变电站就地化保护研究
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【摘 要】当前我国经济发展迅速，带动了各项工程的建设步伐。在能源市场的发展中，智能变电站是重要的发展内容，变电站信息的智能化将有利于电网运行的检测，这就使得智能变电站在世界范围内的地位不断提高。目前，我国为更好地实现低碳经济，开始了对智能变电站的大规模推广，目前全国范围均在开展智能变电站的建设工作。
【关键词】智能变电站;就地化保护;方案;研究
1 智能变电站就地化保护中存在的问题
1.1数据的采集问题
在智能变电站的交流数据采集工作中，采集的数据必须同步。但目前看来，这一环节存在很多的问题。在传统的变电站中，各个单元的采样工作都是在保护装置的内部完成的，不需要其他保护的相互配合。但是在智能化的变电站中，智能采集回路是独立于保护装置的合并单元或合智装置，这就对各个装置间的相互配合提出了很高的要求。任何数据的失步或者数据帧的丢失都将产生严重的交流采样错误，使采样失效，造成设备失去保护运行。
1.2电子互感器不可靠
电子互感器一般情况下是在户外运行的，所以户外环境直接影响了互感器的运行。在高温或强电磁干扰的环境下，电子互感器的光电器件及传感单元中的部分器件性能都会受到影响，出现性能劣化等问题，使得互感器故障，输出信号异常，严重的将引起保护装置误动，导致电网不能稳定、可靠运行。
1.3对过程层网络过度依赖
过程层网络是智能变电站数据传输的核心，能够连接站内的所有智能电子设备，汇集所有信息。所以，一旦过程层网络交换机出现了故障问题，保护装置就会失去其该有的功能，直接危害电网的安全运行。
2 智能变电站就地化保护配置原则
智能变电站就地化的优势主要有：
（1）简化二次接线：少量光纤代替大量电缆。
（2）提升测量精度：数字信号传输和处理无附加误差。
（3）提高信息传输的可靠性：CRC 校验、通信自检、光纤通信无电磁兼容问题。
（4）可采用电子式互感器：无 TA 饱和、TA 开路、TV 短路铁磁谐振等问题;绝缘结构简单、干式绝缘、免维护。
（5）一次、二次设备间无电联系：无传输过电压和两点接地等问题;一次设备电磁干扰不会传输到集控室。
（6）各种功能共享统一的信息平台：监控、远动、保护信息子站、电压无功控制AVC 和五防等一体化。
（7）减小变电站集控室面积，二次设备小型化、标准化、集成化。
但智能变电站就地化现存不足有：
（1）快速性不足：合并单元和智能终端的设置导致信号传输及转化环节增加，主保护动作时间延长。
（2）可靠性有待提升：合并单元成熟度不高;合并单元等单一元件故障可能造成多套保护动作或闭锁;合并单元、智能终端安装在户外柜中，工作环境恶劣，故障率偏高。
（3）运维难度大：二次设备种类繁多，现场工作量大，现有安调及运维检修承载力不足;二次虚回路无法直观可见，配置文件管控困难。
智能变电站的就地化保护装置为一种新的构成模式，应综合考虑智能化设备的优势同时避免其带来的问题，在研究保护配置方式时应充分考虑以下几点。
（1）继电保护的“可靠性、速动性、选择性、灵敏性”是保护配置的基本原则，基于智能变电站的新型保护功能体系同样应该严守这个原则。此外，变电站一体化保护功能配置模式利用信息冗余和广域通信的优势，在故障时实时跟踪网络拓扑并快速定位跳闸，加速保护动作时间，大大缓解了选择性和灵敏性、选择性和速动性之间的矛盾。
（2）现有的设备主保护是电力系统第一道防线的坚强支撑，在绝大多数情况下性能优良，安全可靠，且积累多年的运行经验，具有很高的工程价值。新的配保护功能配置模式是对现有继电保护系统的升级改造，不覆盖主保护功能、不干扰主保护动作、不影响性能。
（3）高效的信息传输通道和数字处理能力为电力系统继电保护的发展开辟了广阔的空间，新型的继电保护原理多利用电网关联信息及相关数字算法进行拓扑识别、故障定位、跳闸配合，信息的准确传输与识别是各种原理正确运行的关键。
3.智能变电站就地化保护配置方案
3.1无防护安装配置方案
首先，要在安装调试阶段对保护装置进行就地布置，在装置过程中要采取无防护就地安装的方式，将其中的大部分接线都使用航空插头进行预制，要将整站二次设备安装的时间缩短到一周左右。在專业化的检修中，要使用自动检测技术，在全站的保护配置安装及调试工作完成之后，再将其发往现场，现场再进行整组传动工作，之后将其投运。另外，在保护装置的具体运行和维护中，需要借助就地化保护方式，使安装、更换更便捷，提升电网运维的效率。针对无间隔保护虚回路的设计，要大力简化SCD的配置、管控。在配置一站式的情况下，确保实现少维护、已维修和虚回可视化的目标。
3.2分布式变压器配置方案
就地化变压器保护指的是通过控制室中的智能管理单元进行集中管理，实现了保护装置的远程界面功能。其子机采用的是全封闭机箱，不集成操作回路，各侧开关跳闸需要配置单独的操作箱。在这里，我们以220KV自耦变压器为例，高压侧为内桥接线，中压侧为双母线接线，低压侧带分支，在就地化变压器保护中配置高压1侧、高压2侧、中压侧、低压1侧、低压2侧、主变本体共6个子机，用环形网络将子机连接，将主变本体子机作为保护主机，采用IEEE1588实现对各侧子机的同步采样，要将各侧采样值同步后进行保护逻辑的判别，保护动作后将GOOSE跳闸命令通过环形网络发送到各侧子机，各侧子机收到命令后能及时跳本侧开关，还能通过GOOSE网络接收失灵的联跳信号，实现失灵联跳变压器各侧断路器功能。主机安装好之后，要将各子机就地安装在端子箱附近，并把所有子机同时接入过程层网络，上送对应的SV及GOOSE信息。SV、GOOSE信息采用共口技术，减少子机用于信息交互的光口数量。另外，为了减少中间的环节，子机可直接采用常规跳闸、常规采样，提高保护装置的整组操作时间。再者，为了简化二次回路，降低检修及运维的工作量，子机要全部采用预制电缆、光缆，对外连接要全部采用航空插头，保护装置故障后要进行整机更换，用检修中心调试好的保护装置直接替换故障装置，并通过智能管理单元实现备份文件的一次下装，这样，保护装置就只需在简单的验证后就可以投入运行，节约了变电站的检修及停电时间，实现保护装置的即插即用和更换式检修。
3.3继电保护配置方案
该保护方案主要是通过主保护与后备保护的配合实现对一次设备的保护，与传统变电站的保护方案相似。该保护方案的实施，使主保护可以快速、准确切除故障，且可以保持良好的保护性能，但后备保护的配置具有很大的局限性。通常情况下，为了满足选择性的要求，就必须牺牲动作速断性。在放射性拓扑输电网络中，传统阶段式后备距离保护动作可延迟2到3S。对于没有配置母差保护的中低压母线，要依靠变压器低后备保护切除可能发生的母线故障，因此，会有至少0.5S的延时，给系统的一次设备造成威胁。除此之外，后备保护为提升对变压器内部故障的灵敏度，会将保护范围延伸到变电站的低压侧，使得两级后备保护的部分保护区动作延时相同。对于未配置母线保护的站内中低压母线，站域后备保护可通过获取进出线及母线运行的相关数据，通过分析，提供快速可靠的近后备保护，有效提升电力系统的可靠性。
参考文献：
[1]吴蕾，董若溪，赵亚飞.变电站保护多功能合一及无防护就地化研究[J].山西建筑，2017，01：145-147.
（作者单位：国网晋中供电公司）
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