关键词：智能变电站 继电保护 优化改进 对策
引言：在目前国内电力需求不断增加的大环境背景下，继电保护措施受到了极大的挑战，在全新电网构架下，采取什么样的措施可以确保智能变电站的稳定运行，以及保障运行的安全性，是目前继电保护工作者需要着重思考的问题。目前大多数智能变电站的继电保护措施，虽然也可以保障变电站供电的安全性，但是从本质上来说还是存在很多的安全隐患，若想实现继电保护的最大效应，提高保护措施的自动化水平，就必须对现在有的继电保护措施进行优化。但目前为止对智能变电站继电保护措施的优化工作还没有被普及，所以就需要相关工作人员加强对其的研究工作，致力提升继电保护优化措施，真正的从源头上保护供电稳定。
1 现有配置的一些不足
1.1后备保护逐级配合
线路保护和变压器保护均配置了相邻设备的远后备保护以及作为系统稳定安全的系统级后备保护，这就需要在时间上与邻线或下级设备的后备保护进行配合，尤其对于变压器后备保护涉及的下级设备较多，又作为整个变电站主要的后备保护，造成变压器后备保护配置复杂，在多侧电源的情况下难以整定，甚至出现近后备动作时间大于设备热稳时间，对设备安全运行造成较大的风险。
1.2就地保护间横向耦合
由于母线上各间隔的失灵保护通常都配置在母线保护中，也就使得母线保护和各间隔线路保护、变压器保护之间需要相对复杂的联闭锁信号，在实际运维中，这也是智能变电站就地保护虚端子配置复杂以及保护设备检修时安全措施不便的原因之一。
1.3后备保护决策依据不足
对于线路保护、变压器保护配置的后备保护范围远大于主保护范围，但受制于保护安装处的测量信息，无法感知系统实际的运行方式及相邻设备电气特征，因此也难以保证在不同运行方式下准确动作。
2 层次化继电保护的优化配置方案
2.1保护功能的优化分布原则
根据保护范围、是否需要相互配合、综合决策信息来源等因素将就地保护中原有的主保护、后备保护功能在层次化继电保护系统中进行重新组态。
2.1.1就地保护
就地保护配置被保护对象的主保护、近后备保护及设备安全的后备保护，尽可能避免就地保护之间的横向连接；在保护功能上就地保护不涉及与相邻设备后备保护在时间或者空间上的配合。
2.1.2站域保护
站域保护与就地保护之间形成纵向连接。由于变电站内主要设备的后备保护大多配置在变压器后备保护中，因此站域保护以原有变压器相关后备保护为主体，形成变电站高压侧母线以下设备的站域后备保护，并将原有就地保护间横向耦合的功能配置到站域保护中。
2.1.3区域(广域)保护
就地保护中需要相邻变电站及系统运行方式等信息后才能更合理地决策保护功能，例如线路距离Ⅲ段保护、零序Ⅲ段保护、变压器零序末段功能等配置到区域(广域)保护。
2.2保护功能的优化分布方案
线路就地保护仅设置纵联保护和距离Ⅰ段，将原有就地线路保护中的相邻设备的远后备如距离Ⅱ段、距离Ⅲ段、零序保护等，在实际应用中受系统运行方式影响、保护整定配合相对复杂、过负荷运行状态下存在风险的功能布置到区域(广域)保护中，利用区域(广域)保护获取的其他变电站数据信息和运行方式参数信息进行综合决策。变压器就地保护中仅设置差动保护、间隙保护或者作为变压器近后备的阻抗保护，各侧后备中配置的下级设备后备的功能如过流保护、零序保护等配置到站域保护中。母线保护中仅设置差动保护，各间隔失灵保护配置到站域保护中，减少就地保护之间的联闭锁。按照上述配置方式后，就地保护无需与其他保护配合，同时就地保护之间不存在横向连接，使得就地保护配置独立、功能简化，并进一步实现少维护。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆站域保护以变压器后备保护为主体，利用智能变电站站内交互提高保护性能。
3 信息交互实现保护优化
3.1就地保护定值的自动整定
由于就地保护仅配置了被保护对象的全线速动功能，保护功能大大简化，可以利用智能变电站信息交互来实现保护定值的自动整定。
定值整定通常需要一次设备参数，根据整定原则设置定值项，再通过系统运行方式参数校验其灵敏度是否符合要求。整定原则一般是固定的，因此如果保护能够自主获取一次设备参数和最小系统运行方式的短路参数，就能够实现定值的自动整定。
在IEC61850－7－4中，定义了主要一次设备的逻辑节点(LN)，如YPTＲ(电力变压器)、TCTＲ(电流互感器)、TVTＲ(电压互感器)等。对于保护所需的TA变比、TV变比、变压器参数、线路参数均有相应的DO(数据对象)或DA(数据属性)可以进行描述，但像变压器短路电压比等参数可能需要扩充相应的DO。
在变电站设计完成并建立SSD(系统规范描述文件)时对于所需的一次设备及其参数进行建模，经过集成商完成SCD(变电站系统配置文件)文件配置后，由装置导出CID(IED配置文件)时获取并存储相关所需的参数。
对于最大、最小运行方式，目前通常是通过调度方式部门人工流转给出，可通过远方EMS(电力管理系统)主站获取当前站点的短路参数及不同运行方式下的短路参数；站端EMS系统子站提供MMS(制造报文规范)服务，就地保护通过MMS获取当前站点各电压等级母线处不同运行方式下短路参数、最大负荷等信息。
主保护及本设备的近后备通常以额定电流为基准值，并考虑可靠系数、返回系数、经验值系数等作为整定系数，整定完成后按照最小运行方式进行灵敏度校验。因此保护装置中可根据功能差异选定整定参数，中间值作为默认值计算，再根据灵敏度校验结果调整参数。
保护装置通过单向或者双向逼近，在灵敏度条件约束下找到合适的整定参数，确认保护定值。当整定参数越限时，发出整定异常告警提醒。
3.2与就地保护协同的站域后备保护
在所提的优化配置中，站域保护配置是以原变压器各侧后备保护为主体、变电站为对象的站域后备保护。站域保护通常采用网络采样方式，能够获取全站各间隔电流、电压数据。
从可靠性角度考虑，站域保护的保护范围越大，其不正确动作造成的后果也越严重。为了防止合并单元输出数据异常或者网络异常时造成保护异常，可以采用与就地保护协同的方式，站域后备保护采用启动元件和选择元件与门构成动作判据。对于终端负荷变电站，站域后备保护的启动元件可采用电源侧过流元件，由站域保护装置根据采样数据进行计算。
对于联络变电站或者存在多侧电源时，可采用差动元件作为启动元件。在各间隔就地保护中，设置灵敏的过流元件和功率方向元件，作为站域后备保护的选择元件。
根据差流可以判断故障在区内还是区外。由于变压器低压侧为不接地系统，电流启动元件具备自然的选择性，根据就地安装的馈线保护、变压器低压侧后备保护、低压侧分段保护的启动元件即可判别故障位置。而110kV侧为接地系统，当本站110kV接地运行时，110kV侧发生接地故障后，在零序电流的影响下，110kV侧就地安装保护的启动元件均可能动作，因此对于接地系统需采用启动元件和方向元件来进行故障定位。
根据从负荷侧到电源侧的原则，逐级判别就地保护的启动元件状态和方向元件。
站域后备保护在判别故障后，与就地主保护时间配合，同时也避免通信异常造成事故扩大，延时一个整定级差后切除相邻断路器或上级断路器。通过与就地保护的协同交互，降低了由于站域保护接收的采样数据异常而造成事故扩大，与就地保护形成梯级配合，实现变电站内故障的近后备。
4 结语
随着对智能变电站技术的进一步研究，利用智能变电站的信息共享优势，提高继电保护的选择性、灵敏性、速动性、可靠性也会具有更广阔的空间。
参考文献
[1]李锋，谢俊，兰金波等.智能变电站继电保护配置的展望和探讨[J].电力自动化设备，2012.
[2]李孟超，王允平，李献伟，等.智能变电站及技术特点分析[J].电力系统保护与控制，2010
论文作者:邵江南
论文发表刊物:《中国电业》2019年 19期
论文发表时间:2020/3/5
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