王仁
国网山西省电力公司浑源县供电公司，山西省大同市037400
摘要：伴随着现代经济社会的不断发展，人们对电能的需求不断增大，智能变电站也不断增多。为了能够充分满足人们生产生活的需要，需要针对智能电网进行继电保护配置。我国针对智能变电站继电保护工作不断完善，进行了新型继电保护配置方案的设计。本文针对智能变电站继电保护配置进行了分析介绍。
关键词：智能变电站；继电保护措施
1智能变电站同传统变电站的区别
1.1变电站结构的区别
传统类型的变电站不具备明显的特点，尤其是没有网络结构，系统中的一次设备以及二次设备的连接都是靠电缆进行硬连接，与后台的通信都是采用点对点的通信传输。在500 kV智能变电站中的每一个设备都被连接到网络中，每一层保护都通过网络方式进行数据的采集与传输，从而实现数据的共享，可对智能化继电保护网络提供保证。
1.2二次设备的布置方式的区别
在传统的变电站中，进行微机保护，需要将电流检测设备、模拟数字转化设备、保护设置等相关组件集成，通过对电流、电压等信号检测经过A/D转换转换成数字信号提供给保护系统。而在500 kV智能变电站中，通过对一次设备以及二次设备进行重新功能设定，将传统的保护装置与A/D转换设备合并形成合并组件，将其安装在TA和TV周围。
1.3保护接口的区别
传统变电站继电保护需要提供5 A电流信号或者100 V电压信号的模拟输入，但是在500 kV的智能变电站的保护系统接口中，同时支持点对点接口以及GOOSE模式下的SV接口和GOOSE接口。
1.4通信规约和对时方式的区别
在传统变电站继电保护中，所采用的通信规约为IEC-103，而在500 kV智能变电站采用的通信规约为IEC-61850；在传统变电站中采用的对时方式为有源对时或者无源对时，而在500 kV智能变电站采用的对时方式为1588对时或者B码对时。
2智能变电站继电保护优点
1）在智能化变电站中，通过运用网络层次实现一次设备的配合，实现各种保护设备之间的数据共享以及通信交互。在过程层中可以实现变压器等附属线路的继电保护进行分层配置，实现与MU智能交互，无需使用交换机，就能够实现对信息资源的获取。对于系统母线的继电保护配置可以在间隔层实现，需要借助交换机辅助完成对相关设备信息的获取。在站控层可以实现后台的运行维护。
2）在智能变电站继电保护系统中，主设备可以实现对系统的有效保护，并且保护设备可以实现脱机运行。在对线路中的关键部位进行继电保护中，可以不通过交换机实现对间隔信息的获取，通过与MU智能设备之间进行通信，实现脱机作业。利用这种方式进行信息交换可以避免因发生网络不畅或者网络中断而发生无法通信的问题，不会对信息的交换产生影响。
3）在智能变电站继电保护系统中，可以根据现场需要对各部分的保护阈值进行重新设定，以此来避免变电站中由于直流系统接地而导致系统继电保护误动作现象。在传统继电保护中，对系统保护阈值的设定需要专用设备专人操作才能完成，而在智能变电站继电保护系统中，可以通过人为调整，也可以通过与母线或其他线路相结合进行保护阈值的确定和调整。
3现场作业对运行设备的影响
（1）SCD文件修改、实时库修改。主要是改扩建、二次保护设备更换、装置模型文件变化，虚端子、虚回路发生变化，才需要修改SCD文件。SCD文件由集成商协同设计院完成配置，并与原SCD文件比对、确认正确后导出新间隔的CID文件下装至对应的智能装置。SCD文件的修改应确认变更部分不会影响其他无关运行设备，并对相关装置的虚端子及虚回路的完备性、正确性进行验证。
实时库的“四遥”点位顺序也要一一核实无误，防止误操作运行设备。（2）过程层网络、站控层网络设备的接入。网络设备的安装也只针对改扩建工程。全站GOOSE交换机端口按变电站远景规模分配，交换机屏柜上应粘贴端口图实际对应表，并注明调试端口。全站继电保护IED装置的IP地址、子网掩码、MAC地址、交换机的IP地址等按变电站远景规模分配，由继电保护专业管理部门统一管理。如果在间隔扩建时需要重新进行VLAN划分，对运行变电站来说很难有调试的条件，应尽量避免这种情况的发生。（3）合并单元、智能终端的调试。合并单元的调试包括合并单元测量精度，电压切换试验、电压并列试验（电压强制）、和母线合并单元级联采样延时及误差、发送至间隔保护装置、母差失灵保护、稳控装置、电度表以及其他组网采集装置的SV电压电流采样延时及误差。合并单元级联采样调试时，配合调试的母线合并单元需要退出运行，并且母线合并单元的电压回路带电，可能造成电压回路短路。（4）间隔保护装置调试、母差失灵保护、备自投等装置的接入调试。间隔保护装置进行逻辑试验时会发送启动失灵、闭锁备自投等GOOSE开出；母差失灵保护、备自投装置试验会发送跨间隔的GOOSE跳闸信号。有别于常规保护使用模拟继保校验仪，智能化保护装置调试使用数字式的继保校验仪。
4智能变电站继电保护配置
4.1分布式母线保护配置
变电站中不同等级电压配电装置的连接是通过母线进行的间隔连接，通过母线实现能量的汇总、分配以及传递，在变电站中母线故障是系统最严重的故障。传统的母线保护主要存在连接复杂、易受干扰、在形式上不易拓宽，而采用分布式母线保护需要具备过程层作为间隔，从而可以实现分散处理能力，是目前发展的趋势。
采用分布式母线保护需要保证严格的信息一致以及通信标准一致，这在传统的变电站中无法实现，而在智能变电站中，由于所采用的通信是由因特网以及智能断路器实现的，因此可以实现信息一致以及通信标准的一致。基于分布式母线保护需要针对保护设备进行设置，并且在保护系统中无需使用出口继电器以及负压闭锁单元等设备，母线保护是需要在各种间隔中单独实现的，如果只是针对本间隔断路器实现跳开，对其他集中保护设备无法形成保护，需要利用中央处理单元以及间隔单元进行通信实现分布式母线保护。
4.2主变压器智能保护配置
根据继电保护相关要求，在智能变电站中针对变压器的保护需要使用两套保护配置，也就是采用一主一备的形式进行配置，并且后备保护需要采取与主保护相同的配置方式进行配置。当采用这种保护方式进行配置的时候，两侧的合并单元以及智能终端都需要两套配置，并且需要将中性点电流以及间隙电流汇入到相应的合并单元。对变压器采用直接采样的形式，并将断路器连接，通过GOOSE网络可以实现各段断路器以及闭锁备自投设备进行通信，通过网络接收到保护失灵信号，同时实现失灵保护侧的断路器跳闸。智能变电站变压器高压、中压、低压侧的合并单元获取的电流、电压信号可以通过单相发送的形式被直接传送到SV网络，而SV网络数据与保护装置侧不通信，从而实现信号的直接采样。高压、中压、低压侧智能终端需要同时与GOOSE网络以及变压器保护系统相连，保护装置通过智能终端的控制实现跳闸。
4.3输电线路智能保护配置
在智能变电站中，针对线路的保护需要根据站内的测控以及保护功能进行集成化处理，并根据间隔需要进行配置。在线路保护中可以实现直接采样并实现断路器断闸功能，通过GOOSE网络可以实现继电保护断闸以后的重合闸操作。在保护间隔内进行信息交互是通过点对点通信的方式进行的，合并单元与智能终端直接连接，通过保护装置与合并单元的功能集合可以实现直接采样以及数据传输功能，另外集合以后的装置与智能终端配合可以实现自动跳闸功能。在线路以及母线上安装电子式电压互感器，检测信号进入合并单元后相关数据被传输至测控系统以及SV网络。
5结语
随着对电力需求的不断增长，电力设备的建设力度不断增大，为了能够确保变电站的安全稳定运行，需要制定科学合理的继电保护方案，本文对智能变电站继电保护配置进行的详细分析，以及对继电保护方案的简要说明，可为做好智能变电站的继电保护工作提供参考。
参考文献：
[1]孙亚宏.智能变电站继电保护配置的分析[J].机械管理开发，2020，35（4）：244-245，250.
[2]张清华.智能变电站继电保护系统可靠性探究[J].通信电源技术，2019，36（12）：260-261，263.