智能变电站继电保护优化配置

一、引言

智能变电站采用数字化采样、网络化通信、信息化处理技术，较传统变电站的故障处理时间缩短 60% 以上，供电可靠性提升至 99.99% 。继电保护系统作为电网故障的“第一道防线”，需在故障发生后 20-50ms 内动作，切除故障范围，防止事故扩大。数据显示，配置不合理的继电保护系统可能导致 20%-30% 的故障切除延迟或误动，引发区域性停电风险增加 40% 。传统 “双重化” 配置模式存在冗余过度（设备利用率不足50% ）、信息孤岛（数据共享率 <60% ）等问题，难以适应智能电网的灵活调度需求。在新能源高渗透、电网形态复杂化背景下，研究智能变电站继电保护优化配置，对保障电力系统安全高效运行具有重要意义。

二、智能变电站继电保护配置的现状与局限

（一）保护冗余与可靠性失衡

传统双重化配置中，两套保护装置独立设置，虽可靠性提升至 99.9% ，但设备投资增加 50% ，且两套系统的信息不互通，故障判断一致性不足 80% ，存在误动或拒动风险。冗余配置未区分设备重要性，对非关键回路采用与主变相同的保护等级，导致资源浪费 30% 以上。保护范围重叠度超过 20% ，可能引发越级跳闸，扩大停电范围。

（二）信息交互与协同能力不足

采样值与跳闸命令通过专用光缆传输，信息传输路径固定，灵活性差，新增间隔时改造成本增加 40% 。保护装置与智能终端的通信延迟超过 10ms ，数据同步精度偏差 > 1μs ，导致保护动作时间延长 15%-20% 。缺乏全局决策机制，各保护装置独立判断，未利用变电站全景信息（如潮流分布、设备状态），故障识别准确率低于 85% 。

（三）适应性与扩展性薄弱

保护算法对新能源接入适应性不足，逆变器接口的故障特征与传统电源差异显著，导致保护误动率增加 25% 。配置方案固化，难以适应电网运行方式变化（如负荷转移、网络重构），改定值或逻辑需停电操作，影响供电可靠性。老旧保护装置（服役超 8 年）与数字化平台兼容性差，数据上传率 <70% ，制约智能决策功能实现。

三、继电保护优化配置的核心技术

（一）基于可靠性的差异化配置

根据设备重要度分级配置保护，主变、母线等核心设备采用 “三取二” 冗余（可靠性达 99.99% ），线路间隔采用 “双重化 + 自适应” 模式，非关键回路简化为单套保护，总体投资降低 20%-30% 。动态调整保护级别，根据电网运行风险（如高峰负荷期、恶劣天气）提升重要设备的保护灵敏度，动作时间缩短 10-20ms 。优化保护范围划分，采用 “分段式” 配置，使范围重叠度控制在 5% 以内，越级跳闸率降低至 1% 以下。

（二）网络化协同保护配置

构建 “过程层 - 间隔层 - 站控层” 三级通信网络，采样值通过 SV 协议传输，跳闸命令采用 GOOSE 报文，信息传输延迟控制在 5ms 以内，数据同步精度达 ±1μs。设置站域保护决策单元，汇总各间隔保护信息，利用智能算法（如神经网络）进行全局故障判断，识别准确率提升至 95% 以上。采用分布式保护架构，保护功能分散部署于智能终端，通过网络协同实现故障定位，响应速度较集中式提升 20% 。

四、继电保护优化配置的关键原则

（一）可靠性与经济性平衡原则

采用可靠性框图（RBD）计算保护系统失效概率，确保核心设备的平均无故障工作时间（MTBF） >10000 小时，同时通过差异化配置将全生命周期成本降低 15%-20% 。

建立保护配置的成本 - 效益模型，使每万元投资带来的可靠性提升 20.01% 。

（二）信息共享与安全隔离原则

保护信息共享率需达 90% 以上，支持故障数据、设备状态、定值参数的实时交互，同时采用加密认证（如数字签名）防止信息篡改，网络安全防护等级达三级以上。区分实时控制信号与非实时信息，实时信号传输优先级最高，确保故障处理不受网络拥堵影响。

五、继电保护优化配置的实施路径

（一）构建多目标优化模型

以 “可靠性最高、成本最低、范围最优” 为目标，采用遗传算法求解最优配置方案，决策变量包括保护类型、冗余级别、通信方式等，使综合性能提升 25% 以上。引入模糊层次分析法量化各目标权重，核心区域可靠性权重 260% ，偏远地区经济性权重提升至 50% 。

（二）推行网络化协同保护

部署站域保护系统，整合各间隔的采样数据与状态信息，采用多 Agent 系统实现分布式决策，故障判断时间缩短至 30ms 以内。优化网络拓扑，采用环形冗余网络替代传统星型结构，通信中断恢复时间 <50ms ，数据传输可靠性达 99.99% 。

六、优化配置面临的挑战与解决策略

（一）多目标决策冲突

可靠性提升常伴随成本增加，如 “三取二” 配置较双重化可靠性提升 0.05% ，但成本增加 20% 。通过敏感性分析识别关键影响因素，在核心区域优先保障可靠性，非核心区域侧重经济性，平衡后的综合效益提升 15% 。引入柔性冗余技术，根据实时风险等级动态调整冗余度，资源利用率提升至 70% 以上。

（二）网络延时与同步精度

网络化保护对通信延时敏感，延时超过 20ms 可能导致保护误动。采用时间敏感网络（TSN）技术，确保关键报文的传输延时 <5ms ，抖动控制在 ±1ms 以内。部署高精度时钟同步系统（如北斗 +PTP） ，全网时间同步偏差 <100ns ，采样数据一致性达100% 。

（三）标准化与兼容性

不同厂商的保护逻辑存在差异，协同动作正确率 <85% 。推动行业标准统一，规范保护逻辑接口与信息模型，兼容性测试通过率提升至 95% 。建立第三方认证机制，新设备需通过互操作性测试方可入网，减少技术冲突。

七、结论

智能变电站继电保护优化配置需突破传统模式的局限，通过差异化冗余、网络化协同、动态自适应等技术，实现可靠性、经济性与灵活性的平衡。针对多目标冲突、网络同步等挑战，需依托智能算法、通信技术与标准化建设协同解决。未来，结合人工智能的自适应保护配置与数字孪生的全场景验证将成为发展方向，推动继电保护系统向 “自感知、自决策、自优化” 演进，为智能电网安全运行提供坚实保障。

参考文献

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