电站继电保护论文十篇

电站继电保护论文篇1

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。

电站继电保护论文篇2

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）.

电站继电保护论文篇3

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.

电站继电保护论文篇4

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.

电站继电保护论文篇5

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

[1] 王梅义.电网继电保护应用.中国电力出版社，1999

[2] 高翔，张沛超等.电网故障信息系统应用技术.中国电力出版社，2007.6

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[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

电站继电保护论文篇6

本文首先对数字化继电保护的研究背景和意义进行了分析，然后对数字化继电保护的相关理论知识进行了阐述，对数字化继电保护的装置进行了介绍，最后与实际情况相结合，阐述了数字化继电保护在智能变电站中的运用。

一、前言

1.1 研究背景

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。数字化继电保护在国内的变电站中已经得到了推广。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相关的时代背景。

1.2 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十分重要的现实意义。

第二章 数字化继电保护概述

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，是一种依靠自动化的降低事故损失度起到保护措施。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的高效与便利。

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的信号，并在通信的过程中利用光纤而非传统的电缆进行传送数字信息。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开，明确清晰了现场的各个间隔，使不慎与电缆发生触碰、连接的事故的发生变为不可能，更加的安全高效。

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，使得成本得以节约，并使得在变电站的保护方面上具有更大范围的开放性。

第三章 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的结合在一起，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，另外，直接采样的方式在保护是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、直接跳闸的功能，因此它与合并单元和智能终端直接相连。另外，母联保护装置可以跨间隔实现信号的传递。

第四章 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）当前的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。

第五章 结束语

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。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，目的是为了为我国的智能变电站的未来发展提供参考。■

参考文献

[1] 叶晓琴，侯剑瑜.数字化继电保护在智能变电站中的应用.电源技术应用.2012（12）

[2] 徐晓菊.数字化继电保护在110KV智能变电站中的应用研究.数字技术与应用

[3] 胡春琴.全数字化继电保护在上海蒙自智能变电站中的应用.供用电.2010（27）

[4] 闵铁军.继电保护状态检修技术的发展及其应用探讨.机电信息.2012（12）.

作者简介：

张广山（1969-），男，汉族，河北人万全县人，本科学历，工程师 研究方向：继电保护。

电站继电保护论文篇7

【关键字】220kV；综合自动化；改造

中图分类号： TM4 文献标识码： A

引言

综合自动化变电站指的是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对变电站主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、控制、保护以及与调度通信等综合性自动化功能。对变电站综合自动化的改造过程中，涉及到储多的技术难关，笔者根据多年的工作经验，通过本文浅议220kV变电站综合自动化改过中的一些问题及提出一些建议。

1 改造中问题及解决方法

1.1 装置硬件方面

(1) LFP-900 系列保护装置配置的CZX-11型操作箱。该操作箱因无KKJ 合后继电器须引入操作开关KK 接点，来实现不对应启动重合闸和手分闭锁重合闸逻辑功能。现有测控装置上采用的是小型操作开关KK 把手( 或按钮)，其接点已用完而无法引入新接点。在不同的变电站由于采用不同的测控装置，配置的操作控制回路不一样，解决此问题的方法也不同。

对于采用PSR651(220 kV)、PSR652(110 kV)型测控系统的变电站，由于该型号测控系统的操作回路中配备了在手动分、合操作或遥控分、合操作均能相应动作的双位置继电器，所以可以利用该双位置继电器的接点表示在执行开关分、合操作，从而解决了此问题。对于采用PCS-9705C 型测控系统的变电站，由于该型号测控系统的操作回路中没有配置上述的双位置继电器，所以采用在CZX-11 型操作箱中的C 相跳闸插件中增加1 个KKJ 合后双位置继电器，该双位置继电器由C 相手合与手分继电器接点来启动和返回，可利用该接点来表示在执行开关分、合操作，从而解决了此问题。

(2) RCS-900 系列保护装置配置的CZX-12R型操作箱。该操作箱中已配置了KKJ 合后双位置继电器，不需要引入操作开关KK 接点，本身就能够配合重合闸实现不对应启动重合闸和手分闭锁重合闸逻辑功能。

(3) RCS-941(LFP-941) 系列保护装置配置的自带操作回路。该操作回路中也已配置了KKJ 合后双位置继电器，本身能够配合重合闸实现上述逻辑功能，但由于该操作回路中没有配置R，Q 接线端子，与母线保护配合时，应将母线保护运用跳闸回路接入手动分闸回路，从而实现母线保护动作跳开断路器闭锁重合闸功能。

(4) 电磁型保护装置。有条件的变电站应及时进行更换，不能更换的要将操作回路进行改造，使其实现手动分、合操作和遥控分、合操作功能，同时将各种报警和动作信号以硬接点遥信形式接入测控装置。

1.2 通信规约

由于在不同的变电站，不同时期、不同电压等级的设备型号不一样，厂家也不一样，所以设备采用的通信规约也不一样。无论是站内不同厂家设备之间还是和远方调度系统的连接中，由规约转换问题引起的软件编程成为实际工程调试量最大的项目，给运行维护也带来不便。因此，建议厂家生产设备时尽量采用同一通信规约或统一标准的通信规约，以解决不同厂家设备之间通信规约不兼容的问题。目前，电力系统内采用的通信规约主要有：

(1) 变电站和调度中心之间的传输规约：1995年IEC 颁布的IEC60870-5-101(DL/T634-1997)

规约，即变电站自动化设备的远方调度传输协议。

(2) 站内局域网的通信规约：1997 年IEC 颁布的IEC60870-5-103(DL/T667-1999) 规约， 即继电保护和间隔层(IED) 设备与变电站层设备间的数据通信传输协议。

(3) 电能计量传输规约：1996 年IEC 颁布的IEC60870-5-102(DL/T719-2000) 规约， 即变电站计量系统数据通信传输协议。

(4) 网络传输远动信息的传输规约：IECTC57颁布的IEC60870-5-104 规约， 即通过TCP/IP实现网络传输远动信息协议。

1.3 继电保护信息管理系统

继电保护信息管理系统用于和变电站内所有继电保护装置、安全自动装置、故障录波器及其他智能设备的通信，所以要求继电保护信息管理系统应兼容所有继电保护装置的通信规约，当某一继电保护装置发出异常或动作软报文时均能进行接收和处理，再转换成硬接点形式供值班员监视，使保护信息监视比较直观易懂；同时也可以将继电保护装置发出的异常或动作信息上传到调度自动化系统，以便于调度值班人员根据故障信息及时处理事故，缩短事故处理时间，提高供电可靠性。目前，各类继电保护设备和故障信息管理系统一般采用232，485 串行通信或以太网接口通信等方式。

1.4 防误操作

在实现综合自动化的变电站中，微机防误装置与综合自动化计算机监控系统仍是相互独立的配置方式。这种相互独立的系统分工明确、责任清晰，

各部分功能发展成熟，性能相对稳定、可靠，但2个相互独立系统也有许多弊端。随着计算机技术的不断发展，变电站综合自动化系统技术的不断完善，实现2 个系统合并成为可能。将“五防”功能直接融合到计算机监控系统中去，在综合自动化主系统上同步运行，从而实现防误遥控功能。合并后的“五防”闭锁与计算机监控系统，仍应具备多任务、多方式模拟操作和生成操作票以及操作票专家系统功能，允许监控中心等集控站一机对多站、一站对多

图和多任务并行操作功能。

1.5 自动化系统同步时钟

为了保证电力系统故障时各继电保护装置、安全自动装置、故障录波器及其他智能设备的时效性，要求各装置的时间要一致或相差不大。在220 kV变电站综合自动化改造中采取GPS 卫星校时系统。首先，由GPS 卫星校时系统对测控设备、保护装置、继电保护信息管理系统、安全自动装置、故障录波器和其他智能设备进行硬对时，其脉冲输入为秒脉冲；然后由继电保护信息管理系统通过串行通信对测控设备、保护装置、安全自动装置和故障录波器进行广播对时( 即软对时)。对不具备硬对时的运行时间较长的设备进行改造，使其具备硬对时功能，从而实现变电站综合自动化系统所有时钟同步。

1.6 监控系统的安全及防范

变电站计算机监控系统是保证电力系统安全稳定运行的重要组成部分，也是电网运行监视与控制的主要手段。监控系统安全方面的问题，更多地是由管理及试验工作不到位所引起的。为确保变电站监控系统的正常安全运行，必须加强和规范变电站监控系统安全管理工作。

(1) 厂家在软件调试过程中应进行多次试验论证，确保其安全可靠。

(2) 由于监控系统内部通信系统部分装置的通信接线与强电回路距离较近，维护时稍不小心，通信线就会碰上强电而烧坏装置的通信口或芯片，影响监控系统安全可靠运行，所以通信线应从装置的背板直接引出，不经过端子排接线。

(3) 一、二次设备检修时，对应的测控设备应及时进行维修；一、二次设备试验时，应对其测控设备做好安全措施，使其隔离，以防遥测数据被不必要地更改。

(4) 网络数据通道及连接设备易受计算机病毒攻击，应加强对计算机系统防火墙的管理，并对网络数据通道及连接设备的安全做定期检查。

2 结束语

变电站实现综合自动化是今后发展的一种必然趋势，其优越性在电能质量，变电站的安全、可靠运行水平等方面均有较好的体现。但由于综自设备整体的技术还不够成熟、稳定，所以在实施运行中总会出现各种不同的问题。本文旨在抛砖引玉，希望各位同仁能把自己工作中的经验拿出来共同分享，以完善我们的综合自动化技术。

参考文献

【1】姚敏;;综合自动化系统在220kV变电站中的应用及展望[J];黑龙江电力;2006年06期

电站继电保护论文篇8

关键词: 继电保护；研究；风险评估

中图分类号：F407文献标识码： A

一、智能变电站继电保护的配置和原则

继电保护设备作为变电站的重要部分，在满足灵活性、安全性、可靠性等的前提下，可将其配置分为过程层和变电站层两个方面内容。过程层:一次设备配置独立的主保护，就近下放安装或和一次设备实现一体化，各间隔保护实现分布式安装，双重化配置。变电站层:后备保护集中式配置，站内各电压等级统一集中配置，集中式后备保护采用自适应和在线实时整定技术，同时具备广域保护的接口，能够实现广域保护的功能，也是双重化配置。继电保护配置见1示图。

图1继电保护配置原理图

以110kV变电站为例，该站的连接，变电站电压等级更高的对比度，连接形式及设备相对简单。保护配置只需要满足以下几点:

(1)对传统继电保护，选择性，灵敏可靠，快速等四项性能要求，被称为“四性”。智能变电站继电保护，继续满足“安全要求四性能”等实际工程的要求。

(2) 110kV变电站以上的电压等级高，为两段连接形式的双和单总线，具备一定的条件，可以安装电子式电流、电压互感器。

(3)变电站110kV电压等级高，基于SV,GOOSE网络中网络层，站控层和MMS的网络之间互不十扰，每个网络访问保护，每个数据之间的控制器是独立的。

(4) 110kV及以下电压等级变电站在本地安装保护装置，可与智能终端功能的集成。

(5) 110kV变电站电压等级低，为保护和监控装置。

(6) 110kV变电站电压等级低，对主变压器，合并单元，每一方应进行冗余配置，用于配置单套其他合并单元之间的间隔。

(7)所有的合并单元，过程层网络信息应被记录，并记录故障记录和分析网络报告纪录。数据接口控制器和记录装置对应的SV的两套，MMS和COOSE网络应该是互不十涉。

对于一次设备，过程层配置单独主保护，如果该设备是智能设备，那么保护设备是可在设备内部安装，否则可将保护设备、合并器和测控设备等安装在离设备较近的汇控柜中，以便简化设备的运行及维护。全站通过以太网统一传输GOOSE和采集量。除了分布式保护之间的数据实现同步，无需IEEE1558外，其余系统全站都运用IEEE1588对时。

该方案不仅简化全站保护，同时也大大缩短了保护与被保护设备间的距离，可避免通信链路。如跳闸及采样等不可靠性引起的保护功能失效。这样，全站网络带宽的消耗将集中在录波及监控上，从而继电保护的网络消耗将减少。

二、继电保护过程层

智能变电站的继电保护，重要的过程层设备，设备部件和设备。具有快速跳闸功能的装置的主保护配置，包括线路保护，变压器保护、母线差动保护。智能变电站中的变压器保护分布式双套配置，这是主保护，后备保护装置，如主、后备保护单独的配置，后备保护应与集成控制装置一同时要彼此合并单元，智能终端配置相应数量。

保护直接对变压器各数据进行采样分析，直接跳开各侧断路器。其他如启动失灵及其他保护配合信号由GDOSE网络进行数据和信息传输。变压器非电量保护就地直接通过电缆接入断路器跳闸，现场配置本体智能终端，跳闸、控制等信号通过光纤上传上GOOSE网络。如图2所示

图2变电站的变压器保护方案图

智能变电站的母线保护，我们一般采用分布式设计，如图3所示。

各间隔之间都独立实现母线保护功能，只跳间隔本身的断路器。而失灵保护另外统一由集中保护完成。

图3母线保护的配置图

三、变电站层的继电保护配置

智能变电站的变电站层后备保护采用集中式进行配置，此配置应用自适应和在线实时自整定等技术，具有广域保护的功能，可实现双重化配置。后备保护可为本变电站提供近后备保护功能，实现开关失灵保护，同时也可以实现相邻变电站远后备保护。近后备的保护范围包括母线和出线，而远后备的保护范围则包括出线对侧母线及相连的所有线路。后备保护系统可通过采集电气设备的电流电压信息，断路器状态量以及相邻变电站的各类信息，实时判别在远后备范围内的设备故障，并独立做出有效的跳闸策略。

四、继电保护隐患的风险评估方法

由不合理的保护定值引起的风险评估及计算方法。从继电保护的工作原理可知，在继电保护运行之前，需要通过设置相应的保护定值来提高继电保护的灵敏度，以及设置好其选择性，而对定值的设定则存在三种不同的效果:①当保护定值难以满足继电保护的灵敏度时，将产生继电保护隐患的发生。②当保护定值的设置难以满足选择性的要求时，比如对越级跳闸的选择，对上下级保护失配的选择。③对相间距离三段保护的值设定难以满足大负荷时的选择。通过对不同的定值设定，所产生的隐患和危害也是不同的，当不合理定值发生在不同的位置上，其危害也是不同的，同时，对于不同的电网运行方式和负荷水平，其危害也是不同的。

对继电保护定值的不合理性的隐患范围的确定。对于继电保护定值的不合理情况，从其对周围可能造成的保护不正确动作的范围，就是继电保护不合理定值的隐患范围。

由于硬件系统的内部缺陷而造成的风向评估问题。针对不同的硬件缺陷，其对继电保护的不正确动作的影响也不同，从其误动结果来看主要分为三类:①当电力设备发生故障的时候，由于设备本身的保护出现问题，对其相邻的其他设备的保护也会产生误动；②当电力设备发生故障的时候，由于其自身硬件出了问题，也可能因自身的缺陷而拒动；③在无故障情况下，由于电网周围区域发生扰动，从而导致继电保护系统的硬件产生缺陷而导致误动操作。

结合故障点事件树的发展规律来看，当起始故障产生硬件缺陷时，会产生相应的后续事故，同样也容易对其他硬件产生不正确的继电保护动作。比如对于常见的硬件故障缺陷而造成的事故，其对相邻电力设备的误动概率将会增加，对于因硬件缺陷而爆发的后续设备的拒动事故，则使得原发性故障的概率，再乘以线路上的全部拒动的概率，如果配置了双套线路保护，则其拒动的概率会更小。

五、结束语

综上所诉，继电保护作为保证智能变电站良好运行的基础条件之一，能否构建优良的继电保护系统就由显其重要。通过对停电事故频发现象的研究，从众多不确定因素中发现，因继电保护系统出现的隐性故障占了绝对的优势。所以仍然需要不断的总结分析，促进继电保护技术的不断发展和创新，从而提高电力运行的安全和可靠性。

参考文献

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电站继电保护论文篇9

由于社会经济的进步以及科学技术的发展，人们的日常生活水平逐渐提高，对于电网质量有了更高需求。加强数字化变电站的继电保护，保障数字化变电站运行环境安全稳定逐渐引起电力部门重视。提高数字化变电站继电保护能力水平，促进继电保护适应性改革，成为相关研究机构的重要使命。

一、数字化变电站继电保护存在问题分析

数字化变电站即是将变电站的模拟信息数据通过解码转化，翻译成数字信息进行处理。数字化变电站大大提高了信息处理的效率，有效防止了数据信息丢失破损等情况的发生，将变电站的数据资源进行共享并及时更新，实现了变电站的智能化管理。数字化变电站的设备具有自动化特点，且接线便捷，具有更高的电磁兼容性，保证了数字化变电站较之传统变电站具有更高精确度的计算测量、更安全可靠的网络平台，能为变电站带来更显著的经济效益。[1]因此，传统的继电保护装置在数字化变电站中的应用便显出了一些弊端，如实时检测的动态范围狭隘，对故障数据的测量精度不够，和数字测量的频率映射度小等，不能有效保证数字化变电站运行环境的稳定性、安全性，对电力系统的正常工作造成隐患。因此加强继电保护对数字化变电站的适应性，提高继电保护智能化，促进数字化变电站的科学化管理，对于促进电力产业发展、维持社会经济高速增长、提高人民生活水平都有着较为重要的意义及深远影响。

二、数字化变电站继电保护适应性分析

数字化继电保护装置主要有以下的特征：

1、数字化特征明显

与传统的继电保护装置相比，数字化继电保护装置的信号处理模式主要为数字电路，而传统的机电保护装置则是模拟信息量，因此数字化继电保护装置对数据的处理速度更快，同时计算测量结果更加精确。数字化继电保护装置包含的端口网络较多，因此功能相对较强大。数字化继电保护装置的数据采集主要是依靠电子模式互感应器，因此对数据的采纳收集速度更快，数据信息的共享更新效率较之传统继电保护装置得到提升。

2、设备接口数字化

数字化继电保护装置的内部信息传递是由覆盖光纤实现的，数字化继电保护装置的端口网络接线也是由光纤构成。当数字化继电保护装置的电子式感应器将信息收集处理后，装置内部光纤会对其进行高速传递，在低压端进行合并单元处理后进行输出，从而得到精确数据。设备接口的数字化以及装置内部光纤传输大大提高了数据量的传递速度，降低了模拟信息和数字信息相互转化的工作量，形成高效的信息数据处理模式。

数字化继电保护装置对于不同的电子式互感器有迥异的适应性。电子式感应器有不同种类，造成数字化继电保护装置的测量延时有差异，测量范围也有一定差异。为了防止由于继电保护装置测量延时的误差对继电保护效果的不利影响，应对数字化继电保护装置进行校正检测，并采取一定措施对其进行时差补偿。针对数字化继电保护装置测量范围的不同，应根据不同生产厂家的测量额度进行核实，尽量统一继电保护装置的测量参数，保证不发生计算检测误差。[2]针对网络和感应器对继电保护装置实时性，一般的数字化继电保护装置会有一个反应周期，在进行故障检测到实施保护间有一定的延时周期，包括数字网络传输、感应器处理数据、继电保护装置数据收集等延时因素。尤其是在数字化变电站中，这种延时周期体现地更为明显。为了减少延时周期，提高继电保护装置实时性，确保数字化继电保护装置能及时地对故障区做出反应、提出保护措施、发出警报，电力部门研究人员应当加强对数字化继电保护装置的算法改进研究工作，缩减数据收集处理的时间，进一步优化数字网络传输结构，加大对电子式感应器的灵敏度测试，有效提高数字化继电保护装置的故障分析、诊断效率，缩减反应周期。电子式感应器还可能会由于外界的干扰出现传输故障，造成结果异常，因此在继电保护装置运行环境内应减少电子器械的使用，并及时进行数字化继电保护装置检测，排除硬件故障，确保继电保护装置正常运行工作。此外，继电保护装置和电子互感器的数据样本采集可能存在时间延误差异，因此变电站相关工作人员应注意进行装置调整，对缩减采样时差进行研究，从而使样本数据的采集更加精确。

三、数字化变电站继电保护适应性模拟方案

为了有效提高继电保护装置对数字化变电站的适应性，某变电站设计了一套模拟方案。通过对数字化继电保护装置的购置，该数字化变电站选择了不同参数的继电保护装置，在投入使用的过程中发现出现了一系列误差，导致继电保护的效率较低。通过分析得出，由于不同生产厂家的继电保护装置存在延时误差以及量程误差，阻碍继电保护装置相互间信息交流，不能对变电站存在的故障信息做出精确统一的监测计算，导致继电保护效率较低。该变电站在统一了继电保护装置之后发现，电子互感器和继电保护装置有一定的采样时间差异，经过讨论研究，该变电站将站内的时钟进行了统一，同时对电子式互感器所收集的样本数据进行了合并单元插值测量，使电子互感器的采样基本与继电保护装置统一。为了排除电子式互感器可能出现的故障，该变电站提高了对其的网络共享检测，并采用了相对较独立的电子式传感元件，使电子式感应器的硬件不至于发生故障相互影响，大大降低了电子式感应器的数据传输误差值。通过以上措施，该数字化变电站的继电保护装置实现了与变电站的有机适应，大大加强了继电保护质量。

四、结语

为了防止数字化变电站出现供电故障、站内线路短路等事故，继电保护装置的科学合理应用尤其重要。然而目前中国的数字化变电站还存在着一系列继电保护问题，如电子感应器和继电保护装置不匹配等。相关电力部门应加大对数字化变电站中继电保护的适应性研究，提高继电保护质量，有效避免数字化变电站故障为电力工业的发展做出贡献。

参考文献

[1]李仲青，周泽昕.数字化变电站继电保护适应性研究[J].电网技术.2011-05-05.

电站继电保护论文篇10

关键词：35 kV变电站；继电保护；自动化系统；配置方案；策略分析

中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0109-02

随着自动化技术的不断推广与应用，自动化技术已在电力行业得到了广泛应用，尤其是变电站。在自动化系统应用于变电站过程中，自动化继电保护成为了电力企业关注的焦点。继电保护是变电站的重要组成部分，直接影响着变电站的可靠性与安全性，以自动化系统为核心，展开继电保护配置与改进，有助于变电站的安全运行，能够推动电力行业的发展。

1 继电保护的内涵及配置方案

1.1 继电保护的内涵

继电保护是一种自动装置，当变电站电力系统运行异常或发生事故时，可确保变电站与电气设备安全运行[1]。继电保护能够有效保证供电系统的稳定性以及电气设备的安全性，是非常重要的保护手段。与此同时，继电保护还是一种应对措施，能够对电力系统进行检测，并且发出报警信号，直接将故障自动排除；继电保护还是一种设备，能够对电力系统的运行状况进行管理与监测，若发现事故，则自动将电气设备元件断开，对电路及电气设备进行保护。继电保护的主要作用就是反映变电站电气设备运行异常状态进行监测，然后有选择、自动迅速断开特定的断路器。继电保护的的基础构造是电气设备物理量的变化，基本要求为可靠性、灵敏性、选择性以及速动性。

1.2 配置方案

继电保护的配置方案主要有两种，即常规保护配置方案和集中式保护配置方案。

常规保护配置方案是根据对象进行配置的，其中常规保护包括变压器保护、馈线保护、母线保护、电容器保护以及其他的保护测控设备[2]。

常规保护配置对原来保护装置的交流量输入插件、CPU插件的模拟量处理以及I/O接口插件进行更换，分别改为数据采集光纤通信接口、通信接口处理以及GOOSE光纤通信接口，该方案使变电站继电保护实现了向数字化的过渡。常规保护配置方案的结构图，如图1所示。

集中式保护配置方案是一种新型保护概念，以光纤以外网为基础，基于IEC61850规约等一系列现代数字通信研发的。集中式保护配置方案是保护控制一体化装置，将变电站的所有信息集于一个计算机系统中，具有灵活性、可靠性以及互补性，不仅可以同时保护变电站中的多个独立设备，而且还具有控制作用[3]。具体的结构图，如图2所示。

2 35 kV变电站自动化继电保护配置分析

35 kV变电站自动化继电保护配置进行优化与改进时，其中关键环节是设备选型，设备选型的质量对整个自动化继电保护配置的可靠性有着极其重要的影响。继电保护配置在进行选型时应遵循的原则为：基于保护、监控与测控等多个方面，对系统内的冗余设备进行合理控制，保证功能能够合理分布[4]。具体包括以下内容。

2.1 采用先进主变压器保护装置

继电保护配置选型时，应对主保护与后保护被控装置进行综合考虑，所选设备应该具备遥控、遥信以及遥测主变压器两侧位置断路器的功能，并在变电站自动化运行时，能够发生一系列保护动作，如差动速断、重瓦斯与过流等。

2.2 选用保护进线开关与联络开关的线路保护装置

继电保护装置不仅要具有一般性的遥信、遥控与遥测功能，而且还要具备接地保护、限过流保护以及过负载功能。

2.3 采用保护电容器的保护装置

电容器保护是保护重点，测控装置应以其为主，采用集中补偿的方式，而且还应过电压保护以及馈线保护着手，确保电容器能够可靠、安全运行。

3 35 kV变电站的自动化继电保护策略

3.1 以质量为主，对设备质量进行严格控制，使装置的使 用性得到有效提高

在设计装置时，应该对各种外在环境的变化进行充分考虑，确保装置即使处于严寒、潮湿或高温环境下，也能保持正常工作。一方面，确定装置安全系数，即适应湿度、温度、超负荷运行结果预测以及振动系统等，且必须保证其准确性；另一方面，在进行设计时，使设备趋向标准化与简单化，即在确保可靠性的基础上，零部件越少，产品构造越简单，系统出现故障的概率就越小。

3.2 对于冗余技术，应该科学、合理运用，使安全性与可 靠性不断提升

冗余技术，又被称之为储备技术，是一种提高系统可靠性的有效手段，主要通过利用系统的并联模型来发挥作用[5]。在继电保护装置中，应该对软件、硬件、信息以及时间的冗余资源加以充分利用，使双系统保障技术得以实现，尤其针对电力系统的关键环节以及薄弱环节，必须科学、合理运用冗余技术。对于软件系统，可以正确采用信息保护技术、系统容错技术以及防火墙技术等冗余技术，从而使相关设备装置的可靠性得到保障；在设计硬件时，需要对组建级冗余结构加以正确应用；信息冗余即有效利用复杂的编码和检错与增加信息位数，从而采用奇偶检验、多重模块以及阶段表决等方式对错误进行自动纠正；时间冗余主要对装置的预测性加以有效利用，对于出现的故障，可提前发现，进行检测，使故障的恢复率得以提升。只有软件冗余、硬件冗余、信息冗余以及时间冗余相互协调、共同发展时，装置的可靠性才可得到有效保障。

3.3 对于软件给予足够的重视，不断提升软件设计的水 平，确保软件能够正常运行

软件产品在特定的时间内以及特定的条件下完成特定功能的能力，被称之为软件可靠性。在设计继电保护系统软件时，需对用户个性化需求进行综合考虑，以满足用户个性化需求为核心，设计时应遵循的原则主要包括两点，一方面应该简单，容易操作；另一方面能够有效提高运行效率，在遵循原则的基础上，正确设计算法以及处理结构。在编写代码时，应该确保科学性以及合理性，及时发现测试时出现的问题，确保数据输入与输出的一致性， 与此同时，建立并健全软件系统的自查自修功能，使软件系统的可靠性以及完整性得到保障。

3.4 加强培训，不断提高技术人员的综合素质，同时定期 展开安全检查工作

由于继电保护装置在不断发展，且更新速度很快，此外对技术有较高的要求，因此，加大对员工的培训力度，不仅要展开专业技能方面的培训，而且还要增强素质培训，在提高员工专业技术水平的同时，不断提升员工的综合素质，调动员工的工作热情，增强其工作使命感以及责任心，不断提升员工及时发现问题并解决问题的能力。

在35 kV变电站自动化继电保护时，常出现的问题是临时性停电，从而影响继电保护的正常工作，因此，维护工作者应根据临时性定点的具体情况，对整个运行系统展开定期性检查，通常定期性检查工作应至少每年进行一次。

此外，在1～2年间隔区间需要展开一次整组性试验，使继电保护运行性能能够稳定发挥出来；然后在3-4年间隔区间，对出口回路、数据采样回路等相关部分的运行性能展开检查，便于及时发现安全隐患。

4 结 语

在35 kV变电站中，提高自动化继电保护装置的可靠性以及安全性具有非常重要的意义，本文对自动化继电保护策略展开了分析，希望有助于提高继电保护装置的安全性、高效性以及可靠性。

参考文献：

[1] 李蓉.35 kV变电站的自动化继电保护对策论述[J].中国高新技术企业， 2016，（4）.

[2] 李世保，刘兵.探析35 kV变电站的自动化继电保护策略[J].技术与市 场，2016，（2）.

[3] 杨革民.35 kV变电站自动化的继电保护对策的讨论[J].电子制作， 2013，（18）.