摘要:经复合电压闭锁的线路断路器失灵保护在长线路末端故障时,存在因电压闭锁元件定值灵敏度不足而拒动的问题.首先分析了传统基于复压闭锁的失灵保护判据拒动的情形,然后提出了基于站域信息共享的线路断路器失灵保护新方案:在站控层计算保护判据生成保护出口动作信号,采用冗余电流信息对有流/无流进行检测,判断断路器是否断开,并使用重合闸检无压信号对复压闭锁判据进行补充.理论分析和仿真结果表明,基于站域信息共享的失灵保护新方案具有较高的可靠性.

断路器失灵保护是保护或控制系统对该断路器下达跳闸命令后,该断路器未切除时的近后备保护.目前,线路断路器失灵保护由电压闭锁元件、保护动作与电流判别构成的启动回路、时间元件及跳闸出口回路组成.为了避免保护出口触点被卡住而不返回以及由端子误碰或误通电等使失灵保护误启动.

断路器失灵保护的启动一般都是采用能够快速复归的相电流元件来判断断路器是否断开,但实际整定需考虑系统运行方式以及母联开关跳开后线路末端故障时,相电流元件仍应有足够的灵敏度(整定规程规定灵敏系数大于,因此,其定值很难躲过正常运行的负荷电流,这就导致在线路正常运行时,电流判别元件一直处于动作状态,因而,并没有起到防止误动的把关作用.失灵保护误动将产生严重的后果,为防止其误动,失灵保护一般使用电压元件进行闭锁,一般使用相低电压、零序电压和负序电压的或逻辑构成的复合电压闭锁元件,能可靠防止失灵保护误动作.但随着变电站与系统的联系越来越强,当站间长线路末端发生金属性短路故障时,母线电压并未有较大程度下降,由于电压闭锁元件定值灵敏度较低,因此电压闭锁元件一直处于闭锁状态,最终导致失灵保护拒动.而枢纽或较为重要的变电站最易出现失灵保护拒动,一旦发生该情况,将导致严重的电网事故.

目前,针对断路器失灵保护复压闭锁灵敏度不足的问题,尚缺乏有效、彻底的解决措施,有专家提出采用降低复合电压闭锁元件定值,但降低电压定值空间有限,不能完全解决问题.而且定值太低将使失灵保护可靠性降低,存在误动的可能.文献提出一种基于电流量的断路器失灵保护闭锁新原理,但该方案仅依赖电流量这一单一电气量,可靠性较低.

因此,探索一种新型、可靠的断路器失灵保护判据,摆脱使用电压或电流单一电气量作为闭锁元件的依赖,彻底解决目前的失灵保护因闭锁元件灵敏度问题存在的拒动风险,对于保护电气设备,维护系统稳定运行将具有重要的意义.

随着智能变电站的发展,站域保护日趋成熟,站内各电气量的获取变得更为容易,为此,本文考虑将失灵保护启动判据中的保护出口信号替换为实际保护判据判断信号,设置两个电流互感器对断路器动作后线路有流/无流进行检测,同时基于基尔霍夫电流定律,利用母线冗余电流进行校验,提高有流无流检测的准确性.采用重合闸检无压装置的有压无压信号对原有的复压闭锁信号进行补充.理论分析和仿真验证表明该方案能有效覆盖线路全长,具有较高的可靠性.

１基于站域信息共享的断路器失灵保护新方案

1.1经复合电压闭锁的断路器失灵保护拒动情景分析

图１所示为变电站连接结构示意图,当变电站某一长出线末端Ｆ１点发生故障时,纵联保护动作切除Ｂ２、Ｂ４,若此时断路器Ｂ２失灵,则启动断路器Ｂ２失灵保护,目前采用的断路器失灵保护经母线复压闭锁,即经母线Ｂｕｓ１复合电压值闭锁.对于该长线路末端发生故障时,母线Ｂｕｓ１电压变化不大,因此无法开放失灵保护,此时需等待上级零序ＩＩＩ段或ＩＶ段切除,切除时间较长,对设备安全影响较大,易烧毁变压器.

1.2断路器失灵保护新方案

所示为２２０ｋＶ变电站站域信息共享示意图,其中,互感器采用双重化配置,重合闸检无压信号也经由站内以太网上传至站控层.站控层汇集全站采样信息,实现高可靠性的失灵保护.具体实现方案如下:

1)保护判据判断结果.在站控层对就地保护判据进行完全复制,采用相同保护原理,保护逻辑及整定值.基于采集的就地信息,对就地保护判据进行计算,生成就地保护出口动作信号.采用软件计算得到就地保护出口方案能有效避免硬件装置的误碰或误动带来的保护出口触点信号异常.

2)有流/无流冗余检测.本方案采取就地保护判据启动后延时一段时间Dｔ再进行有流/无流检测,Dｔ的设置应同时考虑就地保护判据计算时间,以及断路器开断时间.理论上若断路器断开(无流)即电流为０,若断路器未断开(有流)即电流为一个大于０的值,通过设置合理的有流/无流门槛来检测断路器是否开断.为加强断路器状态检测的准确性,充分跟利用每个断路器周围配置两个电流互感器信息进行有流/无流检测,同时利用母线冗余电流进行校验,如图２所示,以电流互感器ＴＡ２为例.共有三个冗余电流信息:Ｉ２、Ｉ２′及母线冗余电流(Ｉ１-Ｉ３-Ｉ４).设置校验误差ｅ。