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摘要：数字化变电站给继电保护带来了新的机遇和挑战，本文结合新形势下的数字化变电站特点，分析研究了数字化变电站的关键技术、继电保护特征和面临的新挑战，通过常规保护模式和站域集中构成两种模式分析研究了110kV数字化变电站继电保护配置。
关键词：继电保护；智能电网；数字化变电站；分析研究
1.引 言
当前数字化变电站领域呈现出快速发展的趋势，IEC61850标准实现了智能变电站全数字化继电保护的应用，数字化保护在硬件结构、配置方案和实现方式上与传统电磁型、微机型继电保护不同，因此研究数字化变电站下继电保护的配置具有一定的理论意义和实际应用价值。
2.数字化变电站关键技术分析研究
“变电站自动化系统”的发展对数字化变电站的进一步发展起到了促进作用。在数字化变电站体系中，变电站一、二次设备是数字化的主要部分，前提条件为高速网络通信平台，在对数字化信息展开标准化的过程中，信息共享以及相互操作的过程中，要做好测量监视、控制保护研究、信息保护等自动化功能等诸多的工作，从而构建起相应的变电站组织机构。就整个时代的发展趋势来看，传统的变电站自动化系统无法满足日趋智能化的电网需求，自然会逐渐被历史所淘汰，而数字化的变电站则将会取代传统变电站的地位。
数字化变电站的概念并没有完全的成型。至今为止，关于“数字化变电站”还没有较为权威、统一的定义。但是，在经历多年的摸索、实践及研究之后，“数字化变电站”的含义日趋清晰：是在IEC6180标准体系之上构建起来的，是与数据模型以及数据通信平台相关的新型技术，其目的在于实现站内一次设备及二次智能电子设备的数字化通信程度，能够实现智能设备之间的互操作性特征。
（1）IEC61850标准
IEC61850标准的提出及制定源自国际电工委员会。主要包括：功能建模、数据建模、通信协议、变电站自动化体系工程及吻合度性能检测等几个方面。IEC61850并非具有绝对的纯粹性，它更多地包括了变电站的自动化系统结构以及数据通信的双重标准，最终确保其性能方面、质量以及价格等多方面的通信标准，从而有效保证厂家设备之间展开无缝化的通信及其操作流程，达到“同一世界，同一技术，同一标准”。在具体建设IEC61850标准的数字化变电站的过程中，需要在一个相对整体的范围内展开研究，从而保证设备本身的稳固性，能够对电网的正常运行起到一定的促进作用，并促进整个社会经济效益的增长。
（2）过程总线通信关键技术
过程总线通信的关键技术在于如何解决采样值和保护跳闹命令这两类报文的传输问题。为了能够统一标准，使得电子式互感器的采样值更加规范化传输，IEC6004428定义了合并单元来解决这个问题。合并单元的功能是针对电子式互感器输出的多路数字信号同时釆样、编码，然后将数据以报文形式通过通信网络传输给相关设备。其传输数据主要包括采集得到的电子式互感器的路电流、电压信息，以及其他如同步信息、状态信息等相关编码信息。
（3）GOOSE模型
GOOSE模型的报文传输不使用TCP/IP协议，而是用国际标准化组织开放系统互联七层结构中的四层，由应用层传输到表示层后，直接映射到数据链路层和物理层，并且在数据链路层中，采用IEC802.1Q，定义优先级别来提高传输速度，以实现跳闹命令能够快速传输到断路器控制器，保证系统安全运行，整个报文传输过程延迟低于4ms。
3.数字化变电站的继电保护分析研究
3.1数字化变电站继电保护特征
随着数字化变电站的迅速发展，继电保护功能和任务的改变势必影响原有的微机保护形成的功能配置及现场运行、维护等多方面的格局。数字化变电站下的继电保护硬件设备呈现以下特征：
（1）模块化
保护装置模块化是数字化变电站的一个显著特征。电源模块、CPU模块、保护箱体构成了保护系统，在平台标准统一的情况下，电源模块和CPU模块是统一的，装置箱体大小一般相同，保护不同设备时，名称也不一样，如变压器保护、线路保护。
（2）软件元件化
对于不同的保护功能，用高级语言进行封装处理，形成一个具有多种保护功能的元件库，对外开放元件接口。因此设计保护装置时，只需从库中挑选相关元件进行逻辑顺序的组装即可。
（3）功能网络化
通过数字化变电站的信息共享功能，保护装置可以集成多种保护功能。如变压器保护装置只需拥有强大的数据处理单元，然后接收过程层传上来的电压电流釆样信息，按照变压器保护原理动作即可，再把动作逻辑信号通过GOOSE网络传给断路器单元，实现变压器保护。
（4）功能集成化
继电保护功能集成化能减少投资、优化设计、提高资源利用率。例如对于变压器主后备保护的设计，可以集成分段保护功能与分段备自投功能，集成进线保护功能与进线自投功能，这样的设计减少了因不同保护设备之间信息交换所带来的数据延时、错误、丢失等问题，大大提高了保护的可靠性。
3.2数字化变电站继电保护面临的新挑战
（1）电子式互感器的应用
因为电子式互感器具有体积小、重量轻、频带响应宽、无磁滞饱和现象、抗电磁干扰能力强、绝缘性能好、易于数字化等特点，将会在数字化变电站继电保护实现方面得到广泛应用，保证变电站安全稳定运行。其优点有以下几点：
在提高差动保护稳定性方面：传统差动保护存在辅助线路短路、感应过电压等问题。电子式互感器使用光纤传输两侧线路的电流量，不存在辅助线路，而且光纤传输损耗很小，光纤发生断路时易于检测，因此整体上稳定性较好。
简化了保护判据：电子式互感器抗电磁干扰能力很强，且其能准确提取故障后电流量的非周期分量和各种交流谐波分量，非周期分量可用于线路纵差保护，不受线路对地分布电容影响，交流谐波分量会引起继电保护误动作，准确提取出交流谐波分量，排除其对继电保护的影响会大大简化保护判据。
可以提高测量准确性：传统互感器的铁芯均存在磁滞饱和现象，因此当系统出现故障，短路电流达到一定程度时，就会导致铁芯饱和，进而降低测量的准确性，而电子式互感器则不存在磁滞饱和现象，因此其在测量的准确性方面无疑会得到很大的提高，进而提高保护动作准确性。
（2）采样同步的挑战
数字化变电站釆样值数字化带来的好处是显而易见的，传统微机保护所需要的隔离变压器和A/D转换环节都可省略，光纤传输只需占少量空间，利于实现变电站内设备的信息共享等等。但随之带来的问题就是釆样的同步性，如何保证不同采样设备之间的釆样同步，后续设备如何处理所接收到的不同设备之间的数据同步成为一个关键。
（3）网络跳闸的挑战
数字化变电站中，如何降低网络跳闸对系统产生的影响，也即保证系统的可靠性，是一个重要问题。这个问题的解决与网络保护系统的网络结构和冗余方式有关。
冗余方式方面，双网冗余是冗余方式中最常见的一种，它能够保证在链路或者任意一台交换机发生故障后网络工作仍然正常。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆双网冗余使得装置通信程序的复杂程度增加了，并且也很难消除网络风暴等严重的网络故障对其的影响。
（4）保护的信息共享的挑战
基于IEC61850的网络体系由于其开放性会存在信息安全问题。来自变电站所连接的外部网络或变电站内部的非法攻击会截获变电站网络中存储的保护信息，攻击变电站通信网络，修改遥控、遥调、定值等命令，导致调度中心无法传达调度命令，造成安全运行事故。大量的计算机病毒侵入系统内部也会影响系统运行的稳定性，瘫痪整个保护系统。因此构建安全可靠的信息网络是很必要的。
（5）运行维护及检修的挑战
数字化变电站的构建需要多种过程层设备、工业级网络设备。这些新设备大大提高了变电站分析、解决问题的能力，使得维护与检修工作便利了许多。例如，数字化变电站以光缆代替传统的电缆，光缆相比电缆具有完善的自检功能，运行维护方便；二次回路概念被网络和通信技术代替，进行系统调试时，相比传统保护装置，除进行常规保护功能校验外，还需要进行回路联调、网络交换机调试（检查其运行状态，包括网络流量、网络延时和丢包统计等、合并单元测试（采样同步、采样的正确性）等项目。
4.110kV数字化变电站继电保护配置分析研究
4.1常规保护模式下110kV数字化变电站继电保护配置
常规保护模式作为数字化变电站继电保护实现的一种过渡方案而言，其本身具有保护对象单一、应用普遍、易于实现、不需要进行动模试验或试运行等特点，很容易被继保人员掌握，但由于常规保护模式设备投入过多、网络结构复杂、调试麻烦等问题，并不适用于未来信息共享、高度网络集成化的数字化变电站。
（1）数据同步
数字化变电站的数据同步技术一般釆取以下几种方式：
站内统一时间同步方式：选取北斗卫星、GPS等同步卫星信号或者铷钟、铯钟等高精度电子钟作为统一的变电站内部时钟同步源，电子式互感器和合并单元统一以上述同步源来采集数据。
插值同步处理法：由于合并单元采样频率和间隔层IED釆样频率不同，为了不改变传统变电站保护的算法，对合并单元输入的采样值通过插值算法进行信号抽取。当信号频率与额定值有偏差时，该方法对采样值信号进行频率跟踪抽取，计算精度较高。当输入信号为基波时，插值抽取精度非常高；当含有较高次数谐波时，插值误差随谐波次数增加呈现平方倍的增加，此时可通过提高合并单元的采样频率来提高电压、电流均方根值和功率值的精度。
保护装置作同步源：此种方法，用保护装置作为相应电子式互感器数据采集的同步源，以解决同一保护装置不同电子式互感器的数据同步问题。
（2）互操作
数字化变电站分为变电站层、间隔层、过程层，因此对于基于的数字变电站互操作试验内容应包括下面两类：
过程层与间隔层通信试验：测试过程层合并单元（MU）与间隔层IED设备之间的通信过程。其中合并单元和IED应该出自不同的厂家。此试验过程中采用的协议标准为IEC61850-9-1或者IEC61850-9-2。
（3）直采直跳
IEC61850-9-2的二次回路设计对交换机GPS的依赖性很强，因此当交换机故障或GPS时钟源丢失时，保护就可能误动作。故针对IEC61850-9-2的组网模式存在的不利因素，提出了适用于数字化变电站的直采直跳模式（也即点对点模式）。所谓直釆直跳就是指直接采样，直接跳闸模式。采样不经过间隔层的交换机，而是：接经过光纤通道点对点通信，跳闹信号不经过交换机传输，直接经过光纤通道点对点通信。
（4）电子式互感器的可靠性问题
变电站数字化最大的障碍在于一次设备，特别是一次测量设备。由于电子式互感器中采用了一些光学器件和电子器件等相对易耗元件，与电磁式互感器在实现原理上有很大的不同，其可靠性也会呈现出一些新特点：
绝缘性：常规电磁式电流互感器一般在高压侧用油纸绝缘或SF6气体绝缘，结构较复杂、可靠性差、危险系数高，且其成本随着电压等级提高而呈现指数关系上升。而电子式互感器通过光纤传输高压侧信号，彻底实现了高低压侧的电气隔离，电压互感器二次回路短路和电流互感器二次回路开路等问题不会再出现。
磁饱和、铁磁共振和磁滞效应：传统互感器的铁芯均存在磁滞饱和现象，因此当系统出现故障，短路电流达到一定程度时，就会导致铁芯饱和，进而降低测量的准确性，而电子式互感器不用铁芯做磁稱合，因此消除了磁饱和及铁磁谐振现象，因此其在测量的准确性方面无疑会得到很大的提高，进而提高保护动作准确性。
4.2站域集中构成模式下110kV数字化变电站继电保护配置
站域集中模式相比常规保护模式最大的优点在于集成化，即一套保护装置同时集线路保护、变压器保护、母联差动保护、备自投功能于一身，通过综合的电气量分量来判断故障位置和类型，投入不同的继电保护功能，这样大大降低了保护配置的成本，优化了空间布局，接线布置也简化许多。另外，站域保护除了保护本站内设备，还可参与整个电网的广域继电保护，与其他变电站保护配合动作，起到后备保护作用，共同维护区域电网的运行安全。
（1）对于保护系统站内故障时，其主保护工作原理为：变电站内每个一次元件为一个主保护区域，当站域集中式保护装置检测到故障时，保护装置综合变电站内的电流、电压量信息，根据全站的断路器和开关状态来得到站内实时状态，依靠电流差动保护算法判断差动电流是否为零，进而判断故障是否发生在主保护区域内部，此吋保护原理同电流差动保护。
（2）保护系统的后备保护在主保护拒动时，后备保护动作，在设定延时到达后跳闸切除故障，其保护区域一般延伸至下一级元件主保护区域，所以往往是两个元件主保护区域的融合。
（3）数字化变电站的边界元件包括输电线路、馈线，当边界元件发生故障时，主保护工作原理为：与传统保护原理一样，数字化变电站保护系统边界元件主保护是带方向的距离保护和过电流保护I、Ⅱ段。
（4）边界元件的后备保护原理则与传统保护原理不同，传统保护原理当主保护拒动时是依靠变压器过流保护作为后备保护切除故障的，这样不仅增大了动作延时，而且停电范围也扩大了。站域集中式保护中，对于边界元件的后备保护则是利用信息融合的逻辑判断来实现的。
站域集中保护配置方案原则是：配置两套保护装置互为备用，每一套都集成站内所有的测控、保护功能，具体包括三段式距离保护、变压器主后备保护、备自投、电容器保护等。其两套保护装置的变压器主保护分别采用二次谐波涌流制动、波形识别涌流制动的差动保护原理，这样可以可靠检测故障，互为备用。
5.总结
数字化变电站给继电保护带来了新的机遇和挑战，“三层结构、两级网络”的数字化变电站可以实现全站信息共享，保护装置呈现模块化，保护功能呈现网络化、集成化等特征，本文结合新形势下的数字化变电站特点，分析研究了数字化变电站的关键技术、继电保护特征和面临的新挑战，同时通过常规保护模式和站域集中构成两种模式分析研究了110kV数字化变电站继电保护配置。
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作者简介：
夏震（1976.7-），高级工程师，从事输变电工作。
论文作者:夏震,高伟,豆河伟,延峰,蒋浩,高雄伟
论文发表刊物:《电力设备》2016年第22期
论文发表时间:2017/1/20
标签：变电站论文; 互感器论文; 继电保护论文; 设备论文; 保护装置论文; 站内论文; 电流论文; 《电力设备》2016年第22期论文;