СПОСОБ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ELECTRICITY TRANSMISSION LINE DISTANCE PROTECTION METHOD

Изобретение относится к электроэнергетике, а именно к релейной защите линий электропередачи. Ориентировано на реализацию в микропроцессорных терминалах.
До перехода релейной защиты на микропроцессорную технику методы распознавания аварийных ситуаций ограничивались текущей информацией о состоянии защищаемого объекта. Микропроцессорная защита сохраняет в памяти информацию о режиме, предшествующем короткому замыканию, благодаря чему в ней может быть объединена информация о двух режимах - текущем и предшествующем. В результате повышается распознающая способность защиты, оцениваемая ее чувствительностью к повреждению объекта.
Традиционными способами защиты можно считать те, что довольствуются только информацией о текущем режиме. К относительно новому типу имеет смысл отнести способы, которые оперируют информацией о двух режимах. Типичным представителем алгоритмов такого типа является способ дистанционной защиты линии электропередачи, описанный в [1]. В нем используются аварийные составляющие наблюдаемых токов, которые определяются по результатам регистрации электрических величин в двух режимах.
В данном способе замерами служат реактивные параметры предполагаемых повреждений; защита реагирует на сочетание их знаков. Условия срабатывания защиты предельно просты: первый параметр должен быть положительным, а второй - отрицательным. В большинстве случаев короткого замыкания в защищаемой зоне так и бывает. Однако исключения встречаются, и чтобы обеспечить срабатывание защиты и при таких аварийных ситуациях, принимают дополнительные меры. Например, увеличивают число реактивных параметров [2], вследствие чего способ усложняется и теряет наглядность.
Более удачным оказалось техническое решение [3], оставляющее прежнее число реактивных параметров, а именно два, но вводящее характеристику срабатывания дистанционной защиты на плоскости этих параметров. Недостатки данного способа выявились в ходе исследования обучаемости релейной защиты [4]. На плоскости замеров отображаются контролируемые режимы объекта (α-режимы), в которых защите надлежит срабатывать, и отдельно отображаются альтернативные режимы (β-режимов), в которых срабатывание категорически запрещено. Проблема заключается в том, что короткие замыкания вне заданной зоны действия защиты, относящиеся к числу β-режимов, отображаются в тех же местах, где и часть α-режимов. Подобное препятствие распознаванию замыканий в зоне защиты ощутимо проявляется на плоскости реактивных параметров. Кроме того, в упомянутом способе каждому виду замыкания отвечают свои реактивные параметры и, следовательно, индивидуальные характеристики срабатывания защиты.
Цель настоящего изобретения - повысить распознающую способность способа дистанционной защиты, оперирующего информацией о двух режимах линии электропередачи. Еще одна цель - унификация способа с тем, чтобы исключить необходимость учета особенностей каждого вида замыкания. Упрощенная реализация способа полезна прежде всего потому, что позволяет свести к минимуму вероятность ошибки при задании характеристики срабатывания защиты.
Поставленные цели достигаются благодаря существенному обобщению замера, на который реагирует защита. Как и в прототипе, в предлагаемом способе используется модель неповрежденной электропередачи. Наблюдаются и регистрируются токи и напряжения. Их преобразуют в комплексные сигналы (комплексы). Первыми полагают величины текущего режима. Величины предшествующего режима используют для определения аварийных составляющих, которые полагают вторыми токами и напряжениями. Модель неповрежденной электропередачи используют для преобразования первых величин в напряжения конца защищаемой зоны, а вторых величин - в аварийные составляющие токов того же места. Преобразованные электрические величины полагают третьими.
Отличие предложения от прототипа заключается в действиях с тремя группами токов и напряжений. Проводимые с ними операции формируют универсальный комплексный замер, несущий необходимую информацию обо всех видах коротких замыканий в контролируемой электропередаче. В новых операциях задействованы первые напряжения, вторые токи, третьи напряжения и третьи токи. Первые токи и вторые напряжения играют роль на этапе формирования третьих величин и в дальнейших преобразованиях не участвуют. Преобразования заключаются в определении двух трехфазных комплексных мощностей, отношение которых служит в данном способе замером дистанционной защиты. Первую трехфазную мощность определяют как взаимную мощность первых напряжений и вторых токов. Вторую - как взаимную мощность третьих напряжений и третьих токов. Своеобразие этих мощностей состоит в том, что они охватывают оба наблюдаемых режима - текущий и предшествующий, но последний участвует не в чистом виде, а тем, что вносит свой вклад в определение аварийных составляющих наблюдаемых токов. Комплексные мощности определяются здесь фазными напряжениями текущего режима и аварийными составляющими соответствующих токов.
Возникает вопрос, почему именно такие мощности оказываются особо ценными в информационном отношении. Дело в том, что в месте короткого замыкания выделяется чисто активная мощность, которая определяется напряжением текущего режима в этом месте и синфазным с ним током замыкания. В предшествующем режиме там тока нет, следовательно, ток замыкания представляет собой источник аварийных составляющих всех электрических величин. Коль скоро, применяемая здесь комплексная мощность может служить индикатором места замыкания, резонно предположить, что с ее помощью возможно распознать, где находится повреждение - в зоне или вне ее.
На фиг. 1 представлена имитационная модель неповрежденной линии электропередачи, на фиг. 2 - модель в качестве преобразователя комплексов наблюдаемых величин текущего режима, на фиг. 3 - в качестве такого же преобразователя, но на этот раз аварийных составляющих токов и напряжений, на фиг. 4 - структура защиты, реализующей предлагаемый способ. На фиг. 5-9 приведены иллюстрации, поясняющие теоретические аспекты предлагаемого способа: на фиг. 5 - двухпроводная модель электропередачи в текущем режиме короткого замыкания, случившегося в защищаемой зоне либо вне ее; на фиг. 6 - часть модели, преобразующая величины начала линии в напряжение конца защищаемой зоны в предположении, что линия не повреждена. На фиг. 7 - эта же модель в чисто аварийном режиме (режим аварийных составляющих) при замыкании в зоне действия защиты; на фиг. 8 - то же, но при замыкании вне зоны; на фиг. 9 и 10 даны векторные диаграммы величин, определяемых соответственно в моделях фиг. 7 и 8. На фиг. 11 и 12 приведен пример, иллюстрирующий задание характеристики срабатывания защиты: На фиг. 11 - имитационная модель конкретной электропередачи, а на фиг. 12 - отображения контролируемых и альтернативных режимов на плоскости замера дистанционной защиты, действующей по предлагаемому способу.
Рассматривается электрическая сеть, состоящая из линии электропередачи 1, связывающей наблюдаемую и ненаблюдаемую системы 2 и 3. Наблюдаются токи и напряжения в начале линии x=0, где x - координата произвольного места. Наблюдаемые величины представляют в виде комплексов , , где в аргументе указана координата, ν=A,B,C - обозначение любой из трех фаз электропередачи. Кроме того, на фиг. 1 указаны длина линии , протяженность защищаемой зоны  и показаны недоступные наблюдению токи и напряжения ,  в конце защищаемой зоны.
Защита фиксирует величины двух режимов - предшествующего ,  и текущего режима короткого замыкания , . По ним определяют аварийные составляющие наблюдаемых величин , .
Неповрежденная часть линии электропередачи, равная защищаемой зоне, моделируется в виде преобразователей 4 и 5. Первый преобразует величины ,  в напряжения , а второй - в токи . Так, без учета распределенной емкости, преобразователь 4, моделирующий однородную симметричную линию, осуществляет преобразование
где  - ток нулевой последовательности,  и  - удельные параметры линии прямой и нулевой последовательностей.
Если в линии без ответвлений не учитывать распределенную емкость, то необходимость в преобразование 5 отпадает, так как в таком случае .
Структура, реализующая предлагаемый способ, включает в себя умножители комплексных сигналов 6-11, сумматоры 12, 13, блок деления комплексных сигналов 14 и исполнительный блок 15, срабатывающий, если его входной комплексный сигнал  отображается в области, ограниченной заданной характеристикой. Умножители 6-8 формируют взаимные комплексные мощности по токам и напряжениям начала линии
где  - комплекс, сопряженный с исходным комплексом . Умножители 9-11 формируют взаимные комплексные мощности по выходным сигналам преобразователей 4, 5
Сумматоры 12, 13 определяют взаимные трехфазные комплексные мощности двух режимов
Блок деления 14 формирует замер дистанционной защиты
Наконец, исполнительный блок 15 проверяет выполнение условия
cp
cp
где W - область, ограниченная характеристикой срабатывания L.
s
r
Теоретические основы предлагаемого способа поясняются на примере трехфазного симметричного короткого замыкания, которому отвечает двухпроводная модель электропередачи (фиг. 5), где A и A - активные граничные двухполюсники, моделирующие системы 2 и 3 по прямой последовательности. Верхний индекс а присвоен параметрам и величинам режима короткого замыкания в защищаемой зоне (α-режим). Верхний индекс β предусмотрен для режима короткого замыкания вне защищаемой зоны (β-режим). Модель содержит переходные сопротивления  и  для разных ситуаций, включенные в местах замыкания с координатами  или . Токи короткого замыкания  или , протекающие в переходных сопротивлениях, являются единственными источниками  и   аварийных составляющих соответственно α- и β-режимов. Без учета распределенной емкости напряжение в конце зоны  определяется по алгоритму (1) применительно к модели по фиг. 6
s
r
В моделях чисто аварийных режимов (фиг. 7 и 8), активируемых единственным источником  или , активные двухполюсники A и A замещены внутренними сопротивлениям  и . Известны токи в начале линии  или . Что же касается определения токов в конце зоны  или , то они определяются однотипно, без разграничения α- и β-режимов, поскольку тип режима наблюдателю неизвестен. Без учета распределенной емкости
,
что не отвечает состоянию модели в α-режиме (фиг. 7) и отвечает в β-режиме (фиг. 8). Несоответствие α-режима модели неповрежденной линии является существенным признаком данного способа, что объясняется векторной диаграммой по фиг. 9. Токораспределение в электрической сети определяется главным образом ее индуктивными сопротивлениями, поэтому на фиг. 9 токи  и  изображены синфазными. То же, токи  и  на фиг. 10. Кроме того, учтена синфазность этих токов с напряжениями в месте замыкания -  на фиг. 9 и  на фиг. 10. Пунктиром показаны годографы векторов  при изменении x от нуля до  и далее. Как видно из фиг. 9, 10, в α-режиме напряжение , определяемое операцией (8), отстает от тока , а в β-режиме напряжение  опережает ток  . Что же касается пар величин ,  и , , то их соответствие однотипно. Следовательно, комплексные мощности  и имеют принципиальное отличие:  первая активно-индуктивная, а вторая - активно-емкостная, что и вводит физическое разграничение α- и β-режимов.
Предложенный способ заключается в выполнении следующих операций. Фиксируют комплексы токов и напряжений в начале линии 1 в двух режимах - предшествующем и текущем. Используют модель линии в пределах защищаемой зоны и в неповрежденном состоянии с тем, чтобы получить преобразователь 4 комплексных сигналов ,  в напряжение конца зоны . При наличии ответвлений применяют еще эту модель в качестве преобразователя 5 аварийных составляющих ,  в ток . Определяют фазные комплексные мощности (2), (3) (умножители 6-11), а далее  суммарные мощности (4), (5) (сумматоры 12, 13) и затем - итоговый замер как отношение второй комплексной мощности к первой (6) (блок деления 14), на который и реагирует защита в соответствии с условием срабатывания (7) (исполнительный блок 15). Приведенные далее результаты обучения дистанционной защиты, действующей по предлагаемому способу, получены для линии электропередачи 110 кВ «Лосинка-Ленинская» (Тюменьэнерго). Модель линии (фиг. 11) включает в себя подстанции (ПС): наблюдаемую ПС Лосинка с параметрами прямой и нулевой последовательности ,  и ненаблюдаемую ПС Ленинская с параметрами ,  . Емкостная проводимость линии учитывалась. Первичные параметры прямой и нулевой последовательностей: :,, ,
Варьируемые параметры и диапазоны их изменения: , ; ,  ( в нормальном режиме электропередачи, который принадлежит к числу альтернативных режимов); угол передачи δ=-10°…10°.
cp
На фиг. 12 показан результат обучения защиты на плоскости замера . Это область срабатывания W в виде нормированного прямоугольника. Вариации параметров подстанций , , ,  не сказываются на этой области. Проверено, что данное положение остается в силе и при вариациях параметров подстанций.
cp
Как видим, для задания характеристики срабатывания L, как и для формирования замера , нет необходимости в привлечении информации о каких-либо иных частях электропередачи, кроме защищаемой зоны, а именно востребованs структура этой части линии и ее параметры. Отсюда следует вывод об универсальности замера, положенного в основу предлагаемого способа.
Источники информации
1. Патент РФ №1775787, кл. HO2H 3/40, 1991.
2. Патент РФ №2037246, кл. HO2H 3/40, HO2H 3/26, G01R 31/08, 1992.
3. Патент РФ №2066511, кл. HO2H 3/40, G01R 31/08, 1992.
4. Лямец Ю.Я., Мартынов М.В., Нудельман Г.С. и др. Обучаемая релейная защита. Ч. 1 и 2 - Электричество, 2012, №2, С. 15-19, №3, С. 12-18.