適應(yīng)DG接入的110kV變電站保護與控制動作配合策略的制作方法
【專利摘要】本發(fā)明涉及一種適應(yīng)DG接入的110kV變電站保護與控制動作配合策略，包括：對主變高壓側(cè)保護進行改進，將此保護和110kV進線上游對側(cè)保護配合構(gòu)成縱聯(lián)保護，用于切除進線故障；在主變壓器高壓側(cè)保護動作后，和信息處理中心通信，信息處理中心能夠根據(jù)主變壓器低壓側(cè)保護的動作信息和主變壓器高壓側(cè)保護的動作信息進行分析；對主變壓器高壓側(cè)保護的重合閘進行改進，主變壓器高壓側(cè)保護的重合閘和保護的配合方式為重合閘后加速保護動作，重合閘啟動方式為保護動作啟動，重合閘動作時間滯后于110kV進線的重合閘動作時間。本發(fā)明能夠減小停電范圍，縮短停電時間，充分發(fā)揮DG的供電能力，保證負荷的供電可靠性。
【專利說明】適應(yīng)DG接入的110kV變電站保護與控制動作配合策略
所屬【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明屬于電力系統(tǒng)配電網(wǎng)保護與控制領(lǐng)域，涉及一種基于廣域信息的能夠適應(yīng)分布式電源接入的I 1kV變電站的保護、重合閘和備自投動作配合策略。
【背景技術(shù)】
[0002]分布式電源(distributed generat1n, DG)是一種新興的電力能源,包括光伏發(fā)電系統(tǒng)、風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)、微型燃氣輪機發(fā)電系統(tǒng)等。分布式發(fā)電技術(shù)具有環(huán)保、經(jīng)濟等一系列優(yōu)點，能夠很好地滿足人們對電力安全穩(wěn)定和經(jīng)濟環(huán)保的要求，已引起廣泛關(guān)注，并逐漸得到推廣和發(fā)展。然而，DG接入配電網(wǎng)也給配電網(wǎng)的保護和控制帶來了新的問題和挑戰(zhàn)。
[0003]DG接入配電網(wǎng)對原有配電網(wǎng)保護的影響包括:1)原有配電網(wǎng)保護是基于傳統(tǒng)的輻射型配電網(wǎng)配置的，DG接入配電網(wǎng)后，使得配電網(wǎng)成為了功率雙向流動的多源網(wǎng)絡(luò)，DG的接入對原有保護的影響變現(xiàn)為助增電流、外汲電流和反向電流；2)DG的出力具有間歇性和隨機波動性，DG接入后保護也不易整定。因此，DG的接入改變了配電網(wǎng)的故障電流分布以及原有配電網(wǎng)保護配置的基礎(chǔ)條件，使得原有配電網(wǎng)保護可能拒動作或者誤動作，并且保護不易整定。
[0004]DG接入配電網(wǎng)對原有配電網(wǎng)重合閘的影響包括:1)DG上游線路發(fā)生故障時，系統(tǒng)側(cè)保護動作，但是DG仍然為故障點提供短路電流，使得故障點的電弧持續(xù)燃燒，從而導(dǎo)致重合閘失敗，并且瞬時性故障可能發(fā)展成為永久性故障；2)相鄰饋線發(fā)生故障時，DG提供的反向短路電流可能使得DG上游保護誤動作，該保護進行重合閘操作時，可能出現(xiàn)非同期合閘問題。因此，DG的接入對DG下游重合閘以及相鄰饋線重合閘沒有影響，但是可能使得DG上游的重合閘失敗或者出現(xiàn)非同期合閘問題。
[0005]DG接入配電網(wǎng)對原有配電網(wǎng)備自投的影響包括:1)當變電站某條進線發(fā)生故障時，若相應(yīng)主變壓器低壓側(cè)接有DG，將導(dǎo)致重合閘失敗，并且DG為短路點提供短路電流也使得備自投裝置無法啟動，直到DG失穩(wěn)或由自身保護動作將DG切除，從而延長了備自投投入的時間；2)當主變壓器內(nèi)部故障時，主變壓器兩端保護動作，若孤島內(nèi)DG和負荷的功率匹配，則孤島能夠持續(xù)運行，備自投裝置無法啟動，負荷供電可靠性無法得到保證，并且孤島外的負荷一直處于停電狀態(tài)；若負荷變化等使得孤島內(nèi)DG和負荷的功率不匹配，孤島將失穩(wěn)崩潰，從而使得備自投裝置投入時間延長，負荷的供電可靠性同樣無法得到保證；3)若與故障進線連接的主變壓器的低壓側(cè)沒有DG接入，而備用進行連接的主變壓器低壓側(cè)接有DG，備自投裝置動作后，在進行負荷轉(zhuǎn)供時，可能出現(xiàn)非同期合閘問題。
[0006]與傳統(tǒng)的基于本地量信息的保護方案相比，基于廣域信息的保護方案能夠充分利用配電網(wǎng)的多點信息，使得故障的定位更準確、可靠，不存在如DG接入給原有保護帶來的各種問題，從而得到了廣泛的研究，也是含DG配電網(wǎng)保護的發(fā)展趨勢。
【發(fā)明內(nèi)容】
[0007]本發(fā)明的目的在于克服現(xiàn)有技術(shù)難以適應(yīng)DG接入配電網(wǎng)的不足，提供了一種基于廣域信息的能夠適應(yīng)不同特點DG接入的IlOkV變電站保護、重合閘和備自投動作配合策略。該策略將重合閘和備自投控制與廣域保護系統(tǒng)融合，能夠充分利用廣域信息，通過保護與重合閘、備自投之間的配合，能夠有效解決非同期合閘等問題。另外，結(jié)合典型的IlOkV電網(wǎng)“3T”接線方式下IlOkV變電站的內(nèi)橋式接線方式，根據(jù)DG是否具備孤島運行能力，該策略提供了不同的動作配合邏輯，考慮了備自投時進線停電原因以及負荷轉(zhuǎn)供時是否虧引起主變壓器過負荷等問題，簡單易行，能夠減小停電范圍，縮短停電時間，充分發(fā)揮DG的供電能力，保證負荷的供電可靠性。本發(fā)明的技術(shù)方案如下:
[0008]一種適應(yīng)DG接入的IlOkV變電站保護與控制動作配合策略，以站內(nèi)配電網(wǎng)廣域保護的信息處理中心為控制平臺，IlOkV變電站內(nèi)各個保護以及備自投裝置均能夠和該信息處理中心進行通信，該中心能夠向各個保護和備自投裝置下發(fā)指令，并能夠接收保護和備自投裝置上傳的動作信息，包括以下幾個方面:
[0009](I)對主變高壓側(cè)保護進行改進，將此保護和IlOkV進線上游對側(cè)保護配合構(gòu)成縱聯(lián)保護，用于切除進線故障，以消除主變壓器低壓側(cè)有DG接入對保護和重合閘的影響；
[0010](2)在主變壓器高壓側(cè)保護動作后，和信息處理中心通信，信息處理中心能夠根據(jù)主變壓器低壓側(cè)保護的動作信息和主變壓器高壓側(cè)保護的動作信息進行分析，分析結(jié)果包括以下五種情況:1)若信息處理中心接收到主變壓器高壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，并且沒有接收到主變壓器低壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，判斷故障位置在IlOkV進線上；2)若信息處理中心同時接收到主變壓器高壓側(cè)保護和低壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，判斷故障位置在主變壓器上；3)若信息處理中心沒有接收到主變壓器高壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，但是接收到了主變壓器低壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，判斷故障位置在1kV母線上；4)若信息處理中心沒有接收到主變壓器高壓側(cè)保護和低壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，但是檢測到進線無電流，判斷進線被其上級變電站安全自動裝置切除而停電；5)若上述四種情況均不滿足，則系統(tǒng)處于正常運行狀態(tài)；
[0011](3)對主變壓器高壓側(cè)保護的重合閘進行改進，主變壓器高壓側(cè)保護的重合閘和保護的配合方式為重合閘后加速保護動作，重合閘啟動方式為保護動作啟動，重合閘動作時間滯后于IlOkV進線的重合閘動作時間。另外，當故障位置不同時，相應(yīng)保護分別采取不同的動作配合邏輯:1)當進線發(fā)生故障時，動作配合邏輯為:第I步:主變壓器高壓側(cè)保護動作，向信息處理中心發(fā)送“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，同時啟動重合閘，并開始計時;第2步:信息處理中心接收到信號后，判斷出故障為在進線上，向計劃孤島或在線功率計算得到的解列點處保護發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號;第3步:當重合閘動作時間到時，若主變壓器高壓側(cè)保護檢測到系統(tǒng)側(cè)進線有電壓、下游線路無電壓，則進線故障為瞬時性故障，重合閘動作，主變壓器高壓側(cè)保護向信息處理中心發(fā)送“重合閘成功”的狀態(tài)信號，否則，轉(zhuǎn)入第5步；第4步:信息處理中心接收到信號后，向孤島上游解列點處保護發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號和“閉合斷路器時需檢同期”的標志信號，此保護接收到此信號后進行檢同期合閘操作，合閘成功后向孤島下游解列點處保護發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號，孤島下游解列點處保護接收到此信號后，進行檢系統(tǒng)側(cè)有電壓、下游線路無電壓合閘操作，本饋線恢復(fù)供電;第5步:若主變壓器高壓側(cè)保護沒有檢測到系統(tǒng)側(cè)進線有電壓，重合閘將無法動作，向信息處理中心發(fā)送“重合閘失敗”的狀態(tài)信號，信息處理中心判斷為進線發(fā)生永久性故障，向兩個母聯(lián)斷路器處備自投裝置發(fā)送“啟動備自投”的控制信號，動作邏輯轉(zhuǎn)入第五步。2)當主變壓器發(fā)生故障時，動作配合邏輯為--第I步:主變壓器高壓側(cè)保護和低壓側(cè)保護動作，這兩個保護向信息處理中心發(fā)送“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號;第2步:信息處理中心接收到信號后，判斷故障位置為主變壓器，向計劃孤島或在線功率計算得到的解列點處保護發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，同時向兩個母聯(lián)斷路器處備自投裝置發(fā)送“啟動備自投”的控制信號，動作邏輯轉(zhuǎn)入第五步。3)當1kV母線發(fā)生故障時，動作配合邏輯為:第I步:主變壓器低壓側(cè)保護動作，信息處理中心只接收到主變壓器低壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，判斷故障位置為1kV母線；第2步:信息處理中心向計劃孤島或在線功率計算得到的解列點處保護發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，同時向本側(cè)母聯(lián)斷路器處備自投裝置發(fā)送“閉鎖備自投”的控制信號，防止備用電源為故障點提供短路電流而對設(shè)備造成二次沖擊和破壞。4)當進線被安全自動裝置切除而停電時，動作配合邏輯根據(jù)IlOkV電網(wǎng)的接線方式包括以下兩種情況:a)若IlOkV電網(wǎng)為三電源的“3T”接線方式，即IlOkV變電站的3臺主變進線的電源均不相同，或者IlOkV電網(wǎng)為兩電源的“3T”接線方式并且其余兩條未停電進線由同一個電源供電，則信息處理中心向計劃孤島或在線功率計算得到的解列點處保護發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，同時向兩個母聯(lián)斷路器處備自投裝置發(fā)送“啟動備自投”的控制信號，動作邏輯轉(zhuǎn)入第五步；b)若IlOkV電網(wǎng)為兩電源的“3T”接線方式并且已停電進線和另一未停電進線由同一個電源供電，則信息處理中心向計劃孤島或在線功率計算得到的解列點處保護發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，同時向本側(cè)母聯(lián)斷路器處備自投裝置發(fā)送“閉鎖備自投”的控制信號，防止被停電進線所帶的負荷由另一條來自同一電源的進線供電而使得上游電源所帶負荷并沒有減小到預(yù)期值。
[0012](4)當進線或者主變壓器發(fā)生永久性故障或者進線由于被上級變電站的安全自動裝置切除而停電時，信息處理中心向備自投裝置發(fā)生啟動信號，備自投裝置根據(jù)功率分析判斷備自投后是否過負荷來決定是否閉鎖備自投，若備自投負荷轉(zhuǎn)供后不會過負荷，則根據(jù)DG接入點位置分別采取不同的動作配合邏輯。
[0013]作為優(yōu)選實施方式，(4)中，根據(jù)DG接入點位置分別采取不同的動作配合邏輯的方式如下:第I步:在系統(tǒng)正常運行、備自投功能沒有啟動時，備自投裝置兩側(cè)主變壓器低壓側(cè)保護以及DG出口處保護向信息處理中心發(fā)送功率數(shù)據(jù)，若分析得到備自投后負荷超出主變壓器的額定容量，則向備自投裝置發(fā)送“閉鎖備自投”的控制信號，否則，進入第2步；第2步:備自投裝置接收到信息處理中心發(fā)送的“啟動備自投”的控制信號后，檢測備用電源側(cè)母線是否有壓，若備用電源側(cè)無壓，則兩個備自投裝置均閉鎖備自投，否則，并進入第3步；第3步:備自投裝置啟動后，斷開主變壓器低壓側(cè)保護處以及備用電源變壓器低壓側(cè)和另一備用電源相連的分支上保護處的斷路器，若失電進線主變壓器低壓側(cè)保護處的斷路器為孤島上游解列點，則備自投裝置檢同期合閘，否則，備自投裝置直接合閘；第4步:備自投裝置合閘后，向信息處理中心發(fā)送“備自投成功”的狀態(tài)信號，同時另一臺備自投裝置啟動，實現(xiàn)負荷轉(zhuǎn)供；第5步:在信息處理中心接收到“備自投成功”的狀態(tài)信號后，若失電進線主變壓器低壓側(cè)保護處斷路器為孤島上游解列點，則向孤島下游解列點處保護發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號，否則，向孤島上游解列點發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號和“閉合斷路器時需檢同期”的標志信號，孤島上游解列點處斷路器閉合后，再向孤島下游解列點處保護發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號。
[0014]本發(fā)明與現(xiàn)有技術(shù)相比，提出了一種基于廣域信息的能夠適應(yīng)DG接入的I 1kV變電站的保護、重合閘和備自投的動作配合策略，該策略所能產(chǎn)生的積極效果是:首先，本發(fā)明對原有IlOkV進線的保護進行了改進，通過配置縱聯(lián)保護，能夠避免DG為進線故障點提供短路電流，同時對進線變電站側(cè)的重合閘進行了改進，實現(xiàn)和縱聯(lián)保護的配合；其次，本發(fā)明能夠充分利用廣域信息，實現(xiàn)主變低壓側(cè)保護對故障位置、進線是否發(fā)生永久性故障、進線是否被安自裝置切除而停電進行分析判斷，控制DG控制策略切換以實現(xiàn)孤島運行，并根據(jù)不同情況實現(xiàn)相應(yīng)的保護、重合閘和備自投的動作配合關(guān)系，使得重合閘和備自投能夠適應(yīng)DG接入配電網(wǎng)；最后，本發(fā)明結(jié)合I 1kV變電站的典型接線方式，考慮了備自投動作后是否存在過負荷問題，考慮了進線“3T”接線方式是兩電源還是三電源，以避免對主系統(tǒng)安全運行造成不利影響，并且在負荷轉(zhuǎn)供時能夠?qū)Ψ枪收线M線所帶的負荷不間斷供電。
【專利附圖】
【附圖說明】
[0015]圖1a為IlOkV變電站進線組成的IlOkV電網(wǎng)的典型結(jié)線圖——雙電源時的“3T”接線方式；
[0016]圖1b為IlOkV變電站進線組成的IlOkV電網(wǎng)的典型結(jié)線圖-三電源時的“3T”
接線方式；
[0017]圖2為IlOkV變電站典型主接線圖；
[0018]圖3為有DG接入的IlOkV變電站典型主接線圖；
[0019]圖4為主變低壓側(cè)保護判斷故障位置或進線被安自切除而停電的流程圖；
[0020]圖5為進線發(fā)生故障或停電時保護和重合閘或保護之間動作配合邏輯流程圖；
【具體實施方式】
[0021]下面將結(jié)合實施例及參照附圖對該發(fā)明的技術(shù)方案進行詳細說明。
[0022]圖1為IlOkV變電站進線組成的IlOkV電網(wǎng)的典型結(jié)線圖，其中圖1a為雙電源時的“3T”接線方式，圖1b為三電源時的“3T”接線方式。圖2為IlOkV變電站典型主接線圖，其中進線2主變低壓側(cè)為變低雙分支接線方式，以利于備自投動作后負荷均分。圖3為有DG接入的I1kV變電站典型結(jié)線圖，其中DG可能直接接在1kV母線上，此時主變低壓側(cè)保護I處斷路器為孤島上游解列點，也可能接在1kV饋線上，此時饋線保護11處斷路器為孤島上游解列點。此處以DG直接接在1kV母線上為例進行說明。
[0023]主變高壓側(cè)保護7、保護8和保護9分別和主變低壓側(cè)保護1、保護2和保護4構(gòu)成縱聯(lián)保護，當主變發(fā)生故障時，其兩側(cè)保護動作，將主變隔離；同時，也分別和IlOkV進線對側(cè)保護構(gòu)成縱聯(lián)保護，當進線發(fā)生故障時，其兩側(cè)保護動作，將進線隔離。主變高壓側(cè)保護7、保護8和保護9均配置重合閘功能,重合閘啟動方式為保護動作啟動,重合閘動作時間整定為1.2s。
[0024]下面結(jié)合有DG接入的I 1kV變電站典型接線圖，以進線I發(fā)生故障或者被安自切除而停電，或者主變發(fā)生故障為例，分別介紹主變低壓側(cè)保護I對故障位置的判斷邏輯、保護與重合閘或保護之間的動作配合邏輯以及保護與備自投之間的動作配合邏輯。
[0025]1.保護I對故障位置或進線被安自切除而停電的判斷邏輯
[0026]若信息處理中心接收到主變高壓側(cè)保護7發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，并且沒有接收到主變低壓側(cè)保護I發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，判斷故障位置在IlOkV進線上；
[0027]若信息處理中心同時接收到保護I和保護7發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，判斷故障位置在主變上；
[0028]若信息處理中心沒有接收到保護7發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，但是接收到保護I發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，判斷故障位置在1kV母線上；
[0029]若信息處理中心沒有接收到保護I和保護7發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，但是檢測到進線I無流，判斷進線I被其上級變電站安自裝置切除而停電。
[0030]圖4為上述主變低壓側(cè)保護I對故障位置或進線被安自切除而停電的判斷邏輯的流程圖。
[0031]在信息處理中心對故障位置或者進線被切除進行判斷之后，向計劃孤島或在線功率計算得到的解列點處保護(以保護I和保護12處斷路器為解列點為例進行分析)發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，實現(xiàn)孤島運行。
[0032]2.基于不同故障位置的保護與重合閘或保護之間的動作配合邏輯
[0033]當進線發(fā)生故障時，保護與重合閘之間的動作配合邏輯為:
[0034]第I步:保護7動作，向信息處理中心發(fā)送“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，同時啟動重合閘，并開始計時；
[0035]第2步:信息處理中心接收到信號后，判斷出故障在進線I上，向解列點保護I和保護12發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號；
[0036]第3步:當1.2s時間到時，若保護7檢測到系統(tǒng)側(cè)進線有壓、下游線路無壓，則進線故障為瞬時性故障，重合閘動作，保護7向信息處理中心發(fā)送“重合閘成功”的狀態(tài)信號，否則，轉(zhuǎn)入第5步；
[0037]第4步:信息處理中心接收到信號后，由于保護I處斷路器為孤島上游解列點，因此向保護I發(fā)送發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號和“閉合斷路器時需檢同期”的標志信號，合閘成功后向孤島下游解列點處保護12發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號，保護12接收到此信號后，進行檢系統(tǒng)側(cè)有壓、下游線路無壓合閘操作，本饋線恢復(fù)供電；
[0038]第5步:若保護7沒有檢測到系統(tǒng)側(cè)進線有壓，重合閘無法動作，向信息處理中心發(fā)送“重合閘失敗”的標志信號，信息處理中心接收到信號后判斷為進線I發(fā)生永久性故障，向母聯(lián)斷路器處備自投裝置5發(fā)送“啟動備自投”的控制信號，動作邏輯轉(zhuǎn)入保護與備自投的動作配合邏輯。
[0039]當主變發(fā)生故障時，動作配合邏輯為:
[0040]第I步:保護7和保護I動作，保護I和保護7向信息處理中心發(fā)送“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號；
[0041]第2步:信息處理中心接收到信號后，判斷故障位置為主變，向孤島下游解列點處保護12發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，同時向母聯(lián)斷路器處備自投裝置5發(fā)送“啟動備自投”的控制信號，動作邏輯轉(zhuǎn)入保護與備自投的動作配合邏輯。
[0042]當1kV母線發(fā)生故障時，動作配合邏輯為:
[0043]第I步:信息處理中心接收到保護I發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，但未接收到保護7發(fā)送的狀態(tài)信號，判斷故障位置為1kV母線；
[0044]第2步:向備自投裝置5發(fā)送“閉鎖備自投”的控制信號，防止備用電源為故障點提供短路電流而對設(shè)備造成二次沖擊和破壞。
[0045]當進線被安自裝置切除而停電時，動作配合邏輯為:
[0046]若IlOkV電網(wǎng)為三電源的“3T”接線方式，或者進行2和進線3由同一個電源供電，則信息處理中心向向孤島下游解列點處保護12發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，同時向母聯(lián)斷路器處備自投裝置5發(fā)送“啟動備自投”的控制信號，動作邏輯轉(zhuǎn)入保護與備自投的動作配合邏輯；
[0047]若進線I和進線2由同一個電源供電或負荷轉(zhuǎn)供后超出了主變的額定容量，則保護I向孤島下游解列點處保護12發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，同時向母聯(lián)斷路器處備自投裝置5發(fā)送“閉鎖備自投”的控制信號。
[0048]圖5為上述基于不同故障位置的保護與重合閘或保護之間的動作配合邏輯的流程圖。
[0049]3.備自投裝置與保護之間的動作配合邏輯
[0050]第I步:備自投裝置5接收到主變低壓側(cè)保護發(fā)送的“啟動備自投”的控制信號后，判斷負荷轉(zhuǎn)供后主變是否過負荷，并檢測備用電源側(cè)母線是否有壓，若主變過負荷或備用電源側(cè)無壓，則備自投裝置閉鎖備自投，否則，進入下一步；
[0051]第2步:備自投裝置5跳開保護I和保護3處的斷路器，備自投裝置6檢測到保護3處斷路器跳開后啟動備自投；
[0052]第3步:備自投裝置5檢同期合閘，備自投裝置6直接合閘，實現(xiàn)備自投和負荷轉(zhuǎn)供；
[0053]第4步:備自投裝置5合閘后，向信息處理中心發(fā)送“備自投成功”的狀態(tài)信號，信息處理中心接收到該信號后，向孤島下游解列點處保護12發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號。
[0054]結(jié)合IlOkV變電站典型接線方式，上述基于廣域信息的能夠適應(yīng)DG接入的IlOkV變電站的保護、重合閘和備自投動作配合策略，能夠充分利用廣域信息，使得保護能夠判斷故障位置或進線被安自裝置切除而停電，從而采取不同的保護與重合閘或保護之間的動作配合邏輯以及保護與備自投之間的動作配合邏輯，以適應(yīng)DG接入配電網(wǎng)。本發(fā)明既能夠充分發(fā)揮DG的供電能力，減小停電范圍，縮短停電時間，消除DG接入對重合閘和備自投造成的影響，也能夠有效解決備自投可能存在的主變過負荷和無法區(qū)分進線停電是由故障引起還是被安自裝置切除等問題。
[0055]以上內(nèi)容僅為本發(fā)明的實施例，其目的并非用于對本發(fā)明所提出的系統(tǒng)及方法的限制，本發(fā)明的保護范圍以權(quán)利要求為準。在不脫離本發(fā)明的精神和范圍的情況下，本領(lǐng)域技術(shù)人員在不偏離本發(fā)明的范圍和精神的情況下，對其進行的關(guān)于形式和細節(jié)的種種顯而易見的修改或變化均應(yīng)落在本發(fā)明的保護范圍之內(nèi)。
【權(quán)利要求】
1.一種適應(yīng)DG接入的IlOkV變電站保護與控制動作配合策略，以站內(nèi)配電網(wǎng)廣域保護的信息處理中心為控制平臺，IlOkV變電站內(nèi)各個保護以及備自投裝置均能夠和該信息處理中心進行通信，該中心能夠向各個保護和備自投裝置下發(fā)指令，并能夠接收保護和備自投裝置上傳的動作信息，包括以下幾個方面: (1)對主變高壓側(cè)保護進行改進，將此保護和IlOkV進線上游對側(cè)保護配合構(gòu)成縱聯(lián)保護，用于切除進線故障，以消除主變壓器低壓側(cè)有DG接入對保護和重合閘的影響； (2)在主變壓器高壓側(cè)保護動作后，和信息處理中心通信，信息處理中心能夠根據(jù)主變壓器低壓側(cè)保護的動作信息和主變壓器高壓側(cè)保護的動作信息進行分析，分析結(jié)果包括以下五種情況:1)若信息處理中心接收到主變壓器高壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，并且沒有接收到主變壓器低壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，判斷故障位置在IlOkV進線上；2)若信息處理中心同時接收到主變壓器高壓側(cè)保護和低壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，判斷故障位置在主變壓器上；3)若信息處理中心沒有接收到主變壓器高壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，但是接收到了主變壓器低壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，判斷故障位置在1kV母線上；4)若信息處理中心沒有接收到主變壓器高壓側(cè)保護和低壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，但是檢測到進線無電流，判斷進線被其上級變電站安全自動裝置切除而停電；5)若上述四種情況均不滿足，則系統(tǒng)處于正常運行狀態(tài)； (3)對主變壓器高壓側(cè)保護的重合閘進行改進，主變壓器高壓側(cè)保護的重合閘和保護的配合方式為重合閘后加速保護動作，重合閘啟動方式為保護動作啟動，重合閘動作時間滯后于IlOkV進線的重合閘動作時間；另外，當故障位置不同時，相應(yīng)保護分別采取不同的動作配合邏輯:1)當進線發(fā)生故障時，動作配合邏輯為:第I步:主變壓器高壓側(cè)保護動作，向信息處理中心發(fā)送“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，同時啟動重合閘，并開始計時;第2步:信息處理中心接收到信號后，判斷出故障為在進線上，向計劃孤島或在線功率計算得到的解列點處保護發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號；第3步:當重合閘動作時間到時，若主變壓器高壓側(cè)保護檢測到系統(tǒng)側(cè)進線有電壓、下游線路無電壓，則進線故障為瞬時性故障，重合閘動作，主變壓器高壓側(cè)保護向信息處理中心發(fā)送“重合閘成功”的狀態(tài)信號，否則，轉(zhuǎn)入第5步；第4步:信息處理中心接收到信號后，向孤島上游解列點處保護發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號和“閉合斷路器時需檢同期”的標志信號，此保護接收到此信號后進行檢同期合閘操作，合閘成功后向孤島下游解列點處保護發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號，孤島下游解列點處保護接收到此信號后，進行檢系統(tǒng)側(cè)有電壓、下游線路無電壓合閘操作，本饋線恢復(fù)供電；第5步:若主變壓器高壓側(cè)保護沒有檢測到系統(tǒng)側(cè)進線有電壓，重合閘將無法動作，向信息處理中心發(fā)送“重合閘失敗”的狀態(tài)信號，信息處理中心判斷為進線發(fā)生永久性故障，向兩個母聯(lián)斷路器處備自投裝置發(fā)送“啟動備自投”的控制信號，動作邏輯轉(zhuǎn)入第五步；2)當主變壓器發(fā)生故障時，動作配合邏輯為--第I步:主變壓器高壓側(cè)保護和低壓側(cè)保護動作，這兩個保護向信息處理中心發(fā)送“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號；第2步:信息處理中心接收到信號后，判斷故障位置為主變壓器，向計劃孤島或在線功率計算得到的解列點處保護發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，同時向兩個母聯(lián)斷路器處備自投裝置發(fā)送“啟動備自投”的控制信號，動作邏輯轉(zhuǎn)入第五步；3)當1kV母線發(fā)生故障時，動作配合邏輯為:第I步:主變壓器低壓側(cè)保護動作，信息處理中心只接收到主變壓器低壓側(cè)保護發(fā)送的“保護動作，斷路器處于斷開位”的狀態(tài)信號，判斷故障位置為1kV母線；第2步:信息處理中心向計劃孤島或在線功率計算得到的解列點處保護發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，同時向本側(cè)母聯(lián)斷路器處備自投裝置發(fā)送“閉鎖備自投”的控制信號，防止備用電源為故障點提供短路電流而對設(shè)備造成二次沖擊和破壞；4)當進線被安全自動裝置切除而停電時，動作配合邏輯根據(jù)IlOkV電網(wǎng)的接線方式包括以下兩種情況:a)若IlOkV電網(wǎng)為三電源的“3T”接線方式，即IlOkV變電站的3臺主變進線的電源均不相同，或者IlOkV電網(wǎng)為兩電源的“3T”接線方式并且其余兩條未停電進線由同一個電源供電，則信息處理中心向計劃孤島或在線功率計算得到的解列點處保護發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，同時向兩個母聯(lián)斷路器處備自投裝置發(fā)送“啟動備自投”的控制信號，動作邏輯轉(zhuǎn)入第五步；b)若IlOkV電網(wǎng)為兩電源的“3T”接線方式并且已停電進線和另一未停電進線由同一個電源供電，則信息處理中心向計劃孤島或在線功率計算得到的解列點處保護發(fā)送“跳開斷路器”的控制信號，同時向本側(cè)母聯(lián)斷路器處備自投裝置發(fā)送“閉鎖備自投”的控制信號，防止被停電進線所帶的負荷由另一條來自同一電源的進線供電而使得上游電源所帶負荷并沒有減小到預(yù)期值； (4)當進線或者主變壓器發(fā)生永久性故障或者進線由于被上級變電站的安全自動裝置切除而停電時，信息處理中心向備自投裝置發(fā)生啟動信號，備自投裝置根據(jù)功率分析判斷備自投后是否過負荷來決定是否閉鎖備自投，若備自投負荷轉(zhuǎn)供后不會過負荷，則根據(jù)DG接入點位置分別采取不同的動作配合邏輯。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的適應(yīng)DG接入的IlOkV變電站保護與控制動作配合策略，其特征在于，(4)中，根據(jù)DG接入點位置分別采取不同的動作配合邏輯的方式如下:第I步:在系統(tǒng)正常運行、備自投功能沒有啟動時，備自投裝置兩側(cè)主變壓器低壓側(cè)保護以及DG出口處保護向信息處理中心發(fā)送功率數(shù)據(jù)，若分析得到備自投后負荷超出主變壓器的額定容量，則向備自投裝置發(fā)送“閉鎖備自投”的控制信號，否則，進入第2步；第2步:備自投裝置接收到信息處理中心發(fā)送的“啟動備自投”的控制信號后，檢測備用電源側(cè)母線是否有壓，若備用電源側(cè)無壓，則兩個備自投裝置均閉鎖備自投，否則，并進入第3步；第3步:備自投裝置啟動后，斷開主變壓器低壓側(cè)保護處以及備用電源變壓器低壓側(cè)和另一備用電源相連的分支上保護處的斷路器，若失電進線主變壓器低壓側(cè)保護處的斷路器為孤島上游解列點，則備自投裝置檢同期合閘，否則，備自投裝置直接合閘；第4步:備自投裝置合閘后，向信息處理中心發(fā)送“備自投成功”的狀態(tài)信號，同時另一臺備自投裝置啟動，實現(xiàn)負荷轉(zhuǎn)供；第5步:在信息處理中心接收到“備自投成功”的狀態(tài)信號后，若失電進線主變壓器低壓側(cè)保護處斷路器為孤島上游解列點，則向孤島下游解列點處保護發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號，否則，向孤島上游解列點發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號和“閉合斷路器時需檢同期”的標志信號，孤島上游解列點處斷路器閉合后，再向孤島下游解列點處保護發(fā)送“閉合斷路器”的控制信號。
【文檔編號】H02J13/00GK104242455SQ201410494188
【公開日】2014年12月24日 申請日期:2014年9月24日 優(yōu)先權(quán)日:2014年9月24日
【發(fā)明者】李永麗, 陳曉龍, 許永軍, 葉志鋒, 趙曼勇, 文安, 劉年, 魏承志, 黃維芳, 金鑫, 楊穎安, 姜超 申請人:天津大學(xué)