电站继电保护论文例1

1.电力系统电压等级与变电站种类

电力系统电压等级有220/380V（0.4kV），3kV、6kV、10kV、20kV、35kV、66kV、110kV、220kV、330kV、500kV。随着电机制造工艺的提高，10kV电动机已批量生产，所以3kV、6kV已较少使用，20kV、66kV也很少使用。供电系统以10kV、35kV为主。输配电系统以110kV以上为主。发电厂发电机有6kV与10kV两种，现在以10kV为主，用户均为220/380V（0.4kV）低压系统。

根据《城市电力网规定设计规则》规定：输电网为500kV、330kV、220kV、110kV，高压配电网为110kV、66kV，中压配电网为20kV、10kV、6kV，低压配电网为0.4kV（220V/380V）。

发电厂发出6kV或10kV电，除发电厂自己用（厂用电）之外，也可以用10kV电压送给发电厂附近用户，10kV供电范围为10Km、35kV为20~50Km、66kV为30~100Km、110kV为50~150Km、220kV为100~300Km、330kV为200~600Km、500kV为150~850Km。

2.变配电站种类

电力系统各种电压等级均通过电力变压器来转换，电压升高为升压变压器（变电站为升压站），电压降低为降压变压器（变电站为降压站）。一种电压变为另一种电压的选用两个线圈（绕组）的双圈变压器，一种电压变为两种电压的选用三个线圈（绕组）的三圈变压器。

变电站除升压与降压之分外，还以规模大小分为枢纽站，区域站与终端站。枢纽站电压等级一般为三个（三圈变压器），550kV/220kV/110kV。区域站一般也有三个电压等级（三圈变压器），220kV/110kV/35kV或110kV/35kV/10kV。终端站一般直接接到用户，大多数为两个电压等级（两圈变压器）110kV/10kV或35kV/10kV。用户本身的变电站一般只有两个电压等级（双圈变压器）110kV/10kV、35kV/0.4kV、10kV/0.4kV，其中以10kV/0.4kV为最多。

3.变电站一次回路接线方案

1）一次接线种类

变电站一次回路接线是指输电线路进入变电站之后，所有电力设备（变压器及进出线开关等）的相互连接方式。其接线方案有：线路变压器组，桥形接线，单母线，单母线分段，双母线，双母线分段，环网供电等。

2）线路变压器组

变电站只有一路进线与一台变压器，而且再无发展的情况下采用线路变压器组接线。

3）桥形接线

有两路进线、两台变压器，而且再没有发展的情况下，采用桥形接线。针对变压器，联络断路器在两个进线断路器之内为内桥接线，联络断路器在两个进线断路器之外为外桥接线。

4）单母线

变电站进出线较多时，采用单母线，有两路进线时，一般一路供电、一路备用（不同时供电），二者可设备用电源互自投，多路出线均由一段母线引出。

5）单母线分段

有两路以上进线，多路出线时，选用单母线分段，两路进线分别接到两段母线上，两段母线用母联开关连接起来。出线分别接到两段母线上。

单母线分段运行方式比较多。一般为一路主供，一路备用（不合闸），母联合上，当主供断电时，备用合上，主供、备用与母联互锁。备用电源容量较小时，备用电源合上后，要断开一些出线。这是比较常用的一种运行方式。

对于特别重要的负荷，两路进线均为主供，母联开关断开，当一路进线断电时，母联合上，来电后断开母联再合上进线开关。

单母线分段也有利于变电站内部检修，检修时可以停掉一段母线，如果是单母线不分段，检修时就要全站停电，利用旁路母线可以不停电，旁路母线只用于电力系统变电站。

6）双母线

双母线主要用于发电厂及大型变电站，每路线路都由一个断路器经过两个隔离开关分别接到两条母线上，这样在母线检修时，就可以利用隔离开关将线路倒在一条件母线上。双母线也有分段与不分段两种，双母线分段再加旁路断路器，接线方式复杂，但检修就非常方便了，停电范围可减少。

4.变配电站二次回路

1）二次回路种类

变配电站二次回路包括：测量、保护、控制与信号回路部分。测量回路包括：计量测量与保护测量。控制回路包括：就地手动合分闸、防跳联锁、试验、互投联锁、保护跳闸以及合分闸执行部分。信号回路包括开关运行状态信号、事故跳闸信号与事故预告信号。

2）测量回路

测量回路分为电流回路与电压回路。电流回路各种设备串联于电流互感器二次侧（5A），电流互感器是将原边负荷电流统一变为5A测量电流。计量与保护分别用各自的互感器（计量用互感器精度要求高），计量测量串接于电流表以及电度表，功率表与功率因数表电流端子。保护测量串接于保护继电器的电流端子。微机保护一般将计量及保护集中于一体，分别有计量电流端子与保护电流端子。

电压测量回路，220/380V低压系统直接接220V或380V，3KV以上高压系统全部经过电压互感器将各种等级的高电压变为统一的100V电压，电压表以及电度表、功率表与功率因数表的电压线圈经其端子并接在100V电压母线上。微机保护单元计量电压与保护电压统一为一种电压端子。

3）控制回路

（1）合分闸回路

合分闸通过合分闸转换开关进行操作，常规保护为提示操作人员及事故跳闸报警需要，转换开关选用预合-合闸-合后及预分-分闸-分后的多档转换开关。以使利用不对应接线进行合分闸提示与事故跳闸报警，国家已有标准图设计。采用微机保护以后，要进行远分合闸操作后，还要到就地进行转换开关对位操作，这就失去了远分操作的意义，所以应取消不对应接线，选用中间自复位的只有合闸与分闸的三档转换开关。

（2）防跳回路

当合闸回路出现故障时进行分闸，或短路事故未排除，又进行合闸（误操作），这时就会出现断路器反复合分闸，不仅容易引起或扩大事故，还会引起设备损坏或人身事故，所以高压开关控制回路应设计防跳。防跳一般选用电流启动，电压保持的双线圈继电器。电流线圈串接于分闸回路作为启动线圈。电压线圈接于合闸回路，作为保持线圈，当分闸时，电流线圈经分闸回路起动。如果合闸回路有故障，或处于手动合闸位置，电压线圈起启动并通过其常开接点自保持，其常闭接点马上断开合闸回路，保证断路器在分闸过程中不能马上再合闸。防跳继电器的电流回路还可以通过其常开接点将电流线圈自保持，这样可以减轻保护继电器的出口接点断开负荷，也减少了保护继电器的保持时间要求。

有些微机保护装置自己已具有防跳功能，这样就可以不再设计防跳回路。断路器操作机构选用弹簧储能时，如果选用储能后可以进行一次合闸与分闸的弹簧储能操作机构（也有用于重合闸的储能后可以进行二次合闸与分闸的弹簧储能操作机构），因为储能一般都要求10秒左右，当储能开关经常处于断开位置时，储一次能，合完之后，将储能开关再处于断开位置，可以跳一次闸；跳闸之后，要手动储能之后才能进行合闸，此时，也可以不再设计防跳回路。

（3）试验与互投联锁与控制

对于手车开关柜，手车推出后要进行断路器合分闸试验，应设计合分闸试验按钮。进线与母联断路，一般应根据要求进行互投联锁或控制。

（4）保护跳闸

保护跳闸出口经过连接片接于跳闸回路，连接片用于保护调试，或运行过程中解除某些保护功能。

（5）合分闸回路

合分闸回路为经合分闸母线为操作机构提供电源，以及其控制回路，一般都应单独画出。

4）信号回路

（1）开关运行状态信号由合闸与分闸指示两个装于开关柜上的信号灯组成：经过操作转换开关不对应接线后接到正电源上。采用微机保护后，转换开关取消了不对应接线，所以信号灯正极可以直接接到正电源上。

（2）事故信号有事故跳闸与事故预告两种信号，事故跳闸报警也要通过转化开关不对应后，接到事故跳闸信号母线上，再引到中央信号系统。事故预告信号通过信号继电器接点引到中央信号系统。采用微机保护后，将断路器操作机构辅助接点与信号继电器的接点分别接到微机保护单元的开关量输入端子，需要有中央信号系统时，如果微机保护单元可以提供事故跳闸与事故预告输出接点，可将其引到中央信号系统。否则，应利用信号继电器的另一对接点引到中央信号系统。

（3）中央信号系统为安装于值班室内的集中报警系统，由事故跳闸与事故预告两套声光报警组成，光报警用光字牌，不用信号灯，光字牌分集中与分散两种。采用变电站综合自动化系统后，可以不再设计中央信号系统，或将其简化，只设计集中报警作为计算机报警的后备报警。

5.变配电站继电保护

1）变配电站继电保护的作用

变配电站继电保护能够在变配电站运行过程中发生故障（三相短路、两相短路、单相接地等）和出现不正常现象时（过负荷、过电压、低电压、低周波、瓦斯、超温、控制与测量回路断线等），迅速有选择性发出跳闸命令将故障切除或发出报警，从而减少故障造成的停电范围和电气设备的损坏程度，保证电力系统稳定运行。

2）变配电站继电保护的基本工作原理

变配电站继电保护是根据变配电站运行过程中发生故障时出现的电流增加、电压升高或降低、频率降低、出现瓦斯、温度升高等现象超过继电保护的整定值（给定值）或超限值后，在整定时间内，有选择的发出跳闸命令或报警信号。

根据电流值来进行选择性跳闸的为反时限，电流值越大，跳闸越快。根据时间来进行选择性跳闸的称为定时限保护，定时限在故障电流超过整定值后，经过时间定值给定的时间后才出现跳闸命令。瓦斯与温度等为非电量保护。

可靠系数为一个经验数据，计算继电器保护动作值时，要将计算结果再乘以可靠系数，以保证继电保护动作的准确与可靠，其范围为1.3~1.5。

发生故障时的最小值与保护的动作值之比为继电保护的灵敏系数，一般为1.2~2，应根据设计规范要进行选择。

3）变配电站继电保护按保护性质分类

（1）电流速断保护：故障电流超过保护整定值无时限（整定时间为零），立即发出跳闸命令。

（2）电流延时速断保护：故障电流超过速断保护整定值时，带一定延时后发出跳闸命令。

（3）过电流保护：故障电流超过过流保护整定值，故障出现时间超过保护整定时间后发出跳闸命令。

（4）过电压保护：故障电压超过保护整定值时，发出跳闸命令或过电压信号。

（5）低电压保护：故障电压低于保护整定值时，发出跳闸命令或低电压信号。

（6）低周波减载：当电网频率低于整定值时，有选择性跳开规定好的不重要负荷。

（7）单相接地保护：当一相发生接地后对于接地系统，发出跳闸命令，对于中性点不接地系统，发出接地报警信号。

（8）差动保护：当流过变压器、中性点线路或电动机绕组，线路两端电流之差变化超过整定值时，发出跳闸命令称为纵差动保护，两条并列运行的线路或两个绕组之间电流差变化超过整定值时，发出跳闸命令称横差动保护。

（9）距离保护：根据故障点到保护安装处的距离（阻抗）发出跳闸命令称为距离保护。

（10）方向保护：根据故障电流的方向，有选择性的发出跳闸命令称为方向保护。

（11）高频保护：利用弱电高频信号传递故障信号来进行选择性跳闸的保护称为高频保护。

（12）过负荷：运行电流超过过负荷整定值（一般按最大负荷或设备额定功率来整定）时，发出过负荷信号。

（13）瓦斯保护：对于油浸变压器，当变压器内部发生匝间短路出现电气火花，变压器油被击穿出现瓦斯气体冲击安装在油枕通道管中的瓦斯继电器，故障严重，瓦斯气体多，冲击力大，重瓦斯动作于跳闸，故障不严重，瓦斯气体少，冲击力小，轻瓦斯动作于信号。

（14）温度保护：变压器、电动机或发电机过负荷或内部短路故障，出现设备本体温度升高，超过整定值发出跳闸命令或超温报警信号。

（15）主保护：满足电力系统稳定和设备安全要求，出现故障后能以最快速度有选择性的切除被保护设备或线路的保护。

（16）后备保护：主保护或断路器拒动时，用来切除除故障的保护。主保护拒动，本电力系统或线路的另一套保护发出跳闸命令的为近后备保护。当主保护或断路器拒动由相邻（上一级）电力设备或线路的保护来切除故障的后备保护为远后备保护。

（17）辅助保护：为补充主保护和后备保护的性能，或当主保护和后备保护检修退出时而增加的简单保护。

（18）互感器二次线路断线报警：电流互感器或电压互感器二次侧断线会引起保护误动作，所以在其发生断线后应发出断线信号。

（19）跳闸回路断线：断路器跳闸回路断线后，继电保护发出跳闸命令断路器也不能跳开，所以跳闸回路断线时应发出报警信号。

（20）自动重合闸：对于一些瞬时性故障（雷击、架空线闪路等）故障迅速切除后，不会发生永久性故障，此时再进行合闸，可以继续保证供电。继电保护发出跳闸命令断路器跳开后马上再发出合闸命令，称为重合闸。

重合闸一次后不允许再重合的称为一次重合闸，允许再重合一次的称为二次重合闸（一般很少使用）。有了重合闸功能之后，在发生故障后，继电保护先不考虑保护整定时间，马上进行跳闸，跳闸后，再进行重合闸，重合后故障不能切除，然后再根据继电保护整定时间进行跳闸，此种重合闸为前加速重合闸。

发生事故后继电保护先根据保护整定时间进行保护跳闸，然后进行重合闸，重合闸不成功无延时迅速发出跳闸命令，此种重合闸称为后加速重合闸。

（21）备用电源互投：两路或多路电源进线供电时，当一路断电，其供电负荷可由其它电源供电，也就是要进行电源切换，人工进行切换的称为手动互投。自动进行切换的称为自动互投。互投有利用母联断路器进行互投的（用于多路电源进行同时运行）和进线电源互投（一路电源为主供，其它路电源为热备用）等多种形式。对于不允供电电源并列运行的还应加互投闭锁。

（22）同期并列与解列：对于多电源供电的变电站或发电厂要联网或上网时必须满足同期并列条件后才能并网或上网，并网或上网有手动与自动两种。

4）变电站继电保护按被保护对象分类

（1）发电机保护

发电机保护有定子绕组相间短路，定子绕组接地，定子绕组匝间短路，发电机外部短路，对称过负荷，定子绕组过电压，励磁回路一点及两点接地，失磁故障等。出口方式为停机，解列，缩小故障影响范围和发出信号。

（2）电力变压器保护

电力变压器保护有绕组及其引出线相间短路，中性点直接接地侧单相短路，绕组匝间短路，外部短路引起的过电流，中性点直接接地电力网中外部接地短路引起的过电流及中性点过电压、过负荷，油面降低，变压器温度升高，油箱压力升高或冷却系统故障。

（3）线路保护

线路保护根据电压等级不同，电网中性点接地方式不同，输电线路以及电缆或架空线长度不同，分别有：相间短路、单相接地短路、单相接地、过负荷等。

（4）母线保护

发电厂和重要变电所的母线应装设专用母线保护。

（5）电力电容器保护

电力电容器有电容器内部故障及其引出线短路，电容器组和断路器之间连接线短路，电容器组中某一故障电容切除后引起的过电压、电容器组过电压，所连接的母线失压。

（6）高压电动机保护

高压电动机有定子绕组相间短路、定子绕组单相接地、定子绕组过负荷、定子绕组低电压、同步电动机失步、同步电动机失磁、同步电动机出现非同步冲击电流。

6.微机保护装置

1）微机保护的优点

（1）可靠性高：一种微机保护单元可以完成多种保护与监测功能。代替了多种保护继电器和测量仪表，简化了开关柜与控制屏的接线，从而减少了相关设备的故障环节，提高了可靠性。微机保护单元采用高集成度的芯片，软件有自动检测与自动纠错功能，也有提高了保护的可靠性。

（2）精度高，速度快，功能多。测量部分数字化大大提高其精度。CPU速度提高可以使各种事件以ms来计时，软件功能的提高可以通过各种复杂的算法完成多种保护功能。

（3）灵活性大，通过软件可以很方便的改变保护与控制特性，利用逻辑判断实现各种互锁，一种类型硬件利用不同软件，可构成不同类型的保护。

（4）维护调试方便，硬件种类少，线路统一，外部接线简单，大大减少了维护工作量，保护调试与整定利用输入按键或上方计算机下传来进行，调试简单方便。

（5）经济性好，性能价格比高，由于微机保护的多功能性，使变配电站测量、控制与保护部分的综合造价降低。高可靠性与高速度，可以减少停电时间，节省人力，提高了经济效益。

2）微机保护装置的特点

微机保护装置除了具有上述微机保护的优点之外，与同类产品比较具有以下特点：

(1)品种齐全：微机保护装置，品种特别齐全，可以满足各种类型变配电站的各种设备的各种保护要求，这就给变配电站设计及计算机联网提供了很大方便。

（2）硬件采用最新的芯片提高了技术上的先进性，CPU采用80C196KB，测量为14位A/D转换，模拟量输入回路多达24路，采到的数据用DSP信号处理芯片进行处理，利用高速傅氏变换，得到基波到8次的谐波，特殊的软件自动校正，确保了测量的高精度。利用双口RAM与CPU变换数据，就构成一个多CPU系统，通信采用CAN总线。具有通信速率高（可达100MHZ，一般运行在80或60MHZ）抗干扰能力强等特点。通过键盘与液晶显示单元可以方便的进行现场观察与各种保护方式与保护参数的设定。

（3）硬件设计在供电电源，模拟量输入，开关量输入与输出，通信接口等采用了特殊的隔离与抗干扰措施，抗干扰能力强，除集中组屏外，可以直接安装于开关柜上。

（4）软件功能丰富，除完成各种测量与保护功能外，通过与上位处理计算机配合，可以完成故障录波（1秒高速故障记录与9秒故障动态记录），谐波分析与小电流接地选线等功能。

（5）可选用RS232和CAN通信方式，支持多种远动传输规约，方便与各种计算机管理系统联网。

（6）采用宽温带背景240×128大屏幕LCD液晶显示器，操作方便、显示美观。

（7）集成度高、体积小、重量轻，便于集中组屏安装和分散安装于开关柜上。

3）微机保护装置的使用范围

（1）中小型发电厂及其升压变电站。

（2）110kV/35kV/10kV区域变电站。

（3）城市10kV电网10kV开闭所

（4）用户110kV/10kV或35kV/10kV总降压站。

（5）用户10kV变配电站

4）微机保护装置的种类

（1）微机保护装置共有四大类。

（2）线路保护装置

微机线路保护装置微机电容保护装置微机方向线路保护装置

微机零序距离线路保护装置微机横差电流方向线路保护装置

（3）主设备保护装置

微机双绕组变压器差动保护装置微机三绕组变压器差动保护装置

微机变压器后备保护装置微机发电机差动保护装置微机发电机后备保护装置

微机发电机后备保护装置微机电动机差动保护装置微机电动机保护装置

微机厂（站）用变保护装置

（4）测控装置

微机遥测遥控装置微机遥信遥控装置微机遥调装置微机自动准同期装置

微机备自投装置微机PT切换装置微机脉冲电度测量装置

微机多功能变送测量装置微机解列装置

（5）管理装置单元

通信单元管理单元双机管理单元

5）微机保护装置功能

微机保护装置的通用技术要求和指标（工作环境、电源、技术参数、装置结构）以及主要功能（保护性能指标、主要保护功能、保护原理、定值与参数设定，以及外部接线端子与二次图）详见相关产品说明书。

7.220/380V低压配电系统微机监控系统

1）220/380V低压配电系统特点

（1）应用范围广，现在工业与民用用电除矿井、医疗、危险品库等外，均为220/380V，所以应用范围非常广泛。

（2）低压配电系统一般均为TN—S，或TN—C—S系统。TN—C系统为三个相线（A、B、C）与一个中性线（N），N线在变压器中性点接地或在建筑物进户处重复接地。输电线为四根线，电缆为四芯，没有保护地线（PE），少一根线。设备外壳，金属导电部分保护接地接在中性线（N）上，称为接零系统，接零系统安全性较差，对电子设备干扰大，设计规范已规定不再采用。

TN—S系统为三个相线，一个中性线（N）与一个保护地线（PE）。N线与PE线在变压器中性点集中接地或在建筑物进户线处重复接地。输电线为五根，电缆为五芯。中性线（N）与保护地线（PE）在接地点处连接在一起后，再不能有任何连接，因此中性线（N）也必须用绝缘线。中性线（N）引出后如果不用绝缘对地绝缘，或引出后又与保护地线有连接，虽然用了五根线，也为TN—C系统，这一点应特别引起注意。TN—S或TN—C—S系统安全性好，对电子设备干扰小，可以共用接地线（CPE），，采用等电位连接后安全性更好，干扰更小。所以设计规范规定除特殊场所外，均采用TN—S或TN—C—S系统。

（3）220/380V低压配电系统的保护现在仍采用低压断路器或熔断器。所以220/380V只有监控没有保护。监控包括电流、电压、电度、频率、功率、功率因数、温度等测量（遥测），开关运行状态，事故跳闸，报警与事故预告（过负荷、超温等）报警（遥信）与电动开关远方合分闸操作（遥控）等三个内容（简称三遥），而没有保护。

（4）220/380V低压配电系统一次回路一般均为单母线或单母线分段，两台以上变压器均为单母线分段，有几台变压器就分几段，这是因为用户变电站变压器一般不采用并列运行，这是为了减小短路电流，降低短路容量，否则，低压断路器的断开容量就要加大。

（5）220/380V低压配电系统进线、母联、大负荷出线与低压联络线因容量较大，一般一路（1个断路器）占用一个低压柜。根据供电负荷电流大小不同，一个低压开关柜内有两路出线（安装两个断路器），四路出线（安装四个断路器），以及五、六、八与十路出线，不象高压配电系统一个断路器占用一个开关柜。因此低压监控单元就要有用于一路、两路或多路之分，设计时要根据每个低压开关的出线回路数与低压监控单元的规格来进行设计。

（6）低压断路器除手动操作外，还可以选用电动操作。大容量低压断路器一般均有手动与电动操作，设计时应选用带遥控的低压监控单元，小容量低压断路器，设计时，大多数都选用只有手动操作的断路器，这样低压监控单元的遥控出口就可以不接线，或选用不带遥控的低压监控单元。

2）220/380V低压配电系统微机监控系统的设计

（1）220/380V低压配电系统微机监控系统首先根据一次系统及用户要求进行遥测、遥信及遥控设计。

（2）测量回路设计

A测量部分的二次接线与高压一样，电流回路串联于电压互感器二次回路，电压回路并联于电压测量回路。由于220/380V低压配电系统没有电压互感器，电压测量可以直接接到220/380V母线上，和电度表电压回路一样一般可以不加熔断器保护，但柜内接线应尽量短，有条件时最好加熔断器保护，以便于检修。

B电度测量可选用自带电源有脉冲输出的脉冲电度表，对于有计算功率与电度功能的低压监控单元，只作为内部计费时，可以不再选用脉冲电度表。

C选用有显示功能的低压监控单元，可以不再设计电流、电压表，选用不带显示功能的低压监控单元时还应设计电流或电压表，不应两种都设计。

（3）信号回路设计

设计时，低压断路器要增加一对常开接点接到低压监控单元开关状态输入端子上。有事故跳闸报警输出接点的，再将其接到低压监控单元事故预告端子上。

（4）遥控回路设计

低压监控系统的遥控设计比较简单，电动操作的低压断路器都有一对合分闸按钮，只要将低压监控单元合分闸输出端子分别并在合分闸按钮上即可，必要时，可设计一个就地与遥控操作转换开关，防止就地检修开关时，遥控操作引起事故。

（5）供电电源与通信电缆设计

低压监控单元电源为交流220V供电，耗电量一般只有几瓦，设计时将其电源由端子上引到一个220V/5A两极低压断路器上，再引到开关柜端子上，然后统一用KVV—3×1.0电缆集中引到低压柜一路小容量出线上。需要时可加一个UPS电源。

通信电缆一般距离不超过200米可选用KVV—3×1.0普通屏蔽控制电缆，超过200米时应选用屏蔽双绞线（最好选带护套型）或计算机用通信电缆。

8.变配电站综合自动化系统

1）系统组成

高压采用微机保护，低压采用监控单元，再用通信电缆将其与计算机联网之后就可以组成一个现代化变配电站管理系统——变配电站综合自动化系统。

2）变配电站综合自动化系统设计内容

A高压微机保护单元（组屏或安装在开关柜上）选型及二次图设计。

B低压微机监控单元（安装在开关柜上）选型及二次图设计。

C管理计算机（放在值班室，无人值班时可放在动力调度室）选型。

D模拟盘（放在值班室或调度室）设计。

E上位机（与工厂计算机或电力部门调度联网）联网方案设计。

F通信电缆设计（包括管理计算机与上位机）。

3）管理计算机

管理计算机可根据系统要求进行配置。

4）模拟盘

用户要求有模拟盘时，可以设计模拟盘，小系统可以用挂墙式，大系统用落地式，模拟盘尺寸根据供电系统一次图及值班室面积来决定。模拟盘采用专用控制单元，将其通信电缆引到管理计算机处。模拟盘还需要一路交流220V电源，容量只有几十瓦，设计时应与管理计算机电源一起考虑。

电站继电保护论文例2

中图分类号：TP2 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2012）12（a）-0124-01

1 变电站系统中继电保护的基本任务和主要作用

1.1 基本任务

在变电站系统当中，继电保护的基本任务包括以下几个方面的内容。

（1）迅速、自动、有选择地控制特定的断路器跳闸，借此来对系统或是线路中发生故障的元器件进行保护，避免故障继续扩大或持续对元器件造成破坏。

（2）能够对变电站中各种电气设备的异常运行情况进行反映，并按照预先设置好的运维条件，发出相应的报警信号，同时减轻负荷，并自动完成跳闸。在这一过程中，通常不要求继电保护装置快速动作，只需要保护装置按照异常现象对电力系统及其各个元器件形成的危害程度进行相应地延时，以此来防止因干扰造成的误动作。

1.2 主要作用

当电网出现故障时，会引起以下问题：其一，造成系统中的电压急剧降低，这样极易引起用户负荷的正常工作被破坏；其二，在故障发生的位置处一般都会产生出较大的短路电流，由此引发的电弧会对电气设备造成一定程度地破坏；其三，会影响发电机的运行可靠性，这样便有可能导致系统振荡，严重时甚至会造成整个电力系统崩溃；其四，由故障引起的电流再流经电气设备时，会引起设备发热，进而导致设备的使用寿命下降，若是电流过大还有可能造成设备损坏。变电站继电保护能够在故障发生时将故障位置迅速从线路当中切除，从而有效地减轻了故障的破坏程度，同时还使故障影响的范围进一步缩小，确保了电力系统的安全、可靠、稳定运行。

1.3 变电站继电保护分类

变电站的继电保护按照被保护对象的性质大致可分为以下几种类型：其一，发电机的继电保护。此类保护包括发电机外部短路、定子绕组相间接地短路及过电压、对称过负荷、失磁故障、励磁回路接地等等。其出口方式主要有解列、停机、信号传输以及缩小故障影响范围等等；其二，线路的继电保护。按照线路的实际电压等级、中心点接地方式以及线路长度等又可分为相间短路、单相接地、过负荷等等；其三，变压器的继电保护。具体包括绕组短路、过负荷、中性点过电压、油箱压力过高、油面降低、变压器温度升高以及冷却系统故障等等。

2 变电站继电保护自动化系统的技术分析

2.1 相关技术

（1）继电保护技术。目前，在我国电力系统快速发展的推动下，继电保护技术获得了长足进步，继电保护装置也从以往单一的元器件逐步发展成为大型的现代化设备。继电保护可以持续对电力系统的运行状况进行检测，一旦检测到系统当中出现故障时，相应的继电保护装置便会快速、准确地将故障位置从系统当中切除。继电保护装置的应用进一步降低了系统因故障造成的损失。继电保护装置正在朝着监测、通信、保护等功能一体化的方向发展，相信在不久的将来，其势必会实现电力系统的自动化控制。而想要实现这一目标，继电保护装置应当具备足够的灵敏性、速动性和选择性。

（2）变电站自动化系统。其具体包括自动化监控系统、自动装置以及继电保护装置等等，属于集多功能于一身的系统。自动化系统借助数字通信技术、网络技术可实现信息共享。由于系统取消了控制屏和表计等常用的传统设备，从而使控制电缆的使用大幅度减少，这样一来有效地缩小了控制室的总体面积，减轻了维护工作人员的劳动强度。

2.2 系统功能分析

继电保护自动化系统主要是从电力调度中心当中获取所需的信息，而调度中心能够提供给系统所需要的全部信息，因此，该系统的实现有充足的信息资源作为保障。

（1）对复杂故障准确定位的功能。通常情况下，复杂故障定位的研究大多是基于装置的测距原理。目前，较为常见的测距方法主要有以下两种：①A型测距法。该方法又被称之为单端电气量法，具体是指测量故障行波脉冲在母线与故障点的反射时间来进行距离测量，该方法的优点是无需通信、成本低，缺点是容易受到其它线路末端发射的影响，致使测距结果误差较大；②D型测距法。该方法又被称之为两端电气量法，主要是通过测量故障行波脉冲传送至母线两端的时间差来进行测距的，其优点是测量原理简单、结果准确可靠，缺点是必须在母线两端分别设置测量仪器并进行通信。

（2）辅助决策功能。当系统出现故障时，常常都会伴随出现保护误动作的情况。以往传统的故障分析一般都是依靠人来完成，这就使得分析结果经常会受到人的经验和水平等因素的影响。而继电保护自动化系统由于是收集了故障发生前后的系统运行状态信息和相关的故障报告，所以能够进行模糊分析，并根据继电保护以及故障录波的采样数据来完成精确计算，这样便可以快速、准确地对故障进行判断，从而实现故障恢复的继电保护辅助决策。

（3）继电保护的状态检修。通过对相关统计数据的分析可知，导致继电保护装置误动作的主要原因有装置设计缺陷、生产质量问题以及二次回路维护不良等等。而微机型继电保护装置本身具有自检功能，并且还具备存储故障报告的能力，为此，能够利用继电保护自动化系统来实现状态检修。

3 结论与展望

总而言之，实现变电站继电保护对系统运行的自适应，若是按照整定计算会非常复杂，并且还有可能出现以下问题：其一，保护范围缩小、保护动作延时的时间延长；其二，系统有可能被迫退出一些受运行方式影响较大的保护；其三，还有可能发生失去配合的情况。凭借当前现有的技术力量和相关设备，并利用继电保护自动化系统，能够采集到每一次故障发生时周围系统的数据，然后通过线路短的故障电压和电流，可对线路的参数进行校核及修正，这样便能够实现线路参数的自动监测，但是却不能实现准确、快速判断出继电保护装置整定值的可靠性。为此，在未来一段时期内，应针对继电保护自动化系统在这个方面上的问题进行研究，这有助于继电保护自动化系统的实现。

参考文献

[1] 马益平.变电站自动化系统的应用体会和探讨[J].电力自动化设备，2010（5）.

[2] 王中元.在变电站综合自动化系统中有关继电保护问题[C]//第三届电力系统与电网技术综合年会论文集，2009（5）.

电站继电保护论文例3

智能变电站继电保护配置在电气元件出现故障时能够发生警告和短路器跳闸指令，是避免故障发展的自动化设备。继电保护配置也是对电网中保护元件自动化硬件设备。随着变电站的不断发展，智能电站是目前电网系统建设的主要内容，同时也是电站向着智能化和自动化发展的一个重要的阶段。而其智能化以及自动化实现对供电系统的稳定以及安全有着积极的意义。最近几年中，社会经济迅速发展，科学技术不断提高，智能变电站尤其是机电保护配置的地位也越来越凸显。因而，做好智能变电站继电保护装置的研究具有深刻的现实意义。

一、智能变电站继电保护配置的现状

当前，先进的智能变电站使用的都是可靠和先进的设备，是以实现全站信息数字化，采用自动化程序来采集信息、控制信息以及对电网进行检测和保护的电站。而且，智能变电站还具备了电网控制和调节的功能，能够在线决策以及互动。智能化就是实现了人性化，让变电站同人一样能够调节电网。如果电网中的电压负荷开始增加，其就会送出需求电量，相反，如果负荷下降时就会减少电量输送，这样就能够确保能源得到节约，实现电能能源的节省。

当前，我国的智能变电站尽管不是很多，而且还处于推广的阶段，但是同常规的变电站相比，智能变电站的设备实现了可视化，通过告警和防误等功能能够避免检修过程中和故障出现时需要停电的问题，而其主要的设备的寿命也得到了延长。此外，智能变电站的占地面积同常规的变电站占地相比要少，其优势十分明显。智能技术和设备的发展为减少智能站投资提供了条件。在不久的未来。智能变电站的建设会越来越广泛，其经济性和前景都是良好的。

智能变电站有设备层、间隔层、站控层三层。其中设备层也叫过程层，主要是提供设备构成、单元合并和电能分配等功能的。间隔层则是实现长距离信息输出和输入以及控制通信功能的。站控层中主要有自动化系统和通信系统等，是实现向全站或设备进行测量和控制，完成数据采集、监视、电量采集以及信息保护等功能。

二、继电保护配置

（一）过程层保护

在继电保护配置中的过程层继电保护主要是对快速跳闸的事件进行保护的。诸如，变压器差动、母线差动保护等等。在实践中，过程层保护的定值是固定的，而且不会受电网系统模式变化的影响。

线路保护：过程层的线路保护装置通常是以纵联差动或者纵联距离为主保护的，其后备保护主要是处于集中式的保护设备当中的。对单端电路来说，线路保护设备是通过光纤通信口对侧线路保护设备通信的基础上，来实现纵联保护的。变压器保护：对于变压器保护中的过程层来说，采用的是分布式的配置方法，以实现差动保护，其后备保护也采用的是集中的方式。智能变电站中的变压器以及母线保护都是可以作为多端线路来采取保护措施的。

（二）变电站层保护

变电站层中的继电保护配置使用的是集中后备保护模式。实践中，智能变电站中的这种保护模式使用的是自适应和实时管理的技术，能够实现广域保护的功能。这种保护模式为变电站中的各个元件提供了保护的作用，而且还为相邻的元件也提供了后备保护。独立后备保护主要是采集变电站元件和电流信息以及短路设备等，而且还能够接收相邻的变电站中的故障信息，并且进行分析，做出判断。在结合整定计算方法的基础上，从不同的运行模式当中确定整定方案，站中的保护设备要根据实时参数确定系统的运行情况。选择好运行方式以后，继电保护就会切换到定值范围内，达到保护目的。

三、继电保护配置发展趋势

（一）以广域信息为基础的电网保护

当前，国内对于电网继电保护的理解还停留在断层线上。以广域电网信息为基础的电网保护是目前研究的一个新的热点。广域保护系统主要是由以下部分组成：实时动态监测系统，实现广大地区电力的监测和分析。安装在电力系统的调度中心；为实现自动广域控制，可在控制中心网络以及自动电力系统中安装实时控制系统。当电网出现故障时，广域保护在第一时间内就能够进行保护。广域保护系统包含了异常电压控制、发电机阀控制、切割机、频率等等，实现了广域安全自动控制的功能。而且还能够实现紧急安全控制，避免给参数的稳定带来损伤。当系统处于异步振荡当中是就会形成大量的稳定的子系统，干扰其以使得其失去稳定性，防止系统崩溃。

（二）主动化瞬态保护

瞬态保护是在检测基础上形成的高瞬态传输线路保护。其主要是利用瞬时频率特征和暂态行波进行保护的。数量的瞬态保护可以不受电源频率的影响，其有着高反应速度、高精度的特点。而且还具有系统摇摆、过度电阻等优点。新的数量的瞬态保护设置同样也具备了滤波器的优点。这是继电保护配置未来的一个主要发展趋势。

四、结论

电力系统中的电力元件如果是在没有继电保护时是不能够运作的。一般把确保电力元件安全的装备称为继电保护装置。智能变电站中的继电保护配置是其中的一个不可缺少的部分，对于电网的安全运行有着重要的影响，因此研究继电保护配置发展具有现实意义。

参考文献：

[1]徐晓菊.数字化继电保护在110kV智能变电站中的应用研究[J]. 数字技术与应用，2011，10：78.

[2]李锋，谢俊，兰金波，夏玉裕，钱国明. 智能变电站继电保护配置的展望和探讨[J]. 电力自动化设备，2012，02：122-126.

电站继电保护论文例4

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）14-0108-01

伴随着IEC-61850标准的应用与推广，电气智能化设备的逐步发展，尤其是电子互感设备、智能短路器等设备的使用，变电站的自动化技术步入了数字化时期。在IEC-61850标准中规定的数字化保护设备同以往的继电保护设备在结构方面存在较大的差别，以往的检测方法已无法满足当前需求，数字化变电站的保护检测方法、检测内容都发生了较大的变动。文章就数字化变电站继电保护测试技术的相关内容进行论述。

1 当前数字化变电站的检测技术发展情况

数字化的变电站是由智能一次设备、电子互感设备及网络二次设备共同分层构成的，基于IEC-61850标准的层面，完成了变电站内部智能设备的互相操作及资源共享，可以符合现今变电站平稳、安全、可靠运行等方面的需求。对于电力系统来讲，继电保护设备是其关键构成部分之一，对整体电力体系的日常运转都产生影响，继电保护的检测能力直接关联着继电保护设备工作的质量及能力，良好、准确的利用继电保护检测技术可以增强继电保护的水平，进而为人们提供平稳、安全的电能。

针对现今我国应用的数字化继电保护检测技术来讲，大多是以保护检测设备为主，依旧停滞在对单一设备开环检测的层面上，其可以实行的也只局限在检测单套保护设备的功能方面，在检测整体电力体系和闭合的检测系统方面存在较大的技术漏洞，同时在检测继电保护设备时也具有一定困难。从上述问题中发现，此种检测技术所获取的数据也无法对电力体系的实际状况进行反应，仅可以在检测二次设备的硬件或者软件方面进行应用。基于IEC-61850标准进行的继电保护检测，应用通信与保护分类的方法，其缺点在于检测操作复杂、工作效率较低、人工作业强度较大等。

数字化的继电保护同以往的继电保护之间存在较大的区别，主要体现为以下几方面内容：其一，硬件的结构。以往的继电保护硬件结构包含开关量的输出与输入接口、模拟量的输入单元接口、处理数据单元等，而处理的信号也一般来自EVI或ETC的信息，同以往的保护不同，数字化的继电保护硬件结构主要包含中央处理、光接口、开入及开出等。其二，传递数据的方法。以往的继电保护是利用电缆作为传递信号的途径，从保护设备进行处理信号，把结果经过网络传递到后台的监控体系中，但是，基于IEC-61850标准的数字化变电保护，是通过光电互感的方法，将收集到的数据利用内部转换的形式经过光线传递到合并单元中，然而再由合并单元把传递来的信号进行贴标签，传递到过程总线中，从而获取相关数据资料。基于这种形势下，数字化保护装置之间传递信号实现了网络化，摒弃了原来连接电缆进行检测的方法，重新开发新的检测系统，保证检测结果可以对电力体系的实际情况进行反应。

2 数字化变电站继电保护体系的相关标准

创建数字化变电站的继电保护检测技术体系需要确保其可以满足一定的技术标准，具体包含以下内容。

①确保检测体系的适用性。针对当前合并单元应用信息所支持的标准为IEC-60044及IEC-61850，前者为串口，传递报文的格式为FT3，点对点进行传递，速率为0.3125 BMyte；后者应用以太网作为借口，可以进行网络传递，速率为1.25 BMyte，连接口的特征和传递速率是根据标准的不同而变化的，IEC-61850标准可以实现资源共享，为数字变电站的进一步发展夯实基础。

②确保检测体系的实时性。检测体系使一项具有仿真电磁计算、数据收集大包及发送、解析报文等功能的体系。所以，应对通讯接口的处理时间进行科学化的控制及计算，从而确保设备动作时间的作用与继电保护的标准相吻合。利用减少接口位置处理实现，增强保护信息的传递速率来确保检测体系的实时性。

③确保检测体系的同步性。检测体系中的数字保护装置及单体数字光转换设备在进行资源传输时应确保符合同步性的标准，确保判断保护动作的电流、电压等数据是在同一点收集的，防止出现因为收集位置不同，数字幅度变化较大而出现误差，导致继电保护设备误动情况的出现。

④确保检测体系的规模性。想要确保数字化变电站中二次系统整体检测的准确性，应确保多项数字保护设备共同连接，信息传递途径通畅、富足，同时应用环闭检测的方法对系统的整体性进行检测。

3 创建数字化变电站继电保护检测体系的方法

创建数字化的变电站中继电保护设备检测体系，应以创建硬件平台为基础，对系统内部的检测结构进行完善，同时关注系统功能性的检测，确保创建的检测体系可以高效的符合数字化保护的标准。

建设检测硬件平台体系需要以电力体系中的方针全数字设备为核心，同时应用光数据转变结构对电压的信号进行转换，确保传递的弱电压变成IEC-61850标准中的报文，同时通过光纤的形式传递到待检继电保护装置中。PWF-2T能够接纳数字化继电保护设备传递的动作信号，并将其分解成模拟开关的信号，反馈到ADPSS中，形成闭环检测数字化继电保护的体系。此种仿真设备是基于性能较高的服务器机群层面上，全面应用机群高速及节点多的特点，利用网络计算机并行方法对相关数据进行分解，同时实时控制仿真的过程。创建完整的二次网络体系，可以完成二次装置的互相连接，同时确保其可以在不同的工作环境中都进行检测，确保测试的数据结构精准、客观、真实、完整，进而良好的预防误动情况的出现。另外，在完成上述操作的同时，还可以加设一般的收集合并单元或者操作智能设备等，从而确保检测数据可以对数字化变电站的真实工作状态进行反应。

4 结 语

总而言之，数字化的变电站继电保护检测方法可以确保继电保护设备的稳定工作、安全运行。伴随着电气自动化水平的不断提高，继电保护检测方法也需要发展。为了进一步符合变电站保护设备工作要求，应对当前的检测方法进行转变及完善。利用多种方法增强继电保护检测技术的能力，确保人们用电稳定、安全。因此，对数字化变电站继电保护检测技术进行分析是十分重要的事情，值得相关工作人员深入思考。

参考文献：

电站继电保护论文例5

随着我国经济和社会的不断发展，我国的电力事业也在不断进步，为了满足人们生产和生活的需求，电网改革的进程也在不断推进。常规和数字变电站在稳定性和规范性等方面都存在一定的缺陷，我国电网的《智能变电技术导则》推行智能化的变电技术，经过一段时期的实践证明，智能变电技术能够大大提高工作的效率，作为智能变电站的重要保护方式，数字化继电保护的应用为变电站的平稳运行提供了基本的保障。因此，本文对数字化继电保护在智能变电站中的应用进行探究具有重要意义。

1 110kV智能变电站的设备保护配置

（1）线路保护。110kV的站内保护与其控制功能应该结合起来，进行单套设置，保护线路的直接采样和重合闸等功能。在线路间隔的内部进行监控设备的设置，只与一个网络进行信息的交换，即GOOSE网，对点连接也是重要的数据传输的方式，主要通过光纤和SV网络的传播。（2）变压器的保护。关于变电站相关的规范和指导，根据变电站相关的规范和指导，变压器保护采用主保护和后备保护一体化的双套保护配置，各侧的智能终端盒合并单元都采用双套配置，间隙和中性点电流并在一起流入相应侧的合并单元，当主变动作时，直接跳各侧断路器。（3）母联分段保护。此保护方式与线路保护的方案和原理具有一致性，唯一的不同点在于结构的复杂程度更低。母联保护装置不需要进行数据交换，能够进行直接采样和跳闸，原因是不需要直接与智能的终端相连接。此保护过程可以通过SV网来实现。

相关的规范对保护的使用配置进行了规定，对于110kV的智能变电站来说，单套配置在保护中较为常见。此外，在进行保护的同时，还要进行有效的控制，当母线保护不动作时，可以利用网络进行传输，为设备的平稳运行提供保障。

2 110kV智能变电站的继电保护原则

相对于高压的变电站来说，110kV变电站的级别较低，配置的相关设备也较为简单，其继电保护配置的原则需要满足以下几点：

（1）在传统的可靠和准确的基础上，智能变电站对安全性的要求更高，考虑的方面应该更加全面；（2）信号传播过程中涉及到的网络，例如GOOSE网络和SV网络等，之间的独立性较强，对彼此不进行干涉，此外，数据的控制器端口的独立性也较强，各个网络在进行继电保护时，不受其他网路的干扰；（3）当接线形式能够达到一定的标准之后，可以安装电子互感器来增强传输效果；（4）在应用的过程中，讲究装置一体化，实现控制、保护等功能的综合；（5）尽量使用集成安装的方式进行安装[1]。

3 数字化继电保护在110kV智能变电站中的应用

继电保护对于变电站的运行具有至关重要的作用，也是维持电力网平稳运行的关键防线。智能化的变电站在功能上与传统的变电站的区别不大，要在传统的基础上对继电保护的方式进行调整，主要是通过加强保护设备之间的交流来实现。数字化继电保护主要是通过电子互感器、断路器以及智能化的单元来实现的，光纤是信息传播和设备连接的主要介质，实现了网络化的信息传播。针对数字化继电保护的特点，有以下应用：

（1）变电站中的保设备需要接受电压与电流模拟量，数字化的继电保护中，需要使用光数字信号来取代这些模拟量，这一过程需要利用合并器来实现。在此之前，需要对数据有跨间隔要求的那些装置，需要保证数据传播的统一和一致性。（2）一般情况下传统变电站所进行的继电保护需要直接跳闸，该过程使用的是直接点，而在智能变电站的数字化继电保护中，使用GOOSE的网络来进行信号传输和跳闸过程，在确定信号已经传播到智能的中断之后再进行跳闸。此措施能够大大提高继电保护的可靠性和准确性，为检修和扩建都提供了安全保护。（3）与传统的继电保护方式相比，数字化的继电保护进行信号传播时不再使用G00SE协议，而是在传统的基础上进行升级处理，施工GPPSE报文来进行信号的网络传输。智能变电器出现了优先级别。若需要对继电保护装置信号的传输精确度进行检验，则可以在整组的基础上进行传动实验[2]。（4）数字化的继电保护需要通过光纤数字电压以及数字信号的传播来实现，需要注意的是，数据是否同步传播对于继电保护的效果具有很大影响，因此，需要进行同步测试，例如，母差保护、变压器的差动保护，并对间隔数据进行同步验证。（5）在数字化的继电保护中，光纤以太网的检验对象主要是光的收发器件功率以及在传输过程中产生的误码的概率，因此，利用数字化的方式进行检验，可以使用网络的负载模拟器以及错误分析仪等数字化工具[3]。（6）利用数字化的方式来检验合并单元。合并单元的监测标准主要是针对传输信号和传输电压的及时和准确性；对智能单元进行监测时，需要对数据传输的效率进行监测，对设备进行控制，对报文进行保护，并根据相关结果进行处理。

4 结语

为了满足社会发展的需要，电网改革的进程正在不断加快，智能变电站已经成为我国变电站的发展趋势，对智能化的变电站进行继电保护是维持电网稳定运行的重要途径，因此，使用数字化继电保护的方式对变电站进行保护具有重要意义，相关的工作人员需要对维护和监测技术进行熟练的掌握，明确保护步骤，及时发现变电站中的问题，并采取有效措施进行处理。

参考文献：

电站继电保护论文例6

为了能够有效提升供电质量，目前很多电力系统均开展了智能化改造，借助智能一体化操控技术，使无人值守式变电站得以实现[1]。继电保护装置是智能一体化技术的无人值守变电站的重要组成部分，为进一步优化继电保护在电力调控中的应用实效，以下就从继电保护在无人值守变电站电力调控中的应用作用出发，展开较为深入的探究，具体如下。

1继电保护在无人值守变电站调控中的应用作用

1.1继电保护装置与电力系统的协同关系

无人值守变电站通过信息采集、远程控制等智能一体化技术，能够对电力资源进行科学调度，与故障监控，从而保证电力资源的高效稳定供应。电力资源作为社会各界广泛需求的重要资源，因其自身特点所决定，当在电力运行过程中出现故障时，如果不采取有效地控制与解决措施，势必会造成大范围影响，因此无论是传统式的电力系统还是智能化无人值班变电站都不能在无继电保护的情况下运行。

1.2无人值班变电站电力调控中继电保护的运作机制

当变电站运行过程中出现系统故障时，继电保护自动化系统能够对所收集的故障信号进行系统分析，并迅速做出反应，经故障分析与判断后向调控中心反馈信号，调度员根据反馈信号，进入事故应急处理程序[2]。当出现故障，继电保护装置应及时对故障区域进行隔离或切断故障，从而有效避免故障的进一步影响，减少损失，并为接下来的合理调度与维护提供先决条件。

1.3无人值班变电站对继电保护装置的性能要求

通过以上分析可以看出继电保护装置是无人值守变电系统中的重要组成部分，无论是电力调度还是远程监控都离不开继电保护装置的协同配合。为保障无人值守变电站调控功能，继电保护装置应满足以下基本要点：（1）可靠性。电力系统无人值班化改造，其本质作用是在解放人力的同时，大幅提升供电服务效率，并有效避免人工操作带来的误差，提升供电质量与安全性[3]。因此为了能有效满足社会大众的用电需求，作为无人值班电力系统重要组成部分的继电保护装置必须具备足够的可靠性，从而确保供电系统的供电稳定。（2）灵敏性。当电力系统出现故障时，继电保护装置必须立即切断或隔离故障区域，从而有效避免故障的进一步影响，起到电力线路的保护作用，因此继电保护装置必须具备高灵敏系数，确保当通过电力系统远程监控装置监测到电力故障时，可马上实施保护操作。（3）选择性。选择性指的是当系统发生故障时，继电保护装置应有选择性的切除故障，以保证非故障部分继续运行，缩小停电范围。要求上下级保护之间保护定值必须配合，如果本线路拒动，则可由相邻电力设备切除故障，缩小停电范围。

2无人值班变电站继电保护装置运行中常见的故障问题

2.1灵敏性问题

通过上文分析可以明确灵敏性是继电保护装置的重要性能要求，因此为保证继电保护装置在电力调控中的优化应用，必须着重考虑此点[4]。灵敏性主要会受系统运行方式、保护整定值配合、设备质量以及保护装置设计是否合理所影响。例如如果保护整定值灵敏度不满足要求就会造成保护拒动；合闸辅助触点接触不良，则可能会对继电保护的切换功能造成影响，甚至可能烧毁开关合闸线圈。

2.2设备问题

继电保护功能会一定程度上受电力系统中的设备影响，例如系统中的电压互感器就对继电保护功能有着重要影响。电压互感器的使用率较为频繁，因此因电压互感器造成的继电保护故障就显得相对较多。例如如果电压互感器出现二次回路短路故障，将会出现很大的短路电流，如果没有及时采取措施，则可能烧坏电压互感器，进而对继电保护功能造成影响。

2.3网络信息传递延迟问题

无人值班变电站无论是电力调度还是实时监控，都需要借助网络信息技术，通过信号采集、传递等实现相关操作，因此除继电保护装置自身的敏感度、电力系统中相关设备以外，网络信息化建设也是实现优化继电保护应用实效的重要问题。如果信号收集、传递过程中出现问题，那么继电保护也就无法在无人值班的状态下实现自动切除故障，造成保护失灵；数据传输中断调度监控人员无法实时监控变电站运行情况，对电力调控质量造成严重影响。

3强化继电保护应用实效的优化措施

3.1开展装置与设备的定期维护及保护整定值的定期校核

继电保护装置与电力系统中的相关设备质量都会对继电保护功能起到一定影响，因此为保证无人值班变电站继电保护功能，助力电力调控的高效运行，变电站应当定期对继电保护装置与相关设备进行维护检修，重点检测其灵敏度，以及各元件的接触性能，如果存在问题，则应及时维修或更换，从而确保继电保护功能的有效应用。继电保护整定值是电网稳定运行的守护者，定值的正确与否直接影响电网的安全、稳定运行，保护的正确动作与整定值息息相关，当系统运行方式发生改变时，及时校核定值，校核灵敏度满足系统的要求，保证继电保护快速、灵敏的隔离或切除故障，为调控中心提供有效的数据，帮助调度监控人员正确、快速的分析、处理故障，使继电保护在电力调控中发挥积极的作用。

3.2强化继电保护装置的智能化建设

应用于无人值班变电站的继电保护装置应当确能够实现保护、监控、数据通讯的智能一体化[5]。继电保护装置不能只是收集故障信号，还能够借助网络、信息终端等实时信息在控制中心的相互传递。基于此种性能要求，变电站应当积极引入智能信息化技术，强化继电保护装置的智能化建设，并结合单位实际，引入适宜且高效的信息智能化操作系统。

3.3自适应控制技术的应用

无人值班变电站的继电保护功能需要能够在电力系统出现故障时，及时对电力线路及设备进行保护，引入自适应技术就是要强化继电保护中的保护作用。自适应控制技术最初源自航空领域，即随着飞行高度及速度，自动调节飞机运行的相关参数。而此种能够根据实际情况进行自动调节的保护工作，也与电力系统的保护需求不谋而合。随着信息技术的不断发展，这一技术已被逐步引入到电力系统中，因此变电站可尝试引入此类新型技术，进而强化继电保护的保护性能。

4结束语

综上所述，首先探讨了继电保护在无人值守变电站调控中的应用作用，之后分别从灵敏性、设备故障以及信息传递延迟等角度探讨了无人值班变电站继电保护装置运行中常见的故障问题，最后针对这些问题，提出了开展设备装置的定期维护、强化继电保护装置的智能化建设以及积极引入新技术等方面提出了强化继电保护应用实效的优化措施，希望能为相关人士提供些许参考作用。

参考文献

[1]梁志雍.电力系统自动化与继电保护关系研究[J].企业技术开发，2014，32：97-98.

[2]黄立文，蒋传文，刘海洋.电网继电保护远方操作的工程应用[J].江苏科技信息，2015，19：59-60.

[3]王智.继电保护在智能变电站中的应用分析[J].中国高新技术企业，2015，35：53-54.

电站继电保护论文例7

中图分类号TM77 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）86-0110-02

0引言

电厂中的继电保护及故障信息管理系统是通过网络、计算机以及通信技术等技术对电厂的运行状况与故障信息进行收集，便于有效为解决电厂故障提供较好的参考依据与解决方案。同时还有助于全面采集并分析故障信息，从而较好地实现电厂的设备的安全、稳定运行。

1电厂中的继电保护

电厂中继电保护主要包括发电机、线路保护部分、电动机、变频器及变压器等设备，较多的录波器、新型微机保护被广泛应用到电厂中，使得电厂的智能化与自动化水平提高。同时设备的误动或者保护拒动均可导致电力系统出现异常，因此确保继电保护装置的安全运行，加强人员的巡视检查力度十分必要。应用继电保护故障信息管理系统，可有效确保电厂电力系统的稳定运行。

2继电保护故障信息管理系统概述

电厂中设计继电保护与故障信息系统，应遵循标准化与规范化的原则，同时根据国际标准要求进行设计，确保系统的安全、良好运行。系统分成子站、分站以及主站三个部分，其中子站端设有向分站以及主站传送信息的接口，按照需要选择向分站或主站端传送的各类信息，而主站与分站之间无信息的交互。对于继电保护故障信息应根据调度管理的关系进行分层管理，促进电厂的安全运行[1]。

电厂采用继电保护及故障信息管理系统，可有效对联网的设备进行监督、保护，还可以对录波器当中设备出现的故障给予有效的收集、分析。此外还能够准确地对故障的性质与范围进行判断、处理分析等。最后将采集到的数据提供给数据库，便于进行有效的管理与开发，确保电力系统的安全运行，最终实现资源的共享。

3电厂中的故障信息管理系统

电厂中运用故障信息管理系统主要由主站于分站以及子站三个部分结构，能够有效提高电厂中的继电保护装置。同时更好地满足电厂的调度与管理的需要，大大提高了继电保护的自动化管理水平。

3.1主站的实现方式

3.1.1主站系统的构成

硬件的构成主要包括：前置采集机、数据库的服务器、分析工作站、维护工作站等内容。数据库服务器作为存放录波文件并进行管理；前置采集机作为与子站的通信设备系统，可以得到较好的获得信息。主站系统中的分析工作站是为了有关的人员提供电厂设备中的不同信息，同时对信息进行分析与查询以及统计；维护工作站时用于日常的维护，确保电厂的设备的安全运行。

3.1.2主站的功能

主站功能和分站功能相似，主站的主要功能为：查询统计功能、人机界面、分析与管理等功能。其中采集功能是指利用与子站的通信，对IED 设备的自检、扰动数据、动作、正常运行、故障与录波等信息进行收集。查询统计功能指的是系统对保护设备日常的运行给予统计与检索。人机界面功能是指由于系统设备较多， 假如使用对话框设备进行定位无法适应系统的需要， 因此系统借助GIS方式进行定位，确保全部的定位都能在地理图中完成。除此之外，主站功能中的分析功能主要分析保护设备的扰动数据以及录波文件等情况；主站功能的管理功能具有保护设备的台帐资料，还可进行系统的管理等[2]。

3.2子站系统

子站可有效确保故障录波器、继电的保护装置等自动装置的接入，进而实现信息的采集、存储、处理以及传输等服务的功能，其的可靠性与保护装置等同。子站系统与主站连接，通过以太网与各个保护装置连接，主要的保护装置有故障录波器和安全自动装置等设备。子站系统的TCP/IP协议一般采用103协议，通常采用的格式是103协议中的通信扰动数据，作为子站系统协议的故障录波数据。为了满足保护装置的扰动数据通信接口要求，保护工作人员要把收集的数据文件转换成指定的COMTRADE格式，同时，也有利于子站系统录波数据的分析和存储。子站系统在整个应用中相当于一个保护装置，保证了变电站、机电保护设备、故障录波器等装置一系列信息方面功能的正常使用，如基础设备的数据转发、分析和存储功能。采集数据是子站系统的主要功能，为了保证装置有效运行，应发现异常状况并进行及时处理。

子站系统采集的保护装置信息并传输到主站的有：1）保护装置出现故障之时造成的扰动数据；2）保护装置的当前运行数据；3）保护装置的自我检查信息；4）保护装置的压板状态和相关数据；5）保护装置的信号、故障时间和故障测量的距离；6）保护装置当前数据的模拟量；7）故障录波装置的功能数据及信息；8）通信口中保护装置的时钟数值修改的情况；9）被屏蔽软压板的具体信息以及装置定值信息，其他部分规定的必要信息等。

在电厂中运用故障信息管理系统与继电保护，确保电厂系统运作的安全性及稳定性；节约了成本并减少了维修开支；降低了电厂故障的发生率[3]。

4结论

综上所述，电厂运用继电保护与故障信息管理系统。有效确保了电厂继电保护装置的安全性，并对保护的动作进行准确的分析，进一步提高对故障信息的分析与处理能力，较快实现电厂继电保护装置的管理的自动化与网络化，确保电厂设备的可靠运行。

参考文献

电站继电保护论文例8

1 35kV变电站继电保护装置的基本要求

近年来，随着我国社会经济的飞速发展，电力资源已经成为各个领域十分依赖的资源，电力设备在各领域的运用也是越来越广泛。电力设备运行的稳定问题对于经济的正常发展十分重要，要想做到电力供应十分稳定，那么对电力设备的检修维护就是一份重要的工作。但就目前而言，我国电力系统中电力设备采用的基本都是计划检修，随着时代的发展，这种计划检修的维护手段已经开始不适应于整个社会，其显露出的缺陷也日益突出，这使得在电力设备检修维护上会出现人力、物力和财力的巨大浪费。35kV变电站继电保护也存在着同样的问题：由于35kV变电站主要是区域供电，所以变电站一旦出现问题将会导致整个供电区域电力系统的瘫痪。因此，35kV变电站继电保护装置的日常运行以及管理，是确保电力设备以及电力系统能够稳定运行的重要措施。

在一般情况下，当电力系统出现了线路或者元件故障的时候，继电保护装置将会在第一时间跳闸并报警，从而保护整个电力系统的稳定运行和用户的安全。因此，变电站的继电保护装置应具备以下要求：

1.1 选择性

所谓的选择性是指在电力系统发生故障的时候，继电保护装置能以最快的速度判断距离事故发生最近的相关设备，并且能够选择动作切除故障设备，从而保证整个电力系统的稳定运行和用户的人身安全。

1.2 迅速性

35kV变电站在发生电力事故后，保护装置应在最短的时间内动作，并且能够快速的阻断故障并进行系统保护，避免电力系统中因短路故障造成的严重破坏，能够尽量限制故障的影响范围，确保继电保护装置能有效的对电力设备进行保护。

1.3 灵敏性

保护装置的灵敏性是指在发生电力故障的时候，变电站继电保护装置对整个系统做出的断开动作要具有及时性和敏锐性，这样才能减少电力故障造成的危害，从专业角度来看，继电保护装置灵敏度衡量的重要指标之一就是继电保护装置的灵敏系数。

1.4 安全性

安全性是指在变电站发生电力系统故障的时候，所设置的继电保护装置能够快速的切断电力供应，保护电力系统的稳定，方法足够可靠，效率足够高，尽量避免发生故障不动作或者误动现象的发生。

2 35kV变电站继电保护装置的主要任务

近年来随着社会经济的不断发展，政府对电力系统建设投入逐年加大，35kV变电站的数量也迅速增长，增长的同时带来的是电力系统结构与运行方式的日益复杂化。目前继电保护装置还存在着很多的问题，晶体管继电保护装置在保护中存在灵敏度低、保护器关键部件易发生磨损、保护装置动作速度慢、抗震性差等都是影响保护装置稳定性的因素。所以，微机继电保护装置应运而生，并在国内35kV变电站中得到了十分广泛的应用。继电保护装置的任务主要包括以下几个方面：

2.1 保护装置监视电力系统的整体运行情况

35kV变电站一旦发生故障，会对整个供电区域造成很大的影响。继电保护装置应该具备监视整个电力系统运行情况的功能，在故障发生后的第一时间自动向距离故障最近的断路器发出指令，继电器自动跳闸，从而避免故障元件对电力整体运行造成很大影响。必须从保护整个电力系统安全的角度出发，按照规范规定的要求对继电保护装置进行设计和安装，将电力系统有机的连结成一个整体，这样才能保证变电站电力系统整体运行情况能够得到有效、科学的监视。

2.2 及时反馈相关电气设备的异常工作情况

通过继电保护装置监测电气设备工作状态，可以及时发现电力设备运行发生的异常状态，或者检测到电力设备需要进行维修，及时将故障信息反馈给值班人员。值班人员可以采用远程控制系统排除故障，或者组织人员进行维修。

3 35kV变电站继电保护装置的解决对策

3.1 加强日常维护检查

3.1.1 充分掌握继电保护装置的日常状态

继电保护设备是否处于较好的状态将会决定继电保护装置运行的可靠性，因此，收集并整理相关技术资料、严格进行设备图纸与设备的检测工作、做好日常运行巡查记录等，将会对继电保护设备的维护提供行之有效的帮助。

3.1.2 继电保护技术的创新。

引进、借鉴国内外先进的继电保护技术，吸取国外继电保护经验，并结合实际情况创新出完善的继电保护技术，不断推广与应用新型的继电保护技术，确保继电保护设备处于不断创新发展的状态，从而为继电保护装置提供坚实的基础。

3.2 强化继电保护的抗干扰性

3.2.1 采取抗干扰方法

继电保护装置的抗干扰性是系统稳定性的重要指标，供电企业应高度重视。当前，加强弱点系统的保护是继电保护系统抗干扰采用的主要方法，加强弱点系统能够阻止干扰进入到弱电系统中。对于该方法可以从以下两方面入手：一是做好干扰信号传播路径的防护工作，以此隔离相关的干扰信号；二是改善继电保护系统中的硬件装置，对一些设施进行改造或直接淘汰陈旧设施等。

3.2.2 加强抗干扰性的措施

3.2.2.1 采取各控制室分开接地的方式

将需要接地的各个控制室进行分开接地，如果没有进行分别接地，必然会导致接地线一端的电压会超过荷载，这样的过负荷运转会对继电保护设备的正常运转产生十分严重的影响。

3.2.2.2 采取可靠的方法降低接地装置的电阻

若是电力系统中的接地设备为电压、电流互感器等接地设备，则需要尽可能的降低这些互感器的接地电阻。这样不仅能够形成一个低阻抗特性的接地网络，还能有效的减小电流在流入过程中产生的电位差，从而有效降低对二次回路设备的干扰程度。

4 结论

本文对35kV变电站继电保护装置基本要求、首要任务以及存在问题的解决对策进行了分析与探讨，具有十分重要的意义。在我国社会经济发展及人民日常生产生活中，电力资源都是人们依赖的重要资源，加强35kV变电站继电保护设备的监控、维护、创新，能为我国电网的正常运行以及人民生产生活的正常发展提供良好的保障。

参考文献：

[1]赵前勇.35kV变电站继电保护对策[J].科协论坛（下半月），2013（10）：9-13.

电站继电保护论文例9

中图分类号：TP31 文献标识码：A

随着现代信息技术的发展提升以及智能化电网建设的不断加快，在现代化电网建设中，先进计算机信息应用技术以及网络通信技术、电力电子技术等，不仅在电网建设中的应用实现更为广泛，并且对于电网建设与发展的促进作用也越来越明显。电网建设与电力系统工作运行过程中，传统的后备保护方式不仅保护整定比较复杂，并且保护动作延时较长，电网运行过程中，一旦电网结构或者运行工况发生预设以外的变化时，电网的后备保护功能与作用很难得到保障，因而会对于整个电网的工作运行以及稳定性产生不利影响，基于网络通信以及广域测量技术的广域继电保护就是针对这种传统后备保护模式的问题，提出的一种电网运行保护新思路和新模式。广域继电保护模式在进行电网运行保护中，根据该保护模式的保护算法与分层系统结构情况，进行高效以及双向、实时、自愈、安全、可靠的通信网络构建，是广域继电保护模式实现的基础。本文将结合广域继电保护模式的分层系统结构特征，从广域继电保护模式中IED与变电站网络的接入实现，以及广域继电保护IED与电力通信网络的接入实现两个方面，对于基于MSTP平台的广域继电保护分层系统结构的网络拓扑设计进行分析论述。

1 广域继电保护的分层系统结构特征分析

广域继电保护作为电网运行保护的一种新模式以及电力系统的新增业务，其分层系统结构主要将整个保护网络分为三个结构层次，即接入层、汇聚层以及核心层。广域继电保护分层系统结构的通信网络设计中，关键是对于与数字化变电站网络以及电力通信网络的接入进行设计实现，以在满足广域继电保护功能的同时，不对于变电站以及电力通信网络中现有的业务功能产生影响。在该广域继电保护分层系统结构中，主要采用的是变电站信息集中和区域集中决策相协调的分层系统结构模式。在该分层系统结构中，变电站以及调度中心内部网络结构，在该结构中IED1到IEDn均表示智能电子设备，其中，子站中的广域继电保护IED被定义为TCU，主站中的广域继电保护的IED被定义为DCU，而调度中心的广域继电保护IED则被定义为MU，而目前所谓的广域继电保护主要是指实现同一电压等级下的线路保护；在广域继电保护分层系统结构中，通常情况下，从广域通信网络的结构层面上来看，同一电压等级的整个电网广域继电保护分层系统结构主要包含三个层次结构，即接入层以及汇聚层、核心层，在进行广域继电保护通信网络构建过程中，将整个广域电网看作是若干个有限区域共同组成，然后在每个区域选择其中的一个变电站作为主站，将所有区域的主站设置为汇聚层，对于子站TCU上传的信息内容进行汇聚，同时以主站为中心进行区域划分实现，将区域内部除主站外的其他变电站归结设置为子站，这样一来整个广域电网内的子站就构成了接入层，而广域电网的调度中心MU则是整个分层系统结构的核心层。

在广域继电保护的分层系统结构中，子站中的广域继电保护主要由信息采集单元和跳闸执行单元两个结构部分组成，其中，信息采集单元的主要功能作用包括，进行启动元件的判断以及被保护线路模拟量与开关量的测量等，并且在进行被保护线路模拟量测量中，进行模拟量测量预处理后，进行相量值的计算，并将计算所得的相量值与开关量通过远程通信网络传送到主站中；而在子站广域继电保护的跳闸执行单元结构部分，其主要功能为接受主站的控制命令，并在与本地的传统在后备保护进行综合决策后，进行相应断路器的跳合闸操作控制，同时上传指令到广域电网主站与调度中心结构部分。而在广域继电保护分层系统结构中，主站中的广域继电保护主要由信息采集单元与综合决策单元两个部分组成，其中信息采集单元在承担主站中的TCU任务，进行本区域内TCU上传信息的收集同时，进行调度中心下指令的接受；而主站中的广域继电保护综合决策单元，则具有定时根据子站上传信息进行广域继电保护运算，并且在区域内出现故障问题后，进行故障问题处理决策的制定与下发，以实现对于相关故障问题的切除控制。最后，广域继电保护的调度中心结构部分，主要是进行各区域广域继电保护系统运行情况以及全网实时拓扑结构、故障记录查询等的实施协调与监控。

2 广域继电保护IED接入变电站网络与电力通信网

2.1 广域继电保护IED接入变电站网络

对于广域继电保护IED接入变电站网络，需要结合数字化变电站网络的通信设计方案，在确定数字化变电站网络的通信方案后，进行广域继电保护IED接入变电站网络的设置实现。通常情况下，在数字化变电站通信中，应用较多的通信网络方案主要有独立过程网络与全站统一网络两种网络通信方案。其中，独立过程网络是一种比较容易实现的数字化变电站网络通信方案，而全站统一网络具有信息高度共享的特征优势，是数字化变电站通信网络的最终方案形态。以220kV的两电压等级数字化变电站为例，在广域继电保护TCU/DCU接入数字化变电站的全站统一网络拓扑结构中，数字化变电站的低压侧主要采用的是集中备用的双星形冗余网络拓扑结构，而在数字化变电站的高压侧，对于每一套单一间隔设备通过间隔交换机和本间隔内的合并单元以及断路器智能终端等过程层设备进行相互连接实现从而形成一个通信子网，数字化变电站的低压侧单一间隔设备则通过间隔交换机与集中备用交换机，与本间隔内的过程层设备进行相互连接实现。此外，对于上述网络拓扑结构中，跨间隔设备在高压侧是通过公共交换机与本间隔内过程层设备相连实现，低压侧保护则是通过另一公共交换机与连接实现。

2.2 广域继电保护IED接入电力通信网

广域继电保护IED与电力通信网的接入实现，则是在以MSTP作为传输平台的情况下，通过将广域继电保护的网络通信业务接入到电力通信网的方式，实现广域继电保护IED接入电力通信网，即为广域继电保护业务与变电站其他业务通过MSTP平台设备接入到电力通信网的传输模型结构。

3 广域继电保护分层系统结构的网络拓扑设计

根据上文所述可知，在进行广域继电保护分层系统结构的网络拓扑设计实现过程中，主要是以MSTP设备的接入或者说是以MSTP作为平台设计实现的。

首先，在进行广域继电保护分层系统结构的HVPLS网络拓扑结构设计过程中，接入MSTP平台设备的以太网接口业务主要包括，广域继电保护数据网、调度数据网、综合数据网等，各种业务通过不同以太网接口的接入，并以各自独立的虚拟网桥，实现相互连接。在广域继电保护模式中，分层系统结构的广域继电保护是一种集中式业务形式，保护区域内子站广域继电保护信息均向主站汇集，并最终汇集到核心层结构中，以组网方式实现点到多点、多点到点的网络通信传输结构形式。此外，在进行广域继电保护分层系统结构中信息传输方式以及过程的设计中，由于MSTP以太网业务处理单板具有汇聚功能，能够通过以太网进行多个接口的数据连接实现，因此，在进行广域继电保护分层系统结构信息传输方式与过程设计中，主要是以这种子站、调度中心以及主站等结构相互连接的方式设计实现，以满足广域网运行过程中，运行传输业务对于传输通道的带宽需求，同时对于降低广域网通信传输过程中的故障率也有着积极的作用。。

结语

总之，高效、稳定的网络通信是广域继电保护实现的基础，进行广域继电保护分层系统结构的网络拓扑设计，有利于促进广域继电保护在电网运行与建设中的推广应用，对于电网的安全稳定运行实现有着积极作用和意义。

参考文献

[1]丛伟，潘贞存，赵建国.基于纵联比较原理的广域继电保护算法研究[J].中国电机工程学报，2006（21）.

[2]李振兴，尹项根，张哲，等.分区域广域继电保护的系统结构与故障识别[J].中国电机工程学报，2011（28）.

[3]尹项根，李振兴，刘颖彤，等.广域继电保护及其故障元件判别问题的探讨[J].电力系统保护与控制，2012（05）.

[4]李振兴，尹项根，张哲，等.基于多信息融合的广域继电保护新算法[J].电力系统自动化，2011（09）.

[5]李振兴，尹项根，张哲，等.广域继电保护故障区域的自适应识别方法[J].电力系统自动化，2011（16）.

电站继电保护论文例10

中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2013）11-0225-01

十二五规划以来，智能电网越来越受到国家的重视，数字智能变电站作为智能电网的重要组成部分，赋予了传统变电站新的活力。目前，我国已经熟练掌握110kV、220kV、330kV、500kV、750kV等多个电压等级的智能变电站建设[1-2]。自2009年开始，我国开始在国内试点数字智能变电站；2012年开始进入了全面建设智能变电站阶段；计划到2015年时，新建变电站的智能化达到40%左右，将10%的原有变电站改造成数字智能变电站[3]。

1 变压器保护系统概况

数字智能变电站较传统电站而言，实现了利用电子通讯、人工智能技术对变电站进行一体化管理，并可以完成设备的故障诊断和决策分析等一系列功能，为电力系统的状态评估诊断，太阳能风能的引入等提供了有力支撑。从系统构成来看，数字智能变电站可分为站控层、间隔层、过程层、间隔通讯网、过程通讯网，五个部分构成三层两网的系统[4]。变压器继电保护系统是变电站继电保护系统中的重要组成部分，通常是以微机为基础的数字电路，其核心元件为CPU，软件系统为实时处理程序。

2 变压器故障诊断研究

在忽略变压器损耗的情况下，由基尔霍夫定律可知，流入各个节点的电流应该保持矢量和恒为零，但变压器内部存在故障说等于内部增加了一条故障支路，故障节点的电流矢量和不在为零，此时应对故障诊断。

智能变压器的故障可分为内部故障和外部故障两部分。内部故障指变压器油箱内的故障，主要包括：相间短路、匝间短路、单相接地等故障；外部故障指绝缘套管和引出线上的故障。数字智能变压器的内部故障诊断主要集中在暂态分析上，利用暂态分析变压器内部故障的关键在于匝间短路漏感参数的确定。

3 变压器继电保护系统

3.1 主保护

数字智能变电站变压器主保护分为差动保护和瓦斯保护两种。由基尔霍夫定律，变压器内部发生故障时差动电流很大，变压器各侧有电源时差动电流很小，当差动电流大于不平衡电流时，断路器开路，保护启动；变压器外部发生故障时差动电流很小，不平衡电流大于差动电流，保护不启动。因此，差动元件的动作电流一般要大于变压器额定电流的4～8倍。

3.2 后备保护

数字智能变电站变压器后备保护可分为复合电压过流保护、零序过流保护、中性点间隙保护、过负荷保护四种[3]。微机保护采用无死区、记忆性正序电压方向元件，来控制整个保护过程中的正方向。若此保护为相邻元件的则正方向为变压器指向母线；若为变压器的后备保护，则正方向相反。复合电压过流保护逻辑方框图见图1。

零序过流保护一般安装在110kV以上的变压器中性点位置，大型变压器零序过流保护一般为三段保护，仅最后一段无方向性。中性点间隙保护一般应用在中性点不接地的变压器中。过负荷保护一般分为发送警告信号、开启冷却风机、关闭有载调压三步。

3.3 变电站现场调试

对传统变电站变压器进行改造，得到改造后的数字智能变压器二次回路接线。现场调试过程中应注意对保护进行核实和测试，对带开关传动进行测试。保护动作时间是衡量保护装置性能的重要指标，对改造后的系统进行保护动作时间测试，看其是否满足要求。智能断路器较传统短路器而言，减少了一些中间环节，大大缩短了保护动作时间，使变压器差动保护更迅速。

4 结语

数字智能变电站作为智能电网的重要组成部分，赋予了传统变电站新的活力。其最大程度的降低了变压器故障次数，减轻了集控人员的工作量。本文从数字智能变电站与传统变电站的区别出发，首先对变压器继电保护系统的工作流程进行了介绍。确定变压器匝间短路漏感参数的步骤，讨论了差动保护的几个局限性。随后对变压器继电保护系统进行了探讨，分析了数字智能变电站变压器的主保护、后备保护和现场调试，希望对日后数字智能变电站的改造运行起到积极的作用。

参考文献

[1]陈树勇，宋书芳，李兰欣，等.智能电网技术综述[J].电网技术，2009，33（8）：1-7.