就地化保护挂网运行方案研究与实践

侯伟宏，徐 昱，王坚俊，裘愉涛，徐丹露

（1.国网浙江省电力有限公司杭州供电公司，杭州 310009；2.国网浙江省电力有限公司，杭州 310007）

0 引言

随着特高压交直流输电技术的快速发展，电网特性呈现出诸多新特点，对继电保护运行控制技术提出更高要求。从当前智能变电站运行情况来看，继电保护可靠性和速动性有所降低，这对电网安全稳定运行造成了不良影响[1-3]。近年来，国网公司在充分考虑继电保护“四性”原则基础上，稳步推进就地化继电保护技术方案的研究、标准建设、设备研制、专业检测，并积极开展就地化保护挂网试运行工作，为就地化保护整站试点工作积累经验[4-17]。

本文以国网就地化保护挂网运行试点110 kV余塘变电站（以下简称“余塘变”）为例，介绍了110 kV挂网变电站拓扑结构，挂网技术原则、实施方案等内容，通过挂网运行进一步验证就地化保护技术成熟度、装置可靠性，同时充分积累运行管理经验，为就地化继电保护技术在全国范围试点提供技术和经验借鉴。

1 110 kV挂网变电站简介

110 kV余塘变为电缆采样、电缆跳闸方式的常规户内GIS变电站，110 kV侧采用内桥接线，10 kV侧单母分段接线，站内110 kV主变压器（以下简称“主变”）2台，均为两圈变，其中1号主变低压侧单分支，2号主变低压侧双分支，站内电气主接线如图1所示。

变电站2回110 kV进线断路器及母分断路器CT（电流互感器）变比为400-800/5A，2回进线断路器CT各有2组备用绕组，母分CT无备用绕组。1号、2号主变高压侧套管CT变比为400-800/5A，有1组备用绕组，低压侧断路器CT变比均为4 000/5 A，无备用绕组。1号主变、2号主变分别配置独立的差动保护、后备保护，变电站监控系统采用103通信规约。

2 挂网技术原则

根据国网公司《220 kV及以下电压等级就地化保护挂网设备组屏及现场布置方案》，并结合110 kV余塘变实际情况，形成如下就地化保护挂网技术原则：

（1）原则上不破坏原有变电站网络，就地化保护独立组网；尽可能不影响原有继电保护装置回路（仅考虑CT绕组串接及电压并接）。

（2）本期挂网保护设备信号状态，保留远景投入跳闸的条件，预留相应的操作箱及保护接口。

（3）具备远程信息监视及数据调取的功能，挂网设备接入相应保护信息主站。

（4）具备设备运行环境监视及统计功能（温湿度传感器），按照国调中心要求生成就地化保护运行情况报表。

由于110 kV余塘变为户内变电站，户内运行环境下装置散热条件要低于户外环境，整体运行环境良好，本站重点验证高防护就地化保护在户内运行环境下的可靠性，同时重点考虑以下因素：

（1）探索并试点就地化保护在户内GIS站的安装方式。

（2）探索站域保护与就地化保护的协同。

（3）探索就地化保护和站域保护在后备保护功能优化的创新。

（4）就地化保护装置的少配置、少整定、少维护。

3 挂网实施方案

根据挂网总体技术原则，110 kV余塘变就地化保护挂网设备有：110 kV就地化母线保护、110 kV就地化变压器保护、110 kV就地化线路保护、站域保护、小型化操作箱、管理单元、公用测控装置和交换机，如表1所示。

3.1 总体方案

110 kV余塘变就地化保护挂网总体方案如图2所示。

（1）选取1号主变作为110 kV就地化变压器保护挂网试运行间隔，主变高压侧和低压侧各配置一台子机。为降低安装难度，主变低压侧子机与高压侧子机采用集中安装方式，均安装于主变支架。

（2）选取110 kV 1号线路作为110 kV就地化线路保护挂网试运行间隔，不配置纵联光纤通道，以距离保护为主保护。

（3）新增1台110 kV就地化母线保护装置，采集两段母线电压，同时采集2回110 kV进线断路器CT、主变高压侧套管CT以及110 kV母分断路器CT电流。

（4）就地化线路保护与就地化母线保护共用一个支架，该支架的转接盒内配置一台就地化小型操作箱。

图1 110 kV余塘变主接线

表1 挂网设备清单

图2 110 kV余塘变就地化保护挂网总体方案

（5）就地化保护挂网试运行设备采用支架安装方式，支架安装于GIS汇控柜旁，保护装置经转接盒后通过航插直接进汇控柜（汇控柜背面需开孔）。

（6）转接盒内配置操作箱、空开、压板、转接端子，实现保护装置与操作箱的互联，有效减少汇控柜内端子数量，降低汇控柜内接线难度，提高检修运维的便捷性。

（7）在继电保护小室内安装1面智能管理单元屏，用于接入就地化保护信息，屏柜内设备包括1台智能管理单元、1台交换机、折叠式显示器和故录网分一体化装置。折叠式显示器可在智能管理单元和故录网分一体化装置切换显示。智能管理单元直接上送主站，通信规约采用IEC 61850。

（8）在继电保护小室内安装1面站域保护屏，屏内设备包括1台站域保护和1台公用测控，公用测控用于接入就地化保护告警接点及环境监测信息并转发给就地化保护管理单元和站内原有监控。站域保护通过就地化保护专网获取采样数据，并接入原有站内监控。

（9）就地化保护安装处安装温湿度传感器用于环境监测，传感器采用立杆安装。

3.2 回路方案

3.2.1 电流回路

110 kV进线断路器CT、主变套管CT和1号主变低压侧有备用绕组，将挂网试运行保护接入备用CT绕组，如图3所示。

图3 110 kV进线断路器CT接入方式

110 kV母分断路器无备用CT绕组，就地化母线保护和主变保护需与在运行的母分过流保护串接，如图4所示。

3.2.2 电压回路

由于110 kV及10 kV为单母分段接线，不用电压切换回路，仅采用变电站原有电压并列回路，如图5所示。

3.2.3 电源及开关量回路接入

就地化保护装置电源及相关开关量回路遵循以下原则：

图4 110 kV母分开关CT接入方式

图5 就地化保护电压接入方式

（1）就地化保护装置直流电源由直流分电屏单独供给，不与原有保护共用。

（2）就地化保护装置接入断路器跳闸位置与压力低闭锁重合闸信号由断路器操作机构提供。

（3）就地化保护装置故障和运行异常告警信号通过节点信号接入新增公用测控装置，不与原监控系统通信。

（4）就地化线路保护装置的跳闸接点接入新上小型化操作箱，由操作箱提供接点接入原有故障录波系统。

3.2.4 光纤回路

就地化保护装置对外连接采用双端预制光缆，一端为航空插头，一端为光纤头。挂网装置的保护专网光纤头接入支架转接盒中的光端子，再通过尾缆接入智能管理单元屏中的交换机，如图6所示。

3.3 网络方案

就地化保护装置信息上送、环境监测信息上送流程如图7所示。

3.3.1 就地化保护信息上送方案

图6 光纤通信回路接入方式

图7 就地化保护装置相关信息上送流程

就地化保护装置不与站内原有监控后台和远动机直接通信，新增就地化保护智能管理单元PSX689（单套配置），配置独立的SV（采样值）、GOOSE（面向通用对象的变电站事件）、MMS（制造报文系统）三合一保护专网（单网配置），用于接入就地化保护装置信息。考虑到不影响原有监控系统，智能管理单元直接与调度端通信，将就地化保护的遥信变位、事件、告警信息以及智能管理单元与就地化保护之间的通信状态信息上送至地调、省调、网调和国调。

图8 保护管理单元组网示意

智能管理单元与调度通信方案：智能管理单元与站内保护信息管理子站相互独立，新增远传通道，采用IEC 61850规约与调度通信，各级调度为智能管理单元分配IP地址。

3.3.2 环境监测信息上送方案

就地化保护装置挂网试运行时，需对周边环境进行监测，并将信息上送调度；在挂网试运行保护装置周围（离地1 m间距；离挂网装置30 cm以上，不超过1 m）设置1套户外温湿度传感器，采用立杆安装方式。

户外温湿度输出4～20 mA信号，接至就地化保护支架端子排，通过常规电缆接入就地化管理单元柜内的公用测控装置，公用测控将就地化保护运行状态信息和周边环境监测信息转发给就地化保护管理单元（就地化保护管理单元每15 min记录一次就地化保护运行状态信息和环境监测信息，每星期自动生成报表；定期上报国调）。

同时，公用测控接入站内原有监控系统，将就地化保护运行状态信息和周边环境监测信息转发给站内原监控系统和远动装置。

4 结语

继电保护作为电力系统安全稳定运行的第一道防线，其迅速、可靠动作对于保障电力系统安全稳定运行至关重要。国网公司在充分考虑继电保护“四性”原则基础上，稳步推进小型化、免维护的新一代继电保护技术，逐步实现以就地化保护为基础的新一代继电保护体系架构及不同电压等级电网就地化保护方案和实现技术。

本文以国网公司就地化保护挂网试运行110 kV余塘变为例，系统性介绍了110 kV变电站就地化保护挂网技术方案，通过挂网运行全面验证就地化即插即用保护装置性能和110 kV变电站就地化保护整站方案可行性，为就地化继电保护技术在全国范围试点提供技术和经验借鉴。