110 kV 智能变电站站域保护原理

赵蕾

(云南电网有限责任公司保山供电局，云南 保山 678000)

1 站域保护概述

智能变电站采用的保护配置依然采用对各一次设备配置快速跳闸的主保护、多阶段配合的后备保护、相关回路双套配置且完全独立的保护配置模式。由于这种模式主要采用分层分布式结构，面向间隔，功能独立，任何一个装置发生故障不会影响到其它功能和对象，因此具有可靠性较高，可扩展性和开放性较好的优点。然而，由于缺乏信息的共享和统一的协调配置，该模式也暴露出硬件配置重复、电流互感器及电压互感器负载重、接线复杂、缺乏整体协调和功能优化、投资成本大、运行维护成本高等缺点。

智能化的一次设备、发展成熟的网络技术、先进的IEC61850 标准的应用为信息共享和数字化变电站的实现奠定了基础，也使站域保护的研究、实施成为可能。基于以上技术的发展，智能变电站通过信息采集数字化和信息传输网络化，实现了信息的高度共享，为从根本上提高和改善后备保护性能创造了条件，站域保护也应运而生。

2 站域保护的原理和优势

站域保护并不只是简单将距离保护、母线差动保护、变压器差动保护、线路三段式过电流保护等传统保护功能集成到一个装置中。通过集成全部站内设备的运行信息，站域保护将大大提高保护动作的选择性、灵敏性和可靠性，并且能够克服过渡电阻等不良因素的影响。

站域保护一种是利用智能变电站统一采集的实时信息，以集中分析或分布协同方式判定故障，自动调整动作决策的继电保护方法。站域保护装置集全站的设备自投、线路、主变和母差等保护功能于一体。与传统的分布式保护相比，站域保护主要具有以下优点:

1)可通过一套装置实现多套独立保护的功能，有效的减少保护配置的成本;

2)基于61850 通讯规约，采用网络进行数据采集与控制，接线简单高效;

3)能够实现站内数据的完全共享，能够优化保护原理，提高继电保护的可靠性与快速性;

4)能够作为一个子站为广域保护系统提供本地保护与控制。

3 站域保护的实现方案

3.1 总体方案

通过采用IEEE－1588 网络同步技术实现站内以及各相关变电站间电气量的同步采样，采用IEC61850 通讯规约实现控制主机与各采集与执行设备之间的数据交互，采用光纤网络实现各相关设备之间的海量数据传输，采用集线路、母线、变压器、站间备自投于一体的集中式保护实现针对相关电气设备的保护与控制。

整个系统主要由采集单元、智能控制单元、主站主时钟、交换机、同步装置、站域保护主机和维护工作站组成，主要实现110 kV 线路保护、35 kV 线路保护、10 kV 线路保护、110 kV 主变保护、简易母差保护以及站间备自投等保护功能。

子站由智能采集终端ICU、MU、交换机组成。合并单元(MU)负责模拟量采集，智能控制单元(ICU)负责开关量状态采集和控制，两者分别通过多模光纤与子站交换机相连，辛街变和柯街变子站交换机通过单模光纤与永昌变单模交换机相连，永昌变单模交换机再和主站单模交换机相连。主站配置独立的一套站域智能控制主机、千兆单模交换机、网络分析仪、规约转化器。站域智能控制主机分别接收三个子站MU 和ICU数据，完成具体的保护控制功能，然后通过GOOSE 完成对子站各间隔开关的控制。

站域智能控制主机按照功能划分，由采集板、保护控制板、通信板组成，三者均可灵活配置。针对本项目，可配置三块采集板，用来接收处理永昌变三个不同电压等级的智能终端数据和辛街变、柯街变备自投智能终端数据;一块保护控制板，实现变压器保护功能、110 kV 线路保护功能、35 kV 简易母差保护功能和线路保护功能、10 kV 简易母差保护和线路保护功能、站间备用电源自投功能;一块通信板，实现主机和人机管理模块通信。人机管理模块属于站域保护一部分，用来实现模拟量开关量显示、定值管理、报文管理、录波管理、IEC61850 站控层规约等功能。

3.2 保护配置

变压器保护主要包括:

1)主保护功能:差流速断保护、差动保护、TA 断线告警或闭锁。

2)高压侧后备保护:复压方向闭锁过流，复压过流保护;零序方向过流保护，间隙零序过流、中性点过压，过负荷告警、过负荷启动风冷、过负荷闭锁有载调压。

3)中压侧后备保护:复压方向闭锁过流，复压过流保护，过负荷告警。

4)低压侧后备保护:复压方向闭锁过流、过负荷告警。

110 kV 线路主要配置三段式相间、接地距离保护，四段式零序方向过流保护，TV 断线过流、不对称故障相继速动、弱馈线路保护功能、故障录波、过负荷告警、三相一次重合闸及后加速。

35 kV、10 kV 线路配置三段式复压方向闭锁过流保护、过负荷保护、三相一次重合闸及后加速。

35 kV 及10 kV 简易母线保护配置基于GOOSE 报文的网络化简易母线保护站用电保护功能。

4 网络化简易母线保护

基于GOOSE 的简易母线保护由嵌入在变压器后备保护或母联(分段)装置中的动作元件、嵌入在母联(分段)或出线(包括线路、站用变、电容器、电抗器)保护装置中的闭锁元件组成，其关键在于能够区分收到的闭锁信号的出线源。若是正常出线发送的闭锁信号，则进行闭锁保护，等待出线保护切除故障，在出线开关失灵的情况下经延时开放简易母线保护跳开变压器低压侧开关;若为小电源出线发送的闭锁信号，那么不完全母线保护首先跳开发送闭锁信号的小电源出线，再加速跳开变压器低压侧开关，在变压器低压侧开关失灵的情况下经小延时快速跳开变压器各侧开关。所采用的闭锁跳闸信息为IEC61850 标准为基础的GOOSE 信号。开关量传输采用GOOSE 通道，模拟量的采用IEC61850 标准SMV (Sampled Measured Values)服务报文传输。基于IEC61850 通信规范基础的数字化变电站，可以实现二次设备之间互操作及信息共享，并实现一次设备智能化、二次设备网络化。

将GOOSE 应用于简易母线差动保护，解决了传统简易母线差动保护闭锁信号交互多、二次回路接线复杂的问题。母线保护二次回路的监视可以利用GOOSE 报文实现，大大提高了不完全母线的可靠性，解决了变压器低压侧故障切除时间较长情况下易损毁、变压器后备保护动作时间长会造成事故范围扩大的问题，保证了变压器和电力系统的安全稳定运行。

5 利用电流差动实现的站域保护

总体来说，此实现项目站域保护的范围为变电站与其相连其余变电站出线断路器内的范围，包括母线和与之相连的开关。通过分析变电站相关主设备发生故障的情况，对故障电气量特征进行分析后，基于电流差动原理，利用站域冗余信息建立保护判据，提出了一套变电站站域电流差动保护的实现方案。

利用差动保护原理简单、使用电气量单纯、保护范围明确、动作不需延时的特点，通过采集变电站母线、变压器、线路等主设备各侧的电流量，组成不同的保护原理和范围大小的差动区域，与现有母线、变压器、线路差动保护配合，选定永昌变出线线路电流量作为站内区域、相连辛街、柯街变电站全部出线线路电流量作为站外区域参与差动计算，故障位置由站外或站内总差动排除主保护元件确定。

发生故障时，根据采集电流量确定故障位置，通过站内区域电流差动计算、站外区域电流差动计算与主保护元件差动量比较得出。此时主保护与站域保护配合工作，在确定故障元件后，经过延时等待主保护动作和断路器跳闸，其中延时时间应考虑主保护动作时间和断路器跳闸时间。同时判断检测主保护是否动作、站域保护故障元件是否仍持续存在差流情况。若在相应延时内采集到故障元件主保护没有动作，则判断主保护拒动，由站域差动保护发出跳闸指令跳开故障元件。继续检测故障是否切除，若发出保护跳闸指令后故障仍存在，则认为故障元件断路器拒动，则由站域差动保护发失灵跳闸指令至故障切除。

6 结束语

站域保护是解决智能变电站中传统继电保护原理和配置缺陷的有效途径。本文在分析传统保护配置缺陷的基础上，阐述了站域保护原理和优势，以及站域保护的总体实现方案。最后，结合站域保护在110 kV 永昌智能变电站的实际应用，对基于GOOSE 报文的网络化简易母线保护进行了介绍，为站域保护的应用和推广，以及智能变电站技术的发展提供参考依据。

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