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继电保护的含义范文1
【关键字】变电站 继电保护 抗干扰技术
一、引言
近几年，随着变电站和继电保护装置的不断优化，但由于其强大磁场，让一些高电流和高电压的设备常常在二次设备运行过程中引起强电磁干扰影响。同时在变电站供电过程中，外在因素的干扰和自然因素的干扰等都会对继电保护装置和设备造成危害。因此为了保证变电站在激烈市场中迅速平稳的发展，就要对提高抗干扰技术的应用，加强继电保护工作的抗干扰性，从而保障变电站的供电安全。
二、变电站继电保护抗干扰技术
（一）变电站的含义
变电站是指电力系统中分配、交换电压以及调整电压的电力设施。其目的是为了将电能传输到较远的地方，因此把电压变为高电压，从而减少了传输时间。之后到用户附近再把高电压降低为用户所需的电压，而这种工作就是变电站的职责。
变电站可以分为降压变电站、终端变电站、电力系统变电站等。其由电力变压器、馈电线、接地开关、避雷针和隔离开关等组成。
继电保护的作用就是检查电力系统中是否发生了故障，然后做出发出警告信号或隔离故障区域等的一种措施。继电保护装置尽可能的在最小的范围内用最短的时间隔离电力系统中发生故障的区域，从而减小变电站的供电影响和故障对设备造成的损失。
在电力线路和电力设备发生故障时，快速将故障隔离，从而减少设备的损坏程度，提高运行速度。且在电力设备发生故障情况时，继电保护装置能够快速的反应出来，还能够正确的对故障作出反应。其中，可以加强继电保护工作中关于可靠性和灵敏性等各方面的工作方案。此外，还要求继电保护装置在不运作时要保证自身的安全性和可靠性，要尽量减少继电保护装置的误动作和拒动作。
（三）抗干扰技术的含义
抗干扰技术是指研究电力设备发生干扰的产生根源和传播方式，从而制定出抗干扰的措施。一般来讲，干扰主要是由干扰源、接受载体和传播途径三个因素组成，缺一不可。且在运行过程中，大量的电磁信号容易受到外界各种影响因素的干扰，从而就会导致系统的不稳定和非正常运行，进而可能会造成系统出错、设备损坏严重等后果，因此干扰问题一直是变电站继电保护工作中的核心问题。
三、变电站继电保护抗干扰实际应用
（一）湛江变电站继电保护干扰的实际案例
湛江某变电站的旁路开关代路时，使用的是检无压同期重合闸方式，但是几次重合失败。随后便对其继电保护装置和二次回路进行检查，进而发现变电用的旁路母线隔离刀闸都在上层构架中，而附近也没有线路电压抽取装置。经过继电保护装置检查后，发现在线路间隔没有代路时，旁路母线的隔离开关都已拉开，从而导致了检无压方式重合失败。而当线路间隔运行时，同一电缆上的两条线路产生共模干扰，所以才造成了继电保护装置工作的不正常。
此外，该变电站还发生过干扰情况。例如：由于系统中某一母线由运行状态转为检修状态时，由于拉开其隔离开关时，产生了高电磁干扰，从而导致了相邻开关的继电保护的误动作。
（二）变电站继电保护抗干扰技术应用分析
随后，该变电站便应用了微机继电保护抗干扰技术。其继电保护的装置相比于以前所使用的方式，其微机式能够提高继电保护装置的性能，提升其装置的可靠性和安全性。同时充分利用了CPU的资源，实现了其他的测量、管理等功能，同时因其采用的是自动化功能，所以利于变电站提高其继电保护装置管理的效率，且节省了大量的人力和财力，从而能让变电站加大对供电系统创新的资金和精力，也展现了其扩张能力。
1.安全接地措施
用电设备温度过高会引起其绝缘物质层老化和机械损伤，从而减低了设备的绝缘性，进而造成了设备的操作手柄等导电部分出现高电压，发生人员触电现象。因此就需要运用接地方法，而安全接地是指当用电设备的绝缘层受到过电压的作用时，将其设备外壳接到打底。从而起到静电评比、降低电磁、实现低频磁场屏蔽等作用。
浮地方法使系统对地的电阻增大，从而使得系统不会受到干扰影响，从而提升了系统的抗干扰的能力，且还能缓和同一间路上的差模骚扰所造成的影响；而直接接地法能够保证在变电站接地网没有骚扰电流的前提下，其继电保护装置系统不会向用电设备传播骚扰。
2.继电保护硬件与软件抗干扰措施
⑴硬件抗干扰：目前，基于科技手段前提条件下，变电站继电保护抗干扰技术中引入了大量互联网和信息运用的方法。例如：VF数据采集系统、模拟系统等。首先在控制系统中选择一些低消耗的单片机，在管脚中加上电阻等；在输入回路中使用低通滤波器，从而防止频率经过混叠后增加设备损害程度，进而减少差模浪涌，降低噪声干扰程度。
⑵软件抗干扰：在继电保护装置中，除了对其硬件加强抗干扰技术之外，还要在软件方面增强应用，从而能够达到双重防护的作用，进而更好的保护用电设备的安全和供电的稳定性。首先要进行的是数据检查，继电保护装置为模拟信号的两个通道的数据一致才能被使用，且在巡检过程中，一定要将采集到的开入量和上电时进行比较，确认完毕后才能存储。
四、影响抗干扰技术的因素及改善措施
（一）影响因素
1.天气因素
变电站所在的地理位置非常容易受到天气的影响，特别是雷击时。雷击会使变电站的地网或接地线为高阻抗，从而会引起系统暂态电位的升高，从而容易造成继电保护装置的敏感度降低，发生误动作。
2.辐射干扰
在科技发展如此迅猛的时代，辐射已成为人们生活危害中最严重的污染之一。辐射不仅会对人身体造成危害，还会给人们的生活带来一些负面影响。而变电站中的电力系统往往会处在一些手机、电脑等通讯设备等环境之中，其所处范围充满着强辐射电磁和相应磁场，而这些磁场就会耦合到附近设备中，从而让线路回路感应到高电压，进而让继电保护装置产生误动作的现象。
（二）改善措施
1.合理选择，合理布局
电源是引进外部干扰的重要来源，且通过电源所引入的干扰也是多途径的。例如：高频电源系统中开关期间的导通和截止、继电保护装置中控制设备的开关频繁闭合或断开等都会引起干扰频率达到继电保护装置所设置的标准。
此外，对于设备的合理布局也是防干扰的有效措施。继电保护装置的合理布局，能够尽可能的将干扰源和干扰对象隔离，从而分别敷设高电平和低电平电缆。同时，对于不同环境的干扰强度、能力和类型等，都要选择与此相对应的设备，且在布置上合理放置设备的位置。
2.高频保护措施
作为线路保护的主要内容：高频保护，其电缆也具有特殊性。因此对于此环节的抗干扰技术的应用也要相对加强。首先可以降低底座高度，接地线使用多根线，同时增加地网的密度，而二次回路与一次电力要相隔一定的距离。其次可以在变量器和高频电缆之间加入电容器，从而控制工频电流，减少地电位差和电压降。
五、结束语
随着电力行业的发展，同时也在国际市场开始崭露头角，那么其供电的稳定性和安全性是首要问题。创新抗干扰技术，可以提高继电保护装置的管理效率，从而提升变电站的工作效率，进而为电力行业扩张了业务和市场份额，也增强了其竞争力。
参考文献：
[1]李融，王栋，关于变电站继电保护抗干扰技术探讨[J]科技创新与应用，2012年28期.
继电保护的含义范文2
【关键词】电力系统；继电保护；作用；任务
一、继电保护的基本性能要求
对电网继电保护的基本性能要求，包括可靠性、选择性、速动性和灵敏性。这些要求之间，有的相辅相成，有的相互制约，需要针对不同的使用条件，分别地进行协调。对这些问题的研究分析，是电网继电保护系统运行部门的头等大事。
1.选择性。基本含义是保护装置动作时，仅将故障元件从电力系统中切除，使停电范围尽量减小，以保证系统中非故障部分继续安全运行。
2.灵敏性。保护装置对其保护范围内的故障或不正常运行状态的反应能力称为灵敏性（灵敏度）。灵敏性常用灵敏系数来衡量。它是在保护装置的测量元件确定了动作值后，按最不利的运行方式、故障类型、保护范围内的指定点校验，并满足有关规定的标准。
3.速动性。速动性是指继电保护装置应以尽可能快的速度断开故障元件。这样就能减轻故障设备的损坏程度，减小用户在低电压情况下工作的时间，提高电力系统运行的稳定性。
4.可靠性。可靠性是指在保护装置规定的保护范围内发生它应该反应的故障时，保护装置应可靠地动作（即不拒动）。而在不属于该保护动作的其他任何情况下，则不应该动作（即不误动）。选择继电保护方案时，除设置需满足以上四项基本性能外，还应注意其经济性。即不仅考虑保护装置的投资和运行维护费，还必须考虑因装置不完善而发生拒动或误动对国民经济和社会生活造成的损失。
二、继电保护的任务
1.当被保护的电力设备发生故障时，应该由该设备的继电保护装置自动地、迅速地、有选择地向离故障设备最近的断路器发出跳闸命令，将故障设备从电力系统中切除，保证无故障设备继续运行，并防止故障设备继续遭到破坏。
2.当电力系统出现不正常运行状态时，根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同，或发出信号使值班人员能及时采取措施，或由装置自动进行调整（如减负荷），避免不必要的动作和由于干扰而引起的误动作。反应不正常工作状态的继电保护，通常都不需要立即动作，可带一定的延时。
3.继电保护与自动重合闸装置配合，可在输电线路发生瞬时性故障时，迅速恢复故障线路的正常运行，从而提高供电的可靠性。
由此可见，继电保护在电力系统中的主要作用是：防止事故的发生和发展，限制事故的影响和范围，最大限度地确保电力系统安全运行。继电保护是电力系统中一个重要的组成部分，对保证整个电力系统的安全运行具有十分重要的意义。
二、继电保护的基本原理与构成
1.继电保护的基本原理
1.电流保护。电力系统发生故障时总是伴随着电流的增大，电流保护就是反应于被保护设备通过的电流增大，超过它的签定位而动作的保护，即测量值多于整定值）时保护动作，如相电流保护、零序电流保护。
2.电压保护。电力系统发生故障时电压必然降低，反应于电压降低而动作的保护为低电压保护；当电力系统出现电压过高的不正常运行状态时，反应于电压升高的保护为过电压保护。
3.距离保护。除电流大小外，还配以母线电压的变化进行综合判断，实现的用于反应故障点到保护安装处电气距离的保护为距离保护，也称低阻抗保护。电网正常运行时，电压与电流的比值是负荷的阻抗，一般较大；而电力系统发生故障时，保护感受到的电压与电流的比值为故障点到保护安装处的阻抗，远远小于负荷阻抗。
4.功率方向保护。是利用电压和电流间的相位关系作为故障及其方向的判据。正常运行时测到的电压与电流间的相位角是负荷的阻抗角，一般为20°一30°，而故障时测到的阻抗角是线路阻抗角，—般为60一70°。此外，一般规定流过保护的电流正方向是母线流向线路。若故障时流过保护的电流滞后于电压为线路阻抗角φ，则可判定为正方向故障，若流过保护的电流滞后于电压的角度为180°十φ则可判为反方向故障。
以上保护均反应设备一侧电气量信息，具有明显的缺点，就是无法区分本设备末端和相邻设备始端故障，因为这两个位置的故障，反映在保护安装处的电压、电流量没有显著区别。因此很难迅速切除保护范围内任意点的故障。为此提出了反应两侧（多侧）电气量信息的保护原理，即差动保护。
差动保护己成为变压器、发动机、母线等元件设备的主保护，而应用在输电线路上则以纵联保护的形式出现。这是因为输电线路较长，需要将—侧电气量信息通过通信设备和通道传到另一侧去，两侧的电气量才能进行比较判断，即线路两侧之间发生的是纵向联系，所以称为输电线路纵联保护。纵联保护两端比较的电气量可以是流过两端的电流相量、电流相位和功率方向等，比较不同的电气量信息可构成不同原理的纵联保护。此外，将一端的电气量或用于被比较的特征传送到对端，可以来用不同的传输通道和性术，如有采用通过输电线路本身在工频信号上叠加一个高频载波信号的技术，称为高频保护。高频保护中比较两侧功率方向的称为方向高频保护，而比较两侧电流相位的称为相差高频保护。
2.继电保护的构成
继电保护原理虽然体现了电气设备运行状态的判别依据，但电气量信息的采集、判断，以及继电保护发出断路器跳闸命令等还需要一定的硬件设备才能实现，即需要继电保护装置。一般继电保护装置由测量比较、逻辑判断和执行输出三部分组成，如图1所示。
（1）测量比较部分。测量比较部分是根据保护原理测量被保护对象的有关电气量，与己给定的整定值进行比较，根据比较的结果，给出“是”、“非”、“0”或“1”性质的一组逻辑信号，从而判断保护是否应该起动。这部分通常由一个或多个测量比较元件构成，常见的如过电流继电器、阻抗继电器、功率方向继电器、差动继电器等。
（2）逻辑判断部分。逻辑判断部分是根据各测量比较元件输出的逻辑状态、性质、先后顺序、持续时间等，使保护装置按一定的逻辑关系判断故障的类型和范围，最后确定是否应该使断路器跳闸、发出信号或不动作，并将有关命令传给执行部分。继电保护中常用的逻辑回路有 “或”、“与”“否”、“延时起动”、“延时返回”以及“记忆”等回路。
（3）执行输出部分。执行输出部分是根据逻辑判断部分传送的信号，最后完成保护装置所担负的任务。如故障时动作于跳闸；不正常运行时，发出信号：正常运行时，不动作等。
参考文献
继电保护的含义范文3
【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.
继电保护的含义范文4
关键词 电力系统 继电保护 故障检测
一、前言
通常电力系统都处于稳定运行状态，但也不可避免会出现设备或线路运行上的一些特别状况，若无法快速处理就可能引发较大的安全隐患甚至安全事故。继电保护与输电线路故障检测可以对电力系统自动检测、控制与保护。在电网运行过程中，要实时监控电力系统的运行状况，当出现异常情况时即刻切断故障，避免局部故障导致的连接破坏，保障电力系统持续稳定运行。由此可见，继电保护装置在电力系统中具有重要作用。正因如此，对继电保护装置本身故障的检修更是重中之重。只有不断强化继电保护性能，加强对故障的检修与维护，才能为提高输电线路安全性提供有力保障。
二、继电保护阐述
（一）继电保护的含义和作用
继电保护因在发展过程中曾主要用有触点的继电器来保护电力系统及其元件（发电机、变压器、输电线路等），使之免遭损害，所以被称为继电保护。它的基本任务是：当电力系统发生故障或异常工况时，在可能实现的最短时间和最小区域内，自动将故障设备从系统中切除，或发出信号由值班人员消除异常工况根源，以减轻或避免设备的损坏和对相邻地区供电的影响。
（二）继电保护的特性
电力继电保护有两个最为显著的特性，即高灵敏度和强稳定性。其中，灵敏性主要体现在继电保护范围内出现故障时，继电保护可以快速作出判断和反应。另外，继电保护装置的稳定性，是满足社会大用电量、保证电力系统稳定运行的基础。
三、继电保护装置的构成
简要来说，整套继电保护装置由测量元件、逻辑环节和执行输出三部分构成。第一，继电保护测量比较部分。测量通过被保护的电气元件的物理参量，并与给定的值进行比较，根据结果，给出“是”“非”性质的一组逻辑信号，从而判断保护装置是否应该启动。第二，继电保护逻辑部分。逻辑部分使保护装置按一定的逻辑关系判定故障的类型和范围，最后确定是应该使断路器跳闸、发出信号或是否动作及是否延时等，并将对应的指令传给执行输出部分。第三，继电保护执行输出部分。执行输出部分根据逻辑传过来的指令，最后完成保护装置所承担的任务。例如，在故障时动作于跳闸，不正常运行时发出信号，而在正常运行时不进行动作等。
四、继电保护装置的危险点
继电保护装置正常运转时都是十分稳定的，不会轻易下指令。但在诸多影响因素的作用下，继电保护装置可能会发生故障，影响整个电力系统的正常运行。了解影响继电保护装置的各种因素，是对其进行维护的基本。影响继电保护装置正常工作的因素大体有以下两类：
第一，产品自身问题。继电保护装置出现问题，有可能是在源头上就没有把控好质量关。继电保护装置在生产过程中没有做好检测，电力企业在前期采购时也没有起到很好的筛选、把控作用，导致有质量问题的继电保护装置被投入使用。另一种可能是，前期投入使用的继电装置质量过关，但在长期的使用过程中没有及时检查及替换，装置性能出现了变异。第二，外界环境问题。外界环境方面又有自然环境和实际作业环境两种。自然环境对继电保护装置的影响主要体现在，由于长时间地运行，装置不可避免会被有害气体、高温、粉尘等因素影响，致使设备老化，灵敏度等性能下降。而作业环境中，实际工作人员的职业素质不达标，工作态度不认真导致安全问题的产生。工作现场、照明度低，插件接触不良等威胁的存在，如果没有及时发现并处理也会造成继电保护装置的运行出问题。
五、对继电保护装置的维修
（一）替换维修法
替换维修法是使用和故障元件型号相同的正常原件，在维修人员判断出来的可能的故障点进行替换。如果替换新元件后故障消失，那么可以断定故障点判断正确，如果故障仍未消失，则表明该处不是真正的故障点，需要对下一个可能的故障点进行查找替换。这种方法操作简单，也是最为常用的机电保护装置检修方法，使得故障排查速度加快。
（二）观察+经验法
继电保护装置发生故障时，往往其外在也会出现一些现象。例如，线路中的线头脱落或发出刺鼻的气味等。可以根据经验判断问题，若合闸接触器和跳闸线圈能正常工作，就可以基本判断问题处于保护装置内部，回路正常。如果看到继电保护装置内部元器件颜色发黄，或因高温被烧得发黑或味道刺鼻，就能够锁定故障问题，从而解决继电保护装置故障。
（三）对比维修法
对比维修法主要是参考、比对继电保护设备的技术参数进行故障判断。通过继电保护设备的实际运行情况与正常情况时的数据进行对比，从而分析出故障所在处。这种方法需要相关的工作人员在日常的工作中对基本运行数据进行记录和保存，以便在出现故障时有可靠的参照依据，从而为找出故障点并及时维修提供帮助。
六、结语
作为监测电力系统运行状况的重要设备，继电装置的可靠性和稳定性是非常重要的。利用科学、高效的方法准确地找出故障点，同时，增强相关工作人员的职业技能、充分发挥其监管职能，并且不断引进先进的维修技术和方法进行故障检修。只有保障继电保护装置的正常性能，才能有效提高电力系统的供电质量，保障我国电力事业的稳定发展。
（作者单位为北方联合电力公司达拉特发电厂检修一部）
参考文献
[1] 李昕.危险点预控技术对于电网继电保护的作用分析[J].企业技术开发，2015 （26）：108-110.
继电保护的含义范文5
关键词：继电保护；状态检修；二次电气设备
引言
随着微机继电保护的普及．截至2008年底．江西电网在运的7个500kV变电站，
全网现有220千伏及以上变电站55座、容量11520兆伏安；线路128条，长5555.03千米。另外，江西省电力公司又共新建、改造220kV、500kV线路32条，线路长度为876.88公里；新投产500kV变压器4台，变电容量300万千伏安；220KV变压器7台，变电容量95.5万千伏安.其中，微机型继电保护装置占绝大多数。微机型保护装置具备相应的数据接口、可实现保护装置重要数据的远传，是实现保护状态检修的基础。随着江西电网的快速发展．技术管理水平的不断提高，采用状态检修替代计划检修，将进一步提高设备的安全稳定运行水平。
目前，江西电网的状态检修主要集中在电气一次设备上，如变压器、开关、避雷器、容性设备等。相对于一次设备而言．继电保护及安全自动装置等二次设备造价低，而相关二次回路却相当复杂，所以国内继电保护状态检修的应用实例也很少。本文仅对江西电网继电保护状态检修的思路进行研究。
1 继电保护状态检修概述
电气设备检修体制已经从故障后检修发展到预防性检修，即定期检修、计划检修和可靠性检修，直至现阶段的状态检修。设备状态检修是以当前的工作状况为依据，通过状态监测手段诊断其健康状况，从而确定该设备是否需要检修以及最佳检修时机。状态检修的目的是减少设备停运时间，提高设备可靠性和可用系数，延长设备运行寿命，降低检修费用。状态检修有3层含义：设备状态监控、设备诊断、检修决策。状态监控是状态检修的基础。设备诊断是以状态监控为依据，综合设备历史信息，利用专家系统等技术来判断设备健康状况。随着一次设备状态检修的推广．线路不停电检修技术的应用．因检修设备而导致的停电时间将越来越短。客观上对继电保护设备检修提出了新要求。推行继电保护设备状态检修势在必行。
与电气一次设备相比，继电保护状态检修通过设备状态监测技术和设备自诊断技术。结合继电保护的运行和检修历史资料。对该继电保护状态作出正确评价。再根据状态评价结果科学安排检修时间和检修项目。微机继电保护自诊断技术的发展、保护故障信息系统的建设与完善。为继电保护状态检修奠定了技术基础。因此。可充分利用微机保护装置的自检信息．建立一套确定保护装置实际状况的监控系统来监控继电保护的运行状态。并以诊断保护装置的动作行为来确定保护设备是否需要检修。
2 省网实施继电保护状态检修的若干问题
2．1 装置自检功能存在缺漏
继电保护不同于电气一次设备，其状态检修监测对象不是单一的设备元件，而是一个单元或一个系统，故继电保护状态检修应分别检测保护装置和二次回路等相关内容。微机保护装置具有强大的自检功能，能对装置的电源、CPU、I／O接口、A／D转换、存储器等插件进行巡查诊断。保护装置异常时．发出告警信息提醒运行人员。根据江西省网多年的缺陷
统计分析结果，继电保护装置自检功能基本正常，但也存在个别异常未能自检发现．如采样电阻、芯片等元器件异常却无法定位自检。
2．2 电气二次回路监测问题
继电保护作为电网的安全屏障。除装置本身外．还应包含直流电源、交流输入、操作控制等电气二次回路。保护的交流模拟量采样、数据处理与逻辑判断、跳闸出口等应是串联运行．只有检验到跳闸动作出I：11正确才能验证整个保护系统的性能．所以目前只能采用定期检验方法来验证。由于电气二次回路接线繁杂，不具备自检、在线监测、数据远传等功能，难以在线监测继电器触点的状况、回路接线的正确性、跳合闸线圈的状况等，故继电保护状态检修一直未能有效推进。
2．3电磁干扰问题
电磁干扰可能造成微机继电保护采样信号失真、装置异常、保护误动或拒动。甚至元件损坏。目前，对现场电磁环境的监测管理尚未纳入检修范围，也没有合适的检测手段。因此。对继电保护进行电磁兼容性考核试验是继电保护状态检修的另一项重要工作。需对不同厂站的干扰源、耦合途径、敏感器件进行监测管理，如检查二次设备屏蔽接地状况，管理微机保护装置附近的移动通信设备(如对讲机)。
2．4与电气一次设备状态检修的关系
电气一次设备的检修与继电保护的检修不完全独立，继电保护设备检修在一次设备停电时才能进行。在作出继电保护状态检修决策时，需考虑一次设备的情况，做好状态检修技术经济分析。既要减少停电检修时间和检修次数，降低检修成本和经济损失，又要保证继电保护工作状况可靠正确。
2．5 如何充分利用GPMS和OMS等管理系统目前，各单位的GPMS和OMS系统均可显示继电保护设备的运行情况、缺陷故障情况、历次检修试验情况等。这些信息是状态检修决策的重要依据。应实现信息共享。若实现继电保护状态检修，需完善GPMS、OMS和保护故障信息系统等。
2．6其他
作为一种典型的电子设备，继电保护装置却没有平均无故障时间指标体系(MTBF)，目前仅有一个动作正确率指标。无法涵盖保护装置运行情况的客观评价，这是制约保护状态检修开展的客观因素。
3建立省网继电保护状态检修体系
鉴于目前省网已逐步推行一次设备的状态检修工作．为避免设备检修停电时间不一致以及设备多次停电影响设备可靠性，推行继电保护装置全寿命管理需探索省网继电保护状态检修的工作路径，逐步建立适应继电保护状态检修管理、技术执行和保证的体系。建议：
(1)编制省网继电保护运行状态基础资料收集制度和管理规定，明确有关部门职责。其中，基础资料包括继电保护运行中的缺陷信息、跳闸报告分析、信息系统和综自报文中设备状态信息等。
(2)编制省网继电保护状态评估、状态检修和工作导则，全面、准确分析继电保护设备运行数据，给出科学评估的方法。为判断设备运行的总体状况、后续工作的开展提供依据。其主要内容包括总则、评价原则、评价内容及状态量、评价结果等，工作导则包括组织管理、职责分工、检修等级的确定、考核等。
(3)针对各型号保护设备系统的缺陷，提出检验周期和检验项目调整的技术方案，并调整检验规程。
4省网继电保护状态检修的技术路线
4．1 继电保护运行基础资料收集
继电保护状态检修需充分利用每次系统故障时保护装置的动作情况，无论动作正确与否，都应获取并进一步分析相关保护正常运行、异常运行缺陷、事故跳闸、检修记录等一系列关键信息。积累经验，有助于形成继电保护全寿命管理的可靠性指标。
4．2继电保护状态监测
结合江西省网电气一次设备状态检修的工作经验．省网继电保护状态检修的基础是保护设备状态检测。继电保护的状态监测对象主要有：①直流系统(要求直流电源、操作及信号系统、回路绝缘良好，回路完整)；②交流测量系统(要求CT、胛二次回路绝缘良好，A／D测量元件完好)；③系统逻辑(要求逻辑二次回路完整、硬件结构和软件功能正常)；④通信系统；⑤保护运行环境。微机继电保护实现自身状态监控。保护装置软件对装置的I／O接口、MD转换、存储器、电源、CPU等插件进行巡查诊断。同时，依靠综自系统或故障信息系统将自诊断信息实时上传至监控主站。主站根据上传信息，及时发现问题并处理，为继电保护状态监控奠定了技术基础。
4．3 继电保护状态检修评价导则
首先．实施继电保护状态检修应坚持“安全第一、预防为主”的原则。对实施状态检修的保护设备必须进行状态评价。并提出检修和诊断性项目的建议等综合分析，及时或提前做好设备的检修工作，确保设备健康，减少重复停电。提高继电保护设备的安全运行可靠性。
根据继电保护状态检修评价导则。实施状态检修的继电保护设备每年开展状态评价至少1次，以扣分的形式进行统计评价，状态评价结果可分为：正常状态、注意状态、异常状态和严重状态。状态量应扣分值由状态量劣化程度和权重共同决定。即状态量应扣分值等于该状态量的基本扣分值乘以权重系数。状态量正常时，不扣分。该导则根据继电保护设备的运行数据进行全面、准确分析．得出科学评估的方法，从而判断设备运行的总体状况，为后续工作的开展提供指导依据。此外，可在保护设备检修前后各增加1次评价：修前评价用以提高检修的针对性，修后评价用以检验检修的效果。
继电保护状态检修评价应分别对继电保护装置和二次回路进行评价．保护装置评价内容：运行环境、装置无故障时间、家族性无故障时间、正确动作率、绝缘状况、数据采样、通信状况、通道运行情况、差流检查情况等。二次回路评价内容：运行环境、操作箱无故障时间、二次电缆及操作箱家族性无故障时间、绝缘状况、抗干扰措施、二次回路运行温度、锈蚀状况、封堵状况等。
继电保护的含义范文6
【关键词】智能化变电站 继电保护调试及应用
1 智能化变电站的含义及其应用特点
相对传统意义的变电站而言，智能化变电站主要以集中大量的光电运用技术为核心，通过结合网络通讯技术和现代信息技术，将变电站相关设备参数信息进行模式转化后，在二次系统中将变电站中的各种电气量问题实现数字化输出的一种现代电技术。基本运用原理就是通过相关技术手段，对电力系统的相关信息进行统一整理、分析后建模，再通过网络通讯技术实现信息的交互。因此，对于智能化变电站的继电保护调试的工作就变得尤为重要，涉及到的技术问题和应用特点主要有以下几方面内容：
（1）变电站信息的数字化采集。智能化变电站的数据信息的采用不仅要实现隔离一次系统和二次系统电气连接的作用，还要确保测量的精准度，通常采用的光电式互感器可以很好的实现变电站信息的集成化采集和应用。
（2）分布式系统配置的设计。智能化变电站需要采集和分析的数据数量庞大，不同的设备以及不同配置的系统设计就需要采用一种面向对象的配置方式，通过CPU模式的应用，使系统形成层次性控制，也就是分布式系统，在这个系统中不同的配置和装置都具有各自独立的数据处理功能，从而实现数据的高效采集和处理。
（3）变电站信息的网络交互性。智能化变电站的电力信息的数字化和自动化系统传输是其最大的特点，在数据传输方面，既要满足数据信息在每个分布层系统中的智能化传输，还要与智能化传感器装置进行有效的信息交互，实现变电站内部信息通讯的有效交换和应用。
2 智能化变电站继电保护的调试
2.1 智能化变电站继电保护元件的调试
对智能化变电站继电保护的调试首先要从继电保护装置的调试开始，对调试装置进行全面的检查。确保装置的相关插件齐全、良好，装置中的端子排和相应的压板也要检查是否有松动现象，还要对回路的绝缘性能进行检查，需要注意的是要在电源断开的情况下进行，并且还要确保设备中相关的逻辑插件均已拔出。在实际的测量结果中通常需要使实际测量得到的数据与仪器测量数据的误差控制在5%范围之内。在完成相关的装置性能检查后，还需要对保护装置的定值进行校验，只有两部分工作都完成后，才能进行下一步的实际调试工作。
2.2 继电保护的通道调试
完成上述的装置调试之后，接着就要进行后续的通道调试，在调试之前要保证管线通道的连接都是可靠的，纵联通通道的异常指示灯是熄灭状态，无警告信号提示。通道调试主要包含两方面的内容，其中一个是对于侧电流和岔流的检查，另一个就是对两侧纵联差动保护装置的功能进行联调。在相关通道的计数状态显示恒定的情况下，还要做好调试前的光纤头的清洁工作，确保通道中的其余通道接口设备都有接地设置，且要保证不同的接地网之间是完全分开的状态。通道的实际调试还要分为专用光纤通道调试和复用通道的调试，专用通道的调试只需使装置的发光功率同通道插件的标称值一致即可。调试过程中需要注意光纤的收信率以及收裕度是否在相关标准范围之内，再对通道内式中采取操作，设置两侧的识别码为一样的时候，不出现联通通道的异常报警信号，即说明通道是正常状态。
2.3 智能化变电站继电保护的GOOSE调试
智能化变电站继电保护调试的菜单栏中有一项关于GOOSE通信状态和报文统计的配置项。需要对其进行配置和调试，不同的GOOSE型号代表着不同的警告内容，而发生模块又可以根据功能分为八项，因此，为了调试的便利性，配置了不同压板的数量，每当出现压板停止使用的情况，相应的GOOSE信息就会采取清零处理。从而保证了继电保护装置接收信息和发送信息的良好冗余问题。
3 智能化变电站继电保护的应用
3.1 控制变电站相关开关的合理闭合，保护电路
智能化变电站内部的线路情况错综复杂，受到不同地域环境、工艺设计以及不同用户类型的影响较大，不同厂家对于继电保护装置的设计和制造也存在差异，因此实际的应用过程中，我们需要结合厂家提供的图纸，有目的的配置继电保护装置的位置，在经常出现开合闸的回路中、电源回路以及闭锁回路中根据不同需求配置继电保护装置，可以很好的确保在突发事故，线路过载或者运行电压、电流超负荷的情况下采取安全控制措施，保证线路的安全以及供电的稳定性和安全性。
3.2 继电保护装在变电站智能化保险措施中的应用
采用继电保护设计的智能化变电站能够在调试过程中就可以直观的发现线路中相关电压回路设计和电源回路设计以及接线方式的错误，继电保护装置中的防过压、防过流技术可以很好的协助变电站内部的保险机制，异常情况下采取对区域电流的隔离和其他支路的保护，并且可以通过网络交互机制采取定点报警措施，为及时发现故障和处理事故提供有效的指导和参照。
3.3 智能化变电站继电保护调试可以作为诊断系统工具
首先，可以对线路的短路和环路情况进行诊断，可以将线路的绝缘电阻设定在一定的范围之内，然后对直流电流进行检测，如果检测仪器可以正常报警，证明该线路畅通，如果出现翻倍情况，就说明线路中有短路或者环路情况。另外一种方法是通过测控信号脉冲的方式，诊断二次回路中是否存在脉冲宽度的设置问题，如果二次回路正常，就需要再次检定分合闸控制问题，进一步可以确定脉冲宽度的设置是否合理。
4 结语
综上所述，智能化变电站继电保护调试的内容相对比较多，涉及的问题也比较复杂，常规的来讲，智能化变电站的建造初期和调试阶段是占用时间和投资最大的环节，但是，就后续应用过程中的自动化和智能化操作和控制来讲，对于减少人力资源占用和提高经济效益以及应对电力供输突发性事件方面有着十分重要的实际意义。
参考文献
[1]吴俊兴，胡敏强.基于IEC61850标准的智能电子设备及变电站自动化系统的测试[J].电网技术，2007（02）.
[2]夏勇军，陈宏.110kv 智能变电站的继电保护配置[J].湖北电力，2010（01）.
[3]袁桂华，张瑞芳，郭明洁.110kv 变电站继电保护整定方案优化[J].中国造纸，2010（07）.
