就地化保護掛網運行方案研究與實踐

侯偉宏，徐 昱，王堅俊，裘愉濤，徐丹露

（1.國網浙江省電力有限公司杭州供電公司，杭州 310009；2.國網浙江省電力有限公司，杭州 310007）

0 引言

隨著特高壓交直流輸電技術的快速發展，電網特性呈現出諸多新特點，對繼電保護運行控制技術提出更高要求。從當前智能變電站運行情況來看，繼電保護可靠性和速動性有所降低，這對電網安全穩定運行造成了不良影響[1-3]。近年來，國網公司在充分考慮繼電保護“四性”原則基礎上，穩步推進就地化繼電保護技術方案的研究、標準建設、設備研制、專業檢測，并積極開展就地化保護掛網試運行工作，為就地化保護整站試點工作積累經驗[4-17]。

本文以國網就地化保護掛網運行試點110 kV余塘變電站（以下簡稱“余塘變”）為例，介紹了110 kV掛網變電站拓撲結構，掛網技術原則、實施方案等內容，通過掛網運行進一步驗證就地化保護技術成熟度、裝置可靠性，同時充分積累運行管理經驗，為就地化繼電保護技術在全國范圍試點提供技術和經驗借鑒。

1 110 kV掛網變電站簡介

110 kV余塘變為電纜采樣、電纜跳閘方式的常規戶內GIS變電站，110 kV側采用內橋接線，10 kV側單母分段接線，站內110 kV主變壓器（以下簡稱“主變”）2臺，均為兩圈變，其中1號主變低壓側單分支，2號主變低壓側雙分支，站內電氣主接線如圖1所示。

變電站2回110 kV進線斷路器及母分斷路器CT（電流互感器）變比為400-800/5A，2回進線斷路器CT各有2組備用繞組，母分CT無備用繞組。1號、2號主變高壓側套管CT變比為400-800/5A，有1組備用繞組，低壓側斷路器CT變比均為4 000/5 A，無備用繞組。1號主變、2號主變分別配置獨立的差動保護、后備保護，變電站監控系統采用103通信規約。

2 掛網技術原則

根據國網公司《220 kV及以下電壓等級就地化保護掛網設備組屏及現場布置方案》，并結合110 kV余塘變實際情況，形成如下就地化保護掛網技術原則：

（1）原則上不破壞原有變電站網絡，就地化保護獨立組網；盡可能不影響原有繼電保護裝置回路（僅考慮CT繞組串接及電壓并接）。

（2）本期掛網保護設備信號狀態，保留遠景投入跳閘的條件，預留相應的操作箱及保護接口。

（3）具備遠程信息監視及數據調取的功能，掛網設備接入相應保護信息主站。

（4）具備設備運行環境監視及統計功能（溫濕度傳感器），按照國調中心要求生成就地化保護運行情況報表。

由于110 kV余塘變為戶內變電站，戶內運行環境下裝置散熱條件要低于戶外環境，整體運行環境良好，本站重點驗證高防護就地化保護在戶內運行環境下的可靠性，同時重點考慮以下因素：

（1）探索并試點就地化保護在戶內GIS站的安裝方式。

（2）探索站域保護與就地化保護的協同。

（3）探索就地化保護和站域保護在后備保護功能優化的創新。

（4）就地化保護裝置的少配置、少整定、少維護。

3 掛網實施方案

根據掛網總體技術原則，110 kV余塘變就地化保護掛網設備有：110 kV就地化母線保護、110 kV就地化變壓器保護、110 kV就地化線路保護、站域保護、小型化操作箱、管理單元、公用測控裝置和交換機，如表1所示。

3.1 總體方案

110 kV余塘變就地化保護掛網總體方案如圖2所示。

（1）選取1號主變作為110 kV就地化變壓器保護掛網試運行間隔，主變高壓側和低壓側各配置一臺子機。為降低安裝難度，主變低壓側子機與高壓側子機采用集中安裝方式，均安裝于主變支架。

（2）選取110 kV 1號線路作為110 kV就地化線路保護掛網試運行間隔，不配置縱聯光纖通道，以距離保護為主保護。

（3）新增1臺110 kV就地化母線保護裝置，采集兩段母線電壓，同時采集2回110 kV進線斷路器CT、主變高壓側套管CT以及110 kV母分斷路器CT電流。

（4）就地化線路保護與就地化母線保護共用一個支架，該支架的轉接盒內配置一臺就地化小型操作箱。

圖1 110 kV余塘變主接線

表1 掛網設備清單

圖2 110 kV余塘變就地化保護掛網總體方案

（5）就地化保護掛網試運行設備采用支架安裝方式，支架安裝于GIS匯控柜旁，保護裝置經轉接盒后通過航插直接進匯控柜（匯控柜背面需開孔）。

（6）轉接盒內配置操作箱、空開、壓板、轉接端子，實現保護裝置與操作箱的互聯，有效減少匯控柜內端子數量，降低匯控柜內接線難度，提高檢修運維的便捷性。

（7）在繼電保護小室內安裝1面智能管理單元屏，用于接入就地化保護信息，屏柜內設備包括1臺智能管理單元、1臺交換機、折疊式顯示器和故錄網分一體化裝置。折疊式顯示器可在智能管理單元和故錄網分一體化裝置切換顯示。智能管理單元直接上送主站，通信規約采用IEC 61850。

（8）在繼電保護小室內安裝1面站域保護屏，屏內設備包括1臺站域保護和1臺公用測控，公用測控用于接入就地化保護告警接點及環境監測信息并轉發給就地化保護管理單元和站內原有監控。站域保護通過就地化保護專網獲取采樣數據，并接入原有站內監控。

（9）就地化保護安裝處安裝溫濕度傳感器用于環境監測，傳感器采用立桿安裝。

3.2 回路方案

3.2.1 電流回路

110 kV進線斷路器CT、主變套管CT和1號主變低壓側有備用繞組，將掛網試運行保護接入備用CT繞組，如圖3所示。

圖3 110 kV進線斷路器CT接入方式

110 kV母分斷路器無備用CT繞組，就地化母線保護和主變保護需與在運行的母分過流保護串接，如圖4所示。

3.2.2 電壓回路

由于110 kV及10 kV為單母分段接線，不用電壓切換回路，僅采用變電站原有電壓并列回路，如圖5所示。

3.2.3 電源及開關量回路接入

就地化保護裝置電源及相關開關量回路遵循以下原則：

圖4 110 kV母分開關CT接入方式

圖5 就地化保護電壓接入方式

（1）就地化保護裝置直流電源由直流分電屏單獨供給，不與原有保護共用。

（2）就地化保護裝置接入斷路器跳閘位置與壓力低閉鎖重合閘信號由斷路器操作機構提供。

（3）就地化保護裝置故障和運行異常告警信號通過節點信號接入新增公用測控裝置，不與原監控系統通信。

（4）就地化線路保護裝置的跳閘接點接入新上小型化操作箱，由操作箱提供接點接入原有故障錄波系統。

3.2.4 光纖回路

就地化保護裝置對外連接采用雙端預制光纜，一端為航空插頭，一端為光纖頭。掛網裝置的保護專網光纖頭接入支架轉接盒中的光端子，再通過尾纜接入智能管理單元屏中的交換機，如圖6所示。

3.3 網絡方案

就地化保護裝置信息上送、環境監測信息上送流程如圖7所示。

3.3.1 就地化保護信息上送方案

圖6 光纖通信回路接入方式

圖7 就地化保護裝置相關信息上送流程

就地化保護裝置不與站內原有監控后臺和遠動機直接通信，新增就地化保護智能管理單元PSX689（單套配置），配置獨立的SV（采樣值）、GOOSE（面向通用對象的變電站事件）、MMS（制造報文系統）三合一保護專網（單網配置），用于接入就地化保護裝置信息。考慮到不影響原有監控系統，智能管理單元直接與調度端通信，將就地化保護的遙信變位、事件、告警信息以及智能管理單元與就地化保護之間的通信狀態信息上送至地調、省調、網調和國調。

圖8 保護管理單元組網示意

智能管理單元與調度通信方案：智能管理單元與站內保護信息管理子站相互獨立，新增遠傳通道，采用IEC 61850規約與調度通信，各級調度為智能管理單元分配IP地址。

3.3.2 環境監測信息上送方案

就地化保護裝置掛網試運行時，需對周邊環境進行監測，并將信息上送調度；在掛網試運行保護裝置周圍（離地1 m間距；離掛網裝置30 cm以上，不超過1 m）設置1套戶外溫濕度傳感器，采用立桿安裝方式。

戶外溫濕度輸出4～20 mA信號，接至就地化保護支架端子排，通過常規電纜接入就地化管理單元柜內的公用測控裝置，公用測控將就地化保護運行狀態信息和周邊環境監測信息轉發給就地化保護管理單元（就地化保護管理單元每15 min記錄一次就地化保護運行狀態信息和環境監測信息，每星期自動生成報表；定期上報國調）。

同時，公用測控接入站內原有監控系統，將就地化保護運行狀態信息和周邊環境監測信息轉發給站內原監控系統和遠動裝置。

4 結語

繼電保護作為電力系統安全穩定運行的第一道防線，其迅速、可靠動作對于保障電力系統安全穩定運行至關重要。國網公司在充分考慮繼電保護“四性”原則基礎上，穩步推進小型化、免維護的新一代繼電保護技術，逐步實現以就地化保護為基礎的新一代繼電保護體系架構及不同電壓等級電網就地化保護方案和實現技術。

本文以國網公司就地化保護掛網試運行110 kV余塘變為例，系統性介紹了110 kV變電站就地化保護掛網技術方案，通過掛網運行全面驗證就地化即插即用保護裝置性能和110 kV變電站就地化保護整站方案可行性，為就地化繼電保護技術在全國范圍試點提供技術和經驗借鑒。