電力系統(tǒng)繼電保護（第2版）課件：智能變電站的繼電保護

電力系統(tǒng)繼電保護（第2版）第十章智能變電站的繼電保護第一節(jié)智能變電站的特征與形態(tài)智能變電站是采用先進、可靠、集成、低碳、環(huán)保的智能設(shè)備，以全站信息數(shù)字化、通信平臺網(wǎng)絡化、信息共享標準化為基本要求，自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監(jiān)控等基本功能，并可根據(jù)需要支持電網(wǎng)實時自動控制、智能調(diào)節(jié)、在線分析決策和協(xié)同互助等高級功能，實現(xiàn)與相鄰變電站、電網(wǎng)調(diào)度等互動的變電站。2智能變電站的概念是伴隨著智能電網(wǎng)而提出的，是實現(xiàn)智能電網(wǎng)的重要基礎(chǔ)和支撐。2智能變電站是智能電?電?流、信息流、業(yè)

務流匯集的焦點，實現(xiàn)智能電?中完整、準

確、及時、?致和可靠的信息采集任務，為

電?系統(tǒng)運?提供?范圍的情境知曉和動態(tài)可視化，構(gòu)建的測控保護體系可以減輕電?的阻塞和縮小瓶頸，防范系統(tǒng)?停電事故。變電站自動化系統(tǒng)--------(SubstationAutomation

System

，SAS)-由各種智能電子裝置(Intelligent

ElectronicDevice

，IED)和站控層監(jiān)控主機等組成的

變電站運行控制自動化系統(tǒng)。-包括保護、測控、電能質(zhì)量管理等多個子系統(tǒng)。常規(guī)的變電站自動化系統(tǒng)存在一些應用弊端：1)二次設(shè)備之間缺乏互操作性。二次設(shè)備的互操作性是指保護、控制等IED設(shè)備之間能夠進行信息交互，從而具備協(xié)同工作的能力，在互操作的基礎(chǔ)上還可以進一步實現(xiàn)IED設(shè)備的互換性。2)二次電纜回路安全隱患多。在常規(guī)的變電站自動化系統(tǒng)中，保護、測控、計量等裝置與一次系統(tǒng)設(shè)備(如互感器、斷路器等)之間使用電纜相連，開關(guān)場與保護小室之間也有大量的二次電纜。實際運行中，經(jīng)常由于電纜受到電磁干擾、一次設(shè)備傳輸過電壓而導致二次設(shè)備異常。3)變電站內(nèi)信息孤島多、信息難以共享。常規(guī)變電站內(nèi)存在大量的“信息孤島”，各系統(tǒng)按照功能劃分自成體系，如變電站SCADA系統(tǒng)、基于同步PMU的廣域測量系統(tǒng)、故障錄波管理系統(tǒng)、在線五防系統(tǒng)、電能質(zhì)量管理系統(tǒng)等。4)變電站系統(tǒng)可擴展性差。由于缺乏統(tǒng)一的信息建模方法，常規(guī)變電站自動化系統(tǒng)的系統(tǒng)應用沒有與通信過程分離，私有通信規(guī)約限制了變電站自動化系統(tǒng)的系統(tǒng)擴展和技術(shù)更新?？梢姵Ｒ?guī)變電站自動化系統(tǒng)存在很多的“應用瓶頸”，智能高壓設(shè)備技術(shù)、網(wǎng)絡通信技術(shù)以及IEC61850標準的應用推廣，可以改善變電站自動化系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)和性能。-高壓設(shè)備智能組件和網(wǎng)絡通信技術(shù)在變電站的應用，可以實現(xiàn)信號采集和傳輸?shù)娜珨?shù)字化，使用通信光纜取代二次電纜，解決二次電纜回路的安全隱患。-IEC61850標準的應用為變電站自動化系統(tǒng)提供了統(tǒng)一的信息模型建立方法和一致的信息傳輸機制，

可以實現(xiàn)二次設(shè)備的互操作和信息共享。一、智能變電站的結(jié)構(gòu)?智能變電站：智能高壓設(shè)備+基于IEC61850

-智能高壓設(shè)備主要包括智能變壓器、智能高壓開關(guān)設(shè)備和電子式互感器等。目前變壓器和

高壓開關(guān)設(shè)備的智能化主要通過其附屬的智能組件加以實現(xiàn)。如互感器的合并單元和斷路器的智能終端在變電站自動化系統(tǒng)中承擔著重要角色。-基于IEC61850的變電站自動化系統(tǒng)通過信息的標準化建模實現(xiàn)了信息共享，統(tǒng)一了數(shù)據(jù)源端信息，使得應用端可以透明地充分擴展系統(tǒng)功能。目前的智能變電站往往從邏輯上劃分為3個層次，分別是站控層(變電站層)、間隔層和過程層。以三層模型中的設(shè)備為節(jié)點，將層與層之間的通信網(wǎng)絡劃分為站控層網(wǎng)絡和過程層網(wǎng)絡兩個子網(wǎng)，兩個子網(wǎng)均采用IEC

61850標準的以太網(wǎng)通信方式，物理上彼此獨立，俗稱“三層兩網(wǎng)”。常規(guī)變電站與智能變電站的三層兩網(wǎng)結(jié)構(gòu)比較如圖10-1所示。------智能變電站中IED常被用來表示互感器合并單元、斷路器智能終端、微機保護裝置和測控裝置等物理實體。(a

)智能變電站常規(guī)變電站與智能變電站的比較(a

)常規(guī)變電站圖10-1?站控層網(wǎng)絡由MMS

(制造報文規(guī)范，

Manufacturing

Message

Specification)網(wǎng)組成，主要是處理間隔層設(shè)備和站控層設(shè)備之間的通信，用以匯總?cè)緦崟r數(shù)據(jù)和傳輸控制命令。?過程層網(wǎng)絡由GOOSE

(面向通用對象的變電站

事件，Generic

Object

Oriented

Substation

Event)

網(wǎng)和SV

(采樣值，Sampled

Value)網(wǎng)組成，主要是處理間隔層設(shè)備和過程層設(shè)備之間的通信，-SV網(wǎng)用于間隔層和過程層設(shè)備之間的采樣值傳輸，如變電站運行實時數(shù)據(jù)，-GOOSE網(wǎng)用于間隔層和過程層設(shè)備之間的狀

態(tài)與控制數(shù)據(jù)交換，如斷路器狀態(tài)位置和分合閘命令。ü智能變電站中信息是通過網(wǎng)絡通信的方式傳送，數(shù)字信號傳輸必須基于統(tǒng)一的時間基準才有意義。ü變電站自動化系統(tǒng)的很多功能也對采樣值有準確

的同步要求，對各種事件發(fā)生有嚴格的時序要求。2傳輸?shù)男畔⑿枰郊泳珳实臅r標，變電站需要有

精確的時間同步系統(tǒng)。-目前電力系統(tǒng)主要采用全球定位系統(tǒng)(GPS)

或/和北斗衛(wèi)星作為無線授時源，作為變電站內(nèi)和站間的同步時鐘源，智能變電站內(nèi)再配置一套全站公用的時間同步系統(tǒng)，可以采用IRIG-B碼、

SNTP或IEC61588(IEEE1588)的對時方式。圖10-2智能變電站“兩層一網(wǎng)”的技術(shù)方案智能變電站結(jié)構(gòu)有更進一步簡化的趨勢：信息共網(wǎng)傳輸，一次設(shè)備及其相應控制裝置有機集成，由“一次設(shè)備智能化”向“智能化設(shè)備”跨越。二、IEC61850協(xié)議標準IEC61850標準的應用為智能變電站自動化系統(tǒng)實現(xiàn)：p

信息模型和信息數(shù)據(jù)的統(tǒng)一p

信息傳輸機制的統(tǒng)一IEC61850標準的核心思想：p

運用邏輯節(jié)點表述功能，支持功能自由分配。p

采用面向?qū)ο蠼＜夹g(shù)，使得數(shù)據(jù)模型具備自描

述性。p

定義抽象通信服務接口，實現(xiàn)應用與通信的分離。F2PC13LC36LC56PD3三、智能變電站面向?qū)ο蟮慕７椒↙C1PD2LN5LN4LN0功能物理設(shè)備

邏輯節(jié)點

物理連接

邏輯連接1.邏輯節(jié)點與邏輯連接圖10-3邏輯節(jié)點和邏輯連接的概念FPD

LNPC

LCPD1

LN0

LN3LN6LN0LC12LN1PC23LN2LC35PC12F14[------------------功能------------------]斷路器同期控制距離保護過電流保護[--------物理設(shè)備--------][--------邏輯節(jié)點--------]?機接?同期切換圖10-4邏輯節(jié)點的應用實例距離保護斷路器間隔TA間隔TV?線TV過電流/距離保護13265472.信息模型及其服務圖10-5IED的抽象層次結(jié)構(gòu)模型IED的抽象信息模型：邏輯節(jié)點+邏輯設(shè)備+服務器?邏輯節(jié)點(LN)內(nèi)部包含了一系列數(shù)據(jù)，這些數(shù)據(jù)被稱為數(shù)據(jù)對象(DO)，例如斷路器邏輯節(jié)點XCBR

，包含有數(shù)據(jù)對象“Pos”，表示開關(guān)的位

置狀態(tài)，數(shù)據(jù)對象的具體值就是數(shù)據(jù)屬性。?邏輯設(shè)備(LD)是一種虛擬設(shè)備，可以將一個實際的物理設(shè)備映射為一個或多個LD

，LD不可以跨

物理設(shè)備而存在。?服務器(Server)表示一個設(shè)備外部可見的行為。

服務就是提供交換信息。每個IED中的服務器對

外提供服務訪問點(Service

Access

Point)，實

現(xiàn)與外部的數(shù)據(jù)交換。3.抽象通信服務接?及相應通信協(xié)議映射2服務被定義成抽象通信服務，即IED之間通過一

套與實際網(wǎng)絡應用層通信協(xié)議無關(guān)的抽象通信服務接口(ACSI)實現(xiàn)通信。具體傳輸信息時，

為了實現(xiàn)應用進程之間的通信，IEC61850采用特定通信服務映射(SCSM)的方法，將抽象服

務映射到具體通信協(xié)議棧。2IEC61850采用了抽象的建模技術(shù)，實現(xiàn)信息模型、

接口服務與通信解耦，使得信息模型及其服務不依賴于具體的通信協(xié)議棧。可以更好地適應通信網(wǎng)絡的結(jié)構(gòu)變化。ü抽象通信服務接口ACSI是智能電子設(shè)備IED

的一

個概念性虛擬接口，它獨立于實際使用的網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)與通信協(xié)議，提供抽象的通信服務，包含信息模型的通信服務、通信對象及參數(shù)。ü特定通信服務映射SCSM是抽象通信服務接口

ACSI到變電站自動化系統(tǒng)某個具體的應用層通信協(xié)議棧的特定映射。SCSM

將ACSI定義的通信服務、通信對象和參數(shù)映射到應用層。-如：IEC61850-8-1定義了ASCI到MMS以及GOOSE的特定通

信服務映射SCSM。IEC61850-9-2定義了ASCI映射到采樣值

SV的特定通信服務映射SCSM

，所有映射的底層網(wǎng)絡都是基

于ISO/IEC8802.3以太網(wǎng)。圖10-6ACSI映射到SCSMICD：IED能力描述文件SSD

：系統(tǒng)規(guī)格文件SCD

：全站系統(tǒng)配置文件CID：IED實例配置文件IID：實例化的IED描述文件SED

：系統(tǒng)交換描述文件SCL主要描述三種對象模型：①變電站系統(tǒng)模型，包含了變電站的功能結(jié)構(gòu)、主設(shè)備及其電氣連接；②IED設(shè)備模型，如所包含的邏輯設(shè)備、邏輯節(jié)點、數(shù)據(jù)對象和數(shù)據(jù)屬性；③通信系統(tǒng)模型，定義邏輯節(jié)點通過邏輯連接和IED接入點之間的聯(lián)系方式。?變電站自動化系

統(tǒng)配置描述語言SCL，是基于XML

技術(shù)的可擴展標記語言，運用SCL可以對整個變電站進

行完備的描述，實現(xiàn)設(shè)備互操作性。4.配置描述語?SCL和配置?檔SCLIEC61850面向?qū)ο蟮慕７椒▽崿F(xiàn)步驟如下：?1)分配、合并、定義IED設(shè)備的自動化功能，從邏輯節(jié)點庫中提取對應的邏輯節(jié)點LN

，組建成裝置對應的邏

輯設(shè)備LD，構(gòu)建出信息模型的框架；用數(shù)據(jù)對象DO及其

屬性DA對模型進行填充、描述，實例化信息模型的屬性。?2)依照抽象通信服務接口ACSI

，根據(jù)信息模型的屬性建立信息模型的服務。?3)依照特定通信服務映射SCSM將抽象的通信服務映射到具體的通信網(wǎng)絡及協(xié)議上，服務借助通信得以實現(xiàn)。?4)依照變電站配置描述語言SCL組織并發(fā)布IED設(shè)備的配置文件，實現(xiàn)設(shè)備信息和功能服務的自我描述，服務可被識別和享用。第二節(jié)智能變電站繼電保護系統(tǒng)a

)常規(guī)變電站繼電保護系統(tǒng)b)智能變電站繼電保護系統(tǒng)一、繼電保護系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)二、變電站繼電保護的配置智能變電站從信息共享的角度，在110kV及以下電壓等級的變電站采用保護測控一體化裝置；對于220kV及以上電壓等級變電站，為了保證可靠性，保護和測控單元均采用獨立裝置。2從技術(shù)原理的角度來看，智能變電站繼電保護的功能配置與常規(guī)變電站基本相同，還沒有發(fā)生根本性的改變。1.變壓器保護變壓器一般配置瓦斯保護、電流差動保護或電流速斷保護、過電流及溫度等后備保護。容量800kVA及以

上的油浸式變壓器應裝設(shè)瓦斯保護，作為變壓器油箱內(nèi)部故障和油面降低的主保護。電流速斷保護與瓦斯保護相互配合作為變壓器主保護，可快速切除變壓器高壓側(cè)及其內(nèi)部的各種故障。當電流速斷保護靈敏度不滿足要求時，可采用電流差動保護。為了防止變壓器外部短路引起的過電流，可裝設(shè)過電流保護作為變壓器后備保護。此外，變壓器還裝設(shè)了壓力、溫度等非電氣量保護，以及根據(jù)特定需要而設(shè)置的保護形式，如過勵磁保護。2.母線保護母線發(fā)生故障概率較低，但母線一旦發(fā)生故障則會造成巨大危害。母線故障大多數(shù)是由絕緣子對地放電引起的，故障開始階段往往表現(xiàn)為單相接地故障，隨著短路電弧的

移動，故障逐步發(fā)展為兩相或三相接地短路。根據(jù)系統(tǒng)穩(wěn)定和安全性要求，低壓母線一般不采用專門的母線保護，而是利用供電元件的保護裝置實現(xiàn)母線故障的切除。只有110kV及以上變電站的母線上需要專用的母

線保護裝置，對330kV及以上變電站母線應裝設(shè)專用的快速母線保護，對一個半斷路器接線的每組母線一般裝設(shè)2套母線保護。母線保護一般按照電流差動的原理構(gòu)成，需要解決在母線近端發(fā)生區(qū)外故障時TA嚴重飽和情況下的保護誤動問題。3.線路保護1)10~66kV中性點非直接接地系統(tǒng)單電源饋電線路可采用階梯時限特性的電流保護構(gòu)成，一般配置電流電壓速斷保護和過電流保護。電流保護簡單可靠，必要時可以加裝方向元件保證選擇性，但是其保護區(qū)域隨系統(tǒng)運行方式和短路類型變化較大，靈敏性可能難以滿足，復雜網(wǎng)絡也可采用距離保護作為的相間短路的主保護和后備保護。針對單相接地故障，裝設(shè)電壓保護/零序電流及功率方向保護實現(xiàn)絕緣監(jiān)測和故障選線。如果加裝接地變壓器造成一個中性點后，則針對接地故障可以實現(xiàn)有選擇性的零序電流保護。2)110~220kV中性點直接接地系統(tǒng)若要求線路全線任意點故障均能瞬時有選擇性地

切除，則應裝設(shè)全線速動的保護作為其主保護，如電

流差動保護及高頻保護等，同時配備后備保護，并且

根據(jù)需要進行雙重化配置。對于110kV線路或單側(cè)電源的220kV線路，若不要求全線速動，允許線路一側(cè)以保護第II段動作時限切除故障，則針對相間短路可以采用距離保護，針對接

地短路可以采用零序電流保護或接地距離保護。后備保護可以采用近后備和遠后備的方式，對于

復雜網(wǎng)絡或重負荷線路宜采用近后備方式。3)330~500kV中性點直接接地系統(tǒng)線路的主保護采用全線速動保護，一般采用電流

差動保護和高頻保護，針對500kV的超高壓線路保護更需要獨立的雙重化配置，即兩套保護從信號輸入到

輸出完全獨立，不會相互影響。相間距離保護作為相間短路的后備保護，零序電

流保護和/或接地距離保護作為接地短路的后備保護，

主要采用近后備保護方式。零序電流保護和距離保護的靈敏性較電流保護有

優(yōu)勢，所以在110kV及以上電壓等級的電網(wǎng)中有比較廣泛的應用。4.電容器保護采用過電流保護反應電容器與斷路器間連線的短路故障，對于單臺電容器內(nèi)的極間短路裝設(shè)熔斷器保護。電容器組應根據(jù)接線方式不同配備不同的繼電保護，

主要有零序電壓保護、電壓差動保護、電橋差電流保

護、中性點不平衡電流或不平衡電壓保護等。5.斷路器失靈保護在220kV及以上電網(wǎng)或重要的110kV系統(tǒng)，針對斷路器失靈故障需要配置斷路器失靈保護。同時，當線路或電力設(shè)備的后備保護采用近后備方式時，在斷路器與電流互感器之間發(fā)生故障且不能由對應主保護切除的情況下，斷路器失靈保護也可能起到保護作用。三、保護結(jié)構(gòu)組成單元(1)電子式互感器電子式互感器從測量原理可分為有源式和無源式。有源電子式電流互感器ECT主要有Rogowski空心線圈型和低功

耗鐵心線圈型，有源電子式電壓互感器EVT主要有電阻分

壓型和電容分壓型。無源ECT(光學電流互感器OCT)，目前研究和應用的主

要是基于Faraday磁旋光效應原理。無源EVT(光學電壓互

感器OVT)，目前研究的主要為基于Pockels效應和基于逆壓電效應原理。由于電子式互感器穩(wěn)定性問題尚未得到有效解決，智能變電站已確定不再以電子式互感器的應用為主要標志。(2)合并單元合并單元MU是電子式互感器與二次系統(tǒng)的通用接口，一臺合并單元可以匯集多達12路互感器輸出數(shù)據(jù)，在同步信號作用下打上統(tǒng)一的時間標簽后，給二次設(shè)

備提供一組時間一致的數(shù)字化電壓和電流數(shù)據(jù)。MU是遵循IEC61850標準的變電站間隔層、站控層

設(shè)備的數(shù)據(jù)來源，是實現(xiàn)二次設(shè)備數(shù)據(jù)共享的基礎(chǔ)。

常規(guī)的電磁式互感器，也可以經(jīng)合并單元數(shù)字化后經(jīng)網(wǎng)絡傳輸采樣值。合并單元并行處理高效性和時間同步性是運行的關(guān)

鍵問題(3)以太網(wǎng)交換機交換機的運用是智能變電站的一大特點，是智能變電站繼電保護系統(tǒng)信息流上一個重要環(huán)節(jié)，以交換機

為核心設(shè)備的以太網(wǎng)絡代替了常規(guī)保護系統(tǒng)以電纜連

接為主的信息傳遞模式。過程層網(wǎng)絡交換技術(shù)是在開放系統(tǒng)互聯(lián)OSI模型的第二層—數(shù)據(jù)鏈路層上實現(xiàn)的，

所以“交換”實際上是指數(shù)據(jù)幀的轉(zhuǎn)發(fā)。以太網(wǎng)交換機給每一對端口提供獨占的網(wǎng)絡帶寬。數(shù)據(jù)幀在交換機內(nèi)的轉(zhuǎn)發(fā)，會帶來一定的交換延時。智能變電站的交換機均支持根據(jù)各種應用和信息流的優(yōu)先級分類實施優(yōu)先傳輸功能，并且通過虛擬局域網(wǎng)(VLAN)技術(shù)有效分配變電站內(nèi)的網(wǎng)絡負載，實現(xiàn)安全隔離的虛擬網(wǎng)絡分區(qū)功能。(4)保護IED目前智能變電站保護IED依然采用常規(guī)已經(jīng)成熟的

保護邏輯，同時將數(shù)字化數(shù)據(jù)采集和對斷路器控制的

功能下放至過程層。國內(nèi)成熟保護裝置的采樣頻率一般為每工頻周期24、48或96點等，是2的整數(shù)倍關(guān)系，由此也形成了相應的保護算法。智能變電站針對保護應用的合并單元采樣頻率一般為每工頻周期80點，與常規(guī)保護裝置的采樣頻率不一致，而且無法通過簡單的抽點方式實現(xiàn)轉(zhuǎn)換，需要采用插值方式進行采樣頻率的轉(zhuǎn)換。(5)智能終端智能終端(IT)可以對斷路器進行實時的狀態(tài)檢修和智能化控制。智能終端是一次設(shè)備的智能組件，作為過程層設(shè)備與一次設(shè)備采用電纜連接，與保護、測控等二次設(shè)備采用光纖連接，實現(xiàn)對一次設(shè)備的測量和控制等功能。主要功能是一方面接收從保護裝置傳來的跳合閘命令，對斷路器進行開斷控制；另一方面將斷路器的實時信息上傳至保護單元或站控層，使得遠方工程師站可以實時接收到斷路器的運行狀態(tài)。智能變電站與繼電保護相關(guān)的三種報文類型四、報文類型和時間傳輸約束GOOSE報文MMS報文SV報文(1)MMS報文制造報文規(guī)范MMS是OSI模型應用層的一種協(xié)議標準，解決異構(gòu)網(wǎng)絡環(huán)境下智能設(shè)備間交換實時數(shù)據(jù)和監(jiān)控信息的一套獨立的國際報文協(xié)議。EMS和SCADA等電力控制中心之間的通信協(xié)議也是采用面向?qū)ο蟮慕＜夹g(shù)，同樣映射到MMS上。在智能變電站中，MMS機制規(guī)范了間隔層IED與站控層監(jiān)控主機之間、基于客戶/服務器模式傳輸與系統(tǒng)運行和維護相關(guān)報文，如保護動作信息、異常告警信息、保護整定值信息、故障錄波信息等，同時有效解決了各類IED運行維護信息上傳給主站的問題。(2)SV報文過程層采樣值SV報文的功能是實現(xiàn)電流、電壓交流量的上傳。SV通信機制規(guī)范了間隔層IED與合并單元之間采樣值報文的傳輸，將IED的信息模型和服務映射到ISO/IEC8802-3數(shù)據(jù)鏈路層，使保護IED能夠快速

接受來自合并單元的量測量數(shù)字信息，實現(xiàn)量測信息的共享。采樣值報文使用基于以太網(wǎng)組播的發(fā)布者/訂閱者模型進行傳送，發(fā)布者按照配置的采樣速率和每幀數(shù)據(jù)包含的采樣點數(shù)進行等間隔發(fā)送，報文如果丟失并不

重新發(fā)送。由于SV報文是周期性的傳送，每次傳輸?shù)臄?shù)據(jù)量恒定，從而形成穩(wěn)定的網(wǎng)絡流量。(3)GOOSE報文①不經(jīng)過TCP/IP協(xié)議，采用無連接的模式，報文帶優(yōu)先級標簽，直接映射到以太網(wǎng)鏈路層上進行傳輸，從而實現(xiàn)高實時性的數(shù)據(jù)通信。②采用發(fā)布者／訂閱者模式實現(xiàn)點對多點的傳輸，即一個數(shù)據(jù)源(發(fā)布者)向多個接收者(訂閱者)發(fā)

送數(shù)據(jù)，利用組播服務保證了向多個物理設(shè)備同時傳輸同一個通用變電站事件信息，同時支持訂閱者對發(fā)布者的主動詢問，發(fā)布者具備響應詢問的能力。③采用事件驅(qū)動機制，邏輯鏈路控制(LLC)

協(xié)議采用單向無確認機制，利用重傳機制保證通信可靠性。圖10-8GOOSE重傳機制T0—穩(wěn)定狀態(tài)下的重傳(長時間無事件發(fā)生)；(T0

)—因事件縮短的穩(wěn)定狀態(tài)下的重傳；

T1—事件發(fā)生后的最短重傳時間；T2

、T3—直至達到穩(wěn)定狀態(tài)的重傳時間?GOOSE報文實現(xiàn)跳閘、以及間隔之間聯(lián)閉鎖的功能，攜帶著分合閘控制、

開關(guān)位置信息和防誤閉鎖等重要的信息，在保護單元和智能終端之間進行信息交互，并可作用于控制斷路器完成相應的操作。?通常設(shè)置GOOSE報文具有較高的優(yōu)先級，快速可靠地傳輸實時性要求非

常高的跳閘命令，也可同時向多個設(shè)備傳輸開關(guān)位置等信息。報文類型性能級總傳輸時間傳輸“跳閘”命令的GOOSE報文P1三10msP2/3三3ms其他GOOSE報文P1三100msP2/3三20msMMS報文—三500msSV報文P1三10msP2/3三3ms2報文按性能可以分為2組類別：第一組為保護和控制，第二組為計量和電能質(zhì)量?？刂坪捅Ｗo類別中的性能級P1典型應用于配電線間隔或其它要求較低的間隔，性能級P2典型應用于輸電線間隔或者用戶無額外規(guī)定之處，性能級P3典型應用于輸電線間隔，具備滿足同步和斷路器分合時間差的最好性能。表10-1與保護相關(guān)報文的總傳輸時間要求第三節(jié)智能變電站繼電保護系統(tǒng)性能一、空心線圈電流互感器傳變特性對保護的影響電子式互感器是信息流的起始點，承擔著信息采集

的任務，是影響繼電保護可靠性的重要環(huán)節(jié)?？招木€圈電流互感器采用Rogowski線圈纏繞在環(huán)狀

非鐵磁性骨架上，以測量線性度好、頻帶寬、動態(tài)范圍大以及不存在磁飽和等特點，契合電力系統(tǒng)繼電保

護的應用需求而受到很高的關(guān)注和期待，也是目前技術(shù)相對成熟、普及度較高的電子式互感器類型。1.Rogowski傳感頭的傳變特性圖10-9Rogowski傳感頭等效電路圖Rogowski傳感頭由于不含鐵芯，互感系數(shù)M極小。

用于電力系統(tǒng)保護的空心線圈電流互感器工作于外積分方式，負載電阻很大。當被測電流頻率較低，且線圈內(nèi)阻和匝間電容很小可忽略時，則傳感頭二次側(cè)接近于開路狀態(tài)。此時，輸出電壓與一次電流存在微分關(guān)系，即us

(t)≈e(t)=?Mdi/dt由等效電路可得Rogowski傳感頭的傳遞函數(shù)為

==Us

(s)

I(s)Hs

(s)=(10-1)Hs

(s)

=

1(

L

?2

?\

R令無阻尼自振角頻率

nR

+

RRRL

0則傳遞函數(shù)為LR

+

RL

C阻尼比ω

=(10-2)ζ

=L

0001Lζ

=R2CLωn

=

s1,2

=?ζωn

±ωn當負載開路時，有ζ2

?1其中特征根為00

0

?故障暫態(tài)電流實質(zhì)上是含有幅值不等的衰減直流分

量、基波分量和各次諧波分量。?由于空心線圈電流互感器的測量線性度好，不存在

飽和的問題，因此空心線圈互感器的暫態(tài)響應可以采用疊加原理進行分析，分別研究互感器對暫態(tài)電流各分量的響應。?由于空心線圈電流互感器的頻率特性好，基波和各

次諧波的傳變誤差小，所以空心線圈電流互感器對短路電流的傳變誤差主要來源于衰減的非周期分量。Us

(s)

=

M

s

Im

L0

C0

(s

?s1

)?(s

?s2

)s

+1/τI(s)=Im

/(s

+1/τ)傳感頭輸出為：當一次電流為以時間常數(shù)τ

衰減的非周期分量時，，對應的拉普拉斯變換為有

i(t)

=

Ime?t/τ(10-3)展開成部分分式為L0

C0

\

s

?s1

s

?s2

s

+1/τ

&A1

=

B1

=

?

τ

Us

(s)

=

MIm

($

A1

+

B1

+

C1

%'C1

=

(1+

τs1

)(1+

τs2

)(10-4)其中前兩項均衰減非?？?，對輸出電壓的影響可忽略不計。只考慮與輸入的衰減直流分量相對應的輸出電壓為us

(t)

=

MIm

e

?t/τ

(10-6)us

(t)=

通過拉普拉斯反變換，得到傳感頭輸出的時域表達式為(10-5)仿真表明在0.5ms之后，式(10-7)的輸出與式 (10-5)完全一致。說明單純的微分模型就可以表征傳感頭對衰減非周期分量的響應。2空心線圈電流互感器傳變非周期分量的誤差主要取決于后續(xù)的積分電路能否準確地將微分信號還原為衰減直流。由于L0

C0和R0

C0與τ相比均很小，上式近似為us

(t)

=

MIm

e

?t/τ(10-7)2、空?線圈電流互感器整體傳變特性為了突顯電流互感器暫態(tài)特性對繼電保護的影響，

這里只討論傳感頭和積分電路的模型和特性，互感器信號采集系統(tǒng)中其他環(huán)節(jié)雖然也存在有不可避免的誤差，但并不改變信號的傳變特征。設(shè)空心線圈電流互感器的整體傳遞函數(shù)為H(s)=Hs

(s)Hc

(s)

(10-8)Hs(s)、Hc(s)分別為傳感頭、積分環(huán)節(jié)的傳遞函數(shù)。Hc

(s)

=

設(shè)

I(s)=Im

/(s

+1/τ)則互感器輸出為U(s)

=

H(s)

整理為U(s)

=

+

+

+

(10-11)(10-10)(10-9)A

=

s1

+

1(RC).

s1

+1τB

=

?

?

?

C

=

MIm

K

?

?

1

RC

?

1

L0

C0

RC

(1τ

+s1

).(1τ

+s2

)?1τ

+1(RC)L0

C0

RC

(1(RC)+s1

)?(1(RC)+s2

)?1(RC)+1

τD

=

MIm

K

?

1

τ

1

U(s)

=

+

+

+

MI

K

s1

1(10-11)其中ü可見，空心線圈電流互感器對衰減非周期分量的

響應主要與衰減時間常數(shù)和積分時間常數(shù)有關(guān)。ü式(10-12)等同于傳感頭采用微分模型再考慮積分電路后的輸出結(jié)果。事實上s1和s2非常大，表達式(10-11)中的對應兩項衰減得很快，可以忽略不計。根據(jù)s1

、s2

的特點進行化簡后，互感器輸出電壓為

MIm

K

(

-t

τ

τ

-t

(RC)

%RC

?τ$\e

?

RC

e

&'u(t)=(10-12)取M=0.2387μH，RC=0.066s，K=19.56，τ=80ms時，

互感器輸出的仿真結(jié)果如圖10-10所示。圖10-10空心線圈電流互感器對衰減非周期分量的響應波形τ在不同的值下，互感器傳變暫態(tài)電流的最大瞬時誤差結(jié)果如表10-2所示直流衰減時間常數(shù)40ms80ms100ms采用一階積分環(huán)節(jié)時最大峰值瞬時誤差72.7%30.28%35.20%采用二階積分環(huán)節(jié)時最大峰值瞬時誤差5.11%8.45%9.46%采用數(shù)字積分算法時最大峰值瞬時誤差0.575%0.144%0.092%在不同的τ

值下，互感器傳變暫態(tài)電流的最大瞬時誤差結(jié)果如表10-2所示表10-2在不同τ下的暫態(tài)電流實驗結(jié)果τ在不同的值下，互感器傳變暫態(tài)電流的最大瞬時誤差結(jié)果如表10-2所示3、適應繼電保護應用的積分技術(shù)?對電磁式電流互感器而言，短路時故障電流中的衰減直流分量是引起互感器鐵芯飽和的重要因素，并且

隨著時間常數(shù)的增長飽和愈加嚴重。?空心線圈電流互感器的暫態(tài)測量精度雖然不受限于磁飽和問題，卻受限于積分技術(shù)，取決于積分環(huán)節(jié)能否準確還原傳感頭的微分信號，更確切地，對故障暫

態(tài)電流的傳變誤差主要取決于積分器對衰減直流分量

的刻畫能力。所以選擇適用的積分環(huán)節(jié)是確?？招木€圈電流互感器暫態(tài)精度的關(guān)鍵。積分方式有模擬積分器和數(shù)字積分器兩種，模擬

積分器又分為有源和無源的方式。ü采用一階無源RC積分電路根本不能滿足繼電保護對互感器暫態(tài)特性的要求。ü有源模擬積分器在參數(shù)配合得當可以滿足繼電保護

對互感器暫態(tài)特性的要求，但是當參數(shù)配置不當時，

暫態(tài)波形輸出會嚴重失真。ü數(shù)字積分器在頻率越低時越接近理想特性，可以大

大改善互感器在低頻段的傳變特性，顯著提高空心線圈電流互感器傳變非周期分量的能力?？招木€圈電流

互感器應該優(yōu)先選擇使用數(shù)字積分技術(shù)。二、過程層網(wǎng)絡傳輸特性對保護的影響圖10-11220kV變電站過程層網(wǎng)絡架構(gòu)信息網(wǎng)絡化傳輸使得智能變電站的可靠性極大地

依賴于通信網(wǎng)絡的安全穩(wěn)定運行，目前主要采用通信網(wǎng)絡領(lǐng)域的OPNET或類似仿真軟件分析信息網(wǎng)絡特性。OPNET

Modeler采用基于包的通信機制，通過仿真包在模型中的傳遞來模擬實際通信網(wǎng)絡中數(shù)據(jù)包的流

動和節(jié)點設(shè)備內(nèi)部的處理過程。離散事件驅(qū)動

(discrete

event

driven)的仿真機制實現(xiàn)了進程通信的并發(fā)性和順序性，再考慮事件發(fā)生的任意性，可以仿

真通信網(wǎng)絡中各種情況下的網(wǎng)絡狀態(tài)和行為。通過采

用這種數(shù)據(jù)包仿真技術(shù)，對每個數(shù)據(jù)包在網(wǎng)絡中經(jīng)過

所有隊列時的到達、排隊、處理以及傳輸?shù)刃袨檫M行

模擬，可以得到帶寬、時延、丟包率等評價指標。圖10-12基于OPNET的過程層網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)模型圖10-13主變保護間隔組網(wǎng)方案圖10-14基于OPNET的主變間隔模型2為了減少間隔間不必要的數(shù)據(jù)交換，防止交換網(wǎng)絡的廣播風暴，對網(wǎng)絡進行了虛擬局域

網(wǎng)VLAN

(Virtual

Local

Area

Network)的配置。VLAN是將局域網(wǎng)內(nèi)設(shè)備邏輯地而不是物理地劃分

為多個網(wǎng)段的技術(shù)，其對連接到第二層交換機端口的網(wǎng)絡用戶進行邏輯分段，不受網(wǎng)絡用戶的物理位置限制，而是根據(jù)用戶需求進行網(wǎng)絡分段，解決局域網(wǎng)的

沖突域、廣播域和帶寬問題。劃分VLAN后，廣播域縮小在一個VLAN內(nèi)部，網(wǎng)

絡中廣播包消耗帶寬所占比例大大降低，能夠顯著提

高網(wǎng)絡性能。圖10-15星型網(wǎng)絡下不配置VLAN和配置VLAN的網(wǎng)絡時延u國內(nèi)外很多研究表明，如果采用100Mbit/s交換以太

網(wǎng)技術(shù)和虛擬局域網(wǎng)VLAN技術(shù)，正常情況下網(wǎng)絡最

大通信時延完全能夠滿足要求，且有較大的裕度。u但是在各種網(wǎng)絡異常情況下，如網(wǎng)絡中某些節(jié)點突

然斷開、出現(xiàn)數(shù)據(jù)風暴、由于接入新設(shè)備和系統(tǒng)導致網(wǎng)絡負荷突然增加等，網(wǎng)絡系統(tǒng)是否依然滿足實時性

有待進一步研究。三、數(shù)據(jù)包丟失對保護的影響智能變電站信息流具有明確的信源和信宿，交換機是信息流傳輸路徑分配的載體。-SV報文具有明顯的周期性且數(shù)據(jù)流量大，對帶寬要求高。-GOOSE報文傳輸服務采用非面向連接的發(fā)布者/訂閱者通信模型，采用重發(fā)機制來提高數(shù)據(jù)傳輸?shù)目煽啃浴?MMS報文既不像SV報文具有相對穩(wěn)定的發(fā)送頻率，也不像

GOOSE報文那樣有規(guī)律的重發(fā)，MMS報文具有突發(fā)性和隨機性。由于保護對各類報文有明確的傳輸時延要求，所以

信息獲取的實時性和信息質(zhì)量與繼電保護的性能密切

相關(guān)。數(shù)據(jù)傳輸質(zhì)量問題主要反映為報文傳輸過程中發(fā)生丟包、延時、誤碼和亂序等現(xiàn)象，甚至短時丟失鏈路。具體到過程總線而言，SV和GOOSE報文可能受網(wǎng)絡

帶寬和突發(fā)性數(shù)據(jù)的影響造成丟包和時滯等現(xiàn)象，因

而影響保護功能實現(xiàn)。SV報文數(shù)量遠大于GOOSE報文，占據(jù)了過程總線的

主要流量，而且不同于GOOSE報文采用重發(fā)機制保證可靠傳輸，SV報文在網(wǎng)路擁塞狀態(tài)極有可能發(fā)生丟包現(xiàn)象，從而影響保護的正確判斷。因此，SV報文尤其

是針對差動保護兩側(cè)信號傳輸時產(chǎn)生的丟包和延時問

題更受關(guān)注。在丟包或無效幀導致當前采樣數(shù)據(jù)包丟失的情況下，

一般采取簡單的回避措施，即將保護功能閉鎖一段時間，待無效數(shù)據(jù)移出計算數(shù)據(jù)窗后開放，若此時同時發(fā)生區(qū)內(nèi)故障，將導致保護動作延時或拒動，不利于系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。采用插值算法是解決此類問題的簡單且易于實現(xiàn)的方法。分析和評價不同算法優(yōu)劣的標準是精度和速度，若要計算精確往往要利用更多的采樣點和進行更大的

計算工作量，實際應用中有必要在計算速度與計算精

度之間有所平衡和取舍。四、同步技術(shù)對差動保護的影響智能變電站的變壓器、母線和線路差動保護要求各側(cè)的MU同步采樣，目前采樣同步依賴于GPS

，存在

安全風險，顯然降低了保護的可靠性。對基于IEC61850-9-2標準的采樣值組網(wǎng)傳輸方式，可以實現(xiàn)高度的數(shù)據(jù)共享，為面向系統(tǒng)實現(xiàn)保護功能

集約化