传统kV继电保护智能化改造方案研究

1、传统500kV继电保护智能化改造方案研究裘愉涛1，杜浩良2、3（1.浙江省电力公司，浙江，杭州 310007；2. 华北电力大学经济与管理学院，北京 昌平 102206；3. 金华电业局，浙江 金华 321017）摘要：传统继电保护利用二次电缆传输电信号，智能化继电保护通过光缆传输GOOSE报文、SV报文。500kV系统保护按串进行智能化改造，先同步改造开关保护与线路（主变）保护，最后改造500kV母差保护，可提高改造过程中的供电可靠性、减少运行操作量；同时产生传统母差保护与智能化开关保护、主变保护等无法可靠配合的问题。通过在边开关智能化保护中同时配置传统开关量输入输出功能、GOOSE报文传输

2、功能的方法，在过渡过程中采用传统开关量输入输出功能与传统母差保护配合，母差保护完成智能化改造后启用GOOSE报文传输功能，以保证改造过程中继电保护设备可靠工作、正确动作，保障系统安全稳定运行。关键词：继电保护 传统 智能化 改造 0、 引言自从1997年国内第一个500kV综合自动化变电站投运，至目前继电保护设备差不多都达到或超过运行极限年限，改造已经迫在眉睫。随着浙江金华500kV芝堰变智能化改造试运行，智能化继电保护技术已从科研转换为生产应用、并走向成熟。由于采用基于IEC-61850通信技术，可以大大减少现场继电保护调试的工作量，缩短变电站安装调试周期，加快建设速度，并可实现继电保护装置

3、及二次回路在线监测，为开展继电保护状态检修提供可靠技术保障1。另外，国家电网公司提出了智能电网建设新规划：至2020年分三个阶段全面建成统一的“坚强智能电网”2。因此，以智能化一次设备、网络化二次设备分层构建的，以IEC61850规约为基础实现站内智能电气设备间信息共享和互操作的智能化变电站3，将在今后的基建、技改工程中得到广泛应用。由于光TA（TV）、一次设备智能化、就地化保护仍处于试运行阶段，因此近期比较成熟的继电保护智能化改造方案，将在参考浙江金华500kV芝堰变方案的基础上作适当调整。即保护采用面向通用对象的变电站事件GOOSE（Generic Object Oriented Subs

4、tation Event）跳闸，智能终端、合并单元就地化，不采用光学互感器或螺丝线圈互感器SV（Sampled Value）采样注1，并满足国家电网公司智能变电站继电保护应用技术规范的相关要求。1、 方案比较从目前的智能化变电站的技术来看，智能化变电站的改造可分为三个部分：过程层改造、间隔层改造、站控层改造4。具体工程实施时，首先要在出厂前完成间隔层设备之间以及与站控层之间的联调；然后在变电站先搭建监控系统并完成调试，最后对间隔层设备依次停电进行改造，完成相关调试工作5。本文仅涉及继电保护智能化改造部分,不涉及站控层改造部分。传统500kV继电保护设备智能化改造，需增加不少GOOSE交换机屏、

5、MMS交换机屏，原继保小室备用屏位往往不能满足需求，需新建继保小室或活动板房。按照国家电网公司企业标准智能变电站继电保护技术规范的要求：“保护装置与智能终端（合并单元）之间采用点对点直接跳闸（直接采样）方式，线路保护启动断路器失灵与重合闸、断路器失灵启动母差、母差保护启动断路器失灵、断路器失灵启动远跳（变压器保护联跳各侧）、变压器保护跳母联（分段）、解220kV母差保护复压闭锁等信号均采用GOOSE网络传输”注2。在小室内安装智能化保护测控屏、GOOSE交换机屏、MMS交换机屏，在开关场安装户外智能终端柜（含合并单元、智能终端等），按图5、6中实线所示敷设光缆并组网，并完成相关二次回路调试。1

6、.1、 方案一：按串停电，同一串内的设备同步进行继电保护智能化改造，最后进行、母母差保护智能化改造。优点：只需停电一次，不影响系统稳定运行。缺点：先改造的500kV边开关智能化保护需配置传统输入输出功能与传统母差保护配合，待母差保护完成智能化改造后，再投入其GOOSE报文传输功能与智能化母差保护配合，需要冗余配置，将造成浪费。1.2、 方案二：先进行段母差保护智能化改造，段母线侧的所有边开关陪停；然后进行段母差保护智能化改造，段母线侧所有边开关陪停；最后按串停电，同一串内的设备同步进行继电保护智能化改造。优点：只需在智能化母差保护配置传统输入输出功能、GOOSE报文传输功能。母差保护改造完成后

7、，用其传统输入输出功能与传统开关保护配合，待串内设备完成后，用其GOOSE报文传输功能与智能化开关保护配合，投资相对较少。缺点：、母侧边开关需重复停役两次，操作工作量增大；另外，长时间单母线运行，系统供电可靠性较低。1.3、 方案三：双重化的两套保护分别单独改造同时停用全站第一套保护，接入相应的电流、电压、开关量，进行传动试验，带负荷试验正确后投运；然后停用全站第二套保护，接入相应的电流、电压、开关量，试验正确后投运。优点：不必考虑传统保护和智能化保护之间的配合问题，试验时只需断开本套保护的跳合闸出口硬压板，二次回路试验完整、齐全，投资相对较少。缺点：需要停电两次；500kV系统长时间单套保护

8、运行，安全运行风险很大；传统变电站开关失灵保护单重化配置，第一套保护先期改造时，需要将开关保护中与第一套保护相关的二次回路断开、同时保证与第二套保护相关的回路接触可靠并确保正确；第二套智能终端接线及调试时，与第一套保护（智能终端）相距太近，容易走错间隔、误碰运行设备，安全风险较大。1.4、 方案选择相比之下，方案一停电时间短、变电运行操作量少，系统安全运行可靠性大、可操作性较强，因此优先选择方案一。下面对“方案一”进行详细分析、研究。2、 500kV保护改造以某500kV变电站线变串为例研究智能化改造方案一，段母线侧接#1主变，段母线侧接线路1。2.1、 传统500kV保护二次回路原理图1为传

9、统500kV保护二次回路原理（以半串为例），线路1第一、二套保护动作分别启动5012、5013开关的失灵保护及重合闸，同时可闭锁两开关的重合闸；5013开关失灵分别启动线路1第一、二套保护远跳，启动500kV母线第一、二套失灵保护，同时延时跳5012开关并闭锁其重合闸；5012开关失灵分别启动线路1第一、二套保护远跳、启动#1主变联跳两侧开关（如为线线串，则启动另一线路第一、二套保护远跳），同时延时跳5011开关、延时跳5013开关并闭锁其重合闸（如为线线串，则延时跳两边开关并闭锁重合闸）；500kV母第一、二套母线保护动作闭锁5013开关重合闸6。图1 传统500kV保护原理图Figure

10、1. Protection Scheme of 500kV Conventional Substation2.2、 智能化500kV保护二次回路原理图2为智能化500kV保护GOOSE原理图（以半串第一套保护为例），图中虚线代表光缆，实线代表电缆。线路1第一套保护动作跳5013开关、5012开关第一跳圈，并启动第一套5013开关、5012开关的失灵及重合闸或闭锁重合闸；线路保护收到线路对侧保护的“远跳允许”信号，发出“收讯输出”GOOSE报文至远跳就地判别装置，实现就地跳5013开关、5012开关，并启动其失灵保护；5013开关失灵瞬跳本开关，延时跳本开关及5012开关，并闭锁5012开关重合

11、闸，同时启动线路1远跳、启动母线保护；5012开关失灵瞬跳本开关，延时跳本开关及5013、5011开关，并闭锁5013开关重合闸，同时启动线路1远跳、或主变跳三侧开关7。图2 智能化500kV保护GOOSE原理图Figure 2. GOOSE Network for 500kV Smart Substation2.3、 500kV边开关保护智能化改造方案由上述分析可知，除了边开关保护与500kV母差保护存在回路联系外，都是500kV同一串内继电保护设备相互之间的回路联系。因此，500kV继电保护智能化改造按串进行，同时停役、同时投运，可大大减小改造难度、降低改造安全风险。图3 500kV边开关

12、保护智能化改造图Figure 3. Intelligent Retrofit for Side CB Protection of 500kV Substation由于整个500kV继电保护智能化改造历时较长，500kV、母传统母差保护不可能与第一串继电保护智能化改造同步退出运行、与最后一串继电保护智能化改造同步投运，而智能化母差保护只有等最后一串设备改造完成后才能接入全部的电流回路与跳闸回路。因此，整个改造过程中必须保证传统母差保护可靠运行，而智能化母差保护只能投信号。传统500kV边开关保护装置电源空开位于保护屏屏顶、控制电源空开位于测控屏屏顶；智能化保护装置电源空开位于保护屏屏顶，智能终端

13、装置电源、控制电源空开位于户外智能终端柜。500kV边开关保护智能化改造如图3所示，图中虚线代表临时敷设的过渡电缆，实线代表原有二次回路电缆，小圆圈代表保护屏柜的端子。传统母差保护跳闸回路接入边开关测控屏中，过渡过程中需从开关端子箱敷设临时电缆至智能终端柜，传统母差保护动作通过边开关测控屏、开关端子箱、智能终端柜再到开关机构实现跳闸，以便从智能终端柜中获得开关控制电源；从传统边开关保护屏敷设临时电缆至智能化边开关保护屏，实现开关失灵启动母差、母差保护启动开关失灵回路功能，为防止误碰其它运行二次回路，切忌直接从传统母差保护屏直接敷设临时电缆。2.4、 500kV保护智能化改造准备阶段500kV系

14、统继电保护智能化改造设备停役前，先在开关场地安装户外智能终端柜，在保护小室或就地布置线路保护柜、开关保护柜、GOOSE交换机柜、MMS交换机柜等，并按图4所示敷设光缆并调试，以母侧为例说明。 母线TV三相电压通过母线压变端子箱，提供传统母差保护母线三相电压，母线停役前不得变动该回路； 从母母线电压合并单元、5013开关电流合并单元敷设光缆至只智能化母线保护，提供母线三相电压及边开关电流； 智能化母线保护敷设光缆至5013开关智能终端柜，实现母线保护动作跳闸功能；通过GOOSE网络实现启动5013开关失灵功能。 5013开关智能化保护通过光缆从5013开关电流合并单元、线路1电压合并单元获取电压

15、、电流采样值；通过光缆连接5013开关智能终端柜实现跳闸功能及获取开关信息。 通过临时敷设电缆（图中粗实线）实现传统母差保护动作启动开关失灵及闭锁重合闸功能。 5013开关失灵启动线路1远跳及联跳5012开关功能通过GOOSE网络实现。 线路1智能化保护通过通过光缆从5013开关电流合并单元、线路1电压合并单元获取电压、电流采样值；通过光缆连接5012、5013开关智能终端柜实现跳闸功能及获取开关信息；通过GOOSE网络实现启动开关重合闸功能。 母侧5011开关及#1主变保护智能化改造同上述过程。图4 500kV智能化保护改造施工图Figure 4. 500kV Intelligent Ret

16、rofit of Protection Operation Diagram2.5、 500kV保护智能化改造实施阶段按照2.4的要求完成调试工作，下一步就是停电接入相关一次设备。如图5所示，图中虚线表示原有二次回路电缆，实线表示光缆，以第一串为例，500kV继电保护智能化改造可按以下步骤实施： 停用第一串设备，拉开以下保护屏顶的交、直流空开：第一串线路1保护、5011开关保护、5012开关保护及测控装置、5013开关保护、#1主变保护，保留5011、5013开关测控装置电源及控制电源； 拆除5012开关端子箱及二次电缆，将5012开关及闸刀信息接入5012开关智能终端，将5012开关三相TA电

17、流接入5012开关电流合并单元； 拆除线路1 TV至线路1电压端子箱的二次电缆，敷设至电压合并单元的二次电缆； 拆除5013开关TA至电流端子箱除母差保护外的其余二次电缆，敷设5013开关TA至5013电流合并单元的二次电缆并接入； 拆除5013开关端子箱至开关、闸刀的二次电缆（保留母差跳闸回路），5013开关、闸刀机构箱敷设电缆至5013开关智能终端，接入控制信号及信息量； 拆除主变500kV TV至主变电压端子箱的二次电缆，敷设至电压合并单元的二次电缆；拆除5011开关TA至电流端子箱除母差保护外的其余二次电缆，敷设5011开关TA至5011电流合并单元的二次电缆并接入； 拆除5011开关

18、端子箱至开关、闸刀的二次电缆（保留母差跳闸回路，按图4介绍方法实施），5011开关、闸刀机构箱敷设电缆至5011开关智能终端，接入控制信号及信息量； 500kV全部保护智能化改造完成后，拆除各边开关TA至传统母差保护的二次电流回路，接入至边开关合并单元的电流回路；拆除图4中的临时电缆； 智能化母差保护带负荷试验、投运，退出传统母差保护。图5 智能化改造一次设备接口图Figure 5.Intelligent Retrofit of Primary Equipment Interfacing Diagram3、 500kV主变保护智能化改造传统主变保护设计中，500kV开关失灵判别元件配置在开关保

19、护内，220kV开关失灵保护判别元件配置在主变保护屏内，主变非电量保护与电气量保护集中组屏。500kV开关失灵或主变220kV开关失灵，通过主变非电量保护出口继电器重动后联跳主变各侧开关。智能化改造完成后，500kV开关失灵判别元件仍配置在开关保护内，主变220kV开关失灵判别电流元件设置在220kV智能化母差保护中，主变非电量保护就地布置。500kV开关失灵通过主变电气量保护联跳主变两侧三开关；主变220kV开关失灵，由220kV智能化母差保护动作联跳主变三侧开关。500kV主变本体与各侧开关同时改检修，主变保护动作启动500kV开关失灵、500kV开关失灵启动主变保护联跳三侧开关可同步实现

20、GOOSE协议输入输出。如图6所示，虚线表示需要拆除的老回路、粗实线表示敷设的新电缆、细实线表示光缆，主变保护智能化改造步骤如下： 主变本体及两侧开关改检修，敷设主变中性点TA至合并单元的二次电流电缆，拆除主变中性点端子箱及二次回路； 敷设主变220kV侧TA至合并单元的二次电流电缆，拆除主变220kV侧TA至主变220kV开关端子箱及二次回路；图6 500kV主变保护智能化改造Figure 6. Intelligent Retrofit of 500kV Main Transformer 敷设主变220kV开关（闸刀）机构箱至主变220kV开关智能终端的二次电缆，智能化母差保护用的正副母切换

21、接点采用新接点；保留主变220kV开关端子箱（传统母差保护电流回路、正副母切换回路运行）； 要求智能化主变220kV后备保护具有220kV开关失灵判别功能，并同时具备传统保护开关量输入输出功能、GOOSE报文传输功能。用传统保护输入输出功能实现主变保护启动220kV母线失灵保护、解除母差保护复压闭锁、220kV开关失灵启动主变保护联跳三侧开关，主变保护联跳220kV母联开关、正母分段开关、副母分段开关回路； 220kV系统保护智能化改造完成后，用GOOSE报文传输功能实现上述功能。4、 其他设备故障录波器、录波子站及保护信息子站，由于不涉及跳闸，只需依次将完成改造间隔的电流、电压、开关量信息接

22、入并调试正确。220kV系统保护智能化改造思路基本相同，可参照500kV传统继电保护智能化改造方案执行。35kV部分保护只涉及本间隔，只需依次停电改造、调试、投运。5、 总结传统500kV继电保护智能化改造，关键是改造过程中传统保护与智能化保护的配合问题。要求智能化500kV边开关保护同时具备传统保护输入输出功能、GOOSE报文传输功能，并且两种功能互不干扰，随时退出一个功能而不影响另一功能的运行，并且可以不做任何试验就能投运。另外，一般要求线路两侧保护同步改造，特殊情况应经动模试验正确，并经相关调度许可、允许线路两侧保护不一致运行。参考文献：1高 翔.数字化变电站应用技术M.北京：中国电力出

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28、nd implemented on Oct. 1st, 2006.注2国家电网公司企业标准智能变电站继电保护技术规范2010年4月27日发布.Note 2Standard of State Grid Corporation: “Technical Specifications of Protection for Smart Substation”, issued on April, 27, 2010.作者简介：裘愉涛（1967.10），男，浙江省嵊州市，高级工程师，硕士，从事电力系统继电保护管理工作杜浩良（1977.09），男，通信作者，浙江省东阳市，高级工程师，硕士，从事继电保护运行管理及整定计算工作。曾全过程参加500kV芝堰（兰溪）数字化变电站建设及智能化改造工程。Research on Retrofit Program for Protection Devices of 500kV Conventional SubstationQIU Yu-tao,DU Hao-liang（1. Zhejiang Provincial Electric Power Company，zhejiang，hanzhou，3100072North