应用于智能变电站的备自投解决方案

游建军 郭 创 孟 乐 刘 星 毛 林 王 龙

（1.许继电气公司技术中心，河南 许昌 461000；2.空军工程大学，西安 710038）

在我国，国家电网公司拟在2009－2020年分三个阶段建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。其中智能变电是智能电网技术八个分支专业之一，智能电网的核心内容之一是智能变电站，智能变电站既是下一代变电站的发展方向，又是建设智能电网的物理基础和要求[1]。

智能变电站的发展对继电保护和安全自动装置产生了较大的影响。备用电源自动投入（下文简称备自投）装置作为提高电网供电可靠性的安全自动装置在智能电网中仍然被大量使用。本文结合智能变电站特点，介绍了目前智能变电站中备自投应用的三种方案，然后对比分析了它们的优缺点。

1 智能变电站与传统变电站区别

智能变电站是由智能化的一次设备和网络化的二次设备按过程层、间隔层和站控层三层体系结构构成，其通信网络与系统应符合 DL/T 860（IEC 61850）标准[2]。智能变电站的一次电气主接线和其对继电保护选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求没有改变，因此智能变电站中备自投的基本原理和功能要求和传统变电站是一致的，这里不再赘述。

智能变电站与常规变电站的最大的差别是过程层，相比传统的变电站，智能变电站的过程层可以有效地解决设备容易受干扰、高低压不能有效隔离、信息不能共享等缺点。智能变电站中将原来间隔层的部分功能下放到过程层，如模拟量的A/D 转换、开关量输入和输出等，相应的信息经过程层网络进行传输[3]。过程层信息传输介质由原来的电缆变为光纤；互感器二次电模拟量传输变为采样值（SV）光数字信息传输；开关量电平信号的传输变为GOOSE 光数字信息传输。因此智能变电站中备自投装置对模拟量和开关量的采集和输出回路由原来的隔离变压器、模数转换、电磁继电器等回路变为了过程层光纤接口。

智能变电站与常规变电站的另一的差别为智能变电站采用IEC 61850 标准建模。不同厂家的IED之间能够交换信息并能够利用交换的信息完成各自的功能，允许变电站自动化系统的功能在不同的设备之间自由分配。因此智能变电站中对备自投功能物理上的实现方式提供了极大的灵活性，可提高系统集成度。

2 传统变电站中备自投的实现方案

传统变电站中备自投多为一个独立的装置，典型的备自投装置为实现一个电压等级的双电源的相互备投，要完成主接线相对复杂的多电源间的备投功能，由于受限于模拟量输入及开关量输入输出容量等限制因素，多采用模块化的配置方案，即用多台装置协同完成整个系统的备投功能。同一变电站的不同电压等级亦分别配置单独的备自投装置，不同电压等级的备自投装置之间通过动作延时定值的整定来保证其动作顺序的选择性。因此传统变电站中会有多台备自投装置，同时为躲过高电压等级备自投的动作时间低电压等级备自投装置的动作时间会较长，这是分布式备自投不易解决的局限。

3 智能变电站中备自投的三种方案

目前智能变电站中运行的备自投装置可分为分布式备自投和集中式备自投两大类，其中分布式备自投又分为无独立装置和有独立装置两种形式，文献[4]对这两种分布式备自投的应用已有论述。

3.1 无独立IED 的分布式备自投

该类备自投为基于间隔层GOOSE 报文传输实现的。其没有独立的IED，是将备自投功能分布于各间隔的IED 中，如图1所示：由母联保护测控装置和两进线保护测控装置协同完成备自投功能。两进线保护测控装置完成分别完成两进线间隔的开关位置状态采集及有流无流和两段母线有压无压的判别，然后将判别后的结果以GOOSE 方式传输给母联保护测控装置，最终由母联保护测控装置根据两进线保护测控装置传输过来的GOOSE 信息并结合其就地采集的开关量与模拟量信息中完成备自投功能的主逻辑。

图1 无独立IED 的分布式备自投应用示图

3.2 有独立IED 的分布式备自投

该类备自投功能同传统变电站备自投完成一个电压等级的备自投功能，区别在于模拟量的采集和开关量的输入、输出方式。其模拟量的采集分布于各间隔，然后由各间隔合并单元（MU）以SV 方式传输给备自投装置，同时其开关量的输入和输出是通过GOOSE 传输方式实现。此类备自投装置多采用光纤点对点直采直跳的过程层组网方式，如图2所示。

图2 有独立IED 的分布式备自投应用示图

3.3 集中式备自投

由于智能变电站中IED对模拟量的采集和开关量输入、输出采用SV和GOOSE信号传输机制，不再受硬件资源的限制，所以一台备自投装置可以采集到整个变电站各电压等级的模拟量和开关量信息，进而将一个变电站中各电压等级的备自投功能集中在一个IED中，由一个备自投装置完成整个变电站的备自投功能。这种集全站各电压等级的备自投功能于一个IED的集中式备自投装置已经在甘肃、河南、湖北等多个新建智能变电站中得到应用。同时在国网新一代智能变电站的站域保护控制装置要求配置站域备自投功能，站域备自投要求集中完成全站的备自投功能，属集中式备自投。为提高备自投的可靠性，集中式备自投一般采取双重化配置，如图3所示。

图3 集中式备自投应用示图

4 备自投三种方案的对比分析

无独立IED的分布式备自投，减少了IED数量，提高系统集成度，降低了系统成本；但其备自投功能需多个IED协同工作完成，当一个IED故障后，整个备自投功能就会受到影响，因此可靠性有所降低，同时备自投的相关定值会分布在多个IED中，不便于管理和维护。多个IED协同完成备自投功能也为备自投功能的调试和试验增加了难度。

有独立IED的分布式备自投，和传统变电站中的备自投相比没有减少IED的数量，系统集成度不高，备自投功能独立，可靠性比无独立装置的分布式备自投要高。

集中式备自投，减少了IED数量，提高系统集成度，降低了系统成本；备自投功能独立，可靠性比无独立装置的分布式备自投要高，但当其IED出现故障后的会影响到整个变电站，故可靠性不及有独立装置的分布式备自投，此缺点可以通过双重化配置来解决。集中式备自投另一显著优点为由于其掌握全站信息，可以通过优化低电压等级备自投的启动逻辑来很好的解决本站内低电压等级和高电压等级备自投的选择性问题，这样低电压等级备自投的动作延时不再需要和高电压等级备自投的动作延时相配合，只需考虑和本电压等级的其他装置相配合即可，这样就可以在不牺牲低电压等级备投动作时间的情况下很好的解决高低电压等级间备自投的配合问题。

国网公司推荐的过程层SV传输是采用直接采样，即点对点方式，采样同步应由保护装置实现[5]。这种SV接入方式，提高了保护装置SV同步采样的可靠性，使其保护功能不依赖于外部对时系统。缺点是保护及合并单元所需网口较多，发热量较大，所使用光缆和交换机的数量较多，不利于整体成本的降低。备自投不像差动保护（母线保护、主变保护等）要求SV数据严格同步，SV失步仅会导致备自投延时动作不会导致备投误动。由于电子式互感器（含MU）额定延时不大于2ms[5]，交换机的网络固有延时小于10μs[5]，故SV失步后以仅会给备自投装置带来2ms的动作时间误差，这完全可以忽略的。所以集中式备自投装置完全可采用IEC61850-9-2网络的组网方式，这样可使过程层光纤连接简洁，节省大量的以太网口，可充分发挥9-2模式的优势。这种过程层采用网采网跳的组网方式已在国网新一代智能变电站的站域保护控制系统中得到了推广应用。

表1 备自投三种方案的对比分析结果

5 结论

通过对比智能变电站和传统变电站的异同点，可更深刻的理解智能变电站中备自投的应用，本文列举了目前智能变电站中备自投的三种解决方案，分析对比了这三种方案的优缺点，对智能变电站中备自投装置的产品开发、工程设计和应用具有参考指导作用。根据本文结论可以预计，集中式备自投将是今后智能变电站中备自投应用的发展方向。

[1] 李瑞生,李燕斌,周逢权.《智能变电站功能架构及设计原则》[J].电力系统保护与控制,2010,38(21) : 24-27.

[2] Q/GDW 383-2009 智能变电站技术导则[S].国家电网公司,2009.

[3] 易永辉,王雷涛,陶永健.《智能变电站过程层应用技术研究》[J].电力系统保护与控制,2010,38(21) : 1-5.

[4] 彭磊,杨光.《数字化变电站备自投》[J]. 电力系统保护与控制,2009,37(23) : 58-61.

[5] Q/GDW 441-2010 智能变电站继电保护技术规范[S]. 国家电网公司,2010.