110kV數字化變電站保護配置優化措施

陳玩通

摘 要：隨著國家建設智能電網的進程不斷深入，數字化變電站也成為變電站發展的主流趨勢。數字化變電站技術的發展給二次系統的信息應用模式帶來了巨大變化，也對繼電保護系統提出了更高的要求。以110 kV電壓的數字化變電站為例，對數字化變電站保護存在的問題進行了研究，介紹了數字化變電站就地保護配置方案的設計與實現過程，具有一定的理論意義和實際應用價值。

關鍵詞：智能電網；數字化變電站；數字化保護；保護配置優化

中圖分類號：TM774 文獻標識碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.20.153

文章編號：2095-6835（2016）20-0153-02

數字化變電站技術發展迅速，數字化變電站在當今社會得到普遍應用，不僅提升了系統的質量與性能，還解決了一些原來的問題，從根本上確保了人們的工作與生活用電。鑒于數字化保護在實現方式、配置方案、硬件構成發生了很大的變化，為了國家電網的平穩運行，必須加強繼電保護工作，但原有的一些方案和措施相對于現階段的問題來說并沒有起到太大的作用，因此需要進一步優化。

1 現有數字化保護存在的問題

1.1 電子式互感器可靠性問題

由于戶外型電子式互感器長期運行在高溫及強電磁干擾的復雜環境中，其光電器件的特性及傳感單元中部分元件的性能劣化，引發互感器出現故障，導致輸出信號異常。這必然會影響保護的可靠、穩定運行。

1.2 數據同步采集問題

目前，數字化變電站內的數據同步采集還存在問題，對于傳統變電站，保護裝置在內部實現各個單元的同步采樣，無需和其他保護配合，但是在數字化前置采集回路，安裝在互感器內部，因此，任一互感器同步丟失必將帶來此間隔采樣數據失效，從而造成此間隔的相關保護裝置誤動。

1.3 過度依賴過程層網絡

數字化變電站過程層網絡是全站通信的核心，是連接站內各種智能電子設備（IED）的紐帶，所有信息都來源于過程層的GOOSE網和SV網。在現有110 kV數字化變電站中，網絡架構大部分采用GOOSE和SV共網的組網方式，一旦過程層交換機出現故障或者網絡發生中斷故障，則保護裝置失去應有的功能，嚴重威脅到電網的安全、穩定運行。

2 就地數字化變電站組網結構

就地數字化變電站是在就地保護測控基礎上，遵循IEC61850標準規范，按照“全站統一建模、統一通信、間隔自治、信息共享”的設計原則，實現變電站一、二次設備的融合。

就地數字化變電站110 kV電壓等級一次設備為GIS組合電器，采用傳統CT、PT，通過電纜連接至就地保護測控裝置。全站組網架構如圖1所示。

由圖1可知，就地數字化變電站同樣分為3層，即過程層、間隔層和站控層。過程層設備包括保護測控、合并單元、電流互感器、電壓互感器、常規一次設備；間隔層設備由故障錄波、網絡報文分析儀組成；站控層設備由帶數據庫的監控計算機、五防計算機、遠動裝置、GPS時鐘等組成。與現有數字化變電站相比，就地數字化變電站具有以下明顯的不同：①由于保護測控就地安裝，過程層增加了保護測控裝置，移除了智能終端，而間隔層只有故障錄波等輔助智能設備；②過程層合并單元MU向間隔層只傳送SV報文，采用IEC61850-9-2協議，沒有GOOSE報文；③過程層保護測控裝置向站控層傳送MMS報文和GOOSE報文，形成MMS/GOOSE的共網傳輸；④采用傳統CT、PT獨立輸入每個裝置，輸入回路并行工作，保證了保護測控的可靠性。

3 就地保護配置優化方案

該站有兩條進線L1和L2，110 kV單母線2分段，2臺3繞組變壓器規模。主網結構如圖2所示。

3.1 線路就地保護配置優化方案

以圖2中L1進線為例，該線路采用數字化距離保護裝置，采用4個接地距離保護元件、4段相間保護元件和4段四邊形接地元件，用于完成線路主距離保護功能。另外，還配備有過電流元件和電壓元件，用以后備過電流和電壓保護。

線路保護裝置就地安裝于斷路器控制柜內，與傳統保護一樣，線路CT、PT及控制回路都采用電纜直接連接就地保護裝置，實現保護測控功能自治，保護功能相對獨立，網絡癱瘓與否不影響保護主要功能的運行，而保護信號部分通過站控層MMS報文傳送至后臺監控。

另外，線路CT和PT同時接入就地合并單元MU，通過SV報文傳送至過程層交換機，供故障錄波和網絡分析儀等智能設備分析使用。

3.2 主變保護配置優化方案

圖2中的1，2號變壓器保護配置相同，主保護具體配置為差動保護、間隙過流和間隙過壓保護；高、中、低后備保護主要為復合電壓方向過流保護和零序方向過流保護。

變壓器差動保護和間隙保護采用預裝式安裝，將保護直接就地安裝在變壓器上，在一次設備廠家完成接線和調試，非電量保護裝置直接安裝在本體側，節省了大量電纜的同時，大幅度減少現場工作了；變壓器后備保護采用分布式保護，按電壓等級布置子單元后備保護，直接采樣，就地測量，就地控制，高、中、低后備保護分別安裝在高、中、低斷路器側。配置方案如圖3所示。

由于主變保護就地安裝，差動、高后備、中后備和低后備保護保持了和傳統保護一樣的接線和功能，只是在高后備復壓方向過流保護中，復合電壓邏輯判別是通過GOOSE來接收來自中側和低側的電壓邏輯節點信息。

主變三側CT同時接入就地合并單元MU，通過SV報文傳送至過程層交換機。

3.3 母線保護配置優化方案

該站母線保護裝置可以實現母線差動保護、母聯過流保護、復壓電壓閉鎖保護、母聯失靈（或死區）保護以及斷路器失靈保護出口等功能。

母線保護裝置就地安裝于母線保護控制柜內，采用電纜直接接收各個連接單元CT和PT采樣信息，其跳閘控制出口采用無源接點輸出，直接接入間隔跳閘回路跳閘，同時通過GOOSE傳輸斷路器位置、一次刀閘位置及啟動失靈保護信息。

3.4 備自投配置優化方案

備自投裝置就地安裝在圖2中母聯110斷路器側，采用進線備投和分段備投方式。母線及進線L1、L2線路電壓、電流和母聯電流通過電纜直接接入備自投裝置，通過GOOSE接收進線L1、L2和母聯的位置信息。

3.5 故障錄波配置優化方案

故障錄波裝置安裝在主控室內，屬于間隔層設備，同時連接在過程層和站控層交換機上。故障錄波裝置一方面接收來自過程層交換機的SV報文，包含全站各個間隔的電流電壓；另一方面接收來自站控層交換機的GOOSE報文，包含全站各個間隔的位置信息及保護動作信息。

3.6 GOOSE網對保護的作用

由此可知，GOOSE網對保護的作用主要以下4點：①高后備復壓方向過流保護中，復合電壓邏輯判別是通過GOOSE來接收來自中側和低側的電壓邏輯節點信息；②母差保護通過GOOSE傳輸斷路器位置、一次刀閘位置及啟動失靈保護信息；③備自投通過GOOSE接收來自2條進線和母聯的開關位置狀態；④故障錄波通過GOOSE接收來自各間隔保護的動作及位置信息。

4 結束語

綜上所述，數字化變電站以其諸多優點在電力系統中得到了廣泛的應用，但在其為變電站技術帶來變革的同時，給繼電保護提出了新的挑戰。因為數字化保護在硬件結構、配置方案和實現方式上發生了明顯的變化，為了響應國家的可持續發展觀，保護裝置作為電網重要的二次設備，應在技術成熟、可靠的基礎上積極探索其他實現方式。這就要求我們保護工作者不斷求學、探索和進取，以不斷實現保護配置的優化，真正發揮保護裝置的效果，高效實現保護設備的運行和管理，以保障電力系統的安全、穩定運行。

參考文獻

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