数字化变电站继电保护系统的可靠性建模研究

汪建敏 周道城 秦纪平 李俊

【摘 要】数字化变电站由于网络组网模式具有多样性，保护系统或功能部件可冗余配置，使得数字化保护系统的实现方案有很多，如何对这些方案进行正确评价和选择是一个需要解决的问题。方案评价的重要内容之一是可靠性评价，而可靠性评价的基础是建立恰当的可靠性评价模型。随着数字化变电站的发展，其继电保护系统的可靠性评价逐渐引起了研究人员的注意，然而目前相关研究成果还很少。目前对继电保护系统的可靠性研究多集中在传统保护，本文分析了数字化变电站继电保护系统的组成，探讨了数字化继电保护系统的可靠性。

【关键词】数字化变电站；继电保护系统；可靠性；

在标准数字化处理模式结构的严格规范下，具体的变电站关于智能处理功能方面的特征得到了有机的控制，其中涉及的变换式以太网与光缆组成的通信系统替代功能伴随着二次连接的电缆回路系统进行自我约束，实现通信网络环境下各个设备的连接效果和功能展现。

一、数字化变电站继电保护系统的组成

1.信息的数字化和通信的网络化是数字化变电站的特点，因此继电保护系统不同于传统变电站由互感器、保护单元和断路器通过点对点方式连接的简单结构，会有更多的元件加入其中。合并单元用于汇集和合并多个互感器的采样数据并以一定的格式编制成数据帧上传给交换机。智能终端作为断路器等一次设备侧的数字化智能组件，在保护系统中主要用于接收保护单元发来的跳合闸和闭锁信息去控制断路器的动作，以及负责采集断路器的開关位置等信息并上传给保护单元。交换机组成的网络取代了传统的二次电缆，成为合并单元与二次设备之间信息传递的平台，有利于各设备之间信息的共享。由于继电保护对各种事件发生的时间序列有严格的准确性要求，各设备在输出信息时需要附加精准的时标信息，这就需要全站的同步时钟源进行统一对时。

2.除上述元件外，通信介质及接口也是重要的组成部分，其连通性将直接影响保护系统的正常与否。在数字化变电站中，通信介质一般以光纤为主，在智能终端与断路器之间以及对时回路中也有用铜线电缆或双绞线的。不同的通信介质，其两端的接口也不尽相同，接口出现故障与通信介质故障的效果一样，因此可把接口作为通信介质的一部分。

二、数字化变电站过程总线保护系统结构

1.过程总线的结构方案。过程总线可以采用不同的组网拓扑结构，以满足不同的数据流要求及可靠性要求，并可应用于不同场合，以下讨论2种主要的拓扑结构。

（1）星形拓扑。星形拓扑的特点是，间隔层控制器、主保护、合并单元和断路器IED都连接到以太网交换机。每个设备均由其专用的线缆连接到交换机，交换机可置于接线柜中，数据由发送端到接收端，只需经由以太网交换机。星形拓扑是目前应用最为广泛的结构（见图）。该结构的优点是结构清晰，数据流传输便捷，可扩展性强，易于维护检修；缺点是以太网交换机故障会导致整个网络瘫痪，需要安装冗余交换机和较多的线缆以将各设备连接至交换机，成本较高。该结构适用于220kV及以上系统。

（2）总线拓扑。总线拓扑（见图）所示，各终端设备均连接至一条贯穿整个网络的以太网总线。该总线可由在两端装设端接器（电阻器）的同轴电缆组建，各设备由T型连接器连接至同轴电缆；光纤电缆亦可用于组建此总线，此时各设备均由光耦合器连接至光缆总线。发送端的数据流沿以太网总线向2个方向传播，每个设备均检视该数据但仅由指定的接收端接收，该数据会继续沿总线传输到达端接器后被吸收以防止发生数据发射]。该结构的优点是扩展性好，可节省交换机，成本较低；缺点是系统可靠性差，维护检修复杂，对总线速率要求较高。该结构适用于网络负载较轻、对实时性要求不高的中、低压系统。

2.网络模型。针对半断路器进行接线方式的引入过程，可以进行两种组网方式的应用，分别为单串组网以及按线路间隔和变压器的间隔进行组网模式的处理。在进行单串组网工序中，主要将一串内的设备实现一个交换机的统一管理，配合母线保护与单独配置交换机的交接处理，最后连接至母线交换机实现统一管理；而在进行线路与变压器间隔接线环节中，考虑到断路器与线路、变压器的间隔联系进行智能操作保护设备与两个交换机的连接，实现整体系统线路的保护同时进行母线交换机与主变保护系统的接入，注意整个连接结构中关于OPNET模型的模拟接线处理手段。

3.整个智能网络环境下的数据流分析。过程网络的数据流包括合并单元下的线路保护、变压器装置保护以及母线与开关的位置报文，结合具体的智能控制处理单元进行相关文件的传输，同时保证具体指令在内部智能控制单元的决定效果。其中涉及的主要参数根据采样间隔作为周期的参考依据，保证实际报文长度为123字节，关于流量的起始时间以及到达时间的间隔设定相同的常数分布格局，保证具体信息采用的同步性质；保证周期广播开关在报文字节的规范效果，实现某个时刻下的周期广播控制报文材料，保证持续10min的报文长度字节水平。

三、数字化继电保护系统的可靠性分析

1.数字化变电站继电保护数据采集和硬件配置。数字化变电站继电保护，制定故障录波装置及保护信息子站的巡视卡，加强运维人员的巡视，将这类设备的年检纳入每次保护年检工作中，切实提高设备的整体运行质量。数字化变电站继电保护，继电保护是电力系统一种反事故的自动化措施。其基本任务是，当电力系统发生故障或异常工况时，在可能实现的最短时间和最小区域内，自动将故障设备从系统中切除，或发出信号由值班人员消除异常工况根源，确保线路和设备安全运行。电网设备数量呈现规模性增长，而检修力量并未实质性增加。为解决这一逐渐凸显的矛盾，供电公司应会同国网电力科学研究院、中国电力科学研究院、继电软件有限公司等单位，共同开展继电保护状态检修智能决策系统的研发工作。供电公司课题组遵循“应修必修、修必修好”的原则，采取以点及面、逐步推广的试点模式，循序渐进开展继电保护状态检修工作。

2.状态检修智能决策系统对数字化变电站的作用。继电保护状态检修智能决策系统可根据保护设备运行状态数据，科学地对继电保护设备开展在线状态评价，判断保护设备的健康状况和运行水平，制定合理的检修决策建议。在项目推广实施中，供电公司应完成继电保护装置的基础数据信息采集和保护设备的日常巡检、巡视工作，并使其制度化、流程化。同时完善和开发了二次设备带电检测功能，实时采集、分析保护装置的重要运行状态数据，保护设备的隐患在发展成缺陷之前及时发出预警信息。供电公司将继续对智能化变电站继电保护设备状态检修和二次回路不停电方式下的在线带电检测技术、基于继电保护运行大数据的故障预测分析及移动智能终端平台技术等一系列国家电网公司前沿课题展开深入研究。

数字化变电站中还需要强化一次设备、继电保护装置、自动化设备、安全自动化装置、输电设备、直流电源设备、信息设备、计量设备、配电设备的状态评价与风险评估工作。继电保护设备应综合考虑设备安全性、经济性和社会影响等方面的风险，确定设备风险程度。继电保护设备在状态评价的基础上，还要预知评估设备出现故障的可能性和后果的严重程度，确定设备面临的和可能导致的风险。

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