数字化变电站继电保护技术的应用分析

谢雄波

（广东电网公司珠海供电局，广东 珠海 519000）

1、数字化保护装置的结构特点

1.1．数字化保护与传统保护的硬件区别

传统微机保护装置一般由微处理器为基础的数字电路构成，数字核心单元周围是各种外围接口部件。典型的微机保护装置包括下述单元：模拟量输入接口单元、开光量输入/输出接口、数据处理单元、通信接口、人机接口等。其示意框图如1所示。

图1 传统微机保护装置硬件结构

数字化继电保护装置采用的数据取自电子式互感器，由于采样值信号的形式与传统的微机继电保护装置的形式存在差异，两者在硬件结构方面有所不同。数字化保护装置通常包括光接收单元、开入单元、中央处理单元、出口单元、人机接口和通信接口等部分，如图2所示。

图2 数字化保护装置硬件框图

1.2．数字化保护装置的接口实现

数字化变电站中的一次设备采用电子式互感器，采集到的数据在互感器的内部通过光纤以光数字信号传输到低压端，然后利用合并单元（MU）处理后得到符合格式要求的数字量输出。合并单元通过光纤传输数字量的采样值，到达保护之前已经滤去高次谐波，所以传统保护系统的模拟量输入变换模块、低通滤波插件和A/D变换插件都可以省略掉。取而代之的是一个光收发模块，它结构小巧，负责光电转换的工作，将从合并单元传送过来的光信号采样值转换为电信号采样值，直接用于保护CPU的分析计算。从而避免了模数变换处理等环节引入的误差，提高了数据的精确度。

2、数字化保护性能的改进

前文所述，数字化保护装置采用电子式互感器采集数据，无模拟量输入、采样保持、A/D转换等插件，硬件结构大大简化。同时，数字化变电站全站统一的数据平台的建成以及GOOSE通信技术的应用，为数据信息的实时共享提供了可能性。保护装置的功能得到大大扩充，许多依靠传统设备完成的功能，比如测量、录波、开关状态监视等功能都可以在保护装置内部实现。

在数字化变电站中，由于用光缆代替铜缆，大幅度减少了系统中元件的数量；数字化保护的网络化配置不但在系统层面，而且在元件层面实现了真正的冗余；另外数字化保护系统和元件都具备自检和监视功能，这些改变使得保护的可靠性进一步提高。

利用电子式互感器的线性度好、动态范围大的特点，可以改善现有保护原理中存在的问题，提出新的保护动作判据。理论分析和实验比较表明，采用电子式互感器的数字化保护的性能具有很大的优越性。

2.1．基于过程层的分布式母线保护

母线是电力系统的重要元件，母线故障也是电力系统最严重的故障之一。传统集中式母线保护存在二次接线复杂、易受干扰、不易于扩展等缺点，而分布式母线保护面向间隔，具有分散处理能力，是母线保护的主要发展方向。然而分布式母线保护对数据实时性要求高、数据通信量的要求大，传统的变电站难以满足这些要求。数字化变电站先进的网络技术则为解决这些问题提供了条件。

2.2．数字化的变压器保护

正确识别励磁涌流与故障电流及防止外部短路时暂态不平衡电流造成差动保护误动是保证变压器差动保护正确工作的两个关键问题。励磁涌流中含有较大成分的非周期分量，而电磁式电流互感器不能有效传变非周期分量，从而使二次侧电流所表现的涌流特性有所变化，可能造成保护的误判。利用电子式电流互感器的高保真传变直流和高频分量的特性，根据励磁涌流发生时电流的非周期分量大而故障时非周期分量小的特点，可提出正确区分励磁涌流与故障电流的新判据，从而有效防止变压器差动保护出现误动。

变压器各侧的电磁式电流互感器的暂态特性误差不一致，增大了变压器差动保护的暂态不平衡电流，目前的基本解决办法是通过提高保护的动作电流值（整定值）来防止误动，这必然影响匝间短路时保护的灵敏度。数字化变电站采用电子式互感器后，各侧互感器的二次暂态电流高度一致，将匝间短路的灵敏度提高了10倍以上，显著增加了变压器差动保护的有效性。

2.3．输电线路数字化保护

传统电流互感器的饱和问题一直是引起输电线分相瞬时值纵差保护误动的根本原因，而数字化变电站的纵差保护，其数据取自无饱和的电子式电流互感器，从根本上解决了这一难题。通过分析、比较基于传统电流互感器和电子式电流互感器的比率制动差动保护动作特性，可以得出采用电子式电流互感器的差动保护灵敏性显著提高的结论。

对于数字化的距离保护，采样值来自电子式互感器，不存在铁芯磁饱和问题，保护的起动元件、选相元件以及距离阻抗元件的性能得到提升，动作准确率大大提高。

此外，电磁式电流互感器的饱和对过电流保护，特别是对反时限过流保护的动作时间有较大影响；取决于相角测定的方向过电流保护，也会因为传统电流互感器二次电流波形畸变，影响动作的选择性；过电流保护结构简单，但由于电磁式电流互感器饱和的影响，误动作率也较高。数字化变电站中通过采用无饱和的电子式电流互感器提供采样数据，消除了电流传变程中引入的误差，从根本上改善了保护的动作性能。

3、数字化保护测试方法

随着数字化变电站技术的发展，智能化开关、电子式电流电压互感器技术日趋成熟。对于安装于数字化变电站的完全采用IEC61850标准的继电保护装置，试验仪可以通过以太网接口，按一定的采样间隔持续向保护提供符合IEC61850-9-2标准的数字化模拟量，送出相当于智能高压设备及合并单元输出的数字化模拟量信息给继电保护。图3是一对一的测试方法，图中一台试验仪通过两根以太网线（一根双绞线以太网线，一根光纤以太网线）连接一台保护装置，提供数字式模拟量，发送/接收GOOSE消息。

图3 利用网络通讯实现对数字化保护的测试方法

此外，利用以太网的扩展性，一台试验仪也可以连接并且同时测试多台继电保护，试验仪通过HUB和多台被测保护连接。在测试系统上开发特定的测试软件，控制测试仪向多台保护发送不同的数据流，产生需要的试验量，从每台保护那里接收GOOSE消息，得到反馈，可实现多台保护的整组试验。

4、数字化保护应用中其他问题

4.1．数字化保护的实时性问题分析

图4 保护系统的处理时间示意图

动作时间是保护系统的重要性能指标。图4为保护系统的处理时间示意图，图中tS为数据处理时间（含低通滤波、采样保持、A/D转换等），tB为保护算法处理时间（含保护测量、动作判据时间等），tC为保护出口时间（含出口继电器动作时间），tD为断路器动作时间，tN1、tN2为网络接口卡处理时间，tL为网络传输时间。

图4（a）中常规保护的动作时间为：

tsys1=tS+tB+tC+tD

而图4（b）中数字化保护系统的动作时间为：tsys2=tS+tN1+tL+tN2+tB+tC+tD

显然，数字化保护系统增加了额外的网络延时，这将对数字化保护系统的速动性产生不利影响。但由于在合并单元将采样值以多播方式发送到过程总线之前，已经打上了时标，即使到达保护的网络延时不同也不会导致保护误动或拒动。

为了提高数字化保护系统实时性，可以采取改进的措施，如利用GOOSE消息代替常规保护系统的出口继电器硬件，减少tC从而加快保护的动作；采用交换式以太网技术，从本质上为通信的确定性提供了保证；应用IEEE802.1p排队特性，加快高优先级的数据帧（如采样数据以及GOOSE消息）的响应速度等。

4.2．基于电子式互感器的数字化保护接口

对于传统保护系统，电压、电流信号通过电缆从互感器引入到保护装置里进行采样，信号的采样点可以按照保护装置的时钟进行抽取。其采样的过程是一个“主动”的过程，继保装置可以根据自己的需要完全掌握采样的时间间隔，也可以根据A/D采样芯片的配置来设置采样值的数据格式。但是电子式互感器与保护系统采用数字量接口，保护装置变成了“被动”地接收采样值数据。按照IEC61850标准，合并单元的数据采样率与保护装置所要求的采样率往往不等，两者间无法通过简单抽点方式来完成。为了满足继电保护系统对采集数据的要求，就必须解决好合并单元数据采样率与保护装置所要求采样率的配合问题。

通过在电子式互感器数据接口中采用PLL同步锁相技术和基于插值的采样值计算方法，能够实现根据频率测量值实时调整数字接口中的采样频率。该方法可有效地对电子式互感器的数据按要求进行高精度的同步采集，具有较好的实用性。

5、结语

伴随着数字化变电站发展应运而生的数字化保护，它是一门需要不断发展和完善的技术，它的研究和应用也必须是一个持续、渐进、发展的过程，相信在不久的将来定会呈现出蓬勃发展的景象。

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