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摘 要：本文主要探讨了变电站继电保护电力系统的安全稳定运行，必须提
关键词:电气工程;变电站;继电保护;自动化系统;
1电网系统构成
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，可从调度中心获得；一次设备的运行状态及输送潮流，可通过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，可从微机保护装置获得；电网故障信息，可从微机保护及微机故障录波器获得。通过以上分析可看出，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。
（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头脉冲，记录下如图1所示的暂态电流行形，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△t来实现测距。
（2）两端电气量行波测距原理（D型）。根据装于线路两端测距装置记录下行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头分量，不需考虑后续
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），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（图2）。
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10次故障的测距结果及4次故障电流波形，设有掉电保护，所有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越准确，调度端数据库中，已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从保护和故障录波器搜集故障报告，上送到怎么写作器。调度端怎么写作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结语
以上通过作者的创新点是结合实际提出变电站若实现继电保护装置对系统运行状态的自适应存在的问题。众所周知，继电保护在电气设备运行中起至关重要的作用，它不仅保护设备本体的安全，而且还保障生产的正常进行。为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怎么写作器对EMS系统共享数据的读取、故障及稳定分析计算，都可得到解决。主要实施难度在于此系统需综合继电保护、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，且涉及到控制运行设备，需要很多专业人员配合，就目前条件而言，还难以实现继电保护的自适应。
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。
源于：期刊论文www.udooo.com
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。提出了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:电气工程;变电站;继电保护;自动化系统;
1电网系统构成
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，可从调度中心获得；一次设备的运行状态及输送潮流，可通过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，可从微机保护装置获得；电网故障信息，可从微机保护及微机故障录波器获得。通过以上分析可看出，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。
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，以某站220 kV行波测距装置采用XC-21输电线路行波测距装置为例。该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3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，但由于受母线上其他线路末端反射影响，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头脉冲，记录下如图1所示的暂态电流行形，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△t来实现测距。
（2）两端电气量行波测距原理（D型）。根据装于线路两端测距装置记录下行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头分量，不需考虑后续
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），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（图2）。
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10次故障的测距结果及4次故障电流波形，设有掉电保护，所有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越准确，调度端数据库中，已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从保护和故障录波器搜集故障报告，上送到怎么写作器。调度端怎么写作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 完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策
当系统发生较大事故时，由于在较短时间内跳闸线路较多，一般已超过了继电保护能够适应的运行方式，此时保护可能已处于无配合状态。此时进行事故恢复，不仅需考虑一次运行方式的合理，还需考虑保护是否能够可靠并有选择地切除故障。借助电网继电保护综合自动化系统，可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。2.3 实现继电保护装置的状态检修
根据以往统计分析数据，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。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 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，由于传统继电保护以预先整定、实时动作为特征，保护定值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：（1）缩短了保护范围，延长了保护动作延时。（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地使用其最后两段。（3）可能还存在由于运行方式考虑不周而失去配合。（4）被迫限制一次系统运行方式。3结语
以上通过作者的创新点是结合实际提出变电站若实现继电保护装置对系统运行状态的自适应存在的问题。众所周知，继电保护在电气设备运行中起至关重要的作用，它不仅保护设备本体的安全，而且还保障生产的正常进行。为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怎么写作器对EMS系统共享数据的读取、故障及稳定分析计算，都可得到解决。主要实施难度在于此系统需综合继电保护、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，且涉及到控制运行设备，需要很多专业人员配合，就目前条件而言，还难以实现继电保护的自适应。
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。