【《110kV智能变电站的保护设计与配置分析案例》5100字】

TOC\o"1-3"\h\u319429401.1莲花站变压器保护配置229701.2莲花站母线的保护配置293761.3莲花站过负荷保护9741.4线路保护间隔的配置设计294891.510kV线路整定计算226751.6莲花站对常规站局限性解决方案318092661221071.7莲花站二次系统信息模型的配置10631318182780183091.8小结1.1莲花站变压器保护配置莲花站设置独立的110kV及以上电压等级网络，包括过程层GOOSE和SV两种网络、站控层MMS网络，在继电保护设备连接上述网络时，设计上应采取互相独立的控制器数据接口。在上述独立设置110kV及以上电压等级网络的同时，为避免相同设备接入到不同网络环境时，产生网络间干扰，要求独立设计设备内部各网络的控制器数据接口，真正做到互不影响。针对设置110kV及以上电压等级单母线和双母线分段等接线型式单断路器EVT，所有线路和变压器间隔都建议独立安装三相EVT，在某些条件具备的项目环境下，还应安装ECVT。如果在线路或变压器等间隔安装了相互独立的三相ECVT，一方面可简化二次回路，另一方面还可极大地提升电压保护可靠性，但布置时存在一定困难，仅采用电子式互感器的间隔，推荐配置三相ECVT。变压器保护启动失灵和解除电压闭锁通过GOOSE网络传输：由于GOOSE采用组播机制，按照启动失灵和解除电压闭锁采用不同“继电器接点”的原则，变压器保护一帧报文中设两个位，在母线保护中设置两个虚端子与之相对应。变压器的非电量保护可直接就地进行电缆跳闸，过程层GOOSE网络通过本体智能终端设备获取相关数据信息。非电量保护在实现就地电缆直接跳闸主要包括两个方案，一种通过主变压器的各侧智能终端设备进行跳闸操作，一种是直接接入断路器的操作机构；前者可靠性低于后者，但后者要求非电量保护出口回路具备自保持功能。非电量保护和本体智能终端宜分别配置：非电量保护作为变压器的主保护，不应依赖于带CPU的任何设备，以保证其跳闸可靠性；采用就地布置原则，靠近被保护设备安装，所以直接采用电缆跳闸的方式实现。非电量相关数据信息使用硬接点方法，通过本体智能终端设备传送到过程层GOOSE网络，然后再通过测控设备传送到站控层网络。因此，主变保护机制是一个高要求的机制，主要对快速性和可靠性要求较高，本文为解决这个问题，采用主、后保护分开的设计思路，通过这个设计方案可以大大加强上述所提到的变电站的可靠性。莲花站保护110kV变压器建议采用双套配置方案，这种情况下各侧MU以及智能终端也需对应采用双套配置，而测控装置通常独立配置即可。在保护方式与设备关系上，与第一套智能终端设备以及MU相对应的是差动保护，与第二套智能终端设备以及MU相对应的是后备保护。如果保护110kV变压器采取分开配置主保护和后备保护，则后者与测控装置进行一体化设计与配置较为适宜，这时各侧MU以及智能终端也需进行重复配置。通常就采用各侧MU的独立配置以作后备之用。莲花站变压器保护方式主要是通过直接采样和跳断路器来实现；可运用GOOSE网络传输的数据包括分段断路器和闭锁备自投、变压器保护跳母联、启动失灵等。通过GOOSE网络可获得失灵保护的跳闸命令，进而起到保护变压器的目的，并可实现一旦失灵则直接跳变压器的断路器。具体如下：①主保护差动保护功能：具有差动速断、比率差动功能。差动保护动作逻辑：保护动作跳开变压器各侧断路器。②110kV侧后备保护110kV侧后备保护功能：复合电压闭锁过流保护、限时速断过流保护、零序过流保护、中性点间隙零序电流保护、中性点零序电压保护、独立纯过流保护、过负荷保护。③10kV侧后备保护保护功能：定时限速断过流保护、复合电压闭锁过流保护、独立过流段、过负荷保护。跳闸逻辑：保护动作根据跳闸矩阵的整定实现跳开主变本侧断路器及本侧分段断路器。表1.1主变压器电量保护跳闸矩阵Table1.1Maintransformerprotectiontripmatrix动作时限保护类别差动保护110kV侧后备保护35kV侧后备保护10kV侧后备保护第一时限跳三侧断路器跳本侧分段跳本侧分段跳本侧分段第二时限跳本侧断路器跳本侧断路器跳本侧断路器第三时限闭锁本侧BZT闭锁本侧BZT闭锁本侧BZT非电量保护单套配置，由变压器本体智能终端实现非电量保护的相关功能，具体功能有本体/有载瓦斯保护、压力释放、过温保护等。非电量保护跳闸采用就地电缆直跳方式。本体/有载重瓦斯动作跳主变各侧断路器。本体/有载轻瓦斯、压力释放、过温保护动作则发信，不跳闸。表1.2主变压器非电量保护跳闸逻辑Table1.2Nonpowerprotectiontriplogicofmaintransformer本体/有载重瓦斯本体/有载轻瓦斯压力释放油温高跳三侧断路器发信号，不跳闸发信号，不跳闸①2小时内发信号，不跳闸②2小时外跳三侧断路器图1.1变压器保护配置图Figure1.1Maintransformerprotectionconfiguration1.2莲花站母线的保护配置母线的保护方式直接采取单套智能终端配置的母线保护。点对点方式接入间隔层各合并单元和智能终端设备（间隔启动失灵通过GOOSE网络传输）。这种保护间隔采用单独的合并单元与智能终端的方案可靠性更高，且无网络间隔延时，动态性好。各段母线分别配置单套电压合并单元，再分别连接其电压互感器。最终合并单实现电压并列功能，并提供母线电压信号至其间隔合并单元。预留远期配置成单母线分段形式的空间。低压侧完全采用传统电缆方式，配置电缆输入合并单元，再到保护装置。图1.2110kV电压互感器合并单元示意图Figure1.2110kVVoltagetransformercombinedunitdiagram图1.3母线保护配置示意图Figure1.3Busprotectionconfigurationdiagram1.3莲花站过负荷保护为保障系统的安全运行，当智能变电站过负荷时需要启动过载保护功能，传统变电站通过控制继电器进行过负荷保护，但这种方式动态性能差。莲花站通过网络跳闸方式来实现过载保护，结构如下图所示。本站通过GOOSE网与SV网可对母线上的智能终端进行控制，实现网络跳闸。合并单元采集母线PT的电压、电流信号，通过SV网发送至保护装置，经相关逻辑判断后，保护系统经过程层GOOSE网向智能终端发送动作信号，各开关依据命令执行保护动作。图1.4过负荷保护配置图Fig1.4Overloadprotectionconfiguration这种网络采样、网络跳闸的方式可以节省更多的光缆，并且省去了传统变电站使用的二次电缆，使智能变电站更加节能、安全、可靠。下面的线路保护与分段保护同样采用该方式。1.4线路保护间隔的配置设计本站按电压等级设计不同的保护配置，对于110kV线路按每条回路配置完整的主、后备保护功能的合并单元与智能终端；合并单元与智能终端均采用单套配置；内桥接线配置独立的中性点合并单元；110kV备投装置：备投装置采用网络接入模拟量和开关量；这些保护与采集信号通过独立的接口接入GOOSE和SV交换机（间隔电流电压直采，各间隔启动失灵通过GOOSE网络传输）。其配置示意图分别见图1.5-1.7。110kV线路的保护间隔的配置结构下图所示：图1.5110kV线路保护间隔配置Figure1.5110kVlineprotectionintervalconfiguration图1.6分段间隔配置示意图图1.7110kV备自投配置Figure1.6PiecewiseinterValconfigurationdiagramFigure1.7110kVfortheconfiguration1.510kV线路整定计算根据躲过本线路末端故障进行整定，无时限电流速断保护的时间仅仅是为了保护固有动作时间，整定时限为0s。在外部有一个短路情况发生时，此时若不发生无时迅速切断限电流保护，其动作电流应为躲过外部短路时的最大短路电流，计算如下：当相邻元件是变压器时，可以釆取与变压器保护配合的方式整定以扩大保护范围。其中，当主变釆用纵差保护时。计算如下：为避免保护装置误动作，将其整定电流确定为7.4kA其灵敏度为：在此设计中，。则该整定电流满足灵敏度的要求。10kV线路采用常规传统的电缆接入保护方式，失灵启动、解复压闭锁、闭锁备自投、主变保护跳分段则采用网络跳闸方式。110kV侧线路采用直采直跳的方式。1.6莲花站对常规站局限性解决方案常规后备保护的保护范围比较广泛，具有选择性，但是这就降低了其速度，导致动作时间过长。当前继电保护配置中，呈现出阶梯型后备保护时限，其动作时限竟高达数秒，从而确保了其选择性。近年来，不论是从电网的规模上，还是电网的复杂程度，后备保护都需要有更高要求，要想做好后备保护之间的相互配合着实不是一件容易的事情，至今仍没有一个比较好的方法。对由上一级保护来实现后备的系统，当线路不能正常工作时，如果本侧线路保护拒动或开关故障拒动，要加长时间才能消除故障，并且其故障规模也继续扩大。一般而言，单一的保护装置并不能对电力系统的继电保护起到有效的保护作用，只有多个保护装置间相互配合才能实现继电保护的保护可靠性、灵敏性、选择性和速动性。可是这也存在着很大的问题：设备保护定值整定起来比较困难；在主保护发生拒动情况下，后备保护工作的时延比较久；③ 要求CT和PT的二次绕组多、二次系统较复杂、电缆使用量比较很大；（1）保护定值这是一个难解决的问题，在电力发展史上，这是一个难点。为解决保护定值困难问题，莲花站融入一体化继电保护定值整定管理系统构架。保护整定系统在智能电网及网络拓扑自动获取的基础上，利用获取的负荷与拓扑信息动态的计算保护定值，自动写入保护装置，实现与保护装置之间互动。在保护设备接入系统后，整定系统自动可以获取保护的配置，无需手工置入保护装置，从而解决了保护人工配置维护困难的问题。图1.9继保定值整定系统架构示意图Fig1.9Structurefigureofprotectiverelaysettingsystem(2)对莲花站，采样信号由合并单元传给保护装置及SV网，跳闸及其他信息由保护装置、智能终端和GOOSE网互相传输。莲花站新增快速后备逻辑单元，需接收SV网开关位置，接收GOOSE网故障方向信息、发送故障信息位置。在传统保护基础上，快速后备系统的保护装置增加故障信息发送、接收功能。新增模块软件流程如下图1.10。图1.10快速后备逻辑单元软件图Figure1.10Fastbackuplogicunitsoftware(3)莲花智能变电站的信息传输光缆化使得设备之间的联系变得虚拟化，这有效地解决了一个长期不能解决得问题，即常规变电站中电缆连接形成的繁杂二次回路导致保护设备因为回路某个点的异常问题而不能得以正确动作，而且保护设备信息网络化的变革并没有改变保护配置基本原则。(4)为了能够让变电站能够进行良好的互相操作和彼此之间实现信息交流，智能变电站会采取一些有效措施，举个例子，比如一性设备也进行网络化并且规范化。本文提出的基于分层配置的继电保护设计方案，既能够实现快速的主保护功能，也能够实现快速、灵敏的后备保护功能，解决了某些常规方案难以解决的问题。在分层配置的继电保护方案中，线路保护、变压器保护等间隔保护安排在过程层，就近直接取得MU智能操作箱的采样和操作数据信息，不依赖过程层交换机独立跳闸。多间隔的母线保护比较特殊，配置在间隔层，通过过程层交换机网络获得数据信息，实现保护和跳闸。最重要的是，设计站域智能保护管理单元，配置在站控层，通过间隔层数据采集处理单元和间隔层交换机获得变电站数据信息，实现站域（后备）保护和管理。图1.11智能变电站保护分层配置方案Fig1.11Configurationprojectofprotectunitaccordingtolevelsforsmartsubstation本方案具体的保护配置为：主变和线路保护仍然包括传统保护中的主保护与I段后备保护。其中，主变保护配置差动保护和各侧后备I段保护；线路保护保留差动保护、距离I段、零序I段等。母线保护配置差动保护和断路器失灵近后备保护，其功能不发生变化。主变和线路保护的其他后备保护由站域智能保护与管理单元实现。1.7莲花站二次系统信息模型的配置涵盖新建智能变电站所有二次设备的信息模型，信息模型文件主要指二次设备能力描述文件（简称ICD）。ICD模型文件应满足SCLSchema语法规则、国网企标扩展语法规则及工程应用标准化要求。ICD模型文件应通过专业检测和工程应用标准化检测（包括不同类型设备之间模型一致性检查、自定义或扩展模型冲突检查等），方具备入网资质。变电站配置描述文件（简称SCD模型文件），包含一次系统配置和二次系统配置。SCD应满足SCLSchema语法规则、国网企标扩展语法规则及工程配置完整性要求，应与装置实际运行的数据、程序版本一致。SCD模型文件在设计、调试、验收过程中应加强版本管理，工程竣工后应录入模型标准库备案。在莲花站设计过程中，先后收集各保护厂家、开关厂家供货设备版本的清单，并从各厂家的模型标准库提取对应ICD模型文件；在