前言：中文期刊网精心挑选了继电保护及原理归纳范文供你参考和学习，希望我们的参考范文能激发你的文章创作灵感，欢迎阅读。
继电保护及原理归纳范文1
关键词：继电保护；安全运行；基本要求；措施
中图分类号：TM58文献标识码： A 文章编号：
1.前言
提高继电保护装置的安全运行水平，降低设备事故发生的概率，是每个继电保护工作者的神圣的职责与使命。同时，继电保护安全运行也是衡量与评价继电保护装置性能的重要指标和依据。对继电保护安全运行的基本要求之间是互相联系而又互相矛盾的，只有在不断解决保护装置应用中出现的基本要求之间的矛盾，使之既要达到平衡，又要尽可能地满足各方面的要求，保证继电保护的安全运行。
2.继电保护装置的基本要求
继电保护安全管理运行的基本要求主要包括以下四个，如图1所示。
（1）选择性。当电力系统中出现故障时，继电保护装置发出跳闸命令，仅将故障设备切除，使得故障停电范围尽可能的小，保证无故障部分继续运行。
（2）速动性。快速地切除故障以提高电力系统并列运行的稳定性，减少用户在电压降低的情况下工作的时间，以及缩小故障元件的损坏程度。
（3）灵敏性。在事先规定的保护范围内部发生故障时，不论短路点的位置，短路的类型如何，以及短路点是否有过渡电阻，都能敏锐感觉，正确反应。
（4）可靠性。在保护装置规定的保护范围内发生了它应该动作的故障时，它不应该拒绝动作，而在任何其他该保护不应该动作的情况下，则不应该误动作
图1
3.继电保护安全管理运行的目标体系
继电保护安全管理运行的目标体系是继电保护可靠运行的前提与保障。
（1）应该通过建立健全完善的继电保护专业化、标准化管理体系，加强对继电保护专业的全过程管理，确立目标，保证保护设备运行可控，使电网继电保护投入率达到100%，正确动作率保持在98%以上，从而使继电保护真正发挥电力系统安全卫士的作用。
（2）明确管理范围。继电保护专业应该实行全过程技术监督管理，从功能配置、设备选型、初步设计、施工安装、调试验收，到运行维护、定期检验、设备老化、安全寿命评估、更新改造等等各阶段实行监督到位。
4.继电保护安全运行管理措施分析
继电保护安全可靠运行是衡量继电保护装置性能的重要指标，也是评价各种原理构成的继电保护装置的主要依据，做好继电保护安全运行管理工作，可从以下几个方面做起：
4.1继电保护装置检验应注意的问题
在继电保护装置检验过程中必须注意：将整组试验和电流回路升流试验放在本次检验最后进行，这两项工作完成后，严禁再拔插件、改定值（包括改定值区）、改变二次回路接线等工作。
整组试验是一整套保护装置及其二次回路最终性能正确性的关键检验手段。如果在整组试验进行完毕后再进行上述工作，有可能造成定值区错误、定值错误或回路接触不良而无从发现，将给设备的安全运行带来重大隐患。
电流回路升流、电压回路升压试验，也必须在其它试验项目完成后最后进行。保证装置电流回路的正确性的最佳办法就是升流通电试验。最好是通过大电流发生器在电流互感器一次侧加大电流进行该试验，要用钳形电流表进行测量，还要在保护装置液晶显示器检查采样值。如果电流电压虽正确进入了微机保护内，但是装置的模数转换出现故障的话，势必会造成保护装置的拒动或误动。
4.2管理制度措施
继电保护专业人员应严格遵循“发现问题及时、分析问题到位、处理问题彻底”的原则，针对电网中发生的各类继电保护异常和缺陷，实现PDCA闭环管理，并在此基础上制定防范措施，避免了类似情况重复发生。
（1）应认真落实继电保护专业各级安全生产责任制，做到“凡事有人负责，凡事有据可查，凡事有人监督，凡事有章可循”，将安全目标、责任层层分解，落实到人，提高了继电保护专业安全生产管理工作的执行力。加强对微机继电保护装置的软件版本管理，严格执行南方电网微机保护软件版本管理规定，杜绝了由于软件版本管理不善而导致继电保护装置不正确动作的事故，积极开展防止“误整定、误调整”专项活动，排查二次设备和继电保护管理隐患，规范安全管理，确保继电保护设备的可靠运行。强化继电保护专业规范化、标准化建设，着眼于入网管理、现场投运前验收把关管理、装置软件版本管理、反措管理、整定管理等相关工作的全过程，注重系统性和可操作性。
（2）严格按照标准化工作。①按照继电保护设备检验周期，科学安排检修试验；作业严格按照继保作业指导书和作业表单要去进行工作；②定期开展继电保护设备运行分析，全面掌握设备情况，总结设备存在的问题目，并据此采取相应措施计划进行维护整改；③归纳分析继电保护管理上的漏洞，不断完善继保管理制度；④多渠道掌握相关新技术，落实多项措施用于整改缺陷和提高运行管理水平；⑤继电保护工作专业性强，知识更新快，对从业人员素质要求高。可通过邀请合作厂家人员或聘请行业专家对继保人员进行有目标有计划的有针对性的系统培训。
4.3 继电保护绩效考核措施
（1）应建立绩效评价的指标体系，比如继电保护定检完成率应该在100%水平，继电保护正确投入率也是100%，继电保护正确动作率不应小于98%。
（2）对于继电保护绩效评价结果的应用，应对未完成继电保护装置定检计划、保护装置不正确动作的情况，根据事故造成的损失影响对相关责任人进行考核，并将其工资奖金挂钩，从而能够通过绩效考评，充分发挥职工主观能动性，增强了工作责任心，经过评价——整改——提高——再评价的循环过程，使各项考核指标均得到稳固提高。
5.结束语
随着电力系统的发展和计算机通信技术的进步，继电保护技术的发展向计算机化、网络化、一体化、智能化方向发展，这对继电保护工作者提出了新的挑战。只有对继电保护装置进行定期检查和维护，按时巡检其运行状况，及时发现故障并做好处理，保证系统无故障设备正常运行，这对防止继电保护不正确动作，提高继电保护的安全运行，提高供电可靠性，具有十分重要的意义。
参考文献：
【1】广东省电力系统继电保护反事故措施2007版 广东省电力调度中心
【2】潘力志 浅议保护装置的正确动作与电网安全 山西电力
继电保护及原理归纳范文2
关键词：自动化系统；继电保护；控制探讨
Abstract: the author through this paper introduces power automation system operating mode and the reliability of the characteristic, summarized the wrong operation way of several control, and discusses the relay protection, the safe and stable operation of the power system, must improve the relay correct operating rate and better meet the requirement of the safe operation of the power system.
Keywords: automation system; The relay protection; Control discusses
中图分类号：F407.61文献标识码：A 文章编号：
一、电力系统操作方式及可靠性
(1)多级多地点控制功能自动化系统的控制操作方式有以下三种方式：
1、站控操作：运行人员存变电站层监控主机发出操作命令，通过交互式对话过程，选择操作对象、操作性质，完成对某一操作过程的全部要求。
2、远方遥控：由调度人员在调度端发出下行控制命令。
3、就地操作：作为后备控制方式，当监摔系统故障或网络故障时，可存问隔层的测控单元的小开关手动控制或通过就地监控单元装置上的薄膜键盘进行就地控制。
以上三种操作方式是通过软件或使能开关来相互转换，当切换到站控操作时，后备手动控制不产生任何作用，计算机对一台设备同一时刻只能执行一条控制命令，当切换到后备手动控制，站摔及遥控命令不被执行；当同时收到一条以上命令或预操作命令不一致时，应拒绝执行，并给出错信息。每个被控对象只允许以一种方式进行控制。
(2)操作过程中软件的多次返校
1、操作员工作站发出的操作指令，都必须经过选择一校核～执行等操作步骤，返校通过后再送至该点执行下一步骤。当某一环节出错，操作指令中断，并告警提示。每次操作结束后，系统自动记录操作过程并存盘。
2、操作员权限设密，以杜绝误操作及非法操作。目前成熟的监控系统的软、硬件设备都具有良好的容错能力，即便运行人员在操作过程中发生一般性错误，均不引起系统的任何功能丧失或影响系统的正常运行，对意外情况引起的故障，系统都具有恢复功能。
3、监控系统的双机配置。220kV及以上电压等级变电站自动化系统多作双机双网配置，作为人机接口的监控主站冗余配置，热备用工作方式，町保证任意设备故障时对控制功能无影响。时下的做法，监控丰站用以太网相联并以HUB作为该以太网的管理。该网上任一装置异常，可将热各机切换为主机工作。监控系统硬件的冗余配置，系统分层分布式结构，为变电站的控制与操作的可靠性提供了保证。
二、自动化系统技术分析
分层分布式自动化系统从软硬件上分层分级考虑了变电站的控制防误操作，提高了变电站的可控性及控制与操作的可靠性。
综合自动化站可采用远方、就地、当地三级控制，而常规站只能通过控制屏KK把手控制；常规站电气联锁设计联系复杂，在实际使用中，设备提供的接点有限且各电压等级间的联系很不方便，使得闭锁回路的设计出现多余闭锁及闭锁不到的情况。综合自动化站可方便地买现多级操作闭锁，可靠性高。
常规站，人是整个监控系统的核心，人的感官对信息的接受不可避免地存在误差，其结果就会导致错误的判断和处理。人接受信息的速度有一定限制，对于变化快的信息，有时来不及反应，可能导致不正确的处理。而且个人的文化水平、工作经验、责任心等因素都会影响信息的处理，可以说常规站人处理信息的准确性和可靠性是不高的。运行的实践证明，值班人员的误判断、误处理常有发生。综合自动化站的核心为系统监控主机，用成熟可靠的计算机系统实现整个变电站的控制弓操作、数据采集 处理、运行监视、事件记录等功能，可靠性高且功能齐全。
自动化系统简化了变电站的运行操作，可方便地实现各种类型步骤复杂的顺控操作，且操作安全快速，对于全控的变电站，线路的倒闸操作几分钟便町完成，而常规站实现同样的操作往往需要儿个小时，且仍存在误操作的隐患。
常规变电站控制一般采用强电一对一的控制方式，信息及控制命令都足通过控制缆传输。计算机懿控系统控制命令的传输由模拟式变成数字指令，提高了信息传输的准确性和可靠性。特别是分层分布式自动化系统，各保护小间与主控室之间采用光缆传输，提高了信息传输回路的抗电磁干扰能力。分散式布置，控制电缆长度大为缩减，在相同控制电缆截面时，断路器控制回路的电压降减少，有利于断路器的准确动作。
三、电网系统构成
从电网的角度分析电网继电保护综合自动化系统获取信息的途径。电网的结构和参数，可从调度中心获得；一次设备的运行状态及输送潮流，可通过EMS系统实时获得：保护装置的投退信息，由于必须通过调度下令，由现场执行，因此可从调度管理系统获得，并从变电站监控系统得到执行情况的验证；保护装置故障及异常，可从微机保护装置获得；电网故障信息，可从微机保护及微机故障录波器获得。通过以上分析可看出，实现变电站继电保护综合自动化系统的信息资源是充分的。
四、功能分析
1、对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析
通过与继电保护管理信息系统交换保护配置、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，电网继电保护综合自动化系统可实现对继电保护装置的可靠性分析。特别是当某种保护或保护信号传输装置出现问题，并暂时无法解决时，通过将此类装置的可靠性评价降低，减轻系统对此类保护的依赖，通过远程调整定值等手段，实现周围系统保护的配合，防止 此类保护的拒动而扩大事故。
2、实现对各种复杂故障的准确故障定位
目前的保护和故障录波器的故障测距算法，以某站220kV行波测距装置采用XC一21输电线路行波测距装置为例。该装置利用输电线路故障时产生的暂态电流行波信号，采用现代微电子技术研制。装置采用三种测距原理：
(1)两端电气量行波测距原理(D型)。根据装于线路两端测距装置记录下行波波头到达两侧母线的时间，则可计算出故障距离。两端测距法只使用行波波头分量，不需考虑后续的反射与投射行波，原理简单，测距结果可靠。但两端测距的实现要在线路两端装设测距装置及时问同步装置(GPS时钟)，且两侧要进行通讯交换记录到的故障初始行波到达的时间信息后才能测出故障距离(图一)。
(2)单端电气量行波测距原理。存被监视线路发生故障时，故障产生的电流行波会在故障点及母线之问来回反射。装设于母线处的测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态电流行波信号，使用模拟高通滤波起滤出行波波头脉冲，记录下如图二所示的暂态电流行波波形，根据到达母线的故障初始行波脉冲S1与故障点反射回来的行波脉冲S2之间的时间差t来实现测距。
图一F点故障时行波向两端母线的传播示意图
(3)利用来自电流互感器的暂态电流行波信号，不需要特殊的信号耦合设备。使用独立于CPU的超高速数据采集单元，记录并缓存暂态行波信号，解决了CPU速度慢，不适应采集处理暂态行波测距信号的困难。装置可储存最新的1O次故障的测距结果及4次故障电流波形， 设有掉电保护，所有记录数据在装置失电时均不丢失。得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检查越准确，调度端数据库中，已储备了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息。
图2 行波测距传播示意图及波形图
3、实现继电保护装置的状态检修
根据以往统计分析数据，设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。由于微机型继电保护装置具有自柃及存储故障报告的能力，因此可通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。
4、完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助策略
当系统发生较大事故时，由于在较短时间内跳闸线路较多，一般已超过了继电保护能够适应的运行方式，此时继电保护可能已处于无配合状态。此时进行事故恢复，不仅需要考虑一次运行方式的合理，还需要考虑保护是否可靠并有选择的切除故障。借助电网自动化系统，可分析当前运行方式下保护的配合关系，并通过远程改定值，完成继电保护装置对系统故障运行状态的自适应。
五、结束语
继电保护及原理归纳范文3
【关键词】保护装置 动态特性 原理 系统组成
新时期的电力发展对电力系统的稳定性要求更高，继电保护装置是电力系统中最为重要的保护装置，它可以对故障元件进行快速直接的切断，在整个系统安全稳定的方面作用最为重要，但是随着电力发展的需求，继电保护装置需要不断改进以满足电力运行方面的需要。本文提出用相关软件系统对电力系统故障时的保护装置动态特性进行数字仿真，分析装置的动作特性，且对该元件的仿真模式进行分析。
1 准确认识到电网事故的发生性质
经济的发展使得电力系统规模迅速扩大，区域经济和能源分布的不平衡使电网互联成为可能，电网的数据量和复杂性也同样在增加，这就要加强电网故障的抵抗能力。目前我国的电网抵御停电事故的能力还不够强，同时解决电网事故的能力得不到提升，提高电网的继电保护能力就显得十分重要。区域电网之间的关系越发紧密，电网的稳定运行成为了管理的关键项目，所以合理的利用动态仿真程序对电力系统运行状态进行分析有着十分重要的意义。随着计算机技术的应用，电网故障模拟成为了分析电网故障和保护电网安全运行的有效手段，故障时继电保护装置的动态数字仿真用以检查故障时保护装置的程序执行情况及各元件的配合情况。
2 数字仿真的原理
电力系统仿真软件利用电力元件数学模型和数值计算方法对电网的运行特性进行研究。 通常可以选择EMTPE电力系统电磁暂态及电力电子数字仿真软件包。与EMTP相比，EMTPE增加了一些新功能。尤其是在电力电子仿真的方面，不仅增加了新的元件模型，同时采用了新的计算方法，以解决现有EMTP仿真中出现的问题。程序模块首先实现继电保护装置的功能元件，常用的元件如：电压元件、功率方向元件、电流元件、阻抗元件等，各种相关元件按照保护的程序进行逻辑组合。仿真过程中将故障数据通过数字模拟到各保护元件之中，再通过观察保护各元件之间的配合情况来完成整体的动态特性模拟。这样就可以动态分析保护装置动作情况。动态仿真有三种形式，分别为连续仿真、单步仿真和断点仿真。
3 系统的组成
动态仿真系统的组成应包括数据录入模块、滤波模块、动作方程模块、动作特性模块、以及图形显示模块。在仿真应用之前，可以通过软件应用功能对保护程序进行流程图的绘制，并且对电流、电压等基本数据进行统计。当统计完成后就会按照流程图对整个系统的保护程序进行计算。仿真的过程其实是对所有元件检测的过程，根据不同元件的属性，使每个仿真时钟进行时间调控，在调控前要保证所有元件种类的数据都被记录后才能开始，调控过程不受元件数量影响，而是受元件种类来左右程序运行进程。
4 元件的结构仿真
元件的主要结构分为测量、逻辑、时间、其他四部分，逻辑中就只有自定义一种，时间元件则由延时展宽和定长输出两种，其他则分为启动、电压互感器断线、电流互感器断线和振荡闭锁，每一个元件都可以执行移动、复制、删除等操作，各个测量元件所测量到的测量值都可以归纳到数学公式中来进行计算。
5 接口和其他功能
在数据接口上需要解决如何无失真地反映故障时保护装置的采样数据仿真，需要解决数据接口的采样率同步问题，可以通过软件算法同归计算形式来解决这一问题。
其他功能包括对不同原理的保护可以选用不同的滤波算法。可以直接在框图上对继电保护的定值进行检查和修改，这使得保护定值的校验变得容易，可以方便地改变元件的特性和编号。实现阻抗元件的自定义特性。自定义特性的逻辑元件最大限度地满足用户的需求。
6 结束语
继电保护装置是对电力系统在故障时进行良好保护最高效的一种措施，如何提高保护装置动作正确率显得尤为重要。目前动态数字仿真软件已经被广泛的应用，它的使用在很大的程度上能够深入分析保护装置的动态过程，在电力系统故障分析中起到更加重要的作用。
参考文献
[1]郭征，贺家李，杨洪平，柳焕章，卢放.电力系统故障时继电保护装置动态特性的数字仿真[J].电力系统自动化，2003（11）.
[2]孙元章，杨军，张晓东，彭晓涛，刘焱.电力系统动态仿真中的继电保护模型[J].电力系统自动化，2009（20）.
[3]吴国，宋新立，汤涌，仲悟之，刘涛.电力系统动态仿真中的继电保护建模[J].电力系统自动化，2010（23）.
继电保护及原理归纳范文4
关键词：智能变电站；继电保护；智能电网；二次系统
中图分类号： TM77文献标识码：A 文章编号：
本文通过对智能变电站基本概念特征及结构的分析，初步探索了电网继电保护工作在智能变电站建设中所面临的新要求，并有针对性地提出了解决方案。
一、概念与特征
在国家电网公司所制定的《智能变电站技术导则》中将智能变电站定义为：采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。
1.一次设备智能化
一次设备的智能化是智能变电站建设的基础，到目前为止真正意义上的智能一次设备还没有投入运行，当前采用较多的是由常规一次设备+智能组件构成的智能一次设备，如：智能断路器、智能变压器等。由于采用了数字化的电子式互感器及光纤网络，一次设备与保护等二次设备之间的数据交互方式实现了完全的数字化。
2.二次设备网络化
在智能变电站中，传统的二次回路概念被极大地弱化；变电站中二次设备之间以及与一次设备的通信连接全部采用高速的光纤网络，二次设备真正地实现了数据、资源的共享。传统的电缆及连接导线连接方式被数字公共信号网络所取代。这样的变化节省了了大量电缆、连接导体、端子等模拟量电路耗材，人工不可直接接触的数字通讯方式使得继电保护系统的可靠性得到很大提高，变电站控制功能的实现得以简化并可以进一步优化。
3.信息交互标准化
智能变电站内电气设备的数据通讯都基于统一的IEC 61850规约。统一标准方式使得不同的设备厂家可以基于同一标准，不再需要考虑和其它设备的数据通讯问题，简化了电气设备的安装、调试及检修流程，做到了电气设备的即插即用，这使得变电站内的安装维护工作较以前方便很多。
4.运行控制智能化
在智能变电站中将应用大量的智能化决策支持系统，这将使得整个变电站自动化运行水平进一步提高。调度中心的相关操作控制命令将在智能变电站中自动执行，并具备各类自动校核功能。此外，在线状态检测不仅实时检测各个电气设备的运行状态还对其进行评估分析，并将结果上送至调度中心以便于运行工作的安排。相对于无人值守的综合自动化变电站，智能变电站不仅简单地接受调度中心的命令，还参与站内设备有关的分析决策。
5.功能应用互动化
如上文所述，智能变电站不仅仅是一个电能变换和输送的中间节点，更是一个独立进行决策分析的智能处理单元，每个智能变电站之间及其和调度中心、管理终端等依据其功能效用进行互动，相互交换数据及决策方案。这无疑将大大地提升电网运行的自动化水平。
二、智能变电站的逻辑结构
在智能变电站中，其基本的结构不在是常规站的间隔+主控设备这样的方式，其逻辑结构可以划分为：过程层、间隔层和设备层。
1.过程层
过程层主要包括一次设备及其附属的智能组件及智能装置，如：变压器、高压断路器、隔离开关、互感器等等。可以看到过程层中不仅包含是一次设备，而且包含各类智能接口、合并单元等设备。过程层的主要作用在于：量测数据采集、各类设备状态检测及控制命令的下发执行。
2.间隔层
间隔层中包含有各类监控设备和继电保护设备等，这些设备依然次采用依据间隔的配置方式。间隔层实现了对各个间隔内一次设备的控制、监视和保护。间隔层内的设备采用光纤数字通讯方式与设备层以及站控层的设备进行通讯。
3.站控层
站控层由各类人机交互用的设备、数据前置机、服务器以及用于外部其它变电站及调度中心数据连接的服务器、工作站等设备组成，其主要的作用在于实现全站的集中控制。上述的逻辑结构在国家电网公司所制定的《智能变电站技术导则》中采用设备层和系统层予以实现。
三、智能变电站的建设情况
目前国家电网公司的多个智能变电站试点工程已经逐步投入运行，其中既有地区级的110kV、220kV变电站，也有500kV及750kV的大区变电站；其中既有新建站也有进行技术改造的老站。这些变电站从功能设计到运行特性，其各项指标都满足了智能变电站的各项功能要求，预示着我国今后变电站建设的主要方向。
四、智能变电站投运对于电网继电保护工作的新要求
随着智能变电站的建成投运，其运行维护工作就成为电网运行需要探索的新问题。尤其是对于继电保护工作来讲，将面临完全不同于常规变电站的新的局面。这主要是由于在智能变电站中，二次系统不再是常规变电站的模拟量构建的回路，而是实现了数字化、网络化；同时大量的智能决策系统将得以应用；这使得继电保护工作将面临新的变化。
1.技术工作内容的变化
一直以来，继电保护工作人员负责其管辖电网内的各个变电站内的二次系统的维护及调试等工作，由于二次回路采用模拟量电路构建，继电保护工作的重心在于对二次回路的维护。但在智能变电站中，二次回路被通信网络所替代，继电保护工作人员不在面对复杂的二次回路，而是要保证处于网络化条件下整个保护系统的可靠工作。这一转变使得原本已经延续了几十年的保护工作任务、流程、规范都发生了本质性的变化。为适应这种变化不仅仅需要设备厂家提供详细的技术资料，更需要继电保护工作人员在实践中挖掘设备特点、总结归纳新设备的运行特性，以此为基础制定新的规范和标准。
2.人员专业素养要求的变化
由于二次设备的网络化，一次设备与二次设备的连接及二次设备之间已经基于数字方式进行信息交互，这使得继电保护工作人员不仅仅要熟悉继电保护的原理，还需要掌握IEC61850规约等通信技术。因此，熟悉电气、通信、计算机等技术，并具备相关专业技能的的复合型人才成为继电保护工作的新要求。由于大学教育中的专业划分，当前继电保护工作人员对于这部分非传统的保护相关内容并不熟悉，因此需要在工作中结合智能电网的特点以及各类智能设备的特性，辅之于专门的讲座培训等手段，加速保护工作人员对于这部分内容的理解和掌握。如有可能，各高等院校在专业教育中也应增强通才教育，弱化电气专业教育内部的专业划分，增强复合型人才的培养。
3.继电保护管理工作的变化
在智能电网中，运行控制的智能化也是其一个标志性特征；对于智能变电站中的保护系统，智能化的决策管理工作也必将开展。如何结合智能变电站特点和要求，设计建设符合继电保护工作要求的管理模式和流程也就成为下一阶段继电保护工作的重点研究内容。这不仅需要智能化的决策支持系统的研究与应用，更需要继电保护工作人员结合工作需求探索新的管理模式。
五、结语
在智能电网的建设中，继电保护工作将发生重大变化，变电站内保护系统的网络化、数字化意味着沿用了几十年的二次回路将逐步退出历史舞台。今年5月31日，我省首座智能化、无人值守500千伏变电站——榆次北变电站在完成全部智能化调试和无人站标准竣工验收后，如期启动投运，这标志着山西在智能化变电站的建设运行方面又迈上了新台阶。如何适应新的形势，充分发挥新的设备及新技术的效能，需要继电保护工作人员在实践中进行不断的总结分析，为山西省的转型跨越发展做出积极的贡献。
参考文献：
继电保护及原理归纳范文5
【关键词】四遥 线路光纤纵差保护 微机保护装置 控制回路 二次接线设计
1 综述
对于进线线路引自另一个变电站同一电压等级母线的变电站，其进线开关因光纤纵差保护为与上级变电站配合，须与上一级出线开关使用同一厂家、型号的保护装置，而站内原有微机保护系统往往为另一套不同厂家出产，存在进线开关微机保护装置与站内原有微机保护系统不兼容，导致遥测、遥信、遥控、遥调功能无法实现的情况。
针对这一情况，现有的解决方案有以下几种：
（1）在变电站增加与进线保护装置配套的通讯及后台系统，与原有微机保护系统相互独立，专用于进线开关的“四遥”功能的实现。缺点为需增加整套通讯屏及后台监控机，成本过高。
（2）使用不同厂家的保护装置与微机保护系统，其中遥信、遥测功能较易实现，而遥控、遥调的实现需修改通讯协议，定制远动系统终端软件，实现保护装置的正常通讯，从而实现“四遥”功能。缺点是需联系厂家技术人员定制编写通讯协议及后台软件，实现难度较大。
（3）采用不同厂家两套微机保护装置，设计改造控制回路使两套装置分别实现保护跳闸功能和“四遥”功能。此方法仅需在原有基础上增加一台线路保护装置，成本低，实现难度低，且能按计划实现预计功能。
由上可以看出第三种方案具有一定的优势，本文以实例介绍了第三种方案的具体实现方法。下面以南瑞继保RCS-9613CS线路光纤纵差测控保护装置与南自机电PDS-741数字式线路保护测控装置共同控制的同一进线开关柜的控制回路接线为例，分析二次回路接线中出现的问题，并提出了二次接线解决方案，供技术人员参考。
2 基本情况
晋煤集团供电分公司凤北35kV变电站两回35kV进线分别引自凤凰山35kV变电站337、338开关，架空线路总长分别为3.253km、3.184km，其进线开关363、364配备光纤差动保护与过流I段、过流II段保护，均采用南自机电PDS-741数字式线路保护测控装置实现。
2013年凤凰山35kV变电站进行了综自系统改造，由原有南京南自机电自动化有限公司的PDS-7000微机保护系统更换为南瑞继保RCS-9000系列装置，为配合上一级变电站，保障线路光纤差动保护的实现，凤北35kV变电站进线开关计划使用南瑞继保RCS-9613CS线路光纤纵差测控保护装置实现进线开关光纤差动及过流保护。由于需要与站内原有南自系统通讯及后台配合，仍使用南自PDS-741数字式线路保护测控装置实现“四遥”功能。需重新设计二次接线来保障两套保护装置的配合运行。
3 设计思路及分析
设计原则：与微机保护双重化配置不同，该进线开关柜配备的光纤差动保护与过流保护仍使用同一保护装置实现，接线的基本原则是安全可靠，并兼顾投停、检修的灵活便利。从以往的保护误动事故案例统计分析来看，二次回路的复杂性是造成保护误动的主要原因之一，故两套保护装置间的联线应尽可能少，以减少因二次回路接线复杂造成的保护误动。
将设计思路归纳如下：
3.1 总体设计思路
使用南自PDS-741数字式线路保护测控装置实现进线断路器手动合闸、手动跳闸、遥控合闸、遥控跳闸、合位监视、跳位监视、遥测数据上传等“四遥”功能，南瑞RCS-9613CS线路光纤纵差测控保护装置仅用来实现在故障时跳开进线断路器。与上级变电站光纤纵差保护用通讯光缆联入RCS-9613CS装置，原PDS-741装置控制回路尽可能保持完整，将南瑞RCS-9613CS保护跳闸回路接入原PDS-741装置控制回路中实现功能。
3.2 直流控制电源与装置信号电源的选择
《国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护实施细则》中对多重保护的直流电源未做明确规定，由于两套保护装置均使用DC220V电源做为装置电源和操作电源，为简化运行人员投停操作，同时保障不因产生寄生回路使回路中产生环流而引起保护误动作，要求装置信号电源与操作电源分开，两装置的信号电源相互独立。
在本次回路设计案例中，南瑞RCS-9613CS控制回路仅取其保护跳闸出口继电器的常开接点，相当于在PDS-741保护跳闸回路中增加了一个无源接点，因此两保护装置控制回路均使用PDS-741装置的同一操作电源。
同时按《实施细则》要求，独立的保护装置直流回路必须全部取自该保护专用的电源端子对，故采用南瑞RCS-9613CS光纤差动保护跳闸接点无源回路两端必须使用单独的端子接入PDS-741保护跳闸回路中。
3.3 防跳回路的选择
两个保护装置均内置防跳回路，为防止两个防跳继电器配合问题出现使防跳继电器动作后无法返回，接线时应只使用其中一个防跳回路，出于减少接线复杂度考虑，使用南自PDS-741数字式线路保护测控装置防跳回路。
按设计要求，南瑞RCS-9613CS实现线路故障时与对侧光纤差动保护装置配合跳开进线断路器功能，防跳继电器（TBJV）、合后位置继电器（KKJ）、跳闸保持继电器（TBJ）及合闸回路、合位、跳位监视回路均不应接入实际使用控制回路中，因此仅使用图1中虚线部分即可实现功能。
图1中，KD为接线端子排，13KD2、13KD9为增加的该回路专用电源端子对，13n4XX为装置背板接线端子，13LP1为RCS-9613CS保护跳闸压板，BTJ为装置内部保护跳闸继电器出口接点。
为防止产生寄生回路，将图1回路两侧与原回路断开，直接接入南自PDS-741装置控制回路操作正电源中。即将图1回路与南自PDS-741装置保护跳闸出口并接，如图1所示。
图1 改造后的南自PDS-741控制回路原理图（局部放大）
实际运行中取下南自PDS-741装置原配的保护跳闸压板（1-42XB1），投入南瑞RCS-9613CS保护跳闸压板（13LP1），两套保护装置设置定值相同，由南自PDS-741保护装置发出故障信号，南瑞RCS-9613CS装置实现保护跳闸回路的接通。
3.4 装置电压、电流回路
两保护装置电压并接自PT同一绕组，由于光纤差动保护所需CT绕组与过流保护使用 CT绕组极性相反，同时按《国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护实施细则》要求，两保护装置电流分别引自CT相互独立二次绕组。
4 实施效果
现晋煤集团供电分公司下属机关35kV变电站、凤北35kV变电站合计4个进线开关全部采用上述接线方式，实现了两套不同厂家保护装置分别独立实现开关柜“四遥”功能与保护跳闸功能，均稳定运行，未出现异常，有效降低了综自改造时的设备购置成本，实现了预计功能，在实践应用中取得了良好地效果。
5 结语
随着现场运行的微机保护设备不断更新换代，许多二次回路需根据现场实际情况进行变更，在变更中既要把握重点，又要重视细节，使二次系统真正成为电力系统的安全屏障。
参考文献：
[1]张晓亮，李江龙.谈变电二次设计过程中的细节问题[J].科技情报开发与经济，2006（24）：284-286.
继电保护及原理归纳范文6
关键词：特高压；输电线路；保护配置
中图分类号：TM7 文献标识码： A
特特高压输电线路是我国未来电网统一的重要基础，同超特高压输电线路、常规电压等级电路相比，特特高压输电线路的运行特性有着一定区别。如大电容的输电线路分布、长距离的线路、单位电感电阻壁纸较大等特点，因此在特特高压输电线路操作不善或发生故障问题时将会引发巨大的后果。
一、特高压直流输电线路保护研究现状
高压直流输电线路在电力系统中承担主干作用，肩负着能源产地与负荷中心间输送电能的重任，是现代电力系统中最为重要的部分。在现存的众多输电方式中，高压直流输电是最为高效和便捷的。正因为高压直流输电线路具有巨大的实际价值，对高压直流输电线路的保护工作显得十分重要。高压直流输电线路分布广阔、地理环境恶劣和气象环境复杂，是最容易发生故障的电力设备。随着中国坚强电网计划的推进，2010 到 2020 年间我过将有 92.85 GW 的直流传输容量被安装，其中62.93%的项目是±800 kV 等级的特高压直流系统。
高压直流输电线路故障后果严重，不仅降低了电力系统可靠性，还影响了电力系统的稳定运行。国内、外曾出现过多次高压直流输电线路故障案例，这些事故均对电力系统的稳定运行造成了严重影响。分析高压直流系统系统发生的的典型事故，原因归纳起来主要包括两个方面：设计缺陷和设备或元件故障，而其中设计更加关键，如果设计合理，可以避免很多由于设备或元件故障而造成的闭锁事故。因此，目前在高压直流输电系统的设计以及制造和运行维护中还有大量的研究工作需要做，运行中的高压直流系统中很多功能需要完善、改进，电力科研和工作人员需要不断地总结经验教训并将其用于实际高压直流系统才能使高压直流输电系统更加稳定、可靠。因此研究快速、可靠、准确的高压直流输电系统继电保护原理和保护装置是一系列迫切、有实际意义的课题，这一系列课题的科研成果可产生巨大的社会价值和经济效益。
目前，现场运行的高压直流输电线路继电保护设备主要由国外厂家 ABB 或SIEMENS，国内厂家南瑞继保提供。主保护配置行波保护、微分欠压保护；后备保护配置电流差动保护，部分工程也配备低电压保护。
二、特特高压输电线路继电保护面临的问题
1、受到电容以及电流等的影响
在特高压输电线路当中，由于自然的功率比较大，并且单位长度之内的电容较大，进而就造成阻抗较大，所以在输电线路当中相关的电容将会超过额定的数值， 这样的情况就给此项工作带来极大的不便，同时也会给差动保护带来较大的困难。另外一个方面，由于存在有分布电容的影响，所以在发生故障之时会使得距离继电保护器和故障点之间不会呈现出线性的关系，反而是呈现出一种双曲正切的函数关系，这样的情况也会给实际的工作带来较大的不便。
2、受到电压的影响
特高压输电线路在发生故障之时，由于其中的非故障线路之上的静电感应电压会比较高，所以，相应的，电弧熄灭的时间也会延长，严重之时甚至会出现电弧不消弧现象的发生，而
这一情况就将直接的影响到重合闸动作的成功与否。在实践操作当中，也需要针对这一方面的问题引起足够程度的重视。
3、受到电磁暂态过程的影响
在特高压输电线路当中，由于其电线比较的长，所以，在发生相应的故障之时，操作过程之中的生产高频量的分值会比较的大，较为接近于工频，而这一点也会给实际的工作带来极
大的不便。高频的分量，其不仅仅会使得暂态元件受到一定程度的影响，还会导致稳态的电气测量结果出现较大的误差，为继电保护工作带来非常大的困难，所以，需要针对这一情况进行合理的改善。
三、特特高压输电线路继电保护配置的应用
1、负序方向保护
负序方向纵联保护具有丰富的运行经验。负序分量存在于故障的全过程，因此，负序方向纵联保护可以可靠地反应不对称故障的全过程，不受振荡的影响，不受平行线零序互感的影响，但是其灵敏度也与系统运行方式和线路换位情况有关。另外，其主要缺点是被认为“不能可靠反应三相短路”。 由于三相短路的初瞬间出现的不对称和负序过滤器电路有一定的滤除高频分量的能力等原因，负序方向保护也可反应三相短路。由于有负序功率方向继电器把握方向，故阻抗继电器采用向反方向偏移的圆特性而不需要记忆回路，而且不必设振荡闭
锁。但是负序功率方向（辅以零序功率方向）配以正序突变量方向或相电流电压突变量方向的纵联保护在理论上和实践上都是比较成熟的，应是特特高压输电线主保护待选方案之一。
2、分相电流差动保护
从原理上来看分相电流差动纵联是最为有效的保护方式，而且这一方式不会受到系统振动、运行方式的影响；受到过度电阻影响小，具有良好的选相功能。但是需要注意的是，在特特高压输电线路中应该全面的对分布电容电流的影响加以分析，特别是在暂态状态下由于电压中往往会存在较多的高频分量，而电流电流与频率成正比，也会使得在电路中出现更加大的高频电容电流，这样一来势必会导致特高压电路两端电流波形、相位及幅值出现大幅度的变化，进而影响到电流差动的正常工作。因此在采用这一方式同时应补偿电容电流。值得一提的是，在微机保护中可以通过研究补偿电流算法来实现，例如补偿暂态电容电流的算法。
3、高频闭锁距离保护
一般来说，距离纵联保护具有丰富的操作运行经验及优点，主要优点就在于可以同时作为主保护与下一级线路的远后备，而且其保护范围固定、不会受到不同运行方式所带来的影响，在条件允许的情况下，还可以根据实际情况进行欠范围或超范围整定，从而实现特特高压输电线路运行过程当中跳闸式、闭锁式、允许式等各类纵联保护方式，其次，在特特高压输电线路的不同情况与不同保护目标下能够自动的采取各类不同动作特性。
4、交流过电压保护
交流过电压保护原理是首先检出过电压最严重的特特高压输电线路开路端避雷器的消耗能量，在导致该避雷器热破坏前，高速断开无负荷的特特高压输电线路，以实现消除过电压和防止避雷器的损坏。避雷器的消耗能量按计算，其中K为与避雷器电压相当的固定值。避雷器消耗能量的测量以热承受量曲线对应的反时限特性为基础，在要求高速动作的大电流范围时，则按定时限特性。
结语：
针对特高压输电线路，需要设置相应的保护配置，而针对具体的设计方案以及相关的应用方式进行研究，是保证工作质量和工作效率的关键点。根据对特高压输电线路的保护配置设计以及相关的应用进行详细的分析和阐述，从实际的角度出发，针对具体的设计原则、设计的基本方案等，进行了探析，力求更进一步的加强此项工作和技术的发展，为特高压输电线路工作的前进做出积极的贡献。
参考文献：
[1]．强洪涛．浅谈我国特高压输电技术的发展趋势．电力与能源，2012（09）
