数字化变电站继电保护系统的可靠性研究

宋洋

(国网江苏省电力公司检修分公司连云港运维站,江苏连云港 222000)

数字化变电站继电保护系统的可靠性研究

宋洋

(国网江苏省电力公司检修分公司连云港运维站,江苏连云港 222000)

数字化变电站由于其可将信息的采集、处理和输出等过程完全数字化的优点,已成为当今电力系统发展的一个重要方向,但如何确保数字化变电站安全可靠运行仍是目前存在的一个问题。本文以数字化变电站当前技术应用为背景,研究电子式互感器和光纤通信网络的可靠性对继电保护系统的影响。

数字化变电站 可靠性 电子式互感器 光纤通信网络

1 数字化变电站概述

数字化变电站是将其一次和二次设备作为数字化研究对象，通过网络通信平台进行信息标准化，以实现信息共享和交互功能的自动化变电站。通过采用光电转换技术、信息技术、网络技术和现代控制技术等完成对变电站信息的数字化采集、处理及输出过程，从而达到变电站数据交换和控制操作网络化的目的。

图1 数字化变电站逻辑结构

图2 零序电流保护原理

图3 差动保护原理

1.1 数字化变电站结构组成

从物理结构上看，数字化变电站仍然是由一次设备和二次设备两个层面构成；但从逻辑结构上划分，数字化变电站又可分为过程层、间隔层和变电站层三个方面，如图1所示。从图中可以看出，变电站层内部及间隔层和变电站层之间的事件状态和数据是通过MMS交换完成的，间隔层内部及间隔层和过程层之间的控制状态和数据是通过GOOSE交换完成的，而过程层和间隔层之间的采样值数据交换是由SMV完成的。其中，间隔层和过程层中的GOOSE信号等同于传统变电站中的跳闸、位置等硬接点信号，过程层向间隔层反馈的SMV信号等同于传统变电站中的互感器(CT、PT)信号。将间隔层和过程层结合起来便构成了传统变电站中的二次回路部分，也是数字化变电站控制的核心。

从目前IEC61850的使用标准来看，变电站层已发展较为成熟，可进行普遍推广，间隔层和过程层也进入了实用期。在某些电压等级较低的变电站中已实现全数字化应用，而在电压较高等级变电站中，尚存在过程层采样值传递技术屏障。

1.2 数字化变电站特性

与传统变电站相比，数字化变电站具有以下特点:

(1)一次设备均为数字化和智能自动化。站内传统电磁互感器由新型电子互感器替代，直接与外部数字光纤以太网连接，有时还需装设智能终端以实现数字信号转换和系统状态检测。(2)二次设备数字化和网络化。与传统变电站的数字式二次设备相比，数字化变电站二次设备的优势在于通过光纤与外部网络进行通信，也就是说数字化变电站的是在光纤以太网基础上完成的。(3)IE61850标准实现了变电站通信系统及其网络统一化。传统变电站由于信息描述和通信协议标准的差别致使各个设备之间存在信号识别难、互操作性差等问题，所以IEC61850标准统一化极大的修正了传统变电站的弊端，保证了数字化变电站的安全可靠和操作方便。

1.3 数字化变电站可靠性因素分析

可以看出，数字化变电站与传统变电站相比有着显著的优势和巨大的发展前景。由于数字化变电站减少了通信输入回路、二次回路端子等，降低了设备成本，缩短了安装调试周期，同时电子式互感器的替代在很大程度上也减少了施工及检修人员的危险性。数字化变电站虽然呈现出一系列优点，但是在实际应用中只有保障了变电站的安全可靠运行才能顺利完成数字化变电站对负荷及用户的供配电任务。由于继电保护装置可直观反应系统故障和运行状态，对于确保系统可靠运行有很重要的作用，因而很有必要分析研究数字化变电站继电保护系统可的靠性。通常情况下继电保护装置发生故障的原因在于安装调试和维护过程不严格，再者不合理的设计使得接线愈加复杂，对于互感器提供的数据存在误差大等因素，同时数据信息传输过程中的时间延误等也会导致保护装置误动作，进而使数字化变电站失去安全可靠性保障。

2 电子式互感器可靠性研究

与传统的电磁式互感器相比，单个电子式互感器的误差要小很多，这样不仅可以提高测量的精度，还可以提高保护装置的可靠性和灵敏性，当多个电子式互感器一起使用时，其高精度和高灵敏度对系统保护效果更加明显。以零序电流保护为例，图2(a)和(b)分别为传统电流互感器和新型电子式电流互感器构成的零序电流保护。从图2(a)中可以看出，LJ为零序电流继电器，其中流过电流为三相电流的向量和。当A、B、C三相完全对称时，流过LJ的电流理论上为零，但实际上由于三相电流互感器之间存在铁磁特性误差，使得互感器二次电流也出现相应误差，从而在LJ中出现不平衡电流，保护整定值的目标便是消除LJ中的不平衡电流。

由图2(b)可知，电子式互感器均接受来自三相的一次电流信号，只是电子式电流互感器误差很小，因而最后反应到零序电流继电器上的数值也很小。同时，由于电子式互感器二次侧负荷对其误差没有影响，所以减小了最后流过LJ的不平衡电流，也适当的降低了保护整定的设定值，从而提高了保护装置的灵敏度和可靠性。

电子式互感器也可显著提高纵联差动保护的可靠性，图3(a)、(b)分别为传统互感器和电子式互感器对单相变压器进行的差动保护。正常工作时，流过差动继电器(CJ)的电流为变压器一次测和二次侧电流之差，理论上应该等于零。但实际上由于互感器存在测量误差，总有不平衡电流流过CJ。当在差动保护范围之外如d点发生故障短路时，变压器的一二次侧便会出现很大的短路电流。此时，由于故障发生于差动保护范围之外，变压器差动保护不允许动作，但是如果互感器选择不当，便会出现变压器一侧互感器饱和而另一侧还未饱和，也就是说两个互感器之间出现环流，这将增大流过CJ的不平衡电流，从而致使保护装置误动作，降低继电保护系统的可靠性。

与零序电流保护相似，正常工作时流过差动继电器的电流为变压器两侧互感器电流之差，由于电子式互感器精度较高，流过CJ的不平衡电流很小。当发生断路故障时，虽然两侧的穿越电流很大，但电子式互感器仍然可以工作于线性区，因而误差不会增长很多，流过CJ的不平衡电流对于保护的影响不会很大，这样便可防止差动保护装置误动作，提高系统保护的可靠性。

3 光纤通信网络可靠性研究

3.1 对交流采样回路的影响

传统变电站继电保护系统交流采样电路的原理是通过电压和电流互感器将二次侧的模拟观测量经导线、电缆等送入继电保护装置，接着将设定好的整定值与实际模拟量相比从而决定保护装置是否动作。而数字化变电站一个很大的优势就在于采用光纤通信网络取代了传统的传输电缆，即在数字化变电站中将一次电压电流等信息通过IEC61850标准化后送入继电保护装置，直接控制保护装置的动作与否，这个变革对于提升数字化变电站的可靠性具有重要意义。

传统变电站其互感器、试验端子和差动继电器之间完全通过二次导线连接，由于环节很多，只要某一环节出现问题必然会形成断点，断点高电压不仅危机人员设备安全，还会造成保护器件误动作。而且对于每年的主差动保护需在带负荷情况下进行测量操作，在测量时通常需将毫安表并联接于试验端子上，这个过程经常会发生电流回路开路致使过电压危及工作人员安全。另外，继电器及其他设备自身故障也会造成保护装置误动作。

由于数字化变电站采用光纤替换导线，大大减少了相互之间的链接环节，而且光纤发生断线的概率也要比导线低的多。而且因为数字化变电站光纤传输的是数字量而非传统变电站采用的模拟量，即使光纤发生断线也不会出现过压损坏设备和人身安全。同时在数字化变电站中都有数字闭锁设置，因而保护装置基本不出出现误动作。另外，由于光纤运行寿命长、对干扰隔离性好、稳定性高等本身优点，使其在数字化变电站中不仅可避免导线差动误动作，还可降低保护装置更换和维修成本。综上，光纤通信网络可大大提升交流采样回路可靠性能。

3.2 对直流采样回路的影响

传统变电站直流回路包括继电器、直流电源开关等二次保护设备，由于设备繁多，接线复杂，降低了继电保护系统的可靠性。数字化变电站除直流电源使用少量导线外，其他均由继电器内部逻辑部分替代。正是由于复杂二次回路的替换简化和光纤接线的应用，极大的提高了继电保护系统的可靠性。

4 结语

数字化变电站中电子式互感器的使用，不仅减少了系统故障率，提高了继电保护系统的可靠性，还减少了系统中互感器的数量，有利于建设小型化、资源型的数字化变电站。光纤通信网络的替代在提升系统可靠性基础上还实现了站内信息的资源共享，另外由于减少了连接导线的使用，简化了数据信息的传输回路，降低了设计成本，是未来变电站的重要发展方向。

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宋洋(1982—),男,山东济南人,工程师,主要从事电力系统继电保护和自动化设备的维修及管理工作。