智能牽引變電站廣域保護系統(tǒng)的一種配置方案

南京國電南自軌道交通工程有限公司 沈珂婷 孫金華

目前鐵路供電領域對智能變電站的探討和實踐還在初步發(fā)展階段，多數(shù)國內已有的智能化牽引變電站系統(tǒng)局限于獨立的各個變電站、AT所、分區(qū)所分別實現(xiàn)一次設備的智能化，僅可構成所內智能化系統(tǒng)。近年來隨著廣域保護測控系統(tǒng)概念的提出及推廣，新一代智能牽引變電站以供電臂為單元，將同一供電臂的牽引變電所、AT所、分區(qū)所、開閉所的綜合自動化系統(tǒng)構成廣域保護測控系統(tǒng)，完成以供電臂為單元的廣域保護功能及所內的站域保護功能。廣域保護系統(tǒng)有效地提高了保護的可靠性、選擇性和速動性，為智能變電站的推廣應用提供了有利條件。

1 系統(tǒng)架構

1.1 三層兩網(wǎng)

智能牽引變電站系統(tǒng)采用三層兩網(wǎng)的架構，三層包括過程層、間隔層、站控層[1-2]，兩網(wǎng)包括過程層網(wǎng)絡和站控層網(wǎng)絡。

三層主要設備配置如下：站控層設備主要包括當?shù)乇O(jiān)控后臺、通信管理裝置、通信規(guī)約轉換裝置、GPS對時裝置等，提供良好的人機交互界面，實現(xiàn)全所設備的監(jiān)控和管理；間隔層設備主要包括就地保護測控裝置、站域保護裝置、故障測距裝置、網(wǎng)開關監(jiān)控裝置等，實現(xiàn)保護、測量、控制、計量、監(jiān)測等功能；過程層設備主要包括智能牽引變壓器、智能高壓開關設備、互感器、避雷器等高壓設備，實現(xiàn)電量和開關位置等信息的實時采集，并執(zhí)行分/合閘等操作指令。

網(wǎng)絡分為兩個物理層：站控層MMS網(wǎng)絡、過程層網(wǎng)絡。站控層MMS網(wǎng)絡為以太網(wǎng)，可選擇雙絞線以太網(wǎng)或光纖以太網(wǎng)，用于站控層設備之間、站控層與間隔層設備之間信息交換，可采用星型雙網(wǎng)模式；過程層網(wǎng)絡為光纖以太網(wǎng)，用于間隔層與智能終端間的信息交換。過程層網(wǎng)絡包含了SV過程層網(wǎng)絡及GOOSE過程層網(wǎng)絡[3]，SV網(wǎng)絡和GOOSE網(wǎng)絡既可相互獨立也可共網(wǎng)，本方案采用雙網(wǎng)共網(wǎng)模式為SV/GOOSE雙網(wǎng)，可節(jié)約投資、簡化網(wǎng)絡。過程層交換機可根據(jù)流量和傳輸路徑通過合理的VLAN劃分來保證網(wǎng)絡的實時性和可靠性。

1.2 層次化保護

智能牽引變電站繼電保護由牽引變電所、開閉所、分區(qū)所、AT所設備的層次化保護實現(xiàn)。系統(tǒng)層次化保護包括設備的就地保護、全所的站域保護、所間的廣域保護。就地保護、站域保護由就地保護裝置、站域保護裝置實現(xiàn)，廣域保護由就地保護裝置、站域保護裝置共同實現(xiàn)。

2 廣域保護方案設計

為提高智能牽引變電站廣域保護系統(tǒng)的可靠性，就地保護裝置均采用電纜直接采樣模式，其保護功能不依賴于時鐘同步系統(tǒng)。27.5kV側就地保護裝置采用電纜跳閘模式，主變保護采用網(wǎng)絡跳閘模式，站域/廣域保護裝置采用網(wǎng)絡采樣/網(wǎng)絡跳閘模式，站域保護裝置和就地保護裝置中的保護控制功能相互冗余。廣域保護測控系統(tǒng)可充分發(fā)揮所內和所間信息共享的優(yōu)勢，具備分層閉鎖功能，提高控制操作的安全性；具備自愈重構功能，能減少停電時間和停電區(qū)間，提高供電可靠性。

2.1 站控層設計方案

站控層設備主要包括監(jiān)控后臺、通信管理裝置、通信規(guī)約轉換裝置、GPS對時裝置等。監(jiān)控后臺單機設計，采用無機械磨損件的工業(yè)級計算機。通信管理裝置采用雙機熱備用模式，提高可靠性。通信規(guī)約轉換裝置用于接入其它廠家非IEC 61850設備。

2.2 間隔層設計方案

變壓器保護裝置。采用差動、后備保護合一配置模式，每臺變壓器均配置2臺完全一致的變壓器保護裝置，每臺保護裝置均實現(xiàn)完全的保護判斷和跳閘功能，裝置采用主控室集中組屏模式。變壓器保護裝置通過電纜接入主變高、低壓側交流保護電量，每臺保護裝置均實現(xiàn)變壓器差動和后備保護，通過SV/GOOSE雙網(wǎng)與主變高、低側智能終端通信，接收主變斷路器、隔離開關等狀態(tài)信息，發(fā)送保護跳閘命令，完成對主變高、低側斷路器的跳閘操作。變壓器保護裝置接收主變高壓側智能終端的本體保護動作GOOSE信息，生成非電量動作報告并錄波。

變壓器測控裝置。通過電纜接入主變高、低壓側交流測量電量，實現(xiàn)主變高、低壓側交流及有功、無功計算等測量功能，通過SV/GOOSE雙網(wǎng)與主變高、低壓側智能終端通信，接收斷路器、隔離開關等狀態(tài)信息，發(fā)送遙控分/合閘命令，完成主變高、低壓側斷路器、隔離開關及進線隔離開關的遙控分/合閘操作。裝置采用主控室集中組屏模式。

備自投裝置。系統(tǒng)配置單獨的備自投裝置。備自投裝置通過電纜接入2臺主變的高壓側電壓和進線抽壓電壓，通過SV/GOOSE雙網(wǎng)接收斷路器、隔離開關等狀態(tài)信息，發(fā)送開關分/合閘命令，完成進線失壓自投及主變故障自投功能。裝置采用主控室集中組屏模式。

27.5kV間隔層保護裝置。27.5kV間隔層保護如饋線保護、電容器保護、所用變壓器保護、自耦變壓器保護等采用保護測控裝置一體化設計，安裝在開關柜上，對改造所開關柜現(xiàn)場安裝困難的也可采用在主控室集中組屏方式，均采用電纜接線方式實現(xiàn)與互感器和開關的信息交換。間隔層保護裝置均接入SV/GOOSE雙網(wǎng)。

計量表。采用常規(guī)的電磁式電度表，采用傳統(tǒng)的電纜接線方式采集主變高壓側三相電壓、電流作為電度表的計量交流輸入回路。

網(wǎng)絡分析記錄系統(tǒng)。配備一個該系統(tǒng)，可實現(xiàn)以下功能：裝置應能實時分析報文，給出預警信息并啟動報文記錄；能對網(wǎng)絡節(jié)點、通信狀態(tài)、數(shù)據(jù)流量進行實時監(jiān)控[4]；能離線分析網(wǎng)絡流量、報文統(tǒng)計信息，以及離線還原供電系統(tǒng)一次設備的波形和動作行為的記錄；故障錄波功能。錄波啟動可通過外啟動和自啟動兩種方式。

站域保護裝置。每個所均配置1臺站域保護裝置，站域保護基于全站信息實現(xiàn)保護的冗余和優(yōu)化，具有斷路器失靈保護、簡易母線保護、饋出的冗余保護、所內自愈重構等功能。站域保護裝置通過SV/GOOSE雙網(wǎng)從智能終端和就地化保護測控裝置獲取數(shù)字化采樣信息及開關信息，通過SV/GOOSE雙網(wǎng)給智能終端和就地化保護測控裝置發(fā)出開關的動作信號及保護的閉鎖信息等。

廣域保護裝置。不配置單獨的裝置，廣域保護是基于牽引變電所、AT所、分區(qū)所的信息共享，由站域保護裝置及就地化保護測控裝置聯(lián)合完成，實現(xiàn)供電臂保護功能、供電單元自愈重構等功能。

2.3 過程層設計方案

2.3.1 互感器

對比電子式互感器+合并單元的采樣方式，由于電子式互感器易受快速暫態(tài)過電壓（VFTO）的影響，遠端模塊抗干擾能力較差，合并單元數(shù)據(jù)網(wǎng)絡傳輸?shù)恼_性依賴外部時鐘，這些問題易引起保護的誤動。因此本方案采用常規(guī)電磁式互感器，通過電纜接線接入各保護裝置，提高保護的可靠性。

2.3.2 智能終端

過程層設備主要包括主變高、低壓側智能終端，可實現(xiàn)合并單元及智能終端功能。智能終端通過光纖以太網(wǎng)接入SV/GOOSE雙網(wǎng)與間隔層設備傳輸信息，智能終端完成主變斷路器和隔離開關的信號采集及分/合閘操作，完成變壓器本體保護功能,支持就地組屏、集中組屏等方式。

主變過程層設備按如下配置：變壓器高壓側智能終端安裝于戶外智能柜，也可集中組屏。每個牽引變電所配置2個戶外智能柜，分別就近安裝在2臺主變附近。主變高壓側智能終端完成主變本體保護功能及主變斷路器、隔離開關、進線隔離開關和跨條隔離開關等開關的信號采集和開關控制功能。變壓器本體保護由主變高壓側智能終端通過電纜接線直接跳閘高、低壓側斷路器，非電量動作信息通過SV/GOOSE雙網(wǎng)上送變壓器保護裝置，由主變保護裝置實現(xiàn)故障記錄及錄波；變壓器低壓側智能終端安裝于開關柜，對改造所就地開關柜不能安置時也可集中組屏，采用電纜接線實現(xiàn)開關量輸入輸出。a、b相斷路器可共同配置1臺智能終端，實現(xiàn)2相斷路器的操作和信息采集，也可分別配置智能終端。

主變高、低壓側智能終端按雙重化配置，并分別與雙重化配置的主變保護裝置相對應，當一套保護或智能終端異常或退出時不影響另一套保護的運行。智能終端中的本體保護按單套配置。

2.4 系統(tǒng)對時方案

配置1臺專用GPS裝置接收衛(wèi)星時鐘的對時信號，實現(xiàn)系統(tǒng)時鐘同步。保護裝置支持IRIG-B碼對時和SNTP對時。間隔層和過程層采用IRIG-B碼對時，站控層采用SNTP網(wǎng)絡對時。

3 系統(tǒng)指標

總體指標：事件順序記錄分辨率（SOE）≤1ms；遙信變位響應時間≤2s；遙測信息響應時間≤2s；保護跳閘與告警響應時間≤2s；遙控傳輸延時時間≤2s；監(jiān)控后臺主機CPU平均負荷率正常時任意30min內≤30%、電力系統(tǒng)故障時10s內≤50%；遙控操作正確率=100%；系統(tǒng)平均無故障間隔時間（MTBF）≥20000h；主時鐘時間準確度≤1μs；間隔層裝置對時精度≤1ms。

保護元件精確工作范圍：電壓0.01～1.5UN，保護電流0.05～20IN或0.1～40IN，測量電流0.01～2IN，頻率45～55Hz。UN、IN為額定值，下同；保護元件定值誤差：電流元件不超過±2%整定值或±0.01IN（兩者取較大值），電壓元件不超過±2%整定值或±0.005 UN（兩者取較大值），時間元件（定時限時）不超過±1%整定值或30ms；采樣、同步及延時：采樣頻率4kHz(每周波80點)，同步精度＜1μs，守時精度丟失同步信號10min后小于4μs，跳閘動作延時≤7ms(從收到GOOSE報文到節(jié)點輸出)，開入變位傳輸延時≤2ms(從開入變位到對應GOOSE報文輸出)。

綜上，本方案采用常規(guī)互感器電纜采樣，避免了電子互感器和合并單元固有缺陷造成的保護誤動和拒動風險。采用SV/GOOSE雙網(wǎng)共網(wǎng)模式，可簡化網(wǎng)絡，同時保證了通信可靠性。通過SV/GOOSE通信網(wǎng)絡，完成整條供電臂上各個所的所內和所間信息共享，從而實現(xiàn)智能牽引變電站的廣域保護功能，實現(xiàn)對常規(guī)保護功能的冗余、優(yōu)化和補充，提高了系統(tǒng)的可靠性。