淺析遠(yuǎn)方修改繼電保護定值的控制模型及其應(yīng)用

【文章摘要】
文章對我國當(dāng)今遠(yuǎn)方修改繼電保護定值的應(yīng)用現(xiàn)狀分析，以及分析了遠(yuǎn)方修改繼電保護的兩種模型，提出了在準(zhǔn)備定值區(qū)遠(yuǎn)方修改繼電保護的新模式。這種新模式能夠在不切換定值的條件下，快速修改定值，提高安全系數(shù)，為供電企業(yè)創(chuàng)造經(jīng)濟效益。
【關(guān)鍵詞】
遠(yuǎn)方修改定值；繼電保護；控制模型
我國經(jīng)濟的快速發(fā)展。為電力事業(yè)帶來了長足的發(fā)展，電力系統(tǒng)的規(guī)模也不斷的變大，另外高壓直流輸電、新能源發(fā)電等高技術(shù)的應(yīng)用和普及更讓電力系統(tǒng)變得越來越復(fù)雜。繼電保護裝置是否確定正確的定值，關(guān)系著整個電網(wǎng)運行系統(tǒng)的安全，對于整個電力事業(yè)意義重大。但在電網(wǎng)實際運行中，一些潛在因素會影響和改變繼電保護裝置的定值，改變定值的工作，如果要采用人工現(xiàn)場作業(yè)的方式完成，必定會加大電網(wǎng)維護工作人員的任務(wù)量，同時工作效率也很低。在智能化發(fā)展和應(yīng)用的基礎(chǔ)上，遠(yuǎn)方修改定值的技術(shù)不斷形成并完善，成為電網(wǎng)調(diào)控技術(shù)的重要組成部分。
1 我國發(fā)展的現(xiàn)狀及存在的問題
在我國，35KV 以下的遠(yuǎn)程定值修改工作，目前以推廣至110kv 和220kv。對于母線、線路的保護等裝置已經(jīng)可以在線進行定值的修改和切換測試，并具有一定長期的穩(wěn)定性。
我國現(xiàn)在主要使用個遠(yuǎn)方修改繼電系統(tǒng)定值的工作主要包括以下幾種方法：
第一，通過保護信息管理系統(tǒng)實現(xiàn)的修改。在變電站保護端設(shè)置子站，在調(diào)度端實質(zhì)母站，在保護端設(shè)置遠(yuǎn)方工作站， 通過工作站對遠(yuǎn)方裝置進行修改。目前許多的供電局還未能建設(shè)保護信息管理系統(tǒng)，而且該系統(tǒng)的建設(shè)需要大量的人力、物力、財力的投入，工程周期也很長。
第二，通過調(diào)度自動化系統(tǒng)和集控站集控系統(tǒng)實現(xiàn)的修改。將微機保護各項功能集成在SCADA 系統(tǒng)中，使遠(yuǎn)方管理功能成為SCADA 的子系統(tǒng)。現(xiàn)有的調(diào)度自動化系統(tǒng)和集控自動化系統(tǒng)不具備保護定值的功能，需要進行拓展才能應(yīng)用。由于修改了自動化系統(tǒng)的核心程序，那么就必須對所有的一次設(shè)備進行遙控實驗，實現(xiàn)起來十分的困難。
第三，通過電話撥號遠(yuǎn)程登錄實現(xiàn)。在保護端設(shè)置具有保護維護功能的維護站、變電站的自動化系統(tǒng)增加遠(yuǎn)程比好功能，通過電話登陸變電站的保護系統(tǒng)，進行定值修改。由于采用公用電話的網(wǎng)絡(luò)進行通訊，存在一定的安全隱患。而且受到自動化系統(tǒng)的制約，穩(wěn)定性不好，可能會出現(xiàn)無法定路的狀態(tài)。
2 遠(yuǎn)方修改繼電保護定值的相關(guān)模型分析
2.1 運行區(qū)繼電保護定值的遠(yuǎn)方修改模型
該模型是遠(yuǎn)方直接對定值進行的修改，IEC103 通信使用的就是這種修改模式。其操作流程是: 首先，遠(yuǎn)方通過通用的服務(wù)器編輯命令，并將定值條目下發(fā)到相應(yīng)的繼電保護裝置，裝置接到指令后，暫時將命令保存在裝置的緩存中；然后，遠(yuǎn)方下發(fā)執(zhí)行命令確認(rèn)，裝置經(jīng)緩存中的定值條目寫進運行區(qū)。在此期間，繼電保護裝置的相關(guān)功能更會暫時關(guān)閉，最后在運行區(qū)進行定值的修改。
這種修改方式操作簡單，易于掌握， 并且保護功能關(guān)閉時間較短。在修改的同時不需要定值區(qū)號轉(zhuǎn)換。但是倘若中間任意一個環(huán)節(jié)出現(xiàn)了錯誤，不能及時的反饋遠(yuǎn)方，就容易將錯誤的定值條目投入，很可能導(dǎo)致裝置的誤動或拒動。
2.2 遠(yuǎn)方修改編輯區(qū)繼電保護定值模型
該模型就是在遠(yuǎn)方先修改非運行區(qū)域的繼電保護定值，修改成功后修改定值區(qū)號，將非運行的區(qū)域的定值投入運行區(qū)域，其具體的修改流程是分為以下六個步驟：
（1）遠(yuǎn)方下發(fā)服務(wù)，編輯區(qū)的定值編輯為設(shè)定區(qū)號;(2) 繼電保護裝置將整個定值內(nèi)容進行復(fù)制，并存入編輯區(qū)；（3） 原發(fā)下發(fā)修改命令，并進行確認(rèn)；（4）繼電保護裝置接到命令，將編輯區(qū)的定值固話，不會閉合保護裝置；（5）遠(yuǎn)方的服務(wù)對定值進行核對；（6）確保正確后，將定值寫進目標(biāo)區(qū)號，然后進行裝置的定值區(qū)切換，在此期間，保護裝置會暫時關(guān)閉。
基于編輯區(qū)的遠(yuǎn)方修改繼電保護定值模式，其保護動作的關(guān)閉時間短，并且相對于運行區(qū)的遠(yuǎn)方修改模式風(fēng)險更低， 在運行過程中，不會出現(xiàn)錯誤。但是，這一修改模式要修改模式切換定值區(qū)區(qū)號。如果電網(wǎng)頻率變化較高，則要不斷的切換， 這樣工作人員的工作量就會隨之增加。
3 基于預(yù)備定值區(qū)的遠(yuǎn)方修改繼電保護模型
在上訴兩種遠(yuǎn)方修改的模型分析和實踐的基礎(chǔ)上，通過總結(jié)提出了一個新的模式——基于預(yù)備定值去的遠(yuǎn)方修改模式。預(yù)備定值是指，在繼電保護裝置中固話區(qū)的一個新的領(lǐng)域，在這個區(qū)域中是不可以直接投入運行的。在此情況下，有兩種定值的修改模式：IEC61850 和IEC103 修改。
3.1 IEC61850 修改
IEC61850 的修改模式是在上述幾種模式下進行改進的，將編輯區(qū)的區(qū)號設(shè)置成為預(yù)備定值區(qū)號，主要步驟是：
（1）遠(yuǎn)方下發(fā)命令，將編輯區(qū)域設(shè)定為預(yù)備定值的區(qū)號；
（2）保護裝置將預(yù)備定值進行復(fù)制， 存入緩存；
（3）遠(yuǎn)方下發(fā)修改命令，并確認(rèn)；
（4）裝置接受命令，將編輯區(qū)的改為預(yù)備固化區(qū)，此過程保護裝置不關(guān)閉；
（5）遠(yuǎn)方通過服務(wù)進行讀取和核對， 核對無誤后，作為預(yù)備定值區(qū)的固定區(qū)號;
（6）將預(yù)備定值區(qū)的定值內(nèi)容轉(zhuǎn)移， 在此過程中，保護裝置暫時關(guān)閉，在運行區(qū)開始運行定值。
3.2 IEC103 修改
其運行模式與上面類似，也編制在以下六個方面：
（1） 在遠(yuǎn)方將編輯區(qū)的區(qū)號設(shè)置為預(yù)備區(qū)號；
（2） 續(xù)電保護系統(tǒng)裝置區(qū)的定值轉(zhuǎn)移，轉(zhuǎn)移到編輯區(qū)的緩存中；
（3） 遠(yuǎn)方經(jīng)定值條目下發(fā)到繼電保護裝置，次能夠進行確認(rèn)；
（4）在確認(rèn)命令后，保護裝置將定值從緩存區(qū)切入預(yù)備區(qū)；此過程保護裝置經(jīng)不會關(guān)閉；
（5） 遠(yuǎn)方對定值進行確認(rèn)，確定無誤后，設(shè)定為預(yù)備區(qū)區(qū)號；
（6）保護裝置將預(yù)備區(qū)定值轉(zhuǎn)移到運行區(qū)，此過程不用卻換區(qū)號，但保護裝置需要短暫的關(guān)閉。
下表為三種模式的對照表：
2011 年，廣州市供電局對這種模式做了試點運行，試點所使的設(shè)備涵蓋了現(xiàn)如今常見的繼電保護裝置的型號，是極具代表性的一次實驗。主站通過相應(yīng)的功能模塊的完善，實現(xiàn)了各種不同定值的讀寫方式兼容，軟件升級后，子站可以避免與主站讀寫保護同一個定值的問題，可以與主站更好的配合，有效解決了多站同時讀寫的問題。通過試點運行和實驗，證明了遠(yuǎn)方修改定值的可靠性。
4 結(jié)束語
隨著國民經(jīng)濟的發(fā)展和社會的進步， 對電力的依賴性越來越強，建立遠(yuǎn)程定值修改的平臺和模式，實現(xiàn)定值的遠(yuǎn)程修改成了越來越迫切的需要。通過上文對三種模式的分析，看出預(yù)備定值區(qū)定值修改模式，即不需要區(qū)號的切換，而且修改過程安全可靠，效率非常高，對于電網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)控具有積極的意義。在目前電網(wǎng)發(fā)張越來越復(fù)雜的背景下，利用被定值區(qū)遠(yuǎn)方修改，能夠保證保護邏輯不改變，保證電網(wǎng)運行安全。并且這種模式已經(jīng)在我國一些地區(qū)得以實施，取得了一定的成績。
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