基于动态状态估计法的智能变电站隐性故障检测方法研究

刘虎林,韩 俊，苏柏松

(国家电网有限公司华东分部,上海 200120)

0 引言

随着新能源不断并入电网，电力系统随之发生新的变化，给电网的安全和稳定运行带来一系列新的挑战。为了降低扰动对电能质量的影响，电力公司设计出可靠安全的继电保护系统。然而，保护装置自身存在的某些缺陷会引起继电器误动或者拒动，进而对电网造成扰动，影响供电安全性和可靠性[1-4]。经统计，电力系统中大多数故障是隐性的，直到它们被网络中的其他事件暴露出来，即隐性故障导致的继电器误动作将与其他事件(如停电故障)同时发生。隐性故障的这一特性使得电网风险进一步增加，危及保护系统可靠性。

因此，本文提出一种智能变电站集中保护方案(CPS)，以监控原有保护系统，并确保其不会因隐性故障而误动作。使用动态状态评估法检测和识别隐性故障，搭建研究案例模型进行仿真实验，结果证明了方案的可行性。

1 隐性故障分析

隐性故障几乎都是永久性缺陷，它可能为IED提供不正确的输入，导致相关继电器误动作，错误地切除电路元件而扩大停电范围。而在出现异常情况(如故障)之前，它们一直处于隐藏状态，未被检测到。本节将讨论不同部件的隐性故障模式及其对保护系统的潜在影响。

1.1 IED中的隐性故障

保护继电器是电力系统的守护者，它们能够处理各种遥测数据(如电流和电压)，并检测异常。目前使用的保护继电器是微机保护继电器。微机保护设备随着保护装置的演变，逐渐拥有通信和自动化的相关功能，被称为智能电子设备(IED)[5]。IED中的隐性故障可分为3类：硬件相关的隐性故障、设置相关的隐性故障和继电器逻辑相关的隐性故障[6]。

IED的典型硬件结构包括处理瞬时信号和尖峰信号的信号调节器、模数(A/D)转换器、处理输入和执行IED功能的处理器、接收和发送数字信号的I/O模块以及电源模块。这些部件大概率存在老化或制造缺陷等故障，会在正常状态下触发跳闸信号，或在故障状态下触发继电器拒动。因此，大多数IED供应商已经在其IED中加入了自测试功能[7]。此类自检旨在检测IED中不同部件的实际状况，包括检测直流电源的电压是否在可接受的范围内，检查其访问处理器内存的能力，以及A/D转换数据正确性。当自检出故障后，IED向控制中心发出警报，并自动停用相关保护。但是，自检过程没有检测物理I/O模块，该模块可能发生硬件故障(即短路)并向断路器发出错误的跳闸信号。此类故障一旦启动就无法停止，通过植入相关好的维保检测程序可以降低其发生误动作的概率。

保护测量装置中不正确的设置或逻辑错误是IED中最常见的隐性故障之一。此类故障通常与人为因素有关，是由计算和安装调试继电器的保护工程师和技术人员造成的。随着IED复杂性的增加，这一问题变得越来越突出，因为微机保护中保护、控制和自动化已经集成在一起。为了规避由于继电器设置和逻辑不正确而导致继电器误动作的风险，已经提出继电器设置同行评审、对保护工程师进行更多培训以及继电器设置模板标准化等许多措施，但仍无法完全避免该隐性故障。

1.2 通信系统中潜在的故障

在智能电网时代，通信系统已成为保护系统不可分割的一部分。这些通信系统有着广泛的应用，如差动继电器之间的通信，传输闭锁、开入和跳闸信号，以及来自合并单元的电流和电压输入信号的传递。然而，在如此大规模的应用中，通信系统也可能存在隐性故障而导致继电器误动作。通信系统中常见的隐性故障主要包括通信介质(即光缆)和通信接口(即路由器)中的故障[8]。这些故障导致远端信息丢失，从而无法进行数据观测分析以及相关判断并得出结论。在传统保护系统中，输电线路保护是最容易受到通信信道隐性故障影响的，因为它的保护方案依靠通信信道，如光纤差动保护等，在通信故障期间可能会引起继电器误动作。新兴的数字化智能变电站的保护系统严重依赖于通信，每个保护区都容易受到通信信道中隐性故障的影响。通信系统的设计也对此故障进行了采样，使通信信道中的单一故障将不再影响整个保护系统，但同时导致该设计需要更多冗余的通信基础设施。此外，该程序也会在通信信道丢失的同时向控制中心发出警报信号。

1.3 测控仪器仪表结构中的隐性故障

保护系统中的测控仪器仪表结构由变压器测控单元、电缆测控单元和负载单元组成，它们在保护系统中争当排头兵，并且介于一次设备(即高压电力系统设备)和IED之间，因为IED需要相对较低的电流和电压才能正常工作。电压互感器将电压转化为合适值(PT通常为69 V)，电流互感器将电流转化为合适值(CT通常为1 A或5 A)，并将这些电压和电流通过二次回路给IED供能。此外，IED还配备了A/D转换单元，用于将采集的测量数据转换为数字信号。目前，随着合并单元的引入，A/D转换单元与IED分离，这也大大减少了仪器仪表布线的数量[9]，带和不带合并单元的典型测控仪器仪表结构如图1所示。由于合并单元几乎清除了相关仪器仪表线路，使得相关测量仪器仪表变压器单元成为了测控仪器仪表结构中潜在的最脆弱故障元件，其中最常见的隐性故障大致分为以下几类：PT回路保险丝熔断、CT饱和、CT短路、CT反极性和CT比率设置错误。

图1 测控仪器仪表结构

2 集中保护方案

本文提出的集中式保护方案(CPS)将在变电站级为保护系统提供广域监控，从而进行隐性故障检测，且该过程将通过变电站动态状态评估来实现。DSE检查核对变电站内IED收集的测量值与其模型之间的一致性，以站内总线为通道，将IED所采数据传输至CPS。这些数据包括变电站内测量的相量、断路器的状态以及其他信息。在流程开始时，CPS根据断路器的状态识别变电站拓扑结构，并根据预定义的单个区域模型构建变电站模型。然后，CPS根据用户提供的预定义信息将变电站内的IED映射到其相应区域。最后，CPS使用变电站模型和从IED收集的变电站测量值在变电站中运行DSE。DSE是一种数学模型，用于检测测量值与变电站模型之间的一致性。它将计算出变电站状态的最佳估计值，通过使用变电站模型来计算出估计的测量值。测量值与模型之间的一致性程度通过卡方检验进行评估，卡方检验将计算出变电站的置信水平。高置信水平(即>0.8)表示变电站运行正常，而低置信水平(即<0.8)表示变电站运行异常。本文将在每个周期采样1次，每个样本实时执行DSE和卡方检验，在检测到异常情况后，本文将进行假设检验，以确定异常是否由隐性故障或电源故障引起[10]。假设检验使得测量中存在巨大的冗余数据，这意味着测量将产生比变电站自身状态更多的数据量，导致典型变电站的冗余度将达到2 000%。虽然这种冗余消除了杠杆点的可能性[11]，但是这种特性导致异常测量的误差更大。因此，高误差的测量更有可能是不良测量。

假设检验需要扫描计算的归一化残差值并作为DSE一部分，从中选择误差最大的测量值，将其标记可疑测量值并删除，并重新进行DSE校验。如果DSE显示高置信水平，则删除的该测量值就是不正常的。为了将此异常归类为仪表通道中的隐性故障或电源故障，在此提出共模标准，即如果多次测量共用共模标准且其归一化残差均超过一定阈值，则可将这些测量结果归类到一组可疑测量中。在此，本文定义了2种类型的共模标准：仪器通道共模，用于测试从单个仪器通道提取的所有测量值； 区域共模标准，如果归一化残差超过某个阈值，则将相关的与运行IED区域结合在一起。基于共模准则，一共有2种类型的假设。第1种是是满足仪表通道共模标准的仪表通道中的隐性故障模型，该假设包括移除具有最高归一化残差且与仪器通道相关联的测量值，并重新运行DSE，如果该假设显示出较高的置信水平，则判定为检测到隐性故障。第2种假设类型是IED运行区域内的电源故障，该假设包括删除与该区域相关的所有测量值。如果显示高置信度，则判定为检测到电源故障[12]。在检测到隐性故障后，CPS向受到不良测量影响的相关IED发出闭锁信号，以阻止其运行。此操作将确保继电器不会因隐性故障而误动作。

3 实际案例分析

本文将在1个相对较小的变电站进行CPS模拟，该变电站有7个保护区，如图2所示，其中部分重复元件仅标注位置。此模拟的目的是验证第2节中所提概念，并说明该系统可以在更大范围内运用。该变电站由110 kV输电线路供电。保护区划分为： 110 kV输电线路、110 kV母线、110 kV/10 kV 36 MVA的变压器、10 kV母线、3条10 kV配电馈线(3个保护区)。该系统由50个状态组成，约有300个测量值，冗余度为600%。CT短路事件将模拟CT-9A中的隐性故障，该CT向差动继电器(87T)提供二次侧的电流测量值。在5 MW负载切换期间，在t=2.5 s时启动CT短路事件，模拟从t=0开始，初始系统负荷为15 MW，持续5 s。

图2 变电站接线图

如图3所示是差动继电器的响应曲线。在CT短路启动期间，由于CT短路，从CT-9A采样的电流值降至0，此外，在t=2.5 s时，差动元件中的电流显著增加。因此，变压器区的差动继电器运行并启动跳闸信号。由于CT电路中存在隐性故障，此操作为继电器误动作。该示例说明了电力系统运行中隐性故障的负面后果。

图3 继电器(87T)响应曲线

此时，CPS对事件启动假设检验，在验证期间，CPS验证标准化残差的值，并选择测量的最高值作为可疑测量值。如表1所示，从CT-9A中提取的测量值的归一化残差最高，共模标准验证表明，满足CT-9A的仪表通道共模标准。因此，CPS从测量集中删除了CT-9A的测量值，并重新运行DSE。如图4所示显示了假设检验的结果，该结果表明删除CT-9A测量值会产生高置信水平。当CPS检测到作为假设检验结果的隐性故障，确定了存在隐性故障的仪表通道，向变压器差动继电器发出闭锁信号，以阻止隐性故障，如图5所示。其中，纵坐标表示产生信号的状态，即逻辑电平，1表示高电平，0表示低电平。

表1 归一化残差的最高值

图4 假设检验结果

图5 隐性故障识别曲线

4 数据架构

由于数据处理在该研究中非常关键，因此本文定义系统架构，规定了数据处理、通信协议和系统的层次结构。本文提出的架构主要考虑运用数字技术的传统变电站作为研究对象。具有传统保护的传统变电站始终在主要设备(如断路器、仪表通道和传统保护继电器)之间使用铜缆进行信号传输。根据IEC 61850要求，数字技术需要通过通信网络进行数据传输。这种以数字技术为补充手段的传统变电站的改造预计将在短期内占据主导地位，因此，该架构有利于传统变电站向数字化变电站过渡。

开关站的测量仪器仪表直接通过导线连接到传统保护继电器，如图6所示。此外，很少有继电器通过过程总线接收来自合并单元和遥测数据接口的采样值，因此将创建站端总线以进行此类数据传输。此外，IED、遥测接口和CPS之间的相量通过站端总线传输，GOOSE消息通过过程总线在合并单元和IED之间或通过站端总线在传统保护继电器和CPS之间传输。该架构以IEEE 1588v2精确时间协议(PTP)为基础进行GPS同步测量。

图6 CPS系统总架构

连续相量流对CPS的可靠运行至关重要。因此，站点总线拓扑必须确保可靠的数据流，以避免不必要的数据中断。网络拓扑的标准是对数据恢复的要求和网络带宽的要求。对于所需的应用程序，站点总线的数据恢复要求是零时间。零时间意味着恢复过程必须在1个采样周期内进行。本文提出这一要求是为了使CPS能够对变电站IED进行持续监督，该要求表明厂站总线无法承受数据流中断，而网络带宽的大小取决于数据流的速度。根据上述标准，本文建议使用并行冗余协议(PRP)，它只是复制网络主干基础设施。在此需要创建2个独立的局域网(即LAN_A和LAN_B)，这2个网络将同时把每个来自IED的数据传输到CPS，当这2个网络正常运行时，CPS同时接收来自这2个网络的重复数据。因此，必须实施重复检测机制，以淘汰其中1个重复数据。PRP由1个网络主干(即1组相互连接的以太网交换机)和网络分支(即IED和CPS)组成。从数据的角度来看，网络主干的大小取决于以太网交换机的大小，而以太网交换机的大小取决于数据交换的量。在本设计中，本文将数据集中器合并到CPS中。因此，厂站总线中的数据集中器被视为CPS中的一项功能。数据集中器的目标是聚合从单个IED接收的数据，然后将每个采样时间的数据作为1个数据包传输到CPS。最终用户决定考虑使用2个独立的CPS设备(即计算机)，将冗余度可以扩展到相关CPS硬件中。

5 结束语

本文开发出了变电站集中保护方案，以确保变电站的保护系统免受隐性故障的影响。CPS将监控变电站内的所有单独保护区内的继电器，使用动态状态评估来检测和识别隐性故障。一旦检测到异常，将采用假设检验来区分隐性故障和电源故障。此外，通过案例验证模拟可知，该方案也能够检测仪器通道中其他类型的隐性故障。因此，CPS显著提高了保护系统应对隐性故障的安全性，填补了保护系统中的关键漏洞。此外，本文还提出了一种基于IEC 61850的CPS体系结构。该结构通过增加PRP拓扑来适应高冗余度，以满足“零时间”数据恢复的标准。并且，本文还引入了数据集中器来聚合不同来源的数据，避免了数据延迟产生的其他后果。