变电站继电保护配置探究

2013-07-19周一峰

山东工业技术 2013年11期

周一峰

(东莞供电局，广东东莞523000)

近几年，我国电力建设得到快速的发展，呈现了电压高、容量大、送电距离远、传输功率大等趋势，因此，稍有扰动，容易失去稳定，甚至酿成整个系统崩溃瓦解，确保电力系统的安全稳定运行,是电网工作的首要任务。继电保护配置，作为电网安全运行的防线，在维护电网的稳定中占据重要的作用，因此，继电保护配是电网安全运转的基础。而变电站作为电网的节点，其继电保护的有效性同样十分重要。下面，就变电站继电保护配置进行探究。

1 智能变电站特点

智能变电站为开放式分层分布式系统，由站控层、间隔层和过程层构成，采用IEC61850通信标准。其站内信息具有共享性和唯一性，可保证故障信息、远动信息不重复采集。

站控层由主机(兼操作员站)、远动通信装置和各种二次功能站构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全所监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。

间隔层由若干二次子系统组成，包括保护、测量、计量等设备。在站控层及站控层网络失效的情况下，它仍能独立完成间隔层设备的监控和保护功能。

过程层由电子式互感器、合并单元、智能单元等构成，完成二次系统与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。

智能变电站与常规变电站的区别主要体现在以下几个方面:

(1)出现了一些新设备，如电子式互感器、合并单元、智能终端等。

(2)网络交换机大量应用。

(3)二次接线设计大量采用光缆。

2 智能变电站继电保护配置探究

典型的110kV变电站主接线为高压侧(110kV)内桥接线、低压侧(10kV)单母分段接线。

2.1 网络配置

站控层采用单星型以太网络;推荐全站过程层配置单星型以太网络，采用GOOSE与SV共网方式。

(1)因间隔数较少，为减少交换机投资，推荐不按电压等级组建过程层网络。

(2)110kV侧间隔保护单套配置，所以过程层网络单重化配置。如主变保护双套配置，第二套主变保护与110kV桥备自投之间采用以GOOSE点对点方式连接。

(3)10kV侧推荐采用常规互感器，不考虑母差保护、间隔间无配合情况，配置GOOSE单网，用于备自投、分段保护测控装置等相关配合。第二套主变保护动作信号由智能终端输出硬接点与备自投、分段保护测控装置之间采用电缆连接，不配置SV网、低压设备与测控相关以GOOSE报文通过站控层网络传输(MMS+GOOSE)。

2.2 间隔层及过程层设备配置

(1)互感器配置:110kV线路、内桥采用三相电子式电流互感器：110kV母线采用三相电子式电压互感器;变压器高压侧中性点采用单相电子式电流互感器，低压侧采用三相电子式电流电压互感器;10kV母线采用三相常规电压互感器，各间隔采用三相常规电流互感器。

(2)合并单元配置:110kV线路、内桥及母线合并单元由于需要与双套变压器保护配合，因此需要双套配置、母线合并单元按每两段母线双套配置，每套合并单元含电压并列功能。合并单元具备GOOSE接口，通过内桥智能终端接收内桥断路器及刀闸位置。TA刀闸位置等信息用于电压并列逻辑判断;具备多个SV接口，通过点对点与间隔合并单元连接，输出母线电压;具备两个互感器检修压板。变压器高、低压侧中性点合并单元均采用双套配置，分别接人高压侧中性点互感器、低压侧ECVT。

(3)智能终端配置:110kV智能终端、变压器本体及各侧智能终端单套配置;两段母线单套配置一台智能终端;35(10)kV及以下电压等级采用户内开关柜，不配置智能终端，主变低压侧除外;对于采用常规互感器的间隔，宜采用合并单元与智能终端一体化装置。

(4)保护装置配置:线路间隔采用保护测控一体化装置，单套配置，包含完整的主后备保护功能；桥间隔采用保护测控一体化装置，单套配置；变压器电气量保护采用双套配置，每套含完整的主后备保护功能，接入110kV线路电流合并单元、110kV桥电流合并单元、110kV母线电压合并单元、高压侧中性点电流合并单元，非电量保护单套配置；低压各间隔采用测保一体化装置，单套配置。

(5)测控装置配置:每台主变、每段母线各配置一台测控装置。

2.3 间隔间设备联系

(1)110kV线路技术方案如图1所示。每回线路配置单套完整的含主、后备保护及测控功能的线路保护测控装置，采用点对点方式通过第一套合并单元采集线路ECT电流、母线EVT电压；合并单元双套配置；智能终端单套配置，但应通过独立的网口分别与两套主变保护连接。

图1 110kV线路技术方案

(2)110kV内桥及备自投技术方案如图2所示。内桥配置单套完整的含主、后备保护及测控功能的保护测控装置，采用点对点方式通过第一套合并单元采集内桥ECT电流；桥合并单元双套配置；智能终端单套配置，但应通过独立的网口分别与双套主变保护连接。内桥备自投装置通过SV网采集线路电流、母线电压等模拟量信息，通过GOOSE网采集线路、桥断路器位置信息及变压器第一套保护动作闭锁备自投信息；根据备自投装置安装位置，第二套变压器保护动作闭锁备自投信息可以通过变压器保护装置的GOOSE口点对点接至备自投装置，也可以由变压器高压侧智能终端输出硬接点接至备自投装置。(3)变压器电气量保护双套配置，每套含完整的主后备保护功能。第一套变压器保护接人以GOOSE及SV单网；非电量保护装置及本体智能终端单套配置、就地布置，采用直接电缆跳闸方式；非电量保护通过本体智能终端上送动作信息至以GOOSE网，用于测控及故障录波。

图2 110kV内桥及备自投技术方案

(4)低压备自投技术方案如图3所示。低压备自投接人SV及以GOOSE单网，通过SV网取得变压器低压侧及分段交流模拟量，通过以GOOSE网取得变压器后备保护闭锁信号及相应断路器位置并传递跳闸信号至相应断路器。为可靠闭锁，二套变压器后备保护闭锁信息均需接入备自投装置。考虑到低压备自投和变压器低压侧智能终端一般都安装在开关柜内，距离较近，推荐由变压器低压侧智能终端直接输出硬接点接入备自投装置，并通过电缆采集母线电压，跳分段断路器也采用电缆直接跳闸方式。

(5)低压间隔保护由于通常安装在开关柜内，与一次设备距离较近，因此采用常规电缆方式采集开关量和模拟量，输出硬接点至断路器机构跳闸。

(6)低压分段保护由于需要与变压器保护、低压备自投配合，因此需接人以GOOSE及SV网，第一、第二套变压器保护跳分段断路器分别通过以GOOSE网及变压器低压侧智能终端直接输出硬接点实现。