关于110kV智能变电站继电保护配置的探讨

陈俊哲

摘要：近些年来，各地建设智能变电站的整体规模正在逐步扩大，而与之相应的智能技术也取得了显著的转型与改进。与传统模式的变电站相比，具备智能特性的110kV变电站有助于全面降低变电运行耗费的成本并且提升了运行实效性。因此针对智能变电站有必要施行与之相应的继电保护，因地制宜优化现有的继电保护配置，进而显著增强了整个变电站能够达到的运行稳定性。

关键词：110kV智能变电站；继电保护；配置措施

进入新时期后，有关部门在创建智能化新型变电站时，应当将统一标准、统一规划及统一建设的核心宗旨融入其中。相比而言，建立于智能化手段前提下的新型变电站简化了原有的设备布置与站内接线，此项举措有助于降低成本同时也保障了变电运行应有的稳定性。因此可见，各地针对当前现有的110kV传统变电站有待予以全方位的转型，从而将智能化手段全面适用于智能变电站的创建过程，对于智能式变电站应当配置与之相适应的继电保护设施。

1 继电保护配置的基本思路

从基本特征来讲，110kV的新型智能变电站设有简便性的站内接线方式，而与之相应的各类变电设施也实现了全方位的简化。针对智能变电站有必要配置相应的继电保护，其中根本宗旨在于保障整个变电站应有的安全性，同时也要确保其符合继电保护的总体目标。具体而言，110kV变电站有必要配置GOOSE和SV的过程层网络以及MMS的站控层网络，确保上述各类网络呈现彼此独立的布置状态。

继电保护装置包含多种相应的接线形式，110kV变电站可采用电子式互感器，也可采用常规互感器，根据国家电网公司通用设计智能化补充模块中的要求，福建地区的110kV变电站均采用常规互感器+合并单元模式，并且适当减少互感器二次绕组配置数量。其中母线电压合并单元应接收至少2组电压互感器数据，并支持向其它合并单元提供母线电压数据，根据需要提供PT并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。

2 继电保护涉及到的配置技术要点

110kV变电站如果要得以顺利运行，则不能缺少全方位的保护装置作为其中的支撑。与此同时，对于智能型变电站还需配备记录网络报文与故障录波的相关设施，上述设施分别对应GOOSE接口、SV接口与MMS网络接口。继电保护配置应当包含如下的关键点：

2.1 关于变压器保护

对于变压器装置应当为其设置全面的电量保护，对此最好选择双套配置的电量保护模式。双套配置具备一体化的特性，其中包含后备保护与主体保护。整个系统如果选择了双套保护，则应当配备双套合并单元，并将其分配给相应的智能终端。此外，对于变压器本体的合并单元也要并入相应的间隙电流和中性点电流。

通过直接性的采样方式来保护变压器，各侧断路器应当能够直接予以跳开处理。同时，运用网络传输的GOOSE方式来妥善保护现有的分段或内桥断路器，其中包含闭锁备自投等保护措施，这是因为GOOSE网络对于实时性的跳闸保护与启动闭锁指令都能够予以接收，可以保障变压器本身的安全性。除此以外，本体智能终端还设有非电量保护的性能，其主要针对于系统现有的单套配置与其他配置，对于实时性的非电量信号能够予以全面上传。

2.2 关于线路保护

针对线路保护来讲，对其应当配备一体化的测控保护，其中包含单套的间隔保护配置。具体而言，线路保护设计为直接性的跳断路器与采样模式。如果有必要完成重合闸或者断路器启动等操作，那么必须凭借GOOSE网络对其予以实现。在间隔内线路侧的位置上，智能终端应当能够连接于合并单元，运用直接性的点对点连接予以完成。通过运用上述的线路保护模式，对于各个时间段的采样操作就能予以直接开展，其中还包含线路跳闸的直接完成，而不必再去借助GOOSE网络。在特殊情形下，如果需要在现有的保护测控设备中接入跨间隔的信息，那么应当更换为GOOSE的传输网络方式。

2.3 关于分段或内桥保护

分段或内桥保护在整体上类似于智能线路保护，并且涉及到简易的保护结构。具体在设置保护时，网络内部的智能终端应当连接于其中的合并单元，进而全面完成与之有关的直接跳闸、网络数据交换以及信息采样等相关操作。SV网络本身具备独立性，能够辅助实现跨间隔性的网络信息传输，确保在SV网络的范围内连接合并单元、保护装置与各类终端设备。

在上述的保护模式中，电压信号以及电流信号都可以传输给网络，在其中包含低压侧或者高压侧的实时性信号。保护装置不必依赖于SV网络，因而直接就能够搜集信号并且实现相应的采样处理。

3 智能变电站运用继电保护配置的实例

建阳110kV白茶铺变电站位于南平建阳区塔下工业园，为全户外AIS变电站，变电站采用三相三绕组变压器，110kV侧、35kV侧和10kV侧均为单母线分段接线。根据福建地区运行习惯，变电站一次设备采用常规互感器+合并单元的接线方式，网络结构设计为两级的三侧设备网络，通过运用合并组网的方式来安排GOOSE以及SV的过程层保护设施。

3.1 变压器保护

本工程变压器电量保护按双套配置，每套保护包含完整的主保护和后备保护功能，主保护为三侧差动保护，后备保护为复合电压闭锁的过流保护、中性点间隙过流、过压保护和零序电流保护。变压器电量保护直接采样，直接跳各侧断路器，保护跳分段断路器和闭锁分段备自投等采用GOOSE网络传输。

非电量保护功能由变压器本体智能终端一体化设备实现，包含本体及有载调压开关瓦斯、压力释放等非电量保护。变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送，非电量保护闭锁分段备自投也采用备用跳闸出口加硬压板输出的方式。

3.2 110kV线路及分段保护

本工程为中间变电站，110kV进线由原有的一回220kV变电站联络线开断接入，开断后形成的两回线路长度均小于10公里，且35kV和10kV侧均有小水电并网接入，考虑到可能产生功率穿越的情况，因此110kV线路设置光纤差动保护，采用保护测控一体化装置。线路保护直接采样，重合闸或者断路器启动等操作采用GOOSE网络传输。对侧线路间隔也一并改造為带有智能插件的常规型光差保护，以保证保护数据的正常通信。

110kV分段采用保護测控一体化装置，具备瞬时和延时跳闸功能的充电及过电流保护。分段保护直接采样，断路器启动等操作采用GOOSE网络传输。110kV备自投设置有过程层的中心交换机，备自投的电流电压和位置接点均通过SV和GOOSE网络直接采集，然后由GOOSE网络实现各个相关间隔的断路器跳闸功能。

3.3 35kV及10kV分段保护

本工程35kV及10kV部分除分段外均采用常规设备，35kV及10kV分段保护具备备自投功能，由于35kV及10kV其他部分没有智能单元，电流电压采用无法通过SV网络采集，只能采用硬接线方式，接收备自投闭锁信号和启动跳闸功能通过GOOSE网络实现。35kV及10kV的过负荷联切采用GOOSE联网方式，避免了常规站电缆繁多且稳定性不高的缺点，通过联切出口矩阵整定三轮联切出口，可一次性切除所有负荷，也可以逐步切除负荷。

3.4 故障录波及网络记录分析系统

本工程设置1套故障录波及网络记录分析系统，接入过程层中心交换机，网络记录单元连续在线记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文，装置由不同的软件模块实现暂态录波分析功能及网络报文分析功能，并将分析结果以特定报文形式上传至主机兼操作员站。

本工程在涉及到网络传输报文的具体操作中，凭借过程层的相关指令予以全面性的网络传输。因此可见，上述的110kV智能式变电站设有独立性的传输网络，运用直采直跳的措施来妥善保护其中的过程层。在此基础上，智能变电站就可以拥有健全度与完整度更高的全面继电保护，与此同时，对于某些潜在性的变电站运行风险能够予以消除。

4 结语

智能变电站如果要顺利实现全过程的变电运行，则不能够欠缺继电保护装置为其提供支撑与保障。在目前的现状下，针对110kV的新型变电站正在致力于探求可行性更强的继电保护模式，对其设置了网网分离与直采直跳的基本建设思路。截至目前，有关部门在构建智能型的110kV变电站相关实践中，已经积累了与之相应的珍贵经验。因此在该领域的未来实践中，针对智能变电站在配置继电保护的各项设施时，仍然应当秉持因地制宜的举措来优化继电保护模式。

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