智能变电站继电保护配置的分析

孙亚宏

（西山煤电西铭矿， 山西 太原 030053）

引言

伴随着现代经济的不断发展，人们对电能的需求不断增大，智能变电站也不断增多。为了能够充分满足人们生产生活的需要，需要针对智能电网进行继电保护配置。我国针对500 kV 的智能变电站继电保护工作不断完善，进行了新型继电保护配置方案的设计。本文针对500 kV 智能变电站继电保护配置进行了分析介绍。

1 智能变电站同传统变电站的区别

1.1 变电站结构的区别

传统类型的变电站不具备明显的特点，尤其是没有网络结构，系统中的一次设备以及二次设备的连接都是靠电缆进行硬连接，与后台的通信都是采用点对点的通信传输。在500 kV 智能变电站中的每一个设备都被连接到网络中，每一层保护都通过网络方式进行数据的采集与传输，从而实现数据的共享，可对智能化继电保护网络提供保证[1]。

1.2 二次设备的布置方式的区别

在传统的变电站中，进行微机保护，需要将电流检测设备、模拟数字转化设备、保护设置等相关组件集成，通过对电流、电压等信号检测经过A/D 转换转换成数字信号提供给保护系统。而在500 kV 智能变电站中，通过对一次设备以及二次设备进行重新功能设定，将传统的保护装置与A/D 转换设备合并形成合并组件，将其安装在TA 和TV 周围[2]。

1.3 保护接口的区别

传统变电站继电保护需要提供5 A 电流信号或者100 V 电压信号的模拟输入，但是在500 kV 的智能变电站的保护系统接口中，同时支持点对点接口以及GOOSE 模式下的SV 接口和GOOSE 接口。

1.4 通信规约和对时方式的区别

在传统变电站继电保护中，所采用的通信规约为IEC-103，而在500 kV 智能变电站采用的通信规约为IEC-61850；在传统变电站中采用的对时方式为有源对时或者无源对时，而在500 kV 智能变电站采用的对时方式为1588 对时或者B 码对时[3]。

2 智能变电站继电保护优点

1）在智能化变电站中，通过运用网络层次实现一次设备的配合，实现各种保护设备之间的数据共享以及通信交互。在过程层中可以实现变压器等附属线路的继电保护进行分层配置，实现与MU 智能交互，无需使用交换机，就能够实现对信息资源的获取。对于系统母线的继电保护配置可以在间隔层实现，需要借助交换机辅助完成对相关设备信息的获取。在站控层可以实现后台的运行维护。

2）在智能变电站继电保护系统中，主设备可以实现对系统的有效保护，并且保护设备可以实现脱机运行。在对线路中的关键部位进行继电保护中，可以不通过交换机实现对间隔信息的获取，通过与MU智能设备之间进行通信，实现脱机作业。利用这种方式进行信息交换可以避免因发生网络不畅或者网络中断而发生无法通信的问题，不会对信息的交换产生影响。

3）在智能变电站继电保护系统中，可以根据现场需要对各部分的保护阈值进行重新设定，以此来避免变电站中由于直流系统接地而导致系统继电保护误动作现象。在传统继电保护中，对系统保护阈值的设定需要专用设备专人操作才能完成，而在智能变电站继电保护系统中，可以通过人为调整，也可以通过与母线或其他线路相结合进行保护阈值的确定和调整。

3 智能变电站继电保护配置

3.1 分布式母线保护配置

变电站中不同等级电压配电装置的连接是通过母线进行的间隔连接，通过母线实现能量的汇总、分配以及传递，在变电站中母线故障是系统最严重的故障。传统的母线保护主要存在连接复杂、易受干扰、在形式上不易拓宽，而采用分布式母线保护需要具备过程层作为间隔，从而可以实现分散处理能力，是目前发展的趋势[4]。

采用分布式母线保护需要保证严格的信息一致以及通信标准一致，这在传统的变电站中无法实现，而在智能变电站中，由于所采用的的通信是由因特网以及智能断路器实现的，因此可以实现信息一致以及通信标准的一致。基于分布式母线保护需要针对保护设备进行设置，并且在保护系统中无需使用出口继电器以及负压闭锁单元等设备，母线保护是需要在各种间隔中单独实现的，如果只是针对本间隔断路器实现跳开，对其他集中保护设备无法形成保护，需要利用中央处理单元以及间隔单元进行通信实现分布式母线保护。

3.2 主变压器智能保护配置

根据继电保护相关要求，在智能变电站中针对变压器的保护需要使用两套保护配置，也就是采用一主一备的形式进行配置，并且后备保护需要采取与主保护相同的配置方式进行配置。当采用这种保护方式进行配置的时候，两侧的合并单元以及智能终端都需要两套配置，并且需要将中性点电流以及间隙电流汇入到相应的合并单元。对变压器采用直接采样的形式，并将断路器连接，通过GOOSE 网络可以实现各段断路器以及闭锁备自投设备进行通信，通过网络接收到保护失灵信号，同时实现失灵保护侧的断路器跳闸。智能变电站变压器高压、中压、低压侧的合并单元获取的电流、电压信号可以通过单相发送的形式被直接传送到SV 网络，而SV 网络数据与保护装置侧不通信，从而实现信号的直接采样。高压、中压、低压侧智能终端需要同时与GOOSE网络以及变压器保护系统相连，保护装置通过智能终端的控制实现跳闸。

3.3 输电线路智能保护配置

在智能变电站中，针对线路的保护需要根据站内的测控以及保护功能进行集成化处理，并根据间隔需要进行配置。在线路保护中可以实现直接采样并实现断路器断闸功能，通过GOOSE 网络可以实现继电保护断闸以后的重合闸操作。如图1 所示，在保护间隔内进行信息交互是通过点对点通信的方式进行的，合并单元与智能终端直接连接，通过保护装置与合并单元的功能集合可以实现直接采样以及数据传输功能，另外集合以后的装置与智能终端配合可以实现自动跳闸功能。在线路以及母线上安装电子式电压互感器，检测信号进入合并单元后相关数据被传输至测控系统以及SV 网络。

图1 线路保护实施方案

4 系统保护配置方案

近些年，智能变电站技术取得了非常快速的发展，这对于IEC61850 规约的进一步运用提供了平台，变电站内电器设备及元件之间可以进行信息交互，为智能变电站实现继电保护信息的共享提供了保障，从而为全系统保护方案的配置提供了可能。如图2 所示，该配置方案需要为每个设备的继电保护配备保护屏以及测控屏，并且需要对配电系统的变压器、线路等重要设备进行双重保护，两套方案要独立发挥功能。这种保护方案简单明了，可以实现保护数据的共享，是今后继电保护的发展趋势。

图2 系统保护配置方案图

5 结语

随着对电力需求的不断增长，电力设备的建设力度不断增大，为了能够确保变电站的安全稳定运行，需要制定科学合理的继电保护方案，本文对500 kV 智能变电站继电保护配置进行的详细分析，以及对继电保护方案的简要说明，可为做好智能变电站的继电保护工作提供参考。