智能变电站继电保护及自动装置特点分析

基于IEC 61850标准的智能变电站在系统结构上与传统变电站有着很大的不同，所使用的智能数字式继电保护与自动装置在装置结构、功能分布、信号传输、控制方式等方面也与传统继电保护装置有着明显不同，其主要差别表现在以下方面。

1）采样方式的不同

常规继电保护装置的采样方式是通过电缆将常规互感器的二次侧电流、电压直接接入保护装置的输入端，保护装置自身完成对电气模拟量的处理或进行采样及模数转换（A/D转换），进而判别系统的非正常运行状态或故障状态。而智能变电站数字化保护装置的采样方式则变为接收合并单元送来的SMV报文，电子式互感器和合并单元负责电流、电压的采样及数模转换，并将采样值序列转换为通信报文，再通过通信网络传输给保护装置。可见，智能变电站继电保护装置的采样和A/D转换过程实际上是在合并单元或电子式互感器中完成的，也就是对于智能变电站数字式继电保护装置来说，原来传统的采样过程变成了合并单元或电子式互感器的电气量采集及报文通信过程。所以，对于智能变电站而言，电气量采样的重点是采样数据传输的同步问题。

智能变电站继电保护装置从合并单元接收采样值报文数据，可以采用直接点对点通信连接（保护装置和合并单元通过光纤直接通信）的方式，此方式称之为“直采”；也可以经由SV（Sampled Value，采样值）网络（经过过程层交换机通信）进行传输的方式，此方式称之为“网采”。

2）跳闸方式的不同

在智能数字化变电站中，故障切除是通过智能终端的操作实现的。智能终端（也叫智能操作箱）是断路器的智能控制装置。智能终端实现了断路器操作箱回路、操作箱继电器的数字化、智能化。除了输入、输出触点外，操作回路的功能主要是通过软件实现的，操作回路的二次接线大为简化。常规保护装置采用的是电路板上的出口继电器经电缆直接连接到断路器操作回路以实现跳合闸；智能变电站数字化保护装置则是通过光纤接口连接到断路器智能终端的通信回路传输控制信号，进而实现跳合闸。保护装置之间的闭锁、启动信号也由常规变电站的硬接点、电缆连接改为通过光纤、网络交换机的通信连接来传递的。

智能变电站继电保护装置向智能终端发送跳合闸命令，可以采用直接点对点的通信连接（保护装置和智能终端通过光纤直接通信）方式，此方式称之为“直跳”；也可以是经由GOOSE网络（经过过程层交换机通信）进行传输的方式，此方式称之为“网跳”。(www.xing528.com)

3）二次回路的差异

在智能变电站中，合并单元、电子式互感器、智能终端的应用实现了采样与跳合闸的数字化，从整体上实现了变电站二次回路的光纤化和网络化，且通过SV/GOOSE断链信号状态监测实现了二次回路状态的在线监测，由原常规变电站的硬接点连接变成了通过光纤、交换机的通信传递，简化了二次回路的复杂度，提高了抗干扰能力。

4）装置接口的不同

智能变电站数字化保护装置的电流、电压采样通过SV接口实现；开关量输出（跳合闸命令、闭锁信号输出、启动信号输出）和开关量输入（闭锁、启动）都是通过GOOSE通信接口实现的。保护装置通信接口的数量大大增加，而且多为光纤接口，保护装置的数据处理和输入、输出功能分散在多台物理装置中实现。

由以上分析可知，智能变电站数字化继电保护装置与常规继电保护装置的差别主要是在一次、二次设备功能定位的划分不同，通信方式及手段也有很大改变。然而，智能变电站数字化继电保护装置在保护功能实现原理上与传统继电保护装置是一致的，因此，后续所述继电保护算法的原理与常规保护原理是相通的。