继电保护平台

继电保护平台（精选9篇）

继电保护平台 篇1

0引言

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

本文提出一套数字保护装置的自动测试平台。 介绍了具体的架构及实现方法,在设计上摆脱了传统数字化保护测试的单一思路,设计模式发生了很大变化,将更多具有针对性的重复工作交给自动测试的流水线程。能有效解决传统保护检测模式下测试工作繁琐重复和对测试人员依赖性大等问题,实现规范化、标准化和高效率化的闭环自动检验。

继电保护平台 篇2

1.对继电保护的基本要求：可靠性、选择性、速动性、灵敏性。

可靠性包括安全性和信赖性，是对继电保护性能的最根本的要求。所谓安全性，是要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动作。所谓信赖性，是要求继电保护在规定的保护范围内发生了应该动作的故障时可靠动作，即不发生拒绝动作。

选择性是指保护装置动作时，在可能最小的区间内将故障从电力系统中断开，最大限度地保证系统中无故障部分仍能继续安全运行。

速动性是指尽可能快地切除故障，以减少设备及用户在大短路电流、低电压下运行的时间，降低设备的损坏程度，提高电力系统并列运行的稳定性。

灵敏性是指对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。

第二章

2.过电流继电器的动作电流、返回电流、返回系数：

动作电流：能使继电器动作的最小电流称为动作电流Iop。

返回电流：能使继电器返回原位的最大电流称为继电器的返回电流Ire。

返回系数：返回系数是返回电流与动作电流的比值，即

KreIre Iop

3.系统最大运行方式和最小运行方式：

最大运行方式：对继电保护而言，在相同地点发生相同类型的短路时流过保护安装处的电流最大，称为系统最大运行方式，对应的系统等值阻抗最小，Zs＝

Zs.min；

最小运行方式：对继电保护而言，在相同地点发生相同类型的短路时流过保护安装处的电流最小，称为系统最小运行方式，对应的系统等值阻抗最小, Zs＝

Zs.max。

4.电流速断、限时电流速断和定时限过电流保护的整定计算（包括动作电流、动作时限、灵敏度校验）：

5.三段式电流保护如何保证选择性：

电流速断（Ⅰ断）：依靠整定值保证选择性；

限时电流速断（Ⅱ断）：依靠动作时限和动作值共同保证选择性；

定时限过电流保护（Ⅲ断）：依靠动作电流、动作时限、灵敏系数三者相配合保证选择性。

6.相间电流保护的接线方式和各种接线方式的应用场合：

相间电流保护的接线方式：分为三相星形接线、两相星形接线。三相星形接线广泛用于发电机、变压器等大型贵重电气设备的保护中；两相星形接线应用在中性点直接接地系统和非直接接地系统中。

7.相间短路功率方向元件的接线方式、90°接线及评价：

相间短路功率方向元件的接线方式：

90°接线方式是指在三相对称且功率因数cosϕ = 1的情况下，加入继电器的电流Ir超前电压Ur 90°的接线方式。

对90°接线方式的评价：第一，对各种两相短路都没有死区，因为继电器加入的是非故障的相间电压，其值很高；第二，选择继电器的内角α=90°－φk后，对线路上发生的各种故障，都能保证动作的方向性。

8.中性点直接接地系统发生单相接地故障时的故障特征（没有死区）：

（2）零序电压：零序电源在故障点，故障点的零序电压最高，系统中距离故障点

越远处的零序电压越低，取决于测量点到大地间阻抗的大小。

（2）零序电流：由于零序电流是由零序电压产生的，由故障点经线路流向大地。

（3）零序功率：对于发生故障的线路，两端零序功率方向与正序功率方向相反。

9.对零序电流保护的评价，零序功率元件有无电压死区：

对零序电流保护的评价：

优点：（1）零序过电流保护的灵敏度高；（2）受系统运行方式的影响要小；（3）

不受系统振荡和过负荷的影响；（4）方向性零序电流保护没有电压死区；（5）

简单、可靠。

缺点：（1）对短线路或运行方式变化很大时，保护往往不能满足要求；（2）单相重合闸的过程中可能误动；（3）当采用自耦变压器联系两个不同电压等级的电网

时，将使保护的整定配合复杂化，且将增大第III段保护的动作时间。

零序功率元件没有电压死区。

10.中性点不接地系统发生单相接地故障时的故障特征：

（1）发生接地后，全系统出现零序电压和零序电流。非故障相电压升高至原来的倍，电源中性点对地电压与故障相电势的相量大小相等方向相反；

（2）非故障线的零序电流为该线非故障相对地电容电流之和，方向为由母线指向线路

且超前零序电压90°；

（3）故障点的电流为全系统非故障相对地电容电流之和，其相位超前零序电压90°；

（4）故障线的零序电流等于除故障线外的全系统中其他元件非故障相的电容电流之和，其值远大于非故障线的零序电流，且方向与非故障线电流的方向相反，由线路指向母线，且滞后零序电压90°；

（5）故障线的零序功率与非故障线的零序功率方向相反。

11.中性点经消弧线圈接地时的补偿方式：完全补偿、欠补偿、过补偿。

第三章

12.相间距离和接地距离的接线方式：

为保护接地短路，取接地短路的故障环路为相-地故障环路，测量电压为保护安装处故障相对地电压，测量电流为带有零序电流补偿的故障相电流，由它们算出的测量阻抗能够准确反应单相接地故障、两相接地故障和三相接地短路情况下的故障距离，称为接地距离保护接线方式。

对于相间短路，故障环路为相-相故障环路，取测量电压为保护安装处两故障相的电压差，测量电流为两故障相的电流差，由它们算出的测量阻抗能够准确反映两项短路、三相短路和两相短路接地情况下的故障距离，称为相间距离保护接线方式。

13.测量阻抗、动作阻抗、整定阻抗：

测量阻抗Zm：护安装处测量电压Um与测量电流Im之间的比值，系统不同的运行状态下，测量阻抗是不同的，可能落在阻抗平面的任意位置。在短路故障情况下，由故障环的测量电压、电流算出的测量阻抗能够正确地反应故障点到保护安装处的距离。

动作阻抗：使阻抗元件处于临界动作状态对应的测量阻抗，从原点到边界圆上的矢量连线称为动作阻抗，通常用Zop来表示。

整定阻抗：和整定长度Lset相对应的阻抗Zset

Zset = Z1 · Lset 

其中z1为单位长度线路的复阻抗

14.正常运行及短路故障时测量阻抗的特征：

正常运行时，保护安装处的测量电压近似为额定电压，测量电流为负荷电流，测量阻抗为负荷阻抗。负荷阻抗的量值较大，其阻抗角为数值较小的功率因数角，阻抗性质以电阻性为主；当短路时，测量电压降低，测量电流增大，测量阻抗变为短路点与保护安装处之间的线路阻抗，阻抗角等于输电线路的阻抗角，数值较大，阻抗性质以电感性质为主。

15.距离保护的整定计算：

16.分支电路对测量阻抗的影响（助增和外汲）：

助增电流，使测量阻抗增大，保护范围缩短。

外汲电流，使测量阻抗减小，保护范围增大，可能造成无选择性动作。

17.电力系统振荡：并联运行的电力系统或发电厂之间出现功率角大范围周期性变化的现

象，称为电力系统振荡。

18.振荡时测量阻抗的变化规律：

在系统两端电动势相等的情况下，测量电阻按下式规律变化：

1111ZmZZMjZctgMZjZctg 222222

测量阻抗分成了两部分：第一部分1ZZM为保护安装处到振荡中心的线路阻抗，2

只与保护安装处到振荡中心的相对位置有关，与功角无关;第二部分垂直于ZM，并随功角的变化而变化

当δ由0°变化到360°时，测量阻抗终点的轨迹是Z∑的垂直平分线。

19.振荡与短路的区别：

（1）振荡时，三相完全对称，没有负序分量和零序分量出现；而短路时，总要长时或瞬

时出现负序或零序分量；

（2）振荡时，电气量呈周期性变化，其变化速度与系统功角的变化速度一致，比较慢；

从短路前到短路后其值突然变化，速度很快，而短路后短路电流、各点残压和测量阻抗不计及衰减时是不变的；

（3）振荡时，电气量呈现周期变化，若阻抗测量元件误动作，则在一个振荡周期动作和

返回各一次；而短路时阻抗元件可能动作，可能不动作。20.实现振荡闭锁的方法：

(1)利用系统短路时的负序、零序分量或电流突然变化，短时开放保护，实现振荡闭锁。

（2）利用阻抗变化率的不同来构成振荡闭锁。

（3）利用动作的延时实现振荡闭锁。

21.整定值相同的不同特性的阻抗元件躲负荷能力、躲过渡电阻能力及躲振荡能力的比较：

在整定值相同的情况下，橄榄型、方向圆特性、全阻抗圆特性的阻抗元件躲过负荷能力依次从大到小；躲过渡电阻的能力依次从小到大；躲振荡能力依次从大到小。

22.单侧电源线路过渡电阻对距离保护的影响：

过渡电阻的存在总是使继电器的测量阻抗值增大，阻抗角变小，保护范围缩短。保护装置距短路点越近时，受过渡电阻影响越大；同时，保护装置的整定阻抗越小，受过渡电阻的影响越大。

第四章

23.载波通道的工作方式：正常无高频、正常有高频、移频方式。

24.载波信号的种类：闭锁信号、允许信号、跳闸信号。

25.闭锁式方向纵联保护、纵联电流差动保护、纵联电流相位差动保护的基本工作原理：

闭锁式方向纵联保护：

闭锁信号

当区外故障时，被保护线路近短路点一侧为功率方向为负，2和5发出闭锁信号，两侧收信机收到闭锁信号后将各自保护闭锁。

当区内故障时，线路两端的短路功率方向均为正，发信机均不向线路发送闭锁信号，保护的起动元件不被闭锁，瞬时跳开两侧断路器。

纵联电流差动保护：



纵联电流差动保护原理是建立在基尔霍夫定律基础之上的。

线路正常运行和外部故障(k2)时：IMIN0

线路内部故障(k1)时：IMINIK

流入差动继电器的电流：IrImIn

线路正常运行和外部故障(k2)时：IMIN0Ir0

IMINIK线路内部故障(k1)时：IrIk

纵联电流相位差动保护：比较被保护线路两侧电流的相位，即利用高频信号将电流的相位传送到对侧去进行比较来确定跳闸与否。区内故障：两侧电流同相位，发出跳闸脉冲；区外故障：两侧电流相位相差180°，保护不动作。

第五章

26.双侧电源线路自动重合闸和单侧线路自动重闸的不同:

（1）当线路上故障跳闸后，存在着重合闸时两侧的电源是否同步，以及是否允许非同

步合闸的问题;

（2）当线路上发生故障时，两侧的保护可能以不同的时限跳闸（如一侧以第Ⅰ段时限

动作，另一侧以第Ⅱ段时限动作），为了保证故障点电弧的熄灭和绝缘强度的恢复，以使重合闸有可能成功，线路上两侧的重合闸必须保证在两侧的断路器都跳闸后再进行重合，其重合闸的时间与单侧电源的有所不同。

27.具有同步检定和无压检定的重合闸:

具有同步检定和无压检定的重合闸在使用无压检定的一侧要同时投入同步检定，在使用同步检定的一侧绝对不能投入无压检定。除在线路两侧均装设重合闸装置以外；在线路一端还装设有检定线路无电压的继电器KU1，当线路无电压时允许重合闸重合；而在另一侧则装设检定同步的继电器KU2,检测母线电压与线路电压间满足同期条件时允许重合闸重合。这样当线路有电压或是不同步时，重合闸就不能重合。

28.重合闸与继电保护的配合：

（1）重合闸前加速保护：当任何一条线路上发生故障时，第一次都由保护3瞬时为

选择性动作予以切除，重合闸以后保护第二次动作切除故障是有选择性的。

（2）重合闸后加速保护：当线路第一次故障时，保护有选择性动作，然后进行重合。

如果重合于永久性故障，而与第一次动作是否带有时限无关。

29.重合闸时限的整定：

单侧电源三相重合闸的最小时间整定原则：

（1）在断路器跳闸后，负荷电动机向故障点反馈电流的时间；故障点电弧熄灭并使周围介质恢复绝缘强度需要的时间；

（2）在断路器动作跳闸息弧后，其触头周围绝缘强度的恢复以及消弧室重新充满油、气需要的时间；同时其操作机构原状准备好再次动作需要的时间；

（3）如果重合闸是利用继电保护跳闸出口启动，其动作时限还应该加上断路器的跳闸时间

双侧电源线路的重合闸最小时间除满足以上原则外，还应考虑线路两侧继电保护以不同时限切除故障的可能性。

30.三相重合闸、单相重合闸及综合重合闸：

三相重合闸：任何类型故障均跳三相，重合三相，重合于永久性故障跳三相。

单相重合闸：单相故障跳单相，重合单相，重合于永久性故障跳三相；相间故障，三相

跳开不重合。

综合重合闸：单相故障跳单相，重合单相，重合于永久性故障跳三相；相间故障跳三相，重合三相，重合于永久性故障跳三相。

第六章

31.变压器的主保护：

变压器的主保护是纵差动保护和瓦斯保护。电流纵差保护不但能够正确区分区内外故障，而且不需要与其它元件的配合，可以无延时地切除区内各种故障，具有独特的优点，因而被广泛地用作变压器的主保护。后备保护是过电流保护和阻抗保护。

32.纵差动保护中不平衡电流产生的原因及消除方法：

原因：

（1）计算变比与实际变比不一致产生的不平衡电流；

（2）由变压器带负荷调节分接头产生的不平衡电流；

（3）电流互感器传变误差产生的不平衡电流；

（4）变压器励磁电流产生的不平衡电流；

消除方法：

（1）计算变比与实际变比不一致产生的不平衡电流的补偿；

（2）应尽可能使用型号、性能完全相同的D级电流互感器，使得两侧电流互感器的磁化曲线相同，以减少因电流互感器性能不同引起的稳态不平衡电流。

（3）在差动回路中接入具有速饱和特性的中间变流器来减少电流互感器的暂态不平

衡电流。

33.励磁涌流的特征及鉴别方法：

励磁涌流：当变压器空载投入和外部故障切除后电压恢复时，电压上升的暂态过程中，变压器可能严重饱和，出现很大的暂态励磁电流，称励磁涌流，其值可达变压器额定电流的4～8倍。可能造成保护误动作。

特征：

（1）由于三相电压之间有120的相位差，因而三相励磁涌流不会相同，任何情况下

空载投入变压器，至少在两相中要出现不同程度的励磁涌流；

（2）某相励磁涌流可能不再偏离时间轴的一侧，变成了对称性涌流。对称性涌流的数值比较小。非对称性涌流仍含有大量的非周期分量，但对称性涌流中无非周期分量；

（3）励磁涌流中有一相或两相二次谐波含量比较小，但至少有一相比较大。

（4）励磁涌流的波形仍然是间断的，但间断角显著减小，其中又以对称性涌流的间

断角最小。但对称性涌流有另外一个特点：励磁涌流的正向最大值与反向最大

值之间的相位相差120。这个相位差称为“波宽”，显然稳态故障电流的波宽

为180。

鉴别方法：分为频域特征鉴别和时域特征鉴别两类。采用速饱和中间变流器的方法和

二次谐波制动的方法属于频域特征鉴别，而间断角鉴别的方法则属于时域

特征鉴别。

声明：

（1）纯属个人意见，仅供参考；

继电保护平台 篇3

1 海上油气平台电气系统的组成和特点

我们之所以要了解电气系统的组成, 就是想知道我们在保护谁, 它们会受到什么伤害, 只有弄清这些才可以有的放矢地选择保护方案。

海上油气平台电气系统的组成:放置于中心电站平台的若干相对独立的柴油或汽油发电机、变压器 (提升电压) 、复合海底电缆、以及防止在井口平台上的电动机。中心电站平台的接线方式采用单目线分段方式, 并在其中设置母联断路器 (就是根据需要投入不同数量的发电机进行工作) 。当然井口平台上的电压又2-3个级别以适应不同电压级别的电动机及控制系统等综合负载的用电需求。当然平台上也配有应急发电机, 以备不时之需。这个电力系统有几个特点值得我们注意:

(1) 容量小, 有些电机的容量和发电机相差不多, 在启动大型电动机时, 会给评点供电系统造成很大冲击, 这也为系统保护装置提出了新的要求。

(2) 电压等级低与平台工作性质不匹配, 也为电力系统保护问题提出了更高准确性和更高灵敏度的要求。

(3) 电源的唯一性, 独生的当然不能掉以轻心要倍加呵护, 不能满载、超载运行。

(4) 单侧电源供电直来直去, 因此需要对问题电路的隔离 (切负荷) 情况。

2 关于继电保护

2.1 首先我们来看看电气系统发生故障后, 电气量有什么变化

2.1.1 电流增大

无论是我们家庭用电还是工业用电, 只要发生短路故障, 系统中所有电气设备及输电线路上的电流都会急剧增大, 并远远超过负荷电流, 这也就是设备会冒烟的原因。

2.1.2 电压降低

这个一般发生在相间短路或接地短路, 这时系统点间的电压很低 (其实是电位差很低) 。

2.1.3 相位角便大

正常情况下相位角是负荷的功率因数角 (20°) , 而三相短路的时候, 其相位角是一般为60°~85°。

2.1.4 测量电阻也有明显变化

测量电阻 (R=V/I) 就是我们在电路通电的情况下实际测量的设备的负载电阻, 在系统没有发生故障的情况下测量阻抗就是负荷电阻值相等, 而当系统短路时由于电流增大、温度升高的原因使得测量电阻明显小于负荷电阻。

短路故障时电气量的变化为探讨继电保护等反事故自动化创造了架构依据核对策, 也就是继电保护装置必须具有正确区分被保护元件是否处在正常运行状态、还有就是保护谁的问题。也就是保护装置要实现测量、分析、判断、果断处理的功能。

2.2 对继电保护的基本要求

继电保护装置目的就是保护电气系统系统, 也就是在电力系统发生故障或异常情况下, 能够用最短时间和合在最小范围内, 自动隔离故障设备, 并发出故障信号给相关人员, 来消除异常情况的根源, 达到减轻或避免设备的损坏, 以及对相邻设备的影响, 减少损失。

2.2.1 选择性

选择性就是继电器能够在系统发生短路时能且仅能隔离“故障的设备或线路”。

2.2.2 速动性

速动性就是继电器能够在系统发生短路时, 能够快速地隔离 (切除) 故障设备, 减少系统和设备通过大电流的时间, 以达到减少设备的损坏程度。

我们对一些装置的动作时间进行一个了解, 快速保护要求的动作时间一般是在0.04s~0.08s的范围内, 最快的可达可以达到0.01s秒, 而断路器的跳闸时间一般要0.15秒, 最快的也有0.02秒。

2.2.3 灵敏度

灵敏度是发生非正常情况下保护装置的反应能力, 也就是在规定的范围内发生故障时, 不论短路处的情况如何, 都能及时、正确反应动作。

2.2.4 可靠性

可靠性就是要求继电保护听话, 不让动就不动, 也就是不需要它动作时坚决没有动作, 当需要它动作时毫不含糊动作, 不会出现误动作和拒动作。

3 继电保护方案

上边我们已经说过, 海上油气平台电气系统由发电机、变压器、电缆、电动机、应急发电机以及负荷等电气设备组成, 这与陆地电网基本相似, 不同的地方就是故障率比较高, 因此我们要参照陆地方案还设置海上方案

3.1 发电机

发电机是海上平台的唯一电源, 因此为避免全面停工, 对其配置了非常齐全的保护措施。

发电机发生的故障就是短路造成的电压和电流异常, 我们可以采取定时温度保护 (当发电机温度过高时发出预警信号) 、发动机失磁保护 (回路电路异常) 、符合电压启动的过流保护等等。

3.2 变压器

变压器的故障也是短路, 并有铁心的烧损等, 这些都可能产生电弧, 可能引起爆炸, 危及平台安全, 因此必须及时切除。

一般需要配置过激磁保护装置和差动速断保护装置, 并针对电流使用定时限过电流保护等等。

3.3 海底电缆

海底电缆是是连接中心平台与井口平台的能量通道, 如果这了发生问题, 井口平台就不能进行生产, 因此也要保护好海缆。海缆的问题就是因磨损而断裂或短路。考虑到海上工作环境的实际情况我们建议采用三段式电路保护、定时限过电流保护、零序电流保护。

3.4 高压电动机

高压电动机是海上平台生产使用的主要工具设备, 它直接影响生产的进度。发动机的故障与发电机基本相同, 但无论是发电机还是发动机, 相间短路会引起电动严重损毁, 因此必须尽快切除这个故障。另外电动机有自动起动的功能, 高压发动机装置低压保护装置可以减少低压发动时对高压电机的损坏。对于高压电击得保护我们加以采用过热、低压和不平衡保护等等

4 发展趋势

随着世界陆地石油的日渐匮乏, 深蓝石油油气的不断发掘, 以及计算机技术、无线信息技术的不断发展, 现代海上油气平台电气系统的继电保护会向智能、信息、网络、高速、快捷等一体化方向继续发展, 也是我国石油生产装备也迈向新台阶的重要标志。

摘要：与常规电气系统一样海上油气平台的电气系统也含着电源 (发电机) 、变压器、导线 (电缆) 和电动机等装置, 系统由中心平台向钻井平台输送电能的过程中, 这些设备不排除出现故障和不正常运行状态的可能, 也就是引起作业事故发生的可能。因此, 继电保护被提到更加重要的位置, 本文就来探讨继电保护的方案。

关键词：海上油气平台,电器系统,继电保护,方案研究

参考文献

继电保护 篇4

（1）零序电压：故障点零序电压最高，中性点处零序电压最低；

（2）零序电流：其分布与变压器中性点接地的多少和位置有关；其大小与线路及中性点接地的变压器的零序阻抗有关；由故障点零序附加电源产生，从故障点流向接地的中性点（流动范围比正序电流范围小）；

（3）零序功率：故障线路的方向是线路指向母线；短路点零序功率最大。

2、为什么零序电流速断保护的保护范围比反应相间短路的电流速断保护的保护范围长而且稳定，灵敏系数高。

继电保护平台 篇5

光纤电流差动保护主要是依赖于通道,使线路两端的保护装置进行故障信息的交换,进而判别出是本线故障,还是区外故障,由此可以看出差动保护对通道的依赖性很强,通道的可靠性直接影响光纤差动保护的可靠性及电力系统的安全运行,因此光纤通道的可靠性显的尤为重要。但是,由于缺少相应的技术和设备,目前对通道的测试很困难。为了解决此问题,更加充分地暴露光纤电流差动保护通道存在的问题,保证保护可靠性及电力系统的安全运行,我们利用继电保护通道检测平台,制定了新的通道测试方法,它能够方便、准确的对通道延时、误码及中断等实现量化测试。

1 光纤通道测试现状

目前光纤电流差动保护在投运及定检时对保护装置性能的检验较多,考核的也充分,但对通道测试少,或者由于条件限制,对通道测试不充分。大部分只是对通道的光功率进行简单测量,部分网、省局主要是通过采用运行的通讯设备(SDH)对通道进行试验,此方法虽然具有真实、系统性强的优点,但往往试验周期长,测试不全面,通道的关键指标不能量化测试。对通道延时,尤其是收发通道的不对称延时、严重误码、中断等方面对保护性能的影响不能进行充分的测试,给电力系统的安全运行带来严重隐患。而利用继电保护通道检测平台的新型通道测试方法就能对光纤电流差动保护的通道进行充分的测试,避免通道给保护和系统带来的隐患。

2 继电保护检测平台的主要功能

继电保护通道检测平台是一种可以定量模拟64 kbps和2 Mbps信道干扰的设备,其原理框图如图1所示,它具有双2 M和64 k接口。测试时只要将光纤电流差动保护的通道接入继电保护通道检测平台中,通过改变其设置就能很方便地模拟现场通道出现的误码、延时和中断等各种异常情况。

继电保护通道检测平台可以实现以下功能。

2.1 通道叠加延时

继电保护通道检测平台可以实现收发通道两路同时叠加不同的延时,延时范围为0~50 ms,最小步长为0.5 ms,精度为±10%或±0.05 ms。

光纤电流差动保护都是基于通道收发延时相等的“等腰梯形”算法,进行保护装置同步调整,若通道收发延时不一致,就会影响保护同步调整精度,进而影响光纤电流差动保护灵敏度。通道延时过长,影响保护动作速度和同步调整,使光纤电流差动保护不能正常工作。一般要求当通道单向延时小于20 ms或通道收发双向不对称延时小于1 ms时,模拟区内典型故障,保护动作行为应正确,且符合各技术指标的要求。

2.2 通道叠加误码

继电保护通道检测平台可以实现收发通道两路同时叠加不同的误码,范围为0~1E+9可调,输入规则为n E+m(0≤n<10,1

误码对光纤电流差动保护的影响很大,这是由于一帧信息中有一位错误或多位错误对保护来说都是不能使用的,根本原因在于对保护实时性要求很高,既没有时间对出错的信息帧重发,也没有能力进行数据帧的修复,只好丢弃数据帧。每丢一帧数据,就相当于保护延时一帧数据判别。一般要求当通道误码率优于1E-6时,保护功能应正确,且符合各技术指标的要求;通道误码率约为1E-4时,模拟区内外故障保护应正确反应,区内故障保护动作在正常时间基础上不超过20 ms延时。

2.3 模拟通道中断

继电保护通道检测平台可以实现不同延时的通道中断,其范围为0~30 s之间任意值,精度为±10%或±2 ms(通道中断为每10 s内出现的通道中断)。

模拟通道中断主要是测试保护通道监视功能的正确性,对于单通道模式,当通道中断时间较大如:通道中断延时为5 s时,保护给出告警报文,闭锁保护,同时点告警灯;当采用双通道模式时,在任一通道误码达到1E-4时,装置自动切换到另一正常通道,选择正确的数据,不影响保护功能和性能。

由于其实现了对通道的量化考核,因此在考核通道延时、误码和通道中断时,我们能更准确,更方便的考核光纤通道对保护的影响,避免了使用光衰耗器准确度不够。这样就能给设计提供准确的数据。

3 继电保护通道检测平台在WXH-803A光纤差动保护测试中的应用

以昌南公司生产的TWM-1(G703)通信误码发生仪(其技术指标通过Sunlite E1测试仪的测试均满足其所提的精度要求)为例,说明继电保护通道检测平台在WXH-803A光纤差动保护通道测试中的应用。此平台在2006年10~12月WXH-803A保护通道的测试中得到了很好的应用。并在2007年2月的南方电网汉字编码试验中,方便地实现了对五大厂家光纤差动保护通道延时、误码和中断的测试,其准确度和方便性得到了大家的认可。

3.1 测试方案

以WXH-803A光纤差动保护通道的复用方式为例,在测试中将TWM-1(G703)通信误码发生仪串入光纤电流差动保护的通道中,通过它改变光纤电流差动保护通道的误码、延时和中断时间来考核保护的性能。接线图如图2所示。

3.2 通道异常时WXH-803A光纤差动保护应满足的要求

1)通道延时小于20 ms时,模拟区内故障保护应能正确动作,模拟区外故障保护应正确不动作;当通道延时大于20 ms时,保护应告警并闭锁保护。

2)通道误码率优于1E-4时,模拟区内故障保护应能正确动作,模拟区外故障保护应正确不动作;当通道误码大于1E-4时,保护应告警并闭锁保护。

3)通道中断时间大于5 s时,接受端保护给出告警报文,闭锁保护,同时点告警灯。

3.3 测试情况

3.3.1 通道叠加延时测试

通过设置TWM-1(G703)通信误码发生仪改变WXH-803A光纤差动保护通道的延时。

a)在通道收发延时一致的情况下,模拟区内,外各种故障考核保护的动作行为。具体测试结果如表1所示。

b)在通道收发延时不一致的情况下,模拟区内、外各种故障考核保护的动作行为。同时还应注意观察差动保护两侧电流采样值的角度是否满足要求。具体测试结果如表2所示。

3.3.2 通道叠加误码测试

通过设置TWM-1(G703)通信误码发生仪改变WXH-803A光纤差动保护通道的误码,在不同误码下,模拟区内、外各种故障考核保护的动作行为。具体测试结果如表3所示。

3.3.3 模拟通道中断测试

通过设置TWM-1(G703)通信误码发生仪模拟WXH-803A光纤差动保护通道中断。在不同中断下,模拟区内、外各种故障考核保护的动作行为。具体测试结果如表4所示。

3.3.4 模拟通道连续误码

通过设置TWM-1(G703)通信误码发生仪模拟WXH-803A光纤差动保护通道中的连续误码个数。在不同连续误码个数下,模拟区内、外各种故障考核保护的动作行为。具体测试结果如表5所示。

测试结果证明这些在传统测试方法中无法完成的测试项目在这里可以很方便快捷准确地完成。并能很好地满足用户对通道测试的需求。

4 结论

本文介绍了利用继电保护通道检测平台对光纤电流差动保护通道考核的方法,此方法不需要利用现场设备,模拟的通道延时、误码和中断准确度高。目前,该测试已经在许继电气股份有限公司的光纤差动保护的测试中广泛应用,在提高光纤差动保护及通道可靠性方面发挥了重要作用。

摘要：光纤通道的可靠性直接影响光纤差动保护的可靠性及电力系统的安全运行,但目前由于技术和设备的限制,对通道延时、误码以及中断缺少一种方便、快捷、有效的测试方法,针对光纤通道测试的实际情况,结合现有的通道测试技术,利用继电保护通道检测平台,制定了新的通道测试方法,并介绍了其实现的功能和应用情况,对光纤差动保护相关的通道测试部分有一定的指导意义。

关键词：光纤差动保护,通道测试,误码发生仪

参考文献

[1]李瑞生.光纤电流差动保护与通道试验技术[M].北京:中国电力出版社,2006.LI Rui-sheng.Optical Fiber Channel in Current Differential Protection and Experimen-tation on Channel[M].Beijing:China Electric Power Press,2006.

[2]倪伟东,李瑞生,李峥峰.光纤电流差动保护通道试验及研究[J].继电器,2005,33(8):68-70.NI Wei-dong,LI Rui-sheng,LI Zheng-feng.Experimen-tation and Research on Optical Fiber Channel in Current Differential Protection System[J].Relay,2005,33(8):68-70.

[3]唐成虹,付建明,刘宏君,等.光纤纵差保护装置中光纤数字接口的设计新方法[J].电力系统自动化,2005,29(2):83-85.TANG Cheng-hong,FU Jian-ming,LIU Hong-jun,et al.A New Method for the Design of the Fiber-optical Digital Interface in Current Differential Protection[J].Automation of Electric Power Systems,2005,29(2):83-85.

继电保护平台 篇6

1.1 可靠性

可靠性要求硬件平台具有较强的抗电磁干扰能力。装置工作在具有较强电磁干扰的电力系统现场, 必须具有对电磁辐射、静电、快速瞬变和耐压等电磁干扰具有3级以上的抵抗能力;一旦装置出现故障, 必须具有可靠的闭锁措施。

1.2 CPU工作的快速性和计算的准确性

由于数字式保护装置主要通过对电量的采样和运算来识别故障的, 对50Hz的交流电量采样并进行傅立叶变换, 一般最低频率要求为600Hz, 多大在1200Hz以上。

1.3 具有先进的通信接口和标准的通信规约

数字式保护、监控装置、能量管理系统、网络构成电力综合自动化系统, 要求变电站、水电站等现场实现无人值班, 信息的传递依赖通信网络, 先进的通信接口才能保证网络的可靠性, 标准的通信规约实现网络的兼容性。

2 以DSP为核心的平台主板

平台的基本配置有如下。

16路开关量输入通道。输入隔离等级为DC24V, 且装置内部也不配置开入调制元件, 22OV开入经隔离端子进入装置, 主要功能是开关位置信号采集, 生产开关量遥信或SOE。其次作为“硬压板”, 采集压板状态以闭锁或开放保护。

16路开关量输出通道。DC24V光电隔离输出, 不直接对外输出, 而装置对外的输出是继电器空接点或跳闸操作回路, 是由CPU开出通过内部电路驱动的。开出在驱动继电器的同时, 自身具有反馈通道, 用于实现通道自检。反馈信号被引回主板的一路专用开入中。自检时, 各个开出通道轮流发出lms脉冲, 脉冲不会对开出继电器造成实际动作, 从而实现对所有开出的自检。

12路模拟量输入通道。模拟量经变送器隔离, 前置低通滤波器, 运放变换后进入A/D转换芯片, 转换精度为带符号14位。模拟量通道也有自检措施, 在A/D芯片16路模拟量中, 专门有四路负责芯片本身及其外围电路的状态自检, 在这四路通道中加入特定电平, 通过不断对该电平采样, 当采样值偏离设定值时, 处理一种方式是如果偏差在正常范围, 检测值用来调节A/D的零漂或温漂, 如果超出允许范围, 则向网络报告报模拟量通道出错报文, 从专用告警开出驱动告警继电器发出中央信号, 以便及时维护。

3 差动保护装置应用

HST31A数字式变压器保护装置功能配置如下: (1) 差动速断保护。 (2) 动比率制动的差动保护。 (3) CT二次断线判别。 (4) 高、中、低各侧过负荷告警。 (5) 差动电流越限告警。 (6) 过电流启动通风。 (7) 过电流闭锁调压。励磁涌流识别采用二次谐波制动方式。装置软件包括1个主程序和2个中断服务程序。主程序功能, 管理各种软件功能模块, 包括数据处理模块、开入信号处理模块、开出驱动模块、保护功能模块、报文产生模块;实现各个模块之间的逻辑关系和执行顺序;与中断服务程序接口, 处理中断服务程序产生的实时数据。

定时采样中断服务程序, 由定时器中断源触发, 中断时间为20/24ms即1200HZ。功能:模拟量采样, 实现滤波算法;开入采样, 实现对开入信号滤波, 产生开关量的SOE, SOE的分辨率为1ms:实现外部GPS信号的绝对时钟和装置内部SOE的相对时钟;串口通信中断服务程序, 指与MMI的内部通信。串口中断实际上包括两种中断, 即通信数据的接收中断和通信数据的发送中断, 以上三个程序有机结合同时又独立运行, 程序之间通过标志位和数据进行接口。特别是主程序和定时器采样程序的配合问题是程序结构的关键, 主程序是一个无限循环程序, 但循环周期是确定的, 与定时器周期匹配 (见图1、2) 。

总之, HST3lA数字式变压器保护装置己经通过国家继电器检测中心检测, 各项指标都达到了国家标准和企业标准, 具有实用价值。

参考文献

[1]叶东印.110kV某变电站1#主变保护误动分析及改造方案的研究[J].电力系统保护与控制, 2009 (3) .

继电保护平台 篇7

2.提出了基于厂站方式影响指标的智能运级电网和地区级电网调度机构继电保护整定计算的主要内容, 实现了所有功能模块在统一数据及图形支撑平台上的高度集成行方式组合求解算法, 能够有效解决复杂大电网中厂站方式组合计算的困难, 在确保求出最苛刻运行方式的基础上, 提高了运行方式组合效率。

3.提出了基于感受量和综合系数的距离保护整定计算方法, 能够正确处理互感对线路接地距离保护定值的影响。

4.提出了以继电保护整定计算原则自定义为解决不同电压等级、不同地域继电保护整定计算的方法, 开发了可提供整定原则自定义的整定计算平台, 满足整定计算人员进行电网整定计算时的各种要求, 并提供最大的灵活性。

继电保护平台 篇8

2.提出了基于厂站方式影响指标的智能运级电网和地区级电网调度机构继电保护整定计算的主要内容, 实现了所有功能模块在统一数据及图形支撑平台上的高度集成行方式组合求解算法, 能够有效解决复杂大电网中厂站方式组合计算的困难, 在确保求出最苛刻运行方式的基础上, 提高了运行方式组合效率。

3.提出了基于感受量和综合系数的距离保护整定计算方法, 能够正确处理互感对线路接地距离保护定值的影响。

4.提出了以继电保护整定计算原则自定义为解决不同电压等级、不同地域继电保护整定计算的方法, 开发了可提供整定原则自定义的整定计算平台, 满足整定计算人员进行电网整定计算时的各种要求, 并提供最大的灵活性。

继电保护平台 篇9

1 实施继电保护故障分析系统所面临的几个问题

目前在很大程度上国内的继电保护故障分析系统仍然处在探索阶段，缺乏完整规范性的系统应用开发准则，系统的定位、作用以及各种应该实现的应用还没有被充分的认识，仍旧存在着一定程度的随意性，系统所发挥出的作用，还达不到应有的效果，主要问题有以下几个方面：

1)信息交换与数据汇集缺乏规范性

在设计系统的过程中，必须要确定与谁实现数据的交换，怎样交换以及交换什么，要考虑数据的安全性和完整性，还需要着重考虑，电网调度以及整定软件交互，变电站及监控系统交互，地调及检修系统交互等问题。但是，在客观上由于地域、工程以及用户都有着不同的要求，就造成了工程实施规范的标准化以及规范化困难。为了适应未来应用发展的需求，应该从应用的角度给予明确。

2)系统功能定位和构架设计模糊

系统建设问题和系统的功能配置问题，在故障分析系统的初期建设过程中，一般都是以保护专业的应用角度来进行考虑，对信息的处理及其来源，较少有从电网事故的处理提供相应支持的角度进行考虑，对故障分析系统信息的特征、系统应解决的问题、信息的来源、目前各种应用的相关性、信心的处理方式等并没有形成系统性的应用分析。

功能的扩展以及系统建设因为存在这种模糊性以及缺乏系统性，没有根据应用的类别实现分类传送，信息没有进行区别分类;目前采用调制解调器拨号上网方式的相对较多，缺乏信息传输的相应配套设施，往往由于传输环节存在问题造成电网发生事故，导致数据不能有效进行了传输;信息就如缺乏统一性，不规范;没有实现其他应用专业的有效关联，系统的主要作用定位于继电保护人员的事故动作情况分析，例如动作统计分析、整定分析等。

3)工程实施存在一定困难

相关的数据系统在工程实施过程中，需要从其他设备中才能获取。但是现场录波、保护的传输格式和数据接口因制造商而异，也就是说因为软件版本的不同同一型号的设备也会存在较大差异的信息输出格式和通信规约。需要大量的工程协调工作，才能实现不同设备之间的技术配合。

2 继电保护故障分析系统的安全防护重点

2.1 防止数据传输泄密

即使被截获也尽可能不被破译，同时尽量降低信息被截获的可能，这是在信息传送环节上的具体要求。

2.2 防止各种攻击手段

对攻击的防范需采用专业手段，对如，恶意程序或者是拒绝服务等一些常见的攻击方法进行有效防范。

2.3 防止非法访问

系统应该做到不允许越权访问，指允许合法用户从合法终端发起访问，同时访问可控是必须要做到的，其具体有三个方面的内容：

做到访问的用户可控;

做到访问的终端可控;

做到访问的权限可控;

4)防止数据伪造和篡改。

为了防止数据的伪造和篡改，系统应该提供数据鉴别技术。

在这里需要强调的是，安全自动装置、继电保护以及故障录波器的可靠、独立、安全运行，本系统的任何行为绝对不能构成影响。

3 安全防护的基本手段

安全协议、保密性、访问控制，继电保护故障分析系统可以从以上三个方面入手。可以采用如加装专用的安全隔离装置等技术手段。

3.1 反向专用安全隔离装置

我们知道，反向专用安全隔离装置的主要作用就在于传递数据，是唯一的一个数据传输途径，其可以将III安全区中的数据传递到I/II安全区。该装置集中接收从III安全区发送到I/II安全区的数据，并进行相关处理，如有效性检查，过滤内容以及验证签名等，然后在将这些经过处理后的数据转发给I/II安全区中的接受程序。以下为数据传输的相关流程：

1)需要进行发送的数据在发送给反向安全隔离装置之前，要先对III数据安全区中的数据发送端签名。

2)在接收到相应的数据信息之后，在进行签名验证的同时，反向专用安全隔离装置，对数据的相关内容以及有效性进行相关的过滤以及检查等处理。

3)数据通过进行处理之后，发送给I/II安全区内部的接收程序，有如下具体功能要求：

(1)应用数据的内容具有有效性检查的功能;

(2)非网络方式的安全数据传递在两个安全区之间可以实现;

(3)基于通信方向、传输协议、MAC、、传输端口、IP的访问控制和综合报文过滤;

(4)具有应用网关的功能，可以实现应用数据的接收及发送;

(5)具有以数字证书为基础的解签名以及数据签名的功能;

(6)防止穿透性TCP联接;

(7)支持NAT，隐藏MAC地址，虚拟主机IP地址，支持透明工作方式。

3.2 正向专用安全隔离装置

正向安全隔离装置具体功能如下：

1)禁止从安全III区到安全区I/II的TCP应答携带应用数据，应用层与表示层数据完全单向传输。

2)基于通信方向、传输协议、MAC、传输端口、IP的访问控制和综合过滤，支持NAT;

3)支持应用层特殊标记识别，具有可定制的应用层解析功能。

4)保证了安全隔离装置两个处理系统不同时连通，实现了两个安全区之间的非网络方式的安全的数据交换。

5)基于图形化的管理界面，证书的管理人员认证，维护管理方式方便、安全。

6)隐藏MAC地址，虚拟主机IP地址，工作方式透明。

7)只允许数据单向传输，隔离装置内外两个网卡自爱装置内部是非网络连接。将内外两个应用网关之间的TCP联接，分解成内外两个应用网关分别隔离装置内外两个网卡的两个TCP虚拟联接，禁止两个应用网关之间直接建立TCP联接。防止穿透性TCP联结。

4 结论

结合中国智能电网的建设目标，继电保护故障分析系统能够在发生事故后对故障电流进行仿真计算和事故回放，能够对电网定值进行计算和校核，对电网的运行状态能够实时进行分析，动态调整保护定值，能够促进继电保护管理真正实现智能化。

参考文献

[1]赵爽^,任建文^,周明.分层式电网故障诊断系统的设计与实现[J].电力系统自动化^,2003(3).