分布式备自投论文

分布式备自投论文（精选7篇）

分布式备自投论文 篇1

0 引言

分布式发电是指建在用户附近, 所生产电力除自用外, 多余电力送入当地配电网的发电系统或多联供系统。其主要特征是:电源容量小、电压等级低;接近负荷中心, 接入配电网;运行方式灵活, 可联网或不联网;用电安全上比集中发电更可靠, 停电几率较小。分布式发电是最能体现节能、减排、安全、灵活多重优点的能源发展方式。自2011年以来, 先后有光大光伏、江苏国信、大唐新能源等光伏发电项目落户宿迁, 因此对宿迁电网的安全稳定运行提出了更高的要求。

备自投装置是保障电力系统安全稳定运行不可或缺的重要二次设备。在电网发生故障时, 无论该小电源是否并网发电, 备自投装置均会立即切除小电源系统, 将其与电网迅速隔离。如果简单地将分布式电源作为小电源来处理, 未能正确判断分布式电源是正在上网发电, 还是作为普通的用户用电, 都将其立即与电网迅速隔离, 那么就不能体现分布式电源系统的安全、灵活的优越性。

1 现状分析

传统备自投主接线如图1所示。

(1) 母联开关备自投方式。正常运行时, 母联3QF开关热备用, 1QF开关、2QF开关在合位并分别带I、II段母线运行。若II段母线失电, 110kV备自投动作, 跳2QF开关, 同时联跳分布式电源线CQF、DQF开关, 然后合母联3QF开关;若I段母线失电, 110kV备自投动作, 跳1QF开关, 同时联跳分布式电源线AQF、BQF开关, 然后合母联3QF开关。

(2) 主变开关备自投方式。正常运行时, 1QF (2QF) 开关热备用, 母联3QF开关在合位, 1QF (2QF) 开关带I、II段母线运行。若I、II段母线失电, 110kV备自投动作, 跳1QF (2QF) 开关, 同时联跳分布式电源线AQF、BQF、CQF、DQF开关, 然后合2QF (1QF) 开关。

2 存在的弊端

通过上述过程可看出, 对于分布式电源备自投装置能否正确动作, 相应断路器位置的正确判断起着决定性作用。当较少分布式电源线路接入系统时, 依靠增加一定断路器位置判断的开入量就能满足相关要求。而随着分布式电源地不断接入, 备自投装置若仍沿用原有接线方式将无法满足相关要求。

传统备自投装置需要调度部门提前设定分布式电源线路运行状态, 然后由运行人员到现场更改装置压板、投退定值。备自投装置动作后, 不仅切除并网小电源线路, 还要误切作为正常运行的馈供线路。这样既加大运行操作人员的工作强度, 也增加了因压板误投退、定值误整定造成的事故发生几率。

随着分布式电源不断接入电力系统, 在传统备自投接线方式下, 每接入一条分布式电源都要对原有备自投装置进行逻辑修改、程序升级, 改变相应的现场二次接线, 且需要进行必要的停电、验收工作。这样不仅造成对用户不必要的停电, 降低电力企业的经济效益, 还极易在相关验收工作中造成电网大面积停电等严重事故。

3 改进方案

经分析, 通过改变断路器位置接入备自投的接点方式 (由常闭接点改为常开接点接入) , 并改变相应的保护逻辑, 备自投装置不需要无限制增加开入量, 仅需一个开入量采集便能实现多条 (理论上可无限制接入) 分布式电源线路的接入和相应的联切功能。接线改变前后的逻辑对比如图2所示。

为最大限度发挥分布式电源安全、灵活的优越性, 只需对备自投装置接线方式进行稍微改动, 即可实现备自投动作后仅切除分布式电源线路, 而不误切除馈供线路, 避免停电范围扩大。在分布式电源线路作为馈供线路时, 只需通过压板的投退将其对应断路器位置压板和备自投连切出口打开即可。备自投装置将不再因压板投退过的分布式电源线路没有跳开, 而闭锁备自投装置, 以防止主变间隙保护、安全稳定控制装置等动作造成事故扩大。

如果从相关的电流互感器和电压互感器取得电流、电压, 利用电压和电流的乘积判明电流流向 (相位) 和分布式电源线路的实时运行状态, 并将相对应辅助接点接入分布式电源备自投回路中, 就不再需要因分布式电源运行方式改变而频繁进行压板投退、定值更改工作。

某年10月, 对已有多条光伏发电线路的110kV洋河变电站的110kV备自投装置进行了现场接线改进工作。改进后的备自投装置运行正常, 极大提高了变电站安全操作的可靠性、工作效率和运行管理水平。

4 结束语

随着分布式电源在电力系统地不断接入, 对传统方式下的继电保护自动装置提出了更高要求。分布式电源对原有主变间隙保护、110kV线路保护的动作逻辑、时限配合的影响, 将是今后对电网安全稳定运行最大的威胁, 为此应加大分布式电源下的电网继电保护装置安稳策略的研究工作。

摘要：针对分布式电源的特点, 阐述电力系统内现有备自投装置在分布式电源运行下的不足, 并对备自投接线方式进行了分析, 制定了对应接线的改进方法, 从而降低因分布式电源备自投装置不正确动作造成的停电、断电事故发生的可能性, 提高电网供电可靠性。

关键词：分布式电源,备自投,接线,改进

参考文献

[1]汤磊, 于乔, 江川, 等.变电站不同电压等级备自投装置配合问题分析[J].山东电力技术, 2015 (5) :55-57

分布式备自投优化设计与应用探索 篇2

1 分布式备自投的含义

智能变电站以IEC61850为通信准则, 在信息采集、传输、处理、输出的过程实现完全数字化的变电站。IEC61850提出的GOOSE通用传输机制, 可以实现快速、安全地数据交换。GOOSE可以实现保护跳合闸、遥控跳合闸和遥信量的传输等功能。网络的GOOSE机制和网络化采样技术的成功应用使得网络化保护逐步成为现实, 分布式备自投就是网络化保护最成功的运用。

2 分布式备自投实现方式

分布式备自投在网络实现方式上可分为两种, 分别是基于过程层采样值 (SMV) 传输的分布式备投和基于间隔层GOOSE报文的分布式备自投。前者各间隔的采样值是分布的, 但逻辑判别功能是集中在固定的单一装置中;后者的逻辑判别功能均分散于不同的装置中。

2.1 基于过程层采样值 (SMV) 传输的分布式备自投

此种方式需要2个及以上不同间隔的合并单元向其传送采样值, 或者通过直连光缆向其传送采样值。该方式的网络相对复杂, 且存在相对于两条线路保护装置而言的冗余逻辑节点。

110 k V备自投所需的模拟量均由现场采集单元采集后通过直连光缆至备自投合并单元送至备自投装置。开关量和保护动作信息通过过程层网络向备自投装置传送。同时, 110 k V备自投的分合闸命令通过网络传送给110 k V线路和分段智能操作箱, 以跳合相应的开关。

目前, 智能变电站备自投装置基本采用此种方案实现。保护配置方案如图1所示。

基于过程层采样值 (SMV) 传输的分布式备自投与常规备自投具有极大的相似性, 在开关量和模拟量的采样方式上完全一致, 仅在传送介质上有所不同, 在分合闸出口上则采用了经过网络交换机输出信号跳合开关的方式。某些变电站由于在设计上采用了“直采直跳”的方式, 这与常规变电站完全相同, 因此, 此种方式仍然属于常规保护功能定义范畴, 在保护原理方面并没有跨越式的升级发展。

2.2 基于间隔层GOOSE报文的分布式备自投

基于间隔层GOOSE报文的分布式备自投功能是由不同保护对象的间隔层装置共同完成的, 由各进线保护测控装置完成进线有无电压和电流、母线有无电压的判别。由分段智能接口单元完成分段开关位置的采集, 由线路智能接口单元完成线路开关位置的采集, 将获得的信息通过网络传输给主逻辑单元, 完成运行方式识别和动作逻辑判断。

此方式开关量和逻辑信息采用IEC61850标准GOOSE信号, 通过数字传输网络传输给主逻辑单元, 逻辑输出结果也以GOOSE方式传输给分散执行单元, 完成开关的跳合。这样能够更加灵活地实现备自投功能。备自投可以存在于任意间隔的保护测控装置中。

结合上述概念, 并根据图1所示变电站的现场情况, 笔者将110 k V备自投功能按照所提出的理论进行了全新设计。具体备自投逻辑功能实现为: (1) 采样值 (SMV) 的获取。110 k V两段母线电压输出数字信号通过光纤到110 k V电压合并单元, 再通过电压扩展单元输出到两条线路的合并单元, 实现采样值的合并处理。110 k V线路保护测控装置从110 k V线路保护合并单元取到所需用到的电压电流量。 (2) 备自投逻辑功能的实现。备自投逻辑功能由分段保护测控装置和线路保护测控装置共同完成。线路保护测控装置完成备自投功能的分散执行, 同时, 分段保护测控装置结合由智能接口单元通过GOOSE信号传输的线路断路器位置, 完成110 k V备自投功能的集中处理。

保护测控的配置具体为: (1) 进线Ⅰ测控装置中配置备自投功能模块, 包括当进线Ⅰ无流时, 发出进线Ⅰ无流GOOSE信息;检测Ⅰ母线电压状态, 发送Ⅰ母线有压或无压GOOSE信息;完成Ⅰ母线PT断线告警判别;将DL1开关量信息以GOOSE信号形式传输给主逻辑单元;接收主逻辑单元下发的GOOSE命令, 驱动DL1动作。 (2) 进线Ⅱ测控装置中配置备自投功能模块, 包括当进线Ⅱ无流时, 发出进线Ⅱ无流GOOSE信息;检测Ⅱ母线电压状态, 发Ⅱ母线有压或者无压GOOSE信息;完成Ⅱ母线PT断线告警判别;将DL2开关量信息以GOOSE信号形式传输给主逻辑单元;接收主逻辑单元下发的GOOSE命令, 驱动DL2动作。 (3) 分段保护测控装置中配置备自投主逻辑单元, 包括检测DL3开关量信息;接收各分散功能模块发送的GOOSE信息, 经运行方式识别和逻辑判断, 以GOOSE信息形式给各分散功能模块发送逻辑判别结果。

如果备自投主逻辑单元单独设立装置或集成在其他保护装置内时, 只需要将上述分段开关DL3的状态位置以GOOSE信号方式上送即可。

线路备自投功能的动作执行由分段保护测控装置通过GOOSE信息实时传送到110 k V线路断路器的智能接口单元完成。备自投的动作逻辑和常规备自投相同, 在此不再赘述。此外, 装置所需的闭锁备自投信号可通过GOOSE信息得到。

3 本设计方案的优点

在常规变电站和基于过程层采样值传输的分布式备自投中, 已有相应的测控装置完成备自投功能所需的所有模拟量和开关量的采集, 单独设立的备自投装置又对这些量进行重复采集, 造成设置的二次电缆或光缆较多, 投运检修不方便。特别是当运行结构改变时, 除了需要对逻辑处理软件进行修改外, 还需要修改部分二次电缆, 增加了再次投入运行的工作量和施工风险。

而本设计方案是在各间隔测控装置中完成电压、电流的判别, 利用智能变电站中已有的网络结构, 以GOOSE信息方式传输给主逻辑单元, 逻辑处理结果再以GOOSE信息形式发出, 从而实现整个备自投功能。该过程的特点是: (1) 接线简单。由于各间隔通过直接采样相应的模拟量、开关量和保护动作信息来完成各自备自投功能模块的判别逻辑, 并通过网络来传输GOOSE信息至逻辑主单元, 因此, 省去了室外设备区至备自投、线路保护测控装置至备自投之间的大量直联光缆和备自投装置, 避免了不同设备的重复采样。 (2) 传输信息量少。各间隔采样SMV数据不再传输给主单元, 而是各自采样判别后发送GOOSE信号给逻辑主单元, 从而大大减轻了合并单元或网络交换机的传输负担, 避免可能因此造成装置死机, 进而导致信息中断。 (3) 扩展方便。变电站需要扩建线路间隔时, 只需将新增设备配置的备自投功能模块并接入GOOSE网络, 并对110 k V进线备自投逻辑主单元软件作相应修改即可, 无需改造或更换原有的备自投装置。 (4) 兼容性强。新增线路间隔或更换保护测控装置时, 任何支持IEC61850通信协议的设备均可接入备自投网络, 无需进行规约转换。

4 结束语

综上所述, 本文给出了一种在智能变电站中基于间隔层的分布式备自投的设计方案, 采取了通过GOOSE信号来给处理单元输送判别结果的方式, 又以GOOSE信号的形式把输出结果传送给保护测控装置驱动智能接口单元来完成整个操作功能, 是一种更有效率和保证的方案, 可在智能变电站中推广使用。

摘要：在电力系统运行中, 一般使用专门的备自投装置来实现备自投的功能, 应用信息交换更简单、快捷的备自投装置对现代智能变电站的发展来说有着重要的意义。综合各方面因素, 提出一种基于间隔层的分布式备自投优化设计及其在智能变电站中的应用方案, 采用GOOSE传输机制来完来实现备自投功能, 以供参考。

关键词：电力系统,智能变电站,分布式备自投,GOOSE信息

参考文献

[1]孙鸣, 许航.含分布式电源接入的变电站备自投应用问题[J].电力自动化设备, 2010 (04) .

高压母联备自投 篇3

关键词：备自投,SEL351A,母联

0 引言

由于上级变电站甩负荷、停运或者厂内供电设备故障导致一路失电时,母联能否快速反应及时恢复失电段的供电对装置正常平稳生产起着至关重要的作用。目前,高压母联备自投已代替了以往的人为合母联倒闸操作,这不仅提高了安全系数,缩短了倒闸时间,而且母联备自投的成功与否对判断失电原因是一个不可或缺的条件。

1 概况

胜华教学实验厂于2001年10月建成的1座35kV变电站投用至今。它采用2条进线通过2台8000kVA的变压器配出2路6kV系统。全厂由6kV系统供电的变压器21台.6kV高压电机8台,6kV系统采用SEL351A装置输入、输出系统进行数据采集和遥控。变电站正常运行方式为35kVⅠ段、35kVⅡ段供电;35kVⅠ、Ⅱ段母线,1#、2#主变,6kVⅠ、Ⅱ段母线分列运行;35kV分段开关9150,6kV分段开关9160热备用。供电系统图如图1所示。

自投要求:当Ⅰ段母线失电且Ⅱ段母线有电时,应经一时限后将Ⅰ段开关跳闸并将母联开关自动合闸;当Ⅱ段母线失电且Ⅰ段母线有电时,应经一时限后将Ⅱ段开关跳闸并将母联开关自动合闸。

2 母联备自投逻辑运算

2.1 逻辑控制器SEL351A的输入、输出

输入:IAIBIC:主变高压侧进线电流;

VAVBVC:6kV I(Ⅱ)段电压;

IN101:6kV I(Ⅱ)进线断路器位置;

IN103:6kV分段断路器位置;

IN105:6kVⅡ(Ⅰ)有压允许Ⅰ(Ⅱ)段自投;

IN106:备自投转换开关位置。

输出:OUT102:检测无压备自投跳6kVⅠ段进线;

OUT105:检测有压备自投合6kV分段;

OUT106:6kVⅠ段有压允许6kVⅡ段自投。

2.2 SEL逻辑及逻辑图

SEL351A逻辑图如图2所示。

3 母联控制原理

母联控制原理图如图3所示。

4 备自投工作过程

4.1 充电过程

如果6kVⅠ段进线断路器(IN101)合,6kV分段断路器(IN103)分,Ⅱ段有压(IN105),自投转换开关位置(IN106)投入,Ⅰ段有压(3P59),那么延时SV11PU时间15s(750个周波)后,开放备自投;若以上条件不成立,则延时SV11DO时间10s(500个周波)后返回备自投闭锁状态(SV11T置位)。

4.2 启动过程

正常运行期间备自投处于开放状态,当Ⅰ段母线失电(3P27)且无流(50L),6kV分段断路器(IN103)分,Ⅱ段有压(IN105),自投转换开关位置(IN106)投入,SV12PU经过2.5s(125个周波)启动备自投(SV12T置位)。

4.3 动作过程

备自投SV12T置位后,I段失电,其断路器仍在合位,那么备自投首先由SEL设备的()UT102输出信号断开Ⅰ段进线开关,备自投启动且6kV I段进线(失压进线)跳开后,经一短延时SV14PU(10个周波),合分段开关。分段开关合上后.I段母线恢复供电,自投完成,闭锁。

5 优点分析

(1)备自投条件严格,可靠闭锁。从逻辑图来看,采用了多条件同时满足动作后流入下级动作逻辑程序;若条件不满足,逻辑程序终止运行,自行闭锁。在系统单相接地时因相电压异常,将会闭锁备自投。母联备自投条件满足自投后便闭锁备自投,避免了二次合闸。

(2)采用时间不满足则返回和时限配合的工序。

(3)防止重合闸措施:

①系统必须处于正常运行状态;

②无压无流条件保证三相TV断线不误动作;6kV II段进线有压保证不合于无压母线;分段处于合,闭锁备自投;延时SV12PU考虑前方电源自投或重合闸时间,且满足延时配合问题;

③只有备自投启动且6kVⅠ段进线处于合位时,6kVⅠ段进线出口才动作,且跳开进线后出口自动返回。只有6kVⅠ段进线处于分位后,合分段出口才动作,且合上分段后出口自动返回。若6kVⅠ段进线没跳开,则合分段出口不动作,避免反送电或反送电于故障(进线前方短路)。同时,分段合闸后0.2s闭锁自投合分段出口,避免分段多次合闸。

6 缺点分析

(1)轻负荷(三相电流均小于0.25A)下6kVⅠ段三相TV断线(满足无压无流条件),备自投会启动。然而要避免这种现象,若修改备自投逻辑,又会导致轻负荷情况下6kVⅠ段失电备自投不动作。比较利弊,采用目前这种逻辑更适合实际需要。

(2)如6kVⅠ段母线侧或出线故障,主变后备保护过流Ⅰ段动作,主变高低压侧进线跳闸的同时,6kVⅠ段母线失压,主变高压侧进线无流,备自投动作合上6kV分段。这样在合母联的同时就会把I段母线故障带入Ⅱ段母线,虽然0.5s后6kV分段和2#主变后备过流保护动作,跳开6kV分段,但会影响系统稳定性,若母联过流保护动作时间和Ⅱ段进线过流保护动作时间配合不好,还会导致Ⅱ段母线失电。因此在逻辑程序上应该作一修改,将主变后备保护作为备自投启动的一个条件,在主变后备保护动作时备自投启动闭锁。

(3)备自投逻辑目前是按较为简单情况考虑,对暂态过程中的某些异常情况,备自投不一定会正确动作。

7 其它

(1)要使备自投工作正常,必须保证一次接线满足条件,分段处于热备用状态(分段隔离处于工作位,分段断路器手车处于工作位),且相应回路跳合正常。

(2)轻负荷下,如前方失压,SEL351A有可能会报TV断线。

8 结束语

分布式备自投论文 篇4

与省级电网不同,我国地区电网多数为闭环设计,开环运行,其下游呈辐射状结构,为提高供电可靠性,往往装设备用电源自动投入装置BATS(Busbar Automatic Transfer Switch)。当电网发生故障导致母线停电时,满足动作条件的BATS动作,合上备用电源给停电母线供电,从而提高供电可靠性[1,2,3,4,5,6,7,8]。

当电网发生故障后,可能有多条母线停运,如果BATS之间不考虑动作的配合,就可能引发多个BATS动作,事实上,并非所有这些BATS动作都是必要的。动作的设备越多,出现进一步故障的可能性就越大,因此要合理设计BATS的动作配合方案,尽量减少不必要的BATS动作。文献[9]提出了按母线电压等级设计BATS动作时限来实现上下级BATS的配合,减少不必要的BATS动作。但由于地区电网中大量使用T接线方式,此方法并不能严格区分BATS上下级之间的配合关系。

鉴于上述问题,本文首次提出了2个全新矩阵模型:备自投实时分级矩阵模型和备自投实时关联矩阵模型。并在此基础上设计了一种新的用以在线分析备自投投退组合的实时算法,算例分析表明基于上述方法所设计的在线备自投投退组合实时算法不仅可以准确得出不同故障下系统所应动作的备自投组合,而且还能有效处理发生多重故障情况时的备自投装置投退组合问题,符合电网的实际情况,具有一定的实用性。

1 典型BATS接线模型和实时分级矩阵模型

1.1 典型BATS接线模型

在介绍本文所提算法之前,有必要对BATS的几种典型接线模型进行说明[10,11]。

1.1.1 10 kV母联BATS

图1(a)中BATS为10 kV母联备自投,母线A、B通过BATS互为备用。如果母线A失电,BATS动作,母线A所带负荷就会转移到备用电源侧母线B上,从而不会导致系统失负荷。

1.1.2 110 k V母联BATS

110 k V母联BATS可安装在220 k V和110 k V变电站上,其动作原理与10 k V母联BATS相似,不同的是它们关联的母线电压等级不同。图1(b)BATS为110 k V变电站的母联BATS。图1(c)为220 k V变电站的110 k V母联BATS。

1.1.3 线路BATS

图1(d)BATS是线路BATS[12],其中C线通过BATS作为A线、B线的备用线路。假设A线断开,BATS动作,原来A线所带负荷通过C线从B线获得电源。

1.1.4 T接线方式与BATS的组合

在地区电网中,大量使用了T接线方式[13],其末端安装的大量10 k V母联BATS提高了供电可靠性。图1(e)所示的接线方式下,A线所带母线A1、D1与B线所带的B1、C1通过BATS1和BATS2分别互为备用。

系统中更加复杂的BATS逻辑可由这4种基本类型组合而成。

1.2 实时分级矩阵模型

对于某一确定故障,可能有多个BATS由于母线失电满足动作条件,但在实际系统中,如果上一级的BATS动作能够恢复所有失电母线的供电,则下一级的BATS就不必动作。文献[9]通过按停电母线的电压等级为BATS设置动作时限来实现上下级BATS的配合,减少不必要的BATS动作,但由于地区电网中大量使用T接线方式,按照母线电压等级设置的BATS动作时限并不能严格区分BATS上下级之间的配合关系。如图2所示系统中,当110 kV出线A线(图2中实粗线所示)断开时,110 kV母线1和10 kV母线2、3失电,BATS1、BATS2、BATS3都满足动作条件,如果按照母线电压等级设置的动作时限,则BATS1立即动作,而BATS2、BATS3后动作或者不动作。但实际上BATS1是BATS2的上级备自投,它动作能恢复母线1、2的供电,却不能恢复母线3的供电,因此在A线断开时,BATS3与BATS1都应该动作或者具有相同的动作时限。

在辐射型的地区电网中,上下级关系的BATS反映了备用元件(母线)之间一种上下关联的拓扑关系。在电气方面,下级母线必须通过它关联的上级母线获得电源(此处母线也包括T接点)。

考虑到上述地区电网的特点,本文首次提出BATS实时分级矩阵模型。其具体定义如下,假设某一运行方式下地区电网中包括n个BATS,共有2n-1种组合。其中每一种组合都是G={BATS1,BATS2,BATS3,…,BATSn}的子集。对于G的任意含有k个元素的非空子集GM,定义如下k×k阶对角阵M:

其中,对角线元素Mii(i[1,k])表示子集GM中的第i个BATS在子集GM中的等级状况,下面介绍具体的取值方法。

找出与第i个BATS直接相连的所有母线,沿着这些母线上所有当前传输功率不为0的线路(具有备自投功能的线路,一律认为其当前传输功率不为0)向电源侧查找,当没有发现其上级BATS时,Mii=10 000;仅出现其上级BATS 1次时,Mii=1 000;出现2次时,Mii=100;出现3次时,Mii=10;出现4次时,Mii=1。

实时分级矩阵中的元素取值与电网的运行方式有关,在有的方式下某个BATS可能没有与其关联的上下级BATS,但在另外的运行方式下,它就有可能和其他BATS相关联,因此矩阵中的元素取值是随电网运行方式而变化的。由后文分析可知,这一策略的应用可有效区分不同BATS的上下级关系。

2 在线分析BATS投退组合的实时算法

在线分析BATS投退组合的实时算法的基础是BATS实时关联矩阵,BATS实时关联矩阵是本文提出的一种全新的表示BATS和可能故障元件之间关系的矩阵模型。基于该模型所设计的算法,可以在计算量很小的情况下得到任意确定故障所对应的应动作BATS组合。不仅如此,关联矩阵本身也是动态更新的,实时跟踪电网运行方式的变化和BATS的闭锁情况,使得基于它的算法更适于在线应用。

2.1 BATS实时关联矩阵的建立

假设地区电网中包括n个BATS,且该电网预想事故集中包含p个元素(线路或变压器),当预想事故集中某一确定性故障(如线路断线)发生时,可能使某个或多个BATS达到动作条件,也可能所有BATS都达不到动作条件。根据此关系构建一个p行n列的BATS与可能故障元件之间关系的矩阵R如下:

其中,第i行j列的元素Rij表示第i个预想事故元件与第j个BATS的关联情况,Rij的值如下式所示:

2.2 实时算法及其判断准则

建立一个维数为p的向量A,向量A中的元素代表预想故障集中故障的发生情况,当故障发生时其对应元素被置为1,否则为0。将上述向量A左乘矩阵R与M,即可得由n个BATS的动作可信度构成的向量S,即

对于单一故障BATS的动作判断准则是:当BATS的动作可信度≥10 000时,判断该BATS应动作;若所有BATS的动作可信度都<10 000且≥10,则判定动作可信度最高BATS动作。

对于多重故障则不能简单把向量A中多个元素置为1,而是应该将多重故障中各元素分别作单一故障看待,应用式(1)计算各自结果,并将所有结果取并集,最后所得集合即为多重故障下的BATS投退组合。算法具体流程如图3所示。

这一算法的物理意义为首先根据指定的故障选择出网络中应动作的BATS,然后再依据BATS之间的上下级配合关系,选择性剔除那些不需要动作的BATS。当遇到多重故障的情况时,由于已达到动作条件,且为最高等级的BATS的权值已经被扩大为一个较大的数10000,因此就能有效避免该信息在计算过程中被湮灭,从而准确判断应动作的BATS组合。在线应用时,算法的启动条件设为每间隔一段时间启动一次,或者当电网结构发生变化时启动。

3 算例

算例如图4所示。仿真系统为河南北部某地区电网的一部分,包括3座220 kV变电站,9座110 kV变电站,21条线路,6台三绕组变压器和17台双绕组变压器。图中已经将安装有BATS的断路器标识出来,如图所示共有17个断路器安装了BATS。

首先选择部分110 kV线路以及变压器作为预想故障集,详细列表如表1所示。

依据此表格建立向量A,A中元素对应顺序与表格中顺序一致,先排列线路再排列变压器,A=[1…21峨眉1号…北郊1号]。基于当前网络拓扑建立实时关联矩阵R,具体内容如下:

矩阵R为30×17阶矩阵,30行代表预想事故集中的21条线路和9台变压器,排列顺序与向量A中顺序相同,从上到下先排列线路再排列变压器。17列代表系统中所安装的所有17个BATS。例如第5行代表线路5,元素R5,4=R5,12=1则说明当线路5故障后退出运行,将使BATS4和BATS12达到动作条件。

建立BATS实时分级矩阵M如下,详细内容如表2所示。

M=diag{100 100 100 100 100 1 100 10 00010 000 10 000 1 1 1 1 1 10 1}

案例1:依次将向量A中的元素置为1,其他剩余元素为0,以此来模拟预想故障集中单一故障情况,利用每次得到的A代入公式S=ARM,从而确定不同故障所对应的应动作BATS,详细结果见表3。

案例2:对于电网中的故障,不能仅仅考虑单一故障的情况,还要考虑多重故障的情形。表4为随机抽取部分线路和变压器组成多重故障集合。应用本文所提算法确定其对应BATS的投退组合,详细结果如表5所示。

4 结语

备自投年检工程的经验总结 篇5

我台是重要播出单位,有两路供电专线接入。为进一步提高供电安全等级,我台配备了备自投装置。八年来的电力维护,特别是2014年电力年检期间,对备自投线路进行了全面的调试测试,下面结合工作实际,对备自投的工作逻辑、定值、线路原理和调试方法进行介绍,并提出几点较容易疏忽的安全注意事项。

2 10k V配电系统备自投年检工程的分析

2.1 10k V级配电系统的运行方式

我台配电室是10k V级配电系统,采用典型的单母线,用断路器分段的主接线方式,由两路10k V专线构成双回路供电,互为主备,如图1所示。图中“1#进线”、“2#进线”分别为A、B电厂送来的两路10k V专线,“DL1”、“DL2”分别为1#、2#进线柜的手车式真空断路器,“DL3”为高压母联柜的手车式真空断路器。我台备自投的微机保护装置是正泰公司的NZB314型(简称BZT)母联保护测控装置,适用于母联和带备自投功能的综合保护和测控,被装在高压母联柜中。

对于单母线用断路器分段的主接线方式,其备自投的运行方式一般有两种,分别为母联备自投方式和进线备自投方式。

(1)母联备自投方式

是指两段母线正常时均投入,高压母联断开,两段母线可互为备投。假设当Ⅰ段母线因进线电源故障,造成Ⅰ段母线失压无流时,备自投动作,即先跳Ⅰ段进线,再合高压母联。

(2)进线备自投方式

两路进线电源正常时一路工作、一路备用,高压母联合,当工作线路因故障跳闸造成母线失压无流时,备自投动作,将备用线路自动投入。

通过对照这两种工作方式,我台采用的是母联备自投方式,因此下面以母联备自投工作方式展开讨论。

2.2备自投的定值

图2为备自投的工作逻辑图。它包括备自投的充电和放电两个过程。在讨论工作逻辑前,先讨论备自投定值的设置。

(1)Tsy为低压等待时间:从检测到母线失压、进线无流的时间起,到装置准备发出跳失压开关指令的一段时间。因A电厂的备自投时间8s,B电厂的备自投时间6s,根据继电保护选择性要求,我台Tsy选择了9s,这样可以躲过电厂的保护,避免重复保护。

(2)Ttz为跳闸等待时间:从装置准备发出跳失压开关指令的时间起,到装置发出跳失压开关指令的一段时间,我台Ttz选择0.5s。

(3)Thz为合闸等待时间:从装置发出跳失压开关指令的时间起,到装置发出合母联开关指令的一段时间,我台Thz选择0.5s。

因Ttz和Thz的作用主要是使开关的动作有明显先后,所以均设置为0.5s即可。

我台的PT变比为100/1,CT变比为300/5,保护用误差均为0.5级。根据继电保护的选择性要求,供电局对我台配电系统继保的二次整定值如下:有压定值为70V,无压定值为30V,无流定值为0.3A。考虑误差的情况下,二次电压电流值U、I所表示的备自投事件如下。

(1)有压定值:Uyy=70V(即一次电压:70×100=7000V);则当U>Uyy×(1+5%)=73.5V时,备自投允许;当U≤Uyy×(1-5%)=66.5V时,备自投闭锁。

(2)无压定值:Uwy=30V(即一次电压:30×100=3000V);则当U>Uwy×(1+5%)=31.5V时,装置报PT断线,报警灯亮;当U≤Uwy×(1-5%)=28.5V时,表示无电压状态。

(3)无流定值:Iwl=0.3A(即一次电流:0.3×20=6A);则当I>Iwl×(1+5%)=0.315A时,装置报PT断线,报警灯亮;当I≤Iwl×(1-5%)=0.285A时,表示无电流状态。

2.3备投的工作逻辑

2.3.1备自投充电

在同时满足DL1、DL2均在合闸位置,DL3在分闸位置,Ⅰ、Ⅱ段母线均有压(即U>Uyy,即为73.5V时)的情况下,经过5s后,备自投充电完毕,控回断线指示灯亮,备自投状态监控(简称BZT)的主界面右下角显示“备自允许”以及“进线1合”、“进线2合”(如图3所示)。备自投充电完毕,表示备自投功能处于准备就绪状态,一旦触发动作条件,马上放电动作。

2.3.2备自投放电

以II段母线作为例子,在备自投充电完毕的前提下,当BZT检测到Ⅱ段母线因进线电源故障而失压(U≤Uwy,即为28.5V时)、无流(I≤Iwl,即为0.285A时)时,该状态(如图4所示衰减波形)持续Tsy=9s后,备自投开始放电,经过Ttz=0.5s后,BZT发出跳2#进线开关DL2的指令,再经Thz=0.5s后,BZT发出合高压母联开关DL3的指令,Ⅱ段母线负荷就由Ⅰ段母线供电(如图5所示阶跃波形),保证供电可靠性。注意:图4、图5是由电能质量监测装置记录的一次备自投完整动作波形。

备自投放电完毕后,BZT的保护动作指示灯亮,提示有故障发生,同时BZT主界面的右下角显示“备自闭锁”以及“进线1合”、“进线2分”(如图6所示)。

2.4备自投的线路原理分析

备自投工作过程中的数据采集、分析、分合闸控制、延时等待等,都由NZB314型(BZT)母联保护测控装置实现。BZT装置采用交流不间断采集方式,采集到的信号实时进行傅里叶变换,能精确判断电源状态,并实施延时控制,对电气量、开关量、定值等信息的检测真实可靠。

经了解,大部分台站所采用的KYN28A-12高压开关柜设备都是正泰公司的,所以下面以正泰的KYN28A-12为例进行讨论分析。因BZT安装在高压母联柜上,所以除另行说明以外,下面讨论的图纸都是高压母联柜的图纸。

2.4.1备自投充电回路

由图2知,取样的数据包括DL1、DL2、DL3的开关量和Ⅰ、Ⅱ段母线的电压电流值。

BZT背部的X1组、X2组、X3组各个接线端子的功能是出厂设计好的,我们只需要对照说明书,根据功能需要,将信号线接到相应接线端子上就好了。

由图7可知,DL1和DL2的开关量分别引自1#、2#进线开关柜,DL1、DL2、DL3的开关量(909、911、907)被分别接至BZT的X2-01、X2-09、X2-10端子。而这些开关量的实际取样点,分别在对应高压开关柜的手车式真空断路器内部与断路器联动的辅助开关QF上(如图8画红线处),我台选用CZ:5和CZ:15这对触点(CZ表航空插头,在外部,而QF在断路器内部,需要拆面板才可见,QF与CZ是一一对应关系,为维护方便,以CZ表示QF的相关触点)。

如图9所示,Ⅰ、Ⅱ段母线电压值取样分别由本侧PT柜的A、B、C、N相(IYMa、IYMb、IYMc、YMn和IIYMa、IIYMb、IIYMc、YMn)接至BZT上的Ⅰ段测量电压端子(X1-15、X1-17、X1-19、X1-21)和Ⅱ段测量电压端子(X1-14、X1-16、X1-18、X1-20)。

Ⅰ、Ⅱ段母线电流值取样则由1#、2#进线开关柜内电流互感器的A相(A413′和A413″)和零相(A414′和A414″)分别引至BZT上的Ⅰ段进线电流端子(X1-07、X1-08)和Ⅱ段进线电流端子(X1-9、X1-10)。对母线电流的监测主要是为防止PT断线引起备自投误动作,所以只接了一相。

2.4.2备自投放电回路

由图10可知,ZJ1、ZJ2是分别为故障时控制1#进线开关DL1和2#进线开关DL2跳闸的线圈,分别接至BZT的X3-06、X3-08。

图11为2#进线开关柜的图纸,红色回路表示,BZT跳2#进线开关DL2的回路。

图12的红色回路为BZT合DL3的回路,这是通过BZT的保护合闸功能实现的。

图10、11、12构成了备自投的完整放电回路,这都是由BZT实现的。

以Ⅱ段母线为例,备自投放电,使得ZJ2线圈得电,同时图11的ZJ2开关闭合,沿着其红色回路,经过TBJ到DL,因2#进线开关DL2当前是合闸状态,则DL为闭合状态,所以图11的跳闸线圈TQ得电,将2#进线开关DL2跳开。经过0.5s后,图12的BHJ合闸,沿着其红色回路,经过1LP、TBJV、HBJ、S8、DL、HQ,使得合闸线圈HQ得电,进而合高压母联开关DL3。

2.5备自投的调试

采用综合保护仪器HD30E66-A作为调试设备。调试的主要过程是,将综合保护仪器HD30E66-A与BZT连接,由综合保护仪器HD30E66-A模拟Ⅰ、Ⅱ段母线向BZT提供电压电流信号,待备自投充电完毕后,先使某段母线失压无流,模拟进线电源故障,进而触发备自投放电条件,如果动作逻辑正确,则记录各开关动作的时间数据。

2.5.1主要安全措施

(1)将1#、2#进线开关柜和高压母联柜拉至试验位置,与Ⅰ、Ⅱ段母线分离。

(2)Ⅰ、Ⅱ段母线上的PT拉至试验位置,避免保护误动作的可能。

(3)拉掉事故音响回路电源。

2.5.2接线

根据图9所示,将综合保护仪器HD30E66-A的Uabcn接BZT上的Ⅰ段测量电压端子(X1-15、X1-17、X1-19、X1-21),将综合保护仪器HD30E66-A的Ia、In分别接入BZT上的Ⅰ段进线电流端子(X1-07、X1-08)。此部分作为Ⅰ段侧。

将综合保护仪器HD30E66-A的U123n接BZT上的Ⅱ段测量电压端子(X1-14、X1-16、X1-18、X1-20),将综合保护仪器HD30E66-A的I1、In分别接入BZT上的Ⅱ段进线电流端子(X1-9、X1-10)。此部分作为Ⅱ段侧。

2.5.3综合保护仪器HD30E66-A的设置

打开测试仪器,找到自动装置及表计中的备自投测试,界面如图13所示。

我台Ⅰ、Ⅱ段母线的有压定值、失压定值、无流定值均分别为70V、30V、0.1A,且图13额定数据设置中的Uy′、Ub′为PT二次侧的相电压值,Iy′、Ib′为CT二次侧的线电流值,已知PT变比为100:1,CT变比为300:5,所以作如下设置:运行电源额定电压Uy′=57.75V,运行电源额定电流Iy′=0.3A(作为I段电压电流);备投电源额定电压Ub′=57.75V,备投电源额定电流Ib′=0.3A(作为Ⅱ段电压电流),并根据接线选择二态跳闸开入为通道1,三态合闸开入为通道5。控制方式选择时间控制。下面以Ⅰ段母线失压无流来调试备自投的动作情况,来设置数据。

一态数据设置方面:一态时间为充电时间,应大于BZT充电时间(即5s),则设置为6.8s。将Uy′、Ub′、Iy′、Ib′均设为1倍,表示Ⅰ、Ⅱ段母线有压有流。

二态数据设置方面:二态时间应大于BZT的低压等待时间9s和跳闸等待时间0.5s的时间总和,则设置为10s。将Uy′、Iy′均设为0倍,Ub′、Ib′均设为1倍,表示Ⅰ段母线失压无流。

三态数据设置方面:三态时间应大于BZT的合闸等待时间0.5s,则设置为1s。将Uy′、Iy′均设为0倍,Ub′、Ib′均设为1倍,表示Ⅰ段母线失压无流。

所有数据设置完成后,就可以点击测试,进行调试了。图13中的测试记录框会记录相应的动作时间。

2.6备自投运行过程中的注意事项

笔者有八年的电力维护经验,对备自投有了较深刻的了解,下面总结几点重要的、容易疏忽的安全注意事项。

2.6.1缺相不会引起备自投动作

进线电源缺相时,母线还有一相带电,而BZT检测的是三相电压值。如果三相没有同时无压,就不满足备自投的放电条件,因此备自投不动作。该问题可以通过带电显示器或者三相电压表检查三相是否有电,来快速判断。处理方法是:进行手动倒母联操作,即先跳进线开关,再合母联开关。

2.6.2母线检修时,应先取消备自投功能

母线上检修,为避免备自投误动作,造成安全事故,应在BZT内取消备自投功能,待检修完毕后再恢复,从而保证检修安全。具体操作方法是:图3的BZT主界面→保护投退→母分自投的“√”改为“×”→回到图3的BZT主界面,“备自允许”应变为“备自闭锁”,表示取消成功。

2.6.3恢复双回路供电时,需要软件复位

备自投只能动作一次,所以备自投动作后,BZT的保护动作LED指示灯亮,表示发生过故障。在恢复双回路供电后,此时1#、2#进线开关均在合位,高压母联开关在分位,还需将BZT进行软件复位,使保护动作LED指示灯熄灭后,备自投才能充电。具体操作方法是:在图6的BZT主界面按“确定”按钮,即可完成软件复位。

3总结

在电力系统中,备自投是提高供电可靠性的重要功能。本文对备自投进行了较全面的阐述,通俗易懂,内容详细,希望能对新接触电力系统的维护人员有所帮助。

摘要：本文作者结合自己实际工作的经验,对10k V级配电系统备自投装置的工作逻辑、定值、线路原理和调试方法进行了比较详细的阐述,最后提出了几点较容易疏忽的安全注意事项供大家借鉴。

关键词：发射台,变电站,备自投装置,线路原理,调试方法,注意事项

参考文献

分布式备自投论文 篇6

1 10 k V电源进线、10 k V母联、400 V低压主授、400 V母联的关系。

宁波金海德旗化工有限公司是一家从事危化品生产的化工企业。供电的可靠性对企业来说是非常重要的。因此企业配备有两路10 k V电源并备有柴油消防机组。作为一家危化企业光有两路电源并不是万事大吉的, 两路电源之间的关系, 上、下级之间的关系、电源与用电设备之间的关系是非常重要的。下面就我公司的用电配置情况作一简单介绍。

两路10 k V电源同时分列运行, 容量互备。两路10 k V电源之间有母联, 不论是自动还是手动状况下, 进线与母联的关系为三合二。也就是说, 两个进线开关、母联开关三个开关中只能同时有两个开关在合位。

每个变电所均设有两台变压器, 两台变压器的电源分别来自两路电源, 变压器容量互备。两台变压器的400 V主授开关与低压母联开关设有手自动转换开关, 在自动状态下母联为自投自复 (自投自复即母联在任一主授失电断开时, 自动合闸。在失电的主授得电时自动断开, 失电主授自动合闸) 。现场用电设备主要指风机、泵类负载。均设有晃电自启动功能, 在晃电恢复供电后按重要程度分批分组启动。供电系统图如图1所示。

2 时间参数设定值不同对用电设备再启动的影响研究

2.1 原系统参数及晃电后的用电设备的再启动情况

10 k V备自投手动状态, 在一路电源失电时母联开关不动作。400 V备自投处于自动状态, 且为自投自复。

对公司165台泵按再启动延时时间分批启动成功率的统计如表1所示。

表1中各开关投入时间为从电压跌落主授跳闸到母联开关合闸成功总的时间;晃电自启动时间是指从检测到电压跌到落额定电压80%后, 恢复供电时电压恢复到额定电压的90%开始计时, 延时到设定时间发出启动命令。

由表1发现:再启动成功率与再启动延时时间和400 V母联开关及低压主授开关的动作时间及晃电电压恢复正常的时间有密切的关联。即当晃电开始, 用电设备综保仪检测到电压跌落, 低压主授开关跳闸, 到母联开关合闸, 到电压恢复正常母联开关跳闸, 低压综保仪再次检测到电压跌落, 到低压主授开关合闸, 供电电压恢复正常。这一过程中, 低压用电设备的综保仪检测到两次电压降, 两次电压恢复正常。以表1中第一组数据为例, 综保仪在第一次检测到电压恢复到9 0%时即母联开关合闸成功后, 延时1 s发出启动命令。电源电压在1 s后恢复正常, 母联开关跳闸低压主授合闸, 过程在0.8 s左右, 此时用电设备启动时几乎处于开关切换时, 故再启动成功率不高。

2.2 对晃电再启动时间调整后的用电设备再启动情况

由表2中看出, 延长再启动的延时时间, 躲过晃电时间与开关切换时间的影响, 再启动成功率大大提高。

3 结论

自动适应运行方式的备自投研究 篇7

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。