[发明专利]一种智能变电站技术系统化实证短路试验方法

说明书

技术领域

本发明涉及一种智能变电站技术系统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，但是系统级的动模，尤其是整站均在一个真实的电网故障情况下的系统级性能测试尚缺乏有效测试手段，因此系统故障时，整站继电保护、自动化系统、通信系统的性能指标，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系统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系统接入站内接地网，形成真实的110kV电网接地故障，通过测试仪器及测试方法，记录系统故障时刻整站系统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系统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，将试验系统及正常运行系统进行有效隔离；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；计算故障时刻系统稳定满足要求、非故障系统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。