继电保护的基本构成范文1篇1

[关键词]断路器；机构防跳；保护防跳

中图分类号：TM561文献标识码：A文章编号：1009-914X（2016）03-0277-01

防跳回路在电力系统中的应用非常广泛，在断路器合闸过程中，如果控制开关未复归或接点粘死，此时若遇系统永久性故障，继电保护装置动作于断路器跳闸，此时断路器发生再次合闸、跳闸，多次重复动作的现象，即发生断路器跳跃现象。断路器跳跃现象，会造成断路器开断能力下降，致使断路器损坏，严重情况甚至会导致断路器爆炸，而设置断路器防跳回路能够避免断路器跳跃现象的发生，从而延长电力设备使用寿命。

根据继电保护“六统一”有关要求，目前在工程实际中选择断路器机构防跳，取消保护防跳，但由于防跳回路的取消方式各地不尽相同，会造成产生寄生回路或者失去防跳功能，因此在工程实际中迫切需要正确取舍防跳的方法。本文以一起在工作现场中发生的防跳回路引起的异常现象为例，详细分析了防跳回路基本工作原理，进而总结出取消防跳回路的基本方法。

1异常现象

某变电站110kV线路保护采用国电南自PSL-621C装置，断路器采用杭州西门子的3AP1-FG型号开关。在保护更换二次安装完毕后，我们在进行断路器分合实验过程中，在测控屏上控制开关操作合时，断路器可靠合闸，但测控屏上的断路器合闸位置指示“红灯”和分闸位置指示“绿灯”同时点亮，而断路器实际在合闸位置。

2防跳回路防跳原理、区别及异常分析

目前断路器防跳回路的设置存在着两种方式，一种在继电保护装置操作箱中设置，一般称之为操作箱防跳或保护防跳，由二次设备厂家设计（“六统一”出台以前）；二是断路器机构防跳，由一次设备厂家在开关机构控制回路中设计。两种防跳回路设计的目的都是防止断路器出现多次跳合现象，但在回路的具体实现方式及作用上有所区别，下面分别以国电PSL-621C装置中的保护防跳和杭州西门的3AP1-FG断路器机构防跳为例进行阐述。

保护防跳实现方式：如图1所示，PSL-621C保护防跳，其防跳功能通过跳闸保持继电器TBJ1和防跳继电器TBJ2、TBJ3共同实现。防跳回路的动作过程是：手跳或保护跳闸时，TBJ1线圈带电动作，在启动跳闸保持回路的同时，接于TBJ2、TBJ3回路的常开接点TBJ1闭合，如果此时合闸脉冲一直存在（控制把手未复归或接点粘死），则TBJ2、TBJ3线圈带电，使串于TBJ2、TBJ3回路的TBJ2常开接点闭合，形成自保持回路，同时接于合闸回路的TBJ2、TBJ3常闭接点打开，断开合闸回路，直至合闸脉冲消失，TBJ2、TBJ3线圈失电才会返回。

断路器机构防跳实现方式：如图2所示杭州西门子3AP1-FG断路器机构防跳回路图，其防跳功能是断路器在合闸时，如果此时合闸脉冲一直存在（控制把手未复归或接点粘死），断路器辅助常开接点S1（63，64）闭合，防跳继电器K75（A1，A2）线圈带电，K75（13，14）常开接点闭合形成自保持回路，同

时K75（61，62）、K75（71，72）、K75（81，82）常闭接点断开，切断合闸回路，直至合闸脉冲消失，K75线圈失电恢复。

从以上分析可知，两种防跳的启动方式不一样，保护防跳是通过跳闸脉冲启动TBJ1防跳继电器完成切断合闸回路的任务而断路器机构防跳是通过断路器合闸脉冲启动防跳继电器K75，从而切断合闸回路。

保护防跳主要是针对断路器合于系统永久故障上时，保护动作使断路器跳开，如果此时合闸脉冲还未解除，断路器反复跳合将使电气元件多次遭受故障大电流冲击而遭受损害，以致扩大故障范围。

断路器机构防跳主要关注断路器检修时，就地分合，机构机构存在故障（如机构脱扣位置偏移、断路器偷跳），而合闸脉冲未解除，断路器主触头承受连续的多次合闸冲击可能损害。

针对上述异常现象，经查设计图纸得知更换的线路保护PSL-621C中防跳回路保留，取消了断路器机构防跳。即在图2中将继电器K75（61，62）、K75（71，72）、K75（81，82）常闭接点直接短接而解除（属于“六统一”要求之前设置的），而保护屏端子排上1D108、1D109短接，见图1，且1D109端子接至断路器机构X1：610。由此可知，在断路器合闸后，合闸位置继电器HWJ常开接点闭合，合闸位置指示灯亮是正确的，而分闸指示灯亮则是由于正电―TWJ继电器―1D108―1D109―X1：610―S8（13，14）―K75（13，14）―K75继电器―X1：626―负电回路导通，TWJ动作，导致分闸指示灯仍然点亮。

参考文献

继电保护的基本构成范文篇2

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

继电保护的基本构成范文

【关键词】电力系统；变电站；继电保护；供电可靠性和稳定性

1.电力系统变电站继电保护发展历程

电力系统继电保护主要包含两部分，一是继电保护技术，另一部分是继电保护装置。继电保护技术是一个完整的技术体系，它主要包括电力系统故障分析、各种继电保护原理及实现方法、继电保护的设计、继电保护运行及维护等各种技术。电力系统的一次设备是对一次设备的运行状态进行监视、测量、控制和保护的设备。电力系统的一次设备包含发电机、变压器、断路器、母线、输电线路、补偿电容器、电动机及其他用电设备等。

继电保护技术经历了一个长久的发展过程，首先出现了反应电流超过一预定值的过电流保护。熔断器就是最早的、最简单的过电流保护。后由于电力系统的发展，熔断器已不能满足选择性和快速性的要求，于是出现了作用于专门的断流装置（断路器）的过电流继电器。1890年出现了装于断路器上直接反应一次短路电流的电磁型过电流继电器。20世纪初随着电力系统的发展，继电器才开始广泛应用于电力系统的保护。这个时期可认为是继电保护技术发展的开端。1908年提出了比较被保护元件两端电流的电流差动保护原理。1910年方向性电流保护开始得到应用，在此时期也出现了将电流与电压相比较的保护原理。在1927年前后，出现了利用高压输电线上高频载波电流传送和比较输电线两端功率方向或电流相位的高频保护装置。20世纪50年代，微波中继通讯开始应用于电力系统，从而出现了利用微波传送和比较输电线两端故障电气量的微波保护。在1975年前后诞生了行波保护装置。现代继电保护技术已经发展相当优越。继电保护的结构型式也发生了多次变化，从机电式发展到整流式，到晶体管式到集成电路式到微机式。

根据不同的运行条件，电力系统的运行状态可以分为正常状态、不正常状态和故障状态，其中，不正常运行状态主要表现为：过负荷；系统中出现有功功率缺额而引起的额定频率减低；发电机突然甩负荷引起的发电机频率升高；中性点不接地系统和非有效接地系统中的单相接地引起的非接地相对地电压升高；系统振荡。故障状态主要表现为：各种形式的短路；断线故障或者几种故障同时发生的复合故障。继电保护装置是电力系统自动化的基础，是保证电网安全和自动运行的重要设备，他的工作原理是，是用来反应电力系统中，电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。因此，继电保护装置是完成继电保护功能的核心部分。

2.继电保护基本任务和要求

2.1继电保护基本任务

电力系统发生故障时，可能会导致一下后果。通过故障点的很大的短路电流和所燃起的电弧，使故障元件损坏；短路电流通过系统中非故障元件时，由于发热和电动力作用引起它们的损坏或缩短使用寿命；部分电力系统的电压大幅度下降，使大量电力用户的正常工作和生活遭到破坏或产生废品；破坏电力系统中各发电厂之间并列运行的稳定性，引起系统振荡，甚至使整个系统瓦解。因此，电力系统继电保护装置的基本任务在于：第一，发生故障时，自动、迅速、有选择地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭受破坏，保证非故障部分迅速恢复正常运行；第二，对不正常运行状态，根据运行维护条件，而动作于发出信号、减负荷或跳闸，且能与自动重合闸相配合。

2.2继电保护基本要求

（1）保护的选择性

保护装置动作时，仅将故障元件从电力系统中切除，使停电范围尽量缩小，以保证系统中的无故障部分仍能继续安全运行。

k1点短路时，应先由保护3动作跳闸，将故障线路CD切除，而变电所A、B、C继续供电，而不是由保护1或2首先动作跳闸，中断变电所B、C、D的供电，造成大面积停电。

（2）保护的速动性

短路时快速切除故障，可以缩小故障范围，减轻短路引起的破坏程度，减小对用户工作的影响，提高电力系统的稳定性。因此，在发生故障时，应力气保护装置能迅速动作切除故障。故障切除的总时间等于保护装置和断路器动作时间之和。一般的快速保护的动作时间为0.06~0.12s，最快的可达0.01~0.04s，一般的断路器的动作时间为0.06~0.15s，最快的可达0.02-0.06s。

（3）保护的灵敏性

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。满足灵敏性要求的保护装置应该是在事先规定的保护范围内部故障时，不论短路点的位置、短路的类型如何，以及短路点是否存在过渡电阻，都能敏锐感觉，正确反应。保护装置的灵敏性，通常用灵敏系数来衡量，灵敏系数越大，则保护的灵敏度就越高，反之就越低。

（4）保护的可靠性

指在规定的保护范围内发生了属于它应该动作的故障时，它不应该拒绝动作，而在其他不属于它应该动作的情况下，则不应该误动作。

3.继电保护配置保护

利用基本电气参数的区别。过电流保护，低电压保护，距离保护；利用内部故障和外部故障时被保护元件两侧电流相位（或功率方向）的差别，规定电流的正方向：从母线流向线路，线路AB两侧电流相位（或功率方向）；序分量是否出现？电气元件在正常运行（或发生对称短路）时，负序分量和零序分量为零；在发生不对称短路时，一般负序和零序都较大。根据这些分量的是否存在可以构成零序保护和负序保护。此种保护装置都具有良好的选择性和灵敏性。反应非电气量的保护。反应变压器油箱内部故障时所发生的气体而构成瓦斯保护；反应于电动机绕组的温度升高而构成过负荷保护等。

4.电力系统继电保护运行的问题

继电保护是一种维护配置运行稳定性的重要自动装置，可能够随之监控元件运行状况，一旦系统出现问题，能及时发现异常，通过有选择的保护行为切断路由器，以起到排除故障，保护系统继续运行的目的，同时发生系统运行异常的信号能及时传达给系统维护人员，对排除故障，对系统进行及时安全稳定的运行具有十分重要的保障作用.在继电保护运行可靠性保障上，以及指标体系构建上，仍然需要注意以下问题。

第一，由于继电保护运行装置是一个多元化元件组成的整体，结构比较复杂，元件的使用寿命受到元件质量和工作时间影响，另外影响元件使用寿命的因素也很多，因此在可靠性指标构建上，尽量采用多元化的综合指标来衡量是一个不错的选择，采用概率分析，相对更加具有针对性。

第二，对于系统的安全运行，继电保护装置起到的保证作用十分巨大，因此，在实践中，要重视对继电保护装置保护和检查，特别是对二次回路的巡视工作。有必要对系统进行状况进行定期检测，检查存在的设备隐患吗，保证设备的正常运行，和系统的稳定性。

第三，为提高系统运行的稳定性，要加强对可靠性保证的冗余措施的构建。继电保护装置之所以重要，这是因为在系统的安全性和稳定性运行中，他起到了十分重要的决定性作用，为了增强稳定性，应该建立系统保护的多重冗余保护装置建设。

一旦继电保护运行装置出现问题，能够利用短暂的时间，迅速处理好突发事故。

总之，随着我国市场经济步伐的不断加快，我国工业化进程也在不断进行，工业用电以及居民生活用电形成的电力需求不断增加，我国电力系统供电规模越来越大。电力系统变电站继电保护作为保障电网安全稳定运行的第一道防线，担负着保卫电网和设备安全运行的重要职责，随着电网的快速发展和微机保护的大范围应用，我国继电保护的技术水平取得了长足进展，为保障电网安全稳定运行发挥了重要作用。但是，由于大功率、远距离和特高压交、直流输电网的发展，对继电保护技术方面提出了更高的要求.此背景下，对电力系统供电的可靠性和稳定性要求越来越高，电力系统是一个复杂的系统设置，其发展过程中，必须借助先进的科技保证其功能的发挥，因此，变电站继电保护技术急需要提升，重视继电保护基本要求具有十分重要的现实意义。电力系统变电站继电保护运行可靠性是一个值得研究的话题，当前对可靠性的衡量都是通过可靠性指标构建来确定继电保护运行状况的，因此构建一个科学和完善的继电保护运行指标和方案十分有必要。

参考文献

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[12]曹法明.变压器差动保护[J].电气工程应用,2010,4:10-11.

继电保护的基本构成范文篇4

【关键词】PLC继电保护系统调试

一、继电保护原理

电力系统在发生故障以后，会出现以下变化。第一，电流增大。短路电流值将远远超过最大电流负荷。第二，电压减小。当系统发生的故障是由于相间的短路或是接地短路造成时，系统各点的电压值就会减小，并且遵循离短路的位置越近电压下降速度越快的原则，最低时会下降到零。第三，相位角被改变。同相电压和电流间的相位角被称为负荷功率因素角，一般情况下负荷功率因素角的取值在20°；发生三相金属性短路时，同相电压与电流的相位角被称为阻抗角，架空线路的阻抗角一般在60°到85°之间；第四，阻抗改变。测量点电压与电流的向量之比即为测量阻抗。在继电保护系统正常运行时，测量阻抗与复合阻抗a相同，而短路时，测量阻抗会增大。故障时的这些变化形成了判定依据，组成了原理各异的继电保护装置。

二、普通继电系统存在的问题

传统继电保护系统的调试在运行方面有着很多的问题，这些问题一直没有得到彻底的解决。主要问题有：需要过长的时间来进行后备保护；有限的故障检测方法使得故障的判定和排除都充满困难；对于系统的动态变化，保护定值无法适应其变化速度。继电保护系统能检测到的有效信息十分有限，以致其调节能力不够理想，各种保护功能没有很好的配合。传统继电保护系统的核心是电磁式继电器，但是不同的生产厂家所生产电磁式继电器的性能和物性参数都不相同，因此给继电保护系统的调试带来了极大的麻烦。同时，传统继电保护系统调试的灵敏性偏低使得自动保护装置的开启不够及时，而其庞大的体积使其很难被移动。而最主要的问题是，国家正在努力让电力设施实现自动化发展，而传统的继电保护系统调试无法做到。

三、继电保护系统调试的应用原理

（一）继电保护系统的任务

继电保护系统的任务主要有3个：最基础的系统任务、主要任务和设置任务。

最基础的系统任务：通过处理数据、调用保护程序、驱动输出等方法确保继电保护系统安全。稳定的运行。功能任务：主要是在发生故障时发出警报并测量等。设置任务：包括修改参数、显示数据等。继电保护系统越高效的完成这些任务，调试也就会越精确，整个系统的执行效率就能得到提高。

（二）调试工作原理

继电保护装置可以正确地区分系统运行的正常与故障状态。在出现故障时，继电系统会自动进行信号的检测并将传递回来的测量信号与正常整定值进行比较，然后依据结果判断保护装置是否已经开启。如果继电保护装置已经开启，那么系统的逻辑部分就会根据测量信号的性质、程度设定保护程序并将工作命令传达给执行系统，然后执行系统开始处理电力故障。

四、PLC构件的好处

（一）可信性

构件的安全保密性是一个不容忽视的问题，它在最大程度上决定了用户的信任度。以下几个因素影响着PLC构件的可信性：安全性、可靠性以及可用性。安全性指的是系统发生故障或失效的频率保证在低范围内，同时故障或失效所造成的损失也能保证在一个可接受的范围内。构建的可靠性指的是构件从使用一直到发生故障时，持续服务可以坚持的时间。构建的可用性指的是当用户使用产品的环境十分特殊时，用户完成任务后对交互过程的满意度。

（二）可重用性

构件的可重用性指的是同一构件在不做任何修改或是稍微修改的情况下就能达到重复使用的目的。构件的重用节省了开发过程，降低了投入成本。构件能否被重用取决于它被使用的频率、开发成本等。使用频率太高的PLC构件由于老化的原因通常不具备可重用性。而投入稍多的PLC构件由于其质量的过硬，即便被高频率地使用过，却依然可以重用。

（三）可移植性

PLC构件的可移植性指的是它从一种计算机环境被移植到另一种计算机环境后依然可以正常工作。这种可移植性使它充分说明了它的质量。PLC构件的可移植性与目标环境的数量、移植工作量以及转移成本有关，转移成本越低，可移植性就越高。

（四）可维护性

PLC构建的可维护性指的是构件进行维护的难易程度。重用的构件由于在被重用之前进行过多次的重用测试，因此得到了不断的改进，极少会出现错误。因而，在重用构件越多的情况下，维护工作就越容易。

五、PLC构件在继电保护系统调试中的优势

PLC构件的继电保护系统调试在多个方面都有着其优越性，具体表现在：解决故障的能力更强；多个个体可以同时操作；具有较好的协调能力；解决方案的高度可靠性；较高的灵活性等。应用微机技术同样可以解决传统继电保护系统调试的问题，只是微机技术在编程时会碰到很多难以克服的问题，且不易操作，因此这种想法的实际操作性不强。而PLC构件的结构非常简单，程序的编写也比较容易，并且安全可靠，因此将PLC构件运用到继电保护系统调试中非常的合适，即便是普通的电气工人也能很快掌握操作之法。PLC构件的抗干扰能力也很强，运用到电力系统中可以让继电保护系统调试更加有效。

六、结束语

总而言之，随着微电子和现代通信技术的飞速发展，电力系统的发展也有了新的趋势。PLC构件在继电保护系统调试中的应用将会越来越广泛，PLC构件本身在管理、控制、灵敏度等方面的优点将会使继电保护系统的调试越加简便。

继电保护的基本构成范文篇5

随着我国电力需求的快速增长，地区电网与主网之间的功率交换将越来越频繁，交换功率也将日益增大，输电线路将长期处于稳定极限边缘，同时一部分可再生能源以分布式电源的方式接入低压配电网，电源运行方式变化幅度大、速度快，一旦发生故障，可能发生由潮流转移而导致的连锁故障，进而演化成大停电事故。为防止大停电事故的发生，保证地区电网安全稳定运行，快速恢复区域电网供电，如何建立安全有效的地区电网安全稳定控制系统具有重要意义。

围绕保护电力系统安全稳定运行这个重要问题，继电保护系统、安全控制系统分别扮演着不同的重要角色。继电保护属于发生故障时确保系统安全运行的第一道防线，能在第一时间切除系统故障元件，保护电气设备的安全。而安全控制系统属于确保系统安全运行的第二道防线，当故障发生后，系统功率不平衡导致出现频率或者电压偏差，或因暂态问题导致系统功角失稳，这时，安全控制系统通过切机、切负荷、解列等手段使得系统建立起新的平衡状态，保证整个系统的安全稳定运行。然而，现有继电保护系统和安全控制系统之间缺乏配合，对系统的安全经济运行造成了严重的影响。

现有安全控制系统无法取得继电保护动作信息，因此不能区别不同出线故障，不能判断故障类型，不能获悉故障持续时间，而且逻辑判断简单，可能存在严重的过切问题。随着通信技术的发展，故障发生后，包括故障位置、故障类型、保护动作时间、重合闸时间等继电保护的全息动作行为能够快速地上传到故障信息系统（FIS：Faultinformationsystem）。如果能在故障信息系统和安全控制系统间建立起有效的通信，安全控制系统就能够对非正常运行状态下的系统进行精确、有效地控制，减小系统负荷损失，保证系统安全经济运行。

二、继电保护全息动作技术分析

（一）继电保护全息动作原理

基于继电保护全息动作行为的地区电网安全控制系统，主要实现继电保护信息的本地切机切负荷控制、基于继电保护全息动作行为的全局优化紧急控制方案和快速供电恢复策略等三个方面的目标。

1.基于继电保护信息的本地切机切负荷控制

根据站内所有电气量信息和继电保护动作信息，区分潮流转移过负荷和故障过负荷，对潮流转移过负荷进行快速的切机切负荷策略，避免后备保护误动作，并将继电保护全息动作行为和本地控制结果上传至区域安全控制系统。

2.基于继电保护全息动作行为的全局优化紧急控制方案

充分挖掘继电保护全息动作行为带来的暂态信息，从全局角度综合考虑系统功角稳定、电压频率稳定问题，通过电气制动、快关气门、切机、切负荷、解列等措施进行优化协调控制，使得系统建立起新的平衡状态，保证整个系统的安全稳定运行。

3.快速供电恢复策略

通过对继电保护动作信息的记录，利用备自投和网络重构方法快速地制定供电恢复策略，尽量减少负荷损失，帮助地区电网在故障后迅速恢复到正常状态。

（二）继电保护全息动作技术实施方案

1.基于继电保护信息的本地切机切负荷控制

目前继电保护信息的来源除了本站所有继电保护装置的动作信息，还包括通过广域继电保护系统获取的广域继电保护信息，通过二者结合而产生的潮流转移过负荷＼故障过负荷区分方法能够有效地调整后备保护定值，制定快速的本地切机切负荷策略，使系统避免因潮流转移而导致的连锁跳闸行为，使得系统可靠性大大提升。

2.基于继电保护全息动作行为的全局优化紧急控制方案

随着通信技术的发展，包括故障位置、故障切除时间、故障类型、重合闸动作情况等继电保护全息动作行为能够快速地从子站上传至安全控制主站。该技术变革使得安全控制主站能够对故障造成的稳定性影响进行精确的定量分析，通过能量函数法或EEAC指标对故障进行快速的定量分析后可以通过电气制动、快关气门、切机切负荷、解列等紧急控制手段对系统进行主动有效的优化协调控制从而使系统尽早恢复安全稳定运行。

3.快速供电恢复策略

继电保护信息可以提供故障后完整的线路开断信息、网络拓扑信息，将负荷恢复策略和继电保护信息有效地结合在一起可以实现快速的备自投方案和网络重构方案。

4.试验仿真

在提出基于继电保护全息动作行为的安全控制策略后，首先利用BPA、PSCAD等仿真工具，对不同的IEEE标准系统，验证控制策略的有效性和正确性。在此基础上，利用RTDS仿真器，结合实际地区电网模型，通过闭环仿真实验，验证基于继电保护全息动作行为的地区电网安全控制系统的有效性和可行性。

三、结论

继电保护的基本构成范文篇6

【关键词】县级供电企业继电保护管理体制

一、引言

继电保护包括继电保护技术和继电保护装置，继电保护技术是一个完整的体系，它主要由电力系统故障分析、继电保护原理及实现、继电保护配置设计、继电保护运行及维护等技术构成。继电保护装置就是能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。

二、对继电保护装置的基本要求

（一）选择性

当供电系统中发生故障时，继电保护装置应能有选择性地将故障部分切除。也就是它应该首先断开距离故障点最近的断路器，以保证系统中其它非故障部分能继续正常运行。系统中的继电保护装置能满足上述要求的，就称为有选择性；否则就称为没有选择性。

（二）灵敏性

灵敏性是指继电保护装置对故障和异常工作状况的反映能力。在保护装置的保护范围内，不管短路点的位置如何、不论短路的性质怎样，保护装置均不应产生拒绝动作；但在保护区外发生故障时，又不应该产生错误动作。保护装置灵敏与否，一般用灵敏系数来衡量。

（三）可靠性

保护装置应能正确的动作，并随时处于准备状态。如不能满足可靠性的要求，保护装置反而成为了扩大事故或直接造成故障的根源。为确保保护装置动作的可靠性，则要求保护装置的设计原理、整定计算、安装调试要正确无误；同时要求组成保护装置的各元件的质量要可靠、运行维护要得当、系统应尽可能的简化有效，以提高保护的可靠性。

三、继电保护管理体制设计原则

最有效的管理才是好的管理。因此针对目前县级供电企业人才短缺，继电保护技术力量分散问题，县级供电企业应突破目前已经规定的岗位设置，采取集中力量，团队作业的方法，组建高效的管理队伍。因此对继电保护管理体制工作内容分配时要遵循以下原则：

（一）工作职责细化原则，电力企业应首先根据部门职责进行以下划分

1.继电保护管理人员招聘和选拔职能由人事管理部门负责。

2.继电保护施工管理、继电保护定值管理和继电保护监督管理必须打破现有规定的分离制度，建立一个新的核心部门全面、专业负责上述三项继电保护工作，该组织可以称为继电保护班或继电保护科。

3.现有的变电运行部门和生产技术部门参与继电保护监督管理，但不能是核心部门。

4.变电运行人员的继电保护工作培训职能由职工教育部负责，继电保护班协助。继电保护班人员的工作培训由公司委托专业学校或厂家负责。

（二）工作内容细化分工原则，继电保护工作面广，一般涉及10个以上变电站、3种以上厂家设备类型，工作的好坏直接影响到电网的安全稳定运行，因此工作内容必须细化到人。

（三）管理等级明确原则，继电保护管理总负责是分管生产经理或总工程师，继电保护班归属变电工区或检修部门，继电保护班下面分别设立施工组、变电运行培训管理组和定值计算管理组，各组组长直接受继电保护班长管理，具体工作中可以及时采取矩阵制交叉安排，另设立继电保护监督工程师为副班长一职，全面负责继电保护监督工作，主管继电保护定值管理组和继电保护培训组。

四、继电保护工作分析与岗位设置

为了保证县级供电企业继电保护工作的顺利开展，在分析了组织结构和工作流程的关系后，需要进一步确定继电保护管理体制包括哪些内容，根据继电保护工作流程，可以把县级供电企业继电保护管理体制内容反映出来。

县级供电企业继电保护管理体制：继电保护管理人员招聘和选拔、继电保护定值管理、继电保护监督管理、继电保护施工管理、继电保护工作培训、继电保护工作考核管。

从实践和以上介绍来看，县级供电企业继电保护管理工作主要由三大部分组成:一是继电保护工作中的监督管理。二是电网定值计算管理。三是继电保护定值调试管理。三者缺一不可，必须相辅相成，才能保证继电保护管理工作不出现问题。新的体制把这三部分工作都安排在继电保护班，由继电保护班全面、专业负责，解决了县级供电企业继电保护力量分散问题，形成了继电保护工作的核心团队，更容易达到“帕累托最优”，使工作关系和谐。

供电企业、电力生产企业设专职技术监督工程师和相应的技术监督小组在总工程师领导下从事技术监督工作。继电保护技术监督工程师应具有相应的专业知识和实践经验，继电保护技术监督队伍应保持相对稳定。网调、中调、网内省调应设立调度、运行方式和继电保护科。地区调度所和一级制的调度所应根据具体情况设立调度组、运行方式组或运行方式专责人员；根据实际情况设继电保护组或继电保护专责人员。可见，在电力生产上，现有有关规程、文件对继电保护管理分工是明确具体的，但县级供电企业目前继电保护管理混乱局面的形成，归根到底是因为没有相应的继电保护人才加上用人制度混乱和无法按工作流程建立完善的继电保护管理体制造成的。因此各县级供电企业首先必须采用优化原理方法，从人才入手，突破以上文件、规程规定，重新按新组合体制进行岗位设置，解决继电保护人才短缺这一直困绕企业继电保护管理的问题，从根本上说，为解决继电保护人才短缺情况，必须确立达到继电保护管理目的的最优化方法，需要的专业人员多少才能达到效率最大或人力成本最小，因此首先考虑招聘和选拔工作，而招聘与选拔工作必须首先进行工作分析。工作分析是确定某一工作的任务和性质是什么，以及哪些类型的人适合被雇佣来从事这一工作。

五、结论

继电保护工作管理的两个基本点就是：安全、效益，即在保证安全基础上的达到电网多供少损，取得电网最佳供电效益为目标。近几年县级电网负荷的迅速增长，各县主要运行方式发生了很大的变化，各变电站及客户主变增容频繁。同时有些县城城区环网供电进入了实用化的阶段，35KV网络变化较大，对保护设备管理必须严格按照有关规程层层把关，对保护定值的计算提出了更深更紧迫的要求。

参考文献

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继电保护的基本构成范文

关键词：智能电网系统；继电保护；作用；关键技术

中图分类号：TMA文献标识码：A文章编号：1673-1069（2017）02-165-2

为满足我国快速的经济发展需求，近年来，我国不断地壮大在电网系统方面的投资建设，在新兴技术的推广下，我国智能电网系统的构建呈现高速的发展形势，与此同时，智能电网系统的构建对系统的继电保护装置的要求也逐步提高。鉴于继电保护在电网系统中所发挥的重要作用，电力企业必须加强对继电保护技术的研究分析工作，以更好的推动智能电网系统的发展，保证电网系统在传输电能的过程中更加的安全可靠。

1继电保护在智能电网系统中的重要作用

我国是一个人口众多，且生产活动形式较为集中的国家，近年来，社会经济的发展在不断地向电力系统的建设发展提出更高的要求，在面对与日俱增的电力需求和逐步提高的电能运行安全的要求下，这重重的运行压力使得我国的电力系统在不断发展壮大的同时，也在竭尽可能的保证电网系统的运行安全。尤其是在工业生产和人们活动形式都较为密集的大城市，电力系统的运行结构也更加的复杂化，这些因素都在威胁着电网系统的运行安全。为改善这一现状，电力企业做出了电网系统的结构调整，通过各种措施来提升电网系统的稳定性。在电网系统的保护装置中，继电保护技术是确保其安全运行的第一道也是十分重要的一道防线，在电网系统中的电气设备发生故障问题时，继电保护装置可在第一时间内对故障部位做出的有效的隔离，防止故障范围扩大影响其他的区域，与此同时会在第一时间内发出报警信号，通知技术人员维修处理，所以说，继电保护在电网系统的安全运行方面起着重要作用。

2智能电网系统中继电保护的基本构成

与传统电网系统结构形式不同的是，智能电网系统的结构较为复杂，发电系统呈分布式，供电系统呈交互式，这种系统结构使得智能电网系统更加的功能化，在提升系统运行效率方面更能得到保证。智能电网系统充分引用了计算机信息网络技术，可实现对各系统运行情况信息的实时监控，在继电保护中，通过通信技术，继电保护装置可实时了解其他各环节的电气量信息和运行信息，并对其提供智能化的技术服务。智能电网系统中继电保护的基本构成如图1所示。

3智能电网环境下继电保护核心技术的分析

继电保护是智能电网系统运行中无可替代的保护系统，可对电网系统的各运行环节及电气设备进行实时的智能检测、智能控制，并予以系统的保护，从其核心技术方面来分析，主要包括以下几点：

3.1广域保护技术

广域保护技术的应用建立在子集单位电网基础之上，通过对电网运行故障进行分析和处理，实现对设备状态信息的广泛收集及整理，并借助计算机软件对数据进行详细、系统的分析和预测，最终判断出电网故障所在位置，为检修人员提供科学依据，快速的切除其故障区域。该项技术较为适合电力网络子集当中，由两部分构成：

其一，安全自动控制技术，主要是对电网的故障处理，为电网故障产生提供多种解决措施；

其二，继电保护技术，对故障进行诊断，为检修人员提供解决建议，最终达到事半功倍的消除故障目标，以此来提高电网自身继电保护能力[1]。

3.2保护重构技术

智能电网中，保护重构技术是一项全新的继电保护技术，比起传统的继电保护系统，重构技术下的继电保护系统有着以下众多优点：首先，继电保护的整定值可以进行自适应，提高了继电保护的灵活性，能够适应不同的电网运行方式；其次，能够进行继电保护系统的在线配置和重组，来适应电网结构所发生的改变；然后，可以实现对继电保护装置内部元件的实时监测和诊断，找出继电保护装置中存在的各种隐性故障，实现系统的自我诊断；最后，如果继电保护装置出现失灵故障，该技术可以自动找到替代原保护装置的新装置或系统，使继电保护功能重新恢复正常，从而发挥继电保护的自愈功能，有效避免由于继电保护装置出现故障而引发的电网故障，为电网持续稳定运行保驾护航[2]。

3.3智能传感技术

智能电网系统的构建是对基于信息技术的智能化技术和智能化设备的充分运用，智能化设备可对电网系统中的各个环节单元进行实时的智能控制，其中传感技术就是一项重要的应用体现，智能传感技术可实时采集电网系统中各运行单元的运行数据，并通过智能分析系统进行完整的信息数据分析，进而完成对整个电网系统的状态分析。通过数据分析结果对电网系统提供技术维修服务，从根本上提升继电保护装置的运行保护功能。

4智能电网环境下继电保护技术的发展趋势

4.1数字化的发展趋势

数字化的发展方向将会成为我国智能电网系统中继电保护技术发展方向中重要的一项。首先是在数据测量接口方面，其与电子式互感器进行有效结合，使得系统测量更加的数字化；然后是将来会依靠光纤电网来进行数据信息的传输，在传输速度和传输质量上将会明显提升。

4.2网络化的发展趋势

网络技术已经深入到社会的各个领域，尤其是在工业信息领域的应用所带来的效果尤为显著。未来的继电保护技术也将会和网络技术进行深度结合，依靠网络技术实现信息的传递，将会大大提升继电保护装置的运行效率，也会在很大程度上拓宽继电保护的运行范围，更能保障电网系统的运行安全。

4.3整定自动化的发展趋势

经过对我国现阶段的继电保护技术的研究分析得出，现阶段的继电保护仅是对运行线路施行了实时的控制和保护作用，与整个电网系统而言，其保护范围还实在是太小，此外，继电保护的整定值在一定程度上还存在误差。因此，整定自动化也将会是继电保护技术未来的一个重要的发展方向。实现这一技术后，继电保护可对整个电网系统的各环节进行数据信息的采集和保护，更能保证电网系统的运行效率。

4.4采纳新技术、新原理的发展趋势

近年来，新能源的出现以及对新能源的有效利用对我国的电网系统也带来了诸多方面的挑战。新能源接入主动配电网后，对电网系统的安全运行情况造成一定的影响。在这种情况下，将会实现以电子控制技术为基础的电能传输，所以说，对新技术和新原理的应用将会是未来主要的发展趋势。

5结束语

综上所述，在智能电网系统的构建和发展过程中，继电保护装置的所发挥的作用将会越来越重要，同时继电保护装置为适应智能电网系统的发展要求，将会在数字化、网络化、整定自动化等多方面不断的发展演变，不断地更新新技术，为更好的保障智能电网系统的运行安全做出努力。

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继电保护的基本构成范文篇8

关键词：继电保护；故障信息管理系统；子站；保护

中图分类号：TM764文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）03（a）-0-04

1系统结构概述

330kV香水变电站本期为双母线接线，终期为双母双分段接线，本期两回电源进线接至II、IV母，出线（四回整流变、两回动力变）在I、III母，预留两回电源进线（本期未配置断路器仅配置母线侧隔离开关）在I、III母，出线六回整流变、一回动力变；（本期未配置断路器仅配置母线侧隔离开关）在II、IV母，两台分段断路器本期均未配置，仅配置了母线侧隔离开关。

本期工程配置4套ZHSZB-119600kVA/330kV有载调压整流变压器，2台SZ10-40000kVA/330kV动力变压器，系统接线图见下图一。

按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置变电站二次安全防护设备。

330kV香水变接入的不同厂家保护设备种类较多，330kV电源线路保护配置南瑞继保的RCS-931BM光纤分相电流差动保护装置、北京四方继保的CSC-103C光纤分相电流差动保护装置，远方跳闸保护配置南瑞继保的RCS-925A保护装置、北京四方继保的CSC-125A保护装置，断路器辅助保护配置南瑞继保的RCS-923A断路器保护装置；330kV母线保护配置南瑞继保的RCS-915AS保护装置、北京四方继保的CSC-150A/G；电源进线及馈出线故障录波配置深圳索图科技的ST-502型线路故障录波装置；母联保护配置SEL551、MICOMP122保护装置；整流变调变配置SEL351A、MICOMP127保护装置，整流变配置SEL501-2、MICOMP122保护装置，整流变滤波装置配置SEL-751保护装置，动力变配置SEL387E、MICOMP632保护装置。

330kV香水变系统采用分层分布式结构，系统的纵向结构分为主控层和通讯管理层、现场控制层三层结构，层间传输介质屏蔽双绞线和光纤。

主控层：330kV系统主要以上层网络的多台计算机为核心，负责所有各类数据的采集、分析、处理、命令的、数据库的建立及管理、并提供用户各类人机界面、数据报表。其中2台数据服务器组屏安装，完成系统的数据保存、管理功能（互为备用）；2台监控主机实现系统监控、操作功能，且该二台计算机具有完全相同的功能，任何一台主机故障，不需要双机切换，不影响系统的正常运行；另外1台作为工程师工作站，完成监视、修改保护定值，保护录波数据处理，在线调试等功能；

10kV系统主要以上层网络的多台工业用计算机为核心，负责所有各类数据的采集、分析、处理、命令的、数据库的建立及管理、并提供用户各类人机界面、数据报表。其中2台计算机实现系统监控、操作功能，且该二台计算机具有完全相同的功能，任何一台微机故障，不需要双机切换，不影响系统的正常运行；另外1台作为工程师工作站，完成监视、修改保护定值，保护录波数据处理，在线调试等功能。

通讯管理层：系统以多台智能通讯管理机为核心，通过屏蔽双绞线或光纤将微机继电保护装置、监控装置、PLC、电能表、保护及录波信息管理子站、远动设备、五防系统、等IED智能装置与主控层监控主机以数字通讯方式连接起来。实现数据的统一管理、监控；多台通讯管理器具有完全相同的功能。

现场控制层：由微机继电保护装置、智能监控装置和其他设备的控制器、IED智能装置等组成，负责电气设备的各类保护、现场遥信、遥测数据的采集、遥控命令的执行，并通过通讯接口执行数据的处理及传送。

考虑到接入的不同厂家保护设备种类繁多，不同类型的保护装置都采用不同的规约，为了实现规约的统一化和标准化，通讯规约采用标准的IEC60870-5-103规约，各厂家的保护装置都通过自己的规约转换器与子站的保护通信管理机通信，大大降低接口的复杂程度，维护更加容易。10KV系统为避免在故障状态下的信息堵塞，保护监控装置与通讯管理机的连接采用直接通讯的方案，不通过第三方实现规约转换。

330kV香水变继电保护系统通信网络结构图如下图二：

2继电保护及故障信息管理子站系统功能特点

为了进一步加强电网运行管理，及时提供电网事故全过程情况，缩短事故影响时间，加快事故分析过程，青海电网保护及故障信息管理系统已建成投入运行，根据电网要求330KV香水变电站需建设保护信息管理子站并接入主站系统。

由于建设子站系统尚没有统一的标准可循，只能根据国网公司Q/GDW273-2009《继电保护故障信息处理系统技术规范》有关要求，站内的各类保护装置，主变、线路故障录波器均需接入保信子站，保信子站系统配置包括站控层和间隔层的设备。子站主机应采用安全的嵌入式操作系统、装置化结构。在安全分区上属于非控制区，当与控制区各应用系统之间网络互联应加装防火墙，实施逻辑隔离措施。传输采用电力数据网

通道。

根据其本身特点设计开发专门的数据类型和应用功能，弱化了部分实时功能，没有完全照搬变电站监控系统（SCADA/EMS）的功能和技术指标要求。保信子站系统毕竟不是实时数据采集系统，没必要对响应时间、数据模型种类、辅助计算处理能力等提出过高要求。

保信子站按双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能，当一台工作站故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台工作站执行全部功能，并保证切换时数据不丢失，并同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。

由于监控系统和故障信息管理子站系统都是同一公司的产品，在系统设计时就考虑到了两个系统处于同一网段中的网络安全问题，从而有效避免了两个系统的互相影响，可以保证保护和故障录波器的安全可靠运行，同时采用双网结构也提高了系统的可靠性，信息共享也容易实现，根据这种情况，330kV香水变系统采用了并行主站模式。

330kV香水变故障保护信息管理子站系统结构图图3。

3结语

330KV香水变电站继电保护及故障信息管理系统子站建成及投入使用以来，运行正常。通过数据网子站端的继电保护信息、故障录波等信息数据上传到了主站，完成数据的检测、记录、暂存，实现保护信息综合分析、处理等功能，满足了用户的需求。

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继电保护的基本构成范文篇9

关键词：CDIO；工程教育；电力系统继电保护课程；课堂教学

“电力系统继电保护”是发电厂及电力系统专业的主干课程，是从事继电保护相关工作所必须具备的基础知识，课程理论性强，与实际工程联系密切，对动手能力要求高。由于课程特点和传统教学模式存在的弊端【1】直接影响了教学效果。因此我们总结传承以往教学改革和实践的经验成果，引入CDIO工程教育理念，将教学过程与工程实践相结合，确定本课程的教学目标与培养方法，构建相应的知识能力体系，制定教学方案，构建以工程项目为牵引的课程教学方法。

一、改革的基础条件

我校发电厂及电力系统专业为学校CDIO工程教育模式的试点改革专业，而电力系统继电保护课程是该专业的核心课程，被立为课堂教学改革重点项目。本课程是传统专业课程，拥有多年教学实践经验，具备课堂教改的硬件和软件基础条件。如专业的教学团队，为在教学项目的构建、一体化学习经验、运用主动和经验学习方法以及学生考核等方面，提供有力保障；拥有多个省重点财政资助实验室支持学生动手和直接经验的学习；与电监办合作开设“进网电工――继电保护特种类电工培训考证”为学生提供进入相关企业工作的上岗平台；自由开放的多媒体教学和图书馆为学生提供了自主学习的场所和工具；CDIO工程教育理念的深化促成课程改革行动的一致性。本课程在现有基础上进行了基于CDIO的继电保护课程项目制教学实践。

二、CDIO课堂教学实践

基于CDIO的项目制教学实践，我们突出项目的可操作性，主要从如下4个方面进行改进探索：

2.1教学内容上实践

电力系统继电保护是保证电力系统安全运行的自动装置，其主要任务是当系统（或设备）发生故障时自动、迅速、有选择的将故障元件从系统中切除，使故障设备免于继续遭到破坏，保证其他无故障部分继续运行；当发生不正常运行状态时，发信号、减负荷或跳闸。电力系统继电保护在保障电力系统安全稳定运行方面发挥了如此重要的作用。是电力系统安全稳定运行的有力保证，由于国内一次电网薄弱，保护就相对发达完备，所以国内的继电保护专业水平不比国外的低，该课程在构建教学内容上首先要满足这种发达的继电保护行业性要求，再加上继电保护具有国际通用性的特点，我们也要借鉴国外一些如麻省理工学院和瑞典皇家工学院等名牌大学的教学内容以丰富和弥补不足。形成一套既能与世界接轨又能立足于本国行业需求的内容体系。所以在教学内容上可以做如下分解实施：

首先，继电保护是保护一次系统的安全稳定运行，抓住系统运行和故障的特性，设定保护方案。所以对一次系统正常运行与故障特性的全面分析与掌握至关重要，是学生理解继电保护的根本。也就是如何让系统出现问题，引导学生发现问题主动构思（conceive）。其次，“继电保护方法”是思考和解决保护问题的知识储备，学生只有在懂得基本方法的基础上，才能在出现问题时，系统的分析问题，组织出相应的对策来解决问题，完成设计（design）和实现（implement）过程。再次，“典型完备的保护方案”来自企业中配置成熟的保护为学生提供不同方法的系统应用实例，启发学生在配置保护时形成系统的概念，完成运作（operate）过程。上述教学内容围绕CDIO四个过程进行设置，打破了常规的继电保护课程偏重于基本原理的介绍，不注重应用的特点。

2.2教学方法上的变换

从以教师为主体逐步转向以学生为主体，以课堂教学转向以具体项目的构思-设计-实现-运作过程为引导，从以学会专业知识为目标转向以培养学生的系统工程能力为目标。打破传统的学期制集中教学的教学形式，采用阶段式教学模式，即围绕教学项目分阶段进行教学，逐个完成项目的CDIO过程。由教师根据教学内容要求构建项目后，以学生为主体来组织讨论分解项目，提出问题（包括系统方面的问题和保护方法问题），再由教师根据学生的需求提供一些系统的专业知识的帮助（基础知识传授）。学生完成项目的设计和实现过程。最后教师提供完备典型企业配置方案（系统知识的传授），学生完成运作过程。也就是以项目为载体将教师和学生穿插到CDIO过程中，让学生由传统的课堂被动接受知识（客体），变成主动追求知识（主体）。

2.3教学手段上的探索

围绕项目的CDIO过程，综合运用多媒体、实验、现场、网络等多种渠道，采用“教学做”一体化过程，引导学生自主获得间接经验和直接经验。彻底改变以往以多媒体教学为主，学生被动接受知识灌输的情况。多媒体主要用来围绕学生提出的问题进行分析引导，同时将本项目所需的基本专业知识融入其中，给学生提供一个接收知识的媒介。同时利用省财政资助实验室的配套资源，进行模拟实现，以使学生获得感性的直接经验，用在项目的实现和运作过程中，检验成果。与企业合作的现场教学方式，让学生把所做的项目与企业的具体运行环境联系起来，这个过程主要是用于运作阶段，让学生能把所学知识与实际应用接轨用，从而更加激发其学习的动力。利用网络教学引导学生在完成项目的过程中能主动借助因特网这个全球信息资源总汇，来获得解决问题的方法。

2.4评价机制上变革

为了对每位学生的实际学习效果和工程能力进行综合性客观合理的评估，我们采用过程与成果相结合，突出过程性评价所占比例，弱化成果性评价，关注利益相关者的社会性评价。根据利益相关者的社会性评价反馈给教学，做到以社会需求为导向进行评价。

学生成绩评估由四个部分组成，分别是理论考试部分（30%）、项目实施过程（40%）、社会评价（20%）和平时表现（10%）。通过这四个部分的打分，项目实施为主、理论考核为辅、兼顾社会需求与平时成绩，主观成绩与客观成绩相结合，可以较为全面地评估学生的能力。

3.教学效果

目前本课程在我校发电厂及电力系统、供用电技术、风力发电等专业开设，一个课程周期下来，学生、教师和社会三方面均反映良好，实践证明可以进行推广普及。将CDIO理念应用于工程教学过程中取得如下成效：

一是将CDIO工程教育模式落实到《电力系统继电保护》教学实践中，探索出一条项目化教学方法。

二是学生的个人能力包括硬能力和软能力都有所提高；教师在构建项目过程中不断加强与企业的联系，提升了教师的基本个人能力和人际能力以及产品、过程和系统构建能力；企业对我们毕业生满意度有所增加。

三是项目制教学模式加强了专业课学生与工企业界的联系，在学生毕业前，参与这些项目就为他们在就业市场上建立了良好的联系，从而提高毕业生选择专业相关岗位概率。

4.实践过程中发现的主要问题

在笔者进行CDIO课堂教学实践过程中发现主要存在如下一些问题：

一是在将教学内容项目化的项目构建上与实际工程应用不可避免的存在一定的差异性，因为项目构建要兼顾知识传授与项目实践两方面，而不是单纯的做一个具体的工程。所以在一个项目实践过程中往往要经过几次反反复复的教、学、做过程才能完成，比较费时费力。

二是不同学生个体之间的参与程度有很大的不同，基础好、兴趣浓的部分学生会特别积极参与整个CDIO过程中，获得很好的培养。相反总有部分基础比较差的学生有思想松懈、浑水摸鱼的现象，所以受益也会较少一些。

三是评价体系上难以获得短期的、直接的、广泛的社会性评价等。

三、总结

本文介绍了笔者引入基于CDIO的项目制教学方法到《电力系统继电保护》课程课堂教学中的实践，将教学内容项目化，注重培养学生系统工程技术能力，以及自学创新能力、团队协作精神和社会责任感。让学生以主动的、实践的、课程之间有机联系的方式学习工程。从而使该课程由偏重理论性逐步转变为理实并重、突出工程应用，切实满足电力相关行业对该领域专业人才的迫切需求。

参考文献

[1]顾佩华等：《从CDIO到EIP-CDIO》，《高等工程教育研究》2008第1期。

[2]

胡志刚等：《工程型本科人才培养方案及其优化》，《高等工程教育研究》2010第6期。

[3]姜大志孙浩军《基于CDIO的主动式项目驱动学习方法研究》，《高等工程教育研究》2012第4期。

继电保护的基本构成范文1篇10

关键词：500KV变电站；综合自动化；一次设备

中图分类号：G267文献标识码：A文章编号：

1、一次变电设备缺陷分析

1.1断路器

断路器在一次设备中缺陷比例最高,占全部设备缺陷15.7%,主要为SF6断路器,占断路器缺陷95.7%,另有少量真空断路器(站用电系统)。在SF6断路器中,液压机构缺陷最多,SF6漏气(含告警)次之,回路故障较少,气动机构缺陷极少,没有发生弹簧机构故障缺陷。

SF6断路器液压机构缺陷如内漏、渗油、打压频繁等,主要原因是逆子阀、储压器、微动开关等辅助元件存在工艺和质量问题。SF6断路器漏气突出问题是孝感变LW15-550型断路器投产初期密度继电器故障频繁出现SF6压力低告警。SF6断路器回路故障曾出现分闸线圈严重锈蚀导致断路器拒分和操作回路端子松动,无法正常操作。站用电系统的真空断路器缺陷主要为机构故障,调整处理后可有效恢复。

1.2隔离开关

在隔离开关中,接点发热问题尤为突出,机构故障和操作回路故障次之,分布情况见图示。隔离开关接点发热缺陷多出现在连接板、触头等部位,主要原因是接头连接间隙大、紧固螺丝松动、导电膏或中性凡士林的接触电阻大和金属导体接触表面氧化等,个别站甚至因设计选择连接金具口径过小而出现大量共性发热问题。操作机构故障主要是机构卡涩、配合不同步、不到位、过位等,原因是基建安装质量不良,也有产品质量如材质的强度、硬度不足而引起损坏变形。操作回路故障基本为基建施工接线端子连接不牢而留下隐患。

图示：隔离开关缺陷类型分布

3变压器

变压器缺陷数量较少,其中主变压器缺陷以辅助设备问题为主(8项),另1项为南昌变投产初期主变套管内部线圈故障。主变压器缺陷主要是冷却系统故障,如接触器严重发热、接触器烧坏、电机热耦故障、风扇启动定值错误等,基本为施工质量和维护有漏洞。

2、变电设备其它缺陷分析

2.1继电保护

继电保护缺陷包括继电保护装置(含系统稳定装置)、保护通道装置等二次设备及其回路的缺陷。继电保护在变电设备缺陷中数量最多,占全部变电缺陷的28%,主要包括保护装置故障(含其二次回路)和保护通道故障(含其二次回路)2类,保护装置故障缺陷占继电保护缺陷40.5%,保护通道故障占继电保护缺陷59.5%。

继电保护装置缺陷中,装置硬件故障较多(15项),保护装置软件故障次之(6项),保护装置相关连接回路故障(4项),另有部分保护装置告警自行消除的缺陷(9项),分布情况见图3。硬件故障多为各厂家早期产品使用材质不良,如WBZ-500H后备保护、CSI-125A保护和PST645保护出现CPU故障,LFP-902保护管理插件、CSL101A保护VFC插件、RCS-915E保护信号板、ZSJ-900远切装置模块和主变WBZ-500H保护电路板发生过故障,尤为突出的是孝感变投产初期220kV母差保护BP-2A先后出现闭锁插件、管理插件、跳闸出口插件和模数插件等故障。保护装置软件故障多在投产后暴露或现场调试工作有遗留问题,如运行中软件存在缺陷、设备地址码错误、软件运行内存不足等问题,部分软件故障可通过装置重启恢复正常。保护装置回路故障基本为施工接线不牢固或端子松动。

继电保护通道故障中,由本侧保护通道装置(含其二次回路)引起的缺陷仅占通道继电保护故障的1/3,其它为对侧变电站设备缺陷引起或可以自行消除的缺陷。在本侧继电保护通道故障中,收发讯机装置故障和载波机故障引起的通道问题相对较多,通过故障元件更换、调节衰耗或装置复位可消除缺陷;因光纤装置故障引起的保护通道故障,通过装置重启或拔插对应光纤,是有效的处理方法;也出现维护方面问题,如结合滤波器浮冰或结合滤波器螺丝松动导致通道故障。

2.2监控系统

监控系统缺陷包括测控装置、监控网络设备、微机监控机等监控设备缺陷,统计缺陷78项,占变电设备26%。监控系统硬件故障较多,监控系统软件故障数量相对较少。其中,网络设备硬件故障占监控系统缺陷最多(40项),微机监控机硬件故障相对较少(8项),监控系统装置软件故障数量较多(含监控网络设备和微机监控机,共计23项)。监控网络设备故障主要有测控装置、交换机、保护管理机以及光电转换器等,其装置出现硬件故障,相应的单元备出现通信中断、信号不能上传和不能进行监控远方操作,突出的有磁湖变测控装置CSI200E电源插件和兴隆变测控装置NSD500电源插件的故障频繁,孝感变的保护管理机和网络交换机在投产初期故障较多。2.3其它设备

统计中,互感器、电抗器、UPS电源等设备也出现过少量的严重缺陷,如樊城3项TA含气量超标,磁湖3项TA漏油,江西其它变电站35kVTV保险熔断频繁,咸宁变低压电抗器因设计问题导致3组电抗器的导线支柱严重发热。。这些故障多为产品质量问题,有少量因设计问题引起。

3、500kV南昌变电站为例实现综合自动化的几点建议

根据南昌500kV变电站的经验，以及近期国内500kV变电站综合自动化招标要求，提出如下建议：(1)过去只考虑110kV及以下变电站无人值守，220kV及以上变电站只考虑少人值守。现在，国内变电站综合自动化技术和设备日趋成熟，应该考虑500kV变电站综合自动化由少人值守到无人值守的问题了。实际上，近期国内500kV变电站综合自动化招标中，已经提出了这样的要求。(2)按国家电力公司反事故措施的要求，不同原理、不同厂家的设备用于同一个500kV变电站是必然的。统一接口规约也是必须的。南昌站使用了5个厂家的产品，首次在国内使用IEC-870-5-103规约，应该说是成功的。但是，除四方公司外，其他厂家的产品都是经232或485接口单网输出的，可靠性差。今后应要求各厂家，无论装置内和屏内是何种接口，一律输出以太网接口和标准103规约。(3)在近期间隔层采用小间方式是比较合理的。小间应有良好的接地网，但不一定要求有良好的屏蔽措施。应该要求厂家的产品保证在500kV强电磁场环境下正常工作。(4)南昌站变电站层的配置方案基本上是合理的，2台监控主机、2台远动主机、一台工程师站、一套专家系统(含几台培训机)是必须的。可以考虑把五防机合并到2台监控机上，这样既节省硬件设备，又增加了五防的备用措施。

继电保护的基本构成范文篇11

关键词：继电保护；短路电流；主设备；故障分析；保护定值

中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：

当发电厂系统出现故障时，继电保护设备可及时检测到异常运行情况或安全性的故障，既可短时间内发出报警信号，也可迅速切除故障。不过，人工计算继电保护定值虽然可信度高，但计算工作量十分繁琐，随着科学技术的快速发展，这显然难以适应时代的发展。据此，本文提出发电厂短路电流及继电保护整定计算系统，一方面提高计算效率，另一方面减轻计算工作人员的劳动强度。

1发电厂继电保护整定计算工作概述

发电厂继电保护装置种类复杂多样、整定计算工作量大，这要求计算工作人员要有较强的专业知识和相对成熟的实践经验。首先，大部分发电厂继电保护整定计算工作尚处在人工手算的阶段。对发电厂继电保护整定计算系统的开发，将提供不少便利，有着非常重要的实用性。其次，基于继电保护对发电设备故障的多种功能，如切断、报警、隔离、检测。在设计发电厂短路电流及继电保护整定计算系统时，应考虑继电保护运作的基本要求。通过继电保护的要求包括：（1）针对性。即整定计算系统必做是针对某一种故障产生的反应，这才能体现继电保护的功能特点；（2）时效性，发电厂设备故障对电能生产系统的破坏力比较大，这就要求整定计算工作快速运作，计算效率高；（3）稳定性。继电保护装置是发电厂发挥作用的核心指标，这就要求系统运作要稳定、可靠，才能保证继电保护装置的稳定性和安全性。

2系统的设计构想及功能

本文系统的设计思路在于探讨：在环境、人、机器三者的交互中，能够灵活地根据外部环境的变化而完成相关任务。在设计系统时，特别强调系统的模块化和可视化特点，这是为了方便用户表达自己的整定经验，也满足系统的通用性和扩充性需求。至此，本文的系统设计了一套与之相符合的开发工具和辅助软件。该系统主要实现四大功能。

图1发电厂主设备保护整定计算系统的设计结构示意图

2.1系统管理功能

主要是达到有效管理系统中的数据，以方便用户查看数据。如用户可以按照元件名称、厂站、元件类型、所属地理区域、电压等级、型号、生产厂家等关键字进行精确查询和模糊查询；具体包括储存整定计算书、整定计算定值单、故障计算书以及设备参数等主要数据；也提供数据打印、备份和删除等管理功能。同时，也设置相应的用户权限，对不同用户提供不同使用范围，以保证软件系统的安全运作。

2.2图形建模设计环节

在系统里，真实的设备以图形（定义为“元件”）来表示，提供相应的专业绘图工具，把发电厂的系统结构图绘制出来，设备的参数则作为元件的属性输入，实现可视化的故障分析奠定基础。在绘图中，可通过计算机自动识别出元件间的关联关系。系统根据用户的需求，图形建模对6KV系统、发变组系统进行故障分析。此设计环节主要为实现可视化的故障计算和保护整定计算提供保障基础。它可提供的功能主要包括：（1）提供输入各元件设备参数和保护配置的人机对话界面；（2）提供发电厂内元件设备工具箱，用户通过此工具进行发电厂的电网结构图的绘制或修改；且允许用户设置各种电压等级的显示颜色；（3）为用户提供系统基准电压和容量的人机对话界面，还可通过阻抗标幺值计算设备参数；（4）软件根据设备在界面上的位置自动设备间是否关联，以进行自动节点编号，形成节点导纳矩阵；（5）为用户提供几种运行方式，如断路器的“分―合”、外接系统阻抗的大小设置。

2.3面向保护装置的整定定值选取

本文所确定的整定对象主要包括发变组保护，变压器保护以及发电机保护。此设计环节可实现的操作功能：（1）由程序自动填入诸如额定电流等设备参数；（2）整定计算的可信度提高，因为系统需要通过故障计算获得的数据，用户可选择故障计算的各种条件在故障计算模块中进行计算；（3）需要用户根据自身掌握的实际经验来选择或输入参数，在操作过程中，系统会对选择的范围进行实时提示，并提供默认值；（4）系统的操作过程中，用户只需要保证所有数据都完备且有效，而由程序完成各个数据间的运算关系，实现自动完成整定算计，最终以定值单形式显示整定结果。此外，该保护整定模块还可通过整定计算书把整定过程，以文字形式记录并保存下来，增强系统的实用性。

2.4故障计算功能

这是短路电流及继电保护整定计算的基础。系统采取可视化界面来分析故障，使操作简便快捷多，有助于提高工作效率。由于当前只能分析被保护设备引出端短路的情况，故需要限定故障点的位置。同时，发变组系统，采取运算曲线法分析、计算故障点；6KV系统，则采取对称分量法分析故障点。它可实现的具体功能包括：（1）对不对称故障，可自动生成序网图，主要是生成正序、负序、零序这三种序网图；（2）提供设置故障的人机对话接口。故障类型通常包括单相短路、两相短路、两相接地短路。系统可用醒目图形标示故障位置，并通过人机对话接口设置“故障类型、故障相别”，还可根据系统情况自动选择故障分析方法；（3）故障计算机书，以表格形式输出故障分析结构，出于保护整定时用，可选择输出所有结果，也可选择输出单个计算量。

3结语

综上所述，发电厂短路电流及继电保护整定计算系统的开发，除了考虑系统的通用性和可视性，还要考虑其干扰因素，这才能更好的维护发电厂的稳定、安全、可靠运行。此外，本文设置的系统虽然方便用户引入大量的整定经验，但在一定程度上约束了系统的自动化程度。所以，建议发电厂在条件允许下，充分发挥计算机网络平台，在电力系统中广泛应用模糊逻辑、进行规划、神经网络、遗传算法等人工智能技术，以创建与时俱进的智能化网络控制系统，引导继电保护装置正常的运作。

参考文献

[1]郭谋发,杨耿杰,黄巍,朱治中,康健,洪翠,黄见虹,张嫣,陈亚明.基于模块的发电厂继电保护整定系统[J].高电压技术.2005(09)

继电保护的基本构成范文篇12

【关键词】差动保护；不平衡电流；措施

1.引言

输电线路纵联保护采用光纤通道后由于通信容量很大所以往往做成分相式的电流纵差保护。输电线路分相电流纵差保护本身有天然的选相功能，哪一相纵差保护动作那一相就是故障相。这一点在同杆并架线路上发生跨线故障时能准确切除故障相显示出突出的优点。输电线路两侧的电流信号通过编码流形式然后转换成光的信号经光纤传送到对侧。这传送的电流信号可以是该侧采样以后的瞬时值，该瞬时值包含了幅值和相位的信息。保护装置收到对侧传来的光信号先转换成电信号再与本侧的电流信号构成纵差保护。

理想状态下线路外部短路时差动继电器的动作电流为零，但是实际上在外部短路（含正常运行）时动作电流并不为零，一般把这种电流称作不平衡电流，产生不平衡电流的原因及对产生不平衡电流所采取的措施就是本课题要解决的问题。

2.产生不平衡电流的原因分析

2.1输电线路电容电流的影响

本线路（如图1）的电容电流是从线路内部流出的电流，它将构成差动继电器的动作电流，如果纵联电流差动保护没有考虑到电容电流的影响的话在某些情况下会造成保护的误动。所以解决电容电流的影响是线路纵联电流差动保护要解决的最重要的课题。电压等级越高，输电线路越长，而且多采用分裂导线，因此线路的电容电流也就越大，它对纵联电流差动保护的影响也就越大。

在区外短路、区外短路切除以及对线路空充时本线路的电容电流中除有工频分量电容电容电流处还有大于50Hz的高频分量电容电流，这两个电容电流叠加，其最大的电容电流幅值可能能达到很大的值，为了与稳态分量电容电流（只有50Hz的工频分量）区别，这个电流称作暂态分量电容电流。当短路发生在电势达最大值瞬间时，这暂态分量电容电流能达到正常下的电容电流的若干倍。这么大的本线路电容电流都成为动作电流，将可能造成保护误动。

2.2外部短路或外部短路切除时，产生的不平衡电流

外部短路或外部短路切除时，由于两侧电流互感器的变比误差不一致、短路暂态过程中由于两侧电流互感器的暂态特性不一致、二次回路的时间常数的不一致产生的不平衡电流。

差动继电器应该从继电器的构成原理上，从整定值上从动作特性的制动系数取值上考虑这些影响。

2.3重负荷线路区内经高阻接地时灵敏度不足而误动

由于是高阻接地，短路点的短路电流Ik并不大，动作电流不大，又是重负荷的线路负荷电流比较大，所以制动电流较大，这样继电器的灵敏度可能不够。如果短路点两侧系统不对称更会加剧这种缺陷。

2.4正常运行时电流互感器（TA）断线造成的纵联电流差动保护误动

在单侧电源线路上发生短路，如果负荷侧的变电压器中心点不接地，短路后负荷侧的电流为零。当正常运行发生TA断线时，动作电流与制动电流都TA未断线一侧的负荷电流，动作电流与制动电流也是相等的，而差动继电器的起动电流又躲不过最大负荷电流，于是将造成差动继电器的误动。

2.5由于输电线路两侧保护采样时间不一致所产行的不平衡电流

输电线路的纵联电流差动保护与发电机、变电压器、母线的纵差保护不同，发电机、变电压器、母线的纵差保护对各侧的电流是由同一套装置两步采样的，各侧电流都在同一时刻测量，它们的幅值和相位关系是正确的。所以正常运行或者区外短路在忽略其它产生的不平衡电流因素的情况下，动作电流是零。可是输电线路纵差保护情况不同，两侧电流的采样是由两套装置分别完成的，它们采样时间不加调整一般情况下是不相同的。区外短路时，忽略其它误差的因素，如果两侧装置是同步采样的话，得到的两侧电流幅值相等而相位相差180°，其相量和为零；如果两侧装置不是同时刻采样的话，得到的两侧电流瞬时值不相等且相位也不是相差180°，其相量和不可能为零，产生不平衡电流。

3.针对产生不平衡电流的原因所采取的措施

3.1防止电容电流造成保护误动的措施

3.1.1提高定值

考虑到由于高频分量电容电流使暂态电容电流增大的影响，起动电流值可取为正常运行情况下本线路电容电流值的4～6倍，需要指出的是正常运行情况下差动继电器的动作电流就是正常运行情况下本线路的电容电流。当然提高定值的方法是以牺牲内部短路的灵敏度作为代价的。

3.1.2加短延时

如果保护动作能加一下例如40ms的短延时，经过这个延时高频分量的电容电流已经得到很大的衰减，这样比率制动特性曲线中的起动电流的定值就可以降低，可以降低到1.5倍的正常运行情况下的本线路电容电流。因为区外短路切除和线路空充时本线路稳态分量电容电流是额定电压下的电容电流，区外短路时本线路稳态分量电容电流由于电压降低，是小于额定电压下的电容电流的，用1.5倍的电容电流一躲电容电流的影响。当然这种延时加定值的方法是以牺牲快速性作为代价的。

3.2针对重负荷输电线路的内部发生经高阻接地时灵敏度可能不够的措施

3.3电流互感器断线时防止纵联电流差动保护误动的措施

为避免差动保护的误动，需要找出一侧TA断线与本线路内部短路两种情况下两侧差动保护动作行为的区别。当本线路内部短路时两侧的起动元件都是动作的，但一侧TA断线时TA未断线侧的起动元件是不起动的。只有TA断线一侧的起动元件可能起动。因此采用只有两侧起动元件都起动，两侧差动继电器都动作的情况下纵联电流差动保护才能发跳闸命令的措施，就可以避免正常运行下TA断线的误动

3.4针对非同步采样，在区外故障时产生不平衡电流所采取的措施

为消除这不平衡电流应该做到同步采样。同步采样的方法有：基于数据的同步方法、基于参考相量的同步方法和基于GPS的同步方法。基于数据通道的同步方法又有采样时刻调整法、采样数据修正法和时钟校正法等。

4.结语

本文对输电线路差动保护存在的问题进行了阐述，尤其对不平衡电流的产生原因及解决措施进行重点说明，其中对于电容电流的补偿在理论上研究上还有其它几种方法：

4.1基于时域的电容电流补偿

本方法即可补偿稳态分量的电容电流，也可补偿暂态分量的电容电流。

4.2利用贝瑞隆模型构成的线路差动保护

贝瑞隆模型本身是建立在分布参数理论上的，由此构成的差动保护从原理上不受电容电流的影响。目前一些制造厂家、高等院校和科研机构都对此原理进行了研究，是非常有前途的一种差动保护原理。

参考文献

[1]沈国荣.工频变化量方向继电器原理的研究[J].电力系统自动化，1983（1）.

[2]王梅义.电网继电保护应用[M].中国电力出版社，1999.

[3]高中德.超高压电网继电保护专题分析[M].水利电力出版社，1990.