基于全数字化变电站信息交互实用化的设计应用与研究

国网江苏省电力工程咨询有限公司 拾峰 张春宁

0 引言

某数字化变电站采用3层网络结构，如图1-1所示。本文基于3层网络结构，提出了一种基于信息融合-后备保护系统，详细描述了这种系统信息交互的过程，在此基础上提出基于间隔关联信息的在线监测技术，提高了数字化变电站数据采集交互的可靠性。

图1-1 某数字化变电站结构图

1 系统结构及单元设计

1.1 硬件装置比较

数字化变电站与传统变电站的保护装置硬件结构区别如表1-1所示。

传统变电站和数字化变电站的保护装置硬件框架结构分别如图1-3和1-4所示。

1.2 数学模型

信息融合-后备保护系统在结构上是一个多输入多输出的数字化处理装置，从信息交互的过程层网络获取全站的电压U电流I采样信息、断路器和隔离开关的状态信息，并向网络上传控制告警信息及断路器、隔离开关动作信息，其模型如图1-4所示。

图1-2 传统保护装置硬件框图 （传统变电站）

图1-3 网络保护装置硬件框图（数字化变电站）

图1-4 信息融合-后备保护系统输入输出数据模型

1.3 硬件模型和结构

系统具体实现的功能有：订阅数字化变电站内设备的SMV和GOOSE报文等；处理采样数据，提高可靠性，如弥补缺失数据、滤波降噪、频率转换等；实现站内后备保护快速切除故障；上传告警、跳闸等信息。

表1-1 网络保护装置与传统保护装置硬件比较

图1-5 硬件模型和结构

2 基于通信网络的系统信息交互

2.1 系统信息流

变电站信息融合-后备保护系统信息指的是变电站内一次设备和二次设备相关的电气量和逻辑量信息，电气量信息如故障电流，故障电压，正常工作电压，正常工作电流，逻辑量信息如故障点位置，断路器开合状态，继电保护启动、动作信息等。除可获取本数字化变电站内部所有信息外，还可通过通信交互系统获得与本站有连接关系的其他变电站信息和区域信息，可获取实时数据和非实时数据，实时数据包括SCADA系统和WAMS系统的信息。其中，SCADA系统信息主要包括传输时间间隔为3～5秒的遥测信息和遥信信息。WAMS系统主要传输带有GPS时标，每秒约25～100帧的同步相量测量（PMU）信息[1-3]。通常情况下，数据量越庞大，信息冗余性越强，系统的容错性越强，该系统利用全站电气量、逻辑量信息，具有强大的容错性、可靠性。

2.2 系统通信原理

系统的通信网络主要包括站内、区域保护通信两部分。前者可分为串行简单通信技术、现场总线、以太网、光纤自愈型以太网几种方式。而光纤型以太网由其优异的抗干扰能力、低损耗和高带宽的优点，随着计算机网络技术的推进，已发展成为变电站自动化系统通信网络的主干网络。

2.2.1 采样值传输方案

如图1-6所示，合并单元采集7个相关电流互感器信息和5个相关电压互感器信息，通过时钟同步，数字输出。

图1-6 互感器与合并单元通信连接图

合并单元同步处理采样数据后，遵循IEC 61850-9-1和IEC 61850-9-2标准，传输给保护测控装置，如图1-7和图1-8所示。

图1-7 IEC 61850-9-1组网方式图

图1-8 IEC 61850-9-2组网方式图

基于IEC 61850-9-1的组网方式采取串行多路点对点法，合并单元输出值单向发给间隔层测控和保护装置，通信过程无冲突，易实现且具有较强的可靠性。同时，以太网连接不需使用附加的路由和传输协议。

基于IEC 61850-9-2的组网方式采取了过程总线法，具体分为客户端/服务器服务和采样值服务两种类型。前者因传输经处理后的采样值，降低了实时性要求。而后者可分为分组广播采样值和单播采样值两种，基于严格传输时间需求，选用采用CSMA/CD传输方式。

2.2.2 层次间通信模式与服务映射

基于客户端/服务器模式展开数据交互模式，类似服务器组件提供了一个功能或服务，而由若干个客户针对此类服务提出要求。按照这种模式，变电站层次间可开展通信交互。需要注意的是，MU和系统间采用SV服务模型通信，而智能操作单元和系统间采用GOOSE服务模型通信[4-6]。

根据不同的通信需求，IEC 61850将接口服务对应到不同类型的特定通信服务映射：核心接口服务。使用客户端/服务器通信模式，应用层协议栈为MMS协议；GOOSE/SMV服务。GOOSE服务在应用层采用GOOSE协议，SV服务在应用层采用SMV协议，两种协议均采用ASN.1定义；时钟同步服务。

2.2.3 过程层通信报文介绍

IEC61850标准中定义了SV服务和GOOSE服务来满足所需的传输功能。其中，SV服务模型对应采样值传输及相关服务，GOOSE服务模型对应变电站事件（命令，告警等）中的跳闸和故障录波等服务[7-9]。

2.3 保护采样数据同步及延时分析

2.3.1 传统保护数据同步分析

图1-9 传统保护装置采样回路

TA和TV分别为保护装置内置的CT、PT，LP为装置内置低通回路，A/D为模数装换芯片。传统保护装置有限保证数据采样的同步性：变电站一次TA、TV采集数据会产生较小的数据相移，在工程上忽略该相移；在传统保护装置采样回路也会产生相移，但由于同一设备选用相同类型的TA、TV和LP，因此每个采样回路的相移基本相同；CPU定期发送中断采样保持信号，保证统一装置内部的采样数据是顺序同步的。

2.3.2 数字化变电站数据同步分析

数字化变电站数据采集系统区别于传统变电站，其数据采样的同步性受到互感器数据处理延时、互感器和合并单元的传输延时、合并单元处理延时、合并单元和智能IED设备间延时等多个环节影响。当确定互感器和合并单元类型时，前3个环节延时为一个固定值，而采样值传输延时取决于过程层网络的规约，在采取IEC 61850-9-1组网时，采样传输延时理论上固定；而采取IEC 61850-9-2时，则为一个变化量。

新型互感器与合并单元间同步。一种方式如图1-10，由合并单元统一发送数据采样中断信号给不同互感器，互感器在该时间点采集并发送数据至合并单元。优点是简单易操作，但可靠性不强，不同合并单元间的同步性需借助外部时钟源；另一种方式如图1-11，互感器独立采集并发送数据给合并单元。在理论上传输延时固定，可靠性较高。

图1-14 合并单元中断进行数据同步

图1-15 互感器独立进行数据同步

合并单元与智能IED装置的同步。当采用IEC 61850-9-2规约组网时，合并单元与智能IED元件间数据传输延时不是一个固定值，受当前网络状态和数据传输量的影响。因此需给所有合并单元配置统一的时钟源，并对编号采样数据报文包。IED需根据编号顺序处理来自不同合并单元的采样数据报文。

GOOSE数据延时分析。GOOSE选用交互式以太网技术，其在网络中的延时为ms级，在一般的保护装置中，GOOSE信号的ms级延误并不会导致保护误动，因此保护装置通常忽略GOOSE数据延时，根据数据信号的指令直接进行对应操作。

3 基于系统的间隔关联信息在线监测技术

系统收集同一设备对象的保护信息、故障录波器的模拟量和开关量信息，构建其监测信息的关联映射关系数据库，利用冗余信息的一致性，监测并诊断二次回路是否处于异常或故障状态。依托于系统开展间隔信息关联关系比对，当同一设备对象的同类信息差异超过设定门槛值时，给予告警提示，这弥补了停电检修和装置自检存在的不足，有效提升了继电保护二次回路在线监测能力。

在通用数字化变电站的设计方案中，将高压进线、主变高压、低压、主变本体、低压出线等均视为间隔。数字化变电站在网采网跳模式下线路间隔保护和测控功能配置及网络架构，数字化变电站内部及站间传输均符合IEC-61850标准体系。SV网采（采用IEC61850-9-2协议），GOOSE网采网跳（采用IEC61850-8-1协议），SV、GOOSE两网合一；监控采用MMS组网方式（采用IEC61850-8-1协议）。

3.1 电气采样关联信息的在线监测方案

假设站内仅发生一处的信息异常或丢失，展开电气采样关联信息的在线监测方案研究。

3.1.1 电流采样信息异常的在线监测方案

目前国产微型机保护在电流采集环节实现装置内部冗余设计，可在装置级上比对关联关系的采样电流，但无法实现二次进线处异常的监视。现利用同间隔CT多个分接头分别接入不同保护装置的原理展开采样电流在线监测，可同时适用于电网正常运行工况和异常工况。在数字化变电站仅配备单套保护装置时，系统需参考测控装置的采样数据，排查保护装置是否存在异常采样。在图1-12中，根据GkCL定律，母线间隔收集各支路采样电流值，得：

式中，i1、i2、i3、i4分别为支路 L1、L2、L3、L4的电流。

图1-12 系统网络结构

在现场实际中，由于CT存在变比不完全相同和正负误差，无法严格满足式(1-1)时，可改用式(1-2)验证母线间隔是否存在异常采样。

式中，ictyu为设定的门槛，在正常工况下其值较小。同时该值与厂家设备和电压等级相关。在式(1-2)成立时，判定母线保护间隔正常采样，否则判定异常采样。

3.1.2 电流采样信息缺失的在线监测方案

由式(1-1)可知，可借助相关回路电流获取任一回路电流值。同理，当缺失某回路采样电流时，可根据公式(1-1)的变形，获取缺失采样电流。如当已知回路电流i2、i3和i4，可得缺失采样电流i1为-（i2+i3+i4）。

同时，在电力系统或通信系统短时不稳定，导致某回路几帧电流信息缺失时，除借助公式（1-1）的变形公式外，还可借助采样等比值法，获取缺失采样信息的近似值。正常工况时，系统电流频率稳定，电流波形光滑连续可导，在较小时区内，前后采样值的差分基本相等：

在采样值i(k)和i(k-1)可获取时，即可根据式(5-4)推算出i(k+1)。依次可推算出i(k+2)后续的若干帧数据。但式(1-3)仅在较小时区内成立，无法精确求取大量电流采样值，因此仅作为一种参考方法在此提出。

3.1.3 电压采样信息异常/缺失的在线监测方案

根据继电保护规程规定：经N600(零相小母线)连通的多组PT二次回路，应在控制室设置一个接地点。设三相电压矢量和为3Ù，外接开口三角电压为3Ùk。正常工况下，忽略回路压降，3Ù和3Ùk应相等。若回路上存在故障，则3Ù和3Ùk不等。系统实时监测3Ù和3Ùk的差值，当满足公式（1-5）时，判定该电压回路采样信息异常。

式中，ε为门槛值，一般可取二次有效值3V。

正常工况时，连接于同一母线或母线分段的各出线电压幅值应相等，当某出线电压缺失或异常时，可通过电压关联性，排除异常并弥补缺失电压采样数值。

3.2 自检因子的保护状态在线监测方案

微机保护可采用多种自检方法实现保护状态监测功能，如比较法、编码校验法等，但受限于CPU处理速度和硬件存储空间，难以提升设备自检功能。系统充分利用微机保护的自检信息，实现保护状态在线监测。为全面开展保护状态在线监测，需表1-2所示的保护装置状态监测信息。

表1-2 保护装置自检信息一览表

根据自检信息的数据类型和统计方式将自检信息分为4类，分别为描述类、模拟量、统计类和状态量自检信息，其中统计类、模拟量信息从不同角度反应设备老化趋势，描述类自检信息则直接反应设备的现实工况，如通信中断等。为有效利用继电保护自检信息开展保护状态在线监测及评价，提出公式(1-6)：

式中，kj表示第j个模拟量或统计类自检信息对保护装置整体健康状况的影响程度，取值范围为[0,1]；ri表示第i个状态量自检信息的实际值，由保护装置自检程序给定，取值为0或1，如控制回路断线异常，则ri取为1；ki表示第i个状态量自检信息对保护装置自检情况的影响程度，取值范围为[0,1]，具体数值由厂商或检修运维人员确定后输入设备；自检因子 的取值范围为[0,1]，数值越高表明保护设备自检情况越好。当描述类自检信息出错时，判定系统需要重启，直接设置k取0值，重启保护装置。

保护装置通过通信网上传自检信息，系统绘制图1-13的保护装置自检因子曲线图，结合现场运行经验，分别设定异常、故障自检阈值，并开展综合评价：当异常自检阈值＜k＜1时，保护装置处于正常工况；当故障自检阈值＜k＜异常自检阈值时，保护装置异常运行，短时间内不退出运行，但异常自检次数+1。当设定时段内多次发生异常自检时，系统发出提前检修的指令；当k＜故障自检阈值时，保护处于故障运行状态，立即退出运行，发出告警信号，重启设备，并通知检修。

4 结论

针对数字化变电站信息交互实用化研究，提出了基于信息融合-后备保护系统的间隔关联信息在线监测技术，提高了数字化变电站数据采集交互的可靠性。