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繼電保護及原理歸納范文1
關鍵詞：繼電保護；安全運行；基本要求；措施
中圖分類號：TM58文獻標識碼： A 文章編號：
1.前言
提高繼電保護裝置的安全運行水平，降低設備事故發生的概率，是每個繼電保護工作者的神圣的職責與使命。同時，繼電保護安全運行也是衡量與評價繼電保護裝置性能的重要指標和依據。對繼電保護安全運行的基本要求之間是互相聯系而又互相矛盾的，只有在不斷解決保護裝置應用中出現的基本要求之間的矛盾，使之既要達到平衡，又要盡可能地滿足各方面的要求，保證繼電保護的安全運行。
2.繼電保護裝置的基本要求
繼電保護安全管理運行的基本要求主要包括以下四個，如圖1所示。
（1）選擇性。當電力系統中出現故障時，繼電保護裝置發出跳閘命令，僅將故障設備切除，使得故障停電范圍盡可能的小，保證無故障部分繼續運行。
（2）速動性?？焖俚厍谐收弦蕴岣唠娏ο到y并列運行的穩定性，減少用戶在電壓降低的情況下工作的時間，以及縮小故障元件的損壞程度。
（3）靈敏性。在事先規定的保護范圍內部發生故障時，不論短路點的位置，短路的類型如何，以及短路點是否有過渡電阻，都能敏銳感覺，正確反應。
（4）可靠性。在保護裝置規定的保護范圍內發生了它應該動作的故障時，它不應該拒絕動作，而在任何其他該保護不應該動作的情況下，則不應該誤動作
圖1
3.繼電保護安全管理運行的目標體系
繼電保護安全管理運行的目標體系是繼電保護可靠運行的前提與保障。
（1）應該通過建立健全完善的繼電保護專業化、標準化管理體系，加強對繼電保護專業的全過程管理，確立目標，保證保護設備運行可控，使電網繼電保護投入率達到100%，正確動作率保持在98%以上，從而使繼電保護真正發揮電力系統安全衛士的作用。
（2）明確管理范圍。繼電保護專業應該實行全過程技術監督管理，從功能配置、設備選型、初步設計、施工安裝、調試驗收，到運行維護、定期檢驗、設備老化、安全壽命評估、更新改造等等各階段實行監督到位。
4.繼電保護安全運行管理措施分析
繼電保護安全可靠運行是衡量繼電保護裝置性能的重要指標，也是評價各種原理構成的繼電保護裝置的主要依據，做好繼電保護安全運行管理工作，可從以下幾個方面做起：
4.1繼電保護裝置檢驗應注意的問題
在繼電保護裝置檢驗過程中必須注意：將整組試驗和電流回路升流試驗放在本次檢驗最后進行，這兩項工作完成后，嚴禁再拔插件、改定值（包括改定值區）、改變二次回路接線等工作。
整組試驗是一整套保護裝置及其二次回路最終性能正確性的關鍵檢驗手段。如果在整組試驗進行完畢后再進行上述工作，有可能造成定值區錯誤、定值錯誤或回路接觸不良而無從發現，將給設備的安全運行帶來重大隱患。
電流回路升流、電壓回路升壓試驗，也必須在其它試驗項目完成后最后進行。保證裝置電流回路的正確性的最佳辦法就是升流通電試驗。最好是通過大電流發生器在電流互感器一次側加大電流進行該試驗，要用鉗形電流表進行測量，還要在保護裝置液晶顯示器檢查采樣值。如果電流電壓雖正確進入了微機保護內，但是裝置的模數轉換出現故障的話，勢必會造成保護裝置的拒動或誤動。
4.2管理制度措施
繼電保護專業人員應嚴格遵循“發現問題及時、分析問題到位、處理問題徹底”的原則，針對電網中發生的各類繼電保護異常和缺陷，實現PDCA閉環管理，并在此基礎上制定防范措施，避免了類似情況重復發生。
（1）應認真落實繼電保護專業各級安全生產責任制，做到“凡事有人負責，凡事有據可查，凡事有人監督，凡事有章可循”，將安全目標、責任層層分解，落實到人，提高了繼電保護專業安全生產管理工作的執行力。加強對微機繼電保護裝置的軟件版本管理，嚴格執行南方電網微機保護軟件版本管理規定，杜絕了由于軟件版本管理不善而導致繼電保護裝置不正確動作的事故，積極開展防止“誤整定、誤調整”專項活動，排查二次設備和繼電保護管理隱患，規范安全管理，確保繼電保護設備的可靠運行。強化繼電保護專業規范化、標準化建設，著眼于入網管理、現場投運前驗收把關管理、裝置軟件版本管理、反措管理、整定管理等相關工作的全過程，注重系統性和可操作性。
（2）嚴格按照標準化工作。①按照繼電保護設備檢驗周期，科學安排檢修試驗；作業嚴格按照繼保作業指導書和作業表單要去進行工作；②定期開展繼電保護設備運行分析，全面掌握設備情況，總結設備存在的問題目，并據此采取相應措施計劃進行維護整改；③歸納分析繼電保護管理上的漏洞，不斷完善繼保管理制度；④多渠道掌握相關新技術，落實多項措施用于整改缺陷和提高運行管理水平；⑤繼電保護工作專業性強，知識更新快，對從業人員素質要求高?？赏ㄟ^邀請合作廠家人員或聘請行業專家對繼保人員進行有目標有計劃的有針對性的系統培訓。
4.3 繼電保護績效考核措施
（1）應建立績效評價的指標體系，比如繼電保護定檢完成率應該在100%水平，繼電保護正確投入率也是100%，繼電保護正確動作率不應小于98%。
（2）對于繼電保護績效評價結果的應用，應對未完成繼電保護裝置定檢計劃、保護裝置不正確動作的情況，根據事故造成的損失影響對相關責任人進行考核，并將其工資獎金掛鉤，從而能夠通過績效考評，充分發揮職工主觀能動性，增強了工作責任心，經過評價——整改——提高——再評價的循環過程，使各項考核指標均得到穩固提高。
5.結束語
隨著電力系統的發展和計算機通信技術的進步，繼電保護技術的發展向計算機化、網絡化、一體化、智能化方向發展，這對繼電保護工作者提出了新的挑戰。只有對繼電保護裝置進行定期檢查和維護，按時巡檢其運行狀況，及時發現故障并做好處理，保證系統無故障設備正常運行，這對防止繼電保護不正確動作，提高繼電保護的安全運行，提高供電可靠性，具有十分重要的意義。
參考文獻：
【1】廣東省電力系統繼電保護反事故措施2007版 廣東省電力調度中心
【2】潘力志 淺議保護裝置的正確動作與電網安全 山西電力
繼電保護及原理歸納范文2
關鍵詞：自動化系統；繼電保護；控制探討
Abstract: the author through this paper introduces power automation system operating mode and the reliability of the characteristic, summarized the wrong operation way of several control, and discusses the relay protection, the safe and stable operation of the power system, must improve the relay correct operating rate and better meet the requirement of the safe operation of the power system.
Keywords: automation system; The relay protection; Control discusses
中圖分類號：F407.61文獻標識碼：A 文章編號：
一、電力系統操作方式及可靠性
(1)多級多地點控制功能自動化系統的控制操作方式有以下三種方式：
1、站控操作：運行人員存變電站層監控主機發出操作命令，通過交互式對話過程，選擇操作對象、操作性質，完成對某一操作過程的全部要求。
2、遠方遙控：由調度人員在調度端發出下行控制命令。
3、就地操作：作為后備控制方式，當監摔系統故障或網絡故障時，可存問隔層的測控單元的小開關手動控制或通過就地監控單元裝置上的薄膜鍵盤進行就地控制。
以上三種操作方式是通過軟件或使能開關來相互轉換，當切換到站控操作時，后備手動控制不產生任何作用，計算機對一臺設備同一時刻只能執行一條控制命令，當切換到后備手動控制，站摔及遙控命令不被執行；當同時收到一條以上命令或預操作命令不一致時，應拒絕執行，并給出錯信息。每個被控對象只允許以一種方式進行控制。
(2)操作過程中軟件的多次返校
1、操作員工作站發出的操作指令，都必須經過選擇一校核～執行等操作步驟，返校通過后再送至該點執行下一步驟。當某一環節出錯，操作指令中斷，并告警提示。每次操作結束后，系統自動記錄操作過程并存盤。
2、操作員權限設密，以杜絕誤操作及非法操作。目前成熟的監控系統的軟、硬件設備都具有良好的容錯能力，即便運行人員在操作過程中發生一般性錯誤，均不引起系統的任何功能喪失或影響系統的正常運行，對意外情況引起的故障，系統都具有恢復功能。
3、監控系統的雙機配置。220kV及以上電壓等級變電站自動化系統多作雙機雙網配置，作為人機接口的監控主站冗余配置，熱備用工作方式，町保證任意設備故障時對控制功能無影響。時下的做法，監控豐站用以太網相聯并以HUB作為該以太網的管理。該網上任一裝置異常，可將熱各機切換為主機工作。監控系統硬件的冗余配置，系統分層分布式結構，為變電站的控制與操作的可靠性提供了保證。
二、自動化系統技術分析
分層分布式自動化系統從軟硬件上分層分級考慮了變電站的控制防誤操作，提高了變電站的可控性及控制與操作的可靠性。
綜合自動化站可采用遠方、就地、當地三級控制，而常規站只能通過控制屏KK把手控制；常規站電氣聯鎖設計聯系復雜，在實際使用中，設備提供的接點有限且各電壓等級間的聯系很不方便，使得閉鎖回路的設計出現多余閉鎖及閉鎖不到的情況。綜合自動化站可方便地買現多級操作閉鎖，可靠性高。
常規站，人是整個監控系統的核心，人的感官對信息的接受不可避免地存在誤差，其結果就會導致錯誤的判斷和處理。人接受信息的速度有一定限制，對于變化快的信息，有時來不及反應，可能導致不正確的處理。而且個人的文化水平、工作經驗、責任心等因素都會影響信息的處理，可以說常規站人處理信息的準確性和可靠性是不高的。運行的實踐證明，值班人員的誤判斷、誤處理常有發生。綜合自動化站的核心為系統監控主機，用成熟可靠的計算機系統實現整個變電站的控制弓操作、數據采集 處理、運行監視、事件記錄等功能，可靠性高且功能齊全。
自動化系統簡化了變電站的運行操作，可方便地實現各種類型步驟復雜的順控操作，且操作安全快速，對于全控的變電站，線路的倒閘操作幾分鐘便町完成，而常規站實現同樣的操作往往需要兒個小時，且仍存在誤操作的隱患。
常規變電站控制一般采用強電一對一的控制方式，信息及控制命令都足通過控制纜傳輸。計算機懿控系統控制命令的傳輸由模擬式變成數字指令，提高了信息傳輸的準確性和可靠性。特別是分層分布式自動化系統，各保護小間與主控室之間采用光纜傳輸，提高了信息傳輸回路的抗電磁干擾能力。分散式布置，控制電纜長度大為縮減，在相同控制電纜截面時，斷路器控制回路的電壓降減少，有利于斷路器的準確動作。
三、電網系統構成
從電網的角度分析電網繼電保護綜合自動化系統獲取信息的途徑。電網的結構和參數，可從調度中心獲得；一次設備的運行狀態及輸送潮流，可通過EMS系統實時獲得：保護裝置的投退信息，由于必須通過調度下令，由現場執行，因此可從調度管理系統獲得，并從變電站監控系統得到執行情況的驗證；保護裝置故障及異常，可從微機保護裝置獲得；電網故障信息，可從微機保護及微機故障錄波器獲得。通過以上分析可看出，實現變電站繼電保護綜合自動化系統的信息資源是充分的。
四、功能分析
1、對系統中運行的繼電保護裝置進行可靠性分析
通過與繼電保護管理信息系統交換保護配置、服役時間、各種保護裝置的正動率及異常率等信息，電網繼電保護綜合自動化系統可實現對繼電保護裝置的可靠性分析。特別是當某種保護或保護信號傳輸裝置出現問題，并暫時無法解決時，通過將此類裝置的可靠性評價降低，減輕系統對此類保護的依賴，通過遠程調整定值等手段，實現周圍系統保護的配合，防止 此類保護的拒動而擴大事故。
2、實現對各種復雜故障的準確故障定位
目前的保護和故障錄波器的故障測距算法，以某站220kV行波測距裝置采用XC一21輸電線路行波測距裝置為例。該裝置利用輸電線路故障時產生的暫態電流行波信號，采用現代微電子技術研制。裝置采用三種測距原理：
(1)兩端電氣量行波測距原理(D型)。根據裝于線路兩端測距裝置記錄下行波波頭到達兩側母線的時間，則可計算出故障距離。兩端測距法只使用行波波頭分量，不需考慮后續的反射與投射行波，原理簡單，測距結果可靠。但兩端測距的實現要在線路兩端裝設測距裝置及時問同步裝置(GPS時鐘)，且兩側要進行通訊交換記錄到的故障初始行波到達的時間信息后才能測出故障距離(圖一)。
(2)單端電氣量行波測距原理。存被監視線路發生故障時，故障產生的電流行波會在故障點及母線之問來回反射。裝設于母線處的測距裝置接入來自電流互感器二次側的暫態電流行波信號，使用模擬高通濾波起濾出行波波頭脈沖，記錄下如圖二所示的暫態電流行波波形，根據到達母線的故障初始行波脈沖S1與故障點反射回來的行波脈沖S2之間的時間差t來實現測距。
圖一F點故障時行波向兩端母線的傳播示意圖
(3)利用來自電流互感器的暫態電流行波信號，不需要特殊的信號耦合設備。使用獨立于CPU的超高速數據采集單元，記錄并緩存暫態行波信號，解決了CPU速度慢，不適應采集處理暫態行波測距信號的困難。裝置可儲存最新的1O次故障的測距結果及4次故障電流波形， 設有掉電保護，所有記錄數據在裝置失電時均不丟失。得到的系統故障信息愈多，則對故障性質、故障位置的判斷和故障距離的檢查越準確，調度端數據庫中，已儲備了所有一次設備參數、線路平行距離、互感情況等信息。
圖2 行波測距傳播示意圖及波形圖
3、實現繼電保護裝置的狀態檢修
根據以往統計分析數據，設計存在缺陷、二次回路維護不良、廠家制造質量不良往往是繼電保護裝置誤動作的主要原因。由于微機型繼電保護裝置具有自柃及存儲故障報告的能力，因此可通過電網繼電保護綜合自動化系統實現繼電保護裝置的狀態檢修。
4、完成事故分析及事故恢復的繼電保護輔助策略
當系統發生較大事故時，由于在較短時間內跳閘線路較多，一般已超過了繼電保護能夠適應的運行方式，此時繼電保護可能已處于無配合狀態。此時進行事故恢復，不僅需要考慮一次運行方式的合理，還需要考慮保護是否可靠并有選擇的切除故障。借助電網自動化系統，可分析當前運行方式下保護的配合關系，并通過遠程改定值，完成繼電保護裝置對系統故障運行狀態的自適應。
五、結束語
繼電保護及原理歸納范文3
【關鍵詞】保護裝置 動態特性 原理 系統組成
新時期的電力發展對電力系統的穩定性要求更高，繼電保護裝置是電力系統中最為重要的保護裝置，它可以對故障元件進行快速直接的切斷，在整個系統安全穩定的方面作用最為重要，但是隨著電力發展的需求，繼電保護裝置需要不斷改進以滿足電力運行方面的需要。本文提出用相關軟件系統對電力系統故障時的保護裝置動態特性進行數字仿真，分析裝置的動作特性，且對該元件的仿真模式進行分析。
1 準確認識到電網事故的發生性質
經濟的發展使得電力系統規模迅速擴大，區域經濟和能源分布的不平衡使電網互聯成為可能，電網的數據量和復雜性也同樣在增加，這就要加強電網故障的抵抗能力。目前我國的電網抵御停電事故的能力還不夠強，同時解決電網事故的能力得不到提升，提高電網的繼電保護能力就顯得十分重要。區域電網之間的關系越發緊密，電網的穩定運行成為了管理的關鍵項目，所以合理的利用動態仿真程序對電力系統運行狀態進行分析有著十分重要的意義。隨著計算機技術的應用，電網故障模擬成為了分析電網故障和保護電網安全運行的有效手段，故障時繼電保護裝置的動態數字仿真用以檢查故障時保護裝置的程序執行情況及各元件的配合情況。
2 數字仿真的原理
電力系統仿真軟件利用電力元件數學模型和數值計算方法對電網的運行特性進行研究。 通?？梢赃x擇EMTPE電力系統電磁暫態及電力電子數字仿真軟件包。與EMTP相比，EMTPE增加了一些新功能。尤其是在電力電子仿真的方面，不僅增加了新的元件模型，同時采用了新的計算方法，以解決現有EMTP仿真中出現的問題。程序模塊首先實現繼電保護裝置的功能元件，常用的元件如：電壓元件、功率方向元件、電流元件、阻抗元件等，各種相關元件按照保護的程序進行邏輯組合。仿真過程中將故障數據通過數字模擬到各保護元件之中，再通過觀察保護各元件之間的配合情況來完成整體的動態特性模擬。這樣就可以動態分析保護裝置動作情況。動態仿真有三種形式，分別為連續仿真、單步仿真和斷點仿真。
3 系統的組成
動態仿真系統的組成應包括數據錄入模塊、濾波模塊、動作方程模塊、動作特性模塊、以及圖形顯示模塊。在仿真應用之前，可以通過軟件應用功能對保護程序進行流程圖的繪制，并且對電流、電壓等基本數據進行統計。當統計完成后就會按照流程圖對整個系統的保護程序進行計算。仿真的過程其實是對所有元件檢測的過程，根據不同元件的屬性，使每個仿真時鐘進行時間調控，在調控前要保證所有元件種類的數據都被記錄后才能開始，調控過程不受元件數量影響，而是受元件種類來左右程序運行進程。
4 元件的結構仿真
元件的主要結構分為測量、邏輯、時間、其他四部分，邏輯中就只有自定義一種，時間元件則由延時展寬和定長輸出兩種，其他則分為啟動、電壓互感器斷線、電流互感器斷線和振蕩閉鎖，每一個元件都可以執行移動、復制、刪除等操作，各個測量元件所測量到的測量值都可以歸納到數學公式中來進行計算。
5 接口和其他功能
在數據接口上需要解決如何無失真地反映故障時保護裝置的采樣數據仿真，需要解決數據接口的采樣率同步問題，可以通過軟件算法同歸計算形式來解決這一問題。
其他功能包括對不同原理的保護可以選用不同的濾波算法。可以直接在框圖上對繼電保護的定值進行檢查和修改，這使得保護定值的校驗變得容易，可以方便地改變元件的特性和編號。實現阻抗元件的自定義特性。自定義特性的邏輯元件最大限度地滿足用戶的需求。
6 結束語
繼電保護裝置是對電力系統在故障時進行良好保護最高效的一種措施，如何提高保護裝置動作正確率顯得尤為重要。目前動態數字仿真軟件已經被廣泛的應用，它的使用在很大的程度上能夠深入分析保護裝置的動態過程，在電力系統故障分析中起到更加重要的作用。
參考文獻
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繼電保護及原理歸納范文4
關鍵詞：智能變電站；繼電保護；智能電網；二次系統
中圖分類號： TM77文獻標識碼：A 文章編號：
本文通過對智能變電站基本概念特征及結構的分析，初步探索了電網繼電保護工作在智能變電站建設中所面臨的新要求，并有針對性地提出了解決方案。
一、概念與特征
在國家電網公司所制定的《智能變電站技術導則》中將智能變電站定義為：采用先進、可靠、集成、低碳、環保的智能設備，以全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化為基本要求，自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監測等基本功能，并可根據需要支持電網實時自動控制、智能調節、在線分析決策、協同互動等高級功能，實現與相鄰變電站、電網調度等互動的變電站。
1.一次設備智能化
一次設備的智能化是智能變電站建設的基礎，到目前為止真正意義上的智能一次設備還沒有投入運行，當前采用較多的是由常規一次設備+智能組件構成的智能一次設備，如：智能斷路器、智能變壓器等。由于采用了數字化的電子式互感器及光纖網絡，一次設備與保護等二次設備之間的數據交互方式實現了完全的數字化。
2.二次設備網絡化
在智能變電站中，傳統的二次回路概念被極大地弱化；變電站中二次設備之間以及與一次設備的通信連接全部采用高速的光纖網絡，二次設備真正地實現了數據、資源的共享。傳統的電纜及連接導線連接方式被數字公共信號網絡所取代。這樣的變化節省了了大量電纜、連接導體、端子等模擬量電路耗材，人工不可直接接觸的數字通訊方式使得繼電保護系統的可靠性得到很大提高，變電站控制功能的實現得以簡化并可以進一步優化。
3.信息交互標準化
智能變電站內電氣設備的數據通訊都基于統一的IEC 61850規約。統一標準方式使得不同的設備廠家可以基于同一標準，不再需要考慮和其它設備的數據通訊問題，簡化了電氣設備的安裝、調試及檢修流程，做到了電氣設備的即插即用，這使得變電站內的安裝維護工作較以前方便很多。
4.運行控制智能化
在智能變電站中將應用大量的智能化決策支持系統，這將使得整個變電站自動化運行水平進一步提高。調度中心的相關操作控制命令將在智能變電站中自動執行，并具備各類自動校核功能。此外，在線狀態檢測不僅實時檢測各個電氣設備的運行狀態還對其進行評估分析，并將結果上送至調度中心以便于運行工作的安排。相對于無人值守的綜合自動化變電站，智能變電站不僅簡單地接受調度中心的命令，還參與站內設備有關的分析決策。
5.功能應用互動化
如上文所述，智能變電站不僅僅是一個電能變換和輸送的中間節點，更是一個獨立進行決策分析的智能處理單元，每個智能變電站之間及其和調度中心、管理終端等依據其功能效用進行互動，相互交換數據及決策方案。這無疑將大大地提升電網運行的自動化水平。
二、智能變電站的邏輯結構
在智能變電站中，其基本的結構不在是常規站的間隔+主控設備這樣的方式，其邏輯結構可以劃分為：過程層、間隔層和設備層。
1.過程層
過程層主要包括一次設備及其附屬的智能組件及智能裝置，如：變壓器、高壓斷路器、隔離開關、互感器等等?？梢钥吹竭^程層中不僅包含是一次設備，而且包含各類智能接口、合并單元等設備。過程層的主要作用在于：量測數據采集、各類設備狀態檢測及控制命令的下發執行。
2.間隔層
間隔層中包含有各類監控設備和繼電保護設備等，這些設備依然次采用依據間隔的配置方式。間隔層實現了對各個間隔內一次設備的控制、監視和保護。間隔層內的設備采用光纖數字通訊方式與設備層以及站控層的設備進行通訊。
3.站控層
站控層由各類人機交互用的設備、數據前置機、服務器以及用于外部其它變電站及調度中心數據連接的服務器、工作站等設備組成，其主要的作用在于實現全站的集中控制。上述的邏輯結構在國家電網公司所制定的《智能變電站技術導則》中采用設備層和系統層予以實現。
三、智能變電站的建設情況
目前國家電網公司的多個智能變電站試點工程已經逐步投入運行，其中既有地區級的110kV、220kV變電站，也有500kV及750kV的大區變電站；其中既有新建站也有進行技術改造的老站。這些變電站從功能設計到運行特性，其各項指標都滿足了智能變電站的各項功能要求，預示著我國今后變電站建設的主要方向。
四、智能變電站投運對于電網繼電保護工作的新要求
隨著智能變電站的建成投運，其運行維護工作就成為電網運行需要探索的新問題。尤其是對于繼電保護工作來講，將面臨完全不同于常規變電站的新的局面。這主要是由于在智能變電站中，二次系統不再是常規變電站的模擬量構建的回路，而是實現了數字化、網絡化；同時大量的智能決策系統將得以應用；這使得繼電保護工作將面臨新的變化。
1.技術工作內容的變化
一直以來，繼電保護工作人員負責其管轄電網內的各個變電站內的二次系統的維護及調試等工作，由于二次回路采用模擬量電路構建，繼電保護工作的重心在于對二次回路的維護。但在智能變電站中，二次回路被通信網絡所替代，繼電保護工作人員不在面對復雜的二次回路，而是要保證處于網絡化條件下整個保護系統的可靠工作。這一轉變使得原本已經延續了幾十年的保護工作任務、流程、規范都發生了本質性的變化。為適應這種變化不僅僅需要設備廠家提供詳細的技術資料，更需要繼電保護工作人員在實踐中挖掘設備特點、總結歸納新設備的運行特性，以此為基礎制定新的規范和標準。
2.人員專業素養要求的變化
由于二次設備的網絡化，一次設備與二次設備的連接及二次設備之間已經基于數字方式進行信息交互，這使得繼電保護工作人員不僅僅要熟悉繼電保護的原理，還需要掌握IEC61850規約等通信技術。因此，熟悉電氣、通信、計算機等技術，并具備相關專業技能的的復合型人才成為繼電保護工作的新要求。由于大學教育中的專業劃分，當前繼電保護工作人員對于這部分非傳統的保護相關內容并不熟悉，因此需要在工作中結合智能電網的特點以及各類智能設備的特性，輔之于專門的講座培訓等手段，加速保護工作人員對于這部分內容的理解和掌握。如有可能，各高等院校在專業教育中也應增強通才教育，弱化電氣專業教育內部的專業劃分，增強復合型人才的培養。
3.繼電保護管理工作的變化
在智能電網中，運行控制的智能化也是其一個標志性特征；對于智能變電站中的保護系統，智能化的決策管理工作也必將開展。如何結合智能變電站特點和要求，設計建設符合繼電保護工作要求的管理模式和流程也就成為下一階段繼電保護工作的重點研究內容。這不僅需要智能化的決策支持系統的研究與應用，更需要繼電保護工作人員結合工作需求探索新的管理模式。
五、結語
在智能電網的建設中，繼電保護工作將發生重大變化，變電站內保護系統的網絡化、數字化意味著沿用了幾十年的二次回路將逐步退出歷史舞臺。今年5月31日，我省首座智能化、無人值守500千伏變電站——榆次北變電站在完成全部智能化調試和無人站標準竣工驗收后，如期啟動投運，這標志著山西在智能化變電站的建設運行方面又邁上了新臺階。如何適應新的形勢，充分發揮新的設備及新技術的效能，需要繼電保護工作人員在實踐中進行不斷的總結分析，為山西省的轉型跨越發展做出積極的貢獻。
參考文獻：
繼電保護及原理歸納范文5
【關鍵詞】四遙 線路光纖縱差保護 微機保護裝置 控制回路 二次接線設計
1 綜述
對于進線線路引自另一個變電站同一電壓等級母線的變電站，其進線開關因光纖縱差保護為與上級變電站配合，須與上一級出線開關使用同一廠家、型號的保護裝置，而站內原有微機保護系統往往為另一套不同廠家出產，存在進線開關微機保護裝置與站內原有微機保護系統不兼容，導致遙測、遙信、遙控、遙調功能無法實現的情況。
針對這一情況，現有的解決方案有以下幾種：
（1）在變電站增加與進線保護裝置配套的通訊及后臺系統，與原有微機保護系統相互獨立，專用于進線開關的“四遙”功能的實現。缺點為需增加整套通訊屏及后臺監控機，成本過高。
（2）使用不同廠家的保護裝置與微機保護系統，其中遙信、遙測功能較易實現，而遙控、遙調的實現需修改通訊協議，定制遠動系統終端軟件，實現保護裝置的正常通訊，從而實現“四遙”功能。缺點是需聯系廠家技術人員定制編寫通訊協議及后臺軟件，實現難度較大。
（3）采用不同廠家兩套微機保護裝置，設計改造控制回路使兩套裝置分別實現保護跳閘功能和“四遙”功能。此方法僅需在原有基礎上增加一臺線路保護裝置，成本低，實現難度低，且能按計劃實現預計功能。
由上可以看出第三種方案具有一定的優勢，本文以實例介紹了第三種方案的具體實現方法。下面以南瑞繼保RCS-9613CS線路光纖縱差測控保護裝置與南自機電PDS-741數字式線路保護測控裝置共同控制的同一進線開關柜的控制回路接線為例，分析二次回路接線中出現的問題，并提出了二次接線解決方案，供技術人員參考。
2 基本情況
晉煤集團供電分公司鳳北35kV變電站兩回35kV進線分別引自鳳凰山35kV變電站337、338開關，架空線路總長分別為3.253km、3.184km，其進線開關363、364配備光纖差動保護與過流I段、過流II段保護，均采用南自機電PDS-741數字式線路保護測控裝置實現。
2013年鳳凰山35kV變電站進行了綜自系統改造，由原有南京南自機電自動化有限公司的PDS-7000微機保護系統更換為南瑞繼保RCS-9000系列裝置，為配合上一級變電站，保障線路光纖差動保護的實現，鳳北35kV變電站進線開關計劃使用南瑞繼保RCS-9613CS線路光纖縱差測控保護裝置實現進線開關光纖差動及過流保護。由于需要與站內原有南自系統通訊及后臺配合，仍使用南自PDS-741數字式線路保護測控裝置實現“四遙”功能。需重新設計二次接線來保障兩套保護裝置的配合運行。
3 設計思路及分析
設計原則：與微機保護雙重化配置不同，該進線開關柜配備的光纖差動保護與過流保護仍使用同一保護裝置實現，接線的基本原則是安全可靠，并兼顧投停、檢修的靈活便利。從以往的保護誤動事故案例統計分析來看，二次回路的復雜性是造成保護誤動的主要原因之一，故兩套保護裝置間的聯線應盡可能少，以減少因二次回路接線復雜造成的保護誤動。
將設計思路歸納如下：
3.1 總體設計思路
使用南自PDS-741數字式線路保護測控裝置實現進線斷路器手動合閘、手動跳閘、遙控合閘、遙控跳閘、合位監視、跳位監視、遙測數據上傳等“四遙”功能，南瑞RCS-9613CS線路光纖縱差測控保護裝置僅用來實現在故障時跳開進線斷路器。與上級變電站光纖縱差保護用通訊光纜聯入RCS-9613CS裝置，原PDS-741裝置控制回路盡可能保持完整，將南瑞RCS-9613CS保護跳閘回路接入原PDS-741裝置控制回路中實現功能。
3.2 直流控制電源與裝置信號電源的選擇
《國家電網公司十八項電網重大反事故措施繼電保護實施細則》中對多重保護的直流電源未做明確規定，由于兩套保護裝置均使用DC220V電源做為裝置電源和操作電源，為簡化運行人員投停操作，同時保障不因產生寄生回路使回路中產生環流而引起保護誤動作，要求裝置信號電源與操作電源分開，兩裝置的信號電源相互獨立。
在本次回路設計案例中，南瑞RCS-9613CS控制回路僅取其保護跳閘出口繼電器的常開接點，相當于在PDS-741保護跳閘回路中增加了一個無源接點，因此兩保護裝置控制回路均使用PDS-741裝置的同一操作電源。
同時按《實施細則》要求，獨立的保護裝置直流回路必須全部取自該保護專用的電源端子對，故采用南瑞RCS-9613CS光纖差動保護跳閘接點無源回路兩端必須使用單獨的端子接入PDS-741保護跳閘回路中。
3.3 防跳回路的選擇
兩個保護裝置均內置防跳回路，為防止兩個防跳繼電器配合問題出現使防跳繼電器動作后無法返回，接線時應只使用其中一個防跳回路，出于減少接線復雜度考慮，使用南自PDS-741數字式線路保護測控裝置防跳回路。
按設計要求，南瑞RCS-9613CS實現線路故障時與對側光纖差動保護裝置配合跳開進線斷路器功能，防跳繼電器（TBJV）、合后位置繼電器（KKJ）、跳閘保持繼電器（TBJ）及合閘回路、合位、跳位監視回路均不應接入實際使用控制回路中，因此僅使用圖1中虛線部分即可實現功能。
圖1中，KD為接線端子排，13KD2、13KD9為增加的該回路專用電源端子對，13n4XX為裝置背板接線端子，13LP1為RCS-9613CS保護跳閘壓板，BTJ為裝置內部保護跳閘繼電器出口接點。
為防止產生寄生回路，將圖1回路兩側與原回路斷開，直接接入南自PDS-741裝置控制回路操作正電源中。即將圖1回路與南自PDS-741裝置保護跳閘出口并接，如圖1所示。
圖1 改造后的南自PDS-741控制回路原理圖（局部放大）
實際運行中取下南自PDS-741裝置原配的保護跳閘壓板（1-42XB1），投入南瑞RCS-9613CS保護跳閘壓板（13LP1），兩套保護裝置設置定值相同，由南自PDS-741保護裝置發出故障信號，南瑞RCS-9613CS裝置實現保護跳閘回路的接通。
3.4 裝置電壓、電流回路
兩保護裝置電壓并接自PT同一繞組，由于光纖差動保護所需CT繞組與過流保護使用 CT繞組極性相反，同時按《國家電網公司十八項電網重大反事故措施繼電保護實施細則》要求，兩保護裝置電流分別引自CT相互獨立二次繞組。
4 實施效果
現晉煤集團供電分公司下屬機關35kV變電站、鳳北35kV變電站合計4個進線開關全部采用上述接線方式，實現了兩套不同廠家保護裝置分別獨立實現開關柜“四遙”功能與保護跳閘功能，均穩定運行，未出現異常，有效降低了綜自改造時的設備購置成本，實現了預計功能，在實踐應用中取得了良好地效果。
5 結語
隨著現場運行的微機保護設備不斷更新換代，許多二次回路需根據現場實際情況進行變更，在變更中既要把握重點，又要重視細節，使二次系統真正成為電力系統的安全屏障。
參考文獻：
[1]張曉亮，李江龍.談變電二次設計過程中的細節問題[J].科技情報開發與經濟，2006（24）：284-286.
繼電保護及原理歸納范文6
關鍵詞：特高壓；輸電線路；保護配置
中圖分類號：TM7 文獻標識碼： A
特特高壓輸電線路是我國未來電網統一的重要基礎，同超特高壓輸電線路、常規電壓等級電路相比，特特高壓輸電線路的運行特性有著一定區別。如大電容的輸電線路分布、長距離的線路、單位電感電阻壁紙較大等特點，因此在特特高壓輸電線路操作不善或發生故障問題時將會引發巨大的后果。
一、特高壓直流輸電線路保護研究現狀
高壓直流輸電線路在電力系統中承擔主干作用，肩負著能源產地與負荷中心間輸送電能的重任，是現代電力系統中最為重要的部分。在現存的眾多輸電方式中，高壓直流輸電是最為高效和便捷的。正因為高壓直流輸電線路具有巨大的實際價值，對高壓直流輸電線路的保護工作顯得十分重要。高壓直流輸電線路分布廣闊、地理環境惡劣和氣象環境復雜，是最容易發生故障的電力設備。隨著中國堅強電網計劃的推進，2010 到 2020 年間我過將有 92.85 GW 的直流傳輸容量被安裝，其中62.93%的項目是±800 kV 等級的特高壓直流系統。
高壓直流輸電線路故障后果嚴重，不僅降低了電力系統可靠性，還影響了電力系統的穩定運行。國內、外曾出現過多次高壓直流輸電線路故障案例，這些事故均對電力系統的穩定運行造成了嚴重影響。分析高壓直流系統系統發生的的典型事故，原因歸納起來主要包括兩個方面：設計缺陷和設備或元件故障，而其中設計更加關鍵，如果設計合理，可以避免很多由于設備或元件故障而造成的閉鎖事故。因此，目前在高壓直流輸電系統的設計以及制造和運行維護中還有大量的研究工作需要做，運行中的高壓直流系統中很多功能需要完善、改進，電力科研和工作人員需要不斷地總結經驗教訓并將其用于實際高壓直流系統才能使高壓直流輸電系統更加穩定、可靠。因此研究快速、可靠、準確的高壓直流輸電系統繼電保護原理和保護裝置是一系列迫切、有實際意義的課題，這一系列課題的科研成果可產生巨大的社會價值和經濟效益。
目前，現場運行的高壓直流輸電線路繼電保護設備主要由國外廠家 ABB 或SIEMENS，國內廠家南瑞繼保提供。主保護配置行波保護、微分欠壓保護；后備保護配置電流差動保護，部分工程也配備低電壓保護。
二、特特高壓輸電線路繼電保護面臨的問題
1、受到電容以及電流等的影響
在特高壓輸電線路當中，由于自然的功率比較大，并且單位長度之內的電容較大，進而就造成阻抗較大，所以在輸電線路當中相關的電容將會超過額定的數值， 這樣的情況就給此項工作帶來極大的不便，同時也會給差動保護帶來較大的困難。另外一個方面，由于存在有分布電容的影響，所以在發生故障之時會使得距離繼電保護器和故障點之間不會呈現出線性的關系，反而是呈現出一種雙曲正切的函數關系，這樣的情況也會給實際的工作帶來較大的不便。
2、受到電壓的影響
特高壓輸電線路在發生故障之時，由于其中的非故障線路之上的靜電感應電壓會比較高，所以，相應的，電弧熄滅的時間也會延長，嚴重之時甚至會出現電弧不消弧現象的發生，而
這一情況就將直接的影響到重合閘動作的成功與否。在實踐操作當中，也需要針對這一方面的問題引起足夠程度的重視。
3、受到電磁暫態過程的影響
在特高壓輸電線路當中，由于其電線比較的長，所以，在發生相應的故障之時，操作過程之中的生產高頻量的分值會比較的大，較為接近于工頻，而這一點也會給實際的工作帶來極
大的不便。高頻的分量，其不僅僅會使得暫態元件受到一定程度的影響，還會導致穩態的電氣測量結果出現較大的誤差，為繼電保護工作帶來非常大的困難，所以，需要針對這一情況進行合理的改善。
三、特特高壓輸電線路繼電保護配置的應用
1、負序方向保護
負序方向縱聯保護具有豐富的運行經驗。負序分量存在于故障的全過程，因此，負序方向縱聯保護可以可靠地反應不對稱故障的全過程，不受振蕩的影響，不受平行線零序互感的影響，但是其靈敏度也與系統運行方式和線路換位情況有關。另外，其主要缺點是被認為“不能可靠反應三相短路”。 由于三相短路的初瞬間出現的不對稱和負序過濾器電路有一定的濾除高頻分量的能力等原因，負序方向保護也可反應三相短路。由于有負序功率方向繼電器把握方向，故阻抗繼電器采用向反方向偏移的圓特性而不需要記憶回路，而且不必設振蕩閉
鎖。但是負序功率方向（輔以零序功率方向）配以正序突變量方向或相電流電壓突變量方向的縱聯保護在理論上和實踐上都是比較成熟的，應是特特高壓輸電線主保護待選方案之一。
2、分相電流差動保護
從原理上來看分相電流差動縱聯是最為有效的保護方式，而且這一方式不會受到系統振動、運行方式的影響；受到過度電阻影響小，具有良好的選相功能。但是需要注意的是，在特特高壓輸電線路中應該全面的對分布電容電流的影響加以分析，特別是在暫態狀態下由于電壓中往往會存在較多的高頻分量，而電流電流與頻率成正比，也會使得在電路中出現更加大的高頻電容電流，這樣一來勢必會導致特高壓電路兩端電流波形、相位及幅值出現大幅度的變化，進而影響到電流差動的正常工作。因此在采用這一方式同時應補償電容電流。值得一提的是，在微機保護中可以通過研究補償電流算法來實現，例如補償暫態電容電流的算法。
3、高頻閉鎖距離保護
一般來說，距離縱聯保護具有豐富的操作運行經驗及優點，主要優點就在于可以同時作為主保護與下一級線路的遠后備，而且其保護范圍固定、不會受到不同運行方式所帶來的影響，在條件允許的情況下，還可以根據實際情況進行欠范圍或超范圍整定，從而實現特特高壓輸電線路運行過程當中跳閘式、閉鎖式、允許式等各類縱聯保護方式，其次，在特特高壓輸電線路的不同情況與不同保護目標下能夠自動的采取各類不同動作特性。
4、交流過電壓保護
交流過電壓保護原理是首先檢出過電壓最嚴重的特特高壓輸電線路開路端避雷器的消耗能量，在導致該避雷器熱破壞前，高速斷開無負荷的特特高壓輸電線路，以實現消除過電壓和防止避雷器的損壞。避雷器的消耗能量按計算，其中K為與避雷器電壓相當的固定值。避雷器消耗能量的測量以熱承受量曲線對應的反時限特性為基礎，在要求高速動作的大電流范圍時，則按定時限特性。
結語：
針對特高壓輸電線路，需要設置相應的保護配置，而針對具體的設計方案以及相關的應用方式進行研究，是保證工作質量和工作效率的關鍵點。根據對特高壓輸電線路的保護配置設計以及相關的應用進行詳細的分析和闡述，從實際的角度出發，針對具體的設計原則、設計的基本方案等，進行了探析，力求更進一步的加強此項工作和技術的發展，為特高壓輸電線路工作的前進做出積極的貢獻。
參考文獻：
[1]．強洪濤．淺談我國特高壓輸電技術的發展趨勢．電力與能源，2012（09）
