110kV数字化变电站保护配置优化措施

陈玩通

摘 要：随着国家建设智能电网的进程不断深入，数字化变电站也成为变电站发展的主流趋势。数字化变电站技术的发展给二次系统的信息应用模式带来了巨大变化，也对继电保护系统提出了更高的要求。以110 kV电压的数字化变电站为例，对数字化变电站保护存在的问题进行了研究，介绍了数字化变电站就地保护配置方案的设计与实现过程，具有一定的理论意义和实际应用价值。

关键词：智能电网；数字化变电站；数字化保护；保护配置优化

中图分类号：TM774 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2016.20.153

文章编号：2095-6835（2016）20-0153-02

数字化变电站技术发展迅速，数字化变电站在当今社会得到普遍应用，不仅提升了系统的质量与性能，还解决了一些原来的问题，从根本上确保了人们的工作与生活用电。鉴于数字化保护在实现方式、配置方案、硬件构成发生了很大的变化，为了国家电网的平稳运行，必须加强继电保护工作，但原有的一些方案和措施相对于现阶段的问题来说并没有起到太大的作用，因此需要进一步优化。

1 现有数字化保护存在的问题

1.1 电子式互感器可靠性问题

由于户外型电子式互感器长期运行在高温及强电磁干扰的复杂环境中，其光电器件的特性及传感单元中部分元件的性能劣化，引发互感器出现故障，导致输出信号异常。这必然会影响保护的可靠、稳定运行。

1.2 数据同步采集问题

目前，数字化变电站内的数据同步采集还存在问题，对于传统变电站，保护装置在内部实现各个单元的同步采样，无需和其他保护配合，但是在数字化前置采集回路，安装在互感器内部，因此，任一互感器同步丢失必将带来此间隔采样数据失效，从而造成此间隔的相关保护装置误动。

1.3 过度依赖过程层网络

数字化变电站过程层网络是全站通信的核心，是连接站内各种智能电子设备（IED）的纽带，所有信息都来源于过程层的GOOSE网和SV网。在现有110 kV数字化变电站中，网络架构大部分采用GOOSE和SV共网的组网方式，一旦过程层交换机出现故障或者网络发生中断故障，则保护装置失去应有的功能，严重威胁到电网的安全、稳定运行。

2 就地数字化变电站组网结构

就地数字化变电站是在就地保护测控基础上，遵循IEC61850标准规范，按照“全站统一建模、统一通信、间隔自治、信息共享”的设计原则，实现变电站一、二次设备的融合。

就地数字化变电站110 kV电压等级一次设备为GIS组合电器，采用传统CT、PT，通过电缆连接至就地保护测控装置。全站组网架构如图1所示。

由图1可知，就地数字化变电站同样分为3层，即过程层、间隔层和站控层。过程层设备包括保护测控、合并单元、电流互感器、电压互感器、常规一次设备；间隔层设备由故障录波、网络报文分析仪组成；站控层设备由带数据库的监控计算机、五防计算机、远动装置、GPS时钟等组成。与现有数字化变电站相比，就地数字化变电站具有以下明显的不同：①由于保护测控就地安装，过程层增加了保护测控装置，移除了智能终端，而间隔层只有故障录波等辅助智能设备；②过程层合并单元MU向间隔层只传送SV报文，采用IEC61850-9-2协议，没有GOOSE报文；③过程层保护测控装置向站控层传送MMS报文和GOOSE报文，形成MMS/GOOSE的共网传输；④采用传统CT、PT独立输入每个装置，输入回路并行工作，保证了保护测控的可靠性。

3 就地保护配置优化方案

该站有两条进线L1和L2，110 kV单母线2分段，2台3绕组变压器规模。主网结构如图2所示。

3.1 线路就地保护配置优化方案

以图2中L1进线为例，该线路采用数字化距离保护装置，采用4个接地距离保护元件、4段相间保护元件和4段四边形接地元件，用于完成线路主距离保护功能。另外，还配备有过电流元件和电压元件，用以后备过电流和电压保护。

线路保护装置就地安装于断路器控制柜内，与传统保护一样，线路CT、PT及控制回路都采用电缆直接连接就地保护装置，实现保护测控功能自治，保护功能相对独立，网络瘫痪与否不影响保护主要功能的运行，而保护信号部分通过站控层MMS报文传送至后台监控。

另外，线路CT和PT同时接入就地合并单元MU，通过SV报文传送至过程层交换机，供故障录波和网络分析仪等智能设备分析使用。

3.2 主变保护配置优化方案

图2中的1，2号变压器保护配置相同，主保护具体配置为差动保护、间隙过流和间隙过压保护；高、中、低后备保护主要为复合电压方向过流保护和零序方向过流保护。

变压器差动保护和间隙保护采用预装式安装，将保护直接就地安装在变压器上，在一次设备厂家完成接线和调试，非电量保护装置直接安装在本体侧，节省了大量电缆的同时，大幅度减少现场工作了；变压器后备保护采用分布式保护，按电压等级布置子单元后备保护，直接采样，就地测量，就地控制，高、中、低后备保护分别安装在高、中、低断路器侧。配置方案如图3所示。

由于主变保护就地安装，差动、高后备、中后备和低后备保护保持了和传统保护一样的接线和功能，只是在高后备复压方向过流保护中，复合电压逻辑判别是通过GOOSE来接收来自中侧和低侧的电压逻辑节点信息。

主变三侧CT同时接入就地合并单元MU，通过SV报文传送至过程层交换机。

3.3 母线保护配置优化方案

该站母线保护装置可以实现母线差动保护、母联过流保护、复压电压闭锁保护、母联失灵（或死区）保护以及断路器失灵保护出口等功能。

母线保护装置就地安装于母线保护控制柜内，采用电缆直接接收各个连接单元CT和PT采样信息，其跳闸控制出口采用无源接点输出，直接接入间隔跳闸回路跳闸，同时通过GOOSE传输断路器位置、一次刀闸位置及启动失灵保护信息。

3.4 备自投配置优化方案

备自投装置就地安装在图2中母联110断路器侧，采用进线备投和分段备投方式。母线及进线L1、L2线路电压、电流和母联电流通过电缆直接接入备自投装置，通过GOOSE接收进线L1、L2和母联的位置信息。

3.5 故障录波配置优化方案

故障录波装置安装在主控室内，属于间隔层设备，同时连接在过程层和站控层交换机上。故障录波装置一方面接收来自过程层交换机的SV报文，包含全站各个间隔的电流电压；另一方面接收来自站控层交换机的GOOSE报文，包含全站各个间隔的位置信息及保护动作信息。

3.6 GOOSE网对保护的作用

由此可知，GOOSE网对保护的作用主要以下4点：①高后备复压方向过流保护中，复合电压逻辑判别是通过GOOSE来接收来自中侧和低侧的电压逻辑节点信息；②母差保护通过GOOSE传输断路器位置、一次刀闸位置及启动失灵保护信息；③备自投通过GOOSE接收来自2条进线和母联的开关位置状态；④故障录波通过GOOSE接收来自各间隔保护的动作及位置信息。

4 结束语

综上所述，数字化变电站以其诸多优点在电力系统中得到了广泛的应用，但在其为变电站技术带来变革的同时，给继电保护提出了新的挑战。因为数字化保护在硬件结构、配置方案和实现方式上发生了明显的变化，为了响应国家的可持续发展观，保护装置作为电网重要的二次设备，应在技术成熟、可靠的基础上积极探索其他实现方式。这就要求我们保护工作者不断求学、探索和进取，以不断实现保护配置的优化，真正发挥保护装置的效果，高效实现保护设备的运行和管理，以保障电力系统的安全、稳定运行。

参考文献

[1]石秀美.浅谈数字化变电站中的电气二次设计[J].民营科技，2011（07）.

[2]苏宗昱.本溪市110 kV数字化变电站继电保护配置研究[D].保定：华北电力大学，2014.