CN112086941B

CN112086941B - 基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法及系统

Info

Publication number: CN112086941B
Application number: CN202010858010.4A
Authority: CN
Inventors: 贺云峰; 王家义; 滕晓辉; 庄绪珍; 刘晓东; 任富德; 王志强; 艾永富; 沈中华; 张纯哲
Original assignee: Yinan County Power Supply Company State Grid Shandong Electric Power Co; State Grid Corp of China SGCC
Current assignee: Yinan County Power Supply Company State Grid Shandong Electric Power Co; State Grid Corp of China SGCC
Priority date: 2020-08-24
Filing date: 2020-08-24
Publication date: 2022-08-16
Anticipated expiration: 2040-08-24
Also published as: CN112086941A

Abstract

本发明公开了一种基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法及系统，包括：根据变电站接线图中保护装置的上下级关系划分多段保护；采用距离保护换算方法计算每段保护的动作电流和动作时限，得到每段保护的定值，并在变电站接线图中同步标注定值及跳闸逻辑，构建定值配合图；根据定值配合图以及变电站间的串带方式，控制供电侧和用电侧保护装置的投退操作。通过划分多段保护，采用距离保护换算方法分段计算保护定值，提高定值计算的效率；利用定值配合图辅助控制保护装置的投退操作，减低巡线运维检修时间，减低工作量，增加供电量，保障供电安全和可靠性。

Description

基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法及系统

技术领域

本发明涉及电力系统技术领域，特别是涉及一种基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法及系统。

背景技术

本部分的陈述仅仅是提供了与本发明相关的背景技术信息，不必然构成在先技术。

目前对于配电网的运行和维护过程，通过保护装置的定值整定控制配电网中保护装置的投退操作，并以此避免配电网安全事故的发生；对于待整定的保护装置定值，需参考其相邻的上下级保护装置的定值，根据预设的规则计算定值；而现有技术中，大多通过人工计算的方式，根据电源点接入方式判断电网运行时的具体运行方式，而定值计算占用时间较长，影响电力输送，存在定值整定及时性的问题，且人工计算无法保证准确性；另外，针对高压、特高压电网系统，可以通过定值计算软件计算定值，但是该方法无法适用于10KV电网系统，依然无法保证保护定值计算以及根据定值控制保护装置投退的准确性。

发明内容

为了解决上述问题，本发明提出了一种基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法及系统，通过划分多段保护，采用距离保护换算方法分段计算保护定值，提高定值计算的效率；利用定值配合图辅助控制保护装置的投退操作，减低巡线运维检修时间，减低工作量，增加供电量，保障供电安全和可靠性。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

第一方面，本发明提供一种基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法，包括：

根据变电站接线图中保护装置的上下级关系划分多段保护；

采用距离保护换算方法计算每段保护的动作电流和动作时限，得到每段保护的定值，并在变电站接线图中同步标注定值及跳闸逻辑，构建定值配合图；

根据定值配合图以及变电站间的串带方式，控制供电侧和用电侧保护装置的投退操作。

第二方面，本发明提供一种基于定值配合图的配电网线路定值投退检测系统，包括：

分段模块，用于根据变电站接线图中保护装置的上下级关系划分多段保护；

计算模块，用于采用距离保护换算方法计算每段保护的动作电流和动作时限，得到每段保护的定值，并在变电站接线图中同步标注定值及跳闸逻辑，构建定值配合图；

控制模块，用于根据定值配合图以及变电站间的串带方式，控制供电侧和用电侧保护装置的投退操作。

第三方面，本发明提供一种电子设备，包括存储器和处理器以及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机指令，所述计算机指令被处理器运行时，完成第一方面所述的方法。

第四方面，本发明提供一种计算机可读存储介质，用于存储计算机指令，所述计算机指令被处理器执行时，完成第一方面所述的方法。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

本发明通过将定值及跳闸逻辑集成于定值配合图中，通过定值配合图核查定值隐患，定值、时间级差配合关系清晰简单，并随时保持更新，并有利于缩小了电网故障排查范围，及时消除隐患，节省巡线运维检修时间，保障供电安全和可靠性，有效解决人员承载力不足，无法监管定值配合问题。

本发明距离保护换算方法，计算过程简单快捷，减少定值整定过程中的时间成本和人力成本，有效提高实时性。

附图说明

构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。

图1为本发明实施例1提供的基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法流程图；

图2为本发明实施例1提供的电流速断保护中短路电流示意图；

图3为本发明实施例1提供的定时限过电流保护中电流定值示意图；

图4为本发明实施例1提供的定时限过电流保护中动作时间示意图；

图5为本发明实施例1提供的双电源供电示意图；

图6为本发明实施例1提供的加装方向元件示意图；

图7为本发明实施例1提供的双侧电源网络中限时电流速断保护示意图；

图8为本发明实施例1提供的双侧电源网络中过流保护示意图；

图9为本发明实施例1提供的零序电流保护中第2段保护示意图；

图10(a)-10(b)为本发明实施例1提供的串带方式示意图。

具体实施方式：

下面结合附图与实施例对本发明做进一步说明。

应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。

在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

实施例1

如图1所示，本实施例提供一种基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法，包括：

S1：根据变电站接线图中保护装置的上下级关系划分多段保护；

S2：采用距离保护换算方法计算每段保护的动作电流和动作时限，得到每段保护的定值，并在变电站接线图中同步标注定值及跳闸逻辑，构建定值配合图；

S3：根据定值配合图以及变电站间的串带方式，控制供电侧和用电侧保护装置的投退操作。

在本实施例中，采用CoBase系统，获取变电站接线图，以变电站接线图为基础，结合OMS系统进行数据核查。

所述步骤S1中，本实施例采用多段保护的定值整定方法，保护装置的上下级之间配合整定，且一个保护装置与相邻的几个下一级保护装置整定配合或同时满足整定条件进行整定时，整定值应取最大值；

在本实施例中，多段式保护定值整定，以提高主保护性能为主，兼顾后备性，整个电网中阶段式保护的整定方法是首先对电网中所有线路的第一段保护进行整定计算，再依次进行第二段保护整定计算，直至全网保护全部整定完毕，具有相同功能的保护之间进行配合整定。

所述步骤S2中，获取目标定值单，对多段保护分别计算定值，将定值转化为电流值；

在本实施例中，所述距离保护换算方法为根据电缆长度、架空线长度以及可靠系数得到零序电流值，即电缆总长度*2*可靠系数+架空线总长度*0.033*可靠系数+1。

在本实施例中，所述计算每段保护的动作电流和动作时限具体为：

S2-1：定值整定计算的基础数据包括基准容量、基准电压、基准阻抗、基准电流、标准阻抗和短路电流，具体为：

基准容量：S＝1000MVA；

基准电压：U＝220kV，110kV，35kV、10kV；

基准阻抗：Z_B＝U_B ²/S_B；

220kV：48.4Ω；

110kV：12.1Ω；

35kV：1.23Ω；

10kV：0.1Ω；

基准电流：I_B＝S_B/√3/U_B；

220kV：2624A；

110kV：5250A；

35kV：16500A；

10kV：57700A；

标准阻抗：

Z*＝Z/ZB：对于220kV、110kV线路考虑电阻；

X*＝X/ZB：对于35kV、10kV线路忽略电阻；

短路电流：

最大三相金属性短路：I_d ⁽³⁾＝I_B×1/X*；

最小两相金属性短路：I_d ⁽²⁾＝0.866×I_B×1/X*。

S2-2：在本实施例中，根据变电站接线图中保护装置的上下级关系划分3段保护；

第1段为电流速断保护，如图2所示，1为最大运行方式下的短路电流I_d ⁽³⁾，2为最小运行方式下的短路电流I_d ⁽²⁾，3为第一段保护的动作电流；

S2-2.1：短路电流为：

S2-2.2：整定值计算及灵敏性校验：

按本线路末端短路时的最大短路整定，即：

灵敏性：

其中，Z_L＝Z₂l，为被保护线路全长的阻抗值。

动作时间：t＝0s。

S2-3：第2段为限时电流速断保护，整定值与相邻线路第1段配合；

动作电流：

动作时间：

Δt取0.5s；

灵敏性：

若灵敏性不满足要求，与相邻线路第2段配合：

动作电流：

动作时间：

S2-4：第3段为定时限过电流保护，整定值的计算和灵敏性校验为：

S2-4.1：动作电流：

在外部故障切除后，电动机自起动时，应可靠返回，如图3所示；

电动机自起动电流要大于正常工作电流，因此引入自起动系数K_Zq，

式中，

K_Zq＝1.3～3，K_h＝0.85；

由于K_h越大，I_dZ越小，K_lm越大，因此，为了提高灵敏系数，要求有较高的自起动系数，本实施例设置为0.85～0.9。

S2-4.2：动作时间如图4所示：

当相邻有多个元件，应选择与相邻时限最长的配合。

S2-4.3：灵敏性分为近后备和远后备，

近后备为：

I_d1min为本线路末端短路时的短路电流；

远后备为：

I_d2min为相邻线路末短路时的短路电流。

某35kV单电源辐射形线路，已知L1的最大负荷电流为300A，线路末端短路最大三相短路电流2100A，最小两相短路电流1800A，计算L1的保护定值，配合系数k_CO＝1.1；

第1段：动作电流按本线路末端短路整定，即：

I_OP(3)＝1.2×2100/60＝45.5(A)

动作时限：0s。

第2段：动作电流：①按与1号断路器电流速断保护相配合，即：

动作时限：按与2号断路器限时电流速断相配合，即：

t′₍₃₎＝t′₍₂₎+Δt＝0.5+0.5＝1.0(s)

②按本线路末端短路灵敏度＝1.5整定，即：

I_OP(3)＝1800/1.5/60＝20(A)

结论：限时电流速断保护动作电流为18.5A，动作时间为1s。

第3段：动作电流：①按与2号断路器过流速断保护相配合，即：

I_OP(3)＝1.1×5×40/60＝3.67(A)

动作时限：按与2号断路器过流速断相配合，即：

t＝1.5+0.5＝2.0(s)

②按躲本线路最大负荷电流整定，即：

I_OP(3)＝2.12×300/60＝10(A)

结论：过流保护动作电流为10A，动作时间为2s。

在本实施例中，还包括判定电流保护是否使用方向元件，如图5所示为双电源供电示意图，加装方向元件，即功率方向继电器，仅当功率方向继电器和电流测量元件均动作时才启动逻辑元件，双侧电源保护系统变成针对两个单侧电源子系统，如图6所示，保护1、3、5只反映由左侧电源提供的短路电流，它们之间应相互配合，而保护2、4、6仅反映由右侧电源提供的短路电流，它们之间应相互配合。

在本实施例中，还包括双侧电源网络中电流保护整定：

第1段电流速断保护中，

无方向元件：

有方向元件：

此时第1段保护不需方向元件。

第2段限时电流速断保护中，

原则与单侧电源网络中第2段的整定原则相同，与相邻线路1段保护配合。但需考虑分支电路的影响，

引入分支系数：

则：

当仅有助增时：I`_BC＞I_AB，K_fz＞1；

仅有外汲时：I`_BC＜I_AB，K_fz＜1；

无分支时：I`_BC＝I_AB，K_fz＝1；

既有助增，又有外汲时，分支系数可能大于1也可能小于1，整定时，应取实际可能的最小值以保证选择性。

方向：①对于电流速断保护，如图7所示：I_dZ.1＞I_dZ.2；

d₁故障时，I_dZ.1＜I_dZ.2，保护1可不加GJ；

d₂故障，I_dZ.1＞I_dZ.2，保护2要加GJ。

②对过流保护，如图8所示，

d₁故障时，t₂＝t₃＜t₁，保护2、3要加GJ；

d₂故障时，t₂＝t₃，保护3要加GJ；t₁＞t₂，保护1可不加GJ；

即：动作延时长的可不加GJ，动作延时小的或相等的要加GJ。

在本实施例中，还包括零序电流保护：

第1段中，(1)线路末端接地短路的最大三倍零序电流3I_0max：

求3I_0max：

①故障点：本线路末端

②故障类型：假设X1∑＝X2∑，

串联情况下：

并联情况下：

当Z_0∑>Z_1∑，

采用

当Z_0∑<Z_1∑，

采用

当Z_0∑＝Z_1∑，

任取。

③运行方式：最大运行方式Z1∑↓、Z2∑↓；

接地点：保护安装侧接地点最多Z0m↓；

对侧接地点最少Z0n↓。

(2)短路器三相触头不同时合闸而出现的三倍零序电流3I_0bt：

求3I_0bt：

①两相先合，一相断线，并联情况下：

②一相先合，两相断线，串联情况下：

所得定值一般较大，保护范围缩小，灵敏度降低，此时可考虑使1段带一小的延时(0.1s)躲开不同时合闸时间。

第2段中，与相邻线路零序电流1段配合，如图9所示，

灵敏性校验：

若不满足要求，则与相邻线2段或接地距离保护配合。

第3段中，线路末端变压器为另一侧短路时可能出现的最大不平衡电流I_bp.max：

K_fzq为非周期分量系数，t＝0时，取1.5-2，t＝0.5时，取1；

K_tx为同型系数，同型时取0.5，不同型时取1；

K_er为CT误差，取0.1；

为线末变压器另一侧短路时，流过保护的最大短路电流。

灵敏性和动作时间：同电流保护。

在多电源的大接地电流系统中，为保证选择性，需要装设零序功率方向继电器，构成方向性零序电流保护。

如，知k1点的最大接地短路电流为2600A，最小接地短路电流为2000A，1号断路器零序保护的一次整定值为I段1200A,0s；Ⅱ段330A，0.5s；

计算2号断路器零序电流保护I、Ⅱ、Ⅲ段的一次动作电流值及动作时间，可靠系数K_rel＝1.3，配合系数k_co＝1.1；

(1)零序I段的动作电流按躲k1点三相短路最大接地电流整定，即：

I′_op(2)＝K_relI_kg＝1.3×2600＝3380(A)

零序I段的时间为0s；

(2)零序II段的动作电流按与1号断路器零序I段相配合，即：

I″_op(2)＝K_coI′_op(1)＝1.1×1200＝1320(A)

动作时间按与1号断路器零序I段相配合，即：

t″₍₂₎＝t′₍₁₎+Δt＝0.5(s)

(3)零序III段的动作电流按与1号断路器零序II段相配合，即：

I″′_op(2)＝K_coI″_op(1)＝1.1×330＝363(A)

动作时间按与1号断路器零序I段相配合，即：

t″′₍₂₎＝t″₍₁₎+Δt＝0.5+0.5＝1.0(s)

结论：2号断路器零序电流保护I段动作电流为3380A，动作时间为0s；Ⅱ段动作电流为1320A，动作时间为0.5s；Ⅲ段动作电流为363A，动作时间为1.0s。

如，已知(1)110kV系统基准容量为100MVA，基准电压是115kV；(2)110kV系统k₂点三相金属性短路电流为1793A；(3)k₂综合零序阻抗是正序阻抗的2.8倍；(4)1#断路器零序保护的整定值为如图9所示；(5)设110kV系统到k₂点正序、负序阻抗相同；(6)取可靠系数K_rel＝1.3，配合系数K_co＝1.1，时间级差0.5s，求3#断路器的零序保护整定值，按三阶段整定，不要求校验灵敏度、保护范围。

(1)计算110kV系统基准电流：

(2)k₂点正序短路阻抗：

(3)k₂点零序短路阻抗：

Z₀＝2.8×0.28＝0.784

(4)短路电流计算：

由于k₂点短路时Z₁＜Z₀，所以单相接地短路的零序电流比两相接地零序电流大k₂点单相接地短路时的3I₀电流为：

k₂点三相金属性短路的短路电流已知为1793(A)。

(5)整定计算：

Ⅰ段：躲k₂点单相接地短路时流过保护的最大零序电流：

I_opI＝1.3×1120＝1456(A)，取时间定值0s；

Ⅱ段与相邻线路1号断路器的第Ⅰ段定值配合整定：

I_opII＝1.1×960＝1056(A)，取时间定值0.5s

Ⅲ段躲过k₂点三相短路时的不平衡零序电流整定：

I_opIII＝1.3×1793×0.1＝233(A)

与相邻线路1号断路器的第Ⅱ段定值配合整定：

I_opIII＝1.1×144＝158(A)

取电流定值为233(A)，时间1.0s。

所述步骤S3中，本实施例直接利用Cobase系统片区图为基础，存在多种串带方式的，根据不同的串带方式，梳理定值的投退情况；

所述串带方式由电网年度运行方式和电网接线方式得到。

如图10(a)-10(b)所示，A站连接B站连接C站，D站连接C站；或D站连接C站连接B站，A站连接B站，且受电侧和供电侧的保护装置需要分别投信号和跳闸功能。

实施例2

本实施例提供一种基于定值配合图的配电网线路定值投退检测系统，包括：

此处需要说明的是，上述模块对应于实施例1中的步骤S1至S3，上述模块与对应的步骤所实现的示例和应用场景相同，但不限于上述实施例1所公开的内容。需要说明的是，上述模块作为系统的一部分可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。

在更多实施例中，还提供：

一种电子设备，包括存储器和处理器以及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机指令，所述计算机指令被处理器运行时，完成实施例1中所述的方法。为了简洁，在此不再赘述。

应理解，本实施例中，处理器可以是中央处理单元CPU，处理器还可以是其他通用处理器、数字信号处理器DSP、专用集成电路ASIC，现成可编程门阵列FPGA或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。

存储器可以包括只读存储器和随机存取存储器，并向处理器提供指令和数据、存储器的一部分还可以包括非易失性随机存储器。例如，存储器还可以存储设备类型的信息。

一种计算机可读存储介质，用于存储计算机指令，所述计算机指令被处理器执行时，完成实施例1中所述的方法。

实施例1中的方法可以直接体现为硬件处理器执行完成，或者用处理器中的硬件及软件模块组合执行完成。软件模块可以位于随机存储器、闪存、只读存储器、可编程只读存储器或者电可擦写可编程存储器、寄存器等本领域成熟的存储介质中。该存储介质位于存储器，处理器读取存储器中的信息，结合其硬件完成上述方法的步骤。为避免重复，这里不再详细描述。

本领域普通技术人员可以意识到，结合本实施例描述的各示例的单元即算法步骤，能够以电子硬件或者计算机软件和电子硬件的结合来实现。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本申请的范围。

以上仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。

Claims

1.一种基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法，其特征在于，包括：

根据变电站接线图中保护装置的上下级关系划分多段保护；

根据定值配合图以及变电站间的串带方式，控制供电侧和用电侧保护装置的投退操作；

所述距离保护换算方法为根据电缆长度、架空线长度以及可靠系数得到零序电流值，即电缆总长度*2*可靠系数+架空线总长度*0.033*可靠系数+1；对零序电流的保护包括：根据每段保护的动作电流和动作时间进行整定；具体为第1段保护中计算线路末端接地短路的最大三倍零序电流和短路器三相触头不同时合闸时的三倍零序电流，动作时间为零秒；第2段保护中与相邻线路零序电流的第1段保护配合，动作时间为第1段保护的动作时间再延时0.5s；第3段保护中计算线路末端变压器为另一侧短路时的最大不平衡电流，动作时间为第2段保护的动作时间再延时0.5s。

2.如权利要求1所述的基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法，其特征在于，所述多段保护分为电流速断保护、限时电流速断保护和定时限过电流保护。

3.如权利要求1所述的基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法，其特征在于，保护装置的上下级之间配合整定，且一个保护装置与相邻的几个下一级保护装置整定配合或同时满足整定条件时，整定值取最大值。

4.如权利要求1所述的基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法，其特征在于，所述每段保护的定值包括基准容量、基准电压、基准阻抗、基准电流、标准阻抗和短路电流。

5.如权利要求1所述的基于定值配合图的配电网线路定值投退检测方法，其特征在于，该方法还包括双侧电源网络中的电流保护整定，并判断电流保护整定是否使用方向元件，当方向元件和电流测量元件均动作时，双侧电源网络转换为两个单侧电源子系统。

6.一种基于定值配合图的配电网线路定值投退检测系统，其特征在于，包括：

计算模块，用于采用距离保护换算方法计算每段保护的动作电流和动作时限，得到每段保护的定值，并在变电站接线图中同步标注定值及跳闸逻辑，构建定值配合图；控制模块，用于根据定值配合图以及变电站间的串带方式，控制供电侧和用电侧保护装置的投退操作；

7.一种电子设备，其特征在于，包括存储器和处理器以及存储在存储器上并在处理器上运行的计算机指令，所述计算机指令被处理器运行时，完成权利要求1-5任一项所述的方法。

8.一种计算机可读存储介质，其特征在于，用于存储计算机指令，所述计算机指令被处理器执行时，完成权利要求1-5任一项所述的方法。