方向保护范文
方向保护范文（精选10篇）
方向保护 第1篇
变压器是变电站最重要的设备之一,通过它完成电压的变换和功率的传输。为了保证变压器的安全、稳定运行,不但为其配置了主保护,还配置了后备保护作为变压器和相邻元件相间短路故障的保护。当变压器或相邻元件发生故障而主保护未能快速动作时,后备保护的可靠、及时动作对变压器的安全运行至关重要,因此,必须对后备保护进行定期校验,保证其正常工作。
主变后备保护主要由复压方向过流保护、复压过流保护、零序方向过流保护、零序过流保护等组成,本文重点分析复压方向过流保护。
1 复压方向过流保护
复压方向过流保护作为主变的后备保护,主要由复合电压元件、相间功率方向元件和过流元件组成。
1.1 复合电压元件
复合电压元件由相间低电压元件和负序过电压元件按“或”逻辑构成,它的启动条件为min(Ual,Ubc,Uca)
1.2 功率方向元件
目前,大多数厂家主变保护采用的复压方向过流保护的功率方向元件采用90°接线方式,见表1。
在分析短路后功率方向元件的动作行为时,以A相为例,其最大灵敏角为45°(假设UBC方向为0°,其它向量超前UBC的角度为正角度,滞后的为负),直线1右侧向着UBC的一侧为动作区[2],如图1所示。
2 复压方向过流保护校验方法
复压方向过流保护动作需满足3个条件:故障电压低于低电压定值或大于负序电压定值;故障电流和电压方向在动作区域内;故障电流大于动作值。由保护装置说明书可知,在故障电压角度确定的情况下,模拟单相接地故障时(以A相为例),IA的角度动作范围为-45～135°,实测数据为-45～134°,满足要求。但在校验相间故障时(以AB相为例),却发现角度范围大大超出了该范围,IA的实际范围是-45～194°(IA和IB反向)。
(1)方式一:
接线如图2所示,其中三相电压仍然按正序方式加电压值,满足负序电压定值或低电压定值即可,电流IA、IB反向。
在排除了试验方法出错的情况下,怀疑可能是装置出了问题导致角度范围发生变化,但在更换相关插件后结果仍然如此。由表1和图1可知,AB相间故障时,A、B相功率方向元件的动作区域如图3所示。
图3中,直线1和直线2将整个平面划分4个区域,A相的动作区域为直线1右侧向着UBC的一侧,B相的动作区域为直线2下方向着UCA的一侧,即IA的角度动作范围为45～135°,IB的角度动作范围为-165～15°。由于是AB相间故障,IA和IB反向,、当IA处于Ⅰ区时,IB处于Ⅲ区,因此A、B相功率方向元件都动作。同理,当IA处于Ⅱ区时,IB处于Ⅳ区,此时A相功率方向元件动作,B相不动作;IA处于Ⅲ区时,IB处于Ⅰ区,此时A、B相功率方向元件都不动作;IA处于Ⅳ区时,IB处于Ⅱ区,此时B相功率方向元件动作,A相不动作。综上可知,、当IA在-45～195°范围内变化时,在其它动作条件都满足时,复压方向过流保护都会动作,与实际试验数据吻合。因此,保护装置没有问题,动作正确。由此提出以下问题:如何在平时校验相间故障时模拟故障电压和电流,使方向边界范围和单相故障一致(或与保护装置说明书上的动作区域一致)。
(2)方式二:
仍以AB相间故障为例,试验接线与图2一致,但各相电压、电流要满足如图4所示的角度关系,即电流Ia、IB反向,电压UA、UB同向,UC和UA反向。BC和CA相间故障以此类推。
方式二下,A相功率方向元件的动作区间是-45～135°,B相功率方向元件的动作区间是135～315°,即在图5中直线1的左右两侧,并且无重叠区域。此时,再扫方向边界时发现,IA的角度动作范围为-45～135°,范围未再扩大,与说明书上一致。
3结束语
复压方向电流保护校验是变压器后备保护校验的主要部分,也是理解复压方向电流保护原理的重要途径。本文中复压方向电流保护校验的“方式一”是常用的一种接线方式,但按这种方式校验相间故障时,会出现方向范围扩大的现象,若没有仔细画出向量图进行分析,就可能认为保护装置有问题,或是试验方法有问题,从而浪费大量的时间去排查。这就要求在平时工作学习中,要善于发现,勤于思考,避免错误,从而提高工作效率。
参考文献
[1]万千云,梁惠盈.电力系统运行实用技术问答[M].北京:中国电力出版社.2005
电力系统方向性保护测试研究论文 第2篇
【关键词】保护装置；方向；接线；测试
引言
方向性选择是继电保护装置的重要功能之一，在110kV及以上的电压等级的线路保护和各电压等级的主变保护中，对保护的方向均有严格的规定。如继电保护装置发生方向性选择错误，将会引起事故或使事故扩大，损坏电气设备，甚至造成部分电力系统崩溃解列，从而引起大面积停电，判断继电保护装置的动作方向是否正确，必须注意以下问题。
1电流互感器的方向确定
电流互感器采用一次与二次的减极性确定，即电流从互感器的一次端L1端流进，二次电流从K1流出，则L1和K1为极性端，向量方向为L1指向L2，以下所说的均为向量指向。
2电力变压器保护
电力变压器的故障将会给系统的正常供电和安全运行带来严重后果，必须根据变压器在运行中可能发生的故障的类型保证方向的正确性。
2.1接线测试
因变压器的高低压侧的接线组别不同，为了正确的反映一次电流的幅值与相位，现在的微机保护装置能够通过根据定值输入一次接线组别和变比进行软件的相位与幅值调整，因此只需将差动电流互感器二次侧全部接线成星型，同时电流互感器的二次负载能力也将得到相应的提高。本人对电流互感器的二次方向在工作中的要求是：该电流互感器保护什么元件就指向什么元件。但是有些人在理解差动方向接线时认为：只要电流互感器的高低压侧方向同时指向变压器或同时指向母线就可以，如果单单从差动保护的原理来考虑的话是正确的，但是，更多的情况是一个电流互感器上有3个或更多的绕组，这样在对其他绕组利用在复合电压方向过流保护时，二次电流的方向是和实际的一次潮流相一致的，不然复合电压方向过流保护将在发生故障时将拒动和负荷达到一定额时将误动。故在接线时应将电流互感器的方向明确，根据潮流将二次的A/B/C相的s1电流端子接入保护装置。
2.2向量测试
在变压器投运前先在一次高低压侧用整组试验电流一相一相的查看电流回路是否对应及测量变比。变压器在空投成功带负荷之后，还应该实施带负荷测向量，对电流回路具体接线情况进行详细检查。而且带负荷前必须要把差动保护停用，之后用钳型相位表和观察保护装置准确测量每一侧相电流的实际有效值以及相位情况，从根本上确保装置所测量出来的向量差流Id能够保持在0.02Ie之下。从某种程度上讲，后备保护以及差动保护之间是存在较大差异的，而具体差异表现在：如果变压器外部出现短路，则通常情况下，保护方式就是有效保护方向能够准确指向低压侧，这种情况下，故障电流方向以及负荷潮流方向之间是保持一致的，然而故障电流往往要大于负荷电流很多。
3高压线路零序方向保护
如果中性点中能够直接接地的相关高压电网，也就说所谓的大接地系统出现接地短路问题的时候，则会发生相对较大的零序电压与电流，而实质上，正常情况之下，以上电压与电流往往是不会出现的。所以，可以借助零序电流对接地短路现象进行保护，优势明显，也已经在电力系统当中得到了非常广泛性的应用。根据相关研究结果显示，中性点接地电网当中出现的接地故障已经达到了总故障的百分之九十以上。从回路构成层面出发，一种是，零序电压在引入方面一般情况下会来源于电压互感器开口回路，而零序电流来自同侧电流互感器当中的中心线电流。而另一种则是自产零序，借助内部软件可以准确计算出相应的取出零序电压以及零序电流，有的时候有些保护装置具备当发现TV断线时，自动转取TV三次开口电压。
3.1接线情况
实现零序方向接线科学化，必须要在对线路接地故障进行保护的过程中，做到使零序电流以及零序电压相互间的相位关系能够进入到继电器动作区相对灵敏的位置。如果电流自母线所流向的线路是正值的时候，那么线路正方向出现故障，其零序电流的超前零序电压是180°-θ。公式当中的θ是变电所零序电源阻抗角。目前常用的零序方向继电器动作特性，有灵敏角为电流超前电压100°－110°和为电流滞后电压70°两种。前一种与正方向故障情况相一致，其电流和电压回路应按同极性与电流互感器和电压互感器相连。后一种则相反，应按反极性与电流互感器和电压互感器相连线。
3.2向量测试
对于微机保护，检查零序方向保护的动作方向比较容易。测试方法如下：（1）记录线路或变压器的潮流分布；（2）模拟单相接地故障（在保护端子上进行），如在端子排上打开TV二次相电压输入端子，使UA=0,将电流互感器二次B、C相在端子排上短接，并打开内外端子的联片，使IB=IC=0。（3）观察零序方向保护行为；（4）在使IA=IC-0及IB=IA=0，观察零序方向的保护行为；（5）根据零序方向保护元件的动作区及动作边界，判断其方向的正确性；（6）在此试验过程中一个应该注意的情况是有的保护的零序启动条件是：当外接和自产零序电流均大于整定值时，零序启动元件动作，并展宽7秒，去开放出口继电器的正电源，这样在试验时应将此两个端子串入电流试验回路，否则零序将不动作，对于初投运的的线路或变压器，检查零序保护的方向有时是比较困难的，此时，为了仍能检查方向，可将该保护的动作电流改小。
4母差保护
在终端变电所和枢纽变电所，母线连接的元件甚多，这样在变电所母线发生故障时将会损坏众多电力设备，至少使一段母线上的负荷全部停电，破坏系统的稳定，因此母线保护装置必须能在内部故障时能快速有选择的切除和在外部故障时不能误动。
4.1接线要求
要求反映到保护装置上的各元件电流互感器极性应一致并方向指向母线，其中母联电流互感器用于母差的绕组应作为II段母线的一个元件考虑方向。这样在流入‖段母线的电流和应该为0，同理流入‖段母线的电流也应该为0。
4.2向量测试
根据基尔霍夫定律i∑＝0，即可判断每一回流入母差保护装置的电流向量是否正确，在新的母差保护装置投运时均采取不投保护，然后采取一路一路接入二次电流，这样可根据界面上的显示的每路电流的大小和差流的大小以及钳型相位表的测量显示进行综合判断，看是否有那个元件的电流互感器的极性方向有误。
5总结
方向保护 第3篇
【关键词】电机保护；检测控制；发展方向
0.引言
电机的应用相当广泛,几乎所有的工厂都要用到它,而电机在工作过程中出现缺相、过流、欠流、过压、欠压等情况时,电机将无法正常工作,甚至损坏。随着新技术、新工艺不断地向传统的技术与工艺挑战，用计算机测控系统取代传统的测控仪表，用现代的控制算法取代经典的控制算法，己成为工矿企业及科研院所设计与改造工业测控系统首先考虑的问题。
1.三相电机保护当前局势
随着电子技术的迅速发展，二十世纪七十年代，电子式的电机保护装置得以发明并使用。电子式继电器仍然遵循反时限保护的特性，其主要由两大部分组成：一是監测部分，二是执行部分。监测部分通常采用电流互感器，利用其磁滞回线的直线部分来获取信号。一般由信号比较电路、过电流保护电路、延时电路、触发电路、执行元件及电源等部分组成。工作原理是通过电流互感器直接监测电机运行电流来进行保护。与热继电器相比，电子式继电器不存在发热问题，其动作稳定，也消除了对安装环境温度的要求，而且保护功能与灵敏度也都占有绝对优势。具有的技术先进、可靠准确、整定值可实现连续调整等特点，使得保护的电机既可避免因过载、断相、短路、三相不平衡、堵转、过压、欠压等原因而烧坏电机，也可以按照要求设定整定值。但是，通常的电子式的电机保护装置均采用人工可调定时限保护特性，无法实现与电机热过载曲线相匹配的反时限特性保护，只能实现单点式保护，并且该保护装置一般采用定时避开启动电流措施，以防止正常启动时保护误动作，但如果启动过程中出现异常故障，则电机就得不到保护。但电子式继电器相比热继电器，则具有动作灵敏、工作可靠、精确度高、耐冲击振动、重复性好、功能强大、功耗小、节能等优势，所以仍然已经成为电机保护装置的一个重要品种。
2.电动机常见的保护措施及存在问题
2.1电压保护
电机的转矩、定子电流与电压关系密切。定子电压高或低于额定电压时，电磁转矩与定子电流发生显著变化。电机工作时，如果电压长时间高于额定电压，就会很容易对定子绕组匝间的绝缘造成破坏。但是欠电压（即低电压）运行比过电压运行更成问题。假如电动机机械负荷一定的情况下，由于电网电压降低造成定子电流显著上升，损耗与温升也会随之而增加。如果供电电压恢复的过程比较慢，那么造成电动机启动状态时间过长。此时，不管是电动机，还是配电系统都会受到相当大的启动电流作用，如果电动机长期处在这种启动电流作用下，将会导致绝缘过热甚至损坏。另外，在配电电路中如果电流过大的情况下，将造成较大的电压损失，也会导致电网电压恢复较慢形成恶性循环，将导致电机的烧毁，有时甚至会造成配电系统的故障。因此，低电压保护是不可缺少的保护措施之一。
2.2堵转保护
由于机械故障、负载过大、电压过低等各种原因造成转子处于堵转，也就是说处于停止旋转或低速旋转状态，这样，电动机在全电压下堵转，电流将会急剧上升到额定电流的数倍，并且此时由于散热条件太差，电机就特别容易被烧坏。所以当检测到电动机处于堵转故障时，保护系统就要及时动作，这样电动机才不会因堵转而被烧坏。在电机启动时，将会产生7-8倍额定电流，如果想避开此时的启动电流，保护装置就应具有启动延时功能，来确保堵转保护在电动机的起动过程中达到闭锁，起动结束后再自动投入运行。
2.3过载保护
电动机被烧毁的现象，大多是发生在电动机绕组的电流长时间超过额定电流的情况下，由于电动机内部温度过高而造成的。因此，电流过载保护在电动机保护方式中被普遍应用。比如传统的热继电器，还有电流继电器和断路器保护就属于这一类。
2.4不平衡保护
针对于电动机的各类非接地性不对称故障，最好提供的单独保护，也被称为不平衡保护。通常情况下，供电变压器原方或者副方一相断线，或者是电源电压三相不平衡，这样都将造成电动机三相电流不平衡，也会导致电动机总转矩降低，可能出现抖动，是电动机的温度增高，这样长时间不平衡运行，电动机将会被烧坏，因此电动机保护器不能少了不平衡保护。
2.5热保护
上述情况中，不论是哪种故障，最终导致电机烧毁的还是由于电动机绕组局部长时间过热，引起绝缘破坏造成。因此，有些电动机保护方案就是通过直接预埋在转轴或内部绕组内的温度传感器，监测电动机内部温度变化，实现对电动机的保护。这种保护措施只能在特定的电机上实施，对于没有内置温度传感器的普通电机，加装温度传感器几乎不可能实现。即使能将传感器安装在轴架或外壳上，因外壳热传导系数、环境温度、通风条件等因素的影响，保护动作时间的分散性将非常大。
3.电机监控技术的发展方向
3.1监控系统的微机智能化
单片机、DSP(Digital Signal Processor)、嵌入式系统等具有CPU(CentralProcessing Unit)的控制系统的出现，对许多仪器仪表的设计带来了一次根本的变革。由于它们功能强大，性能可靠，能适应工业或测控现场环境要求，人们常把它们作为仪器或设备的控制中心。这类控制器具有以下特点：
3.1.1灵活性强
由于这种控制器是由软件和硬件结合起来实现各种功能，因此同一硬件结构的装置，只要换以不同的软件，就可以实现不同的功能，因此升级换代方便，也有利于减少开发成本。
3.1.2综合处理能力强
利用CPU超强的处理能力，可以实现各种复杂的逻辑控制、时序控制以及大量的数字运算。
3.1.3利用微机系统的存储记忆功能
可以轻松实现参数整定、故障记录。
3.1.4利用微机系统丰富的扩展接口
还可以实现数据的传输、报表的输出等复杂功能。
3.1.5智能控制器
这种智能控制器还具有功耗低、接口简单、结构紧凑、精度高、可靠性好、设计周期短、互换性好等优点
3.2监控系统的综合化
由于微机型控制器的上述特点，在同一控制器中，同样的硬件结构，只要增加新的算法，增加判据，就可以将测量、保护、控制集成在一起，实现多种综合功能。
3.3监控系统的网络化
随着生产过程自动化技术的发展，越来越多的用户要求电机保护器应具有通信功能，以实现集中监控。传统的集中监测方式是将所有参数采用4-20mA信号分别通过一对信号电缆传送到中央控制室，即要监控多少个参数至少需要多少对电缆。近年来，由于现场总线的发展，这些数据的传送只需要通过一对总线就可以进行了。因而当前新开发的电动机保护器都开始注意设计现场总线通信功能。
4.结语
近年来电动机的可靠保护，改善起动性能及节能运行越来越受到人们的重视。随着计算机技术和电力电子技术的发展，以高性能单片机为核心的电动机保护技术和软起动技术正在逐步发展。
【参考文献】
［１］黄开胜．三相异步电动机断相运行分析．中小型电机，1998．
［２］曹巧媛．单片机原理及应用[M].北京:电子工业出版社,2002．
［３］冯信华等．感应电动机节能控制的理论分析．中小型电机，1998．
继电保护测试的发展方向 第4篇
1 继电保护产品技术发展新特点
1)61850技术,随着IEC 61850标准的发布和61850产品的发展,继电保护也将随之会发生一些变化。使用数字电压互感器(PT)、电流互感器(CT),会给我们的保护带来什么变化,保护方案应该如何适应新的通信结构,保护信号的交换如何能够满足分布式保护的要求等问题,都需要研发人员关心的问题。研发人员在新的系统架构和技术下实现原有继电保护功能,继电保护装置的可靠性、稳定性是需要考虑的问题[2]。
2)广域保护,随着时间同步技术的发展,目前出现了广域相量测量系统(WAMS),也出现了相应的广域保护概念。以时间同步技术为核心内容的广域测量、保护技术将会逐渐被用于系统稳定。针对时间同步能力的测试也成为非常重要的内容。
3)保护与自动化功能更加紧密融合,在现阶段低压线路保护实际上已经是保护、测控合一,随着技术的发展和61850的使用,保护与控制功能将更加紧密地融合在一起,逻辑上可以进行区分,但是在物理上将在同一个装置中,这样其他功能对保护功能的影响将是一个需要研究的课题。
2 继电保护检测需要增加的内容
在原有继电保护测试项目基础上,根据继电保护装置发展的新特点,需增加如下方面的测试内容。
2.1 基于61850技术的继电保护产品检测
随着61850技术的发展和应用,一些原有的检测项目已经不能用于这些产品,例如:(1)装置测量准确度,由于61850采用了过程层总线,保护装置将接收过程层送来的数字信号,而不是以前的PT/CT交流采样,因此对采样数据精度的考核将针对过程层的光PT/CT或者电子式PT/CT。(2)SOE(事件顺序记录)分辨率试验,由于状态量的时间标签也由过程层模块完成,所以考核的对象将从继电保护装置变成过程层相应数字模块。
针对61850装置的特点,需要考虑如下方面的测试内容:(1)继电保护装置间通信报文的评估。(2)基于功能的61850过程层采样值测试工程配置能力测试。(3)继电保护装置输出信号(GOOSE、REPORT等)性能测试。
2.2 时间同步能力检测
随着GPS等时间同步技术的采用,有效地解决了不同继电保护装置时间同步的问题,为故障分析等应用带来了帮助,但是目前在时间同步方面的检测主要针对时间同步装置,继电保护装置时间同步能力的测试需要考虑,这样就从整体上保证了时间同步的效果。
尤其是针对广域测量和保护装置/系统,其时间同步效果将对测量结果产生比较大的影响,最终影响系统分析和保护的效果。
2.3 产品通信协议检测
在以往继电保护产品型式试验中,不包含专门针对通信协议的检测要求,导致在系统集成过程中,不同厂家的产品互连存在许多问题,针对这种情况,南方电网于2005年组织了继电保护故障信息系统规约一致性测试及互操作试验。其他各网局、省局等电力用户也对协议一致性测试提出了要求,这表明继电保护产品协议一致性测试已经逐渐成为继电保护测试的重要内容。
在新修订的IEC 60255标准中,明确指出为了确保继电保护产品的通信规约满足相关标准或者规范要求,需要进行一致性测试,具体测试方法需要参考具体通信协议标准内容要求。
2.4 软件测试
随着软件在微机型继电保护中的应用,软件承担了越来越多的重要工作,由于软件设计本身存在的缺陷可能会导致继电保护装置运行异常,甚至出现误动、拒动现象。尤其是针对装置内的程序,其程序逻辑难以进行完整的测试,因此当运行过程中,在某些条件下程序进入到不正常工作状态,导致保护装置工作出现问题,对电力系统安全、稳定运行可能会带来破坏。
2.5 装置可靠性检测
因为目前的测试项目大多针对样品的功能和性能,也会对出口继电器的可靠性进行寿命试验,但是装置的可靠性方面缺乏有效地检测,由于微机型继电保护装置的使用,目前装置可靠性试验可以从两方面考虑,一方面是装置硬件可靠性,另一方面是软件系统自身的可靠性。在一些现场曾经出现过通信正常,可是没有新的遥测、遥信等信息发送的情况,随着软件在装置中比重的增大,对软件可靠性的考量将是比较重要的。
3 继电保护测试方法如何与现有检测内容衔接
首先对电力系统继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的基本要求进行测试,然后进一步对继电保护装置网络化,智能化,保护、控制、测量和数据通信一体化等方面进行测试。
微机继电保护技术发展到今天,仅靠传统的测试方法已经远远不能满足要求,继电保护装置测试应实现自动化。所说的测试自动化就是测试系统可以按照事先编制的测试计划,自动、连续的完成继电保护装置的电气性能、可靠性、通信协议、信息安全的测试。测试系统在预约的测试标准指导下,无人工干预测试完成整个过程。要实现完整的测试体系,有以下几部分组成:(1)电气性能在静态模拟(简称静模)中的自动测试系统;(2)电气性能在动态模拟(简称动模)中的自动测试系统;(3)监控系统的自动测试系统;(4)通信协议的测试系统;(5)信息安全的测试系统;(6)继电保护测试专家系统。
3.1 电气性能在静模中的自动测试系统
测试系统的硬件结构如图1所示。此系统主要作用是对继电保护装置的电气性能、可靠性进行测试。在测试保护基本逻辑基础上测试测量精度。系统完成保护整组动作特性及功能检测无人工干预。
3.2 继电保护装置在动模中的自动测试系统
由于电力系统及其暂态过程的复杂性,仅靠稳态静模试验无法对保护装置进行全面验证,为此继电保护装置也必须在模拟的电力系统(简称模型)上进行验证。在动模实验室完成自动测试的核心装置是动模系统短路试验智能控制器。其控制流程见图2。
动模系统短路试验智能控制器完成自动控制动模系统不同故障位置、不同故障类型、不同短路角的短路试验以及继电保护装置的动作正确性自动判断和试验报告自动编写,完成保护整组动作特性及功能检测无人工干预的试验手段。
3.3 基于规约的监控系统自动测试系统
监控自动测试系统模型如图3所示,监控自动测试系统在规约测试的基础上,完成对测控装置的自动测试,即:模拟采样值和数据传输的正确性。基于规约的测控装置自动测试能够最大限度的减轻检验人员的工作量,而且能够将以前对装置的测试,转变为对系统的测试,把原来的一个开环测试系统,转变为闭环的测试系统,调度人员基本不需下变电站看装置的测量值,都是观察装置上传的数据,这样的测试系统就能够更加真实的模拟现场的运行环境,既考察采样值,又考察通信质量。
3.4 通信协议的测试系统
在我国,制定同一地区或同一电网公司统一的规约测试文本和规约测试方法就显得极其重要。这样不仅可以节省工程调试时间而且可以减少电网公司由于各厂家设备的通信协议不统一而安装各种各样的通信协议转换器,造成工程成本的增加,同时也给厂站系统的可靠通信增加了不稳定的因素,为电网的稳定运行带来了危害。
规约一致性测试虽然重要,但是不能急于求成,因为规约的一致性测试在某种程度上会影响规约的使用和发展,在借鉴国外先进经验的基础上,必须充分考虑中国的国情。
目前国内的规约使用向大的电力设备制造商倾斜,当出现了使用和解释不一致的时候,通常都是小的制造厂家修改自己的成员来保证规约的一致性,但这并不是规约发展的本意,在有了比较明确的国际标准前提下,遵守国际标准的要求才是最终的必由之路,否则即使在国内使用一致了,如果与国外产品互连将可能依然存在问题,而到那时再去解决这些问题,难度和工作量可想而知。
从国家的角度来进行推广难度也比较大,因为各个地区有不同的应用习惯和实际情况,有些统一起来难度非常大,除非重新更换设备,这样可能会造成大量的重复投资,因此各地区根据自己的实际情况,因地制宜地开展规约一致性工作是比较理想的选择。
3.5 信息安全的测试系统
电力二次系统安全防护是复杂的系统工程,其总体安全防护水平取决于系统中最薄弱点的安全水平。电力二次系统安全防护过程是长期的动态过程,安全防护的总体原则为“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”。继电保护和故障信息管理系统通过电力调度数据网的非实时子网实现远程网络通信。也可采用单向拨号方式,从主站端向厂站端单向拨号,避免拨号转移。厂站端的保护终端和故障录波终端应与当地的其它系统进行有效隔离。设置工作站通过电力调度数据网的实时子网实现远程网络通信。进行保护远方定值修改和投退操作人员必须使用电力调度数字证书进行身份认证。
3.6 继电保护装置测试专家系统
专家系统是一个智能计算机程序系统,其内部含有大量的电力系统专家的知识与经验,能够利用专家的知识和解决问题的方法来处理继电保护测试领域问题。也就是说,专家系统是一个具有大量的专门知识与经验的程序系统,它应用人工智能技术和计算机技术,根据本领域一个或多个专家提供的知识和经验,进行推理和判断,模拟人类专家的决策过程,以便解决那些需要专家处理的复杂问题,简而言之,专家系统是一种模拟专家解决领域问题的计算机程序系统。
专家系统运用电力系统继电保护测试领域的专门知识,通过推理来模拟通常由专家才能解决的各种复杂的、具体的问题,达到与专家具有同等解决问题能力的计算机智能程序系统。它能对决策的过程作出解释,并具有学习功能,即能自动增长解决测试中问题所需的知识。
4 结语
由于技术的发展,继电保护装置不仅要保证可靠性、选择性、灵敏性和速动性的基本要求,而且要实现网络化,智能化,保护、控制、测量和数据通信一体化等方面要求,这些给继电保护检测带来了新的挑战。建立在多年从事检测和标准化工作经验的基础上的继电保护测试自动化系统,对于继电保护产品质量保证将起到重要作用。
摘要：随着技术的发展,许多新技术在保护设备中得到了应用和尝试,尤其是61850和数字化变电站技术的发展,为继电保护的发展带来了深入地变化。针对继电保护发展的新特点,给出了继电保护检测需要增加的内容及完整测试系统的组成部分。建立继电保护测试自动化系统,对于保证继电保护产品质量将起到重要作用。
关键词：继电保护,发展方向,自动测试系统,专家系统
参考文献
[1]张超,廖碧莲.继电保护测试技术现状及其发展[J].江西电力,2006,30(5):4-6.
方向保护 第5篇
随着社会历史保护意识的迅速发展，历史建筑的保护与利用在中国正呈现出快速的发展趋势。据统计，欧美建筑设计市场中，超过7成业务为旧建筑保护与利用的项目，大多数设计机构和建设主管部门都配备有大量历史保护的人才。而在国内，保护人才的培养却和保护项目的上升速度不成比例，保护人才严重欠缺。二战后特别是20世纪60年代以来，随着各国对历史文化遗产保护意识的不断增强，历史建筑保护理论和实践的社会影响也在迅速增长。在西方发达国家，历史建筑保护已经成为建筑院系中的一个相对独立的专业领域，属建筑学新兴的学科方向，并且与社会对这一领域的职业化需求相适应。实际上，历史建筑的保护与再生，已经成为了人类社会可持续发展的重要组成部分，对此已形成广泛的国际性共识。我国作为历史建筑遗产资源及其丰富的文明古国，有必要在该领域与国际先进接轨，以满足社会日益增长的对此类专门人才的需求。
历史建筑保护工程专业在专业学科中属于工学类中的土建类，其中土建类共15个专业，历史建筑保护工程专业在土建类专业中排名第13，在整个工学大类中排名第148位。截止到 12月24日，318757位历史建筑保护工程专业毕业生的平均薪资为5015元，其中应届毕业生工资3550元，0-2年工资4251元，以上工资1000元，3-5年工资5339元，6-7年工资6822元，8-10年工资7688元。就业前景比较好的城市有：上海、珠海、北京、抚州、金华。
高压直流线路纵联行波方向保护 第6篇
近年来随着经济建设的快速发展,高压直流输电在中国的应用越来越广泛。运行经验表明,由于直流输电电压等级高、传输距离长、所经地形复杂,再加上恶劣天气的影响,线路故障比较常见,由于线路故障造成的单、双极闭锁占到40%以上[1,2],因而直流线路保护的性能受到广泛关注。
目前直流输电工程中,高压直流线路的保护主要有[3]:行波保护、电压突变量保护、低电压保护、电流差动保护等。行波保护和电压突变量保护是直流线路接地故障的主保护,动作时间为几毫秒,但不能反应于高阻接地故障;线路低电压保护是行波保护和电压突变量保护的后备保护,能反应于高阻接地故障,但动作时间稍长,为几十至上百毫秒;线路差动保护是前述3种保护的后备保护,动作速度慢,动作时间为秒级。因此,探索一种能快速反应于高阻接地故障的保护很有意义。
本文在分析行波传输特征的基础上,利用区内故障时两侧反向行波幅值均大于正向行波这一故障特征,构成纵联行波方向保护。RTDS仿真表明纵联行波方向保护具有整定方便、保护范围明确、能反应于过渡电阻等优点。
1 行波保护不能解决的问题
行波保护具有超高速的动作性能,其保护性能不受电流互感器饱和、长线分布电容等因素的影响[4,5,6],但现有的直流线路行波保护存在2个主要的缺陷。
1)作为单侧电气量保护,行波保护的保护范围只能通过定值来确定。从原理上讲,行波保护无法区分线路末端故障和对站极母线故障(K3,K5),一般认为行波保护的保护范围为本站电流互感器到对站平波电抗器之间,如图1所示,其中OCT表示光学电流互感器,P1和P2表示极1和极2。极母线接地故障(K3)时行波保护动作虽不至于造成不良后果,但会对故障分析和故障定位带来一定困难。
2)不能反应于高阻接地故障。换流器出口接地故障(K4)、交流系统故障(K7)或逆变器换相失败造成直流旁通时,与K3处故障仅相差一个平波电抗器,为确保行波保护不会超范围动作,其定值必须按躲过K4处金属性故障来整定,因而无法反应于线路上的高阻接地故障。
2 行波原理分析
2.1 行波传输原理
按照故障叠加原理,故障后相当于在故障点叠加了一个故障电压源,由此产生的行波从扰动点沿线路向两侧传播,并在波阻抗不连续处产生折反射。正向行波f1和反向行波b1分别可表示为[7]:
式中:Δu1和Δi1分别为电压、电流的故障分量;Zc为线路的波阻抗。
行波在传播过程中遇到波阻抗不连续点会产生折反射。由于输电线路的均匀分布参数特性,行波一般只在故障点和线路末端产生折反射。直流线路由于两侧连接大容量的平波电抗器,行波将在平波电抗器处发生反射和折射,反射系数Γr为[8]:
式中:L为平波电抗器的电抗值。显然有|Γr|<1成立。
2.2 正方向故障
本文所指的电流、行波的正方向均以从母线指向线路为正。
当直流线路上发生故障时,故障点处于两侧换流站的正方向,两站情况相同,故障瞬间行波传输方向如图2所示。
行波从故障点分别向两侧换流站传输,保护首先感受到第1次反向行波b1,该行波在平波电抗器处发生反射和折射,其反射波又使保护感受到第1次正向行波f1。由于电流互感器和平波电抗器的电气距离很近,这2次行波几乎同时到达,且满足
结合式(2),则有
即当被保护的直流线路正向故障时,在故障初始一段时间内,整流侧和逆变侧的保护所感受到的正向行波的幅值均小于反向行波的幅值。
2.3 反方向故障
以整流侧反方向故障为例,故障瞬间行波传输方向如图3所示。行波首先传输到整流侧,保护感受到第1次正向行波fr1,然后该行波传输到逆变侧再进行折反射,即在这段时间内整流侧反向行波的值很小,因此|fr1|>|br1|。即对于反向故障,保护感受到的正向行波的幅值远大于反向行波的幅值。
该故障点对逆变侧而言在其正方向,因而保护感受到的第1次正反向行波bi1和正向行波fi1几乎同时到达,且|fi1|<|bi1|。
3 纵联行波方向保护方案
从以上故障时行波传输的特征可知,当发生线路区内故障时,两侧保护各自所感受到的反向行波和正向行波几乎同时到达,且正向行波的幅值均小于反向行波的幅值。
而发生区外故障时,一站感受到的是正向行波的幅值小于反向行波的幅值,另一站感受到的是正向行波的幅值大于反向行波的幅值。
本文在这一结论基础上,利用两站得到的反向行波和正向行波关系构成行波方向保护,方案如下。
1)对于双极直流线路,采用相模变换技术,将相互耦合的两极线路解耦为相互独立的单相系统,分别计算各极电压、电流的故障分量的线模分量如下:
式中:Δul1,Δul2,Δil1,Δil2分别为极1和极2电压、电流故障分量的线模分量。
两极电压、电流故障分量的地模分量为:
式(5)、式(6)结合式(1)可知,故障后两极行波的地模分量相同,线模分量大小相等、极性相反。
2)一侧保护判为正方向的条件为:
式中:b1qd为线模反向行波的启动值。
当反向行波的线模分量幅值大于启动值时保护开放,若正向与反向行波幅值之比k连续5个采样点小于门槛值k0,则判定发生正向故障,否则为反向故障。
3)若判为正方向故障,则根据反向行波的线模和地模分量的极性选出故障极。根据分析和大量仿真实验,区内故障时故障极的反向行波的线模和地模分量的极性相同,非故障极的这2个分量极性相反。据此可选出故障极。
4)故障极将故障判断结果发给对端保护装置,同时接收对端保护传来的故障判别结果。如果两端保护均判为正方向故障,则表明发生了区内故障,保护动作;否则保护不动作。
5)纵联行波方向保护需要得到对站的信息,依赖于站间通信,并且,由于直流线路距离较远,长达1 000km以上,站间通信的延时也较长,大于故障后行波波头的有效时间窗。因此,为防止误判,启动值满足后保护仅开放4ms,如果在此时间窗内不满足正方向条件,则退出故障检测逻辑;如果满足正方向条件,则必须进行一定时间的展宽,以便等待对站的信号。
4 RTDS仿真分析
4.1 仿真模型
为验证保护原理的正确性,本文在天广直流模型上进行RTDS仿真试验。线路全长960km,由线路参数可计算出在频率为200 Hz[9]时线模波阻抗为258.3Ω,线模行波传播速度为v=2.947108m/s。平波电抗器为150 mH。保护采样率为10kHz,线模反向行波的启动值设置为100kV(由下文仿真分析设定)。
4.2 典型故障仿真
1)区内极2故障(K2)
P2线路中点发生金属性接地短路,仿真波形见附录A。附录A图A1和图A2分别为整流侧和逆变侧线模正向行波(f1)、反向行波(b1)以及地模反向行波(b0)的波形。可以看出,线路上发生故障时,两侧的线模行波在故障后一段时间内均有反向行波幅值大于正向行波幅值的特点,但这个过程很短,大量实验表明,一般在2~4ms内。根据两侧保护的判别结果即可确定线路内部发生故障;附录A图A1中P2的b0和b1在故障后一段时间内极性相同,据此可判断为区内P2故障,立即由整流侧移相。
2)区内P1故障(K1,95%)
附录A图A3和图A4为P1区内故障时P1的行波波形,故障点到整流侧的距离占线路全长95%。两站均有b1>f1,且b1与b0同极性,据此可判断为区内P1故障。
3)区外故障(K3)
此时,整流侧和逆变侧的波形分别见附录A图A5和图A6。K3点处于整流侧保护的正方向、逆变侧保护的反方向。此时,整流侧所测得的反向行波幅值明显大于正向行波,判为正向故障;逆变侧所测得的正向行波幅值大于反向行波,判为反向故障。综合两侧保护的判别结果可知发生区外故障,保护不动作。
4)区外故障(K5)
此时,整流侧和逆变侧的波形分别如附录A图A7和图A8所示。K5点处于整流侧保护的反方向、逆变侧保护的正方向。此时整流侧所测得的正向行波幅值明显大于反向行波,判为反向故障;逆变侧所测得的反向行波幅值大于正向行波,判为正向故障。综合两侧保护的判别结果可知发生区外故障,保护不动作。
4.3 相关因素分析
与行波保护相关的主要因素有故障点位置、过渡电阻和故障距离等,为了设定保护启动值且验证本保护方案的可行性,进行了大量仿真。
1)故障点位置。在额定运行功率的情况下,分别模拟了K1,K3,K4,K5,K6故障。为设定保护的定值k0,仿真中考察了保护启动后连续10个采样点正、反向行波幅值之比k,由仿真结果可知,对每个k,正向故障时0<k<1,而反向故障时k远大于1。因篇幅所限,表1仅列出10个采样点k值的平均值珔k。
根据仿真结果,综合考虑区内外故障时保护的灵敏度和可靠性,本保护方案设定k0=1.0。
另外,对比区内(K1,95%)故障和区外K3点故障,两点电气距离非常接近,但逆变侧保护在2次故障中所测得的正、反向行波大小关系截然相反(见附录A图A4和图A6),说明本保护方案具有绝对的选择性。即纵联行波方向保护与现有的行波保护相比具有明确的保护范围,以两侧换流站的电流互感器为界,如图4所示。
2)过渡电阻。为了考察纵联行波方向保护反应于过渡电阻的能力,考察一个较极端情况,在距整流侧912km(占线路全长95%)处P2设置接地故障,过渡电阻为350Ω,整流侧的行波波形见附录A图A9。由图可见,在区内线路末端高阻接地时,线路两端正反向行波幅值均有所减小,但其比值范围基本不变,如表2所示。大量仿真表明,区内高阻接地时,反向行波幅值仍能大于100kV,因此保护的启动值设定为100kV。
3)动作时间。单侧保护判断出正方向需要2ms左右,再加上站间通信的延时,保护动作时间在十几毫秒,可见站间通信对保护的影响比较大,一方面站间通信故障时保护必须退出,另一方面保护动作时间与站间通信延时有关,且站间通信延时要占大部分。
5 结语
现有的直流输电线路行波保护存在保护范围不明确、难以整定和不能反应于高阻接地故障等缺陷。本文利用线路区内故障后反向行波幅值大于正向行波幅值这一故障特征,在两侧换流站分别进行正方向判别,构成纵联行波方向保护。大量仿真结果表明,该保护具有整定方便、保护范围明确、能反应于过渡电阻等优点。虽然本保护方案依赖于站间通信,动作时间较长,但相对于能反应于高阻接地的低电压保护而言,本方案的动作速度还是明显快于后者,因此,纵联行波方向保护可作为直流线路主保护的有益补充。
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超高速直流输电线路保护方向元件 第7篇
高压直流输电工程在远距离大规模输电及电力系统联网方面具有明显优势, 根据我国能源布局和电网发展特点, 未来我国采用直流输电, 尤其是特高压直流输电的规模将超过其他国家[1,2]。直流输电线路保护作为直流输电工程保护系统不可或缺的组成部分, 承担着快速检测并清除线路故障的重大任务, 其表现的优劣直接影响到整个直流输电工程的运行性能。目前直流输电线路保护主要由行波保护、电压突变量保护、低电压保护、直流线路差动保护等保护构成[3,4,5,6,7], 其中行波保护为线路主保护, 在实际运行中存在区内故障灵敏度不高、雷击干扰与故障识别不准确等问题[6,7]。因此, 有必要研究性能更为优越的新型直流输电线路保护。
直流滤波器并联装设在直流高压母线和中性母线之间, 用来保证任何运行方式下换流器的最大等效谐波电流都不超过其限定值。平波电抗器则与直流滤波器一起构成换流站直流侧的谐波滤波回路, 抑制直流线路电流和电压脉动成分, 降低直流侧的谐波分量[8,9,10,11]。从直流滤波器及平波电抗器的作用可知, 它们对高频信号有一定的衰减特性, 构成了直流输电线路高频信号的固有线路边界。
基于线路边界对高频信号的衰减特性, 国内外学者进行了相关的新型直流线路保护理论研究工作[12,13,14,15,16,17,18]。文献[12]在实际装置上实现了下述基本原理的保护:当线路区外故障时, 由于线路边界的衰减作用, 线路测量装置处所测高频分量较小;而在线路区内故障时, 高频信号无线路边界阻隔, 线路测量装置处所测信号高频分量较大, 通过比较高频信号能量大小, 即可区分直流输电线路区内外故障。
但是, 在新建±660 k V及±800 k V输电电压等级工程中, 为了降低设备绝缘要求, 平波电抗器总电感值不变, 但采用分置方式布置, 即分别布置于直流极线与中性母线上[19,20,21,22], 这将会导致线路边界对高频信号的衰减程度减小。并且由于特高压输电工程一般为超远距离输电, 随着线路长度的增加, 区内故障产生的高频信号沿线路传播到测量装置处的衰减随之增加, 其高频分量幅值可能会小于整流侧强区外故障 (只经线路边界衰减) 高频分量幅值, 造成单靠边界元件区分区内外故障的困难。
为了解决这一问题, 通过对直流输电线路不同方向故障行波特征的分析, 提出了一种基于故障行波能量的超高速故障方向判别元件。测试结果表明, 该方向元件适用于±500 k V、±660 k V及±800 k V不同电压等级输电工程, 不仅可以与边界元件配合构成单端全线速动的超高速保护, 同时可以构成纵联方向保护, 在直流输电工程不同运行方式下, 均可以超高速判别故障方向。
1 平波电抗器分置及其对线路边界高频信号衰减特性的影响
采用平波电抗器分置方式主要有3点优势[21]:有利于降低换流站电气布置的难度;位于中性母线的平波电抗器绝缘水平要求低, 制造难度和成本显著降低;有利于降低换流站多个位置的最大持续运行电压。因此平波电抗器分置将是未来新建特高压工程首选的平波电抗器布置方式。
平波电抗器分置时线路边界如图1所示。直流输电工程线路边界对高频信号的衰减程度主要由直流极线上平波电抗器电感值以及直流滤波器串联谐振回路的等效电感值决定, 采用平波电抗器分置方式后, 极线上平波电抗器电感值减小, 使得线路边界对高频信号衰减幅度减小。表1给出了平波电抗器总量同为300 m H情况下, 平波电抗器采用分置与未分置方式时线路边界对高频 (f>2 k Hz) 信号的衰减程度 (糯扎渡±800 k V工程直流输电工程分置比例为1∶1, 而宁东山东直流输电工程分置比例为1∶3) , 由表中结果可知, 由于平波电抗器分置, 线路边界衰减程度有所减小。
2 线路高频信号衰减特性
对于线路末端故障, 由于线路衰减, 其高频分量在幅值上有可能难以同整流侧发生的一些较强区外故障区分开来, 因此有必要具体研究线路对高频信号的衰减特性。
考虑频率相关参数的直流线路传播函数表达式为[23]:
其中, γ (s) ={[R (s) +s L (s) ][G (s) +s C (s) ]}1/2, 为线路传播参数, R (s) 、L (s) 、G (s) 、C (s) 分别为线路单位长度的电阻、电感、电导、电容, 它们均为频率的函数;l为线路长度。
以宁东山东±660 k V线路几何参数为基准, 对线路信号衰减特性详述如下。
a.零模信号衰减程度随着频率升高而增大, 随着线路的增长而急剧增大。零模信号经1500 km线路传播后, 线路高频分量有很大衰减, 对于长距离供电的直流输电工程, 零模分量不宜用作线路保护信号。
b.线模信号基本不随线路长度及信号频率变化, 因此线模信号作为保护信号比较理想, 但线模信号需要2极信号解耦获得, 而出于可靠性方面的考虑, 直流工程配置原则要求每极控制保护系统须各自成为独立的工作单元, 线路保护只能采用本极信号。
c.本极信号衰减程度同样随着频率升高及线路长度增加而增大, 但是衰减程度介于线模信号与零模信号之间。
考虑目前直流输电线路保护的最大采样率为10 k Hz, 实际可用信号为频率在5 k Hz以下的信号, 并且仅可使用单极信号, 图2给出了2 k Hz、3 k Hz、4 k Hz本极高频信号在不同线路长度下的衰减系数以及对应的线路边界衰减系数, 其中线路边界采用衰减程度最小的线路边界组合, 衰减程度为-18 d B (线路边界对频率在2 k Hz以上的信号衰减幅度基本保持恒定) 。
由图2可知, 线路长度分别为1060 km和820 km时, 3 k Hz和4 k Hz信号对应的线路衰减即与边界衰减程度相同, 由于直流输电工程一般应用于大规模远距离输电, 因此宜选用2 k Hz至3 k Hz频谱之间的信号。
考虑过渡电阻亦会降低线路故障时的高频分量幅值, 即线路末端带过渡电阻故障产生的高频分量将会受到线路衰减及过渡电阻两方面的影响, 而整流侧强区外故障则只受到边界衰减单方面影响, 因此, 单靠边界元件, 即依靠高频分量大小区分区内外故障将遇到一定困难。为了提高直流输电线路单端暂态量保护的可靠性与灵敏度, 应增加方向元件来区分区内故障和整流侧发生的强区外故障。
3 方向元件原理及其实现
高压直流输电系统故障方向如图3所示, D1、D2分别为直流线路边界, KD为整流侧的方向元件。规定电流正方向由为直流母线流向线路, 由此可知, 线路故障f1位于KD的正方向, 整流侧故障f2位于KD的反方向。
根据行波理论, 发生故障时, 由于故障点存在附加电压源, 因此将产生由故障点向线路两端传播的故障行波。前、反行波的故障分量Δuf、Δub分别为[24]:
其中, Δu为电压故障分量;Δi为电流故障分量;Zc为线路波阻抗。
3.1 正方向故障特征分析
图4为整流侧正方向故障时的行波网格图, 故障点在附加电源的作用下向线路两端传播故障行波。方向元件KD检测到的初始故障行波为由故障点传播而来的反行波ub1, 前行波uf1为ub1在线路边界处反射而来。在随后时间方向元件KD检测到的故障行波可分为2类:一类是由对端线路边界D2反射而来的行波到达线路边界D1, 形成入射行波ub2和反射行波uf 2;另一类是由故障点f1反射而来, 形成入射行波ub3和反射行波uf3。
其中, kr为线路边界的反射系数, 大小由平波电抗器以及直流滤波器共同决定, 其值小于1。
图5为线路末端发生正方向500Ω接地故障时的前、反行波示意图 (纵坐标为标幺值) 。由图可知, 故障反行波与前行波在时域范围内有明显差异, 反行波幅值绝对值大于前行波绝对值。
3.2 反方向故障特征分析
线路反方向故障行波示意图见图6。图中, 初始故障行波为由故障点产生的初始行波透过本端边界的线路前行波uf1, 在其后行波传输2倍线路长度所需时间内, 仅有前行波uf存在, 反行波ub近乎为零。
图7为直流输电系统反方向故障 (整流侧阀高压侧直接接地故障) 时的前、反行波示意图 (纵坐标为标幺值) 。由图可知, 反行波幅值绝对值与理论一致, 始终维持在很小的范围, 与前行波有明显差异。
3.3 方向元件判据
由3.1节和3.2节可知, 对于线路正方向故障, 在故障计算数据窗内, 前行波能量值小于反行波能量值, 而对于线路反方向故障, 前行波能量值则远远大于反行波能量值。因此方向元件的原理为:故障启动后, 由式 (5) 、 (6) 分别求得前行波与反行波的时域能量Ef和Eb;若Eb>Ef, 则为线路正方向故障;若Eb<Ef, 则为线路反方向故障 (判据实现时简化了系数) 。
其中, Ns为启动时刻对应的采样点;N为积分截止时刻采样点;Z*为直流输电线路波阻抗标幺值。
3.4 方向元件在现有直流输电控制保护平台上的实现
本文所提出的方向元件基于许继集团有限公司的HCM2000直流控制保护平台开发完成, 其与边界元件配合的单端暂态量保护方案如图8所示, 保护出口信号为“1”时, 判定为线路故障。
当启动元件发出启动信号后, 方向元件首先得到电压、电流故障分量, 用故障电流分量与波阻抗相乘再分别与故障电压分量相加和相减即得到故障前行波和反行波, 再通过乘法模块计算出二者的平方值, 然后通过限幅积分模块累加前行波、反行波的平方和, 得到前行波和反行波暂态能量, 最后由比较模块完成二者大小的判断, 若满足Ef<Eb, 则判断为线路正方向故障。
4 性能测试结果
4.1 测试环境介绍
利用RTDS装置及现场控制与保护设备组成的闭环测试系统对直流输电线路单端暂态量保护装置进行故障测试, 直流输电一次系统仿真模型参照糯扎渡±800 k V、宁东山东±660 k V、三沪Ⅱ回±500 k V直流输电工程的具体参数搭建, 其线路长度分别为1 451 km、1 335 km、985 km。
故障测试与现有线路保护的故障测试类型相仿, 不仅包括不同的故障位置、故障类型以及故障过渡电阻等故障情形, 还考虑了直流工程在不同运行方式和工况下与各种故障类型的组合。
4.2 方向元件测试结果
以上测试环境中总体实验结果如表2所示。实验结果表明本文提出的方向元件在5 ms数据窗即能够正确区分线路正方向与反方向故障, 满足超高速特性, 对于线路反方向故障, 方向元件能够可靠判别为反方向, 而对于线路正方向故障, 方向元件在直接接地故障和经过渡电阻接地故障的情况下均能正确判别故障方向, 不会影响保护的正确判断。
以糯扎渡双极大地回线额定功率运行方式下的判别结果为例, 对于正方向线路故障 (线路末端150Ω接地故障) , 反行波与前行波能量比为0.28/0.07=4, 而对于反方向故障 (整流站阀高压侧出口) , 反行波与前行波能量比为0.01/2=0.005, 因此, 正、反方向故障能够很好地进行区分。
4.3 方向元件在直流输电线路单端暂态量保护方案中的应用
如上文所述, 在直流输电线路单端暂态量保护方案中引入方向元件是为了使保护装置具有较高灵敏度的同时, 防止整流侧发生强区外故障时边界元件计算值大于门槛值造成保护误动。方案中边界元件所设立的门槛值能够准确区分线路末端带较大过渡电阻接地故障与逆变侧区外故障, 而对于一些整流侧区外故障, 边界元件计算值虽然大于门槛值, 但由于方向元件的准确判别, 保护并未动作, 充分证明了方向元件的准确性与必要性。表3给出了图8单端暂态量保护方案由于方向元件准确判别从而避免保护错误动作的次数, 保护可靠性提高了约7%~15%, 并且由于此方向元件原理可靠, 计算复杂度小, 并不会影响保护整体方案的实时性, 因此在直流输电线路单端暂态保护方案中引入方向元件很有必要。
注:防止保护误动比例为防止保护误动次数和反方向故障项数的百分比。
5 应用方向元件构成纵联保护
本文所提出的方向元件不仅可以与边界元件配合构成全线速动的单端暂态量保护, 同时也可构成超高速的纵联方向保护, 保护的整体方案如图9所示。
由于故障后的电流关断和系统重启功能均由整流站完成, 因此, 当整流侧方向元件检测到故障位于整流侧正方向且收到逆变侧方向元件传来的正方向故障信息时, 保护判定故障为直流线路区内故障, 发出动作命令。由于故障方向信息仅需分别设定为高电平“1”和低电平“0”, 与差动保护需要传送实时电流信息相比, 其对传输信道的要求较低。表4给出了基于本文所提出方向元件, 利用糯扎渡±800 k V录波数据的纵联方向保护方案部分测试结果。测试结果表明该纵联方向保护可以有效检测到区内故障, 在区外故障时则可靠不动作。
6 结论
直流输电系统故障具有明晰的方向特征, 当线路正方向故障时, 前行波能量值小于反行波能量值, 而在线路反方向故障时, 前行波能量值则远远大于反行波能量值。本文所提出的方向元件基于比较故障前、反行波能量, 判别有效、实现简单, 适用于不同电压等级、不同线路长度输电工程, 它不仅可以与边界元件配合构成单端全线速动的超高速保护, 同时可以构成纵联方向保护。
适应于广域后备保护的复合方向元件 第8篇
近年来,随着电网规模不断扩大、结构日益复杂和运行方式的多样化,传统利用单端信息的后备保护已经难以适应现代电网的安全稳定要求[1,2]。广域后备保护[3,4,5,6,7,8,9]通过采集电网中多点、多类型信息进行集中决策,能够准确识别故障元件,从而构成动作快速、配合简单、可靠性高的新型后备保护。相关理论研究和工程应用都在广泛进展中。广域后备保护具有多种实现原理,其中基于方向信息的广域后备保护无需电网各节点时间严格同步、传输信息量少、原理简明,具有很好的发展前景。
故障发生时,广域系统主站搜集保护区域内各子站上传的故障方向信息,通过挖掘方向逻辑量之间存在的一致性、关联性和互补性,进行故障元件识别,并在此基础上执行断路器失灵以及近、远后备保护。其中,子站所采用的方向元件是否合理有效直接决定了故障判别结果的准确度,影响着保护系统的整体性能,因此,方向元件的选择是该保护方案实现的核心环节。
目前研究的基于方向信息的广域保护[10,11,12,13]多将研究重点放在如何利用已有方向信息得出最终决策结果方面,而对于所采用方向元件的基本原理研究还很少。传统方向元件[14,15,16]在线路纵联主保护中已有多年应用经验,其中突变量方向元件和工频变化量距离元件可以在各类故障下准确指示故障方向,对负荷、振荡、过渡电阻等影响不敏感,性能优越。但这类保护需要用到故障暂态分量,仅在故障初期有效,将其直接移植到广域系统中将无法满足保护延时动作的要求。利用故障稳态分量的负序方向元件和零序方向元件,前者不反应三相对称故障,后者仅能保护接地故障,均无法独立作为广域系统的保护方案。全分量90°接线的方向元件则在端部三相故障时不能准确动作,而在系统正常运行时总处于启动状态,这种特性将降低保护算法的信息容错能力。因此,有必要研究一种适应于广域后备保护的方向元件,以提高广域后备保护系统的整体性能。
针对以上问题,本文以正序突变量方向元件、负序方向元件和所提出的虚拟变化量方向元件作为基本保护元件,在分析各自动作特性的基础上研究3种方向元件的配合策略,从而构成一种能够长期反应各种类型故障,保护出口三相短路无死区,大电源侧有足够灵敏度,外部故障切除后可以自动返回的复合方向元件。仿真分析表明,该方向元件具有良好的动作特性,能够适应于广域后备保护应用需求。
1 基本方向元件
用于构成复合方向元件的基本元件包括正序突变量方向元件、负序方向元件和虚拟变化量方向元件。前2种方向元件为已有的成熟保护原理,此处仅对其特性进行简要分析,重点分析虚拟变化量方向元件的动作特性。为便于阐述,正序突变量的正、反向元件以ΔF1+和ΔF1-表示,负序的正、反方向元件以F2+和F2-表示,虚拟变化量的正、反方向元件(文中以A相为例)以ΔFA+′和ΔFA-′表示。
1.1 正序突变量方向元件
正序突变量方向元件通过测量保护安装处的正序电压、电流突变量相角差以判别故障方向。假设系统阻抗均匀分布且阻抗角为80°,则ΔF1+和ΔF1-的动作判据分别为:
正序突变量是故障附加网络中的电气分量,由其构成的方向元件测量角度与过渡电阻和负荷电流的大小无关,受振荡影响小,动作灵敏,且能反应各种类型的短路故障。
正序突变量方向元件的主要缺陷在于突变量是由故障后的实测值减去所存储的记忆值来获取的,记忆值对应故障前系统的运行状态。而故障发生后系统原有的功率平衡关系被破坏,实际正常运行状态将随着故障的延续逐渐偏离所记忆的运行状态。为避免产生大的误差,微机保护中一般存储2～3个周期的数据作为记忆值,超过这个时间后,利用正序突变量的方向元件将无法继续反应故障。因此,该元件不能满足广域后备保护延时动作的要求。
1.2 负序方向元件
与正序突变量方向元件类似,F2+和F2-的动作判据分别为:
负序分量同样来自于故障附加网络,因此,负序方向元件在抗过渡电阻、负荷电流和系统振荡的影响方面同样具有优势。另外,故障产生的负序分量属于稳态分量,因此,负序方向元件在整个短路持续过程中均有效。负序方向元件的主要缺陷在于其仅反应不对称故障,在三相对称故障时无法动作,因此,不能独立承担广域系统中的保护任务。
1.3 虚拟变化量方向元件
本文针对三相短路提出一种虚拟变化量方向元件,通过构造某一相虚拟电压、电流量,与该相实测分量结合产生虚拟变化量,以此构成方向元件用于持续反应对称性故障。
1.3.1 虚拟变化量方向元件动作判据
三相故障时,构造A相虚拟电压和电流为:
式中:k1为电压补偿系数;k2为电流补偿系数;
形成A相虚拟电压和电流后,与该相实测分量构成虚拟电压和电流变化量:
式中:
由此构成ΔFA+′和ΔFA-′的动作判据为:
1.3.2 虚拟变化量方向元件特性分析
虚拟变化量方向元件构造了A相虚拟电压、电流,由式(5)可知,虚拟分量中除补偿电压一次性投入需要用到故障暂态分量外,其余各部分均为故障稳态分量,从而使三相短路时保护元件中出现了长期有效的虚拟电压和电流变化量,可以在对称故障发生后持续指示故障方向。
式(5)虚拟电压量中
虚拟电压公式在不改变电压相角的情况下,将电压幅值调整为系统额定值,便于控制故障发生在不同位置时虚拟电压幅值的大小。
虚拟电压公式中由正态分布函数用于控制故障在保护正方向时虚拟电压大小和控制反方向故障时虚拟电压大小。正态分布函数具有通过调整参数来调整峰值和曲线斜率的功能,因此可以控制不同横坐标下函数值的大小以及非零值(与1求和后为大于1的数)的范围。从而使保护元件具备了一系列良好的动作特性。
三相短路时,假设保护测量阻抗角与所在线路阻抗角相同,则A相虚拟电压见图1。曲线1为本侧保护元件在不同测量阻抗(相对于线路正序阻抗的比值)下对应的虚拟电压(标幺值,基准值为系统额定电压),曲线2为对侧保护元件在不同测量阻抗下对应的虚拟电压(横坐标与图中标注相反)。
以图1中曲线1所示本侧元件为例,横坐标0对应线路首端,此处附近故障时保护所测得的三相电压很低,接近零值。通过构造A相虚拟电压使电压值维持在额定值之上(如图1中a点所示),从而避免因各相电压太低导致保护错误动作,以及形成的虚拟电压变化量低于门槛值使元件不能启动。
横坐标1处对应线路末端,若同时首端元件背侧为大电源系统,则线路末端故障首端三相实测电压可能接近额定电压。此时通过构造A相虚拟电压使电压值达到额定电压的2倍(如图1中b点所示),用于防止大电源侧虚拟电压变化量太低引起方向元件拒动。
横坐标负值区域对应保护元件反向系统,由曲线1和曲线2在该区域的相对位置可见,反向非端部故障时本侧元件A相虚拟电压总是大于等于对侧,而由故障分析理论可知,该区域三相故障本侧A相实测电压低于对侧同相电压值
在外部故障切除后,A相实测电压恢复到额定电压附近,保护安装处测量阻抗近似为负荷阻抗,数值较大,并且角度与线路阻抗角相差较大,结合式(5)可知,此时A相虚拟电压较图1中c和d点所示位置更接近额定电压,形成的电压变化量很低,保护元件可以自动返回。在有电压补偿投入的情况下,由于A相实测电压上升,补偿退出,不会影响保护返回。
图2为不同电源线路阻抗比σ(0.1,0.3,0.5,1,2)下,本侧元件在不同测量阻抗时的虚拟电压变化量。曲线1对应的电源线路阻抗比为0.1,若设虚拟变化量方向元件的电压启动门槛值为0.2UN,由图可见,在线路首段、末端以及反向一定范围内发生三相故障时,虚拟电压变化量均大于启动门槛值。而随着电源线路阻抗比的增大,电压变化量在不同短路阻抗下的值也随之增加,保护元件能够可靠启动。另外,由于虚拟电压变化量以平滑的形式趋近于0,可以通过设置不同的电压门槛值来控制方向元件的正反向作用范围。
A相虚拟电流由式(5)可见,在正方向近范围故障时为0,产生的虚拟电流变化量较大,能可靠启动。反方向故障时本侧保护元件虚拟电流变化量大于等于对侧,考虑一定误差,可为正反向元件分设电流启动门槛值,防止保护误动。外部故障切除后,A相虚拟电流等于A相实测电流,虚拟电流变化量为0,保护元件能够自动返回。
虚拟电压、电流变化量形成后,当三相故障发生在该方向元件启动范围内时,由式(8)可知,若为正方向故障出口故障,则虚拟电压变化量的相角与相量
2 复合方向元件构成逻辑
结合上述3种基本方向元件可以构造复合方向元件。由图3所示复合方向元件的构成逻辑可见,若正、负序方向元件均不启动,表示系统中无故障或故障发生在远处,则复合方向元件的输出结果为不动作;若负序方向元件启动,表示附近区域发生不对称故障,则复合方向元件切换为负序方向元件的输出结果;若负序方向元件不启动,正序突变量方向元件启动,表示附近区域发生三相对称性故障,则复合方向元件切换为虚拟变化量方向元件的输出结果。
应该指出,该逻辑中要求发生不对称故障时同一保护安装处负序方向元件灵敏度大于正序突变量方向元件,以避免虚拟变化量方向元件误投入,灵敏度的差别可通过设置不同的启动门槛值来保证。
时序配合方面,设正序突变量方向元件暂态动作特性持续时间为40 ms。在故障发生后,如果负序方向元件首先启动,则复合方向元件持续以负序方向元件的输出为动作结果;如果正序方向元件首先启动,则在其启动时间达到20 ms时,若负序方向也处于启动状态,则将复合方向元件切换为负序方向元件的输出结果,若负序方向元件未启动,则将复合方向元件切换为虚拟变化量方向元件的输出结果。由此可以保证复合方向元件在故障后快速启动,并在各种类型故障下均可持续准确地反应故障状态。
3 仿真分析
本文利用PSCAD/EMTDC对220 kV电压等级的双端供电系统进行仿真,如图4所示。
线路参数为:l=100 km,x1=0.482 6 Ω/km,r0=0.255 3 Ω/km,x0=1.447 8 Ω/km。m侧电源:
仿真过程中,设ΔF1+的电流启动门槛值为0.5IN;ΔF1-,F2+,ΔFA+′的电流启动门槛值为0.3IN;F2-和ΔFA-′的电流启动门槛值为0.2IN;ΔFA+′和ΔFA-′的电压启动门槛值为0.2UN;虚拟变化量方向元件的补偿退出门槛值为0.1UN。
图5所示为K1点三相故障时保护1处的A相虚拟电压、电流变化量标幺值。由图可见,通过构造虚拟电压、电流而形成的虚拟电压、电流变化量在背侧为大电源且线路末端对称性故障时可以保持为较大的值,分别在故障后10.8 ms和7 ms时超过启动门槛值,虚拟变化量方向元件能够可靠启动。
图6为K2点三相故障时保护1处的A相虚拟电压、电流变化量标幺值。由图可见,在反向出口发生对称性故障三相实测电压为0时,虚拟变化量方向元件中的虚拟电压电流变化量分别在4.4 ms和7.8 ms后超越启动门槛值,并在稳定后保持为较大的值,保护元件无死区,能够可靠启动。
此外,在0.08 s时反向故障消失,虚拟变化量开始回落,一段时间后重新低于各自门槛值,保护元件自动返回。
表1为正反向发生各种类型故障时保护元件的启动时间。复合方向元件的启动时间由基本元件决定。
由表1可见,在所设置故障位置发生不对称故障时,由于负序元件启动快于正序突变量元件,因此,复合元件直接以负序方向元件的输出为动作结果。三相短路时,复合元件首先输出正序突变量元件的动作结果,在启动20 ms后切换为虚拟变化量元件的动作结果。
图7所示为K1点故障时复合方向元件的动作情况。图8为K2点故障时复合方向元件的动作情况。
由图7可见,不对称故障时,保护元件从启动开始即判断为正向故障,经过一段时间后稳定在最灵敏角附近;对称性故障时,保护元件在启动20 ms后切换保护特性,在整个过程中正确动作。由此可见,复合元件可以在背侧为大电源且正向线路末端发生各类故障时准确判断故障方向,持续反应故障状态。
由图8仿真结果可见,复合方向元件在反向出口发生各类故障时无死区,能够正确动作,灵敏度高,并且长期有效。
另外,为简要分析,仿真中在正向故障时,仅以正方向元件为研究对象,未考虑反向元件首先启动可能带来的影响。如需考虑,可将元件启动制定为电压、电流超过门槛值且对应方向元件动作,三者同时满足的时刻为启动时间,这样即可保证复合方向元件的动作结果顺利切换。
4 结语
本文提出一种适应于广域后备保护的复合方向元件。分析了正序突变量方向元件和负序方向元件的动作特性,指出二者用于广域后备保护时存在的制约因素。提出一种虚拟变化量方向元件,通过构造虚拟电压、电流形成虚拟电压、电流变化量,能够持续反应三相对称性故障。结合3种基本方向元件,提出复合方向元件的构成逻辑,使该元件可以在各类故障下准确识别故障方向,长期反应故障状态,且在大电源侧有足够灵敏度,出口三相短路无死区,外部故障切除后自动返回。最后通过仿真分析表明复合方向元件动作特性良好,能够满足广域后备保护的应用需求。
电力系统方向性保护测试分析 第9篇
关键词：保护装置,方向,接线,测试
0 引言
方向性选择是继电保护装置的重要功能之一,在110k V及以上的电压等级的线路保护和各电压等级的主变保护中,对保护的方向均有严格的规定。如继电保护装置发生方向性选择错误,将会引起事故或使事故扩大,损坏电气设备,甚至造成部分电力系统崩溃解列,从而引起大面积停电,判断继电保护装置的动作方向是否正确,必须注意以下问题。
1 电流互感器的方向确定
电流互感器采用一次与二次的减极性确定,即电流从互感器的一次端L1端流进,二次电流从K1流出,则L1和K1为极性端,向量方向为L1指向L2,以下所说的均为向量指向。
2 电力变压器保护
电力变压器的故障将会给系统的正常供电和安全运行带来严重后果,必须根据变压器在运行中可能发生的故障的类型保证方向的正确性。
2.1 接线测试
因变压器的高低压侧的接线组别不同,为了正确的反映一次电流的幅值与相位,现在的微机保护装置能够通过根据定值输入一次接线组别和变比进行软件的相位与幅值调整,因此只需将差动电流互感器二次侧全部接线成星型,同时电流互感器的二次负载能力也将得到相应的提高。
本人对电流互感器的二次方向在工作中的要求是:该电流互感器保护什么元件就指向什么元件。但是有些人在理解差动方向接线时认为:只要电流互感器的高低压侧方向同时指向变压器或同时指向母线就可以,如果单单从差动保护的原理来考虑的话是正确的,但是,更多的情况是一个电流互感器上有3个或更多的绕组,这样在对其他绕组利用在复合电压方向过流保护时,二次电流的方向是和实际的一次潮流相一致的,不然复合电压方向过流保护将在发生故障时将拒动和负荷达到一定额时将误动。故在接线时应将电流互感器的方向明确,根据潮流将二次的A/B/C相的s1电流端子接入保护装置。
2.2 向量测试
在变压器投运前先在一次高低压侧用整组试验电流一相一相的查看电流回路是否对应及测量变比。
变压器在空投成功带负荷之后,还应该实施带负荷测向量,对电流回路具体接线情况进行详细检查。而且带负荷前必须要把差动保护停用,之后用钳型相位表和观察保护装置准确测量每一侧相电流的实际有效值以及相位情况,从根本上确保装置所测量出来的向量差流Id能够保持在0.02Ie之下。
从某种程度上讲,后备保护以及差动保护之间是存在较大差异的,而具体差异表现在:如果变压器外部出现短路,则通常情况下,保护方式就是有效保护方向能够准确指向低压侧,这种情况下,故障电流方向以及负荷潮流方向之间是保持一致的,然而故障电流往往要大于负荷电流很多。
3 高压线路零序方向保护
如果中性点中能够直接接地的相关高压电网,也就说所谓的大接地系统出现接地短路问题的时候,则会发生相对较大的零序电压与电流,而实质上,正常情况之下,以上电压与电流往往是不会出现的。所以,可以借助零序电流对接地短路现象进行保护,优势明显,也已经在电力系统当中得到了非常广泛性的应用。根据相关研究结果显示,中性点接地电网当中出现的接地故障已经达到了总故障的百分之九十以上。
从回路构成层面出发,一种是,零序电压在引入方面一般情况下会来源于电压互感器开口回路,而零序电流来自同侧电流互感器当中的中心线电流。而另一种则是自产零序,借助内部软件可以准确计算出相应的取出零序电压以及零序电流,有的时候有些保护装置具备当发现TV断线时,自动转取TV三次开口电压。
3.1 接线情况
实现零序方向接线科学化,必须要在对线路接地故障进行保护的过程中,做到使零序电流以及零序电压相互间的相位关系能够进入到继电器动作区相对灵敏的位置。如果电流自母线所流向的线路是正值的时候,那么线路正方向出现故障,其零序电流的超前零序电压是180°-θ。公式当中的θ是变电所零序电源阻抗角。目前常用的零序方向继电器动作特性,有灵敏角为电流超前电压100°-110°和为电流滞后电压70°两种。前一种与正方向故障情况相一致,其电流和电压回路应按同极性与电流互感器和电压互感器相连。后一种则相反,应按反极性与电流互感器和电压互感器相连线。
3.2 向量测试
对于微机保护,检查零序方向保护的动作方向比较容易。测试方法如下:
(1)记录线路或变压器的潮流分布;
(2)模拟单相接地故障(在保护端子上进行),如在端子排上打开TV二次相电压输入端子,使UA=0,将电流互感器二次B、C相在端子排上短接,并打开内外端子的联片,使IB=IC=0。
(3)观察零序方向保护行为;
(4)在使IA=IC-0及IB=IA=0,观察零序方向的保护行为;
(5)根据零序方向保护元件的动作区及动作边界,判断其方向的正确性;
(6)在此试验过程中一个应该注意的情况是有的保护的零序启动条件是:当外接和自产零序电流均大于整定值时,零序启动元件动作,并展宽7秒,去开放出口继电器的正电源,这样在试验时应将此两个端子串入电流试验回路,否则零序将不动作,对于初投运的的线路或变压器,检查零序保护的方向有时是比较困难的,此时,为了仍能检查方向,可将该保护的动作电流改小。
4 母差保护
在终端变电所和枢纽变电所,母线连接的元件甚多,这样在变电所母线发生故障时将会损坏众多电力设备,至少使一段母线上的负荷全部停电,破坏系统的稳定,因此母线保护装置必须能在内部故障时能快速有选择的切除和在外部故障时不能误动。
4.1 接线要求
要求反映到保护装置上的各元件电流互感器极性应一致并方向指向母线,其中母联电流互感器用于母差的绕组应作为II段母线的一个元件考虑方向。这样在流入‖段母线的电流和应该为0,同理流入‖段母线的电流也应该为0。
4.2 向量测试
根据基尔霍夫定律i∑=0,即可判断每一回流入母差保护装置的电流向量是否正确,在新的母差保护装置投运时均采取不投保护,然后采取一路一路接入二次电流,这样可根据界面上的显示的每路电流的大小和差流的大小以及钳型相位表的测量显示进行综合判断,看是否有那个元件的电流互感器的极性方向有误。
5 总结
因保护装置方向性保护基本在各个元件保护中均有广泛应用,且在电流互感器安装时就应该考虑各保护的方向性配合需求问题,在后期的调试及投运过程中仍需近一步验证方向的正确与否,故继电保护安装与调试人员对各种保护装置的方向性保护有各全面的认识和总体的把握,同时贯穿在工程施工的过程中,将减少工程后期与投运时的工作量,同时将大大提高了继电保护装置的后续运行质量,从而是电力系统的可靠、稳定、高质量运行的保证。
参考文献
[1]电力系统继电保护原理与实用技术[M].中国电力出版社.
继电保护测试发展方向和趋势的探讨 第10篇
对继电保护装置整体性能进行黑盒测试, 不用考虑其内部结构, 只考虑测试信号能否真实模拟电力系统状态。
1、稳态测试
稳态测试是基于相量的测试, 其输入信号为工频基波信号, 稳定、单一, 对电力系统运行状态不能真实模拟。稳态测试只适用于对保护某一功能检验和整定值校验, 难以对保护的整体性能进行测试评估。
2、动态测试
动态测试与稳态测试类似, 只考虑基波分量, 也是基于相量信号, 但与稳态测试相比, 具有以下特点:
(1) 多状态, 测试输入信号包括故障前、故障时、故障后三种状态;
(2) 输入信号阶跃变化, 不包括暂态过程;动态测试信号量通过短路计算程序获取, 易于通过常规设备实现, 因而广泛用于典型试验。
需要注意的是, 动态测试没有考虑状态之间的转换过程, 对高速继电保护装置的测试会产生不利影响。
3、暂态测试
与前述两种测试技术相比, 暂态测试考虑谐波和非周期分量的影响, 能对电力系统的扰动状进
行较真实的模拟, 从而对保护的整体性能进行更准确的评估。
工程实际中, 暂态测试可应用于继电保护的整定值的验证, 还可用于继电保护误动作原因的分析。
暂态测试信号的来源主要有三种:
(1) 故障录波器的记录;
(2) 仿真软件仿真, 如使用EMTP、EMTDC;
(3) 修改已有的波形或完全人工绘制。
暂态测试信号波形的标准存储格式为ANSI/IEEE Std.C37.111-1999COMTRADE (Stadard
Common Format for Transient Data Exchange) 。<*.dat>和<*.cfg>格式都属于COMTRADE范畴。此外, 还有部分非标准文本格式, 如<*.pl4>和<*.trf>。
4、实时闭环测试
实时闭环测试一般通过仿真系统实现。实时数字仿真系统中, 单点状态量的计算时间小于或等于时间仿真系统的步长, 远远小于采样周期, 如实时数字仿真器RTDS的时间步长最小可达50s, 这就为信号的实时性提供了保证, 从而能更好地模拟电力系统的各类动态过程。
二、继电保护测试技术的若干问题
2.1 仿真时间步长
时间步长是实时数字仿真系统的一个极为重要的指标。对设计者来说, 仿真时间步长决定实时仿真系统的性能标准;对用户来说, 仿真时间步长决定仿真系统的规模。下面从三个方面进行分析:
2.1.1 仿真系统输出的频带宽度
被测保护装置对输入信号有限制范围, 因而仿真系统输出的频带宽度受到一定限制。根据奈奎斯特采样定理, 采样频率必须大于或等于信号频率两倍, 才能避免频率混叠现象。采用频率一经确定, 则仿真时间步长需小于或等于采样周期。
2.1.2 仿真精确度
仿真系统的电力系统元件数学模型越准确, 求解时迭代次数就越多, 仿真时所需运算时间也就越长。对于实时数字仿真系统来说, 需要在仿真时间步长内完成相关计算。
2.1.3 仿真系统规模的大小
系统规模越大, 发电机和节点数就越多, 求解状态矩阵的维数就越大, 计算量呈几何级增大。
2.2 批处理技术
在保护测试时, 需要对参数进行调节, 如线路保护测试时不同的故障类型、故障点位置和短路接地电阻等。这种重复性的实验费时费力, 增加了测试人员的工作负担。
以RTDS为例, 其批处理模块 (Batch ModeOperation Facility) 就能克服这一弊端, 一经编程设
定, 就能自动执行多种测试方案, 无需人为干涉。而在测试过程中, 可随时转入手动控制方式, 对仿真系统参数进行调节。RTDS批处理通过script脚本文件来控制仿真器, 并进行数据分析。
三、发展趋势与展望
继电保护测试技术及测试工具随着技术的进步而不断进步。继电保护的测试由稳态过渡到动态和暂态的全面测试, 由开环测试过渡到闭环测试。微机型测试设备也将不断发展, 小型化、智能化、数字化是其发展方向。如将新型传感器 (如R/RC-Divider, LPCT能将kV级电压和kA级电流直接转换为A/D级) 应用至保护装置, 可使测试装置去掉放大器单元, 从而变得更加小巧轻便。同时也可去掉闭环测试方案中的电流电压放大器单元。以RTDS为代表的全数字仿真系统, 将随着电力系统元件新数学模型和新算法的出现而不断完善, 其成本也将不断下降, 从而为继电保护测试提供更加真实、有效、可行的测试环境。而基于PC的实时数字仿真系统由于较好的性价比而取得更大范围的应用。
参考文献
[1]余义传、赵艳茹:《故障回放在继电保护测试中的应用》[J].湖南电力, 2003, 23 (6) :25-28.
方向保护范文
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