继电保护配置范文（精选12篇）
继电保护配置 第1篇
1 继电保护基本原理
继电保护以前,除要了解故障信号检测方法,还应当掌握信号信息采集方法,并可以正确把故障信号由正常信号内划分出来。凭借故障对于出现故障的时候电气量变化特点研究,能够相应形成作用在不同层次各种继电保护电力系统。打个比方,电流速断与过流保护对于短路故障电流增大情况可以有效抑制;电压速断与低电压保护对出现短路故障电压降低情况可以有效应对;超负荷保护能解决短路故障电流与电压间相位改变情况。
2 智能变电站继电保护配置论述
继电保护配置,为变电站运行与建设当中不可缺少重要环节,在确保及提升智能变电站的整体运行效率与运行质量中有着举足轻重的地位,基于这种重要作用,我们在它实际发展的过程当中引入相应智能理念和方法,进一步实现智能变电站继电保护当中智能化的配置。智能变电站对我国电力工业可持续发展的必然趋势,智能变电站的发展在提高电力系统的整体性能,满足人民日益增长的需求的深远意义。智能变电站继电保护和传统的变电站继电保护是显而易见的区别两个保护设备编程相关的操作和保护的设计是不同的。实际上,从智能变电站来看,就是凭借结合具备可靠性,先进性和集成环保等性能智能型设备,并添加新型信息思想,把变电站信息及时,有效测量,采集,控制和保护功能,最终达到整个平台信息共享,网络化等。显然的,就现如今看来,因为智能变电站我们国家起步比较晚,所以,它还停留在建设发展初级阶段,但运行过程当中已把它层级性明确显露出来。通常情况下,智能变电站还包含变电站控制层,间隔层和过程层等几层,在这里面过程层通过一次设备和各类智能元件构成,主要担当变电站变换传输和电能分配等,变电站控制层实现控制所有自动化系统功能,进一步达到整个站数据采集,监视及控制的目的。显然的,和它对应的,智能变电站继电保护配置事实上就是对上述几个层的配置,进一步确保该层面系统都可以在高效状态中运行。
3 智能变电站继电保护配置探析
智能变电站为结合可靠,先进,环保与集成高智能型设备,凭借数字信息网络化,信息共享化等指标,自动生成信息的采集,测量,保护,控制等基础功能,结合智能变电站内部每个继电保护设备配置,我们通过智能变电站过程层和变电站层分析。
3.1 过程层的配置
继电保护在过程层快速旅行主要的保护措施。变压器巴士,差动继电器保护和纵差动保护的典型的。继电保护的过程,包括备份保护和这两种形式的主要保护,继电保护的主保护、后备保护可以求助他们的集体保护设备在变电站层。继电保护的设计过程将更加简单,其设计过程的备份保护可以做适当的简化,将导致更方便和简单的硬件设计。层保护过程中整体保护设定值的过程通常是固定的,不改变电网运行方式变化的结果。如果实际操作期间的存在同时保护母线与相应的电路,硬件系统分开,独立于彼此。变压器和线路保护的一层保护过程中两个重要环节,加强研究的意义是深远的。首先,线路保护。直接采样和跳断路器线路保护两个主要方面。智能变电站线路保护存在显著差异与传统变电站线路保护,智能变电站可以集成实现继电保护的目的。智能变电站在重合闸和故障保护功能支持GOOSE,GOOSE开放后断路器可以实现的功能。点对点信息传输线路保护间隔层内的主要传播方式。合并单元、保护测控和智能终端设备有效链接,配合各种功能的首选。实际操作过程中合并单元和保护测控装置集成,集成数据传输和直接取样。脱扣功能应该配合前两个有效。电子变压器的重要设备之一,该设备上安装总线和线,电子变压器电压信号和电流信号可以访问合并单元,然后通过多个传输到测量和控制装置和SV网络后包装。当跨间隔通常依赖于传输GOOSE信息。第二,变压器保护。变压器的重要设备智能变电站、智能变电站时钟配置变压器保护双保护形式。通常我们说双套保护是指保护区,集成主保护配置模式。在这个备份保护可以采用的集成方式测量和控制装置配置。结合变压器保护在实际工作的过程中采样模式,每侧断路器连接到它。GOOSE可以接收失败保护跳闸命令,实现最终失败保护断路器跳闸功能。低、中或高侧智能终端直接附加到GOOSE,同时也对变压器保护装置连接,使保护装置可以实现与智能终端的旅行。
3.2 变电站层的配置
变电站层的智能变电站集中备份保护模式。变电站层主要的在线、实时自适应和环境技术。结合集中备份保护模式可以有效地实现广域保护的相关功能,同时配置达到双重保护。集中备份保护模式可以为所有组件实现有效的保护。智能变电站继电保护的选择性,通常几乎是备份的一种保护,保护智能变电站的主要类别当中所有母线与直接出现;其二为远后备式保护。其保护范畴主要为同对端母线连接全部线路与直接出现对端母线。独立后备保护的采集是至关重要的。智能变电站依据对象做保护装置配置,比如像线路保护,母线保护与主变保护等,同结合常规的互感器的时候是一样的,只不过是把原先保护装置交流量输进插件转变成光纤数据采集接口,用以太网传输GOOSE和采样值。
4 结语
通过我们以上介绍与分析,针对于智能变电站继电保护配置的现状,变电站保护配置内过程层与变电站层等多方面内容已经有了初步了解,我们得到这样的结论,完善过程层和变电站层配置工作,对智能变电站继电保护讲,意义重大。实际上,就目前变电站来讲,想要真正达到智能化还有很漫长一段路要走,而在这漫漫长路当中,智能变电站继电保护配置是智能化突飞猛进发展的一种标志。但是实际智能变电站继电保护配置当中,无论变电站层,亦或是过程层,都可能因为某些因素而影响其正常运行,而这些状况是不可以长期存在下去的,这也就对电力工作者提出了更高的要求。
摘要：智能变电站继电保护,在现如今智能变电站相关建设中占据着不可替代重要位置,原因是同传统相对那类智能特征,直接致使继电保护配置存在差异。显然的,对于继电保护配置来讲,实际要符合迅速,灵敏,可靠等指标同一时间,给其它部分的建设奠定夯实基础。实际上,智能变电站内,继电保护配置又能具体划分成过程层与变电站层两方面内容,这两方面共同组成整体,进一步辅助智能变电站继电保护处在较高水平运行。本文以智能变电站继电保护配置作为研究主体,由现如今智能变电站继电保护配置现状角度出发,由过程层与变电站层重点探索智能变电站继电保护配置相关问题,以期为相关人员提供些许参考。
关键词：智能变电站,继电保护配置,过程层,变电站层
参考文献
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电力系统继电保护配置原则 第2篇
一、概述
电力系统是指由发电、送电、变电、配电和用电等各个环节（一次设备）所构成的有机整体，也包括相应的通信、继电保护（含安全自动装置）、调度自动化等设施（二次设备）。
电力系统安全运行是指运行中所有电力设备必须在不超过它们所允许的电流、电压、频率及时间限额内运行(强调充裕性)。不安全的后果可能导致电力设备的损坏，大面积停电。
2003年8月14日下午，美国纽约、底特律和克利夫兰以及加拿大多伦多、渥太华等城市均发生停电事故。事故原因俄亥俄州阿克伦城的第一能源公司的两根高压电线其中一根因树枝生长碰至线路后跳闸，另外一条线路因安全自动装置误动，导致第二条线路跳闸，最终导致各个子电网潮流不能平衡，最终系统解列。
可见，要保证电力的安全稳定运行，必须配置安全可靠的继电保护装置和安全自动装置。继电保护顾名思义在系统发生故障时及时隔离故障点保护一次设备，同时能够让电力系统继续安全稳定运行。
二、基本要求
继电保护配置方式要满足电力网结构和厂站的主接线的要求，并考虑电力网和厂站的运行方式的灵活性。所配置的继电保护装置应能满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
1）要根据保护对象的故障特征来配置。继电保护装置是通过提取保护对象表征其运行状况的故障量，来判断保护对象是否存在故障或异常工况并采取相应的措施的自动装置。用于继电保护状态判别的故障量，随被保护对象而异，也随电力系统周围条件而异。使用最普遍的工频电气量，而最基本的是通过电力元件的电流和所在母线的电压以及由这些量演绎出来的其它量，如功率、序相量、阻抗、频率等，从而构成电流保护、电压保护、方向保护、阻抗保护、差动保护等。
2）根据保护对象的电压等级和重要性。
不同电压等级的电网的保护配置要求不同。在高压电网中由于系统稳定对故障切除时间要求比较高，往往强调主保护，淡化后备保护。220kV及以上设备要配置双重化的两套主保护。所谓主保护即设备发生故障时可以无延时跳闸，此外还要考虑断路器失灵保护。对电压等级低的系统则可以采用远后备的方式，在故障设备本身的保护装置无法正确动作时相邻设备的保护装置延时跳闸。
3）在满足安全可靠性的前提下要尽量简化二次回路。继电保护系统是继电保护装置和二次回路构成的有机整体，缺一不可。二次回路虽然不是主体，但它在保证电力生产的安全，保证继电保护装置正确工作发挥重要的作用。但复杂的二次回路可能导致保护装置不能正确感受系统的实际工作状态而不正确动作。因此在选择保护装置是，在可能条件下尽量简化接线。
4）要注意相邻设备保护装置的死区问题
电力系统各个元件都配置各自的保护装置不能留下死区。在设计时要合理分配的电流互感器绕组，两个设备的保护范围要有交叉。同时对断路器和电流互感器之间的发生的故障要考虑死区保护。
三、线路保护
输电线路在整个电网中分布最广，自然环境也比较恶劣，因此输电线路是电力系统中故障概率最高的元件。输电线路故障往往由雷击、雷雨、鸟害等自然因素引起。线路的故障类型主要是单相接地故障、两相接地故障，相间故障，三相故障。
不同电压等级的输电线路保护配置不同。35kV及以下电压等级系统往往是不接地系统，线路保护要求配置阶段式过流保护。由于过流保护受系统运行方式比较大，为了保证保护的选择性，对一些短线路的保护也需要配置阶段式距离保护。110kV线路保护要求配置阶段式相过流保护和零序保护或阶段式相间和接地距离保护辅以一段反映电阻接地的零序保护。110kV及以下线路的保护采用远后备的方式，当线路发生故障时，若本线路的瞬时段保护不能动作则由相邻线路的延时段来切除。根据系统稳定要求，有些110kV双侧电源线路也配置一套纵联保护（全线速动保护）。为了保证功能的独立性，110kV线路保护装置和测控装置是完全独立的。220kV及以上线路保护采用近后备的方式，配置两套不同原理的纵联保护和完整的后备保护。全线速动保护主要指高频距离保护、高频零序保护、高频突变量方向保护和光纤差动保护。后备保护包括三段相间和接地距离、四段零序方向过流保护。此外220kV线路保护还要配置三相不一致保护。
输电线路的故障大多数是瞬时性的，因此装设自动重合闸可以大大提高供电可靠性。
选用重合闸的方式必须根据系统的结构及运行稳定要求、电力设备承受能力，合理地选定。凡是选用简单的三相重合闸方式能满足具体系统实际需要的线路都能当选用三相重合闸方式。当发生单相接地故障时，如果使用三相重合闸不能保证系统稳定，或者地区系统会出现大面积停电，或者影响重要负荷停电的线路上，应当选用单相或综合重合闸方式。在大机组出口一般不使用三相重合闸。我省220kV线路基本采用单相重合闸，110kV线路采用三相重合闸方式。
四、变压器保护
电力变压器是电力系统中使用相当普遍和十分重要的电器设备，它若发生故障将给供电和电力系统的运行带来严重的后果。为了保证变压器的按安全运行防止扩大事故，按照变压器可能发生的故障，装设灵敏、快速、可靠和选择性好保护装置。
变压器可能发生的故障有：各向绕组之间的相间短路；单相绕组部分线匝之间匝间短路，单相绕组和铁芯绝缘损坏引起的接地短路；引出线的相间短路；引出线通过外壳发生的单相接地短路以及油箱和套管漏油。变压器的不正常工作情况有：外部短路或过负荷引起的过电流；变压器中性点电压升高或由于外加电压过高引起的过励磁等。
根据继电保护和安全自动装置技术规程规定，变压器一般情况要配置以下保护：
变压器油箱内部短路故障和油面降低的瓦斯保护、压力释放、油温过高、冷却器全停等非电量保护； 变压器绕组和引出线多相短路、大电流接地系统侧绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路的纵联差动保护或电流速断保护；
变压器外部相间短路并作为瓦斯保护和差动保护（电流速动保护）后备的低电压起动过流保护（或复合电压起动的过电流保护或负序过电流保护）；
大电流接地系统中变压器外部接地短路得零序电流保护； 变压器对称过负荷的过负荷保护； 变压器过激磁的过激磁保护。
不同电压等级和容量的变压器配置有所区别，电压等级越高，变电容量越大的变压器配置越复杂。对电压为220kV及以上大型变压器除非电量保护外，要求配置两套完全独立的差动保护和各侧后备保护。
220kV侧的后备保护包括：零序方向过流（两段两时限）和不带方向的零序过流；复合电压方向过流（一段两时限）和复合电压过流；
间隙零序电流和电压保护
110kV侧的后备保护包括：零序方向过流（两段两时限）和零序过流；复合电压方向过流（一段两时限）和复合电压过流；间隙零序电流和电压保护
35kV侧的后备保护包括：复合电压方向过流（一段三时限）各侧装设过负荷保护，自耦变还装设公共绕组过负荷保护。
五、母线保护
发电厂和变电所的母线是电力系统中的一个重要组成元件，与其他电气设备一样，母线及其绝缘子也存在着由于绝缘老化、污秽和雷击等引起的短路故障，此外还可能发生由值班人员误操作而引起的人为故障，母线故障造成的后果是十分严重的。当母线上发生故障时，将使连接在故障母线上的所有元件被迫停电。此外，在电力系统中枢纽变电所的母线上故障时，还可能引起系统稳定的破坏。一般说来，低压母线不采用专门的母线保护，而利用供电元件的保护装置就可以把母线故障切除。当双母线同时运行或单母线分段时，供电元件的保护装置则不能保证有选择性地切除故障母线，因此在超高压电网中普遍地装设专门的母线保护装置。母线保护的基本配置为：
（1）母线差动保护（2）母联充电保护（3）母联过流保护
（4）母联失灵与母联死区保护（5）断路器失灵保护
我省母联充电保护和母联过流解列保护是单独配置的，充电保护是相电流保护，母联过流解列保护要相电流和零序过流保护。
六、备用电源自投装置
备用电源自动投入装置是保证供电可靠性的重要设备。电源备自投装置采集断路器位置、电压、电流等信息，如判断出配电装置已失去主电源将自动合上备用电源。微机型电源备自投装置的工作原理和微机保护基本相同。
备用电源备自投装置主要用于110kV及以下的中低压配电系统中，因此其主接线方案是根据变电所、发电厂厂用电的主要一次接线方案设计的。和一次接线方案相对应，电源备自投装置主要有低压母线分段开关、内桥开关、线路三种备自投方案。
七、其它安全自动装置
智能变电站继电保护配置分析 第3篇
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：
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发电厂继电保护的配置研究 第4篇
关键词：发电机,继电保护装置,告警信号,发电厂
发电厂继电保护的配置直接关系着各个设备的正常、可靠运行, 它与电厂运行的安全性和稳定性息息相关。因此, 相关单位必须配置功能完善的继电保护装置, 一旦发生故障, 继电保护装置能够快速切除故障。例如, 当发电机发生故障时, 应立即停运, 并灭磁。虽然发电机没有出现严重故障, 但是, 一旦其出现了部分安全隐患, 处于不正常运行状态, 继电保护装置就会及时发出告警信号, 以提醒工作人员及时处理。为了保证继电保护方案的科学性, 还应考虑到发电厂自身的特点。本文主要研究了几种发电厂内重要一次设备的继电保护, 这对实现发电厂继电保护配置的优化有重要的参考价值。
1 电厂发电机的继电保护配置
1.1 发电机的故障类型
发电机故障主要包括以下几类: (1) 定子绕组相间短路。这种故障会产生巨大的热量和电应力, 会严重破坏绕组的绝缘, 严重时还会烧毁铁芯和绕组。 (2) 定子绕组匝间短路。这种故障发生时间过长可能会引发接地故障或相间短路故障。 (3) 定子绕组单相接地短路故障。一般情况下, 这种故障是绕组与铁芯发生短路, 接地处的短路电流产生的高温会使得铁芯部分熔化, 修复起来非常困难。 (4) 励磁回路故障。励磁回路一点接地故障不会造成直接的破坏, 但是, 如果不及时处理, 发展成两点接地或多点接地, 形成电流通路, 将会破坏转子绕组和铁芯。同时, 如果不再满足转子磁通的对称性, 电动机将会发生振动, 产生更加严重的后果。
发电机不正常运行状态有以下几种: (1) 低励磁或失磁。在这种状态下, 发电机吸取不功功率, 容易引起定子过电流, 发电机失去同步状态, 严重时还可能导致电压下降。 (2) 定子过负荷。当发电机定子电流过大时, 温度可能过高, 从而加快绝缘老化的速度, 缩短发电机的使用寿命。 (3) 定子过电压。当发电机负荷突然变小时, 发电机输出电压会变大, 可能就会将定子绕组的绝缘击穿, 引发事故。 (4) 发电机失步。这种状态会导致系统震荡, 导致定子绕组过热, 或受到机械损伤。 (5) 频率降低。当负荷过高或者发电机动力突然消失, 但发电机断路器没有跳闸时, 发电机将从发电状态过渡到电动机状态, 形成逆功率。
1.2 发电机继电保护的配置
从发电机的故障类型来看, 发电机需配置以下继电保护:纵联差动保护、过流保护、过负荷保护、定子绕组匝间短路保护、定子绕组接地保护、励磁回路接地保护和失磁保护。
纵联差动保护是发电机的主保护, 一般采用比率制动方式。当发电机内部发生故障时, 第一时间停机, 即断开发电机的断路器, 并灭磁, 同时, 关闭原动机。比率制动差动纵联差动保护的保护动作电流不是固定的, 当外部短路电流越大时, 其动作电流越大, 以确保外部故障时保护不误动而内部故障时可靠动作。过流保护反映的是发电机内的电流故障, 按照躲过发电机额定电流来整定。一般情况下, 电流采用复合电压进行闭锁。其中, 低电压按照躲过发电机失磁运行或者电动机自启动出现的低电压整定, 负序电压按照躲过相邻线路末端发生故障时的负序电压整定, 动作时间按照躲过相邻元件后备保护最长一级时间来整定。定时限过负荷保护动作电流按照发电机允许长期运行的负荷电流来整定, 而反时限过电流保护是为了防止发电机定子过热。发电机定子接地保护反映发电机零序电压的大小, 可发信或者跳闸。发电机过电压保护反映发电机机端电压的大小, 按照发电机允许最大过电压和允许时间来整定。发电机的失磁保护使用无功和过电流判据, 将失磁与短路、系统震荡、TV断线区分开来。当出现逆无功和定子过电流时, 判断发电机失磁, 保护自动降低发电机有功功率。
2 电厂其他主设备的继电保护配置
2.1 变压器保护
变压器的保护包括电流速断保护、纵联差动保护、过流保护、单相接地零序电流保护和中性点零序电流保护等。变压器的电流速断保护是为了在保护范围内发生单相或多相短路故障时迅速切除故障点。其整定值应同时考虑外部发生故障时的最大短路电流和变压器的励磁涌流, 保护动作值取这两个值的最大值。为了与其他保护配合, 一般采用速断保护。变压器的纵联差动保护主要针对变压器绕组内部以及引出线上发生的故障, 动作值按照躲过外部故障时最大不平衡电流整定, 保护动作时将变压器各侧断路器跳开。过流保护、单相接地零序电流保护、中性点零序电流保护等属于变压器的后备保护, 使得变压器的保护更加完善、可靠。
2.2 电动机保护
对于高压电动机或者大容量的低压电动机, 要求采用较为完善的保护, 一般配置纵联差动保护、电流速断保护、过流保护、过热保护、单相接地保护、堵转保护、过负荷保护和欠电压保护等。其中, 堵转保护属于电动机的特殊保护。电动机发生堵转, 是指电动机长时间没有达到额定转速, 流过电流变大。当单独传情况严重时, 很容易使得电动机被烧坏, 因此, 设置堵转保护。堵转保护需要躲过电动机的正常启动, 因此, 在整定的启动时间内, 需暂时退出堵转保护。堵转保护的动作电流和延时整定是由电动机的启动特性和耐受过电流决定的。一般情况下, 可将堵转电流整定为2.5~3倍的额定电流。
3 总结
发电厂内设备种类比较多, 保护配置复杂, 对继电保护配置的研究任重而道远, 还有大量繁重的工作需要开展。本文简要分析了发电厂内主要设备配置的保护类型, 希望为发电厂继电保护更深入的研究提供参考。
参考文献
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继电保护的论文 第5篇
1、电力系统继电保护二次安全措施的现状
1.1继电保护的带电检修的二次安全措施
当继电保护系统在带电的电流互感器二次回路上工作的时候：第一，应该禁止工作人员打开互感器的二次侧开路，同时不能将回路中的永久接地点断开；第二，对于短路电流互感器而言，禁止用导线进行缠绕，这样才能保障短路的可靠性与稳定性；第三，禁止在电流互感器与短路端子之间的回路进行工作，同时也禁止在电流互感器与短路端子之间的导线上进行工作。总之，当继电保护系统在带电的电流互感器二次回路上工作的时候，应该以避免二次侧开路中产生高电压危险为主要原则，从而保障回路的正常工作。当继电保护系统在带电的电压互感器二次回路上工作的时候，应该以防止二次侧短路或接地事故的发生：第一，当工作人员取下或者是投入电压端子连接片与线头的时候，工作人员必须进行小心操作，避免误碰相邻端子或接地部分，与此同时，当工作人员在拆开电压线头的时候，应该给拆开的电压线头做好标记，并用绝缘布将电压线头包好。第二，当工作人员在操作的时候，必须使用相应的绝缘工作，同时应该戴好绝缘手套。在必要的时候，必须在值班负责人或者调度员允许以后才能在工作之前将继电保护装置关闭。第三，当工作人员接临时负载的时候，必须在电路中安装专用的隔离开关与保险器，并要保证保险器的熔丝熔断电流与电压互感器保护熔丝相配合。
1.2继电保护设备停电检查的二次安全措施
第一，工作人员必须断开与被检修设备相连接的电流回路，同时也应断开与被检修设备相连接的电压回路；第二，工作人员必须将继电保护系统中被检修设备电流互感器到母线保护之间的电流回路切断；第三，工作人员必须将继电保护中被检修设备与运行断路器之间的跳闸回路切断，如变压器的后备保护跳母线联络断路器、分段断路器以及旁路断路器的跳闸回路等；第四，工作人员必须将继电保护中的被检修设备启动失灵保证跳闸回路切断，主要包括启动远跳对侧断路器的相关回路；第五，工作人员必须将继电保护中的被检修设备启动中央信号、故障录波回路切断。
2、电力系统继电保护二次安全措施的管理
2.1继电保护装置中的“投检修态”压板
通常情况下，“投检修态”压板的`作用主要是为了将继电保护装置中发送的报文中的“test”位置“1”，这样就能够向其他设备中传递本装置正处于检修中的信息，当其他装置接收到了这个信息之后，它还可以与“投检修态”压板进行信息交换，但是其他装置已经不能再进行互相操作。只有检修态设备之间才能够进行互相操作。“投检修态”压板在整个继电保护装置中的作用是至关重要的，它是二次安全措施中最基础的防线。现如今，在市场上某些继电保护装置生产厂家在继电保护装置面板上没有对“投检修态”压板的状态标注明确的记号，只是将“投检修态”压板状态在继电保护装置的开入位置变位中进行标注，这在一定程度上就导致工作人员无法对该压板的实际运行状态进行实时把握。因此，当“投检修态”压板产生接触不良或是该压板在连接二次引线发生松动，从而导致“投检修态”压板的工作位置与实际工作情况不符，会给电力系统的正常运行造成严重的影响。针对上述情况，继电保护装置的生产厂家可以在进行继电保护装置设计过程中，在继电保护面板上比较醒目的位置上对该压板的实际投入与否状态进行明确的标注。
2.2继电保护装置中的软压板投退
继电保护装置中的软压板投退包含了多方面的内容，其中主要有出口GOOSE、失灵启动GOOSE以及间隔软压板投退。通常情况下，软压板投退可以为继电保护装置中的检修设备与运行设备提供所需的逻辑断开点。目前，继电保护装置的生产厂家对生产环境的命名以及功能的定义上都没有形成统一的标准。比如：在220kV母线保护工作的过程中，PCS-915所采用的主要是间隔投退软压板，而BP-2C-D所采用的主要是GOOSE接收软压板。因此，电力系统在具体的生产过程中会以所需为基础选择不同类型的软压板，这样可以满足电力系统对软压板的功能需求，但是由于软压板缺乏统一的规范，这就加大了管理上的难度。当工作人员进行继电保护工作的时候，必须对市场上的软压板名称以及功能差异情况进行充分的了解，这就对从事继电保护工作的工作人员提出了更高的专业要求，这样才能保障电力系统的安全措施做到准确无误。针对上述情况，在继电保护相关规范中，要统一规定继电保护装置的设备名称以及功能等，从而完成对继电保护二次安全措施的规范化管理。
2.3继电保护装置中的拔除光纤
在进行停电检修过程中，可以运用常规微机保护方式，通过“跳闸脉冲”的方式对电力系统中的回路进行完整的检测。通常情况下，在电力系统中如果不进行拔除光纤工作，就会导致不能进行有效的硬件间隔。因此，这就会造成继电保护装置运行中很有可能会出现风险，甚至引发比较严重的事故，这就要求工作人员除非在现场环境允许的情况下，才可以进行拔除光纤工作，否则便不能进行拔除光纤的方式进行检测。针对上述情况，需要电力系统重视变电站本身的调试工作，同时以此为基础进行跳闸逻辑的全面性检测。此外，电力系统还应该重视对相关的保护校验工作运用适当的检修方法进行定期检修。
3、结语
浅谈抽水蓄能机组继电保护配置 第6篇
[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.
探究智能变电站继电保护配置 第7篇
智能电网由于其较传统电网的一些优点, 世界各国都广泛应用这种新型电网技术, 我国对其的应用规划源于2009年, 经过多年的发展已经进入了大规模发展阶段, 其主要目的在于通过智能技术的应用, 保障电网工作安全、有效地运行。智能电网的应用提高了我国供电系统的竞争力, 有助于走向国际电网市场, 向一些电网较发达国家学习更多先进的技术, 吸取别人的电网建设经验以保障我国电力系统的稳定进行。智能电网技术之所以能在短期内在我国得到迅速发展, 与其一些突出的特征分不开。现将其一些主要特征作如下解释:
1.1 高分辨力
智能电网主要是应用现代计算机网络和通讯技术对电网进行数字化或信息化管理。由于它属于智能系统, 所以它的自愈性较好, 如电路出现故障, 它能够及时发现故障线路并告知控制室。这就为电网工作人员带来了极大的便利, 他们能够及时发现出现故障的线路, 避免造成大面积停电事故, 并及时进行维修, 提高了电网维护工作的效率。除此以外, 它的高分表率还体现在其隔离功能及其迅速恢复供电的功能。如一段线路出现故障时, 它通过网络重构电路, 保障非故障线路区域的正常供电工作, 这无疑使得变电站供电技术的进步, 也保障了电网供电服务的进步。
1.2 节能性
智能电网对全站采取的是网络控制, 由一条主网络对各个部分进行控制, 实行的是集中录波、监测和监控。集中录波减少各线路录波工作的繁琐, 并有助于电路波段数据的安全保护。通过网络对电路进行监测与监控, 减少了工作人员的工作量, 不但获取的信息更为准确, 而且安全性高。通过智能控制, 全站网络的消耗集中在这三个部分, 这样以来减少了各线路的消耗, 这就使得继电保护设备的数据消耗变小。与传统电网配置相比, 提高了资源的有效利用率。既节约了线路装置所耗费的资源, 也提高了电路的工作效率。
1.3 高技术性
高级技术性针对的是网站的配置而言的。因为智能电网主要是通过网络技术将全站电网联系起来, 实行的是广域保护。想要对全电网实行更好的管理, 并保证其稳定运行, 离不开与之相匹配的技术。高技术性与其高分辨率是相对应的, 因为其自愈功能、故障预防系统及更改线路都离不开高技术的支持, 正是有了网络技术及通讯技术的高诉发展, 在现代高端技术的支持下, 智能电网才得以发展如此迅速, 并在配置上不断更新, 适应时代发展的需求。
1.4 经济性
通过网络控制, 在各部分可以较少人员管理的参与, 在主控制室安排少量的高技术人员或监管人员就可以对全域的电网进行操控, 这首先减少了人员的安排, 在电网管理人员的安排方面减少了成本。其次, 其自动调控故障的功能也为变电站服务节约了成本。如出现停电事故, 传统的电网出现停电故障时, 为了维修可能要断掉与故障线路相关地域的供电, 但是通过智能电网技术, 因为其能通过网络程序更改电网线路, 避免更多区域受到障碍区域的影响, 这为电网的维修控制了成本。所以说智能电网具有很大的经济性。
2 智能变电站对传统继电保护配置的挑战
传统继电保护配置的种类多样, 但主要由三部分组成:测量部分、逻辑部分及执行部分。传统配置中的这三个部分在工作时比较倾向于逻辑顺序, 按部就班。而智能变电站它是在适应时代发展的特点下, 为了提高国家电网运作效率下, 采用新的信息技术建立的一种新型电网技术。正如前面谈到的它具有高技术性、节能性、自调性等优于传统电网的特点, 所以对传统继电配置设施提出了挑战。挑战主要体现在技术及设备配置上。智能电网实行的是广域借口, 属于双重配置, 主要包括过程层与变电站层。过程层主要是通过独立操作实行主保护, 而变电站层主要是通过全站布局的方式, 已达到保护整个电网的安全。由于传统继电设备的落后, 难以适应智能电站的新技术, 同时, 传统的电网在操作过程中过于注重逻辑顺序, 不如智能电网的分布式及集中管理有效, 不利于数据的传输及处理工作。所以传统的继电配置应该进行升级, 引入新的技术设备。因此, 为了提高智能电网技术的应用, 继电保护配置应根据经济发展及电力系统的需求, 不断更新自身的设备, 以保障我国电网工作的顺利进行。
3 提高智能电网技术下继电保护配置的措施
3.1 线路的保护措施
智能电网是集中式保护装置, 其是一次设备。因为职能电网能通过网络调控故障线路, 所以继电配置线路应加强其性能。如对线路开关的控制及线路本身的使用期限方面, 可以实行独立开关控制;同时要加强对主线路通道的保护。在母线保护装置上实行双重保护功能, 可采取两个电路, 这样是为了防止一个电路出现问题时, 另一个电路仍能继续工作, 保证母线正常运转, 同时也要保证两条线路在传输数据的时间是吻合的。
3.2 变压器保护措施
变压器对于线路电压的调节起控制作用, 能够保障线路电压的稳定, 所以在应用智能电网继电保护的技术过程中, 应加强对变压器的保护。在安装变压器的过程中, 应注意对低压、中压、高压线路的调节。因为不同线路所需的电压是不同的, 所以变压器调节电压的性能应较好, 能应对突发状况, 并在紧急情况下能够自动调节电压, 保持线路的稳定。
3.3 数据处理能力的提升
智能电网主要通过光缆的应用, 采用网络对电网进行操控, 在这过程中离不开数据的处理。为了确保数据和时间保持同步, 需要提升继电配置设备的数据处理能力。因为新技术的应用改变了传统的信息获得及信号发送的方式, 主要通过网络共享的方式, 使用站内控制的方式实现对信息的传输。要想更好地落实智能电网的建设, 作为电网防护层的继电设备提高其数据处理能力是必须的。
4 小结
当前我国智能电网的建设正如火如荼的进行, 将来其在电网建设中会覆盖更为广阔的地域。由于其建设过程中还存在一些技术处理上的问题, 而继电保护作为电网的防线, 对维护电网的稳定性中占据重要的地位, 所以提高电网继电保护配置具有现实意义。相信经过相关技术人的不断努力, 在提高继电保护配置的基础上, 我国智能变电站能够迎来更好的发展, 保障我国电力系统建设安全、稳定的进行。
参考文献
[1]林宇峰, 钟金, 吴复立.智能电网技术体系探讨[J].电网技术, 2009 (12) .[1]林宇峰, 钟金, 吴复立.智能电网技术体系探讨[J].电网技术, 2009 (12) .
[2]胡磊.浅析智能电网对继电保护的影响[J].技术应用, 2008.[2]胡磊.浅析智能电网对继电保护的影响[J].技术应用, 2008.
[3]李峰, 谢俊, 兰金波.智能变电站继电保护配置的展望和探讨[J].电力自动化配置, 2012 (2) .[3]李峰, 谢俊, 兰金波.智能变电站继电保护配置的展望和探讨[J].电力自动化配置, 2012 (2) .
继电保护配置 第8篇
现场的运行数据与学者的研究[1,2,3,4,5]均表明,风能发电集中接入区域电网与传统电网在故障期间的电磁暂态特性存在显著差异,传统的继电保护设备在大规模风电场接入电网系统中无法保证快速、可靠动作。因此,适用于大规模风电场送出电网的继电保护配置方案是我国风电制造厂家与电力系统运行、管理部门当前共同面临的亟待解决的课题。文献[6-11]系统指出当前风电场送出电网各保护元件的适用性,本文基于风电场送出电网保护影响RTDS试验研究,进一步具体给出了风电场送出电网保护配置建议,旨在大规模风电并网后电网保护可以正确切除故障。
1 当前风电场送出电网保护配置
我国风能资源与用电负荷分布不平衡,一般在风能比较集中的区域建立大容量风电场,将风能转变成电能,再通过远距离高压输电直接并入输电网。西北某省的风电接入简图如图1所示。
随着并网风电容量的不断增大,系统故障特征更加复杂,其对输电系统继电保护元件带来的影响更加恶劣,尤其是电力系统运行管理部门及继电保护厂家最为关心的110 k V送出线路保护和送出变压器保护、330 k V送出线路保护等当前保护元件的适应性及改进的配置方案亟待解决。
1.1 110 k V送出线路保护配置
具有双侧电源的110 k V线路保护一般装设一套全线速动保护作为线路的主保护,多采用分相电流差动保护以及零序电流差动保护原理,后备保护装设三段式相间和接地距离保护,并辅以零序电流保护用于切除经过渡电阻接地故障[12]。
1.2 送出变压器保护配置
风电场送出变压器主保护采用双重化变压器差动保护配置。对于外部相间短路引起的变压器过电流,变压器应装设相间短路后备保护,一般采用过电流保护、复合电压启动的过电流保护或复合电流保护,保护带延时跳开相应的断路器。对于自耦变压器和高、中压均直接接地的三绕组变压器,增设零序方向元件,方向指向各侧母线[13,14]。
1.3 330 k V送出线路保护配置
330 k V(或220 k V)线路保护按加强主保护简化后备保护的基本原则配置和整定。主保护采用2套交流回路和直流电源彼此独立、可以快速动作切除全线路内各类型故障的全线速动保护,并且对于要求单相重合闸的线路,2套主保护都应当具有选相功能。主保护主要有纵联电流差动保护、纵联距离保护、纵联方向保护。后备保护采用阶段式相间和接地保护(包括距离保护、零序电流方向保护),允许与相邻线路和变压器的主保护配合,从而简化动作时间的配合整定,同时应能反应线路的各种类型故障。
2 风电场送出对电网保护的影响
为研究大规模新能源接入对传统继电保护原理和保护动作行为的影响,西安交通大学于2012年9月组织了国内主要厂家,在开普国家继电保护及自动化设备质量监督检验中心对110 k V、330 k V线路及330 k V变压器部分继电保护产品进行保护动作性能RTDS测试。
2.1 试验系统
试验系统如图2所示。试验系统主要参数如下:等值系统短路容量4 580 MV·A;同步电厂装机容量660 MW;风电1包含等值双馈式机组49 MW、直驱式机组45 MW;风电2包含等值双馈式机组198 MW、直驱式机组99 MW;风电3包含等值双馈式机组148.5MW、直驱式机组49.5 MW;风电4包含等值双馈式机组99 MW;光伏1容量50 MW,光伏2容量60 MW,光伏3容量40 MW。
各个厂家保护装置安装于110 k V送出线1、2,330 k V变压器1、2,330 k V送出线1、2上。试验时,RTDS将仿真的电压、电流数据等传送到继电保护装置,同时读取保护装置输出的断路器通断等信号,形成闭合试验。试验考察不同位置故障(K1—K26故障点)、不同故障类型、不同风电运行工况条件下,各元件保护装置的动作性能。
2.2 新能源场站暂态模型
基于RTDS平台建立了各类型新能源机组电磁暂态详细模型,新能源场站故障暂态特性取决于其故障期间低电压穿越控制策略。
a.双馈式风电模型。
为防止系统电压跌落期间变流器IGBT过载,双馈式风电在故障期间投入转子Crowbar短路电阻,同时闭锁变流器,并配合桨距角调节限制输入机械功率的捕获。此时机组作为异步发电机运行,其励磁电流变成衰减直流,定子电流主要为故障前转速频率的交流分量,频率范围为35~65 Hz。双馈式风电详细模型参见文献[15]。
b.直驱式风电模型。
直驱式风电采用全功率变流器,实现了机组与电网的完全隔离,故障特性取决于网侧变流器故障控制策略。在故障期间投入直流Chopper卸荷电路;调整网侧变流器有功功率控制目标,同时发出无功功率支撑系统电压;采用正负序分离控制技术消除故障电流中的负序分量。直驱式风电详细模型参见文献[15]。
c.光伏电站模型。
光伏电站也采用全功率变流器,其故障控制策略及暂态特征与直驱式风电类似,不再赘述。
d.新能源场站暂态等值方案。
采用基于容量加权的参数聚合等值方案,为简化分析,近似认为同一风电场内所有机组运行在相同工况,详细等值方案参见文献[6-7]。
2.3 试验结果分析
试验共进行166组不同位置、类型故障,重点考察线路、变压器等元件区内及区外系统侧故障时,各保护元件受风电暂态电压、电流特征的影响。统计各保护装置试验结果,得出各保护元件的正确动作率如表1所示。
a.基于单端电流量的选相、零序电流元件。
风电场端的弱电源特性使得110 k V及以上电压送出系统接地短路时,正负序阻抗远大于零序阻抗,且零序网络中不包含风电机组部分。接地故障时风电场侧短路电流主要为零序分量,使得三相电流相近,且零序电压、电流中不会有非工频分量的存在[9]。试验结果表明,利用电流变化特征的选相元件受到严重影响,零序电流保护可以正确动作。
b.基于单端电压、电流量的距离、方向元件。
双馈式风电场送出线路故障时,风电场侧短路电流的主要频率分量随短路前机组工况变化,不再保持工频,而风电场侧母线电压一般由系统支撑,可以维持工频,使得风电场侧保护测量处的电压、电流频率有所差别,会对依据电压、电流运算结果而动作的距离元件、方向元件产生不良影响。试验结果表明,距离元件、相分量及正负序分相方向元件正确动作率极低,零序方向元件可以正常工作[11]。
c.基于双端电流量的差动元件。
基于双端电流量的分相电流差动、零序电流差动保护,在风电场暂态电流的作用下正确动作率均为100%,仅是灵敏度有所降低。
d.基于双端电压、电流量的纵联距离、纵联方向元件。
基于双端电压、电流量的纵联距离、纵联方向保护,会受到风电场侧距离、方向元件不正确动作的影响。对于允许式及闭锁式纵联保护,都可能造成线路区内故障的拒动及区外系统侧故障的误动。
3 风电场送出电网保护配置建议
风电场送出电网保护影响RTDS试验表明,当前风电场送出电网继电保护配置无法很好地适应风电场大规模集中式接入的情况,需要对当前保护配置情况进行改进。
3.1 110 k V送出线路保护配置
110 k V风电场送出线路的主保护建议配置分相电流差动保护,其在风电场暂态电流的作用下仅是灵敏度有所降低,对于动作的正确性并无明显影响。
保护中的基于相量算法的阶段式相间和接地距离保护无法适应大规模风电接入的现状。双馈风机故障暂态电流衰减时间常数τ′r=0.026 s[11],即经过4τ′r~5τ′r后,风机不再向电网送出非工频电流。因此对于无延迟动作的距离Ⅰ段,将因为故障电流严重的非工频分量而导致保护不正确动作;对于带延时动作的距离Ⅱ段和Ⅲ段,由于故障电压、电流中的非工频分量几乎衰减完毕,所以仍可以正常工作。因此建议在实际运行中退出距离Ⅰ段,或者增加一个0.15 s的延时。而解微分方程算法的距离元件是基于线路RL时域模型而设计,与信号的频率没有直接的联系,可避免相量距离保护算法存在的问题,建议采用以保证Ⅰ段的正常快速动作[11],距离Ⅱ、Ⅲ段正常配置。
根据试验分析,基于零序分量的零序电流保护可以正常工作而不受风电接入的影响,建议配置作为高阻接地故障的后备保护。
3.2 送出变压器保护配置
变压器主保护所采用的比率制动特性的电流差动保护同样在风电场暂态电流的作用下灵敏度降低。另外,采用2次谐波制动的励磁涌流闭锁判据在非工频电流分量的作用下会在较长的时间内(严重情况下达到2~3个周期)将电流差动保护闭锁[8],从而使得差动保护的动作速度减慢。因此为了保证变压器差动保护的快速动作,应当考虑采用其他的不受非工频分量影响的励磁涌流判据,如间断角鉴别、时差法等。
后备保护配置过电流保护、复合电压启动的过电流保护或复合电流保护。变压器保护中的零序电流方向保护不受风电接入的影响,因此可投入作为区内接地故障的后备保护。
3.3 330 k V送出线路保护元件
试验结果表明,纵联距离、纵联方向保护受风电的暂态电压、电流影响无法正常工作,而纵联电流差动保护仅是灵敏度降低,仍可快速正确动作。因此建议配置2套独立的光纤电流差动保护作为330 k V线路的主保护,以提高保护的正确动作率。
由于风电场的弱电源特性,风电场侧保护装置基于电流量的选相元件正确动作率较低,建议采用基于电压突变量的选相元件以保证弱电源侧的选相灵敏度。
受风电的暂态电压、电流影响,基于正、负序及相量分量的方向元件正确动作率较低,建议采用基于零序分量的方向元件[9]。
后备保护配置建议与110 k V送出线路相同。
4 结论
本文根据大规模风电场并网送出电网继电保护影响RTDS试验结果,分析了当前保护存在的问题,并给出风电场送出电网保护配置建议如下:
a.110 k V线路的主保护采用分相电流差动保护,建议采用解微分方程算法的距离Ⅰ段,或将相量距离Ⅰ段保护延时0.15 s动作,同时配备常规距离Ⅱ、Ⅲ段及零序电流保护以作为相间及接地故障的后备保护;
b.送出变压器的主保护采用比率差动保护,建议采用不受非工频分量影响的间断角鉴别、时差法等励磁涌流判据,后备保护配置过电流保护及零序电流方向保护;
c.330 k V送出线路主保护建议配置2套相互独立的分相电流差动保护,采用电压突变量选相元件及基于零序分量的方向元件,后备保护配置建议与110 k V送出线路相同。
摘要：开展大规模风电场并网送出电网继电保护实时数字仿真(RTDS)试验,指出现有风电场送出电网继电保护存在的问题,给出风电场送出电网保护配置建议:110 kV送出线路的主保护采用分相电流差动保护,后备保护采用解微分方程算法的距离Ⅰ段,或将相量距离Ⅰ段保护延时0.15 s动作,同时配置常规距离Ⅱ、Ⅲ段及零序电流保护;送出变压器主保护采用差动保护,励磁涌流判据采用间断角鉴别、时差法等方法,后备保护配置复合过电流保护及零序电流方向保护;330 kV送出线路主保护配置2套独立工作的分相电流差动保护,采用电压突变量选相元件及基于零序分量的方向元件,后备保护配置与110 kV送出线路相同。
智能变电站的继电保护配置分析 第9篇
1 智能变电站的特点
智能变电站是由站控层、间隔层和过程层组成的。它是开放式分层分布式系统, 运用IEC61850通信标准。其站内信息具有唯一和共享的特点, 可以保证故障信息、远动信息不重复采集。
站控层是由主机、远动通信装置和各种二次功能站构成的。它提供站内运行的人机联系界面, 实现管理控制间隔层、过程层设备等功能, 形成全所监控、管理中心, 并与远方监控/调度中心通信。
间隔层是由若干二次子系统组成的。在站控层和站控层网络失效的情况下, 它仍能独立完成间隔层设备的监控和保护功能。
过程层是由电子式互感器、合并单元、智能单元等构成的。它能完成二次系统与一次设备相关的功能, 包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
智能变电站与常规变电站的区别主要有以下三点: (1) 出现了一些新设备, 比如电子式互感器、合并单元、智能终端等; (2) 应用了大量的网络交换机; (3) 二次接线设计采用了大量的光缆。
2 智能变电站继电保护配置方案
典型的110 k V变电站主接线为高压侧 (110 k V) 内桥接线、低压侧 (10 k V) 单母分段接线。
2.1 网络配置
站控层采用的是单星型以太网络, 所以, 推荐全站过程层配置单星型以太网络, 采用GOOSE与SV共网的方式。推荐使用单星型以太网络的原因主要有以下3点: (1) 因为间隔数较少, 为了减少交换机投资, 推荐不按电压等级组建过程层网络; (2) 因为110 k V侧间隔保护单套配置, 所以, 过程层网络单重化配置; (3) 10 k V侧推荐采用常规互感器, 不考虑母差保护、间隔间无配合的情况, 配置GOOSE单网, 用于备自投、分段保护测控装置等的相关配合。
2.2 间隔层和过程层的设备配置
设备配置主要包括互感器配置、合并单元配置、智能终端配置、保护装置配置和测控装置配置。
2.3 间隔间设备联系
110 k V线路技术方案如图1所示。每回线路配置单套完整的含主、后备保护和测控功能的线路保护测控装置, 采用点对点的方式, 利用第一套合并单元采集线路ECT电流、母线EVT电压, 合并单元双套配置, 智能终端单套配置。但是, 其应通过独立的网口分别与2套主变保护连接。
110 k V内桥和备自投技术方案如图2所示。内桥配置单套完整的含主、后备保护和测控功能的保护测控装置, 采用点对点的方式, 利用第一套合并单元采集内桥ECT电流、桥合并单元双套配置、智能终端单套配置, 但是, 其应通过独立的网口分别与双套主变保护连接。内桥备自投装置通过SV网采集线路电流、母线电压等模拟量信息, 通过GOOSE网采集线路、桥断路器位置信息和变压器第一套保护动作闭锁备自投信息。根据备自投装置安装的位置, 第二套变压器保护动作闭锁备自投信息可以通过变压器保护装置的GOOSE口点对点接至备自投装置, 也可以由变压器高压侧智能终端输出硬接点接至备自投装置。
变压器电气量保护双套配置, 每套含完整的主、后备保护功能。第一套变压器保护接入以GOOSE和SV单网;非电量保护装置和本体智能终端单套配置、就地布置, 采用直接电缆跳闸的方式;非电量保护通过本体智能终端上送动作信息至以GOOSE网, 用于测控和故障录波。
低压备自投技术方案如图3所示。低压备自投接入SV和以GOOSE单网, 通过SV网取得变压器低压侧和分段交流模拟量, 通过以GOOSE网取得变压器后备保护闭锁信号和相应断路器位置并传递跳闸信号至相应的断路器。为了实行可靠的闭锁, 2套变压器后备保护闭锁信息均需接入备自投装置。考虑到低压备自投和变压器低压侧智能终端一般都安装在开关柜内, 距离较近, 所以, 推荐由变压器低压侧智能终端直接输出硬接点接入备自投装置, 并通过电缆采集母线电压, 跳分段断路器也采用电缆直接跳闸的方式。
由于低压间隔保护安装在开关柜内, 与一次设备距离较近, 因此, 采用常规电缆的方式采集开关量和模拟量, 输出硬接点至断路器机构跳闸。
由于低压分段保护需要与变压器保护、低压备自投配合, 所以, 需接入以GOOSE和SV网, 第一、第二套变压器保护跳分段断路器分别通过以GOOSE网和变压器低压侧智能终端直接输出硬接点实现, 如图4所示。
3 结束语
综上所述, 智能变电站已经逐渐成为了未来变电站发展的趋势。继电保护设备对研究智能变电站的继电保护配置有非常重要的意义。因此, 为了进一步发展智能变电站, 不仅要探讨变电站的网络配置问题, 还要探讨各设备的配置方案, 并且考虑各设备之间的联系, 进而保证设备的高质量运行。
参考文献
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智能变电站的继电保护配置研究 第10篇
1 智能变电站的继电保护配置机构
数字化变电站的是在自动化一次设备基础上加上网络化二次设备, 以IEC61850通信规范为前提, 实现信息的共享和交互性, 并具有继电保护和数据管理等功能的现代化变电站。智能变电站可以分为三个层次, 即现场间断层装置、中间网络通信层、后台的操作层。
过程层包括合并单元、智能终端和接口设备, 其核心设备是交换机。过程层对继电的保护主要通过快速跳闸装置[1]。首先, 对电力运行的电气量进行实时监控, 比如电流、电压幅值、相位、谐波分量等, 并通过交换机以网络交互式传递信息。其次, 检测运行设备的状态参数, 检测变压器、隔离开关、断路器等设备的工作状态等。最后, 执行和驱动操作控制, 比如直流电源充放电的控制。
间隔层承担着对设备进行保护和控制的作用, 对间隔层数据的实时采集以及控制命令发出的优先级别等, 开展操作同期以及其他控制功能, 承担承上启下的通信功能。
控制层的主要设备是主机、运动装置、规约转换器等。主要功能是, 对全站数据信息的实时汇总, 对数据库的刷新, 并把收集到的信息传送到监控中心接受指令, 向间隔层和过程层传递指令[2]。另外, 可以根据不同运行方式, 预先结合离线定制整定算法, 确定几套定值整定方案, 确定系统运行中发生状况时, 保护相应切换到预先设定好的一套定值区。
智能变电站按照对象进行保护装置的配置, 如主变保护、线路保护、母线保护等, 和采用常规互感器时一样, 只不过将原来保护装置的交流量输入插件更换为数据采集光纤接口, 用以太网统一传输GOOSE以及采样值。
2 继电保护的常见问题分析
继电保护装置对于设备运行中出现的故障, 都要坚持不误动的原则处理, 尽量不失去保护、不破坏系统去对事故装置进行处理, 来保证电网运行的安全。
随着电网的覆盖范围越来越大, 短路电流故障的发生也随之增大, TA伏安特不能满足电网要求, 引起故障延迟切除和区外故障误动等。
变电站直流系统接地引发继电保护错误跳闸。由于继电保护保护定值设置项多, 控制字和跳闸矩阵设置出现问题。
在用电季节性高峰期, 容易发生超负荷, 智能变电站检查、切换的工作量大, 容易出现错误。110 k V及以下系统采用远后备, 无母差保护, 备自投等, 上一级保护难起后背作用, 进一步扩大事故, 造成供电中断等。
二次回路问题, 继电保护涉及到的二次回路数量较多、接线复杂, 常常是故障频发环节。设备检验时, 通常会注重检查设备本体, 忽视对二次回路接线检查, 所以运行中会出现二次回路接线故障[3]。比如开口三角N与L、PT切换时失去了零序电压, 造成回路不畅通等。
3 智能变电站的继电保护配置
在智能变电站的发展进化中, 继电保护经历了由模拟式到数字式保护的过程。智能变电站中的智能化一次设备和网络化二次设备, 使各个电气设备能够达到信息共享和交互性操作[4]。在分层配置的继电保护方案中, 线路保护、变压器保护等安排在过程层, 直接可以取得MU智能操作的数据信息和采样, 不必经过过程层的交换机。多间隔的母线保护配置在间隔层, 获得数据信息需要经过过程层的交换机。智能变电站的站域保护管理单元, 在后台控制层。如图1所示。
在分层配置方案里, 主设备的保护, 例如线路保护、变压器保护等, 不需要一览间隔信息, 直接和MU智能操作箱进行信息交流, 并且不受网络信息瘫痪的影响, 进行脱机交换[5]。在智能变电站完全实现了保护性能, 消除了传统中继电保护人员对网络安全的担心。
在该方案中, 对后台控制进行了集中控制和决策, 只要是对变电站的所有设备进行统一的监控和保护。这些设备包括, 线路负荷保护, 线路重合闸, 电源备自投等。这些没款可以通过后备保护进行整体的配合, 使原来分散到变压器、母线、线路等得保护的重复装置进行整合得以简化, 提高了变电站运行的效率。很好解决传统中对设备保护动作时间过长、故障切除范围较大的问题。
自适应去调整保护定值和保护范围避免变电站直流系统接地引发继电保护错误跳闸。传统中保护定值由运行人员切换定区域, 智能边站可以根据实际运行情况调整保护定值, 也可以由人工来进行定值调整, 实际运行情况的考虑涉及到线路保护, 旁路运行方式等。
站内继电保护的测试涉及到光纤以太网性能测试, 跨间隔数据同步测试等。由于继电保护装置的介质是光纤, 采用的是光数字电压和电流信号的输入方式, 所以跨间隔数据同步性测试十分必要。
4 结语
智能变电站以数字化继电保护方式为辅助, 与传统变电站相比有着可靠性和速动性的优势, 顺应了电力系统自动化技术发展的趋势, 但是继电保护技术仍需要不断总结和分析, 进一步发展到综合自动化水平。
参考文献
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继电保护配置 第11篇
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
[1] 程莉.应用于智能变电站的电子式互感器选型分析[J].江苏电机工程，2010，11（04）：77-89.
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继电保护配置 第12篇
随着电网结构变化、电网规模扩大、系统安全稳定运行及供电可靠性要求的提高, 对继电保护配置提出了更高的要求。比如由于220 k V母线故障对系统稳定的危害越来越大, 从而对220 k V母线保护可靠性的要求也越来越高。但是, 由于已投运的电流互感器二次绕组配置不满足, 导致一部分重要变电站的220 k V母线保护双重化迟迟得不到落实;220 k V及以上电压等级同杆线路, 原配置的不分相纵联距离保护不满足运行要求;110 k V电压等级仍然存在网架结构较为薄弱、110 k V线路环网运行、110 k V线路长短线定值失配等问题。结合深圳电网继电保护设备配置现状, 分析继电保护不正确动作风险可能导致电网故障类型及其造成电力安全事故 (事件) , 继电保护常见问题及与电网事故事件的映射关系如图1所示。
2 压板回路风险分析与管控措施
2.1 500 k V及以上线路保护单通道配置风险
1) 风险分析:500 k V线路主保护未按保护通道双重化配置, 若单通道中断, 将导致线路无主保护运行, 可能造成500 k V线路故障未快速切除, 构成一级事件。
2) 管控措施:完善保护通道建设, 结合基建技改工程完成保护装置升级, 实现保护通道双重化配置。
2.2 220 k V线路未配置光纤电流差动保护的风险
1) 风险分析:若220 k V未配置光纤电流差动保护, 当发生山火或高阻接地故障时, 反映接地故障的故障量不明显, 不足以可靠检测, 保护可能存在拒动, 造成事故扩大, 可能造成负荷损失, 构成电力安全事故及一级事件。
2) 管控措施:完善保护通道建设, 结合基建技改工程完成保护装置改造, 实现220 k V线路配置双套光纤电流差动保护。
2.3 110 k V线路未配置纵联保护导致局部电网失配的风险
1) 风险分析:对于多级串供的地区电网, 后备保护按照逐级配合原则整定, 将会造成近电源侧110 k V出线保护动作时间过长, 不能满足电网切除故障时间的要求;同时, 110 k V线路环网运行方式, 可能造成后备保护整定配合困难, 定值失配, 从而会引起保护越级跳闸, 造成110 k V线路N-2及以上故障, 可能造成负荷损失, 构成电力安全事故及一级事件。
2) 管控措施:优化无主保护运行输电线路整定配合方案, 确保正确切除故障;双回线在合环运行方式下, 不能配合, 存在双回同跳的风险, 采取双回线分裂运行方式;结合基建技改工程, 尽快完成保护通道及装置的改造工作, 实现110 k V线路配置纵联保护。
2.4 220 k V及以上同杆线路故障选相失败的风险
1) 风险分析:如采用纵联距离原理且没有采用分相式命令, 当发生非同名相跨线故障时有可能因为保护选相失败同时跳开两回线路, 造成同塔线路N-2故障;同时存在保护拒动扩大事故范围的风险, 可能造成负荷损失, 构成电力安全事故及一级事件。
2) 管控措施:完善保护通道建设, 结合基建技改工程将纵联保护更换为光纤电流差动保护。
2.5 220 k V母线母差、失灵保护单套配置风险
1) 风险分析:故障时若单套失灵保护退出或拒动, 则只能由对侧线路后备保护动作切除故障, 造成220 k V母线开关全跳, 220 k V母线全停, 可能导致220 k V母线N-2故障, 可能造成负荷损失, 构成电力安全事故及一级事件。
2) 管控措施:220 k V母差保护因故退出运行时, 应缩短220 k V线路对侧相间及接地距离II段时间, 并根据运行情况调整运行方式;结合基建技改工程将单母差、单失灵保护改造为双套母差、失灵保护, 实现母线、失灵保护双重化。
2.6 220 k V及以上主变保护失灵回路不完善风险
1) 风险分析:500 k V、220 k V侧开关失灵不能联跳变压器各侧开关, 可能造成故障持续时间延长, 发展为主变区内故障, 导致主变损坏, 扩大停电范围, 延长停电时间, 可能导致站内多台主变保护误动而构成主变N-2及以上故障, 造成负荷损失, 构成电力安全事故及一级事件。
2) 管控措施:结合停电定检完善失灵联跳各侧开关回路;若保护装置无法满足要求, 则结合基建技改工程更换相应主变保护, 并完善相关失灵联跳回路。
2.7 220 k V主变中压侧后备保护配置不完善风险
1) 风险分析:若变压器保护功能配置不完善, 由于没有先跳母联开关的时限段, 当110 k V系统故障, 保护或开关拒动时, 流过变中故障电流达到II段定值, 不满足I段定值时, 站内多台主变可能同时跳闸, 中压侧母线全部失压, 进而导致该220 k V变电站所带110 k V变电站失压, 可能造成负荷损失, 构成电力安全事故及一级事件。
2) 管控措施:结合停电定检, 将主变保护升级为中压侧后备保护配置, 满足两段两时限要求的保护;对于无法通过升级完成的保护, 应结合基建技改工程更换相应主变保护。
2.8 双回线线路纵联保护功率倒向风险
1) 风险分析:双回线配置纵联距离、纵联零序保护, 当单回故障时, 因两侧故障切除时间不一致发生功率倒向, 存在双回线跳闸的风险。
2) 管控措施:退出存在功率倒向误动风险保护的工频变化量距离元件;完善功率倒向逻辑, 经测试合格后对存在功率倒向风险的保护进行版本升级。
3 结语