继电保护的可信赖性范文1篇1

关键词：继电保护；自动化装置

鉴于继电保护的重要性,对其定期进行预防性试验是完全必要的,决不能只是在出现不正确动作后再去分析和修复。因此对继电保护检修策略及措施也很重要。本文就这方面的问题,结合本人多年的工作经验进行探讨。

1、影相继电保护可靠性的因素

继电保护装置是一种自动装置,在电力系统中担负着保证电力系统安全可靠运行的重要任务,当系统出现异常情况时,继电保护装置会向值班人员发出信号,提醒值班人员及时采取措施、排除故障,使系统恢复正常运行。继电保护装置在投入运行后,便进入了工作状态,按照给定的整定值正确的执行保护功能,时刻监视供电系统运行状态的变化,出现故障时正确动作,把故障切除。当供电系统正常运行时,保护装置不动作。这就有“正确动作”和“正确不动作两种完好状态,说明保护装置是可靠的。如果保护装置在被保护设备处于正常运行而发生“误动”或被保护设备发生故障时,保护装置却“拒动或无选择性动作,则为“不正确动作”。就电力系统而言,保护装置“误动或无选择性动作”并不可怕,可以由自动重合闸来进行纠正,可怕的是保护装置的“拒动”,造成的大面积影响,可能导致电力系统解列而崩溃。而导致继电保护工作不正常的原因可能有以下几种。

(1)继电保护装置的制造厂家在生产过程中没有严格进行质量管理、把好质量关。

(2)继电保护装置在运行过程中受周围环境影响大。由于其周围空气中存在大量的粉尘和有害气体,同时又受到高温的影响,将加速继电保护装置的老化,导致性能改变。有害气体也会腐蚀电路板和接插座,造成继电器点被氧化,引起接触不良,失去保护功能。

(3)晶体管保护装置易受干扰源的影响,如电弧、闪电电路、短路故障等诸多因素,导致发生误动或拒动。

(4)保护可靠性在很大程度上还依赖于运行维护检修人员的安全意识、技能和责任心。继电保护的可靠性与调试人员有密切关系,如技术水平低、经验少、责任心不强发现和处理存在问题的能力差等。

(5)互感器质量差,在长期的运行中,工作特性发生变化,影响保护装置的工作效果。

(6)保护方案采用的方式和上下级保护不合理,选型不当

2、新形势下继电保护检修策略及措施

鉴于继电保护的重要性,对其定期进行预防性试验是完全必要的,决不能只是在出现不正确动作后再去分析和修复。继电保护定期检修的根本目的应是“确保整个继电保护系统处在完好状态,能够保证动作的安全性和可靠性”。因此,原则上定检项目应与新安装项目有明显区别,只进行少量针对性试验即可。应将注意力集中在对保护动作的安全性和可靠性有重大影响的项目上,避免为检修而检修,以获取保护定期检验投资效益的最大回报。建议以下几点:

(1)尽快研究新形势下的新问题,制定新的检修策略修订有关规程,指导当前乃至今后一个时期的继电保护检验工作,积极开展二次设备的状态检修,为继电保护人员“松绑”,使检修对系统安全和继电保护可用性的影响降到最低。

(2)在检修策略的制定上应结合微机保护的自检和通信能力,致力于提高保护系统的可靠性和安全性,简化装置检修,注重二次回路的检验。

(3)今后,在设计上应简化二次回路;运行上加强维护和基础管理,注重积累运行数据,尤其应注意对装置故障信息的统计、分析和处理,使检修建立在科学的统计数据的基础上;在基本建设上加强电网建设和继电保护的更新改造,注重设备选型,以提高继电保护系统的整体水平,为实行新策略创造条件。

(4)大力开展二次线的在线监测,研究不停电检修整个继电保护系统的技术。

(5)着手研究随着变电站综合自动化工作的进展,保护装置分散布置、集中处理、设备间联系网络化、光纤化继电保护运行和故障信息网建成后的保护定检工作发展方向。

(6)厂家应进一步提高微机保护的自检能力和装置故障信息的输出能力,研制适应远方检测保护装置要求的新型保护。

3、继电保护点检定修的必要性长期以来，继电保护实行预防性计划检修为主的检修体制，暴露出来的问题很多：缺陷较多的设备检修不足，状态较好的设备又检修过剩，主要依靠检修规程来确定检修项目又会导致检修的盲目性。这就要求我们既不能只是在出现不正确动作后才去分析和修复，也不能照搬传统预防性计划检修模式。因此我厂继电保护实行点检定修是非常必要的。随着微机在继电保护及自动装置的广泛应用，继电保护的可靠性、定值整定的灵活性大大提高，依据传统的《继电保护及电网安全自动装置检验条例》来维护电气二次设备，显然不合时宜。

首先，若按照传统的预防性计划检修，保护装置在两次检修之间出现故障，只有等保护装置功能失效或下一次检修时才能发现。在这期间，如果一次设备或系统出现故障，保护将不能正确动作，这对电力系统来说是非常严重的问题。

其次，随着一次设备点检定修的推广与应用，因检修设备而导致的停电时间将越来越短，这就对电气二次设备检修提出了新的要求：在检修体制、检修方法及检验项目、定检修周期等方面做相应改变，因此，只有实行点检定修，才能和一次设备保持同步，适应电力系统发展需要。

另外，检修本身是一把双刃剑，是一项易出错的工作，措施不当或方法不对可能对设备的稳定运行产生很大的干扰，也可能造成微机保护内部的软件逻辑不正常，致使原本预防的故障发生。虽然工作人员尽力避免此类情况发生，但是，保护检修之后即发生不正确动作的情况也并不罕见。

目前微机型保护技术已进入成熟阶段，简化试验项目、延长检修周期已具备物质条件，主要表现为以下几点：1)微机型继电保护装置软硬件技术都已进入成熟阶段。2)微机保护的自检功能已可以覆盖除出口继电器以外的几乎全部环节。3)全面、彻底地执行各种反措后为微机保护创造了良好的运行条件。

继电保护的可信赖性范文1篇2

【关键词】数字化变电站继电保护实时性可靠性

经济和社会的快速发展，使得电力系统运行的复杂性日益增加，当发生故障或者是异常状况时，继电保护能够在最小的范围和最短的时间内，将故障设备从电力系统中进行自动切除，或者是向运行值班人员发出警报，让值班人员对异常工况进行消除，从而确保设备的完整性和邻近地区的供电安全。目前我国的数字化变电站正处于不断发展和完善中，其数字化保护装置与传统保护装置有着较大的区别，因此数字化变电站继电保护的应用是一个值得深入研究和思考的课题。

1继电保护技术的发展趋势

随着科学技术的不断发展和广泛应用，很多不同机型和不同原理的微机保护装置陆续投入到电网的使用中，而且算法和软件方面也得到了很大的改进。继电保护技术在朝着以下方向发展：

（1）继电保护技术在朝着计算机化方向发展。电网系统的日益扩大以及系统结构的日益复杂，对继电保护技术提出了更高的要求，除了要求继电保护装置能够及时准确的解除故障，还要求继电保护装置拥有大容量的数据存储空间，能够对收集而来的数据及时地进行分析处理，同时还需要拥有较强的信息沟通能力，能与其他装置间进行数据的交流和共享，因此继电保护技术在朝着计算机化方向发展。

（2）继电保护技术在朝着智能化方向发展。随着科学技术的发展，诸如神经网络、遗传算法等的人工智能技术在各个领域都得到了广泛的研究和应用，电网系统也不例外，继电保护技术也正在朝着智能化的方向发展。

（3）继电保护技术在朝着网络化方向发展。网络拥有强大的数据传输和共享功能，它的出现和应用系统彻底改变了人们的生活和工作方式。随着电网系统的日益扩大，要想使电网系统拥有系统保护的能力，就必须要借助网络的力量，将电网系统中各个设备间的保护装置联系起来，使得电网系统的系统保护能够实现网络化。从这个方面来说，继电保护技术正在朝着网络化方向发展。

（4）继电保护技术在朝着采集、控制、保护和数据传输一体化的方向发展。将计算机技术和网络应用到电网系统后，作为整个系统的一个智能终端，一台继电保护装置实际上已经成为一台具备多个功能的计算机。一台继电保护装置能够从网络中采集电网系统运行的各种数据，同时也将自身采集到的数据传输到网络中。因此，继电保护技术正在朝着采集、控制、保护和数据传输一体化的方向发展。

2继电保护技术在数字化变电站中的应用

2.1动态仿真系统在数字化变电站中的应用

数字化变电站的建设，要求其自身具有一定的信息化、数字化、自动化和人性化的特征，然而目前我国所投入运行的数字化变电站中，其继电保护技术中的二次设备并没有配备完善的检测和检查方法，这非常不利于数字化变电站的长远发展。将动态仿真技术应用于数字化变电站，能够对故障的发生、操作演练和数字化变电站的运行有一个仿真模拟的前提，从而能够对继电保护技术中的二次设备（如故障录波装置、智能仪表和继电保护设备等）发送模拟信号，从而实现对变压器、母线和线路的监测和保护。与此同时，将动态仿真技术应用于数字化变电站，还能够对二次设备的性能及系统的整体性能进行客观的评估。

2.2智能型开关单元和非传统互感器技术在数字化变电站中的应用

传统继电保护装置中的PT和CT已经被数字化继电保护装置中功率小、效果好的互感器所取代，其能够将高电压或者是大电流转化为数字形式的信息，并且通过以太网将数字信息进行处理和传递。智能型开关单元和非传统互感器技术在数字化变电站中的应用，一定程度上提高了其运行的可靠性和安全性。

3数字化变电站继电保护的方案

3.1数字化的母线保护

作为电力系统的重要组成部分，母线一旦发生故障将给电力系统的稳定运行造成巨大的影响。分布式母线保护由中央处理单元、间隔处理单元、中央处理单元和各间隔处理单元的数据交换网络构成，其信息来源于一组间隔处理单元。相较于传统集中式母线保护，分布式母线保护的分散处理能力较强且不易受到干扰，但是其对数据通信量的要求大且对数据的实时性要求较高，因此不太适合应用于传统的变电站，但数字化变电站自身先进的技术则为解决上述难题提供了条件。

3.2数字化的变压器保护

要确保变压器差动保护正确工作，需要正确认识以下两个问题：（1）励磁涌流和故障电流造成差动保护误动。励磁涌流中含有大量的非周期分量，这会造成差动保护的误动，而利用电子式电流互感器的高频分量和高保真传变直流，可以对故障电流和励磁涌流进行正确区分，从而防止变压器差动保护的误动作；（2）外部短路时暂态不平衡电流造成差动保护误动。采用电子式电流互感器，可以确保变压器各侧互感器的二次暂态电流保持高度一致，将外部短路时的灵敏度提高，从而确保变压器不会产生差动保护误动。

3.3数字化的输电线路保护

数字化变电站的纵差保护，其数据来源于无饱和的电子式电流互感器，可以从根本上解决传统电流器的饱和问题，从而预防输电线分相瞬时值纵差保护误动的产生。对于数字化的距离保护，其数据同样来源于无饱和的电子式电流互感器，由于不存在铁芯磁保护问题，因此可以提升保护的选相元件、起动元件和距离阻抗元件的性能，大大提高保护动作的准确性。

4结语

数字化变电站是未来变电站发展的方向，其实现还依赖于很多技术问题的解决，同样应用于数字化变电站的继电保护技术也是需要不断完善和发展的，它的研究和应用是一个不断推进的过程。

参考文献：

[1]韩小涛，李伟，尹项根.应用电子式电流互感器的变压器差动保护研究[J].中国电机工程学报，2007（4）.

继电保护的可信赖性范文篇3

关键词：继电保护；可靠性；检修措施

近年来,随着计算机技术和通信技术的发展,电力系统继电保护在原理上和技术上都有了很大的变化。可靠性研究是继电保护及自动化装置的重要因素,由于电力系统的容量越来越庞大,供电范围越来越广,系统结构日趋复杂,继电保护动作的可靠性就显得尤为重要,对继电保护可靠性的研究与探讨就很有必要。鉴于继电保护的重要性,对其定期进行预防性试验是完全必要的,决不能只是在出现不正确动作后再去分析和修复。因此对继电保护检修策略及措施也很重要。本文就这方面的问题,结合本人多年的工作经验进行探讨。

1.影晌继电保护可靠性的因素

继电保护装置是一种自动装置,在电力系统中担负着保证电力系统安全可靠运行的重要任务,当系统出现异常情况时,继电保护装置会向值班人员发出信号,提醒值班人员及时采取措施、排除故障,使系统恢复正常运行。继电保护装置在投入运行后,便进入了工作状态,按照给定的整定值正确的执行保护功能,时刻监视供电系统运行状态的变化,出现故障时正确动作,把故障切除。当供电系统正常运行时,保护装置不动作。这就有“正确动作”和“正确不动作两种完好状态,说明保护装置是可靠的。如果保护装置在被保护设备处于正常运行而发生“误动”或被保护设备发生故障时,保护装置却“拒动或无选择性动作,则为“不正确动作”。就电力系统而言,保护装置“误动或无选择性动作”并不可怕,可以由自动重合闸来进行纠正,可怕的是保护装置的“拒动”,造成的大面积影响,可能导致电力系统解列而崩溃。而导致继电保护工作不正常的原因可能有以下几种。

(1)继电保护装置的制造厂家在生产过程中没有严格进行质量管理、把好质量关。

(2)继电保护装置在运行过程中受周围环境影响大。由于其周围空气中存在大量的粉尘和有害气体,同时又受到高温的影响,将加速继电保护装置的老化,导致性能改变。有害气体也会腐蚀电路板和接插座,造成继电器点被氧化,引起接触不良,失去保护功能。

(3)晶体管保护装置易受干扰源的影响,如电弧、闪电电路、短路故障等诸多因素,导致发生误动或拒动。

(4)保护可靠性在很大程度上还依赖于运行维护检修人员的安全意识、技能和责任心。继电保护的可靠性与调试人员有密切关系,如技术水平低、经验少、责任心不强发现和处理存在问题的能力差等。(5)互感器质量差,在长期的运行中,工作特性发生变化,影响保护装置的工作效果。

(6)保护方案采用的方式和上下级保护不合理,选型不当。

2.提高继电保护可靠性的措施

贯穿于继电保护的设计、选型、制造、运行维护、整定计算和整定调试的全过程,而继电保护系统的可靠性主要决定于继电保护装置的可靠性和设计的合理性。其中继电保护装置的可靠性又起关键性作用。由于保护装置投入运行后,会受到多种因素的影响,不可能绝对可靠,但只要制定出各种防范事故方案,采取相应的有效预防措施,消除隐患,弥补不足,其可靠性是能够实现的。提高继电保护可靠性的措施应注意以下几点:

(1)保护装置在制造过程中要把好质量关,提高装置整体质量水平,选用故障率低、寿命长的元器件,不让不合格的劣质元件混进其中。同时在设备选型时要尽可能的选择质量好,售后服务好的厂家。

(2)晶体管保护装置设计中应考虑安装在与高压室隔离的房内,免遭高压大电流、断路故障以及切合闸操作电弧的影响。同时要防止环境对晶体管造成的污染,有条件的情况下要装设空调。电磁型、机电型继电器外壳与底座间要加胶垫密封,防止灰尘和有害气体侵入。

(3)继电保护专业技术人员在整定计算中要增强责任心。计算时要从整个网络通盘考虑,认真分析,使各级保护整定值准确,上下级保护整定值匹配合理。

(4)加强对保护装置的运行维护与故障处理能力并进行定期检验,制定出反事故措施,提高保护装置的可靠性。

(5)从保证电力系统动态稳定性方面考虑,要求继电保护系统具备快速切除故障的能力。为此重要的输电线路或设备的主保护采用多重化设施,需要有两套主保护并列运行。

(6)为了使保护装置在发生故障时有选择性动作,避免无选择性动作,在保护装置设计、整定计算方面应考虑周全、元器件配合合理、才能提高保护装置动作的可靠性。

3.新形势下继电保护检修策略及措施

鉴于继电保护的重要性,对其定期进行预防性试验是完全必要的,决不能只是在出现不正确动作后再去分析和修复。继电保护定期检修的根本目的应是“确保整个继电保护系统处在完好状态,能够保证动作的安全性和可靠性”。因此,原则上定检项目应与新安装项目有明显区别,只进行少量针对性试验即可。应将注意力集中在对保护动作的安全性和可靠性有重大影响的项目上,避免为检修而检修,以获取保护定期检验投资效益的最大回报。建议以下几点:

(1)尽快研究新形势下的新问题,制定新的检修策略修订有关规程(对大量出现的非个别现象,不宜由运行单位自行批准),指导当前乃至今后一个时期的继电保护检验工作,积极开展二次设备的状态检修,为继电保护人员“松绑”,使检修对系统安全和继电保护可用性的影响降到最低。

(2)在检修策略的制定上应结合微机保护的自检和通信能力,致力于提高保护系统的可靠性和安全性,简化装置检修,注重二次回路的检验。

(3)今后,在设计上应简化二次回路;运行上加强维护和基础管理,注重积累运行数据,尤其应注意对装置故障信息的统计、分析和处理,使检修建立在科学的统计数据的基础上;在基本建设上加强电网建设和继电保护的更新改造,注重设备选型,以提高继电保护系统的整体水平,为实行新策略创造条件。

(4)大力开展二次线的在线监测,研究不停电检修整个继电保护系统的技术。

(5)着手研究随着变电站综合自动化工作的进展,保护装置分散布置、集中处理、设备间联系网络化、光纤化继电保护运行和故障信息网建成后的保护定检工作发展方向。

(6)厂家应进一步提高微机保护的自检能力和装置故障信息的输出能力,研制适应远方检测保护装置要求的新型保护。

本文讨论了供电系统中的继电保护装置的可靠性问题,提出了探讨继电保护可靠性的必要性、影响继电保护可靠性的因素及提高继电保护可靠性的对策。其可靠性问题不仅与设计、制造、运行维护和检修调试等有密切关系而且继电保护装置维护人员也将起到关键性作用。最后本文讨论了保护检验的目的、建议尽快修订有关规程,研究制定新形势下的继电保护检修策略。

参考文献：

继电保护的可信赖性范文篇4

关键词：PLC控制技术热工保护系统改遣

高新技术和电力事业在不断发展，高度智能化和自动化是电力设备发展的趋势，无论何种设备，“可靠性”放在首位。采取管理体制和技术上积极有效的措施，提供热工保护系统的可靠性，从而使热工保护可靠性的提高有保障。当机组在运行和启停过程中发生故障并且危害人身和设备安全的时，热工保护系统自动采取联锁或保护措施，这样使事故产生和扩大的情况得以避免，使机组的安全运行和正常启停得以保证，这是热工保护的主要作用。热工保护严密监视机组运行参数和设备工作状态，在关键时刻自动切除或启动某些系统或设备，这样机组就可以减负荷运行或维持原负荷运行。在危及机组设备的重大事故发生的时候，是机组运行停止，从而避免事故的扩大。

1为何要改造原有热工保护系统

（1）在正常运行机组的情况下，保护装置是长期不工作的，在出现异常的情况的时候，它进行立即可靠的行动，另外要有必要的实验和监视方式，从而保证热工保护装置的可靠性和正确性。机组运行可靠安全性问题一方面要依赖不同保护控制装置的可靠性和准确性，另一方面更要依赖不同设备的可靠安全性。在电厂中投运时间长而落后的原有热工保护装置，较多的回路硬接线的继电器组成保护系统的控制回路，很容易导致误动或拒动的现象。（2）进行大型检修的时候，为了保证继电器正常工作进行继电器的测试，热工人员维护工作量一定程度上增加了。故障点的数量会随着运行时间越长而增多，这就导致出现越来越大的维护工作量，对机组的安全运行有严重的影响，所以必须尽快进行改造。（3）在OPS上运行操作人员无法监视继电器的运行状态，不能及时发现存在的安全隐患，保护拒动的现象可能发生。

2改造的原则和设计思想

（1）不必改动热工保护系统的控制逻辑，因为目前它完善而且正确，在机柜、电缆、电磁阀、现场测点原则上不作变动的情况下，采用取代现有的继电器式控制装置也就是先进的计算机控制装置。在这个原则的基础上实现以下功能：无论在逻辑系统里面任何部件出现故障，都不妨碍强制性的锅炉或汽轮机跳闸；为了实现在线监视，与DCS的通信接口增加到系统中；自检功能在系统中的实现；在线实验功能增加到系统中。（2）设计系统的出发点是提供高效可靠的产品，提供保障给发电机组的经济、安全运行，使热工保护系统的控制水平有效的得以提高，使减员增效得以实现。作为新一代工业控制机PLC是随着通信技术、计算机技术、电子科技的发展而诞生的，它具有的优点包括适应工业恶劣环境、高可靠性、硬件配置灵活、编程组态方便等，在工业控制领域被应用的越来越多。“上位机+PLC”方式是系统所采用的新方式，采用PLC和计算机通讯方面的技术，进行动态实时监控很多个输出输入信号，其功能有保护联锁试验、保护动作记录、报表打印、输出输入信号状态显示等。

3浅析PLC的特点

（1）作为取代继电器控制逻辑设计的控制技术，PLC延续并应用的编程方法是继电器梯形图或原理图的，包括有线圈、连线、触点等方面的概念，常见的是图形梯形编程应用于PLC中，在使用现场非计算机人员就能完成，在线可以修改程序。这显示了PLC编程方便。（2）功能丰富，拥有丰富的存储信息和处理信息的指令系统以及内部件，能够进行不同数据运算和逻辑问题处理。它能够实现智能控制、模拟控制，而且能完成复杂的控制逻辑；能在上位机、计算机联网、远程通讯进行监控。（3）在大同小异的通讯、编程语言、形式、结构等方面，热工保护系统中有应用在不同控制要求的PLC系列产品，具有经济合理性。

4基于PLC的热工保护系统

（1）经过改造之后，热工保护系统的主要组成部分包括上位计算机和PLC控制器，其中的通讯是由RS232电缆来实现的。扩展架和CPU机架是C200hGPLC控制配置的主要组成部分，其中CPU包括I/O单元、电源单元、C200hGCPU、CPU底板四项。

（2）上位机和PLC的串行通讯上位机发送来的停止和开启信号有PLC来接收，对相应输出点的控制是由梯形图编辑的逻辑回路来实现的，最后达到控制外部装置和设备的目的。两者之间的信号传递使用的是串行通讯格式。

5基于PLC热工保护系统具有的优势

（1）可靠简单的系统结构，有利于安装和维修的组件式插接，能够方便灵活进行扩充的I/O模件卡件式设计。（2）PLC的组态编程方式应用的是梯形图，对修改、监视、组态的进行提供了便利。并且相应的在线编辑和保护联锁功能能够得以实现，提供了系统工作的可靠安全性。（3）记录输入信号状态，对其恢复时间或动作进行确认，从而提供准确、客观、可靠的依据给事故分析。（4）采用双电源供电的保护系统，系统连续、稳定的工作得到了保障。（5）使热工保护装置的技术水平得以提高，热工人员的维护量大大减少。易扩展、可靠性高、结构合理的系统能够很好的满足热工保护的需要。（6）监控中采用上位机，使保护联锁实验记录、状态监视、报警查询、报表打印等功能得

继电保护的可信赖性范文篇5

【关键词】智能变电站；继电保护；技术分析

前言

随着我国电网建设技术的不断进步，为了解决传统变电站在信息操作等方面的缺点，已经实现了智能变电站在电网建设中的投入。特别是近年来倡导节能环保为主要发展方向的理念传播开来，智能变电站的重要技术已经成为发展电网建设不可取代的部分，也是实现可持续发展的重要技术。本文结合笔者实际体会，总结智能变电站的继电保护技术，为节约资源、降低耗能出谋划策，希望能够给广大读者提供理论知识和具有实效性的帮助。

1智能变电站技术和继电保护技术

1.1智能变电站技术

智能变电站技术是指利用自动化、数字化技术实现了变电站信息采集、传输的高效性的技术，是当前电网建设发展的一种新趋势。智能变电站技术实现了设备智能化、信息网络化、协议统一化以及运行的智能化和自动化。智能变电技术的到来减少了设计、建设以及运行方面的成本，直接解决了传统变电站电磁互感器问题，实现了技术的质的飞跃。智能变电站分为站控层、间隔层以及过程层，三者要实现数据同步，需要构建一个可靠数据连接通道，即IEC61850通讯协议，而过程层也是实现数据稳定的不可取代因素。

1.2智能变电站中的继电保护技术

智能变电站中的继电保护技术是运用硬件和软件实现变电站的继电保护，实现高效的数据采集、数据传输、数据处理等。它包括数字核心部件，即一台专用的微型计算机，连接多种继电保护控件，实现数字信号的处理；模拟量输入接口控件，即连接计算机的外部控件，这些控件是实现信息采集的必要部件，包括交流电量、电流、电压以及各种非电量信息的采集；继电保护配置还包括开关量控制口、人机数据同步口以及外部数据分享接口等，这些都是智能变电站继电保护技术的必要硬件。

2智能变电站继电保护技术几个问题

2.1错综复杂的数据连接造成稳定性降低

智能变电站的继电保护技术实现了运行的自动化和控制化，由于连接的电力电子设备较多，而对于环境的敏感性较高，给继电保护的稳定性造成影响。特别是受信息同步、电磁兼容性等因素的影响，数据连接的容易出现不稳定性。

2.2IEC61850协议带来的安全性问题

在智能变电站继电保护配置中，使用的协议是一个统一标准的协议，即IEC61850协议。由于该协议是在全球网络环境下运行，因此网络攻击等因素很可能给继电保护技术带来安全隐患。与此同时，该协议并没有对信息的安全性做过多的规定，因此要求我们更加关注信息继电保护的安全性。

2.3信息的同步受到影响

合并单元输出的数据是有时间信息的，因此如果传输的具有时间差，就会对数据传输的同步性造成影响。如果继电保护设备无法获取到时间信息，就没法完善数据的同步，特别是在同步信号丢失之后，信息的同步无疑受到影响。信息同步的影响是基于数字传感器采样传输时间受到延时传播的结果，表现在交换机、接收机接收的延时性。信息出现同步问题对于同步系统的构建危害很大，不仅增加了信息采集的时间，还会增加了信息数据整理使用时间。可以这么说，如何实现信息同步也是智能电站继电保护部门必须关注的问题。

3智能变电站继电保护体系构建以及注意事项

3.1“三层两网”架构

所谓“三层两网”是的是站控层、间隔层、过程层三层，这三层构成了站控层网络和过程层网络。智能变电站中的继电保护站控层网络实现了数据采集、修改、传输等，过程层网络实现了开关、闭锁等信息采集，并以把这些信号传输到微机处理。“三层两网”是智能电站继电保护的基本构建，是继电保护实效性的重要性能。

3.2继电保护的系统建模

继电保护的系统建模是建立在完整的IEC61850协议上的，IEC61850协议的出现实现了信息模型的构建，并确立了部分信息交换规则。在系统建模方面，IEC61850协议以继电保护的功能为分类，分出多个逻辑设备和逻辑节点，包括开关跳闸、保护采样等节点。与此同时，IEC61850协议还按照通信类型进行特定映射，并对数据进行覆盖式保护，拓展了数据类的方法。IEC61850协议是构建继电保护体系的必要成份，也是国际统一的协议，因此人们应当加大对IEC61850协议的数据保护，必须建立完善数据传输防火墙，提高网络数据保护指数。

3.3构建数据帧传输

智能变电站继电保护技术在保护装置上摈弃了传统的专门采样、命令信号通道，使信号传输具有网络性。传统的继电保护技术在处理速率以及通道固定等方面不具备动态性，相比智能继电保护技术较为固定。而智能变电站继电保护技术实现了高速的数据采样、多控件信息获取，并实现了高速的网络交换和人机交换。当然，实现数据帧的传输必须建立在“三层两网”的架构之上，高速的网络传输也对继电保护有一定的约束，因此完善“三层两网”架构的构建是实现数据帧传输的重点工作。

3.4完善模块化保护功能

与传统继电保护装置不同的是，智能变电站的继电保护技术实现了模块化的保护功能，完成了不同网络层的信息共享。智能变电站技术保护采用“分散”的保护技术，使继电保护不依赖于装置，而是取决于不同的网络性能，模块化保护使继电保护稳定性更高。

3.5构建高精度同步系统

上文笔者也提到，智能变电站继电保护技术存在信息同步和时差问题，因此构建一个高精度的同步系统势在必得。首先，高精度的同步系统要构建信息资源的共享通道，实现专门的信息共享和同步；其次，构建多放射性的同步系统，使链路状态不受影响，充分发挥智能变电站继电保护的高精度同步。同此同时，高精度的同步系统要求我们利用高速的网络传输，实现数据的高效监测和同步。

4结语

可以这么说，智能变电站继电保护技术实现了电网发展的质的飞跃，是降低耗能、资源可持续发展的重要技术。智能变电站继电保护技术在保护采样、信息传输与同步以及稳定性、安全性均比传统变电站继电保护技术有了改革，并实现了继电保护的自动化控制，笔者相信智能变电站的继电保护技术能够为世界的电网建设带来新的变革。

参考文献：

[1]夏勇军,蔡勇,陈宏,陶骞,胡刚.110kV智能变电站继电保护若干问题研究[J].湖北工业大学学报,2011(03).

[2]洪鸣.基于智能变电站的继电保护分析[J].中国电业(技术版),2013(09).

[3]陈翔,张靓.基于智能变电站继电保护技术研究[J].电源技术应用,2013(03).

继电保护的可信赖性范文

关键词:热电站；供配电系统；微机保护;综合自动化;智能单元;通信网络

中图分类号：TN711文献标识码：A文章编号：

前言

该热电站发供配电一直是该厂正常生产的瓶颈,电力供配电系统已运行了40多年,内部结构及布线非常零乱、开关老式且严重老化、室内结构容易着火等因素使配电室存在重大安全隐患,曾进行了多次局部整改,但不能解决其根本问题。为了满足工厂的正常生产运营、生活用电要求,对该热电站供配电系统进行设计,达到先进计量、节约用电、安全用电的目的。

1、热电站电气主系统配置

某热电站主6.3kV供电系统由两部分构成:一部分为主6.3kV段即烧结法供电系统;另一部分为主6.3kV段即拜耳法供电系统。主母线为双母线系统,工作母线分别排为四段,每两段中间经限流电抗器和断路器并联。

段母线上分别接有3台6MW和1台12MW发电机,2台31.5MVA、110/6.3kV电力变压器,即1#,2#主变。烧结法生产系统的6.3kV分配电所及热电站1~4#发电机厂用电均由段母线供电。每段母线上接1台25MW发电机和1台31.5MVA、110/6.3kV电力变压器,即3#,4#主变。拜耳法生产系统的6.3kV分配电所及热电站5~6#发电机厂用电均由段母线供电。烧结法供电系统、拜耳法供电系统通过热电站110kV配电装置相连并和外部电网联网。氧化铝厂供电要求可靠性高、连续运行,供电设备的效率、利用率也是需要考虑的方面。因此,需要一个完善的综合监控系统,以实现综合自动化管理,确保安全、平稳供电。综合自动化系统应满足以下要求:热电站的所有测量、控制、监视、报警和打印均由该自动化系统来完成;为保证通信速率和通信质量,系统采用光纤电缆来传送信息,以实现对数据的实时采集和对设备的准确控制;具有一般微机远程监控系统的所有性能指标,抗干扰能力强,测控容量大,控制精度高,安全性好。

2、综合自动化系统配置

2.1系统特点:分层分布分散式系统

整个电站综合自动化系统按纵向功能分为两层:间隔层和电站通讯管理层。电站通讯管理层主要包括当地监控系统部分和传送远动信息的网络通讯装置部分。间隔层横向按站内一次设备相对独立,可以分散安装在就地开关柜内,仅通过站内通信网络互联,并与电站通讯管理层的通讯机实时通讯。凡能在间隔层由当地设备完成的功能绝不依赖于通讯网。

这种分散分布式系统同集中式系统相比具有以下优点:

1)系统可靠性高,任一部分故障只影响局部。

2)系统扩展性好,灵活性高,运行维护及检修设备均十分便利。

3)减少了站内二次电缆,节约投资。

4)系统组态灵活,简单,工程优化比较方便。

5)继电保护功能相对独立。

图1分层分布式结构示意图

2.2系统的稳定可靠性

采用分布式系统是提高全站工作可靠性的重要措施。本系统重要的功能(如继电保护,备用电源自投,电压无功控制等)均在间隔层上设置了专门的独立装置,完全不用依赖站内通讯网络后台监控系统。这样即便在站内通讯网络不能正常工作时,电站仍能运行而不会失去保护和自动装置的功能。电站通讯网采用国际上先进的以太网结构,互为冗余保证了站内通讯的实时性和最大的可靠性。网络强大的自诊断能力和极强的纠错能力,确保系统站内通讯的安全可靠。间隔层单元装置具有较强的环境适应能力和极强的抗干扰能力,能满足下放安装在高压开关柜内的要求。变电站通讯管理层也采用分布式结构。当地监控和远动接口相互独立,损坏其中任何一个不影响其它部分的正常工作。

2.3系统灵活性

站内通讯采用网络结构和信息主动上报方式。使得系统的实时性好,同时对于增加节点也十分方便。当地监控功能软件采用分层技术,分为开发层和应用层,开发层不会因使用场合而需要修改,应用层提供了各种方便的软件工具,便于用户对各种不同的站设置所需的要求。整个软件是在WindowsXP或NT平台上运行的,具有良好的人机界面。

2.4系统功能

系统能实现就地及四遥功能。装置可实时测量各种电气量,各电气量通过面板上的键盘可查询,实现就地测量;同时还可通过通讯网传至后台监控系统,实现遥测。装置具有合适的开关量输入接点,开关量输入用于开关变位信号判断;装置应以合适的方式指示保护动作信号、操作回路断线信号,实现就地信号功能;同时通过通讯网将各开关量变位及装置动作信号上传后台系统,实现遥信。装置既适合传统的SA开关对断路器的控制,又适合通过监控装置进行遥控;装置能实现继电保护整定值的就地设定,并能通过上位机软件将继电保护整定值进行下载和上传,实现遥设、遥读。所有保护的投入和退出均可通过上位机实现。通讯装置SEL-2030能采集间隔层所有SEL保护装置的信息,通过以太网送至监控系统。监控系统的具体配置见图2。直流屏及其IED接入MB2100D。后台预留与调度系统的接口。

图2主6kV段网络拓扑图

3、保护测控配置

系统配置采用SELR系列微机综合数字保护继电器,SEL保护的突出特点是经济、性能可靠。其SELogic可编程功能,用内部数百个变量元件可以编写各种功能,构成各种保护和自动装置方案,例如用SEL351装置可以构成备自投,小电流接地选线,低周减载,同期检查等控制方案。

1)主6kV馈出线保护测控

配置:SEL-351A+DSSD535

2)主变压器保护、测控:

配置:SEL-387A+SEL-351A+SI0-16+HL6800-12+DSSD536

差动保护SEL-387A

主变110kV侧后备保护SEL-351A

主变6kV侧后备保护SEL-351A

档位及温度变送器SIO-16

主变110kV侧电压切换箱HL6800-12

三相多功能电能表DSSD536:

3)发电机保护:

配置:SEL-300G+SEL-351A+BD-13+BD-22+DSSD536

发电机主保护SEL-300G

发电机后备保护装置SEL-351A

发电机转子一点接地保护装置BD-13

发电机转子两点接地保护装置BD-22

三相多功能电能表DSSD536:

4)主6kV母线PT保护、测控:

配置:SEL-351A

5)主6kV母联保护、测控:

配置:SEL-351(带I/O扩展)

6)主6kV母差保护:

配置:SEL-351A

7)110kV母线差动保护

配置:SEL-487B(带I/O扩展)

8)110kV进线保护

配置:SEL-351A(2台)+DSSD536

三相多功能电能表DSSD536:

9)110kV母联保护、测控:

配置:SEL-351(带I/O扩展)

10)微机自动准同期装置:

配置:MAS-2A(12同期点,其中六点带调速调压功能)

11)间隔层辅助设备:

配置:端子排柜

4、通讯层配置

通讯层装置是电站综合自动化系统的通讯枢纽。在本工程中,在通讯层采用SEL-2030保护管理器接入间隔层SEL继电器的保护信息;采用MB2100D作为通讯管理机接入其它装置的信号;采用HL-3104接入间隔层多功能电度表。SEL-2030和MB2100D和HL-3104与后台之间都可以直接通过以太网方式连接。

参考文献

[1]薛冰艳.企业供配电系统节电措施[J].宁夏机械，2006（4）.

继电保护的可信赖性范文篇7

【关键词】智能电网；继电保护

智能电网建设是我国未来电力发展的新举措，是解决能源问题和提高电网运行能力的重要方式。现阶段我国智能电网发展的特征表现在发电、输电和配用电三个方面。发电方面，必须积极开发新能源，优化能源结构，降低能耗。输电方面，需大力加强超/特高压跨区域输电网络的建设，实现能源资源的优化配置。配用电方面，应积极增加电网与用户的双向互动，优化电能消费方式。从而改变传统保护的不足，为继电保护提供良机。

一、我国智能电网建设面临的现实问题

（一）远距离、交直流混合、超/特高压输电构成的大电网。我国煤炭、水利、风能等自然资源大多分布在西北部，而用电负荷却主要集中的中东部和南部，使得我国能源分布于用电负荷严重不均衡，从而使得我国在实现电力资源配置方面必须采取远距离、交直流混合、超/特高压的输电方式。

（二）波动性新能源电力以规模化接入电网为主要利用方式。采用新能源进行发电是为了更高效的优化能源供应结构，降低对传统能源得依赖程度。风能、太阳能等新能源在以规模化接入电网的同时，其也存在间歇性、随机性和可调度性差的特点，在不稳定的情况下，会对电力系统的稳定造成威胁，产生保护和自动装置误动作。

（三）新能源电力缺少就地平衡的互补电源。新能源发电波动性大，输出不稳定，就需要在新能源输出处有足够的就地互补能源。从而增强新能源并网的能力，保持电力的供应平衡，适时调整传统电力资源和运行状态，也减少传统电力设备的老化和资源的消耗。那就就需要一切从实际出发，积极探索新能源与传统能源得优化组合，减少电力系统的波动，达到对智能电网的保护作用。

（四）配电网发展相对滞后，缺少需求侧对电网的支持响应能力。配电网是保证供电质量提高电网运行效率的重要环节，而且直接面对用户。智能电网的建设一方面能够加强电网与用户的双向互动，另一方以能够有效的优化资源配置，提升输电效率和降低输电投资。但是随着配电网由单电源转向多电源模式，配电网的保护和控制必须进一步的调整与完善。

二、继电保护面临的挑战和机遇

智能电网的快速发展也给作为电网按照保障第一道防线的继电宝华带来了机遇和挑战。

（一）智能电网建设给继电保护带来挑战。首先大电网、超/特高压对继电保护提出了更高要求，特高压电网故障时谐波分量大，非周期分量衰减缓慢，暂态过程明显，影响保护动作的可靠性和快速性；电流、电压互感器在暂态下的传变特性更差，故障状态转换时容易造成保护误动作；电网间的相互影响使故障特性更为复杂，故障计算误差增加；对继电保护设备，要求具有更高的可靠性、安全性和电磁兼容能力。智能电网的建设使一次系统中出现了大量电力电子设备，这些设备使电网短路电流的特征和分布发生了质的变化，并对故障电流造成影响。为保证其可靠性，不得不按照最严酷的情况进行配置和整定，为了保证其选择性，不能不牺牲后备保护的快速性和灵敏性，网络拓扑和运行方式多变使定值配合式保护失去了生存环境。

（二）智能电网建设给继电保护带来机遇。智能电网的发展也促进了新型继电保护平台的研究与应用。在信息采集方面，我国已经构建起实时监测系统，各类主要变电站都安装了同步相量测量单元（PMU），同时广域测量系统（WAMS）已具规模。这些不WAMS/PMU不仅能够对广域电网进行在线同步测量，而且能够及时的对数据进行更新，达到实时同步信息的继电保护功能。信息通信商，我国已经形成了以光纤为主，以分层分级自愈环网为主要特征的电力通信专网。数字化和的数字化和二次装置的网络化已经形成，建立起标准的信息通信运营平台，实时共享，保护信息资源的操作。另外局放监测、覆冰监测、雷电监测等多种信息系统不断出现，解决着传统继电保护中存在的问题，使得机电部更加可靠。

三、继电保护重点研究的内容

继电保护必须顺应智能电网快速发展下的电网变革，为更好的保障电网系统的运行，需要从单元件保护和广域保护两个方面着手。

（一）单元件保护主要是针对传统元件的硬件改良和软件新原理算法的应用。主要包括发电机、变压器以及交直流线路四大方面。发电机方面，需要进一步对内部短路、整定计算、灵敏度校验等方面进行精确化，后备保护中的过激磁、反时限过流等保护的判据需要与实际机组的承受能力相匹配，进一步确定定、转子一点接地保护的可靠性；对于磁、失步保护与电网保护的有效配合也值得研究。变压器保护方面，变压器内部故障分析计算和保护新原理应用是重点，应解决励磁涌流所存在的非线性、随机性、混淆性以及多样性问题。交流线路保护方面，高阻接地容易对距离保护产生影响，在应对系统振荡短路时无法应对，跨线故障和零序互感存在选相失败和故障测距误差大的问题。直流线路保护方面，障产生行波信号的不确定性在主保护的行波保护应用中仍存在，动态时延、采样率限制和过渡电阻也制约着非线性元件的应用。

（二）广域保护。广域保护是近年来继电保护领域的研究热点，以高速实时的信息通信为平台，将多点多类型信息纳入保护系统，从根本上革新了继电保护的配置方式，能够显著提升继电保护的动作性能。

智能电网的建设与发展使得继电保护的运行环境发生了显著变化，对电力系统的发、输、配、用环节产生了深远的影响。在各种智能电网先进的信息平台中，继电保护具备了集成广域信息的条件，从而实现其后备保护功能，更高效、可靠地通过转变实现方式大幅度提升保护性能保障电网安全运行的目标。

参考文献：

[1]毕天妹，刘素梅.智能电网含义及共性技术探讨[J].华北电力大学学报：自然科学版，2011，38（2）：1-9.

继电保护的可信赖性范文篇8

配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。

二。配电网馈线保护的技术现状

电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。

随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：

2.1传统的电流保护

过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。

电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。

2.2重合器方式的馈线保护

实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献。参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。当AB区段内发生故障F1，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器失压后自动断开，重合器R经延时后重合，分段器A电压恢复后延时合闸。同样，分段器B电压恢复后延时合闸。当B合闸于故障后，重合器R再次跳开，当重合器第二次重合后，分段器A将再次合闸，此后B将自动闭锁在分闸位置，从而实现故障切除、故障隔离及对非故障段的恢复供电。

目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。

2.3基于馈线自动化的馈线保护

配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。

这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。

三。馈线保护的发展趋势

目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：

1）电流保护切除故障；

2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；

3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。

这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。

四。馈线系统保护基本原理

4.1基本原理

馈线系统保护实现的前提条件如下：

1）快速通信；

2）控制对象是断路器；

3）终端是保护装置，而非TTU.

在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：

参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图A、B、C、D、E、F.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。

当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：

Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；

Step2：保护计算故障区段信息；

Step3：相邻保护之间通信；

Step4：UR2、UR3动作切除故障；

Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；

Step6：UR2重合于故障，再跳开；

Step7：UR3在T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；

Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；

Step9：UR3在T时间内测得电压恢复，UR3重合；

Step10：故障隔离，恢复供电结束。

4.2故障区段信息

定义故障区段信息如下：

逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，

逻辑0：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。

当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。

为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。

4.3系统保护动作速度及其后备保护

为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。

在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。

4.4馈线系统保护的应用前景

馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：

（1）快速处理故障，不需多次重合；

（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；

（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；

（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。

四。系统保护展望

继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。

电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息，利用局部电气量完成故障的就地切除。线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换，进行处于异地的两个装置协同动作。近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作如果由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种协同保护不仅可以改进保护间的配合，共同实现性能更理想的保护，而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统，基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。目前，在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。在配电网，伴随贼配电自动化的开展。配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。

继电保护的可信赖性范文

【关键词】智能变电站：继电保护：影响

引言

为了实现智能变电站的功能，需要对变电站内部智能电了设备例如继电保护、测控装置等的信息描述方法、访问方法、通信网络等进行统一规范。在IEC61850颁布之后，数字化变电站有了一套完成的信息描述和访问的规范性文件，使不同的厂家的智能设备有了通性，使得设备的使用有了互操作性。在中国，正在建设或已经运行的智能变电站，无一例外的采用IEC61850通信规约。

IEC61850标准通过对变电站内网络通信进行抽象，把变电站分为站控层、问隔层和过程层三层。目前，智能（数字化）变电站保护配置方案和采用常规互感器时一样，保护装置按对象进行配置，如主变保护、线路保护、母线保护、开关保护等。只不过将原来保护装置的交流量输入插件更换为数据采集光纤接口，I/O接口插件换为GOOSE光纤通信接口，CPU插件的模拟量处理更换为通信接口处理。原来的操作插件转移到智能操作箱上，保留部分开入作为压板投退，开出的压板投退取消或转移到智能操作箱上。

1智能变电站继电保护技术的特征

1.1系统建模的标准化

IEC6185协议的产生，使得保护有了统一的建模标准、统一的信息模型和交换规则。建模标准化的实现，不仅有利于变电站自动化功能的提升，还使得保护的ICD模型在语法和定义上实现了标准化，所有的保护基于统一的平台进行通讯，提高了设备的互操作性。此外，由于变电站内的一次设备和二次设备使用了统一的建模标准，使得站内的继电保护设备与控制中心可以进行无缝通信，从而完成了变电站信息的高速传递和共享。

1.2数据采集的数字化

智能变电站与传统变电站的一大区别，就在于智能变电站在电流和电压的采集环节使用了数字化的电气量采集系统以及光学互感器或电子式互感器。变电站一次设备的电压、电流等电气量，通过智能变电站的光学互感器或电子式互感器进行采集，再通过合并单元统一进行数据合成，合并器接收通过多路采集器送来的采样信号，并进行汇总，通过网络介质上送保护装置，提供多路数据输出，节省了大量的电缆，实现了一次系统和二次系统的电气隔离，且电气量的测量范围大，测量精度也较高，实现了信息的集成化。

1.3设备操作的智能化

在智能变电站的设备操作中，随着电力电子技术和微机算法的不断进步，新型传感器不断出现，设备操作实现了高度智能化。首先，微机技术的进步提升了继电器的控制技术，电力电子技术的发展为断路器的执行机构带来更优异的性能，智能变电站的智能设备性能远远高于传统变电站的常规机械机构的设备，可以实现对跳闸和合闸角度的控制、过程的控制，在故障时能够快速动作，并减少暂态过程中的直流分量和谐波。在设备的控制方面，设备自身的微机芯片可以直接对断路器设备运行进行处理，并具有独立的执行功能，将不再依赖于站控层的控制。此外，设备自身还具备自检功能，可以及时发现自身缺陷并给出报警，为变电站的状态检修提供有效信息。

1.4系统结构的紧凑化

与传统变电站相比，智能变电站的保护具有体积小、重量轻等优点，紧凑的结构使得保护可以进行优化组合和布置。例如，在一些高压变电站中，继电保护和测控装置，以及故障录波和安全自动装置可以实现智能电子装置的“近过程化”（process-close）。而在中低压变电站，可以直接将继电保护装置小型化，紧凑安装在开关柜上。

2智能变电站的架构体系

智能变电站结构并小是常规站间隔与主控设备的方式，它的逻辑构架可概括为三层两网络，三层为过程层、间隔层与站控层，两网络为过程层网络与站控层网络，主要在三层中

间如图1所示。

图1智能变电站的架构体系

在智能变电站中，对继电保护来说，过程层包含一次设备与之有关智能组件等，如隔离开关、变压器、互感器及、压断路器等，其作用为采集数据、检测各种设备的状态，并控制命令执行等；间隔层主要包含各种监控设备与继电保护等，其作用为实现各间隔设备监视、控制与保护等；而站控层主要由数据前置机、人机交互设备、工作站及服务器等所构成，其作用为传输整定值的召唤与修改，并录波文件的传送等，有效实现变电站集中控制、智能变电站中的继电保护网络所使用规则亦是ICE61850的标准，从模型上，将原来继电保护装置划分成多个的逻辑设备，还划分成采样值处理、保护算法与跳闻回路等逻辑节点；从数据上看，详细划分了继电保护的数据种类，并覆盖了目前继电保护的应用数据，扩展了数据种类方法；从通信协议看，其通信服务需要依照性能与类型对通信协议给予映射与传统变电站比较，智能变电站并不以装置作为继电保护的组织形态，而是以保护功能的模块化作为组织形式，保护的分散或集中形式不再依赖装置，主要取决自网络性能与保护需求，使得继电保护工作更为灵活，有效满足了电网保护需求。

3对继电器保护的实现机制、调试和维护等方面的影响

从继电保护的实现机制来看，智能型的变电站技术也带来了很大影响，打破了原有的采样、计算一体化形式，数据信息、保护对象及装置不再进行绑定，让数据动态能实时调用及存储，不同系统数据的统一管理与不同功能应用变成了可能，极大降低了保护设备及过程网络的交互需要及复杂性，对保护功能组态、迁移与广域保护提供了数据信息的交换平台；还改善了二次回路中的不可测控问题，可实时掌握网络数据的可靠状态，极大提高了继电保护中的可靠水平。

4结语

作为智能电网的重要组成部分，智能变电站必须打破以往的专业壁垒，将先进的电力、电子、通信、计算机、控制技术互相融合，达到资源优化配置的目标，实现智能变电站易集成、易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求，为电网的发展，社会的进步提供了长久的贡献。

参考文献：

继电保护的可信赖性范文篇10

关键词：继电保护；状态维修；选择性

中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：1673-9671-(2012)042-0234-01

1继电保护

继电保护（RelayProtection）泛指能反应电力系统中电气设备发生的故障（如短路、断线）或不正常运行状态（如过负荷），并动作于相应断路器跳闸或发出告警信号的一种自动化技术和装置。继电保护装置是保证电力元件安全运行的基本装备，任何电力元件不得在无继电保护的状态下运行。

继电保护装置的构成如图1所示。由图1可知，继电保护主要由测量比较环节、逻辑判断环节和执行输出环节三部分构成。测量比较环节：测量特征量，并与整定值比较，以判断是否应该启动。逻辑判断环节：按一定逻辑关系判断是否发生区内故障。执行输出环节：负责发出保护动作脉冲信号。

继电保护的基本任务：1）自动、迅速和有选择地将元件从电力系统中切除，从而使故障元件免于继续遭到损坏，保证其他无故障部分迅速恢复正常运行；2）反映出电力设备的不正常运行状态，然后根据相应的故障状态进行相应的动作。

继电保护的基本要求：可靠性，选择性，速动性，灵敏性。

1）可靠性。可靠性包括安全性和信赖性两个方面，它是继电保护性能最根本的要求。安全性要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动作。信赖性要求继电保护在规定的保护范围内发生应该动作的故障时可靠动作，即不发生拒绝动作。2）选择性是指保护装置在动作时，在可能最小的区间内将故障部分从电力系统中断开，从而来最大限度地保证系统中无故障部分仍能继续安全稳定运行。3）速动性。故障发生时，应力求保护装置能迅速动作切除故障元件，以提高系统稳定性，减少用户经受电压骤降的时间以及故障元件的损坏程度。故障切除时间等于保护装置和断路器动作时间的总和。一般快速保护的动作时间为0.06s~0.12s，最快的可达0.01s~0.04s。一般断路器的动作时间为0.06s~0.15s，最快的可达0.02s~0.06s。保护动作速度越快，为防止保护误动采取的措施越复杂，成本也相应提高。因此，配电网保护装置在切除故障时往往允许带有一定延时。4）灵敏性。指对于保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。在规定的保护范围内发生故障时，不论短路点的位置、短路的类型如何，以及短路点是否有过渡电阻，保护装置都应能灵敏反应，没有似动非动的模糊状态。保护装置的灵敏性通常用灵敏系数来衡量。根据规程规定，要求灵敏系数在1.2~2之间。

对继电保护装置的各项基本要求是研究分析继电保护性能的基础。这些要求之间往往是相互制约的，例如提高保护装置动作可靠性的措施，一般会造成动作速度及动作灵敏性下降，并增加保护成本。因此，继电保护的研究、设计、制造和运行的绝大部分工作就是围绕着如何处理好这些基本要求之间关系进行的。实际工作中，要根据具体情况以及要解决的主要矛盾，统筹兼顾，寻求一个适当的解决方案。

2状态维修

以设备状态为基础，以预测状态发展为依据。根据对设备的日常检查、定期重点检查和在线状态监测和故障诊断所提供的信息，在设备发生故障前安排维修。适用范围设备故障率低，地位重要的设备。提高设备的可用率节省维修费用。

状态维修是企业以安全、可靠性、环境、成本等为基础，依据设备的运行工况、基本状态以及同类设备家族历史等资料，通过设备的状态评价、风险分析，制定设备维修计划，达到设备运行可靠、维修成本合理的一种设备维修策略。

状态维修工作的核心是确定设备的状态，依据设备状态开展相应的试验、维修工作。开展状态维修工作并不意味着简单地减少工作量、降低维修费用，而是将设备维修管理工作的重点由修理转移到管理上来，相应设备状态监控的管理工作要大力加强，通过强调管理的技术分析的作用，严格控制、细化分析，真正做到“应修必修，修必修好”。

状态维修并不意味着绝对取消定期维修的概念。受设备结构、工作原理以及零部件使用寿命等原因，各类电网设备均存在一定的使用寿命或周期。因此，设备最长维修周期不能超过其自身最薄弱环节最长使用时间。设备最长维修周期应有设备制造商在产品说明书中进行明确。

3继电保护状态维修方法

进行继电保护状态维修主要分为以下几个步骤：1）把好设备初始状态关。2）积极采用先进的在线检测或带电检测手段。我们除了要对电力系统运行中的设备加强常规监督和测试在外，还要采用先进的检测手段（油色谱分析、红外诊断等），从而来及时掌握电力系统运行设备的相关工作状态。3）提高设备的状态分析水平。设备状态分析水平是状态监测与状态检修进行相互衔接中的关键一环，我们要对设备的状态分析水平合理把握，从而来保证电力系统中相关设备的安全稳定运行，进而来保证电网的安全稳定运行，创造一个和谐安全的工作环境。

参考文献

[1]粱宇.基于电力系统继电保护技术的研究[J].科学之友,2010,4.

[2]王浩.浅谈继电保护对电力系统的影响[J].价值工程,2010,10.

继电保护的可信赖性范文篇11

【关键词】电力系统；继电保护；干扰；故障；处理

1.继电保护的作用和要求

1.1继电保护的组成及作用

继电保护装置是指能反应电力系统中电气设备发生故障或者不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。继电保护装置是由测量比较元件，逻辑判断元件和执行输出元件三部分组成。

随着电力系统的不断发展壮大，继电保护装置在电力系统中的作用越来越重要，它可以在电网或者电气设备发生故障，或出现影响安全运行的异常情况时，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损坏，保护其它无故障部分迅速恢复正常运行。

1.2继电保护的基本要求

1.2.1可靠性

可靠性包括安全性和信赖性，是对基点保护性能最根本的要求，所谓安全性，是指继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动作；所谓信赖性，是要求继电保护在规定的保护范围内发生了应该动作的故障时可，即不发生拒动作。可靠性组要取决于保护装置本身制造质量，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，可靠性也越高

1.2.2选择性

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的保证系统中无故障部分仍能继续安全运行，它包含两种意思：一是只应由装在故障元器件上的保护装置动作切除故障；二是要力争相邻的元件的保护装置对它起后备保护作用

1.2.3速动性

速动性是指尽可能快的切除故障，以减少设备及用户在大短路电流，低电压下运行的时间，降低设备的损坏程度，提高电力系统并列运行的稳定性。在高电压网中维持电力系统的暂态稳定性往往成为继电保护快速性要求的决定性因素，故障切除越快，暂态稳定性越高，越能发挥电网的输电效能

1.2.4灵敏性

灵敏性是指对于其保护范围内发生故障或者不正常运行状态的反应能力。灵敏性要求保护装置应该在规定的保护范围内故障时，在系统任意运行条件下无论短路点的位置，短路的类型，短路点是否有过渡电阻都能敏锐感觉，正确反应。

2.继电保护装置正常工作时的干扰因素

2.1静电放电干扰

长期工作于干燥高压环境下的工作人员身体上带有静电电荷，由于工作要求工作人员都是穿绝缘鞋的，所以静电不能释放，长期时间下，电压会很高，而且工作人员会把静电带到很远的地方，当他们接触到继电保护装置时，就会产生放电现象，在电压很高的情况下就会对继电保护装置的元件产生损坏，导致电力线路不能良好工作。

2.2雷击干扰

在任何生产活动中，雷击都是会对生产设备造成很大伤害的一种现象。雷击也是电力线路的常见危害之一，变电站的设备和地网之间是高阻抗的，当线路受到雷击时，电线会产生高频电流，变电站地网中电位差瞬时增大，这会对电力线路造成一种威胁，导致继电保护装置可能出现误判，把工作正常的电力线路从系统中切除，这会损害电力线路的元器件，造成电力系统的损失。

2.3高频干扰

如果电力系统在隔离开关的操作时动作缓慢，隔离开关的两个触点间在操作时就会产生电弧闪络，从而产生操作过电压，出现高频电流，而高频电流在通过母线时，会在母线周围产生强大的电场和磁场，会对二次回路和二次设备产生干扰，当干扰水平超过装置逻辑元件的最大干扰水平时，将引起继电保护装置的不正常工作，从而使整个装置的工作出现异常，会对系统的稳定造成很大的破坏。高频电流通过接地电容设备流人地网，将引起对地电位的升高。

2.4直流电源干扰

当变电所内发生接地故障时，变电站的地网以及大地中流过接地故障电流，通过地网的接地电阻，使接地故障后的变电站地网电位高于大地电位，该电位的幅值由地网接地电阻和入地电流的大小决定，按我国有关规程规定其最大值可达每千安故障电10V。对于直流回路上发生故障或其它原因产生的短时电源中断接电源的干扰主要是直流与恢复，因为抗干扰电容与分布电容的影响，直流的恢复时间可能很短，也可能很长，直流电压在恢复过程中。电子设备内部的逻辑回路会发生畸变，造成继电的暂态电位差，这会影响整个保护系统。

3.电力系统继电保护防干扰措施

3.1降低一次设备的接地电阻措施

为降低电力系统由于高频电流注入时产生的暂态电位差，在条件允许下，尽可能降低避雷器、电流互感器、电压互感器等一次设备的接地电阻值，同时，将这些设备构成一个具有低阻抗的接地网，降低对二次回路及设备对电力继电保护的干扰。

3.2接地措施

电力系统的接地网无法做到全部等电位，在不同位置会有电位差，其电位差与流入地网的电流成正比。尤其是在高频同轴电缆一端接地时，隔离开关以及断路器启停空母线一端会产生暂态高电压。因此对于高频同轴电缆，使用两端接地措施，一是在开关场，高频电缆屏蔽层在结合滤波器二次端子接地，二是在控制室，高频电缆屏蔽层接于保护屏接地铜排，这样才能有效预防暂态高电压对继电保护装置的干扰。

3.3构造继电保护装置等电位面

如果继电保护装置比较集中，应该为继电保护装置提供一个等电位的平台，将就近地网的一点联接该电位，这样当地网的电位浮动时，该电位也随之变化，有效预防了地网地电位差窜入继电保护装置造成的干扰。等电位联接平台一般采取两种方法：一是将各保护屏的铜排进行首尾相连焊接。二是将电缆层做一个由铜排或裸铜线连接成的框架，使各保护屏接地铜排与此框架进行相连。

3.4采用UPS电源系统措施

当前，变电站综合自动化系统日新月异，自动化系统工作电源稳定可靠性对变电站安全运行有重要影响，但变电站内部自动化设备及系统的工作电源如果直接接入站内电源或直流电源，弊端很多。当前，其理想方式应该采用UPS电源系统。UPS电源是以逆变器为主要组成部分的恒压恒频的不间断电源，当前UPS电源技术日趋成熟，采用UPS电源给继电保护装置供电，能有效预防电力系统发生断电、浪涌、频率震荡、电压突变、电压波动、频率漂移、电压跌落以及脉冲干扰的影响。

3.5实行状态监测，提高人机交互可靠性

当前，微机保护与微机自动装置的自诊断技术在电力系统不断推广应用，对继电保护装置实行状态监测，同时提高人机交互可靠性，通过确定零件温度、湿度、冲击、振动等合理的安全系数，储备功能相同的零组部件作为备用机构等措施增强继电保护装置防干扰能力。

3.6加强继电保护技术革新，实施继电保护智能化

当前科学技术迅速发展，电子技术、通信技术、计算机技术以及数字信号处理技术日新月异，电气自动化的水平迅速提升，提电力系统高继电保护的抗干扰还要根据继电保护的特性，通过技术革新逐步改善和提高继电保护动作的可靠性与正确率。同时神经网络、遗传算法、小波理论、进化规划、模糊逻辑等人工智能技术在电力系统不断推广应用，使继电保护的可靠性不断提高，利用人工智能技术电力系统对继电保护进行故障诊断，分析干扰源以及干扰途径并制定相应的措施应对，是提升继电保护可靠性发展趋势。

4.结束语

目前我国的继电保护技术有了长足的发展，继电保护装置也日趋成熟。电网的坚强运行离不开继电保护装置。各级电力企业也制定了相应的标准和要求，但是维护继电保护装置的正常运行保证保护设备的准确动作，仍然是变电运行人员极其重要的工作。我们应看明形势主动改变观念，通过加强自我学习、通过技术的不断提高，最终现实继电保护的可靠运行。

参考文献

继电保护的可信赖性范文篇12

关键词：Agent；多Agent技术；继电保护

中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：1007-9599(2011)09-0000-01

RelayProtectionSystemBasedOnMulti-Agent

SuZikang,JiangBaolei

(SchoolofInformationandElectricalEngineering,CUMT,Xuzhou221008,China)

Abstract:Multi-AgenttechnologyinrecentyearsthefieldofdistributedAIhasbeenwidelyused,thispaperdescribesMulti-AgentSystems(MAS)oftheprotectionsystemofthestructure,characteristics,

andtoitssystemarchitecture,communication,reliabilityandotherissueswereoutlined.

Keywords:Agent;Multi-Agent;Relayprotection

一、Agent与多Agent基本概念

Agent与多Agent系统（MAS）概念源于人工智能领域，是分布式人工智能的主要方向之一。概括的说，Agent是对过程运行中的决策或控制任务进行抽象而得到的一种具有主动行为能力的实体，利用数学计算或规则推理完成特定操作任务，并通过消息机制与过程对象及其他Agent交互以完成信息传递与协调。Agent具有自治性、可通信性、面向目标性和针对环境性等特性。

由于单个Agent的知识、信息和资源是受限的，不能用于较复杂问题的解决，可用适当的体系结构把多个Agent连接起来构成多Agent系统（MAS）共同完成一个特定任务。MAS通过协调来组织全组Agent完成一些任务，这些Agent分散分布且独立运行，相互协调并能为单个个体服务，当Agent之间的目标或行为发生冲突时，Agent之间能够通过竞争或者协商来协调处理冲突，协同完成一个任务。MAS有以下优势：能通过Agent间协作增强问题求解能力和可靠性；各Agent可并行操作，效率高；Agent间通信协作，具有较好的容错能力；各Agent既可协同工作，也可单独工作，有较高的灵活性。所以，它不仅具备一般分布式系统的资源共享、易扩展、可靠性、灵活性、实时性的特点，而且可以通过各Agent协调解决大规模的复杂问题，其系统有很好的鲁棒性、可靠性和自组织能力。

二、基于MAS的继电保护系统

（一）基于MAS的常规继电保护系统

Wong和Kalam在1995年“能量管理和电力输送”及1996年“智能系统在电力系统中的应用”国际会议上，将Agent技术引入继电保护领域。基于MAS的保护系统由组织层、协调层和执行层组成。故障的检测隔离由各层的Agent协作完成，其结构如图1所示。

图1.基于MAS的保护系统结构

Agent分层分布，对应不同层的任务，如协调层的搜索Agent和跳闸Agent等；各Agent独立完成各自的任务，如：状态检测、网络重组等；能据外界变化快速做出反应，如断路器不能断开时，搜索跳开邻近断路器；各个Agent间相互通信，将信息就地化、分布化并共享化，利用电力线路沿线的多点信息共享综合加速保护动作、更准地判断和隔离故障区段；多个Agent协作完成保护任务，通过局部Agent和管理Agent协调各Agent的行为，以更好适应电力系统的实际运行状态，提高保护的快速性和准确性；Agent能依需要激活上级Agent或与同级Agent交互，如状态检测Agent感受到开关变位时激活网络重组Agent，改善继电保护的自适应性与可靠性；一种保护任务可由多个Agent组合完成，有很好的灵活性、可移植性。

（二）基于MAS的协作继电保护系统

常规的继电保护存在故障判断和定位困难，后备保护整定时间过长且故障隔离区域过大等缺陷。1997年，YasushiTomita等人提出利用多Agent的相互协作实现电力系统的保护。多Agent协同有四个基本目标：通过并行性提高任务完成效率；通过共享资源扩展完成任务的范围；通过任务的重复分配增加任务完成的可能性；通过避免有害相互作用降低任务之间的干扰。该方法中的Agent分为：设备Agent，主要采集和管理设备的数据，并可用各自间的联系数据表示网络的拓扑结构；移动Agent，可在各个设备Agent之间运动，使用其数据；保护Agent，用以检测和隔离故障；重组Agent，当电力系统拓扑结构发生变化时，对保护系统进行网络重组。无论实际电力系统的运行状况如何发生变化，保护系统都能有效地进行故障诊断隔离，最大限度减少故障隔离区。

三、MAS中Agent的通信问题

各Agent间必须能有机地合作，而合作的实现很大程度上依赖于通信。按通信机制Agent间通信方式有：点对点式，广播式，转发式和混合式。实际系统中，常用混合式，对Agent分组，每个组都有自己的组区域（黑板），可以同时实现公共数据区域的广播通信与组内的组播通信以及点对点和转发通信。若按通信介质可分为光纤通信，载波通信和同轴电缆通信。在条件允许，尽量采用能较好兼顾快速性、可靠性以及投资等方面需要的光纤或同轴电缆通信。

四、结束语

电力系统继电保护是电力系统安全稳定运行的保证，MA技术是计算机技术、人工智能和网络技术等多学科交叉而形成的新兴分支。MAS的保护系统在保护的协同和整体性能上更具自适应性、灵活性、可靠性和容错能力。随着研究的深入多Agent在电力系统继电保护的应用应该有更为广阔的前景。

参考文献：

[1]王惠中,李文龙.基于Agent技术的继电保护的研究现状及发展趋势[J].工业仪表与自动化装置,2010,6

[2]陈艳霞.基于多Agent技术的继电保护系统[J].电力系统自动化，2002,6,25(26):12