重载铁路广域保护测控系统应用方案研究

张志文

0 引言

随着信息技术、计算机技术的飞速发展，云计算、大数据、物联网、移动通信、人工智能等新技术给各行业带来了巨大变化，各行业都在利用新技术对传统行业进行改造以适应社会发展的需要。铁路的发展，尤其是我国高铁取得的巨大成就，使我国在智能铁路的研究和发展中走在了世界前列[1]。智能铁路是复杂的系统工程，智能牵引供电系统是其重要组成部分，值得深入研究。

牵引供电系统由牵引变电所、接触网、调度控制系统等组成，其中牵引变电所设有各种类型的电气一次设备和二次设备，一次设备和二次设备的智能化推动了牵引供电系统智能化的发展[2]。另一方面，智能牵引供电系统的发展也受到了智能电网发展的影响和推动。文献[3]介绍了智能电网的发展背景和发展历程，对智能电网新技术、国家电网公司“坚强智能电网”的实践进行了总结和展望；智能变电站是智能电网的重要组成环节，文献[4]介绍了新一代智能变电站的建设背景及构成，提出了层次化保护控制体系架构，即由就地级保护、站域级保护控制和广域级保护控制3个层次组成，提高了继电保护整体的可靠性、选择性、灵敏性和速动性；文献[5～7]对电网层次化保护控制的体系架构、功能原理进行了详细介绍。上述文献均是围绕电力系统智能变电站的架构、功能及实际应用进行阐述，在智能牵引供电系统和智能牵引变电所的应用中均可借鉴。

文献[8]详细介绍了国铁集团对智能牵引供电的研究应用、工程实践以及取得的技术成果；文献[9]介绍了智能牵引供电系统架构，对系统检测、评估进行了讨论。上述文献主要针对高速铁路智能牵引供电系统进行讨论，技术方案主要针对新建变电所，对普速铁路、重载铁路、既有所亭改造等方面未给出明确的方案和建议。

本文结合新朔铁路公司重载铁路牵引供电系统的实际情况，借鉴电力系统、国铁集团智能牵引供电系统智能变电所技术方案，研究牵引供电广域保护测控系统在重载铁路的应用，提出变电所智能化技术方案，为重载铁路智能牵引供电系统建设提供参考。

1 广域保护测控系统方案研究

牵引供电广域保护测控系统满足IEC 61850标准，采用智能一次设备，或者常规一次设备通过智能组件实现数字化，实现“采样数字化、跳闸命令化”，保护按照层次化配置，分为就地保护、站域保护、广域保护，参考电力系统智能变电站架构，牵引变电所广域保护测控系统结构如图1所示。

图1 牵引变电所广域保护测控系统结构

图1中一次设备采用合并单元、智能终端实现数字化；就地保护测控装置按照传统自动化系统进行配置并完成其功能；站域保护测控装置完成就地保护功能的冗余和优化，并完成站域控制功能；广域保护测控装置完成供电臂保护、控制功能；网络报文记录装置记录全所网络报文，监视过程层、站控层网络；故障录波装置实现独立的全所故障录波功能。下文对牵引变电所广域保护测控系统的架构、过程层和间隔层装置功能配置、站域和广域保护功能进行讨论。

1.1 功能研究

牵引供电广域保护测控系统具备层次化保护、分层闭锁、重构自愈功能[8]。层次化保护功能中，就地保护完成现有自动化系统的全部功能，其中备自投功能通过配置专门的备自投装置实现，在广域保护测控系统中可将其纳入重构自愈功能中统一考虑，测距功能也可纳入广域功能中。站域保护控制功能分为冗余类保护、优化后备保护类、安全自动控制类，广域保护完成区域电网保护控制相关功能[10，11]。牵引供电系统作为电网的终端用户，其电压等级、供电制式、负荷特性、保护配置等与电力系统存在较多不同，导致保护功能需求也不同，按照牵引供电系统特点，表1给出了牵引供电系统站域保护功能设计方案。

牵引供电系统中，220 kV及以上电压等级的变压器配置了双套保护，27.5 kV侧保护均按照单套配置，因此站域保护冗余主要针对27.5 kV侧的保护进行配置，以提高保护的整体可靠性。

表1 站域保护功能方案

传统保护配置中，保护的速动性、选择性、灵敏性通过主、后备保护的定值和时限综合考虑，牵引供电系统未配置专门的母线保护和断路器失灵保护。在站域保护中，可以根据全站信息实现断路器失灵保护、母线保护、快速后备保护，在保证保护选择性的同时实现保护的灵敏性，不再通过定值和时限去折中。牵引变电所备自投功能包括进线自投和变压器自投，实现方式主要是通过配置专门的备自投装置实现，也有采用变压器测控装置通过相互配合完成备自投功能。在智能所中，站域保护装置可实现全所信息的采集及设备控制，备自投功能可由站域保护装置实现，可不再配置专门的备自投装置。另外，针对变电所其他设备故障，如某台馈线断路器跳闸失灵，可以通过站域保护装置控制其他开关设备动作，隔离故障设备，实现变电所内的重构自愈，快速恢复供电[12]。

文献[13，14]对全并联AT供电方式继电保护配置的问题提出了供电臂保护方案，解决保护速动性和选择性的矛盾。文献[15，16]对枢纽地区牵引变电所-开闭所多级级联供电的继电保护问题进行了分析，传统保护配置通过本所信息、变电所-分区所间通过保护的定值和时限实现保护方案，很难解决枢纽地区保护存在的难题，可通过供电臂保护解决。广域保护的配置方案见表2。

表2 广域保护功能方案

供电臂重构自愈功能可参考文献[12]。广域保护已实现了变电所-AT所-分区所信息的统一采集，可集成AT测距功能，取消专门配置的AT测距系统，同时可取消AT测距通道。广域保护测控系统是一个功能集成创新的平台，其能够收集全所、全供电臂的信息用于保护、测控功能的现实，表1、表2列出了一些集成创新的功能。随着国内外牵引供电技术的不断发展[17]，广域保护测控技术也将得到不断提升，以解决传统保护中的技术难题，获得更多的应用。

文献[18]介绍了智能变电站开关防误操作的具体方案，提出智能牵引供电系统的分层闭锁构建调度层-变电所层-间隔层-过程层的闭锁层次结构，结合牵引供电系统的特点，可通过在调度层-变电所层-间隔层均采用逻辑闭锁，过程层保留必要的硬节点闭锁的层次化闭锁模式，来保证操作的安全。需要说明的是，在重构自愈功能中，隔离故障设备的操作与传统的防误操作可能存在矛盾，如断路器和隔开存在闭锁关系，当断路器失灵时，通过隔离开关来隔离失灵的断路器，则必须取消传统的硬节点闭锁，此时必须设置相应的重构自愈操作逻辑闭锁条件，以保证其操作的安全性。因此，正常遥控操作和重构自愈控制，两者的闭锁逻辑条件是不同的，在现有的闭锁规程下，为实现重构自愈功能，必须去除某些既有设计中的硬节点闭锁。

1.2 装置优化研究

文献[19，20]对新一代智能变电站站控层、间隔层、过程层设备从配置优化、网络优化、功能优化集成等方面结合电网的工程实践进行了讨论，对牵引供电广域保护测控系统的二次设备配置优化具有很好的借鉴意义。

目前牵引供电系统中，牵引变压器采用保护、测控装置分开配置的模式，27.5 kV侧采用保护、测控合一装置，在广域保护测控系统中，就地保护可沿用该模式。站域保护和广域保护均需采集各个间隔的信息并完成控制功能，牵引变电所的规模及供电臂广域规模也较电力系统小，因此站域保护测控装置和广域保护测控装置可合并，由一台装置完成表1、表2中的全部功能。牵引供电系统中未配置专门的故障录波装置，而智能所中配置的网络报文记录装置记录全所通信报文，可在报文记录的基础上增加故障录波功能[21]，为故障分析、故障查找提供数据支持。

合并单元、智能终端分开设置以及GOOSE、SV分别组网传输，存在经济性差、光口多等诸多缺点。国家电网公司在新一代智能电网建设中对过程层设备提出了新的配置原则[22]，220 kV及以上优先采用合并单元、智能终端分开配置，110 kV及以下采用合并单元、智能终端一体化配置，同时采用GOOSE、SV共网传输的模式。智能牵引变电所的建设可以借鉴采用这种配置方式。

1.3 系统方案研究

智能变电站采用“三层两网”结构[3]，“三层”指站控层、间隔层、过程层，“两网”指过程层网络和站控层网络，过程层网络分为SV网和GOOSE网。在智能变电站的发展过程中有“三网合一”（过程层网络、站控层网络、时钟同步网络合一）、“四网合一”（GOOSE网、SV网、站控层MMS网、时钟同步网络合一）[4]网络方案，变电站二次设备就地化方案中有MMS、GOOSE、SV“三网合一”的技术方案[23]。由于电网就地化保护多处于挂网试运行、只出口不跳闸方式[24]，结合智能牵引供电系统实践与前述分析，牵引供电广域保护测控系统优化后的配置及网络结构如图2所示。

图2 牵引供电广域保护测控系统网络结构

牵引供电广域保护测控系统采用“三层两网”网络架构，过程层220 kV侧采用合并单元、智能终端分开配置，27.5 kV侧采用合并单元智能终端集成装置，GOOSE和SV共网传输以减少光口。间隔层网络报文记录与故障录波装置集成，站域保护与广域保护装置集成，站域保护测控装置具备广域保护功能。站控层采用一体化监控系统设计，具备智能告警、智能辅助分析等应用功能。时钟同步系统采用北斗+GPS时钟源，北斗优先，两种模式自动切换。根据对时精度的要求，采用不同的时钟同步方式，站控层采用SNTP方式，间隔层和过程层采用IRIG-B码同步方式，也可采用IEC 61588网络同步方式。供电臂内的变电所、AT所、分区所/开闭所通过广域保护通道连接，广域保护通道可冗余配置以提高可靠性，取消测距专用通道。

2 重载铁路广域保护测控系统应用研究

牵引供电广域保护测控系统目前主要用于新建铁路中[1，8]，在变电所改造，尤其重载铁路变电所改造工程中还未有应用报道。以新朔铁路公司为例，公司辖内准池、大准、巴准铁路均属于重载铁路，有AT供电方式和直接供电方式，一次开关设备有采用户外布置、户内网栅式布置、开关柜等形式，采用何种广域保护测控系统实施方案对既有变电所进行改造，以适应智慧铁路及智能牵引供电系统的建设，值得研究。

根据层次化保护配置原则，就地保护按照间隔配置，配置站域保护测控装置完成站域保护控制、广域保护控制功能。站域保护测控装置具备备自投功能、所内设备隔离重构自愈功能，取消专门的备自投装置；AT供电模式下具备故障测距功能，取消专门的AT故障测距装置和测距通道；具备供电臂保护功能、供电臂重构自愈功能；对直供方式，根据需求确定是否需要配置供电臂保护功能和供电臂重构自愈功能。具体而言，准池铁路为AT供电方式，采用就地-站域-广域的层次化保护配置，大准、巴准铁路为直接供电方式，采用就地-站域的层次化保护配置，预留广域保护实施条件。

对于110 kV牵引变压器，一般采用主、后备保护分开配置，不采用双重化配置模式。准池、大准、巴准铁路均采用110 kV外部电源，相比普速铁路，重载铁路对牵引供电的可靠性要求更高，因此广域保护测控系统的合并单元智能终端集成装置均采用双重化配置，保护配置采用主、后备合一的装置[25]。可采用两种配置方式以提高保护的可靠性：第一种方式，由主后合一的就地变压器保护装置、站域保护装置分别对应第一、二套合并智能单元集成装置完成保护功能，实现变压器保护的冗余；第二种方式，由2套主后合一的就地变压器保护装置分别对应第一、二套合并智能单元集成装置完成保护功能，站域保护装置不再配置变压器保护。建议采用第二种方式，系统配置见图3。

对于110 kV电源接入，牵引变压器高、低压侧均采用合并单元智能终端集成装置，双套配置，分别对应主后合一保护装置，保护装置与合并单元智能终端集成装置采用光纤直连模式，测控、网络报文记录及故障录波、站域保护装置采用网络连接方式，过程层网络采用单网、SV和GOOSE共网传输。变压器非电量保护及本体信号通过配置本体智能终端完成，非电量跳闸按照可靠性原则采用电缆直接跳闸，跳闸信号接入第一套合并单元智能终端跳闸回路，同时发送相关GOOSE信号到过程层网络供其他装置使用（图3中本体智能终端连接间隔层、过程层网络未表示）。过程层的合并单元、智能终端等智能组件具备MMS接口，过程层智能组件的相关信息不再由间隔层保护测控装置接收GOOSE信号后再转换为MMS报文上送，使信息来源清晰化，也可减少装置之间的虚端子连接，减少工作量，简化系统配置。27.5 kV侧的保护采用合并单元智能终端单套配置，就地保护测控装置单套配置，站域保护测控装置实现保护功能的冗余和优化，就地保护与合并单元智能终端采用光纤直接连接，站域保护装置可采用网络连接方式，也可采用光纤直接连接方式。

图3 变压器保护配置及网络连接示意图

既有变电所按照广域保护测控系统要求进行改造，对于一次设备未到更换年限的，可采用常规一次设备就地数字化模式，对于需要更换一次设备的情况，可采用智能一次设备或常规一次设备就地数字化加必要在线监测模式，增加的智能组件根据设备形式确定安装方式。取消一次设备端子箱[26]，GIS设备，合并单元、智能终端、监测智能组件安装在GIS汇控柜中；对开关柜设备，合并单元、智能终端就地安装在开关柜二次室；网栅式设备、户外设备采用智能组件柜安装方式，合并单元、智能终端、监测智能组件按照间隔配置原则安装在智能组件柜中。户外安装的智能组件柜必须采取温、湿度控制措施，保证设备安全运行；对于户内安装的情况，采取室内整体温、湿度控制措施，简化智能柜相关配置，降低建设成本。变压器保护采用在控制室集中组屏的模式，对于27.5 kV侧保护，对全户外设备采用控制室集中组屏模式，提高系统的可靠性，高压室内一次设备采用保护就地安装模式，减少光缆用量。

3 结语

牵引供电广域保护测控系统是智能牵引供电系统的重要组成部分，本文通过对电力系统智能变电站、智能牵引供电的发展历程、现状、关键技术的介绍，研究了牵引供电广域保护测控系统的主要关键技术，给出了具体的实施方案，并结合新朔重载铁路的实际情况，讨论分析了广域保护测控系统在重载铁路的应用。

牵引供电与电力系统对站域保护、广域保护的功能需求区别较大，本文详细分析了牵引供电站域保护及广域保护功能，对系统装置优化集成方案进行了研究，提出了优化集成方案。目前，牵引供电广域保护测控系统主要应用于高铁新建变电所，对既有变电所及重载铁路的应用还缺乏研究，本文研究成果具有一定的参考和应用价值。