新一代110kV智能变电站站域保护技术研究

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国网山西省电力公司的研究人员韩培洁，在2018年第5期《电气技术》杂志上撰文指出，智能化设备、数字化技术和网络控制技术的应用，推进智能变电站二次系统结构和形态发生了革命性变化。

为了能够更好地分析新一代智能变电站站域保护与常规继电保护之间的区别，本文在对站域保护研究现状、功能配置和功能原理方面进行介绍的基础上，经过现场实验对某110kV线路冗余保护和变低冗余后备保护的性能进行分析。结果表明，新一代智能变电站站域保护能够更好地对二次系统进行保护。

近年来，随着我国以特高压为骨干网架的各级电网迅速协调发展，逐步形成了以信息化、自动化和互动化为主要特征的智能电网[1]。继电保护作为电网安全稳定运行的第一道防线，必须适应甚至超前电网的发展需求[2]。

与传统智能变电站相比，新一代智能变电站采用了层次化保护控制系统，主要由就地级保护控制[3]、站域级保护控制和广域级保护控制3个层次构成[4]。其中站域级保护控制面向单个被保护对象，利用站内多个对象的电气量、开关量和就地级保护设备状态等信息，集中决策，实现保护的冗余和优化，完成并提升变电站层面的安全自动控制功能，同时也可作为广域保护控制的子站。

站域保护控制系统作为层次化保护系统的关键环节，综合利用了站内多间隔线路、元件的电气量和开关量信息，不仅能够实现故障点的快速、准确和可靠隔离，而且实现了站内冗余后备保护、优化后备保护及安全自动控制[5]。

站域保护控制可以获取多个间隔或全站信息，比间隔保护得到的信息更多，可对现有保护系统进行补充和优化。对110kV及以下电压等级没有配置双重化保护装置的系统，可进行集中冗余保护，同时可实现全站备投、低频低压减载装置、断路器失灵保护等功能。

本文在对站域保护研究现状和系统原理进行分析的基础上，对运城市某110kV线路进行现场冗余保护和变低冗余后备保护实验分析，对比分析了站域保护同常规微机型继电保护的特性差异。结果表明，新一代智能变电站站域保护系统能够有效地对故障进行检测并控制，提高了保护的可靠性。

1  站域保护的研究现状

目前站域保护方式主要分为集中（集成）式保护和分布化（网络化）保护两种。

文献[6]提出了一种在逻辑上采用两层配置方案的集中式保护，即以差动保护为主的单元保护模块作为间隔级保护，以基于拓扑理论的网络保护模块作为全站系统级保护。文献[7-8]提出了一种采用统一软硬件平台，并配置保护、测量和控制等功能的数字化集中式保护装置。

文献[9]提出了一种以多功能保护控制器MPCU为核心的数字化集成保护与控制系统DIPC。文献[10-12]设计了应用于110kV数字化变电站的集成保护样机，研究了集成保护对传统线路保护、变压器保护等功能的改进，并就过程层网络通信系统的实时采样、数据同步及可靠传输做了相关分析。文献[13]对智能变电站中分布式网络化保护进行定义并指出了其应用范围，即在保护上实现分布式母线保护，在控制上实现网络化备自投及低频低压减载。

文献[14]提出了一种无主站式的分布式母线保护方案，各母线间隔保护单元通过可靠性较高的环形网络交互数据，发生故障时只需将相应回路断开，而不会引起整条母线的停电。

2  新一代站域保护功能配置

站域保护与控制装置基于智能变电站过程层网络数据共享，通过网络接收电气量采样数据（网采），发出跳合闸等控制命令（网跳）。站域保护与控制装置在智能变电站中的位置及对外信息交互如图1所示，其采集全站过程层与站控层网络的信息数据，完成就地级保护的冗余后备、优化后备及安全自动控制，同时具备独立的通信接口，支持广域通信，完成广域保护控制系统的子站功能。

图1  站域保护与控制装置

新一代智能变电站中站域保护与控制装置的功能配置主要包括冗余保护、优化后备保护、安全自动控制和广域保护控制的子站功能，见表1。从表1的功能配置表可以发现，站域保护中冗余保护只包含对单套配置保护的冗余，若主变保护已经双重化配置，则站域保护控制装置中不宜再配置冗余。

站域保护与控制装置中冗余保护功能不含线路纵联保护，主要原因是：①通道和对侧设备不支持，若要支持，则需增加大量设备和工程量；②若含线路纵联保护，则站域保护会通过线路关联多个站，复杂程度大大增加，影响范围较大。

站域保护与控制装置中不需要包含10kV间隔保护的冗余，主要原因是10kV间隔采用传统互感器和“六合一”装置，无独立的合并单元和智能终端，若站域保护装置实现10kV间隔保护，则其采样和出口同样要经过“多合一”装置，“多合一”装置因故退出运行时，站域保护起不到冗余作用。

表1  站域保护的功能配置表

3  站域保护功能原理

3.1  采样与跳闸方式

无论在智能变电站还是常规变电站，就地级保护装置均采用直采直跳的方式进行工作，而站域保护率先采用网采网跳的方式进行工作。因本文着重强调智能变电站中的保护方式，故对智能变电站中直采直跳和网采网跳进行比较。

1）直采直跳是指智能电子设备间不通过交换机而以点对点连接方式直接进行采样值传输和跳合闸信号的传输，其工作原理如图2所示。

该方法的优点是，保护装置不依赖于外部对时系统实现其保护功能，避免了组网方式下交换机引起的采样和跳闸信息不确定性延迟。缺点是保护装置光口数量多，使二次回路光纤连接复杂。

图2  直采直跳工作原理图

2）网采网跳是指智能电子设备间经过交换机的方式进行采样值传输共享和跳合闸信号的传输，通过划分VLAN的方式避免信息流过大，其工作原理图如图3所示。

该方法的优点是，保护装置通过网络实现信号输入输出，有效地减少了母线保护、主变压器保护等跨间隔保护装置的光口数量，简化了二次回路光纤连接。缺点是多间隔数据同步依赖于对时系统及网络，网络化信息交互存在延时。

3.2 110kV线路冗余保护

110kV线路就地级保护一般单套配置，当保护因故退出运行时，110kV线路会失去保护。因此，站域保护控制装置中配置110kV线路保护，作为就地级保护的冗余。但由于通信通道限制等原因，站域保护中线路保护不考虑纵联保护，其他如距离保护、零序过电流、重合闸、手合后加速等保护功能同就地级线路保护一致。

图3  网采网跳工作原理图

3.3  变压器优化后备保护

220kV及以上系统设计时，就地化的变压器保护均按照主后一体双重化的设计原则配置，任一套变压器保护因故退出运行，不会对变压器的运行造成影响。110kV及以下系统就地化的变压器保护均按照主后一体双重化配置或者主后分置的保护配置，任一套保护设备退出，不会对变压器运行造成影响。

基于上述原因以及站间信息共享和协同保护技术，站域保护对变压器后备保护进行补充，通过相邻间隔保护的闭锁和加速保护来提升变压器后备保护的性能。

变压器低压侧后备过电流保护动作切除故障，动作延时较长，会对一次设备造成伤害。采用简易母线保护可快速切除故障，以减少变电站低压母线短路故障对开关柜和变压器的危害。

母线区外故障时，低压侧出线等相关保护能够发出信号闭锁简易母线保护；母线区内故障时，低压侧出线等相关保护不发出闭锁信号，简易母线保护可以快速动作切除变压器低压侧断路器。低压侧如果有小电源，那么当母线区内故障时，简易母线保护会经延时跳开低压侧小电源，再经延时跳开低压侧断路器。

简易母线保护取自母线TV，可实现复合电压闭锁（低电压、负序电压），电流取自变压器低压侧断路器三相TA，简易母线保护为复合电压闭锁过电流保护。

4  站域保护现场分析

为了能够较好地对比分析新一代站域保护与传统微机型继电保护的性能差异，本文以110kV线路冗余保护和变压器中压侧冗余后备保护为例进行验证。

4.1 110kV线路冗余保护案例

以110kV线路东中线145为例，在整定计算中，110kV线路1冗余保护定值与145就地级线路保护定值完全一致，将两套保护均投入运行，在同样的运行状态下，比较二者重合后加速情况下的保护动作行为。

由于无法直接对电子式互感器输入电流，只能通过对一次设备进行升流试验来模拟线路中的故障状态，故通过PT断线相过流保护来验证线路冗余保护实现的可能性。PT断线相过流定值为0.4A，时间为0.2s，保护动作整组报告对比见表2。

通过二者动作情况比较，站域保护110kV冗余保护仅比145就地级线路保护动作晚1ms，动作行为正确，但是在故障电压相同的情况下，站域保护的故障电流为0.51A，零序故障电流为0.50A，远远小于就地级保护的故障电流120.27A和零序故障电流119.14A；且对于故障的测距也更加精确。

由此可见，110kV冗余保护具备线路保护的反应速度，可作为110kV线路保护的后备保护，动作值、动作时间、动作逻辑符合国家电网公司企业标准GDW 11053—2013《站域保护控制系统检验规范》中对于简易母线保护的要求如下：动作值允许误差不大于±5%或   ±0.02IN，延时允许误差不大于±1或±40ms的要求。

表2  保护动作整组报告对比

4.2  变压器中压侧冗余后备保护

简易母线保护电压取自母线TV，可实现复合电压闭锁（低电压、负序电压），电流取自变压器中压侧、低压侧断路器三相TA，简易母线保护为复合电压闭锁过电流保护，图4所示为简易母线保护主接线示意图。下面以图4所示示意图中故障点进行主变中压侧故障和中压侧线路故障为例进行分析。

1）2号主变中压侧分支K1故障

当2号主变中压侧分支K1故障时，TA4处检测到故障电流超过简易母线保护定值，且无外部线路保护闭锁条件，简易母线保护动作出口跳闸本支路4DL。为了验证简易母线保护动作可靠性，本文在变电站中模拟主变中压侧故障，2号主变中压侧简易母线定值设置见表3。

图4  简易母线保护主接线示意图

表3  2号主变中压侧简易母线定值

将2号变中压侧342开关（4DL）及中压侧分段340开关（11DL）合上，对1号主变中压侧合并单元输入故障电流，由于中压侧简母延时3不投入，故将故障时间设置为550ms。采用中元华电CAPP2008故障分析软件对站域保护动作波形进行分析，如图5所示。

图5  母线保护动作情况及录波波形

由图5可见，0ms时简易母线保护整组起动；199.5ms站域保护2号主变中压侧简母延时1动作，跳开1号主变中压侧分段340开关；499.5ms时中压侧简母延时2动作，跳开1号主变中压侧341开关，动作值、动作时间、动作逻辑符合企业标准中对于简易母线保护的要求。

2）2号主变出线L1中K2处故障

当2号主变中压侧出线L1中K2处出现故障时，由于6DL处配置有线路保护装置，其过流保护起动信号通过GOOSE送至站域保护装置闭锁2号主变简易母线保护，2号主变简易母线保护被闭锁，可靠不动作。本文以35kV线路开关分位和合位情况下模拟线路故障情况。

表4  中压侧简易母线保护定值

表5  35kV线路3405保护定值

（1）当35kV线路开关处于分位时

对2号主变中压侧342开关与35kV线路3405开关共同施加8.75A的故障电流，故障持续时间为700ms。动作情况及故障录波如图6所示。0整组起动，14.5ms外部闭锁1开入（3405保护起动GOOSE信号关联站域保护的中压侧外部闭锁1），15ms整组起动结束，外部闭锁信号持续至故障消失。

图6  3405分位简易母线保护动作及录波波形（276）

由图6可见，当3405线路出现故障时，3405保护装置整组保护起动，3405保护向站域保护发外部闭锁信号开入，从而闭锁2号主变中压侧简易母线保护，直至故障消失，不致出现因某线路故障而致整条母线掉闸的事故发生。

（2）当35kV线路开关处于合位时

定值保持不变，将3405开关合上，其动作行为和录波波形如图7所示。

图7  简易母线保护动作情况及录波波形（473）

3405保护装置动作，跳开3405开关，同时向站域保护发GOOSE闭锁命令，但是保护动作只能闭锁站域保护200ms，若200ms后故障还没有切除，则此时站域保护整组起动，由于故障还未结束，所以简母延时1动作跳开中分段开关。

5  结论

本文研究成果成功应用于山西某新一代智能变电站，创新了智能变电站继电保护模式，实现了从面向元件向面向系统转变，从面向对象向面向功能转变，提升了保护可靠性、灵敏性与选择性。通过研究得到以下结论。

1）本文主要针对110kV线路冗余保护和变低冗余后备保护的性能进行了分析，实验结果表明，新一代智能变电站站域保护能够更好地对二次系统进行保护。

2）站域保护控制装置弥补了就地级保护的不足，使电力系统的保护与控制功能更加完善。站域保护控制装置的推广应用可望进一步提高智能变电站及电网安全稳定运行水平，具备显著的经济与社会效益。

3）站域保护控制装置能够采集全站的模拟量和开关量信息，可识别变电站的拓扑结构，采用合适的算法和控制策略可使其保护性能进一步提升。