摘要：当前智能变电站实现了信息共享和二次设备的网络化，而站域保护控制系统通过网络收集多间隔的SV和GOOSE信息，借助多功能设备，促进多间隔统一冗余自动化控制以及后备保障功能。本文从站域保护控制的优势出发，从装置及其功能配置和采样及跳闸信息流阐述了站域保护控制系统配置方案。在此基础上，分析了站域保护控制系统实现原理，以为新一代智能变电站站域保护控制系统研究提出借鉴和参考。
关键词：新一代智能变电站；站域保护控制；冗余后备保护
1.站域保护控制的优势
通常来说，站域保护控制系统能够对变电站全站的数据进行集成使用，整合站内的控制系统以及后备保护的作用，促进地级后备保护装置的简化操作，提升控制体系的操作性能。站域保护控制系统不仅能够确保当前的主保护不受系统运行模式的干扰，还能够减轻后备保护易受系统动作时间较长、配合关系符合等运转模式的影响[1]。具体来说，站域保护控制系统具有以下优势：（1）能够对全站控制功能进行统筹和协调，实现对于变电站内部电气资料的获取，综合对于站内的运转情况进行评估，调整控制功能。（2）通过对于变电站控制系统和以及继电保护的结构调整，能够促进其性能的优化，还可以与子站连接广域保障系统，和广域保障密切合作，实现对于整体电网的安防护控制。（3）能够获取较为全面的故障信息，促进操作人员进行调整和优化器保护功能[2]。
作为国家电网进行新一代智能变电站的试点，重庆大石220kV变电站对于新一代智能变电站站域保护控制系统研究具有重要的作用。本文以此为例，对于站域保护控制系统的应用进行分析阐述。
2.站域保护控制系统配置方案
大石站建设规模为主变压器最终3台180MVA；220KV 为双母线接线，出线最终 6回；110kV为单母线三分段接线，出线最终12回；10kV为单母线+单母线分段接线，出线最终24回[3]。
2.1装置及其功能配置
从层次化保护设置系统的要求，重庆大石220kV变电站（简称大石站）的防护系统包括广域防护系统、站域防护系统以及就地级防护系统。从就地级防护系统的角度而言，基于当前防护控制，站域防护控制是本文研究的重点，而广域防护主要是针对区域电网的防护控制。
按照有关规定，大石站采取主变就地防护以及220kV部分的两种设计方式相结合，10kV部分以及110kV部分的就地防护都采用单套设计，大石站站域防护控制系统的设计范围是10kV以及110kV的组成内容。
站域防护控制系统单套设置，装备定位是间隔层仪器，系统包括两台许继电气的BDH-811站域保护控制装置，安装在主变二次仪器以及本站110kV的集装箱内部，组1面柜。两个仪器都使用基于32位的PowerPC的硬件操作。
2.2采样及跳闸信息流
站域保护控制设置时间隔层仪器，和二次系统网络使用如下方式进行联系：
（1）在过程层面系统网络采用千兆光口联系核心交流器，大部分传输110kV间隔层仪器间联闭锁GOOSE、10kV部门GOOSE信号、SV和主变10kV侧GOOSE、220kV总线压力SV以及SV和110kV各间隔GOOSE等。（2）站域防护控制设备都采用网络采样网络跳闸的模式。（3）在站控层面的网络结构采用双网百兆电口进行联系，主要传送站域防护控制设备MMS消息、低频低压跳闸GOOSE以及10kV各间隔防护开启GOOSE等。
3.站域保护控制系统实现原理
3.1备用电源自投
备用电源自投能够进行分段备自投、四回进线备自投以及两回进线的设置。但是大石站从实际情况来看，只需要安装10kV分段备自投设置，其实现机制和一般变电站10kV分段备自投相一致[4]。
3.2 110kV断路器失灵保护
110kV断路器失灵保护功能，依据母线段设置。站域保护控制设备的断路器失灵操作机理和常规变电站110kV母线保护中断路器失灵防护一致。通过各个联系部件相应保护设备跳闸接触位置和过电流接触位置与逻辑形成失灵启动信号，如果某一个断路器出现失灵的时候，该部件的失灵启动信号就开启断路器失灵防护，断路器失灵防护通过初始设计的跳母线延迟和跳分线延迟来跳失灵部件和跳分段所处的母线[5]。
图1是主变压器110kV侧断路器失灵防护逻辑框图，图中的I2S1、I0S1、1S1分别为失灵负序电流固定数据、失灵零序电流固定数据以及主变压器110kV侧失灵相电流固定数据，T1、T2分别为失灵跳母联推迟、失灵跳母线推迟。
图1主变压器110kV侧断路器失灵保护逻辑框图
3.3 110kV断路器失灵保护
大石站主要是指简便的母线防护，目的是为了加快10kV母线故障处理的速度，是新一代智能变电站新添的防护功能，主要使用与中低压配电设置母线。
简单母线防护按照母线段进行设置，每部门母线配置一套简便的母线防护功能板块，通过站域保护控制设备与分散设备的10kV防护设备通过操作，使用闭锁元件和动作元件构成，其中母线上其他间隔（包括电抗器、电容器、馈出线、小电源并网线等）过流启动为闭锁组件，主变10kV侧断路器过流防护启动为动作组件。闭关组件的工作程序通过地级保护完成后使用站控层网络以GOOSE报文的形式传送给本设备，需要保持间隔发生问题时候其闭锁元件确保可靠并瞬时动作，本间隔故障消除后或者本间隔保护动作500ms后其闭锁元件即刻往返。
4.总结
本文根据大石站一次主接线，提出了该站的站域保护控制系统的配置方案，并从技术原理、装置及其功能配置等方面对所提方案进行了论述。站域保护控制系统不仅要求设置全面的冗余后备防护，以巩固大石站110kV网络的供电稳定性，还需要优化常规变电站独立设置10kV分段备自投设备以及低频低压减减负设备等，提升二次设备集成程度。本项目实施符合新一代智能变电站建设技术要求，对今后同类工程建设具有推广借鉴意义。
参考文献
[1]安永帅,李刚,樊占峰,杨智德,郑拓夫,田萍.新一代智能变电站控制保护一体化智能终端研究与开发[J].电力系统保护与控制,2017,(08):138-146.
[2]张杰恺,贺胜,郑晓玲,穆子龙,陈科.新一代智能变电站层次化保护控制系统及可靠性评估[J].科技与创新,2016,(21):117.
[3]王晋,宿磊,李伟,舒欣.新一代智能变电站站域保护控制系统可靠性检测方法研究[J].湖北电力,2015,(10):36-38.
[4]孔祥雯.500kV无人值守新一代智能变电站辅助控制系统的设计与研究[D].郑州大学,2014.
论文作者:刘立伟
论文发表刊物:《电力设备》2017年第16期
论文发表时间:2017/10/26
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