[摘要]本文依据750kV变电站工程实际，结合国内目前保护测控一体化装置的研发及应用情况，提出750kV变电站330kV电压等级保护测控一体化装置设计方案。
[关键词] 750kV变电站 330kV保护测控一体化装置 设计方案研究
1 概述
一直以来，传统的变电站综合自动化系统中，保护、测控装置分别为两个专业的管理范畴，而两者之间通过硬接线和弱联系方式传输大量的通信信息，由于传输带宽及各厂家通信传输过程中的通讯规约不一致，导致保护装置与监控系统的通信连接需要加装规约转换，增加系统投资和维护工作量。设备投资较高、接线复杂、互操作性差。
随着智能变电站一系列标准的发布，给保护设备提出了新的要求，要求保护设备实现“即插即用”，达到无缝连接，并且要求不同厂家的设备间能达到数据采集数字化；系统建模标准化；信息交互网络化，使智能化变电站自动化系统具有开放性和互操作性，为智能化变电站测控一体化的实现奠定了基础。
2 保护测控一体化装置的应用现状
保护测控一体化装置集保护、测量、控制功能于一体，具有减少设备配置，减少电缆，节约投资的优点。经过多年的工程实践，技术已日趋成熟，在常规变电站中已有广泛应用，在陆续投运的数字化变电站中也得到采用。但220kV及以上等级的系统并未推广使用，综合起来有以下几方面的原因：
1) 110kV及以下等级设备保护均为单套配置，而220kV及以上电压等级的保护配置均为双重化，测控装置作为公用采集设备，与保护装置的结合方案尚待商榷。
2) 220kV及以上系统相较110kV及以下系统保护逻辑复杂，信息量大。一体化装置要实现原来由保护、测控装置分别完成的功能，设备硬件必须具备较高的数据采样、分析和传输能力，在技术上实现有困难。
3) 220kV及以上系统保护功能复杂、测控信息量大，在现有的网络通信方式下，大量的信息仍需要通过硬接线传输。一体化装置需要采用多块电源插件、模拟量插件、开关量插件、动作出口插件等实现各种输入输出，机箱的外形受限。
4) 常规变电站没有建立一个统一的网络平台，各子系统设备采用不同的通信规约，设备之间互联互通显得十分复杂。在这样背景下，对于规模相对较大的220kV及以上系统，进行保护测控一体化工作需要协调、融合不同的设备厂家共同实现，工作量大。且在没有取消硬接线的前提下，经济效益不显著。
3 采用保护测控一体化装置的可行性
随着智能变电站软硬件技术水平的不断提高，以上的问题有了解决方案。目前国内已投入运行的220kV变电站已成功将220kV继电保护测控一体化装置应用在智能变电站中。
1) 硬件技术的发展使得处理器具备了处理海量信息的能力，处理保护、测控的大量信息已不成问题。
2) 其次，电子式互感器的使用和基于IEC61850通信规约的数字化网络结构的建立改变了信息传输方式。开关量信号、模拟量信号被数字化信号取代，硬接线传输被光缆传输取代。信息在网络上实现共享，通过网络接口进行信息互传，取消了大量的输入输出功能插件。保护测控功能集成不受装置机箱的外形限制。
3) 对于需配置双套保护的330kV系统，测控单元也可按照双套配置，分别与两套保护功能结合组成一体化装置。能更好地实现保护双重化分网采集、分网传输的要求，更有利于保证保护的可靠性。
4) 智能化变电站模糊了专业分工的界限，从设计到生产各个环节都在进行专业间的融合、渗透。各厂家均推出了各自的继电保护测控一体化装置，一体化装置具备了生产条件。
4保护测控一体化装置工程应用方案
依据750kV变电站工程实际，结合国内目前继电保护测控一体化装置的研发及应用情况，提出750kV变电站330kV电压等级继电保护测控一体化装置设计方案。
4.1方案一
按间隔整合：
线路间隔：主保护+后备保护+线路测控；
断路器间隔：重合闸+断路器保护+断路器测控。
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4.1.1装置配置原则
330kV一串配置3套断路器保护测控一体化装置；每回330kV线路配置2套线路保护测控一体化装置。
4.1.3装置实现功能
1) 保护功能
实现采集MU数字量信息功能，实现接收过程层采样值数据；
实现跟GOOSE网交换数据，实现GOOSE跳合闸功能；
断路器保护测控一体化装置实现断路器保护功能；
线路保护测控一体化装置实现线路保护功能；
2) 测控功能
实现采集MU数字量信息功能，实现接收过程层采样值数据；
实现跟GOOSE网交换数据，实现GOOSE遥控跳合闸功能；
断路器保护测控一体化装置完成断路器的模拟量测量、开关量采集、控制功能；
线路保护测控一体化装置完成的线路间隔的模拟量测量、开关量采集、控制功能。
断路器保护测控一体化装置实现断路器同期合闸功能。
3) 开入开出功能
实现网络跳合闸等功能以及网络开入信息的传递。
4.2方案二
按功能整合：重合闸+断路器保护+断路器测控（边断路器含线路测控功能）。
4.2.1装置配置原则
330kV一串配置3套断路器保护测控一体化装置，取消独立的线路间隔测控装置。
断路器保护测控一体化装置接口及数量要求、实现功能均与方案一要求一致，仅在边断路器保护测控一体化装置中增加线路间隔的模拟量测量、开关量采集和控制功能。
4.3方案比较
方案一采用线路保护测控一体化装置，实现线路测控双重化配置，线路间隔遥信、遥测功能均由双套装置同时实现，经各自的网络上传，后台判断无优先级，两套信号不一致，系统发出报警信息。为保证系统操作的唯一性，遥控、遥调功能须在系统预先设定优先级，闭锁其中一套的通道。这样比传统单测控数据源更可靠。
方案二采用边断路器保护测控一体化装置，实现线路间隔测控功能。在边断路器检修退出运行时，若将边断路器保护测控一体化装置全部退出运行，这时将失去线路间隔的实施监控数据；若仅将断路器保护测控功能部分退出运行，这无疑将增加现场运行人员的工作负担，容易出现误操作。
综上， 330kV电压等级保护测控一体化装置推荐采用方案一。
5 结论
在新的系统架构和技术支持下保持原有的继电保护功能，将常规站的保护和测控功能单一、分散、相互独立的装置整合，能够降低变电站继电器室的占地面积和设备投资，提高二次系统的可靠性和稳定性。保护测控一体化装置的实现，将打破了传统专业之间的界限和设备划分原则，给变电站智能化赋予了新的含义和内容，是变电站智能化技术发展的一个标志，保护测控一体化装置优点如下：
1) 保护测控装置可以直接采集数字信息，采用网络通信技术取代传统的硬接线，大大简化了保护测控的二次接线，节省一次投资和运行后的维护工作量。
2) 在标准的开放式网络和通信体系下，无需规约转换的通信方式保证了保护信息上传的容量、实时性和可靠性。各厂家的保护测控装置间能实现良好的互操作性，并适应计算机和通信技术的快速发展，从而提高系统的可靠性，减少用户投资和维护成本。
3) 对于生产运行方面，为保护和自动化专业的整合提供了条件，譬如保护定值的下达和压板的投退不再存在两个专业的交界问题，减少环节，提高系统可靠性，对提高生产效率，合理利用人力资源起到了积极的作用。
4) 抛开传统的组屏方式，取消保护柜上硬压板、按钮、把手及大部分端子配线，简化保护柜内端子及接线，使保护柜面布置、接线更加紧凑，简约、经济。软压板的使用使得运行检修人员的操作更为简单，降低误操作的几率。
论文作者:孝小昂,翟羽羽,吴琼
论文发表刊物:《电力设备》2019年第19期
论文发表时间:2020/1/15
标签：断路器论文; 变电站论文; 功能论文; 线路论文; 装置论文; 系统论文; 信息论文; 《电力设备》2019年第19期论文;