变电站继电保护原理范文

导语：如何才能写好一篇变电站继电保护原理，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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关键词 智能变电站；站域后备保护原理；实现技术

中图分类号TM63 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）104-0058-02

1 智能变电站概述

智能变电站是未来变电站发展的主要趋势，通过应用可靠、集成、先进、环保、低碳的智能设备，应用通信技术、计算机技术、数字化技术等先进技术，实现信息采集、测量、控制、计量、监测等功能的自动化，支持实现自动控制、在线分析决策、协调互动、智能协调等功能的变电站。智能变电站在科技高度发展的成果，具备着信息共享标准化、高级应用互动化、全站信息数字化以及通信平台网络化等特征。

2 传统变电站继电保护配置及其问题

在传统变电站运行中，为满足系统及其设备运行的要求，多应用独立、双重主保护加后备保护的配置形式。双重主保护建立于电流差动原理基础上，具备较好的选择性及速动性，一旦出现区域故障，可以快速准确地切除区域故障。当主保护出现拒动问题时，通过后备保护进行区域故障切除。后备保护多是采取的是零序过流保护原理，为保证后备保护的选择性，需要结合动作时限、定值整定等配合，在保证选择性的同时，会牺牲后备保护的速动性。虽然这种配置方式存在着一定优势，但其动作延时性的存在，容易对电网造成极大损害。

3智能变电站站域后备保护原理

当前，对站域后备保护仍没有具体明确的定义，一般来讲，智能变电站站域后备保护是建立于智能变电站非电量、开关量及模拟量数据信息的基础上，对变电站系统及其设备中存在的故障进行精确、快速、可靠定位，并实现故障切除的一种继电保护方式。在本文中，提出建立于电流差动原理的站域后备保护。

电流差动原理具备动作速度快、选择性完全、选相能力突出等优势，主要应用于变电站主保护之中。差动保护在应用过程中，可以实现差动电流的不间断测量，如出现不平衡差动电流，可以快速发现，并执行保护动作。当前，差动保护原理仅仅应用于主保护中，在后备保护领域中却一直缺乏实际研究与应用。本文提出将电流差动原理应用于智能变电站站域后备保护之中。

站域后备保护基本原理：

在电流差动原理应用范围不同的基础上，将整个站域后备保护区域分为边界差动区、站内差动区、元件差动区及搜寻差动区四个差动区。在四个差动区中，搜索差动区范围在故障定位过程中会发生变化，而边界差动区、站内差动区、元件差动区则相对较为稳定，基本不会发生改变。通过研究发现，站域后备保护在四个差动区之中，存在着以下几个特点：第一，不管智能变电站站域后备保护区域中如何出现故障问题，其边界差动区总会存在差电流，如在正常运行过程中，或故障出现于保护范围之外，则边界差动区不会出现差电流，由此，可以将边界差动区是否出现差电流作为启动判据；第二，在变电站出现出现故障问题时，站内差动区不会出现差电流，边界差动区则会出现差电流，可以将此作为判断故障为出现故障及内部故障的依据；第三，在搜寻差动区中包含故障元件后，会出现差电流，正常元件不会出现差电流，由此，作为故障元件判断的依据。

根据不同类型差动区中存在的特征，可以通过智能变电站站域后备保护原理对故障元件进行准确定位，并配合主保护动作，当主保护电断路器失灵或主保护出现拒动问题时，通过跳闸区域扩展实现站域后备保护。

4 智能变电站站域后备保护实现技术

智能变电站站域后备保护实现技术在智能电网实践中具有十分重要的意义。为保证智能变电站站域后备保护装置设计能够满足智能变电站建设的要求，需要结合硬件平台设计技术、嵌入式软件设计技术、电磁兼容性技术、机电保护集成设计技术、网络通信技术等。

4.1智能变电站站域后备保护装置硬件设计

在智能变电站后备保护实现研究中，决定在其硬件平台中采取CPU与DSP相结合的双处理器架构，选择大容量FLASH、DDR2-RAM，大容量FRAM存储器。数据处理模块为DSP，综合处理模块为FPGA，应用双口RAM，实现数据接收与发送等功能。

4.2智能变电站站域后备保护装置软件设计

在进行智能变电站站域后备保护装置软件总体架构设计中，其软件总体架构主要包括应用软件设计、操作系统设计、支持包设计。在站域后备保护装置中，硬件驱动程序允许直接对外部存储器、硬件寄存器、定时器等访问。在软件设计中，实时多任务操作系统介于应用软件及硬件部分之间，其上层为应用软件，应用软件提供服务成程序访问接口函数。多任务操作系统，主要承担着任务管理、内存管理、调度等功能，可以建立文件系统，存储智能变电站站域后备保护装置信息模型文件。

建立电流差动原理的智能变电站站域后备保护，在进行硬件设计实现与软件设计实现的基础上，需要实现通信系统的设计。在智能变电站站域后备保护通信系统中，主要包括两个部分，分别为该变电站中内部过程层通信网络及输电线路对端变电站采样值通信网络。选择IEC 61850标准进行过程层通信网络构建，选择1G以太网交换机作为采样值进行采样值网络构建。数据通讯系统的完善，是保证站域后备保护实现的关键。

5结论

智能变电站属于未来电力系统发展的重要趋势。在传统变电中多应用阶梯式后备保护方式，其后备保护存在着动作延时长、整顿配合困难等问题。为满足智能变电站发展的要求，需要研究新型的智能变电站站域后备保护原理及实现技术。本文提出建立电流差动站域后备保护原理，对电流差动站域后备保护原理进行了分析。通过电流差动站域后备保护原理装置硬件及软件系统设计，对智能变电站站域后备保护原理的实现技术进行了初步研究。实践证明，电流差动站域后备保护原理效果良好，应进一步深化研究并推广。

参考文献

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关键字：智能；继电保护；变电站

中图分类号：TM58 文献标识码：A

引言：

智能变电站是采用可靠、先进、环保以及集成的智能设备，以全站通信平台网络化、信息共享标准化、信息数字化为基本要求，自动完成信息测量、控制、保护、采集、检测和计量等基本功能，同时，具备支持电网实时智能调节、自动控制、协同互动和在线分析决策等高级功能的变电站。

电力是当前社会不断发展的原动力，对提升人民生活质量和国家发展经济的不断发展当中，电力发挥了至关重要的作用。现代化的电力系统的组成部分包括有运输电能、产生电能、分配电能和使用电能等这几个阶段。继电保护是会随着电力系统的发展而发展，两者之间对运行的可靠性有着非常紧密的联系。

1、继电保护组成及工作原理

1.1继电器的组成和原理

虽然继电保护有着很多的种类，但大部分的都是由逻辑模块、执行模块、测量模块组成的。测量模块是对保护对象相关运行的特征信号进行采集，测量信号的获得需要同给定的整定值对比，输入信号是来自电力传输系统保护对象的信号，把相比较的结果送到逻辑模块。逻辑模块的比较值的大小是要依据测量模块输出、通过多种参数的相互组合，对逻辑进行运算，决定的主要依据所计算出的逻辑值。当逻辑值为1时，激励动作的信号会传达到执行模块中，这时，执行模块会在规定的时刻延时或马上掉电或者执行警报的命令。

1.2继电器的分类

(1)继电器按结构型式分类，目前主要有感应型、整流型、电磁型和静态型。

(2)继电器按在继电保护中的作用，可以分为辅助继电器以及测量继电器这两大类。改进和完善保护是要靠辅助继电器去实现，根据其不同的作用，可以划分为信号继电器、事件继电器和中间继电器等。电气量是否变化会由测量继电器直接反映出来，按所反应电气量的不同，还可以分为功率方向继电器、电流继电器、正序负序零序继电器、电压继电器、阻抗继电器、差动继电器和频率继电器等几类。

2、对继电保护的数据信息及保护原理的影响

站在信息链的角度上，同过去的变电站自动化技术比较，给继电保护带来的影响大体上有三个方面：

2.1 二次电缆硬连接被二次信息的网络传输给取代，发生了变化在传输继电保护数据的方式。

由网络化传输带来的保护数据的实时性与可靠性备受关注，在处理极小概率的数据误码、丢包、延迟等问题给继电保护的算法与原理和实现机制带来了新的研究课题。

（2）不同间隔设备的信息共享要靠二次信息的网络传输为其奠定基础，使得可以为跨站集中和跨站集中保护跨站集中的实现提供肯能性，为实现更为灵活、简便的跨间隔保护提供基础，还能够产生新的实现方式和新的保护原理。

2.2电磁式互感器被电子式互感器所取代，源数据性质的继电保护发生改变。

电子式互感器频带宽度、响应速度、在线性度等这些方面有利于产生新算法以及新原理的继电保护。

（2）重新优化和评估过去落后的以电磁互感器传变特性设计的算法，要深入评估传统的就地数字化电子式互感器采样带来的数据延迟、同步等新问题。

2.3 在IEC61850的二次信息的基础上统一建模，利用和处理继电保护数据的方式出现了改变。

（1）大量的信息挖掘、数据的存储以及保护功能组态和动态迁移，双重化以及(后备)保护配置等都会在给将带继电保护带来新的原理和组织形态。

（2）推广IEC61850的应用范围，把各个设备之间的互通、互联、互换、互操作都实现了，为IED设备以及应用同二次信息分离开来，实现了唯一性的数据源，并为之提供了坚实的基础。

3、智能变电站技术对继电保护的运行、调试与设计的影响

站在全生命周期链条的角度上调试、运维、设计、智能变电站的，同之前的传统的变电站自动化技术作比较，继电保护应用智能变电站技术会带来主要有以下四点的影响：

3.1基于IEC61850的统一建模，使得建模一体化变电站的所有设备(集中体现为IED设备的CID文件以及变电站的SCD文件)，若是要出现变更设备、扩建变电站等需求时，目前所有已投运的智能变电都会在如何对CID文件和SCD文件进行动态修改的以及配置出现问题产生困难。

3.2智能变电站的继电保护的运行模式和构成形态产生了巨大的转变，继电保护的项目、周期、测试方法等研究与编制继电保护运维技术规范和标准的相当的落后。

3.3通过二次信息的网络化传输，可以实现监测继电保护的二次回路，为检修继电保护设备的状态提供可能性。

3.4当前智能变电站技术同IEC61850还是处于在发展变化的阶段中，因为没有很好的去理解IEC61850使之出现了差异性，还有着不规范性的扩展定义，调试、设计和运维智能变电站面临着困难，而且继电保护专业还是这方面的难点以及重点。现在很多的智能变电站试点都得靠业主、集成商、设计院、调试单位、设备厂家进行反复的协调与实验，然后不断的把所设计的方案进行修改。而投入运行变电站以后，大多数情况下运行单位会很难摆脱对厂家和调试单位的依赖，这也会为安全运行电力系统的埋下隐患。这种“试点工程”的运行模式和建设，也会使得智能变电站的大面积推广受到阻碍。

4、对继电保护实现机制与架构体系的影响

站在继电保护架构体系、实现机制的角度去看，把它同传统的变电站自动化技术相对比，以下四个方面主要体现了智能变电站技术给继电保护带来的影响：

4.1网络化数据交换以及交换机的智能化打破了不可测控二次回路的难关

IEC61850标准新引入了过程层网络这个新的概念，是特有的网络智能变电站，冲出了不可测不可控传统二次电缆回路的困难，对继电保护可靠性产生了巨大的影响大。通过对交换机的IED化、智能化，可测、可预警、可控控制过程层网络数据交换，可以可靠及时的对继电保护实时掌握数据以及二次网络进行掌握，在出现问题时采取积极相应的应对策略，把智能变电站继电保护的水平以及可靠性大大的提高。

4.2网络化数据交换打破了过去的继电保护的模式

保护装置、数据信息不再同保护对象绑定，为动态实时存储调用、与数据库的数据面向不同保护功能应用以及统一不同二次系统数据的管理实现有着极为大的可能性，相当大的程度上减小了规约复杂性的要求同IED设备的交互，实现广域的跨站及组态、以及迁移保护功能为信息交换平台提供了统一的数据。

4.3不同二次系统专业壁垒被过程层统一采样打破

传统变电站自动化各子系统的功能重复配置，缺乏整体优化协调装置间，扩展系统复杂，各二次系统之间存在数据采集环节冗余等许多问题，形成了各二次系统之间的专业壁辛。而智能变电站技术的统一数据采集保证了数据源的统一，为打破二次专业壁垒给不同二次系统应用的数据集成提供可能，为架构体系和建立以继电保护为核心的二次专业新机制提供机会。

4.4突破了传统的对等信息交互继电保护运行管理模式

传统继电保护装置可以在实现了基本的保护功能的情况下还要担负起像定值的管理运行功能。

目前继电保护昔理信息系统得靠相应的保护装置获得要保护对象的信息，这就会产生一连贯的信息孤岛，无法较为便捷快速的收集信息。但是P2P的信息却为智能变电站技术提供了很多的交互模式，保护装置不在同保护对象的信息相互捆绑，为了更高层次、更大程度的实现信息的共享就必须建立一个新架构的变电站统一数据中心，为其提供保障。

5、结束语

智能电网的核心环节就是智能变电站，通过上面的阐述，我认为变电站应当建立一个完整的智能变电体系，不断地总结汲取经验，结合自身的特征应用好新的技术以及材料，确保继电保护能够更好的朝着科学、正确的方向发展。

参考文献：

[1]王增平.姜宪国.张执超.张晋芳.刘国平.智能电网环境下的继电保护[J].电力系统保护与控制.2013(02)

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[关键词]继电保护；可靠性；系统维护

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）25-0320-01

在当前设经济持续发展，技术水平不断提高的背景下，电力系统的整体运行效率在持续提高，整个电力网络呈现出了“大机组、大容量、智能化、高电压”的整体发展趋势与特点，增加了电力系统运行过程中的复杂性和不确定性。同时，随着大规模新能源电力的接入，电网结构、电网构成以及电网的地域分布等都日趋多样化，电网系统的随机性开始进一步显现，这些因素都将直接影响电力系统二次自动装置及设备的正常运行。对于我国电力系统现阶段水平来讲，随着电力系统二次自动装置及设备的持续提高，对保护系统可靠性的技术要求在不断提高，需要逐步进行完善。因此，探讨提高继电保护系统可靠性及运营水平显得尤为重要。

1、提高变电站继电保护系统可靠性的重要作用

当前，大型的变电站都已经实现了数字化，为了保证供电系统的正常运行，确保数字化变电站继电保护系统的整体可靠性就显得尤为重要。当前，数字化变电站继电保护系统的可靠性问题主要包括继电保护定值单不全、编号不统一、签字不完善以及运行方式不一致等，在维修保护过程中需要进行对应的整改。在系统可靠性专项整治工作当中，供电企业的调度中心、运行中心等各个部门要相互协调，通过互相监督的方式使得可靠性安全管理工作得以有序进行。同时在安全管理工作中获得更丰富的经验，为保证变电站继电保护系统可靠性的整体水平提供更加坚实的技术保障。

2、影响变电站继电保护系统可靠性的主要因素

2.1 系统硬件因素

继电保护系统的硬件装置是确保系统能够在规定的条件下完成特定功能的相关设备，是一系列由电子设备及软件构成的整体，例如微机保护装置等。虽然这些系统能够对微机进行保护，但是由于其同时还具有输入、输出接口，因此会导致新的可靠性问题，另外硬件装置的可靠性与其实际 运行环境还存在对应关系，在实际的可靠性维护过程中需要予以注意。

2.2 系统软件因素

系统硬件装置是保证平台系统功能得以实现的物质基础，而软件系统则是通过预先设定的算法，发挥继电保护系统的核心功能。通常，软件的可靠性主要体现在软件系统的设计、输入输出及软件的功能原理等各个方面，而不能够完全依据物理原理进行判定。所以，变电站继电保护系统软件的可靠性对整个系统的可靠性具有重要影响。

2.3 二次回路因素

系统二次回路绝缘老化、线路而使得电子元器件接触不良等，都会造成系统二次回路问题，从而对继电保护产生不利影响。在监控过程中，当变电站交换机出现了断链等问题时，保护装置将自动接到对应的报文，并及时的进行告警。这就给保护装置以及断路器之间形成了一个断链警告，从而避免二次回路问题，给可靠性的保护提供技术支持。

2.4 继电保护定值

在常规的变电站继电保护系统当中，通过计算离线定值，从而通过确保定值不变而维持系统的持续运行。但是，电力系统在发展的过程中，不同类型的电网结构，因为交直流混合运行，使得继电保护系统的功能和结构变得更加复杂，这对继电保护系统的影响日益突出，而且弊端也更加明显。尤其是当前分布式电源接入后，出现了双向潮流等新的特性，这对保护定值的保护设置提出了更高的要求。

3、提高变电站继电保护系统可靠性的相关技术措施

3.1 变电站继电保护的良好配置

电力系统当中，配电线路的电压是恒定的，即使当电压出现波动时，也会给配电系统的运行带来较大的影响。在当前智能数字变电站改造完成之后，变电站对电压进行调控的主要设备是变压器，因此同时也是提高配电保护的重要装置。在通过变压器进行配电保护的过程中，应该通过分步的方式进行综合配置，确保变压器可以实现良好的差动继电保护。在实际的后备保护时，则通过集中配置的方式进行设置，并结合独立安装技术对非电量进行继电保护，保证电缆与断路器连通之后能够达到继电保护的目的，提高继电保护的整体可靠性。

3.2 采取电压限定延时方式测量电流量

当智能数字变电站的电力系统处于持续高效运行状态时，在电流因素的持续影响之下，通常会因为外部短路而出现故障，使得继电保护系统的整体可靠性下降。这主要是因为外部短路使得线路中出现过流现象，出现了过负荷电流，从而使得变电站系统继电保护系统提示外部故障而跳闸。为了提高系统的整体可靠性，可以对变电站中的所有线路电流量使用电压限定延时的方法进行测量，当线路中出现过负荷电流时，则能够及时的进行告警，并立即执行保护命令，最大程度的保证继电保护系统的可靠性。

3.3 落实线路保护工作

在变电站的继电保护系统中，为了确保继电保护系统的整体可靠性得到保证，在做好上述相关工作的同时，还应该切实加强线路的保护工作。具体来讲，主要采取如下的措施：使用纵联差动的方法实施保护，常见的线路保护方式包括集中式、后备式，通过强化对内部的保护，不但能够给系统内部的电气元件提供保护，同时还能够对整个线路的运行进行实时的测量与监视，获得其实际运行情况，为整个系统配电线路的安全稳定运行奠定基础，更好的保护机电系统的可靠性。因此，在智能变电站继电保护的过程中，要保证光缆具有较强的稳定性，同时尽量将电子装置扰的可能性降到最低。

参考文献

[1] 吴继岩.数字化变电站继电保护可靠性措施研究[J]. 中国高新技术企业， 2014（28）.

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关键词：数字化变电站；继电保护装置；继电保护调试技术；安全性

前言

数字化变电站作为一种新型的变电站，主要由电子式互感器和智能开关构成，对人力依赖程度较低。在传统变电站基础上，采用数字化技术来进行信息的输入、输出、编译和处理，与传统变电站相比，数字化变电站不仅自动化程度较高，而且能够快速实现对信息进行处理，信息重复性录入情况较少。而且信息转变为数据后，能够有效的提高测量的精度，计算速度更快捷。由于数字化变电站具有较多的优势，因此需要努力提高继电保护调试技术水平，确保数字化变电站能够安全、稳定的运行。

1 数字化继电保护装置的特点

1.1 主从处理器多接口处理

相较于传统的微机保护装置，数字化保护装置主CPU和从CPU在进行数据交互时通过双端口RAM进行，而且主CPU上有光接收单元接口和开入单元接口，而在从CPU上具有人机接口和通信接口，传统的模拟量被光纤信号所取代，开入量进入主CPU进行处理。数字化继电保护装置与传统的微机保护装置进行比较，其主从处理器多接口分流处理，有效的提高数据处理速度，而且数据累赘率得以降低。

1.2 继电保护装置网络化保护功能

数字化变电站中继电保护装置具有多接口及主从处理器，这也使其结构更具网络化特点，各种数据不需要经过总线处理，在CPU处理器处理计算后，数据即能够传输到相应的接口，这对继电保护装置运行效率的提高起到非常重要的作用，而且形成了网络化保护功能。

1.3 通用间隔装置

相较于传统的微机保护装置，数字化变电站继电保护装置需要保证程序处理、通信和电源等方面的功能正常实现，因此需要进行通用间隔装置设计，利用间隔层来有效的保证这些功能的实现，保证变电站正常的运行，而且通过设计通用间隔装置后，也能够有效的降低数字化变电站继电保护装置维护的难度。

2 数字化变电站继电保护的调试技术

2.1 数字化变电站继电保护的调试阶段

2.1.1 单体调试

近年来我国数字化变电站继电保护调试技术取得了较快的发展，但当前变电站继电保护装置无论是研发水平还是制造水平还处于不断完善的阶段，装置在现场运行时还存在许多不足之处，许多时候存在着无法对硬件进行更换及修改程序等情况，这就需要在对继电保护进行调试时需要与生产厂家联合进行。而且在调试过程中，调试人员需要重视继电保护装置的完整性，保证现场的继电保护装置能够正常运行。另外，单体调试过程中需要调试的项目较多，需要针对不同的项目进行一一调试，保证继电保护装置能够稳定的运行。

2.1.2 单间隔调试

在对数字化变电站继电保护装置进行调试过程中，调试工作直接受智能终端、保护装置以及测控装置三者之间的通信情况影响，为了确保三者之间保持良好的通信状态，需要对单间隔进行调试，并做好上行和下行报文的监控工作。在具体调试过程中，可以任意选择一个测控装置和两个测控装置分别在满足五防闭锁条件下及违反五防闭锁条件进行相关操作，从而实现间隔防误闭锁功能。

2.1.3 整组联调

在整组联调测试过程中，主要是检测GOOSE网、测试保护逻辑功能和遥控功能，而这其中以检测GOOSE网作为联调工作的关键环节。在调联GOOSE测试时主要包括GOOSE的报文测试、GOOSE的是否正确；GOOSE的订阅是否正确并相对应；将GOOSE的参数设置错误，检查一下看被测装置是否能够及时有效处理；检查GOOSE断链是否能够正常上报；检查GOOSE的发送策略，比如发送间隔和发送序号是否符合标准；装置固定以后，GOOSE的报文当前的数据是正确发送的，并且没有遗漏。

2.2 数字化变电站继电保护的调试方法

数字化变电站继电保护的测试方法不仅改善了传统变电站存在的不足，还在传统变电站的基础上取得了突破发展。数字化变电站继电保护装置的测试分为采用传统继电保护测试仪和采用数字继电保护测试仪两种方法。对于采用传统继电保护测试仪，其原理是在电流互感器和电压互感器模拟器中加载传统继电保护测试仪所输出的电流和电压，通过电流互感器和电压互感器模拟器来把电压和电流的模拟信号转变成特殊的数字光信号。再把这些数字光信号送到合并单元中，并通过SMV交换机最终取得保护设备的作用。对于采用数字继电保护测试仪，其原理是直接输出数字化的电压量、电流量和开入量。同时读取出GOOSE出口报文测量保护动作时间，直接起到保护装置的作用。相较于传统的继电保护测试仪，数字继电保护测试仪不仅对测试流程进行简化，而且设备的测试效率有了大幅度的提升，并进一步精_了测试结果，可以说数字继电保护测试仪取得了较大的突破，优势十分明显。

3 继电保护技术在数字化变电站中面临的新形势

3.1 继电保护性能加强

变电站在数字化技术的操作模式下，在性能方面得以拓展，有利于继电保护技术的进一步提升。原有的继电保护技术使用的是模拟信息，会占用较大的信息存储空间，并且在数据计算的准确性以及及时性方面存在一定的缺陷。而在数字化操作模式下，会将原有的模拟信息转换为数据信息，极大的缩减了存储信息所需的空间，存储能力有显著的提高。对于数据信息的计算在准确性和及时性方面有了大幅度的提升，能够及时的获取变电站内的信息，为继电保护技术的操作提供了更加便捷的条件，从而能够更加有效的保证变电站的安全稳定运行。同时，在数字化技术的操作模式下，对于变电站中的继电保护实现人工智能奠定了良好的基础。数字化信息处理技术成本较低，并且性能有所提升，所以在未来的变电站继电保护中会得到广泛的应用。

3.2 继电保护系统安全性提高

现有的继电保护装置在运行的过程中会受到各种因素的影响，从而导致可靠性较差，不利于变电站的稳定运行。温湿度变化、雷电天气、热源波动以及硬件的使用年限等都会对继电保护系统的安全性有一定的影响，所以在数字化变电站运行模式下，需要对继电保护系统的安全性能进行提升，在相关技术以及管理模式方面有所改善，降低故障的发生几率，提高系统运行的安全性和可靠性，为变电站的安全稳定运行创造有利的条件。

3.3 继电保护系统软件及硬件性能提高

软硬件的性能直接关系到继电保护装置功能的发挥，所以在软硬件的性能方面要有严格的要求。为了适应数字化变电站发展的需求，继电保护装置的软硬件需要具有可扩展的性能，能够适应未来的技术发展需求，这是数字化变电站未来发展的重要基础。

4 结束语

当前我国数字化变电站继电保护装置的各项技术还不十分成熟，在具体应用过程中还存在一些问题需要解决，因此需要重视继电保护调试技术的研究力度，并进一步探索新技术，进一步对继电保护系统进行完善，加快推动变电站信息化建设的进程。

参考文献

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[关键词]智能变电站；继电保护；状态监测；故障诊断

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）22-0104-01

引言

近年来，智能变电站的工程建设越来越快，为继电保护系统的状态检修和智能诊断奠定了基础，将传统变电站中不能进行二次电缆在线检测，逐渐转变为了可在线检测的光纤网络，还一定程度上提高了继电保护设备的智能化程度，也极大提升了监视装置关键信息的水平，使继电保护系统能更好的进行在线监测和状态检修任务。

1 继电保护状态监测与故障诊断系统

1.1 功能

智能变电站继电保护状态监测与故障诊断系统能实现全站SCD文件管控、继电保护状态监测及定值管理、智能安措、智能分析等所采集到的数据，并进行诊断告警。信息采集范围涵盖合并单元、保护装置、智能终端及构成保护系统的二次联接回路等。系统能基于SCD文件以友好直观的方式将智能变电站保护系统的运行状况反映给变电站运维人员和检修人员，为智能变电站二次系统的日常运维、检修、异常处理及电网事故智能分析提供决策依据。

1.2 网络结构

继电保护状态监测与故障诊断系统由部署在变电站端的继电保护状态监测及故障诊断系统和部署在调度端主站系统的继电保护状态监测模块共同完成。变电站端由数据采集单元和数据管理单元组成。数据采集单元通过过程层网络获取过程层设备数据；数据管理单元从数据采集单元和间隔层网络获取数据并进行分析处理，实现状态监测和故障诊断功能，并将诊断信息上送至调度端。

1.3 功能实现

继电保护SCD模型文件管理系统通过全站SCD模型文件获取过程层虚回路与软压板逻辑关系描述、调度命名和一二次关联关系、二次回路虚端子连接、通信参数、二次回路状态监测信息、过程层网络拓扑配置。当继电保护SCD模型文件变更后，数据管理单元通过装置过程层虚端子配置CRC与继电保护SCD模型文件相应CRC进行在线比对实现SCD变更提示，并界定SCD变更产生的影响范围，并将影响范围定位到IED装置；继电保护及二次回路状态监测，系统接收合并单元、智能终端、保护装置、交换机上送的信息并进行分类管理、存储；并通过直接采集过程层网络报文实时监视与分析网络通信状态。根据装置的硬件级告警信息、监测信息及其他巡检信息对装置硬件的运行状态进行评估，并根据监测信息的统计变化趋势进行故障预警。用于监测预警的装置硬件级信息包括：装置温度、装置电源电压、装置过程层端口发送/接收光强和光纤纵联通道光强、装置差流，根据监测信息实现装置硬件异常的故障定位。用于故障定位的监测信息包括：装置光纤接口监测信息、装置链路异常告警信息、装置报文。变电站端实现交流回路、跳闸回路、合闸回路、软压板状态及功能描述等的图形化显示。调度端实现保护装置内部动作逻辑、动作时序、故障量及保护定值的图形化显示。

2 继电保护状态监测要点

2.1 明确目标

变电站管理中继电保护是重中之重，不仅对于内部变电服务水平有着极大的影响，还有利于各类站点故障防护，由于继电保护运行中存在很多故障风险，使得继电保护发挥不出应有的保护功能，对于查结果的准确率造成了极大的影响。继电保护状态监测要从多方面入手，明确出检测目标，依据系统调度与维护来进行综合改造，以保证保护器能发挥出安全防御的作用，能做好系统及设备操控的相关准备工作，使由于各种各样因素导致的突发性事故能得到极大的降低，构建出更为科学的数字化平台。

2.2 危害分析

要从系统故障发生率、地区实际情况来进行研究工作的开展，提出符合区域战略指导的新型方案，帮助设备执行安全监控体系，实现了资源规划与可持续发展。继电保护是规模化变电体系的成部分，为各类故障防护提供了操作平台。继电保护是故障防护不可缺少的装置，承载着各种因素形成的外在压力。危害分析是为了更好地调控设备，保持变电站平台运行的可持续发展，实现了资源利用与改造建设的可调度性，这样才能更好地执行数字化操控平台，满足了区域规划与建设标准。

2.3 参照标准

按照国家规定的变电调度标准，必须做好可靠性、安全性、功能性等分析工作，调节继电保护装置应用的可持续性，这些都是提高资源利用率的关键。参照标准是为了保证继电保护运行的稳性状态，为电力系统规划改造提出科学的指导放心，以免外在控制因素带来的诸多风险隐患。例如，在机电保护调试过程中，考虑状态检修与操作要求，执行整个标准化的电力运行方案，大大降低了各种设备运行的安全风险。对于高标准变电调度来说，状态监测实现了资源化利用机制，体现系统规划与改造的先进性。

3 故障诊断原理

3.1 SV/GOOSE链路诊断原理

对于过程层GOOSE、SV信号，当接收端设备在一定时问内没有收到有效的GOOSE、SV信息时，会产生相应的告警。例如：当继电保护装置SV链路异常时，继电保护装置无法获取正常的接收数据，会通过站控层MMS上送相应的链路断线告警报文，网络报文记录分析装置可获取这些告警报文。针对网采、网跳回路，由于各装置之问具有统一的系统观测源，可通过对比发送方与多个接受方之问链路的状态进行监测，根据各装置上送的链路告警报文即可以定位到相应的链路异常。针对直采回路，其与网采的SV端口不同，无法进行链路对比监视，因此难以准确定位到具体的点，同时综合其他二次设备的网采回路情况，给出各种故障点的概率，直跳回路由于无法获取其相关的对比信息，只能由继电保护装置上送的告警进行故障定位。

3.2 交流回路状态诊断

对于二次回路交流量的在线监测，可利用网络报文记录分析装置和继电保护装置采集的交流量综合判断。智能站普遍采用双AD采样，并配备了双重化的保护，通过对比继电保护装置通过MMS上送的双AD采样值和两套保护的采样值，如果它们之问的相对误差在阑值范围之内且继电保护装置无采样不一致的告警，则认为双AD采样一致或者两台保护的交流二次回路状态处于正常状态；如果相对误差超出阑值，同时继电保护装置未发出采样不一致的告警，则判断至少有一套继电保护的交流回路出现异常，并给出继电保护装置所对应的异常二次回路。

结语

智能变电站继电保护状态监测与故障诊断研究项目的开展，可最大限度地提高电力设备的利用率，减少设备停电时间，保证电网的可靠运行，提高企业经济效益也具有重要意义，因此要加大对监测与故障诊断的开发与应用，进一步提升系统技术水平。

参考文献

[1] 叶远波，孙月琴，黄太贵，郭明宇，黄勇. 智能变电站继电保护二次回路在线监测与故障诊断技术[J].电力系统保护与控制，2016，20：148-153.

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关键词：变电站；继电保护；基本原理；瑕疵；完善

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）30-0103-02

在变电站的电力供应过程中，电力系统的检修和维护尤为重要，同时也是为电力系统提供持之以恒供电能力的一个重要渠道，在检修和维护中，继电保护则为重中之重，所谓的继电保护就是指在研究电力系统发生故障或者电力运行出现问题的情况下，在发展的过程中主要用有触电接触点的继电器来检修和保护电力系统以及发电机、变压器、输电线路等基本元件，使这些电路设备免受损害的一种具有针对性强的电力保护措施，在这种保护的基本原理中，用电力设备中最小的代价维护、检修其中的最大量的元件，达到检修成本最小的目的，同时也是对高科技元素的一种有效利用。这与我们通常所说的电力保护有所不同，它的基本任务是在电力系统发生故障时，利用最短的时间实现最大区域内的电力保护，其自动将故障设备从整个电力系统中切断或者由智能设备发出通报，使得维修人员迅速发现故障根源，减轻电路故障引起的危险。

1 变电站继电保护作用与基本组成

2 变电站继电保护的现状及问题

首先，人工智能手段的引入。人工智能体系引入继电保护过程中是对变电站系统管理的一大进步。如专家系统、人工神经网络ANN等被广泛地应用于非线性问题障碍的排除上，我们知道，电力系统的继电保护是一种较为典型的离散控制方式，它分布于电路系统的各个环节中，对于电路的正常或者故障状态都能进行常态评估，这也是进行保护的关键步骤。由于AI的逻辑能力以及逻辑思维的存在，AI已经成为在线评估的重要工具，在现实的电力系统的应用中也表现得越发频繁。与此同时，变压器保护、发电机保护以及自动重合闸保护等领域也对此进行了广泛的应用。但是在继电保护的电力应用中，人工智能手段的引入无疑也存在可靠与否等方面的考验或者说存在该方面的弊端，不得不引起电力研究领域的重视。

其次，继电保护系统与高科技领域紧密结合。在电力系统中，网络化的电力保护技术也已经成为主导，也就是说在进行电力保护的过程中实现网络化管理，把现有的高科技手段应用于电力测量、控制、保护以及通信一体化的数据传输方面，这都对电力保护起到了翻天覆地的变化。如数字变电站内光互感器、智能终端、GOOSE、SV等新技术的应用，在变电站内的继电保护方面应用高科技手段，大大减少了电路运行的危险性，使得各个需要保护的单元与重合闸装置在分析和处理数据上相互协调，达到匹配，即实现网格化管理，这虽然实现了变电站内继电保护的基本目的，但是这种技术在继电保护领域还处于初始阶段，很多关键技术还不成熟，不能成为主流，对国外先进技术的引入成为继电保护的一大问题。

最后，微机系统在继电保护中被大量使用。微机已经在20世纪开始大规模应用于各个领域，在变电站内的继电保护方面也应用频繁。微机进行保护主要的优点在于先进的计算能力和逻辑处理能力，能够提高继电保护的性能，近些年来，为了强化这种稳定性和敏锐性，必然就出现了对微机保护的改进措施，但是随着科技的发展，电力系统内引入微机保护的效率应该引起重视，如果滞后于微机技术的发展，继电保护就无实效性可言。

3 完善变电站内继电保护的基本思路

变电站内的小功率机器的继电保护在现阶段已经引起了足够的重视，如何实现继电保护的长效性、科学性，是一个亟需解决的课题，随着多年来的电力维修和保护的实践，总结出如下几点继电保护的基本思路：

首先，完善继电保护的可靠性与速度性。这种可靠主要体现在保护装置的可靠性方面，也就是说在电力系统出现故障时，保护装置能够及时有效地反映出电力所出现的具体问题，速度既体现在发现故障方面，还体现在维修速度方面，不能够出现误差，同时不能对整个电力系统的运作有较大的影响。电力系统是一个多元素构成的有机整体，机构相对复杂，并且在适用上各个元件所体现的价值寿命是不同的，因此可靠性显得尤为重要，要对各种设备的基本功能进行完善修整，实现操作无误差。

其次，继电保护实现选择性与灵敏性。在变电站的继电保护中，选择性是指在发生故障时，系统有选择地将元件与故障系统隔离分开，使之不受到更大的损害，不受损害的部分仍然能够继续工作，这个过程既要求选择性，同时也要求灵敏性，需要对受到损害的元件与未受损害的元件进行区分，并使之与系统有效隔离，实现系统的完整性运转，避免不必要的损失，快速保护动作时间在0.06～2.12s之间，最快可达0.01～0.04s。

最后，实现科技贯穿于整个继电保护过程。以上文中我们了解到，继电保护需要在高科技支撑下进行运作，也只有这样的运作能够对变电站电力系统的维护有一定的作用，对于吸收继电保护的先进科技是实现继电保护的有效途径，也是实现电力系统稳定发展的巨大支撑。

4 结语

变电站的继电保护是电力传输系统的一个重要环节，其工作的稳定性，需要我们对变电站安全运行以及电力系统的稳定进行全面掌握，对继电保护的上述研究只是其中的一个弱小方面，加强变电站的继电保护需要对整个电力产业以及电力科技的发展有较为熟悉的掌握，使得继电保护能够成为变电站电力系统维护的一个重要举措，同时也是我们电力行业发展的一个重要使命。

参考文献

[1] 郝治国，张保会，褚云龙.变压器励磁涌流鉴别技术的现状和发展[J].变压器，2005，（7）.

[2] 桂林，孙宇光，等.发电机内部故障仿真分析软件的应用实例[J].水电自动化与大坝监测，2003，（6）.

[3] 艾恒.继电保护装置初析[J]，中小企业管理与科技（下旬刊），2011，（7）.

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关键词 330kV变电站；电力系统；继电保护干扰因素

中图分类号TM4 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）98-0043-02

330kV变电站作为主要网架的高压电站，对于我国的电力系统的发展有着重要的地位。一旦变电站出现问题，后果就不堪设想，因此，加强对其内的电力系统继电保护系统的建设是尤为重要的。但是继电保护系统在使用过程中会存在着大量的干扰因素，以至于如果稍不加检查就会导致电力系统的罢工。为了保证机电保护系统的正常安全的运行，就应该定期地对继电保护装置进行检查，确保每一个元件和装置运作状态良好，同时，还应高对电力系统几点保护干扰因素加以分析后得出相应的解决措施，为更好地运用330kV变电站电力系统打好基础。

1 330kV变电站继电保护系统配置

330kV变电站作为我国主网架的组成部分，对我国电力系统的发展有着重要的作用。尤其是变电站电力系统继电保护更关系到整个变电站是否能够正常运行。330kV变电站通常有两继电保护配置，一是侧继电保护配置，包括了线路保护、母线保护、短路器辅助保护、短引线保护、远跳保护、过电压保护。线路保护能够保护高频信号，线路发生故障不必担心电力系统得不到保护。母线保护操作就比较容易，只需要对母线差动来控制整个继电保护系统，尤其是断路器的保护更为明显，其他几种保护模式则分别通过保护母线接线、保护断路器、灵活跳闸以及过电压保护中；二是主变保护，330kV电力系统中的变压器通常实行双重化配置，针对变压器中的励磁涌流和变压器负压闭锁等方式进行电流保护。同时变电器追踪还有瓦斯保护等装置来控制电力系统出现的问题[1]。

继电保护作为常规变电站的二次部分的重要一份子，有着严格的操作原理和缜密的操作流程。继电保护装置主要包括有电磁型继电器、故障录波装置、低频低减载装置、小电流接地选线装置等等[2]。继电保护装置在使用之前需要进行相关参数的设置，比如电流电压等，之后其内部装置就会进行相应的计算来判断是否需要保护，最后在进行输出。

2 继电保护干扰因素

330kV变电站中的高强度电磁场容易干扰继电保护装置，同时，作为电磁型的继电保护装置更是受到了变电站的整体环境和自身内部环境的影响，更加会受到各个因素的干扰。其中最具有代表性就是高频、直流电源、辐射、雷击等等干扰因素。

2.1 高频干扰因素

当变电站中的一次设备通过隔离开关想空母线充电二导致形成的强电磁干扰，之后产生过电压则就会有高频电流产生。当隔离开关在二次设备中有足够大的电场和磁场时，二次设备则会超过装置逻辑中允许的范围，从而造成了干扰，导致了半导体元件以及其他继电保护装置稳定性渐弱，最大整个继电系统出现瘫痪。

2.2 直流电源干扰因素

直流电源干扰因素是指在变电站接地出现问题后，接地故障电流就会形成地网和打底相连接。但是接地电阻还是和原先的一样，变电站的地网电位就会持续升高，直至超过大地电位。地网地位的形成是通过接地电阻与接地电流来控制的，当直流电源出现了问题，就会造成电源的短路，从而抗干扰电容就会直接影响到直流的恢复[3]。这一段时间内，时间如果较长的话，继电保护装置中的元器件就会遭到破坏，从而影响了继电系统的电位差值，保护系统也就不能再保护。

2.3 辐射干扰因素

前面两者是继电保护系统的内部环境形成的干扰，辐射则是330kV变电站整体环境对其产生的影响。尤其是当前通信技术的发达，每一个工作人员或者附近工作生活的人员的手机、电脑、对讲机等等都会有一定的电磁和电场，这样就会形成假的信号源，就会在整合后的回路到保护系统导致其逻辑混乱，继电保护系统的行为也就会出现错误[4]。手机等的辐射干扰对于继电保护系统的干扰程度是比较强的，因此，工作人员时刻注意这一因素。

2.4 静电放电干扰因素

当工作人员一直处于比较干燥的地方时，工作人员的身上就难免会有一些高电压产生。工作人员进入变电站后并开始工作接触到继电保护系统的某一个电子设备后，就会对其产生电流，当设备的接地情况比较严重时，继电系统中的某些元件就会被烧坏，从而导致了电力系统保护装置的无法运行。

3 预防和解决干扰因素的措施

3.1建立并完善备用电源

备用电源自动接入装置的实施当330kV变电站中的变压器无法运行时，备用电源自动接入就成为了避免继电保护系统瘫痪这一问题。当母线路在隔离开关的作用下产生过压的情况时，母线和变压器的就起不了作用，且侧继电保护系统也会发生故障。在这一过程中，备用电源虽然实施情况并不看好，但是还是应该完善的建立，确保系统的正常运用。另外，可以适当的进行高低压的备投以及变压器的进行高低压设置。

3.2 实施二次设备的监控

如何保证继电系统在运行过程中出现问题被发现，实时监控是当前继电保护系统最好的运行监测措施。尤其是关系在高频干扰比较严重的二次设备上的监控，可以操控自动监测装置来进行设备的的检修。二次设备的监控可以运用在离线检修过程中，来保证系统的正常运行，另外，还可以运用这一技术充分利用当前可以利用的资源。

3.3 提高工作人员的专业素质

在辐射这一干扰因素中，可以说人的作用是比较大的。因此，工作人员时刻要记住自我的检查意识，杜绝自身因素为电力系统带来不好的影响，同时，加强和其他工作人员的沟通交流，共同来完成这一项工作。

3.4 发展智能化继电保护系统

智能化技术的广泛运用已经不是一个遥远的梦想，尤其是330kV变电站的电力中正如火如荼地开展智能化运作。当继电保护系统能够实行智能化，那么继电保护装置可以在第一时间切除发生的故障因素，从而保证了变电站供电量的完整。

参考文献

[1]董烨，李兵，李永斌.330kV变电站继电保护典型配置.机电信息，2011（18）：38-39.

[2]王杰.变电站内继电保护装置运行模式探微.科技资讯，2011（31）.

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关键词：变电站 继电保护 电力系统

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2013）02（c）-0-01

随着人类社会和现代化的不断发展，人们已经越来越离不开电带给我们的帮助，离开了电力，人类几乎无法生存。所以，电力系统合理高效的保证供电不但与经济发展有关，更关乎举国上下的民生问题。而电力系统中最重要的一个环节就是继电保护系统，它使供电系统可以有条不紊的安全运行。因此，研究继电保护的现状与未来的发展前景具有非常重要的意义。

1 电力系统继电保护的发展现状

随着中国的计算机技术，电子技术和通信技术的高速腾飞，我国的电力系统也是得到了日新月异的发展。现阶段最值得国人骄傲的就是电力系统微机继电保护技术的研发、成熟与应用。微机继电保护技术与过去几十年的机电式继电保护、晶体管继电保护、集成电路保护三种继电保护技术不同，它的数字计算能力和逻辑处理能力强劲，自我检测和记忆能力也是远远超越前几代的继电保护技术。如今，这种微机继电保护技术已经广泛的应用在了我国的高低压线路、电气设备以及低压网络当中，尤其是220kv以上的线路已经几乎全部被微机保护。重要的事，经过多年实践验证，实际应用中的微机继电保护确实比其他的保护技术具有更加显著的效果。目前我国具有自主产权的微机保护设备已经渐入佳境，不再依靠进口的继电保护技术和设备，甚至在原理和技术上已经超过了其他国家的继电保护。因此，微机继电保护技术在我国电力系统的应用已经被人们普遍认可，而且达到了不可取代的地步。

2 对继电保护发展的展望

继电保护装置经过几十年天翻地覆的变换，经历了结构由繁到简、由分散到集中的过程。现如今，光电互感技术、计算机网络技术和自动化变电站技术这三大技术群的迅速发展使得变电站又开始进入数字化变电站时代。

数字化变电站最大的特点就是分成了过程层、间隔层和站控层三层设备。三层设备的重新划分使控制、数据通信、测量等原来由微机保护完成的任务也重新划分给了其他层的设备。比如过程层中的智能断路器、电子互感器和合并单元共同完成控制、模拟量及信号量的采集任务，而这些任务都是由原来的微机保护独自完成的。

这种继电保护任务的分层处理使得现在的继电保护只保存了数据计算、逻辑处理等非常少的任务，也必然会导致包括运行维护以及功能配置等方面的影响。笔者认为，未来的继电保护将会出现以下变化。

2.1 硬件向模块化发展

过去的微机保护是一个整体装置，它的各个功能都集成在了几块互相交互的模块上，包括数据采集和计算以及信号逻辑处理的CPU模块、出口模块、电源模块、电流电压互换的CT/PT交流模块。设计制作继电保护装置时，针对不同的保护装置和原件，其设计出的设备的采集交流量和跳合闸出口的数据和性能都也各不相同，这样的话就没法做到硬件的模块化处理。而新式的变电站将功能分为三层，过程层负责交流采集功能，智能操作箱负责跳合闸的功能。这样的话，保护装置的模块就缩减为电源模块和CPU模块，这两个模块一般情况下都是标准化处理。因此，全站的保护设备就可以进行硬件的模块化处理，这样不但减少了工作人员的工作量，也使设计方便，节省了成本。

2.2 软件向元件化发展

目前继电器的保护原理和技术基本已经成熟，而且保护功能一般情况下也不会进行革命性的更改，所以，我们可以利用某种高级语言，将这些程序封装在标准的控制元件当中，再将这些元件针对不同的保护性质和功能嵌入到相应的位置。对于未来不会修改的功能可以做成完全封闭的元件，而对于将来可能进行修改的，可以开放元件的进出口进行修改和完善。为了避免使用和操作的过程中出现麻烦，可以将元件按照某项标准进行合理划分。这样不但有利于元件厂商推出新产品，而且增强了继电保护装置的适应性，同事避免了由于设计者的不同设计思路导致产品的不合适。

2.3 保护功能向网络化发展

随着网络信息共享的发展，可以利用计算机网络的时效性和共享性将过程层所采集的数据共享到整个系统的所有设备上，让所有工作人员都可以随时查阅。这样不但极大地提高了继电保护装置的时效性和工作效率，而且通过信息的全站共享，可以将多台机器的保护功能集成在一台超级计算机上一同实现，同时也有利于优化变电站的自动化、元件化和模块发的发展。全站的网络共享是变电站整体工作效率提高的基础，只有网络共享、数字化进一步深入发展和广泛应用，将计算机网络和数据处理的效果达到最大化，才能最终实现整个变电站数据的统一化、智能化、共享化处理，变电站的保护功能网络化必然会发展到新的天地。

2.4 装置功能向集成化发展

现阶段，随着处理器逻辑运算速度的快速发展、需要处理的继电保护现场情况也是越来越繁杂、又要考虑到成本的节省问题，集成化的继电保护装置逐渐受到人们的关注。比如一个110/10 kV的变电站，我们可以将整个变电站的变压器设计成由10 kV的出线、110 kV的进线和变压器在内的三台间隔层的保护单位组成的系统，这样这三台保护单元就可以对整个变电站进行继电保护，而不再像以往那样浪费人力物力。当然这其中也需要对不同的精度和算法进行相应的调整。装置功能向集成化发展不但可以通过压缩变电站的设备大大的节省成本，而且在维修时只需要维修或者更换损坏的部件，备份时都只需要对这三台设备的设置进行备份即可，不再需要在乎其他方面，也极大的缩减了劳动量，提高劳动效率。

3 结语

继电保护产品不断推陈出新，新的数字化变电站的推广也使得微机继电保护技术进入了新的发展阶段。经过该文对继电保护设备模块化、网络化、元件化、集成化的讨论，可以看出我国未来新式继电保护技术和设备必然会走出新的一步。

参考文献

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关键词：继电保护；PLC；凸轮装置；微机保护

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）28-0055-02

继电保护是电网的重要组成部分，主要用于控制电网设备转速与出力，其品质与性能直接影响到电能品质和电网的安全可靠运行。电气-机械转换部件是继电保护的核心部件，因此，解决继电保护中电气-机械转换部件工作可靠性差、抗油污能力弱等问题，是提高继电保护可靠性的关键。

1 继电保护PLC继电保护的结构及原理

继电保护是电网的电气部分，以可编程控制器（PLC）为硬件核心，软件采用全模块化结构，彩色液晶触摸屏屏幕显示，具有良好的全中文图形人机界面；电气-机械转换部件采用继电保护装置，液压系统为直连式结构，以继电保护-凸轮装置机械位移直接控制主配压阀。

PLC测量继电保护的频率偏差信号，按并联PID的调节模式运算后得出接力器开度计算值与A/D模块转换后的接力器开度反馈的差值经数字放大送入PLC的定位控制模块，由定位控制模块向驱动器发出继电保护的转向和转角信号。

继电保护接收脉冲信号后，带动凸轮转动，通过凸轮转角转化为机械位移量，再直接控制由辅助接力器和主配压阀组成的二级液压放大，通过主接力器控制电动机导水叶开度，实现水轮发电机组的调速和负荷控制。

2 电保护系统的组成

机械柜部分，机械柜部分装有继电保护传动装置、电气反馈装置及开度限制机构、分段关闭机构、紧急停电磁阀、主配压阀等。

控制柜部分，以PLC为核心的微机调节器在控制柜上部，其核心部分选用FX2N系列可编程控制器（PLC）是为工业环境下应用而设计的计算机控制系统，由A/D转换模块、通讯模块、定位模块、继电器、继电保护驱动器和触摸屏七部分组成。

3 继电保护系统的工作原理

自动运行切换为手动运行。继电保护处于自动运行时，按柜体面板上的自动/手动按钮或触摸操作屏中自动灯，则继电保护首先将机械开限关至当前接力器位置，而后凸轮转动至最大位置，以便机械开限控制接力器增减开度。若在自动切换至手动运行时，直流电源消失，则需通过转动手轮使机械开限达到与当前接力器相同的位置。手动运行，PLC将自动跟踪接力器位置。

手动运行切换为自动运行。继电保护处于手动运行时，按面板上的自动/手动按钮或触摸操作屏中的手动灯，即完成切换过程，凸轮自动回到中间位置。当继电保护处于自动运行状态且机组具备开机条件时，由中控室发出开机命令。继电保护接收到开机命令后，自动将机组开启到启动开度，并通过PID调节器使机组频率与电网频率保持一致，便于机组快速平滑地并网，使机械开限开至最大，通过中控室操作增、减功率把手，控制接力器的开度。

4 系统继电保护装置的配置

电网变侧，电网220千伏变电站拟建为无人值班的综合自动化变电站。根据国家及部颁有关系统继电保护及安全自动装置的“规程”“规定”，系统继电保护及安全自动装置配置如下：

220千伏线路两侧应装设两套微机型、相互独立的主保护及完善的后备保护。根据系统通信通道情况，220千伏线路两侧均配置1面微机高频保护屏及1面微机光纤纵差保护操作屏作为线路运行时的主保护及后备保护，高频保护专用B相载波通道。光纤保护通道与通信复用光缆通道。

电网变66千伏六回出线建议全部配置光纤全线速动主保护，保护带有完整的后备保护及重合闸。在线路上架设OPGW光缆，保护通道采用专用光纤方式。

5 电网变应配置1面保护试验电源屏。

变电站侧，变电站220千伏母线侧装母线保护、失灵保护屏一面。变电站220千伏母线侧现有微机故障录波器屏满足要求，可继续运行。

保护信息管理系统，根据国电公司要求和省电网的规划建设方案，省电网将建设微机保护信息管理系统，该系统利用数据网络传输电网事故信息和继电保护信息。该系统集故障动态录波、录波后动态分析、远方登陆、远传数据、web浏览等多功能为一体的微机保护信息管理系统。

电网220千伏变电站装设微机保护信息管理系统子站，装置通过信号接口及通道能与省电网微机保护信息管理系统主站进行通讯，从而构成完整的微机保护信息管理系统。

6 微机保护在变电站的实际应用

微机保护，就是要保证变电站在发生各类故障时，能够快速切断故障点，保护电网的安全运行。

1991年以来，供电公司科研小组，率先在220千伏线上实现微机保护装置，创造了电网保护先河，研发220千伏电气联锁回路，微机保护对数字化变电站尤其重要，为了使继电保护更加可靠，变电站可以共享备用保护单元和软后备信号流切换为依据，重点阐述如何通过应用关联，来发展变电站继电保护系统的可靠性。

继电保护是变电站实行综合自动化的重要组成部分，继电保护专业，科技含量高，电网对保护装置要求更高，为了解决双母线切换位置重叠、继电器节点抖动的缺陷，科研小组应一次次对保护切换回路进行改进，成功研制双母线电压切换继电器的使用方法，该方法试验成功后，受到了设计院专家们高度赞誉，并在全国电网中推广使用。

继电保护就是电网运行的神经系统，有一点问题，系统运行就会不灵活，数字化变电站继电保护的任务就是要以最快的速度更换、改造旧设备、旧装置，开发高端科技、高附加值的综合自动化新产品、新设备。微机保护让地区电网更坚强，安全、经济运行更稳定。

7 结语

综上所述：在电力系统变电站运行工作中，保护操作是一项经常性常规性工作，保护操作也是易于出现事故的工作，保护操作过程中，一旦发生事故，就会造成人员伤亡、设备损坏、电网瓦解等各类事故。针对电网保护操作具有的易发性和严重性，所以，电网企业必须采取一系列有效措施，加强对电气操作人员的“可控”和“再控”，重点控制人的素质和行为，保证措施规定有效可行。通过课题研究，验证该装置在电网使用以来，针对继电保护系统特点进行大量反复性试验，不仅检验了系统设计的技术先进性和元件选型的正确性，其调节灵敏，可靠性高，性能好，运行稳定，而且该产品结构简单、合理，操作简单，维护方便，能为电网带来较好的经济效益。

参考文献

[1] 王成元，等.矢量控制交流伺服驱动电动机[M].北京：机械工业出版社，1995.

[2] 国家技术监督局.电动机继电保护与油压装置试验验收规程.

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关键词：智能变电站；继电保护；跳闸方式；报文发送延时；网络传输延时 文献标识码：A

中图分类号：TM734 文章编号：1009-2374（2015）36-0118-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.36.058

1 智能变电站继电保护跳闸方式原理

1.1 智能变电站保护点对点跳闸方式

这种保护跳闸方式主要是为了保护装置到智能终端间通过独立光纤进行有效连接，并且有效保护跳闸信号能够通过这一直达光纤进行传输，别的信号能够接到过程层交换机运用网络进行传送。

1.2 智能变电站保护网跳闸方式

这种保护跳闸方式主要是保护装置和智能终端都接入到过程层的交换机之中，对跳闸等一切GOOSE信号进行保护，使这些信号都能够运用网络继续传输。

1.3 两种保护跳闸方式的主要区别

就接线形式而言，智能变电站保护点对点跳闸方式较之保护网跳闸方式多出了跳闸光纤；就跳闸模式而言，智能变电站保护点对点跳闸方式所得出的跳闸报文主要是运用直达光缆来进行传输，不存在任何中间环节，但是智能变电站保护网跳闸方式所得出的跳闸报文往往需要运用交换机来进行传输。

2 智能变电站继电保护跳闸方式比较

2.1 智能变电站保护点对点跳闸

（1）不需要网络方式进行传输，不需要经由交换机，不会产生交换延时问题；（2）熔点多、光口多，容易发生各种故障；（3）CPU以及装置光口的发热量都加大，而且设备老化速度加快，使得设备故障发生率大大提高；（4）硬件多，使得工程现场施工量大大增加；（5）难以进行故障分析；（6）机械设备维护有较大工作量，设备全寿命周期所需造价加大。

2.2 智能变电站保护网跳闸

（1）光纤熔接点数量较少，使得故障的接点也相对较少；（2）光纤的敷设数量较少；（3）便于开展故障分析工作；（4）网络跳闸交换机会有一定的延时现象

存在。

在智能变电站技术规范中相关要求表明，信息共享标准化、通信平台网络化以及全站信息数字化等是智能变电站的基本要求。通过网络化传输方式与智能变电站建设的目的与未来技术发展方向更加符合。所以，本文会对智能变电站继电保护网跳闸的可靠性与延时等问题进行重点分析。

3 智能变电站继电保护网跳闸可靠性分析

一般而言，交换机丢包是对智能变电站继电保护网跳闸可靠性造成影响的主要因素。导致交换机丢包的可能性主要有三种，分别是电磁干扰、网络风暴以及交换机处理能力弱。下面分别就这三个方面进行简要分析：

3.1 抗电磁干扰能力

智能变电站继电保护网中过程层交换机都需要通过KEMA（所谓的KEMA就是指在全球范围中进行电力行业产品测试、咨询以及认证的一家权威机构）的相关认证，根据国家电工委员会IEC相关标准要求，运用电磁辐射、抗电磁干扰以及静态振动等测试，使得智能变电站在恶劣环境下的稳定运行得以有效保证。

3.2 抑制电网风暴能力

一般而言，产生电网风暴的原因主要包括：（1）若某一装置出现异常，就会导致多发报文，从而致使交换机难以防护，但是在这一情况下，智能变电站继电保护点对点跳闸方式也不能运行；（2）若网络中有非法装置接入，就会发出类似“未知单播地址”的报文，在这一情况下，交换机中存在的“未知单播地址抑制”功能就能够发挥较好的防御作用；（3）若在网络之中出现许多异常的广播，这时交换机之中的“端口速率限制”功能就能够发挥有效的防御作用。

3.3 交换机高负载处理能力

据相关调查研究数据显示，当前过程层工业交换机主要运用存储或者转发机制，而且运用完全双工的方式进行连接，所以在增加数据流量的同时，是不会出现明显的延时增加现象的。下表1为网络传输延时测试。从这一表格数据中我们可知，在高负载情况下，变电站自动化系统过程层交换机存储转发所出现的延时情况都低于300μs，大大低于继电器动作所产生的抖动延时，能够使得继电保护速动性要求得以切实满足。

除此之外，现在过程层网络大多应用双网结构，因此在任何一个网络环境出现问题的情况下，都不会致使保护拒动的产生，所以，智能变电站机电保护网跳闸方式能够使得继电保护的可靠性得到有效保证。

4 智能变电站继电保护网跳闸延时分析

4.1 保护网跳闸延时理论分析

据相关规定中表示，一个报文完整的输送时间从发送方将数据中的内容放到其传输栈顶的时候开始计时，直至接受方从传输栈里将数据取走时为止。

4.1.1 报文发送延时。所谓的报文发送延时主要指的是装置通信处理器报文延时处理，运用国家电网企业试点依托工程动模测试，使得装置之中各个端口的处理时间需要延长25μs，也就是第1个端口需要延时25μs处理，而第2个端口就需要延时50μs处理，并且以此

类推。

4.1.2 网络传输延时。（1）交换机存储转发延时。由于现代交换机都根据存储转发的原理，所以，单个交换机的存储转发延时就相当于帧长与传输速度相除，比如说100Mb/s光口，在以太网之中帧长的最大值为1522b，加之同步帧头为8b，在进行交换机存储转发时会产生122μs的延时，如果是千兆端口存储，就需要12μs的转发延时；（2）交换机交换延时。一般而言交换机交换延时都是一个固定值，这一值由优先级与交换机芯片处理MAC地址表等功能的速度所决定的，通常而言，工业以太网交换机产生的交换延时往往小于10μs；（3）光缆传输延时。光缆长度与光缆光速之间的比值就是光缆传输延时，比如说1km光缆，其传输延时大概是5μs；（4）交换机帧排队延时。帧冲突往往出现在广播式以太网之中，而以太网交换机通过队列结合储存转发机制使得共享式以太网之中的帧冲突问题得以消除，为了使得重要数据帧的排队延时得以减轻，可以引进数据帧优先级制度；（5）网络传输总延时。在总延时中主要包括帧排队延时、线路传输延时、交换机延时以及发送

延时。

4.2 保护网跳闸延时测试数据

由于不断有一些试点工程中出现智能变电站继电保护点对点跳闸延时长于保护网跳闸延时的现象，而且相关设计、施工和运行维护单位都对智能变电站继电保护点对点跳闸方案接线运行维护不方便、工作量过大进行反应，因此需要对智能变电站继电保护方式两种方案延时予以测试。

人们往往认为保护网跳闸因为加大了交换机延时，致使其延时较点对点跳闸延时大。但是在实际测试之中，却得出了与之完全相反的结果，保护网跳闸延时通常较之点对点跳闸延时小。针对这一问题，进行了一系列的研究，发现主要原因包括：（1）多光口信息传输都是通过共同的CPU予以处理，CPU要对各个端口逐一进行处理，这就延长了光口报文处理时间，而通过网络化传输，设备不用点对点跳闸接口，而且各个厂家都把组网端口放置最先处理位置，所以网跳速度较之点对点跳闸速度快；（2）就点对点跳闸光口而言，因为CPU的顺序处理，使得排在后面的光口所用的延时越长，但是交换机所需要延时较短，因此保护网跳闸较之点对点跳闸延时少；（3）因为数据端口的不断增多，装置中的数据循环处理时间也会相对单一端口处理时间有所延长。

5 结语

综上所述，智能变电站继电保护跳闸实现方式对于变电站稳定、安全运行具有非常重要的作用。因此，一定要对智能变电站继电保护跳闸方式予以足够的重视，从而有效推动变电站的进一步发展。

参考文献

[1] 韩本帅，王倩，孙中尉，等.智能变电站继电保护跳闸实现方式研究[J].中国电力，2012，（8）.