电站继电保护论文范文
时间：2023-04-02 20:08:24
导语：如何才能写好一篇电站继电保护论文，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。
篇1
随着微机保护装置的应用普及，继电保护二次系统的自动化水平得到不断提高。许多当前由人工处理的模拟信息转化为大量的数字信息，而技术管理人员也有许多用计算机实现的资料和试验记录文档。信息的数字化使得我们可以将不同的数据源有机地结合起来，形成一个专业化的计算机应用系统。通过综合分析数据，对设备实际运行状况加强了解，消灭故障隐患，进一步保障系统安全运行。
1继电保护信息管理系统的实现
1.1信息数据源的分布
二次系统所具备的信息来源可大致分为3部分：
a)由变电站微机保护装置经RTU发送至调度端的实时运行数据；
b)继电保护管理端(生技部门和继电保护班组)所存放的设备管理资料、各类试验记录和运行制度等；
c)其他系统中需要了解继电保护数据或可以提供继电保护有关数据和参考资料的数据源接口。
1.2系统结构
怎样有效地将信息数据源联系起来，而对于各级用户都能予以充分利用呢?我们可以考虑以调度监控计算机网络系统的数据源为中心，建立图1系统。
通过数据仓库技术集成各类数据源，使用方法库来支持各个不同等级客户的分别应用，利用网络功能实施数据交换，并且开放MIS的数据接口，基本实现对二次保护数据资源的充分利用。
1.3系统方法与功能
1.3.1数据仓库和方法库
a)数据仓库是比传统的关系数据库更高一级的数据组织形式，它不仅支持海量数据的处理，而且对于动态存储、应用程序接口、非结构化数据等方面都具有更强的性能。
b)方法库是封装了一系列分析处理方法的规则库，也是应用程序软件功能的集中表现，可通过设置各用户权限来限制其对数据仓库的查询和读、写操作，维护数据的完整性，同时也限定了客户的应用范围。
1.3.2软件应用功能
a)“三遥”数据的实时分析处理：各类二次信息的查询，和以前定检、定试记录的比较，动作时间和次数的统计，故障、事故等报警事件的指示和响应等。
b)二次设备试验的记录管理、定试预告、定值单管理、材料管理等。主要由继电保护班组人员填写，其他部门共享查询。
c)二次设备图形管理系统具备GIS功能，支持图形和数据库相连，直接在图形上查询参数。
d)二次设备事故、缺陷记录分析，各保护装置运行状况分析。主要是继电保护技术专责完成，其他部门共享查询。
e)设立一次设备参数接口。如电流、电压、功率因素和高压设备试验记录等，配合一次主接线图查询，可作为二次系统的辅助分析数据来源。
f)可使用电子函件和新闻公告板方便各部门间的信息交流。
1.3.3软件开发工具
采用Microsoft(微软)公司系列工具软件进行开发，在实用性和兼容性上都可以体现应用的先进性及广泛性。
篇2
【关键词】有限广域继电保护系统；区分方法；实现
近些年来，随着科技水平的发展，广域测量系统也得到了迅速的发展，这就为解决大电网的潮流转移问题带来了良好的发展契机，为了更好的提高继电保护系统的综合性能，相关的专家学者也提出了广域保护的概念，并对此进行了初步的研究。广域保护包括两个方面：一是基于广域信息下的电网安全稳定性研究，主要是对整个电网的稳定运行进行全面的监测，二是提高传统继电保护性能，在这一方面，国内外的专家学者都进行了深入的研究，根据系统结构的不同，广域后背保护可以分为集中式和分布式两种，这两种系统计算方法也会有所不同。
1.广域继电保护的有限性
广域继电保护是通过电网广域同步信息的测量，并通过信息的整合来计算出故障元件的位置，并通过简单的时序来保证保护动作的科学性，电网中的广域继电保护应该从工程的实际保护对象以及实际应用为对象进行开展性研究，其核心事项就是保证保护动作的正确定，应用在电网之中的广域继电保护应该从保护对象的后备保护以及工程的实际应用进行研究，需要获取广域内的所有信息，这主要表现在以下几个方面：
（1）在广域继电保护中，需要加强首道防线的性能，同时，为了实现保护对象的保护功能，避免出现整定配合困难的问题，要求获取到与保护对象相关的信息，但与此同时，继电保护后备保护范围内需要的信息也具有一定的有限性。
（2）广域继电保护是一个不断发展的过程，需要将整个网络发展为不同的有限元区域，保证系统过程的实现。
2.广域继电保护的区分
广域继电保护系统的区分是有限广域继电保护系统的主要环节，对系统进行科学合理的区分是系统空间与保护范围有限性的重要体现，也是制定保护跳闸以及保护算法实现的主要依据之一。
2.1中心站的选取原则
有限广域继电保护集中式结构需要在有限区域内部选择一个发电厂和变电站作为继电保护的决策中心站，区域内部其他的发电厂以及变电站就是子站，这类子站也可以作为备用的中心站。中心站的选择需要考虑输电系统节点的连接关系以及节点通信系统的连接问题。一般情况下，需要优先考虑人员、通信条件以及地理环境等因素，将一些特殊的发电厂以及变电站作为中心站，也可以选择路径关联密集、相邻节点多的变电站作为中心站。 为了保证决策中心的安全性和可靠性，需要在区域内部选择好备用的中心站，在少数情况下，中心站会由于特殊的问题难以起到应有的作用，因此，在实际的选择过程中一般选择路径关联密集、相邻节点较多的变电站作为备用的中心站。此外，为了减小分区，可以选择任意的两个中心站作为发电厂，一般需要将中心站作为起点，保护范围要延伸到下一个线路末端，如果两个中心站为相邻关系，两个区域交互区会变大，可能会因此划分出过多的区域。
2.2继电保护的保护范围
广域继电保护是被保护对象的后备保护，在功能上需要实现远后备保护和常规近后备保护的功能，那么电力系统中不同的保护对象也需要在整个继电保护的系统中实现该种功能，在这个层面上而言，广域继电保护的保护范围需要满足各个保护对象的远后备范围，以中心站作为起始点，将保护范围延伸到下调线路末端。
2.3边界有限的区分原则
电网的建设是一个长远的工程，因此，在光与机电保护系统的分区过程中需要考虑到变电站以及发电厂的规划节点，在进行分区后需要增加相关的节点，并满足广域继电保护结构的需求，尽量不要重新进行区域划分。此外，电力系统是发电、输电以及用电的过程，发电和用电分别作为系统运行的起点和终点，输电则是电路传输的重要过程，发电、输电以及用电的过程在运行中容易受到系统的干扰，导致运行方式出现变化，甚至会发生解列的情况，但是一般这种情况在发电和用电中较少，在输电过程中较多。因此，在广域继电保护的分区过程中，应该从系统的起点和重点来划分区域。
2.4区域的交互原则
一般变电站的设置都是遵循交互的原则，如果没有按照交互原则进行设置，那么变电站得不到保护，在变电站的直流消失之后，变电站和线路都难以得到保护，如果线路依照交互原则进行设置，那么在发生故障之后就可以实现后备功能，但是由于交互区域如果过大，就会导致整个系统的通信量增加，因此，根据分析，对于广域继电保护系统，其两个相邻区域内需要有一条以上线路的交互，在必要情况下，可以在一定程度上增加交互的线路，这样就可以有效的避免断路器失灵以及点电站直流消失的情况，也可以防止由于信息缺失导致故障难以快速切除问题的产生。
【参考文献】
[1]李振兴，尹项根，张哲，何志勤.有限广域继电保护系统的分区原则与实现方法[期刊论文]，电力系统自动化，2010，（34）：9.
篇3
论文关键词：继电保护；自动化改造；安全运行
近年来，随着电网改造的深入开展，大量的变电站综合自动化改造工程（以下简称“综自改造”）的工作正在进行中。变电站的综自改造与继电保护及二次回路的改造关系密切，它主要表现在信号的传送方面。对于老变电站来说，就是把一次设备的信息状态通过二次回路和继电保护装置传递到网络监控后台机上，以达到减少运行人员对现场设备操作和巡视次数的目的。
一、变电站综合自动化改造工程概述
综自改造工程是一项复杂的工作。对于老变电站的改造来说，它牵扯到对用户的停电、运行人员的操作、一次专业设备改造的工作和二次专业技术改造的工作。为了保障对用户的可靠供电，电力生产者有义务对停电时间进行严格地规划和控制。应提前对要进行综自改造的变电站进行现场勘查工作，做好“三措一案”（组织措施、技术措施、安全措施和施工方案）后，对于需要停电的工作，就要制定停电计划并报上级生产部门审批，然后在规定的时间内向运行方式部门提交停电申请，提前在规定的时间内通知用户，并且与上级主管部门及相关专业进行沟通，确保施工过程中各专业工种之间的衔接配合，以最大化地缩短工期，减少停电时间，及时为用户供应优质的电能。
综自改造工程是一个需要多专业班组相互配合的复杂工作，以阜阳供电公司（以下简称“我公司”）为例，运行人员属运行工区管辖；一次人员由修试所管辖，又分属变压器、开关、试验和油化专业；二次专业人员由计量所和调度所管辖，在变电站的综自改造二次回路中，表计由计量专业负责，计量回路以外的二次回路由调度所负责，而调度所又分为保护专业、自动化专业和通信专业。众多的专业人员在同一个工作中同时出现，安全问题就成为了综自改造工程的关键所在。
二、做好变电站综合自动化改造工程的途径和方法
结合笔者作为继电保护工作者20年的工作经验和体会，主要从保证人身安全、确保继电保护装置安全运行的设备安全和杜绝继电保护“三误”发生的角度论述如何做好变电站综自改造工程工作。
1.防治人身触电，确保工作人员的人身安全
在综自改造工程施工开始前，为了确保工作人员的人身安全，必须按照《继电保护及安全自动装置现场保安规定》的要求做好开工前的各项准备工作，办理相关手续，制定具有可操作性的“标准化作业指导书”和符合实际的“现场操作票”，具备经过审核符合实际的施工图纸，工程施工所必需的设备、材料、施工风险分析，等确保人身安全和设备安全的措施。
工作负责人是现场工作的第一责任人。进入变电站实施变电站综自改造工程后，确保人身安全，就要充分履行工作负责人的安全职责。工作负责人在开工前应做好以下几点工作。
（1）开工前“三交待”：交待工作任务要清楚明了；交待安全措施要具体详尽；交待技术要求要全面细致。
（2）接受任务“三明确”：工作任务明确，安全措施明确，操作步骤明确。
（3）严格执行现场工作“八不准”，即精神不振不能工作、应办工作票而未办工作票不准工作、应停电不停电不准工作、应验电接地不验电接地不准工作、不经许可不准工作、安全距离不够不准工作、无人监护不准工作、安全措施不明确不准工作。
（4）要求对工作班成员进行“三查”，即查着装是否符合要求，查精神状态是否良好，查使用的安全工器具是否符合要求。
（5）工作许可人许可工作后，工作负责人要陪同工作许可人到现场再一次确认工作票所列安全措施是否符合现场实际和施工安全后，方可对工作班进行工作安全交底。待交待完现场工作任务、工作地点、人员分工、带电部位、现场安全措施和注意事项后，确保每一个工作班成员均已知晓并签字确认后方可对许可其工作。在施工过程中不准凭经验工作，不得擅自扩大工作范围和随意变更安全措施，必须改变安全措施或扩大工作范围的要重新办理工作票并重新履行许可手续。
为了确保施工过程中的人身安全，必须要有工作负责人在现场监护。但也不能完全依赖工作负责人对工作班成员的监护，现场施工地点分散、工作班组混乱、人员分散，工作负责人不可能监护到每一名工作班成员，因此分工作负责人在综自改造工作中是必不可少的。由各个专业设立本专业的工作小组负责人（为了有效区分工作负责人与分工作负责人，我公司的工作负责人穿印有“工作负责人”的红马甲，分工作负责人穿印有“专责监护人”的红马甲），该小组负责人对自己的专业工作任务和人员进行监护，工作人员之间互相提醒，以保证工作安全，由此达到人人有人监护的目的。
2.确保继电保护装置安全运行的设备安全
综自改造施工往往时间短、任务重，小组之间的配合工作一定要做好，合理地安排工作顺序是笔者总结出的重要经验。在我公司，工作许可手续完成后，首先由修试人员进行一次设备的改造工作，同时保护及计量人员分别到保护室和端子箱拆除的需要拆除二次回路接线，自动化人员进行后台调试，保护及计量拆除的二次线工作结束后，立即组织人员敷设电缆，大约修试所进行的一次设备工作结束，二次电缆基本敷设完成。一次人员撤离现场后，由二次人员在开关端子箱和保护室同时进行二次电缆工作，三个小组同时工作，互相配合，电缆头制作、对线工作完成后，三个小组又分开，各自完成所属专业的接线工作。最后进行调试和做传动工作。在做继电保护装置调试的过程中，自动化专业小组联系运行人员核对保护装置上传到后台的信号与保护装置发出的信号、集控站收到的信号是否一致，若不一致则再次更正。
为了保证在保护装置调试过程中不发生微机保护装置设备的损坏事故，结合笔者工作的实际经验，主要应做到以下几点。
（1）试验前应仔细阅读试验大纲及有关说明书。
（2）尽量少拔插装置模件，不触摸模件电路，不带电插拔模件。
（3）使用的电烙铁、示波器必须与屏柜可靠接地。
（4）试验前应检查屏柜及装置在运输中是否有明显的损伤或螺丝松动。特别是ct回路的螺丝及连片，不允许出现丝毫松动的情况。
（5）校对程序校验码及程序形成时间。
（6）试验前对照说明书，检查装置的cpu插件、电源插件、出口插件上的跳线是否正确。
（7）试验前检查插件是否插紧。
（8）试验前检查装置规约设置是否与后台相匹配。
3.杜绝继电保护“三误”的发生
通过以上各点的严格执行，保护装置本身基本上不会发生人为原因造成的设备损坏事故，但是这还不能保证继电保护“三误”不发生。要杜绝继电保护“三误”，还必须从以下几个方面做好工作。
（1）防误传动：严禁使用短接出口接点的方法来传动保护装置，以防止不小心跑错位置而误动运行设备。插拔继电器和插件，应先断电，防止继电器和插件插错位置，严防继电保护“三误”事故的发生。
（2）防其它保护误动作：保护装置上电试验前，应检查接线是否正确，校验功能、出口压板是否正常。对交流回路加电流、电压时，要注意把外回路断开，防止反充电或引起其它保护装置误动。
（3）防误整定：因为试验的需要而修改定值，一定要牢记在调试工作结束时务必改回原定值。工作终结前会同运行人员对定值核对，确认无误，并打印、双方签名并交运行人员存档。
（4）防短路、短路和接地：在保护装置试验完毕后，将打开的二次回路、连片按照继电保护安全票和措施票进行逐项恢复，并要求第二人进行核对，保证其正确性，防止出现开路、短路、断路等可能影响安全运行的事故发生。
三、确保设备安全运行的具体措施
在变电站综自改造工作调试试验结束后，人身安全得到了保障，继电保护装置不会发生人为原因的设备事故。继电保护“三误”得到有效控制后，还应保证改造后的设备安全运行，工作人员还要进一步做一些工作，确保改造设备安全运行。
带负荷测向量工作在改造工作完成后，是必不可少的一道工作程序，电力设备投运后，必须进行保护的带负荷测向量检查，通过向量图分析交流回路接线，确认正确后，方可将保护投入运行。例如，笔者在进行110kv东平变电站综自改造时，由于10kv高压室内设备改造成保护测控装置与开关柜一体工作，承包给安装公司施工，在#1主变低压侧141开关改造结束后，#1主变保护投入运行前进行带负荷测向量的工作中发现，#1主变低压侧差动保护回路和低压侧后备保护回路中电流回路的向量为反极性，给保护设备的正确动作带来了隐患，因此保护班人员及时采取措施，将电流回路的极性及时调整回路，保证设备的安全稳定运行。
篇4
关键词：电力工程；二次系统；系统接地；抗干扰
1、引言
随着电力系统自动化水平的提高，变电站内采用的弱电设备及系统越来越多，如数据采集系统、通信系统、控制和继电保护系统等。变电站中的二次系统处在一个强电磁环境中，工频电流、电压和系统短路故障、开关操作、雷电侵扰、交直流混联以及多种放电现象等的通过不同途径引发的各种干扰，将不可避免地影响二次系统的正常工作。随着变电站一次系统电压的升高、容量的增大，电磁干扰更加严重如果不采取有效措施防御，容易造成继电保护装置的误动或拒动，造成监控系统的混乱、死机等现象，对电网安全构成严重的威胁。
为此，本论文将主要针对电力工程中二次系统的接地及其抗干扰问题展开分析探讨，以期从中找到合理有效的电力工程二次系统的接地抗干扰设计方法，并以此和广大同行分享。
2、电力工程二次系统干扰来源及其危害分析
变电站综合自动化系统运行中，电力系统发生短路故障，变电站内进行一次系统的操作，变电站遭遇雷击时的雷电流通过架空线路传入变电站的母线，运行、检修人员使用步话机，以及由于各种原因产生的静电放电，现场使用一些不符合电磁兼容标准的试验仪器和和电子设备，当然也有微机型继电保护装置及二次回路自身原因形成的干扰等，都构成影响继电保护及安全自动装置安全可靠工作的干扰源。
这些干扰不可避免地通过感应、传导和辐射等各种途径引入到二次设备中，当干扰水平超过了这些电子设备的耐受能力时，将导致这些设备不正确动作。更重要的是在系统发生故障情况下，这些重要的设备将因干扰的影响发生不正确动作行为，直接影响到系统的安全稳定，其后果将可能是十分严重的。因此，解决微机型监控系统和保护及安全自动装置的抗干扰问题就成了一个不可回避和不容忽视的重要问题。
随着综合自动化系统的应用，使变电站无人值守成为可能，并得到广泛的应用。这样，综自系统通讯的可靠性日益显现出其重要性，干扰的引入会导致通讯系统工作不正常、信号误报或整体通讯瘫痪，变电站失去相应的监控，极大影响变电站综自系统的运行。
3、电力工程二次系统的接地及抗干扰分析
3.1 电力二次系统接地保护策略分析
1) 建立独立的继电保护二次接地系统，将完全独立的继电保护二次接地系统与变电站的接地网用绝缘瓷瓶完全隔离后，在近控制室或保护室一侧与变电站主接地网一点连接，即开关场部分和保护室部分均与主地网绝缘。
2) 将开关场端子箱处沿电缆沟铺设100平方毫米的铜排或是铜缆至保护室，并将安装在保护室的二次接地系统(也是使用100平方毫米的铜排构成)用绝缘瓷瓶完全隔离后，在近控制室或保护室一侧与变电站接地网一点连接，即开关场部分不与主地网绝缘。
3) 将开关场端子箱处沿电缆沟铺设100平方毫米的铜排或是铜缆至保护室，与保护室的二次接地系统(也是使用100平方毫米的铜排构成)，在近控制室或保护室一侧与变电站接地网一点连接，即开关场部分和保护室部分均不与主地网绝缘。
4) 所有的接地铜排要求不小于100平方毫米的铜排。
5) 在电流互感器和电压互感器的引出接线端子盒到接线端子箱的连接电缆使用屏蔽电缆。
6) 隔离刀闸的控制电缆使用屏蔽电缆。或隔离刀闸就地控制箱到端子箱的连接电缆使用屏蔽电缆。
7) 屏蔽电缆的屏蔽层接地工艺符合要求，不能造成电缆绝缘损坏，起不到抗干扰的作用。
8) 发电厂厂用系统的低厂变、馈线、电动机等保护柜内的微机保护使用屏蔽电缆。
9) 对用于防止电压互感器二次过电压保护的放电间隙的定期检定。
3.2 二次系统接地过程中的注意事项
系统的接地应当注意以下几点：
l) 参照设备的接地注意事项；
2) 设备外壳用设备外壳地线和机柜外壳相连；
3) 机柜外壳用机柜外壳地线和系统外壳相连；
4) 对于系统，安全接地螺栓设在系统金属外壳上，并有良好电连接；
5) 当系统内机柜、设备过多时，将导致数字地线、模拟地线、功率地线和机柜外壳地线过多。对此，可以考虑铺设两条互相并行并和系统外壳绝缘的半环形接地母线，一条为信号地母线，一条为屏蔽地及机柜外壳地母线；系统内各信号地就近接到信号地母线上，系统内各屏蔽地及机柜外壳地就近接到屏蔽地及机柜外壳地母线上；两条半环形接地母线的中部靠近安全接地螺栓，屏蔽地及机柜外壳地母线接到安全接地螺栓上；信号地母线接到信号地螺栓上；
6) 当系统用三相电源供电时，由于各负载用电量和用电的不同时性，必然导致三相不平衡，造成三相电源中心点电位偏移，为此将电源零线接到安全接地螺栓上，迫使三相电源中心点电位保持零电位，从而防止三相电源中心点电位偏移所产生的干扰；
7) 接地极用镀锌钢管，其外直径不小于50mm，长度不小于2.0m；埋设时，将接地极打入地表层一定深度，并倒入盐水，一般要求接地。
3.3 电力工程二次系统抗干扰接地对策
1) 屏蔽接地
各种信号源和放大器等易受电磁辐射干扰的电路应设置屏蔽罩。由于信号电路与屏蔽罩之间存在寄生电容，因此要将信号电路地线末端与屏蔽罩相连，以消除寄生电容的影响，并将屏蔽罩接地，以消除共模干扰。
2) 设备接地
一台设备要实现设计要求，往往含有多种电路，比如低电平的信号电路(如高频电路、数字电路、模拟电路等)、高电平的功率电路(如供电电路、继电器电路等)。为了安装电路板和其它元器件、为了抵抗外界电磁干扰而需要设备具有一定机械强度和屏蔽效能的外壳。
设备的接地应当注意以下几点：
① 50 Hz电源零线应接到安全接地螺栓处，对于独立的设备，安全接地螺栓设在设备金属外壳上，并有良好电连接；
② 为防止机壳带电，危及人身安全，不许用电源零线作地线代替机壳地线；
③ 为防止高电压、对低电平电路大电流和强功率电路(如供电电路、继电器电路)(如高频电路、数字电路、模拟电路等)的干扰，将它们的接地分开。前者为功率地(强电地)，后者为信号地(弱电地)，而信号地又分为数字地和模拟地，信号地线应与功率地线和机壳地线相绝缘。
4 结语
电力系统的二次回路数量多，系统复杂，所处的工作环境亦复杂多样。系统的各种继电保护装置、自动装置和各种监控系统随着微机产品的大量应用，对工作环境条件的要求也越来越严格，变电站中的各种干扰是影响这些系统正常运行的主要因素。接地一方面是保证电力系统正常运行的必须条件，同时也是抗干扰的一项重要措施。本论文对于电力工程二次系统的接地方法及其抗干扰措施都进行了分析，具有一定的实用性，因而是值得推广的。
参考文献：
[1] 江苏省电力公司.电力系统继电保护原理与实用技术[M].北京:中国电力出版社,2006.
[2] 孙竹森,张禹方,张广州.500kV变电站电磁骚扰和防护措施的研究(一)[J].高电压技术,2000, 26(l):16-18.
[3] 王保仓.电力二次系统接地及抗干扰方法研究[D].南京:东南大学,2006.
篇5
【关键词】IEC61970；IEC61850；ACSI；IED；MMS
电网故障信息处理系统由调度端的主站和设在各变电站的子站通过电力信息传输网络组成，从保护信息自动化管理系统上看，其功能总体上可以分为两个层次：继电保护运行管理和电网故障分析。继电保护运行管理主要包括设备管理、保护信息管理、定值管理等，针对的是保护的日常工作。电网故障分析在保护信息管理系统中属于高级应用，它主要涵盖网络拓扑、滤波分析、故障定位、短路电流计算、网络等值、保护整定、定值校核等。。随着计算机技术和网络通信技术的迅速发展，出现了许多新的开发技术和标准，如可扩展标记语言XML、统一建模语言UML、中间件技术等，以及最新的IEC 61850和61970标准，这都为故障信息系统提供了先进、有效的解决方案和技术支持。IEC61850保护信息管理系统作为智能电网建设的数据支持系统，为后续的故障分群、在线监测、可视化展现、精确测距等智能高级应用提供了完善的必要的数据信息以及分析手段。
1.系统方案
系统由基于IEC61850规范的主站、分站、子站构成，录波器和保护装置采用分网接入，接收继电保护、录波器等智能装置的实时/非实时的运行、配置和故障信息，进而实现对其运行状态监视、配置信息管理和动作行为分析。
2.系统通信架构
全系统通讯基于IEC61850规范进行通信。子站与站内装置间和主站与子站的通讯方式遵循IEC61850 8-1部分，即映射到MMS规约上的特殊通信服务，具体通讯架构如图1所示。
子站是站内装置与主站通讯的“桥梁”，子站既需要向上级主站提供服务，同时需要与下级的装置进行数据交互。子站变电站内的装置来说是客户端，使用SCD文件模型实时交互；对信息主站来说是服务器，应用模型实时交互。
主站采用SCD模型和节点的方式与站内装置交互，SCD模型与子站Client使用的SCD模型是完全一致的，节点则是用于子站向主站说明站内各个装置的通讯状态等信息。
3.系统特色
（1）模型规范，架构开放
一次模型遵循IEC 61970标准，采用CIM模型进行一次设备建模，与其他系统间采用CIM模型交互的方式进行。二次模型遵循IEC61850标准，采用标准的SCD模型进行二次建模，系统兼容IEC61850和IEC61970建模标准，为IEC61850等规范升级提供兼容和扩展空间。
（2）实现了源端维护
通过配置工具可在变电站端实现源端维护，根据提供的配置参量对变电站进行建模和配置，同时生成变电站的统一的相关配置文件（主接线图和变电站描述文件等）。主站端通过文件服务获得相关配置文件，以用于系统模型的重新加载。
（3）智能化故障诊断
系统通过接收到的实时变电站的事件数据信息，和保护装置动作信息中反映的动作时间、发生故障的变电站信息；整合发生故障的线路间隔（或主变间隔）内相关多套保护动作信息，以及变电站一次模型与二次模型的关联关系，建立相应故障诊断知识库，通过故障树模型方式对系统进行推理判断并结合数据挖掘等信息分析技术，形成具有参考价值的故障诊断报告。
（4）基于站内装置拓扑判断的故障告警智能识别技术应用
根据站内一次模型和二次装置的关联关系以及拓扑信息，建立逻辑判断矩阵，将子站系统上送的事件信息映射到矩阵中，通过矩阵中预设置的前提条件进行计算，判断信息的真实性。如果未满足矩阵设置的前提条件，则该事件会被认为是检修事件，否则为真正的故障事件。
4.总体功能
（1）定值功能
主站具备对装置的定值召唤功能。主站可以召唤当前定值区的定值，也可以对不同编辑区的定值进行召唤；主站还可以查看当前装置运行的定值区号；主站对召唤过的定值数据可以做入库处理以备后续分析使用。同时，为了方便定值历史核对，系统也了提供定值的校核功能。
（2）录波功能
主站不但提供实时录波接收功能，同时，主站可以对装置产生的录波文件列表进行时间段查询，主站可以选择不同的召唤源，即主站可以选择从子站库中召唤相应的录波文件列表，或者是从装置本地召唤相应的录波文件列表。
主站对录波文件列表中的文件可以进行即时召唤，同时对召唤上来的录波文件提供录波简报和波形分析功能。
（3）实时故障信息处理
主站实时采集继电保护装置和故障录波器的运行状态、通讯状态、正常运行参数。当电网发生故障时，主站能将收到的各子站上传的故障信息，并实时地在监视画面上显示。主站系统能将故障时的单台保护的事件信息与录波文件信息进行关联整合，形成单装置级的动作报告，动作报告包括以下内容：保护名称、故障绝对时间、故障相别、测距信息、动作事件和保护的录波波形等相关信息。
（4）故障信息归档
主站接收各子站主动上送的保护事件信息及录波器主动上送的故障简报信息，实时保存到数据库，作为历史数据供查询。主站系统提供站级、间隔级以及到装置级的历史信息查询。
（5）厂站故障报告
主站系统可以根据采集到的装置事件信息、录波文件以及根据一次模型关联等，可以形成初步的厂站级故障报告。厂站故障报告以站内的一次设备为核心，根据与该一次设备相关联的二次设备信息形成报告，报告内容包括：故障名、故障设备、故障时间、相关厂站、涉及的二次设备以及二次设备事件信息和相关的录波文件。同时，形成的报告入库保存以备查询。主站系统提供故障报告的编辑工具，对形成的电网级故障报告进行编辑以满足不同的需求。
（6）图形配置功能
（7）波形分析功能
主站系统能够读取、转换、分析各种兼容格式的COMTRADE文件，支持同时多文件通道录波信息的抽取读入，具有波形同步，矢量分析，谐波分析，阻抗轨迹显示，视在功率、有功功率、无功功率计算，公式编辑等功能。
5.结论
不仅能准确、全面地实时采集、记录和存储了各接入信息子站站内微机保护的运行信息，同时能弥补子站的不足和遗漏之处。通过一年多时间的使用和验证，证明该系统实时性强，界面友好，自动化程度高，显著提高了电网继电保护专业智能化水平，为保证电网安全、稳定运行发挥了重要的作用。
该系统为电力系统调度、运方人员快速获得故障数据提供了必备系统支持和重要技术手段；为智能电网的发展以及数字化全景数据平台的建设奠定了坚实的技术基础。
参考文献
[1]袁宇波,丁俊健,陆于平,等.基于Internet/Intranet的电网继电保护及故障信息管理系统[J].电力系统及其自动化,2001,25(17):39-42.
[2]李阳春.电力系统故障综合信息处理系统的研制[D].浙江大学硕士学位论文,2001.
[3]Draft IEC 61970:Energy Management System Appl-ication Program Interface(EMS-API)Part 301.
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论文摘要：通过对我国电力系统继电保护技术发展现状的分析，探讨继电保护的任务和基本要求。从分析当前继电保护装置的广泛应用，提出保护装置维护的几点建议，结合实际情况，探讨继电保护发展的趋势。
1前言
电力作为当今社会的主要能源，对国民经济的发展和人民生活水平的提高起着极其重要的作用。现代电力系统是一个由电能产生、输送、分配和用电环节组成的大系统。电力系统的飞速发展对电力系统的继电保护不断提出新的要求，近年来，电子技术及计算机通信技术的飞速发展为继电保护技术的发展注入了新的活力。如何正确应用继电保护技术来遏制电气故障，提高电力系统的运行效率及运行质量已成为迫切需要解决的技术问题。
2继电保护发展的现状
上世纪60年代到80年代是晶体管继电保护技术蓬勃发展和广泛应用的时期。70年代中期起，基于集成运算放大器的集成电路保护投入研究，到80年代末集成电路保护技术已形成完整系列，并逐渐取代晶体管保护技术，集成电路保护技术的研制、生产、应用的主导地位持续到90年代初。与此同时，我国从70年代末即已开始了计算机继电保护的研究，高等院校和科研院所起着先导的作用，相继研制了不同原理、不同型式的微机保护装置。1984年原东北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定，并在系统中获得应用，揭开了我国继电保护发展史上新的一页，为微机保护的推广开辟了道路。在主设备保护方面，关于发电机失磁保护、发电机保护和发电机－变压器组保护、微机线路保护装置、微机相电压补偿方式高频保护、正序故障分量方向高频保护等也相继通过鉴定，至此，不同原理、不同机型的微机线路保护装置为电力系统提供了新一代性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果，此时，我国继电保护技术进入了微机保护的时代。
目前，继电保护向计算机化、网络化方向发展，保护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化对继电保护提出了艰巨的任务，也开辟了研究开发的新天地。随着改革开放的不断深入、国民经济的快速发展，电力系统继电保护技术将为我国经济的大发展做出贡献。
3电力系统中继电保护的配置与应用
3.1继电保护装置的任务
继电保护主要利用电力系统中原件发生短路或异常情况时电气量（电流、电压、功率等）的变化来构成继电保护动作。继电保护装置的任务在于:在供电系统运行正常时，安全地。完整地监视各种设备的运行状况，为值班人员提供可靠的运行依据；供电系统发生故障时，自动地、迅速地、并有选择地切除故障部分，保证非故障部分继续运行；当供电系统中出现异常运行工作状况时,它应能及时、准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出处理。
3.2继电保护装置的基本要求
选择性。当供电系统中发生故障时，继电保护装置应能选择性地将故障部分切除。首先断开距离故障点最近的断路器，以保证系统中其它非故障部分能继续正常运行。
灵敏性。保护装置灵敏与否一般用灵敏系数来衡量。在继电保护装置的保护范围内，不管短路点的位置如何、不论短路的性质怎样，保护装置均不应产生拒绝动作；但在保护区外发生故障时，又不应该产生错误动作。
速动性。是指保护装置应尽可能快地切除短路故障。缩短切除故障的时间以减轻短路电流对电气设备的损坏程度，加快系统电压的恢复，从而为电气设备的自启动创造了有利条件，同时还提高了发电机并列运行的稳定性。
可靠性。保护装置如不能满足可靠性的要求，反而会成为扩大事故或直接造成故障的根源。为确保保护装置动作的可靠性，必须确保保护装置的设计原理、整定计算、安装调试正确无误；同时要求组成保护装置的各元件的质量可靠、运行维护得当、系统简化有效，以提高保护的可靠性。
3.3保护装置的应用
继电保护装置广泛应用于工厂企业高压供电系统、变电站等，用于高压供电系统线路保护、主变保护、电容器保护等。高压供电系统分母线继电保护装置的应用，对于不并列运行的分段母线装设电流速断保护，但仅在断路器合闸的瞬间投入，合闸后自动解除。另外，还应装设过电流保护，对于负荷等级较低的配电所则可不装设保护。变电站继电保护装置的应用包括：①线路保护：一般采用二段式或三段式电流保护，其中一段为电流速断保护，二段为限时电流速断保护，三段为过电流保护。②母联保护：需同时装设限时电流速断保护和过电流保护。③主变保护：主变保护包括主保护和后备保护，主保护一般为重瓦斯保护、差动保护，后备保护为复合电压过流保护、过负荷保护。④电容器保护：对电容器的保护包括过流保护、零序电压保护、过压保护及失压保护。随着继电保护技术的飞速发展，微机保护的装置逐渐投入使用，由于生产厂家的不同、开发时间的先后，微机保护呈现丰富多彩、各显神通的局面，但基本原理及要达到的目的基本一致。4继电保护装置的维护
值班人员定时对继电保护装置巡视和检查，并做好各仪表的运行记录。在继电保护运行过程中，发现异常现象时，应加强监视并向主管部门报告。
建立岗位责任制，做到每个盘柜有值班人员负责。做到人人有岗、每岗有人。值班人员对保护装置的操作，一般只允许接通或断开压板，切换开关及卸装熔丝等工作，工作过程中应严格遵守电业安全工作规定。
做好继电保护装置的清扫工作。清扫工作必须由两人进行，防止误碰运行设备，注意与带电设备保持安全距离，避免人身触电和造成二次回路短路、接地事故。对微机保护的电流、电压采样值每周记录一次，每月对微机保护的打印机进行定期检查并打印。
定期对继电保护装置检修及设备查评：①检查二次设备各元件标志、名称是否齐全；②检查转换开关、各种按钮、动作是否灵活无卡涉，动作灵活。接点接触有无足够压力和烧伤；③检查控制室光字牌、红绿指示灯泡是否完好；④检查各盘柜上表计、继电器及接线端子螺钉有无松动；⑤检查电压互感器、电流互感器二次引线端子是否完好；⑥配线是否整齐，固定卡子有无脱落；⑦检查断路器的操作机构动作是否正常。
根据每年对继电保护装置的定期查评，按情节将设备分为三类：经过运行检验，技术状况良好无缺陷，能保证安全、经济运行的设备为一类设备；设备基本完好、个别零件虽有一般缺陷，但尚能安全运行，不危及人身、设备安全为二类设备。有重大缺陷的设备，危及安全运行，出力降低，"三漏"情况严重的设备为三类。如发现继电保护有缺陷必须及时处理，严禁其存在隐患运行。对有缺陷经处理好的继电保护装置建立设备缺陷台帐，有利于今后对其检修工作。
5电力系统继电保护发展趋势
继电保护技术向计算机化、网络化、智能化、保护、控制、测量和数据通信一体化方向发展。随着计算机硬件的飞速发展，电力系统对微机保护的要求也在不断提高，除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，与其他保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力，高级语言编程等，使微机保护装置具备一台PC的功能。为保证系统的安全运行，各个保护单元与重合装置必须协调工作，因此，必须实现微机保护装置的网络化，这在当前的技术条件下是完全可行的。在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，保护装置实际上是一台高性能，为了测量、保护和控制的需要，室外变电站的所有设备，如变压器、线路等的二次电压、电流都必须用控制电缆引到主控室。所敷设的大量控制电缆投资大，且使得二次回路非常复杂。但是如果将上述的保护、控制、测量、数据通信一体化的计算机装置，就地安装在室外变电站的被保护设备旁，将被保护设备的电压、电流量在此装置内转换成数字量后，通过计算机网络送到主控室，则可免除大量的控制电缆。
结论。随着电力系统的告诉发展和计算机通信技术的进步，继电保护技术的发展向计算机化、网络化、一体化、智能化方向发展，这对继电保护工作者提出了新的挑战。只有对继电保护装置进行定期检查和维护，按时巡检其运行状况，及时发现故障并做好处理，保证系统无故障设备正常运行，提高供电可靠性。
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．
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关键词：220kV变电站；录波器；应用
中图分类号：TM63文献标识码：A文章编号：1009-0118（2012）12-0268-01
本文从实际出发，在不影响系统中主站通讯线路的前提下，通过建立地调小主站，以组建的专用网络为载体，使辖区故障录波器故障数据实现远程网络通讯，并充分利用数据网络资源将变电站所有故障录波装置联网，实现测距设备线路故障数据的预处理及远程调取，从而建立后台分析平台，统一管理故障数据。通过在唐山电网的实际应用，证明本文提出的录波器联网系统能够更有效更及时的发挥故障录波器装置的功能，迅速查找出故障点，为快速准确地排除电力系统故障提供有力的依据。
一、国内外研究动态
作为保证电力系统安全运行的关键装置，故障录波器发展到目前已有三代产品，早期的机械—油墨式故障录波器和第二代的机械—光学式故障录波器已经基本淘汰，第三代故障录波器采用微机—数字式架构，在性能上有了很大提高，记忆功能强，存储容量大，除了故障计时，故障类型判别、故障参数和事件顺序记录等功能外，在数据远距离传输和后台分析等方面也有了较大发展目前，故障录波器信息互联系统主要采用第三代故障录波器。
当前的故障录波器信息互联系统主要采用主—从架构，由设在网、省、市、地区调度中心的主站和若干设在变电站、发电厂的子站通过电力系统数据网络组成，故障录波器信息互联系统采用主—从架构，一般包含多个子站，子站系统主要负责将变电站内的微机保护装置、故障录波器以及各种监控设备的信息采集，并且数据网络将采集到的信息上传至主站，其中，子站内主要由保护管理机来完成站内装置信息的收集和传输。主站系统主要应用于省级或地市级的调度中心，其主要任务是根据子站系统上传的装置信息，如保护和安全自动装置的动作信号、断路器的分合信号以及微机保护和故障录波器的录波数据、故障报告、保护定值等数据和信号，进行故障告警、故障分析、故障处理、信息归档和统计等。
二、本文研究内容
（一）了解当前形势下故障录波器联网系统国内外研究现状及存在的主要问题，并研究解决途径，排查技术难点，对变电站继电保护故障系统总体结构、故障录波子站系统结构、主站系统硬件平台的结构设计、主站功能需求分析进行探讨。
（二）对变电站主站系统设计原则和需要实现的功能，主站系统软件的两个子系统，数据接收、分析处理子系统和故障信息子系统的设计和功能，设计站端系统接入网络。
（三）研究不同厂家、型号录波器装置的通信规约、数据存储格式，在现场装置不做改动的情况下通过光纤数据通道获得录波器装置的故障录波数据；针对不支持网络的旧设备提供串口转网络的解决方案；对海量的母线、线路、保护、断路器数据进行综合分析处理，给出用户最关心的跳闸故障数据的分析结果。
（四）建立一套完善、安全的数据采集、处理、分析、系统，录波器装置都在二区调度数据网内，办公MIS网用户在三区、四区，不能直接访问；本系统采用物理隔离装置和硬件防火墙保证二区数据不受三、四区病毒的影响。
（五）建立故障数据的WEB平台，不需人为操作，故障数据、波形、分析结果自动。在地理信息和主接线图背景上查询故障波形、分析结果，使得相关人员方便、直观的获得需要了解的信息。
（六）录波器联网系统在唐山电网的推广应用，经现场多次实际故障考验，证明其功能满足要求，解决了不同厂家集中录波难题，该套联网系统已经在唐山电力系统的经济、安全、稳定运行中发挥出重要作用。
三、研究方案及难点
（一）研究方案。1、系统采用层次化的体系结构，充分保证整个系统的可扩展性、可维护性，有利于把握和提高系统的整体性能；2、主站系统软件体系设计，对所提到的两种不同方案具有透明性和无关性；3、运用Web技术实现与企业内部网络的互联及信息共享。
（二）技术难点。1、我国电力系统的变电站内有大量的故障录波器，由于变电站建设时期不同，采用的故障录波器生产厂家也不尽相同，导致同一地区电力系统中有多个厂家不同型号的故障录波器在同时运行，部分装置只支持串口，无法分配到数据网的IP地址，只能通过电话拨号方式联网，效率低并且稳定性较差。另外还有个别早期的变电站不具备联网设备，无法接入调度数据网；2、对于故障录波器装置，目前的管理方式是各个厂家安装自己的联网软件，每种联网软件只能连接本厂生产的故障录波器。因此导致在录波工作站内会同时存在多个版本的联网程序，对于工作站的维护极为不便。当电力系统发生故障后，一般的故障分析流程为，专业人员需要到录波工作室手工调取录波器的记录数据，首先根据记录查找发生故障的一次设备是由哪台故障录波器负责记录，再查找这台录波器对应的型号，根据该型号打开对应的联网软件，手动索取故障列表并在列表中查找到对应的故障数据，最后才能根据故障波形数据进行故障分析；3、部分继电保护主站和变电站子站系统，由于设备更新以及后期维护不到位等原因，故障数据管理功能已经无法正常运行。故障发生后，会发生继电保护子站系统死机或者通道拥挤致使数据无法及时传输到主站，需要专业人员手工维护，故障的详细情况无法及时、自动的传递给调度值班员和线路巡查人员，造成故障处理延误，增加了巡线人员的劳动强度。
四、预期成果和可能的创新点
本课题通过实时监测各变电站安装的故障录波器装置的运行状态，即时发现电力传输系统中的线路、变压器发生的故障，通过光纤通信网络把故障数据传送到主站系统，在主站端分析故障过程，给出故障分析结果，通过安全的通道到WEB服务器，在办公MIS网的终端计算机有权限的访问到这些分析结果。最终用户可以使用IE或其它浏览器直接访问故障信息，不必安装专用的软件。用户可在地理信息和电力系统主接线图下看到最新发生的故障情况，查看故障分析结果，查看故障数据波形图。在故障发生后，用户不需要任何人工操作，即可在自己的计算机上使用浏览器看到故障的各种信息。
参考文献：
[1]赵自刚，黄华林，赵春雷.继电保护运行与故障信息自动化管理系统[J].电力系统自动化，1999，23（19）：24-28.
[2]杨奇逊.微型机继电保护基础[M].北京：水利电力出版社，1988：34-39.
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一、继电保护定值整定工作（10kV及以下）
96年9月至97年担负分公司10kV配电线路（含电容器）、10kV用户站继电保护定值整定工作，由于分公司原来没有整定人员，但自从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。近两年时间内完成新建贯庄35kV变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。97年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。
二、线损专业管理工作
96年至98年9月，作为分公司线损专责人主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kV、10kV线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，96-98各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kV站10kV电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作，98年关于无功降损节电的论文获市电力企协论文三等奖，荣获市电力公司线损管理工作第二名。参与华北电力集团在天津市电力公司试点，733#线路降损示范工程的改造工作并撰写论文。
三、电网规划的编制工作
98年3月至98年11月，作为专业负责人，参与编制《东丽区1998-2000年电网发展规划及2010年远景设想》工作，该规划涉及如下内容：电网规划编制原则、东丽区概况、东丽区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kV及以上电网发展规划、10kV配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地指导了电网的建设与改造工作，并将规划利用微机制成演示片加以演示，获得了市电力公司专业部室的好评。
四、电网建设与改造工作
96年3月至现在参加了军粮城、驯海路35kV变电站主变增容工作，军粮城、驯海路、小马场更换10kV真空开关工作，参加了贯庄35kV变电站（96年底送电）、东丽湖35kV变电站（98年12月送电）、小马场35kV变电站（99年11月送电），易地新建工作，新建大毕庄35kV变电站（99年12月送电、2000年4月带负荷）、先锋路35kV变电站（2000年8月送电）。目前作为专业负责开展么六桥110kV变电站全过程建设工作，参加了厂化线等5条35kV线路大修改造工作，主持了农网10kV线路改造工程，在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。
五、专业运行管理
参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；技术进步管理及奖励办法；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等。
积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排。
这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。
六、科技管理工作
96年至今，在工作中尽可能采用计算机应用于管理工作之中，提高工作效率和管理水平。一是应用固定资产统计应用程序，完成全局固定资产输机工作，完成固定资产的新增、变更、报废、计提折旧等项工作。二是应用天津市技改统计程序完成技术改造（含重措、一般技措项目）的统计分析工作。三是作为专业负责完成分公司地理信息系统的开发应用工作，组织完成配电线路参数、运行数据的录入工作，形成线路数据库，并用AUTOCAD绘制分公司地理图，在地理图上标注线路的实际走向，所有线路参数信息都能够在地理图上的线路上查询的出，该项成果获天津市电力公司科技进步三等奖。五是完成配电线路加装自动重合器（112#线路）试点工作，形成故障的自动判断障离，提高了供电可靠性，为配电线路自动化进行了有益尝试。四是2000年9月主持完成分公司WEB网页浏览工作，制定分公司“十五”科技规划及年度科技计划，制定科技管理办法，发挥了青年科技人员应发挥的作用。
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一、继电保护定值整定工作（10kv及以下）版权所有
96年9月至97年担负分公司10kv配电线路（含电容器）、10kv用户站继电保护定值整定工作，由于分公司原来没有整定人员，但自从开展工作以来建立了继电保护整定档案资料，如系统阻抗表、分线路阻抗图、系统站定值单汇总（分线路）用户站定值单汇总（分线路），并将定值单用微机打印以规范管理，还包括各重新整定定值的计算依据和计算过程，形成较为完善的定值整定计算的管理资料。近两年时间内完成新建贯庄35kv变电站出线定值整定工作和审核工作。未出现误整定现象，且通过对系统短路容量的计算为配电线路开关等设备的选择提供了依据。97年底由于机构设置变化，指导初级技术人员开展定值整定工作并顺利完成工作交接。
二、线损专业管理工作
96年至98年9月，作为分公司线损专责人主要开展了以下工作：完成了线损统计计算的微机化工作，应用线损计算统计程序输入表码，自动生成线损报表，并对母线平衡加以分析，主持完成理论线损计算工作，利用理论线损计算程序，准备线损参数图，编制线损拓补网络节点，输入微机，完成35kv、10kv线路理论线损计算工作，为线损分析、降损技术措施的采用提供了理论依据，编制“九五”降损规划，96-98各年度降损实施计划，月度、季度、年度的线损分析，积极采取技术措施降低线损，完成贯庄、大毕庄等35kv站10kv电容器投入工作，完成迂回线路、过负荷、供电半径大、小导线等线路的切改、改造工作，98年关于无功降损节电的论文获市电力企协论文三等奖，荣获市电力公司线损管理工作第二名。参与华北电力集团在天津市电力公司试点，733#线路降损示范工程的改造工作并撰写论文。
三、电网规划的编制工作
98年3月至98年11月，作为专业负责人，参与编制《东丽区1998-2000年电网发展规划及2010年远景设想》工作，该规划涉及如下内容：电网规划编制原则、东丽区概况、东丽区经济发展论述、电网现状、电网存在问题、依据经济发展状况负荷预测、35kv及以上电网发展规划、10kv配网规划、投资估算、预期社会经济效益、2010年远景设想等几大部分。为电网的建设与改造提供了依据，较好地指导了电网的建设与改造工作，并将规划利用微机制成演示片加以演示，获得了市电力公司专业部室的好评。
四、电网建设与改造工作
96年3月至现在参加了军粮城、驯海路35kv变电站主变增容工作，军粮城、驯海路、小马场更换10kv真空开关工作，参加了贯庄35kv变电站（96年底送电）、东丽湖35kv变电站（98年12月送电）、小马场35kv变电站（99年11月送电），易地新建工作，新建大毕庄35kv变电站（99年12月送电、2000年4月带负荷）、先锋路35kv变电站（2000年8月送电）。目前作为专业负责开展么六桥110kv变电站全过程建设工作，参加了厂化线等5条35kv线路大修改造工作，主持了农网10kv线路改造工程，在工作中逐步熟悉设备和工作程序，完成工程项目的立项、编制变电站建设及输电线路改造的可行性报告，参与变电站委托设计，参加设计审核工作，参加工程质量验收及资料整理工作，制定工程网络计划图，工程流程图，所有建设改造工程均质量合格，提高了供电能力，满足经济运行的需要，降低线损，提高供电可靠性和电能质量，满足了经济发展对电力的要求，取得了较好的经济和社会效益。
五、专业运行管理
参加制定专业管理制度，包括内容是：供电设备检修管理制度；技改、大修工程管理办法；固定资产管理办法实施细则；供电设备缺陷管理制度；运行分析制度；外委工程管理规定；生产例会制度；线路和变电站检修检查制度；技术进步管理及奖励办法；科技进步及合理化建议管理制度；计算机管理办法、计算机系统操作规程。技术监督管理与考核实施细则；主持制定供电营业所配电管理基本制度汇编。参加制定生产管理标准，内容是：电压和无功管理标准；线损管理标准；经济活动分析管理标准；设备全过程管理标准；主持制定专业管理责任制：线路运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器专业工作管理网及各级人员责任制；防污闪工作管理责任制；防雷工作管理责任制；电缆运行专业工作管理网及各级人员责任制；变压器反措实施细则。主持制定工程建设项目法人（经理）负责制实施细则及管理办法；城乡电网改造工程招投标管理办法（试行）；城乡电网改造工程质量管理暂行办法等。积极开展季节性工作，安排布置年度的重要节日保电工作、重大政治活动保电安排、防汛渡夏工作，各季节反污工作安排。这些工作的开展，有力地促进了电网安全稳定运行。
六、科技管理工作版权所有
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关键词：自动化调试；变电站；应用分析
1. 前 言
根据变电站自动化监测系统特点，变电站自动化的调试一般都要和对应的服务对象中的调试安装的工作协同起来开展。自动化中的监控系统服务对象往往与变电站内所有一、二次设备有联系；例如互感器、隔离开关、断路器、变压器等一次没备，小电流接地系统、所用交／直流系统、电度表、继电保护装置等二次设备。新建的变电站其自动化工程一般都人员配备紧张、工期短。并且自动化的调试过程也十分复杂。VQC策略及辅助上下限、通讯的稳定可靠性、遥控的成功率、遥信遥测的正确性及实时性等都需要实现在调试的过程当中，因而，有效性的调试策略应用非常的重要。
2. 自动化系统介绍
如对于不同信息管理层中的网络操作系统，可以选择Novell网、UMX网和NT网，而且IBM05/2系统有可能经过网管设备来实现战备的多网并存。结构模式提出来之后，变电站综合自动化系统两大瓶颈的问题得到了解决(开放式变电站的综合信息的管理与不同协议IED并网)，可以根据具体情况灵活配置自动化系统，来满足不同的类型变电站需求。例如对信息管理层现场总线来说，可以选择ProFxaus、BITBus、LoNwoRKs、cAN、MooBus／Rtu等。
2.1系统主要功能
变电站自动化系统主要的功能有：
(1)微机的保护功能
包括母线保护、一次或多次重合闸功能、电容器保护、变压器保护、低埘减载、备用电源自投等。
(2)数据的采集
模拟量与采集状态量。
① 模拟量的采集
采样各个进出线回路功率与电流值、各段的母线电压；电网相位和频率等电量的参数以及变压器的压力、瓦斯值以及温度等非电量的参数。目前多数电量的参数普遍采用交流采样在自动化系统当中，对电压互感器以及电流互感器所提供的参数进行直接的采集，常规的变送器的A/D变换的方式仅用于对非电量的参数进行采集。
②状态量的采集
包括变压器分接头位置、接地刀闸状态、隔离开关状态、断路器状态等，此类信号多数采用光电隔离的方式中的开关量中断的输入。采用双位置节点进行的采集对于一些关键的状态量，用00、l1来表示两个状态，确保能准确的来反映短路器的位置，可以防止继电器的触点的抖动和失效所引发的状态的错误报告。
(3)对时问的记录以及故障的录波
事件的记录包括保护性的动作序列的记录，以及开关的跳合的记录，事件的分辨率一般为1～3ms，可以存放100个时间的记录顺序。一旦出现故障，像短路的故障，可以把故障的前lOOms与故障后的波形，便于事故的分析。
(4)设簧一些远方的整定的保定值
对于一些保护装置，可以设置一些保护的定值，可以方便的显示并能根据需要实时进行切换。
(5)操作与控制
可以对变压器进行分接头的调控，对隔离的开关的合与分进行实时控制，还可对断路器以及电容器组进行调换。通过一些后台的监控系统发出的命令进行远程的控制，这些可以在变电站内或者远方的调控中心来实现，还可在操作面板上进行控制，确保系统能高效灵活的工作。对于一些复杂的变电站，操作与控制还需包含防误与闭锁的功能。
(6)电容器的自动调控、电压的自动调控以及备用电源的自动投入
电容器可以自动的切换通过电压和功率因子的自控变压器。如果主电源失效，可以自动投入备用的电源。
(7)和远程调控中心互相通信
可以将采集的状态量实时送往远程调控中心，方便装置的远程调控，接受远程调控中心所发来的一些指令。一旦有紧急情况，可以时刻向调控中心汇报。还能将其他的继电保护信息送往调控中心，从而方便的接收一些修改指令。
一些专用的通道、光纤、微波以及电力载波都可以作为传送的通道。由通信的方式和通信的通道来决定通信的波特率。
(8)数据统计以及记录
整点数据日报表、每日峰值以及谷值、输电线的功率、电压等数据被系统所采集，主要是一些脉冲量、状态量以及数字量等，对这些进行一些处理，并送往监控系统的调控中心，对这些数据进行操作控制以及进行修改和对记录的归档等操作。需要对所监控的一些数据进行一段时间的保存在后台机上面。
2.2常见的通信方式
在变电站的自动化系统通常采用的接口有以太网数据以及串行数据的接口等。串行数据的接口：标准RS232/RS422／RS485接口，采用的波特率是l9.2kbp或者以下，能支持多种软件解码、开放的以及通用的协议，一旦发现现场有变化，接口上面的数据能在半秒钟内进行修改，通常所采用的方式是事件触发方式。以太网数据的接口：100Mbps／10Mbps自适应IE802.3以太网的接口，支持TCP/IP的接口，支持软件解码、开放的以及通用的协议，一旦发现现场有变化，接口上面的数据能在本秒钟内节能型修改，通常采用事件或查询触发的方式进行通信，互联系统接口协议转换必须的软件以及硬件设备功能。
3. 常见的故障
3.1 调试的目的
变电站的自动化调试的目的是检验各变电站无人值班自动化系统的各部分(信息传输系统、调控信息处理系统以及自动化中断装置)，包括各部分控制对象的计量及其控制、各种参数的测量、自动装置动作的信号、继电保护以及位置状态信号灯有关信息是否正确，运行是否能正常。规约是否能一直，设备间的连接是否是正确的，以及各功能能否达到技术指标的具体要求。加入不能满足要求，应该找出问题出在哪里，并进行即使得故障排除，最终需要让系统达到正常的工作状态，满足技术的要求。
3.2 调试的内容
变电站自动化系统调试的内容主要是指针对系统所包含的设备进行的安装调试的工作，包括GPS卫星时钟、网络交换机、网络设备、后台计算机、以及二次电缆和通讯线等的调试安装工作，包括装置参数的设置以及数据库和内部的监控系统软件等方面工作。调试的内容主要有调度的联调和本体的调试。本体的调试包括电压的无功综合控制系统调试、电量的采集系统调试、遥控的调试、遥测数据的调试、遥信信息的调试、测控通讯的调试等。与调度的联调包括调度遥控功能调试、上传遥测数据的调试、上传遥信信息的调试以及通道的调试等。
3.3常见调试的困难与故障
由于多方面的原因，像厂家过多，中间的环节比较多，调试的内容比较复杂，在安装变电站调试过程当中会造成如下的困难：
(1)在本体的调试当中，由于中间的环节多，出现遥测、遥信等故障之后，找到故障的点比较困难，这样就把很多的时间和精力都花费在故障的排除上面在调试的过程中。
(2)变电站与调度是联系密切的，变电站需要变电站与调度端之间相互配合才能顺利进各项数据的采集，上报，调度等各项命令工作。在联调的过程当中会出现很多问题(上传遥测的故障，上传遥信的故障)，这些需要双方相互的配合，才能解决缺一不可。如果主站与厂站人员都认为自己系统没问题，互相让对方检查问题的所在，这样会浪赀很多的精力与时间。
(3)小电流和直流等设备厂家比较多，并且多数有自己的通讯的规约，不同的规约各式带来了通讯的调试相当困难。这些自动化的厂家针对这些智能的装置通常都用编程的方式实现各自的通讯，此种做法非常浪费精力与浪赀时间。
(4)电压无功自动控制系统调试的结果对整个变电站稳定运行及其重要。如果调试结果不对，就会引发电容器的反复投切，档位的重复性升降以及异常的区域会出现不动作等缺陷，电力系统的安全运行会受到严重的影响。影响调试结果的主要受辅助上下限的影响，调试的难点在于设置辅助的上下限。
4. 策略
4.1 远程数据调试
作为计费计量自动化系统重要组成之一的电能的数据终端，是一种中间设备，介于费率装置以及计量主站当中，主要用来完成数据的采集与处理以及存储和转发功能。
4.2 系统的调试
后台VQC能对系统的运行模式以及一次接线的方式进行自动的识别，且根据系统工况和运行方式，采取相应优化措施，满足无功电压的制定范围，另外其闭锁的功能，能够保证系统的安全运行，用户能根据需要配置相应的信号，还可以对电容器进行投切顺序的控制。通常采用十七域图的控制策略来对电压进行无功的j牵制，也就是一无功作为横轴，电压作为纵轴来构建平而直角坐标系，且对每个象限进行不同的控制，这些足对110kv的变电站来说的，这就是所说的十七区图。相对于九区图来说，添加了八个辅助的区块，主要是清除震荡控制的情形。存系统的调控当中，都有标准的策略可以参考，加人上下限设置不合理，即便用十七域罔控制策略，照样会出现震荡控制的现象，所以，最关键的一部是要先对辅助的上下限进行合理的设置在调试的过程当中。
5. 调试策略的应用
变电站中自动装置以及智能裟置安装完毕，参数的设置完毕，终端装置的通信规约的选定，调控数据序以及自动化控制系统的建立，等设置都已完毕之后，就能通过自动变电站系统进行联调和系统的无人值班调试工作。通过在实践中应用自动化的调试策略，可以很快发现故障并进行排除，并可以为一些调试人员提供良好的比较可行且行效的方法指导。
6. 结 语
通过提出的地理系统变电站的自动化的训试的策略：并对调试过程巾容易出现的一些故障进行排除，调试主要分为调度联调和本体的调试阶段两个阶段，并进行了进一步的细分。并划细分之后工作中所发生的故障进行了相应的调试的策略，有很强的学习指导的作用。此自动调试策略如果应用到新建110kv的变电站自动化T程当中，就会取得很好的效果，此调试的策略对110kv变电站来说和当的适合，对220kv及其以上的变电站来讲，策略尚不齐全。
参考文献：
[1]IEEE 电力系统继电保护委员会, 编, 黄焕琨, 力菊, 译.计算机继电保护系统.北京：水利电力出版社,1982.
