110 kV数字变电站继电保护配置方案探讨

刘丛然, 梁新兰

(1.中国石油大港油田电力公司，天津 300280； 2. 中国石油管道局天津设计院，天津 300457)

110 kV数字变电站继电保护配置方案探讨

刘丛然1, 梁新兰2

(1.中国石油大港油田电力公司，天津 300280； 2. 中国石油管道局天津设计院，天津 300457)

简要介绍了数字化变电站的三个特点及IEC61850标准的网络结构，针对IEC61850协议的数字化变电站网络的特点及优势，研究了一种基于站域后备保护的综合保护方案，通过与传统综合自动化变电站保护方案的比较可知，可以更快速，准确的切除故障，提高了继电保护系统的稳定性和可靠性。保护方案已于2013年应用于110 kV同盛变电站，通过两年多的安全运行证明了保护方案的可行性，为新建110 kV数字变电站保护配置提供实例参考。

数字变电站；IEC61850；主保护；站域后备保护；综合保护

0 引 言

在变电站自动化领域中，微机保护与测控技术得到了飞速发展和广泛应用，近几年电子式光电式互感器技术的成熟，智能开关的出现，IEC61850标准的推波助澜，使变电站自动化进入数字化阶段成为一种必然趋势。

现在国内正在运行的变电站基本都是综合自动化变电站，数字化变电站作为其升级替代产品，是智能化变电站的初级阶段。同盛110 kV变电站是大港油田地区首座数字化变电站，应用了基于站域后备保护[1]的综合保护方案，提高了继电保护系统的有效性，提高了大港油田地区电网的智能水平。

1 数字化变电站特点

数字变电站有传感器数字化，一次设备智能化，二次设备网络化，通信标准统一化，传输光纤化的基本特征[2]。与综合自动化相比，数字变电站有以下几个突出的优点：

(1)信息共享

数字化变电站与综合自动化变电站相似，需要采集一次设备信息，但是数字化变电站的信息模型及通信标准均是统一的，最终接入公用通信网络，变电站的各个子系统均使用公用通信网络接收的一次设备信息，并通过这个公用网络发布控制命令[3]。

(2)可靠性高

数字化变电站中信号传输介质主要是光纤，与传统的控制电缆相比，光纤具有抗干扰能力强的优点，极大的提高了保护系统的可靠性，同时也消除了二次回路两点接地情况的发生[4]。由于采用公用网络平台，二次接线工作量大幅下降，接线准确率提高。

(3)电子式互感器

综合自动化变电站的互感器均采用基于电磁原理的常规互感器，而数字化变电站采用电子式互感器。常规互感器有体积大、绝缘复杂、易饱和、易谐振和动态范围小等缺点，而电子式互感器能够很好的解决以上问题，适应于数字化、智能化变电站的需要[5]。

2 IEC61850标准

IEC61850标准将变电站设备抽象为过程层、间隔层和站控层三部分，其典型“三层两网”结构如图1所示：过程层中合并单元通过SV网络将一次系统运行状态采样值传输至间隔层的保护、测量、计量装置[6]。保护装置的控制跳闸命令通过光纤或GOOSE网络传至智能终端，实现故障切除[7]。间隔层与站控层通过MMS网络通讯，实现站控层对间隔层、过程层设备的实时监控。通过“三层两网”框架，实现全站数据统一对时，彻底消除站内信息孤岛，为继电保护装置提供更全面的故障分析数据库，为发展智能化的继电保护系统智提供了新的思路[8]。

图1 数字变电站组网方式

3 继电保护配置

依据GB/T 30155-2013智能变电站技术导则[9]，对站内重要一次设备配置相应主保护与后备保护，该保护方案与传统变电站相似，通过主保护与后备保护的配合实现对一次设备的保护。

该保护方案下，主保护通常可以快速、准确切除故障，具有良好保护特性，但后备保护的配置往往具有很大局限性，通常为了满足选择性要求不得不牺牲动作速断性。在放射性拓扑输电网络中，传统阶段式后备距离保护动作延时可以达到2～3 s。

对于没有配置母差保护的中低压母线，依靠变压器低后备保护切除可能发生的母线故障会带来至少0.5 s的延时，对系统一次设备造成较大威胁。对变压器保护而言，高后备保护为提升对变压器内部故障的灵敏度，会将保护范围延伸至变电站低压侧，造成两级后备保护的部分保护区域动作延时相同，难以兼顾两级后备保护的选择性和灵敏性。

如上所述，数字变电站仅仅将数据传输方式由电缆改为光纤，将模拟信号转变为数字信号，延续了传统变电站后备保护延时时间较长、保护定值配合困难等不足，未体现出设备与电网运行方式间的互动性，没有充分发挥三层两网结构下数据信息共享优势。

但是，如果只采用基于网络的站域保护配置，在网络发生故障时又很难保证系统设备及人身安全，继电保护要求的可靠性难以满足。

4 综合保护配置方案

考虑到传统保护的时限配合缺陷及网络保护的可靠性低，本文研究了一种基于站域后备保护的数字变电站保护配置方案。

该方案中对中高压线路、变压器、110 kV母线等关键一次设备，配置独立的主保护。主保护动作方式相对独立，合并单元、智能终端与被保护装置就近配置安装，通过光纤与保护单元通讯，实观保护直采直跳，即使在站内GOOSE网、SV网出现故障时，主保护仍能正确动作。

而站内后备保护不再分装置配置，而是整个变电站作为一个整体考虑，统一配置，由站域后备保护模块完成。站域后备保护模块通过SV网络接收站内一次设备和进出线路运行状态信息，在此基础上实现故障定位，同时通过GOOSE网络接收主保护动作信息和断路器动作情况。

当系统发生故障时，站域保护模块快速、准确地判断故障位置，监视主保护及断路器的动作情况：若主保护未发出跳闸命令，后备保护则通过GOOSE网快速发布跳闸指令；若主保护动作但断路器拒动，后备保护依据故障点位置通过GOOSE网络发布扩大跳闸指令。该方案有效的缩短了后备保护动作延时时间。

对于未配置母线保护的站内中低压母线，站域后备保护可通过获取进出线及母线运行相关数据，提供快速可靠的近后备保护，有效的提升系统可靠性。此保护方案的逻辑判断框图如图2所示。

图2 综合保护流程图

5 同盛变电站

5.1 组网方式

按国网“智能化变电站继电保护技术规范[10]”配置，同盛数字变电站系统网络分为三层：过程层、间隔层、站控层(如表1所示)。

表1 三层系统网络图

本站间隔层、站控层之间采用MMS双星以太网，通信协议为统一的IEC61850，网络图如图3所示。

5.2 110 kV侧保护配置

110 kV侧GIS合并单元将采样值信息以IEC61850-9-2点对点传输标准传输给各个保护测控等间隔层设备；故障录波也采用点对点方式采集采样值信息。

110 kV开关设备采用智能终端，就地安置在智能控制柜内，实现了设备的智能化；过程层采用GOOSE网和点对点通信方式，实现了过程层的数字化。为了提高系统可靠性，GOOSE网络采用双重化配置，实现保护设备与智能终端间及各个智能设备间的通信。

110 kV线路、分段、主变等间隔采用智能终端和合并单元合一装置，采用“直采直跳”方式。

图3 同盛变电站网络配置图

遵循国网“直采直跳”要求，间隔保护装置从合并单元通过IEC61850-9-2标准直接采集信息，并通过光纤直接发布跳闸命令至智能终端装置。

5.3 主变压器保护配置

(1)每台主变配双重化的主后一体化保护装置；

(2)主变智能单元、测控保护装置均下放至主变旁的户外控制柜，主变非电量保护采用直采直跳方式。

(3)主变中性点电流互感器信号接入合并单元，合并单元可就地放置于户外密封箱中。

5.4 35 kV、6 kV侧保护配置

(1)35 kV、6 kV出线侧采用“保护、测控、智能终端、合并单元”合一装置就地安装于35 kV、6 kV开关柜中，就地采集采样值信号并设置就地操作开关。

(2)主变35 kV、6 kV侧采用合并单元、智能终端合一装置，双套配置，实现主变35 kV、6 kV侧信息采集及接收主变保护的操作命令。

6 结束语

智能变电站所采用的“三层两网”结构实现了全站数据信息共享，为继电保护装置的配置提供了全新的数据平台。本文介绍的基于站域后备保护的智能变电站综合保护配置方案，对系统中重要一次设备配置独立主保护，实现故障状态下的故障快速切除；利用智能变电站数据网络优势技术，实现全局化的站域后备保护，解决了传统后备配合困难，故障切除速度慢，保护方式对系统运行方式敏感等缺点。在110 kV变电站新建时，可以考虑应用此保护配置方案，既能充分发挥智能变电站的技术优势，又能兼顾继电保护灵敏性、可靠性和选择性。

[1] 马静, 史宇欣, 马伟,等. 基于有限交叠多分区的站域后备保护方案[J] 电力自动化设备, 2015, 35(1): 101-106.

[2] 李孟超, 王允平, 李献伟,等. 智能变电站及技术特点分析[J]. 电力系统保护与控制, 2010, 38(18): 59-62, 79.

[3] 陈海滨,卜明新, 谭畅,等. 数字化变电站变压器保护改进方案初探[J]. 电力系统保护与控制, 2010, 38(8): 134-136.

[4] 陈正邦. 110kV数字化变电站继电保护配置方案的研究[D].广州：华南理工大学, 2010.

[5] 王文政. 数字化变电站技术在宁波110kV云林变的实现[D]. 杭州：浙江大学, 2011.

[6] 熊剑, 刘陈鑫, 邓烽. 智能变电站集中式保护测控装置[J]. 电力系统自动化, 2013, 37(12): 100-103.

[7] 周小龙. 智能变电站保护测控装置[J]. 电力自动化设备, 2010, 30(8): 128-133.

[8] 蔡小玲, 王礼伟, 林传伟,等. 基于智能变电站的站域保护原理和实现[J]. 电力系统及其自动化学报, 2012, 24(6): 128-133.

[9] 中国国家标准化管理委员会.GB/T 30155-2013 智能变电站技术导则[S].北京：中国标准出版社，2013.

[10] 国家电网公司.Q/GDW441-2010 智能化变电站继电保护技术规范[S]. 北京：中国电力出版社，2010.

A Study on the Relay Protection Configuration Scheme for 110 kV Digital Substations

Liu Congran1, Liang Xinlan2

(1. China Petroleum Dagang Oilfield Electric Power Co., Tianjin 300280, China；2. China Petroleum Pipeline Bureau Tianjin Design Institute, Tianjin 300457, China)

This paper gives a brief introduction of three characters of digital substations as well as IEC 61850 network structure. With respect to the characteristics and advantages of IEC61850 digital substation networks, this paper discusses a comprehensive protection scheme based on substation-area backup protection. Through comparison with protection schemes for traditional integrated automatic substations, this protection scheme can clear the fault more quickly and accurately, thus improving the stability and reliability of the relay protection system. This protection scheme was applied to 110kV Tong-sheng Substation in 2013. Safe operation in more than two years has proved the feasibility of the scheme and offers an example reference for other new 110kV digital substations.

digital substation; IEC61850; main protection; substation-area backup protection; comprehensive protection

10.3969/j.issn.1000-3886.2017.01.016

TM77

A

1000-3886(2017)01-0053-03

刘丛然(1964- )，女，河北晋州人，工程师，大专，中国石油大港油田电力公司，主要从事电力系统继电保护。 梁新兰(1983-)，女，山东平阴人，工程师，硕士生，中国石油管道局天津设计院，主要从事电力系统设计。

定稿日期: 2016-06-12