电站继电保护论文精选(九篇)
第1篇：电站继电保护论文范文
关键词：变电站 继电保护 自动化系统
中图分类号：TP2 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2012）12（a）-0124-01
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2篇：电站继电保护论文范文
【关键词】110kV 智能变电站 数字化继电保护
随着我国经济和社会的不断发展，我国的电力事业也在不断进步，为了满足人们生产和生活的需求，电网改革的进程也在不断推进。常规和数字变电站在稳定性和规范性等方面都存在一定的缺陷，我国电网的《智能变电技术导则》推行智能化的变电技术，经过一段时期的实践证明，智能变电技术能够大大提高工作的效率，作为智能变电站的重要保护方式，数字化继电保护的应用为变电站的平稳运行提供了基本的保障。因此，本文对数字化继电保护在智能变电站中的应用进行探究具有重要意义。
1 110kV智能变电站的设备保护配置
（1）线路保护。110kV的站内保护与其控制功能应该结合起来，进行单套设置，保护线路的直接采样和重合闸等功能。在线路间隔的内部进行监控设备的设置，只与一个网络进行信息的交换，即GOOSE网，对点连接也是重要的数据传输的方式，主要通过光纤和SV网络的传播。（2）变压器的保护。关于变电站相关的规范和指导，根据变电站相关的规范和指导，变压器保护采用主保护和后备保护一体化的双套保护配置，各侧的智能终端盒合并单元都采用双套配置，间隙和中性点电流并在一起流入相应侧的合并单元，当主变动作时，直接跳各侧断路器。（3）母联分段保护。此保护方式与线路保护的方案和原理具有一致性，唯一的不同点在于结构的复杂程度更低。母联保护装置不需要进行数据交换，能够进行直接采样和跳闸，原因是不需要直接与智能的终端相连接。此保护过程可以通过SV网来实现。
相关的规范对保护的使用配置进行了规定，对于110kV的智能变电站来说，单套配置在保护中较为常见。此外，在进行保护的同时，还要进行有效的控制，当母线保护不动作时，可以利用网络进行传输，为设备的平稳运行提供保障。
2 110kV智能变电站的继电保护原则
相对于高压的变电站来说，110kV变电站的级别较低，配置的相关设备也较为简单，其继电保护配置的原则需要满足以下几点：
（1）在传统的可靠和准确的基础上，智能变电站对安全性的要求更高，考虑的方面应该更加全面；（2）信号传播过程中涉及到的网络，例如GOOSE网络和SV网络等，之间的独立性较强，对彼此不进行干涉，此外，数据的控制器端口的独立性也较强，各个网络在进行继电保护时，不受其他网路的干扰；（3）当接线形式能够达到一定的标准之后，可以安装电子互感器来增强传输效果；（4）在应用的过程中，讲究装置一体化，实现控制、保护等功能的综合；（5）尽量使用集成安装的方式进行安装[1]。
3 数字化继电保护在110kV智能变电站中的应用
继电保护对于变电站的运行具有至关重要的作用，也是维持电力网平稳运行的关键防线。智能化的变电站在功能上与传统的变电站的区别不大，要在传统的基础上对继电保护的方式进行调整，主要是通过加强保护设备之间的交流来实现。数字化继电保护主要是通过电子互感器、断路器以及智能化的单元来实现的，光纤是信息传播和设备连接的主要介质，实现了网络化的信息传播。针对数字化继电保护的特点，有以下应用：
（1）变电站中的保设备需要接受电压与电流模拟量，数字化的继电保护中，需要使用光数字信号来取代这些模拟量，这一过程需要利用合并器来实现。在此之前，需要对数据有跨间隔要求的那些装置，需要保证数据传播的统一和一致性。（2）一般情况下传统变电站所进行的继电保护需要直接跳闸，该过程使用的是直接点，而在智能变电站的数字化继电保护中，使用GOOSE的网络来进行信号传输和跳闸过程，在确定信号已经传播到智能的中断之后再进行跳闸。此措施能够大大提高继电保护的可靠性和准确性，为检修和扩建都提供了安全保护。（3）与传统的继电保护方式相比，数字化的继电保护进行信号传播时不再使用G00SE协议，而是在传统的基础上进行升级处理，施工GPPSE报文来进行信号的网络传输。智能变电器出现了优先级别。若需要对继电保护装置信号的传输精确度进行检验，则可以在整组的基础上进行传动实验[2]。（4）数字化的继电保护需要通过光纤数字电压以及数字信号的传播来实现，需要注意的是，数据是否同步传播对于继电保护的效果具有很大影响，因此，需要进行同步测试，例如，母差保护、变压器的差动保护，并对间隔数据进行同步验证。（5）在数字化的继电保护中，光纤以太网的检验对象主要是光的收发器件功率以及在传输过程中产生的误码的概率，因此，利用数字化的方式进行检验，可以使用网络的负载模拟器以及错误分析仪等数字化工具[3]。（6）利用数字化的方式来检验合并单元。合并单元的监测标准主要是针对传输信号和传输电压的及时和准确性；对智能单元进行监测时，需要对数据传输的效率进行监测，对设备进行控制，对报文进行保护，并根据相关结果进行处理。
4 结语
为了满足社会发展的需要，电网改革的进程正在不断加快，智能变电站已经成为我国变电站的发展趋势，对智能化的变电站进行继电保护是维持电网稳定运行的重要途径，因此，使用数字化继电保护的方式对变电站进行保护具有重要意义，相关的工作人员需要对维护和监测技术进行熟练的掌握，明确保护步骤，及时发现变电站中的问题，并采取有效措施进行处理。
参考文献：
[1] 温敏明.论110kV智能变电站中数字化继电保护的应用[J].中国信息化，2013（6）：335-336.
第3篇：电站继电保护论文范文
关键词：继电保护；问题与对策
1 35kV变电站继电保护装置的基本要求
近年来，随着我国社会经济的飞速发展，电力资源已经成为各个领域十分依赖的资源，电力设备在各领域的运用也是越来越广泛。电力设备运行的稳定问题对于经济的正常发展十分重要，要想做到电力供应十分稳定，那么对电力设备的检修维护就是一份重要的工作。但就目前而言，我国电力系统中电力设备采用的基本都是计划检修，随着时代的发展，这种计划检修的维护手段已经开始不适应于整个社会，其显露出的缺陷也日益突出，这使得在电力设备检修维护上会出现人力、物力和财力的巨大浪费。35kV变电站继电保护也存在着同样的问题：由于35kV变电站主要是区域供电，所以变电站一旦出现问题将会导致整个供电区域电力系统的瘫痪。因此，35kV变电站继电保护装置的日常运行以及管理，是确保电力设备以及电力系统能够稳定运行的重要措施。
在一般情况下，当电力系统出现了线路或者元件故障的时候，继电保护装置将会在第一时间跳闸并报警，从而保护整个电力系统的稳定运行和用户的安全。因此，变电站的继电保护装置应具备以下要求：
1.1 选择性
所谓的选择性是指在电力系统发生故障的时候，继电保护装置能以最快的速度判断距离事故发生最近的相关设备，并且能够选择动作切除故障设备，从而保证整个电力系统的稳定运行和用户的人身安全。
1.2 迅速性
35kV变电站在发生电力事故后，保护装置应在最短的时间内动作，并且能够快速的阻断故障并进行系统保护，避免电力系统中因短路故障造成的严重破坏，能够尽量限制故障的影响范围，确保继电保护装置能有效的对电力设备进行保护。
1.3 灵敏性
保护装置的灵敏性是指在发生电力故障的时候，变电站继电保护装置对整个系统做出的断开动作要具有及时性和敏锐性，这样才能减少电力故障造成的危害，从专业角度来看，继电保护装置灵敏度衡量的重要指标之一就是继电保护装置的灵敏系数。
1.4 安全性
安全性是指在变电站发生电力系统故障的时候，所设置的继电保护装置能够快速的切断电力供应，保护电力系统的稳定，方法足够可靠，效率足够高，尽量避免发生故障不动作或者误动现象的发生。
2 35kV变电站继电保护装置的主要任务
近年来随着社会经济的不断发展，政府对电力系统建设投入逐年加大，35kV变电站的数量也迅速增长，增长的同时带来的是电力系统结构与运行方式的日益复杂化。目前继电保护装置还存在着很多的问题，晶体管继电保护装置在保护中存在灵敏度低、保护器关键部件易发生磨损、保护装置动作速度慢、抗震性差等都是影响保护装置稳定性的因素。所以，微机继电保护装置应运而生，并在国内35kV变电站中得到了十分广泛的应用。继电保护装置的任务主要包括以下几个方面：
2.1 保护装置监视电力系统的整体运行情况
35kV变电站一旦发生故障，会对整个供电区域造成很大的影响。继电保护装置应该具备监视整个电力系统运行情况的功能，在故障发生后的第一时间自动向距离故障最近的断路器发出指令，继电器自动跳闸，从而避免故障元件对电力整体运行造成很大影响。必须从保护整个电力系统安全的角度出发，按照规范规定的要求对继电保护装置进行设计和安装，将电力系统有机的连结成一个整体，这样才能保证变电站电力系统整体运行情况能够得到有效、科学的监视。
2.2 及时反馈相关电气设备的异常工作情况
通过继电保护装置监测电气设备工作状态，可以及时发现电力设备运行发生的异常状态，或者检测到电力设备需要进行维修，及时将故障信息反馈给值班人员。值班人员可以采用远程控制系统排除故障，或者组织人员进行维修。
3 35kV变电站继电保护装置的解决对策
3.1 加强日常维护检查
3.1.1 充分掌握继电保护装置的日常状态
继电保护设备是否处于较好的状态将会决定继电保护装置运行的可靠性，因此，收集并整理相关技术资料、严格进行设备图纸与设备的检测工作、做好日常运行巡查记录等，将会对继电保护设备的维护提供行之有效的帮助。
3.1.2 继电保护技术的创新。
引进、借鉴国内外先进的继电保护技术，吸取国外继电保护经验，并结合实际情况创新出完善的继电保护技术，不断推广与应用新型的继电保护技术，确保继电保护设备处于不断创新发展的状态，从而为继电保护装置提供坚实的基础。
3.2 强化继电保护的抗干扰性
3.2.1 采取抗干扰方法
继电保护装置的抗干扰性是系统稳定性的重要指标，供电企业应高度重视。当前，加强弱点系统的保护是继电保护系统抗干扰采用的主要方法，加强弱点系统能够阻止干扰进入到弱电系统中。对于该方法可以从以下两方面入手：一是做好干扰信号传播路径的防护工作，以此隔离相关的干扰信号；二是改善继电保护系统中的硬件装置，对一些设施进行改造或直接淘汰陈旧设施等。
3.2.2 加强抗干扰性的措施
3.2.2.1 采取各控制室分开接地的方式
将需要接地的各个控制室进行分开接地，如果没有进行分别接地，必然会导致接地线一端的电压会超过荷载，这样的过负荷运转会对继电保护设备的正常运转产生十分严重的影响。
3.2.2.2 采取可靠的方法降低接地装置的电阻
若是电力系统中的接地设备为电压、电流互感器等接地设备，则需要尽可能的降低这些互感器的接地电阻。这样不仅能够形成一个低阻抗特性的接地网络，还能有效的减小电流在流入过程中产生的电位差，从而有效降低对二次回路设备的干扰程度。
4 结论
本文对35kV变电站继电保护装置基本要求、首要任务以及存在问题的解决对策进行了分析与探讨，具有十分重要的意义。在我国社会经济发展及人民日常生产生活中，电力资源都是人们依赖的重要资源，加强35kV变电站继电保护设备的监控、维护、创新，能为我国电网的正常运行以及人民生产生活的正常发展提供良好的保障。
参考文献：
[1]赵前勇.35kV变电站继电保护对策[J].科协论坛（下半月），2013（10）：9-13.
[2]骆健，丁网林，王鹃.提高微机变压器差动保护可靠性的研究[J].电力系统自动化，2006年10 期.
第4篇：电站继电保护论文范文
关键词：110 kV内桥接线；变电站；回路缺陷
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）30-0094-02
1 110 kV内桥变电站备自投动作逻辑
随着德阳地区220 kV电网已成为区域供电的主网架，110 kV线路成为辐射性供电的主要通道，110 kV变电站越来越多的采用内桥接线方式。这种方式精简了变电站的一、二次设备，缩减了变电站的占地面积，节约了建设投资，给电网的发展带来了经济效益。
德阳辖区110 kV内桥接线变电站多采用进线备自投方式，一次接线如上图，两回进线分别由两个电源点供电，110kV侧配置进线备自投，有两种动作方式，分别是进线1、进线2作为主供电源的方式，下面以1DL作为主供电源进行说明。
线路一供电，1DL、3DL开关运行，Ⅰ、Ⅱ#主变运行，2DL开关备用，备自投充电，当进线电源失压的情况下，备自投就会动作，跳开进线开关1DL，合上备用开关2DL。由进线2保证Ⅱ#主变继续供电，避免扩大停电范围，供电线路如图1所示。
2 缺陷情况分析
对于内桥接线变电站，电源失压有以下几种情况，①1DL开关未动作，远方电源点失去；②线路故障，1DL开关跳开；③Ⅰ#主变主变故障，1DL、3DL故障；④手动跳开1DL开关。
前三种方式的情况下，要求备自投装置动作，而第四种情况要求备自投放电不动作。
大部分厂家备自投装置开关量中都通过配置采集各开关的KKJ作为手动跳闸的判据，避免备自投误动作，KKJ置1，备自投充电，KKJ置0，备自投放电不动作。
通过查阅辖区内变电站施工图纸，Ⅰ、Ⅱ#主变跳1DL、2DL、3DL开关回路，均配置操作回路手跳接入。考虑到1 DL、2 DL既作为线路开关，又作为Ⅰ#主变高压侧开关，主变动作要避免线路开关重合闸这一要求，开关跳闸通常接入手动跳闸回路。
但作为配置有高压侧进线备自投装置的内桥变电站，当出现主变故障跳开三侧开关时，高压侧开关KKJ也复归为0，将导致备自投装置放电，引起备自投装置拒动，造成停电范围的扩大。
3 现场情况分析
二次系统检修班在发现上述问题后，结合预试工作进行了现场情况的搜集与分析工作，全局检修公司管辖范围内有12座内桥进线变电站，均配置有110 kV备自投装置，见表1。
经过检查，旌湖站、光明站、庐山站线路开关均接入手动跳闸回路，清平站接入保护跳闸，母联开关也有接入手动跳闸的情况，在检查过的变电站中，回路配置均有问题，因此这一缺陷回路的存在，将导致我局内桥接线变电站的备自投装置均无法正确动作。
4 建议处理方案及改进措施
4.1 分段开关
由于分段开关本身不具备重合闸回路，可以全部取消掉手动跳闸接入，改接至保护跳闸。
4.2 线路开关
通过上述分析，对于线路开关，建议有两种改进方案。
①在线路保护装置处安装重动继电器来处理该缺陷。
将主变跳闸回路接入重动继电器，电源取自线路开关操作电源，输出两组接点，一组接入保护跳闸回路，一组接入闭锁重合闸，如图2所示。
该种解决方案回路修改少，配置简单，又能满足要求。但由于涉及开关跳闸的继电器未封装，应对重动继电器应做好标识，防止误碰。
②查找主变保护装置是否有备用空接点，将原手动跳闸改接入保护跳闸，多增加配置主变保护出口至线路开关闭锁重合闸回路。此种方案回路更加清晰，但受装置约束性强，需要查找主变保护装置是否有备用接点。
5 结 语
内桥变电站高压侧开关既作为线路开关、分段开关，又作为主变高压侧开关，涉及到线路保护、主变保护、备自投多个装置的动作逻辑，增加了各装置配合的复杂程度。工作中应对施工图纸、装置原理深入分析，尽可能以开关带各种保护模拟实际作动作试验，保证开关的动作正确性，保障辖区内继电保护设备的正确动作率。
参考文献：
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[2] 单永梅，王磊.数字式远方备自投装置[J].电力自动化设备，2005，（9）.
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[4] 徐佳.浅谈备自投装置在扩大内桥接线方式下的应用[A].2009年云南 电力技术论坛论文集（文摘部分）[C].2009.
[5] 魏玉荣，贾凯，李冉，等.变电站双单母线分段布置方案介绍[A].山东电 机工程学会第五届供电专业学术交流会论文集[C].2008.
[6] 杨琳.浅谈电网规划与电力设计对电网安全的考虑[A].山东电机工程 学会第五届供电专业学术交流会论文集[C].2008.
第5篇：电站继电保护论文范文
[关键词]智能变电站 继电保护 可靠性
中图分类号：TM58 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）45-0049-01
1 智能变电站继电保护概论
随着无人值守变电站和调控一体化技术的发展，实现各级调度技术支持系统有机互联互通，继电保护装置要具备全面的与调控中心的交互能力，保护装置应支持远方修改定值、远方切换定值区、在线定值校核、二次设备状态监测等功能。保障电网安全、稳定、经济、优质运行。实现电网基础数据的“统一建模、分层处理、集成应用”，为电网的分析、预警、辅助决策和调整控制提供了坚强的数据支撑。集控站或调度中心将汇集几十个乃至上百个变电站信息，各种信号频繁动作，当发生电网故障时，监控值班人员/调度运行人员往往无所适从，容易遗漏重要告警信号，延误事故处理甚至造成安全事故。因此，迫切需要对报警信息进行分类处理，协助运行人员进行故障判断及处理。
2 智能变电站继电保护系统的组成
2.1 电子式互感器
光电子、数字信号处理技术的发展促进了数字化的电气量测系统，并应用于变电站的数据采集之中。传统的互感器多为电磁结构，电子式互感器依据是否需要向传感头提供电源，将其分为有源型和无源型两类，前者体积小，重量轻，可减少变电站的占地面积。电子式互感器没有因采用油绝缘，杜绝了火灾、爆炸等危险。非常规互感器可以提供数字量输出，促进二次设备的系统集成，加速整个变电站的数字化智能化，适应了电力计量和保护数字化、智能化的发展。
2.2 合并单元
合并单元是间隔层功能下放到过程层中的产物，是随着电子式互感器而产生的。是智能变电站保护系统中的重要环节，它能避免了互感器与保护装置之间复杂的接线工作，降低人力和物力成本，实现二次设备之间的数据共享。合并单元将电子式互感器传来的采样信息进行组合，在加入统一的时间标签后，以特定的数据格式将采样信息传递至保护装置，通过程层采样值传输技术实现。
2.3 交换机
交换机为核心设备的以太网络代替了传统保护系统以电缆接线为主信息传输通道，是智能变电站继电保护系统信息流上一个重要环节，成为了智能变电站的关键。在数据传输过程中，交换机的主要功能能建立可靠的信息通道，控制网络流量以便于数据巾贞有效的交换，此外通过地址学习的过程构造和维护交换地址表，以便管理交换操作，保证局域网内信息的有效传递。交换机就是智能变电站的中枢神经，是通信网络的核心设备之一。网络交换技术是开放式系统互联模型（Open System Internetwork）中的第二层-数据链路层上的技术。
2.4 智能终端
非常规互感器的出现以及计算机的发展，使得对于断路器设备内部电、磁、温度、机械、机构动作状态监测已经成为可能，通过收集分析检测数据，判断断路器设备运行状况及趋势，安排检修和维护时间，实现设备的“状态检修”，代替传统的定期检查试验和预防性试验。而为了满足对断路器的实时“状态检修”和智能化控制，智能终端便随之而产生了。智能终端作为一次设备侧的智能组件，主要功能是：一方面接收从保护装置传来的跳和阐命令，用以对断路器进行 断控制；另一方面是将断路器的实时信息上传至测控装置或站控层，使得远方工程师站实时接收到断路器的运行状态。
2.5 同步时钟
同步时钟技术在基于IEC61850的智能变电站中占有重要的地位，能够为事件顺序记录、故障录波以及事后数据分析等方面提供精确的时间基准，为变电站控制中心提供准确的操作判据。智能变电站中信息是通过网络通信的方式传送，只有统一的时序和时钟基准才能保证准确性、可靠性和有效性。另外，同步始终能描述电网暂态过程的电流电压波形、断路器变位、保护装置动作等各种事件发生的时间序列，在电网运行或事故分析提供依据。
3 可靠性分析
3.1 可靠性原理
可靠度是系统和元件在规定的条件和时间内，完成规定功能的概率。系统的平均失效时间MTTF是系统在规定的环境下正常运行到下一次发生故障的平均时间。可用性是指系统或设备其在任何时刻执行所规定的功能的能力。可用度是用来表示可修复的系统或设备处于正常工作的稳态概率，当系统出现故障时产生的一个维修系统来恢复系统的功能。
3.2 分析方法
1）蒙特卡罗模拟法是利用计算机产生随机数对元件的失效事件进行抽样，构成系统失效事件集，利用统计的方式确定可靠性指标的一类方法。当系统中结构复杂或者包含的元件过多，使用马尔柯夫过程分析将导致状态空间模型变得庞大，涉及的运算量加大而失去求解的可能，不适用于智能变电站继电保护系统建模。
2）可靠性框图法（Reliability Block Diagram， RED）的其结构简单，可以清楚的看出系统组成元件之间的逻辑关系，运算过程简单。可靠性框图法适合于由相互独立且可修复单元组成的系统。可靠性框图与实物连接图的含义不同，可靠性框图是以元件失效影响的分析为基础。运用可靠性框图法，建立保护系统的可靠性评价模可靠性框图法是用连续的网络结构框图来描述系统所完成功能的一种方法，主要体现了所完成特定系统功能的所有单元之间的逻辑连接，其逻辑过程开始于框图左侧的输入节点，结束于框图右侧的输出节点。
3.3 可靠性计算
1）主变保护与智能终端、合并单元都是采用组网的方式连接，保护跨接GOOSE双网，通过GOOSE网络采集 关量信息以及传输跳闸命令；采用IEC61850-9-2协议，通过SV网络传输采样值信息。在智能变电站中主变压器保护，逐渐采用保护测控一体装置以充分发挥智能变电站在应用层面的“智能化”。保护装置采用保护CPU和测控CPU分别完成相应的功能，测控采样作为保护启动判别的辅助判据以提高保护整体的可靠性。
2）线路保护的组网方案。数字化线路保护装置模拟量均通过光纤以太网通信获得，采样光纤接口为SV接口，和开关输入量的光纤接口为GOOSE 口。跳闸输出和开关量输入的共用一个GOOSE 口，对应为GOOSE输出及GOOSE输入无需分开。数字化线路保护不仅可以满足线路两端都是数字化站的情况，也能与传统线路保护配合，共同完成光纤纵差保护功能。
3）母线保护组网模式是指各间隔智能终端提供刀闹位置等遥信通过GOOSE网络上送到母差保护装置。母差保护动作出口的GOOSE通过GOOSE网络发送给各间隔智能终端。保护与合并单元用组网的方式连接，采用IEC61850-9-2协议，通过SV网络集采样值信息。
4 结语
随着经济的发展，生产生活对电力系统的出了规模、电压等级不断提高，对电网安全经济运行和供电质量的要求也在不断提高。必须在实际工作中做好智能变电站的继电保护，确保供电的安全稳定。
参考文献
[1] 张雪松，王超，程晓东.基于马尔可夫状态空间法的超高压电网继电保护系统可靠性分析模型[J].电网技术，2008，32（13）：94-99.
第6篇：电站继电保护论文范文
关键词：变电站自动化； 监控； 网络
abstract： based on the present state of substation automation for electric power system in china,the existing defects of substation automation are analyzed the substation automation system structure and function configuration principles to meet the requirements of unmanned substation are discussed.by investigating the present operational situation,the author puts forward the suggestions for improvement.
keywords： substation automation; monitoring and control; network
当前进行的输变电建设和城乡电网的建设与改造，对新世纪电力工业发展有着重要的作用。因此，产品技术要先进，产品质量要过硬，应达到30～40年后也能适用的水平；而且产品必须要国产化。为此有必要对我国变电站自动化的现状作深刻的分析，发现问题并提出改进意见，使我国城乡变电站自动化的水平达到上述要求。
1 变电站自动化的现状
变电站二次设备按功能分为四大模块：①继电保护及自动装置；②仪器仪表及测量控制；③当地监控；④远动。四大模块功能的各自不同的发展及其功能的相互渗透，为变电站自动化提供了多种多样的实现模式，可概括为两种基本实现模式：①保护加集中rtu模式，面向功能；②保护加分散rtu模式，面向对象。
1.1 保护加集中rtu模式，面向功能
(1) 继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；中央信号盘及控制盘与继电保护及自动安全装置通过接点连接；有人值班，定时抄录运行记录；变电站运行有异常时通过电话与调度联系。
(2) 继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；中央信号盘及控制盘与继电保护及自动安全装置通过接点连接；集中rtu，功能有①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度(电度表通过脉冲与rtu连接)，完成数字量采集如档位等，完成信号量采集(其中继电保护及自动安全装置也通过接点与rtu连接)。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与当地监控通信，与远方调度通信；有人值班，运行当地监控，定时抄录运行记录；变电站运行有异常时通过rtu及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(3) 继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；集中rtu，功能有①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度(电度表通过脉冲与rtu连接)，完成数字量采集(其中继电保护及自动安全装置通过串口与rtu通信)，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与当地监控通信，与远方调度通信；有人值班，运行当地监控，变电站运行有异常时通过rtu及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(4) 继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；集中rtu，具有的功能为①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度(电度表通过脉冲与rtu连接)，完成数字量采集(其中继电保护及自动安全装置通过串口与rtu通信)，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与远方调度通信；无人值班，变电站运行有异常时通过rtu与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(5) 继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；集中rtu，模块式设计，功能为①数据采集功能：智能模拟量采集模块，智能脉冲量采集模块，智能数字量采集模块(其中继电保护及自动安全装置通过串口与rtu通信)，信号量采集模块。②控制功能：智能控制量输出模块。③通信功能：与远方调度通信；无人值班，变电站运行有异常时通过rtu与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
1.2 保护加分散rtu模式，面向对象
(1) 继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；分散rtu，面向对象，单元式设计，其功能有①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度，完成数字量采集，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与当地监控通信；继电保护及自动安全装置通过串口与当地监控通信；当地监控与调度通信；有人值班，运行当地监控，变电站运行有异常时通过当地监控及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(2) 继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；分散rtu，面向对象，单元式设计，功能有①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度，完成数字量采集，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与前置采集机通信；继电保护及自动安全装置通过串口与前置采集机通信；前置采集机与当地监控及调度通信，前置采集机可以采用两台，互相切换，当地监控也可以采用两台或多台；有人值班，运行当地监控，变电站运行有异常时通过前置采集机及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(3) 继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；分散rtu，面向对象，单元式设计，具有以下功能①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度，完成数字量采集，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：与前置采集机通信；继电保护及自动安全装置通过串口与前置采集机通信；前置采集机与调度通信；无人值班，变电站运行有异常时通过前置采集机及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(4) 继电保护及自动安全装置独立运行；仪器仪表独立运行；分散rtu，面向对象，单元式设计，其功能为①数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度，完成数字量采集，完成信号量采集。②控制功能：控制开关、分级头等。③通信功能：通过总线网与当地监控及远方调度通信；继电保护及自动安全装置通过总线网与当地监控及远方调度通信；有人或无人值班，运行当地监控，变电站运行有异常时通过远动及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
(5) 继电保护及自动安全装置与分散rtu合二为一，具备的功能为①继电保护及自动安全装置功能。②数据采集功能：完成模拟量采集如电流、电压、有功、无功等，完成脉冲量采集如电度，完成数字量采集，完成信号量采集。③控制功能：控制开关、分级头等。④通信功能：通过串口或总线网与当地监控及远方调度通信；仪器仪表独立运行；有人或无人值班，运行当地监控，变电站运行有异常时通过远动及电话与调度联系，调度可以远方监视变电站运行情况和遥控变电站设备。
除了以上10种模式外可能还有其他种类，如安装方式就地化、某些功能分散化等，但都可归为以上两大模式。第一大模式对老站改造特别适合，第二大模式是正在发展的模式。下面讨论其技术发展的走势。
2 变电站自动化的发展
2.1 分层分布成为潮流
变电站自动化系统纵向分层：站级层、网络层、就地层；每层按功能或安装位置横向分布。
(1) 站级层横向按功能分布为当地监控和继保功能及远方监控和继保功能。站级层功能分布的形式取决于网络层的结构。
当地监控功能作为当地运行人员的人机交互窗口，以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式实现当地“四遥”即对系统运行状况如潮流、电度、开关状态等进行实时监视，按需及“五防”要求控制开关及刀闸的跳合，按需调节档位，以及有关mis系统。
当地继保功能作为当地继保人员的人机交互窗口，也可以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式对继保及自动安全装置的运行状况如装置是否故障、定值是否改变、采样是否准确等进行实时监视，根据运行需要决定保护投退和定值修改，故障发生后通过故障录波进行故障分析和诊断。
当地监控和继保功能可以各自独立，也可以合二为一。
远方监控和继保功能是当地监控和继保功能通过通信在远方实现，是无人值班变电站的前提条件。远方监控和继保功能同样可以各自独立即通过不同的通道和规约分别接至调度和继保，也可以合二为一即通过同一通道接至远方终端。
站级层基本要求为①可靠性：不能死机、能够自动恢复等。②开放性：模块化设计便于剪裁、适合不同远方规约要求。
(2) 网络层完成信息传递和对时功能，通过信息交换，实现信息共享，减少变电站设备的重复配置，简化设备之间的互连，从整体上提高变电站自动化系统的安全性和经济性。目前有两种通信机制：polling通信机制及csm a/cd通信机制。polling拓扑结构可以是星形网也可以是总线网，以485为代表。csm a/cd拓扑结构一般为总线网，以lon为代表。可以通过485转lon的转接器及lon的计算机串口卡或总线卡完成这两种网络的互换。
下面分析485，lon这两种网的优缺点(如表1)。
表1 485，lon网性能对照表
性能 485星形网 485总线网 lon总线网 通信机制 polling polling csm a/cd 拓扑结构 星形网 总线网 总线网 计算机接口 多串口卡 串口卡/总线卡 串口卡/总线卡 通信速率 9.6 kbps 9.6/187.5 kbps 9.6/78 kbps 最大节点数 不限 32 64 最大通信距离 2 000 m 1 000 m 2 000 m 传输介质 双绞线/光纤 双绞线/光纤 双绞线/光纤 传输能力 字节传输 字节传输 字节传输 报文格式 显式报文 显式报文 显式/隐式报文 网管工具 不需 不需 不需/需要 节点增加 方便 方便 方便/麻烦 字节丢失 不可能 不可能 可能 最快实时性 波特率1
节点数 波特率1
节点数 波特率1
节点数 一般实时性 较慢 较慢 较快 最慢实时性 波特率
节点数 波特率
节点数 可能丢失 网络可靠性 很可靠 较可靠 较可靠 站级层功能分布 需要双前置 需要双前置 需要双lon卡 采集方式 单采、故障时
切换 单采、故障时
切换 双采、各采
各送 下位网双网结构 可以 可以 可以 下位网网络分段 可以 可以 可以 对外开放性 开放 开放 困难 需要文件传输时 采用以太网 采用以太网 采用以太网 上位网双网结构 可以 可以 可以 单机方式时 单前置为瓶颈 单前置为瓶颈 当地和远方独立 不需当地功能时 没有瓶颈 没有瓶颈 没有瓶颈 就地层设备互操 不能 不能 可以
网络层基本要求是①可靠性：抗干扰能力强、任一节点损坏不能影响整个网络等。②开放性：兼容其他外部设备，适合不同通信介质及规约要求。③实时性：实时传递信息。
(3) 就地层主要是继保、监控设备层，可组屏也可分布在各继电保护小间内即安装在开关柜上，继保、监控既可以各自独立也可以合二为一。它对相关一次设备进行保护、测量和控制，协调就地层、站级层、远方终端的操作要求，对采集的信息进行处理上送，并在站级层、远方终端控制失效的情况下仍能完成保护、测量和控制功能。
保护及自动装置基本要求是①可靠性：该动作时应动作，不该动作时不动作。②选择性：首先由故障设备或线路本身的保护动作，如其拒动时由相邻设备或线路的保护动作。③灵敏性：保护装置对保护范围内的故障应具备必要的灵敏系数。④速动性：尽快切除故障，提高系统稳定性，减轻损坏程度等。
测量控制装置基本要求是①可靠性：抗干扰能力强，控制被控对象时，其他对象不能乱动。②准确性：模拟量测量、脉冲量测量、开关量测量、数字量测量达到规定精度要求。
(4) 三层之间的关系。站级层、网络层、就地层既相互独立又相互联系，站级层功能的实现依赖于网络层和就地层的完好性，但是就地层功能的实现，特别是继电保护及安全自动装置的功能的实现决不能依赖于网络层和站级层的完好性。
(5) 整体性能的考虑。必须满足如下10项基本要求：可靠性、开放性、实时性、选择性、灵敏性、速动性、准确性、经济性、方便性、统一性。
2.2 现场设备功能的相互渗透
随着变电站自动化的发展，各专业技术相互渗透，已没有非常明显的界限，问题的处理需要各专业人员协同配合，否则将阻碍变电站自动化技术的发展。
2.2.1 低周减载的分散化
低周减载将分散到220 kv出线、110 kv出线、66 kv出线、35 kv出线、10 kv出线、220 kv主变的中低压侧后备保护、110 kv主变的中低压侧后备保护、35 kv主变的低压侧后备保护等，从而形成低周减载的网络。
2.2.2 小电流接地选线的分散化
众所周知，小电流接地选线的基本原理如下：
(1) 对中性点不接地系统采用：①比较基波零序电流大小；②比较基波零序功率方向；③比较基波零序电流方向；④比较基波电流最大值方向。
(2) 对中性点经消弧线圈接地系统采用：①比较五次谐波电流大小；②比较五次谐波功率方向；③比较五次谐波电流方向；④比较五次谐波电流最大值方向。
因此将小电流接地选线分散到出线保护中，不能单独完成选线功能，必须依赖就地层所有出线保护装置、网络层、站级层的完好性，将所有出线同时刻信息汇总后，才能作出正确判断，同时刻信息的条件可以采用3u0的同时出现来满足。
将小电流接地选线分散到出线保护中，可以独立实现自动或手动接地探索，通过跳闸和重合闸来进行。
小电流接地选线功能不是可有可无的不重要的功能，现场报道过当出线发生单相接地故障后由于未能及时报警故未能及时解除故障而导致人畜伤亡的不幸事件。因此小电流接地选线的分散化，成为一个争论的焦点。
2.2.3 同期操作的分散化
传统自动同期重合闸，由保护装置的同期检测回路及软件共同实现。
传统开关的手动或遥控同期操作，由手动或遥控继电器切换同期点的电压及同期点的合闸操作回路和同期判别装置共同实现。
因此传统的集中同期方式接线复杂。
可以将手动或遥控同期功能分散到保护装置中，或分散到单元式测控装置中。
2.2.4 母线保护的分散化
传统母线保护必须把母线所有的ta二次集中到母线保护装置中，母线保护的出口又必须连接到母线上各元件的跳闸回路，因此接线复杂。
母线保护能否分散到线路保护中，并通过专用网络传递信息，实现母线保护功能，可以采用gps同步。由于母线保护的重要性，因此母线保护的分散化成为又一个争论的焦点。
2.2.5 故障录波的分散化
故障录波的作用为：①分析继电保护及安全自动装置的动作行为；②分析故障过程、故障类型、故障水平、故障远近等。
因此故障录波的分散化不影响变电站自动化的可靠性，但是怎么分散才能达到故障录波的应有作用是值得考虑的。
目前利用继电保护及安全自动装置提供的数据来替代故障录波是不恰当的，其理由为：①故障录波的完好性依赖于继电保护及安全自动装置的完好性，自己不能证明自己；②分散式故障录波应从模拟量输入、开关量输入、数据采集、数据的分析判断以及电源都独立于继电保护及安全自动装置。
因此重要的变电站在独立的分散故障录波出来之前，应采用集中式故障录波。
2.2.6 电压和无功的控制
电压和无功的控制一般采用调整变压器分接头，投切电容器组、电抗器组、同步调相机等方式实现。操作方式有：手动、遥控、自动。
目前电压和无功的控制功能有两种实现方式：①专门的电压和无功控制设备；②由站级层根据就地层通过网络层提供的电压、无功、抽头、开关状态等信息由软件完成。
2.2.7 “五防”操作及操作票
防误闭锁方式基本有：简单的挂锁、机械连锁、电磁锁、程序锁及微机防误系统等。
①防误系统与站级层的当地监控及远动主站通信，确保当地监控与远动对断路器、电动刀闸的控制操作经防误系统允许；②防误系统出具操作票；③就地操作经五防锁控制。
将“五防”功能由就地层本身实现，达到本单元“五防”功能；
将“五防”功能由当地监控和远动主站本身实现，达到系统级“五防”功能。
2.2.8 gps对时问题
传统gps对时是由gps同站级层对时然后通过网络层对就地层设备广播对时，此方法缺点是就地层设备对广播对时的响应不一致导致对时精度不能真正满足soe的要求，因此应将gps直接对就地层设备对时。
2.2.9 保护测控一体化
对低压设备或农网设备，可以将保护、测控合二为一，当然ta回路要分开，以保证精度要求。
一体化装置必须优先满足继电保护及安全自动装置的四性要求。一体化装置的出现要求用户体制适当调整。
未来有可能将智能仪表、电源等同以上功能一体化。
2.3 现场设备安装方式的就地化
就地层设备直接下放到开关柜，对没有开关柜的直接采用专用柜体安装到一次设备现场。
就地层设备需达到几项要求：①温度、湿度适用范围；②抗干扰能力；③抗振动能力；④对灰尘、风霜雨雪环境的要求等。
2.4 远方调度的新发展
不再满足于“四遥”功能，向遥视、电力mis、电力市场(经济调度)、智能调度(自动决定运行方式、 自动恢复送电等)方向发展。
需要对远动规约进一步扩充，才能满足远方调度的新发展。
2.5 远方继电保护进一步发展
远方监视继电保护及安全自动装置的运行情况，如装置是否故障、采样是否正确、定值是否变化、自检是否正常等，远方修改保护定值，远方投退保护，远方故障录波，远方故障测距，远方故障探索，远方故障分析等。
远方继电保护可以同远动共通道也可以不共通道，但其规约不同于远动规约，需要有关部门尽早制定，或同远动规约合并，以便远方继电保护的发展。
2.6 无人与有人值班的争论
(1) 防火、保安系统怎么接入。
(2) 变压器渗油、非正常声音、瓷瓶开裂、局部放电等非电气量怎么处理。
(3) 一次设备是否全部可以电动操作。
(4) 设备损坏但未能远方报警等。
以上是实现无人值班的障碍。因此现在变电站基本处于从多人值班到少人值班，从少人值班到无人值班有人巡视的逐步过渡的过程。
实行无人值班有人巡视方式时，站级层设备中当地监控可有可无，因此网络层采用polling机制比采用csm a/cd机制可靠性高，当地监控将被远方调度的监控系统取代，为方便当地调试可以预留当地监控的接口，以便同便携机相连，临时代替当地监控的功能。
3 结论
(1) 分层分布成为潮流。
(2) 站级层中当地监控功能将随着无人值班而消失，其功能将会出现在小区中心值班站或调度所，相应地远动功能将进一步增强。
(3) 网络层技术特别是现场网将进一步发展。
(4) 就地层设备功能的相互渗透、安装的就地化、工艺的提高、使用的方便性将会进一步深化。
(5) 远动规约、现场设备的规约进一步扩充和规范。
(6) 远方继电保护进一步发展。
(7) 向其他相关领域技术渗透。
参考文献
〔1〕 杨奇逊.变电站综合自动化技术发展趋势［j］.电力系统自动化，1995，19(10)
〔2〕 朱大新，刘觉.变电站综合自动化系统的内容及功能要求和配置［j］.电力系统自动化，1995，19(10)
第7篇：电站继电保护论文范文
关键词:继电保护；故障信息系统；电厂；应用
中图分类号：TM58 文献标识码：A
一、前言
随着我国电厂规模的不大，继电保护装置的运行对系统安全的影响也越来越大。由于继电保护装置数字化程度的提高，电网调度运行人员及保护专业人员所需关注处理的信息量也成倍增长，这从一定程度上增加了故障发生后恢复的实践，因此，加强继电保护故障信息系统在电厂中的应用时非常重要的。
二、继电保护故障信息系统运行原理 1.子站运行原理 继电保护故障信息系统子站的功能是实现保护装置、故障录波器和变电站其它自动装置接入、信息采集、处理、存储、传输或数据服务等。它主要负责与保护、故障录波器等设备通信，收集这些装置的正常运行、异常告警及故障信息等采集功能。运行方式是主要是通过数字式故障录波器记录电网故障前后的模拟量和开关量数据，以及记录高频保护通道的直流量和开关量数据，在数据网络连接方式下提供虚电路的主站和子站之间，采用103协议标准中的扰动数据通信格式，保护工程师站负责收集转换成COMTRADE格式文件，这样做更符合保护装置使用的103扰动数据通信接口标准的要求，也能很好的满足子站的故障录波数据存储和数据分析交换时的复制要求。 2.主站的运行原理 继电保护故障信息系统主站的功能是通过与子站通信收集IED设备的动作、故障、自检、录波、正常运行及扰动数据等信息，采用GIS定位方式，让所有的定位均可以从地理图上来完成，包括对录波文件或保护设备扰动数据的分析以及对保护设备动作情况的分析等，然后将主站内保护装置接入子站，优先选用网口通信，这样能满足向主站主动传送及调用故障信息的要求，能够满足按用户需要设定不同类型数据，采用不同优先级有序传送的要求，最大限度地将故障信息系统的主站、子站系统间的通信协议协调一致，与FTP文件传输协议有机地结合起来，从而简化了子站系统中的继电保护装置的数据转送给故障信息系统主站的处理。
三、继电保护故障信息系统的主要功能1.变电站的地理分布，并体现变电站运行状况，可以从地理图导航至变电站保护配置图，此界面提供给继电保护专业人员和调度人员。 2.保护设备实时状态监视功能，从此界面可以清晰的看到保护装置软件板、硬压板以及开关量的状态。此界面提供给继电保护专业人员和调度人员。此功能在保护装置的专项检查中发挥着巨大作用。由于不同时期不同厂家的保护装置压板的名称、投退原则有所不同，此项是发电前必须检查的。 3.保护设备事件监视画面，并提供历史事件数据的查询。在变电站运行人员上报保护动作信息后，由于站内信息经过了合并处理，调度人员往往很难确定到底是保护装置的那个保护动作，如是距离I段还是距离11段动作，这对于运行人员没有什么用，而对于调度人员则是布置进行线路检查的依据之一。此界面提供给继电保护专业人员和调度人员 。 4.定值管理。系统定值管理功能包含了定值召唤、查询、比较等功能。由子站召唤的定值数据被保存到数据库中并标记召唤时间，可以与历时定值数据进行比较，查询定值变化情况；系统具备自动定值校核功能，可以设定对比的周期，将设备当前定值与录入的定值单定值进行比较，提示有差异的项，所有数据都可以传送到IV区，即进行web，此区可以对普通人员开放。
四、电力继电保证故障信息系统的主要结构和管理模式目前，继电保护故障信息系统（以下简称系统）在各网省公司所采用的管理方式不完全一致，系统配置、组网方案更是不尽相同，系统的总体结构可概括成图1所示。一般说来，系统由设在电网调度中心的主站、设在超高压局和直管电厂、供电局的分站及设在变电站、发电厂的子站通过电力系统的通信网络组成。各个网省公司根据自身电网管理的特点确定系统的具体组成结构，目前应用的系统主要有以下几种模式。1.主站/分站/子站三级管理模式目前故障信息系统中最复杂的一种。在500kV变电站中，500kV部分的信息直接上送至主站，220 kV及以下部分的信息可以上送至各级分站，也可以上送至主站。主站则根据实际情况，可以从各级分站调取需要的信息。对于220 kv变电站，站内的信息先上送至各级分站，主站保留从各级分站调取信息的接口。这种模式实现了多级结构、分级管理，但实现起来也是最为复杂的，在具体实施过程中需要分阶段逐步建设，一步建设到位的可能性较小。2.主站/分站独立的三级管理模式此模式与前一种模式的区别在于子站端留有向主站、分站上送全部信息的接口，主站、分站端根据需要选择子站上送的信息，但分站和主站之间没有信息的交互。这种模式在主站、分站管理信息的内容上有所差别，但从功能界定上没有明显的区分。这种模式主站、分站、子站的信息流向相对简单，因此从实施的难易程度上较前一种模式要容易。3.主站/子站二级管理模式系统由设在调度端的主站和设在厂站端的子站组成，形成二级管理模式。该模式由于系统结构的简化使得需要传送的信息量、网络管理的工作量都大大减少，适用于处于科研项目阶段或者规模较小的系统。规模较大的系统在建设初期也可以考虑先建立二级管理模式，然后随着系统规模的扩大再过渡到三级管理模式。
五、继电保护故障信息系统在电厂的应用
1.快速故障分析和处理 当电网发生故障，系统综合分析来自保护、录波器、RTU等信息，实时判断真实故障情况。尤其当因保护、开关等误动、拒动而导致大面积复杂故障发生时，能通过综合分析准确判断现场真实情况。在准确判断的基础上，运用系统具有的专家系统技术（知识库和推理机，专家经验、网络拓扑知识、故障信息等，判断故障设备和故障类型），按照预先设定的规则，对继电保护装置和断路器动作行为进行分析判断，指导调度人员快速处理故障、恢复系统。
2.故障回放 故障信息系统提供标准Comtrade格式数据信息，其存储、管理的所有故障信息。也可利用上述数据开发故障仿真与培训系统。 3.统计分析功能 在故障信息系统中集成统计分析功能，按照《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》，对系统中二次装置的运行数据自动进行分类统计。根据子站上传的装置运行信息，记录每套装置的运行状况，投入及退出时间，计算出每套装置的年运行小时数。 4.专业管理功能 资料管理：在系统中集成台账信息、设备参数管理等二次设备基本信息，集成图纸、说明书、检修记录、缺陷记录等二次设备图档信息的管理功能。二次设备资料应与本系统的资源相关联，并能实现全系统共享。如缺陷检修流程，故障信息系统对异常装置的型号、类型和自动累加的异常运行时间进行统计分析，根据装置的异常信息，自动生成缺陷检修任务，缺陷消除后通过资料管理功能录入消除报告并归档存储。
5.信息与共享 可将经专家系统处理后的事故分析结论采用Web方式，送调度台提供事故处理依据，并可通过生产网络将数据库内详细的故障信息送到其它相关调度。结论中应包含故障时间、故障范围、测距结果显示的故障地点、断路器跳闸情况、保护动作情况、故障时所动作的保护及断路器设备安装处模拟量等内容。
六、结束语
我国的继电保护故障信息系统发展的时间还不是很长，技术方面跟欧洲先进技术相比还存在一定的差距，随着相关技术的发展，继电保护故障信息系统建设规模不断扩大，运行经验也不断积累，继电保护的管理将会进入一个新的层次，让我们拭目以待吧。
参考文献：
[1]刘志超,黄俊,承文新;电网继电保护及故障信息管理系统的实现[J].电力系统自动化;2011(01).
第8篇：电站继电保护论文范文
关键词：智能变电站；继电保护系统；运行
中图分类号：TM63 文献标识码：A
智能变电站继电保护系统在变电站二次系统中起着重要作用，运用积累的设计、检验以及运行等方面的经验，逐渐形成相应的规程与标准，以确保电网能够正常运转。随着我国在智能变电站领域持续关注，投入大量的人力、物力、财力进行继电保护系统的研发与进一步发展，建立健全相关的技术管理系统，以便促进我国整个电力系统提高运行水平。深入研究智能变电站功能及技术要求，在继电保护系统运行技术上需区分变电站之间的差异进行分析研究。
一、智能变电站概述
智能变电站采用先进的智能设备，打造数字化信息平台，以IEC61850标准与通信规范为技术理论基础，实现变电站内部信息共享以及内部设备互相配合，具备自动信息搜集、处理以及监测等功能，可实时控制、调节电网情况的新型变电站。智能变电站在整个电网系统处于关键地位，有利于电能有效分配，因而电力企业重视智能变电站继电保护系统的发展状况，改善智能变电站的运行环境，为继电保护系统有效运转提供助力。在智能变电站实际运转中，其继电保护系统结构如图1所示。
二、智能变电站继电保护系统正常运转及操作方法
智能变电站的正常运转，需侧重新加入的智能电子设备运行情况，在其运行状态和调度管理等应采取相应的、有效的管理措施，增强智能电子设备运行性能。在对智能电子设备过程层网络的分析与研究时，需将网络设备与继电保护设备进行类似比较，其调度权限采用调度管理方式，而公用交换机及其网络需由智能电子设备最高调度机构管理。智能变电站继电保护系统的智能终端与合并单元，需以一定的调度关系进行管理，并且母线合并单元和智能终端须对应母线电压互感器。再对继电保护系统正常运转检测时需侧重相应的智能终端与网络交换机等通讯设备运转情况，借助网络平台对系统检测情形进行有效记录，并对室外智能控制柜的密封状态进行严格检查，确保其密封完好。监控系统方面的保护性软压板需检测其是否正常运转与正确操作，智能电子设备正常运转时其压板投退方式需严格按照相关流程进行操作。
在操作智能变电站继电保护系统时，主要凭借监控系统进行工作，操作系统前后应仔细核查监控画面与软压板的实时情形，确保系统在良好的环境中运行。在智能变电站继电保护系统操作过程中，正确使用母线刀闸，在投退状态下，保证母线刀闸放置正确的地方，在对母线保护的间隔检修压板进行检查时应选择无电流状态。主要变电设备停运，但有工作正在运行，则需投入其相应的检修压板、退出对应间隔压板。若一次设备在进行工作状态下出现停运现象，应及时检查间隔保护失灵启动和母线保护区域，退出与之对应的间隔压板，投入检修压板，在电力恢复正常情况前，检查母线保护、合并单元以及智能终端等二次设备，确保其有效运转。
三、智能变电站继电保护系统存在的隐患及处理方式
系统设备在运转过程中可能存在相应的隐患，对其隐患的处理方法需结合隐患原因进行针对性的解决。为确保电网的安全工作，在处理设备隐患时理应保障不破坏继电保护系统。在处理智能变电站电力设备隐患时，若有类似常规变电站设备隐患，可依照常规运行标准进行处理。而新型设备则需根据隐患严重程度进行规范化处理。间隔合并单元出现隐患问题，可结合配置间隔方式，采取不同的措施进行处理。若为双套配置，则需抽出相对应的保护出口压板和母线保护装置；若为单套配置，则需申请停止运行，进行相关设备检修。智能终端出现隐患则会造成跳合闸不能正常运转，此时应退出智能终端区域的出口压板。母线保护合并单元出现相关隐患，则可按照常规处理方法进行。而交换机出现隐患，在处理方法上较为复杂，需依据GOOSE网络图和监控信息图进行隐患分析，获取交换机异常产生的网络影响数据，并结合相关数据对交换机隐患进行处理。过程图GOOSE网络间隔交换机则需依据智能终端隐患处理方法进行处理，降低其对母线保护、变压器保护等电力设备的影响。
设备上的隐患对系统整体的影响较大，而在系统工作过程中，因内部或者外部原因出现的隐患也会对系统正常运转造成不利影响。应注重对继电保护系统设备发出的异常信号与正常信号之间的分析，辨别出异常信号，有针对性地进行解决，直至出现正常信号为止，以便恢复系统正常运转。操作系统进行交流采样工作时，需区分数据跳变、数据错误以及精度误差等异常信号差别，分别检查插件芯片、采集程序以及合并器、软件配置等是否呈现正常状态。而对于外力原因，则需操作人员严谨工作态度，对设备接线、压接环节以及合并器光纤连接等按照相关规章制度进行组装，不可随意敷衍。以免造成系统工作出现隐患问题。在诊断性测试中，可采用智能化分析测试系统，对网络设备等方面存在的隐患可自主识别，并提示操作人员，以便操作人员快捷处理。
四、智能变电站继电保护系统运行维护方式
在智能变电站继电保护系统运行过程中应采取科学、合理的系统维护方式，以便增强系统工作的持久性。系统运行需充分发挥设备检测信息的作用，对智能终端、间隔合并单元以及各种交换机等方面进行有效的调度管理，侧重现场操作安全，以及保障系统正常运行。对系统进行维护时，须以实际情况为落脚点，针对现场操作系统制定合理、有效的维护条例，对运行环境、信息搜集功能、系统状态检修、更新智能电子设备等明确相关需求，从而制成并完善作业指导书。
促进智能变电站提高在继电保护系统的技术，需深入研究继电保护等二次设备，以及设备开关等一次设备的优化方向，对智能变电站的技术规范和运行流程等相关重要环节进行内容上的创新。检测继电保护系统的工作状态需严格检测相关系统设备的运行状态，以便在交流采样和保护出口回路方面能实时关注，及时发现隐患并给以有效性措施进行解决。
结语
综上所述，智能变电站继电保护系统需依据大量的智能电子设备进行配合，才能正常运转，发挥其重要作用。对系统运行状态的检测，操作方式的规范以及隐患处理的方法都应受到重视，并在检修过程中严格按照相关规定以及操作规范进行。随着电网系统的快速发展，继电保护系统将会倾向于信息化和数字化，其系统功能逐渐增强，系统运行技术在大量研发后能迅速提高。智能电网的发展符合时代的要求，继电保护系统作为电网二次设备，对其维护方式以系统安全、正常运行为基础，促进电网工作效率的提高，为我国变电站建设提供有力条件。
参考文献
[1]李洋.关于智能变电站继电保护系统的运行的思考[J].科技创新导报，2012（34）.
[2]陈凌昌.智能变电站继电保护系统的运行相关问题探讨[J].电子制作，2013（07）.
第9篇：电站继电保护论文范文
【关键词】智能电网；继电保护；层次化保护
0.引言
目前，智能电网尚处于发展的初级阶段，研究深度还停留在二次系统数字化、规范化所面临的相关技术问题层面，其构建模式大部分仍旧采用传统方式，其保护、自动控制以及计量等装置，几乎均是功能单一、互相独立的系统，这些系统存在硬件配置重复、运维工作量大、信息孤立等缺点，不能充分发挥智能电网的优势。
同时，我国的电网规模不断扩大，大区域联网的加快对电力系统安全稳定运行提出了更高的要求，大规模、远距离的输电的增加、互联系统之间的弱联系使得电网变得越来越脆弱。传统的保护已经不能适应系统发展的需求，很多情况下还是造成系统崩溃的助力。因此，适应于智能电网新环境的继电保护组织形态亟待开发。
为此，本文从继电保护组织形态展开讨论研究适应智能电网新环境的继电保护新形态。电力系统本质是一个广域系统，系统中各个电气量之间相互联系，这从根本上决定了电力系统继电保护应该是一个全局问题，本文从全局的角度出发，提出层次化保护――从全局出发的广域后备保护、从全站出发的集中后备保护以及就地化主保护三个层次，讨论了各个层次保护的范围、原理。以提升继电保护的可靠性，充分发挥智能变电站二次系统数字化和信息共享的优势，改善智能化二次系统。
1.层次化保护的概念
层次化保护就是在整个电网范围内，依据电网结构从外向内依次划分保护范围，分别配以不同的保护办法，并借助计算机、网络传输、广域测量以及动态分析等技术对所需保护信息进行采集处理，实现实时可靠的系统保护。在电网系统中选择电气联系较强的变电站划分在同一区域，在这些变电站之间实行广域后备保护，变电站B1、B2、B3、B4、B5组成一个区域系统，广域后备保护的区域范围包括L1、L2、L3、L4、L5线路。变电站中间层站域集中后备保护，安装在各个变电站内，执行变电站范围内的后备保护功能，并负责将这些中间测量结果向上层广域保护单元传送，接收并执行广域保护的决策结果，图1中，变电站B2的保护范围包括与B2相关联的所有线路L1、L2、L4。变电站内各个间隔主保护实行就地化，并负责变电站内数据的采集，将采集的电气量和开关量打上时间标记，上送给站域保护层和广域保护层，同时接收、执行上层的跳闸、控制命令。
2.层次化保护实现的关键技术
计算机技术、网络通信技术、广域测量系统以及动态系统分析等技术的发展，是智能电网实现层次化保护的关键技术。
（1）通信标准：IEC61850通信标准的逐步应用，使得各保护、控制设备有了共同的国际标准，可以实现变电站之间以及站内的无缝通信，是实现层次化保护的根本。
（2）计算机技术：超大容量新型存储设备为海量的离线和实时数据的存储提供了可能；实时数据库的开发为实时的数据测量和计算处理提供了空间，安全有序的存储办法保证了数据的安全性。为层次化保护的数据采集以及快速计算提供了技术支持。
（3）智能化一次设备技术：电子式互感器以及智能断路器等高性能一次设备技术的快速发展，使得数据的采集和传输在变电站内部完全数字化，数据信息得以共享，对跳闸、控制命令的执行时间缩短。
（4）网络通信技术：随着互联网技术的发展，基于以太网的Internet技术应用日益广泛，百兆/千兆/万兆以太网技术的成熟，高速通信网络用于超大规模的变电站也游刃有余。电力系统中已实现以太网和SDH（Synchronous Digital Hierarchy）光纤环网为主体的广域网建设，为层次化保护提供安全可靠的通信支架。
（5）广域测量以及数据处理技术：基于同步动态相量测量（DPUM，dynamic PMU）的广域相量测量系统（WAMS，Wide Area Measurement System）是实现层次化保护信息同步采集、传输和交换的重要手段。动态系统分析技术、智能控制、非线性理论等跨学科技术的发展，也为层次化保护的实现提供了有力的支撑。
3.层次化保护系统设计方案
层次化保护系统机构示意图如图1所示，其中广域后备保护主站实现变电站1到变电站N的集中后备保护，变电站1到变电站N作为广域后备保护的子站，为广域保护提供采样数据、开关位置等信息，并接受主站保护的跳闸、控制策略。同时，每一个保护子站又作为一个独立的个体，配置独立的保护系统，包括各个间隔就地化的主保护和站域集中后备保护。各个保护层次之间通过网络进行通信，就地化保护采用光纤直采直跳的就地化通信。各个保护层均采用统一的时间同步源GPS，保持数据同步。
图1 层次化保护系统机构示意图
下面对各个层次的保护原理进行讨论。
（1）广域后备保护
广域后备保护是继电保护实现由点到面的一个过渡，将电力系统作为一个整体进行保护，利用网络通信系统，从系统中采集多点信息，对故障进行快速可靠的切除。广域后备保护用来弥补传统三段式后备保护延时长的不足，主要采用电流差动、阻抗方向以及功率方向等原件识别故障点，并向子站跳闸、控制命令，实现故障的及时隔离。
广域后备保护宜双套冗余配置，各自独立，互为备用。广域后备保护对同步性要求较高，要求整个广域区域内使用GPS进行同步。
（2）站域集中后备保护
传统变电站中，一般将后备保护与主保护集成在同一个保护装置内，由于各个间隔后备保护原理相似，进行单独配置，使设备大量冗余浪费，同时信息各自孤立，缺乏相互之间的有效沟通，使后备延时过长，保护的时效性和可靠性都不能满足需求。站域集中后备保护进行全站后备保护的集中配置，使信息进行全站共享，进行全站信息的综合判断，给出快速准确的跳闸命令。保护进行双套冗余配置，每一套保护均可以完成全站所有设备的后备保护功能，互为备用。
（3）就地化主保护
传统变电站中，保护装置采用直采直跳的方式，保护动作时间较短；数字化变电站过程层组网方式下，同等保护原理下，继电保护动作时间会有所延长，影响保护动作时间延长的原因有：电子互感器数据处理延时，网络处理延时等，这对于系统的安全性是非常不利的。介于主保护的重要性，各个间隔还是进行主保护的就地化配置，从数据采集到计算处理、跳闸控制出口均在本间隔就地进行，只将需要参加站域集中后备保护和广域后备保护的相关电气量、开关量通过网络传送即可。
就地化主保护是独立于站域与广域系统的独立系统。当主保护判断系统故障时，就地跳闸的同时，将故障元件、故障类型和保护动作信号上送至上层保护系统，支持上层保护决策。
作为整个层次化保护的最底层保护，其负责整个保护系统的数据源，需要保证数据信息的同步性、安全性。
4.层次化保护的配合关系
层次化保护在进行电网系统保护时，一般全部处在工作状态，在属于自己的管辖范围内实施保护。一般情况下，各个间隔发生故障时，首先调动就地化主保护将故障切除，若主保护失灵、或者断路器拒动，则启用站域集中后备保护对故障进行进一步的切除，最糟糕的情况下，集中后备不起作用或断路器失灵，则广域后备保护根据故障电流信息以及断路器位置信息，扩大范围的切除与故障线路相关的周边断路器，最终实现故障的可靠切除。如图2所示，进行实例说明。
图2 层次化保护配合示意图
当变电站B1和变电站B2之间的线路L1发生线路故障时，层次化保护方法包括以下步骤：
（1）就地化主保护层采集L1线路的CT1和CT4的电流，并进行差动计算，当满足线路差动保护条件时，线路差动保护动作，跳闸信号出口跳断路器QF1；
（2）如果差动保护不返回且CT1持续有流，则判定QF1断路器失灵，站域后备保护启动QF1断路器失灵保护；
（3）失灵保护启动后，发跳闸命令到QF1；
（4）若QF1仍旧不能跳开，则将QF2、QF3和QF4作为QF1失灵的广域后备保护开关集合，如图3中虚线框内所示，计算CT2、CT3和CT4的广域差动电流，若广域差动电流大于设定的广域差动的动作定值，确认QF1失灵；
（5）与失灵断路器QF1相关的开关有：所在的母线开关QF2 和QF3，以及线路开关对侧的QF4、QF5、QF6作为切除范围的开关集合，满足动作定值则跳开断路器QF2、QF3、QF4、QF5和QF6，最终切除故障。
5.结束语
智能电网的发展，为继电保护带来了改革的空间，由传统的独立保护上升到整个电网的全方位、大范围的保护，由点到面的变化，使保护系统获得的信息更加准确，保护策略也更加精准。层次化保护将更好的为大电网服务，层层递进的保护关系，实现电力系统的“无死区”保护，保证电力系统安全稳定运行。
参考文献：
[1]徐天奇，尹项根，游大海，等. 广域保护系统功能与可行结构分析[J]. 电力系统保护与控制，2009，37（3）：93-97.
