电力系统:母线保护

电力系统:母线保护（精选七篇）

电力系统:母线保护 篇1

目前, 电力系统中除了220kV及以上电压等级变电站的低压侧母线按要求装设母线保护外, 110kV及以下电压等级变电站的35kV及以下电压等级的母线并没有装设母线保护。由于各种原因, 中低压母线的故障几率相当高, 但是长期以来, 一旦母线上有故障, 只能由带有较长延时的后备保护来切除中低压母线故障, 无法快速切除母线故障。所以经常出现因为中低压母线故障持续时间过长而导致故障扩大, 开关柜内的母排及其他设备烧毁, 甚至发生爆炸的情况, 危及临近设备及人员的安全。统计数据显示, 主变外部断路器故障产生的电动力易使主变绕组变形而损坏, 造成巨大的经济损失并严重威胁电力系统的安全稳定运行。为保护变压器及母线设备的安全稳定运行, 降低母线故障时设备的受损程度, 电力系统迫切需要一个经济、可靠的中低压母线保护解决方案。而在众多的备选方案中, 电弧光保护系统是一个理想的解决方案。

2 电弧光保护工作原理

母线设备发生故障时将出现大电流并产生高达数万勒克斯的弧光, 电弧光保护根据故障时产生的弧光及大电流来实现保护功能。电弧光保护通过弧光探头或者弧光传感器来检测弧光, 同时通过一个过流元件来检测电流, 当检测到弧光信号且过流元件动作时, 保护动作并发出跳闸命令切除其所保护母线的电源进线和该母线上的母联断路器, 隔离故障点, 同时发出保护动作信号并对故障点进行定位, 原理见图1。

3 电弧光保护系统的构成

电弧光保护系统由中央单元、扩展单元、弧光传感器和弧光探头通过光纤或网线相互连接构成, 电弧光保护系统结构见图2。一套电弧光保护系统保护一段母线, 每套电弧光保护系统由一个中央单元、若干个扩展单元和若干个弧光探头组成。两段母线的电弧光保护系统之间通过光纤相互连接各自的中央单元进行通讯, 相互传递光信号、过流信号及跳闸信号。中央单元与扩展单元之间通过网线连接, 中央单元通过网线向扩展单元提供工作电源并接受来自于扩展单元的信号。扩展单元通过光纤与安装在各个断路器间隔内的弧光探头连接。同一段母线上的多个扩展单元之间通过网线链接, 由此实现通讯并获取工作电源。

3.1 中央单元

中央单元是电弧光保护系统的核心元件, 主要实现保护及通讯功能, 其主要由电流监视元件和光信号检测元件组成。电流监视元件可选择使用三相过流判据或两相过流判据和零序过流判据来实现过流保护, 当电流大于过流定值时过流元件瞬时动作。光信号检测元件检测扩展单元上传的弧光动作信号, 收到该信号就判定为出现弧光。

3.2 扩展单元

扩展单元主要用于增加弧光探头的接口数量, 其内部的光检测元件对弧光探头捕获的光经放大后与预选参考电平比较, 如果光电平超过预设参考电平时, 就判定为出现弧光, 然后向中央单元发出弧光动作信号。扩展单元通过光纤与弧光探头连接, 确保弧光信号在传输过程中弧光强度的衰耗最小。

4 应用实例

在某110kV变电站10kV两段母线各装设一套电弧光保护系统, 两段10kV母线通过母联断路器连接, 10kV电气主接线及安装的两套电弧光保护系统结构见图3。

4.1 保护判据的采集

为实现电弧光保护系统的功能, 过流元件采集主变10kV侧电流, 且采用的电流绕组与主变10kV侧后备保护所用电流绕组为同组;弧光信号由扩展单元向中央单元提供, 扩展单元通过光纤采集安装于空气绝缘铠装开关柜的每个断路器间隔母线室内的弧光探头传来的弧光信号。

4.2 电弧光保护系统定值设置

1) 对保护动作条件进行整定, 保护动作条件可选择只要光信号而不需要过流信号或者同时需要光信号和过流信号。因电弧光保护系统动作将使一段母线失电, 为防止保护误动, 保护动作条件设置为同时需要光信号和过流信号。

2) 选择光参考电平, 选择光补偿方式, 按厂家建议设置为自动背景光补偿。

3) 对过流定值进行整定, 过流可选择过电流为相电流或零序电流。考虑到对各种故障的适应性, 选择相电流且过流定值参照主变后备保护过流Ⅰ段定值进行整定。

4) 对光纤通道进行整定, 设定每个光纤接口的工作方式 (输入或输出) 及接收或者发送信号的种类 (光信号、过流信号跳闸信号) 。图3为例, 为确保一台主变退出运行, 由另一台主变通过母联向两段母线供电时, 两个中央单元中有一个检测到过流, 保护也能正确动作, 应将信号种类设定为过流信号。

4.3 电弧光保护系统动作逻辑

1) 在检测到弧光信号且过流条件满足时, 保护动作并经两个高速跳闸出口跳相应母线进线断路器及该母线的母联断路器。

2) 电弧光保护动作应闭锁10kV备用电源自投装置, 防止在两段母线各自独立运行时, 10kV母线发生故障, 电弧光保护动作切除主变10kV侧断路器后, 10kV备自投装置动作将10kV母联合闸于10kV故障母线。 (要求电弧光保护系统至少提供2个高速跳闸出口用于跳运行断路器, 及两副常规继电器接点用于发信及闭锁备自投。)

4.4 电弧光保护系统的调试

根据现场对该保护的设计要求, 在安装调试过程中进行如下调试项目:

1) 用强光源照射每个断路器柜的弧光探头, 检查弧光传感器动作情况, 记下各个间隔的弧光探头所对应的信号灯编号, 用断路器编号标识对应的信号灯, 便于日后进行故障定位。

2) 检验动作逻辑是否符合要求, 一种是要光信号而不需要过流信号, 另一种是在同时需要光信号和过流信, 两种动作条件下的保护。

3) 检验过流元件的动作值、返回值、返回系数是否符合规程要求。

4) 核对上传的信号是否正确。

5) 带断路器做传动试验, 保护动作逻辑正确, 断路器动作行为正确, 正确动作率100%, 同时正确闭锁10kV备自投, 保护动作时间不大于3ms。由此可知, 电弧光保护在动作时间上比其他中低压母线保护有巨大的优越性, 见表1。设备损坏见表2。

5 结束语

综上所述, 将母线短路故障时间控制在100ms甚至更短的时间以内, 可在很大程度上降低故障对母线设备及主变的损害程度见表2, 同时降低设备受损程度还可以减少开关柜停电检修的时间, 针对中低压开关柜故障特性开发, 原理简单, 动作迅速可靠, 对现有设备无特殊要求的电弧光保护系统是一种实现这个目标的较为理想的保护解决方案。

摘要：介绍一种快速而有效的电弧光保护系统及电弧光保护的工作原理, 系统结构, 并就某110kV变电站安装的10kV母线电弧光保护系统的现场工程应用展开论述。

关键词：中低压,母线故障,母线保护,电弧光保护

参考文献

[1]金文龙, 陈建华, 李光范.全国110kV及以上等级电力变压器短路损坏事故统计分析[J].电网技术.1999, 23 (6) , 70-74.

[2]张博.电弧光保护系统在中低压母线保护中的应用[J].电工技术.2008 (5) , 12-13.

电力系统:母线保护 篇2

在电力系统中, 35k V及以下电压等级的母线一般不考虑稳定问题, 因此一般未装设单独的母线保护。由于中低压母线上的出线多, 操作频繁, 三相导体线间距离与大地的距离比较近, 容易受小动物危害等原因, 中低压母线的故障几率比高压、超高压母线高得多。由于人们对中低压母线保护不够重视, 多采用带有较大延时的后备保护来切除母线上的故障, 往往造成事故的发展和扩大, 造成了巨大的经济损失。究其原因大多是因为没有装设单独设置的专用中低压母线保护, 未能快速切除故障造成的。

2 电弧光短路特性分析

2.1 故障电弧产生的原因

发生在开关柜内部的弧光短路故障, 究其原因可归纳为两类, 一类是设备原因, 另一类是人为原因。将这些原因做具体分析, 得到以下5种情况:

(1) 设备绝缘故障。目前开关柜内部空间越来越小, 造成开关柜中部分绝缘材料爬距不够, 绝缘强度不足, 长期运行容易造成绝缘击穿放电事故。

(2) 载流回路接触不良。这类因素一般是一次设备的连接部分不牢靠引起的。

(3) 外来物体的影响。一般是老鼠等小动物的进入或工作人员工作结束后误将扳手物品遗留在开关柜内部。

(4) 人为误操作。由于操作人员操作目的不清楚, 操作时精神不集中, 会造成误入其他带电间隔、误操作等。

(5) 系统的原因。主要有系统容量逐年递增、系统接地方式变化、电力电缆的广泛应用、系统的谐振、继保设备和安全自动装置选型、配置不当等因素。

2.2 故障电弧的危害

发生弧光故障时产生的明亮弧光, 不但可能引起运行维护人员暂时性失明, 巨大的声响效应还可能引起人的休克, 这些对人体的伤害都是巨大的。一旦燃弧时间超过了100ms, 其所释放的能量便会迅速增大, 而随着燃烧时间的延长, 将陆续造成开关柜内的各种电缆、连接铜排和钢板等材料的燃烧、熔化。如果故障发生时, 恰好有检修、运行人员在开关柜周围工作, 特别是开关柜门因为工作需要已经打开的情况下, 则故障电弧产生的巨大能量将会对工作人员造成巨大的伤害。

3 现有中低压母线保护方案存在的问题

3.1 主变中低压侧后备保护方案

此方案需考虑母线上的出线与母分开关的配合问题, 因此其动作时限一般较长, 通常时间定值取1.0~1.4秒。很明显, 如此长动作时限的保护来隔离故障是无法满足快速性这一继电保护的基本要求的, 很有可能造成事故的发展扩大, 造成更大的损失。

3.2 出线的过流保护方案

此方案利用出线线路保护中的过流保护来实现。当过流保护动作后, 跳开出线开关的同时闭锁主变相应侧的过流保护。这种方案保护动作时限一般整定为300~1400ms, 在这段时间内, 造成事故发展扩大的概率依然较高, 所以, 此方案仍然不能满足系统稳定的需要。

3.3 高阻抗母线差动保护方案

此方案专门装设一套中低压母线电流差动保护, 保护的动作时间经验值一般为35~60ms, 如果要加上断路器固有的分闸时间, 从故障开始到故障切除之间的时间则显得偏长。同时, 此方案对CT的要求相对较高, 保护范围受CT安装位置影响, 旧站改造该型保护工程量较大。

4 新型电弧光保护系统

4.1 电弧光保护的原理

电弧光保护的原理简单, 其通过安装于开关柜或电缆沟等地的光感探头感受到光的增量变化, 同时检测CT中二次电流的增量, 两者构成“与”门, 从而发出跳闸命令。如果偶尔光线信号超过光线设定值或者电流信号超过电流设定值, 系统不会输出跳闸信号, 也不会记忆在跳闸回路中, 但可在主控单元上显示报警信号, 有利于运行人员及时发现不正常状态。

4.2 电弧光保护的系统组成

(1) 主控单元。主控单元犹如人的大脑, 负责控制、管理整个系统。它通过接收电流单元传来的过流信号和弧光传感器或弧光单元传来的弧光信号, 并对其进行分析、判断, 在满足过流信号与弧光信号的“与”逻辑时, 发出跳闸指令以消除故障。

(2) 电流单元。电流单元用于检测过电流信号, 可分A, B, C三相分别检测。其检测到的信号通过光纤和数据线传输到主控单元, 主控单元依据设定的逻辑, 判断是否发出跳闸指令。

(3) 弧光单元。弧光单元配置若干个弧光检测接口, 这些接口均为光纤接口, 用于连接弧光传感器。弧光单元检测到弧光信号后, 通过光纤盒数据线传输到主控单元, 主控单元依据设定的逻辑, 判断是否发出跳闸指令。

(4) 弧光传感器。专用于母线保护的无源弧光传感器是探测弧光的光感应原件。当发生电弧光故障时, 光的强度大幅度增加, 弧光传感器就会把光信号传送给主控单元或者弧光单元。

4.3 电弧光保护的优点

电弧光保护已逐步发展为现阶段中低压母线系统中较为理想的母线保护。其具有以下优点:

(1) 保护原理简单。通过感受故障点电弧光和采集电源进线电流构成“与”门, 系统的组成也相对简单。

(2) 动作迅速可靠。通过采用快速动作的继电器, 能够保证发生故障时在极短的时间内发出跳闸命令, 确保设备外观不受损坏。

(3) 故障点定位功能。根据弧光传感器的实际安装位置可以实现分区保护的功能。

(4) 具有较强的抗干扰能力。电弧光保护系统采用无源弧光传感器探测弧光, 各组成部分采用光纤连接, 确保了整个弧光保护系统的可靠性及高强的抗干扰能力。

(5) 配置灵活、适应性强。系统使用先进的处理器技术, 通过对弧光和过电流动作信号的灵活编程, 可对各段母线提供选择性保护, 适用于不同类型的接线和运行方式。

结语

随着国民经济的快速发展, 电力系统也在不断发展壮大, 各地配网容量逐年递增, 中低压母线故障对系统安全运行造成了严重的影响。如何解决中低压母线系统的保护问题已成为各电厂、电力公司当前的一项重要工作。新型电弧光保护具有原理简单、动作迅速、配置灵活等特点, 为解决中低压母线系统的保护问题提供了理想的方案。

摘要：近年来, 中低压开关柜在电力系统中得到了广泛应用, 中低压开关柜体积小、可标准化生产, 从而占据了电力市场的重要份额。而中低压开关柜体积较小、设备间距偏小, 柜体内的弧光短路故障时有发生, 造成开关设备被严重烧毁的事故屡屡发生。本文分析了弧光短路的特性, 现有保护方案存在的问题, 介绍了一种新型中低压母线电弧光保护系统, 强调了配置该型系统的必要性。

关键词：中低压母线,电弧光保护系统,应用

参考文献

[1]田广青.电弧光保护及其在中低压开关柜和母线保护中的应用[J].电工技术杂志, 200401) .

电力系统:母线保护 篇3

随着IEC61850标准在国内的推广应用,变电站二次系统的重大技术革命拉开序幕,数字化变电站试点建设在国内迅速推进,至今已有数十个数字化变电站、大量IEC61850技术改造变电站相继投运。无论是数字化变电站,还是处于向数字化变电站模式过渡的IEC61850变电站的工程应用上,均充分体现了GOOSE解决方案的快速性、可靠性以及灵活性。其中利用GOOSE技术实现网络化10 k V母线快速保护,便是推行网络化保护及控制技术较为新颖的实例[1,2]。

10 k V母线故障一般靠主变低压侧后备保护来切除,这种设计方案的弊端是一旦发生母线短路故障时,故障不能被快速切除而导致不良后果。当前国内外提出的保护方案就是配置常规的母线差动保护,把母线段上各回路的电流量引入差动保护装置(或差动继电器),但需增加的二次电缆较多,电缆投资大,现场施工工作量大,因此很难得到运行单位的认可。基于GOOSE机制的网络化母线保护功能是一种新方法,利用GOOSE技术组建10 k V母线快速保护系统能够使二次接线大大简化[3]。但由于该技术尚处于试行阶段,仍存在一些待解决、需完善的问题。本文对该技术原理和优越性进行简要的介绍,并基于广东电网在某变电站首次采用的网络化10 k V分布式母线保护系统的试验工作,对GOOSE机制的实时性,保护逻辑的功能以及冗错功能等进行了分析,提出了仍存在的问题及其相应的解决对策。

1 10 k V母线快速保护基本原理

10 k V分布式母线保护功能由10 k V相关母线段上的所有出线保护测控装置、分段断路器保护测控装置、主变低压侧的保护测控装置来共同配合完成,各间隔保护仅负责完成本间隔的故障判断以及跳闸出口。其保护逻辑如图1所示。

(1)出线保护测控装置:在运行中,母线上的各保护装置实时判别故障电流的方向;当故障电流背离母线时发闭锁跳闸的GOOSE信号。

(2)分段保护装置:在开关处于合位且母线速断保护起动后,若未接收到任何母线GOOSE闭锁跳闸的信号(或逻辑)就判断为母线故障,经延时定值T后跳开本间隔断路器。

(3)主变低压侧后备保护装置:母线速断保护起动后,未接收到任何母线闭锁跳闸的GOOSE信号(或逻辑)就判断为母线故障;在分段开关处于分位时经延时定值T后跳开主变低侧开关;在分段开关处于合位时经延时定值T2后跳开主变低压侧开关。

由于传统的保护闭锁信号传送需要引大量电缆线路,导致接线较复杂,施工难度较大。通过组建GOOSE网,构成网络化10 k V母线快速保护系统,实现间隔间横向通信,交换各个间隔开关量状态信息,且间隔间的GOOSE信息可以实时校验,状态信息异常可以报警,方便检修。

2 系统试验与问题的提出

2009年6月中旬,在东莞110 k V厦岗变电站的IEC61850技术改造工程中,采用了网络化10 k V母线快速保护技术,这也是广东电网地区首次采用该技术。工程采用了深圳南瑞科技有限公司的出线保护ISA381GA,母联保护ISA358GC和低压侧后备保护ISA388G,并依靠以太网技术,组建了GOOSE网,建立网络化母线快速保护系统。

2.1 GOOSE实时性试验

为获得GOOSE信息传送的及时性和抗干扰性,测试中采用Smartbit600网络测试仪模拟网络风暴,并将风暴流量抑制为3 M(带宽为100 M)来模拟网络峰值流量工况。并设计了以下两种方法来进行实验。

(1)直接法:通过计算出线保护ISA351G的启动时间与母线快速保护闭锁时间的差值来得到GOOSE报文发送延迟时间。

(2)间接法:逐渐降低低压侧后备保护延时定值T,直到低压侧后备保护出口前无法接收到闭锁信号。

试验结果如图2、3所示。

试验结果表明,无论是否加网络风暴,采用直接法还是间接法,均可以得到GOOSE报文从出线保护启动到低压侧后备保护启动需要20~21 ms,为确定低压侧后备保护延时定值T提供了数据参考。实际网络在线监测结果表明,正常运行工况下网络负荷通常远远低于1 M,在保护、测控事件增多的情况下网络负荷峰值在1 M左右。因此,试验表明,即使在网络流量负荷到极限情形下,GOOSE传送受影响迟延不超过1 ms,具有较强的抗干扰性。

2.2 保护逻辑功能试验

试验为分段开关投入和断开两种情形时,如图4所示,其保护逻辑具体如下:

(1)分段开关3DL处于分位。当母线I段或II段过流故障时,在无GOOSE闭锁信号输入情况下,主变低压侧后备保护装置1DL或2DL的动作元件动作,母线快速保护经一小延时T跳开主变低压侧开关,同时闭锁其备自投;当出线过流故障时,出线保护装置的闭锁元件瞬时发出闭锁GOOSE信号传送至主变低压侧后备保护装置,闭锁母线快速保护,同时出线保护动作。

(2)分段开关3DL处于合位。按现有系统的保护逻辑,分段保护直接闭锁母线快速保护1DL和2DL,故障保护任务交付其他保护。

在实际试验中,通过为保护装置施加过流量来模拟故障,并测试保护装置的开出来确认动作。需要说明的是,系统在合位状态时的保护逻辑过于简单,不能发挥母线快速保护的作用。

2.3 容错功能试验

在系统处于异常运行工况下,进行冗错功能的试验主要分为以下两种情形。

(1)通信中断。对于变压器后备保护和分段保护装置,均实时对GOOSE网络的通信状态进行监视。在给定时间内收不到母线上任何装置的GOOSE信息(含心跳报文)时则认为是GOOSE网络通信中断,此时闭锁本间隔的母线保护并告警;待正确收到相关报文后即时开放。

(2)间隔检修。为检修方便,增加检修压板(硬压板)。各间隔保护单元实时检测检修压板的状态。在间隔检修停运时,所发送的GOOSE信号均置Test品质描述标志,或者屏蔽对所有间隔保护装置状态信号的发送(仍发送心跳报文),从而确保正常运行的间隔保护不受任何影响。

在实际试验中,通过采用在线监督GOOSE报文等方法,验证了以上两种异常工况的处理方式。

2.4 系统整体性能的评估

通过上述试验工作,证实了该系统存在以下优点:

(1)组网简单,避免了复杂的二次接线。

(2)GOOSE机制实时性高和抗干扰性强,易实现保护动作的快速性。

(3)在无母线分段或分段开关处于分位情形下,系统的保护功能基本可以实现母线故障快速保护的功能。

此外,在以下方面有待于进一步研究并完善:

(1)保护装置没有考虑过流方向,因此无法处理例如部分地区小电源反送电故障的情形。

(2)对于分段开关处于合位的情形,本系统的保护逻辑过于简单,还无法完整地发挥GOOSE快速保护的优势。

(3)容错方案分别单独考虑通信中断和间隔检修两种情形,但在间隔检修与通信中断同时发生时,间隔检修停运时所发送带Test品质描述标志的GOOSE信号无法送出,被视为通信中断而闭锁母线保护,导致此期间存在风险。

3 优化方案

3.1 设置反方向元件

当电力网络发生故障时,通过分散的各个保护单元判断出故障电流流动方向以区分是否为母线故障。当母线外部故障时,故障电流方向背离母线,故障近端保护单元功率方向继电器反方向动作,发GOOSE闭锁跳闸信号,闭锁母线保护;当母线内部故障时,功率方向继电器反方向不动作,不发GOOSE闭锁跳闸信号,各故障启动的保护单元没有接收到GOOSE闭锁跳闸的信号就跳开本间隔断路器。

3.2 分段开关灵活闭锁

以图4为例,设定分段开关的反方向元件电流正极性以一次电流流出Ⅰ母线流入Ⅱ母线为参考正方向,功率方向背离母线为反方向。通过方向的判断可以灵活地收发GOOSE闭锁信息,解决分段开关投入时的分段母线运行工况的母线快速保护逻辑问题,也适用于分段开关处于分位时的保护逻辑。分以下几种故障情形,如表1所示。

3.3 集中设置软压板

集中在母线保护装置上设置各个GOOSE关联单元保护的软压板来实现灵活投退,不仅可以代替检修硬压板的投退功能,可以对通信中断的间隔进行灵活的处理,还可以对检修、网络中断异常同时发生的情形直接处理,避免了检修期间不必要的母线保护闭锁。

4 结论

本文通过对网络化10 k V母线快速保护系统的实际试验的研究,获得该系统较为良好的整体性能。此外,还发现该系统存在三个需完善之处,即故障过流方向的判断问题、分段开关的闭锁逻辑问题和容错处理问题,针对以上问题,本文提出优化方法如下:

(1)设置反方向元件,以获得故障过流方向来确定闭锁逻辑。

(2)分段开关灵活闭锁,根据既定的故障电流方向性来确定合理的闭锁逻辑。

(3)设置母线保护软压板,集中处理各种情形的异常运行工况。

通过以上的研究工作,建立了一个较为完整、科学的网络化10 k V母线快速保护系统方案,为该技术的推广应用提供借鉴。

摘要：利用GOOSE技术组建网络化母线快速保护系统是实现10kV母线故障快速保护的新方法。基于一个110kV变电站的10kV母线快速保护系统试验,对GOOSE通信机制的实时性、快速母线保护逻辑功能、容错功能三个方面进行了系统的分析,并提出了仍存在的三个问题。针对各个问题提出了相应的解决方案,完成了对现有10kV母线快速保护方案的优化。

关键词：变电站,IEC61850标准,GOOSE,母线快速保护,优化

参考文献

[1]朱炳铨,任雁铭,姜健宁,等.变电站自动化系统实现IEC61850的过渡期策略[J].电力系统自动化,2005,29(23):54-57.ZHU Bing-quan,REN Yan-ming,JIANG Jian-ning,et al.Strategy for implementation of IEC61850 in substation automation system during transitional period[J].Automation of Electric Power Systems,2005,29(23):54-57.

[2]殷志良,刘万顺,杨奇逊,等.基于IEC61850的通用变电站事件模型[J].电力系统自动化,2005,29(19):45-50.YIN Zhi-liang,LIU Wan-shun,YANG Qi-xun,et a1.Generic substation event model based on IEC61850[J].Automation of Electric Power Systems,2005,29(19):45-50.

电力系统:母线保护 篇4

中压供配电网中的母线保护长期以来一直没有得到应有的重视, 中压母线很少或者几乎不装设专用的母线保护。原因是多方面的, 归结如以下两点:

1) 母线保护的装设加重了中压供配电网的投资, 对于还没有实施微机保护的中压供配电网而言, 一套母线保护需要装设专用的电流互感器、继电器等, 提高了工程的造价。

2) 由于人们对中压母线保护的认识不够, 以往的作法是母线保护依靠上一级保护来实现, 却没有认识到延时切除母线故障所造成的恶果, 即对中压母线短路的后果没有引起足够的重视。

以往的中压母线不装设专用的母线保护的理由通常是:中压母线故障不会像高压或超高压系统中母线故障那样造成系统失稳、大面积停电等极其严重的后果。但是, 这并不能让我们对其故障的危害掉以轻心。尤其在一些有重要用户的变电站和发电厂的厂用电系统, 处理不当就会造成重大的经济损失。

1 微机母线保护电流互感器变比设置

常规的母线差动保护为了减少不平衡差流, 要求连接在母线上的各个支路电流互感器变比必须完全一致, 否则就要求安装中间变流器, 这就造成体积很大而月.不方便, 况且正常运行时对于出线电流较小的线路, 电流互感器的传变舍入误差比较大, 保护的不平衡电流选择的较大, 这样的话保护定值相应的要提高, 这样做的后果使得保护的灵敏性降低。

微机型母线保护的电流互感器变比可以通过设置, 根据各个电流互感器的变比, 将其二次电流统一折算到同一个变比之下再送入保护CPU插件中进行运算。通过方便地改变电流互感器的计算变比, 从而允许母线各支路差动电流互感器变比不一致, 也不需要装设中间变流器。

运行前, 将母线上联络的各支路变比键入保护CPU插件后, 保护软件以其中最大变比为基准, 进行电流折算, 使得保护在计算差电流时各个电流互感器变比均变为一致, 并在母线保护计算判据以及其显示差电流时也以最大变比为基准。

为了说明起见, 我们假设母线上连接有三个支路单元:一个电源支路 (其电流方向流入母线) ;两个负荷支路 (其电流方向流出母线) 。正常运行时各个支路一次电流分别为I1、I2、I3, 此时我们令经过电流互感器测得其二次电流分别为I1.2、I2.2、I3.2, 各个支路电流互感器变比分别对应为n1、n2、n3, 如果n1为最大变比, 则选择n1为基准值。在正常运行时, 各个支路的一次电流分别为:

然后以最大变比n1为基准值换算得到各个支路计算二次值为:

这样, 即使原来各个支路的变比不一致, 经过换算后其变比应该全部一致且均为n1, 如此算法可以保证正常运行以及区外故障时 (不考虑电流互感器的误差) 计算的电流为零, 其证明如下:

除此之外, 经过折算后, (I2.2×n2) /n1以及 (I3.2×n3) /n1的计算值均变的很小, 不但可以减少计算量, 并可以避免软件计算溢出出错。

上述既是在我国微机型母线保护中常用的换算电流互感器变比的方法。此种方法的运用将降低了使用电流变换器来达到进出线两侧的电流互感器变比一致的投资成本, 并且减少了占地空间。

但与此同时, 它又不可避免的带来了一系列的问题:

第一, 如果各个支路电流互感器的变比与最大变比不成倍数的关系, 例如1200/5与800/5, 为了防止计算误差引起较大的不平衡差电流, 其折算过程要比上述的过程复杂的多, 只能预先固化设定, 不能现场随时设置, 即变比设计后应将变比预先送入厂家固化。

第二, 如上述所示的例子。我们仅仅假设一段母线上连接有三条线路, 可是事实上对于电力系统进出线远远超出三条, 尤其对于中低压供配电网而言, 其进线可能只有一条, 但是其出线可能有十条之多。这样的话, 其进出线的电流互感器的变比差别就很大, 一般有十倍以上的差距。例如某一供电所的10k V出线有8个负荷, 进线的电流互感器选择为3000/5, 而某一条负荷较小的出线电流互感器的选择仅仅为200/5, 两者之间相差了15倍。假如此时这一条出线出口处短路, 会不会发生因为电流互感器的饱和而造成的母线保护误动呢?

2 电流互感器的选择依据

电流互感器是按照正常运行时的一次回路额定电压和电流来选择的。当接入差动保护电流回路中的出线发生短路时, 出线电流互感器和中间电流互感器均要求满足电流互感器的了10%误差曲线。除此之外, 接入差动保护回路中的出线数nxj与系数α存在相应的关系, 具体见下表。

上表中α定义为当一段母线被切除时, 接入本段差动保护电流回路中的各出线增加的总负荷与本段接入差动保护电流回路中各出线的总负荷之比, 即α=Ie.zj/ (Ie.zj+Ie) , 其中Ie为接入差动保护电流回路中的出线总负荷电流;Ie.zj为当一段母线被切除时, 接入本段差动保护电流回路中各出线增加的总负荷电流之和。

按照电流互感器10%误差曲线和上表中相应的电流倍数, 即可求出所采用的电流互感器允许负荷。

当连接导线很长, 以及接入差动回路的出线数很多时, 电流互感器可能不满足了10%误差曲线的要求, 这时可以在不能满足要求的电流互感器二次侧加装中间变流器。

3 TA暂态特性对母线保护的影响

众所周知, 对母线采用了差动保护原理可以方便地实现母线的快速保护。然而在母线区外短路时, 一般电流互感器会出现饱和现象, 一旦电流互感器饱和以后就不能正确的传变一次电流值, 使得二次侧电流差动保护原理的基础遭到破坏, 从而导致保护的误动作。

而在电力系统设计的时候, 考虑到母线外部发生短路时, 故障元件的电流互感器流过很大的短路电流, 使得电流互感器的铁芯趋于饱和, 励磁电流大大增加, 电流互感器的电流误差迅速增加。为了保证电流互感器及其保护装置在允许的稳态短路电流下能够正常工作, 电流互感器被设计为在最大稳态短路电流下电流误差值不得超过了10%。实践中根据电流互感器了10%倍数特性曲线, 由最大允许的稳态短路电流确定电流互感器的二次侧负载阻抗ZL。从而确保电流互感器的正常工作。

通过以上分析, 我们认为在中低压供配电网中, 由于线路采用的是放射式的且出线较多, 因此当出线出口处发生短路时, TA会产生饱和现象。对于其中的暂态饱和, 由于我们对保护的时间要求不是很苛刻, 因此允许加一时间延时 (当然这个时间延时相比与靠上一级保护延时来切除母线故障的延时小多了, 在那里时延通常是0.5秒左右, 而在这里我们认为几个周波就一个使得非周期分量有很大的衰减) 来躲过因暂态饱和而产生的不平衡差流;对于所产生稳态饱和, 我们可以通过计算TA的二次负荷在满足10%误差曲线的前提下, 考虑其出线个数来选择合适的电流互感器, 当然我们不会都采用同一个变比的TA以来躲过不平衡电流。对于己经安装的TA如果不满足要求的话, 则需要加装一个电流变换器即可。

4 结束语

总之, 中压母线故障被发展扩大的最根本原因, 就是因为没有专门的母线保护, 使母线故障要经过较长时间才能被切除。假如装有快速保护, 故障发生后保护立即动作, 故障可以快速切除, 损失可以大大降低。

摘要：由于中压系统母线出线较多, 操作频繁, 三相导体相间距离、与大地距离都比较近, 容易受到小动物危害, 设备制造质量相对较差等原因, 中压系统母线发生故障的几率远远高于高压或超高压系统, 加之母线没有装设专用的保护, 这样, 母线故障则需上一级保护经一定延时后动作切除, 因此, 许多原本可以快速消除的故障被发展、扩大, 造成配电装置的严重烧毁、相邻开关柜受损等严重事故, 使得供电长期不能恢复。

关键词：配电系统,母线保护,电流互感器,安全可靠,经济合理,技术先进,灵敏度

参考文献

[1]赵京立, 马晓黎.一种10k V至35k V母线保护方案[J].电力系统自动化, 2000 (21) .

浅析沙沱电站母线保护调试 篇5

母线发生故障的几率与线路相比, 要低一些, 但故障产生的影响面很大。这是因为母线上通常连有较多的电气元件, 母线故障将使这些元件停电, 从而造成大面积停电事故, 并可能破坏系统的稳定运行, 使故障进一步扩大, 可见母线故障是最严重的电气故障之一。因此, 利用母线保护清除和缩小故障造成的后果, 是十分必要的。

中国华电集团贵州乌江沙沱电站220k V系统母线采用的是双母线主接线方式, GIS结构, 共十一个间隔, 一个继保间隔、四个进线间隔、一个母联间隔、五个出线间隔。微机母线保护采用的是南京南瑞集团RCS-915AB-HB型母线保护装置, 该装置设有母线差动保护、母联充电保护、母联死区保护、母联失灵保护、母联过流保护、母联非全相保护以及断路器失灵保护等功能。适用于各种电压等级的单母线、单母分段、双母线等两端母线及以下的各种电气主接线方式, 母线上所允许所接的线路与元件数最多为21个 (包括母联) , 并可满足有母联兼旁路运行方式主接线系统的要求。

2 母线差动保护原理

母线差动保护的动作原理建立在基尔霍夫电流定律的基础上。把母线视为一个节点, 在正常运行和外部故障时流入母线电流之和为零, 而内部短路时为总短路电流。假设母线上各引出线电流互感器的变比相同, 二次侧同极性端连接在一起, 按照图1接线则在正常及外部短路时继电器中电流为0。实际上由于电流互感器有误差, 在外部短路时继电器中有不平衡电流出现, 差动保护的启动电流必须躲开最大的不平衡电流才能保证选择性。

2 校验母线差动注意的问题

校验母线差动保护时需注意区外故障电流互感器饱和的问题, 在外部短路情况下, 该母线的引出线路中, 故障线路电流是所有非故障线路电流之和。如图1, 故障线路电流很大, 其电流互感器饱和, 二次侧电流很小。此时, 差动保护的不平衡电流很大。差动保护在此情况下应不失去选择性。由于饱和CT有以下两个特点: (1) 无论一次电流有多大, 在系统发生故障瞬间, CT不可能同时发生饱和。从故障发生到CT饱和至有1/4周波的时间, CT能正确传变一次电流; (2) CT进入饱和后, 二次电流波形出现畸变、缺损, 但在一次电流过零点附近, 饱和CT二次侧仍有一个线性传变区。

RCS-915型母线保护根据CT饱和波形特点设置了两个CT饱和检测元件。CT饱和检测元件一采用自适应阻抗加权抗饱和方法, 即利用电压工频变化量起动元件自适应地开放加权算法。当发生母线区内故障时, 工频变化量差动元件ΔBLCD和工频变化量阻抗元件ΔZ与工频变化量电压元件ΔU基本同时动作, 而发生母线区外故障时, 由于故障起始CT尚未进入饱和, ΔBLCD元件和ΔZ元件的动作滞后于ΔU元件。利用ΔBLCD元件、ΔZ元件和ΔU元件动作的相对时序关系的特点, 得出抗CT饱和的自适应阻抗加权判据。此判据充分利用了区外故障发生CT饱和时差流不同于区内故障时差流的特点, 抗CT饱和, 区内故障和故障由区外转至区内时能迅速切除。

CT饱和检测元件二由谐波制动原理构成。利用了CT饱和时差流波形畸变和每周波存在线性传变区等特点, 根据差流中谐波分量的波形特征检测CT是否发生饱和。在区外故障CT饱和后发生转换性故障情况下能快速切除母线故障。

3 大差比率差动的逻辑判断问题

RCS-915AB-HB型母线保护装置对于双母线及分段母线的各种运行方式, 大差的逻辑计算有其独到的先进性.当双母线分裂运行时, 母线开关在断开位置, 如果此时弱电源侧母线发生故障, 相比较于双穆先锋运行方式下的故障而言, 短路容量小, 大差比率差动的灵敏性降低。RCS-915AB型母线保护的先进性在于:针对母线分裂运行时自动转用比率制动系数低值;母联开关处于分闸位置以及投单母或刀闸双跨时大差比率差动元件采用大差比率制动系数低值。

在现场调试过程中, 应将母联开关在分开和闭合两种情况下分别检验其大差比率制动系数。应满足规程要求的误差范围。

4 运行检修人员需注意的问题

当母线保护在投入运行中母线运行方式改变经常发生, 因此, 要求母线保护能适应母线的任意一种连接方式, 传统的双母线保护在母线连接方式改变时利用切换继电器切换二次电流, 由于母线上所连接的元件较多不能直观的看出母线的连接方式, 给运行维护造成一定的困难。RCS-915AB-HB型母线保护装置利用了隔离刀闸辅助触点判别母线运行方式, 因此, 刀闸辅助触点的可靠性直接影响到保护的安全运行。为此, 母线保护装置配置了模拟盘以减少刀闸辅助触点的不可靠性对保护的影响。

母线保护装置不断地对刀闸辅助触点进行自检, 当发现与实际不符 (如某条支路上有电流而无刀闸位置) , 则发出刀闸位置报警, 通知运行人员检修。在运行人员检修期间, 可以通过模拟盘 (见图2) 强制指定相应的刀闸位置, 保证母差保护在此期间的正常运行。

模拟盘的原理如下:

图2中, LED指示目前的各元件刀闸位置状态, S1, S2为强制开关的辅助触点。

强制开关有三个位置状态:自动、强制接通、强制断开。

自动:S1打开, S2闭合, 开入取决于刀闸辅助触点:

强制接通:S1闭合, 开入状态被强制为导通状态:

强制断开:S1、S2均打开, 开入状态被强制为断开状态。

此模拟盘, 当刀闸位置接点异常时, 通过强制开关指定正确的刀闸位置, 然后按屏上的"刀闸位置确认"按钮通知母差保护读取正确的刀闸位置。运行检修人员特别注意的是, 刀闸位置检修结束后必须及时将强制开关恢复到自动位置。否则将改变母线运行方式, 由于运行方式的改变, 保护装置内部自动调整母线差动保护的范围, 从而增大保护的不可靠性。

5 结语

RCS-915AB-HB型微机母线保护装置由于其高灵敏比率差动保护和新型的自适应阻抗加权TA饱和判据以及全中文人机界面在电力系统中运用比较广泛。但是, 在现场安装和调试过程中, 如电流互感器极性和刀闸位置接点以及保护内部逻辑判断必须仔细步步检查微机母线保护运行可靠性, 杜绝一切因调试过程检查不到位和运行过程中误操作引起的故障。

摘要：母线保护是用来保障母线安全和可靠运行的。论文以贵州乌江沙沱电站母线保护相关技术要求为研究对象, 围绕母线保护装置在调试和运行过程中相关技术原则方面进行说明。

关键词：电力系统,220kV供电系统,母线保护

参考文献

[1]DL400-91继电保护和安全自动装置技术规程[S].

PCS-915母线保护装置 篇6

关键词：智能变电站,母线保护,面向对象,分布式,同步

0 引言

随着中国智能电网建设的推进,对应用于智能变电站中的母线保护提出了新的要求[1,2,3,4]:要求支持电子式互感器与常规互感器,支持常规输入输出及面向通用对象的变电站事件(GOOSE)输入输出等,支持组网方式和点对点方式的IEC 61850-9-2和GOOSE,支持IRIG-B、简单网络时间协议(SNTP)等对时方式,以及IEEE 1588V2高精度网络同步对时方式。

电流互感器饱和问题是低阻抗型母线保护必须解决的关键技术问题,对于500kV及以上更高电压等级的系统,短路电流中更大的谐波含量对工频变化量保护影响较大,因此,如何解决超高压、特高压等级下区内故障和区外故障电流互感器饱和的问题,需要做进一步工作。电力系统中主接线方式及运行方式繁多,针对不同类型的主接线系统需专门开发相应的母线保护程序,导致母线保护软件版本多,程序升级维护工作量大。尤其碰到一些特殊的主接线系统,需专门开发相应的特殊程序,程序结构及差动构成变动较大,程序二次开发工作量大,所以需要研究一种通用的母线差动构成方法解决这个问题。分布式母线保护采样同步的好坏,直接影响差动保护的性能。应在不增加硬件和通信网络负担的前提下,解决间隔单元的采样同步性问题。

为解决上述问题,迫切需要研制新一代母线保护,本文将介绍PCS-915系列母线保护装置采用的关键技术及其主要应用情况。

1 硬件平台

PCS-915系列母线保护装置基于新一代控制保护硬件平台UAPC平台实现,该平台主要面向控制保护系统,全面支持电子式互感器和分布式I/O,全面支持IEC 61850,GOOSE及采样测量值(SMV),具有高性能、高集成度的特点,支持多个CPU,数字信号处理器(DSP)插件组合在一起完成复杂的控制保护功能,满足变电站自动化系统一体化的要求。

UAPC硬件平台选用嵌入式CPU,DSP和大容量的现场可编程逻辑门阵列(FPGA)进行设计,同时采用符合工业标准的高速以太网和国际电工委员会(IEC)标准的模拟数据采集的光纤通道作为数据传输链路,内部采用高可靠性、高实时性、高效率的数据交换接口。所有板卡采用标准化、模块化思想设计,支持多板卡同步并行工作,能够灵活组成系统需要的各种装置。系统硬件结构见图1。

PCS-915系列母线保护装置配有交流插件、保护和启动DSP板、PowerPc板、智能I/O板。保护和启动DSP分别采用2组完全独立的A/D采样数据来完成保护和启动功能,保护DSP板主要完成保护的逻辑及跳闸出口功能,启动DSP板启动后开放出口继电器的正电源;PowerPc板用于完成事件记录及打印、后台通信及与面板CPU的通信等功能;智能I/O进行压板等开入的采样和跳闸及信号输出。

PCS-915系列母线保护装置保护程序设计完全模块化,支持可视化编程、调试及维护。

2 抗电流互感器饱和原理

电流互感器饱和问题是低阻抗型母线保护必须解决的关键技术问题[5,6,7,8]。基于工频变化量差动的自适应加权式抗电流互感器饱和判据及谐波制动判据构成了完善的抗电流互感器饱和原理,其中:自适应加权式抗电流互感器饱和判据以工频变化量电压元件作为判据的开放条件,赋予差流工频变化量和工频变化量阻抗元件不同动作点以不同的权,以此加权值的大小决定保护是否动作。此判据具有很强的抗电流互感器饱和能力及稳定可靠的动作特性;谐波制动判据根据差流中谐波分量的波形特征检测电流互感器是否发生饱和。以此原理实现的电流互感器饱和检测元件同样具有很强的抗电流互感器饱和能力,而且在区外故障电流互感器饱和后发生同名相转换性故障的极端情况下仍能快速切除母线故障。自适应加权式抗电流互感器饱和判据和谐波制动判据已经在RCS-915系列母线保护中得到成功应用[9,10,11],具有成熟的运行经验。因此,在PCS-915系列母线保护原理中仍然采用这一原理。

对于500kV及以上更高电压等级的系统,超高压系统的线路分布电容更大,短路时的暂态特性有不同的特点。例如:母线区内故障时,线路短路电流的高频分量比较大,这对工频变化量保护有一定影响,尤其是在母线连接长线路对侧无电源的情况下发生母线故障,母线快速保护可能拒动[12]。PCS-915系列母线保护方案考虑了线路分布电容影响,采用变制动系数工频变化量比率差动方法消除了高频的暂态电容放电电流反向使工频变化量保护返回的影响,保证了加权算法的连续性。

3 面向间隔对象的母线保护设计方法

PCS-915系列母线保护装置采用了面向间隔对象的母线保护设计方法,不同的主接线方式只需根据实际情况对间隔单元进行配置即可,不需修改保护主程序,采用此方法后母线保护的差动构成灵活可靠,而且不再只能适应已知的主接线模式。

面向间隔对象的母线保护设计方法将传统的仅以母线为对象改为以各间隔单元为对象,将主接线系统中的支路间隔、母联(或分段)间隔、互联跨条以及电压互感器等作为基本对象,先对支路单元的拓扑结构进行解析,然后形成母线拓扑结构,再以母线为对象依照传统方法完成小差的构成逻辑。保护通过解析间隔对象的配置信息完成母线差动范围的自适应构造。每一基本构成对象分别建立各自类型的同时提供相关的配置信息:参数、开入和开出。根据这些配置信息,形成被保护母线的拓扑结构,然后保护通过解析对象的配置信息完成母线差动范围的自适应构造。

采用此方法构成的母线保护适应性强,通过修改配置文件可以方便地实现不同主接线系统的母线保护,并可以满足不同运行方式的需要,同系列保护程序升级维护工作量大大减少,开发人员可以更专注于保护程序本身,有利于提高程序质量。

4 分布式母线保护

对于大型变电站,尤其是高电压等级变电站,存在电缆消耗量大、电流互感器二次电缆长导致电流互感器负担重、跳闸电缆长导致电磁兼容等问题;同时,大量电缆集中在一块屏上,也给母线保护屏的施工接线带来困难。随着计算机、通信技术水平的迅速提高,继电保护下放到开关场的方式得以实施并逐渐得到认同,所以研制分布式母线保护具有非常重要的意义[13,14,15]。

差动保护计算所需要的各个间隔的电流采样数据必须是同一时刻的值,而分布式母线保护的各子站间没有电气上的连接,从而带来各个子站的同步采样问题。采样同步的好坏,直接影响到差动保护的性能。采用GPS同步时钟为每个间隔单元对时的方案在技术上是可行的,但增加了硬件复杂性,更重要的是,当同步时钟受到电磁干扰或同步时钟失去时,差动保护的安全性问题令人担忧。间隔单元采样同步时钟要求相对时钟准确,对绝对时间没有要求,应在不增加硬件和通信网络负担的前提下,解决间隔单元的采样同步性问题。

PCS-915分布式母线保护系统采用主从结构(如图2所示),每个子站可以接入1~4个间隔,主站和子站通过光纤交换数据,采用FPGA实现硬件通信编码和循环冗余校验(CRC),可靠性高,不占用保护CPU的资源。

PCS-915母线保护装置采用了用于分布式保护系统的时标跟踪的同步采样方法,分布式母线的主站装置和子站装置间通过光纤链路完成数据传输,主站装置在其每次中断时通过该数据链路同时向各个子站装置发送数据,各个子站装置接收主站下发的数据,并根据下发数据的到达时标调整各个子站自身的采样中断时刻,完成对主站中断间隔的同步跟踪。

子站通过FPGA技术实现自动锁定主站链路数据到达时标,该数据到达时标间接反映了主站中断时标,子站根据此时标调整子站采样中断时刻,其调整目标是子站中断时间和主站链路数据到达时间之差为预设的常数。利用主站与子站的光纤链路,各个子站根据主站下发数据的到达时标调整各自采样时刻,由于主站是同时向各个子站发送数据,因此,最终各子站就能够做到在同一时刻采样,完成同步采样功能。主站接收到的子站采样数据已经同步,无需额外处理即可直接用于保护计算。采用此同步技术实现了分散采集、分散执行功能,同步算法占用主机和从机计算资源少,无需外接同步源,同步方案稳定可靠且同步精度很高。

5 常规变电站的应用

由于采用了面向间隔对象的母线保护设计方法,装置可以方便地配置适用于各种特殊的主接线方式,如石化系统特殊主接线方式(如图3所示)。与标准的双母单分段主接线不同之处主要在于特殊开关B2,它在功能上可以用做分段、母联1、母联2开关,B2支路串接限流电抗器,主要用于向检修母线充电,保护必须根据其刀闸位置的组合关系确定其在差动回路中的位置。

对于大型变电站,尤其是高电压等级变电站,因存在电缆消耗量大,电流互感器二次电缆长导致电流互感器负担重、跳闸电缆长导致电磁兼容等问题,可考虑选择分布式母线保护解决方案。根据现场实际情况,可选择按间隔配置母线子站以便于间隔检修,也可按现场间隔布置情况使多间隔共用子站以降低母线保护整体造价,简化分布式母线通信环节,提高保护整体可靠性。

电力系统中母线的主接线方式随系统容量增加而发生改变的情况非常常见,如一期工程采用双母单分段主接线,二期工程开断为双母双分段主接线,二期工程改造过程中母线保护二次回路的改造工作量很大,需要将大量电流、电压、开入开出电缆由一面母线保护屏改接到两面母线保护屏上,如图4所示(图中仅以电流回路改造示意)。

采用PCS-915分布式母线保护可以大大减少改造过程中二次回路改造工作量,如图5所示。根据改造后的开断点分配母线各从机间隔接入情况,双母单分段主接线方式下母线主机接入所有从机;二期改造为双母双分段后,所有从机原有的二次回路电缆都可以不动,只须新上一个母线主机,并改变从机与主机间的光纤连接即可,当然母线主机保护程序均需配置为双母双分段程序。

上述分布式母线解决方案的提出是为了减少主接线改变过程中母线改造引起的二次回路改造工作量,母线保护实际没有分布式安装的需求,所以分布式母线的主机和从机可以集中安装。

6 智能变电站的应用

PCS-915系列母线保护装置能够满足智能变电站的各种新要求,国家电网公司《智能变电站继电保护技术规范》对智能变电站中保护装置“直采直跳”提出了明确的要求,对母线保护提出了“直接采样、直接跳闸,当接入元件数较多时,可采用分布式母线保护”[16]。

如图6所示,虚线框内为分布式母线保护PCS-915,BU为从机处理单元,CU为主机处理单元,BU与CU之间通过光纤连接,负责电流采集的合并单元(MU)和智能操作箱通过光纤直接与分布式母线保护的BU连接,负责电压采集的MU和通过网络传输的GOOSE开关量与CU连接。

BU通过光纤直接从MU接收SMV数据,从智能操作箱接收本间隔GOOSE开关量,每个BU可接收多个间隔的SMV数据及GOOSE开关量,并将接收到的模拟量和开关量打包好后发送至CU进行运算及保护逻辑判断。CU负责接收电压互感器MU传送过来的母线电压模拟量及经GOOSE网络传输的GOOSE开关量,并将间隔跳闸命令发送至BU,通过BU控制智能操作箱进行跳闸。

智能变电站分布式母线保护也采用不依赖于全球定位系统(GPS)的同步方案,CU通过光纤向BU发布时间基准,BU记录接收采样数据时刻,并将数据接收时刻与本板实时时刻的差值与同步基准作比较后自动调整BU采样中断以保证CU接收到的各BU采样数据为同一时刻,同步精度完全可以满足母线保护跨间隔数据同步采样的要求。

PCS-915系列母线保护装置可以提供常规变电站的智能化改造中母线保护的全套解决方案,保证在变电站改造过程中母线保护始终投入。

7 结语

PCS-915母线保护继承了以前系列母线保护的先进原理与技术,可广泛适用于各种电压等级的常规变电站及智能变电站不同主接线方式。

智能电网的建设对母线保护提出了更高的要求,针对过程层数字化(如数据品质的优化处理等)还有很多工作需要完善,海外市场对保护提出很多新的需求(如支路死区保护、按支路配置的反时限过流保护等),有待进一步研究开发。

母线保护调试方法分析与研究 篇7

关键词：母线保护,比率差动,调试,简化模型

0 引言

母线是发电厂和变电站的重要组成部分之一,是汇集电能及分配电能的重要设备。当母线发生故障时,如不及时切除故障,将会损坏众多电力设备并破坏系统的稳定性,造成全厂或全站大停电,乃至全电力系统瓦解。因此,设置动作可靠、性能良好的母线保护,使之能迅速检测出母线上的故障并及时有选择性地切除故障,就显得尤为重要。

鉴于母线保护在投运后很可能不再有全面停电检修的机会,设备投运前运行单位需着重做好验收与交接试验工作,其中最难的部分就是母线保护装置调试工作。本文以南瑞RCS-915AB为例介绍母线保护装置调试方法。

1 母线模型简化

对于双母接线方式的变电站,正常运行时各间隔固定在一条母线上,如图1所示。母线保护装置根据各间隔母线侧刀闸位置来计算差动回路,包括大差回路和各段母线的小差回路。母线大差是指除母联和分段开关外所有支路构成的差动回路,如支路1～6电流回路构成大差;某段母线的小差是指该段母线上所连接的所有支路电流构成的差动回路,包括母联和分段开关,如支路1、支路3、支路5和母联电流回路构成1M小差。大差回路主要作为差动保护的区内故障判别元件,各段母线的小差则作为故障母线选择元件。由于各大小差动回路正确与否直接关系到母线保护能否正确动作,因此母线保护对各间隔的TA极性有着严格的要求。对RCS-915AB而言,各支路TA同名端要求在母线侧,母联TA同名端在I母侧。

由上可知,母线保护装置在计算差动电流时会将各母线上所有支路电流进行矢量求和,最后结果只有电流流入或流出母线。因此,从简化调试方法和提高调试效率的角度考虑,可以对母线接线模型进行简化,将同一母线上的支路用一个支路来代替,如图2所示。

2 保护逻辑理论分析

为了有效克服区外故障时因电流互感器误差而产生的差动回路不平衡电流,特别是区外故障时流过最大短路电流的电流互感器发生饱和而产生的最大不平衡电流,导致母线保护误动,微机母线保护普遍采用带制动特性的动作判据。RCS-915AB母线保护装置配备的比率差动元件包括常规比率差动元件和工频变化量比例差动元件,两者动作判据类似,只是后者所有判断量均为电流工频变化量。同时,母联失灵保护和母联死区保护动作逻辑均与比率差动元件有关,从而突现了比率差动元件在整个母线保护中的重要性,因此在保护装置调试中需要对其着重调试。常规比率差动元件的动作判据如下:

式中,Icdzd为差动电流起动定值;K为比率制动系数;Id为差动电流,是母线上所有构成该差动回路的连接间隔电流矢量和的绝对值;Ir为制动电流,是母线上所有构成该差动回路的连接间隔电流绝对值之和。其中Id、Ir的计算方法如下:

式中,Ij为连接在母线上的第j个间隔的电流;m为母线上构成该差动回路的间隔数。

3 保护逻辑调试

以某220kV变电站为例,其母线接线方式为双母接线,母线保护采用南瑞RCS-915AB装置。各间隔TA系数均为1;差动启动高值为1A,低值为0.9A;比率制动高值系数为0.75,低值系数为0.6;母联失灵定值为1.5A,时间定值为0.2s;母联死区时间定值为0.1s;母联充电电流定值为0.4A;母差相低电压闭锁为40V;母差负序、零序电压闭锁为6V。

3.1 校验比率制动系数高值

为防止在母联开关断开的情况下,弱电源侧母线发生故障时大差比率元件的灵敏度不够,大差比例差动元件的比率制动系数设有高、低两个值。当母联开关处于合闸位置以及投单母或刀闸双跨时,大差比率差动元件采用比率制动系数高值;而当母线分列运行时则自动转用比率制动系数低值。小差比例差动元件固定取比率制动系数高值。

选择母联、支路1、支路2作为试验对象,模拟1M上A相接地故障。试验条件:投入差动保护功能压板,支路1挂1M运行,支路2挂2M运行,母联开关在合位,如图3所示。

试验接线:Ia为1M流向2M的电流,Ib为支路1流向1M的电流,Ic为2M经支路2流出的电流,如图4所示。

试验加入量:在电压端子加入,满足低电压开放条件,差动保护开放;设置,正好使支路2的电流流入2M后经母联流入1M,再经支路1流出母线,形成一个穿越性电流。查看装置采样,大差为零,各母小差也为零,说明试验接线正确。

根据母联开关在合位,比率制动系数采用高值0.75,设此时Ib的电流为x,由式(1)得x-1=0.75(x+1),可知x=7,即为动作临界值。加入试验电流,,故障加入量至TA开入停表或持续50ms(该时间不宜过长,否则母联死区保护会动作)时,母线保护装置报比率差动动作。当Ib<7A时,保护装置不动作。

3.2 校验比率制动系数低值

选择支路1、支路2、支路3作为试验对象,模拟1M上A相接地故障。试验条件:投入差动保护功能压板,支路1挂1M运行,支路2、支路3挂2M运行,母联开关在分位或投入母联检修压板,如图5所示。

试验接线同图4,Ia为支路1流向1M的电流,Ib为支路2流向2M的电流,Ic为2M经支路3流出的电流。

试验加入量:在电压端子加入,满足低电压开放条件,差动保护开放。

根据母联开关在分位,比率制动系数采用低值0.6,设此时Ia的电流为x,,由式(1)得x+1-1=0.6(x+1+1),可知x=3,即为动作临界值。加入试验电流,故障加入量时间至TA开入停表或持续50ms时,母线保护装置报比率差动动作。当Ia<3A时,保护装置不动作。

3.3 校验母联失灵定值

选择母联、支路1、支路2作为试验对象,模拟1M上A相接地故障。试验条件:投入差动保护功能压板,支路1挂1M运行,支路2挂2M运行,母联开关在合位,如图6所示。

试验接线同图4,Ia为1M流向2M的电流,Ib为支路1流向1M的电流,Ic为支路2流入2M的电流。

试验加入量:在电压端子加入,满足低电压开放条件,差动保护开放;母联失灵电流定值为1.5A,时间定值为0.2s;设置A,故障加入量持续250ms(主要考虑比率差动保护动作后,母联失灵才开始计时),结果母线保护装置报比率差动动作、母联失灵保护动作。当Ia<1.6A或故障加入量时间小于200ms时,母联失灵保护不动作。

3.4 校验母联分位死区定值

选择母联、支路1作为试验对象,模拟母联开关与TA之间A相接地故障。试验条件:投入差动保护功能压板,支路1挂1M运行,支路2挂2M运行,母联开关在分位或投入母联检修压板,如图7所示。

试验接线同图4,Ia为1M流向故障点的电流,Ib为支路1流向1M的电流。

试验加入量:在电压端子加入,满足低电压开放条件,差动保护开放;母联死区时间定值为0.1s;设置,,故障加入量持续150ms,结果母线保护装置报比率差动动作、母联死区保护动作。当故障加入量时间小于100ms时,母联死区保护不动作。

3.5 校验母联合位死区定值

选择母联、支路1、支路2作为试验对象,模拟1M上A相接地故障。试验条件:投入差动保护功能压板,支路1挂1M运行,支路2挂2M运行,母联开关在合位,投入跳母联出口压板,如图6所示。

试验接线同图4,Ia为1M流向2M的电流,Ib为支路1流向1M的电流,Ic为支路2流入2M的电流。

试验加入量:在电压端子加入,满足低电压开放条件,差动保护开放;设置A,故障加入量持续150ms,结果母线保护装置报比率差动动作、母联死区保护动作。当故障加入量时间小于100ms时,母联失灵保护不动作。

3.6 校验母联充电保护

选择母联作为试验对象,模拟1M通过母联对2M充电。试验条件:投入母联充电保护功能压板,母联开关在分位。

试验接线如图8所示,微机保护测试仪给母线保护装置输入1M电压、母联开关电流及母联开关的分、合位。

试验加入量:第一个状态,在电压端子加入,模拟1M正常电压,测试仪开出量RA=0、RB=1,该状态持续11s以确保装置1M交流电压断线恢复;第二个状态,在电压端子加入,测试仪开出量RA=1、RB=0模拟母联开关由分到合的状态,该状态持续100ms,母线保护装置报母联充电保护动作。当母联开关位置没有变位或母联电流未达到充电电流定值时,母联充电保护不动作。

4 结束语

本文通过分析RCS915AB装置比率差动保护判据,提出母线接线方式简化模型,针对母线保护装置的各种逻辑,以某220kV变电站的现场调试为例来说明母线保护装置调试方法。通过调试,对母线差动保护的正确动作过程有了更深入的认识和理解,也为现场调试人员提高业务水平提供了一定的指导和参考方向。

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].北京:中国电力出版社,1999

[2]国家电力调度通信中心.国家电网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社,2009