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继电保护专业总结范文1
关键词：继电保护；安全运行；基本要求；措施
中图分类号：TM58文献标识码： A 文章编号：
1.前言
提高继电保护装置的安全运行水平，降低设备事故发生的概率，是每个继电保护工作者的神圣的职责与使命。同时，继电保护安全运行也是衡量与评价继电保护装置性能的重要指标和依据。对继电保护安全运行的基本要求之间是互相联系而又互相矛盾的，只有在不断解决保护装置应用中出现的基本要求之间的矛盾，使之既要达到平衡，又要尽可能地满足各方面的要求，保证继电保护的安全运行。
2.继电保护装置的基本要求
继电保护安全管理运行的基本要求主要包括以下四个，如图1所示。
（1）选择性。当电力系统中出现故障时，继电保护装置发出跳闸命令，仅将故障设备切除，使得故障停电范围尽可能的小，保证无故障部分继续运行。
（2）速动性。快速地切除故障以提高电力系统并列运行的稳定性，减少用户在电压降低的情况下工作的时间，以及缩小故障元件的损坏程度。
（3）灵敏性。在事先规定的保护范围内部发生故障时，不论短路点的位置，短路的类型如何，以及短路点是否有过渡电阻，都能敏锐感觉，正确反应。
（4）可靠性。在保护装置规定的保护范围内发生了它应该动作的故障时，它不应该拒绝动作，而在任何其他该保护不应该动作的情况下，则不应该误动作
图1
3.继电保护安全管理运行的目标体系
继电保护安全管理运行的目标体系是继电保护可靠运行的前提与保障。
（1）应该通过建立健全完善的继电保护专业化、标准化管理体系，加强对继电保护专业的全过程管理，确立目标，保证保护设备运行可控，使电网继电保护投入率达到100%，正确动作率保持在98%以上，从而使继电保护真正发挥电力系统安全卫士的作用。
（2）明确管理范围。继电保护专业应该实行全过程技术监督管理，从功能配置、设备选型、初步设计、施工安装、调试验收，到运行维护、定期检验、设备老化、安全寿命评估、更新改造等等各阶段实行监督到位。
4.继电保护安全运行管理措施分析
继电保护安全可靠运行是衡量继电保护装置性能的重要指标，也是评价各种原理构成的继电保护装置的主要依据，做好继电保护安全运行管理工作，可从以下几个方面做起：
4.1继电保护装置检验应注意的问题
在继电保护装置检验过程中必须注意：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（包括改定值区）、改变二次回路接线等工作。
整组试验是一整套保护装置及其二次回路最终性能正确性的关键检验手段。如果在整组试验进行完毕后再进行上述工作，有可能造成定值区错误、定值错误或回路接触不良而无从发现，将给设备的安全运行带来重大隐患。
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。保证装置电流回路的正确性的最佳办法就是升流通电试验。最好是通过大电流发生器在电流互感器一次侧加大电流进行该试验，要用钳形电流表进行测量，还要在保护装置液晶显示器检查采样值。如果电流电压虽正确进入了微机保护内，但是装置的模数转换出现故障的话，势必会造成保护装置的拒动或误动。
4.2管理制度措施
继电保护专业人员应严格遵循“发现问题及时、分析问题到位、处理问题彻底”的原则，针对电网中发生的各类继电保护异常和缺陷，实现PDCA闭环管理，并在此基础上制定防范措施，避免了类似情况重复发生。
（1）应认真落实继电保护专业各级安全生产责任制，做到“凡事有人负责，凡事有据可查，凡事有人监督，凡事有章可循”，将安全目标、责任层层分解，落实到人，提高了继电保护专业安全生产管理工作的执行力。加强对微机继电保护装置的软件版本管理，严格执行南方电网微机保护软件版本管理规定，杜绝了由于软件版本管理不善而导致继电保护装置不正确动作的事故，积极开展防止“误整定、误调整”专项活动，排查二次设备和继电保护管理隐患，规范安全管理，确保继电保护设备的可靠运行。强化继电保护专业规范化、标准化建设，着眼于入网管理、现场投运前验收把关管理、装置软件版本管理、反措管理、整定管理等相关工作的全过程，注重系统性和可操作性。
（2）严格按照标准化工作。①按照继电保护设备检验周期，科学安排检修试验；作业严格按照继保作业指导书和作业表单要去进行工作；②定期开展继电保护设备运行分析，全面掌握设备情况，总结设备存在的问题目，并据此采取相应措施计划进行维护整改；③归纳分析继电保护管理上的漏洞，不断完善继保管理制度；④多渠道掌握相关新技术，落实多项措施用于整改缺陷和提高运行管理水平；⑤继电保护工作专业性强，知识更新快，对从业人员素质要求高。可通过邀请合作厂家人员或聘请行业专家对继保人员进行有目标有计划的有针对性的系统培训。
4.3 继电保护绩效考核措施
（1）应建立绩效评价的指标体系，比如继电保护定检完成率应该在100%水平，继电保护正确投入率也是100%，继电保护正确动作率不应小于98%。
（2）对于继电保护绩效评价结果的应用，应对未完成继电保护装置定检计划、保护装置不正确动作的情况，根据事故造成的损失影响对相关责任人进行考核，并将其工资奖金挂钩，从而能够通过绩效考评，充分发挥职工主观能动性，增强了工作责任心，经过评价——整改——提高——再评价的循环过程，使各项考核指标均得到稳固提高。
5.结束语
随着电力系统的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，这对防止继电保护不正确动作，提高继电保护的安全运行，提高供电可靠性，具有十分重要的意义。
参考文献：
【1】广东省电力系统继电保护反事故措施2007版 广东省电力调度中心
【2】潘力志 浅议保护装置的正确动作与电网安全 山西电力
继电保护专业总结范文2
[关键词]电力系统 继电保护 运行管理
中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）18-0284-01
1 继电保护的任务
首先，当被保护的电力系统元件发生故障时， 应该由该元件的继电保护装置迅速准确地向距离故障元件最近的断路器发出跳闸命令， 使故障元件及时从电力系统中断开， 以最大限度地减少对电力元件本身的损坏， 降低对电力系统安全供电的影响， 并满足电力系统的某些特定要求（如保持电力系统的暂态稳定性等）。其次，继电保护对电气设备的不正常工作情况进行反应， 并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同（例如有无经常值班人员） 发出信号， 以便值班人员进行处理， 或由装置自动地进行调整， 将继续运行可能会引起事故的电气设备予以切除。（反应不正常工作情况的继电保护装置容许带一定的延时动作）
2 继电保护可靠性在电力系统中的运行管理
2.1 继电保护设备的可靠性
按照电力行业传统对于继电保护性能的要求分为“四性”：选择性、快速性、灵敏性、可靠性。从目前继电保护微机化的普及程度出发可以发现，基于逻辑的选择性，基于通信的快速性，基于精度的灵敏性对于现阶段的继电保护设备来讲，已经相对成熟。所以在目前市场化经济影响下，继电保护设备种类繁多，功能各异的大环境中，保证继电保护设备的可靠性，变得尤为重要。
首先，是选型设计。电气设备在进行继电保护设备及其辅助设备的选型设计时，在经济因素可行的条件下，尽量选择技术先进成熟、市场占有率高的产品，因为这种产品的生产在设计、技术及性能等方面相对可靠稳定，运行曲线合理，误差相对较小。同时较高的市场占有率也对实际考察产品性能提供了极大的便利，从而选择最适合自动化变电站的继电保护产品保证电力成产安全、稳定、经济。而且要对所选用的继电保护装置进行性能分析。例如，遥控、遥测、遥信、遥调、保护动作、计量精度等，保证功能准确全面。分析中不单要有效地保证电力系统运行状态良好，同时对电力系统的设备更换、增容扩建也要保留冗余，为保证电力系统长期安全可靠运行奠定基础。
其次，是安装过程的严格监督。严格按照继电保护设备安装相关的规程规定、国家及行业标准进行安装工作，避免产生隐患。例如，山东省某电厂由于工具遗留在继电保护装置内部，导致调试过程中烧毁设备，导致不必要的经济损失和不良影响。黑龙江省某风力发电电场升压变电站主变继电保护设备通讯接口设计为双通道，但实际只安装了单通道，导致长期运行异常，严重降低了继电保护装置的可靠性。只有对继电保护设备质量与安装全过程监督到位，每个环节都符合相关国家或行业标准及规范规程，才能确保在自动化变电站在电力系统中长期、稳定且安全的运行，为电力网提供稳定的电力能源。
再次，是调试过程中各个环节进行要严肃严谨。继电保护涉及测量表计、直流系统、后台监控等设备。因此必须在调试阶段内，明确继电保护与这些设备间的责任界限与分工，相互配合协调；做好基础数据的录入，系统数据库的建立以及对各设备进行联合调试等等工作。严格按照其功能进行逐项调试，模拟系统可能发生的各种故障，对装置的整组模拟、传动进行试验，确保装置的保护功能准确性得到验证。微机保护功能先进，但这并不就意味着微机装置工作可靠性大、安全系数高。严格保证继电保护及自动化装置的背板、端子排、压板、插头的接线牢固，做好光缆、网线防外力破坏的措施及屏蔽干扰措施。应做好工程关键质量点的监察控制。
保护整定值作为继电保护的动作依据，其计算过程、试验步骤必须精确无误。基于是实际电力生产，除了按照各设备性能曲线及相关参数制定整定值以外，还要考虑到对实际各部分接线产生的导致误差的因素，进行消除或核算，最大限度保证整定值的设定负荷现场生产状况。由于整定值设置误差达到十几毫安产生的拒动或误动，而对电气设备造成伤害的事故也是屡见不鲜。
第四，是运行和维护工作的全面合理进行。对继电保护装置按国家、行业的相关规程规定及本单位制定的相关规程规定严格进行巡视检查及维护工作，及时发现并处理继电保护装置的异常运行状况，排除故障隐患。保证继电保护装置的安全稳定既是保证电力生产的安全稳定。
2.2 对继电保护设备可靠性的运行管理
首先，继电保护专业工作者对继电保护设备进行运行管理，应当具备相应的专业技术知识及对现场设备情况的透彻掌握，其中应包括：
被保护电力设备的基本性能及有关参数；系统稳定计算结果及其对所管辖部分的具体要求；系统的运行方式及负荷潮流；系统发展规划及接线；发电厂、变电站母线接线方式；发电机、变压器中性点的接地方式；断路器的基本性能：其分、合闸线圈的启动电压、电流；分、合闸时间，金属性短路时间及其三相非同期时间；辅助触点、气压或液压闭锁触点的工作情况；直流电源方式（蓄电池、硅整流、复式整流、电容储能跳闸等）、滤波性能及直流监视装置；电流、电压互感器的变比、极性、安装位置，电流互感器的伏安特性等。
其次，继电保护专业工作者应了解运行管理工作的相应职责，形成闭环管理，能发现问题，有计划方案，有改造实施，有技术总结。其主要职责应包括：
对运行继电保护装置的维护及定期检验， 按时完成保护装置定值的更改工作；参加有关的新、扩建工程保护装置的选型设计审核，并进行竣工验收；事故后或继电保护不正确动作后的临时性检验；按规定对继电保护动作情况进行定期的统计分析与总结， 提出反事故措施；贯彻执行反事故措施（包括上级机构确定的）， 编制保护装置更新改造工程计划；根据整定单位确定的原则接线方案， 绘制原理接线等有关图纸， 经基层局、厂审定后施工；会同用电监察部门， 提出对用户继电保护的原则要求和提供有关定值；协助对变电站及发电厂值班人员进行有关保护装置运行方面的技术培训工作。
3 继电保护在电力系统中的发展
在国家能源局2014年4月15日的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》中第十八项“防止继电保护事故”中，与之前的反事故措施相比，对继电保护的可靠性，提出了细致的要求。其中对继电保护设备各环节提出包括：涉及电网安全、稳定运行的发电、输电、配电及重要用电设备的继电保护装置应纳入电网同一规划、设计、运行、管理和技术监督；继电保护装置的配置和选型，必须满足有关规程规定的要求，并经相关继电保护管理部门同意。保护选型应采用技术成熟、性能可靠、质量优良的产品。
同时，对继电保护定值与运行管理工作中应注意的问题也做出了非常详细的要求。包括继电保护的配置、定值整定、元件特性、工作制度、运行维护及检测、继电保护专业与通信专业的配合等方面都做出了详细要求。这些要求更进一步的体现出继电保护设备的可靠性在电力生产中的重要作用，同时也是向我们电力行业尤其是继电保护专业工作人员提出了更高的要求。
4 结语
通过对继电保护在综合自动化电力系统中重要性的探讨，对其运行特点以及重要事项进行了浅析。对于保证继电保护设备在自动化电力系统中的安全稳定运行及管理，进行了分析。结论为：以现实工作需求为基础，以全面、系统的安全管理手段为根本，在完善继电保护的设备安装、调试、运行、维护、检测各个环节的协调配合下，提升综合自动化电力系统继电保护的可靠性，才能保证对电网的电能供应及电能质量。
参考文献
[1] 王维俭.《电气主设备继电保护原理与应用》（第二版）.中国电力出版社.
继电保护专业总结范文3
【关键词】继电保护；常见问题；模型设计
1.继电保护一般性配置
10kV线路配置为阶段式一段瞬时速断与三段定时限过流；主变主保护为瓦斯保护、速断或差动保护。容量低于6300kVA为电流速断，单主变10000kVA、双主变并列6300kVA或2000kVA以上速断灵敏度不够配置差动保护，后备保护为过电流保护与过负荷保护；电容器保护为过压与失压、速断与过流、不平衡保护（根据接线方式而定）。无母线保护与零序电流保护。
2.继电保护工作点分析
等值电路模型建立困难，由于农网配电线路分支较多及线路架设、改造后资料统计等原因，继电保护工作者在收集线路线型（架空、电缆）及长度花费大量时间整理；继电保护工作是随电网运行方式变化而变化的，在电源点短路容量及综合阻抗发生变化、城网负荷转移、农网夏季迎峰、春节迎峰等变化时，会重新进行保护整定计算及试验。
3.县级电网典型问题分析
（1）负荷高峰继电保护整定计算要点
根据实际工作经验，最大负荷电流的确定有五点：线路载流量、线路所带配变总容量、调度自动化采集相对规律性的最大负荷电流、线路末端灵敏度、电流互感器一次额定值。可供选择的有三种方案：1、以调度自动化系统中线路春节最大负荷电流来考虑，配合供电所提供具备"季节、地域"特点的负荷预测，这种是最稳定的，动作正确率也最高，也不用频繁更改定值，降低继电保护试验班的工作强度，但是对调度自动化数据准确性与继电保护整定专责的工作经验要求较高，负荷预测稍有不准就会造成保护动作。2、以线路载流量来计算。根据上述表格数据分析，在线路较长时，线路短路电流降低，灵敏度下降，显然，载流量计算的定值是不能满足灵敏度要求的，简言之，线路的一次设备是不能脱离电力系统潮流来考虑的，如果实际允许，可以在分支线路较长线路配以熔断器以提高线路灵敏度。3、以电流互感器一次额定值的1.5～2倍来计算。能有效地保证负荷高峰期间继电保护动作的正确性，当然不足之处与第二种同理，且牺牲了部分选择性，因速断保护不能保护线路全长，定时限过流保护作为电流速断的后备保护，必须具有保护线路全长的作用，而根据变比来计算，在离主干线较远点发生短路时，继电保护自动装置不能动作，另外，灵敏度也没达到要求。为了弥补上述不足，此方案只能短时运行，负荷高峰后须尽快调整过来。
（2）定时限过电流保护如何整定？
问题描述：末端10kV线路保护一般配置速断保护和定时限过电流保护，定时限过电流保护按线路最大负荷电流来整定。不少继电保护专业人员在实际整定计算过程中将第三段定时限过电流保护应按线路载流量来整定，这样的好处在于避免在负荷高峰波动时频繁调整定值。
（图1）
分析：速断保护不能保护线路全长，定时限过电流保护作为主保护速断保护的后备保护，必须起着保护线路全长的作用。如果按照线路载流量来整定，试想，一条相当长的线型为LGJ-185的导线，载流量为515A，线路末端短路电流趋近于零，如果仍按515 A的载流量来计算，势必很长的一段末端线路都是无保护运行的。
总结：过电流保护的条件为保护线路全长，在线路不太长的情况下，可以按载流量或配变容量来估算，若是要把过电流定值整定到比较准确，仍需按最大负荷电流计算，并保证一定灵敏度。当然，如果按最大负荷电流来整定，那么对设备参数提出的要求较高。
（3）保护连跳问题如何避免？
问题描述：对于末端电网来讲，最难点，是保证主变高压侧和馈线出口继电保护定值上的选择性，由于继电保护参数收集上的问题，可能计算出的定值在上下级上会发生动作重合区，使上下级保护区重叠，导致继电保护连跳的发生。
分析：假定在继电保护参数不够准确的情况下，对于末端线路的速断保护，可以适当的降低继电保护定值以提高灵敏性，靠后备保护保证动作的准确性。对于主变的高压侧保护，可给把无时限的速断保护改成时限很短的限时速断保护，或者增设限时速断保护，再提高速断保护动作值，以保证选择性，即配全三段式过流保护，然后总体综合配置作为主保护的差动保护（差动保护能较灵敏地反应主变故障，是较大容量主变的主保护），以保证动作准确性。
总结：对于继电保护参数不够准确的电网来讲，上述方法可以起到较好补充效果。当然，如果能准确划分继电保护动作区域，使上下级之间不发生保护区重叠，继电保护选择性得以满足，可不需增设第二段保护。
（4）串供较多的变电站不带方向的输电线路保护如何配置？
问题描述：对于串供较多的变电站，继电保护配置上存在两点问题：一是时间阶梯不能确定（上级电网时限已有限额要求），二是既可作为进线电源又可作出线电源的同一点保护，既可能带一座、两座或者更多变电站的情况，保护配置较为复杂。
分析：串供变电站的运行方式变化较复杂，继电保护定值调整也会随之增加。在继电保护装置未满足要求或者继电保护试验装置不满足方向性的情况下，可按该继电保护装置最大运行方式（即承担最多变电站）来整定计算，按最小运行方式（即承担最少变电站）来进行灵敏度校验。通过该变电站或其他变电站自身保护来补充输电线路继电保护选择性的不足。
（5）自动重合闸
设备可靠性与供电可靠性的比较，是自动重合闸投与不投的关键砝码，输电线路多为瞬时性故障，自动重合闸成功率可达80%以上，所以10kV线路可投入重合闸前加速的三相一次重合闸。投入重合闸有四点问题，1.断路器遮断容量不足，造成断路器抗二次冲击的绝缘强度降低；2.对线路的二次伤害引起故障扩大；3.因电容器电压不能突变造成残压与重合电压叠加而增大合闸涌流；4.高压电机在立停立起时受到的启动电流冲击。解决这四个问题方法，1.统计断路器投切次数，定期做好试验；2.整定自动重合闸速动性；3.增设时间继电器让电容器延时放电；4、高压电机增设失压保护；自动重合闸对提高供电可靠性、经济效益是显而易见的，但对设备的伤害与增大检修人员维护量也不可忽视。小电流接地选线 目前，通过母线零序电压和相电压能判断是否接地及接地相，接地线的判断仍采用试拉排除法判断，如果10kV出线较多或涉及到重要电力客户，这将增加调度员工作量与降低电网供电可靠性。由于故障量与正常量的对比性较小，小电流接地选线的灵敏性是研发选线装置的瓶颈问题。
4.35kV变电站继电保护典型模型设计
因35kV变电站模型基本一致，可通过对继电保护工作原理及计算要求的熟悉，以实际的各类参数为基础，建立符合继电保护工作标准要求的应用程序，使整定计算工作得到最大限度简化。
继电保护整定计算表格的应用，大大降低了整定计算工作的工作量，每一点的短路容量及短路电流一目了然，便于继电保护整定计算人员进行短路点分析，能辅助不需要懂太多电力系统分析、潮流计算、继电保护整定计算的工作者较快速地掌握计算保护整定计算原理，快速适应继电保护岗位，对于"标准化"县级35kV电网来说，具有"典型性"软件的推广意义。
继电保护专业总结范文4
关键词：电力系统；继电保护；课程改革
中图分类号：TM7文献标识码：A 文章编号：1009-0118（2011）-12-0-02
一、前言
电力系统继电保护课程改革主要是从化课程设置出发，以继电保护的理论知识及其综合运用为目的，通过课程改革，不断强化学生巩固、加深和扩大专业知识，从而达到继电保护专业知识的灵活运用，理论联系实际，解决实际问题。
二、电力系统继电保护课程改革的必要性
电力系统继电保护是电力系统继电保护及其自动化专业的主要课程。但是目前针对该课程的教学仍然止步于以教师为中心的传统的教学模式上缺乏实践指导性，应向以学生为中心的教学模式改变。
（一）继电保护课程涉及广泛的其他专业知识，包括电工基础、电机学、电力系统故障计算等多方面的相关知识。然而继电保护课程教学只达到使学生初步掌握继电保护理论层面的知识。没有从根本上达到培养专业实用性人才的目的。
（二）基于现有继电保护教学的教材的不完善性，导致现有教学模式存在与实际脱节的情况，导致学生学不到真本事，造成专业性人才培养存在应用性瓶颈。
（三）继电保护课程的属性管辖不明，导致专业性教学得不到应有的重视。造成专业性人才就业不对接，学生缺乏深入学习继电保护知识的兴趣，教学达不到培养实用型人才的要求。
三、电力系统继电保护课程改革的基本思路
（一）加强理论教学，强化电力系统继电保护原理的学习
下面通过最简单的过电流保护装置为例，来说明继电保护的组成和基本工作原理。
1、线路过电流保护装置的原理。过电流保护的原理是通过线路中的电流增大来引起反应的一种保护装置。具体的工作过程如下：电流继电器KA的线圈是用于测量线路中的电流值和监视被保护线路的运行状态。它接在被保护线路电流互感器TA的二次回路上，如果出现线路发生短路故障，继电器的动作电流就会小于流经继电器KA线圈回路的电流，电流继电器就会立即感应，触点闭合，接通逻辑回路中时间继电器KT的线圈回路，时间继电器启动并经延时后触点闭合，接通执行回路中的信号继电器KS和断路器QF跳闸线圈YR回路，使断路器QF跳闸，切除故障。线路图如图1所示：
微机继电保护是以微型计算机为核心的，微机继电保护硬件包括以下五个部分：数据采集单元、数据处理单元、开关量输入/输出系统、通信接口、电源部分。其原理分析如下：
交流电压、电流经过电压互感器和电流互感器输入到计算机保护的输入通道。借助配置的多路输入通道，通过多路转换开关将每个输入电气量按输入时间前后分开，依次送到A/D转换器，然后将模拟量转换为数字量后输入计算机系统进行相应的运算处理，判断是否发生故障，通过开关量输出通道输出，经光电隔离电路送到出口继电器，从而接通跳闸线圈启动调整回路。
（二）强化继电保护整定计算能力训练，强化学习记忆
电力系统继电保护课程改革中必须加强整定计算的训练，强化学生记忆。例如电流速断保护整定计算公式时应运用合理的方法使学生面对复杂的公式形成简化清晰的记忆模式。
1、动作电流：Idz=KkI(3)dmax2
继电器动作电流：
其中：Kk―可靠系数，DL型取1.2，GL型取1.4
Kjx ―接线系数，接相上为1，相差上为√3
I(3)dmax2―变压器二次最大三相短路电流
Ki―电流互感器变比
Ku―变压器的变比
一般计算公式：按躲过变压器空载投运时的励磁涌流计算速断保护值，其公式为：
其中：Kk―可靠系数，取3~6。
Kjx ―接线系数，接相上为1，相差上为√3
I1e―变压器一次侧额定电流
Ki―电流互感器变比
2、速断保护灵敏系数校验：
其中：I(2)dmin1―变压器一次最小两相短路电流
Idzj ―速断保护动作电流值
Ki―电流互感器变比
四、改进电力系统继电保护实践教学的思考
（一）改革继电保护实践教学模式，培养学生的创新能力
从构建完善的继电保护实践教学体系出发，不断更新实践教学内容，从而提高学生的自主学习主动性，强化学生理论学习，有利于提高学生的创新性设计能力。
（二）强化实训，就业憧憬联动学习热情
定期安排学生到电厂、变电站等进行实训参观，通过课程与实训对接，使学生加强对课堂内容的理解，使学生对专业知识的应用充满憧憬，从而提高其学习热情。
（三）完善课程设计和毕业设计，培养学生的综合思维能力
完善课程设计和毕业设计评估体系，从全方位提高学生自主设计的能力，充分激发学生的专业综合能力，让学生积极参与实际案例分析处理、实际生产的设计、安装、调试和改造等，促进学生理论联系实践，真正做到顶岗实习、岗前达标的要求。
五、加快专业建设，优化课程设置
加强电力系统继电保护的课程定位、明确教学课程目标、更新完善课程内容、制定实用的授课计划和考核方案。
（一）通过对专业课程的学习，使学生初步建立起继电保护的概念、形成继电保护知识体系的基本轮廓和框架、了解继电保护整体运作模式，对继电保护的一般流程有初步的、比较清晰的认识。
（二）培养学生从继电保护分析应用的角度综合分析问题和解决问题的能力，重点掌握从事继电保护实际工作所需的基本能力和基本技能，促进其职业素养的养成和职业能力的培养，为将来从事相关工作打下基础。
课程优化要以继电保护工作过程为导向，以实践创新设计任务为载体，根据学生未来职业发展规律，考虑相关专业职业能力培养对于本课程的要求，将真实工作过程中的典型工作任务加以分解，将每个学习环节所涉及的内容细分成具体的技能和任务对学生进行训练，最终形成完整的继电保护教学管理体系。
六、完善教学方案，深化继电保护的教学改革，全面提高教学质量
以最新的行业技术人才要求为导向，制定继电保护课程教学实施方案。课程安排以帮助学生掌握继电保护专业知识与技能为定位，注重理论与实践相结合、知识传授与技能训练相结合。
课程改革后，教学方案设计要打破传统教学的章节设计，以工作流程为导向，将相关内容进行了取舍和整合，运用模块法将课程细分，针对教学任务分别设计相应教学情境，由情境引出任务，导入教学知识点，进而引导学生完成任务。设置案例教学，以使学生在有限的教学时间内迅速进入专业角色。根据教学方案设计教学课件。全面完善继电保护课程升级。
综上所述，通过电力系统继电保护课程改革的探究，提出新的教学方案，促进继电保护教学取得更好效果是当前继电保护教学的要求。全面促进学生理论联系实践，真正培养符合电力系统要求的继电保护技能型人才。继电保护的课程改革将在高校继电保护课程教学得到推广和使用。
参考文献：
[1]梁志坚,李啸骢.继电保护课群的优化与改进[J].中国电力教育,2008,(13).
继电保护专业总结范文5
【关键词】继电保护；故障信息；系统建设
随着电力系统规模的不断扩大，电力技术、计算机技术及通信技术的发展，电力系统继电保护已经逐步向自动化发展。使微机保护、故障录波器、安全自动装置等智能装置得到了广泛的应用，而为了保证这些智能装置安全稳定运行，随时排险故障，电力继电保护故障信息系统成为了一个不可或缺的组成部分，在电力系统正常工作方面发挥了重要作用：为电力系统的事故分析提供基本依据；改进保护与控制原理；可发现一次设备缺陷，并及时消除隐患；完善实验手段，提高实验效率等等。因此，有必要对电力继电保护故障信息系统建设的相关问题进行分析，以保证该系统真正效应的发挥。
1 电力继电保证故障信息系统的主要结构和管理模式
目前，继电保护故障信息系统（以下简称系统）在各网省公司所采用的管理方式不完全一致，系统配置、组网方案更是不尽相同，系统的总体结构可概括成图1所示。
一般说来，系统由设在电网调度中心的主站、设在超高压局和直管电厂、供电局的分站及设在变电站、发电厂的子站通过电力系统的通信网络组成。各个网省公司根据自身电网管理的特点确定系统的具体组成结构，目前应用的系统主要有以下几种模式。
1.1主站/分站/子站三级管理模式
目前故障信息系统中最复杂的一种。在500kV变电站中，500kV部分的信息直接上送至主站，220 kV及以下部分的信息可以上送至各级分站，也可以上送至主站。主站则根据实际情况，可以从各级分站调取需要的信息。对于220 kv变电站，站内的信息先上送至各级分站，主站保留从各级分站调取信息的接口。这种模式实现了多级结构、分级管理，但实现起来也是最为复杂的，在具体实施过程中需要分阶段逐步建设，一步建设到位的可能性较小。
1.2主站/分站独立的三级管理模式
此模式与前一种模式的区别在于子站端留有向主站、分站上送全部信息的接口，主站、分站端根据需要选择子站上送的信息，但分站和主站之间没有信息的交互。这种模式在主站、分站管理信息的内容上有所差别，但从功能界定上没有明显的区分。这种模式主站、分站、子站的信息流向相对简单，因此从实施的难易程度上较前一种模式要容易。
1.3主站/子站二级管理模式
系统由设在调度端的主站和设在厂站端的子站组成，形成二级管理模式。该模式由于系统结构的简化使得需要传送的信息量、网络管理的工作量都大大减少，适用于处于科研项目阶段或者规模较小的系统。规模较大的系统在建设初期也可以考虑先建立二级管理模式，然后随着系统规模的扩大再过渡到三级管理模式。
2 电力继电保护故障信息系统建设中应注意的问题
随着系统应用范围和实施规模越来越大，在系统建设过程中出现了一些问题，积累了一些经验。这些问题应在以后的方案设计和工程实施中尽量避免。
2.1系统的组成不管是采用哪种管理模式，必须保证信息的唯一性，厂站端只允许有一个子站系统运行。
2.2系统建设应不影响现有设备的功能和自身运行的独立性，在厂站端运行的子站设备等同于保护设备，安全可靠性也应不低于保护设备。
2.3系统的信息采集不管是否独立于站内的自动化系统，均应充分考虑信息的共享，在满足继电保护专业设备管理、故障分析等需求的同时，兼顾各生产、运行专业的需求。
2.4系统在进行功能和规模扩展时，不能影响现有系统的运行。
2.5新建的系统在进行方案设计时必须对安全性进行充分的考虑，在系统内建立完善的计算机病毒防护、监视、查杀体系，保证系统软件运行的安全和可靠。
2.6保证系统内的时钟统一，为电网事故分析提供可靠的依据。
2.7子站向主站/分站传送的信息要符合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必须在子站系统中完成相应的数据和规约转换。
2.8接入子站的保护装置不论是集中式布置还是分布式布置，应使用统一的接口方式和规约（如：IEC60870
5
103规约）接入子站。不能提供这些接口和规约的保护装置应经过规约转换装置转换后接入子站系统。
2.9对于新接入系统的故障录波器应提供以太网接口，提高故障录波文件传输的快速性。
3 电力继电保护故障信息系统的发展动向
3.1通信方式
继电保护故障信息系统的通信包括主（分）站一子站间和子站内通信两部分。
站间通信目前还没有统一的通信规范标准。国调和各网省调运行的故障信息系统还基本依赖于各生产厂家自己制定的通信规范，不利于不同厂家之间系统的互联通信。当前，各电网调度中心都已开始致力于统一各自区域网内的站间通信规范，以保证不同生产厂家在该区域内实现系统的互联。在通信接口方式上，各个地区也已优先推荐使用数据传输速度较快的网络通信方式，传统的电话拨号通信方式只作为备用通信方式保留。
子站内通信主要是子站系统与微机保护、故障录波器及安全自动装置等智能设备的通信。在接口方式上，目前很多地方都要求故障录波器提供以太网通信接口来代替以往普遍使用的串行接口，这样可以显著提高传送大容量故障录波文件的效率，为实现电网故障的快速分析提供了重要的技术保证。
在子站内通信规约的问题上，子站系统对保护设备的接入已经逐步向IEC60870-5-103靠拢，但是故障录波器还无法按照统一通信规约接入子站系统。
IEC61850作为将变电站自动化系统变为开放式系统的一个可行的实现方法，相信随着该标准的正式出台，故障信息系统的通信方式会朝着实现无缝连接的方向发展。
3.2安全性
计算机病毒和黑客对系统的入侵防不胜防，这些问题以前未引起足够的重视。如今，系统的安全性已成为系统设计和实施阶段需要考虑的重点问题，即将正式出台的《全国电力二次系统安全防护总体方案》中也已将故障信息系统的安全防护方案作为其中一个重要的组成部分，并将其安全级别划分在级别较高的安全区I/II中。但同时也应该看到，各种安全防护技术还没有在电力二次系统中进入完全实用化的阶段，行之有效的安全性防护措施恐怕尚需时日。
3.3信息共享
目前国内超高压变电站普遍采用的分层分布式的体系结构为故障信息系统的建立提供了一个极其开放的平台，使得继电保护专业与自动化专业之间的联系更加紧密。因此，故障信息系统的建设可以充分利用先进、成熟的网络通信技术，将站内保护和自动化专业充分结合，更加经济、合理地发挥各自的优势，最大限度的实现信息共享。
另外，超高压变电站自动化系统在国内的广泛应用使得站内的实时数据能够快速而准确地送至调度中心，对于站内大量的非实时数据如故障录波器的波形数据，由于其数据量较大，如果考虑与实时数据共享网络或占用同一通道，必须对故障信息系统的非实时数据的流量加以控制，不能对站内实时数据的上送造成影响。
3.4传输可靠性
故障信息系统主站、分站、子站之间的信息传输采用可靠性高、速度快的网络方式来代替通过MODEM拨号进行信息传输的方式已成为大势所趋，而且可以利用现有的国家电力数据网络（sPgnet）逐步形成完善的调度系统专用数据网络，连接各级调度中心和各调度直管的发电厂和变电站。
子站内的信息传输可以将传统的Rs 232/485连接方式就地经过介质转换器转为以太网方式进行通信，将原来需要敷设的Rs 232/485线缆全部替换为光纤或电缆，既可延长传输距离，又可以提高传输可靠性和快速性。虽然使用这种方式的工程造价比以前高，但超高电压等级的故障信息系统中可以考虑采用。
4 电力继电保护故障信息系统发展应采取的策略
为了使故障信息系统能够更好地为电力系统的安全、稳定运行服务，系统的发展应采取以下策略。
4.1及时跟踪国际最新的技术发展动向和应用情况，迅速制定相关的标准，出台相应的指导性和规范性文件。
4.2借鉴国内外成功经验，开发出具有性能优良、运行可靠、价格合理的具有完全自主知识产权的继电保护及故障信息系统产品。
4.3随着系统功能结构的标准化和开放程度的提高，系统安全问题会变得非常突出，必须给予足够的重视。
4.4尽快实现通信规约的通用化、标准化和通信结构的网络化。
4.5有关保护装置生产厂家要设计既能与监控系统通信又能与故障信息管理系统通信的成熟的保护通信管理机。
4.6尽可能提高设备的抗干扰能力。
4.7充分利用保护装置等智能设备的信息资源，开发面向电网调度与现代化管理的高级应用软件，如继电保护装置的状态检修管理、保护和控制装置的功能完好性分析等。
同时开展与各级调度系统、MIS等应用系统集成的研究，从根本上解决自动化信息的“孤岛”问题，为调度人员提供实时故障信息与继电保护专家辅助分析。
继电保护专业总结范文6
关键词：电力系统；继电保护；装置；运行；故障分析
中图分类号： TM715 文献标识码： A 文章编号：
1继电保护常见的几种故障
1.1产源故障
继电保护装置的生产属于技术型生产，大多由生产车间批量生产，所以其出厂的产品质量直接影响着保护装置的运行情况。早期常规继电保护装置如电磁型、机电型继电器零部件的材质不合格和校验精度差，整体性能不合格，晶体管保护装置中元器件的质量差，性能差异大，运行不协调等因素，极易发生常规继电保护误动或拒动。
现代微机化继电保护装置也同样存在类似问题，微机保护装置同样由厂家生产车间批量生产，由于保护装置板件自身存在设计缺陷、产品质量不达标，或是运行后出现板件损坏引发的继电保护缺陷屡见不鲜。
1.2隐形故障
有资料显示，世界上大约有75％的停电事故都和继电保护系统的不正确运作有关，继电保护的隐形故障已经成为电力系统潜在的巨大威胁，因此继电保护专业工作人员也逐步开始加强对继电保护隐形故障的分析。
1.3运行中故障
继电保护装置长时间运行在如高温、粉尘污染较为严重等恶劣环境下较易导致继电保护装置故障。装置插件特别是电源插件运行年限过长同样易引发装置故障，云南电网公司规定电源插件运行年限超过7年应进行更换。
运行中的故障主要表现为液晶屏不亮、无法通讯、保护工况退出及设备失灵等症状，具体还表现为装置拒动或误动等现象。装置运行过程中应加强监视，发现异常信号及时检查、处理，避免造成更严重的后果。
2继电保护故障处理方法
根据现场电力故障处理的经验，总结继电保护故障处理方法主要有以下几种：
2.1替代法
用正常的相同元件或插件代替怀疑有故障的元件或插件，通过判断换上新插件后故障的恢复情况来判断插件的好坏，可快速地缩小查找故障范围。这是处理微机保护装置内部故障最常用也是最好用的方法。当一些微机保护插件故障，或者一些内部回路复杂的单元继电器，可用备件取代它，如故障消失，说明故障在换下来的元件内，如故障未消失，则说明在换下来元件以外必然存在故障点。
用此项方法需注意：要特别注意插件的跳线、焊接管脚及程序版本及是否一致，确认无误方可掉换。若更换CPU板件、通讯单元或定值管理单元，需重新整定定值及相关网络通讯参数，并进行模拟传动试验。另外，就是在更换插件替代前是否需要采取一定的安全措施，插件更换前需断开装置电源，更换电压切换插件需要将断开电压空开防止带电更换，电流采集变换插件需要短接外部电流回路防止开路，纵联保护、光纤差动保护需要对侧配合退出保护等。还有，由于装置插件本身需带电运行，所以在拔插插件时需正确佩戴防静电手腕和防护眼镜，不能用身体部位触碰插件芯片管脚，避免人体静电烧坏插件或是插件残余电荷灼伤人体。
2.2短接、断开法
将回路某一段或一部分用短接线人为短接或断开，来判断故障是在短接线或断开线范围内，还是其它地方，以此来缩小故障范围，此方法主要用于刀闸操作及电气闭锁、电流回路开路、切换继电器不动作、判断辅助及转换开关、切换把手触点是否良好等缺陷故障。
现场检查时往往有两种情况，第一种，对于该闭合而未闭合的触点采用短接法进行模拟，若短接后故障消失说明该触点未能正确闭合，故障点为该触点，可以检查是触点损坏或是触点动作条件不满足而未动作，缩小了检查范围；第二种，不该闭合的而闭合了的触点则采用断开法进行模拟，若断开后故障恢复说明该触点为故障点，可以检查是触点损坏或是触点动作条件不满足。
如下图所示：220kV线路刀闸闭锁回路经过线路刀闸两边地刀03G-1、03G-2、断路器ABC三相位置及测控屏输出的逻辑闭锁触点进行闭锁。由于BS1、BS0通常闭锁刀闸操作电源应回路联通，电位正常，断开电源后可以用万用表欧姆档测量整个闭锁回路的通断情况。通过人为短接或断开的方法模拟辅助触点接通或断开，可以判断出具体是那个触点不通。
图1刀闸电气闭锁简要原理图
2.3电位测量法
参照上图的例子，若是在电源无法断开或是现场检查不具备断开电源的情况下，就不能用万用表欧姆档测量整个闭锁回路的通断，只能通过用电压档测量电位来判断整个回路的通断情况，这种方法我们就叫做电位测量法。
如上图，正常时在电源不断开的情况下测量BS1、BS0电位应相同，若故障时测量电位不相同，则需进一步测量BS1、BS2、BS3、BS4、BS5、BS6各点的电位情况。假如BS3测量电位与BS1相同，而BS4测量电位与BS3不同，则说明测控屏逻辑闭锁接点为故障点，若BS4测量电位与BS3相同，则继续测量下一个触点电位。以此类推，通过电位测量法可以判断出具体的故障地点。
电位测量法适用于运行变电站无法全部停电的设备，可以在带电的情况下利用测量电位来查找故障点，是继电保护专业工作人员必须具备并熟练掌握的一种方法。
2.4参照法
通过正常与非正常设备的技术参数对照，从不同处找出缺陷设备的故障点。此法主要用于现场图纸资料不完备，初步判断为接线错误的故障。在进行回路改造和设备更换后二次接线不能正确恢复时，可参照同类设备接线。
例如，在更换新的KK控制把手及接线后，出现开关不能正常分、合故障。一般来说很可能是二次线在恢复过程中接线错误导致，通过查看图纸资料核对接线可以查找到错误接线点。但是现场图纸资料不全的情况，为了尽快找到原因，可参照相邻线路KK控制把手(一般情况下同一块控制屏上，各条出线的KK控制把手接线是相同的)的接线，根据其线头标号套上的编码及接线位置一一对照找出不同点，就很容易发现错线所在。需注意核对过程中应避免“误碰”，不要造成运行线路KK控制把手的接线松脱。
2.5顺藤摸瓜法
从出错点开始一环紧扣一环查找，直到检测到出现正常现象的位置，此方法可以命名为顺藤摸瓜法。例如光字牌燃亮或保护屏发告警信号等缺陷可根据异常点顺藤摸瓜去查，3.4电位测量法中也需要结合此法进行查找，还有的情况的是在直流或交流电源均断开情况下，用万用表电阻档去顺藤摸瓜式的一步一步检查，此法可以检查诸如刀闸及断路器的辅助接点、刀闸操作控制回路、由继电器和一些接点串接组成的回路。
例如，某变电站运行人员在监盘过程中发现110kV部分I段母线电压异常，经检查110kV，I段母线TV端子箱内B相电压空开跳开，尝试合上空开后立即跳开，在端子箱内断开B相电压回路，用万用表测量B相对地阻抗，只有1欧左右的直阻，可以判断B相电压回路绝缘存在问题，断开空开下端出线后进行测量，还是存在接地现象，判断为下一级电压回路存在问题，排除B相电压空开损坏的可能性。顺着B相电压至每个间隔的回路查找，最终在一个110kV线路间隔断开B相电压回路检查时接地现象消除，进一步检查发现电压切换插件损坏导致B相电压切换接点绝缘不良。
2.6分段处理法
分段处理法的主要思路是将一套设备或回路分成两个或两个以上部分，再按各部分顺序检查处理故障。主要用于高频保护、光纤保护通道异常等缺陷的分析处理工作。
还有很多方法，电位变换法、分析法、逐项排除法、直观检查法、带负荷检查法、主观经验判断法等。
3结语
随着社会的进步和电网的飞速发展，对电网的安全稳定运行和供电可靠性提出了越来越高的要求，我们应该在电力系统中引进更多成熟、可靠的新技术，通过更高的科技手段，提高继电保护人员对故障信息综合分析处理能力，实现继电保护装置运行管理的信息化、网络化和自动化，使继电保护更灵敏，更快速，更可靠，更有选择性，实现电网的安全稳定运行。
参考文献
