3/2接线方式（精选7篇）
3/2接线方式 篇1
0 引言
3/2接线方式中配置出线隔离开关可以使线路在检修或停运时,保证一个完整串断路器全部投入运行[1,2,3]。该接线方式下通常会独立配置线路保护装置和短引线保护装置。当运行方式变化需要操作出线隔离开关时,可能需要运行人员对线路保护、短引线保护功能进行人工干预投退,这样不利于变电站自动化运行、维护。本文在介绍该接线方式中传统保护配置方案不足之处的基础上,提出了一种自适应调整保护策略的新型线路保护设计方案。
1 传统保护配置方案带来的问题
1.1 不利于变电站自动化水平提高
带出线隔离开关的3/2接线方式,在国内500 kV及以上电压等级的超高压电网中广泛应用,尤其在完整串个数不多的场合。当线路运行时,需投入线路保护的主保护、后备保护功能,退出短引线保护功能,此时的保护范围如图1所示。
当线路检修或停运并且相邻2个断路器继续运行时,需投入短引线保护功能,退出线路保护的主保护、后备保护功能,此时的保护范围如图2所示。
传统配置方案中的线路保护装置一般不接入隔离开关的位置信息,仅依靠断路器位置信息不能准确识别系统运行方式,因此不能自动投退相关保护,这样就要求调度及运行人员在线路投运或停运(检修)时,需要人工对线路保护功能进行投退处理,影响了变电站自动化水平的提高。
1.2 出线隔离开关断开时线路空载运行的处理措施
图2中,当M侧出线隔离开关断开并且线路两侧完整串投入运行时,M侧线路主保护、后备保护退出,N侧线路主保护退出,一旦空载线路发生故障,只能依靠N侧的线路保护装置的距离、零序等后备保护来切除故障,切除时限可能较长。如果要满足此运行方式下全线速动的要求,一种方法是修改后备保护定值,还有一种方法就是将N侧纵联通道自环,实现“自环式”的纵联保护。2种方法也都需要人工干预保护装置,给运行、维护增加了工作量,如线路保护装置能识别隔离开关的位置信息,则可以实现一个近似空充线路的纵联保护功能,既不用修改后备保护定值,也不用操作纵联通道回路,同时能满足全线速动的要求。
1.3 线路保护采用出线隔离开关侧电流互感器的运行风险
对于采用固体绝缘金属封闭开关(GIS)组合设备的3/2接线,出线隔离开关侧会配置线路电流互感器(TA),一般设计人员会将该TA接入线路保护而不再选择接入边开关、中开关TA的和电流,此时T区保护装置(另一种形式的短引线保护)则需要分别接入边开关、中开关和出线隔离开关三侧TA的电流。这种设计方式下,线路纵联保护及T区保护的保护范围如图3所示。
线路保护使用的电流、电压信息和T区保护使用的电流信息都能对区内、外故障准确反应,因此,线路保护和T区保护的功能投退不受出线隔离开关状态影响。但当出线隔离开关断开,且M,N侧的边、中断路器合环运行时,需要人工退出M侧线路保护的跳闸出口压板和启动失灵压板,否则空挂线路发生故障会误跳M侧开关(主要针对配置纵联差动保护的场合),从而扩大事故范围[4]。所以当线路保护采用线路侧TA时,仍然需要调度及运行人员对这种工况进行处理。如果他们对纵联差动保护的动作逻辑理解不深或忽视的话,就会造成运行风险。
2 新型线路保护的设计方案
针对3/2接线配置出线隔离开关的设计方式给运行、维护带来的一系列问题,目前国内主流继电保护厂商暂没有合适的保护产品能提供整体解决方案,因此有必要开发一种适用于3/2接线配置线路隔离开关的新型线路保护装置,减轻运行人员的工作量,提高变电站自动化水平,保证电力系统安全可靠运行[5,6,7]。
新型线路保护装置的设计思想为出线隔离开关侧的线路保护装置增加短引线保护功能,采用信息融合技术可靠识别出线隔离开关的位置状态,自适应调整保护策略和保护区域。
具体保护配置方案为:线路两侧可只配置一台新型线路保护装置,如图4所示,M侧存在出线隔离开关,则M侧线路保护配置纵联保护、短引线保护、距离保护、零序保护等功能,N侧线路保护配置纵联保护、距离保护、零序保护等功能。两侧保护装置之间通过光纤通道连接,为整条线路及短引线区域提供完整的主保护和后备保护。
M侧线路保护装置接入边开关、中开关各自的TA电流(不是和电流)及线路电压,同时将出线隔离开关的位置信息接入M侧线路保护装置,该信息作为自适应调整保护策略的依据。N侧没有出线隔离开关,采用传统保护配置方案即可。两侧线路保护装置交互彼此的模拟量信息、断路器位置信息和出线隔离开关位置信息。
当M侧出线隔离开关处于合位时,两侧线路保护自动投入纵联保护以及距离、零序等后备保护功能,M侧线路保护自动退出短引线保护功能。
当M侧出线隔离开关在分位时,如图5所示,M侧线路保护自动退出纵联、距离、零序等保护功能,自动投入短引线保护功能(边开关、中开关各自的TA电流参与短引线差动保护计算)。短引线保护区域内发生故障时,M侧线路保护动作仅跳M侧开关,不联跳N侧开关;N侧保护装置结合出线隔离开关分位信息自动将该侧纵联保护调整为不经对侧允许信号闭锁的纵联保护(对于纵联差动保护,自动将对侧电流清零处理,同时不经对侧差动允许信号闭锁)。当空载线路发生故障时,N侧线路保护可以快速跳开N侧开关,但不联跳M侧开关,保证两侧系统的独立运行。
上述新型线路保护自适应调整保护策略如表1所示。
3 动模试验
根据新设计方案研制的线路保护装置在实时数字仿真器(RTDS)上进行了试验验证。仿真系统接线如图6所示。
本次试验所用系统中,线路两侧电压互感器变比为500 kV/100 V,M侧TA变比为4 000 A/1 A,N侧TA变比为2 000 A/1 A,线路长度为200 km,折算到二次侧的线路全长参数如下:Z1=44.93 Ω;Z0=105.95 Ω;φ1=86°;φ0=78°;设置7个区内、外故障点F1至F7,其中,F1为短引线区域内故障,F2,F3,F4分别为线路首端、中点、末端故障,F5,F6,F7为线路及短引线区域的区外故障。试验结果见表2。
试验结果证明了新型线路保护设计方案具有下列特点。
1)实现了保护策略及区域的自适应调整,不再需要人工干预投退保护功能及出口压板,也不需要修改保护定值,不仅满足了各种系统运行方式的要求,而且能减轻调度、运行人员的工作量,对超高电压电网的安全稳定运行起到积极作用。
2)这种高集成度的新型线路保护可以节省大量电缆、保护设备的投资,并且在一、二次设计回路方面也简化许多,可靠性较传统配置方案更高。
3)采用信息融合技术等措施智能化识别出线隔离开关状态,有效地保证装置的可靠性、安全性。比如:通过强电开入设计采集隔离开关的双位置信号;通过两侧断路器位置信息辅助判别隔离开关的变位信息是否准确;结合边开关、中开关TA等电气量信息辅助识别出线隔离开关的状态等。综合上述若干措施可以对出线隔离开关的状态进行准确识别。
4)应用范围灵活,性能更优。新型线路保护装置分别接入各开关TA的电流,支持2个TA变比不同的工况;支持人工就地确认隔离开关位置信息;识别TA断线和抗TA饱和的能力更强。
摘要：3/2接线方式下配置出线隔离开关的输电线路通常会独立配置线路保护装置和短引线保护装置。当操作出线隔离开关以满足系统运行方式要求时,需要人工投退线路保护和短引线保护功能。分析了该接线方式下传统保护配置方案存在的问题,并提出了一种新型线路保护装置的设计方案。新型线路保护装置集成了线路保护和短引线保护功能,结合出线隔离开关的位置信息,自适应地调整保护策略和保护区域。该方案简化了一、二次设计回路,经济性、可靠性更高。
关键词：3/2接线,隔离开关,线路保护,短引线保护,自适应保护
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3/2接线方式 篇2
在500 kV厂站及部分220 kV枢纽变电站,3/2接线方式已得到广泛应用[1]。3/2接线方式最大的优点是母线故障时不会引起相关线路的停运,供电可靠性得到了有力保障。在电网实际运行中,采用3/2接线方式的厂站不可能时刻处于全接线方式运行,在相关设备或开关检修时,单一设备的故障就会引起多个设备停运,有时甚至是全站停运,这种潜在的故障模式需要及时地告知调度运行人员,进行运行方式的调整,避免故障的发生,或者预先做好事故预案,在故障真正发生时能够心中有底。
本文提出了一种基于网络拓扑分析和保护动作逻辑的设备风险在线辨识技术,能够快速识别电网中潜在的严重故障模式,提醒调度运行人员加以处理,从而避免电网中严重故障的发生。同时,设备风险识别出的严重故障集与电网静态安全分析以及在线安全稳定分析相结合,将严重故障集作为电网静态安全分析以及在线安全稳定分析的预想故障集的一部分,从而有针对性地解决将预警目标从单故障风险延拓到群发性相继故障风险时带来的维数灾问题[2],极大地提高了电网安全稳定运行水平,增强了大电网的风险防控能力[3,4,5,6,7]。
1 算法实现
基于网络拓扑分析和保护动作逻辑原理的在线设备风险辨识技术,能够利用状态估计计算的结果,结合电网的实际运行方式,在线识别处于运行风险中的设备,并形成静态安全分析以及在线安全稳定分析所需要的故障集。
需要说明的是,根据以往继电保护装置运行统计资料,在超高压电网尤其是3/2接线方式下,主要的故障模式为:①设备故障,开关和保护正确动作;②设备故障,开关拒动。在下文分析中,主要考虑这2种故障模式,其他故障模式概率远小于这2种,不再考虑。
同时,考虑到静态安全分析和在线安全稳定分析的预想故障集已考虑了N-1的情况,对上述故障模式只考虑N-2及其以上的情况。需要说明的是,本文中所说的预想故障集的设备个数是指实际影响潮流变化的设备个数,这主要是因为本文所针对的是3/2接线方式。在3/2接线方式下,单一母线故障不会引起潮流变化,而单一母线故障并伴随一个开关拒动将影响潮流变化,这一点与其他接线方式有所不同。因此,在本文所述的预想故障集的设备中不包括母线设备,这样区分也更好地体现了静态安全分析和在线稳定分析是基于潮流计算结果,而不是基于设备个数。
1.1 故障模式识别
故障模式识别就是根据实时电网运行方式,采用网络拓扑分析[8]技术,在线搜索出具有运行风险的设备以及对应的预想故障模式。
1.1.1 风险设备
风险设备是指该设备处于正常投运状态时,相邻设备的故障会引起该设备停运。如图1所示,其接线方式为3/2接线方式,空心表示开关合位,灰色表示开关分位(下同),甲线边开关处于检修状态。
当乙线故障时,开关5012和开关5013跳闸,则甲线将从运行状态变为停运状态,即由于乙线故障引起甲线停运;若开关5011处于合位,则乙线故障不会引起甲线停运。
由上述分析可知,设备处于风险中的根本原因是该设备所对应的开关处于检修中。搜索风险设备的策略也就是根据电网实时运行方式,在线扫描处于分位的开关信息,再根据网络连接关系和拓扑搜索到该开关所连接的设备,则该设备即是满足上述条件的风险设备。
需要注意的是,在搜索到风险设备时需要进一步判断其接线方式,若该设备本身只有一个开关,则该设备本身已属于停运状态,不再纳入风险设备的范畴中。
1.1.2 预想故障模式
在上述风险设备的基础之上,进一步形成可导致风险设备处于停运状态的预想故障模式。
预想故障模式主要包括2类:一类是单一设备故障,开关和保护动作正常,这类故障在电网中发生概率较高;另一类是单一设备故障,且有单一开关拒动,这类故障模式虽然比第1类故障模式概率低很多,但在实际电网中也时有发生,较其他故障模式(多个开关同时拒动或多个设备同时故障)概率要大得多,且一旦发生,对电网冲击很大,是电网运行生产单位需要重点防范的故障模式。
根据风险设备拓扑搜索通过其合位开关连接的设备,则该设备故障且无开关拒动就将导致风险设备停运;在单一故障的故障设备基础上,进一步搜索故障设备通过开关所连接的设备,则其所连接设备故障且所连接开关拒动也将导致风险设备停运。
下面举例加以说明。如图1所示,甲线为风险设备,根据甲线所连接合位开关5011拓扑搜索连接设备,可找到乙线,则乙线故障且无开关拒动就将导致甲线停运。在上述故障的基础上,故障设备为乙线,拓扑搜索乙线通过开关5013所连接设备,可搜索到母线,则母线故障且所连接开关5013拒动,也将导致风险设备甲线停运。
1.2 保护动作逻辑
设备风险中的另一项关键技术就是要模拟设备故障时保护动作跳闸的逻辑,根据保护动作跳闸的逻辑设置相应的开关处于分位。
保护动作跳闸逻辑主要分为2类:第1类为单一设备故障且无开关拒动;第2类为单一设备故障且有开关拒动。
1.2.1 无开关拒动的单一设备故障
无开关拒动的单一设备故障的保护动作跳闸逻辑比较简单,利用网络拓扑分析,找到故障设备所连接的所有开关,并将其开关置于分位即可。如图1所示,根据故障模式识别的结果,模拟乙线故障情况下的保护动作跳闸逻辑,采用网络拓扑分析技术,搜索到乙线所连接开关为5012和5013,根据保护动作逻辑原理,乙线设备故障在无开关拒动的情况下,开关5012和5013跳闸,通过模拟开关5012和5013跳闸逻辑,进一步进行局部网络拓扑分析,可得到乙线故障下,乙线和甲线同时停运的结论。
1.2.2 有开关拒动的单一设备故障
有开关拒动情况下的单一设备故障除了模拟设备故障时的保护动作跳闸逻辑,还需要模拟开关失灵保护的跳闸逻辑。除此之外,在考虑此故障模式作为动态安全分析预想故障集的一部分时,跳闸时序不同对于动态安全分析的结果也不同,还需要模拟失灵时设备的跳闸时序。
如图2所示,A站开关5011处于检修状态。根据故障模式识别的分析结果,设置B站Ⅱ母故障,同时B站开关5013拒动。
根据保护动作跳闸逻辑,B站Ⅱ母故障时跳开Ⅱ母所连接的所有开关,由于开关5013拒动,开关失灵保护跳闸逻辑启动,跳开B站侧开关5012并启动远跳,同时,跳开A站侧开关5012和5013。根据上述跳闸逻辑,进行网络拓扑分析可得到在母线故障且开关拒动的情况下,会造成甲线和乙线的停运,且甲线和乙线均在故障后0.2 s(开关失灵保护动作时限)左右才会停运。保护动作逻辑需要模拟上述保护动作跳闸逻辑,即模拟开关失灵保护跳闸逻辑,以满足暂态安全分析预想故障集对于故障持续时间的需求。
1.3 风险故障集形成
以往的静态安全分析和在线安全稳定分析的预想故障集采用程序自动生成和用户手工定义相结合的方式形成。考虑到组合的维数灾问题,程序自动生成的预想故障集只能到N-1,而不能扩展到N-2及其以上。用户手工定义的预想故障集也是根据离线分析软件计算出的典型N-K(K≥2)故障模式,并不能随着电网运行方式的变化而动态生成。
通过设备的风险辨识就可以在线识别电网中发生概率较高或对电网冲击较大的N-K故障模式,从而有针对性地解决预想故障集从N-1到N-K时带来的组合维数灾问题,显著提高了大电网风险防控的能力。
设备风险故障集结构包括故障集序号、组号、故障设备以及故障持续时间4个部分。其中:序号描述故障集的序号;组号描述故障设备所处的故障组;故障设备描述故障设备名称;故障持续时间描述故障的持续时间。
对于静态安全分析只考虑热稳定问题,不需要考虑故障持续时间;而在线安全稳定分析则侧重考虑电网暂态问题,开关拒动情况下每个设备的故障持续时间就需要一并考虑。
2 总体实现
设备风险辨识的总体实现逻辑框图如图3所示。
在状态估计计算结果收敛的情况下,定时读取状态估计计算结果断面数据,以获取电网的实时运行方式,可利用状态估计对错误遥信的辨识功能,提高设备风险辨识功能的准确度;在状态估计计算结果不收敛的情况下,直接读取数据采集与监控(SCADA)系统数据的开关位置信息,以获取电网的实时运行方式,确保设备风险辨识功能的稳定性。
在获取当前电网运行方式后,采用网络拓扑分析和保护动作逻辑原理相结合的方法,形成风险设备集,并在此基础上进一步形成静态安全分析和动态安全分析的设备风险预想故障集。
3 应用情况
作为华东电网高级调度中心建设的重要研究课题“多维度电网安全风险防控系统的研究和应用”的子项目[9],该功能已于2009年5月在华东电网正式投入运行,2010年2月通过了专家组的项目评审。
该功能投入正式运行后,多次识别到电网中风险较大的运行方式。图4所示为华东电网车坊变电站在某个时间段的运行方式。
在该运行方式下,若Ⅱ母发生故障跳闸,将会导致玉车5649线、车江5284线和3号主变压器停运,分析结果见附录A图A1。
更为严重的是,若苏车5213线故障且开关5043拒动,将会导致苏车5213线、玉车5649线、车江5284线和3号主变压器这4个设备同时停运的严重故障,对电网的安全稳定运行带来了极大的挑战。
除了提供上述基于电网实时运行方式的设备风险辨识预警外,还提供了基于电网某个运行方式下的研究模式,以方便调度员在进行设备检修或运行方式调整时,能够清晰地了解到该操作是否会带来其他运行风险,从而避免由于操作不当给当前电网施加更大的风险。
4 结语
本文提出了一种针对电网3/2接线方式下的设备风险在线辨识方法,采用网络拓扑分析和保护动作逻辑相结合的技术,将设备风险故障模式作为静态安全分析和在线安全稳定分析的预想故障集的一部分,有针对性地解决了预想故障从N-1到N-K时的组合爆炸问题,提高了电网实时预警的水平。同时,也可作为调度运行人员进行设备检修和运行方式调整时的参考工具,避免由于操作不当给电网施加潜在的风险,提高了电网的可靠性水平。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：3/2接线方式由于具有供电可靠性高、运行调度灵活、倒闸操作方便等优点,在500kV厂站和部分220kV枢纽变电站得到了广泛应用。但是,该接线方式在一次设备或开关处于检修方式下时,某些故障模式可能会造成多个设备的停电。基于网络拓扑分析和保护动作逻辑的设备风险在线辨识技术,能够针对3/2接线方式下的一次设备或开关检修,自动识别出具有N-2以上停电设备的潜在故障模式,提醒调度运行人员;同时,结合静态安全分析、动态安全分析以及检修计划,实现大电网的设备风险在线防控。
关键词：设备风险,风险防控,网络拓扑,保护逻辑,预想故障集
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3/2接线方式 篇3
3/2接线的复杂性主要体现在断路器保护及自动装置的配合上, 我国3/2 接线的断路器保护及自动装置基本都是按断路器配置。随着超高压、大电网的不断发展, 系统的稳定问题已突现出来, 并摆在一个特别重要的位置。根据设计原则, 要求220 kV及以上系统保护配置按照双重化原则配置且不同原理。由于重合闸装置通常与断路器保护配置在一起, 而线路保护与断路器保护可能是不同厂家产品, 原理也不尽相同, 因此, 重合闸配合仍然是一个较为复杂的问题。下面就重合闸专项问题以及保护配合情况逐一论述。
1重合闸装置的先后重合问题
1.1 重合闸重合原则
3/2 接线方式下线路故障时要断开2台开关, 在重合时, 为减少开关动作次数, 缩短永久性故障的切除时间及故障对系统造成的冲击, 一般规定在保护动作跳开两开关后, 其中一台开关的重合闸应先重合, 另一台开关的重合闸经一定延时 (躲重合闸后加速动作时间不得少于300 ms) 后再重合。为简化3/2接线开关重合闸的配合问题, 将取消重合闸优先回路。以500 kV仓颉变电站为例, 该站500 kV重合闸就是靠时间整定配合的, 即开关跳闸后两开关的重合闸同时启动。以500 kV 洹仓线为例, 边开关仓5033单相重合闸时间整定为0.7 s, 中开关仓5032单相重合闸时间整定为0.7 s, 并带0.3 s 延时。
1.2 重合闸重合方法
若先重合的开关重合不成功, 则后重合开关不再重合。即当优先重合的开关重合闸重合成功后, 允许滞后重合的开关的重合闸继电器继续重合, 否则, 优先重合闸应闭锁滞后重合闸重合。若先重合装置由于某些原因拒合, 则后重合的重合闸装置应重合一次。一般有下列3种方法可以实现:
1) 由先重侧重合闸的后加速接点串接保护动作接点来闭锁后合侧的重合闸。这种方法的缺点是一旦运行, 先合后合开关就确定, 灵活性较差, 而且如果保护启动失灵或者启动重合闸接点公用, 这种方法就不可用。
2) 用先重开关的成功条件启动后合重合闸, 对于取消重合闸优先回路来说, 这种方法不可用。
3) 如果所配置线路保护或者重合闸保护装置本身的后加速跳闸有永跳接点输出, 应通过永跳回路也就是闭锁重合闸接点 (三相跳闸) 给后合重合闸装置放电, 现在大部分都采取这种方法。上例中, 仓5032、仓5033 开关重合闸的启动方式采用先合重合闸启动时发出“闭锁先合”信号的方式。即在开关仓5033 重合闸启动时, 发出“闭锁先合”信号, 如果之后重合闸又返回, 且期间未发出重合脉冲, 则“闭锁先合”接点瞬时返回;若先合重合闸返回前已发出重合脉冲, 则“闭锁先合”接点在装置整组复归后返回。先合重合闸的“闭锁先合”输出接点接至后合重合闸的“闭锁先合”输入接点。先合重合闸启动后, 经“重合闸整定时间” (0.7 s) , 发出一次合闸脉冲时间200 ms。而后合重合闸如果收到“闭锁先合”信号, 则经“重合闸整定时间+后合整定时间” (0.7 s+0.3 s) 合闸。当先合重合闸重合失败时, 由于“闭锁先合”信号也随之瞬时返回, 因此, 后合侧将在之后经“重合闸整定时间”动作;当先合重合闸检修或退出时, 由于先合重合闸发不出“闭锁先合”信号, 后合重合闸将在“重合闸整定时间”动作, 避免后合重合闸作出不必要的延时, 尽量保证系统的稳定性。
2重合闸的检定方式
PRS-721A断路器保护装置重合闸共有3种检定方式:检无压、检同期及不检方式。检无压是检查线路电压或同期电压<30 V时满足条件;而检同期则是在三相交流电压均>40 V且同期电压>40 V (同期相别为单相) , 若同期电压和相同相位的线路之间的相位在规定范围内时, 认为检同期条件满足。当发生交流PT 断线时, 认为检无压、检同期条件不满足;当同期电压断线时, 认为检同期条件不满足。另外, 对于后重合闸后合侧, 若在合闸前三相电压已恢复有利于断路器正确合闸, 装置设有“投后合侧经线路有压”控制字。上例中洹仓线仓5032、仓5033 开关“投后合侧经线路有压”控制字不投。对中开关检无压重合的判别, 可采用故障侧总是相当于线路侧的方法, 即可采用检启动重合闸侧无电压的方法。这种情况下的母线电压和线路电压, 重合闸装置应能自动进行判别。当“线--线”串的中间开关先进行三相重合闸时, 应能区分故障线路和完好线路, 以保证能够正确地只加速故障线路和保护。此时可认为启动重合闸的一侧为故障侧, 应检启动重合闸侧电压是否无压。若有压, 则检无压方式应自动转为检同期合闸。这些问题在微机保护中均得到了解决, 现仓颉站即为此种重合闸鉴定方式。
3重合闸的启动方式问题
在实际运行中, 重合闸除由保护动作使开关跳闸可以起动外, 也存有开关误碰或偷跳时产生的“不对应”状态起动。此时不应加速保护, 因为如果开关压机构存在问题, 重合后, 特别是当偷跳相又发生故障时, 有可能导致开关损坏, 并危及系统安全。因此, 不对应启动重合闸前也应先检查是否有低气压开入, 若无低压力闭锁时, 再进行重合。不对应启动重合闸时, 重合闸装置发重合闸令后不应加速保护。PRS-721A断路器保护仅利用3个跳位继电器触点起动重合闸, 在二次回路中保证手跳时通过“闭锁重合闸”开入端子将重合闸放电。例子中的500 kV 线路重合闸均为线路保护跳闸起动, 而未采用“跳闸位置不对应起动”, 这是因为现在断路器的制造工艺及改进技术已相对可靠稳定。
4重合闸与开关非全相保护的配合
线路的单相重合闸时间必须要躲过三相不一致保护动作时间, 以保证重合闸装置能够可靠动作。考虑重合闸优先的问题, 一般开关的三相不一致保护动作时间应区别对待, 如边开关先合, 中开关后合, 则边开关三相不一致保护动作时间短一些, 中开关长一些。3/2接线方式下开关出现非全相运行时, 线路不一定非全相。但当线路非全相运行时, 开关一定处于非全相运行状态。如果其中一台开关退出运行, 则当另一侧开关非全相时, 就会导致线路的非全相运行。通常非全相保护可由开关的辅助接点或位置继电器的接点组合而成。例如仓颉站仓5033、仓5032开关的三相不一致是根据采集的开关位置分相接点以及相电流判据自适应判断开关位置状态。任一相TWJ动作且无流时, 确认开关在跳闸位置。若判处只有一相跳开或只有两相跳开, 则认为是三相不一致。它经零序、负序电流判别, 当开关处于三相不一致状态, 且满足条件时, 经大于重合闸动作的延时后跳开本开关, 同时闭锁重合闸。
5重合闸装置沟通三跳问题
重合闸装置沟通三跳特点按开关配置的重合闸其沟通三跳接点不应引至线路保护装置。按预定方式重合是对3/2接线重合闸装置的基本要求。由于系统均采用单相重合闸方式, 在发生单相接地故障时, 开关的重合方式一般设置为单跳单合。重合时应有先后秩序, 通常要求母线侧开关优先于中间开关重合, 这是为了防止当重合于永久性故障线路上时, 一旦边开关失灵, 会连跳所有母线侧开关, 影响其他设备的正常运行。但是, 当由于某种原因使重合闸装置不能按预先规定的重合使命进行重合时, 单跳就不再有意义, 甚至可能造成开关的长期非全相运行, 此时应沟通开关的三相跳闸回路, 并不再重合。引起重合闸不能进行重合的原因主要有下面几种情况:①重合闸装置停用;②重合闸装置异常;③重合闸未充满电;④开关低压闭锁重合闸或其他异常闭锁;⑤线线串两线路同时或先后 (重合闸周期内) 启动中间开关重合闸等。当发生以上情况之一时, 断路器保护装置相应沟通开关的三相跳闸回路, 使本开关避免出现非全相运行状态。采用3/2 接线的优点就在于当一侧开关跳开时, 不会影响线路的正常供电。所以此沟通三跳接点不能引至线路保护装置, 而接至断路器保护装置本身回路, 以使另一侧开关能够单跳单合, 保证线路的正常供电, 保证系统的稳定性。
6结语
3/2接线方式 篇4
3/2接线方式因具有较高的可靠性和灵活性,成为目前国内外大型发电厂和变电所超高压配电装置应用最广泛的一种。及时监控其开关设备状态,有利于合理安排检修计划,节约检修成本,实现断路器状态的检修[1]。而开关设备回路电阻是反映电力开关设备性能和运行状态的一项重要技术指标[2]。因此,在线评估开关设备回路阻值对于及时发现故障和隐患,维护开关站正常运行具有重要意义。
回路电阻主要由导电材料本身的电阻,固定连接电阻以及动、静触头间的接触电阻组成,其中接触电阻占主要部分[2]。目前,回路电阻的测量方法主要有两种,离线测量和在线测量。离线状态下对开关设备回路电阻的测量国内外有许多种方法。日本学者Isao Minowa、H Aichi,波兰学者Jerzv Kaczmarek都曾提出一些离线测量开关设备回路电阻的方法[3,4],这些方法一般是在实验室条件下进行电接触理论研究所采用的方法。此外,国内李奎等人则提出了脉冲电流测量开关设备回路电阻的方法[5,6],该方法有效提高了测量精度,但是它只能针对纯阻性元件,并且会对开关设备触头产生影响。针对在线测量要求,参考文献 [7] 提出一种根据断路器壳体温度和断路器周围空气温度结合断路器热阻来计算断路器主触头的稳态温升,并根据此时的负荷电流间接计算主触头回路电阻的方法,该方法需要在稳态状态下,且测量误差大。参考文献 [8] 则利用遗传算法对高压直流断路器振荡回路电流波形进行分析,从而实现对直流断路器状态的评估,具有一定的准确性和可靠性。
针对上述对回路阻值测量方法的不足,本文提出一种基于实测电流的3/2接线方式开关站开关设备回路电阻在线评估的方法。通过测量3/2接线方式下变电站中的电流数据,根据相应的电路理论,建立在线评估开关设备回路电阻的数学模型。根据此模型,提出了以条件数大小为指标的优化方法。最后,通过实例仿真验证了本文方法的有效性和准确性。
1 开关设备回路电阻评估模型的建立
开关站中的电流互感器可以测得在某一时刻下流过各个开关的电流。假设3/2接线方式的开关站中含有三个开关的支路有m条,含有两个开关的支路有n条,其一次接线示意图如图1所示,在某一时刻下测得流过各个开关的电流为 :i1,i2,i3,…,i3m +2n -1,i3m +2n,各个开关设备的回路电阻阻值为 :R1,R2,R3,…,R3m+2n-1,R3m+2n。
由电路理论可以得到第1条支路两端的电压 :
第2条支路两端的电压 :
第m条支路两端的电压 :
第m+n条支路两端的电压 :
忽略母线上的压降 :
以R1是基准电阻 ( 同理可以R2为基准电阻 ),即R1=1,求得各电阻之间的比值即可评估各开关设备回路电阻的大小状态,整理可得 :
其中:
通过上述步骤,就可以将求解开关设备电阻的问题转化为求解式 (6) 线性方程组的问题。观察式(6) 可知方程个数少于未知数个数,一组电流工况无法求解,因此需要测量几组不同时刻的电流,当得到的方程个数大于未知数个数时,可从所有方程中选取与未知数个数相等的方程。
某一时刻测得的电流值能建立m +n -1个方程,而待求的开关阻值有3m+2n-1个,所以需要测量的电流工况个数N为 :
一般情况下,变电站中三个开关的支路数m≥2,两个开关的支路数n≥0。
由式 (7) 得 :
电流值由装设在开关站中的电流互感器测量得到,测得的工况数可以远远超过4组,从这些方程中选取与未知数个数相等的方程数联立,求解方程组,即可得到开关站中各个开关设备的比值。
2 开关设备回路电阻评估数学模型特性分析
2.1 基于实测电流的线性方程组模型病态性来源分析
模型的病态与良态表示模型抗干扰性的强弱,或者是稳定性的好坏。病态与良态的概念是对模型态性的一种定性描述,二者之间没有明显的界限[9]。
该模型是基于实测电流值而进行开关设备回路电阻状态评估的,实际工程中电流互感器每分钟即记录一次实时电流值,产生一组实时电流工况。由于每分钟内开关站的符合变化比较小的条件,因此这样的两组电流工况几乎没有太大变化,第二组电流工况只能起到在理论上使得数学模型系数矩阵列满秩的作用,并没有带来足够的信息,也就是观测信息不足,这样的情况会造成模型病态性的产生[10]。
2.2 基于条件数筛选的算法优化
条件数法是目前病态性诊断的主要方法之一[10]。条件数表示线性方程组A·x=b的解对A和b中的误差或不确定度的敏感性的度量[11]。
设有n阶线性方程组A·x =b,若系数矩阵和右端项的观测值有小扰动δA和δb,那么扰动后的方程为 :
那么有如下不等式
当条件数Cond(A) 比较大时,A和b的小扰动可能会引起解的较大误差,所以条件数Cond(A) 刻画了方程组A·x=b的性态。
文中采用电流互感器量测的电流值建立线性方程组对开关设备回路电阻进行评估,式 (9) 中的系数矩阵的条件数大小即可用来作为基于实测电流的线性方程组模型病态性的评判指标。
在实际工程中,从前文分析,通过实测的电流工况建立的方程组的系数矩阵具有一定的病态性,经过实际计算,其条件数值很容易出现大于1 000的情况。统计应用中的经验表明 :若条件数大于1 000,则可认定为严重的系统病态[10]。
因此在实际测量中可以采用基于一天的实测电流工况,因此存在多种工况电流,可以用于建立线性方程组对开关设备进行求解。此时方程数远大于未知数的个数,选择合适的方程,即病态性较低的方程组组成最优的系数矩阵,再进行求解,将会提高方程组求解精度[12]。
对于式 (6),设该线性方程组的系数矩阵为A,如果假设测量工况数是N,每一种工况可以建立m +n -1个方程,而未知数个数为3m +2n -1,即所需要的方程数为3m +2n -1。那么需要计算种组合的条件数,从中选取的组合进行方程组求解。
由式 (11) 可知,在δA和δb已经确定的情况下,Cond(A) 的大小将会直接决定方程组 (6) 解的精度。对系数矩阵的选取原则是:系数矩阵的条件数越小,求得的方程组解精度更高。因此,在挑选方程时,需对所测得的实时测量工况能够组成的所有系数矩阵组合的条件数进行计算,将所有的求出每一种组合的系数矩阵条件数进行比较,选取条件数最小的组合。然后使用该系数矩阵,求出该方程组的最小二乘解,完成开关设备电阻的求解。
因此,本文基于实时电流量测的开关设备回路电阻在线评估方法的流程图如图2所示。
3 仿真分析
为验证本文优化方法的有效性,对采用3/2接线方式的某500 k V开关站的实测出线电流数据构造开关设备上电流数据并考虑测量用电流互感器的测量误差,进行仿真计算。图3是该开关站的一次接线示意图。
表1是2014年3月20日0:00至23:59该开关站各开关设备全部投入正常运行情况下的开关设备上流过的电流数据。找出所有可能方程组合,将其条件数计算出来。经过对所有组合的计算结果进行误差分析,得到计算误差和条件数大小的关系分布图,如图4所示。
A
从图4中可以看出,当条件数大小在150以内的时候,电阻的计算值与实际值的误差都在2% 以内,而当条件数较大的时候,误差会出现变大的情况,因此选取条件数较小的组合进行计算可降低计算误差。仿真中,其他电阻的误差与条件数的分布关系跟R2类似。
选取开关5011作为基准电阻,本文进行了两组计算,第一组计算不经过对系数矩阵的筛选,任意一组符合线性方程组求解模型的系数矩阵建立线性方程组,对该线性方程组求解,该系数矩阵的条件数Cond=36666,第二组系数矩阵选取条件数Cond=136.15的系数矩阵计算阻值,计算结果如表2所示。
通过表2可以发现,经过对系数矩阵筛选后的算法计算结果精度显著提高,从计算结果来看,误差都在10% 以内,在实际应用中,能够精确有效地起到对开关站开关设备回路电阻的评估作用,从而验证了文中方法的有效性和准确性。
4 结语
本文对3/2接线方式开关站线路结构进行了研究和分析,建立了开关设备回路电阻在线评估模型,在此基础上分析了该模型的病态特性。通过对条件数和病态性关系的研究,本文提出了基于系数矩阵条件数大小的系数矩阵筛选方法,为系数矩阵的选择提供了依据。该方法具有实现方法简单、求解精度高的特点,解决了以往算法无法在线实时评估开关设备回路电阻的问题。利用电流互感器实测的电流进行计算,不会影响到开关站日常的运行,相比于传统方法,具有成本低、精度高、实时性好的优点,并且实现了海量电流数据的有效利用。仿真结果验证了本文方法的有效性和准确性。
摘要：针对3/2接线方式开关设备回路电阻的在线评估问题,提出了一种基于电流测量的在线评估方法。利用基尔霍夫定律和欧姆定律建立3/2接线方式开关站开关设备的数学模型,将求解开关设备电阻的问题转化为求解非齐次线性方程组的问题。在求解过程中,对于存在相关性的方程组系数矩阵,利用条件数的大小作为选取方程组系数矩阵组合的判断依据对数学模型进行优化可有效提高求解精度,从而提高评估的质量。以某500 k V开关站的实测电流数据进行仿真计算,验证了本方法的有效性。
关键词：3/2接线,回路电阻,评估
参考文献
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3/2接线重合闸先后重应用分析 篇5
在3/2接线方式下,1条线路由2个断路器控制。为了使发生瞬时故障的线路得到及时重合,减少故障电流对断路器的冲击,通常设定一个断路器先重合,另一断路器后重合。在先合断路器重合于永久性故障线路时,要保证后合断路器不再重合。为此,各保护厂家在重合闸动作逻辑中设定了先后重合回路,以内部软压板和外部硬压板方式来实现先后重合的切换。但各保护厂家在二次接线和外部硬压板名称的定义上各不相同,因此在倒闸操作中易出现漏投或错投压板的现象,造成开关不能先后重或在特殊运行方式下,开关重合时间过长,影响系统安全稳定运行。
1 重合闸先后重接线
图1为南瑞继保RCS-921断路器保护重合闸部分逻辑图。当“投先合”压板(外部硬压板)投入时,本断路器为先合闸,先合重合闸启动时发出“闭锁先合”信号,且经较短延时发合闸脉冲。若先合重合闸启动返回,且未发重合脉冲,则“闭锁先合”触点瞬时返回;若先合重合闸已发合闸脉冲,则装置启动返回后该触点才返回,先合重合闸的“闭锁先合”输出触点接至后合重合闸的“闭锁先合”开入触点。“投先重”压板退出时,本断路器为后合重合闸,经较长延时重合。开关为实现与其它无闭锁先合输出接点的断路器保护相配合,用“后合固定”控制字来实现,当控制字置“1”时,该开关固定以长延时后合,不受“闭锁先合”输入接点的影响。南自PSL-632、许继WDLK-862断路器保护重合闸先后重逻辑图与图1相同。
图2为四方继保CSC-121断路器保护重合闸动作部分逻辑图。重合闸先后重由外部硬压板“长延时投入”切换,当压板投入时,开关固定以长延时重合。正常运行中投入中开关的长延时压板,实现先后重。
各保护外部硬压板名称见表1。
2 倒闸操作中保护压板投退存在的问题
3/2接线线串如图3所示。
(1)3台开关均使用RCS-921或PSL-632或WDLK-862型保护。当任一边开关检修,如L1线3332开关检修时,3332开关的“投先重”压板退出,L1线故障时,3330开关收不到“闭锁先合”信号,会以短延时重合;而L2线故障时,3330开关能收到3331开关的“闭锁先合”信号,3330、3331开关会实现先后重。实际操作中,往往只考虑3332开关停电后3330开关重合闸对L1线的影响,投入了3330开关的“投先重”压板,这样,当L2线故障时,2台开关会同时重合,造成不必要的冲击,正确的操作应该是只退出停电开关的“投先重”压板。
(2)3台开关均使用CSC-121型保护。当L1线3332开关检修时,应退出3330开关的压板。L1线故障时,实现短延时重合闸,但L2线故障时,2台开关会同时重合,因此,应投入3331开关的长延时压板,以确保L2线故障时2台开关仍然有先后重。
(3)边开关用RCS-921或PSL-632或WDLK-862型保护,中开关用CSC-121型保护。因中开关重合闸逻辑中无闭锁先合开入回路,故正常运行时应退出2台边开关的“投先重”压板,投入中开关的长延时压板。
(4)边开关及中开关用RCS-921或PSL-632或WDLK-862型保护,另一边开关用CSC-121型保护。由于CSC-121型保护没有“闭锁先合“开出接点,对其中一条线路实现不了先后重,因此,应用中应投入中开关的“后合固定”控制字,对两条线路,可保证中开关始终后合。但此种方式在边开关检修时需要将“后合固定”控制字退出,而这需要专业人员配合,增加了工作量。
由以上分析可知,同一串3台开关应尽可能使用同一型号的保护装置。
3 结束语
随着电网的不断发展,超高压及特高压线路的迅速增多,重合闸时间的长短决定着电网系统运行的稳定性。不同型号和不同原理的保护装置在同一座变电站应用的情况较多,因此了解装置原理和正确操作压板是很重要的。
摘要：针对3/2接线方式重合闸先后重在现场倒闸操作中存在的问题,分析了不同型号保护装置重合闸先后重操作方法及注意事项。
3/2接线方式 篇6
1 3/2接线产生保护死区的原因及常规处理方法
通常将快速主保护无法完全覆盖的一次设备区域称为保护死区。3/2接线保护死区形成的根本原因是TA配置不足, 造成主保护范围不能完全交叉[2], 出现保护死区。典型3/2接线如图1所示。
图1是一个典型的3/2断路器接线, K1、K2、K3断路器和TA间的连接部分即为保护死区, 保护死区内发生故障, 没有设置主保护瞬时动作切除故障[3]。常规处理方案是依靠断路器的失灵保护来快速切除保护死区故障, 但是失灵保护动作于断路器跳闸后, 该断路器将不再启动失灵保护, 此时如果断路器拒动, 会造成更加严重的后果。当K1点发生故障时, I母母差保护动作于断路器CB1跳闸, 此时故障并未完全切除, 断路器CB1启动失灵保护, CB2跳闸。若此时CB2拒动, CB2不启动失灵, 发变组T区保护判断K1为区外故障, 不能及时动作于CB3和发变机组, 延迟了故障切除时间, 将造成故障进一步扩大。另外, 考虑到发生三相短路故障时, 故障电流较大, 失灵保护动作一般要经过200 ms的延时, 对系统或主变冲击较大, 因此仅依靠断路器失灵保护实现切除死区故障的方案不理想[4]。
2 常规电站对保护死区的解决方案和对比分析
由于在3/2接线中保护死区较多, 不能排除死区发生的故障, 同时仅依靠断路器失灵保护切除死区故障存在很大的局限性, 所以有必要为死区配置专用的保护, 实现快速切除死区故障, 达到保护配置无“死区”的目的。
2.1 常规电站保护死区的解决方案
由于断路器失灵保护有延时较长、不能再次启动失灵的局限性, 不适合作为死区保护的理想方案, 常规电站一般配置比失灵保护延时短、专用的断路器死区保护来切除死区故障, 根据保护TA配置的不同位置, 形成2种不同配置方案, 如图2、图3所示。
在图2、图3中, 断路器死区保护是断路器和TA之间区域的专设保护, 其启动逻辑和失灵保护类似, 出口方式也相同, 动作后断开相邻断路器。死区保护动作时限比失灵保护短, 动作后会启动相应断路器的失灵保护, 大大降低了相邻断路器拒动后故障扩大的风险, 由此可以看出, 这两种配置该方案比单纯依靠断路器失灵保护切除死区故障更为理想。
死区保护动作逻辑须满足如下条件[5]:
1) 断路器三相跳位开入。
2) 断路器三相或两相跳闸命令开入。
3) 任一相有电流超过定值。
在死区保护动作后, 跳开相关断路器, 先于失灵保护来切除死区故障。
2.2 两种方案对比分析
对于CB1死区和CB3死区内发生的故障, 图2、图3两种配置方案保护动作情况完全相同, 没有差别。
当故障发生在CB2死区时, 对于图2保护TA配置方案, 发变组T区区内故障, 保护动作跳开CB2、CB3, 此时故障并未消除, CB2开关的死区保护动作跳开CB1, 同时启动远跳线路对侧开关。对于图3保护TA配置方案, 线路T区区内故障, 保护动作跳开CB1、CB2, CB2开关的死区保护跳开CB3, 同时升压站联跳动作使机组全停。
比较分析上述动作情况, 两种方案侧重点不同, 当故障发生在CB2死区时, 使用图2方案, 主变中的故障电流经发变组T区保护动作后瞬时切除, 对主变冲击较小, 但出线端需经死区保护短延时切除, 对电厂端较为有利;使用图3方案, 出线端经线路T区保护瞬时切除故障, 主变中的故障电流经死区保护短延时切除, 主变承受故障电流的时间较长, 对电网端有利。
上述两种配置方案的优点是不改变原有TA配置数量, 保护配置简单, 经济性好。缺点是无论采用种配置方案, 电厂端或电网端都不能实现瞬时切除故障。
3 核电站对保护死区的解决方案及局限性
3.1 核电站对保护死区的解决方案
基于核安全理念的理解和重视, 国内核电站一般采用增加TA数量、各保护TA交叉配置的方案来消除保护死区, 即在断路器两侧均装设电流互感器, 完成母差保护、线路T区保护和发变组T区保护TA全交叉配置, 真正实现保护无死区配置。国内某核电站3/2接线采用的保护配置方案如图4所示。
对于图4的配置, 当断路器和TA之间的区域发生短路故障时, 故障点两侧的主保护瞬时动作, 在第一时间切除故障。例如, 在图3中, 当K1点发生短路时, 不仅I母母差保护会动作, 线路T区保护也会在第一时间动作, 瞬时跳开断路器CB1、CB2, 分开线路对侧的断路器, K1点故障被快速切除。
除了增加TA数量实现保护全交叉配置消除死区外, 核电站还采用常规电站的做法增加了断路器“死区”保护, 作为后备冗余。
3.2 解决方案的局限性
上述列举的方案优点很明显, 真正消除了保护死区, 实现全范围内瞬时切除各类故障。但该方案也存在一定局限性, 在图4中, 当故障发生在CB1至CB1上侧TA区域时, Ⅰ母母差和线路T区同时动作, 切除CB1、CB2及线路对侧开关。而按图2配置, 同一地点发生故障时, 只有Ⅰ母母差动作将CB1切除, 即可保证安全性, 图4配置方案扩大了动作范围。同理, 当故障发生在CB2至CB2下侧TA区域、CB3至CB3低侧TA中间区域时, 也会使动作范围扩大。可见, 核电站通过增加TA消除死区的方案在极小范围内发生故障, 会扩大停电范围。
4 结论
常规电站和核电站对于保护死区的不同处理方案, 各有优缺点, 侧重点略有不同。
1) 常规电站处理方案, 一次主设备须承受短时短路电流冲击, TA数量少, 配置简单, 经济性好, 不会导致停电范围扩大;核电站处理方案彻底消除保护死区, 一次主设备不承受短路电流冲击, TA数量多, 配置复杂, 经济性差, 会导致停电范围扩大。
2) 在电站建设之前, 要充分考虑不同的保护配置所产生的后果及接受能力, 如对线路停电或机组停机的可承受能力, 主变和母线设备可承受的故障电流的冲击能力等, 综合考虑, 选取更适合电站的保护配置方式。
3) 对于1000 MW及以上容量机组建议采用增加TA交叉配置消除保护死区的方案, 降低电厂主设备经受短时故障电流冲击的概率, 确保电厂安全稳定运行。
参考文献
3/2接线方式 篇7
近年来,随着电力系统的发展,变电站的数量不断增加,主接线的结构也越来越复杂。同时变电站综合自动化水平的不断提高,继电保护与安全自动装置在变电站的应用也越来越广泛。变电站发生故障瞬间,大量信号、报文会不加选择地涌入控制中心,使调度运行人员难以发现重要信息。因此,对故障诊断的研究具有重要意义。
目前,国内外对此课题进行了大量的研究,提出了许多解决方法,主要有:专家系统、神经网络、模糊理论、Petri网、贝叶斯网和粗糙集等[1]。但具体涉及3/2接线系统的诊断方法研究很少。3/2接线系统具有可靠性高、运行灵活性好、操作检修方便的优点,广泛用于500kV及以上的电力系统中。其运行方式及保护配置与低电压等级的电网存在着区别。本文在分析了3/2接线系统保护动作策略的基础上,建立了故障诊断的初始决策表,并利用粗糙集的属性优选对该表进行最小约简,构建最优的Petri网模型,运用Petri网并行推理的能力实现了故障诊断。变电站故障诊断实例证明了该方法不仅能够准确诊断出3/2接线系统的故障元件,而且诊断速度快,容错性好。
2 基本理论
2.1 粗糙集理论
在粗糙集理论中,定义四元组IS=(U,A,V,f)为一个决策表。其中U为论域,A为属性集,由条件属性C和决策属性D组成,且C∩D=Φ,C∪D=A,V为属性值域集,,其中Va为a的值域,f:U×A→V是决策表的信息函数,它为每个对象的每个属性赋予一个信息值,即a∈A,x∈U,f(x,a)∈Va。具有条件属性和决策属性的知识表达系统称为决策表。基于分辨矩阵决策表属性约简算法的步骤为[2]:
1)计算决策表的区分矩阵MD
其中:MD(i,j)为分辨矩阵中第i行第j列的对象。
2)针对可辨识矩阵中所有取值为非空集合的对象Mij,建立相应的析取逻辑表达式Tij,
3)将所有的析取逻辑表达式Tij进行合取运算,得到一个合取范式T,
4)将T转换为析取范式的形式,得
5)输出属性约简结果。此时,析取范式中的每个合取项所包含的属性组成约简后的条件属性集。
2.2 Petri网原理
Petri网是由库所S(用圆圈表示)、变迁T(用竖线表示)、连接库所和变迁的有向弧及初始标识构成的一个加权有向网络[3]。定义六元组Σ=(S,T,F,M0,M1,U,C)为一个有限S/T系统,其中库所结点集合S={s1,s2,…,sm}(m≥0),变迁集合T={t1,t2,…,tn}(n≥0)满足:S∩T=Φ,S∪T≠Φ,流关系F⊆(S×T)∪(T×S),dom(F)∪cod(F)=S∪T。M0为系统初始状态标识,M1为系统变迁点火后的状态标识,库所与变迁之间的输入输出关系用关联矩阵C表示:
其中,1≤i≤n,1≤j≤m,w为网上的权函数。转移控制矢量U={U1,U2,…,Un}表示系统变迁点火(触发)序列,则系统状态方程为:
Petri网的动态行为是通过托肯(token)的变化来反映的,而托肯的变化需通过变迁的触发来实现[4]。变迁变化的条件和规律为:(1)如果一个变迁的每一个输入库所都存在托肯,则该变迁被触发;(2)一个使能变迁的触发是从它的每个输入库所取走一个托肯,放入它的输出库所中;(3)如果变迁中存在竞争关系,由环境提供信息决定谁最终获得托肯。
3 3/2接线系统故障诊断
3.1 3/2接线系统保护动作跳闸策略[5]
继电保护动作信息是故障诊断的基础和核心。3/2接线系统的继电保护按设备进行分类主要有:变压器保护、线路保护、母线保护、断路器保护等。与低电压等级的系统相比,其结构更加复杂,保护的配置数量明显增加。每种保护本身又分为主保护、近后备保护和远后备保护。在实际运行中,当某一元件发生故障时可能是多套保护同时启动,但在动作时限上又有所不同。
一般情况下,当线路或者变压器发生故障时,主保护动作切除与其相邻的两个断路器。此时,若主保护未动作,则由后备保护动作切除故障,如图1(a)所示。如果是母线故障,则由母线差动保护动作跳开与该母线相连的所有开关,如图1(b)所示。
如果保护动作后,故障仍然存在,则可以判断为断路器拒动。此时,应该由断路器失灵保护动作,切除故障。通常继电保护动作而开关拒动时,失灵保护启动后,所有断路器的动作跳闸策略都是一样的。而在3/2接线系统中由于其特殊的接线方式,失灵保护的跳闸策略有所不同:(1)、中间断路器失灵保护动作时,则跳开与之相邻的母线断路器,如图2(a)所示;(2)、母线断路器失灵保护动作时,除跳开与其相邻的中间断路器外,还会启动该母线断路器所接母线的母线差动保护,跳开该母线上的所有开关,如图2(b)所示。
3.2 初始决策表的建立与属性约简
在对以上跳闸策略分析的基础上,以图(1)、图(2)所示的3/2接线系统为例,建立故障初始决策表。该系统有2条母线(B1、B2)、3条线路(L1、L2、L3)、2台变压器(T1、T2),分别配有母线保护(PB1、PB2)、线路保护(PL1、PL2、PL3)、变压器保护(PT1、PT2)。各开关还分别配有相应的断路器失灵保护(PCB*),决策表的条件属性集为保护和断路器的动作信息集合,决策属性为故障元件集合。每一行表示一个故障样本,用“1”表示断路器由闭合变位为打开或保护动作,“0”表示断路器或保护未动作。以此来建立由23个条件属性、18个样本组成的初始决策表。根据上述2.1中提到的粗糙集属性约简算法,对初始决策表进行属性约简,得到了关于决策表的多组约简,选取最小约简见表1。经过粗糙集的处理,故障决策表的条件属性由原来的23个约简到了7个,特征约简率为27.05%。
3.3 Petri网模型的建立
Petri网模型的建立是以条件属性作为初始库所,以故障类型作为终态库所,通过Petri网的逻辑与和逻辑并的关系实现的。根据表1,构建的Petri网模型如图3。
图中条件属性CB11、CB21、CB32、PL1、PL3、PB1、PB2初始状态值有两种可能。即:对应开关或保护动作时,其值为1,不动作时为0。当值为1时,以条件属性为起始的库所中获得1托肯,满足条件的变迁被触发,若各个变迁中存在竞争关系,则默认编号小的变迁获得托肯。将7种故障类型作为终态库所,当托肯流动到终态库所,诊断完成。
4 故障诊断测试
运用Petri网进行故障诊断时,首先将后台SCADA系统提供的告警信息根据粗糙集约简后的属性进行预处理,保留粗糙集约简后的条件属性值。表2为设定的故障位置和处理后的告警信息。(*表示缺失的信息)。
Petri网的初始标识向量为各库所的初始托肯数。诊断过程中,终态库所的初值及故障测试样本中缺失的信息均为0。根据式(2)计算Petri网系统的关联矩阵C,由所有满足触发条件的变迁得出转移控制矢量U,根据式(3)计算得出各样本的终态标识向量。样本测试如下:
样本1:CB11、CB21、PB1动作,对应库所获得托肯。t4、t7、t8、t9满足触发条件。此时,t4与t7竞争CB11中的资源,t4与t8竞争CB12中的资源,t4与t9竞争PB1中的资源。竞争时t4的标号小被触发,转移控制矢量U1=[0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0],经计算后终态标识向量M11=[0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 00],判定故障为B1。诊断正确。
样本2:CB32动作,对应库所获得托肯。t10满足触发条件,转移控制矢量U2=[0 0 0 0 0 0 0 0 0 10],经计算后终态标识向量M12=[0 0 0 0 0 0 0 0 01 0 0 0 0],判定故障为T2,诊断正确。
样本3:CB21、PL1动作,对应库所获得托肯。t1、t8满足触发条件,转移控制矢量U3=[1 0 0 0 00 0 1 0 0 0],经计算后终态标识向量M13=[0 0 0 00 0 0 1 0 0 0 0 0 1],判定故障为L1和T1。该样本中存在错误信息CB21=1,诊断结果虽然扩大了故障范围,但仍能找出故障点L1。
样本4:将缺失的故障数据补齐,PL3动作,相应库所获得托肯。t2满足触发条件,转移控制矢量U4=[0 1 0 0 0 0 0 0 0 0],经计算后的终态标识向量M14=[0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0],判定故障为L3,诊断正确。
将本文提出的算法(算法1)和文献[6]提出的算法(算法2)进行对比,可以看出,本文具有如下优势:
1)从诊断时间看,算法2每次故障诊断均需对全体规则库进行遍历搜索得出匹配规则,而算法1则根据故障数据生成初始标识向量,判断点火变迁,运用简单的矩阵运算便可得出诊断结果,大大缩短了诊断的计算量和计算时间;
2)从信息的冗余性及容错能力看,当报警信息准确完整时(样本1、样本2),算法1和算法2均能得到正确结果,当警报信号缺失时(样本4),算法1可得到正确的诊断结果,而算法2不行;
3)从故障诊断的准确率上来看,当报警信号错误时(样本3),算法1能够准确地判断故障,算法2无法正确诊断。
将算法1与文献[7]提出的算法(算法3)相比,可知:尽管算法3利用粗糙集对决策表进行约简,同时发挥神经元网络并行计算的优点,可以对故障快速分类。但是神经元网络学习速度慢是实时快速故障诊断的瓶颈,并且用神经元网络的故障诊断结果不便于解释,往往要加入解释器。而算法1则能够直接运用矩阵运算,诊断速度快。同时,从截止库所中的托肯值可以看出诊断结果,并用图形表示,简单明了。
5 结论
本文针对3/2接线系统的结构以及继电保护配置特点,建立了故障信息的初始决策表,利用粗糙集知识约简和处理不确定信息的能力,对决策表进行属性约简处理,从而建立了最优的Petri网模型,利用Petri网推理搜索快速化、诊断过程数学化的特点实现正确高效的诊断。结果测试证明该方法能够克服粗糙集的规则搜索问题,诊断过程快速且具有很好的容错能力。
参考文献
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