定值整定

定值整定（精选7篇）

定值整定 篇1

摘要：介绍了省网继电保护智能化在线定值整定及核查系统集电力流、信息流、业务流一体化的总体架构和功能。

关键词：继电保护,定值,在线整定,智能化,安全性

1 前言

智能电网融合了跨区域、大规模的特高压骨干网、各种可再生能源的分布式发电电源, 各级电网协调发展、各种电源形式并存。智能电网的一个重要特点则是运行方式灵活多变。这要求继电保护能够适应运行方式实时改变的需要, 具备足够的灵活性、可靠性, 保护定值的整定能够适应实时变化的运行方式的需要。面向省网提出一体化、智能化的继电保护在线定值整定及核查系统具有重要意义。现有的继电保护离线整定定值存在许多的缺点:无法适应电网日益频繁的运行方式变化的需要;人为误差大;随着电网规模的不断扩大, 继电保护定值的整定、维护工作量不断加大。采用常规的继电保护离线整定方法已经无法满足电网发展的需要。为此, 需要研究继电保护的在线整定和核查[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10]。

文献[11]介绍了一个已投入试运行的地区电网继电保护定值在线校验系统, 总结归纳了地区电网继电保护定值的校验规则, 提出了不规则线路的保护灵敏度校验和保护配合校验的策略。文献[12]针对现有在线整定和校核时间过长的现象提出了基于集群计算机的保护定值在线校核, 有效缩短了定值在线校核时间。文献[13]介绍的在线整定系统采用精确的故障计算模型, 不再引入分支系数, 提高了计算精度。针对电网局部变化对保护定值的影响, 通过采用窗口技术提高了在线整定的计算速度。文献[14]基于暂态仿真得到动态短路电流计算方法, 比较了动态短路电流计算方法与静态阻抗等值方法对电网模型处理的差异, 指出了动态短路电流计算方法的优越性。现有的文献趋向于针对在线整定精度和校核方法进行改良, 缺乏对系统实现方案的整体描述[15,16,17,18]。针对电网日益智能化发展的趋势, 以下提出一种省网继电保护智能化在线定值整定及核查系统。从调度通讯网中单向获取实时运行方式数据和定值单内容, 在主站建立独立的继电保护智能化在线定值整定和核查平台, 通过专家系统、运行方式和定值单数据库完成保护定值的智能化整定和校核, 建立独立的定值修改执行子站, 有效保证了系统数据交换的安全性。

2 系统总体结构

通常, 继电保护定值的整定是以省网为单元, 各级调度机构负责直接管辖范围内继电保护整定计算及定值管理, 并负责指导、检查下级调度机构及运行、检修单位的继电保护整定计算及定值管理。现以省网为单元对继电保护智能化在线定值整定及核查系统进行描述。

2.1 数据管理结构

为减少数据通讯量, 降低数据传送误差风险, 在线定值整定和核查系统数据交换的特点是:整定和核查数据分级管理, 最终定值和核查结果上传集中管理。

数据管理结构框架如图1所示。

1) 地调主站负责地调厂站的定值在线整定和核对, 并进行相应的维护和管理, 不上传整定和核对所需电网一、二次数据, 只上传最终整定值和核对结果, 中调主站进行检查。

2) 中调主站负责中调直辖厂站的定值在线整定和核对, 并进行维护和管理, 统一管理省网定值和核对结果数据库。

2.2 网络结构和安全防护

为建立省网继电保护智能化在线定值整定和核对系统, 在调度数据网之外建立独立的继电保护数据网, 主要考虑因素如下:

1) 继电保护的在线整定的最终意义实现主要依赖于整定时间, 当电网运行方式发生改变时, 在线整定系统应能快速识别继电保护缺陷、整定死区、误动区, 对保护定值做出快速、可靠的调整, 以防止保护误动或者拒动, 有效保证电力系统的安全稳定运行。将在线整定和核对整合在调度通讯网中, 实时性的要求将难以满足。

2) 继电保护的在线整定为适应电网实时运行方式变化的需要、保证整定的正确性、保护的可靠性, 需要交换大量的数据, 现有的调度通讯网无法再增添本系统的通讯量。特别是随着分布式能源的不断接入, 系统电源逐渐转向配电网, 分布式电源的不确定、随时性将更加加剧继电保护在线整定的数据量。

3) 调度管控着电网的实时运行情况、能量的分配和均衡, 继电保护是电力系统稳定运行的第一道防线, 两个系统对电力系统都至关重要, 调度以投切机、增减出力和负荷为手段, 继电保护以切除故障部分为方法, 都为维持电网的稳定运行, 二者有关联但又相对独立, 若将两个系统整合在一起, 难以为二者的发展提供独立的空间。

4) 电力流、信息流、业务流的一体化并非将电力系统的所有管控建立在一个系统中, 这样, 运行维护将是日后的一个重大难题, 同时, 电力系统要求高可靠性, 无法承担单个系统出错导致电力系统整体瘫痪的风险。

5) 将所有管控集中于一个平台或系统, 现有的通讯系统在安全性和可靠性等方面还远远达不到要求。

2.3 独立的继电保护数据网优点

1) 实现调度和保护的独立运行, 互不干扰, 有利于电网的稳定, 有利于继电保护实时平台的建立和调试, 也无碍于未来继电保护数据网建网成熟后数据的交换。

2) 建立独立的继电保护数据网是继电保护发展瓶颈的突破口。继电保护传统的发展方向是不断改善保护原理, 可靠、正确得保护某个或某区域的电力设备, 以局部信息切除对电网的稳定运行可能造成威胁的设备, 缺乏全局把握。广域保护、自适应保护是继电保护发展的方向, 继电保护数据网的建立有利于数据通讯瓶颈的突破。

3) 继电保护数据网有利于电力系统第一道防线和第二道防线的协调配合。现有的继电保护和安稳系统相互独立, 缺乏相互交换数据的平台。

4) 继电保护数据网是继电保护走上智能化的有效平台, 便于智能化保护系统的建立与调试, 便于日后进行功能的扩展与完善, 专业界面清晰, 易于运行维护管理。

2.4 系统建立步骤

1) 如图2所示, 建立独立的中调主站, 独立的中调直辖子站, 地调主站和子站集成在调度平台中。中调管控着省网电压等级较高的输配电网络的运行, 继电保护的动作对整个网省电力系统运行的影响大。因此, 中调主站对继电保护在线整定和核对的可靠性要求高, 单独建设继电保护在线定值整定及核查系统中调主站, 采用正向隔离装置与中调调度自动化系统相互隔离, 有利于省网的安全稳定运行。同时, 在中调主站建立智能化在线定值整定及核查平台, 以确保在线定值整定和核对的准确性。另外, 建设初期, 地调主站和子站集成在综自系统中, 地调主站集成在SCADA系统中, 子站通过变电站计算机监控系统实现对保护装置远方修改及核查。主站部分, 功能集成在SCADA系统中, 可节约部分硬件设备, 节省初步投资。计算机监控系统与保护设备同属安全I区设备, 不需另外装设防火墙等隔离设备;只需通过更改计算机监控系统远动主机软件即可实现该功能;与主站通信通道也可利用计算机监控系统的远动通道。

2) 逐步建立独立的地调主站和子站。地调主站功能集成在SCADA系统中, 不利于功能扩展, 可能对现有的SCADA造成影响, 增加SCADA系统运行负担, 导致运行管理界面不清晰。随着电网规模的不断增加, 继电保护在线整定和核查系统功能的不断完善、智能化, 宜建立独立的地调主站, 有利于数据的传输、系统功能的实现, 安稳等电力系统三道防线的建设。随着分布式发电以及微网系统的不断发展, 配网系统的在线整定和核查系统和计算机监控系统的可靠性要求提高、数据交流量都将增大, 考虑逐渐建立一批独立的地调子站, 功能将比较完善, 方便以后对系统的功能扩展例如装置录波数据的远传等, 不需更改计算机监控系统软硬件设备, 对监控系统和故障信息系统不会造成任何影响。

3) 继电保护智能化在线定值整定和核查系统的完善和扩展。如图3所示, 建成省网电力流、信息流、业务流一体化的在线定值整定和核对独立系统, 该系统基本实现地调和中调在线定值整定和核对的智能化, 具有很高的可靠性、安全性保障, 建成该系统网络与调度自动化网络的数据交流通道, 实现两个网络数据互不干扰但能进行数据交流, 建立该系统的调试和扩充功能, 以最终建立电力系统智能化的三道防线。

3 智能化在线定值整定和核查平台

智能化保护在线整定和核查平台的各个模块的配合关系如图4所示, 主要组成部分为:电网运行状态数据库、电网定值单数据库、电网定值整定和核查启动模块、电网定值校核专家系统模块、电网定值整定模块、电网在线整定定值的下达模块、工程师站。

3.1 电网运行状态数据库构成

1) 电网实时运行状态的数据采集, 主要负责采集电网的实时运行方式数据, 包括整个电网的开关、状态、出力和负荷情况等, 该数据主要来源于EMS/SCADA系统, 考虑到在线整定技术还处于研发、调试和不断完善阶段, 为了保证EMS系统和在线整定系统的相对独立性, 采用正向隔离单向获取调度中心数据, 跟踪调度数据网的实时数据, 以及调度预计的运行方式改变情况, 存储调度中心日负荷情况和发电计划。

2) 待投产或者待投入运行的电网一次数据。

3.2 电网定值单数据库

电网定值单数据库主要负责采集直辖网、站的保护配置和定值情况, 存储历史定值, 标记定值的修改部分, 启动专家系统分析定值修改的合理性。

3.3 电网定值整定和核查启动模块

为了减少主站内部的信息交流量, 确保在线整定和核查数据来源的正确性, 设定电网定值整定和核查启动模块, 该模块的工作主要分为三部分:

1) 从电网实时运行状态数据库中调出日负荷和发电计划, 进行潮流计算, 预测电网潮流变化趋势, 当运行方式改变或潮流转向等可能影响继电保护可靠运行的情况发生时, 启动继电保护在线校核和整定流程。进行提前核查, 保证继电保护整定值满足日负荷波动所引起的潮流转移需要。标记日负荷波动时, 继电保护定值需要更改的点, 通过工程师工作站进行保护定值的进一步人工核查, 执行标记点定值修改程序。

2) 实时跟踪电网运行方式的改变情况, 当运行方式的改变和潮流的大幅度转移足以影响继电保护时, 启动继电保护在线校核和整定流程。

3) 周期性启动继电保护在线校核和整定流程, 以防前两个子模块故障导致整个系统失效。进行继电保护定值的及时核对, 对保护定值做出适当适时的调整。

3.4 电网定值校核专家系统模块

1) 保护配置、保护范围的校核子模块。检查保护的范围是否存在漏洞, CT、PT的安装位置是否得当, 主保护、后备保护、辅助保护的配置是否满足电力系统规范、反措要求。建立国标、企标、行标检验专家库, 对继电保护的实际配置情况进行诊断, 对不符合标准或反措要求的项目提出告警信息。不同地区电网的保护整定配合原则不尽相同, 该系统设计时必须加以考虑。

2) 现有的校核方法局限于按保护整定的逆过程来进行保护的校核, 增加定值的比对过程来判断现有定值是否在整定定值所要求的范围内。这种方法无法校核整定原则, 当整定原则或者整定方式有漏洞的情况下, 校核模块无法发挥其校核的作用, 而且, 此方法下, 保护整定规则的复杂性决定了校核规则的复杂性, 数据量之大难以满足实时性的要求。对于实时性要求高的保护校核, 提出模拟保护边界故障的校核方法, 该方法对每个被保护设备设定边界故障点和典型故障点, 采用仿真手段, 校核保护是否能够正确动作, 对不能准确动作的保护启动保护定值的在线整定。该过程能够快速识别当运行方式改变时, 原有的保护配置和保护范围已无法保护原有设备的部分, 原有的保护定值有可能造成保护误动或拒动的部分。

3) 保护的四性校核子模块。建立保护四性校核模块, 在启动在线定值整定和核查流程后, 对管辖电网设备所配置的各种保护进行可靠性、速动性、选择性、灵敏性核查, 该过程为保护整定的逆过程, 判定保护定值是否在满足四性的范围之内, 主要用以识别当系统运行方式发生微变时, 保护是否依然有效满足四性, 对保护特性提出更高更全面的要求。

3.5 电网定值整定模块

保护整定规则复杂, 既要保证保护范围和灵敏度, 保证动作的可靠性, 又要保证动作的选择性, 还要进行躲负荷确定, 保证保护不误动。特别是保护的上下级配合关系非常复杂, 包括上下级线路间的配合、线路和变压器间的配合, 还要考虑线路自动重合闸的配置、变压器的连接组别以及特殊接线方式 (终端线路变压器接线等) 的影响。如果将整个电网的整定同时、周期性得进行, 既要保护可靠性, 又能满足实时性的要求, 将大大加重整个在线定值整定和核查平台的负担, 为此提出以下解决方案:

1) 对于定值校核启动的在线定值重新整定, 实时性要求高, 首先对该部分保护定值进行重新整定, 再返回校核模块进行校核。整定计算时, 对于四性不满足要求的重新整定, 可以沿用定值核查时所进行的定值范围计算结果。

2) 针对只是电网运行方式改变和潮流转移启动, 而校核模块没有报错的部分, 进行长周期的整定, 微调整。

3.6 电网在线整定定值的下达模块

为了减小整个电网定值同时下达所带来的数据风暴, 保证定值下达数据通道的畅通, 减少误码率和丢帧率, 只下达需要修改的定值部分, 通过从电网实时定值单数据库中调用实时定值单, 进行搜索对比, 标记定值修改的部分进行定值的下达, 定值的下达分两种情况执行:

1) 需要工程师站确认的定值:对实时性要求不高的定值修改, 如根据日负荷预测或者计划做出的定值调整、待投产或待投入运行设备的定值整定下达等。

2) 不需要工程师站确认的定值:对实时性要求高的定值修改, 通常在完成定值的整定和核对后, 直接进行修改部分的定值下达, 特别是当系统进入第二道和第三道防线时, 继电保护定值的合理、实时修改对避免电力系统的大面积停电具有重要意义。

4 技术方案

4.1 数据交换格式

目前, 各省网的整定系统都是自建电网模型, 没有统一的规定。南网最新颁布的继电保护信息系统技术规范要求采用CIM模型描述电力系统元件, 以实现不同系统、不同厂家、不同电力企业间的模型数据交换。主站和子站间的交换过程如图5所示:

主站和子站模型数据交换包含四部分内容:一次设备信息、二次设备信息、二次设备与一次设备关联信息、模型数据和图形数据的关联关系。子站一次设备信息需要详细涵盖电力系统的拓扑结构和进行潮流和短路计算所需要的电力设备参数。子站二次设备主要为保护装置 (Protection Equipment) 。要求子站提供站内二设备的标示 (RDF ID) , 名称 (Name) 、保护型号 (PSR Type) 、保护定值 (Value) 。二次设备的名称同时需以RDF ID的形式体现在CIM模型中。二次设备与一次设备关联信息主要为保护装置与一次设备的关联、保护设备之间的关联关系, 保护装置与一次设备的关联如图6所示。通过间隔 BAY 实现保护设备之间的关联关系, 如图7所示。

4.2 安全性问题

远方不停电修改及核查定值系统由主站与工作站之间通过电力调度数据网络进行通信, 为了确保各级工作站及电力调度数据网络的安全, 抵御黑客、病毒、恶意代码等各种形式的恶意破坏和攻击, 防止继电保护装置定值被恶意修改而造成电力二次系统的崩溃或瘫痪, 以及由此造成的电力系统事故或大面积停电事故, 就必须对远方不停电修改及核查定值系统存在的二次安全隐患进行分析并提出可行的防护措施。

远方不停电修改及核查定值系统在地调、集控站及继保班配置相应的服务器及工作站并通过电力调度数据网络进行通信, 因此也就存在常规计算机及网络所具有的一些安全隐患, 主要体现在以下几个方面:

1) 外部网络病毒、木马等通过网络入侵工作站或服务器;

2) 病毒、木马等通过可移动存储介质 (如 U 盘、移动硬盘、光盘等) 进入工作站或服务器;

3) 便携机接入工作站所用的网口对定值进行恶意修改或者将病毒、木马等传播到主站服务器;

4) 已登陆的用户安装不良应用程序或进行其他非法操作引入病毒、木马或造成工作站操作系统破坏、定值修改软件损坏等。

为解决上述问题, 尽可能减小以上安全隐患对远方不停电修改及核查定值系统造成的影响, 本设计提出地址绑定、物理隔离的方案:

采用常规的在地调端设置主站服务器、在集控站和继保班设置工作站的方案, 在工作站建立后, 及时将工作站的物理地址和网络地址上传至主站, 再由主站将上传的地址信息与相应的变电站名和用户名进行绑定并建立数据库, 同时工作站也需存储主站服务器的物理地址和网络地址信息。在进行定值修改操作前, 主站与工作站之间应互相校验地址信息, 验证通过后方可进行下一步的用户登陆及密码验证, 如验证不通过, 系统应中止定值修改操作、返回至初始状态并向操作人员提示错误信息。

另外, 将工作站与可移动存储介质隔离, 防止病毒、木马等通过可移动存储介质进入工作站, 具体方法为将工作站的主机上所有可移动存储介质接口或设备如USB接口、光驱等全部封闭, 并将主机置于封闭的工作台内, 仅保留电源及重启按钮在外部。

针对电网远方不停电修改及核查定值系统存在的二次安全隐患问题, 综合考虑投资与安全性, 本方案采取如下安全防护措施:

1) 将工作站及服务器与可移动存储介质隔离 。具体方法为将工作站的主机及服务器上所有可移动存储介质接口或设备如USB接口、光驱等全部封闭, 并将主机置于封闭的工作台内, 仅保留电源及重启按钮在外部。当需要对主机硬件进行维护时, 必须由管理人员打开封闭主机的柜门。

2) 工作站物理、网络地址与站名、用户名绑定 。在工作站建立后, 将工作站的物理地址和网络地址上传至主站, 再由主站将上传的地址信息与相应的变电站名和用户名进行绑定并建立数据库, 同时工作站也需存储主站服务器的物理地址和网络地址信息。在进行定值修改操作前, 主站与工作站之间应互相校验地址信息, 验证通过后方可进行下一步的用户登录及密码验证。

3) 设置不同等级用户权限 。通过设置不同等级用户的使用权限来约束用户的操作行为, 防止已登录的用户安装不良应用程序或进行其他非法操作引入病毒、木马等或造成工作站操作系统破坏、定值修改软件损坏, 尽可能减小对工作站乃至整个远方不停电修改及核查定值系统的不利影响。

5 结束语

以上提出了省网电力系统的保护智能化在线定值整定和核查系统的设计, 提出建立智能化保护通讯信息网的构想, 根据现有的电力系统继电保护主站和子站情况, 分三步最终建成智能化的保护网络。详细描述了智能化在线定值整定和核查平台的组成模块。说明了在数据交换方面和安全方面的相关技术实现方案。

继电保护中定值整定相关问题研究 篇2

一、继电保护中定值误整定问题分析

1. 旁路定值误整定分析。旁路定值误整定主要表现在以下两个方面。

(1) 在对主线路定值进行修改后, 并没有对旁路的定值做任何改变。

(2) 由于线路所要保护的种类非常多, 再加上各个线路保护值要求各不相同, 所以, 出现了很多旁路保护替代线路保护的形式。如果旁路保护和线路保护的类型完全不一致, 而对旁路定值又没有及时进行修改, 将会引起旁路定值误整定。

2. 公用设备定值误整定。

故障滤波器的整定值和实际的现场情况不相同, 母差和失灵保护装置出现要求的整定值和实际现场值不符等原因, 都会导致公用设备定值误整定发生。

3. 相关图纸和定值管理不到位。

在实际生活中, 有些变电所的定值或者是图纸并不是目前的有效版本, 甚至根本找不到有关的试验记录, 因此, 很难进行对比。此外, 管理上的失误也是导致继电保护定植误整定的重要原因。

二、继电保护装置出现定值误整定的原因分析

导致继电保护装置出现定值误整定现象的原因有多种, 具体来说, 主要有以下几点。

1. 在大多数情况下, 旁路保护都在备用状态, 所以, 操作人员对旁路保护定值没有引起高度重视;

在二次线路的设备, 操作人员又分辨不清母联运方和旁路运方, 导致继电保护装备误整定。

2. 变电所的规模越大, 电压等级越高, 那么一旦确定公用设备后, 其设备更新是非常慢的。

如果线路出现的问题非常多, 则设备更新的速度也是很快的, 甚至会出现大幅度的调整。关于此类设备的定值通常是由省电网机构计算, 并不会因某个变电所的运行情况而制定一个特殊的定值单;加之有些班组在不确定定值的情况下随意设定设备运行定值, 导致无人管理的局面的出现。长此以往, 可能会使间隔时间过长, 公用定值也会有很大差别。

3. 工作人员不了解保护动作的回路。

通常情况下, 有关部门的验收工作做得不够全面, 尤其是没有对压板独立性进行检验;加之用户在购买保护设备时没有和供应商进行充分的沟通, 从而导致定值不准确。

4. 供应商的使用说明书不完整。

相关人员没有尽快和设备定值计算人员反映具体的运行状况及问题, 如果没有特殊的要求都是使用通用的定值单, 因此并没有对不同设备或接线进行详细分析。

5. 没有建立完善的定值、试验档案, 未能对资料进行科学、合理的管理。

尤其是那些进行扩建的变电所, 施工单位没有按时上交必要的材料, 甚至对一些旧的图纸资料也没有加以修改。

三、减少继电保护定值误整定现象的有效措施

1. 对旁路保护定值要引起高度重视。

保护人员应该坚持此种理念, 在修改线路保护定值时, 还要及时修改旁路保护定值。当旁路保护和代线路包含类型不一致时, 必须要对定值、压板的位置进行检查。与此同时, 还要定期组织保护人员参加旁路、母线切换的有关知识与技能培训。

2. 加大对公用定值的管理和审查力度。

一旦继电保护定值需要进行修改, 那么必须要和有关部门进行沟通与协调, 以提高继电保护装置定值的准确性。要按照不同的设备类型, 下达定值单。另外, 保护人员和计算人员要加强学习, 熟练掌握协议的配置要求, 进一步加大对公用定值的管理与审查力度。

3. 严格规范线路变压值。

变电所的保护人员要熟练掌握各个回路之间的动作逻辑关系, 及时将保护装置的运行状态反馈给定值计算人员。定值下达必须要全面, 不可以只下达通用部分。

4. 明确各个部门的分工。

在进行明确分工后, 保护人员应按照要求完成既定工作, 同时还必须承担一定的责任, 同时结合保护设备的类型, 建立完善的实验台账, 如果需要修改定值, 则必须要做好详细的记录。

四、结论

定值整定 篇3

1 一次距离保护的超越动作

某输变电系统接线如图1所示。

图1中M和N 2个变电站之间由7.116 km的220 kV同杆并架线路连接,由于为馈供线路,仅在M侧配有线路保护,为保护220 kV线路全长且将M侧线路保护作为N侧降压变压器内部故障的后备保护用,M端距离保护阻抗定值伸入变压器内部,但未伸出变压器。

该输电系统参数如下:

(1)220 kV线路参数

线路长度:7.116 km

线路全长阻抗Z1=0.605 7+j 3.061 8Ω,Z0=1.784 5+j 6.148 25Ω

(2)变压器参数

容量:180 000/180 000/60 000 kV·A

电压:220×(1±8×1.25%)/115/10.5 kV

联结组别:YN,a0,d11

变压器短路阻抗:

Uk 1-2=13.18%,Uk 1-3=51.34%,Uk 2-3=35.65%

(3)110 kV线路参数

线路长度:2.65 km

线路全长阻抗:

Z1=0.141 5+j0.505 2Ω,Z0=1.623 6+j2.447 5Ω

2008年4月20日凌晨,N侧变电站110 kV出线F点发生C相接地故障,故障点距离N侧1.4 km,故障后50 ms左右110 kV线路保护切除故障,几乎与此同时M侧I线220 kV线路保护距离I段动作。M侧故障电压电流录波如图2所示。

2 动作行为分析

距离保护的动作范围主要由阻抗定值决定。对于接地距离保护,由于线路上发生接地故障时,故障相的电压不等于故障相电流与其正序阻抗的乘积,为使接地距离保护正确反映正序相阻抗值,接地距离保护需引入零序电流补偿系数进行修正,因此,零序补偿系数的整定值对于接地距离保护的阻抗测量乃至动作特性都有直接的影响。下面就从阻抗定值和零序补偿系数两方面来分析此次距离保护超越动作的问题。

此次事故,距离I段的整定值为3.93Ω,保护的测量阻抗为3.42Ω。仅从测量阻抗来分析,保护动作行为是正确的,为了校验保护定值首先计算线路和变压器的相关参数。

将变压器中低压侧阻抗及110 kV线路参数分别归算到220 k V线路侧,并折算到二次侧。TA变比为1 200/5。

因此:

220 k V线路参数为二次值为:

式中:z1和z0分别为220 k V线路折算到二次侧后的正序及零序参数。

变压器等值电路见图3。

由于变压器电阻很小,为简化问题模型,分析时忽略。变压器中低压两侧侧阻抗均归算到高压侧,然后再折算到二次侧后等值的正序和零序参数为:

式中:ZI1、Z1II和Z1III分别为变压器高中低三侧折算到二次侧后的正序阻抗;ZI0、Z0II和Z0III分别为变压器高中低三侧折算到二次侧后的零序阻抗。

先不考虑110 kV线路的参数,可得简化故障网络如图4所示。

可以计算出M侧220 kV保护安装处至110 kV母线处总的阻抗为:

因此,距离I段的定值3.93Ω确实没有伸出变压器,问题的关键就在于为何测量阻抗没能正确反应实际的故障回路阻抗。

若保护所采到的电流、电压量均没有问题,那么跟故障回路阻抗测量相关的就只有零序补偿系数了。一般来说,零序补偿系数按Z∑=(Z0-Z1)/3Z1整定,此处零序补偿系数定值为0.56,按Z0=2.7Z1考虑。对于阻抗定值按常规线路考虑的保护来说这是没有问题的。对于阻抗定值伸入降压变压器内部的线路距离保护来说,在变压器前故障,甚至在变压器高压侧母线故障也是没有问题的,但若在变压器中低压侧故障,故障回路包含变压器阻抗,由于变压器的正序和零序阻抗接近相等,因此按Z0=2.7Z1考虑的零序补偿系数就不再合适。

从简化的故障网络可以看出:

常数C为零序电流分流系数,为110 kV侧零序电流和220 kV侧零序电流的比值。变压器三次侧零序阻抗远大于一次和二次,此处为简化问题的分析暂时忽略三次流过的零序电流,即假设C=1。

令:

又Z1=Z2,

因此:

可得零序补偿系数为:

由式(3)看出,在110 kV线路各点故障Kz的整定值都应不一样。将此次事故具体参数代入式(3)可得KZ=0.062-j0.035,可看出实际的零序补偿系数和整定值相比要小得多。由此看出,零序补偿系数整定过大,零序过补偿,导致保护测量阻抗较实际故障回路阻抗偏小是此次距离保护超越动作的主要原因。

令KZ=0.062-j0.035,离线进行故障回路的阻抗计算,计算阻抗为4.65∠87.6 o,和实际的故障回路阻抗基本一致,不在距离I段保护动作区内,这也再次说明此次距离保护超越动作的主要问题在于没有考虑到变压器的影响,零序补偿系数仅考虑线路参数时在变压器后故障零序过补偿。

3 线路保护作为变压器后备的运行方式

利用线路距离保护作为变压器后备保护的情况较多,但距离保护定值的整定一定要合适。

尤其需要注意的是零序补偿系数,若按线路变压器组来考虑,补偿系数定值接近于零,高压侧线路故障时候保护的测量阻抗将被放大,距离保护灵敏度下降;零序补偿系数的整定若仅按线路来考虑,在高压侧线路故障时保护能正确测量故障回路阻抗,但变压器中低压侧故障时测量阻抗将缩小,距离保护有超越的风险。

变压器本身带有专门的快速保护,因此一般可以不要求作为其后备的线路距离保护在故障后第一时间切除故障,只要保证在变压器保护或者相应的断路器拒动后可以可靠地切除故障,断开电源即可。因此最好的方法仍然是利用带延时的距离II段或者距离III段作为变压器的后备保护,其定值可以伸入变压器内部,甚至伸出变压器也没有问题。

对于要求单侧距离保护保护线路全长的馈供线,因为需要快速切除区内故障,距离I段的保护范围必须覆盖线路全长。这种情况线路往往比较短,线路阻抗较变压器阻抗来说小得多,因此可以考虑将线路的距离I段整定为线路全长阻抗,且适当考虑裕度。为了在线路区内故障时候正确测量故障回路阻抗,在零序补偿系数整定的时候仍然仅考虑线路阻抗。例如,上述发生超越的保护,其保护线路全长的阻抗为0.34Ω,考虑放10%的裕度,定值可整定为0.37Ω,这样即使在110 kV母线上故障M侧220 kV线路距离保护也不会超越动作。

4 结束语

线路保护的安全可靠运行和合理的定值是分不开的。距离保护的定值整定较为复杂,同时保护的动作特性也最容易受定值的影响。变压器阻抗,分支线路,同杆并架线路零序互感等对距离保护动作范围均可能产生影响,整定的时候需要综合考虑,平衡好保护的灵敏性和选择性之间的关系。

参考文献

[1]李光琦.电力系统暂态分析[M].北京:中国电力出版社,1995.

[2]陈杰云,王跃强.线路距离保护对Y/Δ-11变压器后短路故障的远后备问题的研究[J].水利电力机械,2007,29(7):94-96.

电机磁平衡式差动原理与定值整定 篇4

相关规程规定:容量在2 000kVA以下的电机应装设电流速断作为主保护;容量在2 000kVA及以上的电机应装设差动保护作为主保护。传统纵差保护是在配电柜及电机侧分别装设一组电流互感器,利用正常及外部故障时两侧电流矢量和为零的原理构成纵差保护。这种纵差保护由于受到两侧电流互感器饱和特性、二次侧负载及剩磁大小不定等因素的影响,极有可能出现故障时误动的情况。

随着进口电机的逐步增多,出现了磁平衡式差动保护。由于这种技术在国内起步时间不长,常见的教材及技术资料对其介绍较少,因此本文根据相关实践经验,重点介绍磁平衡式差动保护的原理和整定方法,以供同行参考。

1 磁平衡差动保护原理

磁平衡式差动保护(也称自平衡差动保护)是将电机每相定子绕组始端和中性点端的引线分别进、出磁平衡电流互感器的环形铁心窗口一次,如图1所示。

由图1可知,电机起动及正常运行时流入各相始端的电流和流入中性点端的电流为同一电流。对于磁平衡电流互感器而言,该电流一进一出,通过互感器的磁通方向相反、大小相等,矢量和为零,即等效于一次侧无电流,一次绕组就处于磁平衡状态,二次侧不会产生电流,保护不动作。当电机内部发生故障时,故障电流破坏了电流互感器一次绕组磁通平衡,二次侧就会产生电流,在电流达到整定值时起动电流继电器,继而使电机配电柜内的断路器跳闸切除电机电源,达到保护电机的目的。磁平衡式差动保护动作逻辑如图2所示。

在保护性能方面,与传统的纵差保护需要6只电流互感器相比,磁平衡式差动保护仅需在电机中性点侧安装3只电流互感器,彻底解决了差动保护要求考虑两侧电流互感器饱和特性一致的问题,磁平衡广式差动保护无需考虑两侧电流互感器的特性差异,最大不平衡电流较小,具有更高的灵敏度;而且由于利用了磁平衡原理,电流互感器二次侧断线时也不会出现过电压现象。这些都是传统的电流纵差保护难以做到的。

需要指出的是,由于磁平衡式差动保护的电流互感器装设在电机入口处,保护范围仅仅是电机本体内部,而普通的电流纵差保护的电流互感器可以安装在供电电缆的开关柜出口处,因此使用磁平衡式差动保护时需要配置其它保护作为后备保护。

2 磁平衡式差动保护的整定

磁平衡式差动保护继电器的整定原则为:

(1)躲过磁平衡式差动保护的最大不平衡电流;

(2)躲过供电系统中其它线路或设备发生单相接地故障时的电机各相最大电容电流。

此时的电容电流不包括保护范围外的电机供电电缆的电容电流,因为磁平衡式差动电流互感器一般装设在电机入口处,供电电缆的对地电容电流不通过互感器的环形铁心窗口。

电机未发生短路故障时,电流互感器一次励磁绕组内为磁平衡状态,可以忽略磁平衡式差动保护的不平衡电流。当中性点不接地电网发生单相接地故障时,非故障相电压将升高为正常运行时的倍,电机非故障相的最大电容电流为(UN为电机供电的额定相电压,Cm为电机相对地电容),则磁平衡式差动保护的动作电流为:

式中,Krel,为可靠系数,取1.3;nTA为磁平衡式电流互感器变比,通常为50/5。

上述方法为理论计算方法,在工程设计及应用领域无需也很难精确地得知电机对地电容。查阅相关资料并根据电机厂商提供的相关保护定值得知,电机正常运行时不平衡电流几乎为零。在运行中对电机(额定电流为176A)不平衡电流进行实测,发现不平衡电流均不超过5%的额定电流;电机起动时产生的最大不平衡电流的实测值也不超过5%。为此,磁平衡式差动保护动作电流按躲过电机起动时产生最大磁不平衡电流计算,应为:

式中,Idz j为磁平衡式差动保护动作电流;Krel为可靠系数,一般取1.3～1.5;Iunb,max为电机起动时最大不平衡电流;Ker为电机两侧磁不平衡误差,根据实测最大值取0.5%;Kst为电机起动电流倍数,取7;IMN为电机额定电流,A。根据经验,取Idz.j=(0.05～0.1)IM.N/nTA。

现场运行经验表明,由于无需考虑电流互感器特性差异的问题,因此磁平衡式差动保护灵敏度更高,施工及维护更为简便。由于磁平衡式差动保护一般都采用穿心式结构,为了保证互感器的感应灵敏度,安装时两侧导线应穿过一次线圈的正中心,磁平衡互感器一般直接安装在电机接线盒内,便于设备的安装与施工。另外,受常用互感器容量的限制,为保证继电器可靠动作,磁平衡互感器与继电器之间的连接电缆电阻不应过大,一般不大于1Ω。

3 结束语

本文在与传统纵差保护相比较的基础上,分析了磁平衡式差动保护的工作原理及性能特征。实践证明,磁平衡式差动保护接线简单、灵敏度高,具有很高的动作可靠性。

摘要：分析电机磁平衡式差动保护的工作原理及特征,给出磁平衡式差动保护的整定原则。实践表明,磁平衡式差动保护能够大幅提高电机保护的灵敏性和可靠性。

定值整定 篇5

随着社会经济不断发展, 电力客户对电力系统供电可靠性的要求越来越高, 备用电源自动投入装置 (以下简称备自投装置) 作为提高多电源供电变电站的供电可靠性、保障对客户连续供电的一种有效手段已被广泛应用在各级供电系统中。由于电网规模不断扩大, 电网结构日趋复杂, 多级变电站或多套备自投装置需要相互配合, 备自投装置的定值整定尤为重要。文章将针对几种典型的备自投装置的定值整定进行分析和探讨。

1 备自投装置基本要求及动作逻辑

1.1 备自投装置基本要求

(1) 当工作电源无压, 而备用电源有压, 且无其他闭锁条件时, 备自投装置应能起动。 (2) 当手动、遥控切除工作电源时, 应闭锁该侧备自投。 (3) 备自投装置每充电完成一次后, 仅允许动作一次, 下一次动作需重新充电。 (4) 在备用电源投入前, 需要确认工作电源开关确已断开。 (5) 电源开关偷跳或继电保护跳开后而无需闭锁时备自投装置应动作。 (6) 备自投装置除了备自投功能外, 应具备联切功能, 以便联切小火电、电容器或部分负荷。

1.2 备自投装置动作逻辑

下面以内桥接线主接线变电站为例, 介绍最常见的桥开关备自投方式及线路备自投方式动作逻辑, 如图1所示。

由图1可见, 变电站高压侧为内桥接线, 线路1进线开关DL1对应Ⅰ母线, 线路2进线开关DL2对应Ⅱ母线, 桥开关DL3。

1.2.1 桥开关备自投装置动作逻辑

正常运行时, Ⅰ、Ⅱ母线均有压, DL1、DL2在合位, 桥开关DL3在分位。

(1) Ⅰ母失压、Ⅱ母有压时, 跳开DL1开关, 合上DL3开关恢复Ⅰ母供电。 (2) Ⅱ母失压、Ⅰ母有压时, 跳开DL2开关, 合上DL3开关恢复Ⅱ母供电。 (3) 进线DL1或DL2开关偷跳时, 合上DL3开关恢复Ⅰ母或Ⅱ母供电。 (4) 为防止PT断线时备自投误动, 用检线路无流的判据加以闭锁。

以上备投动作过程分解为下列动作逻辑:

(1) 动作逻辑1:当满足Ⅰ母无压、线路Ⅰ无流、Ⅱ母有压条件时启动, 在DL1合位、DL3分位情况下, 经跳闸延时跳开DL1开关。 (2) 动作逻辑2:当满足DL1开关分位、Ⅰ母无压、Ⅱ母有压条件时启动, 在DL3分位情况下, 经合闸延时合上DL3开关。 (3) 动作逻辑3:当满足Ⅱ母无压、线路Ⅱ无流、Ⅰ母有压条件时启动, 在DL2合位、DL3分位情况下, 经跳闸延时跳开DL2开关。 (4) 动作逻辑4:当满足DL2开关分位、Ⅱ母失压、Ⅰ母有压条件时启动, 在DL3分位情况下, 经合闸延时合上DL3开关。

1.2.2 线路备自投装置动作逻辑

正常运行时两线路均有压, 两段母线均有压, DL1和DL2中的一个开关在合位, 另一个在分位, DL3在合位。

(1) 在工作线路失电、备用线路有压时, 跳开工作线路开关, 合上备用电源线路开关。 (2) 为防止PT断线时备自投误动, 用检线路无流的判据加以闭锁。

以上备投动作过程分解为下列动作逻辑:

(1) 动作逻辑1:当满足Ⅰ、Ⅱ段母线无压、线路Ⅰ无流、进线Ⅱ有压条件时启动, 在DL1合位情况下, 经跳闸延时跳开DL1开关。 (2) 动作逻辑2:当满足进线Ⅱ有压、DL1在跳闸位置、Ⅱ段母线无压条件时启动, 在DL2分位情况下, 经合闸延时合DL2开关。 (3) 动作逻辑3:当满足Ⅰ、Ⅱ段母线无压、线路Ⅱ无流、进线Ⅰ有压条件时启动, 在DL2合位情况下, 经跳闸延时跳开DL2开关。 (4) 动作逻辑4:当满足进线Ⅰ有压、DL2在跳闸位置、Ⅰ段母线无压条件时启动, 在DL1分闸情况下, 经合闸延时合DL1开关。

2 备自投装置基本整定原则

下列备自投整定原则主要针对变电站高压侧备自投装置而言, 低压侧备自投装置定值与高压侧配合整定即可。

2.1 低电压元件

(1) 应能在所接母线失压后可靠动作, 而在电网故障切除后可靠返回。 (2) 如本侧母线或所带低压母线上接有并联电容器时, 检无压定值应低于电容器低压保护电压定值。 (3) 低电压元件定值不宜整定过高, 一般整定为0.15-0.3倍额定电压为宜。

2.2 有压检测元件

应能在所接母线或线路电压正常时可靠动作, 而在电压低于正常运行最低允许电压时可靠返回, 电压定值一般整定为0.6-0.7倍额定电压。

2.3 检无流定值

应在轻负荷情况下、工作母线PT三相断线时备自投不误动, 无流检查定值按小于最小负荷电流整定。

2.4 跳、合闸动作时间

(1) 跳闸动作时间:备自投启动后跳开工作电源动作时间应大于本级线路电源侧后备保护动作时间, 需要考虑重合闸时, 应大于本级线路电源侧后备保护动作时间与线路重合闸时间之和, 同时, 还应大于工作电源母线上运行电容器的低压保护动作时间。 (2) 合闸动作时间:合备用电源时间一般无需整定延时, 当跳开工作电源时需联切部分负荷, 或联切工作电源所带电容器、小火电时, 则合闸时间可整定为0.1s-0.5s。

3 备自投定值整定注意事项

3.1 低电压元件定值整定

低电压元件定值, 即备自投装置检母线无压定值, 其整定值要注意紧密结合装置所判电压相别, 一般为母线线电压, 早期一些装置也有判单相电压的情况, 所以检无压定值一定要分清线或相电压值。另外, 母线带小电源时, 检无压定值应大于由小电源产生的能长期维持的工作母线残压。

3.2 有压检测元件定值整定

有压检测元件定值, 即备自投装置检母线或线路有压定值, 检母线有压定值注意事项同低电压元件。

3.3 跳、合闸动作时间定值整定

跳闸动作时间, 即备自投启动后延时跳开工作电源的时间, 其动作时间不仅需要考虑线路保护动作延时、重合闸延时, 同时还应大于工作电源母线上运行电容器的低压保护动作时间, 故当出现工作电源开关偷跳时, 需要选择“开关偷跳再执行跳”逻辑 (如CSC246装置设有该控制字, 选择置1, RCS9651C装置将“加速备自投”控制字置0) , 否则需要整定合闸时间时特殊考虑, 合闸时间应大于所带电容器的低压保护动作时间, 一般可取1S。

跳、合闸动作时间整定, 还要考虑上下级备自投的配合。与保护装置配合顺序相反, 优先选择上级备自投动作, 下级备自投动作时间应大于上级备自投时间, 并留有一定裕度。整定时需注意备自投装置计时方式, 目前存在两种情况, 均在满足无压起动条件即开始计时, 但如遇电压短暂恢复, 则一种装置停止计时但不清零, 待重新满足无压条件后继续计时, 另一种装置计时清零, 待重新满足无压条件后重新计时。整定上下级配合时一定注意不同装置的计时方式。

3.4 检无流定值整定

检无流定值, 主要用于防止工作母线PT三相断线时备自投误动, 轻负荷时也应发挥作用, 所以一般无流检查定值可取装置最小电流值。若实际负荷小于装置最小电流, 无流检测定值无效时, 则在条件具备时采用外回路措施弥补, 如将PT三相断线时联动的接点接入闭锁备自投回路。

4 优化建议

通过以上分析可以看出, 不同备自投装置定值整定存在一定差异, 有时上下级之间可能不易配合, 特提出以下优化建议:

(1) 有配合关系的上下级备自投装置应采用同一计时方式, 统一整定原则。 (2) 装置定值整定受限时, 可以优化设计方案, 从外回路加以解决, 提高保护效果。

5 结束语

备自投装置定值整定不能一概而论, 与装置外部接线、动作逻辑、功能选择有密切联系, 需要综合考虑, 尤其针对不同装置间的配合需要不断优化, 有效提高备自投装置的应用效果。

参考文献

[1]DL/T526-2002.静态备用电源自动投入装置技术条件[S].

[2]DL_T_584-2007.3kV~110kV电网继电保护装置运行整定规程[S].

[3]RCS-9651C备用电源自投保护测控装置技术和使用说明书[S].

定值整定 篇6

高压直流输电在远距离、大功率送电时具有明显的经济优势。由于输电线路较长,工作环境复杂,因此,线路故障成为直流输电系统最常见的故障之一［１］。作为直流输电线路主保护,行波保护的定值整定存在诸多困难。直流系统强非线性的特点,导致电流、电压等故障量极值难以通过解析方法求解,因此保护整定依赖于软件仿真;而软件仿真流程、数据处理方法尚不明确;此外,保护逻辑本身的复杂性,也给整定工作造成困难。行波保护能否可靠动作很大程度上取决于定值的合理性,因此有必要对其定值整定开展深入研究。

行波保护方案主要有两种:一种是基于线路电压变化率的行波保护［２－３］,另一种是向家坝—上海±800kV特高压直流输电示范工程(简称向上工程)采用的基于行波幅值的保护方案［４］,后者是本文的研究重点。现有研究多集中于行波保护原理［５］、行波保护新方法［６－７］、行波传输特性［８］等方面,关于保护定值整定的研究较少。文献[9]对直流保护定值整定所需的故障量极限值进行了梳理,但是未对整定流程进行详细分析。

本文首先研究过渡电阻、故障位置以及运行工况等因素对行波特性的影响。进而结合向上工程的保护逻辑,分析其抗干扰性能,以及保护配置方式、判据判定方式、判据间的配合关系等因素对行波保护定值的影响。最后,提出了行波保护定值的整定流程,并建立向上工程的PSCAD/EMTDC仿真模型,验证本文所提出整定方法的有效性。

1 基于行波幅值的行波保护方案

极1、极2均配备行波保护,保护区域为本极的输电线路;交流母线处、平波电抗器换流器侧以及对极输电线路均为保护区外。保护所需变量的测点图参见附录A图A1。基于极波幅值的行波保护包括两个判据:极波判据用于快速检测故障,地模波判据用于区分故障极,两组判据同时成立时输出动作信号。保护判据公式为:

式中:Pｉ为极i的极波;dPｉ/dt为极i的极波变化率;ΔPｉ为极i的极波变化幅值;ΔGｗａｖ为地模波变化幅值;Δ１,Δ２,Δ３为各量的整定值;i=1,2时分别代表极1和极2。

1)极波判据

极波计算公式为:

式中:Zα为极波阻抗;IｄＬｉ和UｄＬｉ分别为极i的线路整流侧直流电流和直流电压。

极波的实质是电压反行波,反行波不受线路末端反射波影响［８］,相比于电压变化率,极波波头更陡峭。保护设备采用差分法计算dPｉ/dt和 ΔPｉ,正常运行时,二者接近于零;故障时,均大于一个正值。

2)地模波判据

地模波定义如下:

式中:Gｗａｖ为地模波;Z０为地模波阻抗;IＥＬ为接地极的接地总电流;IＣＮ１和IＣＮ２分别为极1和极2的接地极母线并联电容电流;UｄＬ１和UｄＬ２分别为极1和极2的线路整流侧直流电压。

采用差分法计算 ΔGｗａｖ,正常运行时其接近于零,本极线路故障时其小于一个负值,对极线路故障时则大于一个正值,据此判断故障点的位置。

2 行波保护判据的影响因素分析

直流线路接地故障比较复杂,故障位置、过渡电阻和运行工况等因素均会影响故障后的行波特性。因此,分析上述因素对保护判据(极波、地模波)的影响,找出其规律性,是行波保护定值整定的基础。工程中dPｉ/dt和 ΔPｉ均由极波经过差分计算得出,由于差分周期较小,二者变化规律与极波P类似,因此在本节仅分析极波Pｉ。

2.1 故障位置的影响

以极1行波保护为研究目标(下同),在极1线路首端(整流侧出口)、中点、末端(逆变侧出口)以及极2线路中点分别设置金属接地故障,分析故障位置对行波传播的影响。图1给出了不同故障位置下极波与地模波的波形。

由图1(a)可见:故障位置距离测点越远,行波传输时间越长,损耗越大,波头幅值越小;整流侧附近故障时,行波发生高频率振荡。由图1(b)可见:极2故障时极波幅值变小,而地模波波形与极1故障时大小相等、正负相反。

2.2 过渡电阻的影响

在极1线路中点设置接地故障,过渡电阻分别为0,50,100Ω。故障后行波波形图如图2所示。

由图2可看出,过渡电阻主要影响行波的幅值与波头陡度,过渡电阻越大,幅值越小,波头越平缓。对极波而言,过渡电阻会导致保护的灵敏性降低,因此极波整定要保证大电阻接地故障时的动作灵敏度。对地模波来说,过渡电阻虽然使 ΔGｗａｖ变小,但未改变其正负方向,不会影响其故障位置判断。

2.3 运行工况的影响

考虑如下7种典型的运行工况,工况图参见附录A图A2(空心换流器代表退出运行)。

工况1:额定运行(±800kV)。

工况2:降压运行(±560kV)。

工况3:每个极只投运一对换流器(±400kV)。

工况4:极1投运一对换流器,极2投运两对换流器(极1为+400kV;极2为-800kV)。

工况5:极1投运两对换流器,极2投运一对换流器(极1为+800kV;极2为-400kV);

工况6:单极大地回线运行(极1为+800kV;极2为0kV);

工况7:单极金属回线运行(极1为+800kV;极2为0kV)。

在极1线路中点设置金属接地故障,不同工况下的极波波形如图3所示。

地模波变化趋势与极波类似,因此未在图3中列出。由图3(a)可以看出:工况1与工况5波形基本重合,工况3与工况4波形基本重合,工况3和工况4的极波变化幅值比较小;据此得出结论,极2换流器退出运行对极1 区内故障的极波影响不大,极1换流器退出运行会导致极波变化幅值减小。由图3(b)可以看出:工况2 极波变化幅值比工况1小,说明降压运行方式下极波变化幅值降低。由图3(c)可以看出:单极运行方式下,极波变化幅值略有增加,但是波形形状与额定工况基本一致。

运行工况对极波波形产生显著的影响,尤其是本极换流器退出运行、降压运行等工况会造成极波变化幅值降低,导致保护灵敏性变差。因此保护整定中应考虑运行工况对定值的影响,以保证定值结果的合理性。

3 行波保护逻辑对定值整定的影响

实际工程中的行波保护逻辑比较复杂,给整定工作带来了困难。研究保护抗干扰能力、保护判据配合关系、判据判定方式、保护配置方式等因素的影响,可以减小定值整定的误差。

3.1 极波抗扰动分析

由于区外故障、测量误差、快速恢复的故障等原因,行波出现短时的波动,可能造成保护误动。此外,根据图1(a)所示,输电线路上靠近保护测点处发生接地故障时,行波会在保护定值上下不断振荡,可能造成保护拒动。以上两种情况的存在,要求行波保护具有一定的抗扰动能力。保证灵敏性、抗干扰性能是由极波判据承担的。

极波逻辑图如图4 所示,程序运算步长T=0.01ms。图4中dP/dt为极波变化率;ΔPｊ为j个运算步长内的极波变化幅值;“SET”为整定值;“COM”表示比较器,上端输入信号大于下端输入信号时,输出值为1,反之输出值为0;元件“t”表示信号展宽;“DT”表示延时元件,元件内的数字乘以T等于延时的时间;元件“S”表示转换开关;“com”表示相应比较器输出的信号;“out”表示输出信号。可以看出:极波微分dP/dt满足整定值后,分别经过不同延时,启动3组极波幅值比较环节;4个比较信号经过展宽得到4个输出信号,4个输出信号全部为1时,输出极波动作信号PW_TRIP。

用向上工程的实际定值验证抗干扰性能。极2线路中点金属接地故障、极1线路整流侧出口金属接地故障的极波波形和动作信号见图5。

由图5(a)可以看出,发生区外故障后,极波出现瞬时扰动(上升之后快速回降至初始值),判据满足定值的时间达不到延时要求,导致out10和out21始终输出0 信号,保护不动作。从图5(b)可以看出,发生区内故障后,极波虽然显著上升,但是波形振荡剧烈;通过逻辑配合与信号展宽,可以保证4组输出信号全部输出1,最终输出极波动作信号。

以上分析表明,极波判据具有一定的排除干扰能力。极波必须同时满足定值条件、波形形状要求,才会输出动作信号。这对于防止保护拒动、误动有重要意义。整定过程中,对于可能导致行波波形出现干扰的故障点(线路首端)要着重进行仿真验证。

3.2 判据配合的影响

极波判据、地模波判据应当与线路电压判定信号配合,共同产生动作信号。电压判定公式为:

式中:UｄＬ和Uｎｏｍ分别为直流线路电压及其额定值。

极波、地模波满足判据条件后延时2 ms,判断直流线路测量电压是否小于0.7Uｎｏｍ:如果满足条件,说明发生了不可恢复故障,输出动作信号;反之则不输出动作信号。

定值整定过程中,如果故障后线路电压不满足低压条件,可判断为可恢复故障,其仿真结果不能用于整定计算。数据处理过程中应排除这种无效数据。

3.3 保护判据判定方式的影响

直流保护对判据的判定方式有延时判定和计数判定两种［１０］。延时判定指判据满足定值的时间超过规定延时,则动作出口;计数判定指判据满足定值的次数超过规定次数,则动作出口。行波保护的判定方式与以上二者均不完全相同。

地模波判据中,以17个运算步长为时差,计算地模波的变化幅值 ΔGｗａｖ;为了判断首波波头的正负,满足整定值时立刻发出故障信号。因此整定过程中,选取故障后 ΔGｗａｖ最大值作为整定的依据。

对极波判据而言,由2.2节的内容可知,工程实际中dP/dt和 ΔPｊ采用同一定值,4组判据的逻辑配合保证了一定的抗干扰性和防误动性能。本文的整定方案是以故障后dP/dt最大值为整定依据,得到定值后再逐一验证可能误动、拒动的故障点。

3.4保护配置方式对整定原则的影响

行波保护配置方式有以下两种。

第一种是整流侧、逆变侧均配置行波保护,每侧的保护区域取线路全长的80%~90%,两侧保护区相互重叠。其优点是易区分故障区域;缺点是无法检测对侧线路出口故障,依赖通道传输故障信号与重启指令。

另一种是向上工程采用的方案,整流侧行波保护的保护区域取线路全长,逆变侧不配置行波保护。其优点为不依赖通道,能保证快速动作,有利于故障消除;缺点是逆变侧极母线故障时,整流侧行波保护可能误动,但是只要逆变侧极母线保护正确动作,仍可以区分故障区。

考虑工程实际情况,保护定值的整定要以保护线路全长为原则。根据2.1节的分析得知,故障点距离保护测点越远,保护灵敏性越差;因此为了保证行波保护能够检测线路上所有位置的接地故障,整定过程中应满足线路末端故障的最低灵敏度要求。

4 行波保护定值的整定流程

根据工程实际情况,考虑影响保护判据与定值整定过程的各种因素,制定了如图6所示的行波保护定值整定流程。

软件仿真获取故障量集合与处理故障量波形是反复而繁琐的工作。基于C#语言编写了定值整定软件,可自动调用PSCAD/EMTDC软件、提取仿真结果数据并计算保护定值,节省大量时间和人力。

4.1 明确保护功能与判据

行波保护主要包含极波、地模波两个判据,判据的功能不同,因此采用的整定原则也不同。

极波判据的重点在于定值大小,其准确性影响了保护灵敏性、保护区域的覆盖。因此有必要采用本文提出的整定流程对极波进行整定,并且对定值合理性进行详细的验证。仿真过程中应着重于区内故障下的判据极小值,用该数值除以一个大于1的可靠系数,得到极波的整定值。

地模波判据的重点不在于定值大小,而在于其正负方向。根据仿真结果以及现场联调实验数据,故障地模波往往远大于整定值,因此其定值的大小影响不大,只要故障后地模波的正负方向与定值相对应,就能正确动作。据此得出结论,地模波定值只需首先根据经验选取一个合适的较小定值,再经过仿真验证其有效性。仿真过程中应着重于极1 和极2线路故障时地模波的正负方向对比。

4.2 分析影响因素并制定仿真条件

制定仿真条件时考虑的因素越多,定值的准确性越高,工作量也越大;同时也应该舍弃不必要的重复过程,尽可能减少仿真次数。

1)过渡电阻的影响。电阻越大,行波的幅值越小,因此,为了减少仿真次数,区内故障重点考虑大电阻接地故障。本文参考现场联调试验数据,以最大100Ω 过渡电阻作为整定条件。

2)故障位置的影响。线路故障点越靠近逆变侧,极波波头的上升就越平缓。因此,整定过程中主要考虑本极线路距首端60%,80%,100%处(F1_6,F1_8,F1_10)的区内接地故障。定值整定完成后,应设置区外故障验证保护的误动情况,考虑对极线路中点接地故障(F2_5)、整流侧与逆变侧的平波电抗器换流器侧接地故障(FR_L,FI_L)、整流侧与逆变侧交流母线三相接地故障(FR_a,FI_a)的仿真。故障设置点参见附录A图A3。

3)运行工况的影响。仿真过程中考虑上文所述的7种典型工况。行波保护所在的极存在换流器退出运行、降压运行等情况时,会导致极波幅值变小。因此,整定过程中应计算出额定定值、降压定值两个结果。保护系统应根据运行电压的变化,主动在高、低两个极波定值之间切换。

4.3 仿真获取运行结果集合

为了提高仿真效率,调用PSCAD/EMTDC软件中的Multiple Run功能,只需单次操作,可得到多次仿真运行结果。

4.4 数据处理与整定计算

极波判据以区内故障数据为整定依据,再以区外故障验证定值可靠性。具体过程为:每一次区内故障仿真得到一个极波变化率最大值(dP/dt)ｍａｘ;根据3.2节所述内容,排除不满足线路低电压条件的无效数据,从而得到了一组数据集合{(dP/dt)ｍａｘ};取该集合中最小值{(dP/dt)ｍａｘ}ｍｉｎ,除以一个大于1的可靠系数,得到整定值;以区外故障验证定值可靠性并适当调整定值。

地模波数据处理过程与极波类似,只有整定值求取的过程不同,采用了依靠经验选取整定值、并仿真验证的方式。

5 定值计算与算例验证

参照向上工程建立了仿真模型。 额定电压±800kV,额定电流4kA,每极采用双12脉动换流器组,线路模型采用频变相域模型,全长1 935km,取波阻抗Zα=256Ω,Z０=493Ω。模型控制系统完全参照工程实际搭建,整定仿真试验中保护设备退出运行,定值验证仿真试验时行波保护投入运行。

采用上文的整定流程,得到极波故障量{(dP/dt)ｍａｘ}ｍｉｎ和整定值(dP/dt)ｓｅｔ如下,其中式(5)为额定电压运行,式(6)为降压运行。

式中:Kｒｅｌ为可靠系数。

可靠系数应综合考虑工程现场的实际情况,如互感器误差和保护设备动作误差,并保证一定裕度,此处取1.1。

得到的地模波故障量{(ΔGｗａｖ)ｍａｘ}ｍｉｎ为125.1kV,因此取一个较小值15kV作为定值。

采用以上极波、地模波整定值对区内、区外故障的动作情况进行验证,仿真结果如表1所示。

结果表明,整定值可靠、有效,能够检测线路末端的大电阻接地故障,并且区外故障不误动。表1中FR_L和FI_L故障下地模波判据误动,这与地模波判据原理有关,无法通过调整定值避免;但是极波判据的配合保证了行波保护不误动;这说明行波保护的可靠性不仅取决于定值大小,同样取决于保护判据之间的配合。

6 结语

本文针对基于行波幅值的行波保护,分析了影响行波特性的各种因素以及现场的行波保护逻辑,提出了行波保护的定值整定流程,得出结论如下。

1)对行波的影响因素研究表明:故障位置越远、过渡电阻越大、降压运行以及换流器退出运行等因素,均会在一定程度上造成行波的幅值降低、变化率减小,导致行波保护的灵敏性变差。

2)对工程实际中行波保护逻辑对定值整定的影响进行了分析,结论如下:应重点验证波形干扰的故障点;根据保护逻辑配合关系筛选有效数据;针对极波、地模波判据的判定方式提出不同的定值计算方法;由保护配置方式,明确了检测线路末端故障的保护原则。

3)向上工程的PSCAD/EMTDC仿真模型验证了行波保护定值整定流程的可行性。

定值整定 篇7

135KV变电站继电保护定值整定的适应性分析

1.1 变电站线路保护弱馈适应性分析

冬季气温较低, 一些地区的气候比较湿润, 变电站线路运行的过程中, 很容易受到冰雪灾害, 这会对线路造成严重影响, 容易引发线路故障导致跳闸, 在这样的情况下, 一些35KV变电站会出现只剩一回出现的情况, 严重时还会出现线路全停的现象, 这容易导致一些线路临时变成终端线而继续运行, 这就产生了弱馈方式, 一旦电力线路上出现冰灾, 其电网的运行方式没有规律可循, 并且相关线路上的强弱电转换是非常频繁的, 这时如果仅仅依靠人工改变定值的方式, 是很难实现电网运行状态的动态跟踪的, 但是在这种情况, 故障大多是单相间的故障, 电网之间由于受到破坏, 对于系统的稳定性要求会逐渐降低, 这样的情况下, 没有必要改变终端线路的弱馈定值。

1.2 变电站保护装置启动元件定值适应性分析

在变电站继电保护定值的整定计算中, 通常会在一定程度上提升保护装置启动元件的灵敏度, 将其灵敏度的值设置为4, 并将其相电流及高频零序电流的突变量设置小于等于180安, 这使得其运行方式具有较好的适应性能, 在实际的应用中, 如果校核多条线路的保护装置启动元件定值, 没有发现灵敏度的问题, 那么久不需要改变启动定值, 系统一旦出现故障, 能够立即启动保护, 并将相关故障予以消除。

1.3 变电站零序电流保护定值适应性分析

随着社会市场经济的发展, 我国的电网建设数量及建设规模不断增大, 电力网络表现出快速发展的态势, 电力网络的结构也开始变得越来越复杂, 传统的零序保护方式已经难以适应目前的电力网络运行需求, 在对零序保护定值进行分析之后可以看出, 大多数的保护零序I段的保护范围都非常的小, 在总的运行范围中所占的比例不足百分之四十, 如果再考虑背侧检修, 其保护范围会更小, 这就难以起到很好的保护效果, 随着各项研究的深入, 零序保护的保护方案也不断改善, 应用这样的保护方案:退出35KV线路零序电流I段的运行, 只保留后面三段, 这能够有效的提升零序保护定值的适应性, 其保护效果非常的好。

235KV变电站继电保护定值整定的注意要点

2.1 加大对弱电源自身适应性保护的研究

一旦电力系统的相关线路遭受冰雪灾害, 其系统的运行方式会变得没有规律可言, 这就使得线路中强弱电的变化也难以找到规律, 如果在其电网运行方式跟踪中, 应用人工改变定值的方式, 具有较大难度, 为了做好其定值整定工作, 并在此基础上达到节能发电的目的, 就要保证发电机及电网的运行更具灵活性, 并且在电网遇到冰冻等灾害时, 其线路中存在强弱电转换过于频繁的问题, 这会造成保护定值的更改, 对于电网的安全运行是非常不利的, 所以加强弱电源自身适应性的保护是非常必要的。

2.2 加大继电保护管理力度

在继电保护定值整定工作中, 一项非常重要的管理内容就是定值管理, 这就需要在实际的定值整定工作中, 对于定值管理工作予以足够的重视, 在实际的定值管理工作中, 需要结合电力系统实际的运行状态, 定期的制定出新的、有效的保护方案, 一旦制定出相关的保护方案, 后续的运行过程中, 就应该严格按照所制定的保护方案来执行, 在保护现场应该制定好保护定值单的册子, 并要建立二次设备台账, 一旦出现设备变更, 要进行及时的记录与更换。

2.3 积极提升上下级电网继电保护之间的定值配合

在电网继电保护运行过程中, 保证其选择性是非常必要的, 这就需要其能够遵循逐级配合的原则, 使得上下级电网继电保护之间的定值整定具有良好的配合度, 并要加强上下级电网继电保护的速断保护、过流保护的配合, 对负荷的增长速断进行及时的调整, 使其能够控制于核定范围中, 一旦下一级的线路或者元件出现相应故障, 相关的继电保护整定值要能够在灵敏度及动作时间上与上一级的保护整定值保持良好的配合, 这才能保证在实际的运行过程中, 一旦电网中出现故障, 继电保护装置能够对故障进行选择性的切除。

2.4 加强雷电中的小电流接地保护及过电压保护

变电站运行过程中, 一旦遭受雷击, 很容易导致大范围停电的发生, 这主要是由于雷电中的过电压对于变电站相关设备具有较大的影响, 这就需要在实际的电力网络运行过程中, 积极加强雷电中的小电流接地保护与过电压保护, 保证变电站的运行安全。

2.5 加强相关设备的检验力度

在变电站相关设备检修与试验的过程中, 如果需要开展临时调整校核等定值保护问题, 整定人员应该在了解整定变更详细情况的基础上, 再开展校核计算, 只有确定变更方式合理的情况下, 才能将其反馈给方式人员, 才可以开展定值整定工作, 只有在电网灰度正常运行的情况下, 才能由调度部门来下达恢复正常值的命令。

2.6 加强继电保护定值整定档案管理工作

在定值整定工作完成之后, 需要在相关的定值单上对调整时间、签名等予以明确的规定, 并要将具体的定值清单进行打印, 以便于相关工作人员在变电站现场作为运行的依据, 已经投入运行的保护装置的定值是不能进行随意修改的, 做好其档案管理工作非常的必要。

3结束语

本文主要结合35KV变电站的运行特点, 对其继电保护的定值整定工作进行了简单分析, 并在此基础上, 对于其继电保护定值整定工作中的注意要点进行了分析总结, 对于其运行可靠性的提升具有积极的作用。

参考文献

[1]王晓猛, 齐华丽.35KV变电站继电保护定值整定分析[J].现代商贸工业, 2012 (6) .