某110kv智能变电站全站继电保护调试方案研究

0引言

随着以“一个世界,一种技术,一种标准”为理念的新的信息交换标准的提出,国内电力行业逐步采用IEC 61850标准来进行电力系统信息交换的标准化建设。随着南方电网公司建设数字电网的战略推进,采用IEC 61850标准实现全站通信的智能变电站逐步成为未来的发展趋势。变电站作为电能输送和供配的枢纽,需要定期对站内设备进行定期检验来确保设备功能正常,而继保设备的定期检验也是工作的重中之重^[1]。智能变电站无论是在结构上还是工作原理上都与常规变电站有着较大区别,新技术的引入也必然伴随着原有的继电保护设备调试检验方法的升级。当下智能变电站越来越多,然而二次作业人员的智能站继电保护调试定检水平参差不齐,无法在当前更新换代的大趋势下满足继电保护设备调试维护工作的需求。因此,本文以江门110 kv智能变电站学堂站为例,详细阐述智能站继电保护设备的调试原理及方法。

1 智能变电站简介

智能变电站与常规变电站的不同之处就在于其采用一系列智能设备建成,智能设备具有可靠、先进、环保、集成等特点,通过过程层网络将智能设备联系起来,以过程层交换机为中枢来完成站内信息的测量、采集、计量、保护、控制、检测等工作。智能设备互联能实现通信网络平台化、全站信息数字化、信息共享标准化,从而具备智能调节、协同互助、在线分析决策等高级功能。

图1所示为江门110 kv智能变电站学堂站网架结构图。该站采用经典的三层两网结构,三层即站控层、间隔层、过程层,站控层是指变电站的监视控制中心,间隔层是指各个间隔的保护、测控装置,过程层是指负责采集信息的合并单元及负责执行主控室命令的智能操作箱;两网就是负责站控层与间隔层设备通信的站控层网络以及负责过程层和间隔层设备通信的过程层网络。站控层网络和过程层网络均采用IEC 61850规约进行通信,不同的是站控层通信采用网线连接使用MMS通信,过程层网络采用光纤连接使用GOOSE通信。

智能变电站与传统变电站相比,最大的不同就是使用光纤GOOSE网络连接代替了电缆连接,用数字通信代替了模拟量传递信息。传统变电站的继电保护调试需要使用继保试验仪接入保护装置的电流、电压回路端子来模拟电流、电压输入,还需要引出继电保护装置的开出回路至继保试验仪来采集保护装置的动作出口情况,结合两者来判断保护装置的逻辑是否正确,此为传统变电站的调试定检方法,此种接线由于有实际回路连线,操作起来比较清晰。但是智能变电站并无相关的电流/电压回路接线、开入/开出回路接线,没有实际回路接线,无法使用传统方法进行继电保护调试工作。

2 智能站继电保护调试原理

本文所述的110 kv智能变电站的保护装置包括主变保护、110 kv线路保护。由于10kv馈线保护装置与开关安装至同一高压柜,无须采用智能方案,因此10 kv部分仍采用常规调试方案,且110 kv变电站不配置母线保护,故本文不讨论这两种保护。

2.1 主变保护调试原理

该110 kv智能变电站主变保护采用双重化配置,即采用两套保护分别对应两组跳闸线圈,装置分别为国电南瑞科技股份有限公司的NSR-378T1-DG-N和南瑞继保工程技术有限公司的PCS-978GT1-DG-N。本站主变的主保护为差动保护,后备保护配置有距离保护、零序保护、过激磁保护等,本文着重介绍差动保护原理。

纵差保护是指由变压器各侧外附CT构成的差动保护。变压器差动是保护差动中最为复杂的,原因在于变压器高、低侧的绕组接线方式不同,存在Y/Δ转换。这样进行继电保护调试就要计算高低压侧额定电流Ie,公式如下:

式中:UN为各自的额定电压;n为各自的电流互感器变比;S为变压器容量。

由于Y/Δ转换,计算出额定电流后还要将电流折算至同一侧,以方便继电保护调试人员输入模拟量。以Y/Δ-11接线的A相为例,折算公式如下:

式中:i'a、i'b为测量到的低压侧电流的二次矢量值;i'd为经折算和转角后的各侧线电流矢量值;k为折算系数,通常取1。

分别计算出三相电流的折算值,再进行加量,用以验证差动保护。为防止穿越性大电流引发电流互感器饱和而造成差动保护误动作,本装置的主变差动保护采用比率制动,其差动电流Id和制动电流Ir计算如下:

式中:n为该节点进出线回路数;I'_di为对应i回路的电流向量。

其中差动电流和制动电流需要保证在如图2所示的曲线范围动作才表示正确。

2.2线路保护调试原理

该110 kv智能变电站线路保护采用单套配置,国电南京 自动化股份有限公司生产,装置型号为 PSL-603UDGA-DG-N。该线路保护配置的主保护为纵联差动保护,差动保护通道采用复用光纤通道,其原理如图3所示。后备保护配置有细分的I/Ⅱ/Ⅲ段接地距离、相间距离保护等。

以稳态差动为例,稳态 I段各相差动继电器的动作条件如下:

式中:I_op·Φ为第Φ相的差流测量值;I_re·Φ为第Φ相的差流动作整定值;I^H_mk为保护启动值。

距离保护的接地阻抗Zφ和相间阻抗Zφφ算法如下:

式中:Uφ、Iφ分别为单相接地故障时的故障相电压、电流值;K_Z为补偿系数;I'0为零序电流;Uφφ、Iφφ分别为相间短路故障时的故障相电压、电流值。

3 智能变电站继电保护调试方案

3.1 设备连接

智能变电站由于站控层和过程层无电缆连接,电流、电压等模拟信号由合并单元测量转换成数字信号由SV协议传输至间隔层设备,其他回路如跳闸信号、闭锁信号等采用GOOSE协议传输。因此现场可以采用两种测试系统方案:可以使用数字测试仪采用光纤接入的方式独立校验保护功能逻辑、动作时间特性;也可以采用常规测试仪器以电缆连接的方式从合并单元和智能终端接入,测试整组系统,可同时验证合并单元、保护、智能终端完整回路的正确性。当下为提高调试效率,节约人力成本,均采用第一种调试接线方案,其连接方式如图4所示,智能变电站用光缆和虚端子的配合代替了常规变电站直观的二次电缆,因此应对SV和GOOSE传输机制有清晰的了解,连接试验仪时,应正确配置SCD、CID文件, SV和GOOSE的MAC地址、APPID、VLAN,SV通道数目和延迟,SV、GOOSE映射等信息。

3.2 功能调试

继电保护调试之前需要进行准备工作,如办理工作票、准备仪器、测试工具等,还要收集变电站的图纸资料、设备说明书、变电站配置描述文件(SCD文件)、智能电子设备的ICD和CID文件。准备工作完毕后,如果是新站投运调试则可以直接开始调试工作,如果是日常运行变电站某间隔保护调试则还需要做安全措施。安全措施就是将带电设备和运行间隔与调试设备和停电间隔隔离起来的一种措施,其主要目的是保护人身安全防止触电,以及保护设备安全防止误碰、误出口等情况的发生。安全措施是继电保护调试工作中非常重要的环节,由专门的二次措施单来进行管控^[2]。

继电保护调试内容细分较多,如硬压板的功能检测,它包括间隔设备的检修硬压板、远方操作硬压板,过程层设备的检修硬压板、出口硬压板,主变设备还有本体非电量保护硬压板。还有软压板的功能检测,它包括保护功能软压板,如差动保护、重合闸、距离保护、过流保护软压板;如GOOSE开入、开出口软压板,需要验证压板退出后,保护不再判别接收和发送GOOSE变位信息,但GOOSE链路状态不中断;如SV接收软压板,保护装置应按合并单元设置“SV 接收软压板”,验证压板退出后保护不再判别对应链路采样值^[3]。

继电保护功能调试前还要进行CT回路的绝缘测试,防止CT回路绝缘低导致采样失真,同时还要对继电保护装置进行采样验证,即使用继保试验仪器输入电流、电压信息以检测继电保护装置采样功能是否正确,采样功能无异常再进行下一步功能的检测,按照上述介绍的继电保护调试原理进行,使用继保试验仪模拟相应故障场景逐一验证装置投入的保护功能的正确性。如主变保护的调试,首先要根据公式计算各侧的额定电流,再折算电流至同一侧,加量验证平衡性,然后调试比率差动保护,验证其工作区间和K值是否正确。线路保护也要验证纵连差动保护,其中要注意设置保护装置的通道环回试验模式,用自环加量减半的方式来验证差动动作值的正确性。保护功能检测完毕后要进行整体传动调试,即投入出口跳闸功能,模拟故障场景保护动作出口跳闸对应开关,以此来验证整个回路的正确性。至此,继电保护调试工作完毕,可以清理现场的设备和工具并恢复开工前所做的安全措施。

4 结束语

本文基于江门110 kv智能变电站学堂站整体验 收工程,介绍了一种智能变电站继电保护设备调试方案,首先介绍了智能变电站与常规变电站的区别,深入分析了该区别对继电保护调试工作的影响;接着介绍了110 kv学堂站继电保护设备及其保护功能原理,明确了智能站继电保护调试的理论框架;最后结合实际现场工作,从接线原理开始,从调试前准备、安全措施、压板检测、保护功能调试验证等几个方面阐述了智能站继电保护调试的整体方案及其注意事项,为智能站的继电保护调试工作提供了实用方案。

[参考文献]

[1] 国家电力调度通信中心.国家电网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社,2009.

[2]马婧怡.关于智能变电站继电保护调试方法及其应用的研究[J].百科论坛电子杂志,2019(3):366.

[3]姜明.智能变电站继电保护检测与调试方法分析[J].科技创新导报,2015,12(17):112.

《机电信息》2024年第17期第7篇