CN109459677B - 基于虚拟支路的智能变电站保护系统评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明是为了实现减小变电站可靠性分析的工作量，提高效率，避免计算错误，保护系统的整体可靠性分析，利于实现智能变电站保护配置最优化的目的而设计了基于虚拟支路的智能变电站保护系统评估方法；首先将智能变电站内继电保护元件按保护类型划分为线路保护、母线保护和变压器保护，分别建立虚拟支路并生成可靠性框图；其次根据可靠性框图对不同类型保护的可靠性进行分别计算，进而求得站内继电保护系统整体可靠性；然后采用概率重要度方法对保护系统中不同元件的重要度进行分析。

Description

基于虚拟支路的智能变电站保护系统评估方法

技术领域

本发明属于电力系统继电保护技术领域，尤其涉及基于虚拟支路的智能变电站保护系统评估方法。

背景技术

随着IEC 61850标准、信息通信技术和智能化设备的发展，作为智能电网重要物理支撑和基础的智能变电站建设发展已经成为一个新的热点。与传统变电站继电保护不同，智能变电站利用电子式互感器采集电气量，通过SV网络和GOOSE网络进行数据传输，最终通过智能终端控制断路器是否动作，其保护系统无论在系统结构还是在构成元件上都有着很大的差异。而继电保护系统的可靠运行对保障智能变电站内设备安全和供电可靠性起着至关重要的作用，因此针对智能变电站继电保护系统特点进行的可靠性研究具有重要意义。

目前国内外关于传统变电站保护可靠性的研究较多，而对于智能变电站保护可靠性分析的研究较少，现有研究所采用的方法主要包含可靠性框图分析法、故障树分析法(FTA)以及基于马尔科夫链模型的分析方法。其中，可靠性框图分析法由于其结构清晰、计算简单的优点被广泛应用，主要分为以下方面：

1)列举智能变电站所有典型的保护系统结构并分别绘制其可靠性框图，从而计算不同系统机构下的可靠性；

2)将站内保护按保护类型分为线路保护、母线保护和变压器保护等不同保护类型，分别绘制其可靠性框图并计算其可靠性。

相对于传统变电站，智能变电站的一大主要优势就在于可以有效利用站内大量冗余信息以识别故障元件，从而提高保护的可靠性。然而，现有对智能变电站可靠性的研究并未涉及到不同元件之间信息交换对提高站内保护可靠性的影响，这就导致保护系统的可靠性被低估。

此外，智能变电站保护系统中合并单元所接收的来自电子互感器的电气数据可能被传送至不同保护装置，如线采集线路电气数据的合并单元同时将数据送至该线路保护装置和该线路连接母线的差动保护装置，如果仅对线路保护、母线保护和变压器保护的可靠性进行单独计算就会割裂各类型保护之间的天然物理联系，并将使上述同时处于不同保护区的合并单元等装置的重要性被低估。

中国公开专利号CN 104680431 A，公开日2015年6月3日，发明的名称是一种智能变电站二次系统可靠性评估方法公开了一种智能变电站二次系统可靠性评估方法，包括以下步骤：(1)根据IEC 61850标准所描述的智能变电站二次系统功能信息模型，利用可靠性框图建立二次系统功能可靠性模型；(2)面向智能变电站二次系统功能，建立功能和系统两个粒度的智能变电站二次系统可靠性评估指标；(3)以非序贯蒙特卡罗方法为基础，计算被评估智能变电站二次系统可靠性指标。所述的一种智能变电站二次系统可靠性评估方法，克服了传统可靠性评估容易丢失软硬件之间交互关系，指标不够丰富等缺点，具有良好可行性和可操作性，能为智能变电站二次系统功能分布的合理性，运行的可靠性提供切实有效的依据。

但是其不足之处是低估了不同保护区间的合并单元等装置的重要性，且只能对二次系统进行可靠性评估。

发明内容

本发明是为了实现减小变电站可靠性分析的工作量，提高效率，避免计算错误，保护系统的整体可靠性分析，利于实现智能变电站保护配置最优化的目的而设计了基于虚拟支路的智能变电站保护系统评估方法。基于虚拟支路的智能变电站保护系统评估方法，包括以下步骤：

M1，预制智能变电站的保护系统可靠性框图，至少包括：线路保护可靠性框图、母线保护可靠性框图和变压器保护可靠性框图，计算可靠性框图所表述的结构的可靠性；

M2，站内保护系统计算阶段，将智能变电站内继电保护元件按保护类型划分为线路保护、母线保护和变压器保护，分别建立虚拟支路并生成可靠性框图；

M3，根据线路保护可靠性框图，计算线路保护可靠性；

M4，根据母线保护可靠性框图，计算母线保护可靠性；

M5，根据变压器保护可靠性框图，计算变压器保护可靠性；

M6，根据步骤M3、M4和M5所得结果计算步骤M1中智能变电站保护系统的整体可靠性；

M7，采用概率重要度方法对步骤M2中的站内保护系统中不同元件的重要度进行分析；

M8，根据所得的重要度，重新计算步骤M6中所得的智能变电站保护系统的整体可靠性。作为优选，所述的步骤M3包括以下子步骤：

A1，依据基尔霍夫电压及电流定律设定虚拟支路；

A2，设定发生故障的合并单元，所处的故障线路设定为L_i；

A3，根据SMV网络，从相邻合并单元获取故障合并单元的电压信息；

A4，根据基尔霍夫电流定律以及其他相邻合并单元所测相邻线路电流值，计算故障电路L_i的电流值I_i，公式：

式中I_k为相邻电路电流；

A5，设置于线路L_i上的保护装置IED_i通过SMV网络获取故障电路L_i的电气量信息用于判断是否跳闸。作为优选，所述的步骤M6包括以下子步骤：

B1，串联回路计算公式：

其中R_S为回路整体可靠性，R_K为所串联的元件单元件可靠性；

B2，并联回路计算公式：

其中R_S为回路整体可靠性为R_K为所并联的元件单元件可靠性；

B3，设定所测线路为L_i，判断线路保护与母线保护或变压器保护之间的关系为串联回路，则使用B1所述计算公式计算，关系为并联回路则用B2所述计算公式计算；

B4，设定同步时钟源、合并单元、交换机、SMV网络、保护装置及智能终端的可靠性为P_TS、P_MU、P_SW、P_SV、P_IED、P_EU；

B5，根据步骤B3所选择的计算公式得出串联回路可靠性计算公式：

其中R_linei为线路L_i保护的可靠性。

作为优选，所述的步骤M8，定位包括以下子步骤：

C1，计算线路保护整体可靠性R_line计算公式：

C2，计算母线保护整体可靠性R_bus计算公式：

C3，计算变压器保护整体可靠性R_trans计算公式：

C4，分别计算对应线路L_i、母线Bus_i和变压器Trans_i的重要度α_i、β_i、γ_i，并设置重要度区间为[0,1]；

C5，根据重要度重新计算站内继电器保护的整体可靠性R_S计算公式：R_s＝αR_line+βR_bus+γR_trans，其中α+β+γ＝1。

本发明的实质性效果在于可以使用本发明所述的方案可以减小变电站可靠性分析的工作量，提高效率，避免计算错误。实现保护系统的整体可靠性分析，利于实现智能变电站保护配置最优化。

附图说明

图1典型三电压等级智能变电站接线示意图；

图2具体实施例中线路L_i的保护可靠性框图。

具体实施方式

下面通过具体实施例，并结合附图，对本发明的技术方案作进一步的具体说明。

实施例1

以图1所示典型三电压等级智能变电站为对象，其中高中低压侧电压等级分别为220kV、110kV、35kV。站内母线为Bus01～06，线路为L1～L10，B01～B18为断路器。该变电站采用电子互感器加合并单元实现交流一次信息的采集；通过常规断路器加智能终端的方式实现一次设备智能化；过程层SMV网络按分网配置。由于电子互感器的故障前平均时间(MTTF)远大于保护装置，故可靠性模型中不考虑互感器，其他元件可靠性P_TS、P_MU、P_SW、P_SV、P_IED、P_EU按表1取值。

表1、其他元件可靠性取值表

以线路L₁保护为例，按所述M3生成图2所示带虚拟支路的可靠性框图，求得该线路保护可靠性：

同理求得各保护可靠性如表2所示：

表2、线路保护、母线保护及变压器保护可靠性与不可靠性对比

由以上数据可知，通过本方法求得的各线路、母线及变压器保护的可靠性较不含虚拟支路的传统方法均有不同程度提高，各保护不可靠性较传统方法普遍降低了14.28％以上。

取α_i＝β_i＝γ_i＝0.8，由表1数据求取站内线路保护、母线保护和变压器保护整体可靠性：

分别取α、β、γ为0.3、0.35、0.35，则站内继电保护系统整体可靠性为：

R_s＝αR_line+βR_bus+γR_trans＝0.99992472

因变电站内保护元件数量巨大，以线路L₁保护为例，分别对该保护中不同元件重要度进行计算，结果如表3所示：

表3、元件重要度表

即线路L₁保护中的元件重要度排序为EU>MU>IED>SV>TS＝SW。

Claims (3)

1.基于虚拟支路的智能变电站保护系统评估方法，其特征在于，包括以下步骤：

M1，预制智能变电站的保护系统可靠性框图，至少包括：线路保护可靠性框图、母线保护可靠性框图和变压器保护可靠性框图，计算可靠性框图所表述的结构的可靠性；

M2，站内保护系统计算阶段，将智能变电站内继电保护元件按保护类型划分为线路保护、母线保护和变压器保护，分别建立虚拟支路并生成可靠性框图；

M3，根据线路保护可靠性框图，计算线路保护可靠性；

M4，根据母线保护可靠性框图，计算母线保护可靠性；

M5，根据变压器保护可靠性框图，计算变压器保护可靠性；

M6，根据步骤M3、M4和M5所得结果计算步骤M2中智能变电站保护系统的整体可靠性；

M7，采用概率重要度方法对步骤M2中的站内保护系统中不同元件的重要度进行分析；

M8，根据所得的重要度，重新计算步骤M6中所得的智能变电站保护系统的整体可靠性；

所述的步骤M3包括以下子步骤：

A1，依据基尔霍夫电压及电流定律设定虚拟支路；

A2，设定发生故障的合并单元，其所处的线路设定为L_i；

A3，根据SMV网络，从相邻合并单元获取故障合并单元的电压信息；

A4，根据基尔霍夫电流定律以及相邻合并单元所测相邻线路电流值，计算线路L_i的电流值I_i，公式：

式中I_k为相邻线路电流，n为线路的条数；

A5，设置于线路L_i上的保护装置IED_i通过SMV网络获取线路L_i的电气量信息用于判断是否跳闸。

2.根据权利要求1所述的基于虚拟支路的智能变电站保护系统评估方法，其特征在于，所述的步骤M6包括以下子步骤：

B1，串联回路计算公式：

其中，R_S为回路整体可靠性，R_K为所串联的元件的元件可靠性，m为回路上元件的个数；

B2，并联回路计算公式：

其中，R_S为回路整体可靠性，R_K为所并联的元件的元件可靠性；

B3，设定所测线路为L_i，判断线路保护与母线保护或变压器保护之间的关系为串联回路，则使用B1所述计算公式计算，关系为并联回路则用B2所述计算公式计算；

B4，设定同步时钟源可靠性为P_TS、合并单元可靠性为P_MU、交换机可靠性为P_SW、SMV网络可靠性为P_SV、保护装置可靠性为P_IED及智能终端的可靠性为P_EU；

B5，根据步骤B3所选择的计算公式得出串联回路可靠性计算公式：

其中R_linei为线路L_i保护的可靠性；P_MUi为线路L_i的合并单元可靠性；P_IEDi为线路L_i的保护装置可靠性；P_EUi为线路L_i的智能终端的可靠性；P_TSk为相邻线路的同步时钟源可靠性；P_MUk为相邻线路的合并单元可靠性；P_SWk为相邻线路的交换机可靠性。

3.根据权利要求1所述的基于虚拟支路的智能变电站保护系统评估方法，其特征在于，所述的步骤M8，包括以下子步骤：

C1，计算线路保护整体可靠性R_line，计算公式：

其中，R_linei为线路L_i保护的可靠性；

C2，计算母线保护整体可靠性R_bus，计算公式：

其中，R_busi为母线R_busi保护的可靠性；

C3，计算变压器保护整体可靠性R_trans，计算公式：

其中，R_transi为变压器R_transi保护的可靠性；

C4，分别计算对应线路L_i的重要度α_i、母线Bus_i的重要度β_i和变压器Trans_i的重要度γ_i，并设置重要度区间为[0,1]；

C5，根据重要度重新计算站内继电保护的整体可靠性R_S，计算公式：R_s＝αR_line+βR_bus+γR_trans，其中，α+β+γ＝1；α为线路保护整体可靠性的重要度；β为母线保护整体可靠性的重要度；γ为变压器保护整体可靠性的重要度。

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