继电保护方法（共12篇）
继电保护方法 篇1
0 引言
采用面向对象建模技术的IEC61850标准将变电站的各种功能抽象为数据对象,并将这种数据对象按照智能设备(服务器)、逻辑设备、逻辑节点、数据和数据属性的树状结构进行描述[1]。适应这种面向对象设计的智能设备是基于变电站配置描述语言(SCL),即:IEC61850-6部分所规定的内容,来实现互操作性[2,3]。智能设备作为服务器具有网络通信、解释配置信息、响应自描述信息等功能。因此基于数据库的站级设备,可以识别和配置不同的智能设备,不同的智能设备之间也能够根据配置信息交换数据。智能设备内部的数据交换,也可以参照面向对象的方法来实现。但由于运算和存储能力的区别,一般的制造企业会更倾向于使用面向程序的自定义数据格式,以满足效率和空间的要求。本文将讨论一种基于数据库的智能设备内部建模方法,并以元件保护为例给出部分具体方案。
1 继电保护设备的描述
1.1 面向对象的保护设备
保护设备作为变电站一种特殊智能设备,按照面向对象设计的观点,一般包含多个逻辑设备[4]。以元件保护为例,传统的变压器保护或母线保护由模拟量采集、开关量采集及控制、保护算法和人机接口等功能构成,它们可以称为逻辑设备。新型的分布式母线保护是基于间隔保护和中央控制单元构成的,它将上述一系列逻辑设备分配到不同的智能设备当中,因此也体现了逻辑设备对象存在的客观性与独立性。图1为智能设备的对象表示,图2为由多智能设备构成的分布式母线保护。
由图2可见,分布式母线保护由面向间隔的智能设备和完成母线保护功能的中央处理单元组成。它们分别包含特定的逻辑设备,如:控制(分布在间隔中),保护(间隔设备为当地功能、中央处理单元为母线保护功能)、采集(可能包含在分布的间隔智能设备中,也可能为单独的采集设备)及人机接口。同样集中式保护(图1)也包含了所有这些逻辑设备。因此,保护设备作为一种特殊的智能电子设备,具有相对固定的逻辑设备对象,针对这些逻辑设备设计的配置软件,能够完整定义智能设备的内部模型。
1.2 保护设备的硬件构成
基于网络的保护设备需要实现网络通信、人机界面和保护算法等功能,这些功能在实时性和软件系统上存在差异,一般需要多颗CPU(或多核CPU)配合完成。例如使用偏重于通信的PowerPCTM、适合实时计算的DSP和侧重于显示的其他MCU来共同完成通用保护设备硬件平台设计。保护设备的硬件平台限制了其内部数据交换的方法和效率,如:多CPU的保护设备如果使用并行数据交换将效率优于串行数据交换;而双核CPU由于存在共享的存储空间、丰富的外设将更大限度地提高数据交换的效率。因此基于不同硬件系统的保护设备其内部建模方式也定不相同,内部数据交换效率越高,建模越简单;数据交换效率越低,建模越复杂,但会提高软件的可移植性。
图3为典型的继电保护智能设备内部构成。其中多CPU之间的配合可以采用以太网、高速的串行总线或并行数据交换(如图3中的双端口RAM)。
1.3 保护设备的软件流程
保护智能设备的软件可根据不同的实时性进行结构划分,参考IEC61131的相关规定,将同等实时性的任务按照程序组织单元(POU)进行划分,而程序组织单元之间的数据交换即为内部建模的关键点,它决定了数据流的通畅以及程序接口是否合理且易于实现。以图3所示硬件系统为基础实现的保护智能装置其程序组织单元可以进行如下划分:
图4中POU1代表实时性较高部分,一般由DSP完成,它是保护装置的实时数据源;POU3、POU4将通过数据接口访问POU1形成的实时数据;POU2产生的继电器定值数据与其他几个程序组织单元产生接口关系。
由于平面顺序表格最适于程序处理,因此最终的保护软件将以一系列的表格为数据接口格式,来定义程序组织单元之间的链接关系。
综上所述,内部建模就是将保护智能设备外在的对象描述映射到其内部各个程序组织单元之间的接口关系。由此我们可以设计1)按照对象描述的配置软件;2)严谨的、可变长度的内部程序组织单元数据交换格式;3)由对象描述到数据交换格式的映射。
2 基于数据库的配置软件
2.1 配置软件的基本元素
文献[2]给出的是基于IEC61850-6 SCL模型的配置器的设计与实现,它讨论的是站级设备与智能设备之间互操作性的问题。而基于数据库的智能设备配置软件对外可以形成符合SCL的自描述文件,对内产生不同的顺序表格引导程序组织单元交换数据。因此,该配置软件的输入信息应该是不同的对象,这些对象可以是预定义的逻辑设备,也可以是由多个逻辑节点组合的逻辑设备。对象的组织程度越高,配置就简化;对象划分越注重细节,配置就越灵活。
以传统元件保护为例,图1列出了它包含的逻辑设备,其中LD1是模拟量输入,LD2为保护功能,LD3为人机接口,LD4为开关量控制。显然LD1,LD3,LD4具有一定的通用性,对于LD1我们只需要对现有逻辑节点进行描述,如TVTR的数量、顺序、每个模拟量通道的变换系数、单位等特性,而无须增加更多的逻辑节点。与LD1相似,LD3,LD4具有相对固定的逻辑节点,因此配置软件对这部分应该以逻辑设备为模版(类描述)进行对象组织。LD2逻辑设备为保护功能,由于保护需要适应现场不同的需求进行不同的调整,如增加某些逻辑节点(过流段数、闭锁条件等),因此,此时配置软件要能够灵活使用逻辑节点作为基本对象。保护逻辑节点模版和其他逻辑设备模版将分类保存在数据库中的对象表中。配置软件则可以按照规则创建新的逻辑节点模版或逻辑设备模版。
2.2 多用途的数据库与配置软件
配置软件除定义智能设备之间交换的信息格式、内容以及内部数据交换格式外,它还可以为外部调试软件和其他较早使用的通讯规约(如:IEC60870-5-103)提供点表。图5为配置软件及统一数据库的示意图。
3 数据交换表实例
3.1 模拟量采集
模拟量采集设备由系统节点LLN0,LPHD1及TCTR,TVTR及MMXU等逻辑节点构成,这些逻辑节点的数据和数据属性由IEC61850-7-4给出定义。为了适应智能设备内部的数据接口,配置软件将逻辑节点对象的数据分配到不同的表格当中。如:由TCTR,TVTR导出模拟通道表,其中包含顺序、通道系数、补偿等信息。而MMXU也会根据TCTR或TVTR的输入产生新的计算模拟通道(如继电保护常用的序分量计算或变压器保护的角差转换等),因此无论是由采集产生的模拟通道还是计算得来的通道将统一存放在模拟通道表中并按照类型和指定顺序进行排序。我们利用模拟通道表的顺序索引生成录波通道表、各种幅值计算表(如离散傅立叶变换得到的各次谐波算法),它们分别是模拟量录波节点RADR和测量节点MMXU所描述的内容。
由图6可见,一个模拟量采集逻辑设备中的逻辑节点对象在保护智能设备中是以多个平面顺序表格进行描述的。一个对象可能对应多个表,同时,一个表格中也可能包含多个对象的信息。因此,智能装置内部建模是面向程序模块的,而不是面向对象,它的目的是定义严谨的程序接口以提高运行效率、节省空间。
3.2 保护功能
保护功能设备所包含的保护逻辑节点可以用定值表、动作信息表、信号表及变位事件表等数据表格构成。保护设备从外在进行观察是以对象的形式存在的,添加或删除任何逻辑节点将自动向上述表格中增加记录。而智能装置内部则全部用顺序表的索引来指示或保存逻辑节点的数据信息。
3.3 人机接口
保护设备的定值表、MMXU的测量值都需要在人机界面上进行显示,XCBR或XCWI的状态也可能需要通过人机的方式进行监视或控制。因此,人机设备将关联更多的描述表格,如:定值表、录波表、模拟量显示表、开关量表等用于设置、监视和控制的表格,这些表格来自不同逻辑设备中的逻辑节点对象,而不局限于人机设备,也就是说在人机设备接口格式固定的前提下,增加或删除某些设备的逻辑节点将直接影响人机设备的数据设置。
人机接口的界面显示也是一个重要问题,通过增加人机逻辑节点IHMI的数据和数据属性实现界面显示的自动配置。如:增加底图、帧显示顺序表、帧数据表等描述,他们不必要出现在智能设备之间的交互信息中,只是作为智能设备自身使用的信息存在。
4 结语
从面向对象的保护智能设备外在特性来说,它具有完善的自描述性和互操作性,而智能设备内部的数据组织必须满足智能设备的硬件结构所提供的最大效能。出于空间和效率的考虑必须将智能设备的对象描述映射为平面顺序表格的接口描述。因此,分析不同对象间的关联与约束以及程序组织单元间的联系,是内部建模必须要考虑的问题。不同的硬件结构、不同的软件思想将产生不同的智能设备内部模型,使用本文的方法可以帮助智能设备设计者合理地建立这种内部模型。利用本方法设计的配置软件将提高继电保护智能设备的开发效率。
摘要：讨论了一种面向对象的继电保护智能电子设备的内部建模方法。利用配置软件将智能电子设备的对象描述映射为面向程序模块的平面顺序表接口描述,配置软件的设计是基于对象之间的关联与约束及程序组织单元之间的关系来实现的。最后,以一个元件保护的内部建模为例,进一步说明了本文所提出的方法。
关键词：继电保护,智能电子设备,建模
参考文献
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继电保护方法 篇2
1、电力系统继电保护二次安全措施的现状
1.1继电保护的带电检修的二次安全措施
当继电保护系统在带电的电流互感器二次回路上工作的时候：第一，应该禁止工作人员打开互感器的二次侧开路，同时不能将回路中的永久接地点断开；第二，对于短路电流互感器而言，禁止用导线进行缠绕，这样才能保障短路的可靠性与稳定性；第三，禁止在电流互感器与短路端子之间的回路进行工作，同时也禁止在电流互感器与短路端子之间的导线上进行工作。总之，当继电保护系统在带电的电流互感器二次回路上工作的时候，应该以避免二次侧开路中产生高电压危险为主要原则，从而保障回路的正常工作。当继电保护系统在带电的电压互感器二次回路上工作的时候，应该以防止二次侧短路或接地事故的发生：第一，当工作人员取下或者是投入电压端子连接片与线头的时候，工作人员必须进行小心操作，避免误碰相邻端子或接地部分，与此同时，当工作人员在拆开电压线头的时候，应该给拆开的电压线头做好标记，并用绝缘布将电压线头包好。第二，当工作人员在操作的时候，必须使用相应的绝缘工作，同时应该戴好绝缘手套。在必要的时候，必须在值班负责人或者调度员允许以后才能在工作之前将继电保护装置关闭。第三，当工作人员接临时负载的时候，必须在电路中安装专用的隔离开关与保险器，并要保证保险器的熔丝熔断电流与电压互感器保护熔丝相配合。
1.2继电保护设备停电检查的二次安全措施
第一，工作人员必须断开与被检修设备相连接的电流回路，同时也应断开与被检修设备相连接的电压回路；第二，工作人员必须将继电保护系统中被检修设备电流互感器到母线保护之间的电流回路切断；第三，工作人员必须将继电保护中被检修设备与运行断路器之间的跳闸回路切断，如变压器的后备保护跳母线联络断路器、分段断路器以及旁路断路器的跳闸回路等；第四，工作人员必须将继电保护中的被检修设备启动失灵保证跳闸回路切断，主要包括启动远跳对侧断路器的相关回路；第五，工作人员必须将继电保护中的被检修设备启动中央信号、故障录波回路切断。
2、电力系统继电保护二次安全措施的管理
2.1继电保护装置中的“投检修态”压板
通常情况下，“投检修态”压板的`作用主要是为了将继电保护装置中发送的报文中的“test”位置“1”，这样就能够向其他设备中传递本装置正处于检修中的信息，当其他装置接收到了这个信息之后，它还可以与“投检修态”压板进行信息交换，但是其他装置已经不能再进行互相操作。只有检修态设备之间才能够进行互相操作。“投检修态”压板在整个继电保护装置中的作用是至关重要的，它是二次安全措施中最基础的防线。现如今，在市场上某些继电保护装置生产厂家在继电保护装置面板上没有对“投检修态”压板的状态标注明确的记号，只是将“投检修态”压板状态在继电保护装置的开入位置变位中进行标注，这在一定程度上就导致工作人员无法对该压板的实际运行状态进行实时把握。因此，当“投检修态”压板产生接触不良或是该压板在连接二次引线发生松动，从而导致“投检修态”压板的工作位置与实际工作情况不符，会给电力系统的正常运行造成严重的影响。针对上述情况，继电保护装置的生产厂家可以在进行继电保护装置设计过程中，在继电保护面板上比较醒目的位置上对该压板的实际投入与否状态进行明确的标注。
2.2继电保护装置中的软压板投退
继电保护装置中的软压板投退包含了多方面的内容，其中主要有出口GOOSE、失灵启动GOOSE以及间隔软压板投退。通常情况下，软压板投退可以为继电保护装置中的检修设备与运行设备提供所需的逻辑断开点。目前，继电保护装置的生产厂家对生产环境的命名以及功能的定义上都没有形成统一的标准。比如：在220kV母线保护工作的过程中，PCS-915所采用的主要是间隔投退软压板，而BP-2C-D所采用的主要是GOOSE接收软压板。因此，电力系统在具体的生产过程中会以所需为基础选择不同类型的软压板，这样可以满足电力系统对软压板的功能需求，但是由于软压板缺乏统一的规范，这就加大了管理上的难度。当工作人员进行继电保护工作的时候，必须对市场上的软压板名称以及功能差异情况进行充分的了解，这就对从事继电保护工作的工作人员提出了更高的专业要求，这样才能保障电力系统的安全措施做到准确无误。针对上述情况，在继电保护相关规范中，要统一规定继电保护装置的设备名称以及功能等，从而完成对继电保护二次安全措施的规范化管理。
2.3继电保护装置中的拔除光纤
在进行停电检修过程中，可以运用常规微机保护方式，通过“跳闸脉冲”的方式对电力系统中的回路进行完整的检测。通常情况下，在电力系统中如果不进行拔除光纤工作，就会导致不能进行有效的硬件间隔。因此，这就会造成继电保护装置运行中很有可能会出现风险，甚至引发比较严重的事故，这就要求工作人员除非在现场环境允许的情况下，才可以进行拔除光纤工作，否则便不能进行拔除光纤的方式进行检测。针对上述情况，需要电力系统重视变电站本身的调试工作，同时以此为基础进行跳闸逻辑的全面性检测。此外，电力系统还应该重视对相关的保护校验工作运用适当的检修方法进行定期检修。
3、结语
继电保护故障分析及查找方法 篇3
【关键词】继电保护；故障原因；查找；处理；方法
1.电力继电保护的优点
1.1正确率高
继电保护之所以重要，最主要的一个原因在于其具有正确率高的特点。特别是随着现代社会的发展，在自动化运行率逐渐提高的情况下，继电设备的记忆功能在计算机数据处理技术的支持下更加提高，同时由于自动控制等技术在现代电力系统中的综合运用，使得继电保护在对故障实行分量保护方面的功能大大提升，从而使其运行的正确率得以提升。
1.2兼容性强
在对继电保护的设计上，设计人员突出了设备的兼容性，统一了标准，并且减小了设备的体积，减少了盘位的数量，在此基础上，还可以扩充其他的辅助功能，使得继电保护能够满足现实情况变化的需要。
1.3监控性好
继电保护操作性监控管理好，主要体现在它的一些核心部件不会受到外部环境变化的影响，能够产生较好的使用功率，而且能够通过计算机信息系统进行有效的监控，从而提高了设备运行的效率，降低了运行成本。
2.继电保护故障常见的原因分析
2.1软件版本问题
由于装置自身的质量或程序漏洞问题只有在现场运行过相当一段时间后才能发现。因此，继电保护人员在保护调试、检验、故障分析中发现的不正常或不可靠现象应及时向上级或厂商反馈情况。
2.2 TA饱和问题
作为继电保护测量TA对二次系统的运行起关键作用，随着系统短路电流急剧增加，在中低压系统中电流互感器的饱和问题13益突出，已影响到继电保护装置动作的正确性。
2.3抗干扰问题
微机保护的抗干扰性能较差，对讲机和其他无线通讯设备在保护屏附近的使用会导致一些逻辑元件误动作。现场尽可能避免操作干扰、冲击负荷干扰、直流回路接地干扰等问题的发生。
2.4高频收发信机问题
在220kV线路保护运行中，属于收发信机问题仍然是造成纵联保护不正确动作的主要因素，主要问题是元器件损坏、抗干扰性能差等，出问题的收发信机基本上都包括了目前各制造厂生产的收发信机。
2.5插件绝缘问题
微机保护装置的集成度高，布线紧密。长期运行后，由于静电作用使插件的接线焊点周围聚集大量静电尘埃，在外界条件允许时，两焊点之间形成了导电通道，从而引起装置故障或者事故的发生。
2.6电源问题
①逆变稳压电源问题；②直流熔丝的配置问题；③带直流电源操作插件。
2.7保护性能问题
保护性能问题主要包括两方面，即装置的功能和特性缺陷。有些保护装置在投入直流电源时出现误动；高频闭所保护存在频拍现象时会误动t有些微机保护的动态特性偏离静态特性很远也会导致动作结果的错误。
2.8定值问题
①整定计算的误差；②人为整定错误；③装置定值的漂移。
3.继电保护故障处理基本原则
继电保护的故障处理必须遵循一定的原则，分别表述如下：
（1）在电力系统设备运行过程中，要根据运行方式的变化进行继电保护装置连接片的投、退处理，投、退处理要同步开展，同时，需在实行严格的辨别工作程序后才可进一步操作。在投入跳闸回路连接片之前，首先要测量2个连接片之间的直流电压，然后再实施具体操作步骤。对专业工作人员而言，需定期检查继电保护装置的数据，不能够随意修改和删除数据。
（2）对继电保护进行故障处理要有据可依，其基础依据有：光子牌信号、事件记录、故障录波器所采集到的图形、继电保护装置的灯光信号等等。因此，在处理故障事关之前，必须对上述信号加以分析，准确确定各类故障类型，更为关键的是根据这些信号，迅速采取相应的处理措施。
（3）如果在实际操作过程中，经过分析现有的故障信息之后，仍然无法诊断出故障原因，或断路器在断路之后遇到报警失灵的现象，会直接加大故障处理的难度系数，因为仅对现有信息的分析，无法区分导致上述故障的原因系人为引起，还是继电保护系统内部的问题。如果是人为引起的故障，就需要如实的反映这些故障，并对其处理方式也要给以记录，避免再次发生类似的故障。
4.继电保护中故障查找常用方法
4.1基于替代法的故障查找
所谓替代法，就是将正常的插件或相同元件替代有故障疑问的插件或元件，来对其好坏作出判断，从而快速地缩小故障的查找范围。这是微机保护装置内部故障最常见的故障处理方法，当存在一些微机保护插件故障，或复杂回路的单元继电器时，用配件将其取代，若故障消失，则说明故障存在于换下来的元件中。
基于替代法的故障查找需注意以下几点：第一，应注意插件内的定值芯片、程序及跳线是否相同，确定相同后，方可实施调换，并依据实施进行传动模拟；第二，明确运行继电器或插件在替代前是否需采取一定措施，如纵联保护需要对侧保护推出。一些插件需要电源退出，继电器或电流变换捅件需要电流短接，电压切换插件需要短接电压；第三，注意产品同厂家但型号不同的现象，故需在对外部加电压实施极性核对后才可加以确认。
4.2基于直观检查法的故障查找
如果直接看到线头脱离、线圈烧坏等，高频通讯不正常，结合滤波器测至上桩头，将其打开，便可发现滤波器内高频电路的连接芯线断线现象。此外，检修或运行人员改动或不当的操作，亦会致使一些缺陷的形成，这时就可以对这些变动内容的问题是否存在进行直接的检查。在下发操作断路器命令后，观察到跳闸线圈或合闸线圈能动作，则说明是正常的电气回路，随之便可确定故障存在于机构内部当中。在现场如直接观察到哪个元器件发出浓烈焦味，或继电器内部有明显发黄等，便可对故障所在作出快速的确认，这时，对损坏元件及时更换便可将故障消除。
4.3基于短接断开法的故障查找
所谓短接断开法，就是将回路某一部分或某一段用短接线实施认为断开或短接，对故障是否存在断开线或短接线范围内作出判断，从而使得故障范围得以缩小。此种故障查找方法主要用于电气闭锁、刀闸操作、切换继电器不动作、电流回路开路、判断转移及辅助开关。把手接地的切换是否良好等。对于不该闭合而闭合的接点采用断开法，该闭合而未闭合接点则采用短接法。
4.4基于带负荷检查法的故障查找
对于新建变电站PT或更换PT，需要对电压互感器进行二次核相和极性检查。特别是用于开口三角电压的三次绕组，其极性和接线容易出错，在现场可通过带负荷检在法来发现问题。基于带负荷检查法的故障查找是实施继电器检查和改造工作的最后一环节，亦是发现交流回路缺陷和问题的途径。在实际的故障查找中必须对以下两个方面加以注重：第一，选择好的参考对象，如对相位参考电压进行测量时，一般情况下会选择相母线电压，若不存在电压，也可选择电流，但最终两者的参考点必须相同一；第二，必须明确潮流的走向，如本开关难以作为参考，则需要选择本侧或者对侧对应的几个断路器潮流或对应串联之和。同时还应注意所测电流电压的相位、大小是否同一次潮流相一致。
5.结语
总之，在继电保护故障的分析与处理中，不断完善现行相关制度和技术规范的基础上，要加强继电保护信息管理系统的建设和应用，特别是要加强故障预警机制的构建，以防止因继电保护故障而造成较大规模的电力系统运行事故，对于保障区域的平稳供电也具有重要的意义。
【参考文献】
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高压线路继电保护方法研究 篇4
关键词：高压线路,继电保护,相间短路,单相接地
继电保护装置对于提高电力系统运行可靠性, 起着极为重要的作用。特别是高压线路多分布在野外, 继电保护相对困难, 其自动化系统必须采用开放、分布、分散、分层的网络结构, 才能满足电网系统提出的更高的要求。为此, 对高压线路3～110 kV非直接接地线路及其母线保护做了详细研究。
1 高压中性点非直接接地电力网中线路的保护
中性点非直接接地电力网中线路保护的研究按照常规方法分成3～10 kV;10～35 kV;35～63 kV;63～110 kV4段研究。对线路的下列故障或异常运行, 应装设相应的保护装置。
1.1相间短路保护
对3～10 kV线路装设相间短路保护装置, 应符合下列要求:
(1) 由电流继电器构成的保护装置, 应接于两相电流互感器上, 同一网络的所有线路均应装在相同的两相上;
(2) 后备保护应采用远后备方式;
(3) 当线路短路使发电厂厂用母线或重要用户母线电压低于额定电压的60%时, 以及线路导线截面过小, 不允许带时限切除短路时, 应快速切除故障;
(4) 当过电流保护的时限不大于0.5～0.7 s时, 且没有第三款所列的情况, 或没有配合上的要求时, 可不装设瞬动的电流速断保护。
在10～35 kV线路装设的相间短路保护装置, 应符合下列规定:
(1) 对单侧电源线路可装设两段过电流保护:第一段为不带时限的电流速断保护;第二段为带时限的过电流保护。可采用定时限或反时限特性的继电器。对单侧电源带电抗器的线路, 当其断路器不能切断电抗器前的短路时, 不应装设电流速断保护, 此时, 应由母线保护或其他保护切除电抗器前的故障。保护装置仅在线路的电源侧装设。
(2) 对双侧电源线路, 可装设带方向或不带方向的电流速断和过电流保护。对1～2 km双侧电源的短线路, 当采用上述保护不能满足选择性、灵敏性或速动性的要求时, 可采用带辅助导线的纵差保护作主保护, 并装设带方向或不带方向的电流保护作后备保护。
(3) 对并列运行的平行线路宜装设横联差动保护作为主保护, 并应以接于两回线电流之和的电流保护, 作为两回线同时运行的后备保护及一回线断开后的主保护及后备保护。
对35～63 kV线路, 可按下列要求装设相间短路保护装置:
(1) 对单侧电源线路可采用一段或两段电流速断或电流闭锁电压速断作为主保护, 并应以带时限过电流保护作后备保护。
当线路发生短路, 使发电厂厂用母线电压或重要用户母线电压低于额定电压的60%时, 应能快速切除故障。
(2) 对双侧电源线路可装设带方向或不带方向的电流电压保护。
当采用电流电压保护不能满足选择性、灵敏性和速动性要求时, 采用距离保护装置。双侧电源或环形网络中, 不超过3～4 km短线路, 当采用电流电压保护不能满足要求时, 采用带辅助导线的纵差保护作主保护, 并应以带方向或不带方向的电流电压保护作后备保护。
(3) 对并列运行的平行线路, 可装设横联差动保护作主保护, 并应以接于两回线电流之和的阶段式保护或距离保护作为两回线同时运行的后备保护及一回线断开后的主保护及后备保护。
110 kV相间短路线路后备保护配置宜采用远后备方式。应装设相应的保护装置, 并应符合下列规定:
(1) 单侧电源线路, 应装设三相多段式电流或电流电压保护;
(2) 双侧电源线路, 可装设阶段式距离保护装置。
1.2 单相接地
对3～63 kV中性点非直接接地电力网中的单相接地故障, 应装设接地保护装置, 并应符合下列规定:
(1) 在发电厂和变电所母线上, 应装设接地监视装置, 动作于信号。
(2) 线路上宜装设有选择性的接地保护, 并动作于信号。当危及人身和设备安全时, 保护装置应动作于跳闸。
(3) 在出线回路数不多, 或难以装设选择性单相接地保护时, 可采用依次断开线路的方法, 寻找故障线路。
110 kV对接地短路, 应装设相应的保护装置, 并应符合下列规定:
(1) 宜装设带方向或不带方向的阶段式零序电流保护;
(2) 对某些线路, 当零序电流保护不能满足要求时, 可装设接地距离保护, 并应装设一段或二段零序电流保护作后备保护。
在下列情况下, 应装设全线速动的主保护: (1) 系统稳定有要求时;
(2) 线路发生三相短路, 使发电厂厂用电母线或重要用户电压低于额定电压的60%, 且其他保护不能无时限和有选择性地切除短路时。
(3) 并列运行的平行线, 可装设相间横联差动及零序横联差动保护作主保护。后备保护可按和电流方式连接。
2 过负荷
3～60 kV对可能时常出现过负荷的电缆线路, 应装设过负荷保护。保护装置宜带时限动作于信号;当危及设备安全时, 可动作于跳闸。
110 kV段电缆线路或电缆架空混合线路, 应装设过负荷保护。保护装置宜动作于信号。
当危及设备安全时, 可动作于跳闸。
3 母线的保护
3.1 3～10 kV母线及并列运行的双母线
3～10 kV母线及并列运行的双母线, 在下列情况下应装设专用母线保护:
(1) 须快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障, 才能保证发电厂及电力网安全运行和重要负荷的可靠供电时;
(2) 当线路断路器不允许切除线路电抗器前的短路时。
3.2 3～10 kV分段母线
对3～10 kV分段母线宜采用不完全电流差动保护, 保护装置应接入有电源支路的电流。保护装置应由两段组成, 第一段可采用无时限或带时限的电流速断, 当灵敏系数不符合要求时, 可采用电流闭锁电压速断;第二段可采用过电流保护。当灵敏系数不符合要求时, 可将一部分负荷较大的配电线路接入差动回路。
3.3 35～110 kV电压的母线
35～110 kV电压的母线, 在下列情况下应装设专用的母线保护:
(1) 110 kV双母线;
(2) 110 kV单母线, 重要的发电厂或变电所的35～63 k V母线, 根据系统稳定要求为保证重要用户最低允许电压要求, 需要快速地切除母线上的故障时。
35～110 k V装设专用母线保护, 应符合下列要求:
(1) 双母线的母线保护宜先跳开母联断路器;
(2) 应增设简单可靠的闭锁装置或采用两个以上元件同时动作为判别条件;
(3) 应采取措施, 减少外部短路产生的不平衡电流的影响, 并装设电流回路断线闭锁装置;
(4) 在一组母线或某一段母线充电合闸时, 应能快速而有选择地断开有故障的母线;
(5) 双母线情况下母线保护动作时, 应闭锁平行双回线路的横联差动保护。
3.4 代替保护装置
旁路断路器和兼作旁路的母联或分段断路器上, 应装设可代替线路保护的保护装置。在专用的母联或母线分段断路器上, 可装设相电流或零序电流保护, 作母线充电合闸时的保护。
4 结语
继电保护培训总结 篇5
根据公司安排，我有幸参加了新疆公司举办的继电保护培训班。能成为首批培训员工中的一份子，我感到十分的荣幸，同时也感谢单位领导给我这样一次不断完善和提高自己能力的机会。
培训期间，主要学习专业知识课如《继电保护原理于基础》、《继电保护事故案例分析》、《AGC能量管理》、《电力系统故障分析》、二十五相反措，技术监督继电保护专业和电测专业等，并在热电生产现场对线路保护屏、继电保护室、蓄电池室等进行了现场讲解和查找故障等方法。在这7天的培训生活中，我的感受很多，收获也很大。
（一）、对《电力系统继电保护原理》进行学习。继电保护原理也是继电保护专业的基础，这门课通过对各种故障的特点进行总结分类，讲述了保护的构成原理，以及各种原理的保护的使用范围，优点和缺点，以及系统中各种保护的配合使用问题。故障的针对性。
（二）、对《电力系统故障分析》的学习。这是继电保护专业的最基础的部分，要掌握故障分析，首先要对电力系统正常运行有深刻的理解，所以可以说继电保护是一门综合性的课程。通过对故障分析的重新学习，我对电力系统常见故障有了全面的认识，通过对各种故障的特点进行总结，我发现了故障的规律性，以及继电保护在这些
（三）、二次回路对我来说是一个陌生的知识点。以前学校重视原理教学，二次回路部分并没有讲。这个月在开始讲二次回路前，我对其进行了恶补，有什么不会的问题，找老师和有工作经验的同学请教，在后来通过上课学习，我对二次回路有了一定程度的掌握，二次回路分为控制回路、测量回路、信号回路、调节回路、继电保护和自动装置回路以及操作电源系统，现在我掌握比较好的是电源系统、测量回路和信号回路，其他的回路我正在不断的学习中。
（四）、学习昂立继电保护测试仪的使用。在学习中，既温习了各种继电保护原理，还掌握了测试仪的使用方法以及对各种保护的测试方法。
（五）、学习了继电保护技术监督于电测技术监督。学习中，从新知道技术监督的重要性，还对技术监督报周报、月报、季报有了进一步的认识，回到单位对技术监督提出的要求，对厂里设备进行排查，对报表做好进一步完善。
继电保护方法 篇6
中关键词：智能变电站；继电保护；检测；调试
中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）06（b）-0000-00
前言
随着科学技术的快速发展，智能变电站得以快速建设起来，为了确保智能变电站能够安全、可靠的运行，继电保护系统具有极为重要的意义。需要确保继电保护系统能够稳定的运行，所以在智能变电站中做好继电保护系统的检测和调试工作，选择科学合理的调试方法，确保继电保护系统能够保障变电站安全、稳定的运行。
1智能变电站继电保护系统的检测
随着计算机技术和智能化技术的快速发展，变电站的运行也加快了智能化发展的步伐，智能变电站开始全面的推广，这在很大程度上提高了变电站运行的安全性。但智能变电站稳定的运行还离不了继电保护系统的支持，所以需要确保智能变电站继电保护系统运行的可靠性，做好智能变电站继电保护装置动作值和动作时间的检测，确保检测效果的良好性，从而有效的确保电力系统安全、可靠的运行。
1.1 装置的动作值以及动作时间的检测
当智能变电站内设备或是线路出现故障时，继电保护系统会在第一时间内进行动作，及时切除故障，确保变电站运行的稳定性。这就需要确保继电保护系统动作时间和动作值要时刻处于良好的状态，因此需要通过设备的电压及电流来对动作时间和动作值进行测试。同时检测的数据需要通过面板来进行显示，并将该值与继电保护检测仪的标准参数值进行比较，从而实现详细记录继电保护装置动作整个过程的数据。
1.2 设备的检测
变电站内具有较多的设备，只有设备处于良好的运行状态才能确保变电站运行的稳定性，特别是继电保护设备，其对智能变电站的运行起到重要的保护作用，所以需要做好设备的检查工作。在对继电保护设备进行检测时，通常会通过合并单元、继电保护测试仪、光功率针、IED配置工具、智能终端、合并单元、网络数据包等来进行检测，只有在设备检测全部合格后才能正式的投入使用，有效的保证智能变电站能够安全、可靠的运行。
2智能变电站继电保护的调试方法
2.1 继电保护系统的总体调试方法
智能变电站安全稳定的运行需要由继电保护系统来进行保障，所以需要做好继电保护系统的总体调试工作，这样变电站运行的质量才能提升。长期以来在我国智能变电站继电保护系统检测工作中，通常都会以电缆作为媒介来对智能操作箱和测试仪器的输出输入方式进行测试，这样能够更好的为智能保护提供有用的信息。但在这个过程中，由于是在闭环测试条件下来接收智能操作箱的信息，继电保护系统的总体调度需要与合并单元之间进行有效的配合，而且需要由互感器进行搭配来进行调试。但如果从继电保护设备的端口处进行测试时，则需要采用光纤装置来进行插拔，同时测试数据也实现了有效的安全隔离。当利用交换机端口来进行测试时，尽管不需要光纤插拔操作，但时需要系统其他设备进行相关的切换操作配合，对继电保护系统的误操作事故进行检查，有效的降低误操作的发一机率。针对当前智能变电站特点，在对继电保护系统进行测试时可以根据实际情况利用插拔光纤设备来测试设备的端口，确保智能变电站继电保护总体调试的完成。
2.2 大电流故障保护调试方法
在日常用电中，经常存在停电故障，其中有一部分故障都是由智能变电站的故障所造成的，因此，对智能变电站继电保护系统的调试也显得更加重要，能够及时的发现电力系统中的大电流故障，并及时对大电流故障采取有效的调试，这样才能进一步保证智能变电站运行的安全性和可靠性。智能变电站大电流发生器产生的一次电流将会供给于标准互感器以及电子式互感器，而且，在对机电跋大电流故障保护的过程中，还要充分掌握合并单元的数据，因此要做好数据的采集工作，整个过程的实施流程为收集、采样、分析等，这样从对运行结果数据的分析中就能得到标准互感器与电子式互感器之间的联系。另外，在对电子式互感器进行精度校验的过程中，需要结合标准互感器的使用来完成。此外，合并单元在应用的过程中，能够实现无死区的全方面检测工作，能够确保智能变电站继电保护运行的可靠性和安全性。在实施大电流故障调试方案中，主要对大电流中存在的合并单元双AD差异、短路故障、组网接口、合并单元失步、合并单元故障等方面进行全面的调试，将电力故障对智能变电站运行的影响降至最低，从而有效的提高了电力系统的运行效率。
2.3 安全隔离措施的调试方法
智能变电站通过可靠的信号网络通信才能保证智能变电站各项数据采集信息的准确性，因此，在对智能变电站继电保护的调试中，安全隔离措施的调试是非常关键的。
首先，在对安全隔离措施调试的过程中，需要调试工作人员及时介入到变电站的运行现场，根据智能变电站的实际故障情况采取有效的调试工作，为了避免调试工作人员在对智能变电站继电保护系统调试过程中造成人员伤亡现象，需要适当的增设安全隔离措施，不仅要保证智能变电站继电保护系统运行的可靠性，更要保证周边人人群以及调试工作人员的人身安全。
其次，要针对变电站具体的运行情况采取合理的安全措施，安全隔离措施主要分为插拔光纤、投退软压板等两种。另外，对母线的安全隔离措施调试，可以通过控制母差装置来出具合并单元，并对其进行数据采样，在对单元数据以及母线差动电流进行计算时，需要将母差动保护装置的合并单元存在的不对应数据进行合理的处理，在此过程中，要保证母线差动保护装置仍然进行数据传输，避免对智能变电站继电保护系统的运行造成影响，从而完成对智能变电站继电保护安全隔离措施的调试工作。
3结束语
在智能变电站运行过程中，继电保护系统发挥着非常重要的作用，有效的保障着智能变电站安全、可靠的运行，所以需要做好智能变电站继电保护系统的检测和调试工作，确保智能变电站能够安全、可靠的运行，使电力系统能够提供稳定的电源供应，加快推动我国电力事业健康、持续发展。
参考文献
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继电保护日志回放系统及实现方法 篇7
随着电力系统飞速发展, 系统本身也不断复杂和壮大。电网故障后, 快速准确地定位故障点并分析出故障原因对电力系统的安全稳定和经济运行是十分重要的[1]。故障分析和故障再现旨在提高继电保护装置的可靠性, 从而保证电力系统安全供电。以往的电网故障分析, 都是以I E D或故障录波器记录的COMTRADE文件为分析依据, 通过波形分析故障。对于简单故障, 仅通过COMTRADE文件记录的电压、电流及开关量数值和波形分析, 再结合故障简报, 就可以分析出原因。但对于复杂故障, 通过COMTRADE文件仅获取了IED内部保护逻辑执行结果, 对内部复杂逻辑的中间状态及中间计算过程一无所知, 为此, 很难分析出真正的故障原因。即使通过COMTRADE文件进行故障回放, 也很难复现电网扰动时的真实状态。如果能够对这些复杂的保护逻辑执行过程进行跟踪记录, 将会使保护动作过程透明化。日志回放系统就是通过IED完整记录保护动作中间状态, 然后用分析工具进行回放, 根据保护逻辑中间状态, 推算出保护逻辑执行结果, 与真实的动作行为作对比, 实现事故追忆, 分析出事故真正原因, 提高保护原理、完善装置软硬件的设计, 从而提高保护装置的可靠性。同时随着现代电子元器件技术的发展, 快速、大容量的SRAM使得连续多次记录复杂日志成为可能[2], 这种方法必将在以后的故障分析中得到广泛应用。
1 系统构成
日志回放系统从功能上由日志记录仪及日志分析仪2部分组成。日志记录仪主要完成日志记录功能, 即记录电网扰动过程中, 保护动作详细的中间状态信息, 在IED内部实现;日志分析仪完成日志回放功能, 通过分析工具实现。其系统结构见图1。
2 日志定义
考虑到不同的IED、不同的保护功能, 需要记录的保护动作中间状态信息各不相同, 日志信息需要具备自描述、自解释功能, 且具备开放性, 为此, 需要对日志信息统一建模。信息内容开放给保护开发工程师, 根据具体保护功能定义日志信息, 统一信息定义、统一数据接口[3]。如图2所示, 给出了一个日志节点信息定义模型。这样, 当日志分析工具获取到日志信息后, 就可以根据日志模型进行解析, 再显示到回放界面上。
3 日志记录
大多数IED都具备故障录波功能, 保护动作完成后, 能够自动生成COMTRADE格式录波文件[4]。日志记录与COMTRADE录波同时进行。COMTRADE录波一般记录的是保护启动前3个周波、保护动作后5个周波。当然, 不同的IED厂商作法各不相同, 也有的IED厂商是全程录波的。日志记录与COMTRADE录波不同的是, 日志记录的是节点变位时刻的关键信息, 记录信息广泛, 涉及到保护逻辑内的所有节点, 只要是变位就记录;只要是保护软件执行的断点信息就全程录波;当然, 这些断点需要保护工程师在软件中设置全面。如今IED中大多数采用大容量SRAM存储, 具有容量大、存储速度快的特点。为此, 可不必考虑断点信息收录不全的问题, 只要是关键信息, 均可记录。
如图3所示, 日志记录模块实时监视是否有日志节点状态变化。当有故障发生时, IED启动录波, 进入保护故障处理中断, 当IED检测到保护逻辑状态变化时, 收集日志状态变位信息, 放入日志缓存队列。同时IED在主循环中对日志缓存进行处理, 当发现日志缓存队列头尾指针不相等时, 对日志队列信息进行提取, 根据日志中记录的故障信息、状态信息, 对日志进行分类, 如果发现不是同一次故障, 则重新开辟故障日志记录存储区, 待故障消失后, 将同一次故障的日志信息进行汇总, 储存到SRAM。存储部分包括日志索引、日志数据、与COMT RADE录波文件关联的几大部分。考虑到SRAM容量有限, 日志记录采用循环覆盖机制, 当达到日志记录最大数目时, 优先覆盖时间最早的日志。
4 日志传输
由于日志记录信息量大, 且多数IED保护处理插件内部不支持FTP协议, 为充分发挥硬件资源优势, 快速将日志信息上传至日志回放工具, 优先采用的是滑动窗口技术, 从而保证一堆数据在有序发送的情况下, 顺利地到达接收方[5,6,7]。日志传输流程如图4所示。
日志分析工具根据使用者想获取故障信息的故障时间为检索依据, 并将故障时间下传至IED, IED根据故障时间检索日志记录信息, 当检索有效后, 对日志信息进行打包。采用滑动窗口技术提供日志获取服务, 传输内容分为以下几个关键帧:第1帧为标题帧, 主要传输电网故障概要, 包括电网故障时间、故障简报、故障相别、记录的日志总条目等信息, 以及信息描述帧, 包括信息ID、信息描述、通道比例数、通过属性、数据类型、量纲等。第2帧及后续帧传输扰动数据帧, 传输的是具体的中间状态数据, 包括故障时标、数据位宽、数据值等信息。日志信息传输具备帧中断续传功能, 如果发现帧序号不连续, 则在断帧处重新传输, 保护数据正确性及传输的快速性。
5 日志回放
日志回放主要是向使用者动态展现电网故障过程中保护逻辑执行情况。有些时候即使继电保护动作结果是对的, 但内部执行过程并非像设计中的那么理想, 这样就存在很大隐患。通过日志回放可以完全展现保护动作过程中的内部节点数据及状态信息。日志回放工具通过日志获取服务、获得日志信息, 对信息描述及数据定义进行自解释, 填充回放系统数据库, 人机界面上实时刷新回放系统数据库状态[8];具备显示中间状态模拟量数值及开关量状态功能, 同时也可根据不同的故障时间显示对应的故障信息, 具有自动触发、手动触发、单步跳转、前进、后退几种回放功能;也可以根据故障时间与COMTRADE文件一同绘制波形, 同步显示。日志回放效果如图5所示, 其中标题部分显示简要信息, 如故障时刻时间、当前的相对时间、记录回放步进等。模拟部分显示了日志节点为模拟量的信息, 不仅包含了COMTRADE文件中记录的模拟量数值, 同时也记录了保护逻辑中间计算过程数值。开关量部分显示了保护逻辑执行的输入、输出信息, 分为以下4种状态:0=->0 (0状态延拓) 、0->1 (0变位状态) 、1->0 (1变位状态) 、1->1 (1状态延拓) 。在回放工具中, 这4种状态分别以不同的颜色显示, 通过连续回放, 可显示出逻辑状态动态变位过程。
6 系统应用
以四方公司CSC系列保护装置为例, 日志回放系统已成为CSC系列保护装置动作过程透明化的主要亮点。通过日志回放系统, 用户、研发工程师、工程服务人员可快速定位现场故障情况, 深入了解保护动作逻辑, 获取除COMTRADE文件以外的详细故障信息。通常保护动作细节在产品使用说明书中是不体现的, 此时只有通过日志回放系统才能完全再现故障时刻保护装置的动作行为。如今, 日志回放系统已经成为了CSC系列产品故障分析的好助手, 故障后, 可通过装置面板串口或以太网口快速获取故障日志数据, 完成故障分析及保护动作过程回放。
7 结语
受到IEC61850日志服务[9,10]功能的启发, 提出了对IED内部保护动作中间状态详细记录及回放的方法。日志系统记录信息全面, 通过回放可使故障再现, 对分析继电保护的动作行为提供了很大的帮助。目前, 国外有几大IED厂商也通过类似作法进行故障分析, 故障处理效率非常高, 日志回放系统适合现有及未来电网故障分析及事故处理。
摘要：电网故障后, IED (智能电子设备, 以下简称IED) 生成的COMTRADE文件仅记录了故障简要信息, 对于IED内部详细的动作逻辑无法追溯, 基于这一点, 提出了日志回放系统, 日志以电网扰动过程中IED记录的保护动作中间状态信息为载体。详细描述保护动作逻辑, 且可以回放, 使得保护动作过程透明化, 从而快速定位故障原因, 是事故分析的好帮手, 系统由日志记录仪及分析仪2部分组成。日志记录由IED实现, 日志回放由分析工具完成。对日志描述信息统一建模, 数据信息统一接口。日志回放系统将是现有及未来电网故障分析的必要手段, 同时也为电力系统高级应用提供分析依据。
关键词：故障分析,日志回放,日志记录
参考文献
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论确保继电保护可靠运行的方法 篇8
继电保护是一种能够发出某种信号, 反映电力系统中某一电气元件发生异常运行情况的自动化装置设备。其表现的形式有三种:
(1) 依据电力系统中电气元件运行的各种情况对继电保护进行可靠的设计、安装, 可以对电力系统中任何元件发生异常故障或短路问题发出不同的信号, 工作人员通过继电保护可以准时得知电力系统发生故障, 以保证及时的维修和检测。
(2) 继电保护可以对电力系统中出现异常状态的电气元件进行有选择地切除, 还可以直接作用在异常元件附近的跳闸器进行自动关闭, 从而避免事故发生, 降低损失。
(3) 当电力系统发生短路或电力系统中某部分发生异常运行情况时, 继电保护可以自动起到保护整个系统的作用。
2 影响继电保护可靠运行的原因
如今, 随着电气设备的使用与日俱增, 总成用电紧张, 从而给电网造成了巨大的压力。继电保护在正常投入使用时, 若系统出现故障继电保护就会迅速作出“正确动作”反应, 或电力系统没有任何异常情况所作出的“正确不动作”都是继电保护的可靠性表现。相反的表现:一方面当电力系统中出现异常情况, 而继电保护的反应是“无选择动作”或“拒动”, 另一方面当电气元件没有发生任何不正常的情况下, 继电保护却反应出“误动”, 这是继电保护的“不正确动作”, 也是可靠性运行异常的表现。那么导致继电保护不能可靠性运行可能存在以下几个方面的隐患:
第一方面:继电保护装置在运行过程中受外部环境的影响非常大。由于外部环境空气中漂浮着大量的有害化学物质, 所以有可能将电路板等电气腐蚀或老化, 引起不良的接触, 导致电力系统中发生短路或异常状态, 造成很大的损失;
第二方面:气温的影响。周围环境气温的突变, 温度过高等巨变, 同样会加速继电保护装置的老化;
第三方面:最主要的是继电保护装置本身的质量问题。市场的假冒伪劣产品最可怕, 如果在投入使用前没有进行验收, 一旦出现问题, 损失会更大。
3 确保继电保护可靠运行策略
3.1 前期阶段的验收工作。
继电保护设备在投入使用前一定要重视检验环节, 确保调试、验收合格, 再有相关部门人员在一定的时间段内进行整组、开关合跳等运行试验。为了加强保护回路, 应该再一次回路, 进行核对或保护定值变动, 保护整定值做, 好相关记录。总之, 在投入运行前一定要严格把握质量关, 提前预防异常现象的发生, 确保万无一失。
3.2 提高继电保护的技术水准。
继电保护技术水平的高低直接关系到继电保护运行的可靠性、工作的有效性及异常现象是否能准确、及时的得到预防。
3.2.1 信息化。
科技技术的不断更新换代, 电子计算机保护系统普遍使用, 带来了信息化技术革命, 只有搭上这辆班车, 才能顺应时代发展的趋势。继电保护装置除了能降低事故发生和保护电力系统功能外, 应建立计算机保护运行信息系统数据库, 完全反应电力系统各个部分运行状态, 可以进一步加强电力保护装置的安全稳定性。
3.2.2 微机化。
现阶段, 微机保护已经有了很大的提升。工控机是和微机保护装置基本相似的一种装置, 继电保护装置可以用成套工控机进行制作已经不是天马行空的事情, 这样可以大大提高继电保护中微机保护系统运行的可靠性。
3.2.3 智能化。
人工智能化是继电保护技术的一大亮点, 是技术上的创新模式。继电保护分布在电力系统的各个环节, 呈现离散式状态控制。如何快速、准确对系统运行状态行进判断, 是继电保护可靠性运行功能的关键性之一。人工智能快速处理能力, 已经成为衡量继电保护可靠性标准之一。人工智能的敏捷性, 可以大大增强电力系统异常处理的灵敏度、速动性及选择性。
3.3 加强日常维护工作, 提高工作人员技术水平。
为了加强继电保护可靠运行, 工作人员应该进行日常的巡检工作。定期检查继电器接点接触是否良好;开关、压板是否正常工作;各部门的指示灯、警铃、光字牌等是否出现问题等。一定要做好详细记录, 切不可有一丝马虎。
对技术人员应该进行定期的岗位培训和考核制度, 加强工作人员的学习及处理故障能力。工作人员应对继电保护原理了如指掌, 还应该学习二次回路端子的操作, 为了保护投退的合理性, 应该对各套保护的名称、时限、压板及压板使用说明书等写进运行的规程中。为避免重复故障发生, 每项事故处理完毕后都可以作为案例进行分析, 得出结论, 备案。
3.4 改变故障处理思维。
当继电保护运行过程中出现异常情况时, 应该保持头脑冷静, 进行深入分析, 查找原因, 进行处理。这样才能有效提高继电保护装置运行中的可靠性。
3.4.1 对故障发生的原因进行恰当的处理。
在仪器的选择上可以用电阻性强的万用表、电压表, 可应用稳定性强的继电保护测试仪等, 可以采用整租试验法等进行检测。
3.4.2 对导致异常现象发生原因进行归类。
有很多的因素可能导致继电保护运行系统出现故障, 有可能是人为因素, 也有可能是外在因素。这些因素有的可以及时避免, 有的可能无法预知。因此, 对故障发生的原因进行归纳、整理、分类、备案, 有根据、有原则的对故障发生的根源进行判断及准确、有效的处理。不能单凭个人的以往的经验。
3.4.3 善于利用相关数据。
继电保护装置在运行过程中具有连续性和隐蔽性两个特点。第一, 连续性:在电力系统运行时, 保护工作停止后, 继电保护装置还会继续运行一定的时间, 因此在这段时间内, 还有可能会损害用电设备。第二, 隐蔽性:继电保护装置在运行的过程中, 还存在着一定的隐患, 这些是预防不了的, 只有等故障发生之后, 才可以检测到, 具有一定的隐蔽性。根据计算机记录、故障波、警报灯等信息把继电保护装置在没有发生异常情况时的状态进行恢复, 可以快速地找到故障发生的根源。避免隐蔽性事故发生而导致整个电力系统故障。因此, 利用导致系统运行发生原因的相关数据至关重要。
结束语
总之, 继电保护可靠运行对整个电力系统正常工作有着重大影响。不但要求工作人员提高警惕, 认真学习、总结, 而且继电保护可靠运行是评价继电保护装置性能的标准之一。所以, 为了保护整个电网的正常工作及维护广大居民生活秩序, 同时降低电力系统运行中不必要的损失, 保证继电保护可靠运行具有重大意义。
参考文献
[1]胡文.确保继电保护可靠运行的方法[J].城市建设理论研究, 2013 (10) :2-5.
[2]陈祥.分析确保继电保护可靠运行的方法[J].城市建设理论研究, 2013 (12) :3-4.
关于继电保护状态维修方法的探讨 篇9
近年来, 随着我国电力系统的工作量日益繁重, 电网的结构也日趋复杂, 而传统设备的维修理论和方法存在着维修费用过高、过度维修、故障漏报、误报等缺点, 已经无法适应如今的维修管理要求, 而且由于电力体制改革的状态监测与故障诊断等技术的高速发展与普及, 为状态维修的实现提供了支持, 因此, 我国的电力系统推行状态维修体制势在必行。一直以来, 我国都非常重视对电气一次设备的状态维修技术的研究, 却忽视了对二次设备状态维修的研究。本文将从继电保护状态维修方法的相关问题入手进行探讨, 力求能够使继电保护状态维修向着更为高效、便捷的方向发展。
1 继电保护状态维修的现状
我国继电保护状态维修的研究只是在起步阶段, 对于如何应用它, 大多数的企业还处于探索阶段。当前电力系统的状态维修主要投入在一次设备上, 而继电保护的状态维修所占比例很少。一直以来, 继电保护设备的状态维修方式为“到修必修”的固定、死板的维修模式, 存在着过度维修与维修不充分的缺陷。传统的继电保护装置不具备自检或状态监视的功能, 而且传统的继电保护设备维修体制着重于事后故障维修, 但这种维修体制已不能适应当前电力系统发展的需要。因此, 就需要运用继电保护状态维修来改善这一现状, 而对于状态维修而言所要达到的目标是降低设备停运的时间。所以, 在继电保护维修管理中要实行状态维修的体制, 并且要结合气象的观测对系统维修中面临的风险进行分析与研究, 并以此为依据作出继电保护状态维修的决策。
根据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的规定, 对继电的保护、安全自动装置及其二次回路接线进行定期检验, 以确保继电装置完好、正常的运行, 保证回路的接线和其定值正确无误。如果保护装置在2次校验中出现问题, 只能等到继电保护装置的功能失去效果或者等到下一次校验才会发现。如果在此时间内电力系统出现问题, 那么保护就不能正常运行。一旦继电保护装置出现问题就是整个电力系统最严重的问题。所以, 电气二次设备一样需要保护状态的监测管理, 必须进行状态维修以适应整个电力系统的发展要求。
现在的继电保护和二次回路检验主要是通过检验来发现、消除缺陷, 从而保障继电保护和二次回路的正常运行。依据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的规定与要求, 现行校验继电保护装置的方法主要有3种: (1) 验收检验新安装的装置; (2) 定期检验运行中的装置; (3) 补充检验运行中的装置。
实施继电保护装置状态维修应当遵循以下原则: (1) 保证设备安全运行的原则; (2) 依据总体规划逐步推广的原则; (3) 运用现有的技术手段, 再配以适当的检测系统。
2 继电保护装置运行的稳定性与可靠性
继电保护装置的可靠性可分为2方面: (1) 设备自身可靠性; (2) 保护功能可靠性。由于继电保护装置经常处于监视状态, 使其具有一定的特殊性。因此, 电力系统是否可靠主要是由电力设备可靠性的程度大小决定的。现在电网的容量不断增大, 用户对供电可靠性的要求也越来越高, 电力设备维修管理的地位也得到提高。电气的二次设备大致包括继电保护、故障录波、自动装置、就地监控与远动。这些设备的正常安全运行对整个电网的稳定起着较大的作用, 特别是继电保护装置对电网的运行影响极大, 如果继电保护装置出现问题不仅会加深电力系统故障的严重性, 甚至还可能导致许多不良的连锁反应进而造成整个系统崩溃, 大面积停电与重大的经济损失, 严重影响着人们的生产与生活。
现在, 维护人员最主要的目的就是提高继电保护装置的可靠性, 而提高继电保护装置的可靠性最主要的是对二次设备进行有效和及时的校验维护。电力系统的二次设备关乎整个电网的运行, 只有保证继电保护装置正常, 才能使电网的运行更加稳定、可靠。继电保护装置的安全运行是整个电网稳定、安全可靠运行最重要的第一道防线, 继电保护装置在电力系统发生故障时误动, 将会使整个电力系统运行的可靠性降低。但是提高继电保护装置的可靠性最关键的是对继电保护装置进行及时有效的校验维护, 状态维修是一种新型维修方法, 也是继电保护装置的状态维修模式发展的必然趋势。
3 继电保护状态维修实施的关键
继电保护状态维修的总体思路是根据继电保护装置的实际运行“状态”来合理安排试验与维修。要想把握继电保护装置的状态非常难, 而且电力系统设备很多, 还未建立起比较完善的监控系统。所以, 进行继电保护状态维修的前提是弄清保护所处的运行状态, 这样才会达到继电保护状态维修的精髓———“应修必修”, 如果把握不准设备的状态, 就会造成许多的安全隐患。
4 继电保护状态维修重要问题之一维修时间
《继电保护及电网安全自动装置检验条例》规定, 继电保护和安全自动装置在运行的第一年要进行一次完全的检验, 在此之后, 每3～5年都要进行一次彻底的检验, 且每年要进行一次部分检验。新出台的《继电保护及电网安全自动装置检验规程》规定, 微机型继电保护装置每6年要进行一次全部的检验, 2～3年进行一次部分检验。我国传统的继电保护装置都是定期维修的, 但是在维修过程中存在着强制性与盲目性, 仅仅按照固定的时间进行维修, 根本未考虑到设备需要的实际情况。
继电保护设备的维修方式一直都是按照《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的规定, 主要是定期性检验, 再辅以一些补充检验, 从而确保继电保护装置的正常运行。现如今许多新型的高质量的微机继电保护和安全自动装置已经被广泛使用, 如果只是以定期检验为主的办法进行维修, 只会出现过修, 不但降低了继电保护设备运作的稳定性与可靠性, 而且还会造成人力、物力的损失。
5 继电保护状态维修领域研究的方向
目前, 存在多种对于继电保护状态维修领域的研究, 笔者在此对以下2个方向的研究展开讨论:
5.1 建立起不同类型的专家系统
在基于大量诊断知识的前提下, 对继电保护设备所发生的故障进行诊断, 发现专家系统的使用存在着许多需要马上解决的问题, 例如, 不具备全面的诊断知识, 无法对继电保护状态维修过程进行确定性的表达, 利用诊断知识得出的推理不具备逻辑性等严重的问题。因此, 有必要建立起各种不同类型的专家系统, 确保继电保护状态维修能够顺利实施。
5.2 建立起人工的神经网络 (ANN)
如今新兴起的一种人工智能的方法就是ANN的基本理论, 该理论为改善专家系统的缺点提供了一种全新而有效的方法。其中, 它并行的处理能力与自学习的功能受到了大家的青睐, 并且其大规模的并行处理能力可以提高推理速度, 更适于诊断结构复杂、故障机理不明显的复杂设备。
6 结语
本文对继电保护装置的状态维修方法进行了探究, 根据电力系统发展的需要, 对继电保护装置实行状态维修的必要性进行了阐述。同时指出了继电保护装置是电气二次设备的主要组成部分, 并从继电保护维修体制的现状出发对实施继电保护状态维修所应具备的条件, 以及继电保护维修实施的可行性与现今继电保护状态维修领域的研究方向进行了分析探讨。
摘要：从探讨继电保护装置的状态维修方法入手, 对继电保护装置实行状态维修的必要性进行简要阐述, 进而分析了继电保护维修实施的可行性, 并揭示了现今继电保护状态维修领域的研究方向。
关键词：继电保护,状态维修,方法
参考文献
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继电保护故障分析与处理方法探讨 篇10
继电保护是对运行中电力系统的设备和线路, 在一定的范围内经常检测电力系统的设备和线路是否发生异常或者出现事故, 并且能够发出跳闸命令或者报警信号的自动装置。继电保护具有选择性、速动性、灵敏性和可靠性等特点, 可以有效的发挥继电保护装置的功能, 保证电力系统正常运行。但是, 继电保护装置本身仍然存在很多故障, 电力工作人员只有采取有效的方法处理继电保护的故障, 才能更好的发挥继电保护装置的作用。
1 继电保护故障分析
继电保护装备对电力系统的正常运行具有重要作用。因此, 电力工作人员应该准确了解继电保护装置经常出现的故障, 才能更好的找出处理继电保护故障的解决方法, 有效的发挥继电保护装置的功能。
1.1 电流互感饱和故障
电流互感器的饱和对继电保护装置的运行产生了非常不利的影响, 是继电保护装置经常出现的故障。随着电力系统规模的不断壮大, 电力系统设备的终端负荷就会不断增容, 当电力系统发生短路, 就会是出现很大的短路电流, 如果电力系统在靠近终端设备区的位置出现短路的现象, 产生的短路电流甚至是电流互感器一次侧额定流的几百倍。通常在稳态电流短路的状况下, 随着短路电流的倍数不断增大, 电流互感器变比的误差也会随着变大, 最终导致继电保护装置的灵敏度下降, 很可能会使电流速断保护拒绝动作。在线路短路的情况下, 由于电流互感器的电流发生了饱和现象, 电流互感器感应到的二次侧额的电流就会变的非常小或者接近于零, 就会导致定时限过流保护装置无法正常的发挥功效。如果是电力系统出口线出现故障, 就需要用母联断路器或者主变压器后备保护装置将短路电流切除, 这样就会延长故障时间, 而且故障的范围会不断的变大;如果靠电力系统出口线过流保护拒绝动作, 就会导致电力系统尽进口线保护动作, 造成整个电力系统出现断电的情况发生。
1.2 开关保护设备的选择不合理
开关保护设备的选择配合不合理会造成越级跳闸的现象发生。因此, 开关保护设备的选择对于保证继电保护装置的正常运行具有重要作用, 与此同时, 选择相互匹配的开关保护设备也是一项非常关键的环节。由于现在的电力企业广泛应用符合密集区建立开关站, 电力系统工作人员通过控制开关站向广大用户供电, 形成了变电所-开关站-配电变压器的供电模式。在未实现继电保护自动化的开关站内, 电力工作人员应该运用负荷开关作为开关保护设备, 也可以运用负荷开关和熔断器的组合器作为开关保护设备。通常情况下, 电力企业对于开关站的进口线柜路往往是运用负荷开关进行分合操作以及切断负荷电流, 对于带有变压器的出口线柜应用负荷开关和熔断器的组合器。但是, 由于电力工作人员将负荷开关和熔断器的组合器应用到带有配电变压器的出口线柜上, 很可能会造成电力系统的出口线出现故障, 造成开关站越级跳闸, 使电力系统大范围停电。
1.3 继电保护装置的隐形故障
继电保护装置还存在隐形故障。例如, 错误的整定引起的继电保护装置的隐形故障, 设备故障引起的隐形故障等。当电力工作人员在进行定值检测过程中, 由于出现整定和校准的错误就会引发隐形故障, 尤其是在继电保护装置经过系统的维修后, 电力工作人员没有及时的修改整定值, 继电保护装置很容易会出现隐形故障。然而设备故障引起的隐形故障一般是由元件失灵或者磨损造成的隐形故障。例如继电保护装置上的元件或者插件像接线片、连接器和各种继电器等元件出现损坏或者失灵的现象都会引起隐形故障。隐形故障的发生不能说明继电保护装置在设计上存在问题, 也不会直接影响到继电保护装置的正常运行。隐形故障和一般性故障主要区别于隐性故障的发生不会使继电保护装置立刻做出动作, 而是当继电保护装置的其他设备出现问题时才会发出警报。隐形故障最大的特点是它对继电保护装置的影响只有在电力系统处于压力状态下才会显现出来, 但是, 对继电保护装置造成的危害会更大。
2 继电保护故障处理方法
2.1 直观法
处理一些无法用仪器逐点测试, 或某一插件故障一时无备品更换, 而又想将故障排除的情况。比如10KV开关柜分或拒合故障处理。在操作命令下发后, 观察到合闸接触器或跳闸线圈能动作, 说明电气回路正常, 故障存在机构内部。到现场如直接观察到继电器内部明显发黄, 或哪个元器件发出浓烈的焦味等便可快速确认故障所在, 更换损坏的元件即可。
2.2 掉换法
用好的或认为正常的相同元件代替怀疑的或认为有故障的元件, 来判断它的好坏, 可快速地缩小查找故障范围。这是处理综合自动化保护装置内部故障最常用方法。当一些微机保护故障, 或一些内部回路复杂的单元继电器, 可用附近备用或暂时处于检修的插件、继电器取代它。
2.3 逐项拆除 (排除) 法
将并联在一起的二次回路顺序脱开, 然后再依次放回, 一旦故障出现, 就表明故障存在哪路。再在这一路内用同样方法查找更小的分支路, 直至找到故障点。此法主要用于查直流接地, 交流电源熔丝放不上等故障。如直流接地故障。先通过拉路法, 根据负荷的重要性, 分别短时拉开直流屏所供直流负荷各回路, 切断时间不得超过3秒, 当切除某一回路故障消失, 则说明故障就在该回路之内, 再进一步运用拉路法, 确定故障所在支路。再将接地支路的电源端端子分别拆开, 直至查到故障点。如电压互感器二次熔丝熔断, 回路存在短路故障, 或二次交流电压互串等, 可从电压互感器二次短路相的总引出处将端子分离, 此时故障消除。然后逐个恢复, 直至故障出现, 再分支路依次排查。如整套装置的保护熔丝熔断或电源空气开关合不上, 则可通过各块插件的拔插排查, 并结合观察熔丝熔断情况变化来缩小故障范围。又例如保护装置发控制回路断线信号, 可以在保护屏用万用表测量到开关柜电缆的合、分闸回路的电位, 初步就可以判断故障点在开关柜还是在保护装置上, 然后进一步进行故障排除。
3 结束语
随着电力系统的发展和计算机通信技术的进步, 继电保护技术的发展向计算机化、网络化、一体化、智能化方向发展, 这对继电保护工作提出了新的挑战。只有对继电保护装置进行定期检查和维护, 按时巡检其运行状况, 及时发现故障并做好处理, 保证系统无故障设备正常运行, 这对防止继电保护不正确动作, 提高继电保护的安全运行, 提高供电可靠性, 具有十分重要的意义。
摘要：继电保护对电力系统中发生的故障或者异常情况进行检测, 并且能够发出报警信号, 或者可以直接将故障部分隔离, 是保证电力系统正常运行的重要装置。由此可见, 电力工作人员应该重视对继电保护装置的保护和检测, 对继电保护装置出现的故障应该及时予以解决。因此, 本文就针对继电保护故障处理方法进行分析和研究。
关键词：继电保护,故障,处理方法
参考文献
[1]梁永福.微机型继电保护装置的现场调试[J].电工技术, 2008, 23 (5) :121-123.[1]梁永福.微机型继电保护装置的现场调试[J].电工技术, 2008, 23 (5) :121-123.
[2]冯海东, 陈奕琴.谈继电保护故障处理的九种方法[J].广东科技, 2008.[2]冯海东, 陈奕琴.谈继电保护故障处理的九种方法[J].广东科技, 2008.
继电保护方法 篇11
关键词 电力系统；继电保护；故障检测
中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)121-0023-01
电力系统的继电保护是提高电力企业经济效益及保障电力系统安全运行的有效技术。计算机控制技术的发展及其在电力系统继电保护中的应用，使得电力系统的继电保护呈现网络化、智能化的特点。
1 电力系统继电保护装置任务及基本要求
1）继电保护装置任务。电力继电保护通常是通过运用电力系统元件在发生短路等异常情况时的电流、电压及功率等电气量的变化来形成继电保护动作。该装置的保护任务有以下几方面：首先当供电系统安全正常运行时，对设备的运行情况进行完整监视，可为电力值班人员提供电力运行的可靠数据。其次在供电系统出现故障时，该保护装置可迅速、自动且有选择地将故障部分切除，并保证电力非故障部分的正常运行。最后在供电系统出现异常工作状况时，电力系统继电保护装置可及时、准确发出警报信号以通知值班人员及时作出处理措施。
2）继电保护装置基本要求。电力继电保护装置其应具备灵敏性、选择性、可靠性与速动性。①灵敏性。继电保护装置其灵敏性同通常用灵敏系数衡量，若在其保护范围内，无论短路点位置及性质如何，继电保护装置都不会有拒绝动作出现。但若在其保护区外出现故障，其也不会产生错误动作。②选择性。在供电系统有故障发生时，继电保护装置应有选择的将故障部分进行切除。首先其会将距故障点最近的断路器断开，以此来保证电力系统其他非故障部分的正常运行。③可靠性。为确保继电保护装置其动作可靠，应确保其整定计算、原理及安装调试正确无误。同时，组成保护装置的各元件其质量应可靠、系统简化、运行维护也应得当，只有这样才能保障其可靠性。④速动性。继电保护装置应能够及时将短路故障切除。切除故障所需时间越短越能保证电流对电气设备损坏程度越轻，也会使得系统电压恢复的时间加快，给电气设备自启动创造了极为有利的条件，也提高了发电机其并列运行的稳定性。
2 电力系统继电保护故障检测方法
我国低压配电网最为普遍的小电流接地系统，其接地形式主要有高阻接地、经消弧线圈接地或不接地等。系统单相接地其故障发生频率较为频繁，为使因长时间运行而可能导致的两点及多点接地短路得到有效避免，需尽快找准故障点及故障支路。下面我们简单介绍两种接地选线方法。
1）小电流接地系统故障点的检测方法。若小电流接地系统出现单相接地故障，那么接地点的非故障支路、前向支路及后向支路其零序电流与零序电压都将呈现不同的特点，而使得相应线路周围的电场与磁场分布也将发生变化，为此，我们提出了运用五次谐波零序电场、磁场来探测接地点的方法。该方法具有具有两条支路，其中性点经电抗器接地系统图如图1所示。
2）接地选线小波分析法。若小电流接地系统出现单项接地故障，那么将会存在一个较为明显的暂态过程，特别是对于暂态接地的电容电流，该过程都将包含丰富的故障特征，但往往我们会忽视了这些特征。而小波理论则为故障选线提供了较为有利的条件。通过对小电流接地系统数字模型进行研究，仿真得到了故障发生前的几个周波暂态信号波形，而通过对接地故障产生时刻信号进行小波分解，得到一种基于小波能量方法接地的选线选相判据。该接地系统模型具体如图2所示。
在对一系列仿真结果进行分析可以得出：在发生接地故障时，虽不影响系统正常运行，但系统其每条支路负荷电流都在瞬时发生了波形畸变。运用小波对故障频率进行变换提取，可有效识别接地故障的特征。同时小波对非平稳信号灵敏。小波接地系统可仿真故障系统暂态电流及电压信号的波形，对信号进行小波分解，并以该尺度的小波能量作为选线的判据，可得到故障支路同健全支路间的差异，且其稳定性良好。该方法是直接提取负荷电流特征，不仅可得到故障支路，也能对接地线路与接地相进行直接判断，适用性极强。同以往选线方法不同，该方法不对当前的支路电气量和其他支路进行比较，只与故障支路或是健全支路的本身电流特征有关，所以将会日益实现。
图1 小电流接地系统模型
图2 小电流接地系统模型
参考文献
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[3]韩俊波,张秋波.电力系统继电保护技术[J].中国新技术新产品,2009,10.
作者简介
继电保护方法 篇12
关键词：光纤通道,继电保护,解决方法
1 保护信号传输通道的选择
采用光纤接口与光纤通道配合来传输保护信号的方式, 其光纤通道的配置有2种方式, 即专用光纤通道和复用光纤通道。
1.1 专用光纤通道
专用光纤通道主要采用的是专用光缆或专用纤芯。前者指线路两端保护设备用一根光缆连接, 一般采用与输电线路地线一同敷设。常用有复合地线光缆OPGW、地线缠绕式和捆绑式光缆;受光传输衰耗影响, 其长度不超过30km。后者是指保护复用通信光缆, 使用其中的一对专用纤芯并预留一对备用纤芯, 该方式对光缆长度没有特别限制, 但中间设备多, 容易发生因光缆接头质量问题造成保护通道告警的现象。因此, 采用专用光纤, 其可靠性依赖于站点间直通光缆的性能, 当光缆断开时, 保护远传信号全部中断, 无替代传输路由。
1.2 复用光纤通道
当传输保护信号的线路较长时, 必须采用复用光纤通道。复用光纤通道利用64KB/S数字接口经PCM设备或利用2M接口直接接入数字网络PDH、SDH, 传输距离延伸到数字网络的每个节点, 并可以实现光纤自愈环。当传输线路中断或性能劣化到一定程度, 电路可实现自动切换。从统计的角度来看, 光纤电路切换与电力线路故障同时发生的几率非常小。这种信号传输通道的缺点是相应站点SDH光端机或保护专用PCM装置故障时, 保护远传信号随之中断。
2 光纤通道纵联保护的实现
纵联保护的方式分为闭锁式保护、允许式保护和电流差动保护。闭锁式保护的优势在于当线路发生故障时, 载波通道可能被阻塞, 但并不影响纵联保护。允许式保护和电流差动保护是在被保护线路发生故障时, 需要向线路对侧传送信号和数据。如果采用光纤通道, 闭锁式保护不再具有优势, 因此光纤通道首选用允许式以及电流差动保护。
允许式保护对信号通道要求很严格, 任何时候不允许通道堵塞或断线, 所以必须有正常运行时的通道监视功能, 信号消失则立即报警或闭锁相应保护。目前光纤接口装置及电流差动保护都能实现报警或闭锁相应保护的功能。
2.1 光纤接口允许式纵联保护
允许式保护有保护发讯、断路器位置发讯及其他保护动作发讯三种发讯方式, 发讯意味着允许对侧跳闸。断路器跳闸位置发讯是为了在本侧断路器断开而对侧断路器合入时线路发生区内故障而设置的, 其它保护动作 (母差、失灵保护) 发讯是为能瞬时切除断路器和电流互感器之间的故障而设置的。
2.2 电流差动保护
电流差动保护通道中传输的信息量比较大, 既有数据信息, 也有命令信息。为解决一侧开关处分位, 另一侧合于故障的问题, 对于变220KV双母线分段接线方式, 由于目前的差动保护都没有“外部保护发讯”开入, 往往很容易忽略该功能的实现。应将母差、失灵保护动作接点或经操作箱重动的TJR接入“远跳”开入, 将外部保护动作的信息转换成发远跳命令使对侧保护动作永跳断路器并闭锁重合闸, 以解决该侧开关与电流互感器之间故障的问题。
3 光纤通道直跳方式的实现
在线路变压器组接线中, 送电侧保护故障大都缺乏足够的灵敏度, 采取变压器保护动作后向远方发送跳闸命令;在3/2断路器接线中, 如果中间断路器失灵后不能切除线路对侧断路器, 故障点就不能消除, 失灵保护将失去意义;同样, 500KV长线路过电压保护动作后如果不能切除对侧断路器, 系统的异常状态或故障也不能消除。因此, 应用光纤通道来传输变压器保护、失灵保护及过电压保护动作的远方直跳信号。
3.1 光纤接口传送直跳信号
在接线上通常采用二取二或二取一加就地判别的模式来提高保护的可靠性, 二取二接线的跳闸条件是用来传输远跳信号的光纤接口装置两个通道都接收到跳闸信号, 二取一加就地判别接线的跳闸条件为用来传输远跳信号的光纤接口装置中任意个通道接收到跳闸信号且就地判别装置同时动作。500kvⅠ、Ⅱ路线路采用3/2接线, 光纤纵联保护远跳采用这种方式, 其动作逻辑见图1。与传统音频接口不同的是, 光纤接口装置能够同时传送多个独立的命令。因此, 传送直跳信号可以与纵联保护共用光纤接口, 充分利用了设备资源。
与传统音频接口不同的是, 光纤接口装置能够同时传送多个独立的命令。因此, 传送直跳信号可以与纵联保护共用光纤接口, 充分利用了设备资源。
3.2 光纤差动保护传送直跳信号
光纤差动保护传送直跳信号的一种实现方法变接线方式。单独配置断路器失灵保护, PSL 603保护远跳由断路器失灵保护接点起动, 远跳可经变保护起动控制与保护共用跳闸出口, 为一取一方式。光纤差动保护传送直跳信号的另一种实现方法是利用光纤差动保护的通道进行接点直传来远跳, 见图2, 可实现二取一或二取二方式跳闸。
4 光纤通道继电保护的应用及其优势
纵联保护的优势在于能够实现全线速动, 而制约全线速动的因素有选相的正确性、起动元件是否足够灵敏以及收发讯机延时等, 采用光纤通道继电保护能较好地解决这些问题。
4.1 同杆并架线路全线速动
同杆双回线路跨线故障的选相是继电保护需要解决的关键问题。分析表明, 近处故障 (包括跨线故障) 都能正确选跳故障相, 随着故障点远移, 以至到线路末端时, 两相两导线跨线故障 (例如LAIIBG) 都被判断为相间故障 (IABILABG) , 但此时故障已在距离保护Ⅱ段范围以内, 虽然选相错误 (两回线都判为ABG故障) , 但由于保护Ⅱ段有延时, 故不会立即跳闸。一旦对侧保护Ⅰ段正确选跳故障相后, 两回线都是单相故障, 本侧相间距离继电器返回, 接地距离继电器开始测量, 接地距离保护Ⅱ段正确选跳故障相, 实际根据先是判ABG故障, 然后判AG (BG) 故障可实现纵续动作。因此在线路末端发生跨线故障时保护不能正确选相, 但对侧保护可以选相, 如果两回线保护有足够的通道按相传送允许信号, 就可以实现全线速动选跳故障相。
光纤通道保护与载波通道保护相比, 明显的优势在于传输容量大, 抗干扰性能好, 很容易实现两侧多命令的同时传输。同杆并架线路常配置光纤允许式保护和电流差动保护, 除上述优势外, 关键是原理上有选相功能, 发生跨线故障时, 双回四侧保护均能正确、快速选相跳闸。因此, 同杆双回线上为了在跨线故障时能瞬时选跳故障相, 最好采用分相电流差动保护。
4.2 弱馈线路全线速动
目前的220KV弱馈线路大部分使用闭锁式高频保护, 其专用收发讯机与纵联保护配合在原理上有缺陷:如投入远方起动, 在区内故障时负荷侧常发闭锁信号使保护拒动或者延长动作时间;如不投入远方起动, 又无法进行通道试验来监视通道的状况。采用光纤通道保护, 能够很好地解决上述问题并实现全线速动, 例如:
光纤接口能够时刻监视通道状况, RCS 902A线路投入弱馈保护, 其弱电转发及弱电跳闸使区内故障时负荷侧能够转发允许信号不致使保护拒动;工作原理为当反方向元件均不动作, 至少一相或相间为低电压时判为正方向故障, 发允许信号和跳闸命令。弱电侧反方向故障时两侧方向元件在灵敏度和动作时间上都要配合, 即弱电侧的反方向元件应当更灵敏、动作更快。一般弱电侧收信等待反方向元件动作的时间取10ms, 目前的光纤接口都可以单独对每个命令的收信输出时间进行整定, 较灵活地满足了这一要求。
PSL 603差动保护启动逻辑见图4, 弱电侧原理上对区内故障的有较高的灵敏度, 只要主变中性点接地, 弱电侧∆Ⅰ或IO能启动进入故障判别程序发允许信号。极端情况下短路前线路空载, 单相接地短路既无电流突变量又无零序电流, 弱电源侧起动元件可能不起动。保护采取增加一个低压差流起动元件UΦ或UL来启动保护, 从而实现了全线速动。
5 光纤通道继电保护应用中存在的问题及相应措施
5.1 光纤接口允许信号的接线问题
光纤接口与纵联保护配合应是一套全线速动的保护, 但目前的二次接线不能完全实现。对于双母线接线的线路, 由于某些保护不具备接入“其他保护发讯”逻辑, 断路器与电流互感器之间的故障无法瞬时切除, 只能依赖于对侧线路二段保护跳闸。实际上接入其他保护起动光纤接口发讯的回路很容易, 只需将其他保护动作的接点与纵联保护的发讯接点并联即可, 这是目前接线可以改进的地方。如果保护不具备跳位发讯逻辑, 则不能将TWJ与保护发讯并联, 否则变成长发讯, 影响保护功能。为了实现与这类保护的配合, 某些厂家的光纤接口内部设计了“其他保护动作发讯”和“TWJ发讯”逻辑, 二次接线时应予以完善。
5.2 电流差动保护远跳回路的改进
电流差动保护的远跳由线路保护、母差及失灵保护永跳来实现。实际保护原理是, 发送端远跳开入不受起动元件与主保护压板的控制, 接收侧跳闸不受主保护压板控制, 这样带来的问题是当单侧开关检修, 线路旁代运行时, 虽然两侧差动保护退出, 但检修侧对保护进行整组校验时将向运行侧发送远跳命令。某些地区曾发生过在对旁代的电流差动保护进行整组传动开关试验时, 由于起动了三跳及永跳继电器发送远跳, 而对侧保护由于线路的重载已经起动, 从而导致线路跳闸的事故。从
保护运行操作来说, 开关的失灵保护或远跳也应当随着开关转冷备用而退出, 这在保护运行规程中都有明确规定。图5是220KV双母线接线的电流差动保护远跳回路的一般设计, 改进的方法是在发送端远跳起动回路中串入压板LP, 这样使得远跳功能可以根据运行方式投退。
5.3 复用通道对电流差动保护的影响
当线路较长时, 差动保护只能采用复用通道传输, 两侧保护采样值同步对电流差动保护的正确运行起到了关键的作用。目前多数电流差动保护在采样同步问题上, 均采用“乒乓技术”进行通道传输延时的自动补偿, 但这种技术前提是双向传输时延一致, 而带自愈功能的复用通道, 往往主通道良好, 通道时延短, 备通道路由可能迂回较多, 时延较长。两侧采样数据不同步, 造成数据帧的丢弃。因此在设计时应考虑选用同步原理在一定程度上适用于可变通道的保护。在现场调试中, 必须对两侧保护进行通道延时的实测, 看是否满足保护运行的要求。如果由通信人员测试时, 往往仅在PCM处进行环路测试, 这是不够的。若保护原理不能适用于可变通道, 必须在与通信专业的交流中讲明。目前各厂家都研发了双通道的电流差动保护, 正常运行时, 两个光纤通道的数据被分别存放在缓存区中, 两通道数据互为备用, 当其中一个通道中断时或数据帧丢失, 可实现数据的无缝切换, 这成为解决复用通道缺陷最可靠的办法。
5.4 光纤通道设备双重化问题
早期, 大部分为单套保护采用光纤通道, 随着光纤保护在220KV以上电网的广泛应用, 通道设备双重化的问题日趋严重。专用光纤通道, 同一光缆的不同纤芯能否构成通道双重化应根据光缆的形式来确定。对于ADSS光缆, 由于可靠性较差, 同一光缆的不同纤芯不能视为通道双重化。对OPGW光缆, 则有着较高的可靠性, 在光纤网络未形成环网的现状下, 同一光缆的不同纤芯可以视为通道双重化。当形成了光纤环网后, OPGW光缆也应实现2条路由的双重化, 一条光缆损坏后, 可通过另一路由正常运行。对于复用通道, 许多220KV以上变电站只有一套光传输设备, 一个光端机上传输多套保护信号, 包括来自同一条线路2套主保护的信号, 500KV变曾经就发生过因光端机故障导致500KV线路双套主保护退出的异常现象。因此复用通道设备双重化主要应考虑PCM设备及SDH或PDH光端机的双重化。另外, 通信设备的电源配置也应该实施双重化, 负载的分配应考虑当一路电源掉电不会影响到另一路通信设备的运行。目前对于220KV继电保护技改工程, 维持线路保留一套载波通道保护运行, 一套使用OPGW光纤专用或复用通道。对于旧变电站新扩建单元, 受光端设备现状制约, 采用一套保护专用光纤芯方式, 另一套保护复用本线光纤通道方式。对于新建变电站, 则都建设了两套光端设备, 如图6所示。在电源配置上采用走同一路由的保护及其光端设备电源取自同一段直流母线, 严禁保护和通道设备电源交叉, 这样避免了某一段直流掉电引起双套保护退出的事故。
5.5 通道设备的抗干扰问题
光纤接口一般与保护同屏安装在继保室, 两者之间的接点联系不经过长电缆。保护室至通讯机房通过光纤传输, 因此这部分几乎不存在干扰问题, 主要是通讯机房内设备的抗干扰问题。64KB/S或2M/S的O/E接口、PCM设备、光端机都安装在通信机房, 处于弱电工作状态。变电站周围的雷击、设备放电或各种倒闸操作所产生的电弧, 都通过电磁场空间辐射的方式干扰通讯设备。其解决方法是采用屏蔽及良好的接地来抑制干扰。接口屏和保护用光端机屏应装有100mm2截面的接地铜排, 接口装置的接地端子要可靠接地, 并与光端机设备接入同一接地网;64K接口的收、发讯连线应采用屏蔽双绞线, 长度≤15m, 屏蔽层在发送端接地, 接收端浮空。2M接口收、发讯连线应选用专用同轴电缆, 屏蔽层应双端接地。事实证明, 采用上述措施, 通道中断的异常得到了解决。
6 结束语