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正文继电保护讲课材料
序言
超高压电网是电力系统的骨干,其运行情况如何,对电力系统的全局有决定性影响。
就全局而论,在电力系统的安全问题上有两种必须避免的灾害性事故:
一种是重大电力设备损坏,另—种是电网的长期大面积停电。
在这些方面,电力系统继电保护一直发挥着特殊重要作用。
为了避免运行系统发生稳定破坏事故,应当综合性地采取措施,例如在设计和运行系统时需要有预先的对策,在安排电网运行结构,考虑调度事故处理和在继电保护和安全自动装置配置与整定等方面都需要分别作出精心安排。
以防患未然。
线路及母线保护的快速跳闸,重合闸方式选择和重合闸时间整定,对保证系统的暂态稳定有重要的影响;而继电保护在系统振荡过程中的动作行为,对调度正确处理振荡事故。
从而尽可能缩短恢复系统正常运行的时间,尽可能减少对负荷的停电损失,都产生重大影响;反过来说,系统运行接线及运行方式的安排,也影响继电保护的正确动作。
因此,继电保护部门与调度运行部门之间需要密切地协调配合,在保证系统稳定运行的大前提下,充分发挥继电保护的积极作用。
在处理继电保护与相关专业的关系方面,相互支持与相互理解是绝对必要的。
继电保护系统是组成电力系统必不可少的子系统。
它承担着断开故障电力元件的任务。
保护可以分为主设备(发动机、变压器)保护和电网(母线、线路)保护两大类。
电网元件保护的设计、配置和整定,受电网运行条件的影响很大,反过来它又对电网的稳定运行起着重要影响,称为“电网保护”更能反映这种相互联系密不可分的关系,电网继电保护动作行为对电网运行全局的影响,在系统大事故中表现的非常突出。
众所周知,对电网继电保护的基本性能要求,包括可靠性、选择性、快速性和灵敏性。
这些要求之间,有的相辅相成,有的相互制约,需要针对不同的使用条件,分别地进行协调。
对这些问题的研究分析,是电网继电保护系统运行部门的头等大事。
所谓的可靠性,是要求所配置的继电保护装置在事先规定需要它动作的情况下可靠动作,而在其它一切不需要它动作的情况下都可靠不动作。
保护装置不误动作和不拒绝动作,对同一套保护装置来说,是不可调和的矛盾。
而如何处理整个继电保护系统的这一对矛盾,是设计继电保护装置、配置和整定继电保护装置的永恒主题,历来贯穿于相关工作的全过程中。
对于超高压电网的复杂环境,情况更是如此。
从大概念来看,处理矛盾的技巧在于如何根据不同情况,突出不同的侧面。
例如,在网络联系紧密的220KV系统中,配置和整定继电保护系统应当以防止拒绝动作为重点。
因为继电保护系统的拒绝动作,会比个别保护装置的误动作给整个电网带来远为严重的后果。
这是继电保护的系统观点。
实现继电保护系统的可靠性,涉及方方面面的协调配合,但基础首先是保护装置本身的可靠性,表现在保护装置的技术性能上。
其次,安排恰当的试验项目,对继电保护装置进行正确的试验和校验,是保证继电保护装置安全运行和可靠动作的极为重要的一环。
再者,外部及二次回路干扰对继电保护可靠性的影响,是采用静态保护元件后出现的新问题。
保护装置本体和保护屏接地是防止干扰的重要措施。
为可靠清除故障,继电保护系统的配置必须满足两点最基本的要求:
1)如何电力设备和线路,不得在任何时候处于无继电保护的状态下运行。
2)如何电力设备和线路在运行中,必须在如何时候由两套完全独立的继电保护装置分别控制两台完全独立的断路器实现保护。
对继电保护的选择性要求,是期望能在电力元件故障时,由最靠近故障元件的继电保护装置动作清除故障,以保证其余部分的电力系统继续运行,将影响范围缩至最小。
实现继电保护选择性的手段,是在已经配置的继电保护装置的基础上,进行合理的动作值整定。
实现选择性的整定原则是,愈靠近故障点的保护的动作灵敏度愈大,动作时间愈短,两者缺一不可。
在复杂网络情况下,由于运行情况多变,实际上不可能要求在所有情况下有完全选择性,需视不同情况有所取舍。
对继电保护系统的快速性要求是以可能最短的时限把故障和异常情况从电网中切除或消除。
可以减轻故障设备的损坏程度。
动作的快速性,对电网继电保护系统来说,是一个特殊重要的性能要求,除了可以减轻故障设备的损坏程度,更重要的还在于快速跳闸对提供电网稳定的特殊作用。
其影响远非其他稳定措施所能比拟。
但是,由于装置本身动作快速性和可靠性间的矛盾,同样存在的另一个客观事实是,略为延长一点动作时间,往往可以显著提高装置的动作可靠性。
因此,只有在可靠动作前提下实现的快速动作,才是在实际运行中可以接受的快速动作;因此,对继电保护系统的高速动作要求,只有在确实的系统暂态稳定需要的前提下才是合理的,而非无条件的愈快愈好。
长距离大负荷送电系统,保持受端系统的稳定运行,对电力系统安全稳定运行全局将具有决定性影响。
而保持受端系统内部稳定运行的最重要条件,是快速切除故障。
南网年度运行方式分析和今年大负荷试验分析结果,都突出说明这一点。
对于受端系统,时时保持快速跳闸与可靠跳闸是第一位重要的问题,具有全局意义,不可等闲视之。
动作的灵敏性要求,是出于保护装置可靠动作的需要。
电网运行条件多变,故障也有轻重不同,设计和配置的保护系统的动作性能,除了考虑最为严重的故障,还必须记及实际可能发生的较轻但不易与正常情况相区别的故障。
如高阻接地故障。
一般地说,装置动作愈灵敏,愈能保证故障情况下地可靠动作,但也愈易在正常运行情况下因偶然的异常运行状态而误动,如线路过负荷。
规定恰当的灵敏性是必要的。
这是整定继电保护时的另一重要内容。
需要特别注意的是线路保护的最后一段的灵敏度,相间距离保护定值必须限制在可靠地躲开本线路在最大事故过负荷电流下所对应的最小阻抗值。
接地距离最后一段,应当经过零序电流或/及零序电压的监控,以防止在事故后的线路过负荷状态下误动。
1、继电保护的基本情况
1.1、线路保护
500kV线路通常根据双重化配置2~3套保护,每套保护包括主保护和后备保护。
主保护主要有高频距离、高频方向及分相电流差动保护等,后备保护主要有阶段式距离保护及零序过流保护等。
动作后跳本线路相关开关。
1.1.1、电流差动保护
电流差动保护是通过比较线路两侧的电流来判断是否发生故障的一种保护装置。
正常情况下:
IB=-IA,IA+IB=IA-(-IB)=0(电流均以母线流向线路为正方向)
线路上发生故障时:
IA≠-IB,IA+IB=If
差动保护就是通过IA+IB是否为0来判断线路上是否发生故障。
实际中,由于线路上有分布电容和介子损耗,IA+IB并不为零(几十安至几百安),因此在差动保护中需要设置一个启动门槛,躲过正常线路上两端的不平衡电流,为了防止区外故障电流较大时由于CT的特性不同而误动,还要增加一个制动量,一般为k(∣IA∣+∣IB∣)或max{∣IA∣,∣IB∣}。
其动作曲线见下图。
REL561差动保护动作特性
1.1.2、高频保护
为了能无延时地切除线路上任何一点的故障,仅依靠一侧的电流、电压量是不够的,因为一侧的电器量无法区别本线路末段和下一线路始段的故障,这不仅是因为在这两处短路时测量元件至短路点的电器距离相近,而且还由于测量元件的测量误差、简化模型的计算误差及系统运行方式的变化等所引起。
只有通过通道借助另一侧电器量的判断结果,来加速本侧保护的动作速度,才能保证全线故障有选择性的跳闸。
高频保护就是采用通信通道将一侧电器量或其判断结果送给另一侧实现快速切除故障的保护,分为高频距离和高频方向。
高频距离采用距离元件作为判别元件,高频方向采用方向元件(正序功率方向、零序功率方向、负序功率方向、零序电流负序方向等)作为判别元件,当一侧距离元件判断故障在其正方向时,向对侧发送一个允许信号(允许式)或停止发信(闭锁式),对侧收到允许信号(闭锁式中为未收到对侧信号)后如果本侧也判断为正方向就出口跳闸。
高频保护按传输信号的作用分为允许式和闭锁式,按传输通道的类型分为载波和光纤。
允许式是正向故障发允许信号,反向故障不发信,优点是发信时间短,缺点是发生相间故障时通道容易阻塞,若信号无法传递到对侧,将导致保护拒动。
闭锁式是正向故障停信,反向故障发信,优点是发生区内故障不受通道的影响,缺点是发信时间长,且长时间发信后容易闭锁发信机,若这时区外有扰动将会引起误动。
高频距离、高频方向及分相电流差动保护都需要借助通道,只在本线路内部故障时动作,原理上保证了选择性。
1.1.3、距离保护
距离保护是通过计算故障时保护安装处感受到的阻抗来判断故障是否发生在保护范围内的一种保护装置,由于线路的阻抗与其长度成正比,因此对于金属性短路知道了故障时的测量阻抗也就知道了故障点的距离。
距离保护由于既能反应相间故障也能反映接地故障,因此应用较广,但距离保护的缺点是耐受故障点的过渡电阻的能力较差。
距离保护根据测量元件的特性不同分为圆特性和四边形特性,如下图所示。
1.1.4、零序过流保护
零序过流保护是根据故障时零序电流的大小、方向及其持续时间来决定是否跳闸的一种保护装置,主要用于判断接地故障。
虽然零序过流保护受系统运行方式的影响很大,但由于其对接地故障灵敏度很高,常常用作接地距离保护的补充,用来检测经较高过渡电阻接地的故障。
1.2、变压器保护
主变保护的配置及其出口逻辑见下表(出口方式随保护方向及整定原则变化):
保护名称
保护功能
出口方式
主保护
差动保护(比例差动、零差或高阻差动)
跳三侧
500kV
过激磁保护
跳三侧
阻抗保护
一时限跳220kV侧,二时限跳三侧
过流保护
跳三侧
零序过流
Ⅰ段跳500kV侧,Ⅱ段三跳
过负荷保护
报警
220kV
阻抗保护
一时限跳500kV侧,二时限跳三侧
过流保护
跳三侧
零序过流
Ⅰ段跳220kV侧,Ⅱ段跳三侧
过负荷保护
报警
35kV
复合电压过流
一时限跳35kV侧,二时限跳三侧
零序过压
报警
过负荷保护
报警
公共绕组
零序过流
跳三侧
过负荷保护
报警
非电量保护
瓦斯
轻报警,重跳三侧
压力释放
告警
温度保护
告警或跳三侧
500kV
主变保护的配置如下图所示:
1.3、高抗保护
电抗器
保护功能
出口方式
主电抗器
比例差动、高阻差动或零差
跳线路
相间过流
跳线路
匝间保护
跳线路
过负荷
报警
非电量保护
报警或跳线路
中性点电抗器
过流
报警
过负荷
报警
1.4、开关保护
开关保护主要包括自动重合闸、断路器失灵保护、三相不一致保护、死区保护和充电保护。
各功能见下表:
开关保护的功能
作用
断路器失灵保护
断路器失灵保护主要用于系统故障而相应的断路器拒动时启动其它相邻断路器来切除故障。
三相不一致保护
防止出现长期非全相运行。
死区保护
某些接线方式下(如断路器在CT与线路之间)CT与断路器之间发生故障时,虽然故障线路保护能快速动作,但在本断路器跳开后,故障并不能切除。
此时需要失灵保护动作跳开有关断路器。
充电保护
线路或主变充电时的辅助保护。
自动重合闸
根据要求实现线路重合闸。
1.5、短引线保护
短引线保护是一个半接线方式所特有的,在元件检修而相应断路器仍作联络断路器投运时,为了保护两断路器之间的短引线,必须装设短引线保护。
元件正常运行时,短引线保护退出运行;元件停电,出线侧刀闸断开,断路器合上时,短引线保护投入。
1.6、过压及辅助保护
对于存在过电压问题的长线路,应配置过电压保护。
过电压保护按线路任一相过电压动作(“三取一”方式)方式整定,过电压保护动作后跳本侧断路器并远跳线路对侧断路器。
过电压保护应按装置的绝缘水平整定,目前缺该参数,暂按1.3倍PT二次侧额定电压整定,即75V,对应一次线电压为650kV(PT变比按500/0.1计算)。
对于长线路在线路启动或充电过程中可能会出现的较高过电压,选择产生过电压较小的一侧进行充电,必要时应对线路充电产生的过电压水平进行测试,以便作为修改定值的依据。
对于串补线路,当电流通过串补电容时将在其两端产生电压跃变,跃变电压的幅值和相角取决于流过串补电容电流的大小和相位,如果过压保护采用线路侧PT时,在负荷重时线路侧电压可能会比母线电压高得多,为了防止过电压保护误动应对串补电容两端的过电压水平进行测试。
过电压动作时间整定为0.3s。
远跳的就地判据主要有补偿过电压、补偿欠电压、电流变化量、零序电流、低电流、低功率因数等。
1.7、母线保护
母线上电气元件较多,发生短路故障时影响的范围较大,严重威胁着系统的安全稳定运行。
按照《继电保护和安全自动装置技术规程》规定,每段500kV母线都按双重化配置的要求,配置两套母线差动保护,以便能够快速、有选择地切除故障母线。
同时特别强调母线保护的可靠性,防止由于母线保护误动造成事故扩大。
目前,母线保护一般采用电流差动的原理,必要时可增加低压、负序或零序电压闭锁。
同时,母线保护还常常作为断路器失灵的公共出口,简化失灵保护的接线方式。
2、南方电网保护配置及选型原则
2.1、选型原则
2.2、保护配置
(1)贵广交流保护配置
(2)天广三回保护配置
(3)天平来保护配置
3、南方电网保护通道配置
3.1、保护通道的类型
目前保护常用的通道主要有载波通道和光纤通道,载波通道主要用来传送接点信息(开关量),光纤通道即可传送接点信息也可传送帧信息(数据量)。
通道/保护类型
通道速率
接点信息
帧信息
性能
通道介质
载波通道
4+2(2+2)
×
通信质量差,容易受干扰,且传输信息量少,但通道介质可靠性与输电线路相同
导线,可靠性高
光纤通道
64k
√
√
通信质量好,但信息量受限,中间环节多
OPGW或光缆
2M
√
√
通信质量好,传输信息量较多,接口环节较少
OPGW或光缆
专用光纤
√
√
通信质量好,传输信息量多,接口环节少,但资源利用率低,仅限于短线路
OPGW或光缆
光纤差动
√
高频方向/距离
√
通道的连接方式主要有以下几种:
FOX40
R3
R2
纤芯
R1
PLC1
64k
2M
MUX
AB
CD
3.2、载波通道及光纤通道存在的问题及措施
由于载波通道采用高频模拟信号传输信号,线路发生故障时的高频分量对载波信号的干扰较大,容易引起误动。
光纤通道在线路较短中间不需要中级站时,可靠性较高,当线路较长中间需要中级站时,由于OPGW地线需要下地进行功率放大,导致光纤暴露在低压下,容易遭到人为破坏,可靠性相对降低。
为了保证保护通道的可靠性,通常要求采用一个光纤通道、一个载波通道。
由于纵联保护(高频保护或光纤保护)依赖于通道,通道的好坏直接关系到保护的动作行为,为了提高通道的可靠性,有时一套保护采用两个通道。
在光纤电流差动保护中,为了提光纤通道的可靠性,当正常通道中断时,通信设备可自动切换到备用通道上,一般切换可在50ms内完成。
虽然通信设备的切换时间仅50ms,但保护装置往往需要200~300ms才能完成通道切换后的对时同步工作,在这200~300ms内差动保护处于闭锁状态,对于某些保护在通道切换的过程中可能出错而引起告警,甚至误动。
下面是河池变青河Ⅱ线RCS-931AS因通道切换导致装置报容抗整定出错异常信号的分析报告。
从分析报告中可以看到在通道切换的过程中,装置测出了一个6573us的通道延时,该通道延时实际不存在。
在2003年,贺罗一线投运前,利用电流差动保护测试通道传输时间,出现短环传输时间远大于理论计算值,无法解释。
为深入分析光纤复用通道、特别是自愈环网切换过程中的延时特性,我们与南瑞继电保护公司一起,在南方电网光纤复用通道上进行试验,试验发现了一些非常有意义的成果。
3.2.1、差动保护对通道的要求
差动保护比较线路两端电流,有两个要求:
(1)两侧装置要在同一时刻进行电流采样;
(2)通过光纤通道将本侧电流传到对侧,同时接收对侧电流进行差动计算。
目前,实现采样同步的最常用的方法分两步:
先测通道延时,再根据通道延时,由从机测定两侧装置采样时刻的误差,从而调整从机的采样脉冲来实现采样同步。
如图1所示,设一侧装置为主机,另一侧为从机:
①从机上电后,向主机发送一帧测定通道延时的报文,同时以本侧装置的相对时钟为基准记录报文发送时刻tss;
②主机收到该报文后,以本侧装置的相对时钟为基准,记录该报文接收时刻tmr,等到下一个定时发送时刻tms,向从机回应一帧通道延时测试报文,同时将tms-tmr作为报文内容;
③从机在tsr时刻收到主机的通道延时测试报文,并得到tms-tmr,由此可以计算得到通道延时:
(1)
式
(1)对于得到通道延时的前提条件是:
通道收、发双向延时相等。
如图2,测定通道延时后,假设在一段时间内通道延时
是固定不变的。
主机以装置内部时钟为基准,按固定间隔
进行采样,同时向从机发送电流报文。
从机收到主机发送的电流报文,根据通道延时可以得到主机在什么时刻采样,同时根据本侧电流采样时刻,得到两侧装置采样时刻的误差
。
如图2,此时从机采样时刻超前于主机采样时刻
,从机调整下一个采样间隔
,使得
。
当
时,可以认为两侧装置实现了同步采样。
双向通道延时不相等,设从机向主机发送方向通道延时为
,主机向从机发送方向通道延时为
,根据式
(1)测定的通道延时:
(2)
两个方向实际通道延时和测定的通道延时的误差为:
(3)
对应图2的两侧装置采样时刻的误差
。
正常运行或区外故障时,若不考虑电容电流,由于两侧通道延时不一致而得到的差动电流:
(4)
其中
为线路穿越电流。
若差动制动电流为
,其中k为制动系数,如果满足
(5)
两侧装置启动后,差动保护就可能误动。
3.2.2、通道及试验方案
试验通道如图3所示,试验装置安装于A站,B1、B2处在同1变电站B内,A→B1→B2→A构成长度为131.5km的小环,A→B1→C→D……U→V→B2→A构成长度为2424.3km的大环。
通道采用1+1线路保护方式[2],两个系统在发端并发,收端根据所收到的信号正常与否决定从哪个系统取信号。
图3试验通道
Fig.3Testchannel
试验系统采用两套差动保护作为信号发送源,分别连接于TX1、TX2。
装置每隔3.33ms发送一帧HDLC报文。
报文速率为64kb/s,长度约为2.9ms,两帧报文间的空闲状态为1。
用逻辑分析仪对RX1、TX1、RX2、TX2进行监视。
因为PCM同向接口上的数据为256kb/s的双极性数据[3],报文内容同空闲状态难以区分,为了便于观察,将观察点设于保护装置串行控制器的收、发引脚上。
试验项目如下:
①测试相同路由,不同方向通道延时的差别;
②测试自愈环网保护及恢复过程中,通道运行变化过程及双向通道延时一致性。
a.设大环为主用通道,小环为保护通道,由网管手动断开大环B→C……V→B任一环节的电路,K1、K2点1+1保护动作,自动切换到保护通道。
b.手动恢复主用通道,设保护通道经固定延时后,自动恢复到主用通道。
c.设小环为主用通道,大环为备用通道,重复a、b。
3.2.3、试验结果
相同路由,不同方向通道延时差别的测试结果如表1、表2所示。
表1为大环双向通道延时测试结果,表2为小环双向通道延时测试结果。
其中Td1表示TX1→RX2的延时,Td2表示TX2→RX1的延时,
含义如式(3)。
测试结果表明,
同通道长度没有必然联系,本组测试结果
的最大值为0.087ms,对应地会引起两侧装置采样时刻误差0.087ms,不考虑电容电流及两侧采样误差,引起的差流为
,不会影响差动保护的正常运行。
表1大环双向通道延时测试结果(Table1ChannelⅠdelaytime)
测试样本
试验结果
T1-1
T2-1
T3-1
T4-1
T5-1
T6-1
T7-1
T8-1
Td1(ms)
13.271
13.142
13.262
13.244
13.191
13.179
13.145
13.266
Td2(ms)
13.281
13.284
13.288
13.307
13.227
13.239
13.288
13.293
(ms)
0.005
0.071
0.013
0.032
0.018
0.030
0.072
0.014
表2小环双向通道延时测试结果(Table2ChannelⅡdelaytime)
测试样本
试验结果
T1-1
T2-1
T3-1
T4-1
T5-1
T6-1
T7-1
T8-1
Td1(ms)
1.639
1.517
1.637
1.612
1.439
1.434
1.644
1.513
Td2(ms)
1.662
1.660
1.664
1.688
1.604
1.608
1.665
1.671
(ms)
0.012
0.072
0.014
0.038
0.083
0.087
0.011
0.079
图4表示的是由网管手动切除变电站B到C之间的电路,K1、K2判定主用通道接收信号异常,自愈环网1+1保护动作,将通信路由切换到备用通道的动作过程。
图中第1路信号为TX1,第2路信号为RX2,第3路信号为TX2,第4路信号为RX1。
由图4.a可以看出,整个切换过程可以分为三个时段:
a.切换前双向通道都运行在主用通道上;
b.单方向的通信路由切换到备用通道,双向通道经不同路由传送报文;
c.另一方向通信路由完成通道切换,完成由主用通道到备用通道的保护过程。
图4.a主用通道→备用通道保护切换过程
Fig.4.aTheprotecttransitionfrommainchanneltoprotectchannel
图4.bTX2→RX1切换过程
Fig.4.bTheprotecttransitionfromTX2toRX1
图4.cTX1→RX2切换过程
Fig.4.bTheprotecttransitionfromTX1toRX2
图4主用通道→备用通道保护过程
Fig.4Theprotectionfrommainchanneltoprotectionchannel
将TX2→RX1切换过程放大,如图4.b所示。
切换前从TX2发出的报文经13.28ms延时到RX1,在-22.0ms时刻,RX1开始收不到对侧数据,中断约10.5ms后,在-11.5ms处重新收到对侧的数据,延时从切换前的-13.28ms减为-1.66ms;TX1→RX2方向通道延时没有发生变化,表明该方向通道路由仍然在大环上。
将图4.a中70ms附近信号放大,如图4.c所示。
RX2从68.0ms开始,有一个1.5ms左右的中断,中断前TX1→RX2方向的通道延时为13.12ms,中断后为1.52ms,此过程即为TX1→RX2由主用通道到备用通道的切换过程。
图5.aTX2→RX1恢复过程
Fig.5.aTherestoretransitionformTX2toRX1
图5.bTX1→RX2恢复过程
Fig.
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