基于站域信息缩短3/2接线失灵(死区)故障切除时间的策略

陈国平, 王玉玲, 王德林, 徐 凯, 吕鹏飞, 张月品, 杜丁香

(1. 国家电网有限公司, 北京市 100031; 2. 北京四方继保自动化股份有限公司, 北京市 100085;3. 中国电力科学研究院有限公司, 北京市 100192)

0 引言

对于传统交流电网,继电保护技术日臻成熟,能够适应电网运行需求。但是随着直流输电的快速发展,采用半控型换流器件的常规直流输电系统在受端近区交流扰动期间极易发生换相失败,常规直流输电这一固有特性导致特高压交直流混联电网运行更为复杂,电网特性发生深刻变化[1-2]。从近年电网实际运行情况来看,继电保护在当前电网发展阶段已出现某些情况的不适应[3-4]。针对3/2接线变电站开关电流互感器(TA)单侧布置的情况,存在保护死区,且死区故障和开关失灵均依靠开关失灵保护切除,按现有规程,失灵动作延时整定范围为200～250 ms,若发生开关失灵或死区故障,故障切除时间可能会超过400 ms[5-7]。当开关失灵或死区故障发生在特高压直流集中馈入近区,可能导致多回直流同时发生连续两次以上换相失败(本文所述的一次换相失败是指由于换相失败导致的直流功率大幅跌落至恢复的过程),巨大的暂态能量冲击会对送、受端电网造成严重影响,甚至存在垮网风险[8]。经过国家电网有限公司系统稳定核算,将开关失灵和死区故障的切除时间缩短至200 ms以内,可有效降低直流发生连续两次以上换相失败的概率。因此,亟需研究缩短开关失灵和死区(以下简称“失灵(死区)”)故障切除时间的有效措施,而目前基于站域多重信息的站域失灵(死区)保护是一种重要研究方向。

直流输电受端电网以3/2接线为主,且失灵(死区)故障判别类似,因此本文以3/2接线方式下发生死区故障为例,分析了当前应用于电网中失灵保护的动作逻辑和存在的不足,提出了站域失灵(死区)保护工程应用技术方案,并详细阐述了基于站域信息缩短失灵(死区)故障切除时间的策略和原理。在此基础上,对站域失灵(死区)保护方案进行了试验验证,为工程实用化提供了依据和基础。同时分析了该方案存在故障切除时间大于200 ms的风险点。

1 现有死区故障切除情况分析

针对开关TA单侧布置的3/2接线变电站,边开关死区故障示意图如图1所示。当F1点发生故障时,故障点位于母差保护范围内、线路差动保护范围外,母差保护动作(同时出口启动5011开关失灵保护),跳开Ⅰ母上所有开关。此时,故障并未隔离,系统通过线路和5012开关持续向故障点提供电流。5011开关失灵保护装置接收到启动保护开入后,经整定延时200～250 ms后动作,跳开5012开关,同时通过远跳功能跳开线路对侧开关,最终完成故障隔离。

图1 死区故障示意图Fig.1 Schematic diagram of dead zone fault

1.1 死区故障时序分析

发生如图1所示的TA死区故障时,失灵保护动作时序如图2所示。

图2 失灵保护动作时序图Fig.2 Operation sequence diagram of failure protection

其中,母差保护动作时间按30 ms考虑,开关开断时间按60 ms考虑,失灵动作延时按200 ms考虑,保护装置开入防抖延时按5 ms考虑。TA死区故障发生后,母差保护30 ms动作出口,同时启动5011开关失灵保护,失灵保护动作条件持续满足,延时200 ms跳开5012开关,同时通过线路保护远跳对侧开关。通过线路保护远跳时,网络传输延时为15 ms,为防止通道误码导致收信侧保护误动作,还需20 ms确认延时,对侧线路保护接收到远跳信号后,开出接点给就地判据装置,就地判据经40 ms延时发跳闸命令。对侧开关跳开后,故障得以彻底隔离。由此可见,从故障开始到故障完全隔离,共持续405 ms。

1.2 死区故障动作实例

2014年5月,华中电网500 kV郑州变电站中开关发生TA闪络导致死区故障,故障时序如附录A图A1所示。从图中可以看出,故障在391 ms后被切除,与理论分析时间结果基本一致。

2 3/2接线站域失灵(死区)保护总体架构

为解决现有失灵保护故障切除时间过长问题,本文提出站域失灵(死区)保护方案。该方案采用按串配置子机、主机独立配置的架构,如图3所示。图中：站域保护主机与子机之间、甲乙站站域保护主机之间采用光缆连接。对于3/2接线TA单侧布置的变电站,仅需装设一套独立的站域失灵(死区)保护装置,不改变现有保护装置构成。每串配一个子机,每个子机采集该串三个开关电流、两个间隔电压、三个开关位置信息、两个间隔保护(线路保护或变压器保护)动作信息。子机接收主机跳闸指令,并经防误判别机制后执行跳闸指令;主机负责站域信息的采集(包括母线保护动作信息)和失灵(死区)故障的快速识别,并向子机发出跳闸指令。主机与子机之间采用点对点光纤方式进行连接,两站之间的主机采用光纤专用通道直连方式进行站间通信。

图3 站域失灵(死区)保护实施方案Fig.3 Implementation scheme of circuit breaker failure in substation area and dead zone protection

3 3/2接线站域失灵(死区)保护策略分析

通过对图2中现有失灵保护逻辑各环节的研究,本文通过以下3个方面缩短失灵(死区)故障切除时间。

1)基于站域综合信息,实现跳闸组的快速定位,并采用减小TA拖尾影响的有效措施,缩短保护动作延时,加快本侧站域失灵(死区)保护动作速度。

2)本侧与对侧同步启动判别,利用站间专用光纤通道,缩短远跳信号传输延时,加快对侧站域失灵(死区)保护动作速度。

3)采用分相直接跳闸,减少重动环节,加快跳闸速度。

3.1 加快本侧站域失灵(死区)故障判别速度

为便于描述,本文将母线保护、线路保护和主变保护动作后对应跳闸的开关定义为该保护的跳闸组。如附录A图A2所示,Ⅰ母跳闸组为5011,5021,5031,5041开关;线路L1跳闸组为5041,5042开关;变压器T1跳闸组为5042,5043开关;其他跳闸组类似。

站域失灵(死区)保护方案故障判别方法基于站域信息实现,主要包括母线保护及各间隔保护动作信息、各开关电流、各间隔电压及各开关位置等信息。

当站域失灵(死区)保护装置接收到母线或间隔保护动作信号时,可判断发生失灵(死区)故障的开关必包含于保护跳闸组,即将故障定位到对应的跳闸组,此时跳闸组内各开关电流无死区或者失灵故障特征,经过一段延时Tdelay后,如果某个开关故障电流还未消失,则判定该开关发生了失灵或死区故障。为防止因TA拖尾电流及其他因素影响而导致保护误动,一般Tdelay留有一定的延时裕度。因此,如何在保证可靠性的前提下缩短Tdelay延时,成为加快本侧站域失灵(死区)保护判别速度的关键,本文主要综合采用了以下三种手段。

1)判单开关是否无流时,将无流定值进行自适应调整。

2)基于跳闸组内故障电流、TA拖尾电流特征的比较,确定各开关是否无流。

3)利用故障过程中的电压特性,作为失灵(死区)保护的辅助判据。

3.1.1无流定值的自适应调整

现阶段失灵保护主要基于单开关有流、无流的判别,保护动作延时Tdelay一般取200～250 ms,通常能够躲过TA拖尾电流的影响,但如需缩短动作延时Tdelay,则必须考虑TA拖尾电流的影响,否则存在扩大故障切除范围的风险。

TA拖尾电流是指发生短路故障时,开关在电流过零熄弧切断一次电流回路后,电磁式TA二次侧绕组仍然存在衰减的非周期电流分量,其方程可表示为:

式中:I0为一次开关设备断开时TA二次绕组的初始电流,其大小由开关断开时二次绕组流过的电流决定;TS为衰减时间常数,由二次回路的总电阻和总电感决定[9-10]。

TA拖尾初始电流幅值及衰减时间均会对开关有流、无流判据产生较大的影响,甚至可能造成保护的误动。如果能减小TA拖尾影响,并快速判断开关是否无流,将缩短失灵(死区)保护的判别时间,提高故障切除速度。

目前,常用减小TA拖尾电流影响的方法是“差分滤波+全波傅氏”算法,该算法由于计算窗口长,计算过程较慢,不利于TA拖尾电流的快速识别。本文利用“差分滤波+半波傅氏”算法计算的电流,作为失灵故障动作电流;用“差分滤波+全波傅氏”算法计算的电流,作为制动电流。借鉴比率制动的思想,利用一个周期前制动电流的大小自适应调整当前点无流定值门槛,判别当前点失灵故障动作电流是否满足无流条件。无流定值自适应调整示意图,如附录A图A3所示。

全波傅氏计算的故障电流较为准确,用其作为制动电流,可有效解决半波傅氏短窗算法带来的可靠性问题,既加快了有流、无流的判别速度,又提高了失灵(死区)保护的可靠性。

3.1.2跳闸组内各开关电流特征的比较

现有失灵保护装置按开关配置,仅采集所在开关的电流,失灵判别主要依靠整定延时和判别开关有无电流实现。而站域失灵(死区)保护装置采集变电站内所有开关电流,具备跳闸组内多个开关电流比较条件,为故障判别提供新手段。

发生失灵(死区)故障,母线或间隔保护动作跳开所有可跳开的开关时,在跳闸组内,仅失灵(死区)故障点的开关电流为故障电流,其他均为TA拖尾电流。通常TA拖尾电流与故障电流相差较大,再经过一段延时,衰减后的TA拖尾电流与故障电流差异则更加明显,如果此时某个开关电流远大于跳闸组内其他开关电流,则判定该开关位置发生失灵或死区故障。

利用跳闸组内故障电流和TA拖尾电流的这种特征差异来实现故障快速判别,可有效减小TA拖尾电流的影响,为缩短动作延时Tdelay提供了一个有效的手段。

3.1.3电压特征的辅助判别

当发生开关失灵或死区故障时,母线或间隔保护动作跳开相关开关后,短路故障继续存在,整站电压处于故障低电压状态;而对于非开关失灵或死区故障,故障切除后,非故障元件电压通常可以快速恢复。利用故障电压快速恢复的特性,设置电压辅助判据,可有效提高失灵(死区)保护的可靠性。

采用上述方法,综合考虑200 ms内切除失灵(死区)故障的需求和保护的可靠性,取Tdelay为100 ms(60 ms开关跳闸时间+40 ms失灵(死区)判断时延)。

3.2 加快对侧站域失灵(死区)保护动作速度

本文提出构建变电站间站域保护专用光纤通道,可在传统线路保护远跳基础上缩短约50 ms的延时。一是减少迂回通道等原因引起的信息传输延时;二是利用专用光纤通道,本侧站域失灵(死区)保护动作可以直接开出信号至对侧站域失灵(死区)保护,减少由两侧线路保护传输失灵开入、开出信号产生的时延及确认判据时间。

本文提出在本侧故障对侧就地判据同步启动,逻辑框图如图4所示,改变了原对侧收到本侧发送的远跳信息,经确认信息无误后再启动就地判据的逻辑,较传统失灵(死区)保护,减少约40 ms就地判据延时。

图4 两站站域失灵(死区)保护信息交互逻辑Fig.4 Information communication logic of circuit breaker failure and dead zone between two substation area protections

3.3 优化跳闸回路

为了进一步缩短失灵(死区)故障切除时间,站域失灵(死区)保护动作输出分相跳闸接点,不再通过操作箱三跳重动继电器跳闸,而是直接利用三副接点接入开关分相跳闸线圈。这样可减少三跳重动继电器环节,能够缩短约10 ms。

以甲站F2发生死区故障为例,经上述措施优化后,死区故障切除时间可控制在200 ms以内,其动作时序如图5所示。

图5 站域失灵(死区)保护动作时序图Fig.5 Action sequence of circuit breaker failure and dead zone protection in substation area

4 试验验证

为验证站域失灵(死区)保护方案及工程实施的可行性,在实时数字仿真器(real time digital simulator,RTDS)上搭建了如附录A图A4所示的500 kV仿真试验系统,对装置在电网各种运行工况下的整体性能进行了测试验证。

仿真试验系统主要包括甲、乙、丙三个500 kV变电站。其中,乙站包含2个完整串和1个不完整串,甲、丙站各包含1个完整串。乙站5021,5022,5023开关所在的串为线线串,5031,5032,5033开关所在串为线变串。F1,F2,F3,F7,F8,F9,F10,F11点为死区故障点,F4为母线故障点,F5和F6为线路故障点。

乙站到丙站的线路L1与L2为500 kV同杆并架线路,线路长度为200 km,线路两侧对角各装一组容量为156 Mvar的高抗,补偿度为75%。乙站到甲站的线路L3与L4也是500 kV同杆并架线路,线路长度为100 km。每串安装三组常规TA。TA变比均为2 500 A/1 A,线路电压互感器(TV)变比为500 kV/100 V,各站系统等效短路容量为20 000 MVA。

测试内容主要包含死区金属性故障测试、死区外金属性故障测试、发展及转换性故障测试、经高阻故障测试、开关检修测试、元件检修方式测试、出串运行测试、空充线路及手合故障测试、TA断线测试、TA拖尾测试、TV断线测试、直流电源断续测试等项目。对于死区故障的测试,故障点的设置包含边开关的死区、中开关的死区、线线串的死区、线变串的死区、不完整串死区等。除转换性故障、高阻故障测试和手合故障测试外,本站故障切除时间为185.8～189.0 ms,对侧站故障切除时间为193.8～197.3 ms,装置均可在200 ms内切除死区故障,满足设计和工程要求。

模拟5031开关的死区F3点发生金属性C相接地故障后的试验录波图见附录A图A5。图中电流从上至下分别为乙站5031,5032,5021开关TA的三相电流,其中红、绿、蓝分别代表A,B,C相电流。试验中,站域失灵死区保护装置在故障发生后125.4 ms发出跳乙站的5031和5032开关的信号(图中分别为T5031和T5032),故障后128.9 ms发出跳线路对侧丙站的5011及5012开关的信号(图中分别为B5011和B5012)。如果开关机构执行时间按不大于60 ms计,则切除故障时间分别为175.4 ms及188.9 ms,满足在200 ms内将死区故障隔离的要求。

附录A图A6为模拟线路L1上的F5点发生B相金属性接地故障后,乙站的5032开关失灵时的试验录波图。图中电流从上至下分别为乙站5031,5032,5033开关TA的三相电流,其中红、绿、蓝分别代表A,B,C相电流。站域失灵死区保护装置在故障发生后130.8 ms发出跳乙站5031,5032,5033开关及主变开关的信号(图中分别为T5031,T5032,T5033和Tran),并于131.0 ms发出跳线路对侧丙站的5011及5012开关的信号(图中分别为B5011和B5012)。如开关机构执行时间按不大于60 ms计,同样满足在200 ms内将故障隔离的要求。

5 运行风险分析

站域失灵(死区)保护方案的应用必须满足以下两个技术条件:①开关开断时间不大于60 ms,开关合—分操作时,分闸时间不大于90 ms;②通道延时不大于5 ms。条件1不满足时,即开关不满足系统设计要求,开断时间过长,会导致站域失灵(死区)保护误动。条件2不满足时,会导致单一金属性故障,站域失灵(死区)保护整组动作切除故障时间超过200 ms。

转换性故障如果从第一次故障发生时刻计时,故障切除时间将增加故障转换时间,存在大于200 ms切除故障的风险。

在模拟死区300 Ω故障时,保护装置的故障切除时间大于200 ms。因此,高阻接地故障存在故障切除时间大于200 ms的风险。

线路重合于永久性故障后加速跳闸时开关失灵及手合于故障时开关失灵,存在故障切除时间大于200 ms的风险。

6 结语

本文针对目前失灵保护动作整定时间过长不满足现有电运行需求，提出基于站域信息缩短3/2接线失灵(死区)故障切除时间的策略和工程应用技术方案。该方案利用跳闸组内各开关的电流特征比较、无流定值自适应调整、故障切除后电压快速恢复等措施，减小电流互感器拖尾电流对保护判据的影响，以缩短失灵保护整定延时；通过本站和对侧站同步启动失灵判别，缩短对侧开关跳开延时；采用专用光纤通信、分相直接跳闸，缩短通信通道延时、减少跳闸重动环节。RTDS试验结果表明该方案在大部分故障情况下，可在200 ms内切除死区及失灵故障，保障系统安全可靠运行，为后续实际工程应用提供依据和基础。同时，该方案还存在故障切除时间大于200 ms的极端情况，后续还需开展策略的进一步优化研究。

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