电站继电保护论文范文第1篇
为了防止电力故障和不正常情况的发生, 保护电力设备和电力系统的安全运行, 继电保护装置作为一种最基本的保护装置, 已被广泛应用, 它对变电站的安全运行起着至关重要的作用。
1 继电保护装置概念
变电站继电保护装置是指当变电站电力系统的组成元件或者线路出现故障, 可能危及到电力系统安全运行时, 能够及时发出报警信号并控制断路器跳闸, 使故障不会继续扩大的一种装置 (图1) 。
2 继电保护装置组成
一般继电保护装置并不是简单的一个设备构成, 而是由一整套设备组成的, 如图一所示, 基本可以分成取样比较元件、逻辑判断元件、执行输出元件。它的工作原理是在电流、电压互感器中取出采样信号, 送至比较单元与整定值进行比较, 通过比较判断是否有危及电力系统的故障和因素存在, 并输出相应的保护信号。当故障发生时, 通过逻辑判断元件 (中央处理单元) 及时进行逻辑判断, 判断保护装置的动作行为, 如控制断路器跳闸或者信号, 是否需要延时跳闸或延时发信号。执行输出单元根据逻辑判断元件输出的信息, 送出相应的跳闸信号或者警报信号, 控制断路器跳闸或者报警, 达到保护电力系统的作用。
3 继电保护装置的主要任务
(1) 监视电力系统运行情况, 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给脱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系统元件本身的损坏, 降低对电力系统安全供电的影响。当系统和设备发生的故障足以损坏设备或危及电网安全时, 继电保护装置能最大限度地减少对电力系统元件本身的损坏, 降低对电力系统安全供电的影响。
(2) 反应电气设备的不正常工作情况, 并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同发出信号, 提示值班员迅速采取措施, 使之尽快恢复正常, 或由装置自动地进行调整, 或将那些继续运行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允许带一定的延时动作。
(3) 实现电力系统的自动化和远程操作, 以及工业生产的自动控制。如:自动重合闸、备用电源自动投入、遥控、遥测等。
4 继电保护装置的基本要求
4.1 可靠性
根据继电保护的任务和保护范围, 如果某一保护装置应该动作而未动作则称为拒动;如果电力系统在正常运行状态或故障不在保护范围内, 保护装置不应动作而动作了则称为误动。继电保护的拒动和误动将影响装置的可靠性, 可靠性不高, 将严重破坏电力系统的安全稳定运行。因此现在的保护装置在选用时尽量采用原理简单、运行经验丰富、装置可靠性高的保护。
4.2 选择性
指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障, 当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时, 才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵保护来切除故障。上、下级电网 (包括同级) 继电保护之间的整定, 应遵循逐级配合的原则, 以保证电网发生故障时有选择性地切除故障。
4.3 灵敏性
指在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时, 保护装置应具有必要的灵敏系数。灵敏度高, 说明继电保护装置反映故障的能力强, 可以加速保护的起动。灵敏性是通过继电保护的整定值来实现的, 整定值的校验一般一年进行一次, 由供电部门有资质的专业人员进行整定校验。
4.4 快速性
指保护装置应尽快切除短路故障, 其目的是提高系统稳定性, 减轻故障设备和线路的损坏程度, 缩小故障波及范围, 提高自动重合闸和备用设备自动投入的效果。
5 常用继电保护装置的类型
5.1 电流保护
(1) 过电流保护:是按照躲过被保护设备或线路中可能出现的最大负荷电流来整定的。如大电机启动电流 (短时) 和穿越性短路电流之类的非故障性电流, 以确保设备和线路的正常运行。为使上、下级过电流保护能获得选择性, 在时限上设有一个相应的级差。
(2) 电流速断保护:是按照被保护设备或线路末端可能出现的最大短路电流或变压器二次侧发生三相短路电流而整定的。速断保护动作, 理论上电流速断保护没有时限。即以零秒及以下时限动作来切断断路器的。
过电流保护和电流速断保护常配合使用, 以作为设备或线路的主保护和相邻线路的备用保护。
(3) 定时限过电流保护:在正常运行中, 被保护线路上流过最大负荷电流时, 电流继电器不应动作, 而本级线路上发生故障时, 电流继电器应可靠动作;定时限过电流保护由电流继电器、时间继电器和信号继电器三元件组成 (电流互感器二次侧的电流继电器测量电流大小→时间继电器设定动作时间→信号继电器发出动作信号) ;定时限过电流保护的动作时间与短路电流的大小无关, 动作时间是恒定的。
(4) 反时限过电流保护:继电保护的动作时间与短路电流的大小成反比, 即短路电流越大, 继电保护的动作时间越短, 短路电流越小, 继电保护的动作时间越长。
(5) 无时限电流速断:不能保护线路全长, 它只能保护线路的一部分, 系统运行方式的变化, 将影响电流速断的保护范围, 为了保证动作的选择性, 其起动电流必须按最大运行方式 (即通过本线路的电流为最大的运行方式) 来整定, 但这样对其它运行方式的保护范围就缩短了, 规程要求最小保护范围不应小于线路全长的15%。另外, 被保护线路的长短也影响速断保护的特性, 当线路较长时, 保护范围就较大, 而且受系统运行方式的影响较小, 反之, 线路较短时, 所受影响就较大, 保护范围甚至会缩短为零。
5.2 电压保护
(1) 过电压保护:防止电压升高可能导致电气设备损坏而装设的。 (雷击、高电位侵入、事故过电压、操作过电压等) 10k V开闭所端头、变压器高压侧装设避雷器主要用来保护开关设备、变压器;变压器低压侧装设避雷器是用来防止雷电波由低压侧侵入而击穿变压器绝缘而设的。
(2) 欠电压保护:防止电压突然降低致使电气设备的正常运行受损而设的。
(3) 零序电压保护:为防止变压器一相绝缘破坏造成单相接地故障的继电保护。主要用于三相三线制中性点绝缘 (不接地) 的电力系统中。零序电流互感器的一次侧为被保护线路 (如电缆三根相线) , 铁芯套在电缆上, 二次绕组接至电流继电器;电缆相线必须对地绝缘, 电缆头的接地线也必须穿过零序电流互感器;原理:正常运行及相间短路时, 一次侧零序电流为零 (相量和) , 二次侧内有很小的不平衡电流。当线路发生单相接地时, 接地零序电流反映到二次侧, 并流入电流继电器, 当达到或超过整定值时, 动作并发出信号 (变压器零序电流互感器串接于零线端子出线铜排) 。
5.3 瓦斯保护
油浸式变压器内部发生故障时, 短路电流所产生的电弧使变压器油和其它绝缘物产生分解, 并产生气体 (瓦斯) , 利用气体压力或冲力使气体继电器动作。故障性质可分为轻瓦斯和重瓦斯, 当故障严重时 (重瓦斯) 气体继电器触点动作, 使断路器跳闸并发出报警信号。轻瓦斯动作信号一般只有信号报警而不发出跳闸动作。
变压器初次投入、长途运输、加油、换油等原因, 油中可能混入气体, 积聚在气体继电器的上部 (玻璃窗口能看到油位下降, 说明有气体) , 遇到此类情况可利用瓦斯继电器顶部的放气阀 (螺丝拧开) 放气, 直至瓦斯继电器内充满油。考虑安全, 最好在变压器停电时进行放气。容量在800k VA及以上的变压器应装设瓦斯保护。
5.4 差动保护
这是一种按照电力系统中, 被保护设备发生短路故障, 在保护中产生的差电流而动作的一种保护装置。常用做主变压器、发电机和并联电容器的保护装置, 按其装置方式的不同可分为。
(1) 横联差动保护:常用作发电机的短路保护和并联电容器的保护, 一般设备的每相均为双绕组或双母线时, 采用这种差动保护。
(2) 纵联差动保护:一般常用作主变压器的保护, 是专门保护变压器内部和外部故障的主保护。
5.5 高频保护
这是一种作为主系统、高压长线路的高可靠性的继电保护装置。目前我国已建成的多条500k V的超高压输电线路就要求使用这种可行性、选择性、灵敏性和动作迅速的保护装置。高频保护分为相差高频保护;方向高频保护。
相差高频保护的基本原理是比较两端电流的相位的保护。规定电流方向由母线流向线路为正, 从线路流向母线为负。就是说, 当线路内部故障时, 两侧电流同相位而外部故障时, 两侧电流相位差180°。方向高频保护的基本工作原理是, 以比较被保护线路两端的功率方向, 来判别输电线路的内部或外部故障的一种保护装置。
5.6 距离保护
这种继电保护也是主系统的高可靠性、高灵敏度的继电保护, 又称为阻抗保护, 这种保护是按照长线路故障点不同的阻抗值而整定的。
5.7 平衡保护
这是一种作为高压并联电容器的保护装置。继电保护有较高的灵敏度, 对于采用双星形接线的并联电容器组, 采用这种保护较为适宜。它是根据并联电容器发生故障时产生的不平衡电流而动作的一种保护装置。
5.8 负序及零序保护
这是作为三相电力系统中发生不对称短路故障和接地故障时的主要保护装置。
5.9 方向保护
这是一种具有方向性的继电保护。对于环形电网或双回线供电的系统, 某部分线路发生故障时, 而故障电流的方向符合继电保护整定的电流方向, 则保护装置可靠地动作, 切除故障点。
6 微机继电保护
6.1 微机继电保护的发展史
微机继电保护指的是以数字式计算机为基础而构成的继电保护。20世纪60年代中后期, 英国、澳大利亚和美国的一些专家提出用小型计算机实现继电保护的设想, 开始了对计算机继电保护理论计算方法、程序结构的大量研究, 为后来的继电保护发展奠定了理论基础。在70年代后期, 出现了比较完善的微机保护样机, 并投入到电力系统中试运行。80年代, 微机保护在硬件结构和软件技术方面日渐成熟, 并已在一些国家推广应用。90年代, 电力系统继电保护技术发展到了微机保护时代, 它是继电保护技术发展历史过程中的第四代。
我国的微机保护研究起步于20世纪70年代末期、80年代初期, 尽管起步晚, 但是由于我国继电保护工作者的努力, 进展却很快。到了20世纪90年代, 我国继电保护进入了微机时代。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, 并且应用于实际之中。
6.2 微机继电保护的主要特点
研究和实践证明, 与传统的继电保护相比, 微机继电保护有如下特点:一是改善和提高了继电保护的动作特征和性能, 动作正确率高。主要表现在能得到常规保护不易获得的特性, 其很强的记忆力能更好地实现故障分量保护;可引进自动控制、新的数学理论和技术如自适应、状态预测、模糊控制及人工神经网络等, 其运行正确率很高并在运行实践中得到证明。二是可以方便地扩充其他辅助功能, 如故障录波、波形分析等, 可以方便地附加低频减载、故障录波、故障测距等功能。三是工艺结构条件优越, 体现在硬件比较通用, 制造容易统一标准;装置体积小, 减少了盘位数量, 功耗低等。四是可靠性提高, 体现在数字元件的特性不易受温度变化、电源波动、使用年限的影响, 不易受元件更换的影响;自检和巡检能力强, 可用软件方法检测主要元件、部件的工况以及功能软件本身。五是使用灵活方便, 人机界面越来越友好, 其维护调试也更方便, 从而缩短了维修时间;同时依据运行经验, 在现场可通过软件方法改变特性、结构。六是可以进行远方监控。微机保护装置具有串行通信功能, 与变电所微机监控系统的通信联络使微机保护具有远方监控特性。
摘要：变电站电力系统运行过程中, 发生故障或不正常运行时, 它的电气量会发生非常显著的变化, 继电保护就是根据电气量的变化测量值与系统正常时的电气参数的对比, 来检测故障类型和故障范围, 以便有选择的切除故障。
关键词：电力系统,继电保护,作用,分类
参考文献
[1] 郭仲礼, 于曰浩.高压电工实用技术 (第2版) [M].机械工业出版社, 2003, 1.
电站继电保护论文范文第2篇
(一) 继电保护系统的概念
在传统的概念中机电保护器是一种微处理结构, 其是搭在了集反时限、定时限等功能于一体的继电保护设。其主要功能是保障电力设备的稳定运行和运行安全, 常用于变电器、发电机、电力分配系统保护。
其利用的电力系统元件发生短路或故障时导致系统内电气量异常变化进行监测并执行继电保护动作, 此外电气系统内其他因素的变化也可能触发继电保护, 比如变压器油箱故障、油压增强等。
通常在电气系统运行过程中, 各项参数的正常值和故障致有较大差别, 机电装置就是利用这些参数变化, 在反映、检测的基础上来判断电力系统故障的性质和范围, 进而作出相应的反应和处理。当异常情况发生后, 测量部分发出异常信号, 逻辑部分根据搭载算法发出对应指令, 执行单元根据逻辑部分发出指令实现继电保护。
(二) 智能变电站继电保护系统结构
智能变电站和传统变电站的区别在于数字化技术与网络多媒体技术的是否有较差和融合。智能变电站之所以称为智能变电站正是由于其具有极强的数字信息化以及通信网络化特征, 也能智能变电站继电保护系统和传统变电站的继电保护系统有较大区别。
传统变电站是基于点对点通讯、管理的方式实现的继电保护系统, 主要由断路器、传感器、互感器以及保护单元组成, 当系统发生故障后 (通常指短路或漏电) , 通过逐级传导, 最终实现继电保护。
而智能变电站是在传统变电站基础上接入了网络与计算机技术, 其构成较传统继电保护系统多出多个单元, 系统构成和工作模式上也有很大区别。但是其本质上的工作原理并未发生改变, 只是更加智能化、自动化。
二、智能变电站继电保护系统的工作路径及特点
(一) 监测
传统继电保护系统是一种被动保护系统, 其本质是一种保险措施。换句话说, 传统的继电保护系统只能在故障发生后发挥作用, 这时损害结果已经发生, 供电系统已经处于不稳定状态。此时继电保护系统发挥作用的目的在于切断电系运行, 避免损害结果的进一步扩大, 因此我认为传统继电保护系统是一种保险措施。
而智能化继电保护系统则是一种搭在了计算机和监控网络的继电保护系统, 这就使得其具有主动保护的特征。通过相应技术和设备的支持, 可以实现对整个电系的监测, 这种监测是动态的持续性监测, 这也是智能化变电站继电保护系统的常规工作状态。
我们假定有一个软硬件配置齐全的智能变电站, 在变电站正常工作状态下, 继电保护系统处于正常作业状态。通过感应器和通讯网络, 工作人员可以很方便地获取电系内各个单元的工作参数, 也可下达相应的操作指令。同时继电保护系统也可完成自动监测, 通过特定的算法检验监测到参数的额正常与否, 如果异常则立即执行算法, 或工作参数持续处于变化状态下且已经接近临界值但尚未引发损害结果, 那么就切断电路并将警戒信息反馈给工作人员。这是智能变电站继电保护系统的常态工作状态。
从中也能看出智能变电站继电保护系统的两个特点, 主动性和自动化。
(二) 断路
断路功能是继电保护系统实现继电保护功能的主要途径, 也是避免损害结果进一步扩大的主要手段。
智能变电站机电保护器的短路功能主要通过逻辑元件和执行元件实现。当逻辑元件通过比对发现电系内参数出现异常后, 立即发出继电保护命令, 并通过通讯网络传达给对应的执行元件, 执行元件执行命令实现断路或将用电器从电系内脱出, 完成继电保护。
智能化变电站继电保护系统断路功能的实现主要有两种形式, 一种是被动式, 即故障发生后实现断路, 这种断路形式和传统变电站继电保护系统基本一致。另一种则是主动式的断路, 是基于大量计算和工作经验的一种风险规避行为, 搭载相应算法后, 继电保护系统对电系运行进行持续动态监测, 通过载入阀值的设定, 当参数变化或参数到达阀值限制以上后, 虽然未发生故障或损害, 但为了预防事故的发生, 逻辑单元也会发出断路指令以命令执行单元进行断路操作。
除此之外, 还可通过人工操作实现断路功能。有些时候工作人员需要对电系进行检修或根据工作经验判断可能发生故障, 那么可以人工输入断路指令, 通过逻辑电路传达给执行单元, 实现人工断路。
(三) 记录
网络通讯技术和云计算技术也与智能化继电保护系统实现兼容, 此时继电保护系统不仅仅是用于稳定电系运行状态的, 还可以对电系的运行参数进行实施监测和记录, 并通过通讯网络上传至云端或观测终端, 形成持续性记录保存下来, 可供工作人员检索和分析, 这是研究电系运行规律的重要数据基础, 也是传统继电保护系统所不具备的功能之一。
三、智能变电站继电保护系统构建
(一) 模块设计
根据智能变电站继电保护系统的功能和建设目的进行系统模块设计。最基本的模块有五个, 分别是监测单元、通讯单元、执行单元、逻辑单元和终端控制中心。
监测单元是分布在电系内, 用于监测电系运行参数和用电器运行状态的监测部件, 根据电系特征, 监测单元主要由电流监控、电压监控和温度感应三部分组成, 其中电流电压是较为常规也是较为敏感的监控设备, 而温度感应是基于电流电压均正常但存在故障 (基于电的热效应理论) 提出的监控方法, 其可以直接获取电系或用电器运行时对应的电流、电压、温度信息, 这些信息是判断电系状态以及是否存在故障的重要参数。当然根据实际工作需求可以配置更多的监控部件, 比如湿度、电阻等监控。
通讯单元是将各个单元连接起来的通讯网络, 主要有电缆组成, 其只承担传递信息的功能。但是在设置时有以下几个原则:1) 最优化路径, 路径设置应当最优化, 保证距离不要过长, 当单次通讯距离超过78m (相关研究) 后通讯损耗能量会指数性增加。2) 级别通讯, 为了保证继电保护系统的灵敏度和运行效率, 通讯网络应当在不同节点有权值设定, 保证信息的有序传输。3) 综合成本, 综合成本主要是指铺设通讯电缆时的成本, 但是并非单次花费成本越低越好, 应当综合考虑使用年限、折旧等问题。
执行单元是继电保护系统功能性实现的关键, 为了保证系统的可靠性, 执行单元应当直接接入电系或与用电器进行连接, 当指令下达之后执行单元可立即做出反应, 执行指令并传回反馈信息。
逻辑单元是继电保护系统智能化、自动化特征实现的基础, 主要由微机组成, 是继电保护系统中搭载相应算法的部门, 也是负责整合比对参数并发出相应操作指令的主要单元。
终端控制中心在整个系统内以点的形式存在, 如果电系较大, 可以事先将其划分为几个域, 然后根据域的数量设置终端控制中心, 终端控制中心主要有以下几个功能。首先对域内所有参数的监控, 通讯单元将监测单元测得参数传回终端并以数字的形式反映在荧幕上, 供工作人员监控使用。其次是终端控制中心具有记录功能, 能将监测到的数据以时间点和时段的形式记录下来, 方便工作人员检索和调取, 同时可配备打印设备进行打印。此外终端控制中心还有控制功能, 工作人员可以通过人工输入指令, 经通讯网络直接传达给其他单元, 改变其他单元状态。
(二) 算法的搭载
算法是职能变电站的技术核心, 通常算法搭载于逻辑单元, 用于自动化、智能化功能的实现。根据算法的用途可分为基本算法和阀值设定。
基本算法的设计需根据变电站功能需求进行构建, 主要是用于控制电系运行状态。比如说用电器或某段电路存在两种状态, 通电和断路状态, 于算法中则记录为1和0, 同时将短路计做T。当获取到1的信息时, 保持电系或用电器通电状态, 获取到0时则切断电路或使用电器脱离, 获取到T信息时则向逻辑电路进行反馈。基本算法是控制继电保护是否生效的算法, 也是保证电系运行稳定性的主要算法。
前文提到过, 智能变电站的继电保护系统是一种主动式的保护系统, 可在故障发生前就切断电路或使用电器脱离, 从而规避损害结果, 这就依赖于阀值设定。比如说, 电系内用电器最小额定电流 (假定为串联电路) 是5A, 如果电系内电流超过5A那么该用电器很可能超负荷运转而发生故障或过热引起短路、火灾等, 如果设定一个阀值5A的阀值, 当电系内电流达到5时, 则将该用电器脱出则可以有效避免损害结果。同时还可设定一种软阀值, 比如一个用电器的最大功率为20W, 电压恒定时其电流为t, 如果t突然升高, 但未超过最大功率, 那么在无其他影响因素的前提, 该用电器很有可能发生故障或短路, 那么最保险的方法就是将该用电器脱出, 在软阀值的设定下, 继电保护系统便可以自动实现这一功能。 (这只是利用阀值设定的思路, 实际设定应根据实际需求进行调整)
(三) 可靠性优化
变电站最主要的功能是保证配电电压的稳定性, 一旦电压出现大波动或欠压, 那么会对整个电系系统的稳定性和安全性产生影响, 因此从某种意义上来说, 变压系统是继电保护系统多功能稳定实现的重要环节, 所以在进行继电保护系统设计和构建时, 为进一步强化其稳定性要强化变压器配置, 如采取分布式配置、多线路配置等方法来保证电信电压的稳定性。
另外一方面是在智能变电站运行过程中, 可能发生电流过载, 从而引起外部断路而出现电流超负荷, 此时电系内电流大小并未发生明显改变, 但是继电保护系统很可能已经处于跳闸的下线状态。为了避免这一情况, 在实际的生产作业过程中, 应当密切监测电系内电流变化情况, 对所有变电线路的点流量进行测量和监控, 预防电流超负荷的发生。
摘要：随着科学技术的持续发展, 我国变电站也有传统结构逐渐向智能化、自动化方向发展。和传统变电站相比, 智能变电站的继电保护系统有较大差别, 而机电保护系统是变电站稳定运行, 地区稳定供电的重要保障。因此, 本文结合相关研究理论和工作实践经验, 简要分析智能变电站机电保护系统可靠性的相关问题。
关键词：继电保护系统,可靠性,智能变电站
参考文献
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[2] 肖繁, 王紫薇, 张哲等.基于状态监测的继电保护系统检修策略研究[J].电力系统保护与控制, 2018, 46 (6) :74-83.
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[4] 陈栋梁.智能变电站继电保护系统可靠性分析[J].四川水泥, 2018 (10) :300.
电站继电保护论文范文第3篇
(1) 在电力系统当中, 采用智能化技术为继电保护的维修工作带来了一定的压力。主要原因是在智能化电力系统设备当中, 其与理论上还存在着一定的差异, 不是一次性设备的智能化, 需要在实际的操作过程中采用常规的一次设备与智能组件进行有效地联合从而构成的一种设备。虽然在智能变电站当中, 其具有数字电子式互感器与光纤网络, 然而在机电保护与一次设备的数据在信息交汇方面仍然存在着比较大的问题, 所以需要对这些方面加以有效地改进; (2) 在智能变电站当中, 采用信息网络化技术对于促进设备的保护与检修工作效率的提升起到了非常大的作用。主要原因是通过网络化技术的应用, 能够实现设备信息与相关数据之间的交汇与共享, 从而使得电子元件成本得到了大大的节省, 使得信息获取的效率得到了大大的提升, 也在很大程度上为电子元件成本的节省起到了作用, 使得信息获取的效率得到了大大的提升, 与此同时也使得变电控制的精确度得到了充分的保证; (3) 信息交汇的标准化使得继电保护检修作业更加的专业化。由于在电力系统当中, 智能变电站当中的所有的数据信息通讯都需要使用相同的标准, 从而为新型的交流以及数据的整理与收集提供方便, 这样的话就会使得智能变电站的安装、调试以及设备检修会具有同时性的特点, 使得电力设备实现即插即用, 对于检修作业来说也提供了一个必要的帮助, 提升检修保护工作的专业化程度。
2. 智能变电站继电保护检修作业安全风险管理策略
2.1 增强安全责任意识, 规范现场勘察
在实际的检修过程当中, 应当从检修环节开始, 对安全风险管理策略进行有效地制定, 为检修工作的顺利开展奠定一个有效地基础。一方面来说, 在检修过程中参与的相关技术人员应当具备安全责任意识与安全技术, 如此才能够在实际的检修过程中避免由于安全责任意识的缺乏而导致的风险与事故;另外一方面, 由于在继电保护检修作业当中, 其所面临的是整体变电站, 所以就需要相关检修人员加以电力设备检修过程中每一项内容与每一项施工环节的勘察, 降低检修工作当中遗漏问题的发生或者是危险情况的发生。与此同时, 还需要对现场的勘察工作做好具体的规范, 从而为现场勘察工作的有序进行提供必要的保证。只有在实际的工作过程中对检修人员的安全责任意识加以强化, 对现场勘察工作加以规范, 才能够为检修作业的安全风险管控加以落实。
2.2 根据实地调研, 设计检修方案
在现场勘察工作完成的基础上, 相关人员应当依据实际的设备情况、作业内容以及环境因素等对具体的检修方案进行设计。在这一工作实施的过程当中, 需要对设备以及线路等主要内容的运行情况进行全面的掌握, 并且对于其中的每一个细节内容都需要做好详细的了解, 只有这样才能够为方案实施的顺利实施奠定一个有效地基础。除此之外, 为了使得检修工作的安全性得到有效地保证, 在进行方案设计的过程当中, 应当依据实际的规范与作业标准来进行检修作业的设计, 从而使得安全风险在最大程度上降到最低。
2.3 进行风险评估, 做好预控工作
加强继电保护检修作业过程中存在的安全影响因素的分析与评估是安全风险管理的一个重要的环节。只有提高对于检修内容风险性的认识, 才能够为检修工作的顺利开展提供保证, 通过这样的方式为实际检修工作的安全风险进行有效地把控。并且由于一些风险问题不能及时发现, 所以需要做好有效地预控工作。
3. 案例分析
在一般情况下, 智能变电站的继电保护装置所采用的是具有功能性的软压板, 并且对相关事件进行发送与接受, 对传统的硬压板进行了取代, 使用的是采样值来对其进行代替, 但是在智能终端上依然使用的是硬压板。在对其进行检修的时候, 需要对以下几个方面的风险点加以注意:
(1) 在光纤回路当中, 应当对安保措施进行合理的使用, 一般情况下应当至少使用2种, 如果在电气回路当中存在比较明显的断电情况的话, 就需要对其做好单重安措。对于线路之间的间隔做好校验的时候, 在母差保护当中, 虽然也经过了一系列的命令对其进行了保护, 但是在实际的过程中依然会有误保护的情况出现。 (2) 在对保护进行校验的过程中, 设备在正常运行的过程当中, 一般情况下需要经过智能终端才能实现, 但是采用这种方法的话会存在比较大的风险, 原因是在同一种智能终端当中会有多个保护, 所以风险比较大。 (3) 由于在纵联保护当中, 其远跳所存在的风险性是比较大的, 对于两端的保护都需要进行改进, 从而使其变成信号状态来做好校验与保护。
总的来说, 为了使得机电保护检修作业的安全性得到充分的保证, 文章就当前的智能变电站当中继电保护检修过程中所存在的风险问题进行了分析, 并提出有关措施进行改进, 从而使得检修过程当中的风险问题大大的降低, 促进我国电力系统的进一步发展。
摘要：当前, 随着社会的发展, 科学技术水平在日渐提升, 与此同时能源问题也越来越突出。在整个电力能源系统当中, 智能变电站的建设是当前一个重要的内容, 在近几年发展非常迅速。然而, 在智能变电站继电保护的检修过程中, 容易有各种安全风险问题出现, 从而对变电站的安全运行产生影响。所以, 对于电力企业而言, 应当对继电保护检修作业的安全风险问题加以落实, 从而保证继电保护的安全运行。基于此, 文章就智能变电站继电保护检修作业安全风险管控策略进行简要分析。
关键词：智能变电站,继电保护检修,安全风险,管控策略
参考文献
[1] 赵文静.智能变电站继电保护检修作业安全风险管理的研究[J].科技风, 2016, (20) :127.
[2] 黄潇.智能变电站继电保护检修作业安全风险对策[J].通讯世界, 2016, (23) :194-195.
电站继电保护论文范文第4篇
一、继电保护装置故障可视化技术研究
智能变电站继电保护装置故障可视化技术采取G语言技术为核心技术[2], 利用G语言图像表达技术对继电保护装置故障逻辑图的逻辑关系进行保护;利用G语言解析工具对继电保护装置故障的逻辑文件进行识别与回放, 实现继电保护装置故障可视化效果。
(一) 保护故障逻辑图的逻辑关系
对继电保护装置故障图像的保护原理可抽象为阈值比较和逻辑判断的过程, 因此只要保证逻辑判断结果准确, 就能实现故障节点逻辑图逻辑关系的有效保护。在故障逻辑图的逻辑关系保护过程中, 利用G语言图像表达技术[3], 对装置故障的中间节点进行采集与比较, 当采集的故障节点的逻辑关系为“是”时, 则代表该故障节点的采集有效。当采集的故障节点的逻辑关系为“否”时, 则没有对故障节点的逻辑关系进行有效保护, 这时, 就要利用G语言图像表达技术对故障节点进行重新判断, 使故障逻辑图的逻辑关系与输入状态和输出状态的连线对接, 进而对逻辑关系进行有效判断, 实现对故障逻辑图逻辑关系的有效保护。因此, 通过实现继电保护装置故障图像的阈值比较和逻辑判断过程, 就可以用连线来表达各故障节点间的逻辑关系, 从而利用G语言图像表达技术, 对继电保护装置故障图像的逻辑关系进行有效保护。
(二) 实现继电保护装置故障可视化
在保证对每个继电保护装置进行一体化管理的前提下, 利用G语言解析工具对继电保护装置服务器进行解析, 使用可视化故障分析插件对继电保护装置的故障参数进行匹配与处理, 得到故障波形, 进而利用G语言解析工具全面分析继电保护装置故障的波形图。
分析故障波形图时, 将各个故障节点的逻辑关系在不同元件模板中进行排列, 同时将G语言解析工具引用模板元件, 对波形图的运行方式进行解析, 解析完成后, 对继电保护装置的故障节点进行可视化回放处理, 通过对每个元件的相对属性进行可视化回放, 并与其初始值进行对比, 将差别图像在序列表中进行排序, 实现对继电保护装置故障的可视化处理效果, 进而提高继电保护装置的工作效率, 确保智能变电站运行的安全性。
二、实验论证分析
为保证本文设计的利用G语言进行故障可视化处理技术的有效性, 进行实验论证, 实验论证模拟智能变电站继电保护装置出现的故障。为保证实验严谨性, 采用传统故障可视化技术作为实验论证的对比, 设置二者的实验环境和故障属性相同, 对两种技术的故障识别效率进行统计。其实验论证结果如图1所示。
根据对图2折线分析可知, 两种故障可视化技术都能实现对继电保护装置故障的有效识别, 但本文提出的利用G语言识别故障可视化处理技术的识别效率要高于传统可视化处理技术的识别效率, 且利用G语言识别故障可视化处理技术在识别过程中的波动性小, 相对稳定。因此可以得出结论, 利用G语言识别故障可视化处理技术具备有效性, 在进行对智能变电站继电保护装置的故障可视化处理过程中能够能够提高故障识别效率。通过加权分析, 本文提出的利用G语言识别故障可视化处理技术总识别效率提高24.86%。
三、结束语
本文对智能变电站继电保护装置故障可视化技术进行分析与研究, 利用G语言技术, 实现继电保护装置故障的保护与识别, 最终呈现可视化效果。实验论证结构表明, 本文设计的利用G语言进行故障可视化处理技术具备极高的有效性, 能够提高故障识别效率, 确保智能变电站正常运行。希望本文的研究能够为变电站继电保护装置的故障识别技术提供理论依据和参考。
摘要：针对传统技术对继电保护装置故障的辨别效率不高的问题, 提出智能变电站继电保护装置故障可视化技术研究。利用G语言图像表达技术, 对继电保护装置故障逻辑图的逻辑关系进行保护;后台服务器采用G语言解析工具对继电保护装置故障的逻辑文件进行解析与可视化回放分析, 实现继电保护装置故障可视化。通过实验论证分析的方式, 确定利用G语言进行故障可视化分析技术能够提高继电保护装置故障的辨别效率, 具备有效性。
关键词：G语言,可视化技术,继电保护,智能变电站,装置故障
参考文献
[1] 李保恩.智能变电站继电保护装置自动测试平台的研究和应用[J].电力系统保护与控制, 2017, 45 (7) :131-135.
[2] 刘琨, 黄明辉, 李一泉等.智能变电站故障信息模型与继电保护在线监测方法[J].电力自动化设备, 2018 (2) :210-216.
电站继电保护论文范文第5篇
关键词：智能电网;继电保护;技术分析
继电保护对维持电网安全可靠运行具有重要意义，现在我国智能电网建设日益完善，各项新型技术与设备被应用其中，虽然可进一步提高供电质量，但是依然会因为各种因素的干扰而出现故障。为避免设备或构件故障而造成大面积停电间事故，就需要科学应用继电保护技术，确保在故障发生时可以及时将其切除，将故障影响范围控制到最小。在智能电网建设发展背景下，网络重构、微网运行以及分布式电源接入等技术，均对继电保护提出全新要求，还需要在原有基础上做进一步的研究。
1电力系统继电保护技术特点及原理分析
随着智能电网的建设和发展，电力系统逐渐趋向网络化和智能化。当前，我国电网仍处于不断完善的阶段。计算机技术的发展，使继电保护技术在电力系统中的应用越来越广。继电保护技术保护着电力系统的各个单元，实现了电力系统故障信息和数据的实时共享。继电保护装置与科学技术相结合，形成了智能化、虚拟化和一体化的新型电力系统保护技术[1]。
计算机技术的计算能力和数据处理效率极高。计算机技术与继电保护技术的结合，可以进一步提高继电保护技术在电力系统中的应用水平。电力系统发生故障时，继电保护装置可以保护电力系统和元器件的安全性，避免遭到严重破坏，在最短时间和最小区域范围内排除故障，或向工作人员发出故障信号等待处理，有效减少对相邻区域供电系统的影响。
2智能电网继电保护技术
智能电网的继电保护技术主要是智能感应技术、广域测量技术、大功率电力电子技术、模拟和控制决策技术、信息和通信技术、数字化变电站这六个技术，以支撑智能电网的运行以及继电保护措施的实施。
(1)智能感应技术主要为了实现智能电网的有效监控，智能电网系统复杂，为了实现有效控制需要进行全面化监控，一般是采用光纤传感器，无线传感器和智能传感器与网络进行链接，实现电站全面控制。智能变电站以电子变压器替代传统变压器，光纤替代电缆，二次设备代替传统智能设备，合并单元及智能借口增多，所以结构更为紧凑，面积占据两更小，用轻质纤维代替了有色金属，既节省了成本又满足环境保护国策[3]。
(2)广域测量技术是利用全球定位系统进行P9高精度脉冲实现同步相量测量，是现在电力系统中较为常用的技术，系统使用时，电压和电流信号会与电力系统是实现精准的同步。
(3)大功率电力电子技术主要是在柔性交流输电，柔性直流输电，高压直流输电和定制供电应用，采用半导体开关进行电力快速、有效、经济、方便的转换，及补偿和控制。
(4)模拟和控制决策技术是为了实现电网运行的安全性、可靠性及经济性应用的，以实现智能电网的可视化，数字化和控制目的，掌控智能电网的实施状态，为决策和措施提供信息。
(5)信息和通信技术按照现代通信技术和信息交互标准——IEC61850标准实现电网的智能化，利用光纤通信技术实现高效数据共享及资源共享，实现智能电网的高速通信管理，接轨数字智能化与现代技术。
(6)数字化变电站主要是一次设备智能化、二次设备网络化的配置，用二次设备实现功能分散、信息共享以及相互操作，按照IEC61850标准进行变电站的建模和通信。数字化变电站的通信体系主要氛围三层，变电站层、间隔层和过程层，二次设备通过三个层次之间的信息转化及通信等通信操作，满足数字化变电站的建设要求。
3智能电网继电保护优化要点
3.1故障可靠甄别
智能电网已经成为电网建设主流趋势，电网输电能力得到了大幅度提升，但是就实际应用效果来看，系统输电能力可用度受限于继电保护装置性能比较严重，还需要做更进一步的研究与调整。
3.1.1超高压交流输电线路暂态量保护
其主要是通过区内外故障时电压、电流高频分量在幅值与方向的差异对区内、外故障进行有效区分，并对故障暂态信息量进行分析完成系统故障甄别，达到超高速保护效果。
3.1.2超高速母线保护
应用专业作图软件，进行电磁暂态过程仿真，同时分析暂态量，实现系统母线保护。假如应用等值母线模型会降低母线内部故障暂态过程真实性，必须要保证变压器、电容分压是电压互感器、避雷器以及阻波器模型使用方法的正确性，同时还要确定母线其他元件杂散电容电气位置不存在异常。行波电流极性比较式母线保护原理能够在系统故障发生后2ms内完成区内、外故障的区分，相比其他方式灵敏度和可靠性更高。
3.1.3超高压直流输电线路单端速动保护
将直流滤波器组和平波电抗器安装在直流输电线路两端，使其构成直流输电线路高频暂态量天然边界，形成超高压直流输电线路单端速动保护系统。
3.2保护装置配置
在最小保护范围内将输变电元件切除，是保障系统可靠供电的关键方法，对于原有后备保护配置会大范围切除非故障元件，不仅会降低系统稳定性，同时还会造成停电事故范围加大，必须要进行优化分析。或者是常见的主保护与重合闸配合，很容易造成系统受到二次故障冲击，而降低系统供电安全性。根据此在进行设计时，可以应用同塔双回线六相综合重合闸方式，即在输电断面功率处于2141～4799MW范围时，同塔双回输电功率可以占到52%，應用六相综合重合闸方法，可以提高暂稳定极限值，即便是系统出现永久跨线故障，也可以保证三相运行正常。另外，还需要确定最佳整合时间，以专业数值积分计算程序完成系统暂态能量的计算，作为最佳整合时间确定的依据。如果单相重合为最佳时间重合，能够提高5%～11%对应故障暂态稳定极限值。并且，三相重合闸，暂态稳定极限可提升的幅度更大。
4结语
智能电网的建设不仅是中国电力工业发展的趋势，也是推动国民经济发展，建设两型社会的现实需要。对于智能电网系统而言，如何有效实现智能电网保护继电保护技术具有非常重要的现实意义，是智能电网安全稳定运行的有力保证。
参考文献：
[1]陈勇军.智能电网中的继电保护技术分析[J].能源环境，2016(5)：83.
[2]刘雨.对智能电网时代中继电保护技术的分析[J].黑龙江科技信息，2014(11)，91.
[3]宋江涛.对智能电网环境下继电保护技术的分析[J].环境市场，l，2014(10)：1-3.
(作者单位：国网江苏省电力有限公司徐州供电分公司)