特殊的备自投方案论文

2024-10-05

特殊的备自投方案论文（精选6篇）

特殊的备自投方案论文篇1

0 引言

备自投装置是一种用于提高供电可靠性的安全自动装置。它的设计简单,运用灵活,可以适应不同的电网运行方式,在电网中得到广泛应用,特别是应用在内桥接线的变电站中。在实际应用中,一般考虑到主变故障的性质和后果比较严重,如果备自投不慎再次充电到故障主变上,不仅会对设备造成进一步损坏,而且会对电网造成又一次短路冲击,稳定运行受到威胁。因此,主变保护动作对备自投装置的影响往往被回避。有的备自投装置在实际设计中干脆直接设计成主变保护动作闭锁备自投装置,降低了供电可靠性。

本文分析了主变保护对备自投装置的影响,改进了备自投装置的逻辑回路,提高了备自投装置对主变保护的识别能力,提高了供电可靠性。

1 内桥接线的备自投装置

内桥接线的备自投装置其自投方式大致分为三种(如图1所示):

自投方式1:1DL、3DL在合位,2DL在分位。自投方式2:1DL在分位,2DL、3DL在合位。自投方式3、4:1DL、2DL在合位,3DL在分位。

下面就各种自投方式在计及主变保护后的改进方案进行分析。

2 备自投装置回路改进及动作逻辑分析

2.1 自投方式1

在自投方式1下,两台主变高低压侧均为并联运行。充电过程和放电过程都无需改动,只要将动作过程的逻辑回路进行改进即可实现备自投装置对主变保护的自适应。改进后的动作过程逻辑回路如图2所示。CD12为备自投装置(自投方式1或2)充电条件标识。在自投方式1下,CD12为“1”表示装置处于充电状态,为“0”表示放电状态。

a.当#2主变差动(或瓦斯)保护动作时跳开#2主变高低压侧断路器,高压侧跳开3DL。与门3输出“1”,或门输出“1”,但与门1输出“0”,因此备自投装置正确不动作。而且,由于3DL的断开,充电回路无法接通,充电过程不能维持,CD12变为“0”,备自投装置在#2主变跳闸后经延时处放电状态。此时即使进线1再故障跳闸,备自投装置也不会动作合上2DL,避免了充电至故障设备上。

如果3DL由于失灵未能跳开,则由#1主变高后备保护动作跳开1DL和#1主变低压侧断路器来切除故障。此时,与门3由于3DL在合位而输出“0”;由于进线1有压,所以或门输出“0”。虽然与门1输出“1”,但与门2的输出仍为“0”,备自投装置也不会动作合上2DL,同样避免了充电至故障设备上。

b.当#1主变差动(或瓦斯)保护动作时跳开#1主变各侧断路器,高压侧跳开1DL和3DL。此时,与门3、或门输出“1”,与门1也输出“1”,所以与门2输出“1”,进而与门4输出“1”,备自投装置动作发跳1DL的命令,再合上2DL。不仅可靠隔离了故障点,也保证了对低压侧供电的连续性。之后,备自投装置经延时处放电状态,同样不会再对1DL进行备自投。

如果3DL由于失灵未能跳开,或门输出“0”,闭锁了备自投装置,避免了2DL合闸后通过3DL充电到故障设备。

2.2 自投方式2

与自投方式1的逻辑回路对称,分析过程相同,不再详细叙述。

2.3 自投方式3、4

在自投方式3、4中,由于主变高压侧的运行方式为分列运行方式,断点在3DL,则主变低压侧母线也必然采取分列运行的方式,断点在母联(或分段)断路器。当任一台主变的差动(或瓦斯)保护动作后,跳开主变各侧断路器,这时不允许高压侧备自投装置动作合上3DL对主变及低压侧的失压母线供电,以免再次充电到故障主变或其他故障设备上而造成设备损坏或电网失稳。因此,在自投方式3、4下,主变保护动作应直接闭锁高压侧备自投装置,开放低压侧备自投装置,由低压侧备自投装置动作恢复对失压母线的供电。

3 结语

综上所述,通过对备自投装置的动作过程逻辑回路进行改进,使计及主变保护后的备自投装置具有更强的适应性,做到了既能够可靠隔离故障点,又能够最大程度的提高供电可靠性,方法简单,实用性强,在内桥接线的变电站中具有广泛的应用价值。

摘要：内桥接线的变电站一般配备完善的备自投装置,以弥补由于接线方式而造成供电可靠性下降的不足,但是却忽略了主变保护的动作行为与备自投装置之间的配合,使其成为了盲区。分析了主变保护对备自投装置的影响,改进了备自投装置的逻辑回路,提高了备自投装置对主变保护的识别能力,提高了供电可靠性。

关键词：内桥接线,备自投装置,主变保护,可靠性,适应性

参考文献

[1]RCS-9653备用电源自投装置技术说明书[Z].

自动适应运行方式的备自投研究篇2

本课题研制的自适应备用电源自投装置, 通过设计的通用型备自投装置动作逻辑的方法, 在两类断路器归类法 (电源断路器与联络断路器) 的基础上设计了电源及联络备投两套逻辑, 辅以各断路器位置判据, 对应四种运行方式, 自动适应于不同的一次主接线形式, 是通用型自适应备自投装置。其特点有:①装置定值整定简单, 方便保护整定与检修人员使用;②提供了整定计算及运行人员都可设定联络断路器有无的功能;③正确判断合理使用了外部保护闭锁量;④使用了设定控制字方法有效解决了原来因线路母线共用TV产生的问题;⑤优化使用母线及备用 (线路) 电压判据, 解决了备用线路备投可能受故障线路影响的问题。

该项目研制的产品, 经试验室测试及变电站实际模拟试验, 证明装置能满足现场各种主接线形式, 自动识别电网一次运行方式, 解决了目前应用中的备自投装置自适应性差的问题。其中, 变电站进线侧自适应式备用电源自投装置、变电站进线断路器自适应式备用电源自投方案2项进行了专利申请。

特殊的备自投方案论文篇3

江苏电网220 kV及以下终端变电所,当采用2台变压器供电时,高压侧一次主接线一般采用内桥接线或单母线接线,并采用双电源供电的内桥接线(单母线分段接线)备用电源自动投入(简称备自投)装置和双电源供电的单母线接线备自投[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11]装置;当采用3台变压器供电时,高压侧一次主接线一般采用双电源供电的扩大内桥接线或单母线分段接线,少数变电所采用五角形接线。也采用备自投装置作为安全自动装置。2008年,镇江供是电公司有3座新建110 kV变电站110 kV部分采用了双电源供电的扩大内桥接线方式。该接线有2路电源进线、3台降压主变压器,4只断路器(简称开关),其中2只为电源开关,另2只为桥开关。目前,双电源供电的扩大内桥接线备自投装置,制造厂一般采用客户提供的运行方式及动作流程来完成该备自投装置的控制策略,其运行方式往往不全面,一般只有1只开关的4种运行方式[12],动作逻辑完全按事先设置的流程来完成。本文提出用解耦法实现扩大内桥接线的备自投装置的控制策略。

1 扩大内桥接线备自投装置的运行方式

图1为该变电站110 kV侧一次主接线。因两路电源间不能长时间并列运行,所以 QF1～QF4开关不能同时运行,至少要有1只开关在热备用状态。该扩大内桥接线备自投装置可能运行方式见表1。

注:无论变电站1号、2号、3号主变为运行还是停用,但若相应的备自投装置不运行,即为停用方式。

由表1可见,扩大内桥接线的备自投装置实际应用的运行方式共有10种,其中之一为停用方式。

2 扩大内桥接线备自投装置的控制策略

由于扩大内桥接线的备自投可能的运行方式多达10种(实际用的运行方式为9种),下面对一次接线为扩大内桥接线的备自投控制策略进行研究。

2.1 穷举法

可按上述实际的9种运行方式一一列出动作逻辑和动作流程,实现该一次接线的备自投控制策略。虽然采用穷举法可实现该备自投控制策略,装置有完整性;但缺点是:运行方式的列举可能有遗漏;运行方式太多,无法记忆;牵涉的环节多,动作逻辑和动作流程多且复杂。

2.2 解耦法

通过分析图1,不难看出,运行方式3只与开关QF1,QF2,QF4之间有关,而与开关QF3关系不大,通过仔细分析,QF1,QF2,QF4之间构成了一个典型的内桥接线,而运行方式3是该内桥备自投中的一种运行方式;同样,运行方式2只与QF1,QF3,QF4之间有关,而与QF2关系不大,通过仔细分析,QF1,QF3,QF4之间构成了另一个典型的内桥接线,运行方式2也是这个内桥备自投中的一种运行方式。因此,可否设想用2个内桥备自投的控制逻辑来构成一个完整的扩大内桥接线的备自投逻辑,即

1)由QF1,QF2,QF4组成第1组内桥接线(见图1,QF3认为在运行状态);

2)由QF1,QF3,QF4组成第2组内桥接线(见图1,QF2认为在运行状态)。

因此,双电源供电的扩大内桥接线方式的备自投控制策略也可由这2部分组成:

1)由QF1,QF2,QF4组成第1组双电源两进线的内桥接线的备自投(以下简称备自投1);

2)由QF1,QF3,QF4组成第2组双电源两进线的内桥接线的备自投(以下简称备自投2)。

2.2.1 内桥接线的备自投控制策略

为了进一步说明用解耦法构成双电源供电的扩大内桥接线方式的备自投控制策略,有必要分析双电源3开关的内桥接线的备自投的运行方式。以备自投1为例,其备自投可能的运行方式有6种:

1)运行QF1,QF4;备自投QF2;当进线1失去电源时,跳开QF1,投上QF2;当进线2失去电源时,跳开QF4,投上QF2。

2)运行QF1,QF2;备自投QF4;当进线1失去电源时,跳开QF1,投上QF4。

3)运行QF2,QF4;备自投QF1;当进线2失去电源时,跳开QF4,投上QF1。

4)运行QF1;备自投QF2,QF4;当进线1失去电源时,跳开QF1,投上QF2,QF4。

5)运行QF4;备自投QF1,QF2;当进线2失去电源时,跳开QF4,投上QF1,QF2。

6)无论变电所1号、2号主变为运行还是停用,但相应的备自投装置不运行,即为停用方式。

同样,以备自投2为例的为双电源两进线三开关的内桥接线(见图1,QF2认为在运行状态),其备自投可能的运行方式通过分析也得到6种:

1)运行QF1,QF4;备自投QF3;当进线1失去电源时,跳开QF1,投上QF3;当进线2失去电源时,跳开QF4,投上QF3。

2)运行QF1,QF3;备自投QF4;当进线1失去电源时,跳开QF1,投上QF4。

3)运行QF3,QF4;备自投QF1;当进线2失去电源时,跳开QF4,投上QF1。

4)运行QF1;备自投QF3,QF4;当进线1失去电源时,跳开QF1,投上QF3,QF4。

5)运行QF4;备自投QF1,QF3;当进线2失去电源时,跳开QF4,投上QF1,QF3。

6)无论变电所1号、3号主变为运行还是停用,但相应的备自投装置不运行,即为停用方式。

2.2.2 解耦法构成扩大内桥接线的备自投控制策略

用2个内桥备自投的控制逻辑可否构成一个完整的扩大内桥接线的备自投?通过分析表1的运行方式发现,运行方式1或运行方式4可以通过备自投1或备自投2的控制逻辑完成;运行方式2或运行方式5可以通过备自投2的控制逻辑来完成;运行方式3或运行方式7可以通过备自投1的控制逻辑来完成;同样,其他运行方式均可以通过备自投1和备自投2的控制逻辑共同完成。因此,可以列出扩大内桥备自投运行方式与解耦的备自投控制逻辑的关系表,见表2。

由表2分析得出,扩大内桥接线的备自投可由2个内桥备自投的控制逻辑构成,因此,用2个内桥备自投的控制逻辑构成一个完整的扩大内桥接线的备自投完全可行。一个双电源三开关的内桥接线的备自投为6种运行方式,实际运行方式为5种,2个双电源三开关的内桥接线的备自投共同运行的实际运行方式为10种,因为除方式1与方式4可以由备自投1的控制逻辑或备自投2的控制逻辑来完成,属于重复外,其他方式是由备自投1或由备自投2的控制逻辑完成,或由备自投1和备自投2的控制逻辑共同完成,所以用解耦法构成的扩大内桥接线的备自投的实际运行方式为5+4=9种,加上停用方式,为10种运行方式,与穷举法列出的运行方式相同。由此可见,扩大内桥接线的备自投控制策略完全可以用解耦法来完成,运行效果与穷举法相同。

2.2.3 典型动作逻辑

一次主接线如图1所示,以图2所示的控制逻辑框图形成2个内桥备自投逻辑构成扩大内桥备自投逻辑图(部分),以典型运行方式6为例,说明备自投1、备自投2如何协同动作来完成运行方式6(其他运行方式不再赘述)。

2.2.3.1 准备阶段

1)备自投1:断路器1QF,4QF为合闸运行状态,其相应操作断路器的1KK,4KK(或双位置继电器1KKJ,4KKJ)记忆为合闸后,2QF为热备用,其相应的操作断路器2KK(或双位置继电器2KKJ)记忆为分闸后。因为1KK,4KK为合闸后状态,所以1QF,4QF跳闸回路开放,而合闸回路闭锁;同时开放2QF合闸充电回路2Tcd1,当2QF满足充电条件时则充电,不满足条件时则立即彻底放电,满足充电条件后重新充电。

2)备自投2:断路器1QF,4QF为合闸运行状态,其相应操作断路器的1KK,4KK(或双位置继电器1KKJ,4KKJ)记忆为合闸后,3QF为热备用,其相应的操作断路器3KK(或双位置继电器3KKJ)记忆为分闸后。因为1KK,4KK为合闸后状态,所以1QF,4QF跳闸回路开放,而合闸回路闭锁;同时开放3QF合闸充电回路3Tcd1,当3QF满足充电条件时则充电,不满足条件时则立即彻底放电,满足充电条件后重新充电。

2.2.3.2 动作过程

以进线1电源失电为例,进线2电源失电类似。

1)备自投1:因为进线1电源失电,经1QF检无压和无流、对侧4QF电源有压后,延时tb1后跳闸1QF。当1QF断路器跳闸控制命令已发出1QF跳闸的同时并检查1QF断路器确已跳开,1QF跳闸后1TWJ闭合表示1QF处于跳闸位置,而1KKJ为合闸后状态,因而产生1QF断路器位置不对应,在2QF合闸充电回路2Tcd1充电完成后,延时2tH启动一次合闸脉冲至2QF合闸回路。备自投2:因为进线1电源失电,经1QF检无压和无流、对侧4QF电源有压后,延时tb1后跳闸1QF。当1QF断路器跳闸控制命令已发出1QF跳闸的同时并检查1QF断路器确已跳开,1QF跳闸后1TWJ闭合表示1QF处于跳闸位置,而1KKJ为合闸后状态,因而产生1QF断路器位置不对应,在3QF合闸充电回路3Tcd1充电完成后,延时3tH启动一次合闸脉冲至3QF合闸回路,3QF合闸。

2)备自投1:若1QF电源失电是由1号主变保护动作引起的,2QF充电回路由于1号主变保护动作而立即放电,同时2QF合闸回路被闭锁,故2QF不会合闸。备自投2:若1QF电源失电是由1号主变保护动作引起的,由于保护动作闭锁采用了对应闭锁,3QF合闸充电回路不会被放电和被闭锁,故3QF仍然会动作合闸。

3)备自投1:若1QF电源失电是因断路器偷跳引起的,则1TWJ会闭合,而1KKJ仍为合闸后状态,同样产生1QF断路器位置不对应,在2QF合闸充电回路2Tcd1充电完成后,经检查1号主变(或1号母线)无压后,延时2tH启动一次合闸脉冲至2QF合闸回路,2QF合闸。备自投2:若1QF电源失电是因断路器偷跳引起的,则1TWJ会闭合,而1KKJ仍为合闸后状态,同样产生1QF断路器位置不对应,在3QF合闸充电回路3Tcd1充电完成后,经检查1号主变(或1号母线)无压后,延时3tH启动一次合闸脉冲至3QF合闸回路,3QF合闸。

4)若手动拉开1QF,则1KKJ由原来合闸后状态变为分闸后状态,1QF的断路器位置不对应不成立,故备自投1不会启动2QF的合闸回路,备自投2不会启动3QF的合闸回路。

2.2.4 解耦法扩大内桥接线备自投装置运行

虽然采用穷举法和解耦法均可以实现一次主接线为扩大内桥接线的备自投控制策略,但解耦法较穷举法有如下优点:①运行方式的列举不会有遗漏;②牵涉的环节少,动作逻辑和动作流程简单、方便;③2个内桥备自投的控制逻辑共同构成一个完整的扩大内桥接线的备自投的控制逻辑,产生了超越单一控制逻辑的运行效果。

但其缺点是:需要2套内桥备自投的控制逻辑,相互之间有协调工作的部分。

2.3 解耦法控制策略的扩展应用

在解耦法扩大内桥接线备自投控制策略中加上如“控制字”等措施又可以实现内桥接线备自投、双电源单母线接线备自投等备自投。即在一个备自投的控制逻辑中实现扩大内桥接线、内桥接线、双电源单母线接线的多功能备自投。这在采用扩大内桥接线的变电所初始建设阶段尤为重要,因为一次设备不全。

3 结语

虽然采用穷举法和解耦法均可以实现一次主接线为扩大内桥接线的备自投控制策略,由于解耦法符合备自投的基本原理,不但克服了穷举法的缺点,且牵涉的环节少,动作逻辑和动作流程简单、方便,同样能完成扩大内桥接线的备自投控制策略。解耦法控制策略还可扩展为适应内桥接线备自投、单母线双电源接线备自投等多功能备自投。

摘要：介绍了扩大内桥接线备自投装置的10种运行方式,提出了用解耦法构成扩大内桥接线备自投装置的控制策略,证明了该方法与穷举法运行方式相同。以新的控制逻辑框图形成2个内桥备自投逻辑构成扩大内桥备自投逻辑图(部分)为例,分析了典型运行方式下内桥2个备自投逻辑协同工作来完成典型动作逻辑,证实了解耦法的正确性。分析了穷举法与解耦法的优缺点,建议采用解耦法构成扩大内桥接线备自投装置的控制策略,其牵涉环节少、动作逻辑和动作流程简单方便。

关键词：扩大内桥接线,备自投装置,控制策略,解耦法

参考文献

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特殊的备自投方案论文篇4

随着电网技术的快速发展, 电力系统自动化程度要求越来越高, 备用电源自投装置 (备自投) 在110k V终端变电站得到了广泛应用。所谓备自投是指变电站的工作电源因故消失后, 自动而迅速的将另一备用电源投入运行, 从而确保变电站连续供电的自动装置[1], 备自投一般可分为进线备自投、分段备投和变压器备投等几种方式。终端变电站常见的接线方式是两路电源进线, 一路运行, 一路充电备用, 备投作用于两条进线电源之间, 当运行线路故障时, 自动投入另一条备用线路, 保证连续供电。

按照继电保护检验规程要求, 对备自投装置进行检验, 必须经带开关整组传动试验合格, 以确保装置的可靠性和外部回路的正确性。备自投检验重点是对其动作逻辑的测试, 它需与断路器配合进行, 同时还要与其关联的线路保护及公用保护如母差、低周、稳控等配合, 因此进行备投测试时, 与其相关连的线路必须停电才能进行[2]。这在运行中的终端变电站往往无法实现, 因两线路不允许同时停电, 无法进行备自投传动试验, 对装置的逻辑及其回路的可靠性、正确性得不到保证。

现场往往采用模拟断路器或带备投测试功能的微机校验仪来代替实际传动断路器进行试验。但这两种方法都存在一定缺陷, 用模拟断路器进行试验, 一次需使用3台, 操作、接线复杂;带备投测试功能的校验仪, 只有个别仪器有此功能。且这两种方式都有一个共同问题, 就是不能模拟现场可能出现的各种接线方式, 部分状态量不能提供, 特别是不能模拟保护装置行为, 因此并不能完全保证测试正确。

针对备自投检验中的这一难点问题, 本文研制了一种备自投校验仪, 它能同时模拟3台断路器及备自投试验所需的各种状态, 实现了在不停电状态下对备自投装置的完整检验。

2 整体设计

通过对各种型号备自投装置的工作原理、功能配置和二次接线的分析, 备自投试验要解决的主要问题是, 要有试验过程中所需的各种开关量, 要能代替断路器和保护装置对备自投的输出信号做出响应, 并按正确的时序反馈回备自投, 能对模拟断路器进行操作, 可模拟断路器手跳、手合和保护跳 (偷跳) 等各种状态。

对于试验过程中所需的模拟量, 仅需提供固定大小的可控制输出的电压和电流, 因此模拟量完全可以由其它设备提供, 仪器仅需根据试验逻辑和设备状态, 对输出电压进行同步控制。仪器应能仿真变电站各类逻辑回路的接线, 模拟各种异常工况, 如线路失电压、开关偷跳和保护动作等。经分析试验仪功能需求如表1所示。

图1为仪器结构框图, 试验仪设计成一台便携式小型仪器, 整合了备投试验的各项功能, 由断路器模拟、保护动作模拟及操作箱状态模拟、显示和模拟量控制等几部分构成。仪器采用模块化设计, 包括电源模块、PLC及外设模块、模拟量控制模块和人机界面[3]。仪器以触摸屏做操作界面, 仪器面板只配以少量按键做断路器操作快捷键, 全部操作功能可由触摸屏实现。图2为仪器面板设计图。

3 电路设计

仪器采用P L C为核心元件进行开发, 根据需求分析, 仪器需要24路开关量输入, 22路开关量输出, 总的I/O点数需50点左右, 因此需选用60点的PLC, 本装置选用了台达DVP-ES60R, 其主要特性见表2。台达ES/EX系列PLC具有体积小, 指令丰富, 可方便地连成网络来实现复杂的控制, 具有极高的性价比, 适合于多种行业现场的检测及自动控制。

本装置选用台达DOP-AS57BS触摸屏为人机界面, 触摸屏采用串口通信方式与P L C相连接。其主要特性见表3.

电路图设计包括P L C外部接口设计、模拟量控制部分设计、触摸屏接线及电源等。PLC的I/O分别模拟3台断路器和操作箱、以及试验所需的其它状态信号。模拟量控制增加了部分继电器进行接点扩展, 电源模块选用高频开关电源, 2路24V需出, 一路给PLC外设, 一路给触摸屏。触摸屏PLC采用485口串行通信, 通信协议为modbus。图3为PLC部分接线图。

4 软件设计

仪器软件设计包括P L C梯形图设计、触摸屏画面设计及P L C与触摸屏通信设计等。

4.1 PLC梯形图设计

PLC程序编制有指令和梯形图等多种方式, 本仪器采用梯形图编程[4]。程序由断路器模拟、操作箱摸拟、模拟量控制及保护动作行为模拟等几部分构成, 图4为流程图。装置上电后进行复位, 设定参数, 读取开入和开出, 根据输入的开关量变化, 如操作开关、保护动作等, 给出相应的状态变化, 并控制输出的模拟量。

4.2 触摸屏界面设计

备自投试验逻辑预置于触摸屏中, 触摸屏界面包括主画面、设置界面、自动试验界面、操作 (手动试验) 界面、事件记录和帮助界面等。图5为画面流程图。仪器上电后触摸屏初始化、与PLC建立通信、然后进入主画面。经延时后会自动进入试验界面。试验分为手动和自动, 手动操作为自由试验, 可任意操作模拟断路器或置入各种状态量。备自投试验逻辑如充电条件检验、放电条件及闭锁检验、整组试验等已固化在触摸屏试验程序中, 当用自动方式时, 仪器自动按预设的逻辑进行试验, 并对动作情况进行记录, 对试验结果进行判断。装置提供了一个帮助界面供用户熟悉操作。进入参数设置界面, 可对有关试验定值如备投动作时间、保护重合时间等进行设定。图6为操作画面截屏, 图7为帮助画面截屏。

5 备自投校验仪的现场应用

把备自投装置与线路保护屏端子排相关的开入量和开出量接线解开, 如断路器位置、跳合闸、闭锁开放量等, 并用试验线对应接到备自投试验仪上, 本仪器所提供的状态量能满足各种接线方式需要。校验所需的模拟量由一台保护校验仪提供, 输入到备投试验仪, 再由备自投试验仪输出到备自投装置。

接线完毕后可开始校验, 由仪器模拟电源失压、断路器跳闸、保护动作等各种状态, 备自投响应后通过仪器进行显示, 完成对备自投各种逻辑的检验。

6 结束语

备自投试验仪的研制与使用, 实现了在不停电条件下完成对备自投的校验工作, 解决了备自投装置现场检验的难题, 确保备自投装置在电网发生事故时能正确、可靠动作, 提高了供电可靠性, 具有一定推广价值。

参考文献

[1]黄常抒, 胡云花.备自投装置接线中的问题及应对措施[J].电力自动化设备, 2009, 29 (4) :147-149.

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[3]闵莹, 孔祥军, 经亚枝.一种变电站自动化系统通用测控装置[J].电测与仪表, 2004, 41 (467) :44-46.

特殊的备自投方案论文篇5

关键词：智能变电站,站控层,GOOSE,备自投,集中控制技术

0 引言

备用电源自动投入装置( 简称备自投) 是电力系统故障或其他原因导致工作电源断开后,能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作的一种自动控制装置[1],也能使原来工作电源被断开的用户迅速恢复供电。

备自投装置所需的信息来自变电站多个间隔,对外的输入输出信号连接较为复杂。常规变电站备自投装置主要采用硬接点输入输出方式,通过二次电缆获取开关位置和闭锁信号、开出跳合闸信号。该方式需要在现场敷设大量二次电缆,接线繁复,当变电站需要扩建线路间隔或增加新设备时,则需重新敷设电缆,增加工作量和改造成本。随着以IEC61850 为标准的智能变电站的发展,通用面向对象的变电站事件传输机制( GOOSE) 借助先进的网络通信技术,能够确保报文传输的实时性和快速性[2]。备自投装置从过程层GOOSE网获取开关位置信号及闭锁信号,并开出跳合闸命令。该方式实时性好,可靠性高,但需依赖GOOSE光缆和过程层交换机,通信造价昂贵[3],对于中低压变电站来说,该方式建设成本较高。

综合考虑备自投装置开关量输入输出的特点以及中低压变电站的实际需求,本文提出一种基于站控层GOOSE方式实现开关量输入输出的备自投装置,站控层MMS( 制造报文规范) 网与过程层GOOSE网双网合一,通过站控层GOOSE方式接收开关量信息、闭锁信息,并发送跳合闸命令,简化了变电站二次架构,有效降低了建设成本。

1 实现方案

基于站控层GOOSE的备自投装置原理如图1 所示。

本文提出的基于站控层GOOSE的备自投功能由备自投装置和其他不同保护对象的间隔层装置共同完成。

备自投装置采用双CPU的硬件架构。基于MPC平台的显示和通讯管理单元主要实现装置的菜单显示以及站控层通信功能,DSP平台主要实现备自投保护逻辑判断,双口RAM负责两个CPU之间的信息交互。备自投装置通过常规交流采样或SMV9- 2 报文采集电压、电流模拟量,间隔层保护测控装置采集实时开关量信息通过站控层电以太网,以GOOSE报文的形式上送开关位置信息至备自投装置,备自投装置MPC平台收到站控层GOOSE数据后将数据传输给双口RAM,由双口RAM将数据交互给基于DSP平台的保护测控单元,用于备自投保护逻辑判断,DSP平台的保测单元输出跳合闸出口命令经双口RAM传递给MPC平台,由MPC平台开出站控层GOOSE跳合闸命令,间隔层保护测控装置执行备自投装置发出的跳合闸命令,共同实现备自投功能。

2 实施过程

以分段备投的实施过程为例,保护一次接线图如图2所示。

图2中,进线1、进线2互为备用电源,备自投装置需采集进线1、进线2以及分段的开关位置、合后信息以及其他保护动作的逻辑闭锁信号。由#1主变保护测控装置完成1DL开关位置采集,由#2主变保护测控装置完成2DL开关位置采集,由分段保护测控装置完成3DL开关位置信息采集,主变保护动作信号由#1、#2主变保护测控装置传递给备自投装置用于逻辑闭锁。备自投装置根据电网实时状况,进行充电,若母线失压且进线无流满足备自投动作条件,则备自投装置通过站控层GOOSE发出跳开工作电源开关1DL(或2DL)命令,#1主变(或#2主变)保护测控装置通过站控层网络接受到GOOSE跳闸令跳开1DL(或2DL)开关,#1主变(或#2主变)保护测控装置将1DL(或2DL)开关位置发送给备自投后,由备自投装置通过站控层GOOSE网络发送合3DL命令给分段保护测控装置,由分段保护测控装置合上3DL开关。

本方案在构成上只保留了SV网( 或常规交流输入) 和站控层通信网,取消了过程层GOOSE网和开关量电缆输入输出,GOOSE信号与MMS信号共用站控层通信网络。方案实施时,无需为备自投装置敷设采集开关位置、闭锁信息和跳合闸命令的电缆或光缆,只需将间隔层装置接入到站控层通信网络。

3 关键技术分析与实现

3. 1 基于站控层GOOSE的开关量高速输入输出技术

由于GOOSE技术要实现开关位置、保护跳闸以及逻辑闭锁等重要报文的传送,IEC61850 标准规定其通信延迟要求小于4 ms[4],这对信息传输的实时性和可靠性要求很高。

对保护装置而言,与通过专门的GOOSE板来接收过程层GOOSE不同,站控层GOOSE通过负责显示和通讯功能的CPU来完成收发功能,因此需要对装置的嵌入式环境作出重新设计和改进。

基于备自投保护测控装置的双CPU的硬件架构,为保证站控层GOOSE收发实时性,采取以下技术来进行改进和提高:

( 1) 提升基于应用层的站控层GOOSE数据处理任务优先级。由于MPC平台是基于任务调度机制的,为保证GOOSE收发的实时性,需要将站控层GOOSE数据处理任务优先级设置的比MMS数据处理任务的优先级高,保证GOOSE报文优先MMS报文处理,从而使GOOSE报文的收发在第一时间完成。

( 2) 将MPC平台的GOOSE数据处理任务的调度时间调低至小于1 ms。由于GOOSE变位最小的发送时间是1 ms,为保证最快识别出该变位信息,需要设置站控层GOOSE数据处理任务的调度时间低于1 ms,才能保证最快识别出该GOOSE变位,同时保证GOOSE信息的快速传输。

( 3) 将双口RAM与MPC平台或DSP平台之间的数据交互采用硬中断实现。由于硬中断是由FPGA的计时器定时产生,而且FPGA的时间误差为纳秒级,因此硬中断是保证实时性最高的实现方式之一,有力保证了站控层GOOSE数据交互在MPC平台和DSP平台的数据交互的实时性。

相对于过程层GOOSE来说,虽然站控层GOOSE增加了MPC与FPGA的交互环节,但是通过采取上述三种措施,仍保证了站控层GOOSE数据传输的快速性和可靠性。

表1 为本文提出的基于站控层GOOSE备自投装置与智能变电站基于过程层GOOSE的备自投装置GOOSE动作性能比较一览表。

表1 中,GOOSE动作性能是指备自投装置从接收到GOOSE命令到开出GOOSE跳闸命令的动作时间[5],该指标能够表征出装置在两种不同机制下处理站控层GOOSE和过程层GOOSE的时间差异。从该表可看出,站控层GOOSE的动作性能非常接近过程层GOOSE。经系统测试,本文研制的备自投装置整体保护动作时间不大于35 ms( 小于标准规范要求的40 ms) ,满足现场实际应用需求。

3. 2 基于站控层GOOSE的双网冗余技术

智能变电站的站控层MMS网均设双网,因此可借助通过智能变电站已有的双冗余站控层MMS网,来保证间隔层装置与备自投装置的GOOSE信息传输的可靠性传输。

首先通过双冗余的MMS网同时传输GOOSE信息,保证了站控层GOOSE的可靠性; 其次增加备自投装置接收GOOSE信息的切换机制。备自投装置同时接收和存储A、B网的GOOSE信息,两网均在工作状态,根据网络链路情况进行GOOSE信息在站控层A网和B网之间的实时切换。正常情况下优先使用A网数据,当连续2 个Ts( 一个Ts一般为5s) 时间内接收不到A网GOOSE报文,且B网GOOSE报文传输正常,则将备自投装置接收的GOOSE信息立即切换至B网,由于B网数据一直在接收,是连续有效的,因此,双网切换不存在时间间隔,不会造成报文丢失。若此时备自投装置连续5 个Ts时间连续收到A网GOOSE报文,证明A网GOOSE通信已恢复,则仍切换回A网。

通过上述站控层双冗余传输技术,极大地保证了站控层GOOSE的传输可靠性。

3. 3 全站备自投集中控制技术

基于站控层GOOSE的备自投装置可以获取全站的开关位置和闭锁信息,从而可将多个电压等级整合在一起,实现全站备自投功能[6],将高侧进线/桥备自投、中侧分段备自投、低侧分段备自投以及主变备自投等多种功能集成在一个装置里,并可在装置里增加过负荷联切、过负荷闭锁功能,实现全站的备自投集中控制保护功能。实现全站备自投集中控制功能的备自投装置可替代以往变电站多个备自投装置,无需在每个备投点设置独立的备自投装置,在简化变电站网络架构的同时减少了间隔层保护设备数量,大大降低了变电站建设成本。

4 特点

本文设计了一种接线方式简单、动作性能佳的智能变电站备自投装置。该装置通过站控层GOOSE网采集开关位置、闭锁信号以及发送跳、合闸命令,取消了硬接点接线及过程层GOOSE网络,大大简化了备自投装置的二次接线,既降低了电网建设成本,又有效提高了电网运行可靠性,保证电网负荷合理分配,并且可以借助软PLC软件,灵活构建基于全站的各种实时控制功能。

图3 为典型智能变电站备自投装置和本文研制的备自投装置的二次接线结构比较图。

通过图3 可以看出,对于备自投装置而言,站控层MMS与GOOSE合二为一,备自投装置通过已有的站控层MMS网络进行GOOSE横向通信。一方面简化了变电站备自投装置的二次接线,缩短了建设周期,另一方面降低了建设成本,装置无需使用专门的GOOSE插件,无需铺设大量光纤,更适应中低压变电站的需求,实时性和经济效益两者兼顾。

需要指出的是,本文设计的备自投装置所需的实时开关量信息是从间隔层装置获得的,因此对间隔层装置提出新的要求,需具备站控层GOOSE收发功能。智能变电站内站控层网络通信通道好坏将直接会影响该系统的动作性能和实施效果。

5 结束语

本文结合备自投开关量输入输出特点,针对中低压智能变电站的实际情况,提出了一种兼顾实时性和经济效益的站控层GOOSE传输方案,并在备自投装置上得到实施。该方案简化了中低压智能变电站的二次网络架构,有效降低了建设成本,且动作性能优越,可满足110 k V电压等级以下的智能变电站运行的实际需求。目前,采用该方案研制的基于站控层GOOSE输入输出的备自投装置在多个智能变电站运行良好。

参考文献

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[5]肖韬,林知明,田丽平.关于变电站GOOSE通信方案的研究[J].华东交通大学学报,2008,25(4):66-70.

特殊的备自投方案论文篇6

在电力系统中, 110kV网络中一般做到闭环设计, 开环运行。为了提高供电可靠性, 在开环运行的变电站进线装设备用电源自动投切 (简称备自投或者BZT) 装置。当主供电源发生故障后, 备用电源自动投入运行, 从而恢复对用户的供电。不同的备自投动作策略对电网有不同的冲击, 其中尤以对电网暂态稳定性的影响最大, 本文主要针对肇庆地区电网的实际特点, 具体分析两种不同的备自投策略对肇庆电网暂态稳定性的影响。

1、暂态稳定性的概念及研究方法

暂态稳定性是电力系统遭受严重暂态扰动时维持同步的能力。暂态稳定性取决于初始运行工况、扰动严重程度和系统对扰动的响应方式。系统遭受大扰动后同步发电机转子角δ的三种变化趋势, 分别对应暂态稳定的三种情况。情况一:转子角度增加到最大值后开始减小并减幅振荡直至稳定状态;情况二:转子角持续增加并最后失去同步, 称第一摆不稳定, 通常由于同步转矩不足造成的;情况三:第一摆是稳定的, 但由于振荡幅度逐渐增大而最终失去稳定, 这种形式的不稳定一般产生在扰动后稳定条件本身小信号不稳定情况。

暂态稳定问题主要分为功角型暂态稳定和电压型暂态稳定, 其中:功角型失稳指系统受到大扰动时机组间发生相对摇摆, 最终使一些发电机之间的相对角度不断增大而失去同步;电压型失稳指电力系统发生故障或其他类型的大扰动后, 伴随系统处理事故的过程中发电机之间的相对摇摆, 某些重负荷母线电压发生不可逆转的突然下降的失稳过程, 而此时系统发电机间的相对摇摆可能并未超出使电力系统角度失稳的程度。

电力系统暂态稳定问题通常有两种主要的研究方法, 一种是采用数值积分求解非线性系统状态方程的近似解得到系统中同步发电机转子间相角的时间解, 根据相对角的摆动轨迹判断其稳定性。第二种方法是采用稳定性判据的方法, 即李雅普诺夫直接法。李雅普诺夫直接法在电力系统中应用的研究过程是:首先把大型电力系统稳定性的定义与现代控制理论相结合, 其次是对大型电力系统的数学模型进行研究, 尤其是对系统阻尼、原动机特性、电力网电导、荷效应等的影响作了分析。

本文采用的BPA程序是基于数值积分算法的一种电力系统分析程序, 用于分析电力系统在稳态下受到各种扰动时的系统动态行为。BPA程序采用的基本解法是:

(1) 网络方程解法

主要采用三角分解法和牛顿法对系统网络以及稳态的发电机、负荷构成的稳态代数方程进行求解。一般程序缺省采用三角分解迭代法解代数方程。

(2) 常微分方程的解法

程序应用隐式梯形积分法对所有描述发电机及其控制系统、异步马达、直流调节控制系统等构成的微分方程进行差分化, 再用差分方程与网络方程交替求解。

(3) 故障模拟

程序中对于对称或不对称、单重或多重故障采用补偿算法, 发生故障后在稳定计算过程中, 不修改导纳阵, 这样可以提高计算速度, 按照叠加原理将网络分为有源网络和无源网络, 根据故障口的注入流和故障口的综合阻抗, 修正故障情况下的节点电压向量, 可以作为下一时间步的初值, 继续计算。因此暂态稳定计算的数学模型可归为以下三个部分:

(1) 电网的数学模型, 即网络方程:

其中:, 为网络方程求解的变量。

(2) 发电机、负荷等一次设备和二次自动装置的数学模型, 即微分方程:

其中:,

为微分方程求解的变量。

(3) 扰动方式和稳定措施的模拟, 如电网的简单故障或复杂故障及冲负荷、快关汽门、切机、切负荷、切线路等。这些因素的作用结果是改变X, Y。

2、备自投控制策略对肇庆电网暂态稳定性影响的具体分析

本文详细分析肇庆电网在夏大运行方式下, 备自投动作过程对暂态稳定的影响, 具体分析功角稳定和电压稳定。

备自投动作本身就是一个暂态过程, 具体的过程可以描述为, 电网中某条线路或者母线发生故障, 经一段时间后, 线路重合闸, 重合闸失败, 经过一段时间的延时, 备自投动作, 重新恢复负荷。这里所指的故障是单相故障。

一般验证电网的稳定性相关的仿真实验都是以最严重的故障为研究对象, 而电网中最严重的故障是三相短路, 故本章中分析发生三相短路后, 备自投动作, 这一系列过程对电网暂态稳定的影响。具体的过程如下:电网中某条线路或者母线发生三相短路故障, 经一段时间后 (12个周波) , 故障切除, 第50个周波, 备自投动作, 投入备用线路, 重新恢复负荷, 仿真时间为1500个周波。

常规的备自投都是带负荷投切, 当发生严重的短路故障时, 如果切除故障时间较长, 电压必然有较大幅度的降落, 此时带满负荷投切可能对电网产生较大的影响, 因此有必要比较分析, 常规的带负荷投切和先切部分负荷再由备自投投入备用线路运行这两种方式的优劣。

肇庆电网按220kV变电站分区有6个片区, 每个片区内讨论两种方式 (在备自投动作后潮流收敛性良好的基础上) , 一种是备自投动作后, 负荷转移最大的情况;另一种是备自投动作后, 负荷转移最小的情况。本文以220k V端州片区为例具体分析。

端州片区内有备自投的110k V变电站中, 莲塘站的有功负荷为47.50MW, 所涉及的负荷转移最重, 景园站备自投动作所带来的有功负荷转移4.00MW, 最小。故先分析莲塘站的备自投动作前后的暂态稳定情况再分析景园站的备自投动作前后的暂态稳定情况。

(1) 常规备自投带负荷投切策略结果分析

(1) 莲塘站的备自投动作前后, 功角和电压结果分别如下图1和图2。

从图1和图2可以分析出:当鼎莲线发生三相短路, 经过12个周波故障被切除, 再延时18个周波投入贞莲线, 恢复供电。在该暂态过程中, 从图1可以看出, 功角是稳定的, 最大幅度达到83°, 过600周波后稳定在58°附近小幅波动。而图2中, 有两条曲线, 一条是整个电网在暂态过程中所对应的最低电压曲线, 而当故障切除后电压恢复到正常水平上下波动;另一条就是莲塘站110kV母线所对应的电压随时间变化曲线, 三相短路故障时, 电压急剧下降, 接近于零。在故障切除后线路投入前, 电压为线路残压, 投入线路后, 电压从0.97 (标幺值) 起开始恢复, 并在正常值附近小幅波动后达到稳定, 过150周波达到稳定。

(2) 景园站的备自投动作前后, 功角和电压结果分别如图3和图4。

从图3和图4可以分析出:当端景线发生三相短路, 经过12个周波故障被切除, 再延时18个周波投入睦景线, 恢复供电。在该暂态过程中, 从图3可以看出, 功角是稳定的, 最大幅度达到89°, 过600周波后稳定在53°附近小幅波动。而图4中, 有两条曲线, 一条是整个电网在暂态过程中所对应的最低电压曲线, 另一条就是景园站110kV母线所对应的电压随时间变化曲线, 三相短路故障时, 电压急剧下降。接近于零。在故障切除后线路投入前, 电压为线路残压, 投入线路后, 电压从0.85 (标幺值) 开始恢复, 在正常值附近小幅波动后达到稳定。

(2) 先切除部分负荷再投备自投策略结果

(1) 莲塘站的BZT动作前后, 功角和电压结果分别如下图5和图6。

从图5和图6可以分析出:当鼎莲线发生三相短路, 经过12个周波故障被切除, 同时切除30%的负荷 (同比例的恒阻抗和恒功率) , 延时18个周波投入贞莲线, 恢复供电。在该暂态过程中, 从图5可以看出, 功角是稳定的, 最大幅度达到82°, 过800周波后稳定在51°附近小幅波动。而图6中, 有两条曲线, 一条是整个电网在暂态过程中所对应的最低电压曲线, 另一条就是莲塘站110kV母线所对应的电压随时间变化曲线, 三相短路故障时, 电压急剧下降, 接近于零, 短路故障切除, 电压不会立马恢复正常, 而投入备用线路后, 电压从0.98 (标幺值) 开始恢复, 在140个周波恢复满负荷时, 电压会有短时小幅下降, 400个周波后电压恢复正常。

(2) 景园站的BZT动作前后, 功角和电压结果分别如下图7和图8。

从图7和图8可以分析出:当端景线发生三相短路, 经过12个周波故障被切除, 同时切除30%的负荷 (同比例的恒阻抗和恒功率) , 再延时18个周波投入睦景线, 恢复供电。该暂态过程中, 从图7可以看出, 功角是稳定的, 最大幅度达到88°, 过900周波后稳定在53°附近小幅波动。而图8中有两条曲线, 一条是整个电网在暂态过程中所对应的最低电压曲线, 另一条就是景园站110kV母线所对应的电压随时间变化曲线, 三相短路故障时, 电压急剧下降, 接近于零, 短路故障切除, 电压不会立马恢复到正常, 而投入备用线路后, 电压从0.86 (标幺值) 开始恢复, 在140个周波恢复满负荷时, 电压会有短时小幅下降, 600个周波后电压恢复正常。

3、结论

根据同样的策略分析肇庆地区6个220kV片区内其他110kV变电站内备自投两种不同策略对肇庆电网暂态稳定性的影响, 两种策略对暂态稳定的影响对比分析如下表1。

从上表1中能得出以下几个结论:

(1) 暂态稳定过程中的功角在最长9 0 0个周波后, 两种策略都会稳定。

(2) 从表中可以看出, 对同一个备自投, 先切部分负荷这种策略的功角稳定时间比带负荷投切的策略的功角稳定的要长。

(3) 带有较大负荷的变电站所对应的备自投的两种策略的差异较大, 总的来说, 由于暂态起始电压切负荷的策略比不切负荷的策略要大, 因此在这种情况下, 先切除部分负荷具有一定的优势。

(4) 而对于较小负荷的变电站备自投的两种策略的差异很小, 可以忽略。

(5) 对有双回路这种情况, 这两种策略的差异很小, 基本没有。

(6) 对有小水电的这种情况, 两种策略没有太大的差距, 在故障切除时电压升高, 投入备用线路后, 电压立即下降, 很快到达稳定状态。

综合上述备自投动作前后的暂态稳定分析的结果, 由于先切除部分负荷再投入备用线路, 这种策略会损失部分负荷, 即使是短期, 对用户来说, 仍然影响很大。因而可以得出如下结论:在静态潮流收敛性良好的情况下, 建议采用常规的带负荷投切备自投投切策略。

参考文献

[1]宋从矩, 贺家李, 梁统珍.电力系统继电保护原[M].北京:电力下业出版社.1980.