圈得电→2KM接点闭合→KT线圈得电→KT常开延时动作→KM线圈得电→KM接点动作→

$\{\begin{array}{l}\text{Κ}\text{S}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \text{给}\text{出}\text{合}\text{闸}\text{信}\text{号}\\ \text{J}\text{S}\text{J}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \text{Κ}\text{Τ}\text{接}\text{点}\text{动}\text{作}\\ 4\text{Κ}\text{Μ}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to 4\text{Κ}\text{Μ}\text{接}\text{点}\text{动}\text{作}\to \text{合}\text{闸}\text{线}\\ \text{圈}\text{得}\text{电}\to \text{断}\text{路}\text{器}\text{重}\text{合}\text{闸}\end{array}$

若重合闸后故障消失,则此故障为瞬时性故障;若故障还在,说明此为永久性故障。这时KA3,KA4电流继电器就会继续得电,它们触点闭合,这样电流就只能通过时间继电器去启动信号继电器KS2线圈和中间继电器KM线圈(因为此时JSJ常闭接点已打开)。KS2触点去启动信号,KM触点去启动自动重合闸的跳闸线圈YT,即:

$\begin{array}{l}\{\begin{array}{l}\text{A}\text{相}\text{线}\text{末}\text{发}\text{生}\text{故}\text{障}\to \text{Κ}\text{A}3\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \\ \text{Κ}\text{A}3\text{触}\text{点}\text{闭}\text{合}\text{Κ}\text{Τ}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \text{J}\text{S}\text{J}\text{延}\text{时}\\ \text{打}\text{开}\text{常}\text{闭}\text{触}\text{点}\text{打}\text{开}\\ \text{Κ}\text{Τ}\text{延}\text{时}\text{闭}\text{合}\text{触}\text{点}\text{延}\text{时}\text{闭}\text{合}(3\text{s})\to \end{array}\\ \{\begin{array}{l}\text{Κ}\text{Μ}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \text{Y}\text{Τ}\text{得}\text{电}\to \text{跳}\text{闸}\\ \text{Κ}\text{S}2\text{线}\text{圈}\to \text{给}\text{出}\text{跳}\text{闸}\text{信}\text{号}\end{array}\end{array}$

然后2KM得电,其接点动作,接通时间继电器KT,KT动作,但由于这时电容C还来不急充满电,故中间继电器KM不动作,说明不能再次重合闸。

1.2 自动重合闸后加速设计

自动重合闸后加速,简称“后加速”。“后加速”是指线路发生故障时,继电保护先有选择性地切除故障,然后重合闸,瞬时故障合闸成功。若为永久性故障,第二次保护无选择性地切除故障[7]。后加速保护接线如图3所示,线路上同样装设了电流速断保护和定时限过电流保护,通过在定时限过电流保护装置上装设加速继电器的打开延时的常闭触点和连接片实现后加速保护[8,9]。

在图中KA1,KA2,KS1,KM构成了第Ⅰ段电流速断保护,当故障发生在线路首端时,它就会迅速动作,快速地切断断路器,从而保护线路的安全。KA3,KA4,KT,KS2,KM构成第Ⅲ段定时限电流保护,不管故障发生在线路首端、末端。它都会动作,通过时间继电器的延时,达到延时跳开断路器[10]。不过,当发生首端故障时,由于第Ⅰ段电流保护动作迅速,可以快速使断路器跳闸。使得KA3,KA4失电返回。当线路故障发生在线路末端时,在图3中的第Ⅲ段定时限电流保护就会动作,其过程如下:在末端发生故障时, KA3,K4A电流继电器就会得电,它们的触点就会动作, KA3,KA4触点闭合,这样电流就会通过时间继电器或通过JSJ常闭触点和前加速连接片[11]。由于时间继电器有时延,所以电流先通过JSJ常闭触点和前加速连接片去启动信号继电器KS2线圈和中间继电器KM线圈, KS2触点去启动信号,KM触点去启动自动重合闸的跳闸线圈YT,即:

A相线末发生故障 →KA3线圈得电 →KA3触点闭合 →

$\{\begin{array}{l}\text{J}\text{S}\text{J}\text{延}\text{时}\text{闭}\text{合}\text{常}\text{闭}\text{触}\text{点}\text{未}\text{闭}\text{合}\\ \text{Κ}\text{Τ}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \text{Κ}\text{Τ}\text{延}\text{时}\text{闭}\text{合}\text{触}\text{点}\text{延}\text{时}\\ \text{闭}\text{合}(3\text{s})\to \text{Κ}\text{Μ}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \text{Y}\text{Τ}\text{得}\text{电}\to \text{跳}\text{闸}\\ \text{Κ}\text{S}2\text{线}\text{圈}\to \text{给}\text{出}\text{跳}\text{闸}\text{信}\text{号}\end{array}$

线路自动重合闸后加速二次回路设计过程如图4所示。当断路器跳闸以后,自动重合闸就会启动[12],其过程如下:继电保护动作后,QF1常闭接点闭合,跳闸位置继电器线圈2KM得电,然后2KM接点闭合,这时重合闸启动,即时间继电器线圈KT得电,然后KT延时接点动作,电容C对中间继电器KM充电,然后KM动作,再后信号继电器KS、加速继电器JSJ、4KM都动作。KS发重合闸信号,JSJ切断前加速过程,4KM启动合闸线圈,这样断路器就合闸。即:

断路器跳闸动作后 → QF1闭合 → 2KM线圈得电 → 2KM接点闭合 → KT线圈得电 →KT常开延时动作 →KM线圈得电 → KM接点动作→KS线圈得电 → 给出合闸信号→

$\{\begin{array}{l}\text{J}\text{S}\text{J}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \text{J}\text{S}\text{J}\text{接}\text{点}\text{动}\text{作}\\ 4\text{Κ}\text{Μ}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to 4\text{Κ}\text{Μ}\text{接}\text{点}\text{动}\text{作}\\ \text{合}\text{闸}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \text{断}\text{路}\text{器}\text{重}\text{合}\text{闸}\end{array}$

若重合闸后故障消失,则此故障为瞬时性故障;若故障仍然存在,说明它是永久性故障。这时KA3、KA4电流继电器就会继续得电,它们的触点就会闭合,这样电流就只能通过时间继电器去启动信号继电器KS2线圈和中间继电器KM线圈(因为此时JSJ常闭接点已打开)。KS2触点去启动信号,KM触点去启动自动重合闸的跳闸线圈YT,即:

A相线末发生故障 →KA3线圈得电 →KA3触点闭合KT线圈得电 → KT延时闭合→

$\{\begin{array}{l}\text{触}\text{点}\text{延}\text{时}\text{闭}\text{合}(3\text{s})\\ \text{J}\text{S}\text{J}\text{延}\text{时}\text{闭}\text{合}\text{常}\text{开}\text{触}\text{点}\text{已}\text{闭}\to \text{Κ}\text{Μ}\text{线}\text{圈}\text{得}\to \\ \text{电}\to \text{Y}\text{Τ}\text{线}\text{圈}\text{得}\text{电}\to \text{跳}\text{闸}\\ \text{Κ}\text{S}2\text{线}\text{圈}\to \text{给}\text{出}\text{跳}\text{闸}\text{信}\text{号}\end{array}$

在此过程中,启动断路器的跳闸过程中并没有通过时间继电器,而是通过JSJ延时闭合的常开触点直接去启动断路器的跳闸线圈YT,从而实现了断路器继电保护的后加速过程[13]。

当断路器跳闸后,2KM得电,其接点动作,接通时间继电器KT,KT动作,但由于这时电容C还来不急充好电。故中间继电器KM不动作,说明不能再次重合。

双端电源线路检定同期一侧的重合闸不采用后加速保护[14]。因为检定同期重合闸是当线路一侧无压重合后另一侧在两端的频率不超过一定允许值的情况下才进行重合的。若线路属于永久性故障,检无压侧重合后再次断开,此时检定同期重合闸不会重合,所以检定同期重合闸重合后后加速也就没有意义了。若属于瞬时性故障,检无压重合后,即线路已重合成功,不存在故障,故同期重合闸不必采用后加速[15,16]。如果采用后加速,保护动作无时限,则在合闸冲击电流影响下可能引起保护误动。

2 三段电流保护与自动重合闸综合实验

2.1 自动重合闸前加速保护动作实验

试验台一次系统原理图如图5所示。

具体实验步骤如下:

(1) 按完全星形实验接线完成实验连线,将变压器原方CT的二次侧短接,调整Ⅰ段整定值为5.16 A,Ⅱ段整定值为2.78 A,Ⅲ段整定值为1.62 A。

(2) 把重合闸开关切换至“ON”,使其投入;再把加速方式选择开关切换至“前加速”的位置,也就选择好了重合闸前加速保护动作的方式。

(3) 把“区内”、“线路”和“区外”转换开关选择在“线路”档(“区内”、“区外”是对变压器保护而言的,在线路保护中不使用)。

(4) 合三相电源开关,三相电源指示灯亮(如果不亮,则停止下面的实验,检查电源接线,找出原因)。

(5) 缓慢调节调压器输出,使并入的线路中的电压数显示值从0 V上升到100 V为止。

(6) 合上直流电源开关,直流电源指示灯亮(如果不亮,则停止下面的实验,检查电源接线找出原因)。

(7) 合上模拟断路器,负载灯全亮。

(8) 将常规出口连接片投入(连接LP2),微机出口连接片退出(断开LP1)。

(9) 在重合闸继电器充电完成后,合上短路选择开关SA,SB,SC按钮。

(10) 将短路电阻调节到20%处,短时间合上故障模拟断路器,模拟系统发生暂时性三相短路故障。实验过程现象记录如表1所示。

(11) 待系统稳定运行一段时间后,长时间合上短路开关,模拟系统发生永久性故障,实验现象记录见表1。由表1可知,分析重合闸前、后加速保护的不同点前加速保护当遇到瞬时性故障时能较快的无选择性的切除故障,重合闸进行一次重合,线路恢复供电;如果遇到永久性故障,它是快速进行跳闸后,重合闸进行一次重合,再有选择性的时延然后再次跳闸。后加速保护当遇到瞬时性故障时它有选择性的动作切除故障,重合闸进行一次重合,线路恢复供电;如果是永久性故障,它先有选择性的跳闸,重合闸进行一次重合,保护装置再加速跳闸。

(12) 实验完成后,使调压器输出电压为0,断开所有电源开关。

2.2 自动重合闸后加速保护动作实验

该实验步骤与前述实验的步骤完全一样,只须在实验开始通电前将加速方式选择开关切换至“后加速”的位置,将短路电阻调节到80%处。其实通过实验平台是不能实现后加速保护的,只是利用将短路电阻调的80%处来模拟实际电路后加速效果的。因为后加速保护每一段保护均要装设自动重合闸装置,而实验平台只有第一段保护装设了自动重合闸装置

3 结 语

本文利用了控制开关与断路器位置不对应原理设计了重合闸的启动回路,在此基础上完成了线路的前加速与后加速保护。实验模拟了线路中的自动重合闸前加速与后加速保护,确定了通过对自动重合闸与继电保护相结合的设计思想,可以提高输电线路供电的可靠性。当断路器跳闸后,它能迅速自动的将断路器重新合闸,并且可以迅速消除在电力系统中发生的“瞬时性”故障,切除运行中发生“永久性故障”的设备,保证了用户用电不中断。由于自动装置本身的投资低,且以后输配电的电压等级会越来越高,则以后自动装置的应用前景将会更加广阔。目前国内的线路重合闸方式中,多数仍采用传统的单相重合闸、三相重合闸和综合重合闸方式。但是由于高压线路传送容量非常大,若重合于永久故障,尤其是严重故障时,对系统造成的影响相当大,甚至会导致系统的瓦解。而现场的自动重合闸采用经固定延时启动断路器,并没有考虑到时间重合对系统暂态稳定的因素,故有可能使得系统的不重合,或者不恰当的重合时机而使系统变得不稳定。特别是随着电力技术的发展、传输容量的增加,越来越需要解决传统重合闸盲目重合的问题,自适应自动重合闸将在这方面发挥更大的作用。

单相自适应重合闸 第5篇

在电力系统中, 架空输电线路最容易发生故障。近年来电力系统继电保护与安全自动装置运行情况表明, 在220 kV及以上电压等级的输电线路接地故障中, 单相接地故障所占的比例为87.07%～92.68%[1]。发生单相接地故障时, 为保证电力系统安全稳定地运行, 一般采用切除故障相并进行再次重合的措施, 若重合于暂时性故障时, 可以大大提高供电的可靠性。目前, 对于重合闸故障性质的判断一般采用电压判据法[2], 但该方法存在一定的误动作区域, 若再次重合于永久性故障, 那么对系统将产生严重的冲击, 甚至可能失稳。因此, 本文提出一种基于模糊神经网络的自适应重合闸方法, 将神经网络与模糊控制理论结合, 使之具备处理模糊信息的功能, 为隶属函数的生成和模糊规则的提取提供了有效途径。它能够依据单相接地故障时电容耦合电压有效值与电感耦合电压有效值的比值m的隶属度, 以及故障相端电压的工频分量有效值与电感耦合电压有效值的比值CV作出模糊推理, 判断是否需要重合闸。笔者采用Matlab进行仿真分析, 验证了该方法的可行性和准确性。

1 单相重合闸电压判据及其存在的缺陷

在输电线路发生单相接地故障时, 高压架空输电线路在各相之间有相互耦合的作用, 因此, 发生故障时, 线路两端的断路器断开后, 故障相的两端仍有残余电压。如图1所示, 设A相发生接地故障, 故障相线路两侧断路器断开, 线路为两相运行状态。

Cm-线路相间电容;C0-线路对地电容;L1、Ln1、L2、Ln2-并联电抗器参数

由于健全相与故障相之间电磁与静电耦合的作用, 因此, 故障相电压的工频分量为电磁耦合电压$\dot{U}{}_{\text{x}\text{L}}$与电容耦合电压$\dot{U}{}_{\text{y}}$的矢量和。

$\begin{array}{l}\dot{U}{}_{\text{x}\text{L}}=(\dot{{\rm I}}{}_{\text{B}}+\dot{{\rm I}}{}_{\text{C}}){\rm Z}{}_{\text{m}}L(1)\\ \dot{U}{}_{\text{y}}=(\dot{U}{}_{\text{B}}+\dot{U}{}_{\text{C}})\frac{\text{j}X{}_0}{\text{j}X{}_{\text{m}}+2\text{j}X{}_0}(2)\end{array}$

式中:$\dot{U}{}_{\text{B}}$、$\dot{U}{}_{\text{C}}$为健全相电压;$\dot{{\rm I}}{}_{\text{B}}$、$\dot{{\rm I}}{}_{\text{C}}$为健全相电流。Zm为输电线路单位长度阻抗;L为线路长度;Xm、X0分别为相对地电抗和相间容性电抗。

采用T型等效电路分析, 可得到发生瞬时故障时A相端电压有效值的表达式[3]:

$|U{}_{\text{m}}|=\sqrt{U{}_{\text{y}}+\left(\frac{1}{2}U{}_{\text{x}\text{L}}\right){}^2}(3)$

由于单相永久性故障的故障点始终存在, 线路发生对地电容放电, 因此, 故障相端电压由电磁耦合电压$\dot{U}{}_{\text{x}\text{L}}$与故障点位置决定, 即

$\dot{U}{}_{\text{x}\text{L}}=(\dot{{\rm I}}{}_{\text{B}}+\dot{{\rm I}}{}_{\text{C}}){\rm Z}{}_{\text{m}}l(4)$

式中:l为故障点到线路首端的距离。

瞬时性故障由于电容耦合电压的存在, 所以端电压要大于永久性故障的端电压, 重合闸的电压判据就是基于故障相端电压的这一特性提出的。对于上述判据, 没有考虑Uy与UxL的大小, 因此, 可能造成误判, 设|Uy|/|UxL|=m, 对于瞬时性故障, 由式 (3) 得:

$|U{}_{\text{m}}|=\sqrt{U{}^2+\left(\frac{1}{2}U{}_{\text{x}\text{L}}\right){}^2}=U{}_{\text{x}\text{L}}\sqrt{m{}^2+\frac{1}{4}}(5)$

当$0\le m\le \frac{\sqrt{3}}{2}$时, |Um|<UxL, 判断电路发生的是永久性故障。由于Uy和UxL的独立性, 以及线路参数、电网结构和运行方式等各方面因素的影响, m值为$\left[0‚\frac{\sqrt{3}}{2}\right]$的可能性是存在的, 因此, 可能将瞬时性故障判断为永久性故障。

2 基于模糊神经网络的自适应单相自动重合闸

2.1 网络模型的确定

针对电压判据法存在的缺陷, 可采用模糊推理的方法修正电压判据[4]。发生单相接地故障时, 设$m=\frac{|U{}_{\text{y}}|}{|U{}_{\text{x}\text{L}}|}‚CV=\frac{|U{}_{\text{m}}|}{|U{}_{\text{x}\text{L}}|}$。m的基本论域为[0, 1], 当m>1时, 按上述电压判据判断;当0≤m≤1时, 运用模糊推理进行判断。CV的基本论域为[0.5, 1.1], 当CV<0.5时, 判定为永久性故障;CV>1时, 判定为瞬时性故障;在[0.5, 1.1]之内的值则运用模糊推理判断。考虑给定参数测量值和计算值之间存在一定误差, 致使永久性故障和瞬时性故障的边界模糊, 建立模糊神经网络 (FNN) , 如图2所示。

由于故障相断路器断开后, 故障相的端电压中有衰减的直流分量、工频分量和许多高频分量, 因此, 用滤波器滤去直流分量与高频分量, 只提取工频分量。将CV与m作为模糊神经网络的输入, 输出层节点数取为1, 瞬时性故障时输出值为1, 永久性故障时输出值为0。模糊化层采用高斯型隶属度函数f (x) =exp[- (x-a) 2/b2], 其中a为中心, b为宽度, 每个输入量用“大”、“中”、“小”3个语言值表示, 2个相邻语言变量的隶属度函数曲线交点不低于0.5。模糊推理层是整个网络的核心部分, 输入N组样本数据, 根据初始隶属度函数值计算模糊化层中“大”、“中”、“小”3个语言值的隶属度, 分别记为“L”、“M”、“S”, 取值最大的那个为隶属度值。例如一个由2个输入、1个输出构成的模糊神经网络, 其中的一条规则为M、L、S、0.3, 代表If x1 is middle, x2 is big, then y is small, CF=0.3, 可以得到m (m≤N) 条规则作为模糊推理层的模糊映射。

2.2 网络学习算法

为提高网络训练速度、抑制网络陷入局部极小, 本文采用自适应学习速率动量梯度下降反向传播算法, 将动量项引入到负梯度算法中, 并采用变化的学习率。设误差函数为$e=\frac{1}{2}(y{}_{\text{d}}-y)$, yd为理想输出, y为网络实际输出。分别对变量求偏导, 模糊推理层中的取大取小运算, 按照乘积与求和运算后求偏导, 各参数的修正量定义为

$\text{Δ}x(k)=\alpha \cdot \text{Δ}x(k-1)+(1-\alpha )\cdot l(k)\cdot g{}_x(k)(6)$

式中:α为动量因子;l (k) 为网络的学习率;gx (k) 为误差函数对权值的梯度;Δx (k) 为各参数的修正量;Δx (k-1) 为前一时刻各参数的修正量。

将得到的新参数再次输入网络, 通过不断修正网络权值, 达到迭代次数及误差精度的要求。

3 仿真及结果

本文选取单机无穷大系统作为研究对象, 利用Matlab7.0/Simulink构建一个500 kV的电力系统仿真模型, 如图3所示。线路参数:正序电阻R1=0.013 Ω/km, 电感L1=0.86 mH/km, 电容C1=0.012 μF/km, 零序电阻R0=0.267 Ω/km, 电感L0=3.0 mH/km, 电容是C0=0.006 μF/km。

为了体现各种可能的因素对判别结果造成的影响, 对系统两侧的不同故障地点、不同相对阻抗角以及经过渡电阻g (取g=200 Ω) 接地的永久性故障和瞬时性故障进行仿真分析, 滤波后得到250组训练样本数据以及50组检验样本数据, 经归一化处理后输入到模糊神经网络中。表1列出了部分检验样本及其结果。从表1可以看出, 理论值与网络实际输出非常接近。因此, 在线路发生单相接地故障时, 将模糊神经网络用于自适应重合闸电压判据中能够区分出瞬时性故障和永久性故障。

4 结语

针对在线路一端出口的附近发生永久性故障时对端的自适应重合闸有可能出现误判的情况, 本文将模糊神经网络应用于单相重合闸电压判据中, 仿真分析验证了该方法能准确有效地识别瞬时性故障与永久性故障, 在一定程度上克服了现有的重合闸电压判据在高压输电线路中应用的缺点, 证实了其在单相自适应重合闸应用中的可行性。

参考文献

[1]周玉兰, 王玉玲, 赵曼勇.2004年全国继电保护与安全自动装置运行情况[J].电网技术, 2005, 29 (16) :42~48.

[2]刘凤霞, 刘前进.基于模糊神经网络的故障类型识别[J].继电器, 2006, 34 (3) :12~14.

[3]聂宏展, 董爽, 李天云, 等.基于模糊神经网络的单相自适应重合闸[J].电网技术, 2005, 29 (10) :75~79.

单相自适应重合闸 第6篇

在超高压输电线路中,70%以上的故障是单相接地故障,而其中约有80% 为瞬时性故障[1]。因此,为保证电力系统安全供电和稳定运行,单相自动重合闸技术在国内外电力系统得到了广泛应用[2]。 线路两侧断路器重合闸时序对系统暂态稳定影响至关重要[3]。2011年1月2日4时28分,呼伦贝尔地区500kV伊换1号线发生A相永久接地故障, 线路两侧保护正确动作,重合闸过程中发生短路电流转移,伊敏换流站5043断路器短路电流不过零点而无法开断,导致断路器失灵保护动作跳开母线所有元件。在本次故障过程中,伊敏换流站和伊敏电厂两侧所有保护、重合闸和断路器均按照设计的逻辑动作,但却导致电网事故扩大。

当前超高压电网要求必须满足N-1原则[4], 当其中一条线路故障,普遍存在两侧断路器重合闸时刻不同现象。因此,此次事故分析具有代表性。 如果先合到永久性故障的断路器在未跳开前,后合闸断路器再次合到故障点上将发生短路电流转移现象,使先合闸断路器可能发生短路电流较长时间不过零点的情况,导致断路器烧损,进一步扩大事故。 为规避同类事故的发生,以下对500kV超高压电网线路故障的网络模型及其网络特征进行深入分析,并根据故障特征提出了短路电流特征因子,用于识别线路单相重合闸失败的风险,最终制定了应对该问题的线路单相重合闸方案。

1电网故障分析

呼伦贝尔地区500kV电网结构如图1所示。 伊穆直流额定电压为 ±500 kV,双极额定功率3 000 MW。呼伦贝尔电厂、鄂温克电厂和伊敏电厂共10台机组,装机总容量为5 800 MW。伊换1号、2号线配置南瑞继保RCS-931BM和国电南自PSL-603保护,两侧断路器均配置南瑞继保RCS- 921保护,线路使用单相重合闸方式,边断路器重合闸时间为0.55s,中间断路器重合闸时间为0.8s。

1.1伊换1号线故障保护动作分析

2011年1月2日4时28分,伊敏电厂5053断路器A相电流互感器(CT)爆炸,造成A相永久接地故障。伊敏换流站5043断路器重合闸、伊敏电厂5052断路器未重合闸时的短路电流流通图如图2所示。

伊换1号线两侧保护动作情况如下。

1)伊敏电厂:伊换1号线两套分相电流差动保护动作,500kV的Ⅳ母母差保护动作。伊换1号线5053断路器三相跳闸,闭锁重合闸;5052断路器A相跳闸,重合闸不良后三相跳闸。

2)伊敏换流站:伊换1号线两套分相电流差动保护动作,5043断路器A相重合闸到故障上,线路保护启动三相跳闸,跳开5042和5043断路器;但由于5043断路器A相故障电流未消失,5043断路器失灵保护动作,跳开500kV的Ⅱ母其他断路器,将换流站500kV的Ⅱ母与系统隔离。

从伊换1号线故障时线路两侧故障录波图(见附录A图A1)和保护动作时序图(见附录A图A2) 可以看出,两侧分相电流差动保护在12 ms动作出口,成功跳开两侧A相断路器并启动线路两侧断路器重合闸功能。由于伊敏电厂5053断路器A相CT故障,500kV的 Ⅳ 母母差保护动作,5053断路器三相跳闸并闭锁重合闸,5052断路器按重合闸短延时0.55s启动重合闸。故障发生750 ms时,伊敏电厂侧5052断路器A相重合闸到故障上,重合闸后加速保护动作出口,5052断路器三相跳闸, 822ms时伊敏电厂侧故障电流消失。

在故障发生700 ms时,伊敏换流站侧5043断路器A相重合闸到故障上,重合闸后加速保护动作出口,5043和5042断路器三相跳闸。5042断路器由于重合闸时间未到,收到跳闸命令后,闭锁重合闸并开断BC相断路器。伊敏换流站5043断路器收到跳闸命令后,BC相断路器成功开断,但A相断路器在收到跳闸命令后,断路器灭弧过程中,也就是在故障发生750ms时伊敏电厂侧5052断路器合闸, 电网结构发生变化,故障电流大小重新分配,伊敏换流站5043断路器短路电流周期分量变小,产生一个较大的非周期直流分量,5043断路器未成功切除故障电流。5043断路器失灵保护动作,延时300 ms后将换流站500kV的Ⅱ母隔离清除短路故障。对5043断路器解体检查发现主触头已断开并有灼烧痕迹。

1.2伊换1号线故障非周期直流分量产生机理分析

图2为伊敏电厂5052断路器未合闸时短路电流流经路径。伊敏换流站5043断路器A相重合闸后,系统经伊敏换流站5043断路器向故障点提供短路电流,从故障录波图(附录A图A1)可知,流经5043断路器的故障电流值达16kA。

图3为伊敏电厂5052断路器重合闸后短路电流流经路径。由于伊敏电厂侧为大电源系统,伊敏换流站侧为小电源系统,在伊敏电厂侧5052断路器合闸后,伊敏换流站侧5043断路器故障电流交流分量变小,从系统录波图(附录A图A1)可知,此时流经5043断路器的故障电流交流分量有效值仅为3kA。此时,流过伊敏换流站5043断路器的短路电流交流稳态分量幅值远远低于伊敏电厂侧5052断路器重合闸前的短路电流。根据楞次定律,通过电感元件的电流不能突变,即短路前后电流相等,因此在短路电流中产生一个非周期直流分量,该直流分量按电网结构分布系数自然分配,并按其流经回路的时间常数衰减。

在电感元件组成的电力系统发生短路故障时, 短路的暂态过程中将会出现随时间衰减的非周期性直流分量,其初始值最大为稳态短路电流的幅值[5]。 直流分量衰减时间常数为从故障点看过去的系统电感和电阻的比值。

当正常运行线路故障两侧断路器跳闸时,即使跳闸时间不同,后跳闸侧断路器短路电流将增大或不变,但不会出现短路电流变小的情况,也就是说不会出现非周期性的直流分量初始值大于稳态短路电流的幅值的情况,断路器能正常开断故障电流。

但是,环网运行线路发生永久性故障重合闸过程中,先合到永久性故障的断路器在未跳开前,后合闸断路器再次合到故障点上将发生短路电流转移。 如果先合闸断路器短路电流突然减小且幅度变化很大时,则先合闸断路器有可能出现非周期性直流分量初始值大于稳态短路电流幅值的情况。当电网直流分量衰减时间常数较大时,短路电流有可能较长时间不过零点,导致断路器不能有效开断故障电流。

大容量电厂发电机组较多且容量较大,阻抗以电抗为主,电阻很小甚至可以忽略。根据文献[5], 在大容量发电厂出线始端短路时,电网故障直流分量衰减时间常数可能达到150~200ms。从故障录波图可知,本次故障非周期直流分量持续70 ms未衰减到过零点,导致流过伊敏换流站5043断路器的A相短路电流延迟过零点,工况已超出断路器标准所规定的开断能力,断路器未成功灭弧,造成灭弧室损坏,动静触头灼烧受损,5043断路器未成功切除故障电流。

2网络模型与故障特征分析

从伊换1号线故障分析可知:线路两侧电源提供短路电流的比值越大以及直流分量衰减时间常数越大,则线路重合闸到永久性故障过程中出现短路电流延迟过零点现象的几率越大。

下面将分析500kV电网满足什么条件将会出现短路电流延迟过零点的现象。以最为简单的平行双回线路为例进行分析,并满足以下条件。

1)重合闸到永久性故障过程中,先合闸侧断路器故障电流未切除时,后合闸侧断路器又合闸到故障上。

2)后重合闸断路器重合闸时刻为交流电压过零点附近,此时短路电流起始直流分量最大。

3)断路器最长燃弧时间按32.5 ms[6]考虑,时间过长有可能导致断路器损坏。

2.1单相重合闸事故网络模型分析

500kV电网同一输电断面上输电线路数通常不少于两回。当其中的一条线路发生故障,可将电网简化等值为图4所示的两端电源的网络模型。假设故障线路为L1,同一输电断面上的其余线路等值为Leq,两侧变电站的等值电源分别为E1和E2,电源等值阻抗分别为ZE1和ZE2,L1和Leq线路阻抗分别为ZL1和Zeq,ZL11和ZL12分别为故障点两侧的线路阻抗,线路L1两侧断路器分别为D11和D12,线路Leq两侧断路器分别为D21和D22。

在线路重合闸过程中,由于保护与断路器动作存在时间分散性,导致一侧断路器(如D12)先重合闸,两侧短路电流Ik1和Ik2流向故障点的情况如图4所示,即两侧电源的短路电流都将流过断路器D12。

断路器D12重合闸到永久性故障,如果断路器D11和D12重合闸时间相差较大时,即D12完成一个合闸—跳闸的全过程后,断路器D11再进行重合闸, 不会出现短路电流不过零点的情况。但是当断路器D11和D12重合闸时间相差较小时,在断路器D12尚未跳开时,断路器D11再次合闸到故障上,短路电流路径发生转移。

图5给出了断路器D11再次合闸到故障时短路电流路径的变化情况。可以看出,如果两侧电源提供的短路电流相差较大,先后合闸的断路器导致转移电流过大时,也就是说断路器D11合上后断路器D12短路电流减小且幅度变化很大时,将出现非周期性的直流分量初始值大于稳态短路电流幅值的情况,导致短路电流不能过零点,烧损断路器[7]。断路器D12短路电流非周期分量不断地衰减,衰减的暂态初值和持续时间取决于线路的故障位置、短路电流的初始相角、回路衰减时间常数等因素。

如图4所示,当断路器D12重合闸到故障线路上时,两侧等值电源在断路器D12上提供的短路电流Ik′为:

如图5所示,当断路器D12尚未跳开、D11同时合闸到故障上时,根据叠加原理,在断路器D12上提供的短路电流Ik″为:

断路器D11合闸前后,断路器D12短路电流的变化大小为直流分量的起始值:

线路L1故障点位置不同,ZL11和ZL12值不同, 影响流经断路器D12短路电流的直流分量初始值, 即对D12短路电流零点漂移的影响程度不同。为简化计算,取Zeq=ZL1=ZL。针对在断路器D11出口a点,线路中点b点和断路器D12出口c点3处故障在附录A中进行了分析。其结果表明:当断路器D12先合闸到故障线路上,断路器D11在断路器D12尚未跳闸时再次合闸到故障线路上时,短路电流直流分量最大值在断路器D11出口a点处,其次为线路中点b点,断路器D12出口c点最小。故以下将基于直流分量最严重的a点进行分析。

2.2短路电流特征因子的提出

如图5所示a点处故障,当断路器D12尚未跳闸、D11同时合闸到故障上时,断路器D12短路电流瞬时值满足如下方程式:

式中:L为回路电感;R为回路电阻;Em为系统等值电势;ω为角频率;α为初始相角。

上述一阶常系数、线性微分方程的特解为强制分量稳态短路电流iw,即交流周期分量(取Em= 1):

式中:α2为故障时电源E2的初始相角;φ2为线路的正序阻抗角。

式(4)通解为短路电流的自由分量ifree,即按指数衰减的直流非周期分量:

式中:C为常数,其值为直流分量的起始值;时间常数Ta=(LE2+L1/2)/(RE2+R1/2),其中LE2和RE2分别为ZE2的电感值和电阻值,L1和R1分别为ZL1的电感值和电阻值。

所以,D11合闸后,流经断路器D12的短路电流i(t)为:

断路器能否成功开断,取决于流经断路器的短路电流过零点的时间。 当断路器D12合闸后(附录A图A3),尽管回路中存在非周期分量,但是流过D12的短路电流周期分量较大,短路电流能够在半个周期内过零点,断路器D12能够成功开断。因此,最严重情况为在断路器D12合闸的情况下,断路器D11再次合闸到故障点上开始,到断路器D12短路电流出现过零点的时间,需满足设计要求。因此,其临界值为该时间短路电流过零点,即

500kV超高压电网短路时间常数Ta约为75ms,在大容量发电厂出线的始端短路时,Ta约为150~200ms[5]。因此,超高压电网线路短路,依据故障位置,选择不同时间常数值。由式(8)得出:

因此,定义反映网络结构的短路电流特征因子为:

式中:IE1为断路器D12合闸到a故障点,在断路器D11合闸前流过断路器D12的短路电流值;IE2为断路器D11合闸后,流过断路器D12的短路电流值。

kcritical反映了两侧电源提供短路电流能力的比值,当α2-φ2等于90°或270°时,该因子取最小值, 即断路器D11在短路电流相角为90°或270°时重合闸,运行工况最恶劣。

3单相重合闸故障风险识别判据

根据文献[6],高压断路器最长燃弧时间按t= 32.5ms考虑,时间过长断路器有可能被烧损。不同故障位置,短路电流直流分量衰减的时间常数不同[5],考虑如下两种情况。

1)500kV超高压电网线路短路,直流分量衰减时间常数可按75ms考虑:

2)在大容量发电站出线的始端短路,直流分量衰减时间常数可按150~200ms考虑:

当断路器D11合闸前流过断路器D12的短路电流值与断路器D11合闸后流过断路器D12的短路电流值之比满足kcritical≥2.18时有可能会发生断路器烧损。因此,这将作为线路单相重合闸失败的临界判据。

需特别指出的是,线路重合闸到永久性故障时两侧断路器能否有效隔离故障,除与本文提出的反映线路两侧系统电源强弱的kcritical大小有关系外,还与线路的不同故障位置、两侧断路器合闸顺序与初始角度、短路电流直流分量衰减时间常数、断路器最长燃弧时间和断路器开端直流电流能力等诸多因素有关。

利用本文提出的短路电流特征因子法对呼伦贝尔地区500kV线路单相重合闸风险进行分析,计算结果见表1。从表1可看出,呼伦贝尔地区8回500kV线路短路电流因子kcritical值均大于2.18。也就是说,当线路单相重合闸到永久性故障且合闸瞬间合闸角度满足一定条件时,上述线路可能存在故障电流延迟过零点而导致断路器损坏的风险。

4 500kV线路单相重合闸解决方案与电网运行检验

500kV母线多采用3/2接线方式,重合闸功能按断路器配置,通常情况下两侧先重合闸的断路器整定时间可以相同[8]。但不同区域电网,线路断路器单相重合闸时间可能不同。为避免线路发生永久性故障时连续两次对系统的冲击,线路同一变电站两断路器设置为一断路器先重合闸,另一断路器后重合闸方式。先合断路器重合闸到永久故障上,则线路后加速保护动作将线路两断路器三相均跳开, 后合断路器在延时未到前收到三相跳闸信号时重合闸立即放电[9,10,11]。由于断路器重合闸时间存在分散性,与保护动作时间、断路器分闸时间、重合闸计时启动条件和断路器合闸时间等因素有关,考虑到极端严重情况,重合闸时间最大相差有可能达60~ 100ms[12]。考虑裕度,一般要求后合侧断路器与先合侧断路器重合闸时间相差0.20~0.25s。

当识别出电网存在单相重合闸故障风险时,可以考虑通过调整线路两侧断路器重合闸整定时间达到错开两侧断路器的合闸时刻的要求。3/2接线500kV线路两侧4个断路器,每两个断路器间按0.25s时间级差考虑,则重合闸时间最长相差达0.75s。再加上单相重合闸固有整定时间,则线路重合闸时间过长,对电网安全稳定运行不利。因此, 只通过调整重合闸时间定值来错开两侧断路器重合闸时刻的做法是不可行的。

利用保护通道实现两侧重合闸信息的传输。例如,可设定一侧重合闸装置按正常方式投入,另一侧重合闸装置检测对侧重合闸状态标志位。当检测到对侧重合闸成功合闸标志后,本侧重合闸装置发合闸命令;当检测到对侧重合闸失败信号后,及时闭锁本侧断路器重合闸功能。这样,也可以有效避免短路电流延迟过零点导致断路器损坏的问题。但是, 利用纵联保护通道传送重合闸信息以及线路保护与断路器保护交换的信息增加了中间环节,降低了重合闸功能的可靠性。此方案还需进一步研究。

为保证线路两侧断路器不同时合闸到故障上, 可采用线路一侧重合闸装置按正常方式使用,另一侧的重合闸装置投入“在线路单相重合闸时检线路三相有电压”的功能(重合闸逻辑如图6所示)。后合侧在重合闸时间到后,检测到线路三相有电压持续一段时间后,再发重合闸命令,可确保两侧不会同时合到故障上。

500kV线路正常均配置线路三相电压互感器, 并且线路三相电压均接入到重合闸装置中,具备线路单相重合闸检定三相有电压重合闸的条件。对于线路变压器串,由于变压器保护动作不启动重合闸, 所以中间断路器重合闸装置只需检定线路侧电压即可实现三相电压检定功能。但对于线路串,由于目前的断路器保护装置中只能接入一组三相电压和一个单相电压,对于中间开关实现两条线路故障均能实现检三相电压的重合闸,需对装置功能进行完善。 对中开关检电压重合闸的判别,可采用检启动重合闸侧三相电压的方法,区分故障线路和完好线路。 此时可认为启动重合闸的一侧为故障侧,应检测启动重合闸侧三相电压是否有电压来实现该功能[13,14]。

为解决呼伦贝尔地区500kV线路发生永久性故障线路两侧断路器同时重合闸到故障可能引起断路器损坏的问题(计算结果如表1所示),于2011年4月调整了500kV伊换1号、2号线,巴换1号、 2号线,呼巴1号、2号线和鄂巴1号、2号线单相重合闸使用方式,即线路一侧重合闸装置按正常方式使用,另一侧的重合闸装置投入“在线路单相重合闸时检线路三相有电压”的功能。2011年7月29日500kV鄂巴2号线故障,两侧重合闸正确动作,有效解决了线路两侧断路器同时合到故障上导致的短路电流延迟过零点,断路器损坏的问题。

5结语

针对500kV电网线路单相重合闸过程中发生断路器烧损,失灵保护动作跳母线所有断路器的严重事故,建立了超高压电网重合闸过程的网络模型, 通过研究网络特征,提出了短路电流特征因子,用以识别电网中存在的线路单相重合闸问题。对解决该问题的几种方案进行分析,制定出采用检定线路三相有电压的方案可以较好地解决此类问题。通过实际电网运行,验证了该方案的有效性。