继电保护及自动化设备论文

继电保护及自动化设备论文（精选12篇）

继电保护及自动化设备论文 篇1

随着智能电网的发展和完善, 设备故障或频繁停役检修费用和损失相当严重, 采用运行巡视和巡检、定期预试和停役检修等检修方式的问题日益突出。因此, 当前电力设备检修更多实行状态检修方式。通过在线监测、信息融合等技术手段获取设备各种状态信息, 对在役继电保护设备的运行状态进行分析和综合评定, 为制定合理的检修决策提供依据, 科学实施设备检修工作, 为继电保护设备的安全、可靠、高效地运行提供支持。

1 基本原则

⑴按国电继电保护设备状态检修试验规程、继电保护和安全自动装置技术规程、电力系统微机继电保护技术导则和相关技术标准导则, 进行状态评估, 实现继电保护状态评估的

⑵设计采用典型B/S三层系统架构, 基于.NET平台进行实现, 实现用户无需安装和维护, 满足集中管理模式, 以提高系统安全性及最大限度的减轻系统维护量。

⑶数据库建模、工作流建模、界面建模、功能建模等均采用标准化方式完成, 满足用户的各种需求。

2 相关状态信息提取

采用计算机辅助决策系统开展继电保护设备状态评价, 探讨设备状态信息的获取, 设计设备状态评估标准进行状态评价, 制定合理的检修策略。

状态检修核心是状态评估, 状态评估的前提是状态信息的提取。状态信息包括同类设备数据、设备初始信息、在线监测信息、试验、巡视、检修、故障记录、家族型缺陷等途径获取的信息, 系统通过设计的在线监测系统的接口, 将各类在线监测系统数据接入系统, 作为设备评估的数据来源和依据。鉴于电气设备产生的设备状态信息数据将是海量的, 提取与状态评价相关的状态参数数据。

3 状态评估及检修策略

状态检修工作基本流程如图1所示, 包括设备信息获取、状态评价、检修决策、检修计划、检修实施等主要环节。

设备状态评分基本包括:起评分、试验评分、不良运行工况评分和家族缺陷评分, 分别用BG、TG、EG和FG表示, 根据四部分累积得分计算设备的状态评分。试验评分为单个试验项目评分的几何平均值, 起评分根据设备信息确定, 家族缺陷依据发生缺陷设备数、发生问题确定, 不良运行工况评分根据对设备状态影响严重性确定。状态评估应该能够灵活调整评价内容和评分项目及计算公式等。

设备状态评估依据状态信息进行设备状态的百分制评估, 按照由高到低分为良好、正常、注意、异常、严重异常五种状态。依据状态评分结果对规定维修策略进行相应调整:延长周期、正常周期、缩短周期、限期维修、立即维修策略, 如表1所示。

延长周期维修策略和缩短周期维修策略可根据得分情况计算延长或缩减规定周期的相对比例长度。立即维修策略的建议时间单位应小于限期维修策略的相应单位。调整的检修策遵循设备状态评价结果越差、设备风险等级越高则越优先安排检修的原则, 结合设备状态评估结果, 分析计算设备检修优先级指标, 给出检修序列、检修级别、检修时间等。

根据维修策略制定设备维修计划, 动态维修策略和维修计划在保证设备的安全运行条件下下, 避免不必要的检修、减少不紧迫的检修、增加重要的维修, 减少了维修成本, 提高了维修效率。

4 结论

系统状态评分思想, 对继电保护设备进行状态评估分级, 采用状态维修思想, 依据评价结果制定动态维修策略。

参考文献

[1]国家电网公司.《国家电网公司设备状态检修管理规定》.

[2]国家电网公司.《继电保护及电网安全自动装置检验条例》.

[3]国家电网公司.《电力系统微机继电保护技术导则》.

继电保护及自动化设备论文 篇2

运行管理规定

（试行）

君正热电厂运行部

电气专业

1、本规定规范了运行专责工程师的职责范围和具体要求；

2、本规定规范了运行人员的职责和要求；

3、运行专责工程师及运行人员必须按照此规定认真执行；

1、继电保护运行管理专责岗位责任：

1.1编制继电保护整定方案、继电保护运行说明，根据整定单位确定的反事故措施，改进工程保护接线方案，绘制原理接线图；负责处理日常继电保护调度运行事项。

1.2收集、整理、健全必要的继电保护图纸资料和电气设备有关参数。

1.3对继电保护的动作情况进行统计分析，并按月填报。参加继电保护事故调查和对录波照片的分析。1.4 审核重要用户继电保护方式，1.5 参加审核继电保护设计。

1.6 参加设备专责组现场校验工作，了解继电保护的试验。

2、运行人员应做到：

2.1能按规程对继电保护装置进行正常监视、操作及检查； 2.2能对继电保护及二次回路上的作业及安全措施进行监督； 2.3能掌握或发现继电保护及二次回路的缺陷； 2.4熟悉继电保护现场运行规程； 2.5熟悉继电保护及其二次回路。

3、运行人员在继电保护运行工作中的职责：

3.1有关保护装置及二次回路的操作及工作须经现场值长及专业值班负责人许可后进行。保护装置的投入、退出等操作由运行人员负责进行。3.2在保护装置及二次回路工作前，运行人员必须审查继电保护工作人员的工作票及其安全措施，保护整定值和变更接线一定要有经领导批准的定值通知单和图纸，才允许工作。运行人员应认真按工作票中的要求做好安全措施。凡有可能引起保护装置误动的一切工作，运行人员必须采取防止保护装置可能误动作的有效措施。继电保护工作完毕时，运行人员应进行验收，如检查拆动的接线、元件、标志是否恢复正常。3.3凡调度管理的保护装置在新投入或经过变更时，运行人员必须和当值调度人员进行整定值和有关事项的核对，无误后方可投入运行。

3.4运行人员必须按继电保护运行规程，对保护装置及其二次回路进行定期巡视、检测、对试；监督交流电压回路、使保护装置在任何时候不失去电压；对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。如发现可能使保护装置误动的异常情况时，应向值长和继电保护专责汇报，紧急情况下，可先行将保护装置停运（断开压板），但事后应立即汇报。发现保护装置及二次回路所存在的缺陷及不正常情况，应做出记录，通知及督促有关部门消除及处理。

3.5对继电保护动作时的掉牌信号、灯光信号，运行人员必须准确记录清楚，及时向有关调度汇报。

4、继电保护运行中检查项目： 4.1检查保护装置的运行指示灯是否亮。4.2检查保护装置的自检信息和报告信息，如有不正常情况联系继保人员处理。

4.3检查保护装置的时钟是否准确，如有误差应及时联系检查GPS对时回路是否正确。

继电保护及自动化设备论文 篇3

关键词：继电保护；自动装置；异常运行；对策

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）35-0088-01

随着我国电力行业的快速发展，推动了电网的智能化建设。继电保护及自动装置作为电力系统中的重要组成部分，对于保障电力系统的安全、稳定运行具有至关重要的作用。随着现代电力系统规模的逐渐扩大，继电保护及自动装置带来了一系列的安全隐患，给其安全、稳定运行产生了一定的影响。继电保护及自动装置的异常运行，需要专业的继电保护装置工作人员对其异常运行进行分析、处理以及对现场进行故障诊断，降低故障维修的时间，快速恢复继电保护及自动装置的安全、稳定运行。

1 继电保护及自动装置异常运行处理存在的问题

随着我国科技水平的不断提高，电网的结构不断得到了强化，电力系统中的继电保护及自动装置也由以往的电磁型保护装置转变为现代的全微机保护装置。本文通过对某电网运行的实际情况进行分析，了解到某电网处于能源、矿产和化工分布比较密集的区域，其继电保护及自动装置一旦出现异常运行，那么处理的难度非常大，主要存在以下两个方面的问题。

1.1 非连续性的异常运行情况

某电网的继电保护及自动装置一旦出现异常运行的情况，那么其具有非连续性的特点。在异常运行的时间上，具有间断性和随机性。由于随机性发生的概率比较大，进而给运行管理工作人员的加大了异常运行原因分析的难度，增添了麻烦，出现异常运行的原因不能快速、及时发现和处理。

1.2 具有一定的安全隐患

某电网的继电保护及自动装置异常运行情况消失后，装置又自动恢复正常，进而给装置的安全、稳定运行埋下了一定的安全隐患。另外，由于运行管理人员在没有准确判断异常运行的原因后将装置继续投入运行，导致出现各种事故，给电网的安全运行产生影响，严重者带来巨大的经济损失。

2 继电保护及自动装置常见异常运行的处理方法

目前，继电保护及自动装置出现异常运行的情况主要有以下几种常见的情况，通过对这几种常见的现象进行分析，并提出相应的处理方法。

2.1 电气设备无主保护或者电网安全稳定装置异常情况

当电气设备出现无主保护情况或者电网的装置出现异常现象不能安全、稳定运行时，那么相关的装置运行管理工作人员要及时的通知继电保护部门的负责人，并对电网中心主管调度运行的领导快速反映，进而得到有效的解决。

2.2 双套保护装置出现异常情况

在双套保护装置中，如果其中一套保护装置出现故障，不能正常、稳定运行时，那么首先要通知继电保护部门专业负责管理日常运行的人员，让其及时派人进行处理，并且要严格按照相关的继电保护及自动装置运行规范章程解决异常保护。

2.3 多条线路同时失去一套主保护异常情况

当电网厂站端的保护直流电源或者通信电源在同一个时间段内出现不能供电或者不能稳定、正常供电的情况，并导致全站继电保护不能稳定、正常运行，继电保护及自动装置管理人员要对中心领导进行汇报，快速、及时通知继电保护部门的负责人制定故障事故应急预案。

2.4 多条线路失去一套主保护的异常情况

电网厂站端的直流电源和通信电源出现故障、异常现象，导致全长所有电气设备的一套保护都不能稳定、正常运行，并使多条线路同时失去一套主保护，那么要通知继电保护负责人员，对电力中心主管调度运行领导汇报，依据相关的电力现场运行规范章程进行正常运行保护。

2.5 大面积保护装置动作不正确或者跳闸异常情况

如果出现大面积的保护装置动作跳闸或者保护装置动作不正确的情况时，要在得到继电保护部门相关负责人的指示下，对继电保护装置保护动作信息进行收集和分析保护动作工作，保障解决对策的科学合理。

3 防止继电保护及自动装置异常运行的对策

通过对继电保护及自动装置进行全过程管理，能够有效的防止继电保护及自动装置出现异常运行情况，保证电力系统的安全、稳定、可靠运行。

3.1 扩大继电保护专业队伍，提高业务技能水平

首先要加强对继电保护工作人员专业技能水平和职业素质的培训工作，引起其对继电保护工作的重视度，提高专业技术水平，扩大继电保护专业队伍。由于继电保护工作具有专业性强和技术要求高的特点，因此，对继电保护工作人员进行专业、系统、全面的培训是十分有必要的。

3.2 落实电力系统继电保护及自动装置的防止事故措施

国家电力公司曾出台了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》文件，其中对防止继电保护及自动装置提出了明确的要求，要求各单位必须要严格落实各项制度，有效的防止出现事故。另外，还要严格严格执行相关的继电保护及安全自动装置反事故实施要点实施细则规范中的保护及二次回路抗干扰制度，以便能够确保继电保护操作电源的安全性和可靠性，避免出现二次寄生回路现象，有效地增强继电保护装置的抗干扰水平。

3.3 加强日常巡检力度

继电保护装置工作人员要定期的对保护装置及二次回路进行巡检工作。如果发现异常现象，那么要及时、迅速的反映给电力调度人员。依据保护装置规定范围内的允许负荷电流和负荷曲线，实现对电气设备或者线路负荷的监视工作，在发现异常后，和继电保护部门相联系，如果在十分紧急的情况下，可以停用保护装置，然后进行汇报工作。

3.4 加强继电保护及自动装置的管理

加强对继电保护及自动装置的管理，并对继电保护运行的规程进行编制、修订。另外，各级电力调度人员要对电网的运行流程进行科学、合理的安排，加强对电网继电保护运行工作的管理，有效的提高电网的安全稳定运行水平，并将继电保护的作用充分的发挥出来，避免由于继电保护出现的拒动或者误动情况导致电力系统的稳定性受到破坏，导致出现大面积的停电事故。除此之外，继电保护工作人员在进行检修时，要执行电气工作票和二次安全措施单制度，完善作业文件包制度。

4 结 语

总而言之，继电保护及自动装置作为电力系统中的重要组成部分，对于电力系统的安全稳定运行具有十分重要的影响。因此，防止继电保护及自动装置的异常运行，通过提高业务技能水平、落实电力系统继电保护及自动装置的防止事故措施、加强日常巡检力度以及加强继电保护及自动装置的管理等方法能够有效地保证继电保护及自动装置的安全稳定运行。

参考文献：

[1] 郭建培.微机继电保护装置运行及故障处理[J].城市建设理论研究，2011，9（8）：39-40.

[2] 袁翥.电力系统继电保护配置的影响[J].广东科技，2011，8（11）：75-76.

[3] 胥岱遐，韩天行，梁志成.电力系统继电保护及自动化装置可靠性试验与评估[J].中国电力，2008，3（12）：98-99.

继电保护及自动化设备论文 篇4

1 继电保护设备实施状态检修的关键技术

1.1 在线监测技术是状态检修的基础

在运行状态下采用在线监测技术对设备进行连续、实时的测试, 及时有效地发现设备早期的缺陷, 并据此确定检修的时机。

1.2 设备状态分析是状态检修的核心

状态检修的关键在于采集在线监测的信息, 分析相关的资料, 把握有助于全面掌握设备状态和设备状态变化的趋势, 从而将更科学的检修策略应用到状态检修中去, 即通过对有关设备的历史资料如出厂试验、历次试验、检修与故障记录及运行状态等的统计分析, 对某类设备的状态做出评估, 对其状态的变化趋势或规律做出预测。

1.3 信息有效传递是状态检修的保障

状态检修的实施需要通过传输介质将现场监测和后台分析的数据及时传递至相关分析人员, 确保设备状况的及时掌握和有效处理。现场在线监测装置通过数据通信接口与后台分析系统及检修中心局域网络相连, 检修中心通过网络实时获取各装置的监测数据。变电站内主要采用光纤传输作为传输媒体, 也采用无线应用协议WAP (Wireless Application Protocol) 进行数字信号传输。

1.4 专业技术是状态检修的关键

状态检修与纯计划检修对人员素质要求有很大不同:纯计划检修要求技术人员掌握一个层面的专业知识即可, 而状态检修要求有综合的专业知识、独立的判断能力、很强的事故处理能力, 需要多面型的技术人才, 在设备运行、设备故障处理和设备检修过程中使经济损失降到最低, 确保较高的设备利用率和整体效益。

2 继电保护设备状态检修的实现

2.1 微电子及现代信息技术使保护设备实现自检

随着微机保护技术的迅速发展, 保护装置具备了很强的自检功能。通过编程手段实现保护的基本功能, 其动作特性是由软件的逻辑功能所确定, 不会出现整定值偏离预计值, 不需要通过定期的检测手段进行调整。理论上可实现对逆变电源和电流、电压采样数据合理性的校验, 实现对保护定值的完整性、保护的数据通信环节以及保护执行回路可靠性的监视等。

因此, 基于微电子技术和现代信息技术的微机保护装置自身已具备了实现状态检修的基础。

2.2 保护装置二次回路状态检修的实现

实现继保设备状态检修必须将保护系统所需监视的各个环节进行合理的划分。数字式保护装置本身具有状态监视的基础功能, 作为电网安全屏障的继电保护除了装置自身外, 还包含了交流输入、直流回路、操作控制回路等, 对于继保状态检修应该将其作为一个整体。这样才能有效避免状态监测的“盲点”, 便于对其进行推广。

保护装置二次回路是由若干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, 很多操作回路还不具有自检、在线监测、数据远传的功能, 这将使得在对保护设备进行状态检修时, 因二次操作控制回路达不到要求而不能顺利工作。

随着软、硬件技术的发展以及平台技术在保护设计制造中的应用, PLC可编程逻辑功能使保护的范畴延伸到装置外的回路中。

2.3 断路器状态及电压、电流回路监视

(1) 断路器状态监视。

断路器跳闸接点的优先监视是保护状态检修的重要环节。常规的断路器例行维护需要确保跳、合闸回路工作正常、操作机构正常、断路器的遮断容量满足系统要求, 这样的检修模式会造成很大程度的过度检修。而保护监测系统记录了断路器全程动作情况, 可更好的评估断路器的状态, 提出检修策略。

(2) 电压回路监视。

对于电压回路监视体现在以下三个环节。

(1) 单相或两相电压失却检测零序电压, 当发现没有零序电压和负序电流时, 表明电压回路有故障, 在电网发生故障时, 电压回路的稳定工作通过检测零序或负序电流来实现。

(2) 在正常负荷情况下三相电压失却, 无法监测到零序电压, 无法启动电压回路监测功能, 此时依据电流的变化量启动电压回路监测功能。

(3) 线路充电时三线电压失却, 可能由电压互感器回路故障或近区故障引起, 此两种情况充电前后都会有电流变化, 第一种情况需要闭锁保护, 第二种情况需加速跳闸, 上述情况均需过流检测器协同工作。

(3) 电流回路监视。

电流回路断线会引起保护误动, 电流监视回路必须检测电流回路的异常情况。主要原理是在没有零序电压的情况下监测到零序电流, 表明零序电流回路有异常。由于电压互感器的联结必须反映一次侧的零序电压, 因此必须采用三相无柱式或一次侧接地的电压互感器且采取延时告警、瞬时闭锁逻辑。

3 结语

继电保护设备是电力系统中的重要组成部分, 对保证电力系统的安全经济运行、防止事故发生和扩大起到关键性的作用。保护设备实施状态检修可改善设备运行管理水平, 提高处理事故的反应能力, 加快发现装置的异常并能准确定位, 为检修工作提供明确目标, 从而确保电力系统安全可靠供电。

摘要：继电保护设备在电网的安全运行中起着非常重要的作用, 状态检修可保障其装置完好和功能正常。首先概述了继电保护设备实施状态检修的重要意义, 其次阐述了实施继保设备状态检修的关键技术, 最后介绍了继保设备状态检修的实现方法。

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1．1 继电保护与安全自动装置(以下简称保护装置)是保证电网安全运行、保护电气设备的主要装置，是组成电力系统整体的不可缺少的重要部分。保护装置配置使用不当或不正确动作，必将引起事故或使事故扩大，损坏电气设备，甚至造成整个电力系统崩溃瓦解。因此，继电保护人员与电网调度及基层单位运行人员一样，是电网生产第一线人员。

1．2 要加强对继电保护工作的领导。各网局、省局及电业局(供电局)、发电厂(以下简称基层局、厂)主管生产的领导和总工程师，要经常检查与了解继电保护工作情况，对其中存在的重要问题应予组织督促解决，对由继电保护引起的重大系统瓦解事故和全厂停电事故负应有的责任。

1．3 继电保护正确动作率及故障录波完好率，应为主管部门考核各基层局、厂的指标之一。对网局及省局应分别以主系统与220kV及以上装置为考核重点。2 继电保护专业机构

2．1 电力系统继电保护是一个有机整体，在继电保护专业上应实行统一领导，分级管理，在网局、省局、电业局(供电局)及发电厂设置相应的继电保护专业机构。2．2 网局、省局应分别在电网调度和省调度机构内设置继电保护科，作为局继电保护技术管理的职能机构，实现对全网、省内继电保护专业的领导。同时，继电保护科也是生产第一线的业务部门，负责所管辖系统继电保护的整定计算及运行等工作。需要时，继电保护科内可设试验室。

电业局(供电局)的继电保护整定计算、技术管理及维护试验工作不宜分散，宜集中于继电保护机构统一管理，此机构可设在调度所内。大城市供电部门也可设继电保护科，由局直接领导。

发电厂一般应在电气分场设继电保护班(组)。

2．3 继电保护工作专业技术性强，一根线一个触点的问题可能造成重大事故，继电保护机构必须配备事业心强、工作认真细致、肯钻研技术、具有中专及以上水平的理论知识的技术人员，同时，应保持相对稳定。骨干人员调离岗位时，应事先征求上级继电保 1 护机构的意见。继电保护机构管辖设备范围及职责

3．1 继电保护机构负责维护、检验的设备及内容：

3．1．1 继电保护装置：发电机、调相机、变压器、电动机、电抗器、电力电容器、母线、线路的保护装置等。

3．1．2 系统安全自动装置：自动重合闸、备用设备及备用电源自动投入装置、强行励磁、强行减磁、发电机低频起动、发电机自动自同期、按频率自动减负荷、故障录波器、振荡起动或预测(切负荷、切机、解列等)装置及其他保证系统稳定的自动装置等。3．1．3 控制屏、中央信号屏与继电保护有关的继电器和元件。3．1．4 连接保护装置的二次回路：

3．1．4．1 从电流互感器、电压互感器二次侧端子开始到有关继电保护装置的二次回路(对多油断路器或变压器等套管互感器，自端子箱开始)。

3．1．4．2 从继电保护直流分路熔丝开始到有关保护装置的二次回路。3．1．4．3 从保护装置到控制屏和中央信号屏间的直流回路。

3．1．4．4 继电保护装置出口端子排到断路器操作箱端子排的跳、合闸回路。3．1．5 为继电保护专用的高频通道设备回路。3．2 继电保护机构应了解掌握的设备及内容： 3．2．1 被保护电力设备的基本性能及有关参数。

3．2．2 系统稳定计算结果及其对所管辖部分的具体要求。3．2．3 系统的运行方式及负荷潮流。3．2．4 系统发展规划及接线。

3．2．5 发电厂、变电所母线接线方式。3．2．6 发电机、变压器中性点的接地方式。

3．2．7 断路器的基本性能；其跳、合闸线圈的起动电压、电流；跳、合闸时间，金属短接时间及其三相不同期时间；辅助触点、气压或液压闭锁触点的工作情况。3．2．8 直流电源方式(蓄电池、硅整流、复式整流、电容储能跳闸等)、滤波性能及直流监视装置。

3．2．9 电流、电压互感器变比，极性，安装位置；电流互感器的伏安特性。3．3 网局、省局继电保护机构的职责： 3．3．1 对直接管辖的系统负责保护装置的配置、整定及运行管理工作。

3．3．1．1 按调度操作范围确定系统保护配置及保护方式，并审定保护原则接线图。有网局的地区，整个超高压网保护配置及保护方式的原则由网局确定。

3．3．1．2 按调度操作范围，定期编制继电保护整定方案。有网局的地区，整个超高压网的整定原则由网局确定。分界点定值由网局审核。

3．3，1．3 按整定范围编制主网继电保护运行说明及处理有关保护的日常运行工作。3．3．1．4 按整定范围编制主网的最大、最小等值阻抗及为分析故障范围用的各线路接地短路电流曲线。

3．3．1．5 分析所管辖系统的故障及保护动作情况，积累运行资料，总结每年或多年运行经验，研究提出改进措施。有网局的地区，网局负责整个超高压网的分析、总结、改进。

3．3．2 参加或组织基层局、厂人员参加所管辖系统的新、扩建工程、设计审核、超高压系统远景及近期规划的讨论。

3．3．3 负责全网、全省继电保护工作的技术管理，提高继电保护运行水平和工作质量。

3．3．3．1 按规定对继电保护动作进行统计分析，提出季、总结。

3．3．3．2 对复杂保护装置的不正确动作，组织有关单位进行调查分析、检查，作出评价，制定对策，发事故通报，定期修编反事故措施，并监督执行。3．3．3．3 组织继电保护专业培训。

3．3．3．4 组织革新改造旧设备，积极慎重的推广新技术。3．4 基层局、厂继电保护机构的职责：

3．4．1 对运行保护装置的正常维护及定期检验，按时完成保护装置定值的更改工作。3．4．2 参加有关的新、扩建工程保护装置的选型设计审核，并进行竣工验收。3．4．3 事故后或继电保护不正确动作后的临时性检验。

3．4．4 按地区调度及电厂管辖范围，定期编制继电保护整定方案及处理日常的继电保护运行工作。

3．4．5 为地区调度、变电所及发电厂编写继电保护运行说明，供有关部门作为编制运行规程的依据，并审核规程的有关部分。

3．4．6 按规定对继电保护动作情况进行定期的统计分析与总结，提出反事故措施。3．4．7 贯彻执行反事故措施(包括上级机构确定的)，编制保护装置更新改造工程计 划。根据整定单位确定的原则接线方案，绘制原理接线等有关图纸，经基层局、厂审定后施工。

3．4．8 对用户会同用电监察部门提出继电保护的原则要求和提供有关定值，监察重要用户继电保护的运行工作。

3．4．9 协助对调度、变电所及发电厂值班人员进行有关保护装置运行方面的技术培训工作。

3．5 网局、省局中心试验所设有继电保护机构时，该机构的职责：

3．5．1 研究改进电网继电保护及安全自动装置，针对运行中出现的问题，调查研究，总结经验，提出改进措施。

3．5．2 参加复杂保护不正确动作调查、分析及试验工作。

3．5．3 负责对系统初次使用的新型保护装置及安全自动装置的典型检验，并修编其检验规程。

3．5．4 协助现场解决当前存在的和今后将要出现的有关技术问题。

3．5．5 协助网、省局组织技术培训工作，特别是新型保护装置的培训工作。3．5．6 完成网、省局指定的有关继电保护和安全自动装置的其他工作。4 岗位责任制

4．1 各级继电保护部门必须建立岗位责任制。网局、省局继电保护部门，一般可划分系统整定运行专责及地区技术管理专责，结合人员的情况作具体安排，使每项职责落实到个人。

4．2 基层局、厂继电保护部门的岗位责任制可结合具体情况，参照以下内容决定。4．2．1 继电科（班）长岗位责任：

4．2．1．1 科（班）长是全科（班）安全运行工作的组织者，对本部门人员的生产、技术、经济和思想工作和人身设备安全运行负有责任。

4．2．1．2 编制年、季、月工作计划和定检计划，审核继电保护改进工程计划和反事故措施计划，并督促按期完成。

4．2．1．3 组织技术培训和安全活动。

4．2．1．4 要抓紧工作计划的完成；抓技术管理工作、规划制度的执行；抓上级指示、事故通报及反事故措施的贯彻。

4．2．1．5 组织继电保护事故和不正确动作的调查分析工作和整定方案的讨论。4．2．2 继电专责工程师（技术员）岗位责任：

4．2．2．1 专责工程师（技术员）是继电保护工作的技术负责人，负责做好本部门技术管理工作和编制有关技术性规章制度。

4．2．2．2 负责对继电人员的技术培训，技术革新。定期进行技术问答和技术考核。4．2．2．3 编制反事故和安全措施计划、试验方案、技术培训和革新计划。4．2．2．4 参加有关新、扩建工程审核工作；审核更改工程的原理接线图、检验报告和专责组提出的试验时的安全措施；审核整定方案、运行说明、定值通知单和保护动作统计报表。

4．2．2．5 负责继电保护事故和不正确动作的调查分析检验工作，提出对策措施并督促执行。

4．2．2．6 参加电网或电厂远景规划接线和运行方式的研究。4．2．3 继电运行管理专责人岗位责任：

4．2．3．1 编制继电保护整定方案、继电保护运行说明，根据整定单位确定的反事故措施、改进工程保护原则接线方案，绘制原理接线图；负责处理日常继电保护调度运行事项。

4．2．3．2 收集、整理、健全必要的继电保护图纸资料和电气设备有关参数，制定系统阻抗图、短路电流表。

4．2．3．3 对继电保护的动作情况进行统计分析，并按月填报。每季和年终提出继电保护运行分析总结和改进意见。参加继电保护事故调查和对录波照片的分析。4．2．3．4 审核重要用户继电保护方式，向用户和用户试验班提供有关参数和保护整定值。

4．2．3．5 负责填写“继电保护及自动装置动作原始记录本”及其“分析记录本”。记录本内应妥善整理及保管录波照片。4．2．3．6 参加审核继电保护设计。

4．2．3．7 参加设备专责组现场检验工作，了解继电保护的试验。4．2．4 设备专责组岗位责任：

4．2．4．1 对所专责的继电设备的质量和安全负有全部责任。对运行的继电设备进行定期检验，及时更改定值，并提出对有可能引起运行的保护装置误动的安全措施。对新、扩建的继电设备进行验收试验或参加交接验收试验。参加继电事故和不正确动作后的临 时性检验。

4．2．4．2 装置检验后，应及时写出检验报告、事故分析报告和验收试验报告。在进行检验工作中，每套保护装置应指定试验负责人，在检验周期内，对该保护装置的安全运行（如检验质量、回路正确性等）负有全部责任。

4．2．4．3 做好本专责设备技术管理工作，建立各设备的继电保护技术档案、图纸和资料，并使其符合实际，正确齐全。

4．2．4．4 掌握装置缺陷情况，及时消除并贯彻执行本专责设备反事故措施计划，搞好设备升级、定级工作。

4．2．4．5 负责本专责设备继电保护小型改进工程的施工设计和安装工作。4．2．4．6 搞好本专责设备继电保护运行分析，做到对异常和不安全现象及时分析，并做好运行记录。

4．2，4．7 经常定期维护好专用试验仪器仪表、试验设备和工具，并保证其准确良好；准备好继电器备品备件，并不断创造新的试验方法和试验工具，提高工效，提高检验质量。调度人员及发电厂、变电所运行人员的继电保护运行工作

5．1 继电保护是电力系统、发电厂及变电所运行工作的重要组成部分，调度人员及厂、所运行人员熟悉掌握继电保护，是胜任运行工作的必要条件，是运行工作水平的重要标志。

调度人员应做到：

能按规程正确指挥及监督继电保护的操作及运行；

能按继电保护动作情况分析判断系统故障及异常情况；

能按通知单掌握定值及允许最大负荷； 熟悉继电保护动作基本原理及典型接线； 熟悉继电保护调度运行规程； 熟悉继电保护整定方案及整定原则。厂、站运行人员应做到：

能按规程对继电保护装置进行正常监视、操作及检查；

能对继电保护及二次回路上的作业及安全措施进行监督；

能掌握或发现继电保护及二次回路的缺陷；

熟悉继电保护基本原理及其接线；

熟悉继电保护现场运行规程；

熟悉继电保护及其二次回路。

5．2 调度人员在系统继电保护运行方面的职责：

5．2．1 批准和监督管辖范围内各种保护装置的正确使用与运行。

5．2．2 根据继电保护调度运行规程，在处理事故或改变系统运行方式时，应考虑保护装置的相应的变更；指挥系统操作时，应包括继电保护及安全自动装置的有关操作。5．2．3 根据整定值通知单，切实掌握保护装置的整定值。管辖范围内保护装置更改定值或新保护装置投入运行前，调度值班人员必须按整定值通知单与厂、所运行值班人员核对后，在通知单上签字并注明更改定值时间。

5．2．4 根据保护装置的最大允许负荷或负荷曲线，监视管辖范围内各部分的负荷潮流。

5．2．5 掌握系统运行方式有关或直接影响系统安全稳定运行的继电保护问题，包括应投而未投入的母线保护、高频保护、重合闸等及主要保护装置存在的缺陷与不正常情况，并督促有关部门解决。

5．2．6 根据系统稳定、运行方式及负荷情况提出对系统继电保护及安全自动装置的要求和改进意见。

5．2．7 按规定（第6．2条）提供有关系统稳定、运行方式、负荷等有关资料数据，配合继电保护部门修编继电保护调度运行规程。

5．2．8 参加审核系统继电保护整定方案。有条件时可选派适当人员参加系统保护整定计算工作。

5．2．9 在系统发生事故不正常情况时，调度人员需要根据开关及继电保护和自动装置的动作情况，分析并处理事故，做好记录，及时通知有关人员。5．3 发电厂、变电所运行人员在继电保护运行工作中的职责：

5．3．1 有关保护装置及二次回路的操作及工作均须经相应的管辖该装置的人员（调度或现场值、班长）的同意方可进行。保护装置的投入、退出等操作须由运行人员负责进行。

5．3．2 在保护装置及二次回路上工作前，运行人员必须审查继电保护工作人员的工作票及其安全措施，更改整定值和变更接线一定要有经领导批准的定值通知单和图纸，才允许工作。运行人员应认真按工作票与实际情况作好安全措施。凡可能引起保护装置 误动作的一切工作，运行人员必须采取防止保护装置可能误动的有效措施。

在继电保护工作完毕时，运行人员应进行验收，如检查拆动的接线、元件、标志是否恢复正常、连接片位置、继电保护记录簿所写内容是否清楚等。

5．3．3凡调度管辖的保护装置在新投入或经过变更时，运行人员必须和当值调度员进行整定值和有关注意事项的核对，无误后方可投入运行。

5．3．4 运行人员必须按继电保护运行规程，对保护装置及其二次回路进行定期巡视、检测、对试或按规程规定更改定值；监督交流电压回路，使保护装置在任何时候不失去电压；按保护装置整定所规定的允许负荷电流或允许负荷曲线，对电气设备或线路的负荷潮流进行监视。如发现可能使保护装置误动的异常情况时，应及时与继电保护部门联系，并向调度汇报，紧急情况下，可先行将保护装置停用（断开连接片），事后立即汇报。发现保护装置及二次回路所存在的缺陷及不正常情况，应作出记录，通知及督促有关部门消除及处理。

5．3．5 对继电保护动作时的掉牌信号、灯光信号，运行人员必须准确记录清楚，及时向有关调度汇报。6 定值管理

6．1 超高压系统保护装置的整定计算，应符合《110～220kV电网继电保护与安全自动装置运行条例（配置与整定部分）》的规定。

6．2 结合电力系统发展变化，应定期编制或修订系统继电保护整定方案。整定方案的编制应根据：

6．2．1 由调度部分提供、并经领导审定的系统运行方式及运行参数，包括正常的和实际可能的检修运行方式；最大有功及无功潮流（必要时应包括冲击负荷电流值，电动机自起动电流值等）；最低运行电压，非全相运行线路的相序分量，最佳重合闸时间，解列点及系统稳定的具体要求等。

6．2．2 110kV及以上系统计算所需的设备及线路参数，必须采用实际试验值（试验报告）或有据可查。

6．2．3 由计划部门提供的系统近期发展规划与接线。6．3 整定方案的主要内容应包括： 6．3．1 整定方案对系统近期发展的考虑。

6．3．2 各种保护装置的整定原则以及为防止系统瓦解、全厂停电或保证重点用户用 电作特殊考虑的整定原则。

6．3．3 整定计算表及定值表和整定允许的最大电流或有功、无功负荷曲线。6．3．4 变压器中性点接地点的安排。

6．3．5 正常和特殊方式下有关调度运行的注意事项或规定事项。

6．3．6 系统主接线图、正序及零序阻抗参数图、继电保护配置及定值图。6．3．7 系统运行、保护配置及整定方面遗留的问题和改进意见。

整定方案编制后，在本保护部门内应经专人分部进行全面校核，集体讨论，然后经有关调度（值长）运行、生技、安监等部门讨论，由相应的网局、省局或基层局、厂总工程师批准后实施。

整定计算原始底稿需整理成册，妥善保管，以便日常运行或事故处理时查对。6．4 关于整定值通知单的若干规定：

6．4．1 现场保护装置整定值的调整和更改，应按保护装置整定值通知单的要求执行，并依照规定日期完成。

如根据一次系统运行方式的变化，需要更改运行中保护装置的整定值时，须在定值通知单上说明。

在特殊情况下急需改变保护装置定值时，由调度（值长）下令更改定值后，保护装置整定部门应于两天内补发新定值通知单。

6．4．2 网局、省局继电保护部门编发的定值通知单上除编制人签名外，还应经专人复核或科长审核。基层局、厂继电保护部门编发的定值通知单上除编制人签名外，应经专人复核，本部门专责工程师（技术员）审核。出现特殊问题（如不符合有关规程或条例，可能出现严重后果等）应经总工程师批准。

6．4．3 定值通知单一式若干份，应分别发给有关调度（值长）和有关基层局、厂继电保护部门。对新装保护装置应增发定值通知单给基建调试单位。定值通知单应编号并注明编发日期。

6．4．4 因新建、扩建工程使局部系统有效多保护装置需要更改定值时，基层局、厂继电保护部门应在规定期限内，按所要求的顺序更改完毕，以保证各级保护装置互相配合。有特殊困难时，须向有关整定部门提出研究解决办法，由此而引起保护不配合而会引起严重后果者，须经有关部门总工程师批准。6．5 各级继电保护部门保护装置整定范围的划分： 6．5．1 整定范围一般与调度操作范围相适应。6．5．2 变电所、发电厂内的变压器、调相机、发电机的保护装置除另有规定或明确者外，一般由设备所在的基层局、厂继电保护部门整定，母线保护、变压器的零序电流、零序电压保护由负责该侧电压系统保护装置的整定部门整定。

6．5．3 低频减载及其他系统稳定装置的定值，由有关调度运行部门为主整定，并书面下达到基层局、厂据以执行。

6．5．4 各级继电保护部门保护装置整定范围的划分，应以书面明确分工负责。整定分界点上的定值限额和等值阻抗（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）也要书面明确。需要更改时，必须事先向对方提出，经双方协商，原则上，应局部服从全局和可能条件下全局照顾局部，取得一致后，方可修改分界点的限额。修改后，须报送上级继电保护部门备案。7 检验管理

7．1 对运行中或准备投入运行的保护装置，应按部颁《继电保护及系统自动装置检验条例》和有关检验规程进行定期检验和其他各种检验工作。

7．2 基层局、厂继电保护部门，需根据季节特点、负荷情况并结合一次设备的检修，合理地安排年、季、月的保护装置检验计划。有关调度部门应予支持配合，并作统筹安排，使保护装置定期检验工作能顺利开展。

定期检验工作应掌握进度，及时完成，以减少对系统安全运行的影响，并应保证检验质量。

7．3 检验工作中，须严格执行部颁《电业安全工作规程》及有关保安规程中的有关规定，并按符合设备实际安装情况的正确图纸进行现场检验工作；复杂的检验工作事先应制订实施方案。

7．4 主要厂、站应配备专用试验仪器、整组试验车及试验电源。检验用仪表的精确等级及技术特性应符合规程要求，所有测试仪表均需定期校验，以确保检验质量。7．5 继电保护检验时，应认真作好记录。检验结束时，应及时向运行人员交待，在配电盘的有关记录簿上作好记录。结束后，应及时整理检验报告。

7．6 当保护装置发生不正确动作后，应及时向上级继电保护部门及整定管辖部门报告，并保留现场原有状态，及时进行事故后的现场检验。检验项目根据不正确动作的具体情况确定。重大事故的检验工作应与上级继电保护及安全部门商定，并应有有关中试所参加协助分析，找出不正确动作原因，制订对策。8 基建工程设计审核、运行准备与验收

8．1 计划与设计部门在编制系统发展规划、系统设计和确定厂、站一次接线时，应考虑保护装置的技术性能和条件，听取继电保护部门的意见，使系统规划、设计及接线能全面综合地考虑到一次和二次的问题，以保证系统安全、经济、合理。

8．2 新扩建工程设计中，必须从整个系统统筹考虑继电保护相适应的变化，作出安排。系统保护装置设计的选型、配置方案及原理图应符合部颁反措原则，设计部门应事先征求负责系统继电保护整定计算部门的同意。

8．3 新建110kV及以上的电气设备及线路参数，应按照有关基建工程验收规程的规定，在设入运行前进行实际测试。测试内容由整定计算部门按实际需要和基建部门商定，测试工作以基建单位为主负责（必要时生产部门可以配合），对测试结果应进行分析并提出测试报告（制造厂已提供可靠实测数据的，可不再进行实测）。

8．4 根据法规第4．8．10条的规定，“新建工程投入时，全部设计并已安装的继电保护和自动装置应同时投入”以保证新建工程的安全投产。为此，负责整定计算的继电保护机构，应配合工程进度及时提出保护整定值。所需的电气一次接线图、保护原理图、电气设备（包括线路）参数等，应根据工程具体情况，由负责工程施工单位或建设单位（或委托工程设计单位）统一归口，按照要求时间（一般在投运前三个月）尽早提交负责整定计算的继电保护机构，以便安排计算。实测参数亦应提前送交，以便进行核算，给出正式整定值（提交的时间由双方按实际核算工作量商定）。

8．5 新建工程保护装置的验收应按设计图纸、设备合同和技术说明书、《电力工业技术管理法规》、《电力建设施工及验收规范》、《火力发电厂基本建设工程启动验收规程》的有关规定为依据。按《继电保护检验条例》及有关规程进行调试，按定值通知单进行整定。所有继电保护和安全自动装置均应在检验和整定完毕，经基层局、厂进行验收后，才能正式投入运行。

8．6 新安装的保护装置竣工后，其验收主要项目如下： 8．6．1 电气设备及线路有关实测参数完整正确。8．6．2 全部保护装置竣工图纸符合实际。8．6．3 装置定值符合整定通知单要求。

8．6．4 检验项目及结果符合检验条例和有关规程的规定。

8．6．5 核对电流互感器变比及伏安特性，其二次负荷满足误差要求。

8．6．6 检查屏前、后的设备整齐、完好，回路绝缘良好，标志齐全、正确。8．6．7 检查二次电缆绝缘良好，标号齐全、正确。

8．6．8 用一次负荷电流和工作电压进行验收试验，判断互感器极性、变比及其回路的正确性，判断方向、差动、距离、高频等保护装置有关元件及接线的正确性。8．7 新安装的保护装置投入运行前，安装单位应按照《电力工业技术管理法规》第4．8．6条，《火力发电厂基本建设启动验收规程》第2条，《电力建设施工及验收暂行技术规范》电气装置篇第一章第三节的有关规定，向运行单位移交符合实际的竣工图纸、调试记录、厂家说明书及设备技术资料、制造厂随同设备供应的备品备件、生产试验仪器和专用工具等。如整理工作困难而无法全部移交时，可与运行单位协商，但投入运行后一个月以内必须全部移交完毕。

8．8 新装保护在投入运行后一年以内，未经打开铅封和变动二次回路以前，经过分析确认系由于调试和安装质量不良引起保护装置不正确动作或造成事故时，责任属基建单位。运行单位应在投入运行后一年内进行第一次定期检验，检验后或投入运行期满一年以后，保护装置因安装调试不良发生不正确动作或事故时，责任属运行单位。9 设备定级管理

9．1 评定设备健康水平时，应将一、二次电气设备作为整体进行综合评定，所以保护装置应以被保护设备（如线路、母线、发电机、变压器、电动机等）为单位进行设备定级，而故障录波器则按套进行定级。

9．2 新装保护装置应在第一次定期检验后开始定级。运行中的保护装置，在每次定期检验后应进行定级，当发现或消除缺陷时，应及时重新定级。

9．3 基层局、厂应建立定级记录簿，年终对保护装置的定级情况进行一次全面分析，提出消除缺陷的措施计划，并逐级上报。

9．4 一类设备的所有保护装置，其技术状况良好，性能完全满足系统安全运行要求，并符合以下主要条件：

9．4．1 保护屏、继电器、元件、附属设备及二次回路无缺陷。

9．4．2 装置的原理、接线及定值正确，符合有关规程、条例规定及反事故措施要求。9．4．3 图纸资料（包括试验记录、技术参数等）齐全，符合实际。9．4．4 检验期限、项目及质量符合规程规定。9．4．5 运行条件良好(包括抗干扰措施)。9．5 二类设备的保护装置比一类设备稍差，但保护装置无重大缺陷，技术状况和性能不影响系统安全运行。

9．6 三类设备的保护装置或是配备不全，或技术性能不良，因而影响系统安全运行(如动作不可靠或有可能误动作等)。如主要保护装置有下列情况之一时，亦应评为三类设备。

9．6．1 保护未满足系统要求，在故障时能引起系统振荡、瓦解事故或严重损坏主要设备者（如故障切除时间过长、母线保护及线路高频保护应投入而未投入、变压器瓦斯保护未能可靠投入跳闸等)。9．6．2 来满足反事故措施要求。

9．6．3 供运行人员操作的连接片、把手、按钮等没有标志。9．6．4 图纸不全，且不符合实际。

电气设备继电保护技术的应用探讨 篇6

榆林电力设计院 陕西榆林 719000

摘要：从目前我国电力发展的现状看来，电力系统中继电保护技术是其中至关重要的组成部分之一，同时随着我国电力系统的不断完善与优化，传统的继电保护技术远远不能满足现行电力系统的发展需求。为了优化继电保护技术，降低电力系统发生故障的几率，保障电力系统的顺利进行，这是目前电力系统需要重点研究的对象。文章主要简单介绍了继电保护的组成、工作原理、作用和工作要求等，对其发展趋势进行深入分析。

关键词：电气设备；继电保护技术；应用探讨

0.引言

随着我国社会和科学技术在不断的进行可持续发展，现代社会的现代化建设步伐日益加快，我国的电力系统的发展成为与民生息息相关的工程，备受国民关注和重视。电力系统的正常运行时社会民众日常生活顺利进行的有利保障，而继电保护技术在电力系统中有着十分重要的意义。继电保护技术现已从电磁式继电保护技术发展为目前的晶体管型继电保护技术，同时随着集成电路的应用和后来基于互联网技术的智能系统的部署，继电保护技术正朝着越来越智能化和人性化的方向发展。

1继电保护的组成、工作原理、作用和工作要求

1.1继电保护的组成与工作原理

继电保护的种类有很多，可是组成上一般都包括测量、逻辑、执行模块。输入信号获取的测量信号需要与给定的整定数值进行对比，并将对比结果传送至逻辑模块。逻辑模块按照测量模块传输的对比值特点、大小和出现的次序或上述各种参数的组合，进行逻辑计算，得出的逻辑数值也是决定动作是否进行的重要依据。

1.2继电保护的作用

继电保护的主要作用就是在电力系统发生损坏用电设备或影响到电力系统安全运行的故障时，能够对电力系统起到保护的措施；并对整个电力系统进行监控，当电力系统非正常运行或某些用电设备处于非正常工作状态时能够及时发出警报信号，以便于提醒值班工作人员发现故障所在，能使故障得到处理，使其正常运行。

1.3继电保护的应用

在一些工厂企业高压供电系统，变电站中对继电保护设备的应用非常普遍，除此以外还用于保护供电系统高压线路，主变保护中。变电站应用的继电保护的情况包含：（1）保护线路，通常应用的是二段或者三段式的电流保护，一段属于速断电流保护，二段属于速断电流显示保护，三段是过电流保护；（2）保护母联；（3）保护主变设备，保护主变主要是主保护与后备保护；（4）保护电容设备，保护用电设备主要包含了电压零序保护、过电流保护、过电压或失电压保护。伴随着继电保护技术的快速发展，逐渐开始了微机保护设备的应用。

2电力系统继电保护技术现状分析

从目前来看，我国电力覆盖面积逐渐扩大，电力系统的安全问题得到了广泛关注，而且由于对电力系统安全问题的重视，促使继电保护技术不断提高和创新。电机式继电保护、晶体管继电保护、集成电路继电保护和计算机继电保护这是继电保护技术随科技发展而发展的四个阶段。经过几十年的发展，我国继电保护技术已经取得了巨大的成功，并积累了丰富的运行经验，但随着电力系统容量日益增大，范围越来越广，既有的电力系统各元件的继电保护装置己经远远不能满足电力发展要求，如果不能及时解决，则会发生电力故障和大面积停电等现象，因此，要立足于电力系统全局的基礎上，对故障原件被相应继电保护装置动作切除后和电力系统所呈现的工况进行研究等方而的内容，因此如何使其尽快恢复正常运行显得尤为重要。所以，不仅应有完善的继电保护技术，还应研究、推广故障预测技术，加快规范管理操作规程，加强设备设计等举措，从而使继电保护装置更具有可靠性

3电力系统继电保护技术发展趋势

近年来，在计算机技术迅速发展的带动下，对电力系统继电保护技术的要求也越来越高，传统意义上的模拟式继电保护已经不能满足现行电力系统的需求。随着科学技术的不断研发，一些高端技术也被应用于电力系统继电保护技术中，其正在随着科技的脚步，向着计算机化、网络化和智能化发展，为了更好的满足现行的电力系统。

3.1计算机化

目前来看，微机保护硬件的更新换代，其对微机保护的要求也在逐渐完善。因此继电保护技术在具备基本的保护机能外，同时还需要有一些存放空间，以便于数据值的存放。另外还应该具有一定的处理数据的能力和较有力通信功能。要想达到以上要求，就要求微机保护装置的功能，而且继电保护装置的微机化、计算机化成为未来发展的主要方向。但是，怎样才能与电力系统要求相一致，怎样有效提高继电保护性能要求和效益，不但需要理论上的研究支持，更需要技术上的不断创新与支持。所以，保护装置计算机化是其发展的一个必然趋势。

3.2网络化

目前计算机网络化早己成为信息时代的主要内容。网络化影响着社会中的各行各业，为这些岗位提供了一种较强的通信技术。我们知道继电保护的作用，主要对故障原件进行切除处理，从而有效降低故障发生率。但是，继电保护装置的作用，不能只局限于切除故障元件和降低故障发生率，它还要确保整个电力系统安全高效的运行，为电力系统提供可靠的保证。同时继电保护装置的网络化的实现，这是电力系统保护的基木条件，使其能够更好的手机故障数据，这对判断故障的准确性至关的重要。因此，要求每个继电保护单元，对整个电力系统的安全运行和故障信息可实现数据共享，应该在分析这些信息和数据的基础上，实现协调动作，这是确保系统安全稳定运行的重要保证。所以，实现继电保护的网络化是电力系统的发展趋势。

3.3智能化

随着智能电网的发展，分布式发电，交互式供电模式对继电保护提出了更高的要求，另一方面一些相关技术的不断应用，传感器的应用能够有效的监控智能电网的运行过程，实现对保护功能和保护定值的远程动态监控和修正。另外，对保护装置面高，保护功能除了需要木保护对象的运行信息外，还需要相关联的其他设备的运行信息。一方面保证故障的准确实时识别，另一方面保证了在没有或少量人工干预下，能够快速隔离故障，进行自我恢复，避免大面积的停电现象发生。

在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，电力系统继电保护技术就成为了一台智能化的计算机，继电保护技术就成为了一个智能化的网络终端。从而实现整个电力系统运行出现故障和一些数据的有效收集，并且能够将这些收集到的数据输送至控制中心，从而能够针对这些数据做出相应的解决措施。而且还能够在完成继电保护情况下，对正常运行的继电保护进行检测和控制，提高了工作效率。

3.4保护、控制、测量、数据通信一体化

在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，保护装置实际上就是一台高性能、多功能的计算机，是整个电力系统计算机网络上的一个智能终端它可从网上获取电力系统运行和故障的任何信息和数据，也可将它所获得的被保护元件的任何信息和数据传送给网络控制中心或任一终端。因此，每个微机保护装置不但可完成继电保护功能，而且在无故障正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信功能，亦即实现保护、控制、测量、数据通信一体化。

4.结束语

文章对继电保护的组成与工作原理、作用和应用做了阐述，又对电力系统继电保护技术的发展现状做了分析，研探了电力系统继电保护技术的发展趋势，正在向着智能化、计算机化和网络化方向发展。随着电力系统的快速发展，继电保护技术也将进一步提高，因此人们应当采取适当的措施，使继电保护技术走上可持续发展的道路。

参考文献：

[1]杨鹏云.电力系统继电保护技术现状及发展趋势[J].电源技术应用，2014，03：116.

[2]郭斌.电气工程智能系统在继电保护中的应用与改进[J].电源技术应用，2014，03：147.

[3]马小宁.电力系统继电保护技术浅析[J].知识经济，2014，03：83.

继电保护及自动化设备论文 篇7

本文着重阐述了变压器差动保护、发电机复合电压闭锁过流保护、零序电压式定子接地保护以及频率异常保护存在的问题,并提出了相应的对策。

1 变压器纵差保护

变压器纵差保护是变压器内部短路故障的主保护,其构成逻辑包含3部分:具有比例制动特性的差动元件;涌流闭锁元件;差动速断元件。单相差动保护逻辑示意图如图1所示。

在变压器纵差保护中,设置涌流闭锁元件的目的是为了躲过励磁涌流。涌流闭锁元件的作用是根据变压器励磁涌流的特点识别励磁涌流,从而判断差流回路的差流是由变压器内部故障产生的还是由变压器的励磁涌流产生的。若差流是励磁涌流产生的,便将差动元件出口闭锁,否则开放差动元件出口[2,3]。变压器纵差保护采用涌流闭锁的缺点是:当变压器内部发生严重故障,差动电流互感器饱和时,其二次电流(即差动元件的差流)具有变压器励磁涌流的某些特点,易被涌流判别元件误识别成励磁涌流,将差动元件闭锁,从而使差动保护拒动或延时动作,严重损坏变压器[4,5,6]。

为此,在差动保护中设置不受涌流闭锁的差动速断元件,以确保保护在变压器内部发生严重故障时,快速切除变压器。为了能躲过变压器的励磁涌流,差动速断元件的动作电流很大,通常为变压器额定电流的6~8倍。差动速断元件有动作延时,一般为10~25 ms。

分析表明,当变压器内部严重故障时,如果电流互感器饱和严重,饱和电流互感器一次电流和二次电流如图2所示。

由图2可以看出:饱和电流互感器虽然一次电流波形为正弦波,但二次电流却为间断波。二次电流的有效值大幅减小。因此,当变压器内部严重故障时,如果电流互感器饱和,由于其二次电流大幅减小,而差动速断元件的动作电流很大,此时的差流可能小于差动速断的动作电流,差动保护会拒动。为防止差动元件拒动,应采取以下措施:

a.在整定计算时,应根据变压器容量、结构、特点及距电源的远近,在能可靠躲过励磁涌流的前提下,尽量减小差动速断元件的动作电流;

b.采用同步识别原理,对差动速断元件加动作记忆延时。

在故障瞬间,电流互感器不会立即饱和,通常延时3~4 ms才饱和[7]。根据这一特点,可采用差动速断元件动作记忆措施。当变压器内部严重故障时,在变压器电压发生突变的同时,流经差动元件的差流开始很大,差动速断测量元件动作,并将动作记忆20~30 ms。此时,差动速断元件逻辑构成如图3所示(图中,Idzh为差动速断元件动作电流;ΔU为变压器电压工频变化量;t为记忆延时)。

2 变压器分侧差动保护

对于YNy或YNd连接的变压器,为防止其高压侧所连接系统的接地故障造成变压器纵差保护误动,在该保护中采取滤去高压侧零序电流的措施。这样,在变压器高压侧绕组(特别是距中性点较近的绕组)上发生单相接地故障时,变压器纵差保护的动作灵敏度会很低。

对于大容量、超高压或特高压的变压器,在高压侧设置只反应高压侧内部短路故障的分侧差动保护,可以提高高压绕组接地故障时的动作灵敏度。变压器分侧差动保护的交流接入回路以及逻辑框图分别如图4(图中,TALHS、TALHN分别为变压器高压绕组两侧三相电流互感器)和图5所示。

设置分侧差动保护的优点是:两侧差动电流互感器可采用同型号及同变比的,两者之间的相对误差及暂态特性相差较小。另外,在计算及整定保护的最小动作电流及比率制动系数时,由于不考虑变压器的励磁电流及带负荷调压等,故取值较小,动作灵敏度高。特别是对于高压侧绕组的单相接地故障,由于保护不采用滤去零序电流的措施,动作灵敏度很高。

从理论上分析,变压器高压侧的分侧差动保护不受励磁涌流的影响。但运行实践表明,在空投变压器时,该保护经常误动。其误动原因是:由于两侧电流互感器的二次负载不同等原因,其暂态特性也不同。另外,由于涌流中非周期分量很大,加大了两侧电流互感器的暂态差异。在空投变压器时,励磁涌流在两侧差动电流互感器中的传递有差异(相移),从而在差动回路中产生较大的差流。另外,由于励磁的波形偏于时间轴一侧,波形间断,故使其在某时间段内制动量很小,使差动保护误动。

因此,在空投变压器时,为确保分侧差动保护不误动,仍需设置涌流闭锁元件,其涌流闭锁元件的闭锁方式宜采用分相制动。另外,若采用二次谐波制动,其二次谐波制动比不宜过小。

3 自并励发电机复压闭锁过流保护

所谓自并励式发电机,是指发电机的转子电流(励磁电流)由发电机定子回路提供。自并励发电机励磁系统接线示意图如图6所示(图中,TP为励磁变压器,ipb为励磁电流)。由图6可以看出,发电机正常运行时,其励磁电流由接在发电机机端的励磁变压器作为励磁电源提供,即变压器二次侧电流经晶闸管整流系统变成直流,为发电机转子绕组提供励磁电流。

发电机的复压闭锁过电流保护,既作为发电机相间短路的故障后备保护,又作为相邻线路的相间短路的后备保护,因此其动作时间较长。自并励式发电机复合电压闭锁过流保护逻辑框图如图7所示(图中,I>为发电机过电流元件;U<为低电压元件;U2>为负序电压元件;t1为出口延时;t2为电流元件动作记忆延时)。

由于发电机复合电压闭锁过流保护的动作延时较长,因此,对于自并励式发电机,为防止机端三相短路时,过电流元件先动作(故障瞬间),然后由于励磁变电压为零而失去励磁电压,励磁衰减而后返回(因转子电流衰减),致使该保护拒动,故在电流元件动作后记忆一定时间t2(t2>t1),以确保该保护可靠动作。

运行实践表明:对于与系统联系阻抗较大的发电机特别是水轮发电机,当与系统连接的某一条线路故障而被切除之后,由于发电机的频率及三相电压的升高,复压闭锁过流保护经常误动。通过测量及分析,下文说明保护误动的原因。

复合电压中负序电压的动作整定值,是按在相邻线路末端两相短路有灵敏度(即灵敏度系数≥1.3)来整定的,其动作值通常较小(二次动作电压一般为6~8 V)。

当发电机变压器组与系统连接线路上故障时,发电机复合电压闭锁过流保护中的电流元件动作并瞬时记忆住动作状态。此后,线路主保护动作,切除线路。在输电线路被切除后,由于发电机功率过剩将使其频率升高。同时三相电压有不同程度升高,三相不对称度增加。频率的升高及三相不对称度增大,造成负序电压元件测出的负序电压增大,致使其动作。此时,由于过电流元件在动作状态,而负序电压元件也动作,保护经延时t1后动作,切除发电机。

另外,对于接在双母线或单母线分段上的发变组的复合电压闭锁过电流保护,当因故障发变组被切除,在发电机灭磁开关跳开后,该保护仍将动作,跳开母联断路器或分段断路器,扩大事故。当输电线路上故障时,如果过电流元件不加记忆时间,那么在故障被切除后,电流元件立即返回,则该保护就不会误动。但是在机端发生三相短路时便会拒动。

为解决以上问题,现提出以下对策:对复合电压闭锁过电流保护中的过电流元件设置2个定值,即高定值和低定值。当故障电流超过高定值时,电流元件动作并将动作记忆延时时间t2。当故障电流大于低定值而小于高定值时,电流元件动作,但不记忆动作状态。改进后的复合电压闭锁过电流保护逻辑框图如图8所示(图中,Ioph>为过电流元件高定值;Iopl>为过电流元件低定值;U<为低电压元件;U2>为负序电压元件;t1为出口延时;t2为电流元件动作记忆延时)。

过电流元件的高定值可按机端三相短路电流的90%来整定,而低定值可按额定电流的1.3~1.4倍来整定。记忆延时t2=t1+Δt,Δt为时间级差,取0.3~0.5 s。

4 零序电压式定子接地保护

目前,基波零序电压定子接地保护在发变组上得到了广泛应用。该保护的接入回路,通常接入发电机机端电压互感器三次的开口三角形电压(即3U0)。另外,为了防止电压互感器一次断线时的保护误动,必须设置TV断线闭锁元件。该保护装置的逻辑框图如图9所示。

运行实践表明,按上述框图构成的零序电压式定子接地保护曾多次误动。检查发现,误动多发生在一次熔断器为石英砂棒式熔断器熔断时[8]。石英砂棒式熔断器的结构示意图如图10所示。

该熔断器熔断时,由于熔丝无弹性及固定在石英沙棒上,在熔点两侧的熔丝未拉开,其距离很短。这样,在TV一次输入端高电压便通过熔丝熔点间的石英沙棒表面及熔丝另一端加在电压互感器的一次侧。这相当于发电机一相电压通过一个电阻加到电压互感器的一次侧,致使电压互感器感受到的三相一次电压(对TV一次中性点电压)不相等,从而在其开口三角形输出产生零序电压。

运行实践及测量表明,当石英沙棒式电压互感器一相熔断器熔断时,电压互感器输出开口三角形电压一般为4~9 V。但是,当该型熔断器熔断时,由于电压量变化较小,负序电压也不大,故TV断线闭锁元件往往不动作,致使保护动作出口。

为提高零序电压式发电机定子接地保护动作可靠性,可以采取3种措施[9]。

a.不采用石英砂棒式熔断器,而换成当熔丝熔断后能迅速将两侧熔丝拉开的熔断器。

b.缩小保护的保护范围,即提高零序电压元件的动作电压。测量表明,可提高至15 V。

c.改变保护的交流接入回路。可接发电机中性点电压互感器(或配电变压器或消弧线圈)的二次电压,但最好同时接入发电机中性点电压互感器(或配电变压器或消弧线圈)二次电压及机端电压互感器开口三角形电压,此时保护的逻辑框图如图11所示。

运行实践表明,采用由图11构成的零序电压式定子接地保护,大幅提高了动作的可靠性。

5 汽轮发电机的频率异常保护

汽轮发电机的频率异常保护是保护汽轮机叶片的。目前,在大型发电机上通常设置的频率异常保护有低频保护、过频保护和频率积累保护。频率异常时大型汽轮发电机允许时间表如表1所示。

注:表中tal为累积的允许运行时间,t′al为每次允许运行时间。

由表1可知,从确保汽轮发电机的安全而言,频率异常运行允许的时间很长;并网运行发电机的频率取决于全电网的功率平衡状况;由全系统运行状况及调度质量决定。目前的状况是各电网越来越大,装机容量越来越大。各系统之间的联系越来越紧密,调度人员对系统的频率控制越来越严格。这样,电网频率在48.5 Hz以下,较长时间的运行是不存在的。因此,在发电机上设置低频保护是不需要的。另外,笔者认为:在大型发电机设置过频保护对电力系统不利。如果在每台发电机上人为设置过频保护,一旦系统发生频率异常,全系统发电机的过频保护同时动作,将所有的机组切除,这会使全系统瓦解。

解决上述问题的措施是,频率异常保护是系统保护,应由反应全系统的稳定装置来测量及处理。在发电厂设置稳控装置,进行高周切机。当系统运行频率过高时,稳控装置动作进行“多轮式”(仿效低周减载)切机。

6 结论

a.变压器差动保护、发电机零序电压式定子接地保护以及电流记忆式复合电压闭锁过流保护,在原理构成、接入回路及逻辑回路等方面存在一定的问题。

b.采用同步识别及动作状态记忆20~30 ms,可保证变压器差动速断保护可靠动作。变压器的分侧差动保护应增加涌流判别条件。

c.电流记忆式复合电压过流保护的过电流元件应设置高低2个定值。高定值动作后才加记忆;零序电压式定子接地保护应同时反应机端及中性点两路零序电压。

d.在发电机上设置频率异常保护是不适宜的。

摘要：理论分析及运行实践表明,电力主设备使用的某些保护,在其构成原理、交流接入回路以及构成逻辑方面存在一些问题,影响了电力主设备的安全经济运行。着重阐述了变压器纵差保护、变压器分侧差动保护、发电机复合电压闭锁过流保护、零序电压式定子接地保护以及频率异常保护存在的问题,并针对这些问题提出了以下对策:变压器纵差保护应采用同步识别及动作状态记忆来保证差动速断的动作可靠性;变压器分侧差动保护应采用涌流闭锁环节;复合电压闭锁过流保护的过电流元件应设置高低2个定值;零序电压式定子接地保护应同时反应机端及中性点两路零序电压;发电机上不宜设置频率异常保护。

关键词：主设备,继电保护,纵差保护,分侧差动保护,复压闭锁过流保护,定子接地保护,频率保护

参考文献

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继电保护自动测试接口设计及应用 篇8

自动测试系统的测试项目以保护的逻辑测试为核心, 逻辑测试需要驱动测试仪按照测试需求向保护输出序列化的电压电流, 并根据保护的相关开出接点记录保护的反应, 从而完成保护的逻辑功能测试。由此可以看出, 继电保护自动测试标准接口的设计包括两个方面的内容:标准化的继电保护测试功能数据, 标准化的测试仪控制。

目前的自动测试系统开发模式基本上还是以各测试仪生产厂家自行开发为主。各厂家开发自动测试时基本上都是采用自定义的测试参数, 并且只针对本厂家的测试仪提供控制接口, 在系统设计时没有从架构上考虑对别的厂家测试仪器的兼容性, 不仅限制了自动测试用户对于测试仪的自主选择权, 也给自动测试系统的使用和推广带来了诸多不便。

本文通过对继电保护装置 (如:距离保护、零序保护、差动保护等) 逻辑测试功能的研究, 抽象其功能测试, 提出了一套标准化的继电保护测试项目和数据接口, 并以此为基础, 通过对各测试仪生产厂家测试过程的分析比对, 求同存异, 设计出一套通用的继电保护测试仪控制接口, 从而实现了继电保护测试仪的标准化控制。

2 标准化的继电保护测试功能数据接口

目前继电保护装置主要包括线路保护、变压器保护、母线保护、发变组保护、发电机保护、断路器保护等。综合分析各类型保护的逻辑功能, 基本上可以归结为以下几大类:

(1) 采样值测试

(2) 电流型保护功能, 如过流、零序过流、负序过流, 过负荷等;

(3) 电压型保护功能, 如过压、欠压、过激磁等;

(4) 阻抗型保护功能, 如距离保护、阻抗保护、工频变化量保护等;

(5) 差动型保护功能, 如变压器差动、母线差动、线路差动等;

对于不同类型的保护, 保护逻辑的工作原理决定了其对应的测试方法, 包括测试需要提供的数据、测试后应记录的结果数据。以“距离保护”为例, 距离保护的工作原理为“三相系统发生短路故障时, 保护通过测量保护安装处的三相电压、电流, 计算故障点到保护安装处的正序阻抗, 从而判断短路点位置是否处于保护范围之内, 确定动作与否”。由此可知, 距离保护定值校验时需要提供短路点的位置信息, 即短路点距离保护安装处的短路阻抗 (包括幅值和角度) , 同时测试过程需要测试仪模拟三相系统的短路故障, 所以还必须提供相应的短路计算参数, 包括故障类型、故障方向、短路电流, 等等。距离保护的动作逻辑结果为在规定的时间范围内跳开断路器的ABC相接点, 所以测试结果数据表现现为A、B、C相跳闸时间。

基于以上方法, 本文通过对以上各类常见的保护逻辑测试功能测试过程的研究, 抽象其功能测试, 设计了一套标准化的继电保护测试功能数据接口。每一种测试功能数据接口包括三部分, 分别为测试项目标识、测试数据、结果数据, 采用XML标准格式表示。仍然以“距离保护”为例, 其标准化的测试功能数据接口描述如下图所示, 左侧为树状结构描述, 右侧为XML描述, 其中clsid部分为测试项目标识, params部分为测试数据, result部分为结果数据。如图1所示。

3 标准化的继电保护测试仪控制接口

自动测试系统要完成保护的逻辑测试, 必须通过与测试仪器的数据交互, 控制测试仪实现电压电流输出, 记录保护接点反馈信息, 从而完成保护逻辑功能的测试。各继电保护测试仪生产厂家的软件互不相同, 因此需要进行抽象分析, 提取其中的共性, 同时结合标准化的继电保护测试功能数据接口, 设计出一套测试仪控制的通用接口, 从而实现继电保护测试仪的控制标准化。

3.1 测试仪控制接口设计

通过对各厂家测试仪软件对测试仪控制过程的分析, 总结得出以下几个共同的控制操作点:

(1) 测试仪连接:通过接口 (网口) 与PC机通讯;

(2) 测试参数下载;

(3) 测试执行;

(4) 测试结果获取;

由此可以根据以上共同的操作定义一组通用的测试仪控制接口, 包括测试仪连接、启动测试、停止测试、开出量发送、开入量状态读取等等。其中“测试参数下载”和“测试结果获取”两个操作需要提供相关数据, 这一部分的数据已经通过前面标准化的继电保护测试功能数据接口描述来加以定义。测试仪的控制接口包括下行消息和上行事件两部分, 具体定义如下面所示:

3.1.1 下行消息定义

如表1所示。

3.1.2 上行事件定义

如表2所示。

3.2 通用控制接口的实现方式

自动测试的测试仪控制接口实现包括“客户端”和“服务器端”两部分。

客户端由自动测试系统通过“自动测试服务进程”的方式实现, 包括发送下行消息、接收测试仪的上行反馈信息, 包括开入接点的变位、测试结果等事件。

服务器端由具体的测试仪生产厂家提供实现, 用于完成测试仪控制接口的具体功能, 包括下行消息的处理、上行事件的发送等等。

客户端和服务器端之间采用TCP协议进行数据传输, 数据格式定义为XML格式, 服务器端的端口固定为TCP 4566。

3.2.1 客户端和服务器端之间的通讯数据结构定义

如表3所示。

3.2.2 客户端和服务器端之间的通讯数据编码方式定义

4 应用举例

按照本文提出的标准化的测试功能数据接口以及标准化的测试仪接口控制设计, 针对广东昂立电气自动化有限公司的三种不同的测试仪型号, 包括A/AD系列传统测试仪、F系列光数字化测试仪、B系列数模一体化测试仪, 进行了实现和验证, TCP实现过程如表4所示。

5 结论

本文结合继电保护自动测试的需求, 通过对继电保护装置逻辑测试功能的抽象, 提出了一套标准化的继电保护测试功能数据接口, 并以此为基础, 设计出一种基于XML的通用的继电保护自动测试接口, 从而实现了继电保护测试仪的标准化控制。通过在广东昂立电气自动化有限公司三种不同的测试仪型号的实现和验证, 证明了该接口的通用性和可行性, 可以进一步推广应用到其他厂家的测试仪, 从而实现自动测试系统对多种继电保护测试仪的兼容性。

摘要：本文结合继电保护自动测试的需求, 针对测试系统中的保护逻辑测试和继电保护测试仪控制进行了标准化设计, 提出了一种基于XML的通用的继电保护自动测试接口, 并以此为基础, 在广东昂立电气自动化有限公司的三种不同的测试仪型号上进行了实现和验证, 证明了该接口的通用性和可行性, 可以进一步推广应用到其他厂家的测试仪, 从而实现自动测试系统对多种继电保护测试仪的兼容性。

关键词：继电保护,自动测试,测试仪驱动保护,逻辑测试

参考文献

[1]陈泾生, 陈久林, 郑海雁, 等.继电保护检验标准化作业专家系统的研发和应用实践[J].电力系统自动化, 2009, 33 (16) :108-111.

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继电保护及自动化设备论文 篇9

1 电网继电保护综合自动化系统的结构组成

电网继电保护综合自动化系统的结构组成本就是其对信息的收集以及处理。整个电网中存在:调度中心, 可以获得电网的结构和参数。EMS实时系统可以获得一次设备的运行状态及输送状态。调度管理系统可以获得保护装置的一定信息, 同时还要经过变电站监控系统进行验证。微机保护装置可以获得保护装置故障及异常的信息。微机保护及微机故障录波器, 可以获得电网故障信息。如此的结构, 我认为可以完整的对电网继电系统进行保护了。

2 电网继电保护综合自动化系统的功能组成

在说一下功能的前提, 笔者先提一下客户机和服务器的功能。

客户机:其存在的价值在于管理与保护故障录波器的接口, 实现对不同厂家的保护及故障录波器的数据采集及转换功能。同时, 其也可以对异常的数据进行传输, 以及保护其运行的状态。也就是说, 其能够进行数据的处理传送数据的报告和事故的报告等等。

服务器:其存在的价值在于可以向客户机发送指令, 接收并回答客户机的请求, 同时还可以接收客户机传送的事故报告。执行对故障的计算, 以及检测程序等等对电网进行保护。

有了客户机的存在, 其功能也增加了不少, 保护工程的水平也不断的提高。然而, 客户机与服务器的信息交换也不是很多, 一般只存在于发生事故之后, 进行事故数据的传输中。

2.1 电网继电保护综合自动化系统对整个系统具有适应能力

电网继电保护的计算并不是我们想象的那么容易, 由于传统的继电保护的主要特点是预先整定和实时动作, 因此保护定值必须要能够适应多种多样的运行形式。就比如说, 我手里有15个苹果, 我想拿出2个, 这就存在许多种方法。因此, 定制的数值就会存在问题, 存在不符合的条件, 当然, 现在的电网继电保护综合自动化系统能够对所出现的情况进行调节, 也避免了以前出现的保护不周到甚至失去了配合等等的情况。其可以通过依靠从EMS获得的系统一次设备的运行状态, 就能够迅速准确地判断出当前继电保护装置整定值是否可靠。如果需要调整, 其可以向客户机发起命令, 继续完成其保护的使命。

这就体现出电网继电保护综合自动化系统的能力, 它能够通过调节定制来达到其自身的适应能性来进行正常的、完整的保护作用, 同时, 由于它的存在, 电网继电的保护功能得到了大力的发展, 使得电网的稳定性和安全性都能得以飞速的提高。

2.2 准确定位出其发生的故障部位

一般情况下, 故障分析法和行波法能够确定发生故障的部位。一般情况下, 行波法由于故障产生的行波有着不确定性, 导致行波法的应用存在着许多问题。然而, 故障分析法要想确定发生故障的部位也不是那么容易的, 需要在得到故障前线路两端综合阻抗、相邻线运行方式、与相邻线的互感等信息。

当然, 我们都知道得到的故障信息越多, 就越有助于我们知道故障发生的部位以及其具体的情况, 我们就更容易对其进行针对性解决。目前, 电网继电保护综合自动化系统已经可以彻底解决这个问题了, 能够对发生故障的部位进行准确的定位了, 具备了之前的条件, 只需要通过调度端服务器进行比较简单的故障计算即可得到准确的故障部位。

2.3 及时完成对问题的分析以及解决

我认为任何系统都可能会发生问题, 如果是以前发生了事故, 工人们会依据现场的情况以及自己的经验对其进行判断, 当然, 这样的结果可能是正确的, 也可能是错误的, 毕竟不是那么的准确。有了电网继电保护综合自动化系统之后, 我们可以通过其搜集的运行状态对故障进行初步的判断, 随后该系统会对故障数据进行计算, 从而得到确切的结果, 同时工作人员可以及时对问题进行解决, 实现在高效率之下对其的恢复处理。

如果出现了较大的事故, 可能会存在比较大的问题, 可能保护系统会出现不配合的情况, 可以通过该系统通过远程改变定值, 同时发挥其适应性以达到电网的安全与稳定。

2.4 实现保护检修

保护系统会存在装置出现问题的情况, 一般是由于其质量安全问题或者是设计存在不足等等。现在可以通过电网继电保护综合自动化系统, 很轻松的就能实现继电保护装置的状态检修。

通过自身检查出哪里存在问题, 客户机此时发出警告, 并对其及时的反应, 进行及时的解决。还可以通过开关量变位报告来发现是否存在问题, 以便及时解决。同时还可以利用电流互感器检验其是否存在短路的情况。通过以上可以提高检修的安全性, 延长检修的周期, 省钱省力, 同时提高管理水平也是十分重要的, 希望能够对问题进行及时的解决。

2.5 实现对运行中的保护装置进行安全性分析

我们都知道电网继电保护综合自动化系统的功能十分强大, 因此, 在设计该系统的同时就应该全面的考虑其安全性, 因为, 它作用于整个电网, 其安全性是一个十分严肃的话题。主要是确定硬件的安全性, 以及客户机在运行时不能受到影响, 从而, 导致影响其保护的能力, 我认为在此方面还需要相关人员加以研究。

2.6 自动保证线路的稳定性及可靠性

随着我国电网的快速发展, 系统的稳定性以及可靠性慢慢的成为了一个至关重要的大问题。故障的快速发现以及快速解决就是其稳定性和可靠性的核心, 这就意味着要对其线路的保护需要更高的要求。当传输数据出现问题的时候, 其可靠性也随之出现问题, 其线路中断的时候, 其稳定性也随之出现问题, 所以, 该系统的功能与运行情况决定的稳定性与可靠性都是在体现其对整个电网的保护能力。

3 电网继电保护综合自动化系统的重点难点

随着我国的科技手段不断进步, 有关我国的电网继电保护综合自动化系统比较成熟, 技术也比较成熟, 能够达到及时发现问题, 及时解决的能力, 就已经很出色了。但是, 其依旧存在着一些问题:当线路双套纵联保护退出的时候, 目前, 唯一的保护方式就是断开线路, 但是断开线路也会造成不稳定因素;保护信号传输装置出现问题的时候, 我们也无法解决。以上两个重点问题是会发生的, 其存在直接影响该系统的安全性、稳定性、以及可靠性。同时, 该系统还涉及到通信、自动化等专业技术的内容, 执行起来容易, 设计起来就不简单了。笔者还是认为, 相关人士应该多多在该系统上用心研究, 解决好管理存在的问题, 改变监管方式, 才能顺利的保护电网。

4 结束语

综上所述, 电网继电保护综合自动化系统不仅带给电网信息方面的全方位了解, 还给电网继电保护提供很大的保障, 加强了电网继电保护的安全性以及稳定性。然而, 相对来说我们国家的保护系统已经在跟随着世界的脚步了, 但是, 仍然存在许多的问题。笔者建议, 我们国家的相关人士应该尽自己所能, 仔细研究电网继电保护, 为中国的电网有一个美好的未来而努力。

摘要：随着社会的不断进步以及经济的快速发展, 根据之前我国电网继电保护关于采集量的大量损失, 对于之前的浪费, 我国电网继电的自动化得到了有效的实现, 各种智能设备采集量也大大增加, 这既体现出我国的改革创新能力, 也标志了我国对于电网继电的保护有了进一步的有关安全性和稳定性的提高。

关键词：电网,继电保护,自动化,组成

参考文献

[1]许建安, 王凤华, 电力系统继电保护整定计算[M].北京:水利水电出版社, 2011.

继电保护及自动化设备论文 篇10

目前对于电网机电保护装置的应用非常广泛, 并且变电站内的自动化系统的水平也不断的提高, 各种设备通过对电网的检测可以让运行人员得知所需的实时数据。但是并没有对所有的设备有较高的利用率, 每个设备的数据都是独立的, 没有交互, 导致这些信息流失。如果对整个电网的设备利用率提高不仅对于电网有着重大的意义, 也对电网的持续发展提供了条件。所近年以来, 对电网计算机的综合利用不断提高, 使设备录入一、二次信息有了实现的可能, 它能确保整个电网的安全稳定运行。

2 系统构成

从电网的角度来分析, 电网自动化系所获取信息的途径。电网的具体参数可以从总部调度中心获得;一次设备运行的状态可以用EMS系统获得;保护装置的投退信息, 由于必须通过调度下令, 由现场执行, 因此可以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, 可以从微机保护装置获得;电网故障信息, 可以从微机保护及微机故障录波器获得。通过以上情况我们可以发现, 继电网的自动系统所获取的信息是非常充足全面的。利用所获得的信息资源, 建立客户和服务器的完整系统结构, 将整个系统分为几个部分, 使用客户机和服务器来实现这些功能。如此就可以把系统的资源完全利用起来, 减少期间网络信息的压力, 提高整个自动系统的效率。客户机可以设置在电网的变电站, 它与服务器的数据流通不大, 只有在电网出错或者发生较大的故障之后才会传输数量巨大的信息到服务器。所以, 在有条件的情况下两者之间的所建立的通信通道尽量采用广域网的方式, 如果实在没有条件可以使用调制解调器的异步通信方式。

3 功能分析

3.1 要实现继电的保护装置的系统自适应能力, 需要整定计算,

其过程非常繁杂, 可以采用提前整定、实时动作的方式, 所保护的定值, 必须要能够适应任何可能出现变化的运行方式。但电网继电保护综合自动化系统可以彻底改变这种局面。只要在调度端的服务器安装故障计算及继电保护定值综合分析程序, 依靠从EMS系统获得的系统一次设备的运行状态, 就可以迅速准确的判断出当前继电保护装置整定值的可靠性, 如出现部分后备保护定值不配合时, 根据从调度管理系统获得的线路纵联保护及母差保护的投入情况, 确定是否需要调整定值。如需要调整, 可通过调度端服务器向变电站的客户机下达指令, 由客户机动态修改保护定值, 从而实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。

3.2 实现对各种复杂故障的准确故障定位

现目前的计算机对保护和故障录波器所产生的故障测算距离的方法, 一般是:故障分析和行波发。其中由于行波法所产生的数据难以录取以及故障产生的行波不确定不稳定等问题, 使得其难以在电网电力运作中较好的运用。

而通过电网继电器保护综合自动化系统, 可以彻底的解决这类情况。由于数据库中已经储备了所以一次设备参数和线路距离、互感等情况, 通过系统的数据, 可以知道前一次系统运行的状态。故障发生后, 机组把故障上传到服务器。调度服务器上的信息来进行对比, 经过计算, 从而可以将故障精确的定位。

3.3 完成事故分析及事故恢复的继电保护装置

在事故系统分析的时候或者继电保护装置系统发生故障之时, 可能会发生错误操作。可以综合记录的故障信息进行分析, 从而依靠所分析的数据精确计算, 快速做出判断, 完成继电保护辅助决策。

在系统发生重大故障的时候, 短时间内会大量线路会跳闸, 多数情况已经超过了继电保护能承载的运作方式, 所以此刻的防护应该已经处于没有配合的状态。此刻进行故障修复, 不仅仅需要考虑一次运行方式的合理, 还要考虑到保护能否切除事故带来的故障, 通过电网机电保护自动化系统可以分析出在故障瞬间所发生的配合关系, 从而修改定值, 完成机电保护状态对系统故障运行状态的自适应。

3.4 实现继电保护装置的状态检修

根据以往的统计分析数据, 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检及存储故障报告的能力, 因此, 可以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。

3.5 对线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析, 并提供解决方案

随着目前电网的进步, 系统是否能稳定运行的问题越发突出。符合对线路纵连保护的一个首要要求就是故障是否能在短时间内快速解除并保证其系统的稳定性。但在目前这种情况下, 电网通道和其他一些技术难题的影响, 导致线路双套纵联只能够断开线路来保护其系统的稳定性, 还需要匹配辅助的设备进行配合。但过程中, 退出两次设备就会影响一次设备的正常运行, 是高精密电网需求所不能容忍的, 所以借助着电网机电保护综合系统, 我们可以完成下列工作。

a.根据系统当前运行状态校验保护的配合关系。

b.根据线路两侧定值确定不同点故障保护的切除时间。

c.根据系统当前的运行方式、输送潮流、系统及机组的参数, 结合故障切除时间, 判断线路不同点故障时系统能否保持稳定。

d.判断能否通过控制输送潮流保持系统稳定。

3.6 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以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, 防止因此类保护的拒动而扩大事故。

3.7 自动完成线路参数修正

由于征地方面的限制, 新建的路线一般不能与旧有线路公用线路走廊, 线路之间的的电磁影响不断加大, 会给新线路带来不良影响。现在通过电网继电保护综合化系统, 我们不但可以将故障周围数据进行快速的收集, 还可以利用线路的故障电流、电压, 校对后修正数据, 从而实现线路参数自动测量, 提高继电保护可靠性, 保证系统的安全。

结束语

综上所述, 我们可以看到在未来, 电网继电保护综合自动化系统对于电网机电保护带来质上的提升, 它不仅仅可以提高整个继电保护系统的效率和安全性, 能快速应对故障的发生, 还对所有电网能够全运作有着重大的意义。但从未来发展需要及技术层面来讲, 还有不足之处, 希望在未来, 能够加强对综合利用整个电网的信息研究, 尽快将电网机电保护综合自动化系统普及到电网运行之后, 并且加速急需研发的脚步, 为电网安全发展带来更多福音。

摘要：本文提出了电网继电保护综合自动化系统的概念, 对所有电网设备采集的信息进行分析, 通过调整机电保护的状态, 能够保证电网安全运行的自动化系统, 同时对于该系统进行了结构和实现方法的介绍。

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[关键词]变电站；继电保护设备；供电可靠性

一、继电保护设备状态检修的目标

1. 保证供电的可靠性

对继电保护设备进行状态检修的主要目的就是提高供电的可靠性。因为继电保护设备使用一段时间后，可能会出现老化的现象，这样就很可能引起电力系统的故障，造成安全隐患。对继电保护设备进行定期的状态检修，可以保证其正常的工作，一旦出现安全隐患，及时进行处理。这不仅保证了电力系统安全的运营，也能延长继电保护设备的使用寿命，从而降低了变电站的成本投入。

2.提高设备的利用率

定期的对继电保护设备进行状态检修，可以及时了解到设备的实际工作状态，当设备出现问题时，可以及时进行维修，以保证其正常的工作。这样就不用停机对设备进行集体检修，提高了设备的有效利用率。

3.保证设备安全运行，提高管理水平

随着科学技术的不断发展，计算机技术与自动化技术的发展越来越来，已经广泛应用到各个领域，对于继电保护设备的检修也起到了积极的作用。变电站引进了数字化的保护技术，对继电保护设备进行检修，可以进行远距离的输送，使得继电保护设备的检修更加智能化，检修的目的性增强，检修的程序得到了简化，而且提高了继电保护设备检修的质量，大大降低了继电保护设备故障的发生率，从而提高了电力系统的可靠性与安全性。

另外，由于引进了新的技术进行继电保护设备的检修，就使得继电保护设备检修的工作更加科学与规范，检修人员进行检修时程序更加简单，这也使得对于继电保护设备的管理工作更加专业化，管理水平也得到了相应的提升。

4. 提高工作人员的业务素质

由于科学技术的进步，在继电保护设备检修中引进了很多先进的技术，这就要求工作人员要充分的了解这些先进的技术，不断的对新技术进行探索和学习，提高自身的业务素质，这样才能更好的利用新的技术，发挥新技术的优势，为继电保护设备的检修工作服务。这样工作人员的业务素质与技术水平从整体上就得到了提高。

5. 有利于减员增效

传统的继电保护设备的检修工作需要对每一个设备进行排查，确定其是否有故障，这样就需要做大量排查工作，需要的工作人员也比较多。而采用数字化的检修技术之后，可以通过对所有的继电保护设备进行监控，通过监控提供的数据进行综合分析，判定设备是否出现故障，也就避免了对所有设备进行状态检修，大大的降低了检修的工作量。因此可以削减工作人员的数量，提高工作的效率，降低变电站的成本，增强其效益。

二、继电保护设备状态检修的关键技术

1.在线监控

在线监控技术是进行继电保护设备检修的基础，它对变电站的所有继电保护设备进行实时的监控，第一时间将监控数据传输给工作人员，通过对数据的分析就能显示出设备的实时工作状态，是否出现故障，如果出现故障，及时采取措施，进行维修，以保证设备的正常运行。

2. 对技术水平要求较高

随着科学技术的不断发展与进步，计算机技术已经深入到各行各业，包括电力系统。目前，大多数电厂以及变电站已经实现了信息化的管理。信息化管理可以提高工作效率，有效的降低了工作人员的工作强度。但是采用计算机技术对继电保护设备进行监控，还是需要工作人员的操控，这就提高了对工作人员的要求，需要具备较高的技术水平，不仅要掌握专业的知识，还需要有较高的业务素质，具备对事物较强的判断力和处理突发事件的能力。新技术下的继电保护设备的状态检修，需要的是具备多方面能力的技术型人才，这样才能有效的处理故障，降低过程损失，从而提高电力企业的综合效益。

3.保障信息的有效传递

要确保继电保护设备检修的顺利进行，要使现场的实时监控数据及时的传递到后台，保证分析人员能够对数据在第一时间内进行综合分析，判断是否有故障出现。只有保证检测现场数据的接口与后台分析系统的网络连接顺畅，才能及时的获取现场的数据，进行综合分析，真正的发挥在线监控设备的作用。

4.对设备的状态进行有效的分析

进行在线监测的主要目的是获取设备的在线监测数据，通过对数据进行综合分析，了解设备的状态以及状态的变化趋势。通过对设备状态变化趋势的分析总结，梳理出科学的统计方法，然后应用到设备检修中去。对设备的历史资料、实验次数、出现故障的记录以及维修记录，对设备的状态做出科学的评价，科学的总结其变化趋势，从而可以对其状态进行科学的预测。

三、继电保护设备状态检修的实现

1.保护自检功能的实现

对于继电保护设备状态检修的实现主要是依靠计算机技术，目前采用的计算机保护技术本身就具有很强的自检性，这些功能主要是通过计算机编程来实现的。现在的技术比较发达，主要依靠微机保护理论实现对设备的保护，它与传统的检修技术相比，动作特性是确定的，是由软件的逻辑功能来确定的，因此不需要对检测手段进行定期的调整，操作比较简便。另外，微机保护理论对于逆变电源、电流、电压输出回路都可以很快的实现，对于采集的数据还可以进行合理性的校验，能够对电路的输入与输出回路进行保护，保证数据传输的畅通，这样就能保证数据传输的可靠性。因此，现在的继电保护装置是将计算机技术与自动化技术相结合的一种新的设备，为继电保护设备的状态检修提供了很好的技术支撑，使得状态检修可以顺利的进行，进而广泛的应用到继电保护中。

2. 对保护二次回路的分析

目前采用的数字式的继电保护装置都可以实现对设备的监控功能，但是除了只保护自身的装置以外，还要对直流回路、操作控制回路以及交流输入等进行保护。如果只是实现对自身装置的保护的话，局限性就很大，不好做到应用推广。所以说，对于继电保护设备的检修应该看成是一个整体，也可以说，能够形成一个体系，这个体系包括对自身装置的保护，还有对直流回路、操作控制回路以及交流输入的保护，这样才能将所有的环节囊括进去，在进行状态检修的时候才不会出现监测的“盲区”，才能对其进行有效的推广与应用。

由若干继电器以及连接各个设备的电缆构成的回路称为保护装置的二次回路，它是继电保护出口控制的回路，但是有的操作回路是不能够进行自检、在线监测和数据的传输，这样使得二次回路的操作达不到要求，在进设备状态检修的时候，不能够顺利的完成工作，从而降低工作效率，影响电力企业的效益。

四、结语

随着现代科学技术的不断进步，计算机技术和自动化技术应用的领域越来越广，在电力系统中的应用也比较广泛，尤其是继电保护系统中引进了计算机技术与自动化技术，使得继电保护设备的检修工作实现了在线监控，并且越来越智能化与科学化，并取得了很好的效果。但是在实际的操作中，系统的设计以及运行的过程中，都存在一定的缺陷，需要运用先进的科学技术对其不断的完善，使状态检修技术的发展逐渐趋于成熟，从而保证继电保护设备的安全运行，提高整个电力系统的可靠性。

参考文献：

[1]张宇.浅析继电保护设备检修技术[J].科技致富向导，2013（19）.

[2]许泉强.基于在线监测的电力系统继电保护设备状态检修管理研究[J].无线互联科技，2014（9）.

继电保护及自动化设备论文 篇12

1 现状分析

建国以来,我国电力系统长期实行以预防性计划检修为主的检修体制。这种检修体制主要依靠检修规程来确定检修项目,存在盲目性和众多的不足,造成企业资源的严重浪费[1]。因此,自2009年以来国家电网开始自上而下的推广状态检修系统的建设工作。随着近几年的建设,电力一次设备的状态检修工作已经逐步完善起来,电力系统作为一个整体,需要一、二次设备的协同运转才能有整个电力系统的稳定运行,因此对二次设备开展状态检修成了必然[2]。

继电保护装置作为二次设备中的重要组成,通过开展继电保护设备及二次回路的状态检修,能及时发现设备运行中的发展性缺陷,防止突发性事故的发生[3];从而降低输变电设备的事故率,减少继电保护设备试验和维修的盲目性,降低继电保护设备因检修而引发故障的可能性;从而延长继电保护设备运行寿命,能够有效地提高电网的运行可靠性,降低检修成本和检修风险,提高继电保护运行管理水平和设备全寿命周期的运行管理水平。

目前继电保护设备的状态检修信息化系统建设相对落后,继电保护设备的状态检修仍然是以人工的方式收集记录设备基础数据、运行数据以及检修试验数据,对于评价过程也是人工进行设备状态评价[4]。这样一来所收集数据的准确性,及时性,完整性以及数据的规范化存在严重的不足,导致设备状态评价的有效性和准确率无法保证,并且需要消耗大量的劳动力为企业带来了高昂的人力成本。

为此迫切需要构建一套完整信息化系统,用于支撑继电保护设备及二次回路的状态评价,能够全面掌握继电保护设备的运行历史和现状数据,保证数据的准确性,及时性,完整性以及数据的规范化,并通过信息化系统利用计算机高效的是运算能力实现设备状态的自动评价,从而效地提高电网的运行可靠性,降低检修成本和检修风险,提高继电保护运行管理水平和设备全寿命周期的运行管理水平。

2 系统构建

本系统是在国家电网公司广泛开展继电保护设备状态检修工作的大环境下,经过多年的研究,以国家电网公司的各个导则文件为方向的指导下进行建设的继电保护设备及二次回路状态检修管理系统。

2.1 系统业务应用分析

继电保护设备及二次回路设备状态检修的关键在于把握设备当前所处的状态(即设备当前的健康状况和运行可靠程度),其难点在于用什么样的概念定义设备的状态[5]。当前,我国现行的检修体制中也对设备的评价指标做了相应的规定,但这些指标不能够合理完善的反应设备真正的健康状况,需要我们在现有条件下提出更全面、合理的方法体系。

本质来讲,继电保护状态检修就是在电气二次设备的设备台帐、运行检修基础数据和状态监测的基础上,根据设备状态量监测和分析诊断的结果,科学地安排检修间隔时间和检修项目的检修方式,它包括三层含义[6]:设备状态监测,设备状态诊断和设备检修决策。设备状态监测是实施状态检修的基础,它负责收集与设备状态相关的各类因素资料,为设备状态的评价诊断提供数据支持;设备状态诊断则以设备状态监测数据为依据,综合设备状态相关的各类历史与当前信息,利用神经网络、专家诊断系统等技术建立起合理的状态评价与状态诊断模型,实现对继电保护设备的健康状况正确合理判断;设备检修策略是在对设备健康状况有了正确合理的判断的基础上,对如何进行设备检修、使检修真正实现“应修必修,修必修好”做出合理的决策建议、指导检修试验工作的开展。整个状态评价系如图1所示。

整个状态检修体系是一个动态循环的过程,在设备运行检修过程中产生能够表征设备健康状况的各类状态因素信息,采用合适的方法对这些信息进行综合分析能够更好的指导设备的运行检修试验工作。这个动态循环过程中,核心与难点在于对信息的搜集整理与综合分析。目前,对设备状态信息整理最常见的方法是对设备信息分析提取抽象出标准化的表征设备健康状态的状态量。状态量的提取抽象必须建立在经过了专家论证、参考了大量的现场运行检修经验的基础上,才能够包含能够表征设备健康状况的各类因素。在此基础上,还必须对状态量进行综合分析最终建立合理的算法模型来掌握设备的健康状态。目前,比较通用的算法模型主要有决策树、神经网络、模糊评价等。各类模型方法各有特点与不足,从实用性的角度考虑,决策树母性符合实际应用:通过专家意见,综合分析出各个状态量的指标权重,按照加权评分的方式为设备健康状态做出量化的评价。当然,从准确性的角度考虑,应该采用多种方法配合的建模方式,以弥补单一算法的个别不足之处。

2.2 系统建设功能介绍

继电保护设备及二次回路状态检修系统的主要功能定义为:获取并处理继电保护设备相关基础资料、设备实时/历史运行数据等反映设备健康状态的特征参数,评价设备当前健康状况。对状态劣化和趋势不良的设备及时发布状态告警消息,并进行有效的故障模式和原因的分析。最终通过综合优化检修策略模型分析,提出检修决策建议。

系统在结构上,将继电保护设备及二次回路的状态检修过程划分为七大业务模块,包括:基础标准管理、设备管理、监测告警、运行管理、状态检修检修管理,检修管理,决策分析。

基础标准管理实现了对状态检修工作涉及到的各类基本项的规范化、标准化,是整个状态检修工作标准化、高效化进行的基础。

设备管理实现了设备基本信息和设备技术参数信息的标准化管理,建立了继电保护设备的主题数据库,为统一设备管理提供便利和促进设备管理规范性,是设备状态检修试验管理的基础及管理的对象。

监测告警实现了对设备运行的实时监控过程,根据状态量指标变化,实时收集设备的各项运行指标,为状体评价及设备状态趋势分析提供了有力的数据支撑。

运行管理实现了设备运行、检修、试验校验数据的管理维护功能,按照数据来源和数据特性不同,分为运行异常记录信息、缺陷记录、在线监测信息、不良工况信息和家族性缺陷信息全面收集设备的各项生产运行数据,为全面评价设备状态提供有力数据保障。

状态评价,系统依据继电保护设备状态特征量和状态评价相关导则标准,基于反应继电保护设备或二次回路运行状态的各指标项数据系统自动通过状态评价模型分析或人工干预进行分析评价,并最终得出设备总体健康状态等级。继电保护设备由许多零部件、回路构成,考虑到继电保护设备由于数据较为分散,所以评价以间隔为分析单元从而得出保护间隔运行状态等级。

设备状态评价利用了先进的优化算法模型,利用关系运算库,将设备信息基本信息、设备参数信息、设备运行信息和状态评价标准全面、有效而且灵活建立关系模型,经过复杂的逻辑运算得出设备运行状态。设备状态评价算法模型如图2所示。

模型中状态量定义过程中采用树状结构进行定义,由顶层向底层逐次进行定义,进行状态分析时则是从树的底层向顶层进行判断分析,最终得出设备综合状态;

模型中M,N为设备状态;M1,M2,M3,M4,M5分别代表状态分析结论为良好、正常、注意、异常、严重;M,N代表状态分析时的中间状态。符号“||”为“或”关系;符号“&”为“与”关系。A,B,C分别代表设备的运行数据项。

检修管理主要包括:

(1)故障诊断,根据状态评价得出不良状态(注意状态、异常状态、严重状态)的设备,采用状态诊断方法诊断设备可能存在的故障原因和故障部位,为故障处理或状态恢复提供参考。

(2)检修策略,系统以设备状态评价结果为基础,综合考虑风险评估结论,建立设备状态和设备风险度二维关系模型,综合优化保护设备检修次序、检修时间和检修等级安排。

(3)检修计划,系统基于检修策略的信息,结合相关一次设备的检修计划,根据生产计划的数学计算模型,自动生成保护设备的检修计划。

决策分析,基于大量有关设备连续运行时间与状态评价数据,利用数据挖掘技术及数理统计方法,自学习总结设备状态发展规律,对设备未来的发展趋势以及未来某一时间点上设备运行的状态做出预测,为设备检修人员和运行人员提供具有前瞻性意义的参考。设备状态预测模型如图3所示。

模型中λ(t)是指设备的不良运行状态;t是指时间序列。模型中Ⅰ,Ⅱ表示设备实际运行时间区间,Ⅲ标示设备预测时间区间。

模型曲线(实)是指设备分别在Ⅰ,Ⅱ两个实际运行时间区间的不良运行状态趋势和预测时间区间的不良运行状态,即预测出的设备未来运行状态的发展趋势。

3 关键技术

(1)J2EE开发技术

系统开发要采用J2EE技术标准,B/S架构,支持Linux,Windows操作系统的跨系统平台部署,支持BEA Weblogic中间件,采用Oracle 10g数据库系统。

(2)SOA软件设计架构和方法

系统在进行构建时采用面向服务的设计思想,充分利用SOA软件设计方法。基于业务服务提供多种访问方式,包括本地调用,基于SOAP和WSDL的Web Service访问。

(3)利用数据挖掘技术进行设备状态发展趋势预测

本项目主要采用数据挖掘的关联分析、聚类分析、分类、预测、时序模式和偏差分析算法,进行设备在线监测数据和设备状态数据的分析和研究,找出其内部的关联关系和规则,从而进行设备监测数据和设备状态发展趋势的预测和分析。

4 结语

继电保护设备及二次回路状态检修系统将有效提高设备状态评价的及时性、准确性,对设备状态发展趋势进行较为准确的预测,为设备管理人员的分析决策提供有力支撑,对合理安排检修工作,提高检修针对性起到很强的指导作用,为设备故障、缺陷的预测和精确定位提供了实时、精准的依据,减少了故障、缺陷原因判断和分析的周期,极大的降低了检修成本,提高了检修效率,满足了电网企业领导及管理层高效开展设备状态检修,快速决策和分析的目的。检修模式的改变结合信息化系统的应用,继电保护设备及二次回路状态检修系统有效的帮助电力企业降低了误操作的安全风险,提高了企业的生产效率,还起到了减员增效的作用,符合电力工业资源节约型发展要求,具有显著的经济效益和社会效益,应用前景十分广阔。

参考文献

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[3]郭伟.论继电保护装置的“状态检修”[J].水利电力机械,2007(9):100-101.

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