【《某智能变电站继电保护研究》9300字】

某智能变电站继电保护研究目录TOC\o"1-3"\h\u71861绪论 1265771.1研究背景 1232901.2研究意义 2190721.3国内外研究现状 2318371.3.1国外研究现状 249021.3.2国内研究现状 31522智能变电站继电保护配置基本要求及方案 4158842.1智能变电站继电保护配置基本要求 4252872.1.1继电保护配置整体要求 4209982.1.2线路保护基本要求 5199442.1.3变压器保护配置要求 560312.1.4母线保护配置要求 6297312.2智能变电站继电保护装置配置方案 775542.2.1110kV及以下电压等级线路保护配置方案 7248362.2.2主变保护配置方案 883962.2.3母线保护配置方案 1099773110kV智能变电站继电保护系统配置方案 12221633.1工程参数 1223873.2继电保护相关设备配置 13216623.2.1主变保护配置 1339783.2.2110kV线路保护配置 13291953.3110kV智能变电站保护动作分析报告 1450363.3.1110kV智能变电站跳闸前运行方式 1427013.3.2跳闸发生经过 14115353.3.3保护动作情况分析 188395总结 198638参考文献： 201绪论1.1研究背景随着近代经济社会的发展，电力和清洁能源的被要求的越来越高。近些年来，我国通过运用新兴智能技术，加大特高压能源系统的建设和加强安全方面的维护力度，以至于达到提高我国能源系统技术水平。在能源和资源等有限的情况下，环境污染问题已变得愈发严重，对能源网络建设提出了新的要求，技术成为解决问题的工具和技术。所谓智能电网，往往可以从两个层面来理解。一是将利用传感器技术、电力输变电技术、高效率电源，实时保持监控电源的运行状态；另一种是通过网络技术对采集到的数据进行远程传输和整合。在电力系统中，变电站是整个供电系统的极其重要的组成部分，并且是关键节点。随着越来越多的人关注构建智能电网，网络分析也变得越来越普遍。1.2研究意义电力系统体现了发挥了特高压、大功率的特性，对中国的发展起到了很大的作用，对电网的四个工作性质提出了新的要求。此外，还需要技术技能才能管理节点之间的电源和交换信息。计算机、通信和遥测技术的飞速发展，带动了电力自动化技术的飞速发展，为高技术变电站打下来坚实的基础。在实施建设智能变电站的设备方面，许多学校、科研院所和行业都开发了建设所需的保护、知识、电力和材料。在不同的情况下，电气开关不同的变电站中广泛使用，并研发出许多变电站应用项目的试点。继电操作员可以快速响应并选择变电站停电和正常运行，从系统中排除故障设备，以免干扰设备的安全可靠的状态。在新兴智能变电站建设中，目前的智能发展数字化已成为智能变电站的经典标志，也是衡量变电站优劣的重要指标护。数字中继系统是在传统中继方法的基础上改革优化发展而来的。但是，一些连接有一些新的特点和变化，如智能终端的引入，过程级的单元和网络的融合，提供了很大的灵活性，为继电保护提供了良好的发展。因此，为了变电站在运行过程中的安全性和稳定性，对继电保护装置进行了识别和研究。1.3国内外研究现状1.3.1国外研究现状在其他国家，继电保护的科学研究在1970年之前是特别缓慢的，但如今被美国、德国、日本、意大利和意大利广泛报道，他在继电保护研究领域取得了许多科学进展，结果是卓有成效的，并且非常成功。例如，一个成功的案例是由西门子开发的完全分散的一个控制系统。实施的主要用户是35kV到500kV之间的变电站。监测各种继电保护信号的数据，进行与“单元”相关的继电保护操作。根据外部继电器保护的发展状况，大多数的反馈都是非常好的，具有原理简单、可靠性高、运维高效的特点。基本上，保护设置只选择一种保护功能。此外，利用串口通过电缆或光缆将继电保护信息传输到中央计算机是非常重要的在继电保护中。监控服务器向有权访问计算机的每个人发送指令。然而电源也具有更大的可扩展性，并且具有很强的抗电磁场能力。1.3.2国内研究现状家庭继电保护的开始的一个重要因素是东北电力研究所于1984年研制的输电线路微机屏装置，该设备广泛应用于变电站建设，随着中继设备的出现，最新的中继保护设备也逐渐在我国各地部署。该保护装置的研制成功为变电站继电保护的研究提供了新思路。现在家庭继电保护的发展主要是根据线路的主保护、用户设备的保护、大型变压器保护的各种保护等种类，以及固定资产管理的相关编号。但发展迅速，目前，中国已经安装了500多个自动化变电站来提供电力，其中大部分使用集中式基础设施。对于科研、设计、生产等方面，我国继电保护装置已有了完整的体系，也生成了完整的应对计策。国产继电器制造商自建和制造的继电器传感器，从技术的发展来看，非常适合中国的需求。但是，家庭继电保护存在一些问题：一是家庭继电保护比较复杂，很多人在研发中都考虑到了，导致重大防御行动的关键作用。二是设备质量有待进一步提升，家庭中继设备需要保持更高水平。在科学技术飞速发展的今天，对微机的保护显得尤为重要。未来智能变电站的建设也将采用微机屏蔽进行巡检，是微机监控技术对变电站智能化设计的质的飞跃，在国内可以减少人力，降低人工维护成本，提高变电站的安全性和可靠性。在中国，初级和次级变电站更先进，但它们的操作和方法是独立的。由于各种监管限制，信息共享不好，在某些方面会影响变电站的安全性和稳定性。在我国，在某些技术方面会影响安全性和稳定性，因此智能变电站是一个下降的趋势，在不久的未来相信随着技术的发展，智能继电保护系统将是最重要的保护技术之一。近年来继电保护的主要趋势是数据传输、网络化、集成化和智能化。随着以太网技术、智能技术和电路驱动的广泛应用，光伏和传感器技术得到迅速发展和应用。可见，微电子技术、通信技术和数据通信技术的不断发展，使得智能变电站保护及自动化设备在能源行业得到广泛应用。当前技术的不断改进和IEC61850协议的使用将为智能变电站继电器的保护提供额外的支持。2智能变电站继电保护配置基本要求及方案2.1智能变电站继电保护配置基本要求2.1.1继电保护配置整体要求继电保护系统必须满足智能变电站的保护要求稳定性要求和整个网络系统的设计要求。同时，设备的配置选择还需要满足合理性，使其运行简单、可靠、安全。具体要求如下：（1）根据电压等级的要求，需要设置既合适又稳定的保护装置。智能变电站可以将继电保护系统接入系统，实时采集数据，监测被保护对象的运行状况，根据信息评估故障率。（2）根据电力系统的电压等级，设置合适的继电保护装置。变电站的不同设备有不同的保护等级和设置。在高电压等级的变电站中，继电器电路必须能够从快速系统中排除故障，以保证系统的暂态稳定性，并且保护必须精准。在110kV以上变电站功率等级，继电器回路必须配备两套保护设备，主保护和后备保护设备。如果此时器件发生故障，而自身安装的保护装置又不能正常工作时，则可以利用相邻保护装置实现延时排除故障。（3）为保证变电站安全可靠运行，继电保护系统的重要核心为继电保护和二次系统设计，所以应尽可能的简化保护二次回路。在继电保护系统中二次回路虽然不是主要的组成部分，但是保证安全运行的重要组成部分。如果第二回路过于复杂化，继电器操作员可能无法实时准确检测开关的工作状态，或者可能无法正常工作，因此尽可能简化二次回路。（4）相邻保护的死区问题。在距离保护中，方向阻抗继电器的死区问题是所有保护继电器中比较严重的，消除死区最主要的办法是采用记忆回路消除死区。图SEQ图\*ARABIC1记忆回路原理图另外其余消除的办法还有引入非故障相电压，带通有源滤波器，改变动作特性，采用辅助电流速断等。2.1.2线路保护基本要求输电线路在山区和河流中的环境恶劣会引发输电线路跳闸的问题和现象。雷击、鸟类、动物等自然原因引起的输电线路故障可分为单相接地故障、两相短路故障、两相接地故障、组合故障和三相故障以及故障，其中三相短路故障最为严重，由于输电线路所在变电站电压大小等级不同，继电保护装置也必然会存在一些差异。在35kV及以下系统，输电线路主要为不接地系统，线路保护主要采用分为三段式的过流保护保护，其中一二段为主保护，三段为后备保护。110kV及以上电压等级线路智能保护必须配置接地距离保护和相间过电流保护和各种零序分量保护。2.1.3变压器保护配置要求变压器是能源系统的基础设备。如果失败，整个能源系统就会陷入瘫痪，带来不可逆的安全问题和经济问题。为了保证变压器的正常运行，需要根据变压器出现的故障类型配置变压器保护设备，但要满足安全和稳定性的要求，响应速度快，质量好。通常变压器的主要故障可分为两种，包括油箱内的一些故障和油箱外的一些故障。油箱内故障的相间故障、匝间故障、接地故障以及铁芯过热烧毁等是主要故障，内部故障可能会导致绝缘物质发生气化，引起爆炸。油箱外部的故障主要是套管和引出线上发生的故障。变压器的异常运行状态主要是外部故障引起过电流，过负荷，漏油，大容量变压器的过励磁，冷却能力下降等。根据继电保护和变压器当前的故障情况，变压器必须根据故障情况配备主保护和后备保护。图SEQ图\*ARABIC2变压器保护基本配置2.1.4母线保护配置要求作为变电站的基本组成部分，必须布置保护继电器等关键元件。设备使用的时间越久，母线及其绝缘体会相继出现绝缘老化的问题，进而造成污染加剧导致重大安全事故发生。通常，利用相邻元件的保护就可以切除，在出现一些故障时，母线保护一般不专门采用。图3母线保护基本配置2.2智能变电站继电保护装置配置方案2.2.1110kV及以下电压等级线路保护配置方案因为110kV电已经是高电压等级，变电站需要采用两种保护才可以保证系统稳定运行，所以主保护和后备保护来进行保护是最好的选择。但两个主变压器开关的连接必须使用单独的系统。系统应采样电压以满足线路保护需要。采样信号可以对这个区间的母线电压进行积分，在区间保护下将电压和电流区间结合起来，并防止区间单元内的网络区间延迟。然而，线路保护时间越长，对总母线的I/O约束就越大。此外，电压信号通过SV系统采集，显著降低了系统时延，维护了系统中的电源，满足了保护的要求。本方案采用特定方式设置线路保护，通过采集设置在线路和第一单元主干中的电子式零序电流互感器和电子式零序电压互感器来获取电流和电压。详细110kV线路电路图在图3所示。图4110kV线路保护配置方案综合保护测控单元用于对35kV及以下电压等级的线路实施间隔保护。如果主设备采用机架安装方式，请将设备放置在机柜中。常用的保护测控一体化单元由常规35kV变压器和线路保护配置组成，如图4所示。图5SEQ图\*ARABIC435kV线路保护配置方案2.2.2主变保护配置方案因电压等级不同，变压器保护配置也要有所不同。本文中的主变保护系统为单配置和双配置。GOOSE可用于保护母线开关、启动故障、分段开关和自动锁定开关。变压器可以通过GOOSE网络接收到关闭故障保护的命令，有两种解决方案：（1）简易主变保护配置集因为变压器保护的可靠性比较高，响应速度相对快，安全稳定性突出，所以采用光纤保护和纵差保护作为主保护，如果是330kv以上变压器，电压等级相对较高，则采用双差动保护，光纤与各电路侧的智能终端和MU连接，各变压器具有各级别的智能终端传送控制单元，成为各电路侧的传送控制单元。由于主变所使用的继电保护必须具有采样同步特性和高响应率，因此采用光模网络方式进行设备采样关断，采用直接采样关断方式。图2-3是一组简单的主变保护配置图。图中智能终端通过固定线与交换机相连，MU采用一次性配置接入。由2-3所示可见，因为后备保护主要被作用在母线和分段开关上，所以在变电站主变压器的后备保护也应设置在低压侧。为达到后备保护的目的，保护单元必须安装在母线接头和分段开关上。直接采样和直接触发方法可能几乎没有硬件冗余。在低压侧，GOOSE网络用于传输有关设备保护状态的信息。使网络冗余大，使母线耦合器和分段开关可采用市电关断方式让主变压器后备进行动作。在变压器主保护中，动作指令的输送主要由GOOSE接收，然而中压侧动作和低压侧的分段母线分别主要采用光纤连接。图6单套主变保护配置方案（2）双重化主变保护配置双主变保护的配置方法通常采用两条母线的接线形式。此时，智能终端和合并单元必须在电压等级的每一侧使用双接头。非电气保护通过电缆直接释放在现场实现，非电气保护也用于非电气延时。采用两种标准配置的变压器，意味着每台机组都有主保护和后备保护；电平每一侧的配置也接受双标准，双主变保护配置表如图2-4所示。使用开关采用直采直走法来保护本系统主要变压器；一般使用GOOSE去连接网络中的智能变电站，并快速进行故障脱扣指令，将断路器中各非电气回路连接到主变压器，进行故障触发动作：智能终端用于收集停机指令，GOOSE网络用于将停机指令传送到过程层。主变保护方式主要为主机和从机提供分布式保护。在该配置方案中，主变保护配置都需要采用分布式保护来实现动作。一般情况下，智能终端和非电气保护变压器的主变测控单元按照一定的规则集成在室外变电站内。固定接法用于外保护，光纤连接法在过程级实现测控信息，间隔层之间的信息传递，具体形状如图2-5所示。图7双重化主变保护配置方案图8主变智能终端、非电量保护及主变本体测控整合方案2.2.3母线保护配置方案在智能电网配置的初始设计中，通常使用标准IEC61850-9-2进行配置。在变电站的第二个系统中，开关用于确定网络隔层系统的配置。此外，还有一个骨干网与NetworkSwitch进程的骨干网相连。变更过程的主要功能是相关信号、GOOSE替换命令，每个错误都会发起变更状态信息的输入和传输，这就要求变更被使用的过程具有很高的可靠性和实时性。虽然交换机将满足实时可靠性和性能要求，但在网络效率高时会出现以下问题：（1）在系统中，数据传输不稳定，速度很慢，对保护动作的反应速度影响较大。（2）骨干网交换机级流程的配置，使得骨干交换机的配置高度依赖于交换机，无法发挥交换机的功能。这就是为什么如果开关发生故障，使得整个母线保护不能及时排除故障。（3）电压电平侧的同步信号必须同步于电平侧的状态信息。如果同步信号出现时故障，信号状态信息就会无法进行同步匹配或同步失败，并会在保护中产生逆流，导致保护装置的无法正常运行。当认识到上面的三个问题时，并按照国家电网发布的《智能变电站继电保护技术规范》中的主要说明：用光纤作为主要配置的方式。直接取样电缆直接连接的保护结构图，和直接连接母线保护结构图如图3-6所示。这个配置表单是一组简单的配置。光纤接收采集的电流信号和主开关的信息信号，将GOOSE网络的信息传输到光纤的各区间，进行通常的区间运行。图9母线保护配置方式与母线屏蔽的配置一样，母线的操作可以具有以下功能：（1）为了确定每个智能开关的当前运行状态，总线保护功能是提供GOOSE消息。（2）MU通过GOOSE网络将消息发送到间隔层以保护总线。（3）总线保护应当接收每个间隔的SV样本信息。（4）当母线发生故障时，GOOSE报文被故障母线对应的区间收取，智能设备向故障开关发送。3110kV智能变电站继电保护系统配置方案3.1工程参数（1）变电站是整个电力系统配电网的重要部分，每个变电站都是一个网络节点，例如PV、PQ节点，按照是否又无功补偿来区分，并且每个节点都是相互连接的。网络的相关参数和整定若超出继电保护整定范围会造成很大的影响。变电站相关界限参数如下：（2）变压器主要参数：要求两台主变压器参数相同。主变压器采用三相双绕组变压器，型号为SZ11-63000/110，其标称电压为110±1.25%/10.5kV，最大功率为2X63MVA，接线装配代号为YNd11，短路阻抗为16.76%，0.2825。（3）在110kV侧，主要包括短路阻抗和零序阻抗两种。固定参数为：最大和最小阻抗阻抗分别为0.06和0.12，平均零序阻抗分别为0.05和0.1。（4）根据线路长度确定110kV线路的参数：在全线情况下，电阻值为12/相，电抗值为39/相，阻抗值为3.162/相，零相电阻值为39Ω/相，10Ω/相为电抗值，10.44.2Ω/相为阻抗值，363Ω为电源变压器阻抗。（5）10kV为短路阻抗的标准值：如果参考功率为63MVA，则最大阻抗分别为0.3425和0.4025。（6）10kV线路限制：400线径3km，线阻值为0.0959，供电电源和供电变压器可以为160kVA，短路阻抗为6%。（7）10kV电容器参数：所用型号为TBB10-3006/334AK，电容器PT放电改为11/1732kV：100/3V。（8）10kV接地断路器：以DSBC-700/10-100为例，整定方法为消弧线圈接地，无回路阻抗6.969/相，短路阻抗4.88%。3.2继电保护相关设备配置3.2.1主变保护配置基本的变压器保护配置如下：（1）每台主变压器将设有两套电流保护配置，每套保护功能齐全，有2套保护组和1个柜，本期配置2台主变压器，每台主变压器配置1台。主变保护采用两套主后保护单元，两套并为一套运行。主保护要有两套速动性达标的保护，其主要包括纵差保护和辅助电流差动速断保护，而后备保护保证不拒绝动作和不扩大本线路中的故障范围，主要包括过流保护和零序电流保护。（2）每台变压器的单套配置用在非电气保护中，在本侧终端设备中集成。非电气保护主要是通过传输信号直接进行实现的保护关断方式，信号通过智能终端向信号接收端传输。保护主要包括释放压力、变压器油的温度高、绕组的温度高和变压器启动空载过励磁功能、负载转移控制的实现、中性点开关的远程信号、远程控制等。（3）变压器想要实现电流保护的功能，所以采用直接采样直接跳闸，故障信号就要通过GOOSE网络传输。根据相关规定，变压器的额定容量、故障的程度以及类型是否严重，可知本文必须安装的主变压器保护为：包括电流保护和纵向差动保护。备用电源变压器的保护主要有复合电压闭锁的过流保护、阻抗保护，零分量电流保护、低电压启动保护和过载保护。这种新型主变保护配置方案和老旧传统的主变保护配置大有不同。本次新的智能方案中，最大的改变是主变保护将会采用两套配置。集成到终端设备本身的非电气保护，比以前的传统变电站更加可靠，在某方面程度更，比如过程级与数据的交互。3.2.2110kV线路保护配置（1）每110kV线路配置2条110kV线路，2台保护监控单元一柜，1套微机保护和监控装置。（2）每个线块放置在智能控制箱中，并布置相同的独立传感器和智能。线性调节器同时使用直接采样和直接检索技术。转换信号通过自己的智能系统发送，模拟信号通过公司采集发送。（3）线路保护中主要采用综合单元保护和测控单元配置。本版有2套110kV线路2次充电综合保护测控单元。本产品设有三段组合距离保护、接地距离保护还设有四段不同步保护。配置方案中的模拟量的采集和传输方法以直接光纤聚光和直接模拟信号量和开关量为主流，交换量与模拟量构成相同。本套设备与以往的变电站相比，单元的自我诊断和自我治愈能力更强，交互方式更加灵活。3.3110kV智能变电站保护动作分析报告3.3.1110kV智能变电站跳闸前运行方式系统运行方式：1112线、1117线运行；110kVI、II段母线并列运行，1#主变运行、2#主变运行；10kVI、II段母线分列运行。3.3.2跳闸发生经过出行时间：2020年9月5日下午3:48空气条件：大雨大风，24℃左右程序：2020年9月5日下午3:48，1117启动线路保护操作。检查1117零序Ⅱ段保护线后，307ms零序Ⅱ段操作，换挡释放，1378ms重启，关断，1508ms远程加速段操作，换挡释放。开通后：2020年09月05日15:48:52，302毫秒，线路屏蔽1117升起，15:48:52，307毫秒相间距离II操作，开通，1378毫秒重合，合，1508毫秒开始。在远离加速阶段。故障类型：AB两相短路。如图10所示插入套准保护条。图10保护装置录波图图SEQ图\*ARABIC11故障录波器录波记录图图SEQ图\*ARABIC12录波波形图（a）图SEQ图\*ARABIC13录波波形图（b）3.3.3保护动作情况分析从图10中保护装置的注册图可以看出，当发生故障时，A相1117线电流二次值增加到44.8A，B相电流二次值增加到39.5A。该值下降到0A，实际非故障电流增加到18.6A。A相母线电压二次值下降至22.5V，B相电压二次值下降至33.9V，C相电压二次值上升至68.4V，零母线元件电压上升至6.7V，由数据可得，分析该数据故障为两相短路；图10保护单元记录显示保护单元在307毫秒后通过保护接地间隔段II启动。从图11的错误打印机注册图可以看出，错误打印机从错误开始时间100ms（相对时间）到错误结束时间448ms注册，348ms后错误清除，如图10所示。图数据基本相同。从图12(a)的波形可以看出，故障发生时基波正弦波电压中存在谐波成分。A相电压和B相电压降低约与故障发生前的时间相比减少了25%，并无零电压分量。根据两相短路故障的边界条件，A相电流和B相电流比故障前显着增加，变为正序电流的倍，A相电流和B相电流之间的角度差约为180°，C相电流为0，无零电流分量产生。这是两相短路故障的过程。通过与图1中保护装置记录的数据进行比较。参考图12，图13的保护装置的波形数据。根据图12中保护装置的发展趋势，结合网盘故障打印机的线路检测和复杂的注册数据，确定线路保护操作的主要原因是线路保护操作是由1117线路故障引起的。线路故障情况与线路故障情况一致。通过对线路保护单元的运行情况进行分析评估，可以看出110kV电压等级的智能变电站继电保护的安装配置和参数设定基本上都是正确的。智能110kV变电站的110kV线路设有0度相间接线保护和0度接地距离保护，接地段II的灵敏度大于电缆总长度的1.5倍。从以上的分析结果可以得出结论，继电保护的动作预期符合各个保护单元设计的动作，并且符合参数设置也符合要求，配置的合流器能正确反映故障时的模拟量，并能通过配置的智能终端对断路器执行关断保护命令，使其正确启动。通过以上分析，可以得出110kV智能变电站继电保护配置及参数设置正确有效。总结继电保护是现代技术中保证智能变电站设备的安全可靠稳定运行的主要手段，这大大提高了智能变电站的工作效率和安全保障。传统继电保护技术相对简单，数据无法一次性共享。但是，如果将通信技术、信息技术、信息技术等组合起来，智能变电站的技术水平会变得更加复杂，但是避免了信息技术“孤岛”、“数据孤岛”的问题，实现了系统中各设备的数据交互，提高了数据共享。文章以1EC61850为系统指南，实施智能化、知识化、综合化变电站。中心设备的组织和技术发生了重大变化，这也侧面的体现出中国现代产业化和技术化的进步与提升，相信未来智能变电站会为国家做出进一步的贡献。参考文献：[1]裘愉涛，胡雪平，凌光，罗清，赵一仲.国网公司智能变电站继电保护标准体系研究[J].电力系统保护与控制，2017，45(20)：7-13.[2]高松.智能变电站继电保护配置与定值整定研究[D].东南大学，2019.[3]刘凯里.数字化变电站继电保护优化配置研究[D].华南理工大学，2017.[4]刘忠民，牟小雪，黄凤英.浅析提高智能变电站继电保护可靠性的措施[J].电子测试，2018(01)：107-108.[5]笃峻，叶翔，葛立青，杨贵，周奕帆.智能变电站继电保护在线运维系统关键技术的研究及实现[J].电力自动化设备，2018，36(07)：163-168+175.[6]叶远波，孙月琴，黄太贵，郭明宇，黄勇.智能变电站继电保护二次回路在线监测与故障诊断技术[J].电力系统保护与控制，2019，44(20)：148-153.[7]张世龙.智能变电站继电保护检修方法分析与研究[D].山东大学，2019.[8]吴涛.变电站继电保护二次回路的设计、实施及相关问题研究[D].长春工业大学，2019.[9]陈康.基于多Agent的变电站继电保护研究[D].华东交通大学，2020.[10]景琦.智能变电站继电保护可靠性评估[D].华北电力大学，2018.[11]何旭.智能变电站继电保护可靠性的评估方法研究[D].上海交通大学，2018.[12]刘益青.智能变电站站域后备保护原理及实现技术研究[D].山东大学，2020.[13]孙铭.探究1