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智能变电站继电保护配置及运维技术探讨

时间:2016-09-05来源: 作者: 点击: 102次


刘增金 赵大伟 杜蘅

国网江苏省电力公司检修分公司淮安分部宿迁运维站,宿迁 223800

 

摘要 随着智能变电站在全国的推广运行,智能变电站的保护配置情况和传统站有很大区别,为保障变电站安全稳定运行。本文按照现场情况对智能变电站的保护配置和功能作出详细的分析介绍。利用智能变电站现场运行经验,总结出现场设备异常处理方法和倒闸操作过程中二次安措设置的运维技术。为智能变电站的安全稳定运行提供技术支撑。

关键词:智能变电站;继电保护;运维技术;安全措施

 

Discussion on Intelligent Substation Relay Protection Configuration and Operational Technologies

  Liu Zengjin  Zhao Dawei  Du Heng

State Grid Jiangsu Electric Power Maintenance Branch Company, Suqian 223800, China

 

Abstract With promotion running of the intelligent Substation in the nationwide, intelligent substation protection configuration and the traditional station is very different, to ensure the safe and stable operation of substation. This thesis makes a detailed analysis and introduction that according to the field of intelligent substation protection configuration and function. Based on the field operation experience of the intelligent substation, the field device exception handling methods and the operational techniques of secondary security measures in the process of electric switching operation have been summed up. It provides the technical support for the safe and stable operation of the intelligent substation.

KeywordsIntelligent Substation; Relay Protection; Operational Technology; Security Measures

 


智能变电站相比传统变电站继电保护多不少新技术应用,但智能变电站保护配置的实例探讨较少。此外,关于智能变电站运维技术经验和二次安措设置问题的技术探讨更是凤毛麟角。

本文以宿迁第一座智能站220kV湖滨变的投运和运行经验为基础,详细剖析智能变电站继电保护配置方案和二次安措方案设置分析。

本智能站采用常规互感器搭配合并单元模式设计,本文也仅针对此模式研究。

智能变电站体系结构

1.1  湖滨变概况

220kV湖滨变自动化系统采用IEC61850标准,统一建模,统一规约,实现站控层、间隔层、过程层二次设备互操作;过程层保护采用直采直跳模式,保护之间的联闭锁和失灵等信息通过GOOSE网传输。自动化系统实现全站的防误操作功能,利用GOOSE报文通信,实现跨间隔防误闭锁[1]。智能一次设备采用“一次设备+智能组件”模式。

1.2  智能变电站体系结构

智能变电站自动化体系结构由站控层、间隔层和过程层设备组成,并用分层、分布、开放式网络实现系统连接,即为三层两网框架。SV与GOOSE两个网络相互独立,网络结构采用冗余形式,为双星型网络拓扑结构。

1.2.1 站控层

站控层包括自动化系统、站域控制系统、通信系统、对时系统等,实现全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能,完成数据采集和监视、闭锁功能及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等功能。

1.2.2 间隔层,

本站包括220kV双母线接线下6回出线和110kV双母线接线下7回出线的所有单元的保护、测控装置,以及故障录波等二次设备,即实现与远方输入、输出、智能传感器和控制器通信。

1.2.3 过程层

该层由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端组成,实现变电站电能分配、变换、传输及其测量、控制、保护、计量、状态监测等功能。根据要求,保护应直接采样,对于单间隔的保护应直接跳闸,涉及多间隔的保护宜直接跳闸。

2 智能变电站与传统变电站区别

智能变电站是指采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备,以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求,自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站[2]

2.1 变电站结构

传统站网络结构特性不显著,所有一次、二次设备之间全部通过电缆采用硬接点或后台通信的方式采集和传输信息。

湖滨变各设备均融入网络结构中,每层中都通过网络的形式采集和传输信息,完成信息的共享。其结构形式如图1所示。

智能变电站结构图

2.2 二次设备典型布置方式

传统站微机保护集成了交流输入组件、A/D转换组件、保护逻辑、开入/开出组件等装置,由交流输入组件通过长电缆从端子箱中采集电流和电压信号,再通过A/D转换将模拟信号转换成数字信号供保护使用,开入/开出量等操作功能分别通过长电缆从就地引接。

智能站将原保护装置中的交流输入组件和A/D组件整合成合并单元下放至就地CT、PT附近,原开入/开出组件独立设置为智能终端,就地设置。

合并单元通过短电缆从CT、PT上获取电压或电流,所有保护装置通过独立的光缆以点对点的方式,采集交流电流、电压,其他测控、录波等装置均通过光缆从SV网上采集各间隔信息。

智能终端通过短电缆采集断路器相应信号量,其他失灵、重合闸、测控信息均通过光缆从GOOSE网络采集。

3  220kV智能变电站继电保护配置方案

智能变电站应用了网络、智能终端、合并单元等新设备,二次系统的架构发生变化。

保护功能由间隔层的保护装置和过程层的智能终端、合并单元共同实现,智能终端负责跳/合闸出口、合并单元负责提供数字化的电压/电流数据,保护装置仅实现逻辑功能,而保护装置通过网络交换机传递GOOSE信号。

3.1  220kV线路保护

每回220 kV线路按双重化配置完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能的全线速动保护。每套保护均具有完整的后备保护,2套保护均应采用一对一启动和断路器控制状态与位置启动方式,不采用2套重合闸相互启动和互相闭锁。

 第一套分相电流差动为南瑞PCS-931和南自PSL603U保护,第二套分相电流差动为四方CSC-103B保护。两套保护交流电压、电流回路,直流电源回路完全独立,采用直采直跳方式,分别经第一套、第二套智能终端跳断路器[3]

220kV 线路不单独配置开关保护,重合闸集成在线路保护中,失灵保护集成在母差保护中。两套线路保护重合闸均投入,重合闸之间启动、 出口各自独立、两套重合闸方式必须整定一致,重合闸闭锁两套保护互相交叉。接线方式参照图2所示。

3.2  220 kV母线保护

母线保护采用双重化配置,两套母线保护均为南瑞PCS-915保护。两套保护分屏组柜,同时接入GOOSE 网络A和GOOSE 网络B。

2 220kV110kV线路保护(单套)配置示意图

交流电压、电流,直流电源回路完全独立,母线保护采用直采直跳方式,分别经第一套、第二套智能终端跳断路器。母线保护所需开入量(失灵启动、刀闸位置接点、母联断路器过流保护、启动失灵、主变保护动作解除电压闭锁等)采用GOOSE网络传输。

该装置设有母线差动保护、母联失灵保护、母联死区保护、断路器失灵保护功能。接线情况如图3所示。

3 220kV母线保护(单套)配置示意图

3.3  220 kV母联保护

母联保护采用双重化配置,两套开关保护均为南瑞PCS-923保护,采用直采直跳方式。交流电压、电流,直流电源回路完全独立,分别经第一套、第二套智能终端跳断路器。其接线图4所示。

 4 220kV母联保护原理图

3.3  110kV线路保护

110kV线路配置1套保护和测控一体化装置,就地配置,接线与220kV线路相同。

110kV线路所需采样、保护跳闸均采用直采直跳,其余SV与GOOSE信息采用组网方式,保护联闭锁、失灵、告警等信号通过GOOSE网络传输,测控、计量、相量测量等釆样信息通过SV网传输。

110kV线路保护为南瑞继保PCS-941保护。线路保护电压通过GOOSE网络取自母线压变电压,取消传统的电压切换回路。

3.4  110 kV母线保护

每段母线均配置1套完整、独立的微机型母线保护装置,母线保护为南瑞继保PCS-915保护,110kV母联保护为南瑞继保PCS-923保护。

3.5  10 kV线路保护

采用保护测控一体化装置,按间隔单套配置。保护测控一体化设备安装于开关柜内。采用常规互感器,电缆直接跳闸,接线方式如图5。

10kV线路保护为南瑞PCS-9611保护。10kV电容器保护为南瑞PCS-9631保护;10kV接地变保护为南瑞PCS-9621保护。

5 10kV间隔保护配置原理图

3.6  主变保护

保护按双重化进行配置,包含各侧合并单元、智能终端均应采用双套配置。非电量保护就地直接电缆跳闸,有关非电量保护时延均在就地实现,现场配置变压器本体智能终端上传非电量动作报文和调档及接地刀闸控制信息。其接线形式如图6。

主变电气量保护采用南瑞PCS-978变压器成套保护装置;非电量保护采用四方JFZ-600R智能操作终端。

PCS-978保护可实现全套变压器电气量保护,包括差动保护和各种后备保护。

智能操作终端非电量保护包括重瓦斯、压力释放和油温高等功能。

主变电气量保护,交流电压、电流,直流电源回路完全独立,采用直采直跳方式,分别经各侧开关第一、二套智能终端跳各侧断路器。

主变本体保护跳闸回路通过电缆接220kV侧第一、二套智能终端、110kV侧第一套智能终端、10kV侧第一套智能单元出口。

图6 220kV主变保护保护(单套)配置图

4 智能站运维技术探讨

智能变电站保护装置、安全自动装置、合并单元、智能终端、交换机等智能设备故障或异常时,运维人员应及时检查现场情况,判断影响范围,根据需要采取变更运方、停役相关一次设备、投退相关保护等措施,并在运行规程中细化明确。

4.1设备运维注意事项

4.1.1合并单元运维事项

一次设备运行时,严禁将合并单元退出运行,否则将造成相应电压、电流采样数据失去,引起保护误动或闭锁。

双重化配置的合并单元单台校验、消缺时,可不停相关一次设备,但应退出对应线路保护、母线保护等接入该合并单元采样值信息的保护装置。单套配置时,需停相关一次设备[3]

一次设备停役,合并单元校验、消缺时,应退出对应的线路保护、母线保护等相关装置内该间隔的软压板(如母线保护中间隔投入软压板、SV软压板等)。

母线合并单元校验、消缺时,按母线电压异常处理。

4.1.2智能终端运维事项

智能终端可单独投退,也可根据影响程度确定相应保护装置的投退。

双重化配置的智能终端单台校验、消缺时,可不停役相关一次设备,但应退出该智能终端出口压板,退出重合闸功能,同时根据需要退出受影响的相关保护装置[4]。单套配置时,需停役相关一次设备,同时根据需要退出受影响的相关保护装置。

4.2二次安措运维注意事项

一次设备停役检修涉及到二次安措的问题,由于二次安措设置不当或者操作顺序错误导致事故的案例屡屡皆是。根据湖滨变运行经验,总结出一套可供运行人员参考的二次安措设置顺序,以此减少事故发生的风险,保证变电站稳定运行。

4.2.1一次设备停役时,若需退出继电保护系统,宜按以下顺序操作:

 = 1 \* GB2 退出相关运行保护装置中该间隔的SV软压板或间隔投入软压板。

 = 2 \* GB2 退出相关运行保护装置中该间隔的GOOSE 接收软压板(如启动失灵等)。

 = 3 \* GB2 退出该间隔保护装置中跳闸、合闸、启失灵等GOOSE发送软压板。

 = 4 \* GB2 退出该间隔智能终端出口硬压板。

 = 5 \* GB2 投入该间隔保护装置、智能终端、合并单元检修压板。

4.2.2一次设备复役时,继电保护系统投入运行,宜按以下顺序操作:

 = 1 \* GB2 退出该间隔合并单元、保护装置、智能终端检修压板。

 = 2 \* GB2 投入相关运行保护装置中该间隔SV软压板。

 = 3 \* GB2 投入相关运行保护装置中该间隔的GOOSE 接收软压板(如失灵启动、间隔投入等)。

 = 4 \* GB2 投入该间隔保护装置跳闸、重合闸、启失灵等GOOSE发送软压板。

 = 5 \* GB2 投入该间隔智能终端出口硬压板。

根据现场运行经验,一次设备停复役时二次安措操作顺序严格执行“三信息”比对安全措施可视化示意图,如下图所示。

明确标识二次回路中信息流内容,并能直观显示信息流发送方和接收方,装置软压板应以图形方式展现在对应的虚端子连线上,并以直观方式区分软压板的投、退状态[5]

   图7三信息安全措施示意图

4.2.3设备异常时运维人员处理措施

保护装置异常时,投入装置检修压板,重启装置一次。

智能终端异常时,退出出口硬压板,投入装置检修压板,重启装置一次。

间隔合并单元异常时,相关保护退出(改信号)后,投入合并单元检修压板,重启装置一次[6]

网络交换机异常时,现场重启一次。

上述装置重启后,若异常消失,将装置恢复到正常运行状态;若异常未消失,应保持该装置重启时状态,并申请停役相关二次设备,必要时申请停役一次设备。

5 结束语

智能变电站是电力系统技术发展的新产物,其设备间光纤互联、虚拟段子和软压板的技术应用,使得电气隔离和安全操作焕然一新。这对运维人员提出了更高的要求,熟悉现场保护配置情况和操作顺序,明确安措策略是提高安全运行的基础,在工作实施中不断摸索、总结并逐步完善。

传统站工作方式面临着巨大的转变,有必要在智能站运行阶段达成共识形成统一、标准的二次安全措施作业规范,对保障智能站安全稳定运行,推进智能变电站技术的发展有重大意义。

参考文献

[1]     尚兴明.智能变电站关键技术分析及应用[D].燕山大学, 2014.

[2]     兰金波,钱国明,季玮,.无锡220kV西泾智能变电站关键技术[J].江苏电机工程,2012,31(2):26-29.

[3]     高东学,智全中,朱丽均,.智能变电站保护配置方案研究[J].电力系统保护与控制,2012,40(1):68-71.

[4]     蓝海涛.智能变电站继电保护二次安措标准化的研究[J].电力安全技术,2014,16(2):12-16.

[5]     李伟,梁晖,范东海.智能变电站继电保护二次安全措施研究[J].华东科技:学术版,2015(5):310-311.

[6]     李越凡,杜煜,胡广利.针对智能变电站继电保护二次安全措施控制分析[J].建筑工程技术与设计, 2016(12).

          

作者简介

刘增金(1987-),男,江苏宿迁人,硕士研究生,助理工程师,主要从事220kV及以上变电站变电运行维护,设计及检修工作。



 

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