电站继电保护论文范文

前言：我们精心挑选了数篇优质电站继电保护论文文章，供您阅读参考。期待这些文章能为您带来启发，助您在写作的道路上更上一层楼。

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。

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。

第3篇

电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力，因此，继电保护技术得天独厚，在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段。

建国后，我国继电保护学科、继电保护设计、继电器制造工业和继电保护技术队伍从无到有，在大约10年的时间里走过了先进国家半个世纪走过的道路。50年代，我国工程技术人员创造性地吸收、消化、掌握了国外先进的继电保护设备性能和运行技术［1］，建成了一支具有深厚继电保护理论造诣和丰富运行经验的继电保护技术队伍，对全国继电保护技术队伍的建立和成长起了指导作用。阿城继电器厂引进消化了当时国外先进的继电器制造技术，建立了我国自己的继电器制造业。因而在60年代中我国已建成了继电保护研究、设计、制造、运行和教学的完整体系。这是机电式继电保护繁荣的时代，为我国继电保护技术的发展奠定了坚实基础。

自50年代末，晶体管继电保护已在开始研究。60年代中到80年代中是晶体管继电保护蓬勃发展和广泛采用的时代。其中天津大学与南京电力自动化设备厂合作研究的500kV晶体管方向高频保护和南京电力自动化研究院研制的晶体管高频闭锁距离保护，运行于葛洲坝500kV线路上［2］，结束了500kV线路保护完全依靠从国外进口的时代。

在此期间，从70年代中，基于集成运算放大器的集成电路保护已开始研究。到80年代末集成电路保护已形成完整系列，逐渐取代晶体管保护。到90年代初集成电路保护的研制、生产、应用仍处于主导地位，这是集成电路保护时代。在这方面南京电力自动化研究院研制的集成电路工频变化量方向高频保护起了重要作用［3］，天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的集成电路相电压补偿式方向高频保护也在多条220kV和500kV线路上运行。

我国从70年代末即已开始了计算机继电保护的研究［4］，高等院校和科研院所起着先导的作用。华中理工大学、东南大学、华北电力学院、西安交通大学、天津大学、上海交通大学、重庆大学和南京电力自动化研究院都相继研制了不同原理、不同型式的微机保护装置。1984年原华北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定，并在系统中获得应用［5］，揭开了我国继电保护发展史上新的一页，为微机保护的推广开辟了道路。在主设备保护方面，东南大学和华中理工大学研制的发电机失磁保护、发电机保护和发电机?变压器组保护也相继于1989、1994年通过鉴定，投入运行。南京电力自动化研究院研制的微机线路保护装置也于1991年通过鉴定。天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的微机相电压补偿式方向高频保护，西安交通大学与许昌继电器厂合作研制的正序故障分量方向高频保护也相继于1993、1996年通过鉴定。至此，不同原理、不同机型的微机线路和主设备保护各具特色，为电力系统提供了一批新一代性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果。可以说从90年代开始我国继电保护技术已进入了微机保护的时代。

2继电保护的未来发展

继电保护技术未来趋势是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展。

2.1计算机化

随着计算机硬件的迅猛发展，微机保护硬件也在不断发展。原华北电力学院研制的微机线路保护硬件已经历了3个发展阶段：从8位单CPU结构的微机保护问世，不到5年时间就发展到多CPU结构，后又发展到总线不出模块的大模块结构，性能大大提高，得到了广泛应用。华中理工大学研制的微机保护也是从8位CPU，发展到以工控机核心部分为基础的32位微机保护。

南京电力自动化研究院一开始就研制了16位CPU为基础的微机线路保护，已得到大面积推广，目前也在研究32位保护硬件系统。东南大学研制的微机主设备保护的硬件也经过了多次改进和提高。天津大学一开始即研制以16位多CPU为基础的微机线路保护，1988年即开始研究以32位数字信号处理器(DSP)为基础的保护、控制、测量一体化微机装置，目前已与珠海晋电自动化设备公司合作研制成一种功能齐全的32位大模块，一个模块就是一个小型计算机。采用32位微机芯片并非只着眼于精度，因为精度受A/D转换器分辨率的限制，超过16位时在转换速度和成本方面都是难以接受的；更重要的是32位微机芯片具有很高的集成度，很高的工作频率和计算速度，很大的寻址空间，丰富的指令系统和较多的输入输出口。CPU的寄存器、数据总线、地址总线都是32位的，具有存储器管理功能、存储器保护功能和任务转换功能，并将高速缓存(Cache)和浮点数部件都集成在CPU内。

电力系统对微机保护的要求不断提高，除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，与其它保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力，高级语言编程等。这就要求微机保护装置具有相当于一台PC机的功能。在计算机保护发展初期，曾设想过用一台小型计算机作成继电保护装置。由于当时小型机体积大、成本高、可靠性差，这个设想是不现实的。现在，同微机保护装置大小相似的工控机的功能、速度、存储容量大大超过了当年的小型机，因此，用成套工控机作成继电保护的时机已经成熟，这将是微机保护的发展方向之一。天津大学已研制成用同微机保护装置结构完全相同的一种工控机加以改造作成的继电保护装置。这种装置的优点有：(1)具有486PC机的全部功能，能满足对当前和未来微机保护的各种功能要求。(2)尺寸和结构与目前的微机保护装置相似，工艺精良、防震、防过热、防电磁干扰能力强，可运行于非常恶劣的工作环境，成本可接受。(3)采用STD总线或PC总线，硬件模块化，对于不同的保护可任意选用不同模块，配置灵活、容易扩展。

继电保护装置的微机化、计算机化是不可逆转的发展趋势。但对如何更好地满足电力系统要求，如何进一步提高继电保护的可靠性，如何取得更大的经济效益和社会效益，尚须进行具体深入的研究。\

2.2网络化

计算机网络作为信息和数据通信工具已成为信息时代的技术支柱，使人类生产和社会生活的面貌发生了根本变化。它深刻影响着各个工业领域，也为各个工业领域提供了强有力的通信手段。到目前为止，除了差动保护和纵联保护外，所有继电保护装置都只能反应保护安装处的电气量。继电保护的作用也只限于切除故障元件，缩小事故影响范围。这主要是由于缺乏强有力的数据通信手段。国外早已提出过系统保护的概念，这在当时主要指安全自动装置。因继电保护的作用不只限于切除故障元件和限制事故影响范围(这是首要任务)，还要保证全系统的安全稳定运行。这就要求每个保护单元都能共享全系统的运行和故障信息的数据，各个保护单元与重合闸装置在分析这些信息和数据的基础上协调动作，确保系统的安全稳定运行。显然，实现这种系统保护的基本条件是将全系统各主要设备的保护装置用计算机网络联接起来，亦即实现微机保护装置的网络化。这在当前的技术条件下是完全可能的。

对于一般的非系统保护，实现保护装置的计算机联网也有很大的好处。继电保护装置能够得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确。对自适应保护原理的研究已经过很长的时间，也取得了一定的成果，但要真正实现保护对系统运行方式和故障状态的自适应，必须获得更多的系统运行和故障信息，只有实现保护的计算机网络化，才能做到这一点。

对于某些保护装置实现计算机联网，也能提高保护的可靠性。天津大学1993年针对未来三峡水电站500kV超高压多回路母线提出了一种分布式母线保护的原理［6］，初步研制成功了这种装置。其原理是将传统的集中式母线保护分散成若干个(与被保护母线的回路数相同)母线保护单元，分散装设在各回路保护屏上，各保护单元用计算机网络联接起来，每个保护单元只输入本回路的电流量，将其转换成数字量后，通过计算机网络传送给其它所有回路的保护单元，各保护单元根据本回路的电流量和从计算机网络上获得的其它所有回路的电流量，进行母线差动保护的计算，如果计算结果证明是母线内部故障则只跳开本回路断路器，将故障的母线隔离。在母线区外故障时，各保护单元都计算为外部故障均不动作。这种用计算机网络实现的分布式母线保护原理，比传统的集中式母线保护原理有较高的可靠性。因为如果一个保护单元受到干扰或计算错误而误动时，只能错误地跳开本回路，不会造成使母线整个被切除的恶性事故，这对于象三峡电站具有超高压母线的系统枢纽非常重要。

由上述可知，微机保护装置网络化可大大提高保护性能和可靠性，这是微机保护发展的必然趋势。

2.3保护、控制、测量、数据通信一体化

在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，保护装置实际上就是一台高性能、多功能的计算机，是整个电力系统计算机网络上的一个智能终端。它可从网上获取电力系统运行和故障的任何信息和数据，也可将它所获得的被保护元件的任何信息和数据传送给网络控制中心或任一终端。因此，每个微机保护装置不但可完成继电保护功能，而且在无故障正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信功能，亦即实现保护、控制、测量、数据通信一体化。

目前，为了测量、保护和控制的需要，室外变电站的所有设备，如变压器、线路等的二次电压、电流都必须用控制电缆引到主控室。所敷设的大量控制电缆不但要大量投资，而且使二次回路非常复杂。但是如果将上述的保护、控制、测量、数据通信一体化的计算机装置，就地安装在室外变电站的被保护设备旁，将被保护设备的电压、电流量在此装置内转换成数字量后，通过计算机网络送到主控室，则可免除大量的控制电缆。如果用光纤作为网络的传输介质，还可免除电磁干扰。现在光电流互感器(OTA)和光电压互感器(OTV)已在研究试验阶段，将来必然在电力系统中得到应用。在采用OTA和OTV的情况下，保护装置应放在距OTA和OTV最近的地方，亦即应放在被保护设备附近。OTA和OTV的光信号输入到此一体化装置中并转换成电信号后，一方面用作保护的计算判断；另一方面作为测量量，通过网络送到主控室。从主控室通过网络可将对被保护设备的操作控制命令送到此一体化装置，由此一体化装置执行断路器的操作。1992年天津大学提出了保护、控制、测量、通信一体化问题，并研制了以TMS320C25数字信号处理器(DSP)为基础的一个保护、控制、测量、数据通信一体化装置。

2.4智能化

近年来，人工智能技术如神经网络、遗传算法、进化规划、模糊逻辑等在电力系统各个领域都得到了应用，在继电保护领域应用的研究也已开始［7］。神经网络是一种非线性映射的方法，很多难以列出方程式或难以求解的复杂的非线性问题，应用神经网络方法则可迎刃而解。例如在输电线两侧系统电势角度摆开情况下发生经过渡电阻的短路就是一非线性问题，距离保护很难正确作出故障位置的判别，从而造成误动或拒动；如果用神经网络方法，经过大量故障样本的训练，只要样本集中充分考虑了各种情况，则在发生任何故障时都可正确判别。其它如遗传算法、进化规划等也都有其独特的求解复杂问题的能力。将这些人工智能方法适当结合可使求解速度更快。天津大学从1996年起进行神经网络式继电保护的研究，已取得初步成果［8］。可以预见，人工智能技术在继电保护领域必会得到应用，以解决用常规方法难以解决的问题。

3结束语

建国以来，我国电力系统继电保护技术经历了4个时代。随着电力系统的高速发展和计算机技术、通信技术的进步，继电保护技术面临着进一步发展的趋势。国内外继电保护技术发展的趋势为：计算机化，网络化，保护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化，这对继电保护工作者提出了艰巨的任务，也开辟了活动的广阔天地。

作者单位：天津市电力学会(天津300072)

参考文献

1王梅义.高压电网继电保护运行技术.北京：电力工业出版社，1981

2HeJiali,ZhangYuanhui,YangNianci.NewTypePowerLineCarrierRelayingSystemwithDirectionalComparisonforEHVTransmissionLines.IEEETransactionsPAS-103，1984(2)

3沈国荣.工频变化量方向继电器原理的研究.电力系统自动化，1983(1)

4葛耀中.数字计算机在继电保护中的应用.继电器，1978(3)

5杨奇逊.微型机继电保护基础.北京：水利电力出版社，1988

6HeJiali,Luoshanshan,WangGang,etal.ImplementationofaDigitalDistributedBusProtection.IEEETransactionsonPowerDelivery,1997,12(4)

第4篇

【关键词】有限广域继电保护系统；区分方法；实现

近些年来，随着科技水平的发展，广域测量系统也得到了迅速的发展，这就为解决大电网的潮流转移问题带来了良好的发展契机，为了更好的提高继电保护系统的综合性能，相关的专家学者也提出了广域保护的概念，并对此进行了初步的研究。广域保护包括两个方面：一是基于广域信息下的电网安全稳定性研究，主要是对整个电网的稳定运行进行全面的监测，二是提高传统继电保护性能，在这一方面，国内外的专家学者都进行了深入的研究，根据系统结构的不同，广域后背保护可以分为集中式和分布式两种，这两种系统计算方法也会有所不同。

1.广域继电保护的有限性

广域继电保护是通过电网广域同步信息的测量，并通过信息的整合来计算出故障元件的位置，并通过简单的时序来保证保护动作的科学性，电网中的广域继电保护应该从工程的实际保护对象以及实际应用为对象进行开展性研究，其核心事项就是保证保护动作的正确定，应用在电网之中的广域继电保护应该从保护对象的后备保护以及工程的实际应用进行研究，需要获取广域内的所有信息，这主要表现在以下几个方面：

（1）在广域继电保护中，需要加强首道防线的性能，同时，为了实现保护对象的保护功能，避免出现整定配合困难的问题，要求获取到与保护对象相关的信息，但与此同时，继电保护后备保护范围内需要的信息也具有一定的有限性。

（2）广域继电保护是一个不断发展的过程，需要将整个网络发展为不同的有限元区域，保证系统过程的实现。

2.广域继电保护的区分

广域继电保护系统的区分是有限广域继电保护系统的主要环节，对系统进行科学合理的区分是系统空间与保护范围有限性的重要体现，也是制定保护跳闸以及保护算法实现的主要依据之一。

2.1中心站的选取原则

有限广域继电保护集中式结构需要在有限区域内部选择一个发电厂和变电站作为继电保护的决策中心站，区域内部其他的发电厂以及变电站就是子站，这类子站也可以作为备用的中心站。中心站的选择需要考虑输电系统节点的连接关系以及节点通信系统的连接问题。一般情况下，需要优先考虑人员、通信条件以及地理环境等因素，将一些特殊的发电厂以及变电站作为中心站，也可以选择路径关联密集、相邻节点多的变电站作为中心站。 为了保证决策中心的安全性和可靠性，需要在区域内部选择好备用的中心站，在少数情况下，中心站会由于特殊的问题难以起到应有的作用，因此，在实际的选择过程中一般选择路径关联密集、相邻节点较多的变电站作为备用的中心站。此外，为了减小分区，可以选择任意的两个中心站作为发电厂，一般需要将中心站作为起点，保护范围要延伸到下一个线路末端，如果两个中心站为相邻关系，两个区域交互区会变大，可能会因此划分出过多的区域。

2.2继电保护的保护范围

广域继电保护是被保护对象的后备保护，在功能上需要实现远后备保护和常规近后备保护的功能，那么电力系统中不同的保护对象也需要在整个继电保护的系统中实现该种功能，在这个层面上而言，广域继电保护的保护范围需要满足各个保护对象的远后备范围，以中心站作为起始点，将保护范围延伸到下调线路末端。

2.3边界有限的区分原则

电网的建设是一个长远的工程，因此，在光与机电保护系统的分区过程中需要考虑到变电站以及发电厂的规划节点，在进行分区后需要增加相关的节点，并满足广域继电保护结构的需求，尽量不要重新进行区域划分。此外，电力系统是发电、输电以及用电的过程，发电和用电分别作为系统运行的起点和终点，输电则是电路传输的重要过程，发电、输电以及用电的过程在运行中容易受到系统的干扰，导致运行方式出现变化，甚至会发生解列的情况，但是一般这种情况在发电和用电中较少，在输电过程中较多。因此，在广域继电保护的分区过程中，应该从系统的起点和重点来划分区域。

2.4区域的交互原则

一般变电站的设置都是遵循交互的原则，如果没有按照交互原则进行设置，那么变电站得不到保护，在变电站的直流消失之后，变电站和线路都难以得到保护，如果线路依照交互原则进行设置，那么在发生故障之后就可以实现后备功能，但是由于交互区域如果过大，就会导致整个系统的通信量增加，因此，根据分析，对于广域继电保护系统，其两个相邻区域内需要有一条以上线路的交互，在必要情况下，可以在一定程度上增加交互的线路，这样就可以有效的避免断路器失灵以及点电站直流消失的情况，也可以防止由于信息缺失导致故障难以快速切除问题的产生。

【参考文献】

[1]李振兴，尹项根，张哲，何志勤.有限广域继电保护系统的分区原则与实现方法[期刊论文]，电力系统自动化，2010，（34）：9.

第5篇

中图分类号：TM411文献标识码： A

1. 变电站系统中继电保护的基本任务和主要作用

1.1 基本任务

在变电站系统当中，继电保护的基本任务包括以下几个方面的内容：

（1）迅速、自动、有选择地控制特定的断路器跳闸，借此来对系统或是线路中发生故障的元器件进行保护，避免故障继续扩大或持续对元器件造成破坏。

（2）能够对变电站中各种电气设备的异常运行情况进行反映，并按照预先设置好的运维条件，发出相应的报警信号，同时减轻负荷，并自动完成跳闸。在这一过程中，通常不要求继电保护装置快速动作，只需要保护装置按照异常现象对电力系统及其各个元器件形成的危害程度进行相应地延时，以此来防止因干扰造成的误动作。

1.2 主要作用

当电网出现故障时，会引起以下问题：其一，造成系统中的电压急剧降低，这样极易引起用户负荷的正常工作被破坏；其二，在故障发生的位置处一般都会产生出较大的短路电流，由此引发的电弧会对电气设备造成一定程度地破坏；其三，会影响发电机的运行可靠性，这样便有可能导致系统振荡，严重时甚至会造成整个电力系统崩溃；其四，由故障引起的电流再流经电气设备时，会引起设备发热，进而导致设备的使用寿命下降，若是电流过大还有可能造成设备损坏。变电站继电保护能够在故障发生时将故障位置迅速从线路当中切除，从而有效地减轻了故障的破坏程度，同时还使故障影响的范围进一步缩小，确保了电力系统的安全、可靠、稳定运行。

1.3 变电站继电保护分类

变电站的继电保护按照被保护对象的性质大致可分为以下几种类型：其一，发电机的继电保护。此类保护包括发电机外部短路、定子绕组相间接地短路及过电压、对称过负荷、失磁故障、励磁回路接地等等。其出口方式主要有解列、停机、信号传输以及缩小故障影响范围等等；其二，线路的继电保护。按照线路的实际电压等级、中心点接地方式以及线路长度等又可分为相间短路、单相接地、过负荷等等；其三，变压器的继电保护。具体包括绕组短路、过负荷、中性点过电压、油箱压力过高、油面降低、变压器温度升高以及冷却系统故障等等。

2. 变电站继电保护自动化系统的技术分析

2.1 相关技术

（1）继电保护技术。目前，在我国电力系统快速发展的推动下，继电保护技术获得了长足进步，继电保护装置也从以往单一的元器件逐步发展成为大型的现代化设备。继电保护可以持续对电力系统的运行状况进行检测，一旦检测到系统当中出现故障时，相应的继电保护装置便会快速、准确地将故障位置从系统当中切除。继电保护装置的应用进一步降低了系统因故障造成的损失。继电保护装置正在朝着监测、通信、保护等功能一体化的方向发展，相信在不久的将来，其势必会实现电力系统的自动化控制。而想要实现这一目标，继电保护装置应当具备足够的灵敏性、速动性和选择性。

（2）变电站自动化系统。其具体包括自动化监控系统、自动装置以及继电保护装置等等，属于集多功能于一身的系统。自动化系统借助数字通信技术、网络技术可实现信息共享。由于系统取消了控制屏和表计等常用的传统设备，从而使控制电缆的使用大幅度减少，这样一来有效地缩小了控制室的总体面积，减轻了维护工作人员的劳动强度。

2.2 系统功能分析

继电保护自动化系统主要是从电力调度中心当中获取所需的信息，而调度中心能够提供给系统所需要的全部信息，因此，该系统的实现有充足的信息资源作为保障。

（1）对复杂故障准确定位的功能。通常情况下，复杂故障定位的研究大多是基于装置的测距原理。目前，较为常见的测距方法主要有以下两种：

①A型测距法。该方法又被称之为单端电气量法，具体是指测量故障行波脉冲在母线与故障点的反射时间来进行距离测量，该方法的优点是无需通信、成本低，缺点是容易受到其它线路末端发射的影响，致使测距结果误差较大；

②D型测距法。该方法又被称之为两端电气量法，主要是通过测量故障行波脉冲传送至母线两端的时间差来进行测距的，其优点是测量原理简单、结果准确可靠，缺点是必须在母线两端分别设置测量仪器并进行通信。

（2）辅助决策功能。当系统出现故障时，常常都会伴随出现保护误动作的情况。以往传统的故障分析一般都是依靠人来完成，这就使得分析结果经常会受到人的经验和水平等因素的影响。而继电保护自动化系统由于是收集了故障发生前后的系统运行状态信息和相关的故障报告，所以能够进行模糊分析，并根据继电保护以及故障录波的采样数据来完成精确计算，这样便可以快速、准确地对故障进行判断，从而实现故障恢复的继电保护辅助决策。

（3）继电保护的状态检修。通过对相关统计数据的分析可知，导致继电保护装置误动作的主要原因有装置设计缺陷、生产质量问题以及二次回路维护不良等等。而微机型继电保护装置本身具有自检功能，并且还具备存储故障报告的能力，为此，能够利用继电保护自动化系统来实现状态检修。

3. 结论与展望

总而言之，实现变电站继电保护对系统运行的自适应，若是按照整定计算会非常复杂，并且还有可能出现以下问题：其一，保护范围缩小、保护动作延时的时间延长；其二，系统有可能被迫退出一些受运行方式影响较大的保护；其三，还有可能发生失去配合的情况。凭借当前现有的技术力量和相关设备，并利用继电保护自动化系统，能够采集到每一次故障发生时周围系统的数据，然后通过线路短的故障电压和电流，可对线路的参数进行校核及修正，这样便能够实现线路参数的自动监测，但是却不能实现准确、快速判断出继电保护装置整定值的可靠性。为此，在未来一段时期内，应针对继电保护自动化系统在这个方面上的问题进行研究，这有助于继电保护自动化系统的实现。

【参考文献】

[1] 马益平.变电站自动化系统的应用体会和探讨[J].电力自动化设备，2010（5）.

[2] 王中元.在变电站综合自动化系统中有关继电保护问题[C]//第三届电力系统与电网技术综合年会论文集，2009（5）.

[3] 李君会.浅谈220 kV变电站综合自动化系统的发展及应用[J].城市建设，2010（33）.

第6篇

关键词：220kV变电站；变压器；继电保护

在220kV变电站变压器的运行过程当中，存在着大量的电力问题，对于电能供应效率与质量带来了极其深远的影响，同时也促使电网系统面临着巨大的负担压力。在220kV变电站变压器的实际工作过程中其运行机制十分复杂，因此就加强继电保护措施便至关重要，只有做好这一点方可构建起安全、稳定的运营环境，最大程度的避免运行故障的发生，提升变压器运行效率。据此，下文将就220kV变电站变压器的运行及继电保护措施展开深入的探究工作。

1 220kV变电站变压器运行原理

变压器作为变电站的核心工作设备，其主要是由双绕组变压器、三绕组变压器以及之耦变压器所共同构成，也就是高、低压每一相共同合用一项绕组，由高压绕组中部抽取一头充当低绕组出线变压器。电压高度及绕组匝数其比值为正，相应的电流值则与绕组匝数比值为负。

变压器依据作用功能可分成升压与降压两类变压器。前一类主要是应用在电力系统的送电一端，而后一类则主要是应用在受电一端。变压器的电压值应当能够和电力系统中的电压值相适宜。为了能够在完全不同的负荷状态下确保电压始终保持在合理的范围之内，有时需将变压器分接头进行切换处理。

依据接头切换形式，变压器主要就包括了带负荷有载调压与无负荷无载调压两类。其中前一类大多是应用在受电一端的变压器站点之中。

电压及电流的互感器在实际运行过程中所采用的原理和变压器基本一致，其主要是将高电压设备与母线电压，依据一定的标准比例转变为测量仪表与继电保护等，在规定的电压载负荷之下电压互感器二次电压为100V，相应的电流互感器二次电流则为1A或5A。电流互感器二次绕组在和负荷连接后会导致线路出现短路，需引起关注的是，要坚决避免使其开路，否则便会由于高电压而对设备及人员安全造成严重威胁，甚至致使电流互感器损毁。

2 220kV变电站变压器继电保护措施

2.1 运行保护

在对变压器采取运行保护知识，大多是借助于继电保护装置，综合应用继电保护手段，以促使220kV变电站的变压器能够得以正常运行。如在某一220kV变电站当中其变压器运行保护完全按照继电保护运行原则，先对装置性能进行检查，以保障其能够切实具备相应的防护性能，对继电保护装置行为予以规范化处理，确定有关安全行为的主要方式；之后确定继电保护的装置运行范围，促成一体化操作的达成，确定继电保护装置能够达到较好的工作效率；最终就针对继电保护装置加强维护工作，以确保其能够给予变压器的正常运行提供以良好的基础保障，避免变压器发生短路等有关故障问题。

2.2 状态保护

在220kV变电站变压器的状态保护是对继电保护进行监测的一项重要内容，其可以将变压器在运行过程中的不利风险因素有效的排除在外，提升变压器的运行稳定性，具体的变压器继电状态保护措施主要包括以下几个方面：第一，差动保护，处理变浩魉存在的运行故障问题，以确保有关的电力人员可加强对变压器运行状态的有效了解，从而避免运行故障的发生；第二，过流继电保护，将由于短路电流所造成的变压器故障进行及时排查，从而促使对跳闸故障的有效保护，确保变压器安全运行；第三，气体保护，对变压器油箱加强控制，将油箱状态进行有效调节，促使变压器可稳定运行。

2.3 抗干扰保护

在变压器运行过程中实施抗干扰保护，可以将各类不利干扰对变压器所产生的负面影响降至最低。变压器抗干扰保护的措施主要包括以下几点：第一，配线抗干扰，重点对由于配线而导致的变压器干扰进行防护，将继电保护作用充分的发挥出来，增强配线运行的工作效果，采取屏蔽手段，将配线对变压器影响降至最低；第二，预防回路干扰，重点是对二次回路进行防空，促进变压器抗干扰能力的提升，通过将回路联系耦合及时切断，同时加装屏蔽线缆来实现对整体回路的抗干扰；第三，防护干扰源，有关的电力工作人员应将变压器电位尽量升高，减小接地电阻，从而达到对变压器的有效防护。图1为双回线同杆并架情况示意图。

3 结束语

作为220kV变电站的核心组成部分，变压器及其保护装置不仅承担着保护电网系统正常运行的工作，同时也具有发挥继电保护的作用。继电保护对于220kV变电站的运行有着极其重要的作用价值，对于改善变电站运行环境，提供以稳定的保护措施，保障变电站运行效率意义重大。对此有关的电力企业也应当大力加强对变压器的运行与继电保护工作，促使220kV变电站在电网系统中能够充分的体现出其所应有的价值意义。

参考文献

[1]汤大海，陈永明，曹斌，等.快速切除220kV变压器死区故障的继电保护方案[A].2013第十四届全国保护和控制学术研讨会论文集

[C].2013.

[2]邵军.基于220kV变电站变压器运行与继电保护探究[J].大科技，2016（20）.

[3]姜锫君.220kV变电站变压器运行及继电保护措施探讨[J].科技创新与应用，2016（3）.

第7篇

论文关键词：继电保护；自动化改造；安全运行

近年来，随着电网改造的深入开展，大量的变电站综合自动化改造工程（以下简称“综自改造”）的工作正在进行中。变电站的综自改造与继电保护及二次回路的改造关系密切，它主要表现在信号的传送方面。对于老变电站来说，就是把一次设备的信息状态通过二次回路和继电保护装置传递到网络监控后台机上，以达到减少运行人员对现场设备操作和巡视次数的目的。

一、变电站综合自动化改造工程概述

综自改造工程是一项复杂的工作。对于老变电站的改造来说，它牵扯到对用户的停电、运行人员的操作、一次专业设备改造的工作和二次专业技术改造的工作。为了保障对用户的可靠供电，电力生产者有义务对停电时间进行严格地规划和控制。应提前对要进行综自改造的变电站进行现场勘查工作，做好“三措一案”（组织措施、技术措施、安全措施和施工方案）后，对于需要停电的工作，就要制定停电计划并报上级生产部门审批，然后在规定的时间内向运行方式部门提交停电申请，提前在规定的时间内通知用户，并且与上级主管部门及相关专业进行沟通，确保施工过程中各专业工种之间的衔接配合，以最大化地缩短工期，减少停电时间，及时为用户供应优质的电能。

综自改造工程是一个需要多专业班组相互配合的复杂工作，以阜阳供电公司（以下简称“我公司”）为例，运行人员属运行工区管辖；一次人员由修试所管辖，又分属变压器、开关、试验和油化专业；二次专业人员由计量所和调度所管辖，在变电站的综自改造二次回路中，表计由计量专业负责，计量回路以外的二次回路由调度所负责，而调度所又分为保护专业、自动化专业和通信专业。众多的专业人员在同一个工作中同时出现，安全问题就成为了综自改造工程的关键所在。

二、做好变电站综合自动化改造工程的途径和方法

结合笔者作为继电保护工作者20年的工作经验和体会，主要从保证人身安全、确保继电保护装置安全运行的设备安全和杜绝继电保护“三误”发生的角度论述如何做好变电站综自改造工程工作。

1.防治人身触电，确保工作人员的人身安全

在综自改造工程施工开始前，为了确保工作人员的人身安全，必须按照《继电保护及安全自动装置现场保安规定》的要求做好开工前的各项准备工作，办理相关手续，制定具有可操作性的“标准化作业指导书”和符合实际的“现场操作票”，具备经过审核符合实际的施工图纸，工程施工所必需的设备、材料、施工风险分析，等确保人身安全和设备安全的措施。

工作负责人是现场工作的第一责任人。进入变电站实施变电站综自改造工程后，确保人身安全，就要充分履行工作负责人的安全职责。工作负责人在开工前应做好以下几点工作。

（1）开工前“三交待”：交待工作任务要清楚明了；交待安全措施要具体详尽；交待技术要求要全面细致。

（2）接受任务“三明确”：工作任务明确，安全措施明确，操作步骤明确。

（3）严格执行现场工作“八不准”，即精神不振不能工作、应办工作票而未办工作票不准工作、应停电不停电不准工作、应验电接地不验电接地不准工作、不经许可不准工作、安全距离不够不准工作、无人监护不准工作、安全措施不明确不准工作。

（4）要求对工作班成员进行“三查”，即查着装是否符合要求，查精神状态是否良好，查使用的安全工器具是否符合要求。

（5）工作许可人许可工作后，工作负责人要陪同工作许可人到现场再一次确认工作票所列安全措施是否符合现场实际和施工安全后，方可对工作班进行工作安全交底。待交待完现场工作任务、工作地点、人员分工、带电部位、现场安全措施和注意事项后，确保每一个工作班成员均已知晓并签字确认后方可对许可其工作。在施工过程中不准凭经验工作，不得擅自扩大工作范围和随意变更安全措施，必须改变安全措施或扩大工作范围的要重新办理工作票并重新履行许可手续。

为了确保施工过程中的人身安全，必须要有工作负责人在现场监护。但也不能完全依赖工作负责人对工作班成员的监护，现场施工地点分散、工作班组混乱、人员分散，工作负责人不可能监护到每一名工作班成员，因此分工作负责人在综自改造工作中是必不可少的。由各个专业设立本专业的工作小组负责人（为了有效区分工作负责人与分工作负责人，我公司的工作负责人穿印有“工作负责人”的红马甲，分工作负责人穿印有“专责监护人”的红马甲），该小组负责人对自己的专业工作任务和人员进行监护，工作人员之间互相提醒，以保证工作安全，由此达到人人有人监护的目的。

2.确保继电保护装置安全运行的设备安全

综自改造施工往往时间短、任务重，小组之间的配合工作一定要做好，合理地安排工作顺序是笔者总结出的重要经验。在我公司，工作许可手续完成后，首先由修试人员进行一次设备的改造工作，同时保护及计量人员分别到保护室和端子箱拆除的需要拆除二次回路接线，自动化人员进行后台调试，保护及计量拆除的二次线工作结束后，立即组织人员敷设电缆，大约修试所进行的一次设备工作结束，二次电缆基本敷设完成。一次人员撤离现场后，由二次人员在开关端子箱和保护室同时进行二次电缆工作，三个小组同时工作，互相配合，电缆头制作、对线工作完成后，三个小组又分开，各自完成所属专业的接线工作。最后进行调试和做传动工作。在做继电保护装置调试的过程中，自动化专业小组联系运行人员核对保护装置上传到后台的信号与保护装置发出的信号、集控站收到的信号是否一致，若不一致则再次更正。

为了保证在保护装置调试过程中不发生微机保护装置设备的损坏事故，结合笔者工作的实际经验，主要应做到以下几点。

（1）试验前应仔细阅读试验大纲及有关说明书。

（2）尽量少拔插装置模件，不触摸模件电路，不带电插拔模件。

（3）使用的电烙铁、示波器必须与屏柜可靠接地。

（4）试验前应检查屏柜及装置在运输中是否有明显的损伤或螺丝松动。特别是ct回路的螺丝及连片，不允许出现丝毫松动的情况。

（5）校对程序校验码及程序形成时间。

（6）试验前对照说明书，检查装置的cpu插件、电源插件、出口插件上的跳线是否正确。

（7）试验前检查插件是否插紧。

（8）试验前检查装置规约设置是否与后台相匹配。

3.杜绝继电保护“三误”的发生

通过以上各点的严格执行，保护装置本身基本上不会发生人为原因造成的设备损坏事故，但是这还不能保证继电保护“三误”不发生。要杜绝继电保护“三误”，还必须从以下几个方面做好工作。

（1）防误传动：严禁使用短接出口接点的方法来传动保护装置，以防止不小心跑错位置而误动运行设备。插拔继电器和插件，应先断电，防止继电器和插件插错位置，严防继电保护“三误”事故的发生。

（2）防其它保护误动作：保护装置上电试验前，应检查接线是否正确，校验功能、出口压板是否正常。对交流回路加电流、电压时，要注意把外回路断开，防止反充电或引起其它保护装置误动。

（3）防误整定：因为试验的需要而修改定值，一定要牢记在调试工作结束时务必改回原定值。工作终结前会同运行人员对定值核对，确认无误，并打印、双方签名并交运行人员存档。

（4）防短路、短路和接地：在保护装置试验完毕后，将打开的二次回路、连片按照继电保护安全票和措施票进行逐项恢复，并要求第二人进行核对，保证其正确性，防止出现开路、短路、断路等可能影响安全运行的事故发生。

三、确保设备安全运行的具体措施

在变电站综自改造工作调试试验结束后，人身安全得到了保障，继电保护装置不会发生人为原因的设备事故。继电保护“三误”得到有效控制后，还应保证改造后的设备安全运行，工作人员还要进一步做一些工作，确保改造设备安全运行。

带负荷测向量工作在改造工作完成后，是必不可少的一道工作程序，电力设备投运后，必须进行保护的带负荷测向量检查，通过向量图分析交流回路接线，确认正确后，方可将保护投入运行。例如，笔者在进行110kv东平变电站综自改造时，由于10kv高压室内设备改造成保护测控装置与开关柜一体工作，承包给安装公司施工，在#1主变低压侧141开关改造结束后，#1主变保护投入运行前进行带负荷测向量的工作中发现，#1主变低压侧差动保护回路和低压侧后备保护回路中电流回路的向量为反极性，给保护设备的正确动作带来了隐患，因此保护班人员及时采取措施，将电流回路的极性及时调整回路，保证设备的安全稳定运行。

第8篇

【关键词】智能电网;智能变电站;继电保护

1.引言

什么样的变电站算是智能变电站？采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站[1，2]。智能变电站的概念是随着智能电网概念的产生而提出的，它是智能电网的重要组成部分和关键环节，是作为智能电网的变电一环出现的，更形象的来说它是智能电网的一个最重要、最关键的“终端”，智能电网提供数据和控制对象等功能均由其承担，而且智能变电站还为智能电网的信息化、自动化、互动化提供技术基础。曾经有多个的数字化变电站采用IEC61850标准作为试点科研，为智能变电站的发展提供了经验。从目前智能电网的发展前景来看，统一规划、科学设计的智能变电站是建设坚强智能电网的重要保障。

2.智能变电站继电保护技术规范

《智能变电站继电保护技术规范》按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则制定。本规范完善了智能变电站继电保护的应用，加快了建设坚强智能电网的步伐，提高了智能变电站建设效率和效益。本规范只对智能变电站继电保护的特殊之处进行统一规范，除此之外还应满足国调六统一标准化设计的相关规定。本规范从指导工程应用的角度出发，是对《智能变电站技术导则》等相关规范继电保护部分的细化、补充和完善。

继电保护技术应用的研究与探索应以进一步提高保护的性能和安全可靠性为目的。不能为了智能化而智能化，继电保护的智能化必须服从保护的“选择性、快速性、灵敏性和可靠性”。

从规范看出，典型220kV电压等级的继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，双重化配置的继电保护也有诸多要求。

（1）每套独立的保护装置对有可能发生的所有类型的故障应都能处理。而且两套独立的保护之间不应存在任何电气联系，一套保护出现问题或退出时，另一套保护仍能正确处理故障;两套保护的采样值（电压、电流）应分别来自相互独立的合并单元;电子式互感器两套独立的二次采样系统应与双重化配置的合并单元一一对应，每路采样系统应用双A/D系统，每个合并单元输出两路数字采样值应由同一路通道进入一套保护装置。保护采用点对点直接采样，采样同步不依赖于外部时钟，本间隔的断路器位置也采用点对点方式。智能变电站可以不采用电子式互感器，继电保护装置采用就地安装方式时，就适合采用常规互感器，而且采用电缆跳闸。

（2）双重化配置保护使用的SV（GOOSE）网络也必须相互独立，当一个网络瘫痪或退出时不应影响另一个网络的运行。SV网络可以进行采样值得传输;继电保护之间闭锁、失灵启动等信息通过GOOSE网络方式传输，还有一些保护采用网络方式跳闸，间隔间的断路器位置也是采用网络方式。同一装置接入不同网络时，有可能相互干扰，因此装置内部各网络的数据接口控制器也必须完全独立。

（3）两套保护的跳闸回路应分别对应两个独立的智能终端，两个智能终端也分别对应断路器的两个跳闸线圈;对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）也宜直接跳闸。在特殊情况必须采用其他方式跳闸时，保护必须满足快速性和可靠性的要求。

（4）双重化的线路纵联保护也应具备两套独立的通信设备，以及自己独立的电源;两套保护的相关设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源也应一一对应。

（5）保护宜独立分散、就地安装。这对保护装置本身和运行环境都有严格要求。保护设备就地安装时，应置于开关柜、GIS汇控柜或智能控制柜内。柜内温度应介于-25℃～70℃之间。

3.220kV变电站双母线接线型式继电保护实施方案

3.1 220kV 线路保护

220KV的线路传输功率较大，并且传输距离较长，对系统安全稳定影响很大。220KV母线上线路的典型配置方案如图1所示，每回线路应配置两套不同厂家的包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置。配置的保护应使用主、后一体化的保护装置，合并单元、智能终端均应采用双套配置，线路上的ECT 为合并单元提供电流，母线上的EVT为母线合并单元提供电压，然后母线合并单元通过点对点方式转接给间隔合并单元。从图1中可看出，合并单元、智能终端与保护直接相连，可以实现直接采样和直接跳闸。对于启动母差失灵功能和母差保护动作远跳功能等跨间隔信息采用GOOSE网络传输方式。

图1 220kV 线路保护（单套）配置方案

3.2 母线保护

在电力系统中，母线将配电装置中的各个载流分支回路连接在一起，起着汇集、分配和传送电能的作用。母线保护按双重化进行配置，包括各间隔的合并单元、智能终端均采用双重化配置。单套保护的配置方案如图2所示。采用分布式母线保护方案时，各间隔合并单元、智能终端以点对点方式接入对应子单元。母线保护与其他保护之间的联闭锁信号（失灵启动、母联（分段）断路器过流保护启动失灵、主变保护动作解除电压闭锁等）采用GOOSE 网络传输。

图2 220kV 母线保护（单套）配置方案

3.3 变压器保护

变压器是电力系统电压升高和降低的元件，造价昂贵。为维护设备齐安全，一般会配备四种保护功能，其中220KV及其以上变压器保护要按照双重化进行配置，每套保护包含着完整的主、后备保护功能的变压器保护装置。变压器各侧都对应着各自的合并单元、智能终端。图3为主变保护（单套）配置方案。从图中可以看出，变压器保护也是直接采样，直接跳闸。变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启失灵等可采用GOOSE网络方式，此方式还可接收来自失灵和母差屏的跳闸命令。非电量保护是就地直接电缆跳闸，单套配置，就地布置，变压器本体智能终端负责将非电量动作报文和调档及接地刀闸控制信息上传至GOOSE网络。

图3 220kV 主变保护（单套）配置方案

3.4 220kV 母联（分段）保护

母联（分段）保护与线路保护类似，而且结构更为简单。跳闸方式与线路保护一样，通过相互独立的GOOSE网络和SV网络实现跨间隔的数据传输。

最后，对于220kV及以上变电站，为了防止同一设备跨不同电压等级网络，防止同一设备跨接双网，按电压等级和网络配置故障录波装置和网络报文记录分析装置。为了便于事故分析，主变宜单独配置故障录波器。当SV或GOOSE接入量较多时单个网络可配置多台装置。存在故障录波装置和网络报文记录分析装置跨接不同电压等级问题时，应采用独立的数据接口控制器。

4.结束语

智能变电站是数字化变电站的升级和发展，数字化变电站的功能是智能变电站发展的基础。与数字变电站相比，智能变电站能够完成比数字变电站范围更宽、层次更深、结构更复杂的信息采集和信息处理。智能变电站设备具有信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化等主要技术特征，符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。智能变电站技术方案不仅很好的解决了数字变电站所存在的诸多缺陷，同时消除了变电站内的信息孤岛，提供了统一断面全景数据采集，为电网的智能化打下了良好的信息基础，为智能电网的分析、决策系统提供了信息及功能支撑[3]。智能变电站是变电站自动化技术的发展必然趋势。智能变电站是智能电网建设的核心环节，基于以上背景和思考，有必要开展对智能变电站新技术条件下继电保护的新原理、组织模式、架构体系的研究，解决智能变电站技术发展、实施及推广过程中关键性技术要素和难点，满足电网安全稳定运行对于继电保护专业的要求，确保继电保护专业技术发展方向的正确性、科学性以及前瞻性[4]！

参考文献

[1]国家电网公司.智能变电站继电保护技术规范：Q/GDW441-

2010 [S/OL].[2010-04-27].

[2]国家电网公司.110（66）kV～220 kV智能变电站设计规范： Q/GDW393-2009[S].北京：中国电力出版社，2010.

第9篇

论文摘要:模拟电站是我院电力系校内实训室的重要组成部分，在我系的实践教学中发挥了重要的作用，使用率极高。在推行以”教学做合一”为核心的课程改革时，要从模拟电站制度建设、教学资源建设、设施改造、管理改革等方面来进一步充分发挥其作用。

模拟电站是我院电力系校内实训室的重要组成部分，在全国水利学院同类实训室中亦属领先水平。模拟电站是以我院实训基地浏阳株树桥水电站为模型，结合我省典型小水电站的特点建立而成，全部设计工作均由我系教师自行完成。该电站除无水机部分，电气一次设备采用380V低压设备模拟外，二次部分与现场电站完全一致，并根据教学的需要，采用了两套保护一常规保护和微机保护，这两套保护可以完全独立运行。

模拟电站自建成以来，使用率极高，在我系的实践教学中发挥了重要的作用。在深化高职内涵的进程中，将全面推行以”教学做合一”为核心的课程改革，课程实施必将对模拟电站的使用提出更高的要求。为此，我系将加强模拟电站的制度建设、教学资源建设、设施改造、管理改革，以进一步发挥模拟电站在课程改革中的作用。

一、模拟电站的制度建设

进一步加强模拟电站的制度建设，将实际生产电站的相关制度引用到模拟电站，如:电站各岗位人员职责、设备巡检制度、事故处理制度、设备缺陷报告制度、工作监护制度、工作许可制度等，并将各项制度悬挂在实训室内，让学生每天耳濡目染受到潜在的熏陶，同时在课程实施中予以严格执行，既规范了模拟电站的管理，又能让学生感受到”真实的职业环境”，培养学生良好的职业素质，为今后零距离上岗创造条件。

二、模拟电站的教学资源建设

(一)电气图册。电气原理图、电气安装图是我系强电类专业教学的主线索。可以这样说，学生毕业时，如果能够将整个模拟电站的电气原理图、电气安装图读懂的话，那么他一定是一个很优秀的毕业生，一定能够胜任专业工作。因此，要将模拟电站的电气原理图、电气安装图全部整理、汇编成册，以教材的形式投入到相关课程教学实施中。学生学习起来，感觉到电站电气系统的完整性，同时，也能方便地将各门专业课程有机地联系起来，起到事半功倍的效果。

(二)教学项目。要充分发挥模拟电站的作用，还要将模拟电站的运行管理、维护和设计项目作为载休引入到各门改革的课程当中去。教师和实验员应精心、合理地设计教学项口，将课程教学内容恰当的融入相关项目中，达到做中学的日的。例如:将模拟电站的继电保护运行管理、继电保护检验、继电保护的设计项目引入到《水电站继电保护应用与设计》课程教学内容当中去，当该课程在模拟电站进行实施时，就增加了教学的针对性，能真正地实现”教学做合一”。

(三)运行维护用表。可以参照实际生产电站，设计模拟电站运行管理与维护用表，如:模拟电站运行值班记录表、模拟电站设备缺陷记录表、模拟电站继电保护检验表、模拟电站第一(或:二)种工作票、模拟电站操作票等，作为课程实施的工作单，让学生在工作中学习，既提高了学生学习的积极性，又能让学生更好的掌握相关工作流程和规范。

(四)实习实训任务书与指导书。应听从现场专家的建议和意见，组织力量编写模拟电站所有实习实训项目的任务书和指导书，任务书中所明确的任务必须与生产实际相对接，要求掌握的技能应与生产岗位技能要求对应;指导书要详细，具可操作性，要能够达到”学生凭指导书就可以独立地完成实习实训任务”的功效。

(五)录像。要逐步将模拟电站所开展的实习实训项目的主要任务进行录像，如倒闸操作、开停机操作、现场事故处理等，通过录像来明晰地展现一些主要实习实训任务实施的全过程，给学生以感性认识，加深学生的印象，也为网络教学奠定重要基础。 转贴于

(六)网站建设。要在系主页上建立”模拟电站”专栏，将模拟电站相关教学资源上网，感兴趣的学生在课前或平时可通过网络这个平台熟悉模拟电站基本情况，加深对模拟电站的了解，以及对图纸的学习，了解各项规章制度、预习相关教学项目和实习实训内容，增强学生在教学中的领悟力，缩短在模拟电站现场教学时间。

三、模拟电站设施改造

要实施课程的”教学做合一”，首先要有”一体化”的实训室相配套。为此，要对模拟电站设施进行必要的改造与补充。

改造的内容包括设立教学区、对部分设备进行适当更新。在教学区要增加部分工作台、可查阅的手册和专业书籍、可供学生上网的电脑等设施;部分设备主要包括继电保护调试加量位置、直流系统和备用电源自动投入系统等。

补充的内容主要是要建立水轮发电机组仿真系统。模拟电站只能对实际电站的电气系统进行模拟，缺失了水轮机及辅助系统的模拟。为此，急需建设水轮发电机组仿真系统实训室，与模拟电站相结合，方便所有专业课程改革的实施。

四、模拟电站管理改革

学院办学规模的扩大，课程改革的深化，模拟电站的使用率不断提高，在日前管理模式下难以满足课程教学的需要。因此，需要对模拟电站的管理进行改革。

模拟电站管理改革主要是实施开放管理。开放管理主要是指时间和内容上的开放。模拟电站不再是只在正常上课和实训时间进行开放，根据实际教学和学习需要，可以灵活安排时间开放实验室，教师和学生可以在网上预约进实验室的学习时间。同时，也可以实现内容上的开放，对于部分好学的学生，可以组建专业兴趣爱好小组，自己设计实习实训项目，在获得实验员的审批后到模拟电站进行自主学习和研究。开放管理的实施，既能提高模拟电站设备的使用效益，还能在某种程度上提升学生的专业技能。

第10篇

关键词：电力工程；二次系统；系统接地；抗干扰

1、引言

随着电力系统自动化水平的提高，变电站内采用的弱电设备及系统越来越多，如数据采集系统、通信系统、控制和继电保护系统等。变电站中的二次系统处在一个强电磁环境中，工频电流、电压和系统短路故障、开关操作、雷电侵扰、交直流混联以及多种放电现象等的通过不同途径引发的各种干扰，将不可避免地影响二次系统的正常工作。随着变电站一次系统电压的升高、容量的增大，电磁干扰更加严重如果不采取有效措施防御，容易造成继电保护装置的误动或拒动，造成监控系统的混乱、死机等现象，对电网安全构成严重的威胁。

为此，本论文将主要针对电力工程中二次系统的接地及其抗干扰问题展开分析探讨，以期从中找到合理有效的电力工程二次系统的接地抗干扰设计方法，并以此和广大同行分享。

2、电力工程二次系统干扰来源及其危害分析

变电站综合自动化系统运行中，电力系统发生短路故障，变电站内进行一次系统的操作，变电站遭遇雷击时的雷电流通过架空线路传入变电站的母线，运行、检修人员使用步话机，以及由于各种原因产生的静电放电，现场使用一些不符合电磁兼容标准的试验仪器和和电子设备，当然也有微机型继电保护装置及二次回路自身原因形成的干扰等，都构成影响继电保护及安全自动装置安全可靠工作的干扰源。

这些干扰不可避免地通过感应、传导和辐射等各种途径引入到二次设备中，当干扰水平超过了这些电子设备的耐受能力时，将导致这些设备不正确动作。更重要的是在系统发生故障情况下，这些重要的设备将因干扰的影响发生不正确动作行为，直接影响到系统的安全稳定，其后果将可能是十分严重的。因此，解决微机型监控系统和保护及安全自动装置的抗干扰问题就成了一个不可回避和不容忽视的重要问题。

随着综合自动化系统的应用，使变电站无人值守成为可能，并得到广泛的应用。这样，综自系统通讯的可靠性日益显现出其重要性，干扰的引入会导致通讯系统工作不正常、信号误报或整体通讯瘫痪，变电站失去相应的监控，极大影响变电站综自系统的运行。

3、电力工程二次系统的接地及抗干扰分析

3.1 电力二次系统接地保护策略分析

1) 建立独立的继电保护二次接地系统，将完全独立的继电保护二次接地系统与变电站的接地网用绝缘瓷瓶完全隔离后，在近控制室或保护室一侧与变电站主接地网一点连接，即开关场部分和保护室部分均与主地网绝缘。

2) 将开关场端子箱处沿电缆沟铺设100平方毫米的铜排或是铜缆至保护室，并将安装在保护室的二次接地系统(也是使用100平方毫米的铜排构成)用绝缘瓷瓶完全隔离后，在近控制室或保护室一侧与变电站接地网一点连接，即开关场部分不与主地网绝缘。

3) 将开关场端子箱处沿电缆沟铺设100平方毫米的铜排或是铜缆至保护室，与保护室的二次接地系统(也是使用100平方毫米的铜排构成)，在近控制室或保护室一侧与变电站接地网一点连接，即开关场部分和保护室部分均不与主地网绝缘。

4) 所有的接地铜排要求不小于100平方毫米的铜排。

5) 在电流互感器和电压互感器的引出接线端子盒到接线端子箱的连接电缆使用屏蔽电缆。

6) 隔离刀闸的控制电缆使用屏蔽电缆。或隔离刀闸就地控制箱到端子箱的连接电缆使用屏蔽电缆。

7) 屏蔽电缆的屏蔽层接地工艺符合要求，不能造成电缆绝缘损坏，起不到抗干扰的作用。

8) 发电厂厂用系统的低厂变、馈线、电动机等保护柜内的微机保护使用屏蔽电缆。

9) 对用于防止电压互感器二次过电压保护的放电间隙的定期检定。

3.2 二次系统接地过程中的注意事项

系统的接地应当注意以下几点：

l) 参照设备的接地注意事项；

2) 设备外壳用设备外壳地线和机柜外壳相连；

3) 机柜外壳用机柜外壳地线和系统外壳相连；

4) 对于系统，安全接地螺栓设在系统金属外壳上，并有良好电连接；

5) 当系统内机柜、设备过多时，将导致数字地线、模拟地线、功率地线和机柜外壳地线过多。对此，可以考虑铺设两条互相并行并和系统外壳绝缘的半环形接地母线，一条为信号地母线，一条为屏蔽地及机柜外壳地母线；系统内各信号地就近接到信号地母线上，系统内各屏蔽地及机柜外壳地就近接到屏蔽地及机柜外壳地母线上；两条半环形接地母线的中部靠近安全接地螺栓，屏蔽地及机柜外壳地母线接到安全接地螺栓上；信号地母线接到信号地螺栓上；

6) 当系统用三相电源供电时，由于各负载用电量和用电的不同时性，必然导致三相不平衡，造成三相电源中心点电位偏移，为此将电源零线接到安全接地螺栓上，迫使三相电源中心点电位保持零电位，从而防止三相电源中心点电位偏移所产生的干扰；

7) 接地极用镀锌钢管，其外直径不小于50mm，长度不小于2.0m；埋设时，将接地极打入地表层一定深度，并倒入盐水，一般要求接地。

3.3 电力工程二次系统抗干扰接地对策

1) 屏蔽接地

各种信号源和放大器等易受电磁辐射干扰的电路应设置屏蔽罩。由于信号电路与屏蔽罩之间存在寄生电容，因此要将信号电路地线末端与屏蔽罩相连，以消除寄生电容的影响，并将屏蔽罩接地，以消除共模干扰。

2) 设备接地

一台设备要实现设计要求，往往含有多种电路，比如低电平的信号电路(如高频电路、数字电路、模拟电路等)、高电平的功率电路(如供电电路、继电器电路等)。为了安装电路板和其它元器件、为了抵抗外界电磁干扰而需要设备具有一定机械强度和屏蔽效能的外壳。

设备的接地应当注意以下几点：

① 50 Hz电源零线应接到安全接地螺栓处，对于独立的设备，安全接地螺栓设在设备金属外壳上，并有良好电连接；

② 为防止机壳带电，危及人身安全，不许用电源零线作地线代替机壳地线；

③ 为防止高电压、对低电平电路大电流和强功率电路(如供电电路、继电器电路)(如高频电路、数字电路、模拟电路等)的干扰，将它们的接地分开。前者为功率地(强电地)，后者为信号地(弱电地)，而信号地又分为数字地和模拟地，信号地线应与功率地线和机壳地线相绝缘。

4 结语

电力系统的二次回路数量多，系统复杂，所处的工作环境亦复杂多样。系统的各种继电保护装置、自动装置和各种监控系统随着微机产品的大量应用，对工作环境条件的要求也越来越严格，变电站中的各种干扰是影响这些系统正常运行的主要因素。接地一方面是保证电力系统正常运行的必须条件，同时也是抗干扰的一项重要措施。本论文对于电力工程二次系统的接地方法及其抗干扰措施都进行了分析，具有一定的实用性，因而是值得推广的。

参考文献：

[1] 江苏省电力公司.电力系统继电保护原理与实用技术[M].北京:中国电力出版社,2006.

[2] 孙竹森,张禹方,张广州.500kV变电站电磁骚扰和防护措施的研究(一)[J].高电压技术,2000, 26(l):16-18.

[3] 王保仓.电力二次系统接地及抗干扰方法研究[D].南京:东南大学,2006.

第11篇

关键词 35 kV；大容量变压器；继电保护；整定；配合

中图分类号 TM774 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)101-0190-01

近些年来，为满足用电客户的需求，许多35 kV的变电站，逐渐采用大容量的变压器。但变压器本身容量的增大，导致短路阻抗能力较小，35 kV线路的电流速断延时，无法与后备保护进行配合。笔者根据从事多年的电力行业经验，对35 kV大容量变压器继电保护的整定及配合进行分析。

1 35 kV大容量变压器继电保护的整定计算

整定计算以110 kV变电站中的35 kV线路为依托，变压器为20 MVA。4 km的线路长度，110 kV大容量变压器的型号：SFZ11-20MVA，8%的阻抗电压，0.28/0.36的系统母线阻抗。系统电气的连接图如图1所示：

图1 系统连接图

首先，35 kV线路的电流保护。根据3 kV～110 kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T 584—95，电流速断的延时定值，与本线路的末端故障保持足够灵敏度，按公式整定计算：IDZ≤ID.min/KLM。其中灵敏系数为KLM，DZ≤10 min/KLM，当1.5≤KLM时，IDZ的电流值为本线路末端的两相短路的最小值。同时，为确保选择性，35kv的线路电流速断延时保护，应避免母线短路的10 kV，可按公式：KK·ID.max≤IDZ。其中母线短路的10 kV的最大电流值为ID.max，可靠系数为KK，1.2≤KK。因此，在35 kV电压中，小容量变压器的变电站，应保持保护整定定值计算满足上述公式，以确保整个线路故障的灵敏度足够，又确保了母线

10 kV故障的可靠性躲避。ID.min为最小电流值，应该满足ID.min=22（0.3164+600.11）=2702A；ID.max为电流最大值，应该满足ID.max=（0.27+10.59761+0.374）=2012A；从上述两个公式可以看出，电流值不可能同时满足。同时，由于投入了大容量的变压器，导致短路阻抗能力较小。在35 kV变电站中，当流过有母线10 kV短路，使得短路的电流值较大，从而导致保护不配合。

其次，35 kV主变后备的保护。按照R`hDL400-91 `L1继电保护和安全自动装置技术规程，其整定计算的原则为：其一，无论是高压侧或低压侧，均选择过电流保护；其二，根据最大负荷的电流躲避，来整定过流保护的定值；其三，对于用户变电站的单台主变运行方式，高压侧或低压侧的过流保护，均选择时限较短时，进行跳低压侧分段。于时限较长时，选择两侧跳开关，跳开关的时间必须与线路的过流保护动作保持一致。遵循以上原则，对于35 kV的主变，在高压侧后备整定时：KKI=0.94×329=451A；在低压侧后备整定时：DZkPH.maxPHf=IDZ=09.4×1047.619=1434A，其中配合系数为kPH，同时保证低压侧后备的保护动作时间，同跳闸开关、高压侧保持一致。

2 35 kV大容量变压器继电保护整定计算中存在的问题

按照《整定规程》中所规定，35 kV线路电流速断的延时保护，必须考虑灵敏度的因素，必须通过取值计算，才能确定整定值。如此，便延伸了35 kV线路保护的范围，将电流速断保护扩展到10 kV母线。当电网处于故障时，为确保保护动作具有选择性，根据《整定规程》所规定，35 kV的线路电流速断延时保护，可与10 kV母线灵敏段进行配合电流保护，并考虑10 kV线路的灵敏段保护的时限在0.3秒。35 kV线路时限，可延长电流速断保护的时限极差，一般考虑为0.6秒。

此时，当10 kV母线在35 kV变电站中，发生短路故障。可在变压器进行后备保护前，1.1秒进行10 kV分段的跳闸，恢复另一端母线的供电正常。35 kV线路处于0.6秒的电流速断延时保护时，

35 kV线路可能已先被动作跳开。同时，经过大于1秒重合闸的延时动作，重合闸将再次重合，产生永久性故障，导致跳闸。另外，10 kV母线的线路处于故障时和开关拒动时，也会产生重合闸将再次重合，产生永久性故障，导致跳闸。在35 kV大容量变压器中，当处于故障状态时，如果按照常规整定及配合的方法，就会使停电的范围扩大。同时，可能由于变压器主变后备的保护时限过长，而使母线没有再次动作的机会。

3 35 kV大容量变压器继电保护配合问题的解决措施

当出现配合的问题，一般考虑根据现有接线的实际情况，设计出合理整定、配合的方案，以保证保护配合，提供可靠的供电。

首先，整定灵敏度。由于35 kV线路电流速断的延时保护，必须考虑灵敏度的因素，必须通过取值计算，才能确定整定值。应考虑10 kV线路的灵敏段实现0.3秒时限的电流保护配合，按照10 kV线路灵敏段进行35 kV线路时限，可延长电流速断保护的时限极差，一般考虑为0.6秒，进行10 kV灵敏段的电流整定：IDZ.10≤3.3019 IDZ.35/kPH。其中10 kV线路灵敏段电流保护的定值为IDZ.10，35kv线路灵敏段电流保护的定值为IDZ.35，配合系数为kPH，1.1≤kPH。

其次，后备保护中的过流保护。因为35 kV变压器中，必须考虑10 kV线路的后备保护，可添加一段保护过流，电流保护定值根据10 kV线路故障的实际情况，按照灵敏度大于1.5倍进行整定，动作的时限同10 kV线路灵敏段在同一时限进行整定。10 kV的母线流过短路主变，其低压侧的开关电流最小值：ID.min=22（0.35.94+0.374+0.12）=5570A，IDZ≤ID.min/KLM=3713.333=3713A；同10kv线路灵敏段进行配合保护，10kv母线分段进行0.6秒跳开关，10 kV侧主变进行0.9秒跳开关。在10 kV侧主变中添加一段保护后备。当所在母线和设备处于故障状态时，后备保护可在10 kV母线的分段中，进行0.6秒的跳开关，以进行故障点的切除。同时，35 kV线路电流速断的延时保护，如重合动作成功后，则对另一端10 kV的母线供电进行恢复。这样既可解决10 kV母线和设备的故障问题，又可解决保护配合问题，同时保留了原后备保护电流定值。

4 结束语

由于35 kV的大容量变压器存在短路阻抗较小的缺点，以致无法同继电保护进行征订和配合。从本文的分析、计算中，笔者提出了在10 kV侧添加一段保护后备，以有效解决10 kV母线、设备的故障问题以及35 kV大容量变压器继电保护配合的问题，避免出现越级跳闸，导致停电范围扩大，保留了原保护后备，能对10 kV线路的末端故障有着良好后备的作用，以提高配合的效果和供电的可靠性。

参考文献

[1]郝福忠,侯元文,郭海燕等.35 kV大容量变压器继电保护整定及配合[J].电力系统保护与控制,2010,38(4):116-118.

[2]陈曙.110 kV大容量变压器继电保护配合的整定计算[J].供用电,2008,25(4):46-48.

[3]陈瑞军.发电厂厂用电保护配置及定值整定[D].天津大学,2009.

第12篇

关键词：箱式变电站；二次系统

中图分类号：TM922.3 文献标识码：A

1 二次系统的定义及分类

1.1箱式变电站的设备通常可分为一次设备和二次设备两大类。主接线所连接的都是一次设备，而二次设备是指测量表计、控制及信号设备、继电保护设备、自动装置和运动装置等。根据测量、控制、保护和信号显示的要求，表示二次设备相互连接关系的电路，称为二次接线或二次回路。

1.2 电气测量仪表及测量回路

为了保证供电系统的安全运行和用户的安全用电，使一次设备安全、可靠、经济地运行，必须在变（配）电站中装设电气测量仪表，以监视其运行状况。具体要求如下；

准确度高，误差小。其数值应符合所属等级准确度的要求；误差不应随时间、温度、湿度和外磁场等外界条件的影响而变化；仪表本身消耗的功率应越小越好；仪表应有足够的绝缘强度、耐压和短时过载能力，以保证安全运行；应有良好的读书装置；构造坚固，使用维护都要方便。

1.3 二次系统

全站智能化设计，保护系统采用变电站微机自动化保护装置，该系统做为分层、分布式多CPU的综合自动化系统，包括了变电站所需的各种继电保护如变压器保护、35kV/10kV线路保护、低周减载、电容器保护等，具有变电站的测量、实时数据采集、运行工况监视、控制操作、自动控制与调节及全部远动功能。系统采用分布式控制系统，配置、扩展、组态灵活、控制管理集中、功能分散，数据处理实时性强，传输安全可靠，操作灵活方便。

1.3.1变压器保护

变压器保护主要采用主变主保护装置、主变高压侧保护监控装置、主变低压侧监控装置等三个装置。主要实现：①比率差动保护；② 差动速断保护；③重瓦斯保护；④两段式复合电压闭锁过流保护。

1.3.210kV线路保护监控装置主要实现：

①三段式三相过流保护，保护由无时限速断、定时限速断、定时限过流组成；②三相一次重合闸；③低周减载。

1.3.310kV电容器保护监控装置主要实现：

①定时限电流保护；②电压保护。

1.3.4备用电源自投装置

适用于母线联络开关，由监控和保护两套完全独立的系统组成，实现备用电源自动投入功能及母联速断过流保护。

1.3.5PT监控装置

适用于母线电压互感器，由监控和保护两套完全独立的系统组成，可实现PT自动切。

换功能及单相接地保护及低电压保护。

1.3.6中央信号监控装置

与其它装置相配合完成全站事故信号及预告信号报警输出，主变油温及环境温度。

2二次系统总体方案

2.1开关柜内的继电保护,计量,信号与控制回路设计不变,值班室的继电保护屏与中央信号系统(信号屏、计量屏与控制屏)保持原设计不变,再设计一套重复的计量、信号与控制回路进入计算机监测与控制系统。

2.2开关柜内的继电保护,计量,信号与控制回路设计不变,值班室的中央信号系统（信号屏、计量屏与控制量）取消,集中保护的继电保护屏应保留,再将计量,信号与控制回路进入计算机监测与控制系统。

2.3开关柜内的继电保护,计量,信号与控制回路设计不变,值班室的中央信号系统（信号屏,计量屏与控制屏）只包括电源进线与母线联络开关柜,所有出线开关柜均不进入中央信号系统。电源进线,母线联络开关柜及所有出线开关柜的中央信号系统(信号、计量与控制)全部进入计算机监测与控制系统。

3 断路器控制与信号回路

3.1概述

断路器控制按控制地点可分为集中控制与就地控制。所谓集中控制就是集中在控制室内进行控制；就地控制就是在断路器安装地点进行控制。在控制室内对配电装置中的断路器进行控制称为距离控制。这种控制主要由控制开关、控制电缆和操作机构等组成。

断路器控制回路的基本要求有：

能进行手动跳闸、合闸，也能完成自动跳闸，断路器跳闸（合闸）过程完成后，能自动切断跳闸（合闸）线圈回路电流，防止线圈长时间通电而烧毁；有防止断路器连续多次跳闸或合闸操作的位置信号；有反映断路器完成跳闸或合闸的防跳回路；有断路器自动跳闸或合闸的位置信号；有控制回路完好性监视信号；在满足要求的前提下，力求简单可靠。

中央控制信号装置按形式分有灯光信号和音响信号。灯光信号表明不正常工作状态的性质地点，而音响信号在于引起运行人员的注意。灯光信号通过装设在个控制屏上的信号灯光和光字牌，表明各种电气设备的情况，音响信号则通过蜂鸣器和警铃的声响来实现，设置在控制室内。由全所共用的音响信号，称为中央音响信号装置。

中央信号装置按用途分有：事故信号，预告信号和位置信号。

3.2 控制回路

计算机监测与控制系统都有合闸与分闸继电器输出接点,一般接点容量为A050V,3A。将其并连接到开关柜的合分闸开关或按钮上就可以进行远方合分闸操作。

计算机监测与控制系统的合分闸继电器接点与开关柜上合分闸开关或按钮之间应设计手动与远方自动转换开关。

10KV及以上的供配电系统需要计算机监测与控制系统进行远方合分闸操作时,其控制开关应取消不对应接线,可以选用自复位式转换开关,也可选用控制按钮。

3.3 信号回路

所有需要计算机监测与控制系统进行监视的开关状态,均应有一对常开接点引到计算机监测与控制系统。

所有信号继电器均应有一对单独的常开接点引到计算机监测与控制系统。

4电气测量与信号系统

需要进入计算机监测与控制系统的测量参数由设计者根据有关规定与用户实际需要来确定：

电量变送器的种类与电工测量仪表完全对应。有什么类型的电工测量仪表,就有什么样类型的电量变送器。

电量变送器的一次接线与电工测量仪表完全相同。电流回路串联在电流互感器回路中,电压回路并联在电压互感器电压回路中。设计时应将电量变送器器统一布置于电流互感器电流回路的最末端,避免与电工测量仪表相互交叉布置。

5结论

本文就35kV箱式变电站二次系统的若干问题进行了探讨。二次系统系统是一个相对复杂的系统，涉及到系统设计建设的各个环节，并且与箱式变电站的运行方式紧密联系。建设一个稳定、可靠、实用的箱式变电站二次系统系统，需要企业、科研部门和生产厂家密切合作，逐步解决系统建设中出现的各种问题，满足不同地区不同运行环境的要求。

参考文献

[1]熊作胜.关于35kv箱式变电站的技术改进[J].电气时代,2001（3）

第13篇

【关键词】IEC61970；IEC61850；ACSI；IED；MMS

电网故障信息处理系统由调度端的主站和设在各变电站的子站通过电力信息传输网络组成，从保护信息自动化管理系统上看，其功能总体上可以分为两个层次：继电保护运行管理和电网故障分析。继电保护运行管理主要包括设备管理、保护信息管理、定值管理等，针对的是保护的日常工作。电网故障分析在保护信息管理系统中属于高级应用，它主要涵盖网络拓扑、滤波分析、故障定位、短路电流计算、网络等值、保护整定、定值校核等。。随着计算机技术和网络通信技术的迅速发展，出现了许多新的开发技术和标准，如可扩展标记语言XML、统一建模语言UML、中间件技术等，以及最新的IEC 61850和61970标准，这都为故障信息系统提供了先进、有效的解决方案和技术支持。IEC61850保护信息管理系统作为智能电网建设的数据支持系统，为后续的故障分群、在线监测、可视化展现、精确测距等智能高级应用提供了完善的必要的数据信息以及分析手段。

1.系统方案

系统由基于IEC61850规范的主站、分站、子站构成，录波器和保护装置采用分网接入，接收继电保护、录波器等智能装置的实时/非实时的运行、配置和故障信息，进而实现对其运行状态监视、配置信息管理和动作行为分析。

2.系统通信架构

全系统通讯基于IEC61850规范进行通信。子站与站内装置间和主站与子站的通讯方式遵循IEC61850 8-1部分，即映射到MMS规约上的特殊通信服务，具体通讯架构如图1所示。

子站是站内装置与主站通讯的“桥梁”，子站既需要向上级主站提供服务，同时需要与下级的装置进行数据交互。子站变电站内的装置来说是客户端，使用SCD文件模型实时交互；对信息主站来说是服务器，应用模型实时交互。

主站采用SCD模型和节点的方式与站内装置交互，SCD模型与子站Client使用的SCD模型是完全一致的，节点则是用于子站向主站说明站内各个装置的通讯状态等信息。

3.系统特色

（1）模型规范，架构开放

一次模型遵循IEC 61970标准，采用CIM模型进行一次设备建模，与其他系统间采用CIM模型交互的方式进行。二次模型遵循IEC61850标准，采用标准的SCD模型进行二次建模，系统兼容IEC61850和IEC61970建模标准，为IEC61850等规范升级提供兼容和扩展空间。

（2）实现了源端维护

通过配置工具可在变电站端实现源端维护，根据提供的配置参量对变电站进行建模和配置，同时生成变电站的统一的相关配置文件（主接线图和变电站描述文件等）。主站端通过文件服务获得相关配置文件，以用于系统模型的重新加载。

（3）智能化故障诊断

系统通过接收到的实时变电站的事件数据信息，和保护装置动作信息中反映的动作时间、发生故障的变电站信息；整合发生故障的线路间隔（或主变间隔）内相关多套保护动作信息，以及变电站一次模型与二次模型的关联关系，建立相应故障诊断知识库，通过故障树模型方式对系统进行推理判断并结合数据挖掘等信息分析技术，形成具有参考价值的故障诊断报告。

（4）基于站内装置拓扑判断的故障告警智能识别技术应用

根据站内一次模型和二次装置的关联关系以及拓扑信息，建立逻辑判断矩阵，将子站系统上送的事件信息映射到矩阵中，通过矩阵中预设置的前提条件进行计算，判断信息的真实性。如果未满足矩阵设置的前提条件，则该事件会被认为是检修事件，否则为真正的故障事件。

4.总体功能

（1）定值功能

主站具备对装置的定值召唤功能。主站可以召唤当前定值区的定值，也可以对不同编辑区的定值进行召唤；主站还可以查看当前装置运行的定值区号；主站对召唤过的定值数据可以做入库处理以备后续分析使用。同时，为了方便定值历史核对，系统也了提供定值的校核功能。

（2）录波功能

主站不但提供实时录波接收功能，同时，主站可以对装置产生的录波文件列表进行时间段查询，主站可以选择不同的召唤源，即主站可以选择从子站库中召唤相应的录波文件列表，或者是从装置本地召唤相应的录波文件列表。

主站对录波文件列表中的文件可以进行即时召唤，同时对召唤上来的录波文件提供录波简报和波形分析功能。

（3）实时故障信息处理

主站实时采集继电保护装置和故障录波器的运行状态、通讯状态、正常运行参数。当电网发生故障时，主站能将收到的各子站上传的故障信息，并实时地在监视画面上显示。主站系统能将故障时的单台保护的事件信息与录波文件信息进行关联整合，形成单装置级的动作报告，动作报告包括以下内容：保护名称、故障绝对时间、故障相别、测距信息、动作事件和保护的录波波形等相关信息。

（4）故障信息归档

主站接收各子站主动上送的保护事件信息及录波器主动上送的故障简报信息，实时保存到数据库，作为历史数据供查询。主站系统提供站级、间隔级以及到装置级的历史信息查询。

（5）厂站故障报告

主站系统可以根据采集到的装置事件信息、录波文件以及根据一次模型关联等，可以形成初步的厂站级故障报告。厂站故障报告以站内的一次设备为核心，根据与该一次设备相关联的二次设备信息形成报告，报告内容包括：故障名、故障设备、故障时间、相关厂站、涉及的二次设备以及二次设备事件信息和相关的录波文件。同时，形成的报告入库保存以备查询。主站系统提供故障报告的编辑工具，对形成的电网级故障报告进行编辑以满足不同的需求。

（6）图形配置功能

（7）波形分析功能

主站系统能够读取、转换、分析各种兼容格式的COMTRADE文件，支持同时多文件通道录波信息的抽取读入，具有波形同步，矢量分析，谐波分析，阻抗轨迹显示，视在功率、有功功率、无功功率计算，公式编辑等功能。

5.结论

不仅能准确、全面地实时采集、记录和存储了各接入信息子站站内微机保护的运行信息，同时能弥补子站的不足和遗漏之处。通过一年多时间的使用和验证，证明该系统实时性强，界面友好，自动化程度高，显著提高了电网继电保护专业智能化水平，为保证电网安全、稳定运行发挥了重要的作用。

该系统为电力系统调度、运方人员快速获得故障数据提供了必备系统支持和重要技术手段；为智能电网的发展以及数字化全景数据平台的建设奠定了坚实的技术基础。

参考文献

[1]袁宇波,丁俊健,陆于平,等.基于Internet/Intranet的电网继电保护及故障信息管理系统[J].电力系统及其自动化,2001,25(17):39-42.

[2]李阳春.电力系统故障综合信息处理系统的研制[D].浙江大学硕士学位论文,2001.

[3]Draft IEC 61970:Energy Management System Appl-ication Program Interface(EMS-API)Part 301.

第14篇

关键词：智能变电站 逻辑配置 点对点配置 GOOSE配置

中图分类号：TM63 文献标识码：A

1 引言

通过智能化的调试发现，存在很多无法满足现场运行要求的问题，面对智能化站刚刚起步，这些问题需要现场解决从而满足目前的运行要求还是说总结出新的运行规定，如果只是为了满足现场的要求，将会形成各个智能站配置均不统一的情况，这样，对智能站今后的维护相当不利，如果在原理上实现配置的一致性，将会为以后的运行维护带来很大的方便，所以本论文以各种智能设备的原理为基础，实现配置的一致性，让配置的原理与传统的原理一致，下面主要针对几个常见的问题进行分析。

2 电压并列回路的配置

目前常见的配置为双套合并单元，实现了设备的双重化配置，但是对于这种配置的电压并列回路特别复杂，需要将两套合并单元都做相应的处理才能实现电压的并列，这无疑增加了回路的复杂性，在实际接线中，每套母线合并单元都接入了两条母线的电压，并且电压的接入回路都是通过常规回路来实现的（有些厂家母线合并单元的刀闸位置、断路器位置等也可用通过外部电缆回路来实现，对于智能站来说，采用这种方式将会大大增加回路的复杂性），在这种配置下相当于两套完全独立的母线合并单元，在运行维护时需要采取不同的措施，如当II母母线检修退出电压互感器时，应将II母智能终端的并列把手由自动切换到II母强制I母上，同时也应将I母智能终端的并列把手也切换到II母强制I母上，这是为了防止备自投装置的两条母线电压均取自I母合并单元时II母电压失压导致备自投放电。

3 备用电源自动投入装置的配置

备自投相关的智能设备有进线智能终端、分段智能终端、进线合并单元、分段合并单元、母线合并单元、主变保护、主变本体智能终端。进线和分段智能终端主要向备自投装置发送进线断路器的位置以及手跳闭锁备自投信号（对于不启动KKJ的断路器操作把手）和遥控跳闸闭锁备自投信号、进线合并单元主要向备自投装置发送线路电压以及线路电流，分段合并单元发送电流，对于进线备投的备自投装置不需要分段电流，母线合并单元主要两条母线的电压，两条母线电压可取自一套合并单元也可以取自两套合并单元，主变保护的内容是后备保护动作闭锁备自投装置，主变本体智能终端非电量动作闭锁备自投，对于另一端母线没有电源点的进线可以不设置非电量跳闸闭锁备自投的逻辑。

3.1 直跳、直采点对点配置

点对点方式是指线路间隔的电压电流、母线设备的电压电流、备自投保护动作跳、合断路器均是通过点对点的方式来实现的。线路和分段的断路器位置和手跳信号既可以采用点对点方式也可以采用GOOSE组网形式，通常选用组网形式，主变保护动作和非电量动作闭锁备自投信号则是通过GOOSE组网形式来实现。

3.2 直跳、直采GOOSE组网配置

GOOSE组网方式是指所有智能设备的信号均通过GOOSE组网来实现，保护电压电流也通过GOOSE交换机向备自投，实现的数据信息的高度共享。各过程层智能设备首先将自己的断路器位置、手跳信号、线路电压电流、到GOOSE交换机，同样间隔层智能设备将闭锁备自投信号也发送到GOOSE交换机然后实现数据的共享。

备自投所需电压电流，跳闸方式目前没有明确要求，目前我们常用的配置方式有两种，点对点方式或者GOOSE组网方式，两种方式均不影响备自投正常运行，各有自己的特点，直跳、直采点对点方式虽然提高了运行的可靠性，但是让网络更加复杂化，并且没有实现网络的共享。而GOOSE组网配置的特点是牺牲安全性和可靠性，从而达到简化网络（组网需要一组光纤即可实现，而点对点方式至少需要六组光纤）的目的。

3.3 母线电压配置

备自投装置需要的两条母线电压宜取自一套合并单元，通常情况下，每一套合并单元均接入两条母线的电压，在分裂运行时，两天母线的电压互感器均在运行，此时两个互感器独立运行，在每一套合并单元都能正确采集到两条母线的电压，这种情况不能影响备自投的保护功能。当一个电压互感器退出检修时，母线合并单元可以通过并列把手来实现备自投装置的两条母线电压均有压。另外，取自同一个合并单元的好处是减少备自投装置的光口，减轻CPU的工作量，可以增加备自投保护装置的工作寿命。

4 控制回路断线的配置

4.1 智能终端控制回路断线

智能终端控制回路断线对于提供TWJ（跳闸位置继电器）和HWJ（合闸位置继电器）接点的智能终端，通常由TWJ和HWJ常闭接点串联形成，然后通过硬接点信号接到智能终端的开入上，对于没有提供TWJ 、HWJ接点的应该通过软件自动生成一个控制回路断线的信号，然后将此信号通过GOOSE网发到对应的测控装置，再通过测控装置发送到后台，应在后台注明是智能终端控制回路断线。

4.2 保护装置控制回路断线

线路保护、分段保护等保护装置一般可以通过控制字来选择是否判断控制回路断线，当该控制字投入使用相应保护可以通过断路器的位置来判断是否控制回路断线，所以在保护装置的断路器位置开入中必须要配置智能终端操作箱的TWJ和HWJ,而不直接配置为断路器的位置硬接点遥信。如果配置断路器的位置硬接点遥信，在平时运行时，断路器只有两种状态，不是分位便是合位，即便控制电源消失时，这种状态也不会改变，此时，保护装置依然能接收到断路器的位置因而保护装置无法判断别出控制回路断线，如果逻辑配置中的位置接点取自TWJ和HWJ，当控制电源消失时保护保护接受不到断路器的位置，从而判别出控制回路断线信号，导致断路器发生故障时拒动的可能性

5 总结

面临着数字化技术的在智能化变电站中的不断应用，对智能化设备的稳定性，高速化网络、信息共享、系统配置的可靠性提出了新的要求，针对以上特点，本论文提出的这些解决方案具有以下的几个特点：

（1）较高的可靠性。在现场处理，实施验证之后，通过实际运行观察发现，本论文提供的解决方案运行稳定，有效的解决了发生的问题。

（2）充分的理论依据。本论文所涉及的几个问题都是在调试过程中发现的，处理方案也是通过设计人员、研发人员、继电保护人员、运行人员根据实际运行要求提出的解决方案，因此考虑的情况比较全面，理论依据比较充分。

（3）丰富的现场经验。提出解决方案后，在实施验证过程中也投入了大量的工作，从而为该论文提供了丰富的现场经验。

参考文献：

[1]刘振亚.智能电网技术[M].中国电力出版社，2010

[2]高翔，张沛超.数字化变电站系统结构[M]. 华北电力出版社，2006年12月.

[3]王义梅.电网继电保护应用[M].电网技术出版社，2000年6月.

[4]赵丽君，席向东.数字化变电站应用技术.电力自动化设备，2008，24(5)：118-121

作者简介：

马玉虎（1983-）男 电力工程工程师 大学本科 从事电力系统继电保护技术工作

第15篇

江西南昌供电公司继保班班长。2006年南昌大学电气工程及其自动化专业函授本科毕业。多次参加专业技术培训，被国家电网公司聘为国网技术学院兼职培训师，2010年获高级技师资格。

自1997年毕业于武汉电力学校后一直扎根在继电保护岗位上，十几年如一日，全身心投入在工作中，从未完整地休息过节假日，解决了众多继电保护运行和检修工作中的关键技术难题，获得的荣誉多不胜举，却一直将“荣誉”二字看得很轻。他就是南昌公司继电保护专职——曾庆汇。“当工人就要把技术学精，用技术说话！”是他对自己始终不变的要求。

“光自己学会是不够的”

曾庆汇最大的优点就是“肯钻研”，一直以来坚持用高标准要求自己。他订阅和购买了大量书籍和杂志，坚持学习，不断总结现场碰到的问题，坚持做笔记，他的笔记成为班组的一本“活字典”，有什么不懂的，在上面大都可以找到答案。“光自己学会是不够的”，他还从不吝赐教，志在培养更多年轻技术骨干，任班长6年来培养了8位作业负责人、4位副班长、1位班长和1位分公司副经理，其中经考核获得了优秀师徒奖。同时他还在省公司技能培训中心担任兼职培训师，完成了专业课程教学和实训指导等教学任务，2009年作为国网公司专家参与国网远程课件的评审，提出了很多可操作性的建议。

2011年8月，他被国网技术学院聘请为继电保护专业兼职培训师，对国网新进员工进行为期半年的在职培训。随着近几年电网建设步伐的加快，新型保护装置大量投入现场，但保护专业新学员对设备情况不了解、原理不熟悉，出了问题无从下手，缺乏发现问题、分析问题、解决问题的能力。针对这些问题，曾庆汇结合学院实训室目前的继电保护装置认真编写了授课课件“微机母线保护原理”及“智能变电站技术相关介绍”，并将技术规程、18项反措的具体内容贯穿其中，从保护的原理、调试、运行、现场经验及注意事项等多方面进行备课，确保学员容易领会。教学工作不仅使新入职学员受益，也为自身的提高搭建了一个很好的平台。

刻苦钻研，成果显著

工作中曾庆汇刻苦钻研，多年来解决了众多继电保护运行和检修工作中的关键技术难题，他孜孜以求，编写了现场运行规程。同时，他还注重对技术经验进行总结、提升，积极进行科学研究，研究成果令人瞩目：近年来多篇理论成果在国家核心刊物上发表，撰写的论文《一起收信电平过高引起的高频保护误动分析》获得江西省电力公司2010年度科技进步一等奖。发明的《新型交流操作备自投装置》2011年获得国家实用新型专利，《在线监测光差通道保护装置》2010年获得国家实用新型专利。2009年QC《缩短110kV主变中性点绝缘被冲击时间》获江西省公司三等奖；2008年QC《提高验收质量，防止二次部分带缺陷投入运行》获江西省电力行业三等奖；2007年QC《防止WBH-801主变保护误动》获南昌公司优秀成果奖；2006年QC《解决线路PT失压问题》获南昌公司三等奖。2008年合理化“建立继电保护文档管理系统”获南昌公司一等奖；2007年合理化“10KV配电网的中心点经小电阻接地”及“改进及规范PT回路”获南昌公司最佳建议奖。

曾庆汇多次参加全省调考，成绩均名列前茅。凭借出色的工作成绩，他连年荣获南昌供电公司劳动模范；2009年，被评为“国网公司优秀技能专家”；2010年，获“全国电力行业技术能手”称号，“南昌市十大金牌职工”；2012年，获国网优秀兼职培训师，12月获“电力教育培训新星特等奖”；今年他还获得了“江西省政府首席技师”称号。

用实力助推企业发展

近三年来，曾庆汇先后承担了110kV李家庄变电站等多个变电站综合自动化改造工程、盘龙山变等多个220kV变电站大型改造二次部分图纸的设计、5条110kV线路保护换型施工与调试、多个主变双重化及中央信号改造施工与调试、所管辖变电站的大修与技改工作，这些变电站改造前主变、线路保护老化多次误动及拒动，改造后保护及后台运行稳定，保护正确动作率100%，提高了系统稳定性和供电可靠率，保证了电网安全运行。

曾庆汇还从规划、设计介入，对一些可利用的设备、电缆进行优化组合，找出最优的设计方案，减少了很多不必要的投资，为公司节约成本近100万元，完成改造资金3600多万元。

培训中不断提升自我