电网继电保护远方操作的工程应用

电网继电保护远方操作的工程应用

黄新民1吴玉兰1杨国峰2

（1国网新疆电力有限公司乌鲁木齐供电公司新疆乌鲁木齐830011；2国网新疆电力有限公司检修公司新疆乌鲁木齐830011）

摘要：本文介绍了继电保护远程操作的工程应用，分别对故障信息系统、EMS系统和远程虚拟连接网关这三种不同系统的具体工程应用方案进行了比较，并对不同方案的优势进行对比分析。本文分析了继电保护操作的工程应用中定值远程整定过程所存在的风险，之后进一步研究电网继电保护远方操作继电保护定值的方法，并从多个方面提供远方操作安全整定的具体解决方案。通过远方操作整定继电保护定值具体方案的应用，可以很大程度上提高继电保护装置的维护管理的效率，为变电站、调度主站实现实现智能化、调控一体化提供可靠的技术支撑。

关键词：继电保护；远方操作；双确认

电力系统继电保护远方操作是指在电网配电系统的远方主站使用通信通道对站内进行切换定值区主要包括投退软压板、在线定值区投入运行、查看和修改任意区定值、信号复归保护等操作的功能。

1、电网继电保护远方操作的工程应用的原则

工程应用中实现继电保护远方操作功能的总体原则：兼顾运行中变电站的主要的通信方式，减少因通信方式不同而增加的工作量；考虑操作系统保护装置的功能接口，减少保护装置由于功能接口不同而导致的修改工作量；确保新建变电站与新调试设备在未来调度自动化系统中的兼容性，减少未来设备的不兼容性工作量。

2、电网继电保护远方操作的实现方法

电力系统继电保护的远程操作方法可分为保信通道和远动通道。保信通道常采用华南网络103的协议作为通信标准，经常使用远程通道。101/104和其他远程控制协议作为通信规范。变电站中的站级网络通常使用网络协议103或61850协议。间隔层设备根据协议直接或间接访问站级网络。所有的继电保护远程操作功能都可以通过103协议或南网103协议直接实现，而只有通过远程协议如101/104才能实现切换定值区（通过遥调置数）、投退软压板、复归保护信号（通过遥控）的远方操作功能。考虑到电网远程继电保护的工程实施可靠性，现有的通信操作用于现有开关操作的切换定值区、保护装置的板、复归信号等操作。如果将远程继电器通道用于远程继电保护装置的电网继电保护的固定值查看和修改操作，则需要扩展远动控制协议，并且主站和站点都必须升级协议功能。综合分析采用以下方法：调度自动化系统主站统一使用的保护装置操作接口，通过遥控装置和遥控器实现切换切换定值区、保护装置的板、复归信号等操作。电站调度自动化系统主站与远动子站之间的通信采用101/104协议。电站调度自动化系统主站与宝信变电站之间的通信采用南网103协议，远程控制变电站，保护装置和百顺子。站间通信采用网络103或61850的协议，保信分站与保信子站之间通信采用南网103协议。本方法安全风险较低、对站端改造量较少，且对调度自动化系统影响较小，仅需新增保信分站和调度自动化系统主站之间的通信联系和开发调度自动化系统的远方操作界面。

3、电网继电保护远方操作的工程实施方案

考虑到不同制造商对不同时期的保护装置实施继电保护的方式与远动操作方式有所不同，在变电站的运行中可以根据实际的保护装置对保护装置进行远程保护支持和实施，选择对设备进行性改造，根据保护继电器的远程操作和管理要求，牺牲了部分远程操作的功能，以减少转换的工作量。新建站的远程设备和间隔层设备应能够支持所有继电保护功能的远程操作。对于在线变电站，应根据保护装置的保护等级对继电保护的远程操作适当修改远程装置：为了满足接入新设备的要求，改造后的远程装置应该是应满足本方案提及的相关技术要求。相关技术要求为了提高改造后的灵活性，新的保护设备应具备本规划中规定的通信接口功能。需要两种操作变电站的实施方案和功能要求。在变电站运行时需要实现所有的继电保护远程操作功能时，可采用两种站端重构方案。方案一尽可能不更换站控层装置（包括保信子站及远动装置），主要是对间隔层设备进行更新，并根据通信接口的要求升级保护设备程序站控层设备实现所有的远程操作功能。方案二尽量不改变间隔层保护装置，主要是为了修改站控层设备（包括保信子站及远动装置），并且适配站控层设备的配置文本和程序功能以满足操作保护装置的通信接口。并实现所有的远程操作功能。

3.1方案一

3.1.1保护装置支持网络103或61850协议，或经过通信管理机转化为以上任一一种协议；装置定值区号应作为遥测量主动上送其实际值信息。远动装置对上支持101或104协议；对下支持网络103或61850协议；并支持远方操作通信内容在上、下两级协议之间的相互转换。

3.1.2保信子站装置支持网络103或61850协议；对上支持南方103协议；并且可以与多个主站建立同时的实时和非实时连接。前者用于实时保护设备和交换控制信息，包括接受远程操作，后者则用于传输其他非实时（如录制的波形文件）信息；并支持两种协议之间的上下级转换之间的通信内容的远程操作。

3.1.3保信分站可与保信子站建立实时和非实时的连接，前者信道需要使用纵向加密认证，提高设备数据安全性。它用于实时保护设备并控制信息交换，包括远程操作功能。后者用于传输其他非实时信息；可以通过南网103协议实现对站点保护装置的远程修改和读取设置操作；并为调度自动化系统提供站内保护装置定值信息读取功能。

3.1.4调度自动化系统和主站非一体化主站可使用南网103协议与保信分站建立连接，通过保信通道读取站内保护装置定值信息。

3.2方案二

3.2.1保护装置直接支持61850协议或网络103协议，或可通过通信管理机转化为以上任一一种协议。

3.2.2远动装置具备软压板数据类型配置功能适应在役保护装置数据类型不统一的情况；对下支持网络103或61850协议；对上支持101/104协议；具备周期召唤保护装置定值区号的功能并解决部分在役保护装置不主动上送区号变更信息的问题。

3.2.3保信子站装置可与多主站建立实时连接和非实时连接；支持网络103或61850协议；支持南网103协议；前者用于保护设备的实时和控制信息交换，包括远程操作。后者用于传输其他非实时（如录制的波形文件等）信息；它支持上层和下层协议转换之间的通信内容的远程操作。

3.2.4保信子站可与保信分站建立实时和非实时连接，前者用于传输其它非实时（如录波文件等）信息；可通过南网103协议对站端保护装置进行远方修改和读取定值操作；可通过南网103协议为调度自动化系统能读取功能站内保护装置定值信息。后者信道使用纵向加密认证装置以提高数据安全性能，用于保护装置实时及控制信息交互，包括远方操作功能。

3.2.5调度自动化系统与主站非一体化主站使用南网103协议与保信分站建立通信连接，并通过保信通道读取站内保护装置定值信息。

结论

为了运行的可靠性、改造工作量等方面科学分析了这两种改造方案的可行性，供电部门需要针对以上两种改造方案，分别选择不同的在运行变电站实施运行工作，通过改造、试运行的经验分析与总结来确定最终改造方案。为了降低企业生产成本、提高工作效率，减轻继电保护工作者的工作量，提出了继电保护远方操作的概念及实现方法，并针对保护装置、远动装置、保信分站、保信子站装置、调度自动化系统主站做出相应技术要求，以满足继电保护远方操作的各种技术要求。无论是新建变电站还是在役运行的变电站，在进行继电保护装置远方操作试运行时，相关部门必须制定相应的安全保证方案，以确保不发生误操作事故，进而保证电网安全稳定可靠的运行。

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