110 kV智能变电站的继电保护

110 kV智能变电站的继电保护
摘要：110 kV变电站是我国建设坚强智能电网战略的重要部分，研究110 kV智能变电站的继电保护配置和相关的跳闸、通信要求，对推动智能变电站建设有重要意义。

文章分析了智能电网发展对智能变电站的推动作用，介绍了智能变电站的技术特点，并结合具体的工程实践，谈了110 kV智能变电站的保护配置、跳闸、通信等问题。

关键词：110 kV；智能电网；变电站；继电保护
随着智能电网发展的不断深入，智能变电站在我国方兴未艾，成为我国变电站技术发展的主流方向。

工程实践表明，智能化变电站的众多技术分支中，继电保护对安全性、可靠性的要求是最高的，继电保护的安全性、速动性、可靠性也直接影响着智能变电站的运行，因此，对智能变电站的继电保护展开深入研究，是十分必要的。

1 智能变电站的相关技术特征
1.1 智能电网发展带动变电站技术革新
智能变电站是智能电网建设的重要标志，2009年，国家电网公司正式提出建设“坚强智能电网”的战略规划，智能变电站在建设“一强三优”电网的过程中，发挥着重要的作用。

智能电网的发展极大的推动了变电站技术进步，现代计算机技术、现代通信和网络技术为改变变电站目前监视、控制、保护和计量装置及系统分隔的状态提供了优化组合和系统集成的技术基础。

此外，数字化变电站所依赖的技术基础已经取得了长足的进步，实现数字化变电站已经具备了以下条件：
①随着电力设备技术的不断进步，系统中的关键一次设备也实现了智能化。

②与智能变电站发展相适应的新型互感器，包括电子式互感器和光互感器等，均已经研发成功并获得推广使用。

③更加高速和可靠的光纤以太网技术为智能变电站构建实时通信网络提供了有力支撑。

④面向对象的统一建模技术不断发展，解决变电站内设备的互操作问题成为可能。

⑤IEC 61850协议的制定与推广，为智能变电站全站构筑统一的平台提供了坚实的基础。

在此背景下，国家电网公司大量投资兴建智能变电站，从2009年至今，我
国新建的变电站基本上均为智能变电站。

1.2 智能变电站的技术特点
与传统变电站相比，智能变电站的技术特点集中体现在以下几个方面：
①基于IEC 61850的实行，智能变电站设备的互操作性大大提升，为变电站设备的交互提供了统一的平台。

②大量的电力光缆取代了传统的电缆，极大地降低了站内的接线工作量，提高了接线效率，提升了测量精度，提高信号传输的可靠性。

③从根本上解决抗干扰问题；应用电子式互感器解决传统互感器固有问题，电子式互感器由于自身结构的优化，不存在困扰传统互感器的TA断线、TA饱和、CVT暂态特性等问题。

由于不再采用电缆接线，因此也消除了电磁兼容、传输过电压和两点接地等问题。

2 智能变电站的继电保护架构体系
与传统变电站相比，智能变电站的继电保护架构更加简单明晰，全站都基于IEC 61850协议，设备之间通过统一的模型文件实现通信。

变电站可以可以划分为“三层两网”，即：站控层、间隔层和过程层的三层逻辑架构，以及两两之间构成的站控层网络与过程层网络。

其中，站控层网络的功能主要是实现整站的控制功能，包括保护定值的召唤、修改，以及录波文件的传送等，而过程层网络则主要实现整个中间过程，包括间隔层设备的模拟量、开关量传送，以及各类跳闸和闭锁信号的实现等，因此，过程层网络对智能变电站而言，是最关键的中间环节。

3 110 kV智能变电站的保护配置情况
目前，在国内已经兴建了多座智能变电站，220 kV及以上均为示范工程，但很多变电站严格意义上说，只实现了大部分的智能变电站功能，真正实现全站智能化的变电站还不多。

以某地区110 kV变电站为例，该变电站全站均采用了电子式互感器，在模拟量采样上，实现了一次设备智能化，但整站尚未建立一体化的智能平台。

如图1所示，某110 kV智能变电站的系统整体联网方案，110 kV变电站使用常规开关作为主开关，虽然未能实现智能变电站发展的最终独立组网要求，但其在自动化系统、继电保护配置、网络通信方面，都成功的实现了智能化配置，是目前110 kV智能变电站的典型代表。

如图1所示，变电站内过程层使用了GOOSE网和SV网方式，根据110 kV 变电站的需求，保护配置了所需要的母差保护装置、线路纵差保护装置、35 kV
分段保护、主变压器保护、故障录波装置等，此外，对110 kV母差、主变及智能终端，合并单元按双重化配置，均体现了智能变电站的配置要求。

3.1 110 kV线路保护
相对110kV智能变电站而言，应将站内保护、监测和控制功能综合为一体，根据间隔情况单套设置。

对线路的保护直接采样，直接跳到断路器；在GOOSE 网使用断路器失灵、重合闸等相关功能。

从SMV网络中获取线路MU的电流电压量，同时通过GOOSE网获取线路开关信号并实现对开关刀闸的遥控。

线路间隔内设有保护测控装置，仅与GOOSE网络进行交换信息，其余全部使用点对点连接，其数据传输方式是直接与合并单元和智能终端连接，期间对数据进行打包，再由光纤传送到SV网，同时传送给保护测控装置；如遇跨间隔信息接入保护测控装置，则使用GOOSE网传输。

3.2 110 kV变压器保护
110 kV主变差动及后备保护测控一体化装置，分别以光纤直联的方式接入三侧合并单元（MU）的电流电压量；与三侧智能终端也是以光纤直联的方式接入开关量信号并实现跳闸和遥控，主变后备保护动作通过GOOSE网实现对主变三侧分段开关的跳闸。

3.3 110 kV母联（分段）保护
母联保护与线路保护基本相同，但结构上更简单。

母联保护装置与合并单元、智能终端直接相连，不必进行数据交换，就可以实现直接采样、直接跳闸；并且母联保护装置、合并单元、智能终端，都可以经过彼此独立的GOOSE网和SV 网，实现跨间隔传输信号。

从SMV网络中获取分段MU的电流电压量，同时通过GOOSE网获取分段开关信号并实现对开关的跳合闸以及刀闸的遥控。

3.4 保护跳闸
对于单间隔及需要快速动作的保护应直接跳闸。

对于涉及多间隔的保护，采用GOOSE网络方式跳闸，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。

以下保护采用直接跳闸：
①主后一体化保护测控跳主变各侧开关及开关量采集；
②110 kV线路保护测控跳本侧开关及开关量采集；
③母联保护测控跳本侧开关及开关量采集。

以下保护采用GOOSE网跳闸：
①主后一体化保护测控跳各侧母联；
②110 kV线路保护测控跳小电源线；
③110 kV线路测控开关量采集；
④110 kV备自投保护跳闸；
⑤低频低压减载保护跳闸。

3.5 保护采样
保护采样均采用61850-9-2规约。

以下保护采用直接采样：
①主后一体化保护测控采样；
②110 kV线路保护测控采样；
③母联保护测控装置采样；
④电度表采样。

以下保护采用SMV网络采样：
①110 kV备自投保护采样；
②110 kV线路测控采样；
③低频低压减载保护采样；
④故障录波采样。

4 结语
智能变电站技术是一个综合性和技术性很强的领域，智能变电站内部保护的运行不是孤立的，变电站的技术发展受到电网架构、变电站选址、站内设备运行情况、电力网络通信情况等各种外部因素的影响，不断学习110 kV智能变电站的继电保护技术，熟悉智能变电站从巡视、操作到维护、故障处理的知识，对提升变电站整体水平，加强设备安全可靠性具有重要意义，随着智能电网的发展，智能变电站继电保护的运行技术仍需要电力系统专业技术人员不断探索和学习。

参考文献：
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