基于无源光网络的站域保护研究

李辉，李源军，曾兵元，刘智兵，金华锋

（1. 云南电网有限责任公司昆明供电局，昆明 650011；2.国网杭州供电公司，浙江 杭州 310000；3.南京智汇电力技术有限公司，江苏 南京 211100）

0 前言

随着计算机技术和网络通信技术的快速发展，不断深化的数字化过程是变电站自动化技术发展的主要方向。IEC 61850标准[1]是由国际电工委员会第57技术委员会于2004年颁布的、应用于变电站通信网络和系统的国际标准。作为基于网络通讯平台的变电站唯一的国际标准，IEC61850标准不仅应用在变电站内，而且运用于变电站与调度中心之间以及各级调度中心之间。国内外各大电力公司、研究机构都在积极参与研发应用采用IEC61850标准的继电保护设备和调控系统，推动了继电保护设备和调控系统的标准化、小型化和智能化[2-3]。

数字化变电站采用“三层两网”结构，特别是随着IEC61850-9-2技术的推广，基于采样同步性和通信实时性的网采网跳技术得到的广泛应用。通常同一变电站各采集终端均以统一的GPS接收时钟的秒脉冲作为同步基准，为了提升可靠性，大多数方案会采用两个不同的GPS或北斗的秒脉冲相互备份，当主用时钟丢失时装置会自动取备用时钟作为同步基准。但实际应用中，各终端同步异常现象还时有发生，导致数字化变电站保护系统运行异常，外部干扰情况下甚至发生误动或拒动。另一方面，SMV、GOOSE和MMS“三网合一”组网方式下的通信实时性也面临相关技术问题，若没有按报文类型区分带宽优先级，电网发生扰动触发各终端大量发送GOOSE报文和MMS报文时，或有其它类型的网络风暴时，会导致SMV和GOOSE报文超时甚至丢失。另外，交换机故障导致整个变电站二次系统失效的事故也时有发生。

无源光网络[4]作为宽带接入的主流技术之一，是光纤到户最优竞争力的解决方案。是一种纯介质网络，避免了外部设备的电磁干扰和雷电影响，减少线路和外部设备的故障率，提高了系统可靠性，同时节省了维护成本。但由于宽带接入用户主要考虑通信带宽和通信效率，无同步性和通信实时性的要求。本文拟解决无源光网络的同步性和实时性问题，将其应用于数字化变电站，以简化网络结构，提升通信可靠性。

实现全站母线和所有间隔电气量和开关状态同步采样和快速可靠通信的基础上，可以在一台主机上实现全站所有跨间隔保护和备自投功能，包括母差保护、主变差动保护和各个电压等级相互配合的备自投功能。

1 总体架构

基于无源光网络的站域保护总体架构如图1所示。35 kV变电站配置两台主变，35 kV和10 kV均为单母双分段接线方式，高压侧两段母线各有两条进线，低压侧两段母线各有四条出线。本方案按间隔配置间隔单元，包括35 kV四个进线间隔单元，10 kV八个出线间隔单元，两台主变各配置高低压侧主变间隔单元，高低压侧两台母联间隔单元，10 kV侧两台电容器组间隔单元。各间隔单元通过内置的ONU经无源分光器和站域保护主机内置的OLT连接。站域保护主机连接GPS，仅用于接收标准时钟，并通过通信网口和调度主站连接。

图1 总体架构图

各间隔单元和站域保护主机对时实现同步采样，采集间隔三相电流、对应的母线电压、开关位置，实现间隔就地保护（主要是过流保护），并通过无源光网络以IEC61850协议上传给主机。主机根据间隔单元上传的信息，实现母差保护、主变差动保护、备自投等功能。

2 通信方案

2.1 EPON通信

EPON是一种基于光纤传送网的长距离的以太网接入技术，采用点对多点架构，一根光纤承载上下行数据信号，经过1：N分光器将光信号等分成N路，以光分支覆盖多个接入点或接入用户。EPON系统由一个OLT，若干个ONU经若干个ODF经光纤连接组成。采用波分复用技术，上下行数据采用不同频段的光波在同一根纤芯里面传输数据。下行数据由OLT向下广播发送，不同的ONU分时复用上行发送给OLT，不同ONU之间无法实现点对点通信。

2.2 同步方案

模拟量输入式合并单元检测规范Q/GDW 1105-2-13规定：“当合并单元接收到时钟信号从无到有，或因主钟快速跟踪卫星信号等情况，导致合并单元接收到的时钟信号发生跳变时，在收到2个等秒的脉冲信号后，在第3-4 个秒脉冲间隔内将采样点偏差补偿，并在第4个秒脉冲沿将样本计数器清零、将采样数据置同步标志”。另一方面，差动保护要求参与差动计算的各侧装置实现同步采样。

采用GPS或北斗等外界时钟信号同步是当前数字化变电站常用的方案，若用作差动保护同步采样，保护装置需做严格的校验以确保同步时钟出错时保护能可靠不误动。

传统的用于主网的线路纵差保护通常采用乒乓原理测量通道时延，由通道时延补偿反推同步基准实现采样同步，要求是通道双向时延一致。EPON网络虽然上下行采用同一纤芯，但由于下行广播、上行采用时分复用方式，双向时延不完全一致，因此采用乒乓原理测量通道时延会有一定的误差，从而导致各终端同步误差较大。采用上下行延时不对称补偿算法，修正了上述误差，将无源光网络内各终端同步误差控制在了1微秒以内。

2.3 适用于IEC 61850的BDA算法

采用SMV、GOOSE和MMS“三网合一”方案，需要划分不同的报文优先级来确保SMV和GOOSE采样响应时间[5]。

适用于IEC 61850的EPON DBA算法采用固定轮询周期，将带宽划分为SMV、GOOSE、MMS三类及三个优先级，优先保证SMV、GOOSE报文实时传输，减少网络时延抖动。该算法采用改进的REPORT上传和GATE下发机制，避免产生空闲带宽，提高带宽利用率。

在轮询周期TN=250 µS情况下，在同一个轮询周期TN内各个智能采集终端产生的SMV报文依次上传，并在同一个轮询周期T内上传的SMV报文smpCnt值相同；同一个智能采集终端产生的相邻smpCnt值SMV报文达到网分装置的时间差基本等间隔（250 µS），同一个终端的SMV报文网络传输时延抖动＜3 µS；GOOSE、MMS通信正常，同一个终端GOOSE报文网络传输时延抖动＜=500 µS；PC机与智能采集终端之间的网络通信正常，即MMS正常。

3 保护元件

间隔内过流保护随间隔单元配置，跨间隔保护，如母差保护、主变差动保护和备自投，由站域保护主机实现。根据间隔单元配置的信息，上送到主机后，由主机自动生成对应的保护元件。

配置信息包括开关对应的支路编号、开关两侧所连接的节点编号、相应的节点类型。节点类型分分线路、母线、变压器等。变压器类型须标明其对应的接线方式。支路需设置对应的CT变比。节点需设置接入对应间隔单元的PT变比。

一段母线自动配置一个母差保护元件，接入同一母线的所有支路构成母差保护的各支路；一台主变自动生成一个主变差动保护元件，各支路根据主变接线方式，经对应的移相处理构成主变差动元件；母联开关和对应的电源进线开关，自动根据不同的运行方式，生成不同的备自投逻辑。

主变差动和母线差动动作判据和逻辑参考常规保护装置实现的逻辑。

主变差动主要包括差动速断保护、比例差动保护。比例差动保护励磁涌流判别和TA饱和判别。差动和制动电流计算时，要对变压器各侧电流作平衡处理。变压器各侧电流互感器采用星形接线，以母线指向变压器为正方向指向。平衡系数的计算方法如下。

1）计算变压器各侧一次额定电流：

式中Sn为变压器高压额定容量，U1n为变压器计算侧额定电压（应以变压器铭牌电压为准）。

2）计算变压器各侧二次额定电流：

式中I1n为变压器计算侧一次额定电流，nLH为变压器计算侧TA变比。

3）计算变压器各侧平衡系数：

以高压侧为基准，计算变压器中、低压侧平衡系数：

将高、中、低压侧各相电流与相应的平衡系数相乘，即得幅值补偿后的各相电流。

装置采用Y-＞Δ变化调整差流平衡。

对于Y0/Δ-1 的接线，其Y侧的校正方法如下：

对于Y0/Δ-11 和Y0/Y的接线，Y侧的校正方法如下：

母差和线路纵差均采用比例差动元件，需防止区外故障TA饱和引起差动元件误动。通常采用谐波闭锁或启动时差法闭锁。对于母差保护，常采用电压闭锁元件闭锁差动保护，以增加母差保护的可靠性。

4 备自投

变电站不同电压等级母线通常配置独立的备自投装置，通过配置不同的延时实现配合，以提升供电可靠性。缺点是低压侧备投延时长，动作速度慢，也可能出现高压侧进线故障，但由于高低压侧启动条件不一致，导致低压侧备投先动，从而出现两台主变并列运行的情况[6]。

采用基于无源光网络的站域保护系统[7]，由站域保护主机接收各终端上传的实时数据，可以避免高低压侧备投启动条件不一致引起的高低压侧备投动作结果失调问题。

如图1所示的系统，由系统接线方式自动生成高低压侧两个备自投元件。

对于高压侧系统，进线开关1~4、母联开关均可以作为备投开关。上述5个开关只要处在跳闸位置，并且开关两侧均有压，并且相关功能压板和控制字均投入，经延时后完成备投充电。若某段母线失电，低压启动经整定的延时后，需跳开对应的主供线路（或母联）开关，确保和故障点隔离，并根据优先级合对应的备投开关。高压侧母线分列运行时，进线故障引起的母线失电，同一母线的进线开关优先于母联开关。

对于低压侧系统，只有主变低压侧开关和母联开关作为备投开关。只有主变故障、低压侧母线故障，或高压侧备投失败，才启动低压侧备投。

如高低压侧母线均分列运行，高压侧进线1发生故障，高压侧备投启动跳进线1开关，优先合进线2开关，若进线2开关拒动，再和高压侧母联开关，但高压侧母联开关拒动。此时，才启动低压侧备投，跳主变1低压侧开关，通过低压侧母联备投恢复低压侧Ⅰ母供电。

5 结束语

采用无源光网络结构，通过上下行时差补偿实现网络内所有终端同步采样，通过BDA算法解决不同SMV、GOOSE和MMS“三网合一”时的报文实时性问题[8-10]，按间隔配置间隔单元，全网配置一台站域保护主机，可以实现一套不依赖于交换机、两层一网的变电站站域保护系统，既简化了网络结构、减少了二次设备，也提升了数字化变电站高低压侧备自投性能和全站保护的可靠性。连接不同电压等级的采用无源光网络的广域保护或层次化保护有待于进一步研究。