基于全數字化變電站信息交互實用化的設計應用與研究

國網江蘇省電力工程咨詢有限公司 拾峰 張春寧

0 引言

某數字化變電站采用3層網絡結構，如圖1-1所示。本文基于3層網絡結構，提出了一種基于信息融合-后備保護系統，詳細描述了這種系統信息交互的過程，在此基礎上提出基于間隔關聯信息的在線監測技術，提高了數字化變電站數據采集交互的可靠性。

圖1-1 某數字化變電站結構圖

1 系統結構及單元設計

1.1 硬件裝置比較

數字化變電站與傳統變電站的保護裝置硬件結構區別如表1-1所示。

傳統變電站和數字化變電站的保護裝置硬件框架結構分別如圖1-3和1-4所示。

1.2 數學模型

信息融合-后備保護系統在結構上是一個多輸入多輸出的數字化處理裝置，從信息交互的過程層網絡獲取全站的電壓U電流I采樣信息、斷路器和隔離開關的狀態信息，并向網絡上傳控制告警信息及斷路器、隔離開關動作信息，其模型如圖1-4所示。

圖1-2 傳統保護裝置硬件框圖 （傳統變電站）

圖1-3 網絡保護裝置硬件框圖（數字化變電站）

圖1-4 信息融合-后備保護系統輸入輸出數據模型

1.3 硬件模型和結構

系統具體實現的功能有：訂閱數字化變電站內設備的SMV和GOOSE報文等；處理采樣數據，提高可靠性，如彌補缺失數據、濾波降噪、頻率轉換等；實現站內后備保護快速切除故障；上傳告警、跳閘等信息。

表1-1 網絡保護裝置與傳統保護裝置硬件比較

圖1-5 硬件模型和結構

2 基于通信網絡的系統信息交互

2.1 系統信息流

變電站信息融合-后備保護系統信息指的是變電站內一次設備和二次設備相關的電氣量和邏輯量信息，電氣量信息如故障電流，故障電壓，正常工作電壓，正常工作電流，邏輯量信息如故障點位置，斷路器開合狀態，繼電保護啟動、動作信息等。除可獲取本數字化變電站內部所有信息外，還可通過通信交互系統獲得與本站有連接關系的其他變電站信息和區域信息，可獲取實時數據和非實時數據，實時數據包括SCADA系統和WAMS系統的信息。其中，SCADA系統信息主要包括傳輸時間間隔為3～5秒的遙測信息和遙信信息。WAMS系統主要傳輸帶有GPS時標，每秒約25～100幀的同步相量測量（PMU）信息[1-3]。通常情況下，數據量越龐大，信息冗余性越強，系統的容錯性越強，該系統利用全站電氣量、邏輯量信息，具有強大的容錯性、可靠性。

2.2 系統通信原理

系統的通信網絡主要包括站內、區域保護通信兩部分。前者可分為串行簡單通信技術、現場總線、以太網、光纖自愈型以太網幾種方式。而光纖型以太網由其優異的抗干擾能力、低損耗和高帶寬的優點，隨著計算機網絡技術的推進，已發展成為變電站自動化系統通信網絡的主干網絡。

2.2.1 采樣值傳輸方案

如圖1-6所示，合并單元采集7個相關電流互感器信息和5個相關電壓互感器信息，通過時鐘同步，數字輸出。

圖1-6 互感器與合并單元通信連接圖

合并單元同步處理采樣數據后，遵循IEC 61850-9-1和IEC 61850-9-2標準，傳輸給保護測控裝置，如圖1-7和圖1-8所示。

圖1-7 IEC 61850-9-1組網方式圖

圖1-8 IEC 61850-9-2組網方式圖

基于IEC 61850-9-1的組網方式采取串行多路點對點法，合并單元輸出值單向發給間隔層測控和保護裝置，通信過程無沖突，易實現且具有較強的可靠性。同時，以太網連接不需使用附加的路由和傳輸協議。

基于IEC 61850-9-2的組網方式采取了過程總線法，具體分為客戶端/服務器服務和采樣值服務兩種類型。前者因傳輸經處理后的采樣值，降低了實時性要求。而后者可分為分組廣播采樣值和單播采樣值兩種，基于嚴格傳輸時間需求，選用采用CSMA/CD傳輸方式。

2.2.2 層次間通信模式與服務映射

基于客戶端/服務器模式展開數據交互模式，類似服務器組件提供了一個功能或服務，而由若干個客戶針對此類服務提出要求。按照這種模式，變電站層次間可開展通信交互。需要注意的是，MU和系統間采用SV服務模型通信，而智能操作單元和系統間采用GOOSE服務模型通信[4-6]。

根據不同的通信需求，IEC 61850將接口服務對應到不同類型的特定通信服務映射：核心接口服務。使用客戶端/服務器通信模式，應用層協議棧為MMS協議；GOOSE/SMV服務。GOOSE服務在應用層采用GOOSE協議，SV服務在應用層采用SMV協議，兩種協議均采用ASN.1定義；時鐘同步服務。

2.2.3 過程層通信報文介紹

IEC61850標準中定義了SV服務和GOOSE服務來滿足所需的傳輸功能。其中，SV服務模型對應采樣值傳輸及相關服務，GOOSE服務模型對應變電站事件（命令，告警等）中的跳閘和故障錄波等服務[7-9]。

2.3 保護采樣數據同步及延時分析

2.3.1 傳統保護數據同步分析

圖1-9 傳統保護裝置采樣回路

TA和TV分別為保護裝置內置的CT、PT，LP為裝置內置低通回路，A/D為模數裝換芯片。傳統保護裝置有限保證數據采樣的同步性：變電站一次TA、TV采集數據會產生較小的數據相移，在工程上忽略該相移；在傳統保護裝置采樣回路也會產生相移，但由于同一設備選用相同類型的TA、TV和LP，因此每個采樣回路的相移基本相同；CPU定期發送中斷采樣保持信號，保證統一裝置內部的采樣數據是順序同步的。

2.3.2 數字化變電站數據同步分析

數字化變電站數據采集系統區別于傳統變電站，其數據采樣的同步性受到互感器數據處理延時、互感器和合并單元的傳輸延時、合并單元處理延時、合并單元和智能IED設備間延時等多個環節影響。當確定互感器和合并單元類型時，前3個環節延時為一個固定值，而采樣值傳輸延時取決于過程層網絡的規約，在采取IEC 61850-9-1組網時，采樣傳輸延時理論上固定；而采取IEC 61850-9-2時，則為一個變化量。

新型互感器與合并單元間同步。一種方式如圖1-10，由合并單元統一發送數據采樣中斷信號給不同互感器，互感器在該時間點采集并發送數據至合并單元。優點是簡單易操作，但可靠性不強，不同合并單元間的同步性需借助外部時鐘源；另一種方式如圖1-11，互感器獨立采集并發送數據給合并單元。在理論上傳輸延時固定，可靠性較高。

圖1-14 合并單元中斷進行數據同步

圖1-15 互感器獨立進行數據同步

合并單元與智能IED裝置的同步。當采用IEC 61850-9-2規約組網時，合并單元與智能IED元件間數據傳輸延時不是一個固定值，受當前網絡狀態和數據傳輸量的影響。因此需給所有合并單元配置統一的時鐘源，并對編號采樣數據報文包。IED需根據編號順序處理來自不同合并單元的采樣數據報文。

GOOSE數據延時分析。GOOSE選用交互式以太網技術，其在網絡中的延時為ms級，在一般的保護裝置中，GOOSE信號的ms級延誤并不會導致保護誤動，因此保護裝置通常忽略GOOSE數據延時，根據數據信號的指令直接進行對應操作。

3 基于系統的間隔關聯信息在線監測技術

系統收集同一設備對象的保護信息、故障錄波器的模擬量和開關量信息，構建其監測信息的關聯映射關系數據庫，利用冗余信息的一致性，監測并診斷二次回路是否處于異常或故障狀態。依托于系統開展間隔信息關聯關系比對，當同一設備對象的同類信息差異超過設定門檻值時，給予告警提示，這彌補了停電檢修和裝置自檢存在的不足，有效提升了繼電保護二次回路在線監測能力。

在通用數字化變電站的設計方案中，將高壓進線、主變高壓、低壓、主變本體、低壓出線等均視為間隔。數字化變電站在網采網跳模式下線路間隔保護和測控功能配置及網絡架構，數字化變電站內部及站間傳輸均符合IEC-61850標準體系。SV網采（采用IEC61850-9-2協議），GOOSE網采網跳（采用IEC61850-8-1協議），SV、GOOSE兩網合一；監控采用MMS組網方式（采用IEC61850-8-1協議）。

3.1 電氣采樣關聯信息的在線監測方案

假設站內僅發生一處的信息異常或丟失，展開電氣采樣關聯信息的在線監測方案研究。

3.1.1 電流采樣信息異常的在線監測方案

目前國產微型機保護在電流采集環節實現裝置內部冗余設計，可在裝置級上比對關聯關系的采樣電流，但無法實現二次進線處異常的監視。現利用同間隔CT多個分接頭分別接入不同保護裝置的原理展開采樣電流在線監測，可同時適用于電網正常運行工況和異常工況。在數字化變電站僅配備單套保護裝置時，系統需參考測控裝置的采樣數據，排查保護裝置是否存在異常采樣。在圖1-12中，根據GkCL定律，母線間隔收集各支路采樣電流值，得：

式中，i1、i2、i3、i4分別為支路 L1、L2、L3、L4的電流。

圖1-12 系統網絡結構

在現場實際中，由于CT存在變比不完全相同和正負誤差，無法嚴格滿足式(1-1)時，可改用式(1-2)驗證母線間隔是否存在異常采樣。

式中，ictyu為設定的門檻，在正常工況下其值較小。同時該值與廠家設備和電壓等級相關。在式(1-2)成立時，判定母線保護間隔正常采樣，否則判定異常采樣。

3.1.2 電流采樣信息缺失的在線監測方案

由式(1-1)可知，可借助相關回路電流獲取任一回路電流值。同理，當缺失某回路采樣電流時，可根據公式(1-1)的變形，獲取缺失采樣電流。如當已知回路電流i2、i3和i4，可得缺失采樣電流i1為-（i2+i3+i4）。

同時，在電力系統或通信系統短時不穩定，導致某回路幾幀電流信息缺失時，除借助公式（1-1）的變形公式外，還可借助采樣等比值法，獲取缺失采樣信息的近似值。正常工況時，系統電流頻率穩定，電流波形光滑連續可導，在較小時區內，前后采樣值的差分基本相等：

在采樣值i(k)和i(k-1)可獲取時，即可根據式(5-4)推算出i(k+1)。依次可推算出i(k+2)后續的若干幀數據。但式(1-3)僅在較小時區內成立，無法精確求取大量電流采樣值，因此僅作為一種參考方法在此提出。

3.1.3 電壓采樣信息異常/缺失的在線監測方案

根據繼電保護規程規定：經N600(零相小母線)連通的多組PT二次回路，應在控制室設置一個接地點。設三相電壓矢量和為3ù，外接開口三角電壓為3ùk。正常工況下，忽略回路壓降，3ù和3ùk應相等。若回路上存在故障，則3ù和3ùk不等。系統實時監測3ù和3ùk的差值，當滿足公式（1-5）時，判定該電壓回路采樣信息異常。

式中，ε為門檻值，一般可取二次有效值3V。

正常工況時，連接于同一母線或母線分段的各出線電壓幅值應相等，當某出線電壓缺失或異常時，可通過電壓關聯性，排除異常并彌補缺失電壓采樣數值。

3.2 自檢因子的保護狀態在線監測方案

微機保護可采用多種自檢方法實現保護狀態監測功能，如比較法、編碼校驗法等，但受限于CPU處理速度和硬件存儲空間，難以提升設備自檢功能。系統充分利用微機保護的自檢信息，實現保護狀態在線監測。為全面開展保護狀態在線監測，需表1-2所示的保護裝置狀態監測信息。

表1-2 保護裝置自檢信息一覽表

根據自檢信息的數據類型和統計方式將自檢信息分為4類，分別為描述類、模擬量、統計類和狀態量自檢信息，其中統計類、模擬量信息從不同角度反應設備老化趨勢，描述類自檢信息則直接反應設備的現實工況，如通信中斷等。為有效利用繼電保護自檢信息開展保護狀態在線監測及評價，提出公式(1-6)：

式中，kj表示第j個模擬量或統計類自檢信息對保護裝置整體健康狀況的影響程度，取值范圍為[0,1]；ri表示第i個狀態量自檢信息的實際值，由保護裝置自檢程序給定，取值為0或1，如控制回路斷線異常，則ri取為1；ki表示第i個狀態量自檢信息對保護裝置自檢情況的影響程度，取值范圍為[0,1]，具體數值由廠商或檢修運維人員確定后輸入設備；自檢因子 的取值范圍為[0,1]，數值越高表明保護設備自檢情況越好。當描述類自檢信息出錯時，判定系統需要重啟，直接設置k取0值，重啟保護裝置。

保護裝置通過通信網上傳自檢信息，系統繪制圖1-13的保護裝置自檢因子曲線圖，結合現場運行經驗，分別設定異常、故障自檢閾值，并開展綜合評價：當異常自檢閾值＜k＜1時，保護裝置處于正常工況；當故障自檢閾值＜k＜異常自檢閾值時，保護裝置異常運行，短時間內不退出運行，但異常自檢次數+1。當設定時段內多次發生異常自檢時，系統發出提前檢修的指令；當k＜故障自檢閾值時，保護處于故障運行狀態，立即退出運行，發出告警信號，重啟設備，并通知檢修。

4 結論

針對數字化變電站信息交互實用化研究，提出了基于信息融合-后備保護系統的間隔關聯信息在線監測技術，提高了數字化變電站數據采集交互的可靠性。