全主式就地化变压器保护分析

张华

（南瑞集团（国网电力科学研究院）有限公司变电技术分公司，江苏 南京 210000）

信息化时代背景下，我国变电相关设备以及技术都具有明显的提升，通过引入信息化技术实现对变电系统更准确的控制，提高装置的速动性、可靠性。目前，智能化的变电站整体系统元件过多，降低对装置的保护效率，难以实现理想的保护效果。因此，针对目前的智能变电站实施就地化保护方式，优化了二次回路，有效地提升了对故障问题的解决效率，实现有效的保护效果。

1 就地化保护优势

目前，部分智能变电站通过合并单元，对子机进行保护，建立智能化终端，构建出对变压器保护的整体框架，其框架组成元素多，传输、转化工作量较大，影响对装置的保护效率。而且在这一框架中，变压器与母线、站域等保护装置在同一线路中，若是线路中合并单元、智能终端出现问题，直接使框架中保护装置不能够正常运作，影响变电站的安全性。因此，为解决这一问题，提出了就地化保护。通过就地化保护，有效提升变电站系统整体质量，使系统变得更灵活，速度得到加快，优化了变电站运行条件。就地化保护变电站保护装置，通过信息网络，将各子机、元件等分散安装设备的工作连接起来，使维护、测量、监测等工作内容实现远程、整体化控制，减少传输、转化环节，增强整体系统的整合度，提高系统的抗干扰能力，降低工作人员的工作难度。就地化保护的应用将分散的子机、元件等装置工作进行了整合，能够分散控制装置，将装置风险变得分散，保证在某一装置发生故障时其他装置仍能够继续运转，同时对装置信息能够实时进行监控，提高对装置整体、个体运转情况的掌握。另外，就地化保护装置的应用，提升对继电保护的准确度，能够掌握二次回路的实际情况，减少故障概率，降低测试难度，提高解决故障效率。

2 全主式就地化保护方案分析

电力变压器的各个开关距离都比较远，如果直接就地安装保护装置，消耗的电缆较长，不能良好地实现优化二次回路效果。且装置的体积、质量大，就地安装无法保证装置能够正常进行散热、防水、抗震等防护能力，提高了装置更换、检修的概率，增加了经济负担，所以首先需要将变压器装置从集中式拆分成分布式，分布式保护装置包括主机和子机。针对装置的各开关配置子机，子机进行就地安装，负责对装置就地采样和分相跳闸，子机内部通过环网网络进行数据信息的通信；主机负责将子机采集的数据进行逻辑运算分析。同时，从经济方面考虑，为尽可能减少保护装置的数量，分布式变压器保护可以不配置主机，将保护功能完全集于子机中。另外，集成方式的不同，还分为单主式和全主式两种实施方案，本文主要对全主式进行分析。全主式是配置的子机都具备保护功能，子机能够采集连接装置的信息数据，并通过环网接收其他子机数据，对其进行逻辑运算，在某部分发生故障问题时，各子机能够跳过对应的开关。运用全主式的方案，能够减少主机与子机间数据信息传输以及下达命令的时间，对变压器起到更快的保护，体现了更快的速动性；全主式方案内的子机是在同一层面的，都具备主保护和后备保护功能，若是某一子机出现问题只影响相关的保护功能，而且将故障子机退出后，保护功能直接恢复正常，具有可靠性；全主式方案的实施使装置的运维检修更加便捷。全主式就地化变压器保护具体实施，先将子机进行就地安装配置到各侧开关，通过在变压器内部构建就地化HSR 环网，实现子机间的通信交流，再利用GOOSE 网络简化二次回路，缩短各装置之间的连接线路，并将子机装置均作为IED 接入MMS网络，通过HIM 管理单元实施监控装置。

3 就地化变压器保护配置

就地化变压器保护配置的元件保护包括主变与母差保护两种，想实现元件对子机之间的保护，就需要以通信网络作为信息交互平台。目前的通信网络平台是基于61850 标准设计的双向双环网，提高装置之间信息交互的同步率。硬件是采用两组千兆接口，提高对变压器的保护速度和可靠性。传统的保护网络模式存在中心节点，这就要求必须配置主机，主机与多光口和子机进行连接，并需要消耗大量电缆连接，提高了经济成本，难以实现就地化。而且在传统的保护网络模式中，如果其中一条连接线路出现数据通信异常的情况，就会导致整个装置的保护功能系统停止、退出。双向双环网络的设计与使用，提高了装置之间信息交互通信的可靠性，对各装置的启动、保护等工作行为均能进行采集、传输、逻辑运算，实现了各子机物理上的独立性，保障了装置的正常运行，提高保护装置的可靠程度，有效规避了装置内某一元件受损影响整体装置保护功能与运行情况的发生。

主变保护配置要求保护子机按侧配置，且各子机单独配置中性点子机；不同电压等级分别配置相应的子机。以220kV 变压器为例，需要高压侧子机、中压侧子机、低压侧子机，中性点子机构成保护配置，目前分布式的主变保护配置方案有无主环网式和有主环网式。无主环网式主变保护配置如下：（1）依据断路器配置保护子机，主变高中低三侧均需要配置单独的分布式子机；（2）分布式子机采集连接装置的相关数据，通过环网实现与其他子机的数据互动；（3）子机均需要配置相同的主后一体保护功能，实现独立控制。有主环网式主变保护配置，首先，变压器保护主机集于低压侧子机内，各种保护工作均在主机中进行，子机只采集装置数据和控制跳闸；其次，变压器的断路器均需分别配置子机；再次，主机与子机之间通过HSR 环网实现连接；另外，子机电缆直接收集数据，容易出现故障；最后，在跳母联、分段、启动失灵等情况采取GOOSE 方式。表1 对两种分布式主变保护方案进行比较。

表1 分布式主变保护方案对比

4 全主式就地化变压器保护实施方案

4.1 就地化环网

在实际全主式就地化变压器保护方案中，就地化环网往往是基于就地化基础设计的双向冗余双环网，双环网彼此之间相互独立，在每个环网中，众节点通过以太网的顺序进行首尾相连，形成一个双向的冗余环。就地化变压器内部环网是采用并行冗余技术的典型环网，在环形拓扑构架上，实现保护装置之间的可靠性通信交互，无缝冗余。就地化变压器的双向双环网结构，需要保证各子机具备4 个千兆组网口，进行组网工作时，要保证各子机的两个千兆网口是首尾相连的，才能够形成保护环网，其他两口进行首尾相接则组成了启动环网。双环网的使用，保证单一环网出现中断等问题时，装置设备仍能够进行环网中的数据信息交互，确保装置功能不受到影响，具有极高的可靠性。

另外，大部分环网是HSR 环网，HSR 环网具有延时可测机制，采样、报文自带延迟时间的特性，源节点时间常数和A/D 转换时间计算采样具有延时，报文在环网中交互，经过节点转发的传输延长和留驻延时。根据HSR 环网延时可测机制，分布式变压器保护通过插值的方法实现采样的同步，而各接入的子机则根据自身装置的采样延时、环网数据采样延时的情况，实现插值的同步。插值同步的方式与序号同步方式相比，具有更高的可靠性，这是因为插值的同步不依赖外界因素。此外，HSR 环网中的数据报文，不需要担心报文出现重复的问题，这是因为报文发送的两个端口都被标记，目标节点根据报文接收到的顺序，接收先到的，丢弃后到的，从而实现有效规避重复文件的接收。通过就地化环网的应用，实现对变压器的保护，提高保护效率和可靠性。

4.2 采用过程层GOOSE 网络

GOOSE 网络状态分为过程层GOOSE、间隔层GOOSE两种。在以往的变压器装置相关的保护配置与其进行连接时，往往装置设备之间连接的电缆较长，二次回路较复杂，因此，采用GOOSE 网络对联闭锁的变压器保护装置以及其他保护装置进行输入、输出信号，实现缩短装置设备之间的输送长度，对二次回路进行了有效的简化，提高了保护装置系统的速动性、可靠性。在GOOSE 网络接收到来自母线保护或者断路器保护装置的相关信号，比如说失灵联跳信号，在接收到信号后，各子机都快速接收到来自GOOSE 网络平台发送的失灵联跳信息，并进行逻辑运算，做出相关反应动作，使变压器保护逻辑运算形成一个完整体系，提高保护功能的速动性。在变压器保护装置需要发送跳母联、跳分段、闭锁备自投等信号时，通过GOOSE 网络进行发送命令，实现命令的快速发送。为避免发送重复GOOSE 报文，增加内部网络压力，通过设置“GOOSE 发送软压板”“GOOSE 接受软压板”，实现对报文发送、接收的控制，保证数据发送的有效性，避免重复发送。

4.3 子机接入MMS 网络

在实际中，变压器的继电保护装置通常是利用站控层MMS 网络将“四遥”、动作报告、运行状态等数据信息传送到监控系统和调度端，每组继电保护装置系统均作为一个IED。在全主式就地化变压器保护装置中，配置的子机均具备完整对变压器进行保护的功能，但其中装置的运行信息、运转状态等存在一定的不一致性，如果将每组继电器连接的子机合并为一个IED 接入MMS 网络中，就要将组内的各子机信息进行整合再传送。由于各子机的实际运转情况与状态各不相同，事件参数、遥测量等信息也不一致，对这些信息进行整合就较为困难，而且会使内部环网的信息交互内容数据变得复杂，影响保护装置的可靠性。因此，全主式就地化变压器保护中的各子机均需要作为独立的IED 接入间隔层MMS 网络。另外，在机电站内装置设备进行维护检修时，需要通过管理单元下载装置的相关备份文件，将文件下装到装置中，而一键下装就是采用MMS 网络服务进行的。同时，为进一步保证接入子机的保护定值相同，减少重复的操作工作，保护定值整定工作顺利开展，可以通过远程管理单元进行处理。

4.4 采用HMI 管理单元监控装置

目前，人机交互模式难以满足变压器装置的防水、抗震、散热等保护性能的需求，因此，分布式变压器保护装置采用HMI 管理单元，实现对装置的监测与控制管理，提高控制效率。HMI，即人机接口，HMI 管理单元是通过双套的冗余配置，将其安装到监控室中，通过MMS网络实现对变压器装置系统的运维管理工作。HMI 管理单元监控与普通监控系统是不相同的，HMI 管理单元通常是在对装置进行调试、巡检、检修、配置管理、诊断障碍时实现监控。其功能上同装置就地人机大体相同，能够获取变压器装置的各项详细信息，包括运行状态、警示信息等，帮助工作人员更详细的掌握变压器装置信息。

HMI 管理单元是变电站的集中式人机接口重要设备，站内继电保护装置通常是多厂家、多型号功能的，为保证装置间通信的顺利进行，解决装置之间兼容性问题，需要通过标准协议实现。IEC 61850 是目前智能变电站建立全站统一数据交互的平台依据，为HMI 管理单元监控提供现实基础，其定义了变电站信息化系统的通信要求与数据交互，对变电站内整体系统的通信网络构架、工作管理控制、测试方法等方面都进行了详细的规范与描述，突出分层服务、应用独立网络通信服务、定义完整描述方法、管理电力系统设备配置的特点。在变压器的继电保护装置IEC 能力描述文件中，再增加远程管理设备相关信息查看、运行操作、报告查询、设备调试等内容，实现HMI 管理单元针对性的交互服务。另外，为进一步保障HMI 管理单元在实际中的运行，需要保障IEC61850 通信服务系统的稳定，避免通信服务系统异常等突发情况，使HMI 管理单元无法远程控制装置。通过进一步创新、优化HMI管理单元的稳定性与可靠性，实现远程化稳定控制装置，提高控制效率，降低工作难度。

5 结语

综上所述，全主式就地化变压器保护措施是在变压器的各侧开关分别配置保护子机，子机之间通过构建的内部HSR 环网进行数据信息交互，将变压器保护装置采样功能与跳闸回路彻底分开，使两者彻底独立，提高对变压器装置保护的可靠性。子机能够通过连接的电缆实现直接跳闸，规避了跳闸命令传输与执行之间的延时，提高对装置保护的速动性。全主式就地化变压器保护装置接入子机均连入MMS、GOOES 网络，并通过HMI 管理单元实现远程管理就地化保护子机。