智能变电站采样方式的优化设计与研究

2018-05-25索志刚郭朝云

电力勘测设计 2018年5期

尹星，索志刚，王维，朱萍，郭朝云

(河北省电力勘测设计研究院，河北石家庄 050031)

电子式互感器及合并单元在智能变电站中的应用实现了采样的数字化，并从整体上促进了变电站二次回路的光纤化、数字化、网络化甚至智能化。智能变电站二次回路的“四化”不仅克服了常规变电站电缆二次回路接线复杂、抗干扰能力差等缺点，还通过网络通信方式方便地实现了数据共享、硬件资源共享，并为实现二次回路状态在线监测提供了条件。

智能变电站的采样方式，既要满足继电保护可靠性高的要求，又要充分发挥智能变电站数据共享的优势。因此智能变电站采样方式优化设计具有重要意义。

1 智能变电站采样方式的现状

1.1 采样方案分类

1.1.1 直接采样

二次装置通过光纤直接与合并单元点对点连接的方式称为直接采样(直采)，见图1。

图1 直接采样示意图

1.1.2 网络采样

二次设备经过SV网络交换机与合并单元通讯，从合并单元获取数字采样值得方式称为网络采样(网采)，见图2。

图2 网络采样示意图

1.2 智能变电站采样方案现状

在智能变电站中，数字化保护装置要能正常工作，一个先决条件式采样值传输延时可知，或者采样数据本身已同步。当前智能变电站中大部分交换机本身采样延时不稳定，无法测量。若保护采用网络采样的方式，同时又不依赖外部对时，目前有3个方法：

(1) 交换机本身的数据传输延时做到稳定。

(2) 交换机自己测量报文在自己内部的延时，然后放在报文帧中发送给保护装置，这样保护装置有可能实时计算出每一帧采样值报文的延时，从而做到采样值同步。

(3) 采用其他通信方式，采样值传输延时是可知的。

综合考虑保护动作快速性与系统可靠性，保护装置直接采样比网络采样更有优势。而对于测控装置、故障录波、网络分析、电能表等间隔层设备，无需作差动计算，对于可靠性的要求较继电保护设备较低，可以依赖外部时钟，因此，测控装置、故障录波、网络分析、电能表等设备可以通过网络采样，实现采样数据的共享，节约电缆，减少电缆传输过程中的干扰。目前智能变电站采样方案见图3。

图3 智能变电站采样方案现状

2 采样方式对继电保护的影响

2.1 继电保护实际动作时间理论对比分析与调研

2.1.1 理论动作时间分析

(1)线路保护理论动作时间分析

① 常规变电站

以220 kV及以上线路保护装置整组动作时间为例进行理论分析，因不同厂家装置处理方式不同，分析数据可能不同。常规变电站线路保护整组动作时间构成表见表1。

表1 常规变电站线路保护整组动作时间构成

②智能变电站

智能变电站线路保护整组动作时间构成见表2。其中合并单元前置延时与插值时间2 ms，数字低通0.5 ms，数据窗11 ms，算法计算及逻辑执行时间等3 ms，智能终端时间5 ms。此外，当远端故障电流较小时，不同厂家数据窗采用短延时或其他措施，以提高可靠性。

表2 智能变电站线路保护整组动作时间构成

(2)其他继电保护理论动作时间分析

对于母线保护和变压器保护，常规变电站继电保护系统至断路器跳闸线圈的时间由于需要TJR继电器重动，因此智能变电站要比常规变电站保护快5～10 ms。常规变电站保护跳闸回路见图4。

图4 其他继电保护跳闸回路图

2.1.2 调研试验

经调研国内主流6个继电保护厂家产品的运行情况，对220 kV纵联线路保护整组动作时间进行对比，对比见图5。

图5 整组动作时间进行对比图

经过调研发现，各厂家220 kV线路保护产品，智能变电站整组动作时间较常规变电站平均延长了10 ms左右。

2.2 结论

经过上述理论分析与调研结果，可知对于智能变电站线路保护整组动作时间延长的主要原因是增加了合并单元采样环节，而对于母线保护、主变保护等其他保护设备，由于常规站TJR继电器重动时间较长，智能变电站与常规变电站相比整组动作时间并未延长。

3 优化方案的研究

根据上述对采样方式现状的分析及调研结论，提出了如下三种不同的优化设计方案。

3.1 调整二次回路

对于采用常规电磁式互感器的智能变电站，如电压电流量不经合并单元直接接入保护装置，电流量串接于合并单元后，电压量并接于合并单元。可节省一个环节，在保证了智能变电站数据共享的前提下，减少了继电保护整组动作时间，见图6。

图6 调整二次回路优化采样方案示意图

具体方案如下：

线路保护模拟量采样，其他保护设备SV直采，故障录波、网络分析SV网采。

经继电保护整组动作时间分析可知，只有线路保护经合并单元采样后会对速动性产生影响。综合考虑到220 kV及以上电压等级线路保护在系统中的重要性，及相关运行经验，线路保护采用独立装置，双重化配置。

双重化配置合并单元，多功能测控装置集成非关口计量及PMU采集功能。

(1)线路保护电缆模拟量采样，串接于合并单元后。

(2)断路器保护SV直采合并单元。

(3)母线保护SV直采合并单元。

(4)多功能测控装置、故障录波、网络分析SV网采。

3.2 采用基于纵向整合的多功能保护装置

基于纵向整合的多功能保护装置，合并单元功能模块通过电缆直采模拟量，经装置内部高速总线以私有规约直接发送至保护功能模块，很大程度上提升了采样速度，改善了智能变电站线路保护速动性明显变差的劣势，并且合并单元功能模块可配置独立的SV光口，实现其他跨间隔保护(母线保护和主变压器保护)SV直采的需求，以及SV组网的需求。故障录波及网络分析可通过过程层网络采集SV信息，兼顾了信息数字化和数据共享，见图7。

图7 基于纵向集成的多功能保护采样示意图

3.3 优化过程层网络

3.3.1 过程层网络设计原则

过程层网络要求具有比间隔层网络更高的可靠性，具体要求为：

(1) 应采用可靠性高的星形结构。与总线型和环形结构相比，星形结构扩展方便、协议简单、网络传输延时小、无广播风暴风险，是过程层网络的首选结构。

(2) 交换机N-1故障不应影响保护信息传输。智能变电站继电保护保护直采直跳，启动失灵/重合闸、失灵联跳等信息通过过程层网络传输。当保护与过程层网络一一对应连接时，交换机N-1故障将造成一个网络的信息交换中断，某些重要功能(失灵联跳等)可靠性降低50%，对电网的安全运行带来不利影响。因此，220 kV及以上电压等级过程层网络设计必须考虑交换机N-1方式下的保护信息传输可靠性问题，要求保护设备采用冗余连接方式。

(3)交换机N-2故障应尽量减少对两套保护的影响。虽然对于220 kV及以上电压等级过程层网络交换机发生N-2故障概率很低，但过程层网络设计应考虑减少此种故障的影响，提高极端情况下抵御风险的能力。