网络型继电保护

网络型继电保护（精选12篇）

网络型继电保护 篇1

0 引言

随着计算机技术、通信技术、网络技术以及微机保护技术的发展, 电力系统网络型继电保护 (以下简称网络保护) 将逐步取代现在的微机保护。网络保护是计算机技术、通信技术、网络技术和微机保护相结合的产物, 通过计算机网络来实现各种保护功能, 如线路保护、变压器保护、母线保护等。网络保护的最大好处是数据共享, 可实现本来由高频保护、光纤保护才能实现的纵联保护。另外, 由于分站保护系统采集了该站所有断路器的电流量、母线电压量, 所以很容易就可实现母线保护, 而不需要另外的母线保护装置。

1 网络保护模式

网络保护系统是一个实时性、安全性要求非常高的实时处理系统, 这就要求保护系统采用专用网络。从网架结构方面来分, 自上而下, 整个网络保护系统分为网级 (如华东电网) 、省级 (如安徽省) 、市级 (如淮北市) 3个保护主站系统以及分站保护系统。

以保护主站为核心, 整个主干网络可分为3级, 即网省级、省市级和市级3级主干网络。网省级主干网络主要完成网级保护主站和所管辖的各个省级保护主站之间的数据通信、处理等工作。省市级主干网络主要完成省级保护主站和所管辖的各个市级保护主站之间的数据通信、处理等工作。市级主干网络主要完成市级保护主站和所管辖的各个分站保护系统之间的数据通信、处理等工作。

分站保护系统在整个网络保护系统中位于最下层, 往上级保护主站传输变电站的实时信息, 往所控制的设备发送实时控制命令, 完成各种保护功能, 因此, 分站保护系统是整个网络保护系统中最重要的一个环节。

1.1 网络拓扑结构

网络保护系统中网省级、省市级和市级主干网络拓扑结构, 以及分站系统拓扑结构均可采用简单、可靠的总线结构、星形结构、环形结构等。

1.1.1 网省级主干网络拓扑结构

网省级主干网络主要由网级保护主站系统和所管辖的省级保护主站系统构成。在该系统结构中, 网级保护主站可称为主节点, 省级保护主站可称为从节点。

(1) 总线形结构 (见图1) 。总线形结构的特点是, 各节点之间可以直接进行通信。这种结构的优点是结构简单、实时性强、控制策略简单, 缺点是某段主干链路的中断将无法实行有效的网络通信。

(2) 星形结构 (见图2) 。星形结构的特点是, 除中心节点外, 其他任何节点 (从节点) 之间的通信都要经过中心节点转接。这种结构的优点是便于综合管理, 缺点是一旦中心节点出现故障, 该网络将瘫痪, 各节点之间将无法进行通信。所以, 星形结构要求中心节点有很强的业务处理能力, 以疏导中心节点与各从节点以及各从节点之间的通信业务。

(3) 环形结构 (见图3) 。环形结构的特点是任何2个网络节点之间都有2条传输方向相反的路径。这种结构的优点是实现简单, 可靠性高, 应用范围广。任意一条通信线路或链路中断, 一般不会影响各节点之间的通信业务。但对保护来说, 尤其是线路保护中的纵联保护, 对通道要求非常高。若收信或发信的一条链路中断, 使收信、发信的路径不同, 就会造成纵联保护误动或拒动。

目前继电保护传输通道普遍采用光纤通道, 包括专用光纤和复用光纤传输通道。短距离传输通道一般采用可靠性更高的专用光纤, 长距离传输通道一般采用复用光纤传输通道。同步数字系列 (SDH) 光纤自愈环网正被电力通信网广泛采用, 其中二纤双向复用段倒换环和四纤双向复用段倒换环适合在继电保护中应用。

1.1.2 省市级主干网络拓扑结构

省市级主干网络拓扑结构主要由省级保护主站系统和所管辖的市级保护主站系统构成, 其拓扑结构同网省级主干网络拓扑结构一样。

在该系统结构中, 省级保护主站可称为主节点, 市级保护主站可称为从节点。例如安徽省省市级主干网络拓扑结构, 安徽省保护主站是主节点, 合肥市保护主站、淮北市保护主站等市级保护主站是从节点。

1.1.3 市级主干网络拓扑结构

市级主干网络主要由市级保护主站和所管辖的各个分站保护系统构成, 其拓扑结构同网省级、省市级主干网络拓扑结构一样。

在该系统结构中, 市级保护主站可称为主节点, 各个分站系统可称为从节点。例如淮北市市级主干网络拓扑结构, 淮北市保护主站是主节点, 濉溪变电站保护分站、南坪变电站保护分站等保护分站是从节点。

1.1.4 分站保护系统网络拓扑结构

分站保护系统网络在整个网络保护系统中位于最下层, 主要由保护分站和所管辖的保护设备构成, 其拓扑结构也可采用简单、可靠的总线结构、星形结构、环形结构等。

在该系统结构中, 分站保护系统的保护管理机可称为主节点, 各个保护设备可称为从节点。例如濉溪变保护管理机是主节点, 500k V线路保护及断路器保护、220k V线路保护、变压器保护等保护设备是从节点。

1.2 分站保护系统模式

由于各种保护功能最终要在各个分站实现, 所以, 可以说分站保护系统在整个网络保护系统中是最重要的一个环节。

分站保护系统有2种模式, 一是利用现有微机保护;另一个是组建新系统, 各断路器保护只保留模拟量、开关量采样模块、操作箱模块, 保护功能完全由分站系统保护管理机实现。

1.2.1 利用现有微机保护组建分站保护系统

一方面, 分站系统中各微机保护装置, 如线路保护、断路器保护、变压器保护等微机保护装置均通过分站保护系统网络, 与该站保护管理机相连;另一方面, 保护管理机通过市级保护网络, 与其他变电站相连。

(1) 线路保护实现方法。一方面, 分站系统保护管理机获取该变电站所管辖的线路对侧的保护信息, 再传输给本站线路保护装置, 便可实现本侧线路的电流差动保护、纵联方向保护等快速线路保护功能;另一方面, 保护管理机将本变电站所管辖的线路保护信息, 传输给对侧线路保护装置, 便可使对侧线路保护实现电流差动保护、纵联方向保护等快速线路保护功能。这样, 所有联络线均可实现快速线路保护。

(2) 其他保护实现方法。其他保护, 如微机变压器保护、微机电容器保护等微机保护装置, 所有保护功能均由微机保护装置实现。分站系统保护管理机只是采集该保护装置的实时保护信息。

如果某个变电站以前没有微机母线保护装置, 那么, 母线保护功能可由该变电站保护管理机来实现。由于保护管理机采集了该变电站所有断路器的模拟量、开关量等信息, 利用微机母线保护的算法, 很容易就可实现母线保护功能。这样, 就不再需要单独的微机母线保护装置。

1.2.2 组建新型分站保护系统

在新型分站保护系统中, 不再配置单独的线路保护、变压器保护、母线保护等微机保护装置, 各断路器保护只保留模拟量、开关量采样模块、操作箱模块, 保护功能完全由分站系统保护管理机实现。

如果采用数字式电流互感器、电压互感器, 可经保护网络直接接入保护管理机, 这样就可取消模拟量采样模块。如果采用智能化的断路器机构操作箱, 可经保护网络直接接入保护管理机, 这样就可取消断路器保护操作箱模块, 使分站保护系统大大简化。

(1) 线路保护实现方法。分站系统保护管理机通过保护网络获取该变电站所管辖的线路本侧及对侧的保护信息, 利用微机线路保护的算法, 很容易就可实现本站线路保护功能, 如线路电流差动保护、纵联方向保护、距离保护、零序保护等。线路对侧变电站保护管理机也按同样算法, 实现线路保护功能。

(2) 变压器保护实现方法。由于分站系统保护管理机采集了变压器各侧的电流量、电压量、开关量等信息, 利用变压器保护的算法, 可实现变压器电气量保护功能, 如差动保护、过流保护、阻抗保护等。利用变压器瓦斯气体继电器、油位、油温等开关量信号, 可实现变压器非电量保护功能。这样, 当保护管理机判断出变压器保护范围内的电气量保护或非电量保护动作后, 将立即给变压器各侧断路器操作箱发送跳闸命令, 切除故障。

(3) 母线保护实现方法。母线保护功能由变电站分站系统保护管理机来实现。利用微机母线保护算法, 可实现母线保护功能。

2 网络安全控制策略

由于继电保护在电网中的重要性, 所以, 必须采取一些网络安全控制策略, 以确保网络保护系统的安全。

(1) 网络保护系统要采用专用网络, 与国际互联网络、单位办公自动化系统等网络毫无联系, 这样才可防止计算机黑客通过国际互联网络、单位办公自动化系统非法侵入网络保护系统, 也可避免其他网络系统对网络保护系统的干扰。

(2) 计算机操作系统可以采用具有开放性、可移植性和多用户多任务等特点的UNIX操作系统, 采用内部控制和外部控制2种安全控制措施来保证网络系统的安全。

(3) 加强用户的网络安全知识教育, 严格设置用户访问权限。各主站、分站系统既相互独立, 又通过网络相互联系。访问控制策略采用分层控制。按网级、省级、市级、分站系统设置4个等级的网络管理员, 明确分工。

(4) 满足继电保护的可靠性、快速性、灵敏性、选择性要求, 电力系统网络保护系统不仅要采用专用网络, 而且从上至下均按照双重化配置, 2套网络保护系统之间完全独立。这样, 如果一套网络保护系统瘫痪, 另一套网络保护系统也不会受到影响。

3 结语

电力系统网络型继电保护是一种新型的继电保护, 是微机保护技术发展的必然趋势。它建立在计算机技术、网络技术、通信技术以及微机保护技术发展的基础上。

网络保护系统中网省级、省市级和市级主干网络拓扑结构, 以及分站系统拓扑结构均可采用简单、可靠的总线结构、星形结构、环形结构等。

分站保护系统在整个网络保护系统中是最重要的一个环节。分站保护系统有2种模式:一是利用现有微机保护;另一个是组建新系统, 各种保护功能完全由分站系统保护管理机实现。

由于继电保护在电网中的重要性, 必须采取有针对性的网络安全控制策略, 以确保网络保护系统的安全。

参考文献

[1]马宏杰, 张思东, 张树增, 等.微机通信原理与实用技术[M].北京:清华大学出版社, 1994.

[2]延凤平, 裴　丽, 宁提纲.光纤通信系统[M].北京:科学出版社, 2006.

[3]许锦波, 朱文章.UNIX入门与提高[M].北京:清华大学出版社, 1999.

网络型继电保护 篇2

天津电力调度通信中心李大勇

一、继电保护“四性”

1、可靠性

是继电保护最基本性能要求，通俗的讲，就是在保护范围内发生故障要可靠动作，发生区外故障要可靠不动作，也可以理解为不误动、不拒动。

2、速动性

快速切除故障，保证电力系统稳定运行（比如电流速断、差动保护、线路电流纵差保护）

3、选择性

只切除故障元件 应保证上、下级保护定值、时间配合4、灵敏性

定值保护范围 反映故障的能力 足够的灵敏度

速动性 选择性 灵敏性与整定计算有关

二、整定计算准备工作

1、具备资料

1）系统资料

 上级部门提供厂、站综合电抗（最大、最小），最高允许时限  本地区调度部门提供最大、最小运行方式、最大负荷电流 运行方式单

 一次接线图、调度批准书

 上下有配合（指分级管理范围连接部分）保护整定值情况

2）原始资料

 各种设备的技术参数（如：发电机 调相机 变压器 开关CTPT线路等）

 保护的特性与原理图或展开图 保护型号 说明书

 线路各杆塔架线方式 导线型号、截面

3）整定资料

 整定方案

 短路电流计算及画电抗图

三、参数计算

1、标么值计算

基准容量 天津地区选Sj：1000MVA

Xj=Uj

IjSj

*Ij*UjXj=Uj*Uj/Sj

Xj：基准电抗Uj：电压Ij：基准电流

电压选取：6.310.535115230kV

电流选取：91.65516.55.022.51kA

电抗选取： 0.03970.111.22513.22552.9

计算标么值=有名/基准

IjXj相电流 相电抗

Uj线电压

Ij电流源

2、各元件需要各建设单位上报的参数

 发电机、调相机：额定容量（Se）额定电压、电流

功率因数COSφ 次暂态电抗X”d

 变压器额定容量（Se）额定电流、电压比调压分头百分比短路电压Uk%(三卷变Ukgz% Ukgd% Ukzd%)

 电抗器额定容量（Se）额定电压、电流电抗Xd%

 架空线路各杆塔架线方式 导线型号、线路长度、截面电缆截面  电容器额定容量（Se）额定电压、电流 电容器内部结构 每相容量

3、元件参数计算

 发电机、调相机：X*=Xd”/100*(Sj/Se)单位一致 Se视在功率  变压器X*=U”k%/100*(Sj/Se)

三卷变 通过Ukgz% Ukgd% Ukzd%计算各侧Uk%

Ukg%=1/2(Ukgz% +Ukgd%-Ukzd%)

Ukz%=1/2(Ukgz% + Ukzd%Ukgz%)

10.66%18.72%6.57%

 架空线路 计算几何均距 通过线路截面查找每公里电抗

经验数值0.35-0.41Ω/kM

电缆一般根据型号 截面 电压查表

经验数值0.11-0.20Ω/Km

X*=X/Xj

 电抗器 X*=Xd%/100*（Ue/Ie）*(Ij/Uj)

四、短路电流计算

1、计算假设：

 所有参数均用X，当RΣ>=1/3XΣ时才计算电阻用ZΣ计算并取X1=X2;

 发电机电势取E*=1，不计

 除专用定值外,不计负荷电流影响

 不计电弧电阻和接地电阻影响

 不计非周期分量影响

2、短路计算公式

 三相短路

Id1*=E/X1*Σ 根据上面假设得出

故障点正序电流就是三相短路电流

Id1*＝Id*（3）

实用计算公式： Id（3）= Id1*×Ij =Ij/X1Σ*

Id1*―――正序电流标么值

Id*（3）――三相短路电流标么值

Id（3）――――三相短路电流有名值

 二相短路

Id1*=E/（X1*Σ+ X2*Σ）Id2*=－ Id1*

Id*（2）＝α2 Id1*+αId2*=√3 Id1*如果X1Σ= X2Σ

则Id*（2）＝√3 Id1* ＝√3 × E/（X1*Σ+ X2*Σ）＝√3/2×（E/X1*Σ）＝√3/2×Id*（3）

得出实用计算公式： Id（2）= 0.866Id（3）＝0.866 Ij/X1Σ*

Id2*―――负序电流标么值

 二相接地短路

实用计算公式：I(2)0= Ij /（X1*Σ+2 X0*Σ）

 单相接地短路

实用计算公式：I(1)0= Ij /（2X1*Σ+ X0*Σ）

五、可靠系数

继电保护技术问题研究 篇3

【关键词】电网；继电保护；正确动作率

1.提高继电保护动作正确率的措施

1.1严格执行继电保护工作的规程及反事故措施

继电保护工作在电力系统中是相当重要的，决定了电网的各项安全指标。关于继电保护制定了相关规程，继电保护规程是根据继电保护的原理及安装过程和操作细则制定的有关说明，在继电保护运行的过程中要严格按照规程操作，一旦违规操作就可能给电网造成损失，不光是会造成设备损坏，还会对经济造成严重损失。电网继电保护及安全自动装置反事故措施是在总结经验教训的基础上制定形成的，他是提高装置动作正确率的重要技术措施，必须予以贯彻执行。各地方电网在贯彻部颁电网继电保护及安全自动装置反事故措施要点时要结合各地方电网的实际情况制定相应的实施细则，并明确实施进程的轻重缓急，结合具体情况执行。对施工单位要严格要求，不执行反措的工程绝对不予施工，通过严格的管理就会起到良好的效果。

1.2合理进行继电保护装置的配置和选型

继电保护装置是严密的控制系统，在继电保护装置运行时主要靠实时传输的电信号控制。合理配置继电保护装置，挑选质量可靠、性能优良、技术先进的保护装置是保证继电保护正确动作的前提条件，并且要十分重视保护装置硬件、软件的规范化。在继电器的选型上也要选择适合电网的型号，以保证电网的正常运行，如果选型不合理会直接影响继电保护的效果，给电网造成一定的压力，甚至引起大面积停电故障。同时电力是不可储存的，就在一定程度上造成了资源的浪费。为了电网的正常供电，不仅要要求继电保护的配置良好，还要确保继电器的选型正确，这样就是对电网最好的保护。

1.3加强对继电保护工作的安全检查

在电力行业都有一个特定的安全负责人，安全负责人根据安规的规定严格检查在工作中出现的安全隐患，不断在安全问题上提示工作人员，以保证设备和人身的安全。针对电网安全首先要考虑继电保护的安全，继电保护是安全大检查的重点。针对电网运行的特点，用电高峰期安全大检查的重点是查系统继电保护整定原则是否符合部颁整定规程。特别要强调对电网的主要联络线高频保护和母线差动保护的投运率检查。根据国家规定，在重大节庆日及重大政治活动时期要严格检查电网安全，确保继电保护可靠工作，以免造成重大事故，威胁国家及人民安全，防止恶意破坏事件的发生。

1.4实施奖惩措施

有效的奖惩措施能够保证工作人员的积极性，尽量减少人为事故的发生，在一定的程度上解决人为因素带来的安全隐患，也能增强工作人员的安全意识，确保人身不受伤害。对在继电保护工作中认真检查并及时发现问题的予以奖励，对工作中玩忽职守的要予以惩罚，以保证制度的严肃性。实施严格的跟踪检查、严格考核、实行奖惩必能促进继电保护工作的开展。

1.5及时消除继电保护装置的缺陷

对继电保护设备的缺陷和异常情况应及时处理，保证运行设备始终处于正常状态。在继电保护平时的维护中及时发现问题并及时解决，以免在关键时刻出现问题，导致严重的后果。随着科技的进步，继电保护装置也在不断的升级换代，向着更可靠更安全的方向迈进。根据电网结构的变化，必须及时做好继电保护整定计算工作，及时调整系统保护定值，以适应不断变化的电网。

1.6继电保护装置的基建工程管理

继电保护装置的基建过程非常重要，直接决定继电保护装置的安装质量，一旦质量存在问题就会造成很多的后续麻烦，需要经过长时间的查找更正才能恢复。在《电力系统继电保护及安全自动装置质量监督管理规定》中，强调投入运行的继电保护装置和继电器必须是经过正式检定，且经过试运行考验的性能优良的设备。二次施工图必须向运行部门交底，运行部门在工程验收时可行使安全否决权，在工程启动投运时应严格把关，消除继电保护不正确动作的隐患。只有保证基建、设计、运行等部门共同协作，才能做到基建工程一次、二次设备保质保量同步投产，避免遗留问题，为电网安全运行打下良好的基础，确保工程质量。

2.提高电网继电保护正确动作率的对策

2.1加强专业基础知识学习

在现阶段继电保护正确动作率是难以掌握的实际性问题，电力企业要加大员工对继电保护正确动作率的认识，加强对继电保护知识的学习，以确保在工作中不出现误操作的情况。目前继电保护仍是电力系统相对薄弱的环节，依然存在着发生电网重大事故的危险点。制约继电保护动作正确率提高的因素比较多，主要是制造质量，其次是运行部门继保人员、运行人员的素质与现代化大电网的要求不相适应，由于对人员培训的力度不强，导致工作人员在工作中产生惧怕心理。这就要求通过专业的培训，提高人员的整体技术素质。同时专业的培训也是提高继电保护动作正确率的重要保障，可以减少和消灭误碰、误接线、误整定造成的电网继电保护装置误动作事故。

2.2依靠高科技手段

现代社会是高科技迅速发展的社会，高科技已经在各个领域得到合理的应用，能够保证设备的可靠运行。在电力行业主要依赖计算机进行数字化控制，通过准确的信号传输来保证设备的稳定运行，设定一系列的预警信号，确保在发生事故前起到警示作用。目前，计算机管理在继电保护领域已有所发展，但成熟的优秀软件、管理系统尚有待进一步开发和完善，通过科学管理提高继电保护动作正确率，提高电网的效益，保证电网的安全运行，同时减少人身伤害事故的发生。智能电网中继电保护技术所具备的特点：（1）继电保护的数字化。在智能电网中，互感器的传输性能会增强，与此同时故障几率会有很大的降低。信息传输的真实性使继电保护装置的性能提高了，在以后的技术升级中，需要考虑怎样使继电保护的辅助功能简单化，利用数字化的传感器提高它的性能。（2）继电保护的网络化。将智能电网与互联网进行对接，用户可以将信息或数据共享，利用其它组件提高其保护能力，简化继电保护装置（实际上就是智能终端，将被保护的原件的数据或信息传送到网络控制中心，使其可以利用运行故障中的数据信息）。（3）继电保护的自动整定技术。该特点是指依据电力运行方式和故障变化改变保护性能、定值和特性，尽可能地适应电力系统的变化，改善其性能。

3.结束语

本文根据近年来继电保护装置动作正确率不高的情况进行了探讨，并提出了相应的改善措施，主要目的是为了电网的安全发展。在现在的社会，人们对电力的依赖程度较高，保证电力的供应是现代社会的首要任务。在某些情况下，一旦电网瘫痪会给社会资源及人们的正常生活带来极大的影响，甚至导致国家安全受到威胁。电网安全也是一种重要的战备保障。通过对继电保护动作正确率的研究，就能保护电网的正常运行，减少影响电网安全的因素，为国家发展提供重要的电力保障。 [科]

【参考文献】

网络型继电保护 篇4

本文仅针对图1 (各站主接线为单母线分段接线, 图中只绘制了其中一段母线) 所示网络, 对继电保护配置进行探讨, 一般采用三段式电流保护。图中, 保护1、3、5、7、9为各级站馈线开关, 保护2、4、6、8为各级站进线开关。

1 配置方案探讨

根据《继电保护运行整定规程》, 下一级电压电网满足上一级电压电网提出的整定时间要求, 必要时, 为保证主网安全和重要用户供电, 应在地区电网或下一级电压电网适当的地方设置不配合点。重要用户母线电压低于额定电压的 (50~60) %的故障, 不允许延时切除故障时, 应快速切除故障[1]。可以将保护1和2、3和4、5和6、7和8分别作为同一级进行配置, 这样就将图1中原本9级的保护变为5级, 缩短了故障切除的总时间。它们同时动作, 并不会扩大停电范围, 相当于对下级站馈线保护增加了一级后备保护, 可靠性得到了提高。如果直接将下级站进线保护 (如保护2) 取消掉或将定值整定特别大, 就会存在安全隐患。因为下级站一般都设有分段备自投, 必须确保下级站进线开关 (如保护2) 先于上级站馈线开关 (如保护1) 跳闸, 否则当下级站馈线开关 (如保护3) 拒动而出现越级跳闸时, 会出现分段备自投合闸于故障线路上的危险情况。

对于馈线较少的, 处于末端的D、E站, 甚至可以考虑将保护7、8和9作为同一级保护, 这样进一步减少了保护级数。当然, 这样配置保护7、8和9会同时动作, 但是值班员通过分析保护动作情况, 能够比较准确的判断出故障线路, 再通过人工重合闸恢复正常线路的供电, 对供电可靠性进行补偿, 缩短了电网带故障运行的时间。这种方式, 不仅避免了自动重合闸方式重合于故障线路对电网造成的二次冲击, 而且减小了故障电流对设备的再次伤害, 减小了设备损坏及事故扩大的可能。对供电可靠性要求不是特别高, 而对安全性要求较高的企业是完全可以考虑的。

上下级每一段保护定值也要进行配合, 速断与速断配合, 过流与过流配合, 上级定值应当大于下级定值, 否则可能造成越级跳闸。比如B C之间线路故障, 故障电流大于保护3的过流定值且小于速断定值, 而保护1的速断定值小于保护3速断定值, 而保护1的速断时限又小于保护3过流的时限, 那么就会造成保护1越级跳闸, 使停电范围扩大, 增大了故障点的查找难度。

整体配置方案:对于馈线较多、影响范围较大的A、B、C站, 可配置限时速断保护与定时限过流保护。对于馈线较少的, 影响范围较小的D、E站可配置瞬时速断保护与定时限过流保护。每一段电流保护均可考虑低压闭锁。特别重要的线路也可考虑纵联差动保护, 从原理上来看, 这种保护对“四性”有较高的满足性, 对于这种长度较短的线路来说, 配置差动保护也较为可靠, 只是在经济性上稍有不足。

2 定值整定探讨

对于瞬时速断保护, 如果直接使用变压器的额定电流作为基准量 (如图中的保护9的速断保护) , 那么造成整定值较小, 不易躲过变压器励磁涌流、电动机自启动电流或瞬时过负荷电流, 保护过于灵敏, 容易误动。如果直接按照规程要求通过短路电流进行整定, 由于网络线路较短, 阻抗较小, 各级保护定值相差不大, 很多保护都没有保护范围。因此建议对于馈线较少的, 影响范围较小的D、E站才配置。定值可考虑按照配电变压器低压侧三相短路时, 各级保护通过的故障电流进行整定[1], 当然要注意各级保护定值相配合。

对于限时速断保护, 电流定值同速断整定方法, 同时在下级速断保护的基础上增加一个时限级差。

对于定时限过流保护, 如果将该段母线的总负荷作为整定的基准量, 这种方式很难满足保护1作为保护3远后备保护的要求, 应当将保护3中的最大负荷作为基准量, 保护1作为保护3才有一定意义, 时限应比保护3的最大时限大一个时限级差。

对于时限级差, 对于微机保护一般为0.3S, 但是如果保护级数太多, 而上级电网所给总时限较小, 按此级差, 总时限不够用。这时, 可以考虑将级差改为0.2S, 或者0.15S, 很多微机保护装置能够满足要求, 但是各企业应根据自身情况, 对保护进行相关试验, 确保时限级差可靠后, 方能运用。也可以这样考虑, 对于类似D、E站采用小级差, 类似A、B、C站采用大级差。

3 结语

本文对图1所示网络保护配置进行了简要探讨, 给出了一些配置方法。总之, 企业电网保护应从以下几方面入手:做好电网规划, 尽量减少配电站的级数。对于影响范围大的保护一定要进行有效配合, 确保定值、时限级差可靠。对于影响范围小的保护, 可以考虑不配合, 即视为同一级保护。对于电缆供电网络, 最好不采用自动重合闸。对于保护方案的调整, 应以试验为基础, 确保保护能正确可靠动作。调整保护配置时, 要仔细分析负荷特性。

参考文献

电力继电保护1 篇5

交卷时间：2016-03-01 18:16:59

一、单选题

1.(5分)

YΔ—11接线的变压器差动保护的稳态不平衡电流采取措施完全被消除的是（）

    A.有载调分接头

B.YΔ—11接线的变压器两侧电流的相位不一致 C.两侧电流互感器的计算变比与实际变比不一致 D.电流互感器的误差

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

2.(5分)

相差高频保护出现相继动作是因为（）

   A.区内单相短路，当被保护线路长度大于175km B.区内两相短路，当被保护线路长度大于175km C.电力系统振荡  D.区内三相短路，当被保护线路长度大于175km

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

3.(5分)

方向阻抗继电器的α值为（）

    A.α=0 B.α=0.1 C.α=1 D.α=∞

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

4.(5分)

距离保护中阻抗继电器需要采用记忆电压和第三相电压的继电器为（）

  A.全阻抗继电器 B.偏移特性阻抗继电器   C.方向阻抗继电器 D.多边形特性阻抗继电器

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

5.(5分)

用标幺值制计算电力系统电路电流，系统的电压级为

.容量基值选（）

   

。电压的基值为 A.110kV B.220kV

C.各电压级的平均额定电压 D.10kV

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

6.(5分)

自动重合闸的后加速是（）    A.加速高频保护

B.继电保护动作后加速Ⅲ段 C.继电保护动作前加速Ⅲ段 D.继电保护动作后加速Ⅰ段

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

7.(5分)

单相接地短路，若，当时，接地点的零序电压为（）

 A.B.

 C. D.纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

8.(5分)

高频阻波器的作用（）

    A.制短路电流

B.阻止高频电流向变电站母线分流 C.消减高频电流 D.补偿接地电流

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

9.(5分)

零序方向电流三段保护有死区。（）

  A.正确 B.错误

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

10.(5分)变压器差动保护中采用BCH－2型差动继电器，两侧电流互感器的计算变比与实际变比不一致产生的不平衡电流由（）来减小。

    A.平衡线圈 B.差动线圈 C.制动线圈 D.短路线圈

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

11.(5分)

零序功率方向继电器的死区和反应零序功率的方向为（）

    A.零序功率的方向为正零序功率 B.零序功率的方向为负零序功率 C.零序功率方向继电器无死区 D.零序功率方向继电器有死区

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护 12.(5分)

功率方向继电器采用 

接线是为了（）短路没有死区

A.B.都无死区 C.D. 

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

13.(5分)

发电机相间金属性短路时，短路电流（）

    A.机端短路电流最大 B.机端短路电流最小 C.中性点短路电流最小 D.中性点短路电流最大

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

二、多选题

1.(5分)

种发电机那些保护有死区（）

    A.发电机的横差保护 B.发电机的纵差保护 C.发电机的失磁保护 D.发电机定子100%接地保护

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

2.(5分)

一台三相变压器，容量S=100kVA、额定电压10kV/0.4kV.。估算原、副边的额定电流（）

 A.   B.C.D.纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

3.(5分)

一般三段式保护它们的保护特性为（）

    A.Ⅰ段保护线路全长 B.Ⅱ段保护线路全长 C.Ⅲ段保护到下一线路全长 D.每段不确定

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

4.(5分)

阻抗继电器相电压接线能正确反应（）  A.B.所有短路 C.D. 

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

5.(5分)

YΔ—11接线的变压器差动保护两侧电流互感器的接线应为（）

    A.YΔ—

11、YY－6 B.YΔ—

11、YY－12 C.YΔ—

5、YY－6 D.YΔ—

5、YY－12

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

6.(5分)电流三段电流互感器的接线为（）

    A.Ⅲ段采用两相两继电器式接线 B.Ⅲ段采用两相两继电器式接线 C.Ⅰ，Ⅱ段采用两相两继电器式接线 D.Ⅰ，Ⅱ段采用两相两继电器式接线

纠错

得分： 5 知识点： 电力系统继电保护

7.(5分)

阻抗继电器采用相电压 

接线能正确反应（）

A.B.所有短路 C.D. 

纠错

继电保护的检修分析 篇6

【关键词】继电保护；检修；继电器；“状态”把握

1. 前言

（1）随着微机继电保护应用的普及，提高设备的安全运行水平已成为一种共识。继电保护构成的是一个系统，不仅仅是装置本身，如交流、直流、控制回路等，由于部分回路还没有监测手段，对设备状态无法进行实时的技术分析判断。如由于操作回路一直由硬件实现，除少量的硬件信号可通过远动或综合设备上传以外，回路无在线监测手段，形成了保护监控回路中的空白点。因此，就继电保护装置的应用现状而言严格意义上讲大多数保护并不具备状态检修的条件。

（2）其实，状态检修并不是简单意义上的减少检修次数就可以的。而是要根据设备的实际状态，有针对性地进行检修，应考虑其使用环境和条件，不能盲目地将“状态检修”运用到所有的电力系统一、二次设备上。笔者认为“状态检修”的关键是作业人员对电力设备“状态”的把握，而实际工作中对电力设备“状态”的实时把握是较为困难的。

（3）在电力系统中，继电保护装置起着及时切除电力系统故障和反映电力系统设备不正常工作状况的作用，同时最大限度地降低故障对电力系统的影响。因此，继电保护装置动作的正确对电力系统的安全稳定运行起着极其重要的作用。

2. 电力系统中的继电器

（1）电力系统保护中继电保护装置运行时可靠性指标的定义和计算与电力系统可靠性指标计算、继电保护装置的评价、使用、完善与发展等密切相关。我国现行的统计方法是沿用前苏联的“正确动作率”统计方法，这种方法是用一定期限（例如一年）内被统计的继电保护装置的总动作次数和其中的正确动作次数来定义：正确动作率=（正确动作次数/总动作次数）×100%。这种评价方法在被保护对象的故障频率很低，或在这一统计期限内根本没有发生过内部故障时，其正确动作率就会很低，甚至只能为零。

（2）继电保护状态检修就是在电气二次设备状态监测的基础上，根据监测和分析诊断的结果，科学地安排检修间隔时间和检修项目的检修方式，它包括三层含义：设备状态监测；设备状态诊断；设备检修决策。设备状态监测是实施状态检修的基础；设备状态诊断则以设备状态监测为依据，综合设备的历史信息，利用神经网络、专家诊断系统等技术来判断继电保护设备的健康状况。继电器检修的目标是：减少设备停电时间，延长设备使用寿命，提高设备使用率和安全可靠性，改善设备运行性能，降低设备运行检修费用，提高经济效益。

3. 继电保护装置的“状态”把握

（1）继电保护装置在电力系统中具有独特的地位和作用，一旦电力系统出现故障，全靠它快速准确地将故障隔离，防止事故进一步扩大，保证事故以外的电力设备正常运行。继电保护装置进行“状态检验”，其基本思路是依据继电保护装置的“状态”安排检修和试验，基准点是继电保护装置的“状态”。笔者长期从事继电保护装置检验，曾多次参与继电保护装置的检验及继电保护装置的拒动、误动事件的处理，积累了一定的经验，但在这些事故处理的过程中仍需进行一些必要的试验进行验证。因此，在实际操作过程中存在较大的难度，需要长期的经验积累才能准确判断电力设备的“状态”。

（2）继电保护装置在电力系统中通常是处于静态的，只有在电力系统故障或异常时，才会根据检测到的系统故障或异常的电器参数而启动，然后通过自身的逻辑回路加以识别，灵敏地、可靠地、有选择性地将故障快速切除或给出相应警示，这一动作时间往往只有几毫秒到几秒。操作人员对继电保护装置状态的了解，一般是对它静止状态的了解，如果电力系统无故障，保护装置不动作，对它动作特性的了解就无从谈起。在电力系统中，需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作，即要把握继电保护装置动态的“状态”，而继电保护装置的动态特性只有在以下3 种情况下才能表现出来：设备故障保护动作；保护装置误动；继电保护装置试验和传动。

4. 继电保护检修

4.1根据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，目前，我国继电保护装置的校验主要分为以下三类：

（1）新安装装置的验收检修。

（2）运行中装置的定期检验。

（3）运行中装置的补充检验。

其中，继电保护装置在设备投产后一年进行一次全面校验，以后每六年进行一次全面校验，每一至两年进行一次部分检验。

4.2目前，常规的电磁型保护装置已经全面被微机继电保护装置取代，传统的继电保护与微机保护相比较，微机保护具有以下优点：

（1）微机保护所有的保护数据采样，逻辑功能都由CPU完成，采用规范化硬件，出口继电器均采用了先进的全密封型继电器，极大地降低了二次回路的复杂性也提高了可靠性，减少了由于继电器接点问题和二次回路接触不良导致保护装置不正确动作的可能性。

（2）当检测到装置出现异常或故障时，微机保护都能通过先进的自检功能及时发出信号并闭锁相关保护。

（3）软件编程可标准化，模块化，灵敏性高，互换性好；具有可靠的通信接口，接入厂站的微机可使信息分析处理后集中显示和打印。

4.3鉴于微机保护继电装置的可靠性和性能与电磁型保护相比在各个方面都有大幅度提高，因此，没必要根据传统的定检周期对二次设备进行定期检修。传统的定期检修（计划检修），单纯按固定的时间间隔对设备进行检修，不考虑设备的实际情况，因此这种检修方式存在着很大的强制性和盲目性。

4.4状态检修与定期检修相比，改善电网安全，减少线损，提高了供电可靠性，因为状态检修更有针对性；可以使检修具有实效性，能及时解决问题；减少了维护工作量，降低检修成本，提高经济效益，节省了企业经营成本；减少了倒闸操作，提高了人身和设备安全。实施状态检修减少了大量的停电检修和带电检修工作量，降低了发生事故的概率；改善设备安全、延长设备使用寿命，这是因为有效避免了失当维修、不必要的维修和不解决根本问题的维修。

4.5设备的检修与设备的可靠性紧密相关，设备可靠性低必然导致可用性的降低和检修的频繁发生。事实上，检修工作也只能使设备维持或接近于由设计和制造所决定的固有可靠性，而状态检修就是要在了解设备健康状态的前提下通过检查、维护、修理乃至更新，以最小的代价保持或恢复系统及设备的固有可靠性水平。

5. 结语

网络型继电保护 篇7

1 系统功能

在被系统保护中的电力系统元件发生故障时, 由该元件的继电保护装置迅速准确地给脱离故障元件附近的断路器发送自动跳闸指令, 从而使故障元件能从电力系统中断分开来, 能最大限度地减少对电力系统元件本身的损坏, 大大降低对电力系统安全运行的影响, 并满足电力系统的相关特定要求。反映电气设备的非正常工作状况, 并且根据非正常工作状况和设备运行维护条件的差异发出信号, 使得值班人员及时进行处理, 或者由装置自动进行调整, 或者将那些继续运行可能会引起事故的电气设备予以切开。反映非正常工作状况的继电保护装置允许有一定的延长时间动作。

2 系统主要特点

(1) 系统智能化分析故障并组成简报推出画面。故障分析功能是故障信息处理系统的核心模块。电网出现故障时, 该功能主要表现为:有效采集装置中动作信息和录波文件, 针对故障的实时数据挖掘、分析处理与个性告警, 以装置动作出口信息为主线, 在电网多级拓扑关系, 故障时刻、跳闸信息等条件基础之上对各子站上传的离散信息进行筛选、分析、整合成简报, 根据告警级别、告警方式传送告警画面, 方便故障分析和故障处理。在分析故障中提出推理分支预测技术, 实现对推理过程中所要数据的自动假设和应用, 自动适应处理问题, 促使计算复杂度减低到最小, 解决了故障诊断计算规模呈指数级增大的问题。本模块可以迅速准确地获得故障性质、距离、地点等有效信息, 加速了故障处理, 提高了地区电网故障判断与处理的工作效率;充分映射了故障信息处理系统的辅助分析、信息支持及决策作用。

(2) 对故障录波数据的负荷辨识分析。电力负荷辨识就是建立电力系统负荷模型, 使用总体测辨方法, 运用故障信息管理系统的故障录波文件, 分析负荷中母线的电量, 之后根据系统辨识理论确定负荷模型参数。一般负荷辨识所使用的方法是在变电站安装独立装置, 搜集数据, 再把结果上传到调度中心进行进一步分析与辨识。这种方法耗资大、实现困难。故障信息处理系统是我国近年来使用继电保护运行及故障信息管理系统对负荷特性的辨识方法。在本系统功能中使用的故障录波从故障前0.04 s开始记录电流、电压的三相数据, 共搜集2.175 s的数据, 取样频率为1 k Hz, 线路频率为0.05 k Hz。基于负荷特性分析角度考虑, 该数据可以满足要求, 能够进行辨识应用。

3 系统保护装置的应用

继电保护主要利用电力系统中原件发生短路或异常情况时电气量 (电流、电压、功率等) 的变化来构成继电保护动作。继电保护装置的任务在于:在供电系统运行正常时, 安全地、完整地监视各种设备的运行状况, 为值班人员提供可靠的运行依据;供电系统发生故障时, 自动地、迅速地、并有选择地切除故障部分, 保证非故障部分继续运行;当供电系统中出现异常运行工作状况时, 它应能及时、准确地发出信号或警报, 通知值班人员尽快作出处理。

3.1 变压器保护

(1) 在接地保护中, 一般安装零序电流 (接地) 保护, 作为110 V以上中性点直接接地系统的电力变压器主保护的后备保护和相邻元件短路的后备保护。大接地电流系统发生单相或两相接地短路时, 零序电流的分布和大小与系统中变压器中性点接地的台数和位置相关;

(2) 差动保护。主变的差动是主变的主保护, 在主变三侧 (三圈式) CT以内区域出现故障时, 电流方向出现了变化产生电流差流过差动继电器时而动作;

(3) 零序电压闭锁零序电流。在3只CT无零序CT的微机型保护器保护软件中, 阻止CT断线的时候三相电流之和不等于零而误辨为接地故障跳闸;保护器对零序电压取样, 在无零序电压而三相电流之和不等于零的时候, 误辨为CT断线而不跳闸;

(4) 过负荷保护变压器过负荷保护。一般情况下三相是对称的, 所以保护装置只需要在一相上接一个电流继电器, 并通过延时作用于信号来反映对称过负荷;

(5) 过流保护。过电流保护的作用主要表现在防御外部与内部相间短路及作为后备保护。过电流保护就避开可能出现的最大过负荷电流配置;

(6) 零序过流高压间接接地系统的接地保护, 一个系统有一个零序电流的定值, 设备有接地故障时, 零序电流比该定值大, 就会发信号或者跳闸;没有接地故障时, 零序电流比该定值小;

(7) 速断保护主要起着防御外部和内部引线短路。电流速断保护应在变压器低压侧三相短路时, 流过高压侧的短路电流配置。特别注意的是不能在系统最大运行方式的情况下进行。

3.2 电容器保护

(1) 过流、速断保护与线路保护相同; (2) 不平衡电流保护, 设定值小于不平衡电流时, 定时器相应启动, 启动后的时间超过设定时间值时的保护动作; (3) 低电压保护, 在断路器合闸状态情况下, 设定值又比电压大时, 定时器相应启动定时, 启动后的时间大过设定时间时的保护动作; (4) 过电压保护, 国家规定并联电容器电力工频长期过电压值最高不得超于额定电压的1.1倍。当电压过高时, 电容器内部游离会增大, 造成局部放电;长时间过电压运行, 电容器的无功输出功率大大增加, 造成无功过补偿;电容器自身的有功损耗增大, 发热量上升, 最终导致热击穿。因此在并联电容器回路应设置过电压保护。在断路器合闸状态, 电压又大过设定值时, 定时器相应启动定时, 启动后时间超过设定时间的保护动作。

3.3 线路保护

(1) 过流保护A、C二相中只要一相电流幅值大过设定值时, 相应的定时器启动, 返回系数大过0.94, 当定时器时间超过设定时间时, 保护动作。启动电流按照避开最大负荷电流来设定, 保护范围不仅可以保护线路全长, 也可以保护相邻线路全长, 有后备保护的作用。

(2) 速断保护A、C二相中只要一相电流幅值大过设定值时, 就速断保护动作。返回系数大于0.94, 保护可带短延时或瞬时动作。映射电流变大而瞬时动作的电流保护。设定按避开下一条线路出口处短路的条件, 保护范围不能保护线路全长, 并且直接受系统运行方式变化的影响。

(3) 单相接地保护在小电流接地的电力系统中, 若出现单相接地故障时, 只有较小的接地电容电流, 相间电压仍然是对称的, 所以依然可以短时继续运行。不过, 非故障相的对地电压要升高为原来对地电压, 因此还是有可能引起非故障相对地绝缘击穿而导致两相接地短路、开关跳闸、线路停电。采用单相接地产生的零序电流使保护装置动作, 并给予信号。单相接地保护电流按照避开被保护线路最大非故障接地的线路电容电流。

(4) 重合闸及前加速和后加速重合闸的原因是考虑到某一时刻性故障不是长期的, 在电缆短路时速断保护使断路器动作, 同时重合闸功能启动, 经过设定时间后, 合闸继电器发出合闸指令重合闸, 之后判断线路是不是还有故障。故障是暂时的情况下, 重合闸后电缆就分开了, 所以没有产生短路, 线路就可以恢复正常;而出现永久性故障, 重合闸后还会出现相同的故障, 这样就可以区分出是永久性故障还是暂时性故障。后加速是指在重合闸后线路未能排除故障永久性跳闸, 前加速就是在线路上不存在故障与手动跳闸, 总控单元也没有传来跳闸命令的时候断路器却动作了, 这样的情况应立即合闸, 并指示保护单元内部有故障。

4 结语

网络型继电保护 篇8

随着电力系统的发展和对安全运行要求的提高,常规的继电保护原理和故障诊断技术已经渐渐不能适应不断发展的系统要求,因此自适应继电保护越来越受到重视,并已有广泛的研究。自适应距离保护的定值随系统运行方式和短路类型的实际情况而改变,使保护装置能更灵敏并且更快地切除故障,性能也得到显著提高[1,2,3]。但是自适应距离保护根本上还是以保护基本整定公式为基础,只是使某个参数进行自适应处理,这样的代价就是算法复杂化,从根本上摆脱不了整定计算的复杂过程。

人工神经网络具有极高的运算速度,它可以实时实现用数字计算机技术较难实现的高精度最优算法。神经网络具有分布式存储知识结构,它不仅可以存储大量信息,而且连接权与连接结构都可以通过学习的训练得到。与普通计算机保护相比,基于人工神经网络的继电保护具有更高的可靠性,具有更强的自适应性和正确动作的能力[4,5]。

本文通过把人工神经网络引入到自适应距离保护中,由站计算机采集所需的电压、电流量,经过处理,将这些相关的数据输入训练好的人工神经网络中。由ANN估算数据供给距离保护作为动作的判据,以达到在自适应距离保护中为解决计算倾斜角的复杂的非线性问题。

2 四边形阻抗继电器

四边形阻抗继电器是常见的一种继电器[6],如图1所示,它是目前微机线路保护装置主要采用的特性元件,在相间和接地保护中应用都很广泛。

设测量阻抗Zm的实部为Rm,虚部为Xm,则图1中在第Ⅳ象限部分的特性可以表示为:

第Ⅱ象限部分的特性可以表示为:

第Ⅰ象限部分的特性可以表示为:

综合以上三式,动作特性可以表示为:

四边形特性阻抗继电器四个动作边界特性与整定方法如下。

(1)边界DC,承担阻抗继电器测距作用。直线DC下倾α4角是为了在双侧电源线路上,防止相邻线路出口经过过渡电阻接地时的超越(误动作),如图1所示。α4按被保护线路正常功率输送情况整定,通常取7°~10°。

(2)边界BC,应按避开负荷阻抗条件来整定,可称之为负荷阻抗线。它的整定是在能避开负荷阻抗情况下,有较好的避开弧光电阻影响的能力,为此,沿R轴方向应尽可能宽一些。由于一般在被保护起始端发生弧光电阻短路时,Rarc要比末端短路时小一些,故α3略小于线路阻抗角,可取60°左右。

(3)边界OA、OE是方向边界,其主要目的是保证阻抗继电器动作的方向性,当被保护电路背后短路不容许误动时,OA、OE边界应如图1所示。

同一般方向阻抗继电器相比,图1的四边形特性考虑了出口带弧光短路时拒动问题,边界OA下倾α1角可为15°~20°左右。

边界OE,首先考虑了系统振荡时如果误动,误动时间应尽量短。此外,对距离保护应具备选相作用的阻抗继电器,边界OE应防止不对称短路时完好相阻抗继电器误动作。为此,图1中α2不宜过大,15°~20°已足够。

(4)动作特性要叠加一个包括原点的矩形特性是为了解决正方向故障的死区问题,如图1所示,保证正方向出口故障可靠动作。

3 单相接地短路的自适应距离保护

图2所示为双端电源线路发生单相接地短路,过渡电组为Rf，短路电压为则可列故障点处的电压方程：

保护安装B1处母线上的电压为:

假定线路的正序阻抗等于负序阻抗,上式可整理为:

在接地短路阻抗继电器的接线方式,该给阻抗继电器加入如下的电压和电流:

可得故障测量阻抗:

其中:I觶f为流过接地电阻的过渡电流;I觶A为流过故障线路的电流。

则附加测量阻抗为:

ZR为过渡电阻Rf在保护测量阻抗中引起的附加测量分量,当两侧电源存在电势相位差时,流过保护的电流和流过故障点的电流不再同相,ZR就有电抗分量,造成附加测量阻抗ZR与阻抗ZL在复坐标平面上的不平行。

令:

式中:a为I觶f与I觶A+3KI觶0的相角差(称为倾斜角);m为一个无量纲的正实数。当a=0时,过渡电阻的大小不影响测量电抗值的大小。但当a≠0时,这时B1侧的保护测量阻抗值ZJ中的电抗值可能大于或小于短路电抗值,从而会引起保护范围内拒动或超越误动现象。

(1)当0°

(2)当-90°

由图(3)、(4)可见,若能以阻抗继电器(故障测量元件)的动作特性边界DC为轴心,通过旋转α角度,即可消除过渡电阻的不利影响。

由上式可得:

因此,自适应距离保护的主要研究是当双电源的输电线路发生过渡电阻短路时,采取自适应式的阻抗元件,使阻抗继电器(故障测量元件)的动作特性边界以整定阻抗矢量DC为轴心,通过旋转倾斜角α以消除过渡电阻的不利影响。如图(5)、(6)所示。

4 自适应距离保护的ANN方法的提出

本文选用神经网络来实现自适应距离保护方法。此方法的基本思想是基于现时运行的继电保护中,当某段线路发生非金属性短路时,过渡电阻的阻值在实际线路保护中是不能被确定的,因此,流过过渡电阻的电流I觶f在实际保护中也是测不到,这使得通过计算倾斜角a来实现自适应距离保护的算法变得复杂化、非线性化。

通过把人工神经网络引入到自适应距离保护,对需要保护的双端输电线路用PSASP(电力系统分析综合程序)进行大量仿真试验以获得相关数据信息,以计算出倾斜角a。再把实际保护线路能测得的数据结合已经计算出的倾斜角a一起输入到三层BP网络进行训练,以获得一个训练好的三层BP网络。当线路发生短路时,把线路的实时测量数据输入到已训练好的三层BP网络中,ANN就能估算出倾斜角a,以实现人工神经网络在自适应距离保护的应用,如图7所示。

5 仿真分析

在PSASP(电力系统分析综合程序)软件仿真可以得到南水电厂到泉水电厂双端电源供电线路仿真模型,如图8所示。

在南水电厂到泉水电厂双端电源供电线路仿真模型中,设在母线3(通济站)到母线4(#48站)这段母线发生A相过渡电阻短路,短路点任意取,过渡电阻分别设成40Ω、60Ω和100Ω。通过PSASP(电力系统分析综合程序)进行短路仿真测验,如图9所示。

短路仿真得到的数据按表1进行记录。并以电压UA、电流IA、A相阻抗角φ、零序电流I0与保护安装处到发生短路处的正序阻抗Z1作为BP神经网络的原始输入数据,以倾斜角a作为BP神经网络的原始目标数据。表2为归一化后得到的10组数据,图10为BP网络训练结束后得到的训练结果。

网络训练结束后,利用另一组短路数据对其进行测试,以检查输出和实际测量值之间的误差是否满足要求。网络的误差如图11所示。

由图11可见,网络的误差比较小,因此,性能可以满足实际应用的要求。

6 结论

国内外对自适应控制原理和人工神经网络在距离保护的应用主要集中在自适应距离继电器和神经网络距离继电器上,如果采用人工神经网络构成的自适应距离保护,就可以充分发挥两者的优点,更好地消除过渡电阻对距离保护的影响。采用自适应控制,利用人工神经网络来自动设置接地距离保护的倾斜角a,可以消除当系统中性点接地方式变化时采用人工手动设置倾斜角a所带来的不方便。

摘要：从分析自适应距离保护在电源线路发生过渡电阻短路时存在的计算缺陷入手,运用人工神经网络所具有的学习能力,使距离保护能够根据过渡电阻类型的变化给出实时在线的判断。为了验证该模型的可行性,以广东韶关电网的南水电厂到泉水电厂双端电源供电系统为实例,对其进行了仿真计算分析,均得出正确的结果。

关键词：自适应,距离保护,人工神经网络

参考文献

[1]顾志强,赵庆新.关于自适应微机保护技术的研究[J].现代制造技术与装备,2006(4):85-86.

[2]葛耀中.自适应继电保护及其前景展望[J].电力系统自动化,1997,21(9):25-28.

[3]于涛.自适应距离保护装置的研究[D].济南:山东大学,2007.

[4]都洪基,邓烽,苏炜宏.基于人工神经网络的自适应距离保护[J].继电器,2002(2):38-41,65.

[5]蔡超豪.接地距离保护采用神经网络消除过渡电阻影响[J].华北电力技术,1997(11):7-10.

[6]索南加乐,许庆强,宋国兵,等.自适应接地距离继电器[J].电力系统自动化,2005(17):8-10.

[7]蔡超豪.基于神经网络的双回线自适应接地距离保护[J].东北电力技术,1997(9):13-15.

[8]Eissa M M,Masoud M.A novel digital distance relaying technique for transmission line protection[J].IEEE TransPower De livery,2001,16(1):380-384.

[9]曹晓东.220kV线路微机保护性能比较[J].中国电力教育,2007(Z2):4-6.

网络型继电保护 篇9

1 煤矿供电网络中经常碰到的故障以及继电保护的要求

1.1 煤矿供电网络中经常碰到的故障

在煤矿供电系统当中,短路是最为严重和发生次数最多的故障种类,而短路指的是一系列异常的相和地或者是相和相之间形成的短接。短路的原因主要是检修之后没有对接电线进行拆除就送电、带负荷拉闸、绝缘损坏等等。能够划分短路的类型为单相接地短路、两相接地短路、两相短路、三相短路等。其中,在煤矿井下出现的短路故障最为严重,不但会使电气装置构成损坏,不利于生产的顺利进行,而且会使配电网络的可靠性大大地降低,以及瓦解整个供配电系统,从而导致非常大的经济损失,以及严重地威胁着广大职工的人身安全。

1.2 煤矿供电网络继电保护的实际要求

继电保护技术的任务就是在出现故障的情况下,可以迅速地切除供电系统当中的故障部分,进而使故障的危害降低。继电保护的基本需要是稳定性、快速性、选择性、灵敏性。稳定性就是确保动作的正确性、快速性就是使故障的危害性降低,选择性就是尽可能地缩小停电的范围,灵敏性就是强化其反应能力。其中,这四个基本需要缺一不可,然而彼此间存在影响和联系。

2 煤矿供电网络微机继电保护的运行原理以及任务分析

2.1 煤矿供电网络微机继电保护的运行原理分析

通过发生故障过程中的参数与顺利工作过程中的不同之处,能够使种类与原理不同的继电保护形成,像是差动保护、阻抗保护、电流保护、方向保护,以及电压保护等等。继电保护的组成部分主要是测量部分、执行部分,以及逻辑部分。测量部分主要是将相关的信号输入到保护对象,相比较于给定的整定值,来决定是不是需要进行动作,且结合一系列输出量出现的顺序、性质、大小以及它们的组合,确保保护设备根据相应的逻辑关系有效地工作,最后的时候对保护需要的动作行为进行确定,通过执行部分将跳闸信号或者是警报信号迅速或者是延时发出。

2.2 煤矿供电网络微机继电保护的任务分析

煤矿井下供电网络继电保护的主要任务是在出现故障的情况下,能够迅速和自动地通过断路器切除供电系统当中的故障部分,进而使故障的危害性降低,避免扩大事故;在装置发生异常工作状态的情况下,结合工作维护状况对保护是作用在跳闸还是信号进行确定。

3 煤矿供电网络中微机继电保护系统主要程序的设计研究

3.1 微机继电保护系统的主程序

煤矿供电网络微机继电保护的主要程序组成部分是自检、初始化。在复位保护设备之后,先是进行初始化,像是并行口需要规定所有的端口是为了输出还是输入,如果是进行输出,那么应当赋以整定值,确保每一个继电器都不会动作。在复位继电保护之后,就能够实现程序的初始化。当系统处在工作状态的情况之下,可以对系统的一系列器件开展自检。在进行检查的时候发生故障的情况之下,报警系统会启动。在主程序处理数据的过程中,应当判断新生成的数据。针对到达一个周波的数据长度,应当用FFT算法计算出煤矿配电网的一系列参数,像是配电网的有效值、相角,以及幅值等,相比较于继电保护整定值,以此作为根据判断配电网的工作现状。在断定存在故障的情况下,以及在一起的时域内依旧未曾消除故障的时候,报警会发出,进而判断配电网的工作现状。倘若配电网能够顺利工作,那么就能够不间断地采样。不然,系统跳闸的情况会出现。并且,对是不是出现误动作进行相应的判断。在判断出现的误动作的时候,系统能够不间断地进行采样。倘若断定为真实存在的故障,那么控制信号就会被误动作保护发出,然后再分析采样数据以及形成故障报告。

3.2 微机继电保护系统的中断子程序

在系统主程序实现真正地初始化后,对数据采集系统进行相应的启动。定时器主要是针对周期之内不间断发出的采用脉冲,并且将中断的请求发送至数字信号处理器。紧接着,数字信号处理器对中断服务程序进行执行。

3.3 微机继电保护系统的故障处理程序

而故障处理程序是对配电网工作过程当中的程序入口是不是存在错误的数据进行检查。倘若错误地计算数据,那么警报就会自动地发出。在手动合闸的情况之下,首先是对面临相位差的电流以及面临相位差的电压进行合闸,再结合启动元件的现状对故障进行相应的判断,在发出故障原因报告。之后在对故障进行判断的时候,倘若故障量消失,那么就会返回保护。

4 煤矿供电网络中微机继电保护设备的运行管理

(1)应当重视保护设备的安装环境,像是一系列的干扰、灰尘、温度、直流电源、湿度等等,在需要的情况下能够借助去湿机、排气扇等优化环境条件,借助屏蔽电缆使干扰减少。

(2)应当清楚保护设备面板上信号灯的意义,倘若保护设备上未曾标注,那么应当将对照表贴在旁边,让所有的值班工作者明确保护动作的现状,进而在巡检的过程中实时地发现问题和解决问题。

(3)应当对微机保护设备专门使用的检验程序进行制定,对检验的方法、检验的周期、检验的内容等进行确定,确保有根据地进行检验。

(4)应管理好信息资料,创建保护设备组态表、检验报告、保护设备缺陷记录表等。

(5)注重开展技术方面的培训工作,实现员工技术素质的提升,让值班工作者对保护作用、信号的意义、一些实际操作进行把握。

(6)注重保护设备和保护定值单位的配套性,能够借助一致的保护定值单进行常规保护,然而微机保护存在差异性的控制字代码、组态方式等,以及微机保护设备具备比较多的作用,实际上仅仅可以应用其中的一部分,为此应当对一些作用进行闭锁,并且在定值单上体现闭锁的一系列内容。

(7)计算保护整定的过程当中,应当兼顾微机保护的特点,像是能够使下级和上级间的保护级差适当地缩小,实现保护快速性的提升,也能够使返回系数的值大大地提升,以往的时候,通常取0.85的电磁式继电器,而通常能够保持0.98的微机保护设备返回率,因此能够取0.95,也就是实现整定值的降低和灵敏性的进一步提升。

5 结论

微机继电保护装置可以很好地提高煤矿配电网的稳定运行,要比传统的继电保护系统更为可靠,使用更为简便,由于系统与上位机存在交互,系统功能扩展性也更强,使得微机继电保护装置能够确保煤矿供电网络的运行稳定。

参考文献

[1]高加传.煤矿供电系统继电保护装置改进措施[J].中国新技术新产品,20111,02:203-204.

[2]尹海彪,桂峰.基于CAN总线的微机继电保护系统[J].通信电源技术,2012,29(03):50-51.

网络型继电保护 篇10

智能变电站是智能电网建设的重要内容,是发、输、变、配、用电和调度等智能电网各环节信息交互的关键支撑点[1,2,3],其核心技术之一就是网络通信技术。现阶段国内智能变电站的过程层网络采用工业以太网交换机进行组网[4],其价格高昂且大部分为国外产品,在智能电网强调“交互、自愈、可靠、安全、集成”的背景之下,迫切需要一个价格低廉、安全性高、组网灵活、扩展性强、光纤化的电力通信网络来实现智能变电站中大量信息传输与处理,满足坚强智能电网的发展要求。

以太网无源光网络(Ethernet Passive Optical Network,EPON)技术实现了业务在无源光纤上的点到多点传输,同时支持以太网之上的多种业务传输,其信号处理功能均在交换机和用户宅内设备完成,而且传输距离比有源光纤接入系统短,覆盖的范围较广,造价低,在电信宽带入户、智能小区、物联网等领域得到了广泛应用,并在电力系统的配网自动化和用电自动化领域开展了应用测试,成为智能电网中宽带电力通信系统最理想的接入方式之一[5,6]。

1 EPON基本原理与技术特点

1.1 EPON网络基本原理

目前电力通信网主要以光纤、数字微波传输为主,卫星、电力线载波等多种通信方式并存,承担着数据通信、语音信息、继电保护、监控等领域业务。随着光通信技术的快速发展,电力通信接入网开始采用EPON设备运用于配电自动化业务和用电信息采集业务[7]。

EPON系统是由光线路终端(Optical Line Terminal,OLT)、光配线网络(Optical Distribution Network , ODN) 和光网络单元(Optical Network Unit,ONU)组成的单纤双向系统[8]。ODN由光纤和无源光分路器或连接器组成,在OLT与ONU之间提供光通道,主要负责分发下行数据并集中上行数据,完成光信号功率分配和波长复用等功能。EPON采用波分复用技术同时处理双向信号传输,下行数据以点到多点的广播方式从OLT发送到所有的ONU,上行数据则从各个ONU采用时分复用的方式统一汇聚到中心局端OLT。EPON的基本网络结构见图1。

1.2 EPON网络技术特点

EPON设备物理层上应用PON技术,链路层使用以太网协议,采用PON的拓扑结构实现了以太网的接入,与传统的电力通信网相比有如下优势:动态带宽分配、补偿测距、自动发现技术、基于时分复用的同步技术、光纤保护倒换、物理层的加解密等。

1.2.1 动态带宽分配(DBA)

带宽分配主要具有静态、动态两种形式,其中静态分配由窗口尺寸决定,其带宽利用率较低;而动态带宽分配是当ONU进行实时带宽请求时,OLT根据ONU的流量信息为ONU分配实时动态上行带宽,虽然实现方式较为复杂,但优点是带宽、利用率高,对突发性业务的适应性较好[9]。DBA将直接影响EPON上行链路的信道利用效率、带宽、时延等,是MAC层最为核心的技术。

智能变电站中实时性要求更高的GOOSE报文和SV报文所产生的网络流量较大,现有智能站通信系统中各类业务的报文在系统中采用混合传输方式,业务流之间存在资源竞争;当设备故障导致某个流向或端口的数据量激增时,网络的稳定性和可靠性将会受到严重影响。

EPON的动态带宽分配技术可对不同类型数据进行有效的动态带宽分配,保证报文信息有序可靠传递,避免不同类型的数据之间相互影响。

另外,继电保护等测控装置要求通信通道之间相互独立或使用“直采直跳”的通信方式。EPON网络采用面向连接的数据传递方式,在数据传递过程中资源(端口、连接、带宽和路由)完全固定,在逻辑通道意义上做到了“直采直跳”。而传统以太网交换技术存在通道共享、业务易相互影响等问题,通信资源无法实现灵活分配与管理,保护业务传输的可靠性易受到影响。

1.2.2 测距补偿技术

测距补偿技术就是对OLT与各个ONU之间因为距离不同、环境温度变化、设备器件老化等原因引起的环路时延差异进行补偿,使OLT能准确地将各个ONU发来的数据进行复用。测距技术分为静态测距和动态测距,其中静态测距补偿主要用于新加入EPON网络的ONU安装调试时,或者是离线的ONU重新上线时,由于距离(光纤长度)和设备器件的不一致性导致的环路时延差异;动态测距补偿主要用于在线ONU运行过程中,由于环境温度、设备器件老化等原因导致的环路时延差异。

通常以太网交换机的带冲突检测的载波监听多址接入(CSMA/CD)机制使得系统在重负载或过载情况下高优先级业务的服务质量(Qo S)难以得到可靠保证,容易导致数据报文的传输时延发生抖动。时延的稳定性对继电保护极其重要,不稳定的延时可能造成保护闭锁。EPON补偿测距技术能在传递数据前约定通信资源分配策略,从而可以控制通信时延的不确定性。

1.2.3 自动发现技术

已存在网络中的ONU从离线变成在线,或者网络中新加入一个ONU,这些ONU接入PON进程的过程称为“发现”。系统首先就是对新加入的ONU在网络里进行注册,新注册的ONU将自动加入EPON系统而不影响其他已正常接入网络的ONU,整个过程叫作自动发现技术。

1.2.4 基于时分复用的同步技术

由于EPON技术的OLT必须在突发模式下接收数据,因此,高速时钟同步和数据恢复就成为了关键。各ONU采用时分复用的机制接入EPON系统,OLT与ONU的初始时间同步是后续通信过程的基础、数据正确传输的保证。系统同步建立在一个共同的参考时钟之上,EPON一般使用OLT时间为标准参考,OLT定时广播时钟信息至各ONU,各下级ONU依据此信息调整自身时间,主动与上级OLT实现同步,完成整个系统在时间域的协调一致。

1.2.5 光纤保护倒换技术

EPON主要采用骨干光纤保护和全光纤保护两种倒换技术[10],可以有效避免该光纤所属的ONU全部无法与OLT通信的故障。

1.2.6 物理层的加解密技术

EPON系统采用一点对多点的结构模式,OLT到各ONU的下行数据采用广播模式发送,可能存在安全问题,需要对信息进行加密处理。加密和解密可以在物理层、数据链路层及其上的协议层进行。其中,与在MAC层以上的加解密相比,在物理层的加密和解密是相对安全的。在发送端,物理层对整个字节流进行加密;在接收端,物理层对数据解密之后再发送给MAC层验证。每个ONU的密钥各不相同,当收到不属于自己的数据帧时,由于没有正确的密钥,就不能将其正确解密,MAC层验证也不会通过,确保了当前ONU不能获得其他ONU的数据。

2 智能变电站过程层基于EPON网络存在的问题及解决方案

从以上技术特点可以看出,与传统的电力通信网相比,EPON网络在实用性、可操作性、经济性等方面能够更好地满足智能变电站通信系统要求,并已成功运用于配电自动化领域。但是,EPON网络也存在一些问题,若要将EPON网络运用智能变电站过程层组网,则还需要解决好以下几个问题。

2.1 安全性

1) 在EPON下行传输中可能存在非法用户窃听信息。例如,非法用户窃听操作管理维护OAM地址、用户数据等。同时,在EPON网络的上行传输中,虽然不存在非法窃听,但是可能出现伪造、篡改和重发信息影响传输信息的可靠性和数据完整性,恶意ONU发送大量信息导致网络拥塞以及传统以太网中存在的安全威胁。

解决方案:为了保证传输信息的保密性、可靠性和可控性,应对MAC控制帧、OAM控制帧以及链路层的传输帧采取AES加密算法加密。为确保上行信道中信息的可靠性和数据完整性,可以通过用户鉴权来确认是否对使用者发送信息,或者采用明文加密以确保使用者发送的数据和OLT接收到的数据一致,或在用户接口处将侵入系统的非法控制帧过滤。

2) EPON网络技术是在以太网交换基础上建立,同样存在着ARP攻击、Do S攻击等以太网网络安全隐患。

解决方案:在EPON组网中采用加密认证、业务隔离、报文过滤、访问控制和安全管理技术手段,以确保网络中传输数据的完整性、安全性。

2.2 可靠性

EPON组网在运行中可能由于OLT主控板、业务板冗余不满足或者承载重要业务的EPON光网络结构缺乏相关光路冗余保护手段导致设备、光路故障时承载业务无法正常切换,电力通信接入网业务中断影响信息的完整性。

解决方案:EPON组网对链路采用冗余保护可避免光链路以及业务端口故障对网络传输业务的影响。在故障发生时,可通过业务端口和链路的倒换保证业务正常传输,根据标准Q/GDW373-2009《电力用户用电信息采集系统功能规范》中对用电信息采集系统通信类业务的需求,EPON组网业务倒换过程中倒换时间应小于50 ms。

2.3 实时性

智能变电站的继电保护及控制设备通过智能变电站过程层网络采集SV采样值数据和GOOSE信息,进行内部功能运算后,通过智能终端设备进行跳闸操作。

通常MU(80 点采样,即250 μs发送间隔)的采样值具有较好的发送均匀性和较低的离散度。但是经过ONU接入EPON系统后,由于EPON系统OLT和ONU之间采用时分复用方式进行通信,OLT和ONU之间每次轮询时隙的最小时间间隔为约500 μs,ONU和OLT进行上传采样信息时,可能出现“压包”现象,即若干采样值数据包不能随到随转发,压在ONU中,导致采样值数据包到达OLT时呈现出较差的均匀度,保护因采样值通道离散度过大而导致闭锁[11]。

解决方案:

1) 带宽分配周期升级为125 μs,远小于通用EPON系统的分配周期(500 μs)。

2) 带宽分配采用固定带宽分配,OLT周期性(125 μs)地给ONU分配上行窗口(带宽)。ONU不需要按报文边界向OLT报告字节数。

3) 为了提高带宽的利用率,OLT每个PON口最大支持下挂8 个ONU,且ONU上行报文切片传输,最大化利用固定窗口带宽。

4) FX口接收1 500 字节的报文需要120 μs,ONU上行等待的时延最大125 μs。报文在OLT和交换机中的转发时延控制在50 μs以内(需要设置严格的Qo S),即报文回到目的ONU的延时控制在300 μs以内。另外通过精确计算所有SV报文在系统中每一跳的驻留时间,报文到达目的ONU后,根据已逝去的时间与设置的固定时延,计算出SV报文在目的ONU中需要等待的时间,确保报文在EPON系统中经过的时延是固定值。

因此可看出,EPON网络数据转发时延控制时间越短,且时延时间离散越小就可以解决“压包”现象,从而实现虚拟点对点方式接入的保护装置功能不受影响。

3 动模试验

3.1 模型介绍

为验证EPON网络优化方案的可行性,保护装置功能的适应性,根据文献[12]电力系统继电保护产品动模试验的技术要求,结合智能变电站实际工况,建立了基于EPON网络的220 k V智能变电站系统模型。

3.1.1 动模系统

动模系统接线如图2 所示,系统中N站发电厂经24.2 km无互感单回线路与M站系统相连,线路主要参数如表1 所示。N侧电厂系统,装有10 G、12 G共两台发电机组,总装机容量为1 100 MW。M站为单母线分段接线,接有一台容量为240 MVA的三绕组变压器,变压器中压侧与110 k V等级无穷大等值系统相联,其短路容量为3 500 MVA,变压器低压侧接有补偿电抗(补偿容量约为20 Mvar)和补偿电容(补偿容量约为30 Mvar)。

3.1.2 过程层EPON网络方案

为了增强系统的传输可靠性,在对OLT和ONU进行设计时需考虑支持1︰1 冗余备份组网需求,在数据链路层处理以前具备单点双线保护机制,也即在光纤和电路上提供冗余备份保护。该EPON冗余拓扑结构具备的功能如下:

1) 支持OLT侧断路保护。OLT侧一条光纤或电路断开后,上下行数据通过另一条备用链路进行传输,系统仍然正常工作。

2) 支持光耦合器之间的光纤断路保护。此时一部分ONU通过主链路与OLT通信,另一部分ONU通过备用链路与OLT进行通信,系统仍然正常工作。

3) 支持光耦合器与ONU之间的光纤或电路断路保护。断路的ONU通过备用链路收发数据,其他ONU不受影响。同时,系统冗余切换时间得到控制[13]。

本次试验中采用A、B双EPON网络并行运行的组网方案,每一个网络接入变电站各间隔设备,不用再分电压等级设立网络。在A网和B网各部署一台实时交换机。每个网均采用无源光网络技术的方式实现对各类IED终端的接入。原有继电保护装置的以太网通信板上加入一块“以太网-EPON”的转换接口板(简称P模块),其作用相当于ONU。实时交换机通过P模块实现与合并单元、智能终端、保护装置等设备进行数据交换。系统构架如图3 所示。

3.1.3 设备配置清单

本次试验中的二次设备包括合并单元、智能终端、合智装置、母线保护、变压器保护和线路保护,以及一套EPON网络设备。装置清单如表1、表2所示。

3.2 试验项目和结果

3.2.1 常规项目

被测母线保护、变压器保护、线路保护装置在系统分别发生区内外金属性故障、转换/发展性故障、经过渡电阻故障、断路器失灵、匝间故障、合智单元失步及失步再同步时,区内故障时,保护均能可靠动作,且保护动作时间未见明显加长。区外故障,保护均未发生误动。试验期间保护未发生误闭锁现象。分别模拟保护装置、通信设备、合智装置的直流电源发生时断时续的情况,保护装置未发生误动。

3.2.2 OLT光纤通道异常

根据标准Q/GDW373-2009《电力用户用电信息采集系统功能规范》中对用电信息采集系统通信类业务的需求,EPON组网业务倒换过程中倒换时间应小于50 ms。为验证倒换操作是否会对保护装置动作行为造成影响,需要对EPON网络进行OLT光纤通道异常试验。试验情况如下。

1) 断开其中A网OLT上的通信光纤,中断后各保护装置无异常报文,模拟各保护装置的区内外金属性故障,各保护装置在区内故障发生时能可靠动作,区外不误动。

2) 将A、B网的OLT电源同时掉电,掉电后瞬时(0~200 ms内)模拟各保护装置的区内外金属性故障,此时保护装置在区内故障发生时能可靠动作,区外不误动;掉电250 ms后OLT的数据输出终止,保护装置报通信异常,模拟区内外故障,保护不动作。

3.2.3 GOOSE报文网络压力测试

网络风暴除了会造成网络堵塞、系统大面积断网等影响外,还会冲击过程层、间隔层中所有组网设备,造成其网卡接收缓冲区溢出,大量占用CPU资源,导致各组网设备软件程序死机或重启,危害智能变电站的安全稳定运行[14]。

EPON网络具有业务隔离、报文过滤和访问控制功能,可以根据用户业务采用VLAN技术实现VPN;通过采用ACL流过滤机制,使系统支持端口的源和目的MAC地址帧过滤,同时也可实现对上层协议类型的报文过滤,如源、目的IP地址、VLAN ID及TCP端口号等,从而有效抑制网络风暴。为验证EPON网络发生网络风暴时对保护的影响,进行了以下试验。

1) 在原有网络数据流量的基础上使用网络测试仪通过PIN板卡端口对各保护装置施加单个非订阅GOOSE报文,注入流量为1 M~(100 M-实测基础流量),网络压力持续时间不小于2 min。网络压力持续过程中,保护装置无异常报文,模拟区内外故障及与各订阅GOOSE控制块报文相关的故障(如断路器失灵),保护装置在区内故障、失灵故障时能可靠动作,区外故障不动作。

2) 在原有网络数据流量的基础上使用网络测试仪通过PIN板卡端口对保护装置施加单个订阅GOOSE报文,注入流量为1 M~(1 00M-实测基础流量),网络压力持续时间不小于2 min。网络压力持续过程中,保护装置无异常报文,模拟区内外故障及与各订阅GOOSE控制块报文相关的故障(如断路器失灵),保护装置在区内故障、失灵故障时能可靠动作,区外故障不动作。

试验结果表明,采取改进措施后,智能变电站过程层采用EPON网络未对继电保护装置动作性能产生影响。

4 结论

1) 分析表明,与传统的电力通信网络相比,EPON网络在实用性、可操作性等方面能够更好地满足智能变电站通信系统要求。

试论配网线路继电保护 篇11

【关键词】配电网；继电保护；电力系统

【中图分类号】TM77 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0094-01

1、配电网络的现状

配电网一般指中低压（35kV及以下）的送电网络，本地区主要由20kV和10kV组成，其中10kV为骨干，加上开闭所、开关站、电缆分支箱、配电变压器等组成，随着地方经济的飞速发展，特别是城市配电网络（简称城网），造成配网保护定值难设置的原因，一是配电变压器由过去的100-250kVA为主的配变发展到了以500—800kVA为主，个别的达到了1000kVA；二是变压器的布点由过去的一条线路10多台，发展到了40多台，有些配变在变电所的围墙外，线路送电时的合闸涌流已远远大于线路理论计算电流值，三是配网主干线导线由过去的LGJ-95发展到了LGJ-300，还有因系统的短路容量和系统阻抗都有了很大的变化，因系统稳定性要求，保护时限时间限额小于0.5S，时间级差只能取O.3s；四是在运行方式组合上，存在环网运行、开环运行，不同变电所问的手拉手运行等，这些都对保护定值的整定计算、上下级线路定值的配合增加了较大的难度。

2、配网继电保护的分类和原理

在系统中，设备只要出现短路故障，内阻立即下降，电流同时增大，电压同时下降。利用这个原理，测量电流的就组成了速断保护、定时限过电流保护和过电流保护等，测量电压的就组成了过电压保护、低电压保护、单相接地保护，既反映电流又反映電压的就组成了复合电流电压保护等。继电保护装置是对供电系统中受保护的电力元器件，配网中就是配电线路的电流和电压实时监测，当运行中的线路发生故障和非正常运行情况，当流过线路的电流超过预先设定的数值时，保护装置经其特有的逻辑判断运算后向断路器发出跳闸指令。对保护装置的基本要求是准确性、选择性、快速性、可靠性，及时将故障元件从电力系统中切除，隔离故障，使设备正常的部分迅速恢复供电。

3、配电系统继电保护的种类和功能

3.1 电流速断保护

短路电流幅值大幅增加，达到保护整定值时，保护瞬时动作的电流保护，称作电流速断保护。电流速断保护具有简单可靠，动作迅速的优点，因而得了广泛的应用。缺点是不能保护线路的全长，并且保护范围受到系统容量和运行方式变化的影响。当被保护线路的长度较短时或运行方式变化较大时，速断保护有可能没有保护范围或灵敏度时，则该保护就不能选用。另外，配网上较特殊的就是靠近电源点出现大容量配变，此时就要核算速断保护要躲过配变低压侧金属性三相短路的情况。配网线路的速断保护还要考虑开关合闸时变压器的涌流，此值往往比速断电流还大，造成开关送电时速断保护动作。如我公司10kV市政线送电时就遇到此问题，检查微机保护故障采样值，四次动作电流分别为2.5KA、2.9KA、2.8KA、2.8KA，此时保护整定值为限时速断1400A，Os。显然，合闸涌流远大于保护整定值，考虑到此线路长度仅3KM，配变容量达10200kVA，若忽略线路阻抗，理论上送电时线路高达3.9KA，根据合闸涌流快速衰退特性，将速断保护增加o.1s时限，经实际运行考验，保护运行良好。由此可见，随着城网容量的不断增加，对采样记忆型微机保护的速断保护应增加适当的延时，以躲过线路变压器的励磁涌流，保证配网的正常运行。

3.2 限时速断保护

限时速断保护，由于电流速断保护不能保护本线路的全长，所以增加一段带时限动作的保护，用来切除本线路上速断保护范围以外的故障，同时也是速断保护的第一后备保护，当短路电流幅值大幅增加，达到保护整定值时，保护带时限动作的电流保护，称作电流速断保护。该保护同样简单可靠，动作较迅速。问题是受系统上级时限的限制，很多地方该保护不能选用。

3.3 过电流保护

按照躲开最大负荷电流来整定的保护，称作过电流保护。该保护作为本线路速断保护（限时速断保护）拒动时的近后备保护，是配网线路必备保护。

3.4 自动重合闸装置

当保护装置动作跳开断路器后，该装置自动令断路器进行一次（有些地区配网设有多次自动得合设施）合闸，恢复了概率约70%的线路瞬时故障消除后的正常供电。该装置能自动对开关跳闸进行一次重合，当线路是永久性时开关跳开后就不再启动，手动合闸在故障线路上不启动。当线路正常运行后再出现故障时，该装置又能自动进行以上的工作。另外现在配网带电作业较多，需要投退重合闸压板频繁，而变电所大多无人值班，应充分利用装置上软压板功能，监控人员在远方根据需要随时操作此压板。

3.5 反时限过电流保护

根据故障电流大小具有不同延时。电流达到速断时，瞬时动作；电流再小一点就延时动作，既有电流速断、限时电流速断，又有过电流保护等功能的装置，称作反时限过电流保护。该装置优点是简单紧凑，相当于过电流的N套保护。缺点是与上级保护配合困难，本保护装置故障，只能依靠上级保护来切除故障。

3.6 前后加速保护

当手动或自动重合闸于故障线路时，不经保护装置延时，直接跳开故障线路的装置，称作后加速保护。配网运行中，后加速不能躲过合闸涌流，故不能选用。运行中线路发生故障，不经保护装置延时，直接跳开故障线路的装置，称作前加速保护。

3.7 低频减负荷装置

变电所公用自动装置，当系统频率降到设定值时，延时切除指定的线路。

3.8 单相接地保护

当配网发生单相接地时，因中性点不接地或小接地系统，不能形成故障电流，该保护动作发出接地信号，供监控人员（值班员）人工拉路进行查找，规程规定单相接地时后允许运行时间二小时。如拉路找到故障线路，建议不再运行，此时某种情况下安全风险相当高。

3.9 低电压闭锁过电流保护

网络型继电保护 篇12

网络化继电保护整定计算和定值管理系统是基于现代计算机技术、网络信息技术和管理理论, 针对继电保护开发的一个专业定值管理信息系统。系统以提高继电保护定值管理自动化、智能化、标准化、规范化, 最大限度的提高继电保护专业人员的工作效率和保护定值管理水平为目标, 保证电网安全可靠运行。

网络化继电保护整定计算和定值管理系统依托故障信息主站, 研发一套装置定值远方在线整定子系统, 可打开加密的XML格式定值单, 进行匹配检测后, 实现设备不停电的情况下远方在线修改继电保护定值、投退软压板、切换定值区操作, 还可根据用户需要就地修改保护装置定值。系统各模块彼此联系、有机协调, 从而实现定值管理全过程信息化管理。

2 网络化继电保护整定计算系统关键技术

2.1 分布式定值整定计算网络

鉴于整定计算的复杂性和特殊性, 及以往集中式服务器布置方式的诸多不足, 系统的服务器部署采用分布式。结构如图1所示, 即上级调度配置公共服务器、下级各调度客户端电脑兼做本地服务器。各级调度在当地数据库上建立、维护自身的电网模型, 保存设备信息、计算书和定值单, 并在其上开展应用;公共服务器存放边界等值数据, 边界元件参数及边界定值数据。

系统通过公共服务器实现地县调之间的等值发布、边界设备参数共享及其他信息发布, 用户通过客户端软件可查看各级调度的一次接线图、设备信息、计算书和定值单;各级调度客户端登陆后可自动刷新电网边界等值数据;地县调电网模型和数据的分散存储方式, 在地县调办公局域网不通的情况下, 仍可进行本地定值整定。这种方案与当前实际工作现状更加吻合, 实现了整定计算电网模型和数据的“源端维护、全网共享”, 降低了服务器压力, 提高了系统运行速度, 保证了系统稳定运行。

2.2 装置定值远方在线、就地自动整定

依托故障信息主站建设的装置定值远方在线自动整定系统, 可读取XML格式定值单内容, 将其与装置内部定值对比, 差异显示不一致定值, 远方在线修改装置定值。如用户需要就地自动整定装置定值时, 可通过主站将XML格式定值单下装至子站, 利用装置厂家调试软件实现装置定值就地自动整定。

2.3 XML格式定值单建立

地县调定值整定计算子系统输出的通用于网络数据交换的XML格式保护定值单, 是实现装置定值自动整定的关键。其内容包含厂站名称、元件名称、装置型号、CPU号、定值区号、版本信息、校验码、数据类型、数据范围等信息。基于装置内部信息而建立的XML格式定值单与DOC格式定值单、装置定值有完全一致性, 其格式固定。示例如下:

3 结论

通过网络化继电保护整定计算和定值管理系统的实施可以填补继电保护工作的多项空白, 不仅减轻了继电保护相关人员的工作量, 从而也能够使定值更快适应电网实时变化, 缩短设备消缺、故障分析和事故恢复的过程

摘要：本文通过对网络化继电保护整定计算和定值管理系统的关键技术进行了初步研究与分析, 为电网企业开展继电保护工作提供了有力的信息化工具。