數字化變電站繼電保護系統的可靠性研究

宋洋

(國網江蘇省電力公司檢修分公司連云港運維站,江蘇連云港 222000)

數字化變電站繼電保護系統的可靠性研究

宋洋

(國網江蘇省電力公司檢修分公司連云港運維站,江蘇連云港 222000)

數字化變電站由于其可將信息的采集、處理和輸出等過程完全數字化的優點,已成為當今電力系統發展的一個重要方向,但如何確保數字化變電站安全可靠運行仍是目前存在的一個問題。本文以數字化變電站當前技術應用為背景,研究電子式互感器和光纖通信網絡的可靠性對繼電保護系統的影響。

數字化變電站 可靠性 電子式互感器 光纖通信網絡

1 數字化變電站概述

數字化變電站是將其一次和二次設備作為數字化研究對象，通過網絡通信平臺進行信息標準化，以實現信息共享和交互功能的自動化變電站。通過采用光電轉換技術、信息技術、網絡技術和現代控制技術等完成對變電站信息的數字化采集、處理及輸出過程，從而達到變電站數據交換和控制操作網絡化的目的。

圖1 數字化變電站邏輯結構

圖2 零序電流保護原理

圖3 差動保護原理

1.1 數字化變電站結構組成

從物理結構上看，數字化變電站仍然是由一次設備和二次設備兩個層面構成；但從邏輯結構上劃分，數字化變電站又可分為過程層、間隔層和變電站層三個方面，如圖1所示。從圖中可以看出，變電站層內部及間隔層和變電站層之間的事件狀態和數據是通過MMS交換完成的，間隔層內部及間隔層和過程層之間的控制狀態和數據是通過GOOSE交換完成的，而過程層和間隔層之間的采樣值數據交換是由SMV完成的。其中，間隔層和過程層中的GOOSE信號等同于傳統變電站中的跳閘、位置等硬接點信號，過程層向間隔層反饋的SMV信號等同于傳統變電站中的互感器(CT、PT)信號。將間隔層和過程層結合起來便構成了傳統變電站中的二次回路部分，也是數字化變電站控制的核心。

從目前IEC61850的使用標準來看，變電站層已發展較為成熟，可進行普遍推廣，間隔層和過程層也進入了實用期。在某些電壓等級較低的變電站中已實現全數字化應用，而在電壓較高等級變電站中，尚存在過程層采樣值傳遞技術屏障。

1.2 數字化變電站特性

與傳統變電站相比，數字化變電站具有以下特點:

(1)一次設備均為數字化和智能自動化。站內傳統電磁互感器由新型電子互感器替代，直接與外部數字光纖以太網連接，有時還需裝設智能終端以實現數字信號轉換和系統狀態檢測。(2)二次設備數字化和網絡化。與傳統變電站的數字式二次設備相比，數字化變電站二次設備的優勢在于通過光纖與外部網絡進行通信，也就是說數字化變電站的是在光纖以太網基礎上完成的。(3)IE61850標準實現了變電站通信系統及其網絡統一化。傳統變電站由于信息描述和通信協議標準的差別致使各個設備之間存在信號識別難、互操作性差等問題，所以IEC61850標準統一化極大的修正了傳統變電站的弊端，保證了數字化變電站的安全可靠和操作方便。

1.3 數字化變電站可靠性因素分析

可以看出，數字化變電站與傳統變電站相比有著顯著的優勢和巨大的發展前景。由于數字化變電站減少了通信輸入回路、二次回路端子等，降低了設備成本，縮短了安裝調試周期，同時電子式互感器的替代在很大程度上也減少了施工及檢修人員的危險性。數字化變電站雖然呈現出一系列優點，但是在實際應用中只有保障了變電站的安全可靠運行才能順利完成數字化變電站對負荷及用戶的供配電任務。由于繼電保護裝置可直觀反應系統故障和運行狀態，對于確保系統可靠運行有很重要的作用，因而很有必要分析研究數字化變電站繼電保護系統可的靠性。通常情況下繼電保護裝置發生故障的原因在于安裝調試和維護過程不嚴格，再者不合理的設計使得接線愈加復雜，對于互感器提供的數據存在誤差大等因素，同時數據信息傳輸過程中的時間延誤等也會導致保護裝置誤動作，進而使數字化變電站失去安全可靠性保障。

2 電子式互感器可靠性研究

與傳統的電磁式互感器相比，單個電子式互感器的誤差要小很多，這樣不僅可以提高測量的精度，還可以提高保護裝置的可靠性和靈敏性，當多個電子式互感器一起使用時，其高精度和高靈敏度對系統保護效果更加明顯。以零序電流保護為例，圖2(a)和(b)分別為傳統電流互感器和新型電子式電流互感器構成的零序電流保護。從圖2(a)中可以看出，LJ為零序電流繼電器，其中流過電流為三相電流的向量和。當A、B、C三相完全對稱時，流過LJ的電流理論上為零，但實際上由于三相電流互感器之間存在鐵磁特性誤差，使得互感器二次電流也出現相應誤差，從而在LJ中出現不平衡電流，保護整定值的目標便是消除LJ中的不平衡電流。

由圖2(b)可知，電子式互感器均接受來自三相的一次電流信號，只是電子式電流互感器誤差很小，因而最后反應到零序電流繼電器上的數值也很小。同時，由于電子式互感器二次側負荷對其誤差沒有影響，所以減小了最后流過LJ的不平衡電流，也適當的降低了保護整定的設定值，從而提高了保護裝置的靈敏度和可靠性。

電子式互感器也可顯著提高縱聯差動保護的可靠性，圖3(a)、(b)分別為傳統互感器和電子式互感器對單相變壓器進行的差動保護。正常工作時，流過差動繼電器(CJ)的電流為變壓器一次測和二次側電流之差，理論上應該等于零。但實際上由于互感器存在測量誤差，總有不平衡電流流過CJ。當在差動保護范圍之外如d點發生故障短路時，變壓器的一二次側便會出現很大的短路電流。此時，由于故障發生于差動保護范圍之外，變壓器差動保護不允許動作，但是如果互感器選擇不當，便會出現變壓器一側互感器飽和而另一側還未飽和，也就是說兩個互感器之間出現環流，這將增大流過CJ的不平衡電流，從而致使保護裝置誤動作，降低繼電保護系統的可靠性。

與零序電流保護相似，正常工作時流過差動繼電器的電流為變壓器兩側互感器電流之差，由于電子式互感器精度較高，流過CJ的不平衡電流很小。當發生斷路故障時，雖然兩側的穿越電流很大，但電子式互感器仍然可以工作于線性區，因而誤差不會增長很多，流過CJ的不平衡電流對于保護的影響不會很大，這樣便可防止差動保護裝置誤動作，提高系統保護的可靠性。

3 光纖通信網絡可靠性研究

3.1 對交流采樣回路的影響

傳統變電站繼電保護系統交流采樣電路的原理是通過電壓和電流互感器將二次側的模擬觀測量經導線、電纜等送入繼電保護裝置，接著將設定好的整定值與實際模擬量相比從而決定保護裝置是否動作。而數字化變電站一個很大的優勢就在于采用光纖通信網絡取代了傳統的傳輸電纜，即在數字化變電站中將一次電壓電流等信息通過IEC61850標準化后送入繼電保護裝置，直接控制保護裝置的動作與否，這個變革對于提升數字化變電站的可靠性具有重要意義。

傳統變電站其互感器、試驗端子和差動繼電器之間完全通過二次導線連接，由于環節很多，只要某一環節出現問題必然會形成斷點，斷點高電壓不僅危機人員設備安全，還會造成保護器件誤動作。而且對于每年的主差動保護需在帶負荷情況下進行測量操作，在測量時通常需將毫安表并聯接于試驗端子上，這個過程經常會發生電流回路開路致使過電壓危及工作人員安全。另外，繼電器及其他設備自身故障也會造成保護裝置誤動作。

由于數字化變電站采用光纖替換導線，大大減少了相互之間的鏈接環節，而且光纖發生斷線的概率也要比導線低的多。而且因為數字化變電站光纖傳輸的是數字量而非傳統變電站采用的模擬量，即使光纖發生斷線也不會出現過壓損壞設備和人身安全。同時在數字化變電站中都有數字閉鎖設置，因而保護裝置基本不出出現誤動作。另外，由于光纖運行壽命長、對干擾隔離性好、穩定性高等本身優點，使其在數字化變電站中不僅可避免導線差動誤動作，還可降低保護裝置更換和維修成本。綜上，光纖通信網絡可大大提升交流采樣回路可靠性能。

3.2 對直流采樣回路的影響

傳統變電站直流回路包括繼電器、直流電源開關等二次保護設備，由于設備繁多，接線復雜，降低了繼電保護系統的可靠性。數字化變電站除直流電源使用少量導線外，其他均由繼電器內部邏輯部分替代。正是由于復雜二次回路的替換簡化和光纖接線的應用，極大的提高了繼電保護系統的可靠性。

4 結語

數字化變電站中電子式互感器的使用，不僅減少了系統故障率，提高了繼電保護系統的可靠性，還減少了系統中互感器的數量，有利于建設小型化、資源型的數字化變電站。光纖通信網絡的替代在提升系統可靠性基礎上還實現了站內信息的資源共享，另外由于減少了連接導線的使用，簡化了數據信息的傳輸回路，降低了設計成本，是未來變電站的重要發展方向。

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宋洋(1982—),男,山東濟南人,工程師,主要從事電力系統繼電保護和自動化設備的維修及管理工作。