為了能夠更好地分析新一代智能變電站站域保護(hù)與常規(guī)繼電保護(hù)之間的區(qū)別，本文在對站域保護(hù)研究現(xiàn)狀、功能配置和功能原理方面進(jìn)行介紹的基礎(chǔ)上，經(jīng)過現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)對某110kV線路冗余保護(hù)和變低冗余后備保護(hù)的性能進(jìn)行分析。結(jié)果表明，新一代智能變電站站域保護(hù)能夠更好地對二次系統(tǒng)進(jìn)行保護(hù)。

近年來，隨著我國以特高壓為骨干網(wǎng)架的各級電網(wǎng)迅速協(xié)調(diào)發(fā)展，逐步形成了以信息化、自動化和互動化為主要特征的智能電網(wǎng)[1]。繼電保護(hù)作為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的道防線，必須適應(yīng)甚至超前電網(wǎng)的發(fā)展需求[2]。

與傳統(tǒng)智能變電站相比，新一代智能變電站采用了層次化保護(hù)控制系統(tǒng)，主要由就地級保護(hù)控制[3]、站域級保護(hù)控制和廣域級保護(hù)控制3個層次構(gòu)成[4]。其中站域級保護(hù)控制面向單個被保護(hù)對象，利用站內(nèi)多個對象的電氣量、開關(guān)量和就地級保護(hù)設(shè)備狀態(tài)等信息，集中決策，實(shí)現(xiàn)保護(hù)的冗余和優(yōu)化，完成并提升變電站層面的安全自動控制功能，同時也可作為廣域保護(hù)控制的子站。

站域保護(hù)控制系統(tǒng)作為層次化保護(hù)系統(tǒng)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，綜合利用了站內(nèi)多間隔線路、元件的電氣量和開關(guān)量信息，不僅能夠?qū)崿F(xiàn)故障點(diǎn)的快速、準(zhǔn)確和可靠隔離，而且實(shí)現(xiàn)了站內(nèi)冗余后備保護(hù)、優(yōu)化后備保護(hù)及安全自動控制[5]。

站域保護(hù)控制可以獲取多個間隔或全站信息，比間隔保護(hù)得到的信息更多，可對現(xiàn)有保護(hù)系統(tǒng)進(jìn)行補(bǔ)充和優(yōu)化。對110kV及以下電壓等級沒有配置雙重化保護(hù)裝置的系統(tǒng)，可進(jìn)行集中冗余保護(hù)，同時可實(shí)現(xiàn)全站備投、低頻低壓減載裝置、斷路器失靈保護(hù)等功能。

本文在對站域保護(hù)研究現(xiàn)狀和系統(tǒng)原理進(jìn)行分析的基礎(chǔ)上，對運(yùn)城市某110kV線路進(jìn)行現(xiàn)場冗余保護(hù)和變低冗余后備保護(hù)實(shí)驗(yàn)分析，對比分析了站域保護(hù)同常規(guī)微機(jī)型繼電保護(hù)的特性差異。結(jié)果表明，新一代智能變電站站域保護(hù)系統(tǒng)能夠有效地對故障進(jìn)行檢測并控制，提高了保護(hù)的可靠性。

1 站域保護(hù)的研究現(xiàn)狀

目前站域保護(hù)方式主要分為集中(集成)式保護(hù)和分布化(網(wǎng)絡(luò)化)保護(hù)兩種。

文獻(xiàn)[6]提出了一種在邏輯上采用兩層配置方案的集中式保護(hù)，即以差動保護(hù)為主的單元保護(hù)模塊作為間隔級保護(hù)，以基于拓?fù)淅碚摰木W(wǎng)絡(luò)保護(hù)模塊作為全站系統(tǒng)級保護(hù)。文獻(xiàn)[7-8]提出了一種采用統(tǒng)一軟硬件平臺，并配置保護(hù)、測量和控制等功能的數(shù)字化集中式保護(hù)裝置。

文獻(xiàn)[9]提出了一種以多功能保護(hù)控制器MPCU為核心的數(shù)字化集成保護(hù)與控制系統(tǒng)DIPC。文獻(xiàn)[10-12]設(shè)計了應(yīng)用于110kV數(shù)字化變電站的集成保護(hù)樣機(jī)，研究了集成保護(hù)對傳統(tǒng)線路保護(hù)、變壓器保護(hù)等功能的改進(jìn)，并就過程層網(wǎng)絡(luò)通信系統(tǒng)的實(shí)時采樣、數(shù)據(jù)同步及可靠傳輸做了相關(guān)分析。文獻(xiàn)[13]對智能變電站中分布式網(wǎng)絡(luò)化保護(hù)進(jìn)行定義并指出了其應(yīng)用范圍，即在保護(hù)上實(shí)現(xiàn)分布式母線保護(hù)，在控制上實(shí)現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)化備自投及低頻低壓減載。

文獻(xiàn)[14]提出了一種無主站式的分布式母線保護(hù)方案，各母線間隔保護(hù)單元通過可靠性較高的環(huán)形網(wǎng)絡(luò)交互數(shù)據(jù)，發(fā)生故障時只需將相應(yīng)回路斷開，而不會引起整條母線的停電。

2 新一代站域保護(hù)功能配置

站域保護(hù)與控制裝置基于智能變電站過程層網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)共享，通過網(wǎng)絡(luò)接收電氣量采樣數(shù)據(jù)(網(wǎng)采)，發(fā)出跳合閘等控制命令(網(wǎng)跳)。站域保護(hù)與控制裝置在智能變電站中的位置及對外信息交互如圖1所示，其采集全站過程層與站控層網(wǎng)絡(luò)的信息數(shù)據(jù)，完成就地級保護(hù)的冗余后備、優(yōu)化后備及安全自動控制，同時具備獨(dú)立的通信接口，支持廣域通信，完成廣域保護(hù)控制系統(tǒng)的子站功能。

圖1 站域保護(hù)與控制裝置

新一代智能變電站中站域保護(hù)與控制裝置的功能配置主要包括冗余保護(hù)、優(yōu)化后備保護(hù)、安全自動控制和廣域保護(hù)控制的子站功能，見表1。從表1的功能配置表可以發(fā)現(xiàn)，站域保護(hù)中冗余保護(hù)只包含對單套配置保護(hù)的冗余，若主變保護(hù)已經(jīng)雙重化配置，則站域保護(hù)控制裝置中不宜再配置冗余。

站域保護(hù)與控制裝置中冗余保護(hù)功能不含線路縱聯(lián)保護(hù)，主要原因是：①通道和對側(cè)設(shè)備不支持，若要支持，則需增加大量設(shè)備和工程量;②若含線路縱聯(lián)保護(hù)，則站域保護(hù)會通過線路關(guān)聯(lián)多個站，復(fù)雜程度大大增加，影響范圍較大。

站域保護(hù)與控制裝置中不需要包含10kV間隔保護(hù)的冗余，主要原因是10kV間隔采用傳統(tǒng)互感器和“lliu合一”裝置，無獨(dú)立的合并單元和智能終端，若站域保護(hù)裝置實(shí)現(xiàn)10kV間隔保護(hù)，則其采樣和出口同樣要經(jīng)過“多合一”裝置，“多合一”裝置因故退出運(yùn)行時，站域保護(hù)起不到冗余作用。

表1 站域保護(hù)的功能配置表

3 站域保護(hù)功能原理

3.1 采樣與跳閘方式

無論在智能變電站還是常規(guī)變電站，就地級保護(hù)裝置均采用直采直跳的方式進(jìn)行工作，而站域保護(hù)采用網(wǎng)采網(wǎng)跳的方式進(jìn)行工作。因本文著重強(qiáng)調(diào)智能變電站中的保護(hù)方式，故對智能變電站中直采直跳和網(wǎng)采網(wǎng)跳進(jìn)行比較。

1)直采直跳是指智能電子設(shè)備間不通過交換機(jī)而以點(diǎn)對點(diǎn)連接方式直接進(jìn)行采樣值傳輸和跳合閘信號的傳輸，其工作原理如圖2所示。

該方法的優(yōu)點(diǎn)是，保護(hù)裝置不依賴于外部對時系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)其保護(hù)功能，避免了組網(wǎng)方式下交換機(jī)引起的采樣和跳閘信息不確定性延遲。缺點(diǎn)是保護(hù)裝置光口數(shù)量多，使二次回路光纖連接復(fù)雜。

圖2 直采直跳工作原理圖

2)網(wǎng)采網(wǎng)跳是指智能電子設(shè)備間經(jīng)過交換機(jī)的方式進(jìn)行采樣值傳輸共享和跳合閘信號的傳輸，通過劃分VLAN的方式避免信息流過大，其工作原理圖如圖3所示。

該方法的優(yōu)點(diǎn)是，保護(hù)裝置通過網(wǎng)絡(luò)實(shí)現(xiàn)信號輸入輸出，有效地減少了母線保護(hù)、主變壓器保護(hù)等跨間隔保護(hù)裝置的光口數(shù)量，簡化了二次回路光纖連接。缺點(diǎn)是多間隔數(shù)據(jù)同步依賴于對時系統(tǒng)及網(wǎng)絡(luò)，網(wǎng)絡(luò)化信息交互存在延時。

3.2 110kV線路冗余保護(hù)

110kV線路就地級保護(hù)一般單套配置，當(dāng)保護(hù)因故退出運(yùn)行時，110kV線路會失去保護(hù)。因此，站域保護(hù)控制裝置中配置110kV線路保護(hù)，作為就地級保護(hù)的冗余。但由于通信通道限制等原因，站域保護(hù)中線路保護(hù)不考慮縱聯(lián)保護(hù)，其他如距離保護(hù)、零序過電流、重合閘、手合后加速等保護(hù)功能同就地級線路保護(hù)一致。

圖3 網(wǎng)采網(wǎng)跳工作原理圖

3.3 變壓器優(yōu)化后備保護(hù)

220kV及以上系統(tǒng)設(shè)計時，就地化的變壓器保護(hù)均按照主后一體雙重化的設(shè)計原則配置，任一套變壓器保護(hù)因故退出運(yùn)行，不會對變壓器的運(yùn)行造成影響。110kV及以下系統(tǒng)就地化的變壓器保護(hù)均按照主后一體雙重化配置或者主后分置的保護(hù)配置，任一套保護(hù)設(shè)備退出，不會對變壓器運(yùn)行造成影響。

基于上述原因以及站間信息共享和協(xié)同保護(hù)技術(shù)，站域保護(hù)對變壓器后備保護(hù)進(jìn)行補(bǔ)充，通過相鄰間隔保護(hù)的閉鎖和加速保護(hù)來提升變壓器后備保護(hù)的性能。

變壓器低壓側(cè)后備過電流保護(hù)動作切除故障，動作延時較長，會對一次設(shè)備造成傷害。采用簡易母線保護(hù)可快速切除故障，以減少變電站低壓母線短路故障對開關(guān)柜和變壓器的危害。

母線區(qū)外故障時，低壓側(cè)出線等相關(guān)保護(hù)能夠發(fā)出信號閉鎖簡易母線保護(hù);母線區(qū)內(nèi)故障時，低壓側(cè)出線等相關(guān)保護(hù)不發(fā)出閉鎖信號，簡易母線保護(hù)可以快速動作切除變壓器低壓側(cè)斷路器。低壓側(cè)如果有小電源，那么當(dāng)母線區(qū)內(nèi)故障時，簡易母線保護(hù)會經(jīng)延時跳開低壓側(cè)小電源，再經(jīng)延時跳開低壓側(cè)斷路器。

簡易母線保護(hù)取自母線TV，可實(shí)現(xiàn)復(fù)合電壓閉鎖(低電壓、負(fù)序電壓)，電流取自變壓器低壓側(cè)斷路器三相TA，簡易母線保護(hù)為復(fù)合電壓閉鎖過電流保護(hù)。

4 站域保護(hù)現(xiàn)場分析

為了能夠較好地對比分析新一代站域保護(hù)與傳統(tǒng)微機(jī)型繼電保護(hù)的性能差異，本文以110kV線路冗余保護(hù)和變壓器中壓側(cè)冗余后備保護(hù)為例進(jìn)行驗(yàn)證。

4.1 110kV線路冗余保護(hù)案例

以110kV線路東中線145為例，在整定計算中，110kV線路1冗余保護(hù)定值與145就地級線路保護(hù)定值*一致，將兩套保護(hù)均投入運(yùn)行，在同樣的運(yùn)行狀態(tài)下，比較二者重合后加速情況下的保護(hù)動作行為。

由于無法直接對電子式互感器輸入電流，只能通過對一次設(shè)備進(jìn)行升流試驗(yàn)來模擬線路中的故障狀態(tài)，故通過PT斷線相過流保護(hù)來驗(yàn)證線路冗余保護(hù)實(shí)現(xiàn)的可能性。PT斷線相過流定值為0.4A，時間為0.2s，保護(hù)動作整組報告對比見表2。

通過二者動作情況比較，站域保護(hù)110kV冗余保護(hù)僅比145就地級線路保護(hù)動作晚1ms，動作行為正確，但是在故障電壓相同的情況下，站域保護(hù)的故障電流為0.51A，零序故障電流為0.50A，遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于就地級保護(hù)的故障電流120.27A和零序故障電流119.14A;且對于故障的測距也更加。

由此可見，110kV冗余保護(hù)具備線路保護(hù)的反應(yīng)速度，可作為110kV線路保護(hù)的后備保護(hù)，動作值、動作時間、動作邏輯符合國家電網(wǎng)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)GDW 11053—2013《站域保護(hù)控制系統(tǒng)檢驗(yàn)規(guī)范》中對于簡易母線保護(hù)的要求如下：動作值允許誤差不大于±5%或 ±0.02IN，延時允許誤差不大于±1或±40ms的要求。

表2 保護(hù)動作整組報告對比

4.2 變壓器中壓側(cè)冗余后備保護(hù)

簡易母線保護(hù)電壓取自母線TV，可實(shí)現(xiàn)復(fù)合電壓閉鎖(低電壓、負(fù)序電壓)，電流取自變壓器中壓側(cè)、低壓側(cè)斷路器三相TA，簡易母線保護(hù)為復(fù)合電壓閉鎖過電流保護(hù)，圖4所示為簡易母線保護(hù)主接線示意圖。下面以圖4所示示意圖中故障點(diǎn)進(jìn)行主變中壓側(cè)故障和中壓側(cè)線路故障為例進(jìn)行分析。

1)2號主變中壓側(cè)分支K1故障

當(dāng)2號主變中壓側(cè)分支K1故障時，TA4處檢測到故障電流超過簡易母線保護(hù)定值，且無外部線路保護(hù)閉鎖條件，簡易母線保護(hù)動作出口跳閘本支路4DL。為了驗(yàn)證簡易母線保護(hù)動作可靠性，本文在變電站中模擬主變中壓側(cè)故障，2號主變中壓側(cè)簡易母線定值設(shè)置見表3。

圖4 簡易母線保護(hù)主接線示意圖

表3 2號主變中壓側(cè)簡易母線定值

將2號變中壓側(cè)342開關(guān)(4DL)及中壓側(cè)分段340開關(guān)(11DL)合上，對1號主變中壓側(cè)合并單元輸入故障電流，由于中壓側(cè)簡母延時3不投入，故將故障時間設(shè)置為550ms。采用中元華電CAPP2008故障分析軟件對站域保護(hù)動作波形進(jìn)行分析，如圖5所示。

圖5 母線保護(hù)動作情況及錄波波形

由圖5可見，0ms時簡易母線保護(hù)整組起動;199.5ms站域保護(hù)2號主變中壓側(cè)簡母延時1動作，跳開1號主變中壓側(cè)分段340開關(guān);499.5ms時中壓側(cè)簡母延時2動作，跳開1號主變中壓側(cè)341開關(guān)，動作值、動作時間、動作邏輯符合企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中對于簡易母線保護(hù)的要求。

2)2號主變出線L1中K2處故障

當(dāng)2號主變中壓側(cè)出線L1中K2處出現(xiàn)故障時，由于6DL處配置有線路保護(hù)裝置，其過流保護(hù)起動信號通過GOOSE送至站域保護(hù)裝置閉鎖2號主變簡易母線保護(hù)，2號主變簡易母線保護(hù)被閉鎖，可靠不動作。本文以35kV線路開關(guān)分位和合位情況下模擬線路故障情況。

表4 中壓側(cè)簡易母線保護(hù)定值

表5 35kV線路3405保護(hù)定值

(1)當(dāng)35kV線路開關(guān)處于分位時

對2號主變中壓側(cè)342開關(guān)與35kV線路3405開關(guān)共同施加8.7的故障電流，故障持續(xù)時間為700ms。動作情況及故障錄波如圖6所示。0整組起動，14.5ms外部閉鎖1開入(3405保護(hù)起動GOOSE信號關(guān)聯(lián)站域保護(hù)的中壓側(cè)外部閉鎖1)，15ms整組起動結(jié)束，外部閉鎖信號持續(xù)至故障消失。

圖6 3405分位簡易母線保護(hù)動作及錄波波形(276)

由圖6可見，當(dāng)3405線路出現(xiàn)故障時，3405保護(hù)裝置整組保護(hù)起動，3405保護(hù)向站域保護(hù)發(fā)外部閉鎖信號開入，從而閉鎖2號主變中壓側(cè)簡易母線保護(hù)，直至故障消失，不致出現(xiàn)因某線路故障而致整條母線掉閘的事故發(fā)生。

(2)當(dāng)35kV線路開關(guān)處于合位時

定值保持不變，將3405開關(guān)合上，其動作行為和錄波波形如圖7所示。

圖7 簡易母線保護(hù)動作情況及錄波波形(473)

3405保護(hù)裝置動作，跳開3405開關(guān)，同時向站域保護(hù)發(fā)GOOSE閉鎖命令，但是保護(hù)動作只能閉鎖站域保護(hù)200ms，若200ms后故障還沒有切除，則此時站域保護(hù)整組起動，由于故障還未結(jié)束，所以簡母延時1動作跳開中分段開關(guān)。

5 結(jié)論

本文研究成果成功應(yīng)用于山西某新一代智能變電站，創(chuàng)新了智能變電站繼電保護(hù)模式，實(shí)現(xiàn)了從面向元件向面向系統(tǒng)轉(zhuǎn)變，從面向?qū)ο笙蛎嫦蚬δ苻D(zhuǎn)變，提升了保護(hù)可靠性、靈敏性與選擇性。通過研究得到以下結(jié)論。

1)本文主要針對110kV線路冗余保護(hù)和變低冗余后備保護(hù)的性能進(jìn)行了分析，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，新一代智能變電站站域保護(hù)能夠更好地對二次系統(tǒng)進(jìn)行保護(hù)。

2)站域保護(hù)控制裝置彌補(bǔ)了就地級保護(hù)的不足，使電力系統(tǒng)的保護(hù)與控制功能更加完善。站域保護(hù)控制裝置的推廣應(yīng)用可望進(jìn)一步提高智能變電站及電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行水平，具備顯著的經(jīng)濟(jì)與社會效益。

3)站域保護(hù)控制裝置能夠采集全站的模擬量和開關(guān)量信息，可識別變電站的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，采用合適的算法和控制策略可使其保護(hù)性能進(jìn)一步提升。