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国电南自 PSL 641U线路保护测控装置技术说明书V1.1

国电南自  PSL 641U线路保护测控装置技术说明书V1.1

国电南自

Q/GDNZ.JB051-2007

标准备案号:708-2007

PSL 641U

线路保护测控装置

技术说明书国电南京自动化股份有限公司

GUODIAN NANJING AUTOMATION CO.,LTD

PSL 641U

线路保护测控装置技术说明书

编写

审核

批准

V 1.10

国电南京自动化股份有限公司

2009年04月

版本声明

本说明书适用于PSL 641U线路保护测控装置V1.10版本。

a)软件

PSL 641U V1.10

b)硬件

PSL 641U线路保护测控装置硬件模件版本修改记录表

国电南自  PSL 641U线路保护测控装置技术说明书V1.1

PSL 641U线路保护测控装置产品说明书版本修改记录表

国电南自  PSL 641U线路保护测控装置技术说明书V1.1

* 技术支持电话:(025)83537263

传真:(025)83537200

* 本说明书可能会被修改,请注意核对实际产品与说明书的版本是否相符* 2007年4月第2版第1次印刷

* 国电南自技术部监制

目录

1概述 (1)

1.1保护功能配置 (1)

1.2测量和控制 (1)

2技术参数 (2)

2.1保护元件精确工作范围 (2)

2.2保护元件定值误差 (2)

2.3保护整组动作时间 (2)

2.4通信接口 (2)

3保护功能及原理 (3)

3.1相间过电流保护 (3)

3.1.1相间方向元件 (3)

3.1.2低电压闭锁元件 (3)

3.1.3负序过电压闭锁元件 (3)

3.2相间电流反时限元件 (3)

3.3零序过电流 (4)

3.3.1零序方向元件 (4)

3.3.2零序反时限元件 (4)

3.3.3零序电流告警元件 (4)

3.4合闸加速 (4)

3.5三相重合闸 (4)

3.5.1充电条件 (5)

3.5.2启动方式 (5)

3.5.3重合闸方式 (5)

3.5.4闭锁条件 (5)

3.5.5二次重合闸 (5)

3.6手动同期合闸 (5)

3.7低频减载 (6)

3.8低压减载 (6)

3.9过负荷 (6)

3.10小电流接地选线 (7)

3.11TV断线 (7)

3.11.1母线TV断线 (7)

3.11.2线路抽取电压断线 (7)

4端子说明 (8)

4.1总端子图 (8)

4.2交流模件端子X1、X2、X3定义 (8)

4.3DI模件端子X4定义 (9)

4.4DI0模件端子X5定义 (10)

4.5DI0模件端子X6定义 (10)

4.6TRIP模件端子X7定义 (11)

4.7TRIP模件端子X8定义 (11)

5定值整定说明 (12)

5.1保护定值清单及说明 (12)

5.2运行参数清单及说明 (14)

5.3软压板清单及说明 (15)

6装置信息代码表 (16)

6.1事件信息表 (16)

6.2告警信息表 (16)

6.3软压板信息表 (18)

6.4遥信量信息表 (18)

6.5遥测信息表 (19)

6.6遥控量信息表 (19)

7保护逻辑框图 (21)

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1概述

PSL 641U线路保护测控装置以电流电压保护为基本配置,同时集成了各种测量和控制功能,适用于66kV及以下电压等级的配电线路。应用领域覆盖电力、水利、交通、石油、化工、煤炭、冶金等行业。

1.1保护功能配置

a.三段式复压方向闭锁过流

b.二段式方向零序保护及零序告警

c.过流加速保护和零序加速保护

d.过负荷保护(告警或跳闸可选)

e.低周减载功能

f.低压减载功能

g.三相重合闸功能;

h.小电流接地选线功能

http://www.wendangku.net/doc/14972a00f7ec4afe04a1dfa5.html断线判别

1.2测量和控制

a.电流、电压、功率、功率因素等测量量

b.14路外部开关量输入遥信采集(最大22路可选)

c.断路器位置、手动分闸及事故遥信

d.正常断路器遥控分合

e.电度量累计

f.GPS对时输入

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2技术参数

2.1保护元件精确工作范围

电压:1.0V~150.0V;

电流:0.04I N~20I N;

零序电流:0.02A~12.0A。

注:I N为额定值,下同。

2.2保护元件定值误差

电流元件:≤±2.5%整定值或±0.01IN;

电压元件:≤±2.5%整定值或±0.005U N;

时间元件:定时限≤±1%整定值+40ms,

反时限≤±5%(1-I/80I B)或±20ms,I为动作电流,I B为基准电流;

检同期角度:≤1 ;

频率偏差:±0.01Hz;

滑差定值:≤±5%。

注:U N为额定值,下同。

2.3保护整组动作时间

电流速断:1.5倍整定值时,不大于40ms。

2.4通信接口

双以太网(光电可选),波特率:100Mbps;

或双485口(一路可选光),波特率:0~19200bps,最大不超过1000米。

光口时参数,光纤接口:ST;光纤类型:多模

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3 保护功能及原理

装置的保护和自动功能动作于跳断路器时,一般输出接点“跳闸”,动作于合断路器时,输出接点为“合闸”。同时输出中央信号(X5:11,X5:12)。 3.1 相间过电流保护

装置在执行三段过流判别时,各段判别逻辑一致,其动作条件如下: 1) I ? > I dn ;I dn 为n 段电流定值,I ?为相电流; 2) T > T dn ;T dn 为n 段延时定值。 3.1.1

相间方向元件

采用90?接线方式,按相起动。以电流流出母线为正方向,动作范围Arg(U/I)=-90?~+30?,误差<±3?。 3.1.2

低电压闭锁元件

低电压元件在三个线电压中的任意一个低于低电压定值时动作,开放被闭锁保护元件。利用此元件,可以保证装置在电动机反馈等非故障情况下不出现误动作。 3.1.3

负序过电压闭锁元件

当负序大于负序过电压定值时,开放被闭锁保护元件。可以同低电压闭锁元件共同构成复合电压闭锁元件,与过流元件构成复合电压过流保护。本元件也可通过控制字决定闭锁任何一段电流保护和加速元件。 3.2 相间电流反时限元件

反时限保护元件是动作时限与被保护线路中电流大小自然配合的保护元件,通过平移动作曲线,可以非常方便地实现全线的配合。装置提供常见的三类反时限特性,即标准反时限、非常反时限、极端反时限,反时限特性由整定值中相应的“反时限指数”整定。各反时限特性公式如下:

1) 一般反时限

2) 非常反时限

3) 极端反时限

其中: t p 为时间系数,范围是(0.05~1);I p 为电流基准值;I 为故障电流;t 为跳闸时间。 整定值部分反时限时间为上述表达式中分子的乘积值,单位为秒,整定范围为(0.005~127)。 对于长时间反时限亦能实现。长时间反时限表达式如下:

1)(802-=

Ip

I tp t 1)(5.13-=

Ip

I tp t 1)(14.002.0-=

Ip I tp

t

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装置的相间电流保护,可通过设置控制字的相关位选择定时限或反时限方式。当选择反时限方式后,自动退出定时限Ⅲ段过流保护,相间电流Ⅲ段的功能压板分别变为相间电流反时限功能投退压板。 3.3 零序过电流

当零序电流用作跳闸或告警时,零序电流可以由运行参数中的控制字一的KG1.7位选择零序电流由外部专用的零序CT 引入,或者由软件自产生成,装置默认为零序电流外接。

零序过电流保护在满足以下条件时出口跳闸:

1) 3I 0>I 0n ,I 0n 为接地n 段定值; 2) T>T 0n ,T 0n 为接地n 段延时定值; 3) 相应的方向条件满足(若需要)。

3.3.1 零序方向元件

零序电流以母线流向线路为正方向,零序TA 极性端接装置3I 0极性端。按一次系统中性点低电阻接地方式考虑,零序方向元件动作区域设为Arg(3U 0/3I 0)= -195?~-75?。其中3U 0为自产。

对于一次系统中性点采用中电阻或高电阻接地方式时,根据系统的不同情况,动作区域可以调整。订货时须特别说明。 3.3.2 零序反时限元件

零序反时限元件原理同相间过流反时限元件,反时限特性由整定值中反时限指数整定。

装置的零序过电流保护可通过设置相关控制字选择定时限或反时限方式。当选择反时限方式后,自动退出Ⅱ段零序过流元件,零序过电流Ⅱ段的功能压板分别变为零序过电流反时限功能投退压板。 3.3.3 零序电流告警元件

零序电流在满足“零序过电流告警”定值并经延时时间定值后发告警信号。 3.4 合闸加速

包括手合加速及保护加速两种,加速功能可通过软压板投退。 手合加速回路的启动条件为:

1) 断路器在分闸位置的时间超过30s ; 2) 断路器由分闸变为合闸,加速功能开放3s 。

手合加速需要投入加速压板、设定加速电流及时间定值,加速方式由控制字选择为后加速方式即可实现该功能。单独投入手合加速保护功能,可用于分段或母联断路器的充电保护。

保护加速分为前加速或重合后加速方式,可由控制字选择其中一种加速方式。

本保护设置了独立的过流及零流加速段电流定值及相应的时间定值,与传统保护相比,使保护配置更趋灵活。本保护的过流加速段还可选择带低电压闭锁及负序电压闭锁,但所有加速段均不考虑方向闭锁。 3.5 三相重合闸

具备三相一次重合闸和二次重合闸功能。由相应软压板实现功能总投退,控制字KG2.11=1时投入二次重合闸功能。

1)(120-=

Ip

I tp t

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3.5.1充电条件

断路器合位,KKJ=1且无闭锁重合闸信号,经15s后完成重合闸充电。充电过程中重合闸软压板灯发闪光,充电完成后发平光,不再闪烁。

3.5.2启动方式

完成重合闸充电后,可以由保护启动和不对应启动两种方式启动重合闸。

保护启动重合闸为保护动作,判别断路器位置和无电流后,开放重合闸10s。

在不对应启动重合闸方式中,仅利用TWJ触点监视断路器位置。

3.5.3重合闸方式

通过“同期方式选择”定值可选择重合闸的方式:不检方式、检无压方式、检同期方式、检无压转检同期方式。

检无压方式中,当控制字KG2.9=0时,线路抽取电压小于0.3倍额定电压则判为无压。当控制字KG2.9=1时,母线无压或线路抽取电压小于0.3倍额定电压均判为无压。若KG2.6=1,额定电压取100V;反之取57.7V。

检同期时,线路抽取电压相别由定值“同期相别选择”整定。当母线电压与线路抽取电压均大于0.75倍额定电压时,检查线路抽取电压同相应相别的母线电压之间的相位差,若小于整定的同期角,则检同期条件满足。其中,额定电压的选取同检无压方式。

3.5.4闭锁条件

以下任何条件满足,闭锁重合闸:

1)控制回路断线后,延时10s闭锁;

2)弹簧未储能端子高电位,延时2s闭锁;

3)闭锁重合闸端子高电位,立即闭锁;

4)断路器处于分后位置,重合闸放电;

5)断路器处于跳位30s后,重合闸放电。

3.5.5二次重合闸

保护动作后重合闸,如果导致故障原因仍存在,第一次重合不成功将再次跳开断路器。允许经过一段较长延时,等故障处绝缘恢复后再二次重合闸。

3.6手动同期合闸

功能软压板投入后,装置通过控制字KG3.11~KG3.13可选择手合(遥合)检同期、检准同期或检无压功能,也可同时投入KG3.11和KG3.13实现有压时检同期无压时检无压功能,或者同时投入KG3.12和KG3.13实现有压时检准同期无压时检无压合闸功能。

通过“运行参数”中的控制字KG1.1,把开入端子X2:11设置为外部起动同期合闸功能输入端。断路器开关位置在跳位30秒后,当手合同期X2:11开入有低电平变高电平或装置接受到遥控合闸命令,装置开始检查是否满足合闸条件,如在60s内不满足合闸条件,则本次合闸操作失败。

准同期或同期电压相别选择同重合闸,由定值“同期相别选择”整定。手合准同期(检同期或检无压)的专用出口为“X5:5-6”(X5:5,X5:6);遥合准同期(检同期或检无压)合闸由装置内部逻辑实现,满足合闸条件后驱动遥合出口(X5:3,X5:4)。

检同期或检无压的判据和定值与3.5.3所述相同。

检准同期判据如下:

1)母线与线路抽取电压差小于整定值

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2)频率差小于整定值

3)频率差加速度小于整定值

4)母线与线路抽取电压的夹角 - 导前角度< 15度。

注:导前角度=2π×频率差×合闸导前时间定值+π×频率差加速度×合闸导前时间定值2 5)断路器在分闸位置

6)断路器在跳位30秒后,手动合闸开入量由低电平变为高电平(输入端子X2:11)或装置接收到遥控合闸命令

母线与线路抽取电压可通过控制字KG2.6选取线电压或相电压,当KG2.6=1时,为线电压;反之为相电压。

3.7低频减载

低频减载功能逻辑中设有一个滑差闭锁元件以区分故障情况、电动机反馈和真正的有功缺额。

考虑低频减载功能只在稳态时作用,取AB相间电压进行计算,且试验时仍需加三相平衡电压。当此电压(Uab)低于闭锁频率计算电压时,低频减载功能将自动退出。

综上所述,低频减载功能的判据为:

1)三相平衡电压,且Uab>V BF;

2)df/dt<F/T;

3)f<F;

4)T>T DZ;

5)负荷电流大于“低频保护闭锁电流”定值,此定值可通过控制字KG3.2投退。

设置控制字KG1.12=1,可实现低频解列功能。此时判据2)改为:df/dt>F/T。其余判据同低频减载元件判据。

现场试验条件不具备时,该功能测试可免做。如模拟量正确,精度由软件保证。

3.8低压减载

低压减载的判据为:

1)平衡电压,电压降低至任一线电压UΦ-Φ<V DY(低压保护电压定值);

2)任一线电压大于30V;

3)每秒钟的电压变化小于定值“闭锁电压变化率”。如小于该定值,本判据的状态将保持,直到

电压恢复到定值V DY以上后复归;

4)T>T DY;

5)负荷电流>0.1I N。

测试此功能时,加入的平衡电压应有一个从大到小的变化过程。

3.9过负荷

过负荷监视三相相电流,动作条件为:

1)MAX(IΦ)>I fh;

2)时间延时到。

其中I fh为过负荷电流定值。过负荷告警或跳闸由控制字KG2.13确定。

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3.10小电流接地选线

当装置用于不接地或小电流接地系统,接地故障零序电流很小时,可以采用接地选线功能来完成隔离故障。这种情况要求零序电流必须由外部专用的零序CT引入,当断路器处于合位且3U0大于18V,经15s装置产生3U0越限告警。3U0越限告警功能在KG2.10=1时投入。,

小电流接地选线功能由本装置和主站共同完成。当系统发生单相接地故障时,主站接收到任何3U0越限告警后,调取各装置内记录的3U0、3I0采样,计算后给出接地点策略。3U0越限告警功能在KG2.10=1时投入,当断路器处于合位且3U0大于18V,经15s装置产生3U0越限告警。

无主站系统时,单装置接地试跳判据为:断路器合位且3U0大于18V,人工试跳后,断路器变为分位且3U0小于18V,则判本线路接地,本功能由控制字KG3.10投退,置1时投入。

3.11TV断线

3.11.1母线TV断线

当运行参数控制字KG1.5=0选择星型接线时,母线TV断线判据如下:

1)相电压均小于8V,某相(a或c相)电流大于0.05I N,判为三相失压;

2)三相电压和大于8V,最小线电压小于16V;

3)三相电压和大于8V,最大线电压与最小线电压差大于16V,判为两相或单相TV断线。

当运行参数控制字“KG1.5=1”选择角型接线时,对应母线PT采取V-V接线方式,断线判据如下:

1)负序电压大于8V;

2)一相或两相线电压小于有压值70V;

3)三相线电压均小于有压值70V,某相(a或c相)电流大于0.05I n。

上述两种TV接线方式中,满足断线判据任一条件10s后,装置发“母线TV断线”信息并点亮告警灯。

装置在检测到TV断线后,可根据控制字选择,或者退出带方向元件、电压元件的各段保护,或者退出方向、电压元件。TV断线检测功能可以通过“KG1.14”控制字投退。

3.11.2线路抽取电压断线

使用检同期或检无压合闸,必须监视线路抽取电压。如果线路抽取电压低于0.3倍额定电压,任一相有流且断路器在合位时,持续满足条件9s后发“线路TV断线”告警。当装置判定线路抽取电压断线后,检同期和检无压逻辑均被闭锁。

“线路TV断线”告警动作后,只有线路抽取电压上升到0.3倍额定电压以上,告警状态才能返回。该功能可由“KG3.7”控制字投退。

如不使用重合闸功能,或者重合闸不检同期也不检无压时,线路抽取电压不接入本装置。此时须将控制字KG3.7=0,保证装置退出线路抽取电压断线判别。

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4端子说明

4.1总端子图

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4.2交流模件端子X1、X2、X3定义

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4.3 DI模件端子X4定义

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4.4DI0模件端子X5定义

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4.5DI0模件端子X6定义

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4.6

TRIP 模件端子X7定义

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4.7 TRIP 模件端子X8定义

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5定值整定说明

5.1保护定值清单及说明1)保护定值清单

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2)定值控制字1(KG1)定义:

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3)定值控制字2(KG2)定义:

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4)定值控制字3(KG3)定义:

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5.2运行参数清单及说明

针对一些保护功能之外的其他功能,PSL641U装置提供了“运行参数”进行设置。运行参数与保护定值同等重要,必须根据实际情况进行设定,才能保证相关功能的正确使用。

1)参数设定

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2)参数控制字1定义