保护定值配置范文

保护定值配置范文（精选7篇）

保护定值配置 第1篇

关键词：发电厂,厂用电,继电保护,整定计算

0引言

发电厂在启动、运转、停投、检修过 程中, 有大量用 电动机拖动的机械设备, 用以保证机组的主要设备 (如锅炉、汽轮机或水轮机、发电机等) 输煤、碎煤、除灰、除 尘及水处 理的正常 运行。这些电动机以及全厂的运行、操作、实验、检修、照 明用电设备等都属于厂用负荷, 总的耗电量统称为厂用电。厂用电系统为电厂内部供电级别最高的系统, 一旦出现问题, 将直接影响到电厂设备的正常运行, 严重时将造成停机事故的发生, 甚至造成人身伤害。因此, 厂用电继电保护对可靠性、速动性、选择性之间的配合要求很高, 如何满足这方面的要求仍是个难题。

近年来, 由于对厂用电系统的重视不足, 厂用电系 统继电保护的整定计算也存在一定的误区, 已经在很多电厂发生过保护拒动、误动事故, 严重的造 成机组停 运时间长 达2个多月。所以很有必要对发电厂厂用电继电保护的配置和整定计算进行研究, 以求最大限度地合理化配置厂用电保护, 确保厂用 电的可靠运行, 从而保证机组的安全、稳定运行。下面以本公司2台600 MW火电机组的厂用电保护配置及存在的问题为例, 对其配置和整定原则进行整理、分析, 并提出一些继电保护整 定计算的新思路, 以确保保护可靠、正确动作。

1高、低压厂用变压器保护整定计算

由于厂用电系统存在电动机自启动情况, 以往的整定计算中高压厂变分支低电压闭锁过电流保护, 动作电压按躲过电动机自启动最低残压 计算, 动作电流 按变压器 分支额定 电流计算, 其动作时间与低压厂变定时限过电流保护动作时间配合计算或与低压厂变限 时速断保 护动作时 间配合计 算, 时间长达1s多, 有的甚至达到2s以上。如某电厂分支复合电压过电流保护动作时间按与低压变压器的限时速断保护动作时间相配合取1.1s, 而高压厂变分支负荷的快速保护动作时间一 般为0s, FC回路的动作时间一般在0.1s以下, 如果保护配合的时间级差取0.3s, 则该电厂的分支复合电压过电流保护动 作时间就多出0.7s, 如果发生短路故障必然加重设备的损坏 程度或使短路范围扩大。目前, 高压厂变分支复合电压过电流保护一般的整定方法为:低电压动作值按躲过电动机自启动时最低残压计算, 负序电压动作值按躲过正常运行时出现的不平衡电压整定, 动作电流按躲过对应分支额定电流计算或者按电压元件保护范围末端两相短路时有足够灵敏度计算。按照这种 整定原则, 高压厂变分支低电压闭锁过电流保护动作电流都比较大, 其动作电流能与 各馈线的 瞬时电流 速断保护 动作电流 配合, 同时在此动作电流时, 各馈线FC回路高压熔断器考虑误差后的熔断时间小于或等于0.1s, 则厂用分支过电流保护 的动作时间可采用0.4s或0.5s。

厂用变压器的温度保护。母线厂用高 低压变压 器一般都配有温度保护、瓦斯保护等非电量保护, 其中温度保护按 照不同的动作温度整定为报警、跳闸2种不同的出口方式, 但是, 根据运行实践, 测温元件极不稳定, 温度表计里的机械机构 及继电器也存在不稳定因素, 动作极不可靠, 所以, 温度保护一般应该只动作于发信号, 而不动作于跳闸。

2FC回路保护的配置

由于真空接触器只能接通和开断电动机的启 动电流或 低压厂变的空载电流和负荷电流, 而不能断开超过其允许断开电流值的短路电流, 故短路电流大于接触器允许断开的电流值时应由高压熔断器切除短路电流。所以, FC回路电流 速断保护动作时间应与熔断器的熔断时间相配合, 即短路电流大于等于真空接触器允许切断电流时, 熔断器应先于保护动作前 熔断, FC回路高压熔断器和 电流速断 保护动作 时间特性 如图1所示。当短路电流等于I2时熔断器和电流速断保护同时动作;当短路电流大于I2时, 由熔断器切除短路电流;当短路电流介于I2与I1之间时, 由电流速断保护以延时时间top.set动作切除短路电流;当短路电流小于I1而又大于熔断器的最大工作电流时, 由熔断器熔断切除短路电流。根据国内熔断器的熔断特 性及一般设备熔断器的配置原则, 当短路电流达到几千安培 时, 熔断器的熔断时间约为0.05~0.1s。如某电厂闭式循环水泵采用FC回路供电, 采用的是型号参数为WKNH0315/200A的西安熔断器, 电源近区短路时的短路电流为7.8kA, 图2是该品牌熔断器的熔断特性, 查图可知在电源近区短路时该熔断器的熔断时间小于0.06s, 取0.1s, 时间级差取0.3s, 则该电机电流速断保护的动作时间应该取0.4s。有一些继电保护人员认为, FC回路发生短路时完全靠熔断器的熔断来切断 短路电流, 而不投电流速断保护。当短路电流介于I2与I1之间时, 应该由电流速断保护动作切除短路电流, 不投速断保护只靠熔断器熔断来切断短路电流显然是错误的。这样做只会延长 保护的动作时间, 使故障扩大, 进而造成更大的损失, 应该引起整定计算人员的注意。

3电动机堵转保护整定计算

当电动机在启动过程中或运行中发生堵转时, 电流将急剧增大, 容易造成电动机烧毁。目前, 电动机的堵转保 护一般都是电流保护, 采用正序电流构成, 动作时间按躲过电动机的 启动时间整定。堵转保护当不引入转速开关触点时, 正序动作电流取 (1.3~1.5) In, 动作时间取1.2× (20~25) =24~30s;当引入转速开关触点时, 正序动作电流值 可取 (1.5~2) In, 动作时间取0.8× (20~25) =16~20s。目前很多电厂没有安装电动机转速开关, 给电动机的安全运行埋下了隐患, 当电动机 发生堵转时, 常常是保护正常动作了, 电动机也烧坏了。鉴于此, 应引入电动机转速信号, 与动作电流相配合, 共同实现电动 机的堵转保护。

4结语

本文主要针对发电厂厂用电系统中一些重要的 保护配置和定值计算展开研究, 通过参考一些专业书籍和教材, 结合笔者近年来从事继电保护工作的亲身经历和工作经验, 本着实事求是、认真细致的原则, 归纳出厂用电系统在整定计算中 应该注意的一些问题, 希望能为发电厂继电保护整定人员提供一些技术参考。

参考文献

[1]许正亚.发电厂继电保护整定计算及其运行技术[M].中国水利水电出版社, 2009

[2]高春如.大型发电机组继电保护整定计算与运行技术[M].中国电力出版社, 2006

[3]王朗珠, 将燕.发电厂电气设备及运行[M].中国电力出版社, 2008

低压电动机的保护配置与定值整定 第2篇

在动力系统设计如电动机或水泵等大负荷的保护设计方案中,通常采用传统的热继电器保护无法满足工艺要求。电动机保护控制器具有热过载、过流、速断、堵转、欠流、不平衡、接地、漏电、过压、欠压、欠功率、起动超时等功能,满足工艺系统要求。由于电动机保护控制器集成了各种功能,取代了传统的热继电器、电流互感器、电流表、中间继电器、变送器及复杂的电缆连接等,功能全面灵活,结构设计紧凑,体积小,安装方便,节省设备布置空间。以直接启动模式控制器典型接线为例见图1。

2控制过程

控制分为本地和远程控制。本地控制在供电设备控制回路上操作控制;远程控制由DCS系统发出指令控制电动机保护器操作。控制器的输出OUTA接通接触器K1的线圈回路,接触器得电闭合,允许电机工作;当发生过载或故障时,保护动作,OUTA动作断开,接触器K1接点断开,断开接触器停机。故障修复后需按复位按钮方可清除故障指示和故障信号,同时需等待电机热容冷却到允许再次起动值时,控制器才允许OUTA输出,允许电机再次起动。控制器提供装置失电/自诊断、故障跳闸等故障接点输出。自诊断接点在控制器得电正常工作时为常开,在控制器自检到装置故障或失电时变为常闭;故障跳闸接点为常开,只有当控制器检测到故障并按规定特性保护动作时变为常闭。控制器可据实际需求增选模拟量输出功能、通信功能等功能。

3定值整定

本课题仅分析电动机保护控制器的定值整定。在设定保护定值时,收集各种工况的电流及电机的起动时间等参数,需根据电动机的起动录波参数信息确定具体的设定值。如选用熔断器,熔断器要躲过正常负荷电流及电动机的起动电流;与接触器动作时间的配合,由于接触器只能断、合电动机的起动电流,不能切除短路电流,所以当电动机或电缆发生短路故障时,应保证熔断器的熔件先熔断,接触器后断开的原则。如果是断路器回路,电动机保护控制器的保护动作出口作用于断路器,一般选择电动机保护型,并需校验其灵敏度是否满足要求。现就常用的几种保护予说明。

3.1起动超时保护

该保护设置两种电动机从起动过渡到运行状态的判别方法,分别为时间和电流方式。时间方式从电机进入起动状态开始计时,经过用户设定时间后,电机进入运行状态;电流方式判断条件为,当电机起动时三相电流大于1.2倍额定电流后,又降低到用户设定的电流定值以下时,进入运行状态。

3.2热过载保护

该保护综合考虑电动机的正序、负序电流所产生的热效应,为电动机各种过负荷提供保护,也可作为起动时间过长、电动机短路、堵转过流等的后备保护。

3.3电流速断保护

为保证电动机起动过程中该保护不误动,电流速断保护设置高低两个定值,分别对应起动和运行两种状态的保护设定值。当发生故障时,控制器判据为任一一相电流超过定值,经延时后跳闸。

3.4过流保护

过流保护设起动延时时间,在电动机起动过程中过流保护不起动,经过设定的起动延时时间后,如果任一一相电流超过定值,且持续时间超过设定时间后跳闸。

3.5堵转保护

堵转保护液设置高低两个值,分别对应起动和运行两个状态,控制器保护判据为根据三相电流互感器的矢量和叠加计算得到的正序电流超过定值,则经延时跳闸。

通过以上保护参数的设定,可保护电机正常运行,在故障时,能可靠切除电源,有效保护电机正常运行及故障时及时切除故障电流。

4常见问题分析

在使用电机保护控制器的应用中,常见问题及应采取的措施如下:

4.1在停机状态下,控制器会监测接触器的状态,若检测到接触器的状态和初始控制器的设置的初始状态不一致,控制器则会报接线错误故障;应检查接触器的状态是否输入控制器,接触器的状态是否和控制器内部接触器的状态一致,接触器的辅助触头是否完好。

4.2定值设定时,需要结合一次元件的选择及控制原理图的设计设定。如电流速断保护动作出口不能作用于接触器,可作用于断路器;一次元件选用的是熔断器时,电流速断保护需退出,可由熔断器承担电流速断保护。

4.3如果接触器的状态未输入电机控制器时,无法判定电机的运行状态时,需将欠流保护退出,以保证能正常启动电动机。

结束语

低压电机设置电动机保护控制器时要与一次元件的配合紧密联系起来,保证电动机保护控制器的定值设定不造成设备误动、拒动和越级跳闸。需根据电动机的起动及运行特性曲线,结合工艺的各种工况综合考虑,合理设定电动机保护控制器的定值,使其为动力系统中电动机的安全稳定运行保驾护航。

参考文献

电厂继电保护定值风险评估 第3篇

电厂继电保护定值的风险评估

继电保护系统中的定值隐患在平时对电厂没有影响, 但是当电厂发生故障或扰动时, 定值隐患就可能爆发, 从而造成继电保护装置的不正确动作。设电厂中设备故障为事件A, 故障落入保护定值隐患范围为事件B, 该两事件相互独立, 则故障发生在保护定值隐患范围内的概率P为:

式 (1) 中:P (A) 为设备的故障发生率;P (B) 为某一故障落入保护定值隐患范围的概率。

发生故障的概率

发生故障的概率可采用泊松分布模拟, 假设给定的时间t内无故障发生的概率为:

由此可得, 在时间t内发生故障的概率为:

式 (3) 中:oλ为电厂中设备的平均故障率, 一般故障持续时间很短, 因此可用故障发生频率代替平均故障率, 而故障频率可通过历史记录得到;t取决于EMS数据更新的周期。

故障落入保护定值隐患范围的概率

对于故障落入保护定值隐患范围问题, 可采用基于历史统计的离散概率分布或是采用均匀分布进行模拟。当历史数据不充分时, 建议采用第二种方法, 则故障落入该范围的概率为:

式 (4) 中:L为线路全长, Lno为保护薄弱范围。

在电厂设备保护中, 电流保护是主流保护之一, 因此, 结合图1所示的电厂系统配置的电流保护进行分析。

以保护R1限时电流速断保护为例, 由文献可推知, 其定值不满足灵敏度要求的情况可等价为:

保护范围关系如图2所示。

由图2可知, 在当前的运行方式下, 由于保护R1定值灵敏度不满足要求, 保护范围将会缩小至AC段, 其中阴影部分 (BC段) 为保护R1拒动范围。故而, 当保护R1定值灵敏度不满足要求时, 其拒动概率为:

由限时电流速断保护的定值计算公式可推导出拒动概率为:

则保护R1定值隐患范围内发生故障的概率P为:

电厂继电保护定值不正确动作的严重性指标

电厂继电保护定值隐患暴发会引起额外的开关跳闸, 从而导致负荷传输量的损失、破坏电厂的网络结构和扩大电厂事故等, 严重影响电厂的安全和稳定运行, 本节选取损失的传输量来评估电厂继电保护隐患暴发后果的严重性。

以图1系统结构为例, 假设电厂总的输出容量为TN, 保护R1和R2所在的线路流过的实际传输量分别为1T和2T (数据均可从EMS的实时数据包中得到) 。当保护R2所在的线路发生故障且在保护定值隐患范围内, 本应该由保护R2动作, 损失的传输量为2T, 但灵敏度不足导致保护R2拒动, 根据保护配合关系可知, 其上一级保护R1动作, 结果损失的传输量变为1T。由此可得电厂继电保护定值不正确动作的严重性指标为:

式 (9) 中, S为定值不正确动作的严重性指标。

电厂继电保护定值的风险评价

本文将风险引入电厂继电保护定值的评价中, 应用上文的风险计算公式R=P·S来定量评估电厂继电保护不正确动作对电网安全的影响。

如图3所示, 以湖北某发电厂的网络结构为研究对象, 在某个运行方式下, 按照文中的方法搜索, 共发现保护定值不合理9个, 风险评价结果如图4所示。

如图所示, 电厂中不同的保护定值不正确动作的风险结果不相同, 故在当前运行方式下, 电厂管理人员可以按照风险值的降序安排定值维护工作。同时, 由于风险计算时用到的某些参数, 如平均故障率、灵敏度等, 主要依靠统计的历史数据, 因此在电厂系统历史信息不全面时, 可以利用经验值, 也可以将定值隐患范围作为某种简化的参考依据进行定值维护。一般情况下, 数据收集的时间越长, 统计的信息结果越充分, 越能正确反映电厂定值在不同的运行方式下的应用情况。

结语

保护定值配置 第4篇

客户分界开关的涌流保护是由其内置的涌流控制器提供的。随着涌流控制器的发展, 近年来, 第四代控制器已得到广泛应用, 其可靠性、稳定性、速动性、抗干扰能力、密封性等指标已达到标准保护装置水平, 温度耐受能力达到-40—85℃, 测量精度达到3%, 反应时间小于20 ms, 延时精度小于40 ms, 试验、定值整定和运行维护方便。其不方便之处在于过流不可调整, 定值固定为5 A, 即以内置电流互感器额定二次电流为过流定值, 导致过流定值和内置电流互感器变流比选择不够灵活。第五代产品是在第四代产品基础上, 增加过流定值整定等功能, 使其保护更完善, 整定配合更方便。综上所述, 在涌流保护选型方面, 建议选择最新的第五代涌流控制器, 能够设置的项目应包括:速断倍数、过流定值、速断延时、过流延时、合闸延时、过流保护投退等。

2 分界开关内置电流互感器变流比选择

由于涌流控制器的电流速断保护整定值以电流互感器的二次额定电流 (5 A) 为倍数整定, 则选择合适的电流互感器变流比要兼顾客户现有负荷、将来负荷增长及电流保护整定需要。分界开关内置电流互感器一般提供3个变流比抽头, 可选择3种变流比组合, 例如100-200-300/5配置, 即可根据需要通过抽头选择100/5, 200/5, 300/5共3种变流比。根据山东省诸城市电网实践经验, 以客户变压器总容量或者客户用电设备总容量确定分界开关电流互感器变流比是比较合理的方法, 具体选择见表1。

由于分界开关的额定电流一般为630 A, 电流互感器最大变流比选择600/5, 即按客户用电变压器总容量不超过8 000 k VA选配。当客户的用电总容量超过8 000 k VA时, 一般采用专线供电方式, 不再采用客户分界开关的10 k V公用线路供电方式。

3 涌流保护定值设置和整定计算

由于第五代控制器保护定值设置实现方法依然采用拨码开关方式, 一般为10—20位拨码。速断倍数、过流定值、速断延时、过流延时、合闸延时、过流保护投退等根据调整精度和范围要求不同采用2位、4位或者5位拨码开关实现每一项功能。例如速断倍数设置采用2位拨码, 每位拨码有0, 1两个位置, 可实现4种组合, 分别可代表2, 3, 4, 8等整定倍数;再如过电流延时设置, 采用4位拨码, 可获得16种组合, 实现从40ms—5 s的延时整定选择。

保护整定计算按照保护规程原理和电网实际参数计算, 得出保护定值后, 再按照涌流控制器提供的选择范围选择最接近整定值的组合, 由于定值选择属于非线性数据, 与计算值之间将存在一定的误差, 但通过合理权衡, 可满足保护配合和实际保护整定需要。

4 保护配合及实例

保护配合指分界开关处保护整定值与其上级供电线路保护整定值之间的配合关系, 即确保所保护电网设备故障时上下级保护动作切除故障之间的主次配合关系。

以国网山东诸城市供电公司某客户为例, 该客户由10 k V公用线路供电, 客户变压器总容量为2 000k VA, 一般工商业用电。

(1) 电流互感器变流比选择。根据表1, 2 000 k VA客户分界开关内置电流互感器配置选择100-200-300/5组合最合适, 实际变流比选择200/5抽头。

(2) 保护定值计算。根据诸城电网实际情况, 按保护定值基本计算方法, 对该客户供电的10 k V线路保护定值为电流速断定值3 300 A, 0 s;过电流定值650A, 0.6 s;三相一次重合闸, 延时1.0 s。客户分界开关处电流速断计算定值为1 900 A, 0 s;过电流计算定值为228 A, 0.3 s。

(3) 分界开关涌流保护设置。计算出来的分界开关处保护定值, 还应转换为涌流控制器可以设置的定值, 才能实际应用。根据选择的电流互感器变流比200/5, 电流速断、过电流二次值分别为47.5 A (1 900÷200×5) 和5.7 A (228÷200×5) 。速断定值折合成倍数为9.5 (47.5÷5) 倍, 在2, 3, 4, 8四个选项中选择8倍最接近。过电流定值范围2.5—10 A, 以0.5 A为级差可选, 选择5.5 A最接近5.7 A的计算值;过流动作延时0.3 s即300 ms, 查阅涌流控制器的过流延时设置, 有此延时级差可供选择。分界开关涌流保护最后整定值为:电流速断8倍, 0 s;过电流5.5 A, 过流动作延时0.3 s。

继电保护装置远方修改定值模式研究 第5篇

随着智能电网的全面建设, 远方调控一体化的条件已经逐步成熟[1，2]。 作为调控一体化最基础的部分, 继电保护装置亟需支持远方修改定值、 切换定值区、 投退软压板、复归信号等远方操作的通信接口。 目前继电保护装置已经基本支持这些远方操作功能。其中由于装置定值内容的牵涉面较广, 远方修改定值操作所需的交互信息比切换定值区、投退软压板要复杂得多, 且存在着各种各样的风险[3,4,5,6,7]。 因此, 本文从继电保护装置的角度, 研究归纳了远方修改定值的2种工作模式, 并在此基础上提出了基于预备定值区的快速、可靠的远方修改定值新模式。

1继电保护装置远方修改定值模式分析

随着变电站通信规约IEC 60870-5-103规约 (以下简称IEC 103) 的成熟应用, 目前现场运行的继电保护装置大都支持远方直接修改当前运行区定值功能。 即在继电保护保护装置不停电的情况下, 可支持远方调度自动化主站或者故障信息主站经由站内远动装置或者故障信息子站修改装置运行区的定值内容。最近几年, 智能变电站大量投运, 站内采用IEC 61850通信规约的应用经验也在逐渐积累。 IEC 61850规约定值服务的编辑区概念使继电保护装置能够支持远方修改任意区定值功能。 为描述方便, 本文中继电保护装置简称为装置或者保护装置;远方调度自动化主站、故障信息主站或者远动装置、故障信息子站等通过通信规约方式修改继电保护装置定值的客户端, 统称为远方或者远方自动化系统。

1.1基于运行区定值远方修改模式

远方直接修改当前运行区定值, 称为基于运行区定值远方修改模式。 一般情况下, 仅传统IEC 103通信会采用本模式。 IEC 103规约的通用分类服务可实现当前区定值的读写[8], 详细流程如图1所示。

(1) 远方通过通用分类服务写命令将待写的定值条目的值下发给装置, 装置收到远方通用分类服务写命令后, 将定值条目暂存到内部通讯缓存区;

(2) 远方通过通用分类服务带执行的写命令, 向装置确认定值写入操作, 装置收到带执行的写命令后, 将内部通信缓存定值条目回写到当前运行定值固化区中, 在此过程中, 继电保护装置以及保护功能短暂闭锁。

运行区定值远方修改模式具有操作简单、装置闭锁时间短的特点, 且不需要更换定值区号。 但是由于直接修改当前区定值, 不具备回读校核功能, 如果中间通信环节出错或者保护装置内部通信缓存区域定值出错, 都不能及时反馈给远方, 可能导致错误定值投入, 从而使继电保护装置误动或者拒动。

1.2基于编辑区定值远方修改模式

远方首先修改非运行区定值, 核对成功后, 然后再通过切换定值区号把非运行区定值投入运行, 称为基于编辑区定值远方修改模式。 采用IEC 61850通信规约定值服务实现[9]。 详细流程如图2所示。

(1) 远方下发SelectEditSG服务将IEC 61850编辑定值区写为待整定目标区区号; (2) 保护装置将待整定定值区内容从定值固化区拷贝至通信缓存的编辑定值区; (3) 远方通过SetEditSGValues服务下发修改定值命令、 通过ConfirmEditSGValues确认写命令; (4) 保护装置接收到ConfirmEditSGValues确认写命令后将通信缓存的编辑定值区定值回写到定值固化区, 整定过程不闭锁装置; (5) 远方通过GetSGValues服务读取编辑定值区的定值, 核对定值正确性; (6) 核对无误后, 远方通过SelectActiveSG将运行定值区号写为上述整定目标区区号, 则保护装置切换到新的目标定值区运行, 在此过程中, 继电保护装置以及保护功能短暂闭锁。

编辑区定值远方修改模式装置闭锁时间短, 相较于运行区定值远方修改模式, 还具有定值核对无误后才投入运行的优点, 可减少定值整定出错的风险。但是该模式的缺点也很明显, 就是运行定值区号发生了改变, 在电网运行方式变化频繁的情况下, 需要不停地切换定值区号, 会给运行维护人员带来很大困扰。

2基于预备定值区远方修改新模式

“预备定值区”是装置在定值固化区中专门辟出的一段区域, 用于存放即将投入运行的定值, 此区不能直接投入运行, 但可以用专门的命令将此区拷贝到运行区投入运行, 此时装置的运行区号不变。预备定值区号可约定为装置没有使用的区号, 如254。 远方可以通过访问定值区号254来读写预备定值区。

2.1远方通过IEC 61850修改定值

通过IEC 61850修改具备预备定值区的保护装置在上述的第二种模式基础上做出改进, 主要是把编辑定值区号设为预备定值区号。 流程如图3所示。

(1) 远方下发SelectEditSG服务将IEC61850编辑定值区改为预备定值区区号; (2) 保护装置将当前预备定值区内容拷贝至通信缓存的编辑定值区; (3) 远方通过SetEditSGValues服务下发修改定值命令、通过ConfirmEditSGValues确认写命令; (4) 保护装置接收到ConfirmEditSGValues确认写命令后将通信缓存的编辑定值区定值回写到预备定值区固化, 整定过程不闭锁装置; (5) 远方通过GetSGValues服务读取预备定值区的定值, 核对定值正确性; (6) 核对无误后, 远方通过SelectActiveSG将运行定值区写为预备定值区区号; (7) 保护装置将预备定值区内容拷贝到当前运行定值区, 在拷贝过程中, 继电保护装置以及保护功能短暂闭锁。

2.2远方通过IEC 103修改定值

借鉴IEC 61850编辑定值区概念, 通过IEC 103修改具备预备定值区的保护装置, 需要在定值区号通用分类服务组里来扩展定义编辑定值区号条目, 用于指定当前编辑定值区指向的定值存储区。 扩展后的定值区号组包括运行定值区号和编辑定值区号, 如表1所示。

远方通过IEC 103对具备编辑定值区号组的装置进行定值的读写, 是对编辑区定值进行的操作。当编辑定值区号设定为预备定值区号时, 接下来的定值读写均是对预备定值区的操作。 通过IEC 103修改定值和通过IEC 61850修改定值流程类似, 可参考图3。 其具体过程: (1) 远方通过通用分类服务写命令将装置的编辑定值区号设定为预备定值区号; (2) 保护装置将预备定值区内容拷贝至通信缓存的编辑定值区; (3) 远方通过通用分类服务写命令将待写的定值条目的值下发给装置, 通过通用分类服务带执行的写命令向装置确认定值写入; (4) 保护装置接收到带执行的确认写命令后将通信缓存的编辑定值区定值回写到预备定值区固化, 整定过程不闭锁装置; (5) 远方通过通用分类服务读取预备定值区的定值, 核对定值正确性; (6) 远方通过通用分类数据写命令将运行定值区号写为预备定值区区号; (7) 保护装置将预备定值区内容拷贝到当前定值区运行, 区号不变, 在拷贝过程中, 继电保护装置以及保护功能短暂闭锁。

2.3优缺点比较

通过上面的分析可知, 基于预备定值区远方修改新模式在编辑区定值修改模式基础上, 扩展一个预备定值区, 在装置不闭锁的情况下, 用于定值的预先整定和校核, 校核通过后, 再把预备定值区内容拷贝至当前运行区。 新模式能够同时适应IEC 103和IEC 618502种通信方式, 具有装置闭锁时间短、定值核对无误后才投入运行的特点。相较于编辑区定值远方修改模式, 具有不改变运行定值区号的优点, 既能够适应电网运行方式频繁变化的定值调整要求, 也有利于系统运行人员的常规管理。 该模式和前2种模式的优缺点比较如表2所示。

3结束语

基于预备定值区的继电保护装置远方修改定值模式能够在不切换装置运行定值区号的情况下, 快速、安全、可靠地修改定值, 对于调控一体化的推广具有重要研究意义。 该模式在不影响现有装置保护逻辑的前提下, 对管理程序进行升级即可实现, 配合远方切换定值区号、远方投退软压板等功能, 具有较强的操作性。 目前已经在广东地区部分变电站试点实施, 实践表明, 该模式可大大减少运行操作人员维护工作量, 提高供电经济效益。

摘要：研究归纳了继电保护装置支持远方修改定值的2种模式, 在此基础上提出了基于预备定值区的继电保护装置远方修改定值新模式。具备预备定值区的继电保护装置可支持远方不切换定值区号的情况下, 快速可靠地修改定值, 减少安全隐患, 提高供电效益。

关键词：预备定值区,远方修改定值,继电保护

参考文献

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配网保护设备定值配合精益化管理 第6篇

经济的发展促使城乡配网规模的迅速扩大, 用户对电力公司供电服务的维权意识不断增加, 导致当前配网供电质量已不能更好地满足当前经济、社会和公司发展需要, 在迎峰度夏、迎峰度冬期间矛盾尤为突出, 迫切需要提升配电设备的可靠性, 减少供电公司的非计划停电时间, 缩小故障停电范围, 增强配网故障研判力, 提高故障抢修效率, 缩短恢复送电时间, 最大限度地降低电网负荷和公司经济损失, 提高公司供电优质服务水平。

目前城市配网网架已形成单线分段分支、相邻线路“手拉手”环网拓扑结构, 形成了主干线闭环接线、开环运行方式的格局。从电网宏观方环境看, 输电网发展施工、城区配网计划施工、用户工程新建、配网大修技改和市政工程建设迅猛, 导致了配网网架结构与线路参数的变化较大, 据调控中心发布的年度数据表明, 网架站内母线等值参数平均误差率已达到了约4%。从微观环境来看, 配网设备自身技术标准低、运维力量薄弱和配网方式多样化导致配网设备灵敏度性动作下降5%, 其他部分配网设备如柱上真空开关年久失修短接运行直接导致配网保护设备可靠动作性下降为零。总体来看配网设备正确动作的可靠性整体下降约10%。

据统计, 从2011年8月至2013年8月, 配网柱开设备243套, 应动作次数228套次, 分支分段柱开故障未可靠动作24套次, 柱开可靠率89.5%, 可避免的供电电量损失约215, 5116k Wh, 可避免的经济损失约336.2万元。为了有效应对挑战, 绵阳供电公司提出以配网保护设备定值配合精益化管理为基础, 以提升满足客户供电可靠性需求的能力为服务宗旨, 逐步实现收入大幅增长。

2配网保护设备定值配合精益化管理思路和目标

以主城区74条配网线路所属243套配电保护设备为研究群体, 以提高配网保护设备定值配合准确率为主要目标, 采用精益六西格玛“精益求精、速效双赢、削减浪费”的理念, 首先建立项目定义、数据测量、优化分析、改进提升和成果控制五个阶段的模型;然后寻找并确定造成配网保护设备定值配合不准确的关键因素, 制定提高配网保护设备定值配合准确率的改进措施;接着构建多部门协同联动机制, 有力保障措施切实执行;最后通过配网历史运行情况来验证方案的可行性和正确性, 从而在全公司范围内逐步推广。项目研究思路具体如图1所示。

配网保护设备定值配合精益化管理关键指标Y=配网保护定值配合准确率, 计算公式为:Y=可靠动作的柱开套次数/柱开动作套次总数, 目标是使配网保护定值配合准确率从89.5%提升到94.3%。

3配网保护设备定值配合精益化管理举措

3.1有理有据, 制定入网保护专项检查由于公用线路用户侧配电设备缺乏有效管理和维护, 造成用户设备保护功能失配, 给公用线路故障切除、故障研判和故障后快速恢复送电带来巨大影响, 同时用户设备故障频发造成配网公用线路越级跳闸率高居不下, 直接考验着配网供电质量和公司优质服务水平。

结合川电调控 (2013) 107号文件《四川电网并网电厂及主网直供用户继电保护技术监督实施细则》和《四川省电力公司电网技术标准》要求, 编制了《高压客户受电前继电保护专项检查表》, 进一步强化了部门的协同联动性和配网保护技术监督职能, 明晰了用户设备管理的工作范围和单位, 加强了用户侧配电设备方案接入、保护配置选型、施工图纸审查、安装调试、整定计算书编写、定值执行和现场验收的全过程闭环管理, 切实杜绝客户设备“无保护”和“带病”入网运行, 有效降低配网安全运行的威胁因子。

3.2技术创新, 形成地县一体模式, 提高输配网络阻抗精度联合北京某公司共同开发的《继电保护故障分析整定管理及仿真系统》和定值单流转系统, 以全地区输配网络信息图形化、数据交互平台网络化、信息共享标准化为基本特点, 突破以往整定计算软件供电方式设置不灵活、区域图形模型分块多和模型布图无法延伸至用户侧的局限, 创新了继电保护整定计算及定值管理地县一体化理念, 通过实现地县调电网定值单远方交互功能, 达到了网络参数和配网母线归算阻抗实时计算更新的目的, 各电压等级网络母线归算阻抗整定计算的精确度提高了约4%。

通过开展“地县调一体化整定计算软件和定值流转系统管理培训班”, 编制使用手册, 详解业务流程, 提高县调、检修试验、配电运检、各供电所和地配调度班等相关人员的业务能力和技术水平, 为配网继电保护定值单的“四统一”管理和定值单切实执行奠定了人力、物力保障。

3.3源头管理, 规范并网调度协议为提升对用电客户的优质服务, 加强高压用户的涉网安全管理, 调控中心各专业协同配合, 多次召开方式、运行、保护专业相关专责进行专项讨论, 参考电监会下发的《发电厂并网调度协议》, 并征求公司法律事务专责意见, 最后制定出针对100k VA及以上专变客户的《并网调度协议》。

在《并网调度协议》中, 把客户产权的继电保护装置的规范管理作为一个重点, 对高压客户的继电保护的装置安装、装置技改、定值整定和校核等几个方面分别作出了明确的约束。

首先, 在并网条件里, 把“客户产权继电保护、安全自动的装置须经供电公司审核验收”作为并网的先决条件。无保护或者保护装置未经验收合格的, 视为不符合并网条件拒绝加入电网运行。其次, 对客户自行对其产权的继电保护和安全装置的技改也作出详细规范, 明确管理责任, 避免了客户自行调整继电保护定值和拒绝将其定值报于调控中心审核, 造成户、主网定值失配继而发生线路越级跳闸, 扩大停电范围的风险。此外, 明晰了客户产权的继电保护定值的计算和校核工作的界面和职责。协议要求客户自行整定, 涉网点定值单必须经调控中心审核并备案, 合格后方能并入系统运行。

3.4创新机制, 加强配电设备技术监督工作由于配电设备处于户外运行, 缺乏有效的设备检验机制和停电检修机会, 造成许多配电设备长期带病运行处于“死开关”运行状态, 即不具备保护跳闸功能, 仅具备手动分合闸功能, 直接与站内开关失配, 对电网安全运行构成重大威胁。因此创新配电设备技术监督工作机制势在必行。

针对配网设备基础资料薄弱的问题, 坚持“预防为主、抓住机遇、先易后难、分步解决”的原则, 加强了配电设备技术监督工作意识, 创新改进了工作理念和方法。通过建立健全《配网设备基础信息表》、《用户设备基本信息表》和《配电柱开设备缺陷清单》, 加强配网设备健康水平评估, 利用“三会” (迎峰度夏、度冬分析会、配网专项整治会和季度配网运行分析会) , 与相关责任部门一起明确责任范围和整改期限, 在下一季度例会进行核实并通报, 形成配电设备技术监督工作的闭环管理机制, 确保带病设备逐步完善和淘汰出系统, 保证电网安全健康运行。

3.5动态督查, 营配协作, 规范设备新投流程为确保用户设备按规范接入系统运行, 降低配网运行风险。通过加强营配协作, 按照“统一指挥、协同工作、全面管控、动态巡查”的指导原则, 各部门间及时共享用户设备新投信息, 共同确定设备新投时间, 规范用户设备定值单执行闭环管理, 杜绝用户增容私投、设备无保护运行和设备误整定事件造成电网负荷失控风险, 排除迎峰度夏、度冬的安全隐患。因此有必要对用户新投信息进行及时掌控, 动态督查用户设备定值执行情况。

通过制定用户新投设备加入系统运行管理流程, 落实定值单执行责任, 来加强用户产权设备定值单的“四统一”管理。以用电检查部门为主, 成立定值督查工作小组, 以随机不定期抽查检验方式, 认真开展用户定值单督查活动, 对存在的问题认真分析, 落实设备管理责任制, 敦促用户设备定值管理的重视程度, 特别是专线和双电源用户, 定期制定有针对性的防误整定的措施和方案, 持续进行动态调整和检查机制。通过对电力安装施工单位进行保护定值管理培训, 提升人员素质, 坚持用户问题自我消除原则, 节约人力资源, 提高设备可靠性, 降低电网运行风险。

4配网保护设备定值配合精益化管理实施成效

运用精益六西格玛理念、工具和方法, 项目组找出影响配网保护定值配合准确率的关键影响因素, 针对这5个变量设计了改进方案, 并形成相关文件。详见表1。

2013年9-11月期间, 项目组设计的改进方案在城区管辖范围的243套配网保护设备进行应用推广, 收集9-10月份的数据, 将推广前后的数据进行对比, 配网保护定值配合准确率提升值的过程能力PPK由-0.58上升到0.28, 改善效果明显。推广后配网保护定值配合准确率平均94.6%, 整体提升效果明显, 达到了项目目标94.3%。

参考文献

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[2]崔其会, 薄纯杰, 李文亮, 成云云.10k V配电线路保护定值的整定探讨[J].供应电, 2009 (06) :32-34.

浅析城市轨道供电系统保护定值设定 第7篇

关键词：电气保护,保护定值

城市轨道交通系统包括地铁、轻轨、有轨电车、独轨等。轨道交通具有运载能力大、噪音废气污染小、运行快速准时、占用土地少等独特优势, 它不仅能缓解大中城市日益拥挤的交通状况, 而且大大推动了城市的经济和社会的发展。轨道交通采用直流供电。直流供电系统包括直流开关柜、控制和保护系统、直流电缆、接触网等。其中控制和保护系统对确保轨道交通的安全、可靠的运行, 具有举足轻重的作用。它一方面确保向地铁列车提供安全可靠的供电, 减少甚至消除不必要的停电时间, 从而提高经济效益;另一方面当发生故障时, 能迅速切除故障, 从而确保了旅客的人身安全和列车、设备的安全。

1 轨道电气保护系统

保护系统通过直流分流器、直流传感器、霍尔传感器、隔离变送器、分压器等元件测量线路的电流和电压。一旦PLC检测出线路故障, 断路器分闸, 从而实现保护功能。

保护系统应满足如下要求。

(1) 能适用于所有线路供电方案, 如单边供电、同一变电所内几个整流器并列供电、相邻变电所整流器并列双边供电等。

(2) 能区分牵引电流和故障电流、基本保护和后备保护。

(3) 动作迅速。保护系统包括两种保护装置:一种是直接装在断路器操作机构中的保护元件 (如各种脱扣器) ;另一种是继电保护装置 (间接保护) 。保护共有三种:分别测量电流、电压和阻抗的参数来实现对线路的保护。

1.1 电流参数的测量

通过测量和分析馈电回路的电流及其上升率di/dt和增量ΔI, 实现对线路的保护。

(1) Imax+保护。有时线路中的故障电流 (短路电流或过载电流) 小于断路器的整定值, 通过测量、分析馈电回路的正向电流If, 可检测低于断路器整定值的短路电流和过载电流。只要If>Imax+ (设定城市轨道交通直流供电的控制和保护系统低压电器 (2000№6) 值) , 开始计时t, 当t>T+ (设定值) , 则跳闸。

(2) Imax-保护。通过分析馈电回路的反向电流If, 检测低于断路器整定值的短路电流和过载电流。

(3) DDL保护 (di/dt、ΔI、T) 。此功能用于线路馈电断路器, 通过分析电流上升率di/dt、电流增加的时间t及电流增量ΔI, 检测远距离短路故障, 其故障电流值低于断路器的整定值。

(4) 热保护。此功能对断路器、供电线路 (电缆、接触网) 等提供热过载保护。因为长期大电流会使供电导体发热, 从而可能导致供电导体, 尤其是接触网变软。

1.2 电压参数的测量

通过测量和分析馈电回路的电压, 实现对线路的保护。

(1) 铁轨带电 (监测馈电电压Uf) 。连续测量Uf, 如果Uf>设定值, 表明铁轨带电。

(2) ΔU保护。当某段线路已从另一端受电 (双边供电) 时, 如果整流器电压与回流网电压之间的电压差有引起大电流的危险, 则断路器不能合闸。此功能可与线路测试功能连在一起。

PLC保护程序举例。测量电压Uf和整流器电压Ur:如Ur-Uf<设定值ΔUr-f, 断路器可以合闸;如Ur-Uf>设定值ΔUr-f, 合闸程序终止, 指示“闭锁”。

(3) Uf, min (Uf、low) 保护。检测远离电源点的压降。测量Uf, 如果Uf<设定值Uf、low, 且时间超过设定值tU, 则使断路器分闸。1.3阻抗参数的测量通过测量馈电回路的电流和电压, 计算出阻抗并加以分析, 实现对线路的保护。通过分析线路阻抗来控制线路故障。阻抗的设定值应选为最高阻抗值, 以保证列车的起动电流不使断路器跳闸, 而对于远距离故障造成的低阻抗必须能使断路器跳闸

2 供电系统电气保护设置的原则

电气保护的设置涉及人身和财产安全, 理应遵守国家的技术法规, 切不可随机而变。笔者认为可参照电力系统的设计规范执行, 如《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》 (GB 50062-92) 规定:电力设备和线路应有主保护、后备保护和异常运行保护, 必要时可增设辅助保护;继电保护和自动装置应满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求;保护的最小灵敏度系数, 电流主保护不小于1.5 (供电企业安全评估要求不小于2.0) , 远后备保护不小于1.2, 带方向、差动、距离的主保护不小于2.0;后备保护可选择远后备保护和近后备保护。该规范还规定:主保护是能以最快速度、有选择切除被保护设备和全部线路故障的保护;后备保护是当主保护或断路器拒动时, 用以切除故障的保护;异常运行保护是反映电力设备或线路异常运行状态的保护。又如《低压配电设计规范》 (GB 50054-95) 规定:断路器瞬时脱扣电流保护灵敏度系数不小于1.3。

3 保护定值的设定

3.1 保护定值的设定, 应同时满足两个最基本的条件

(1) 保护定值的最小灵敏度系数要求。保护定值越低, 灵敏度系数越大, 保护动作的可靠性越高, 保护范围越广。从切除故障而言, 希望定值越低越好。

(2) 保护定值应大于保护设备和线路内列车运行的最大电流, 一般应大于1.1~1.2倍。从减少误动作而言, 希望定值越高越好。

以上两个条件是相互矛盾的, 在牵引电压750V系统中尤为突出。列车在高密度运行时, 其最大负荷电流往往接近甚至大于末端故障电流, 加之直流系统故障形式多, 故障电流计算比较困难, 最大负荷电流因随机性而难以确定, 使保护定值达到合理十分困难。

下面举例介绍几种保护定值的设定。

(1) 馈出开关瞬时脱扣电流保护定值。

馈出开关瞬时, 脱扣电流保护作为牵引网线路的主保护, 其定值应满足以下几个方面。

(1) 供电末端短路保护的灵敏度系数要求。

(2) 躲过列车运行的设计计算电流最大值。

(2) 电流增量保护定值。

电流增量保护为馈出开关短路故障的近后备保护、电弧故障的主保护, 它的定值应同时满足以下几个方面。

(1) 保护灵敏度系数不低于2.0, 最低不低于1.6。

(2) 躲过列车启动电流中的电流增长上升率和电流增加量。

(3) 电流增量保护定值。

电流增量保护为馈出开关短路故障的近后备保护、电弧故障的主保护, 它的定值应同时满足以下几个方面。

(1) 保护灵敏度系数不低于2.0, 最低不低于1.6。

(2) 躲过列车启动电流中的电流增长上升率和电流增加量。

3.2 为保证保护的可靠性, 应采取如下措施:

(1) 设直流备用开关和备用母线, 尽可能减少单边供电的时间。

(2) 单边供电时应双机组运行, 避免机组开关和直流进线开关误动作。

(3) 大双边供电时, 末端短路故障电流小于脱扣保护定值和电流增量保护灵敏度系数要求, 现有设计中不采用。

(4) 变电所间足巨应保证单边供电时, 一列车在末端启动, 牵引网电压不低于500V。

(5) 直流开关采取大电流整定, 保证开关脱扣定值误差不大于10%, 并且每次分断短路故障后对开关触头进行检查。

(6) 设置电分段区, 防止列车过电分段区时将电分段区短接。

4 结语