变电站集中式后备保护（精选3篇）
变电站集中式后备保护 篇1
0 引言
随着电力系统的不断发展以及各种先进技术在电网中的广泛应用,智能化已经成为电网发展的必然趋势,而智能变电站作为智能电网中的一个节点也将逐步取代传统变电站。变压器保护一般根据一定的整定原则与相邻保护进行配合,并采用时间等步长增加的方式逐级跳开相应的开关;但这种跳闸方式不能根据变电站运行情况适时调整,在变电站运行方式发生改变或相邻保护动作异常时,一些保护仍按原整定方式跳闸,就不能尽快切除故障。为此,本文提出在智能变电站中利用过程层网络的断路器位置及相邻保护启动和动作信息来智能调整变压器后备保护跳闸方式的策略,从而达到更可靠、快速切除故障的效果。
1 传统变压器后备保护跳闸整定说明
图1为某2某220kV变电站的典型设计方案,现以过流保护为例,介绍某地区变压器后备保护整定原则。
(1)低压侧复压过流保护作为低压侧母线及出线相间故障的后备保护,其时间定值应配合低压侧出线保护最长时间,1时限2s跳低压侧分段(BRK4),2时限跳低压侧开关(BRK3),3时限跳主变三侧(BRK1、BRK2、BRK3),时限级差为0.3s。
(2)中压侧复压方向过流保护作为中压侧出线及母线故障的后备保护,其定值按照变压器额定容量整定,时间配合中压侧出线距离三段保护时间。假设中压侧出线距离三段保护时间为TZ3,保护过流整定时间级差为0.3s,则有:
其中,1时限跳主变中压侧母联分段开关(BRK5、BRK6、BRK7、BRK8),2时限跳主变中压侧开关(BRK2)。
(3)高压侧复压方向过流保护作为变压器内部故障、中低压侧母线故障的后备保护,其定值按照变压器额定容量整定,时间配合中压侧复压方向过流保护和低压侧复压过流保护时间,保护过流整定时间级差为0.3s,则有:
其中,1时限跳主变中压侧开关(BRK2),2时限跳主变三侧开关(BRK1、BRK2、BRK3)。
2 传统变压器后备保护跳闸方式的局限
(1)故障点位于K1处时,若低压侧分段在分位,则低压侧复压过流保护仍按既定逻辑1时限2s跳分段开关,2时限2.3s才能跳低压侧开关来切除故障,这无形中就牺牲了0.3s的切除故障时间。
(2)故障点位于K1、K2处时,低压侧复压过流保护仍要躲过低压侧出现的最长动作时间2s,即延时2s后才能切除故障。
(3)故障点位于K3处时,若中压侧母联、分段在分位,则中压侧复压过流保护仍按既定逻辑1时限躲过中压侧出线距离三段时间跳母联、分段开关,2时限Tset2M才能跳中压侧开关来切除故障,这也牺牲了0.3s的切除故障时间。
(4)无论故障点位于K1或K3,高压侧复压过流保护都始终按照中、低压侧复压过流时间的最大值延时,无法动态地根据中、低压侧复压过流保护动作行为来调整时间。
(5)故障点位于变压器内部时,若主保护拒动,则高压侧复压过流保护只应与主保护配合,0.3s后跳三侧开关。在传统跳闸方式下,高压侧复压过流保护按既定方案需要延时Tset2H=max(Tset2M,Tet3L)+0.6s才能跳变压器三侧开关来切除故障。
3 运行方式及相邻保护信息获取
要实现变压器后备保护的智能跳闸,变压器保护需要获取相关开关位置(低压侧分段开关、中压侧母联开关以及中压侧分段开关)和相配合保护的信息。以上述过流保护为例,需要获得低压侧出线过流保护的启动信息以及中压侧出线线路保护启动元件和方向元件的信息。
智能变电站中二次设备的采样及跳闸等对时效性要求高的信息均通过面向对象通用事件(GOOSE)网络传输。现行智能变电站中的过程层GOOSE网一般按照电压等级组网,而变压器保护作为跨电压等级的保护能够获取全站各电压等级过程层网络的信息。GOOSE网络采用发布/订阅的通信机制,在现行智能变电站中各开关位置均已在过程层网络中发布,主变保护只需订阅相应的信息即可。对于相邻保护的信息,由于现有线路保护并未将启动元件和方向元件信息发布,因此就需要线路保护将启动元件和方向元件信息在各自的过程层网络中发布。
4 智能跳闸方案
变压器保护可通过发布/订阅机制获取变电站各开关的位置及状态信息,同时变压器后备保护也可获得与其配合的相邻保护的启动、动作信息,再对所获得的信息进行综合分析,就可以大幅优化变压器的后备保护,智能调整后备保护的跳闸方式,缩短切除故障的时间。下面同样以过流保护为例介绍智能跳闸逻辑。
(1)低压侧复压过流跳闸方式智能调整逻辑如图2所示,智能跳闸方案见表1。低压侧复压过流启动满足动作条件后,首先监测低压侧出线保护启动状态,当低压侧出线保护未启动时,故障点位于低压侧母线至低压侧TA之间,强制延时0.3s,在分段开关位于合位时跳开分段开关,在分段开关位于分位时直接跳低压侧开关。若出线保护启动,则故障点位于低压侧出线,强制延时2s,在分段开关位于合位时跳低压侧分段开关,在分段开关位于分位时直接跳低压侧开关。
(2)中压侧复压过流跳闸方式智能调整逻辑如图3所示,智能跳闸方案见表2。中压侧复压过流保护的智能跳
闸方案与低压侧类似,即通过过程层网络获取中压侧出线线路保护启动元件和方向元件信息来区分故障点位置。若中压侧线路保护启动且方向元件指向线路,则故障点位于中压侧出线,中压侧复压过流1时限强制为TZ3+0.3s;若线路保护均未启动或方向元件指向母线,则故障点不在中压侧出线上,复压过流1时限时间不需与线路保护配合,1时限强制为0.3s。接着再判别中压侧母联分段位置,若母联分段位于合位,则1时限跳母联分段开关;若位于分位,则直接跳中压侧开关。
(3)高压侧复压方向过流跳闸方式智能调整逻辑如图4所示,智能跳闸方案见表3。保护监测低压侧复压过流以及中压侧复压方向过流保护,当中压侧复压过流未启动或方向元件指向主变,同时低压侧复压过流未启动时,故障点位于主变内部,此时强制延时0.3s跳变压器三侧开关。当低压侧复压过流启动,而中压侧复压过流未启动或方向元件指向主变时,故障点位于低压侧,则延时Tset1H=Tset3L+0.3s。当低压侧复压过流未启动,而中压侧过流启动且方向指向母线时,故障点位于中压侧,则延时Tset1H=Tset2M+0.3s。若低压侧复压过流启动,中压侧复压过流启动且方向指向母线,则按照整定时间延时,1时限跳中压侧开关,2时限跳主变三侧开关。
5 试验仿真
通过EMTDC/PSCAD建立220kV变电站仿真模型(如图1所示),变压器各侧复压过流保护仿真结果如下。
(1)低压侧复压过流:Tset1L为2s,Tset2L为2.3s,Tset3L为2.6s。故障切除时间见表4。
(2)中压侧复压方向过流:Tset1M为2.9s,Tset2M为3.2s。故障切除时间见表5。
(3)高压侧复压方向过流:Tset1H=3.5s,Tset2H=3.8s。故障切除时间见表6。
由此可知,试验结果与分析一致,采用智能方案后既没有失去原有保护之间的配合关系,在一些情况下还能够大幅加快故障故障切除时间,提高了系统的稳定性。
6 异常处理及方案推广
由于智能变电站过程层网络基于网络通信,过程层网络的传输可靠性依赖于交换机、设备GOOSE通信模块的性能,因此在信息传输过程中会出现诸如GOOSE断链、G(X)SE告警等情况,且相邻的线路保护也会存在异常、装置告警等情况。当出线GOOSE异常以及相邻线路保护异常时,变压器保护将退出智能跳闸模式,恢复为传统跳闸模式。
本文仅对变压器后备保护中的过流保护进行了分析,该方案可推广至零序以及阻抗保护,只需要获取零序或阻抗保护配合的相邻保护的信息(如零序保护获取相邻线路保护中零序保护的启动和方向信息,阻抗保护获取相邻线路保护的阻抗Ⅱ段信息)。
7 结束语
本文分析了传统变压器后备保护定值和跳闸方式整定原则,指出了该方式在某些故障情况或变电站运行方式发生改变时会延长后备保护切除故障时间,提出了在智能变电站内利用继电保护装置通过间隔层和过程层得到开关和相关保护的信息来实现智能调整跳闸方式的策略。通过理论分析和仿真试验可知,智能调整变压器后备保护的跳闸方式可以在不失去原有配合关系的情况下加快切除故障,为今后站域保护提供了解决思路和技术储备。
摘要：分析传统变压器后备保护跳闸方式的整定原则,指出当系统运行方式发生改变或相邻保护动作异常时,传统变压器后备保护不能相应地改变保护跳闸方式,仍按整定的时间及相应的跳闸方式进行跳闸会增加故障切除时间的问题。为此,提出了在智能变电站中利用过程层网络的断路器位置以及相邻保护启动和动作信息来智能调整变压器后备保护跳闸方式的策略,有效缩短了故障切除时间,提高了系统稳定性。该方案也为新一代智能变电站层次化保护中站域保护的研究提供了新的思路。
关键词：智能跳闸,变压器后备保护,智能变电站,电力系统
参考文献
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[4]汪鹏,杨增力,周虎兵,等.智能化变电站与传统变电站继电保护的比较[J].湖北电力,2010,34(z1):23~25
[5]陈海滨,卜明新,谭畅,等.数字化变电站变压器保护改进方案初探[J].电力系统保护与控制,2010,38(8):134~136
[6]朱华健.浅析变压器后备保护的整定[J].江西电力职业技术学院学报,2007,20(2):9~11
变电站集中式后备保护 篇2
220 k V变电站的主变压器是电网中的主要元件之一, 也是局部保证供电可靠性的重要设备。近年来随着城市的快速发展, 供电网络结构趋向复杂, 一些220 k V变电站的主变压器越来越多地承担起城郊或城区的部分供电任务。由于10 k V线路故障机率比较高, 如果故障线路自身的保护装置或断路器拒动, 可能引发主变跳闸或故障, 从而造成大面积停电或主变损坏。本文针对一些10 k V线路过长, 末端故障时短路电流小, 变压器的高、低压侧复压过流保护可能因为电压值设置灵敏度不够, 闭锁无法解除, 导致不能及时切除故障点, 危及主变压器和系统运行安全等问题展开讨论, 着重就相间故障时主变和10 k V线路的保护整定配合问题, 提出了一些解决措施, 供大家参考。
1 变压器相间后备保护概况
1.1 变压器保护的基本配置原则
为了反映变压器外部故障引起的过电流, 以及作为变压器内部短路的后备, 变压器均应装设电流保护作为后备。根据变压器容量大小及短路电流水平, 考虑到保护灵敏度的要求, 变压器相间短路的后备保护一般设置为复合电压闭锁过流保护 (Ⅰ段、Ⅱ段可带方向, Ⅲ段无方向) 、变压器过负荷保护、变压器零序保护、间隙保护等几方面功能。
1.2 复压闭锁过流的配置和整定原则
复合电压闭锁元件是利用正序低电压和负序过电压反映系统故障, 是防止保护误动作的对称序电压测量元件。主变过电流保护作为反映变压器外部故障而引起的变压器绕组过电流或变压器内部故障时差动保护和瓦斯保护的后备。为提高过电流保护的灵敏度, 尽可能地降低启动电流, 主变多采用经复合电压闭锁的过电流保护, 以区分各种原因引起的过负荷而便于整定低值。低电压整定值一般应小于正常运行情况下母线上可能出现的最低工作电压, 根据《电力系统继电保护规程汇编》 (第二版) , 通常整定为0.6~0.7倍母线额定运行电压值。复合电压中的负序电压, 是为了利用不对称故障时负序电压的出现提高电压闭锁的灵敏度。负序电压元件的启动电压按躲过正常运行方式下可能出现的最大不平衡电压来整定, 根据运行经验, 一般取为4~8V (额定值为100 V) 。
2 220 k V变电站低压侧及10 k V出线保护配置问题探讨
2.1 220kV站低压侧及出线保护配置现存问题
220 kV变电站都接在地区电网的主网架中, 系统阻抗比较小, 低压侧出口或母线三相故障, 短路电流会特别大, 有的可达到40k A甚至更多。为适应开关和母线的承受能力, 特别是防止变压器绕组在故障时电流过大而变形, 多在主变和10 k V母线间装有限流电抗器。这种设计增加了220 k V和110 k V侧母线与10 k V母线间的阻抗, 造成低压母线故障时高中压侧的电压变化不大, 致使上一级过流保护的复压灵敏度不够, 低压侧一旦拒动主变将失去后备保护功能。为解决这个矛盾, 目前典型设计均采用主变三侧复压闭锁元件并联运行的方式。
2.2 220kV变电站10kV出线保护的常规整定
出线保护配置目前一般按三段式电流保护设置:
过流Ⅰ段, 即速动保护, 整定原则按大方式下躲开线路最短分支末最大短路电流, 校验时只要满足在常见的大方式下, 被保护线路出口故障灵敏系数不小于1即可投运。
过流Ⅱ段是限时速断保护, 应按与用户第一高压开关速动保护配合整定。整定值则要对本线全长有规定的灵敏度外 (近后备50 km以下≥1.5, 二级后备≥1.2) , 还要考虑与下级电流保护和电压保护相配合。尤其保护未配置方向元件又用在双电源的线路上, 须与两侧线路保护配合。
过流Ⅲ段, 也就是过流保护, 作为线路保护的最后一道门槛, 除要有规定的足够的灵敏度外, 还要考虑躲最大负荷电流整定, 在受线路输送能力限制时, 也可按输电线路所允许的最大安全电流整定, 同时还要兼顾保护CT, 电缆等的承载能力, 时限按与下级第一开关保护最长允许时间配合整定, 一般不超过1.5 s, 同时也方便配电柱上开关的配合。
2.3 变压器低后备保护与10 k V出线保护配合解决对策
220 k V变电站10 k V出线中线路长、负荷重的线路末端故障时, 线路首端所在母线电压可能达不到复压整定值。现设复压闭锁的定值低压为70 V, 负序电压为6.5 V, 并以10 k V出线为LGJ-240导线的实例计算证明。近年来城网改造虽然将市区的10 k V出线多数更换为架空绝缘线, 但对广大农用线路, 多数还是钢芯铝绞线。首先计算该线路距离10 k V母线何处故障, 电压可以达到设定的复压整定值而致保护开放。
一般情况下, 10 k V按三角排列的LGJ-240导线, 线间距离0.7 m, 每公里的正序阻抗为:
Z0=0.132+j0.357=0.381Ω/km, 同时, 可得每公里的标么阻抗值为:
图1是一个简化的系统, 由系统和主变的阻抗构成系统等值阻抗, 10 k V母线到线路故障点A点所形成的为线路阻抗X*。不考虑系统阻抗及线路阻抗的相角差, 若上图中A点在最大方式下发生三相短路, 则10 k V母线处二次电压若要降到70V以下 (额定值为100 V) 时, 则下列比例式成立:
式中:X*为要求解的10 k V线路的标么阻抗值, 这样可以得出X*=0.784, 由此可以计算出线路可能启动低电压闭锁的短路点距离母线的距离最大值为:
也就是说, 对于LGJ-240导线的线路, 短路点距10 k V母线大于2.3 km时, 母线的残压就会在70 V的整定值以上, 低电压闭锁肯定不能开放。
复合电压闭锁中, 负序电压也是可以解除闭锁的, 所以, 需要计算负序电压启动值对应的线路距离, 下面我们仍然依照上面的例子计算线路何点故障时10 k V母线二次负序电压大于设定的负序电压。在不对称的两相短路时, 设LGJ-240线路阻抗为X2*的故障时, 母线的负压可以达到整定值6.5 V。
两相短路时, 故障点的负序电压最高, 电源点的负序电压为0。
若A点在最大方式下发生两相短路, 则10 k V母线处二次负序电压若要达到6.5 V (额定值为100 V) 时, 则有这样的比例式:
这样可得X2*=4.832, 并可以计算出线路可能的短路点距离母线的最大距离为:
也就是说, 对于LGJ-240导线的线路来说短路点小于13.98 km后, 母线的负序电压就会在6.5 V的整定值以上, 主变的低压侧就会开放主变的过流保护;超过13.98 km后, 负序电压有可能会低于整定值而闭锁主变过流。依照上述方法, 可以分别计算出常规10 k V线路故障时首端复压开放保护的最小长度如表1。
3 结论
主变压器的复合电压闭锁元件由低压和负序电压构成或门, 从表1可以看出, 线径越小, 线路等效阻抗越大, 复压开放对应的线路距离越短, 保护范围越小。低压线路中两相短路的机率较多, 但又要兼顾三相短路, 这是低压线路保护整定配合的难点。在确保继电保护装置正确动作情况下, 要提高供电可靠性, 防止扩大停电范围, 宜采取以下措施:
(1) 220 k V变电站主变低压侧无出线时, 往往不配置母联, 这时宜取消后备保护的复压闭锁, 可提高保护动作可靠性。但是低压侧复压值必须按规程整定, (取消低压侧复压闭锁通过本侧后备保护中的控制字来实现) , 防止高中压侧复压取三侧复压并联时因低压侧复压定值不用 (低压值取最大, 负压值取最小时) 而导致高、中两侧的复压闭锁也起不到相应作用, 而使整个主变后备处于复压闭锁解除状态而导致保护误动。
(2) 主变低压侧有出线, 低压侧母联宜分段运行, 这样在降低短路电流的同时, 还可以考虑取消主变10 k V侧后备的复压闭锁, 以提高后备保护动作的可靠性。若母联开关运行且负荷不太重时, 仍然建议退出低压侧复压闭锁功能。必须使用主变10 k V侧复压闭锁时, 一定与线路保护相配合, 防止主变后备保护拒动作。
(3) 与配电出线柱上开关定值配合时, 除按阶梯原则整定, 还要考虑线路参数, 正确选择第一柱上开关距离电源点的长度, 既保证了装置的动作可靠性, 还能起到快速切除故障点, 缩小停电范围, 保障主网安全稳定的效果。
(4) 可在低压侧装设备投装置, 除去主变后备保护动作作为闭锁备投的条件外, 其它原因引起的低压侧失压问题 (如差动动作跳各侧后) 也可以通过备投来保障供电可靠性。
参考文献
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[3]继电保护和安全自动装置技术规程[S].
变电站集中式后备保护 篇3
我国很早便对集中式保护装置进行相关研究。根据相关研究发现,变电站中集中式保护装置的应用具有以下几个难点:①集中保护装置需要采集的数据较多,这对集中保护装置的要求也变得较高。②装置需要接受的保护装置信息较多,如何对信息进行及时的处理非常重要,这对保护装置的程序设计要求也比较高。下文主要对变电站的系统结构、智能变电站集中式保护装置的设计方案等方面进行分析。
1 智能变电站的系统构成
智能变电站的系统构成定义如下:采用先进、可靠、环保的智能设备,实现全站信息化和平台网络化等方面的发展,并实现信息共享方面的需求。此外,智能变电站也能完成相应的采集、测量和控制等方面的工作,并能够根据电网的需求完成自动调节、决策分析等方面的工作。
此外,智能变电站还能够实现双网保护的作用,详细情况如下显示:
1.1 间隔层
间隔层主要指一般的保护装置和监控装置。其中间隔数据与其他数据有着非常重要的联系,通过间隔层,能够实现光纤与过程层之间的有效通讯。
1.2 站控层
该层主要包括,自动化系统以及站域系统。该层主要可以实现全站设备的测量以及控制,从而完成数据的采集和监控。此外,该层还能够对相量、电能量方面进行及时的同步操作,从而有效实现信息管理。
1.3 过程层
除了间隔层之外,过程层的作用也非常重要,它主要通过合并单元、智能终端等组成,从而有效完成变电站的电能分配、转换工作。此外,过程层还具有相应的控制、计量和检测功能。
2 集中式保护装置
2.1 整体结构方面的保护
智能变电站的集中设置必须要遵循IEC61850标准进行,主要分成上述三个网络层进行工作:变电站、间隔层和过程层。其中集中式保护装置主要处于间隔层当中,在工作的过程中需要与其他网络层之间的进行数据交换,同时也要进行过程设备等方面的数据交换。因此,在工作的过程中需要对站控层和过程层进行连接,过程层网络主要将合并单元与智能终端进行连接,并将间隔的信息发送到后台当中,因此处理的信息量也有所增加,这就要求设计技巧也相应提高。
举个例子,某集中式保护装置为了能够更好地提高软件设计,提高软件的性能,设计人员主要采用高性能的CPU模块,并选择超低压技术的Pentium M进行工作,处理器能集成256M字节的内存芯片,并在全双的环境下进行工作,该集中式保护测控装置的结构如图1所显示。
从图1可以看出,该设计的集中式保护装置有5个网口,从而能有效实现站控层与过程层之间的通讯。过程层的网口除了可以进行网络连接,也可以作为备用AB网连用。
2.2 集中式保护装置在软件设计方案方面的分析
软件设计方案方面很大一部分在于对通信模块方面的设计,其中最重要的是间隔层方面的设备设计。设计人员要在通信板块中实现TCP/IP、M MS、XML等技术,因此必须要采用新的软件设计方法,避免使用传统软件设计方法导致开发难度较大,软件可靠性较低等现象出现。
随着新技术的发展,嵌入式软件的开发,嵌入式操作系统已经广泛应用到集中式保护装置当中,这对于智能化变电站的发展与应用非常重要。该系统具有非常高的安全性和稳定性,从而提高操作系统的工作效率。
目前嵌入式操作系统中,最有名的莫过于美国风河公司设计的vxworks系统。该系统具有实时性高、设计范围广等方面的优点,并具有较高的保护性能。该系统的开发主要分两部分进行:①板级支持包。它是通过硬件的驱动层,并对系统提供的标准接口进行访问。②硬件层,通过访问硬件驱动,硬件层能够更好地对软件开发进行隔离,从而能脱离硬件束缚,并进行程序的开发应用,增加程序开发的简易性。
集中式保护装置需要包括多个保护装置功能,按照功能分类,可以将程序分成不同的程序板块,其中包括:测量计算、测控计算、逻辑判断、系统数据库等方面的管理、遥控灯方面的管理,其结构主要如图2所显示。
从图2可以发现,系统数据结构图和管理储存对系统数据有着非常重要的作用,每一个模块可以从系统板块当中采集相关数据,并将数据导入系统结构当中,实现板块之间的通讯,增加系统运作的稳定性。
3 智能变电站中集中式保护装置二次设备设计
由于智能变电站中,计算机技术、网络技术等继电保护装置具有自检功能,从而为集中式保护装置二次设备的实现提供了良好的基础。二次监测不同于上述的一次监测,下面进行详细介绍:
3.1 数字化保护装置监测
数字化保护装置主要是以光纤作为信号媒介,并通过光纤将相关信息传输,从而实现继电保护状态监测。目前智能变电站需要监测的对象包括以下几点:①装置电流,电压状态。②装置遥控、通信、通道状态。③装置逆变电源状态。④装置本身的自检,装置的重启次数等。
由于使用数字化保护监控装置进行检测具有全面、可靠等方面的优势,与其他变电站相比,智能变电站的优势较为明显。数字化保护装置检测较为容易发现,由于电子互感器的应用,让数字采样方面的检测变得更加容易。此外,数字化智能开关等方面的应用,让软件编程变得更加智能化,从而有效解决继电状态检测中变电站无法对操作回路实现在线检测等方面的问题。
3.2 集中式数字化保护装置的状态检测工作
集中式数字化保护装置能够实现减少变电站的检测对象,对状态检测方面也具有较高的简便性。
此外,集中式保护主要采用双套保护装置,因此在检测的过程中可以对双套保护装置的采样值进行比较,当比较值超过规定范围的时候,双套保护中的其中一方则会出现异常情况,从而实现及时的监视作用。
双套保护装置为装置之间的保护提供了方便,也成功实现了装置的自检功能。这样的功能不仅有效减少了检测对象,也减少了检修工作人员的工作量和工作压力。举个例子,在使用了间隔配置的保护装置之后,集中式保护装置结构变得更加紧密,从而有效减少电源数量,并减少了电源检测的工作量,让电源检测变得更加方便快捷。
4 工程实例应用分析
关于集中式保护装置变电的应用,下面就工程实例应用进行介绍:
某变电站的集中式保护装置可以对分散测控装置进行集成,最多可以集成32个测控装置左右,并能够应用在110kV变电站当中,详细如图3所显示。
从图3可以看出,变电站中若出现多个间隔的时候,则需要配置多个测控装置,同时还必须要建立相应的电流选线装置。
从图4可以看出,集中式保护装置之间互为备用进行运行,并实现分散保护装置功能。此外,集中式测控装置还能实现小电流接地选线以及自投功能,有效节省了二次设备的投资,并减少了调试的工作量,从而节省了变电站的投资成本。
此外,由于有两台集中式保护装置进行工作,保证了一台集中式保护装置遇上故障的时候,另一台装置能继续运行,以保障智能变电站运行的安全性,比使用一台集中式保护装置能具有可靠性和安全性。
5 结束语
本文主要对智能变电站中的集中式保护装置进行分析,并详细描述了集中式保护装置在软件和硬件方面的设计方案,并对集中式保护测控装置的优势和功能等方面进行描述,阐述了保护装置具有不可比拟的优势。此外,集中式保护装置的应用,能使变电站减少设备投入工作,从而节省了投资成本,提高运行的稳定性与可行性。
随着社会的不断发展,电网规模不断扩大,输电线路变得越来越复杂,集中式保护装置也逐渐增多。因此,对保护装置的数据量、通信、节点数量等方面的检测也有所增加,检修人员的工作量不断加大,要减轻工作人员的工作量和工作压力,就必须要使用集中式保护装置。随着智能变电站技术的不断发展,集中式保护装置以及相关监测技术的出现和应用,能有效解决工作量大以及工作压力大等问题,让工作变得更加方便快捷。
本次研究主要对集中式保护装置的应用进行分析,并结合实例提出几点合理的建议,从而让装置的应用更加合理、科学。
参考文献
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