基于方向权重的广域后备保护跳闸策略

2015-09-18 09:52王增平
电力自动化设备 2015年10期
关键词:广域失灵后备

马 静,裴 迅 ,马 伟,王增平

(1.华北电力大学 新能源电力系统国家重点实验室,北京 102206;2.国网北京市供电公司 房山供电局,北京 102401)

0 引言

基于本地信息的后备保护因整定配合复杂、动作时间长等问题,无法满足电网安全运行要求。随着广域同步测量和数字化变电站技术的发展,利用多源信息构成广域保护[1-4]为解决该问题提供了新思路。

目前,针对广域保护的研究主要集中在构成模式[5-6]、故障识别[7-10]及跳闸策略[11]3 个方面。 构成模式是实现广域保护功能的基础,故障识别是广域保护的核心,跳闸策略是广域保护实现的保障,三者缺一不可。现有研究多集中于故障识别,对跳闸策略的研究相对较少。针对有限广域集中式系统结构,文献[12]基于失灵保护提出了有限广域保护系统跳闸策略,在主保护拒动后,避免了大范围切除故障而造成巨额损失。针对分布式广域保护系统结构,文献[13]提出了基于分布分散式的广域保护跳闸策略,该方法通过采用拓扑树搜索的方法划定智能电子设备(IED)的保护范围和信息交互范围,自适应调节保护区域,实现IED动作时断路器跳闸。当某个IED的测量信息无法被其他关联IED获取时,文献[14]指出,该IED所在的2个主保护区域形成后备保护区域,当在后备保护区域内发生故障时首先断开信息丢失的IED处的断路器,再根据主保护区域内其他的IED电气量信息实现纵续跳闸。针对变电站集中式广域保护系统结构,文献[15]在定位了故障元件的基础上,提出了基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法,能够满足变电站近远后备保护跳闸的要求,且不受变电站接线形式和运行方式的影响。

对于有限广域集中式系统结构,文献[12]仅提出了一种跳闸策略的思路,并没有研究具体的动作策略。针对该问题,本文在故障元件已被有限广域集中式后备保护[16]识别的基础上,提出一种基于方向权重的广域后备保护跳闸策略。首先根据网络拓扑和本区域内开关的正序电流相量信息,形成基于方向权重的节点-支路关联矩阵,然后根据故障判别算法的判别结果和开关正序电流相量的监视结果,构造元件-断路器关联度向量,并通过关联度向量识别并跳开关联断路器。仿真结果表明,本方法简化了后备保护配合关系,在各种情况下均可在最小范围内切除故障,同时方法对信息同步要求不高,且具有一定的容错性。

1 基于方向权重的跳闸策略算法

1.1 基于方向权重的节点-支路关联矩阵

根据图论的拓扑理论,可将系统的接线形式抽象为拓扑图G=<V,E>[17]。 其中,顶点集 V 代表系统内被保护的各类节点,包括发电机、母线、变压器和输电线路;边集E代表各节点之间的直接连接状态,直接相连表示为1,不直接相连表示为0。而在电力系统中,各元件间通过开关元件联系,因此,边集E亦可以用开关元件表示。定义电力网络节点-支路关联矩阵A,元素Aij为:

以图1所示的我国西部某地区330 kV局部电网为例,根据文献[18]有限广域集中式保护分区方案,得到变电站B2为主站,其保护区域如图1中虚线所示。其中,母线、线路、断路器分别用B、L、QF表示,对应的节点-支路关联矩阵A为:

其中,矩阵阶数为13×20;行分别对应变电站B1—B3,以及线路L6—L15;列分别对应断路器QF11—QF30。该矩阵仅反映断路器和系统元件之间的连接关系,由系统拓扑决定,与断路器状态无关。

考虑到开关状态的遥信量可能被错误识别,影响拓扑分析的准确性,并对跳闸序列搜索的正确性产生重要影响,因此,本文借助保护安装处正序电流的相量信息识别拓扑(正序分量在网络正常运行和发生各种类型的故障时均存在)。首先,由区域主机获取本区域内各保护安装处正序电流相量信息αi,再根据节点-支路关联矩阵中断路器的排列顺序,形成正序电流列向量I。

对于信息缺失的断路器处正序电流相量αi,根据基尔霍夫电流定律修正,其修正原则为:当某一断路器处正序电流相量信息缺失时,取归属于同一变电站内非故障母线的所有出线断路器的电流相量之和的负值,或非故障线路对侧断路器的电流相量的负值;当多出线节点缺失2个以上断路器处正序电流相量信息(系统中故障以单重故障为主[16])时,首先将非故障线路上断路器缺失的信息,取为对侧断路器的正序电流的负值,然后利用基尔霍夫电流定律对故障线路上断路器缺失的信息进行修正。以图1所示的系统中线路L9发生故障为例,当变电站B1的断路器QF15和QF17的信息缺失时,首先将非故障线路L8上的断路器QF15缺失的信息,取为对侧断路器QF16处正序电流的负值;然后利用基尔霍夫电流定律,可得故障线路L9上的断路器QF17缺失的信息为QF14、QF15及QF19处电流和的负值。

将修正后的电流列向量定义为修正正序电流列向量 I′,即 I′= (α1,α2,…,α19,α20)T。 规定电流方向以流入元件为正,以流出元件方向为负,根据修正正序电流列向量I′将节点-支路关联矩阵表示为带方向节点-支路关联矩阵Af。对于图1所示的系统,有:

将修正正序电流列向量I′表示为对角矩阵的形式,即 ID=diag(α1,α2,…,α19,α20),则基于方向权重的节点-支路关联矩阵At为:

其中,正负符号代表了流过断路器的电流与元件之间的方向关系,正表示电流流入该元件,负表示电流流出该元件;权重即模值体现了元件与各断路器之间的电气关联程度,0元素表示该断路器与元件之间无电气联系,非0元素代表对应断路器与元件之间有电气联系。在跳闸策略中,方向用于识别断路器与故障元件之间是否存在直接联系,权重用于判断断路器的开关状态。

1.2 广域保护跳闸策略算法

图1 某地区330 kV电网局部Fig.1 Partitial of a regional 330 kV power grid

广域保护跳闸策略主要实现近后备保护、远后备保护以及断路器失灵保护这3个基本功能[15]。以图1所示的系统为例,假设各断路器均闭合,当线路L12故障时,由近后备保护跳开的断路器为直接相连的断路器QF23和QF24;当断路器QF23失灵时,由断路器失灵保护跳开的断路器为其他连接在变电站B2出线上的断路器 QF12、QF16、QF18、QF21和 QF25;当线路L12故障,且变电站B3的直流电源消失时,由远后备保护跳开的断路器为B3出线对端的断路器QF21、QF23、QF28和QF30。因此,为实现不同的保护功能,需构造不同的跳闸策略。

1.2.1 线路故障近后备跳闸策略算法

在保护区内发生故障时,首先由区域主机通过保护算法确定故障元件,形成故障列向量D。D中元素的数目代表区域内保护元件的数目,排列顺序与节点-支路关联矩阵中相同,元素Di定义为:

同时,定义近后备元件-断路器关联度向量Tc:

在图1所示网络中,若线路L11发生故障,变电站 B2依据式(5)形成故障列向量 D=(0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0)T;并根据式(6)计算得到近后备元件-断路器关联度向量 Tc=(0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,α21,α22,0,0,0,0,0,0,0,0)T。 在向量 Tc中,0 元素所在的位置代表对应断路器与故障元件之间无直接联系;非0元素α21和α22所在的位置代表对应断路器与故障元件之间有直接联系:当该断路器闭合时,则该断路器为需要断开的关联断路器;当该断路器断开时,则该断路器为不需要断开的关联断路器。文献[19]指出,若流过断路器QFi的电流相量模值大于门槛值 δ(门槛值 δ设置为 0.08IN[20],IN为额定电流),则可判定该断路器为闭合状态;反之判定断路器为断开状态。因此,根据α21和α22的电流相量模值与门槛值δ的大小关系即可判断对应断路器的开关状态。

定义运算:X=[Y],其中X和Y均为1×n的列向量,元素Xi为:

因此,线路近后备跳闸序列向量T可以表示为:

其中,当Ti=1时,断路器QFi为需要断开的关联断路器;当Ti=0时,断路器QFi为不需要断开的关联断路器。

近后备保护动作条件:近后备保护范围内故障,同时检测到本站对应故障元件的主保护或断路器未动作,且超过主保护出口动作时间后就地故障电气量依然存在。动作延时设定为主保护出口动作时间。近后备保护跳闸策略流程图如图2所示。

图2 线路近后备保护跳闸策略流程图Fig.2 Flowchart of tripping strategy for local backup protection of line

1.2.2 断路器失灵跳闸策略算法

在保护算法检测出广域保护区内故障后,区域主机根据1.2.1节的算法搜索近后备保护关联的断路器;然后,通过站域主机向需要断开的关联断路器发出跳闸命令,同时对流经它的电流相量进行监视,在断路器熄弧后,若某一需要断开的关联断路器的电流相量模值仍恒大于门槛值δ,即判定该断路器失灵。

为反映断路器的失灵信息,此时由区域主机构造断路器失灵列向量S,S中元素的数目代表断路器的数目,其排列顺序与节点-支路关联矩阵中各断路器相同,元素Si可表示为:

当广域保护区内出现断路器失灵情况时,若线路故障,则需跳开与失灵断路器接在同一母线上的所有支路断路器;若母线故障,则需跳开失灵断路器所在线路对侧的断路器。因此,在确定失灵断路器的基础上,为在最小范围内切除故障,需要先搜索失灵断路器两端连接的元件,然后再实现两端元件近后备的跳闸策略。以图1中线路L11发生故障时断路器QF21失灵为例,根据失灵断路器的位置,变电站B2构造断路器失灵列向量为 S= (0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T。 首先定义失灵元件-断路器关联度向量Mc为:

其中,AS的非零元素表示失灵断路器两端连接的元件。在向量Mc中,0元素所在的位置表示对应断路器与失灵断路器之间无直接联系;非0元素所在的位置表示对应断路器与失灵断路器之间有直接联系。断路器QF21失灵元件-断路器关联度向量Mc=(0,- α12,0,0,0,- α16,0,- α18,0,0,0,- α22,- α23,0,-α25,0,0,0,0,0)T。

参照1.2.1节的分析,通过比较电流相量模值与门槛值δ大小关系即可判断需断开的关联断路器。

根据前面定义的运算X=[Y],断路器失灵跳闸向量M可表示为:

其中,当Mi=1时,判定断路器QFi是需要断开的关联断路器;当Mi=0时,判定断路器QFi是不需要断开的关联断路器。

断路器失灵保护动作条件:近后备保护范围内故障,近后备保护已发出跳闸命令且等待时间超过近后备加断路器失灵保护动作的最大延时后就地故障电气量依然存在。动作延时设定为主保护动作时间加上断路器跳闸熄弧时间。断路器失灵跳闸策略流程图如图3所示。

图3 断路器失灵时跳闸策略流程图Fig.3 Flowchart of tripping strategy for breaker failure

1.2.3 变电站及出线远后备跳闸策略算法

当某一变电站直流电源消失时,断路器无法动作跳闸。若出线或变电站内部发生故障时,则需要执行变电站及其出线的远后备跳闸策略。

以变电站B2为主站的保护区域中,若变电站B1内部或出线故障时,区域主机形成的故障向量D=(1,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T,但由于变电站 B1直流电源消失,自身无法切除故障,且无法向区域主站上传断路器 QF14、QF15、QF17和 QF19的电流相量信息,将正序电流列向量对应位置置0,表示为I=(α11,α12,α13,0,0,α16,0,α18,0,α20,α21,α22,α23,α24,α25,α26,α27,α28,α29,α30)T。 此时需要实现的跳闸策略为变电站所有出线的断路器失灵保护的跳闸策略[18],首先搜寻到变电站关联断路器向量G:

其中,当Gi=1时,断路器QFi为变电站出线处的断路器;当Gi=0时,断路器QFi不是变电站出线处的断路器。变电站关联断路器向量G可看作是失灵断路器向量,需要跳开所有和失灵断路器相连的其他断路器。定义远后备元件-断路器关联度向量Nc为:

其中,0元素所在的位置代表对应断路器与故障元件之间无直接联系;非0元素所在的位置代表对应断路器与故障元件之间有直接联系:当该断路器闭合时,该断路器为需要断开的关联断路器;当该断路器断开时,该断路器为不需要断开的关联断路器。对于图1,远后备跳闸初始向量 I=(0,0,α13,0,0,α16,0,α18,0,α20,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T。 若满足(i=13,16,18,20)大于 δ,则断路器 QFi为需要断开的关联断路器。

根据定义的运算X=[Y],则断路器失灵跳闸向量N可以表示为:

其中,当Ni=1时,可判定断路器QFi是此时需要断开的关联断路器;当Ni=0时,即可认为断路器QFi不是此时需要断开的关联断路器。

远后备保护动作条件:远后备保护范围内故障,且等待时间超过近后备加断路器失灵保护动作的最大延时后就地故障电气量依然存在。动作延时设定为主保护动作时间加2个断路器跳闸熄弧时间。远后备跳闸策略流程图如图4所示。

2 仿真验证

图4 变电站及出线远后备跳闸策略流程图Fig.4 Flowchart of tripping strategy for remote backup protection of substation and line

以新英格兰10机39节点系统为例,虚线围成部分为以变电站B2为主站的广域保护区域,如图5所示。在仿真系统中,额定功率SN=100 MV·A,额定电压UN=100 kV,额定电流IN=0.577 4 kA,门槛值 δ=0.0462 kA,故障发生在 0.3 s,并在0.4 s时切除。在该保护区域中,保护元件为变电站B1、B2、B3、B4、B25、B30、B37以及线路 L1-2、L2-3、L2-25、L2-30、L3-4、L25-37;断路器为 QF1-2、QF1-39、QF2-1、QF2-3、QF2-25、QF2-30、QF3-2、QF3-4、QF3-18、QF4-3、QF4-5、QF4-14、QF25-2、QF25-26、QF25-37、QF30-2、QF30G、QF37-25、QF37G。

按照上述的保护元件和断路器的排列顺序,形成的带方向的节点-支路关联矩阵Af为:

2.1 线路故障的近后备跳闸策略

以线路L2-3故障为例,形成的故障列向量为D=(0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0)T,各断路器故障前后的正序电流相量及线路近后备元件-断路器关联度向量Tc如表1所示。

利用带方向的节点-支路关联矩阵Af,并考虑到故障后形成的修正电流列向量I′,形成正序电流对角矩阵 ID,将表1中数据代入,以及由 δ=0.0462 kA,可得 T=(0,0,0,1,0,0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T,区域主机向断路器 QF2-3和QF3-2发出跳闸命令。

2.2 断路器失灵的跳闸策略

图5 仿真模型图Fig.5 Diagram of simulation model

表1 各断路器故障前后的正序电流相量和TciTable 1 Pre-and post-fault positive-sequence current phasors and Tciof different circuit breakers

以L3-4故障为例,根据1.2.1节,当线路L3-4内部发生故障时,关联断路器序列为 T=(0,0,0,0,0,0,0,1,0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T,即 QF3-4和 QF4-3,当区域主机在0.4 s时发出跳闸命令后,断路器QF4-3的电流仍大于δ,则断路器QF4-3失灵,需要执行断路器失灵算法。故障后及跳闸后各断路器的正序电流相量及失灵元件-断路器关联度向量Mc如表2所示。 然后,形成断路器失灵列向量 T=(0,0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T,可以看出,断路器QF4-14的信息缺失,由于B4未发生故障,根据基尔霍夫电流定律,修正后的断路器QF4-14的正序电流相量为9.6697-j0.5085 kA,将表2中各断路器跳闸后的正序电流列向量的数据代入M=[ATtAS]以及由δ=0.0462 kA,可得 M=(0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,1,1,0,0,0,0,0,0,0)T,区域主机向断路器 QF4-5和 QF4-14发出跳闸命令。

表2 各断路器跳闸前后的正序电流相量和MciTable 2 Pre-and post-trip positive-sequence current phasors and Mciof different circuit breakers

2.3 变电站及出线的远后备跳闸策略

以变电站B2内部发生故障时,由于直流电源消失而不能切除故障为例,满足广域保护附加判据,形成故障列向量 D= (0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0)T,故障前后各断路器的正序电流相量及区域远后备元件-断路器关联度向量Nc如表3所示。

表3 各断路器跳闸前后的正序电流相量和NciTable 3 Pre-and post-trip positive-sequence current phasors and Nciof different circuit breakers

由表3可以看出,断路器QF25-2在故障前后正序电流相量均为0,可知断路器QF25-2为断开状态。将表3中正序电流列向量的数据代入G=ATD、N=以及由 δ=0.046 2 kA,可得 N=(1,0,0,0,0,0,1,0,0,0,0,0,0,0,0,1,0,0,0)T,则区域主机向断路器QF1-2、QF3-2和QF30-2发出跳闸命令。

3 结论

本文提出了一种基于方向权重的跳闸策略,该方法具有如下特点:

a.采用正序电流相量的模值,而非该时刻的瞬时值,因此无需各区域子站上传的信息完全同步;

b.跳闸算法能够准确识别出各种情况下本区域需要跳开的断路器,并在最小范围内切除故障;

c.当区域内断路器处的电气量信息缺失时,该方法仍能正确识别需要跳开的关联断路器,具有较好的容错性。

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