就地化保護(hù)掛網(wǎng)運(yùn)行方案研究與實(shí)踐

侯偉宏，徐 昱，王堅(jiān)俊，裘愉濤，徐丹露

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司杭州供電公司，杭州 310009；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司，杭州 310007）

0 引言

隨著特高壓交直流輸電技術(shù)的快速發(fā)展，電網(wǎng)特性呈現(xiàn)出諸多新特點(diǎn)，對繼電保護(hù)運(yùn)行控制技術(shù)提出更高要求。從當(dāng)前智能變電站運(yùn)行情況來看，繼電保護(hù)可靠性和速動性有所降低，這對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行造成了不良影響[1-3]。近年來，國網(wǎng)公司在充分考慮繼電保護(hù)“四性”原則基礎(chǔ)上，穩(wěn)步推進(jìn)就地化繼電保護(hù)技術(shù)方案的研究、標(biāo)準(zhǔn)建設(shè)、設(shè)備研制、專業(yè)檢測，并積極開展就地化保護(hù)掛網(wǎng)試運(yùn)行工作，為就地化保護(hù)整站試點(diǎn)工作積累經(jīng)驗(yàn)[4-17]。

本文以國網(wǎng)就地化保護(hù)掛網(wǎng)運(yùn)行試點(diǎn)110 kV余塘變電站（以下簡稱“余塘變”）為例，介紹了110 kV掛網(wǎng)變電站拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，掛網(wǎng)技術(shù)原則、實(shí)施方案等內(nèi)容，通過掛網(wǎng)運(yùn)行進(jìn)一步驗(yàn)證就地化保護(hù)技術(shù)成熟度、裝置可靠性，同時(shí)充分積累運(yùn)行管理經(jīng)驗(yàn)，為就地化繼電保護(hù)技術(shù)在全國范圍試點(diǎn)提供技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)借鑒。

1 110 kV掛網(wǎng)變電站簡介

110 kV余塘變?yōu)殡娎|采樣、電纜跳閘方式的常規(guī)戶內(nèi)GIS變電站，110 kV側(cè)采用內(nèi)橋接線，10 kV側(cè)單母分段接線，站內(nèi)110 kV主變壓器（以下簡稱“主變”）2臺，均為兩圈變，其中1號主變低壓側(cè)單分支，2號主變低壓側(cè)雙分支，站內(nèi)電氣主接線如圖1所示。

變電站2回110 kV進(jìn)線斷路器及母分?jǐn)嗦菲鰿T（電流互感器）變比為400-800/5A，2回進(jìn)線斷路器CT各有2組備用繞組，母分CT無備用繞組。1號、2號主變高壓側(cè)套管CT變比為400-800/5A，有1組備用繞組，低壓側(cè)斷路器CT變比均為4 000/5 A，無備用繞組。1號主變、2號主變分別配置獨(dú)立的差動保護(hù)、后備保護(hù)，變電站監(jiān)控系統(tǒng)采用103通信規(guī)約。

2 掛網(wǎng)技術(shù)原則

根據(jù)國網(wǎng)公司《220 kV及以下電壓等級就地化保護(hù)掛網(wǎng)設(shè)備組屏及現(xiàn)場布置方案》，并結(jié)合110 kV余塘變實(shí)際情況，形成如下就地化保護(hù)掛網(wǎng)技術(shù)原則：

（1）原則上不破壞原有變電站網(wǎng)絡(luò)，就地化保護(hù)獨(dú)立組網(wǎng)；盡可能不影響原有繼電保護(hù)裝置回路（僅考慮CT繞組串接及電壓并接）。

（2）本期掛網(wǎng)保護(hù)設(shè)備信號狀態(tài)，保留遠(yuǎn)景投入跳閘的條件，預(yù)留相應(yīng)的操作箱及保護(hù)接口。

（3）具備遠(yuǎn)程信息監(jiān)視及數(shù)據(jù)調(diào)取的功能，掛網(wǎng)設(shè)備接入相應(yīng)保護(hù)信息主站。

（4）具備設(shè)備運(yùn)行環(huán)境監(jiān)視及統(tǒng)計(jì)功能（溫濕度傳感器），按照國調(diào)中心要求生成就地化保護(hù)運(yùn)行情況報(bào)表。

由于110 kV余塘變?yōu)閼魞?nèi)變電站，戶內(nèi)運(yùn)行環(huán)境下裝置散熱條件要低于戶外環(huán)境，整體運(yùn)行環(huán)境良好，本站重點(diǎn)驗(yàn)證高防護(hù)就地化保護(hù)在戶內(nèi)運(yùn)行環(huán)境下的可靠性，同時(shí)重點(diǎn)考慮以下因素：

（1）探索并試點(diǎn)就地化保護(hù)在戶內(nèi)GIS站的安裝方式。

（2）探索站域保護(hù)與就地化保護(hù)的協(xié)同。

（3）探索就地化保護(hù)和站域保護(hù)在后備保護(hù)功能優(yōu)化的創(chuàng)新。

（4）就地化保護(hù)裝置的少配置、少整定、少維護(hù)。

3 掛網(wǎng)實(shí)施方案

根據(jù)掛網(wǎng)總體技術(shù)原則，110 kV余塘變就地化保護(hù)掛網(wǎng)設(shè)備有：110 kV就地化母線保護(hù)、110 kV就地化變壓器保護(hù)、110 kV就地化線路保護(hù)、站域保護(hù)、小型化操作箱、管理單元、公用測控裝置和交換機(jī)，如表1所示。

3.1 總體方案

110 kV余塘變就地化保護(hù)掛網(wǎng)總體方案如圖2所示。

（1）選取1號主變作為110 kV就地化變壓器保護(hù)掛網(wǎng)試運(yùn)行間隔，主變高壓側(cè)和低壓側(cè)各配置一臺子機(jī)。為降低安裝難度，主變低壓側(cè)子機(jī)與高壓側(cè)子機(jī)采用集中安裝方式，均安裝于主變支架。

（2）選取110 kV 1號線路作為110 kV就地化線路保護(hù)掛網(wǎng)試運(yùn)行間隔，不配置縱聯(lián)光纖通道，以距離保護(hù)為主保護(hù)。

（3）新增1臺110 kV就地化母線保護(hù)裝置，采集兩段母線電壓，同時(shí)采集2回110 kV進(jìn)線斷路器CT、主變高壓側(cè)套管CT以及110 kV母分?jǐn)嗦菲鰿T電流。

（4）就地化線路保護(hù)與就地化母線保護(hù)共用一個(gè)支架，該支架的轉(zhuǎn)接盒內(nèi)配置一臺就地化小型操作箱。

圖1 110 kV余塘變主接線

表1 掛網(wǎng)設(shè)備清單

圖2 110 kV余塘變就地化保護(hù)掛網(wǎng)總體方案

（5）就地化保護(hù)掛網(wǎng)試運(yùn)行設(shè)備采用支架安裝方式，支架安裝于GIS匯控柜旁，保護(hù)裝置經(jīng)轉(zhuǎn)接盒后通過航插直接進(jìn)匯控柜（匯控柜背面需開孔）。

（6）轉(zhuǎn)接盒內(nèi)配置操作箱、空開、壓板、轉(zhuǎn)接端子，實(shí)現(xiàn)保護(hù)裝置與操作箱的互聯(lián)，有效減少匯控柜內(nèi)端子數(shù)量，降低匯控柜內(nèi)接線難度，提高檢修運(yùn)維的便捷性。

（7）在繼電保護(hù)小室內(nèi)安裝1面智能管理單元屏，用于接入就地化保護(hù)信息，屏柜內(nèi)設(shè)備包括1臺智能管理單元、1臺交換機(jī)、折疊式顯示器和故錄網(wǎng)分一體化裝置。折疊式顯示器可在智能管理單元和故錄網(wǎng)分一體化裝置切換顯示。智能管理單元直接上送主站，通信規(guī)約采用IEC 61850。

（8）在繼電保護(hù)小室內(nèi)安裝1面站域保護(hù)屏，屏內(nèi)設(shè)備包括1臺站域保護(hù)和1臺公用測控，公用測控用于接入就地化保護(hù)告警接點(diǎn)及環(huán)境監(jiān)測信息并轉(zhuǎn)發(fā)給就地化保護(hù)管理單元和站內(nèi)原有監(jiān)控。站域保護(hù)通過就地化保護(hù)專網(wǎng)獲取采樣數(shù)據(jù)，并接入原有站內(nèi)監(jiān)控。

（9）就地化保護(hù)安裝處安裝溫濕度傳感器用于環(huán)境監(jiān)測，傳感器采用立桿安裝。

3.2 回路方案

3.2.1 電流回路

110 kV進(jìn)線斷路器CT、主變套管CT和1號主變低壓側(cè)有備用繞組，將掛網(wǎng)試運(yùn)行保護(hù)接入備用CT繞組，如圖3所示。

圖3 110 kV進(jìn)線斷路器CT接入方式

110 kV母分?jǐn)嗦菲鳠o備用CT繞組，就地化母線保護(hù)和主變保護(hù)需與在運(yùn)行的母分過流保護(hù)串接，如圖4所示。

3.2.2 電壓回路

由于110 kV及10 kV為單母分段接線，不用電壓切換回路，僅采用變電站原有電壓并列回路，如圖5所示。

3.2.3 電源及開關(guān)量回路接入

就地化保護(hù)裝置電源及相關(guān)開關(guān)量回路遵循以下原則：

圖4 110 kV母分開關(guān)CT接入方式

圖5 就地化保護(hù)電壓接入方式

（1）就地化保護(hù)裝置直流電源由直流分電屏單獨(dú)供給，不與原有保護(hù)共用。

（2）就地化保護(hù)裝置接入斷路器跳閘位置與壓力低閉鎖重合閘信號由斷路器操作機(jī)構(gòu)提供。

（3）就地化保護(hù)裝置故障和運(yùn)行異常告警信號通過節(jié)點(diǎn)信號接入新增公用測控裝置，不與原監(jiān)控系統(tǒng)通信。

（4）就地化線路保護(hù)裝置的跳閘接點(diǎn)接入新上小型化操作箱，由操作箱提供接點(diǎn)接入原有故障錄波系統(tǒng)。

3.2.4 光纖回路

就地化保護(hù)裝置對外連接采用雙端預(yù)制光纜，一端為航空插頭，一端為光纖頭。掛網(wǎng)裝置的保護(hù)專網(wǎng)光纖頭接入支架轉(zhuǎn)接盒中的光端子，再通過尾纜接入智能管理單元屏中的交換機(jī)，如圖6所示。

3.3 網(wǎng)絡(luò)方案

就地化保護(hù)裝置信息上送、環(huán)境監(jiān)測信息上送流程如圖7所示。

3.3.1 就地化保護(hù)信息上送方案

圖6 光纖通信回路接入方式

圖7 就地化保護(hù)裝置相關(guān)信息上送流程

就地化保護(hù)裝置不與站內(nèi)原有監(jiān)控后臺和遠(yuǎn)動機(jī)直接通信，新增就地化保護(hù)智能管理單元PSX689（單套配置），配置獨(dú)立的SV（采樣值）、GOOSE（面向通用對象的變電站事件）、MMS（制造報(bào)文系統(tǒng)）三合一保護(hù)專網(wǎng)（單網(wǎng)配置），用于接入就地化保護(hù)裝置信息?？紤]到不影響原有監(jiān)控系統(tǒng)，智能管理單元直接與調(diào)度端通信，將就地化保護(hù)的遙信變位、事件、告警信息以及智能管理單元與就地化保護(hù)之間的通信狀態(tài)信息上送至地調(diào)、省調(diào)、網(wǎng)調(diào)和國調(diào)。

圖8 保護(hù)管理單元組網(wǎng)示意

智能管理單元與調(diào)度通信方案：智能管理單元與站內(nèi)保護(hù)信息管理子站相互獨(dú)立，新增遠(yuǎn)傳通道，采用IEC 61850規(guī)約與調(diào)度通信，各級調(diào)度為智能管理單元分配IP地址。

3.3.2 環(huán)境監(jiān)測信息上送方案

就地化保護(hù)裝置掛網(wǎng)試運(yùn)行時(shí)，需對周邊環(huán)境進(jìn)行監(jiān)測，并將信息上送調(diào)度；在掛網(wǎng)試運(yùn)行保護(hù)裝置周圍（離地1 m間距；離掛網(wǎng)裝置30 cm以上，不超過1 m）設(shè)置1套戶外溫濕度傳感器，采用立桿安裝方式。

戶外溫濕度輸出4～20 mA信號，接至就地化保護(hù)支架端子排，通過常規(guī)電纜接入就地化管理單元柜內(nèi)的公用測控裝置，公用測控將就地化保護(hù)運(yùn)行狀態(tài)信息和周邊環(huán)境監(jiān)測信息轉(zhuǎn)發(fā)給就地化保護(hù)管理單元（就地化保護(hù)管理單元每15 min記錄一次就地化保護(hù)運(yùn)行狀態(tài)信息和環(huán)境監(jiān)測信息，每星期自動生成報(bào)表；定期上報(bào)國調(diào)）。

同時(shí)，公用測控接入站內(nèi)原有監(jiān)控系統(tǒng)，將就地化保護(hù)運(yùn)行狀態(tài)信息和周邊環(huán)境監(jiān)測信息轉(zhuǎn)發(fā)給站內(nèi)原監(jiān)控系統(tǒng)和遠(yuǎn)動裝置。

4 結(jié)語

繼電保護(hù)作為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的第一道防線，其迅速、可靠動作對于保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行至關(guān)重要。國網(wǎng)公司在充分考慮繼電保護(hù)“四性”原則基礎(chǔ)上，穩(wěn)步推進(jìn)小型化、免維護(hù)的新一代繼電保護(hù)技術(shù)，逐步實(shí)現(xiàn)以就地化保護(hù)為基礎(chǔ)的新一代繼電保護(hù)體系架構(gòu)及不同電壓等級電網(wǎng)就地化保護(hù)方案和實(shí)現(xiàn)技術(shù)。

本文以國網(wǎng)公司就地化保護(hù)掛網(wǎng)試運(yùn)行110 kV余塘變?yōu)槔?，系統(tǒng)性介紹了110 kV變電站就地化保護(hù)掛網(wǎng)技術(shù)方案，通過掛網(wǎng)運(yùn)行全面驗(yàn)證就地化即插即用保護(hù)裝置性能和110 kV變電站就地化保護(hù)整站方案可行性，為就地化繼電保護(hù)技術(shù)在全國范圍試點(diǎn)提供技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)借鑒。