（1国网宁夏电力有限公司建设分公司；
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摘要：本文主要对宁夏六盘山750kV智能变电站和沙湖750kV智能变电站750kV部分双套断路器保护下重合闸功能的保护配合问题进行研究，讨论了在双套断路器保护下两套智能终端在闭锁上出现的问题，进行了相应的分析并提出了具体的改造方法，并结合具体的应用实例进行了阐述。
关键词：智能终端；闭锁；断路器保护；重合闸方式
引言
根据国网公司标准化设计的要求，越来越多的智能变电站在采用3/2接线方式时，断路器保护由常规的单套断路器保护变更为双套断路器保护，相应的智能终端也为双套保护。并且《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）》中规定“每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障，两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护退出时不影响另一套保护的运行”。本文就六盘山750kV智能变电站和沙湖750kV智能变电站双套断路器保护装置重合闸之间互相闭锁出现的问题，给出自己的建议。
1 变电站设计中存在的问题
在传统的综合自动化站中，保护装置各回路间经电缆连接，可以很方便地实现双套保护装置间的相互闭锁功能。而在智能变电站中，连接保护装置的是光缆，通过GOOSE报文实现各种信号传输。但是智能变电站中过程层采用双网结构，且为了避免双网间相互干扰，需要双网严格独立，这就使双重化的保护装置间不能有直接的联系，需要寻找其他方法来解决相互闭锁的问题。在六盘山750kV智能变电站和沙湖750kV智能变电站设计中，由于设计只考虑了双网的严格独立，但是却没有考虑到保护装置之间相互闭锁重合闸的问题，致使在调试过程中出现了两套保护装置不能正确动作的问题。
1.1 750kV智能变电站保护配置方案
根据国家电网公司《线路保护及辅助装置标准化设计规范》（Q/GDW-161-2014） 中关于500kV 及以上电网线路保护的规定：
750kV断路器保护工程设计采用双套保护的配置方案：第一套保护中含第一套断路器保护装置，第一套智能终端和第一套合并单元；第二套保护中含第二套断路器保护装置，第二套智能终端和第二套合并单元，两套保护装置分别通过光缆接入同样相互独立的双重化配置的过程层网络。其连接方式如图1所示。保护信息采样采取SV直采方式，跳闸采用GOOSE直跳方式，均不经过交换机而直接接收和发给相对用的合并单元与智能终端。
图1 750kV断路器保护连接示意图
1.2 实际应用中存在的问题
本文以六盘山750kV智能变电站和沙湖750kV智能变电站设计为例，对存在的问题进行分析探讨：
第一、六盘山750kV智能变电站750kV部分断路器户外机构为单合圈双跳圈配置，设计方案为第一套智能终端配置了手合/分、遥合/分、保护跳闸及重合闸接入，断路器测控装置配备一组遥跳/合出口。第二套智能终端配备保护跳闸及重合闸接入。此配置在实际调试过程中，当用第一套进行手合或者遥合操作时，此时断路器处于合位，再用第二套断路器保护装置进行了保护跳闸动作，分开断路器。如果此时断路器保护装置投入了不对应启动重合闸，第一套断路器保护装置会判断断路器为偷跳而误重合于故障。
第二、沙湖750kV智能变电站750kV部分断路器户外机构也为单合圈双跳圈配置，但与六盘山750kV智能变电站不同的是第二套智能终端也配备了分合闸把手，具备手合/分的功能。同样，当用第一套进行手合或者遥合操作时，此时断路器处于合位，再用第二套进行遥跳/手跳操作，分开断路器。如果此时断路器保护装置投入了不对应启动重合闸，第一套断路器保护装置会判断断路器为偷跳而误重合于故障。
第三、两座智能变电站750kV部分配备有双套母差保护，第一套母线保护装置通过GOOSE直跳动作于智能终端1并与第一套断路器保护装置相互闭锁，第二套母线保护装置通过GOOSE直跳动作于智能终端2并与第二套断路器保护装置相互闭锁，但是当母线发生故障时，如果其中一套母线处于检修停运状态或者保护发生拒动，则对应于该套断路器保护的重合闸就会误判并且重合于故障。
2 针对现场问题进行分析
2.1 双套断路器保护装置不正确动作分析
由于断路器保护装置与智能终端通过光缆点对点连接，闭锁信号也通过GOOSE进行光缆传输，当智能终端接收到手跳或者遥跳命令时，会通过光缆发送闭锁命令给相对应的断路器保护装置，来闭锁重合闸功能。
六盘山750kV智能变电站750kV断路器保护问题的出现主要原因在于分闸回路为双重化设计，而在实际操作中手动合闸只能用第一套来实现。例如，当第一套进行断路器手动合闸或遥控合闸之后，智能终端1内的合后继电器KKJ会动作并且保持，此时如果用第二套断路器保护装置进行保护跳闸，此时智能终端1内的合后继电器KKJ不会返回，并且此时断路器在分位，第一套断路器保护装置会误判断路器偷跳而使得重合闸动作。
沙湖750kV智能变电站750kV断路器保护比六盘山750kV智能变电站多存在一个问题，就是当用第一套智能终端的分合闸把手进行合闸操作后，智能终端1内的合后继电器KKJ会动作并且保持，此时再用第二套智能终端的分合闸把手进行分闸操作，此时智能终端1内的合后继电器KKJ也不会返回，并且此时断路器在分位，第一套断路器保护装置会误判断路器偷跳而使得重合闸动作。
2.2 双套母线保护装置导致断路器不正确动作分析
第三个问题主要原因在于，当母线发生故障时，如果第一套母线保护装置处于检修停运状态或者保护发生拒动，则该套母线保护装置就不能发出相应的闭锁信号取闭锁本套网络上相应的断路器保护装置重合闸功能，因而断路器保护装置还会使得重合闸动作重合于故障。
3 相应的解决方案
3.1 双套断路器保护装置不正确动作改进方案
针对只配备单套遥控功能的测控装置（例如六盘山750kV智能变电站设计方案），在遥控操作时候虽然只能对第一套配置进行操作，即对第一套智能终端发出分合闸命令，但可以在操作时候同时将分合闸操作的GOOSE信号发送给两套智能终端，这样就可以有效的避免了只对单套智能终端进行操作，如图2所示。
图4 双套保护装置闭锁重合闸示意图
4结束语
目前，智能变电站的建设已经遍地开花，并且逐步由原来的低电压等级逐步上升为750kV这种高电压等级的变电站，设计方案也由原来的双母线接线逐步提高到3/2接线方式，相对应常规综自站的设计就会出现一些疏漏的问题。并且一次设备的日新月异也对相应的二次设计提出了更高的要求，双重化设计的要求及一次设备例如双跳圈双合圈的逐步推行，将会对设备间闭锁回路提出更高的要求，所以在建设过程中应考虑清楚各种可能出现的问题，以国家电网公司标准化设计规范为标准，设计好相应的闭锁回路，使保护装置能更好的发挥作用。
参考文献：
［1］Q/GDW161-2007 线路保护及辅助装置标准化设计规范［S］.2007.
［2］Q／GDW 441-2010 智能变电站继电保护技术规范［S］.2010.
［3］孙逊，李花.智能变电站双独立操作回路产生问题及改进措施［J］.低压电器，2013，（12）.
［4］金言，段振坤，范华.智能变电站线路保护重合闸配合问题的解决方案［J］.华北电力技术，2012，（9）.
论文作者:纳虎1,胡博2
论文发表刊物:《河南电力》2018年22期
论文发表时间:2019/6/20
标签：断路器论文; 智能论文; 变电站论文; 保护装置论文; 终端论文; 第一套论文; 母线论文; 《河南电力》2018年22期论文;