摘要：随着智能变电站技术迅速发展,越来越多智能变电站已投入运行，同时也带来了一些新问题。本文在详细分析智能变电站继电保护系统常见故问题的基础上提出了相应的解决对策，希望能够为智能变电站继电保护工作人工作提供一定的实际指导作用。
关键词：智能变电站；继电保护；问题
1智能变电站特点与结构
1.1智能变电站的主要技术特征
智能变电站有着一次设备智能化、二次设备网络化的特点，其采用的智能电
子设备和使用的网络通信对变电站继电保护系统产生了深远影响。IEC 61850 标准的颁布使得智能变电站中原保护装置功能被分别转移给了间隔层与过程层，从而确立了三层两网结构；在一次信息的采集部分，采用电子式互感器加装合并单元、断路器结合智能终端的方式实现一次设备智能化；在二次设备中，采用光纤取代了常规电缆，通过合并单元、智能终端、交换机等智能设备来未完成信息传输，从而实现二次设备网络化。
1.2 智能变电站的结构体系
从物理结构来看，智能变电站仍然分为一次设备与二次设备两个层面。由于一次设备的数字化和智能化以及二次设备的网络化，使得智能变电站一次设备与二次设备之间的连接更为紧密。从逻辑上看，智能变电站的重要特征是功能分散、数据共享，因此对通信也提出了非常严格的要求。IEC61850标准规定了变电站“三层两网”的体系结构。“三层”是指变电站控层(也称站控层)、间隔层、过程层三层设备。“两网”是指以三层设备为节点的网络:站控层网络和过程层网络。
2 智能变电站继电保护面临的问题及对策分析
2.1电子式互感器受电磁干扰问题
电子式互感器作为数据采集的关键设备之一，在变电站中起着重要作用，然而由于其内部低电气信号和高电气信号并存，因而更易受变电站强电磁环境的干扰。电子式互感器虽然解决了传统互感器铁磁谐振和饱和问题，提高了动态响应能力，但由于受电磁干扰、杂散电容等因素的影响使得其测量精度难以保证，进而影响到保护动作的正确性。干扰源对设备的影响途径，主要包括传导以及辐射2 种干扰方式。其中传导干扰是指干扰源通过电流或电压的形式， 经由电路中的导线或者电感、电容等元件耦合到被干扰的电路中；辐射干扰按照“场”的方式在空间中进行传播，进而辐射到被干扰电路。
针对不同干扰源对电子式互感器造成的电磁干扰，目前主要采用可靠接地、滤波和屏蔽3 种基本方式来减弱或消除电磁干扰。再者，通过合理设计元器件、线路等，也可减小杂散电容的影响、降低传导干扰的耦合度从而提高其电磁兼容性能。
2.2合并单元的同步问题
电力系统保护对模拟量的采样不仅要求高精度，更重要的是要同步，如果无法做到同步，那么采集到的各相电压和电流数据难以处理，最终不能实现采集到的电压和电流同步，实现不了三相平衡，就会对电网的安全运行带来很大的危害；除此之外，电力系统要实现功率和阻抗的计算，也需要对同一间隔层的模拟量进行同步，否则就会造成偏差，或者无法计算相应的功率和阻抗。合并单元采集器的多路电流或电压之间需要同步。由于不同采集器各自时钟节拍不同，发送到合并单元的采样数据到达先后不同，合并单元需要对采集器数据进行插值同步。在“常规互感器+合并单元”的直采模式下，合并单元的采样额定延时和同步特性将直接影响间隔层保护装置动作的时间和正确性；合并单元自身的稳定性和可靠性也会影响网络阻塞严重程度和保护动作可靠程度。在智能站“常规互感器+合并单元”的直采模式下，电流互感器、电压互感器的数据采集模块由以前的保护装置前移到了合并单元，合并单元将数字信号通过光纤传送给保护装置。以220 kV主变保护为例，若不采取同步措施，主变间隔合并单元和母线合并单元的数据采集处理环节相互独立，不能统一协调，加上各合并单元自身的处理存在延时，导致主变保护装置采集的电流、电压数字信号不是同一时刻的量，那么必然影响到主变保护装置的正确动作性。因此，智能站直采模式下，必须解决同步采样的问题。对于多间隔保护如母差保护、主变保护，延时问题更为重要，如果两个间隔合并单元之间延时过大就可能导致差动保护出现误动或拒动。
为了消除不同合并单元延时不一致的问题，在直采方式下，采样延时是固定不变的，通常采用插值同步的方法来解决采样的同步问题。合并单元必须计算出采样值从电子互感器一次输入到其输出给保护装置整个过程的时间，并以“额定延时”，通过采样值的一个数据通道传输给保护装置，保护装置据此再进行时间或相角补偿。将采样值还原到一次系统发生的真实时刻。以实现不同间隔采样值的同步。因此，直采方式下，保护同步功能不依赖于外部时钟。
3、智能变电站二次设备常见异常问题与处理
3.1智能终端异常分析及处理
智能终端异常时，将影响继电保护跳、合闸命令的正常执行，也可能影响装置中断路器、刀闸位置信号的接收。当智能终端开出部分异常时，通过本智能终端的跳、合闸命令以及遥控命令均无法执行，即无法通过本智能终端控制断路器。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆此类异常保护装置无法告警，只有智能终端自检告警；当智能终端开入部分异常时，本智能终端无法提供正确的断路器、刀闸位置以及一次设备信号，将影响线路保护的重合闸功能、母线保护的小差选母线功能、电压并列或切换功能等，此类异常保护装置将会有“断路器位置异常”、“刀闸位置异常”或“GOOSE 异常”等告警信号。智能终端装置发生故障时，应立即查明原因，并及时汇报当值调度。经调度员同意后可对智能终端进行重启，重启前应先做好相应安全措施，即退出智能终端跳闸出口压板，投入“置检修状态”压板；根据智能终端重启结果汇报调度或经通知检修人员；当智能终端GOOSE断链时，不会向各保护装置发送任何报文，原因在于保护装置对GOOSE断链前一次设备状态具备记忆功能，因此保护装置功能不会受到影响。
3.2合并单元异常分析及处理
合并单元能够输出各种异常信号和自检信息，检修人员可根据异常信息和自检信息，初步判断合并单元故障类型。不同厂家的合并单元前置面板均有相应的“装置告警”、“装置异常”等提示目前装置工作状态的灯，根据这些灯光点亮状态可以判断出目前装置的异常情况并提出相应的解决方法:1、如“装置告警”灯为红灯，正常运行时熄灭，当装置硬件异常或者GOOSE异常时点亮。装置恢复正常后自动复归。此时可以关注尾纤接口是否松动;配置是否正确;装置是否存在闭锁。2、如“对时异常”灯为红灯，正常运行时熄灭，当对时出现问题时点亮，恢复后自动复归。此时可以关注GPS源是否正常;尾纤接口是否松动;对时配置是否正确。
3.3 GOOSE通信中断告警及处理
GOOSE报文在智能变电站中主要用以传输表示状态的实时数据:1、保护装置的跳、合闸命令；2、测控装置的遥控命令；3、保护装置间信息(启动失灵、闭锁重合闸、远跳等)；4、一次设备的遥信信号(开关刀闸位置、压力等)；5、间隔层的连锁信息等。当保护装置与智能终端GOOSE通信中时断无法获取断路器位置、低气压闭锁、闭锁重合闸等信息，从而影响重合闸功能，智能终端将无法正确执行保护装置的跳、合闸命令；保护装置之间GOOSE 通信异常时（如线路保护之间、线路保护与母线保护、变压器保护与母线保护），将影响到失灵、闭锁重合闸、远跳或联跳等功能。此时根据根据GOOSE二维表做出判断，同时可以结合网络分析仪进行辅助分析确定故障点，判断GOOSE断链告警是否误报，若是设备异常情况引起，再进一步判断GOOSE断链是由于发送方故障引起或接收方、网络设备引起。
4、智能变电站继电保护工作安全措施举例分析
4.1 220kV线路间隔保护的定值修改需要采取的安全措施分析。
考虑一次设备不停运，仅220kV线路第一套保护功能退出，需采取的安全措施：1、投入该间隔第一套保护装置检修压板；2、退出该间隔第一套保护装置GOOSE发送软压板、GOOSE跳闸出口软压板、GOOSE启动失灵压板、GOOSE重合闸出口压板；3、投入测保装置硬压板：装置检修。4、退出该线路间隔第一套智能终端保护出口硬压板：A相跳闸压板、B相跳闸压板、C相跳闸压板、A相合闸压板、B相合闸压板、C相合闸压板(但第一套母差无法跳该线路间隔智能终端，仅依靠第二套母差保证安全性)。
4.2 220kV母差保护配置新增一个间隔需要采取的安全措施分析。
1、退出相应差动、失灵保护功能软压板，投入检修压板（保护退出运行），并保证检修压板处于可靠合位，直到步骤7；2、更新与这个增加间隔相关的配置（SV、GOOSE等）；3、投入该支路SV接收压板，在该支路合并单元加相应电流，核对母线保护装置显示的电流幅值和相位信息；4、需要开出传动本间隔操作箱，验证跳闸回路的正确性；5、投入该支路失灵接收软压板，核对GOOSE信息输入的正确性；6、在该支路做相应保护试验，验证逻辑以及回路的正确性（投上相应保护功能软压板）；其余间隔也要测试；7、验证结束后，修改相关定值，并将该支路相关的软压板按要求置合位，母差保护功能压板置合位，退出检修状态。
4.3 220kV线路保护检修隔离220kV线路保护装置与站内其余装置的GOOSE报文的有效通信安全措施分析。
1、投入线路保护装置的“检修状态”硬压板；2、退出线路保护装置所有的“GOOSE出口”软压板；3、退出所有与线路保护装置相关装置的“GOOSE接收”软压板；4、拔出线路保护装置背后的GOOSE光纤。
结语
本文阐述了智能变电站特点与结构，总结了智能变电站继电保护面临的问题、二次设备常见异常分类、工作安全措施。继电保护作为智能电网“第一道防线”，在保证电网安全稳定运行中发挥了举足轻重的作用。当然实际工作中，智能变电站继电保护遇到的问题会比这更多，这就需要我们不断的探索与总结，不断积累经验，确保智能变电站安全稳定运行。
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论文作者:周小华
论文发表刊物:《电力设备》2019年第14期
论文发表时间:2019/11/22
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