新一代110kV智能变电站站域?；ぜ际跹芯?/h1>

更新时间：2018-06-25      点击次数：4151

为了能够更好地分析新一代智能变电站站域保护与常规继电?；ぶ涞那?，本文在对站域保护研究现状、功能配置和功能原理方面进行介绍的基础上，经过现场实验对某110kV线路冗余?；ず捅涞腿哂嗪蟊副；さ男阅芙蟹治?。结果表明，新一代智能变电站站域?；つ芄桓玫囟远蜗低辰斜；ぁ?/p>

近年来，随着我国以特高压为骨干网架的各级电网迅速协调发展，逐步形成了以信息化、自动化和互动化为主要特征的智能电网[1]。继电保护作为电网安全稳定运行的道防线，必须适应甚至超前电网的发展需求[2]。

与传统智能变电站相比，新一代智能变电站采用了层次化?；た刂葡低常饕删偷丶侗；た刂芠3]、站域级?；た刂坪凸阌蚣侗；た刂?个层次构成[4]。其中站域级保护控制面向单个被?；ざ韵?，利用站内多个对象的电气量、开关量和就地级?；ど璞缸刺刃畔?，集中决策，实现?；さ娜哂嗪陀呕?，完成并提升变电站层面的安全自动控制功能，同时也可作为广域保护控制的子站。

站域?；た刂葡低匙魑愦位；は低车墓丶方冢酆侠昧苏灸诙嗉涓粝呗?、元件的电气量和开关量信息，不仅能够实现故障点的快速、准确和可靠隔离，而且实现了站内冗余后备保护、优化后备?；ぜ鞍踩远刂芠5]。

站域?；た刂瓶梢曰袢《喔黾涓艋蛉拘畔?，比间隔保护得到的信息更多，可对现有?；は低辰胁钩浜陀呕６?10kV及以下电压等级没有配置双重化保护装置的系统，可进行集中冗余?；?，同时可实现全站备投、低频低压减载装置、断路器失灵?；さ裙δ?。

本文在对站域?；ぱ芯肯肿春拖低吃斫蟹治龅幕∩希栽顺鞘心?10kV线路进行现场冗余保护和变低冗余后备?；な笛榉治?，对比分析了站域保护同常规微机型继电保护的特性差异。结果表明，新一代智能变电站站域?；は低衬芄挥行У囟怨收辖屑觳獠⒖刂疲岣吡吮；さ目煽啃?。

1 站域?；さ难芯肯肿?/strong>

目前站域?；し绞街饕治?集成)式?；ず头植蓟?网络化)?；ち街帧?/p>

文献[6]提出了一种在逻辑上采用两层配置方案的集中式?；?，即以差动?；の鞯牡ピ；つ？樽魑涓艏侗；?，以基于拓扑理论的网络保护?？樽魑鞠低臣侗；?。文献[7-8]提出了一种采用统一软硬件平台，并配置?；?、测量和控制等功能的数字化集中式?；ぷ爸谩?/p>

文献[9]提出了一种以多功能?；た刂破鱉PCU为核心的数字化集成?；び肟刂葡低矰IPC。文献[10-12]设计了应用于110kV数字化变电站的集成?；ぱ?，研究了集成保护对传统线路?；?、变压器保护等功能的改进，并就过程层网络通信系统的实时采样、数据同步及可靠传输做了相关分析。文献[13]对智能变电站中分布式网络化保护进行定义并指出了其应用范围，即在?；ど鲜迪址植际侥赶弑；ぃ诳刂粕鲜迪滞缁缸酝都暗推档脱辜踉?。

文献[14]提出了一种无主站式的分布式母线?；し桨?，各母线间隔保护单元通过可靠性较高的环形网络交互数据，发生故障时只需将相应回路断开，而不会引起整条母线的停电。

2 新一代站域?；すδ芘渲?/strong>

站域?；び肟刂谱爸没谥悄鼙涞缯竟滩阃缡莨蚕恚ü缃邮盏缙坎裳?网采)，发出跳合闸等控制命令(网跳)。站域?；び肟刂谱爸迷谥悄鼙涞缯局械奈恢眉岸酝庑畔⒔换ト缤?所示，其采集全站过程层与站控层网络的信息数据，完成就地级保护的冗余后备、优化后备及安全自动控制，同时具备独立的通信接口，支持广域通信，完成广域保护控制系统的子站功能。

图1 站域?；び肟刂谱爸?/p>

新一代智能变电站中站域?；び肟刂谱爸玫墓δ芘渲弥饕ㄈ哂啾；ぁ⒂呕蟊副；?、安全自动控制和广域保护控制的子站功能，见表1。从表1的功能配置表可以发现，站域?；ぶ腥哂啾；ぶ话缘ヌ着渲帽；さ娜哂?，若主变?；ひ丫鼗渲?，则站域保护控制装置中不宜再配置冗余。

站域?；び肟刂谱爸弥腥哂啾；すδ懿缓呗纷萘；ぃ饕蚴牵孩偻ǖ篮投圆嗌璞覆恢С?，若要支持，则需增加大量设备和工程量;②若含线路纵联?；ぃ蛘居虮；せ嵬ü呗饭亓喔稣?，复杂程度大大增加，影响范围较大。

站域保护与控制装置中不需要包含10kV间隔?；さ娜哂?，主要原因是10kV间隔采用传统互感器和“lliu合一”装置，无独立的合并单元和智能终端，若站域?；ぷ爸檬迪?0kV间隔保护，则其采样和出口同样要经过“多合一”装置，“多合一”装置因故退出运行时，站域保护起不到冗余作用。

表1 站域?；さ墓δ芘渲帽?/p>

3 站域?；すδ茉?/strong>

3.1 采样与跳闸方式

无论在智能变电站还是常规变电站，就地级?；ぷ爸镁捎弥辈芍碧姆绞浇泄ぷ?，而站域?；げ捎猛赏姆绞浇泄ぷ?。因本文着重强调智能变电站中的保护方式，故对智能变电站中直采直跳和网采网跳进行比较。

1)直采直跳是指智能电子设备间不通过交换机而以点对点连接方式直接进行采样值传输和跳合闸信号的传输，其工作原理如图2所示。

该方法的优点是，?；ぷ爸貌灰览涤谕獠慷允毕低呈迪制浔；すδ?，避免了组网方式下交换机引起的采样和跳闸信息不确定性延迟。缺点是保护装置光口数量多，使二次回路光纤连接复杂。

图2 直采直跳工作原理图

2)网采网跳是指智能电子设备间经过交换机的方式进行采样值传输共享和跳合闸信号的传输，通过划分VLAN的方式避免信息流过大，其工作原理图如图3所示。

该方法的优点是，?；ぷ爸猛ü缡迪中藕攀淙胧涑?，有效地减少了母线?；?、主变压器保护等跨间隔?；ぷ爸玫墓饪谑?，简化了二次回路光纤连接。缺点是多间隔数据同步依赖于对时系统及网络，网络化信息交互存在延时。

3.2 110kV线路冗余保护

110kV线路就地级?；ひ话愕ヌ着渲?，当?；ひ蚬释顺鲈诵惺保?10kV线路会失去保护。因此，站域保护控制装置中配置110kV线路保护，作为就地级保护的冗余。但由于通信通道限制等原因，站域保护中线路保护不考虑纵联?；?，其他如距离?；ぁ⒘阈蚬缌?、重合闸、手合后加速等?；すδ芡偷丶断呗繁；ひ恢?。

图3 网采网跳工作原理图

3.3 变压器优化后备保护

220kV及以上系统设计时，就地化的变压器?；ぞ凑罩骱笠惶逅鼗纳杓圃蚺渲?，任一套变压器?；ひ蚬释顺鲈诵校换岫员溲蛊鞯脑诵性斐捎跋?。110kV及以下系统就地化的变压器?；ぞ凑罩骱笠惶逅鼗渲没蛘咧骱蠓种玫谋；づ渲?，任一套?；ど璞竿顺觯换岫员溲蛊髟诵性斐捎跋?。

基于上述原因以及站间信息共享和协同?；ぜ际酰居虮；ざ员溲蛊骱蟊副；そ胁钩洌ü嗔诩涓舯；さ谋账图铀俦；だ刺嵘溲蛊骱蟊副；さ男阅?。

变压器低压侧后备过电流?；ざ髑谐收?，动作延时较长，会对一次设备造成伤害。采用简易母线?；た煽焖偾谐收?，以减少变电站低压母线短路故障对开关柜和变压器的危害。

母线区外故障时，低压侧出线等相关?；つ芄环⒊鲂藕疟账蛞啄赶弑；?母线区内故障时，低压侧出线等相关?；げ环⒊霰账藕?，简易母线?；た梢钥焖俣髑谐溲蛊鞯脱共喽下菲鳌５脱共嗳绻行〉缭?，那么当母线区内故障时，简易母线保护会经延时跳开低压侧小电源，再经延时跳开低压侧断路器。

简易母线?；と∽阅赶逿V，可实现复合电压闭锁(低电压、负序电压)，电流取自变压器低压侧断路器三相TA，简易母线保护为复合电压闭锁过电流保护。

4 站域?；は殖》治?/strong>

为了能够较好地对比分析新一代站域?；び氪澄⒒图痰绫；さ男阅懿钜?，本文以110kV线路冗余保护和变压器中压侧冗余后备?；の醒橹?。

4.1 110kV线路冗余保护案例

以110kV线路东中线145为例，在整定计算中，110kV线路1冗余保护定值与145就地级线路?；ざㄖ?一致，将两套?；ぞ度朐诵校谕脑诵凶刺?，比较二者重合后加速情况下的?；ざ餍形?。

由于无法直接对电子式互感器输入电流，只能通过对一次设备进行升流试验来模拟线路中的故障状态，故通过PT断线相过流?；だ囱橹は呗啡哂啾；な迪值目赡苄浴T断线相过流定值为0.4A，时间为0.2s，?；ざ髡楸ǜ娑员燃?。

通过二者动作情况比较，站域保护110kV冗余?；そ霰?45就地级线路?；ざ魍?ms，动作行为正确，但是在故障电压相同的情况下，站域?；さ墓收系缌魑?.51A，零序故障电流为0.50A，远远小于就地级?；さ墓收系缌?20.27A和零序故障电流119.14A;且对于故障的测距也更加。

由此可见，110kV冗余保护具备线路?；さ姆从λ俣?，可作为110kV线路?；さ暮蟊副；?，动作值、动作时间、动作逻辑符合国家电网公司企业标准GDW 11053—2013《站域?；た刂葡低臣煅楣娣丁分卸杂诩蛞啄赶弑；さ囊笕缦拢憾髦翟市砦蟛畈淮笥?plusmn;5%或 ±0.02IN，延时允许误差不大于±1或±40ms的要求。

表2 保护动作整组报告对比

4.2 变压器中压侧冗余后备?；?/p>

简易母线?；さ缪谷∽阅赶逿V，可实现复合电压闭锁(低电压、负序电压)，电流取自变压器中压侧、低压侧断路器三相TA，简易母线?；の春系缪贡账缌鞅；?，图4所示为简易母线保护主接线示意图。下面以图4所示示意图中故障点进行主变中压侧故障和中压侧线路故障为例进行分析。

1)2号主变中压侧分支K1故障

当2号主变中压侧分支K1故障时，TA4处检测到故障电流超过简易母线?；ざㄖ担椅尥獠肯呗繁；け账跫?，简易母线保护动作出口跳闸本支路4DL。为了验证简易母线?；ざ骺煽啃?，本文在变电站中模拟主变中压侧故障，2号主变中压侧简易母线定值设置见表3。

图4 简易母线?；ぶ鹘酉呤疽馔?/p>

表3 2号主变中压侧简易母线定值

将2号变中压侧342开关(4DL)及中压侧分段340开关(11DL)合上，对1号主变中压侧合并单元输入故障电流，由于中压侧简母延时3不投入，故将故障时间设置为550ms。采用中元华电CAPP2008故障分析软件对站域?；ざ鞑ㄐ谓蟹治?，如图5所示。

图5 母线保护动作情况及录波波形

由图5可见，0ms时简易母线?；ふ槠鸲?199.5ms站域?；?号主变中压侧简母延时1动作，跳开1号主变中压侧分段340开关;499.5ms时中压侧简母延时2动作，跳开1号主变中压侧341开关，动作值、动作时间、动作逻辑符合企业标准中对于简易母线保护的要求。

2)2号主变出线L1中K2处故障

当2号主变中压侧出线L1中K2处出现故障时，由于6DL处配置有线路?；ぷ爸?，其过流?；て鸲藕磐ü鼼OOSE送至站域?；ぷ爸帽账?号主变简易母线?；ぃ?号主变简易母线保护被闭锁，可靠不动作。本文以35kV线路开关分位和合位情况下模拟线路故障情况。

表4 中压侧简易母线保护定值

表5 35kV线路3405?；ざㄖ?/p>

(1)当35kV线路开关处于分位时

对2号主变中压侧342开关与35kV线路3405开关共同施加8.7的故障电流，故障持续时间为700ms。动作情况及故障录波如图6所示。0整组起动，14.5ms外部闭锁1开入(3405?；て鸲疓OOSE信号关联站域?；さ闹醒共嗤獠勘账?)，15ms整组起动结束，外部闭锁信号持续至故障消失。

图6 3405分位简易母线?；ざ骷奥疾úㄐ?276)

由图6可见，当3405线路出现故障时，3405保护装置整组?；て鸲?，3405保护向站域保护发外部闭锁信号开入，从而闭锁2号主变中压侧简易母线?；?，直至故障消失，不致出现因某线路故障而致整条母线掉闸的事故发生。

(2)当35kV线路开关处于合位时

定值保持不变，将3405开关合上，其动作行为和录波波形如图7所示。

图7 简易母线?；ざ髑榭黾奥疾úㄐ?473)

3405?；ぷ爸枚鳎?405开关，同时向站域?；しOOSE闭锁命令，但是保护动作只能闭锁站域?；?00ms，若200ms后故障还没有切除，则此时站域保护整组起动，由于故障还未结束，所以简母延时1动作跳开中分段开关。

5 结论

本文研究成果成功应用于山西某新一代智能变电站，创新了智能变电站继电?；つＪ?，实现了从面向元件向面向系统转变，从面向对象向面向功能转变，提升了?；た煽啃?、灵敏性与选择性。通过研究得到以下结论。

1)本文主要针对110kV线路冗余?；ず捅涞腿哂嗪蟊副；さ男阅芙辛朔治?，实验结果表明，新一代智能变电站站域?；つ芄桓玫囟远蜗低辰斜；ぁ?/p>

2)站域?；た刂谱爸妹植沽司偷丶侗；さ牟蛔悖沟缌ο低车谋；び肟刂乒δ芨油晟?。站域?；た刂谱爸玫耐乒阌τ每赏徊教岣咧悄鼙涞缯炯暗缤踩榷ㄔ诵兴剑弑赶灾木糜肷缁嵝б?。

3)站域?；た刂谱爸媚芄徊杉镜哪Ｄ饬亢涂亓啃畔?，可识别变电站的拓扑结构，采用合适的算法和控制策略可使其?；ば阅芙徊教嵘?。

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