变电站保护

变电站保护（共12篇）

变电站保护 篇1

0 引言

近年来,在数字化变电站的主要特征和关键技术[1,2]、IEC61850工程应用模型[3]、面向通用对象变电站事件GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event)检修方法、电子式互感器的采用等方面取得了大量的研究成果和建设经验[4]。

2009年5月,国家电网公司提出了建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础,利用先进的通信、信息和控制技术,构建以信息化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的统一坚强智能电网的战略发展目标[5]。

目前数字化变电站的信息化、自动化、互动化程度与智能变电站的发展目标仍存在一定的差距,本文对智能变电站的保护装置进行了研究。

1 智能变电站及智能组件

智能变电站是由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组合而成,以高速网络通信平台为信息传输基础,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、协同互动等高级应用功能的变电站[6]。

智能变电站分为系统层和设备层,如图1所示。

系统层实现数字化变电站站控层的功能,面向全站或一个以上高压设备,通过智能组件获取并综合处理变电站中关联智能设备的相关信息,按照变电站和电网安全稳定运行要求,控制各设备层协同完成多个应用功能。

设备层主要由高压设备、智能组件和智能设备构成,实现数字化变电站过程层和间隔层的功能,完成变电及测量、控制、保护、监测、计量等相关功能。

智能组件是灵活配置的物理设备,包含测量单元、控制单元、保护单元、计量单元、监测单元中的一个或几个。

外置的智能组件的形态可以是测控装置、保护装置、状态监测的智能附件等。每个智能设备可以是如下形式之一:

a.独立运行的高压设备加上外置的智能组件;

b.高压设备加上内嵌的包含状态监测单元的智能组件,再加上外置的一个或多个智能组件;

c.高压设备加上内嵌的智能组件。

设备智能化和智能高级应用是智能变电站的重要特征。设备层将传统一次、二次设备进行融合,体现了未来变电站设备智能化的发展方向,并且目前已出现了这种趋势,如组合电器插接式开关PASS(Plug And Switch System)设备已包含了一次和二次部分。图2显示了设备智能化演变趋势。设备层的智能组件是一个涵盖了各种装置的统一名称,即过程层设备和间隔层设备既可以组合、融合在一起,也可以外置安装。就是说,考虑到现有的一次设备状况,设备层智能设备采用“高压设备+智能组件”的模式,智能组件可以集成、分散、内嵌、外置等任意组合灵活架构。智能组件的构成,包含了传统间隔层的设备,符合现状与未来的发展。设备层的概念并没有排斥间隔的概念,也没有取消测控装置、保护装置。

对于保护、测控、通信、状态监测等功能与高压设备集成,需要充分考虑传统二次设备与一次设备融合的技术难度与复杂性。在技术尚未成熟的阶段,在变电站应仍然是测控装置与保护装置独立,状态监测组件外置在高压设备附近。

2 保护和测控装置的新要求

数字化变电站“三层两网”结构使间隔层保护测控可以充分利用资源高度共享的优势使装置往集成化的方向发展。只要硬件处理能力足够强大,全站式保护[7]也是可能的。智能变电站强调了间隔功能自治,智能组件和高压一次设备一体化设计。保护测控装置作为智能组件的一部分而存在,是面向间隔的。

不管是往多间隔二次设备集成的方向发展,还是往按间隔一、二次设备集成的方向发展,都对装置设计提出了新的要求。主要表现为以下6个方面。

a.具有多个不同用途的以太网通信接口。数字化变电站的典型结构为三层两网,间隔层智能设备IED(Intelligent Electronic Device)要具有分别与站控层和过程层的通信接口。由于交换信息、网络流量和实时性要求的不同,它们将组成不同的以太网网络。在发展的过程中出于可靠性的担忧,甚至要求GOOSE和采样值SV(Sampled Value)分别组网。智能变电站两层一网的结构简化了通信网络,但对网络带宽、组网方式、优先级控制、网络安全等方面提出了更高的要求。保护测控装置的设计必须具有多个不同用途的以太网通信接口。

b.具备与光电互感器和智能开关设备数字接口和大流量数据处理能力。从数字化变电站通过合并单元MU(Merging Unit)或智能单元对一次设备智能化到智能变电站提出的智能化的一次设备,都强调了数据获取的通信手段,这是光缆替代电缆的必然结果。保护测控装置直接模拟采样并进行数据运算的方式发生了根本性的变化。因此要求保护测控装置必须具备与智能一次设备的数字接口。尤其是SV数据流量对保护测控装置的平台处理能力是一个巨大考验。

c.统一的硬件平台。正因为测量部分和执行部分随着一次设备智能化而从保护测控装置中分离出来,保护测控装置仅需要强大的通信能力和逻辑运算功能,这为保护测控装置采用统一的硬件平台创造了条件,也是装置可互换的一个内在要求。

d.良好的互操作性。保护测控装置必须符合IEC61850系列标准,具有良好的互操作性。要求装置的功能设计必须按IEC61850建模。

e.具有间隔录波和事故简报功能。智能变电站的智能更多体现在高级应用方面。比如在线分析决策,事故快速恢复。事故分析要做好,需要在2个方面做到标准化:语义模型的标准化,事件表示的标准化。前者是基于IEC61850统一建模,使得基于计算机的自动分析成为可能;后者是要从模拟量中提取出事件,将模拟量信息转换为事件信息,然后将来自保护、断路器的事件皆做统一表达。

f.功能强大、方便易用的配套工具。为实现IEC61850所倡导的功能的自由分布,保护测控功能必须采用模块化设计,需要专门的基于IEC61131-3的可视化开发工具。智能变电站的保护测控功能基于通信来完成,通信比较抽象,装置开发过程中最频繁出现的概念是模型、映射、参引、服务、IED能力描述文件ICD(IED Capability Description)、系统规格文件SSD(System Specification Description)、全站系统配置文件SCD(Substation Configuration Description)、IED实例配置文件CID(Configured IED Description)等,要使继电保护人员能不被这些概念所困扰,就必须有配套的配置工具,使抽象变得具象。

3 基于IEC61850的装置建模

IEC61850功能描述并非用于功能标准化,而是用于满足集控中心与变电站之间及变电站内IED之间的通信要求。采用IEC61850标准建立IED的对象模型首先是对IED的功能进行定义、分解和分配。以数字式变压器保护装置为例[8],尽管各厂家产品的功能不完全相同,但都包含5个方面的功能。

a.保护功能:差动速断保护、谐波制动的比率差动保护、电流速断保护。

b.测量功能:测量各侧电流、有功、无功及功率因数。

c.控制功能:断路器控制。

d.故障录波。

e.人机接口:供就地人机交互和手动操作。

IEC61850标准[9]用逻辑节点LN(Logical Node)描述设备的功能,实际设备的每个功能都定义为相应逻辑节点类的一个实例。一个典型变压器保护装置的功能可由IEC61850-7-4中对应的逻辑节点描述,并按功能分配在不同层(此处将功能分配到不同层指的是逻辑划分,而非物理划分,例如在过程总线采用传统二次电缆的情况下,间隔层和过程层的逻辑节点通常驻留在一个单独的物理装置内),如图3所示(图中,逻辑节点PDIF、PHAR、PIOC分别表示差动保护、谐波制动、瞬时过流保护功能;RADR表示扰动记录功能;MMXU表示测量功能;CSWI表示断路器控制功能;IHMI表示就地设定和手动操作功能;TCTR、TVTR分别表示电流、电压互感器;XCBR表示断路器)。

4 FB与LN设计

在进行装置程序设计时,可以利用IEC61850标准模块化思想和面向对象技术,采用PLC可编程组态技术来生成装置程序,这样可以解决保护测控装置在工程实施中遇到不同需求和新功能要求时修改装置程序的问题。IEC61850标准对逻辑节点类及其子类、逻辑节点包含的数据类及其子类、数据属性及其子类进行了规范,保证了装置数据结构的一致性。

IEC61131标准定义了软件模块,通过模块把PLC看作一种具有能执行多种任务的结构的控制器,其特长是用配置(configuration)、资源(resource)、程序(program)、功能块FB(Function Block)、任务(task)、功能(function)、POU(Program Organization Unit)把控制器作为阶层结构从软件的观点实现模块化。

IEC61850的发展方向是实现“即插即用”,在工业控制通信上最终实现“一个世界、一种技术、一个标准”。IEC61850用服务(server)、逻辑设备(logical-device)、逻辑节点(logical-node)、数据对象(data)、数据属性(dataauttribute)组成的一个层次模型来描述电力系统设备对象。

IEC61131和IEC61850是为了解决2个不同领域产品之间互通、互操作或者互换问题而分别制定的标准。这2个标准各自理论化地建立了自己领域对象的基础模型,这2个领域模型各逻辑层次的对应关系如图4所示。

功能块FB代表物理功能,逻辑节点LN代表抽象功能,两者既有区别也有联系。IEC61850希望做到“功能(LN)可以自由分配到装置中”,那么就要求FB与LN的划分趋于一致。否则IEC61850只能当作一个通信规约,其真正内涵很难得到发挥。

假如利用可视化功能块开发工具开发出一个三相过负荷保护功能块(OLPTOC),这个功能块是符合IEC61131-3标准的一个普通功能块。如果从IEC61850标准的角度看,这个功能块实际上是实例化自PTOC(过负荷保护)逻辑节点类的一个逻辑节点。这样的处理很自然地将IEC61131的功能模型与IEC61850的通信模型结合起来。这种结合带来的另一个显著的好处是,在装置组态过程完成装置生产后,可以很自然地生成符合IEC61850标准的ICD。如图5所示。

5 通信网络与关键技术

网络系统是智能变电站的神经系统,其可靠性和实时性决定了变电站自动化系统的可用性。通信网络的可靠性主要通过选择具有高可靠性的网络拓扑结构及采用冗余技术来保证。双以太网卡冗余热切换技术加上星型网和环网混合组网的网络结构是比较理想的智能变电站网络系统方案[10]。在图6所示的设计方案[1]中,各IED都带有双网卡,可分别接入2台交换机,过程总线和站级总线都采用环形拓扑,因此该方案可极大地提高系统的可靠性。

网络系统设计属于优化问题,要综合考虑可靠性、经济性及易维护性等诸多因素。关键技术有3点。

a.大流量数据处理,抗网络风暴技术。千兆网络,虚拟局域网VLAN(Virtual Local Area Network)技术,现场可编程门阵列FPGA(Field Programmable Gate Array)前置数据处理技术能有效提高网络可靠性。

b.SV、GOOSE、IEEE1588对时三网合一,有效地简化网络复杂度。智能变电站甚至把过程层网络和站控层网络合一,更进一步增加了网络的集成度,减少交换机数量,简化网络结构,提高可靠性。

c.采用IEEE1588网络对时[11],以最便捷的方式解决高精度数据同步问题。

IEC61850对时间同步的要求分为t1~t5共5级,其中:t1要求最低,为1 ms;t5要求最高,为1μs。由于传统以太网自身的限制,通过多播方式在网络内实现时间同步很困难。IEC61850采用简单网络时间协议SNTP(Simple Network Time Protocol)实现不同设备间的同步采样[12],以协调世界时UTC(Universal Time Coordinated)作为时钟同步源。由于过程层总线的负载大,要求同步误差控制在1μs,因此过程层同步标准必须采取IEEE1588标准。1个IEEE1588精密时钟系统包括多个节点,每个节点代表1个时钟,时钟之间经由网络连接。按工作原理可将时钟分为普通时钟、边界时钟和透明时钟。在网络中,每个时钟都可能处于从属时钟(slave)、主时钟(master)和原主时钟(passive)共3种状态,时钟所处的状态是根据最优化的时钟算法确定的。IEEE1588所定义的精确网络同步协议实现了网络中的高度同步,使得分配控制工作时无需再进行专门的同步通信,从而达到了通信时间模式与应用程序执行时间模式分开的效果。

6 配置工具

IEC61850标准提供了变电站配置描述语言SCL(Substation Configuration Language)。SCL包含5个方面的对象。

a.系统结构模型,变电站主设备,拓扑连接等。

b.IED结构模型,应用和通信信息。

c.通信系统结构模型,设备在哪个接入点(Access Point)接入哪些总线(bus)。

d.逻辑节点类定义模型,包含数据对象(DO)和服务。

e.逻辑节点和一次系统功能关联模型。

这样通过SCL语言可实现对变电站系统和IED装置功能描述。SCL本身基于可扩展标记语言XML(e Xtensible Markup Language),通过XML Schema规定了SCL文件的语法结构和约束条件。

一般情况下装置的功能描述文件有几千行,而全站的信息描述文件可能会有几十万行,如果这些内容都由手工书写来完成配置,不但工作量巨大,而且极易出错。因此,简单易用的可视化配置工具,不但可以极大减轻配置工作量,提高配置效率,也能有效地验证配置文件的正确性。如果说以往常规变电站正确的二次接线图并不能保证现场实际接线的正确性,而配置工具却可以通过静态验证手段,确保变电站二次设备之间逻辑联结的正确性,进而确保工程实施的安全性。

配置工具分为系统配置工具和装置配置工具。配置工具对导入的配置文件进行语法校验,并保证导出的配置文件语法正确。

装置配置工具负责生成和维护装置ICD文件,并支持导入全站SCD文件以提取需要的装置实例配置信息(CID),完成装置配置并下装配置数据到装置。

系统配置工具负责生成和维护SCD文件。工具导入ICD文件,完成系统实例化配置后,导出全站SCD配置文件。工具可支持SSD文件的生成和导入。

装置配置工具支持系统配置工具进行以下5种实例配置。

a.通信参数配置。如通信子网配置、网络IP地址、网关地址等。

b.IED名称和描述配置。

c.数据对象实例(DOI)描述的配置,包括离线描述“desc”和在线描述“d U”。

d.报告控制块及其数据集配置。

e.GOOSE控制块及其数据集配置。

按IEC61850-6第5节的定义,装置组态流程如图7所示。

a.用装置配置工具生成符合IEC61850模型要求的装置ICD文件,应保证各类型装置ICD文件的模板Data Type Templates的一致性。

b.用系统配置工具,导入装置ICD文件和变电站系统规范文件SSD,统一进行所有装置的实例配置,生成全站SCD配置文件,其中须保留ICD文件的私有项。

c.使用装置配置工具导入SCD文件,增加自己的内部功能配置数据,生成最终下载到装置的数据文件(CID),完成装置配置。

7 虚端子

GOOSE输入输出信号为网络上传递的变量,与传统继电保护装置的实际端子存在着对应的关系,为了便于形象地理解和应用GOOSE信号,将这些信号称为GOOSE虚端子。

智能变电站智能装置GOOSE虚端子[13]配置方法通过如下技术方案实现。提出智能装置虚端子、虚端子逻辑连线以及GOOSE配置表等概念,具体包括3个方面的内容。

a.虚端子:智能装置GOOSE“虚端子”的概念,将智能装置的开入逻辑1~i分别定义为虚端子IN1~INi,开出逻辑1~j分别定义为虚端子OUT1~OUTj。

虚端子除了标注该虚端子信号的中文名称外,还需标注信号在智能装置中的内部数据属性,智能装置的虚端子设计需要结合变电站的主接线形式,应能完整体现与其他装置联系的全部信息,并留适量的备用虚端子。

b.逻辑连线:虚端子逻辑连线以智能装置的虚端子为基础,根据继电保护原理,将各智能装置GOOSE配置以连线的方式加以表示,虚端子逻辑连线1~k分别定义为LL1~LLk。

虚端子逻辑连线可以直观地反映不同智能装置之间GOOSE联系的全貌,供保护专业人员参阅。

c.配置表:GOOSE配置表以虚端子逻辑连线为基础,根据逻辑连线,将智能装置间GOOSE配置以列表的方式加以整理再现。

GOOSE配置表由虚端子逻辑连线及其对应的起点、终点组成,其中逻辑连线由逻辑连线编号LLk和逻辑连线名称2列项组成,逻辑连线起点包括起点的智能装置名称、虚端子OUTj以及虚端子的内部数据属性3列项,逻辑连线终点包括终点的智能装置名称、虚端子INi以及虚端子的内部属性3列项。

GOOSE配置表对所有虚端子逻辑连线的相关信息系统化地加以整理,作为图纸依据。

在具体工程设计中,首先根据智能装置的开发原理,设计智能装置的虚端子;其次,结合继电保护原理,在虚端子的基础上设计完成虚端子逻辑连线;最后,按照逻辑连线,设计完成GOOSE配置表。逻辑连线与GOOSE配置表共同组成了智能变电站GOOSE配置虚端子设计图。

8 装置测试

测试是保护测控装置开发过程中必不可少的环节。除了要进行型式试验、电磁兼容试验等性能测试外,还要进行一致性测试。IEC61850-10对一致性测试的要求进行了详细的规定。通过一致性测试是实现互操作的基础。这些测试需要专门的机构来做,例如荷兰的KEMA试验室。

由于数据的接口方式发生了根本性的变化,所以装置的功能测试方面也有较大的变化。

首先是测试系统的搭建。一种方法是用传统的继电保护测试仪加上合并单元(MU)和保护测控装置一起构成闭环的测试系统[14]。只要MU和保护测控装置事先按第6节所述的过程完成配置工作,它们完全可以看作一个整体,这就与传统的继电保护装置没有什么区别了。还有更直接的方法就是采用专门的能支持IEC61850的测试仪或软件工具进行针对性的测试。OMICRON公司的CMC356测试仪支持直接输出SV和GOOSE,通过配置后可以和保护测控装置直接构成闭环测试系统。

另外有几款软件工具是数字化保护测控装置调试或测试的有效帮手,例如IEDScout工具可以直接与装置之间进行对等的GOOSE收发测试。MMS Ethereal工具通过对以太网数据流进行抓包,提供了一种有效的仲裁手段。当SV、GOOSE出现异常时,可以通过对数据流的解读和分析,快速定位问题原因。

9 结语

IEC61850系列标准的颁布实施,极大促进了变电站自动化系统的发展。数据共享、互操作、功能自由分布,基于丰富的全站信息的高级应用正逐步实现。数字化变电站的发展改变了变电站二次保护和测控的设计思路,智能电网战略的提出加速了智能变电站的发展。一些很有前瞻性的技术方案被提出,虽然在实施过程中可能出于对通信网络可依赖性的担忧会采取一些折中方案,但都对继电保护和测控装置的设计提出了根本性的变革要求。智能变电站的很多实现技术和手段都可以沿用数字化变电站的方案。只不过在一、二次融合方面智能变电站走得更远。高级应用方面如状态检修、顺序控制、事故快速恢复都会随着IEC61850的深化实施而逐步实现。在深入研读国家电网公司在智能电网及智能变电站方面的研究报告、技术导则、实施规范的基础上,结合对数字化变电站保护测控装置的研发经验[7,8,9,10,11,12,13,14,15],全面总结和阐述了智能变电站保护测控装置开发设计的一般思路,所涉及的关键技术正在不断地完善和成熟。

摘要：智能变电站分为系统层和设备层,系统层实现数字化变电站站控层的功能;设备层主要由高压设备、智能组件和智能设备构成,实现数字化变电站过程层和间隔层的功能。智能组件是智能变电站一、二次设备融合的产物。保护测控装置作为智能组件的一部分面向间隔层。智能设备采用IEC61850标准建立对象模型;在进行装置程序设计时,可以利用IEC61850模块化思想和面向对象技术,采用PLC可编程组态技术生成装置程序;网络通信的可靠性通过选择高可靠性的网络拓扑及冗余技术来保证。论述了装置建模、功能块(FB)和逻辑节点(LN)的设计、网络结构和关键技术、配置工具和配置过程、虚端子、装置的测试等技术。

关键词：智能变电站,智能组件,数字化变电站,虚端子,IEC61850

变电站保护 篇2

（一）本月我在师傅的悉心指导下，主要学习了《电业安全工程规程》以及《防止二次系统人员“三误”工作规定》，现将学习情况总结如下：

第一：关于《电业安全工程规程》的学习

通过不断对的《安规》学习，认识到了安全的重要性，“安全第一、预防为主、综合治理”，认真总结出大多数事故原因是由于人员安全意识淡漠、安全责任心不强、习惯性违章、现场设备不熟悉、安全措施不完善、未履行安全操作规程等原因引起的，而所有的这些细节就像隐藏在我们身边的猛虎一样，一旦我们稍有疏忽大意，它们就会立即出来夺人性命造成巨大伤害，因此在我们的日常生活、生产中应谨慎认真，控制危险源、危险点，把所有安全隐患都消灭在萌芽状态。安全对于每一个人来说都是非常重要的，安全这个话题一直来也都是那么的沉重与严肃，从来不会过时，而安全特别是对于从事电力工作的每个人尤为显得迫切，必须时刻保持警惕，要时刻牢记不按照安全操作是安全的最大敌人，违章操作是各类事故的祸根，各类事故大都是由于违章造成的，遵章守纪才是安全生产的保障，因此在工作中一定要本着“不伤害自己，不伤害他人，不被他人伤害”的三不伤害原则，努力提高安全防范意识，经常学习安全生产知识以确保能安全生产和生活。

第二：关于《防止二次系统人员“三误”工作规定》的学习

身为继保员的我，更应该自觉学习和了解继电保护及自动装置专业相关规范和规章制度，以便在今后工作中严格认真执行，确保人身的安全和设备的正常运行。通过对《防止二次系统人员“三误”工作规定》的学习，我认为：1，防止误碰每个员工都要树立高度的安全责任感，在现场工作过程中不做与工作无关的事情,对于运行中的设备要特别注意，设备巡视检查要谨慎小心,不允许接触事故按钮，保护屏柜门轻开轻关，在运行保护设备周围打孔洞时，做好安全防振动的措施，不允许一个人到现场进行检修工作，要知道工作内容、工作地点、安全措施以及相邻带电部位，要根据工作任务开展危险点分析，预想每次工作中可能存在的不安全因素，都做到心中有数。2，防止误接线二次接线改造时，必须制定技术方案而且还要严格履行逐级审批手续，对于公司下达的设计整改方案，1如有疑问应及时向相关人员提出异议，待确认无误后方可执行，严格按照图纸接线，杜绝无图纸进行二次接线工作，以免引起设备不安全运行。

变电站保护 篇3

关键词：220kV变电站；主变保护；双重保护

中图分类号：TM631 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）17-0110-02

根据国家电力公司所颁布的二十五项反措的具体要求，需要对重要的设备和线路进行加强的特别保护，即需要坚持两套处于相对独立的主保护的原则。而且要求这两套保护是基于不用原理、来自不同厂家的产品。而对于重要的原件，还要充分考虑对其进行的后备保护的设置。

1 双重保护策略的配置原则

1.1 在主保护上，坚持两套相互独立的保护原则

坚持这一原则，可以采取在主变套管电流和独立电流两种互感器之间进行切换的设计方式。如果旁路断路器取代主变断路器运行，此时第一套主保护就应与之相应，切换到旁路断路器电流互感器的位置。同时，应该考虑选用具有高安全性能的继电保护设备装置：32位机的DSP平台的采用以及14-16AD的转换；在保护模块安排合理的双重化控制，在其中一套保护进行检修出现问题时，使另一套保护得以正常运行；确保将输入直流电的电极颠倒时，装置不发生损害，并且在极性回置之后装置可以正常工作

等等。

1.2 坚持综合自动化的原则

按照系统化的组织原则，进行智能的信息采集与检测，综合安排系统资源的配置，以使运作环节一体化，提高科学性、效率和合理性。如在主变保护的双重保护中，可以将进行控制和数据采集的单元安装在开关柜之内，即可采用交流取样的方式从电压或电流互感器上直接测量。而自动化系统的采用，更是达到了减少人员、提高效率的目的，将人的劳动量转移到机器上，提升劳动质量和精

确度。

2 在双重保护中的具体措施

2.1 保护模块进行合理的配置

在实施模块的装置保护时，对配置模块实行双重化的合理配置，这一配置对运行中的设备实施全方位的保护，如果遇到设备中的配置出现故障而不能运行操作时，这一配置的实施就会起到保护设备的作用，由于在进行检修或运行的过程中，考虑到设备的安全性问题，如果遇到故障的装置需要退出程序或停止运行，进行检修的情况发生，双重化的保护配置就会在不影响其他装置的情况下，完成继续安全运行。装置保护在跳闸口的保护措施进行双重的出口保护，并且还具有一定的监视功能，可以实施远程在线召唤，并对制定的参数定值实行保护与修改，对时间进行有效的顺序记录。

2.2 双重保护装置的多种实施功能

在进行双重保护的过程中，装置能够发出自检后的异常信号，可以在自检后得出配置出现损坏，发出警告后双重保护装置继续安全运行，而不会发生误动；此外，双重保护装置还能够进行自动复位的功能，如果程序出现非正常的操作时，双重保护可以通过自动复位的功能进行修复，并经过复位修复后自动回到安全正常的工作状态中。另外，主变保护采用双重保护的实施可以最大力度地保证在各软件实施保护的过程中，发生任何故障或遇到任何情况都不会互相进行影响，而是具有一定的整定值改变功能，将装置的面板进行安全运行的改变并实施保护。

2.3 双重保护装置完善的分析功能

主变保护采用双重保护的实施运用中，还具有完善的故障分析功能；双重保护对于差动保护会采取不同的原理进行主保护，主要是为了对变压器的绕组实施保护，在进行回流保护的过程中，每套保护都相对独立，对保护的范围也会重叠及交叉，以便在运行过程中遇到死区。

2.4 双重保护对后备的短路相间保护

变压器作为主要保护，在对后备的短路进行相间保护时，主要是对短路的故障及相邻的软件实施后备保护，在高压测能够安装阻碍保护的保护装置，在低压测能够安装电流速断的保护装置；与此同时，变压器对自身进行相应的保护措施，当变压器遇到温度及瓦斯等系统上的故障时，双重保护系统就会实施全方位的保护装置，并发出故障信号，在整个的保护过程中，变压器瓦斯具有密封、防水、防油的优越性。

3 双重保护在主变保护中的应用

实施过程应该遵循专业规律、国家行业规则以及实际需要情况。下面以新疆某220kV电站为参考，对这一双重保护策略予以论述。

3.1 基于电气量的主保护

基于电气量的主保护，其必然选择仍为纵差保护。纵差保护的实用性和优势显而易见：它不仅能够反映出处于变压器的内部的相间的短路故障，而且还能反映出匝间层间的和单相接地的短路造成的故障。两套主保护采用的差动保护基于不同原理，当变压器异常或出现故障时，差动保护的工作方式为：保护动作会跳开处于变压器各侧的断路器，并且发出信号。

3.2 抗阻保护

以220kV侧为例，此类保护抗阻具有偏移特性，保证指向变压器的正方向指向。方案一：保护的正方向是指向变压器的，而且对于110kV的母线故障具有灵敏系数；保护设置为一段式、两个时限，其中第一时限跳开220KV侧的分段和母联断路器，而第二时限则跳开的是变压器各侧的断路器。方案二：保护范围到变压器部分的绕组和本侧线路的出口，不延伸至变压器另一侧的母线；保护设置为一个段式、一个时限，保护动作延时跳开处于变压器各侧的断路器。同时，要防止极力防止在异常情况下产生的误动，如切线闭锁、切换过程的直流和交流失压等等。

3.3 过流保护

从优先对电力设备进行保护的原则出发，过流保护可采用复合电压闭锁的过流保护。出于对中压和高压侧的接地设备的考虑，对于单相接地故障的出现，还要进行零序过流保护的配置。以220kV侧为例，配置复合电压闭锁的过流保护。方案一：保护设置为两段式，其中第一段为带方向，指向变压器，设为两个时限，其中第一时限跳开的是110kV的母联断路器，第二时限为不带方向，保护动作则跳开处于变压器各侧的断路器。方案二：保护设置为两段式，其中第一段为带方向，指向220kV的母线，设为两个时限，其中第一时限跳开的是220kV的母联断路器，第二时限则跳开本侧的断路器。第二段为不带方向，保护动作则跳开处于变压器各侧的断路器。同时，为了消除因母线发生的三相短路故障而引起的相间方向的元件死区，变压器的220kV侧的相间方向元件的电压取自110kV侧的电压。复合电压则取自35kV侧。

3.4 中性点保护

在变电站主接线方面，低压侧为不接地，中压和高压侧为中性点的直接接地。据此，在低压侧方面只安排零序过压保护的配置；在中压和高压侧，安排间隙电流保护以及零序过压保护和零序过流保护，且要主要注意两种情况：隔离刀合闸时，中性点的接地运行状态下，上述的零序电压和电流以及间隙电流参数都可被监视；隔离刀分闸时，中性点的不接地运行状态下，上述三种参数中的零序电流无法被监视。此外，还需要断路器失灵保护和非全相保护。

4 结语

在220kV变电站的建设运作中，双重保护的实施更加科学合理，提高了变电站运作的效率。220kV变电站的主变保护所采取的双重保护策略的原理原则，对主变保护的双重保护策略的实施有了更详细的运作理论，以求探讨220kV变电站的管理改进与运作升级之路。

参考文献

[1] 陈新海.浅谈220kV变电站主变保护双重化保护实施[J].中国高新技术企业，2010，（6）.

[2] 何竞飞.浅析220kV变电站主变保护双重化保护实施[J].中国新技术新产品，2011，（22）.

智能变电站保护配置方案研究 篇4

随着科学技术的不断发展, 智能化、信息化技术在社会不同领域中得以广泛应用, 如对促进我国经济发展和保障社会长治久安有着作用电网系统就实行了变电站智能化改革。而在这过程中, 为了能够充分发挥智能化变电站的作用, 必须要对智能变电站中的所有电子设备进行充分的了解, 并在了解的基础上进行合理的调配和管理, 如此才能够真正发挥其智能运行和管理的作用。本文主要探讨了智能变电站的给予分层配置的继电保护方案, 详情如下。

1 智能变电站配置新的保护方案的缘由

智能变电站设计新的保护配置方案的根本原因在于现在使用的继电保护方案存在一定的缺陷, 无法很好的满足智能变电站高效运行的需求。缺陷体现在:1) 现有的继电保护配置的根本工作目的就是单纯切除故障, 而对于切除故障完后的所有情况不做其他处理。这种现象直接导致了电力系统在故障切除后无法得到有力保护, 极有可能影响到其他元件的工作, 扰乱整个电力系统的正常运行;2) 保护范围比较小。现有的继电保护方案的保护动作只是局限在本地网络, 对于本地网络之外的其他网络不予以考虑, 这种保护形式的直接后果是无法对整个电网的运行情况进行全面且客观的反应和评价。且由于范围比较小, 直接导致整个电网的很多装置之间缺乏必要的协调, 直接威胁了整个电网系统的稳定;3) 后备保护装置保护能力比较差。现有继电保护装置的后备保护大多工作时间都比较长, 且均是通过牺牲快速性的方式来达到保护的目的, 所以也决定了这种保护装置无法长久发挥其作用[1]。

2 智能变电站新的保护配置方案

我国电网继电保护在整个数字化进程中, 其保护配置主要有两种:模拟式保护配置和数字式保护配置两种。但是由于两个保护配置的转变延续时间过长, 因此, 也直接造成了现行的数字式保护配置的大量思维模式仍然是受到模拟式保护配置的影响, 没有能够将数字微机产品本身具有的各种优点淋漓尽致的表现出来。智能变电站是一种无人坚守变电站, 本身能够自行完成多种操作, 且具有信息传递和分享的功能。基于这一点, 本研究提出的电网继电保护配置方案为“基于分层配置的保护方案”。这种方案, 相对于传统继电保护方案而言具有同时实现主保护和后背保护的功能。基于分层配置继电保护方案最主要的特点就是, 不同的间隔保护分配在不同的间隔层, 每一种间隔保护均尽可能与其他间隔保护保持安全距离, 比如变压器保护与间隔建的母线保护就是相互存在, 变压器与过程层中的交换机相互独立存在, 而母线保护则需要通过过程层的交换机来或者电网运行信息, 从而顺利的完成母线保护和及时跳闸工作[2]。而这些间隔保护则集中有站控层内的保护单元进行控制和保护, 确保了所有保护之间的有序运转。

分层配置继电保护方案的具体保护功能配置与传统继电保护配置的区别有:变压器保护包含的保护结构仅有I段后备保护和主保护两种。线路保护的保护结构除了包含有I段后备保护和主保护两种保护之外, 还保留有零序I段和差动保护等几个保护结构。母线保护结构功能不进行任何更改。剩余的企业后备保护结构主要是由站控层内的保护管理单元进行实现和管理。分层配置机电保护方案的优点有:1) 确保网路安全。该保护配置方案中变压器保护和线路保护等间隔保护设备的动作均是独立进行, 不需要依赖任何其他设备就能够实现信息交互。也就是说若电网网络信息出现瘫痪现象, 那么继电保护的主保护动作仍然进行, 保障了网路信息的稳定和安全;2) 实现后备保护系统的集中控制, 保障保护结构的有序开展。智能变电站的后备保护主要是由变压器过负荷保护、线路过负荷保护以及母线充电保护等多种过流、过电以及过负荷保护等组成。这些后备保护均是独立存在, 并统一由站控层内的保护单元进行集中管控, 保障了所有保护结构的顺利开展[3];3) 简化了后备保护。传统的继电保护配中线路、变压器以及母线等这些比较重要的后备保护装置均是分散开来, 而分层配置继电保护方案中这些重要的后备保护采用的是集中管理的方式。这种集中管理的方式能够确保管理人员随时可以快速得到整个智能变电网的运行方式变化情况, 从而更加快速的判定变电站运行存在的问题并及时的做好科学处理;4) 提升变电站继电保护性能。分层配置保护方案内包含自适应跟踪运行装置、自适应投退装置以及自适应调整保护定值装置等, 这些装置能够实现快速跟踪网络拓扑、自动识别投退功能以及控制和调整保护定值等, 真正提高了变电站继电保护的性能。

4 结论

综上所述, 传统电网一直坚持的继电保护“四性”原则在很大程度上保障了我国电网的安全, 大大降低电网破坏和瓦解事故的发生率。但是, 随着智能变电站的不断发展, 传统的继电保护配置面临诸多的难题和挑战。为此, 变电站负责部门必须要使用现有的先进技术, 制定出符合智能变电站电网运行的继电保护配置, 确保新的保护配置能够满足电网安全运行的需求, 保障职能变电站运行的稳定和安全。

参考文献

[1]皮志勇, 徐东升, 皮志军.常规变电站的智能化改造工程实践[J].中国电力教育, 2012, 19 (33) :52-53.

[2]王斌, 王玉琪.无人值班变电站对综合自动化系统要求的探讨[J].中国电力教育, 2012, 30 (36) :74-76.

变电站保护 篇5

变电站直流电源既是开关的操作电源，也是继电保护装置的电源，电网和变电站的安全运行要求直流电源必须具有高可靠性，失去直流将可能造成继电保护和开关的拒动，造成电网大面积停电和设备的损坏，严重威胁设备和电网的安全运行。直流由所属单位分散管理，设备种类多，标准应该统一，下面就直流电源使用谈以下几个应引起注意的问题。

一、目前存在的直流断路器（直流开关）和熔断器（保险管）的配合

其配合关系应执行《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004条款中6.1.3的规定：

1.熔断器装设在直流断路器上一级时，熔断器额定电流应为直流断路器额定电流的2倍及以上。这样可保证动作的选择性。

2.直流断路器装设在熔断器上一级时，直流断路器额定电流应为熔断器额定电流的4倍及以上。即：熔断器为2A时，上一级直流断路器应为8A及以上。这样的配合主要是考虑了直流断路器动作速度相对比较快。由于下级采用熔断器，相应增加了上级开关的额定电流，所以建议最末一级应尽量采用直流断路器。

二、上下级熔断器之间、上下级自动开关之间额定电流的选择，其配合关系应按《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136-2001条款9.2.10、9.2.11中的规定： 9.2.10条款为：1.熔断器额定电流应按回路的最大负荷电流选择，并满足选择性的要求。干线上熔断器熔件的额定电流应较支线上的大2级——3级。

在安全评价文件中，要求上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，必须保证2——4级级差，电源端选上限，网络末端选下限。为避免蓄电池组总熔断器无选择性熔断，该熔断器和分路熔断器之间，必须保证3——4级级差，对级差的要求又有所加大，其目的主要是使上级脱扣（熔断）时间大于下级，确保上、下级直流熔断器在过负荷或直流短路时选择性。

级差是熔断器(直流断路器)生产制造时的额定电流关系，额定电流分别为3A、6A、10A、16A、20A、25A、32A、40A、50A、63A、80A、100A、125A等，它不是成固定倍数的关系。分支熔断器选用6A，按大2-3个级差考虑干线应选用16A或20A的熔断器。

一般每个回路继电保护配置的保险丝为3A或6A，可以根据直流电压和一次开关合闸、跳闸线圈电阻阻值很容易确定合闸、跳闸电流，那么它干线上保险丝的额定电流就很容易确定了，直流屏馈出的熔断器电流值不宜选择过大，因为它决定着上一级熔断器电流值的大小，否则无法与总保险配合，必要时必须增加直流馈出的数量，分散负荷，避免负荷在某段母线的集中，即某一回路最大负荷电流必须要控制，负荷在多回路中分摊，这需要在设计时通过计算，使馈出回路数量上有充分的裕度，并在设计中明确所设小母线的数量。

9.2.11条款为： 1.上下级自动开关之间额定电流的选择：

自动开关额定电流应按回路的最大负荷电流选择，并满足选择性的要求；干线上自动开关脱扣器的额定电流应较支线上的大2级——3级。

7.5.2条款为：开关电磁操动机构的合闸回路，直流断路器可按（大于等于）0.3倍的额定合闸电流选择，但直流断路器过载脱扣时间应大于开关固有合闸时间。

直流电动机回路，直流断路器可按（大于等于）电动机的额定电流选择。

7.6.3条款为：开关电磁操动机构的合闸回路，熔丝可按0.2——0.3倍的额定合闸电流选择，但熔断器的熔断时间应大于开关固有合闸时间。

直流电动机回路，熔丝可按电动机的额定电流选择。

在国家电网公司颁布的《直流技术标准》中对直流系统的保护规定如下：

（1）直流回路中严禁使用交流空气断路器；当使用交直流两用空气断路器时，其性能必须满足开断直流回路短路电流和动作选择性的要求。（2）直流空气断路器、熔断器应具有安一秒特性曲线，上下级应大于2级的配合级差，并应满足动作选择性的要求。（3）直流电源系统中应防止同一条支路中熔断器与空气断路器混用，防止在回路故障时失去动作选择性。

由于不同制造厂或不同系列产品存在性能差异，混合使用有可能会失去动作选择性配合，因此，一个站的直流熔断器或自动空气开关，原则上应选用同一厂家的系列产品。

断路器与熔断器混合保护的级差配合比较困难，由于无时限的断路器的脱扣速度基本不变，而熔断器的动作具有反时限特性。无论断路器安装在熔断器之前或之后，总在某些短路电流值范围内会出现失去动作选择性。因此，应避免这种组合保护方式。

直流系统熔断器应分级配置，上下级熔体应满足选择性配合要求。一个站的直流熔断器或自动空气断路器，原则上应选用同一制造厂系列产品。使用前宜进行安秒特性和动作电流抽检，同一条支路上的空气开关和熔断器不宜混合使用。

直流回路中采用空气自动空气断路器时，必须选用合格的直流空气断路器，严禁采用交流空气断路器。对已经采用的，必须安排更换。

在变电所直流电源屏上，由于蓄电池组的容量确定后，其出口回路熔断器额定电流是按蓄电池1H放电率电流选择的，并应与各馈出回路相配合；从保护动作选择性要求，蓄电池输出回路断路器额定电流应大于馈出断路器额定电流最大的一台来选择，配合系数一般取2，必要时取3，取以上电流最大者为蓄电池输出回路断路器额定电流，并应满足蓄电池出口短路时灵敏系数的要求。所以设计部门在设计时，基本也确定了蓄电池出口回路额定电流和馈出回路的额定电流。如防酸式和阀控式密封铅酸蓄电池回路设备选择：

蓄电池容量（AH）

200

300

400

500

800

熔断器IE（A）

200

315

315

400

630

直流断路器IE（A）

160

200

250

315

500

详见规程5044——2004附录F

三、目前变电站直流电源的保护大多采用直流断路器和熔断器配合，熔断器和直流断路器配合的混合方式，很不规范，一般微机保护和电磁式保护分别采用直流断路器和保险管，而新上的直流电源屏均采用直流断路器，原使用的直流电源屏是采用保险管，开关机构上也是保险管较多，早期的变电站采用熔断器，新变电站采用直流断路器，由于继电保护和直流设备的更新，在更新时造成上述的混合方式，要引起运行管理人员的重视。如熔丝的上下级不是同一系列产品（如果末级是快速熔断器还好），也不清楚直流断路器和熔丝的安秒特性，尤其是不应在空气断路器的下级使用熔断器。直流断路器动作相对速度比较快，所以我们不希望直流断路器下一级再接熔断器。以上的问题不满足国家电网公司颁布的《直流技术标准》，应加以整改。

目前对直流系统的各级保护开展了定值管理，主要是对各级直流空气开关和熔丝的额定电流加以明确，但大部分变电站没有对定值的由来进行计算，没有通过计算、校核，进行上下级动作时间的比较,而是沿用建所时使用的原始设计值或厂家原屏带来的设备电流值，依赖设计或厂家对充电机、硅整流（开关电源）、蓄电池回路熔丝（开关）、直流屏馈出部分熔丝（开关）额定电流的选择。在直流回路发生变化、增加负荷或接线改变，上下级保护是否保证选择性有一定的不确定因素。所以变电站要有一张全所的直流图，包括熔丝（开关）额定电流选择和动作电流选择的计算说明，具备采用的熔丝和直流小开关的动作安秒特性，通过直流短路电流计算，校验上下级动作时间，在不满足时能够调整直流接线结构，使上下级保护有动作时间的配合，不误动拒动，尤其不允许越级误动。由于计算涉及问题较多，动作时间不易确定，所以绘制一张全所的直流图很有必要，在图中可以清楚地看出上、下级保护级差配置，保护配置是否存在问题，要满足上、下级保护级差配置的规定。

直流屏馈出的熔断器采用短路短延时开关，防止越级带来的事故面扩大。

在前几年进行的变电站直流系统的反措中，新建或改造的直流系统对不同的电压等级采用不同的直流母线供电，开关的控制操作和动力直流分开，如一次变有三个电压等级，那么分别各设置供220KV、66KV、10KV的直流开关操作电压母线、220KV、66KV、10KV的继电保护用直流电压母线，每段母线由直流屏二个馈出开关环路供电，正常单回路运行辐射状供电。对变电所高压开关的合闸设立动力直流母线采用独立环路供电，中间解环运行。对信号回路采用由直流屏独立馈出。避免与继电保护用直流和控制直流交叉供电，互相影响。在一个电压等级的直流母线上，根据一次元件数量、负荷大小适当增加母线段数，可分设保险（空气开关）供电，以便较好的实现配合。设置多段母线可以使负荷分配合理，使直流屏馈出开关的保护电流值不致偏大，有较好的灵敏度，与总保护有较大的级差保证，所以直流系统好的接线结构也是保证其安全运行的关键。

四、在安全性评价中建议：在熔断器（直流开关）定值管理上要进行计算，有书面材料，专人管理，每年一次。没有进行的要尽快落实，对配合关系要做到心中有数。计算的步骤： 1.建立完整的直流系统图，从交流电源开始，包括充电机、蓄电池、直流屏馈出、各级母线馈出的完整接线，可以采用单线图从上级到下级，由粗线到细线，对采用的熔断器、直流开关、刀闸采用不同的符号区别，标明采用的额定电流值。

A、蓄电池、充电机为第一级保护定值；

B、直流屏馈出、试验电源、开关动力直流（大合闸）为第二级保护定值；

C、从各直流母线馈出到保护和控制回路的分支保险为第三级保护定值；

2.通过统计各回路最大负荷电流，根据规程原则确认各分支保护的额定电流值，3.建立保护定值一览表，整定值计算过程，计算保护和控制回路负荷电流，动作曲线对比，动作时间对比。

4.进行各点直流回路短路电流计算。依靠时间的配合保证上级保护不越级动作。

五、为了方便了解和掌握，对北京人民电器厂保护电器的设计方案简介如下，说明直流开关的选择原则，额定电流与动作特性的关系：

采用的直流断路器应具有速断保护和过电流保护功能是《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004的要求，其附录E对直流断路器的选择进行了介绍，并分别介绍了过负荷长延时保护、短路瞬时保护、短路短延时保护的整定原则。北京人民电器厂采用其生产的G系列直流开关保护特性对不同的异常（过载）和短路电流，有三种动作行为。1.过载（长延时）保护：电流较小，为防止电缆发热的绝缘破坏，经一段时间延时切除故障回路。

2.短路（瞬时）保护：电流较大，会对设备有较大危害，所以要求断路器立刻切除故障回路。

3.短路短延时为防止越级保护带来的事故面扩大，保证故障电流仅仅由距离故障点最近的断路器来切除，有时要求上级断路器在遭遇短路电流时，经过一定时间的短延时（一般为MS级）后再动作。

在电流小于过载（长延时）保护起始动作值，开关正常工作。在电流达到各相应动作值，开关按相应时间特性动作。

北京人民电器厂其生产的G系列直流开关具有长延时+瞬时保护功能为二段保护脱扣器（A类保护）。如GMN20R、GMXX系列，用于直流电源末端保护。GMN20R系列用于直流电源末端保护，额定电流为：1A、3A、6A ；在通过5IN时瞬时脱扣。

GM系列脱扣分为延时过载、瞬时。在通过10IN时瞬时脱扣，（短路瞬时保护一般在10倍IN时瞬时脱扣。）GM800A、1250A为5IN瞬时脱扣。以上二种B类保护的开关用于直接接到负载的场合。

北京人民电器厂其生产的GMB系列具有长延时+瞬时+短路短延时功能，称为三段保护脱扣器（B类保护）。

GMB32系列脱扣采用长延时+瞬时+短路短延时，额定电流为：16A、20A、25A、32A、40A。以下以GMB32/2400R-32A为例来说明各种故障电流发生时断路器的动作情况，ID为故障电流。

1.过载（长延时）保护：1.05*IN（33A）〈ID〈10*IN（320A）

ID=33A时

在1H以上动作，ID=3IN= 96A时

在7S内动作，ID=7IN=224A时

在3S内动作，动作为反时限曲线动作，ID增大，动作时间逐渐减小。

2.短路短延时保护功能：10*IN（320A）〈ID〈2.5KA 动作时间可达数百毫秒。

ID属于一般短路电流，开关经过一个固定的延时时间T后（10MS）再动作，3..短路（瞬时）保护：2.5KA〈ID〈20KA ID大于2.5KA时，属于大短路电流，开关瞬动为十几毫秒，开关极限短路分断能力为20KA，动作时间为4MS。第二级保护额定电流与第三级保护额定电流级差不宜小于4级。

对直接接到负载的馈线断路器，可以不设短延时，它的上级对直接接到负载的馈线断路器的保护范围要有短延时，关键是落实反措要求，设置供220KV、66KV、10KV的直流电压母线，保证不失去后备保护，第一级保护只有在直流屏母线短路时断开。

六、省公司提出如下要求：

1、各单位应高度重视变电所直流保险的使用维护工作，加强这方面的领导，每年应结合春、秋检对变电所直保险进行一次全面检查，重点检查保险容量、上、下级的配合及保险状况，对长时期运行的直流支路保险和总保险，根据现场实际情况，必要时应提前更换，以确保可靠安全

2、对现运行、库存和新购进的各类保险、空气开关，有条件的应抽样进行安秒特性试验，确保其质量。

3、各单位要对现运行蓄电池总保险进行一次全面检查，对保险熔断没有告警信号的，要实施改造加装信号回路，蓄电池总保险应更换成带有“撞击体”保险器，以便实现保险熔断有信号发出。

4、加强对《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004和《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136-2001的学习和理解，学习厂家有关维护使用说明书，对现运行的进行复核，对新投产的设计要加强审核和验收。

智能变电站继电保护调试技术研究 篇6

关键词：智能变电站继电保护调试技术；研究分析；技术现状

引言

随着现代化生活的不断向前发展，在当今的社会之中电能逐步的成为了人们生活中不可或缺的重要能源，并且广大人们的工作和生活越来越离不开电能。随着今后科学技术和相关经济建设水准的不断增强，人们对于电能的需求将有巨大的提升。所以相对应的智能变电站也就出现了，与传统的变电站相比较而言，智能变电站技术标准更强，并且有着加强的先进性和安全性，工作开展更加具有效率。但是，随着当前智能变电站继电保护调试技术不断向前发展，工作之中的问题也不断凸显出来，故在今后还应当对智能变电站继电保护调试技术进行重点的分析，对其中的重难点以及需要重点把控的部位进行深层次的研究，以实现工作的不断创新和深化改革。

一、智能变电站继电保护调试技术工作要求分析

加强对智能变电站继电保护调试技术相关工作的要求分析，是开展有关项目的核心环节，应当加以重视和深刻的研究。随着现代化生活的不断向前发展，在当今的社会之中电能逐步的成为了人们生活中不可或缺的重要能源，并且广大人们的工作和生活越来越离不开电能。在智能变电站继电保护调试技术发展之中应当培养基本的意识，在当前电子自动化的工作进程之中之所以出现严重的问题，其中一个相当关键的原因是缺乏必要的安全意识思想，故在调试工作开展进程中需保证广大工作人员均树立起健全的施工原则，树立起安全第一的工作准则，注重其中每一个细小环节的工作，将预防和控制作为智能变电站继电保护调试技术研究过程之中的核心工作，真正意义上做到防患于未然，在具备了充分的安全意识思想前提基础之上还应当将观念自然的转化至工作应用之中，注重对以往工作经验的借鉴，并且对出现的问题进行系统性的分析，认真的进行归纳和总结，以明确智能变电站继电保护调试技术的难点和原则所在，明确今后工作开展的主要方向。对于出现的问题应当及时的制定方案及时解决，且严格按照制度进行管理。最后，由于当前我国的智能变电站发展相当迅猛，技术革新较快，故还应当保证对工作人员提出极高的工作要求，在实践工作之中应当树立起严肃的工作作风和工作态度，认真的进行总结和归纳，定期的对电力设备进行检查，以保证设备的稳定运行。

智能变电站和传统的变电站相比，在设备的连接方式、通讯标准以及设备接口、网络构架等层次之中均有着重大的差别，进而有着更高的安全性标准、更高的技术含量。需要注意的是智能变电站之中的软件条件和硬件条件与传统变电站相比均有了巨大的提升，故其发展是今后的必然趋势。

二、工厂调试

内容包括：（1）设计单位提交虚端子图、光缆连接图、同步时钟对时图、遥信点表等设计成果；（2）集成商根据虚端子图进行全站SCD文件配置、搭建全站站控层与过程层、定义全站遥信点表与远动点表数据库、定义全站主接线图与间隔细节图、配置IED的CID文件、命名各装置名称与断路器编号、将全站SCD文件导入五防服务器、将全站SCD文件导入网络报文分析仪与故障录波装置等。

三、现场调试

根据上文针对当前智能变电站继电保护调试技术之中工厂调试工作进行系统性的研究可以明确工作开展的基本理念。下文将针对智能变电站继电保护调试技术中现场调试技术进行集中性的探讨，以更好的促进项目向前稳步发展。首先在安装保护装置之前应当加强检查，重点的检查仪器设备损坏情况、设备之间的连接情况等等。同时还应对质量报告进行系统性的分析，认真的研究相关数据文件，严格的按照標准化的程序进行操作和管理。强化工作流程中的有关标准，明确不同检测方式之间存在额差别和其中的联系。

第一步，按照要求安装电气设备；第二步，让变电站现场调试人员组成工作小组并制定现场调试策划方案；第三步，进行数据收集、整理和记录并将这些数据上交相关部门；最后，可以进行带负荷的调试试验。

主要的检验测试方法有两种：第一种是常规微机保护测试仪结合模数转换装置进行校验。第二种是采用全数字化测试仪进行校验。利用全数字化测试仪产生的数字信号直接输入到数字化继电保护装置中，第一种检测方法由于转换过程较长，需要较长的消耗时间，因此存在少许的滞后而导致的数据误差，些许误差也对检测结果有一定影响，而第二种方法却不存在这种误差，所以第二种方法将会普及与取代第一种检测方法。 故在今后还应当对智能变电站继电保护调试技术进行重点的分析，对其中的重难点以及需要重点把控的部位进行深层次的研究。

四、结束语

总的来讲，智能变电站继电保护调试技术的建设和创新改革意义重大，在实践之中不仅应当明确工作的具体要求同时还应当加强现场和工厂的同步调试，正如上文所分析到的，随着当前智能变电站继电保护调试技术不断向前发展，工作之中的问题也不断凸显出来，故在今后还应当对智能变电站继电保护调试技术进行重点的分析，综上所述，根据对当前智能变电站继电保护调试技术的重难点等进行集中性的研究，从实际的角度着手对相关技术的现状和发展的核心思想理念等进行了集中性的 分析，旨在以此为基础真正意义上增强技术的建设水准，使得我国智能变电站的发展可以与时代的建设维持同步的标准。从本质上加以分析加强继电保护技术的调试是当前智能变电站建设过程之中的核心环节，故应当对工作引起高度的重视。

参考文献：

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[2]吴俊兴，胡敏强，吴在军，奚国富，杜炎森.基于IEC 61850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）

[3]高翔，张沛超.智能变电站的主要特征和关键技术[J]. 电网技术. 2006（23）

浅谈变电站继电保护要点 篇7

1 继电保护常见故障问题

随着社会发展和电子信息技术提高, 导致国家对于电力状况问题研究, 为了能够解决对于先进电子设备问题, 要提高对于技术人员的故障分析, 必须要对故障发生时进行一定处理, 另一个就是对于电力运营安全性要能及时进行故障措施处理。有时候由于集线布条过紧, 当继电保护运营时间太长的时候, 会应外静电作用导致装置插件问题, 周围如果存在通信设施也会干扰到继电保护装置, 导致运行发生措施, 会受到干扰故障, 阻碍继电保护装置, 使得继电保护出现故障。保护好电网上下级关系, 合理配置系统周期, 对于变压器检修问题要能及时分析, 根据具体情况采取措施处理, 通过比较线路合理判断故障原因, 采用双频制收发信号。

2 变电站继电保护工作原理

(1) 变配电站继电保护是根据电站运行中发生故障出现电流、电压、频率、瓦斯和温度等现象采取继电保护措施, 在一定时间内选择跳闸命令和报警信号。根据电流值进行选择跳闸限制, 如果电流值大, 跳闸就会越快, 时间上进行选择可以称为是定时限制保护, 也叫做是对于故障电流定值, 经过时间定值确定跳闸命令。计算继电器保护动作时候, 要将计算机结果能够进行一定数据分析, 保证继电动作可靠性, 如果发生故障时候的最小值和动作值都是继电保护灵敏系数问题, 可以根据设计规范进行一定合理选择。 (2) 变配电站继保护能够在变配电站运行过程发生故障时候进行一定现象诊断分析, 还可以迅速对于发出跳闸命令进行故障报警, 减少对于故障造成停电损坏问题, 保证电力系统能够非常稳定运行。 (3) 要提供非常可靠的继电保护设备, 进行一定检修工作, 有效提高对于设备可靠性, 规避传统检修弊端问题, 延长设备使用时间, 同时要保证设备安全经济问题, 对于微型继电保护和综合自动化系统技术要在电力系统中能进行一定合广泛运用, 还可以充分利用数字化形式保护技术, 实现数字保护状态, 这样就可以改变定期检修问题, 降低定期检修不可靠性问题。

3 变电站继电保护性质

(1) 发电机保护主要就是对于定子绕组相间短路问题, 定子绕组如果发生短路时候, 对称过负荷定子绕组可以很好对于失磁进行故障保护, 可以使用停机、解列和缩小故障模式进行一定范围信号说明。对于中性点直接接地侧单短路和外部短路引起过电流问题要进行一定过负荷和降低油面故障处理。 (2) 线路保护要根据电压不同进行一定划分, 输电线路和电缆架空线有时候长度不同, 主要就是相间短路和单相接地问题, 另一个就是对于母线保护要根据发电厂变电进行保护, 电力电容器保护, 要根据内部故障进行一定电容器之间相互短路连接工作。 (3) 高压电动机保护主要就是定子绕组相间短路、定子绕组符合、定子绕组低电压和同步电动机失磁等问题同步冲击问题。

4 变电站继电保护配置

( 1 ) 线路方面保护主要是对于110k V智能变电站保护, 对于站内保护和测控功能的一体化和间隔单套配置工作, 线路保护可以直接采样和使用直接跳闸方式, 启动断路器失灵和重合闸方式进行保护工作; (2) 另外使用变压器保护措施要按照规定要求采用主和后备保护一体化配置方式, 对于各个侧面单元和各个侧智能终端进行一定配置。 (3) 还可以使用母联保护方法, 分段保护实施方案, 在分段保护装置和合并单元智能终端实现通过网络数据交换模式进行直接采样和跳闸功能, 保护合并单元终端设备, 实现信号间隔传输模式, 按照一定规定要求进行分段保护, 实现保护和测控一体化措施。

5 变电站站内继电保护测试

(1) 继电保护一般必须要遵循可靠性、选择性和灵敏性原则, 是国家电网安全稳定运行的一道防线, 随着国家对于电网规模不断扩大和电压等级提高, 对于继电保护要求也不断提高, 提出了更高要求, 智能变电站要保证继电保护功能基础上, 不断改进对于机电保护信息方式和措施, 合理进行信息交换。 (2) 智能变电站的电磁式互感器被电视互感器代替, 给变压器和断路器增加了一个智能单元, 使得原来的保护装置和外界介质完全由光钎取代, 增加了对于信息网络化设备传递, 针对这种变化智能变电站保护设备测试方案不断被提高, 保护装置上发生了一定变化, 沿着原来的检验标准针对变化进行一定测试方法要求。 (3) 对于原来的传输保护装置中电压和电流模拟量进行一定数字化信号代替, 使得传统保护测试智能输出, 现在已经有的数字保护测试器, 可以通过对于光数字保护测试直接进行一定保护装置, 这样信号没有误差问题, 但是使用以前的零票和采样精度检验可以省略, 同时不可或缺要考虑到间隔数据, 达到时间同步性, 如果不能很好确定要能够及时进行调整措施。

结语

目前我国电力系统中对于继电保护是非常不可缺少的, 变电站继电保护保障电力系统正常运行有效措施, 通过对于变电站继电保护故障研究, 可以很好地提高对于继电保护的措施, 也可以很好使得电力系统得到很好安全运行和维护工作。对于继电保护故障要坚持原则分析, 充分掌握故障核心和有效解决方法, 对于特殊运行方式要能够根据实际情况进行分析和处理, 对症下药, 根据不同故障要采取不同措施进行处理, 提高技术人员技术水平, 改进维护措施, 实现对于继电保护措施研究, 了解相关信息解决办法, 及时解决故障问题, 处理好故障每一个细节问题, 适当做好记录工作, 最终维护国家电网安全运行。

摘要：智能电网的基础问题就是智能变电站, 其直接关系到智能电网总体目标的实现, 为了更好地推进智能变电站技术建设国家电网出台了很多技术指导措施, 必须要设计规划了保护技术规范, 同时确保电力系统运转, 规避安全事故发生, 进而使得电力继电保护引起安全事故是常见问题, 会导致电网出现问题, 避免巨大经济损失。

关键词：变电站,继电保护,要点

参考文献

变电站防雷保护技术探讨 篇8

雷电作为自然界当中普遍存在的一种自然现象, 如果没有有效的避雷措施, 雷电对变电所将会造成严重的损坏, 比如说击穿、损坏电路或者设备等, 除了这些可见的破坏之外, 雷击的涌流还有可能进入到电力系统的二次设备, 造成电力系统的保护装置等一些设备潜在的安全事故, 随时都有可能对变电所安全、稳定的运行构成威胁。因此, 对变电所及其电力系统进行一次设备防雷是远远不够的, 还必须对变电所的二次设备进行防雷, 保证整个电网安全的运行。

1 传统的防雷技术

传统的防雷技术都是使用避雷针装置, 避雷针是由美国的发明家富兰克林发明的, 自富兰克林发明了避雷针以来, 已经使用了上百年的历史, 直到今天仍然在某些建筑上有使用, 并且在以后的时间里出现了避雷线、避雷带和避雷网等防雷设备。避雷针的原理是根据雷云放电的先导在高空时任意的传播发展, 但是在接近地面时, 随着地面静电感应电荷的骤然增加, 避雷针尖端局部电场强度也随着增加, 从而将雷云放电吸引到避雷针上, 从而保护了避雷针附近较低高度的物体。

2 现代的防雷技术

虽然说当时避雷针的出现在很大程度上缓解了雷击对于建筑、电力系统等的破坏, 在当时的技术水平条件的限制下, 避雷针并不能对变电站等建筑起到百分之百的保护作用, 但是随着社会和科学技术水平的不断提高, 这种盲区越来越显现出来, 避雷针已经远远的达不到相应的需求。变电站防雷保护的三道防线:

第一道防线:当雷电对比较高的建筑物发生闪击时, 大量的能量会瞬间的集中在闪击点上, 使建筑物遭到极大的破坏。因此, 防止雷击的第一道防线就是利用接闪体迎接雷击, 使雷击的能量通过接闪体和导体导向大地, 从而起到保护建筑物的作用。

第二、三道防线:雷电的二次效应能够瞬间的产生电磁脉冲作用于电源或者通信线路上, 在电路上形成高达数百万伏的电涌, 远远超出了相关电子设备的承受范围, 使电子设备遭到严重的损坏。因此, 作为防雷技术的第二、三道防线就是要阻塞电源或者通信线路引入的过电压波危害设备并且限制被保护设备上的浪涌过电压幅值。

以上所述的三道防线为变电站及其电力系统的安全运行、防止雷击提供了强有力的保障, 三道防线缺一不可, 只有相辅相成才能发挥出更大的作用。

3 防雷技术在变电所当中的应用

3.1 变电所使用避雷器的注意事项

避雷器, 也就是接闪体, 是雷电能量的一种泄放通道, 在平时避雷器始终处于一种高阻的状态, 在雷击瞬间避雷器将会瞬间导通, 使得雷击产生的能量迅速的导入大地当中, 同时使大地、设备、线路处在同等电位之上, 从而保护电子设备免遭雷击的损害。有的时候雷击的能量是相当的大的, 单一的依靠一个避雷器并不能有效地防止雷击, 避雷器自身也会造成损坏。避雷器在电力系统当中的应用存在着以下的一些问题:

(1) 避雷器自身对变电站的不安全影响。保护间隙和管型避雷器在间隙击穿后, 保护回路再也没有限流元件, 保护动作都要造成接地故障或相间短路故障, 保护作用增多电力系统故障率, 影响电力系统的正常、安全运行。应用氧化锌避雷器, 从根本上避免保护作用产生接地故障或相间短路故障, 且不用自动重合闸装置就能减少线路雷害停电事故。

(2) 避雷器具有连续雷电冲击保护能力。有时高压电力装置可能遭受连续雷电冲击, 连续雷电冲击是指两次雷电入侵波间隔时间仅数百微秒至数千微秒, 间隔时间极短。碳化硅避雷器保护动作既泄放雷电流也泄放工频续流, 切断续流时耗最大达一万微秒, 一次保护循环时间要远大于一万微秒才能恢复到可进行再次动作能力, 故碳化硅避雷器没有连续雷电冲击保护能力。氧化锌避雷器保护动作只泄放雷电流, 雷电流泄放 (小于100微秒) 完毕, 立即恢复到可进行再次动作能力, 故氧化锌避雷器具有连续雷电冲击保护能力, 这对于多雷区或雷电活动特殊强烈地区的防雷保护尤为重要。

(3) 其注意事项有:1) 避雷器应该串联在数据线路中, 前提是只要不影响数据传输就行。2) 对于传输速率比较高的设备接口, 选择避雷器时应该尽量选择极间电容、驻波比等比较小的数据避雷器。3) 数据避雷器必须有可靠的接地连接, 该接地线应与被保护的数据设备的地线就近可靠连接, 接地线截面应不小于25 mm2。4) 根据信号工作电业和不同的抗雷电要求, 应该分别选择动作电压合适的数据接口保护避雷器和有着足够大的耐雷电冲击能力的数据避雷器。

3.2 采用新型材料对变电站的基本设施进行更新

变电所是整个电力系统的重要枢纽, 变电所能否安全稳定的运行关系到整个电力系统的安全和稳定。因此, 必须定期的对变电所进行相关事项的检查, 比如说接地电阻测量, 如果接地电阻值没有达到相关的技术要求, 那么就必须对变电所进行技术上的改造, 为了确保变电所功能的安全, 保证其长久安全的运行下去, 在进行技术改造时应该使用更好的新型材料, 比如说使用新型的高效长寿接地极取代容易腐蚀、寿命短而且不稳定的金属接地体。另一方面, 还需要对某些设施采取绝缘隔离, 信号的传输可以采用光缆、光电耦合器、对CAN等数据接口加装光电隔离器等都可以在很大程度上削弱雷电感应的电压。

3.3 对于进线段的防雷保护

要是雷击过大的话避雷器就会不堪重负而失去避雷器保护的功能, 因此, 为了保证避雷器的正常功效还必须进行进线段的配合, 只有两者相互结合, 才会发挥出最大的功效。进线段保护所起到的作用主要有以下两个方面:

(1) 能够使电压波发生衰减或者变形。进入到变电所的雷电过电压波来自于进线段以外的线路, 这些雷电过压波在经过进线段的时候将会冲击电晕从而导致电压波发生衰减或者变形, 降低了过压波的陡度和幅值。

(2) 可以通过进线段的保护来限制流过避雷器的冲击电流值。

3.4 接地网的设计

在防雷技术的应用当中, 地线起着非常重要的作用, 但时在实际的情况当中很多的送变电所周围只有石头没有土, 因此, 根本没有办法做地线, 即便把地钎打在岩石缝内, 接地电阻也远大于规定上限值的10Ω。因此, 如果遇到这种情况, 必须严谨地依照国标IEC标准, 实施等电位防护, 才能起到当遭到雷击时有效防护的目的。在这里需要说明的是, 接地是为设备提供人身安全保障和设备安全稳定运行的基本环境, 与雷电防护成功与否并没有根本的联系, 雷电防护的成败主要是等电位问题。

4 结语

综上所述, 本文简要地说明了传统的防雷技术, 并且对现在的变电所防雷技术进行了扼要的分析, 对现代防雷技术避雷针的应用进行了详细的介绍, 在文章的最后对特殊情况的送变电所进行了简单的指导。

在电力企业中, 电力系统及其变电所的安全稳定运行应该越来越受到大家的重视, 雷击作为自然界的普遍现象, 能够被雷击中也是一个小概率事件, 但是要做到百分之百的防雷也是不合理的。因变电所的防雷涉及到方方面面, 充分地掌握这些技术能够更加有利于指导和实施相应的电力防雷技术, 为我国的电力事业做出自己的贡献。

参考文献

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[4]刘文波, 王善菊, 房家睿.变电所防雷接地系统测试技术[J].电网技术, 2007, (S2) .

[5]袁志鑫.变电所防雷接地[J].科技情报开发与经济, 2008, (2) .

[6]牛世雄.避雷器在电力系统应用中的问题分析[J].科技情报开发与经济, 2005, (21) .

针对智能变电站继电保护技术研究 篇9

1智能变电站继电保护技术分析

智能变电站中的继电保护技术, 存在复杂、繁琐的特点。近几年, 随着智能变电站的发展, 其在继电保护配置方面并没有达到成熟的状态, 其对自动化、智能化的要求比较高, 所以为了推进智能变电站的发展, 重点分析继电保护技术的应用。

1.1线路的继电保护。线路保护在继电保护技术中, 发挥重要的作用, 其可根据智能变电站的运行状态, 提供直接跳断、启动保护的方法, 预防智能变电站运行过程中的突发故障。智能变电站的线路系统内, 按照一定的间隔距离, 安装测控装置, 专门用于检测智能变电站的运行状态, 测控装置将检测的信息传输到GOOSE网, 而GOOSE网连接了继电保护的模块单元, 感应传输的数据信息, 提供直接性的保护指令, 如果智能变电站的终端潜在风险, 线路继电保护会发出跳闸指示, 保护智能终端。目前, 线路继电保护可以不通过GOOSE进行数据交换, 接入智能变电站内, 主动监督变电站的智能化运行[1]。例如:智能变电站线路上的互感器, 将变电站的电流信号或电压信号, 迅速传输到合并单元中, 通过光纤传输的方法接入测控和保护装置, 缩短线路继电保护的时间, 辅助提高继电保护技术的应用效率。

1.2变压器的继电保护。变压器的继电保护, 是智能变电站中的重点, 属于过程层保护的范畴。继电保护技术在变压器内, 配置方法为分布式, 实现有效的差动保护。变压器继电保护的后备部分, 选择集中式的安装方式, 全面保护变压器在智能变电站中的安全性。智能变电站在变压器的继电保护方面, 比较重视非电量保护模块, 该模块为单独安装部分, 采用电缆连接的方式, 将断路器接入变压器的继电保护系统内, 当变压器潜在安全隐患时, 非电量保护模块会传输跳闸命令, 把跳闸命令快速的传递到共网部分, 执行断路器的跳闸动作, 保护变压器的安全, 缓解智能变电站的运行压力。

1.3母联的继电保护。智能变电站中母联与线路的继电保护存在很大的相似性, 但是由于母联的分段保护特性, 将其做为单独的部分[2]。母联继电保护的结构非常简单, 按照分段的要求, 将继电保护中的装置接入到智能变电站内, 针对不同分段的母联系统, 采取异同的采样与跳闸工作, 起到高效率的保护作用。母联继电保护中, GOOSE等网络, 均处于独立的运行状态, 借助跨间传输的方法, 分别保护分段状态下的母联系统。目前继电保护的配置比较单一, 可以在继电保护技术中共同完成测控和保护, 其中, 分段保护为点对点模式的继电保护, 而主变等位置, 使用GOOSE连接保护, 预防母联保护失灵。

2智能变电站继电保护装置的调试

智能变电站继电保护装置的调试工作, 属于比较重要的项目, 直接关系到继电保护技术在智能变电站中的效果, 预防安全风险。继电保护装置的调试工作, 目的是确保继电保护符合智能变电站的需求, 掌握继电保护设备的配置, 融入到智能变电站的运行中。

2.1调试继电保护的元件。继电保护元件在出厂时, 基本与智能变电站所需的配置不符, 需要根据智能变电站中继电保护的要求, 调试元件的配置及参数, 促使其满足智能变电站的需求[3]。以某变电所为例, 分析其在智能变电站继电保护元件投运前, 采用的元件调试方法。首先该变电所全面检查继电保护元件的质量性能, 确保外观、插件等达到规范的标准, 同时检查元件或配件, 有无松动的情况, 维护继电保护元件的可靠性;然后全面检查继电保护元件的绝缘效果, 该变电所在此环节中, 注重元件绝缘效果的整体性, 要求调试人员关闭继电保护元件的供给电源, 取消逻辑插件的应用, 简化继电保护元件的运行环境, 由此得出真实的绝缘测试效果;最后根据零漂值对继电保护元件进行调试, 调试人员选择端子排的回路为调试对象, 短接后进入零电流的环境中, 调试人员可以观察到零漂值的数据。

2.2 GOOSE网络调试。GOOSE网络调试, 在继电保护技术的调试中, 发挥重要的作用。根据继电保护的运行状态, 统计GOOSE的通信、报文, 排除警告信号的干扰, 主要是因为A、B模块下的GOOSE模块, 均对应不同的配置, 为了保障GOOSE网络的传输效益, 必须对现场的GOOSE进行相关的调试, 可以配置12个发送压板, 直到GOOSE模块清零。GOOSE网络在调试的作用下, 拓宽了继电保护技术在智能变电站中的服务功能, 体现发送、接收方面的功能。

2.3调试继电保护的通道。继电保护通道是保障智能变电站安全运行的一项基础性因素, 通道调试的过程中, 先要识别继电保护设备在智能变电站中的状态, 再以此为基础, 判断光纤通道的连接状态, 排除继电保护中的异常警告[4]。通道调试的过程中, 继电保护的指示灯变亮, 表示所调试的通道处于不稳定的状态, 其在继电保护技术中不能发挥可靠性的优势, 很容易对智能变电站的继电保护造成影响。调试通道的过程中, 还要检查清洁性, 特别是接口位置的清洁度, 促使调试通道处于优质的运行状态。

3智能变电站继电保护技术的发展

继电保护技术在智能变电站中起到保护的作用, 与智能变电站的安全存在密切的联系。随着智能变电站的运行, 继电保护技术的发展速度越来越快, 逐渐朝向成熟化的状态发展。

我国智能变电站在继电保护技术方面, 提出一体化和网络化的发展目标, 分析如下:a.继电保护技术的网络化发展, 将计算机技术引入到智能变电站内, 服务于继电保护的建设, 提高信息数据的运行能力, 最主要的是保障通信方式的可靠性, 利用计算机技术, 消除继电保护模块之间的缺陷, 发挥网络化的发展优势;b.智能变电站中, 继电保护技术的一体化发展, 拓宽了继电保护的功能, 便于提高故障处理的效率, 一体化内融入了测控、保护及诊断等多项功能, 是继电保护技术未来发展的主要方向, 降低智能变电站的运行压力。

结束语

智能变电站是现代电力行业的重点建设项目, 电力企业通过继电保护技术确保变电站的安全性, 进而提高智能变电站的运行效益。智能变电站建设的过程中, 提高了对继电保护技术的重视度, 完善继电保护环境, 以此来降低智能变电站的故障机率。

摘要：智能变电站的建设与发展中, 继电保护技术占有很大的比重, 属于智能变电站的核心点。智能变电站强化了继电保护技术的应用, 目的是在推进变电站智能化的同时, 通过继电保护技术提供安全保障, 降低智能变电站的事故发生率, 本文通过以智能变电站为研究对象, 分析继电保护技术的应用。

关键词：智能变电站,继电保护技术,GOOSE

参考文献

[1]杨依明, 崔荣花, 田克强, 李昭.智能变电站继电保护配置方案分析研究[J].中国新通信, 2013, 24:96.

[2]蔡泽祥, 王海柱.智能变电站技术及其对继电保护的影响[J].机电工程技术, 2012, 5:1-4.

[3]蓝海涛.智能变电站继电保护二次安全措施规范化的建议[J].智能电网, 2014, 1:62-66.

智能变电站继电保护自动测试平台 篇10

根据智能电网建设的整体部署,国家电网公司积极开展智能变电站的研究及试点工程。智能变电站以IEC 61850标准为基础,能够实现变电站内智能设备间信息共享和互操作,自动完成信息采集、测量、控制、保护和检测等基本功能。和传统变电站不同,智能变电站要实现数字化、网络化以及应用大量的智能决策系统,其二次系统不再是仅由模拟量构建的回路;另一方面,随着高速处理器和电子式互感器的推广使用,以及计算机技术、通信技术、量测技术和嵌入式技术的飞速发展,各种新技术在继电保护装置中的应用,大大提升了继电保护装置的性能, 装置也更加智能化,这些对继电保护测试提出更高的要求[1,2,3,4]。

在目前变电站测试领域,继电保护的检测与调试还停留在传统保护测试的模式上,测试人员手动操作数字保护测试仪,手动设置故障参数,监测保护装置的动作情况,验证保护定值及逻辑功能,记录测试结果并进行判断分析。在整个测试过程中,测试人员的个人经验和工作状态对测试结果 有较大影响,且自动化测试程度低,测试周期长。

另一方面,不同厂家的测试设备在控制软件、控制接口等方面差异较大,这对在智能变电站实现信息共享和互操作带来巨大挑战,现有的数字化保护测试软件,不能与保护装置进行通信,实现定值的读取和修改、压板的读取和修改、保护测量值的读取、 保护事件报告的解析、遥控操作等功能。

在智能电子设备(IED)、间隔及变电站等应用层面建立统一的信息模型和信息交换模型,以加强二次设备之间的互操作性,体现在测试领域即搭建智能变电站继电保护自动测试平台。本文提出一种智能变电站数字保护装置的自动测试平台及其构建方法。该平台采用分层结构和模块化的思想,能实现对保护装置的高效率闭环自动测试,采用开放式结构,对不同种类的保护装置,提供二次开发平台以编辑测试方案,测试完成后,能自动形成标准格式的测试报告,能克服保护测试中过分依赖个人能力、测试工作效率低下、测试数据格式不统一的问题。

1自动测试平台总体设计思路

自动化测试必须满足以下基本要求:测试标准化、报告标准化、测试提示信息标准化、测试过程透明化、测试过程的闭环性和良好的扩展性。分别体现为硬件结构设计和软件结构系统设计。硬件结构设计反映了自动测试平台的整体布局,实现测试控制端与电子设备(数字保护测试仪与数字保护装置) 的有效隔离;软件结构系统设计为自动测试平台的核心,采用分层结构与模块化的设计理念,实现自动的闭环测试[5,6,7,8,9,10]。

1.1自动测试平台硬件结构

自动测试平台应能实现最大程度上的信息共享和便捷的数据操作,通过测试终端(测试机/个人电脑(PC))实现信息采集、测量、控制、保护和检测等各种测试命令的各种流程,并在测试终端形成标准化的测试报告,真正实现“一键式”便捷控制,硬件结构如图1所示。测试机或者PC作为自动保护测试平台的控制终端,连接到交换机,数字保护装置测试仪与数字保护装置均接入交换机以形成通信链路, 数字保护测试仪和被测数字保护装置之间通过光纤连接[11]。

1.2自动测试平台软件结构框架

测试终端安装自动测试平台软件,自动测试平台的软件架构采用分层结构和模块化的设计思想, 软件结构框架如图2所示。软件系统在层次上划分为3层,分别为测试仪接口层、自动测试层和测试方案开发层[12]。测试仪接口层即测试仪控制接口,为组件对象模型(COM)接口,提供被测保护装置的全部测试功能服务接口;自动测试层包括测试控制中心模块、制造报文规范(MMS)通信模块;测试方案开发层包括测试方案开发模块和测试子模板库、设备数据模型和测试方案数据接口库。测试方案开发模块为一个二次开发系统,可以针对被测数字保护装置进行二次开发,编辑测试方案和测试子模板。

2自动测试平台层次组成和模块功能

2.1测试仪器接口层

为实现自动测试平台的通用性和智能化,平台本身必须具有良好的可扩展性,必须适应不同类型的被测装置,为解决这一问题,需要开发设计测试仪接口层,本接口为开放COM接口,能供自动测试控制中心调用,实现数字保护装置的各种保护测试功能[13,14];测试仪控制接口使用Windows消息来通知测试控制中心模块测试状态的变化,例如连接测试仪器成功、开始测试、测试完成、测试异常信息等。

在实际应用中,可以根据被测数字保护装置的保护功能原理分析出测试方法。因此,在测试仪控制接口上,设计保护测试功能测试执行对象和保护测试功能执行对象的管理对象。保护测试功能测试执行对象用于实现对测试仪的控制,供自动测试控制中心调用以实现数字保护电气量的测试;保护测试功能执行对象的管理对象用于实现保护测试功能测试执行对象的创建和测试仪控 制接口模块的关 闭[15]。

2.2测试方案开发层

不同的被测装置和测试方法往往意味着不同的测试方案,因此测试方案的独立开发在测试软件架构上尤为重要,因此设计测试方案开发层,实现被测保护装置的测试方案和测试子模板的二次开发,即根据设备数据模型、测试子模板库和测试方案数据接口库生成测试方案[16,17]。

2.2.1设备数据模型设计

设备数据模型为IED能力描述文件(ICD)/变电站配置描述语言(SCL)文件或者通过MMS通信模块从数字保护装置枚举得到的装置各种数据集的详细信息。设备数据模型描述数字保护装置各种数据集的详细信息和特性曲线。具体而言,数据集主要包括测量数据集、遥信数据集、遥控数据集、定值数据集、压板数据集、保护事件数据集、告警数据集、 装置参数数据集等;特性曲线,描述保护元件的动作边界定义以及相关保护测试功能的图形绘制定义。

2.2.2测试子模板库设计

从测试原理出发,采用抽象化的方法,将测试方法相同的基础测试功能抽象为测试子模板。测试子模板描述数字保护装置的基础测试项目集合和对应的报告格式。子模板开放数据接口,数据接口描述子模板功能模块的必须参数数据(装置参数、定值、 压板、控制字等)。子模板通过实例化(与具体数字保护实际的装置参数数据集、定值数据集、压板数据集等进行关联)动态生成具体的测试项目集合,从而生成数字保护装置的测试方案,大大提高数字保护装置测试方案的开发效率。

测试子模板库,用来记录和保存数字保护装置的各功能测试的子模板,包括:线性度测试、保护功能测试(定值校验、动作值搜索、边界搜索等)、遥信测试、遥控测试、报文异常测试等。

2.2.3测试方案数据接口库设计

测试方案数 据接口库 为可扩展 标记语言 (XML)文件,基于万维网联盟(W3C)的XML1.0语法标准,文件保存数字保护装置的保护测试功能的信息,主要包括保护测试功能的属性数据、故障参数数据和结果参数数据,详细设计如下。

1)保护测试功能属性数据。保护测试功能名称name、保护测试功能ID。

2)故障参数数据。定义保护测试功能的故障参数,描述执行此保护测试功能需要设置的参数;参数需要定义的属性包括:数据名称name、数据ID、数据类型datatype、单位unit、缺省值def-value、数据值value;故障参数数据的 数据类型,例如:浮点数float、整数int、字符串string、零序故障 (值域为: AN,BN,CN)、变压器绕组数(值域为:双绕组、三绕组)等。

3)结果参数数据。为保护测试功能测试完成时形成的结果数据。

2.2.4测试方案设计

一个装置测试方案包括两个文件:测试模板文件和报告模板文件,测试模板文件基于XML语言, 用来记录被测数字保护装置的设备数据模型、测试流程、测试项目定义;报告模板文件为Word文档, 用来描述标准报告格式并将测试模板中参数数据、 结果数据自动写入Word文档中的位置。

测试方案开发包括测试模板编辑和报告模板编辑两个部分。测试模板编辑实现对被测装置的标准测试流程以及各测试项目的测试方法、测试结果判断方法编辑;报告模板编辑实现将测试模板中的数据(参数数据、结果数据等)与报告文档位置进行关联绑定,报告模板编辑程序设计为直接打开Word程序,在Word程序中执行相关的操作。

具体在实际应用中,测试方案开发模块首先从被测数字保护装置获得设备数据模型,分析设备数据模型的数据;然后从测试子模板库中获得与数据集数据相匹配的子模板,将数据集数据传递给子模板进行实例化,生成测试模板文件和报告模板文件, 即完成测试方案的自动生成。也可以根据用户的需要手工编辑装置测试方案,即针对具体的数字保护装置型号,依据检验规程/标准定制被测装置的测试方案。

2.3自动测试层

自动测试层实现自动测试,包括自动测试控制中心模块和MMS通信模块。

2.3.1自动测试控制中心设计思路

自动测试控制中心提供一个测试试验过程中人机对话的环境,自动测试控制中心打开测试方案,自动执行测试方案中测试项目,自动判断测试结果是否合格,并将测试结果保存至标准的报告模块中。

自动测试输 出标准报 告、系统测试 记录库、 XML标准报告。

标准报告包括Word,WPS,Excel,XML格式的文档报告。

系统测试记录库记录测试过程中的全部测试信息,包括测试项目的测试次数,每次测试的测试时 间、测试时的故障参数数据、测试仪返回的测试结果数据、从数字保护装置读取的数据、修改保护装置的数据。从保护装置读取的数据包括定值、压板、测量值、装置参数、装置动作信息、告警信息等。修改保护装置的数据包括保护 装置的装置参 数、定值、压板。

XML标准报告为XML格式,用于外部系统访问。

2.3.2MMS通信模块设计思路

MMS通信模块通过MMS与数字保护装置通信。MMS通信程序设计和开放标准COM接口,供自动测试程序调用。开放的接口包括命 令控制接口、数据访问接口。命令控制接口包括定值的读取和修改、压板的投退操作、控制字的读取和修改、保护测量值的读取、装置参数的读取和修改;数据访问接口实现读取被测数字保护装置的各种数据集数据和保护动作报告数据、告警报告数据等。

2.3.3测试流程设计思路

测试控制中心打开测试方案,执行测试方案中测试项目的测试,不同测试项目的测试流程不同,详细设计如下。

1)保护功能测试项目测试流程设计

测试控制中心模块根据保护测试功能各故障参数计算公式,计算保护测试功能的参数值,执行故障参数计算脚本,实现特殊计算功能;调用测试仪控制接口模块,向测试仪控制接口模块传入保护测试功能的标示和保护测试功能参数数据,开始测试;等待测试仪控制接口模块返回测试结束消息;收到测试结束消息后,从测试仪控制接口模块读取结果数据, 执行测试结果判断脚本,判断测试结果是否合格;将测试结果数据填写到报告模板中。

测试过程中出现异常,测试控制中心模块根据异常的严重程度进行测试流程的调整,比如停止测试并播放告警音乐、暂停一段时间后继续测试等。

2)通信命令项目测试流程设计

测试控制中心模块发送通信命令和通信数据给MMS通信模块;MMS通信模块收到通信命令和通信数据后,与数字保护装置进行通信,执行通信命 令;通信命令执行完毕,发送执行结果给测试控制中心模块;测试控制中心模块从MMS通信模块读取结果数据,根据结果数据进行结果判断,填写结果数据到报告模板中。

测试过程中出现异常,测试控制中心模块根据异常的严重程度进行测试流程的调整,比如将通信命令重复执行多次、停止测试并播放告警音乐。

3)硬件检测项目执行流程设计

测试控制中心模块根据硬件检测项目,弹出提示界面,提示用户进行相应的操作;如果有数据需要录入,等待用户录入数据;用户确认完成操作后,执行测试结果判断脚本,判断测试结果是否合格;将测试结果数据填写到报告模板中。

4)系统参数录入项目执行流程设计

测试控制中心模块根据被测数字保护装置的试验相关参数录入项目的类型,弹出参数录入界面,显示需要录入的装置数据集数据;等待用户录入参数数据;用户确认操作后,执行结果判断脚本,判断结果是否合格;将需要填入报告的参数数据填入到报告模板中。

3自动测试平台的整体测试流程设计

自动测试平台的测试流程主要包括3个步骤: 子模板的编辑、测试方案编辑和自动测试。子模板的编辑是丰富子模板库的过程,具体测试中测试方案开发模块可以从子模板库中加载子模板,不需要每次都进行子模板的编辑;测试方案编辑模块要根据设备数据模型和子模板库确定详细的测试方案; 测试控制中心模块加载测试方案进行自动测试,最后形成标准格式的测试报告保存并输出,详细如下。

1)测试方案开发模块编辑子模板,建立子模板库。具体包括:使用测试方案开发模块,新建测试子模板,为子模板建立数据接口定义;根据数字保护装置的功能测试要求,编辑测试子模板的测试项目;保存测试子模板,形成涵盖数字保护装置各种测试功能的测试子模板库。

2)测试方案开发模块编辑装置测试方案。具体包括:通过MMS通信模块与数字保护装置通信,枚举装置的设备数据模型,保存为设备数据模型文件; 使用测试方案开发模块,建立测试方案,导入设备数据模型文件;智能分析设备数据模型,根据分析结果和功能测试要求自动或手动选择测试子模板;根据数字保护装置的设备数据模型,实例化测试子模板, 自动生成被测数字保护装置的装置测试方案;测试子模板实例化的同时,拼接各实例化子模板的报告模板,形成数字保护装置的测试报告模板;各测试子模板实例化完成,保存数字保护装置的测试方案。

3)测试控制中心模块根据测试方案进行测试。 具体包括:测试控制中心模块打开装置测试方案;开始测试,测试控制中心模块根据装置测试方案(主要包括电气量项目测试、通信命令项目测试、人工检验项目测试、系统参数录入项目测试和项目分类目录测试)的测试流程,依次完成各测试项目的测试,自动记录测试结果、自动进行结果判断、自动填写报告;测试完成,形成标准格式的测试报告。

4平台研发的难点分析

4.1系统的可扩展性

平台的架构要考虑能够支持各种数字保护装置的测试,能够支持接入各厂家测试仪。

本平台在设计上体现了分层架构的多模块结构思想,各模块之间进行数据交互以实现统一的综合控制。建立了基于XML标准装置测试方案规范, 充分考虑了各种数字保护装置的测试特点,能够描述各种数字保护装置的测试。建立了测试仪控制接口模块规范、测试功能标准数据接口规范,测试控制中心模块根据上述两个规范来控制测试仪实现数字保护的功能测试,测试仪控制软件实现上述两个规范就能够接入测试控制中心模块,实现自动测试。

4.2高效率的装置测试方案开发

继电保护装置型号繁多,测试方法也不同,如何快速、高效率地开发装置测试方案,是自动测试应用过程中最大的难题。

本平台具有装置测试方案二次开发系统,二次开发系统采用了子模板技术,从测试原理出发,采用抽象化的方法,将测试方法相同的基础测试功能抽象为子模板,测试子模板描述数字保护装置的基础测试项目集合和对应的报告格式;二次开发系统针对测试方案的开发设计专门模块,能够实现测试方案的自动生成,大大提高数字保护装置测试方案的开发效率。

4.3闭环自动测试

自动测试,需要与被测保护装置通信,实现读取被测装置的数据、修改被测装置的数据、向被测装置发控制命令等。因此,装置测试方案二次开发系统要能够编辑这些通信命令,测试过程中要能够实现通信命令的执行。

本平台的装置测试方案二次开发系统,抽象数字保护装置的各种通信命令,能够编辑、设置各种通信命令项目;本平台的MMS通信模块,能够根据装置测试方案的通信命令项目,执行通信命令,返回通信命令结果给自动测试控制中心,从而实现闭环自动测试。

4.4测试的标准化和高效率化

现场测试过程中,如何保证测试严格按照检验规程执行,如何让现场测试人员从繁琐的报告数据记录、报告填写和整理、频繁操作测试界面和保护操作面板等繁琐的工作中解脱出来,更多地关注测试本身,也是测试平台需要解决和考虑的问题。

本平台测试方案严格根据数字保护检验规程编写,测试控制中心模块严格按照装置测试方案来进行自动测试,自动控制测试仪输出故障;自动与被测装置通信,实现读取定值、修改定值、投退压板、读取保护动作信息和采样值等;自动记录测试过程和测试结果、自动判断测试结果是否合格;自动填写标准格式的测试报告。因此,大大提高测试效率,减轻测试人员的劳动强度,同时杜绝由于人为因素带来的缺项、漏项情况,降低装置由于测试不全面带来的潜在安全风险。测试控制中心模块形成的测试记录文件,记录每一个项目的测试详细情况(测试时间、测试的次数、测试参数数据和结果数据),这些数据信息对保护装置的状态分析具有重要价值。

5结语

浅析变电站继电保护状态检修问题 篇11

【关键词】变电站；继电保护装置；状态检修

在变电站运行过程中，继电保护装置能否安全运行，对整个电力系统的安全运行有着至关重要的作用，因而为了确保整个电力系统安全运行，就必须加强对变电站继电保护装置的状态检修，充分意识到加强变电站继电保护状态检修的重要性，并采取相应的措施，切实加强对继电保护装置的状态检修，确保其安全高效的运行。基于此，笔者结合自身工作实践，就此展开以下几点探究性的分析。

1.加强变电站继电保护状态检修的重要作用分析

在变电站运行过程中，加强变电站继电保护状态检修具有十分重要的作用。具体来说，体现在以下几个方面：一是有助于供电可靠性的提升，延长设备使用的寿命，优化设备使用性能，确保用电的安全性和高效性；二是有助于设备利用率的提升，能对实施状态检修后的继电保护装置实时采集状态量，掌握所处的状态，并对其是否健康进行判断，进而将其利用率提升；三是有助于设备运行的安全性与经济性的提升，尤其是随着现代计算机技术与自动化技术在继电保护过程中的广泛应用，实现远距离输送的同时实现状态检修，不仅检修目标更加目前，而且还能从传统的计划检修转移到预知检修，进而促进设备运行的安全性与经济性；四是有助于设备管理水平的有效提升，实现了科学化的继电保护，从而在规范检修管理工作的同时实现设备管理水平的有效提升[1]。

2.关于如何解决变电站继电保护状态检修问题的相关技术措施

通过上述分析，我们对加强变电站继电保护状态检修的重要作用有了一定的认识，那么在面对当前变电站继电保护故障频发的问题，我们应该如何应对呢？笔者以下带着这一问题，提出以下几点关于如何解决变电站继电保护状态检修问题的相关技术措施。

2.1实施在线监测提高状态检修技术水平

在对变电站继电保护装置进行状态检修过程中，在线监测技术的应用频率最高，这主要得益于其能实时、动态、连续监测设备，从而根据测试所得的数据进行科学的分析，进而对设备存在的早期缺陷进行及时的判断，并确定检修时间，再安排专业人员对其进行修理。与此同时，随着现代信息技术的兴起，以计算机技术和自动化技术为代表的现代信息技术在设备状态监测过程中得到了广泛的应用，在这些技术的支持下，能有效降低人员操作的频率进而劳动强度，但在监测过程中必须配备专业的操作人员操控设备，才能更好地确保整个状态检修技术水平得到有效的提升。

2.2快速传递信息，为继电保护装置的状态检修提供保障

为了确保继电保护装置状态检修的有效性，防止安全事故的发生，就必须在整个检修过程中确保信息传递的快速性，具体就是在状态检修过程中，利用媒介进行信息的传递，从而得出现场和后台监测的数据，并将其及时传递给状态分析人员，进而对设备所处的状态情况及时的掌握，目前最常用的就是检修中心利用网络实现信息的动态监测和传输，进而进一步发挥状态监测的作用。

2.3加强设备状态分析，进一步夯实状态检修成效

对于已经传输到分析人员手中的数据，作为状态分析人员必须加强对数据的分析，并结合设备的历史运行参数以及相关试验和故障记录等资料，对设备所处的状态进行科学的评估，预测其状态变化的规律与趋势，从而为设备的检修提供科学的决策和依据，因而加强设备状态分析能进一步夯实状态检修成效[2]。

2.4加强状态检修应达到的几点要求

在状态检修过程中，为了确保整个电力系统的安全运行。在整个状态检修过程中，应确保状态检修满足以下几点要求，才能更好地确保检修成效。

一是应确保继电保护装置具有良好的保护自检功能。就目前而言，在继电保护装置中应用微机保护技术，就能提高其自检功能，而要实现这一功能，就必须利用计算机编程技术方能实现，因而就计算机技术应用而言，已经确定了微机保护的动作特性，即在软件编辑功能下而确定，通过微机保护理论实现电源的逆变，电压与电流输出回路，并对所采样的数据进行合理性的检验，并确保保护定值的完善性，对输出与输入点进行保护，加强对保护回路的可靠性进行监视，因而要取得良好的状态检修效果，就必须在继电保护装置中加强现代信息技术和微电子技术的应用，从而更好地在继电保护中加强状态检修的应用。

二是护装置的电气二次回路是由若干的继电器和连接各个设备的电缆构成的。作为继电保护的出口控制的回路，很多操作回路还不具有自检、在线监测、数据远传的功能，这就使得在对保护设备进行状态检修的同时，因为二次控制回路操作箱达不到要求，而使得工作不能顺利进行[3]。

3.结语

综上所述，对变电站继电保护状态检修问题进行探讨具有十分重要的意义。作为新时期背景下电力企业，必须充分意识到加强继电保护装置状态检修的重要性，并采取有效的措施应对继电保护故障，才能最大化的确保整个电力系统安全高效的运行，进而为广大电力客户提供更加优质的电力。

参考文献

[1]刘国岩，杨君博.变电站继电保护设备状态检修问题浅析[J].内蒙古石油化工，2011，08：150-151.

[2]王亚文.变电站继电保护状态检修问题[J].科技传播，2012，23：139+123.

[3]郭财，王明德.变电站继电保护状态检修问题探讨[J].科技创新与应用，2013，20：163.

作者简介

变电站继电保护状态评估的研究 篇12

近年来, 我国建设智能电网的步伐不断加快, 各种新能源不断出现并大量接入电网, 电网中的智能元件也逐渐增多。随着智能元件的增多新型继电保护装置的数量也随之增加, 保护的整定配合也更加复杂, 最终导致继电保护系统更容易发生误动。不仅如此, 实施继电保护设备状态的维修还能节省巡视和检修二次设备产生的资源消耗, 降低维修的频率和时间。然而传统继电保护设备方式是一种综合考虑设备运行参数、运行条件状况等继电保护设备基本运行情况的定期检修, 并不能及时发现设备存在的故障。因此, 做好变电站继电状态评估具有重要的意义。

1 继电保护状态评估概述

1.1 继电保护状态评估的内容

变电站继电保护状态评估内容包括继电保护装置的状态评估和二次回路的状态评估。对继电保护保护装置状态的评价内容包括通讯情况、数据采集、运行环境等方面, 二次回路的状态评价包括运行环境、抗干扰能力以及绝缘和锈蚀情况等等。通过对继电保护装置以及二次回路的以上内容进行评估, 可以全面掌握继电保护装置和二次回路的实际运行情况, 从而实现科学合理的制定检修、技改或大修的计划。

1.2 继电保护状态评估标准

我国针对继电保护设备的状态评估已制定多项规范性文件作为状态评估参照, 如《DL T995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程》、《DL T623-2009电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》、《国家电网公司设备状态检修管理规定》、《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》等[2]。但是, 随着计算机的应用, 继电保护装置也在不断变化, 继电保护状态评估标准也需随着继电保护装置的变化而更新。

2 继电保护状态评估系统

继电保护设备状态的评估需要通过分析表征设备状况的各项性能指标和继电保护设备状态量、巡检记录数据以及其它检测数据等状态量参数, 通过综合评定各种指标和状态量参数, 评估继电保护状态等级, 了解设备的状态是否影响设备正常运行[3]。

2.1 建设继电保护状态评估系统的原则

首先, 评估系统必须满足安全与可靠性原则。出于电网信息安全管理对安全性能的需求, 继电保护状态评估系统必须具有极高的安全可靠性能, 该系统要充分考虑网络通信和数据存储的安全。其次, 评估系统的建立必须具有一定的科学性和合理性。建立评估系统的目的在于正确反映设备的状态, 因此继电保护设备状态评价系统必须真实反映设备当前设备的状态, 并根据设备状态为制定相应的检修、技改或大修的计划给据建议, 保证继电保护设备的正常运行, 同时减少检修和维护设备造成的消耗, 提高检修和维护效率。最后, 评估系统的建立必须坚持开放和可扩展性原则。评估系统要具备与外界信息交换与处理的能力, 并且利用外部系统可以快速获取所需信息的能力。同时, 外部系统也方便、快捷地调用评估系统的评估分析结果, 实现二次开发。

2.2 继电保护状态评估系统的性能指标

继电保护状态评估系统的性能指标有四项, 一是高可用率。评估系统必须具备24h持续运行的能力, 正常维护状态评估系统对继电保护设备正常运行的影响小或不影响继电保护设备的正常运行。二是高响应速度和并发性高。实现数据访问和系统响应时间的秒数数量级, 并发处理数十用户。三是可靠率高。数千数量级是评估系统设备平均无故障时间的最低标准。四是继电保护状态评估结果能够准确、可信地反映设备当前运行状态。

3 细化继电保护状的评价状态

虽然国家电网总局对继电保护状态评估的一定的规定, 但是这些规定是一种大致的标准, 多为基于继电保护状态评估的整体角度出发。在评估变电站继电保护状态时可以结合已有的一次设备评价经验, 将国家电网总局状态评价环节进行细化吸收, 从历史状态、实时状态量和全寿命状态三个方面来评价继电保护装置和为此设备的状态。

3.1 历史状态的评估

历史状态的评估是指评估变电设备在大修后或初始后的状态量, 根据设备此时的状态评估结果作为制定设备大修计划。对继电保护设备和二次回路的历史状态进行评估需要以《继电保护和电网安全自动装置检验规程》以指导, 以完整的技术资料为支撑做好状态评估工作。通常情况下, 如继电保护装置和二次设备的初始状态较好, 设备的检修和维护工作强度都较轻, 但是设备检修和维护仍是继电保护装置和二次设备状态评估的重点环节和关键步骤。初始阶段的状态量评估需要做好设备台账、原始几率、技术资料、整理并加工运行、检修和实验设备的数据等基础性工作, 这是必不可少的初始阶段评估状态量基础管理工作。对继电设备状态的检修的基本要求为设备状态特征不能处于盲区, 且设备初始状态为正常状态, 以防继电保护装置存在先天不足。而在设备运行初期, 工作人员必须对设备有充足的了解, 尤其为铭牌显示的内容、型式试验数据设备部件出厂数据等“指纹”信息。设备运行一段时间后, 现场工作人员以及以设备的原始数据为基础, 以相关指标考查相关继电保护设备, 科学、全地评估继电保护设备的状态, 为设备检修提供科学参考依据。

3.2 实时状态的评估

实时状态是变电设备持续存在的运行时的状态, 实时状态评估结果可以作为修订检修变电设备状态周期依据, 从新修订的检修变电设备状态周期会自动生成年度变电装置检修计划。但是继电保护装置和二次设备不同, 继电保护装置具有较为完善的自检功能, 继电保护装置基本具有实时在线监测功能, 而二次设备的则不具备完善的自检功能。因此, 继电保护系统和二次设备实时状态评估的重点在于二次回路状态的评估[5]。二次回路的状态量选择规则、采集方法和评估判断是一个对非数字化变电站做状态评估的技术突破点, 对我国当前技术水平而言, 它是一个技术难点, 还需大量的尝试来完善二次回路状态量的评估, 在不断的尝试中完善并确定评估参数标准和评级方法。

3.3 全寿命状态的评估

全寿命状态是是变电设备运行时的所有工作状态, 全寿命状态的评估结果可作为制定设备技术改造或更新计划的科学参考。全寿命状态评估和单纯检修有很大的区别, 状态检修对全过程的完整管理, 它关注设备在使用期间的每个环节, 既与设备有关的所有检修记录。全寿命的状态量平价要对继电保护的动作正确率做出科学有效的评估和分析, 每次动作都必须分析。同时还要对设备运行状况做周期统计, 及时掌握设备的安装、运行和维护的状况, 为制定技术改造设备计划提供科学的数据作为参考。

4 结语

总而言之, 通过科学的评估变电站继电保护状态, 可以减少设备因故障停止运行的时间, 减轻检修和维护设备工作的强度, 优化工作流程, 提高检修和维护的效率, 促进智能电网的建设和完善。

摘要：本文首先对继电保护状态评估的内容以及评估标准做简要概述, 并提出建立继电保护状态评估系统的原则和性能指标, 最后提出细化继电保护状的评价状态方式来完善继电保护状态评估。

关键词：继电保护,二次回路,状态评估

参考文献

[1]姜万昌, 宋人杰, 苏畅.浅析继电保护设备状态评估方法[J].无线互联科技, 2013 (11) .

[2]刘永欣, 师峰, 姜帅, 席亚克, 宋宁希, 张仑山.智能变电站继电保护状态监测的一种模糊评估算法[J].电力系统保护与控制, 2014 (03) .