基于数字物理混合仿真技术的继电保护自动化实训系统

2013-08-15彭勇吕政权郝琳娜许燕

电气技术 2013年7期

彭勇吕政权郝琳娜许燕

（上海市电力公司，上海 200438）

近年来，电力系统内投入了大量的调度员仿真实训系统（DTS）和变电站运行人员仿真实训系统（OTS），它们对提高电力系统调度、运行人员的专业素质起到了很好的作用。但是，DTS主要侧重于对电网一次系统的动态行为特征的模拟和对调度自动化监控界面的模拟，而对继电保护、自动化等二次系统的模拟比较简单。OTS对继电保护、自动化系统的仿真虽然比电网调度员仿真实训系统详细，但也只是对设备或系统的操作界面进行模拟。而真正面向继电保护和自动化专业技术人员的专业仿真实训系统还不多见。另一方面，通过对现场实训需求进行调研发现，对继电保护和自动化系统等专业技术人员进行运行操作、调试维护和检修试验等内容的实训是十分必要的。

针对上述问题，近几年有部分实训中心和科研机构建立了基于电磁暂态仿真的继电保护实训系统，但其一次模拟电网规模和保护配置都难以满足电网继电保护专业人员的实训需求[1-2]。

本文通过建设一套基于混合物理仿真技术的新型继电保护实训系统，解决上述问题。该系统以数字物理混合仿真系统为基础，采取电网数字化模型与真实的变电站二次设备相结合的方式，形成一套完整的实时闭环实训系统，该系统具备联机调试功能，可满足电网生产实训需求。电网数字化模型选取500kV变电站典型接线方式，保护设备选择国内主流保护厂家产品，并配置有变电站综合自动化系统，可实现对继电保护、自动化及远动系统专业人员进行综合实训，对增强相关专业人员安全工作能力和电网稳定运行有重要意义。

1 系统架构

该新型继电保护实训系统由3部分构成，即数字物理混合仿真系统、继电保护设备屏柜和变电站综合自动化系统。

继电保护实训系统的总体结构如图1所示。其中，数字物理混合仿真系统通过对电网模型进行实时仿真计算，输出与实际运行基本一致的电压、电流波形，并将计算出的电压、电流瞬时值信号经高速实时接口输出，通过D/A转换和电流、电压放大器及输入输出系统送入继电保护装置或自动控制装置中[3-4]。继电保护装置和自动控制装置在接收到电流、电压信号后，将动作信号通过高速信号转换箱实时反馈回数字仿真系统，形成数字仿真系统和物理设备之间的闭环连接，并将断路器跳、合闸信号送给模拟断路器装置，控制模拟断路器的状态。同时通过站控层以太网，将动作信号上传给变电站综合自动化系统，而综合自动化系统通过接收仿真系统模拟出的电网运行数据和设备运行状态信息，真实模拟出变电站的运行操作。

图1 系统总体结构图

继电保护实训系统各主要子模块及其功能简介如下：

1）数字物理混合仿真系统

数字物理混合仿真系统组成如图2所示，通过电磁暂态仿真软件建立电网动态模型，进行潮流计算和短路计算，并将计算结果经高速通信系统、信号转换及输入输出装置送入保护和自动装置，同时亦可接收外部装置送来的开关量信号，修改网络拓扑。考虑实训人员的实际需求，本实训系统选择500kV变电站典型接线方式建立电网模型，如图3所示。

图2 数字物理混合仿真系统（系统组成）

图3 系统主接线图

电网模型由教学站和对端站组成，教学站包含500kV、220kV、35kV三个电压等级，两台1000MVA自耦变压器组，500kV系统采用 3/2断路器主接线方式，2回500kV线路和两台主变500kV侧构成两个完整线路变压器串；220kV系统采用双母双分段主接线方式，包括两台主变220kV侧、2回线路和1台发电机－变压器组共5个间隔；主变35kV侧为无功补偿装置。对端站包含500kV电压等级，采用3/2断路器主接线，由2回线路构成线线串，另有一不完整串接入1台发电机-变压器组。

2）继电保护装置和屏柜

按照国网继电保护产品国产化要求，选取国内主流保护产品，按照双重化原则进行配置。为丰富实训内容，线路和断路器保护配置了多套不同厂家的保护产品，同时，亦采取技术手段设置保护装置与屏柜的连接：保护装置通过规范接线的航空插头与屏柜相连，同类型保护的不同装置切换时，只需插拔航空插头即可实现。因实训系统在设计时严格按照继电保护国网“六统一”原则[5-6]，因此保证了外回路端子的统一性和航空插头接线的规范性。

实训系统共配置包含线路保护、断路器保护、主变保护、母线保护、高抗保护、发变组保护、低容、抵抗保护和故障录波器等在内的90多套保护装置。

3）综合自动化系统

本系统中，综自系统采用分层分布式结构，按控制层次和对象配置全站控制级和就地单元控制级。全站控制级实现站级单元的信息共享以及站内设备的在线监测、数据处理以及站级实时控制，包括操作员站、监控系统软件和网络交换机。就地单元控制级按控制区域分布式配置，完成对控制区域的数据采集和控制。就地单元控制级与全站控制级采用IEC 61850规约通信。

2 技术特点

与常规继保实训系统相比，本文所述的实训系统在调试方式、保护装置与屏柜连接方法和保护装置配置等方面有很大优势，具体体现在以下几个方面。

1）同时支持保护装置单屏调试和闭环联调

现有常规继保实训系统大多只配置有保护屏柜，实训时学员通过测试仪器进行单屏调试。单屏调试将各套保护装置孤立开来，难以测试复杂情况下发生故障时的装置特性，同时也无法形象地模拟现场故障。本实训系统建有数字物理混合仿真系统，该系统通过搭建精确的一次设备数学模型，模拟区域电网运行，并将运行参数实时传输至继电保护和自动控制装置中。同时，继电保护和自动控制装置的动作信号亦可通过高速信号转换箱实时反馈回数字仿真系统，形成数字仿真系统和物理设备之间的闭环连接。因此，本实训系统既可实现保护装置的单屏调试，亦可建立闭环联调。

闭环联调时，在数字物理混合仿真系统中可设置线路、主变、母线等各种故障，仿真系统真实模拟故障过程和状态。继电保护装置在采集到故障信息后，即可根据保护原理动作，并将开关跳、合闸信号传输至仿真系统。闭环联调除了可以测试简单的接地和相间故障，还能准确测试重合闸、转换性故障、跨线故障、系统振荡等复杂情况下装置的特性，实现对保护装置的全面测试；还可以方便地模拟系统中的多重故障和多个继电保护装置之间的相互影响；亦可在真实的二次回路设置缺陷，由此引起的故障由系统实时响应，无需人工干预。从而，可以更真实地模拟故障，使实训工作更接近现场，从而提高实训人员在现场面临真实故障时的应对能力。

2）保护装置通过可插拔航空插头与屏柜相连，装置切换灵活

在生产现场和现有继保实训系统中，保护装置和屏柜配置的常规做法是，每套保护装置单独组柜，装置与屏柜通过端子排接线直接相连。采用此方式保证了每套保护装置工作的独立性，但也存在很多问题。例如，当保护装置需更新时，则要重新修改端子接线和电缆布线；每套保护装置单独组一面屏，也导致系统占地规模大和电缆布线复杂，造成浪费。

图4 实训系统

为解决上述问题，在本实训系统中，保护装置通过可插拔的航空插头与屏柜外回路相连。每个保护屏柜，其所有外回路接线按照一定规律通过端子排引入屏后的航空插座（如图4（a）所示），每套保护装置的所有引出线亦按照一定规律汇总至航空插头处（如图4（b）所示）。保护装置与屏柜相连时，将保护装置的航空插头插入对应屏柜的航空插座即可。通过此方法，多套同类型保护装置可共用一面屏柜，当不同装置替换时，只需插拔与装置相连的航空插头即可，无需对每套装置都配置保护屏柜和端子接线，减少了系统硬件配置及二次电缆铺设，节省了费用，具有很高的推广和应用价值。

3）遵循“六统一”设计原则，保护装置配置多样化

本实训系统为模拟的一次系统配置了完备的系统保护和元件保护，保证了实训系统面向各地不同受训人员的适用性。在保护装置配置时，充分调研，选取目前国内最新、最常用的保护设备进行配置。同时，考虑各变电站保护设备配置的差异性，在保护配置时尽可能选择多种类型保护，使得实训系统保护设备基本涵盖了全国各主流继保设备生产厂家的产品。由于实训系统设计时严格按照国网“六统一”原则，因此不同厂家同类型保护装置的对外接口和回路配合都具有统一性，同类型保护装置可在同一面保护屏上互换，为保护配置的多样性提供了保证。通过以上方式实现了保护配置的多样性，可针对不同实训人员灵活选取不同厂家产品进行实训，增加了实训的灵活性。

4）促进智能变电站新技术的应用和发展

常规变电站自动化通信规约不统一，加大了调试复杂性，同时也增加了运行、维护的难度，制约了变电站新技术的发展。随着智能电网、数字化变电站技术的发展，迫切需要一个简约、智能的系统，以减少投资，提高运行、维护效率。

本实训系统间隔层与站控层通过IEC61850规约通讯，间隔层设备在与监控后台操作员站信息交换时，都基于统一的IEC61850协议，极大地方便了系统的集成，保证了投资的持续性和系统的互操作性，为实训系统后续的智能电网新技术应用奠定了基础。

3 应用示例

本实训系统在实际应用时，指导工程师可在一次模拟系统中设置各种故障，保护装置接收到故障信息后，根据保护原理进行相应动作，综合自动化系统实现对一次系统和二次系统的监视、管理和控制。利用该系统可实现对电厂和变电站继保和自动化人员实训。

例如，一次模拟系统220kV仿真二线发生A相瞬时故障，误投“停用重合闸”硬压板导致线路单相瞬时性故障开关三跳故障。220kV主接线图如图5所示。

220kV仿真二线第一套线路保护为南瑞RCS-931，采用光纤通道的分相电流差动和零序电流差动保护；第二套线路保护为南瑞RCS-901，采用高频闭锁式的纵联变化量方向和零序方向保护。模拟系统输出的220kV仿真二线故障后电流、电压如图6所示。

图5 220kV仿真二线运行方式

图6 线路故障后电流、电压波形

故障发生后，仿真二线A相电流突然明显增大，220kV IV母A相电压出现降低，B、C两相电流、电压基本不变。保护装置的动作情况和综合自动化系统如下分析：

3.1 线路第一套保护装置

线路故障发生后，保护装置RCS-931面板显示如图7所示，由图7可见，保护面板“跳A”、“跳B”、“跳C”指示灯亮，说明保护装置发出了跳A、跳B、跳C指令；“重合闸”指示灯不亮，说明保护装置重合闸模块没有动作。

图7 RCS-931面板显示

RCS-931保护事件报文如表1所示。

表1 220kV仿真二线第一套保护动作列表

由表1可见，线路第一套保护装置动作，发出的跳闸相为ABC三相，但故障选相为A相，且重合闸没有动作。

3.2 线路第二套保护装置

线路故障发生后，保护装置RCS-901面板显示如图8所示。

图8 RCS-901面板显示

由图可见，与RCS-931面板灯亮情况相似，RCS-901面板“跳 A”、“跳 B”、“跳 C”指示灯亮，说明保护装置发出了跳A、跳B、跳C指令；同样保护重合闸模块也没有动作。RCS-901保护事件报文如表2所示。由表可见，保护启动5ms后，线路第二套保护工频变化量阻抗动作，跳闸相为A相，随后距离 I段和纵联保护也分别动作，跳闸相都为A相，但54ms时，纵联变化量方向保护再次动作，跳闸相选为ABC三相，故障相别选为A相。

表2 220kV仿真二线第二套保护动作列表

3.3 操作箱

操作箱面板如图9所示。跳闸信号 I、II指示灯（红灯）都点亮，表明其两组跳闸回路自保持继电器收到保护三相跳闸信号且正确动作，同时向模拟断路器送出了三相跳闸信号。重合闸指示灯不亮，表明保护没有送出重合闸动作信号。

图9 操作箱面板

3.4 光字牌

光字牌是运行人员监视站内设备运行状况、保护动作情况等的重要信号。故障发生后，监控后台光字牌动作情况如图10所示。

图10 220kV仿真二线光字牌

由图可见，线路第一、二套线路保护跳闸动作，线路第一套保护第一、二组出口跳闸出口动作，两套保护的重合闸均没动作。

在本案例中，由表2可见保护启动5ms后，线路第一套保护工频变化量阻抗保护即动作，且跳闸相为ABC三相；第二套保护在故障后先发出A相跳闸脉冲，断路器三相跳开后（由仿真二线电流三相都为零知），又发出三相跳闸信号。仿真二线 A相故障，但第一套保护直接三跳，怀疑第一套保护重合闸被闭锁。检查仿真二线第一套保护装置，没有压力降低闭锁重合闸信号，保护控制字设置正确，软压板投切正确。检查到硬压板时，发现仿真二线第一套保护柜上的“停用重合闸”保护硬压板处于投用状态，如图11中红色椭圆所示。

图11 220kV仿真二线第一套保护柜硬压板

仿真二线线路第一套保护投“停用重合闸”硬压板，当线路发生单相接地后，第一套线路保护即发三相跳闸信号，第二套保护先发A相跳闸信号，断路器收到第一套保护的三相跳令后，三相跳闸，此时纵联变化量保护出口条件仍满足，而断路器三跳后，位置继电器触点闭锁第二套保护重合闸，故发三相跳闸令。

3.5 故障解决

由以上分析可见，由于220kV仿真二线第一套保护误投“停用重合闸”压板，导致线路A相故障后，第一套保护因“重合闸停用”，直接沟通三跳；第二套保护先检测出A相故障，发A相跳闸信号，因断路器收到第一套保护的三相跳令，三跳后闭锁第二套保护重合闸，故第二套保护随即也发三相跳令。当把线路第一套保护的“停用重合闸”压板退出后，线路发生相同故障，保护动作正常，监控后台和故障录波数据信息报告正常。至此，仿真二线“停用重合闸”压板误投退问题解决。