摘要：在变电站自动化领域中，微机保护与测控技术得到了迅猛发展及广泛推广，伴随电子式互感器技术的不断发展完善，智能开关的应运而生，IEC61850标准的推出，促使变电站自动化不断朝数字化方向发展。数字变电站作为构建在IEC61850标准基础上的现阶段主流变电站。其中尤以二次影响最为关键。继电保护则是二次系统中的重要一环，因而必须要确保其的可靠性、安群星。换言之，继电保护工作很大程度上影响着社会大众日常生活用电质量，同时还是确保国家电网有序运行的一大前提。由此可见，对110k V数字变电站继电保护开展研究，有着十分重要的现实意义。
关键词：110kV；数字变电站；继电保护；分析
1导言
数字变电站是以设备全数字化和测控全数字化为基础，具有变电设备的数字监控、供电安全的在线预警、薄弱环节的自动识别等功能的变电站。目前，数字化的一次设备（如光纤传感器、数字化开关等）、网络化的二次设备、符合IEC 61850标准的通信网络和自动化的运行管理系统，是数字变电站最主要的技术特征。
2数字变电站概述
2.1数字变电站
数字变电站具备传感器数字化，一次设备智能化，二次设备网络化，通信标准协调化，传输光纤化等主要特点。依据变电站实现功能的差异，可将数字变电站划分为三层，分别包括过程层、间隔层以及站控层。其中，过程层设备可发挥自检测、自描述功能。经由过程层网络向间隔层设备传输一次设备信息数据，获取间隔层设备的控制指令。现阶段，选取常规开关结合智能操作箱的过渡方案，同样为过程层，由于其是过程层不可或缺的一项控制设备，因而应当明确基本过程层设备的组成成分，即包括有电子式电压互感器、智能变压器、电流互感器等一次设备。间隔层设备则主要包括测量表计、保护以及测控设备等。而对于站控层而言，其扮演的是管理系统的角色，主要组成成分包括管理机、远动工作站以及监控系统等，其可作用于对变电站各项信息数据进行监控、记录，为达成监控中心远端控制提供各式各样的转化信息数据。综上，数字变电站是对一次设备、二次设备开展全面整合，在IEC61850标准的支撑下，秉承分布分层结构体系，抽象通信服务接口及特殊通信服务映射技术，进一步切实达成数字信息传输及可靠指令执行，积极促进电网事业的有序健康发展。
2.2数字变电站优势
相较于综合自动化变电站，数字变电站拥有下述几方面优势：一是电子式互感器，综合自动化变电站互感器通常选取以电磁原理为前提的传统互感器，而数字变电站则选取电子式互感器。传统互感器存在绝缘复杂、体积庞大、容易谐振、容易饱和等不足，而电子式互感器则可弥补上述不足，切实满足数字变电站的需求。二是信息共享，在设备信息采集方面，数字变电站与综合自动化变电站相似，均需采集一次设备信息，不过前者实现了信息模型、通信标准的协调统一，最终与公用通信网络进行连接，变电站每一子系统都通过公用通信网络对一次设备信息进行接收，并经由该公用网络对相关控制指令进行传输。三是可靠性高，数字变电站信号传输介质以光纤为主，相较于常规的控制电缆，光纤具备良好的抗干扰能力，可显著提升保护系统的可靠性，并且还有助于防止二次回路两点接地现象的引发。再加上依托公用网络平台，可进一步缩减二次接线工作量，极大水平提升接线准确率。
3数字化的一次设备
3.1数字电流互感器
传统电磁式互感器由于使用了铁芯，不可避免地存在饱和及铁磁谐振等问题，难以实现大范围测量，并且，同一互感器很难同时满足测量和继电保护的需要。其所用钢材、变压器油、SF6气体等耗量较大，不符合节能、环保要求。针对电磁式互感器本身存在的不足，电子式互感器逐渐受到国内外的广泛关注和深入研究。电子式电流/电压互感器（ECT/EVT）与保护设备的接口实现途径，从系统可靠性和技术发展两个方面考虑，一般采用数字化，即：对ECT/EVT所输出的电流、电压信号进行就地数字化后，通过光纤、合并单元、网络设备等传输至保护、测控设备。采样值数字化传输是数字化变电站区别于当前变电站自动化系统的重要技术特征之一。根据传感原理，电子式互感器又可分为光学材料的光电式OCT和非光学材料的线圈式ECT和EVT两类。随着温度稳定性和工艺一致性等问题的逐渐解决，目前这两种互感器已逐步从试验阶段走向工程应用并积累了一些工程的经验。
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3.2光纤电压互感器
光纤电压互感器是利用光电子技术和光纤传感技术来实现电力系统电压测量的新型互感器。与传统的电磁式电压互感器和电容分压电压互感器相比较，光纤电压互感器的突出优点有：一是高压信号通过光纤传输到二次设备，使得其绝缘结构大大简化；二是频率响应宽；不存在磁饱和及铁磁谐振现象，提高系统保护可靠性；三是可同时实现电压测量和继电保护两种功能；四是可适应电力系统数字化、智能化和网络化的需要，输出数字信号，而且能实现在线检测和故障诊断。由于OPT具有上述众多突出的优点，基于光电子技术的数字式光电互感器在电力系统中有着十分广阔的应用前景。
4同盛变电站
4.1 110kV侧保护配置
110kV侧GIS合并单元将采样值信息以IEC61850－9－2点对点传输标准传输给各个保护测控等间隔层设备；故障录波也采用点对点方式采集采样值信息。110kV开关设备采用智能终端，就地安置在智能控制柜内，实现了设备的智能化，过程层采用GOOSE网和点对点通信方式，实现了过程层的数字化。为了提高系统可靠性，GOOSE网络采用双重化配置，实现保护设备与智能终端间及各个智能设备间的通信。110kV线路、分段、主变等间隔采用智能终端和合并单元合一装置，采用“直采直跳”方式。遵循国网“直采直跳”要求，间隔保护装置从合并单元通过IEC61850－9－2标准直接采集信息，并通过光纤直接发布跳闸命令至智能终端装置。
4.2主变压器保护配置
一是每台主变配双重化的主后一体化保护装置；二是主变智能单元、测控保护装置均下放至主变旁的户外控制柜，主变非电量保护采用直采直跳方式。三是主变中性点电流互感器信号接入合并单元，合并单元可就地放置于户外密封箱中。
4.3 35kV、6kV侧保护配置
一是35kV、6kV出线侧采用“保护、测控、智能终端、合并单元”合一装置就地安装于35kV、6kV开关柜中，就地采集采样值信号并设置就地操作开关。二是主变35kV、6kV侧采用合并单元、智能终端合一装置，双套配置，实现主变35kV、6kV侧信息采集及接收主变保护的操作命令。
5结论
智能变电站所采用的“三层两网”结构实现了全站数据信息共享，为继电保护装置的配置提供了全新的数据平台。本文介绍的基于站域后备保护的智能变电站综合保护配置方案，对系统中重要一次设备配置独立主保护，实现故障状态下的故障快速切除；利用智能变电站数据网络优势技术，实现全局化的站域后备保护，解决了传统后备配合困难，故障切除速度慢，保护方式对系统运行方式敏感等缺点。在110kV变电站新建时，可以考虑应用此保护配置方案，既能充分发挥智能变电站的技术优势，又能兼顾继电保护灵敏性、可靠性和选择性。
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论文作者:邓拓
论文发表刊物:《电力设备》2018年第26期
论文发表时间:2019/1/16
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