摘要:智能变电站作为一种全新的建站模式,如雨后春笋般在全国范围内大规模投运,对许多传统观念产生了很大冲击,相应出现了技术不成熟、培训没跟进、缺乏管理经验等等问题。在主控室内,传统意义上的“模拟量”消失了;保护屏后面的二次接线也被虚端子所取代;运行人员所熟悉的五防机没了,因为五防系统被嵌入后台机中了。文中对智能变电站继电保护调试验收技术要点进行了分析,仅供参考。
关键词:智能变电站;继电保护;调试验收;技术要点
1 智能变电站及其继电保护
1.1 智能变电站
智能变电站是在运用电子通信网络技术的二次系统的基础上集成信息测量、采集及控制的应用模式,以实现电网实时数字化、智能化和自动化控管。智能变电站的主要特征在于数字化的数据采集模式、网络化的信息交互模式、集成化的信息应用和状态化的设备检修。
与传统变电站的常规互感器相比,智能变电站使用了新的电子式互感器,利用高速以太网对电压、电流的模拟数字信号进行采集和传输,使用智能断路器等设备实现变电站的自动化。
1.2 智能变电站继电保护
1.2.1 线路的继电保护
在智能变电站中,测控装置的作用是对智能变电站的运行状态进行检测,在测控设备的安装过程中,需要保持一定的间隔,其检测原理是将检测信息传递至GOOSE网络上,然后通过GOOSE网与继电保护设备相互连接,通过模块单元感应数据信息,然后再提供保护性指令。在检测过程中,如果智能变电站终端有风险,则继电保护设备就会发出跳闸信号,对其进行保护。
1.2.2 变压器的继电保护
在智能变电站中,变压器继电保护是过程层范畴。在智能变电站变压器中,继电保护设备是以分布式的形式来配置的,可以实现差动保护。对于变压器继电保护后备设备,其安装形式为集中式,后备设备的主要作用是提高变压器的安全性能。在继电保护中,变压器工作与非电量保护模块具有很大关联,该模块的安装形式为独立安装,设备连接方式为电缆形式,通过电缆,能够将断路器连接入变压器中,如果变压器安全性较低,则非电量保护模块就能够立即发出跳闸指令,对变压器起到保护作用。
1.2.3 母联的继电保护
在智能变电站中,母线和线路的继电保护大致相同,母联具有分段保护特性,其继电保护的结构形式比较简单,根据母联分段要求,可以将继电保护连接入智能变电站中,值得注意的是,对于不同的母联系统,可以采用不同的采样和跳闸工作,这样有利于继电保护设备更好的发挥保护作用。在母联继电保护中,GOOSE网处于独立运行状态,通过跨间传输,可以对母联系统起到很好的保护作用。现阶段,继电保护设备的配置十分单一,可以达到很好的测控和保护作用,能够有效避免母联保护失效。
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2 智能变电站继电保护调试验收要点
智能变电站的继电保护装置的调试验收流程与常规变电站有很大区别,一方面,主要是因为智能变电站继电保护装置之间的通信是基于网络传输的数字信号,原有基于点对点的电缆连接的二次回路被网络化的光缆所取代,因此其调试工具和调试方法都发生了质的变化,调试人员应在保护装置的调试过程中,建立信息流向的概念,明确各类数字信息的传递方式和方向;另一方面,虽然智能变电站的继电保护系统的结构和信息传输模式发生了变化,但具体的保护装置的功能和动作原理与常规变电站基本相同,因此调试人员在调试时,对故障的模拟及保护装置动作逻辑的判断依据不会有太大的改变。
总结起来,智能变电站继电保护系统调试过程主要有以下几个要点。
2.1 调试前的准备工作
对于智能变电站,调试前应准备好具备光口的数字式继电保护试验仪,各类光纤及试验线缆若干,与保护装置同版本的SCD文件,保护装置CID文件配置完毕。除了与常规变电站一致的装置外观检查,智能变电站还须检查各类光纤接口的发送功率(-20~-14dbm)、接收功率(-23~-14dbm)以及最小接收功率(-30dbm),其中发送功率和接收功率可直接用光功率计与保护装置连接后读数,最小接收功率须用光衰耗器连接保护装置,逐步降低功率至装置告警后读数即可。此外,还须检查过程层网络及站控层网络的SV、GOOSE、MMS设备的IP地址、MAC地址,VLANID、APPID以及优先级是否正确,GOOSE报文的发送帧数和时间间隔是否符合要求。光纤回路检查,包括光纤外观检查,使用激光笔打光对线,使用光功率计和光源测试光纤衰耗,尾纤、光缆、网线等标识应清晰准确。
2.2 合并单元、智能终端、保护装置及其他智能电子设备调试
与常规变电站相比,增加了SV、GOOSE链路检查,二次光缆正确连接时,各装置应无SV、GOOSE链路异常报文或告警灯;MU采样延时试验;装置零漂及交流精度检查;保护闭锁测试,当发生采样值品质异常、传输异常或畸变时,装置应可靠闭锁相关功能,不发生误动作;智能终端动作时间及位置信号测试;保护装置功能检验,各类软压板及控制字投退测试,GOOSE开入检查;故录功能检查。各装置间检修位配合测试,各装置只响应相同检修位的信号和报文,如当合并单元与保护装置检修位一致时,保护装置可正常接收交流采样并动作,反之则无法接收采样并闭锁装置。此外,当装置间检修位置不一致时,应有装置报文或者告警灯提示。对于智能站特有的网络分析设备,除通用检查外,还应检查其MMS、GOOSE、SV报文记录功能,存储功能,在线分析报警、离线分析及网络分析功能等。
使用具备光口的数字式继电保护试验仪与保护装置连接,载入正确的SCD文件并选取对应间隔,正确配置SV及GOOSE链路,通过模拟故障传动保护装置并接收相关的GOOSE开入来确定其动作逻辑是否正确。
断路器防跳及非全相动作检查方法与常规变电站基本一致,须要注意一点,在常规变电站中,可通过短接保护动作出口的方法检查断路器防跳功能,但在智能站中,保护装置是通过光缆将动作信号传输给智能终端,无法短接,因此必须通过在保护装置上模拟故障使其动作出口来检查防跳回路的正确性。
3 结束语
综上所述,未来智能化变电站继电保护调试将越来越趋于全智能化的发展,就目前而言,已经有一部分厂家研制出了一批智能化测试仪。但这些仪器中仍存在一定的不足,还需要测试仪厂家不断地对测试仪进行研究和探索,尽可能地研制出完美、适用于智能化变电站继电保护的测试仪。
参考文献
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论文作者:贾景东,陈冬雪
论文发表刊物:《电力设备》2017年第16期
论文发表时间:2017/10/25
标签:变电站论文; 智能论文; 继电保护论文; 保护装置论文; 装置论文; 设备论文; 功率论文; 《电力设备》2017年第16期论文;