CN100563075C - 同杆/平行双回线高阻接地保护方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明专利涉及电力系统输电线路继电保护领域，适用于电力系统中同杆双回线或平行双回线单线经高阻对地短路的保护。解决目前同杆双回线或平行双回线单线经高阻对地短路时，因故障电流小，传统的继电保护装置灵敏度低，且受分布电容电流影响很大的问题，从而提高继电保护的灵敏性，可以极大的提高重合闸的成功率，减小对系统的冲击和设备损害。本发明采用的技术方案是：在保护安装处，用电流突变量判断被保护线路故障后，用傅里叶算法计算电流故障分量及故障后电压的幅值和相位，通过比较电流故障分量与故障后电压的相位差以及电流故障分量之间的相位差、幅值差从而判断出是否区内故障，并选出故障线的故障相，发出使对应断路器的跳闸信号。
Description
技术领域
本发明专利涉及电力系统输电线路继电保护领域，尤其涉及高压、超高压和特高压同杆双回线或平行双回线常见的单相导线经高接地电阻(简称“高阻”)对地短路时的保护。
背景技术
同杆/平行双回线具有高可靠性的特点，在高压输电系统中被广泛的应用。在山区架设的同杆/平行双回线可能发生因对植物、烟雾等放电形成的单相导线高阻接地短路，由于单相导线高阻接地时的短路电流很小，在初始阶段，常规线路保护因保护互感器变比特性、测量精度、保护定值设定等原因，不可能有反映，只有当事故扩大，故障电流达到保护定值后，才能启动跳闸。这时因为事故扩大造成重合闸的成功率下降，并造成对系统的冲击和设备损害。而且常规线路保护用于分布电容很大的超高压、长距离同杆双回线或平行双回线输电的线路，受分布电容电流影响存在灵敏度低的问题。
发明内容
为了克服同杆/平行双回线常见的对植物、烟雾等放电形成的单相导线高阻接地短路时，由于短路电流很小，常规线路保护不能正确动作和常规线路保护在单相导线高阻接地时受分布电容电流影响大、灵敏度低不能正确动作的问题。本发明提供了一种新的、适用于110KV或110KV以上电压等级的同杆双回线或平行双回线单相导线经高接地电阻对地短路时的保护方法，包括以下步骤：
从仪表用的0.5级或0.5级以上精度的电流互感器上采集同杆双回线或平行双回线各导线的电流信号。在采样时，用14位或14位以上精度的A/D转换器，对于基波交流信号每周波的采样点数应等于或大于24点，以满足测量精度的要求；利用电压采样值跟踪电网频率的变化，以使采样时间间隔跟踪电网频率的变化。利用电流突变量启动实施所述保护方法的保护装置的线路故障处理过程。用当前电流采样值与前一周波的电流采样值比较能够区别这种变化从而判别线路故障发生时刻。保护装置的线路故障处理过程启动后，利用故障前、后多周波的电流采样值和电压采样值用傅里叶算法计算出故障前和故障后电流的幅值和相位，故障后电压的幅值和相位；用故障后电流相量减去故障前电流相量得到故障电流分量，并计算出各故障电流分量的幅值和相位。
实施所述保护方法的保护装置(简称“实施所述保护装置”)设有：相位差第一设定值，相拉差第一设定值取值在零度至45度之间，两相量的相位接近，指两相量相位差的绝对值小于相位差第一设定值；相位差第二设定值，相位差第二设定值取值在135度至180度之间，两相量的相位接近相反，指两相量相位差的绝对值大于相位差第二设定值；幅值差设定值用于幅值比较，幅值差的设定值为两个电流幅值之比，幅值差设定值在1.5以上。
实施所述保护装置的线路故障处理过程的逻辑运算过程：第一步，选出同杆双回线或平行双回线6根导线的故障电流分量中的幅值最大者，将其相位与其同相的母线电压的相位比较，如果相位差小于相位差第一设定值，即相位接近，则进入第三步，否则进入第二步；第二步，若故障电流分量幅值次大者与故障电流分量幅值最大者相比，幅值差小于幅值差的设定值，则还应将故障电流分量幅值次大者的故障电流分量相位与其同相的母线电压的相位比较，如果相位差小于相位差第一设定值，即相位接近，则判为正向故障，否则判为反向故障，回到用当前电流采样值与前一周波的电流采样值比较判别线路故障发生时刻的过程；第三步，将故障电流分量幅值最大者故障电流分量幅值与其同相的另一回线的故障电流分量幅值比较，若大于幅值差设定值则判为区内故障，且故障电流分量幅值最大的导线为故障导线；若小于幅值差设定值，将故障电流分量幅值最大者的故障电流分量相位与其同相的另一回线故障电流分量的相位比较，若相位差大于相位差第二设定值，即相位接近相反，则两者中故障电流分量相位与其同相的母线电压的相位差小于相位差第一设定值，即相位接近的导线为故障线；在第二步判为正向故障的条件下，将故障电流分量幅值次大者故障电流分量幅值与其同相的另一回线的故障电流分量幅值比较，若大于幅值差的设定值则判为区内故障，且故障电流分量幅值次大的导线为故障线；若小于幅值差的设定值，将故障电流分量幅值次大者的相位与另一回线同相导线的故障电流分量的相位比较，若两者相位差大于相位差第二设定值，即相位接近相反，则两者中故障电流分量相位与该相母线电压相位差小于相位差第一设定值，即相位接近的导线为故障导线；若故障发生在线路末端，则始端故障相两导线故障电流分量幅值差小于幅值差的设定值、相位差小于相位差第一设定值，即相位接近，无法判别故障导线；但末端实施所述保护方法的保护装置能够正确判别并发出跳闸信号；当末端故障导线断路器跳闸断开后，始端故障导线的故障电流分量增大，同相非故障导线的故障电流分量下降，故障导线故障电流分量的相位与该相母线电压的相位差小于相位差第一设定值，即相位接近，于是始端的实施所述保护方法的保护装置可跳闸断开故障导线，或者用末端远方跳闸信号跳闸断开始端的故障导线。
附图说明
图1是同杆/平行双回线高阻接地保护装置(简称“高阻接地保护装置”)的应用原理。
图2是同杆/平行双回线高阻接地保护装置的构成。
图3是同杆/平行双回线高阻接地保护装置的计算和逻辑运算框图，框图分两部分，两部分中的①为同一点；②、③也一样；框图中电流I1、I2均为电流的故障分量。
具体实施方式
本发明专利的实际应用按图1：同杆/平行双回线高阻接地保护装置(7)中的数字信号采集模块采集电流互感器(1)传过来的平行或同杆双回线I(4)和II(5)的三相交流电流信号，将其转换为数字信号，同时采集电压互感器(6)传过来的发电厂或变电站母线(3)的三相交流电压信号，将其转换为数字信号；装置(7)中的数字处理模块通过数值计算和逻辑运算判断平行或同杆双回线I或II是否发生高阻接地故障和故障所在的线路以及故障相，如果计算判定其中有一条线路的某相导线发生高阻接地故障，则高阻接地保护装置(7)给开关操作机构和综合重合闸装置(8)发出对该故障线路故障导线的跳闸信号，通过高压断路器(2)切断故障线路故障导线的故障电流。
高阻接地保护装置结构(图2)：由信号采集系统(1)采集的数字信号，经过数值计算和逻辑运算系统(2)计算出电流和电压的幅值和相位，通过逻辑运算判断故障线路；而后通过信号输入\输出系统(3)给开关操作机构或综合重合闸装置发出使该故障线路故障导线的跳闸信号，通过高压断路器切断故障线路故障导线的故障电流；开关量信息由(3)输入。
本发明专利的数值计算和逻辑运算框图见(图3)。因单线高阻接地时，电流变化小(为电流的故障分量与负荷分量之和)，在仪表用的0.5级电流互感器的测量范围内。为保证测量精度，从仪表用的0.5级或0.5级以上精度的电流互感器上采集电流信号。在采样时，用14位或14位以上精度的A/D转换器，对于基波交流信号每周波的采样点数应等于或大于24点，利用电压采样值跟踪电网频率的变化，以使采样时间间隔跟踪电网频率的变化。
利用电流突变量启动实施所述保护方法的保护装置线路故障处理过程：因单导线接地故障后，在原负荷电流分量中叠加了故障分量，引起了测量电流相位大小和幅值大小的变化，用当前电流采样值与前一周波的电流采样值比较能够区别这种变化从而判别线路故障发生时刻；保护装置的线路故障处理过程启动后，用故障前、后多周波的电流采样值的傅里叶算法计算出故障前和故障后电流的幅值和相位，故障后电压的幅值和相位；并计算出故障电流分量。
实施所述保护装置的线路故障处理过程的逻辑运算过程：第一步，选出同杆双回线或平行双回线6根导线的故障电流分量中的幅值最大者，将其相位与其同相的母线电压的相位比较，如果相位差小于相位差第一设定值，即相位接近，则进入第三步，否则进入第二步；第二步，若故障电流分量幅值次大者与故障电流分量幅值最大者相比，幅值差小于幅值差的设定值，则还应将故障电流分量幅值次大者的故障电流分量相位与其同相的母线电压的相位比较，如果相位差小于相位差第一设定值，即相位接近，则判为正向故障，否则判为反向故障，回到用当前电流采样值与前一周波的电流采样值比较判别线路故障发生时刻的过程；第三步，将故障电流分量幅值最大者故障电流分量幅值与其同相的另一回线的故障电流分量幅值比较，若大于幅值差设定值则判为区内故障，且故障电流分量幅值最大的导线为故障导线；若小于幅值差设定值，将故障电流分量幅值最大者的故障电流分量相位与其同相的另一回线故障电流分量的相位比较，若相位差大于相位差第二设定值，即相位接近相反，则两者中故障电流分量相位与其同相的母线电压的相位差小于相位差第一设定值，即相位接近的导线为故障线；在第二步判为正向故障的条件下，将故障电流分量幅值次大者故障电流分量幅值与其同相的另一回线的故障电流分量幅值比较，若大于幅值差的设定值则判为区内故障，且故障电流分量幅值次大的导线为故障线；若小于幅值差的设定值，将故障电流分量幅值次大者的相位与另一回线同相导线的故障电流分量的相位比较，若两者相位差大于相位差第二设定值，即相位接近相反，则两者中故障电流分量相位与该相母线电压相位差小于相位差第一设定值，即相位接近的导线为故障导线；若故障发生在线路末端，则始端故障相两导线故障电流分量幅值差小于幅值差的设定值、相位差小于相位差第一设定值，即相位接近，无法判别故障导线；但末端实施所述保护方法的保护装置能够正确判别并发出跳闸信号；当末端故障导线断路器跳闸断开后，始端故障导线的故障电流分量增大，同相非故障导线的故障电流分量下降，故障导线故障电流分量的相位与该相母线电压的相位差小于相位差第一设定值，即相位接近，于是始端的实施所述保护方法的保护装置可跳闸断开故障导线，或者用末端远方跳闸信号跳闸断开始端的故障导线。以上提出的保护的动作逻辑过程可以保证在平行双回线区外故障时，不会因为两线路因参数不同而误发出跳闸信号。
与其他线路保护装置和重合闸装置配合：由于单相导线高阻接地故障信号小，易受区外故障的干扰，利用其他线路保护装置的启动回路闭锁。一旦发生区内、外大电流故障，就将实施所述保护装置闭锁。实施所述保护装置选出故障导线后，将故障导线的信息传给微机型综合重合闸装置，通过微机型综合重合闸跳闸断开故障导线。微机型综合重合闸装置重合时应考虑两侧保护启动跳闸和断路器跳闸的时间差，或者采用检测线路无压后再重合。也可采用其它的重合闸装置完成该项功能。同杆/平行双回线在单回线运行时退出实施所述保护装置。
同杆/平行双回线高阻接地保护可设计成小型仪器装在仪表盘上，通过串型接口与该线路的微机保护装置通讯作为其功能上的补充。或者在现有的同杆/平行双回线微机保护装置硬件的基础上增加软件以实现该发明专利的功能。
该发明专利的软件由测量与数值计算、逻辑判断、信号输出与输入三部分组成。
1)测量与数值计算部分：对被保护线路的二次电流和二次电压进行同时精确测量，获取其幅值和相位。
2)逻辑运算系统能执行上文的判断逻辑。
3)信号输出与输入部分能执行逻辑判断部分的结果，发出对故障导线的跳闸信号，输入开关量信息。
高压同杆双回线输电线单相导线高阻接地保护例：
故障前近侧电压UML＝128+j0(kV)，故障前近侧电流IML1＝IML2＝0.4-j0.2(kA)；线路长L＝360km每60km换位一次。由于非故障导线的电流和电压变化极小，故仅列出故障相电压(kV)和故障相I，II回线的故障电流分量(A)。其中I回线的A相为故障导线。计算结果如下：
算例1故障电阻为800欧
算例2故障电阻为500欧，
计算结果中：X为近侧到故障电距离，单位公里；电压单位千伏；电流单位安，为故障电流分量；∠后数字表示角度。
按本发明专利提供的方法，从以上两种故障电阻的算例结果看出：
1}近处(50km)故障时，近侧的实施所述保护装置会正确发出跳闸信号；远侧实施所述保护装置也会正确发出跳闸信号；但如果故障点接近本侧母线时，远侧实施所述保护装置可能不会正确发出跳闸信号，要等本侧故障导线断路器跳闸后才能正确发出跳闸信号。
2}在中点处(180km)故障时，两侧实施所述保护装置均会正确发出跳闸信号。
3)在远处靠近发电厂或变电站母线故障时，远侧实施所述保护装置会正确发出跳闸信号；近侧的实施所述保护装置不会正确发出跳闸信号，要等远侧故障导线断路器跳闸后近侧的实施所述保护装置才能正确发出跳闸信号。
计算结果表明按本发明专利提供的方法正确。
本产品的优点及用途：
本发明专利适用于110kV或110kV以上电压等级的同杆双回线或平行双回线单相导线经高接地电阻对地短路时的保护。上述的双回线的始端和末端同相导线并联。本发明专利提出的方法具有很高的灵敏度，能够在上述线路高阻接地故障的初始阶段，当常规的线路保护因故障电流太小不能动作时，迅速判别故障导线，发出跳闸信号，切除故障导线或启动重合闸的跳合闸程序及时切除故障导线。能够极大的提高重合闸的成功率，减小对系统的冲击和设备损害，对电网的安全运行具有很高的实用价值。本发明专利的另一优点是其逻辑运算功能不受线路分布电容和相序排列的影响，可用于220kV和500kV及以上电压等级，长距离输电，电容电流很大的同杆双回线或平行双回线单相导线经高接地电阻对地短路时的保护。
产品的使用过程或方式：按该发明专利设计的保护装置按图1在被保护线路的两端各安装一台，各自独立工作；装置测量被保护线路的三个相电压和双回线的6个相电流。跳闸信号引出接入双回线的跳闸装置，使其能按要求仅跳闸断开故障相导线。在原有线路保护装置上附加按上述原理设计的软件和硬件也能够实现该发明专利的功能。
Claims (8)
1.一种适用于110kV或110kV以上电压等级的同杆双回线或平行双回线，3相6根导线，单相一导线经高接地电阻对地短路的保护方法，其特征是包括下列内容：从仪表用的0.5级或0.5级以上精度的电流互感器上采集同杆双回线或平行双回线各导线的电流信号，在采样时，用14位或14位以上精度的A/D转换器，对于基波交流信号每周波的采样点数应等于或大于24点，利用电压采样值跟踪电网频率的变化，以使采样时间间隔跟踪电网频率的变化；利用电流突变量启动实施所述保护方法的保护装置的线路故障处理过程，用当前电流采样值与前一周波的电流采样值比较判别线路故障发生时刻，保护装置的线路故障处理过程启动后，利用故障前、后多周波的电流采样值和电压采样值的傅里叶算法计算出故障前和故障后电流的幅值和相位，故障后电压的幅值和相位；用故障后电流相量减去故障前电流相量得到故障电流分量并计算出故障电流分量的幅值和相位；实施所述保护装置的线路故障处理过程的逻辑运算过程：第一步，选出同杆双回线或平行双回线6根导线的故障电流分量中的幅值最大者，将其相位与其同相的母线电压的相位比较，如果相位差小于相位差的第一设定值，即相位接近，则进入第三步，否则进入第二步；第二步，若故障电流分量幅值次大者与故障电流分量幅值最大者相比，幅值差小于幅值差的设定值，则还应将故障电流分量幅值次大者的故障电流分量相位与其同相的母线电压的相位比较，如果相位差小于相位差的第一设定值，即相位接近，则判为正向故障，否则判为反向故障，回到用当前电流采样值与前一周波的电流采样值比较判别线路故障发生时刻的过程；第三步，将故障电流分量幅值最大者故障电流分量幅值与其同相的另一回线的故障电流分量幅值比较，若大于幅值差设定值则判为区内故障，且故障电流分量幅值最大的导线为故障导线；若小于幅值差设定值，将故障电流分量幅值最大者的故障电流分量相位与其同相的另一回线故障电流分量的相位比较，若相位差大于相位差的第二设定值，即相位接近相反，则两者中故障电流分量相位与其同相的母线电压的相位差小于相位差的第一设定值，即相位接近的导线为故障线；在第二步判为正向故障的条件下，将故障电流分量幅值次大者故障电流分量幅值与其同相的另一回线的故障电流分量幅值比较，若大于幅值差的设定值则判为区内故障，且故障电流分量幅值次大的导线为故障线；若小于幅值差的设定值，将故障电流分量幅值次大者的相位与另一回线同相导线的故障电流分量的相位比较，若两者相位差大于相位差第二设定值，即相位接近相反，则两者中故障电流分量相位与该相母线电压相位差小于相位差第一设定值，即相位接近的导线为故障导线；若故障发生在线路末端，则始端故障相两导线故障电流分量幅值差小于幅值差的设定值、相位差小于相位差第一设定值，即相位接近，无法判别故障导线；但末端实施所述保护方法的保护装置能够正确判别并发出跳闸信号；当末端故障导线断路器跳闸断开后，始端故障导线的故障电流分量增大，同相非故障导线的故障电流分量下降，故障导线故障电流分量的相位与该相母线电压的相位差小于相位差第一设定值，即相位接近，于是始端的实施所述保护方法的保护装置可跳闸断开故障导线，或者用末端远方跳闸信号跳闸断开始端的故障导线。
2.根据权利要求1所述的一种保护方法，其特征是，同杆双回线或平行双回线的3相6条导线中有一条导线经200欧以上的电阻接地，故障电流小到常规线路保护不能正确动作的情况。
3.根据权利要求1所述的一种保护方法，其特征是，适用于分布电容很大的超高压线路和长距离输电的线路。
4.根据权利要求1所述的一种保护方法，其特征是，所述的同杆双回或平行双回输电线路为三相线路，所述的电压和电流为每一相的电压和电流，并能够分相跳闸。
5.根据权利要求1所述的一种保护方法，其特征是，两条同杆双回或平行双回输电线路的三相分相并联运行。
6.根据权利要求1所述的一种保护方法，其特征是，两相量的相位接近，指两相量相位差的绝对值小于相位差第一设定值，相位差第一设定值取值在零度至45度之间；两相量的相位接近相反，指两相量相位差的绝对值大于相位差第二设定值，相位差第二设定值取值在135度至180度之间；幅值比较时，幅值差设定值在1.5以上。
7.根据权利要求1所述的一种保护方法，其特征是，多周波的电流采样值和电压采样值的傅里叶算法指利用电流或电压2周波或2周波以上的采样数据，采用傅里叶算法计算出电流和电压的相量。
8.根据权利要求1所述的一种保护方法，其特征是，平行双回输电线路的两线参数包含相同和不相同的情况，同杆双回线输电线路的两线参数误差在5％以内。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| C17 | Cessation of patent right | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20091125 Termination date: 20110917 |