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繼電保護的效能和可靠性-繼電保護測試儀
隨著微機繼電保護裝置（繼電保護校驗儀）的廣泛應用和變電站綜合自動化水平的不斷提高，各種智能設備采集的模擬量、開關量、一次設備狀態量大大增加，運行人員可以從中獲取更多的一、二次設備的實時信息。但是，由于目前的微機型二次設備考慮較多的是對以往設備功能的替代，導致這些設備基本上是獨立運行，致使它們采集的大量信息白白流失，未能得到充分利用。
電網是一個不可分割的整體，對整個電網的一、二次設備信息進行綜合利用，對保證電網安全穩定運行具有重大的意義。近幾年，計算機和網絡技術的飛速發展，使綜合利用整個電網的一、二次設備信息成為可能。電網繼電保護綜合自動化系統就是綜合利用整個電網智能設備所采集的信息，自動對信息進行計算分析，并調整繼電保護（繼電保護校驗儀）的工作狀態，以確保電網運行安全可靠的自動化系統，它可以實現以下主要功能。
1.實現繼電保護裝置（繼電保護校驗儀）對系統運行狀態的自適應。
2.實現對各種復雜故障的準確故障定位。
3.完成事故分析及事故恢復的繼電保護輔助決策。
4.實現繼電保護裝置的狀態檢修。
5.對線路縱聯保護退出引起的系統穩定問題進行分析，并提供解決方案。
6.對系統中運行的繼電保護裝置進行可靠性分析。
7.自動完成線路參數修正。
二、系統構成
站在電網的角度，我們來分析電網繼電保護綜合自動化系統獲取信息的途徑。電網的結構和參數，可以從調度中心獲得；一次設備的運行狀態及輸送潮流，可以通過EMS系統實時獲得；保護裝置的投退信息，由于必須通過調度下令，由現場執行，因此可以從調度管理系統獲得，并從變電站監控系統得到執行情況的驗證；保護裝置故障及異常，可以從微機保護裝置獲得；電網故障信息，可以從微機保護及微機故障錄波器獲得。
通過以上分析，可以看出，實現電網繼電保護綜合自動化系統的信息資源是充分的。為了更好的利用信息資源，應建立客戶/服務器體系的系統結構，按此結構將系統分解成幾個部分，由客戶機和服務器協作來實現上述七種主要功能。這樣就可以實現*的資源分配及利用，減少網絡的通信負擔，提高系統運行的總體性能。
客戶機設在變電站，主要實現以下功能：
1.管理與保護及故障錄波器的接口，實現對不同廠家的保護及故障錄波器的數據采集及轉換功能。在正常情況下巡檢保護的運行狀態，接收保護的異常報告。在電網發生故障后接收保護和故障錄波器的事故報告。
2.管理與監控系統主站的接口，查詢現場值班人員投退保護的操作。
3.管理與遠動主站的接口，將裝置異常、保護投退及其它關鍵信息通過遠動主站實時上送調度端。
4.執行數據處理、篩選、分析功能。實現對保護采集數據正確性的初步分析，篩選出關鍵信息。
5.管理及修改保護定值。
6.向服務器發出應用請求，并接收服務器反饋信息。
7.主動或按服務器要求傳送事故報告，執行服務器對保護和故障錄波器的查詢。
服務器設在調度端，可由一臺或多臺高性能計算機組成，主要實現以下功能：
1.向客戶機發送指令，接收并回答客戶機的請求。
2.接收客戶機傳送的事故報告。
3.控制對EMS系統共享數據庫的存取。獲得一次設備狀態、輸送潮流及客戶機通過遠動主站上送調度端的信息。
4.通過調度運行管理信息系統獲得調度員對保護的投退命令、設備檢修計劃等信息。
5.與繼電保護管理信息系統交換保護配置、定值、服役時間、各種保護裝置的正動率及異常率等信息，實現繼電保護裝置的可靠性分析。
6.執行故障計算程序、繼電保護定值綜合分析程序、事故分析程序、保護運行狀態監測程序、穩定分析程序等應用軟件。
在實現了變電站綜合自動化的廠站，客戶機可在保護工程師站的基礎上進行功能擴充，并成為變電站綜合自動化系統的組成部分。在沒有保護工程師站的廠站，可通過保護改造工程，建立變電站保護信息處理系統，使之成為客戶機。
由以上功能劃分可以看出，客戶機與服務器之間的數據交換量并不大，僅在電網發生故障后，由于與故障設備有關聯的廠站的客戶機需要向服務器傳送詳細的故障報告，才會出現較大的信息量。因此，客戶機和服務器之間的聯絡，在目前條件下，*可以采用調制解調器進行異步通信。將來如有條件，建議盡量采用廣域網交換數據。
三、功能分析
1.實現繼電保護裝置對系統運行狀態的自適應。
電網繼電保護的整定計算十分復雜，由于傳統的繼電保護以預先整定、實時動作為特征，保護定值必須適應所有可能出現的運行方式的變化。假如一個變電站有15個元件，僅考慮本站檢修2個元件的組合方式就已經達到100多個，而周圍系統機組停運、500KV自耦變的檢修及系統開環對短路電流和分支系數的影響甚至可能比本站元件檢修還要大，它們均需做為組合方式加以考慮，這就使組合方式之多達到難以想像的數量。
為使預先整定的保護定值適應所有可能出現的運行方式的變化，必然出現以下問題：
A.縮短了保護范圍，延長了保護動作延時。
B.被迫退出某些受運行方式變化影響較大的保護。如四段式的零序電流保護僅能無配合的使用其zui后兩段。
C.可能還存在由于運行方式考慮不周而出現失去配合。
D.被迫限制一次系統運行方式。
電網繼電保護綜合自動化系統可以*改變這種局面。只要在調度端的服務器安裝故障計算及繼電保護定值綜合分析程序，依靠從EMS系統獲得的系統一次設備的運行狀態，就可以迅速準確的判斷出當前繼電保護裝置整定值的可靠性，如出現部分后備保護定值不配合時，根據從調度管理系統獲得的線路縱聯保護及母差保護的投入情況，確定是否需要調整定值。如需要調整，可通過調度端服務器向變電站的客戶機下達指令，由客戶機動態修改保護定值，從而實現繼電保護裝置對系統運行狀態的自適應。以上所有計算分析工作，均依靠調度端服務器實時自動完成，這樣，繼電保護整定值就無需預先考慮那些出現機率很小的組合方式，從而解決困擾繼電保護整定計算工作的不同運行方式下可靠性與選擇性存在矛盾的問題。
目前，系統中運行的保護裝置可分為三類：*類為非微機型保護；第二類為具備多個定值區并可切換的微機保護，一般不具備遠方改定值的功能；第三類為新型微機保護，具備遠方改定值的功能。對非微機型保護，在調度端可以將其設置為不能自動調整定值的保護，依靠周圍保護裝置的定值調整，實現與此類保護的配合。對第二類保護，可以事先設置多套整定值，調度端只是通過變電站客戶機，控制其在當前運行方式下采用那套整定值來實現定值的自適應。
為提高可靠性，保護定值的自適應可與調度系統的檢修申請相結合。當電網繼電保護綜合自動化系統從調度管理系統獲得計劃檢修工作申請后，即通過計算分析，事先安排定值的調整，并做相應的事故預想（如在檢修基礎上再發生故障時保護的配合關系計算），從而大大提高系統繼電保護裝置的效能和安全水平。
2.實現對各種復雜故障的準確故障定位。
目前的保護和故障錄波器的故障測距算法，一般分為故障分析法和行波法兩類。其中行波法由于存在行波信號的提取和故障產生行波的不確定性等問題而難以在電力生產中得到較好的運用。而故障分析法如果想要準確進行故障定位，必須得到故障前線路兩端綜合阻抗、相鄰線運行方式、與相鄰線的互感等信息，很顯然，僅利用保護或故障錄波器自己采集的數據，很難實現準確的故障定位。另外，對于比較復雜的故障，比如跨線異名相故障，單端分析手段已經無法正確判斷故障性質和故障距離，因此，往往出現誤報。
我們知道，得到的系統故障信息愈多，則對故障性質、故障位置的判斷和故障距離的檢測愈準確，因此，通過電網繼電保護綜合自動化系統，可以*解決這個問題。調度端數據庫中，已經儲備了所有一次設備參數、線路平行距離、互感情況等信息，通過共享EMS系統的數據，可以獲得故障前系統一次設備的運行狀態。故障發生后，線路兩端變電站的客戶機可以從保護和故障錄波器搜集故障報告，上送到服務器。調度端服務器將以上信息綜合利用，通過比較簡單的故障計算，就可確定故障性質并實現準確的故障定位。
3.完成事故分析及事故恢復的繼電保護輔助決策。
系統發生事故后，往往有可能伴隨著其它保護的誤動作。傳統的事故分析由人完成，受經驗和水平的影響，易出現偏差。由于電網繼電保護綜合自動化系統搜集了故障前后系統一次設備的運行狀態和變電站保護和故錄的故障報告，可以綜合線路兩端保護動作信息及同一端的其它保護動作信息進行模糊分析，并依靠保護和故錄的采樣數據計算，從而能夠迅速準確的做出判斷，實現事故恢復的繼電保護輔助決策。
當系統發生較大的事故時，由于在較短時間內跳閘線路較多，一般已經超過了繼電保護能夠適應的運行方式，此時保護可能已經處于無配合的狀態。此時進行事故恢復，不僅需要考慮一次運行方式的合理，還需要考慮保護是否能夠可靠并有選擇的切除故障。借助電網繼電保護綜合自動化系統，可以分析當前運行方式下保護的靈敏度及配合關系，并通過遠程改定值，完成繼電保護裝置對系統事故運行狀態的自適應。
4.實現繼電保護裝置的狀態檢修。
根據以往的統計分析數據，設計存在缺陷、二次回路維護不良、廠家制造質量不良往往是繼電保護裝置誤動作的主要原因。由于微機型繼電保護裝置具有自檢及存儲故障報告的能力，因此，可以通過電網繼電保護綜合自動化系統實現繼電保護裝置的狀態檢修。具體做法如下：
A.依靠微機保護的自檢功能，可以發現保護裝置內部的硬件異常。變電站的客戶機搜集到保護的異常報告后，立即向相應的調度端發出告警，從而使設備故障能夠得到及時處理，縮短保護裝置退出時間。
B.保護的開入量一般有開關輔助節點、通訊設備收信、合閘加速、啟動重合閘、其他保護動作等幾種，這些開入量對保護的可靠運行起關鍵作用。變電站的客戶機可以監視保護裝置的開關量變位報告。當發現保護的開入量發生變位時，可以通過查詢變電站一次系統狀態以及其他保護和錄波器的動作信息確定變位的正確性。這樣，就可以及早發現問題，預防一部分由設計缺陷或二次回路維護不良引起的誤動作。
C.為防止由于PT、CT兩點接地、保護裝置交流輸入回路異常、采樣回路異常等引起保護誤動作，可以由變電站的客戶機將保護啟動以后的報告進行分析，首先可以判斷取自同一CT的兩套保護采樣值是否一致，其次，可以判斷本站不同PT對同一故障的采樣值是否一致。另外，還可以將從保護故障報告中篩選出的故障電流基波穩態值及相位等信息上傳到調度端，與線路對側的數據進行比較，以發現PT兩點接地等問題。
通過以上措施，可以加強狀態檢修，相應延長定期檢修周期，使保護裝置工作在*狀態。同時，還可以提高維護管理水平，減輕繼電保護工作人員的勞動強度，減少因為人員工作疏漏引起的誤動作。
5.對線路縱聯保護退出引起的系統穩定問題進行分析，并提供解決方案。
隨著電網的發展，系統穩定問題日益突出。故障能否快速切除成為系統保持穩定的首要條件，這就對線路縱聯保護的投入提出較高要求。但是，在目前情況下，由于通道或其它因素的影響，導致線路雙套縱聯保護退出時，只能斷開線路以保證系統穩定和后備保護的配合。這種由于二次設備退出而影響一次設備運行的狀況是我們所不愿意看到的。
借助電網繼電保護綜合自動化系統，我們可以完成以下工作。
A.根據系統當前運行狀態校驗保護的配合關系。
B.根據線路兩側定值確定不同點故障保護的切除時間。
C.根據系統當前的運行方式、輸送潮流、系統及機組的參數，結合故障切除時間，判斷線路不同點故障時系統能否保持穩定。
D.判斷能否通過控制輸送潮流保持系統穩定。
E.反推系統保持穩定需要的故障切除時間。
F.通過遠程改定值，保證系統穩定及周圍系統后備保護的配合。
這樣，我們就可以大大減輕縱聯保護的退出給系統一次設備的運行帶來的影響，并提供縱聯保護的退出的整體解決方案。
6.對系統中運行的繼電保護裝置進行可靠性分析。
通過與繼電保護管理信息系統交換保護配置、服役時間、各種保護裝置的正動率及異常率等信息，電網繼電保護綜合自動化系統可以實現對繼電保護裝置的可靠性分析。特別是當某種保護或保護信號傳輸裝置出現問題，并暫時無法解決時，通過將此類裝置的可靠性評價降低，減輕系統對此類保護的依賴，通過遠程調整定值等手段，實現周圍系統保護的配合，防止因此類保護的拒動而擴大事故。
7.自動完成線路參數修正。
由于征地的限制，新建線路往往與原有線路共用線路走廊，線路之間電磁感應日益增大，造成新線路參數測試的不準確以及原有線路參數的變化?，F在，依靠電網繼電保護綜合自動化系統，可以將每次故障周圍系統保護的采樣數據進行收集，利用線路兩端的故障電流、故障電壓，校核并修正線路參數，實現線路參數的自動在線測量，從而提高繼電保護基礎參數的可靠性，保證系統安全。
四、實現本系統的難點分析
1.管理問題
從技術上說，實現電網繼電保護綜合自動化系統的條件已經成熟，無論是變電站客戶機對保護信息的搜集、信息的網絡傳輸還是調度端服務器對EMS系統共享數據的讀取、故障及穩定分析計算，都可以得到解決。主要的實施難度在于此系統需要綜合繼電保護、調度、方式、遠動、通信以及變電站綜合自動化等各個專業的技術，并且涉及到控制運行設備，其它專業一般不愿牽扯其中，因此只有解決好管理問題，才可能順利實施。例如，目前變電站客戶機對信息的搜集，*可以也應該納入到變電站綜合自動化系統，但是，由于管理界面的劃分，有些運行單位希望保護專業獨立組網搜集信息，這樣就造成資源的分割和浪費，不利于今后對系統的擴展。為了保證電力系統的安全運行，希望在將來的保護設計導則中，對此類問題統一予以規范。
2.安全性問題
由于電網繼電保護綜合自動化系統的功能強大，并且可以控制運行設備，與電網的安全穩定運行息息相關，因此在設計之初，就必須對系統的安全性問題給予足夠重視。可以說，安全性解決的好壞，將是本系統能否運用的關鍵。初步設想，調度端服務器必須采用雙機熱備用方式保證硬件安全；通過遠方修改保護定值時，客戶機必須通過加密的數字簽名核實調度端傳送定值的可信度，并通過校驗碼及數據回送保證定值的可靠性。并且，當客戶機向保護傳送定值時，必須不能影響保護的正常性能。在這方面，還需要做大量的工作。
3.規約問題
由于本系統將全網所有微機保護及故障錄波器到了一起，如果能夠解決好信息的組織及傳輸規約，將對系統實施起到事半功倍的作用。因此，希望參照國外標準，盡快建立國內繼電保護信息組織規約。
