CN102565592B - 一种智能变电站技术***化实证短路试验方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种智能变电站技术***化实证短路试验方法，包括如下步骤：1）根据试验站各主设备保护动作范围，在站内设三个故障点；2）送电侧变电站空出一台主变专供试验变电站，短路接地的开关设置限时保护；3）试验采用经电抗器和接地间隙串联接地的方式；4）通过站内网络采集试验数据；5）通过人工图形比对故障时刻各类互感器记录波形和采样值报文判断互感器传变性能，验证不同类型互感器混合应用对差动保护的影响；6）自试验场地端子箱至控制室放置三根不同接地方式的屏蔽电缆，用高采样率示波器记录干扰波形；7）试验中放置两根不同接地及运行方式的2M口通讯电缆，验证通信口抗干扰性能。本发明设计了***实际故障时，智能化变电站整站***和智能电子设备的必须检测的环节和测试方法，对今后站内***实证试验提供了全面指导性经验。
Description
技术领域
本发明涉及一种智能变电站技术***化实证短路试验方法。
背景技术
智能化变电站基于智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作，是一种全新的技术体系和技术产品的应用。
目前智能化变电站的智能设备一般是通过实验室静态试验、动模试验、EMC检测等方法进行测试，但是***级的动模，尤其是整站均在一个真实的电网故障情况下的***级性能测试尚缺乏有效测试手段，因此***故障时，整站继电保护、自动化***、通信***的性能指标，以及各类智能电子设备的动作性能和相互配合性能无法得到验证。
发明内容
本发明的目的在于提供了一种智能变电站技术***化实证短路试验方法，即通过将特定容量的电抗器及间隙，将智能变电站110kV***接入站内接地网，形成真实的110kV电网接地故障，通过测试仪器及测试方法，记录***故障时刻整站***及各类智能电子设备的运行工况和指标参数，以分析智能变电站的整体性能。
为了达到上述目的，本发明的技术方案是：
一种智能变电站技术***化实证短路试验方法，包括如下步骤：1）根据试验站各主设备保护动作范围，在站内设110kV线路引线、110kV母线、主变110kV引线三个故障点；2）送电侧变电站空出一台主变专供试验变电站，试验站采用110kV、10kV母线分列运行方式，短路接地的开关设置限时保护；3）试验采用经电抗器和接地间隙串联接地的方式；4）通过站内网络采集试验数据，包括网络负载率、GOOSE（面向通用对象的变电站事件，下同）和SV（采样值，下同）报文延时、SV报文间隔均匀度、故障时刻SV报文同步、装置对时精度实测数据；5）通过人工图形比对故障时刻各类互感器记录波形和采样值报文判断互感器传变性能，通过波形叠加或各侧电流值矢量相加方法计算差动保护区外故障时差流值，验证不同类型互感器混合应用对差动保护的影响；6）自试验场地端子箱至控制室放置三根不同接地方式的屏蔽电缆，用高采样率示波器记录干扰波形，通过比较电缆芯和屏蔽层感应电压及控制回路感应电流大小，验证三种不同方式的抗干扰性能；7）试验中放置两根不同接地及运行方式的2M口通讯电缆，用高采样率示波器记录干扰波形，通过读取误码率及通信电缆干扰电压，验证通信口抗干扰性能。
所述的步骤具体为：1）根据试验站（附图中变电站1）各主设备保护动作范围，在站内设三个故障点：110kV进线引线，动作范围为110kV线路光纤差动保护；110kV母线，动作范围为110kV母差保护；主变110kV引线处（主变引线至纯光CT之间），动作范围为主变差动保护；上述故障点涵盖了线路故障、母线故障、主变故障，可全面验证站内继电保护及安全自动装置的动作性能；
2）试验送电侧220kV变电站空出一条110kV母线专供试验变电站，试验站采用110kV、10kV母线分列运行方式，将试验***及正常运行***进行有效隔离；安装短路接地开关做为试验的发生器，在短路接地的开关设置限时保护（开关合闸后0.3秒动作跳闸）作为试验后备保护；计算故障时刻***稳定满足要求、非故障***供电符合满足电能质量要求；
3）试验采用经电抗器和接地间隙串联接地的方式，间隙设备采用80mm×6mm的接地扁钢，与接地钢板保留合适5cm左右的间隙距离，上端采用螺丝与接地电抗器引出铜牌固定，试验时可根据短路电流大小调整间隙距离；
4）试验数据通过站内网络采集，其中整站网络性能指标通过网络记录分析仪获取；保护装置动作信息通过站控层网络从保护信息子站获取；SV采样报文通过过程层网从故障录波器获取，无需对装置进行直接操作，数据读取过程不影响运行操作；为测试GOOSE、SV报文网络传输延时，分别在主变保护装置及主变第二套合并单元输出口增加分光器，引出光纤接入网络记录分析仪，通过网络记录分析仪记录数据；
5）试验在短路接地点处增加了一台常规电流互感器和一台常规电压互感器，用以比对常规互感器和电子式互感器的传变特性差异。通过人工图形比对故障时刻各类互感器记录波形和采样值报文判断互感器传变性能，通过波形叠加或各侧电流值矢量相加方法计算差动保护区外故障时差流值，验证不同类型互感器混合应用对差动保护的影响。
6）自试验场地端子箱至控制室放置三根不同接地方式的屏蔽电缆：第一根电缆为屏蔽层两头都接地网（站内屏蔽电缆规范接法）；第二根电缆为屏蔽层就地柜侧接地网，保护屏侧接二次等电位网；第三根电缆为屏蔽层两头都接在二次等电位网。用高采样率示波器分别记录屏蔽层电流波形以及电缆芯对地电压波形，通过比较电缆芯和屏蔽层感应电压及控制回路感应电流大小，验证三种不同方式的抗干扰性能；
7）试验中放置两根2M口的通讯电缆，第一根通讯2M 口空电缆并且屏蔽层一头接地网一头等电位网；第二根电缆通讯2M 口接入运行屏电缆屏蔽层两头都接地网，并在运行的2M口上接入误码仪。用高采样率示波器(DL750)分别记录屏蔽层电流波形、电缆芯对地电压波形，分析短路故障时扰动数据的最大瞬时值。通过读取误码率及通信电缆干扰电压，验证通信口抗干扰性能。
本发明的有益效果为：本发明根据***安全运行需要，设计了合理的***运行方式，并根据智能变电站的测试要求，设计了110kV经电抗器和消弧线圈接地的短路方式，选择了具有代表性的三个短路点，并设计了网络测试方法、不同类型互感器传变性能测试方法、***抗干扰测试方法，***性的测试了智能变电站在实际故障时刻的整站性能指标。本发明提出了智能化变电站110kV人工短路试验的方法，设计了试验的***运行方式安排方法、短路方式选择方法和短路点设置方法，设计了***实际故障时，智能化变电站整站***和智能电子设备的必须检测的环节和测试方法，对今后站内***实证试验提供了全面指导性经验。
附图说明
图1是本发明实施例中110kV人工短路试验***运行方式示意图；
图1中1指变电站1 10kV母分开关；2指变电站1 10kV II段母线；3指变电站1#2主变10kV母分开关；4指变电站1#2主变；5指变电站1 110kV II段母线；6指变电站1线路2开关；7指变电站1 10kV I段母线；8指变电站1#1主变10kV开关；9指变电站1#1主变；10指变电站1 110kV I段母线；11指变电站1线路1开关；12变电站1指110kV桥开关；13指线路2；14指变电站3线路2开关；15指变电站3 110kV副母；16指变电站3 110kV母联开关；17指变电站3 #2主变；18指变电站3 #1主变；19指变电站3 110kV正母；20指进线1；21指变电站2 110kV副母；22指变电站2 进线1开关；23指110kV母联开关；24指变电站2 #1主变；25指变电站2 #2主变；26指变电站2 110kV正母；27指110kV进线引线短路点；28指主变110kV引线短路点；29指110kV母线短路点；30指变电站1；31指变电站2；32指变电站3；
图2是 本发明实施例中110kV短路点接线方式示意图；
图2中33指110kV桥开关；34指110kV I段母线；35指进线1A相临时闸刀；36指#1主变纯光互感器；37指#1主变；38指#1主变110kV引线A相临时闸刀；39指110kV I段母线A相临时闸刀；40指临时常规电压互感器；41指临时短路开关；42指临时常规电流互感器；43限流电抗；44指间隙；45指线路1电子式互感器；46指线路1开关；47指110kV II段母线。
具体实施方式
实施例1
本实施例的一种智能变电站技术***化实证短路试验方法：
1）根据附图中变电站1 30（试验变电站）各主设备保护动作范围，在站内设三个故障点：110kV进线引线短路点27，动作范围为110kV线路光纤差动保护；110kV母线短路点29，动作范围为110kV母差保护；主变110kV引线短路点28，动作范围为主变差动保护；
2）变电站2 #2主变25空出变电站2 110kV副母21专供试验电源，变电站2 #2主变25与进线1 20副母运行，变电站2 #1主变24与其余110kV线路正母运行，变电站1 30采用110kV、10kV母线分列运行方式，将试验***及正常运行***进行有效隔离。按上述运行方式，通过***仿真计算结果故障后***稳定，变电站2 110kV正母电压跌落不超过2%。安装进线1A相临时闸刀35、110kV I段母线A相临时闸刀39、#1主变110kV引线A相临时闸刀38，用于切换短路点；安装临时短路开关41做为试验的发生器，在临时短路开关设置限时保护（开关合闸后0.3秒动作跳闸）作为试验后备保护；
3）试验采用短路点引出线经临时短路开关41、临时常规电流互感器42、限流电抗43和间隙44串联接地的方式，间隙设备采用80mm×6mm的接地扁钢，与接地钢板保留合适5cm左右的间隙距离，上端采用螺丝与接地电抗器引出铜牌固定，试验时可根据短路电流大小调整间隙距离；
4）试验数据全部通过网络采集，其中整站网络性能指标及GOOSE、SV报文通过网络记录分析仪获取；保护装置动作信息通过保护信息子站获取；故障波形通过故障录波器获取，所有试验数据采集均通过网络实现，无需对保护及测控装置进行直接操作，数据读取过程不影响运行操作。为测试GOOSE、SV报文网络传输延时，分别在主变保护装置及主变第二套合并单元输出口增加分光器，引出光纤接入网络记录分析仪，通过网络记录分析仪记录数据。试验证明：
（1）站内网络负载率在故障前后基本保持不变。
（2）故障时，SV报文流量保持稳定，GOOSE报文数量有所增加，但未对网络负载率产生影响；突发的报文增加了网路随机排队时间，造成SV、GOOSE报文传输时间有所增加，但尚未对保护动作性能产生影响。
（3）故障过程中SV报文的时延抖动不大，整体在±100us以内，对本次试验的继电保护动作无影响。
5）试验在短路接地点处增加了一台临时常规电流互感器42和一台临时常规电压互感器40，用以比对常规互感器和电子式互感器的传变特性差异。试验通过故障时刻记录波形和采样值报文，对线路差动保护、主变差动保护、母线差动保护在区外故障时产生的差流通过波形叠加或软件计算方法进行计算，验证不同类型互感器混合应用对差动保护的影响及其技术可行性。试验证明：在试验过程中发现了个别电子式互感器波形出现了截顶、拖尾现象，尚须改进。通过对不同互感器混合应用的差动保护区外故障时的差流分析发现，不同互感器的混合应用对差动保护影响不明显，区外故障时差流不大，区内故障时能可靠动作，差动保护动作性能正常。
6）自试验场地端子箱至控制室放置三根不同接地方式的屏蔽电缆：第一根电缆为屏蔽层两头都接地网（站内屏蔽电缆规范接法）；第二根电缆为屏蔽层就地柜侧接地网，保护屏侧接二次等电位网；第三根电缆为屏蔽层两头都接在二次等电位网；用高采样率示波器分别记录屏蔽层电流波形以及电缆芯对地电压波形，故障瞬间等地位电网电压波动时屏蔽电缆受干扰情况并对三种接地方式进行测试比对。试验证明：
1）电磁环境测量数据符合变电所电磁环境评价标准的要求。
2）站内等电位地网抗干扰效果明显，站内电缆在两侧屏蔽层同时接等电位地网时抗干扰效果最佳。
7）试验中放置两根2M口的通讯电缆，第一根通讯2M 口空电缆并且屏蔽层一头接地网一头等电位网；第二根电缆通讯2M 口接入运行屏电缆屏蔽层两头都接地网，并在运行的2M口上接入误码仪；用高采样率示波器(DL750)分别记录屏蔽层电流波形、电缆芯对地电压波形，分析短路故障时扰动数据的最大瞬时值。
试验证明：***短路对通信设备及通信端口产生了一定的干扰影响，2M口出现误码，通信设备及通信端口电磁兼容性、通信设备接地方式有待进一步研究改进。
Claims (2)
1.一种智能变电站技术***化实证短路试验方法，其特征在于包括如下步骤：1）根据试验站各主设备保护动作范围，在站内设110kV进线线路、110kV母线、主变110kV引线三个故障点；110kV进线线路，动作范围为110kV线路光纤差动保护；110kV母线，动作范围为110kV母差保护；主变110kV引线处，动作范围为主变差动保护；上述故障点涵盖了线路故障、母线故障、主变故障，可全面验证站内继电保护及安全自动装置的动作性能；2）送电侧变电站空出一台主变专供试验站，试验站采用110kV、10kV母线分列运行方式，短路接地的开关设置限时保护；3）试验采用经电抗器和接地间隙串联接地的方式；4）通过站内网络采集试验数据，包括网络负载率、GOOSE和SV报文延时、SV报文间隔均匀度、故障时刻SV报文同步、装置对时精度实测数据；5）通过人工图形比对故障时刻各类互感器记录波形和采样值报文判断互感器传变性能，通过波形叠加或各侧电流值矢量相加方法计算差动保护区外故障时差流值，验证不同类型互感器混合应用对差动保护的影响；6）自试验场地端子箱至控制室放置三根不同接地方式的屏蔽电缆，用高采样率示波器记录干扰波形，通过比较电缆芯和屏蔽层感应电压及控制回路感应电流大小，验证三种不同方式的抗干扰性能；7）试验中放置两根不同接地及运行方式的2M口通讯电缆，用高采样率示波器记录干扰波形，通过读取误码率及通信电缆干扰电压，验证通信口抗干扰性能。
2.如权利要求1所述的一种智能变电站技术***化实证短路试验方法，其特征在于所述的步骤具体为：
1）根据试验站各主设备保护动作范围，在站内设三个故障点：110kV进线线路，动作范围为110kV线路光纤差动保护；110kV母线，动作范围为110kV母差保护；主变110kV引线处，动作范围为主变差动保护；上述故障点涵盖了线路故障、母线故障、主变故障，可全面验证站内继电保护及安全自动装置的动作性能；
2）试验送电侧220kV变电站空出一台主变专供试验站，并与其它主变分列运行，试验站采用110kV、10kV母线分列运行方式，将试验***及正常运行***进行有效隔离；安装短路接地开关作为试验的发生器，在短路接地的开关设置限时保护作为试验后备保护；计算故障时刻***稳定满足要求、非故障时刻***供电符合满足电能质量要求；
3）试验采用经电抗器和接地间隙串联接地的方式，间隙设备采用80mm×6mm的接地扁钢，与接地钢板保留合适5cm左右的间隙距离，上端采用螺丝与接地电抗器引出铜牌固定，试验时可根据短路电流大小调整间隙距离；
4）试验数据通过站内网络采集，其中整站网络性能指标通过网络记录分析仪获取；保护装置动作信息通过站控层网络从保护信息子站获取；SV采样报文通过过程层网从故障录波器获取，无需对装置进行直接操作，数据读取过程不影响运行操作；为测试GOOSE、SV报文网络传输延时，分别在主变保护装置及主变第二套合并单元输出口增加分光器，引出光纤接入网络记录分析仪，通过网络记录分析仪记录数据；
5）试验在短路接地点处增加了一台常规电流互感器和一台常规电压互感器，用以比对常规互感器和电子式互感器的传变特性差异；通过人工图形比对故障时刻各类互感器记录波形和采样值报文判断互感器传变性能，通过波形叠加或各侧电流值矢量相加方法计算差动保护区外故障时差流值，验证不同类型互感器混合应用对差动保护的影响；
6）自试验场地端子箱至控制室放置三根不同接地方式的屏蔽电缆：第一根电缆为屏蔽层两头都接地网；第二根电缆为屏蔽层就地柜侧接地网，保护屏侧接二次等电位网；第三根电缆为屏蔽层两头都接在二次等电位网；用高采样率示波器分别记录屏蔽层电流波形以及电缆芯对地电压波形，通过比较电缆芯和屏蔽层感应电压及控制回路感应电流大小，验证三种不同方式的抗干扰性能；
7）试验中放置两根2M口的通讯电缆，第一根通讯2M 口电缆为空电缆、并且屏蔽层一头接地网另一头接等电位网；第二根通讯2M 口电缆接入运行屏蔽电缆、且屏蔽层两头都接地网，并在运行的2M口上接入误码仪；用高采样率示波器分别记录屏蔽层电流波形、电缆芯对地电压波形，分析短路故障时扰动数据的最大瞬时值；通过读取误码率及通信电缆干扰电压，验证通信口抗干扰性能。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant |