智能变电站继电保护全过程管理

韩卫恒，樊丽琴，慕国行

（国网山西省电力公司调度控制中心，山西太原 030001）

智能变电站继电保护全过程管理

韩卫恒，樊丽琴，慕国行

（国网山西省电力公司调度控制中心，山西太原 030001）

通过对智能变电站与常规变电站的继电保护系统进行差异化对比分析，结合智能变电站建设和运维的实际，分析了智能变电站继电保护系统全过程管理中的关键点，并探讨了未来继电保护技术的发展方向。

智能变电站;继电保护系统;全过程管理

0 引言

智能变电站作为智能电网建设重要一环，其建设速度和建设规模不断扩大，其安全稳定运行对整个电网的重要性不言而喻。

继电保护系统作为保障电力设备安全和防止电网大面积停电的最基本、最有效的技术手段，为电力系统稳定运行发挥着巨大的作用。近年来，智能变电站继电保护新技术的大量应用，完全改变了常规变电站信息交互模式，以光纤代替二次电缆、以全站二次系统配置文件SCD（Substation Configuration Description）描述二次信息连接关系，对继电保护全过程管理提出了新的要求，而正确地分析智能站继电保护技术的特点，准确把握其全过程管理的重点，对智能变电站的优质高效建设、运维具有重要的作用。

1 智能变电站概述

智能变电站运用先进的计算机技术、通信技术、控制技术，采用低碳、环保的智能设备及材料，融入绿色环保的理念，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站[1]。

智能站一次设备智能化目前采用互感器+合并单元、断路器+智能终端的过渡方式，合并单元、智能终端就地化布置，实现数据采集、数据同步和数字化信息传输。智能站网络结构采用三层两网模式，三层包括过程层、间隔层、站控层，两网是过程层网络和站控层网络。继电保护系统主要分布在过程层和间隔层，跨间隔信息交互通过过程层网络实现。

2 与常规变电站差异分析

与常规变电站相比，最明显的区别是光纤代替电缆，信息传输由模拟量转为数字量，提高了信息共享程度，但由此带来的更大差异则表现在继电保护装置内部数据处理原理、运行维护、检修以及管理等方面。

2.1 二次回路

常规变电站从一次设备到二次保护自动化设备间的数据传输采用电缆连接，模拟量传输，物理逻辑清晰，每根电缆传输内容单一、可辨，二次回路隐患排查、故障查找方法简单、容易。同时，二次电缆传输的抗干扰防护对电缆的铺排、绝缘、屏蔽层以及铜网接地等都有严格的要求。

智能变电站互感器到合并单元、断路器到智能终端之间的信息传输仍采用电缆硬接线，合并单元、智能终端到保护自动化设备之间的信息传输采用光纤数字量传输。二次信息连接关系及相关通信参数配置全部由SCD文件确定[2]。

与常规站相比，主要有以下差异。

a）以光纤代替大量电缆，同时增配交换机。

b） 数字量传输本身不存在干扰和接地问题。因此，二次回路抗干扰防护措施、回路接地等只需在一次设备到合智装置间考虑，距离大大缩减。

c）信息高度集成。常规站电缆传输内容单一，而智能站单根光纤可传输多组数据，如一根采样光纤可同时传输三相电压、电流采样值。

d） 信息全站共享。数字量接入过程层网络，相关设备直接从网络采集、发布信息，装置间信息交互依靠网络传输。

2.2 合并单元和智能终端

智能变电站增加合并单元和智能终端设备。合并单元主要实现数据采集和数据同步，智能终端主要实现开关量的采集和跳合闸、遥控命令的执行。

2.3 继电保护装置

继电保护装置本身的差异主要表现在数据采样和同步原理、输入输出插件方面。

2.3.1 数据采样和同步原理

常规保护装置为模拟量输入输出，数据采样和同步由保护装置内部实现，其功能实现不依赖于外部时钟。其数据采集、处理流程图如图1所示，数据同步采用脉冲同步法，即由保护装置本身定时发出采样脉冲，实现对各间隔模拟量采样的同步[3]。

图1 常规继电保护数据采样和同步流程图

相比较，智能变电站数据采样由各间隔合并单元实现，采样频率一般为4 000 Hz。

为保证保护装置各间隔数据的同步性，其中一种方法是全站同步对时法，如图2所示，保证各间隔在同一时刻采样并传送至保护装置，缺点是保护功能实现依赖于外部对时。

图2 全站同步对时示意图

另一种方法是采用插值同步法。合并单元采集的离散数据经额定延时后发送到保护装置，由于保护装置采用直采方式，传输延时固定且较小，故其接收到的数据为等间隔离散数据，保护定时发采样脉冲（时间间隔应大于所接入各间隔的数据时延），通过插值计算方法实现各间隔数据的同步重采样。如果保护装置的采数脉冲时间小于某间隔的数据时延，则保护装置在脉冲时刻取不到该间隔的数据，会报异常。同样，如某间隔采样值SV（Sampled Value）光纤断链，保护装置采集不到数据，无法插值同步，将报异常闭锁保护功能。

2.3.2 硬件差异

硬件差异主要是装置开入、开出插件和压板。智能站保护装置开入不再需要交流变换和滤波，开入、开出插件全部变为SV和面向通用对象事件GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）通信插件。压板仅保留检修硬压板，其余硬压板全改为软压板，并具备远方操作功能，出口硬压板下放智能终端,详见表1。

表1 硬件对比表

常规站检修压板仅作闭锁信息用，投入检修压板后相关试验信息不上送后台及远方。而智能站检修压板投入时，检修信息将携带检修标志上传后台及远方（但不弹出画面），且检修压板具有检修机制作用，即当装置接收到信息时，将检测自身检修压板状态与接收信息的检修标志是否一致，一致则接收并处理信息，不一致将只接收不处理。

3 全过程管理分析

从差异分析着手，智能变电站继电保护的安全主要保证其运行安全和检修、改扩建的安全。

运行安全包括装置硬件安全可靠、逻辑功能正确、二次回路信息正确、功能投退正确和定值正确。逻辑功能和定值管理与常规站一样，经过多年积累，其可靠性已较高。因此，智能站保证运行安全的特殊管理重点应包括装置硬件、全站二次配置信息和压板，该部分也正是智能站的主要变革部分。

检修、改扩建的安全则是如何正确将停电设备与运行设备物理隔离，而隔离的手段主要有断光纤、断电源、投退软/硬压板和检修硬压板。其中关键是压板的投退管理。

3.1 装置本体管理

继电保护系统的主要设备包括继电保护装置、合并单元、智能终端、交换机、光纤和电源系统。它们的质量直接关系着继电保护系统的可靠性。交换机和光纤在军工、工业等领域已应用广泛，其技术已较成熟。合并单元、智能终端是智能变电站的新运行设备，没有大量的运行经验积累。智能站继电保护装置变化较多，一是其数据采样和同步方法发生变化，要求SV数据传输延时固定，而交换机数据传输延时的不稳定性决定了保护装置必须采用直采，直跳是为了满足保护动作快速、可靠性的要求；二是装置插件变化，增加了很多通信类插件，且这类插件内部有处理器，在进行插件更换的同时还需要进行软件配置，从运行情况看，此类插件的故障几率远高于其他插件。因此，合并单元、智能终端、保护装置的质量合格性管理对智能站的全过程管理尤为重要。

3.2 SCD配置文件

二次回路是继电保护功能实现的关键，其正确性和完整性直接关系着继电保护装置的可靠性和正动率。智能变电站以光纤代替电缆后，信息高度集成和共享，二次回路的信息流向、连接关系全部由SCD配置文件配置决定，因此对SCD文件完整性、正确性的全过程把控显得非常重要。SCD文件的把控分为两部分，一是文件本身正确性把控，二是文件执行结果正确性把控，即对装置实例化配置文件的正确性把控。

目前的把控手段主要有试验验证和离线可视化审查。除了应用可视化工具对SCD文件进行离线审查外，虚端子表、MAC地址分配表、VLAN划分表作为SCD文件组态、配置完成的基础，它们的正确性审查也可间接作为SCD文件正确性把控的依据。

SCD配置文件执行结果的正确性把控目前只能通过试验验证，没有有效的离线审查手段。

3.3 软压板

保护装置的所有硬压板除检修压板外，其余全改为软压板，增加SV接收、GOOSE接收等软压板，且可实现远方投退。

软压板的管理重点应包括压板配置正确性、保护装置与监控后台压板一致性、压板投退等管理。

压板配置正确性为装置内部输入输出端子与软压板配置要对应正确、一致。否则可能导致某输入输出不受正确的软压板控制。

保护装置与监控后台软压板一致性是指监控后台配置的软压板应与保护装置内部软压板对应一致，否则将导致远方投退错误。

软压板投退管理主要是指对在运设备软压板的投退管理，包括设备本身功能投退软压板管理，以500 kV某母线保护为例，由于没有电压闭锁，当某间隔停电检修需要退出母线保护该间隔SV接收软压板时，如果一旦错误退出在运间隔SV接收软压板，则保护装置可能因产生差流并达到定值而直接跳闸；在运设备与检修设备隔离软压板投退管理，如装置间的启失灵、联跳、远跳的软压板的管理。

3.4 检修机制

智能变电站检修压板因具有检修机制作用而显得尤为重要。继电保护装置、合并单元、智能终端设置有检修硬压板。

检修机制的基本原则是当接收数据的检修标志位与设备本身的检修态一致时，接收并处理该数据；不一致时只接收该数据，但不做任何处理。在设备检修时应注意检修压板与相关装置SV/GOOSE开入软压板的配合，如投退不当，可能导致保护装置误动。

4 智能站继电保护技术发展研究

继电保护原理经过多年的发展已较成熟，继续深入研究的空间有限，而智能变电站的发展主要是给继电保护引入了更多的数字通信网络新技术，如何更好地利用该新技术以实现继电保护系统在线、离线自检和风险分析将是未来发展的方向。

目前智能变电站继电保护信息的集成和共享给继电保护调试、检修工作带来了诸多的困难和不确定性，其调试检修工作量也完全不亚于常规变电站。如智能站调试除了常规的保护功能测试外，增加诸多延时和同步性能的测试、软压板功能测试、检修机制测试、丢帧断链测试、光衰耗和光功率测试和网络测试等，且目前很多功能没有较好的测试手段或者无法测试，如网络风暴、交换机性能、涉多间隔保护装置数据同步测试。对全站系统配置的验证，需要SCD配置文件离线审查和现场调试相结合，很可能因某一参数设置没审查到或某一细微项目没调试到位而导致保护装置误动或拒动，另可能因人为原因导致最终保存的SCD配置文件与现场装置实际配置不一致，给后期检修、改扩建带来隐患。因此未来智能变电站继电保护技术应重点研究全站配置在线/离线反校验和更好的调试验证技术、方法。

全站配置在线反校验是利用镜像技术将继电保护系统设备及相关辅助设备实例配置信息镜像备份，经网络独立传输至集中分析系统，由集中分析系统进行反组态形成SCD配置文件，再与最终保存的SCD文件进行对比分析，检测实际运行的配置信息与最终确认的配置是否一致，一方面防止人为因素导致配置不一致发生，一方面可检测设备配置是否遭遇外界破坏或网络冲击而修改。离线反校验是通过工具将各设备配置镜像备份，离线进行反组态和比对分析，缺点是无法及时发现配置文件的任何变动。

5 结论

本文通过智能站继电保护与常规站的分析对比，指出了在全过程管理当中应重点把控的几个方面，如SCD配置、软压板投退管理、检修机制等。最后讨论了今后智能站继电保护技术的发展方向，配置文件反校验是对全站实际配置正确性管控的有效手段之一。

[1] 冯军.智能变电站原理及测试技术 [M].北京：中国电力出版社，2011：1-4.

[2] 曹团结，黄国方.智能变电站继电保护技术与应用 [M].北京：中国电力出版社，2012：1-4.

[3] 孟恒信，马振国.智能变电站信号同步技术与应用分析[J].山西电力，2013(4)：13-16.

Whole Process Management Analysis of Smart Substation Relay Protection System

HAN Weiheng，FAN Liqin，MU Guoxing

（State Grid Shanxi Electric Power Corporation Dispatch&Control Center, Taiyuan,Shanxi 030001,China)

Based on the comparative analysis of relay protection system in smart substation and conventional substation, the key points to the whole process management of smart substation relay protection system are analyzed, combining with the actual situation of smart substation construction and operation. Besides, the future development of relay protection technology is discussed.

smart substation; relay protection system; whole process management

TM77

A

1671-0320（2016）01-0035-04

2015-12-01，

2015-12-09

韩卫恒（1986），男，山西运城人，2011年毕业于四川大学电力系统及其自动化专业，工程师，从事继电保护工作；樊丽琴（1963），女，山西忻州人，1993年毕业于西安交通大学继电保护专业，高级工程师，从事继电保护工作；

慕国行（1972），男，山西阳曲人，1994年毕业于太原电力高等专科学校电力系统及其自动化专业，高级工程师，从事继电保护工作。