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【摘要】随着国家建设智能电网的进程不断深入，数字化变电站也成为变电站发展的主流趋势。数字化变电站技术的发展给二次系统的信息应用模式带来了巨大变化，也对继电保护系统提出了更高的要求。本文介绍了数字化变电站的基本概念，对比了数字化变电站与传统变电站的特点，最后结合工程实践，对110kV数字化变电站的二次系统和保护配置方案展开探究。
【关键词】电力系统；继电保护；数字化变电站；保护配置
【中图分类号】TM774；TM734
【文献标识码】A
【文章编号】1672—5158（2012）10-0260-01
0 前言
数字化变电站概念的提出基于光电技术、微电子技术、信息和网络通信等技术的飞速发展，由于其在建设、运行、维护和管理等方面具有的巨大优势，数字化变电站近年来已经成为业内关注的热点。
以某110kV数字化变电站为例，它采用南瑞继保的数字化变电站系统，使用具有国内领先水平的电子式电流（电压）互感器替代传统互感器，用光缆代替电缆作为系统测量、控制、保护和电能计量的信息采集和传输设备。
1 数字化变电站与传统变电站比较
数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建、建立在IEC61850通信规范基础之上、能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。一次设备采集信息后，就地转换为数字量，通过光缆上传测控保护装置，然后传至后台监控系统。监控系统和保护装置对一次设备的控制也是通过光缆传输数字信号实现其功能。
传统变电站的一次设备采集模拟量后，通过电缆将模拟量传输到测控保护装置，装置进行模数转换后对数据进行处理，然后通过网线将转换后的数字信号传至后台监控系统。同时，监控系统和保护装置对一次设备的控制通过电缆传输模拟信号来实现。
由上文可见，传统变电站的设备通过大量的电缆相连，存在电缆损耗、电磁兼容、电磁干扰、铁芯饱和等问题，而数字化变电站的二次侧直接输出数字信号通过光纤传输，使用光缆代替大量电缆，极大增强了变电站信号的抗干扰能力和系统的可靠性。
传统变电站与数字化变电站的对比见图1所示：
2 数字化变电站继电保护配置方案
在信息应用模式方面，数字化变电站采用光纤代替电缆作为传输信号的通道，从原来的电缆传送跳合闸电流操作方式变为通信报文（面向对象的变电站事件，即GOOSE）操作方式。
在变电站结构方面，按照IEC61850标准，数字化变电站的二次系统可分为三层，即站控层、间隔层和过程层。站控层设备和间隔层设备通过站控网络连接，网络形式采用单环网型100M以太网，连接电缆选用100Base-TX，交换机选用16口，和站控网络相连接的设备均应具备RJ-45接口。过程层设备包括电子式互感器合并单元（Mu），用于模数转换和采样数据的同步；断路器智能操作箱，用于接收网络跳闸命令和发布状态信息。数字化变电站的结构示意图见图2所示：
其中，数字化变电站二次侧的继电保护集中配置于间隔层，如上图所示，包括：线路测控、线路保护、主变测控、主变保护、分段测控、分段保护等。
以某110kV数字化变电站的实际工程实践为例，该110kV站现有2台三卷变压器，110kV为单母分段代旁母，进线2回；35kV为单母分段，包括出线6回和备用线路1回；10kV为单母分段，出线9回，10kV电容器4套，10kV所用变两台。
针对该站的需求，配置了：主变保护测控、110kV线路保护测控、110kV分段备自投兼测控、110kV侧电压并列、35kV线路保护测控、35kV侧电压并列、10kV侧电压并列、10kV线路保护、10kV母联保护、10kV电容器保护等。
2.1 110kV线路保护测控装置的配置方案
110kV线路CT、内桥CT、110kV线路抽取／母线电压均采用有源电子式互感器，其数字量输出直接由光纤接入主控室相关数字接口MU。110kV线路保护测控组成面向间隔、独立的、针对过程层的、基于GOOSE机制的控制网，以实现相应间隔的遥信、遥控及保护控制，并实现与其它装置的信息交互。
110kV分段备自投功能采用全站集中式备投装置实现，装置利用过程层GOOSE网络采集所需的开关、刀闸位置以及运行状态，根据软件算法实现传统备自投的功能。
2.2 35kV及10kV线路保护测控装置的配置方案
35kV线路测控保护基于模块化的设计思想，硬件可灵活组态，维护方便，而且具有实时的全站逻辑闭锁功能，完全支持IEC61850标准，采用基于GOOSE机制的控制联系，以实现相应间隔的遥信、
遥控及保护控制，并实现与其它应用交互信息，于主控室集中组屏。35kV线路保护测控装置以直联的方式接入线路MU的电流电压量，与线路智能终端也是以直联的方式接入开关量信号并实现跳闸和遥控。
10kV线路保护、母联保护、电容器保护装置配置传统互感器，在开关柜内就地配置四合一的保护测控装置，以传统电缆方式采集交流量。10kV线路／电容器以电口形式将计量电流、电压输出给10kV线路／电容器电度表。
2.3 主变保护测控装置的配置方案
本次工程共配置主变保护柜两面，每面柜含5台三相三卷有载调压变压器的数字接口保护装置，2台35kV受总合并单元。
主变差动保护电流分别取自高压侧线路和内桥、中压侧ECT、低压侧模拟MU。低压侧模拟MU放置于受总间隔。
2台主变中压侧和低压侧受总的智能操作箱，2台主变智能操作箱均采用就地下放。2台主变高后备电量采集MU（取自主变套管CT，兼主变零序／间隙电流采集），就地下放主变旁。主变套管CT、零序／间隙电流由硬线引至高后备采集MU。
主变零序／间隙保护由主变高后备保护装置实现。通过接收由集控站／调度发出的主变运行方式改变遥控令（中性点地刀投切令）及中性点地刀位置，决定投零序或间隙保护。
主变差动、非电量、高、中、低后备保护采用数字接口的，完全支持IEC61850的装置，其开出通过主变GOOSE控制网由智能操作箱实施（所有主变差动、后备、非电量保护、三侧受总智能操作箱、主变智能操作箱等，组成一独立的、面向过程层的、基于GOOSE机制的主变控制网，以实现相应遥信、遥控及保护控制，并实现与其它应用交互信息）。
主变非电量的本体重瓦斯、有载重瓦斯／压力释放、通过电缆接至主控室主变非电量保护装置，装置通过GOOSE网实现控制功能。同时将本体重瓦斯、有载重瓦斯加装就地下放的重动继电器，经硬接点至中低侧受总智能操作箱实施动作。
为防止光缆烧坏或其他原因造成的通信中断，所有保护装置均设置了通信中断时保护闭锁，同时全站保护均保留常规继电器硬接点开出，支持硬接线跳闸。
3 结束语
综上所述，数字化变电站是变电站继电保护技术发展的主流方向和必然趋势，是国家电网智能化实现的重要途径。伴随着大量数字化变电站的不断投运，需要积累数字化变电站继电保护运行、维护和管理的大量经验，为培养新型继电保护专业人才提供有益探索。
【关键词】电力系统；继电保护；数字化变电站；保护配置
【中图分类号】TM774；TM734
【文献标识码】A
【文章编号】1672—5158（2012）10-0260-01
0 前言
数字化变电站概念的提出基于光电技术、微电子技术、信息和网络通信等技术的飞速发展，由于其在建设、运行、维护和管理等方面具有的巨大优势，数字化变电站近年来已经成为业内关注的热点。
以某110kV数字化变电站为例，它采用南瑞继保的数字化变电站系统，使用具有国内领先水平的电子式电流（电压）互感器替代传统互感器，用光缆代替电缆作为系统测量、控制、保护和电能计量的信息采集和传输设备。
1 数字化变电站与传统变电站比较
数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建、建立在IEC61850通信规范基础之上、能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。一次设备采集信息后，就地转换为数字量，通过光缆上传测控保护装置，然后传至后台监控系统。监控系统和保护装置对一次设备的控制也是通过光缆传输数字信号实现其功能。
传统变电站的一次设备采集模拟量后，通过电缆将模拟量传输到测控保护装置，装置进行模数转换后对数据进行处理，然后通过网线将转换后的数字信号传至后台监控系统。同时，监控系统和保护装置对一次设备的控制通过电缆传输模拟信号来实现。
由上文可见，传统变电站的设备通过大量的电缆相连，存在电缆损耗、电磁兼容、电磁干扰、铁芯饱和等问题，而数字化变电站的二次侧直接输出数字信号通过光纤传输，使用光缆代替大量电缆，极大增强了变电站信号的抗干扰能力和系统的可靠性。
传统变电站与数字化变电站的对比见图1所示：
2 数字化变电站继电保护配置方案
在信息应用模式方面，数字化变电站采用光纤代替电缆作为传输信号的通道，从原来的电缆传送跳合闸电流操作方式变为通信报文（面向对象的变电站事件，即GOOSE）操作方式。
在变电站结构方面，按照IEC61850标准，数字化变电站的二次系统可分为三层，即站控层、间隔层和过程层。站控层设备和间隔层设备通过站控网络连接，网络形式采用单环网型100M以太网，连接电缆选用100Base-TX，交换机选用16口，和站控网络相连接的设备均应具备RJ-45接口。过程层设备包括电子式互感器合并单元（Mu），用于模数转换和采样数据的同步；断路器智能操作箱，用于接收网络跳闸命令和发布状态信息。数字化变电站的结构示意图见图2所示：
其中，数字化变电站二次侧的继电保护集中配置于间隔层，如上图所示，包括：线路测控、线路保护、主变测控、主变保护、分段测控、分段保护等。
以某110kV数字化变电站的实际工程实践为例，该110kV站现有2台三卷变压器，110kV为单母分段代旁母，进线2回；35kV为单母分段，包括出线6回和备用线路1回；10kV为单母分段，出线9回，10kV电容器4套，10kV所用变两台。
针对该站的需求，配置了：主变保护测控、110kV线路保护测控、110kV分段备自投兼测控、110kV侧电压并列、35kV线路保护测控、35kV侧电压并列、10kV侧电压并列、10kV线路保护、10kV母联保护、10kV电容器保护等。
2.1 110kV线路保护测控装置的配置方案
110kV线路CT、内桥CT、110kV线路抽取／母线电压均采用有源电子式互感器，其数字量输出直接由光纤接入主控室相关数字接口MU。110kV线路保护测控组成面向间隔、独立的、针对过程层的、基于GOOSE机制的控制网，以实现相应间隔的遥信、遥控及保护控制，并实现与其它装置的信息交互。
110kV分段备自投功能采用全站集中式备投装置实现，装置利用过程层GOOSE网络采集所需的开关、刀闸位置以及运行状态，根据软件算法实现传统备自投的功能。
2.2 35kV及10kV线路保护测控装置的配置方案
35kV线路测控保护基于模块化的设计思想，硬件可灵活组态，维护方便，而且具有实时的全站逻辑闭锁功能，完全支持IEC61850标准，采用基于GOOSE机制的控制联系，以实现相应间隔的遥信、
遥控及保护控制，并实现与其它应用交互信息，于主控室集中组屏。35kV线路保护测控装置以直联的方式接入线路MU的电流电压量，与线路智能终端也是以直联的方式接入开关量信号并实现跳闸和遥控。
10kV线路保护、母联保护、电容器保护装置配置传统互感器，在开关柜内就地配置四合一的保护测控装置，以传统电缆方式采集交流量。10kV线路／电容器以电口形式将计量电流、电压输出给10kV线路／电容器电度表。
2.3 主变保护测控装置的配置方案
本次工程共配置主变保护柜两面，每面柜含5台三相三卷有载调压变压器的数字接口保护装置，2台35kV受总合并单元。
主变差动保护电流分别取自高压侧线路和内桥、中压侧ECT、低压侧模拟MU。低压侧模拟MU放置于受总间隔。
2台主变中压侧和低压侧受总的智能操作箱，2台主变智能操作箱均采用就地下放。2台主变高后备电量采集MU（取自主变套管CT，兼主变零序／间隙电流采集），就地下放主变旁。主变套管CT、零序／间隙电流由硬线引至高后备采集MU。
主变零序／间隙保护由主变高后备保护装置实现。通过接收由集控站／调度发出的主变运行方式改变遥控令（中性点地刀投切令）及中性点地刀位置，决定投零序或间隙保护。
主变差动、非电量、高、中、低后备保护采用数字接口的，完全支持IEC61850的装置，其开出通过主变GOOSE控制网由智能操作箱实施（所有主变差动、后备、非电量保护、三侧受总智能操作箱、主变智能操作箱等，组成一独立的、面向过程层的、基于GOOSE机制的主变控制网，以实现相应遥信、遥控及保护控制，并实现与其它应用交互信息）。
主变非电量的本体重瓦斯、有载重瓦斯／压力释放、通过电缆接至主控室主变非电量保护装置，装置通过GOOSE网实现控制功能。同时将本体重瓦斯、有载重瓦斯加装就地下放的重动继电器，经硬接点至中低侧受总智能操作箱实施动作。
为防止光缆烧坏或其他原因造成的通信中断，所有保护装置均设置了通信中断时保护闭锁，同时全站保护均保留常规继电器硬接点开出，支持硬接线跳闸。
3 结束语
综上所述，数字化变电站是变电站继电保护技术发展的主流方向和必然趋势，是国家电网智能化实现的重要途径。伴随着大量数字化变电站的不断投运，需要积累数字化变电站继电保护运行、维护和管理的大量经验，为培养新型继电保护专业人才提供有益探索。