继电保护开题报告篇1

[关键词]检验缺陷处理资料图纸管理工作意识

中图分类号:TM1文献标识码:A文章编号:1671-7597(2009)1110030-01

一、引言

为配合保护装置的迅速发展,便产生了继电保护人员的技术水平亟待提高的问题。在此,根据本人的继电保护工作经验针对一些比较现实的问题作探讨。

二、检验的问题

交接检验,不应为追求工程进度而压缩保护安装调试时间,降低检验质量。从运行实践来看,检验中需要注意以下几个问题:整定值试验,直流逆变电源试验,电缆的绝缘值,交流回路的一点接地,装置与其它保护屏的配合、与断路器及隔离开关的配合,母差、失灵等保护的传动完整性,屏蔽接地、抗干扰电容安装等工艺质量等问题。不但要检验保护装置,还要注意周围保护的动作行为,这可能是不为调试人员所注意的。

定期检验,与新装检验有明显区别。注意的主要问题有:进行全检时,与以往检验数据的对比,对照图纸与实际接线的差别。而在部分检验中,可有针对性地大量简化试验项目。从近年事故中分析,在合理简化检验项目的同时必须加强对接触不良型问题的检查。如检查紧固端子排各螺丝、检查紧固插件等。简化检验项目应充分利用微机型保护完善的自检能力来简化常规测试,对诸如软件逻辑试验、定值试验、小型化操作箱的继电器检验等予以简化。研究制定保护检验的安全措施票及标准检验工艺流程,使检验工作统一化、标准化、程序化,从而提高检验质量,保证检验安全。

事故后检验,检验的要求、重点、方法、注意事项等都要区别对待,应注意以下一些问题:及时收集事故前后的各种信息,包括系统接线及运行方式、保护运行方式、直接动作的微机保护的详细动作报告、故障录波报告、SOE以及相关厂站的有关报告、系统的变化情况、值班员的描述、一次故障点查找情况等。进行科学的分析,提出保护不正确动作的可能途径,制定针对性的试验方案和改进措施。按照试验方案,再现故障,需强调真实性,包括交流回路、直流回路、保护装置等,应尽量模拟当时的故障状态。

三、缺陷的处理

包括临时消缺和计划消缺。对于紧急缺陷立即安排消缺,一般缺陷的消缺计划应列入月度检修计划中,重大缺陷应视运行情况和消缺材料情况,结合一次设备停运情况提出消缺计划及消缺方案。为了提高消缺效率,继电保护专业人员在接到处理任务的时候应尽快安排消缺工作负责人及工作组成员,明确分工和职责,掌握一、二次设备的运行方式,及时了解缺陷设备是否停电,停电时间和范围,必要时应询问变电站值班人员,了解有关设备的运行状况,认真分析本工作对运行设备有无影响,特别是母差、失灵远跳、备自投等,是否需要其他部门班组配合等。

工作成员共同分析缺陷,制定消缺工作具体实施方案,并准备仪器、仪表、技术资料、消缺材料。消缺材料准备包含软件备品准备和硬件备品准备。软件备品就是发生缺陷的装置型号、线圈型号及阻值、消缺时需要退出的连接片图片或相应的记录表等,以图片、数据表为主,是为制定消缺工作具体实施方案和选择硬件备品而准备。硬件备品就是装置的插件、开关线圈、接触器等实物品,在消缺时使用。

现场消缺工作结束后,工作负责人应尽快组织工作成员填写班组缺陷消除记录表,整理有关调试记录,按规定完成有关图纸的修改和审批。将每次校验、缺陷处理和发生的事故障碍的经过、原因、处理过程、注意事项、经验教训详细记录在班组的继电保护工作备忘录上资以公开,并定时组织讨论学习,这样继电保护人员每学习一次备忘录,就相当于实际工作一次,人员的技术素质就会逐步提高。

四、技术资料、图纸的管理

现场工作应按图纸进行,严禁凭记忆作为工作的依据。如果图纸资料与现场实际接线不一致,就会给继保人员的维护工作带来很大的麻烦和安全隐患。其主要有两个原因:一是交接时遗留下来的。在工程安装调试阶段,一般都会出现设计上的修改,施工人员按照实际修改完善接线后,忘记在图纸上做相应修改。二是在技改工作后没有对原图纸进行修改。从以往发生的事故中分析,都有这两方面的原因。

各种各样的技术资料和图纸是电力系统传递信息和知识的重要手段,是变电站设备现场诊断、检修工作的依据。在电力系统日常运营、维护、检修工作中,会涉及到各种各样不同来源的技术资料和图纸,目前在我们这里,纸介质图纸与电子版图纸并存,对图纸资料管理采用传统的档案管理方式,以站为单位,包括技术说明书、试验报告和图纸。以元件或线路为个体,对来自设计院的设计图、接线图,来自设备制造厂的原理图,来自安装单位的调试图、竣工图,还有电力系统本身检修、改造工作积累的大量图纸资料等进行登记,并编制出资料目录。借阅图纸、资料,必须办理借阅登记手续,定期检查资料、图纸管理明细台帐,检查使用情况,检查是否齐备和完整。在工作过程中,若发现图纸与接线不符时,应查线核对,确认接线正确后,在原图纸上改正,如改动较大,在原图纸上修改已不清晰,须尽快绘制新图以符合实际情况。

五、技术知识的获取与传乘

由于继电保护及安全自动装置的技术含量高,其发展更新快,大量的新设备投人系统运行,需要人们去学习、去掌握。因此,一定要努力提高继电保护人员的专业素质,以便为安全生产打下坚实的物质基础。继电保护工作的责任重大,工作人员长期处于高度紧张的状态,学习条件受很大限制,必须保证继电保护工作队伍的相对稳定,创造一个良好的学习环境。我们传统做法是一边维护,一边摸索。这做法本无可厚非,但是人的能力是有限的,关起门来学习肯定比不上走出去。由于专业涉及的范围广,设备的结构复杂且不容易掌握,如果我们能建立一个培训基地,从人员的基础培训做起,配合一些高水平的强化训练,相信继电保护人员的水平将很快得到质的提高。同时,也可解决日前继电保护队伍中有许多新参加工作的员工,未经系统培训即上岗的问题,同时缩短培养一支优秀的继电保护队伍所需要的时间。

六、工作的意识

继电保护人员的工作经验是在实际工作中摸索、总结出来的,工作时间越长、保护校验次数越多、缺陷处理范围越广,其工作经验就越丰富。但是从已发生的事故来看,工作年限长的继电保护人员占了相当大的比例。仔细分析其原因,有这样的心理历程,由于继电保护工作的重要性和高技术性,当继电保护人员刚从事继保工作的时候,会有一种战战兢兢的感觉。在工作中采取安全措施时,会征求别人的意见反复进行考虑。随着工作年限的增长和经验的丰富,对工作越来越得心应手,慢慢忽略一些正常的工作程序,必要的安全措施。这时事故的隐患就开始形成,在满足一定条件的时候,事故就会发生。所以在继电保护工作中,除了遵守安全工作规程外,严谨细致的工作作风丝毫不能松懈,安全源自时刻警惕,事故处于瞬间麻痹。

参考文献:

[1]电力系统继电保护实用技术问答(第二版),中国电力出版社,2004.

继电保护开题报告篇2

为了防止智能变电站在运行过程中发生故障，本论文通过对智能变电站实际运行中发生的问题进行总结，从而达到快速处理现场问题的目的，通过智能站的实际运行情况得出，本论文提出的观点能够有效的解决上述问题，因此具有较强的实用性。随着智能变电站的不断发展以及相关技术的不断成熟，智能站建设已经在全国范围内开展，但是，较常规变电站相比，智能站具有跟多的问题，尤其是运行不稳定，常见的有远端模块烧毁，合并单元异常，智能终端异常，保护装置的通信异常等问题，对于大数据处理的变电站，大量信息可能导致网络系统瘫痪、数据延时、网络风暴等原因，在实际运行中，同样会出现很多问题，比如间隔层设备数据中断、位置状态无效、控制块断链、遥测遥信等无法上送后台、保护跳闸命令、遥控命令不能执行、保护装置与智能终端跳闸命令异常等各种问题。

2、运行操作原则以及注意事项

智能变电站在运行操作时，不仅仅要考虑到常规站操作中的各种操作要点外，还要需要注意以下问题：

2.1检修压板的操作原则以及注意事项

智能变电站的检修压板不同于常规站的检修压板，智能站的检修压板投入时，相应的保护功能会发生变化，而常规站的检修压板投入时，只是屏蔽信号的上传。因此检修机制是智能站中一项非常重要的技术，所谓的检修机制是指，当智能装置投入检修压板后，动作报文中的检修标志位变成1，当另一个保护装置接收到该报文后，首先与自己的检修位进行对比，只有检修位一致时，才能判断为有效。如果不一致，则判为无效处理，在智能变电站中检修机制一般考虑保护保护装置、合并单元、智能终端之间的配合关系，如果保护装置和合并单元的检修不一致，那么保护可以采样但不进行逻辑计算，如果保护装置和智能终端的检修不一致，断路器无法跳闸，具体的跳闸逻辑如下图表1。在图1中假设合并单元为X，保护装置为Y，智能终端为Z

图1检修机制逻辑图

（1）误投入合并单元的检修压板时，将会导致保护功能失效，虽然可以看到采样，但是该采样不参与逻辑计算，从而闭锁保护功能，造成保护拒动，从而扩大事故范围。

（2）误投入保护装置的检修压板时，由于保护装置与合并单元的检修品质不一致，保护装置将采样值作为无效处理，从而导致保护功能闭锁，同样造成事故，即便保护发生动作，也无法跳掉断路器。

（3）误投入智能终端的检修压板时，由于智能终端和保护装置跳闸GOOSE报文的检修位不一致，所以智能终端视为无效处理，从而导致断路器无法跳闸。

2.2合并单元检修压板的操作原则以及注意事项

（1）在投入合并单元的检修压板之前，应该首先检查一次设备是否处于检修状态或者冷备用状态，同时检查是否与该合并单元有关继电保护装置的SV软压板已经退出，尤其是仍需要继续运行的继电保护装置。

（2）如果一次设备继续运行，在投入合并单元的检修压板时，应该首先确保所有的保护装置处于“退出”状态。

2.3智能终端检修压板的操作原则以及注意事项

（1）在一次设备不停电的情况下进行智能终端检修压板的操作可能导致断路器无法跳闸，因此在投入智能终端的检修压板之前应该确认智能终端的跳合闸硬压板已经退出。

（2）在投入智能终端的检修压板时，应该确认本智能终端对应的断路器是否处于分位，并且确认与本智能终端有关的所有保护装置的GOOSE接受软压板已经退出，尤其是运行装置的GOOSE接受软压板。

3、装置告警信息以及处理原则

3.1保护装置告警信息以及处理

保护装置具有较强的自检功能，能够实时监视自身程序的运行情况和与其他智能设备的通信情况，当保护装置发生异常时，能够及时发出报警信息，一些异常可能导致继电保护装置的不正确动作或者造成部分保护功能被闭锁，通常情况下保护装置可能发生以下几种问题。

（1）SV异常报警。保护装置在报出SV异常时，可能导致失去部分保护功能或者全部保护功能，此时我们应该现场退出相应的保护功能，当退出保护后检查合并单元的运行状态，保护至合并单元之间的光纤链路，合并单元和保护装置的光电转换口。

（2）GOOSE异常报警。保护装置在报出GOOSE异常时，往往会导致断路器的位置无法上传给保护，从而引起保护的不正确动作，在发生GOOSE异常时，可能原因有两种，第一种是保护与智能终端之间的GOOSE链路中断，第二种是保护与其他保护之间的GOOSE链路发生中断。在处理GOOSE锻炼时，首先检查智能终端的运行状态，再检查其他相关保护的运行状态，最后检查光纤是否断开或者光纤接口是否损坏。

（3）软、硬件异常告警。当保护装置发生软件、硬件异常时能够及时的自检出来，则根据保护的自检报出相应的处理，如该异常报警必须闭锁相应保护，还需要现场退出相关保护。

3.2合并单元告警信息以及处理

当合并单元发出异常告警的信息后，首先应该检查合并单元的指示灯，根据点亮的灯来判断告警的原因，如双母线接线形式下合并单元采集不到刀闸位置时会发出报警。如果无法通过点亮的灯来判断，则需要根据具体情况判断。

（1）同步异常告警。当合并单元的GPS发生异常时，合并单元面板的同步灯会点亮，此时我们可以重点检查对时装置，检查的方法是看GPS光纤是否有红光，如果有说明合并单元GPS接口异常，如果没有红光说明对时装置出现问题。

（2）采样异常告警。

当采样异常时，无法通过肉眼判断出问题所在，此时需要利用网络报文分析仪，通过报文分析来判断合并单元发送的采样值是否正确，需要综合保护装置来判断问题，当有电压级联时，还需要检查电压级联，检查的对象是母线合并单元。

（3）GOOSE告警。

当合并单元发生GOOSE告警时，应该检查GOOSE的链路状态，由于单元的GOOSE只与交换机进行联系，所以首先检查交换机以及到交换机之间的光纤链路，如果还无法确定问题，需要检查信号发送端装置的运行状态。

3.3智能终端告警信息以及处理

当智能终端出现异常告警情况时，运行人员应该立即检查智能终端的指示灯，判断智能终端能够完成正常的跳合闸功能，第一时间应检查GOOSE链路情况，并根据检查结果确定解决方案。

（1）GOOSE断链，出现GOOSE断链的可能有母差的直跳、线路保护的直跳或其他有关保护跳该断路器的光纤链路发生断链。

（2）出现控制回路断线。控制回路断线告警信号由智能终端通过GOOSE发直接到测控，然后由测控负责上送到后台监控，该信号只反映断路器的控制回路是否正常，如果出现这个问题，应检查断路器的二次控制回路，并通知专业人士立即处理。

4、总结

随着智能化变电站的不断发展，对智能变电站的运行要求也越来越严格，如何更好的预防和处理智能变电站在运行中出现的问题，是运行人员当下工作的主要任务，而本文提出的一切问题以及解决方案能够为智能变电站的安全稳定运行提供理论依据，因此，本论文具有以下几个特点：

1、理论性高，本论文参考了各种智能化变电站的相关书籍以及结合现场要求、厂家研发人员的意见，因此提出的观点具有实际文献作为参考。

继电保护开题报告篇3

阐述了35KV变电站主变有载装置故障及有载重瓦斯动作的原因分析，分析了有载调压装置的构成及常见故障处理方法，提高了电力工作人员对有载重瓦斯、轻瓦斯保护装置的认识，杜绝人为原因造成的停电。

【关键词】

变压器；有载调压装置；有载重瓦斯

一、事故经过

2014年7月29日17：35时，登封市电业局35KV大冶变电站1#变压器有载重瓦斯保护动作跳闸，造成1#变压器所带10KV全部出线线路停电，影响了部分煤矿、工业、居民的正常生产生活，登封市电业局变电抢修人员接到电话通知后，马上赶到现场，对1#变压器进行抢修，变电站值班人员根据调度令在对1#变压器解除备用，做安全措施后，变电抢修人员对1#变压器进行检查、抢修。

二、变压器有载调压装置故障分析

（一）变压器有载调压装置的组成

大型变压器有载调压装置一般采用Z型或M型有载分接头，它均由切换开关机构、选择器、电动操作机构几部分组成。有载调压装置可通过电动机构进行操作，也可通过手摇机构进行操作。

（二）有载调压装置故障的常见形式

有载调压切换开关拒动、电动操作个机构失灵，造成电动机构上调或下调失控、分接开关油室泄漏、滑档。

（三）有载调压装置故障的处理

1、调压过程中发现下列情况时，应立即停止调压操作并断开动力电源。（1）自动空气开关跳闸，强送一次不成功；（2）连续滑档；（3）档位级进一次，中低压侧电流不变化、指示盘未进入绿色区或档位显示不正确；（4）装置的切换或选择开关部位有异常音响；（5）调压过程中主变压器轻瓦斯保护动作。

2、切换开关拒动，运行人员应检查动力电源是否正常，有载调压控制电源、控制回路有无异常，操作回路机构装置有无故障等。在处理好拒动问题后，才能开始进行调压操作。如果在切换中拒动，将造成调压选择器与切换开关不对应，从而造成动触头未经过渡电阻限流而离开动触头，并产生电弧，严重时可将触头烧毁，使变压器瞬时断电，引发零序保护和调压气体保护动作。出现这种情况，应立即切断变压器电源，汇报调度及上级部分申请检修。

3、电动操动机构失灵，造成连续滑档，可能造成电动机构从一个分接头上调或下调极限位置，此时若两台变压器并列运行，两台变压器变比相差大，致使两台变压器负荷分配严重不平衡，环流增大，变压器发热增加，温度快速上升，影响变压器的安全运行。此时运行人员应立即按下紧急停止按钮，切断动力电源，用手摇机构将分接头调压至适当位置，进一步检查电动操动机构、接触器等有无异常，若无法处理，应通知检修处理。

4、分接开关油泄漏，将使分接开关绝缘降低，同时分接开关的油进入变压器本体油箱，会影响变压器本体的油质和绝缘强度，出现这种故障，运行人员应汇报调度、联系检修处理，在未作处理前不得进行有载调压操作。

三、有载调压装置瓦斯气体继电器保护

有载调压变压器有两个油箱，有载调压装置一个，变压器本体一个。它们是分开的。它们都设了瓦斯保护，保护的原理是一样的，但是保护的范围是不一样的。

引起瓦斯气体继电器保护动作的原因很多，包括变压器内部发热产生气体；空气进入变压器内部；检修后油中空气分离过快；内部发生短路、放电、起弧故障；漏油、温度巨变引起油面迅速降低；变压器加油、滤油等等。

轻瓦斯保护装置发出信号告警时，应立即检查变压器，查明动作原因是否是由于变压器有载调压装置积聚空气、油位降低、二次回路或变压器内部故障。若气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体颜色及试验气体是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，根据有关规程和规则判断变压器故障性质。若气体可燃或油中溶解气体分析结果异常，则应综合判断变压器是否停运。

重瓦斯保护动作跳闸时，变压器在查明原因消除故障前不得投运。为查明原因应重点考虑以下因素：（1）是否呼吸不畅或排气未尽；（2）保护及直流等二次回路是否正常；（3）变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；（4）气体继电器中积聚的气体数量及是否可燃；（5）气体继电器中气体和油中溶解气体的色谱分析结果；（6）必要的电气试验结果；（7）变压器其他继电保护装置动作情况。

四、事故原因分析

该主变型号为SFZ98000KVA35/10.5KV，额定电流132/440A。变电抢修人员随即对1#主变及有载调压装置的瓦斯继电器进行检查，发现瓦斯继电器内的气体为无色、无味、不可燃烧烧，根据这些特性，初步判断为空气。

然后安排高压试验班工作人员对1#主变进行了电气试验和绝缘油色谱试验，试验结果为：直流电阻、电压比、绝缘电阻均正常。从1#主变的试验结果看基本上排除了主变内部放电、匝间短路等故障，继电保护人员对保护装置二次回路进行了详细检查，并调阅了相关保护动作信息，排查了保护误动作的可能性。

高压试验班工作人员对1#主变有载调压装置进行了相关试验，也排除了有载调压装置本身故障的可能性。

继电保护人员在调阅相关保护动作信息时发现，在1#主变有载重瓦斯保护装置动作跳闸前，1#主变连续发出轻瓦斯保护动作告警信号，但是由于变电站值班人员的粗心，未引起重视，也未报告调度。

经继电保护人员分析及结合检查结果表明：主变跳闸过程中，系统没有发生异常，电流电压没有发生波动，所以把注意力集中到瓦斯保护上。冶1#主变当时由于外部环境温度高、主变基本满负荷运行，在高温、大负荷运行情况下，有载调压装置内部因过热产生气体，有载调压装置发出轻瓦斯告警信号，但是变电站值班人员没有及时发现此告警信号，造成有载调压装置油箱内部聚集大量气体，并且没有及时排放气体，进而造成有载调压装置内油流速度达到气体继电器的定值，最终造成1#主变有载重瓦斯保护动作跳闸。

五、结语

气体继电器重瓦斯、轻瓦斯保护对于主变的安全运行十分重要。瓦斯保护是变压器的主保护之一，其主要特点是结构简单、动作可靠。当其保护动作发生告警信号时，变电站值班人员一定要高度重视，及时汇报调度，及时查明动作原因，及时根据有关规程、规则要求排除故障隐患，杜绝扩大事故，杜绝人为原因造成设备跳闸，确保电力设备安全稳定运行。

参考文献：

继电保护开题报告篇4

论文关键词：专用光纤,复用光纤,通道告警,自环

目前新投运的220kV及以上的线路保护普遍采用光纤差动保护。这是因为光纤通信具有很强的抗电磁干扰能力、传输容量高、频带带宽很高以及传输衰耗很小的优点。所以光纤将会逐步替代高频保护­[1]。光纤由纤芯、包层、涂敷层和套塑四部分构成。光缆分为单芯光缆和多芯光缆[2]。光纤连接通常采用熔纤的方法连接或者用活动连接器的活动连接。这两种连接方法都需保持接头的清洁，从而保证光通信的可靠性。

目前应用于继电保护的光纤通道主要分为两种方式：一种是专用光纤通道；另一种是复用已有的数字通信网络。这就是我们常说的专用光纤通道方式和复用通道方式。而复用通道方式分为复用64kb/sPCM和复用2M接口两种。

二、专用光纤通道特点

专用光纤只传输保护信息，可靠性高且不涉及调度通信部门，保护信号直接通过保护屏的光纤通信单元将电信号调制成光信号传输到对端。这种传输方式环节较少，传输延时较小，系统构成简单。光纤通道适用于短距离传输；长距离传输难以克制光纤色彩的影响，通信质量和稳定性都难以得到保障[3]。专用光纤方式一套保护需要占用2芯光纤，双重化主保护要占用4根光纤，所以通道利用率比较低。

三、复用光纤通道特点

（1）SDH2M复用光纤保护通道

保护信号需通过保护通信单元形成标准的2M电路信号，然后利用现有的SDH光传输设备将2Mb/s信号传送到对端。光端机采用SDH技术，将2MB电路装入相应的虚容器中后按照复用原则直接载入SDH帧中，到达对端站点后根据指针信息直接从SDH帧中取出2MB电路。由于采用了虚容器和指针技术，在对端站点不需要对高速信号解复用就可以直接提起2MB电路信号，大大降低了信号传输延时[4]。

四、光纤通道告警缺陷处理

1.发生光纤通道告警时要先向调度申请将主保护短时退出运行，将装置复位，现场有时会发现软件程序走死现象。若仍告警，就将光纤通道的各个连接头断开用酒精擦洗，重新插拔安装。若告警恢复则证明是光纤接头处污染造成数据传输误码率增大。

2．功率测试仪，检测光纤通道的光功率，可分别在通讯机房光纤接口装置和保护光纤通道处测量。根据测量的光发、光收可判断出，光纤接口装置或保护的光电转换板是否有问题，也可以检测出通道衰耗是否正常。

在确保装置接地可靠的情况下，主要从三方面着手：

（1）、检查是否为通道问题。检查方法：在装置出现报通道故障较频繁的时段，退出保护，复用光纤在一端的复接装置的电接口处分别把64K（或2M）电接口接线分别对接（把发信与收信的两根线对应接在一起）形成环路（四方的线路保护还要求把控制字改为自环），同时，也将装置进行自环，在另一侧观察装置是否还报通道故障，至少观察八小时，若两侧的线路保护均没出现通道报警。则说明通道是好的。

（2）、把通道恢复为原正常状态，观察八到二十四小时后，当然是时间长一点好，若又出现通道故障，则要检查两侧的接口装置和装置的通信接口电路了。用光功率计测接口装置的收、发功率是否在其正常工作功率范围，不在其工作范围，则进行装置更换。

（3）、若接口装置正常，则是两侧的装置至少有一侧的通信电路有问题，更换通信装置。

五、结论

光纤通道的重要性已不言而喻，在继电保护光纤通道运行的过程中，不可避免会遇到光纤通道告警的故障，当遇到这种情况时，要先向调度申请将主保护短时退出运行，这是至关重要的。另外要根据不同的光纤通道，制定不同的检修策略。

参考文献

[1]DL/T5062-1996，微波电路传输继电保护信息设计技术规定[S].1996

[2]通信工程实用手册[M.].北京：北京邮电大学出版社，2002

[3]金延.华中电力光纤网络传输继电保护业务分析[J].电力系统通信，2003（6）：19-21.

[4]丁道齐.中国电力通信必须适应电力市场发展的需要[J].电力系统通信，2003，(5):1-7

继电保护开题报告篇5

【关键词】电力系统；继电保护；故障；处理措施

前言

继电保护装置是电力系统的重要组成部分，对电力系统的安全稳定运行起着至关重要的作用。继电保护具有选择性、速动性、灵敏性和可靠性等特点。有效地发挥继电保护装置的功能，才能保证电力系统正常运行。但是，二次回路及继电保护装置有时会出现问题，只有采取有效的方法处理继电保护的故障，才能更好的发挥继电保护的作用，保证电网的安全稳定运行。

1电力系统继电保护作用与要求

1.1继电保护作用

当系统出现了某些故障时，不单单是对整体或者局部的整体电网产生不良影响，持续的故障状态对于电气元件本身也有一定的损害。继电保护装置的作用就是在故障产生的时候，通过比较判断，找出故障点，通过和断路器的配合及时有效的将故障元件切除，这样不但可以减少故障对于电网的整体影响，也可以保护元件本身。在电力系统的被保护设备发生故障时，继电保护装置应能自动、迅速、有选择地将故障元件从电力系统中切除，以保证无故障部分迅速恢复正常运行，并使故障元件免于继续遭受损害。

1.2继电保护基本要求

对于继电保护的要求主要包括两个方面：首先，保护装置应当稳定可靠。这就要求继电保护装置在其保护的功能范围内，动作稳定。当出现故障需要将故障元件排除到电路之外时，应当结合断路器将元件断开，对于不该做出反应时，保证运行正常，不做出跳闸动作。其次，对于故障的反应应当迅速。也就是说，当故障产生时应当在最短的时间做出切断的命令执行，以减小损失和缩小故障范围。

2继电保护常见故障

继电保护装备对电力系统的正常运行具有重要作用。因此，电力工作人员应该准确了解继电保护装置经常出现的故障，使继电保护装置充分发挥自身的性能优势，维护电力系统的正常运行。

2.1电流互感饱和故障

电流互感器的饱和对继电保护装置的采样比较产生了非常不利的影响，是继电保护装置运行时会出现的问题。随着电力系统规模的不断壮大，电力系统设备的终端负荷就会不断增加。当电力系统发生短路时，会出现很大的短路电流，如果在保护装置的出口位置出现短路，产生的短路电流甚至是电流互感器一次侧额定流的几百倍。通常在稳态电流短路的状况下，随着短路电流的增大，电流互感器综合误差也会随着变大，可能会使差动等保护拒绝动作。在线路短路的情况下，由于电流互感器的电流发生了饱和现象，电流互感器感应到的二次侧额的电流就会发生畸变，就会导致保护装置无法正常动作。如果是电力系统出线出口故障，就需要用主变压器后备保护装置将短路电流切除，这样就会延长故障时间，可能导致故障范围的扩大；如果线路保护拒绝动作，就会导致保护越级动作，造成大范围断电的情况发生。

2.2开关保护设备的选择不合理

开关保护设备的选择配合不合理会造成越级跳闸的现象发生。因此，开关保护设备的选择对于保证继电保护装置的正常运行具有重要作用，与此同时，选择相互匹配的开关保护设备也是一项非常关键的环节。由于现在的电力企业广泛应用符合密集区建立开关站，电力系统工作人员通过控制开关站向广大用户供电，形成了变电所___开关站___配电变压器的供电模式。在未实现继电保护自动化的开关站内，电力工作人员应该运用负荷开关作为开关保护设备，也可以运用负荷开关和熔断器的组合器作为开关保护设备。通常情况下，电力企业对于开关站的进口线柜路往往是运用负荷开关进行分合操作以及切断负荷电流，对于带有变压器的出口线柜应用负荷开关和熔断器的组合器。但是，由于电力工作人员将负荷开关和熔断器的组合器应用到带有配电变压器的出口线柜上，很可能会造成电力系统的出口线出现故障，造成开关站越级跳闸，使电力系统大范围停电。

2.3继电保护装置的其它故障

继电保护装置还存在一些其它故障。例如，错误的整定引起的继电保护装置的故障，装置异常引起的故障等。当电力工作人员在进行定值检测过程中，由于出现整定和校准的错误就会引发故障，尤其是在继电保护装置经过系统的维修后，电力工作人员没有及时的修改整定值，继电保护装置很容易会出现故障。然而装置故障引起的故障一般是由保护装置电子元件老化造成的故障。例如继电保护装置上的元件或者插件像接线片和各种继电器等元件出现损坏或者失灵的现象都会引起故障。故障的发生不能说明继电保护装置在设计上存在问题，也不会直接影响到继电保护装置的正常运行。这种故障和一般性故障主要区别于这种故障的发生不会使继电保护装置立刻做出动作，而是当继电保护装置的其他设备出现问题时才会出现问题。这种故障最大的特点是它对继电保护的影响只有在电力系统处于故障状态下才会显现出来。

3继电保护故障的处理方法

继电保护工作是一项技术性很强的工作。因此，如何用最快最有效的方法去处理故障，保证电力系统的正常运行，成为广大继电保护工作者所共同要探讨的课题。下面就几种常用的故障处理方法进行分析。

3.1替换法

用好的或认为正常的相同的元件代替怀疑的或认为有故障的元件，进而判断出该被替换组件的好坏，利用这个方法可以快速地缩小查找故障范围，这是处理综合继电保护装置内部故障最常用方法。如果一些微机保护出现故障，或一些内部回路复杂的单元继电器，可以使用备品，或暂时处于备用的插件、继电器代替它。若替换之后故障消失，说明被替换下来的组件发生了故障，如果故障仍存在就说明故障没有发生在该组件上，要继续使用该方法进行相同的检查。

3.2参照法

通过正常与非正常设备的技术参数进行比较，进而从不同处找出不正常设备故障的位置。在认为接线错误，或在定值校验过程中，发现测试值与计算值有较大出入，而且又无法将其原因断定的故障。在进行回路改造和设备更换后二次接线不能正确恢复时，就可以使用参照法。

3.3短接法

将电路回路的某一段或者某一部分用短接线进行人为短接，借此来判断故障是否存在于短接线范围之内，如果不在，可以同样方法进行排查，不断缩小排查范围，以此来缩小故障范围。此方法主要在电磁锁失灵、电流回路开路、继电器接点不动作时使用，借此判断控制的接点是否良好。

3.4直观法

处理一些无法用仪器进行逐点测试，或者某一插件在故障时没有备品进行更换，而又想及时将故障排除的情况下使用。如10kV开关拒分或者拒合的故障处理，在操作命令下达后，观察到合闸接触器或者跳闸线圈能够动作，说明电气回路运转正常，故障存在于断路器操作机构内部。到现场如直接观察到继电器内部明显发黄，或哪个元器件发出浓烈的焦味等便可快速确认故障所在，更换损坏的元件即可。

3.5排除法

此法主要用于查直流接地。可将并联的二次回路顺序脱开，然后再依次恢复，一旦故障出现，就表明故障存在哪路。再在这一路内用同样方法查找更小的分支路，直至找到故障点。在直流接地故障时，先通过拉路法，根据负荷的重要性，分别短时拉开直流屏所供直流负荷各回路，切断时间不得超过3秒，当切除某一回路故障消失，则说明故障就在该回路之内，再进一步运用拉路法，确定故障所在支路。再将接地支路的电源端端子分别拆开，直至查到故障点。如电压互感器二次熔丝熔断，回路存在短路故障，或二次交流电压互串等，可从电压互感器二次短路相的总引出处将端子分离，此时故障消除。然后逐个恢复，直至故障出现，再分支路依次排查。如整套装置的保护熔丝熔断或电源空气开关合不上，则可通过各块插件的拔插排查，并结合观察熔丝熔断情况变化来缩小故障范围。又例如保护装置发控制回路断线信号，可以在保护屏用万用表测量到开关柜电缆的合、分闸回路的电位，初步就可以判断故障点在开关柜还是在保护装置上，然后进一步进行故障排除。

4继电保护故障分析与处理应注意的问题

4.1要严格遵循状态检修的原则

一是保证设备的安全运行。二是总体规划，分步实施，先行试点，逐步推进。三是充分运用现有的技术手段，适当配置监测设备。

4.2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，要加强定期巡视，微机保护要每季度进行一次安检，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；现场发现问题要找出原因，及时处理。

4.3高素质检修人员的培养

任何检修过程中人都是最主要的影响因素，状态检修也不例外，检修人员的素质是状态检修成功的关键。现在的状态检修人员配备上，不仅有检修的工作人员，还包括运行人员，运行人员对检修工作的直接参与，对提高检修的效率有着积极的意义。检修人员的专业技术水平直接影响着检修的质量，所以在检修过程中要求检修的人员具有较高的专业技能和业务素质，对设备的状况有全面的了解，在保证检修质量的前提下，尽可能的减少不必要的环节，从而节省检修费用。

5结语

随着电力系统的发展和计算机通信技术的进步，继电保护技术的发展向计算机化、网络化、一体化、智能化方向发展，这对继电保护工作提出了新的挑战。只有对继电保护装置进行定期检查和维护，按时巡检其运行状况，及时发现故障并做好处理，保证系统无故障设备正常运行，这对防止继电保护不正确动作，提高继电保护的安全运行，提高供电可靠性，具有十分重要的意义。

参考文献：

[1]周进平.继电保护装置的运行原理探究[J].南京理工大学学报，2009（11）.

[2]白六平，崔振强.继电保护在电力系统中的重要性[J].山西财经大学学报（高等教育版），2007（S1）.

继电保护开题报告篇6

关键词：电网继电保护；综合自动化系统；研究

中图分类号：U665.12文献标识码：A文章编号：

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。。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

为了电网继电保护综合自动化系统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。

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。

三、功能分析

1.实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。

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：

A.缩短了保护范围，延长了保护动作延时。

B.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。

C.可能还存在由于运行方式考虑不周而出现失去配合。

目前，系统中运行的保护装置可分为三类：第一类为非微机型保护；第二类为具备多个定值区并可切换的微机保护，一般不具备远方改定值的功能；第三类为新型微机保护，具备远方改定值的功能。

为提高可靠性，保护定值的自适应可与调度系统的检修申请相结合。当电网继电保护综合自动化系统从调度管理系统获得计划检修工作申请后，即通过计算分析，事先安排定值的调整，并做相应的事故预想（如在检修基础上再发生故障时保护的配合关系计算），从而大大提高系统继电保护装置的效能和安全水平。

2.实现对各种复杂故障的准确故障定位。

我们知道，得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确，因此，通过电网继电保护综合自动化系统，可以彻底解决这个问题。调度端数据库中，已经储备了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息，通过共享EMS系统的数据，可以获得故障前系统一次设备的运行状态。故障发生后，线路两端变电站的客户机可以从保护和故障录波器搜集故障报告，上送到服务器。调度端服务器将以上信息综合利用，通过比较简单的故障计算，就可确定故障性质并实现准确的故障定位。

3.完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策。

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。

4.实现继电保护装置的状态检修。

根据以往的统计分析数据，设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。由于微机型继电保护装置具有自检及存储故障报告的能力，因此，可以通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。具体做法如下：

A.依靠微机保护的自检功能，可以发现保护装置内部的硬件异常。

B.保护的开入量一般有开关辅助节点、通讯设备收信、合闸加速、启动重合闸、其他保护动作等几种，这些开入量对保护的可靠运行起关键作用。变电站的客户机可以监视保护装置的开关量变位报告。当发现保护的开入量发生变位时，可以通过查询变电站一次系统状态以及其他保护和录波器的动作信息确定变位的正确性。这样，就可以及早发现问题，预防一部分由设计缺陷或二次回路维护不良引起的误动作。

C.为防止由于PT、CT两点接地、保护装置交流输入回路异常、采样回路异常等引起保护误动作，可以由变电站的客户机将保护启动以后的报告进行分析，首先可以判断取自同一CT的两套保护采样值是否一致，其次，可以判断本站不同PT对同一故障的采样值是否一致。另外，还可以将从保护故障报告中筛选出的故障电流基波稳态值及相位等信息上传到调度端，与线路对侧的数据进行比较，以发现PT两点接地等问题。

通过以上措施，可以加强状态检修，相应延长定期检修周期，使保护装置工作在最佳状态。同时，还可以提高维护管理水平，减轻继电保护工作人员的劳动强度，减少因为人员工作疏漏引起的误动作。

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。

随着电网的发展，系统稳定问题日益突出。故障能否快速切除成为系统保持稳定的首要条件，这就对线路纵联保护的投入提出较高要求。但是，在目前情况下，由于通道或其它因素的影响，导致线路双套纵联保护退出时，只能断开线路以保证系统稳定和后备保护的配合。借助电网继电保护综合自动化系统，我们可以完成以下工作。

A.根据系统当前运行状态校验保护的配合关系。

B.根据线路两侧定值确定不同点故障保护的切除时间。

C.根据系统当前的运行方式、输送潮流、系统及机组的参数，结合故障切除时间，判断线路不同点故障时系统能否保持稳定。

这样，我们就可以大大减轻纵联保护的退出给系统一次设备的运行带来的影响，并提供纵联保护的退出的整体解决方案。

四、结束语

通过以上分析，我们可以看到电网继电保护综合自动化系统的实现，将给电网继电保护工作带来一次质的飞跃，它将能大大加强继电保护的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。希望今后科研、运行、设计人员加强对综合利用整个电网的一、二次设备信息的研究，争取尽快将此类系统投入电网运行。