继电保护未来技术发展知识分享
继电保护未来技术发展知识分享
随着公司电网的快速发展，特高压交直流混联格局已逐步形成，新能源并网容量持续增长，电网发展新态势使系统特性及其故障特征发生显著变化，电网电力电子化、单一故障全局化等特征明显，电网特性的变化对继电保护提出了新要求。
传统交流保护的配置和技术原则呈现出一定的不适应性，直流控制保护设计未能统筹考虑系统安全稳定的要求，智能变电站继电保护技术创新的同时也暴露出一些问题，安控系统装备水平与电网稳定要求不匹配，继电保护技术面临新挑战。
近年来，芯片、通信等领域的技术发展日新月异，芯片技术的发展使集成电路性能大幅提升，芯片的处理能力比10年前提升了10倍以上，功耗降低了80%以上，通信速率、数据带宽成倍增长，可靠性不断提高，为保护装置硬件集成化、小型化和可靠性的提升奠定了基础，新技术为继电保护发展提供了机遇。
01、继电保护技术发展必须遵循的四个原则
1. 坚持继电保护“四性”原则
继电保护“四性”是指“可靠性、速动性、选择性、灵敏性”，是几代电力工作者根据数十年的电网运行经验总结提炼出来的，是制造、设计、建设及运行各个环节必须坚持的基本原则。
“四性”之间，既相辅相成，又相互制约，应针对不同时期的电网运行要求有所侧重。
当前公司电网交直流系统相互影响日趋显著，呈现单一故障全局化趋势，故障的快速可靠清除显得尤为重要。电网安全稳定运行对继电保护速动性和可靠性的要求，提升至前所未有的高度。
2. 坚持快速保护独立配置原则
快速保护作为电网设备的贴身保镖，是保障电网安全稳定运行的第一道防线。
当前交直流混联电网由于直流换相失败的存在，如电网故障不能快速清除，严重情况下会导致直流送、受端电网稳定破坏，故障快速可靠清除意义尤其重大。集中式保护存在处理环节多、回路复杂等方面的不足，速动性无法满足当前电网稳定的要求；保护测控一体化装置存在异常后保护和远方控制功能同时失去的风险，造成一次设备长时间无保护运行。
快速保护作为电网安全稳定的重要保障，必须坚持独立配置原则。
3. 坚持适应电网发展原则
目前电网电力电子化、单一故障全局化、调节能力和抗干扰能力弱化特征凸显，传统交流线路重合闸方式及时间、开关拒动或CT死区故障切除时间，已与当前电网特性要求不匹配，无法满足电网稳定要求。
继电保护要站在电网发展、电网安全的高度，主动适应电网运行特性变化，把握技术发展方向，积极解决电网和设备运行中存在的问题。
4. 坚持创新引领原则
要坚持以问题为导向，增强创新意识，实现创新驱动，服务大电网安全稳定运行。积极开展大电网故障特性的研究，不断提升继电保护核心技术的自主创新能力，吸收芯片和通信等相关领域技术发展成果，推动继电保护技术更新换代，重点培育一批国际领先的技术成果，实现技术引领。
02、总体思路
立足电网运行现状，充分考虑发展趋势，以服务电网本质安全为根本，结合精益化、标准化、信息化的管理要求，从基础理论、技术装备、运行检修、支撑手段等方面统筹发展继电保护新技术，提升保护性能，提高运行管理信息化水平，以技术创新推动管理变革，实现设备先进可靠、运行智能高效、管理科学规范，保障电网安全稳定运行。
03、发展目标
积极开展以“采样数字化、保护就地化、元件保护专网化、信息共享化”为特征的继电保护体系研究，推动智能变电站技术进步。优化后备保护配置，研究站域保护，提升后备保护性能，缩短故障切除时间。
构建一体化整定与在线校核平台，提升整定计算智能化水平和对电网的动态适应性。构建继电保护设备运行管理平台，提升运行管理水平。全面提升安控系统整体可靠性，满足大电网安全运行需要。
推动直流控制保护标准化，优化直流控制保护性能。
构建继电保护在线监视与智能诊断平台，全面支撑调控一体化。积极探索前沿技术，坚持创新引领，全面建成适应交直流混联电网需要的继电保护技术体系。
04、以“四化”为特征的继电保护技术体系研究
1. “四化”特征的含义
采样数字化：保护装置直接接收电子式互感器输出数字信号，不依赖外部对时信号实现保护功能。
保护就地化：保护装置采用小型化、高防护、低功耗设计，实现就地安装，缩短信号传输距离，保障主保护的独立性和速动性。
元件保护专网化：元件保护分散采集各间隔数据，装置间通过光纤直连，形成高可靠无缝冗余的内部专用网络，保护功能不受变电站SCD文件变动影响。
信息共享化：智能管理单元集中管理全站保护设备，作为保护与监控的接口，采用标准通信协议，实现保护与变电站监控之间的信息共享
对于采用常规互感器的变电站，保护装置具备模拟采样功能，电缆直接采样，其整体方案与采用电子式互感器的变电站一致。
2. 就地化保护发展历程
2009年，公司提出“独立分散”、“就地安装”等技术发展方向和基本原则。
2013年，就地化保护在浙江湖州220千伏金钉变挂网试运行，四年来设备运行可靠。
2016年6月，完成9项就地化线路保护技术标准的编制；10月，完成220千伏就地化线路保护装置及管理单元的研制并通过专业检测；12月，选取严寒、高温、高海拔、盐雾等具有代表性的7个地区（黑龙江漠河、新疆吐鲁番等）开展挂网试运行工作。
2017年1月，在黑龙江漠河变进行了零下40度极端低温条件下现场试验，验证了恶劣环境下就地化保护的技术性能和动作可靠性。
3. 就地化保护技术优势
（1）提升继电保护速动性和可靠性
取消合并单元和智能终端，直接采样直接跳闸，减少数据传输中间环节，提高了“速动性”和“可靠性”。
（2）提高现场工作安全性
采用标准连接器，利用不同色带和容错键位防误设计，有效防止现场“误接线”。通过端子密封设计，杜绝现场“误碰”，大幅提高现场工作安全性。
（3）保护功能不受SCD文件变动影响
元件保护采用专网连接，信息交互标准化，不依赖SCD文件。通过智能管理单元完成保护专网和变电站监控之间的信息共享，实现保护系统与全站SCD文件解耦。
（4）提高安装检修效率
创新采用“工厂化调试”和“更换式检修”模式。在检修调试中心，采用一体化虚拟仿真平台，模拟现场实际运行环境，实现整站二次设备联调或单装置批量高效调试。现场检修时，整机更换，现场作业安全高效，停电时间大幅缩短，检修效率显著提升。
（5）实现基建工程的降本增效
保护装置就地安装，取消了屏柜，节约建筑面积，大幅减少光缆和电缆使用量，现场通过模块化安装，有效缩短基建安装调试工期，实现基建工程的降本增效。
