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：3946

为了能够更好地分析新一代智能变电站站域?；び氤９婕痰绫；ぶ涞那?，本文在对站域?；ぱ芯肯肿?、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；?。

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?；ぷ魑缤踩榷ㄔ诵械牡婪老撸匦胧视ι踔脸暗缤姆⒄剐枨骩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ⅲ芯霾撸迪直；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?；た刂频淖诱?。

站域保护控制系统作为层次化?；は低车墓丶方?，综合利用了站内多间隔线路、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?；さ玫降男畔⒏啵啥韵钟斜；は低辰胁钩浜陀呕?。对110kV及以下电压等级没有配置双重化?；ぷ爸玫南低?，可进行集中冗余?；ぃ笨墒迪秩颈竿?、低频低压减载装置、断路器失灵保护等功能。

本文在对站域保护研究现状和系统原理进行分析的基础上，对运城市某110kV线路进行现场冗余?；ず捅涞腿哂嗪蟊副；な笛榉治?，对比分析了站域?；ね９嫖⒒图痰绫；さ奶匦圆钜?。结果表明，新一代智能变电站站域保护系统能够有效地对故障进行检测并控制，提高了?；さ目煽啃浴?/p>

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)保护两种。

文献[6]提出了一种在逻辑上采用两层配置方案的集中式?；ぃ匆圆疃；の鞯牡ピ；つ？樽魑涓艏侗；?，以基于拓扑理论的网络保护模块作为全站系统级保护。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保护装置。

文献[9]提出了一种以多功能保护控制器MPCU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保护样机，研究了集成?；ざ源诚呗繁；?、变压器?；さ裙δ艿母慕?，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；?，在控制上实现网络化备自投及低频低压减载。

文献[14]提出了一种无主站式的分布式母线?；し桨福髂赶呒涓舯；さピü煽啃越细叩幕沸瓮缃换ナ?，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 新一代站域保护功能配置

站域?；び肟刂谱爸没谥悄鼙涞缯竟滩阃缡莨蚕?，通过网络接收电气量采样数据(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?；た刂频淖诱竟δ?，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；さ娜哂啵糁鞅浔；ひ丫鼗渲?，则站域?；た刂谱爸弥胁灰嗽倥渲萌哂?。

站域?；び肟刂谱爸弥腥哂啾；すδ懿缓呗纷萘；?，主要原因是：①通道和对侧设备不支持，若要支持，则需增加大量设备和工程量;②若含线路纵联保护，则站域?；せ嵬ü呗饭亓喔稣荆丛映潭却蟠笤黾?，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?；?，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?；て鸩坏饺哂嘧饔谩?/p>

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，就地级保护装置均采用直采直跳的方式进行工作，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埽苊饬俗橥绞较陆换换鸬牟裳吞⑿畔⒉蝗范ㄐ匝映?。缺点是?；ぷ爸霉饪谑慷啵苟位芈饭庀肆痈丛印?/p>

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保护装置的光口数量，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?；た刂谱爸弥信渲?10kV线路保护，作为就地级?；さ娜哂?。但由于通信通道限制等原因，站域?；ぶ邢呗繁；げ豢悸亲萘；ぃ渌缇嗬氡；?、零序过电流、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?；?/p>

220kV及以上系统设计时，就地化的变压器保护均按照主后一体双重化的设计原则配置，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?，不会对变压器运行造成影响。

基于上述原因以及站间信息共享和协同?；ぜ际?，站域保护对变压器后备?；そ胁钩?，通过相邻间隔保护的闭锁和加速?；だ刺嵘溲蛊骱蟊副；さ男阅堋?/p>

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，低压侧出线等相关保护能够发出信号闭锁简易母线?；?母线区内故障时，低压侧出线等相关?；げ环⒊霰账藕牛蛞啄赶弑；た梢钥焖俣髑谐溲蛊鞯脱共喽下菲?。低压侧如果有小电源，那么当母线区内故障时，简易母线?；せ峋邮碧脱共嘈〉缭?，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?；の春系缪贡账缌鞅；ぁ?/p>

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保护为例进行验证。

4.1 110kV线路冗余?；ぐ咐?/p>

以110kV线路东中线145为例，在整定计算中，110kV线路1冗余?；ざㄖ涤?45就地级线路保护定值*一致，将两套保护均投入运行，在同样的运行状态下，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断线相过流保护来验证线路冗余?；な迪值目赡苄?。PT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冗余保护仅比145就地级线路保护动作晚1ms，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，远远小于就地级保护的故障电流120.27A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；ぃ髦?、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保护

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?；ぶ鹘酉呤疽馔肌Ｏ旅嬉酝?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蟹治觯缤?所示。

图5 母线?；ざ髑榭黾奥疾úㄐ?/p>

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?；さ囊?。

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送至站域保护装置闭锁2号主变简易母线保护，2号主变简易母线?；け槐账?，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?；ざㄖ?/p>

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保护起动GOOSE信号关联站域保护的中压侧外部闭锁1)，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?；は蛘居虮；し⑼獠勘账藕趴耄佣账?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?，跳开3405开关，同时向站域保护发GOOSE闭锁命令，但是?；ざ髦荒鼙账居虮；?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保护模式，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?；た煽啃浴⒘槊粜杂胙≡裥?。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；?。

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?。站域保护控制装置的推广应用可望进一步提高智能变电站及电网安全稳定运行水平，具备显著的经济与社会效益。

3)站域?；た刂谱爸媚芄徊杉镜哪Ｄ饬亢涂亓啃畔ⅲ墒侗鸨涞缯镜耐仄私峁?，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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