基于站域信息縮短3/2接線失靈(死區(qū))故障切除時間的策略

陳國平, 王玉玲, 王德林, 徐 凱, 呂鵬飛, 張月品, 杜丁香

(1. 國家電網(wǎng)有限公司, 北京市 100031; 2. 北京四方繼保自動化股份有限公司, 北京市 100085;3. 中國電力科學研究院有限公司, 北京市 100192)

0 引言

對于傳統(tǒng)交流電網(wǎng),繼電保護技術日臻成熟,能夠適應電網(wǎng)運行需求。但是隨著直流輸電的快速發(fā)展,采用半控型換流器件的常規(guī)直流輸電系統(tǒng)在受端近區(qū)交流擾動期間極易發(fā)生換相失敗,常規(guī)直流輸電這一固有特性導致特高壓交直流混聯(lián)電網(wǎng)運行更為復雜,電網(wǎng)特性發(fā)生深刻變化[1-2]。從近年電網(wǎng)實際運行情況來看,繼電保護在當前電網(wǎng)發(fā)展階段已出現(xiàn)某些情況的不適應[3-4]。針對3/2接線變電站開關電流互感器(TA)單側布置的情況,存在保護死區(qū),且死區(qū)故障和開關失靈均依靠開關失靈保護切除,按現(xiàn)有規(guī)程,失靈動作延時整定范圍為200～250 ms,若發(fā)生開關失靈或死區(qū)故障,故障切除時間可能會超過400 ms[5-7]。當開關失靈或死區(qū)故障發(fā)生在特高壓直流集中饋入近區(qū),可能導致多回直流同時發(fā)生連續(xù)兩次以上換相失敗(本文所述的一次換相失敗是指由于換相失敗導致的直流功率大幅跌落至恢復的過程),巨大的暫態(tài)能量沖擊會對送、受端電網(wǎng)造成嚴重影響,甚至存在垮網(wǎng)風險[8]。經(jīng)過國家電網(wǎng)有限公司系統(tǒng)穩(wěn)定核算,將開關失靈和死區(qū)故障的切除時間縮短至200 ms以內,可有效降低直流發(fā)生連續(xù)兩次以上換相失敗的概率。因此,亟需研究縮短開關失靈和死區(qū)(以下簡稱“失靈(死區(qū))”)故障切除時間的有效措施,而目前基于站域多重信息的站域失靈(死區(qū))保護是一種重要研究方向。

直流輸電受端電網(wǎng)以3/2接線為主,且失靈(死區(qū))故障判別類似,因此本文以3/2接線方式下發(fā)生死區(qū)故障為例,分析了當前應用于電網(wǎng)中失靈保護的動作邏輯和存在的不足,提出了站域失靈(死區(qū))保護工程應用技術方案,并詳細闡述了基于站域信息縮短失靈(死區(qū))故障切除時間的策略和原理。在此基礎上,對站域失靈(死區(qū))保護方案進行了試驗驗證,為工程實用化提供了依據(jù)和基礎。同時分析了該方案存在故障切除時間大于200 ms的風險點。

1 現(xiàn)有死區(qū)故障切除情況分析

針對開關TA單側布置的3/2接線變電站,邊開關死區(qū)故障示意圖如圖1所示。當F1點發(fā)生故障時,故障點位于母差保護范圍內、線路差動保護范圍外,母差保護動作(同時出口啟動5011開關失靈保護),跳開Ⅰ母上所有開關。此時,故障并未隔離,系統(tǒng)通過線路和5012開關持續(xù)向故障點提供電流。5011開關失靈保護裝置接收到啟動保護開入后,經(jīng)整定延時200～250 ms后動作,跳開5012開關,同時通過遠跳功能跳開線路對側開關,最終完成故障隔離。

圖1 死區(qū)故障示意圖Fig.1 Schematic diagram of dead zone fault

1.1 死區(qū)故障時序分析

發(fā)生如圖1所示的TA死區(qū)故障時,失靈保護動作時序如圖2所示。

圖2 失靈保護動作時序圖Fig.2 Operation sequence diagram of failure protection

其中,母差保護動作時間按30 ms考慮,開關開斷時間按60 ms考慮,失靈動作延時按200 ms考慮,保護裝置開入防抖延時按5 ms考慮。TA死區(qū)故障發(fā)生后,母差保護30 ms動作出口,同時啟動5011開關失靈保護,失靈保護動作條件持續(xù)滿足,延時200 ms跳開5012開關,同時通過線路保護遠跳對側開關。通過線路保護遠跳時,網(wǎng)絡傳輸延時為15 ms,為防止通道誤碼導致收信側保護誤動作,還需20 ms確認延時,對側線路保護接收到遠跳信號后,開出接點給就地判據(jù)裝置,就地判據(jù)經(jīng)40 ms延時發(fā)跳閘命令。對側開關跳開后,故障得以徹底隔離。由此可見,從故障開始到故障完全隔離,共持續(xù)405 ms。

1.2 死區(qū)故障動作實例

2014年5月,華中電網(wǎng)500 kV鄭州變電站中開關發(fā)生TA閃絡導致死區(qū)故障,故障時序如附錄A圖A1所示。從圖中可以看出,故障在391 ms后被切除,與理論分析時間結果基本一致。

2 3/2接線站域失靈(死區(qū))保護總體架構

為解決現(xiàn)有失靈保護故障切除時間過長問題,本文提出站域失靈(死區(qū))保護方案。該方案采用按串配置子機、主機獨立配置的架構,如圖3所示。圖中：站域保護主機與子機之間、甲乙站站域保護主機之間采用光纜連接。對于3/2接線TA單側布置的變電站,僅需裝設一套獨立的站域失靈(死區(qū))保護裝置,不改變現(xiàn)有保護裝置構成。每串配一個子機,每個子機采集該串三個開關電流、兩個間隔電壓、三個開關位置信息、兩個間隔保護(線路保護或變壓器保護)動作信息。子機接收主機跳閘指令,并經(jīng)防誤判別機制后執(zhí)行跳閘指令;主機負責站域信息的采集(包括母線保護動作信息)和失靈(死區(qū))故障的快速識別,并向子機發(fā)出跳閘指令。主機與子機之間采用點對點光纖方式進行連接,兩站之間的主機采用光纖專用通道直連方式進行站間通信。

圖3 站域失靈(死區(qū))保護實施方案Fig.3 Implementation scheme of circuit breaker failure in substation area and dead zone protection

3 3/2接線站域失靈(死區(qū))保護策略分析

通過對圖2中現(xiàn)有失靈保護邏輯各環(huán)節(jié)的研究,本文通過以下3個方面縮短失靈(死區(qū))故障切除時間。

1)基于站域綜合信息,實現(xiàn)跳閘組的快速定位,并采用減小TA拖尾影響的有效措施,縮短保護動作延時,加快本側站域失靈(死區(qū))保護動作速度。

2)本側與對側同步啟動判別,利用站間專用光纖通道,縮短遠跳信號傳輸延時,加快對側站域失靈(死區(qū))保護動作速度。

3)采用分相直接跳閘,減少重動環(huán)節(jié),加快跳閘速度。

3.1 加快本側站域失靈(死區(qū))故障判別速度

為便于描述,本文將母線保護、線路保護和主變保護動作后對應跳閘的開關定義為該保護的跳閘組。如附錄A圖A2所示,Ⅰ母跳閘組為5011,5021,5031,5041開關;線路L1跳閘組為5041,5042開關;變壓器T1跳閘組為5042,5043開關;其他跳閘組類似。

站域失靈(死區(qū))保護方案故障判別方法基于站域信息實現(xiàn),主要包括母線保護及各間隔保護動作信息、各開關電流、各間隔電壓及各開關位置等信息。

當站域失靈(死區(qū))保護裝置接收到母線或間隔保護動作信號時,可判斷發(fā)生失靈(死區(qū))故障的開關必包含于保護跳閘組,即將故障定位到對應的跳閘組,此時跳閘組內各開關電流無死區(qū)或者失靈故障特征,經(jīng)過一段延時Tdelay后,如果某個開關故障電流還未消失,則判定該開關發(fā)生了失靈或死區(qū)故障。為防止因TA拖尾電流及其他因素影響而導致保護誤動,一般Tdelay留有一定的延時裕度。因此,如何在保證可靠性的前提下縮短Tdelay延時,成為加快本側站域失靈(死區(qū))保護判別速度的關鍵,本文主要綜合采用了以下三種手段。

1)判單開關是否無流時,將無流定值進行自適應調整。

2)基于跳閘組內故障電流、TA拖尾電流特征的比較,確定各開關是否無流。

3)利用故障過程中的電壓特性,作為失靈(死區(qū))保護的輔助判據(jù)。

3.1.1無流定值的自適應調整

現(xiàn)階段失靈保護主要基于單開關有流、無流的判別,保護動作延時Tdelay一般取200～250 ms,通常能夠躲過TA拖尾電流的影響,但如需縮短動作延時Tdelay,則必須考慮TA拖尾電流的影響,否則存在擴大故障切除范圍的風險。

TA拖尾電流是指發(fā)生短路故障時,開關在電流過零熄弧切斷一次電流回路后,電磁式TA二次側繞組仍然存在衰減的非周期電流分量,其方程可表示為:

式中:I0為一次開關設備斷開時TA二次繞組的初始電流,其大小由開關斷開時二次繞組流過的電流決定;TS為衰減時間常數(shù),由二次回路的總電阻和總電感決定[9-10]。

TA拖尾初始電流幅值及衰減時間均會對開關有流、無流判據(jù)產(chǎn)生較大的影響,甚至可能造成保護的誤動。如果能減小TA拖尾影響,并快速判斷開關是否無流,將縮短失靈(死區(qū))保護的判別時間,提高故障切除速度。

目前,常用減小TA拖尾電流影響的方法是“差分濾波+全波傅氏”算法,該算法由于計算窗口長,計算過程較慢,不利于TA拖尾電流的快速識別。本文利用“差分濾波+半波傅氏”算法計算的電流,作為失靈故障動作電流;用“差分濾波+全波傅氏”算法計算的電流,作為制動電流。借鑒比率制動的思想,利用一個周期前制動電流的大小自適應調整當前點無流定值門檻,判別當前點失靈故障動作電流是否滿足無流條件。無流定值自適應調整示意圖,如附錄A圖A3所示。

全波傅氏計算的故障電流較為準確,用其作為制動電流,可有效解決半波傅氏短窗算法帶來的可靠性問題,既加快了有流、無流的判別速度,又提高了失靈(死區(qū))保護的可靠性。

3.1.2跳閘組內各開關電流特征的比較

現(xiàn)有失靈保護裝置按開關配置,僅采集所在開關的電流,失靈判別主要依靠整定延時和判別開關有無電流實現(xiàn)。而站域失靈(死區(qū))保護裝置采集變電站內所有開關電流,具備跳閘組內多個開關電流比較條件,為故障判別提供新手段。

發(fā)生失靈(死區(qū))故障,母線或間隔保護動作跳開所有可跳開的開關時,在跳閘組內,僅失靈(死區(qū))故障點的開關電流為故障電流,其他均為TA拖尾電流。通常TA拖尾電流與故障電流相差較大,再經(jīng)過一段延時,衰減后的TA拖尾電流與故障電流差異則更加明顯,如果此時某個開關電流遠大于跳閘組內其他開關電流,則判定該開關位置發(fā)生失靈或死區(qū)故障。

利用跳閘組內故障電流和TA拖尾電流的這種特征差異來實現(xiàn)故障快速判別,可有效減小TA拖尾電流的影響,為縮短動作延時Tdelay提供了一個有效的手段。

3.1.3電壓特征的輔助判別

當發(fā)生開關失靈或死區(qū)故障時,母線或間隔保護動作跳開相關開關后,短路故障繼續(xù)存在,整站電壓處于故障低電壓狀態(tài);而對于非開關失靈或死區(qū)故障,故障切除后,非故障元件電壓通?？梢钥焖倩謴?。利用故障電壓快速恢復的特性,設置電壓輔助判據(jù),可有效提高失靈(死區(qū))保護的可靠性。

采用上述方法,綜合考慮200 ms內切除失靈(死區(qū))故障的需求和保護的可靠性,取Tdelay為100 ms(60 ms開關跳閘時間+40 ms失靈(死區(qū))判斷時延)。

3.2 加快對側站域失靈(死區(qū))保護動作速度

本文提出構建變電站間站域保護專用光纖通道,可在傳統(tǒng)線路保護遠跳基礎上縮短約50 ms的延時。一是減少迂回通道等原因引起的信息傳輸延時;二是利用專用光纖通道,本側站域失靈(死區(qū))保護動作可以直接開出信號至對側站域失靈(死區(qū))保護,減少由兩側線路保護傳輸失靈開入、開出信號產(chǎn)生的時延及確認判據(jù)時間。

本文提出在本側故障對側就地判據(jù)同步啟動,邏輯框圖如圖4所示,改變了原對側收到本側發(fā)送的遠跳信息,經(jīng)確認信息無誤后再啟動就地判據(jù)的邏輯,較傳統(tǒng)失靈(死區(qū))保護,減少約40 ms就地判據(jù)延時。

圖4 兩站站域失靈(死區(qū))保護信息交互邏輯Fig.4 Information communication logic of circuit breaker failure and dead zone between two substation area protections

3.3 優(yōu)化跳閘回路

為了進一步縮短失靈(死區(qū))故障切除時間,站域失靈(死區(qū))保護動作輸出分相跳閘接點,不再通過操作箱三跳重動繼電器跳閘,而是直接利用三副接點接入開關分相跳閘線圈。這樣可減少三跳重動繼電器環(huán)節(jié),能夠縮短約10 ms。

以甲站F2發(fā)生死區(qū)故障為例,經(jīng)上述措施優(yōu)化后,死區(qū)故障切除時間可控制在200 ms以內,其動作時序如圖5所示。

圖5 站域失靈(死區(qū))保護動作時序圖Fig.5 Action sequence of circuit breaker failure and dead zone protection in substation area

4 試驗驗證

為驗證站域失靈(死區(qū))保護方案及工程實施的可行性,在實時數(shù)字仿真器(real time digital simulator,RTDS)上搭建了如附錄A圖A4所示的500 kV仿真試驗系統(tǒng),對裝置在電網(wǎng)各種運行工況下的整體性能進行了測試驗證。

仿真試驗系統(tǒng)主要包括甲、乙、丙三個500 kV變電站。其中,乙站包含2個完整串和1個不完整串,甲、丙站各包含1個完整串。乙站5021,5022,5023開關所在的串為線線串,5031,5032,5033開關所在串為線變串。F1,F2,F3,F7,F8,F9,F10,F11點為死區(qū)故障點,F4為母線故障點,F5和F6為線路故障點。

乙站到丙站的線路L1與L2為500 kV同桿并架線路,線路長度為200 km,線路兩側對角各裝一組容量為156 Mvar的高抗,補償度為75%。乙站到甲站的線路L3與L4也是500 kV同桿并架線路,線路長度為100 km。每串安裝三組常規(guī)TA。TA變比均為2 500 A/1 A,線路電壓互感器(TV)變比為500 kV/100 V,各站系統(tǒng)等效短路容量為20 000 MVA。

測試內容主要包含死區(qū)金屬性故障測試、死區(qū)外金屬性故障測試、發(fā)展及轉換性故障測試、經(jīng)高阻故障測試、開關檢修測試、元件檢修方式測試、出串運行測試、空充線路及手合故障測試、TA斷線測試、TA拖尾測試、TV斷線測試、直流電源斷續(xù)測試等項目。對于死區(qū)故障的測試,故障點的設置包含邊開關的死區(qū)、中開關的死區(qū)、線線串的死區(qū)、線變串的死區(qū)、不完整串死區(qū)等。除轉換性故障、高阻故障測試和手合故障測試外,本站故障切除時間為185.8～189.0 ms,對側站故障切除時間為193.8～197.3 ms,裝置均可在200 ms內切除死區(qū)故障,滿足設計和工程要求。

模擬5031開關的死區(qū)F3點發(fā)生金屬性C相接地故障后的試驗錄波圖見附錄A圖A5。圖中電流從上至下分別為乙站5031,5032,5021開關TA的三相電流,其中紅、綠、藍分別代表A,B,C相電流。試驗中,站域失靈死區(qū)保護裝置在故障發(fā)生后125.4 ms發(fā)出跳乙站的5031和5032開關的信號(圖中分別為T5031和T5032),故障后128.9 ms發(fā)出跳線路對側丙站的5011及5012開關的信號(圖中分別為B5011和B5012)。如果開關機構執(zhí)行時間按不大于60 ms計,則切除故障時間分別為175.4 ms及188.9 ms,滿足在200 ms內將死區(qū)故障隔離的要求。

附錄A圖A6為模擬線路L1上的F5點發(fā)生B相金屬性接地故障后,乙站的5032開關失靈時的試驗錄波圖。圖中電流從上至下分別為乙站5031,5032,5033開關TA的三相電流,其中紅、綠、藍分別代表A,B,C相電流。站域失靈死區(qū)保護裝置在故障發(fā)生后130.8 ms發(fā)出跳乙站5031,5032,5033開關及主變開關的信號(圖中分別為T5031,T5032,T5033和Tran),并于131.0 ms發(fā)出跳線路對側丙站的5011及5012開關的信號(圖中分別為B5011和B5012)。如開關機構執(zhí)行時間按不大于60 ms計,同樣滿足在200 ms內將故障隔離的要求。

5 運行風險分析

站域失靈(死區(qū))保護方案的應用必須滿足以下兩個技術條件:①開關開斷時間不大于60 ms,開關合—分操作時,分閘時間不大于90 ms;②通道延時不大于5 ms。條件1不滿足時,即開關不滿足系統(tǒng)設計要求,開斷時間過長,會導致站域失靈(死區(qū))保護誤動。條件2不滿足時,會導致單一金屬性故障,站域失靈(死區(qū))保護整組動作切除故障時間超過200 ms。

轉換性故障如果從第一次故障發(fā)生時刻計時,故障切除時間將增加故障轉換時間,存在大于200 ms切除故障的風險。

在模擬死區(qū)300 Ω故障時,保護裝置的故障切除時間大于200 ms。因此,高阻接地故障存在故障切除時間大于200 ms的風險。

線路重合于永久性故障后加速跳閘時開關失靈及手合于故障時開關失靈,存在故障切除時間大于200 ms的風險。

6 結語

本文針對目前失靈保護動作整定時間過長不滿足現(xiàn)有電運行需求，提出基于站域信息縮短3/2接線失靈(死區(qū))故障切除時間的策略和工程應用技術方案。該方案利用跳閘組內各開關的電流特征比較、無流定值自適應調整、故障切除后電壓快速恢復等措施，減小電流互感器拖尾電流對保護判據(jù)的影響，以縮短失靈保護整定延時；通過本站和對側站同步啟動失靈判別，縮短對側開關跳開延時；采用專用光纖通信、分相直接跳閘，縮短通信通道延時、減少跳閘重動環(huán)節(jié)。RTDS試驗結果表明該方案在大部分故障情況下，可在200 ms內切除死區(qū)及失靈故障，保障系統(tǒng)安全可靠運行，為后續(xù)實際工程應用提供依據(jù)和基礎。同時，該方案還存在故障切除時間大于200 ms的極端情況，后續(xù)還需開展策略的進一步優(yōu)化研究。

附錄見本刊網(wǎng)絡版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。