关于继电保护新技术的探讨

【摘 要】本文简要回顾了我国电力系统继电保护技术发展的历史，阐述了当今继电保护技术发展的现状，就当前继电保护新技术在硬件、网络技术、规程规定以及检修策略等方面进行了探讨，并提出未来继电保护技术要求不足之处及发展趋势。

【关键词】继电保护；新技术；发展

1 继电保护发展

建国后，我国继电保护学科、继电保护设计、继电器制造工业和继电保护技术队伍从无到有，仅仅用10年左右的时间走过了先进国家半个世纪走过的道路。50年代，我国工程技术人员创造性地吸收、消化、掌握了国外先进的继电保护设备性能和运行技术，建成了一支具有深厚继电保护理论造诣和丰富运行经验的继电保护技术队伍，对全国继电保护技术队伍的建立和成长起了指导作用。引进消化了当时国外先进的继电器制造技术，建立了我国自己的继电器制造业。60年代建成了继电保护研究、设计、制造、运行和教学的完整体系，为我国继电保护技术的发展奠定了坚实基础。60年代到80年期间是晶体管继电保护蓬勃发展并广泛采用的时代，葛洲坝500 kV线路上应用的国产晶体管方向高频保护和晶体管高频闭锁距离保护，从而结束了500 kV线路保护完全依靠从国外进口的时代；在此期间，从70年代中，基于集成运算放大器的集成电路保护已开始研究。到90年代初，以南京电力自动化研究院与天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的高频保护为代表，基于集成电路的微机保护普遍运用于基层设备，为之后继电保护的飞速发展奠定了结实的基础。在此之后的20年中，陆续推出了第二代、第三代乃至第四代产品，更新换代超出了之前所有时代。从原先8位 CPU多用途处理器到如今32位DSP专用信息处理器；从原先由于计算能力不足，只能应用于工频处理并存在10ms的计算盲区，到如今能应用复杂的保护原理以及可靠的保护性能；从原先采用输电线为通道的高频通道容易出现保护误动，数据传输容量低，仅仅只能作为故障判据，到现在使用光纤通道，大大提高可靠性而且能反应故障信息。不得不说这是一次井喷式的发展。

2 继电保护的现状

当今继电保护技术发展迅猛，普遍实现计算机化，正逐步向网络化发展，并且在此基础上建造以保护、控制、测量和数据通信一体化智能化变电站试点。

2.1 继电保护硬件方面

随着计算机硬件技术的发展，微机保护硬件技术得以不断提高。原华北电力学院研制的微机线路保护硬件不到5年时间就发展到多CPU结构，后又发展到总线不出模块的高性能大模块结构。现今在解决微机保护动作的可靠性之后，电力系统微机保护以其具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，和其它保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的优势，迅速的替代了以往的集成电路保护，并广泛应用在电力系统行业。

2.2 保护通讯、数据交互网络化

计算机网络时代的到来，计算机网络深深影响着各个工业领域，也为各个工业领域提供了强有力的通信手段。继电器保护技术于依托网络，每个保护单元都能共享全系统的运行和故障信息的数据，各个保护单元与重合闸装置在分析这些信息和数据的基础上协调动作，使继电保护的作用不只限于切除故障元件和限制事故影响范围，还能保证全系统的安全稳定运行。对于某些保护装置实现计算机联网，也能提高保护的可靠性。以天津大学针对三峡水电站500 kV超高压多回路母线提出了一种分布式母线保护的原理为例，由若干个（与被保护母线的回路数相同）母线保护单元，分散装设在各回路保护屏上，各保护单元用计算机网络联接起来，每个保护单元只输入本回路的电流量，将其转换成数字量后，通过计算机网络传送给其它所有回路的保护单元，各保护单元根据本回路的电流量和从计算机网络上获得的其它所有回路的电流量，进行母线差动保护的计算，如果计算结果证明是母线内部故障则只跳开本回路断路器，将故障的母线隔离。在母线区外故障时，各保护单元都计算为外部故障均不动作。这种用计算机网络实现的分布式母线保护原理，比传统的集中式母线保护原理有较高的可靠性。因为如果一个保护单元受到干扰或计算错误而误动时，只能错误地跳开本回路，不会造成使母线整个被切除的恶性事故，对于像三峡电站具有超高压母线的系统枢纽非常重要。由上述可知，微机保护装置网络化可大大提高保护性能和可靠性。

2.3 保护、控制、测量、数据通信一体化

继电保护实现计算机化和网络化，保护装置实际上可实为一台高性能、多功能的计算机，是整个电力系统计算机网络上的一个智能终端。它可从网上获取电力系统运行和故障的任何信息和数据，也可将它所获得的被保护元件的任何信息和数据传送给网络控制中心或任一个终端。因此，若能保证系统安全性和可靠性，微机保护装置不但可完成继电保护功能，而且在无故障正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信功能，亦即实现保护、控制、测量、数据通信一体化。以往，为了测量、保护和控制的需要，室外变电站的所有设备，如变压器、线路等的二次电压、电流都必须用控制电缆引到主控室。所敷设的大量控制电缆不但要大量投资，而且使二次回路非常复杂。但是如果将上述的保护、控制、测量、数据通信一体化的计算机装置，就地安装在室外变电站的被保护设备旁，将被保护设备的电压、电流量在此装置内转换成数字量后，通过计算机网络送到主控室，则可免除大量的控制电缆。如果用光纤作为网络的传输介质，还可免除电磁干扰，必将在电力系统中广泛得到应用。如采用光电流互感器（OTA）和光电压互感器（OTV）的情况下，OTA和OTV的光信号输入到一体化装置中并转换成电信号后，一方面用于保护的计算判断；另一方面作为测量量，通过网络送到主控室。从主控室通过网络可将对被保护设备的操作控制命令送到此一体化装置，由此一体化装置执行断路器的操作。目前，国内以220kV西泾变为代表，采用IEC61850标准，利用光纤实现二次装置互联互通；大规模采用OTA互感器，以及OTV互感器，提供双A/D采样数据； 全站各电压等级均采用保护测控合一装置；变电站各间隔保护测控装置、合并单元、智能终端、在线监测IED等设备均下放布置于配电装置现场。与传统变电站相比，极大的简化了二次接线，提高装置互操作性；采样数据更加稳定，不易受到传输过程中站内的电磁干扰；节省了很多屏柜位置，简化二次设备。国网公司在全国各电压等级都开展了智能变电站的试点工程，各种新技术都投入了工程实际应用，得到了实践的检验。根据国家电网规划，预计到2015年，新建110（66）kV及以上智能变电站约5100座，完成变电站智能化改造约1000座。我国已经成功的向实现保护、控制、测量、数据通信一体化做出探索和尝试。

3 国内继电保护发展面临的挑战

虽然国内已经成功做出了向实现保护、控制、测量、数据通信一体化的探索和尝试，但是也伴随着诸多新问题的出现。

3.1 硬件设备性能还有待提高

随着继电保护数字化发展，大量开关量信号及各种采样信息通过一体化装置整合转换为数字量，依托网络实现数据共享。因此合并单元以及各种网络设备的性能尤为重要。它关系着整个继电保护系统的稳定性和可靠性。但是，由于目前数字化变电站的建设仍处于初期阶段，在软件技术上：合并单元虽然实现了采样数字化，但与保护、测控装置仍采用点对点通信方式，网络共享并未实现；在硬件技术上：智能电网部在2012年5月对合并单元性能检测中，南瑞科技等8家国内制造厂家提供的19种不同型号设备，均存在不同程度的问题。主要问题如下：

（1）暂态性能测试及气候环境测试，所有设备均未通过。如表1所示在暂态测试中：电流、电压的突变会造成不同程度采样的失真，不满足5TPE的精度要求。

（2）在气候环境测试中，尽管在厂家标称的- 40°C至70°C的温度范围内设备运行正常，但考虑到目前已建成的变电站中实际运行情况，正常工作时就已经接近70°C 上限，在提高至85°C标准后，有不少厂家的设备出现不同程度的采样失真，甚至无法工作。

（3）时间性能存在问题。时间性能包括对时性能、守时性能、失步再同步等。在失步再同步过程中，由于不同厂家采用处理方式的不同，在不同厂家设备同时运行时，出现了采样不同步现象。

表1合并单元的暂态电流峰值瞬时误差

3.2 相关标准与技术规范的完善和补充

智能站中，取消了二次电缆的模式，若采取了网络采样与网络跳闸的模式，原本的安全措施比如退“硬压板”，已经不再实现效应。在电力行业中，最新09版电力安全规程中新增了直流输电以及特高压输电等新内容，但面对未来的智能化的发展趋势，许多新技术模式和管理模式的出现以及智能站带来的安全问题，需做相关补充。相对于安全规范，国家电网已经制定了一些技术规范，例如：Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 、2011-58号《国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定》、Q/GDW_383-2009《智能变电站技术导则》等。不过目前对二次合并单元采样，采用的暂态性能标准中还包含了对于一次互感器的暂态误差，需要相应的完善。随着，智能化的越来越成熟，相关标准与技术规范的完善和补充将是一件任重而道远的工作。

3.3 检修模式的探讨

3.3.1 保护专业人员面临专业整合

智能化的二次系统，已经很难区分继保、自动化以及通信专业了。智能化变电站中保护测控装置合二为一，保测一体装置的GOOSE跳闸属于保护专业，而保测一体装置具备的测控功能，与后台通信的MMS接口又更多地倾向于自动化专业。同时信息传输网络化使得保护设备和自动化设备都共用同一个网络，间隔层GOOSE网络交换机和过程层的智能终端是测控装置和保护共同的传输网络和执行机构。智能化变电站中使用光纤作为数据连接通道，大量交换机以及智能终端的应用使得变电站不再仅仅作为一个网络终端。在日常维护以及检修中，保护、自动化专业和通信专业紧密结合、缺一不可。检修人员不仅需要掌握继电保护的专业知识，还需要具备相应的自动化及通信专业的知识；检修人员应跨越专业之间的隔阂，采用大二次的专业模式，加强对各专业知识的综合应用，以适应新技术的发展；同时在工作中，了解智能化变电站存在的危险因素，采取必要的安全措施，防止人为事故的发生。

3.3.2 设备检修的新方式

由于二次电缆的取消，保护、控制、测量、数据通信一体化，使运行设备与检修设备之间的联系更加难以区分，这直接导致安全措施的难度加大。传统变电站一次和二次之间电缆通过“点对点”连接，除了运行人员的基本安措外，检修人员还能通过拆除外部二次回路的节点，确保检修设备与运行设备的隔离。但智能站通过光纤联系，回路并不是“点对点”的节点连接，光纤中检修设备数据的中断要视情况而定，一根光纤可能还有其他运行中设备数据传输，直接拔出很可能影响到其他运行设备。如果对运行设备和检修设备的分界面了解不够充分，很可能会导致由于开工条件不满足，造成需要扩大停电设备甚至导致其他运行设备的非正常退出。

同样由于智能站二次回路是光纤介质，检修工作也与以往的检修工作不同。现常规变电设备的检修都是基于电气原理，而智能站传输的是数字报文。原有的检修手段已经失效，进而由光路检查和报文分析手段替代。这种检修理念的改变，不是短时间就能掌握的。就目前而言，显而易见，检修工具器材将会被大量电子器材所代替，原先的基于电气原理的设备无法运用在新设备检修中；日常维护中，对光纤回路的维护和设备运行环境的改善更为重要，因此光纤回路光功率测试，并对损坏的光纤通道进行更换，保证一定裕度的备用芯，二次设备运行的温度、湿度以及网络系统性能的监视，将成为检修工作的侧重点；报文分析作为基本的检修手段，就要求一个合格的二次检修人员能够通过报文，知道装置之间的通讯机制，发现设备故障点以及安全隐患。

4 结束语

我国电力系统继电保护技术从无到有，从应用国外的保护技术到开创了自主独力的继电保护技术。随着电力系统的高速发展和计算机技术、通信技术的进步，继电保护技术面临着进一步发展的趋势。国内继电保护技术正向测量、数据通信一体化趋势发展，尽管面临着诸多问题，但终将会实现整个电网的人工智能化。这对于每一个工作者来说，需要更广领域的专业知识，能够应用新的先进技术。这是一次挑战也是一次机遇，让所有电力行业工作者为我国继电保护翻开新的篇章。