继电?；さ男芎涂煽啃?继电?；げ馐砸?/strong>
随着微机继电?；ぷ爸茫?a title="继电保护校验仪" href="erlist_155677.html" target="_self">继电保护校验仪 ）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。电网继电保护综合自动化系统就是综合利用整个电网智能设备所采集的信息，自动对信息进行计算分析，并调整继电?；ぃ?a title="继电?；ばＱ橐? href="erlist_155677.html" target="_self">继电保护校验仪 ）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保护装置进行可靠性分析。
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?，可以从微机保护装置获得；电网故障信息，可以从微机?；ぜ拔⒒收下疾ㄆ骰竦?。
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堋Ｔ谡Ｇ榭鱿卵布毂；さ脑诵凶刺邮毡；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?。
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觯秆〕龉丶畔ⅰ?br />
5.管理及修改?；ざㄖ?。
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?、设备检修计划等信息。
5.与继电?；す芾硇畔⑾低辰换槐；づ渲?、定值、服役时间、各种?；ぷ爸玫恼始耙斐Ｂ实刃畔?，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?、稳定分析程序等应用软件。
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?，可通过?；じ脑旃こ?，建立变电站保护信息处理系统，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?；ぷ爸枚韵低吃诵凶刺淖允视?。
电网继电?；さ恼扑闶指丛?，由于传统的继电?；ひ栽は日?、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厝怀鱿忠韵挛侍猓?br />
A. 缩短了?；し段В映ち吮；ざ餮邮?。
B. 被迫退出某些受运行方式变化影响较大的?；ぁＨ缢亩问降牧阈虻缌鞅；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档目煽啃裕绯鱿植糠趾蟊副；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；さ耐度肭榭觯范ㄊ欠裥枰髡ㄖ?。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，由客户机动态修改保护定值，从而实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。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?；?；第二类为具备多个定值区并可切换的微机?；ぃ话悴痪弑冈斗礁亩ㄖ档墓δ?；第三类为新型微机?；ぃ弑冈斗礁亩ㄖ档墓δ?。对非微机型?；?，在调度端可以将其设置为不能自动调整定值的保护，依靠周围?；ぷ爸玫亩ㄖ档髡?，实现与此类?；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，保护定值的自适应可与调度系统的检修申请相结合。当电网继电?；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?；さ呐浜瞎叵导扑悖佣蟠筇岣呦低臣痰绫；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ǎ话惴治收戏治龇ê托胁ǚ嚼?。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?；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。由于电网继电保护综合自动化系统搜集了故障前后系统一次设备的运行状态和变电站?；ず凸事嫉墓收媳ǜ妫梢宰酆舷呗妨蕉吮；ざ餍畔⒓巴欢说钠渌；ざ餍畔⒔心：治?，并依靠保护和故录的采样数据计算，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保护能够适应的运行方式，此时?；た赡芤丫τ谖夼浜系淖刺４耸苯惺鹿驶指?，不仅需要考虑一次运行方式的合理，还需要考虑?；な欠衲芄豢煽坎⒂醒≡竦那谐收?。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?；ぷ爸枚韵低呈鹿试诵凶刺淖允视?。
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?；ぷ爸镁哂凶约旒按娲⒐收媳ǜ娴哪芰?，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. 依靠微机保护的自检功能，可以发现?；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?，这些开入量对?；さ目煽吭诵衅鸸丶饔谩１涞缯镜目突Щ梢约嗍颖；ぷ爸玫目亓勘湮槐ǜ妗５狈⑾直；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?。这样，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保护启动以后的报告进行分析，首先可以判断取自同一CT的两套保护采样值是否一致，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，还可以将从保护故障报告中筛选出的故障电流基波稳态值及相位等信息上传到调度端，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?；すぷ魅嗽钡睦投慷龋跎僖蛭嗽惫ぷ魇杪┮鸬奈蠖?。
5.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?；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?，我们可以完成以下工作。
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?。
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欤⑻峁┳萘；さ耐顺龅恼褰饩龇桨浮?br />
6.对系统中运行的继电?；ぷ爸媒锌煽啃苑治觥?br />
通过与继电?；す芾硇畔⑾低辰换槐；づ渲?、服役时间、各种?；ぷ爸玫恼始耙斐Ｂ实刃畔?，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?。特别是当某种保护或?；ば藕糯渥爸贸鱿治侍?，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?；さ囊览?，通过远程调整定值等手段，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?；ぷ酆献远低常梢越看喂收现芪低潮；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?；せ〔问目煽啃?，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欤蘼凼潜涞缯究突Щ员；ば畔⒌乃鸭?、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?；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芮看?，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。可以说，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?；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?，必须不能影响保护的正常性能。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保护及故障录波器到了一起，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?；ば畔⒆橹嬖?。
