[科普中国]-智能变电站站域保护

背景

智能变电站内部利用以太网通信取代并行电缆传输IEC 61850标准化数字信息，除了可大幅度简化设备连接方式和系统结构，并提高系统运行的可靠性之外，还能够集成原先面向某个特定应用或功能而设置的专用信息系统，形成统一的资源传输支撑平台，达成站内多源信息的应用共享机制。借此特性，智能变电站中完全地消除了信息交互孤岛，可促进站内各二次系统单元的充分联系，使继电保护装置能够获取更多的信息，经融合后用以执行故障综合判断处理，为新型保护系统的构建及应用创造了必要的前提条件。

针对智能变电站，衍伸出了站域继电保护的概念。站域保护的动作理念类似于广域保护，而后者在继电保护方面的核心思想在于:计及广域信息数据的采样存在同步、传递存在延时、可靠性及安全性等局限，广域保护主要侧重于后备保护方面，基于对广域信息的分区处理及综合决策，能够正确寻觅并定位电网故障元件，进而执行某种设定的优化跳闸方案，使之能做到迅速及最小范围内的故障隔离操作。站域保护的面向对象则集中在站内变压器、母线等电气元件，而非面向于涵盖多个变电站及输电线路的电网区域，它相对广域性质来说，所需的信息量比较有限，其动作处理及运行策略构建的复杂程度相对要低，理论上更易于实例工程应用1。

介绍了站域保护的基本动作原理，指出了同常规继电保护的特性差异;针对智能变电站站域保护的研究现状和应用实例，进行了较系统地概述及分析，并进一步讨论了站域保护研究的若干关键环节，最后，就站域保护的未来应用前景进行了评估展望。

站域保护与传统继电保护的差异站域保护的动作机理可大体定义为:立足站内标准化信息的交互共享机制，利用过程层通信网络实时地获取各元件的电压电流同步采样信息以及开关量信息(GOOSE报文)，在划分冗余信息应用范围的基础上，采取多信息融合算法来识别故障元件，并通过设计的优化逻辑策略来执行断路器跳闸，实现故障的快速可靠切除，达成保护站内各电气元件的功能。

继电保护的任务是反映被保护元件的故障或不正常运行状态，目的在于保证电力系统的正常安全运行。但传统继电保护的设计更着重于前者，即仅从被保护设备的角度进行保护的构建，根据保护安装点或所保护元件的本地量测信号来进行决策、做出判断，此类保护不具备全局性的综合视角，在有效信息不足时，做出的判断往往不是最优的。诸如，常规变压器差动保护，当一侧互感器断线时，为了避免误动，差动保护会暂时退出运行。引入多源信息融合后，站域保护可根据站内系统的连接关系，将差动保护范围扩大至相应母线，能使变压器不失去主保护。

常规后备保护一般采用阶段式距离保护或过流保护，上、下级保护之间要依靠整定时限的配合来保障动作的选择性，在某些复杂情况下，后备保护的动作时限可能高达数秒，且存在着故障切除范围大、相互之间配合复杂等问题。当利用站域多源信息改善后备保护性能时，其动作理念中无需考虑复杂的整定配合规则，能以尽可能快的动作和尽可能小的范围切除故障，在缩短故障清除时间的同时，还可提升系统运行的稳定性。

事实上，传统后备保护的自适应性能通常较弱，以失灵保护为例，其跳闸逻辑是固定的，不能随着母线运行方式自动适应，当运行方式变化时，需要人工倒换出口压板。基于多源冗余信息的站域保护执行失灵保护功能时，可计及站内主接线形式及运行方式的变更确定相应的跳闸方式，灵活地应对故障工况。

在智能变电站中，应用站域保护的关键价值在于改进现有传统继电保护的性能，对其间存在的不足，进行相应补充，且主要面向于完善后备保护，并不会改变主保护的设计原则。主保护仍应根据就地信息实施故障判断处理，并建议保持当下广泛使用的“直采直跳”方式。

站域保护的研究现状集中(集成)式保护有文献统一考虑全站的保护功能，提出了一种在逻辑上采用两层配置方案的集中式站域保护，即以差动保护为主的单元保护模块作为间隔级保护，以基于拓扑理论的网络保护模块作为全站系统级保护2。在数字化(智能)变电站的建设刚刚起步时，集中式保护的通信基础较为简单，在保护算法的设计上，亦不必考虑变电站的接线方式。也有文献阐述了一种数字化集中式保护装置，该装置采用统一的软硬件平台，并配置了保护、测量和控制等功能，模块化插件式的设计有助于该型装置的功能扩充，目前，己在中低压(35kV)数字化变电站中实际应用。鉴于其采样报文依然选用IEC 61850的传输标准，更适合点对点传输，在网络传输共享上存在不足3。

有文献提出了一种以多功能保护控制器MPCU为核心的数字化集成保护与控制系统DIPC。DIPC中集成了变电站内全部或部分设备的保护、控制、量测等功能，并利用多源冗余信息提高保护与控制的性能。该系统拟集成的功能过多，对计算处理能力及处理容量的要求非常高，实用化难度较大。

分布式(网络化)保护基于多源信息处理并结合通信网络的分布式站域保护主要侧重于研究(分布式)母线保护。有文献对智能变电站中分布式网络化保护进行了较详细的定义，指出了该型网络化保护的应用范围，即在保护上，可用于实现分布式母线保护，在控制上，则能够应用于网络化备自投及低频低压减载等方面4。

也有文献提出了一种无主站式的分布式母线保护方案，各母线间隔保护单元通过可靠性较高的环形网络交互数据，发生故障时只需将相应回路断开，不会引起整条母线的停电。文中考虑了将该保护单元同对应回路的线路或变压器保护相集成，但并未列出具体的集成方式。有文献计及电子式互感器无磁饱和的特性，将瞬时值电流差动保护原理应用于分布式母线保护计算中，增强了母线保护的快速性5。

分布式母线保护主要需解决两个难题:一是大量数据的可靠、实时传输;二是高精度的同步采样。若方案中涉及的分布接入点过多，传输设备及通信链路的可靠性亦是影响保护性能的重要因素，建议引入“冗余”同步时钟源。此外，多Agent技术在继电保护的应用尚不甚成熟，所取得的成果主要偏理论性，且Agent通常需具备系统通信、故障识别、知识库、结果执行等多任务功能，在协调控制和最优决策上还有待充实和深化研究。

站域保护的关键研究环节集成形式对于智能变电站内不同电压等级的继电保护装置，其配置方案有所差别，就保护动作特性的要求，亦存在不同。故而，在使用多源冗余信息改善现有保护性能时，于不同电压等级下应具备相异的集成实现方式。本文以某220 kV智能变电站为例，简述按电压等级集成站域保护的初步方案。

在220 kV电压等级下，站域信息仅用于实现后备保护功能;110 kV等级的站域保护主要面向后备保护，可适当集成主保护功能;35 kV等级的站域保护可基于共享信息构建主保护(增设中低压等级的母线保护)，并集成后备保护。分区配置的示意图如图所示。

该分区布置智能变电站站域保护的优势在于:(1)根据后备保护配合原则，按电压等级分隔站域保护不会影响原有继电保护特性;(2)各子区站域保护间仅需通信极少的信息，站域保护系统的结构更明确;(3)在同一电压等级下构建站域保护有利于同变电站主保护的协作。

保护算法充分利用冗余测量信息进行故障识别是研究站域保护的基本出发点，而保护算法的确定则是当中核心环节。当下直接匹配于站域保护的算法研究比较少，现以两种广域保护的新算法为例，简析它们在站域保护中的应用6。

(1)基于故障电压分布的保护算法。该原理利用线路一侧电压、电流故障分量的测量值估算另一侧的电压故障分量，站域(后备)保护可同时获得线路两侧电压故障分量的测量值和估算值。在外部故障时，两值一致，而内部故障时至少有一侧电压故障分量的测量值和估算值存在较大的差异，以此构成故障元件识别判据。此算法对于站域保护识别出线等边界元件的故障具备良好的适应性，而无需扩大信息交互的覆盖范围。

(2)根据遗传信息融合技术的保护算法。以故障方向作为遗传算法的处理对象，结合其他状态和多种保护判据信息进行信息融合，根据当前保护状态值与保护的状态期望值之间的差异构造求极大值的适应度函数。采用遗传算法的种群建立，快速搜索和收敛判定的运算来寻找最优解，实现基于最优解的故障方向决策和故障元件判别。该方法具备较高的容错性及可靠度，理论上，能在大范围多干扰造成信息不完备条件下保证正确判定故障元件，适用于站域内的精确移除，但人工智能算法的融入某种程度上会影响了保护对强壮性的要求，工程实用性需进一步考察。

跳闸策略关于站域保护在判别故障元件后的跳闸策略研究尚较缺乏，在此对广域保护中较常用的跳闸方式进行一定分析，以作参考。

（1）利用动作时限进行跳闸配合。此跳闸方式的特点在于:本保护动作不需考虑其他保护或断路器的情况，在固定时限内只要故障信息未消失即出口跳闸。有文献将广域后备保护根据动作区域分为近后备保护、断路器失灵保护及远后备保护，并规定近后备保护区内故障时动作时间为40 ms，远后备保护区动作时间为0.4 s，而断路器失灵保护通过监测保护动作信号与断路器动作情况来完成，动作时间介于二者之间。

(2)根据故障识别的跳闸决策方法。在故障位置己经确定的条件下，对于系统结构较简单、运行方式较固定的系统，可离线对可能发生的故障位置与元件失效情况采取分析，将制定的各种跳闸方案存储于决策单元内部。但是，对于网络结构较复杂及运行方式常改变的系统，更为灵活可靠的方法是存储相近区域的电网结构信息并根据开关切换状态进行实时修改，如此则需应用到Petri网和专家系统等方法。

故障时限整定法在应用实施上较为简单方便，不过一定程度上可能会影响站域保护的快速性;而Petri网、图论等方式尽管在理论上具备可行性，且适应方式更为灵活，但增加了保护动作的复杂性，实用化方面还有待试验评估。经多方面评价及确定保护功能的需求后，可考虑融合两者的应用优势，分区域安排设计故障跳闸策略。

网络构架网络共享平台的有效构建无疑是站域保护应用的关键要素，过程层通信网络的实时性及可靠J险将直接决定该型保护的快速性及动作正确性。

网络化报文的传输时延牵扯到交换机的配置方案、网络架构、虚拟局域网的划分(VLAN)、报文优先级技术等多方面因素。

站域保护的应用前景站域保护的应用优势(1)增设部分保护功能

传统继电保护中，当中低电压等级设备的断路器失灵时，主要依靠上级元件的后备保护延时跳闸。在站域保护中，由于各元件保护动作信息和支路电流信息均可实时获取，能够通过GOOSE网跳方式控制各路断路器，进而完成全站断路器失灵保护。

对于110 kV及以下电压等级的母线，通常没有装设专用的母线保护装置，母线故障主要依靠变压器中低压侧的后备保护动作来切除。利用站域信息，可对站内母线提供快速近后备保护功能。对于只装设一套主保护的设备，做到主保护的双重化配置;对于没有装设母线保护的传统低压母线，可自动增设母线保护。

(2)提高保护运行性能

变压器复合电压闭锁过流保护通常选取单侧电压作为动作判据，这种方式在某些特殊情况下，灵敏度受到一定限制。例如，在低压侧发生故障时，高压侧复压元件可能因变压器短路阻抗较大、且系统电源较强，致使电压跌落有限而造成保护装置拒动。站域保护能够利用网络共享实时获得多侧电压数据，基于不同侧电压信息以完成复压判据的综合决策，提升保护动作的灵敏度。当站域保护根据相关单元件保护的动作信息及断路器的开断情况鉴别出该保护动作不正确时，可对误动作的保护进行纠正，避免误动所带来的损失。

(3)推动广域保护应用

智能变电站站域保护可视为有限范围的广域保护系统。同时，也可考虑在其中预留广域通讯接口，通过该接口将本站保护的动作信息经广域通讯网络上传至广域保护主站，借此完成区域电网的集中保护功能。如今电力通信网主要以SDH光纤自愈环网为主，将站域保护等效为广域保护的子站系统，其连接SDH设备后以构架环网通讯7。

站域保护的技术问题(1)过程层“三网合一”的技术限制

结合智能变电站过程层网络技术的发展走向，SV网、GOOSE网、IEEE 1588“三网合一”应是大势所趋，该方案能最大程度地实现信息共享，对站域保护有极大的促进作用。需注意的是“三网合一”对交换机的性能要求较高，且当站域保护选取“网采网跳”获取采样值并发送GOOSE报文时，在一次设备故障情况下，通信网络中将产生大量的突发报文，IEEE 1588对时报文的往返时延有可能不相等，进而会影响到IEEE 1588的对时精度。由此，对时精度以及稳定性受网络运行动态变化的影响程度还需要大量试验加以佐证。

(2)符合IEC 61850标准的站域保护建模

基于IEC 61850标准建模的具体方法是将所有的应用功能都分解为与之交换信息的最小实体，即逻辑节点LN，再将这些逻辑节点合理的分配到物理层面的智能设备IED，以组成抽象虚拟世界的逻辑设备LD。当开展智能变电站站域保护的功能建模工作时，需考虑开启原则、判定方式、结果输出及与其他功能的交互配合等多方面因素，并对数据建模、分层信息交换模型、GOOSE服务模型及通信服务映射协议等相关内容进行较全面地研究。

结语站域保护在获取多源冗余信息量的基础上，可从站内全局角度上实现综合故障处理，有助于补充改善传统继电保护的性能，并能够作为广域保护系统的节点子站，是未来保护的主要发展方向。智能电网建设步伐的加快对保护装置提出了更高的要求，继电保护技术的升级是适应变革的必然举措，研究站域保护无疑将具备重要的积极效应。相信随着工作的深入与技术手段的更新，多信息的应用、深层次的融合在智能化继电保护中的实现将具有越加完备的工程化基础及实用化成果。