继电保护及原理归纳范文

导语：如何才能写好一篇继电保护及原理归纳，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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继电保护是继电保护技术和继电保护装置的统称。它是一种反事故的自动化措施。继电保护以电力系统中采集的各种故障情况以及运行工况为对象，以事故的预防和控制为目的。继电保护的正确运行，保障了电力系统中出现故障情况或者异常运行工况情况时，快速准确地自动切除故障元件，并且及时向运行监控人员发送报警声光等信号，以保护非故障元件的正常运行以及避免故障元件引起的事故扩大。电能是种特殊商品，不能大量、长期的存储，其生产、传输、使用过程同时进行。如果电力系统出现故障，势必会引发停电事故等严重问题。继电保护装置在电力系统中的作用主要分为以下几个方面：1）当电力系统中发生足以危害电网安全运行的故障时，继电保护通过采集到的电网数据进行准确判断故障区间、严重程度，并且根据具体情况快速准确地切除故障元件，保护非故障元件的正常运行；2）当电力设备甚至电网出现非正常运行状况时，继电保护系统通过对设备检测信号的采集能准确判断系统故障情况，并且以声光等形式的给当值运行人员发送告警信号，进而帮助运行检修人员在短时间内了解故障情况以及时处理，避免事故的发生；3）实现电力系统的自动化运行、远动监控以及各级操作点的自动控制。

2继电保护的四大要素

继电保护最大的特性应归纳为：可靠性、选择性、速动性和灵敏性。应该依据系统的具体运行方式以及可能发生的故障类型来选择和设计合理的继电保护或者安全自动装置。继电保护的四要素归纳如下：1）可靠性：简单的说就是继电保护不误动、不拒动。具体又可以分为安全性和信赖性。要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动；同时，在规定的保护范围内发生了应该动作的故障时可靠动作，即不拒动。保护可靠性是继电保护最基本的要求，在实际运用过程中，应当选择简单有效的保护方式，采用足够可靠的元器件以及尽可能简单有效的电压电流以及信号回路来组成继电保护系统。2）选择性：指当电力系统出现故障情况时，由继电保护系统通过采集到的数据判断发生故障的区间，并且选择性地将发生故障的元件切除。当继电保护系统失效或者故障元件对应的断路器拒动时，相邻设备或者线路的后备保护应能正确动作将故障元件切除。3）速动性：电力系统故障持续时间越长，所造成的危害就越大。所以继电保护的另一个最基本要素是要能尽快的切除故障元件，以减少电力系统在大电流、低电压工况下的运行时间，降低设备的损坏程度，提高备用电源或重合闸等自动装置的投入效果等。4）灵敏性：在电力系统中元件在区内发生各种故障或者不正常运行状况时，保护装置做出正确响应的灵敏程度。继电保护灵敏性的衡量标准为灵敏系数。灵敏系数的整定计算应当以系统正常运行方式下最不利的故障类型的情况计算，但可能性很小的故障情况可以不加考虑。

3继电保护在电力系统中的应用

在电力系统的运行过程中，继电保护系统的作用举足轻重。目前世界经济全面发展，城市化进程也进一步加快。而各地对于电力的需求也逐步增大，这一点从客观的层面进一步推动了继电保护系统的发展。电力系统是一个涵盖范围很广的复杂网络。同时，由于天气、地理位置、环境等多项复杂情况的影响，很容易出现各种形式的故障，其中发生最频繁的就是各种类型的短路故障。为了保障电力系统安全可靠地运行，电力系统的设计必须包含应对不同故障情况的有效措施，减小故障情况发生的概率并且设置故障检测的技术方法以及快速自动切除故障的应对手段。继电保护系统的意义，正是为了快速准确地检测到电力系统运行中发生的元件故障或者其他异常情况，在检测到具体故障情况后，按照自有的逻辑判断故障所在的位置及故障类型，然后有选择性地切除故障元件，减少故障元件遭受进一步损坏的风险并且隔离其他非故障元件，尽最大可能地缩小停电范围，保障供电可靠性。在实际的运行及维护工作中，工作人员应当重视继电保护系统的运行情况，确保继电保护系统工作在正常有效的工作状态。

一般来说，电力系统发生短路等故障时，都会伴随着产生电压、电流值的规律性变化，继电保护装置实时监测这些电气量，通过对故障情况电气量对比正常运行情况下的差异性的分析，进而针对不同故障情况根据对应的保护原理构建保护，比如最常见的过电流保护、过电压保护、距离保护、差动保护等。在实际应用中，一旦继电保护装置检测的电气量发生突变，继电保护装置会通过内置的逻辑确定故障类型和范围，再确定应当出口的断路器及动作时间，最后由操作箱及跳合闸回路发出相应的脉冲信号，实现对故障的切除。在此，我们简要分析常用的定时限过流保护的工作原理。它依靠整定给时间继电器的固定延迟，以实现继电保护动作时间恒定的目的。相比于其他保护逻辑，定时限过流的构成回路以及判断逻辑容易实现并且可靠性很高。也可以通过动作电流以及动作时间的整定来保证保护的选择性。根据线路运行情况选择合理的动作电流则可以实现保护的灵敏性。定时限过流保护也能很方便的进行调试。定时限过流保护的动作过程为：当保护区内的线路出现故障情况，比如AB两相短路时，线路中AB两相的电流会急剧增加。保护装置通过CT变换后采集到的二次AB两相电流也会急剧增加，二次电流超过保护整定的过流电流定值后，保护内电流比较继电器就会动作，闭合动合触电，接通时间继电器线圈，再经时间继电器设置的固定延时后，时间继电器动合触点闭合，接通相应的信号继电器回路，由此发送短路信号。而接通信号继电器的同时，出口元件内部的中间继电器线圈将被接通，并由中间继电器内的触点接通跳闸回路，使对应的断路器跳闸线圈带电，跳开断路器。经此过程，断路器跳开并切除故障线路后，故障电流即会消失，继电保护装置内部无二次故障电流后，过流比较元件将返回到正常的状态。

4结论

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关键词：继电保护；事故分析；处理

中图分类号：U223.5+13文献标识码：A

0 引语

随着电力系统的不断发展, 电网结构的日益复杂,分布范围变广,维护的工作量和成本越来越大。当“状态检修”的概念提出后，对继电保护设备进行系统的事故及故障原因分析，成为实施“状态检修”前的一大重要课题。

1 继电保护事故的种类

1.1 定值问题：①整定计算的误差②人为整定错误⑧装置定值的漂移：a、元器件老化及损坏；b、温度与湿度的影响；c、定值漂移问题

1.2 电源问题：①逆变稳压电源问题：a、纹波系数过高；b、输出功率不足或稳定性差；②直流熔丝的配置问题；③带直流电源操作插件

1.3 TA饱和问题：作为继电保护测量TA对二次系统的运行起关键作用，随着系统短路电流急剧增加，在中低压系统中电流互感器的饱和问题日益突出，已影响到继电保护装置动作的正确性。现场因馈线保护因电流互感器饱和而拒动，主变后备保护越跳主变三侧开关的事故时有发生。

1.4 抗干扰问题：运行经验表明微机保护的抗干扰性能较差，对讲机和其他无线通讯设备在保护屏附近的使用会导致一些逻辑元件误动作。现场曾发生过电焊机在进行氢弧焊接时，高频信号感应到保护电缆上使微机保护误跳闸的事故发生。新安装、基建、技改都要严格执行有关反事故技术措施。

1.5 保护性能问题：保护性能问题主要包括两方面，即装置的功能和特性缺陷。有些保护装置在投入直流电源时出现误动；高频闭锁保护存在频拍现象时会误动；有些微机保护的动态特性偏离静态特性很远也会导致动作结果的错误。在事故分析时应充分考虑到上述两者性能之间的偏差。

1.6 插件绝缘问题：微机保护装置的集成度高，布线紧密。长期运行后，由于静电作用使插件的接线焊点周围聚集大量静电尘埃，在外界条件允许时，两焊点之间形成了导电通道，从而引起装置故障或者事故的发生。

1.7 软件版本问题：由于装置自身的质量或程序漏洞问题只有在现场运行过相当一段时间后才能发现。因此，继电保护人员在保护调试、检验、故障分析中发现的不正常或不可靠现象应及时向上级或厂商反馈情况。

1.8 高频收发信机问题：在220 kV线路保护运行中，属于收发信机问题仍然是造成纵联保护不正确动作的主要因素，主要问题是元器件损坏、抗干扰性能差等，出问题的收发信机基本上都包括了目前各制造厂生产的收发信机。

2 继电保护事故处理的思路

2.1 利用微机提供的故障信息

正确并且充分利用微机故障信息，对经常发生的简单事故是容易排除的，但对少数故障仅凭经验是难以解决的，应采取正确的方法和步骤进行。

2.1.1 正确对待人为事故：有些继电保护事故发生后，按照现场的信号指示无法找到故障原因，或者断路器跳闸后没有信号指示，无法界定是人为事故或是设备事故，这种情况的发生往往与工作人员的重视程度不够、措施不力、等原因造成。人为事故必须如实反映，以便分析和避免浪费时间。

2.1.2 充分利用故障录波和时间记录：微机事件记录、故障录波图形、装置灯光显示信号是事故处理的重要依据，根据有用信息作出正确判断是解决问题的关键。若通过一、二次系统的全面检查发现一次系统故障使继电保护正确动作，则不存在继电保护事故处理的问题；若判断故障出在继电保护上，应尽量维持原状，做好记录，做出故障处理计划后再开展工作，以避免原始状况的破坏给事故处理带来不必要的麻烦。

2.2 运用正确的检查方法

2.2.1 逆序检查法：如果利用微机事件记录和故障录波不能在短时间内找到事故发生的根源时，应注意从事故发生的结果出发，一级一级往前查找，直到找到根源为止。这种方法常应用在保护出现误动时。

2.2.2 顺序检查法：该方法是利用检验调试的手段来寻找故障的根源。按外部检查、绝缘检测、定值检查、电源性能测试、保护性能检查等顺序进行。这种方法主要应用于微机保护出现拒动或者逻辑出现问题的事故处理中。

2.2.3 运用整组试验法：此方法的主要目的是检查保护装置的动作逻辑、动作时间是否正常，往往可以用很短的时间再现故障，并判明问题的根源。如出现异常，再结合其他方法进行检查。

2.3 事故处理的注意事项

2.3.1 对试验电源的要求在进行微机保护试验事要求使用单独的供电电源，并核实用电试验电源是否满足三相为正序和对称的电压，并检查其正弦波及中性线是否良好，电源容量是否足够等要素。

2.3.2 对仪器仪表的要求万用表、电压表、示波器等取电压信号的仪器必须选用具有高输入阻抗者。继电保护测试仪、移相器、三相调压器应注意其性能稳定。

3 如何提高继电保护事故处理技术

掌握和了解继电保护故障和事故处理的基本类型和思路是提高继电保护故障和事故处理水平的重要条件，同时要加强下述几个问题。

3.1 掌握足够必要的理论知识

3.1.1 电子技术知识。由于电网中微机保护的使用越来越多，作为一名继电保护工作者，学好电子技术及微机保护知识是当务之急。

3.1.2 微机保护的原理和组成。为了根据保护及自动装置产生的现象分析故障或事故发生的原因，迅速确定故障部位，工作人员必须具备微机保护的基本知识，必须全面掌握和了解保护的基本原理和性能，熟记微机保护的逻辑框图，熟悉电路原理和元件功能。

3.2 具备相关技术资料

要顺利进行继电保护事故处理，离不开诸如检修规程、装置使用与技术说明书、调试大纲和调试记录、定值通知单、整组调试记录，二次回路接线图等资料。

3.3 运用正确的检查方法

一般继电保护事故往往经过简单的检查就能够被查出，如果经过一些常规的检查仍未发现故障元件，说明该故障较为隐蔽，应当引起充分重视，此时可采用逐级逆向检查法，即从故障现象的暴露点入手去分析原因，由故障原因判别故障范围。

3.4 掌握微机保护事故处理技巧

在微机保护的事故处理中，以往的经验是非常宝贵的，它能帮助工作人员快速消除重复发生的故障，但技能更为重要，现针对微机保护的特点总结如下。

3.4.1 替代法该方法是指用规格相同、功能相同、性能良好的插件或元件替代被怀疑而不便测量的插件或元件。

3.4.2 对比法该方法是将故障装置的各种参数或以前的检验报告进行比较，差别较大的部位就是故障点。

3.4.3 模拟检查法该方法是指在良好的装置上根据原理图(一般由厂家配合)对其部位进行脱焊、开路或改变相应元件参数，观察装置有无相同的故障现象出现，若有相同的故障现象出现，则故障部位或损坏的元件被确认。

4 小结

本文从微机保护自身特点和现场实际经验出发，结合长期处理继电保护事故和故障的经验和方法，对微机保护发生事故或故障的共性原因进行了一般性分类，并在一定范围内总结了处理事故的思路及方法，介绍了提高处理事故和故障能力的基本途径。实践表明，上述思路和方法具备一定的实用性和可操作性。

参考文献

[1] 何雪江.浅谈继电保护装置的事故处理方法.广东省电力工业学校 广东广州 【期刊】广东水利电力职业技术学院学报2005-03-30

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[关键词]电力系统；继电保护；应用举措

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）33-0169-01

1 继电保护技术的发展趋势

近年来，随着现代化电力系统建设的推进，继电保护技术被广泛地应用于电力系统中，继电保护技术不断发展与完善，并且呈现出计算机化、智能化、网络化与一体化的发展趋势。现简要论述如下：

1.1 计算机化发展趋势

继电保护技术被广泛地应用，数量激增，要求继电保护系统具有良好的数据处理能力，能够存储信息和传输信息，能够有与其他系统融合联网，实现整个系统信息及数据的资源共享。现代化计算机技术的存储、传输、处理信息的能力大幅提高，继电保护系统呈现计算机化的发展趋势。

1.2 智能化发展趋势

近年来，自适应理论、人工神经网络、专家控制法、模糊逻辑算法、蚁群算法等诸多智能算法被应用于继电保护系统中，使电力系统继电保护达到了更高的标准。综合运用各类智能化算法，有利于将继电保护系统中各类不确定因素的消极影响降到最低，从而更好地维护继电保护装置的可靠性。

1.3 网络化发展趋势

电力系统若想实现信息及数据的资源共享，就必须实现继电保护系统的网络化。当今时代，诸多变电站已然实现来继电保护系统的网络化，电力系统能够共享继电保护装置提供的故障信息及数据，根据故障信息来确定继电保护举措，从而实现对电力系统运行安全的维护。当前电力系统继电保护的网络化尚未全面实现，仍需要继续探索与实践。

1.4 一体化发展趋势

众所周知，电力系统中对继电保护装置及继电保护技术的应用，为的是实现如下两个目标：一是当电力系统出现系统故障时，通过继电保护实现对整个系统及设备的维护；二是当电力系统处于正常的运行状态时，发挥继电保护系统的数据测量、控制、保护及通信等多项功能。由此可见，现代化电力系统应实现继电保护方面的一体化。

综上所述，电力行业中已然形成了较为完备的电力系统，继电保装置是电力系统中的重要组成部分，完备的继电保护技术为电力系统的安全运营提供了技术保障。现阶段，为了适应人们在电力行业领域的高质量、高要求，电力企业有必要提升自身综合实力，而适应继电保护技术的发展趋势，发挥继电保护系统的最大效能不失为一种有效的途径。

2 如何在电力系统中更好地应用继电保护技术

为了最大发挥继电保护装置及其技术在电力系统中的效能，应从以下几层面加以完善：

2.1 选用符合要求的继电保护装置

主要有四项要求：一是当电力系统发生故障时，继电保护装置需能有选择性地将故障段隔离，从而保障电力系统其他环节的正常运行；二是继电保护装置具有良好的灵敏性，能对电力系统保护范围内的不良运行状态及故障做出及时反映，三是继电保护装置可以快速地隔离故障，将系统故障的不良影响降低到最低；四是继电保护装置能够安全可靠运行。

2.2 关注影响继电保护可靠性的因素

一般而言，电力系统故障发生迅速，影响范围广，损失巨大，继电保护是维护电力系统正常运行的有效途径，关注影响继电保护可靠性的因素，能够更好地发挥继电保护的功用。主要有如下四个因素：一是系统软件因素，继电保护装置常常因为软件出错而出现拒动或误动现象；二是硬件装置因素，电力系统中存在诸多硬件装置，这些装置的质量和运行情况直接关系到继电保护的可靠性；三是人为因素，继电保护能否可靠运行很大程度上受人为因素的影响，如安装人员未按设计要求接线和检修人员误操作都能够造成继电保护效能的缺失。

2.3 遵守继电保护装置运行维护要求

为了维护电力系统中继电保护装置的正常运行，相关人员应严格遵守继电保护装置的运行维护要求，具体表现为如下几方面：一是熟知继电保护系统运行规程，严格依照过程进行操作，定期巡视和检测继电保护装置和二次回路，并依据相关规定来设置定值；二是监测继电保护系统内的电压、负荷电流及负荷曲线，使其保持在规定的范围内；三是如果继电保护装置存在误动情形，则应及时汇报给继电保护部门和调度部门，申请停用继电保护装置，在紧急情形下可采用“先停用，再汇报”的处理方法；如果存在继电保护装置与二次回路运行异常的情况，操作人员在记录后上报给相关部门，并督促这些部门进行及时处理。

2.4 日常继电保护操作应注意的事项

继电保护技术应用也有严格的技术标准，相关人员在做电力系统继电保护日常操作应注意到如下事项：一是遵循配电装置技术要求，二是做好配电屏的巡检工作；三是做好配电装置的运行与维护工作。如断路器因故障而跳闸后，检修人员或更换触头与灭弧罩，或进行检修，唯有在查明跳闸原因并消除跳闸故障后方能再次做合闸操作。

2.5 在原则规范下实施状态检修工作

状态检修是电力系统进行继电保护的必要工作，需要在以下原则的规范下展开：一是保证设备安全运行原则，这是继电保护系统运行需要遵循的首要原则，为了更好地贯彻这一原则，应强化对继电保护系统的状态监测、数据分析、定期检修和规范管理；二是总体规划、分步实施的原则，继电保护装置状态检修是一项极为复杂的工作，需要有长远目标和总体构想，并在此基础上做分步实施和逐步推进，从而在制度、资源、技术、管理等诸多方面奠定有益基础，并根据装置状态检修的现实情况作适当调整。

2.6 继电保护分类方法很多，按照保护原理分类

有过电流保护、低电压保护、过电压保护、功率方向保护、距离保护、差动保护、高频（载波）保护和光差保护；按照被保护的对象分类：输电线路的保护、主设备保护（如发电机、变压器、母线、电抗器、电容器等保护）；按保护所起的作用分类：主保护、后备保护、辅助保护等；按照保护所反映的故障类型分类：相间短路保护、接地故障保护、非全相运行保护、失步保护、失磁保护等。随着计算机快速发展，继电保护开始向自动化、人工智能化发展，继电保护不仅可以对问题和故障进行监控、提示工作人员进行检修，并且具备一定的自我修复能力，继电保护装置的自动化能力不断提高，并且相关的继电保护技术方法也开始不断改进，促进继电保护能够更好的保障变电所的正常运转和持续工作。

3 结语

在科技高速发展的现代社会，电力已跃居为当今社会的主要能源，直接影响着国民经济的发展和人民生活水平。电力系统的飞速发展迫使继电保护技术不断提升。如何在电力系统中更好地应用继电保护技术，减少电气故障，是提高电力系统的运行效率和质量的关键技术。电力系统的正常运转对我们国家的发展有着非常重要的作用，合理的应用继电保护技术，保证电力系统的正常运转，排除可能出现的故障，为电力系统的发展做出贡献。

参考文献

[1] 王翠平.继电保护装置的维护及试验[J].科苑论坛，2007.

[2] 严兴畴.继电保护技术极其应用[J].科技资讯，2007.

[3] 周培华.浅谈电力系统中继电保护的发展趋势[J].科技咨询导报，2007.

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关键词： 继电保护； 供电可靠性； 措施

中图分类号： TM774 文献标识码： A

在变电站运行过程中，继电保护起到非常重要的作用，一旦出现问题，将会造成不可挽回的损失，因此，提高继电保护系统的可靠性非常重要。一般影响继电保护可靠性因素主要有软件、硬件和人为三方面的因素。本文就着重从硬件方面来探讨提高变电站继电保护可靠性的措施。

1、加强外部二次回路的维护

继电保护发展至今，从保护原理的设计，到生产厂家制造工艺，到售后服务，各方面都已比较完善，微机保护装置的性能已非常稳定。近几年内，由于保护装置性能不稳定引起的误动基本上没有出现，所发生的保护误动作基本上是保护装置外部原因引起的。从统计的结果看误动有以下几个主要原因：①CT二次电缆回路接触不良；②端子排锈蚀或电缆绝缘下降引起跳闸回路接通；③所使用的CT性能不满足保护要求，区外故障时越级跳闸；④继电保护工作人员的误操作；⑤运行人员误投退保护压板。而运行过程中其他因素引起逻辑变化的情况至今尚比较少发生，这说明当前保护装置使用的CPU芯片性能已非常稳定，因此在我们的检验工作中，没有必要对其进行太多详细的校验，而应把精力转到对继电保护设备实行状态检修。

2、尽快规范通讯规约管理，减少中间相关转换环节

继电保护的技术已经比较成熟，而近几年发展起来的综合自动化技术，对我们是一个全新的领域。由于其技术新，硬件成本低，发展速度快，这对我们日常的维护工作是一个很大的挑战。

综合自动化系统以“四遥”（指遥控、遥信、遥测、遥调）装置与后台监控机为核心，与保护装置相比，“四遥”装置的原理比较简单。实践证明，“四遥”装置很少出问题，问题出的较多的是后台监控机，究其原因除了技术未成熟以外，计算机质量差也是一个重大原因。从平常所出现的问题看，监控系统的问题可归纳为：误发信号、主机电源烧损、主机硬盘损坏及通讯串口损坏等。维护工作中难度最大的是通讯问题。当前，综合自动化系统还处于发展阶段，南瑞、南自、四方等，各有各的通讯规约，致使维护工作越来越难，一旦碰到通讯问题，必须请几个厂家人员一起到厂才能处理，如果能统一电力系统通讯规约，规范通讯规约管理，达到任何设备之间，只要接上通信线即可相互通信，这样必将对提高继电保护可靠性，对实现电网安全稳定运行是一个质的飞跃。

3、注重数据备份，缩短故障处理时间

监控系统问题出现最多的是硬件问题，而硬盘损坏是仅次于通讯问题的一个难题，此时硬盘上所有的数据都丢失，整个系统必须重装，这个工作的工作量非常大，假如没有备份数据，重装系统，所有的遥控、遥测、遥信、遥调点必须重新核对。所以，我们维护人员应对所有监控系统进行硬盘备份，硬盘一旦损坏整个硬盘更换即可。与此同时我们在验收时可要求厂家提供系统重装所需的安装盘，如监控系统盘、各种硬件如网卡、声卡安装盘，做好系统重装的准备。这样也就可大大缩短故障处理时间。

4、加强二次回路技术改造工作

（1）针对直流系统中，直流电压脉动系数大，多次发生晶体管及微机保护等工作不正常的现象，将原硅整流装置改造为整流输出交流分量小、可靠性高的集成电路硅整流充电装置。针对雨季及潮湿天气经常发生直流失电现象，首先将其升压站户外端子箱中的易老化端子排更换为陶瓷端子，提高二次绝缘水平。其次，核对整改二次回路，使其控制、保护、信号、合闸及热工回路逐步分开。在开关室加装熔断器分路开关箱，便于直流失电的查找与处理，也避免直流失电时引起的保护误动作。

（2）技术改造中，对保护进行重新选型配置时，首先考虑的是满足可靠性、选择性、灵敏性及快速性，其次考虑运行维护、调试方便，且便于统一管理。优选经运行考验且可靠的保护，个别新保护可少量试运行，在取得经验后再推广运用。

（3）将全厂所有水银接点瓦斯继电器更换成可靠的干簧接点瓦斯继电器。低电压电磁型继电器应更换成集成型静态继电器。对保护装置中不能保证自启动的逆变电源，要进行更换。机械防跳6KV开关要加装防跳继电器等。

（4）对现场二次回路老化，保护压板及继电器的接线标号头、电缆标示牌不清及部分信号不清的现象，应重新核对定义，做到美观、准确、清楚。组织对二次回路全面检查，清除基建遗留遗弃的电缆寄生二次线，整理并绘制出符合实际的二次图纸供使用，杜绝回路错误或寄生回路引起的保护误动作。

5、提高运行事故的处理技术达到变电运行供电可靠性

变电站发生的事故大致可分为两类：一是设备事故，二是外力破坏造成全系统或局部地区的停电事故。前者需要运行人员加强巡视，争取在第一时间发现设备缺陷并及时上报，后者则要考验运行人员的事故处理能力。

（1）加强班组的技术培训工作

班组的整体业务水平决定着处理突发性事故的能力。发生事故时，光靠一、两个人是不行的，需要每个值班人员都行动起来，相互配合、共同协作，才能迅速地处理好事故。如果业务不熟练，就无法提出自己的看法，又怎么能起到协助作用呢？这就需要班组在提高工人文化水平、业务知识的基础上，结合生产实际进行技术培训，使工人熟练地掌握本岗位设备性能、操作方法，以便在发生事故时能充分发挥每个人的主观能动性。

（2）组织好反事故演习和事故预想

处理事故时，现场情况瞬息即变，能及时、迅速、果断、正确地处理事故，是对运行人员技术水平的集中考验，而这方面的知识和经验，除了靠现场实践的积累，主要是靠平时的反事故演习和事故预想的训练。平时应有针对性地设想事故，要求运行人员快速作出反应，正确处理事故，以此锻炼运行人员的心理素质和技术水平。

（3）培养和加强值班长的组织指挥能力

由于事故往往是突发性的，在事故发生时心理素质较差的值班人员，往往不知道自己应该干什么，这就影响事故处理的速度。发生事故时，值班长是事故处理的关键人物，也是事故现场的负责人，他的正确命令会唤起大家的意识，从而使大家各司其职，这样就能迅速控制事故的进一步扩大，缩短停电时间，减少损失。如果值班长自己心理素质差，指挥能力和经验不足，就会自乱阵脚，造成事故处理不及时，甚至扩大事故。因此，在日常工作中要加强培养和锻炼值班长的组织指挥能力。

（4）提高设备健康水平，减少设备停电的次数

①加强停电计划管理。公司采用“先算后停”的方法，有序控制安排停电，杜绝重复停电，结合坚强智能配网建设工程，加强综合计划管理，尽可能减少预安排停电次数，减少运行事件。对延误送电和设备停电后不能及时开工的单位进行考核。

②加强对非计划停电原因的分析。有针对性的采取改进措施，重点加强客户配电室管理、线路设备巡视质量，特别是针对地下隐蔽工程的破坏进行重点巡视，及时纠正危及设备的行为，保证设备稳定运行。结合每月配电室抄表缩短巡视周期，结合业扩工程逐步对淘汰设备进行更新。

③加强安全生产、保电措施，保障电网可靠稳定。深入开展各项安全活动，严格电网、全接线、全保护运行。完善电网反事故措施，合理安排电网运行方式，明确各应急阶段实施步骤和处置程序。加强继电保护和安控装置运行管理，保证控制策略、保护定值与电网运行状态相适应。强化各项保电措施，加强五一、中秋、国庆等节假日以及高考、中考、建党九十周年等重大系列活动保电工作。

6、总结

变电站提高变电运行供电可靠性是社会发展的趋势和潮流，也为人们的生活提供了更多的便利。继电保护能反映电力系统设备的故障或异常运行状态，其动作正确与否对电力系统安全可靠运行会产生直接影响。电力系统故障时，假如继电保护系统无法及时准确将其切除，就会扩大故障的影响范围，从而造成更大损失。因此，保证继电保护系统处在正常工作状态，确保其动作的可靠性，是电力系统运行过程中一个十分关键的问题。

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Abstract： With the continuous development of economic construction， it puts the higher request for the power system security and stability. In order to ensure the safe and stable operation of the power system， we must eliminate substation relay protection defects， for making the economy benefit， society benefit constantly improved. Combined with the author's practical experience， this paper focuses on substation relay protection defect elimination， and analyzes it， to serve as reference for the peer.

关键词： 变电站；继电保护；缺陷消除

Key words： substation；relay protection；defect elimination

中图分类号：TM411+.4 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2012）35-0071-02

0 引言

近年来，为了适应经济形势的发展，也为了在激烈的市场竞争中占据有利地位，许多的电力企业都进行内部体制的深入改革，变电站的管理职能及其管辖单位也相应的做出了调整，在进行改革和调整的过程中，也面临着许多的问题及缺陷。因此，必须对变电站继电保护的运行状况加以了解，对装置缺陷及保护动作错误的进行分析，并在此基础之上对保护运行情况作出全面、科学、合理的评价，更好地有效解决运行管理中所出现的问题，从而使继电保护的运行管理水平得到进一步提高。

1 变电站直流接地

变电站的直流系统包括自动装置、监控装置、通讯装置、操作控制系统、电源等，在全站保护中有着十分重要的作用，必须保证其可靠、安全及稳定的运行[1]。在变电站缺陷中直流接地缺陷较为多见，当直流接地时需即刻找出接点，然后将其消除。对直流接地进行处理的措施如下：按照运行方式、气候因素、操作情况等判断出接地处所在，然后选择分段处理、拉路寻找的措施，并结合“先室外后室内”、“先信号后操作”的原则，将各个专用直流回路切断，并且切断的时间应控制在三秒以内。近年来所建造的变电站，直流系统多选择辐射状的方式进行供电，在对绝缘监测装置进行查看时，便可以准确的查出接地支路。此类接地支路通常会有几个下级空开，再依照相关的处理原则，选择拉路寻找法便可以查出接地回路。待确定好接地回路以后，按照负接地或正接地，有效的查找出接地点，将可能存在接地点的全部电缆线逐个解除，直到所有的接地信号全部消失，便可以明确接地电缆线，再按照现场的实际情况明确接地点，选择相应的措施将其解决。假如直流绝缘中监测装置的报母线失地、没有其他的支路，就很有可能是蓄电池或者是整流装置进行回路接地。因此应按照运行的方式并且结合实际的情况，做好有关的技术解决措施，同时暂时将蓄电池或整流装置断开，最后再找出详细的接地点[2]。

2 控制回路断线

明确控制回路出现断线的原因是多种多样的，控制回路的断线现象作为变电站中较为多见的缺陷之一，对变电站的正常运行产生一定的影响。因此，对其回路出现断线现象进行分析，这就要求专业人员对控制回路进行深入了解、找出缺陷的原因，从而有效改进。按照控制回路的断线现象，可将原因归纳为接线出现松动，从而导致回路的断线；其次是断路器的辅助触点出现异常；其他的闭锁触点没有闭合、断路器中闭锁继电器出现损坏等现象，从而引起回路断线现象；此外保护操作箱中位置继电器受到损坏也会导致回路断线现象。相关的专业人员必须准确把握断路器的控制回路原理，一旦控制回路出现断线事故时，便可以采取以下措施进行处理。

通过查看变电站操作箱的TWJ或HWJ灯是否正常，若操作灯亮则表示控制回路保持完好，也许是TWJ或HWJ继电器的信号触点出现了问题，但也不能完全排除信号回路没有出现问题。

其次，如果操作灯不亮，则需测量跳闸回路上的对地电压，若跳闸回路的对地电压显示为-110V，表示由机构箱至端子排的跳闸回路保持完好，将装置内部的接线发生松动的问题排除，此时问题就有可能出现在操作箱上，需对某些操作插件进行更换。如果在跳闸回路测量出的对地电压显示为＋110V，则表示机构箱到端子排的跳闸回路出现了问题。此时，按照相关的控制回路图，按序在接点连接处或端子排处对对地电压进行测量，若电压为-110V，问题就出现在此负电位与上一个正电位之间的回路。

值得注意的是，同种类型的设备出现相同缺陷的几率比较大，相关的工作人员需要对经验进行积累和总结，使处理缺陷的效率不断得到提高。通常情况下，在10kV的控制回路出现断线缺陷时，多是由于ABB的VD4断路器位置的Y1联锁继电器发生了损坏，如图1所示。在对该种缺陷进行处理时，可先将控制电源拉合，如果Y1联锁继电器没有发生损坏，开关柜内便会有声音发出，反之则没有声音。如此便可以提高处理缺陷的效率[3]。

3 保护装置出现异常

通常保护装置出现异常，作为维护及管理的现场人员，可不对具体是某个元器件出现损坏，而只需进行判断插件的损坏即可，由此一来，也可提高现场的处理缺陷效率。此外，由于现代微机的保护硬件较为复杂，因此在对具体的故障元器件进行检查时，就需要专业的、综合能力素质较高的人员进行。通常而言，按照对装置异常现象及缺陷进行处理时的经验而言，CPU插件或者是电源插件中的保护装置出现异常所引起的。为此，应该退出保护的装置，并且更换CPU插件、电源插件就可恢复正常的使用功能。此时，对CPU插件进行更换时，需要重新对定值进行整定、带开关整组传动之后，方能投入运行及使用。

4 通道故障

保护装置通道出现故障后，由于受到某些因素的限制，问题往往不能及时发现，对电网的安全运行产生极大的影响。引发保护装置通道故障的原因是多方面的，如：光缆断芯、熔纤质量、接头松动、光纤跳线、接头积灰、尾纤折弯等。测试需要借助相关的光纤测试设备测试光纤的实际收发功率是否出现了异常。在进行测试的过程中，应检查光纤的接头是否受潮、是否连接牢靠、是否有积灰等。对于某些专用光纤芯，可以选择在光纤终端箱或保护装置处测试其收发功率，以此判断出现了何种问题。当光纤的电流差动保护的通道出现故障时，将会引发保护拒动或者是误动现象，因此，保护装置的通道告警之时，应该先将保护从运行中退出，再由检修者立即进行处理。此外，由于部分工作人员较为缺乏经验，加上检测的手段与技术有限，不能及时地发现存在的问题，也未能有效的将故障排除，最终造成光纤的保护难度大、及时恢复的时间长，影响了电网的正常的、安全运行。同时对通道缺陷进行处理时，需要涉及到保护以及通讯方面的知识，还涉及到不同的单位之间的利益关系，处理通道故障时难度较大，为此应该要全面、认真的对导致故障的原因进行分析。将光纤电流差动的保护作为分析的例子，将处理通道出现故障的缺陷进行分析时，需要遵循的原则为一看、二分析、三测试、四判断，由此一来，才能更好的找出故障所在，以便有针对性的提出解决的对策。看是指查看保护装置及监控后台是否出现异常，以便做出正确的判断；分析是对光纤通道是复用还是专用进行分析，其两种通道方式分别如图2、图3所示[4]。

三中的测试指的是利用光纤测试的工具对光纤的收发功率进行测试，看其是否正常，由于保护装置不的同发，因此，光纤的接受灵敏度与送功率也有所区别。进行测试时，需要对光纤的接头是否受潮、接触是否牢靠以及是否有积灰等现象进行检查；专用的光纤芯不仅能够在保护装置内测试收发功率，而且在通讯机房中的光纤终端箱位置，也能对收发功率进行测试，由此判断通道出现故障的原因，以便有效的解决。在复用通道中，由保护装置到光电转换接口最后到数字配线架的这段距离，时常会因为接触不良而导致通道告警，此时多选择通道逐级自环法对通道问题进行检查。现在以PSL-603G保护为例，对检查方法进行如下分析：第一，将保护装置后的RX和TX用尾纤连接，观察通道的告警信号是否发生变化，以此判断保护装置的具体收发是否出现异常；第二，在GXC－2M光电转换接口处进行自环，即将由光电转换接口到保护的RX和TX尾纤用珐琅头对接，以此来检验光电转换接口到保护的光缆是否完好；第三，于数字配线架SDH上将通道进行自环，以此来检验数字配线架到光电转换接口段的通道是否保持完好。经上述测试后，便可以判断在何处出现了问题，然后再采取适当的措施让其恢复正常。

5 结束语

综上所述，保障继电保护的安全运作是确保变电站安全运行的重要条件，也是保证整个电力系统稳定运行的重要基础。因此，必须熟练掌握各种检修技术及消缺方法，并对以往的故障排除经验进行总结，这样才能快速地将继电保护缺陷消除，使继电保护得到恢复，从而让整个电网系统安全、稳定的运行。

参考文献：

[1]程坦，王洪林.浅议变电站内综合自动化系统的抗电磁干扰[J].内江科技，2009（09）：1247-1249.

[2]臧立岩，吴志明.微机继电保护的优点及抗干扰措施[J].中国科技信息，2009（09）：376-378.

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关键词：继电保护：故障信息：运行管理

0、引言：

继电保护故障信息系统是利用数据网络传输继电保护、故障录波等装置动作信息并进行综合分析，使调度端迅速掌握电网故障情况及保护动作行为，缩短分析故障时间，加快对事故的处理，从而保障电网的安全、稳定运行。故障信息系统提高了电网事故分析、设备管理维护水平，是继电保护运行、管理的技术支持系统，也是电网故障时的信息支持、辅助分析和决策系统。

1、故障信息管理系统结构

无论按地理位置还是职能，该系统都可分为3部分：主站、子站、主子站之间沟通的通讯链路。

1．1主站系统构架

主站是指信息管理系统位于调度端的部分，数据服务器常采用热备份模式，提供不停顿作业方式。主站系统还包括提供信息的W EB服务器；可供继保、调度等相关管理部门使用的监控及故障处理分析工作站等。

主站系统的通讯主机通过MODEM 经程控网与变电站管理屏连接， 系统发生故障后可同时接收相关变电站上传的信息，经分析处理后将最终数据存入管理服务器。服务器负责存储、统计所有变电站的信息，对接收的数据经过初步分析，并经维护人员归纳、总结后通[nternet，每个终端可以共享服务器提供的标准化数据及资源，实现整个局域网对最新故障数据的共享。同时，调度员可以浏览管理服务器上原始的故障数据及波形信息。通讯主机与服务器之间遵循TCP／IP(FTP)协议。

1-2 子站系统构架

在变电站端设置专门的子站管理机，子站系统强调的是对厂站内的保护及录波装置的接入能力以及子站系统本身的稳定运行能力。接入能力是指厂站端的管理机不但能够接入不同时期、不同厂家、不同型号、不同通信接口及规约的保护及录波装置，而且能够准确无误的采集这些装置在运行状态下产生的各种瞬间数据，并能将不同类型的数据按不同规约转换远传至相关的自动化系统和主站。因此，子站系统对下应能提供多种通讯接口方式和保护与录波装置进行互联，对上应能提供站控层网络通讯接口。

设置在变电站端的子站管理机通过Modem 经电话线与调度端中心站连接，通过工控机与现场设备连接。工控机经由插在IPC 中的多功能MOXA 卡将RS一232信号转换成RS485，422信号，同时进行串行口扩展，经双绞线连接到站内微机保护和故障录波设备。管理机装设1台GPS授时装置，为了尽量减少对运行装置的影响，GPS仅采用了“软对时”方式，即GPS只校正工控机的时钟，工控机再通过串口为所连接的装置对时。非微机保护装置及其它监控信号以开关量的方式接入

变电站管理机。

2 微机保护装置运行中存在的问题

微机设备的接入能够给电网运行人员提供更多的数据，进一步提高现场系统的自动化程度，保证系统安全、有效、稳定的运行。但是，由于目前的微机设备考虑得较多的是对以往设备功能的替代，在数据的综合利用方面考虑的较少，因此这些微机设备基本上是独立运行，数据综合分析水平不高。

以下是当前设备运行中存在的问题：

(1)设备输出至打印机的信息往往难以直观地理解，一般都用代码表示其内部的状态。

(2)打印结果以硬拷贝的形式保存，不易于长期保存和进行档案管理。

(3)由于每个设备都必须配备打印机，导致维护开销和工作量较大，且可靠性和使用效率较低，缺乏1个统一且方便的管理后台设备向运行人员提供友好的用户界面。

(4)调度与变电站的联系不紧密，调度的运行人员通常只能靠变电站运行人员的口头汇报进行事故处理。事实证明，由于种种原因，这种汇报的差错率较高，拖延了事故处理时间。

(5)受系统通信手段的限制，线路故障时对故障点的估测无法使用双端电气量进行，而只能局限于保护设备所提供的单端电气量测距计算，结果往往误差较大。针对以上问题，故障信息管理系统在各地区电网中得到推广应用。

3 系统各部分主要功能

3．1主站主要功能

主站系统的作用主要定位于电网发生故障后实时地故障通知并进行故障判断、分析、处理和决策等，以及电网正常运行时对二次系统本身的实时监测、管理和控制。对主站系统的应用功能按以下方法进行划分：

(1)电网正常时，主站系统允许用户将定值库中的定值与主站召唤得到的现场保护装置的实际运行定值进行核对：系统提供了与继电保护整定计算系统的接口，允许保护人员根据整定计算生成的定值单按照用户指定的流程，确认后在用户权限许可下，远程下发修改定值命令给子站，达到修改定值的目的；允许用户对场站内装置的历史信息和当前运行信息进行查询和统计，包括装置的运行定值、模拟量测量值、开关量状态等，而且可按变电站、线路和保护装置分级索引：主站系统还可以采用特定算法来分析、比较各套保护的模拟量测值和监视装置的自检信息、录波器的运行状态信息等，达到监视电网二次设备运行状态的目的。 •

(2)故障时，主站系统实时收到子站自动上传的故障信息后立即告警。告警方式可以由图形告警、列表告警和多媒体告警等。图形告警会在电网地理接线图或站内主接线图的相关故障设备上闪烁告警：列表告警会以列表方式突出提示故障简要信息。实际系统中，考虑到子站上传的信息由于录波通道配置信息不规范化和冗余信息“膨胀”，告警的同时还进行了信息预处理，包括信息过滤配置、信息规范化、对信息加以分类从而识别和剔除误传信息等，以方便后续的故障诊断和故障分析基于有效信息进行。

(3)故障发生后，主站系统必须提供各种完整分析模块，最大化地利用所有信息帮助用户全面分析故障。波形分析模块能分析录波文件，显示各个通道数据的波形，并可进行谐波、向量图、序分量、功率以及高频信号、开关信号等的分析。故障诊断专家系统模块帮助用户定位故障元件，并分析哪些保护误动、拒动或正确动作。故障测距模块提供多种单端和双端测距算法，精确定位线路故障地点。动作行为分析模块通过分析保护的动作原理并用实际测量值验算动作方程来分析保护动作的行为，可以帮助用户找到误动／拒动是否是整定值不适合所引起，或者是保护本身原理的缺陷所引起。

(4)故障开始后，子站系统按照信息的优先权来分批传送各类故障信息。主站系统对故障的处理过程是按照信息到达主站的时间先后进行逐级分析，并最终形成完整的故障分析报告的。整个过程是分时间、分层次的，这样处理将方便调度分析人员逐步认清故障的性质和原因，分析故障过程兼顾了快速判断和全面分析的效果。

(5)故障分析结束后，主站系统应该提供故障信息归档入库、生成完整故障报告、并可以通过W eb故障信息、提供录波数据文件供下载等。

3．2子站主要功能

设置变电站的子站端，其主要作用是搜集、过滤信息，转换不同装置的通讯规约，数据打包传送，作为联系调度端和变电站端设备的桥梁。管理机的存储方式和能力能很好地解决装置故障时数据丢失的问题，及时搜集并存储本站启动装置的数据，并且将数据进行过滤，只传送与故障直接相关的故障信息，减少了通道中传输的数据：同1个站中不同装置的通讯规约及时转换。① 可以减少冗余数据占用的通道传送时间：② 可以减轻调度端主机的工作量。子站主要功能：

(1)自检和巡检设备，自检子站系统设备及巡检接入的微机装置，这些设备一旦有事故报告就自动收集并保存，根据要求上传主站和就地发信号提示值班员、显示打印：

(2)数据查询和检索、备份功能，可以随时查询子站管理的微机装置定值、开关量位置情况、历史动作报告，自检报告和录波器的定值及历史录波数据，子站具备数据库备份文件导入、导出功能：

(3)远程通信，按照要求完成子站和主站的数据传输：

(4)对时，自动在设定时间内对自己系统和管理的微机装置，根据GPS时钟数据进行校准：

(5)系统设置，设置巡检设备、对时、自动进行时间报告上传的时间间隔，MODEM 的参数设置，添加、删除工作站和用户等：

(6)图形显示功能，子站能显示主接线图及开关状态，相关的软件具有良好的界面及方便的图元编辑功能，在主接线图上可以定义相关的保护单元及开关量信息，而且该信息可以传送到主站，做到了设备原始参数的唯一性。

3．3 主站与子站通信方式和通信规约

系统子站和主站间根据不同地区的通信链路状况，可采用自动拨号、专线和数据网等3种方式实现。子站主机和子站的微机装置采用串口方式连接。通信规约满足行标IEC2608702521 03规约要求。主站可以通过网络与公司MIS网相联，实现信息资源共享。

4 结束语

综合利用微机保护的数据信息资源，提高电网故障分析水平，提出建立地区电网故障信息管理系统的必要性，详细介绍了该系统的组成及功能，根据该系统的实际应用情况，提出今后的技术发展方向。从实际应用和发展趋势来看，该系统在以下几方面有待进一步优化。

(1)受通信网络限制，当系统多点故障时，较多的文件数据容易形成堵塞问题，建议采用压缩文件传输方式。另外根据安全性的需要，故障录波数据可采用加密处理，确保开放网络环境下录波数据传输的安全性。

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关键词 纵联保护；自动重合闸；线路保护

中图分类号TN7 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）40-0156-02

线路保护线路保护对于电力系统稳定的运行和故障的及时发现、解除而言，有着十分重要的意义，在线路保护中，电流电压保护、零序电流保护、距离保护等都是比较常见的保护技术。近年来随着电力设备和技术的不断发展与进步，线路保护的新技术不断涌现并在电力系统实践中不断成熟，而纵联保护与自动重合闸技术便是当中的两类。而关于纵联保护与自动重合闸技术在线路保护中的运用，我们可以从以下2个方面分别予以分析。

1 纵联保护的原理基本原理

“电流电压保护和距离保护原理用于输电线路时，只需将线路一端的电流电压经过互感器引人保护装置，比较容易实现”。但在实践中，线路中的互感器和线路设备、参数都存在一定的误差和不确定因素，传统的保护装置可能导致系统将母线故障误识别为本线路故障而发生跳闸、断路等误操作。而为了防止这一情况的出现，往往“需要将某种通信通道将输电线两端的保护装置的保护纵向联结起来，从而决定是否切断被保护线路”，这便是纵联保护。

纵联保护要求在线路两侧配置相同型号、版本的保护装置，同时必须构建将线路任何一侧的相关保护信息传送至对侧的信息传输通道（也即纵联保护信道），以便线路任一侧保护都能收到对侧保护的相关信息量，通过对线路两侧保护信息量（电气量和逻辑量）进行比较、计算和分析，实现纵联保护全线速动功能。因为纵联保护原理简单，工作可靠，灵敏度高，选择性强，已经成为线路保护的主保护。纵联保护通道主要有4种类型：1）导引线通道；2）微波通道；3）输电线载波通道；4）光纤通道。 纵联保护通道连接方式有两种类型：1）专用直连式。即一套保护用一个专用通道，与其他保护信道无关联。常见的专用式通道是输电线载波通道和光纤通道，常见于传输距离短的重要线路；2）复用式。即多套保护复用一个通道，复用式通道常采用现有微波通道、输电线载波通道以及光纤通道等构成的电力数字通信网络，传输距离长。目前，光纤传输通道已经成为电力系统中应用最广泛的纵联保护用通道，而由于复用式通道自愈环有很高的可靠性，因此在电力系统保护通道配置中，多套保护也广泛采用复用式光纤通道。

2 自动重合闸技术

自动重合闸技术是目前在复杂线路以及强电流、高电压等线路区域广泛使用的新型线路保护技术，目前在变电站、变压站等场所有广泛运用，目前技术已较为成熟，其原理在于当线路发生异常时，重合闸可以自动配合断路器进行重新合闸操作，从而保护线路和电气设备的安全。自动重合闸技术在电气工程实践中的经济技术效果比较突出，一方面可以大大提高线路，尤其是高压强电流线路的稳定性，可靠性，同时对单侧单回路电源有着十分突出的停电减少次数。不仅如此，由于与断路器的配合，对线路运行中发生的误跳闸情况也有比较良好的纠正作用，这也在一定程度上降低了断路器故障和误操作对线路以及依附线路的电气设备到来的危害。

但是我们必须注意到，在电气工程实践中，对自动重合闸技术的使用不是任意的，在某些情况下重合闸不应动作，这些情况通常是线路电流过大或者不可逆转性故障造成的，归纳起来，这些情况大致有以下几类：

1）当线路及电气设备发生不可逆转性故障时，自动重合闸不适宜运行，例如，断电器被坏，继电保护被破坏，线路接地装置破坏等，这些故障都是永久性的，不论是手动投入断路器还是电气操作人员遥控或系统自动断开断路器，自动重合闸都不可能重合成功，相反反而会使故障线路发生进一步的危害，造成设备损坏甚至火灾等；

2）断路器与继电器保护动作同时自动跳闸，这时虽线路未发生不可逆转性损坏，但断路器与继电器同时跳闸将使得自动重合闸合闸后无法同时启动两个系统的合闸，因而也不宜采用自动重合闸。

在上述情况之外，当断路器、继电器或者线路故障时，都比较适宜采用自动重合闸技术对线路实施快速保护和线路应急，使断路器重新合闸。

在自动重合闸技术的工程实践中，为了避免上述情况的出现，可以在线路布置时将控制开关与断路器按照“位置不对应”的原则布置，这样开关与断路器不会发生联动反应，当线路发生故障引起断路器自动断路时，无论是何种原因使其发生跳闸，都可以启动自动重合闸，实现一次合闸，而当控制开关与断路器不对应，继电器同时发生故障，以及线路设备发生永久性破坏时，自动重合闸便不会启动。为了使这一系统更加安全和稳定，在实际操作时还可以通过自保持回路和记忆回路等来提升重合闸动作的可靠性。

在自动重合闸技术的电气实践中，我们还需要特别注意以下一些问题：

1）线路中自动重合闸的动作次数应该有所预设和限制，以保证线路的安全性，通常只能自动合闸两到四次，而当永久性故障引起跳闸时，就不应该让自动重合闸再动作；

2）自动重合闸在每次操作之后虽然可以自动复原，为下一次操作做好准备，但是若手动操作却容易发生复位不到位，复位错误、复位不及时等情况。目前我国10kV以下的线路在实践中往往采取人工操作的方式，容易产生上述负面情况，同时，由于手动操作的滞后性，若在手动复原之前线路再发生故障引起断路器断路，自动重合闸将不再动作，进而给线路的安全性带来影响，因而在实践中使用自动重合闸技术时，即便是低电压线路，也应该尽量避免人工操作；

3）若线路为双侧电源线路，在使用自动重合闸技术时还需特别考虑电源两侧的合闸的同步与否问题，“如果合闸瞬间所产生的冲击电流或断路器三相触头不同时合闸所产生的零序电流有可能引起继电保护误动作时，则应采取措施予以防止。而当断路器处于不正常状（例如操作机构中使用的气压、液压降低等）而不允许实现重合闸时，应将自动重合闸装置闭锁”[2]。

线路保护是一门复杂的系统工程技术，需要从多个方面进行协作和配合，纵联保护与自动重合闸技术凭借较为优异的经济和技术效果，在线路保护实践中值得引起我们的重视，相信只要不断学习好探索，我们的线路保护技术一定可以迈上更高的发展平台。

参考文献

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能力。

关键词：中央变电站；综合自动化；系统改造；带载能力；自动化管理

中图分类号：TD611 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）11-0052-02

目前，现有中央变电所的带载能力以及设备的运行可靠性已经不足以满足运行的需求，受带载能力的限制，变电所已不能再为新建装置提供电力输出，必须对中央变电所设备进行升级改造。提高设备的带载能力及变电站的自动化控制水平，从而确保公司生产发展的电力需求，为自动化管理和能源调度系统奠定基础。

1 目前中央变电所存在的问题

（1）继电保护方面。中央变电所高压进线电缆保护为电流保护，保护切除故障时间较长，严重影响装置的安全生产。另外，时限电流速断保护灵敏度不能满足配置的要求，作为时限电流速断保护的后备过流保护时限太长，同时在启动大电机等正常情况下容易造成保护误动，这样不利于系统的可靠运行。

（2）变电站自动化方面。目前市面上出售的服务器均不支持Windows2000操作系统，同时监控软件厂家已停止技术支持。该系统投入运行以来，多次出现故障，先后造成人机画面中断、断路器开关状态显示错误、系统连续不间断误发通信报警信号、报警信息不传输等故障，故障造成后果就是提供错误的设备状态信息和报警信息，干扰运行人员的判断，使运行人员在处理系统问题时做出错误的判断，直接导致变电所出现误操作事故，后果极其严重。

（3）变电所开关柜存在的问题：开关柜运行中出现母线连接处发热；多次出现支持瓷瓶放电的现象，特别是在雨雪天气时放电现象更为严重，严重影响供电安全；开关柜严重变形，小车进出困难，操作机构经常卡涩，维护难度大；由于该型开关柜属于淘汰产品，厂家不再生产该型开关柜，因此备品备件购买非常困难。

2 改进方案

（1）依照常规配置原则，输电线路继电保护主要是阶段式电流保护，即第Ⅰ段为电流速断保护，第Ⅱ段为限时电流速断保护，第Ⅲ段为过电流保护。它以第Ⅰ段和第Ⅱ段作为主保护，以第Ⅲ段作为辅助保护。当第Ⅰ、Ⅱ段灵敏系数不够时，可采用电流、电压联锁速段保护。此次改进采用国外先进光纤纵差保护装置作为线路保护的主保护，三段式电流保护装置采用微机综合保护器，选择其中的第Ⅰ、Ⅱ段作为后备保护，考虑到灵敏系数不够，采用电流、电压联锁速段保护。同时，通过对微机保护装置的逻辑编程，使进线及母联备自投功能中的无压无流、低电压、过电流闭锁备自投、母联充电保护、保证母联自投一次等保护功能得以实现，从而使备自投功能更加完善。另外保护功能中还增加了系统接地后系统绝缘监视报警功能，大大提高了系统的安全可靠。

（2）更新站内开关柜和保护装置，用先进的具有多重联锁控制功能的铠装开关柜替换老式的电磁式开关柜，采用微机保护装置代替传统电磁式继电器，为变电站自动化的实现奠定基础。

（3）在自动化系统方面，采用面向间隔设计的体系，将站内一次设备划分为间隔单元，将所有任务、功能统筹考虑，并以网络连接在一起，使系统的维护性、可扩展性、功能可升级性大大提高。它由三部分组成：第一部分为间隔层的分布，是保护、综合设备和自动控制装置。它把模拟量和开关量数字化，实现保护功能和测量控制功能，并将上行发送测量和保护信息，接收控制命令，是整个系统与一次设备的接口；第二部分是站内通信网、基于光纤网络接口和高速的以太网络通信以及集成国际标准的IEC104变电站通信规约，实现各个保护单元的信息上传和命令下达，是站内信息流动的动脉；第三部分是变电站的监控与管理系统，收集全站信息并实时存入数据库，通过友好的人机界面和强大的数据处理能力实现变电站内的就地监视和控制功能，是系统与运行人员之间的接口。

（4）开关柜采用技术先进成熟的气体绝缘中压开关柜，该开关柜操作简单、实用性强，具备多重保护功能。

3 方案的具体实施

（1）在出线线路加装光差保护作为线路的主保护，由于它不受运行方式变化的影响，而且由于两侧的保护装置没有电联系，使我厂关键线路在具备了快速切出故障的能力同时，大幅度地提高了电力系统供电的可靠性。

（2）在自动化系统方面，采用面向间隔设计的体系，以现场保护装置为间隔层，它把模拟量和开关量等信息分别上传；站内通信网采用光纤网络接口和高速的以太网络通信，IEC104变电站通信规约，实现各个保护单元的信息上传，同时保证了后期与其他设备的兼容性；在变电站构架全新的自动化系统，收集全站信息并实时存入数据库，通过监控计算机的人机界面为运行人员提供及时有效的实时数据。

（3）在一次设备方面，对原有的开关柜和进线电缆进行了设备更新，采用ABB气体绝缘中压开关柜。

4 取得效果

（1）在线路保护中采用光纤纵差保护作为线路保护的主保护，三段式电流保护作为后备保护，在灵敏系数不够时，考虑采用电流、电压联锁速段保护。同时，在母联备自投中，加入无压无流、低电压、过电流闭锁备自投、母联充电保护、保证母联自投一次等保护功能，从而使备自投功能更加完善。

保护功能中还增加了系统接地后系统绝缘监视报警功能。另外，光差快切装置的配合使用，使得保护对故障切除更加及时，同时并快速将备自投投入，减少停电的影响范围，大幅提高了系统的抗晃电能力。

（2）变电所综合自动化系统采用最新的三层分布式控制结构，即物理间隔层、通信链路层、中央控制层。物理间隔层负责与一次高压设备相互通信，实现对一次高压设备各项运行参数的测量、控制及保护功能，将一次高压设备的实时运行参数及时上传。通信链路层采用了先进的通信管理机模式，将大量设备的上送信息予以采集、归纳、存储，按照运行人员的要求，分类进行上送，有效防止数据阻塞现象的发生。中央控制层采用多层数据库工作模式，配置数据库负责对采集设备信息进行配置安装，历史数据库负责对重要数据进行存储、调用，实时数据库负责数据与人机界面之间的关联功能，各数据库之间互相协作但又独立运行，有效地提高了监控系统模块化运行能力，为变电所自动化运行、自动化控制奠定了坚实的技术基础。改造完成后，对变电站机电保护功能及配置以及变电站自动化平台分别进行了系统测试，在分别完成测试后，还进行了继电保护装置现场与后台自动化系统的联合调试测试，各项测试均达到预期效果，改造顺利完成。

5 结语

变电站综合自动化技术在日益提升，许多新技术、新设备、新标准以及新的网络结构层出不穷，不断地在原有基础上改进、提高，对相关行业的发展提供有力的技术

支持。

参考文献

[1]张惠刚.变电站综合自动化原理与系统（第一版）[M].北京：中国电力出版社，2004.

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【关键词】高压断路器；拒动现象；原因；解决方法

1.前言

如果高压断路器出现了拒动故障，这种现象会影响着整个电力系统的安全运转，导致电压不稳，情况更严重时甚至会引发大面积的停电。在大部分情况下，发生拒合故障对整个电力系统的影响相对来说较小，不会引发严重的问题，会发证拒合的原因既有可能出现在断路器上，也有可能出现在保护系统上。引起高压断路器拒分故障的原因有很多，例如直流接地等等，但是当发生拒分故障后，人们在统计与分析发生故障的原因时，往往都习惯于把原因归结到高压断路器上，因为在发生拒分故障之后，高压断路器是最有效进行短路保护的方法。但是应该分开统计到底是因为断路器导致的拒分故障，还是因为后备保护装置拒动，又或者是因为继电保护装置的主保护系统引起的拒动，要具体分析引起拒动时这几种原因各占多少比例，这样才能真正了解拒动的原因。

2.断路器拒绝合闸的原因与处理方法

如果发生了拒绝合闸的情况，那么基本上只会发生在合闸操作与重合闸操作的过程中间，引起断路器拒合的原因主要有两种：第一种是电气方面引起的故障：第二种是机械方面引起的故障。

2.1 判断断路器拒合的三个步骤

当发生断路器拒合之后，首先应该利用控制开关，再重新进行一次合闸的操作，这样做的目的是为了检查是否是因为上一次在进行合闸操作时的操作不当，而引起的拒绝合闸。

其次，要检查引起拒合的原因与发生故障的具体部位，看看是否是由电器的回路而引起的故障。在检查合闸的控制回路时，如果绿灯一直亮着，就可以把开关扳倒合闸的位置；如果绿灯出现了闪光的情况，合闸的电流表显示电流剧增，并且合闸的铁芯动作，扳动控制开关，如果仍然不能合闸，就表明是出现了机械性故障。但是如果合闸铁芯不动作，就说明是因为合闸回路不同而引起的电气故障。如果在灯泡良好的情况下绿灯不亮，就应该先检查合闸的控制电源是否还显示正常，合闸控制中的熔丝是否已经断开以及合闸的各部分接触点是否正常，还要检查液压机与弹簧机里的线圈带电是否正常，这些线圈的电气回路到底是已经断开还是接触不良。

最后，如果检查出电气的回路是正常的，这时断路器还是不能合闸，就表明是机械方面的故障。如果不能确定最终的原因时，要及时汇报值长或者调度，在万分必要的情况下，可以通过旁路的断路器代替送点，并且要及时将检查报告发给单位，同时停用发生故障的拒合断路器，进行检查与修理。

2.2 电气方面的故障

引起电气方面故障的原因可能有以下几种：第一，在进行合闸操作之前，如果绿灯和其它指示灯不亮，要首先检查是否是灯泡出了问题，或者检查控制回路的总闸是否已经断开，以及操作的电压是不是过低。第二，如果在进行合闸操作前，绿灯亮，却不能合闸，就要检查控制回路是否断开，控制开关是否有触点没有接通。第三，如果在合闸操作之后，绿灯闪光，红灯不良，并且伴有事故音响时，就表示断路器的位置不对或者操作手柄的位置不对。第四，当断路器合闸之后，红灯亮，但却瞬间熄灭，绿灯不亮，却又闪光，伴随着事故音响，就说明在断路器合上之后发生了跳闸，导致跳闸的原因可能是发生故障之后，保护系统发生的跳闸。第五，在操作时手柄返回的过早。第六，断路器中气体的压力过低时，密度继电器会直接关闭操作回路。

2.3 机械方面的故障

引起机械方面故障的原因有以下几点：第一，合闸的铁芯发生卡涩。第二，传动机构的连杆松动或者脱落。第三，断路器分闸之后并没有恢复到预合的位置。第四，液压机构中的电磁铁电压太高是，会导致一级合闸打不开。第五，液压机构的压力比规定值低时，合闸的回路会闭合。第六，跳闸机构的脱扣。第七，当弹簧操作机构中的弹簧没有储足或者没有储备能量时，会引起故障。

3.断路器拒跳的特点与原因

如果在运行的过程中出现了断路器的拒跳，会影响到整个系统的安全运行，只要某一个单元发生了故障，就会造成断路器的拒动，并且会导致上一级的断路器跳闸，更严重时会造成系统的解列，使更大的区域受到影响。所以说拒跳会比拒合更具有危害性。

3.1 断路器在“拒跳”显现出的特点

一般出现的事故现象可以归纳总结在如下几个：位置指示灯、表计指示灯变化、保护动作和信号掉牌，依据如下特点来指出断路器“拒跳”事故：第一，表计指数的突变：电压表值大幅跌落，电流表指数急剧攀升，功率表指数摇摆不定。第二，信号掉牌，光字牌亮起，则表现为继电保护动作，在此种情况下引起越级跳闸的情况下，正确处理方法当即配合使用控制开关断开问题线路断路器。合起越级跳闸部分的断路器，然后再通报调度。第三。主变压器由于大功率负荷而产生非常规响动，则表示问题线路仍然未排除“拒跳”情况。

3.2 归结断路器拒跳缘由

我们通常将断路器拒跳的原因归纳为两个方面：第一个原因是机械部分故障引发的操作机构失灵；第二个原因是操作回路出现问题发生二次电气故障。

4.断路器拒跳处理

在发生事故的情况下，例如远方拉闸的开关拒绝跳闸、继电保护装置动作等，都可能会导致设备的损坏，值班人员一旦发现了问题，就应该马上把上一级的断路器拉开，并且通过机械分闸装置来断开此部分的断路器。如果不能断开，就要立即断开电路器的开关，把上一级的供电恢复之后，先把拒跳的原因查明清楚，然后再进行处理。如果发生事故时，在时间允许的情况下，值班人员应该尽快用机械分闸装置把故障的断路器断开。如果不行，就要选择倒换的运行方式，或者断开上一级、母联的断路器，最后通过隔离开关，把发生故障的断路器进行隔离，然后恢复运行方式。

值班人员在进行巡视时，如果发现下列四种异常情况时，应该及时采取措施，当机立断，把电路器的合闸拉开，使其不能自动闭合或者在远方重新合闸，然后要在远方安全的位置快速拉开断路器，使整个电路断电。异常情况：第一，断路器外部的套管发生闪络或者炸裂。第二，断路器的任何一个端头过热导致其熔化。第三，呼吸器以及断路器发生向外喷油冒油，或者着火的情况。第四，如果出现人身事故，需要立即拉开断路器。

5.结语

高压断路器是否能够稳定的运行，直接关系到整个电路系统的安全，对整个电路来说具有十分重要的意义。如果断路器出现了拒合故障，工作人员及技术人员就应该及时对设备进行检查，并做好定期的保养，此后要定期对设备进行检查，以防出现安全隐患。如果出现了拒分故障，就要及时采取措施，防止短路，保护其他设备，控制电流的额度来消除保护死区；同时，整定电流的额度对系统运行的影响较小，可以最高程度的保护系统，使整个系统更加稳定的运行。

参考文献

[1]钟家喜，李保全，李亚红.高压断路器机械状态诊断与监测技术的探索与实践[J].高压电器，2011.

[2]林莘，李永祥，徐建源，吴刚.高压断路器直线电机操动机构的动态特性分析[J].高压电器，2009.

[3]王强.从产生火烧连营事故谈电网继电保护原理的问题[J].继电器，2008.

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发电厂 电气自动化 监控技术

一、厂用电系统的特点

在布置方式和数量上，厂用电设备分散安装于各配电室和电动机控制中心，元件数量众多，运行管理信息量大，检修维护工作复杂。与热工系统相比较，电气设备操作频率低，有的系统或设备运行正常时，几个月或更长时间才操作一次；电气设备保护自动装置要求可靠性高，动作速度快，比如保护动作速度要求在40ms以内完成。在电气设备本身构造上，其具有联锁逻辑较简单、操作机构复杂的特点。在控制方式上，厂用电系统的主要设备监控需要接入DCS系统，但在两台机组共用一台起/备变的情况时，由于一台机组的检修不能影响另一台机组的正常运行，因此需要考虑两台机组DCS电气控制的模式，确保对其控制权的唯一性。总结以上特点，在构建ECS时，其系统结构、与DCS的联网方式是确保系统高可靠性的关键。既要实现正常起停和运行操作外，又要实现实时显示异常运行和事故状态下的各种数据和状态，并提供相应的操作指导和应急处理措施，保证电气系统在最安全合理的工况下工作。

二、集中模式

（一）原理

集中模式也就是传统的硬接线方式，将强电信号转变为弱电信号，采用空接点方式和4～20mA标准直流信号，通过电缆硬接线将电气模拟量和开关量信号一对一接至DCS的I/O模件柜，进入DCS进行组态，实现对电气设备的监控。这种模式又分为直接I/O接入方式和远程I/O接入方式两种，前者是将电缆接至电子间集中组屏，后者是在数据较集中且离主控室较远的电气设备现场设立远程I/O采集柜，然后通过通信方式与DCS控制主机相连，两者具有相同的实现技术，本质上没有区别。

（二）优点

电气量的采集集中组屏，便于管理，设备运行环境好；硬接线方式成熟，响应速度快。

（三）缺点

1.电缆数量大，电缆安装工程量大，长距离电缆引进的干扰也可能影响DCS的可靠性。

2.DCS系统按“点”收费，不仅投资大，而且只有重要的电气量才能进入DCS，系统监测的电气信息不完整。

3.所有信息量均要集中汇总至DCS系统，风险集中，影响系统可靠性。4.由于DCS调试一般是最后进行，采用集中模式通常难以满足倒送厂用电的要求。

5.没有独立的电气监控主站系统，无法完成较复杂的电气运行管理工作（如防误、事故追忆继电保护运行与故障信息自动化管理、录波分析等高级应用功能），不能实现电气的“综合自动化”。

三、分层分布式模式

（一）原理

分层分布式模式从逻辑上将ECS划分为三层，即站级监控层、通信层和间隔层（间隔单元）。间隔层由终端保护测控单元组成，利用面向电气一次回路或电气间隔的方法进行设计，将测控单元和保护单元就地分布安装在各个开关柜或其他一次设备附近。网络层由通信管理机光纤或电缆网络构成，利用现场总线技术，实现数据汇总、规约转换、转送数据和传控制命令的功能。站级监控层通过通信网络，对间隔层进行管理和交换信息。

（二）优点

1.间隔层测控终端就地安装，减少占用面积，各装置功能独立，组态灵活，可靠性高。

2.模拟量采用交流采样，节省二次电缆，降低了成本，抗干扰能力增强，系统采集的数据精度大大提高。

3.系统采集的数据量提高，监控信息完整，能实现在远方对保护定值的修改及信号复归，运行维护方便。

4.分布式结构方便系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块（部件）正常运行。5.设置独立的电气监控主站，便于分步调试和投运，满足倒送电的要求。同时有利于厂用电系统的运行、维护和检修。

（三）关键技术

1.间隔层终端测控保护单元。

分层分布式系统的最大特点就是以间隔层一次设备为单位，现场配置测控保护单元。该单元是保障厂用电系统安全、稳定运行最重要、最有效的技术手段，对其可靠性、灵敏性、速动性和选择性都有很高的要求，因此不宜由DCS来实现保护功能，而应该采用专用保护装置来实现。厂用电系统保护主要有线路、厂用变、电动机综合保护测控装置等，实现微机化保护、实时数据采集、远方及就地控制以及记录故障数据等功能。2.通信网络。

ECS系统安装工作于高电压、大电场的环境，工作环境恶劣、电磁干扰大，因而通信网络是ECS系统的关键组成部分，通信网络的性能直接影响着自动化监控系统的整体性能。目前较为流行的采用电缆现场总线网络方式，光纤通信亦开始被用户逐步接受。通信管理层是间隔层和站控层之间的桥梁，方案中一般采用双冗余的设计思想，按照通信管理机双机热备用或双通道备用原则配置，当数据通信网络中出现问题时，系统能自动切换至冗余装置或通道，以提高系统可靠性。3.监控主站。