[浅析继电保护综合自动化系统的应用]继电保护与自动化

来源:PS教程 发布时间:2019-03-12 03:55:57 点击:

  摘要 目前,电网继电保护综合自动化系统发展迅速,从国际国内发展形势来看,继电保护装置的未来趋势,依然是集成计算机、网络、智能与保护、控制、测量等一体化,并实现实时数据传输。本文主要提出电网继电保护综合自动化系统的概念,阐述系统结构,功能及实现方法。
  关键词 电网继电保护 综合自动化系统研究
  
  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,运行人员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的意义。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。
  
  1 系统构成
  
  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。
  分析看出,实现电网继电保护综合自动化系统的信息资源是充分的。为了更好的利用信息资源,应建立客户/服务器体系的系统结构,按此结构将系统分解成几个部分,由客户机和服务器协作来实现上述七种主要功能。这样就可以实现最佳的资源分配及利用,减少网络的通信负担,提高系统运行的总体性能。
  
  2 功能分析
  
  2.1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,一般分为故障分析法和行波法两类。其中行波法由于存在行波信号的提取和故障产生行波的不确定性等问题而难以在电力生产中得到较好的运用。而故障分析法如果想要准确进行故障定位,必须得到故障前线路两端综合阻抗、相邻线运行方式、与相邻线的互感等信息,很显然,仅利用保护或故障录波器自己采集的数据,很难实现准确的故障定位。另外,对于比较复杂的故障,比如跨线异名相故障,单端分析手段已经无法正确判断故障性质和故障距离,因此,往往出现误报。
  我们知道,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,因此,通过电网继电保护综合自动化系统,可以彻底解决这个问题。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。
  2.2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。
  通过以上措施,可以加强状态检修,相应延长定期检修周期,使保护装置工作在最佳状态。同时,还可以提高维护管理水平,减轻继电保护工作人员的劳动强度,减少因为人员工作疏漏引起的误动作。
  2.3对线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析,并提供解决方案。
  随着电网的发展,系统稳定问题日益突出。故障能否快速切除成为系统保持稳定的首要条件,这就对线路纵联保护的投入提出较高要求。但是,在目前情况下,由于通道或其它因素的影响,导致线路双套纵联保护退出时,只能断开线路以保证系统稳定和后备保护的配合。这种由于二次设备退出而影响一次设备运行的状况是我们所不愿意看到的。
  2.4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。
  2.5自动完成线路参数修正。
  由于征地的限制,新建线路往往与原有线路共用线路走廊,线路之间电磁感应日益增大,造成新线路参数测试的不准确以及原有线路参数的变化。现在,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测量,从而提高继电保护基础参数的可靠性,保证系统安全。
  
  3 实现本系统的难点分析
  
  3.1管理问题从技术上说,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,其它专业一般不愿牵扯其中,因此只有解决好管理问题,才可能顺利实施。例如,目前变电站客户机对信息的搜集,完全可以也应该纳入到变电站综合自动化系统,但是,由于管理界面的划分,有些运行单位希望保护专业独立组网搜集信息,这样就造成资源的分割和浪费,不利于今后对系统的扩展。为了保证电力系统的安全运行,希望在将来的保护设计导则中,对此类问题统一予以规范。
  
  3.2安全性问题
  安全性解决的好坏,将是本系统能否运用的关键。初步设想,调度端服务器必须采用双机热备用方式保证硬件安全;通过远方修改保护定值时,客户机必须通过加密的数字签名核实调度端传送定值的可信度,并通过校验码及数据回送保证定值的可靠性。并且,当客户机向保护传送定值时,必须不能影响保护的正常性能。在这方面,还需要做大量的工作
  
  3.3规约问题
  由于本系统将全网所有微机保护及故障录波器联系到了一起,如果能够解决好信息的组织及传输规约,将对系统实施起到事半功倍的作用。因此,希望参照国外标准,尽快建立国内继电保护信息组织规约。
  
  结束语
  
  通过以上分析,我们可以看到电网继电保护综合自动化系统的实现,将给电网继电保护工作带来一次质的飞跃,它将能大大加强继电保护的效能和可靠性,对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。希望今后科研、运行、设计人员加强对综合利用整个电网的一、二次设备信息的研究,争取尽快将此类系统投入电网运行。

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