数字化变电站继电保护配置策略探讨陈丽丹

数字化变电站继电保护配置策略探讨陈丽丹

陈丽丹

(广东电网有限责任公司汕头供电局广东汕头515000)

摘要：本文分析了传统变电站保护装置功能的局限性，并通过对比传统变电站和数字化变电站结构层的不同，提出数字化变电站继电保护的配置策略，以供同仁参考。

关键词：数字化变电站；继电保护；配置策略

一、前言

随着我国城市经济的高速发展，人们对电能需求越来越大，高压、特高压等大规模电网不断建设，电网短路电流大幅度攀升，在出现故障时容易发生连锁反应，对电网安全带来很大威胁，现有的继电保护配置方案已经不能适应电力系统发展的要求。因此，本文分析了传统变电站保护装置功能的局限性，并通过对比传统变电站和数字化变电站结构层的不同，提出数字化变电站继电保护的配置策略，以供同仁参考。

二、传统变电站保护装置功能的局限性

继电保护系统以切除故障为目标，对故障切除后电力系统的运行情况不予反映，无法起到保护故障后电力系统的作用，可能出现因为继电保护装置正确动作而造成其他元件的工作异常，甚至有时保护装置正确动作，但电力系统却出现瓦解。现有的继电保护配置当中，后备保护的时限整定遵循阶梯时限原则，为了保证选择性，后备保护的动作时限可能高达数秒。在电网规模和复杂程度越来越大的情况下，要作到后备保护之间的相互配合越显困难，至今仍无法很好的解决。对于采用远后备由上一级保护实现后备的系统，线路故障时变电站相关进线线路保护拒动、开关拒动，故障切除时间延长，故障切除范围扩大。在一些特定的电网结构下，线路保护为了保证灵敏度保护范围伸出主变中压侧时，为了避免下一电压等级系统故障，线路保护越级跳闸，上下级保护整定配合困难。随着智能电网的不断推进，变电站实现了全景信息数字化和网络化，需要探索新的继电保护配置方案，发挥智能变电站的信息优势，解决传统的继电保护存在的局限性，为我国电网铸造更加安全、可靠的第一道防线。

三、数字化变电站与传统综自站比较

数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建、建立在IEC61850通信规范基础之上、能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。一次设备采集信息后，就地转换为数字量，通过光缆上传测控保护装置，然后传至后台监控系统。监控系统和保护装置对一次设备的控制也是通过光缆传输数字信号实现其功能。传统综自站的一次设备采集模拟量后，通过电缆将模拟量传输到测控保护装置，装置进行模数转换后对数据进行处理，然后通过网线将转换后的数字信号传至后台监控系统。同时，监控系统和保护装置对一次设备的控制通过电缆传输模拟信号来实现。传统变电站与数字化变电站的对比见图1所示：

四、数字化变电站继电保护配置方案

数字化变电站继电保护配置一般分为两种，常规化保护配置和系统性保护配置。两种方案各有优点，具体用哪种方案就需要根据实际的人力、物力、财务等方面进行考量，然后做出最优的选择，下面结合工程实例进行分析：某110kV数字化变电站采用线路变压器组接线，1号和3号变压器低压侧单分支，2号变压器低压侧双分支，10kV单母线4分段。

（1）常规保护配置方案。常规保护配置方案系统结构如图1所示。每台主变压器各采用一个MU合并单元，采集主变压器各侧电流和母线电压等，直接提供给主变压器差动保护、高低侧后备保护、录波装置、电能表、测控装置及备自投等设备。其中主变压器差动保护、录波装置、主变压器高低侧电能表由合并单元直接提供数字接口，其他装置由合并单元经交换机后提供数字接口。每条10kV出线、电容器采用独立的合并单元。母线电压由智能电压切换单元完成分段并列运行时的数字化切换功能。所有的保护测控装置不仅需要接入到GOOSE网采集开入信息或出口跳闸，同时也要接入站控层网络，完成信息的上送或接受监控远动的指令，站控层网络和GOOSE网接点多，网络比较复杂。

常规保护配置方案和采用常规互感器时的保护配置一样，按对象进行配置，不考虑保护逻辑原理的改变，保留保护的种类与逻辑图，包括主变压器保护、馈线保护、电容器组保护及其他保护测控设备，不需要对保护原理进行过多动模试验或试运行，仅将原来保护装置的交流量输入插件更换为数据采集光纤通信接口，I/O接口插件换为GOOSE光纤通信接口，CPU插件的模拟量处理更换为通信接口处理。原来的操作插件转移到智能操作箱上，保留部分开入作为压板投退，开出的压板投退取消或转移到智能操作箱上。常规保护配置方案为现场的继保人员所熟悉，容易实现数字化变电站继电保护的过渡，但没有充分考虑智能化一次设备带来的变革。

（2）系统保护配置方案。系统保护配置方案的原则是:采用双重化配置原则，每一套系统保护装置都可以完成全站所有设备的继电保护功能，同时可以完成测控功能。每一套系统保护都包括所有主变压器的电量保护与测控、分段保护测控与备自投、所有10kV出线和电容器的保护测控。其中主变压器的差动保护采用不同原理，一套采用二次谐波涌流制动，另一套采用波形识别涌流制动。两套可互为备用，可独立投退，系统保护配置方案系统结构如图2所示。

每台主变压器各采用一个MU合并单元，通过两路光纤直接接人系统保护装置。10kV出线和电容器的互感器数字接口经合并单元，通过交换机后接人系统保护装置。一般5回10kV出线和电容器的合并单元可共用一台交换机。对于中等规模变电站的系统保护装置具备10个光纤接口就可满足要求。对于开人开出，则由系统保护测控装置直接通过交换机经GOOSE网连接到智能操作箱或智能开

关。100Mbps带宽可以保证信号的实时性，GOOSE网的接点比较少，网络简单。系统保护配置方案对保护配置进行了一次全面的改革，多套保护功能运行于一套装置内，便于系统分析故障行为及全站信息集中共享，有利于进行综合判断。该方案保护装置的数量很少，站控层的网络结构简单，但对保护装置的要求高。另外，由于运行经验少，现场运行调试人员对此方案不熟悉。

五、结束语

总之，数字化变电站继电保护配置对于变电站的发展有着至关重要的作用，因此，在具体的工作中，要不断优化数字化变电站继电保护的配置，促进其进一步发展。

参考文献:

[1]刘凯里.数字化变电站继电保护优化配置研究[D].华南理工大学2013.

[2]王超.数字化变电站继电保护系统可靠性研究[D].浙江大学，2013.