智能变电站就地化继电保护的配置及校验

李廿唐，张帅

（国网湖北省电力有限公司宜昌供电公司，湖北宜昌 443000）

1 引言

智能变电站以全面自动化设施为依托，由智能高压设备和变电站统一信息平台两部分组成，具有智能控制变电设施、自动识别设备薄弱环节、实时预警电能安全等重要功能[1-2]。智能变电站具有良好的交互性和可靠性，且运行过程具有低碳环保效果，而对变电站进行保护可减少保护装置运维和检修成本。但当前的智能变电站的保护动作时间较长，导致了合并单元和智能终端等受电磁干扰而更容易发生各种故障[3]。在此背景下，提出取消变电站保护装置的合并单元和智能终端，对智能变电站实现就地化继电保护配置。

2 智能变电站就地化继电保护框架及配置设计

110 kV 变电站就地化继电保护具有双套变压器保护配置，单套保护配置包括线路保护和母线保护配置，并接入保护专网。同时，变电站的智能管理单元下接保护专网，上接站控层网络。另外，采用与常规站相同的开关操作柜管理10 kV 和35 kV 保护调控装置，该保护调控装置上接站控层网络。具体框架示意图如图1 所示。

图1 110 kV变电站就地化继电保护框架

从图1 可以看出，变电站的保护子机安装在室外就地化柜。因此，面板信号配置为3 个信号灯，信号灯1 表示运行，为绿色，灯亮表示装置运行，灯灭表示装置故障处于无保护；信号灯2 表示异常，为红色，灯亮表示警告信号，灯灭表示运行正常。其中，信号灯1 和信号灯2 为非自保持状态。信号灯3表示动作，为红色，呈自保持状态，灯亮表示保护有跳闸或合闸输入，灯灭表示保护装置没有跳闸或合闸输入。其中，线路保护、变压器保护、母线保护以及智能管理单元等装置的配置要点如下。

线路保护装置的纵联通道为单通道，通信由标准连接器实现。其双重配置相互独立且具有完整的主要保护和后备保护能力，且具备SV、MMS 和GOOSE 输出公共端口，并通过标准连接器发布给保护专网。通过标准连接接口进行直采和直跳，除了采集间隔互感器的二次电流、线路同期电压以及母线的三相二次电压，还通过连接器向保护专网发送间隔下的跳闸信号和其他信号。同时通过标准的电缆线连接器接口接收开入量必要信息，具备输送4 kHz 采样率SV 数据能力，实现采样同步化。

变压器首先采用光纤双向双环网实现元件保护各子机之间的数据通信和交互，且各子机采用无主模式完成数字量和模拟量的采集。每个子机配备有一样的保护定值，在独立完成所有保护功能后，自行判断是否作用相应的开关，并发送GOOSE 信号。输出公共端口同线路保护一样，采用光纤接口。其次，所有子机采用电缆直采和直跳方式通过GOOSE 网络实现与其他设备间的启动和闭锁等信号的通信。子机保护功能的配置对时接口，不额外采用外部对时系统。另外，变压器保护的子机按侧配置，由高压侧子机、中压侧子机、低压1 侧和2侧子机以及间隙子机构成。

母线保护为积木式设计，由多个相同的子机构成，且各子机之间通过独立环网相连接，直接采样和跳闸。每个子机所接支路属性固定，且固定采集8 个间隔的模拟量、相应间隔的跳闸出口和开关量。另外，所有子机接收来自其他子机采集的模拟和数字量信息将由环网实现，且采用GOOSE 网络专网传输，能够独立完成失灵启动、失灵联跳等保护功能。

智能管理单元的装置界面集中显示，且为每个装置设有“远方/ 就地”按钮选项的软压板，在执行操作时对该元件保护的所有子机保护自动同步。其次，能够独立管理就地化继电保护模型，形成包含智能管理单元自身模型的SCD 保护文件，并提供相关的SCD 供后台监控和其他设备使用，但其是SCD文件的唯一管理接口，能够对SCD 文件进行检查。同时，智能管理单元支持备份区管理、一键备份或下装操作，且进行操作时不需要投入检修压板。此外，智能管理单元还能通过分析各个装置的报警、检测等数据，评价装置的工作状况，并通过分析检测数据对故障实现预警。最后，智能管理单元进行定值比较，召唤出对应保护装置的故障录波文件，并分析故障录波的波形。

保护装置在全站均配备有保护设备专网，所有线路、变压器和母线的就地化继电保护之间的信息交互均通过专网进行。同时，智能管理单元根据电压等级的双重配置集中管理设备信息，从而参与保护装置与监控间的信息交换。另外，专网之间独立运行，异常互不影响。

3 智能变电站就地化继电保护配置的校验分析

选择在某110 kV 变电站进行就地化保护挂网试运行，并对提出的就地化继电保护装置进行了性能校验。为了实现采样、报警信息和状态等的实时显示，在变电站主控室内安装了一套就地化继电保护智能管理单元和公用测控装置，并进行参数、定等的设定操作。在此基础上，进行就地化继电保护装置的校验，校验内容主要包括线路保护装置、变压器保护装置和母线保护装置。首先，采用纵差和接地距离对线路保护装置进行校验；其次，采用差动速断和比例差动对变压器保护装置进行校验；最后，利用差动电流和制动系数校验母线保护装置。由于三段式的接地距离保护的动作特性包括正序方向、偏移阻抗和零序电抗3 个元件。因此，研究将接地距离1、2 段的动作特性和3 段动作特性进行分别计算，具体计算方式如图2所示。

图2 接地距离动作特性

图2 中，xZD为电阻分量定值；ZZD为阻抗定值；z1为正序方向元件；αZD为灵敏角；y0为零序电抗 继电器；Z1ZD为1 段阻抗定值；Z2ZD为2 段阻抗定值；Z3ZD为3 段阻抗定值。从图2a 可以看出，1 段和2 段的动作区主要由接地距离的偏移阻抗1段、偏移阻抗2 段以及z1-z1及以上区域、y0及以下区域组成。接地距离1、2 段常以动作切断故障，保护范围实际大于全线路。图2b 中，3 段的动作区主要由偏移阻抗3 段和z1-z1及以上区域组成，且分段单独整定ZZD。αZD和xZD在三段式接地距离保护中共用一个定值，并自动进行偏移门槛调整。其中，纵差校验整定值设置为1 A/0 s，三相在95%比例整定值及以下无动作，在105%比例整定值及以上出现动作。接地距离三段整定值分别设置为0.24 Ω/0.0 s、0.79 Ω/0.5 s 和1.22 Ω/0.9 s，三相在三段接地距离整定值95%比例及以下出现动作。因此，纵差校验中三相在115%整定值的动作时间和接地距离中三相在85%整定值的动作时间见表1。

表1 线路保护装置定值校验

由表1 可以看出，纵差校验中三相在115%整定值下的动作时间分为27.18 ms、28.24 ms 和26.73 ms，相对而言动作时间均较短。接地距离校验中，三相在三段的动作时间随着整定值的提高而增加，且均未出现故障动作行为。总体来看，三相的动作状态随着整定值的增加和整定值比例的提升而改变，说明研究提出的线路保护装置的性能可靠，灵敏性优越。变压器保护装置的差动速断和比例差动定值校验结果如图3所示。

图3 变压器保护装置定值校验结果

图3a 中，研究根据整定值比较不同比例三相的高压、中压和低压下动作情况，其中，差动速断校验的速断整定值为额定电流（Ie）为6.33 A。可以看出，三相在95%速断整定值及以下均为无动作行为，在105%速断整定值及以上出现动作行为。115%速断整定值下，A 相在高压、中压、低压下的动作时间分别为21.23 ms、21.48 ms、22.09 ms，B 相动作时间分别为22.14 ms、21.97 ms、21.86 ms，C 相分别为21.33 ms、20.99 ms、21.41 ms。图3b 中，在比例差动校验中，网络比率差动启动电流定值为0.50，比率制动系数整定值为0.51，谐波制动系数为0.15。可以看出，变压器保护装置在115%速断整定值下高压、中压和低压的动作时间分别为27.87 s、28.13 s 和28.42 s。以上结果说明变压器保护装置在具有较好的能动性，对变电站运行过程的保护更有效。这可能是因为差动速断定值校验的逻辑是在每个相差动电流大于差动速断的定值情况下，保护装置瞬时跳开变压器的每侧开关，且差动速断保护不经过任一闭锁条件直接输出，而比例差动对差流又具有区分功能。同时，研究进一步对母线保护装置进行了校验分析，差动电流和制动系数校验具体结果见表2。

表2 母线保护校验

从表2 可以看出，三相在115%整定值下的动作时间在18 s 上下浮动。另外，母线保护的差动动作电流复式比率为6.8∶6.6，制动电流的复式比率为22.63∶21.91，制动系数的复式比率为0.43∶0.43。这说明设计的继电保护装置的母差保护装置灵敏性较高，对母线运行方式做出报警信号的时间更迅速，母线保护装置动作可靠且性能有效。

4 结论

为了解决智能变电站保护动作时间过长而导致电站设备易损坏的问题，设计了110 kV 变电站就地化继电保护装置。挂网试运行校验表明，在技术层面，智能变电站就地化整组单间隔保护装置的动作时间减少了7～11 ms，设备数量和种类减少，但其设备的整体缺陷率降低，单个设备故障的影响范围降低，系统可靠性显著提高。基建层面，屏柜数量减少了70%，且占地建筑面积减少了50%，光缆使用数量降低，有效节约了投资成本。运行维护层面，就地化继电保护配置安装和检修更方便快捷，一键式安装操作简单且维护便利，有效减少现场工作量，并为系统安全稳定运行提供了质量保障。以上结果表明，设计的智能变电站就地化继电保护装置具有较高的可靠性和速冻性，就地化安装更方便快捷，且其网络结构简单，管理操作一键智能化，从而有效节省了装置用地面积的消耗，提高现场工作效率。然而，提出的就地化继电保护装置主要面向110 kV 变电站，对其他电压等级的变电站未进行实际的试运行和有效校验，因此，该就地化继电保护装置存在一定的应用局限。未来，将进一步针对不同电压等级的变电站进行就地化继电保护研究，推动智能电站的设计与安装等环节的工作效率以及优化。