继电保护配置方案（共11篇）
继电保护配置方案 篇1
近年来, 随着企业规模不断扩大, 电网结构越来越复杂, 对可靠稳定运行有了更高的要求。因此, 很多企业也采用了微机保护装置, 但是由于企业配网电缆较多、线路较短、上级电网要求总时限短等特点。保护配置的时不能严格满足速动性、灵敏性、选择性、可靠性四项要求。因此, 我们应根据配电网的实际情况, 在四项基本要求中有所侧重。
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
[1]DL/T 584-2007, 3k V~110k V电网继电保护装置运行整定规程[S].北京:中国电力出版社, 2008.
继电保护配置方案 篇2
光伏发电系统站内保护配置问题探讨
【摘要】随着环境的日益恶化，全球煤储量的日益减少，全世界都越来越注重环境的保护，因此，新能源产业也越来越受到重视，光伏发电行业未来的发展潜力也是相当大的，国家为保护环境，治理空气污染，已经制定了一系列的新能源政策，希望清洁能源能更多地替代化石能源，这有利于扩大国内光伏市场规模。所以，未来新能源尤其是光伏产业的发展会迎来较好的发展环境和机遇，本文着重介绍了光伏电站站内的保护配置以及一些需要改进的地方。为保证光伏电站的安全运行提出一些合理的建议。
【关键词】光伏发电；低电压穿越；静止无功发生器
近年来，随着新能源行业的日渐兴起，光伏发电能源俨然已成为新能源行业的巨头，光伏电站的安全运行也成为维持电网稳定的一个重要因素，电站的站内保护也经过多年的实践有了一套比较完善的标准，像是逆变器的防孤岛保护、低电压穿越，以及站内的静止无功发生装置都成为光伏电站必不可少的配置，光伏发电流程也是比较成熟的，本文主要是依据作者本人在光伏电站从事基建、调试，以及运维的过程中，发现的一些保护配置方面存在的问题做一个简单的分析，希望能有助于光伏产业的日后发展。光伏发电系统站内保护配置
1.1 逆变器的保护
低电压穿越功能是指当电网电压跌落时并网逆变器能够正常并网一段时间，“穿越”这个低电压时间(区域)直到电网恢复正常；孤岛效应保护是指当电网断电时并网逆变器应立即停止并网发电，保护时间不超过0.2秒。可以看出，孤岛效应保护与低电压穿越是相互矛盾的，两种功能不能同时并存，需要根据电站规模和要求进行选择，一般原则如下：
对于小型光伏电站，并网逆变器在电网中所占的容量较小，对电网的影响较小，在电网故障时不会对电网的稳定性产生实质性的影响，所以应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，即此时并网逆变器应选择孤岛效应保护功能。
对于大中型光伏电站，并网逆变器在电网中所占的容量较大，对电网的影响较大，在电网故障时不会对电网的稳定性产生实质性的影响，所以应具备一定的低电压穿越能力，即此时并网逆变器应选择低电压穿越功能。
对于目前大多数光伏并网发电系统来说，逆变器所配置的都是低电压穿越。大型和中型光伏电站的低电压耐受能力要求 为了实现并网逆变器的低电压穿越功能，并网逆变器需要采用新的软件控 2014年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文 制算法，软件控制算法需实时监测电网，并判断电网是否发生电压跌落（平衡或者不平衡跌落）。当CPU发现电网发生电压跌落故障时，立即启动低电压穿越功能，控制输出电流以及输出的功率，当电网电压在一定范围以内时，逆变器进入低电压穿越阶段；当电网进入电压恢复阶段，此时并网逆变器输出无功功率起到迅速支撑起电网电压的功能。如果电网跌落是不平衡跌落，逆变器会以输出三相平衡电流为目标函数，通过软件控制算法实现在电网电压不平衡阶段，逆变器的电流是平衡的；当电网恢复正常，逆变器迅速转入正常并网状态。
1.2 静止无功发生装置
并网逆变器正常情况下只能向电网输送有功，要是所有光伏电站都只向电网输送有功的话，电网电压必定会很难调节到一个稳定的值上面，造成电网电压波动大，影响到电网的安全，因此，光伏电站必须引入静止无功发生装置来产生无功功率从而调节系统电压。
静止无功发生装置采用可关断电力电子器件（如IGBT）组成自换相桥式电路，经过电抗器并联在电网上，适当地调节桥式电路交流侧输出电压的幅值和相位，或者直接控制其交流侧电流。迅速吸收或者发出所需的无功功率，实现快速动态调节无功的目的。作为有源形补偿装置，不仅可以跟踪冲击型负载的冲击电流，而且可以对谐波电流也进行跟踪补偿。
电压源型逆变器包含直流电容和逆变桥两个部分，其中逆变桥由可关断的半导体器件IGBT组成
工作中，通过调节逆变桥中IGBT器件的开关，可以控制直流逆变到交流的电压的幅值和相位，因此，整个装置相当于一个调相电源。通过检测系统中所需的无功，可以快速发出大小相等、相位相反的无功，实现无功的就地平衡，保持系统实事高高率因数运行。
1.3 接地变及消弧线圈
光伏发电系统电压等级往往在35kv及以下，所以一般不采用中性点接地的方式，一般都是在站内配置接地变及消弧线圈，中性点经消弧线圈接地来保障系统的安全。
消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后，故障点流过电容电流，消弧线圈提供电感电流进行补偿，使故障点电流降至10A以下，有利于防止弧光过零后重燃，达到灭弧的目的，降低高幅值过电压出现的几率，防止事故进一步扩大。
当消弧线圈正确调谐时，不仅可以有效的减少产生弧光接地过电压的机率，还可以有效的抑制过电压的辐值，同时也最大限度的减小了故障点热破坏作用及接地网的电压等。所谓正确调谐，即电感电流接地或等于电容电流，工程上用脱谐度V来描述调谐程度V=（IC-IL）/IC当V=0时，称为全补偿，当V>0时为欠补偿,V<0时为过补偿。从发挥消弧线圈的作用上来看，脱谐度的绝对值越小越好，最好是处于全补偿状态，即调至谐振点上。但是在电网正常运行时，小脱谐度的消弧线圈将产生各种谐振过电压。除此之外，电网的各种操作（如大电机的投入，断路器的非同期合闸等）2014年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文 都可能产生危险的过电压，所以电网正常运行时，或发生单相接地故障以外的其它故障时，小脱谐度的消弧线圈给电网带来的不是安全因素而是危害。综上所述，当电网未发生单相接地故障时，希望消弧线圈运行在远离谐振点。运行在完全状态下的消弧线圈一般都会投入阻尼电阻来抑制谐振过电压，实际运行经验表明，有良好的收效。
1.4 光纤纵差保护
光纤作为继电保护的通道介质，具有不怕超高压与雷电电磁干扰、对电场绝缘、频带宽和衰耗低等优点。而电流差动保护原理简单，不受系统振荡、线路串补电容、平行互感、系统非全相运行、单侧电源运行方式的影响，差动保护本身具有选相能力，保护动作速度快，最适合作为主保护。近年来，光纤技术、DSP技术、通信技术、继电保护技术的迅速发展为光纤电流差动保护的应用提供了机遇。
光纤电流差动保护是在电流差动保护的基础上演化而来的，基本保护原理也是基于基本电流定律，它能够理想地使保护实现单元化，原理简单，不受运行方式变化的影响，而且由于两侧的保护装置没有电联系，提高了运行的可靠性。目前电流差动保护在电力系统的主变压器、线路和母线上大量使用，其灵敏度高、动作简单可靠快速、能适应电力系统震荡、非全相运行等优点，是其他保护形式所无法比拟的。光纤电流差动保护在继承了电流差动保护优点的同时，以其可靠稳定的光纤传输通道，保证了传送电流的幅值和相位正确可靠地传送到对侧。时间同步和误码校验问题，是光纤电流差动保护面临的主要技术问题。在复用通道的光纤保护上，保护与复用装置时间同步的问题，对于光纤电流差动保护的正确运行起到关键的作用，因此目前光纤差动电流保护都采用主从方式，以保证时钟的同步；由于目前光纤均采用64Kbit/s数字通道，电流差动保护通道中既要传送电流的幅值，又要传送时间同步信号，通道资源紧张，要求数据的误码校验位不能过长，这样就影响了误码校验的精度。目前部分厂家推出的2Mbit/s数字接口的光纤电流差动保护，能很好地解决误码校验精度的问题。光伏发电系统保护配置存在的问题
据本人在光伏电站从事运维的角度来看，并网光伏发电系统在逆变器，母线及出线方面的保护配置都是比较完善的，但有的方面还是具有一些不太合理的地方，具体如下：
a、光伏电站发电流程是太阳能板件通过汇流箱、直流配电柜等装置汇集到一起再送至逆变器，逆变器将直流逆变成交流再送至升压变将电压升高再送至电网。其中，在升压变上的保护就有点薄弱了，一般光伏电站的升压变容量都不会特别大，大概在1000kVA左右，所以大都为干式变压器及小型的油浸式变压器，这种变压器不带有电压互感器及电流互感器，所以在保护配置上也不存在电量保护，所具有的只是温度保护及三相高压熔断器，这比起电量保护可靠性也大大降低了。以某光伏电站事故为例，该站由于变压器本身存在问题，三相高压电缆烧毁，B相接地，B相的熔断器烧 2014年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文 断，但是变压器的负荷开关却未能及时跳开，导致母线B相接地，幸亏运行人员及时发现并断开进线开关柜，所以未能造成较大事故。这次事故也体现出来了变压器保护对于电站安全运行的重要性，要是变压器存在电量保护，也就不会出现类似的事故了。同样也可将熔断器的熔断信号接入变压器的分合闸控制回路当中，当熔断器熔断时，变压器能及时跳开负荷开关，减小事故范围。
b、光伏电站中开关柜不存在电压保护，电站开关柜保护只配有一、二段过流保护，低周、高周保护，母线PT的二次出现只接有测量和计量两对绕组，而PT的保护量直接接入了故障解列装置，一旦故障解列装置检测到PT断线或是低压，不管是哪条进线发生故障，必定是跳出线开关柜，这样就极大的扩大了事故范围，因此给每条进线开关柜引入一个电压量保护还是非常有必要的。
c、静止无功发生装置对电网的调节，光伏并网发电系统一般都是由逆变器自主实现自动并网和自动退网的，当光照达到一定强度，电压、电流值达到逆变器并网的条件时，逆变器便会自行并网，反之，当电压降低到一定范围时逆变器又会自动退网，这一整个过程都不需要人为控制的。而当一个电网有很多光伏发电系统接入时，在每天的清晨和半晚所有的光伏电站都在并网和退网的过程，并且因为光照强度忽强忽弱，所以大多数时候逆变器都不是一次就能并上，因此，在这个时刻，整个电网的电压波动都特别大，电压升高和降低的频率也变的非常快，这个时候对于电站的静止无功发生置就是一个很大的考验，IGBT不停的通断通断，容性无功和感性无功交替着改变，所以很容易造成静止无功发生装置跳闸并且在这段时间内都无法再次投入。此时，电网的无功就需要靠火电厂或是电网本身的无功调节装置来进行调节，但是，如果一个电网接入的光伏过多，火电厂及电网不能满足光伏并网时所需的无功调节，就很有可能导致一个电网的奔溃。当然，这类事故只是个人假设出来的，但也可以作为一个警钟，在以后电网的光伏与火电的配置当中可以适当进行平衡。结束语
智能变电站继电保护配置分析 篇3
关键词：智能变电站；继电保护配置
中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0106-02
1 概 述
目前，电网建设发展日趋迅猛，智能变电站的推广及应用范围越来越广，尤其智能变电站继电保护配置有关技术。基于传统变电站继电保护配置及相关技术的发展，智能变电站继电保护配置有效运用自动化信息技术，对变电站的继电保护达到智能化目的。
在智能电网系统中，智能变电站继电保护配置使用时，首先应该综合考虑智能变电站继电保护配置的可靠性、选择性、灵敏性以及快速性；基于此，智能变电站继电保护的配置主要分为两类，即智能变电站过程层继电保护以及变电站层继电保护。
2 智能变电站继电保护配置概述
2.1 继电保护配置的基本组成
继电保护配置主要由软件与硬件两部分构成，其中软件部分即计算机程序，其可根据保护原理及功能的要求来控制硬件，可执行的操作主要包括数据采集、数字运算及逻辑判断、外部信息交换，以及执行动作指令等；而硬件部分主要包括数字及模拟电子电路，硬件主要用来建立平台，以此来联系微机保护外部系统的电气，以及支持软件的运行[1]，继电保护的硬件配置主要有以下几个部分，即数字核心部件、模拟量输入接口部件、开关量输入接口部件、外部通信接口部件以及人机对话接口部件。
2.2 智能变电站继电保护配置
通常情况下，在电网系统中，主要依据智能变电站继电保护配置层的不同，来分析继电保护配置，主要有过程层继电保护和变电站层继电保护两种。
智能变电站过程层继电保护配置是对一次设备展开独立主保护的配置，在进行继电保护时，以智能变电站过程层的一次设备状况为依据，过程层继电保护配置可分成两类：
在电网系统中，若智能变电站过程层一次设备自身即智能化设备的保护装置，此时，变电站的一次设备保护配置的安装位置是智能变电站设备内部[2]；
若老设备经过改造而形成了变电站的一次设备，此时，一次设备自身不再是保护装置，需要主保护配置，并将主保护配置、合并器以及测控等功能的设备安装于一次设备附近，以方便智能变电站设备的平稳运行以及后期维护。
3 过程层继电保护
过程层继电保护配置的首要功能是通过快速跳闸，实现对一次设备的主保护，其中包括母线差动保护及线路纵联保护等；而变电站层的集中式保护配置的主要功能是后备保护功能。如此一来，便于简化过程层的保护设计，而将主保护功能作为重点，而后备保护功能能够将配置简单化，甚至可以取消，进而实现了配置硬件设计的简单化[3]；此外，通常，主保护的定值整定较为固定，不受电力系统运行方式的影響。
然而，基于独立保护的限制影响，一次设备与继电保护配置集成后，针对一个开关，若母线保护与线路保护同时进行，必须在硬件上分离，需各自相互独立，可设计的模件形式应具有单独功能。
过程层继电保护配置主要有以下具体保护：线路保护、电抗器保护、变压器保护、母线保护等。其中，过程层的线路保护配置在进行主保护时，主要通过纵联距离或纵联差动来实现，在集中式保护配置内安放后备保护。
主接线采用单断路器方式时，线路保护配置在完成纵联保护功能过程中，主要借助对侧线路保护配置通信以及主保护的光纤通信口；变压器保护使用分布式配置，进而对过程层进行差动保护，后备保护的配置则使用集中式。
独立安装非电量保护，借助电缆直接使断路器跳闸，此外，借助光缆将跳闸指令输入GOOSE与采样的同一网络中；电抗器保护与变压器保护完全相同；对于变电站中的母线保护配置，设计采用分布式，各个间隔中的保护配置独立实现母线保护，若出现故障，只将本间隔的断路器跳闸，集中保护实现失灵保护功能。
4 变电站层继电保护
变电站层继电保护配置主要包括全站所有电压等级集中配置及集中式后备保护，从而实现后备保护功能。
其中集中式后备保护是双重化配置，其有效运用在线实时自整定以及自适应技术，此外，还拥有广域保护的接口，从而不仅具有后备保护功能，而且还具有广域保护功能[4]。
后备保护系统不仅能对本变电站进行保护，而且还能保护相邻变电站，即：一方面，对于本变电站的元件，具有近后备及开关失灵保护作用；另一方面，对于相邻变电站的元件，也能起到远后备保护作用。
故，所有变电站的保护范围均有两部分组成，其一为近后备保护范围，主要有该变电站内的直接出线以及所有的母线；其二为远后备保护范围，主要有连接对端母线的所有线路和直接出线的对端母线。
后备保护系统是独立的，其对本变电站、相邻变电站的有关信息分别进行采集、接收，其中本变电站信息有元件的电流与电压信息、主保护动作信号与断路器状态信息；而相邻变电站的信息有元件的故障方向信息、主保护动作信号与断路器状态信息。后备保护系统以实时信息为依据，对远后备范围中元件的故障进行独立判断，同时制定最优的跳闸措施。
此外，后备保护系统能够与离线定值整定算法相结合，按照不同的运行方法可以提前制定几套定值整定方案，依据实际的电网参数，站内集中保护配置能够确保在系统处于某种运行方式后，保护能够对应地切换至提前设定好的某一定值范围，进而实现保护动作性能的优化作用。
与此同时，变电站层继电保护配置还能够与备用自投配置、低压/低频减载以及过负荷联切等自动配置进行集成。
5 结 语
智能变电站继电保护配置是否可靠、安全地运行，将对智能变电站的运行产生非常重要的影响，直接关系到智能变电站运行的可靠性及安全性。
因此，智能变电站继电保护配置是当今电网行业关注的焦点，也是学者们研究的重点，加强对智能变电站继电保护配置的分析，不仅有利于科学、合理制定智能变电站继电保护配置方案，而且能有效保证智能变电站的安全、平稳地运行，进而有利于促进我国电力行业的进一步发展。
参考文献：
[1] 王同文，谢民，孙月琴，等.智能变电站继电保护系统可靠性分析[J].电力 系统保护与控制，2015，（6）.
[2] 洪鸣.基于智能变电站的继电保护分析[J].中国电业（技术版），2013，（9）.
[3] 张婷，王志刚.500kV智能变电站继电保护配置设计方案分析[J].内蒙 古电力技术，2013，（5）.
继电保护配置方案 篇4
一、特高压线路的结构与运行特点
(1) 从电压方面来讲, 考虑到1000k V、750k V输电线路其波阻抗小于500k V输电线路的波阻抗, 输送的自然功率会很大。因此特高压输电线路的输送功率较大, 因此系统稳定问题尤其突出。 (2) 特高压输电线路采用分裂导线即4~6根分裂导线, 降低了电压损耗和能量损耗, 但增大了线路分布的电容, 使得单相接地故障发生时潜供电流的增大, 影响到单相重合闸的时间与成功率。 (3) 特高压输电线路的送电距离长、负荷重, 所以使得电流互感器变比选择较大, 因此故障发生时的传变二次电流较小。 (4) 空载运行或线路一侧断开的情况下, 会产生过电压, 有可能使设备绝缘损坏。所以线路的两端同时设置并联电抗器, 来降低过电压。 (5) 为提升输送容量, 线路很有可能采取串联电容的方式补偿。
二、特高压线路的继电保护配置方案
2.1特高压线路的保护配置
(1) 主保护的配置
特高压线路要有两套不同原理用来快速切除所有故障的主保护, 以下是几种在我国运行成熟的几种主保护。
纵联距离保护能够兼做主保护与下一级线路的保护, 保护范围大致固定, 不会受系统运行方式变化的影响, 如果需要还可以欠范围和超范围整定, 从而实现闭锁式、允许式、远跳式等各种纵联保护方式。但是系统振荡时对其影响很大, 必须采取振荡闭锁措施, 这将有可能影响到保护的可靠性, 并且过度电阻和电压对其影响较大。
工频变化量方向纵联保护在500k V与220k V线路保护上应用很成功, 可以反映全相和非全相状态的各种故障, 不受系统振荡、负荷电流的影响, 而且动作速度快。虽然只能反映故障产生的初始瞬间, 不能反应故障全过程, 但作为方向元件灵敏度能够保证。所以, 该保护可以成为特高压线路保护的主保护。
分相电流差动保护已经成为一种广泛应用的线路保护方式, 其保护范围可以保护全线路, 不受系统振荡以及运行方式影响, 虽然需要补偿电容电流, 但过渡电阻对其影响小, 具有选相功能。
相电压补偿方式方向纵联保护可以成为第二主保护, 能够反应全相与非全相状态下各种故障以及非全相状态下除两相接地外其他各种故障的全过程, 不受非全相状态和全相状态系统振荡的影响, 在反方向的各种故障以及各种过渡电阻故障都有很强的方向性。在单相接地时允许过渡电阻的能力较差。该种保护也可以作为非全相故障状态下的保护。
工频变化量方向纵联保护作为特高压线路的第一主保护, 分相电流差动、负序方向、零序方向和相电压电流突变量方向相结合的纵联保护或相电压补偿式方向纵联保护为第二主保护, 相电压补偿式纵联保护作为非全相状态下的保护。
(2) 后备保护的配置
特高压线路的后备保护可采用距离保护。特高压输电线路通常比较长, 所以线路上任何故障时至少存在一端的距离Ⅰ段可靠动作, 同时产生直跳信号去跳对侧断路器, 这样也可以保证在两套主保护都退出但内部故障时, 线路两端排除故障的时间差为40~60ms。距离保护应采用振荡闭锁与电压回路断线闭锁的措施。Ⅱ、Ⅲ段为本线路与相临线路的后备保护, 可以传送允许信号, 并在对端保护监控下跳闸。
2.2断路器保护和自动重合闸
特高压采取的断路器保护和高压、超高压线路断路器保护一样。其失灵保护必须设三相和单相启动回路, 相电流元件和可以瞬时复归的保护出口接点串联构成每项的启动回路。相电流元件必须保证有足够的灵敏度, 如果灵敏度不够可以采用多种启动量启动来保证灵敏度。保护出口信号启动失灵保护, 可不带方向。
采用单相重合闸应计算是否出现过电压, 若采用还应计算重合闸不成功时, 两端同时切除故障相后另外切除其他两相的顺序。因为特高压输电线路振荡发展较慢, 必须先考虑快速重合闸, 而后才是检无压与同期的三相一次重合闸。
2.3并联电抗器的保护
特高压线路输电距离很长, 分布电容较大, 为了防止过电压需要减少容性无功功率和, 必须加装容量较大的并联电抗器。并联电抗器内部和引出线的各种故障必须有完善的主保护和后备保护。若并联电抗器内部故障切除后产生不能允许的过电压, 就要在切除电抗器的同时跳开断路器。依据系统运行方式, 正常运行时并联电抗器可能不投入, 但是在线路故障保护跳闸时应马上通过自动装置投入并联电抗器。
三、结论
高压和超高压线路的继电保护运行经验是特高压继电保护的基础, 与此同时特高压线路本身具有自身的特点的, 如一次设备耐受工频和操作过电压的欲度较低, 这个问题在特高压线路种最突出发。结合多年继电保护运行的经验和发展的保护原理, 通过分析特高压线路的特点, 合理有效的配置保护方案是特高压线路安全稳定运行的重要保障。
参考文献
[1]苏轼, 董新洲.特高压串补线路负序方向高频保护行为分析[J].电力系统自动化, 2004, 28 (12) :9-13.
浅谈抽水蓄能机组继电保护配置 篇5
[关键词]抽水蓄能机组；保护配置；分析
抽水蓄能机组既有发电、电动等稳态工况，又有静止变频器起动和半电压异步启动两种过渡工况，不同的运行工况对保护带来较大的影响。为了保证抽水蓄能机组的安全稳定运行，发电/电动机机组必须配置完备的继电保护，并要全面考虑各种不同工况下的保护闭锁以及不同工况时电气参数变化对保护的影响情况。
一 、发电/电动保护配置方式
（一）纵差保护。作为发电电动机相间短路故障的主保护，保护范围为机组内部定子绕组及其引出线。保护采用比例制动原理，其动作特性由无制动和比率制动二部分组成。
（二）带电流记忆的低压过电流保护。作为发电电动机及相邻设备相间短路的后备保护。保护由机端电压和中性点侧电流构成，电流元件带记忆，记忆时间可整定。在变频启动或半压启动时，保护自动退出运行。保护动作第一时限跳主变高压侧断路器；第二时限跳机组开关、灭磁和停机。
（三）过电压保护。保护反应发电电动机机端电压。用来保护机组异常运行情况下引起的定子过电压，防止由于定子绕组电压升高而使发电电动机绝缘受到损害。保护延时跳机组开关、灭磁和停机。
（四）定子接地保护。保护取自机组机端TV开口三角3U0电压，用来检测机组定子对地绝缘状况。保护范围为由机端至机内90%左右的定子绕组。当定子绕组与铁芯之间的绝缘由于破坏而造成定子绕组单相接地故障时，保护检测到3U0电压大于整定值时，延时发信号。
（五）转子一点接地保护。用来监视机组励磁回路对地绝缘。当转子绕组绝缘破坏或严重下降时，会发生一点接地故障。因转子一点接地不形成电流回路，故障点没有电流通过，励磁系统仍能正常运行。所以当保护检测到发电电动机转子绝缘下降到一定数值时，仅发故障信号。
（六）失磁保护。作为发电电动机组励磁回路故障的保护。机组在运行过程中可能由于励磁回路开路、短路、励磁电源消失或其他原因，突然全部或部分地失去励磁。发生励磁故障后，机组将从系统吸收大量无功，导致系统电压下降。保护采用阻抗原理，机组失磁后，机端测量阻抗的轨迹将沿着等有功阻抗园进入异步边界园内。保护仅在发电、电动等稳态工况下投入，当电压回路断线时闭锁保护。保护延时跳机组开关、灭磁和停机。
（七）失步保护。发电电动机与系统发生失步时，将会出现机组的机械量和电气量与系统之间的振荡，这种持续振荡将对机组和电力系统产生有破坏力的影响。所以机组要装设失步保护。保护反应电机机端测量阻抗的变化轨迹，动作特性为双遮挡器。。机组失步后，机端测量阻抗较缓慢地从+R 向-R 方向变化或从-R向+R方向变化，且依次穿过各区。保护仅在发电、电动等稳态工况下投入，当电压回路断线时闭锁保护。保护延时跳机组开关、灭磁和停机。
（八）定子过负荷保护。机组由于过负荷而温度升高，从而影响机组正常寿命，所以需要装设过负荷保护。保护反应发电电动机定子电流的大小。当机组定子电流超过额定电流值（过负荷）或很大时（系统故障引起过电流），经延时动作于信号。当变频启动和半压启动时，保护被闭锁。
（九）轴电流保护。机组轴承绝缘一旦下降，此时在较高的轴电压作用下将会产生较大的轴电流，轴电流将破坏轴承和其他部件，所以需要装设轴电流保护。用作监视机组轴承对地绝缘之用。当轴电流大于整定值时，经延时发信。
（十）解列过流保护。作为发电电动机在解列状态时，机组故障的后备保护。保护反应发电电动机定子电流的大小，仅在解列状态投入。保护延时灭磁和停机。
（十一）启动过流保护。在启动过程中，作为发电电动机及相邻设备故障的后备保护。保护反应发电电动机定子电流的大小。保护仅在变频启动和半压启动过程中投入。保护延时跳机组开关、灭磁和停机。
（十二）逆功率保护。当发电机从系统中吸取有功功率时，为了保护发电机不受损害，当逆功率达到一定值时，保护动作。保护在仅发电运行工况下投入。保护延时跳机组开关、灭磁和停机。
（十三） 低功率保护。在电动工况运行时，系统故障或其他原因会造成机组抽水动力下降，甚至失去动力，使机组减速进而会转为发电工况，工况的突然改变会对机组和输水管产生危险，因此要防止这种情况出现。保护检测从系统流向电动机的有功功率，当其低于某一限值时保护动作。保护在球阀全关时自动退出。保护延时跳机组开关、灭磁和停机。
（十四）低频保护。作为低功率保护的后备。当机组在电动工况运行时，机组频率低于某一限值时保护动作。保护延时跳机组开关、灭磁和停机。
（十五） 灭磁开关联跳。当机组在电动工况运行时，灭磁开关跳开会造成励磁电源突然消失。保护在电动工况下检测到灭磁开关分闸，延时跳机组开关和停机。
（十六）励磁变过流保护。作为励磁变的保护。保护反应励磁变电流的大小。当电流超过额定电流很大时（故障引起过流），保护动作第一时限跳机组开关、灭磁和停机；第二时限跳主变高压侧断路器。
（十七）电压互感器断线报警。保护检测到电压互感器断线时延时发断线信号，并闭锁其它与电压相关的保护。
二、在调试过程中的注意点
（一）要了解抽水蓄能机组各种运行工况特点，理解各种逻辑闭锁原理，进而在试验过程中验证各种逻辑的正确性。
（二）保护装置识别各种运行工况进行逻辑闭锁，是通过各个外部开入量来实现的。为了保证保护逻辑与一次运行设备状态一致，要特别验证闭锁开入回路的可靠性，以确保闭锁逻辑的正确。
（三）抽水蓄能机组的一个特点是频率变化范围大。在做保护装置试验要特别验证在不同频率下，保护动作的正确性。
（四） 抽水蓄能机组运行的工况繁多，转换频繁，配置的保护也特别多。要注意各种保护的配合，要特别注意保护定值的整定。
三、结语
抽水蓄能机组结构复杂，运行工况多且转换频繁，这对保护配置提出了更高的要求。与常规机组相比在保护配置、保护闭锁逻辑等方面要复杂很多。抽水蓄能机组保护配置应综合考虑各种情况，保证机组保护的可靠性。
参考文献：
[1]江苏省电力公司.电力系统继电保护原理与实用技术[M].北京：中国电力出版社，2006.
[2]毛锦庆.电力系统继电保护实用技术问答.第二版.北京：中国电力出版社，2004-08.
继电保护配置方案 篇6
1 特高压线路内部构造及其特点
线路的传送功率大。因为特高压的电力传输功率不同于一般的电力系统,会很容易的造成系统的不稳定情况,如果只从电压的方面考虑,1000千瓦和750千瓦的线路小于500千瓦线路的波阻抗,传输的自然功率就会很大,所以尤为凸显出特高压线路的系统稳定性问题。这一问题的出现要求继电保护方案能够快速的排除电路故障。
特高压的网架构造弱。在这种情况下一旦产生故障,继电保护方案就不能够正常运行,会带来很大的破坏,所以在制定继电保护方案时,要确保继电保护方案运行时的安全性和灵活度,确保其能够有效保护高压线路。
电容量的合理分布。一般特高压线路为了减少或降低能量和电压的消耗,都会采用3-6根的导线,这种分裂导线会大大的加大线路上的电容量分布,在故障发生时加大潜在的电流量,对单相重合闸的成功几率和时间控制有一定的影响。
高压线路的狭线路较长导致输送电力的距离变长,加大线路负荷,在发生故障时2次电流变小,所以继电保护工作的灵敏度要极高。
特高压线路在一侧断开后进入运行状态时,由于会产生绝缘破碎的电压,所以要在两侧一并使用并联电抗器,在保护区域内发生故障时要确保继电保护的两测切断时间控制在40-50ms之内,所以可以看出,使用继电保护的动作原理不是十分可靠。
在特高压线路中线路可以采用串联的方式提高线路的输送容量,因此在实际情况下需要注意以下几点因素对继电保护配置产生的影响 :一是串联的情况下会导致电流的故障以及电压反相的问题,而且会使串联的电容被击穿的情况。二是放置电压互感器的位置会对继电保护装置产生一定影响。
除此之外,为确保节约出线情况可能会采取并架的方式,若是采取该种方式要考虑到杆塔之间的距离,紧凑型之间的感应程度高,就会影响传输电路的数值变化,引起测量上的失误。
在两相状态下运行的高压输电线路会产生过高电压,要确定使用的重合闸方式,是单相还是三相,亦或是快速重合闸方式。
2 特高压输电网的基本设计原理和配置方法
特高压输电网必须保证不会对相连设备产生高电压的危害,同时还要确保稳定性。基于这一基本原理,继电保护的配置方案就要同时确保其速度、可靠性以及灵敏程度,在这些基本原则的条件下,配置方案还需要具备相对的独立性,有自身更大的选择空间,以快速解决故障,保护系统的稳定为主要目的。
2.1 主要保护的配置方法
在做到满足基本的设计原理条件下,继电保护的配置还需要实现性能互补性和相互的动作稳定,跟普通的高压线路相比,特高压的各项保护措施要更加具有独立性,保障在正常的运行状态下,用快速有效的保护手法保护被保护的线路,为不影响系统的稳定性或造成其他的损害可以采取一同切断线路两侧故障的方法。而且还一定要在最短的时间内排除故障,确保两侧的保护断开的同步进行。两台主保护装置必须是独立的。如果后备保护没有配置传达跳闸信号的通道,要及时的使用按相测量的继电器,这样在发送跳闸信号之后,可以使线路两侧的切断时间控制在合理安全的范围之内。
由于特高压的线路长,电容量的分布大,所以为了控制过电压,需要安装大容量的电抗器使电压和电流的参数在发生故障时,在较大的安全范围内变化。所有的保护原理都不是绝对安全的,况且在同时使用两套相同工作原理的主保护装置的情况之下,以防在故障时两套主保护都不同正常工作,现在我国有几种形成规模的方法,使用两套不同的原理快速切断发生故障时的主保护。
工频变化量是一种纵联保护,它可以在各种状态之下及时的反应故障,速度很快并且不受到电流负荷的影响,尤其是在500千瓦和220千瓦的线路上可以成功的运行,并取得良好的效果,但这种保护装置的缺点是在故障开始产生时才会反映出来,不能全程的反应出故障问题,其次它的灵敏程度受系统的运行方式影响,所以说不确定其灵敏程度。但是作为找到故障方向进行使用,还是得到肯定的。所以使用它作为特高压线路的主保护。
负序方向纵联能显示故障的全部过程,而且不受震荡的影响,但是系统和线路的换位方式会影响到它的稳定性。并且对于三相故障不能够反应出来,在全相状态产生故障问题不能准确的工作。
2.2 后备保护的配置
虽然不同于主保护配置,后备保护的保障也是同样重要的,可以采取传达跳闸信号的距离保护配置,这样一来可以保障线路两端的切断故障的时间差,特高压的线路长,会导致线路两侧的保护距离产生交叉,在线路上最好存在一侧可进行工作的安全距离。
3 技术要求
3.1 差动保护
用于保护变压器内的短路情况。在特高压的电网内,保护装置需可以躲避不平衡电流,使变压器的工作效率不受到影响。
3.2 后备保护
外部短路从而引起变压器过流,后备保护必须同样短路,避开闭路器,延时跳开。
3.3 非电量保护
根据变压器自身装备的保护措施,比如故障时跳闸,发送信号灯,所以为确保安全,非电量保护要有独立的进出口回路。
4 结束语
继电保护配置方案 篇7
传统变电站的继电保护、测控装置与传统电磁式互感器及一次设备之间采用二次电缆连接, 信息共享性及设备之间的互操作性差。而智能变电站由于一次设备智能化以及二次设备网络化, 运用统一的IEC61850标准, 很好的解决了传统变电站中相关问题。与此同时智能变电站继电保护也相应的发生了改变, 其配置方案与传统变电站有较大的不同。本文将对智能变电站继电保护相关的配置问题进行详细的分析与研究。
二、智能变电站继电保护主要技术规范
(1) 智能变电站继电保护技术应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的基本要求, 并提高保护的性能和智能水平。 (2) 220KV及以上电压等级的继电保护应遵循双重化配置原则, 每套保护系统功能独立完善、安全可靠。 (3) 智能变电站继电保护信息交互采用IEC 61850标准, 跳合闸命令和联闭锁信息通过GOOSE机制传输, 电压电流量通过传统互感器或者电子式互感器采集。
三、智能变电站继电保护
传统的微机保护装置一般是由数字电路构成, 数字单元周围则是外围接口部件。典型的微机保护装置主要包括模拟量输入接口、开关量I/O接口、数据处理单元、通信接口和人机交互。而智能变电站采用电子式互感器, 采集到的数据直接送到合并单元处理后以数字量形式输出, 通过光电转换技术直接用于CPU的分析计算, 避免了模数变换的误差, 提高了数据的精确度。
(1) 分布式母线保护。传统集中式母线保护接线复杂, 电磁干扰严重, 也不利于扩展, 而分布式母线保护面向间隔, 具有分散处理能力, 是母线保护的主要发展方向。主要包括中央处理单元, 间隔处理单元和中央处理单元与各间隔的数据交换。 (2) 变压器保护。变压器的主保护为差动保护, 其中两个关键问题就是正确识别励磁涌流与故障电流和防止外部短路时不平衡电流造成的保护误动。利用电子式互感器高保真传变直流和高频分量的特点, 可以正确的区分励磁涌流和故障电流。同时对于不平衡电流, 采用电子式互感器后, 可以通过提高灵敏度的方法来增加差动保护动作的有效性。 (3) 线路保护。由于电子式互感器不存在铁芯饱和问题, 保护的启动、选相以及距离阻抗元件的性能得到了提升, 提高了动作的准确性。线路保护以纵联差动保护或者纵联距离保护为主保护, 后备保护放在集中式保护之中。
四、智能变电站保护配置方案
智能变电站保护配置方案, 考虑设备及应用, 可分为常规保护配置方案和系统保护配置方案。 (1) 常规保护配置方案。常规保护配置就是按照对象进行配置, 保留继电保护的种类与逻辑, 如线路保护、主变保护、母线保护等, 将原来输入的模拟量改为数字量, I/O接口变为GOOSE光线通信接口, CPU插件的模拟量处理改为数据通信接口处理, 操作箱变为智能操作箱, 保护基本原理不变。这种配置保护的对象是单个元件, 可以比较容易的实现从传统保护到智能保护的过渡, 但是这种结构网络结构比较复杂, GOOSE网中网络接点比较多, 不能够充分体现智能变电站的优势。 (2) 系统保护配置方案。系统保护配置方案采用双重化配置原则, 每一套保护都可以独立完成整个变电站所有设备的继电保护任务, 同时完成测控功能, 可以互为备用, 可以独立投入或退出。这种保护配置的显著特点就是保护对象为多个元件, 网络结构比较简单, 可以充分利用智能变电站的信息共享这一特点。系统保护配置方案对原有的保护配置方案进行了一次比较全面的改进, 多套保护功能集于一身, 便于进行综合分析与判断。
五、结论
智能变电站继电保护由于智能设备的应用而与传统变电继电保护有很大的不同。本文首先介绍了国家电网公司制定的智能变电站技术规范, 对继电保护的相关配置原则有了一个总体的认识。进而分析研究了智能变电站分布式母线保护, 变压器保护以及线路保护, 对它们的保护原理和配置都做了相应的分析。最后介绍了两种智能变电站配置方案:常规配置方案和系统配置方案, 试图提供行之有效的指导性建议。
参考文献
[1]国家电网公司.智能变电站继电保护技术规范:Q/GDW441-2010[S/OL].[2010-04-27]
[2]刘凯里.数字化变电站继电保护优化配置研究[D].广州:华南理工大学, 2012
继电保护配置方案 篇8
1) 为了确保供电安全与稳定, 继电保护配置就必不可少, 缺乏继电保护的设备在运行过程中很可能出现巨大的事故。因为任何设备都存在失效的可能性, 所以对于所有的一次装置来说就必须有两套相互独立的保护装置确保其运行的安全;
2) 当前国内的电网运行存在很多的问题, 很多电厂在出现三项故障的时候既有可能造成系统失稳, 有些电厂甚至在单相故障的时候也会出现系统失稳。所以, 速动保护动作的可靠性直接关系到整个系统的稳定性, 这就需要有量足断路器, 由两套相互独立的保护装置进行分别的控制, 最终达到速动保护的目的;
3) 综上所述, 为了保证系统的稳定性, 必须对主保护进行双重配置, 其主要目的是两套相互独立的保护装置互相作为对方的备用装置, 一旦其中的一套装置出现问题, 另一套可以自动切入, 保护系统的安全运行。
2 设备系统稳定性及保护双重化配置
2.1 双套同一性
为了保障每套保护的独立性和完整性, 保证其对发生的故障以及一切异常的情况能够迅速的做出有效的反应, 应该选择同一厂家的同一型号的响应的设备, 这样也便于日后的维护, 降低响应的成本。保护的独立性主要由回路的设计进行体现, 确保其各个环节没有交叉点, 因为任何环节的交叉都会影响保护的独立性。按照双重化设计的原则, 两套保护装置之间应该没有任何交叉的部分, 各个环节相关性都应该为零, 但是在实际的使用过程中, 平时看似相互独立的两套系统, 在故障发生时往往表现出相关性, 这给系统的稳定性带来了很大的冲击。
保护应该能够对各种故障以及突发的情况做出准确的反应, 一般来说对于既定的故障, 保护装置的计算机都会做出正确的反应, 从而保证系统的稳定。但是很多故障的发生都是难以预料的, 其形式复杂多变, 远远超出了既定的范围, 这些特殊故障一旦发生, 保护装置就很难做出正确的反应。
2.2 线路保护
要注意纵联通道以及线路保护, 主保护在进行双重配置的时候, 选择得通道应该具有独立性强、可靠性高的特点。由于光纤是一种优秀的传输介质, 应该优先采用, 如果有条件可以选择专用光芯传输保护信号。为了保证两个主保护之间的独立性, 二者在同时采用光纤作为通道的时候, 路由应该相互独立, 从而使两套保护传输信号的过程中保持相互的独立。专业人员应该树立责任心, 依据保护的相关标准对通道设备进行双重的配置及改造。
2.3 母线及失灵保护
根据相关的规定, 对于母差也必须采用双重保护的原则。我国的电力系统之中普遍采用微机型母线保护装置, 该装置本身具有失灵保护的功能, 单独的失灵保护装置就没有配置的必要, 对于失灵保护的可靠性完全没有直接的影响。
在配置保护中, 如果变压器开关失灵拒动, 就有可能造成其他设备保护的失灵, 甚至会对变压器造成损害, 这违背了所有的运行设备都要由两套相互独立的保护设备进行保护, 这两套独立设备的交流电和直流电的输入和输出的回路必须相互独立的原则。
想要避免变压器开关在启动的时候失灵, 就必须确保电流启动、电压闭锁的灵敏度。针对这种问题, 可以采用微机失灵保护来进行寻求解决。通过微机失灵保护装置可以按无流条件对电流元件进行相应的整定, 从而有效地避免接点的粘连问题。必须及时解决由于软件问题造成的变压器保护无法快速返回的问题。有时该问题是由于变压器中低压侧有电源等原因造成的, 那么可以通过微机失灵保护的电流判别元件可靠返回。
2.4 变压器保护
变压器作为联接高、低压系统的“接口”设备, 在系统中“承上启下”, 在主网的线路、母线、变压器保护双重化配置后, 必须明确, 应当大力简化变压器后备保护的配置, 变压器后备保护不需要作为双重化配置保护元件的后备, 只应当作为按远后备原则配置保护的母线、线路的后备。对未配置母线保护的低压母线, 只应当作为按远后备原则配置保护的母线、线路的后备。对未配置母线保护的低压母线, 变压器保护中还应当配置相应保护段作为低压母线的主保护, 跳变压器低压侧开关, 另配置后备段跳其它开关。对部分220k V未实现双重化配置的母线、线路, 应在联络变压器保护中设置相应后备段, 该后备段的设置和整定同样应满足系统稳定性的要求。
2.5 旁路开关及其保护
旁路开关的保护如何配置, 实际上应该取决于它所要带路的设备的保护配置。考虑转带线路开关, 线路保护又为双重化配置时, 旁路保护也应该按双重化的原则配置;如果各线路保护都未考虑双重化配置, 旁路保护自然也可仅单套配置。考虑转带变压器开关, 变压器保护如能切换至旁路开关的TA, 旁路保护就不需要双重化配置。现在很多旁路开关仅配置了单套保护, 实际上在转带运行时, 大大降低了保护的可靠性和系统的安全性, 而运行实践中也不止一次出现过因旁路保护问题被迫将一次设备停运的事例。
旁路开关的TA如只配置4组保护级二次线圈, 在保护接入时可能会存在一定问题。主要原因是旁路开关除配置转代线路用的保护外, 其TA还须满足转代主变时差动保护的切换需求。旁路开关的两套线路保护用2组, 母差保护用2组, 主变保护用2组 (考虑两台主变各使用1组, 另一套保护切换至套管TA;或者两台主变的TA回路公用切换, 两套保护均切换至旁路) , 这样, 旁路开关的TA就需要6组保护级二次线圈。
参考文献
[1]何晓东.双配置方式下的220KV电网继电保护探讨[J].中国科技财富, 2008 (12) .
抽水蓄能机组继电保护配置研究 篇9
近年来,核电及大容量机组建设对电网调峰提出了新的要求。抽水蓄能电站对电网负荷的峰谷调节、事故备用和所产生的经济效益已得到越来越多的重视。自20世纪90年代以来,我国加大了对抽水蓄能电站的建设力度,引进西方先进设备,一批具有国际先进水平的抽水蓄能电站先后建成并投入运行。随着我国自动化设备和一次设备制造水平的提高,以安徽响水涧电站为代表的多个国产化抽水蓄能机组正在建设中。
蓄能机组具有运行工况多且转换频繁的特点,除发电运行工况外,蓄能机组还有发电调相、抽水调相、抽水运行、电气制动、变频启动、背靠背启动等多种工况。抽水工况运行时,发电机作为电动机运行,转子反向旋转,电压、电流相序与发电工况相反。另外,由于蓄能机组较常规发电机组增加了抽水启动装置、启动母线、换相刀闸、电气制动开关等一次设备,一次电气接线复杂。蓄能机组的上述特点对发变组保护提出了新的要求。
1 抽水蓄能机组对继电保护的要求
1.1 逻辑运算及组态功能
抽水蓄能机组有多种运行工况且转换频繁,不同工况下要求所投入保护不同。例如,电气制动过程中,为防止发电机差动保护动作,要求发电机差动要可靠闭锁,同时低频过流保护应投入运行。因此,抽水蓄能机组保护应具有基本的逻辑运算和灵活的组态功能,能对工况信号进行逻辑运算,其结果可用来控制保护的投退、定值切换或保护跳闸出口的开放、闭锁。保护闭锁逻辑与一次电气系统接线、保护装置特性、保护配置、顺控逻辑等因素密切相关,不同抽水蓄能电站的保护闭锁逻辑和其实现方法也不同。
1.2 保护相序设置
抽水工况运行时,发电机通过换相刀闸与系统换相连接[1](例如,系统ABC三相分别与发电机ACB连接,本文假定换相连接均为BC换相),发电机作为电动机运行,其转子反向旋转,机组正常运行时的电压、电流相序为逆时针方向与电网相反,此时的机组保护应能调整为同步电动机保护,其相序应与机组在抽水工况运行的一次相序一致,否则保护的序分量计算将会出现错误,保护将不能正常工作。
对保护范围包含换相刀闸的差动保护应考虑抽水工况换相对其产生的影响。抽水工况运行时,差动保护的差流计算应根据实际一次连接情况做相应调整,即系统ABC三相分别与发电机ACB分别计算差流。因此,在每次换相刀闸合于不同位置时,差动保护的电流通道应做相应调整以保证差流、制动电流的正确计算。
1.3 交流量的低频采样
抽水起动和电气制动停机时都存在着低频区。抽水启动一般以变频起动为主,两台机组之间背靠背起动为辅的起动方式[2]。被启动机组先加励磁,然后其转速逐步上升。而电气制动时,通过合上机端制动开关,控制发电机励磁,利用发电机出口三相短路来减少转速下降的时间。
对于常规机组保护,随着发电机转速、频率的下降保护采样误差明显增大,如图1所示。由于采样的幅值、相位误差变大,保护计算的负序电流也将增大。在这种情况下,常规机组保护将不能正常工作甚至引起误动。因此,抽水蓄能电站在设备选型时宜选用具有频率自适应功能的保护装置和低频传变特性好的电压、电流互感器。
2 蓄能机组保护典型配置方案[3,4]
抽水蓄能机组保护配置与保护装置的性能密切相关,因保护装置选型不同,保护配置方案差异很大。
2.1 常规机组保护装置配置方案
常规机组保护主要用于火力或水力发电厂的同步发电机,保护装置内部默认相序为顺时针方向,交流采样、谐波等算法一般基于工频50 Hz,且允许频率上下波动的范围较小。
常规机组保护应用于抽水蓄能机组时,通常配置四套保护(双重化配置),两套为发电工况下的机组保护,两套为抽水工况下的保护。发电工况与抽水工况保护的投退闭锁可用监控系统的工况信号或换相刀闸的辅助接点来实现。为了解决抽水工况的电气换相影响,电压、电流互感器的二次回路经换相后接入抽水工况保护。另外,对于抽水启动等工况的低频过程,需配置低频过流保护。
因需要为抽水工况额外配置两套保护,保护的硬件投资为常规机组保护的两倍。电压、电流互感器二次回路进行大量串、并和换相连接,回路接线复杂。由于保护没有换相等其他逻辑,只有简单的保护投退控制,保护逻辑相对简单,运行较为可靠。
2.2 发电/电动机保护装置配置方案
发电/电动机保护既能应用于发电机也能用于大型同步电动机。保护装置通过自动跟踪交流量的频率变化,保证在较广的频率范围内正常运行,如西门子公司生产的7UM62保护装置。保护的相序可根据工况信号自动改变以适应抽水运行工况。因同一套保护装置即能用于发电工况又能用于抽水工况,所以在硬件配置上与常规机组保护没有明显区别。通常,该类保护逻辑复杂,对于不同厂家的保护装置其逻辑实现差异很大,因而保护的可靠性也因逻辑的实现的不同而不同。
3 蓄能机组保护换相方法
目前常用的方法主要有以下三种。
3.1 二次回路换相
如图2所示,当机组发电运行时,换相刀闸触点1、2、3闭合,机组与系统正常连接;当抽水工况运行时,换相刀闸触点1、4、5闭合,机组与系统换相连接。互感器二次回路的正常接线和换相接线都引入保护装置,发电工况保护通过正常接线交流回路采样,而抽水工况保护则通过换相接线回路采样。该方法适用于传统机组保护装置,其二次回路需要进行串并连接,接线复杂。
3.2 采样通道设置换相
对于有组态配置功能的保护装置,可利用采样通道设置对抽水工况保护进行换相。发电工况保护可与采样通道正常连接,抽水工况保护可与采样通道换相连接,保证进入保护交流量的相序为正序,如图3所示。相对二次回路换相,采样通道设置换相的保护二次回路简单,但在保护装置内部仍然对发电工况和抽水工况各配置一套保护,保护装置计算量为常规保护的两倍,对装置的处理器、内存等资源要求较高。
3.3 保护相序设置换相
抽水工况运行时,保护装置可根据工况信号改变相序设置,如图4所示[5]。当保护装置收到抽水工况信号时,保护装置的相序将自动设置为逆时针方向,与抽水工况运行时的实际一次相序一致,保护序分量计算将不会受换相影响。因此,同一套保护装置即能用于发电工况又能用于抽水工况,减少了保护投资。应注意,只有在所有交流采样幅值近似为零,即机组处于停机状态时,相序设置才能被改变,以防止机组运行中因干扰等其他原因导致保护相序设置改变而引起保护误动。
4 差动保护范围与可靠性探讨
抽水蓄能电站的发电机、变压器差动保护通常将电气制动回路、抽水启动回路纳入差动保护范围内。在抽水启动或电气制动过程中,由于低频电流流向不同的电气分支(如图5所示),发电机、变压器差动保护将产生差流。为防止差动保护误动,在抽水启动和电气制动过程中将差动保护闭锁,使其暂时退出运行。如果机组运行中闭锁逻辑出现问题,差动保护将误动或被强制退出运行。因此,差动保护的可靠性在一定程度上依赖于工况信号和保护闭锁逻辑。另外,因蓄能机组工况转换频繁,差动保护经常处于被闭锁状态,不利于机组的安全运行。
对于将换相刀闸纳入保护范围的差动保护还应考虑抽水运行时的电气换相问题。国内抽水蓄能电站较为常见的做法是,单独配置抽水工况下的差动保护,CT二次回路与差动保护装置的连接与机组抽水时的一次电气连接一致,差动保护的投退由工况信号控制。也有的蓄能电站抽水、发电工况共用一套差动保护,保护装置利用组态功能在抽水工况下自动改变差动保护与电流采样通道的连接来实现换相。抽水蓄能电站的工况转换较为频繁,后者的可靠性还有待检验,在实际运行中曾出现过在采样通道频繁切换过程中差动保护误动和退出运行的状况。
差动保护作为发电机、主变的主保护其重要性是不言而喻的,为提高抽水蓄能发变组差动保护的可靠性,应合理地选择差动保护范围,尽量减少工况转换和电气换相对差动保护的影响。在进行发变组差动保护配置时应注意以下问题:
1)考虑到在抽水蓄能电站,主变为长期运行设备,选择主变差动保护范围时应尽量减少由于机组工况转换对主变差动保护的影响;
2)主变差动保护范围尽量覆盖机组未并网时主变低压侧100%的带电区域,消除差动保护死区;
3)机组的双重化配置要求;
4)发电机差动保护能够正常工作的频率范围;
5)保护闭锁逻辑的可靠性;
6)所用抽水启动方式的使用频率。
图5为典型的蓄能机组一次系统单线图,如图所示差动保护CT选取的位置不同,其受工况转换的影响也不同。表1、表2分别对常见的发电机和主变差动保护配置、闭锁逻辑进行对比。可以看出,配置方案1的发电机、主变差动保护不受任何机组工况影响,其可靠性最高,但差动保护范围较小。蓄能机组一般以变频起动为主,两台机组之间背靠背起动为辅的起动方式,因背靠背启动使用较少,所以配置方案3的主变差动保护受机组工况闭锁影响的程度较小,同时其保护范围也可覆盖机组未并网时主变低压侧100%的带电区域。
考虑到差动保护的可靠性和双重化配置原则,主变和发电机可各配置一套不受工况转换和换相影响的差动保护(方案1)以提高差动保护的可靠性,差动保护可在任何工况下投入运行;而作为双重化配置的另一套发电机、主变差动保护,其保护范围可进行重叠(方案3),以对整个发变组100%区域进行保护。
5 蓄能机组设计应注意的问题
5.1 背靠背启动对注入式定子接地保护的影响
为保护发电机中性点附近的接地故障,抽水蓄能机组普遍配置注入原理的100%定子接地保护。在机组运行时,向发电机注入低频交流量,通过测量低频电压、电流来计算发电机的对地电阻[6]。
发电机正常运行时其中性点接地刀闸通常在合闸位置。在背靠背启动过程中,拖动与被拖动机组通过启动母线相连,如图6所示,对两台机组连接的整个系统而言就有两个接地点,100%定子接地保护将另外机组的中性点接地视为接地故障,保护出口动作。因此,在背靠背启动过程中参与启动的两台发电机只能允许一台机组中性点接地运行。背靠背启动后被拖动机组进入抽水工况继续运行,而拖动机组将进入停机流程。基于上述情况,背靠背启动过程中被拖动机组的100%定子接地保护应投入运行且其中性点接地刀闸应保持合闸位置,拖动机组的100%定子接地保护应退出,中性点接地刀闸应处于分闸位置。该问题在背靠背顺控逻辑设计时应给以注意。
5.2 工况信号时序与保护配合问题
蓄能机组保护的正常运行在很大程度上依赖于监控系统送出的工况信号。抽水蓄能电站采用的设备不同,造成工况转换顺控逻辑和工况信号送出时序差异很大。例如,有的电站工况信号在工况转换完成之前送出,有的在之后送出,有的电站在工况转换过程中工况信号衔接上存在死区。这些现象在一定程度上影响保护的正常运行。某电站曾出现过因工况信号时序的问题造成保护短时退出和保护误动。通常工况信号为保护、励磁、调速等多个系统共用,在调试后期和机组投运后不能轻易对监控系统的工况信号逻辑进行修改。对因工况信号时序不合理导致出现问题的保护,只能修改保护时间定值,使其尽量与工况信号配合,例如逆功率、低功率等保护。因此,在监控逻辑设计阶段应重视工况信号与保护配合问题。
5.3 故障录波装置问题
故障录波器对于机组电气事故分析的重要性是不言而喻的。在蓄能电站,故障录波装置对低频故障数据分析时,如抽水工况启动和电气制动过程中的录波数据,存在序分量、谐波计算误差较大的问题,给电气故障分析造成一定困难。特别是在抽水运行时,故障录波装置将正常运行电流、电压量视为负序分量,导致录波装置频繁启动甚至经常出现死机现象。因此,在对故障录波装置设备选型时应考虑到抽水蓄能机组的特殊性,以满足蓄能机组的使用要求。
6 结束语
抽水蓄能电站一次接线复杂,运行工况多且转换频繁,这对机组保护的配置、性能提出了新的要求。因选用的保护装置不同,在保护配置、二次回路复杂程度、保护闭锁逻辑实现等方面引起的差异很大。在进行抽水蓄能保护设计、配置时应综合考虑,保证机组保护的可靠性。
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继电保护配置方案 篇10
摘 要：在电力系统内部，想要维持各类电力部件运行的安全和实效性，就必须想方设法获得可靠的继电保护条件。由此，笔者决定针对智能变电站继电保护基础性规范诉求和详细化配置状况，进行论述；同时结合个人丰富实践经验，探讨解析今后智能变电站继电保护配置的发展前景，希望能够为相关工作人员提供些许指导性建议。
关键词：智能变电站；继电保护；配置前景；操作模式
中图分类号： U665.12 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）21-166-20 引言
继电保护设备属于智能电网体系中的核心组成单元，在智能变电站运行过程中，需要时刻维持高度的灵敏、速度、选择和可靠性，其实际配置将顺势划分为过程和变电站两层。其中过程层的存在意义，便是独立地进行设备配置保护，持续到和设备融为一体为止，其中保护采样存在独立性，能够摆脱全站统一时钟进行同步采样处理，并且在独立性较强的同步数字体系作用下，利用乒乓算法完成保护间的数据同步采样任务；至于元件保护则利用分布式配置，其数据收发程序则利用独立通信技术完成，其间过程层以太网构成冗余，变电站层则配置集中式后备保护，全程发挥自适应和在线实时整定技术的指导价值。
1 目前我国智能变电站继电保护配置的实际状况论述
智能变电站，其主张联合先进、可靠、集成和环保功能的智能设备，贯彻落实全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化等规范诉求，使得信息收集、测量、控制、计量、检测等基础性功能得以有机彰显；另外，便是进行电网实时自动化控制、智能化调节、在线校验分析和协调互动控制。这里强调的智能就是操作调节的人性化，一旦说出现低压负荷量增加状况时，变电站便会持续传输增加负荷量的电量，相反状况下，送出电量便同步减少，力求保证对电力能源的节约效果。
现阶段，智能变电站数量虽然有限，毕竟其处于推广时期，不过和常规变电站相互对比发现，其能够有效地完成设备状态可视化改革目标，尤其经过智能化警示、防误等高级应用逐层修缮之后，使得检修和故障停电时间得以适当缩减，至此主体设备应用周期便就此延长，并且保证占地面积的减少结果，彰显其技术优势。现代社会中，智能化技术持续改良，智能变电站将细化为过程、间隔和站控三类等级层次。
首先，过程层主要由智能设备、合并单元和智能终端融合而成，这里强调的智能设备又可顺势细化为一次设备和智能组件，使得变电站整体电能分配、调换、传输、测量保护、状态监测等功能需求得以一一满足。其次，间隔层大多數状况下表示继电保护和测试装置等二次设备资源，其核心功用在于利用一个间隔数据进行所在间隔一次设备相关功能调试，保证和各类远方输入/输出、智能传感器、控制器的长期流畅化通信结果。最后，站控层则细化出自动化、通信、对时等子系统，主要进行全站或是多个设备测量控制，使得预设的数据和同步相量采集管理、操作闭锁等有关功能指标得以顺利落实。
2 智能变电站的具体继电保护模式分析
过程层继电保护一般都会进行快速跳闸等主体保护功能设置，尤其是在母线和变压器差动、线路纵联保护同步作用下，令变电站集中式保护装置迅速过渡转化为后备保护功能。事实证明，此类设计形式实用价值相对较高，不单单能够令过程层保护设计变得简易，同时还可以灵活地取消后备保护装置，力求辅助相关工作人员在重点研究主保护功能前提下，有效简化装置格局。
2.1 线路保护方面
处于过程层的线路保护配置，主要是纵联距离和差动形式，其间后备保护则必须要放置在集中式保护装置之中。在此类环境下，想要快速发挥纵联保护功效，就必须尽快令对侧线路保护装置和主保护光纤进行自由通信。
2.2 变压器保护方面
在过程层内部进行变压器保护，将主要沿用分布式配置方式，同时在后备保护沿用集中模式，这样预设的差动保护功能指标便能就此顺利贯彻。同步状况下，智能变电站内部的母线和变压器保护，都可以为多段线路提供保护功能，必要情况下完成对站内设备的同步采样工作。不过实践应用过程中，相关技术人员主要配合乒乓原理同步技术，进行相关工序流程适当地简化。所谓乒乓技术，主要设定分属在线路两端位置的保护设备，保证他们维持相同或是相似的速率完成独立采样任务，与此同时，他们两端收发信息的传输时间必然要维持一致。
第一，透过保护设备向光纤通道进行相关数据发送过程中，有必要提前进行数据中断处理，之后利用电子互感器准确测算不同采样工作的延时结果。第二，因为乒乓同步理论无法切实维持频率的一致性，因此设计主体仍有必要针对两端数据具体发送时间，进行灵活化调整，之后再开展同步处理工作，旨在维持数据发送时间的精准和统一性。
3 日后我国智能变电站继电保护配置的革新和发展远景展望
随着智能变电站的建设及改造推进，确定智能变电站的设备配置、系统结构，实现新技术在智能变电站中的集成应用，需要进行进一步的深入研究，长此以往，才能顺利确保智能变电站完成比常规变电站范围更宽、深度更大、层次更复杂的信息采集和信息处理任务。至于智能变电站继电保护装置的发展前景将具体表现为：
3.1 以广域信息为基础的电网保护
截至至今，我国电网继电保护装置都未能将断层线完全去除，电源线主要扮演相量测量单元角色，在通信技术和广域电网信息网格保护基础上，转化为一类研究热点，旨在防止电网崩溃和电网事故前提下，提供愈加丰富的保护手段。至于广域保护系统配置功能将表现为：
第一，实时动态监测系统。其存在意义便是进行各类区域电力系统运行状态监控分析，主要安装在单位变电站的电力系统调度中心之上，因此被视为同步相量测量单元和成分的变电站主流通信系统。第二，完成广域信息负荷切割、裁切任务，并形成其余自动广域继电保护算法和控制策略。第三，为了顺利落实自动广域控制任务指标，技术人员可以考虑利用单位变电站中的网络和自动控制装置，进行电力系统整体实时化操作管理。一旦说电网滋生出任何故障，现场主体保护将迅速降低，其间断路器任何运动细节都由广域保护系统予以精确化监测认证。实际上广域保护系统将细化发电机阀门控制、切割机和频率等，为了顺利搭建起第二防线，完成安全自动化控制指标，技术人员完全有必要联合继电保护和紧急控制操作方式，在彰显自动控制和安全紧急控制功能特性前提下，规避损伤参与的极限和稳定性。这样，即便是系统深陷异步振荡境遇过后，也可以依靠第二防线上的独立和稳定形式的子系统，制定出互联系统优化的解决方案，令系统至此得以长期安全性运行。
3.2 主动原则下的瞬态保护
所谓瞬态保护，便是在检测基础上衍生出的高频瞬态传输线路保护技术，主要凭借顺势频率特征量和暂态行波进行保护控制。其中，数量的瞬态保护将不会承受电源频率的过多影响，本身彰显出反应速度快、精度高等优势特征，包括系统摇摆、过渡电阻和电流互感器的饱和等。相比之下，新的数量瞬态保护设置起来较为简易，因此也能够彰显出简易的滤波器设计等优势特征。行波保护属于最早的瞬态保护，行波保护将主动摆脱系统整体摇摆影响，尤其是在电流互感器处于饱和状态基础上，能够保留良好的方向性并确保响应的快速结果。不过因为闪电、网络操作和行波产生的谐波影响却是很难予以区分，就像是故障暂态行波，便不能提供相互适应的瞬态信号识别方式。因此，可以依照事先确认的定值范围，进行相关保护操作，在后备保护系统内部，除了基础性保护功能之外，低压减载、备用自投以及过负荷联切等装置功能，也能够利用集成方式予以有序地增加调试。
4 结语
综上所述，智能变电站中的继电保护配置工作，对于变电站今后正常运行结果，有着决定性意义。笔者在此设计出的全站集中地保护装置，可以主动摆脱以往繁琐的电压等级划分流程，保证全站集中配置的可靠性，相信长此以往，预设的全站保护目标便能够就此顺利贯彻。
参 考 文 献
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浅谈智能变电站继电保护配置 篇11
随着智能电网发展, 传统型继电保护配置不足逐渐显现出来:传统继电保护配置中, 不同配置间没有统一协议, 只能靠特定参数值相配合。为了保证保护动作选择性, 不可避免要对多种继电保护设备多次调试, 相互迁就。但是我国电力供求状况呈逆向分布, 发电站主要分布在西、北部, 用电大户集中在中、东部和南部沿海地区, 供求两地相距甚远, 要求采用远距离, 超高压或特高压的输电方式来达到供求关系平衡。在这样复杂的现代电网运输中, 依靠固定参考值配合的分段继电保护配置无法保证可靠的动作选择性, 且在长距离运输中, 各段变电器的相互定值配合也不能发挥各自最大作用, 造成浪费。
智能电网时代要求建立与其匹配的智能继电保护, 而广域信息交互技术的出现为智能继电保护发展提供了可能性。
从目前技术发现和应用来看: (1) 变电站设立局域以太网, 高压变电站间铺设的SDH电力光纤网等为继电保护系统提供了信息共享平台。 (2) 全球定位系统和互联网的应用, 实现了电网多点实时监测 (3) 在IEC61085通讯标准基础上建立起来的智能变电站, 使得变电站所有工作数据数字化。这些应用都为智能继电保护提供了技术帮助。
2 智能继电保护配置的主要内容
智能电网的迅猛发展, 给智能变电站继电保护配置带来了挑战和机遇, 研究和提升智能继电保护配置主要从硬件和软件两方面入手, 硬件是指研究智能继电保护配置的元件保护, 软件是指继电保护配置中的广域保护系统。
2.1 智能继电保护配置的元件保护
2.1.1 主设备保护
继电保护装备的主设备保护应该注意保护发电机和变压器:要防止发电机内部短路, 要特别注意匝与匝之间的绝缘, 深入精确化校对电压器灵敏度, 整定计算等;发电机接地保护要可靠;后备保护中的反应限过流等要与发电机的承受力相统一;变压器保护的重点仍然是识别励磁涌流, 研究和发现变压器故障计算新原理仍是保护研究的重心。
2.1.2 线路保护
智能继电保护的线路保护分为交流线路保护和直流线路保护两方面:在远距离保护下, 交流线路易受到高电阻接地影响, 回避负荷能力差, 在系统震荡时发生短路, 同时在同杆架设双回线中, 因为电气量范围限制、零序互感和跨线故障等原因, 交流线路故障测距误差大甚至是选相失败;在直流线路中, 主保护行波保护仍受行波信号不确定影响线路端口非线性元件的采样率、过度电阻、动态时延的限制。这些问题都需要进一步的研究和改善。
2.2 智能继电保护配置的广域保护
以数字化信息技术为基础, 借鉴于广域式信息交互技术的广域电网保护, 在智能继电保护配置中大放光彩。广域电网保护是指在智能变电站一级配置数字化和二级配置网络化的前提下, 把整个电力网络看做一个整体, 利用全球定位、网络通信、实施监测、分析判断等技术, 选择最适合的方法控制或隔离发生故障的设备。
2.2.1 广域电网保护的内涵
广域保护融汇电力系统多点、多角度信息, 运用微型处理器对信息进行精确判断分析, 对故障做出快速、可靠和精确的隔离或切除保护。同时广域保护还具有自愈能力, 能分析判断切除障碍对整个电路系统安全稳定运行的影响, 并采取相应的控制措施, 这样同时具有继电保护和实现自动控制功能的系统叫做广域保护。
2.2.2 广域电网保护的特点
通过上述广域保护的定义得出广域保护系统的特点如下:实时可靠地采集电力系统多点信息。全球定位系统技术、数字化信息技术的发展, 为电力系统的广域测试提供技术支持, 基于相量测试单元的广域测试系统为电力系统实现实时可靠测试提供了可能, 满足智能电网大空间和同时间要求。支持多种电源接入电网, 广域保护将电力系统看做一个统一的整体, 可以实时保护接入的多种电源, 并依据程序准确判断调整以期适应多电源接入电网。
自我控制能力。广域保护具有自我控制能力, 可以在故障出现并隔离后, 系统依据现实做出自我调整以期实现电力系统安全稳定运行。广域保护自我控制能力是为了防止大范围连锁故障出现。
3 智能继电保护配置的主要方式
根据保护范围不同, 智能继电保护系统可分为三种保护方式, 即广域电网保护, 站域电网保护和就地化间隔保护相互配合的组成方式, 这三种保护方式各自有着不同特点。
3.1 广域电网保护, 可以保护包括中心站在内的十几家变电站。
中心站利用决策主机收集所包含的所有厂站信息, 以其保护的单位元件为主要保护对象, 通过分析判断所收集到的信息进行故障保护。区域保护可靠性最强, 故障检测角度最为全面, 同时对决策主机处理能力要求也最高。
3.2 站域电网保护, 主要是作为一个
变电站的后备保护, 保护范围小于区域电网保护, 是站域中心机利用收集到的变电站各个元件的信息, 分析判断其存在故障完成保护。站域电网保护对主机计算能力, 处理能力要求低于广域电网保护。
3.3 就地化间隔保护, 主要是保护相应的具体一次设备。
保护装置根据主接线方式、电压等级等具体方案, 安装于GIS汇控柜或智能控制柜中, 柜体按间隔散布在具体设备附近。分布在设备附近的保护装置各自采集本地信息并与其它信息互相分析交换完成保护动作。就地化间隔保护方式灵活, 对单一决策依赖小。但是信息庞杂, 重叠率高, 交互性差。
电网改革作为我国电力工程的重点, 其建设和发展不可避免地影响了智能变电站继电保护环境, 对变电站继电保护提出了更高标准的要求, 广域交互信息技术的出现则为提高继电保护提供了可行性思路。因此, 在未来研究智能变电站继电保护设备方面, 需要重点考虑: (1) 对继电保护元件进行改进。 (2) 继续研究广域电网保护的新方法新思路, 把广域式电网保护、站域式电网保护和就地隔离保护有机统一到智能电网保护中。
参考文献
[1]卢孟杰.新一代智能变电站继电保护的研究和探讨[J].科技风, 2013 (01) .