一種智能化母線保護大差高低值判別邏輯分析

王俊康，譚小兵，朱小燕，汪衛東

（1.浙江省送變電工程有限公司，杭州 310020；2.杭州市電力設計院有限公司，杭州 310004）

0 引言

母線是變電站內的重要設備之一，起著匯聚和分配負荷電流的作用。500 kV 變電站內的220 kV 母線，常用的接線方式有雙母線、雙母單分段和雙母雙分段3 種[1]，其中雙母單分段接線方式兼具雙母線和單母分段2 種接線方式的特征，因此該接線方式除具有雙母線接線的靈活性外，還可以滿足限制母線短路電流或系統解列運行的要求[2-3]。

近年來，浙江電網新建500 kV 變電站均為智能變電站，其中220 kV 母線保護裝置均已采用以“直采直跳”為特征的智能化設備。智能化母線保護設備雖然完全繼承了微機母線保護裝置的原理，但是由于采用全新的硬件平臺，并以實現變電站內智能電氣設備間信息共享、互操作和保護間隔下放為目的，因此外在接口、面板操作和信息交互等方面都與傳統微機母線保護有著顯著差異，甚至影響某些邏輯功能的實現。

母線保護的核心邏輯功能之一是比率制動差動保護，為防止在母線分列運行的情況下，電源側母線發生故障時大差比率差動元件的靈敏度不夠，部分廠家的母線保護中設置了比率制動系數高、低兩個定值。當母線判別為并列運行狀態時大差比率制動差動元件采用比率制動系數高值，而當母線判別為分列運行狀態時自動轉用低值；小差則始終固定比率制動系數不變[4-5]。

本文對針對雙母單分段接線方式的母線保護在實際工程調試中遇到的問題進行了深入的分析，并給出了解決方案和建議，為程序的優化和現場虛回路的合理配置提供思路。

1 大差比率制動系數高低值判別邏輯

1.1 雙母單分段母線保護大差比率制動系數高低值的設置

對于雙母單分段接線方式，其母線共有3 段，即正母Ⅰ段、正母Ⅱ段和副母（如圖1 所示），正母Ⅰ段和副母通過1 號母聯相連，正母Ⅱ段和副母通過2 號母聯相連，正母Ⅰ段和正母Ⅱ段通過正母分段相連，1 號母聯、2 號母聯和正母分段可統稱為聯絡開關。很顯然，三個聯絡開關如果僅斷開一個，并不能將三段母線完全隔離（穿越性電流可通過另兩個聯絡開關在母線上流通），因此只有兩個及以上聯絡開關斷開之后，才可能將雙母單分段的母線系統隔離為兩段或者三段相互獨立的母線，此時才能認為母線處于分列運行狀態。因此，雙母單分段母線保護的比率制動系數高低值設置的基本思想是：兩個及以上聯絡開關處于閉合狀態時使用高值，兩個及以上聯絡開關處于斷開狀態時使用低值。

圖1 雙母單分段母線一次主接線

聯絡開關之于母線保護裝置所謂的“閉合”和“斷開”狀態，是需要通過一系列的判別邏輯來實現的。各主流廠家對聯絡開關位置的判別有著不同的理解，根據說明書描述，其中一種判別邏輯可總結如下：

（1）“閉合”狀態：“分列壓板”和“TWJ”開入均為0 且“HWJ”為1，稱此狀態為“高值”狀態。

（2）“斷開”狀態：“TWJ”=1 且“HWJ”=0 或位置異常或“分列壓板”開入為1，稱此狀態為“低值”狀態。

另外，經過咨詢廠家以及現場試驗，確認了母線是否處于互聯狀態（采用間隔隔離開關雙跨或者互聯軟壓板投入兩種方式實現）與大差高低值判別邏輯沒有聯系，也就是說，大差高低值判別僅與聯絡開關位置信號及“分列壓板”狀態相關。

1.2 各主流廠家大差高低值判別邏輯

研究國內六大主流廠家標準化設計的母線保護裝置可知，南瑞科技NSR-371 型、北京四方CSC-150A 型、國電南自SGB-750 型母線保護裝置大差比率制動系統固定，未設置高低值，因此不需考慮本文提出的問題。南瑞繼保PCS-915A型保護裝置只需同時滿足大差高值、小差低值或者大差低值、小差高值兩種條件，母線差動保護即可動作，與聯絡開關位置、分列壓板等狀態無關，邏輯較為簡單。長園深瑞BP-2C 型和許繼電氣WMH-801 型母線保護裝置均設置了大差比率制動系數高低值自動切換的功能，兩者對于高低值的判別也有一定區別，通過試驗、廠家說明書等相關內容分析，總結得到圖2、圖3 所示的高低值判別邏輯流程。

從圖2 和圖3 所示邏輯流程示意圖可總結出大差高低值的判別有下列3 個共性特征：

（1）聯絡開關TA（電流互感器）變比一次值會影響大差高低值判別

這是一個較為隱晦的判別條件，聯絡開關TA變比定值一次值可分為“0”和“非0”兩種情況，對于BP-2CD-DA-G 裝置，當整定為“0”時，保護裝置認為該聯絡開關間隔實際不存在，相應的母線處于“硬連接”狀態，這是一種類似于母線并列運行的狀態，因此此時該聯絡開關按“高值”狀態考慮；對于WMH-801D-DA-G 裝置，當整定為“0”時，保護裝置對該不存在的間隔的理解是無一次設備，相應的母線之間沒有一次設備聯系，也就是說處于分列運行狀態，因此按“低值”考慮。

（2）聯絡開關的位置狀態是影響大差高低值判別的重要依據

當聯絡開關TA 變比一次值整定為“非0”時，保護裝置認為該聯絡開關間隔實際存在，其“高低值”狀態則決定于“分列軟壓板”和聯絡開關位置狀態。“分列軟壓板”可通過運行操作進行投退，與“高低值”判別的關系比較明顯；通過聯絡開關位置判別“高低值”狀態則較為復雜。從圖中可知，聯絡開關位置判別與該間隔是否投入、是否正確完成GOOSE（面向通用對象的變電站事件）配置、是否GOOSE 斷鏈、是否GOOSE 檢修不一致以及聯絡開關實際位置狀態均有關系，具體判別邏輯如圖2 和圖3 中所列，此處不再贅述。

（3）大差比率制動系數是三個聯絡開關狀態綜合判斷的結果，具體原因如1.1 節中所述。

圖2 BP-2CD-DA-G 型母線保護大差比率制動系數高低值判別邏輯

圖3 WMH-801D-DA-G 型母線保護大差比率制動系數高低值判別邏輯

2 運行中存在的問題

按圖2 和圖3 所示邏輯進行大差高低值判別，說明主流廠家在設計保護邏輯時已經考慮了部分僅智能站中存在的特殊情況，但是該判別邏輯應用于工程中的某些特殊情況存在改進的空間，下面從工程中遇到的兩方面問題進行探討，分析的前提是各裝置工作正常、通信鏈路正常、無缺陷情況存在。

2.1 本期未上聯絡開關間隔TA 變比一次值整定問題

某新建500 kV 智能站，220 kV 母線遠景采用雙母單分段接線方式，但是一期只新建雙母線（圖4 中虛線框所示的正母Ⅰ段和部分副母）及1號母聯，無正母分段和2 號母聯間隔。

圖4 某新建500 kV 智能站220 kV 母線本期及遠景接線

在集成聯調階段，調試人員考慮到本期新上設備與遠景規模不對應可能會導致一系列問題，經與業主、設計等部門協商，明確220 kV 母線保護程序的兩點配置原則，該配置原則符合電網安全穩定運行的要求，具有普遍意義：

（1）考慮到遠景擴建時，盡可能縮短原運行母線、線路和主變壓器（以下簡稱“主變”）間隔的停役時間，盡可能降低母線、新聯絡開關、新線路和主變間隔擴建時試驗工作對運行母線、線路間隔造成的風險，要求本期母線保護程序按遠景的雙母單分段母線保護程序配置。之所以提此要求，主要是考慮到盡管雙母單分段母線保護和雙母線保護的裝置硬件可以通用，但是兩者保護程序和模型必然不同，若本期用雙母線保護程序，后期母線擴建時再升級保護程序，勢必導致母線保護模型的變動，進而使得連接于該母線的線路保護、主變保護、間隔智能終端等設備的配置需重新下裝及調試，工作量和停電時長會增加很多；如果直接采用雙母單分段母線保護的程序，后期擴建時運行間隔的配置不需變動，僅在母線保護完成新配置下裝后，相應保護裝置改信號進行簡單驗證即可，停電時間大大縮短，發生電網事故風險也大大降低[6-8]。

（2）按照遠景配置雙母單分段母線保護后，需采取相應措施，或者程序本身有相應的功能，保證本期一次及二次設備未完整建設的情況下，母線保護裝置能夠正常運行，且不出現任何告警信息。

按上述原則配置保護程序之后，在現場試驗時發現整定單中，由于本期實際無正母分段和2號母聯間隔，按常規理解，應將這兩個間隔TA變比一次值整定為0，以保證與實際一次設備相對應，但卻由此產生一個問題。從1.2 節第（1）點說明可知，當聯絡開關TA 變比一次值整定為0，保護裝置確實是認為該聯絡開關間隔不存在，但是不同廠家對于聯絡開關間隔的理解不同，認為母線處于硬連接狀態或者處于分列狀態，都明顯與實際情況不符。在這種定值整定方式下，母線保護固定有兩個聯絡開關處于“高值”狀態或者“低值”狀態，因此1 號母聯開關處于任何狀態都不會影響母線保護整體大差高低值的判別，導致大差比率制動系數出現固定為高值或者固定為低值的現象。

這種情況的出現顯然是與大差高低值的設置初衷相違背的。以BP-2CD-DA-G 裝置為例，對于本期已上雙母線系統，當1 號母聯處于分位時，Ⅰ母和Ⅱ母實際是兩段分列運行的母線，因此大差應使用低值，而母線保護中大差卻以高值在運行，這將可能導致母線分列運行時差動保護無法靈敏動作。下面舉一個簡單的例子（該例不考慮間隔TA 變比和角度的傳變誤差問題，各間隔TA變比相同，以二次值進行計算），如圖5 所示。假設L2，L3 間隔運行于Ⅱ母，且負荷較重；L1 間隔運行于Ⅰ母，對側是弱電源系統。當Ⅰ母上發生接地故障時，L2，L3 間隔電流自行平衡，即IL2=IL3，假設IL2=IL3=1 A，此時差流全來自于L1 間隔，故障電流即差流，Id=IL1，制動電流為三個間隔電流模值之和，即Ir=IL1+IL2+IL3。此時，大差的復式比率制動系數本應采用低值0.3，即故障電流Id>0.3×（Ir-Id）=0.3×（1+1）=0.6 A 即可靈敏動作，但是由于前述情況的存在（高值為0.5），導致差流Id>0.5×（Ir-Id）=0.5×（1+1）=1 A 大差才會動作，顯然顯著降低了保護動作的靈敏性。假如L1對側弱電源系統只能提供0.7 A 的故障電流，差動保護無法動作，將導致保護拒動。

對于WMH-801D-DA-G 保護裝置也有類似的問題，只不過大差比率制動系數被固定為低值，在區外故障有較大穿越性電流流過母線，TA傳變誤差增大的情況下，增加了保護誤動的可能性[9]，本文不再贅述。

2.2 聯絡開關正常操作過程中出現的問題

圖5 雙母線分列運行母線故障示意

雙母線上某間隔進行倒母操作時，為防止母線通過隔離開關雙跨形式互聯時，母聯開關因為誤操作、故障跳閘、偷跳等原因跳開，負荷電流從被操作的母線隔離開關處流過而導致帶負荷分合隔離開關，因此操作過程中會有一個臨時的“母聯/分段開關合位非自動”狀態，即母聯/分段開關處于合位狀態時斷開控制電源。如1.1 節所述，母線互聯狀態不影響大差高低值判別邏輯，仍然以聯絡開關位置進行判別。微機母線保護的“TWJ”概念是指聯絡開關控制回路中的分位監視繼電器的動作節點信號，智能化母線保護在繼承這一概念的基礎上還加入了“HWJ”開入信號，設計人員在考慮虛端子連線時也同樣遵循了智能終端控制回路信號的理念。但是實際工程中，這種連線方式存在著另一個問題。

當母聯開關處于合位狀態時，如1.2 節中分析，大差應使用高值進行計算。然而在倒閘操作過程中，一旦拉開聯絡開關控制回路電源，聯絡開關進入“合位非自動”狀態時，由于控制回路失電，導致智能終端“TWJ”和“HWJ”信號均為0，即處于位置異常狀態。此時，母線保護會顯示相應聯絡開關“位置異常”的報警信號，影響運維人員監盤，這個問題在所有廠家的母線保護裝置中均存在。

從大差高低值邏輯判別方面來看，按照圖2邏輯流程可知，BP-2CD-DA-G 型保護裝置大差比率制動系數將自動轉為低值，這將使得倒母操作時母線保護誤動的風險提高，因為如果此時恰好遇到母線區外故障，有較大的穿越性故障電流流過母線，因為故障電流非周期分量等因素導致TA 傳變誤差增大，則母線保護大差很有可能運行在高值制動區與低值動作區相重疊的區域；此時由于保護檢測母線處于互聯狀態，小差已經不起作用，將導致大差直接跳開母線上的所有間隔。不過，按照圖3 的邏輯流程，WMH-801D-DA-G型保護裝置則保持聯絡開關位置異常前狀態，即仍為高值，因此不影響邏輯計算。

3 解決方案

3.1 本期未上聯絡開關間隔TA 變比解決方案

該問題的癥結在于母線保護裝置程序所認為的母線狀態是否與實際母線狀態相一致，若出現2.1 節所述情況，可考慮采用如下3 種解決方案。

方案一：將至少一個本期未上聯絡開關間隔TA 變比一次值整定為“非0”，同時退出間隔接收軟壓板。

此方案能夠在不改變當前保護程序的基礎上，從功能方面較快地解決上述問題。但是，將實際不存在也沒有相關二次設備的間隔TA 變比一次值整定為“非0”定值，與調度部門的整定原則相沖突，也與運維、檢修人員的直覺相違背，同時并沒有成功運行的先例可循，廠家研發人員也不推薦現場如此實施。

方案二：為至少一個本期未上聯絡開關間隔配置1 臺合并單元和1 臺智能終端，該間隔按正常聯絡開關間隔配置，運行時投入相應的間隔接收壓板、分列軟壓板。

此方案是不改變當前程序的情況下最為穩妥的解決方案。所配置的備用合并單元和智能終端作為待用聯絡開關間隔的二次設備，模擬相應一次設備發送采樣值（實際無值）和位置（通過回路改接將開關強制置為分位）信號，對于母線保護來說，該聯絡開關間隔就可以按有實際設備的方式考慮。這種方案需要注意的是備用合并單元和智能終端的安裝位置、電源引接方式需要妥善選擇；同時由于沒有相應的一次設備，還需注意如何消除和管理裝置的告警信息和告警狀態。在工程時間和預算允許的情況下，可使用此方案。

方案三：修改保護程序，增加能夠區分本期未上聯絡開關硬連接狀態和無設備（即分列）狀態的內部控制字或軟壓板。

TA 變比一次值整定值問題的本質是程序問題，是在程序設計時未全面考慮實際工程中可能遇到的各類特殊情況所導致的，因此修改判別邏輯才是徹底解決問題的最好途徑。修改判別邏輯的思路有多種，本文提供一種較為實用的修改思路：在保護裝置廠家內部定值中增加一項針對聯絡開關狀態設定的內部控制字或軟壓板，通過該控制字或軟壓板的投退，能夠明確本期未上的聯絡開關間隔是處于母線“硬連接”狀態還是“無設備”狀態，從而使大差高低值判別能更符合實際情況。本方案的缺點在于，程序完成修改后，還需通過國網電科院等專業部門的檢測，耗時較長。若工期允許，應盡量采用此方案徹底解決程序中的此項邏輯問題。在2.1 節所述的案例中，若采用此方案，需要將分段開關狀態設置為“硬連接”，母聯2 開關狀態設置為“無設備”，才能使得大差比率制動系數與母聯1 實際位置相對應。

3.2 聯絡開關正常操作過程中“合位非自動”狀態解決方案

該問題的癥結在于聯絡開關正常操作過程中控制電源斷電會導致聯絡開關控制回路斷線，從而出現“HWJ”和“TWJ”均為0 的非正常狀態。為解決該問題，可以考慮采用以下2 種解決方案。

方案一：修改保護程序，修改聯絡開關位置異常時大差高低值判別的依據。

該方案能夠直接解決倒母操作時由于聯絡開關控制電源失電導致的大差高低值錯誤切換問題，本文提供2 種程序修改思路：

（1）將母線互聯狀態作為大差高值判別的條件之一，即一旦判別母線處于互聯狀態，大差比率制動系數自動調整為高值。

（2）在聯絡開關判出位置異常后，大差高低值判別保持異常前的結果。

但是該方案無法解決聯絡開關控制電源失電導致的位置異常報警問題，同時考慮修改程序后的檢測工作，不推薦此方案。

方案二：修改虛端子配置，母線保護接收聯絡開關“TWJ”“HWJ”信號改用開關分相遙信位置虛端子。

若不考慮遙信電源事故失電的因素，該方案可徹底解決倒母操作中聯絡開關位置異常的問題，因為控制電源失電不會影響遙信位置的上送。常規站之所以采用開關“TWJ”信號，是因為可以和“SHJ”信號一起從操作箱的繼電器輔助接點取得，方便回路實現；智能站的“TWJ”“HWJ”“SHJ”信號與位置遙信信號都是通過智能終端以GOOSE報文的形式上送，因此位置信號不論采用操作回路還是遙信位置信號，都可以比較方便地實現。

同時，值得注意的是上述兩種信號的性質有所不同。“TWJ”“HWJ”表征的是合閘、分閘控制回路的通斷情況，合閘、分閘回路在開關動作瞬間實際也是通過開關輔助接點瞬間開斷的，只不過接通時間可能因為油壓、氣壓等因素有所延遲，而且“TWJ”“HWJ”目前已經基本不采用繼電器、而是使用光耦作為信號采集元件，響應時間很短；遙信位置信號就是開關輔助接點隨開關動作而變化的信號。由此可見，兩者在開關動作瞬間動作性質基本一致，而母線保護中聯絡開關位置信號所參與的邏輯功能——如聯絡開關死區保護、充電至死區保護等，均是以開關或保護動作之后短時間內位置變化作為邏輯判斷的依據，至于位置何時返回，并無明確要求。甚至在某些特殊情況下，若使用“HWJ”“TWJ”作為位置信號，聯絡開關合上之后由于儲能打壓時間較長，在此期間“TWJ”已返回，“HWJ”未動作，又出現了聯絡開關位置異常的情況，大差比率制動系數又會錯誤地采用低值。

通過上述分析可知，采用聯絡開關分相遙信位置代替“TWJ”“HWJ”信號接入母線保護，更為合理、可靠。值得注意的一點是，按文獻[10]第4.2.3 條要求，“智能站保護裝置對應一臺IED（智能電子設備）應只接收一個GOOSE 發送數據集，該數據集應包含保護所需的所有信息”，由于各廠家建模理念不同，分相遙信位置與“SHJ”信號可能不在一個數據集內發出，因此實際操作中還需根據智能終端的發送數據集模型來決定是否可按此方案執行。

4 結語

對于新建工程中繼電保護的安裝調試，除了完成基本邏輯功能和回路功能試驗外，還要從系統運行的角度做好安全預控，分析各種運行方式下的危險點；然后從二次回路（虛回路）與裝置邏輯2 個方面進行調試驗證，在裝置邏輯的調試過程中，要特別注重不同廠家對某些特殊接線方式的不同實現方法，全面思考并驗證其邏輯是否符合實際運行條件，盡早發現邏輯上的缺陷，降低投運以后帶來的安全風險。