继电保护开题报告范文篇1

一、概述

随着微机继电保护装置的广泛应用和变电站综合自动化水平的不断提高，各种智能设备采集的模拟量、开关量、一次设备状态量大大增加，运行人员可以从中获取更多的一、二次设备的实时信息。但是，由于目前的微机型二次设备考虑较多的是对以往设备功能的替代，导致这些设备基本上是独立运行，致使它们采集的大量信息白白流失，未能得到充分利用。电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。近几年，计算机和网络技术的飞速发展，使综合利用整个电网的一、二次设备信息成为可能。电网继电保护综合自动化系统就是综合利用整个电网智能设备所采集的信息，自动对信息进行计算分析，并调整继电保护的工作状态，以确保电网运行安全可靠的自动化系统，它可以实现以下主要功能：（1）实现继电保护装置对系统运行状态的自动适应；（2）实现对各种复杂故障的准确故障定位；（3）完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策；（4）实现继电保护装置的状态检修；（5）对线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析，并提供解决方案；（6）对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析；（7）自动完成线路参数修正。

二、系统构成

站在电网的角度，我们来分析电网继电保护综合自动化系统获取信息的途径。电网的结构和参数，可以从调度中心获得；一次设备的运行状态及输送潮流，可以通过EMS系统实时获得；保护装置的投退信息，由于必须通过调度下令，由现场执行，因此可以从调度管理系统获得，并从变电站监控系统得到执行情况的验证；保护装置故障及异常，可以从微机保护装置获得；电网故障信息，可以从微机保护及微机故障录波器获得。通过以上分析，可以看出，实现电网继电保护综合自动化系统的信息资源是充分的。为了更好的利用信息资源，应建立客户/服务器体系的系统结构，按此结构将系统分解成几个部分，由客户机和服务器协作来实现上述七种主要功能。这样就可以实现最佳的资源分配及利用，减少网络的通信负担，提高系统运行的总体性能。客户机设在变电站，主要实现以下功能：（1）管理与保护及故障录波器的接口，实现对不同厂家的保护及故障录波器的数据采集及转换功能。在正常情况下巡检保护的运行状态，接收保护的异常报告。在电网发生故障后接收保护和故障录波器的事故报告；（2）管理与监控系统主站的接口，查询现场值班人员投退保护的操作；（3）管理与远动主站的接口，将装置异常、保护投退及其它关键信息通过远动主站实时上送调度端；（4）执行数据处理、筛选、分析功能。实现对保护采集数据正确性的初步分析，筛选出关键信息；（5）管理及修改保护定值；（6）向服务器发出应用请求，并接收服务器反馈信息；（7）主动或按服务器要求传送事故报告，执行服务器对指定保护和故障录波器的查询。服务器设在调度端，可由一台或多台高性能计算机组成，主要实现以下功能：（1）向客户机发送指令，接收并回答客户机的请求；（2）接收客户机传送的事故报告；（3）控制对EMS系统共享数据库的存取。获得一次设备状态、输送潮流及客户机通过远动主站上送调度端的信息；（4）通过调度运行管理信息系统获得调度员对保护的投退命令、设备检修计划等信息；（5）与继电保护管理信息系统交换保护配置、定值、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，实现继电保护装置的可靠性分析；（6）执行故障计算程序、继电保护定值综合分析程序、事故分析程序、保护运行状态监测程序、稳定分析程序等应用软件。

三、功能分析

实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。电网继电保护的整定计算十分复杂，由于传统的继电保护以预先整定、实时动作为特征，保护定值必须适应所有可能出现的运行方式的变化。为使预先整定的保护定值适应所有可能出现的运行方式的变化，必然出现以下问题：（1）缩短了保护范围，延长了保护动作延时；（2）被迫退出某些受运行方式变化影响较大的保护。如四段式的零序电流保护仅能无配合的使用其最后两段；（3）可能还存在由于运行方式考虑不周而出现失去配合；（4）被迫限制一次系统运行方式。电网继电保护综合自动化系统可以彻底改变这种局面。只要在调度端的服务器安装故障计算及继电保护定值综合分析程序，依靠从EMS系统获得的系统一次设备的运行状态，就可以迅速准确的判断出当前继电保护装置整定值的可靠性，如出现部分后备保护定值不配合时，根据从调度管理系统获得的线路纵联保护及母差保护的投入情况，确定是否需要调整定值。如需要调整，可通过调度端服务器向变电站的客户机下达指令，由客户机动态修改保护定值，从而实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。以上所有计算分析工作，均依靠调度端服务器实时自动完成，这样，继电保护整定值就无需预先考虑那些出现机率很小的组合方式，从而解决困扰继电保护整定计算工作的不同运行方式下可靠性与选择性存在矛盾的问题。系统发生事故后，往往有可能伴随着其它保护的误动作。传统的事故分析由人完成，受经验和水平的影响，易出现偏差。由于电网继电保护综合自动化系统搜集了故障前后系统一次设备的运行状态和变电站保护和故录的故障报告，可以综合线路两端保护动作信息及同一端的其它保护动作信息进行模糊分析，并依靠保护和故录的采样数据精确计算，从而能够迅速准确的做出判断，实现事故恢复的继电保护辅助决策，实现继电保护装置的状态检修。由于征地的限制，新建线路往往与原有线路共用线路走廊，线路之间电磁感应日益增大，造成新线路参数测试的不准确以及原有线路参数的变化。现在，依靠电网继电保护综合自动化系统，可以将每次故障周围系统保护的采样数据进行收集，利用线路两端的故障电流、故障电压，校核并修正线路参数，实现线路参数的自动在线测量，从而提高继电保护基础参数的可靠性，保证系统安全。

四、实现本系统的难点分析

1.管理问题从技术上说，实现电网继电保护综合自动化系统的条件已经成熟，无论是变电站客户机对保护信息的搜集、信息的网络传输还是调度端服务器对EMS系统共享数据的读取、故障及稳定分析计算，都可以得到解决。主要的实施难度在于此系统需要综合继电保护、调度、方式、远动、通信以及变电站综合自动化等各个专业的技术，并且涉及到控制运行设备，其它专业一般不愿牵扯其中，因此只有解决好管理问题，才可能顺利实施。

2.安全性问题由于电网继电保护综合自动化系统的功能强大，并且可以控制运行设备，与电网的安全稳定运行息息相关，因此在设计之初，就必须对系统的安全性问题给予足够重视。可以说，安全性解决的好坏，将是本系统能否运用的关键。

3.规约问题由于本系统将全网所有微机保护及故障录波器联系到了一起，如果能够解决好信息的组织及传输规约，将对系统实施起到事半功倍的作用。因此，希望参照国外标准，尽快建立国内继电保护信息组织规约。

继电保护开题报告范文篇2

关键词：变电站；运行维护；光纤差动保护；RCS-931保护

中图分类号：TM773文献标识码：A文章编号：1009-2374（2014）08-0142-03

随着我国社会经济的快速发展，我国的电网结构也在日益改善并逐渐向高压及超高压方向发展。由于光纤电流差动保护运行原理简单、可靠性高，逐渐取代了电力线载波的高频距离保护成为500kV变电站线路的主保护。

1光纤差动保护的原理及与常规保护的比较

光纤差动保护装置的原理通过计算三相电流的变化判断保护是否动作。光纤差动保护的原理如图1所示：

图1光纤差动保护的原理

以母线流向被保护线路的方向为正方向，

令动作电流为ICD=|IM+IN|

制动电流为IR=|IM-IN|

当动作电流与制动电流对应的工作点位于比率制动特性曲线动作区，继电器动作跳闸，否则，继电器不动作。线路的故障包括内部短路和外部短路。

当发生内部短路时，原理图如下图所示：

ICD=|IM+IN|=|IK|此时，

IR=|IM-IN|

ICD>IR

动作电流与制动电流对应的工作点位于比率制动特性曲线动作区，继电器动作。

当发生外部短路时，原理图如下图所示：

ICD=|IM+IN|=|IK-IK|=0此时，

ICD

当位于比率制动特性曲线非动作区，继电器不动作。常规保护一般采用三段式的保护，Ⅰ段为电流速断保护，Ⅱ段为限时电流速断保护，Ⅲ段为定时限过流保护。Ⅰ段保护响应的时间短，但只保护线路的一部分无法保护整条线路，Ⅱ段保护保护本线路全长及相邻线路的一部分，动作时间有延时，Ⅲ段保护保护本线路和相邻线路的全长，动作时间按阶梯原则设定，响应的时间比较长。而对于分相式光纤差动保护的原理比较简单，不会受系统振荡、单侧电源运行方式、系统非全相运行等方面的影响，差动保护保护动作速度快且本身具有选相能力。而且由于使用光纤作为传输介质，它不怕超高压与雷电电磁干扰、对电场绝缘，对信号的衰耗低。

22套光纤差动保护功能介绍

变电站运行的500kV线路一般采用2套速动纵联光纤差动保护作为主保护，另外配2套远方跳闸保护装置。以南瑞公司的RCS-931系列保护装置为例，它包括以具有全线速跳功能的分相电流差动和零序电流差动作为系统的主保护，由三段式相间和接地距离及多个零序方向过流构成的全套后备保护和远方跳闸功能，另外还有过负荷告警功能。

2.1全线速跳功能

根据相关的规程要求，对于500kV的高压线路，为了防止电网事故的扩大造成严重的社会经济损失，因此要选择性的快速切除故障。RCS-931系列保护采用2套光纤全线差动保护装置主要包括了以分相电流差动和零序电流差动为主体的快速主保护和工频变化量距离元件构成的快速I段保护功能。

RCS-931系列保护分相电流差动指利用被保护线路各端电流量实现电流差动原理的一种线路纵联保护。它在不考虑本线路导纳的条件下，根据动作电流和制动电流的关系是来判断故障是发生在被保护线路内部或外部。同时分相电流差动保护装置中一般都配置零序差动保护，零序差动保护继电器和稳态分相差动继电器相互配合有选相功能同时也提高保护装置的耐过渡电阻能力。

2.2远方跳闸功能

变电站500kV高压线路的光纤差动保护装置，在断路器与电流互感器之间发生故障时，比如图二中的k点发生接地短路故障时，在单母线或者双母线的接线方式下，M侧的母线差动保护动作跳开断路器QF1动作后将故障点切除。但是如果断路器不能将故障区域切除，仍通过线路连接到N侧的变电站，此时对于属于区域外的线路保护，应当采用远跳功能实现对QF2跳闸，从而快速的切出故障，实现对N侧线路的保护。

如图3是母线差动保护的远跳逻辑示意图。当M侧断路器QF1断开后TJR永跳继电器启动并动作，它的永跳接点向线路的N侧变电站差动保护装置发出命令，对侧装置收到命令后断路器断开三相同时重合闸闭锁，快速切除故障。

图2500kV线路断路图3启动远跳

器和TA间故障逻辑回路

2.3过负荷告警和过流跳闸功能

RCS-931系列的过负荷保护包括了Ⅰ段过负荷报警和Ⅰ段过负荷跳闸功能。

2.3.1过负荷报警功能。将整定保护定值控制字中“投过负荷报警”置1。当最大相电流>“过负荷报警定值”，无论电流为正方向或反方向，经整定的“过负荷报警时间”延时，装置自检报“过负荷报警”。

2.3.2过流跳闸功能。当线路中出现过流或过负荷时，各个设备及线路都会产生巨大的热量，如果时间过长将会使设备及线路发生火灾，造成不可挽救的后果。过流跳闸功能根据整定值能很好的避免上述情况的发生。

首先将整定保护定值控制字中“投过流跳闸”置1，再投距离保护压板。当最大相电流>“过流跳闸定值”，经整定的电流方向动作判据及“过流跳闸时间”延时，保护装置动作，面板上相应灯亮，液晶上显示“过流动作”。

3光纤差动保护对变电运维的重要作用

光纤差动保护对于变电站的运维具有重要的作用，它对故障的检测快速，对故障的判断精确，提高了保护装置动作的准确性和快速性，杜绝了电网故障的快速扩展，从而提高了电网运行的稳定性。同时，极大地节约了变电运维人员的工作量，给运维人员提供了很大的便利。具体包括以下几部分：

第一，RCS光纤差动保护将保护功能和测控功能按对象进行设计，集保护、测控功能于一体。保护、测控既相互独立，又相互融合，保护、测控借助于计算机网络与变电站层计算机监控系统交换数据，减少大量的二次接线，增加了功能，节省了投资，提高了保护装置的可靠性，有效实现了变电站运维的本质安全。

第二，RCS系列保护、测控装置解决了装置在恶劣环境下（高温、强电磁场干扰、潮湿）长期可靠运行的问题，并在整体设计上，通过保护、测控装置有机结合，信息交换，减少重复设备，简化了设计，减少了电缆，大大方便了运行人员的日常检查、维护。

第三，它采用电力行业标准DL/T667-1999（IEC60870-5-103）规约，提供保护和测控的综合通信，实时性强，可靠性高，具有不同厂家的同种规约的互操作性，是一种开放式的总线，既方便了日常定检，也为新入职变电站运维人员现场学习提供了良好平台。

第四，变电站层采用分布式系统结构，提供多种组织形式，可以是单机系统，亦可多机系统。灵活性好，可靠性高，且方便系统扩展。变电站层为变电值班人员、调度运行人员提供变电站监视、控制和管理功能，界面友好，易于操作。组件技术的使用，实现软件功能“即插即用”，能很好地满足综合自动化系统的需要。

4变电站光纤差动保护日常运维风险及解决方法

光纤差动保护与传统的保护装置相比具有诸多的优点，但该保护的原理比较复杂并且包含了一些跨学科的知识因此必须对相关的内容理解。例如，2009年10月广东省发生过一起人员失误引起的RCS-931D型500kV线路光纤差动保护装置误动事故。某500kV变电站与电厂之间采用500kV线路进行连接，主保护Ⅰ和主保护Ⅱ均采用的是南瑞的RCS-931D光纤差动保护。在线路改造时需要更换两个开关CT。在改造完成后，调试人员对装置采样进行三相加量测试时，两侧的差动保护跳闸。经分析确定根本原因是变电站运行维护工作人员对两侧保护的关联性了解不透彻，未对光纤通道进行自环，对本侧保护工作对对侧保护可能造成的影响不清楚造成了此次安全事故。

还有一次是上海市某500kV线路由于TA的一侧断线而导致跳闸的事故。当一侧发生TA断线时，该侧的差动元件启动，并且发出“差动动作”信号给另一侧，因为另一侧的TA工作正常保护不启动，因此故障侧接收不到“差动保护”的允许信号，但是当10s内负荷的波动会引起继电器跳闸。因此变电站运维人员在日常的工作中对于TA断线问题应当及时报设备缺陷，申请尽快解决，避免这类事故的发生。当该类事故发生后，进行事故调查时应该查看录波报告，负荷波动大的一侧即为断线的一侧。另外，RCS-931系列装置本身带有“TA断线闭锁”，控制字可以整定，当为1时，TA断线可以闭锁差动保护，避免误动作；当控制字为0时TA断线不闭锁差动保护，此时应当将继电器的整定值提高到“TA断线差流整定值”。

在掌握光纤差动保护的基础上，维护人员在日常运维中应当注意以下几点：

（1）保护运行过程中，开关位置非常重要。线路由对侧空载充电时，本侧开关无论是热备用还是冷备用，均禁止将其控制电源退出。

（2）“差动保护通道故障”光字牌亮说明分相电流差动保护被闭锁，但后备距离及零序保护仍可运行。

（3）当500kV变电站在进行检修或保护定期检验时，为了防止保护误动，应向调度申请将两侧主保护压板退出。

（4）在检修调试过程中，除了双侧保护联调，务必断开光纤保护通道，以免造成不必要的损失。

5结语

随着新建500kV变电站的逐渐增多，RCS-931系列光纤差动线路保护装置凭借其诸多的优点，被越来越多的单位采用，若保护装置出现问题，对整个电网的影响将会很大。因此，变电站运维人员一定要深刻掌握RCS-931系列装置的原理以及相关的运维注意事项，认真做好日常隐患排查和消缺，坚决避免发生前面提到的类似事故，提高供电可靠性。

参考文献

[1]南京南瑞继保电气有限公司.RCS-931TM型高压

输电线路成套保护装置说明书[Z].

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工程中的应用[J].华东电力，2005，（2）.

[4]黎对清.一起RCS-931A断路器失灵事故及其引发

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题分析[J].河北电力技术，2008，（27）6.

[6]石恒初，王珍意.光纤差动保护远跳功能的应用与

分析[J].云南电力技术，2011，（39）12.

继电保护开题报告范文篇3

【关键词】数字化变电站；二次设备；调试

1.引言

随着220kV白洋淀数字化变电站的投运，保定供电公司数字化变电站的二次设备维护工作也已提上日程。电子式互感器、面向通用对象的变电站事件（GOOSE）功能的运用[1]，使得传统变电站的检修模式难以适应。为此，掌握二次设备的调试方法，对顺利展开数字化变电站运行维护工作，非常必要。

2.数字化变电站的特点

2.1数字化变电站的定义[2]

在当前技术条件下，对数字化变电站的普遍理解是以数字式互感器、智能型断路器为基础，通过高速网络通信平台，使用IEC61850标准通信协议，能够实现运行状态的数字化传输，满足变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作的现代化变电站。

2.2数字化变电站的技术特点

数字化变电站有别于传统综合自动化变电站，常规变电站自动化系统应用特点是变电站二次系统采用单元间隔布置形式，装置之间相对独立，装置间缺乏整体的协调和功能优化，输入信息不能共享、接线比较复杂、系统扩展复杂，图1为传统变电站结构示意图。

数字化变电站是综合自动化技术的进一步发展，相比于传统变电站，数字化变电站有如下三个技术特点（图2为数字化变电站结构图）。

（1）数字化的一次设备

用数字式互感器替代传统电磁式互感器，目前常用的数字式互感器主要有磁光式、全光纤式和电子式。断路器使用的是智能型断路器或者用传统的断路器加装智能单元，实现信号的数字化转换，并且能够接受数字化信息指令改变运行状态。

（2）网络化的二次设备

一次设备和二次设备之间不再使用传统的电缆连接，而是采用百兆光纤以太网，站内除了少量的直流、交流电源电缆，二次电缆全部被光缆替代。

（3）标准化的通信协议[3]

目前数字化变电站普遍使用的是IEC61850标准通信协议，具有良好的完整性、系统性和开放性，使站内设备的互操作性大大加强，为实现信息资源共享、自动化功能集成创造了良好的条件。

3.白洋淀数字化变电站简介

220kV白洋淀数字化变电站是保定供电公司第一座数字化变电站，全站除380V配电装置外，全部采用智能化一次设备（电子式互感器（EVCT/EVT）、合并器、智能终端等），全站保护测控采用IEC61850规约，使用MMS网实现数据采集，采用光纤通信技术全面取代了开关场到保护屏间的电缆硬连接。主变保护装置采用光纤GOOSE连接（点对点式），实现数据共享和GOOSE控制和跳闸技术；35kV母线保护、低周低压减载装置、主变过负荷装置跳35kV各出线间隔采用GOOSE网络实现网络控制和跳闸技术，其他采用常规电缆接线，图3为白洋淀数字化变电站结构配置图。

白洋淀数字化站由南瑞继保完成整站集成，采用IEC61850协议，集成了南瑞继保、深圳南瑞、北京四方、武汉中元、国电南思等厂家的二次设备。交流采样应用电子式互感器采用60044-8协议点对点通信方式；站控层网络、35kVGOOSE网络双重化，在站控层和交流采样层达到了国内数字化变电站同时期领先技术水平。

4.数字化变电站二次设备验收调试组织模式

数字化变电站的出现，产生了新的二次模式。从传统电磁型继电保护到微机保护，再到数字化变电站的新型数字保护，保护装置的硬件结构发生了很大的变化，输入量和开出量的传递形式信息化。同时，由于电子互感器具有无饱和等优点，使保护的原理和技术在一定的程度上得到简化。保定供电公司为适应新的白洋淀数字化变电站的技术要求，从二次设备调试到基建验收投运实行专人负责，积累了一些二次设备调试经验。

4.1设备出厂前验收

在设备出厂前，专门成立数字化变电站工作组。验收人员严格按照《保护设备、自动化系统工厂验收测试大纲》逐项进行验收，验收人员在学习提高数字化变电站基础知识的同时，发现了45项保护装置、综自系统的软、硬件问题，为设备现场调试顺利完成奠定了坚实基础。验收人员每天坚持写验收日志，详细记录总结每天验收的项目、发现的问题和解决的问题，为形成数字化变电站验收备忘录提供了第一手资料。

4.2现场验收阶段

（1）细化人员分工，确保每台设备责任到人

为确保白洋淀数字化变电站的顺利投运，每个细节都必须验收到位。在设备调试阶段，保定供电公司组织综合自动化专业人员进行随工质检，对人员进行详细分工，即将现场验收人员分成保护装置验收组、综自系统验收组。保护装置验收组按照电压等级又分为220kV保护组、110kV保护组、35kV保护组、主变保护组；并将故障录波器、母差保护、主变过负荷、备自投等装置划分到各保护工作组中；综自系统验收组又分为后台监控机组、综自设备组（包括远动装置、GPS对时系统等）、信息处理组（包括网络记录仪、信息子站等），确保每台设备责任到人。

（2）对验收发现问题及时总结、汇报和处理，确保及时解决

为准确、快速的解决发现的问题，现场验收总负责人与基建施工单位负责人、厂家人员每天召开总结会，对发现的问题进行讨论并制定解决方案，规定解决期限、复检方式，确保验收发现的问题及时准确处理。若发现较重要问题且不易解决，如220kV线路保护四方装置与所连南瑞继保线路合并单元之间采样点设置不同造成四方装置光差保护通讯中断缺陷等，及时上报上级主管部门，协调相关单位处理。

5.数字化变电站二次设备调试经验

5.1220kV白洋淀站检修维护手册

通过现场验收，总工作负责人将所有相关资料进行整理、分类、汇总，形成包括验收报告、试验报告、作业指导书、数据库备份、说明书、图纸、台账、设备出厂前验收、现场验收的日志、维护和检修工作记录，试验方法、消缺经验等主要内容的《220kV白洋淀数字化变电站检修维护手册》。检修维护手册共包含59验收报告、98套试验报告、40份作业指导书、72份电子说明书，387张电子图纸及所有设备台账、定值、后台及远动数据库备份等资料，为二次设备的检修、试验和日常维护提供最全面的资料和方法依据。《220kV白洋淀数字化变电站检修维护手册》随着维护和检修过程，可随时进行更新和补充。

5.2保护装置技术要点和运行注意事项

根据验收过程中发现的问题、总结与常规保护的不同点，制定220kV白洋淀站每个保护装置的技术要点和运行注意事项、每套保护装置的作业指导书，并依据相关规程，制定全站各设备的试验报告，方便投运后的检修、周校、消缺等工作。例如，数字化变电站中的220kV线路合并单元，当一次设备不停电、只退出单套保护时，应特别注意不能直接向合并单元上加电流量，避免因合并单元的电流通至母差保护造成装置误动或闭锁。

对于数字化变电站，单个设备进行检修时，与常规变电站的操作习惯和顺序有很大的不同，稍有不慎，可能造成严重的后果。例如，220kV单个保护装置检修时，只需退出相应的跳闸压板，但如果保护装置的合并单元MU检修时，需要退出与之相关联的所有保护装置，特别是母差保护装置。针对诸如此类情况，现场技术人员对每个设备检修状态下，运行人员需要做哪些操作，退出哪些压板都作了详细的说明，为运行人员操作提供了技术支持和安全保障。

5.3光纤衰耗测试表[4]

在现场装置调试后期，待光纤核对、清洁完毕不再插拔时，派专人负责，对每条光纤衰耗情况进行详细记录，并标明起点和终点光纤的屏柜、装置、插件、端口、发送功率、用途等情况（如表1所示），为今后的周校、消缺等现场光纤回路工作提供原始的数据支持。

5.4制定“goose断链表”。

一旦光纤goose断链，就会影响本站主变中低压侧及35kV设备的故障跳闸，发生因间隔开关拒动引起的故障越级等严重后果，严重影响电网稳定运行。goose断链时，为快速查找光纤断链位置，特编制了“goose断链表”。“goose断链表”详细标明光纤的屏柜、用途、光纤编号、起止位置、断链后台报文、装置报文等情况（如表2所示），为现场消缺提供查找依据。

5.5光纤、网线标识标签统计

根据数字化变电站大量应用光纤作为传输媒介的特殊性，为满足迅速准确的查找和消除与光纤有关缺陷的要求，最大限度降低数字化设备异常或退运的时间，保证设备安全稳定运行，结合220kV白洋淀数字化变电站投运前验收工作实际，制定光纤标识管理方法，制作全站光纤标识库（如表3所示），并要求安装单位实施。每面屏内附本屏光纤标识表，方便检修人员查找。光纤标识库中，标签号与光纤头标签一一对应，光纤或尾缆编号与设计图纸已一一对应，起点、终点与实际装置、插件、接口一一对应，同时标明光纤类型，符合设备运行要求，光纤敷设走向满足《河北南网18项反措要求》，标识内容清晰准确，可操作性好，无实施阻碍，对提高光纤寿命、迅速准确查找光纤走向指导性强。

5.6数字化变电站模型文件和配置文件的修改规则

针对数字化装置模型文件和配置文件在数字化变电站中的重要作用和地位，规定白洋淀数字化变电站的模型文件和配置文件由厂家、调度所和二次检修班组三方保存，每一年度由三方的文件与站内文件进行一致性对比，编写了数字化变电站模型文件和配置文件的修改规则。当保护装置模型文件和配置文件需要修改时，必须经过二次检修班班班长、调度所专责、厂家的研发人员三方在修改方案签字确认后方可进行修改，并在检修记录中详细注明修改原因、日期、人员及结果，修改后的模型文件和配置文件必须长期保留。

5.7注重现场培训资料收集，做好数字化变电站的培训教程

利用摄像机、照相机等工具收集电子式电流电压互感器、保护装置等数字化设备的试验方法和维护经验，作为培训教材，做好数字化变电站的培训教程。

6.结语

2009年12月28日，保定地区首座数字化变电站-220kV白洋淀数字化变电站零缺陷投运，这标志着保定供电公司在变电站自动化建设上向“数字化”迈出了坚实的一步，推动了河北南网自动化技术的进一步发展。随着数字化变电站调试、运行、维护工作技术的逐步成熟，现阶段出现的问题会通过不断的工程实践和技术发展最终得以解决。

参考文献

[1]高翔.数字化变电站应用技术[M].北京：中国电力出版社，2008.

[2]王玉玮，王兰.浅析数字化变电站[J].江苏电机工程，2008，27（2）：50-53.

[3]徐建锋.上海110kV封周数字化变电站技术的应用和研究[J].上海电力，2010，6（12）：337-346.

[4]刘益青，高厚磊，高伟聪.适用于数字化变电站的继电保护数据处理新方法[J].电力系统自动化，2011，35（15）：68-72.

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继电保护开题报告范文篇4

关键词：变电站；微机保护；线路保护；电容组保护

中图分类号：TM76文献标识码：A文章编号：1009-2374（2012）28-0103-03＼

变电站微机保护系统是一种复杂并且特殊的系统，在系统的配置和装置中，由于各个变电站的具体设备情况以及旧变电站改造过程中涉及相关的用户利益，部分二次继保设备改造会在带电或者部分带电的情况下进行。

1微机保护装置结构

1.1硬件

变电站微机保护的装置主要由电源模块、输入输出模块、主模块和管理模块构成。电源模块的主要构成又包括两个宽稳压范围、开关稳压电源（高抗干扰模块式）以及部分外接组件。电源电压模块的主要作用是将外加的常规电压220V转化为单元内其他模块所需要的电压。输入模块则主要是将现场送来的二次额定电压值及电流值的交流信号进行转化，以便于适合单片机系统A/D采样的低电压信号。输出模块是将主模块中的24V分合闸控制信号隔离并扩大，使其能直接驱动断路器的分合闸。单元装置的核心就是主模块，它能完成设备运行参数采集、开关状态检测和操作、相关的各种自动控制和继电保护等。并且单片机的上位机通讯和与外部设备交换信息都是由主模块进行管理。而管理模块主要是实现人机对话，完成操作运行过程中的指示和先关数据的显示，必要时候进行故障报警。

1.2软件

保护系统软件能够在故障全过程中对继电器的运行进行计算，保障装置的可靠性和动作速度。软件可以自动调整和校正变压器各侧的电流平衡，简化电流二次接线。同时软件还具备GPS时间校对、保护动作事件、故障录波记录、软压板投退等功能，这些功能都在正常运行的情况下由主程序自动运行。

2微机保护系统分析

2.1高压变电站的微机保护布置

由于笔者日常接触的都是500kV的高压变电站，现代变电站监控系统都已经实现了内部通讯网络现代化，变电所的通讯网络是建立分散和分布式系统的纽带。而建立好的分散分布式系统具有各个智能电子设备分工明确、各自独立的特征，任何单独的电子设备失效，不会影响整个综合的二次系统，有效地分散了危险。高压变电所的继电保护装置要保证电所与电网安全，在目前的技术条件下就要实现完全独立的继电保护功能，于是，分散系统中就要将测控装置和集中组屏故障录波器进行分散布置。

传统的微机保护布置方式基本上采用的是集中布置方式，将继电器屏和控制屏等全部集中在控制室，所有的信号都由控制电缆引入控制室，这样布置的好处是便于运行方式的维护，但是很容易使控制电缆引入传导类的强干扰。随着技术的发展和认识的推进，分散布置已经是现在广泛采用的方式，它主要是将保护和监控装置直接布置到被控制的对象旁边，在有效地削弱传导类干扰的前提下，还能减少设备的占地面积，大大缩短了电缆以及相关的投资。分散布置的方式起初只是在110kV的变电站进行改造，现在500kV的高压变电站基本上已经实现了分散布置的方式。

2.2抗干扰问题

变电站主变微机保护的工作电流很低，在输入和输出时容易因为回路串进干扰引起误动和拒动误发信号，保护会利用光耦模件将干扰信号隔离，同时也会对外部输入的开关量转换成CPU可以接受的弱电电平。为了避免长电缆串入干扰，跳闸输出和信号引出都经非电量输出，引入和引出的电缆都是屏蔽电缆，抗干扰能力得到了极大加强。保护在投入运行中还是能通过保护系统有效阻止干扰，保证设备以及电网的运行安全。

2.3运行情况

在微机保护系统中，电流和电压的实时采样值、变压器的差动电流和开关的输入量状态都可以显示，现场的维护及调试就很方便了，但是这些数据也只是在主菜单上显示，不能打印，数据的检查只能到现场，管理和分析工作也就相应的滞后。相关的存储报告也不能很好地保存，新的报告会在第一时间刷新旧的报告，不能选择性地存储有用的报告，删除无用报告也只能将所有报告整体删除，提取有用信息的难度也加大了。保护起动时还要面临的一个问题就是，当保护起动时在间隔较短的时间又一次起动就会更新资料，从而无法分析后一次起动的原因，给运行分析和事故分析带来相应的阻碍。这些问题的解决还是要依赖于软件的更新，只有对相关的软件进行更换才能消除问题，保证系统运行稳定。

3微机保护配置问题

变电站微机保护系统的自动化和智能化水平较高，在二次继保系统的施工中，保护系统的相关配置也面临一些需要调整的地方。

3.1变压器保护

变压器的保护分为主动保护和后备保护。两种保护的装置要求不一样。主动保护需要配置速断、差动、温度和瓦斯等保护，同时能进行35kV侧断路器液压装置的故障监测，油温测量和风扇控制也是必不可少。微机保护系统要在具有非电量保护的情况下，才能接受变压器发出的信号，将所接受的信号作为事故记录，启动装置的跳闸继电器，并且将动作信息打印出来，通过信息管理机传递给监控

系统。后备保护装置的配置和主动保护的大不相同，虽然都是进行变压器的保护，但是使用的装置和原理却大相径庭。后备装置的主要保护功能范围是过流、零序过压、零序过流、负序过流、过负荷、过励磁及间隙过流重合闸等的保护。该保护系统要在完成上述保护任务的同时完成运行参数测量、状态监视及控制。在进行上述一系列保护工作的时候将故障时的相关波形进行记录。后备保护装置的信息传输主要利用CAN总线，联接通讯单元的上位机，向调度中心传输信息。

3.2线路保护

变电站中微机保护系统进行的线路保护是一套将电流保护、电压保护和三相重合闸相结合的线路保护。在这套保护装置中，进行配置就要考虑使用两个CPU插件。其中的一个插件要满足32位微机处理器构成保护和重合闸的功能单元，另外一个CPU则是总线不出芯片的单片机，以此构成通用的人机接口单元，只有满足两个CPU的线路保护装置才是完备的保护装置。线路的保护中，主要是由具体反映相间故障的三段式相间电流保护，还能反映小电阻的接地系统需要的零序电流保护。这项微机保护系统也能在重合闸和TV断线上实现自动检测。线路的微机保护可以进行低频减载，进行遥测、遥控和遥信的操作，也能在运行稳定的前提下，完善自检功能。

3.3电容器组保护

该微机保护装置的保护范围很广，电容器保护主要是电流速断、过电流、过电压和低电压、不平衡电压等的保护。与其他的保护装置一样，在电容器微机保护系统中也配置了相应的系统进行运行参数测量、状态监视和控制等一系列监控功能。变电站微机保护系统的配置，要根据设备的不同而采用不同的软件，但是变电站中涉及到的许多运行参数的记

录和监控则是每个保护系统中必不可少的配置。

变电站保护装置的微机化程度会不断增强，这也从侧面指出，在二次继电器保护的改造中，施工的质量和人员技术要求将越来越高，要高质量地完成相关工作，就要不断加强学习，不折不扣地落实相关措施。

参考文献

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继电保护开题报告范文篇5

关键词高压电机；智能控制器；控制方式

中图分类号TM307文献标识码A文章编号1674-6708（2011）43-0056-02

0引言

随着智能微机型电机保护的广泛应用和推广，其这类产品不仅品种繁多，而且产品质量也非常的可靠。针对我公司现使用的SEL-701型高压电机保护控制器，它完全具备完整的感应电动机的保护功能，并且还具有先进的监视、报告、测量和控制等功能。尤其它具有RS-485/232通讯接口，在实现高压电机智能化的管理上，更能充分体现出微机型保护的优越性[1，2]。某公司装置区共有14台高压电机，原高压电机的保护控制器为IMM7990型，虽该控制器比GL型机械保护控制器先进，但随着301供电系统微机化管理的不断完善，该控制器无标准的通讯接口规约t，无法与301微机系统实现时时通讯，且该控制器使用年限已久，元件老化及绝缘故障频繁出现，基于上述的原因，为了进一步提高高压电机的可靠运行，进一步完善301微机化管理的水平。我们逐年对高压电机的保护实施更新改造，充分发挥了301总变微机化管理的优点，应用效果十分显著。

1原高压电机保护控制器存在的问题提出

原高压电机采用的保护控制器IMM7990，具有的保护功能：不平衡、短路、接地保护、过载、堵转限制启动次数等保护功能项。

通过十几年运行情况来看，无论是从使用寿命，还是从继电器本身的保护功能来看，存在诸多的问题：1）该继电器为分离插入安装方式，由于受我厂环境的影响，继电器底座易吸附尿素粉尘，造成继电器座绝缘下降，经常出现供电系统直流控制、操作电源绝缘报警，对变电所的安全运行构成一定的威胁；2）IMM7990继电器使用年限已久，继电器内部元件老化严重，且多次出现误报警。我公司的高压电机保护在未更换智能型控制器之前，如560PM01A、300PM02A、300PM01B电机的IMM7990继电器已损坏；3）IMM7990继电器虽采用电子元件集成化控制，但该控制器控制逻辑分析技术较落后。当出现故障报警时，需通过故障显示代码及动作值进行综合分析、判断具体的故障类型，对分析结果影响较大；4）IMM7990的通讯规约为非标准的，无法与301微机系统建立通讯，无法满足301供电系统的微机化管理。

鉴于上述原因，我们利用大修逐步进行高压电机保护系统的整改，目前已完成了8台高压电机保护控制器的更换改造工作。

2SEL-701保护控制器的功能介绍

SEL-701电机保护控制器采用电子集成化控制技术，通过逻辑运算实现智能化控制和管理。它不仅具备完整的感应电动机保护功能，而且还具备很多强大的辅助功能。它可以在线跟踪电动机的负荷及使用情况，通过事件报告和顺序事件记录器报告来减少故障后的分析时间。在测量方面它可以测量电机三相电流、系统电压、功率因数、频率等等参数，能直观的掌握电机运行电流显示、电度计量、电机运行时间的统计、断路器跳合闸次数统计等。

由功能框图看出：SEL-701保护功能非常强大，采用国际标准保护功能代码。继电器内部逻辑运算灵活多样、适应性强，继电器输出的接点具有可编程功能，应用极其方便。

3SEL-701型电机保护控制器的应用

3.1配置简介

我公司的14台高压电机经过近两年装置大修，已逐步更换整改了8台高压电机的保护，将原IMM7990多功能保护控制器更换为SEL-70l智能型，该保护控制器安装在6KV高压电机开关柜上，只需在原保护的安装位置处按SEL-701安装尺寸扩孔，对开关柜整体外观不受任何影响，各开关柜上新更换SEL-701通讯出口并接，接入微机实现通讯监控。

3.2SEL-701与微机通讯、监控的管理

SEL-70l控制器后面板的通讯接口（C10、C11、C12、C13、C15），由一根4芯通讯电缆至原电度表屏内，接入通讯接口转换器485/232，经过通讯控制器和网络服务器，与微机实现通讯管理。运行pestar2．0自动化监控软件，运行“SSET．EXE”程序或在前台机项打开“设备登记系统配置”，添加SEL701保护设备，并在子站进行设备登记以及模拟量、开关量的设置，运行“运行参数整定项“进行相关报警定义。通过微机进入FRONT．EXE程序界面，查看高压电机运行实时值。

3.3电流、电压采样及控制输出接点设置的实现

以公司530PM01A高压电机保护整改为例：SEL-701电流回路取样来自T1、T3（150/5）电流互感器，TI/T3电流CT安装在530PM01A高压电机6KV柜内，在本次整改中电流元件仍采用原保护CT，将CT二次对应接入SEL-701控制器对应端子，接线方式采用两元件监测，端子接线见图2。

在图2中：设置B（08，09）接点为90％Ue电压监测控制，B（14，15）接点为70％Ue电压监测控制，以实现系统电压在70％Ue-90％Ue之间波动时，530PMOIA甩负荷后禁止电机自启动，对保护系统电压的稳定性起到了很好的控制作用。

530PMOIA控制再启动/卸载控制图修改后，设置OUT3=70％Ue30S；OUT2=90％Ue3S，其作用是当供电系统电压低于70％Ue超过30S后解除自启动功能；当系统电压瞬时晃电（低于70％Ue1S），恢复至90％Ue且稳定3S以上，允许50PM01A实现自启动。

3.4用户程序配置

完成电流、电压回路采样后，通过继电器面板或窜行通讯接口进行参数设置。该继电器完全满足原IMM7990多功能保护继电器的所有功能，由OUT1输出接点实现故障保护跳闸，OUT2/OUT3实现高压电机在低电压情况下禁止自启动，无论是从设备本身安全方面，还是从稳定系统电压方面都起到了很好的保护作用。

4结论

完成530PM01A/B/C/D高压电机保护的整改工作，在次年又完成560PMOIA、300PM02A/B、1OOCM05高压电机的保护的整改。整改后投运至今，SEL-701保护控制器运行稳定、监控正常。在保证高压电机安全稳定运行的条件下，为化肥装置的长、满、优运行提供了可靠的保证。在今后装置大修期间将逐步完成其它几台高压电机保护的改造，并充分利用SEL-701的灵活多样的逻辑运算功能，以达到实现简化6KV高压电机的控制回路的目的，真真做到高压电机安全、稳定的运行。

参考文献

[1]孔德星，彭红，匡森.高压异步电动机综合保护器的研究[J].焦作工学院学报：自然科学版，2002，21(5).

继电保护开题报告范文

关键词：继电保护装置状态检修维修

继电保护装置在电力系统中发挥着重要作用，其正常工作与否将对电力系统的运行造成重大影响，如何提高继电保护装置的可靠性也就成为人们日益关注的重要课题。因此，有必要对电力系统"状态检修"进行梳理和分析，以期对今后的工作有所助益。

一、状态检修定义

状态检修，也叫预知性维修，顾名思义就是根据设备运行状态的好坏来确定是否对设备进行检修。状态检修是根据设备的状态而进行的预防性作业。状态检修的目标是减少设备停运时间，提高设备可靠性和可用系数，延长设备寿命，降低运行检修费用，改善设备运行性能，提高经济效益。

二、继电保护装置的"状态"识别

1.重视设备初始状态的全面了解

设备的初始状态如何，对其今后的安全运行有着决定性的影响。设备良好的初始状态是减少设备检修维护工作量的关键，也是状态检修工作的关键环节。因此，实现状态检修首先要做好设备的基础管理工作。需要特别关注的有两个方面的工作，一方面是保证设备在初始时是处于健康的状态，不应在投入运行前具有先天性的不足。另一方面，在设备运行之前，对设备就应有比较清晰的了解，掌握尽可能多的'指纹'信息。包括设备的铭牌数据、型式试验及特殊试验数据、出厂试验数据、各部件的出厂试验数据及交接试验数据和施工记录等信息。

2.注重设备运行状态数据的统计分析

要实行状态检修，必须要有能描述设备状态的准确数据。也就是说，要有大量的有效信息用于分析与决策。设备部件在载荷和环境条件下产生的磨损、腐蚀、应力、蠕变、疲劳和老化等原因，最后失效造成设备损坏而停止运行。这些损坏是逐渐发展的，一般是有一定规律的，在不同状态下，有的是物理量的变化，有的是化学量的变化，有的是电气参数的变化，另外，还有设备的运转时间、启停次数、负荷的变化、越限数据与时间、环境条件等。因此要加强对继电保护装置历史运行状态的数据分析。

3.应用新的技术对设备进行监测和试验

开展状态检修工作，大量地采用新技术是必然的。在目前在线监测技术还不够成熟得足以满足状态检修需要的情况下，只有在线数据与离线数据相结合，进行多因素地综合分析评价，才有可能得到更准确、可信的结论。此外，还可以充分利用成熟的离线监测装置和技术，如红外热成像技术、变压器绕组变形测试等，对设备进行测试，以便分析设备的状态，保证设备和系统的安全。

三、开展继电保护状态检修应注意的问题

1.要严格遵循状态检修的原则

实施状态检修应当依据以下原则：一是保证设备的安全运行。在实施设备状态检修的过程中，以保证设备的安全运行为首要原则，加强设备状态的监测和分析，科学、合理地调整检修间隔、检修项目，同时制定相应的管理制度。二是总体规划，分步实施，先行试点，逐步推进。实施设备状态检修是对现行检修管理体制的改革，是一项复杂的系统工程，而我国又尚处于探索阶段，因此，实施设备状态检修既要有长远目标、总体构想，又要扎实稳妥、分步实施，在试点取得一定成功经验的基础上，逐步推广。三是充分运用现有的技术手段，适当配置监测设备。

2.重视状态检修的技术管理要求

状态检修需要科学的管理来支撑。继电保护装置在电力系统中通常是处于静态的，但在电力系统中，需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作，即要把握继电保护装置动态的"状态"。因此，根据对继电保护装置静态特性的认识，对其动态特性进行判断显然是不合适的。因此，通过模拟继电保护装置在电力事故和异常情况下感受的参数，使继电保护装置启动和动作，检查继电保护装置应具有的逻辑功能和动作特性，从而了解和把握继电保护装置状况，这种继电保护装置的检验，对于电力系统是很有必要的和必须的。

3.开展继电保护装置的定期检验

实行状态检验以后，为了确保继电保护和自动装置的安全运行，要加强定期测试，所有集成、微机和晶体管保护要每半年进行一次定期测试，测试项目包括：微机保护要打印采样报告、定值报告、零漂值，并要对报告进行综合分析，做出结论；晶体管保护要测试电源和逻辑工作点电位，现场发现问题要找出原因，及时处理。

4.高素质检修人员的培养

高素质检修人员是状态检修能否取得成功的关键。在传统的检修模式中，运行人员是不参与检修工作的。状态检修要求运行人员与检修有更多联系，因为运行人员对设备的状态变化非常了解，他们直接参与检修决策和检修工作对提高检修效率和质量有积极意义。其优点是可以加强运行部门的责任感；取消不必要的环节，节约管理费用；迅速采取检修措施，消除设备缺陷。

综上所述，状态检修是根据设备运行状况而适时进行的预知性检修，"应修必修"是状态检修的精髓。状态检修既不是出了问题才检修，也不是想什么时候检修才检修。实行状态检修仍然要贯彻"预防为主"的方针，通过适时检修，提高保护装置运行的安全可靠性，提高继电保护装置的正确动作率。因此，实行"状态检修"的单位一定要把电力设备的"状态"搞清楚，对设备"状态"把握不准时，一定要慎用"状态检修"。

参考文献

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继电保护开题报告范文篇7

【关键词】电力系统继电保护安全措施

一、继电保护的概念

继电保护装置就是在供电系统中用来对一次系统进行监视、测量、控制和保护的自动装置。它能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并使断路器跳闸或发出信号。其基本任务是自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其它无故障部分迅速恢复正常运行。另外，它还能反映出电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件，发出信号、减负荷或跳闸。

二、继电保护的要求

（1）可靠性。可靠性是对继电保护性能的最根本要求。可靠性主要取决于保护装置本身的制造质量、保护回路的连接和运行维护的水平。一般而言，保护装置的组成元件质量越高、回路接线越简单，保护的工作就越可靠。同时，正确地调试、整定，良好地运行维护以及丰富的运行经验，对于提高保护的可靠性具有重要的作用。要防止继电保护的误动和拒动给电力系统造成严重的危害。

（2）选择性。继电保护的选择性，是指保护装置动作时，在可能最小的区间内将故障从电力系统中断开，最大限度地保证系统中无故障部分仍能继续安全运行。

（3）速动性。继电保护的速动性，是指尽可能快地切除故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。

（4）灵敏性。继电保护的灵敏性，是指对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。

三、确保继电保护安全运行的措施

（一）调度保护定值整定单应采取的措施：

①对于新保护的投运，必须要求提供周全的技术资料，包括装置的技术说明书、一二次图纸、CT回路变比、相关设备的出厂试验报告等，在熟悉相关的技术资料后出具调试定值单，提供给施工单位完成现场的保护调试。其中应该特别注意有关保护程序的更改在保护技术说明书中可能没有反映，因此施工人员在调试过程中必须将保护程序更改的情况及时反馈给调度保护定值整定人员，在调试工作完成后由调度定值整定人员出具符合现场实际的保护定值单，该定值单必须由相关部门业务领导审核确认后方可交给施工单位现场放定值。定值放置验收合格后必须与调度核对现场使用的定值单正确。②保护定值单的整定应考虑到利用一定的延时使本线路的后备保护与主保护正确配合外，还必须注意相邻元件后备保护之间的正确配合，以满足选择性的要求；注意装置速动保护、充分发挥零序接地瞬时段保护及相间速断保护的作用，减少继电器固有动作时间和断路器跳闸时间等方面入手来实现速动性的要求。

（二）保护设备安装检查应采取的措施

新保护屏抵达生产现场后一般性检查非常重要，大致包括以下几个方面：①清点连接件是否紧固、焊接点是否虚焊、机械特性等。保护屏后的端子排端子螺丝非常多，特别是新安装的保护屏经过运输、搬运，大部分螺丝已经松动，在现场就位以后，必须认认真真、一个不漏地紧固一遍，否则就是保护拒动、误动的隐患。②是应该将装置所有的插件拔下来检查一遍，将所有的芯片按紧，螺丝拧紧并检查虚焊点。在检查中，还必须将各元件、保护屏、控制屏、端子箱的螺丝紧固作为一项重要工作来落实。③保护屏的各装置机箱、屏障等的接地问题，必须接在屏内的铜排上，一般生产厂家已做得较好，只需认真检查。最重要的是，保护屏内的铜排是否能可靠地接入地网，应该用较大截面的铜辫或导线可靠紧固在接地网上，并且用绝缘表测电阻是否符合规程要求。④电流、电压回路的接地也存在可靠性问题，如接地在端子箱，那么端子箱的接地是否可靠，也需要认真检验。

（三）继电保护装置现场调试应采取的措施

在继电保护装置检验过程中必须注意：①对保护装置的功能进行认真检验，不能漏项、缺项，发现问题及时联系调度继电保护人员和生产厂家，整改到位；②应严格检验二次回路接线是否正确、是否与厂家屏图及二次施工图纸相一致，在检验过程中发现二次回路有设计错误需要修改图纸应上报设计人员和调度保护管理人员，经三方确认后由设计人员出具设计修改通知单后方可进行二次回路修改并在二次施工图上做相应更正，待施工完成后将修改的施工图送交设计单位出竣工图。③将整组试验和电流回路升流试验放在本次检验最后进行，这两项工作完成后，严禁再拔插件、改定值、改定值区、改变二次回路接线等工作。电流回路升流、电压回路升压试验，也必须在其它试验项目完成后最后进行。④检验结束后，必须将调试报告和二次接线的变更情况上报调度二次保护管理及现场运维单位。⑤检验结束后，由保护及运维管理单位组织对保护装置交接验收，交接验收应该按照规定的流程进行，发现问题及时整改到位。应特别注意现场保护装置定值区的放置与核对。

继电保护开题报告范文1篇8

Abstract：Relayprotectionequipmentmanagementisthecorebusinessofrelayprotectionmaintenancework.Weestablishmoduleofrelayingprotectionequipmentaccountinformationmanagement，ofrelayingprotectionservicemanagement，andofrelayingprotectiondefectmanagement，andbuildimprovedequipmentinformationmodelinrelayingprotectionservice，inordertograduallyrealizethewholelifecycleofequipmentassetmanagement，optimizetherelayprotectionmaintenance，thusachievetherealmeaningofrelayprotectionstateoverhaul，realizethecomprehensive，all-round，thewholeprocess，theunityoftheleanmanagement.

关键词：生产管理系统；继电保护；设备；检修

Keywords：productionmanagementsystem；relayprotection；equipment；maintenance

中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：1006-4311（2013）27-0196-02

0引言

设备是资产管理的核心，随着我国电网的飞速发展，电网设备的规模越来越大，数量大幅度增加，为适应“集约化发展、精益化管理”的管理要求，需要在原来的资产管理模式中引入新的理念，运用新的技术。

继电保护设备台账信息是指继电保护装置自身的固有信息及检修信息，包含日常检修工作中所涉及的各种技术参数及检修统计数据，它们具有类型多、量大、面广等特点。目前，继电保护设备台账信息管理都是整合设备信息、检修记录、缺陷信息等信息，及时将台帐信息录入生产管理系统实现台帐管理信息化，为继电保护检修班组的设备运行维护和专业管理决策提供有力的理论依据。

1生产管理系统简介与管理范畴

冀北电力有限公司开发设计的生产管理系统主要应用EAM系统，同时ERP作为EAM的辅助系统负责设备的投入及退役。EAM是英文EnterpriseAssetManagement的缩写，即企业资产管理，是一种微机化的资产管理和维护系统。作为一个闭环管理系统，EAM可分为设备信息、缺陷管理、检修计划、校验报告等多模块（如图1）。它带给企业的最大好处是科学地规范了设备的管理，让单靠“人脑”的管理，转化为高度集成可以资源共享的信息化管理。EAM的核心理念所在就是根据大量历史信息和后期积累的数据信息，在统计和分析的基础上对设备进行管理。设备运转的时间越长，数据越多，规律性的东西也就越多，提供的有效信息就越多，EAM系统就是利用设备资产的这些准确数据，通过信息化手段，合理安排维修计划及相关资源与活动。

2生产管理系统流程管理

生产管理系统中继电保护数据信息分为静态数据和动态数据两种。静态数据是继电保护设备自身的固有数据，如继电保护装置的生产厂家、出厂日期等信息。动态数据指继电保护检修班组在生产工作过程中产生的有关继电保护设备运行情况的数据，如对继电保护设备进行检修产生的检修记录，处理缺陷产生消缺记录及对继电保护装置版本升级产生的新的版本等数据。这些数据反映了继电保护设备的物理信息及检修过程中动态数据对物理数据的影响。

生产管理系统中的数据信息是依附设备属性存在的，将缺陷管理流程、检修管理流程、校验报告、检修计划流程等与具体的继电保护设备对应，以继电保护设备作为EAM体系的核心和基础，随时查询静态数据及动态数据。

2.1设备台账

2.1.1设备分类按照生产管理系统继电保护设备功能位置分类，逐级分为所属局、设施大类、变电站、电压等级、间隔、设备大类等功能位置。保护类型又分为安全自动装置、保护故障信息站、保护屏、保护通道设备、保护通讯接口装置、保护信息管理机、保护装置、辅助装置、复合电压闭锁装置、规约转换器、继电器、失灵启动及三相不一致装置、收发讯机等。

单间隔设备放在该间隔下，与所对应的一次设备并列。公共单元（如母线保护、故障录波器等）及一个屏内有两个及以上间隔的保护设备放在命名为“空”的间隔下。

2.1.2台账属性继电保护设备台账分为保护屏、继电保护装置及安全自动装置台账。设备属性是二次设备台账的基本组成部分，它反映了设备的基本信息。

继电保护设备台账属性分为公有属性和私有属性两部分。公有属性是包含资产名称、调度编号、是否GIS、相别、电压等级、规格型号、生产厂家、出厂序号、出厂日期、投运日期、购置价值、生产厂家性质等设备的固有信息。私有属性是包含保护功能、保护类别、调度归属、一次设备电压等级、交流额定电流、交流额定电压、直流额定电压、定值单、保护版本、校验码、程序形成时间及调度OMS信息等装置的特殊信息。

2.2检修计划

2.2.1角色设置检修计划管理模块配置工区检修计划员和公司检修计划员。由工区检修计划员根据工作需要拟定计划，再由公司检修计划员平衡、发放。检修计划分为月度检修计划和日停电计划。

2.2.2管理流程工区检修计划员月末直接从系统中拟定下月停电检修计划，并上报给公司检修计划员。在“工区计划员工作台”完成每月计划上报并经公司计划员完成月计划后，还需要从“日停电申请”里将上报的日停电申请计划再提交上报一次，方可自动根据每月停电计划自动生成每日检修计划。

针对同一变电站内不同的设备同时停电的情况，应作为一个停电计划进行上报。公司检修计划员平衡、发放计划，并确保在设备停电前一天从系统中完成批复操作。各班组工作负责人根据发放或者批复后的计划及时从“部门检修计划”或者“日检修计划”创里建班组作业子工单，必须在本次检修工作完成之前创建。

2.3缺陷管理

2.3.1角色设置生产管理信息系统中，设置操作人员，分别为变电运行人员、缺陷审核人员、缺陷审定人员、消缺安排人员及消缺人以不同用户的身份设置相应的权限。缺陷审核人一般为变电运行主管，缺陷审定人一般为生技部门主管，消缺安排人一般为检修部门主管主任或专业技术主管。

2.3.2设备选定继电保护专业缺陷一般选择继电保护装置，如确认无法选择到保护装置，则可选择保护屏柜。若确认为屏柜自身的缺陷，选择该屏柜；若确认继电保护设备对应的一次设备，则选择一次设备。

设备资产发生的所有记录均必须围绕设备展开，因此在进行缺陷填报选择"资产名称"时，应选择“XX设备”，不允许选择“XX设备位置、一次设备、XX间隔”等。

2.3.3流程管理缺陷管理流程可分为两种：一种为正常缺陷流程，一种为补录缺陷流程。正常缺陷流程一般设置各6个环节：缺陷填报-缺陷审核-缺陷审定-消缺安排-消缺汇报-缺陷验收。补录缺陷一般为危机缺陷发生在晚上或非工作日，缺陷审核人和审定人不在上班时间，无法使流程正常流转，缺陷填报时在“是否补录数据”字段中选择“是”，然后提交给现场实际消缺人员（工作负责人），由消缺人员人进行消缺汇报，并在汇报页面备注栏注名原因。

缺陷填报时，将缺陷的现象、缺陷部位、发现人、发现时间、缺陷类型描述清楚。

缺陷审核环节必须严把审核关，确保缺陷填报数据准确缺陷审核一旦提交，就无法退回。

在缺陷审定环节的审定意见一般应为“请XX单位处理”，也可加上一些有助于消缺的意见。

在消缺安排环节的安排意见一般应为“请相关负责人现场处理”（一般、严重缺陷）或“请相关负责人马上到现场处理”（危急缺陷）。

在消缺汇报环节，填写消缺时间、缺陷处理情况、故障部位及原因，若有遗留问题，在备注中说明。如果处理的是一个危急缺陷，则应由消缺汇报人员在“备注”栏里注明：此缺陷已报生技部审批，并由XX部门安排消缺。

在消缺验收环节验收意见栏里一般应为“验收合格，可以投运”，在“消缺结果”里选择“已消缺”。

2.4设备检修传统的继电保护设备检修管理一般采用纸质记账的记录方式，如果遗漏则无法记录。生产管理系统基于ORACLE电子商务套件的质量管理功能，通过定义收集计划、收集要素来建立各类设备的检修项目、可以在系统中按照设备的型号、校验项目灵活定义检修流程，同时上传检修、试验结果，同时在设备OMS模块记录校验时间，进而计算下次检验的时间。

班组设备管理员应在新建、改扩建设备投运，设备台帐录入系统前，完成资产活动与设备台帐的关联，因大修或者技改重新录入后的设备，应由班组设备管理员重新进行资产活动关联。

通过创建保护校验工单，现场填写校验数据，回传二次标准化作业报告，完成保护校验工单，完成二次标准化作业报告审批流程等环节将继电保护检修业务进行了统一规范化管理。

3结论

生产管理系统在继电保护运行管理中克服了当前管理模式中的诸多弊端，并对各种信息进行了合理配置，进一步提高了继电保护运行、检修及管理水平，保障了电网的安全稳定运行。生产管理系统在冀北电力公司全网的运行经验表明，该系统在设备运行管理、检修管理、缺陷管理及设备的全寿命管理中取得了预期效果，为电网实现精细化管理奠定了坚实的基础。

参考文献：

[1]Q/GDW683-2011，资产全寿命周期管理规范[S].

[2]Q/BEHV35851-2009，数字化电网生产管理系统使用管理标准[S].

[3]许志华，蔡泽祥，刘德志，等.面向设备的二次系统设备管理系统[J].电力自动化设备，2004，24（6）：34，36.

继电保护开题报告范文篇9

论文摘要:文章结合笔者多年实际工程经验,介绍了我国微机继电保护技术的特点,针对目前我国微机保护的常见故障和抗干扰技术进行了分析,对微机继保未来的发展提出了相关看法。

继电保护技术主要是针对电力系统故障和危及安全运行的异常工况,以探讨其对策的反事故自动化措施。当电力系统发生故障或异常工况时,在可能实现的最短时间和最小区域内,自动将故障设备从系统中切除,或发出信号由值班人员消除异常工况根源,以减轻或避免设备的损坏和对相邻地区供电的影响,其重要性可见一斑。

微机继电保护指的是以数字式计算机(包括微型机)为基础而构成的继电保护。微机保护装置硬件包括微处理器(单片机)为核心,配以输入、输出通道,人机接口和通讯接口等。该系统广泛应用于电力、石化、矿山冶炼、铁路以及民用建筑等。

本文根据笔者多年实际工程经验分析一下电力系统微机继电保护技术的技术特点、现状和发展趋势。

1.主要技术特点

研究和实践证明,与传统的继电保护相比较,微机保护有许多优点,其主要特点如下[1]:

(1)改善和提高继电保护的动作特征和性能,动作正确率高。主要表现在能得到常规保护不易获得的特性;其很强的记忆力能更好地实现故障分量保护。WwW.133229.Com

(2)可以方便地扩充其他辅助功能。如故障录波、波形分析等,可以方便地附加低频减载、自动重合闸、故障录波、故障测距等功能。

(3)由软件实现的动作特性和保护逻辑功能不受温度变化、电源波动、使用年限的影响。

(4)简洁可靠地获取信息,通过串行口同pc通信就地或远方控制。

(5)采用标准的通信协议(开放的通信体系),使装置能够同上位机系统通信。

2.常见故障分析

(1)硬件故障

主要有:按键失灵、显示屏显示不正常、插件损坏等等。

可能的原因有:运行时间太久使得按键机械部分接触不良导致按键失灵,或者是设备内部连接线损坏导致按键失灵;显示屏液晶面板受潮或受到损坏,显示芯片损坏;插件问题可能是插件电路电容长时间运行损坏,电源芯片损坏等原因造成。

(2)软件故障[1]

某变电所主变压器采用的是wbz-1201d,保护运行时,所有报告均由人机对话模件收集显示或打印机输出。在运行过程中,出现过这种情况而无法解决:保护屏上显示“有报告”,但人机对话模件上未显示“报告”内容,且打印机亦未工作。

(3)安装问题[2]

安装保护设备时要注意防高压。安装时要找厂家协商,在保护装置入口或适当的地方安装防高压装置,防止高压电窜入低压回路,烧毁插件板。鹤矿热电厂就曾烧坏过三个插件板。

在二次回路接线时要将电流互感器的二次接线和微机保护内的二次接线一并考虑,否则可能出现电流互感器二次开路现象。有时厂家来的高压开关柜电流互感器的内部接线已经完成,但个别出现反极性的情况,进而出现保护误动,所以在调试时开关柜内部接线也应检查。

3.抗干扰

继电保护的抗干扰是指继电保护装置在投入实际运行时,既不受周围电磁环境的影响,又不影响周围环境,并能按设计要求正常工作的能力。

按干扰的形态可分为共模干扰、差模干扰两种。共模干扰发生于保护装置电路中某点各导线对与接地或外壳之间的干扰;差模干扰是发生在电路各导线之间的干扰,是与信号传递途径相同的一种干扰。保护装置接收这种干扰的能力和接收信号的能力完全相同。

按干扰的危害性可分两种,一是引起保护装置不正确动作的干扰,低频差模常属于这一类。二是引起设备损坏的干扰。由于高压网络的操作或雷电引起的高频振荡,最容易造成保护装置元件和二次回路的损坏。这种干扰常属于共模干扰。

减少各种干扰对继电保护或其它二次设备影响,可以考虑采取以下措施。

(1)硬件抗干扰

屏蔽和隔离相结合。电磁屏蔽是通过切断电磁能量从空间传播的路径来消除电磁干扰的。保护柜用铁质材料做成,以实现对电场和磁场的屏蔽,在电场很强的场合,可以考虑在铁壳内加装铜网衬里或用铝板做屏蔽体。隔离既可使测控装置与现场保持信号联系,又不直接发生电的联系。

(2)软件抗干扰

接入rc滤波器。对于微机保护,在印制板布线设计时应使强、弱信号电路之间有一定的距离,避免平行,在每芯片的电源与零序之间应加抗干扰电容,在交流和直流入口处应接入rc滤波器等。

对外部二次回路的设计采取必要的抗干扰措施。如降低干扰源和干扰对象之间的耦合电容和电感;降低屏蔽层的阻抗值;降低二次回路附近的电气值等等。

此外,保护装置的模拟输入量之间存在着某些可以利用的规律。如果由于干扰导致输入采样值出错,可以取消不能通过检查的采样值,等干扰脉冲过去,数据恢复正常后再恢复工作。

4.微机保护的发展

微机保护装置在国内应用已有近二十年历史了,微机保护产品的发展也经历了几代,可以说,无论是国际品牌或国内知名厂家,其保护产品从原理到生产技术都已经非常成熟了。但是这些微机继保装置还是或多或少的存在一些缺陷,时代的发展,技术的进步,对微机保护也提出了更高的要求。

(1)更趋自动化、智能化

随着我国智能电网概念的提出和相关技术标准的制定,智能电网相应配套的关键技术和系统也需要加快研发速度。

对于继电保护技术来讲,一方面,可以深入挖掘智能技术如神经网络、遗传算法、进化规划模糊逻辑等在微机保护方面的应用前景,将技术转化为生产力,以解决常规技术难以解决的实际问题。

(2)提高微机保护的设备管理和事件记录功能

现在的微机保护,除了应完成保护、测控、通信一体化功能外,还应能提供被保护设备的日常管理和事件记录。这些设备管理包括断路器的分闸、合闸次数,累计故障次数、断路器动作时间监视、断路器开断电流水平,断路器触头寿命、设备累计停电时间、设备累计运行时间、设备检修记录、分区段平均负荷电流、日最大负荷电流、日平均负荷电流、累计电度等。对变压器保护测控装置,如果有油温、压力等模拟量接入,还可进一步监视变压器的其它运行工况。

5.结语

随着我国智能化电网建设的一步步深入,变电站综合自动化技术的提高,数字式微机测控保护装置逐渐取代了传统模式,同时由传统的保护、测控单一实现方式向整合型转化即在同一平台上实现微机保护、测量监控及设备的管理和传动。

可以预见,未来的微机保护系统将会使更加人性化、自动化、智能化,将会为确保我国电力系统的安全稳定运行,确保国民经济的快速持续增长发挥更大的作用。

参考文献:

继电保护开题报告范文1篇10

【关键词】保护；技术；改造；继电

什么是可靠性？通常表述为系统、元件或者是设备在规定的各项时间条件下合理完成规定功能的有效能力。什么是继电保护？通常继电保护是安全防范的最为关键的环节，它的快速有效的动作可以将不良系统遏制住，让其电网能够安全的运行；反之，就会造成不必要的麻烦，导致很多的地方长期的停电。近几年，很多的南方企业公司往往都是因为继电的保护拒动、误动使其系统部分电网造成多方停电不断发生，给我们国家财产和人身都带来了极大的伤害。因此，只有合理的使用继电保护动作，将其合理的进行操作运行，才能保证系统的正常使用起到至关重要的意义。

1、继电保护的特点

继电保护的装置实质上属于机电设备，继电保护的装置都是由执行、测量、逻辑、定值调整部分组成的。继电保护比较于一般性质的机电、电子设备以至于电力系统的一次设备来说，它具有自身的特点，自身特点的可靠性来讲需要注意以下几点：

（1）在继电保护中的静态保护装置中有很多复杂的原件，并且工艺相对很复杂，这样就会直接的影响产品的寿命和质量，这些故障发生多为随机性的，在算法上多用概率测算方式和可靠性理论进行分析。

（2）继电保护是安全防范的最为关键的环节，起着至关重要的位置，不当的工作操作会给我们国家财产和人身都带来了极大的伤害。往往，继电保护所处的工作状态并非是长久持续工作的设备，而是时刻处于准备的工作状态，如果一旦出现系统故障，就需要在很短的时间内对其进行继电保护。

（3）只有在电力系统出现问题的时候继电保护才能够起到作用。但是可靠性与否不能够完全的取决于装置的本身，还与电力系统故障的性质、运行的方式以及统计规律有直接的联系；

2、强化继电保护的最终验收

当继电保护调测完成之后，需要进行严格的自检工作，要有专业的验收团队进行验收，填写相关验收报告由生产部门、检修部门、运行部门进行整组实验、开关合跳试验，验收合格后在确认一下拆动的接线、元件、标志、压板是够恢复了正常工作，施工现场环境是否整洁，然后再在验收单上有责任人签字。

保护定值或二次回路有所更改时，需要核对整定值或保护回路与有关注意事项，并且要在变更的本中填写好具体的变更时间、内容、变更人签字、班长签字等流程。如要是进行主设备的保护改造的情况下，需要进行试运行等操作及实验，例如：差动保护取用CT更换，需要进行试验合格后才能进行投运。

3、严格继电保护装置及其二次回路的巡检

巡视检查设备是值班工作者非常重要的工作，只有在巡视过程中及早的发现问题，以及安全隐患，才能早日的避免事故的发生，是一项神圣且重要的工作。

巡视检查不仅仅要有值班人员的检查，还需要进行一次全面彻底的检查。其详细检查的具体内容包括：压板的位置以及开关是否正确；各项指示灯、监事灯运行状况是否正常；警铃、事故音响、光字牌是否正常；熔断器是否能够接触完好；CT、PT回路是否有短路及开路现象；保护压板、自动装置是否安装调动进行投放；继电器接点无异常后，带电的接触点是否没有较大的抖动和烧损；各回路接线正常，无松脱、发热现象及焦臭味存在；微机保护打印机动作后，还应该对其参数和报告时间进行检验，如果一旦发现问题，应该及时通知专业人员进行解决。

4、严格把控继电保护准确性的运行操作

（1）操作人员在进行理论知识的学习以及二次图纸之后，还应该在现场中核对信号掉牌、二次回路端子、压板以及继电器。严格把控“两票”，履行职责，按照我们继电保护运行的准则进行规范操作。在进行每次投入处理、退出程序的时候都应该按照调度规定的范畴进行，必须要征得调度的同意才行。为了提高其准确度，在运行规程中设定了各套保护的名称、保护所跳开关、压板、压板使用说明、以及时限，这样一来，可以方便值班的工作人员能够在第一时间查阅相关保护图，避免在操作的过程中出现不必要的问题。

（2）保护操作在非正常情况下，除了部分操作在规定的范围内，实际的操作内容主要还是通过学习的手段来完成。停保护不能用停直流电源来替代。用旁路开关代线路时，各保护定值调到与所代线路定值相同；主变差动、重瓦联跳闸保护；线路开关保护等应及时将出口压板退出。

（3）在检查过程中如果发现继电保护在正常运作的过程中存在问题，不仅仅要实时监控，还需要及时联系操作人员进行解决，对能引起误动的保护退其出口压板。

5、如何做好保护动作

如果保护闸跳起之后，不应该马上将跳闸的信号牌归位，而是对跳闸的原因及时分析，做好笔录。

只有送电恢复正常，才能跳闸的信号牌完全归位，随机将电气设备的运行状态恢复正常。所有的操作完成之后，将一切保护动作及运行分析一一记录备案。其中包含：岗位的分析，专业性的分析，评价以及结论等。如果保护装置有不当的动作完成的，应该及时到现场进行分析检查并及时处理解决，找出问题的所在性，提出相应的防范对策，避免事故的重复性产生。

6、强化技术改造工作

继电保护开题报告范文

关键词：继电保护状态评价状态预警保信系统

中图分类号：TM77文献标识码：A文章编号：1007-9416（2013）06-0072-03

状态检修工作作为电力系统检修工作发展的必然趋势，越来越受到广泛的重视。国家电网公司于2005年率先发起了一次设备的状态检修工作。经过多年的发展，电力一次设备的状态检修工作已经逐步完善起来。电力系统作为一个整体，需要一、二次设备的协同运转才能有整个电力系统的稳定运行。因此，各地对二次保护设备的状态检修研究也越来越重视[1]。

本文从应用角度出发，以继电保护故障信息系统为基础，构造一套用于在线监测和评价继电保护在线运行状态的系统。系统形成的保护状态评分为继电保护状态检修提供数据基础，有助于继电保护状态检修工作的顺利开展。

1背景

状态检修是以设备当前的实际工作状况为依据，通过高科技状态监测手段，识别故障的早期征兆，对故障部位、故障严重程度及发展趋势做出判断，从而确定各部件的最佳维修时机[2]。状态检修的基本流程为数据收集、数据分析、状态评价、指定检修策略，数据收集是后续一系列操作的基础。本系统从数据完备度、建设经济性及实施难度多方面进行考量后，决定以继电保护故障信息系统为数据的主要来源，原因如下：

（1）继电保护故障信息系统经过十几年的发展，在全国范围内220kV及以上变电站中继电保护故障信息系统的使用率达到了90%，站间通信规约及保护通信规约日趋规范统一，是一套已经趋于完善的系统，以其为平台所进行的应用研究具备稳定性和实用性，也避免了重复建设。

（2）继电保护故障信息系统不但采集电网故障时的二次设备信息，同时还能够采集到继电保护装置、故障录波器等二次装置的自检告警信息，这些信息为实现继电保护的状态评价提供了数据源。而且继电保护故障信息系统中隐含了二次设备的台帐管理功能，对台帐管理功能进行适当加强后的故障信息系统将能提供继电保护状态监测和评价所需的大部分数据。

2数据收集与分析

状态检修的一切分析和决策都是以数据为基础的，数据越完备分析结果越准确，在数据的深度和广度上都有很高要求。深度即传统意义上的数据采集完全、传输时不丢失，广度则是指数据涵盖范围广，能从各种不同角度反映设备状态。

借助继电保护故障信息系统，我们可以取得保护自检告警、保护动作正确性、保护信息召唤情况、保护通讯情况。

进一步借助继电保护故障信息系统强化后的台帐管理功能，我们还能取得保护出厂和验收数据、保护试验数据、保护缺陷数据。

2.1保护自检告警

微机型继电保护装置可以在线对其自身的主要元件、部件工况以及软件功能进行自动检测，如果发现问题则发出告警通知，此类告警称为自检告警。保护自检告警可分为通道异常告警、回路异常告警、自检异常告警，分别从保护通道、回路和自身功能三个方面检测保护问题[3]。由此可知，保护自检告警是对保护装置自身问题的汇报，应该在保护装置的状态评价中有所体现。对保护自检告警信息的采集是故障信息系统的基础功能之一，已经非常成熟，本系统可直接使用它们的告警数据。

2.2保护动作正确性

保护装置正确动作是对保护装置最基本的要求，也是对保护装置进行投入、维护、检修希望出现的效果，故把保护装置是否正确动作纳入保护装置状态的评价标准中也是必须的。故障信息系统可根据故障时的保护动作、保护录波、录波器录波以及对端保护的各种数据来判断某保护的动作是误动、拒动还是正确动作，本系统则直接使用结论数据来对保护状态进行评价。

2.3保护信息召唤情况

保护信息召唤包括定值、定值区号、开关量、模拟量、软压板、录波等数据的召唤，也是故障信息系统的基础功能之一。在信息召唤的基础之上实现的自动周期召唤可定期对所有保护设备进行信息召唤，对召唤结果进行记录。对于无法响唤的保护或者召唤返回的数据与基准值不匹配的保护，可判断为在运行过程中存在隐患。本系统依据周期召唤的结果的正确性进行状态评价。

2.4保护通讯情况

保护通讯情况是指保护设备与故障信息系统子站的通讯连接，如果通讯不正常，保护相对故障信息子站就成了一个“孤岛”，保护的运行情况将无法被实时掌握，发生故障时保护也无法将信息远传。所以保护通讯情况也是进行状态分析的重要指标。

2.5出厂、验收、试验数据

出产、验收、试验数据是指在出厂、验收、试验过程中对保护设备进行指标测试时收集到的可能影响保护功能的数据，该数据由台帐功能模块进行记录。这些对保护功能不确定的影响也应该在分析状态时引起注意。

2.6缺陷数据

3状态评价

在对保护进行监测后，即可根据能反映保护状态的数据对保护进行状态分析评价。进行状态评价的首要条件是必须有评价规则，之后才能针对每条信息进行评分，进而计算出保护总体运行状态。

参考国家电网公司继电保护状态检修导则[6]、广东电网公司设备状态评价与风险评估技术导则[7]等资料，结合本系统特点，将状态评价规则分为三类：

3.1监测信息类

监测信息类评价规则用于评价保护自动实时监测的信息，包括保护告警、动作正确性、信息召唤情况、通讯情况等，使用定量评价。检测信息类总分值占全体分值的权重为60%。

保护告警信息直接反应保护设备当前自动检测到的软件系统或装置硬件的缺陷问题，对于不同保护不同类型的告警信息应分别制定不同的规则，规则越全面对保护状态评价的准确度就越高。

保护动作正确与否可分为三种情况：一为拒动，即保护在应该动作的时候没有做出动作；二为误动，即保护在不应该动作时做出了动作或者在应该动作时做出了不对的动作；三为保护正确动作。对于曾经出现过误动和拒动的保护应当在评价状态时有所反应。

保护信息召唤对于每类信息的召唤结果可分为成功和失败两种，召唤失败意味着保护在某一方面功能失灵。

保护通讯情况可分为正常和断开两种情况，通讯断开会影响保护健康状态，通断越频繁对保护状态影响越大。

3.2物理信息类

物理信息类评价规则用于评价保护投运前的出厂、验收、试验，投运后的缺陷数据，采用定性评价。对于保护物理信息的评价方法及推荐评分标准可参见《广东电网公司设备状态评价与风险评估技术导则》中继电保护相关部分[7]。物理信息类总分值占全体分值的权重为20%。

3.3专家规则类

整个流程包括4个子流程：

（1）保护与子站通信情况监测评价。系统定期检测继电保护装置与子站的通信情况，如果通信异常则使用相应评价规则对此次行为进行评价。如果继电保护装置在一段时间内通信频繁通断将很快达到阀值产生预警引起运行维护人员的注意。

（2）保护动作正确行监测评价。继电保护动作正确性在电网发生故障时对相应保护装置进行评价，保护动作正确与否可分为四种情况：一为拒动，即保护装置在应该动作时没有做出任何动作；二为误动，即保护装置在不应该动作时做出了动作或在应该动作时做出了不符合要求的动作；三为保护动作不齐全，即保护装置在应该动作时只做出了一部分正确动作，还缺少一部分动作行为；四为保护正确动作。对保护装置拒动、误动和动作不齐全的情况，系统将使用相应规则进行评价。

（3）自动巡检评价。系统定期对每个保护装置进行定值、开关量、软压板、模拟量、录波等信息的召唤操作，对于响应信息召唤失败的保护装置使用对应规则进行评价。

（4）保护自检告警监测评价。微机型继电保护装置可以在线对其自身的主要元件、部件工况以及软件功能进行自动检测，如果发现问题则发出告警通知，此类告警称为自检告警。保护自检告警可分为通道异常告警、回路异常告警、自检异常告警，分别从保护通道、回路和自身功能三个方面检测保护问题。系统实时收集保护装置发出的告警通知，根据不同的告警类型使用不同的规则进行评价。

系统采用扣分值，以上的每次评分都表示要扣除的分数，每类规则的分数乘以权重之和即为总扣分。根据分值不同将保护分为正常状态、注意状态、异常状态、严重状态四个状态，如表1所示。

4预警机制

保护状态检修的关键作用在于有效地发现保护系统的异常，及时消除保护装置或回路的缺陷，确保保护装置在电网发生故障时能准确响应，构建可靠的电网安全运行屏障[8]。

传统变电站继电保护装置的二次交流回路，出现问题时不能及时发现，例如TV两点接地等，而往往在电网发生故障时会引起事故扩大的后果。为解决此类问题，本系统实现保护状态预警机制，以实时监测的保护状态评价为基础实现对保护状态的预测警告，指导对保护的检修工作。

本系统将预警分为分值超阀预警和趋势预警两类：

（1）分值超阀预警。判断各分类扣分和健康状态总评分是否在定义的阀值范围内，对超过阀值的保护进行预警报告。

（2）趋势预警。以两个时间段内保护状态变化数量对比结果为参考，判断保护产生影响健康度的行为是否呈上升趋势，如果是，则发送预警。

5结语

本系统在某供电局投入使用以后，系统对状态信息量的收集非常齐全，在经过了试用期的规则库扩充后对保护状态的判断准确率也达到了很高的水准，给继电保护装置的检修工作带来了很大的便利，减少了检修的盲目性。

参考文献

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[2]高翔，继电保护状态检修应用技术[M]，中国电力出版社，2008.

[3]周诚，胡斌，一种继电保护在线状态检修辅助决策信息系统的PIM模型[J]，计算机与现代化，2012，（4）：40-44.

[4]黄巍，吴晨阳，周琳，王俐，吴小妹，林承华，省地一体继电保护状态检修数字化应用系统的开发与应用[J]，电力与电工，2010，30（4）：16-18.

[5]赵志新，杨漪俊，王桂龙，继电保护二次系统状态在线监测[J]，中国新技术新产品，2011，（16）：139-140

[6]国家电网公司继电保护状态检修导则，2010.

继电保护开题报告范文篇12

摘要：变电站实行无人值守后，为保证保护装置的可靠运行，信号的正确传输，部分保护动作信号和告警信号需要运维人员现场复归，耗费了大量的人力物力。为此，国网南昌供电公司对变电站保护信号原理进行了深入研究，对各种保护信号进行了分类，通过对站内综自系统以及保护装置进行改造，实现了保护信号的远方复归与自动复归，减轻了运维人员的工作量，降低了公司生产成本，提高了变电精益化管理水平。

关键词：信号；复归；软报文；硬接点；规约

0、背景

截至2016年8月底，南昌供电公司管辖110kV及以上变电站90座，其中220kV变电站28座，110kV变电站62座，综合自动化系统厂家共有10家，分别是：南瑞继保、南瑞科技、北京四方、东方电子、国电南自、许继电气、长园深瑞、思源弘瑞、新宁光电、山东鲁能。所有变电站上送监控中心的遥信点约15万个。南昌公司所辖变电站具有保护装置型号不一、种类多、信息点数量庞大的特点。

经调查，日常工作中需要运维人员现场复归的保护信号主要有以下两类：

（1）10kV保护动作信号。如安义、长均等110kV变电站的10kV保护装置动作后相关保护信号需现场复归；

（2）装置告警信号。如香田110kV变电站北京四方CSD-601智能终端经常发“装置闭锁”和“装置异常”告警，平均一星期需复归2-3次，长均110kV变电站有载调压装置过负荷引发调压闭锁，负荷恢复正常后，过载闭锁信号仍需现场复归等。

1、保护信号分类

针对以上情况，公司专业人员对保护信号进行了深入研究，根据保护信号的性质与传输方式，将保护信号分类如下：

1.1按保护信号的性质

1.1.1动作信号（Ⅰ类信号）

主要反映由于非正常操作和设备故障导致电网发生重大变化而引起的断路器跳闸、重合闸和保护装置动作等。

1.1.2告警信号（Ⅱ类信号）

主要反映电网一、二次电气设备状态异常及设备健康水平的变化，如断路器控制回路断线、保护装置异常、保护装置闭锁等。

1.1.3状态信号（Ⅲ类信号）

主要反映电气设备运行状态，如主变过负荷、保护压板投退情况、同期压板投退情况、开关与刀闸变位等；包括保护装置、故障录波器、收发信机等由于电网扰动而启动的接点报文。

1.2按保护信号的传输方式

1.2.1硬接点信号

是通过保护装置的硬接点与测控装置配合上传给后台监控的保护信号，传输介质为电缆。保护装置的硬接点分为瞬动接点与自保持接点。

1.2.2软报文信号

是保护装置通过网络通讯上传的保护信号，传输介质为网络通讯线。类似于硬接点信号，软报文信号可设置信号延时，实现该信号的瞬动或自保持。

日常运行中需要运维人员现场复归的信号主要是保护装置自保持接点开出的硬接点信号和带自保持属性的软报文信号，如10kV保护跳闸后需复归的信号为带自保持属性的软报文信号，装置告警信号主要为保护装置自保持接点开出的硬接点信号。

2、保护信号复归的实现方式

根据《国调中心关于印发继电保护和安全自动装置远方操作技术规范的通知》（调继[2014]143号），为降低运维人员现场工作量，可采用以下两种方式实现保护信号复归。

2.1保护信号自动复归

（1）针对硬接点，将相关硬接点信号由自保持接点改为瞬动接点，可实现保护信号的自动复归。

（2）针对软报文，通过修改保护装置有关配置，实现保护信号的自动复归。

（3）自动复归改造的优点是：

调度自动化端与站内远动点表不需更改，保护信号可自动复归，不需要人为操作。

（4）自动复归改造的缺点是：

a、硬接点信号需要每台装置改线，软报文信号需要每台装置重新配置装置内部点，相关信号更改完成后需要进行停电传动；

b、部分保护装置硬解点与软报文信号已固化，无法人为选择瞬动或自保持。

2.2保护信号远方复归

保护信号远程复归分为软复归与硬复归两种方式。

2.2.1软复归

在调度自动化系统与变电站远动信息遥控点表中增加相应复归控点，由调度自动化系统远方发送复归遥控命令，通过保护装置通信接口实现保护信号复归，该复归方式直接作用于保护装置或测控装置。软复归又分为间隔信号软复归与全站信号软凸椤＜涓粜藕湃砀垂槭侵傅鞫茸远化系统远方发送的复归遥控命令仅针对该间隔设备，复归后不影响其他间隔设备。而全站信号软复归是指调度自动化系统远方发送的复归遥控命令同时针对全站所有保护装置。

（1）软复归方式的优点

a、无需更改保护与测控装置接线，仅需在调度自动化系统与变电站远动机中增加相应遥控点，工作量较小，且工作完成后相关间隔不需停电，可直接进行测试；

b、智能变电站由于全站采用IEC61850规约，所有保护装置均支持全站信号软复归与间隔信号软复归，仅需增加相应遥控点，采用直控的方式实现保护信号的远方复归。

（2）软复归方式的缺点

a、在常规站，由于各厂家使用的站内通信规约不同，与远动机同厂家的保护装置可实现软复归，其余保护装置无法实现软复归，软复归不能实现全覆盖；

b、部分厂家信号软复归功能有限。如北京四方、南瑞继保不支持间隔信号软复归，仅支持全站信号软复归；南瑞科技只有NSC-300远动机支持软复归，且仅支持全站信号软复归，其他型号远动机不支持软复归。

2.2.2硬复归：

在调度自动化系统与变电站远动信息遥控点表中增加相应复归控点，由调度自动化系统远方发复归遥控命令给测控装置，通过测控装置的开出接点去启动保护装置的复归继电器，从而复归保护信号，类似触动保护屏上的信号复归按钮。相比软复归，硬复归需要增加测控装置与保护装置之间的一对控制线。

（1）硬复归方式的优点

复归信号与遥控开关刀闸类似，通过测控装置发送遥控指令，在测控装置开出接点够用的情况下可复归所有保护装置信号。

（2）硬复归方式的缺点

a、需增加保护与测控装置之间的控制线，工作量较大；

b、由于一台保护装置复归需要对应一副开出接点，部分测控装置空余开出接点不足，无法实现该间隔所有保护装置的复归；

c、复归信号的同时保护装置面板信号灯也将同时复归。

由于软复归相比硬复归实现方式更为简易，保护信号远方复归优先采用软复归方式。受通信限制，部分装置无法采用软复归方式，可在测控装置开出接点够用的情况下改用硬复归方式。

3、保护信号复归方式优化的做法

为降低设备运行风险，考虑运行中保护装置的功能接口情况，以减少保护装置改造工作量，优先改造远动系统为原则。因此，南昌公司对于保护信号复归方式优化的主要做法是：常规综自站通过修改远动配置，实现10kV保护信号自动复归；智能站通过增加保护、测控、合并单元等二次设备的远方复归遥控点，实现保护信号远方复归。

4、存在的问题与下一步工作安排

4.1存在的问题

（1）国电南自厂家保护装置由于设计原因，保护信号自身复归后不会向后台与远动发复归确认信号，与北京四方、南瑞继保的综自系统存在配合问题，导致使用北京四方、南瑞继保综自系统的变电站无法实现国电南自保护信号的自动与远方复归，需厂家研发人员修改保护装置配置。

（2）保护信号复归方式改造后，10kV保护动作信号将在短时间内自动复归，增加了监控人员发现跳闸事故的难度。

（3）保护信号复归方式的改造，对远动通道及远动机运行可靠性要求进一步提高，部分变电站远动系统设备老化，不适合进行改造。

4.2下一步工作安排

（1）加与厂家研发人员沟通，解决部分变电站保护信号复归方式无法改造的问题，逐步将保护信号复归改造工作延伸至常规站35kV及以上电压等级设备。