浅谈电力系统谐振消除方法的研究论文

【简介】感谢网友“困难克服了我”参与投稿，下面是小编给大家带来关于浅谈电力系统谐振消除方法的研究论文（共10篇），一起来看看吧，希望对您有所帮助。

篇1：浅谈电力系统谐振消除方法的研究论文

浅谈电力系统谐振消除方法的研究论文

【关键词】电力系统 谐振 方法

【摘要】电力系统铁磁谐振一直影响着电气设备和电网的安全运行，特别是对中性点不直接接地系统，铁磁谐振所占的比例较大，因此对此类铁磁谐振问题研究得较多。本文针对电力系统谐振消除方法进行探讨和分析，并提出一些意见，为相关工作者提供参考。

0.引言

电力系统中过电压现象较为普遍。引起电网过电压的原因主要有谐振过电压、操作过电压、雷电过电压以及系统运行方式突变，负荷剧烈波动引起系统过电压等。其中，谐振过电压出现频繁，其危害很大。过电压一旦发生，往往造成系统电气设备的损坏和大面积停电事故发生。据多年来电力生产运行的记载和事故分析表明，中低压电网中过电压事故大多数是由于谐振现象引起的。日常工作中发现，在刮风、阴雨等特殊天气时，变电站35kV及以下系统发生间歇性接地的频率较高，当接地使得系统参数满足谐振条件时便会发生谐振，同时产生谐振过电压。谐振会给电力系统造成破坏性的后果：谐振使电网中的元件产生大量附加的谐波损耗，降低发电、输电及用电设备的效率，影响各种电气设备的正常工作；导致继电保护和自动装置误动作，并会使电气测量仪表计量不准确；会对邻近的通信系统产生干扰，产生噪声，降低通信质量，甚至使通信系统无法正常工作。

1.谐振及铁磁谐振

谐振是一种稳态现象，因此，电力系统中的谐振过电压不仅会在操作或事故时的过渡过程中产生，而且还可能在过渡过程结束后较长时间内稳定存在，直到发生新的操作谐振条件受到破坏为止。所以谐振过电压的持续时间要比操作过电压长得多，这种过电压一旦发生，往往会造成严重后果。运行经验表明，谐振过电压可在各种电压等级的网络中产生，尤其在35kV及以下的电网中，由谐振造成的事故较多，已成为系统内普遍关注的问题。因此，必须在设计时事先进行必要的计算和安排，或者采取一定附加措施（如装设阻尼电阻等），避免形成不利的谐振回路，在日常工作中合理操作防止谐振的产生，降低谐振过电压幅值和及时消除谐振。在6~35kV系统操作或故障情况下，系统振荡回路中往往由于变压器、电压互感器、消弧线圈等铁芯电感的磁路饱和作用而激发起持续性的较高幅值的铁磁谐振过电压。铁磁谐振可以是基波谐振、高次谐波谐振、分次谐波谐振，其共同特征是系统电压升高，引起绝缘闪络或避雷器爆炸；或产生高值零序电压分量，出现虚幻接地现象和不正确的接地指示；或者在PT中出现过电流，引起熔断器熔断或互感器烧坏；母线PT的开口三角绕组出现较高电压，使母线绝缘监视信号动作。各次谐波谐振不同特点主要在于：

①分次谐波谐振三相电压依次轮流升高，超过线电压，一般不超过2倍相电压，三相电压表指针在相同范围出现低频摆动。

②基波谐振时，两相电压升高，超过线电压，但一般不超过3倍相电压，一相电压降低但不等于零。

③高次谐波谐振时，三相电压同时升高或其中一相明显升高，超过线电压，但不超过3~3.5倍相电压。

2.实例分析

2.1事故前系统运行方式

事故前，某110kV变电站有110kV单母分段、35kV单母分段、10kV单母分段运行，10kVI母接511所变、513负荷I线、514负荷II线、518电容器、519电容器运行；10kV母线II段接521电容器、522电容器，电压及负荷均正常；10kV母线II段PT运行。

2.2事故经过

6月21日23时12分，监控语音报警此变电站“10kV母线I段接地”、“10kV母线II段接地”信号，监控屏显示10kV母线II段电压值为：

Ua=6.21kV；Ub=7.03kV；

Uc=7.80kV；3Uo=64.11V。

23时14分，511所变发出“开关分闸”、“511开关电流II段”动作、复归、“511站用保护测控装置告警”、“511开关过负荷告警”、“逆变电源交流失电”复归信号。511所变开关变为“分”位；同时513负荷I线、514负荷II线、518电容器、519电容器发出“线路保护测控装置告警”、“PT断线”信号；521电容器、522电容器发出“保护装置告警”、“电容器PT断线”等信号。随后，后台显示10kV母线II段电压值持续升高，23时15分升高为：

Ua=8.94kV；Ub=9.91kV；

Uc=12.00kV；3Uo=119.97V。

调度值班员于23时18分下令遥控断开514负荷II线开关，电压恢复正常。22日01时50分，巡线人员汇报：514负荷II线机砖厂支线奶牛厂变压器引线熔断后搭在变压器外壳上，操作人员已将分支拉开……。故障排除后合上514负荷II线开关，送电正常，后未见异常情况。

2.3事故原因分析

实例中所涉及变电站的.514负荷II线机砖厂支线奶牛厂变压器引线熔断后搭在变压器外壳上后，三相系统对称性被破坏，出现零序电流、中性点偏移和对地电位U0，即开口三角有了零序电压，零序电压叠加在二次侧三相电压上，就出现了二次侧三相电压不平衡现象。事故起因：514负荷II线机砖厂支线奶牛厂变压器引线熔断后搭在变压器外壳上，然后10kV母线接地，系统参数发生变化满足谐振条件，谐振发生之后10kV母线II段三相电压及零序电压迅速升高，由电压波形及数值可知是发生高次谐波谐振（铁磁谐振）。正是谐振导致继电保护和自动装置误动作发出一系列错误信号。此状况下，需要仔细判断真假信号，以便很好地进行事故处理。实例中的事故发生后，当班调度员作出了谐振的准确判断，并根据工作经验进行接地选线，迅速查找出故障线路，并将其切除。

3.谐振事故解决方法

PT在正常工作时，铁芯磁通密度不高，不饱和；但如果在电压过零时突然合闸、分闸或单相接地消失，这时铁芯磁通就会达到稳态时的数倍，处于饱和状态，这时，某一相或两相的激磁电流大幅度增加，当感抗与容抗参数匹配恰当（满足谐振条件）时，即会发生谐振，即铁磁谐振。发生谐振时，会在电感和电容两端产生2～3.5倍额定电压的过电压和几十倍额定电流的过电流，通过PT的电流远大于激磁电流，严重时会烧坏PT及其它设备。

3.1防止谐振过电压的一般措施

①提高断路器动作的同期性。由于许多谐振过电压是在非全相运行条件下引起的，因此提高断路器动作的同期性，防止非全相运行，可以有效防止谐振过电压的发生。

②在并联高压电抗器中性点加装小电抗。用这个措施可以阻断非全相运行时工频电压传递及串联谐振。

③破坏发电机产生自励磁的条件，防止参数谐振过电压。

3.2防止谐振过电压的具体措施

①35kV系统中性点经消弧线圈（加装消谐电阻）接地，并在过补偿方式下运行，它的电压作用在零序回路中。

②尽量减少6~35kV系统并联运行的PT台数。

a.凡是6~35kV母线分段的变电所，若母线经常不分段运行，应将一组PT退出作为备用；

b.电力客户的6~10kVPT一次侧中性点一律为不接地运行③更换伏安特性不良的6~35kVPT。

④6~35kV一次侧中性点串联阻尼电阻或二次侧开口三角形绕组并联阻尼电阻或消振器。

⑤6~10kV母线装设一组Y形接线中性点接地的电容器组。

⑥在10kVPT高压侧中性点串联单相PT。在实际工作中谐振的发生往往伴随着接地故障，很多时候甚至就是由接地引起的，消除谐振常常采取的有效方法是改变系统运行方式以改变系统参数，破坏谐振条件。改变系统运行方式经常通过以下途径实现：

a.投退电容器。

b.增投线路。

c.若变电站有一台以上数目的主变，可视具体运行情况将原本并列（分列）运行的变压器分列（并列）。

d.母线并解列。

若上述方法不能消振，应采用寻找线路单相接地故障的方法进行选线，选出故障线路后，立即将其切除。选线原则参照系统单相接地故障处理方法。此方法是最有效最能解决问题的，但往往不一定能准确及时判断出接地线路，以致延误消振时间，所以，工作中为及时消除谐振一般先考虑选择上述四种途径。

4.总结

针对某110kV变电站谐振事故，利用谐振原理与知识，分析了此次事故发生的原因，并结合实际工作经验对谐振过电压给出了多种控制措施和方法，以便具体工作中借鉴和运用，有效提高系统运行稳定性，提高供电安全性和可靠性。

【参考文献】

［1］于丽敏，徐其军，李京．WGYC－1A型微机式过压过激磁保护特性分析[J].东北电力技术，

篇2：电力系统电气设备检修研究论文

摘要：分析了电气设备故障和电力系统电气设备检修的思路和方法，并结合实际工作情况进行了初步讨论。

关键词：电气设备；故障诊断；电力系统；短路电流

篇3：电力系统电气设备检修研究论文

电气设备是保障电力系统正常运行的基础，起着非常关键的作用。电力系统是一个复杂的系统，只有在电气设备良好的状态下才能保持供电的可靠性，因此，在电力系统管理中对电气设备的检修是非常重要的，这也是保证电力设备的使用寿命和良好状态的必要措施。如果没有电力系统的支持，一切用电设备就无法运行。随着经济的发展，对电气设备检修的要求越来越高。因此，可结合专业技术与专业知识对电气设备进行进一步的了解，从而使电气设备的使用寿命更长，更安全、可靠，同时，也可避免时间、人力、物力的浪费，减少设备的故障发生，使其保持良好的工作状态。

2电力系统电气设备中存在的故障

电气设备故障有很多种，造成电气故障的原因也有很多种，且不同的原因可能引发相同的故障。以下分析2种疑难故障：①电气设备正常、热继电器动作频繁或电气设备烧毁、热继电器不动作。引发上述故障的原因包括热继电器上可调整的固定支钉松动；设备通过了巨大的短路电流；设备磨损严重、生锈或大量灰尘堆积等；零件损坏。②热继电器动作时快时慢。其原因包括内部结构中有部件松动、双金属片弯折、外接螺旋钉没有拧紧。

篇4：电力系统电气设备检修研究论文

3.1电气设备检修的思路

总体而言，电气设备检修是一项系统的管理工作，涉及的知识面较广，难以统一检修思路，应融合所学的知识开展该工作。只有这样，才能体现该工作的意义。在检修中，首先要建立完善的管理制度，合理分类需检修的电气设备，然后逐一检修同一类的电气设备，并完善检修体系，加强对设备的运行巡查，做好巡查的记录。此外，应严格要求检查人员，认真做好检查管理工作，完善各级检查管理机构组织，建立设备检查网络，定期汇报检查信息，规范相关人员的岗位责任制，并做到奖罚分明。只有具有合理的思路，才能开展完善的检查和管理。良好的思路能帮助电力系统的检修工作人员作出清晰的判断，从而使电力系统更好地服务社会。

3.2电气设备的检修方法

如果检修思路是前提，则检修方法就是关键。应在检修电气设备前对需检修的设备进行初步调查，了解故障机器的状况，并对异常电气设备的信息进行采集、整理分析；利用查询法对出现异常状况的电气设备或需维修的设备进行信息记录和合理分析。比如，可对失灵、异常的电气设备，或因人为操作不当而导致的设备异常等进行初步调查；如果设备外表有损坏、烧坏等情况，且能闻到烧焦的.气味或存在难闻的异味，则可开展外部检查；如果绝缘有坏损、绝缘漆、胶因过热而脱落等，则应查看电气设备熔断装置的状态，是否出现黑色烧融的痕迹或烧断现象，还可检查连接线路是否牢固，是否有短路现象。在分析故障部位时，因电气系统包含的电气设备较多，所以，应利用所学的知识和相关专业技术、原理逐一解决问题。电气设备主要分为主电路和控制电路两个不同的部分。主电路简单、直观，可在短时间内找到；控制电路往往由多个控制单元和控制结构组成，且包含多个继电器，因此，在维修控制电路时需要格外小心，应熟悉电路的运行原理和连接规则，并结合所学知识解决故障。实验检测环节是指对需检修的电气设备线路进行实验性检测，可利用电路之间的连接关系对电路进行细致的检查。如果在检查中电路能正常运作，则说明电路没有问题；如果存在问题，则要对控制电路中的接触器、继电器等进行逐一检查。此外，还要总结检查经验，学习经验丰富的检查人员的操作方法。在利用专业仪器监测时，可利用万用表检测电气设备的电压和电阻、利用绝缘性导线检查短路的位置等。为了保证设备的安全性，检查电阻时应断电，且不能只以测量值作为判断故障的依据，应再采用电压测量法等使结果更为准确，但这样做危险性越高，需要提前做好安全措施。一般情况下，不常利用短接法测量电气设备，采用该方法时只需用电笔和导线即可完成，但对于电阻和线圈等设备而言，无法采用短接法。

4结束语

电气设备是电力系统正常运行的基础，在检修过程中要做好系统分析并制订检修方法。电气设备检修可能会存在危险性，比如工作人员触电等。此外，如果检修不当，还可能造成电气系统的二次故障或扩大故障范围。因此，需要合理使用本文中提出的方法，针对不同的电气设备故障，根据实际情况选择检修方法，从而达到高效率、高准确性、高安全性的最终目的。

参考文献

［1］薛盛吉.电力系统电气设备故障诊断与检修探讨［J］.广东科技，，11（21）：105-106.

［2］钟春华.电力系统电气设备检修的思路和方法［J］.电子制作，（19）：234.

篇5：电力系统及自动化和继电保护研究论文

摘要：随着科技的发展，越来越多的生产工作趋于自动化，电力系统也正在朝着自动化结合智能化的方向发展，其自动化的发展方向主要包括发电自动化、供电系统自动化、电网调度自动化等。继电保护能够对我国电力系统输送安全、平稳运行提供有效保障。本文关于电力系统及自动化和继电保护相关性探讨。

【关键词】电力系统；自动化；继电保护

本文将主要就电力系统及其自动化概述、电力系统及其自动化和继电保护之间的关系以及继电保护设备自动化的基本特点等几个方面进行详细的研究和探讨。

1电力系统及自动化特点

1.1自动化的电力系统内部结构趋向于简单化

自动化的电力系统内部结构以及一些零件的配置越来越趋于简单化，但是其功能却在不断完善。自动化改造可以有效解决当前一些电力设备被设置在系统中，导致设备操作的质量下降，但调节控制环节却逐渐增多，一些设备的作用难于发挥出来的现状，保证电力设备能够高效运行，进一步提升电力系统的输电质量。

1.2自动化的电力系统运行更加智能化

现今的时代是智能化的时代，计算机、网络等技术已经广泛应用于人们实际的生活和生产当中，将其应用到电力系统运行的各个环节，实现自动化的操控。在实际的工作当中运用程序代码就可以完成电力设备的操作，使其运行更加智能化，同时也提高了工作效率，改变了以往人工操作造成的工作效率低下的情况。1.3自动化的电力系统操控实现一体化自动化的电力系统实现了操控的一体化，通过这种操作方式一方面可以提高电力系统的运行效率，另一方面还可以简化操作步骤。同时这种一体化的电力操控系统还可以缓解人们的工作压力，将人们从时时刻刻保持监督警惕的状态中解放出来，实现了自动化的监督和突发情况预警。

2继电保护设备自动化特点

2.1稳定可靠性

继电保护可以在规定时间内实现对相关电力设备的保护，具有较好的稳定性和可靠性，在实际的运行当中，继电保护系统可以在具体制定的工作区域内具体实现针对设施的保护，具有一定的可靠性。继电保护设备一般都存在相应的数据库，数据库中包含装置运行状态的变化表（见表1）。当电力设备出现故障时就可以即使做出反应，如果电力设备出现的故障超出了可以自动控制的范围，相应的系统装置会对出现的故障进行及时的辨别，并向工作人员提供相应的信息。

2.2灵敏性

继电保护还具有一定的'灵敏性，在实际工作当中，如果出现的故障在继电器的保护区域内，那就可以直接进行系数上的调整及时作出反应，从而保证电力系统的稳定运行。

篇6：电力系统及自动化和继电保护研究论文

3.1继电保护设备对于电力系统安全稳定运行的重要性

随着现代化城市建设的加快，电已经成为人们日常生活中不可缺少的重要部分，所以在实际的工作当中一定要保证电力系统的正常运行，但是在对电力系统和相应的电力设备进行操作时难免会出现各种各样的故障，尤其是再出现局部故障时如果不及时采取相应的措施就会导致故障范围扩大，对人们正常的生产生活产生严重的影响。而继电器可以针对运行过程中出现的故障进行自动化的诊断和处理，对一次电力设备采取相应的保护措施。在电力运行系统安装相应的保护设备不仅是保证电力系统安全稳定运行的需要，同时也是相关文件中所明确规定的：电力设备不能够在缺少继电保护的状态下运行。

3.2继电保护对电力系统自动化发展的影响

电力系统信息控制能够实现对电能的有效控制，同时也可以实现对电能的有效控制和调整，进而满足人们日常生产生活中的用电需求。继电器可以运用信息调控系统为电力系统中的电力调度、通信等操作的实现提供基本的保障，这对于电力系统的自动化改造具有重要意义。

3.3电力系统的自动化改造对继电保护的要求

电力系统的自动化改造对继电保护主要三点要求：安全性、灵敏性、选择性。其中，安全性是最本质的要求，因为电力系统的自动化改造的主要目的是为了和用户的要求相适应，提高电能质量，所以继电保护的安全性是必要的。其次，就是对灵敏性的要求，电力系统的自动化改造要求继电器在其可控制的范围内具有一定的灵敏系数，一旦电力系统发生故障能够及时采取相应的处理措施。最后，就是对选择性的要求，这主要指的就是发生电路故障时能够准确选择要切除的电路进而实现对电路的全部保护（图1是几种继电保护电路）。综上所述，在自动化的电力系统改造当中，继电保护具有十分重要的作用，它可以针对运行过程中出现的故障进行自动化的诊断和处理，对一次电力设备采取相应的保护措施，保证电力系统安全稳定的运行。在实际的工作中一定要充分考虑到电力系统的实际情况，采取合适的继电保护设备，从而为电力系统的安全运行提供保障，进一步推进电力行业的现代化进程。

参考文献

[1]张羽,赵孝民,张亮等.电力系统及其自动化和继电保护的关系研究[J].建筑工程技术与设计,(01):729.

[2]刘海仙,许鑫磊.电力系统及其自动化和继电保护的关系研究[J].价值工程,,35(28):97-98.

篇7：电力系统广域信息网络研究论文

电力系统广域信息网络研究论文

摘要：本文从广域保护系统的优点和目前市场的现状着手研究，探讨和总结广域保护系统的三种结构以及性能，利用OPNET软件来对广域保护系统的运作方式和结构进行建模，使广域保护系统的结构更加直观的表现出来，从而对通信延时进行比较，在比较过程中为应对突发情况，应当使用以太网保证分析过程中的网络支持。

关键词：广域保护系统；信息；结构；OPNET

电力系统已经成为关系国民生计的重要产业，人们的生产生活早已离不开电力的支持，因此电力系统的维护工作是十分重要的[1]。

1传统电力保护系统与广域电力维护系统的比较

目前在我国的大部分地区都还是普遍采用的传统继电保护系统，该系统受到非常明显的地域性限制，也就是说每一个保护装置只能对当地的电力信息进行收集和利用，各个电力保护装置之间难以实现信息的交流和共享，彼此之间的信息交流需要耗费更大的人力物力才能实现，因此这种传统的电力保护系统的作用和功能已经难以满足现代电力发展的'需求了。当然，传统电力保护系统也有其存在的优势之处，它可以实时采集到电流信息，对电流信息进行分析和研究，这一点可以有效提高电力保护系统的速动行和选择性，但是也仅仅局限于此，由于地域性限制的影响，它只能对其所在区域内的故障进行检测和反映，对于临近地区所出现的故障和问题，这种保护系统没有办法对其进行检测和排除，更无法为其提供实时的保护。广域电力保护系统是针对传统继电保护系统的弊端进行研发出来的新型电力保护系统，广域电力保护系统可以依托全球卫星定位系统和高速宽带网络来实现不同区域间信息的交流和共享，打破了传统的地域限制。广域电力维护系统系统依靠其独特的内部结构和现代通信技术，将所采集到的电力信息进行实时的交换和共享，从而对每个区域的电力信息进行整合分析，对潜在的问题和危险进行预测和修复，保证整个电力系统的正常稳定运行。但是在实际的应用之中广域电力保护系统还具有一定的困难之处，尤其是在最重要的信息传输方面，信息传输的速度和距离方面对整个系统的运营有较大的限制，传输时间较长，难以满足电力维护的时效性。所以现阶段广域电力维护系统大多用于电力维护的后备工作之中，这些工作对时效性的要求不高，广域电力维护系统可以满足其需求。

2广域信息保护系统的通信网结构的讨论分析

广域电力维护系统的结构可以分为三个层次，主要是集中式、分布式以及网络式。

2.1集中式层次结构的特点和表现形式

在广域电力维护系统的集中式表现结构中，最重要的信息处理场所是中央处理单元，它可以对整个系统中的各种信息进行集中收集，并将所收集到的信息进行分析，从而进行正确的决策部署[2]。整个广域电力保护系统中有很多的终端设备，这些终端设备可以对区域内的信息进行协调和保护，并上传给中央信息处理单元，执行中央信息处理单元的指令和要求，整个广域电力保护系统由中央信息处理单元和每个终端设备之间的配合来完成工作。由于中央信息处理单元要对整个系统之中的各项信息进行收集和分析，并由算法来做出相应的决策，因此整个系统对中央信息处理单元的要求很高，一旦中央信息处理单元出现故障和问题，整个系统的信息处理和决策都会出现故障造成系统瘫痪。

2.2分布式层次结构的特点和表现形式

分布式变现结构和集中式变现结构最大的不同之处在于分布式表现结构没有中央信息处理单元，它每一个环节之间可以实时信息沟通，每一个终端设备之间都可以信息共享，突破了地域的限制，一旦有任何环节和任何区域出现故障和问题，其终端设备就可以在第一时间跳闸，节省了故障的时间，提高了可靠性。

2.3网络式层次结构的特点和表现形式

网络式结构是由很多终端设备组合而成，没有中央信息处理单元。随着我国高速宽带网络的不断发展以及北斗卫星定位系统的投入使用，网络式结构可以充分利用这些有利条件，将复杂的电力系统信息进行简单化处理，对所有信息快速，准确作出反应。在广域电力保护系统的三个层次结构之中，网络式结构相较于其他两种结构有明显的优势。

2.4OPMNET仿真模型的建立

为了对广域电力保护系统进行更深层次的研究和分析，我们可以通过OPMNET对其建立仿真模型，使之得到更直观，更清晰的反映。

31OPMNET仿真软件简介

OPMNET是一种被广泛应用在各种电力系统建模中的软件，该软件可以对任何系统中的结构和条件进行仿真模拟，将系统以模型的方式直观地呈现在人们面前，使人们对系统的人是更加深刻，更加清晰，帮助人们对系统的问题和漏洞进行发展和及时修补。

3.1仿真模型的建立

广域电力保护系统可以通过OPMNET进行建模，建模过程中必须严格按照广域电力维护系统的要求进行，每一个步骤和环节都要和系统保持一致[3]，在中央信息处理单元和终端设备之间的连接和算法应用是最关键的部分，这部分关系到整个建模系统的正常运行和反应，在建模完成后还要反复检验，确保建模的科学性和系统性，保证整个模型正常运行。

3.2仿真结构分析

通过对电力保护系统进行建模分析，我们不难发现以太网在电力维护系统中对时效性和反应速度起着重要的作用，通过对以太网的控制和调整可以实现系统反应速度和时间的快慢。另外就是通过建模可以证明，在广域电力维护系统中，网络式结构反映所需要的时间明显快于其他两个结构形式，一旦出现突发情况和故障问题，网络式结构可以在第一时间进行反应和决策，避免故障扩大化，减少损失。

4结语

通过OPMNET建模结果比较，广域电力维护系统可以有效解决传统电力维护系统的弊端，在反应的时效性，结构性等方面明显优于传统电力保护系统，并且在关于电力保护系统的三个不同结构中，网络式比其他两个结构更加适用，在应对突发情况时网络式结构能更加灵活应对。

篇8：电力系统应用站所终端研究论文

摘要：将站所终端安装在传统的开关站、配电室、环网柜、箱式变电站等处，以完成遥信、遥测、遥控和馈线自动化功能。装置具有自动故障检测和识别功能，与配电网自动化主站和子站系统配合，实现多条线路的测量控制、隔离故障区域并且恢复非故障区域供电，从而提高供电可靠性和配网的智能化。本文主要介绍了智能电网中的站所终端的软硬设计及其应用。

关键词：电力系统；站所终端；DTU设计；功能

智能电网已经成为世界各国投入科技研发的重点，在欧美一些国家已经逐步上升到国家战略层面，成为国家经济发展和能源政策的重要组成部分。我国《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》明确提出要依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，增强电网优化配置电力的能力和供电可靠性。配电网自动化是智能电网中重要的一环，但是我国刚刚还处于起步的水平，落后发达国家比较多，急需大力发展。因此研究配电网自动化的站所终端是具有非常好的发展前景。本文将介绍站所终端的设计与应用。

篇9：电力系统应用站所终端研究论文

电力系统是由发电、输电、变电、配电及用电等环节组成的统一系统。在大力建设坚强型智能电网环境下,配网自动化既提高供电可靠性和供电质量、又扩大供电能力和实现配电网高效经济运行,是实现智能电网的重要基础之一。重“输”轻“配”已是过去时，配电网会是未来主流趋势。配网自动化是应用现代计算机技术、远动、自控、通讯等先进技术手段，实现配网在线和离线远方监控，以达到配网安全、可靠、高效运行之目的。

2站所终端的系统设计原理

总体来说电力系统站所终端DTU的'功能主要就是实现对远方一次设备的遥信、遥测、遥控“三遥”自动化功能。具备就地采集开关的模拟量和状态量以及控制开关分合闸功能，具备测量数据、状态数据的远传和远方控制功能。在其设计上，主要是分为硬件设计和软件设计。站所终端是由主控板和采集板两个系统共同工作的。主控系统负责监控采集板、与配电自动化主站子站通讯。采集板负责数据采样、处理。两板之间通过CAN总线和RS485总线进行交互。终端具备故障指示手动复归、自动复归和主站远程复归功能，能根据设定时间或线路恢复正常供电后自动复归，也能根据故障性质（瞬时性或永久性）自动选择复归方式。具备软硬件防误动措施，保证控制操作的可靠性。

2.1硬件设计

系统主控板和采集板各自拥有一个中央处理器（CPU），都使用STM32F207。其具有自适应实时加速器，可以让程序在Flash中以最高120MHz频率执行时，能够实现零等待状态的运行性能，内置存储器保护单元，能够实现高达150DMIPS性能。处理器自带1个网络口、1个全速USB接口和2个CAN口。主控板提供两路网络口，4路串口，1个CAN口。采集板上的采样芯片采用ADE7878，是一款高精度、三相电能计量IC，采用串行接口，并提供三路灵活的脉冲输出。该器件内置七个ADC、基准电压源电路和所有必需的信号处理电路，实现总（基波和谐波）有功/无功/视在功率测量，以及基波有功和无功功率测量和有效值计算。ADE7878有七路模拟量输入，分成电流和电压两个通道。ADE7878提供三种串行通讯口，主模式HSDC接口的最高的通讯速度为8MHz，可以采集电压、电流瞬时值以用于谐波分析计算。

2.2软件设计

终端软件包括主控板程序和采集板程序。主控板通信协议和数据处理功能比较繁杂，程序调度比较麻烦，因此选用了具有实时性、开源性、可靠性的FREERTOS操作系统。FreeRTOS是一个迷你的实时操作系统内核。作为一个轻量级的操作系统，功能包括：任务管理、时间管理、信号量、消息队列、内存管理、记录功能、软件定时器等，可满足本系统的需要。实现站所终端的技术规范所要求的遥信、遥测、遥控等功能。主控板有自检、自恢复功能，拥有运行指示灯。监控开关电源工作状态，采集遥信值，并且控制就地指示灯。上行通信协议使用国家电网DL/T634.5104和DL/T634.5101。与采集板交互的通信协议采用自定义格式。主控板具备对时功能，支持SNTP等对时方式，接收主站或其它时间同步装置的对时命令，与主站时钟保持同步。终端接受并执行来自主站或子站的遥控命令，完成开关的分、合闸操作。遥控采取“遥控预制-返送校核-操作执行命令”的方式。采集板为了满足实时性的要求采用的是裸机程序。处理器采集采样芯片的波形信号后，10毫秒计算一次电流有效值。每条线路的零序电流和零序电压，即可以由三相电流或三相电压计算获得，也可由零序CT或零序PT直接采集获得，可根据现场实际情况灵活配置。采样值周期的通过CAN总线发送给主控板。如果采样值超过阀值，控制操作继电器动作，使开关跳闸，并且记录事件、上报故障遥信给主控板。

3站所终端在电力系统中的应用

站所终端是配网自动化的主要设备。随着我国配网自动化水平的逐步提高，越来越多的站所终端被投入使用。配电系统自动化涉及范围主要是指10kV中压系统。配电自动化主要就是监控此处的一次设备。站所终端主要用于环网柜、开闭所等，实现电气量的监测和控制，故障诊断、故障隔离。

4结束语

本文简要分析了电力系统站所站所终端的设计与应用，结合电力行业正在快步走向智能电网的实际情况，可以得知将站所终端应用于电力系统中，市场需求巨大，应用前景非常乐观，必将带来满意的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]国家能源局.DLT721-配电网自动化系统远方终端.2013.8.

[2]田劲.电力系统站所远方终端DTU的设计与应用研究[D].武汉理工大学硕士学位论文.,5.

[3]赵翠然.基于IEC61850的配电终端建模及自描述研究[D].华北电力大学硕士学位论文.2013,3.

[4]赵亚崧,孟卫东.防误操作站所型配电终端的实现[J].电气开关,,03:101-103.

篇10：电力系统方向性保护测试研究论文

电力系统方向性保护测试研究论文

【摘要】为了防止继电保护装置发生方向性选择错误，简要介绍电力系统中的电力变压器、高压线路及母差等保护在安装调试投运过程中的接线方法和向量测量方法及带负荷测试，为了保障电网高质量运行提供可靠性保证。

【关键词】保护装置；方向；接线；测试

引言

方向性选择是继电保护装置的重要功能之一，在110kV及以上的电压等级的线路保护和各电压等级的主变保护中，对保护的方向均有严格的规定。如继电保护装置发生方向性选择错误，将会引起事故或使事故扩大，损坏电气设备，甚至造成部分电力系统崩溃解列，从而引起大面积停电，判断继电保护装置的动作方向是否正确，必须注意以下问题。

1电流互感器的方向确定

电流互感器采用一次与二次的减极性确定，即电流从互感器的一次端L1端流进，二次电流从K1流出，则L1和K1为极性端，向量方向为L1指向L2，以下所说的均为向量指向。

2电力变压器保护

电力变压器的故障将会给系统的正常供电和安全运行带来严重后果，必须根据变压器在运行中可能发生的故障的类型保证方向的正确性。

2.1接线测试

因变压器的高低压侧的接线组别不同，为了正确的反映一次电流的幅值与相位，现在的微机保护装置能够通过根据定值输入一次接线组别和变比进行软件的相位与幅值调整，因此只需将差动电流互感器二次侧全部接线成星型，同时电流互感器的二次负载能力也将得到相应的提高。本人对电流互感器的二次方向在工作中的要求是：该电流互感器保护什么元件就指向什么元件。但是有些人在理解差动方向接线时认为：只要电流互感器的高低压侧方向同时指向变压器或同时指向母线就可以，如果单单从差动保护的原理来考虑的话是正确的，但是，更多的情况是一个电流互感器上有3个或更多的绕组，这样在对其他绕组利用在复合电压方向过流保护时，二次电流的方向是和实际的一次潮流相一致的，不然复合电压方向过流保护将在发生故障时将拒动和负荷达到一定额时将误动。故在接线时应将电流互感器的方向明确，根据潮流将二次的'A/B/C相的s1电流端子接入保护装置。

2.2向量测试

在变压器投运前先在一次高低压侧用整组试验电流一相一相的查看电流回路是否对应及测量变比。变压器在空投成功带负荷之后，还应该实施带负荷测向量，对电流回路具体接线情况进行详细检查。而且带负荷前必须要把差动保护停用，之后用钳型相位表和观察保护装置准确测量每一侧相电流的实际有效值以及相位情况，从根本上确保装置所测量出来的向量差流Id能够保持在0.02Ie之下。从某种程度上讲，后备保护以及差动保护之间是存在较大差异的，而具体差异表现在：如果变压器外部出现短路，则通常情况下，保护方式就是有效保护方向能够准确指向低压侧，这种情况下，故障电流方向以及负荷潮流方向之间是保持一致的，然而故障电流往往要大于负荷电流很多。

3高压线路零序方向保护

如果中性点中能够直接接地的相关高压电网，也就说所谓的大接地系统出现接地短路问题的时候，则会发生相对较大的零序电压与电流，而实质上，正常情况之下，以上电压与电流往往是不会出现的。所以，可以借助零序电流对接地短路现象进行保护，优势明显，也已经在电力系统当中得到了非常广泛性的应用。根据相关研究结果显示，中性点接地电网当中出现的接地故障已经达到了总故障的百分之九十以上。从回路构成层面出发，一种是，零序电压在引入方面一般情况下会来源于电压互感器开口回路，而零序电流来自同侧电流互感器当中的中心线电流。而另一种则是自产零序，借助内部软件可以准确计算出相应的取出零序电压以及零序电流，有的时候有些保护装置具备当发现TV断线时，自动转取TV三次开口电压。

3.1接线情况

实现零序方向接线科学化，必须要在对线路接地故障进行保护的过程中，做到使零序电流以及零序电压相互间的相位关系能够进入到继电器动作区相对灵敏的位置。如果电流自母线所流向的线路是正值的时候，那么线路正方向出现故障，其零序电流的超前零序电压是180°-θ。公式当中的θ是变电所零序电源阻抗角。目前常用的零序方向继电器动作特性，有灵敏角为电流超前电压100°－110°和为电流滞后电压70°两种。前一种与正方向故障情况相一致，其电流和电压回路应按同极性与电流互感器和电压互感器相连。后一种则相反，应按反极性与电流互感器和电压互感器相连线。

3.2向量测试

对于微机保护，检查零序方向保护的动作方向比较容易。测试方法如下：（1）记录线路或变压器的潮流分布；（2）模拟单相接地故障（在保护端子上进行），如在端子排上打开TV二次相电压输入端子，使UA=0,将电流互感器二次B、C相在端子排上短接，并打开内外端子的联片，使IB=IC=0。（3）观察零序方向保护行为；（4）在使IA=IC-0及IB=IA=0，观察零序方向的保护行为；（5）根据零序方向保护元件的动作区及动作边界，判断其方向的正确性；（6）在此试验过程中一个应该注意的情况是有的保护的零序启动条件是：当外接和自产零序电流均大于整定值时，零序启动元件动作，并展宽7秒，去开放出口继电器的正电源，这样在试验时应将此两个端子串入电流试验回路，否则零序将不动作，对于初投运的的线路或变压器，检查零序保护的方向有时是比较困难的，此时，为了仍能检查方向，可将该保护的动作电流改小。

4母差保护

在终端变电所和枢纽变电所，母线连接的元件甚多，这样在变电所母线发生故障时将会损坏众多电力设备，至少使一段母线上的负荷全部停电，破坏系统的稳定，因此母线保护装置必须能在内部故障时能快速有选择的切除和在外部故障时不能误动。

4.1接线要求

要求反映到保护装置上的各元件电流互感器极性应一致并方向指向母线，其中母联电流互感器用于母差的绕组应作为II段母线的一个元件考虑方向。这样在流入‖段母线的电流和应该为0，同理流入‖段母线的电流也应该为0。

4.2向量测试

根据基尔霍夫定律i∑＝0，即可判断每一回流入母差保护装置的电流向量是否正确，在新的母差保护装置投运时均采取不投保护，然后采取一路一路接入二次电流，这样可根据界面上的显示的每路电流的大小和差流的大小以及钳型相位表的测量显示进行综合判断，看是否有那个元件的电流互感器的极性方向有误。

5总结

因保护装置方向性保护基本在各个元件保护中均有广泛应用，且在电流互感器安装时就应该考虑各保护的方向性配合观念，进行预防性维护管理，制定周期性测试维护计划并严格实施。真正意义上的改进与解决，需要从火炬设计、站场设计层面出发，在此不予讨论。