應用于智能變電站的備自投解決方案

游建軍 郭 創 孟 樂 劉 星 毛 林 王 龍

（1.許繼電氣公司技術中心，河南 許昌 461000；2.空軍工程大學，西安 710038）

在我國，國家電網公司擬在2009－2020年分三個階段建設以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展，具有信息化、自動化、互動化特征的自主創新、國際領先的堅強智能電網。其中智能變電是智能電網技術八個分支專業之一，智能電網的核心內容之一是智能變電站，智能變電站既是下一代變電站的發展方向，又是建設智能電網的物理基礎和要求[1]。

智能變電站的發展對繼電保護和安全自動裝置產生了較大的影響。備用電源自動投入（下文簡稱備自投）裝置作為提高電網供電可靠性的安全自動裝置在智能電網中仍然被大量使用。本文結合智能變電站特點，介紹了目前智能變電站中備自投應用的三種方案，然后對比分析了它們的優缺點。

1 智能變電站與傳統變電站區別

智能變電站是由智能化的一次設備和網絡化的二次設備按過程層、間隔層和站控層三層體系結構構成，其通信網絡與系統應符合 DL/T 860（IEC 61850）標準[2]。智能變電站的一次電氣主接線和其對繼電保護選擇性、速動性、靈敏性、可靠性的要求沒有改變，因此智能變電站中備自投的基本原理和功能要求和傳統變電站是一致的，這里不再贅述。

智能變電站與常規變電站的最大的差別是過程層，相比傳統的變電站，智能變電站的過程層可以有效地解決設備容易受干擾、高低壓不能有效隔離、信息不能共享等缺點。智能變電站中將原來間隔層的部分功能下放到過程層，如模擬量的A/D 轉換、開關量輸入和輸出等，相應的信息經過程層網絡進行傳輸[3]。過程層信息傳輸介質由原來的電纜變為光纖；互感器二次電模擬量傳輸變為采樣值（SV）光數字信息傳輸；開關量電平信號的傳輸變為GOOSE 光數字信息傳輸。因此智能變電站中備自投裝置對模擬量和開關量的采集和輸出回路由原來的隔離變壓器、模數轉換、電磁繼電器等回路變為了過程層光纖接口。

智能變電站與常規變電站的另一的差別為智能變電站采用IEC 61850 標準建模。不同廠家的IED之間能夠交換信息并能夠利用交換的信息完成各自的功能，允許變電站自動化系統的功能在不同的設備之間自由分配。因此智能變電站中對備自投功能物理上的實現方式提供了極大的靈活性，可提高系統集成度。

2 傳統變電站中備自投的實現方案

傳統變電站中備自投多為一個獨立的裝置，典型的備自投裝置為實現一個電壓等級的雙電源的相互備投，要完成主接線相對復雜的多電源間的備投功能，由于受限于模擬量輸入及開關量輸入輸出容量等限制因素，多采用模塊化的配置方案，即用多臺裝置協同完成整個系統的備投功能。同一變電站的不同電壓等級亦分別配置單獨的備自投裝置，不同電壓等級的備自投裝置之間通過動作延時定值的整定來保證其動作順序的選擇性。因此傳統變電站中會有多臺備自投裝置，同時為躲過高電壓等級備自投的動作時間低電壓等級備自投裝置的動作時間會較長，這是分布式備自投不易解決的局限。

3 智能變電站中備自投的三種方案

目前智能變電站中運行的備自投裝置可分為分布式備自投和集中式備自投兩大類，其中分布式備自投又分為無獨立裝置和有獨立裝置兩種形式，文獻[4]對這兩種分布式備自投的應用已有論述。

3.1 無獨立IED 的分布式備自投

該類備自投為基于間隔層GOOSE 報文傳輸實現的。其沒有獨立的IED，是將備自投功能分布于各間隔的IED 中，如圖1所示：由母聯保護測控裝置和兩進線保護測控裝置協同完成備自投功能。兩進線保護測控裝置完成分別完成兩進線間隔的開關位置狀態采集及有流無流和兩段母線有壓無壓的判別，然后將判別后的結果以GOOSE 方式傳輸給母聯保護測控裝置，最終由母聯保護測控裝置根據兩進線保護測控裝置傳輸過來的GOOSE 信息并結合其就地采集的開關量與模擬量信息中完成備自投功能的主邏輯。

圖1 無獨立IED 的分布式備自投應用示圖

3.2 有獨立IED 的分布式備自投

該類備自投功能同傳統變電站備自投完成一個電壓等級的備自投功能，區別在于模擬量的采集和開關量的輸入、輸出方式。其模擬量的采集分布于各間隔，然后由各間隔合并單元（MU）以SV 方式傳輸給備自投裝置，同時其開關量的輸入和輸出是通過GOOSE 傳輸方式實現。此類備自投裝置多采用光纖點對點直采直跳的過程層組網方式，如圖2所示。

圖2 有獨立IED 的分布式備自投應用示圖

3.3 集中式備自投

由于智能變電站中IED對模擬量的采集和開關量輸入、輸出采用SV和GOOSE信號傳輸機制，不再受硬件資源的限制，所以一臺備自投裝置可以采集到整個變電站各電壓等級的模擬量和開關量信息，進而將一個變電站中各電壓等級的備自投功能集中在一個IED中，由一個備自投裝置完成整個變電站的備自投功能。這種集全站各電壓等級的備自投功能于一個IED的集中式備自投裝置已經在甘肅、河南、湖北等多個新建智能變電站中得到應用。同時在國網新一代智能變電站的站域保護控制裝置要求配置站域備自投功能，站域備自投要求集中完成全站的備自投功能，屬集中式備自投。為提高備自投的可靠性，集中式備自投一般采取雙重化配置，如圖3所示。

圖3 集中式備自投應用示圖

4 備自投三種方案的對比分析

無獨立IED的分布式備自投，減少了IED數量，提高系統集成度，降低了系統成本；但其備自投功能需多個IED協同工作完成，當一個IED故障后，整個備自投功能就會受到影響，因此可靠性有所降低，同時備自投的相關定值會分布在多個IED中，不便于管理和維護。多個IED協同完成備自投功能也為備自投功能的調試和試驗增加了難度。

有獨立IED的分布式備自投，和傳統變電站中的備自投相比沒有減少IED的數量，系統集成度不高，備自投功能獨立，可靠性比無獨立裝置的分布式備自投要高。

集中式備自投，減少了IED數量，提高系統集成度，降低了系統成本；備自投功能獨立，可靠性比無獨立裝置的分布式備自投要高，但當其IED出現故障后的會影響到整個變電站，故可靠性不及有獨立裝置的分布式備自投，此缺點可以通過雙重化配置來解決。集中式備自投另一顯著優點為由于其掌握全站信息，可以通過優化低電壓等級備自投的啟動邏輯來很好的解決本站內低電壓等級和高電壓等級備自投的選擇性問題，這樣低電壓等級備自投的動作延時不再需要和高電壓等級備自投的動作延時相配合，只需考慮和本電壓等級的其他裝置相配合即可，這樣就可以在不犧牲低電壓等級備投動作時間的情況下很好的解決高低電壓等級間備自投的配合問題。

國網公司推薦的過程層SV傳輸是采用直接采樣，即點對點方式，采樣同步應由保護裝置實現[5]。這種SV接入方式，提高了保護裝置SV同步采樣的可靠性，使其保護功能不依賴于外部對時系統。缺點是保護及合并單元所需網口較多，發熱量較大，所使用光纜和交換機的數量較多，不利于整體成本的降低。備自投不像差動保護（母線保護、主變保護等）要求SV數據嚴格同步，SV失步僅會導致備自投延時動作不會導致備投誤動。由于電子式互感器（含MU）額定延時不大于2ms[5]，交換機的網絡固有延時小于10μs[5]，故SV失步后以僅會給備自投裝置帶來2ms的動作時間誤差，這完全可以忽略的。所以集中式備自投裝置完全可采用IEC61850-9-2網絡的組網方式，這樣可使過程層光纖連接簡潔，節省大量的以太網口，可充分發揮9-2模式的優勢。這種過程層采用網采網跳的組網方式已在國網新一代智能變電站的站域保護控制系統中得到了推廣應用。

表1 備自投三種方案的對比分析結果

5 結論

通過對比智能變電站和傳統變電站的異同點，可更深刻的理解智能變電站中備自投的應用，本文列舉了目前智能變電站中備自投的三種解決方案，分析對比了這三種方案的優缺點，對智能變電站中備自投裝置的產品開發、工程設計和應用具有參考指導作用。根據本文結論可以預計，集中式備自投將是今后智能變電站中備自投應用的發展方向。

[1] 李瑞生,李燕斌,周逢權.《智能變電站功能架構及設計原則》[J].電力系統保護與控制,2010,38(21) : 24-27.

[2] Q/GDW 383-2009 智能變電站技術導則[S].國家電網公司,2009.

[3] 易永輝,王雷濤,陶永健.《智能變電站過程層應用技術研究》[J].電力系統保護與控制,2010,38(21) : 1-5.

[4] 彭磊,楊光.《數字化變電站備自投》[J]. 電力系統保護與控制,2009,37(23) : 58-61.

[5] Q/GDW 441-2010 智能變電站繼電保護技術規范[S]. 國家電網公司,2010.