智能变电站继电保护系统所面临的若干问题分析

王志强

（国网山东省电力公司宁津县供电公司，山东德州，253400）

0 引言

继电保护系统在智能变电站的运行中承担着重要作用，不仅具有自动报警、自动断电等功能，还能够针对变电站的日常运行状况进行实时监测，有助于故障问题的及时发现与解决，进一步推动了电力系统的智能化发展。

1 智能变电站的特点

其一是相关的合并单元、电子式互感器和智能终端等新设备相继出现，为继电保护过程中的相关测量控制操作提供了便捷；其二是网络交换机的大量应用，不仅局限于站控层，更延伸至过程层；其三是二次接线设计大量采用光缆，实现了数字化输出[1]。

2 智能变电站继电保护系统所面临的具体问题

2.1 电子式互感器

在继电保护系统中，电子式互感器的使用对于线路安全、变压器运行、母联与母线等都形成了较为有效的保护作用，一定程度上为继电保护增添了可靠性。然而在电子式互感器的具体应用过程中也存在诸多显著问题。

其一，电子互感器的使用增添了系统的运行负担，器件的增加会导致系统的可靠性有所下降，部件之间的延时问题、网络延时、采样难以达到同步等问题都会进一步影响到继电保护系统的正常工作。

其二，变电技术的发明与应用致使站内电磁环境呈现出日益复杂化的特质，对于电子式互感器的正常工作造成了一定干扰，尤其以采集器作为其中的代表，最易受到电磁干扰的影响。当断路器与开关进行分合操作，或系统出现短路故障时，也会对继电保护系统的正常工作运行造成一定干扰。

其三，在电网发生扰动、电力系统出现故障期间，处于暂态过程的电流互感器将直接影响到电子式互感器测量的精确度，进而导致继电保护系统发出错误动作。如今变压器空载投入与空载合闸的情况发生时都会伴随一定感应电流的出现，一定程度上也会导致周边电力设备的保护系统产生误动作，对于智能变电站的正常运行产生不利影响。此外，在继电保护系统实际运行的过程中，变压器、互感器这类非线性铁磁元件的暂态过程并非独立存在与发生的，彼此间会产生交互作用，进一步影响到继电保护系统的安全运行。

其四，作为电子式互感器的关键组成元件，模拟信号在合并单元上得到有效汇集，并由此转换为数字信号。鉴于采样时间序列与接收数字量采样存在不对等关系，因此选择采用插值算法的方式进行重新采样。但该算法自身便存在较大的漏洞，受算法难易程度以及算法阶数的影响，在插值时必然会产生一定误差，并且插值的位置选择会直接影响到信号的谐波。在具体计算时常常为追求插值速度而忽视算法的准确度，进而造成插值结果与实际情况存在较大误差。同时，受合并单元自身性能的影响，倘若其电源受到损坏或外界电磁波对其造成干扰，都会影响到合并单元的正常工作，严重者会导致合并单元发生重启的异常情况。此外，诸如计数程序等程序上出现疏忽也会影响到合并单元的准确性，合并单元的安全可靠性对于继电保护系统的正常运行发挥着重要的意义。

2.2 对时同步系统

相较于传统变电站而言，智能变电站的继电保护系统对于数据传输网络与对时同步系统提出了较高的要求。倘若数据传输网络发生故障，将会直接影响到继电保护装置的照常工作，进而导致测控系统无法正常运行；而倘若对时同步系统出现故障，将会导致各个采集单元难以秉持统一的时间基准，进而导致在同一时刻界定范围内的数据转变为不同时刻的数据，致使继电保护系统的可靠性有所降低。

当前在我国变电站中，继电保护系统中的时钟源主要依靠接收卫星信号，并以此作为对时的标准参照，但时钟接收信号的能力会受到地理位置、天气变化等多重因素的影响而产生偏差，因此要想确保提高对时同步系统的可靠性，还需要加强主时钟的守时能力，并结合实际偏差选取最佳的拉入同步策略。鉴于同步系统中存在诸多复杂环节，各个环节存在的干扰将极有可能导致时钟同步信号在输出到合并单元时产生异常跳变。在此情况下，应当尽量保证合并单元输出带有同步品质因数的连续、稳定数据，以期最大限度消解对于继电保护设备造成的影响。

通过分析以上关于对时同步系统对继电保护装置造成的影响，可以从以下三方面予以解决：首先是针对线路进行保护，当电流或电压任一数据失步时，保护系统收到信号后会立即执行闭锁式保护，与此同时退出相应的方向元件，并自动投入电压互感器断线过流。其次是针对变压器进行保护，主要分为两种情况，一种是任一测相的电流失步，则应闭锁变压器差动保护；另一种是外接零序电流或间隙电流失步，这一情况则并不影响保护行为。最后是针对母线进行保护，倘若母线电压通道数据发生无效或失步等问题时，则无需闭锁差动保护，但应闭锁该母线电压对保护有影响的判据；倘若支路保护电流出现失步问题，则需要将差动保护进行闭锁；倘若母联支路电流通道数据失步，则无需闭锁母线保护；当支路电流失步时，则无需闭锁支路的失灵保护[2]。

以上述探讨为依据，可以判断出对时同步系统是影响继电保护系统效能的主要因素之一。此外，由于主时钟的信号接收能力会直接影响到保护测控设备的运行，因此继电保护系统还应当不断攻克技术难关，逐步减少对于卫星同步信号的依赖，加强对于本地时钟信号的研发与应用，才能够更好的改善信号同步问题，提高对时的精准性。

2.3 就地保护

为有效减少户外环境对于电子式互感器工作造成的影响，减少突变与渐变等故障对采样信息准确度的影响，如今智能变电站创新采用就地保护这一形式，将保护装置直接放置在被保护元件周围，不仅可以提高互感器的测量效率，弱化网络故障对于保护装置运行的影响，还减少了对于通信网络的依赖，提高保护装置的可靠性。但与此同时需要注意的是，就地保护要求继电保护装置在室外进行工作，既会受到复杂多变的地理环境、气候条件影响，为保护装置的使用寿命及应用有效性带来了多种变动因素，也会受到户外复杂电磁环境的干扰，进而影响到继电保护装置运行的可靠性。

2.4 异常数据

如今我国智能变电站已经基本实现了信息共享，不仅推动了智能变电站的信息化建设，相应也对于数据的准确度提出了较高的要求。“飞点”即为我国智能变电站电子式互感器采集到的异常数据的代表，该数据虽然在品质位上呈现出正常状态，并通过合并单元完成信号处理，但其实质上已经无法将原始信号的信息反映出来，常常因其幅值过大而被保护系统判断为故障信号，进而导致系统产生误动操作。针对此问题可利用基于幅值比较的采样值检测方法，相关研究人员选取某110kV数字化变电站ECT产生的异常数据波形进行了分析（如图1所示），并以此判断出基于幅值比较的采样值检测方法可以较为准确的检测出异常数据，为继电保护装置的闭锁保护增添可靠性[3]。

图1 某110kV变电站ECT异常数据波形

3 结论

近年来各项科学技术的研发已经推动电力系统朝着智能化、数字化方向奋勇前行，电子式互感器的应用也将传统互感器的缺陷予以修补，然而如今智能变电站的继电保护系统却仍然面临着诸多问题，如何更好的攻克技术难题值得我们进行更加深入的探讨。