基于扰动激励的智能变电站继电保护故障诊断关键技术

汪 敏 孙达山 张 健

（国网安徽省电力有限公司淮南供电公司，安徽 淮南232001）

在智能变电站运行管理方面，需要依靠继电保护系统提供安全保护，避免因局部故障引起大面积停电问题。而继电保护系统可能存在各种隐性故障，导致装置发生拒动或误动问题，给变电站安全运行带来威胁。引入扰动激励分析规则对继电保护故障进行诊断，能够使故障得到及时消除。因此，还应加强基于扰动激励的智能变电站继电保护故障诊断研究，从而为智能变电站建设发展提供强有力的技术支撑。

1 智能变电站继电保护故障诊断问题分析

在智能变电站中，继电保护系统利用互感器进行模拟量采集，然后转换为数字量传输至智能终端，完成跳转指令发送，如图1 所示，为智能变电站继电保护体系结构。在保护系统中，各种智能设备可以实现信息互通，在保证信息参数准确的同时，为系统故障检测和诊断提供支持。但在系统回路测量方面中涉及较多模拟多线路开关、变送器等装置，如果存在隐性故障将导致系统面临较高运行风险[1]。因为任一环节出现问题将造成信息参数出现差错，造成系统出现错误判断。目前，继电保护隐性故障不仅涉及二次系统保护，也与一次系统运行、故障位置、保护动作方式等有关。由于设备数量较多，彼此间存在复杂关系，使得回路信息无法得到直观反映，继而给系统隐性故障诊断带来了较大困难。

图1 智能变电站继电保护体系结构

2 基于扰动激励的智能变电站继电保护故障诊断

2.1 扰动激励分析思路

针对智能变电站继电保护隐性故障进行诊断，可以采用扰动激励分析方法。具体来讲，就是利用可量化的装置动作指标对保护系统运行状态进行评估，使测量回路存在的问题得到及时发现。实际在装置动作判断上，需要对其速度和动作距离等进行分析。在保护动作启动上，可以利用装置测量值与保护启动值的相对差进行启动距离分析，并根据保护实测值和动作边界相对差进行动作距离分析。在装置启动到跳闸命令发出，经历的时间则为启跳时间[2]。对装置故障灵敏度进行评价，可以加强穿越指标和动作时间分析。设定的穿越指标包含穿越频率和时间两个，前者为从保护开始到故障恢复的动作边界穿过次数，后者为设备第一次超过整定值的时间。在动作区域内，装置测量值始终保持，则属于动作区持续时间。在故障期间，保护装置测量值将比之前返回的数值要小。在回路跳闸后，从指令发出到断路器动作，测量值要比之前返回值的时间差要小。根据这些特性，可以对机电保护状态进行科学评估，使隐藏的故障得到识别和判断，为系统可靠运行提供保障。

2.2 保护故障诊断方法

按照上述思路进行保护系统隐性故障诊断分析，可以从多个角度进行故障识别与评价。具体来讲，就是可以利用动作距离、启跳时间和穿越频率对故障所在区域、相邻区域和较远区域的继电保护装置动作展开分析，确认能否达到要求。如果未能达到要求，说明区域存在隐性故障。

2.2.1 动作距离分析

在系统发生故障后，将发出跳闸指令，相邻后备保护将发生动作。而装置主保护的启动距离和动作距离应同时比零大，后备保护同样也符合这一条件，做到同时进行跳闸指令发送。在相邻位置保护装置上，如果装置距离电源较近，主保护则出现动作距离比零小的情况下，后备保护的动作距离则比零大，因此能够提供后备保护[3]。在距离保护装置较远的位置，存在主保护和后备保护动作距离均比零小的情况，因此不会发生保护动作。在系统能够维持正常运行状态时，动作距离呈现出上述规律。但是如果存在隐性故障，就可能造成远离故障元件的保护装置发生动作，也可能导致相邻装置发生主保护误动、后备保护拒绝动作的情况。

2.2.2 启跳时间分析

除了根据动作距离进行故障诊断，也可以根据动作时间确认系统是否存在隐性故障。如在系统过量保护功能实现上，对主保护和后备保护的动作时间就提出了一定要求，只有满足条件才能保证动作可靠。具体来讲，就是后备保护拥有的启跳时间要比主保护长。在相邻区域，保护装置后备保护则需要更长时间才能启跳，以免在故障区域保护装置动作前发生动作。而在远离故障的区域，无论是主保护还是后备保护都需要满足动作距离小于零的要求。在故障发生后，按照启跳时间，应当为故障所在区域后备保护优先动作，其次为主保护发生动作，再次为相邻区域后备保护发生动作，其余保护装置则不会发生动作。无法满足上述条件，说明区域存在隐性故障。

2.2.3 穿越频率分析

在系统故障发生后，故障所在区域保护装置和相邻区域保护装置都要做到动作准确、灵敏，以便使系统得到有效保护。从灵敏度要求上来看，故障发生区域继电保护装置主保护和后备保护的穿越频率至少都应达到1。而在相邻区域，主保护装置穿越频率不超过1，后备保护则至少达到1。在远离故障的区域，保护装置穿越频率均比1 小。如果相邻区域主保护穿越频率超出1，将出现误动情况。同样的，远离故障区域动作灵敏度也不能过高，以免发生误动情况。而故障所在区域保护装置灵敏度应较高，以免发生拒动问题。不符合动作灵敏度条件要求，说明所在区域存在隐性故障。

2.3 故障识别判断过程

实际对继电保护系统隐性故障进行判断，可以根据系统采集的保护定值和保护原理完成故障准确识别与判断。具体来讲，就是可以对互感器模拟量进行滤波处理和逻辑判断。通过定值比较，如果发现逻辑与定值整定不合理，说明系统存在故障，造成装置出现误动或拒动问题。隐性故障多存在单端，上下级配合时容易给系统动作带来扰动。针对采集到的电流相量，利用傅里叶算法展开分析，确认是否符合启动条件，能够判断装置动态特性是否正常。如图2 所示，在简易母线保护中，I 和II保护存在重叠，保护动作需要保护本体和支路元件一同完成，保护重叠则容易引发误动。在间隔1 线路位置F 发生故障时，出线保护和站域保护将会动作。但是如果1 线路保护装置存在隐性故障，将导致站域无法闭锁，无法正常动作，继而引发变电站停电事故。根据设备间的冗余互备关系，可以引入扰动激励指标进行隐性故障提前诊断。以动作距离为例，在间隔1 线存在隐性故障时，母线I 出线保护和站域保护动作距离将比零小，导致保护装置无法正常动作。而线I 出线保护和站域保护动作距离比零大，相邻间隔区域保护装置后备保护动作距离比零大，不符合这一条件说明相邻区域继电保护系统存在隐性故障。根据各条馈线保护动作距离等指标关系，能够得到继电保护隐性故障判别规则，在故障发生前进行故障识别和判断，并通过消除故障隐患保证保护系统正常发挥功能。

图2 智能变电站继电保护隐性故障

2.4 故障诊断仿真分析

在系统故障诊断仿真方面，可以在CLIPS 平台上完成220kV 智能变电站继电保护系统构建，按照上述规则对故障诊断方法的有效性进行测试。系统主变220kV 侧的距离保护I 段按照全线阻抗85%进行整定，II 段为148%。继电保护CB1 的I段阻抗整定值约36Ω，II 段约63Ω，I 段发生边界故障，在t=0.5s 时在母线2 的B 侧出现三相接地短路，持续0.5s。分别在故障区域继电保护装置CB1、相邻区域保护装置CB2中完成隐性故障设置，利用软件对回路干扰进行模拟测量，并利用傅里叶算法完成基本分量提取，得到动作距离和保护测量值，如表1所示。在CB1存在隐性故障的情况下，动作距离大于零，但装置不发生动作，可以判定装置存在故障。而CB2中存在隐性故障，所以在动作距离小于零时却发生动作，违背了动作规则。因此根据扰动激励判断规则，能够依次辨别装置是否存在隐性故障，可以满足故障诊断要求。

表1 仿真测试结果

3 结论

综上所述，智能变电站继电保护装置存在故障，将导致装置无法正常发挥保护作用，使变电站运行缺乏安全保障。运用扰动激励对装置隐性故障进行判断，利用动作距离、穿越频率等量化指标对装置动作展开分析，确认是否符合保护整定规则，能够准确判断装置存在的故障，并通过消除故障保证装置正确动作，继而为变电站运行提供保障。从仿真分析结果来看，采取该方法能够对发生隐性故障的继电保护装置进行准确判别，因此具有一定实用价值。