电站继电保护（精选12篇）
电站继电保护 篇1
笔者在多年的水泥窑余热电站设计和调试工作中, 经常与企业和供电部门打交道, 在联络线的继电保护设计和调试方面, 尤其是在余热电站的方向保护方面, 总结了一些经验, 希望和大家一起分享。
1 方向保护的机理
在多电源联络线综合保护设计中, 基本上是差动和过流。应用最广泛、最简单、最可靠的是过流保护, 我们常在过流保护不能区分区内外故障的情况下, 加装功率方向元件, 方向元件就是利用短路时功率的方向, 也就是利用保护线路的电流和母线电压之间的相位关系来判别是正向短路或者反向短路。
微机保护的方向元件仍然按照功率方向继电器的原理构成, 方向元件的功率公式:
式中:
K———常数;
IJ、UJ———功率方向元件的输入电流、电压;
ΦJ———IJ与UJ的相角;
α———方向元件的内角。
由上式推导可知:当IJ落后UJ时, ΦJ为正, 当IJ超前UJ时, ΦJ为负, 所以ΦJ决定了方向元件的方向。方向元件的内角为30°和45°, 可根据线路长短设定。
-90°≤ΦJ+α≤90°范围内PJ为正 (动作区) ;
90°≤ΦJ+α≤270°范围内PJ为负 (非动作区) 。
2 方向保护设计原则
1) 一般在中性点不直接接地的小电流接地系统, 联络线应装设相间短路保护和单相接地保护。
2) 由于系统容量远大于余热发电厂中发电机的容量, 为保证在余热发电厂短路时, 联络保护装置动作的选择性, 保护一般装设方向元件。
3 保护方案的选择
1) 当联络线最大传输电流远小于最小一台发电机所提供的最小短路电流时, 采用方向电流速断保护。
2) 当机组多, 容量大, 重要性高, 对侧 (供电电网侧) 馈线多, 配合性较差等时, 可采用带辅助导线的纵差保护做主保护。
3) 当联络线最大传输电流小于最小一台发电机最小短路电流的1.5倍时, 可简化保护, 联络线与电厂母线保护合二为一, 采用时限电流, 电压连锁速断保护。
4) 联络线后备保护可采用过电流保护。
4 实例说明
山西某水泥厂总降和余热电站的一次接线图见图1。
图中, 水泥生产线总降:SZ11-20 0003520 000kVA8%油浸式变压器;余热电站配置:QFKW-6-2Z6 000kW10.21%412.4A快装式发电机;SCB10-80010.5800kVA5.59%44A站用变压器。图中数字1~5指速断保护位置, 保护整定值分别为Iset1~Iset5。
余热发电量只有总厂用电量的1/3, 所以余热电站是小电源侧。总降变压器与外界连接的是无限大的系统, 所以总降为大电源侧。根据现有参数, 估算总降侧短路电流约为13kA, 余热发电机侧的短路电流约为4kA。对于Iset4定值要具有选择性, 必须对电站侧短路和站用变压器短路做保护配合;对于速断保护整定值Iset2明显要小于Iset4, 所以当短路发生在Id1时, 保护2流过总降提供的大电源侧的短路电流大于Iset2, 肯定误动。而当短路发生在Id3时, 保护4流过余热发电机提供的小电源侧的短路电流要小于Iset4, 不会误动。所以在速断保护整定值计算合理并满足选择性的前提下, 带时限的保护满足不了选择性, 小电源侧需加方向元件, 如果计算定值合适, 大电源侧可不加。设计时, 由于水泥厂 (业主) 提供的总降高压电网侧的资料少, 所以联络线主保护采用纵差保护。又因发电机传输电流远小于发电机最小短路电流, 过电流保护做后备保护。对于保护2和保护4采用方向速断保护。
若短路发生在Id1时, 功率正方向上应是保护4和保护1配合。但如果保护2没有加方向元件, 且Iset2又小于总降系统提供的短路电流整定值, 保护2就有可能误动, 失去选择性。
短路发生在Id2时, 保护2和保护4配合。正常配有差动和过流保护。
短路发生在Id3时, 功率正方向上应是保护2和保护5配合。但如果保护4没有加方向元件, 且Iset4又小于余热电站发电机提供的短路电流整定值, 保护4就有可能误动, 失去选择性。因此, 在速断、限时速断、过流均应加方向元件, 并可投退。
5 结论和建议
水泥厂的总降和热电厂上网时, 总降侧的联络柜不可能随意性地开或者合, 必须有操作票等必要的手续才能进行相关的电气操作。相比之下水泥厂余热发电并网但不上网, 相当于余热发电只能是其供电部门的一个车间, 其电站侧的联络柜就只是电站车间内部的开关柜, 可以不受总降的约束, 在灵活性上提高了很多。对于余热电站来说发电就是第一生产力, 所以这种情况下, 笔者认为小电源侧不用加方向元件, 因为加装方向元件后, 保护复杂化, 并且降低了可靠性。同时, 还方便余热电站的正常运行和检修, 对于供电局直接管理总降的工厂更佳。大电源侧加或者不加方向元件应视两个电源大小和设计院计算结果的合理性而定, 一般是要和水泥厂供电部门沟通。余热发电站一般都是后建, 所以对于保护装置2在时间和定值整定上一定要配合保护装置5来整定, 以防止仅总降侧的保护装置5动作, 使余热发电机单独带起整个水泥厂负荷, 发电机被拖垮的事情发生。因此, 余热发电机虽然机组小, 但保护装置必须合理的配置和整定计算, 防止事故发生时拒动和误动, 防止事故扩大化、严重化。
电站继电保护 篇2
摘 要：继电保护作为一种先进的反事故自动装置，在保证供电质量、避免故障的扩大化等方面都起到了非常重要的作用。正是由于继电保护担负着电网安全、稳定运行的第一道防线的重任，尤其应当强调其可靠性，这也是衡量智能变电站中继电保护技术是否先进、是否适用的最主要标准。本文结合某500kV智能变电站的建设为例，就其继电保护可靠性配置方案进行了分析与探讨。
关键词：智能变电站；继电保护；可靠性
中图分类号：TM77 文献标识码：A
一、智能变电站继电保护的技术特点
与常规变电站的保护装置相比，智能变电站中的继电保护技术主要区别在于输入、输出形式出现了较大的改变，即保护装置的采样过程变为了通信过程。常规变电站继电保护装置，其输入为TV、TA二次模拟量和间隔位置等物理开关量，输出则为跳合闸触点方式，以实现故障的自动跳闸与重合闸。而智能变电站中，其继电保护装置利用过程层的网络数据形式，对通道采样值、开关量值进行网络化传输，而保护装置动作以后的输出信息，也以数字帧的形式传递到过程层网络中，智能一次设备接受到命令后即相应执行跳合闸操作。
同时，在智能变电站继电保护配置方案中，尤其应当满足“可靠性、选择性、灵敏性及速动性”的要求。要求继电保护装置应能直接采样，对于单间隔的保护应能直接跳闸。为保证信息迅速、准确传递的需要，继电保护装置和智能终端之间的通信要求采用GOOSE点对点的通信方式，继电保护装置之间的通信则宜采用GOOSE网络传输的方式。
二、继电保护可靠性配置方案工程实例
某500kV智能变电站包括了500kV/ 220kV/35kV主变压器2台。其中，500kV部分采用的是3/2接线；220kV部分则采用了双母双分段接线方式，为GIS设备；35kV为单母线分段接线。变电站自动化系统采用了“三层两网”的网络结构，各IED设备之间信息交互采用的是IEC61850标准中的MMS和GOOSE技术。在500kV变电站间隔层、过程层中应用GOOSE跳闸，将断路器智能终端下放至开关场，以实现对一、二次设备联合程序化的顺控操作。
该变电站于2010年开始智能化改造，改造内容主要包括了信息一体化平台、继电保护应用、一次设备智能化、智能巡视、辅助设备智能化、绿色能源这六大部分。其中，在继电保护应用的改造中，该变电站500kV、220kV及主变压器电气量保护（包括断路器失灵保护及重合闸功能）全部采用了双重化配置，所有220kV断路器失灵判别功能在220kV母差保护中实现。另外，主变压器非电量保护仍按照单套配置，并放置在户外智能终端柜中，母联（分段）断路器充电过电流保护也是按照传统单套配置。过程层设备配置
该变电站在智能化改造期间，在500kV线路中新加设了一套线路保护PCS―931GM、线路电压合并单元PCS―220MA、GOOSE交换机，共同组成了线路智能组件柜。同时，还新加设了第二套线路保护L90、两套断路器及母线电压接口装置BRICK、一套智能数据录波及分析装置SHR―2000。
在220kV 线路隔离开关与原常规电流互感器之间，则新安装了一组光学电子式互感器、两个户外智能组件柜以及两套线路保护。在35kV线路侧，新加设了3号主变压器、2号低压电抗器本体、一次高压组合电器、电抗器保护测控装置PCS―961l、在线监测装置PCS―223A。继电保护配置
该变电站各元件及线路的继电保护配置，如图1所示。
（1）500kV主变压器两套电气量保护采用的是PST―1200U，非电量保护则采用的是PST―121081。500kV线路保护第一套为CSC―103AE，第一套远跳就地判别装置CSC―125AE，第一套断路器保护为CSC―121 AE；500kV线路保护第二套为PCS―931GM，第二套远跳就地判别装置PCS―925G，第二套断路器保护为PCS―921。500kV第一套母差保护为PCS―915，第二套母差保护为BP―2c。
（2）220kV线路第一套保护为PSL―603U，第二套保护为PCS―931GM；母联（分段）断路器保护为PCS―923G。220kV第一套母差保护为BP―2C，第二套母差保护为PCS―915M。
（3）220kV及以上保护均采用的是常规采样，网络跳闸方式。35kV保护仍采用的是常规采样、常规跳闸方式。
（4）过程层采用了智能终端，按照保护双重化配置，与对应的保护装置均采用的是同一厂家的设备。500kV系统第一套智能终端采用JFZ―600，第二套智能终端采用PCS―222B。220kV系统第一套智能终端采用PSIU―601，第二套智能终端采用PCS―222B。
（5）500kV线路、220kV线路、主变压器500kV侧和220kV侧均配置三相电压互感器，母线也配置了三相电压互感器，线路、主变压器保护用的电压直接取自于三相电压互感器。在220kV母差保护屏上有一个电压并列切换开关，母线电压互感器运行时，投入“正常”位置，当一组母线电压互感器退出运行时，根据情况人工切至“强制正母”或“强制副母”位置。在该变电站中，没有配置电压切换与并列装置。网络架构设计
（1）500kV的GOOSE网络架构
500kV的GOOSE网络总体结构为单星形网，双重化的两套保护分别接入2个独立的GOOSE网。GOOSE交换机按出线、主变压器、母线等间隔配置，同一串的第1、2套保护分别配置2台交换机，2套保护GOOSE网相互独立；而中断路器保护、智能终端以及测控端的2个GOOSE口，则分别被接到同一串的2个间隔交换机中，并利用装置原有的双GOOSE口进行配置，而不需要再另外搭配GOOSE口。除母差保护外，所有间隔之间没有保护GOOSE联系，当任意一台交换机发生故障时，也不会对其它间隔的正常运行带来影响。
（2）220kV的GOOSE网络架构
220kV的 GOOSE交换机，则按照出线、主变压器、母线、母联（分段）等多间隔配置。其中，第1套线路保护装置按照每4台接入1台交换机配置，而第2套线路保护则按照每6台接人1套交换机配置。母联（分段）保护按照单套配置，2个GOOSE口分别被接到2套网络的间隔交换机当中，并直接利用装置原有的双GOOSE口配置，而不需要另外配置GOOSE口。
500kV、220kV开关测控装置按照单套进行配置，并分别接入GOOSE 的A网。其中，间隔层、过程层设备及GOOSE网络，以及站控层中的保信子站、录波子站由继电保护人员专业负责管理。而站控层设备、网络报文记录分析仪及MMS网络等，则由自动化人员专业负责管理。设备故障及缺陷问题的处理，应由两专业共同协调负责。
结语
在我国近年来变电站的智能改造过程中，继电保护技术始终是智能变电站的核心技术之一。具有高度可靠性的继电保护配置方案、网络架构，对于保证变电站运行的安全与可靠，都起到了非常积极的作用。为实现坚强智能电网的建设目标，我们更应当加强对继电保护领域相关技术的研究与探索，以促进智能变电站建设的进一步发展与完善。
参考文献
智能变电站继电保护配置分析 篇3
关键词：智能变电站；继电保护配置
中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0106-02
1 概 述
目前，电网建设发展日趋迅猛，智能变电站的推广及应用范围越来越广，尤其智能变电站继电保护配置有关技术。基于传统变电站继电保护配置及相关技术的发展，智能变电站继电保护配置有效运用自动化信息技术，对变电站的继电保护达到智能化目的。
在智能电网系统中，智能变电站继电保护配置使用时，首先应该综合考虑智能变电站继电保护配置的可靠性、选择性、灵敏性以及快速性；基于此，智能变电站继电保护的配置主要分为两类，即智能变电站过程层继电保护以及变电站层继电保护。
2 智能变电站继电保护配置概述
2.1 继电保护配置的基本组成
继电保护配置主要由软件与硬件两部分构成，其中软件部分即计算机程序，其可根据保护原理及功能的要求来控制硬件，可执行的操作主要包括数据采集、数字运算及逻辑判断、外部信息交换，以及执行动作指令等；而硬件部分主要包括数字及模拟电子电路，硬件主要用来建立平台，以此来联系微机保护外部系统的电气，以及支持软件的运行[1]，继电保护的硬件配置主要有以下几个部分，即数字核心部件、模拟量输入接口部件、开关量输入接口部件、外部通信接口部件以及人机对话接口部件。
2.2 智能变电站继电保护配置
通常情况下，在电网系统中，主要依据智能变电站继电保护配置层的不同，来分析继电保护配置，主要有过程层继电保护和变电站层继电保护两种。
智能变电站过程层继电保护配置是对一次设备展开独立主保护的配置，在进行继电保护时，以智能变电站过程层的一次设备状况为依据，过程层继电保护配置可分成两类：
在电网系统中，若智能变电站过程层一次设备自身即智能化设备的保护装置，此时，变电站的一次设备保护配置的安装位置是智能变电站设备内部[2]；
若老设备经过改造而形成了变电站的一次设备，此时，一次设备自身不再是保护装置，需要主保护配置，并将主保护配置、合并器以及测控等功能的设备安装于一次设备附近，以方便智能变电站设备的平稳运行以及后期维护。
3 过程层继电保护
过程层继电保护配置的首要功能是通过快速跳闸，实现对一次设备的主保护，其中包括母线差动保护及线路纵联保护等；而变电站层的集中式保护配置的主要功能是后备保护功能。如此一来，便于简化过程层的保护设计，而将主保护功能作为重点，而后备保护功能能够将配置简单化，甚至可以取消，进而实现了配置硬件设计的简单化[3]；此外，通常，主保护的定值整定较为固定，不受电力系统运行方式的影響。
然而，基于独立保护的限制影响，一次设备与继电保护配置集成后，针对一个开关，若母线保护与线路保护同时进行，必须在硬件上分离，需各自相互独立，可设计的模件形式应具有单独功能。
过程层继电保护配置主要有以下具体保护：线路保护、电抗器保护、变压器保护、母线保护等。其中，过程层的线路保护配置在进行主保护时，主要通过纵联距离或纵联差动来实现，在集中式保护配置内安放后备保护。
主接线采用单断路器方式时，线路保护配置在完成纵联保护功能过程中，主要借助对侧线路保护配置通信以及主保护的光纤通信口；变压器保护使用分布式配置，进而对过程层进行差动保护，后备保护的配置则使用集中式。
独立安装非电量保护，借助电缆直接使断路器跳闸，此外，借助光缆将跳闸指令输入GOOSE与采样的同一网络中；电抗器保护与变压器保护完全相同；对于变电站中的母线保护配置，设计采用分布式，各个间隔中的保护配置独立实现母线保护，若出现故障，只将本间隔的断路器跳闸，集中保护实现失灵保护功能。
4 变电站层继电保护
变电站层继电保护配置主要包括全站所有电压等级集中配置及集中式后备保护，从而实现后备保护功能。
其中集中式后备保护是双重化配置，其有效运用在线实时自整定以及自适应技术，此外，还拥有广域保护的接口，从而不仅具有后备保护功能，而且还具有广域保护功能[4]。
后备保护系统不仅能对本变电站进行保护，而且还能保护相邻变电站，即：一方面，对于本变电站的元件，具有近后备及开关失灵保护作用；另一方面，对于相邻变电站的元件，也能起到远后备保护作用。
故，所有变电站的保护范围均有两部分组成，其一为近后备保护范围，主要有该变电站内的直接出线以及所有的母线；其二为远后备保护范围，主要有连接对端母线的所有线路和直接出线的对端母线。
后备保护系统是独立的，其对本变电站、相邻变电站的有关信息分别进行采集、接收，其中本变电站信息有元件的电流与电压信息、主保护动作信号与断路器状态信息；而相邻变电站的信息有元件的故障方向信息、主保护动作信号与断路器状态信息。后备保护系统以实时信息为依据，对远后备范围中元件的故障进行独立判断，同时制定最优的跳闸措施。
此外，后备保护系统能够与离线定值整定算法相结合，按照不同的运行方法可以提前制定几套定值整定方案，依据实际的电网参数，站内集中保护配置能够确保在系统处于某种运行方式后，保护能够对应地切换至提前设定好的某一定值范围，进而实现保护动作性能的优化作用。
与此同时，变电站层继电保护配置还能够与备用自投配置、低压/低频减载以及过负荷联切等自动配置进行集成。
5 结 语
智能变电站继电保护配置是否可靠、安全地运行，将对智能变电站的运行产生非常重要的影响，直接关系到智能变电站运行的可靠性及安全性。
因此，智能变电站继电保护配置是当今电网行业关注的焦点，也是学者们研究的重点，加强对智能变电站继电保护配置的分析，不仅有利于科学、合理制定智能变电站继电保护配置方案，而且能有效保证智能变电站的安全、平稳地运行，进而有利于促进我国电力行业的进一步发展。
参考文献：
[1] 王同文，谢民，孙月琴，等.智能变电站继电保护系统可靠性分析[J].电力 系统保护与控制，2015，（6）.
[2] 洪鸣.基于智能变电站的继电保护分析[J].中国电业（技术版），2013，（9）.
[3] 张婷，王志刚.500kV智能变电站继电保护配置设计方案分析[J].内蒙 古电力技术，2013，（5）.
智能变电站继电保护技术探究 篇4
随着继电保护技术的不断发展,为了解决传统变电站在信息互操作、信号传输、自动化水平等方面存在的不足,基于IEC61850协议的智能变电站逐渐兴起,成为变电站发展的技术主流。随着世界范围内的能源逐渐枯竭,以绿色、环保、数字化为特征的智能电网技术兴起,给智能变电站的发展带来了巨大的机遇。本文将结合工作实践,浅谈智能变电站的继电保护技术。
1 智能变电站技术概述
智能变电站是指变电站在信息的采集、传输、处理、输出过程中,全部实现了数字化。其基本特征为:设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化。图1为智能变电站的结构示意图。
与传统变电站相比,智能变电站集中体现了一次设备智能化和二次设备网络化,有利于变电站在设计、建设和运行方面成本的降低。同时,光电互感器和智能断路器的应用,解决了传统变电站的电磁式互感器的饱和问题,光缆的使用也解决了传统变电站的电磁兼容和交直流串扰问题。可以说,智能变电站技术是在传统变电站基础上的一次飞跃。
图I中,智能变电站主要分为站控层、间隔层和过程层。站控层和间隔层基于IEC61850通讯协议,实现数据共享,而过程层则以可靠和稳定为首要目标。间隔层设备,也就是智能变电站的二次设备,即为本文要讨论的继电保护技术的应用之处。
2 智能变电站继电保护技术的特征
2.1 系统建模的标准化
IEC61850协议的产生,使得保护有了统一的建模标准、统一的信息模型和交换规则。建模标准化的实现,不仅有利于变电站自动化功能的提升,还使得保护的ICD模型在语法和定义上实现了标准化,所有的保护基于统一的平台进行通讯,提高了设备的互操作性。此外,由于变电站内的一次设备和二次设备使用了统一的建模标准,使得站内的继电保护设备与控制中心可以进行无缝通信,从而完成了变电站信息的高速传递和共享。同时,基于XML的变电站配置语言SCL(Substation Configuration Language)的使用,也简化了系统的维护、配置和工程实践。
2.2 数据采集的数字化
智能变电站与传统变电站的一大区别,就在于智能变电站在电流和电压的采集环节使用了数字化的电气量采集系统以及光学互感器或电子式互感器。图2为全数字化保护的系统结构图。如图2所示,变电站一次设备的电压、电流等电气量,通过智能变电站的光学互感器或电子式互感器进行采集,再通过合并单元统一进行数据合成,合并器接收通过多路采集器送来的采样信号,并进行汇总,通过网络介质上送保护装置,提供多路数据输出,节省了大量的电缆,实现了一次系统和二次系统的电气隔离,且电气量的测量范围大,测量精度也较高,实现了信息的集成化。采集器与合并器以及合并器之间,通过合并器来完成全站的数据同步。
2.3 设备操作的智能化
在智能变电站的设备操作中,随着电力电子技术和微机算法的不断进步,新型传感器不断出现,设备操作实现了高度智能化。首先,微机技术的进步提升了继电器的控制技术,电力电子技术的发展为断路器的执行机构带来更优异的性能,智能变电站的智能设备性能远远高于传统变电站的常规机械机构的设备,可以实现对跳闸和合闸角度的控制、过程的控制,在故障时能够快速动作,并减少暂态过程中的直流分量和谐波。在设备的控制方面,设备自身的微机芯片可以直接对断路器设备运行进行处理,并具有独立的执行功能,将不再依赖于站控层的控制。此外,设备自身还具备自检功能,可以及时发现自身缺陷并给出报警,为变电站的状态检修提供有效信息。
2.4 系统结构的紧凑化
与传统变电站相比,智能变电站的保护具有体积小、重量轻等优点,紧凑的结构使得保护可以进行优化组合和布置。例如,在一些高压变电站中,继电保护和测控装置,以及故障录波和安全自动装置可以实现智能电子装置的“近过程化”(process-close)。而在中低压变电站,可以直接将继电保护装置小型化,紧凑安装在开关柜上。
2.5 信息交互的网络化
在智能变电站中,变电站的继电保护设备可以全部使用高速的网络通信,而不再使用常规变电站常规功能的重复I/O接口,一方面,大大降低了变电站内二次回路的连接线数量,提高了系统的可靠性,例如,对传统变电站来说,每个间隔内有200～500根二次回路连接线需要安装和测试,工作量较大,且繁琐的安装和测试容易出现错误,实现了对资源的节约;另一方面,通过以太网技术实现了数据和资源的共享,并可以使用多播技术实现将一套采样数据同时发送到保护、测控、故障录波等装置。
2.6 信息应用的集成化
在智能变电站中,由于使用了IEC61850的统一标准,继电保护装置之间消除了由于建模和系统建构差异带来的“信息孤岛”,实现了信息应用的集成化,克服了常规变电站中继电保护装置、监视设备、控制设备、故障录波装置等不同设备之间功能单一、相互独立的情况,有效解决了常规变电站硬件重复配置、信息不共享等问题。
3 智能变电站继电保护的几个关键问题
3.1 可靠性问题
由图2可见,全数字化保护的系统结构中,包含了更多的电力电子设备,如合并单元、以太网交换机、同步时钟源等。电力电子设备受到环境因素影响较大,同时还存在信息同步、电磁兼容、开关频率等影响,因此大量电力电子设备的加入将对系统的可靠性带来影响。基于此,可以多使用性能稳定的光缆,并充分利用冗余技术进行系统的自检,及时给出告警和动作信息,同时建立继电保护系统的可靠性模型,对系统可靠性进行定量分析。
3.2 安全性问题
智能变电站中的继电保护装置使用了统一的IEC61850建模标准,由于IEC61850标准是世界统一的,且公开发布,在开放的网络环境下,保护系统遭受网络攻击和信息安全威胁的风险变大,保护的安全性问题日渐上升。IEC61850规约中并未对信息安全性问题给出规定,但随后发布的IEC62351中对信息安全防护给出了相关规定和措施,为数据通信环境的安全性给出了建议。
3.3 同步性问题
智能变电站中,由于保护的信息采集实现了数字化,出现了传统变电站的电磁式互感器不可能存在的问题——数据的同步性问题,由合并单元输出的数据采样信号含有时间信息,为了避免电气量在相位和幅值上出现误差,继电保护设备应该在同一时间点上获得采样数据。所以,保护的同步性与保护的动作行为息息相关。虽然同步信号丢失后,保护仍然能够依靠主时钟的内部时钟,但采集到的数据不可避免地会出现偏差。根据保护对时间同步的需求,将智能变电站的保护装置分为3种:(1)过流和过压保护。由于保护原理较为简单,所以保护的动作行为仅仅需要输入信号的幅值正确,而不要求时间信号的严格同步,此时,一旦同步信号丢失,保护仍然能够正确动作。(2)距离保护和变压器差动保护。按照保护原理,这2种保护都需要采集信号的相位和幅值,由于所需数据来自同一个变电站,所以只需要保证站内同步,此时,一旦同步信号丢失,延迟若干时间后就应对保护进行闭锁。(3)线路差动保护和检同期装置。按照保护原理,这2种保护也要对信号的相位和幅值进行采集,而且不仅需要线路本侧数据,还需要线路对侧数据,所以所需要的信号来自不同的变电站,必须保证全网同步才能正确动作。因此,一旦同步信号丢失,应立即对保护进行闭锁。
3.4 实时性问题
智能变电站的继电保护具有较强的实时性,但基于数字式互感器的采样值传输时间由于受到合并器链路传播延时、交换机交换时延、接收器接收时延、NPI处理时延等的影响,不可避免地会产生传输误差。
数字式互感器产生采样值传输时间抖动的原因主要有合并器排队和交换机转发2种因素。合并器在收到采集器送来的数据后,要进行排队处理,在接收采集器的通信过程中存在额外的等待时间,而交换机根据性能不同也存在转发时延,即使是支持IEEE.1P的最高优先级报文,也需要对正在发送的一帧数据完成发送后,才能进行下一次的转发。
4 结语
智能电网的发展给继电保护带来了巨大的飞跃,智能变电站技术的发展使得继电保护技术在保护采样、信息传输、模型构建、保护算法等方面都发生了革新性的改变。随着国家电网公司建设“以特高压为骨架,各级电网协调发展”的坚强智能电网进程的不断推进,电网技术在智能化、自动化、清洁化的方向上不断发展,继电保护技术仍然处于不断发展和进步中,具有广阔的发展和探索空间。
摘要：概述了智能变电站技术,对智能变电站的继电保护技术特征和保护的可靠性、安全性、同步性、实时性等几个关键问题展开了探讨,以与广大同行共同交流。
关键词：智能变电站,继电保护,数字化
参考文献
电站继电保护 篇5
摘 要
变电站的继电保护装置是电力系统出现自然或者人为的故障后最有利的保障，保护装置不仅能够保障各级设备的安全稳定运行，还是保证电力供应安全稳定的最根本，最有效的手段。但是在实际的应用中，变电站的继电保护装置存在着诸多的安全风险。本文我们就将根据实际中发生的安全问题进行一一的解析，并给出相应的解决方法，让继电保护装置更稳定更安全的运行下去。
【关键词】继电保护 二次回路 差动保护 措施
众所周知，变压器是我国电力系统中非常重要的一个环节，他的安全平稳运行关系着整个电力系统的稳定工作。而保障变压器安全工作的设备便是变电站继电保护装置，为变电站的稳定工作保驾护航，所以说对继电保护装置的维护迫在眉睫。尤其是近几年来中国国民经济持续发展，对电力行业的需求越来越大，要求也越来越高，但是各个地区中继电保护装置的事故还是时有发生，打乱了当地居民正常的生活生产秩序。本文我们分析了近几年来发生事故的原因，总结出影响变电站继电保护装置的安全风险因素，并依此给出相关的解决方法。变电站继电保护安全风险的三个要点因素
分析近几年来我国发生的由于继电保护装置发生的电网事故，发生安全风险大部分由一下几个原因构成：
1.1 继电保护装置中二次回路不正确造成的系统误动的发生
大家要首先明确二次回路的正确概念：二次回路是相对于一次回路所相对的概念。一次回路指的是一次设备中比如变电器，输电线，等设备总所流过的电回路成为一次回路。二次回路是二次设备也就是指监控，检查一次设备安全问题，并提供相关保护的装置中的回路，称之为二次回路。
二次回路通常是利用相关的设备进行采集一次设备的相关电压等进行相关的监管监控，更多的是对变压器的调节回路的实时情况进行相应的分析，以及出现不好的状况了二次回路能够及时的做出反应。一个稳定、可靠、科学的二次回路能够帮助我们及时的分析出变电站中的问题所在，减少各种电力设备中失误情况的发生。但是现实情况是继电器保护装置的相关维护人员，在最最初的调试模拟阶段，没有能过对二次回路引起足够的重视，对相关的情况不能够都模拟到位，造成在以后的变电站工作中出现了模拟之外的情形或者是突发情况，继电保护装置错误的触发，给整个系统带来不小的损失。
1.2 模拟调试时CT极性线接错未发现而造成保护误动
在变电站的一整个系统中，继电保护装置不只是一个大型的继电保护装置，而是存在于变电器装置中的各个小的设备总，比如说电压表，输电线，电闸等等的设备中，一旦发生事故能够及时有效的发出相关警告，让事故能够快速安全准确的排除掉。
在整个变压设备系统里边，继电保护装置的原理也是各不相同，其中的差动保护是里边相当重要的一个保护措施。根据我们学过的物理原理，可以把被保护的设备看做一个接口点，正常情况下流进去跟流出啦的电流相等，没有差距。设备一旦发生故障，电流的流进跟流出的就会有明显的差距，当差距大于预定值时，就会迫使设备停止工作。而流进保护差动保护设备的的电流就是由保护设备两侧的CT二次回路完成的。所以说只有保证了差动保护中的CT两侧的接线正确，才能保障差动保护的正常完成。但是事实是在各种变电器的施工现场，大多数的工作人员都没有任认识到CT极性线接错的危害，在工作中对这个问题没能引起足够的重视，这就给设备的后续工作带来不小的工作隐患，不能够让整个设备安全稳固的进行运作。
1.3 没有有效控制继电保护危险点造成的安全风险
大家平时肯定都有所耳闻，变电站中的电压是非常高，无论是对人还是对设备来说都是非常危险的地方。相关人员在维护继电保护装置的时候，一次设备都部分都是在正常运行的，必须按照相关的操作规范去操作，否则都会导致保护装置的突然启动给整个系统带来损失。所以在施工作业以前就需要通过规范的预测，来判断出整个系统中的危险点，并听取专业人员的建议再进行操作，从而有效的防止人为触发保护机制而造成的不必要的损失。
继电保护危险点大致分为两类，一类是静态危险点另一类是动态危险点。静态危险点指的是这个变电器设备周围的硬性的缺点，比如地点不平或者是比较昏暗的条件等等，是建设初期就遗留下来的长期影响施工工程的危险点，所以在变电站的环境中必须由相关熟练的人的引导。动态危险点指的是随着时间的推移才显现出来的各种问题，如PT二次的短路或者是接地等随着检查的开展才能展现出来的问题；还有就是工作人员本身在检测的时候，随着检查时间的加长肯定情绪会有不小的波动，认真程度下降，对整个系统来说是一个相对动态的危险点。变电站继电保护危险因素的改进措施
上文我们通过分析，得出了几个对变电站继电保护装置有危险的因素点，既然找到了危险因素的所在之处，就需要找到相应的对策来解决问题，为整个变电站更加稳定的运行工作增添一份保障。
2.1 继电保护装置安装时模拟情况一定要详细
上文我们提到的，二次回路不正确的安装给继电保护装置误动造成了不必要的损失，还有就是工作人员的粗心大意，对本变电站可能要出现的情况没能进行详尽的模拟，造成变电站平时出现模拟在外的情况时出现误动。这就要求相关的工作人员本着严谨认真的态度对变电站二次回路的情况进行详尽的模拟，然后才能杜绝二次回路不正确的现象的发生。
2.2 CT线的极性接线一定要保证正确
在变电站的整个系统中有大大小小的继电保护装置，差动保护装置是运用最多最广泛的，其中的CT极性接线的重要性不言而喻。这就要求相关的工作人员在工作时，着重检测CT极性线的正确性问题，只有保证了这些，才能让差动保护发挥其作用，让整个线路保持稳定的输出。
2.3 有效的控制变电站继电保护装置的危险点
变电站周围继电保护装置的危险点非常的多，如果不能有效的去控制，不但对相关人员有危险也会对整个电网系统带来损失。针对静态危险，我们需要事前对整个变电站周围的环境进行评估，总结出来，然后提供给工作人员尽量避免触碰到。对动态危险点我们需要不定时的进行检查检查，尽早的查出，避免带来不必要的损失。
参考文献
[1]胡义生.变电站继电保护安全分析和改进措施[D].浙江大学（学位论文），2012.[2]施叶君.变电站继电保护的特点分析，三角洲[J].2014.[3]赵前勇.35KV变电站继电保护对策[Z].百度文库，2013.[4]彭丽华.以信息管理技术为基础的变电站继电保护分析[J].电气自动化设备，2012.作者单位
国网青海省电力公司检修公司
智能变电站继电保护系统调试探讨 篇6
关键词：智能变电站 调试 继电保护系统 二次设备
0 引言
随着智能电网的发展，智能化变电站已成必然趋势。智能变电站继电保护系统调试不同于常规变电站，其特殊的信息采集、信息传输和信息处理模式与普通变电站有本质区别。新型电气设备（合并单元、智能终端、网络交换机）本身的功能和特性，以及电气设备与二次设备之间的配合程度，都有可能对变电站的稳定运行造成影响。在智能供电系统中，继电保护装置的快速反应能力主要取决于合并单元采样是否同步以及过程层网络是否稳定可靠。
当前，电网设备和供电技术频繁更新换代，只通过以往常规变电站单类保护装置的试研方法来检测智能变电站继电保护系统的整体性能似乎已无法满足智能电网的检测和运行要求。鉴于此，供电单位应该与时俱进，及时调整系统调试方向，研究新的调试方法。本文对智能变电站继电保护系统的调试阐述了个人的见解，以期为智能化变电站的调试提供一些有益的参考。
1 所调智能站继电保护系统配置情况
所调试的智能变电站监控系统采用三层两网结构，由站控层、间隔层、过程层设备及站控层网络（MMS）、过程层网络（GOOSE）组成。如图1。
间隔层网络为双星型拓扑结构，传输MMS报文与GOOSE报文，借助相关网络设备实现与本间隔其它设备、其它间隔设备以及站控层之间的网络通信。
过程层按电压等级组网，220、110kV电压等级GOOSE网和SV网共网设置，网络采用星形结构。220kV双重化配置的保护和安全自动装置分别与对应的过程层网络相连接，测控装置双跨两个网络，而110kV单套配置的保护及安全自动装置、测控装置接入过程层网络。
A（B）套继电保护设备与本间隔的A（B）套智能终端采用GOOSE直跳方式，闭锁信息及失灵启动，位置状态等交换信息采用GOOSE网络方式传输；A（B）套继电保护设备与本间隔的A（B）套合并单元采用SV直采方式，故障录波器、网络分析仪等电压电流采样信息采用SV网络方式传输。
站控层校时：采用SNTP网络校时方式；间隔层与过程层设备采用硬接点IRIG-B（DC）、1588协议（需功能满足），光纤B码同步对时或校时；IRIG-B（DC）应能够方便地扩展。保护及安全自动装置需满足插值同步功能，不依赖于外部同步时钟源。
2 智能变电站继电保护系统的调试内容
2.1 继电保护调试
2.1.1 电压、电流采样的检测。在智能变电站中，使用数字化保护测试仪，直接从保护装置的光纤直采口输入来自合并单元的光数字量，以此来校验保护装置的精度、灵敏度、功能。对于有跨间隔数据要求的保护装置，可以用两根光纤同时输入来自不同间隔合并单元的数字量，实现数字电压、电流数据的采样。具体见图2。
2.1.2 保护装置的输出。保护装置光纤通过直跳口向智能终端发送跳闸令，通过GOOSE组网口传送相互之间的联闭锁信号。通过保护装置实际传动来验证GOOSE报文输出信号的正确性与实时性，依据设计院的GOOSE虚端子表，确保每个信号验证到。
2.1.3 同步测试。① 对于单间隔的保护，按图3接线，用传统试验仪给合并单元同时加电压量、电流量，查看装置的相位角与所加量的相位角是否一致，检查电压、电流采样是否相差非周期倍数；然后按相同的接线方式，突然增加电流量或电压量，通过网络分析仪查看电压、电流波形是否同时突变，检查电压、电流采样是否相差整数倍周期，以此来判断电压、电流是否同步。②对于跨间隔数据的保护，校验不同间隔数据的同步性尤为重要。按图3所示，用传统保护测试仪给不同间隔合并单元同时加电流量，验证不同间隔合并单元电流量是否相差非整数倍周期和整数倍周期，确保采样的同步性，除此还要测试不同间隔合并单元由失步再同步过程中主变、母差保护的动作性能。
2.1.4 检修状态测试。①调试要点及要求。智能终端检修状态与保护装置检修状态不一致时，智能终端闭锁动作；一致时，智能终端正常动作。合并单元检修状态与保护装置检修状态不一致时，保护应闭锁；一致时，保护正常动作。智能终端检修状态、合并单元检修状态、保护装置检修状态三者中任一不对应，断路器不动作，均一致时，保护正常动作，断路器正常跳闸。②调试方法。通过投退智能终端、合并单元和保护装置的各种检修状态组合，完成相关保护试验。
2.2 光纤回路调试
智能变电站大量使用光纤传输，光纤已经成为继电保护系统不可或缺的一部分。光纤回路的试验犹如传统站电缆的绝缘、对芯一样必不可少，试验主要内容有：第一，每条光纤芯（含备用芯）做光收发器件功率测试、光通道衰耗和误码率测试等工作并且做好记录。第二，核对装置背后每个光芯的断链告警信息，以220kV线路间隔为例：①线路保护：保护接收合并单元SV中断（直采）、保护接收母差保护GOOSE中断（组网）、保护接收智能终端GOOSE中断（组网）、保护装置对时异常。②母差保护：母差保护接收合并单元SV中断（直采）、母差保护接收**线智能终端GOOSE中断（直跳口收）、母差保护接收**保护GOOSE中断（组网）。③测控：测控接收合并单元SV中断（组网）、测控接收合并单元GOOSE中断（组网）、测控接收智能终端GOOSE中断（组网）。④合并单元：合并单元接收PT合并单元SV中断（直采口）、合并单元接收智能终端GOOSE中断（组网）、合并单元接收测控GOOSE中断（组网）、合并单元对时异常。⑤智能终端：智能终端接收母差保护GOOSE中断、智能终端接收保护GOOSE中断（直跳口）、智能终端接收测控GOOSE中断、智能终端对时异常。
2.3 其它回路调试
智能变电站“三层两网”的通信网络包括MMS网与GOOSE网络两部分，保护间相互闭锁、遥控分合命令都通过网络以GOOSE 形式传输到智能终端。继电保护装置能否快速反应主要取决于网络连接和数据传输的质量，这与常规变电站二次回路相仿。整个网络系统的核心部件是交换机，变电站能否稳定运行在很大程度上取决于交换机的功能和特性是否可靠。交换机主要有六项功能：一是端口自由镜像功能，即在目的端口能否观察到源端口的数据包；二是VLan 划分功能，检查划分为不同VLan 的端口之间是否实现了有效的隔离；三是报文优先级QoS 功能，测试GOOSE 报文能否优先传输；四是交换机广播风暴抑制功能；五是交换机安全功能测试，检查是否存在管理上的安全漏洞，以及对交换机进行DoS 攻击测试，验证其是否具有抗攻击能力；六是交换机告警功能测试，当交换机端口工况异常（ 如失电、端口速率不匹配） 时，应能告警并记录。
3 结束语
本文对智能站继电保护系统的调试进行了有益的分析和探讨，分析智能变电站继电保护系统的试验项目、试验方法，希望可以给今后智能站的调试提供些思路。
参考文献：
[1]冯军.智能变电站原理及测试技术[M].北京：中国电力出版社，2011.
[2]林冶，唐志军等.智能变电站二次系统现场调试技术研究[J].电力与电工，2012.6，32（2）：4-6.
[3]沈冰，杨凌辉，陈建民等.Q/GDW 691-2011智能变电站合并单元测试规范[S].
针对智能变电站继电保护技术研究 篇7
1智能变电站继电保护技术分析
智能变电站中的继电保护技术, 存在复杂、繁琐的特点。近几年, 随着智能变电站的发展, 其在继电保护配置方面并没有达到成熟的状态, 其对自动化、智能化的要求比较高, 所以为了推进智能变电站的发展, 重点分析继电保护技术的应用。
1.1线路的继电保护。线路保护在继电保护技术中, 发挥重要的作用, 其可根据智能变电站的运行状态, 提供直接跳断、启动保护的方法, 预防智能变电站运行过程中的突发故障。智能变电站的线路系统内, 按照一定的间隔距离, 安装测控装置, 专门用于检测智能变电站的运行状态, 测控装置将检测的信息传输到GOOSE网, 而GOOSE网连接了继电保护的模块单元, 感应传输的数据信息, 提供直接性的保护指令, 如果智能变电站的终端潜在风险, 线路继电保护会发出跳闸指示, 保护智能终端。目前, 线路继电保护可以不通过GOOSE进行数据交换, 接入智能变电站内, 主动监督变电站的智能化运行[1]。例如:智能变电站线路上的互感器, 将变电站的电流信号或电压信号, 迅速传输到合并单元中, 通过光纤传输的方法接入测控和保护装置, 缩短线路继电保护的时间, 辅助提高继电保护技术的应用效率。
1.2变压器的继电保护。变压器的继电保护, 是智能变电站中的重点, 属于过程层保护的范畴。继电保护技术在变压器内, 配置方法为分布式, 实现有效的差动保护。变压器继电保护的后备部分, 选择集中式的安装方式, 全面保护变压器在智能变电站中的安全性。智能变电站在变压器的继电保护方面, 比较重视非电量保护模块, 该模块为单独安装部分, 采用电缆连接的方式, 将断路器接入变压器的继电保护系统内, 当变压器潜在安全隐患时, 非电量保护模块会传输跳闸命令, 把跳闸命令快速的传递到共网部分, 执行断路器的跳闸动作, 保护变压器的安全, 缓解智能变电站的运行压力。
1.3母联的继电保护。智能变电站中母联与线路的继电保护存在很大的相似性, 但是由于母联的分段保护特性, 将其做为单独的部分[2]。母联继电保护的结构非常简单, 按照分段的要求, 将继电保护中的装置接入到智能变电站内, 针对不同分段的母联系统, 采取异同的采样与跳闸工作, 起到高效率的保护作用。母联继电保护中, GOOSE等网络, 均处于独立的运行状态, 借助跨间传输的方法, 分别保护分段状态下的母联系统。目前继电保护的配置比较单一, 可以在继电保护技术中共同完成测控和保护, 其中, 分段保护为点对点模式的继电保护, 而主变等位置, 使用GOOSE连接保护, 预防母联保护失灵。
2智能变电站继电保护装置的调试
智能变电站继电保护装置的调试工作, 属于比较重要的项目, 直接关系到继电保护技术在智能变电站中的效果, 预防安全风险。继电保护装置的调试工作, 目的是确保继电保护符合智能变电站的需求, 掌握继电保护设备的配置, 融入到智能变电站的运行中。
2.1调试继电保护的元件。继电保护元件在出厂时, 基本与智能变电站所需的配置不符, 需要根据智能变电站中继电保护的要求, 调试元件的配置及参数, 促使其满足智能变电站的需求[3]。以某变电所为例, 分析其在智能变电站继电保护元件投运前, 采用的元件调试方法。首先该变电所全面检查继电保护元件的质量性能, 确保外观、插件等达到规范的标准, 同时检查元件或配件, 有无松动的情况, 维护继电保护元件的可靠性;然后全面检查继电保护元件的绝缘效果, 该变电所在此环节中, 注重元件绝缘效果的整体性, 要求调试人员关闭继电保护元件的供给电源, 取消逻辑插件的应用, 简化继电保护元件的运行环境, 由此得出真实的绝缘测试效果;最后根据零漂值对继电保护元件进行调试, 调试人员选择端子排的回路为调试对象, 短接后进入零电流的环境中, 调试人员可以观察到零漂值的数据。
2.2 GOOSE网络调试。GOOSE网络调试, 在继电保护技术的调试中, 发挥重要的作用。根据继电保护的运行状态, 统计GOOSE的通信、报文, 排除警告信号的干扰, 主要是因为A、B模块下的GOOSE模块, 均对应不同的配置, 为了保障GOOSE网络的传输效益, 必须对现场的GOOSE进行相关的调试, 可以配置12个发送压板, 直到GOOSE模块清零。GOOSE网络在调试的作用下, 拓宽了继电保护技术在智能变电站中的服务功能, 体现发送、接收方面的功能。
2.3调试继电保护的通道。继电保护通道是保障智能变电站安全运行的一项基础性因素, 通道调试的过程中, 先要识别继电保护设备在智能变电站中的状态, 再以此为基础, 判断光纤通道的连接状态, 排除继电保护中的异常警告[4]。通道调试的过程中, 继电保护的指示灯变亮, 表示所调试的通道处于不稳定的状态, 其在继电保护技术中不能发挥可靠性的优势, 很容易对智能变电站的继电保护造成影响。调试通道的过程中, 还要检查清洁性, 特别是接口位置的清洁度, 促使调试通道处于优质的运行状态。
3智能变电站继电保护技术的发展
继电保护技术在智能变电站中起到保护的作用, 与智能变电站的安全存在密切的联系。随着智能变电站的运行, 继电保护技术的发展速度越来越快, 逐渐朝向成熟化的状态发展。
我国智能变电站在继电保护技术方面, 提出一体化和网络化的发展目标, 分析如下:a.继电保护技术的网络化发展, 将计算机技术引入到智能变电站内, 服务于继电保护的建设, 提高信息数据的运行能力, 最主要的是保障通信方式的可靠性, 利用计算机技术, 消除继电保护模块之间的缺陷, 发挥网络化的发展优势;b.智能变电站中, 继电保护技术的一体化发展, 拓宽了继电保护的功能, 便于提高故障处理的效率, 一体化内融入了测控、保护及诊断等多项功能, 是继电保护技术未来发展的主要方向, 降低智能变电站的运行压力。
结束语
智能变电站是现代电力行业的重点建设项目, 电力企业通过继电保护技术确保变电站的安全性, 进而提高智能变电站的运行效益。智能变电站建设的过程中, 提高了对继电保护技术的重视度, 完善继电保护环境, 以此来降低智能变电站的故障机率。
摘要：智能变电站的建设与发展中, 继电保护技术占有很大的比重, 属于智能变电站的核心点。智能变电站强化了继电保护技术的应用, 目的是在推进变电站智能化的同时, 通过继电保护技术提供安全保障, 降低智能变电站的事故发生率, 本文通过以智能变电站为研究对象, 分析继电保护技术的应用。
关键词：智能变电站,继电保护技术,GOOSE
参考文献
[1]杨依明, 崔荣花, 田克强, 李昭.智能变电站继电保护配置方案分析研究[J].中国新通信, 2013, 24:96.
[2]蔡泽祥, 王海柱.智能变电站技术及其对继电保护的影响[J].机电工程技术, 2012, 5:1-4.
[3]蓝海涛.智能变电站继电保护二次安全措施规范化的建议[J].智能电网, 2014, 1:62-66.
智能变电站继电保护自动测试平台 篇8
根据智能电网建设的整体部署,国家电网公司积极开展智能变电站的研究及试点工程。智能变电站以IEC 61850标准为基础,能够实现变电站内智能设备间信息共享和互操作,自动完成信息采集、测量、控制、保护和检测等基本功能。和传统变电站不同,智能变电站要实现数字化、网络化以及应用大量的智能决策系统,其二次系统不再是仅由模拟量构建的回路;另一方面,随着高速处理器和电子式互感器的推广使用,以及计算机技术、通信技术、量测技术和嵌入式技术的飞速发展,各种新技术在继电保护装置中的应用,大大提升了继电保护装置的性能, 装置也更加智能化,这些对继电保护测试提出更高的要求[1,2,3,4]。
在目前变电站测试领域,继电保护的检测与调试还停留在传统保护测试的模式上,测试人员手动操作数字保护测试仪,手动设置故障参数,监测保护装置的动作情况,验证保护定值及逻辑功能,记录测试结果并进行判断分析。在整个测试过程中,测试人员的个人经验和工作状态对测试结果 有较大影响,且自动化测试程度低,测试周期长。
另一方面,不同厂家的测试设备在控制软件、控制接口等方面差异较大,这对在智能变电站实现信息共享和互操作带来巨大挑战,现有的数字化保护测试软件,不能与保护装置进行通信,实现定值的读取和修改、压板的读取和修改、保护测量值的读取、 保护事件报告的解析、遥控操作等功能。
在智能电子设备(IED)、间隔及变电站等应用层面建立统一的信息模型和信息交换模型,以加强二次设备之间的互操作性,体现在测试领域即搭建智能变电站继电保护自动测试平台。本文提出一种智能变电站数字保护装置的自动测试平台及其构建方法。该平台采用分层结构和模块化的思想,能实现对保护装置的高效率闭环自动测试,采用开放式结构,对不同种类的保护装置,提供二次开发平台以编辑测试方案,测试完成后,能自动形成标准格式的测试报告,能克服保护测试中过分依赖个人能力、测试工作效率低下、测试数据格式不统一的问题。
1自动测试平台总体设计思路
自动化测试必须满足以下基本要求:测试标准化、报告标准化、测试提示信息标准化、测试过程透明化、测试过程的闭环性和良好的扩展性。分别体现为硬件结构设计和软件结构系统设计。硬件结构设计反映了自动测试平台的整体布局,实现测试控制端与电子设备(数字保护测试仪与数字保护装置) 的有效隔离;软件结构系统设计为自动测试平台的核心,采用分层结构与模块化的设计理念,实现自动的闭环测试[5,6,7,8,9,10]。
1.1自动测试平台硬件结构
自动测试平台应能实现最大程度上的信息共享和便捷的数据操作,通过测试终端(测试机/个人电脑(PC))实现信息采集、测量、控制、保护和检测等各种测试命令的各种流程,并在测试终端形成标准化的测试报告,真正实现“一键式”便捷控制,硬件结构如图1所示。测试机或者PC作为自动保护测试平台的控制终端,连接到交换机,数字保护装置测试仪与数字保护装置均接入交换机以形成通信链路, 数字保护测试仪和被测数字保护装置之间通过光纤连接[11]。
1.2自动测试平台软件结构框架
测试终端安装自动测试平台软件,自动测试平台的软件架构采用分层结构和模块化的设计思想, 软件结构框架如图2所示。软件系统在层次上划分为3层,分别为测试仪接口层、自动测试层和测试方案开发层[12]。测试仪接口层即测试仪控制接口,为组件对象模型(COM)接口,提供被测保护装置的全部测试功能服务接口;自动测试层包括测试控制中心模块、制造报文规范(MMS)通信模块;测试方案开发层包括测试方案开发模块和测试子模板库、设备数据模型和测试方案数据接口库。测试方案开发模块为一个二次开发系统,可以针对被测数字保护装置进行二次开发,编辑测试方案和测试子模板。
2自动测试平台层次组成和模块功能
2.1测试仪器接口层
为实现自动测试平台的通用性和智能化,平台本身必须具有良好的可扩展性,必须适应不同类型的被测装置,为解决这一问题,需要开发设计测试仪接口层,本接口为开放COM接口,能供自动测试控制中心调用,实现数字保护装置的各种保护测试功能[13,14];测试仪控制接口使用Windows消息来通知测试控制中心模块测试状态的变化,例如连接测试仪器成功、开始测试、测试完成、测试异常信息等。
在实际应用中,可以根据被测数字保护装置的保护功能原理分析出测试方法。因此,在测试仪控制接口上,设计保护测试功能测试执行对象和保护测试功能执行对象的管理对象。保护测试功能测试执行对象用于实现对测试仪的控制,供自动测试控制中心调用以实现数字保护电气量的测试;保护测试功能执行对象的管理对象用于实现保护测试功能测试执行对象的创建和测试仪控 制接口模块的关 闭[15]。
2.2测试方案开发层
不同的被测装置和测试方法往往意味着不同的测试方案,因此测试方案的独立开发在测试软件架构上尤为重要,因此设计测试方案开发层,实现被测保护装置的测试方案和测试子模板的二次开发,即根据设备数据模型、测试子模板库和测试方案数据接口库生成测试方案[16,17]。
2.2.1设备数据模型设计
设备数据模型为IED能力描述文件(ICD)/变电站配置描述语言(SCL)文件或者通过MMS通信模块从数字保护装置枚举得到的装置各种数据集的详细信息。设备数据模型描述数字保护装置各种数据集的详细信息和特性曲线。具体而言,数据集主要包括测量数据集、遥信数据集、遥控数据集、定值数据集、压板数据集、保护事件数据集、告警数据集、 装置参数数据集等;特性曲线,描述保护元件的动作边界定义以及相关保护测试功能的图形绘制定义。
2.2.2测试子模板库设计
从测试原理出发,采用抽象化的方法,将测试方法相同的基础测试功能抽象为测试子模板。测试子模板描述数字保护装置的基础测试项目集合和对应的报告格式。子模板开放数据接口,数据接口描述子模板功能模块的必须参数数据(装置参数、定值、 压板、控制字等)。子模板通过实例化(与具体数字保护实际的装置参数数据集、定值数据集、压板数据集等进行关联)动态生成具体的测试项目集合,从而生成数字保护装置的测试方案,大大提高数字保护装置测试方案的开发效率。
测试子模板库,用来记录和保存数字保护装置的各功能测试的子模板,包括:线性度测试、保护功能测试(定值校验、动作值搜索、边界搜索等)、遥信测试、遥控测试、报文异常测试等。
2.2.3测试方案数据接口库设计
测试方案数 据接口库 为可扩展 标记语言 (XML)文件,基于万维网联盟(W3C)的XML1.0语法标准,文件保存数字保护装置的保护测试功能的信息,主要包括保护测试功能的属性数据、故障参数数据和结果参数数据,详细设计如下。
1)保护测试功能属性数据。保护测试功能名称name、保护测试功能ID。
2)故障参数数据。定义保护测试功能的故障参数,描述执行此保护测试功能需要设置的参数;参数需要定义的属性包括:数据名称name、数据ID、数据类型datatype、单位unit、缺省值def-value、数据值value;故障参数数据的 数据类型,例如:浮点数float、整数int、字符串string、零序故障 (值域为: AN,BN,CN)、变压器绕组数(值域为:双绕组、三绕组)等。
3)结果参数数据。为保护测试功能测试完成时形成的结果数据。
2.2.4测试方案设计
一个装置测试方案包括两个文件:测试模板文件和报告模板文件,测试模板文件基于XML语言, 用来记录被测数字保护装置的设备数据模型、测试流程、测试项目定义;报告模板文件为Word文档, 用来描述标准报告格式并将测试模板中参数数据、 结果数据自动写入Word文档中的位置。
测试方案开发包括测试模板编辑和报告模板编辑两个部分。测试模板编辑实现对被测装置的标准测试流程以及各测试项目的测试方法、测试结果判断方法编辑;报告模板编辑实现将测试模板中的数据(参数数据、结果数据等)与报告文档位置进行关联绑定,报告模板编辑程序设计为直接打开Word程序,在Word程序中执行相关的操作。
具体在实际应用中,测试方案开发模块首先从被测数字保护装置获得设备数据模型,分析设备数据模型的数据;然后从测试子模板库中获得与数据集数据相匹配的子模板,将数据集数据传递给子模板进行实例化,生成测试模板文件和报告模板文件, 即完成测试方案的自动生成。也可以根据用户的需要手工编辑装置测试方案,即针对具体的数字保护装置型号,依据检验规程/标准定制被测装置的测试方案。
2.3自动测试层
自动测试层实现自动测试,包括自动测试控制中心模块和MMS通信模块。
2.3.1自动测试控制中心设计思路
自动测试控制中心提供一个测试试验过程中人机对话的环境,自动测试控制中心打开测试方案,自动执行测试方案中测试项目,自动判断测试结果是否合格,并将测试结果保存至标准的报告模块中。
自动测试输 出标准报 告、系统测试 记录库、 XML标准报告。
标准报告包括Word,WPS,Excel,XML格式的文档报告。
系统测试记录库记录测试过程中的全部测试信息,包括测试项目的测试次数,每次测试的测试时 间、测试时的故障参数数据、测试仪返回的测试结果数据、从数字保护装置读取的数据、修改保护装置的数据。从保护装置读取的数据包括定值、压板、测量值、装置参数、装置动作信息、告警信息等。修改保护装置的数据包括保护 装置的装置参 数、定值、压板。
XML标准报告为XML格式,用于外部系统访问。
2.3.2MMS通信模块设计思路
MMS通信模块通过MMS与数字保护装置通信。MMS通信程序设计和开放标准COM接口,供自动测试程序调用。开放的接口包括命 令控制接口、数据访问接口。命令控制接口包括定值的读取和修改、压板的投退操作、控制字的读取和修改、保护测量值的读取、装置参数的读取和修改;数据访问接口实现读取被测数字保护装置的各种数据集数据和保护动作报告数据、告警报告数据等。
2.3.3测试流程设计思路
测试控制中心打开测试方案,执行测试方案中测试项目的测试,不同测试项目的测试流程不同,详细设计如下。
1)保护功能测试项目测试流程设计
测试控制中心模块根据保护测试功能各故障参数计算公式,计算保护测试功能的参数值,执行故障参数计算脚本,实现特殊计算功能;调用测试仪控制接口模块,向测试仪控制接口模块传入保护测试功能的标示和保护测试功能参数数据,开始测试;等待测试仪控制接口模块返回测试结束消息;收到测试结束消息后,从测试仪控制接口模块读取结果数据, 执行测试结果判断脚本,判断测试结果是否合格;将测试结果数据填写到报告模板中。
测试过程中出现异常,测试控制中心模块根据异常的严重程度进行测试流程的调整,比如停止测试并播放告警音乐、暂停一段时间后继续测试等。
2)通信命令项目测试流程设计
测试控制中心模块发送通信命令和通信数据给MMS通信模块;MMS通信模块收到通信命令和通信数据后,与数字保护装置进行通信,执行通信命 令;通信命令执行完毕,发送执行结果给测试控制中心模块;测试控制中心模块从MMS通信模块读取结果数据,根据结果数据进行结果判断,填写结果数据到报告模板中。
测试过程中出现异常,测试控制中心模块根据异常的严重程度进行测试流程的调整,比如将通信命令重复执行多次、停止测试并播放告警音乐。
3)硬件检测项目执行流程设计
测试控制中心模块根据硬件检测项目,弹出提示界面,提示用户进行相应的操作;如果有数据需要录入,等待用户录入数据;用户确认完成操作后,执行测试结果判断脚本,判断测试结果是否合格;将测试结果数据填写到报告模板中。
4)系统参数录入项目执行流程设计
测试控制中心模块根据被测数字保护装置的试验相关参数录入项目的类型,弹出参数录入界面,显示需要录入的装置数据集数据;等待用户录入参数数据;用户确认操作后,执行结果判断脚本,判断结果是否合格;将需要填入报告的参数数据填入到报告模板中。
3自动测试平台的整体测试流程设计
自动测试平台的测试流程主要包括3个步骤: 子模板的编辑、测试方案编辑和自动测试。子模板的编辑是丰富子模板库的过程,具体测试中测试方案开发模块可以从子模板库中加载子模板,不需要每次都进行子模板的编辑;测试方案编辑模块要根据设备数据模型和子模板库确定详细的测试方案; 测试控制中心模块加载测试方案进行自动测试,最后形成标准格式的测试报告保存并输出,详细如下。
1)测试方案开发模块编辑子模板,建立子模板库。具体包括:使用测试方案开发模块,新建测试子模板,为子模板建立数据接口定义;根据数字保护装置的功能测试要求,编辑测试子模板的测试项目;保存测试子模板,形成涵盖数字保护装置各种测试功能的测试子模板库。
2)测试方案开发模块编辑装置测试方案。具体包括:通过MMS通信模块与数字保护装置通信,枚举装置的设备数据模型,保存为设备数据模型文件; 使用测试方案开发模块,建立测试方案,导入设备数据模型文件;智能分析设备数据模型,根据分析结果和功能测试要求自动或手动选择测试子模板;根据数字保护装置的设备数据模型,实例化测试子模板, 自动生成被测数字保护装置的装置测试方案;测试子模板实例化的同时,拼接各实例化子模板的报告模板,形成数字保护装置的测试报告模板;各测试子模板实例化完成,保存数字保护装置的测试方案。
3)测试控制中心模块根据测试方案进行测试。 具体包括:测试控制中心模块打开装置测试方案;开始测试,测试控制中心模块根据装置测试方案(主要包括电气量项目测试、通信命令项目测试、人工检验项目测试、系统参数录入项目测试和项目分类目录测试)的测试流程,依次完成各测试项目的测试,自动记录测试结果、自动进行结果判断、自动填写报告;测试完成,形成标准格式的测试报告。
4平台研发的难点分析
4.1系统的可扩展性
平台的架构要考虑能够支持各种数字保护装置的测试,能够支持接入各厂家测试仪。
本平台在设计上体现了分层架构的多模块结构思想,各模块之间进行数据交互以实现统一的综合控制。建立了基于XML标准装置测试方案规范, 充分考虑了各种数字保护装置的测试特点,能够描述各种数字保护装置的测试。建立了测试仪控制接口模块规范、测试功能标准数据接口规范,测试控制中心模块根据上述两个规范来控制测试仪实现数字保护的功能测试,测试仪控制软件实现上述两个规范就能够接入测试控制中心模块,实现自动测试。
4.2高效率的装置测试方案开发
继电保护装置型号繁多,测试方法也不同,如何快速、高效率地开发装置测试方案,是自动测试应用过程中最大的难题。
本平台具有装置测试方案二次开发系统,二次开发系统采用了子模板技术,从测试原理出发,采用抽象化的方法,将测试方法相同的基础测试功能抽象为子模板,测试子模板描述数字保护装置的基础测试项目集合和对应的报告格式;二次开发系统针对测试方案的开发设计专门模块,能够实现测试方案的自动生成,大大提高数字保护装置测试方案的开发效率。
4.3闭环自动测试
自动测试,需要与被测保护装置通信,实现读取被测装置的数据、修改被测装置的数据、向被测装置发控制命令等。因此,装置测试方案二次开发系统要能够编辑这些通信命令,测试过程中要能够实现通信命令的执行。
本平台的装置测试方案二次开发系统,抽象数字保护装置的各种通信命令,能够编辑、设置各种通信命令项目;本平台的MMS通信模块,能够根据装置测试方案的通信命令项目,执行通信命令,返回通信命令结果给自动测试控制中心,从而实现闭环自动测试。
4.4测试的标准化和高效率化
现场测试过程中,如何保证测试严格按照检验规程执行,如何让现场测试人员从繁琐的报告数据记录、报告填写和整理、频繁操作测试界面和保护操作面板等繁琐的工作中解脱出来,更多地关注测试本身,也是测试平台需要解决和考虑的问题。
本平台测试方案严格根据数字保护检验规程编写,测试控制中心模块严格按照装置测试方案来进行自动测试,自动控制测试仪输出故障;自动与被测装置通信,实现读取定值、修改定值、投退压板、读取保护动作信息和采样值等;自动记录测试过程和测试结果、自动判断测试结果是否合格;自动填写标准格式的测试报告。因此,大大提高测试效率,减轻测试人员的劳动强度,同时杜绝由于人为因素带来的缺项、漏项情况,降低装置由于测试不全面带来的潜在安全风险。测试控制中心模块形成的测试记录文件,记录每一个项目的测试详细情况(测试时间、测试的次数、测试参数数据和结果数据),这些数据信息对保护装置的状态分析具有重要价值。
5结语
变电站继电保护状态评估的研究 篇9
近年来, 我国建设智能电网的步伐不断加快, 各种新能源不断出现并大量接入电网, 电网中的智能元件也逐渐增多。随着智能元件的增多新型继电保护装置的数量也随之增加, 保护的整定配合也更加复杂, 最终导致继电保护系统更容易发生误动。不仅如此, 实施继电保护设备状态的维修还能节省巡视和检修二次设备产生的资源消耗, 降低维修的频率和时间。然而传统继电保护设备方式是一种综合考虑设备运行参数、运行条件状况等继电保护设备基本运行情况的定期检修, 并不能及时发现设备存在的故障。因此, 做好变电站继电状态评估具有重要的意义。
1 继电保护状态评估概述
1.1 继电保护状态评估的内容
变电站继电保护状态评估内容包括继电保护装置的状态评估和二次回路的状态评估。对继电保护保护装置状态的评价内容包括通讯情况、数据采集、运行环境等方面, 二次回路的状态评价包括运行环境、抗干扰能力以及绝缘和锈蚀情况等等。通过对继电保护装置以及二次回路的以上内容进行评估, 可以全面掌握继电保护装置和二次回路的实际运行情况, 从而实现科学合理的制定检修、技改或大修的计划。
1.2 继电保护状态评估标准
我国针对继电保护设备的状态评估已制定多项规范性文件作为状态评估参照, 如《DL T995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程》、《DL T623-2009电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》、《国家电网公司设备状态检修管理规定》、《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》等[2]。但是, 随着计算机的应用, 继电保护装置也在不断变化, 继电保护状态评估标准也需随着继电保护装置的变化而更新。
2 继电保护状态评估系统
继电保护设备状态的评估需要通过分析表征设备状况的各项性能指标和继电保护设备状态量、巡检记录数据以及其它检测数据等状态量参数, 通过综合评定各种指标和状态量参数, 评估继电保护状态等级, 了解设备的状态是否影响设备正常运行[3]。
2.1 建设继电保护状态评估系统的原则
首先, 评估系统必须满足安全与可靠性原则。出于电网信息安全管理对安全性能的需求, 继电保护状态评估系统必须具有极高的安全可靠性能, 该系统要充分考虑网络通信和数据存储的安全。其次, 评估系统的建立必须具有一定的科学性和合理性。建立评估系统的目的在于正确反映设备的状态, 因此继电保护设备状态评价系统必须真实反映设备当前设备的状态, 并根据设备状态为制定相应的检修、技改或大修的计划给据建议, 保证继电保护设备的正常运行, 同时减少检修和维护设备造成的消耗, 提高检修和维护效率。最后, 评估系统的建立必须坚持开放和可扩展性原则。评估系统要具备与外界信息交换与处理的能力, 并且利用外部系统可以快速获取所需信息的能力。同时, 外部系统也方便、快捷地调用评估系统的评估分析结果, 实现二次开发。
2.2 继电保护状态评估系统的性能指标
继电保护状态评估系统的性能指标有四项, 一是高可用率。评估系统必须具备24h持续运行的能力, 正常维护状态评估系统对继电保护设备正常运行的影响小或不影响继电保护设备的正常运行。二是高响应速度和并发性高。实现数据访问和系统响应时间的秒数数量级, 并发处理数十用户。三是可靠率高。数千数量级是评估系统设备平均无故障时间的最低标准。四是继电保护状态评估结果能够准确、可信地反映设备当前运行状态。
3 细化继电保护状的评价状态
虽然国家电网总局对继电保护状态评估的一定的规定, 但是这些规定是一种大致的标准, 多为基于继电保护状态评估的整体角度出发。在评估变电站继电保护状态时可以结合已有的一次设备评价经验, 将国家电网总局状态评价环节进行细化吸收, 从历史状态、实时状态量和全寿命状态三个方面来评价继电保护装置和为此设备的状态。
3.1 历史状态的评估
历史状态的评估是指评估变电设备在大修后或初始后的状态量, 根据设备此时的状态评估结果作为制定设备大修计划。对继电保护设备和二次回路的历史状态进行评估需要以《继电保护和电网安全自动装置检验规程》以指导, 以完整的技术资料为支撑做好状态评估工作。通常情况下, 如继电保护装置和二次设备的初始状态较好, 设备的检修和维护工作强度都较轻, 但是设备检修和维护仍是继电保护装置和二次设备状态评估的重点环节和关键步骤。初始阶段的状态量评估需要做好设备台账、原始几率、技术资料、整理并加工运行、检修和实验设备的数据等基础性工作, 这是必不可少的初始阶段评估状态量基础管理工作。对继电设备状态的检修的基本要求为设备状态特征不能处于盲区, 且设备初始状态为正常状态, 以防继电保护装置存在先天不足。而在设备运行初期, 工作人员必须对设备有充足的了解, 尤其为铭牌显示的内容、型式试验数据设备部件出厂数据等“指纹”信息。设备运行一段时间后, 现场工作人员以及以设备的原始数据为基础, 以相关指标考查相关继电保护设备, 科学、全地评估继电保护设备的状态, 为设备检修提供科学参考依据。
3.2 实时状态的评估
实时状态是变电设备持续存在的运行时的状态, 实时状态评估结果可以作为修订检修变电设备状态周期依据, 从新修订的检修变电设备状态周期会自动生成年度变电装置检修计划。但是继电保护装置和二次设备不同, 继电保护装置具有较为完善的自检功能, 继电保护装置基本具有实时在线监测功能, 而二次设备的则不具备完善的自检功能。因此, 继电保护系统和二次设备实时状态评估的重点在于二次回路状态的评估[5]。二次回路的状态量选择规则、采集方法和评估判断是一个对非数字化变电站做状态评估的技术突破点, 对我国当前技术水平而言, 它是一个技术难点, 还需大量的尝试来完善二次回路状态量的评估, 在不断的尝试中完善并确定评估参数标准和评级方法。
3.3 全寿命状态的评估
全寿命状态是是变电设备运行时的所有工作状态, 全寿命状态的评估结果可作为制定设备技术改造或更新计划的科学参考。全寿命状态评估和单纯检修有很大的区别, 状态检修对全过程的完整管理, 它关注设备在使用期间的每个环节, 既与设备有关的所有检修记录。全寿命的状态量平价要对继电保护的动作正确率做出科学有效的评估和分析, 每次动作都必须分析。同时还要对设备运行状况做周期统计, 及时掌握设备的安装、运行和维护的状况, 为制定技术改造设备计划提供科学的数据作为参考。
4 结语
总而言之, 通过科学的评估变电站继电保护状态, 可以减少设备因故障停止运行的时间, 减轻检修和维护设备工作的强度, 优化工作流程, 提高检修和维护的效率, 促进智能电网的建设和完善。
摘要：本文首先对继电保护状态评估的内容以及评估标准做简要概述, 并提出建立继电保护状态评估系统的原则和性能指标, 最后提出细化继电保护状的评价状态方式来完善继电保护状态评估。
关键词：继电保护,二次回路,状态评估
参考文献
[1]姜万昌, 宋人杰, 苏畅.浅析继电保护设备状态评估方法[J].无线互联科技, 2013 (11) .
[2]刘永欣, 师峰, 姜帅, 席亚克, 宋宁希, 张仑山.智能变电站继电保护状态监测的一种模糊评估算法[J].电力系统保护与控制, 2014 (03) .
变电站继电保护装置若干问题探讨 篇10
变电站的主要作用就是变换和分配电能, 其作为电厂和电力用户的中间环节, 被广泛地应用在电网中。正是由于变电站在电网中占有着重要地位, 因此变电站能否正常工作就决定了电网是否坚强、稳定。而变电站中的继电保护装置又在变电站的运行中具有不可替代的作用, 它能通过缩小事故范围或预防事故来最大限度地保证向用户安全连续供电, 提高系统运行的可靠性。继保装置在变电站发生故障时, 能准确、迅速地隔离、切除变电站内部发生的各种故障, 保证没有出现故障的部分继续运行。此外, 继保装置还能及时地发出警报, 以便运行维护人员能够尽快发现故障、解决故障, 避免大面积地区停电事故, 确保电力系统安全、稳定运行。
2 变电站继电保护装置的基本要求和主要任务
2.1 基本要求
由于继电保护装置要求在变电站的设备和线路出现可能危及电力系统安全运行的故障时, 能够及时控制相应断路器跳闸以控制故障的影响范围, 并发出警报。因此, 对其有以下基本要求:
(1) 选择性。其主要要求内容就是上、下级电网 (也包括同级) 的继保装置之间应遵循逐级配合的原则来进行整定, 以保证故障发生时能够有选择性地切除故障。例如, 在变电站某个设备或线路发生故障时, 应首先由故障点的保护动作来切除故障。当故障点的保护、断路器拒动时, 才由相邻设备或线路的保护、断路器动作来切除故障。
(2) 快速性, 这是继保装置对动作时间的要求。在故障发生时, 为缩小故障影响的范围, 确保系统稳定性, 减轻故障设备和线路的损坏程度, 继保装置必须在最短时间内切除故障, 这对提高备用设备自动投入和自动重合闸的效果也很有利。
(3) 可靠性。若继保装置在变电站正常运行或故障不在保护范围内时动作了, 就被称为误动;而若保护装置在应该动作时却没有动作就被称为拒动。继保装置在选用时都尽量采用运行经验丰富、装置可靠性高、原理简单和维护方便的保护, 就是因为继保装置的误动和拒动会严重影响装置的可靠性, 进而严重破坏电力系统的安全稳定运行。
(4) 灵敏性。灵敏度越高, 就说明继保装置对故障的反应能力越强, 保护动作的反应时间越短。可以通过对继保装置的整定值进行调校来实现更好的灵敏性。整定值的调校应由供电部门具有校验资质的专业人士一年进行一次。
2.2 主要任务
继电保护装置组成见图1, 其主要任务包括:
(1) 对变电站电气设备的不正常工作情况作出反应, 一方面由装置自动地进行调整, 另一方面将那些继续运行会引起事故的电气设备予以切除。并根据不同的设备运行维护条件和不正常工作情况发出相应信号, 提醒变电站值班人员迅速采取措施以恢复电气设备的正常工作。
(2) 监视变电站运行情况, 最大限度地减少变电站故障对变电站设备和线路损坏, 并降低故障对电力系统安全运行的影响。在故障发生时, 故障点的继保装置应迅速准确地动作使故障设备或线路及时与电力系统断开。
(3) 实现电力系统的自动化和远程操作, 如备用电源自动投入、自动重合闸、遥控、遥测等工业生产自动控制功能。
3 常用的变电站继电保护装置
在变电站中, 常用的继电保护装置主要有:
3.1 电压保护
(1) 过/欠电压保护, 主要是防止变电站设备由于雷击、雷电波入侵、操作过电压等特殊情况导致电压突然升高, 或其他情况导致电压突然降低, 致使电气设备损坏而设置的继电保护装置。如在变压器低压侧装设避雷器是用来防止雷电波从低压侧侵入而击穿变压器绝缘;在变压器高压侧装设避雷器就是用来保护变压器。
(2) 零序电压保护, 可用来预防因为变压器某一相绝缘遭到破坏时发生单相接地故障。零序电压保护在三相三线制中性点绝缘 (不接地) 的电力系统中有广泛的应用。在正常运行及相间短路时, 一次侧零序电流为零 (相量和) , 二次侧有很小的不平衡电流。在单相接地故障发生时, 接地零序电流会流入电流继电器, 一旦达到或超过整定值, 继电器就会动作并发出信号。
3.2 电流保护
(1) 电流速断保护。理论上, 电流速断保护没有时限, 即以零秒及以下时限动作以切除故障。其一般按照变压器二次侧发生三相短路电流或被保护电气设备及线路末端可能出现的最大短路电流来整定动作值。
(2) 过电流保护, 一般会在时限上设有相应的级差, 这是使上、下级过电流保护能具有选择性。为确保电气设备和线路的正常运行, 其一般按照躲过被保护电气设备或线路中可能出现的最大负荷电流如大电机启动电流 (短时) 和穿越性短路电流之类的非故障性电流来整定动作值。
电流速断保护和过电流保护常作为电气设备或线路的主保护和相邻线路的备用保护来配合使用。
(3) 定时限过电流保护, 其动作时间是恒定的, 与短路电流的大小无关。定时限过电流保护一般由电流继电器、时间继电器和信号继电器三个元件组成, 其中电流继电器用来测量电流大小, 时间继电器用来设定动作时间, 而信号继电器则发出动作信号。在被保护线路正常运行时, 电流继电器不动作;而当被保护线路上发生故障时, 电流继电器应可靠动作, 经过设定好的动作时间, 发生动作信号来切除故障。
(4) 无时限电流速断保护, 其只能保护一部分线路, 不能保护整条线路。为了保证保护动作的选择性, 其起动电流必须按通过被保护线路的电流为最大的运行方式整定。这是由于电流速断的保护范围会随着整定系统运行方式的变化而变化。此外, 速断保护的特性受被保护线路的长短影响也较大, 在线路较短时, 保护范围就较小, 受系统运行方式影响也较大;反之, 当线路较长时, 保护范围就较大, 而且受系统运行方式的影响也较小。在规程中要求, 无时限电流速断保护最小保护范围不应小于线路全长的15%。
3.3 差动保护
差动保护是根据被保护电气设备发生短路故障时在保护中产生的电流差而动作的继电保护装置。差动保护在保护区内发生故障时, 可以整定为瞬时动作。其对保护区外的故障不会动作, 因此不需要与保护区外相邻元件保护在动作值和动作时限上相互配合。差动保护可以用来对双绕组或三绕组变压器绕组内部及其引出线上发生的各种相间短路故障、变压器单相匝间短路故障进行保护。其保护范围是构成变压器差动保护的电流互感器之间的电气设备以及连接这些设备的导线。简而言之, 就是输入两端TA之间的设备。由于差动保护原理简单、保护范围明确、使用电气量单纯、动作不需延时, 所以差动保护被用作电压器、发电机和并联电容器的主保护装置, 被广泛应用于35kV及以上电压等级变电站中[3]。
3.4 电容器保护
主要用来防止电容器本身发生故障以及可能出现的引线短路故障, 一般应配置带时限的速断保护和带外熔丝的电容器保护。若电容器组容量较大, 可以加装零序保护或差动保护。
4 变电站继电保护装置未来的发展趋势
4.1 网络化
由于数据通信手段的限制, 除了差动保护和纵联保护外, 很多继电保护装置都只能对安装处的电气设备进行保护。但由于继电保护装置除了切除故障点电气设备、限制故障影响范围外, 还要确保整个电力系统的安全稳定运行。这就要求各个保护单元与重合闸装置在分析运行和故障信息数据时协调动作, 每个保护单元都能共享全系统的运行和故障信息的数据。显然, 要实现这种系统保护功能就必须要将全系统各主要设备的保护装置连接已形成一个网络, 即实现微机保护装置网络化。
4.2 微机化
随着计算机硬件的迅猛发展, 继电保护微机化的趋势越来越明显。现在, 同微机保护装置大小相似的工控机的功能、速度、存储容量大大超过了当年的小型机, 继电保护装置的微机化是不可逆转的发展趋势。
4.3 保护、测控、数据通信一体化
网络化、微机化后的继电保护装置实质上就是一台高性能、多功能的计算机, 其作为整个电力系统计算机网络上的一个智能终端。一方面, 它可以从电力网中获取电力系统运行和故障的任何信息和数据。另一方面, 它还可以将被保护设备的任何信息和数据传送至电力网。因此, 每个微机保护装置不但可完成继电保护功能, 而且在无故障正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信功能。
4.4 智能化
随着对人工智能技术如遗传算法、神经网络、小波变换、数据融合技术、进化规划、免疫理论、模糊逻辑等在电力系统中应用的研究的开展。继电保护领域相应的研究工作也在进行中, 以神经网络技术为例, 很多难以列出方程式或难以求解的复杂非线性问题在神经网络这种非线性映射的方法下, 都会变得迎刃而解。其它如遗传算法、进化规划等也都有其独特的求解复杂问题的能力, 若将这些人工智能方法适当应用到继电保护装置的设计和动作值整定过程中去, 将会大大促进继电保护领域向前发展。
结论
继电保护技术是一门综合性很强的学科, 其在现代电力系统中的应用, 为最大限度地保证向电力用户安全连续供电, 提高系统运行的可靠性作出了巨大的贡献。随着继电保护在硬件和软件上不断地向前发展, 其在系统实现和功能上都较以往的单纯隔离、切除故障有了很大的不同。继电保护的动作速度越来越快、集成化程度越来越高、自动化程度越来越强、保护之间的联系也越来越紧密, 相应能够实现的功能也越来越多。因此, 继电保护工作者应在实践中应不断总结经验, 探索求新, 推进继电保护技术的不断前进
参考文献
[1]李忠平.变电站继电保护装置的作用及分类[J].科技资讯, 2010, 16:134-135.
[2]成花丽.浅谈继电保护在变电站中的应用及特点[J].科技创新导报, 2011, 17:95.
智能变电站继电保护可靠性研究 篇11
关键词：智能变电站;继电保护;可靠性
前言
近年来，随着科学技术的进步，我国电力领域也加大了技术投入，积极新建智能变电站，为我国实现远程、大功率输电目标提供了有利支持，是我国电力企业实现现代化建设目标的具体表现。
1.智能变电站继电保护
智能变电站是将电子技术与信息网络技术作为基础，突破传统信息传输方式，丰富基本功能，实现电网自动化控制、分析决策等目标，是变电站系统实现数字化与智能化的具体体现。智能变电站具有数字化、标准化以及集成化等特征。数字化主要是指数据采集过程中，运用电子式互感器，达到数据采集数字化应用的目标;集成化主要是指将间隔层的保护、测控等功能集中到一起，并用光纤取代传统电缆接线来实现构建网络。智能变电站继电保护系统主要集中在变电站的过程和间隔两大层之中，主要包括电子式互感器、交换机以及智能终端等，在新技术不断发展的情况下，这些组织元件突破了传统设备弊端，已经逐渐朝着智能化方向发展，为提高变电站继电保护安全、稳定运行奠定了坚实的基础。
2.可靠性原理
可靠性主要是指元件系统等在一定环境、时间范围内，无故障的完成规定功率，主要分为可修复与不可修复两大类，并通过三大指标来衡量其可靠性：一，可靠度，主要是指系统及元件在规定条件之内，在有限时间之内，实现规定功率的概率，是考察一个系统可靠性的重要指标之一;二，可用性，主要是指系统或者其他设备在较长时间之内，能够完成所规定功能的能力，简而言之，就是其系统修复能力，如果系统在出现故障时，能够快速自动修复，是具备较高可靠性的;三，平均失效时间，是指系统在规定的条件下稳定运行到下一次发生故障的平均时间。通过这三个指标，能够真实地反映一个系统的可靠性[1]。
3.提高智能变电站继电保护可靠性有效对策
3.1以太网冗余性
增加系统冗余性能够有效确保变电站继电保护系统的安全、可靠运行，主要通过两个途径能够实现目标。一方面：以太网交换机中的数据链路层技术为实现变电站自动化实时监控提供了支持和帮助，通过利用多种模式，能够实现不同的目标，例如：IEEE802.3x全双工模式不仅能够有效控制数据传输流量，还能够避免数据信息丢失;IEEE802.1Q虚拟局域网技术是一项新型技术，能够将实时性所要求的不同IDE按照要求区分开，并将其分到不同的虚拟局域网络中，实现实时控制目标;诊听过滤技术能够对相关信息进行筛选、过滤，确保信息能够发送至请求的IDE中[2]。
另一方面，网络架构需求，网络架构需求是由三个基础网络构成的，实现提高变电站继电保护系统可靠性目的。首先，总线结构，总线结构通过交换机实现数据信息传送任务，能够有效减少接线，但是，相比较而言，其冗余度较差，在使用过程中，需要延长时间来增加其敏感度以达到目的;其次，环形结构，与总线结构类似，其环路上的任意一点都能够提供不同程度的冗余，将其与以太网交换机有机结合，能够出现管理交换机，也就是生成树协议，这种结构能够为继电系统运行提供物理中断的冗余度，并将网络重构控制在一定时间范围内，然而，环形结构在使用过程中存在的弊端主要是收敛时间问题，收敛时间较长，无法快速完成任务，影响系统重构;最后，星型结构，星型结构是一种等待时间较短的结构，比较适用于较高场合，没有冗余度，但是，如果主交换机在运行过程中，出现故障，会影响信息传送，相比之下，其可靠性较低，不建议推广和普及。因此，变电站在选择继电保护系统网络构架时，需要结合自身实际情况，比较优势和缺点，选择合适的网络架构，提高继电保护系统可靠性。
3.2环形结构母线保护可靠性
环形结构作为可靠性较高的结构，将其运用到母线保护装置中具有十分重要的意义。通过分析，并采取最小路节点历法计算可知，传统结构的母线保护可靠性较低，环形网络结构母线保护可靠性能够满足继电保护系统可靠性要求，各项指标有明显提升，另外，环形结构对元件损害较小，能够大大提高继电系统安全、可靠性。在变电站继电保护系统母线保护装置中融入环形结构能够实现继电保护系统可靠运行的目标[3]。
4.结论
根据上文所述，变电站继电保护系统可靠运行对整个电网具有十分重要的意义和作用，是确保电力系统安全、可靠供电的前提条件。为了能够有效提高变电站继电保护系统可靠性，应加大对继电保护系统的研究，并采取科学、合理的方法计算、对比，选择合适的结构，提高继电保护系统可靠性，从而推动我国电力领域可持续发展。
参考文献：
[1]汪永华，王正风.基于SCADA/EMS的负荷实测与网损在线计算的研究与应用[J].安徽电气工程职业技术学院学报，2010，18（03）：259-261.
[2]赵争鸣，邹高域.大容量电力电子应用系统及其关键问题综述[J].大功率变流技术，2012，20（05）：12-14.
智能变电站继电保护配置问题分析 篇12
关键词：变电站,智能,继电保护
由于电力技术的不断发展, 数字化的智能变电站已经成为了变电站发展的趋势所在, 在智能变电站的建设过程中继电保护设备也是其重要的组成部分, 为了能够更好的增加智能变电站的可靠性, 必须对其内部智能的电子设备进行统一的规范。
1 智能变电站的继电保护配置
关于智能变电站其实就是在一次自动设备的基础上和二次的网络化设备进行向结合, 同时在通信规范之下, 进而确保信息的共享性以及交互性, 然而在现代的变电站当中, 继电保护以及数据库的管理功能也是十分重要的。一般对智能变电站中的配置机构会是现场间隔层装置、过程层以及站控层三个层次。
1.1 关于过程层。
所谓的过程层就是利用快速跳闸的装置实现断电的保护, 其核心的设备就是交换机, 同时也是有合并单元、接口设备以及智能终端所构成。在运行过程中过程层主要是实施监控电气量, 同时把信息利用交换机根据网络的方式进行有效的传递, 除此之外还要对所运行状态下的隔离开关、断路器以及变压器等设备的参数进行有效的检测。在最后阶段要对执行以及驱动进行有效的损伤控制。
1.2 关于间隔层。
间隔出所具有着重要的功能, 例如承上启下, 间隔出能够很好的实现保护以及控制设备的作用, 并且对于间隔层数据的采集以及命令的发生优先级别进行控制, 并且还能够对同一期或者是其他的控制进行有效的保护, 从而也实现了通信功能承上启下的重要作用。
1.3 关于站控层。
站控层能够发挥出十分重要的作用, 站控层主要是由主机、运动装置以及规约转换器等部分所组成, 从而能够更好的实现对于全站数据信息汇总功能, 与此同时还能够时时刻刻的对数据库进行不断的更新, 从而把收集起来的信息进行传递到监控中心, 之后在接受指令, 最后在向间隔层以及过程层进行传递。同时还必须要根据控制层在运行过程中的方式不同, 把事先制定好的方案在系统出现故障过程中切换到整定的方案定值区中。
2 运行的状况以及继电保护的配置
2.1 运行的情况。
在智能的变电站当中, 要想更好的保证供电系统是处在正常的一个运行状况, 必须要确保系统当中的线路以及设备都处在规范的要求下运行, 如果供电系统当中的线路或者是设备出现故障时, 那么就会导致没有办法正常的运行, 从而也导致系统处在故障的状况, 也是其系统的安全运行受到一定的影响, 并且供电系统在故障状况下运行就十分容易出现严重的事故, 同时也带来了十分严重的经济损失。
如果在供电系统运行时没有办法按照正常的方式去运行, 但是, 供电系统并没有处在故障的状况, 对于这样情况, 供电系统在运行的过程中继电保护的装置就会发出信号, 同时还会在故障发生之前对有异常运行的设备进行保护, 从而更好的减少了设备损坏的情况。
2.2 继电保护的配置。
在目前阶段, 由于智能变电站的不断发展, 从而有效的促进了继电保护的发展, 并且是保护的模式从传统的模式已经逐步的发展成为了数字的模式, 并且通过对历次智能设备和二次网络设备的运用, 更好的实现了智能变电站当中电气设备信息的共享。因为智能变电站的结构当中对配置的继电保护是由变压器的保护以及先后的保护都是处在过程层当中, 因此是可以直接的对数据信息以及采样进行获取, 以此避免再次的通过交换机来进行, 然而对于间隔层当中的母线保护配置, 则是需要根据交换来进行信息的有效获得, 之后在后台控制层当中进行站域的保护管理单元配置。
在这个方案当中, 在对于后天的控制, 集中控制和决策进行了有效的实行, 因此变电站当中的线路负荷保护、电源的备自投装置和线路重合闸等方面的设备也是都可以进行统一有效的监控和保护。对于这些装置是可以通过后备的保护之后在进行整体之间的配合, 从而能够更好的使原有分散到母线、变压器以及线路等保护的重负装置进行整合, 从而得以简化, 使其变电站的运行效率得到有效的提供, 从而能够很好的解决传统中对于设备保护时间长以及故障切除的范围大等一些问题。
3 关于继电保护配置的保护
3.1 对电压限定时间的过电流保护。
针对智能变电站而言, 其电力系统在运行的过程中, 由于其外部出现短路, 就会在一定的程度上出现过负荷电流的, 针对这样的情况发生时, 过负荷电流以及正常电流这两者之间是会存在着较大的差别, 如果外部出现故障的话, 就会在一定的程度上出现跳闸现象, 如果出现负荷故障, 保护装置则就会进一步的发出动作信号。为了对这种情况的发生进行有效的避免, 就在一定的程度上对低压元件进行充分的利用, 只有这样才能进一步的实现过电流保护。
3.2 关于变压器的保护配置。
针对变压器保护装置而言, 主要应用的就是分布式装置, 这样才能够在一定的程度上实现差动保护功能, 变压器在进行后备保护的过程中, 主要应用的就是集中式配置的方式, 对其进行保护, 但针对非电量的保护装置而言, 在一定的程度上应用的就是独立式安装方式, 在进行安装的过程中, 其方式为:通过电缆进行直接的引入断路器跳闸, 具体安装方式为主要是通过电缆直接引入断路器跳闸, 之后跳闸命令会在一定的程度上通过电缆线分别的引入到COOSE以及采样的网络上, 其中三分之二是主接线变压器进行的配置方式。
3.3 关于线路的保护。
在电力系统当中, 其线路的保护配置主要是根据在纵联差动来作为主要的保护系统, 然而后备的保护装置主要是在集中式的保护当中。关于单断路器方式的主连接线和线路当中的保护装置主要是通过主保护系统的对侧线路保护以及光纤通信口的保护装置通信, 以此来得到实现纵联保护的作用。
结语
由于智能电网在不断的建设, 从而也使智能的变电站得到了高速的发展, 同时这也就对继电保护的发展提出了很高的要求。因此, 在智能的变电站建设时, 必须要使继电保护的作用进行充分的发挥, 并且实现故障能够快速的切除, 从而能够有效的使后备保护动作时间过长等问题更好的解决。并且由于养护技术水平在不断的发展以及提高, 智能继电保护的系统也会随着不断的完善, 同时也将会发挥出重大的作用。
参考文献