常規(guī)保護(hù)接入智能站保護(hù)裝置系統(tǒng)研究分析

張蕾，屈曉麗國網(wǎng)遼寧省電力有限公司丹東供電公司

常規(guī)保護(hù)接入智能站保護(hù)裝置系統(tǒng)研究分析

張蕾，屈曉麗
國網(wǎng)遼寧省電力有限公司丹東供電公司

本文通過常規(guī)線路保護(hù)方面、故障錄波方面、時鐘對時等方面，開展現(xiàn)場分析并提出具體解決方案，解決已運行15年的南瑞繼保常規(guī)保護(hù)設(shè)備接入新型智能型變電站中并投入運行。

常規(guī)保護(hù)設(shè)備；智能型變電站；保護(hù)設(shè)備搬遷

已運行將15年的南京南瑞繼保電氣有限公司生產(chǎn)的LFP-901B、LFP-902B型微機保護(hù)及相關(guān)配套裝備搬遷至最新建造的智能型變電站內(nèi)并與站內(nèi)設(shè)備實現(xiàn)連接并投入生產(chǎn)運行，現(xiàn)就相關(guān)問題進(jìn)行研討分析：

一、線路保護(hù)方面

1.現(xiàn)運行的220kV線路保護(hù)組3面屏：第一套縱聯(lián)保護(hù)屏配置1套LFP-902B型微機保護(hù)及1套LFX-912繼電保護(hù)專用收發(fā)信機；第二套縱聯(lián)保護(hù)屏配置1套LFP-901B型微機保護(hù)；操作屏配置1套CZX-12R2操作繼電器箱及1套RCS-923N繼電器箱（備用）。

以上涉及的3面保護(hù)屏需要搬遷至智能型變電站內(nèi)，該套保護(hù)搬遷至智能站內(nèi)后，需要與站內(nèi)設(shè)備實現(xiàn)連接。

1）保護(hù)電流回路

智能站與常規(guī)站電流互感器存在差異，有以下問題需要配合進(jìn)行升級改造：

a)原CT二次電流為5A，但智能型變電站CT二次電流為1A；

b)由于CT變比的改變，保護(hù)廠家需對保護(hù)參數(shù)重新整定；

解決方案：

（1）南瑞繼保將CT二次電流將5A改為1A，只需要更換保護(hù)裝置交流插件，共需要更換2套保護(hù)交流插件；

（2）南瑞繼保需要配合保護(hù)參數(shù)整定。

2）保護(hù)電壓回路

原有2套保護(hù)裝置只通過一組電壓切換箱為保護(hù)提供PT二次電壓，不滿足規(guī)程要求。

解決方案：

南瑞繼保需要更換2套單跳閘線圈操作箱（含電壓切換功能）。

3）保護(hù)跳閘回路

原保護(hù)裝置通過操作箱實現(xiàn)保護(hù)跳閘，接入操作機構(gòu)。智能型220kV變電站通過智能終端接入操作機構(gòu)進(jìn)行跳閘。

解決方案：

將原安裝在智能控制柜內(nèi)的2套智能終端，重新安裝在保護(hù)屏內(nèi)，將智能終端作為原操作箱及測控、母線保護(hù)的光電轉(zhuǎn)換接口設(shè)備。由于智能終端的搬遷，控制電纜的數(shù)量需要核增。

4）保護(hù)信號回路

九連城開關(guān)站為智能化變電站，保護(hù)信號以數(shù)字通信方式（IEC-61850規(guī)約）接入監(jiān)控系統(tǒng)。原保護(hù)裝置信號不能以數(shù)字通信方式接入監(jiān)控系統(tǒng)，需要將原保護(hù)裝置4個接點信號接入監(jiān)控系統(tǒng)，需要后臺廠家進(jìn)行配合改造，將保護(hù)型號接入監(jiān)控系統(tǒng)。

解決方案：測控裝置需要增加插板。

5）閉鎖重合閘

母線保護(hù)動作需閉鎖重合閘，智能型變電站須將220kV母線保護(hù)通過光信號實現(xiàn)閉鎖重合閘，沒有閉鎖接點輸出，無法實現(xiàn)對原保護(hù)閉鎖重合閘，需要保護(hù)廠家對母線保護(hù)增加硬節(jié)點輸出。

解決方案：通過智能終端轉(zhuǎn)換重合閘閉鎖接點，但是轉(zhuǎn)接會增加約20ms延時。

6）保護(hù)線路B相載波通道需定期對試，但智能型變電站為智能化無人值班變電站。

解決方案：南瑞繼保可以增加遙控通道交換指令，但是無法實現(xiàn)保護(hù)通道的狀態(tài)反饋，需要現(xiàn)場查看。

7）原有保護(hù)屏尺寸與現(xiàn)有保護(hù)屏尺寸不一致。常規(guī)型220kV變電站保護(hù)屏尺寸為2360×800×550mm，智能型220kV變電站屏柜尺寸為2260×800×600mm，顏色為紅獅502，需要為新搬遷屏柜更換新屏體。

解決方案：需更換2面新屏柜。

組屏方案：

第一套保護(hù)：第一套保護(hù)裝置，智能終端1，操作箱（含電壓切換），收發(fā)信機，打印機；

第二套保護(hù)：第二套保護(hù)裝置，智能終端2，操作箱（含電壓切換），打印機；

保護(hù)裝置為舊裝置，操作箱更換為單跳操作箱（含電壓切換）,打印機為新裝置，智能終端為九連城開關(guān)站內(nèi)設(shè)備；收發(fā)信機建議更換新設(shè)備。

2.母線差動保護(hù)及失靈保護(hù)

智能型站內(nèi)使用的是PCS-915D-DA-G母線保護(hù)裝置，如常規(guī)220kV變電站側(cè)保護(hù)設(shè)備搬遷至本站，需要與PCS-915D-DAG母線保護(hù)配合，存在如下問題，需要廠家進(jìn)行改造：

智能型站PCS-915D-DA-G母線保護(hù)裝置中的失靈保護(hù)啟動，各回路的啟動信息是通過網(wǎng)絡(luò)傳輸?shù)模ü庑盘枺瑹o法接受接點信號，水東線原有保護(hù)LFP只能給出接點啟動失靈保護(hù)信號，故失靈啟動回路需要廠家考慮如何實現(xiàn)；

解決方案：

智能型變電站母線保護(hù)裝置按照國網(wǎng)新六統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)生產(chǎn)，裝置軟硬件已固化，無法修改，需要通過智能終端接收保護(hù)裝置啟動失靈，轉(zhuǎn)換為光信號，但是此方案會增加30ms左右延時。建議省級別電科院通過實驗確定方案是否可行。

3.保護(hù)信息管理

智能化變電站保護(hù)和故障錄波信息管理子站，集成到監(jiān)控系統(tǒng)中，通過網(wǎng)絡(luò)接收保護(hù)和故障錄波信息，并上傳。搬遷至智能站的舊設(shè)備為常規(guī)設(shè)備，無法與保護(hù)和故障錄波信息管理子站鏈接。

解決方案：原保護(hù)裝置通過RCS9794規(guī)約轉(zhuǎn)換上傳監(jiān)控系統(tǒng)，但是只能上傳保護(hù)信號，保護(hù)定值上傳、波形上傳等功能無法實現(xiàn)。

二、故障錄波器方面

智能化變電站站內(nèi)故障錄波裝置為智能化設(shè)備，通過光纖連接至各個間隔進(jìn)行GOOSE及SV組網(wǎng)采樣。線路保護(hù)信號無法通過過程層網(wǎng)接入故障錄波。

解決方案：故障錄波器廠家需要增加1套常規(guī)故障錄波裝置，組1面屏。

三、時鐘對時GPS方面

常規(guī)站保護(hù)設(shè)備老舊，沒有對時接口，也無法通過升級提供對時接口。

解決方案：只能通過后臺監(jiān)控通過管理機下發(fā)報文對時，精度為只能精確到秒級。

四、其他問題

1.目前保護(hù)裝置LFP-902B、LFP-901B及收發(fā)信機LFX-912為1999年的設(shè)備，現(xiàn)場運行時間已經(jīng)超過國網(wǎng)要求的15年運行周期，該系列產(chǎn)品在南京南瑞繼保已經(jīng)停產(chǎn)超過12年，目前備品備件組織比較困難。

2.保護(hù)搬遷后，主保護(hù)的通道調(diào)試仍需要對側(cè)配合調(diào)試。

3.智能變電站通信規(guī)約為61850通信規(guī)約，常規(guī)保護(hù)是通過通訊管理機串口接入監(jiān)控系統(tǒng)，一些功能如保護(hù)定值的修改及壓板的投退無法實現(xiàn)，必須到現(xiàn)場進(jìn)行操作。后期的一些高級應(yīng)用無法實現(xiàn)。

張蕾（1980-），遼寧丹東人，國網(wǎng)遼寧省電力有限公司丹東供電公司工程師，從事電網(wǎng)建設(shè)工程項目管理。