继电保护开题报告范文1
【关键词】220kV变电站；污闪；继电保护；动作分析；高频保护；单相故障
概述
继电保护装置是保障电力设备安全和电力系统稳定的最基本、最重要和最有效的技术手段。继电保护装置的正确动作关系到电力系统的安全稳定运行。消灭和减少继电保护的不正确动作是一项长期而艰巨的任务，除了认真执行规程和反思外，学习已有事故的处理方法和分析思路是非常有效的途径。
一、事故经过
2000年10月，某电力局的一座110kV变电站＃1主变两侧开关因故动作跳闸。根据值班人员反映，当时是由于某10kV线路速断保护动作跳闸，重合成功后＃1主变保护动作，跳开主变两侧开关。后经该局技术人员现场调试、检查时发现：
(1)1主变110kV复合电压闭锁过流保护回路的A相电流继电器(1LJ，DL－21C型)接点卡滞不能返回。
(2)110kV复合电压闭锁回路的电压继电器有一线圈断线(YJ)，从而引起110kV复合电压继电器失压，常闭接点闭合，起动了110kV复合电压闭锁中间继电器YZJ，使到YZJ中间继电器的常开接点闭合，从而起动跳闸回路。
(3)另外，中央信号系统回路中的＋XM正电源熔断器熔断使到开关跳闸时事故信号装置喇叭不响。通过更换110kV复合电压闭锁过流保护的电流、电压继电器及处理中央信号系统的电源熔断器后系统正常。经过试验合格，并送电成功。
二、事故的原因分析
通过该局技术人员的调试和综合事故现场的检查情况分析，该局技术人员一致认为造成主变复合电压过流保护误动作的原因是：电压继电器线圈断线致其常闭接点闭合，使启动回路处于预备状态，10kV线路故障引起电流继电器动作，由于电流继电器动作不能返回而使整个跳闸回路导通，经整定时间1秒后，跳主变两侧开关。造成电流继电器不能返回的原因：电流继电器动、静触点触头间有些错位(检验规程要求动断触点闭合时，动触点距静触点边缘不小于1.5mm)，加上机械弹簧反作用力不足，造成继电器动作不能返回而导通跳闸回路。
造成电压继电器断线原因在于继电器线圈的导线较细，而且，又处于长期带电运行状态，较为容易引起断线。
1、变电站保护动作分析
事故引起变电站失压,后果严重。经事故现场检查,高压室出线电缆头短路引起变电站10kV上排Ⅰ,Ⅱ线F11,F20开关保护装置动作是正确的。由于10kV上排Ⅰ线F11开关辅助接点烧熔,造成跳闸线圈烧毁,故障电流无法切除,引起2号主变、3号主变10kV侧后备过流保护动作使10kV分段开关513,512跳闸。保护装置动作是正确的。而变电站110kVⅡ线124开关保护越级跳闸是错误的。分析微机录波图也证明了这点。
2、变电站110kV开关跳闸分析
10:39:30,在故障前0102s时110kV三相电压波形有些变形,幅值没变。在0103s时110kV三相电压正常,110kV南庄Ⅱ线124开关三相电流A相基本没变,B相电流118kA(已折合到10kV侧),C相电流213kA(已折合到10kV侧)。再经过0137s后三相电压电流恢复正常状态。10:39:34,开始时110kV三相电压波形、幅值没变。110kVⅡ线124 开关三相电流:C相电流恢复正常、A相电流118kA(已折算到10kV侧)、B相电流213kA(已折算到10kV侧)。在013s后110kV三相电压正常,三相电流同时升到213kA(已折算到10kV侧),延时到717s。
从上述情况看:电流值为213kA未达到主变10kV侧后备过流保护动作定值。另从南郊变电站110kV南庄Ⅱ线124开关微机保护打印报告分析,在10:39:31到C相电流最大幅值折算到10kV侧的电流为21857kA。在这里2号、3号主变压器10kV侧后备过流整定值:动作值21965kA,216s跳10kV分段;3s跳主变压器变低。从故障开始到发展成三相电流同时升到213kA(已折算到10kV侧)的时间合计约12s。10kV上排高压室出线电缆头短路故障是发展性的,在10:39:30开始处于小波动直到10:39:43。110kV南庄Ⅱ线124开关微机保护打印报告的分析在10:39:43也就是短路故障持续了13s,A相电流最大幅值(折算到10kV侧)为51419kA,达到整定值,2号、3号主变压器10kV侧后备过流保护动作后,时间继电器的滑动接点216s将10kV分段开关512,513跳闸(合计时间为1516s)。时间继电器的终止接点未滑到3s时(合计时间为16s)已由变电站110kV南庄Ⅱ线124开关跳闸。电站110kV124开关微机保护WXBO11型装置原理及打印报告分析打印报告显示在15590 ms3ZKJCK阻抗距离Ⅲ段出口跳闸。在0采样点后2个周期,电流较小,阻抗不在Ⅲ段范围,在9340采样点后电流比前面增大许多,计算阻抗处于临界Ⅲ段,反复计算。当先判断在Ⅲ段内,后又到Ⅲ段外时,Ⅲ段延时清零。在计算结果为阻抗在Ⅲ段内时,延时出口将重新计时,造成在15590msⅢ段出口跳闸。
从微机保护原理分析保护动作本身不存在问题,只有重新核算本线路保护整定值,原微机保护WXBO11型的距离保护整定值:相间距离Ⅲ段电抗分量定值XX3为6168,而阻抗特性电阻分量的大定值RL也为6168。根据厂家整定要求,RL值用于启动元件动作后的正常Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ段及静稳破坏检测的Ⅲ段阻抗元件,RL值既要考虑反应电阻的能力, 又应躲过最大负荷时的最小阻抗。
三、事故所暴露的问题
1、试验人员在预防性试验时责任心不强，每年的预试只重视对单只继电器的技术数据及整组进行试验，疏忽了对继电器机械部分的检查。
2、此次事故也暴露了“四统一”继电保护存在不少的缺陷，如接点较多，当某一接点出现问题时，容易引起误动作。长期带电运行的继电器容易损坏。
3、加强继电保护整定的管理。110kV微机保护整定工作是一项细致和认真的工作,对于定值单中的每一个项目都要准确计算认真复核,确保不能出错。本次故障就是由于RL值整定不正确引起的。
4、加强对开关机构维护和选型。跳闸开关F11由于辅助接点维护不到位,运行中产生损坏未及时发现,引起事故扩大。
四、今后应采取的措施
1、加强对试验人员的责任心教育，工作中必须认真、细致。
2、继电器试验时必须严格按规程要求检查机械部分，并在每年的试验报告中反映检查结果情况。以后对DL－20C系列继电器的机械部分须重点检查以下几个方面：
(1)检查舌片与电磁铁的间隙。舌片初始位置时的角度α应在77°～88°范围内；(2)调整弹簧。弹簧的平面要求应与轴严格垂直；弹簧由起始角转至刻度盘最大位置时，层间间隙应均匀；(3)检查并调整触点。触点应清洁，无受熏或烧焦等现象。动断触点闭合时，触点应正对动触点距静触点边缘不小于1.5mm，限制片与接触片的间隙不大于0.3mm。
3、运行人员对运行中的闭锁回路继电器与出口中间继电器的位置情况进行定期检查，发现异常，立即处理，使事故防范于未然。
4、今后在对继电保护装置进行技改或新设计时，建议采用微机保护，减少因触点问题而造成的误动作事故的发生。
继电保护开题报告范文2
【关键词】继电保护；查保护；电网故障分析
1.引言
继电保护是保证电力系统安全稳定运行的重要装置。多年来通过科研、设计、制造、运行等单位的共同努力，继电保护装置的正确动作率有了显著的提高，但不能排除电网存在继电保护装置的故障率。我们只能提高技术和管理水平，使继电保护不正确动作率降到零点。但是在电网出现事故故障时我们更应该分析出事故真相过程，避免同类事故重复发生。为此在出现保护不正确动作后，找出保护不正确动作的原因，及时制定反事故措施，以逐步提高继电保护正确动作率。我们从多年的基层继电保护检修实践中，总结、吸收、提出了分析油田电网系统继电保护检修以及故障时的主要步骤及处理故障的方法。
2.现场检查
事故调查人员到达现场后，应尽快收集原始、完整的信息，去伪存真，确定重点检验项目，注意保护好现场，逐步缩小检验范围。建议按以下步骤进行检查：
（1）收集原始、完整信息
收集原始、完整的微机型故障录波器报告、微机保护打印报告、监控报告、事故前、后的现场运行记录。
（2）当班运行人员介绍情况
请事故当班运行人员详细介绍事故时有关运行情况，例如运行方式、现场作业情况（应查看现场工作票），保护动作信号、保护打印报告、录波报告、中央信号、当地监控系统记录情况、断路器实际位置、天气、情况等。
（3）继电保护专业人员查看现场
继电保护专业人员查看保护装置运行和定检情况，结合收集到的信息了解继电保护装置和有关二次回路。
（4）确认保护装置现场保护情况
确认事故调查人员到达现场前是否有人接触过继电保护装置。
（5）分析故障录波波形图
明确故障各个阶段（包括故障前、后）有关保护感受到的电压、电流；断路器断开、重合闸、再跳开时间以及保护动作时间；区内故障还是区外故障（区外故障，线路两侧电流大小相同），故障点距保护安装处距离（决定检查保护时是否考虑干扰因素）；尤其应注意各交流量的突变情况，将有关变电所的故障录波图和微机保护打印报告结合在一起分析，核实系统在该瞬间的变化。
（6）理论分析
结合系统实际情况对保护不正常情况进行理论分析，例如矢量图、短路计算、电平计算、时间计算等。
（7）确认故障时的电压、电流
将微机保护与微机故障录波器打印（或显示）的电压、电流进行比较，确认故障时的电压、电流。
（8）列出疑点
结合保护原理、各种保护动作、录波、故障当时系统、中央信号、断路器动作情况，估计可能造成事故的原因，列出本次事故继电保护、录波器和有关设备可能存在的疑点，排除与本次保护不正确动作无关的设备。
3.继电保护故障处理的具体措施
为了进一步提高我国电力网络的运行与管理水平，必须注重对于各种继电保护故障的深入分析，而且要在现有电力技术和管理经验的基础上，积极制定和实施科学、有效、合理的处理措施。目前，国内在继电保护故障的处理中，主要采取如下具体措施：
3.1直观法在继电保护故障的观察与处理中，直观法是一种较为简单、有效的处理措施。一般情况下，直观法主要应用于以下继电保护故障的处理：
①无法使用专业电子仪器进行测试和检查的故障；
②当继电保护系统中某一插件发生故障时，因暂时缺少备用的产品，而采取的一种临时性处理措施。目前，在国内的继电保护故障分析与处理中，直观法主要应用于开关拒分、拒合的处理。例如：在开关柜控制系统发出操作命令后，继电保护人员应注意观察合闸接触器的运行是否正常，以判定电气回路的实际运行情况。如果电气回路无明显的故障，则可初步判断继电保护故障发生与系统内部。同时，继电保护人员还可以通过观察继电器的颜色或气味，判定继电器是否出现元件故障，以便及时进行更换。
3.2检修、更新元件法在继电保护故障的处理措施中，检修、更新元件法是解决保护装置内部故障的主要方法。在电力网络的运行管理中，继电保护人员应按照岗位职责和相关制度，定期进行变配电系统中各类电力元件的检查与维修，以防止在电力系统运行中出现较大的故障。当发现电力系统中某些原件出现严重故障时，必须及时进行更换，以保证电力系统的安全、稳定运行。在电力系统故障元件的更新时，继电保护人员应注意检查替换元件的质量和性能，而且要采取规范的安装措施。由此可见，在继电保护的故障处理中，应用检修、更新元件法有利于减少或者消除由于电力系统运行故障而导致的重大损失，对于及时发现和处理继电保护故障也具有重要的作用和意义。对于及时发现和处理继电保护故障也具有重要的作用和意义。
3.3明确继电保护故障的管理制度在继电保护工作开展中，电力企业必须明确继电保护故障的管理制度，其中包括：检修制度、安全制度、上报制度等。电力企业应注重继电保护人员专业素养的提高，在掌握各类电力设备基本运行规律的基础上，才能深入贯彻和执行相关管理制度。结合国内继电保护故障分析与处理的现状，电力企业应提高自身监控系统的改造与升级，利用先进的电力系统监控软件进行各类故障的分析和处理，不但节约了大量的人力、物力和财力，而且提高了继电保护故障处理的实际效率。同时，继电保护人员还应熟知故障的上报渠道和制度，其中主要包括：故障汇报渠道、故障处理分界与延误故障处理等责任的归属，以保证继电保护故障处理的科学性、及时性和有效性。
4.结语
在继电保护故障的分析与处理中，在不断完善现行相关制度和技术规范的基础上，要加强继电保护信息管理系统的建设和应用，特别是要加强故障预警机制的构建，以防止因继电保护故障而造成较大规模的电力系统运行事故，对于保障区域的平稳供电也具有重要的意义。
参考文献
[1]黄亚.分析电力系统继电保护技术及安全运行措施[J].电源技术应用，2012（11）
继电保护开题报告范文3
关键词：继电保护 状态评价 状态预警 保信系统
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2013）06-0072-03
状态检修工作作为电力系统检修工作发展的必然趋势，越来越受到广泛的重视。国家电网公司于2005年率先发起了一次设备的状态检修工作。经过多年的发展，电力一次设备的状态检修工作已经逐步完善起来。电力系统作为一个整体，需要一、二次设备的协同运转才能有整个电力系统的稳定运行。因此，各地对二次保护设备的状态检修研究也越来越重视[1]。
本文从应用角度出发，以继电保护故障信息系统为基础，构造一套用于在线监测和评价继电保护在线运行状态的系统。系统形成的保护状态评分为继电保护状态检修提供数据基础，有助于继电保护状态检修工作的顺利开展。
1 背景
状态检修是以设备当前的实际工作状况为依据，通过高科技状态监测手段，识别故障的早期征兆，对故障部位、故障严重程度及发展趋势做出判断，从而确定各部件的最佳维修时机[2]。状态检修的基本流程为数据收集、数据分析、状态评价、指定检修策略，数据收集是后续一系列操作的基础。本系统从数据完备度、建设经济性及实施难度多方面进行考量后，决定以继电保护故障信息系统为数据的主要来源，原因如下：
（1）继电保护故障信息系统经过十几年的发展，在全国范围内220kV及以上变电站中继电保护故障信息系统的使用率达到了90%，站间通信规约及保护通信规约日趋规范统一，是一套已经趋于完善的系统，以其为平台所进行的应用研究具备稳定性和实用性，也避免了重复建设。
（2）继电保护故障信息系统不但采集电网故障时的二次设备信息，同时还能够采集到继电保护装置、故障录波器等二次装置的自检告警信息，这些信息为实现继电保护的状态评价提供了数据源。而且继电保护故障信息系统中隐含了二次设备的台帐管理功能，对台帐管理功能进行适当加强后的故障信息系统将能提供继电保护状态监测和评价所需的大部分数据。
2 数据收集与分析
状态检修的一切分析和决策都是以数据为基础的，数据越完备分析结果越准确，在数据的深度和广度上都有很高要求。深度即传统意义上的数据采集完全、传输时不丢失，广度则是指数据涵盖范围广，能从各种不同角度反映设备状态。
借助继电保护故障信息系统，我们可以取得保护自检告警、保护动作正确性、保护信息召唤情况、保护通讯情况。
进一步借助继电保护故障信息系统强化后的台帐管理功能，我们还能取得保护出厂和验收数据、保护试验数据、保护缺陷数据。
2.1 保护自检告警
微机型继电保护装置可以在线对其自身的主要元件、部件工况以及软件功能进行自动检测，如果发现问题则发出告警通知，此类告警称为自检告警。保护自检告警可分为通道异常告警、回路异常告警、自检异常告警，分别从保护通道、回路和自身功能三个方面检测保护问题[3]。由此可知，保护自检告警是对保护装置自身问题的汇报，应该在保护装置的状态评价中有所体现。对保护自检告警信息的采集是故障信息系统的基础功能之一，已经非常成熟，本系统可直接使用它们的告警数据。
2.2 保护动作正确性
保护装置正确动作是对保护装置最基本的要求，也是对保护装置进行投入、维护、检修希望出现的效果，故把保护装置是否正确动作纳入保护装置状态的评价标准中也是必须的。故障信息系统可根据故障时的保护动作、保护录波、录波器录波以及对端保护的各种数据来判断某保护的动作是误动、拒动还是正确动作，本系统则直接使用结论数据来对保护状态进行评价。
2.3 保护信息召唤情况
保护信息召唤包括定值、定值区号、开关量、模拟量、软压板、录波等数据的召唤，也是故障信息系统的基础功能之一。在信息召唤的基础之上实现的自动周期召唤可定期对所有保护设备进行信息召唤，对召唤结果进行记录。对于无法响唤的保护或者召唤返回的数据与基准值不匹配的保护，可判断为在运行过程中存在隐患。本系统依据周期召唤的结果的正确性进行状态评价。
2.4 保护通讯情况
保护通讯情况是指保护设备与故障信息系统子站的通讯连接，如果通讯不正常，保护相对故障信息子站就成了一个“孤岛”，保护的运行情况将无法被实时掌握，发生故障时保护也无法将信息远传。所以保护通讯情况也是进行状态分析的重要指标。
2.5 出厂、验收、试验数据
出产、验收、试验数据是指在出厂、验收、试验过程中对保护设备进行指标测试时收集到的可能影响保护功能的数据，该数据由台帐功能模块进行记录。这些对保护功能不确定的影响也应该在分析状态时引起注意。
2.6 缺陷数据
3 状态评价
在对保护进行监测后，即可根据能反映保护状态的数据对保护进行状态分析评价。进行状态评价的首要条件是必须有评价规则，之后才能针对每条信息进行评分，进而计算出保护总体运行状态。
参考国家电网公司继电保护状态检修导则[6]、广东电网公司设备状态评价与风险评估技术导则[7]等资料，结合本系统特点，将状态评价规则分为三类：
3.1 监测信息类
监测信息类评价规则用于评价保护自动实时监测的信息，包括保护告警、动作正确性、信息召唤情况、通讯情况等，使用定量评价。检测信息类总分值占全体分值的权重为60%。
保护告警信息直接反应保护设备当前自动检测到的软件系统或装置硬件的缺陷问题，对于不同保护不同类型的告警信息应分别制定不同的规则，规则越全面对保护状态评价的准确度就越高。
保护动作正确与否可分为三种情况：一为拒动，即保护在应该动作的时候没有做出动作；二为误动，即保护在不应该动作时做出了动作或者在应该动作时做出了不对的动作；三为保护正确动作。对于曾经出现过误动和拒动的保护应当在评价状态时有所反应。
保护信息召唤对于每类信息的召唤结果可分为成功和失败两种，召唤失败意味着保护在某一方面功能失灵。
保护通讯情况可分为正常和断开两种情况，通讯断开会影响保护健康状态，通断越频繁对保护状态影响越大。
3.2 物理信息类
物理信息类评价规则用于评价保护投运前的出厂、验收、试验，投运后的缺陷数据，采用定性评价。对于保护物理信息的评价方法及推荐评分标准可参见《广东电网公司设备状态评价与风险评估技术导则》中继电保护相关部分[7]。物理信息类总分值占全体分值的权重为20%。
3.3 专家规则类
整个流程包括4个子流程：
（1）保护与子站通信情况监测评价。系统定期检测继电保护装置与子站的通信情况，如果通信异常则使用相应评价规则对此次行为进行评价。如果继电保护装置在一段时间内通信频繁通断将很快达到阀值产生预警引起运行维护人员的注意。
（2）保护动作正确行监测评价。继电保护动作正确性在电网发生故障时对相应保护装置进行评价，保护动作正确与否可分为四种情况：一为拒动，即保护装置在应该动作时没有做出任何动作；二为误动，即保护装置在不应该动作时做出了动作或在应该动作时做出了不符合要求的动作；三为保护动作不齐全，即保护装置在应该动作时只做出了一部分正确动作，还缺少一部分动作行为；四为保护正确动作。对保护装置拒动、误动和动作不齐全的情况，系统将使用相应规则进行评价。
（3）自动巡检评价。系统定期对每个保护装置进行定值、开关量、软压板、模拟量、录波等信息的召唤操作，对于响应信息召唤失败的保护装置使用对应规则进行评价。
（4）保护自检告警监测评价。微机型继电保护装置可以在线对其自身的主要元件、部件工况以及软件功能进行自动检测，如果发现问题则发出告警通知，此类告警称为自检告警。保护自检告警可分为通道异常告警、回路异常告警、自检异常告警，分别从保护通道、回路和自身功能三个方面检测保护问题。系统实时收集保护装置发出的告警通知，根据不同的告警类型使用不同的规则进行评价。
系统采用扣分值，以上的每次评分都表示要扣除的分数，每类规则的分数乘以权重之和即为总扣分。根据分值不同将保护分为正常状态、注意状态、异常状态、严重状态四个状态，如表1所示。
4 预警机制
保护状态检修的关键作用在于有效地发现保护系统的异常，及时消除保护装置或回路的缺陷，确保保护装置在电网发生故障时能准确响应，构建可靠的电网安全运行屏障[8]。
传统变电站继电保护装置的二次交流回路，出现问题时不能及时发现，例如TV两点接地等，而往往在电网发生故障时会引起事故扩大的后果。为解决此类问题，本系统实现保护状态预警机制，以实时监测的保护状态评价为基础实现对保护状态的预测警告，指导对保护的检修工作。
本系统将预警分为分值超阀预警和趋势预警两类：
（1）分值超阀预警。判断各分类扣分和健康状态总评分是否在定义的阀值范围内，对超过阀值的保护进行预警报告。
（2）趋势预警。以两个时间段内保护状态变化数量对比结果为参考，判断保护产生影响健康度的行为是否呈上升趋势，如果是，则发送预警。
5 结语
本系统在某供电局投入使用以后，系统对状态信息量的收集非常齐全，在经过了试用期的规则库扩充后对保护状态的判断准确率也达到了很高的水准，给继电保护装置的检修工作带来了很大的便利，减少了检修的盲目性。
参考文献
[1]叶远波，孙月琴，黄大贵.继电保护状态检修在现代电网中的应用研究[J]，华东电力，2011，39（8）：1275-1278.
[2]高翔，继电保护状态检修应用技术[M]，中国电力出版社，2008.
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[4]黄巍，吴晨阳，周琳，王俐，吴小妹，林承华，省地一体继电保护状态检修数字化应用系统的开发与应用[J]，电力与电工，2010，30（4）：16-18.
[5]赵志新，杨漪俊，王桂龙，继电保护二次系统状态在线监测[J]，中国新技术新产品，2011，（16）：139-140
[6]国家电网公司继电保护状态检修导则，2010.
继电保护开题报告范文4
【关键词】电力系统 继电保护 安全措施
一、继电保护的概念
继电保护装置就是在供电系统中用来对一次系统进行监视、测量、控制和保护的自动装置。它能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并使断路器跳闸或发出信号。其基本任务是自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其它无故障部分迅速恢复正常运行。另外，它还能反映出电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件，发出信号、减负荷或跳闸。
二、继电保护的要求
（1）可靠性。可靠性是对继电保护性能的最根本要求。可靠性主要取决于保护装置本身的制造质量、保护回路的连接和运行维护的水平。一般而言，保护装置的组成元件质量越高、回路接线越简单，保护的工作就越可靠。同时，正确地调试、整定，良好地运行维护以及丰富的运行经验，对于提高保护的可靠性具有重要的作用。要防止继电保护的误动和拒动给电力系统造成严重的危害。
（2）选择性。继电保护的选择性，是指保护装置动作时，在可能最小的区间内将故障从电力系统中断开，最大限度地保证系统中无故障部分仍能继续安全运行。
（3）速动性。继电保护的速动性，是指尽可能快地切除故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。
（4）灵敏性。继电保护的灵敏性，是指对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。
三、确保继电保护安全运行的措施
（一）调度保护定值整定单应采取的措施：
①对于新保护的投运，必须要求提供周全的技术资料，包括装置的技术说明书、一二次图纸、CT回路变比、相关设备的出厂试验报告等，在熟悉相关的技术资料后出具调试定值单，提供给施工单位完成现场的保护调试。其中应该特别注意有关保护程序的更改在保护技术说明书中可能没有反映，因此施工人员在调试过程中必须将保护程序更改的情况及时反馈给调度保护定值整定人员，在调试工作完成后由调度定值整定人员出具符合现场实际的保护定值单，该定值单必须由相关部门业务领导审核确认后方可交给施工单位现场放定值。定值放置验收合格后必须与调度核对现场使用的定值单正确。②保护定值单的整定应考虑到利用一定的延时使本线路的后备保护与主保护正确配合外，还必须注意相邻元件后备保护之间的正确配合，以满足选择性的要求；注意装置速动保护、充分发挥零序接地瞬时段保护及相间速断保护的作用，减少继电器固有动作时间和断路器跳闸时间等方面入手来实现速动性的要求。
（二）保护设备安装检查应采取的措施
新保护屏抵达生产现场后一般性检查非常重要，大致包括以下几个方面：①清点连接件是否紧固、焊接点是否虚焊、机械特性等。保护屏后的端子排端子螺丝非常多，特别是新安装的保护屏经过运输、搬运，大部分螺丝已经松动，在现场就位以后，必须认认真真、一个不漏地紧固一遍，否则就是保护拒动、误动的隐患。②是应该将装置所有的插件拔下来检查一遍，将所有的芯片按紧，螺丝拧紧并检查虚焊点。在检查中，还必须将各元件、保护屏、控制屏、端子箱的螺丝紧固作为一项重要工作来落实。③保护屏的各装置机箱、屏障等的接地问题，必须接在屏内的铜排上，一般生产厂家已做得较好，只需认真检查。最重要的是，保护屏内的铜排是否能可靠地接入地网，应该用较大截面的铜辫或导线可靠紧固在接地网上，并且用绝缘表测电阻是否符合规程要求。④电流、电压回路的接地也存在可靠性问题，如接地在端子箱，那么端子箱的接地是否可靠，也需要认真检验。
（三）继电保护装置现场调试应采取的措施
在继电保护装置检验过程中必须注意：①对保护装置的功能进行认真检验，不能漏项、缺项，发现问题及时联系调度继电保护人员和生产厂家，整改到位；②应严格检验二次回路接线是否正确、是否与厂家屏图及二次施工图纸相一致，在检验过程中发现二次回路有设计错误需要修改图纸应上报设计人员和调度保护管理人员，经三方确认后由设计人员出具设计修改通知单后方可进行二次回路修改并在二次施工图上做相应更正，待施工完成后将修改的施工图送交设计单位出竣工图。③将整组试验和电流回路升流试验放在本次检验最后进行，这两项工作完成后，严禁再拔插件、改定值、改定值区、改变二次回路接线等工作。电流回路升流、电压回路升压试验，也必须在其它试验项目完成后最后进行。④检验结束后，必须将调试报告和二次接线的变更情况上报调度二次保护管理及现场运维单位。⑤检验结束后，由保护及运维管理单位组织对保护装置交接验收，交接验收应该按照规定的流程进行，发现问题及时整改到位。应特别注意现场保护装置定值区的放置与核对。
继电保护开题报告范文5
本文作者根据多年以来工作实际经验，对河北南网继电保护故障信息系统建设进行分析，阐述了这一信息系统建设与分析，以便和同行交流与切磋。
【关键词】配电保护 信息系统
1 河北南网继电保护故障信息系统概述
河北南网继电保护故障信息管理系统（以下简称“POFIS系统”）是继电保护等二次设备的实时监视中心，和电网发生故障时的故障信息快速集结中心。
它的主要功能是采集继电保护、录波器等变电站内智能装置（以下简称“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。在电网故障时，能够对采集的故障进行快速分析，并根据预先设定的优先原则，向电网调度运行人员自动传输故障、监视和概要报告等实时信息，为保证安全、准确、迅速处理电网故障提供必要的信息支持和处理提示；向继电保护人员提供详细的保护动作报告、录波文件等信息，对保护的动作行为分析提供必要支持，提高继电保护系统管理和故障信息处理的自动化水平。
2 河北南网继电保护故障信息系统总体结构
河北南网POFIS系统由省调主站、各地调（含超高压）分站系统及各变电站的子站系统组成。录波器通过数据网直接接入。
在子站端，系统完成对大量由不同厂家生产制造、具有不同型号、采用不同通信协议的变电站内智能装置的统一接入、集中管理，从这些装置中采集数据，分别进行处理，在此基础上使用华北103规约格式组织数据，然后通过数据网络通信方式送到主站。
主（分）站端进行数据的集中分析处理，并在此基础上实现故障报告整理、波形分析、历史查询、保护动作统计分析、定值校核等高级功能。
站端录波器直接接入数据网，从主站实时访问录波器，巡检录波运行状态、提取录波器文件。
2.1 安全防护方案
主站系统考虑了整体安全防护的问题。
系统安全防护的重点是抵御黑客、病毒等通过各种形式对系统发起的恶意破坏和攻击，能够抵御集团式攻击，重点保护实时系统及数据网络的安全，防止由此引起电力系统故障。系统的安全防护的整体策略是：
（1）阻断外网对内网数据源的直接访问，重点保护数据安全。
（2）安全区隔离。借助电力公司通讯部门硬件防火墙对各网进行隔离，从而保证核心系统得到有效保护。
（3）网络隔离。传输网络与其他数据网络实现物理隔离。
主站系统Web功能经过电力系统专用物理隔离装置进行不同级别安全区的隔离，只允许数据从高级别的安全区向低级别的安全区单向传输。
2.2 通信规约
工程采用调度数据网作为主站与子站之间的物理传输信道：
（1）通信系统基于国际标准的TCP/IP协议；
（2）应用层采用标准103规约+扩展报文（即扩展出的华北电网103规约）；
（3）传送的信息要符合本系统规范的数据格式和通信传输规约，不符合要求的数据格式和规约在子站系统中要完成相应的数据和规约转换。
3 主站系统硬件配置及网络结构
工作站功能模块主要包括工作站界面模块、工作站实时库管理模块、历史信息查询检索模块、故障信息系统功能模块、保护定值校核、波形分析等。可以设置工作站访问权限，不同的用户浏览权限允许的内容，执行允许的操作。
工作站界面按局、厂站、间隔、设备层次管理，以图形化的方式显示保护装置运行情况以及网络通讯运行工况，当发生故障和异常时，图形界面上会清晰直观的显示各种动作事件、告警信号、遥信变位信息、录波简报信息以及系统自动形成好故障报告。双击可以直接打开录波文件，故障报告，方便进行故障信息的分析。系统还基于图形的设备操作，直接点击图形可以很方便的进行召唤保护遥信、遥测、定值以及子站历史信息等操作。
3.1 主界面
在工作站主画面可以浏览全网子站运行状态，主子站间的通道流量状态。点击主界面的变电站名称，即可进入相应的变电站画面，浏览变电一次接线图，本站各一次设备对应的二次设备的通讯状态也可一目了然。
3.2 间隔画面及保护画面
（1）间隔画面：
点击一次设备目录夹，可显示本间隔的保护配置及保护型号，如下左图所示。保护配置图片均采用装置的事物照片，更加直观。
（2）保护装置画面：
设计仍突出了直观的特点。如重要的开入状态用接点断开或闭合表示，保护装置软压板和硬压板的逻辑关系采用接点串/并联方式表示。重合闸方式则仿照实际的重合闸把手设计。
按照既定设计可以对保护进行定制的遥控操作：召唤保护遥信、召唤保护遥测、查看保护历史数据，召唤保护定值及录波列表，召唤子站记录的保护历史信息。
3.3 历史信息查询
图形界面的历史信息查询功能可以按保护或线路进行查询。采用了局，变电站、间隔、保护等分层的树型结构可以很方便的定位到所要查询的保护进行查询。输入线路名称的拼音简写可以直接定位到所要查询的线路上，方便了用户的操作，同时还对查询信息进行故障报告、装置报告、保护事件、录波文件等分类查询，缩短了查询的时间。
得到查询结果后能够设置输出为Word格式的表格文档，能够设置关键字分捡及过滤查询结果。报告查询可以查询出某站某段时间内的装置的动作报告，非常直观的可以看到哪个变电站哪个间隔下的哪个保护装置的动作事件及录波文件，同时可以保存为WORD格式，方便用户修改整理。
3.4 定值自动校核功能
定值校核模块完成对站内保护实际定值与标准定值核对的功能；召唤保护定值确认该份定值为保护标准定值，之后再次召唤的定值都将与标准定值单进行比对，如果有不同的定值数据定值校核模块会在定值召唤结果上显示具体哪一个定值条目不一致；可以设置定值校核模块为自动校核模式，设置校核开始的时间及校核次数，自动校核后的结果会在信息提示栏显示。
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继电保护开题报告范文6
关键词：继电保护装置 状态检修 维修
继电保护装置在电力系统中发挥着重要作用，其正常工作与否将对电力系统的运行造成重大影响，如何提高继电保护装置的可靠性也就成为人们日益关注的重要课题。因此，有必要对电力系统"状态检修"进行梳理和分析，以期对今后的工作有所助益。
一、状态检修定义
状态检修，也叫预知性维修，顾名思义就是根据设备运行状态的好坏来确定是否对设备进行检修。状态检修是根据设备的状态而进行的预防性作业。状态检修的目标是减少设备停运时间，提高设备可靠性和可用系数，延长设备寿命，降低运行检修费用，改善设备运行性能，提高经济效益。
二、继电保护装置的"状态"识别
1. 重视设备初始状态的全面了解
设备的初始状态如何，对其今后的安全运行有着决定性的影响。设备良好的初始状态是减少设备检修维护工作量的关键，也是状态检修工作的关键环节。因此，实现状态检修首先要做好设备的基础管理工作。需要特别关注的有两个方面的工作，一方面是保证设备在初始时是处于健康的状态，不应在投入运行前具有先天性的不足。另一方面，在设备运行之前，对设备就应有比较清晰的了解，掌握尽可能多的'指纹'信息。包括设备的铭牌数据、型式试验及特殊试验数据、出厂试验数据、各部件的出厂试验数据及交接试验数据和施工记录等信息。
2. 注重设备运行状态数据的统计分析
要实行状态检修， 必须要有能描述设备状态的准确数据。也就是说， 要有大量的有效信息用于分析与决策。设备部件在载荷和环境条件下产生的磨损、腐蚀、应力、蠕变、疲劳和老化等原因，最后失效造成设备损坏而停止运行。这些损坏是逐渐发展的，一般是有一定规律的，在不同状态下，有的是物理量的变化，有的是化学量的变化，有的是电气参数的变化，另外，还有设备的运转时间、启停次数、负荷的变化、越限数据与时间、环境条件等。因此要加强对继电保护装置历史运行状态的数据分析。
3. 应用新的技术对设备进行监测和试验
开展状态检修工作，大量地采用新技术是必然的。在目前在线监测技术还不够成熟得足以满足状态检修需要的情况下，只有在线数据与离线数据相结合，进行多因素地综合分析评价，才有可能得到更准确、可信的结论。此外，还可以充分利用成熟的离线监测装置和技术，如红外热成像技术、变压器绕组变形测试等，对设备进行测试，以便分析设备的状态，保证设备和系统的安全。
三、开展继电保护状态检修应注意的问题
1. 要严格遵循状态检修的原则
实施状态检修应当依据以下原则：一是保证设备的安全运行。在实施设备状态检修的过程中，以保证设备的安全运行为首要原则，加强设备状态的监测和分析，科学、合理地调整检修间隔、检修项目，同时制定相应的管理制度。二是总体规划，分步实施，先行试点，逐步推进。实施设备状态检修是对现行检修管理体制的改革，是一项复杂的系统工程，而我国又尚处于探索阶段，因此，实施设备状态检修既要有长远目标、总体构想，又要扎实稳妥、分步实施，在试点取得一定成功经验的基础上，逐步推广。三是充分运用现有的技术手段，适当配置监测设备。
2. 重视状态检修的技术管理要求
状态检修需要科学的管理来支撑。继电保护装置在电力系统中通常是处于静态的，但在电力系统中，需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作，即要把握继电保护装置动态的"状态"。因此，根据对继电保护装置静态特性的认识，对其动态特性进行判断显然是不合适的。因此，通过模拟继电保护装置在电力事故和异常情况下感受的参数，使继电保护装置启动和动作，检查继电保护装置应具有的逻辑功能和动作特性，从而了解和把握继电保护装置状况，这种继电保护装置的检验，对于电力系统是很有必要的和必须的。
3.开展继电保护装置的定期检验
实行状态检验以后， 为了确保继电保护和自动装置的安全运行，要加强定期测试，所有集成、微机和晶体管保护要每半年进行一次定期测试，测试项目包括：微机保护要打印采样报告、定值报告、零漂值，并要对报告进行综合分析，做出结论；晶体管保护要测试电源和逻辑工作点电位，现场发现问题要找出原因， 及时处理。
4. 高素质检修人员的培养
高素质检修人员是状态检修能否取得成功的关键。在传统的检修模式中， 运行人员是不参与检修工作的。状态检修要求运行人员与检修有更多联系， 因为运行人员对设备的状态变化非常了解， 他们直接参与检修决策和检修工作对提高检修效率和质量有积极意义。其优点是可以加强运行部门的责任感； 取消不必要的环节， 节约管理费用； 迅速采取检修措施， 消除设备缺陷。
综上所述，状态检修是根据设备运行状况而适时进行的预知性检修，"应修必修"是状态检修的精髓。状态检修既不是出了问题才检修，也不是想什么时候检修才检修。实行状态检修仍然要贯彻"预防为主"的方针，通过适时检修，提高保护装置运行的安全可靠性，提高继电保护装置的正确动作率。因此，实行"状态检修"的单位一定要把电力设备的"状态"搞清楚，对设备"状态"把握不准时，一定要慎用"状态检修"。
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