智能變電站就地化繼電保護技術方案研究

宋　爽， 喬星金， 卜強生，宋亮亮， 高　磊

( 1. 國網變電站智能設備檢測技術重點實驗室(國網江蘇省電力有限公司電力科學研究院)，江蘇 南京 211103；2. 國網江蘇省電力有限公司檢修分公司，江蘇 南京 211100)

0　 引言

近年來，伴隨著智能變電站的大范圍推廣應用，電子式互感器、合并單元、智能終端等新設備廣泛應用于智能變電站建設之中[1]。目前，智能化繼電保護設備的布置方式由二次小室集中布置逐步向采用預制艙和戶外柜等就地化方式過渡，就地化、小型化繼電保護裝置以及二次設備就地化整站實施方案已在研究之中，新技術、新設備的應用也給建設、調試、運維及檢修工作提出了新的要求，智能變電站發展面臨新的挑戰[2]。

傳統智能變電站繼電保護系統主要存在以下幾方面不足：一是繼電保護系統采樣、數據處理、邏輯運算直至跳閘出口等中間傳輸及轉化環節較多，繼而造成保護動作整體速度下降，影響繼電保護速動性，同時，單一設備故障可能造成繼電保護的不正確動作，影響到系統的可靠性和穩定性；二是過程層設備大量采用就地匯控柜安裝方式，柜內運行環境差，而現有裝置存在防護等級低、光口數量多及發熱量大、抗電磁干擾能力差等問題，影響實際運行效果；三是站內二次設備種類繁多，接線、配置、調試及運維檢修等工作量大，隨著電網規模不斷擴大，現有安裝調試及運維檢修力量承載力不足，難以支撐電網建設和運行的需要。上述問題已經成為建設、調試、運維和檢修等跨專業人員亟待解決的難題。

智能變電站二次設備就地化方案從改進和優化設備安裝方式、裝置數據接口、調試檢修模式、保護動作性能等角度出發，采用保護裝置貼近一次設備安裝、電纜直采直跳、標準航插接口對接、集中調試和更換檢修等技術手段，旨在降低智能變電站建設成本，提升繼電保護系統的速動性和可靠性，同時有助于減輕調試、運維和檢修等專業人員的現場工作壓力。

文中主要討論采用電子式互感器的智能變電站的就地化繼電保護實施方案，重點比較幾種方案的技術思路、總體架構并分析其具備的優缺點。盡管智能變電站自動測試研究工作已有開展[3-6]，但重點集中在過程層設備測試，且尚無成熟的應用實例，文章針對就地化保護裝置“工廠化試驗，更換式檢修”的新應用模式，簡要介紹了流水線自動檢測技術的相關研究內容。

1　基本思路

文中討論的幾種方案均遵循以下基本原則：(1) 采用電子式互感器；(2) 保護直接采樣，電纜直接跳閘；(3) 線路保護就地無防護安裝；(4) 取消智能終端，跨間隔保護通過保護子機電纜跳合閘，并通過操作插件控制一次設備，保護子機應功能簡化、結構標準，并按不同的保護分別配置；(5) 操作插件獨立，操作回路簡化等。

對于單間隔保護，應采用就地化無防護安裝，采用采樣值(sampled value,SV)點對點直采方式，通過保護裝置內部插值方式實現數據同步，不依賴外部同步和網絡設備，最大限度保證采樣可靠性。同時由于保護裝置靠近一次設備，采用電纜跳閘方式以保證可靠性。

對于跨間隔保護，可以根據工程應用情況采用“主機+子機”模式或無主環網模式，前者利用保護子機實現電纜的跳合閘，后者則不再保護室內設置保護主機。對前者而言，由于涉及多個開關設備，一般小室內布置的保護主機與一次開關設備仍有一定距離，因此采用保護子機實現電纜跳合閘。考慮到一次設備智能化技術發展，待技術成熟后，遠期跨間隔保護與保護子機之間可以應用通用面向變電站事件對象(generic object oriented substation events,GOOSE)跳閘方式。

需要說明的是，站域保護和監控系統等其他應用采用SV網絡方式采樣，站域保護跳閘及保護之間的信號采用GOOSE網絡方式。同時在近期考慮的方案當中，過程層網絡GOOSE和SV合一，站控層制造報文規范(manufacturing message specifica-tion,MMS)網絡全站統一配置。

2　總體架構

2.1　跨間隔“主機+子機”模式

該方案適用于應用電子式互感器的新建智能變電站，同時亦適用于電子式互感器智能變電站就地化改造。其實現方案是單間隔保護采用就地化SV直采、電纜直跳的形式，跨間隔保護采用“主機+子機”模式，主機布置在小室內，保護裝置(主機)SV直采，子機電纜跳閘，主機與子機之間采用點對點/網絡連接，具體方案架構如圖1所示。

圖1　“主機+子機”模式方案總體架構Fig.1　Overall structure under “Host and Slave” mode

方案一的特點主要包括以下幾個方面：(1) 電子式互感器合并單元就地無防護安裝，電壓并列、切換由合并單元完成；(2) 單間隔(線路、母聯)保護就地化安裝，直接SV采樣、電纜跳閘；(3) 跨間隔(母線、主變)保護采用“主機+子機”模式，主機小室安裝、子機就地無防護安裝；(4) 跨間隔保護主機直接SV采樣，子機實現電纜跳閘，主、子機間當采用點對點連接時，可靠性、速動性較高；而當采用網絡連接時，可以減少設備接口，利用網絡優勢實現信息共享；(5) 主、子機間采用公有協議，橫向解耦，無需捆綁同一廠家，便于檢修維護、改造；(6) 母線保護子機具有一定公有功能，為穩控、站域保護、故錄等提供信息；(7) 站域保護、故錄、網分采用網絡傳輸，站內GOOSE、SV合一，保護及子機均接入MMS 網。

表1中給出了方案一的主要優缺點，其優勢在于既能滿足現有技術條件(兼容電纜直接跳閘)，也可適應未來一次設備智能化技術的發展(保留GOOSE網絡跳閘接口)。總體來說，該方案兼容性強，基本延續了現有智能變電站建設和運維模式，而其顯著缺點是未能真正完全實現二次設備就地化的目的，未能完全實現“即插即用”，且當主、子機間采用網絡連接時，對交換機性能存有一定的依賴性。

表1　方案一優缺點對比Tab.1　Comparison of advantages and disadvantages of scheme 1

2.2　跨間隔無主環網模式

該方案適用于應用電子式互感器的新建智能變電站。其實現方案是單間隔保護采用就地化SV直采、電纜直跳的形式，跨間隔保護采用無主環網模式，采用冗余雙環網提高繼電保護可靠性，具體方案架構如圖2所示。

圖2　無主環網模式方案架構Fig.2　Overall structure under no-host and looped network mode

方案二的特點主要包括以下幾個方面：(1) 跨間隔(母線、主變)保護采用分布式無主模式，子機間采用冗余雙環網保證數據傳輸可靠；(2) 所有保護裝置均實現就地化無防護安裝，有助于實現裝置現場“即插即用”和互換；(3) 保護子機私有化，需另增加子機提供公共信息(穩控、站域保護、故錄等)；(4 ) 線路保護、測控裝置、站域保護、故錄以及電子式互感器要求與方案一相同。

表2中給出了方案二的主要優缺點，其優勢在于跨間隔保護實現就地無防護安裝，主機也可實現即插即用，同時保護裝置完全獨立，利用冗余雙環網保證數據傳輸可靠性。其缺點在于一是跨間隔保護功能依賴環網可靠性，檢修時安全隔離措施可能會更加復雜；二是采樣值通過環網傳輸，環節增多，延時增加，同時無主式保護裝置管理復雜；三是需新增公用子機，裝置數量優勢增加。

表2　方案二優缺點對比Tab.2　Comparison of advantages and disadvantages of scheme 2

2.3　雙端預制航插+無子機模式

該方案為未來一次設備標準化、成熟化，同時網絡技術成熟后的技術方案，適用于應用電子式互感器的新建智能變電站。其實現方案是保護光纖采樣、光纖跳閘，跨間隔保護就地化，無子機，具體方案架構如圖3所示。

方案三的特點主要包括以下幾個方面：(1) 一次設備實現智能化，與二次設備采用雙端預制的標準光纖接口；(2) 單間隔保護(線路、母聯、分段)就地無防護安裝，直接SV采樣，GOOSE跳閘；(3) 跨間隔保護采用就地無防護安裝，保留主機，取消子機，主機網絡采集SV，GOOSE網絡跳閘；(4) 網絡技術成熟可靠。采用方案三的優勢在于一、二次設備實現了接口標準化，二次設備完全就地化布置，同時保護設備接口簡化。其缺點在于由于保護功能對網絡具有極高的依賴性，目前實現的技術難度大，尚需進一步開展研究和試點應用驗證。

圖3　雙端預制航插+無子機模式方案總體架構Fig.3　Overall structure under double-ended prefabricated aviation plug and no-slve mode

3　流水線自動檢測技術研究

目前，繼電保護測試手段仍主要是通過相對獨立的試驗裝置，模擬采樣及一次設備信號，開展裝置單體性能及簡單的開入、開出驗證[7-9]。在設備發往現場后，大量系統性驗證工作仍需開展，一方面工作量大，給調試運維檢修人員帶來巨大壓力；另一方面由于受到人為主觀因素的制約，試驗項目難以全面開展[10]，且存在安全風險隱患。同時，由于就地化繼電保護裝置取消了液晶面板等原因，傳統繼電保護檢測方式已不完全適用，新的檢測模式亟待研究[11-13]。近年來，繼電保護裝置的標準化工作不斷推進[14]，各廠家保護設備的功能、定值、開入開出等已基本統一。隨著繼電保護就地化、小型化工作的開展，保護裝置的尺寸、接口形式、輸出信息也已逐步實現了統一，這些都為繼電保護流水線自動檢測創造了有利條件。這種新的檢測模式[15-16]應具備自動獲取繼電保護裝置信息，通過標準接口實現檢測系統與被測裝置的自動對接，自動完成裝置的所有檢測項目，自動給出檢測報告等系統功能。流水線自動檢測基本流程如圖4所示。

圖4　流水線自動檢測基本流程Fig.4　Basic flow chart of assembly line automatically test

流水線自動檢測的基本思路是通過掃描被測裝置智能標簽，獲取裝置所有信息，之后通過流水線平臺自動定位被測裝置至標準工位，并與檢測系統標準接口模塊自動對接，自動完成被測裝置的加載，完成自動閉環完成被測裝置的配置下載、虛端子驗證、采樣準確度、定值檢驗、檢修機制驗證等檢測項目，之后進一步完成裝置功能級仿真測試，最后自動形成檢測報告，并為檢測后的裝置生成標簽。

從技術實現的角度而言，流水線自動檢測系統的實現需要應用到智能標簽、裝置自動定位及裝載、站控層和過程層模型映射關系[17]對應以及設備功能級仿真[18-19]等技術。在完成流水線檢測系統開發后，可進一步針對保護裝置入網檢測、抽檢、校驗和消缺的流水線等檢測工作，制定 “工廠流水線檢測、現場更換式檢修”的繼電保護運維新模式，并構建省級及工區級檢測中心，以適應未來大規模繼電保護裝置檢測需要。

4　結語

文中針對電子式互感器智能變電站的繼電保護就地化布置方案進行探討，并給出3種實現方案。在考慮各自基本思路、總體架構和技術特點的基礎上，分析其在工程應用中的優缺點。文章最后簡要介紹了就地化、小型化繼電保護流水線自動檢測系統的基本檢測流程和技術思路，相關的研究目前正在開展之中并已取得了一定的成果。

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