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1、对电力110kV变电站继电保护的问题分析：U665.12：A： []根据南方电X公司颁布的技术规范,结合已投运的智能变电站情况,阐述110kV智能变电站继电保护配置原则,并分析智能变电站内继电保护装置的检测验收内容,为相关工程及技术人员提供参考. [关键词]变电站;继电保护;配置原则 [abstract]accordingtothesouthernpoersubstationof110kVintelligencerelayprotectionconfigurationprinciple,andanalyzestherelayprotectiondevi
2、ceinintelligentsubstationofacceptancetestingcontentfortherelevantengineeringandtechnicalpersonneltoprovidethereference. [keyMSX络应完全独立;继保装置接入不同X络时,应采用相互独立的数据接口控制器;保护应直接采样,对于单间隔的保护应直接跳闸,涉及多间隔的保护(母线保护)宜直接跳闸;继电保护设备与本间隔智能终端应通过GOOSE点对点通信。 该规范还对不同电压等级的线路保护、变压器保护、母线保护、高压并列电抗器保护,断路器及短引线保护,母
3、联(分段)保护、故障录波及X络报文记录分析装置、安全自动装置、过程层X络、智能终端、电子式互感器及相关设备的配置原则与设备技术要求进行了说明;界定了继电保护设备信息交互的要求、交互信息的内容,以及继电保护装置就地化的实施原则。 规范的附录部分分别对3/2接线型式、220kV及以上变电站双母线接线形式、110kV变电站接线形式中的继电保护实施方案进行了详细图例说明,增强了现场变电站智能化建设和改造中继电保护环节的可操作性。 2110kV大侣数字化变电站保护配置情况 110kV大侣变为内桥接线,站内主开关选用常规开关.目前,站内虽然配置了电子式互感器(110k
4、V线路和内桥间隔配置罗氏电子式电流互感器,主变110kV侧套管配置全光纤式电子式电流互感器,10kV间隔配置模拟小信号互感器),没有配置一体化平台和智能变电站的高级应用功能,所以从严格意义上讲,该站目前还只能算数字化变电站,但在站内自动化系统结构、保护装置及合并单元的配置、X络方式可为智能化变电站的建设提供参考。 大侣变自动化系统采用三层侧设备两级X络的结构,与智能变电站的要求一致.站内过程层采用SVX络和GOOSEX络合并组X方案,站内保护配置有线路纵差保护、母差保护、故障录波器等,110kV母差、主变及110kV智能终端,合并单元按双重化配置。 110k
5、V及主变10kV侧相关间隔的过程层GOOSE命令、SV数据和IEEE1588V2对时报文均通过X络传送。 双重化配置的第一套智能电子设备(IED)及单套配置的110kV线路保护、母联保护等保护装置接入过程层AX,双重化配置的第二套IED接入过程层BX,110kV单套配置的智能终端同时接入过程层AX、BX。 作为数字化变电站的试点,大侣变在过程层X络组X和继电保护跳闸信号传输等方面与智能变电站存在一定差异:1)智能变电站相关规程[2]要求过程层GOOSEX和SVX独立,而该变电站采用的是合并组X方式;2)规程要求过程层保护采取“直采直跳”的原则,而该变电站采取
6、的是X络跳闸的方式,虽然X络跳闸方式接线简单,易于第三方监视,但会导致保护性能对X络可靠性的依赖,且X络延时的不确定性也会对保护性能产生影响.对于数字化变电站的智能化改造,可参照南方电X公司相关指导性技术文件[3]执行。 3站内各设备的保护配置 3.1线路保护 对于110kV智能变电站,站内保护、测控功能宜一体化,按间隔单套配置.线路保护直接采样、直接跳断路器;经GOOSEX络启动断路器失灵、重合闸等功能。 保护实施方案如图1所示:线路间隔内保护测控装置除了与GOOSEX交换信息外,均采用点对点连接和传输方式直接与合并单元、智能终端相连;保护测控装置与合
7、并单元的连接和数据传输,实现直接采样功能,与智能终端的连接实现直接跳闸功能,均不通过GOOSEX络实现;安装在线路和母线上的电子式互感器获得电流电压信号后,先接入合并单元,数据打包后再经过光纤送至SVX络和保护测控装置;跨间隔信息接入保护测控装置时,采用GOOSEX络传输方式。 图1线路保护实施方案图 3.2变压器保护 按照规程要求,110kV变压器电量保护宜按双套进行配置,且应采用主、后备保护一体化配置.若主、后备保护分开配置,后备保护宜与测控装置一体化。 当保护采用双套配置时,各侧合并单元(MU)、各侧智能终端均宜采用双套配置;中性点电流、间隙电
8、流并入相应侧MU。 变
