智能变电站中电子式互感器与通信网络对保护的影响及适应性分析概述

张欢陈磊

（1.湖南省电力公司检修公司，长沙 410004；2华中科技大学电气与电子工程学院，武汉 430074）

2009年5月，国家电网公司提出了立足自主创新，以统一规划、统一标准、统一建设为原则，建设信息化、自动化、互动化特征的统一坚强智能电网的发展目标[1]，并相应制定了 3个阶段的发展计划，其中处于变电环节的智能变电站建设是关键技术之一。

智能变电站采用了大量先进、集成、智能的设备器件，其建立在符合国际标准的IEC61850通信规约基础之上，完成变电站的电能分配、变换以及测量、控制、保护、计量监测等功能[2]。智能变电站具有两个基本特性，即一次设备智能化和二次设备网络化，具体表现为：传统的电磁式互感器被低功率、数字化的电子式互感器所取代，应用智能化开关（或是常规断路器结合智能终端）以实现开关的精确控制及就地操作；利用以太网交换机构建统一标准的信息平台供二次设备数据通信。此外，一次设备与二次装置之间的信号传输采用光纤作为媒介，取消了传统的硬电缆接线方式。同装设在常规变电站的继电保护装置相比，应用于智能变电站的保护装置在信号采集处理及信息通信方式上有很大的区别。数字化采集器件、光纤传输及信息网络的应用无疑将会对保护装置的动作性能造成相关的影响，且可能一定程度上拓展保护的应用型式。

本文首先对智能变电站的组成结构进行了介绍，然后以过程层中的电子式互感器及信息通信网络为例，分析概述了其技术特性，进而综述了它们对间隔层中继电保护装置可能带来的影响。最后，结合若干运行案例，关于保护装置对电子式互感器与通信网络应用的适应性亦开展了相应总结分析。

1 智能变电站的结构及技术特性

1.1 系统结构

根据IEC61850通信协议[3]，智能变电站的逻辑结构可划分为3个层次，即过程层、间隔层以及站控层。如图1所示，为智能变电站的分层结构示意图。

图1 智能变电站的结构分层示意图

在过程层，其主要应用了电子式互感器、合并单元、断路器以及智能终端等设备。过程层是一次设备同二次设备的结合面，在此实现电气量的检测、操作控制、执行等功能。

在间隔层，则主要装配了保护、控制、计量、故障录波以及相量测量组件等二次设备。间隔层所具备的功能有：汇总本间隔过程层的实时数据信息；实施对一次设备的保护控制功能；实现本间隔的操作闭锁功能；承上启下的通信功能等。根据国家电网公司发布的《智能变电站技术导则》，保护装置应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。由此，经合并单元输出的采样测量值（Sampled Values，SV）以及智能终端输出的通用面向对象变电站事件（Generic Object Oriented Substation Event，GOOSE）将直接连到保护装置，并且利用交换机组网的方式，使得控制、计量等二次设备可从中获取相关信息。

在站控层，其主要包括有后台操作站、远动管理机、授时装置等系统服务设备，该层的任务则是：利用高速网络汇总全站数据信息；按既定标准将有关数据送往调度中心；接收调度或控制中心的控制命令并转向间隔层、过程层执行等[4]。

1.2 电子式互感器及网络通信的技术特性

关于对电子式互感器的技术特性分析，在此以基于Rogowski线圈的电子式电流互感器为对象，该型互感器具有以下性能特点[5]：

1）不包含铁心，采集线圈绕制在非磁性的骨架上，理论上避免了磁饱和、铁磁谐振等问题，并增强了数据采集的精度。

2）高压端与低压端之间采用光纤联系，有效达成了高低压侧的电气隔离，避免了电磁式电流互感器二次侧TA 开路等危险，且大大地降低了电磁干扰。

3）动态特性强，可进行大范围的电流测量并同时满足测量和继电保护的要求。

4）频率响应宽，能够测出高压电力线上的谐波，还可开展高频电流、暂态电流的测量[6]。

从技术原理上看，电子式电流互感器可具备优秀的性能表现。不过，在实际工程中还存在一些应用难点尚待解决完善，较为突出的是一次侧有源供能方案的选择方式。当前常用的两种供能方案分别是利用CT从输电线路上取能以及激光供能方式，对于前者而言，其缺点在于大电流时的散热问题和小电流时的死区，而就后者来说，光电转换器的效率不高致使激光二极管输出功率受限，而造价高昂、使用寿命有限亦是制约因素。事实上，也可通过两者相结合的方式，但是必须对其间的供能切换方式确定明确有效的控制策略，防止出现供能中断而导致数据异常。

智能变电站的通信网络由两部分组成，即：过程层网络和站控层网络。现对过程层网络的技术特性做简要叙述。该网络传输的数据主要由SV及GOOSE组成，SV基于IEC61850-9-2协议，而GOOSE报文是基于IEC61850-8-1。通常过程层网络中会采用虚拟局域网（VLAN）配置，使得SV和GOOSE报文按照基于虚拟局域网标签（VID）的多播模式通信，实现一发多收，而非广播转发的模式，由此减低网络流量和接收设备的处理负担。针对交换机处理帧排队缓冲时带来的延时不确定性，采用优先级标签，保证重要数据在通过交换机和通信端节点时实现优先传送。

GOOSE报文的通信机制依赖于P2P（Peer to Peer）方式的高速通信网络，在没有突发事件发生时，该报文按相对较长的固定时间间隔进行发送；在产生了突发事件后，信息将发生变化，发送时间间隔就会调整为最小，并在信息发送阶段中逐渐增大，直到事件状态逐渐收敛，趋于稳定[7]。总体而言，GOOSE网中数据量不大，且具有突发性特征，但鉴于其主要是针对过程层设备的跳闸、继电保护之间的信息交互、开关刀闸等开关量信息的采集，其就传输要求的可靠性较高，另传输时延要求小于4ms[8]。

2 应用电子式互感器对保护的影响

相对于常规电磁式互感器，电子式互感器带来了多方面的技术改进，同前者具有明显的差异，将其应用在智能变电站的过程层，将对间隔层的继电保护装置带来多方面的影响。

2.1 提高保护动作的可靠性

就电磁式电流互感器而言，其主要缺点在于：当一次侧流过的短路电流过大时，非周期分量容易致使互感器铁心发生饱和，二次电流不能正确地传变一次分量，并伴随产生波形畸变。在其应用于差动保护时，较大的不平衡电流可能引起保护装置在区外故障时误动。为确保差动保护装置动作的可靠性，电力系统的专家学者关于怎样区分电流互感器的铁心饱和做了大量研究工作，并提出了一系列辅助判据[9-10]。所提附加判据就提高装置动作的正确性方面确实具有积极效应，然而在某种程度上它们也增加了动作的复杂性，可能对保护的快速性会带来负面作用。

就基于Rogowski线圈的电子式电流互感器来说，因其线圈绕制与非磁性架构上，避免了磁饱和现象，使得差动电流的获取具有良好的准确度及线性度，应用其于差动保护装置有利于提高保护动作的可靠性。此外，常规电流互感器的二次回路断线开路也是一个极大的隐患，从中感应的过电压将损坏变电站设备并危及人身安全，而电子式互感器不存在此缺陷，由此角度而言，它的装设可增强保护装置甚至整个二次设备系统的安全性。

2.2 简化保护的硬件配置

传统互感器输出的是模拟量信号，当该模拟量传送到数字式保护装置时，保护装置内的测量系统应包含有采样保持、多路转换开关、模拟量/数字量转换等相关组件。在采用了电子式互感器之后，其输出的是FT3格式数字量，经合并单元后转变为IEC61850标准的数字信号直接传送到保护装置，于是原有的采样保持、模拟转换组件可省去，实现了保护系统硬件配置的简化。

2.3 促进暂态量保护的应用

受常规互感器性能的限制，当下的保护原理大多是基于工频量进行保护判断的，其不足之处在于易受到过渡电阻、磁饱和等因素的影响。若是利用故障时的暂态分量作为保护判断，可不受电网运行状况的影响，例如负荷电流的幅度大小等，并具备较高的动作灵敏度，其可认为是保护装置今后的一个重要发展方向[11-12]。这类暂态量的保护对于互感器元件的采集线性度、动态特性等都有着较高的性能要求。

电子式电流互感器具有优良的动态测量能力，它不仅能够有效测量故障时的基波分量，且可以准确测量非周期成分和高次谐波。文献[13]中指出：通过选择合理有效的数字积分方式，电子式互感器对5次谐波以下的测量比差均低于1%。它的应用为暂态量保护提供了硬件基础及实现前提。当然，对于开发具备实用化价值的暂态量保护还需要进行大量研究工作，以非周期分量进行保护判断为例，其值大小同故障的发生时刻有密切关联，若在某相电流过零时正好发生单相接地短路，理论上是不会产生非周期成分的，故应该添加其他辅助判据以应对电流过零点问题。

3 应用信息网络通信对保护的影响

网络通信技术的应用使得智能变电站站内各元件的电参量以及运行状态参数可进行实时测量和传输，保护装置能便利地获得更多更全面的站域信息来进行动作判断，此有助于促进集中式保护的实现，该型保护的运行机理可描述为：针对站内全景信息交互，利用过程层网络通信采集全站实时运行数据运算处理，通过所选定的保护算法，进行站内故障元件快速定位及优化跳闸策略的实现，从而达成全站级元件的保护功能。

在集中式保护的动作理念中，由于明确故障线路的位置信息及开关状态，以及不需要同其他单元件式后备保护进行有时限配合，故而能实现快速及最小范围内的故障定位隔离[14-15]。集中式保护的面向对象是变电站内部，而非面向一个电网区域，它相对而言所需的信息量比较有限，其动作处理及运行策略构建的复杂性要低，理论上更易于工程实现。

图2所示为集中式保护的结构示意图，其中选用双重化配置以提升动作可靠性。该结构的核心决策系统集中在一个中心，其优点在于各间隔的横向通信量较小，保护中心获得的信息量更为完备，有利于站内级决策[16-17]。当某处站内电流信息缺失时，其可根据变电站实时拓扑结构搜寻与电流信息缺失支路相邻的其它支路电流信息，根据节点电流定律，对缺失信息进行在线合成补充，而无需闭锁保护。当电压信息缺失时，可自动切换测量电压。此外，基于上述策略，能实现对各测量信息正确性的辨识，一定意义上提高了保护动作的安全性。

图2 集中式保护的结构示意图

另外，关于集中式保护跳闸策略的研究也非常重要。在故障位置已确定的情况下，针对结构较简单、运行方式较固定的系统，可离线对可能发生的故障位置与元件失效情况进行分析，将拟定的相关跳闸决策存储在决策单元；对于网络拓扑与运行方式较复杂的系统，则要根据站内主接线结构以及开关切换状态进行实时修正，故而需应用到图论、Petri网或是专家系统等方法[18-19]。在不同的电压等级以及装设位置下，智能变电站其结构的复杂性以及保护的配置方案均有所差别，因此应针对实际工况选择合适跳闸策略。

当前关于集中式保护的系统性研究相对不多，而实际智能变电站中就站内信息的利用也大致围绕在站内集中控制上，并落实在110kV级别的变电站，例如湖南110kV金南变电站以及山东110kV黄屯变电站，其通过集中站域控制实现了备用电源自投、低频低压减载等功能。

4 保护对电子互感器及通信网络的适应性

4.1 保护应对电子式互感器数据异常的能力

当电子式互感器的工况发生某种程度地改变，可能导致其传送的采样数据出现畸变。如果数据异常是由电子式互感器的可判故障等因素引起时，保护可通过判别合并单元发送采样数据的品质位来判断数据的有效性[20]，但是，倘若数据异常是由互感器电子器件受到外界干扰等因素引起时，合并单元所发送数据的品质位仍然处于有效状态，此刻若保护装置处理不当，则会引起闭锁或误动作等情况。

文献[21]对某110kV数字化变电站中有源电子式电流互感器进行了测试工作。测试结果表明：该互感器的输出波形中会存在一定的直流偏置量，其主要来源是采样电路和 A/D转换所带来的偏置失调量，其值随着周围温度和环境的改变而变化。过大的直流偏置可能会引起后续保护的误动作。文献[22]对某500kV数字化变电站的过程层采样进行了动模试验工作。在试验系统处于正常运行状态时，某保护装置曾数次出现误出口的情况，后确认误动作是由电子式互感器经合并单元输出的SV报文间隔不均导致的。在每周波80个点的采样率下，两帧相邻的采样报文间隔应为固定的250μs，通过查找网络记录仪对应时刻的数据报文，发现某分支SV报文的采样时间间隔抖动超过10%，导致中压侧的电流波形畸变，保护装置在差流达到动作定值后出口。

当电子式互感器在异常情况下传送畸变数据时，保护装置原则上应具有一定的辨识判别能力，当连续畸变数据持续时间在限定范围内，保护装置不应出现误动作情况。为避免保护的不正确动作，增强其对于异常数据的抗干扰性，可采取下列措施：①对于因采样积分所造成的直流偏置量，可选取软件积分替代硬件积分的方式，从而在工程应用上获得更优的直流处理效果，并可考虑在保护程序上增加差分傅氏算法；②优化对电流波形数据异常的检测方式。如文献[23]中提出了一种基于幅值比较的采样值检测抗异常数据方法，在保证可靠性的同时，不对保护的动作速度造成影响；③添加其他判据，在一定情况下将电流相关保护装置闭锁。若是选用电压闭锁判据，关于整定门槛值的设置应综合考虑，以免错误设定致使保护拒动。

4.2 保护应对电子式互感器的数据同步问题

某类保护装置的正确动作仅依赖于电子式互感器采样信号的幅值特性，其不要求信号在时间上的数据同步，例如过流保护、低压保护等。部分保护装置对电子式互感器的采样同步性要求很高，例如线路电流差动保护，该保护正确动作的前提条件是：线路两侧保护装置的采样数据保持同步。当线路两侧为智能变电站或分别为智能变电站与传统变电站时，鉴于不同类型电子式互感器及合并单元的延时特性差异，以及出现电子式互感器和常规互感器共用的问题，线路电流差动保护需要对同步问题提出有效的解决方案。

文献[24]针对本侧变电站采用电子式互感器，而对侧变电站采用常规互感器的采样延时不一致问题，通过选取某理论经验值固化到程序中，由此实现两侧间的数据同步。但是，计及电子式互感器的固有采样延时主要由一次传感器、传输系统的传输时间和二次转化器的数字处理时间组成，对于不同的硬件结构其固有延时可能有所差异[25]，基于理论经验值固化至程序的解决方法缺乏一定的通用性。

文献[26]研究了数字化变电站与传统变电站之间的光纤纵差保护，其中指出：纵差保护装置的电气量同步主要牵扯到两个层次：①本站内保护装置和间隔合并单元的同步；②数字化变电站和传统变电站间两台保护装置之间的同步。文中采用基于乒乓原理的定时中断同步方案，数字化变电站侧的保护装置实时跟踪间隔合并单元的采样频率，传统变电站的保护装置实时跟踪数字化站侧保护装置的采样频率，进而达成了两侧电气量的同步。该方案的优势在于将两变电站的线路差动保护及采样进行了整合统一，适用性较好，但是其对站内同步时钟源的依赖性较强，当同步信号丢失时，间隔合并单元和线路保护装置的时钟将有失步的危险，则需要对保护装置进行闭锁或者某种特殊处理。

文献[27]指出：通过在数字化变电站网络通信中采用IEEE1588对时，并引入GPS根时钟作为整个网络系统的对时基准源，可有效解决各合并单元之间的同步问题。IEEE1588作为一种亚微秒级精度的分布式网络时钟同步方案，原则上对变电站的同步处理具备较为理想的效果，但是关于网络运行异常、流量负载大小以及时钟基准故障等不同工况下对时的精度及稳定性，尚待进一步深入研究。

4.3 保护应对GOOSE网络跳闸的实时可靠性

对于涉及到多间隔的保护装置，它可选用GOOSE网络传输跳闸方式。例如在江苏省220kV西泾智能变电站中，220kV的线路保护和母联保护采用“直采直跳”方式，220kV的母线保护和主变保护则采用“直采网跳”方式。集中式保护亦可通过网络跳闸，而GOOSE网络方案选择的差异，其传输性能的不同无疑将会对保护动作的实时可靠性带来直接影响。

GOOSE网络方案的确定牵扯到多方面考虑，包含有以下几项：①组网方式的选择，即同SV共网或是独立组网；②组网结构的设计，当前具有代表性的是总线形、星形及环形3种拓扑结构；③相关通信协议的应用，VLAN划分是基于IEEE802.1Q协议，报文优先级定义则基于IEEE802.1P 协议，另外还有链路聚合（IEEE802.3ad协议）等；④网络冗余技术的使用，例如并行冗余协议（Parallel Redundancy Protocol，PRP）和高可用性无缝冗余协议（High-availability Seamless Ring，HSR）等。上述若干细节的不同方案组合均会导致网络传输性能出现较大的差异。

文献[7]以某实际110kV变电站工程为模型系统，测试了不同网络工况条件下该 GOOSE网络的通信性能，在网络带宽占用工况从50%到80%两种情况下，对GOOSE通信传输性能影响不大，实时性均可以满足应用要求。但是，亦有文献表明：当网络负载增大至100%时，多台交换机级联时出现了少量数据包丢失的现象[28]。

文献[29]利用OPNET仿真软件，验证了优先级的调度方法可明显提高过程层网络通信的实时性，并通过比较得出星形网络的实时性要优于环形网络。文献[30]对一典型数字化变电站系统的网络可靠性进行了简要分析，在合理采用装置冗余并采用基于IEC62439-PRP的并行网络冗余后，分析结果表明该通讯系统的可靠性能够满足IEC61508的要求。

在研究GOOSE网络传输延时性能时，必须考虑最大传输量情况下的延时指标，并要防止在固定时间内由于最大接收GOOSE报文量引起的网口溢出而丢失报文或延时过长。从提高实时性角度而言，可采取下列措施：①启用报文优先传送机制，减少重要帧的排队时延；②合理划分VLAN，限制通信报文的传播范围，增强网络带宽利用率；③优化交换机的拓扑结构配置，减少数据交换所带来的延时。关于传输可靠性方面，虽然PRP和HSR在单点断线的情况下理论恢复时间均为 0，且不存在帧丢失问题[31]，但是计及智能变电站过程层网络通信的特殊性，在冗余方案的具体实施上还应引入 IEEE1588对时协议所带来的影响以及交换机经济性成本的综合评估。

5 结论

基于智能变电站中应用的电子式互感器及网络通信技术，本文讨论了它们对间隔层继电保护装置的影响，主要得出以下结论：

1）应用电子式互感器可简化保护的硬件配置，并从技术角度上提高保护装置动作的可靠性，且有助于推动暂态量保护的方案应用。

2）构架信息通信网络可达成站内资源完全共享，并促进集中式保护功能的实现。

关于保护装置对电子式互感器及通信网络的适应性方面，通过文中相关综述，可知在智能变电站的建设发展中，还有许多工程实际问题需要进一步探讨，诸如电子式互感器的异常工况应对策略、网络可靠性量化式评估、组网方案优化设计，冗余方案综合选取等。针对这些问题应给予足够的重视及考虑，探寻相关解决措施，从而为智能电网的全面推进提供更有力地支持。

[1]胡学浩.智能电网-未来电网的发展态势[J].电网技术,2009,33(14):1-5.

[2]WANG Y M, PAN ZH. Study on test technology of smart substation secondary system [C]. International Conference on Consumer Electronics,Communications and Networks,April. 16-18,2011:784-787.

[3]MACKIEWICZR E.Overview of IEC61850and benefits[C].in Proc. IEEE Power Eng.Soc.General Meeting,Jun. 18-22,2006:1-8.

[4]司卫国.智能变电站若干关键技术研究与工程应用[D].上海:上海大学,2009.

[5]乔洪新.基于电子互感器的变压器保护及其同步问题[D].北京:华北电力大学,2009.

[6]李伟,尹项根,陈德树,等.基于 Rogowski线圈的电子式电流互感器暂态特性研究[J].电力自动化设备,2008,28(10):34-37.

[7]郑新才,周鑫,王素华,等.数字化变电站的GOOSE网络测试[J].电力系统保护与控制,2009,37(24):85-89.

[8]易永辉,王雷涛,陶永健.智能变电站过程层应用技术研究[J].电力系统保护与控制,2010,38(21):1-5.

[9]李瑞生,路光辉,王强.用于线路差动保护的电流互感器饱和判据[J].电力自动化设备,2004,24(4):70-73.

[10]项巍,吕航,李力,等.母线保护中电流互感器的深度饱和辅助判据[J].电力自动化设备,2005,25(9): 39-42.

[11]韩小涛,李伟,尹项根,等.应用电子式电流互感器的变压器差动保护研究[J].中国电机工程学报,2007,27(4):46-53.

[12]及洪泉.基于OCT的线路差动保护及变电站自动化系统研究[D].北京:华北电力大学,2007.

[13]陈辉,陈卫,李伟.基于Rogowski 线圈的数字积分器仿真及研究[J].电力系统保护与控制,2009,37(2): 43-47.

[14]童晓阳,王晓茹.广域后备保护系统若干问题的探讨[J].继电器,2007,35(增刊):45-49.

[15]周曙,王晓茹,钱清泉.电力系统广域后备保护中的贝叶斯网故障诊断方法[J].电力系统自动化,2010,34(4):44-48.

[16]吴国旸,王庆平,李刚.基于数字化变电站的集中式保护研究[J].电力系统保护与控制,2009,37(10):15-18.

[17]张保会,周良才.变电站集中式后备保护[J].电力自动化设备,2009,29(6):1-5.

[18]王晓茹, HOPKINSON K M, THORP J S,等.利用Agent实现新的电网后备保护[J].电力系统自动化,2005,29(21):57-62.

[19]周良才,张保会,薄志谦.广域后备保护系统的自适应跳闸策略[J].电力系统自动化,2011,35(1):55-61.

[20]李仲青,周泽昕,黄毅,等.数字化变电站继电保护适应性研究[J].电网技术,2011,35(5):210-215.

[21]谭洪恩,胡浩亮,雷民,等.电子式互感器现场校准技术实验分析[J].高电压技术,2010,36(12):2990-2995.

[22]周春霞,李明,张维,等.针对 500kV数字化变电站过程层采样的动模试验及若干问题探讨[J].电网技术,2011,35(1):219-223.

[23]赵亮,钱玉春,刘宏君,等.数字化变电站抗异常数据的方法[J].电力系统自动化,2010,34(19):97-99.

[24]于立涛,李海渤.电子式互感器在午山220 kV数字化变电站中的应用[J].电力建设,2010,31(11):57-59.

[25]张晓华,牛元立,何刚,等.电子式互感器采样系统固有延时测试研究[J].电测与仪表,2011,48(547):42-45.

[26]张兆云,刘宏君,张润超.数字化变电站与传统变电站间光纤纵差保护研究[J].电力系统保护与控制,2010,38(3): 58-60,66.

[27]王立辉,许扬,陆于平,等.数字化变电站过程层采样值时间同步性分析及应用[J].电力自动化设备,2010,30(8): 37-40,44.

[28]何磊,郝晓光.数字化变电站通信网络的性能测试技术[J].电力系统保护与控制,2010,38(10):75-78.

[29]SIDHU T S,YIN Y J. Modeling and simulation for performance evaluation of IEC61850-based substation communication systems[J]. IEEE Transactions on Power Delivery,2007,22(3):1482-1489.

[30]侯伟宏,张沛超,胡炎.数字化变电站系统可靠性与可用性研究[J].电力系统保护与控制,2010,38(14): 34-38.

[31]谢志迅,邓素碧,臧德扬.数字化变电站通信网络冗余技术[J].电力自动化设备,2011,31(9):100-103,120.