智能变电站继电保护系统可靠性研究

于 静（国网山东省电力公司滨州供电公司，山东 滨州 256600）



智能变电站继电保护系统可靠性研究

于 静
（国网山东省电力公司滨州供电公司，山东 滨州 256600）

〔摘 要〕在对智能变电站简要介绍的基础上分析了其继电保护系统的构成，然后以某电网智能变电站的网络接线方案为原型，采用可靠性框图法对变电站的稳定性加以分析。研究了实际变电站主变保护、母线保护、110 kV及220 kV线路保护的可靠性，提出了提高其可靠性的措施，为智能变电站继电保护系统安全稳定运行提供了保障。

〔关键词〕智能变电站；继电保护；可靠性；冗余度

0 引言

随着智能电网概念的逐渐火热，智能变电站概念也被提出。智能变电站是智能电网“电力流、信息流、业务流”的汇集点，是智能电网的重要组成部分。智能变电站通过网络传输信息，能够智能地完成信号的采集、实时监控、动作保护等功能。在智能变电站保护系统中，使用光纤来替代电缆连接一次设备与二次设备，同时输出的模拟信号也变为数字信号。由于这些不同，智能变电站保护系统也与传统变电站有较大差异。

1 智能变电站继电保护系统的组成

基于IEC61850协议的智能变电站“站控层+间隔层+过程层”的分层模式与传统变电站采用的“站控层+间隔层”自动化体系不同，传统的自动化系统在间隔层实现了过程层的功能。然而随着现代智能化的发展，越来越多的间隔层功能被设置到过程层中。结构的改变使得基于IEC61850协议的智能变电站继电保护系统的主要功能集中在过程层与间隔层及2层之间的过程层网络。智能变电站继电保护系统结构如图1所示，主要由电子式互感器、网络接口、合并单元、保护装置、交换机、智能终端及同步时钟等元件构成。

从图1可以看出，在智能变电站继电保护系统中，使用电子式互感器对数据进行采集后，通过合并单元对数据进行合并汇总，并加入同步时钟传来的对时信号，加密后以特定的密文形式经过网络传输到保护端。在保护控制侧，智能终端是一次设备，主要用来接收测控装置和保护装置发送的跳合闸命令，经过系统的判断后发出控制指令控制断路器，同时将断路器的动作信号采集并发送到保护装置中。

图1 智能变电站继电保护系统

2 智能变电站继电保护系统可靠性分析方法

要对智能变电站继电保护系统的可靠性进行分析，需要先建立系统的可靠性模型。可靠性模型的建模方法较多：蒙特卡罗模拟法的思想是利用计算机随机选择元件，并对其失效事件进行抽样检测来构成系统失效概率，再通过统计来计算系统可靠性的，此方法不太适合元件结构复杂且众多的智能变电站；使用马尔柯夫模型时，如果系统包含过多的复杂结构，会导致模型变得复杂而庞大，难以求解；故障树法对分析人员的要求较高，并且不能对不同人员的分析结果进行横向对比，因此难以得到统一的意见；可靠性框图法是对复杂系统的可靠性进行建模和分析的一种强有力的工具，其结构简单，能够清晰地列出系统各元件之间的逻辑关系，计算较为简单。

所以，针对某电网智能变电站中采用的过程层SV与GOOSE报文分网传输结构，运用了可靠性框图法，建立其保护系统的可靠性评价模型。

3 智能变电站继电保护系统可靠性计算

该智能变电站的保护系统由主变保护、线路保护、母联保护和母线保护构成。与常规保护系统相似，该智能变电站保护系统采用双重配置，2套保护系统相互独立且互不干扰，同时采用双网并行冗余协议（PRP）保证了SV采样信号和GOOSE保护跳闸信号能在过程层网络中无损传输。采用双重配置使得继电保护在结构和装置上都满足保护系统“一备一用”的要求，提高了保护系统的可靠性。

主变保护与智能终端、合并单元都是采用组网的方式连接，保护跨接GOOSE双网，通过GOOSE网络采集开关量信息以及传输跳闸命令；采用IEC61850-9-2协议，通过SV网络传输采样值信息。为了充分发挥智能变电站在应用层面的“智能化”，智能变电站中的主变压器保护装置采用保护CPU和测控CPU分别完成相应的功能，测控采样可作为保护启动判别的辅助判据，提高保护整体的可靠性。图2为主变保护的组网方案。

图3是根据主变保护组网方案得出的可靠性框图。其中，MU1，MU2为220 kV母线PT合并单元1和110 kV母线PT合并单元1；MU3，MU4为220 kV母线PT合并单元2和110 kV母线PT合并单元2；IED1，IED2，IED3为220 kV，110 kV和35 kV侧断路器智能操作箱l；IED4，IED5，IED6为冗余配置的220 kV，110 kV和35 kV侧断路器智能操作箱2；SW1为SV交换机A1，SW2为SV交换机B1，SW3为SV交换机A2，SW4为SV交换机B2；SW5为GOOSE交换机A，SW6为GOOSE交换机B；EM1-EM20为光纤；PR1为主变保护1，PR2为主变保护2。

根据主变保护可靠性框图，用最小路集法和最小割集不交化算法，代入各元件的正常工作概率，可得出主变保护的可靠性函数：

式中：Pit——智能终端正常工作的概率；Pem——网络介质正常工作的概率；Psw——交换机正常工作的概率；Ppr——继电保护装置正常工作的概率；Pmu——合并单元正常工作的概率。代入各元件的故障率，取t=50年，可得主变保护可靠度随时间变化的曲线，如图4所示。

根据公式，计算出主变的可用度结果为：

则主变保护的不可用度为：

为了能够验证最小路集法得出的可靠性函数的正确性，对各个保护可靠性框图进行串并联化简，并转化为公式进行计算。再通过MATLAB仿真，得出主变保护、线路保护和母线保护的可靠度随时间变化的曲线，如图5所示。保护系统可靠性参数MTTF（mean time to failure，平均失效前时间）如表1所示。

分析以上结果可知，与110 kV线路保护的可靠性相比，虽然220 kV线路保护组成单元较多，结构更为复杂，但由于220 kV线路保护的SV网络采用并行冗余结构，使用4台SV交换机，而110 kV线路保护只使用2台SV交换机，因而220 kV线路保护的可靠性更高。主变保护和220 kV线路保护的网络配置相同，但由于主变保护需要连接35 kV，110 kV和220 kV侧的断路器操作箱，单元数目略多，因此主变保护比220 kV线路保护的可靠性低。而由于母线保护需要连接众多间隔，合并单元和智能终端数目多，光纤连接单元也成倍数增加，结构非常复杂，使其可靠性比其他3类保护低得多。

图2 主变保护组网方案

图3 主变保护可靠性框图

图4 主变保护的可靠性曲线

图5 各保护的可靠性曲线

表1 保护系统可靠性参数MTTF

4 提高智能变电站继电保护系统可靠性措施

由以上分析结果可知，该电网智能变电站母线保护的可靠性较低，而母线保护作为变电站保护系统重要组成部分，其较低的可靠性直接影响智能变电站的可用性。提高智能变电站继电保护系统可靠性的主要途径就是增加系统的冗余性。系统冗余性主要由装置冗余度和网络的冗余度决定。

（1） 智能变电站系统和常规变电站系统一样需要利用装置冗余提高系统可靠性，由图2可知，图中各类保护都具有2套保护系统，并且2套保护系统具有独立的合并单元、交换机以及保护装置，从而实现了装置冗余。

（2） 在物理结构上，智能变电站最重要的1个优点就是可以灵活选择网络拓扑结构。由图2可知，图中采用的双以太网并行冗余技术，并未充分利用以太网络冗余性优点。变电站网络拓扑可以选择总线型、星型以及环型来提高冗余度。

5 结束语

以上首先对220 kV智能变电站继电保护系统进行了介绍，然后利用可靠性框图构建了各个保护在其组网方案下的可靠性模型，紧接着利用最小路集和不交化算法对模型进行计算。同时，为了验证最小路集法得出的可靠性函数的正确性，利用了串、并联法对各保护可靠性进行计算，所得结果与最小路算法得出的结果一致，但运算过程随着模型的增大而变得复杂。最后对结果进行了分析，由结果可知：220 kV线路保护由于其网络配置合理，其可靠性较其他保护类型高；母线保护由于元件众多，结构复杂导致其可靠性最低，这为研究如何提高母线保护可靠性提供了较好的依据。

参考文献：

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收稿日期：2015-10-12；修回日期：2016-01-15。

作者简介：

于 静（1990-），女，助理工程师，主要从事220 kV及以下变电站内保护装置定检、技改工程、新建站验收等工作，email：wangzcumt@163.com。