浅谈数字化变电站继电保护装置的优化配置

李霞

摘 要：电气智能化技术的迅猛发展，电子式互感器、智能开关等新型元器件在变电站中得到了逐步推广应用，各种新型网络通信技术也日渐发展成熟，IEC61850标准的发布与应用统一了变电站内的通信协议，奠定了数字化变电站内部实现交互操作和通信功能的基础，从而大大的推广了数字化变电站技术的使用。文章从测量精度、电力系统运行可靠性和设备间互操作等方面阐述了数字化变电站相对传统变电站具有的优势，简要介绍了传统变电站和数字化继电保护在结构特点和组成方面的差异以及数字化变电站对继电保护技术的影响，最后点明数字化变电站在信息传输安全方面还需进一步完善。

关键词：变电站；数字化；继电保护；测量精度；电子式互感器

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）14-0068-02

1 数字化变电站相对传统变电站具有的优势

1.1 测量精度方面

数字化变电站相对传统变电站在测量精度方面有了巨大的提高。这是因为数字化变电站中使用的互感器采用了新型电子式互感器来代替电磁式互感器，一次和二次设备间通过光纤取代传统金属电缆传输数字编码方式的电压电流状态量和控制命令等信息。光导纤维抗外界电磁干扰能力强，数字信号在传输过程中不会引入误差，从而提高了变电站保护、测量和计量等系统的精度。而传统变电站互感器输出的模拟信号利用金属电缆传输，传输过程会产生误差，系统精度很难提高。同时，数字化变电站通信系统传输的数字编码信号中除了状态量、采样值、控制命令等有效信息外还添加了传输信息对应的校验码和通道自检信号，这些措施保证了信号和通信系统的正确性。光电互感器也可以进行自我检查，当检测到通信故障或互感器故障时，二次设备会感测到不到正确的校验码数据，从而判断出互感器异常并报警，提高了信号传输可靠性。

1.2 提高电力系统的安全可靠性

数字化变电站一、二次设备之间信号传输使用光纤， 实现了一、二次侧电气设备间的电气隔离，从根本上解决了传输信道的抗干扰问题，光纤也避免了传统电缆避免不了的电磁干扰和传输过电压问题，也避免了设备二次侧发生两点接地的可能性。传统变电站通过金属电缆传输模拟电压、电流信号，使用的金属电缆容易受外界电磁干扰，还会传导一次侧传输的过电压，这些都可能引起设备不正常运行，此外金属传输电缆较长的情况下由于对地分布电容的影响，还可能会造成保护误动、拒动问题。采用光电互感器不存在传统电磁式电压互感器二次侧短路或电流互感器二次侧开路引入的危险；解决了绝缘油或绝缘气体绝缘强度下降带来的问题，提高了系统的安全可靠性。另外，数字化变电站的设备间通信采用计算机通信技术，一条信号传输信道可传输多个上级设备传输的信号，合并单元的存在使得端子排的使用大幅减少，简化了二次设备间接线复杂度，使得信号传输电缆的使用量大大降低。

1.3 解决设备间的互操作问题

数字化变电站按照国际电工委员会颁布的IEC 61850标准规范按统一的通信协议建立设备间的信息交互模型和通信接口，使得设备间无缝通信连接成为可能。传统变电站中设备由于没有统一通信协议保障导致不同生产厂家的二次设备间不能完全可靠完成互操作，需要设置通信接口装置和规约转换器等设备，增加了系统结构的复杂度，给系统的设计、调试、维护增加了难度，通信系统的性能也较低。

2 数字化变电站保护装置的结构特点

2.1 数字化变电站保护装置与传统变电站保护装置硬件

的区别

微机保护装置在传统型变电站中普遍应用，该装置主要由微处理器为核心的数字电路构成。还含有模拟量采集单元、CPU、开关量输入/输出接口、人机对话接口和通信接口等部分，传统危机保护装置硬件结构如图1所示。然而数字化变电站继电保护装置利用的数据信号来自电子式互感器（EPT，ECT），通过光纤传输采样信号，与传统的微机继电保护装置硬件结构形式存在差异。数字化变电站继电保护装置通常包括光接收单元、开入量接受单元、CPU、出口单元、人机对话接口和通信接口等，如图2所示。

2.2 数字化变电站保护配置方案

常规的数字化变电站继电保护配置方案和传统变电站采用常规互感器时的保护配置方案一致，都是按照保护对象进行配置，保护逻辑原理并没有发生改变，保留原有非数字化保护的逻辑，如主变压器保护、母线保护、线路电流三段保护等，只是将原来保护装置的模拟量输入元件替换为新的数据采集光纤的通信接口，原有输入输出I/O接口替换为新的GOOSE 结构下光纤通信接口，原本由中央处理器进行处理的模拟量也交给通信接口来进行处理。这种常规的数字化变电站保护配置方案的保护对象具体，已经具有丰富的运行经验，可以很好地帮助传统保护向数字化保护的过渡，但这种保护方案网络拓扑结构相对复杂，数字化变电站的优势没能充分发挥。如图3所示：

3 数字化变电站对继电保护技术的影响

数字化变电站将站内设备分归为过程层、间隔层和变电站层，位于过程层的电子式互感器、合并单元、智能断路器及智能控制器等设备代替微机保护设备的工作，例如状态量的交换、采集信号等功能。将原来统一由微机保护完成的测量、控制、保护和数据通信等功能拆分为两部分完成，采集数据及断路器的控制等功能交给过程层中的设备完成，原来位于间隔层的微机保护装置在数字化变电站中只完成数据的计算、逻辑处理和数据通信等任务。

3.1 继电保护功能网络化

合并单元设备是电子式电流、电压互感器（ECT，EPT）的应用所必须的，它的存在使得过程层中数据的数字化和交互传输成为可能。继电保护装置拥有了数据共享功能，就能实现集成多种类型保护功能，进一步提高了数字化变电站的综合自动化能力。例如数字化变电站中具有网络通信处理功能的母线单元，它能接收过程层设备传输的开关量信号并进行处理，处理结果通过GOOSE网络架构传送至对应的下级处理模块，下级处理模块按照需要执行相关动作实现保护，减少了互感器的需求，充分利用了网络架构的优势，使保护功能网络化。

3.2 继电保护的可靠性得以提高

IEC 61850标准规范的使用，使得数字化变电站中一次和二次设备间信号传输电缆的使用大大减少，将传统继保的相应功能拆分，使保护具有网络化特点。采集的数据信号为数字量，不需要再进行数模转换，消除了数模转换可能带来的错误。进一步整合在线监测、自检等模块后，继电保护装置的运行可以更为稳定。另外，由于数字化变电站光缆的利用，代替了大量使用的金属电缆，大幅度减少了系统中元件的复杂性，实现了真正的去冗余。

3.3 继电保护技术面临的新问题

数字化变电站内采取对等（P2P）通信网络架构模式后，传输信息的安全性问题就变得十分重要。所有IED设备在LAN上交互信息，意味着每个IED设备都具有对其他IED设备进行信息交互的能力，因此，一旦某个IED设备受到恶意破坏攻击时，在数字化变电站缺乏信息有效安全防护的情况下有可能给整个变电站自动化系统安全运行带来严重影响。

4 结 语

目前，数字化变电站的建设没有统一的标准要求，数字化变电站的常规继电保护配置沿用运行检验丰富的保护逻辑原理，即分散单独保护，有利于传统变电站继电保护向数字化变电站的过渡，但没有充分发挥数字化变电站设备无缝通信的优势。未来可以采用系统化的继保配置方案，保护对象面向多个元件，使得每套继电保护装置可以完成主变保护，母线保护，出线保护等保护功能，减少变电站设备数量，充分利用网络结构和信息共享功能。

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