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变电站继电保护原理范文1
[关键词]继电保护；变电站；自动化系统；功能分析
[中图分类号]F407.61
[文献标识码]A
[文章编号]1672-5158（2013）05-0367-02
随着科学技术以及电网建设日渐成熟，我国电网继电保护综合自动化系统得到了良好的发展，不仅在变电站客户机信息搜集、保护、网络信息传输得到了广泛的应用，同时在EMS系统数据共享、稳定计算分析以及故障处理中都得到了良好的应用。由于系统继电保护、方式、调度、通信、运动以及变电站综合自动化相关技术，需要大量专业人员配合，在目前的发展状况来讲，难以实现继电保护自相适应。为了从根本上保障电力系统稳定安全运行，在增强继电保护正确运作效率的同时，不断满足电力系统运行要求；在实际工作中，必须遵循图纸、规程相关要求，在正确分析电路硬件构成的同时，实现软件逻辑功能；根据保护规律、原理，逐步积累工作经验，找出实际存在问题，有针对性的进行解决。
一、继电保护系统构成以及测距原理
（一）继电保护系统构成
从电力系统电网角度来看，电网继电保护综合系统是信息获取的主要途径，电网参数结构通过调度中心获取；输送潮流以及设备运行状态，通过EMS获得，由于必须经过调度下令，在保护装置信息投递中由现场执行。因此，在实际调度系统管理中，投递信息可以根据继电保护系统特点，从变电站监控体系获得；通过微机保护装置特点，获得系统构成保护装置异常以及故障状况；通过了解故障录波器以及微机保护系统，获得电力系统网络故障信息。
（二）继电保护故障准确度以及测距
在变电站自动保护装置故障录波器、保护装置故障测距中，由于500kv电站行波测距装置主要采用xc-21输电线路装置，当继电保护装置出现电流暂态行波信号时，通过系统特点进行测量。在当代微电子技术研制中，继电保护系统装置采用A型、D型以及E型测距法进行测量。A型测距法，又称单端电气量法，主要测量发生在故障点以及母线反射的故障行波脉冲时间测距，具有无需两段通信联络、投资低等优点，由于系统母线受末端反射影响，在系统测距结果时，时常有结果不稳定的现象。D型测距又称两端电气量法，主要测量系统故障行波脉冲与两端母线的测距，具有测距结果可靠、原理简单等优点，但是在实际应用中，由于自身特点影响，必须在系统两侧进行通信联络。E型测距主要是记录系统故障重合闸的滋生的各种暂态行波测距。
1、单端电气量行波测距原理
在变电站自动化系统中，一旦监视线路发生故障，继电保护电流会直接在母线以及故障点之间进行来回反射。在高通模拟滤波中，根据行波波头脉冲，将母线测距装置直接接人电流互感器二次侧行波信号中；通过系统故障点反射的行波脉冲与母线初始行波脉冲时间差，进行测距以及暂态电流行波波形记录。
2、两端电气量行波测距原理
根据变电站自动化系统特点，在线路两端装置测距时，记录母线到下行波波头时间，得到系统故障距离。在两端测距法中，根据行波波头分量特点，不仅减少了投射行波和后续反射等程序，并且具有测距结果可靠、原理简单等特点。由于系统两端测距必须在GPS时钟同步以及两端装设测距装置中进行，通过交换记录通讯故障初始行相关信息，获得系统故障距离。在电流互感器行波信号暂态电流中，由于不需要耦合信号设备，一般使用独立于CPU的采集单元超高速数据，抵消CPU速度慢带来的影响，缓存记录暂态行波信号。在装置可存储4次故障波形以及10次测距故障结果时，根据变电站特点，确保装置记录数据完整性；当故障信息越多时，系统故障位置、故障性质、故障距离检测越准确；在系统数据库调度中，由于已经存储了所有的平行线路距离、参数设备以及互感情况信息，当EMS数据系统共享时，得到系统故障一次设备运行状态。继电保护故障发生后，通过线路两端故障录波器收集以及客户机保护，获得故障报告，上传服务器；调度端通过综合利用信息，在简单计算系统故障的同时，明确系统故障性质以及定位情况。
二、变电站自动化系统继电保护功能
（一）继电保护事故分析以及辅助决策
当变电站自动化系统出现事故时，由于通常会伴随保护误动作，传统事故主要由人进行分析，受水平、经验影响，经常出现偏差。在电网继电保护中，变电站通过综合搜集故障运行状态以及变电站保护情况，在综合线路两端保护的同时，对同一端保护信息进行模拟探究；通过“故录”取样以及保护依靠，进行数据计算，从而准确使用最佳的继电保护辅助决策。
（二）保护装置状态检修
在变电站自动化系统中，由于数据统计分析存在二次回路养护不佳、缺陷以及厂商制造不达标等现象，导致变电站继电保护出现不同程度的误动作现象。因此，在继电保护系统中，加强继电器变为倾斜、脱轴、烧伤、外壳、整定值位置、继电器圆盘转动、压板转换开关、信号以及气味检查，根据微机型保护装置存储故障报告以及自检特点，综合使用自动化系统，保障继电保护装置顺利检修。
变电站自动化开关跳闸后，首先应该明确动作情况，在恢复送电的同时，将掉牌信号进行保护，在计入保护动作以及值班记录的同时，对相关工作进行检修。当检修工作涉及变电站自动化系统保护装置时，通过和供电部门及时联系，切换变电站自动化系统保险卸装以及开关转换工作。
（三）变电站系统可靠性分析以及综合化展望
在变电站自动化装置可靠性分析中，通过继电保护系统保护装置、保护装置情况、服役周期以及异常率交换情况，实现变电站继电保护装置可靠性分析。当变电站自动化系统保护信号传输位置出现偏差时，由于暂时无法解决，不仅降低了保护系统依赖性，同时对系统可靠性也造成了很大影响。在远程定值调整中，为了系统运行效率，通过系统保护配合的方式，从根本上避免保护拒动造成事故扩展。
为了保障变电站自动化系统运行状态，在充分考虑继电保护整定计算的同时，根据传统继电保护系统实时动作、事先整定等特点，确保继电保护始终符合运行方式变化。为了保障事先整定定值始终符合运行方式变化，根据动作延时状况、零序电流保护特点、运行方式失去配合以及一次系统限制等具体情况，依靠变电系统自动化电网技术、设备力量，进行数据收集；在两端线路电流、电压审核中，保障系统在线监测。
结束语：
随着电力系统继电保护装置大力发展，变电站自动化系统继电保护水平不断增强，各种变电站智能设备开关量、模拟量、设备状态不断增加，在电力系统运行时，通过设备运行特点，获得一、二次设备相关信息。目前由于微机型二次设备主要利用功能设备的特点，在大量设备信息流失的同时，很多信息都不能得到充分利用；因此，在电力系统应用中，必须根据电网整体特性，在确保电网安全的同时，增强继电保护在变电站自动化系统的应用效益。
变电站继电保护原理范文2
关键词：数字化变电站，继电保护，适应性
引言：变电站对整个电力电网系统的正常运行又发挥着巨大的作用。本文就数字化变电站的发展入手，简单介绍以IEC61850为依据的数字化变电站的主要技术特点，并对数字化变电站继电保护二次装置的适应性进行简单的探讨。目前我国的数字化变电站主要沿用传统的继电保护装置，其与数字化变电站的电子式互感器、过程层网络等一些较复杂的设备元件的适用性还有待提高。
一、国内外数字化变电站发展背景及我国国产数字化变电设备情况
自上世纪五十年代起，一些国家便开始对数字化变电站进行研究，直到上世纪末，建立在以太网基础上的用来连接ABB、ALSTOM和SIEMENS的IEC61850-8-1得以实现。随后，ABB 和 SIEMENS先后进行了间隔层设备的互操作试验和采样值传输互操作试验且都取得成功。国外成功开发了符合IEC61850标准的集保护装置、智能断路器、带数字接口的光CT等于一身的智能电子设备。而我国在第一代分层分布式变电站自动化系统产品的基础上推出了第二代产品，随着智能化开关、光电式电流电压互感器和变电站二次设备的大力发展，数字化变电站逐渐实现了智能电气设备间的信息共享性和互操作性。
我国国产的数字化变电站主设备主要由智能化互感器、开关等其他一次设备和具备过程层通信接口的二次设备构成。智能化互感器用来输出数字信号，其涵盖的电压范围为10kV～500kV，其中有些产品已与世界先进水平相当。而我国在智能开关设备等其他智能一次设备的研发发面还有很大欠缺，为此，我国采取了在一次设备端子箱安装智能终端的方法，用来收集设备状态信号和控制操作设备，通过光纤通信实现与二次设备间的信息交换。数字化变电站的二次设备能够通过通信系统实现与智能一次设备间的数字信息的交换。目前我们国家已经成功研发出具备过程层通信接口的数字化变电站全套二次设备。
二、数字化变电站继电保护装置的主要特点
1、与传统的变电站继电保护装置相比，数字化变电站继电保护装置不再由复杂的以微处理器为基础的数字电路组成，而是由光信号接收单元、CPU、开入单元、存储装置、通信接口、人机接口、出口单元等多个组成元件构成。传统的继电保护设备其接口分布在核心数字单位附近，数字化继电保护设备则通过电子互感器获得数字信号。数字化继电保护装置比传统继电保护装置可供选择的接口更多，功能也更全面。
2、不论传统的变电站继电保护装置，还是数字化变电站（如下图）继电保护装置，接口都是整个变电站继电保护装置顺利运行的重要环节。数字化继电保护装置的接口实现了数字化的信号传输，比起传统的继电保护装置，它使变电站的管理更为便捷。数字化变电站的采用的一次设备是电子互感器，它以光数学信号的形式，将采集的信息传递到低压端，然后经过MU系统的处理，得到符合标准的数字量，进而输出。数字化继电保护装置的MU系统能够在光纤信号传输过程中自行将高次谐波过滤掉，这样就不必再使用低通滤波器等模块，而是采用光收发模块来实现光电的转换。数字化继电保护装置的接口可以采用的形式具有很大的灵活性，这也为变电站的综合管理提供了便利。
三、数字化变电站继电保护的相关适应性的简单分析
（一）数字化变电站采用的电子式互感器不同，则继电保护装置与其相互适应的情况也不同。电子式互感器从不同的角度有不同的划分。就目前而言，根据供能方式的不同，电子式互感器可分为有源式电子式互感器和无源式电子式互感器两种。根据其依据原理的不同，电子式互感器可分为基于Rogowski线圈原理的电子式互感器和基于光学原理的电子式互感器。就目前我国电子互感器的市场应用情况来看，根据不同的制作工艺和基于不同原理生产的电子式互感器多种多样，也因此使得其与继电保护装置的相互适应性有一些差异，主要表现在测量延时差异和量程差异上。
（二）在数字化变电站继电保护装置中，继电保护动作采用过程层组网的方式，同传统的变电站继电保护装置相比，其继电保护动作时间变长。在电力系统尤其是高压电网系统中，继电保护动作时间的长短直接影响保护装置运行的稳定性能。这是因为动作时间越长，制动面积就越大，系统运行的稳定性就会降低。而数字化继电保护装置或多或少存在电子式互感器延时、采样值延时、网络延时等现象，这也是造成继电保护时间延长的直接原因。在数字化变电站继电保护装置的实际应用中，应该力求减小电子式互感器的延时，减少相关环节用时，提高优化过程层结构的技术水平。
（三）在数字化变电站继电保护装置的应用中，常常会遇到电子式互感器传输数据出错的现象。这是因为电子式互感器的传输过程受到很多因素的影响，如机器故障、外界干扰等，都可能造成其传输的数据信号出现错误，从而影响数据的准确性，造成继电保护装置发生错误的判断和动作。在实际工作中，应该积极改进判断故障的试验和方法，加强对电子式互感器的测试力度，减少对继电保护装置的不利影响，避免其发生误动作。
（四）传统的变电站继电保护装置通过模数对数据进行处理，而数字化变电站继电保护装置采用的网络设备和电子式互感器会在数据传输和处理的过程中造成一定的延时，使传输数据的时间顺序受到一定的干扰，导致采样出现不同步的现象。在数字化变电站中，应该力求电子式互感器与继电保护装置的采样一致，减少传输过程中的延时差异，通过采取统一的外部时钟源及采取合并单元差值计算的方法，尽最大可能使数字化变电站的数据同步。
四、结语
随着数字化变电站的应用越来越广泛，数字化变电站的继电保护二次装置的适应性也越来越受到人们的重视。继电保护装置对电力系统的正常运行起着重要的作用。目前我国的数字化变电站还有很大一部分采用传统的继电保护装置，继电保护装置与电子式互感器、过程层网络的配套运行中还存在一些问题，应该重视对数字化变电站继电保护装置相关的适应性问题进行进一步的研究。
参考文献：
[1] 黄锦林，韦林，高嵩.数字化变电站继电保护技术研究.价值工程.2012，31：28.
变电站继电保护原理范文3
关键词：继电保护；保护装置
中图分类号： TM58文献标识码：A
1 引言
继电保护系统是组成电力系统整体的不可缺少的重要部分，是保证电网安全运行、保护电气设备的主要装置。保护装置配置不当或不正确动作，必将引起事故扩大，损坏电气设备，甚至造成电网崩溃瓦解。为确保我公司电网的安全稳定运行，有必要对我公司35KV变电站继电保护系统运行状况进行整体分析。
2 继电保护系统运行概况
2.1 继电保护系统概况
我公司目前所管辖的35KV变电站，分为户外简易型和常规型两种。常规型变电站采用成套开关柜保护，保护装置为电磁型和感应型，户外简易式变电站采用自动重合器保护，保护装置均为集成型。变电站保护的配置主要有过电流保护、电流速断保护、小电流接地保护、反时限过电流保护、PRWG2-35熔断器保护等。
2.2 继电保护装置动作情况
2011～2012年我公司35KV变电站继电保护动作情况见表1。从表1的动作
表12011～2012年35KV变电站继电保护装置动作情况统计
情况统计来看，2012年运行的变电站中在新改造的变电站占多数的情况下继电保护的正确动作率反低于未改造变电站占多数的2011年。
3 保护不正确动作情况分析
2011～2012年我公司35KV变电站继电保护不正确动作情况见表2。从表2
表22011～2012年35KV变电站继电保护装置不正确动作情况统计
的统计来看,我公司35KV变电站保护装置不正确动作的主要原因有两种:元器件故障和设计原理缺陷。
3.1 元器件故障
表2统计数据表明，元器件故障引起保护装置不正确动作所占比例较大，而其中集成型保护装置元器件故障占的比例最大。引起元器件故障的原因有：
① 厂家设备制造工艺不良和质量不佳。大部分集中在集成型保护，主要发生在控制器的集成板块经常损坏，使保护定值数据产生变异，引起保护误动或拒动。户外简易型变电站保护装置，从2011年上半年开始运行到2012年底，保护控制器中的集成板块因质量不佳已更换10多次，严重影响了装置的正常运行。此外，PRWG2-35熔断器的K型熔断件不能按弧前时间—电流特性曲线变化，导致上下级保护较难配合，而出现越级跳闸现象。解决该问题除了要求厂家在质量上严格把关外，还应对保护装置缺陷进行长期跟踪，将经常出现不正确动作的保护装置列入改造计划并督促厂家实施。另外还应加强设备的选型工作，以期将设备质量问题从源头开始消除。
② 抗干扰能力差。大多集成型保护其控制器中的集成板抗雷电干扰能力差，雷电时容易烧坏，使保护产生误动。此外，集成板受环境温度的影响，也易发生故障，使保护数据产生变异，引起保护误动。比如夏天，由于室外温度高，一些集成型保护装置在天气良好的情况下时有误动，经检查后发现保护整定数据发生了变异，更换控制器中的集成板后装置便能恢复正常运行。解决该问题只有要求厂家在设计原理上寻找缺陷，加大对设备的技术改造力度，提高设备的技术水平。
③ 元器件老化，接触不良。常规变电站的大部分保护装置仍没有改造，除部分采用电磁型外，有部分旧变电站还在采用感应型保护装置。比如仍在运行的GL-15型继电器，从上世纪七、八十年代运行至今，由于运行时间长久，设备已陈旧，部分继电器已老化，故障隐患比较突出，通常表现在接点接触不良，容易引起保护拒动现象。建议对这些变电站进一步改造，采取微机保护来提高设备运行的可靠性。
3.2 设计原理缺陷
在常规变电站的10KV进出线保护配合中，当10KV出线发生故障，进出线的保护装置同时起动，有时会出现进出线开关同时跳闸现象，导致停电范围扩大，这在设计原则上是不允许的，主要原因是设计原理存在缺陷造成。由于10KV进出线都采用无时限电流速断保护和过电流保护两种相同的保护配置，10KV进线的速断保护在整定上其保护范围难免要伸入下一级10KV出线的速断保护范围，因两者都是零秒跳闸，在时间上无法配合，当在相同的保护范围内发生故障，故障电流达到或超过两者的起动电流时，便出现10KV进出线开关同时跳闸现象。解决该问题的办法是将10KV进线的无时限电流速断保护改造成限时电流速断保护，即在速断保护装置中加装一个时间继电器，同时对保护的二次回路进行改造，这样上下级速断保护在时限上有了时间级差的配合，便能确保保护装置的可靠动作。
3.3 二次回路缺陷
保护的不正确动作除了元件故障、设计原理缺陷引起外，二次回路缺陷也是引起不正确动作的其中原因。产生二次回路缺陷的原因较简单，主要有二次回路接触不良、断线、接线错误和绝缘损坏等几种情况。二次回路缺陷多数可通过光字牌、装置信号灯异常反映出来，因此检修人员在日常的调试维护工作中应仔细认真，及时消缺。
4 总体评价
我公司35KV变电站继电保护系统运行状况还不尽人意，保护装置运行的可靠性和稳定性比较低，正确动作率还达不到县级一流供电企业要求≥98%的运行指标。通过对不正确动作情况分析发现，农网改造后的小型户外简易式变电站，虽然自动化程度高，维护方便，但部分设备的技术还不够成熟，运行不够稳定，元器件故障情况较为突出，而且主要是由保护装置本体质量不过关引起。只有解决了元器件的质量问题，继电保护装置的故障率才会大大降低。
5 结束语
只有认真系统地对继电保护装置运行状况进行分析并对出现的问题采取行之有效的解决办法，才能保证我公司电网的安全可靠运行，提高电网的供电可靠性。
变电站继电保护原理范文4
关键词：变电站；运行；继电保护；维护技术
中图分类号：TM63 文献标识码：A
实践表明，智能电网的发展在我继电保护技术发展方面有着极为重要的意义，智能变电站对于电网的发展而言，是其发展理念革新的重要标志，它给继电保护的原理、运行以及维护等提出了崭新的发展思路。智能变电站中，给继电保护设备的安全性、可靠性等提出了更高的要求。为此，变电站继电保护的运行和维护极为重要，它具有推动我国电网建设发展的重要意义。
一、浅议变电站继电保护的技术要点
智能变电站继电保护的技术要点主要体现在几个方面，即：
首先为智能变电站的主要结构。智能变电站的主要结构为“三层两网”结构，它主要包括过程层、站控层以及间隔层。
过程层主要包括开关设备、短路器以及EVT等智能一次设备与相关的模拟量采集设备等；站控层主要对变电站进行控制与管理，它是变电站的控制中枢所在，拥有执行变电站内时间控制、电力通信和系统对时等方面的功能，通过对全站保护与控制设备的状态采集、信息交换等，判断所采集到的模拟量与开关量的逻辑等，依据逻辑判断的结果，将跳闸或者闭锁功能有效的输出；在间隔层方面，间隔层是重要的过渡层，间隔层设备属于各类的继电保护、安全自动装置以及系统监控设备等的间隔层。
其次，智能变电站继电保护的技术优势。智能变电站和传统的变电站系统相比，其技术发展有效地推动了整个电力系统的发展与进步，对继电保护所带来的影响表现为：
智能变电站在继电保护中，量值采集与逻辑判断方面都需要将全光纤通信作为基础，与传统变电站相比其自动化与智能化的特点更加明显，因此为了能够适应现阶段智能变电站的发展，电力系统继电保护需要不断的更新发展，如在测试方法方面的更新、维护内容方面的更新以及测试周期方面的更新等，通过这两方面的更新来构建智能变电站新型的运行与维护标准，从而为电力系统继电保护提供有力保障；另外，对二次设备的模拟量、开关量采集等增加了网络化与智能化，利用合并单元与智能终端等方面的设备，能够有效地实现对二次回路信息的全采集与全监测的目标，从而使得系统检修成为可能；同时，智能变电站的重要特征之一为：需要依据IEC61850标准实现对电力系统的统一建模形式。这与衷笠超在《智能变电站继电保护的运行和维护技术研究》一文中的观点有着相似之处。将大量的二次接线转化为对系统模型建立的相应配置文件，每个单独的智能变电站都拥有相对唯一的SCDY与CID文件，如果变电站运行状态发生了变化，那么相关工作人员一定要对相应的文件展开适当地修改，确保文件的准确性与合理性。
但是现阶段智能变电站试点工程虽然不断地建设与推广，但是在相关标准方面还欠缺一定的完善性，相关技术规范方面的理解不够充分。为此，智能变电站要更大面积的推广还存在极大的困难，还需要解决很多方面的问题，还需要不断地研究等。
二、变电站继电保护运行维护的策略分析
本文在研究变电站继电保护运行维护方面，主要对现阶段应用比较广泛的智能变电站继电保护运行维护进行分析，要确保智能变电站继电保护更加有效，便需要从以下几个方面着手，即：
首先，在正常状况在的几点保护系统运行维护。通常，智能变电站几点保护装置在正常运行期间，需要工作人员对其展开运行维护工作，同时运行人员还需要对继电保护装置的系统组成、二次回路、与相关原理等展开相应地了解，并且要定期进行检查与巡视工作，从而确保智能变电站继电保护正常的运行。在继电保护检修方面，运行维护管理人员需要对继电保护装置展开投入和停用等方面的操作，并且继电保护装置的信号指示和打印报告等情况需要通过运行维护管理人员进行详细地记录，之后将记录情况汇报给调控工作人员，最终确保相关工作人员能够充分地掌握与了解相关信息等。在继电保护装置检修期间，相关运行值班工作人员需要和检修人员展开协商工作，确保两者想法统一以后才能够对分和开关操作等展开检修，最终避免由于人为因素导致出现机械故障，致使检修工作实施的作用无法充分地发挥出来。如果继电保护装置开关存在突然跳闸的现象，那么相关工作人员需要对突然跳闸的原因进行及时检查，并且对继电保护装置的运行情况进一步的了解，在确保原因查明以后，采取有效的措施将故障有效地排出，最终确保智能变电器继电保护装置能够正常的运行。
其次，在异常状况下需要对继电保护系统进行运行维护处理。继电保护运行维护异常状态下和正常状态下的运行维护存在着差异，尤其现阶段的智能变电站中增加了一些新的设备，这些设备在应用中常常会出现不同的情况，因此工作人员在运行维护中需要注意的事项有：
第一，如果是间隔合并单元出现了故障，那么需要相关人员给予高度重视，分析产生故障的原因。如果合并单元在单套配置的间隔中发生了故障，则需要立即申请把间隔单元开关断开，同时需要退出运行状态；如果出现的故障在双套配置的间隔中，则需要将本间隔和故障合并单元相对应的保护出口压板退出，这样才能够有效地控制故障发生的范围，并且能够为检查故障出现的原因创建良好的条件；第二，如果是智能终端出现了故障，那么在该继电保护系统运行中，工作人员则需要给予该部分高度重视，由于智能终端需要通过开关设备与跳合闸对整个系统功能正常运行提供相应地保护作用，为此如果智能终端出现了故障，则会导致出现突然跳闸的现象，而终端出现故障的时候便会使得出口压板退出，从而对整个电力系统功能起到有效的保护作用；第三，作为通信网络核心设备之一，交换机也是智能变电站的中枢神经。因此，需要根据监控网络图和GOOSE网络图等相关资料，对所产生的故障进行详细地分析，找出故障发生点，制定合理的故障解决措施解决其故障，给继电保护正常运行提供有力的保障。
结语
本文主要从两个方面着手，第一方面分析了变电站继电保护的技术要点，第二方面分析了变电站继电保护运行维护的策略。通过分析明确当前智能变电站继电保护已经成为电力行业发展的重要形式，与传动的变电站相比，智能变电站的自动化与智能化的能力更强，并且该种变电器在运行中要比传统变电器的运行更加有效。但是需要注意的是，要确保智能变电站继电保护更加有效，便需要采取有效的策略解决存在的问题，只有这样才能够推动其更好的发展。
参考文献
[1]苏文远.智能变电站继电保护的运行和维护技术研究[J].企业导报，2014（12）：155-156.
[2]衷笠超.智能变电站继电保护的运行和维护技术研究[J].城市建设理论研究（电子版），2015（20）：8769-8770.
[3]王涛，朱俊.关于智能变电站继电保护的运行和维护技术思考[J].科技致富向导，2015（10）：76-89.
变电站继电保护原理范文5
关键词：变电站 继电保护 自动化系统
中图分类号：TP2 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2012）12（a）-0124-01
1 变电站系统中继电保护的基本任务和主要作用
1.1 基本任务
在变电站系统当中，继电保护的基本任务包括以下几个方面的内容。
（1）迅速、自动、有选择地控制特定的断路器跳闸，借此来对系统或是线路中发生故障的元器件进行保护，避免故障继续扩大或持续对元器件造成破坏。
（2）能够对变电站中各种电气设备的异常运行情况进行反映，并按照预先设置好的运维条件，发出相应的报警信号，同时减轻负荷，并自动完成跳闸。在这一过程中，通常不要求继电保护装置快速动作，只需要保护装置按照异常现象对电力系统及其各个元器件形成的危害程度进行相应地延时，以此来防止因干扰造成的误动作。
1.2 主要作用
当电网出现故障时，会引起以下问题：其一，造成系统中的电压急剧降低，这样极易引起用户负荷的正常工作被破坏；其二，在故障发生的位置处一般都会产生出较大的短路电流，由此引发的电弧会对电气设备造成一定程度地破坏；其三，会影响发电机的运行可靠性，这样便有可能导致系统振荡，严重时甚至会造成整个电力系统崩溃；其四，由故障引起的电流再流经电气设备时，会引起设备发热，进而导致设备的使用寿命下降，若是电流过大还有可能造成设备损坏。变电站继电保护能够在故障发生时将故障位置迅速从线路当中切除，从而有效地减轻了故障的破坏程度，同时还使故障影响的范围进一步缩小，确保了电力系统的安全、可靠、稳定运行。
1.3 变电站继电保护分类
变电站的继电保护按照被保护对象的性质大致可分为以下几种类型：其一，发电机的继电保护。此类保护包括发电机外部短路、定子绕组相间接地短路及过电压、对称过负荷、失磁故障、励磁回路接地等等。其出口方式主要有解列、停机、信号传输以及缩小故障影响范围等等；其二，线路的继电保护。按照线路的实际电压等级、中心点接地方式以及线路长度等又可分为相间短路、单相接地、过负荷等等；其三，变压器的继电保护。具体包括绕组短路、过负荷、中性点过电压、油箱压力过高、油面降低、变压器温度升高以及冷却系统故障等等。
2 变电站继电保护自动化系统的技术分析
2.1 相关技术
（1）继电保护技术。目前，在我国电力系统快速发展的推动下，继电保护技术获得了长足进步，继电保护装置也从以往单一的元器件逐步发展成为大型的现代化设备。继电保护可以持续对电力系统的运行状况进行检测，一旦检测到系统当中出现故障时，相应的继电保护装置便会快速、准确地将故障位置从系统当中切除。继电保护装置的应用进一步降低了系统因故障造成的损失。继电保护装置正在朝着监测、通信、保护等功能一体化的方向发展，相信在不久的将来，其势必会实现电力系统的自动化控制。而想要实现这一目标，继电保护装置应当具备足够的灵敏性、速动性和选择性。
（2）变电站自动化系统。其具体包括自动化监控系统、自动装置以及继电保护装置等等，属于集多功能于一身的系统。自动化系统借助数字通信技术、网络技术可实现信息共享。由于系统取消了控制屏和表计等常用的传统设备，从而使控制电缆的使用大幅度减少，这样一来有效地缩小了控制室的总体面积，减轻了维护工作人员的劳动强度。
2.2 系统功能分析
继电保护自动化系统主要是从电力调度中心当中获取所需的信息，而调度中心能够提供给系统所需要的全部信息，因此，该系统的实现有充足的信息资源作为保障。
（1）对复杂故障准确定位的功能。通常情况下，复杂故障定位的研究大多是基于装置的测距原理。目前，较为常见的测距方法主要有以下两种：①A型测距法。该方法又被称之为单端电气量法，具体是指测量故障行波脉冲在母线与故障点的反射时间来进行距离测量，该方法的优点是无需通信、成本低，缺点是容易受到其它线路末端发射的影响，致使测距结果误差较大；②D型测距法。该方法又被称之为两端电气量法，主要是通过测量故障行波脉冲传送至母线两端的时间差来进行测距的，其优点是测量原理简单、结果准确可靠，缺点是必须在母线两端分别设置测量仪器并进行通信。
（2）辅助决策功能。当系统出现故障时，常常都会伴随出现保护误动作的情况。以往传统的故障分析一般都是依靠人来完成，这就使得分析结果经常会受到人的经验和水平等因素的影响。而继电保护自动化系统由于是收集了故障发生前后的系统运行状态信息和相关的故障报告，所以能够进行模糊分析，并根据继电保护以及故障录波的采样数据来完成精确计算，这样便可以快速、准确地对故障进行判断，从而实现故障恢复的继电保护辅助决策。
（3）继电保护的状态检修。通过对相关统计数据的分析可知，导致继电保护装置误动作的主要原因有装置设计缺陷、生产质量问题以及二次回路维护不良等等。而微机型继电保护装置本身具有自检功能，并且还具备存储故障报告的能力，为此，能够利用继电保护自动化系统来实现状态检修。
3 结论与展望
总而言之，实现变电站继电保护对系统运行的自适应，若是按照整定计算会非常复杂，并且还有可能出现以下问题：其一，保护范围缩小、保护动作延时的时间延长；其二，系统有可能被迫退出一些受运行方式影响较大的保护；其三，还有可能发生失去配合的情况。凭借当前现有的技术力量和相关设备，并利用继电保护自动化系统，能够采集到每一次故障发生时周围系统的数据，然后通过线路短的故障电压和电流，可对线路的参数进行校核及修正，这样便能够实现线路参数的自动监测，但是却不能实现准确、快速判断出继电保护装置整定值的可靠性。为此，在未来一段时期内，应针对继电保护自动化系统在这个方面上的问题进行研究，这有助于继电保护自动化系统的实现。
参考文献
[1] 马益平.变电站自动化系统的应用体会和探讨[J].电力自动化设备，2010（5）.
[2] 王中元.在变电站综合自动化系统中有关继电保护问题[C]//第三届电力系统与电网技术综合年会论文集，2009（5）.
[3] 李君会.浅谈220 kV变电站综合自动化系统的发展及应用[J].城市建设，2010（33）.
变电站继电保护原理范文6
中图分类号：TM411文献标识码： A
1. 变电站系统中继电保护的基本任务和主要作用
1.1 基本任务
在变电站系统当中，继电保护的基本任务包括以下几个方面的内容：
（1）迅速、自动、有选择地控制特定的断路器跳闸，借此来对系统或是线路中发生故障的元器件进行保护，避免故障继续扩大或持续对元器件造成破坏。
（2）能够对变电站中各种电气设备的异常运行情况进行反映，并按照预先设置好的运维条件，发出相应的报警信号，同时减轻负荷，并自动完成跳闸。在这一过程中，通常不要求继电保护装置快速动作，只需要保护装置按照异常现象对电力系统及其各个元器件形成的危害程度进行相应地延时，以此来防止因干扰造成的误动作。
1.2 主要作用
当电网出现故障时，会引起以下问题：其一，造成系统中的电压急剧降低，这样极易引起用户负荷的正常工作被破坏；其二，在故障发生的位置处一般都会产生出较大的短路电流，由此引发的电弧会对电气设备造成一定程度地破坏；其三，会影响发电机的运行可靠性，这样便有可能导致系统振荡，严重时甚至会造成整个电力系统崩溃；其四，由故障引起的电流再流经电气设备时，会引起设备发热，进而导致设备的使用寿命下降，若是电流过大还有可能造成设备损坏。变电站继电保护能够在故障发生时将故障位置迅速从线路当中切除，从而有效地减轻了故障的破坏程度，同时还使故障影响的范围进一步缩小，确保了电力系统的安全、可靠、稳定运行。
1.3 变电站继电保护分类
变电站的继电保护按照被保护对象的性质大致可分为以下几种类型：其一，发电机的继电保护。此类保护包括发电机外部短路、定子绕组相间接地短路及过电压、对称过负荷、失磁故障、励磁回路接地等等。其出口方式主要有解列、停机、信号传输以及缩小故障影响范围等等；其二，线路的继电保护。按照线路的实际电压等级、中心点接地方式以及线路长度等又可分为相间短路、单相接地、过负荷等等；其三，变压器的继电保护。具体包括绕组短路、过负荷、中性点过电压、油箱压力过高、油面降低、变压器温度升高以及冷却系统故障等等。
2. 变电站继电保护自动化系统的技术分析
2.1 相关技术
（1）继电保护技术。目前，在我国电力系统快速发展的推动下，继电保护技术获得了长足进步，继电保护装置也从以往单一的元器件逐步发展成为大型的现代化设备。继电保护可以持续对电力系统的运行状况进行检测，一旦检测到系统当中出现故障时，相应的继电保护装置便会快速、准确地将故障位置从系统当中切除。继电保护装置的应用进一步降低了系统因故障造成的损失。继电保护装置正在朝着监测、通信、保护等功能一体化的方向发展，相信在不久的将来，其势必会实现电力系统的自动化控制。而想要实现这一目标，继电保护装置应当具备足够的灵敏性、速动性和选择性。
（2）变电站自动化系统。其具体包括自动化监控系统、自动装置以及继电保护装置等等，属于集多功能于一身的系统。自动化系统借助数字通信技术、网络技术可实现信息共享。由于系统取消了控制屏和表计等常用的传统设备，从而使控制电缆的使用大幅度减少，这样一来有效地缩小了控制室的总体面积，减轻了维护工作人员的劳动强度。
2.2 系统功能分析
继电保护自动化系统主要是从电力调度中心当中获取所需的信息，而调度中心能够提供给系统所需要的全部信息，因此，该系统的实现有充足的信息资源作为保障。
（1）对复杂故障准确定位的功能。通常情况下，复杂故障定位的研究大多是基于装置的测距原理。目前，较为常见的测距方法主要有以下两种：
①A型测距法。该方法又被称之为单端电气量法，具体是指测量故障行波脉冲在母线与故障点的反射时间来进行距离测量，该方法的优点是无需通信、成本低，缺点是容易受到其它线路末端发射的影响，致使测距结果误差较大；
②D型测距法。该方法又被称之为两端电气量法，主要是通过测量故障行波脉冲传送至母线两端的时间差来进行测距的，其优点是测量原理简单、结果准确可靠，缺点是必须在母线两端分别设置测量仪器并进行通信。
（2）辅助决策功能。当系统出现故障时，常常都会伴随出现保护误动作的情况。以往传统的故障分析一般都是依靠人来完成，这就使得分析结果经常会受到人的经验和水平等因素的影响。而继电保护自动化系统由于是收集了故障发生前后的系统运行状态信息和相关的故障报告，所以能够进行模糊分析，并根据继电保护以及故障录波的采样数据来完成精确计算，这样便可以快速、准确地对故障进行判断，从而实现故障恢复的继电保护辅助决策。
（3）继电保护的状态检修。通过对相关统计数据的分析可知，导致继电保护装置误动作的主要原因有装置设计缺陷、生产质量问题以及二次回路维护不良等等。而微机型继电保护装置本身具有自检功能，并且还具备存储故障报告的能力，为此，能够利用继电保护自动化系统来实现状态检修。
3. 结论与展望
总而言之，实现变电站继电保护对系统运行的自适应，若是按照整定计算会非常复杂，并且还有可能出现以下问题：其一，保护范围缩小、保护动作延时的时间延长；其二，系统有可能被迫退出一些受运行方式影响较大的保护；其三，还有可能发生失去配合的情况。凭借当前现有的技术力量和相关设备，并利用继电保护自动化系统，能够采集到每一次故障发生时周围系统的数据，然后通过线路短的故障电压和电流，可对线路的参数进行校核及修正，这样便能够实现线路参数的自动监测，但是却不能实现准确、快速判断出继电保护装置整定值的可靠性。为此，在未来一段时期内，应针对继电保护自动化系统在这个方面上的问题进行研究，这有助于继电保护自动化系统的实现。
【参考文献】
[1] 马益平.变电站自动化系统的应用体会和探讨[J].电力自动化设备，2010（5）.
[2] 王中元.在变电站综合自动化系统中有关继电保护问题[C]//第三届电力系统与电网技术综合年会论文集，2009（5）.
[3] 李君会.浅谈220 kV变电站综合自动化系统的发展及应用[J].城市建设，2010（33）.
