配电网继电保护与自动化范文篇1

关键词继电保护；运行管理；管理模式；系统建设

中图分类号TM77文献标识码A文章编号1674-6708（2014）116-0045-02

随着科学技术的发展，我国电网建设也取得了迅速的发展，电网规模日益增加而且变得越来越复杂。近年来，在电力系统中，计算机网络技术以及相关的通信技术也得到广泛运用，电网控制以及调度自动化程度不断加深。种种先进技术以及县管设备的引进对继电保护故障信息管理提出了更高的要求，继电保护故障信息自动化管理已成为大势所趋。

1信息自动化管理模式

当前，在在各省各电网实际运营中，继电保护运行故障信息自动化管理系统各不相同，其具体的组网方式以及相应的系统配置差异更大。但总的来说，继电保护运行故障信息自动化管理系统主要由主站、分站、以及各级子站组成。主站往往设置于电网调度室，分站一般设置于电业局、直管电厂或者是超高压局，而各级子站则设置于变电站或者发电厂。主站与各级分站以及相关子站经由电力系统中的相关通信网络联系组合在一起，对继电保护故障信息实施全面而有效的管理。各省各电网根据本地的实际情况都有自己的详细组织构造，但继电保护故障信息自动化管理模式大多采用的是以下几种。

1.1主站/分站/子站三级管理模式

该管理模式在进行继电保护运行故障信息自动化管理时完成了多级结构相互配合，分级进行管理，但是它相对较为繁杂，管理难度较大。对于500kV变电站，500kV部分主要由主站直接管理，而对于220kV以及更低的电压则主要由各级分站进行管理，主站也可进行配合管理。如果是利用分站管理，主站透过相应的分站对所需信息进行提取。而在220kV变电站中，变电站信息则首先通过各级分站进行管理，主站则只需预备从各级分站提取所需信息的相应接口。

1.2主站/分站独立的三级管理模式

该模式与上述模式存在很大的差异，其区别在于主站与分站之间不需要联系与交流，子站将获取相关信息的接口分别上送至主站以及各级分站，主站与各级分站根据实际需要对所需信息选择性的获取。该模式对于主站以及相应的分站在信息管理上存在一系列差异，但其具体的功能则基本相似。利用该模式进行信息处理，其主站、各级分站以及相应的子站信息流动较为简单，早做起来也不是特别难，较上述管理模式简便。

1.3主站/子站二级管理模式

该管理模式主要是由调度主站以及变电站子站构成，构成二级管理网络，而没有其他的分站。该模式因其结构的大量简化，所以所需传输管理的信息量以及相关网络管理任务量都会相应减少，对于正处于开发研究阶段还没有形成大规模发电变电的系统或者是大规模发电变电站的建设初期都比较适合。在大型发电变电站逐渐形成之后，一般都使用三级管理模式，以实现对大规模系统的管理与控制。

2自动化管理发展动向

2.1通信方式

继电保护故障信息管理相关的通信方式主要有两类，一类是主（分）站与子站之间的通信，另一类则是各子站之间实现通信。当前，我国还没有制定相关的标准对子站之间的通信实施规范要求。因此，国家电力调配以及各省各电网的调离调配相关的故障信息管理多是靠生产商制定的相关通信规定，因此，会对不同的生产商生产的产品之间的通信造成极大的阻碍。

近年来，电网调度配置中心已经开始制定各省各电网统一的通信规范，从而使得不同的生产商生产的产品之间的通信顺利实现。对于通信接口方式的选择，各省各电网也不断进行优化，从而逐渐实现信息传送最快的通信形式的配置，而电话通信方式则只作为预备通信方式保留。子站之间的通信大致有以下几类：子站管理系统与微机保护、安全自动装置以及故障录波器等智能设备之间的信息通信。至于相应的接口方式，一般都利用故障录波器供应的网络接口取代之前使用的串行接口，从而有效地提升信息传输速度，从而促使继电保护运行故障的有效管理。

2.2安全性

随着计算机的快速发展，计算机病毒以及黑客攻击也大量入侵用户计算机设备，给继电保护带来一定的困难，因此，在对件保护故障信息进行管理的过程中，需对安全问题充分关注。《全国电力二次系统安全防护总体方案》中对继电保护故障信息管理安全问题高度重视，并将其列入安全防护级别较高的安全区I/II中。但是，由于相关技术尚未完全成熟，安全防护进入继电保护故障信息管理实际还不够充分，实用而可靠的安全防护方式尚未出台。

2.3信息共享

我国超高压变电站一般使用的是分布式的结构体系，为继电保护信息管理搭建了极为开放的应用平台。使得家电保护更为专业化，更为智能化。所以，在实际的管理过程中，可以充分利用先进的计算机网络技术、通信技术以及相应的数字信息处理技术等，充分发挥其管理优势，是的故障信息管理更为科学而合理，能够安全而有效地促进信息共享的完成。

除此之外，超高压变电站自动化系统能够将继电保护故障信息安全而快速地传输到主站，对于一些数据量比较大的非实时性的数据实现数据的网络共享或者是利用相同传输通道实现数据传输。但是，进行非实时数据的传输过程中，应当对其传输流量有效控制，避免其对实时信息数据的传输造成阻碍作用。

2.4传输可靠性

继电保护故障信息管理过程中，相关信息数据的传输应当利用安全性较高、速度较优的数据传输信道，从而逐渐取代此前的调制解调器拨号传输方法。在实际传输中还可以利用国家电力数据网络已建立并完善继电保护故障信息传输专用网络，从而有效地促进调度中心与各级分站以及相应的子站之间的数据传输与通信。

3结论

对继电保护故障信息实行自动化管理意义重大，不但在于信息搜集与整理方面，还可以有效的提高对故障信息分析能力以及相应的处理能力。为此隐隐旗电力企业的高度重视，大力发展继电保护故障信息自动化管理，建立继电保护故障信息自动化管理系统，提高信息管理的安全可靠性以及信息处理效率。

参考文献

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论文摘要：继电保护是电力系统最重要的二次系统。它对电力系统安全稳定地运行起着极为重要地作用。随着近年来微机继电保护的不断投入，以往的检验标准已逐渐不适应系统的发展，因此。我们需要寻求更加完善的检验方法，只有系统、全面、准确地进行继电保护检验。才能确保整个电力系统的安全。本文笔者根据多年的工作经验，综述了继电保护在电力起到的作用。及内、外界对其影响干扰的原因，同时提出了如何加强对其防护的措施。

1电力系统继电保护作用与要求

1.1继电保护的作用与组成

在电力系统的被保护元件发生故障时，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。减少停电范围；到90年代初集成电路及大规模集成电路保护的研制、生产、应用处于主导地位，目前正在研究面向智能信息处理的计算机继电保护时代。

1.2继电保护的基本要求

继电保护应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。可靠性是指继电保护装置在保护范围内该动作时应可靠动作，在正常运行状态时，不该动作时应可靠不动作。速动性是指保护装置应尽快地切除短路故障，以减轻损坏程度，指保护装置应尽快切除短路故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用设备自动投入的效果。

2继电保护的干扰因素

2.1雷击

当变电站的接地部件或避雷器遭受雷击时，由于变电站的地网为高阻抗或从设备到地网的接地线为高阻抗，都将因雷击产生的高频电流在变电站的地网系统中引起暂态电位的升高，就可能导致继电保护装置误动作或损坏灵敏设备与控制回路。

2.2高频干扰

如果电力系统在隔离开关的操作速度缓慢，操作时在隔离开关的两个触点问就会产生电弧闪络，从而产生操作过电压，出现高频电流，高频电流通过母线时，将在母线周围产生很强的电场和磁场，从而对相关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允许的干扰水平时，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逻辑或出口逻辑异常，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，将引起地电位的升高。

2.3辐射干扰

在新时期，电力系统周围经常会步话机和移动通信等工具，那么它的周围将产生强辐射电场和相应的磁场。变化的磁场耦合到附近的弱电子设备的回路中。回路将感应出高频电压，形成一个假信号源，从而导致继电保护装置不正确动作。

2.4静电放电干扰

在干燥的环境下，工作人员的衣物上可能会带有高电压，在穿绝缘靴的情况下，他们可以将电荷带到很远的地方，所以当工作人员接触电子设备时会对其放电，放电的程度依设备的接地情况，环境不同而不同，严重时会烧毁电子元件，破坏继电保护系统。

2.5直流电源干扰

当变电所内发生接地故障时，在变电站地网中和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，该电位的幅值决定于地网接地电阻及入地电流的大小，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，直流的恢复可能极短，也可能较长，在直流电压的恢复过程中。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，从而影响整个保护系统。

3加强电力系统继电保护的方法及措施

3.1协调配置保护人员

在继电保护中，调度、继保、运行人员都会参与到其中。三方必须傲到步调一致，思想统一。使三方人员合作意识与新型保护一道跟上去。摆好自己的位置。要明确继保人员与电网调度和基层运行人员一样。是电网生产的第一线人员，工作一样，目标一样。

3.2完善规章制度

根据继电保护的特点，健全和完善保护装置运行管理的规章制度是十分必要的。继电保护设备台账、运行维护、事故分析、定期校验、缺陷处理等档案应逐步采用计算机管理跟踪检查、严格考核、实行奖惩。有效促进继电保护工作的开展。同时电力系统在管理中应加强对继电保护工作的奖惩力度，建议设立年度继电保护专业劳动竞赛奖等奖项，并制定奖励办法进行奖励，从而增强继电保护人员的荣誉感和责任心。

3.3对二次设备实行状态监测方法

随着微机保护和微机自动装置的自诊断技术的发展，变电站继电保护故障诊断系统的完善为电气二次设备的状态监测奠定了技术基础。对保护装置可通过加载在线监测程序，自动测试每一台设备和部件。一方面应从设备管理环节人手，如设备的验收管理，离线检修资料管理，结合在线监测来诊断其状态。另一方面在不增加新的投入的情况下，应充分利用现有的测量手段。

3.4注重低压配电线路保护

在我国，无论是城市内配网线路，还是农村配网线路，一般都以10kV电压等级为主，但是10kV配电线路结构特点是一致性差。同时还要根据一般电网保护配置情况及运行经验，利用规范的保护整定计算方法，各种情况均可计算，一般均可满足要求。

3.5实行继电保护智能化与网络-

近年来，人工智能技术如神经网络、遗传算法、进化规划、模糊逻辑等在电力系统各个领域都得到了应用，在继电保护领域的应用也逐步开始。在新时期，计算机网络作为信息和数据通信工具已成为信息时代的技术支柱，它深刻影响着各工业领域，也为各工业领域提供了强有力的通信手段。

到目前为止，除了差动保护外，所有继电器保护装置只能反应保护安装处的电气量。继电保护的作用也只限于切除故障元件。缩小事故影响范围。这主要是由于缺乏强有力的数据通信手段。显然，实现这种系统保护的基本条件是将全系统各主要设备的保护装置用计算机网络联接起来，亦即使现微机保护的网络化，这在当前的技术条件是完全可能的。

4结束语

综上所述，在进行继电保护时，一定要按原则将各种因素充分考虑，以保证继电保护动作不失配、不越级。在运行过程中出现问题后，要系统进行全面、仔细的分析。

参考文献

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关键词：智能电网；智能变电站；继电保护

随着科学技术的不断发展，行业创新层出不穷。在此背景下，国家电网公司也开拓创新，大力发展建设智能电网。在智能电网的建设中，变电站是电网建设的关键环节，要顺应智能化的发展趋势，使智能变电站成为建设的重心，而智能变电站最终实现高效运作，离不开配套的继电保护装置[1]。文章讨论了智能变电站继电保护中的关键问题，并就如何提高继电保护的可靠性提供了一些建议。

1智能变电站概述

智能变电站是指使用数字化智能设备的新型变电站，其配套的智能化装置可自动收集、监视和控制电网信息，并操控电网，从而使电网系统能够实现智能调节[2]。智能变电站的结构如图1所示。智能变电站是变电站的最终发展模式，采用了智能终端柜和合并单元的模式，使保护就地化，具有保护可靠性高、智能化程度高、维护工作量少的优点[3]。针对智能变电站这一综合、复杂、智能化的新生事物，运行人员需要认真学习智能站的运维细则，刻苦钻研智能站的信息流图，吃透其原理和内部逻辑，成为一个合格的智能变电站运维人员。

2智能变电站继电保护的要点

2.1可靠性

继电保护的可靠性主要包括以下两个方面：（1）保护的选择性。当智能变电站发生保护区域内故障时，应及时采取保护措施。（2）保护的可靠性。在电力系统正常运行时，保护装置应避免误动或异动[4]。随着整个电力系统的自动化和数字化，电子信息技术正逐渐成为智能变电站的核心。鉴于此，信息电子设备必须被正确应用在继电保护中。许多因素会影响电子设备的稳定性，如设备电池的兼容性和设备的使用频率，这些都会影响继电保护的可靠性。为确保智能变电站继电保护的高可靠性，必须使用高稳定性的光缆，并采取措施减少来自电子设备频率的干扰。因此，有必要研发更先进的电子信息技术，并将其应用于智能变电站的继电保护系统自检，确保能及时响应系统的错误告警，采取预控措施。电网故障诊断的流程如图2所示。此外，应建立数学模型以定量分析继电保护的可靠性[5]。

2.2实时性

实时性是电力系统智能变电站继电保护的重要性能指标[6]。在数字采样的过程中，数字采集器可能在某些因素的影响下产生时间误差，在传输过程中发生严重的数据丢失。基于以上原因，在电力系统的采样过程中，采样方法应科学可行，应预估产生错误的可能性，再实施采样。在实际操作的过程中，应并行计算采样结果，以尽量减小采样结果的误差和减少延迟，从而全面提高继电保护的实时性。

2.3同步性

在传统变电站中，变压器等电力设备的使用不需要通过时间函数同步，因此传统电力系统缺乏同步保护[7]。智能变电站的信息采集依赖数字化的方法，因此继电保护需要同步。有以下两种方法可以提高智能变电站继电保护的同步性：（1）将同步检测装置和差动保护装置用于线路保护，由于同一条线路的本侧和对侧的同步装置收集的是来自不同变电站的信号幅值和相位，因此最重要的是要确保整个系统的保护同步和正确执行；（2）电力系统实施过流和过压保护，这两个保护功能很容易实现，只需在继电保护系统中输入正确的定值，保护功能实现期间不需要同步过程。

3提高智能变电站继电保护可靠性的策略

3.1加强对变压器的保护

在电力系统中，电力设备的额定电压是固定的。当系统电压高于或低于额定值时，将对系统和设备产生不良的影响。电力系统中最重要的调压装置是变压器，它也是继电保护中的重要装置。因此，将数字式电压互感器装置用于智能变电站继电保护系统时，变压器可采用分布式配置方式，以充分利用继电保护中的差动功能。此外，智能变电站可通过集中配置变压器装置实现后备保护，以加强智能变电站继电保护的可靠性。

3.2保护电压延时元件

智能变电站在日常运行中很容易受到外部因素的影响，如电流、电压因素等，任何异常状态都可能导致不必要的跳闸或电流过载问题。虽然过载电流与正常电流没有明显区别，但是，在电流过载的情况下，如果智能变电站同时发生外部干扰的故障，跳闸的可能性会很大，这将严重威胁智能变电站继电保护的动作可靠性。为此，在智能变电站的系统电路中采用电压限制延迟动作元件时，需要通过计算每条电路的电流量准确计算总电流量，如果系统中出现过载电流问题，系统就可以立即发出告警信息，所有相关分支系统会实时激活保护命令，从而显著提高继电保护的可靠性。

3.3加强线路保护

在电力系统中，线路的保护极为重要，线路保护不仅可以有效保护各级电压中的单元间隔，切除站外的故障，而且在电力系统的控制、测量、通信监控等功能实现中起着重要作用。在继电保护中实施正确可靠的线路保护配置工作，可以显著提高整个系统继电保护的可靠性。因此，技术人员应做好线路保护的正确、有效配置。可以采用垂直差动联动保护方式，这种保护方式灵敏、可靠，基本可以使所有的系统线路得到有效保护。垂直差动联动的原理如图3所示。当线路正常运行的时候，线路电流I1、I2的大小相同、方向相同，差动电流为零；当线路上发生接地故障时，I1、I2的方向发生变化，差动电流达到保护启动值。在线路保护中，差动保护动作主要有主保护和后备保护两种保护方式。在两者有效结合的情况下，如果线路中任何一个保护出现问题，配置的另一个保护都能及时动作、切除故障，从而提高电力系统的可靠性。

3.4完善线路保护机制

目前，智能变电站继电保护的主要方法是加强双重保护配置。对于后备保护，可以采用集中配置实现调节，以避免交换机故障。同时，在线路保护相邻区间和整个系统中应用双向总线，可以便于利用后备保护反馈保护信息，通过后备保护可以判断整个电网的运行情况，并对问题进行预处理，从而防止事故发生。此外，技术人员还应制订合理的策略解决线路跳闸问题[8]。在目前的保护机制下，应努力寻找更多更完善、合理的技术，以实现智能变电站的技术调整。同时，需要根据电网的整体运行情况，科学有效地分析变电站内的设备运行方式，以确保运行计划科学合理，从而进一步提高智能变电站继电保护的可靠性水平。

4继电保护案例分析

4.1案例概况

2022年4月19日，某换流站极2的最后断路器保护动作闭锁。最后断路器一般用于换流变交流进线，最后断路器跳开前需要闭锁直流，以防对设备造成损坏，断路器保护以最后一个开关的辅助接点跳开作为检测判据。故障前，双极为全压600MW平衡运行，故障后，极2功率转移至极1，未造成功率损失。闭锁前，该站极2换流变仅带5041边开关运行，5042中开关正在进行某Ⅱ线扩建后的保护定检。经分析，故障原因为该站最后断路器保护存在软件缺陷，软件以跳开关的命令作为保护判据，而正确的逻辑应以开关的辅助接点作为判据。现场人员在校验时发现，开关失灵保护时发出了跳边开关的命令，而之前的安全措施已将失灵保护跳边开关的压板退出，因此边开关虽没有跳闸，但由于误采用了跳开关命令作为判据，导致了最后断路器保护误动作。

4.2电力条例

此案例涉及的相关电力条例如下。（1）最后断路器保护设计应可靠，应避免仅以断路器辅助接点位置作为最后断路器跳闸的判断依据，防止接点误动导致直流双极强迫停运。（2）新建、扩建或改建工程的继电保护和安全自动装置应零缺陷投入运行；在新建、扩建或改建工程中，继电保护和安全自动装置缺陷处理记录等资料在投运前应移交运维检修单位，由运维检修单位负责统计存档；对于工程质保期内发生的继电保护和安全自动装置缺陷，由建设单位负责处理，运维检修单位配合。（3）在设计保护程序时，应避免使用断路器和隔离开关辅助触点位置状态量作为选择计算方法和定值的判据，应使用能反映运行方式特征，且不易受外界影响的模拟量作为判据。若必须采用断路器和隔离开关辅助触点作为判据，断路器和隔离开关应配置足够数量的辅助触点，以确保每套控制保护系统采用独立的辅助触点。

4.3应对措施

此案例事故的应对措施如下。（1）继电保护检验人员应了解有关设备的技术性能及调试结果，并认真检验自保护屏柜引至断路器（包括隔离开关）二次回路端子排处的电缆线的连接的正确性及螺钉压接的可靠性。（2）对保护装置进行计划性检验前，应编制保护装置标准化作业书；检验期间，应认真执行继电保护标准化作业书，不应为赶工期而减少检验项目和简化安全措施。（3）对运行中的保护装置外部回路接线或内部逻辑进行改动工作后，应做相应的试验，确认接线及逻辑回路正确后才能投入运行。（4）对于试运行的新型保护装置，应进行全面的检查、试验，并由电网公司继电保护运行管理部门进行审查。（5）在现场进行检验工作前，应认真了解被检验保护装置的一次设备情况，相邻的一、二次设备情况，与运行设备关联部分的详细情况等，并据此制订检验工作计划。在检验工作的全过程中都要确保系统的安全运行。

5结束语

智能变电站继电保护的要点包括继电保护的可靠性、实时性和同步性。继电保护的可靠性关系到整个智能变电站和电力系统的安全稳定运行。因此，电力企业应重点关注智能变电站的特殊保护需求，不断加强变压器保护、电压限延时、线路保护机制等，以有效提高继电保护的可靠性，推动智能变电站和电力系统的发展，最终实现电网的持续、稳定、健康发展。

参考文献：

[1]蔡志峰.电力系统中电气主设备继电保护技术研究[J].光源与照明,2022(6):81-82.

[2]雍明月,张秉楠,高尚,等.变电站在线监测智能电子设备自动化测试研究[J].工程技术研究,2022,5(21):115-116.

[3]陈宇翔.智能变电站保护系统可靠性研究[D].广州:广东工业大学,2022.

[4]邬小坤,赵武智,牛静,等.一种智能变电站二次设备状态评价方法[J].电子器件,2022,44(3):664-669.

[5]刘元生,王胜,白云鹏,等.面向智能变电站的威胁与风险评价模型研究与实现[J].重庆大学学报,2022,44(7):64-74.

[6]李辉,张孝军,潘华,等.面向智能变电站通信网络可靠性研究[J].电力系统保护与控制,2022,49(9):165-171.

[7]朱寰,刘国静,李琥,等.“新基建”下变电站资源综合利用发展研究[J].电网与清洁能源,2022,37(3):54-64.

配电网继电保护与自动化范文篇4

关键词：电力系统继电保护评价统计指标配电运行配置原则

中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：

一、前言

随着电力系统的快速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，这对继电保护工作者提出了新的挑战。

二、继电保护的概念

继电保护装置是电力系统中的发电机、变压器、输电线路、配电装置等电气设备发生故障，危及电力系统安全运行时，能够向运行值班人员及时发出警告信号，或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令，终止这些故障发展的一种自动保护装置。

三、继电保护的工作原理

供电系统发生故障时，会引起电流增加、电压降低、以及电流电压间相位角的变化，因此出现故障时的参数与正常运行时的参数差别就可以构成不同原理和类型的继电保护。一般情况下继电保护是由测量部分、逻辑部分、执行部分组成。

测量部分从被保护对象读取有关信号，与给定的整定值相比较，比较结果输出至逻辑部分；逻辑部分根据测量部分各输出量的大小性质、出现的顺序或它们的组合，决定是否动作；如需动作，则发出信号给执行部分；执行部分立即或延时发出警报信号或跳闸信号。

四、对继电器的要求

（一）动作值的误差小。由于保护装置的灵敏度与动作值的误差有关，因此，继电器动作值的误差应尽可能小，以免引起误动作或降低保护的灵敏性。

（二）接点可靠。继电器接点接触要良好，并具有一定的负荷能力。对于常闭接点要有一定的压力；对于常开接点，闭合时要有一定的行程。

（三）返回时间短。继电器动作将故障切除后，继电器应在最短时间内返回到起始位置。

（四）消耗功率小。继电器消耗的功率通常指继电器线圈在额定状态下（额定电流或电压）所消耗的功率。继电器消耗的功率小，可以减轻互感器的负担。

五、目前常用的评价统计指标

（一）正确动作率。正确动作率即为一定期限内（例如一年）被统计的继电保护装置的正确动作次数与总动作次数之比。用公式表示为：

正确动作率=（正确动作次数/总动作次数）×100%

用正确动作率可以观测该继电保护系统每年的变化趋势，也可以反映不同的继电保护系统（如220kV与500kV）之间的对比情况，从中找出薄弱环节。

（二）可靠度。可靠度r（t）是指元件在起始时刻正常的条件下，在时间区间（0，t）不发生故障的概率。对于继电保护装置，注意力主要集中在从起始时刻到首次故障的时间。

（三）可用率。可用率a（t）是指元件在起始时刻正常工作的条件下，时刻t正常工作的概率。可靠度与可用率的区别在于，可靠度中的定义要求元件在时间区间（0，t）连续地处于正常状态，而可用率则无此要求。

（四）故障率。故障率h（t）是指元件从起始时刻直到时刻t完好条件下，在时刻t以后单位时间里发生故障的概率。

（五）平均无故障工作时间。平均无故障工作时间MTBF（MeanTimeBetweenFailure）。设从修复到首次故障之间的时间间隔为无故障工作时间，则其数学期望值为平均无故障工作时间。

（六）修复率。修复率m（t）是指元件自起始时刻直到时刻t故障的条件下，自时刻t以后每单位时间里修复的概率。

（七）平均修复时间。平均修复时间mttr（MeanTimetoRepair）是修复时间的数学期望值。

六、配电系统继电保护存在的问题

（一）电流互感器饱和。随着供电系统规模的不断扩大，很多低压配电系统短路电流会随着变大，当变、配电所出口处发生短路时，短路电流往往很大，甚至可以达到电流互感器一次侧额定电流的几百倍。若是在变电所出线故障则要靠母联断路器或主变压器后备保护来切除，延长了故障时间，使故障范围扩大；而若是在配电所的出线过流保护拒动，则将使整个配电所全停。

（二）二次设备及二次回路老化。现在我国很多配电系统的继电器是20世纪七八十年代的老式继电器，节点氧化尘太多，压力不够，也会造成保护误动，出口不可靠。

（三）环网供电无保护。目前我国环状配电网基本采用负荷开关为主，目前不设断路器，也没有保护。若装设断路器，由于运行方式变化，负荷转移等因素，继电保护选择性无法协调。

七、配电系统继电保护的改进措施

（一）避免电流互感器饱和。避免电流互感器饱和主要从3个方面入手：首先是电流互感器的变比不能选得太小，要考虑线路短路时电流互感器饱和问题。其次要尽量减少电流互感器二次负载阻抗。尽量避免保护和计量共用电流互感器，缩短电流互感器二次侧电缆长度及加大二次侧电缆截面。第三是遵守速断保护的原则。高压电动机按起动电流乘以1.2～1.3倍可靠系数确定，如超过其数值就可确定故障电流。时限整定Os。超过2倍的电流整定值，按计算数据乘以可靠系数确定，采区变电所内进线柜则遵照最大整定值数据加上其余变压器的额定负荷。按等级划分，确定延时时间，仍有选择性。但短路情况下速断保护无选择性。

（二）完善环网结构的配套建设，目前环网结构是电缆网络采用的主要形式，目前还没有性能颇为理想的继电保护装置，为快速隔离故障、恢复供电，可以考虑结合配电自动化系统的建设，继电保护与自动化系统相互配合使用。

（三）实行状态检修。继电保护发展至今，从保护原理的设计，到生产厂家制造工艺，到售后服务，各方面都已比较完善。微机保护装置的性能已非常稳定。近几年在我区范围内，由于保护装置性能不稳定引起的误动基本上没有出现过，所发生的保护误动作基本上是保护装置外部原因引起的。因此我们建议对继电保护设备实行状态检修，也就是说，只要保护装置不告警，就不用进行检修。

（四）增加投入，更新设备，及时更新保护校验设备，完善供电网络建设，在不影响正常安全生产的情况下，确保各回路均有足够保护整定时间，使保护装置校验做到应校必校，不漏项，不简化。

八、结语

继电保护是保障电网安全稳定运行的第一道防线。近年来随着电网系统的不断发展，输送线路容量更大、线路距离更长、系统短路容量更大，因而对线路继电保护的要求也就更高。因此，如何在今后确保继电保护的更可靠运行，实施继电保护全过程管理，是牵涉继电保护可持续发展的重要课题。希望广大现场工作的运行维护技术人员能结合运行经验，提出对应的措施，共同做好工作。从而提高电网的可靠运行。

参考文献：

[1]赵勇，杨鑫.电力系统继电保护技术研究[N].科技创新导报，2009-19

配电网继电保护与自动化范文

【关键词】10kV配电网继电保护

1引言

配电网是电力系统中不可缺少的重要组成部分，是连接电网与用户的纽带，直接影响用户供电可靠性，因此配电网的安全稳定运行有着至关重要的作用。配电网运行环境复杂，为了提高配电网运行的可靠性，配置了大量的继电保护装置，继电保护装置能够在发生事故时及时发出报警或自动切除故障，保障电网安全稳定运行。

210kV配电网继电保护配置方案

配电网中配电线路一般采用如图1所示的三级保护配置方案。

图110kV配电网继电保护配置方案

变电站线路出口断路器保护（简称出口保护）一般配置三段式电流保护作为相间短路保护。小电阻接地配电网中的配电线路配置定时限（Ⅲ段）零序过电流保护，架空线路或架空线路比例比较大的架空电缆混合线路配置自动重合闸。为避免在保护区内配电变压器或分支线故障时出口断路器越级跳闸，有的供电企业将瞬时电流速断（I段）保护退出运行，采用限时电流速断（Ⅱ段）保护作为线路的主保护。

小容量（

为避免分支线路上的故障造成出口断路器越级跳闸，有的供电企业在分支线路上配置断路器保护。断路器保护一般配置两段式（I段与Ⅲ段）电流保护，小电阻接地配电网的分支线路还需配置Ⅲ段零序电流保护。为避免瞬时性故障造成分支线路上用户长时间停电，分支线路断路器需要配置自动重合闸，否则分支线路配置保护反而会造成全线路用户平均停电时间增加的不利后果。

310kV配电网继电保护存在的问题

3.1设备老化严重

现阶段我国配电系统中使用的继电保护设备大部分比较老旧，自动化程度不高，导致继电保护装置不能充分发挥其作用。比如很多老式继电保护装置的节点处多出现氧化尘，这样会使压力降低，导致继电保护装置的敏感性和准确性下降，很容易出现当电力系统出现故障时继电保护拒绝启动应急处理方案或者当异动问题较轻不会对电子系统构成威胁时启动了应急处理方案，把电器元件与整个电力系统进行了分离，甚至是越级跳闸问题的频出。

3.2短路电流造成电流互感器瞬间饱和

配电系统中的供应电流一般都很大，当变、配电所出口处发生短路时，短路电流甚至可以达到电流互感器一次侧额定电流的几十甚至几百倍，使电流互感器变比的误差加大，电流速断保护可能停止工作。短路造成电流互感器饱和，定时限过流保护装置拒动，从而扩大了故障影响的范围，严重时可能导致整个配电系统瘫痪。

3.3励磁涌流的影响

电流速断保护中没有将配电变压器正常运转时产生的励磁涌流这一影响因素给予足够的重视和充分的考虑，会导致这时的励磁涌流初始值远远大于无时限电流速断保护值，这就造成一些变电所的输出线在检修问题时能正常工作运行，而当合上电器开关时反倒容易启动跳闸这一保护处理机制，更有甚者会在电力系统运行过程中多次出现跳闸问题。

4应对措施

4.1加大资金投入，更新老化设备

随着社会的进步和科技的发展，配电系统继电保护装置和技术得到了很大改善。为了提高继电保护的效用和性能，需要与时俱进地更新已经老化或者频出故障的继电保护设备，同时加大对继电保护工作的资金投入，以用来购买先进的继电保护设备，学习先进的继电保护技术，加强和发达国家的技术交流与互动，了解相关领域的最新动向和研究成果，使继电保护系统更好地发挥其作用，保障配电系统的正常运转。

4.2防止励磁涌流引起误动

励磁涌流的衰减情况与时间之间有着密切的联系。根据现有的研究成果显示，10个工频周波后，衰减后的涌流基本无法通过非实验室的方法检测。基于上述情况，在保证装置流畅执行输出元件速动性的基础上，应根据实际情况延长发出动作指令的时间，从而有效解决上述问题。结合笔者的工作经验和国内一些研究成果，笔者认为，延时0.1～0.5s即可有效地降低励磁涌流对继电器的负面影响。

4.3避免电流互感器饱和

在实际工作中，可通过提升电流互感器变比的方式满足其载荷需求。通常情况下，在常见的常规用电需求中，配比采用300/5即可，而对于一些工业用电用户，可根据实际使用需求进一步提升其比例。除此之外，针对饱和问题，还可通过进一步降低二次负荷量的方式解决：将继电保护装置与测量电器的电流互感器分开、缩短二次侧电路和增加二次侧电路电缆横截面积等。

5结语

配电网与人们的日常生产生活有着密切的联系，应当确保电力的可靠、稳定供应。配电网运行过程中，继电保护发挥着极为关键的作用，做好10kV配电网的继电保护工作对于保障电网安全稳定运行，保证用户供电可靠性具有重要意义。本文总结了当前配电网继电保护存在的问题，并提出了相应的应对措施，为进一步开展配电网继电保护工作提供参考。

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配电网继电保护与自动化范文

关键词：变电站;继电保护;配置原则

Abstract:AccordingtothetechnicalspecificationforSouthernPowerGridCorpissued,combinationofintelligentsubstationhasbeenputintooperation,the110kVintelligentsubstationrelayprotectionconfigurationprinciple,andanalysisofintelligentsubstationrelayprotectiontestingcontent,providingreferencefortherelatedengineeringandtechnicalpersonnel.

Keywords:substation;relayprotection;configurationprinciple

中图分类号：TU856文献标识码：A文章编号：

某年5月，南方电网公司提出立足自主创新，以统一规划、统一建设、统一标准为原则，建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网的发展目标.智能变电站作为智能电网的基础，其建设关乎坚强智能电网总体目标的实现.为指导和推进智能变电站技术的建设，南方电网公司先后出台了智能变电站技术导则、设计规范、继电保护技术规范等一系列相关标准.本文根据现有颁布的技术规范，重点针对110kV智能变电站，对继电保护装置的实施和验收方案进行探讨。

1智能变电站继电保护技术规范

《智能变电站继电保护技术规范》[1]颁布于2010年4月，重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互原则以及电子式互感器、合并单元等相关设备配置原则及技术要求，适用于110（66）kV及以上电压等级的新建、改（扩）建智能变电站。

除了强调常规变电站中继电保护的“四性”要求、220kV及以上电压等级继电保护系统的双重化配置要求等常规功能外，该规范指出110kV及以上电压等级的过程层SV网、GOOSE网、站控层MMS网络应完全独立；继保装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器；保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸；继电保护设备与本间隔智能终端应通过GOOSE点对点通信。

该规范还对不同电压等级的线路保护、变压器保护、母线保护、高压并列电抗器保护，断路器及短引线保护，母联（分段）保护、故障录波及网络报文记录分析装置、安全自动装置、过程层网络、智能终端、电子式互感器及相关设备的配置原则与设备技术要求进行了说明；界定了继电保护设备信息交互的要求、交互信息的内容，以及继电保护装置就地化的实施原则。

规范的附录部分分别对3/2接线型式、220kV及以上变电站双母线接线形式、110kV变电站接线形式中的继电保护实施方案进行了详细图例说明，增强了现场变电站智能化建设和改造中继电保护环节的可操作性。

2110kV大侣数字化变电站保护配置情况

110kV大侣变为内桥接线，站内主开关选用常规开关.目前，站内虽然配置了电子式互感器（110kV线路和内桥间隔配置罗氏电子式电流互感器，主变110kV侧套管配置全光纤式电子式电流互感器，10kV间隔配置模拟小信号互感器），没有配置一体化平台和智能变电站的高级应用功能，所以从严格意义上讲，该站目前还只能算数字化变电站，但在站内自动化系统结构、保护装置及合并单元的配置、网络方式可为智能化变电站的建设提供参考。大侣变自动化系统采用三层侧设备两级网络的结构，与智能变电站的要求一致.站内过程层采用SV网络和GOOSE网络合并组网方案，站内保护配置有线路纵差保护、母差保护、故障录波器等，110kV母差、主变及110kV智能终端，合并单元按双重化配置。

110kV及主变10kV侧相关间隔的过程层GOOSE命令、SV数据和IEEE1588V2对时报文均通过网络传送。双重化配置的第一套智能电子设备（IED）及单套配置的110kV线路保护、母联保护等保护装置接入过程层A网，双重化配置的第二套IED接入过程层B网，110kV单套配置的智能终端同时接入过程层A网、B网。

作为数字化变电站的试点，大侣变在过程层网络组网和继电保护跳闸信号传输等方面与智能变电站存在一定差异：1）智能变电站相关规程[2]要求过程层GOOSE网和SV网独立，而该变电站采用的是合并组网方式；2）规程要求过程层保护采取“直采直跳”的原则，而该变电站采取的是网络跳闸的方式，虽然网络跳闸方式接线简单，易于第三方监视，但会导致保护性能对网络可靠性的依赖，且网络延时的不确定性也会对保护性能产生影响.对于数字化变电站的智能化改造，可参照南方电网公司相关指导性技术文件[3]执行。

3站内各设备的保护配置

3.1线路保护

对于110kV智能变电站，站内保护、测控功能宜一体化，按间隔单套配置.线路保护直接采样、直接跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸等功能。保护实施方案如图1所示：线路间隔内保护测控装置除了与GOOSE网交换信息外，均采用点对点连接和传输方式直接与合并单元、智能终端相连；保护测控装置与合并单元的连接和数据传输，实现直接采样功能，与智能终端的连接实现直接跳闸功能，均不通过GOOSE网络实现；安装在线路和母线上的电子式互感器获得电流电压信号后，先接入合并单元，数据打包后再经过光纤送至SV网络和保护测控装置；跨间隔信息接入保护测控装置时，采用GOOSE网络传输方式。

3.2变压器保护

按照规程要求，110kV变压器电量保护宜按双套进行配置，且应采用主、后备保护一体化配置.若主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控装置一体化。

当保护采用双套配置时，各侧合并单元（MU）、各侧智能终端均宜采用双套配置；中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。变压器保护直接采样，直接跳各测断路器；变压器保护母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输.变压器保护可通过GOOSE网络接受失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。

如图2所示，与前述线路保护类似，变压器高、中、低压侧合并单元得到的电流电压信号直接送至SV网络和变压器保护装置，变压器保护装置不从SV网络取数据，进而实现了信号的直接采样功能；变压器高、中、低压侧的智能终端除了连接GOOSE网络外，直接与变压器保护装置相连，实现方案上，保护装置直接通过智能终端跳闸。

主变高中低压侧智能终端宜冗余配置，主变本体智能终端宜单套配置；主变本体智能终端宜具有主变本体/有载开关非电量保护、上传本体各种非电量信号等功能。

按照规程给出如图2的保护实施方案示意图，变压器非电量保护应就地直接电缆跳闸，现场配置本体智能终端，通过GOOSE网传输非电量动作报文以及调档、接地刀闸控制信息.

3.3母联（分段）保护分段保护的实施方案与图1所示的线路保护类似，而且结构更为简单.分段保护装置直接与合并单元和智能终端连接，分别实现不通过网络数据交换的直接采样和直接跳闸功能；同时，保护装置、合并单元和智能终端等设备，均通过相互独立的GOOSE网络和SV网络，实现信号的跨间隔传输。

按照规程要求，110kV分段保护按单套配置，宜实现保护、测控的一体化.110kV分段保护跳闸采用点对点直跳，其他保护（主变保护）跳分段采用GOOSE网络方式；母联（分段）保护启动母线失灵可采样GOOSE网络传输。

4站内继电保护的测试检验

继电保护是电网安全稳定运行的第一道防线，必须遵循可靠性、选择性、速动性、灵敏性的原则。随着电网规模的不断扩大和电压等级的不断提高，对继电保护“四性”的要求不仅没有降低，反而提出了更高的要求.智能变电站应在保证继电保护功能不变的基础上，改进继电保护信息共享、互操作的方式，即设备间交换信息的方式。

由于智能变电站中，电磁式互感器被电子式互感器代替，变压器、断路器等一次设备也加装了智能单元，使得原来保护装置与外界的连接介质全由光纤取代，信息全由网络化的设备传递.针对这样的变化必须提出智能变电站保护设备的测试方案.由于保护装置没有发生变化，变化的只是信息的传递方式，因此保护的逻辑功能检验和原来一致，可以沿用原来成熟的检验标准。

参考文献：

配电网继电保护与自动化范文篇7

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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配电网继电保护与自动化范文篇8

【关键词】变电站；电气自动化；系统设计

一、引言

随着科学技术的不断发展以及计算机技术在电力系统的应用，各地区电网都在建设和实现无人值班变电站，我国城乡电网改造与建设中不仅中低压变电站采用了自动化技术实现无人值班，而且在220kV及以上的超高压变电站建设中也大量采用自动化新技术，并已获得成功。在变电站自动化系统的具体实施过程中，目前有不同的方法：一种主张站内监控以远动（RTU）为数据采集和控制的基础，相应的设备以电网调度自动化为基础，保护相对独立；另一种则主张站内监控以保护（微机保护）为数据采集和控制的基础，将保护与控制、测量结合在一起。从我国目前的电力系统运行体制、人员配备、专业分工来看，前者占有较大优势。因为无论从规划设计、科研制造、安装调试、运行维护等各方面，控制与保护都是相互独立的两个不同专业，因此前者更符合我国国情，而后者因难以提供较清楚的事故分析和处理的界面而一时还不易被运行部门接受。但从发展趋势、技术合理性及减少设备重复配置、简化维护工作量等方面考虑，后者又有其优越性。此实施方法正在成为一种发展趋势和共识。

二、方案设计思想

从信息流的角度看，保护（包括故障录波等）和控制、测量的信息源都是来自现场TA、TV二次侧输出，只是要求不同而已。保护主要采集一次设备的故障异常状态信息，要求TA、TV测量范围较宽，通常按10倍额定值考虑，但测量精度要求较低，误差在3%以上。而控制和测量主要采集运行状态信息，要求TA、TV测量范围较窄，通常在测量额定值附近波动，对测量精度有一定的要求，测量误差要求在1%以内。总控单元直接接收来自上位机或远方的控制输出命令，经必要的校核后可直接动作至保护操作回路，省去了遥控输出、遥控执行等环节，简化了设备，提高了可靠性。

从无人值守角度看，不仅要求简化一次主接线和主设备，同时也要求简化二次回路和设备，因此保护和控制、测量的一体化有利于简化设备和减少日常维护工作量，对110kV及以下，尤其是10kV配电站，除了电量计费、功率总加等有测量精度要求而需接量测TA、TV外，其他量测仅作监视运行工况之用，可以与保护用TA、TV合用。此外，在局域网上各种信息也可以共享，控制、测量等均不必配置各自的数据采集硬件，常规的控制屏、信息屏、模拟屏等亦可取消。

对于10kV配电站，由于接线简单，对保护相对要求较低，为简化设备节省投资，建议由RTU来完成线路保护及双母线切换等保护功能。因此需在RTU软件中增加保护运行判断功能，如备用电源自投功能，可通过对相应母线端失压和相关开关状态信号的逻辑判断来实现。

随着计算机和网络通信技术的发展，站内RTU/LTU或保护监控单元将直接上网，通过网络与上位机及工作站通信。取消传统的前置处理机环节，从而彻底消除通信“瓶颈”现象。变电站自动化系统和无人值班运行模式的实施，在很大程度上取决于设备的可靠性。这里指的设备不仅是自动化设备，更重要的是电气主设备。

三、设计说明

变配电站自动化对保证电网安全稳定运行具有重大意义，是实现电网调度自动化、运行管理现代化的重要保障，包括继电保护、变配电站集中监控以及远方调度管理三部分。继电保护有常规电磁型继电器保护、晶体管继电保护与微机保护三种形式。常规继电器保护仍在继续使用，晶体管保护是一种过渡型产品，现在已被先进的微机保护所替代。智能化开关与智能化开关柜，以及变配电站综合自动化系统集继电保护、数据监测及远方调度于一体，在变配电自动化设计中应根据工程实际情况选用上述产品。

1.系统选型

主要从继电保护及站内集中监测与远方调度几方面考虑。对于继电保护而言，35kV及以上的变配电站一般都有变压器保护，应优先考虑选用微机保护或变配电站综合自动化系统。10kV变配电所一般均为电力系统开闭所及用户变配电站，一次接线比较简单，应以常规继电保护为主。选用价格低、性能可靠的智能化开关，智能化开关柜或综合自动化系统之后，可以取消常规继电保护。对于站内集中监测与远方调度来讲，有集中式与分散于开关柜内的集散系统两种形式，变配电站综合自动化系统是一种最先进的分散安装于开关柜内的变配电站站内集中监测与远方调度系统。集中式变配电站计算机监测与远方调度系统需要安装各种电量变送器。测量、信号与控制电缆要由开关柜内引出，外部电缆数量多，设计与施工工作量大，一般不宜再推广使用。变配电站综合自动化系统的末端数据采集与控制单元直接安装于开关柜内，大都采用交流采样从电流或电压互感器直接进行测量，省掉了电量变送器，有些还可以省掉开关柜上的指示仪表。外部电缆只有一根通信电缆与供电电源电缆，设计与施工简单，所以应积极推广选用。智能化开关与智能化开关柜本身已经具备集中监测与远方调度功能。只要设计一根通信电缆引到调度值班室中央控制站计算机就可以实现集中监测与远方调度。但由于各厂家的通信协议不统一，不同厂家的产品实现联网比较困难，所以近期还难以推广应用。

2.电气设计原则

从一次系统与二次系统两方面考虑。对于一次系统设计而言，变配电站采用计算机监测与控制后对一次系统接线没有影响，一次系统接线方式及供电方案仍按有关要求与规定进行设计。变配电站采用计算机监测与控制后，应发挥计算机的图形显示功能，模拟盘可以简化或取消。变配电站采用计算机监测与控制后，可以实现无人或少人值班，值班室面积可以减小，分散值班可以集中于一处值班。

对于二次系统，其设计方案应该注意以下几点：开关柜内的继电保护，计量，信号与控制回路设计不变，值班室的继电保护屏与中央信号系统（信号屏、计量屏与控制屏）保持原设计不变，再设计一套重复的计量、信号与控制回路进入计算机监测与控制系统。开关柜内的继电保护，计量，信号与控制回路设计不变，值班室的中央信号系统（信号屏、计量屏与控制量）取消，集中保护的继电保护屏应保留，再将计量，信号与控制回路进入计算机监测与控制系统。开关柜内的继电保护、计量、信号与控制回路设计不变，值班室的中央信号系统（信号屏、计量屏与控制屏）只包括电源进线与母线联络开关柜，所有出线开关柜均不进入中央信号系统。电源进线，母线联络开关柜及所有出线开关柜的中央信号系统（信号、计量与控制）全部进入计算机监测与控制系统。

二次系统设计原则是：变配电站采用计算机监测与控制后值班室原有的中央信号系统（信号屏，计量屏与控制）应取消，采用集中保护的继电保护屏应保留，应优先选用第二方案。对于有特殊要求的单位或地区，可以选用第三方案，第一方案一般不宜设计选用。

3.电气设计

一次系统的电气主接线方式按原设计不变，在单线系统图的设备型号说明中应注明采用计算机监测与控制系统后所增加的设备数量与型号，如电量变送器，电力监控器等。对于需要通过计算机监测与控制系统进行远方遥控操作的开关，一定要选用能进行远方分、合闸功能的自动开关。开关运行状态要进入计算机监测与控制系统的开关，一般要有一对独立的常开接点引入计算机监测与控制系统。低压自动开关的型号设计时一定要注意满足这一要求，多选一对常开辅助接点。

对二次系统继电保护设计来讲，35kV及以上供电系统可以考虑选用微机保护，而且应优先考虑采用变配电站综合自动化单元。10kV供配电系统仍应以常规继电器型继电保护为主，可以再设计只有监控功能的变配电站综合自动化单元。220/380V低压配电系统，仍应以自动开关与熔断器作为保护，再设计只有监控功能的变配电综合自动化单元。

对于测量回路设计而言，需要进入计算机监测与控制系统的测量参数由设计者根据有关规定与用户实际需要来确定。需要进入计算机监测与控制系统的各种测量参数，首先经过电流互感器与电压互感器变为统一的交流。采用变配电站综合自动化系统之后，其监控单元均为交流采样，直接从电流或电压互感器取0A～5A或0V～100V测量信号，低压直接取220V或380V信号。不再需要各种电量变送器，开关柜上各种测量仪表可以取消。电能计量应选用带脉冲输出的电能表。其型号及一次接线与原电能表相同，只在备注中说明带脉冲输出，并注明与计算机监测与控制系统相匹配的直流电源电压，设计时应优先选用自带供电电源的有源型，输出为隔离型的脉冲电能表。计量柜电能表一般不进入计算机监测与控制系统，所以应在进线开关柜内增加有功与无功脉冲电能表各一块，作为内部统计用电量使用。

对于信号回路设计，所有需要计算机监测与控制系统进行监视的开关状态，均应有一对常开接点引到计算机监测与控制系统。所有常开接点可以共用一个信号地线，但不能与交流系统地线相连接。所有信号继电器均应有一对单独的常开接点引到计算机监测与控制系统。有中央信号系统时，信号继电器应再有一对常开接点引到中央信号系统，以下两种常开接点应分开，由于电压等级不同，不能共用地线。

控制回路设计中应该注意以下问题：计算机监测与控制系统都有合闸与分闸继电器输出接点，将其并连接到开关柜的合分闸开关或按钮上就可以进行远方合分闸操作。计算机监测与控制系统的合分闸继电器接点与开关柜上合分闸开关或按钮之间应设计手动与远方自动转换开关。10kV及以上的供配电系统需要计算机监测与控制系统进行远方合分闸操作时，其控制开关应取消不对应接线，可以选用自复位式转换开关，也可选用控制按钮。所有进入计算机监测与控制系统的远方操作开关的手动分闸操作开关或按钮应有一对独立的常开接点引到计算机监测与控制系统，以便在人工手动分闸时给计算机监测与控制系统一个开关量输入信号，以防止人工就地手动分闸时出现误报信号。

四、变配电站综合自动化系统

变配电站综合自动化系统是以一个配电间隔为单元，由一台电力监控器完成信号测量、继电保护与控制。测量为交流采样，直接从电流互感器或电压互感器取交流。--SA电流信号或交流。0V～100V电压信号，380/220V低压系统直接取交流0V～220V或0V～380V电压信号。所有电力监控器通过通信电缆引到计算机系统。

1.变配电站综合自动化系统外部电缆设计

变配电站综合自动化系统的外电缆设计非常简单，只有一根通信电缆与一根交流220V电源线。通信电缆一般选用计算用屏蔽电缆，线芯为两对两芯0.5m铜芯线，使用一对，备用一对。也可以选用双芯屏蔽双绞线。大型变配电站也可以考虑使用光缆。电力监控器应由专用电源集中供电，以保证供电可靠性，增加抗干扰能力。有些电力监控器可以用220V直流电源供电，此时可以由直流屏集中供电。变配电站数量少时，可以不设现场控制站，电力监控器的通信电缆可以直接引到中央控制站。供电电源可由变配电站内单独提供，距离中央控制站近时，也可以由中央控制站供电。通信距离可达3km。变配电站内开关柜数量少时，可以几个变配电站合用一个现场控制站，每个现场控制站可带犯个电力监控器。电力监控器到现场控制站及现场控制站之间的最远距离均为5km。

2.变配电站综合自动化系统的二次接线图设计

变配电站综合自动化系统的二次接线图设计按所选用的电力监控器种类分为只有监控功能与带保护功能两种。10kV及以下电压等级的供电系统一般应选用只有监控功能的电力监控器，其二次接线图见有关产品设计项或手册。

3.变配电站综合自动化系统的选用

变配电站综合自动化系统的成套设备生产厂商有很多，例如国内的鲁能、南瑞、南自、许继、思达、四通，国外的SIMENS、ABB等公司。应该根据实际设计要求与系统的功能，综合考虑选用，一般的变配电站综合自动化系统应该具有以下功能：SCADA功能、数据库系统、高级专家功能、运行管理功能、网络互联功能。选用的基本原则是：在满足要求的情况下，系统运行的可靠性好、性能价格比高。

五、结论

随着智能变电站建设的不断深化，变电站各系统将逐步优化和完善，实现高效、安全、可靠、经济的变电站建设，有力保证电网安全稳定运行。

参考文献

[1]电气工程电力设计手册[S].

[2]电力设计工程电气设备手册（电气一次部分上、下）[M].水利电力部西北电力设计院.

配电网继电保护与自动化范文篇9

关键词：智能变电站;继电保护;系统调试

中图分类号：TM774文献标识码：A

引言

智能变电站继电保护系统调试是保证变电站顺利投产的重要环节,也是检验变电站所使用的电气设备功能及性能是否满足设计和运行要求的关键试验,是检查变电站全站二次设备相互操作性的重要手段。试验结果可作为设备投产依据,也为将来变电站运行维护提供了参考资料。由于不同制造商对IEC61850标准的理解存在差异,导致其生产的IED虽然通过了一致性测试,但不同厂家的IED构成系统时却存在互操作性问题。因此,研究智能变电站的系统调试技术和方法十分必要。本文在总结智能变电站继电保护系统调试工作经验的基础上,研究智能变电站继电保护系统调试方法,有助于提高智能变电站的调试水平,保障智能变电站的顺利投运。

一、调试条件

智能变电站继电保护系统通过网络进行连接,设备间的连接是基于网络传输的数字信号,原有二次回路中点对点的电缆连接被网络化的光缆连接所取代,因此调试的方法也较常规变电站发生了较大的变化,在进行继电保护系统调试时应满足以下要求:1、系统及设备安装完毕。2、与一次设备及自动化系统相关的二次电缆巳施工结束。3、网络设备安装及通信线缆(铜缆和光缆)已施工结束,通信线缆测试合格并标示正确。4、现场交直流系统已施工结束,满足现场调试要求。

二、调试步骤

在继电保护系统调试阶段应尽可能发现互操作和运行要求方面的问题,及时进行更正,使智能变电站继电保护系统满足相关标准、规范和运行的要求。系统调试按如下步骤进行:(1)通用检查;(2)合并单元(MU)的检验;(3)二次回路系统检查;(4)继电保护和安全自动装置检验;(5)智能终端检验;(6)整组试验;(7)与调控系统、站控系统配合检验。其中,二次回路系统检査、整组试验、与调控系统和站控系统配合检验部分内容与常规变电站调试方法相同。

1、通用检査

通用检査主要包含外观检査、设备工作电源检查、设备通信接口检査、设备软件版本和通信报文检查等,其中外观检查、设备工作电源检查和设备软件版本检査与传统继电保护设备相同。智能变电站继电保护通用检査增加了设备通信接口检査和通信报文检査等项目。设备通信接口检査主要检査通信接口种类和数量是否满足要求,检查光纤端口发送功率、接收功率、最小接收功率。要求值如下:一20dBm

2、合并单元栓査

MU检查主要包含MU发送SV报文检验、MU对时误差测试、MU失步再同步性能检验、MU检修状态测试、MU电压切换、并列功能检验。MU发送SV报文检验主要检验SV报文的丟帧率和SV报文发送频率。检査方法:将PC机通过光猫与MU连接,抓取SV报文并进行分析。MU对时误差测试主要测试合并单元对时误差。对时误差的最大值应不大于1畔。在外部同步信号消失后,MU至少能在Wmin内继续满足4/is同步精度要求。MU输人电流电压信号的同步检验主要检查MU失去同步信号再获得同步信号后,MU传输SV报文的误差。检验方法:将MU的外部对时信号断开,过1min再将外部对时信号接上,进行SV报文的记录和分析。MU检修状态测试:MU发送SV报文检修品质应能正确反映MU装置检修压板的投退。检验方法:投退MU装置检修压板,抓取SV报文并分析“test”是否正确置位,通过装置面板观察。MU电压切换/并列功能检验:检验MU的电压切换和电压并列功能是否正常。

三、智能变电站继电保护装置配置方案

1、网络配置

站控层采用单星型以太网络；过程层推荐全站配置单星型以太网络，采用GOOSE与SV共网方式。

1.1这里推荐不按照电压等级进行组建过程层网络，主要是因为为了减少交换机投资，另外，也考虑到间隔数比较少的情况。

1.2过程层网络单重化配置，则是由于110kV侧由于间隔保护单套配置。要是考虑到主变保护双套配置的情况，应该GOOSE点对点方式在第二套主变保护与100kV桥备自投之间采用。

1.3在不考虑母差保护、间隔间无配合的情况下，10kV推荐采用常规互感器，在用于自投、分段保护测控装置等相关配合的时候，应该配置GOOSE单网；另外，对于第二套主变保护动作信号来说，采用电缆连接智能终端输出硬接点与备自投、分段保护测控装置；不配置SV网。

2、间隔层及过程层设备配置

2.1互感器配置

110kV线路、内桥采用三相电子式电流互感器；110kV母线采用三相电子式电压互感器；变压器高压侧中性点采用单相电子式电流互感器、低压侧采用三相电子式电流电压互感器。10kV母线采用三相常规电压互感器、各间隔采用三相常规电流互感器。

2.2合并单元配置

110kV线路、内桥及母线合并单元需与双套变压器保护配合，因此需要双套配置；母线合并单元按每两段母线双套配置；每套合并单元含电压并列功能。

变压器高压侧中性点合并单元双套配置，接入高压侧中性点互感器；低压侧合并单元双套配置，接入低压侧ECVT。

2.3智能终端配置110kV智能终端单套配置

变压器各侧智能终端单套配置，本体智能终端单套配置。两段母线单套配置一台智能终端。35(10)kV及以下采用户内开关柜布置不配置智能终端(主变低压侧除外)。

2.4保护装置配置

线路间隔采用保护测控一体化装置，单套配置，包含完整的主后备保护功能。桥间隔采用保护测控一体化装置，单套配置。

变压器电气量保护双套配置，每套含完整的主后备保护功能。变压器保护应接入110kV线路电流合并单元、110kV桥电流合并单元、l10kV母线电压合并单元、高压侧中性点电流合并单元。

2.5测控装置配置

每台主变配置1台测控装置。每段母线配置1台测控装置。

四、智能终端检验

智能终端检查包含智能终端动作时间、传送位置信号、SOE精度、检修状态测试等内容。检修状态测试同MU检修状态测试。智能终端动作时间测试:检查智能终端响应GOOSE命令的动作时间。测试仪发送一组GOOSE跳、合闸命令,智能终端应在7ms内可靠动作。检验方法:由测试仪分别发送一组GOOSE跳、合闸命令,并接收跳、合闸的节点信息,记录报文发送与硬接点输出时间差。传送位置信号测试:检查智能终端应能通过GOOSE报文准确传送开关位置信息。检验方法:通过数字继电保护测试仪分别输出相应的电缆分、合信号给智能终端,再接收智能终端发出的GOOSE命令，解析相应的虚端子位置信号,观察是否与实端子信号一致。

结束语

智能电网是当今世界能源产业发展变革的最新动向，体现了社会的进步，代表着电网未来发展的方向。继电保护做为电网中重要的二次设备，在技术成熟、可靠的基础上应积极探索其他实现方式。

配电网继电保护与自动化范文篇10

关键词：电力系统自动化；继电保护；安全管理

作者简介：陈学建（1972-），男，重庆人，重庆市大学城水务技术开发有限公司，工程师。（重庆401331）

中图分类号：TM77文献标识码：A文章编号：1007-0079（2013）17-0212-01

继电保护装置是配电网络中一个重要的保护设备，对配电网络的故障诊断和处理十分迅速，能够及时地对电力系统中出现的问题进行处理，并且能够自动恢复线路的供电功能，提升电力线路的服务水平和管理能力。在进行电力系统的建设过程中，如何有效实现电力系统自动化控制与继电保护装置的有机结合，提升电力线路应对故障的处理能力和提高电力系统的服务水平，是当前电力系统自动化研究的重要课题之一。电力线路中继电保护的安全管理问题不单单是一个仪表检测、信号预警、事故音响等简单的处理，而是关系整个配电网络的安全和用电安全的系统性问题，需要从整个输电网络上进行总体考虑。

一、电力自动化继电保护的现状及特征分析

继电保护作为保护电力系统正常运营和检测线路故障、自动处理问题的重要手段，在科技日益发达的背景下，也突破传统模式，不断将新设备、新技术运用到配电网络中，不断改革线路中原有的继电保护方式，提升继电保护的快速反应能力。现在的继电保护设备和技术与从前的继电保护设备相比，在技术上和科技含量上已经有了质的飞跃。原有的继电保护在仪表检测、事故信号等单一继电保护的管理模式已经发生了重大的变化，继电保护开始向以计算机技术应用、网络技术、电子技术等技术应用的自动化管理模式转变，实现电力网络中事故的自动检测和处理，在保证电力网络的安全上性能更好，而且继电保护的设备集成化程度也更加突出，在安装、调试、操作上就变得更加方便，功能更为强大，系统的安全性、稳定性更为可靠。在采用计算机网络技术、通信技术、电子技术之后，继电保护设备在防雷击、抗干扰、工作环境等方面具有更强的适应性和稳定性，能够有效提高电力部门的服务水平，提高工作人员的工作效率。[1]

但是在实际的工作中，虽然继电保护在设备上也发生了一系列变化，在整体的工作环境中变化还没有完全改观。继电保护在管理上还存在一定漏洞，对继电保护的安全措施实施得不够，工作人员的安全意识比较淡薄，管理水平低下，不能够很好地发挥电力自动化的作用和继电保护的安全作用。如何有效发挥电力系统自动化的自身优势和特点，实现对电力系统的全面监控和管理成为电力发展中一个比较突出的问题。在电力事业不断发展的过程中，电力系统在国民经济中的作用也越来越明显，加强对继电保护管理技术的探索和分析对于电力系统的自身发展具有重要意义。

二、电力自动化继电保护安全管理策略分析

1.统筹规划，保障继电保护装置性能与设备的质量，科学地对继电保护设置进行选型设计

配电网络的正常运行要求继电保护装置的灵敏度、可靠度和稳定性以及选择性有着严格的设计，要求继电保护装置在动作时能够及时、准确到位，不能出现不会发生动作的现象。继电保护的可靠性要求继电保护装置不能够随意干涉配电网络的运行，不能给电力系统的运行带来安全隐患。可靠性是继电保护的重要原则之一。灵敏性和速动性要求继电保护装置能够在电力线路发生故障时快速做出反应，尽快对电力线路的故障进行排除，降低设备和线路的损坏程度，提高线路自动重合和备用电源启动，提升供电网络的稳定性。[2]对于电力自动化系统来说，继电保护的主要工作是对电力系统中发生的故障进行及时反应，对线路中的元器件进行保护。在线路出现故障时，继电保护装置迅速准确地对线路的断路器发出跳闸指令切断线路，将故障元件从配电网络中脱离出来，避免电力线路对元器件本身造成更大的损坏，保证电力线路安全供电，在一定程度上满足电力系统的某些特定要求。

根据电力线路的基本要求，继电保护装置在造型上要能够满足电力系统安全、稳定供电的要求，选择质量可靠、性能优良的安全继电保护装置，选择硬件设施合理，保证继电保护装置的稳定性、可靠性和灵敏性以及速度性，让继电保护能够全面发挥作用，提升电力系统的稳定性，减少线路中元器件的损坏程度，消除线路中的不良影响。所以，线路中在选择继电保护装置时就必须严格把关，控制继电保护的质量，合理选取继电保护的造型，要求质量可靠，以保障电力自动化系统的安全运行，提高电力系统的稳定性。[3]

2.完善继电保护设备的调试安装，确保电力设备的良性运行

继电保护重要的特性就是稳定性和可靠性，在选择时一定要保证继电保护的配置合理、质量和技术性能要满足继电保护装置能够稳定运行，能够提高线路的稳定性和安全性，对继电保护装置的安装、选型、调试等安装工作要按照电力线路的基本要求进行施工和管理，从设备的安装到系统后台监控管理的每一个环节都要进行仔细检查，按安装施工的要求进行，认真细致、合理分工、权责分明，要求各个管理部门能够有机的协调配合，共同完成设备的监管和维护，促进电力系统自动化的建设和发展。根据电力系统自动化建设的特点，对后台系统的数据录入、数据库的建设进行联合调试时能够对每一个环节进行监控和管理，保证调试的结果合格，对配电路中的各类故障进行模拟分析，探究测试继电保护装置在实际工作中可能出现的情况，保证继电保护装置中各项逻辑回路的正确性和稳定性，也要保证继电保护的准确动作。对于继电保护装置中的突发事件能够快速、准确地做出反应。例如：防潮、雷击、干扰等情况。[4]在实际的设计中，要采用两端电缆屏蔽层接地，根据相关规范和控制的要求，在通信网络及二次回路中合理配置避雷器装置等相关的措施，提升电力设备的安全可靠性，提高电力继电保护设备的抗干扰能力，提高继电保护的稳定性，保证电力设备的良性运行。

3.强化验收线路网络的安装与运营维护

配电网络的安全管理有着严格的要求，电力系统自动化运行及继电保护安全管理对施工的验收要求要十分严格。要加强设备的验收监测和控制，在设备投入运营后要做好维护和保养工作。在具体验收的同时，要根据新设备的具体特性进行详细测试，对各项设备的遥控、抗干扰能力进行严格、反复的测试，保证继电保护设备的性能过关。制订与自动化系统运行相匹配的操作规范及相关管理制度和详细的管理办法，完善继电保护操作环境的控制和建设，提升继电保护制度的严肃性。对于验收的数据、各类报告书、竣工的图纸以及相关施工的技术资料，要做好系统数据内容的保存和备份工作，并报送相关的管理部门存档，以便为电力系统后续良好运行的维护提供各类资料和数据分析，提供建议和指导。[5]根据电力设备的管理要求，要加强对运行维护工作人员的培训，提高他们的业务能力及对新设备熟练掌握的程度和管理水平，要求工作人员熟悉变电站电气的主接线的方式和运行的基本情况，对电气运行时出现的故障作出准确的判断，同时还能根据电气设备的运行情况预测可能会出现的故障，准确、清晰地对主控台的信息进行分析，判断配电网中出现的故障。

三、小结

继电保护的安全管理工作是一项十分复杂的工作，一定要根据实际情况进行严格的控制和管理。鉴于电力系统继电保护工作的基本特征和管理方式，在对其安全工作进行管理时要根据工作的实际需要系统而科学地制订管理策略，强化继电保护的设备选型、安全施工、调试安装、系统的测试、投试运行、维护保养等各个环节都要进行安全管理，对继电保护的工作环境进行管理，切实提高电力系统自动化和继电保护各个环节的安全运行，提升电力系统自动化的改造水平，提升电力系统的服务水平和经济效益。

参考文献：

[1]张敬.电子信息技术在电力自动化系统中的应用研究[J].中国电力教育，2010，（9）.

[2]王喜.配电自动化发展现状及规划[J].电气时代，2010，（12）.

[3]叶睆，林丽丽.电力自动化继电保护相关安全管理问题分析[J].中国新技术新产品，2012，（2）.

配电网继电保护与自动化范文篇11

关键词：智能变电站；变电站保护；选配方案；电力系统；继电保护文献标识码：A

中图分类号：TM77文章编号：1009-2374（2016）10-0138-03DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.10.068

1概述

随着我国社会与经济的不断发展，供电企业也在不断进步，现阶段，人们对于电能的依赖程度越来越高，因此，供电企业面临着很大的机遇与挑战。随着变电站运行的自动化程度越来越高，同时也大大提高了变电站运行的安全与稳定性。在变电站智能化系统中，测控系统、继电保护等设备的不断应用，极大地促进了变电站运行的效率，因此，分析智能变电站保护选配方案，会极大推进电力系统的快速发展。

2智能变电站系统简述

通常而言，变电站要由三个部分组成，分别是间隔层、站控层和过程层（如图1），不同的部位发挥的作用不尽相同，其中，间隔层主要是指继电保护系统、测控系统等二次设备；过程层主要组成部分有互感器、隔离开关等；站控层包括对时系统、站域控制系统、工作站与监控主机等。通常而言，站控层发挥的作用最大，主要是监控设备的运行情况，如果发现存在问题，能够及时并采取报警等措施，减少设备故障的损失，同时还可以采集变电站运行过程中的数据，进而对采集的数据进行保护处理，从而实现保护功能。智能变电站系统具有自身独特的优势，如可靠性、选择性、精准性等。为了提高智能变电站的功能，就应该统一规范变电站内部设备的信息访问方法、描述方法等，这样就可以提高不同厂家生产智能变电站电子设备的可相互使用性，在大多数采用的是IEC61850标准，而在智能变电站保护配置方案时，根据保护对象进行配置，如线路保护、主变保护、开关保护等。

3继电保护存在的主要问题及基本要求

3.1继电保护存在的主要问题

继电保护在发挥其作用时，主要是通过电力系统的电流、电压以及电阻等的不同变化，从而实现保护功能，对于保证用户的正常用电至关重要。此外，继电保护设备不但能够向监控管理者进行电力运行数据的准确高效的提供，还能够在系统有故障出现的时候，开展自动挽救，这对降低故障损害有非常重要的作用，进而有效降低故障造成的各方面损失。所以，当继电保护设备在对出现的故障进行一定的挽救后，还会及时发信号给监控管理者，便于及时采取相应策略来对电力系统进行调整，这就能将电网故障损害降到最低。

随着经济和社会的高速发展，各种电器的功率也越来越大，发电机的容量也不断提升，这就导致发电厂、变电站及供电网络等接线也越来越复杂，大大增加了整个电力系统中正常工作以及短路的电流，这就造成整个电网一旦有故障出现，就可能导致整个电网的正常运行都受到严重影响。这是现阶段的继电保护设备没有办法很好的满足电力系统实际发展需要的一个重要原因。存在的问题主要有：

第一，对于切除故障后的电力系统的情况很难表现出来，这就造成无法实现对切除故障后的电力系统的保护。

第二，判读对于整个电力系统的保护情况，通常是以地区测量数据为基础的，这就导致继电保护仅能够对本地区相关网络进行保护，不能实现对产出故障后的整个电网进行相应的保护，造成继电保护的运作方式没有办法全面反映出来。

第三，由于通常情况的后备保护动作的时间过长，这就很难将其保护作用很好地发挥出来。

第四，一些特定电网状态下，越级跳闸是线路保护常出现的现象，这就导致上下级保护的整体配合很难得到高效实施。

第五，当变电站线路发生故障时，线路由于采取保护措施，而开关拒动，这样就会导致更严重的故障发生，且影响范围与影响时间都会变得很严重。

3.2继电保护的基本要求

综上所述，电力系统在正常运行过程中，很容易出现故障问题，这些问题都会给电力系统的正常运行带来严重的影响，因此继电保护装置在进行保护时，应该具备一定的选择性，这样才可以切除部分故障，不仅可以确保其他正常线路的正常运行，同时还有助于提高电力系统的运行效率，与此同时，在相关的保护范围内，继电保护装置都不会出现拒绝动作的现象，同时当在其他范围内发生故障时，继电保护装置也不会出现错误处置。因此，继电保护装置对于电力系统的正常运行至关重要，不仅可以及时切除故障部分，同时还可以最大程度地避免故障给其他设备带来的损坏，提升恢复电压的速度，对于发电机的稳定性有明显的提高。

4继电保护分层配置方案

随着继电保护装置的不断发展，现阶段已经从传统的模拟式保护发展到现在的数字式保护，因此保护的性能得到大大的提高，但是，虽然这个转变的过程经过了较长时间的发展，由于数字保护在设计阶段还存在模拟式保护痕迹，还存在一定的局限性，没有最大程度地发挥现在的计算机技术的作用，这样就导致很难完全达到数字式保护。而在智能变电站中，随着智能化设备、网络化设备以及一些相关标准的使用，这样就可以使不同的电气设备之间能够实现互相操作与信息的共享，因此，分层继电保护配置具有很好的自身优势，不仅可以发挥主保护功能，同时可以精准、快速地实现后备的保护，这样的方法可以有效解决常规方法的不足。

在分层配置继电保护时，其过程层的保护主要是变压器的保护以及线路保护等，进而在MU操作箱中直接获取操作和采样的数据信息，这个过程是相对独立的，不依赖过程层。在保护多间隔母线过程时，由于其比较特殊，主要是因为在间隔层进行配置，而在获取数据信息时，主要是通过过程层网络获取，从而实现跳闸和保护。通常而言在设计智能管理单元时，在站控层进行配置，主要是通过间隔层交换机或者间隔层采集数据处理单元来完成变电站数据信息的获取，从而实现管理和保护站域的功能。在方案设计阶段，配置保护功能如下，变压器的保护与线路的保护，通常而言包括传统的主保护。在进行配置保护时，通常母线保护功能不发生较大的改变。

4.1纵联保护配置过程层线路

在智能变电站进行保护过程层线路过程中，通常而言，主要是通过纵联线路保护配置来完成的，而在过程层变电站纵联保护形式主要是：线路纵联距离保护和线路纵联差动保护，在纵联保护配置过程层线路时，纵联保护的重要组成元素是主保护，而相关集中保护设备，后备保护通常依赖较大。

4.2差动保护配置过程层变压器

分布式变动保护配置是智能变电站实现其过程层变压器差动保护的相关配置。而在智能变电站智能保护过程中，通常使用变压器的差动保护来实现过程层变压器的差动保护，而后备保护通常而言，还需要在一些集中式保护装置上构建，而在智能变电站差动保护过程层变压器时，还需要安装独立保护电量部分，进而再使用电缆等线路，将其与变压器的断路器进行连接，通过光缆线路来实现将断路器的跳闸命令线路传送至全站线路中，从而实现差动保护变压器。

5继电保护分层配置的性能分析与继电保护的发展趋势

5.1继电保护分层配置的性能分析

变电站的继电保护对于电力系统的正常运行至关重要，不仅可以减少变电站在运行过程中出现故障事故的可能性，还可以提高变电站的运行效率，提高供电企业效益。而继电保护的分层配置，可以大大提升变电站的保护性能，还可以体现出集中决策的后备保护与独立决策的快速保护等。

在进行分层配置和一些设备保护时，如变压器的保护与线路的保护，可以直接在过程层进行相关的设置，通常不会依赖间隔信息，从而实现与MU操作箱的过程层装置信息的交换，通常而言，这就是网络信息的瘫痪，但是不会影响主保护的相关动作，在优化智能变电站的保护措施后，进行故障切除时，对外部的通信条件依赖较少，从而可以有效提升电力网络的稳定与安全性，进而提升供电企业的效益。

在这种方案设计时，集中控制与决策在后备保护中完成，从而实现变电站设备的保护，通常而言，后备保护主要包括以下方面：母线在充电时的保护，线路重新合闸时的保护以及线路过负荷的保护，这些保护措施对于变电站的正常运行至关重要，但是不同的保护模块是不会相互影响的，同时还可以实现不同保护功能的相互配合。其中在变电站后备保护中，集中后备保护实现了功能模块与原理模块的统一，可以使保护配置更为简化。因此，集中后备保护可以及时得到变电站运行过程中的变化，进而根据设计的方案，进行一定的决策，这样不仅可以有效地判定故障的位置，同时还可以解决一些其他的问题，如保护拒动、断路器失灵等，不会因为选择性而忽略迅速性，这样可以实现在较短的时间内，解决影响范围较大的问题，有效提升变电站运行的安全性与稳定性，促进供电企业的正常发展。

5.2继电保护的发展趋势

随着科学技术水平的不断提升，继电保护技术已经朝着网络化、智能化、计算机化以及通信一体化等方向发展，并且已经取得了良好的效果，为了确保电力系统的正常运行，就应该首先实现微机保护设备的网络化。在完成继电保护装置计算机化与网络化的前提下，还应该尽量减少电缆敷设的投资。由于现阶段在电缆投资上还较大，不利于供电企业的发展，通过管控、数控以及测量的一体化，就可以降低电缆的使用量，降低供电企业的投资成本。

6结语

随着供电企业的不断发展，电力系统的各个功能日趋完善，但是在变电站运行过程中，还存在很多问题，给供电企业带来一定的影响。而变电站继电保护装置，不仅可以确保电力系统的正常运行，还可以降低事故产生的影响，保障供电企业的快速发展。

参考文献

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[2]任绍俊.220kV智能变电站继电保护及自动化系统设计[D].华北电力大学，2014.

[3]代文明.智能变电站中变压器保护装置的设计与实现[D].山东大学，2013.

[4]李颖超.新一代智能变电站层次化保护控制系统方案及其可靠性研究[D].北京交通大学，2013.

配电网继电保护与自动化范文1篇12

关键词：电力系统，继电保护，安全管理

0引言

电力作为当今社会的主要能源，对国民经济的发展和人民生活水平的提高起着极其重要的作用。论文参考，电力系统。现代电力系统是一个由电能产生、输送、分配和用电环节组成的大系统。论文参考，电力系统。电力系统的飞速发展对电力系统的继电保护不断提出新的要求，近年来，由于电子技术及计算机通信技术的飞速发展，继电保护技术已然进入了微机保护的时代。如何确保微机继电保护装置的安全运行，正确应用继电保护技术来遏制电气故障，提高电力系统的运行效率及运行质量已成为迫切需要解决的技术问题。

1继电保护装置的任务及可靠性分析

1.1继电保护装置的任务

继电保护主要利用电力系统中元件发生短路或异常情况时电气量（电流、电压、功率等）的变化来构成继电保护动作。继电保护装置的任务在于：在供电系统运行正常时，安全地、完整地监视各种设备的运行状况，为值班人员提供可靠的运行依据；供电系统发生故障时，自动地、迅速地、并有选择地借助断路器跳闸将故障设备切除，保证非故障部分继续运行；当供电系统中出现异常运行工作状况时，它应能及时、准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出处理。

1.2继电保护可靠性分析

继电保护装置的可靠性主要是指解决装置的拒动作和误动作两大问题。继电保护是电力系统的重要组成部分。是保证电网安全稳定运行的重要技术手段，电力系统的事故速度快，涉及面广，会给国民经济和人民生活造成很大影响。影响继电保护可靠性的因素主要有以下四个方面：

（1）继电保护系统软件因素。软件出错将导致保护装置误动或拒动。目前影响微机保护软件可靠性的因素有：需求分析定义不够准确、软件结构设计失误；编码有误；测试不规范；定值输入出错等。

（2）继电保护系统硬件装置因素。论文参考，电力系统。继电保护装置、二次回路、继电保护辅助装置、装置的通信、通道及接口、断路器。这些电力网络的重要元件，其可靠性不仅关系到继电保护的可靠性，还关系到电力系统主接线的可靠性。继电保护系统硬件的质量和可靠性直接影响了系统保护的可靠性。

（3）人为因素。安装人员不按设计要求接线或者误接线问题和检修、运行人员的误操作问题在不少电网中都曾发生过。

2配电系统继电保护存在的问题

2.1电流互感器饱和

随着供电系统规模的不断扩大，很多低压配电系统短路电流会随着变大，当变、配电所出口处发生短路时，短路电流往往很大，甚至可以达到电流互感器一次侧额定电流的几百倍。在稳态短路情况下，一次短路电流倍数越大，电流互感器变比的误差也越大，使灵敏度低的电流速断保护就可能拒绝动作。在线路短路时，由于电流互感器饱和，感应到二次侧的电流会很小或接近于零，造成定时限过流保护装置拒动。若是在变电所出线故障则要靠母联断路器或主变压器后备保护来切除，延长了故障时间，使故障范围扩大；而若是在配电所的出线过流保护拒动，则将使整个配电所全停。

2.2二次设备及二次回路老化

现在我国很多配电系统的继电器是20世纪七八十年代的老式继电器，节点氧化尘太多，压力不够，也会造成保护误动，出口不可靠。我们知道，二次回路分直流和交流两个部分，如果交流回路实验端子老化，锈蚀，接触电阻过大，严重时会引起开路，引起保护误动或拒动。论文参考，电力系统。直流部分在系统失电和系统严重低电压时可靠性难以保证，事故情况下更难以保证可靠动作，会导致越级跳闸，扩大事故范围。

2.3环网供电无保护

目前我国环状配电网基本采用负荷开关为主，目前不设断路器，也没有保护。若装设断路器，由于运行方式变化，负荷转移等因素，继电保护选择性无法协调。目前环网运行方式是开口运行，故障时，故障环网全部停电，绝大部分网络是用人工操作对网络重构来恢复供电。

3电力系统继电保护的安全管理要点

3.1强化人员理念，建立岗位责任制

做到每个设备均有值班人员负责，做到人人有岗、每岗有人。值班人员对保护装置的操作，一般只允许接通或断开压板，切换开关及卸装熔丝等工作，并严格遵守电业安全工作规定。同时要对维护人员进行继电保护专业知识的培训，以提高运行其继电保护专业水平。

3.2完善环网结构的配套建设

目前环网结构是电缆网络采用的主要形式，目前还没有性能颇为理想的继电保护装置，为快速隔离故障、恢复供电，可以考虑结合配电自动化系统的建设，继电保护与自动化系统相互配合使用。论文参考，电力系统。

3.3增加投入，更新设备

及时更新保护校验设备，完善供电网络建设，在不影响正常安全生产的情况下，确保各回路均有足够保护整定时间，使保护装置校验做到应校必校，不漏项，不简化。论文参考，电力系统。

3.4超前预防，安全生产

通过故障管理，对掌握的故障数据，在其未酿成事故之前，就要及时分析，制定对策。

对能立刻消除的故障，立刻组织安排人员消缺；对不能立刻消除的故障，进行再次分析，制定补救措施，并认真做好事故预想。

3.5实现责任追溯

对未按照规定日期安排或完成消除故障者，对同一故障出现多次消缺者，对出现的故障不按规定汇报而引起严重后果者等，通过故障信息管理，可以实现责任追溯，追究有关管理人员、工作人员的责任。明确了各方应承担的责任后，要从中吸取教训，能激励大家共同努力、相互协作的精神，把所管辖的设备及电网的安全稳定运行工作做得更好。

4结语

继电保护是电力系统的安全卫士，是保证电力系统安全、稳定运行的有利手段，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，才能保证系统无故障设备正常运行，提高供电可靠性。

参考文献：

[1]张秋增.浅谈电力系统继电保护技术的现状与发展[J].科技资讯,2009(4).

[2]张国锋,梁文丽,李玉龙.电力系统继电保护技术的未来发展[J].中国科技信息,2005(2).

[3]傅志锋,陈豪,杨晓华.浅议电力系统继电保护技术及其前景[J].中小企业管理与科技,2009(4).