大学毕设论文110kv数字化变电站继电保护配置方案研究论文.docx
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大学毕设论文110kv数字化变电站继电保护配置方案研究论文
110kV数字化变电站继电保护配置方案研究
摘要
从当前的发展现状来看，数字化变电站领域呈现出快速发展的趋势。
因此，做好数字化变电站中继电保护如何配置工作显得非常地重要。
本论文正是基于此话题而展开了相关的研究，分析了数字化变电站给继电保护所造成的影响，总结了目前数字化变电站中常规保护配置方案和系统保护配置方案两种继电保护配置方案。
具体而言，本文主要从如下的几个方面加以展开：
首先，是关于本论文选题的意义及其背景，包括智能电网、信息化、继电保护作用等方面加以展开，同时也论及了本课题的国内外研究现状以及本文的主要工作。
其次，系统化地研究数字化变电站及其继电保护的特点。
该部分又主要从如下的2个方面加以展开：
数字化变电站的定义以及数字化变电站的特点。
其中，第2部分又从如下的几个方面加以论述：
数字化的一次设备，包括电子式互感器、智能终端；过程层、间隔层、站域层以及IEC61850的应用等。
再次，研究数字化变电站中继电保护的变化情况，分析几类不同的变化情况。
分析数字化变电站中继电保护的构成方式，主要有常规方式以及站域集中方式2类。
接着，分析数字化变电站继电保护常规模式构成方案。
着重地论述了该方案的几个关键性的问题，譬如，同步问题、互操作问题、直采直跳、电子式互感器的影响等。
再其次，探析数字化变电站继电保护站域集中式构成方案。
对具体实施的保护方案加以探究，对比地研究2种方案。
最后，实际地分析数字化变电站的应用实例情况，同时也考虑到相关的问题，主要分析了保护测试问题以及可靠性保证问题。
关键词：
110KV数字化变电站；继电保护；常规保护配置；系统保护
第1章绪论
1.1课题的研究背景和意义
智能电网的发展主要有4个方面：
高级量测体系、高级配电运行、高级输电运行以及高级资产管理等。
高级量测体系侧重于用户的权利，在系统内部之间构建起一定的关系，其目的在于让用户可以更好地支撑整个电网沿着既定的方向发展；高级配电运行的核心是在线实时决策指挥，目标是预防灾变的发生，从而达到预防大面积连锁故障发生的后果；高级输电的运行主要是在突出阻塞管理以及减少不必要停运的可能性；而高级资产管理则突出的是在整个系统中，相关设施所应该具有的质量目标。
高级传感器应该具有实时化的整理信息的功能，同时，还能对资源的管理、模拟与仿真等过程做好必备的集成工作，并进而能够有效地提高整个电网的运行效率。
智能电网在物联网的应用中起到了非常重要的作用。
不同地域部门均对智能电网的定义进行了界定。
譬如，美国能源部在《Grid2030》中这样定义：
电力传输网络本身具有鲜明的自动化特点，同时，可以对使用者以及电网节点的特点加以监视与控制，从而对电厂至终端用户的输配电流程中全部节点间的信息及其电能做好相关互动的流动工作。
根据中国物联网校企联盟的规定：
智能电网并非是单一性的，而含纳了诸多的元素，具体主要有：
智能变电站、智能配电网、智能电能表、智能交互终端、智能调度、智能家电、智能用电楼宇、智能城市用电网、智能发电系统以及新型储能系统。
而根据欧洲技术论坛的观点，智能电网的定义主要包括全部的传输网络的行为范式，包括持续性的经济以及相关的安全电力。
又如，根据美国电力科学研究院的相关定义，智能电网本身涵盖了多项功能组成，主要包括自动化的输电以及配电体系结构，其功效包括协调、有效以及可靠的模式，从而使得全部的电网处于安全性的运作状态之中，同时本身也包括了自愈的功能；其可以达到迅捷地与电力市场以及企业业务相吻合的目的；同时，通信结构又显示出智能化的特点，在具体安排的过程中，需要考虑到整个信息流流程过程的实时性、安全性以及灵活性等方面，从而能够让用户在使用的过程中，保证流程的可靠性与经济性。
再基于中国家电网中国电力科学研究院的研究，智能电网的构建源于物理电网的前提条件，同时引入了现代化的先进技术，包括传感测量技术、通讯技术、信息技术、计算机技术以及控制技术与物理电网等方面的内容。
智能电网使用的主要目的是有效地满足用户的需求，同时还要做好相关的电力需求以及资源优化配置的工作，从而保证整个电力供应的安全性、可靠性以及经济性等要求，进而对环保产生一定的效应，同时，在电能的质量方面以及电力市场化的发展方面，都能够达到有效的目的，对客户的用电需求起到一定的保障与增值的目的。
智能变电站则主要凸显出先进性、可靠性、集成性以及环保性等诸多的特征，且设施具有鲜明的智能化特点，同时，在全站信息的处理过程中，显现出数字化、通信平台网络化以及信息共享标准化等特点，从而能够自动性地完成一系列的信息处理工作，包括采集、测试、监控、维护、计算以及检查等基本功能，从而使得电网具有实时的自动化监控功能、智能性的协调、实时决策以及协调互动等诸多的高级功能。
继电保护方面也存在着一些重要的问题。
导致继电保护事故主要有定值问题、电源问题、TA饱和问题、抗干扰问题、保护性能问题、插件绝缘问题、软件版本问题、高频收发信机问题等。
电网企业的经营的项目内容也不再仅仅地局限于以往单纯性地注重安全电力生产的模式过渡到全方位的社会化经济运作模式。
以往变电站建设的主要目的是以“一型三化”的模式加以体现的，同时还包括无人值班、集中化的管控、技术性的专业化管理等诸多方面的交融，至今已经开始过渡到对变电站资产全寿命周期管理的新阶段，相应的实践应用理论都与这个新的改变保持着相统一的趋势。
显然，在当前，变电站依旧成为整个电网中最为关键的发展部分，其中不可忽视的是其能够提供源源不断的经济综合效益。
数字化变电站体系更加凸显出智能化的特征，且组合方式上更强调了内在的协调性与组合性，进而节省了一定的场地；同时，光电互感器以及光纤网络通信技术也被积极地引用进来，摈弃了以往的综自体系的二次电缆方式。
屏上端子数愈发地锐减，原先采用硬接线的信号联络途径弃之不用，而改用通过光纤网络的软接线途径。
这样新的途径大大地提高了先进性与可靠性，从而使得整个电网企业具有了鲜明的经济效益。
虽然IEC61850标准的数字化变电站本身仍旧存在着一定的不足之处，但其本身的优越性能也不容忽视。
尤其是数字化的模式，更是在原先的基础上带来了极大的改进，用户所采取解决应用问题的方法更加先进，相应的经济效益以及管理水平上都比原先有了很大的提高。
整个电网组织机构的工作效率也比原先提高了：
无论是在确定新的标准方面，抑或是在具体规章制度的实施、操作方面，都大大地提高了效率，从而为电力带来了较大的经济效益。
同时，新型数字化方式的运用，也对电力行业的进一步改革，又起到了推动的作用。
作为整个电力体系中非常关键性的一个环节，对继电保护装置应该引起足够的重视。
如若继电保护装置保护并不当，就会对整个电力系统的正常运行产生极大的危害，进而影响国民经济效益以及危害人民的生活。
因此，使得数字化继电保护装置处于常态，这也可以有效地保证数字化变电站处于稳定、健康的发展状态之中。
从上述的分析中，我们可知，研究110kV数字化变电站的继电保护配置方案的意义非同小可。
1.2国内外研究现状
1.2.1国外研究现状
从国外研究的时间来看，相关的学术界起步也比较早，在近几年的发展过程中，也取得了一些不可忽视的成绩。
譬如，在保护以及监控综合自动化系统的新技术的开发阶段以及试验阶段，具有代表性的有美国西屋电气公司、美国电力科学研究院（EPRI）共同监制的SPCS变电站，即具有保护以及监控的能力，同时也含纳了综合性质的自动化体系[1]。
当下，日本的日立、三菱、东芝等著名的3家公司，分别与国际的一些著名的大型电气公司建立了变电站综合自动化结构体系（也可以称之为保护和监控一体化设备）的合作关系，诸如美国的通用电气A公司（GE）和西屋电气公司（Westinghouse）、德国西门子公司（SIEMENS）EG公司、法国阿尔斯通公司（AL-STHOM）、瑞士的Landis+Gyr公司以及瑞士的ABB公司。
ABB公司认为，自愈功能是在智能电网的主要特征体系之内，自愈功能是其中不可或缺的一个重要维度。
变电站达到智能化程度之后，智能电网的自诊断、自协调以及自恢复等环节才有可能真正地实现。
在SIEMENS公司的理论体系之中，智能变电站应该强化一次设施状态的检测、智能评估与预警等工作方面。
AREVA则强调共时性的相量测量性能以及变电站状态的估计功能，进而才能够达到增强的效果。
在对跨区域电网振荡以及其他相关方面的核心方面进行动态化的行为分析，尤其突出拓扑错误以及状态估测等方面。
它们都获得了一定的成绩与成果。
国外的这一类系统主要表现出如下的几个特征：
分层分布式是最为明显的优点；组合的关系上，又主要包括站控级以及元件/间隔级2个部分；星形光纤的连接方式是站控级电压以及元件/间隔级之间主要采取的途径。
而继电保护设备则通常安装于地下，光纤也是连接主控室以及各级别电压配电设备之间的唯一性设施，而强电控制电缆则并不能直接性地作为主控室的连接方式，其作用在于尽可能地节省不必要的设施装备，进而这样节约了原本可能占据的空间，譬如影响主控室内计算机体系以及相关的电子元器件的干扰负面作用，从而强化了运作的水准及其安全性能。
国外变电站自动化技术的发展已经呈现出先进的潮流，而其中的分布式变电站自动化体系也日趋占据了该领域技术发展的主要发展方向。
1.2.2国内研究现状
现代网络通信技术及其自动控制技术已经呈现出高速发展的趋势，电子式互感器、光电互感器、智能化开关设施等具有智能特性的设施已经开始在诸多的设施领域中得到了推广与运用，其中的变电站综合自动化技术也已经步入到了数字化的新阶段。
IEC61850是国内数字化变电站建立的主要标准，在此基础上构建起相应的全站统一的数据模型，并提供了相应的通信数据平台，从而为达到站内一次性设施的智能化程度以及二次设施网络化阶段而提供了必备的措施，其目标是以全站为核心，并配备了相应的具备自动化性能的变电站设施。
在原先的基础上，引入了数字化变电站的技术及其设施，从而提高了自动化变电站的运作水平，进而提高了整个电网的工作效率，同时，电网的安全性能也都得到了强化。
当下，近些年的数字化变电站发展速度之快十分惊人。
早在1995年，德国便已经开始着手设计IEC61850相关的体系结构[2]。
我国也积极地吸收国外的成功经验，密切地留意IEC61850的发展状况。
全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会也将这一些变化纳入到了相关的组织机构体系之中。
早在2000年起，IEC61850便已经成为了相关组织机构的一个重要的工作项目。
从CD（委员会草案）一直到CDV，并从FDIS到正规的出版物，标委会及其工作组专家都对IEC标准引起了足够的重视，并花费了几年的时间与精力来研究相关的课题，终于在2006年迎来了丰收的一年--在原先IEC61850的基础上，又出现了关于新的行业标准DL/T860，得出了更为科学的标准体系。
数字化变电站试点已经逐步地在国内各网省的公司得到了广泛的应用，且关于DL/T860标准的应用程度及其技术水准并不一致。
譬如，DL/T860只能够应用于一部分的变电站，也就是间隔层设施和站控层之间能够达到一定的效果，并能够有效地发挥MMS系统的服务目的，采样和跳闸之间保持着恒定不变的效果，常规模拟接线途径也是其中重要的方式；过程层也是一部分变电站常用的方式，常规模拟接线式也是采样所使用的方法，智能操作箱也可以得到有效的运用，GOOSE服务是跳闸所经常采用的途径；与这些部分数字化的过程层相对应的是，还有一部分过程层出现了完全数字化的现象，譬如电子式互感器也可以得到采样数字化的方式，且具体借助于合并单元来达到发布采样数据的效果，同时，也额外地增加了智能操作箱设备，而跳闸也采用了GOOSE的服务装置；其实现的方式主要包括单一性的厂家，也包括其他十多家的相关设施。
就上述的情况来看，数字化变电站的试点发展情况已经令人感到不错，同时开始逐渐地朝向总结经验及其发展策略的新阶段。
继电保护设施更加突出了预防的功能性，通过以防电力事故的发生以及进一步减小事故发生的范围来有效地确保整个系统运行的安全性，从而能够从最大的程度来保证用户用电的安全性。
其地位以及作用都非常之高。
当然，由于变电站本身具有相异的特征，在具体展开保护措施的过程中，也应该根据实际的情况来加以落实。
因此，变电站所施行的继电保护设施也各不相同。
常规保护配置以及系统保护配置是当前110KV数字化变电站继电保护配置方案最为常用的2种。
（1）常规保护配置
该类型实际上和采用常规互感器所具有的保护配置具有相一致的功能，二者的不同点在于如下的几个装置的不同：
后者的保护设施的交流量输入器材更替为数据采集光纤通信接口，同时，IO接口板件也用GOOSE光纤通信接口来替代，用通信接口装置来更替CPU插件的模拟量，操作插件也更换为智能操作箱，同时留一部分的开入，并将其以压板投退来替换，摈弃或将开出的压板投退以智能操作箱为准则。
该方案摈弃了原先的逻辑原理的安装，同时，也会有意识地将保护的类型及其逻辑图保存下来，并不将类似于电子式互感器一类具有较好性能的特性保存下来，也并不考虑到具有复杂功能性的电子式互感器可能造成的意外问题，也不考虑其可能出现的新问题，其结果可以带来数字化变电站继电保护的新效果。
110kV线路与合并器存在着对应的关系。
该线路的保护、录波以及测控计量等装置均能够在该体系上能够得到体现。
每个合并器可以在每台主变各侧得到相应的应用，主变各侧电流、分段电流以及母线电压等功用均能够在各个合并器上得到体现，同时，主变差动保护、高低侧后备保护、录波装置、电度表、测控装置及备自投等设施均可以在这些设施上加以体现。
合并器能够直接为主变高低测电度表提供数字接口，且还能够为主变差动保护、录波等其他相关的设施经由合并器之后为数字接口设计必需的通道。
110kV出线以及电容器均采取的是互不相关的独立性合并器。
智能电压对母线电压做好必备的切换工作，并将其切换为一个个独立性的单元，分别做好分段性、并列性的切换工作。
全部的保护测控设施均要被纳入GOOSE网体系之中，开入信息抑或是出口跳闸是主要的途径。
全部的保护测控设施都要被纳入站控层网络体系之中，完成信息之后就将这些内容向上传并接受好相关的监控工作。
站控层网络以及GOOSE网结点不少，一起交织成网格状的网络体系。
（2）系统保护配置
双重化配置是该保护配置的主要原则。
每一套系统都含有了继电保护的功能及其相关的措施，并具有及时完成监控的效用。
这2套系统保护装置经常形成内在的统一体，即并不是单一性地运用于装置体系之中，而是轮流使用，且能够单独性地使用，并最终退出检修的环节。
每一套完整的体系均含有诸多不可或缺的重要组成部分，譬如110kV线路的保护监测、全部主变的电量保护和测控、分段保护监控和自投、全部的110kV出线以及电容器的保护管控、全部的母线保护和测控等措施。
主变的差动措施主要采取的是各不相同的准则，一套将二次谐波涌流引进整个运作的过程，另一套则主要采取的是波形识别涌流体系。
其他的保护措施在原理上二者是相统一的。
此外，系统保护配置的数量上并不尽人意，站控层的网络结构并不复杂，且对相关的保护装置提出了比原先更高的要求，并且要求配备相关的设置装备。
在此方案体系之中，110kV线路、主变均需要配备独立的合并器，且经由2路光纤设施与系统保护装置相联系起来。
110kV出线通过合并器与电容器的互感器数字接口相连接，再经过交换机装置之后，与系统保护装置联系起来。
5条10kV出线与电容器的合并器仅仅需要一台交换机即可。
而中等规模变电站的系统保护装置往往需要配备10个光纤接口。
至于开入开出装置，系统保护测控装置发挥了主要的作用，即经由交换机走GOOSE网后与智能操作箱或智能开关相联系起来。
100M网速能够起到共时联络信号，GOOSE网的结点明显不多，整个网络系统并不复杂。
1.3本文的主要工作及其研究的内容
本论文试图借助于分析数字化变电站及其对继电保护所造成的影响进行分析，进而研究当下数字化变电站中常出现的常规保护配置方案以及系统保护配置方案2类继电保护配置研究体系，并对其进行相关内容成分的分析与设置。
本文的研究内容主要有如下的几个方面：
第一，本研究拟通过分析数字化变电站给继电保护带来的影响。
第二，分析目前数字化变电站中常规保护配置方案和系统保护配置方案两种继电保护配置方案；详细研究两种方案的设计、构成。
第三，在对比分析了两种方案的优缺点的基础上，提出常规保护配置方案是数字化继电保护的一种容易实现的过渡方案，系统保护配置方案缺少运行经验，但具有接线简单、分析全面的优点，是数字化变电站继电保护发展的方向，基于分析我国电网特点的基础上，介绍了数字化变电站常规保护配置方案的总体设计原则，按照“三层结构、二级网络”实现变电站信息化、自动化和互动化，按分层分布式来实现数字化变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性，着重介绍间隔层、过程层的保护配置方案是如何按照实际情况来实现的
第四，基于实例方案的设计与实施就一些高级应用专题开展了数字化变电站的深层次的技术创新和研究，如顺序控制、故障信息综合分析决策、数字化继电保护测试仪等。
第2章数字化变电站及其继电保护
2.1数字化变电站的概念
“变电站自动化系统”的发展对于数字化变电站的进一步发展都起到了促进的作用。
在数字化变电站体系之中，变电站一、二次设施是数字化主要的部分，前提条件为高速网络通信平台，在对数字化信息展开标准化的过程中，信息共享以及相互操作的过程中，要做好测量监视、控制保护研究信息保护等自动化功能等诸多的工作，从而构建起相应的变电站组织机构。
传统的变电站自动化系统无法满足日趋智能化的电网需求，自然会逐渐地被历史所淘汰，而数字化的变电站则将会取代变电站的地位[3]。
数字化变电站的概念并没有完全地成型。
至今并没有对“数字化变电站”有较为权威、统一的涵义。
当然，在经历多年的摸索、实践及研究之后，相关的领域开始对“数字化变电站”的含义日趋成熟。
学术界较为一致的观点认为，数字化变电站技术是在IEC61850标准体系之上构建起来的与数据模型以及数据通信平台相关的新型技术，其目的在于实现站内一次设施以及二次智能电子设备的数字化通信程度，进而能够实现智能设施之间的互操作性特征。
主要可以从如下的几个方面深化：
数字化的一次电气设施；以IEC61850为前提的全站统一化的数据模型及通信服务平台以及网络化的二次设施。
光电、微电子、信息、网络通信等诸多的技术是其提出的主要方面。
变电站二次系统的信息应用模式是其最具有标志性的方面，如若其出现了较大程度的变化，那么可以断定变电站实现了二次系统的信息应用模式。
“数字化变电站”实际上也可以局限于变电站的二次系统“数字化”现象。
我们可以从如下的几个方面加以归纳：
（1）对电网运行情况的电气量信息的表征，从而达到数字化输出的目的；
（2）IED能够针对变电站的信息做好统一化的建模工作；
（3）IED内部间的信息交流主要通过网络通信的途径来达到；
（4）控制操作过程的展开主要是通过网络通信来达到，报文方式是其中的主要方式。
数字化变电站技术的出现，也正表征着变电站自动化系统已经步入到了全新化的历史发展阶段之中。
促使二次系统信息应用模式发生的缘由在于如下的几个方面：
非常规互感器、IEC61850标准、网络通信技术以及智能断路器技术等内容。
2.1.1IEC61850概述
2.1.1.1IEC61850标准的制定
IEC61850标准的提出及其制定源自于国际电工委员会。
IEC61850并非具有绝对的纯粹性，它更多地包括了电站的自动化系统结构以及数据通信的双重标准，最终确保其性能方面、质量以及价格等多方面的通信标准，从而有效地保证厂家设施之间展开无缝化的通信及其操作流程，达到“同一世界，同一技术，同一标准”[4]。
在具体建设IEC61850标准的数字化变电站的过程中，需要再一个相对整体的范围内展开研究，从而保证设施本身的稳固性，能够对电网的正常运行起到一定的促进作用，并进而促进整个社会经济效益的增长。
当然，IEC61850标准真正颁行也经过了较为长时间的酝酿过程。
直到2003年，该标准中的绝大多数的内容已经逐步地对外发布。
当然，其全部地颁行方仍旧需要一定的时间。
在电网通信方面，IEC61850标准本身具有一定的权威性、唯一性，同时，其本身还有可能变成电力系统中最为主要的通信标准，其涵盖的范围也不仅仅只是局限于调度中心，同时还包括变电站、变电站内以及配电自动化无缝通信标准等诸多的方面，最后还有可能成为通用网络通信平台方面的核心标准体系。
积极生产该系列产品的国内外各大企业都在积极地在IEC61850这个轴线来开展相关的活动，认为“即插即用”是IEC61850主要的发展趋势，并希望最终能够在工业控制通信上达到“一个世界、一种技术、一个标准”的目标。
基于今后的发展模式及其目标，同时参照IEC61850的标准内容，可以将变电站自动化体系具体划分为3个层次：
变电站层、间隔层以及过程层。
变电站层的设施主要包括以下几个部分：
计算机（含有数据库）、作员工作台、远方通信接口等。
间隔层设施又包括如下的几个部分：
每个间隔的控制、维护抑或是监视单元。
较具有代表性的过程层设施则有如下几个主要设施：
远方I/O、智能传感器及其相关的执行器等。
2.1.1.2我国IEC61850标准应用历程
2004年国际电工委员会第57技术委员会（电力系统管理及其相关信息交换）便确立并颁行了IEC61850体系的标准（变电站通信网络及其系统）[5]。
当然，早在本世纪的开始（2000年），国内的许多专家便开始聚焦于IEC61850系统标准，并撰写了相关的文章来加以研究，对于IEC61850标准的深入推广以及相关体系的标准化都起到了推动的作用[6-10]。
《DL/T860变电站通信网络和系统》是这方面的一个典例。
全国电力系统控制及其通信标准化技术委员会采用了与IEC61850系列国际标准相关的内容来进行制定。
其具体的标准内容包括10个主要的部分，一共有14个分册[11]。
当条例制定好之后，就于2004年开始逐渐地在全国范围内推。
其中最后的一个标准《DL/T860变电站通信网络和系统第6部分：
与变电站有关的IED的通信配置描述语言》也通过了相关单位的确定，并开始在全国范围内推广实施。
国内的相关专家也对数字化变电站技术以及IEC61850标准引起了关注，并积极地开展相关的讨论来确保其顺利地展开、实施。
譬如，国家电力调度通信中心便积极着手地组织相关的专家来开展关于变电站的科研项目活动，同时也包括了相关的科研组织机构、生产厂家以及检测机构等，进而在IEC61850互操作方面获得了一定的成效，有效地将IEC61850进一步地向前推动发展，加快其制度的建设、发展的步伐。
自从2008年起，与国际标准IEC61850性质相关的国内DL/T860系列标准逐步地在全国范围内推广颁行。
2.1.1.3IEC61850标准的主要内容
早在上个世纪的90年代，欧洲以及美国便开始着手分析关于数字化变电站标准的相关内容，同时制定了相关的条例内容。
由于2个标准内容并不会完全地一致，肯定会存在着一些冲突，因此，需要顾及到IEEE以及IEC之间的协调性，在IEC方面，需要基于UCA2.0数据模型及其服务的基础上来加以实施展开，并将对UCA研究的结果纳入IEC标准体系，从而建立起相应的IEC61850标准体系内容。
IEC61850标准可以从如下的几个方面加以论述：
（1）功能建模
就变电站自动化通信体系本身所具有的通信性能（PICOM）着眼，对其相关的功能模型涵义（Part5）展开了相关的界定。
（2）数据建模
在基于面向对象的基础上，对客户机/服务器结构的数据模型（Part7-3/4）进行了相关涵义的界定。
（3）通信协议
对数据访问机制（通信服务）以及向通信协议栈做了相关定义的映射，譬如，采用将抽象
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