继电?；さ男芎涂煽啃?继电保护测试仪

随着微机继电?；ぷ爸茫?a title="继电?；ばＱ橐? href="erlist_155677.html" target="_self">继电?；ばＱ橐?/font> ）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。电网继电?；ぷ酆献远低尘褪亲酆侠谜龅缤悄苌璞杆杉男畔ⅲ远孕畔⒔屑扑惴治?，并调整继电保护（继电?；ばＱ橐?/font> ）的工作状态，以确保电网运行安全可靠的自动化系统，它可以实现以下主要功能。

1.实现继电?；ぷ爸茫?a title="继电?；ばＱ橐? href="erlist_155677.html" target="_self">继电?；ばＱ橐?/font> ）对系统运行状态的自适应。

2.实现对各种复杂故障的准确故障定位。

3.完成事故分析及事故恢复的继电?；じㄖ霾摺?br />
4.实现继电?；ぷ爸玫淖刺煨蕖?br />
5.对线路纵联?；ね顺鲆鸬南低澄榷ㄎ侍饨蟹治?，并提供解决方案。

6.对系统中运行的继电?；ぷ爸媒锌煽啃苑治?。

7.自动完成线路参数修正。

二、系统构成

站在电网的角度，我们来分析电网继电?；ぷ酆献远低郴袢⌒畔⒌耐揪?。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；?；ぷ爸玫耐锻诵畔?，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；?；ぷ爸霉收霞耙斐?，可以从微机?；ぷ爸没竦?；电网故障信息，可以从微机保护及微机故障录波器获得。

通过以上分析，可以看出，实现电网继电?；ぷ酆献远低车男畔⒆试词浅浞值摹Ｎ烁玫睦眯畔⒆试?，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*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。

客户机设在变电站，主要实现以下功能：

1.管理与?；ぜ肮收下疾ㄆ鞯慕涌冢迪侄圆煌Ъ业谋；ぜ肮收下疾ㄆ鞯氖莶杉白还δ?。在正常情况下巡检?；さ脑诵凶刺?，接收?；さ囊斐１ǜ?。在电网发生故障后接收?；ず凸收下疾ㄆ鞯氖鹿时ǜ?。

2.管理与监控系统主站的接口，查询现场值班人员投退?；さ牟僮?。

3.管理与远动主站的接口，将装置异常、?；ね锻思捌渌丶畔⑼ü抖髡臼凳鄙纤偷鞫榷恕?br />
4.执行数据处理、筛选、分析功能。实现对?；げ杉菡沸缘某醪椒治?，筛选出关键信息。

5.管理及修改?；ざㄖ怠?br />
6.向服务器发出应用请求，并接收服务器反馈信息。

7.主动或按服务器要求传送事故报告，执行服务器对?；ず凸收下疾ㄆ鞯牟檠?br />
服务器设在调度端，可由一台或多台高性能计算机组成，主要实现以下功能：

1.向客户机发送指令，接收并回答客户机的请求。

2.接收客户机传送的事故报告。

3.控制对EMS系统共享数据库的存取?；竦靡淮紊璞缸刺?、输送潮流及客户机通过远动主站上送调度端的信息。

4.通过调度运行管理信息系统获得调度员对?；さ耐锻嗣睢⑸璞讣煨藜苹刃畔?。

5.与继电?；す芾硇畔⑾低辰换槐；づ渲?、定值、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，实现继电?；ぷ爸玫目煽啃苑治?。

6.执行故障计算程序、继电保护定值综合分析程序、事故分析程序、?；ぴ诵凶刺嗖獬绦颉⑽榷ǚ治龀绦虻扔τ萌砑?。

在实现了变电站综合自动化的厂站，客户机可在?；すこ淌φ镜幕∩辖泄δ芾┏?，并成为变电站综合自动化系统的组成部分。在没有?；すこ淌φ镜某д荆赏ü；じ脑旃こ?，建立变电站?；ば畔⒋硐低?，使之成为客户机。

由以上功能划分可以看出，客户机与服务器之间的数据交换量并不大，仅在电网发生故障后，由于与故障设备有关联的厂站的客户机需要向服务器传送详细的故障报告，才会出现较大的信息量。因此，客户机和服务器之间的联络，在目前条件下，*可以采用调制解调器进行异步通信。将来如有条件，建议尽量采用广域网交换数据。

三、功能分析

1.实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。

电网继电保护的整定计算十分复杂，由于传统的继电保护以预先整定、实时动作为特征，?；ざㄖ当匦胧视λ锌赡艹鱿值脑诵蟹绞降谋浠?。假如一个变电站有15个元件，仅考虑本站检修2个元件的组合方式就已经达到100多个，而周围系统机组停运、500KV自耦变的检修及系统开环对短路电流和分支系数的影响甚至可能比本站元件检修还要大，它们均需做为组合方式加以考虑，这就使组合方式之多达到难以想像的数量。

为使预先整定的?；ざㄖ凳视λ锌赡艹鱿值脑诵蟹绞降谋浠?，必然出现以下问题：

A. 缩短了?；し段?，延长了保护动作延时。

B. 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?；そ瞿芪夼浜系氖褂闷鋤ui后两段。

C. 可能还存在由于运行方式考虑不周而出现失去配合。

D. 被迫限制一次系统运行方式。

电网继电?；ぷ酆献远低晨梢?改变这种局面。只要在调度端的服务器安装故障计算及继电?；ざㄖ底酆戏治龀绦?，依靠从EMS系统获得的系统一次设备的运行状态，就可以迅速准确的判断出当前继电?；ぷ爸谜ㄖ档目煽啃?，如出现部分后备?；ざㄖ挡慌浜鲜保荽拥鞫裙芾硐低郴竦玫南呗纷萘；ぜ澳覆畋；さ耐度肭榭?，确定是否需要调整定值。如需要调整，可通过调度端服务器向变电站的客户机下达指令，由客户机动态修改?；ざㄖ?，从而实现继电?；ぷ爸枚韵低吃诵凶刺淖允视?。以上所有计算分析工作，均依靠调度端服务器实时自动完成，这样，继电?；ふㄖ稻臀扌柙は瓤悸悄切┏鱿只屎苄〉淖楹戏绞?，从而解决困扰继电?；ふ扑愎ぷ鞯牟煌诵蟹绞较驴煽啃杂胙≡裥源嬖诿艿奈侍?。

目前，系统中运行的?；ぷ爸每煞治啵?类为非微机型保护；第二类为具备多个定值区并可切换的微机保护，一般不具备远方改定值的功能；第三类为新型微机?；?，具备远方改定值的功能。对非微机型?；ぃ诘鞫榷丝梢越渖柚梦荒茏远髡ㄖ档谋；?，依靠周围?；ぷ爸玫亩ㄖ档髡迪钟氪死啾；さ呐浜?。对第二类?；?，可以事先设置多套整定值，调度端只是通过变电站客户机，控制其在当前运行方式下采用那套整定值来实现定值的自适应。

为提高可靠性，?；ざㄖ档淖允视捎氲鞫认低车募煨奚昵胂嘟岷稀５钡缤痰绫；ぷ酆献远低炒拥鞫裙芾硐低郴竦眉苹煨薰ぷ魃昵牒螅赐ü扑惴治?，事先安排定值的调整，并做相应的事故预想（如在检修基础上再发生故障时?；さ呐浜瞎叵导扑悖?，从而大大提高系统继电?；ぷ爸玫男芎桶踩?。

2.实现对各种复杂故障的准确故障定位。

目前的?；ず凸收下疾ㄆ鞯墓收喜饩嗨惴?，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?；せ蚬收下疾ㄆ髯约翰杉氖荩苣咽迪肿既返墓收隙ㄎ?。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?；ぷ酆献远低常梢?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?；ず凸收下疾ㄆ魉鸭收媳ǜ妫纤偷椒衿?。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。

3.完成事故分析及事故恢复的继电?；じㄖ霾摺?br />
系统发生事故后，往往有可能伴随着其它?；さ奈蠖鳌４车氖鹿史治鲇扇送瓿?，受经验和水平的影响，易出现偏差。由于电网继电?；ぷ酆献远低乘鸭斯收锨昂笙低骋淮紊璞傅脑诵凶刺捅涞缯颈；ず凸事嫉墓收媳ǜ?，可以综合线路两端保护动作信息及同一端的其它?；ざ餍畔⒔心：治觯⒁揽勘；ず凸事嫉牟裳菁扑?，从而能够迅速准确的做出判断，实现事故恢复的继电?；じㄖ霾?。

当系统发生较大的事故时，由于在较短时间内跳闸线路较多，一般已经超过了继电?；つ芄皇视Φ脑诵蟹绞?，此时?；た赡芤丫τ谖夼浜系淖刺?。此时进行事故恢复，不仅需要考虑一次运行方式的合理，还需要考虑保护是否能够可靠并有选择的切除故障。借助电网继电?；ぷ酆献远低常梢苑治龅鼻霸诵蟹绞较卤；さ牧槊舳燃芭浜瞎叵?，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。

4.实现继电?；ぷ爸玫淖刺煨?。

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?；ぷ爸梦蠖鞯闹饕?。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?；ぷ酆献远低呈迪旨痰绫；ぷ爸玫淖刺煨?。具体做法如下：

A. 依靠微机?；さ淖约旃δ埽梢苑⑾直；ぷ爸媚诓康挠布斐！１涞缯镜目突Щ鸭奖；さ囊斐１ǜ婧?，立即向相应的调度端发出告警，从而使设备故障能够得到及时处理，缩短保护装置退出时间。
　　B. 保护的开入量一般有开关辅助节点、通讯设备收信、合闸加速、启动重合闸、其他?；ざ鞯燃钢郑庑┛肓慷员；さ目煽吭诵衅鸸丶饔?。变电站的客户机可以监视?；ぷ爸玫目亓勘湮槐ǜ?。当发现?；さ目肓糠⑸湮皇?，可以通过查询变电站一次系统状态以及其他?；ず吐疾ㄆ鞯亩餍畔⑷范ū湮坏恼沸浴Ｕ庋?，就可以及早发现问题，预防一部分由设计缺陷或二次回路维护不良引起的误动作。

C. 为防止由于PT、CT两点接地、?；ぷ爸媒涣魇淙牖芈芬斐?、采样回路异常等引起?；の蠖?，可以由变电站的客户机将?；て舳院蟮谋ǜ娼蟹治觯紫瓤梢耘卸先∽酝籆T的两套?；げ裳凳欠褚恢?，其次，可以判断本站不同PT对同一故障的采样值是否一致。另外，还可以将从?；す收媳ǜ嬷猩秆〕龅墓收系缌骰ㄎ忍导跋辔坏刃畔⑸洗降鞫榷?，与线路对侧的数据进行比较，以发现PT两点接地等问题。

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?；ぷ爸霉ぷ髟?状态。同时，还可以提高维护管理水平，减轻继电?；すぷ魅嗽钡睦投慷?，减少因为人员工作疏漏引起的误动作。

5.对线路纵联?；ね顺鲆鸬南低澄榷ㄎ侍饨蟹治觯⑻峁┙饩龇桨?。

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?；さ耐度胩岢鼋细咭?。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?；さ呐浜稀Ｕ庵钟捎诙紊璞竿顺龆跋煲淮紊璞冈诵械淖纯鍪俏颐撬辉敢饪吹降?。

借助电网继电?；ぷ酆献远低常颐强梢酝瓿梢韵鹿ぷ?。

A. 根据系统当前运行状态校验?；さ呐浜瞎叵?。

B. 根据线路两侧定值确定不同点故障保护的切除时间。

C. 根据系统当前的运行方式、输送潮流、系统及机组的参数，结合故障切除时间，判断线路不同点故障时系统能否保持稳定。

D. 判断能否通过控制输送潮流保持系统稳定。

E. 反推系统保持稳定需要的故障切除时间。

F. 通过远程改定值，保证系统稳定及周围系统后备?；さ呐浜稀?br />
这样，我们就可以大大减轻纵联?；さ耐顺龈低骋淮紊璞傅脑诵写吹挠跋?，并提供纵联保护的退出的整体解决方案。

6.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?；す芾硇畔⑾低辰换槐；づ渲?、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?；ぷ酆献远低晨梢允迪侄约痰绫；ぷ爸玫目煽啃苑治?。特别是当某种?；せ虮；ば藕糯渥爸贸鱿治侍猓⒃菔蔽薹ń饩鍪?，通过将此类装置的可靠性评价降低，减轻系统对此类?；さ囊览担ü冻痰髡ㄖ档仁侄?，实现周围系统?；さ呐浜?，防止因此类?；さ木芏┐笫鹿?。

7.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?；ぷ酆献远低?，可以将每次故障周围系统?；さ牟裳萁惺占?，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。

四、实现本系统的难点分析

1.管理问题

从技术上说，实现电网继电?；ぷ酆献远低车奶跫丫墒?，无论是变电站客户机对?；ば畔⒌乃鸭⑿畔⒌耐绱浠故堑鞫榷朔衿鞫訣MS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?；ぁ⒌鞫?、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，*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?；ぷㄒ刀懒⒆橥鸭畔ⅲ庋驮斐勺试吹姆指詈屠朔?，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?；ど杓频荚蛑?，对此类问题统一予以规范。

2.安全性问题

由于电网继电?；ぷ酆献远低车墓δ?，并且可以控制运行设备，与电网的安全稳定运行息息相关，因此在设计之初，就必须对系统的安全性问题给予足够重视?？梢运担踩越饩龅暮没?，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?；ざㄖ凳?，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?；ご投ㄖ凳?，必须不能影响?；さ恼Ｐ阅?。在这方面，还需要做大量的工作。 

3.规约问题

由于本系统将全网所有微机?；ぜ肮收下疾ㄆ鞯搅艘黄?，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。