重合闸

当重合闸重合于永久性故障时，会给变压器带来二次冲击，增加变压器损坏的可能性。对此，首先建立了三绕组变压器“高-中-低”运行方式下的漏磁场计算模型；之后建立了绕组线圈轴向振动的非线性模型，并提出线饼及垫块上所受轴向压力的动态计算方法；最后利用所建立模型对一台110 kV变压器在重合闸工况下的轴向强度进行评估。结果表明，重合于最劣工况时，变压器漏磁场增加，振动更为剧烈，作用于线圈及垫块上的力更大，变压器出现轴向不稳定的可能性增大。研究结果可为变压器重合闸工况校核提供依据。

针对不带并联电抗器的新能源送出线，能否正确区分故障性质是确保新能源系统安全可靠运行的重中之重。为降低新能源送出线故障对电力设备和系统的冲击，提高重合闸成功率，减少新能源发电系统脱网的发生，提出基于可控串联电抗限流信息的新能源送出线路故障性质识别方法。在送出线路上设计串联可控限流电抗器，在线路故障相跳闸时基于等值阻抗的预判投入可控电抗，在串联电抗限流特性下分析瞬时性故障和永久性故障时的线路电流差异，建立电流突变量比较判据，并能够确定故障电弧熄灭时刻，进而构建新能源场站送出线路基于故障性质识别的自适应重合闸策略。仿真结果表明，所提方法能快速、可靠地识别结果，应用在新能源场站送出线路工程上能有效提高线路的重合率。

随着线路断路器、保护装置的性能及可靠性的显著增强，线路重合闸成功率明显提高。对输电线路防雷保护的要求，已从单纯的降低雷击跳闸率向避免绝缘子故障损坏、降低雷击事故率、避免负荷损失及系统事故等多层次、多维度方向发展。具有绝缘子功能的避雷器不仅符合输电线路防雷发展的要求，且一个设备兼具绝缘子及避雷器的功能，使得设备简化、减轻了铁塔及线路的负担、安装使用方便、减小了设备维护工作量，因此该设备容易被供电部门接受，具有良好的应用前景。

1、检出单相接地故障后是否跳闸？ 2、延时多长时间执行跳闸？ 3、对供电连续性要求较高的场合如何应对？ 4、跳闸后是否进行重合闸？ 5、究竟要检出多大接地过渡电阻？

针对新能源规模化并网给变电站带来的孤岛运行风险，研究基于电网拓扑和纵向通信的全站孤岛识别技术及相关切机策略。针对现有变电站新能源联切回路错综复杂的现状，基于电网拓扑模型，设计以联切矩阵为主的回路优化策略，建立联切间隔与新能源间隔之间的映射关系，大幅降低新能源间隔扩建时电网在运设备配合传动频率及后期运维难度。针对区域孤岛问题，提出基于多站信息融合的孤岛广域判别技术。采集并分析开关量、功率突变等关键信息，结合就地电气量变化得出可靠判别结果，避免新能源出力与孤岛负荷大体平衡时因无法快速识别孤岛带来的备自投及重合闸误动风险。研究表明，以联切矩阵为主的回路优化策略能大幅降低现场新能源联切回路数量，基于多站信息融合的孤岛广域判别技术可解决新能源出力与孤岛负荷大体平衡时孤岛识别问题。结合电网侧过/欠压及过/欠频等判据，形成完备的电网侧变电站反孤岛解决方案。

同杆双回线发生接地故障采用传统跳闸策略时可能会产生负序分量，传统自动重合闸方案在合闸前不判定故障性质，重合失败时将影响系统稳定性。针对该问题，提出了一种适用于带并抗的同杆双回线接地故障改进跳闸与分相自适应重合闸策略。首先，通过建立带并抗的同杆双回线各相之间的耦合模型并对其进行分析，提出了一种能够避免负序分量注入系统的改进跳闸策略。其次，分别对瞬时性故障和永久性故障情况下的故障相并联电抗器电流特征分析，提出了基于故障相并联电抗器微分栅电流的故障性质判据。最后，结合改进跳闸策略和故障性质判据，形成了适用于带并抗的同杆双回线接地故障分相自适应重合闸策略。PSCAD/EMTDC仿真验证了所提改进跳闸与分相自适应重合闸策略能够避免负序分量注入系统，以及在不同接地故障类型、故障位置和过渡电阻情况下都能保证输电线路重合成功率。

本文通过一起运行案例，分析了LW14-126(145)断路器与PSL621U保护装置在闭锁重合闸的配合问题，并提出几种对策，推荐一种最优解决办法。

本项目的主要研究内容主要有：（1）提高整体可靠性的智能变电站保护控制系统技术体系：（2）保护控制系统通用软硬件平台：（3）保护控制系统动态模拟测试技术；（4）保护控制系统采集环节异常数据的辩识方法：（5）保护控制系统网络攻击检测与防护方法；（6）保护控制系统网络信息自动配置技术：（7）电力系统振荡中距离保护原理优化：（8）自适应重合闸新原理：（9）不依赖通信通道的超高速线路保护新原理。 截止2016年，该项目成果已应用于全部智能变电站，高可靠性保护控制、保护新原理、数据容错辨识及信息安全技术的应用提高了变电站保护控制的整体可靠性，有效减少了保护误动、减少了因保护检修引起的一次设备停运。与常规变电站相比，单个智能变电站每年可以减少停电约5.6小时，典型220kV变电站可减少停电损失60.4万元，2014年到2016年共减少停电损失6.5亿元。项目实现了高可靠保护控制集成、状态检修技术、网络系统优化等的推广应用，在变电站土建、设备采购、工程调试及变电站运维管理过程中节约成本，以单座智能变电站统计，保护控制装置及设备屏柜减少34%，现场安装及调试时间缩短1个月，平均每年减少运维工作量50人*天，每座变电站建设及运维合计节支80万元，在已经完成建设的3074座智能变电站中，共计实现节支20.43亿元。从2009年第一批智能变电站试点工程投运以来国网公司系统内变电站经受了各种运行方式的考验，性能参数完全符合设计、运行要求，系统运行平稳、设备状态正常、性能优异，满足智能电网建设需求。

通常，我们在进行继电保护配置的时候只需要指出其主保护，特别的需要指出其远、近后备保护，需要有额外的功能时也需要指出来。重合闸及同期都应该 属于它（主保护或者后备保护）具有的功能，而非保护。你所说的主保护：距离、零序、光差，应该变成光差、距离、零序，并且只是一个排序。如果光差 是主保护，那么距离及零序就可以作为后备保护，110kv线路保护装置并且要求装置具有重合闸及同期功能。

随着电网的不断发展壮大，新增电网设备、用户日益增多，调度业务越来越繁重，同时，目前调度的值班模式已全面实现“调度+监视+控制”的调控- -体化模式，负责电网调度的同时，还需承担信号监视、开关刀闸及重合闸投退的远方操作等业务，调度值班任务重、压力非常大，所以有必要引入新技术、新方法减缓调度值班压力，提高工作效率。 当前，有停送电操作时，由副值调度员先写好调度操作票，由监护人复审、调度长审核通过后，副值调度员通过电话下令给变电站运行值班员，值班员接令后就开始操作，若此时有多项任务需要同时处理，调度电话、告警信号声音等外界因素干扰，容易使调度员注意力不集中导致调度员下错令，或者由于普通话不标准，通话质量不好导致运行值班员接错令等情况发生，造成运行设备意外停电，甚至恶性误操作事件，对人身和电网都会造成巨大的危害:若优先完成调度下令操作，暂缓其他调度业务的工作，又会导致调度工作效率不高，甚至影响用户停送电时间。 基于上述的风险问题，提出《基于AI技术操作票智能监护系统》项目。该项目是基于智能语音技术而开发出的调度运行辅助系统，实现调度员在接听电话和下令的同时，通过系统实现对电话下令语音与操作票指令内容的快速识别匹配，准确判断下令是否完整准确，可排除一切外界因素和人为因素的干扰，同时提高值班调度员工作效率。