智能變電站層次化繼電保護配置優化的探討

張 堯，陳福鋒，陳 實

(1.國電南京自動化股份有限公司，江蘇 南京 210032；2.南京國電南自電網自動化有限公司，江蘇 南京 211153)

智能變電站層次化繼電保護配置優化的探討

張 堯1，2，陳福鋒1，2，陳 實1，2

(1.國電南京自動化股份有限公司，江蘇 南京 210032；2.南京國電南自電網自動化有限公司，江蘇 南京 211153)

討論了目前智能變電站中層次化繼電保護系統的配置方式，就目前就地保護配置復雜、保護整定繁復、后備保護逐級配合時間長、站域保護工程應用不便等多方面的問題，提出了就地保護的部分后備保護功能向站域保護、區域保護遷移的配置策略；并基于一次設備建模、變電站信息交互來實現就地保護定值自動整定、與就地保護協同的站域后備保護的思路和實例，降低現有繼電保護信息流的橫向耦合，簡化就地保護配置，提升站域后備保護性能。

智能變電站；層次化繼電保護；一次設備建模；自動整定；協同

0 引 言

特高壓交直流工程建設和分布式新能源的快速發展，給電網調度、運行和控制帶來前所未有復雜性，對于繼電保護而言也會面臨極大的挑戰[1]。在電網結構變化的同時，中國變電站近年來經歷了從傳統變電站到數字化變電站、智能變電站、新一代智能變電站等階段的發展[1]。對于繼電保護，最顯著的變化是傳統模擬量、電平信號等開關量的輸入輸出方式變為了數字化的SV(數字化采樣)數據和GOOSE(面向通用對象的變電站事件)信號[2]。但除了針對采樣數據品質、GOOSE信號品質的處理外，從功能配置上智能變電站的保護與傳統保護沒有太大的差異，在原理上更沒有較大的變化。

在新一代智能變電站試點建設過程中，提出了層次化繼電保護系統，把現有的繼電保護劃分為就地級保護，增加了站域級、廣域級保護控制系統，站域保護集成了部分安全自動裝置的功能；并對單套保護做了冗余配置，但就地級保護還是按照目前的配置方式[3]。文獻[4]提出了就地保護僅配置主保護的方式，并配置站域集中式后備保護的方案。文獻[5]提出了分布式站域保護，通過多數據源提高站域保護的可靠性；另外，對于站域后備保護的實現原理還提出其他一些方式[6-8]。

目前對于層次化繼電保護的研究和應用，主要集中在站域后備保護原理方面，對于就地保護功能配置的優化以及運維便捷提及的較少；同時當站域后備保護的范圍擴大后，如何保證其可靠性也是難題之一。

在傳統變電站中，裝置間的數據獲取是通過大量的二次電纜來實現，過多的信息交互勢必造成二次回路復雜，系統可靠性降低。智能變電站采用了IEC 61850規約后，其最大的優點是信息共享，智能變電站內的站控層、過程層網絡是能夠讓站內任何一個設備獲得全站信息，結合線路縱聯通道還可獲取對側變電站的信息；同時在IEC 61850規約良好的互操作性下，智能變電站信息交互具備良好的基礎[3]。

下面就智能變電站，將現有的繼電保護功能分類，并重新分布到層次化繼電保護系統中；簡化就地保護功能，方便工程運維，利用就地保護和站域保護的協同以及智能變電站信息交互的優勢提升站域保護性能；并就功能擴充后可能帶來的可靠性問題提出解決方案。

1 現有智能變電站繼電保護配置

1.1 線路保護

如圖1所示，目前電網通常配置的線路保護根據保護范圍主要包括：1)主保護(縱聯保護/距離Ⅰ段)；2)近后備保護(距離Ⅱ段/零序Ⅱ段)；3)鄰線遠后備保護(距離Ⅲ段/零序Ⅲ段)。由于距離Ⅲ段和零序Ⅲ段在通常整定中按照系統穩定要求來整定，實際上鄰線與無后備保護是作為系統穩定的后備來使用。由于近后備保護和鄰線后備保護的保護范圍會涉及到相鄰設備，因此在整定中必須與相鄰設備的后備保護在時間上配合，避免越級跳閘。

圖1 現有線路保護功能配置示意圖

1.2 變壓器保護

如圖2所示，變壓器保護主要包括：1)主保護(差動保護)；2)近后備保護(阻抗保護、間隙保護、過流和零序保護的方向段);3)遠后備保護(過流和零序保護末段)。其中近后備保護主要作為主保護的后備保護，保護范圍通常不超過主保護范圍，對于過流保護和零序保護在實際整定中往往為了保證相鄰設備末端在最小運行方式有足夠的靈敏度，也是按照保護系統穩定的系統級后備保護。

圖2 現有變壓器保護功能配置示意圖

1.3 母線保護

如圖3所示，母線保護主要包括：1)主保護(差動保護)；2)失靈保護。母線保護通常不配置后備保護，依靠線路保護、變壓器保護的后備保護來作為母線保護的遠后備，母線上各間隔斷路器的失靈保護通常均由母線保護完成。

圖3 現有母線保護功能配置示意圖

1.4 現有配置的一些不足

1)后備保護逐級配合

線路保護和變壓器保護均配置了相鄰設備的遠后備保護以及作為系統穩定安全的系統級后備保護，這就需要在時間上與鄰線或下級設備的后備保護進行配合，尤其對于變壓器后備保護涉及的下級設備較多，又作為整個變電站主要的后備保護，造成變壓器后備保護配置復雜，在多側電源的情況下難以整定，甚至出現近后備動作時間大于設備熱穩時間，對設備安全運行造成較大的風險。

2)就地保護間橫向耦合

由于母線上各間隔的失靈保護通常都配置在母線保護中，也就使得母線保護和各間隔線路保護、變壓器保護之間需要相對復雜的聯閉鎖信號，在實際運維中，這也是智能變電站就地保護虛端子配置復雜以及保護設備檢修時安全措施不便的原因之一。

3)后備保護決策依據不足

對于線路保護、變壓器保護配置的后備保護范圍遠大于主保護范圍，但受制于保護安裝處的測量信息，無法感知系統實際的運行方式及相鄰設備電氣特征，因此也難以保證在不同運行方式下準確動作，例如線路距離Ⅲ段等。

2 層次化繼電保護的優化配置方案

2.1 保護功能的優化分布原則

根據保護范圍、是否需要相互配合、綜合決策信息來源等因素將就地保護中原有的主保護、后備保護功能在層次化繼電保護系統中進行重新組態。

1)就地保護

就地保護配置被保護對象的主保護、近后備保護及設備安全的后備保護，盡可能避免就地保護之間的橫向連接；在保護功能上就地保護不涉及與相鄰設備后備保護在時間或者空間上的配合，如圖4所示。

圖4 就地保護配置優化保護范圍示意圖

2)站域保護

站域保護與就地保護之間形成縱向連接。由于變電站內主要設備的后備保護大多配置在變壓器后備保護中，因此站域保護以原有變壓器相關后備保護為主體，形成變電站高壓側母線以下設備的站域后備保護；并將原有就地保護間橫向耦合的功能配置到站域保護中。

3)區域(廣域)保護

就地保護中需要相鄰變電站及系統運行方式等信息后才能更合理地決策保護功能，例如線路距離Ⅲ段保護、零序Ⅲ段保護、變壓器零序末段功能等配置到區域(廣域)保護。

2.2 保護功能的優化分布方案

圖5 保護功能優化配置示意圖

如圖5所示的典型變電站接線及保護配置，線路就地保護僅設置縱聯保護和距離Ⅰ段，將原有就地線路保護中的相鄰設備的遠后備如距離Ⅱ段、距離Ⅲ段、零序保護等，在實際應用中受系統運行方式影響、保護整定配合相對復雜、過負荷運行狀態下存在風險的功能布置到區域(廣域)保護中，利用區域(廣域)保護獲取的其他變電站數據信息和運行方式參數信息進行綜合決策。

變壓器就地保護中僅設置差動保護、間隙保護或者作為變壓器近后備的阻抗保護，各側后備中配置的下級設備后備的功能如過流保護、零序保護等配置到站域保護中。

母線保護中僅設置差動保護，各間隔失靈保護配置到站域保護中，減少就地保護之間的聯閉鎖。

按照上述配置方式后，就地保護無需與其他保護配合；同時就地保護之間不存在橫向連接，使得就地保護配置獨立、功能簡化，并進一步實現少維護。站域保護以變壓器后備保護為主體，利用智能變電站站內交互提高保護性能。

3 信息交互實現保護優化

3.1 就地保護定值的自動整定

由于就地保護僅配置了被保護對象的全線速動功能，保護功能大大簡化，可以利用智能變電站信息交互來實現保護定值的自動整定。

定值整定通常需要一次設備參數，根據整定原則設置定值項，再通過系統運行方式參數校驗其靈敏度是否符合要求。整定原則一般是固定的，因此如果保護能夠自主獲取一次設備參數和最小系統運行方式的短路參數，就能夠實現定值的自動整定。

在IEC 61850-7-4中，定義了主要一次設備的邏輯節點(LN)，如YPTR(電力變壓器)、TCTR(電流互感器)、TVTR(電壓互感器)等[9]。對于保護所需的TA變比、TV變比、變壓器參數、線路參數均有相應的DO(數據對象)或DA(數據屬性)可以進行描述，但像變壓器短路電壓比等參數可能需要擴充相應的DO。

如圖6所示，在變電站設計完成并建立SSD(系統規范描述文件)時對于所需的一次設備及其參數進行建模，經過集成商完成SCD(變電站系統配置文件)文件配置后，由裝置導出CID(IED配置文件)時獲取并存儲相關所需的參數。

對于最大、最小運行方式，目前通常是通過調度方式部門人工流轉給出，可通過遠方EMS(電力管理系統)主站獲取當前站點的短路參數及不同運行方式下的短路參數；站端EMS系統子站提供MMS(制造報文規范)服務，就地保護通過MMS獲取當前站點各電壓等級母線處不同運行方式下短路參數、最大負荷等信息。

圖6 一次設備參數傳遞過程

圖7 定值整定參數獲取

主保護及本設備的近后備通常以額定電流為基準值；并考慮可靠系數、返回系數、經驗值系數等作為整定系數，整定完成后按照最小運行方式進行靈敏度校驗。

因此保護裝置中可根據功能差異選定整定參數，中間值作為默認值計算，再根據靈敏度校驗結果調整參數。

設定整定參數：

(1)

式中：Kset為基準整定電流的整定系數，下稱整定系數；Kexp為經驗值系數；Krel為可靠系數；Kre為返回系數。

可靠系數、經驗值系數、返回系數可按照中間值作為缺省值來處理，按照不同系數的閾值，整定系數的可調整閾值為

Kset∈(Ksetmin,Ksetmax

(2)

式中：Kset為整定系數；Ksetmin為整定系數最小值；Ksetmax為整定系數最大值。

選定迭代調整步長：

ΔKset=KΔ×(Ksetmax-Ksetmin)

(3)

式中：ΔKset為整定參數調整步長；KΔ為調整步長百分比。

KΔ以保護裝置通常最小精確工作電流設置。保護裝置通過單向或者雙向逼近，在靈敏度條件約束下找到合適的整定參數，確認保護定值.當整定參數越限時，發出整定異常告警提醒，如圖8所示的流程處理。

3.2 與就地保護協同的站域后備保護

在所提的優化配置中，站域保護中配置以原變壓器各側后備保護為主體、變電站為對象的站域后備保護。站域保護通常采用網絡采樣方式，能夠獲取全站各間隔電流、電壓數據。

圖8 靈敏度約束的定值自動整定流程圖

從可靠性角度考慮，站域保護的保護范圍越大，其不正確動作造成的后果也越嚴重。為了防止合并單元輸出數據異常或者網絡異常時造成保護異常，可以采用與就地保護協同的方式，站域后備保護采用啟動元件和選擇元件與門構成動作判據。

對于終端負荷變電站，站域后備保護的啟動元件可采用電源側過流元件，由站域保護裝置根據采樣數據進行計算。對于聯絡變電站或者存在多側電源時，可采用差動元件作為啟動元件。在各間隔就地保護中，設置靈敏的過流元件和功率方向元件，作為站域后備保護的選擇元件，如圖9所示。

圖9 與就地保護協同的站域后備保護示意圖

計算站域差動保護差流：

(5)

根據差流Id可以判斷故障在區內還是區外。由于變壓器低壓側為不接地系統，電流啟動元件具備自然的選擇性，根據就地安裝的饋線保護、變壓器低壓側后備保護、低壓側分段保護的啟動元件即可判別故障位置。而110kV側為接地系統，當本站110kV接地運行時，110kV側發生接地故障后，在零序電流的影響下，110kV側就地安裝保護的啟動元件均可能動作，因此對于接地系統需采用啟動元件和方向元件來進行故障定位。

根據從負荷側到電源側的原則，逐級判別就地保護的啟動元件狀態和方向元件，如圖10所示。

圖10 與就地保護協同的站域后備邏輯

站域后備保護在判別故障后，與就地主保護時間配合；同時也避免通信異常造成事故擴大，延時一個整定級差后切除相鄰斷路器或上級斷路器。通過與就地保護的協同交互，降低了由于站域保護接收的采樣數據異常而造成事故擴大，與就地保護形成梯級配合，實現變電站內故障的近后備。

4 結 論

通過對于現有繼電保護功能配置，根據保護范圍、整定原則、橫向耦合性、決策信息量等方面，將就地保護中的部分后備保護、失靈保護等上移到站域保護或區域(廣域)保護中，使就地保護形成以一次設備為對象、斷路器為邊界、無死區的獨立自治系統，減少了就地保護的橫向耦合，方便了實際工程運維；并基于智能變電站IEC 61850良好的互操作性，提出了就地保護定值自動整定的解決思路。對于站域后備保護，提出與就地保護協同站域后備保護方案，形成變電站范圍內故障的短延時后備保護，同時提高了站域后備保護的可靠性。

為進一步提高繼電保護的可靠性，降低由于信息交互帶來的風險，今后還需要加強以下幾個方面的研究：1)網絡通信的可靠性；2)設備信息描述的完善性；3)虛端子連接的方便性。

隨著對智能變電站技術的進一步研究，利用智能變電站的信息共享優勢，提高繼電保護的選擇性、靈敏性、速動性、可靠性也會具有更廣闊的空間。

[1] 周孝信,魯宗相,劉應梅，等.中國未來電網的發展模式和關鍵技術[J].中國電機工程學報,2014,34(29):4999-5008.

[2] 李孟超,王允平,李獻偉，等.智能變電站及技術特點分析[J].電力系統保護與控制,2010,38(18):59-62.

[3] 宋璇坤,李穎超,李軍，等.新一代智能變電站層次化保護系統[J].電力建設,2013,34(7):24-29.

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[9] IEC 61850-7-4:2003， Communication Networks and Systems in Substations Part 7-4: Basic Communication Structure for Substation and Feeder Equipment——Compatible Logical Node Classes and Data Classes[S].

The present relay protection configuration in smart substation is discussed. According to the complicated function configuration, uncomfortably setting, long operation time of step-by-step backup protection and inconvenient engineering application of station-domain protection, it is proposed that the part of backup protection function is transferred to the station-domain protection or area protection. And based on primary equipment modeling and device information interaction, the ideas and examples are realized that is local protection setting sets by itself automatically and station-domain backup relay protection is cooperated with local protection to optimize local protection. It can reduce the transverse coupling in the existing relay protection, simplify the local protection configuration and improve the performances of station-domain backup protection.

smart substation; hierarchical relay protection; primary equipment modeling; auto setting; collaboration

TM771

A

1003-6954(2017)02-0066-05

2016-12-02)

張 堯(1984)，工程師，主要研究方向為電力系統繼電保護及智能變電站；

陳福鋒(1979)，高級工程師，主要研究方向為電力系統繼電保護及智能變電站；

陳 實(1985)，助理工程師，主要研究方向為電力系統繼電保護及智能變電站。