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【摘 要】要想保障电力系统能够安全、稳定的运行，继电保护的正确率动作率必须要提高。本文介绍了电网的系统构成，阐述电力综合自动化系统的结构、功能以及具体的实现方法。
【关键词】电力综合自动化系统；变电站；故障；测距法
文章编号：ISSN1006—656X（2014）02-0129-01
从电网的角度操作的，分析电网继电保护综合自动化系统获取信息的途径。通过调度中心可以获得电网的结构和参数；对于一次设备的运行状态及输送潮流来讲，则要通过EMS系统来获取；保护装置的退稿信息是通过微机保护装置来获得；对于电网故障的相关信息，微机保护及微机故障录波器则是其获取之处。以上分析表明：实现变电站继电保护综合自动化系统的信息资源是非常丰富的。下面主要分析其功能。
一、实现故障定位
就目前的保护和故障录波器的故障测距算法来讲，这里就以某站220kv行波测距装置采用XC—21输电线路行波测距装置为例。
这种装置采用的测距原理主要有三种：第一种叫做A型测距法，其测量的是故障行波脉冲在母线与故障点进行来回反射所用的时间测距，这种测距的优势就是投资比较低且无需两端的通信联络；第二种叫做两端电气量法，也叫做D型法，它测量的是故障行波脉冲传到两端母线的时间差测距，具有原理简单、测距结果可靠等优点；第三种就是E型法，它记录的是故障下重合闸产生的暂态电流行波波形测距。
（一）单端电气量行波测距原理（A）型
这种测距法即当被监视的线路出现了问题之后，故障产生的电流行波在故障发生点与母线之间进行来回反射。将测距装置（装设在母线处）接入暂态电流波信号（信号来自电流互感器二次侧），采用模拟高通滤波对行波泊头的脉冲进行起滤，记下暂态电流行波的具体波形（图1），然后再结合到达母线的故障初始行波脉冲（即S1）与故障点反射回来的行波脉冲（即S2）之间的时间差△t来进行测距。
（二）两端电气量行波测距原理（D型）
这种测距法则是通过测距装置（一般装在线路两端）来记录行波波头到达两边母线的时间，从而实现对出现故障时间的距离进行计算。这种测距法仅仅使用行波波头的分量，后续的反射与投射都不需要考虑在内，所以它的原理相对来讲就比较简单，测距所得的结果具有很强的可靠性。但是，要想实现两端的测距，就必须要在線路两端装设相关的测距装置且时间要保持同步，除此之外，两侧还要进行还要记录到故障初始行波到达的时间信息之后才可以实现测距（图2）
对于利用来自电流互感器的暂态电流行波信号来讲，则不用任何的信号耦合设备。凭借独立与CPU的超高速数据采集单元，它可以对暂态行波信号进行记录并缓存，CPU速度慢、不适应采集处理暂态行波测距信号等问题就都迎刃而解了。另外，这些装置可以储存的数据非常多，最新发生的十次故障的测距结果以及四次故障电流波形都可以一一储存在内，与此同时，这些装置上还有掉电设备，保障在装置在停电的情况下，其数据还是记录在内。
对于故障修理而言，所获知的系统故障信息越多，则越能准确判断故障发生的具体部位、具体原因。在调度端数据库中，所有一次设备参数、线路平行距离、互感的具体情况都能记录并储备，然后再凭借EMS系统中所储存的数据，可以获取故障发生之前的一次设备的具体运行状态，故障发生之后，客户机可以将相关信息上传到服务器中。调度服务器再综合分析研究以上所获得的信息，通过对比分析，故障的性质就能马上判断出来，并且还确定了故障发生的部位。
二、完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策
当系统遭遇较大事故之时，因为短时间内跳闸的线路非常多，一般都超过了继电保护的适应范围之内，这个时候的保护很有可能就是处于无配合状态。如果此时想要对其进行事故恢复，就必须要要考虑两个方面：一是一次运行方式的合理性是否存在，二是保护是否具有可靠性且能否有选择的切除故障。此时，通过电网继电保护综合自动化系统，可以有效的分析出当前运行方式下，其保护灵敏度以及配合关系，然后通过远程修改定值，帮助继电保护装置对系统运行状态的适应能力。拿CSC—121A型数字式综合重合闸及断路器辅助保护装置来讲，综合重合闸、失灵保护、充电保护等都是其装置，这样可以满足一个半断路器接线中综合重合闸的要求。
三、实现继电保护装置的状态检修
对于以往的统计分析数据来讲，继电保护装置误动作的原因有很多，主要的有设计不够完美，存在一定的缺陷；在进行二次回路维护的时候，没有达到要求；厂家在制造的时候，质量不过关等。但是，微机型继电保护装置本身具有自检的功能，而且还有存储故障报告，当继电保护装置出现了故障时，电网继电保护综合自动化系统就能对其进行状态检修。
四、对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析
电网继电保护综合自动化系统通过与继电保护管理信息系统交换信息，即保护配置信息、服役时间信息以及各种保护装置的正动率及异常率等信息，实现了对继电保护装置的可靠性分析。比如当某种保护或者保护信号在传输装置上出现了故障，并且暂时还不能解决的时候，可以采取远程修改定制等作用来促进周围系统保护的积极配合，这样就避免了重大事故的发生。
五、关于变电站继电保护综合自动化的展望
变电站如果实现了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过程复杂多变，传统的继电保护的特征是预先整定、实时动作，所以保护定值一定要与所有可能出现的运行方式相协调。下面几个问题就必然会发生：（1）保护范围相对缩小，保护动作延时则延长了；（2）某些受运行方式变化影响较大的保护则会被迫退出，比如四段式的零序电流保护；（3）因为对运行方式上没有充分考虑而导致失去配合；（4）被迫限制一次系统运行方式。
六、结束语
综上所述，继电保护在电气设备的运行中有着至关重要影响。一方面，它对设备本体的安全起着保护作用，另一方面，它还为生产的正常运行提供了保障。
我们应该确保继电保护动作的可能性，而继电保护整定工作的要求也是非常严密的。从技术层面上来说，已经拥有了充足的条件来实现电网继电保护综合自动化系统，比如变电站客户机能有效搜集保护信息，良好的网络传输速度、调度端服务器对EMS系统共享数据的有效读取等。其最主要的实施难度此系统设涉及的设备、人员众多、综合通信程序复杂，所以还需要继续努力。
参考文献：
[1]肖明聪.分析变电站继电保护综合自动化系统的功能及展望[J].中国新技术新产品，2010（10）
[2]黎健.变电站继电保护综合自动化系统研究[J].电源技术应用，2013（6）
[3]马骁.变电站继电保护自动化系统技术分析[J].科技资讯，2012（12）
【关键词】电力综合自动化系统；变电站；故障；测距法
文章编号：ISSN1006—656X（2014）02-0129-01
从电网的角度操作的，分析电网继电保护综合自动化系统获取信息的途径。通过调度中心可以获得电网的结构和参数；对于一次设备的运行状态及输送潮流来讲，则要通过EMS系统来获取；保护装置的退稿信息是通过微机保护装置来获得；对于电网故障的相关信息，微机保护及微机故障录波器则是其获取之处。以上分析表明：实现变电站继电保护综合自动化系统的信息资源是非常丰富的。下面主要分析其功能。
一、实现故障定位
就目前的保护和故障录波器的故障测距算法来讲，这里就以某站220kv行波测距装置采用XC—21输电线路行波测距装置为例。
这种装置采用的测距原理主要有三种：第一种叫做A型测距法，其测量的是故障行波脉冲在母线与故障点进行来回反射所用的时间测距，这种测距的优势就是投资比较低且无需两端的通信联络；第二种叫做两端电气量法，也叫做D型法，它测量的是故障行波脉冲传到两端母线的时间差测距，具有原理简单、测距结果可靠等优点；第三种就是E型法，它记录的是故障下重合闸产生的暂态电流行波波形测距。
（一）单端电气量行波测距原理（A）型
这种测距法即当被监视的线路出现了问题之后，故障产生的电流行波在故障发生点与母线之间进行来回反射。将测距装置（装设在母线处）接入暂态电流波信号（信号来自电流互感器二次侧），采用模拟高通滤波对行波泊头的脉冲进行起滤，记下暂态电流行波的具体波形（图1），然后再结合到达母线的故障初始行波脉冲（即S1）与故障点反射回来的行波脉冲（即S2）之间的时间差△t来进行测距。
（二）两端电气量行波测距原理（D型）
这种测距法则是通过测距装置（一般装在线路两端）来记录行波波头到达两边母线的时间，从而实现对出现故障时间的距离进行计算。这种测距法仅仅使用行波波头的分量，后续的反射与投射都不需要考虑在内，所以它的原理相对来讲就比较简单，测距所得的结果具有很强的可靠性。但是，要想实现两端的测距，就必须要在線路两端装设相关的测距装置且时间要保持同步，除此之外，两侧还要进行还要记录到故障初始行波到达的时间信息之后才可以实现测距（图2）
对于利用来自电流互感器的暂态电流行波信号来讲，则不用任何的信号耦合设备。凭借独立与CPU的超高速数据采集单元，它可以对暂态行波信号进行记录并缓存，CPU速度慢、不适应采集处理暂态行波测距信号等问题就都迎刃而解了。另外，这些装置可以储存的数据非常多，最新发生的十次故障的测距结果以及四次故障电流波形都可以一一储存在内，与此同时，这些装置上还有掉电设备，保障在装置在停电的情况下，其数据还是记录在内。
对于故障修理而言，所获知的系统故障信息越多，则越能准确判断故障发生的具体部位、具体原因。在调度端数据库中，所有一次设备参数、线路平行距离、互感的具体情况都能记录并储备，然后再凭借EMS系统中所储存的数据，可以获取故障发生之前的一次设备的具体运行状态，故障发生之后，客户机可以将相关信息上传到服务器中。调度服务器再综合分析研究以上所获得的信息，通过对比分析，故障的性质就能马上判断出来，并且还确定了故障发生的部位。
二、完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策
当系统遭遇较大事故之时，因为短时间内跳闸的线路非常多，一般都超过了继电保护的适应范围之内，这个时候的保护很有可能就是处于无配合状态。如果此时想要对其进行事故恢复，就必须要要考虑两个方面：一是一次运行方式的合理性是否存在，二是保护是否具有可靠性且能否有选择的切除故障。此时，通过电网继电保护综合自动化系统，可以有效的分析出当前运行方式下，其保护灵敏度以及配合关系，然后通过远程修改定值，帮助继电保护装置对系统运行状态的适应能力。拿CSC—121A型数字式综合重合闸及断路器辅助保护装置来讲，综合重合闸、失灵保护、充电保护等都是其装置，这样可以满足一个半断路器接线中综合重合闸的要求。
三、实现继电保护装置的状态检修
对于以往的统计分析数据来讲，继电保护装置误动作的原因有很多，主要的有设计不够完美，存在一定的缺陷；在进行二次回路维护的时候，没有达到要求；厂家在制造的时候，质量不过关等。但是，微机型继电保护装置本身具有自检的功能，而且还有存储故障报告，当继电保护装置出现了故障时，电网继电保护综合自动化系统就能对其进行状态检修。
四、对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析
电网继电保护综合自动化系统通过与继电保护管理信息系统交换信息，即保护配置信息、服役时间信息以及各种保护装置的正动率及异常率等信息，实现了对继电保护装置的可靠性分析。比如当某种保护或者保护信号在传输装置上出现了故障，并且暂时还不能解决的时候，可以采取远程修改定制等作用来促进周围系统保护的积极配合，这样就避免了重大事故的发生。
五、关于变电站继电保护综合自动化的展望
变电站如果实现了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过程复杂多变，传统的继电保护的特征是预先整定、实时动作，所以保护定值一定要与所有可能出现的运行方式相协调。下面几个问题就必然会发生：（1）保护范围相对缩小，保护动作延时则延长了；（2）某些受运行方式变化影响较大的保护则会被迫退出，比如四段式的零序电流保护；（3）因为对运行方式上没有充分考虑而导致失去配合；（4）被迫限制一次系统运行方式。
六、结束语
综上所述，继电保护在电气设备的运行中有着至关重要影响。一方面，它对设备本体的安全起着保护作用，另一方面，它还为生产的正常运行提供了保障。
我们应该确保继电保护动作的可能性，而继电保护整定工作的要求也是非常严密的。从技术层面上来说，已经拥有了充足的条件来实现电网继电保护综合自动化系统，比如变电站客户机能有效搜集保护信息，良好的网络传输速度、调度端服务器对EMS系统共享数据的有效读取等。其最主要的实施难度此系统设涉及的设备、人员众多、综合通信程序复杂，所以还需要继续努力。
参考文献：
[1]肖明聪.分析变电站继电保护综合自动化系统的功能及展望[J].中国新技术新产品，2010（10）
[2]黎健.变电站继电保护综合自动化系统研究[J].电源技术应用，2013（6）
[3]马骁.变电站继电保护自动化系统技术分析[J].科技资讯，2012（12）