全主式就地化變壓器保護實現方案

胡兵，郭曉，陳福鋒，李玉平，行武，王哲

(1.國電南京自動化股份有限公司，南京 210003； 2.南京國電南自自動化有限公司，南京 211153)

全主式就地化變壓器保護實現方案

胡兵1,2，郭曉1,2，陳福鋒1,2，李玉平1,2，行武1,2，王哲1,2

(1.國電南京自動化股份有限公司，南京 210003； 2.南京國電南自自動化有限公司，南京 211153)

為了解決目前智能變電站中變壓器保護裝置存在速動性和可靠性不足的問題，提出了一種全主分布式就地化變壓器保護實現方案，在變壓器各側開關安裝保護子機，子機之間通過內部高速環網交互數據，每個子機均配置完整的變壓器保護功能，保護動作時直接通過電纜跳開與子機相連的開關，提高保護的速動性。在總體實現方案對比分析的基礎上，著重論述了裝置三層網絡通信機制、遠程人機管理等關鍵技術。

智能變電站；變壓器；保護裝置；全主式；分布式；就地化；通信機制；人機管理

0 引言

近年來，我國變電站繼電保護與自動化技術取得了長足的進步，以全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化為特征的智能變電站得到了全面發展[1-2]，隨著新技術和新設備推廣應用的不斷深入，繼電保護裝置在速動性、可靠性等方面也暴露出新的問題[3-4]。

目前，智能變電站采用“合并單元+保護裝置+智能終端”的層次架構[5]，中間傳輸及轉化環節過多，造成保護動作速度下降。另外，變壓器、母線、站域等保護裝置共用一套合并單元和智能終端，當合并單元或智能終端異常時，將同時導致這些保護裝置不正常運行[6]，可能造成主保護和后備保護同時退出，威脅電網的安全穩定。

傳統變電站的繼電保護裝置組屏布置于保護小室中，二次電纜過長，電磁串擾、兩點接地等回路問題突出。對于分相操作機構，變壓器保護裝置跳閘時需要通過繼電器重動跳三相，保護裝置實際切除故障的時間較長。

針對目前智能變電站和傳統變電站繼電保護存在的不足，國內專家學者進行了積極探索，提出了繼電保護就地化解決思路[7-9]，取消合并單元和智能終端過程層設備，保護裝置直接下放就地安裝，通過電纜直接采樣和跳閘。繼電保護的就地化不僅可以優化二次回路，縮短故障切除時間，同時也實現了保護裝置回路的解耦。

電力變壓器各側開關相距較遠，如果將現有常規變壓器保護裝置直接就地安裝，其二次電纜仍然會較長，二次回路優化效果不佳。另外，現有裝置的體積和重量較大，直接就地安裝，裝置散熱、防水、抗振等自防護能力難以保證，而且更換式檢修成本過高。為此，有必要將現有集中式變壓器裝置拆分為按間隔安裝的分布式裝置。

1 總體方案分析

分布式變壓器保護裝置按開關配置保護子機，子機就地安裝，通過電纜直接采樣和分相跳閘，子機之間通過內部高速網絡高可靠性無縫冗余(HSR)環網進行數據交互。110 kV分布式變壓器保護的典型配置如圖1所示，圖中：GOOSE為通用面向變電站事件；SV為采樣值。

圖1 110 kV分布式變壓器保護裝置典型配置

分布式保護裝置通常由主機和子機組成，子機負責就地采樣和跳閘，主機收集子機采集數據后進行保護邏輯運算。考慮到裝置的經濟性，盡量減少裝置數量，因此，分布式變壓器保護不獨立配置主機，保護功能集成于子機中。根據集成方式的不同，有2種實施方案：單主式和全主式。

表1 方案性能分析

單主式，即僅其中一個子機兼作主機，配置保護功能和對外接口功能，其他子機僅負責就地采樣和跳閘。例如，由高壓1側保護子機兼作主機，一方面就地采集本間隔的交流量，另一方面接收其他子機的采樣數據，經保護邏輯運算后，如果差動保護動作，主機通過電纜跳開本間隔開關，同時經內部高速網絡向子機發送跳閘指令，由子機跳開其對應間隔的開關。

全主式，即所有子機均配置保護功能，每個保護子機不僅就地采集本間隔的數據，同時也通過內部高速網絡接收其他子機的數據，并進行保護邏輯運算，當差動保護動作時，各保護子機通過電纜直接跳開其對應間隔的開關。

對于上述2種方案，在性能上存在以下差異。

(1)速動性。單主式方案類似于目前智能變電站中“保護+合并單元+智能終端”的模式，保護速動性優化不足；全主式方案相比于單主式方案，減少了主機與子機之間跳閘指令傳輸及執行時間，保護動作速度更快。

(2)可靠性。單主式方案只有一個主機，如果該主機出現異常將導致整套保護退出；而對于全主式，每個子機都是對等的，都具有完整的主保護和后備保護，任意子機異常僅影響與該子機相關的保護功能，而且如果將故障子機對應間隔退出時，整套保護可恢復正常運行。

(3)運維檢修便捷性。如果依據“一次設備檢修，二次設備陪停”的檢修原則，當高壓1側開關檢修時，單主式變壓器保護將因主機陪停而退出運行，而全主式變壓器保護在退出該間隔所對應的使能壓板后，仍然可以繼續運行。

單主式變壓器保護方案和全主式變壓器保護方案性能對比分析見表1。

基于上述分析，相比于單主式方案，全主式方案具有明顯的性能優勢，是分布式就地化變壓器保護裝置更為合理的實施方案。

2 全主式變壓器保護實施方案

全主式變壓器保護內部采用HSR環網作為子機之間的數據交互通道，對外與其他保護裝置通過GOOSE網絡交互聯閉鎖信號，同時每個子機均作為間隔層智能電子設備(IED)接入制造報文規范(MMS)網絡。

2.1內部HSR環網

子機之間通過HSR環網共享采樣數據，為了減少數據傳輸延時，HSR環網帶寬為1 000 M。HSR環網實質為雙向冗余傳輸網絡[10]，如圖2所示，每個節點(子機)均有2組用于收發報文的通信接口，分別用A口和B口表示，當環網報文由節點的A口接收時，則從B口轉出，反之亦然。

圖2 HSR網絡拓撲結構

源節點將環網報文通過A/B兩個端口同時發出，根據發送端口的不同，報文分別標志為“A幀”和“B幀”。每個目標節點接收到報文后，沿相同的方向轉發該報文。目標節點根據“A幀”“B幀”報文到達的先后順序，接收先到的報文，丟棄后到的報文，從而避免報文的重復接收。源節點不轉發環網中由自身發出的報文，作為報文傳輸的終點。

由于HSR環網為雙向傳輸的冗余網絡，任一節點之間的傳輸鏈路中斷，仍然可以保證各節點數據傳輸的完整和暢通，因此，相比于目前智能變電站中的星型網絡，HSR環網可靠性更高。

HSR環網采用延時可測機制，采樣報文自帶延遲時間，源節點根據RC濾波回路時間常數和A/D轉換時間計算采樣延時，報文在環網內轉發過程中，每經過一個節點的轉發自動累加相應的鏈路傳輸延時和報文轉發駐留延時。基于HSR環網延時可測機制，分布式變壓器保護采用插值方式進行采樣同步，各子機根據本地采樣延時和環網數據采樣延時，進行插值同步。相比于序號同步方式，插值同步不依賴于外部同步時鐘，可靠性更高[11-12]。

2.2過程層GOOSE網絡

為了縮短設備之間的連接電纜，簡化二次回路，變壓器保護裝置與其他保護裝置之間的聯閉鎖信號通過GOOSE網絡進行收發，具體如下。

(1)接收來自于母線保護或斷路器保護的失靈聯跳信號。每個子機均通過GOOSE網絡接收失靈聯跳輸入，從而實現完整的變壓器保護邏輯運算。

(2)發送跳母聯、跳分段、閉鎖備自投等信號。變壓器復壓過流保護通常第1時限跳母聯和分段開關，第2時限跳本側開關，第3時限跳變壓器各側開關，當變壓器保護需要跳母聯開關時，則通過GOOSE報文向母聯保護裝置發送跳閘指令，由母聯保護跳開母聯開關。

全主式變壓器保護GOOSE網絡結構如圖3所示。由于每個子機均是對等的，如果同時對外發送相同的GOOSE報文，一方面會增加網絡傳輸壓力，另一方面可能導致其他保護裝置誤判為網絡風暴報文，造成數據接收混亂。為此，有必要在子機中設置“GOOSE發送軟壓板”，當該軟壓板投入時，子機才可發送GOOSE報文，反之則不發送。所有子機中只有一個子機的“GOOSE發送軟壓板”處于投入狀態，從而確保數據發送的唯一性。

圖3 全主式變壓器保護GOOSE網絡結構

2.3間隔層MMS網絡

目前，繼電保護裝置一般通過站控層MMS網絡將“四遙”、動作報告、運行狀態等信息上送運行監控系統和調度端，每套繼電保護作為一個IED。全主式就地化變壓器保護裝置的每個子機均配置了完整的變壓器保護功能，其動作信息、運行狀態可能會存在不一致，如果要歸并為一個IED接入MMS網絡通信，勢必要將各個子機的信息進行合并后上送。考慮到將各個子機的動作事件參數、錄波、遙測量等信息合并較為困難，而且會導致環網內交互數據過于復雜，影響保護的可靠性，因此，全主式變壓器保護的每個子機作為獨立的IED均接入間隔層MMS網絡。

另外，為了確保各子機保護定值的一致性，同時減少對多個子機重復整定操作的工作量，保護定值整定可以由遠程人機管理單元進行批處理完成。

3 遠程人機管理

分布式裝置靠近一次系統就地無防護安裝，運行環境十分惡劣，傳統的“液晶顯示+按鍵操作”人機交互方式無法滿足裝置的防水、抗振動、抗撞擊等防護性能要求。因此，本文所述的分布式變壓器保護裝置取消液晶和按鍵，而采用遠程人機管理——人機接口(HMI)管理單元。

HMI管理單元采用雙套冗余配置，安裝于監控小室中，通過站控層MMS網絡對裝置進行運維管理，網絡結構如圖4所示。與監控系統不同，HMI管理單元主要用于裝置的調試、巡檢、檢修、定值整定、配置管理及故障診斷，功能上等效于裝置就地人機界面，因此，能夠獲取比監控主機更詳細的裝置運行狀態和告警信息。

圖4 HMI管理單元網絡結構

HMI管理單元作為變電站的集中式人機接口設備，需要同時管理站內不同廠家、不同型號的繼電保護裝置，因此采用標準協議與保護裝置通信是解決兼容性問題的必然要求。IEC 61850作為目前智能變電站普遍采用的標準通信協議，為HMI管理單元的實現提供了基礎。

在繼電保護裝置的icd(IED能力描述)文件中增加面向于遠程人機管理的邏輯設備(LD)，命名為Hmi，用于描述裝置操作界面菜單信息，包括信息查看、定值整定、運行操作、報告查詢、裝置調試及裝置設置菜單。根據信息屬性的不同，HMI管理單元對不同菜單下的信息交互采用不同通信服務，如圖5所示。

圖5 HMI管理單元菜單設置及相應通信服務

需要指出的是，遠程HMI管理單元依賴于IEC 61850通信服務，當裝置通信服務異常或中斷時，HMI管理單元將失去對裝置的控制，因此，其可靠性和穩定性相比于原有的就地人機界面更低，需要在今后的應用實踐中進一步驗證和完善。

4 結束語

本文提出的全主式就地化變壓器保護實現方案，在變壓器各側開關分別就地安裝保護子機，子機之間通過內部環網建立數據共享通道，確保了變壓器保護裝置采樣和跳閘回路的獨立性，提高了保護的可靠性。子機通過電纜直接跳閘，避免了跳閘指令的傳輸和執行延時，提高了保護的速動性。

全主式就地化變壓器保護裝置的每個子機均接入了MMS和GOOSE網絡，存在通信信息冗余問題，增加了監控系統和調度端的數據維護量，需要在今后的研究中進一步優化。基于IEC 61850通信的遠程HMI管理單元，很好地解決了就地化裝置的人機管理問題，但是由于依賴于通信服務，其可靠性有待進一步驗證。

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(本文責編：白銀雷)

2017-05-15；

:2017-08-07

TM 621.8

：A

：1674-1951(2017)09-0023-04

胡兵(1984—)，男，江西新余人，工程師，從事變壓器保護裝置應用與開發方面的工作(E-mail:bing-hu@sac-china.com)。郭曉(1982—)，男，山東淄博人，工程師，從事變壓器保護裝置應用與開發方面的工作。陳福鋒(1979—)，男，江蘇宜興人，高級工程師，從事電力系統繼電保護方面的工作。