电站继电保护论文范文

电站继电保护论文范文第1篇

随着微机保护装置的应用普及，继电保护二次系统的自动化水平得到不断提高。许多当前由人工处理的模拟信息转化为大量的数字信息，而技术管理人员也有许多用计算机实现的资料和试验记录文档。信息的数字化使得我们可以将不同的数据源有机地结合起来，形成一个专业化的计算机应用系统。通过综合分析数据，对设备实际运行状况加强了解，消灭故障隐患，进一步保障系统安全运行。

1继电保护信息管理系统的实现

1.1信息数据源的分布

二次系统所具备的信息来源可大致分为3部分：

a)由变电站微机保护装置经RTU发送至调度端的实时运行数据；

b)继电保护管理端(生技部门和继电保护班组)所存放的设备管理资料、各类试验记录和运行制度等；

c)其他系统中需要了解继电保护数据或可以提供继电保护有关数据和参考资料的数据源接口。

1.2系统结构

怎样有效地将信息数据源联系起来，而对于各级用户都能予以充分利用呢?我们可以考虑以调度监控计算机网络系统的数据源为中心，建立图1系统。

通过数据仓库技术集成各类数据源，使用方法库来支持各个不同等级客户的分别应用，利用网络功能实施数据交换，并且开放MIS的数据接口，基本实现对二次保护数据资源的充分利用。

1.3系统方法与功能

1.3.1数据仓库和方法库

a)数据仓库是比传统的关系数据库更高一级的数据组织形式，它不仅支持海量数据的处理，而且对于动态存储、应用程序接口、非结构化数据等方面都具有更强的性能。

b)方法库是封装了一系列分析处理方法的规则库，也是应用程序软件功能的集中表现，可通过设置各用户权限来限制其对数据仓库的查询和读、写操作，维护数据的完整性，同时也限定了客户的应用范围。

1.3.2软件应用功能

a)“三遥”数据的实时分析处理：各类二次信息的查询，和以前定检、定试记录的比较，动作时间和次数的统计，故障、事故等报警事件的指示和响应等。

b)二次设备试验的记录管理、定试预告、定值单管理、材料管理等。主要由继电保护班组人员填写，其他部门共享查询。

c)二次设备图形管理系统具备GIS功能，支持图形和数据库相连，直接在图形上查询参数。

d)二次设备事故、缺陷记录分析，各保护装置运行状况分析。主要是继电保护技术专责完成，其他部门共享查询。

e)设立一次设备参数接口。如电流、电压、功率因素和高压设备试验记录等，配合一次主接线图查询，可作为二次系统的辅助分析数据来源。

f)可使用电子函件和新闻公告板方便各部门间的信息交流。

1.3.3软件开发工具

采用Microsoft(微软)公司系列工具软件进行开发，在实用性和兼容性上都可以体现应用的先进性及广泛性。

电站继电保护论文范文第2篇

随着微机保护装置的应用普及，继电保护二次系统的自动化水平得到不断提高。许多当前由人工处理的模拟信息转化为大量的数字信息，而技术管理人员也有许多用计算机实现的资料和试验记录文档。信息的数字化使得我们可以将不同的数据源有机地结合起来，形成一个专业化的计算机应用系统。通过综合分析数据，对设备实际运行状况加强了解，消灭故障隐患，进一步保障系统安全运行。

1继电保护信息管理系统的实现

1.1信息数据源的分布

二次系统所具备的信息来源可大致分为3部分：

a)由变电站微机保护装置经RTU发送至调度端的实时运行数据；

b)继电保护管理端(生技部门和继电保护班组)所存放的设备管理资料、各类试验记录和运行制度等；

c)其他系统中需要了解继电保护数据或可以提供继电保护有关数据和参考资料的数据源接口。

1.2系统结构

怎样有效地将信息数据源联系起来，而对于各级用户都能予以充分利用呢?我们可以考虑以调度监控计算机网络系统的数据源为中心，建立图1系统。

通过数据仓库技术集成各类数据源，使用方法库来支持各个不同等级客户的分别应用，利用网络功能实施数据交换，并且开放MIS的数据接口，基本实现对二次保护数据资源的充分利用。

1.3系统方法与功能

1.3.1数据仓库和方法库

a)数据仓库是比传统的关系数据库更高一级的数据组织形式，它不仅支持海量数据的处理，而且对于动态存储、应用程序接口、非结构化数据等方面都具有更强的性能。

b)方法库是封装了一系列分析处理方法的规则库，也是应用程序软件功能的集中表现，可通过设置各用户权限来限制其对数据仓库的查询和读、写操作，维护数据的完整性，同时也限定了客户的应用范围。

1.3.2软件应用功能

a)“三遥”数据的实时分析处理：各类二次信息的查询，和以前定检、定试记录的比较，动作时间和次数的统计，故障、事故等报警事件的指示和响应等。

b)二次设备试验的记录管理、定试预告、定值单管理、材料管理等。主要由继电保护班组人员填写，其他部门共享查询。

c)二次设备图形管理系统具备GIS功能，支持图形和数据库相连，直接在图形上查询参数。

d)二次设备事故、缺陷记录分析，各保护装置运行状况分析。主要是继电保护技术专责完成，其他部门共享查询。

e)设立一次设备参数接口。如电流、电压、功率因素和高压设备试验记录等，配合一次主接线图查询，可作为二次系统的辅助分析数据来源。

f)可使用电子函件和新闻公告板方便各部门间的信息交流。

1.3.3软件开发工具

采用Microsoft(微软)公司系列工具软件进行开发，在实用性和兼容性上都可以体现应用的先进性及广泛性。

1.3.4系统建立模式

随着Internet的广泛应用，信息资源的利用已成为企业发展的巨大动力。我们在建设继电保护信息管理系统时，也必须充分考虑这一点，要向大的外部空间提供可用的信息数据，也要从外部世界汲取各种综合信息，故考虑采用intranet模式。

2系统特点

2.1实用性强

针对生产运行中的实际问题，解决了二次部分各类数据源的共享和使用，特别对于继电保护技术工作人员，可以更有效地进行系统分析和数据统计工作，提高保护运行水平。

2.2可靠性高

易于维护和升级。由于采用数据仓库和方法库。整个信息管理系统运行可靠性不再分散于各级用户之间，而集中于网络中心数据库和规则库，任一客户工作站的突然损坏，也不影响整个系统其他部分的工作性能，而且恢复非常简单。对于软件开发人员而言，升级换代只限于方法库的改变，快捷方便。

2.3开放性和先进性

数据仓库技术使得数据源的来源更加广泛，使用更加方便，易于和MIS等系统接口。系统的构造结合了Internet/intranet模式，具有良好的应用前景。

电站继电保护论文范文第3篇

【关键词】综合自动化变电站；继电保护系统；可靠性

近几年来，随着计算机通讯技术以及电子计算机技术的发展，电力系统也得到了迅速的发展，在电力系统的发展中，变电站自动化也成为专家学者研究的主要课题之一，变电站自动化就是调度管理和电网建设的自动化，变电站自动化能够有效的减少电力企业人力、物力和财力的投入，在变电站自动化中，继电保护是其中的关键技术，下面就根据变电站的实际情况探讨综合自动化变电站继电保护系统的可靠性。

1.变电站继电保护的实际要求

继电保护作为电力系统的重要装备之一，当变电站电力设备发生故障或者出现影响电力系统正常运营的因素时，继电保护装置就可以在第一时间消除这些不安全因素和故障。从这一层面可以看出，继电保护在电力系统中有着十分重要的作用，一般情况下，对于继电保护的设置需要满足以下几个要求：

1.1必须具有独立性

要保证继电保护装置的独立性，需要将电压量和电流接入装置内部，将回路开关设置成整体的系统，并将其引致保护装置内部，但是严禁与其他设备通用，这样设置就能够保证继电保护数据的独立性。

1.2需要保持联系性

如果完全将继电保护装置独立于电力系统之外，就难以起到既定的作用，为了保证继电保护装置兼具独立性和联系性的特征，在继电保护装置与相关信息系统联系时，需要使用继电器空节点、计算机通讯接口、光电耦合器接口来进行连接，此外，为了保证继电保护装置的保护作用，需要选择屏蔽电缆或者光纤电缆来进行连接，这两种导线能够能够防止干扰信号对保护装置的影响，可以很好的提升继电保护的抗干扰性和运行可靠性。

1.3设置好跳合闸回路

对于继电保护装置必须要设置好单独的跳合闸回路，这样，在电力系统的运行出现故障时，继电保护装置就能够及时将故障排除，减少电力企业的损失，同时，继电保护装置也能够将告警信号和动作信号显示出来，工作人员就能够发现故障发生的部位和实际情况并有针对性的采取措施，将损失控制到最小化。

2.继电保护装置的安装方式

就现阶段下我国的情况来看，继电保护装置的安装方式有两种：

2.1集中式安装方式

集中式安装方式在以往的应用范围十分广泛，这种安装方式就是将继电保护装置放置于保护柜之内，使用这种安装方式，监控系统与继电保护装置的联系则使用管理单元数字信号的传输来实现，集中式安装方式的占地面积很小，也能够节约通信电缆的使用，便于管理人员对其进行统一管理，也可以保证设备在良好的环境中运行。

2.2分散式安装方式

分散式安装方式就是将继电保护装置设置于开关位置，每个开关必须要配备好相应的保护系统，再将监控系统置于控制室之中，这样，监控系统与继电保护装置的连接主要由管理单元数字信号来联系，这种安装方式可以及时的消除不安全因素及电力设备的故障，保证整个设备的正常运转。

3.继电保护装置安装方式的选择

变电站的建立方式主要由子系统的建立来决定，在建立继电保护装置时，需要优先使用分散式安装方式，把继电保护装置设置在设备开关处或者开关处附近，并使用微机控制的方式进行控制。这种设置方式最大的优点就是能够节约电缆的使用，并提升整个继电保护装置运行的安全性，此外，这种保护装置子系统使用的是就地设置的方式，这就大幅减少二次设备安装带来的土地损失。当然，不同的继电保护装置使用的安装方式都会有所不同，在决定要采取哪种安装方式前，需要对现场的条件进行考察，将场地中的电缆设备和其他的条件尽可能的利用起来，不管使用何种安装方式，都要达到减少费用、节约投资的目的。就目前来看，很多中低压变电站会使用集中式处理方式，这种方式的通信电缆小、干扰性小，高压变电站，则可以使用分散式安装与集中式安装混合的方式来安装。

4.综合自动化变电站继电保护系统的可靠性

在综合自动化变电站的运行过程中，继电保护装置可能会由于各种因素出现故障，为了提高变电站运行的安全性，必须要加强继电保护装置的维护、管理和检修，以便从整体上提升变电站的服务水平。据有关的数据调查显示，导致继电保护装置出现故障一般由三种因素所致，即产品质量、设计中的故障以及二次维护的漏洞。继电保护装置在自主检查以及储存故障方面，具有很大的优势。一般情况下，对于继电保护装置可靠性分析主要针对装置的正常使用率、使用时间、异常情况进行分析，并得出结论，如果在数据传输的过程中发生异常情况，就需要对继电保护装置的可靠性进行分析，从而降低系统对继电保护装置的依赖性，以便达到系统的统一性和协调性，防止继电保护装置故障对于系统带来的不良影响。

5.结语

在现阶段下，我国电网正处在发展的阶段，这就给变电站综合自动化系统的建设提供了一定的发展机遇，继电保护装置作为变电站的核心因素，具有十分重要的意义，在实际的工作过程中，必须加强对继电保护装置的管理和维护。

【参考文献】

[1]王超，王慧芳，张弛，刘玮，李一泉，何奔腾.数字化变电站继电保护系统的可靠性建模研究[期刊论文].电力系统保护与控制，2013，02（01）.

[2]湛文军.继电保护在综合自动化变电站的应用与探讨[期刊论文].民营科技，2008，02（20）.

[3]王晓宁，张拥刚，秦琦，李文.变电站继电保护综合自动化系统[期刊论文].微计算机信息，2009，05（25）.

电站继电保护论文范文第4篇

关键词：数字化变电站；继电保护；测试技术；分析

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）14-0108-01

伴随着IEC-61850标准的应用与推广，电气智能化设备的逐步发展，尤其是电子互感设备、智能短路器等设备的使用，变电站的自动化技术步入了数字化时期。在IEC-61850标准中规定的数字化保护设备同以往的继电保护设备在结构方面存在较大的差别，以往的检测方法已无法满足当前需求，数字化变电站的保护检测方法、检测内容都发生了较大的变动。文章就数字化变电站继电保护测试技术的相关内容进行论述。

1 当前数字化变电站的检测技术发展情况

数字化的变电站是由智能一次设备、电子互感设备及网络二次设备共同分层构成的，基于IEC-61850标准的层面，完成了变电站内部智能设备的互相操作及资源共享，可以符合现今变电站平稳、安全、可靠运行等方面的需求。对于电力系统来讲，继电保护设备是其关键构成部分之一，对整体电力体系的日常运转都产生影响，继电保护的检测能力直接关联着继电保护设备工作的质量及能力，良好、准确的利用继电保护检测技术可以增强继电保护的水平，进而为人们提供平稳、安全的电能。

针对现今我国应用的数字化继电保护检测技术来讲，大多是以保护检测设备为主，依旧停滞在对单一设备开环检测的层面上，其可以实行的也只局限在检测单套保护设备的功能方面，在检测整体电力体系和闭合的检测系统方面存在较大的技术漏洞，同时在检测继电保护设备时也具有一定困难。从上述问题中发现，此种检测技术所获取的数据也无法对电力体系的实际状况进行反应，仅可以在检测二次设备的硬件或者软件方面进行应用。基于IEC-61850标准进行的继电保护检测，应用通信与保护分类的方法，其缺点在于检测操作复杂、工作效率较低、人工作业强度较大等。

数字化的继电保护同以往的继电保护之间存在较大的区别，主要体现为以下几方面内容：其一，硬件的结构。以往的继电保护硬件结构包含开关量的输出与输入接口、模拟量的输入单元接口、处理数据单元等，而处理的信号也一般来自EVI或ETC的信息，同以往的保护不同，数字化的继电保护硬件结构主要包含中央处理、光接口、开入及开出等。其二，传递数据的方法。以往的继电保护是利用电缆作为传递信号的途径，从保护设备进行处理信号，把结果经过网络传递到后台的监控体系中，但是，基于IEC-61850标准的数字化变电保护，是通过光电互感的方法，将收集到的数据利用内部转换的形式经过光线传递到合并单元中，然而再由合并单元把传递来的信号进行贴标签，传递到过程总线中，从而获取相关数据资料。基于这种形势下，数字化保护装置之间传递信号实现了网络化，摒弃了原来连接电缆进行检测的方法，重新开发新的检测系统，保证检测结果可以对电力体系的实际情况进行反应。

2 数字化变电站继电保护体系的相关标准

创建数字化变电站的继电保护检测技术体系需要确保其可以满足一定的技术标准，具体包含以下内容。

①确保检测体系的适用性。针对当前合并单元应用信息所支持的标准为IEC-60044及IEC-61850，前者为串口，传递报文的格式为FT3，点对点进行传递，速率为0.3125 BMyte；后者应用以太网作为借口，可以进行网络传递，速率为1.25 BMyte，连接口的特征和传递速率是根据标准的不同而变化的，IEC-61850标准可以实现资源共享，为数字变电站的进一步发展夯实基础。

②确保检测体系的实时性。检测体系使一项具有仿真电磁计算、数据收集大包及发送、解析报文等功能的体系。所以，应对通讯接口的处理时间进行科学化的控制及计算，从而确保设备动作时间的作用与继电保护的标准相吻合。利用减少接口位置处理实现，增强保护信息的传递速率来确保检测体系的实时性。

③确保检测体系的同步性。检测体系中的数字保护装置及单体数字光转换设备在进行资源传输时应确保符合同步性的标准，确保判断保护动作的电流、电压等数据是在同一点收集的，防止出现因为收集位置不同，数字幅度变化较大而出现误差，导致继电保护设备误动情况的出现。

④确保检测体系的规模性。想要确保数字化变电站中二次系统整体检测的准确性，应确保多项数字保护设备共同连接，信息传递途径通畅、富足，同时应用环闭检测的方法对系统的整体性进行检测。

3 创建数字化变电站继电保护检测体系的方法

创建数字化的变电站中继电保护设备检测体系，应以创建硬件平台为基础，对系统内部的检测结构进行完善，同时关注系统功能性的检测，确保创建的检测体系可以高效的符合数字化保护的标准。

建设检测硬件平台体系需要以电力体系中的方针全数字设备为核心，同时应用光数据转变结构对电压的信号进行转换，确保传递的弱电压变成IEC-61850标准中的报文，同时通过光纤的形式传递到待检继电保护装置中。PWF-2T能够接纳数字化继电保护设备传递的动作信号，并将其分解成模拟开关的信号，反馈到ADPSS中，形成闭环检测数字化继电保护的体系。此种仿真设备是基于性能较高的服务器机群层面上，全面应用机群高速及节点多的特点，利用网络计算机并行方法对相关数据进行分解，同时实时控制仿真的过程。创建完整的二次网络体系，可以完成二次装置的互相连接，同时确保其可以在不同的工作环境中都进行检测，确保测试的数据结构精准、客观、真实、完整，进而良好的预防误动情况的出现。另外，在完成上述操作的同时，还可以加设一般的收集合并单元或者操作智能设备等，从而确保检测数据可以对数字化变电站的真实工作状态进行反应。

4 结 语

总而言之，数字化的变电站继电保护检测方法可以确保继电保护设备的稳定工作、安全运行。伴随着电气自动化水平的不断提高，继电保护检测方法也需要发展。为了进一步符合变电站保护设备工作要求，应对当前的检测方法进行转变及完善。利用多种方法增强继电保护检测技术的能力，确保人们用电稳定、安全。因此，对数字化变电站继电保护检测技术进行分析是十分重要的事情，值得相关工作人员深入思考。

参考文献：

[1] 李先妹，黄家栋，唐宝锋.数字化变电站继电保护测试技术的分析研究[J].电力系统保护与控制，2012，（3）.

电站继电保护论文范文第5篇

关键词：数字化；继电保护；智能变电站；智能电网；电力系统 文献标识码：A

中图分类号：TM77 文章编号：1009-2374（2015）35-0046-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.35.023

目前，我国的智能变电站逐渐向数字化与自动化发展，规范性比较差，对系统运行的评估体系相对缺乏，对各设备运行的稳定性以及可靠性掌控不严，其中又以继电器保护为智能变电站应用的重点与难点。

1 研究目的

1.1 数字化继电保护在智能变电站中的应用背景

随着我国国民经济的迅猛发展和人民生活水平的不断提高，我国的电力系统也在不断升级以适应新形势、新变化。变电站作为电力系统中的重要一环，在其中起到调整电压、分配电能的作用，因此，对变电站环节一旦发生故障，所造成的损失影响非常大。当前我国在智能电网技术以及相应的智能电气设备开发和推广上的研究不断深入，变电站在建设上也迈入数字化时代。另外，为了维护变电站的安全，国家也制定了相关的规范希望推动数字化继电保护系统的应用。所以，加强对数字化继电保护在智能变电站中的运用研究有着十分重要的意义。

1.2 数字化继电保护在智能变电站中的应用研究意义

变电站的数字化继电保护系统在提升变电站的经济效益和生产效率，推动电力系统的数字化建设，维护国家在农业、工业、商业以及人民生活的正常运行方面发挥着重要作用。因此，加强数字化继电保护在智能变电站中的研究，推动数字化继电保护系统在变电站的广泛应用有着重要的现实意义。

2 数字化继电保护及其自动化概述

2.1 概念及原理

继电保护是当电力系统有异常状况发生或者有设备故障的情况出现时，在继电保护系统的能力范围内以最快的速度和最小的选择区域时，自动向电力人员发出故障信号或将其中产生的故障设备排除，是一种依靠自动化降低事故损失度的保护措施。而数字继电保护则是以数字信号为依托来实现设备之间的相互通信与信息传递，可以说其所具有的数字化为最显著的特征，与传统的继电保护相比更加高效与便利。

2.2 数字化继电保护系统与传统微机保护系统的比较

2.2.1 简化了二次回路。数字化继电保护系统中的合并单元与电子互感器等配件相互配合，可以实时对测量值进行处理，将原有的非数字化信号转变为数字化信号，并在通信的过程中利用光纤而非传统的电缆进行数字信息传送。它与之前传统的微机保护系统相比，电缆的传送回路不同，可以将一次设备和二次设备进行有效隔离，明确清晰了现场的各个间隔，避免了不慎与电缆发生触碰、连接的事故的发生，更加安全高效。

2.2.2 加强了保护的可靠性。数字化继电保护系统中的电子式互感器无论是在绝缘性能上、线圈范围的广度上以及抗干扰能力上都比传统的微机保护系统更胜一筹，因此也就比传统的微机保护系统更能提高测量数据的准确性。光纤对于数字信号的传输方面也有保护作用。数字化继电保护系统中的智能操作箱取代常规断路器可以在过程层网络和保护装置的帮助下实现实时通信。

2.2.3 开放性和互操作性大大提升。数字化继电保护系统依照统一的IEC61850通信标准来运行，因此与数字化继电保护设备相关的生产供应商也都会基本生产统一设备型号，确保了设备的共享性，避免了设备在使用更换时发生不连续的情况，使成本得以节约，并使得在变电站的保护方面具有更大范围的开放性。

2.2.4 继电保护的自动化。在实际的工作中，如果电力系统由于种种原因出现短路的情况，要是想要及时地把这些信息发送出去，一定要保证继电保护设备的可靠性。在出现故障的时候，继电保护设备一般来说会出现拒动故障与误动故障两种情况。在电力系统发生故障的时候，继电保护设备没有及时行动起来，因而电气故障并没有及时地清除掉，这就是拒动故障。如果继电保护出现了一些比较严重的故障，那么电力系统就非常容易出现崩溃现象。继电保护设备的误动故障指的是其实电力系统是正常的，没有故障出现，继电保护设备受到其他因素的影响，继电保护发出错误的动作，这时候也会发生相应的利益损失。继电保护设备自动化装置主要就是对电力系统进行检测和对电力系统的运行参数进行控制。

3 智能变电站相关设备的保护装置

智能变电站要求有较高的装置配置，在线路保护、变压器保护以及母联保护方面都有很高的技术要求。

3.1 线路保护

智能变电站中的保护应当具有很强的综合性，将站内保护、监测与控制等功能紧密地结合在一起，以间隔具体情况单套设置。在进行线路保护时可以直接跳到断路器上以对设备运行的信息进行直接采样。保护监测装置被应用于线路间隔内，并且该装置除了Goose网以外，不会再与其他的设备装置之间发生信息传递，而剩下的均采用点对点的方式进行连接来传递数据。

3.2 变压器保护

首先，按照规范要求，变压器保护中分别采用主、后备保护一体化双套配置，无论是合并单元，还是智能终端的两侧都要采用主、后备保护一体化双套配置，间歇电流和中性点会分别并入对应侧；其次，直接采样的方式在保护时也会直接跳到两侧的断路器上。

3.3 母联保护

母联保护也就是分段保护。与线路保护相比，二者十分相似，但是在结构上，母联保护相对简单一些。此时的母联保护装置不需要具备数据交换的功能，只要进行直接采样、直接跳闸，因此它与合并单元和智能终端直接相连。对于智能变电站母线保护，可以选择用分布式设计相应装置，在进行设计时，每个间隔之间可以选择用独立母线保护方式。其中如果为110kV智能变电站母线保护设计，可以选择用分段保护方式，保护单元与合并单元进行连接，并且与智能终端连接，不利用网络来进行系统信息以及数据的交换，以此来直接完成对数据信息的采样与分析，另外，母联保护装置可以跨间隔实现信号的传递，最终实现跳闸动作。

4 智能变电站继电保护的原则

在实际的工作中，对于智能变电站继电保护技术的研究，必须要满足四个要求：（1）对于继电保护技术的应用，必须要具备可靠性、选择性、快速性以及灵敏性特点，提高继电保护的安全性，能够快速地针对电网运行中存在的故障进行分析，并迅速进行解决；（2）对于110kV及以上高电压级别变电站，如果双母线与单母线分段接线形式有特殊要求时，应该选择安装电子式电流电压互感器；（3）对于110kV及较低电压级别变电站在安装继电保护保护装置的时候，可以选择用集成安装的方式。其中，对于主变压器来说，应该对各侧合并单元进行冗余配置，剩余各间隔之间合并单元应进行单套配置；（4）要控制好继电保护与监控、调度之间关系，满足数字化以及远程控制变电站运行的要求，提高各级调度技术支持系统之间的联通性，进而保证电网能够安全、稳定、经济运行。

5 数字化继电保护系统在智能变电站中的应用

目前，变电站正迈入智能化时代，传统的继电保护也应与时俱进，以适应新变化新形势的发展。要想让数字化继电保护系统发挥出强大的作用，首先就要改进原有的继电保护设备，将电子式互感器取代传统的电磁式互感器，用光纤代替电缆并使用有智能单元的断路器。针对设备所发生的变化，采取下文的测试检验方法：（1）过去的方式是在保护装置中输入电压和电流的模拟量，而现在新的方式是被光纤数字信号所替代。而光纤数字信号要求采用有跨间隔数据要求，以尽量在不同间隔间发生数据传输时，避免发生传输时间的不同步的情况。一旦发生明显的时间不一致的情况，保护装置就不会达到正常的期望；（2）从传统的方式中可以看出，以前的变电站在继电保护方面大多使用接点直接跳闸。但是，GOOSE网目前在智能变电站得到了广泛的应用，在数字化继电保护中，数字信号也会通过GOOSE网等新的网络向智能终端传输，原有的实用节点直接跳闸此时会被取代，使系统的安全性和稳定性都得到了极大的保证，也方便了对以后的设备维修检查以及扩建；（3）当前智能变电站中的智能变电器则在原先的基础上增设优先级别，借助于GOOSE报文来实现数字信号的传递。在测试检验中，可利用整组传动实验对变电站保护装置输入和输出信号来进行检验，以确定输入输出信号的准确性和精确性；（4）与传统的继电保护系统相比，数字化继电保护系统是采用光纤数字信号的输入方式，因此数据同步性检验与测试十分有必要，例如对变压器差动保护进行测试检验和母差保护进行测试检验等，以确保数据的同步性；（5）光纤以太网在检验时主要是针对光收发器件的功率以及误码率来进行检验，从而保证其物理连接的准确性和可靠性。针对这一检验过程，数字化继电系统也采取的是现代化检验手段，通常依靠网络进行相关的检验。

6 结语

数字化继电保护系统对建设智能变电站所显示出的强大推动作用，已经得到了国家以及相关学者的研究及重视。在实际运行中，数字化变电站突显出节约土地和电缆，使内部监控网模块化、规范化、高效、稳定等诸多优点，为实现电力生产现代化提供了及时科学的网络信息和决策依据，对我国变电站的运行管理产生了深远影响。本文为数字化继电保护系统对于智能变电站的作用进行了研究，目的是为我国的智能变电站的未来发展提供参考。

参考文献

电站继电保护论文范文第6篇

关键词：电厂；故障信息管理系统；继电保护

中图分类号：TM62文献标识码： A 文章编号：

电厂的故障信息管理系统对于电厂的稳定运行具有重要的意义，所以一定要良好的完善电厂的故障信息管理系统，通过对继电保护装置的良好的调用，从而实现的电厂故障的管理工作，实现对电厂运行的继电保护，发挥继电保护装置的重要作用。

1、电厂继电保护的特点

电厂是电力系统的重要的组成部分，所以电厂的继电保护有着重要的意义，由于电厂在电力系统中有着自己的特点，所以电厂的继电保护也有着自己的特点，电厂的继电保护出了对线路的保护以外，更多的是对电厂的电力设备的保护，通过良好的保护让电厂的电力设备能够良好的发挥其重要的作用，避免在电厂的运行中电力设备的损坏，能够保证电厂电力设备能够在实际的运行中能够正常的工作。电厂的继电保护是通过继电保护装置来实现对电厂的电力设备的监测和控制，在实际的电厂运行中继电保护装置采取相应的动作来保证电厂运行的正常性，能够将电厂运行中的故障进行正确的处理，从而能够有效地排除电厂运行中的故障或者降低电厂运行故障的影响。电厂的继电保护需要有良好的准确性和可靠性，当电厂的继电保护发生故障的时候，将会严重地影响到整个电厂的运行，所以在电厂运行的时候必须要对电厂的继电保护装置进行定期的检测和维护，通过良好的维护工作从而能够良好地保证电厂的运行能够满足整个电力系统的运行需要，避免电厂运行故障给电力系统带来不良的影响。

2、电厂的故障信息管理系统

由于电厂的继电保护有着自己的特点，所以电厂的故障管理信息系统主要是依据电厂的继电保护装置而开发的，故障信息管理系统主要是对电厂的继电保护装置进行监视、控制和管理，对继电保护装置提供的信息数据进行综合分析和计算，然后对继电保护装置的提供的信息进行良好的利用，从而实现了对电厂运行的保护，准确地堆继电保护装置的服务进行计算和分析，从而良好的发挥继电保护装置的作用。电厂的故障信息管理系统必须具有良好的信息化和智能化，才能实现对继电保护装置的智能化管理，从而良好地发挥继电保护装置的作用，才能良好地保证电厂能够良好的运行。电厂的故障信息管理系统的结构如图1所示，通过主站和子站的系统化管理，从而实现对继电保护装置的良好管理。

图1 电厂故障信息管理结构图

3、电厂故障信息管理系统的结构设计

电厂故障信息管理系统对于电厂的运行具有重要的意义，通过对电厂的继电保护装置的信息数据进行良好的分析和管理，从而实现对电厂故障信息的管理，然后采取相应的电厂保护动作来实现对电厂的良好保护。电厂的故障信息管理系统必须要有一个完整的结构才能良好地发挥电厂故障信息管理系统的重要作用，电厂的故障信息管理系统主要有电厂的故障信息管理主站和子站管理来完成电厂的故障信息管理，从而发挥故障信息管理系统的重要的作用。

3.1故障信息管理系统的主站结构设计。电厂的故障信息管理系统的主站系统主要有录波设备运行管理系统和保护及录波故障信息系统构成，能够对每一个故障录波器的录波信息和微机保护等设备的各种相关信息进行采集，同时还能将这些信息良好的到故障信息系统的信息平台之上，从而有利于对各种信息的浏览和查询。由于信息量比较大，直接用主站进行各种信息的采集将会严重的影响主站的运行速度，所以故障信息管理系统设立子站系统来完成实际的信息采集工作，然后对信息进行处理以后再传送给主站系统。主站系统对电气系统的故障信息进行实时地采集、传输、处理和分析，对各种故障信息数据进行管理、开发以及维护整个系统的正常运行，由于主站系统需要连接子站系统和信息管理平台，所以主站系统必须要有子站系统接入和公共数据服务接口。同时保证系统运行的独立性，避免系统运行对电厂的运行造成影响，影响到继电保护和故障录波器的实际运行，主站系统的结构图如图2所示。

图2 故障信息管理系统主站结构图

3.2故障信息管理系统子站设计。故障信息管理系统的子站分为一级子站和二级子站，二级子站将保护和录波信息进行采集以后传送给一级子站，一级子站在收集二级子站传送信息的同时对部分的继电保护装置的信息进行良好的采集，然后对各种信息进行良好的整理以后再上传给主站系统。一级子站系统采用PC机进行管理，一级子站西戎通过与子站内的继电保护装置进行良好的通信，然后将采集和上传的保护和录波信息通过远程通信功能上传给主站系统，能够采取网络方式和GPS对时卡来对电厂的GPS对事信号进行校时和继电保护装置的校时，一级子站系统的各个部件都有良好的自检功能，二级子站系统主要是完成信息的采集和处理以及将信息上传给一级子站系统，子站系统的结构如图3所示。

图3 故障信息管理系统子站系统结构图

4、故障信息管理系统的特点

故障信息管理系统具有良好的人机交互界面，从而对电厂的继电保护状态进行良好的监控和管理，采用智能化的信息采集和整理，减少了人工信息采集和整理的麻烦，能够将电厂的保护动作信息和实践、故障信息及时地进行显示，从而有利于运行人员采取相应的决策，能够对故障事件进行实时地通知让检修人员能够及时地到达检修现场，开展相应的检修工作，将电厂设备的信息数据良好的提供给检修人员，从而有利于检修人员完成实际的故障分析工作，采取相应的检修措施。

5、结语

电厂的故障信息管理系统具有良好的功能，能够完成对继电保护数据的良好采集和整理，有利于完成电厂的继电保护工作，从而保证电厂能够良好的进行运行，能够有利于整个电力系统的良好发展。在建立电厂的故障信息管理系统的时候，要采取科学合理的方法来建立故障信息管理系统，同时要对已有的故障信息管理系统进行完善，从而良好的发挥故障信息管理系统的重要价值。

参考文献

电站继电保护论文范文第7篇

关键词 继电保护；故障信息管理系统；电厂应用；重要意义

中图分类号TM77 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）86-0110-02

0引言

电厂中的继电保护及故障信息管理系统是通过网络、计算机以及通信技术等技术对电厂的运行状况与故障信息进行收集，便于有效为解决电厂故障提供较好的参考依据与解决方案。同时还有助于全面采集并分析故障信息，从而较好地实现电厂的设备的安全、稳定运行。

1电厂中的继电保护

电厂中继电保护主要包括发电机、线路保护部分、电动机、变频器及变压器等设备，较多的录波器、新型微机保护被广泛应用到电厂中，使得电厂的智能化与自动化水平提高。同时设备的误动或者保护拒动均可导致电力系统出现异常，因此确保继电保护装置的安全运行，加强人员的巡视检查力度十分必要。应用继电保护故障信息管理系统，可有效确保电厂电力系统的稳定运行。

2继电保护故障信息管理系统概述

电厂中设计继电保护与故障信息系统，应遵循标准化与规范化的原则，同时根据国际标准要求进行设计，确保系统的安全、良好运行。系统分成子站、分站以及主站三个部分，其中子站端设有向分站以及主站传送信息的接口，按照需要选择向分站或主站端传送的各类信息，而主站与分站之间无信息的交互。对于继电保护故障信息应根据调度管理的关系进行分层管理，促进电厂的安全运行[1]。

电厂采用继电保护及故障信息管理系统，可有效对联网的设备进行监督、保护，还可以对录波器当中设备出现的故障给予有效的收集、分析。此外还能够准确地对故障的性质与范围进行判断、处理分析等。最后将采集到的数据提供给数据库，便于进行有效的管理与开发，确保电力系统的安全运行，最终实现资源的共享。

3电厂中的故障信息管理系统

电厂中运用故障信息管理系统主要由主站于分站以及子站三个部分结构，能够有效提高电厂中的继电保护装置。同时更好地满足电厂的调度与管理的需要，大大提高了继电保护的自动化管理水平。

3.1主站的实现方式

3.1.1主站系统的构成

硬件的构成主要包括：前置采集机、数据库的服务器、分析工作站、维护工作站等内容。数据库服务器作为存放录波文件并进行管理；前置采集机作为与子站的通信设备系统，可以得到较好的获得信息。主站系统中的分析工作站是为了有关的人员提供电厂设备中的不同信息，同时对信息进行分析与查询以及统计；维护工作站时用于日常的维护，确保电厂的设备的安全运行。

3.1.2主站的功能

主站功能和分站功能相似，主站的主要功能为：查询统计功能、人机界面、分析与管理等功能。其中采集功能是指利用与子站的通信，对IED 设备的自检、扰动数据、动作、正常运行、故障与录波等信息进行收集。查询统计功能指的是系统对保护设备日常的运行给予统计与检索。人机界面功能是指由于系统设备较多， 假如使用对话框设备进行定位无法适应系统的需要， 因此系统借助GIS方式进行定位，确保全部的定位都能在地理图中完成。除此之外，主站功能中的分析功能主要分析保护设备的扰动数据以及录波文件等情况；主站功能的管理功能具有保护设备的台帐资料，还可进行系统的管理等[2]。

3.2子站系统

子站可有效确保故障录波器、继电的保护装置等自动装置的接入，进而实现信息的采集、存储、处理以及传输等服务的功能，其的可靠性与保护装置等同。子站系统与主站连接，通过以太网与各个保护装置连接，主要的保护装置有故障录波器和安全自动装置等设备。子站系统的TCP/IP协议一般采用103协议，通常采用的格式是103协议中的通信扰动数据，作为子站系统协议的故障录波数据。为了满足保护装置的扰动数据通信接口要求，保护工作人员要把收集的数据文件转换成指定的COMTRADE格式，同时，也有利于子站系统录波数据的分析和存储。子站系统在整个应用中相当于一个保护装置，保证了变电站、机电保护设备、故障录波器等装置一系列信息方面功能的正常使用，如基础设备的数据转发、分析和存储功能。采集数据是子站系统的主要功能，为了保证装置有效运行，应发现异常状况并进行及时处理。

子站系统采集的保护装置信息并传输到主站的有：1）保护装置出现故障之时造成的扰动数据；2）保护装置的当前运行数据；3）保护装置的自我检查信息；4）保护装置的压板状态和相关数据；5）保护装置的信号、故障时间和故障测量的距离；6）保护装置当前数据的模拟量；7）故障录波装置的功能数据及信息；8）通信口中保护装置的时钟数值修改的情况；9）被屏蔽软压板的具体信息以及装置定值信息，其他部分规定的必要信息等。

在电厂中运用故障信息管理系统与继电保护，确保电厂系统运作的安全性及稳定性；节约了成本并减少了维修开支；降低了电厂故障的发生率[3]。

4结论

综上所述，电厂运用继电保护与故障信息管理系统。有效确保了电厂继电保护装置的安全性，并对保护的动作进行准确的分析，进一步提高对故障信息的分析与处理能力，较快实现电厂继电保护装置的管理的自动化与网络化，确保电厂设备的可靠运行。

参考文献

[1]王智涛.继电保护及故障信息管理系统在电厂中的应用.电力建设，2012，33（2）：92-95.

电站继电保护论文范文第8篇

关键词 智能电子继电保护；智能变电站；继电保护检测

中图分类号TM77 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）79-0029-02

0引言

近年来，智能变电站在变电站建设过程中得到了逐步的推广，而智能电子继电保护技术得到了迅速的推广与应用。在常规变电站以及数字变电站的基础上，智能变电站通过先进的数字技术，采用集成设计的方式，有效的提高了设备生产与=运行过程中的可靠性，同时在环境保护以及能源节约方面具有明显的优势。成为了下一代变电站发展的新趋势。其中，电子继电保护问题成为了智能变电站的重要技术问题，是整个变电站技术的关键。

1智能变电站内继电保护设备的配置

1.1 线路保护的设置

对于110kV的智能变电站，为了实现变电站站内保护和测控等功能，实现功能的一体化，最终达到对各个单套配置进行间隔保护配置的目的。在智能保护线路当中国，各个线路都是采用直接采样、直接截断断路器的方式进行线路保护的。然后利用GOOSE网络使得相应的断路器失灵，同时启动重合闸保护功能，该功能的具体设置电路图如图1所示。

在该控制电路当中，各个线路间隔保护测量与控制装置中除了利用GOOSE网络来完成信息交换工作之外，都是采用点对点的连接方式实现信息的传输、单元合并、智能终端控制等功能，最终实现数据的采样以及直接跳闸，不需要通过GOOSE网络就能够对电路实现断路保护。而在电路以及母线上设置的电子式互感设备能够从中获得对应的电压信号，在与相应的合并单元相连接之后，利用数据打包的方式完成数据的处理工作，然后利用通信光纤将信号传输至SV网络和被保护测控设备当中。在对跨间隔信息测控装置进行接入时，一般是通过GOOSE网络进行信息传输的。

1.2 变压器保护的设置

以变电站的具体规划设计为基础，110kV变压器的电量保护可以根据两套线路来进行设置，而在设置的过程中又可以采用主、后备保护相互分离的方式来进行设置，最终达到后备保护与策略设备一体化的目的，形成对变压器保护的“双保险”保护。

当当变电站保护电路采用的是双套配置设置方式时，其两侧所采用的合并单元（MU）、智能终端设备等都需要对应的采用双套保险配置的方式。与此同时，在线路的中性点电流、间隙电流线路以及其相对应的MU侧都同时采用双套保护设置。一旦变压器出现故障，诸如：保护跳母联、线路各分段断路器以及闭锁设备自投、启动故障出现问题时，都能够利用GOOSE网络对故障设备信息进行传输，之后变压器的各个保护设备以及智能终端通过GOOSE网络来获得并执行故障跳闸指令，将故障变压器与各侧端断路器断开。

而针对主变压器的高、中、低压侧的职能终端设备，则应该尽量采用冗余配置的线路保护方式；针对主变压器本体自身的智能终端则应该尽量采用单套配置的方式进行设置。在设置的过程中应该确保主变压器自身的智能终端能够通过开关非电量保护、本体非电量信号的上传等功能进行线路保护。

1.3 母联保护的设置

在设置母联分段保护的设置时，其设置原理图与图1方案所设置的线路保护相类似，同时在结构方面也更为简单。在对分段保护进行设置时，可以将合并单元与智能终端设备进行连接，最终达到不通过网络数据直接采样和保护跳闸功能就可以实现母联保护跳闸的目的。

根据对应的规程，110kV的分段保护必须通过对应的单套配置方式才能达到保护和测控的目的。110kV的分段保护跳闸能够采用点对点直接跳闸的方式，而其他的保护分段则必须采用GOOSE 网络设置的方式才能达到母联保护的目的。

2智能继电保护中实施的测试检验

继电保护是整个确保电网安全、稳定运行的根本保证。因此，在设置的过程中应该以可靠性、选择性以及灵敏性作为其设计方式的选择以及设计原则，对站内继电保护进行设置。

在智能变电站当中，由于采用了电子式互感设备，且在变压器、断路器等大量的以一次设备中加装了智能处理单元，使得既有的保护装置能够利用光纤来进行信息传递，进而能够利用网络对设备进行控制。智能继电保护带来的这种现象就要求设备在变化之前必须对变电站设备进行测试。在测试的过程中，考虑到智能继电设备的出现主要是对信息传递方式的改变，因此在进行逻辑功能检验的过程中尽量与原有保护系统保持一致，而是采用已经成熟的检验标准和方式，主要进行如下几点内容的工作。

2.1 采用光数字保护测试仪进行信号采集

之前采用在输入端输入保护装置电压、电流的模拟信号的方式进行信号采集，而且传统的保护测试仪器只能输出一些模拟信号量。而在采用光数字保护测试仪之后，能够直接将其接入到保护装置的光线仪态网络的输入接口进行采样和测试。采用这种方式获得的信号不存在误差，之前存在的零漂以及采样精度检验等操作步骤都可以省略不计。但是，在设置的过程中应该尽量考虑存在跨越间隔数据要求的方式设置保护装置的问题，尤其是在不同的间隔进行数据传输时，信号到达时间的同步性也应该进行确定，否则将难以满足对应的保护装置要求的设置。

2.2积极利用GOOSE网络的检修可扩建安全性

在一、二次设备条件相同的情况下，与传统的直接在保护节点跳闸然后保护方式相比，智能继电保护设备是采用GOOSE网络进行指令信息的传递，在将报文信息经过信息网络发送到智能终端进行保护跳闸功能。通过这种方式，继电保护能通过网络信息控制的方式实现传输跳闸、相互隔离以及锁闭信号的方式来进行保护。与传统的回路方式相比，其在网络可靠性以及检修可扩建安全性方面具有明显优势。

2.3 实现了输入、输出信号的实时性与正确性

智能继电保护装置所传输的信号是建立在GOOSE网络协议之上实现传输的，且整个智能网络的传输所采用的通信信号也不再是24V、220V的直流电信号，而是具有优先级差别的GOOSE报文。通过这种方式进行组态实验，对输入、输出信号进行验证，达到确保输入、输出信号稳定可靠的目的。

参考文献

电站继电保护论文范文第9篇

关键词：110kV变电站；继电保护；问题及对策

继电保护对于110kV变电站的可靠运行来说具有一定的重要意义，而针对国内110kV变电站在继电保护整定过程中产生的一些问题，作者在这里以东罗变电站作为阐述分析的对象，对其采取的继电保护方案具有的优点以及缺点进行分析，并且对其可能存在的若干问题进行总结，制定有效措施予以解决。

1 110kV继电保护配置方案

机电保护是针对变电站系统运行中所出现的事故进行预防和保护从而确保运行安全可靠的措施，为了可以有效地确保用户的安全用电和实现连续供电的目的，继电保护发挥着不可替代的作用。机电保护的配置就方案主要包括了两个方面内容，一个是人员配置方案，另一个是设备配置方案，继电保护配置随着变电站的不同而发生改变。

1.1 机电保护的人员配置

继电保护要求继电保护人员具有较高的素质，素质包括了较高的理论水平、较强的专业素质以及丰富的工作经验，继电保护人才必须具备全面的素质与技能，而且要培养出符合要求的全方位人才必须花费较长的培训周期。在专业技能方面，要求继电保护人员必须掌握其中的关键技术，并且必须保持一定的稳定性，不能够出现频繁的人员变动，从而保证继电保护人员具有业务水平的连续性。

1.2 机电保护的设备配置

目前，针对110kV变电站机电保护的设备配置包括了常规保护和系统保护两种。首先，在常规保护配置方面，主要指的是变压器保护、电容器保护、监控设备的保护等等，常规保护缺乏考虑设备更换以及性能改进的新要求。其次，在系统保护配置方面，主要指的是根据双重化配置原则，要求每一套系统都具有完成全站所有设备继电保护功能的保护装置，具备测控功能，该方案要求机电保护装置必须具有更高的性能与功能。

2 110kV变电站继电保护运行的常见问题

变电站具有着一定的特殊性，和国家社会经济的发展具有着密切的关系。因此，变电站要求其设备必须具有极高的可靠性和稳定性，我国110kV变电站继电保护运行中常见的问题包括了以下接个方面。

2.1 元器件发生故障

元器件故障所引起的故障保护案例比较多，主要原因在于元器件本身的质量问题，设备维护的过程中存在操作不当的情况，因此造成设备损坏。

2.2 继电保护措施有所缺乏

变电站的机电保护设备存在一定的缺陷，缺乏高科技设备，整体设备技术水平比较低，继电保护设备和国家电网的要求标准依然存在着较大的差距，给继电保护方案的制定以及实施的效率带来了较大的影响，为了促使变电站具有更加高的运作效率，必须加强继电保护措施的实施。

2.3 隐形故障比较多

在CT二次回路中，多点接地的情况容易造成保护产生误动，或者出现拒动的情况；直流回路的绝缘性出现下降，导致直流接地情况的出现等等，由此可见必须加强对继电保护设备的维护工作，在工作的过程中必须要求工作人员认真对待，尽力排除每一个隐形的故障。此外，变电站在运行的过程中还会存在着一些容易忽略的小问题，这些小问题都容易导致变电站的日常运行出现事故，必须予以足够的重视，并且采取有效的措施来及时解决。

3 110kV变电站继电保护常见问题的解决对策

3.1 对继电保护设备装置进行完善与维护

在我国，多数110kV变电站继电保护设备都比较简单，存在一定的缺陷，这是导致故障频发的重要原因之一。为了可以提高变电站运行的安全性与可靠性，必须要求110kV变电站的机电保护装置具备符合规范的保护装置，并且对设备后期的维护工作进行加强。近年来，我国电网中常发生的故障问题之一就是变压器烧毁，主要的原因包括了两个方面，一方面在于变压器自身的性能，难以承受其强电流长时间的冲击。另一方面在于主变压器缺乏足够的侧保护措施，缺乏全面的机电保护设备配置。针对这类问题，要求生产方必须严格把关变压器的生产质量，变电站工作人员对设备的选型工作和检查工作必须予以加强，同时必须对主变压器侧保护措施进行加强，采用全面的保护措施来确保变电站的正常运行。

3.2 对继电保护人员配置进行加强管理

机电保护装置不断的改进，继电保护人员应当不断的提高自身的专业知识与技能水平。继电保护工作具有着一定的特殊性，任务比较繁重，难以安排充分的时间进行深造与学习，所以必须通过电力系统机构来进行调整，为继电保护人员提供更多的培训和学习的机会，促使工作人员技能水平的提高。尤其针对新兴的继电保护设备，继电保护人员应当有计划地进行专项技术研讨，学习新型的继电保护技术，确保工作人员对新兴技术的理论知识掌握，对专业技能的掌握，从而有效地提高变电站的运行效率，促进变电站的可持续发展。

3.3 更变管理理念，重视引入新技术

现在，变电站更多采用的是过去的继电保护设备体系，该体系需要消耗大量的人力物力，对变电站的可持续发展造成了一定的阻碍。必须改变管理体系来促进变电站运作效率的提高。先进可靠的高科技设备为未来变电站的发展方向奠定了基础，提高设备的科技水平，可以有效地降低维修的费用和人力物力，减少继电保护人员的工作压力，提高继电保护工作的效率。对电源自动投入装置进行完善，增加故障检查配置等，可以对故障发生时候变压器的电流情况进行有效的监控。

4 结束语

综上所述，针对110kV变电站继电保护常见的故障问题提出了相对的解决对策，有效地提高故障处理的效率，节省了处理故障的时间与成本，为110kV变电站继电保护装置运行的安全性及可靠性提供了有力保障。

参考文献

[1]黄健聪.110kV变电站继电保护中的问题与措施分析[J].中国城市经济，2011（20）.

[2]倪剑锋，姜荣生.110kV变电所故障及分析[J].安装，2011（8）.

[3]邱才楷.浅析110kV电力系统的继电保护[J].广东科技，2011（8）.

电站继电保护论文范文第10篇

关键词：智能电网 变电站 变压器 保护方案

中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2013）11-0225-01

十二五规划以来，智能电网越来越受到国家的重视，数字智能变电站作为智能电网的重要组成部分，赋予了传统变电站新的活力。目前，我国已经熟练掌握110kV、220kV、330kV、500kV、750kV等多个电压等级的智能变电站建设[1-2]。自2009年开始，我国开始在国内试点数字智能变电站；2012年开始进入了全面建设智能变电站阶段；计划到2015年时，新建变电站的智能化达到40%左右，将10%的原有变电站改造成数字智能变电站[3]。

1 变压器保护系统概况

数字智能变电站较传统电站而言，实现了利用电子通讯、人工智能技术对变电站进行一体化管理，并可以完成设备的故障诊断和决策分析等一系列功能，为电力系统的状态评估诊断，太阳能风能的引入等提供了有力支撑。从系统构成来看，数字智能变电站可分为站控层、间隔层、过程层、间隔通讯网、过程通讯网，五个部分构成三层两网的系统[4]。变压器继电保护系统是变电站继电保护系统中的重要组成部分，通常是以微机为基础的数字电路，其核心元件为CPU，软件系统为实时处理程序。

2 变压器故障诊断研究

在忽略变压器损耗的情况下，由基尔霍夫定律可知，流入各个节点的电流应该保持矢量和恒为零，但变压器内部存在故障说等于内部增加了一条故障支路，故障节点的电流矢量和不在为零，此时应对故障诊断。

智能变压器的故障可分为内部故障和外部故障两部分。内部故障指变压器油箱内的故障，主要包括：相间短路、匝间短路、单相接地等故障；外部故障指绝缘套管和引出线上的故障。数字智能变压器的内部故障诊断主要集中在暂态分析上，利用暂态分析变压器内部故障的关键在于匝间短路漏感参数的确定。

3 变压器继电保护系统

3.1 主保护

数字智能变电站变压器主保护分为差动保护和瓦斯保护两种。由基尔霍夫定律，变压器内部发生故障时差动电流很大，变压器各侧有电源时差动电流很小，当差动电流大于不平衡电流时，断路器开路，保护启动；变压器外部发生故障时差动电流很小，不平衡电流大于差动电流，保护不启动。因此，差动元件的动作电流一般要大于变压器额定电流的4～8倍。

3.2 后备保护

数字智能变电站变压器后备保护可分为复合电压过流保护、零序过流保护、中性点间隙保护、过负荷保护四种[3]。微机保护采用无死区、记忆性正序电压方向元件，来控制整个保护过程中的正方向。若此保护为相邻元件的则正方向为变压器指向母线；若为变压器的后备保护，则正方向相反。复合电压过流保护逻辑方框图见图1。

零序过流保护一般安装在110kV以上的变压器中性点位置，大型变压器零序过流保护一般为三段保护，仅最后一段无方向性。中性点间隙保护一般应用在中性点不接地的变压器中。过负荷保护一般分为发送警告信号、开启冷却风机、关闭有载调压三步。

3.3 变电站现场调试

对传统变电站变压器进行改造，得到改造后的数字智能变压器二次回路接线。现场调试过程中应注意对保护进行核实和测试，对带开关传动进行测试。保护动作时间是衡量保护装置性能的重要指标，对改造后的系统进行保护动作时间测试，看其是否满足要求。智能断路器较传统短路器而言，减少了一些中间环节，大大缩短了保护动作时间，使变压器差动保护更迅速。

4 结语

数字智能变电站作为智能电网的重要组成部分，赋予了传统变电站新的活力。其最大程度的降低了变压器故障次数，减轻了集控人员的工作量。本文从数字智能变电站与传统变电站的区别出发，首先对变压器继电保护系统的工作流程进行了介绍。确定变压器匝间短路漏感参数的步骤，讨论了差动保护的几个局限性。随后对变压器继电保护系统进行了探讨，分析了数字智能变电站变压器的主保护、后备保护和现场调试，希望对日后数字智能变电站的改造运行起到积极的作用。

参考文献

[1]陈树勇，宋书芳，李兰欣，等.智能电网技术综述[J].电网技术，2009，33（8）：1-7.

[2]冉亮亮.智能化变电站中变压器保护方案的研究与实现[D].北京：华北电力大学，2013.

电站继电保护论文范文第11篇

关键词：变电站；运行；继电保护；维护技术

中图分类号：TM63 文献标识码：A

实践表明，智能电网的发展在我继电保护技术发展方面有着极为重要的意义，智能变电站对于电网的发展而言，是其发展理念革新的重要标志，它给继电保护的原理、运行以及维护等提出了崭新的发展思路。智能变电站中，给继电保护设备的安全性、可靠性等提出了更高的要求。为此，变电站继电保护的运行和维护极为重要，它具有推动我国电网建设发展的重要意义。

一、浅议变电站继电保护的技术要点

智能变电站继电保护的技术要点主要体现在几个方面，即：

首先为智能变电站的主要结构。智能变电站的主要结构为“三层两网”结构，它主要包括过程层、站控层以及间隔层。

过程层主要包括开关设备、短路器以及EVT等智能一次设备与相关的模拟量采集设备等；站控层主要对变电站进行控制与管理，它是变电站的控制中枢所在，拥有执行变电站内时间控制、电力通信和系统对时等方面的功能，通过对全站保护与控制设备的状态采集、信息交换等，判断所采集到的模拟量与开关量的逻辑等，依据逻辑判断的结果，将跳闸或者闭锁功能有效的输出；在间隔层方面，间隔层是重要的过渡层，间隔层设备属于各类的继电保护、安全自动装置以及系统监控设备等的间隔层。

其次，智能变电站继电保护的技术优势。智能变电站和传统的变电站系统相比，其技术发展有效地推动了整个电力系统的发展与进步，对继电保护所带来的影响表现为：

智能变电站在继电保护中，量值采集与逻辑判断方面都需要将全光纤通信作为基础，与传统变电站相比其自动化与智能化的特点更加明显，因此为了能够适应现阶段智能变电站的发展，电力系统继电保护需要不断的更新发展，如在测试方法方面的更新、维护内容方面的更新以及测试周期方面的更新等，通过这两方面的更新来构建智能变电站新型的运行与维护标准，从而为电力系统继电保护提供有力保障；另外，对二次设备的模拟量、开关量采集等增加了网络化与智能化，利用合并单元与智能终端等方面的设备，能够有效地实现对二次回路信息的全采集与全监测的目标，从而使得系统检修成为可能；同时，智能变电站的重要特征之一为：需要依据IEC61850标准实现对电力系统的统一建模形式。这与衷笠超在《智能变电站继电保护的运行和维护技术研究》一文中的观点有着相似之处。将大量的二次接线转化为对系统模型建立的相应配置文件，每个单独的智能变电站都拥有相对唯一的SCDY与CID文件，如果变电站运行状态发生了变化，那么相关工作人员一定要对相应的文件展开适当地修改，确保文件的准确性与合理性。

但是现阶段智能变电站试点工程虽然不断地建设与推广，但是在相关标准方面还欠缺一定的完善性，相关技术规范方面的理解不够充分。为此，智能变电站要更大面积的推广还存在极大的困难，还需要解决很多方面的问题，还需要不断地研究等。

二、变电站继电保护运行维护的策略分析

本文在研究变电站继电保护运行维护方面，主要对现阶段应用比较广泛的智能变电站继电保护运行维护进行分析，要确保智能变电站继电保护更加有效，便需要从以下几个方面着手，即：

首先，在正常状况在的几点保护系统运行维护。通常，智能变电站几点保护装置在正常运行期间，需要工作人员对其展开运行维护工作，同时运行人员还需要对继电保护装置的系统组成、二次回路、与相关原理等展开相应地了解，并且要定期进行检查与巡视工作，从而确保智能变电站继电保护正常的运行。在继电保护检修方面，运行维护管理人员需要对继电保护装置展开投入和停用等方面的操作，并且继电保护装置的信号指示和打印报告等情况需要通过运行维护管理人员进行详细地记录，之后将记录情况汇报给调控工作人员，最终确保相关工作人员能够充分地掌握与了解相关信息等。在继电保护装置检修期间，相关运行值班工作人员需要和检修人员展开协商工作，确保两者想法统一以后才能够对分和开关操作等展开检修，最终避免由于人为因素导致出现机械故障，致使检修工作实施的作用无法充分地发挥出来。如果继电保护装置开关存在突然跳闸的现象，那么相关工作人员需要对突然跳闸的原因进行及时检查，并且对继电保护装置的运行情况进一步的了解，在确保原因查明以后，采取有效的措施将故障有效地排出，最终确保智能变电器继电保护装置能够正常的运行。

其次，在异常状况下需要对继电保护系统进行运行维护处理。继电保护运行维护异常状态下和正常状态下的运行维护存在着差异，尤其现阶段的智能变电站中增加了一些新的设备，这些设备在应用中常常会出现不同的情况，因此工作人员在运行维护中需要注意的事项有：

第一，如果是间隔合并单元出现了故障，那么需要相关人员给予高度重视，分析产生故障的原因。如果合并单元在单套配置的间隔中发生了故障，则需要立即申请把间隔单元开关断开，同时需要退出运行状态；如果出现的故障在双套配置的间隔中，则需要将本间隔和故障合并单元相对应的保护出口压板退出，这样才能够有效地控制故障发生的范围，并且能够为检查故障出现的原因创建良好的条件；第二，如果是智能终端出现了故障，那么在该继电保护系统运行中，工作人员则需要给予该部分高度重视，由于智能终端需要通过开关设备与跳合闸对整个系统功能正常运行提供相应地保护作用，为此如果智能终端出现了故障，则会导致出现突然跳闸的现象，而终端出现故障的时候便会使得出口压板退出，从而对整个电力系统功能起到有效的保护作用；第三，作为通信网络核心设备之一，交换机也是智能变电站的中枢神经。因此，需要根据监控网络图和GOOSE网络图等相关资料，对所产生的故障进行详细地分析，找出故障发生点，制定合理的故障解决措施解决其故障，给继电保护正常运行提供有力的保障。

结语

本文主要从两个方面着手，第一方面分析了变电站继电保护的技术要点，第二方面分析了变电站继电保护运行维护的策略。通过分析明确当前智能变电站继电保护已经成为电力行业发展的重要形式，与传动的变电站相比，智能变电站的自动化与智能化的能力更强，并且该种变电器在运行中要比传统变电器的运行更加有效。但是需要注意的是，要确保智能变电站继电保护更加有效，便需要采取有效的策略解决存在的问题，只有这样才能够推动其更好的发展。

参考文献

[1]苏文远.智能变电站继电保护的运行和维护技术研究[J].企业导报，2014（12）：155-156.

[2]衷笠超.智能变电站继电保护的运行和维护技术研究[J].城市建设理论研究（电子版），2015（20）：8769-8770.

[3]王涛，朱俊.关于智能变电站继电保护的运行和维护技术思考[J].科技致富向导，2015（10）：76-89.

电站继电保护论文范文第12篇

[关键词]变电站；运行；继电保护；抗干扰

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）06-0063-01

引言

电力对国家的发展与正常运作起着至关重要的作用，不仅各行各业的生产和发展离不开电力，国民的日常生活同样也离不开电力的支撑。但是，由于国内的变电站发展过于迅速并且发展时间也不如发达国家那么扎实。所以就很容易出现问题：比如当下变电运行过程中极易受到干扰的问题（一般是大电流设备对小电流设备造成的影响，或者是其他的干扰，比如大气干扰之类），或者是变电运行中继电保护的问题。如果控制不当，不能及时解决，很容易会给国家带来不可估量的损失。因此，国家应该重视变电站的发展，积极调配解决显露出来的问题，并做好预防工作。

一、变电运行继电保护概述

变电系统由多种电气设备与电网线路组成，随着智能电网的建设，变电运行复杂性更高，一旦在运行过程中任何环节出现故障，都会对整个系统造成影响，为了保证变电运行的稳定性与安全性，必须要采取一定的管理措施，其中继电保护就是重要的管理措施。通过继电保护装置的安装，可以保证电网在运行时，对电网运行状态进行全面监视，并将数据提供给技术人员，一次作为电网可靠运行的依据。一旦电网运行出现故障，存在的保护装置也可以自动、迅速的对故障部分进行切除，确保其余部分能够正常运行。对于电网运行中存在的异常情况，能够及时准确的发出警报，提醒工作人员及时进行处理。继电保护的存在，是变电运行的保障，对预防事故发生以及缩小事故影响范围具有重要意义，可以提高变电运行的稳定性与安全性。

二、变电运行继电保护原则

应以提高变电运行可靠性作为中心，从变电运行特点出发，在传统继电保护装置应用的基础上，对继电保护系统进行优化，完成一次设备与二次回路之间的协调配合。通过电子互感器来对线路系统信息数据进行收集，要求采样系统应采用双A/D系统，并接入合并单元，各个合并单元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。对于变电运行的采样，应采取直接采样的方式，并且对于单间隔保护应采取直接跳闸的方式，如果选择用其他跳闸方式，则保护措施以及结果必须要满足稳定性与可靠性要求。另外，应保证变电运行中各电压系统之间的相对独立性，避免将同一装置安装到不同网络中，降低不同网络之间的相互干扰，并且对于装入装置内部各网络数据接口控制器也必须要保持相对独立。

三、变电运行继电保护措施分析

3.1 母线继电保护

母线作为变电系统中重要组成部分，如果其出现运行故障，将会对整个电网运行的稳定性造成重大影响，造成巨大经济损失。对于母线的继电保护，需要结合变电站实际情况来选择，可以选择用分布式处理方式，利用单套配置来完成母线的保护，可以更好的实现保护装置与测控系统的集成。在进行继电保护设置时，将合并单元以及智能终端进行连接，母线保护装置可以通过继电保护系统来实现差错检测与自动处理。

3.2 主变压器继电保护

变压器是变电系统运行中重要保障，对主变压器进行继电保护，需要根据设备容量与电压等级，在低压侧与高压侧之间设置可靠性较高的保护装置，一般情况下应该选择用双套配置的方式，通过智能终端与合并单元组成双配套装置系统。在进行配置时，主、后备一体化的配置方案使一套智能终端设备与差动保护相对应，第二套智能终端与后备保护以及MU对应。对主变压器进行继电保护，保护装置可以通过检测装置直接测定变电系统电压电流量，而不是通过SV网络来完成数据的采集，有效的避免了网络因素对继电保护效果的影响。

四、对变电站继电保护造成干扰的干扰源类型

一般来讲，变电站的干扰源有：雷电干扰、断路器故障、电感耦合故障和接地故障四种类型。下面简单介绍两种：

4.1 断路器引起故障

在直流控制的回路中的电感线圈断开的情况下，产生较宽频谱的干扰电波的可能性很大。而有人使用通信设备，例如，对讲机、移动电话等，一样会产生高频电磁场干扰。

4.2 电感耦合类型

某些情况下，隔离开关由于动作产生雷电电流通过高压主线，在周围形成磁场。而二次电缆会被某些磁通包围，进而在二次设备回路里形成对地的干扰电压，严重时，将传到其它二次设备端口上（例如：继电保护设备），因此导致变电站继电保护受到干扰。

五、变电站继电保护抗干扰的措施

通常而言，阻止干扰进入弱电系统，这是最基本的抗干扰方法。一方面，能够采取对设备的硬件进行改善的措施，增强弱电系统的抗干扰能力；另一方面，可以经过屏蔽和隔离来断绝干扰的传播路径。现提出变电站继电保护抗干扰的措施：

5.1 把高频同轴的电缆在控制室和开关场两端分别进行接地

假如在一端对高频的同轴电缆进行接地，则空母线受隔离开关的支配，势必在另一端产生瞬间的高电压。这就加大了设备某个端子出现高电压的可能性，从而影响到设备的常规运转。

5.2 降低电力系统中一次设备的各种接地电阻

降低诸如电压互感器、电流互感器以及避雷器的接地电阻，不仅能够减小高频电流流入时所形成的电位差，而且可以构成具有低阻抗特性的接地网，使得变电站内部的地电差位降低，从而减少二次回路设备受到此些接地电阻的干扰程度。

5.3 其它抗干扰的措施

鉴于以上所提出的抗干扰措施都有较大的工作量，我们仍能够通过以下措施进行变电站继电保护的抗干扰：（1）在收发信机回路，我们可以设置2-5s的延时，隔断外部的干扰致使的误停信，进而防止区外出现故障时跳闸；（2）未来防止部分通道遭到隔断，要杜绝在收发信机的通道入口处接入电缆；（3）禁止一切带电的监测设备连接到继电的保护高频通道中，以便降低通道受到不必要的影响。

六、结语

随着社会的不断进步与发展，电力作为各行各业以及人们赖以生存的一大能源，其重要性不言而喻。所以，国家必须重视变电站的发展，及时解决变电站在发展过程中所遇到的难题，保证电力资源调配和使用的安全、合理性。本文针对变电运行中继电保护作用与抗干扰技术的问题进行简单的论述，希望对国家的发展强盛起到帮助。

参考文献

电站继电保护论文范文第13篇

关键词：继电保护；智能电网； 状态监测

2009年5月，国家电网公司正式公布了其“2020年全面建成以数字化、信息化、互动化、自动化为特点的统一的坚强智能电网”发展目标。智能调度中心是智能电网的重要环节，调度数据集成技术在智能电网调度中心的应用，使得电力系统的稳态、暂态和动态的运行信息得以有效整合并合理利用，实现电力系统正常运行的监控，检测和系统优化、事故前的报警和实时防范控制、事故中的智能识别、事故后的问题分析解决和系统复位， 能协调控制紧急状态下的情况，实现智能化的调度、运行和管理、可视化的电网调度等高级应用功能，并且能够实现操作和指导系统正常运行和事故状况的控制与复位， 优化和协调电力市场运营、电能质量等方面的电网调整。

继电保护故障信息主站系统是智能调度中心中一个关键的子系统，该系统主要采集了远方变电站继电保护故障信息子站接收到的继电保护装置、故障录波器、安稳装置等二次设备在电网发生事故下产生的各种信息以及设备状态自检信息：如保护装置动作信息、继电保护装置和故障录波器的故障录波文件、二次设备的自检和运行报告。当电网发生故障时，系统能及时地为分析电网故障提供准确的第一手资料；当电网正常运行时，系统能及时对这些二次装置进行远方监视和状态管理。

当电网发生故障后，调度运行人员通过SCADA系统和继电保护故障信息系统迅速掌握电网实际故障状况以及继电保护动作行为、及时分析电网事故、迅速作出正确判断并快速恢复系统，供电中断的时间大大减少，故障处理的准确性和快速性得以提高。

1 国内继电保护故障信息系统建设现状

继电保护故障信息系统的建设和应用基本起始与1998年，从2003年开始随着继电保护故障信息系统在国内实施范围的不断增加，通过调度中心继电保护专业人员的不断努力以及系统在使用过程中发挥出来的重要作用，继电保护故障信息系统的作用不断被认可。国家电力公司在《电网二次系统“十五”规划》以及《电网“十五”科技规划》中明确提出要广泛建设继电保护故障信息系统，并将继电保护故障信息系统列入到电网二次系统规划的范畴，要求在比较短的时期内220kV及以上电网需实现90%的覆盖率。目前在新建的220kV及以上变电站中，继电保护故障信息子站系统均要建设，对已经运行的220kV及以上变电站自动化系统也不断进行改造，增加了继电保护故障信息子站系统。

1.1国内继电保护故障信息系统建设过程

辽宁电网于2005年投运了一套继电保护故障信息系统，这是国内首次尝试大规模进行继电保护故障信息系统建设。该系统包括了71个子站和一个省公司主站，历时半年完成。该系统能够将继电保护故障信息和故障录波数据供继保专业人员使用，同时还把结果直接送到了调度台，作为调度员处理事故的依据，这次国内首次将继电保护故障信息系统内容送上调度台。在2007年春辽宁省雪灾中，该系统在事故快速处理和恢复中发挥了重要作用。

从2003年开始，南方电网开展了电网故障信息处理系统的研究开发和建设工作，2005年5月南网总调在广东增城组织了继电保护故障信息系统主子站通讯一致性测试，包括上海许继在内的十四家继电保护故障信息系统生产厂家参加了这次测试。这次测试完成后，南网总调和广东总调完成了继电保护故障信息主站系统的建设。到2009年底，南网总调、贵州中调、云南中调、广东中调、海南中调继电保护故障信息主站系统均已建成投运，并已经接入大量子站。南网总调于2009年完成了继电保护故障信息主站系统升级改造工作，改造重点是系统应用的实用化。

据统计除以外国内所有的网省及地区一级电力公司均已建设继电保护故障信息系统。

继电保护故障信息系统虽然已经广泛建设，但目前国内继电保护故障信息系统功能主要还是停留在基本信息收集阶段，在主站端开展基于故障信息数据挖掘和高级应用的调度中心还很少，在调度中心故障信息主站系统与SCADA系统联动几乎没有，远不能满足智能调度中心建设的要求。

1.2继电保护故障信息主站系统存在的问题

继电保护故障信息主站系统投运以后，目前在保护运行信息监视、动作信息收集及分析等方面发挥了重要作用，但也存在不少问题：

电网发生故障后，主站系统除了收到保护动作信息以外还收到其它和本次故障相关的扰动信息，比如其它保护装置的启动，数据量大而繁杂，需要根据故障情况逐个甄选，并手工召唤录波，缺乏根据相关信息编制事故简报，缺乏故障信息的自动整理功能，系统易用性不高[6]。

系统信息内容多，涵盖范围广，但除了保护动作信息以及故障录波文件信息以外，二次设备的运行状态信息以及系统本身运行的信息没有得到充分关注，系统产生的作用有限。

继电保护故障信息系统在多数地方仅局限于继电保护专业人员维护和使用，不能为调度中心其他专业特别是调度运行和自动化专业提供信息。

系统的维护工作大：子站初次接入主站时人工对点验证工作量大，虽然主子站的通讯规范中具备了初始化保护装置模型功能减少了模型配置工作量，但主站端初始化完成后需要逐一对保护装置进行信息召唤（定值、模拟量、开关量、压板、历史动作事件、告警事件）；随着系统规模不断扩大，子站数量不断增加，子站又连接有大量二次设备，对二次设备接入情况统计和维护的工作量巨大。

2 主站信息系统功能及框架设计

2.1系统主要特点

故障信息主站系统有两项主要功能：在电网正常情况下有效监视联网的设备；在电网发生故障或异常时通过对相关故障录波器设备及保护设备的信息采集、综合分析处理，及时准备地确定故障的范围、性质，并合理的评估保护的动作行为，为电网运行调度人员提供事故处理的决策依据。系统具备以下主要特点：

电网信息传递具有准实时特征

目前电网中所采用的保护设备大部分遵循的数据传输模式polling方式，在保护动作或异常时会发生事件信息，但不会主动上送到电网调度中心，只有通过主站信息调用方式才能将保护的动作信息上送到调度中心，用以进行事故后的详细分析。

对于故障录波器而言，在电网发生故障时主要依据所接入的模拟量的变化或者开关量的变位进行故障判别以确定是否启动录波器。故障录波器起动后形成录波文件并存储在故障录波器内已备主站调用，在故障信息系统中主站也以信息订阅的方式获取各子站的录波文件。

信息处理遵循分层过滤原则

电网发生故障尤其大面积复杂故障时会产生大量的故障信息。如果对这些信息不做任何过滤处理，对保护和故障录波器的信息不做任何信息关联，将会导致过量的信息上送到调度中心。故障信息系统应遵循信息分层过滤得原则，以确保故障信息处理的D2010性。

信息交换满足接口标准要求

故障信息系统基于不同制造厂家的设备进行信息集成并实现规约的标准化转化，从系统的架构角度看，信息交互有以下几个方面：①厂站端系统。与所接入的保护、故障录波器设备的信息交换，与监控系统的信息交换。②主站端系统。与SCADA/EMS系统的信息交换；与DMIS系统的信息交换。

信息交换应满足数据传输规约和网络通信规约标准化的要求。厂站端的信息交换应支持“互联互通，即插即用”技术的实现，主站系统与电网调度中心其他应用系统的信息交换应符合IEC 61970公共信息模型和SVG图形模型。

2.2系统软件设计原则

1.面向对象

采用面向对象结构将数据表示和对数据的操作封装在抽象数据类型或对象中，对象之间依靠对彼此接口的调用来产生相互作用。系统依靠对象的相互作用来完成系统功能。本架构的特点是使设计者更加容易地将问题域分解成彼此相互作用的对象集合；缺点是所有的对象为平等的相互协同，没有概念给对象协同服务的框架，所以，对象间的结构显现的是网状的调用结构，一个对象接口的改变要求全部与之显式交互的对象变化。

2.分布式处理

并行处理系统和分布式处理系统是计算机体系结构中的两类系统。并行处理系统是采用多个处理机或者多个功能部件并行工作来提高系统可靠性或性能的计算机系统，此系统至少包括指令级或者指令级以上的并行处理。并行处理系统的发展与研究包含计算算法，理论，软硬件，体系结构多个方面，但它与分布式处理系统有着密切的联系，随着通信技术的研究发展，两个系统的界限越来越模糊。因此分布式处理也可认定是一种并行处理形式。

采用分布式处理系统的故障信息主站系统将拥有不同数据的或具有不同功能的或不同地点的多台计算机通过通信网络连接在一起，在控制系统的统一控制管理下，协调地完成故障信息处理任务。

3.混合平台

故障信息系统采用了混合平台、跨平台的计算。故障信息的显示和分析结果界面开发基于人性化的Windows系统。而后台数据采集、数据管理、数据分析的功能采用的跨平台的技术，可以运行在Windows或者UNIX/LINUX操作系统下。

2.3系统功能框架

1.系统整体功能框架

故障信息主站系统的特点在于通过接入故障信息子站，收集数字式保护和故障录波器的信息实现对信息的集成应用，并根据信息的特征和系统的处理试过的要求，对信息进行处理或确定信息交互的机制。

故障信息主站系统的整体功能框架如图1所示。故障信息系统主要包含了数据采集功能模块、数据管理功能模块、数据集成功能模块和数据分析展示功能。

2.数据采集功能框架

故障信息主站系统根据通信规约（103规约），收集子站的继电保护、故障录波器、安全自动装置等智能电子设备正常运行、异常告警和故障时的信息。

数据采集功能模块采集的数据主要有：动作事件、保护告警、信号复归、定值组切换、保护录波、保护定值、故障类型、故障测距、故障相量、装置通讯状态等信息。

数据采集模块功能框架如下图2所示。

3.数据管理功能框架

故障信息主站系统采用统一数据平台，来协调统一数据平台内各个模块的工作，来完成各个模块与主站数据库的数据交互，并完成和外部系统之间数据的交互。

按照故障信息系统的特点，主站数据库可分为静态库、动态库和历史库。为方便系统维护并保证系统的运行效率，这三类数据库应在逻辑上分开。所谓逻辑上分开，是指它们对应于不同的数据表。

静态库中存储一次输入和一般情况下不再修改的数据。主要包括一次系统、二次系统以及通信系统的参数信息、配置信息和拓扑关联信息，这些信息是电网故障分析的基础。

动态库中存储故障信息系统运行之中会经常变化的信息。包括：保护及故障录波器定值、装置运行状态、保护动作事件以及故障录波信息等。

为方便系统维护并保证动态库的运行效率，需引入历史库。按照一定的复制策略，动态库中的数据将定期转储到历史库中。所有的事故分析结果也被保存到历史库中。

系统的数据管理功能框架如图3所示。

4.数据集成功能框架

在现有故障信息系统的构建模式下，构建统一故障信息平台主站系统，以期发挥该系统应有的功能，总体思路为：遵循国际标准IEC61970，采用公共信息模型（CIM）组建接口规范作为数据交换的模型和接口规范。

故障信息系统数据集成的功能框架如下图4所示。一次系统拓扑以SVG格式，模型文件以CIM格式，由SCADA系统以文件的形式传输。对于SCADA系统传过来的模型文件，首先对其解析提取数据后，再自动填充入故障信息系统主站的数据库。

5.数据展示功能框架

故障信息系统主站的效用主要在于主站应用功能的实现，能给用户实时展示二次设备各种动作、告警、录波信息；并能对各种故障信息进行分析、整理、统计，在有故障的情况下，快速的辨别故障情况，主要有二次设备的状态监测、基于专家系统的故障快速辨识；对各种分析故障信息和分析结果能通过web到局域网，或者通过短信平台给相关人员。主站数据展示功能框架如图5所示。

3 结论

目前智能电网的建设也已经成为我国电网自动化发展的一个新方向，智能调度中心是智能电网的重要环节， 继电保护故障信息主站系统作为智能调度中心中一个关键的子系统也需要一并考虑与其它应用系统的无缝对接，调度数据集成技术在智能电网调度中心的应用，使得电力系统的稳态、暂态和动态的运行信息得以有效整合并合理利用，在此基础上继电保护故障信息主站系统的应用功能获得进一步的提升和拓展。本文虽然已经完成了新一代的继电保护故障信息主站系统的功能设计，该系统具备了初步的信息集成能力，在系统实用化方面有了很大程度的提高。但是随着智能调度中心一体化系统的建设发展，智能调度中心的信息集成方式将会从信息处理层面向下延伸到信息采集、信息传输等环节上，这将对继电保护故障信息主站系统的存在方式产生革命性的影响，届时继电保护故障信息主站系统将脱离数据采集环节，直接在调度中心统一数据平台上获取数据，能够获取到的信息更多更广泛，这将大大提高继电保护故障信息系统的实用化水平，面向的使用人员更加广泛。

参考文献

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[6] 宋福海，黄巍，卓枕警. 继电保护故障信息系统的实用化建设[J] .福建电力与电工，2008，V28（1）：32-34

[7] 夏乐天， 周志浩.简论继电保护故障信息系统的发展策略[J] .浙江电力，2006，V25（4）：43-46

电站继电保护论文范文第14篇

关键词：遥信，干扰

 

配网自动化就是利用现代先进的电子技术、计算机网络技术和通讯技术，将10kV配电网上的实时数据、用户数据、电网结构和地理信息等多种信息进行处理和集成，实现对配电网的控制和监测，其监控对象是变电站、开闭所、环网柜、柱上开关、公用/专用配网变压器、配网室等10kV设备。监控方式是通过遥信(开关、刀闸的位置、保护信号)、遥测(电流、电压、功率、电度等)、遥控(开关、刀闸的远方操作等)方式实现。其中遥信是监控的基础。因为它提供了10kV配电网运行的关键数据，是调度人员监视电网、判定故障的直接依据。遥信干扰引起的误动，会扰乱调度人员对电网的监控，严重的还会误导调度人员对电网运行情况的分析判断。本文针对具体环境，结合本公司所使用的配网自动化子站及FTU，提出了解决遥信干扰问题的处理方法。

一、问题的指出

某供电分公司的配网自动化系统在建设初期，遥信频繁误发。做一次保护试验，主站可同时收到十几条保护动作信号；在变电站无保护动作的情况下，主站依然收到十几条保护动作信号；一些电房的开关处于合闸位置时，主站却收到分闸信号，致使配网自动化系统的可靠性和实用性大打折扣。

二、产生遥信误动作的原因

变电站、小区电房、及柱上开关这些特殊的工业控制环境，所存在的高电压、大电流、强电场，会对配网自动化子站及FTU产生干扰，导致发生遥信误动作。变电站内10kV开关的辅助机构和小区电房10kV开关，以及10kV线路柱上开关的辅助机构中的开关辅助节点(DL)，是我们取开关位置信号的地方，高压设备运行时的高次谐波对其干扰很大。开关设备在分合时的电弧冲击产生的冲击电磁场对开关位置信号的影响也很大。另外开关辅助节点接触不良，更是对开关位置信号产生直接干扰；10kV配电房内的高压设备是不同厂家生产的，由于部分厂家生产的10kV开关辅助节点不良，但开关位置信号均在“合闸位置继电器(HWJ)”和“跳闸位置继电器(TWJ)”处取得，当控制回路的电源(＋KM、－KM)消失时，则HWJ和TWJ同时失电，常开节点同时打开，主站的开关位置显示中间态，因而产生了遥信干扰。，遥信。。10kV保护装置的信号继电器是我们获取保护信号的地方，继电器的节点抖动也会产生遥信干扰。配网自动化子站和FTU使用的是工业级的芯片，内部软件程序编译良好，故不会形成为遥信的误发点。FTU到配网自动化子站的通信方式为光纤以太网通信方式，配网自动化子站到主站的通信方式为光纤网络ATM异步传输方式，其传输误码率极低，加上IEC870－5－104远动规约对传输的信息进行校对和核对，使得在通道上产生误码致使遥信误发的可能性几乎为零。

三、遥信干扰的排除方法

通过分析，我们知道遥信干扰主要发生在高压设备的辅助机构、保护继电器的节点上。其产生的形式主要有电磁干扰、节点抖动、及遥信点选择不正确等。FTU及配网自动化子站接受这些干扰信号后将其变为错误的遥信信号送往主站，根据现场的实际情况及某分公司所使用的配网自动化子站及FTU的特点，我们采取了以下一系列抗干扰、防误动措施。

3.1对电磁干扰的处理办法电磁干扰主要来自高压设备附近的强电场及开关操作时所产生的弧光、电流产生的电磁冲击。经遥信二次电缆传输到达FTU或配网自动化子站。据我们实测，一般情况下感应电压只有十几伏，而受到电磁冲击时则会更大。因此遥信二次电缆必须使用屏蔽电缆，并且需要良好接地，以抑制感应电压和电磁冲击对FTU及配网自动化子站的冲击。经实测结果使用屏蔽电缆后感应电压可降为零。配网自动化子站及FTU遥信电源是采用FTU或配网自动化子站提供的直流电源，断路器辅助节点及继保节点使用无源节点。因此遥信电缆单独敷设，不能同其它用途的交流电缆合用一条。一旦合用，则相互产生的感应电压将足以抵消直流正负电源。另外，配网自动化子站及FTU的遥信板装有可选择的硬件滤波器，考虑到继电器节点自保持时间和对遥信动作时间分辨率的要求，我们选用了10ms的硬件滤波器，可对10ms内的冲击干扰起到滤除作用。

3.2对于不同的遥信信号，采用不同的软硬件处理方法。某供电分公司在配电网自动化系统的建设中，借鉴了调度“四遥”系统建设的成功经验。与“四遥”系统一样，遥信信号也分为三类：一是开关、刀闸的分合位置信号；二是短时出现并自动复归的保护信号；三是持续出现并需人工复归(或远方复归)的告警信号。对于开关、刀闸的分合位置信号，我们首先规定在开关的辅助节点(DL)处获取。对于部分电房在“合闸位置继电器(HWJ)”、“跳闸位置继电器(TWJ)”处取的情况，我们要求厂家加装DL节点，坚持在DL节点处取。这样避免了在控制电源失电情况下的中间状态，又可避免HWJ、TWJ的节点抖动。这类型遥信的高次谐波及电磁干扰，已通过上述方法排除。对于开关辅助节点接触不良，导致遥信误发的干扰，可采用双位置冗余遥信方式来保证遥信的正确性。当开关是合位时，遥信上送(10)；当开关是分位时，遥信上送(01)，当开关既不是合位，又不是分位时，为中间态，用(00)或(11)表示。这样可以对现场开关为合位时，主站却显示分位、现场开关为分位时，主站却显示合位的误遥信起到了良好的抑制作用。对于短时出现并自动复归的保护信号，可在配网自动化子站的应用软件中将其选择为带时标的单点遥信上送。调度员可根据时间的密度来判断哪些信号是真的正确遥信，哪些信号是节点抖动引起的误遥信。，遥信。。对于持续出现并需人工复归(或远方复归)的告警信号，可在配网自动化子站的应用软件中将其选择为不带时标的单点遥信上送。这种类型遥信上送特点是当告警信号出现时主点始终显示该信号出现，直至该信号消失时主站才显示该信号消失。

3.3对于保护装置节抖动的处理方法机械式继电器的节点抖动是不可避免的，但节点抖动可使用软件的方法来控制，并对遥信信号进行平滑处理。，遥信。。对于开关、刀闸的分合位置信号，则根据开关、刀闸的动作时间，在软件上设置了2S的等待时间。可避免在开关、刀闸行动到中间位置时的中间态出现，又可避免2S时间内的节点(DL)抖动。根据继电保护装置的要求我们在软件上设置将其它两类遥信的等待时间设为0.4S。这样就妥善地解决了节点抖动的干扰问题。

四、结论

通过采取上述措施，全方位的遥信误动问题已得到圆满解决。目前已无遥信误动作的现象出现，达到了预期的目标。

电站继电保护论文范文第15篇

关键词：水电站；继电保护；安全问题；改进措施；电力系统 文献标识码：A

中图分类号：TV734 文章编号：1009-2374（2017）11-0239-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2017.11.120

1 概述

继电保护装置的作用非常强，在水电站生产发电的一些环节或者运行设备出现问题不能够正常工作的时候，它就会提示工作人员需要检修，主要是以一种发信号的形式进行，这样一来在水电站工作的人就能够及时发现问题，及时调整机组运行工况或停机检修使设备恢复正常运行的状态。当然这是发现问题的一种重要途径，然而却不是解决问题的一种有效途径，因为设备之间是有联系的，及时解决掉一个问题，也不能够保证其他的设备能够正常运行，只是保证短时间内设备能够像往常一样运行。因此，还是要对继电保护系统进行检查分析甚至改进，确保以后任何时候能够正常运行。

2 现状

中国的经济发展速度是越来越快的，这就代表着中国目前对于电量的需求也是越来越多的，这同时也是水电站频繁发生故障的原因之一，国家一边要考虑到经济的发展，另一边还要考虑人民的使用是否便利。西部电力供应的主要承担者就是水电站，当然解决出现的问题，一方面需要更新设备，另一方面还要从操作技术方面进行提高和创新，文章从两个方面分别予以探究。

3 水电站电力系统继电保护概论

首先针对于水电站系统的保护概论展开叙述，整个电力系统发生问题有时候就是因为某一条线路出现问题或者某一个环节没有按照要求进行操作，因此处理这种故障必须保证时间，尽量短时间内消除故障。继电保护的任务有两个主要的方面：首先就是在发生短路时；其次就是在设备不能正常运行时发挥作用。

3.1 发生短路时

在发生短路时，一般都会相继发生跳闸，继电保护装置的主要任务就是帮助选择性动作，能够实现迅速、自动跳闸，并且整个设备能够在比较短的时间内恢复正常运行，就是因为系统中故障的元件会被保护动作切除，因此很多能够正常运行的系统设备就不会受到影响。

3.2 设备不能正常运行时

设备不能够正常运行也有很多不同的情况，保护装置会根据设备的不同情况进行分析，然后针对性地发出信号，这样水电站的工作人员就能够根据不同的信号指示进行调整机组运行工况或停机检修。

综上所述，水电站中的继电器保护作用是比较明显的，并且能够将事故发生的范围缩小，当然还能够降低事故发生的概率。

4 水电站继电保护的基本要求

水电站中的保护装置能够进行保护作用也是遵循一定要求的，主要就是能够按照这些要求行使保护装置应该承担的责任。

4.1 选择性

选择性是针对于发生故障的设备和元件来说的，保护装置能够将发生故障的设备从整个完整的设备中切除，然后就能够继续行使保护运行的功能，因此即使没有那部分发生故障的设备，水电站的其他设备还是能够正常工作的，因此保护装置是必须设置的，尤其是对于容易发生故障的水电站来说。保护装置实现保护动作一般是按照一定的原则的，主要就是就近原则。但是有一种情况会导致保护动作失灵，可能是断路器的原因，也可能是保护装置本身的原因。因此安装保护的时候往往会选择不同的型号和位置进行安装，这就属于三种保护方式：第一种是主保护；第二种是后备保护；第三种就是最常见的辅助保护。

4.1.1 主保护。主保护一般发生在瞬时，也就是发生故障的瞬间，主保护的功能元件就会发生作用，主保护起的作用就是切除，保护动作往往发生的次数所占比例比较大。

4.1.2 后备保护。后备保护对于距离没有什么限制，无论是远还是近都能实现，但是近保护的保护时间比较长，安装的位置主要是在元件发生短路的位置，后备保护在主保护被拒绝时才会发生作用。对于远后备来说，动作实现的时间更长，切断故障元件需要依靠邻近的元件才能实现。

4.1.3 辅助保护。辅助保护就像这个保护的名字，一般会通过电流的作用实现，速断切除故障设备来确保正常设备的运行。

4.2 速动性

速动性其实就是快速性，故障切除的时间有两种：一种是在跳闸的时候；另一种是继电保护实现保护动作的时候。为了减少人为因素对于故障时间的延长，就要缩短解决故障的整体时间，但是前提是一定具有保护的设备。

4.3 灵敏性

灵敏性也可以说是继电保护的反应能力，因此保护范围的大小与反应能力的关系是非常明显的，并且只有灵敏性比较强的保护才能够做出灵敏的反应，工作人员才能够通过保护装置的反应做出一些行动。

4.4 可靠性

继电保护的可靠性主要就是不拒动、不误动；在进行保护时不会延时，不会缺少一些安全措施没有实施。

5 确保继电保护安全运行的措施

5.1 继电保护装置检验应注意的问题

经过专业的实验研究，在处理水电站发生的故障问题中，应该严格禁止电压回路升压、电流回路升流、改定值、拔插件等操作，因为会对设备的正常运行产生影响，还会导致工作人员的安全受到危害。设备的状态和检查后的状态都要根据实际情况进行调整。

5.2 定值区问题

定值区不止有一个，还有一个优点就是微机的保护作用，并且更改定值也是比^方便的，主要就是因为电网的运行方式发生了变化，然后一旦发生什么问题，也能够通过定值区的查找分析解决，当然前提是一定要保证定值区的确定是完全正确的，还有就是设备的名称记录问题以及修改人员的职务及姓名、日期都要记录，因为后期还要对于维修设备的人员和日期进行打印审核，主要就是为了减少定值区的确认发生问题。

5.3 一般性检查

一般的检查是必须要进行的工作，首先就是清点工作的开展，要保证装置插件模块板虚焊的位置是比较安全的，并且还要保证连接的位置是比较紧固的。通常螺丝的数量分布并不是很均匀，一般保护屏在搬运和安装过程结束之后，就会发现很多的螺丝都会松动，这就要求在进行下一步工作之前先将松动的螺丝紧固，投运后的装置也要每年定期检查。最后检查项目还包括端子箱、控制屏、保护屏等。

6 水电站继电保护系统安全风险的改进措施

6.1 落实继电保护风险安全管理机制

当前水电站出现的问题比较集中，因此解决问题的主要方向就是针对于发生问题的几个方面，首先就是没有比较完善的保护装置，很多的保护装置确实被安装了，但是没有进行检查和维修的人员，因此继电保护系统就不会根据需要定时更新。还有就是管理人员的心理问题，没有比较强的责任心，导致很多继电保护系统的安装根本没有落到实处，最后就是整个安全管理的制度并没有实施性，只是停留在一种形式上。继电保护设备的安全系统就明显增加了风险性。

风险管理制度首先需要检查保护装置是否都齐备，其次还要检查保护装置是否能够安全可靠的工作，并且还要对保护装置的安装、使用以及前期的采购都安排指定的专业人员，并且后期一旦发生问题，就要及时进行更换或者维修，使各项工作有序进行。这些环节是否能够顺利实施很大程度上依赖于继电保护装置使用系统的安全合理性。

6.2 紧抓继电保护技术安全

继电保护装置的安全运行是降低风险的重要前提，同时也是保护整个系统的重要保障，因此只有将技术改革，系统创新落到实处才能够保护系统的整体安全性。针对性的分析问题就要对问题有足够的了解，一些保护失效的原因和发生问题的原因都是比较常见的，因此可以通过针对性的研究增加保护装置保护的可靠性，保证运行的风险降低，可靠性提高。

6.3 重视继电保护技术人员的培训

技术人员是除了设备之外影响水电站正常工作和问题解决的一个重要组成部分，技术人员提供的足够的支持是保证水电站的设备和系统安全运行的前提。要提高技术人员的综合能力，最有效的一种方法就是重视继电保护人员的培训工作开展进度，进行定期的培训，对常见问题的具体解决方法进行讲解。继电保护系统的运行风险通过提高技术人员的技术水平能够得到有效降低。

6.4 提高继电保护装置产品的可靠性

保护装置是实施水电站保护的主要保证，因此设备的可靠性可以说影响非常大，因为装置本身的质量不高导致整个水电站工作受到影响的例子非常多，因此在采购保护装置以及相关设备的时候，一定要对于生产厂家进行检查，选择口碑比较好的，同时又是企业比较了解的厂家，这样就能够减少设备发生故障。并且一般检查还要检查芯片的联接状况，必须保证都是比较紧固的，因为一旦开始正常工作，存在松动的螺丝和芯片就会经常出现故障，对于其他设备的影响也是很大的。

7 结语

综上所述，无论是变电站还是水电站，对于继电保护设备的要求都是比较高的，不仅关系到发电效率，最主要的是关系到安全问题。继电设备的安全运行通过现代的计算机技术和更可靠、更先进的设备引进已经得到很大改善，但是完全消除风险还是要保证每一个细节都落到实处。通过借鉴成功的经验可以使发生风险的环节进行改善，提高工作人员和操作技术员的业务水平，严格按照要求进行检查、S护和更新，才能保证保护装置发挥其“安全卫士”的作用。

参考文献

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