智能牽引變電站廣域保護系統的一種配置方案

南京國電南自軌道交通工程有限公司 沈珂婷 孫金華

目前鐵路供電領域對智能變電站的探討和實踐還在初步發展階段，多數國內已有的智能化牽引變電站系統局限于獨立的各個變電站、AT所、分區所分別實現一次設備的智能化，僅可構成所內智能化系統。近年來隨著廣域保護測控系統概念的提出及推廣，新一代智能牽引變電站以供電臂為單元，將同一供電臂的牽引變電所、AT所、分區所、開閉所的綜合自動化系統構成廣域保護測控系統，完成以供電臂為單元的廣域保護功能及所內的站域保護功能。廣域保護系統有效地提高了保護的可靠性、選擇性和速動性，為智能變電站的推廣應用提供了有利條件。

1 系統架構

1.1 三層兩網

智能牽引變電站系統采用三層兩網的架構，三層包括過程層、間隔層、站控層[1-2]，兩網包括過程層網絡和站控層網絡。

三層主要設備配置如下：站控層設備主要包括當地監控后臺、通信管理裝置、通信規約轉換裝置、GPS對時裝置等，提供良好的人機交互界面，實現全所設備的監控和管理；間隔層設備主要包括就地保護測控裝置、站域保護裝置、故障測距裝置、網開關監控裝置等，實現保護、測量、控制、計量、監測等功能；過程層設備主要包括智能牽引變壓器、智能高壓開關設備、互感器、避雷器等高壓設備，實現電量和開關位置等信息的實時采集，并執行分/合閘等操作指令。

網絡分為兩個物理層：站控層MMS網絡、過程層網絡。站控層MMS網絡為以太網，可選擇雙絞線以太網或光纖以太網，用于站控層設備之間、站控層與間隔層設備之間信息交換，可采用星型雙網模式；過程層網絡為光纖以太網，用于間隔層與智能終端間的信息交換。過程層網絡包含了SV過程層網絡及GOOSE過程層網絡[3]，SV網絡和GOOSE網絡既可相互獨立也可共網，本方案采用雙網共網模式為SV/GOOSE雙網，可節約投資、簡化網絡。過程層交換機可根據流量和傳輸路徑通過合理的VLAN劃分來保證網絡的實時性和可靠性。

1.2 層次化保護

智能牽引變電站繼電保護由牽引變電所、開閉所、分區所、AT所設備的層次化保護實現。系統層次化保護包括設備的就地保護、全所的站域保護、所間的廣域保護。就地保護、站域保護由就地保護裝置、站域保護裝置實現，廣域保護由就地保護裝置、站域保護裝置共同實現。

2 廣域保護方案設計

為提高智能牽引變電站廣域保護系統的可靠性，就地保護裝置均采用電纜直接采樣模式，其保護功能不依賴于時鐘同步系統。27.5kV側就地保護裝置采用電纜跳閘模式，主變保護采用網絡跳閘模式，站域/廣域保護裝置采用網絡采樣/網絡跳閘模式，站域保護裝置和就地保護裝置中的保護控制功能相互冗余。廣域保護測控系統可充分發揮所內和所間信息共享的優勢，具備分層閉鎖功能，提高控制操作的安全性；具備自愈重構功能，能減少停電時間和停電區間，提高供電可靠性。

2.1 站控層設計方案

站控層設備主要包括監控后臺、通信管理裝置、通信規約轉換裝置、GPS對時裝置等。監控后臺單機設計，采用無機械磨損件的工業級計算機。通信管理裝置采用雙機熱備用模式，提高可靠性。通信規約轉換裝置用于接入其它廠家非IEC 61850設備。

2.2 間隔層設計方案

變壓器保護裝置。采用差動、后備保護合一配置模式，每臺變壓器均配置2臺完全一致的變壓器保護裝置，每臺保護裝置均實現完全的保護判斷和跳閘功能，裝置采用主控室集中組屏模式。變壓器保護裝置通過電纜接入主變高、低壓側交流保護電量，每臺保護裝置均實現變壓器差動和后備保護，通過SV/GOOSE雙網與主變高、低側智能終端通信，接收主變斷路器、隔離開關等狀態信息，發送保護跳閘命令，完成對主變高、低側斷路器的跳閘操作。變壓器保護裝置接收主變高壓側智能終端的本體保護動作GOOSE信息，生成非電量動作報告并錄波。

變壓器測控裝置。通過電纜接入主變高、低壓側交流測量電量，實現主變高、低壓側交流及有功、無功計算等測量功能，通過SV/GOOSE雙網與主變高、低壓側智能終端通信，接收斷路器、隔離開關等狀態信息，發送遙控分/合閘命令，完成主變高、低壓側斷路器、隔離開關及進線隔離開關的遙控分/合閘操作。裝置采用主控室集中組屏模式。

備自投裝置。系統配置單獨的備自投裝置。備自投裝置通過電纜接入2臺主變的高壓側電壓和進線抽壓電壓，通過SV/GOOSE雙網接收斷路器、隔離開關等狀態信息，發送開關分/合閘命令，完成進線失壓自投及主變故障自投功能。裝置采用主控室集中組屏模式。

27.5kV間隔層保護裝置。27.5kV間隔層保護如饋線保護、電容器保護、所用變壓器保護、自耦變壓器保護等采用保護測控裝置一體化設計，安裝在開關柜上，對改造所開關柜現場安裝困難的也可采用在主控室集中組屏方式，均采用電纜接線方式實現與互感器和開關的信息交換。間隔層保護裝置均接入SV/GOOSE雙網。

計量表。采用常規的電磁式電度表，采用傳統的電纜接線方式采集主變高壓側三相電壓、電流作為電度表的計量交流輸入回路。

網絡分析記錄系統。配備一個該系統，可實現以下功能：裝置應能實時分析報文，給出預警信息并啟動報文記錄；能對網絡節點、通信狀態、數據流量進行實時監控[4]；能離線分析網絡流量、報文統計信息，以及離線還原供電系統一次設備的波形和動作行為的記錄；故障錄波功能。錄波啟動可通過外啟動和自啟動兩種方式。

站域保護裝置。每個所均配置1臺站域保護裝置，站域保護基于全站信息實現保護的冗余和優化，具有斷路器失靈保護、簡易母線保護、饋出的冗余保護、所內自愈重構等功能。站域保護裝置通過SV/GOOSE雙網從智能終端和就地化保護測控裝置獲取數字化采樣信息及開關信息，通過SV/GOOSE雙網給智能終端和就地化保護測控裝置發出開關的動作信號及保護的閉鎖信息等。

廣域保護裝置。不配置單獨的裝置，廣域保護是基于牽引變電所、AT所、分區所的信息共享，由站域保護裝置及就地化保護測控裝置聯合完成，實現供電臂保護功能、供電單元自愈重構等功能。

2.3 過程層設計方案

2.3.1 互感器

對比電子式互感器+合并單元的采樣方式，由于電子式互感器易受快速暫態過電壓（VFTO）的影響，遠端模塊抗干擾能力較差，合并單元數據網絡傳輸的正確性依賴外部時鐘，這些問題易引起保護的誤動。因此本方案采用常規電磁式互感器，通過電纜接線接入各保護裝置，提高保護的可靠性。

2.3.2 智能終端

過程層設備主要包括主變高、低壓側智能終端，可實現合并單元及智能終端功能。智能終端通過光纖以太網接入SV/GOOSE雙網與間隔層設備傳輸信息，智能終端完成主變斷路器和隔離開關的信號采集及分/合閘操作，完成變壓器本體保護功能,支持就地組屏、集中組屏等方式。

主變過程層設備按如下配置：變壓器高壓側智能終端安裝于戶外智能柜，也可集中組屏。每個牽引變電所配置2個戶外智能柜，分別就近安裝在2臺主變附近。主變高壓側智能終端完成主變本體保護功能及主變斷路器、隔離開關、進線隔離開關和跨條隔離開關等開關的信號采集和開關控制功能。變壓器本體保護由主變高壓側智能終端通過電纜接線直接跳閘高、低壓側斷路器，非電量動作信息通過SV/GOOSE雙網上送變壓器保護裝置，由主變保護裝置實現故障記錄及錄波；變壓器低壓側智能終端安裝于開關柜，對改造所就地開關柜不能安置時也可集中組屏，采用電纜接線實現開關量輸入輸出。a、b相斷路器可共同配置1臺智能終端，實現2相斷路器的操作和信息采集，也可分別配置智能終端。

主變高、低壓側智能終端按雙重化配置，并分別與雙重化配置的主變保護裝置相對應，當一套保護或智能終端異常或退出時不影響另一套保護的運行。智能終端中的本體保護按單套配置。

2.4 系統對時方案

配置1臺專用GPS裝置接收衛星時鐘的對時信號，實現系統時鐘同步。保護裝置支持IRIG-B碼對時和SNTP對時。間隔層和過程層采用IRIG-B碼對時，站控層采用SNTP網絡對時。

3 系統指標

總體指標：事件順序記錄分辨率（SOE）≤1ms；遙信變位響應時間≤2s；遙測信息響應時間≤2s；保護跳閘與告警響應時間≤2s；遙控傳輸延時時間≤2s；監控后臺主機CPU平均負荷率正常時任意30min內≤30%、電力系統故障時10s內≤50%；遙控操作正確率=100%；系統平均無故障間隔時間（MTBF）≥20000h；主時鐘時間準確度≤1μs；間隔層裝置對時精度≤1ms。

保護元件精確工作范圍：電壓0.01～1.5UN，保護電流0.05～20IN或0.1～40IN，測量電流0.01～2IN，頻率45～55Hz。UN、IN為額定值，下同；保護元件定值誤差：電流元件不超過±2%整定值或±0.01IN（兩者取較大值），電壓元件不超過±2%整定值或±0.005 UN（兩者取較大值），時間元件（定時限時）不超過±1%整定值或30ms；采樣、同步及延時：采樣頻率4kHz(每周波80點)，同步精度＜1μs，守時精度丟失同步信號10min后小于4μs，跳閘動作延時≤7ms(從收到GOOSE報文到節點輸出)，開入變位傳輸延時≤2ms(從開入變位到對應GOOSE報文輸出)。

綜上，本方案采用常規互感器電纜采樣，避免了電子互感器和合并單元固有缺陷造成的保護誤動和拒動風險。采用SV/GOOSE雙網共網模式，可簡化網絡，同時保證了通信可靠性。通過SV/GOOSE通信網絡，完成整條供電臂上各個所的所內和所間信息共享，從而實現智能牽引變電站的廣域保護功能，實現對常規保護功能的冗余、優化和補充，提高了系統的可靠性。