区域后备保护

区域后备保护（精选八篇）

区域后备保护 篇1

随着信息通信、计算机处理技术的发展和IEC61850标准的不断完善,数字化变电站的研究在我国迅速发展[1]。数字化变电站为站内信息共享提供了便利,站内设备能够通过网络获得站内任何一条支路的信息,为继电保护的发展提供了新的契机。很多学者研究了数字化变电站信息共享给继电保护带来的变革,但研究集中于IEC61850标准如何在站控层、间隔层和过程层设备中的应用[2,3,4,5,6,7],如何利用信息共享的优势来提高变电站继电保护整体性能的研究并不多,导致数字化变电站信息共享的优势得不到充分利用。

当前国内很多学者对数字化变电站集中式保护进行了研究,指出集中式保护是未来继电保护发展的趋势[8,9,10,11]。数字化变电站集中式保护,能够获取变电站全部信息,电流差动保护是最好的选择。电流差动是利用一次设备各支路电流进行故障检测,检测原理简单、成熟。很多学者研究了基于电流差动原理的广域保护的分区方法[12,13,14,15],对于数字化变电站集中式保护采用电流差动原理,如何实现变电站主后备保护实时分区的研究还不够。

当变电站及邻近区域发生故障时,由于网络通信容量突然增大或者互感器发生故障等原因,可能造成集中式保护采集的信息缺失[16,17],从而导致变电站电流差动原理主保护无法正确动作,因此必须提供可靠的后备保护。本文将在数字化变电站信息共享的基础上介绍一种基于图论知识的集中式主保护及自适应后备保护分区形成方法,该方法根据变电站一、二次设备工作运行状况及拓扑结构形成顶点-边邻接实时状态矩阵,依据矩阵中元素来划分变电站主后备保护范围,从而为数字化变电站集中式保护装置提供实时的主保护分区及自适应后备保护分区。

1 数字化变电站集中式保护结构

集中式保护是指在数字化变电站中,通过数字式互感器、合并单元(Merging Unit,MU)、以太网和集中式保护装置,实现整个变电站保护的系统[3]。

如图1所示,集中式保护主要由三部分组成:

1)过程层设备。电子式电流互感器(ECT)、电子式电压互感器(EVT)、智能开关、合并单元(MU);

2)网络设备。光纤以太网、交换机等;

3)集中式保护装置。集中式保护的核心位于数字化变电站的间隔层,从以太网上接收变电站所有元件的信息,执行保护功能。

集中式保护装置能够获取全站各个结点的电气信息,由于变电站网络通信量大或者互感器故障等原因,可能造成集中式保护装置获取的电气信息缺失。当信息缺失情况发生时,必将会导致涉及信息缺失的一次设备主保护失效,集中式保护自适应形成后备保护分区目的是为一次设备提供延时小的后备保护。

2 数字化变电站主后备保护划分

2.1 主保护划分原则

当被保护一次设备内部故障发生时,差动保护能够可靠动作;当外部故障发生时,差动保护能够可靠不动作。数字化变电站主保护分区方法主要遵循以下几点:

1)当变电站所有一、二次设备都正常运行时,各主保护区只包含一个一次设备。变电站一次设备包括变压器、母线、线路等,对于变压器、母线采用电流差动保护;对于线路采用带方向的距离保护。

2)当变电站内断路器位置发生改变,如一次设备投入运行或者退出运行等,则与该断路器对应的主后备保护分区要进行修正。

2.2 后备保护划分原则

变电站内一次设备由于各种原因,如信息缺失,主保护失灵等导致主保护不能够正确动作,此时需要形成变电站后备保护分区,该后备保护分区利用相邻主保护分区融合形成大的差动保护区来实现后备保护。

如图2中当变电站内部电流i1信息缺失时主保护B1及B2将不能够正常工作,必须自适应形成后备保护,后备保护区域由相邻一次元件主保护区域融合形成。

3 基于图论的变电站主后备保护分区

3.1 变电站的图论表示

为了简化说明数字化变电站拓扑的分析过程,本文以图3所示的单母线数字化变电站为例介绍。根据图论知识[18]定义顶点和边:

1)顶点。一次设备如变压器、母线等,每个顶点为数字化变电站最小的保护单元。

2)边。断路器和隔离开关,表示顶点之间的拓扑连接关系。边有三种状态:(1)闭合。断路器工作正常且投运,实心圆点表示;(2)退出。断路器断开,空心圆点表示;(3)故障。信息缺失。

根据以上定义利用图论知识简化变电站主接线如图4所示,变电站的主接线图可以抽象为拓扑图G=,其中V表示顶点集合((1)到(8)),E表示边的集合(1#到7#)。E中各边的状态与断路器的状态相对应,数组B是与集合E一一对应的边的状态向量。变电站拓扑结构可以用顶点-边邻接矩阵M表示,M中的元素可以表示为

图4为110 kV单母线数字化变电站图论简化模型,根据图4所示全站拓扑结构,其顶点-边邻接矩阵M表示为

矩阵M中行编号为顶点编号,对应变电站被保护的一次设备编号;列编号为边的编号,对应断路器和隔离开关。整个矩阵表示顶点和边的邻接关系。

假设图4变电站中一、二次设备除线路(5)外都正常运行,形成t时刻变电站边的状态相量为

相量B中:1表示该边断路器闭合;0表示该边上断路器断开;-1表示该边电流信息缺失。

t时刻矩阵M每行对应元素与相应边的状态量相乘得到实时的顶点-边邻接状态矩阵中的元素为

式(1)中:i表示矩阵M行编号;j表示矩阵M列编号;Mr为顶点-边邻接状态实时矩阵。

根据式(1)计算可得矩阵Mr为

根据矩阵Mr构成变电站差动保护区域,以矩阵第6行为例说明。

由上述相量可知元件(6)电流差动保护由相量中元素为1所代表的边的电流构成,即1#、2#、6#边的测量电流构成。

3.2 主后备保护区域划分原则及方法

变电站及邻近区域发生故障时,由于站内网络通信容量大、互感器发生故障等情况都可能导致集中式保护采集的信息缺失。如图3所示变电站为例,介绍基于图论知识的数字化变电站集中式保护主后备保护分区方法(简称分区方法),其中B为变电站边实时状态相量,由集中式保护装置通过GOOSE报文获取相关断路器信息。

1)检测断路器状态,实时修正相量B。判断相量B是否发生改变,如果发生改变执行步骤2),否则继续执行本步骤。

2)根据式(1)形成顶点-边邻近状态实时矩阵Mr。

3)检测相量B中改变元素。如果出现信息缺失,相量B改变元素为-1,执行步骤4);否则执行步骤5)。

4)修正实时顶点-边邻近状态矩阵Mr:元素为-1的两行对应元素相与得到新的相量,存入编号小的行,另一行元素全部置零。

式(2)中,i,j表示存在元素为-1的两行的行编号且i

5)结束。

4 算例分析

110 kV变电站根据图论简化为如图5所示。

通过图5变电站主接线拓扑结构形成顶点-边邻接矩阵为

变电站集中式保护采集的断路器状态得到边状态相量为

根据式(1)计算可得Mr。

下面通过以下五种典型情况分析分区方法。

1)一次设备投入运行

如图5所示数字化变电站中线路9投入运行,其对应9#断路器闭合,相应的状态设置为1,则整个变电站边的状态矩阵为

由式(1)计算可得Mr,以下仅列出与初始顶点-边邻近实时状态矩阵发生改变的部分:

通过分区方法对矩阵Mr分析可得:一次设备9的三段式距离保护元件投入运行,一次设备16的电流差动保护元件需要9#测量线路电流参与计算。

2)一次设备退出运行

数字化变电站中变压器19因故障退出运行,变压器差动保护动作断开与变压器19相连的15#、18#、20#断路器,备自投动作将13#、14#断路器闭合。此时整个变电站边对应的边状态矩阵为

由式(1)计算可得Mr,以下仅列出与初始顶点-边邻近实时状态矩阵发生改变的部分

通过分区方法对矩阵Mr分析可得:一次设备12、14、15、16、17对应的差动保护采用的电流信息发生改变,一次设备19的差动保护退出运行。

3)内部出现信息缺失

由于互感器故障、网络通信等原因导致数字化变电站中集中式保护采集信息缺失,假设缺失的信息为20#线路电流信息。此时整个变电站边对应的边状态矩阵为

由式(1)计算可得Mr,以下仅列出与初始顶点-边邻近实时状态矩阵发生改变的部分

再根据分区步骤中的式(2),可以得到修正的顶点-边邻接实时状态矩阵

通过分区方法对矩阵Mr分析可得:一次设备19的电流差动保护退出运行,一次设备17的电流差动保护范围为自适应形成的后备保护区域,该区域为一次设备17、19提供后备保护,其余主保护范围不变。

4)一次设备发生故障主保护动作

假设数字化变电站中母线16发生故障,此时整个变电站边对应的边状态矩阵为

由式(1)计算可得Mr,以下仅列出一次设备16主保护范围

通过分区算法分析,一次设备16的主保护区域由8#、19#边构成,主保护通过电流差动算法检测出一次设备16发生故障,其余主保护检测没有发生故障,则切除8#、19#边对应断路器,保护动作完成。

5)一次设备发生故障主保护拒动

一次设备主保护拒动,可能由以下原因造成。

断路器拒动:断路器拒动则由断路器失灵保护动作切除故障,在此不予考虑;

信息缺失:变电站集中式保护通信容量大,网络阻塞或者互感器故障等都可能造成电流信息缺失,主保护在电流信息缺失情况下发生拒动,则可以通过后备保护分区实现后备保护,完成保护功能。

主保护失效:变电站内一次元件都采用电流差动保护,电流差动保护可靠性好,灵敏度高,主保护失效的可能性小。即使由于某种原因导致主保护失效,也可以通过后备保护分区实现后备保护,完成保护功能。

(1)假设一次设备16发生故障,如果19#信息缺失导致主保护拒动,启动自适应后备保护分区,此时整个变电站边对应的边状态矩阵为。

由式(1)计算可得Mr,以下仅列出与初始顶点-边邻近实时状态矩阵发生改变的部分:

通过分区算法分析,一次设备16的后备保护由8#、16#、17#边的电流构成。后备保护通过电流差动算法检测出一次设备16、18融合后备保护区发生故障,其余主保护没有检测出发生故障,则切除19#边对应断路器,此时整个变电站边对应的边状态矩阵为

由式(1)计算可得Mr,以下仅列出与初始顶点-边邻近实时状态矩阵发生改变的部分:

此时全站信息能够完全获取,一次设备18的主保护由16#、17#边的电流构成,主保护通过电流差动算法检测一次设备18没有发生故障,从而确定一次设备16发生故障,故障已经切除,保护动作完成。

(2)假设一次设备18主保护失效,启动自适应后备保护分区,此时整个变电站边对应的边状态矩阵为

由式(1)计算可得Mr,以下仅列出后备保护区域:

通过分区算法分析,一次设备18主保护失灵后,后备保护由3#、4#、5#、8#、12#边的电流构成。后备保护通过电流差动算法检测出一次设备13、14、16、18融合后备保护区发生故障,其余主保护检测没有发生故障,则切除16#、17#、19#边对应断路器,此时整个变电站边对应的边状态矩阵为

由式(1)计算可得Mr,以下仅列出一次设备13的主保护范围

通过分区算法分析,一次设备13主保护由3#、4#、12#边的电流构成。主保护通过电流差动算法检测一次设备13无故障发生,保护动作完成。

通过以上五种典型情况的分析,可以验证该分区方法能够应对变电站的各种变化,如一次设备退出运行或者投入运行、电流信息缺失等,能够为变电站一次设备提供实时主保护及自适应后备保护。

利用分区方法进行主保护和自适应后备保护分区,相对于传统保护而言其主要优势有以下三点:

1)当变电站运行状态发生改变时,能够实时形成变电站各一次设备的主保护;当变电站出现信息缺失的情况下,本分区方法能够自适应形成电流差动后备保护分区。

2)当一次设备主保护失效时,分区方法能够自适应形成后备保护,所需时间仅仅比主保护增加后备保护区域形成时间,该时间为计算机处理速度;传统保护依靠后备保护依靠延时整定配合动作,至少需要0.5 s的延时来切除故障。如果集中式保护装置处理速度足够高,此时间将远远小于0.5 s。

3)当变电站集中式保护装置采集的信息发生缺失时,保护装置能够通过纵序动作提高供电可靠性。

5 结语

基于IEC61850数字化变电站的各种技术的飞速发展,为变电站的实时信息交换和处理提供了依据,在此基础上提出的集中式保护完全改变现有变电站继电保护格局,全变电站只有一个间隔层,它从过程总线获取全站各个节点的实时信息,利用电流差动算法实现全站各一次元件的保护功能。本文提出一种基于图论知识的数字化变电站集中式保护主保护区域及自适应后备保护区域形成方法,在变电站开关位置发生改变后能够为全变电站提供主保护,同时自适应后备保护能够应对主保护失灵和站内信息缺失情况下的保护问题。

机场净空区域保护专项工作汇报 篇2

一、净空保护对黄山机场的重要意义

随着××省“两山一湖”旅游开发战略的实施，××市正积极融入长三角“15＋1”旅游经济圈，黄山市将会建成“××旅游龙头、华东旅游中心、中国旅游名牌、世界旅游胜地”。在此进程当中，××机场作为我市对外交往的空中门户，将起着不可替代的促进和推动作用，处于重要的战略地位。

××市是一座“八山半水半分田、一分道路和庄园”的山区城市。目前的××机场四周多山，净空条件已经很差，如净空再得不到有效保护，-互联网最大文秘资源网势必会影响飞行安全，限制大中型飞机的起降，最终可能导致机场关闭，给国家带来重大损失。如要新建一座机场少则十几亿，多则几十亿，更何况在××市很难选到合适的场址。若因净空不好影响到飞行安全，何况××市很难选到合适的场址。

因此，只有保护好机场净空，使机场处于良好的适航状态，才能保证××机场安全、正常地运行，才能为××市发展成为国际旅游圣地提供条件。

二、××机场净空现状及存在的问题：

（一）现状：

1、四周多山，地形复杂，机场净空条件差。场区西部和西北部为××山脉；东北到东南方向为天目山山脉；南和西南方向20—30公里处有超高1000米的小山尖、积云山和五龙山；机场周围15km以内还有100米—500米的多个小山头。净空区域内存在67个障碍物，其中包括市电视发射塔、市电信大楼、花溪饭店等超高障碍物。

2、机场东南方向为市区，不仅山多、山高、人为障碍物多，而且距机场都较近，在目前条件下，飞机不能从跑道东南端实施仪表进近。由于机场周围的山及东南方向超高障碍物的限制，飞机起降航线只能在机场西南侧进行，而且必须爬升到一定高度方可离场进入航线。

（二）存在的问题：

××省民用机场净空环境保护条例于１９９８年１２月２２日××省第九届人民代表大会常务委员会第七次会议通过，1999年3月1日起实施，但通过这几年来的执行情况来看，该条例没能有效的得到贯彻落实，主要表现在：

1、不经市城市规划局和民航部门审批或虽经审批但超越审批高度建设或者先建后报批的建筑物、构筑物（含大型广告牌）的事件时有发生，致使严重超高的人为障碍物相继出现，如1997年批准的电信大楼海拔175米，但实际建设高度229.63米,超高54.63米;2000年5月电视发射塔在改造时未经批准,将原已超高的发射塔高度增加17米；2004年9月6日在机场大道靠近飞行区一侧的1号大型广告牌，超高8.23米；

2、有的障碍物产权单位不按规定设置和维护障碍物标志，障碍物标志有时处于失效状态；

3、××机场周边区域农民建房随意性、盲目性较大，缺乏规划控制；

4、机场周边地区树木超高，农民在农田里栽种速生树木（如刺槐）或经济树木等，且有进一步增加的趋势，如不加以控制，带来的不仅仅是超高问题，还有更为难以控制和防范的鸟害问题；

5、机场周边焚烧秸秆和烧荒的现象屡禁不止，不仅使机场能见度降低，影响航空安全，而且还烧坏了机场飞行区隔离设施如围界；

6、市区部分建筑物和大桥上设置的对空激光射灯（高光强聚光灯）影响飞机航行，有的甚至直接照射到近进和起飞中的飞机上，造成飞行员眩目而看不见跑道及其助航设施，极大的危及航空安全；

7、升空物管理失控，未经批准就施放升空物（包括气球、飞艇、动力伞）和燃放焰火；

8、机场净空区内饲养放飞鸟类，鸟类穿越飞行区构成鸟机飞机的不安全隐患。

三、保护机场净空区域的几点建议：

（一）将《城市规划法》、《民用航空法》及《××省民用机场净空环境保护条例》等法律法列入××市普法宣传计划；

（二）重申所有建筑物构筑物规划定点，必须报市规划局审批；对高大建（构）筑物或有可能影响机场净空的障碍物必须报黄山机场审查。严禁任何单位和个人在擅自在净空区域内建设可能超高的建（构）筑物，因违法建设造成经济损失，由违法者自己承担，规划局和××机场应建立和完善制度，加强协作；

（三）加强机场净空检查、监督。××机场应定期检查净空区域内是否有新增障碍物，监督障碍物标志的设置和运行情况，障碍物产权单位有义务和责任按机场飞行区技术标准（由××机场提供）的要求予以改进。凡在机场净空区域范围内从事违法建设活动的，市规划局必须及时依法严肃查处；

（四）建立定期汇报制度。市规划局和黄山机场每半年联合向是人大、市政府和民航××省监督管理办公室汇报××机场净空区域保护情况；

（五）机场周边乡镇政府及土地管理部门在批准村民建房用地时，应控制其建房高度，必要时到××机场办理审核手续，同时把机场周边的净空保护纳入到乡镇的工作目标责任制中去，真正做到家喻户晓，人人皆知；

（六）市规划局和市行政执法局应真正将机

场净空区域纳入城市规划范围，与市区一样定期进行巡视督察，加大行政执法力度；市安全监督管理局或市安委会将机场净空环境保护列入其日事议程；

（七）对××机场周边地区进行总体规划，严格控制各种建（构）筑物的高度；有步骤对农田进行规划，根据与机场的距离，实施不同的种植板块，严格控制树木的种类和高度；

（八）请市人大将《××省民用机场净空保护条例》的实施情况列入每年的执法检查计划；

（九）建议尽早制定《××机场净空环境保护工作实施细则》，以市政府令的形式在全市范围内实施；

（十）建议实行责任制和问责制；

浅析电涌保护器的后备保护装置 篇3

随着国民经济的高速发展以及现代化水平的提高,电涌保护器(Surge Protection Device,SPD)已被广泛用于邮电通讯、电力、铁道、机场、石化、工民建等各个行业。随着SPD的大量使用,SPD火灾事故和雷电防护失效问题逐渐凸显出来,给国家和企业造成了很大的经济损失。

电力行业规范中要求电源SPD安装后备过流保护装置,目的是当SPD出现金属性短路故障时,保护装置能够迅速切断电路,避免保护开关出现越级脱扣,造成电源系统大面积断电。另外一个作用是防止电源系统出现电压异常升高,导致SPD启动流入工频电流起火。本文将对电涌保护器后备保护装置的原理及应用作简单介绍。

1电涌保护器SPD

1.1定义和保护功能

电涌保护器(SPD)又称浪涌保护器,是电子设备雷电防护中不可缺少的一种装置。电涌保护器是一种非线性元件,其目的在于限制瞬态过电压和分走电涌电流,适用于220/380 V低压电源保护。电涌保护器的作用是把窜入电力线、信号传输线的瞬时过电压(大气过电压、操作过电压)限制在设备或系统所能承受的电压范围内,或将强大的雷电流泄入大地,保护被保护的设备或系统不受冲击而损坏。它至少含有一个非线性元件,过去常称为“避雷器”或“过电压保护器”。

1.2工作原理

电涌保护器根据工作原理可以分为开关型、限压型以及分流型或扼流型。

(1)开关型:其工作原理是当没有瞬时过电压时呈现为高阻抗,但一旦响应雷电瞬时过电压,其阻抗就突变为低值,允许雷电流通过。

(2)限压型:其工作原理是当没有瞬时过电压时为高阻扰,但随电涌电流和电压的增加其阻抗会不断减小,其电流—电压特性为强烈非线性。

(3)分流型或扼流型:分流型,与被保护的设备并联,对雷电脉冲呈现为低阻抗,而对正常工作频率呈现为高阻抗;扼流型,与被保护的设备串联,对雷电脉冲呈现为高阻抗,而对正常工作频率呈现为低阻抗。

2给SPD安装后备保护装置的原因

当浪涌电压超过设计的最大承受能力和放电电流容量时,SPD可能会失效或被损坏。SPD的失效模式大致分为开路和短路两种。

2.1电涌保护器的开路失效保护

SPD经多次电涌冲击后,内部元件逐渐老化,当元件老化到一定程度时,内部热脱扣装置熔断,当热脱扣装置熔断后,SPD支路将从线路中断开,SPD得到保护。处于开路模式时,被保护设备将不再受保护。这时,因为对系统本身几乎不会产生影响,很难发现SPD己失效。为了保证在下一浪涌到来之前,能将失效的SPD替换掉,必须要求SPD具备指示失效的功能。

2.2电涌保护器的短路失效保护

高能量电涌冲击或线路故障(短路/TOV)时,SPD会发生短路。处于短路模式时,短路电流下,内部热脱扣装置来不及熔断,系统出于SPD的失效而受到严重影响,短路电流由配电系统流向失效的SPD。因为失效的SPD通常并未完全短路且有一定阻抗,在开路前将产生热能,引起燃烧,SPD会因为过热导致火灾、爆炸。在这种情况下,被保护系统没有合适的器件使其与失效的SPD发生脱离,此时,对处于短路失效模式的SPD要求安装一个合适的脱离装置(断路器)。加装后备保护装置后,短路电流可被及时切断,使线路得到保护。

2.3暂时过电压TOV

暂时过电压(Temporary Over Voltage,TOV),在给定安装点上持续时间较长的不衰减或弱衰减(以工频或其一定倍数、分数)的振荡的过电压,包括工频过电压和谐振过电压(GB/T18481—2001)。当线路发生TOV时,如SPD前端没有适当的后备保护,SPD极易发生短路失效,进而起火、爆炸。

3选择后备保护装置的原则

给SPD安装后备保护装置主要基于以下三个基本选型原则:

3.1线路发生电涌时电涌耐受能力

能够承受该处正常情况下雷电流的冲击(20次In)而不误动作。

3.2线路发生工频故障(短路/TOV)时工频过电流保护能力

能够分断该处最大预期短路电流和低短路电流,能够保护SPD免受TOV的损坏。

3.3电压保护水平

在线路泄放电涌电流时,后备保护装置上的残压应尽可能低。

4目前常用的SPD后备保护装置分析

建筑电气低压配电系统中通常在SPD支路中接入一个限流元件作为SPD故障短路的后备保护,此限流元件可以是熔断器、延时型空气开关、剩余电流短路器。

常用的SPD后备保护装置有微型断路器(MCB)、塑壳断路器(MCCB)、熔断器(Fuse)。以下就从电涌耐受能力、工频过电流保护能力、电压保护水平三个方面来对以上三种SPD保护装置做个简单对比。

4.1电涌耐受能力

根据防雷中心实验得出,电涌冲击下:

(1)MCB:电涌耐受能力不足,在Imax=40 k A,In=20 k A以上的电涌冲击下动静触头之间会产生很大的电动斥力,电涌越大,电动斥力越大,MCB就越容易脱扣,甚至在大的电涌冲击下有爆炸的风险。

(2)MCCB:电涌耐受能力相对较高,但是产品的尺寸过大。

(3)Fuse:相同额定电流的熔断器比断路器的耐受能力低,大规格熔断器虽然可以耐受大的电涌冲击,但是尺寸过大。

分析总结:

(1)MCB容易误动作,且电涌耐受能力低。

(2)MCCB电涌承受能力较高,但是尺寸大。

(3)Fuse电涌承受能力较高,但是尺寸大。

4.2工频过电流保护能力

4.2.1高短路电流保护能力

(1)MCB:分断能力最高达17 k A,能够分断低压配电系统末端SPD安装处的最大预期短路电流,而对于第一、二级SPD安装处的预期短路电流有无法安全分断的风险。

(2)MCCB:分断能力较高,基本能够分断第一、二级SPD安装处的最大预期短路电流,但是低短路分断有问题,且尺寸过大。

(3)Fuse:分断能力较高,基本能够分断第一、二级SPD安装处正常的最大预期短路电流,但是低短路分断有问题,且尺寸过大。

4.2.2低短路电流保护能力

选用的后备保护装置的额定电流都比较高,所以当SPD支路出现较低的短路电流时,将达不到断路器或者熔断器的瞬动值((5~7)In),短路电流将无法被及时切断,这时SPD极易起火、爆炸;高额定电流的断路器或熔断器与上游主回路开关无选择性,后备保护装置形同虚设,当SPD支路发生短路时,主回路先跳闸,供电连续性得不到保障。

4.2.3断路器和熔断器的工频过电流保护范围

断路器和熔断器的工频过电流保护范围如图1所示。

(1)1 A以内靠SPD内部热脱扣装置起保护作用。

(2)按照GB 18802.1—2011中低短路试验为300 A或者5倍In,所以当发生低于300 A或者5倍In(两者取较小值)的短路电流时,后备保护装置将无法及时分断,SPD起火爆炸,也就是说存在保护盲区。

4.2.4分析总结

(1)MCB高短路分断能力低;低短路无法快速脱扣,TOV下保护有限。

(2)MCCB高短路分断能力较高;低短路无法快速脱扣,TOV下保护有限。

(3)Fuse高短路分断能力较高;低短路无法快速脱扣,TOV下保护有限。

4.3电压保护水平

(1)断路器的残压非常高,使得SPD支路的有效电压保护水平Up/f大幅升高,设备两端实际的保护水平很低。

(2)熔断器在低电涌冲击时残压较低,但在高电涌冲击下残压也很高,使得SPD支路的有效电压保护水平Up/f大幅升高,设备两端实际的保护水平很低。

分析总结:

(1)MCB残压高,设备保护水平下降。

(2)MCCB残压非常高,设备保护水平大幅下降。

(3)Fuse残压在低电涌冲击时较低,高电涌时较高,设备保护水平下降。

5新型SPD专用后备保护装置SCB

新型SPD专用后备保护装置(Surge Protecter Device Circuit Breaker,SCB)即浪涌保护器前端串联的外置脱离器(又称后备保护装置)。

SCB具有智能电流选择功能,电涌电流可以耐受,工频短路电流可以脱扣。

SCB解决了断路器在电涌下容易误动作、在低短路时不动作、通过电涌电流时残压很高等一系列问题。SCB的作用如下:

(1)当电源出现异常暂态过电压使SPD导通发生熔穿短路时,轻则会造成电源跳闸断电,重则会引发严重火灾事故,安装外置脱离器能在SPD发生短路时迅速断开电路,这里特别说明:外置脱离器必须具有分断短路电流的能力,否则会发生电弧燃烧起火的严重后果。

(2)当SPD发生劣化(经受雷电流冲击或暂态过电压冲击),致使启动电压降到低于电源电压时,工频漏电流会迅速增大,当电流只有几安培时,SPD热脱扣机构能够断开电路,当电流大于10 A时,SPD发热起火燃烧速度快于热传递速度,就是说热传递还没有达到脱扣温度时SPD就已经起火,外置脱离器必须在引起SPD起火前断开电路,防止火灾的发生。

(3)当SPD有雷电流通过时,外置脱离器不会出现误脱扣,使电气设备防雷始终处于有效状态。

6结语

SPD专用后备过流保护装置SCB,结束了SPD没有专用后备过流保护装置的局面,设计工作者可以放心地选用SCB建设一个安全化的SPD系统。SPD起火防护问题、防雷保护失效问题、雷电损害无数据记录问题等正在逐步得到解决。

参考文献

高压输电线路广域后备保护研究 篇4

传统的纵联比较保护是通过比较被保护对象各侧的相关信息, 能快速判断出内部故障和外部故障, 在发生内部故障时瞬时跳闸, 在外部故障时闭锁保护不动作。传统的纵联比较保护只用做电气元件的主保护, 它无法为相邻设备提供后备保护。在高压和超高压系统中, 人们为了提高主保护的可靠性, 从多个方面对主保护进行加强, 如对主保护进行双重化配置, 采用各种原理提高主保护的灵敏度和可靠性。虽然如此, 仍然不能确保各种条件下主保护都能可靠动作, 而且诸如保护拒动、保护误动、变电站直流电源故障等情况仍然是无法避免的, 因此除了配备高性能的主保护外, 还必须配置后备保护。当前的后备保护多采用分段式的距离和过流保护, 上级保护和下级保护之间的动作要依靠整定不同的延时进行配合, 存在着动作延时大、故障切除范围大、相互之间配合复杂等问题。

2 广域保护的功能组成

广域保护系统是以广域信息的采集、传送、分析和使用为主线, 整个系统的功能构成基本上可以分为三大部分:

第一部分是电力系统实时动态监测系统, 即对电力系统动态过程进行监测和分析的系统。由安装在各厂站的智能电子装置, 电力系统调度中心、变电站或发电厂的主站, 以及它们之间相互通讯构成电网广域测量系统, 实现对地域广阔的电力系统运行状态的监测和分析。

第二部分包括广域继电保护算法和广域自动控制策略 (基于广域信息切负荷、切机等) , 安装在各变电站的IED相互通讯, 就地完成部分的常规保护功能, 且主站根据采集到的电网中分布的各变电站IED实时测量数据, 检测故障, 分析扰动, 提出投切线路、负荷和机组等控制策略。

第三部分是电力系统实时控制系统, 由安装在各变电站的自动控制装置与安装在调度的控制中心联网, 实现广域自动控制策略。故障发生后, 主保护 (纵联或差动保护) 迅速切除故障, 主保护和广域保护构成“或门”, 对故障进行快速切除。广域保护故障后的监视控制功能包括对断路器失灵、过负荷、频率电压异常的监视控制和系统失步解列等。如果断路器失灵, 广域保护根据由当前的网络结构形成的关联矩阵, 选择最小的跳闸范围, 确保由于故障和断路器失灵造成的影响范围最小, 同时缩短故障切除时间;监视故障后的系统运行状态是要防止由过负荷引起相邻线路保护的误动作;出现系统频率、母线电压降低或发生失步时, 广域保护执行广域切负荷、发电机控制、解列等紧急控制策略, 防止系统崩溃事故的发生。

3 输电线路保护原理分析

在高压输电线路中, 线路参数具有电抗大, 分布电容大, 电阻小的特点, 这给输电线路的保护带来一些特殊问题, 如暂态过程较长、过渡电阻较大、非全相运行等。目前, 国内外输电线路采用的保护主要有高频方向保护、电流差动保护和高频距离保护, 实际运行中一般采用几种保护配合使用, 对线路故障进行快速、可靠、准确、无死区的切除。

a:母线电压;b:故障点电压;c:故障点电流

利用电力线载波通信方式构成的继电保护称为载波保护或高频保护。高频保护于上世纪二十年代和三十年代出现, 之后电流相位差动高频和方向高频保护相继问世。目前电流相位差动高频保护和方向高频保护 (包括距离高频保护) , 己成为世界各国高压和超高压线路的主要保护方式。高频保护可按动作原理和高频信号的性质分类。按动作原理, 高频保护可分为反应工频电气量和非工频电气量两大类。反应工频电气量的高频保护又可以分为方向高频保护 (包括距离高频保护) 和电流相位差动高频保护。按信号的性质, 高频保护可分为基于闭锁信号、允许信号或跳闸信号的高频保护。

在负序方向保护中, 对线路的电容电流补偿方法有三种: (一) 半补偿方式。即在线路两端各补偿电容电流的一半, 但是这种补偿方式存在明显的缺点:当某一端合闸于短路时, 在此端三相断开条件下, 两端保护将拒绝动作, 而且, 在运行中, 当保护的正方向发生短路时, 补偿电流将使保护中电流减小、灵敏度降低; (二) 全补偿方式。即采用在线路一侧补偿的方法, 但这种补偿方式只能在补偿端进行合闸, 给运行方式带来不便; (三) 灵活补偿方式。为了使线路空载合闸能在任何一端进行, 并且补偿装置不采用两端都全补偿的方式, 可在线路对端三相断开时, 合闸端采取全补偿方式, 在合闸后切换为半补偿方式。

4 输电线路广域故障方向比较后备保护研究

广域继电保护系统是通过收集故障发生时故障相邻区域多个测点的电气量信息或IED的故障判断信息, 并对这些信息进行综合比较, 不仅能区分出区内和区外故障, 而且对区外故障的具体位置也能明确, 在主保护因为各种原因没有成功切除故障时能采取其它措施跳开相应的断路器, 达到在较小范围内快速切除故障的目的。

基于叠加原理, 故障后的系统可以视为正常运行系统和故障附加系统的叠加。在故障附加系统中故障分量是故障后所特有的信息, 原则上它能够清楚的表征故障状态。因此, 先后出现了三种利用故障分量的方向元件:正序故障分量方向元件、负序方向元件和零序方向元件。这三种方向元件的基本原理都是通过比较故障分量序电流和序电压之间的相位关系 (计算两个相量的相位差) 来判断故障方向。由于正序故障分量只在故障后短时间可以提取 (如图1和图2所示) , 而广域后备保护在信息处理上又不可避免的带有延时, 因此正序故障分量方向元件不适用于广域后备保护, 而负序和零序故障分量方向元件动作具有稳定性, 因而成为首选的方向元件。

故障分量可以分为两类:1) 稳定的故障分量, 包括负序分量和零序分量;2) 短暂的故障分量即正序突变量。由于故障分量为在短路前没有、仅在短路后才出现的电气量, 所以正序突变量通常只在故障后短时间可以提取。从图2中我们可以看出:在故障发生5”ms以内, 正序电压突变量非常突出明显, 可以准确提取。当故障进入稳态后, 正序电压突变量也趋于稳定并逐渐向零逼近。

5 输电线路广域电流差动后备保护的研究

广域电流差动保护功能的实现, 首先需要解决两个问题:一是确定好对任意IED的保护范围, 即哪些元件应该包含在保护单元内, 在保护单元内的这些元件中哪些属于最小保护范围, 哪些属于最大保护范围;二是根据保护范围划分好IED的关联域, 即故障发生后IED

应该与哪些对应的IED交换电流信息进行差动计算, 在这些IED中先与谁交换电流信息, 后与谁交换电流信息。在单母线结构中母线和线路的连接关系很简单, 一经确定后IED的保护范围和关联域不会变化。但对于结构比较复杂的电网, 母线和线路的连接关系不再是固定不变的, IED的保护范围和关联域将会随着网络结构的变化而变化。在这种情况下必须建立适应各种网络结构的保护范围和关联IED的搜索准则。依据该准则和开关位置状态的变化, 为每个IED动态的确定保护范围和关联域。双母线是常见的接线方式之一, 在高压和超高压系统中广泛采用的接线方式也可等效为双母线结构。

6 结语

本文探讨的输电线路广域后备保护的网络结构相对来说比较单一, 如果出现多个保护误动、拒动, 甚至开关拒动等复杂情况时, 仍需要多方面的考虑问题。借于其复杂性, 在更大规模的电网结构中采用的高压输电线路广域后备保护仍然需要做进一步探讨研究。

摘要：随着电网规模的不断扩大、网络拓扑结构的日趋复杂, 给后备保护的整定、时限的配合造成了很大困难, 而且在保证元件安全的同时可能会牺牲系统的稳定性。广域保护通过获取电网多点信息, 对故障进行更加准确、可靠的切除, 同时考虑故障切除对系统安全稳定运行的影响, 防止保护误动作导致系统稳定性的破坏。

关键词：高压输电线路,广域保护,比较后备保护

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变电站集中式后备保护 篇5

近年来,基于网络通信、多点综合比较判断的广域保护研究成为继电保护热点课题之一,引起了国内外学者的广泛关注[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12]。国外学者研究的广域保护是利用广域信息实现故障状态下电网的紧急控制[2]。而按国内工程应用的划分,广域保护实际包含了快速切除故障的继电保护和对电网进行紧急控制的安全自动装置。如何利用广域信息来改善继电保护的性能具有现实意义[3]。

现有超高压电网中的电力设备广泛采用双重化的主保护加后备保护配置方式。主保护利用被保护设备两端的信息即可以准确判断内、外部故障,保护动作正确率在99.6%以上,动作速度在10~25 ms之间,没有必要使用广域信息。而广域信息下的集中控制系统无论决策速度和动作可靠性都达不到要求,因此广域信息下的集中协调控制系统不可能取代分散安装的主保护装置[5]。而传统的后备保护一般采用阶段式距离保护或零序过电流保护,通过定值和时间的配合来保证选择性,动作速度慢。当运行方式变化时为保证远后备保护的选择性,保护人员的定值计算工作量巨大,在超高压电网中甚至无法配合,不得已采用近后备加断路器失灵保护方式。采用近后备保护存在当下级变电站的直流消失后,无法起到远后备作用。另外每一元件上都配备多种后备保护,使得保护构成复杂化,成本提高。随着电网结构日趋复杂,运行方式日益灵活,在广域信息具备的情况下,从整个电网安全的角度出发,有必要重新审视后备保护的配置原则和构成原理。

目前,国内外学者提出了多种广域信息下后备保护理论:J.C.Tan提出了收集电网中多个距离保护元件的判断结果、依靠后备专家系统集中决策确定故障位置并切除故障[6,7],虽然从缩短动作延时、减小故障切除范围等方面提高后备保护系统性能,但依然避免不了传统后备保护整定十分复杂的问题;Y.Serizawa等学者提出了广域电流差动后备保护[8],将差动保护范围从独立的电气元件扩展到与该元件相邻的区域,能明显缩短后备保护系统的动作延时,但传输的信息量大且要求有精确的时间同步,技术实现较为困难。

本文提出一种新的继电保护配置方式,变电站中每个电力元件仅仅配备主保护,每个变电站配置一套(或双备份)集中式后备保护系统对本变电站元件提供近后备和开关失灵保护功能,并对其相邻下级元件提供远后备功能。这种主-后备保护的配置模式不仅简化保护配置,而且后备保护可以不再使用阶段式配合原理。给出了一种基于方向比较原理的集中式后备保护算法,加快了后备保护的动作速度,简化了定值配合计算,且对缺少某个方向元件信息情况下仍有很好的适应性。

1 变电站集中式后备保护系统功能及结构

该后备保护系统必须为本变电站元件提供近后备和开关失灵保护功能,还要为相邻变电站元件提供远后备保护功能,因此每个变电站的保护范围分为如下2个部分:

a.近后备保护范围,包括该变电站内所有母线和直接出线;

b.远后备保护范围,包括直接出线的对端母线以及与对端母线所连的所有线路。

独立的后备保护系统采集本变电站元件的电压和电流信息、断路器状态信息及主保护动作信号,接收相邻变电站元件的故障方向信息、断路器状态信息及主保护动作信号,根据实时信息,独立判别在远后备范围内元件的故障,并做出最优的跳闸策略。

每套后备保护系统由数据采集及数据处理模块、通信模块、故障位置判别模块、跳闸决策模块等4个功能模块组成。下面简单描述各个模块的功能。

a.数据采集及数据处理模块。在全网统一时钟下,实时采集本变电站内元件的电压、电流信息,利用方向判别算法计算出站内各个元件的故障方向信息;收集本变电站站内断路器状态信息及主保护动作信号。

b.通信模块。通过变电站间广域网收集保护范围内其他元件故障方向信息,并将本站故障判别结果、断路器状态和本站主保护动作信号通知相邻变电站。还需要向相邻变电站发送或接收来自相邻变电站的断路器跳闸信号。

c.故障位置判别模块。利用本变电站元件的故障方向信息以及所需其他变电站元件的方向信息,执行故障判别算法,确定故障位置。

d.跳闸决策模块。根据故障位置、断路器状态及主保护动作信号执行相应的跳闸策略。

另外,该后备保护系统采用变电站集中式结构,为了提高其可靠性,有必要采取冗余配置,并配备UPS电源,保证在变电站直流电源消失的情况下仍能正常工作。

2 基于方向比较原理的故障判别算法

以图1所示的简单输电系统来说明该故障判别算法。图中D1~D12为方向元件,安装在断路器处,与断路器一一对应;L1~L6为输电线路;B1~B6为母线,与变电站一一对应。以变电站3为研究对象,其对应的保护范围和关联的方向元件如表1所示。

在故障发生后,变电站集中式后备保护系统只收集该变电站远后备保护范围内所有关联的方向元件的动作信息。

2.1 方向元件与线路/母线的关联表示

对于图1所示的输电网络,方向元件的安装位置与母线的关系如表2所示,行表示母线,列表示线路。它不仅描述了变电站保护范围内关联的方向元件的位置,也描述了保护范围内线路和母线的拓扑连接关系。

另外,它必须与实时的网络拓扑结构相对应,在当前潮流状态下搜索形成后,存储于后备保护系统中,当后备保护启动后,系统将根据它形成故障位置判别矩阵,确定具体的故障元件,并形成相应的跳闸策略。

2.2 故障位置判别矩阵的形成

方向元件的方向按电流流出母线为正,流入母线为负来定义。因此,每个方向元件的输出值可能为

当后备保护系统检测到保护范围内有方向元件启动时,后备保护系统收集保护范围内所有方向元件的动作信息,并将方向元件的输出值代入表2中的相应位置,形成故障位置判别矩阵。

以图1所示输电系统K1点故障来说明故障位置判别矩阵的形成。假定方向元件判断全部正确,得到方向元件的输出结果如表3所示。

于是,对应的故障位置判别矩阵为

2.3 故障元件判别

故障位置判别矩阵形成以后,按照列元素之和与行元素之和分别形成输电线路故障判别、母线故障判别综合值,如式(2)和式(3)计算。

式中Dline(j)和Dbus(i)分别表示第j条输电线路和

第i条母线的故障方向信息综合值;M和N分别为故障位置判别矩阵R的行数和列数;Rij为故障位置判别矩阵R第i行第j列的元素值。满足式(4)或式(5)判为输电线路故障或母线故障。

式中Dline_set(j)和Dbus_set(i)为输电线路、母线故障的门槛值。

其值的设定原则为:假定该被保护元件故障时,其对应的所有方向元件中任何一个拒动时(包括收不到动作信息),其他方向元件的输出值之和可以由表2确定,其分别为式(6)和式(7)所示。

式中Lj为表2中第j列中方向元件的个数;Hi为

表2中第i行中方向元件的个数。

如果被保护设备的任一方向元件拒动,或者该元件动作信息丢失,都有可能导致线路的故障方向信息综合值等于其故障门槛值,无法确定该被保护设备是否发生故障,于是将该元件定为“疑似故障元件”。有多个元件同时被判为“疑似故障元件”时,后备保护系统将执行一定的保护策略来切除故障。下面的算例分析将对这个问题进行详细的阐述。

3 算例分析

对图1所示输电系统,以变电站3为研究对象来验证所提算法的正确性,并讨论该算法能克服方向元件N-1问题对故障定位带来的影响。

根据式(6)和式(7)可以得到各输电线路和母线的故障门槛值如式(8)所示。

当近后备保护范围内线路L3上K1点故障时,故障位置判别矩阵如式(1)所示,根据式(2)和式(3)可以得到各输电线路和母线的故障方向信息综合值如式(9)所示。

根据式(8)和式(9)可以判定为线路L3故障。

需要说明的是,母线B1和B6不属于变电站3远后备保护范围的保护对象,因此收集的方向信息不足以说明母线B1或B6故障,所以式(8)和式(9)中对应母线B1和B6的故障方向综合值和故障门槛值都用“×”表示。

当近后备保护范围内母线B3上K2点故障时,对应的故障位置判别矩阵如式(10)所示。

根据式(2)和式(3)可以得到各输电线路和母线的故障方向信息综合值如式(11)所示。

根据式(8)和式(11)可以判定为母线B3故障。

当远后备范围内L6上K3点故障时,对应的故障位置判别矩阵如式(12)所示。

根据式(2)和式(3)可以得到各输电线路和母线的故障方向信息综合值如式(13)所示。

根据式(8)和式(13)可以判定为线路L6故障。

上面3个算例表明:在方向元件全部正确动作且故障方向信息健全的情况下,该算法能准确地判断保护范围内线路故障和母线故障。但变电站集中式后备保护需要保护范围内多个测点的故障方向信息,由于通信问题或方向元件拒动等原因,可能会造成某个甚至多个故障方向信息无法获取的情况,因此有必要讨论故障方向信息缺失情况下会产生的问题及其对策。本文只讨论单一故障方向信息缺失的情况,即故障方向信息N-1问题。

可以分为2种情况讨论。

情况1:非故障元件相关联的某一方向元件的故障方向信息缺失。以图1所示电网K1点故障,方向元件D11拒动为例。将式(1)中D11相对应的元素为0,可以得到故障位置判别矩阵如式(14)所示。

根据式(2)和式(3)可以得到各输电线路和母线的故障方向信息综合值如式(15)所示。

比较式(8)和式(15)可以判定线路L3故障,而线路L6被判为“疑似故障线路”。后备保护系统经过决策后判定线路L3故障。

情况2:故障元件相关联的某一方向元件的故障方向信息缺失。以图1所示电网K1点故障,方向元件D5动作信息丢失,式(1)中D5相对应的元素为0,可以得到故障位置判别矩阵如式(16)所示。

根据式(2)和式(3)可以得到各输电线路和母线的故障方向信息综合值如式(17)所示。

比较式(8)和式(17)可以判定线路L3为“疑似故障线路”,而母线B3为“疑似故障母线”。进一步研究发现,当K2故障方向元件D5拒动时,故障位置判别矩阵也如式(14)所示,同样,线路L3和母线B3都会判定为“疑似故障元件”。

当同时有母线和其出线都被判为“疑似故障元件”时,后备保护系统优先跳开“疑似故障线路”两侧的断路器。即在方向元件D5拒动情况下,不论是线路L3故障还是母线B3故障,都会先切除线路L3两侧的断路器5和6。当故障确实为线路故障时,故障被成功切除;当故障为母线故障时,先跳开线路两侧断路器,故障并未消失,后备保护系统会加速跳开母线关联的其他断路器,即断路器4和7。母线故障时后备保护难以加速,但是在信息缺失时保证选择性的情况下是不可避免的。

4 变电站集中式后备保护系统的跳闸策略

后备保护系统通过执行故障判别算法能判断出故障元件,根据故障元件可以确定下一步要执行的跳闸策略。

4.1 主保护拒动时,起到快速近后备保护作用

故障发生后,如果后备保护系统判断出故障的元件,根据表2可以查出需要跳开的断路器。在图1所示电网中,K1点故障时变电站3所在后备保护系统判断出故障位于L3后,当超过主保护出口动作时间后仍收不到主保护出口跳闸信息且故障电流依然存在,立即向本站的断路器5发跳闸命令。同理,变电站5所在后备保护系统向断路器6发跳闸命令。

4.2 断路器失灵时,跳开失灵断路器的相邻断路器

发生断路器失灵,可以通过切除与失灵断路器相邻的所有电源端断路器来达到切除故障的目的。后备保护系统判别近后备保护范围内有故障后,连续监视对应断路器处的故障电流,如果超过了主保护动作时间与断路器跳闸熄弧时间之和,立即发出跳开相邻断路器的命令。

在图1所示电网中,当线路L3上K1点故障断路器5失灵时,后备保护系统将扫描表2中线路L3对应的列,找到断路器5,然后扫描断路器5所在的行找到母线B3,扫描B3找到断路器4、7,再向断路器4和7发跳闸信号。

4.3 变电站直流电源消失时,由相邻的后备保护系统提供远后备

当变电站直流电源消失时,断路器因为失去操作电源而无法切除故障。由于后备保护系统配备UPS电源,在变电站直流电源消失仍能正确判断故障位置。在本站无法切除故障时,由相邻后备保护系统切除相应断路器,实现远后备。

在图1所示电网中,当K1点故障,而变电站3的直流电源消失时,变电站3处后备系统向断路器5发跳闸信号,如果超过断路器跳闸熄弧时间故障仍然存在,则向相邻的断路器4、7发跳闸信号,执行断路器失灵的跳闸逻辑,如果此时断路器仍然拒动,再超过一个断路器跳闸熄弧时间则向断路器4、7的相邻母线发跳开断路器3、8的信号。

5 结论

提出了一种变电站集中式后备保护系统,该后备保护系统具有以下特点:

a.简化了现有继电保护的配置方式,整个变电站只需一套后备保护系统,就可以对变电站内所有元件提供后备保护作用;

b.利用故障方向信息实现故障判别,避免了传统后备保护复杂的整定配合问题;

c.功能丰富,它能实现快速的近后备和断路器失灵保护,在相邻变电站直流电源消失情况下,还能提供远后备;

d.利用方向比较原理的故障判别算法简单可靠,需要的信息少,且对缺少某一方向元件输出值的情况下仍有很好的适应性。

摘要：在广域信息具备情况下,从简化现有电力元件继电保护的配置方式和定值配合出发,提出了一种由现有主保护加集中式后备保护的配置方式。集中式后备保护系统测量本侧电力元件的电压和电流、主保护动作及开关状态信息,并收集相邻变电站的状态量信息,方便地实现以下功能:主保护拒动时,起到快速近后备保护作用;断路器失灵时,跳开失灵断路器的相邻断路器,最小范围内切除故障;在相邻变电站直流电源消失时,提供远后备作用。以方向比较原理给出的该后备保护系统的实现例子,在故障发生后,根据保护范围内元件的拓扑连接关系、不同位置方向元件的指示形成故障位置判别矩阵,经运算确定具体的故障元件,给出合理的跳闸策略。算例表明,该算法对缺少某个方向元件信息情况下仍有很好的适应性。

关键词：广域信息,继电保护配置,集中式后备保护,方向比较,故障位置判别矩阵

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现代电力系统集成后备保护方案 篇6

近年各国大停电实例表明,大停电多是由过负荷和振荡引发的连锁故障引起的[1]。美加“8·14”大停电就是一个典型的例子[2]。当时的主输电断面由5 条线路组成。该事故起因是由于一回线路过负荷导致导线发热、弧垂增大,进而造成短路故障,继电保护动作跳闸;之后,负荷转移到其他线路上又引起第二回线路过负荷,同样导线发热、弧垂增大,也造成故障并引起保护动作跳闸;剩余三回线路承担了全部电能传输任务,由于过负荷而引起保护动作跳闸,之后系统发生振荡,保护纷纷跳闸,系统迅速崩溃。无独有偶,意大利“9·28”大停电[3],欧洲电网“11·04”大停电[4],巴西“11·10”大停电[5]、印度“7·30”和“7·31”大停电[6]等多起事故中,继电保护在过负荷和振荡情况下的不合理动作都充当了连锁跳闸的导火索和直接推手。

在继电保护技术日益成熟、安全稳定控制技术广泛应用、通信和计算机技术高度发达的现代化电力系统中,发生这样的事故引人深思。本文从继电保护着眼,剖析了现有后备保护的动作缺陷,并提出了满足现代电网需求的集成后备保护方案。对我国电网乃至世界电网的安全稳定运行有重要意义。

1 现有后备保护系统剖析

1.1 构成方式

电力元件包含主保护和后备保护两套系统。主保护快速有选择地切除被保护设备和故障线路。当主保护或断路器拒动时,后备保护动作切除故障,根据安装处和保护对象,可分为近后备和远后备两种。现有电力元件的主保护和后备保护集合于一台保护装置,同时工作,通过动作时间动作灵敏度相配合。

1.2 主要原理

我国输电网的后备保护一般由距离保护II段、III段和零序保护II、III段构成,部分情况可能包含距离IV段和零序IV段。然而距离后备保护其在抗过负荷、抗系统振荡和抗过渡电阻等方面的性能却并不理想。

1)后备保护对过负荷的缺陷

过负荷是一类较常见的异常运行状态,可分为正常过负荷和事故过负荷[7]。正常情况下,过负荷是由调度从系统层面进行协调;当系统处于紧急状况时,由安全稳定系统进行切机切负荷及电压、频率紧急控制以维持稳定。然而多起大停电事故均在控制采取措施或措施生效之前,快速动作的继电保护已经把过负荷元件切除,进一步加剧了潮流转移和系统振荡。大停电中的过负荷情况及继电保护动作参见图1[8]。

正常过负荷引发的继电保护跳闸往往是大停电事故倒下的第一张多米诺骨牌,而潮流转移过负荷引发的保护跳闸却是连锁跳闸的直接推手,推波助澜了系统崩溃的进程。从图1 不难看出,如果要阻断连锁跳闸的发生,必须及时避免过负荷直接引起的不合理跳闸(如图1 中1、3所示)和过负荷引发短路导致的间接跳闸(如图1 中2、4所示)。然而,如果线路持续过负荷尤其是持续严重过负荷,一则可能导致线路过热损坏,二则可能因线路弧垂增大而引发短路故障。因此,在考虑线路过负荷下保护动作问题时,继电保护的基本原则如下:

a)线路发生故障时,继电保护应快速动作切除故障元件;

b)线路处于过负荷状态且不危及元件安全时,继电保护应确保可靠不误动,并积极采取措施减轻过负荷,降低线路故障风险和系统安全隐患。

2)后备保护对振荡的缺陷

当电力系统发生振荡时,电压与电流之比所代表的阻抗继电器的测量阻抗也将周期性地变化。当测量阻抗进入动作区域时,保护将发生误动作。

3)后备保护对过渡电阻的缺陷

过渡电阻的存在将使距离保护的测量阻抗发生变化,一般情况下是使保护范围缩短,但有时候也能引起保护的超范围动作或反方向误动。然而,当前继电保护仅能对本线路的过渡电阻进行识别,对下段线路的过渡电阻无能为力,埋下了安全隐患。

虽然后备保护存在以上缺陷,但实际运行中,保护装置拒动、保护回路其他环节破坏、断路器拒动、工作电源不正常乃至消失等时有发生,文献[9]中提出了多种极端情况下距离III段保护不可或缺的作用。因此,即便后备保护尤其是远后备保护,在连锁故障中产生了消极的影响,但对电力系统的安全运行仍有不可替代的作用。

2 集成后备保护方案

2.1 主要特点

针对后备保护各种缺陷,提出集成后备保护方案。其最核心的特点为:主后备分开、后备保护集成、主保护独立。为保证可靠性,主保护和集成后备保护可采用双重化配置。

2.2 原理和工作方式

集成后备保护的工作方式(图2)是被保护设备配置单独的后备保护,但不同的后备保护之间相互配合。

集成后备保护拟采用距离保护和零序电流保护,所不同的是各个保护之间相互协调配合,包括距离保护和零序电流保护之间的配合,也包括不同保护对象之间的配合。利用本站其他元件的保护信息辅助后备保护做出更为合理的保护决策。

2.3 硬件系统构成

基于IEC 61850 标准,可构建集成后备保护系统, 包括多功能保护控制器(Multifunctional Protection and Control Unit, MPCU) 、智能终端(Intelligent Terminal, IT)、合并单元(Merging Unit,MU)三大核心部件,并通过以太网通信实现整个变电站的保护与控制,配置方案如图3 所示[10]。

不同于传统的面向间隔的保护装置利用二次电缆进行少量信息传递,在DIPC系统中,多间隔信息经合并单元采集,通过以太网发送SV报文给多功能保护控制器,实现变电站信息共享与集成;多功能保护控制器利用站域冗余信息,提高保护性能、优化控制功能,保证系统的安全稳定运行;当有故障需要跳开本站设备时,通过以太网下发GOOSE报文给相应的智能终端,操作一次设备可靠切除故障。

3 集成的好处

集成后备保护作为一种新的继电保护方式,存在许多优点及潜在优点,本文仅举以下几例予以说明。

3.1 有效识别事故过负荷和故障

当变电站内某元件因故障或隐性故障被切除后,本变电站其他元件将承担被切除元件的部分负荷,尤以双回线中另一回为甚。通过引入时域二次扰动信息和变电站其他元件保护信息,可以有效识别事故转移过负荷并可靠闭锁,避免因事故过负荷引发的误动作[11,12]。

结合当前系统和元件的状态,评估线路安全支撑时间,构造自适应过负荷保护。当条件允许的情况下,通过甩负荷实现面向电力系统安全的系统保护[13]。

3.2 构成新的振荡闭锁方案

当故障发生在双回线上的一条时,若同时得到两条线的电流、电压,可有效识别故障和振荡。

如图4 所示,是系统发生振荡而无故障时同杆并架双回线上两条线路的波阻抗距离继电器比相结果,图中阴影是动作区(下同)。

该动作曲线有如下特征:

1)同时进入动作区;

2)比相结果角度相同,且持续一段时间;

3)比相结果角度连续、缓慢变化。

当只能得到一条线路信息时,这种情况会被距离保护认为是区内故障而误动作。若对比两条线路计算结果,且认为两条线路不可能同时同角度发生故障,则满足以上3 个特点的结果可被认为是系统发生振荡而非故障,从而避免误动。

图5 示出了在同杆并架双回线中的一条线路发生故障时,两条线路的比相结果。其特征为:

1)比相结果角度不同;

2)故障线路的角度发生突然、迅速的变化;

3)非故障线路的角度连续、平缓变化。

图6 示出了在同杆并架双回线下级线路上发生故障时,两条线路的比相结果。其特征为:

1)同时进入动作区;

2)比相结果角度相同,且持续一段时间;

3)比相结果角度突然、迅速变化。

由以上对比可知,保护实现集成后按照如图7逻辑可以准确区分故障和振荡。

3.3 更灵敏地识别远后备保护区域的过渡电阻

现有保护不能灵敏反应下一段线路(远后备保护区)经过渡电阻的单相接地故障。基于信息共享的集成线路信息,一些横差保护算法,如横差零序电流,可以添加至启动和故障选线模块。同时,启动阈值可设得更低以提高灵敏性,用多间隔信息来确保其可靠性。

3.4 加速双回线故障切除时间,简化保护过程

如图8 所示双回线系统中,当线路L2 末端发生故障,保护BR2 跳闸,双回线不再电气对称。线路首端保护的方向元件RS1和RS2检测出故障方向相反。线路2 方向元件检测出正方向故障,而线路1 检测出反方向故障。由此可以确定故障线路,并加速跳闸[14]。

正如图9 中所示,该保护算法的核心部分是故障方向判别,由负序方向元件和正序方向元件组成,分别对不对称故障和对称故障进行判别。

4 结论

结合电力系统大停电的背景,分析了现有后备保护所存在的问题与不足,提出了集成后备保护方案,主要结论如下:

1)现代电力系统主保护性能越来越完善,但后备保护依然需要。

2)现有的保护方案是主保护和后备保护一体化。

3)所提出的方案是主保护独立,但不包含后备保护功能;同一个变电站的后备保护集成在一个硬件平台或者系统下。

变压器自适应相间后备保护 篇7

文献[1]对包括220 k V降压变压器在内的主变压器保护规定: 变压器短路故障后备保护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, 并尽可能在变压器内部故障时起后备作用。另外, 文献[2]对3 ~ 110 k V变压器保护也有类似规定。

然而,为了限制降压变压器低压侧故障时的短路电流,传统方法是在其低压侧装设串联限流电抗器,现在许多新建工程中则采用高阻抗变压器,有的高阻抗变压器高—低绕组的短路阻抗达60% ,中—低绕组短路阻抗达40%[3]。由此带来的后果是: 当主变压器低压侧电抗器与断路器之间区内故障或低压侧母线故障时,主电源的高压侧后备保护( 简称高后备) 灵敏度不足,造成主变压器烧毁的事故时有发生,文献[4]对一个装有两台三绕组高阻抗降压变压器的变电站工程实例进行整定计算,结果表明220 k V高后备、110 k V中后备对10 k V母线故障的灵敏度分别仅为0. 653,0. 75。另外,由于220 k V变电站的10 k V母线不装设母差保护,主变压器低压侧后备保护( 简称低后备) 同时作为低压母线主保护及低压出线的远后备保护,一旦低压母线故障时低后备拒动而高后备又灵敏度不足,或者低压出线故障时出线保护拒动而低后备又灵敏度不足,则势必引起事故扩大,不仅烧毁主变压器,甚至造成大面积停电[5],文献[6]对宁夏固原供电局52条10 k V线路、17台主变压 器的统计 分析表明,变压器10 k V侧过流保护对本侧出线的远后备灵敏度,等于和大于1的仅为11. 67% ,满足1. 2的更少。

以复合电压启动的过流保护为例,变压器后备保护灵敏度不足的主要原因有2个: 一是高阻抗变压器或低压侧串联电抗器的应用限制了低压侧电抗器与母线之间故障时的短路电流,而且该短路电流的大小随系统运行方式和故障类型而变化; 二是保护动作电流依据变压器额定电流进行整定,使保护整定值和灵敏度不能适应系统运行方式和故障类型的变化。所以传统的变压器过流保护在不误动和灵敏性2个方面常常不能同时兼顾[7],因此本文提出变压器自适应过流保护方案。

本文提出的变压器后备 保护采用自适 应原理[8,9,10],可以在保证不误动的前提下确保远后备、近后备的灵敏性。

1变压器自适应过流保护原理

1.1基本原理

变压器自适应过流保护在故障时首先实时判断系统当前运行方式和故障类型,然后结合变压器和线路元件参数以及对保护灵敏度的要求自动计算保护整定值,从而使保护的定值总是适应于系统当前运行方式和故障类型,使保护范围稳定、灵敏度满足要求。

文献[11]规定变压器相间短路后备保护宜选用过电流保护、复合电压启动的过电流保护或复合电流保护; 对于单侧电源双绕组变压器和三绕组变压器,相间短路后备保护宜装于各侧。

根据上述规定,以图1所示系统为例,变压器电源侧和负荷侧均应装设过流保护。为简化分析,图中没有画出无电源的110 k V中压侧。

其中,电源侧( 保护1) 自适应过流( 高后备) 保护定值为:

式中: IOP1. A为变压器电源侧自适应过流保护整定值; ES为电源等效相电势; ZS为代表系统运行方式的电源等效阻抗; ZT为变压器阻抗,其中包括低压侧串联电抗器; Ksen1. A为变压器电源侧自适应保护在低压侧母线故障时作为近后备保护的灵敏度; KF为故障类型系数,高压侧三相短路时为1,两相短路时为(3 /2)1/2,低压侧短路均取KF= 1。

变压器负荷侧( 保护2) 自适应过流( 低后备) 保护定值为:

式中: IOP2. A为变压器负荷侧自适应过流保护的整定值; ZL为相邻线路阻抗; Ksen2. A为变压器负荷侧自适应保护在相邻线路末端故障时作为远后备保护的灵敏度; KF三相短路时为1,两相短路时为31/2 /2。

为防止过负荷引起保护误动,在系统正常运行时保护的整定值与传统过流保护相同。传统复压过流保护整定值按躲过变压器额定电流整定:

式中: IOP为传统复压过流保护动作电流; Krel为可靠系数; Kre为返回系数; IT. n为变压器额定电流。

ZT,ZL,ES为已知的系统参数,变压器自适应过流保护在故障时的自动整定计算流程如下。

1) 近后备灵敏度按文献[2]规定取Ksen1. A≥ 1. 5; 远后备按文献[11]取Ksen2. A≥1. 2。

2) KF和表征系统运行方式的ZS,在故障时由保护装置利用故障分量在线辨识。

3) 按式( 1) 、式( 2) 分别求解IOP1. A,IOP2. A的值。

4) 由保护装置在线测量出短路电流IF。

变压器两侧保护动作的必要条件分别为:

综上所述,变压器自适应后备保护的动作电流随着运行方式和故障类型而变化,从而确保了其动作的灵敏度恒定不变,这与传统保护动作电流不变而灵敏度随运行方式和故障类型变化的特点正好相反。所以有可能出现最大运行方式下三相短路时, 自适应保护比传统保护电流定值高而灵敏度低的少数情况。因此,为确保自适应后备保护灵敏度总是不小于传统的相应保护,需要在自适应后备保护中增加判据“当IOP. A≥IOP时,则取IOP. A= IOP”,其中IOP. A是自适应后备保护动作值。该判据在微机保护中很容易实现。

需要指出,动作电流的自适应整定只是确保了电流元件的灵敏度,而复合电压元件的灵敏度也很重要,也可采用自适应整定的方法,本文不再赘述。 同时,也应严格采取三侧电压元件“或门”出口的技术措施,以防止类似于1999年山西电网“7·20”事故的悲剧重演[5],该事故导致了太原供电局新店220 k V变电站一台主变压器烧毁、主控制室着火、 全站停电,先后有1条110 k V线路、6条220 k V线路、8台机组跳闸,殃及山西电网和华北主网。造成如此严重后果的重要原因之一正是主变压器10 k V侧相间短路、10 k V断路器拒动时,高、中压侧电压元件灵敏度不足而又未采取三侧电压元件“或门” 出口的措施所致。

由上述自适应保护的自动整定计算流程可知, 保护在确保其灵敏度的同时,完全可能出现保护动作电流小于变压器额定负荷电流的情况,如何保证自适应保护正常运行时可靠不动,也是该保护能否得到成功应用的关键之一。为此,保护中需采取以下相应措施。

1) 正常运行系统无故障时,保护启动元件不动,保护不启动也就不进行电流定值和短路电流的在线计算,此时尽管负荷电流很大,保护也不会动作。

2) 如果保护正好在负荷电流很大时受到干扰等影响而使启动元件误动,则保护中还可以校核电流突变量 ΔI、负序电流I2、零序电流I0是否存在,若 ΔI,I2,I0三者均不存在,则采用传统过流保护的电流定值,确保保护可靠不动。

3) 复合电压闭锁元件,在上述两种情况下也能保证保护不会误动作。

实现自适应技术的关键是保护能够自动确定故障时刻,并在线实时地计算出ZS和确定KF。

1.2故障时刻的在线判断

判断故障时刻的方法早已成熟。现代微机保护中利用电流突变量和零序电流启动保护,在变压器自适应过流保护中也可用同样方法确定故障时刻启动保护计算,不过零序电流只可以用于启动大接地电流侧的保护。

1.3系统运行方式的在线判断

在自适应整定计算时,以系统等值阻抗ZS表征当前运行方式,系统故障时的附加状态如图2所示[12]。

图中,ΔF为故障点F故障前电压的反向值;Δm和 Δm分别为故障时保护安装处电压和电流的故障分量,是通过故障时与正常运行时的测量值间接计算得出:

式中: m和m分别为M端故障状态下的电压、电流; l和l分别为正常负荷状态下的电压、电流。

由图2可知,保护安装处背后的电源等效阻抗为:

保护在计算时,将式( 5) 写成采样值形式:

式中: um( k) 和im( k) 分别为保护在故障时电压和电流的采样值; ul( k) 和il( k) 为正常运行时的采样值; Δum( k) 和 Δim( k) 分别为电压和电流故障分量的瞬时值。由 Δum( k) 和 Δim( k) 利用傅里叶算法可分别求得 Δm和 Δm,代入式( 6) 即可求得ZS; 也可由 Δum( k) 和 Δim( k) 利用傅里叶算法直接求得ZS[12]。 其中um( k) ,im( k) ,ul( k) ,il( k) 均需至少保存一个周期的采样数据。

需要特别说明,式( 7) 中um( k) 和im( k) 在每个周期刷新一次,而ul( k) 和il( k) 在故障时刻确定以后故障持续的整个过程中不被刷新,这样由式( 6) 和式( 7) 计算所得的ZS就不仅反映系统当前的运行方式,而且能够实时地反映系统电源阻抗在整个故障持续过程中由次暂态电抗Xd″向暂态电抗Xd' 等的变化,即该ZS同时适应了系统运行方式变化和故障暂态过程中电源电抗的变化,解决了常规保护整定计算中难以选择用Xd″还是Xd' 以及由此带来的计算不准确问题,进一步提高了保护的适应性和准确性。

1.4故障类型的在线判断

两相短路与三相短路的判断非常简单,利用短路电流IF中有无负序分量即可实现,此处不再赘述。

2变压器自适应过流保护的配合和分段

2.1高、低压两侧后备保护的配合和高后备保护的自适应整定

文献[2]对单侧电源的变压器规定: 电源侧过流保护定值应当与中、低压侧过流保护配合,配合系数一般取1. 05 ~ 1. 1,动作后跳三侧断路器。上述规定没有考虑降压变压器低压侧两相短路时,高压侧滞后相电流是其他两相2倍的问题。例如: 假定变压器变比n = 1,低压三角侧ab两相短路,则高压侧三相电流IA,IB,IC和低压侧故障相电流I(2)F存在以下关系:

可见低压侧故障相电流为两相短路电流I(F2),而高压侧电流最大相的IB为三相短路电流IF(3)。

因此,变压器高、低压两侧的自适应过流保护定值,除按照正常配合系数1. 05 ~ 1. 1配合外,还应在线考虑发生在低压侧的故障类型,即低压侧故障时高后备总是按照三相短路计算定值和灵敏度,这就是式( 1) 中高后备的KF在低压侧故障时恒为1的原因。

另外,若高压侧三相电流不满足式( 8) ,而是满足高压侧两相短路的电流特征,则判为高压侧两相短路,此时高压侧过流保护应取KF= 31/2 /2,可减小其动作电流而提高灵敏度,从而实现高后备对不同侧、不同类型故障的自适应整定。

在常规变压器过流保护中,若不考虑低压侧两相短路时的特殊配合要求,则可能导致高后备保护误动[13]影响可靠性; 若考虑此特殊要求,则使高后备保护的定值提高2 /31/2倍,降低了高压侧两相短路时动作的灵敏度。所以,也只有采用自适应原理才能够同时兼顾到高压侧过流保护的可靠性和灵敏性。

2.2自适应后备保护的分段

根据文献[2]对变压器相间后备保护的要求, 自适应相间后备同样应该分为两段,整定原则如下。

1) 对于无电源的低压侧,Ⅰ段电流定值按照保低压母线故障有灵敏度整定,与常规保护不同的是需要采用自适应方法考虑运行方式和故障类型; Ⅱ 段电流定值按式( 2) 自适应计算,同时参考躲过负荷电流的定值,二者中取小的作为保护整定值。

2) 对于多侧电源变压器的有电源侧,方向过流保护按照上述Ⅰ段电流定值自适应整定,无方向的过流保护按照上述Ⅱ段电流定值自适应整定。

3) 无电源的低压侧过流 Ⅰ 段或作为有电源侧 Ⅰ段的方向过电流保护,动作时间与本侧出线保护快速段配合。

因为变压器相间后备保护Ⅰ段的动作电流是按保证本侧母线故障有灵敏度整定,动作时间与本侧出线保护的快速段配合,所以该保护Ⅰ段与本侧出线保护快速段属于不完全配合[2],两级保护之间的选择性由本侧出线保护快速段的可靠动作来保证, 若在出线部分区域故障而出线保护快速段不能动作时,该保护Ⅰ段将失去选择性。

为了确保变压器相间后备Ⅰ段对本侧母线故障的灵敏度,常规后备Ⅰ段的电流定值必须按最小运行方式下本侧母线两相短路有灵敏度整定,动作电流小,其他情况下更容易失去选择性; 而自适应后备 Ⅰ段的定值是按照当前运行方式和故障类型整定, 动作电流自适应变化而使灵敏度保持恒定。显然, 自适应后备Ⅰ段失去选择性的概率远小于常规后备 Ⅰ段。

综合以上分析可知,变压器自适应过流保护同时适应了系统运行方式、故障类型、故障位置( 变压器不同侧) 和故障持续过程中Xd″向Xd' 的变化,能在保证不误动的前提下确保变压器远后备、近后备保护的灵敏性,而且算法简单、成熟,在主后备一体化的现代微机保护装置中便于实现。

2.3算例分析

仿真系统接线如图1所示,具体仿真分析过程及结果见附录A。

3结语

变压器自适应过流保护在正常工作不会误动的前提下,确保了变压器区内、区外故障时作为近后备、远后备保护的灵敏性,可以有效避免由于变压器后备保护灵敏度不足所造成的变压器烧毁事故,更适用于运行方式变化大的分布式电源供电的变压器。为简单明确,文中以单侧电源的变压器为例进行了分析,对于多侧电源情况,自适应保护动作电流的在线计算要比式( 1) 、式( 2) 稍复杂。

本文只探讨了变压器相间后备保护的灵敏性问题,保护的速动性和变压器接地后备保护有待进一步研究。

附录见本 刊网络版 ( http: / /www. aeps-info. com / aeps / ch / index. aspx) 。

摘要：降压变压器高压侧过流保护对低压侧区内故障不能保证灵敏度,无法满足作为变压器内部相间短路近后备保护的要求;同样低压侧过流保护在相邻线路末端相间短路时也存在灵敏度不足问题,不能满足作为相邻元件远后备保护的要求。在分析自适应保护特点和变压器后备保护配置的基础上,提出了变压器自适应过流保护方案,它在故障时在线识别系统运行方式和故障类型,实时自动地计算变压器后备保护的整定值,在保证正常工作时不会误动的前提下,又确保了变压器区内、区外故障时作为近后备、远后备保护的灵敏度。文中通过算例证明了该自适应后备保护方案的优越性和可行性。

变压器相间短路的后备保护 篇8

变压器除差动保护外, 还需要装设后备保护, 目的是作为母线或线路保护的后备, 防止外部故障引起的变压器过电流, 以及差动保护不能动作的后备。根据变压器容量、短路电流水平以及保护灵敏度的要求, 变压器后备保护一般采用低电压启动的过流保护、复合电压启动的过流保护, 也有的采用阻抗保护作为后备保护。

1) 过电流保护

其工作原理与线路保护中的过流功能在原理上是一样的。保护的启动电流同样是按照可以可靠躲过最大负荷电流整定。最大负荷电流可以按以下情况考虑, 并取最大值:

(1) 对并列运行的变压器应考虑切除一台最大容量的变压器时, 在其他变压器中出现的过负荷。

(2) 对降压变压器, 应考虑电动机自启动时的最大电流。

原理接线图及整定计算方法如下:

过电流保护按照可以可靠躲过最大负荷电流整定, 导致启动电流往往较大, 就造成了灵敏度有可能不满足要求。所以往往采用低电压启动的过流保护。

2) 低电压启动的过流保护

过电流保护按照躲过可能出现的最大负荷电流整定, 启动电流比较大, 对于升压变压器或者容量较大的降压变压器, 灵敏度往往不能满足要求。为此可以采用低电压启动的过流保护。

动作电流的整定:采用低压继电器后, 电流继电器的整定值就可以不再考虑并联运行变压器切除或电动机自启动时可能出现的最大负荷, 而是按大于变压器的额定电流整定。

动作电压的整定: (1) 按照可以可靠躲过最大负荷整定电流定值。 (2) 按躲过电动机自启动时的电压整定低电压值。

原理接线图及整定计算如下图所示 (如图二) :

3) 复合电压启动的过电流保护

该保护是低电压启动过电流保护的一个发展, 他将原来的三个低压继电器改为由一个负序过电压继电器和一个接于线电压上的低压继电器组成。负序过电压继电器用于反应各种不对称故障, 而低压继电器则作为三相短路故障时的电压保护。

电流、低电压的整定:与低电压启动的过电流保护相同方法整定。

负序电压的整定:按照躲过正常运行时的负序滤过器出现的最大不平衡电压来整定。

原理接线图及整定计算如下图所示 (如图三) :

2 变压器相间短路后备保护的改进

1) 增强变压器的低压侧保护

变压器低压侧的后备保护在原有的一套复压闭锁过流保护基础上, 增设一套低压母线保护, 它的定值整定与各条出线相配合, 对于母线有1.5的灵敏度。同复压过流保护一样, 将此保护做成两个时限, 并可以整定每个时限所驱动的出口接点, 为保证至少一个后备保护可靠动作, 此保护的操作直流宜取至与过流保护不同的直流分配屏。保护出口时限不宜整定的过长。

复压闭锁过流保护与出线最后一段保护相配合, 整定时限应较短, 线路保护要逐级配合, 同时级差也要尽量缩短。

2) 低压母线保护的灵敏度

低压侧母线保护应有1.2-1.3的灵敏度。若采用复压过流, 电压的灵敏度可以用高、低压侧PT二次并联来解决。

具体措施:

(1) 设低压侧bc两相短路, 故障点处:

, 高压侧c相电流、电压为:

(故障点至高压侧保护安装处的短路阻抗)

以上是使用同名相全电压全电流的阻抗继电器来反应Y, d-11接线的变压器低压侧相间短路故障。

(2) 负序分量距离继电器反应补偿电压的序分量, 它的动作特性与故障类型有关, 而与变压器的接线组别以及故障相别无关, 补偿电压的各序分量为:

式中, 为整定阻抗, (正序负序阻抗相等) , 为保护安装处正负序电压、电流。

负序距离继电器的动作条件为:

以上是利用负序分量的距离继电器来反应Y, d-11接线变压器低压侧相间短路故障。

(3) 利用Y, d-11接线变压器高、中压侧, 反应低压侧相间短路故障时的电流特点。该特点是:当低压侧发生两相短路时, 故障相中的滞后相, 在高中压侧的反应故障电流为其他两相的2倍, 并且方向相反, 而另两项的电流及相位均相同。

根据这一特点, 并与负序电流元件和时间元件相结合, 就可以设计出变压器低压侧两相短路动作的逻辑模块。I2的定值按躲线路有可能出现的最大不平衡的负序电流整定;它的延时时限需要和变电站内低压侧线路的保护动作时限相配合。

(4) 在变压器低压侧后备保护中增加限时电流速断保护, 以它所在母线的相间故障的1.3倍灵敏度的电流动作值整定, 动作延时大于出线第一段一个△t (△t取0.3s) , 它的作用是母线故障的主保护。

将变电站内的变压器后备保护按照上述方法改进后, 如果低压侧线路发生相间短路故障, 并在线路保护的瞬时出口段范围内, 则线路保护出口跳闸, 而第四种方案不会误动作。若故障发生在线路保护的瞬时出口段范围外, 则线路保护经延时出口跳闸, 而第三种方案也不会误动作。如果故障发生在低压侧的母线上, 那么, 第四种方案能够实现无时限跳开主变低压侧开关, 若此时发生该断路器失灵, 则第三种方案会经延时动作, 跳开主变各侧开关, 确保将故障点从系统中切除。以上方案改进后将大大的提高变电站的供电可靠性, 减少保护死区, 或保护灵敏度不够的情况。

参考文献

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