智能牵引变电站广域保护系统的一种配置方案

南京国电南自轨道交通工程有限公司 沈珂婷 孙金华

目前铁路供电领域对智能变电站的探讨和实践还在初步发展阶段，多数国内已有的智能化牵引变电站系统局限于独立的各个变电站、AT所、分区所分别实现一次设备的智能化，仅可构成所内智能化系统。近年来随着广域保护测控系统概念的提出及推广，新一代智能牵引变电站以供电臂为单元，将同一供电臂的牵引变电所、AT所、分区所、开闭所的综合自动化系统构成广域保护测控系统，完成以供电臂为单元的广域保护功能及所内的站域保护功能。广域保护系统有效地提高了保护的可靠性、选择性和速动性，为智能变电站的推广应用提供了有利条件。

1 系统架构

1.1 三层两网

智能牵引变电站系统采用三层两网的架构，三层包括过程层、间隔层、站控层[1-2]，两网包括过程层网络和站控层网络。

三层主要设备配置如下：站控层设备主要包括当地监控后台、通信管理装置、通信规约转换装置、GPS对时装置等，提供良好的人机交互界面，实现全所设备的监控和管理；间隔层设备主要包括就地保护测控装置、站域保护装置、故障测距装置、网开关监控装置等，实现保护、测量、控制、计量、监测等功能；过程层设备主要包括智能牵引变压器、智能高压开关设备、互感器、避雷器等高压设备，实现电量和开关位置等信息的实时采集，并执行分/合闸等操作指令。

网络分为两个物理层：站控层MMS网络、过程层网络。站控层MMS网络为以太网，可选择双绞线以太网或光纤以太网，用于站控层设备之间、站控层与间隔层设备之间信息交换，可采用星型双网模式；过程层网络为光纤以太网，用于间隔层与智能终端间的信息交换。过程层网络包含了SV过程层网络及GOOSE过程层网络[3]，SV网络和GOOSE网络既可相互独立也可共网，本方案采用双网共网模式为SV/GOOSE双网，可节约投资、简化网络。过程层交换机可根据流量和传输路径通过合理的VLAN划分来保证网络的实时性和可靠性。

1.2 层次化保护

智能牵引变电站继电保护由牵引变电所、开闭所、分区所、AT所设备的层次化保护实现。系统层次化保护包括设备的就地保护、全所的站域保护、所间的广域保护。就地保护、站域保护由就地保护装置、站域保护装置实现，广域保护由就地保护装置、站域保护装置共同实现。

2 广域保护方案设计

为提高智能牵引变电站广域保护系统的可靠性，就地保护装置均采用电缆直接采样模式，其保护功能不依赖于时钟同步系统。27.5kV侧就地保护装置采用电缆跳闸模式，主变保护采用网络跳闸模式，站域/广域保护装置采用网络采样/网络跳闸模式，站域保护装置和就地保护装置中的保护控制功能相互冗余。广域保护测控系统可充分发挥所内和所间信息共享的优势，具备分层闭锁功能，提高控制操作的安全性；具备自愈重构功能，能减少停电时间和停电区间，提高供电可靠性。

2.1 站控层设计方案

站控层设备主要包括监控后台、通信管理装置、通信规约转换装置、GPS对时装置等。监控后台单机设计，采用无机械磨损件的工业级计算机。通信管理装置采用双机热备用模式，提高可靠性。通信规约转换装置用于接入其它厂家非IEC 61850设备。

2.2 间隔层设计方案

变压器保护装置。采用差动、后备保护合一配置模式，每台变压器均配置2台完全一致的变压器保护装置，每台保护装置均实现完全的保护判断和跳闸功能，装置采用主控室集中组屏模式。变压器保护装置通过电缆接入主变高、低压侧交流保护电量，每台保护装置均实现变压器差动和后备保护，通过SV/GOOSE双网与主变高、低侧智能终端通信，接收主变断路器、隔离开关等状态信息，发送保护跳闸命令，完成对主变高、低侧断路器的跳闸操作。变压器保护装置接收主变高压侧智能终端的本体保护动作GOOSE信息，生成非电量动作报告并录波。

变压器测控装置。通过电缆接入主变高、低压侧交流测量电量，实现主变高、低压侧交流及有功、无功计算等测量功能，通过SV/GOOSE双网与主变高、低压侧智能终端通信，接收断路器、隔离开关等状态信息，发送遥控分/合闸命令，完成主变高、低压侧断路器、隔离开关及进线隔离开关的遥控分/合闸操作。装置采用主控室集中组屏模式。

备自投装置。系统配置单独的备自投装置。备自投装置通过电缆接入2台主变的高压侧电压和进线抽压电压，通过SV/GOOSE双网接收断路器、隔离开关等状态信息，发送开关分/合闸命令，完成进线失压自投及主变故障自投功能。装置采用主控室集中组屏模式。

27.5kV间隔层保护装置。27.5kV间隔层保护如馈线保护、电容器保护、所用变压器保护、自耦变压器保护等采用保护测控装置一体化设计，安装在开关柜上，对改造所开关柜现场安装困难的也可采用在主控室集中组屏方式，均采用电缆接线方式实现与互感器和开关的信息交换。间隔层保护装置均接入SV/GOOSE双网。

计量表。采用常规的电磁式电度表，采用传统的电缆接线方式采集主变高压侧三相电压、电流作为电度表的计量交流输入回路。

网络分析记录系统。配备一个该系统，可实现以下功能：装置应能实时分析报文，给出预警信息并启动报文记录；能对网络节点、通信状态、数据流量进行实时监控[4]；能离线分析网络流量、报文统计信息，以及离线还原供电系统一次设备的波形和动作行为的记录；故障录波功能。录波启动可通过外启动和自启动两种方式。

站域保护装置。每个所均配置1台站域保护装置，站域保护基于全站信息实现保护的冗余和优化，具有断路器失灵保护、简易母线保护、馈出的冗余保护、所内自愈重构等功能。站域保护装置通过SV/GOOSE双网从智能终端和就地化保护测控装置获取数字化采样信息及开关信息，通过SV/GOOSE双网给智能终端和就地化保护测控装置发出开关的动作信号及保护的闭锁信息等。

广域保护装置。不配置单独的装置，广域保护是基于牵引变电所、AT所、分区所的信息共享，由站域保护装置及就地化保护测控装置联合完成，实现供电臂保护功能、供电单元自愈重构等功能。

2.3 过程层设计方案

2.3.1 互感器

对比电子式互感器+合并单元的采样方式，由于电子式互感器易受快速暂态过电压（VFTO）的影响，远端模块抗干扰能力较差，合并单元数据网络传输的正确性依赖外部时钟，这些问题易引起保护的误动。因此本方案采用常规电磁式互感器，通过电缆接线接入各保护装置，提高保护的可靠性。

2.3.2 智能终端

过程层设备主要包括主变高、低压侧智能终端，可实现合并单元及智能终端功能。智能终端通过光纤以太网接入SV/GOOSE双网与间隔层设备传输信息，智能终端完成主变断路器和隔离开关的信号采集及分/合闸操作，完成变压器本体保护功能,支持就地组屏、集中组屏等方式。

主变过程层设备按如下配置：变压器高压侧智能终端安装于户外智能柜，也可集中组屏。每个牵引变电所配置2个户外智能柜，分别就近安装在2台主变附近。主变高压侧智能终端完成主变本体保护功能及主变断路器、隔离开关、进线隔离开关和跨条隔离开关等开关的信号采集和开关控制功能。变压器本体保护由主变高压侧智能终端通过电缆接线直接跳闸高、低压侧断路器，非电量动作信息通过SV/GOOSE双网上送变压器保护装置，由主变保护装置实现故障记录及录波；变压器低压侧智能终端安装于开关柜，对改造所就地开关柜不能安置时也可集中组屏，采用电缆接线实现开关量输入输出。a、b相断路器可共同配置1台智能终端，实现2相断路器的操作和信息采集，也可分别配置智能终端。

主变高、低压侧智能终端按双重化配置，并分别与双重化配置的主变保护装置相对应，当一套保护或智能终端异常或退出时不影响另一套保护的运行。智能终端中的本体保护按单套配置。

2.4 系统对时方案

配置1台专用GPS装置接收卫星时钟的对时信号，实现系统时钟同步。保护装置支持IRIG-B码对时和SNTP对时。间隔层和过程层采用IRIG-B码对时，站控层采用SNTP网络对时。

3 系统指标

总体指标：事件顺序记录分辨率（SOE）≤1ms；遥信变位响应时间≤2s；遥测信息响应时间≤2s；保护跳闸与告警响应时间≤2s；遥控传输延时时间≤2s；监控后台主机CPU平均负荷率正常时任意30min内≤30%、电力系统故障时10s内≤50%；遥控操作正确率=100%；系统平均无故障间隔时间（MTBF）≥20000h；主时钟时间准确度≤1μs；间隔层装置对时精度≤1ms。

保护元件精确工作范围：电压0.01～1.5UN，保护电流0.05～20IN或0.1～40IN，测量电流0.01～2IN，频率45～55Hz。UN、IN为额定值，下同；保护元件定值误差：电流元件不超过±2%整定值或±0.01IN（两者取较大值），电压元件不超过±2%整定值或±0.005 UN（两者取较大值），时间元件（定时限时）不超过±1%整定值或30ms；采样、同步及延时：采样频率4kHz(每周波80点)，同步精度＜1μs，守时精度丢失同步信号10min后小于4μs，跳闸动作延时≤7ms(从收到GOOSE报文到节点输出)，开入变位传输延时≤2ms(从开入变位到对应GOOSE报文输出)。

综上，本方案采用常规互感器电缆采样，避免了电子互感器和合并单元固有缺陷造成的保护误动和拒动风险。采用SV/GOOSE双网共网模式，可简化网络，同时保证了通信可靠性。通过SV/GOOSE通信网络，完成整条供电臂上各个所的所内和所间信息共享，从而实现智能牵引变电站的广域保护功能，实现对常规保护功能的冗余、优化和补充，提高了系统的可靠性。