数字化继电保护在110kV智能变电站中的应用
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[摘要] 本文针对目前有关的技术规范，主要通过对110kV智能变电站进行了分析，提出了对继电保护装置的实施和验收方案。
[关键词] 110kV；数字化；继电保护；智能变电站；测试检验
1智能变电站继电保护技术规范
《智能变电站继电保护技术规范》重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互原则以及电子式互感器、合并单元等相关设备配置原则及技术要求，适用于110(66)kV及以上电压等级的新建、改(扩)建智能变电站。
除了强调常规变电站中继电保护的“四性”要求、220kV及以上电压等级继电保护系统的双重化配置要求等常规功能外，该规范指出110kv及以上电压等级的过程层SV网、GOOSE网、站控层MMS网络应完全独立;继保装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器;保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护(母线保护)宜直接跳闸;继电保护设备与本间隔智能终端应通过GOOSE点对点通信。
该规范还对不同电压等级的线路保护、变压器保护、母线保护、高压并列电抗器保护，断路器及短引线保护，母联(分段)保护、故障录波及网络报文记录分析装置、安全自动装置、过程层网络、智能终端、电子式互感器及相关设备的配置原则与设备技术要求进行了说明;界定了继电保护设备信息交互的要求、交互信息的内容，以及继电保护装置就地化的实施原则。
规范的附录部分分别对3/2接线型式、220kV及以上变电站双母线接线形式、110kV变电站接线形式中的继电保护实施方案进行了详细图例说明，增强了现场变电站智能化建设和改造中继电保护环节的可操作性。
2110kV数字化变电站保护配置情况
110kV变电站内主开关选用常规开关。目前，站内虽然配置了电子式互感器，没有配置一体化平台和智能变电站的高级应用功能，所以从严格意义上讲，该站目前还只能算数字化变电站，但在站内自动化系统结构、保护装置及合并单元的配置、网络方式可为智能化变电站的建设提供参考。
采用三层侧设备两级网络的结构，与智能变电站的要求一致。站内过程层采用SV网络和GOOSE网络合并组网方案，站内保护配置有线路纵差保护、母差保护、故障录波器等，110kV母差、主变及110kV智能终端，合并单元按双重化配置。
110kV及主变10kV侧相关间隔的过程层GOOSE命令、SV数据和IEEE1588V2对时报文均通过网络传送。
双重化配置的第一套智能电子设备(IED)及单套配置的110kV线路保护、母联保护等保护装置接入过程层A网，双重化配置的第二套IED接入过程层B网，110kV单套配置的智能终端同时接入过程层A网、B网。
作为数字化变电站的试点，大侣变在过程层网络组网和继电保护跳闸信号传输等方面与智能变电站存在一定差异:1)智能变电站相关规程要求过程层GOOSE网和SV网独立，而该变电站采用的是合并组网方式;2)规程要求过程层保护采取“直采直跳”的原则，而该变电站采取的是网络跳闸的方式，虽然网络跳闸方式接线简单，易于第三方监视，但会导致保护性能对网络可靠性的依赖，且网络延时的不确定性也会对保护性能产生影响。
3站内各设备的保护配置
3.1线路保护
对于110kV智能变电站，站内保护、测控功能宜一体化，按间隔单套配置。线路保护直接采样、直接跳断路器;经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸等功能。
保护实施方案如图1所示:线路间隔内保护测控装置除了与GOOSE网交换信息外，均采用点对点连接和传输方式直接与合并单元、智能终端相连;保护测控装置与合并单元的连接和数据传输，实现直接采样功能，与智能终端的连接实现直接跳闸功能，均不通过GOOSE网络实现;安装在线路和母线上的电子式互感器获得电流电压信号后，先接入合并单元，数据打包后再经过光纤送至SV网络和保护测控装置;跨间隔信息接入保护测控装置时，采用GOOSE网络传输方式。
图1线路保护实施方案图
3.2变压器保护
按照规程要求，110kV变压器电量保护宜按双套进行配置，且应采用主、后备保护一体化配置。若主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控装置一体化。
当保护采用双套配置时，各侧合并单元(MU)、各侧智能终端均宜采用双套配置;中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。
变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器;变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。变压器保护可通过GOOSE网络接受失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。
如图2所示，与前述线路保护类似，变压器高、中、低压侧合并单元得到的电流电压信号直接送至SV网络和变压器保护装置，变压器保护装置不从SV网络取数据，进而实现了信号的直接采样功能;变压器高、中、低压侧的智能终端除了连接GOOSE网络外，直接与变压器保护装置相连，实现方案上，保护装置直接通过智能终端跳闸。
图2变压器保护实施方案图
主变高中低压侧智能终端宜冗余配置，主变本体智能终端宜单套配置;主变本体智能终端宜具有主变本体/有载开关非电量保护、上传本体各种非电量信号等功能。
按照规程给出如图2的保护实施方案示意图，变压器非电量保护应就地直接电缆跳闸，现场配置本体智能终端，通过GOOSE网传输非电量动作报文以及调档、接地刀闸控制信息。
3.3母联(分段)保护
分段保护的实施方案与图1所示的线路保护类似，而且结构更为简单。分段保护装置直接与合并单元和智能终端连接，分别实现不通过网络数据交换的直接采样和直接跳闸功能;同时，保护装置、合并单元和智能终端等设备，均通过相互独立的GOOSE网络和SV网络，实现信号的跨间隔传输。
按照规程要求，110kV分段保护按单套配置，宜实现保护、测控的一体化。110kV分段保护跳闸采用点对点直跳，其他保护(主变保护)跳分段采用GOOSE网络方式;母联(分段)保护启动母线失灵可采样GOOSE网络传输。
4站内继电保护的测试检验
继电保护是电网安全稳定运行的第一道防线，必须遵循可靠性、选择性、速动性、灵敏性的原则。随着电网规模的不断扩大和电压等级的不断提高，对继电保护“四性”的要求不仅没有降低，反而提出了更高的要求。智能变电站应在保证继电保护功能不变的基础上，改进继电保护信息共享、互操作的方式，即设备间交换信息的方式。
由于智能变电站中，电磁式互感器被电子式互感器代替，变压器、断路器等一次设备也加装了智能单元，使得原来保护装置与外界的连接介质全由光纤取代，信息全由网络化的设备传递。针对这样的变化必须提出智能变电站保护设备的测试方案。由于保护装置没有发生变化，变化的只是信息的传递方式，因此保护的逻辑功能检验和原来一致，可以沿用原来成熟的检验标准。针对变化的部分提出新的测试方法，主要有如下几点。
1)原来输入保护装置的电压、电流模拟量由来自合并器的光数字信号代替。传统的保护测试仪只能输出模拟量，而目前已有光数字保护测试仪，可以用光数字保护测试仪直接从保护装置的光纤以太网口输入测试。这样的数字信号是没有误差的，以前的零漂、采样精度检验步骤可以省略。但必须考虑有跨间隔数据要求的保护装置(如变压器差动保护、母线保护)在不同间隔间传输数据时，到达时间的同步性，如不确定或差距校大，将很难满足保护装置的要求。
2)在相同的一二次设备条件下，与传统保护接点直接跳闸方式相比，智能变电站继电保护采用GOOSE报文发信经通信网络给智能终端发跳闸命令(如果有了智能开关则没有这个环节)。采用GOOSE网络，继电保护通过网络传输跳闸和相互之间的启动闭锁信号，与传统回路方式相比，其可靠性主要体现在网络的可靠性和运行检修扩建的安全性上。
3)原来保护装置输出的各种信号由基于GOOSE协议的网络传输实现。传统的开入、开出量不再是24V或者220V的直流电信号，代之以优先级别有差异的GOOSE报文。可通过整组传动试验来验证保护装置输入、输出信号的正确性与实时性。
4)光数字电压、电流信号的输入方式使得跨间隔数据同步性的测试显得尤为重要，如变压器差动保护和母线差动保护，应验证不同间隔的数据的同步性。
5)保护装置与外界联系的光纤以太网性能的测试。这一部分的测试项目能开展的是光纤以太网通道的误码率测试和光收发器件的功率测试，以验证光纤以太网的物理连接的正确性和可靠性。网络性能的测试应借助网络分析仪、网络负载模拟器或是网络仿真分析软件来实现。
6)合并单元与智能单元本身性能的测试。这部分的测试主要验证合并单元能否正确、有效地发送相应一次电压、电流数字信号;智能单元能否正确、有效地上传与下达各种控制与保护报文，以提供各种保护与控制设备相应的一次设备状态信息，根据保护与控制命令对一次设备做出相应的操作(如断路器跳闸、变压器档位调节等)。
参考文献：1、刘念;变电站自动化访问安全体系及其应用研究;湘潭大学;2009年
2、朱大新;数字化变电站综合自动化系统的发展;电工技术杂志;2001年
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。