浅析变电站继电保护综合自动化系统

摘要：继电保护在电气设备运行中起着至关重要的作用，它不仅保护着设备本体的安全，而且还保障了生产的正常进行。为了保证电力系统的安全稳定运行，必须提高继电保护的正确动作率，更好地满足电力系统安全运行的要求。继电保护综合自动化系统加强了继电保护的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行起到了重大作用。文章主要提出了电网继电保护综合自动化系统的相关实现方法。

关键词：继电保护；自动化系统

1 概述

继电保护工作技术知识密集，责任心和技术水平要求高，我们只有深入细致地研究本网的具体情况，认真细致地对待每一项工作，遵守规程、完善图纸，努力掌握微机保护的硬件电路构成，软件实现逻辑功能，熟练掌握保护的一般原理、规律，逐步积累经验，进一步摸清保护工作的主要问题，才能有针对性地采取措施解决存在的问题。微机保护是近年来迅速发展起来的一种继电保护装置，由于其性能较集成型保护可靠，复杂原理全部由软件实现，硬件电路模块化、通用性强、调试维护简单，且误动几率小的特点也越来越多的被应用到实际的生产工作当中去。随着微机继电保护装置的广泛应用和变电站综合自动化水平的不断提高，各种智能设备采集的模拟量、开关量、一次设备状态量大大增加，运行工可以从中获取更多的一、二次设备的实时信息。但是，由于目前的微机型二次设备考虑较多的是对以往设备功能的替代， 导致这些设备基本上是独立运行，致使它们采集的大量信息白白流失，未能得到充分利用。电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大意义。近几年，计算机和网络技术的飞速发展， 使综合利用整个电网的一、二次设备信息成为可能。

2 系统构成

从电网的角度分析电网继电保护综合自动化系统获取信息的途径。电网的结构和参数，可以从调度中心获得；一次设备的运行状态及输送潮流，可以通过EMS 系统实时获得；保护装置的投退信息，由于必须通过调度下令，由现场执行，因此可以从调度管理系统获得，并从变电站监控系统得到执行情况的验证；保护装置故障及异常，可以从微机保护装置获得；电网故障信息，可以从微机保护及微机故障录波器获得。通过以上分析，可以看出，实现变电站继电保护综合自动化系统的信息资源是充分的。

3 功能分析

3.1 实现对各种复杂故障的准确故障定位目前的保护和故障录波器的故障测距算法,以某变电站500kV 行波测距装置采用XC―21 输电线路行波测距装置为例。

本装置利用输电线路故障时产生的暂态电流行波信号，采用现代微电子技术研制。装置采用三种测距原理，一种是测量故障行波脉冲在母线与故障点来回反射的时间测距称为单端电气量法，也叫A 型测距法。具有投资低、不需要两端通信联络的优点，但由于受母线上其它线路末端反射的影响，测距结果有时不稳定。第二种是测量故障行波脉冲传到两端母线的时间差测距，称为两端电气量法，也叫D 型法。具有原理简单、测距结果可靠等优点， 但需要在线路两侧装设装置并进行通信联络。第三种是记录故障下重合闸产生的暂态电流行波波形测距，该方法也叫E 型法。

1）单端电气量行波测距原理（A）型

在被监视线路发生故障时，故障产生的电流行波会在故障点及母线之间来回反射。装设于母线处的测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态电流行波信号，使用模拟高通滤波起滤出行波波头脉冲，记录下如下图所示的暂态电流行波波形，根据到达母线的故障初始行波脉冲S1与故障点反射回来的行波脉冲S2之间的时间差故障点及母线之间来回反射。装设于母线处的测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态电流行波信号，使用模拟高通滤波起滤出行波波头脉冲，记录下如下图所示的暂态电流行波波形，根据到达母线的故障初始行波脉冲S1与故障点反射回来的行波Δt来实现测距。

行波测距传播示意图及波形图

2）两端电气量行波测距原理（D 型）

F 点故障时行波向两端母线的传播示意图

根据装于线路两端测距装置记录下行波波头到达两侧母线的时间，则可计算出故障距离。两端测距法只使用行波波头分量，不需要考虑后续的反射与投射行波，原理简单，测距结果可靠。但两端测距的实现要在线路两端装设测距装置及时间同步装置（GPS 时钟），并且两侧要进行通讯交换记录到的故障初始行波到达的时间信息后才能测出故障距离。

利用来自电流互感器的暂态电流行波信号，不需要特殊的信号耦合设备。使用独立于CPU 的超高速数据采集单元，记录并缓存暂态行波信号，解决了CPU 速度慢，不适应采集处理暂态行波测距信号的困难。装置可储存最新的十次故障的测距结果及四次鼓掌电流波形，设有掉电保护，所有的记录数据在装置失电时均不丢失。

得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确，调度端数据库中，已经储备了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息，通过共享EMS系统的数据，可以获得故障前系统一次设备的运行状态。故障发生后，线路两端变电站的客户机可以从保护和故障录波器搜集故障报告，上送到服务器。调度端服务器将以上信息综合利用，通过比较简单的故障计算，就可确定故障性质并实现准确的故障定位。

3.2 完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策系统发生事故后，往往有可能伴随着其它保护的误动作。传统的事故分析由人完成，受经验和水平的影响，易出现偏差。由于电网继电保护综合自动化系统搜集了故障前后系统一次设备的运行状态和变电站保护和故录的故障报告，可以综合线路两端保护动作信息及同一端的其它保护动作信息进行模糊分析，并依靠保护和故录的采样数据精确计算，从而能够迅速准确的做出判断，实现事故恢复的继电保护辅助决策。

当系统发生较大的事故时，由于在较短时间内跳闸线路较多，一般已经超过了继电保护能够适应的运行方式，此时保护可能已经处于无配合的状态。此时进行事故恢复，不仅需要考虑一次运行方式的合理，还需要考虑保护是否能够可靠并有选择的切除故障。借助电网继电保护综合自动化系统，可以分析当前运行方式下保护的灵敏度及配合关系，并通过远程改定值，完成继电保护装置对系统事故运行状态的自适应。以CSC-121A 型数字式综合重合闸及断路器辅助保护装置为例：装置包括综合重合闸、失灵保护、死区保护、充电保护、三相不一致保护等功能元件，可以满足一个半断路器接线中综合重合闸和断路器辅助保护按断路器装设的要求。对于一个半断路器接线方式，无论是中间断路器还是边断路器，装置的软硬件都是相同的。

3.3 实现继电保护装置的状态检修

根据以往的统计分析数据，设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。由于微机型继电保护装置具有自检及存储故障报告的能力，因此，可以通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。

3.4 对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析

通过与继电保护管理信息系统交换保护配置、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，电网继电保护综合自动化系统可以实现对继电保护装置的可靠性分析。特别是当某种保护或保护信号传输装置出现问题，并暂时无法解决时，通过将此类装置的可靠性评价降低，减轻系统对此类保护的依赖，通过远程调整定值等手段，实现周围系统保护的配合，防止因此类保护的拒动而扩大事故。

3.5 变电站继电保护综合自动化的展望

变电站若实现继电保护装置对系统运行状态的自适应，根据电网继电保护的整定计算十分复杂，由于传统的继电保护以预先整定、实时动作为特征，保护定值必须适应所有可能出现的运行方式的变化。为使预先整定的保护定值适应所有可能出现的运行方式的变化，必然出现以下问题:

3.5.1 缩短了保护范围，延长了保护动作延时。

3.5.2 被迫退出某些受运行方式变化影响较大的保护。如四段式的零序电流保护仅能无配合的使用其最后两段。

3.5.3 可能还存在由于运行方式考虑不周而出现失去配合。

3.5.4 被迫限制一次系统运行方式。

现有的设备与技术力量，依靠电网继电保护综合自动化系统，可以将每次故障周围系统保护的采样数据进行收集，利用线路两端的故障电流、故障电压，校核并修正线路参数，实现线路参数的自动在线监测，但目前还无法实现迅速准确的判断出当前继电保护装置整定值的可靠性难度很大。

4 结论

总而言之，继电保护在电气设备运行中起着至关重要的作用，它不仅保护着设备本体的安全，而且还保障了生产的正常进行。为了确保继电保护动作的可靠性，继电保护整定工作要求相当严密。从技术上说，实现电网继电保护综合自动化系统的条件已经成熟，无论是变电站客户机对保护信息的搜集、信息的网络传输还是调度端服务器对EMS系统共享数据的读取、故障及稳定分析计算，都可以得到解决。主要的实施难度在于此系统需要综合继电保护、调度、方式、远动、通信以及变电站综合自动化等各个专业的技术，并且涉及到控制运行设备，需要很多专业人员的配合，就目前条件而言，还以难实现继电保护的自适应。

参考文献

[1]于波,原宇;浅谈电网继电保护综合自动化系统；黑龙江科技信息.

[2]薛士敏,贺家李,李永丽.特高压输电线基于贝瑞隆模型的距离保护[J].继电器，2005，33(19):1-4.