變電站繼電保護問題研究

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1、變電站繼電保護問題研究【摘要】智能變電站作為智能電網的基礎，其建設關乎堅強智能電網總體目標的實現。為指導和推進智能變電站技術的建設，國傢電網公司先後出臺瞭智能變電站技術導則、設計規范、繼電保護技術規范等一系列相關標準。本文根據現有頒佈的技術規范，重點針對XOKV智能變電站，對繼電保護裝置的實施和驗收方案進行探討【關鍵詞】智能變電站；繼電保護；配置原則；檢測內容1•智能變電站繼電保護技術規范《智能變電站繼電保護技術規范》頒佈於2010年4月，重點規范瞭繼電保護配置原則、技術要求、信息交互原則以及電子式互感器、合並單元等相關設備配置原則及技術要求，適用於110（66）kV及以上電壓等級的新建、

2、改（擴）建智能變電站。除瞭強調常規變電站中繼電保護的“四性”要求、220KV及以上電壓等級繼電保護系統的雙重化配置要求等常規功能外，該規范指出“0KV及以上電壓等級的過程層SV網、GOOSE網、站控層MMS網絡應完全獨立；繼保裝置接入不同網絡時，應采用相互獨立的數據接口控制器；保護應直接采樣，對於單間隔的保護應直接跳閘，涉及多間隔的保護（母線保護）宜直接跳閘；繼電保護設備與本間隔智能終端應通過GOOSE點對點通信該規范還對不同電壓等級的線路保護、變壓器保護、母線保護、高壓並列電抗器保護，斷路器及短引線保護，母聯（分段）保護、故障錄波及網絡報文記錄分析裝置、安全自動裝置、過程層網絡、智能終端

3、、電子式互感器及相關設備的配置原則與設備技術要求進行瞭說明；界定瞭繼電保護設備信息交互的要求、交互信息的內容，以及繼電保護裝置就地化的實施原則規范的附錄部分分別對3/2接線型式、220kV及以上變電站雙母線接線形式、XOKV變電站接線形式中的繼電保護實施方案進行瞭詳細圖例說明，增強瞭現場變電站智能化建設和改造中繼電保護環節的可操作性2.110KV大侶數字化變電站保護配置情況XOKV大侶變為內橋接線，站內主開關選用常規開關。目前,站內雖然配置瞭電子式互感器（110KV線路和內橋間隔配置羅氏電子式電流互感器，主變110KV側套管配置全光纖式電子式電!1!流互感器,10kV間隔配置模擬小信號互感

4、器），沒有配置一體化平臺和智能變電站的高級應用功能，所以從嚴格意義上講，該站目前還隻能算數字化變電站，但在站內自動化系統結構、保護裝置及合並單元的配置、網絡方式可為智能化變電站的建設提供參考大侶變自動化系統采用三層側設備兩級網絡的結構，與智能變電站的要求一致。站內過程層采用SV網絡和GOOSE網絡合並組網方案，站內保護配置有線路縱差保護、母差保護、故障錄波器等，110KV母差、主變及110KV智能終端，合並單元按雙重化配置。"OKV及主變10kV側相關間隔的過程層GOOSE命令、SV數據和IEEE1588V2對時報文均通過網絡傳送雙重化配置的第一套智能電子設備(IED)及單套配置的"0KV

5、線路保護、母聯保護等保護裝置接入過程層A網，雙重化配置的第二套IED接入過程層B網，X0KV單套配置的智能終端同時接入過程層A網、B網作為數字化變電站的試點，大侶變在過程層網絡組網和繼電保護跳閘信號傳輸等方面與智能變電站存在一定差異：1)智能變電站相關規程要求過程層GOOSE網和SV網獨立，而該變電站采用的是合並組網方式；2)規程要求過程層保護采取“直采直跳”的原則，而該變電站采取的是網絡跳閘的方式，雖然網絡跳閘方式接線簡單，易於第三方監視，但會導致保護性能對網絡可靠性的依賴，且網絡延時的不確定性也會對保護性能產生影響。對於數字化變電站的智能化改造，可參照國傢電網公司相關指導性技術文件執行

6、3•站內各設備的保護配置3.1線路保護對於110KV智能變電站，站內保護、測控功能宜一體化，按!1!間隔單套配置。線路保護直接采樣、直接跳斷路器；經GOOSE網絡啟動斷路器失靈、重合閘等功能3.2變壓器保護按照規程要求，110KV變壓器電量保護宜按雙套進行配置，且應采用主、後備保護一體化配置。若主、後備保護分開配置，後備保護宜與測控裝置一體化當保護采用雙套配置時，各側合並單元（MU）、各側智能終端均宜采用雙套配置；中性點電流、!1!間隙電流並入相應側MU3.3母聯（分段）保護分段保護的實施方案與圖1所示的線路保護類似，而且結構更為簡單。分段保護裝置直接與合並單元和智能終端連接，分別實現不通

7、過網絡數據交換的直接采樣和直接跳閘功能；同時，保護裝置、合並單元和智能終端等設備，均通過相互獨立的GOOSE網絡和SV網絡，實現信號的跨間隔傳輸。按照規程要求，X0KV分段保護按單套配置，宜實現保護、測控的一體化。110KV分段保護跳閘采用點對點直跳，其他保護（主變保護）跳分段采用GOOSE網絡方式；母聯（分段）保護啟動母線失靈可采樣GOOSE網絡傳輸4•站內繼電保護的測試檢驗繼電保護是電網安全穩定運行的第一道防線，必須