110kv变电站的继电保护技术要点分析

陈雷

【摘 要】 本文以国家电网颁布的相关技术规范，根据已投运的智能变电站情况，论述了10kV智能变电站继电保护的原则，对智能变电站继电保护装置的检测验收的内容进行了分析，为电力工程的继电保护提供了一些建议，仅供参考。

【关键词】 智能变电站 继电保护 问题分析

中图分类号：TM411文献标识码： A

1.智能变电站内继电保护配置和原则

1.1 继电保护配置

110kV智能变电站中继电保护的配置规划主要包括过程层以及变电站层。其中对于一次设备，过程层配置可以实现独立主保护机制，不仅可以保护变电站中所有的电力设备，同时过程层占主导地位。如果是一次智能变电设备，则其继电保护装置应该将合并器、保护装置和测控设备等安装在就近的智能设备汇控柜中，或者直接将其保护设备安置在智能设备的内部，从而使智能设备的运行和维护更加简便。采用太网实现统一的Goose传输以及样本值的传送，可以有效避免因内部通信线路跳闸、采样等这些不可靠因素导致的继电保护功能失效现象的发生，还可以提高对网络数据的保护，减少继电保护消耗的数据。

1.2 继电保护原则

相对高电压级别的变电站而言， 110kV智能变电站中内接线的装配和设施更加简单，设备和形式也更简易。在设置110kV智能变电站的继电保护装置时其需遵循以下三点原则：①传统的继电保护设置需具备系统具有可靠性、灵敏性、快速性以及有选择性，在智能变电站的继电保护中也应继续满足基本的“四性”以及实时建设的变化安全需求。②对于110kV及其上的高电压级别变电站，单母线和双母线在具备一定条件时，两种分段接线之间可安装电压电流感应电子互感装置，同时智能变电站中的过程层SV网、GOOSE网和操控层MNS网之间应确保相互独立关系，各网接入继电保护时，要保证各网数据口控制装置之间相互不能干扰。③对于110kV以及较低电压级别的变电站，适宜采用一体化的保护测控集成装置，在就地安装智能保护系统时，可以采用集成安装的形式实现智能终端这些功能。对于主变压器而言，各个侧面的的合并单元应采用冗余装配方式，其他各间隔间的合并单元适合单套装配的方式。同时应该注意每个合并单元的过程层网络信息数据都应有所记录，记录工作也应由网络数据分析记录设备和故障录波设备共同完成。而且这两套设备进行数据记录时应保证其对应的SV、GOOSE以及MMS三者之间的网络的数据接口控制装置应相互独立。

2 110kV数字化变电站保护配置情况

目前，变电站虽然配置了110kV电子式互感器，但是一体化平台和智能变电站的高级应用功能没有配置，目前还只能算数字化变电站，站内保护装置及合并单元的配置、自动化系统结构、网络方式可为智能化变电站的建设提供参考。自动化系统采用三层侧设备两级网络的结构，采用GOOSE网络和SV网络合并组网方案，保护配置有故障录波器、线路母差保护、纵差保护等。110kV及主变10kV侧相关间隔的过程层GOOSE命令、SV数据和IEEE1588V2对时报文均通过网络传送。双重化配置的智能电子设备及单套配置的110kV线路保护、母联保护等保护装置接入过程层A网，双重化配置的第二套IED接入过程层B网，110kV单套配置的智能终端同时接入过程层A网、B网。作为数字化变电站的试点，在过程层网络组网和继电保护跳闸信号传输等方面与智能变电站存在一定差异。对于数字化变电站的智能化改造，可参照国家电网公司相关指导性技术文件执行。

3 站内各设备的保护配置

3.1 线路保护

对于110kV智能变电站，站内保护、测控功能宜一体化，按间隔单套配置。线路保护直接采样、直接跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸等功能。保护实施方案：线路间隔内保护测控装置除了与GOOSE网交换信息外，均采用点对点连接和传输方式直接与合并单元、智能终端相连；保护测控装置与合并单元的连接和数据传输，实现直接采样功能，与智能终端的连接实现直接跳闸功能，均不通过GOOSE网络实现；安装在线路和母线上的电子式互感器获得电流电压信号后，先接入合并单元，数据打包后再经过光纤送至SV网络和保护测控装置；跨间隔信息接入保护测控装置时，采用GOOSE网络传输方式。

3.2 变压器保护

按照规程要求，110kV变压器电量保护宜按双套进行配置，且应采用主、后备保护一体化配置。若主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控装置一体化。当保护采用双套配置时，各侧合并单元（MU）、各侧智能终端均宜采用双套配置；中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。变压器保护可通过GOOSE网络接受失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。与前述线路保护类似，变压器高、中、低压侧合并单元得到的电流电压信号直接送至SV网络和变压器保护装置，变压器保护装置不从SV网络取数据，进而实现了信号的直接采样功能；主变高中低压侧智能终端宜冗余配置，主变本体智能终端宜单套配置；主变本体智能终端宜具有主变本体/有载开关非电量保护、上传本体各种非电量信号等功能。

3.3 母联（分段）保护

分段保护的实施方案与线路保护类似，而且结构更为简单。分段保护装置直接与合并单元和智能终端连接，分别实现不通过网络数据交换的直接采样和直接跳闸功能；同时，保护装置、合并单元和智能终端等设备，均通过相互独立的GOOSE网络和SV网络，实现信号的跨间隔传输。按照规程要求，110kV分段保护按单套配置，宜实现保护、测控的一体化。110kV分段保护跳闸采用点对点直跳，其他保护（主变保护）跳分段采用GOOSE网络方式；母联（分段）保护启动母线失灵可采样GOOSE网络传输。

4 变电站层的继电保护

智能变电站的变电站层的继电保护主要采用集中式后备保护装置，其可以很好的实现自动调定与实时在线调定的双重配置。集中式后备保护系统主要为本变电站和对相邻变电站实现后备保护功能，在实际工作中，智能继电保护装置在不同变电站的运行时期的实际功能差距很大，这要包括以下三个运行阶段：①正常供电。变电站正常供电时，电力系统中相应设备和保护装置均在额定状态下，继电保护系统只需负责对系统运行状态的预警以及电力设备的实时监控。②供电故障。主要负责在电力系统输电发生短路或设备运行发生故障时，继电设备能够及时的切断电力系统的故障部分，并将实时数据信息传输给智能终端。③供电异常。继电保护主要负责在电力系统运行异常时发出警告信号，及时通知维护人员处理。

智能变电站的实现电网改革的新趋势，相对传统变电站而言，其具有先进的自动化系统，成熟的技术设备，有效的提高了设备生产、运行的可靠性和效率。继电保护技术是智能变电站建设的关键，虽然随着继电保护领域技术的不断创新与完善，但仍存在很多问题，在实际的工作中应不断总结和分析，促进继电保护技术的进一步完善与发展。

在相同的一二次设备条件下，与传统保护接点直接跳闸方式相比，智能变电站继电保护采用GOOSE报文发信经通信网络给智能终端发跳闸命令。采用GOOSE网络，继电保护通过网络传输跳闸和相互之间的启动闭锁信号，与传统回路方式相比，其可靠性主要体现在网络的可靠性和运行检修扩建的安全性上。

保护装置与外界联系的光纤以太网性能的测试。这一部分的测试项目能开展的是光纤以太网通道的误码率测试和光收发器件的功率测试，以验证光纤以太网的物理连接的正确性和可靠性。

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