智能变电站继电保护二次安措标准化的研究

蓝海涛

(国网重庆市电力公司检修分公司，重庆 400039)

0 引言

智能变电站技术代表了未来变电站自动化技术的发展方向。作为衔接智能电网发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节的关键，智能变电站是智能电网中变换电压、接受和分配电能、控制电力流向和调整电压的重要电力设施，是智能电网“电力流、信息流、业务流”三流汇集的焦点，它对建设坚强智能电网具有极为重要的作用。

根据国家电网公司智能电网建设的整体部署，十二五期间，国家电网公司将全面推进智能电网建设。各网省公司积极开展智能变电站的实践，积累了大量成功经验，有力地推动了这一新技术在我国电网的发展和推广。目前智能变电站技术的实践主要集中在技术层面，主要关注新设备和新标准的应用，而对于与之相适应的变电站二次专业的运维组织模式研究很少。在众多二次专业中，以继电保护对安全性、可靠性要求最高，因此研究和制定与智能变电站继电保护技术相适应的二次安全措施实施规范显得十分必要和迫切。

1 智能站数字化保护与常规微机保护比较

智能变电站采用“三层两网”的结构体系，分别为站控层、间隔层和过程层，站控层与间隔层之间为站控层网络，间隔层与过程层之间为过程层网络。常规变电站继电保护采用以装置为中心的组态模式，而智能变电站则基于过程层网络实现了跨间隔信息共享，因此其继电保护采用以保护功能模块化为理念的灵活组态形式，其保护实现形式不再依赖于装置而是取决于保护需求与网络性能。

1.1 保护装置的组成结构

(1)常规微机保护装置通常采用模块化设计，主要是由模拟量输入接口、A/D 转换、保护逻辑处理、开关量输入输出接口、人机对话五大模块组成，如图1 所示。一次设备采集模拟量、开关量，通过二次电缆传输到保护装置，保护装置对各种采集数据进行逻辑计算，满足动作条件，则出口动作于相应断路器。保护装置对一次设备的控制信号、保护装置间的联闭锁信息通过二次电缆传输实现。

图1 常规微机保护结构示意

(2)智能变电站数字化保护由合并单元、保护装置、智能终端三大模块组成，如图2 所示。合并单元负责全站电流、电压模拟量的采集。合并单元的运用实现了全站模拟量信息的集中采集，不同的保护、测控及其他装置所需的电流、电压数据均来自于合并单元。保护装置仅负责保护动作的逻辑运算处理。智能终端作为一、二次设备的接口，实现了整间隔内断路器、隔离开关等一次设备的控制及状态信息的采集。保护装置与合并单元、智能终端的连接采用“直采直跳”方式，保护装置之间的联闭锁信息、失灵启动等信息采用GOOSE 网络传输方式。

图2 数字化保护结构示意

1.2 二次回路的设计

(1)常规微机保护屏柜的端子排是保护装置与外部一、二次设备之间的接口，二次设备厂家根据用户或设计院的要求将保护装置背板插件端子引至屏柜端子排，保护装置通过二次电缆与其他一、二次设备构成各种复杂的二次回路，同时各保护屏柜之间的联系也通过端子排之间的二次电缆实现。

(2)智能变电站中采用光纤或网络取代了传统的二次电缆，过程层网络实现了二次回路的功能。过程层网络分为SV 网和GOOSE 网，SV 网传输交流采样值信息，GOOSE 网传输各种各样的开关量信息。利用过程层网络技术，复杂的二次回路的连接变成了网络通信连接。设备厂家根据用户需要提供装置的GOOSE 输入输出端子定义，设计单位根据该定义设计二次接线虚端子图，系统集成商(综自厂家)通过GOOSE 组态工具和设计单位的设计文件，组态形成变电站系统配置描述文件(SCD 文件)，各二次设备厂家使用装置配置工具和全站统一的系统配置描述文件(SCD 文件)，提取GOOSE网络收发的配置信息并下装至各具体装置。

从上述过程可知，智能变电站电气二次设计与常规综自站相比发生了很大的变化。智能变电站各层设备通过光纤和网络进行连接，设备间的连接是基于网络传输的数字信号，原有二次回路中点对点的电缆连接被网络化的光缆连接所取代，已不再有传统的端子的概念。

1.3 继电保护压板的设计

常规微机保护压板包含出口压板和功能压板等，压板形式为硬压板。智能变电站中保护装置的压板，仅保留了一块“投检修态”硬压板，其他压板(保护装置的“出口压板”、“功能压板”)采用软压板的形式，保护屏的压板布置变得清晰、简单。采用软压板为实现智能变电站的高级应用——“顺序控制”提供了技术上的支撑。

常规微机保护中同样存在“投检修态”硬压板，但该压板在功能上仅局限于控制各种软报文信息的上传，不会影响保护装置本身跳闸逻辑。智能变电站数字化保护装置的“投检修态”硬压板可以控制装置GOOSE报文中的检修状态位，投入“投检修态”压板后装置发出的GOOSE 报文均为检修态报文。处于检修状态的装置可以接收检修状态GOOSE 报文，运行状态(未投入“投检修态”压板)的设备则不处理检修状态GOOSE 报文。

2 常规变电站继电保护二次安措的现状

常规变电站继电保护二次安措的执行，从本质上来说就是断开检修设备与运行设备之间在二次回路上的一切联系。具体来说，可分为两大类：一类是设备运行中带电检修消缺；另一类是设备停电检修、定期校验。

2.1 设备运行中带电检修消缺的二次安措

(1)在带电的电流互感器二次回路上工作时，严禁将互感器二次侧开路，不得将回路的永久接地点断开；短路电流互感器二次绕组，必须使用短路片或短路线，短路应妥善可靠，严禁用导线缠绕；严禁在电流互感器与短路端子之间的回路和导线上进行任何工作。在带电的电流互感器二次回路上工作时，要防止二次侧开路产生高电压的危险。

(2)在带电的电压互感器二次回路上工作时，要严格防止二次侧短路或接地。在取下或投入电压端子连接片及线头时，必须小心谨慎，不得触碰旁边的端子或接地部分，拆开的电压线头应做好记号并用绝缘布包好。操作时应使用绝缘工具，戴绝缘手套。必要时，在征得值班负责人或调度员同意后，可在工作前停用相关的保护装置。接临时负载时，必须装有专用的隔离开关(刀闸)和熔断器(保险)，熔断器的熔丝熔断电流必须与电压互感器保护熔丝配合。

(3)对于在消缺过程中可能误动的保护装置，必要时，在消缺前征得值班员或调度员同意后，可退出相关保护跳闸回路及其失灵启动回路。

2.2 设备停电检修中的二次安措

(1)断开与被检修设备联系的电流回路和电压回路。

(2)断开被检修设备电流互感器至母线保护之间的电流回路。

(3)断开被检修设备与运行断路器之间的跳闸回路，如主变后备保护跳母联、分段、旁路断路器的跳闸回路。

(4)断开被检修设备启动失灵保护跳闸回路，包括启动远跳对侧断路器的相关回路。

(5)断开被检修设备启动中央信号、故障录波回路。

3 智能变电站继电保护二次安措的实施

智能变电站用光缆取代了常规变电站的电缆接线方式，各设备由传统的点对点模拟节点信号传输方式变为由GOOSE、SMV、MMS 网络组成的虚拟报文传输方式。这一转变带来了二次回路构成的重大改变，与之相对应的二次回路安全措施也发生了很大的变化。根据智能变电站二次设备的特征实施相关措施，才能保证在二次系统上工作的安全。

智能变电站中检修设备与其他运行设备的联系主要依靠光纤和网络，在不破坏网络结构的前提下，物理上就不能完全将检修设备和运行设备隔离。要实现有效的隔离，只有通过对装置进行各种设置，改变信息发送方和接收方的状态，才能避免误跳运行回路等情况的发生。

3.1 单间隔设备不停电装置检修

单间隔设备不停电装置检修是指，一次设备不停电，需要处理的装置为本间隔单套保护的某一台装置。下面以220 kV 双母线接线的线路间隔为例，说明智能站不停电装置检修时继电保护二次安措的实施。图3 为220 kV 双母线接线的线路保护构成示意。

图3 220 kV 双母线接线的线路保护构成示意

3.1.1 合并单元消缺

智能变电站保护所需电流、电压数据取自合并单元(配置独立的三相ECVT 的间隔可不配置合并单元)。A 套合并单元的故障导致电流、电压数据异常时，将影响到该间隔第A 套线路保护、第A套母线保护，通常也会影响到该间隔遥测回路；B套合并单元故障将影响到该间隔第B 套线路保护、第B 套母线保护。因此检修合并单元时，凡使用其采样数据的装置必须全部退出运行。其二次安措具体包括以下内容：

(1)投入需检修合并单元“投检修态”压板；

(2)退出对应线路保护“跳闸出口GOOSE 发送软压板”、“重合闸出口GOOSE发送软压板”和“启动失灵GOOSE 发送软压板”；

(3)退出对应线路断路器失灵保护“启动失灵GOOSE 发送软压板”、“跳闸出口一GOOSE 发送软压板”、“跳闸出口二GOOSE 发送软压板”；

(4)退出对应母线保护的所有间隔“跳闸出口GOOSE 发送软压板”；

(5)必要时，退出对应智能终端“出口跳闸”、“重合闸”硬压板。

如果电流、电压采用传统互感器接入合并单元采样的形式，则同时需采取防止电流二次回路开路、电压二次回路短路的措施。

3.1.2 线路保护装置消缺

线路保护装置消缺的二次安措则相对简单，主要包括以下3 点：

(1)投入线路保护“投检修态”压板，保证线路保护的报文不出口，不对母线保护装置造成影响；

(2)退出线路保护“跳闸出口GOOSE 发送软压板”、“重合闸出口GOOSE 发送软压板”和“启动失灵GOOSE 发送软压板”；

(3)退出对应母线保护“××× GOOSE 接收软压板”。

由于整个二次安措只有逻辑断开点，而缺少硬件断开点，因此在完成对线路保护的处理后，如果需要做试验，则需要将线路保护的采样光纤接口拔出，使用数字式测试设备直接对装置注入采样数据，保护装置的反馈GOOSE 信号可以从相应的GOOSE 测试接口获得。

3.1.3 智能终端消缺

智能终端作为一、二次设备的接口，除具备传统操作箱的功能外(不具备断路器防跳功能)，还包括了整个间隔内所有隔离开关的遥控、遥测、遥信功能。因此，智能终端消缺的二次安措同样相对困难。具体安措为：

(1)投入智能终端“投检修态”压板；

(2)断开智能终端“出口跳闸”、“重合闸”硬压板；

(3)考虑到间隔内隔离开关位置可能发生改变，应根据现场情况考虑停用对应保护，并将对应母线保护该间隔刀闸位置按实际状态强制。

3.2 单间隔设备停电装置检修

单间隔设备停电装置检修主要针对线路保护定检或线路保护消缺必须停用一次设备的情况，其二次安措相对于带电消缺来说相对简单，同样以220 kV 双母线接线的线路间隔为例进行说明，具体安措为：

(1)投入本间隔合并单元“投检修态”压板；

(2)退出2 套母线保护“×××间隔投入软压板”，保证母线保护装置不处理本间隔合并单元的采样数据；

(3)投入本间隔线路保护“投检修态”压板，投入本间隔智能操作箱“投检修态”压板，保证本间隔的GOOSE 报文不对运行的母线保护造成影响。

3.3 多间隔设备不停电装置检修

以220 kV 双母线接线的母线保护为例，具体安措有以下2 点。

(1)常规220 kV 母线微机保护不停电定检校验时，二次安全措施的执行步骤为：首先断开母线保护所有间隔出口跳闸压板、母差保护动作启动主变失灵跳三侧压板；然后将母线保护所有电流回路短接，拆除电压二次回路。常规220 kV 母线微机保护校验整组传动试验时，采用测量“跳闸脉冲”的方法验证回路的完整性。

(2)智能变电站母线保护二次安措仅靠投入保护装置“投检修态”压板、退出保护出口跳所有间隔“××× GOOSE 发送软压板”，显然不够完善，对于电流、电压二次回路只能依靠拔光纤的方法实施。智能变电站母线保护可通过抓取GOOSE 报文的形式验证保护的动作行为正确性。为了通过网络报文分析仪获取母线保护动作GOOSE 报文，需投入所有间隔“××× GOOSE 发送软压板”。由于缺少硬件上的隔离措施，采用这种方法将带来一定的风险。考虑到母线保护的重要性，通常是拔下保护直跳光纤，将其接入数字报文分析仪，从而进行保护动作行为分析。

4 智能变电站继电保护二次安措标准化建议

智能变电站继电保护二次安全措施与常规变电站相比发生了很大变化，结合生产现场实际工作，对智能变电站继电保护二次安全措施标准化提出合理化建议，将其归纳为保证二次回路安全工作的“三道防线”。

(1)投入被检修设备“投检修态”压板。“投检修态”压板的作用是将装置发送的报文中的“test”位置“1”，目的是将本装置正处于检修中的信息传递给其他设备。收到这个信息的其他装置虽然仍然和它有信息交换，但是不再互相操作；如果同时有多个装置在检修状态中，它们之间是可以互相操作的。“投检修态”压板构成整个二次安措的最底层防线。目前，有的保护厂家在装置面板上缺少对该压板状态的明显信号提示，只将该压板状态反映在保护装置开入位置变位中，这给保护人员实时把握该压板实际投入状态带来了困难。如果由于“投检修态”压板接触不良或压板连接二次引线松动，造成压板工作位置与实际不对应，将会带来非常严重的后果。因此，建议继电保护厂家在新装置设计中能在保护面板醒目位置给出该压板实际投入与否的状态信号提示。

(2)“保护出口GOOSE 发送软压板”、“失灵启动GOOSE 发送软压板”、“间隔投退软压板”、“GOOSE 接收软压板”的投退。软压板的投退给出了检修设备与运行设备之间的逻辑断开点。目前不同厂家设备对软压板的命名和功能定义没有统一的标准，如220 kV 母线保护中，PCS-915 装置采用“×××间隔投入软压板”，BP-2C-D 装置采用“××× GOOSE 接收软压板”、“××× SV 接收软压板”实现间隔投退。因此，保护人员必须熟悉掌握不同厂家软压板的名称和功能上的差异，才能做到安全措施到位、无遗漏。这对现场保护人员的专业素质提出了很高的要求。建议在新的智能变电站继电保护“六统一”标准中，规范不同厂家设备软压板的名称和功能定义，这对保证智能变电站二次设备运行维护有重要意义。

(3)拔除光纤形成硬隔离措施。常规微机保护在设备不停电检修时，对整组传动试验可采用测“跳闸脉冲”的方法实现对回路完整性的检验。智能变电站由于其自身的特点，在不拔除光纤的前提下，无法实现有效的硬件隔离。光纤的反复插拔也给设备的长期安全稳定运行带来的一定的隐患，一般不建议使用拔除光纤的方法。因此，必须高度重视新建变电站的调试验收工作，对保护的所有跳闸逻辑进行全面细致的检验。此外，保护校验工作也应由定期检修逐步向状态检修过渡。

5 结束语

智能变电站继电保护二次安措的实施是智能变电站运行维护的一个非常重要的课题。目前，智能变电站技术仍处在不断发展和完善的阶段，不同厂家保护装置的差异给现场保护人员执行二次安措带来了困难。传统的作业方式正面临着巨大的转变，有必要在设计、制造、施工、运行各阶段达成共识，形成统一、标准的二次安全措施作业规范，这对于保证智能变电站安全稳定运行，推进智能变电站技术的发展有着非常重要的意义。

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