继电保护定值远程安全整定方案研究
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【摘要】本文介绍了继电保护定值远程整定的实现方法，分别对故障信息系统、EMS系统和远程虚拟连接网关三种不同系统（装置）的具体实现方案进行阐述，并对不同实现方案的优缺点进行对比分析。本文分析了继电保护定值远程整定过程中所存在的风险，之后进一步研究远程安全整定继电保护定值的方法，并从多个方面提供远程安全整定的具体解决方案。通过远程整定继电保护定值具体方案的应用，可以较大程度提高继电保护装置的维护管理效率，为变电站实现无人值班站、调度主站实现调控一体化提供技术支撑。
【关键字】继电保护定值；远程整定；安全整定
引言
随着变电站信息技术、通信技术和网络技术的不断发展和完善，安全性不断提高，国内外已经逐步实现对变电站二次设备的远方控制功能。继电保护装置的远方控制功能主要包括装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方投退功能软压板和远方复归信号等。
近几年，继电保护装置的远方控制功能在国内部分地区已逐步开始进行试点并应用。如福建电网公司的“电力微机保护装置不停电整定支持系统”、广东广州供电公司的“继电保护远方操作系统”、浙江杭州供电公司的“调控一体化系统”、香港中华电力的“DigitalRelaysRemoteMoni-
toringSystem（DRRMS）”系统等等，已具备远方控制继电保护装置的功能。但继电保护装置定值远程整定相关技术的研究相对比较少，不够系统；相关技术的应用也不够广泛，还只是试点应用阶段，积累的经验很有限。
随着电网规模的不断发展，将来变电站逐步朝着调度自动化、调控一体化、区域大集控的方向发展和推进，实现继电保护装置不停电在线远方控制，继电保护装置定值在线校核等功能必将成为需求；同时通过实现装置的远方控制功能，可大大提高电网运行效率，实现减员增效、提高生产效率、提高经济效益，真正达到无人值班变电站建设的目的。因此迫切需要对二次设备远程控制相关技术进行研究，特别是继电保护装置定值远程整定的研究尤为重要。
1定值远程整定实现方案
继电保护定值的远方整定功能可以由多种方案实现，在不同的系统中实现方案不同，如继电保护故障信息系统通过变电站故障信息子站实现；EMS系统通过变电站远动装置实现等等[1]。可以实现保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护信号等远方控制功能具体方案如下：
1.1故障信息系统实现
通过继电保护故障信息系统实现保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能[2]，此方案的前提是：1）继电保护装置支持通过通信方式进行上述的远方控制功能；2）继电保护故障信息子站支持接收、处理并转发远方控制命令；3）继电保护故障信息主站支持远方控制保护装置功能并提供相关控制操作界面。
该方案在变电站端配置继电保护故障信息子系统，负责将全站的继电保护装置接入子站，故障信息子站或者通信管理机实现各保护装置的通信接口及通信协议的转换，具备从故障信息子站进行保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能。同时，还需要将继电保护故障信息子站通过网络通道接入调度端的故障信息主站，使用IEC103标准[3]通信协议（如《中国南方电网继电保护故障信息系统主站-子站通信与接口规范》[2]、《中国国家电网继电保护故障信息系统技术规范》[4]）实现主子站的数据交换和命令传输。调度故障信息主站软件提供相关的定值、区号和软压板的修改界面，通过主子站103通信协议的通用分类服务的读和写方式[3]，实现保护装置定值、区号和软压板的远方查看和修改。
此方案的主要优点如下：（1）方案实施时对运行的装置和其它系统影响较小；（2）方案适用现有工程或者新建工程；（3）工程实施比较简单。
此方案的主要缺点如下：（1）变电站需要专门配置、建设继电保护故障信息子站；（2）如果故障信息系统独立组网接入保护装置，要求保护装置需要有多个独立的通信接口，对于改造变电站还需要重新组网；（3）调度主站需要专门配置、建设继电保护故障信息系统。
1.2EMS系统实现
通过远动装置和调度EMS系统实现继电保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能，此方案的前提是：1）继电保护支持通过通信方式进行上述的远方控制功能；2）变电站远动装置需要升级，增加实现IEC103标准数据的接收、处理和上传调度功能；3）调度EMS主站系统需要升级，在现有的IEC101标准[5]或IEC104标准[6]的基础上实现IEC103数据的传输和解析，支持远方控制保护装置功能并提供相关控制操作界面。
该方案对变电站端远动装置进行升级，将全站的继电保护装置接入远动装置，如果保护装置无法直接接入远动装置，需要通过通信管理机实现各保护装置的通信接口及通信协议的转换之后再接入远动装置[7]。之后，使用已有的网络通道（如调度数据网）将保护装置的相关信息上送调度主站，并实现主站控制保护装置的命令通过远动装置转发给保护装置。但是远动装置和调度EMS系统的通信协议一般采用IEC101标准或者IEC104标准，此类通信协议主要面向于远动业务的六遥数据的传输，并不支持保护定值等信息的传输和控制，所以需要对IEC101标准和IEC104标准进行扩充定义支持保护信息的传输。考虑到IEC103标准是专门针对继电保护设备信息接口进行的定义，所以在IEC101标准和IEC104标准中扩充类型标识，将IEC103标准的通用访问数据单元（ASDU）报文进行嵌套打包，实现在远动装置和调度EMS主站之间使用IEC101标准或IEC104规约在IEC103格式的数据，从而实现调度EMS主站通过远动装置远方控制保护装置的功能。为了实现继电保护控制功能，调度EMS系统主站需要进行升级支持IEC103报文的嵌套传输和解析，并提供相关的定值、区号和软压板的修改界面，通过IEC103标准的通用分类服务的读和写方式，实现保护装置定值、区号和软压板的远方查看和修改。
此方案的主要优点如下：（1）不需要重新组网接入保护装置，可以使用现有通信网络；（2）对保护装置的通信接口数量没有特别的要求；（3）可以适用现有工程或者新建工程[8]。
此方案的主要缺点如下：（1）调度EMS主站需要升级，需要考虑对原有的调度系统的影响；（2）对以已投入运行的变电站，需要升级远动装置程序；（3）对于已投入运行的变电站，为了避免因为远动程序的升级影响常规远动功能，可能还要对常规远动功能（特别是遥控功能）进行重新验证；（4）如果保护装置无法直接接入远动装置，可能需要增加通信管理机。
1.3远程虚拟连接管理装置实现
通过远程虚拟连接管理装置实现远程直接连接保护装置进行远程控制。在调度主站端使用继电保护厂家提供的保护装置配套管理（或调试）软件，通过连接管理装置所建立的虚拟连接（虚拟以太网或串行总线连接），实现远程控制变电站内的保护装置，从而实现保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能。此方案的前提是：（1）继电保护装置应具有配套的管理（或调试）软件，并具备上述控制功能；（2）变电站远程连接管理装置应具有以太网虚拟网关功能和串口服务器虚拟网关功能（串口转以太网）；（3）调度主站需要具有虚拟装置通信端口（以太网监听端口或串口）功能，并提供虚拟装置、虚拟端口的相关管理界面。
该方案需要在变电站配置一台虚拟连接管理装置，并通过保护装置的管理（或调试）通信接口将全站的继电保护装置接入连接管理装置。之后，连接管理装置使用以太网方式通过网络通道（如2M调度网络或调度数据网）和调度主站进行连接。调度主站需要开发安装虚拟通信端口、通信连接管理软件，安装各个保护设备供应商所提供的保护管理配套软件。在需要进行远方控制变电站内保护装置时，通过虚拟链路连接，建立起调度主站到变电站连接管理装置，再到保护装置的虚拟链路，之后在主站使用保护装置的配套管理软件进行远程访问和控制。举例说明：将RCS931M保护装置的通信管理串口接到变电站的虚拟连接管理装置，虚拟连接管理装使用以太网口和调度主站进行连接，在主站端通过软件虚拟一个串口并建立起该虚拟串口和变电站内的虚拟连接管理装的连接，之后在主站使用DBG2000保护管理工具打开虚拟的串口，实现远程访问变电站内的RCS931M保护装置。
此方案的主要优点如下：（1）直接使用保护装置的配套管理工具进行访问装置，控制功能更全面；（2）虚拟连接功能完全独立于其它系统，不会对其它系统有影响；（3）不需要升级远动装置和调度端EMS系统；（4）保护装置的相关程序不需要修改和升级；（5）对正在运行的装置影响较小。
此方案的主要缺点如下：（1）管理不同供应商的保护装置需要使用不同的软件，管理工具不统一；（2）直接访问保护装置，需要考虑对保护装置安全运行的影响；（3）需要在变电站内配置远程虚拟连接管理装置；（4）需要搭建装置到虚拟连接管理装置的网络（串口或以太网），对于已投入运行的变电站可能需要重新组网；（5）能实现远方控制的具体功能完全取决于管理工具。
1.4远程整定风险分析
由于继电保护装置相关定值远程整定的工程应用较少，相关应用经验积累比较有限，相关技术不够成熟，因此继电保护装置定值远程整定存在一定风险，轻则保护定值整定失败、出错，严重则导致继电保护装置误动、拒动。所以分析保护定值远程整定所存在的风险非常必要。
继电保护装置远程整定定值存在的主要风险因素：（1）继电保护装置中实际装载或运行的定值远程不可视；（2）继电保护装置、通信管理装置、主站系统或网络设备故障后，可能导致通信中断，远程失去监视和控制；（3）在继电保护装置定值通信传输过程中，通信管理装置可能对定值进行转换（如单位为毫秒的时间定值转换成单位为秒的定值），存在定值上行、下行时转换出错的可能；（4）通过通信方式修改多个保护定值时，存在部分修改成功、部分修改失败的可能；（5）直接修改运行区定值，如果修改出错（操作出错或程序出错），将直接影响继电保护装置，缺少修改完成并进行校验无误后才投入运行的手段；（6）在修改保护定值前，远程无法退出继电保护装置的“跳闸出口压板”，所以修改出错可能会导致保护装置跳闸出口。
2安全整定解决方案
针对上述的定值远程整定风险因素的阐述，我们需要研究安全的、可靠的保护定值远程整定方案，以达到真正解决远程整定问题，提高继电保护定值远程整定的实用性[9]。
2.1提高数据监视的可靠性
首先，需要实现远程监视保护装置运行状态，远程查看继电保护装置实际装载和运行的定值。换句话说，远程一定要真实地反映保护装置的运行状态和保护定值，这是定值安全整定的前提条件。如果保护装置的运行信息、定值信息显示不真实，在定值整定过程中（包括整定前、后），将无法核对定值数据（修改前定值、修改后定值）和判断保护装置的运行状态（如装置闭锁、装置告警、定值校验出错、定值修改成功等）。为了远程真实反映保护装置信息，要求继电保护装置能够通过通信方式真实、可靠地上送相关信息；要求通信管理装置（如远动装置、故障信息子站、规约转换装置）能够可靠地接收相关数据和真实地转发相关信息；要求调度主站系统能够可靠地接收相关数据和真实地显示相关信息。这些都是验证、审核系统是否可以安全整定保护定值的重要手段[10]。
其次，在保护定值传输过程中，如保护定值读取上传或保护定值修改下装过程中，应该尽可能的减少定值数据的转换，因为保护定值转换环节或转换数量越多，出错的概率就越高。要求在就地通过继电保护装置人机界面查看到的定值和保护装置使用通信方式传输的定值要一致，应避免显示和传输数据不一致而带来的数据转换，如保护装置人机界面显示时间定值“1.00s”而通信传输数值“1000”（单位ms）；保护装置人机界面显示定值为整数而通信传输数据为浮点数。通过减少保护定值的转换环节和转换数量来提高定值整定的可靠性、稳定性。