智能變電站就地化繼電保護的配置及校驗

李廿唐，張帥

（國網湖北省電力有限公司宜昌供電公司，湖北宜昌 443000）

1 引言

智能變電站以全面自動化設施為依托，由智能高壓設備和變電站統一信息平臺兩部分組成，具有智能控制變電設施、自動識別設備薄弱環節、實時預警電能安全等重要功能[1-2]。智能變電站具有良好的交互性和可靠性，且運行過程具有低碳環保效果，而對變電站進行保護可減少保護裝置運維和檢修成本。但當前的智能變電站的保護動作時間較長，導致了合并單元和智能終端等受電磁干擾而更容易發生各種故障[3]。在此背景下，提出取消變電站保護裝置的合并單元和智能終端，對智能變電站實現就地化繼電保護配置。

2 智能變電站就地化繼電保護框架及配置設計

110 kV 變電站就地化繼電保護具有雙套變壓器保護配置，單套保護配置包括線路保護和母線保護配置，并接入保護專網。同時，變電站的智能管理單元下接保護專網，上接站控層網絡。另外，采用與常規站相同的開關操作柜管理10 kV 和35 kV 保護調控裝置，該保護調控裝置上接站控層網絡。具體框架示意圖如圖1 所示。

圖1 110 kV變電站就地化繼電保護框架

從圖1 可以看出，變電站的保護子機安裝在室外就地化柜。因此，面板信號配置為3 個信號燈，信號燈1 表示運行，為綠色，燈亮表示裝置運行，燈滅表示裝置故障處于無保護；信號燈2 表示異常，為紅色，燈亮表示警告信號，燈滅表示運行正常。其中，信號燈1 和信號燈2 為非自保持狀態。信號燈3表示動作，為紅色，呈自保持狀態，燈亮表示保護有跳閘或合閘輸入，燈滅表示保護裝置沒有跳閘或合閘輸入。其中，線路保護、變壓器保護、母線保護以及智能管理單元等裝置的配置要點如下。

線路保護裝置的縱聯通道為單通道，通信由標準連接器實現。其雙重配置相互獨立且具有完整的主要保護和后備保護能力，且具備SV、MMS 和GOOSE 輸出公共端口，并通過標準連接器發布給保護專網。通過標準連接接口進行直采和直跳，除了采集間隔互感器的二次電流、線路同期電壓以及母線的三相二次電壓，還通過連接器向保護專網發送間隔下的跳閘信號和其他信號。同時通過標準的電纜線連接器接口接收開入量必要信息，具備輸送4 kHz 采樣率SV 數據能力，實現采樣同步化。

變壓器首先采用光纖雙向雙環網實現元件保護各子機之間的數據通信和交互，且各子機采用無主模式完成數字量和模擬量的采集。每個子機配備有一樣的保護定值，在獨立完成所有保護功能后，自行判斷是否作用相應的開關，并發送GOOSE 信號。輸出公共端口同線路保護一樣，采用光纖接口。其次，所有子機采用電纜直采和直跳方式通過GOOSE 網絡實現與其他設備間的啟動和閉鎖等信號的通信。子機保護功能的配置對時接口，不額外采用外部對時系統。另外，變壓器保護的子機按側配置，由高壓側子機、中壓側子機、低壓1 側和2側子機以及間隙子機構成。

母線保護為積木式設計，由多個相同的子機構成，且各子機之間通過獨立環網相連接，直接采樣和跳閘。每個子機所接支路屬性固定，且固定采集8 個間隔的模擬量、相應間隔的跳閘出口和開關量。另外，所有子機接收來自其他子機采集的模擬和數字量信息將由環網實現，且采用GOOSE 網絡專網傳輸，能夠獨立完成失靈啟動、失靈聯跳等保護功能。

智能管理單元的裝置界面集中顯示，且為每個裝置設有“遠方/ 就地”按鈕選項的軟壓板，在執行操作時對該元件保護的所有子機保護自動同步。其次，能夠獨立管理就地化繼電保護模型，形成包含智能管理單元自身模型的SCD 保護文件，并提供相關的SCD 供后臺監控和其他設備使用，但其是SCD文件的唯一管理接口，能夠對SCD 文件進行檢查。同時，智能管理單元支持備份區管理、一鍵備份或下裝操作，且進行操作時不需要投入檢修壓板。此外，智能管理單元還能通過分析各個裝置的報警、檢測等數據，評價裝置的工作狀況，并通過分析檢測數據對故障實現預警。最后，智能管理單元進行定值比較，召喚出對應保護裝置的故障錄波文件，并分析故障錄波的波形。

保護裝置在全站均配備有保護設備專網，所有線路、變壓器和母線的就地化繼電保護之間的信息交互均通過專網進行。同時，智能管理單元根據電壓等級的雙重配置集中管理設備信息，從而參與保護裝置與監控間的信息交換。另外，專網之間獨立運行，異?；ゲ挥绊?。

3 智能變電站就地化繼電保護配置的校驗分析

選擇在某110 kV 變電站進行就地化保護掛網試運行，并對提出的就地化繼電保護裝置進行了性能校驗。為了實現采樣、報警信息和狀態等的實時顯示，在變電站主控室內安裝了一套就地化繼電保護智能管理單元和公用測控裝置，并進行參數、定等的設定操作。在此基礎上，進行就地化繼電保護裝置的校驗，校驗內容主要包括線路保護裝置、變壓器保護裝置和母線保護裝置。首先，采用縱差和接地距離對線路保護裝置進行校驗；其次，采用差動速斷和比例差動對變壓器保護裝置進行校驗；最后，利用差動電流和制動系數校驗母線保護裝置。由于三段式的接地距離保護的動作特性包括正序方向、偏移阻抗和零序電抗3 個元件。因此，研究將接地距離1、2 段的動作特性和3 段動作特性進行分別計算，具體計算方式如圖2所示。

圖2 接地距離動作特性

圖2 中，xZD為電阻分量定值；ZZD為阻抗定值；z1為正序方向元件；αZD為靈敏角；y0為零序電抗 繼電器；Z1ZD為1 段阻抗定值；Z2ZD為2 段阻抗定值；Z3ZD為3 段阻抗定值。從圖2a 可以看出，1 段和2 段的動作區主要由接地距離的偏移阻抗1段、偏移阻抗2 段以及z1-z1及以上區域、y0及以下區域組成。接地距離1、2 段常以動作切斷故障，保護范圍實際大于全線路。圖2b 中，3 段的動作區主要由偏移阻抗3 段和z1-z1及以上區域組成，且分段單獨整定ZZD。αZD和xZD在三段式接地距離保護中共用一個定值，并自動進行偏移門檻調整。其中，縱差校驗整定值設置為1 A/0 s，三相在95%比例整定值及以下無動作，在105%比例整定值及以上出現動作。接地距離三段整定值分別設置為0.24 Ω/0.0 s、0.79 Ω/0.5 s 和1.22 Ω/0.9 s，三相在三段接地距離整定值95%比例及以下出現動作。因此，縱差校驗中三相在115%整定值的動作時間和接地距離中三相在85%整定值的動作時間見表1。

表1 線路保護裝置定值校驗

由表1 可以看出，縱差校驗中三相在115%整定值下的動作時間分為27.18 ms、28.24 ms 和26.73 ms，相對而言動作時間均較短。接地距離校驗中，三相在三段的動作時間隨著整定值的提高而增加，且均未出現故障動作行為?？傮w來看，三相的動作狀態隨著整定值的增加和整定值比例的提升而改變，說明研究提出的線路保護裝置的性能可靠，靈敏性優越。變壓器保護裝置的差動速斷和比例差動定值校驗結果如圖3所示。

圖3 變壓器保護裝置定值校驗結果

圖3a 中，研究根據整定值比較不同比例三相的高壓、中壓和低壓下動作情況，其中，差動速斷校驗的速斷整定值為額定電流（Ie）為6.33 A?？梢钥闯?，三相在95%速斷整定值及以下均為無動作行為，在105%速斷整定值及以上出現動作行為。115%速斷整定值下，A 相在高壓、中壓、低壓下的動作時間分別為21.23 ms、21.48 ms、22.09 ms，B 相動作時間分別為22.14 ms、21.97 ms、21.86 ms，C 相分別為21.33 ms、20.99 ms、21.41 ms。圖3b 中，在比例差動校驗中，網絡比率差動啟動電流定值為0.50，比率制動系數整定值為0.51，諧波制動系數為0.15?？梢钥闯?，變壓器保護裝置在115%速斷整定值下高壓、中壓和低壓的動作時間分別為27.87 s、28.13 s 和28.42 s。以上結果說明變壓器保護裝置在具有較好的能動性，對變電站運行過程的保護更有效。這可能是因為差動速斷定值校驗的邏輯是在每個相差動電流大于差動速斷的定值情況下，保護裝置瞬時跳開變壓器的每側開關，且差動速斷保護不經過任一閉鎖條件直接輸出，而比例差動對差流又具有區分功能。同時，研究進一步對母線保護裝置進行了校驗分析，差動電流和制動系數校驗具體結果見表2。

表2 母線保護校驗

從表2 可以看出，三相在115%整定值下的動作時間在18 s 上下浮動。另外，母線保護的差動動作電流復式比率為6.8∶6.6，制動電流的復式比率為22.63∶21.91，制動系數的復式比率為0.43∶0.43。這說明設計的繼電保護裝置的母差保護裝置靈敏性較高，對母線運行方式做出報警信號的時間更迅速，母線保護裝置動作可靠且性能有效。

4 結論

為了解決智能變電站保護動作時間過長而導致電站設備易損壞的問題，設計了110 kV 變電站就地化繼電保護裝置。掛網試運行校驗表明，在技術層面，智能變電站就地化整組單間隔保護裝置的動作時間減少了7～11 ms，設備數量和種類減少，但其設備的整體缺陷率降低，單個設備故障的影響范圍降低，系統可靠性顯著提高?；▽用?，屏柜數量減少了70%，且占地建筑面積減少了50%，光纜使用數量降低，有效節約了投資成本。運行維護層面，就地化繼電保護配置安裝和檢修更方便快捷，一鍵式安裝操作簡單且維護便利，有效減少現場工作量，并為系統安全穩定運行提供了質量保障。以上結果表明，設計的智能變電站就地化繼電保護裝置具有較高的可靠性和速凍性，就地化安裝更方便快捷，且其網絡結構簡單，管理操作一鍵智能化，從而有效節省了裝置用地面積的消耗，提高現場工作效率。然而，提出的就地化繼電保護裝置主要面向110 kV 變電站，對其他電壓等級的變電站未進行實際的試運行和有效校驗，因此，該就地化繼電保護裝置存在一定的應用局限。未來，將進一步針對不同電壓等級的變電站進行就地化繼電保護研究，推動智能電站的設計與安裝等環節的工作效率以及優化。