继电保护开题报告篇1
【关键词】继电保护状态检修应用
随着市场用电量需求的逐渐增加，电网规模不断增加，电力设备逐渐增加，伴随对电网运行可靠性要求越来越高，传统的定期检修模式已经无法满足现代电网管理的需要，状态检修具有可有效克服定期检修的缺陷，提高运行效率，降低运行成本的优点，目前在电力设备检修中获得广泛应用。
1继电保护状态检修的特性
继电保护状态检修具有三大特点，第一，继电保护状态检修耗时较短、结果准确性高等的优点，在电力系统各设备运行过程中，继电保护状态检修在设备一旦出现运行问题时会即刻采取检修操作，准确确定问题类型，并进行设备的维修和保护，以提高电力系统运行的稳定性。第二，继电保护装置具有自检测能力。在继电保护状态检修过程中，电气设备的某些高级部件具有自检测能力，可用以自身保护装置的系统装换，或者其他保护装置的系统装换，可在运行过程中准确发现系统存在的问题，以实现对运行状态的检修和保护[1]。第三，继电保护装置可进行控制或者切入模式。继电保护装置除进行日常的检修工作外还可以通过其他方式对电器设备进行控制或者切入操作，但是这种方式在国内应用较少，尚存在部分不足，相关学者在该方面的研究有待加强。
2继电保护状态检修的实际应用
2.1基础资料的搜集
继电保护状态检修是根据先进的状态监测和诊断技术提供的设备信息，以继电保护装置和二次设备运行及检修基础资料为参考，检修策略的形成首先需要通过对继电保护设备的运行状态评价、风险评估、检修决策等，在检修成本合理的范围内，选择合适的检修策略使得设备稳定安全可靠运行[2]。由此可见基础资料的搜集是继电保护状态检修各环节开展的依据。基础资料的搜集分为四部分：原始资料搜集、运行资料搜集、检修资料搜集、其他资料搜集。
原始资料搜集主要是指搜集变电站继电保护设备的设备型号、批次号、使用说明、平均故障时间、出厂试验报告，技术资料、变电站设备安装记录、变电站建设图纸、验收报告、以及相关会议记录等。运行资料搜集主要是指搜集继电保护装置设备投入使用时间、以及投入运用以来的运行状况，其中保护动作记录、装置零部件更换记录、保护定值的修改记录等，装置的巡检记录、故障记录等。检修资料搜集主要是指搜集继电保护装置的定期检验报告、诊断性试验报告、继电保护设备的故障采取应对措施资料的搜集等。其他资料：其他资料主要是指继电保护装置使用保护软件版本、历年设备分析报告、历年状态评价报告、年度运行分析报告等。
2.2继电保护状态检修的巡检项目及巡检周期
继电保护装置保护状态检修采用的巡检模式是为获得设备的运行状态的信息进行的定期的检查，其中相关工作人员对设备的运行状态巡视和装置的检修也属于继电保护装置的巡检内容。电力系统运行的电压等级众多，文章针对不大于110KV的电压等级的系统为例，说明其中的巡检项目。首先，检查微机保护装置的运行环境、温度、湿度等条件是否满足设备的正常运行的相关要求。其次，检查微机保护装置面板的显示内容是否正常。最后，检查微机保护装置保护屏内的功能开关、电压的投退、方式开关等是否能够正常工作，满足可靠接触的要求。
微机继电保护装置状态检修的巡视内容主要包括：第一，电力系统中微机保护装置各面板的运行指示内容和信息、面板显示屏等是否正常工作，并注意检查定制区号和整定单值的一致性。第二，保护屏内的各种方式开关、功能开关以及压板投退是否与电力运行状态要求一致，同时要注意检查其接触的可靠性和是否满足整定单的要求。第三，回路运行温度的检查。直流电源回路受电压互感器、电流互感器等的影响，可采用红外测温仪器，检查回路温度[3]。第四，针对二次回路运行情况进行检查，其中主要是接线是否有松动、接地可靠性、户外端子箱和端子排是否发生腐蚀等情况进行检查。第五，反事故措施的执行情况进行检查。反措检查是为了提高电力系统设备运行的可靠性，主要是检查设备实际运行情况和开入量是否具有一致性，各项反措执行情况是否符合相关要求。电压等级低于110KV的电力系统运行设备，要求继电保护设备运行的巡视周期为每月进行一次巡视，检修巡视要求每年一次。
2.3状态检修试验项目的确定
微机继电保护的试验分为两种形式进行开展：诊断性试验、例行试验。其中诊断性试验主要是指在继电保护装置进行巡视或巡检过程中发现设备运行不正常、来自家族缺陷警告、连续长时间运行等为实现对设备运行状态的进一步评估采取的试验。例行试验主要是指在设备保护停用状态下进行的各种试验，主要是为了获得设备各运行状态量，完成设备状态的评估，当设备存在安全隐患时及时消除。
继电保护状态检修一般会通过采用SeL保护装置、微机保护装置等装置实现各项信息的监测，此外，为实现保护设备的在线监测，要建立继电保护设备设备状况的监控系统，从而可实现远程设备的监测，实现设备运行状况的分析和诊断。最后，根据监测和分析诊断结果，确定设备的检修时间和内容的安排。
3结语
继电保护状态检修与传统的定期检修方式不同，它更注重对设备的检测结果为分析对象，实现对电器设备的维修和保护，这种检修方式可以提高故障判断的准确率，降低设备运行成本，还可有效延长电器的使用寿命，因此各电力企业应不断加快该方式的运用。
参考文献：
[1]李小佳，杨寿全.继电保护检修及数字化继电保护的探析[J].电源技术应用，2014（03）：166-168.
继电保护开题报告篇2
关键词：继电保护状态;检修;实际应用
中图分类号：tm774文献标识码：a文章编号：
abstract:withthedevelopmentofnetworkchangerapidly,thetraditionalmanagementsystemalreadymoreandmoreadapttopowersystemsecurity,stability,reliableoperation,needtoexplorenewtechnicalequipmentmaintenance.therefore,thisarticleontherelaycondition-basedmaintenancepracticalapplicationwasstudied.
Keywords:staterelayprotection;maintenance;practicalapplication
电力系统的根本任务是经济而可靠地给用户供电，安全、经济、优质是对其的根本要求，与此同时更致力于降低运行及维护费用。作为防止故障及扰动对电力系统危害的一道重要防线，继电保护系统是必不可少的组成部分，对保证电力系统安全稳定运行、防止事故的发生和扩大起着至关重要的作用。继电保护装置的误动或者拒动都会给电网运行带来极大的影响。因此，在实际运行中为了确保继电保护处于完好的工作状态和提高继电保护装置动作的可靠性，减少设备的停运时间，延长设备寿命，降低运行费用，改善设备性能，除了需要及时发现并消除继电保护系统的故障和缺陷以外，还需要采用科学合理的检修策略对继电保护系统进行科学有效的检修、维护。
1.不同电压等级继电保护状态检修的特点
随着电力系统的不断发展，电力网络的不断增加，电压等级也从低压至高压、超高压、特高压不断升高，以及电力系统一次系统结构变化和技术发展，对继电保护的要求也越来越高。根据电压等级的高低，继电保护装置的功能和二次回路的复杂性也有着相当大的区别，因此继电保护状态检修也就有着各自的特点。本文仅就110kV及以下电压等级的继电保护状态检修进行讨论。
(1)110kV及以下电压等级的继电保护装置保护功能简单，收、发信机、故障录波等辅助设备少，基本上都是由单一的保护装置来实现继电保护功能。因此设备状态检测的内容较220kv电压等级和500kv电压等级少，基础台账收集工作量相对较小。
(2)110kV及以下电压等级的继电保护二次回路原理简单，其断路器操作回路为三相操作回路，并且不要求保护装置的双重化配置，较之以分相操作回路和双重化的保护装置的二次回路来说，其二次回路的监测问题相对简化，二次回路检查的工作量相对较小。
(3)110kv及以下电压等级的继电保护设备巡检周期较长。在整个电力系统中，110kv及以下电压等级的重要性较220kv电压等级和500kV电压等级弱，对设备的运行环境、保护装置的运行情况、设备的绝缘要求均不一样，因此运行设备的巡检周期也就有长有短，对检修策略的确定也会构成一定的影响。
2.继电保护状态检修的实际应用
2.1基础性资料的收集
继电保护状态检修是基于继电保护设备状态监测技术和设备自诊断技术，结合继电保护装置及其二次回路的运行和检修基础资料，通过继电保护设备状态评价、风险评估、检修决策，达到设备运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。因此，收集继电保护设备的基础资料是继电保护状态检修的基础环节。继电保护设备的基础资料大体上包括四个部分:原始资料、运行资料、检修资料、其它资料。
(1)原始资料:包括变电站继电保护设备的出厂资料(包括保护设备型号、技术说明书、运行维护手册、平均无故障时间mtBF、批次号、出厂试验报告等)、供用方的技术协议、安装变电站时的工作联系单、相关会议纪要、安装记录、交接试验报告、竣工图纸、验收报告等。
(2)运行资料:包括继电保护设备的投运日期、投运后至今的运行情况(保护及插件更换记录、保护定值更改记录、保护检修记录、保护动作记录、电缆更换记录)、历年缺陷及异常记录、保护定值单、巡视记录等。
(3)检修资料:继电保护设备巡检记录、例行试验报告、诊断性试验报告、消缺记录、有关继电保护设备反措执行情况等。
(4)其它资料:家族缺陷、历次状态评价报告、保护逻辑、保护软件版本、年度设备分析报告和年度运行分析报告(包括保护动作次数、保护同型号无故障时间、保护同批次无故障时间、保护动作正确率)等。
2.2巡检项目及巡检周期
继电保护设备的巡检是定期进行的为获取设备状态量的巡视和检查，包括运行人员的巡视和检修专业人员的巡检。对于110kV及以下的系统，针对微机继电保护设备运行主要巡视项目如下:
(1)微机保护装置现场运行环境检查，运行温度和湿度是否满足保护运行的要求;
(2)微机保护装置面板各运行指示信息、显示屏是否正常;
(3)保护屏内的各功能开关、方式开关、压板投退是否符合当时现场的运行状态需要，是否满足整定单要求，且接触是否可靠;
(4)保护装置与保护管理机及监控系统通讯状况、GpS对时情况是否正常;
(5)检查后台监控系统是否有异常信号，且此信号是否与保护装置上显示情况保持一致;
(6)电缆孔洞的防火封堵情况是否满足要求。
针对微机继电保护设备检修主要巡视项目如下:
(1)微机保护装置面板各运行指示信息、显示屏是否正常并检查定值区号和整定单是否一致;
(2)保护屏内的各功能开关、方式开关、压板投退是否符合当时现场的运行状态需要，是否满足整定单要求，且接触是否可靠;
(3)二次回路接线是否有松动情况、户外端子箱及端子排是否有锈蚀情况、二次接地是否可靠;
(4)检查电流互感器、电压互感器二次回路，对直流电源回路进行红外测温，检查回路的温度;
(5)检查微机保护版本，核对最新定值单并检查微机保护装置交流采样值;
(6)检查开入量与实际运行情况一致，并检查各项反措是否已执行，并满足反措要求。
对于110kV及以下的系统，继电保护设备运行巡视的周期要求每月巡视一次;而继电保护设备检修巡视的周期要求每年巡视一次。
2.3试验项目的确定
对微机继电保护的试验分为例行试验和诊断性试验两类。所谓的例行试验是指为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现设备隐患，定期进行的保护停用状态下的各种试验。而诊断性试验则是说在巡检、例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。
继电保护开题报告篇3
关键词：电网继电保护；综合自动化系统；研究
中图分类号：U665.12文献标识码：a文章编号：
一、概述
随着微机继电保护装置的广泛应用和变电站综合自动化水平的不断提高，各种智能设备采集的模拟量、开关量、一次设备状态量大大增加，运行人员可以从中获取更多的一、二次设备的实时信息。。近几年，计算机和网络技术的飞速发展，使综合利用整个电网的一、二次设备信息成为可能。电网继电保护综合自动化系统就是综合利用整个电网智能设备所采集的信息，自动对信息进行计算分析，并调整继电保护的工作状态，以确保电网运行安全可靠的自动化系统，它可以实现以下主要功能。
1.实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。
2.实现对各种复杂故障的准确故障定位。
3.完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策。
4.实现继电保护装置的状态检修。
5.对线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析，并提供解决方案。
6.对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析。
7.自动完成线路参数修正。
二、系统构成
为了电网继电保护综合自动化系统更好的利用信息资源，应建立客户/服务器体系的系统结构，按此结构将系统分解成几个部分，由客户机和服务器协作来实现上述七种主要功能。这样就可以实现最佳的资源分配及利用，减少网络的通信负担，提高系统运行的总体性能。
客户机设在变电站，主要实现以下功能：
1.管理与保护及故障录波器的接口，实现对不同厂家的保护及故障录波器的数据采集及转换功能。
2.管理与监控系统主站的接口，查询现场值班人员投退保护的操作。
3.管理与远动主站的接口，将装置异常、保护投退及其它关键信息通过远动主站实时上送调度端。
4.执行数据处理、筛选、分析功能。实现对保护采集数据正确性的初步分析，筛选出关键信息。
5.管理及修改保护定值。
6.向服务器发出应用请求，并接收服务器反馈信息。
7.主动或按服务器要求传送事故报告，执行服务器对指定保护和故障录波器的查询。
三、功能分析
1.实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。
为使预先整定的保护定值适应所有可能出现的运行方式的变化，必然出现以下问题：
a.缩短了保护范围，延长了保护动作延时。
B.被迫退出某些受运行方式变化影响较大的保护。如四段式的零序电流保护仅能无配合的使用其最后两段。
C.可能还存在由于运行方式考虑不周而出现失去配合。
目前，系统中运行的保护装置可分为三类：第一类为非微机型保护；第二类为具备多个定值区并可切换的微机保护，一般不具备远方改定值的功能；第三类为新型微机保护，具备远方改定值的功能。
为提高可靠性，保护定值的自适应可与调度系统的检修申请相结合。当电网继电保护综合自动化系统从调度管理系统获得计划检修工作申请后，即通过计算分析，事先安排定值的调整，并做相应的事故预想（如在检修基础上再发生故障时保护的配合关系计算），从而大大提高系统继电保护装置的效能和安全水平。
2.实现对各种复杂故障的准确故障定位。
我们知道，得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确，因此，通过电网继电保护综合自动化系统，可以彻底解决这个问题。调度端数据库中，已经储备了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息，通过共享emS系统的数据，可以获得故障前系统一次设备的运行状态。故障发生后，线路两端变电站的客户机可以从保护和故障录波器搜集故障报告，上送到服务器。调度端服务器将以上信息综合利用，通过比较简单的故障计算，就可确定故障性质并实现准确的故障定位。
3.完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策。
系统发生事故后，往往有可能伴随着其它保护的误动作。传统的事故分析由人完成，受经验和水平的影响，易出现偏差。由于电网继电保护综合自动化系统搜集了故障前后系统一次设备的运行状态和变电站保护和故录的故障报告，可以综合线路两端保护动作信息及同一端的其它保护动作信息进行模糊分析，并依靠保护和故录的采样数据精确计算，从而能够迅速准确的做出判断，实现事故恢复的继电保护辅助决策。
4.实现继电保护装置的状态检修。
根据以往的统计分析数据，设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。由于微机型继电保护装置具有自检及存储故障报告的能力，因此，可以通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。具体做法如下：
a.依靠微机保护的自检功能，可以发现保护装置内部的硬件异常。
B.保护的开入量一般有开关辅助节点、通讯设备收信、合闸加速、启动重合闸、其他保护动作等几种，这些开入量对保护的可靠运行起关键作用。变电站的客户机可以监视保护装置的开关量变位报告。当发现保护的开入量发生变位时，可以通过查询变电站一次系统状态以及其他保护和录波器的动作信息确定变位的正确性。这样，就可以及早发现问题，预防一部分由设计缺陷或二次回路维护不良引起的误动作。
C.为防止由于pt、Ct两点接地、保护装置交流输入回路异常、采样回路异常等引起保护误动作，可以由变电站的客户机将保护启动以后的报告进行分析，首先可以判断取自同一Ct的两套保护采样值是否一致，其次，可以判断本站不同pt对同一故障的采样值是否一致。另外，还可以将从保护故障报告中筛选出的故障电流基波稳态值及相位等信息上传到调度端，与线路对侧的数据进行比较，以发现pt两点接地等问题。
通过以上措施，可以加强状态检修，相应延长定期检修周期，使保护装置工作在最佳状态。同时，还可以提高维护管理水平，减轻继电保护工作人员的劳动强度，减少因为人员工作疏漏引起的误动作。
5.对线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析，并提供解决方案。
随着电网的发展，系统稳定问题日益突出。故障能否快速切除成为系统保持稳定的首要条件，这就对线路纵联保护的投入提出较高要求。但是，在目前情况下，由于通道或其它因素的影响，导致线路双套纵联保护退出时，只能断开线路以保证系统稳定和后备保护的配合。借助电网继电保护综合自动化系统，我们可以完成以下工作。
a.根据系统当前运行状态校验保护的配合关系。
B.根据线路两侧定值确定不同点故障保护的切除时间。
C.根据系统当前的运行方式、输送潮流、系统及机组的参数，结合故障切除时间，判断线路不同点故障时系统能否保持稳定。
这样，我们就可以大大减轻纵联保护的退出给系统一次设备的运行带来的影响，并提供纵联保护的退出的整体解决方案。
四、结束语
通过以上分析，我们可以看到电网继电保护综合自动化系统的实现，将给电网继电保护工作带来一次质的飞跃，它将能大大加强继电保护的效能和可靠性，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。希望今后科研、运行、设计人员加强对综合利用整个电网的一、二次设备信息的研究，争取尽快将此类系统投入电网运行。
继电保护开题报告篇4
[关键词]检验缺陷处理资料图纸管理工作意识
中图分类号:tm1文献标识码:a文章编号:1671-7597(2009)1110030-01
一、引言
为配合保护装置的迅速发展,便产生了继电保护人员的技术水平亟待提高的问题。在此,根据本人的继电保护工作经验针对一些比较现实的问题作探讨。
二、检验的问题
交接检验,不应为追求工程进度而压缩保护安装调试时间,降低检验质量。从运行实践来看,检验中需要注意以下几个问题:整定值试验,直流逆变电源试验,电缆的绝缘值,交流回路的一点接地,装置与其它保护屏的配合、与断路器及隔离开关的配合,母差、失灵等保护的传动完整性,屏蔽接地、抗干扰电容安装等工艺质量等问题。不但要检验保护装置,还要注意周围保护的动作行为,这可能是不为调试人员所注意的。
定期检验,与新装检验有明显区别。注意的主要问题有:进行全检时,与以往检验数据的对比,对照图纸与实际接线的差别。而在部分检验中,可有针对性地大量简化试验项目。从近年事故中分析,在合理简化检验项目的同时必须加强对接触不良型问题的检查。如检查紧固端子排各螺丝、检查紧固插件等。简化检验项目应充分利用微机型保护完善的自检能力来简化常规测试,对诸如软件逻辑试验、定值试验、小型化操作箱的继电器检验等予以简化。研究制定保护检验的安全措施票及标准检验工艺流程,使检验工作统一化、标准化、程序化,从而提高检验质量,保证检验安全。
事故后检验,检验的要求、重点、方法、注意事项等都要区别对待,应注意以下一些问题:及时收集事故前后的各种信息,包括系统接线及运行方式、保护运行方式、直接动作的微机保护的详细动作报告、故障录波报告、Soe以及相关厂站的有关报告、系统的变化情况、值班员的描述、一次故障点查找情况等。进行科学的分析,提出保护不正确动作的可能途径,制定针对性的试验方案和改进措施。按照试验方案,再现故障,需强调真实性,包括交流回路、直流回路、保护装置等,应尽量模拟当时的故障状态。
三、缺陷的处理
包括临时消缺和计划消缺。对于紧急缺陷立即安排消缺,一般缺陷的消缺计划应列入月度检修计划中,重大缺陷应视运行情况和消缺材料情况,结合一次设备停运情况提出消缺计划及消缺方案。为了提高消缺效率,继电保护专业人员在接到处理任务的时候应尽快安排消缺工作负责人及工作组成员,明确分工和职责,掌握一、二次设备的运行方式,及时了解缺陷设备是否停电,停电时间和范围,必要时应询问变电站值班人员,了解有关设备的运行状况,认真分析本工作对运行设备有无影响,特别是母差、失灵远跳、备自投等,是否需要其他部门班组配合等。
工作成员共同分析缺陷,制定消缺工作具体实施方案,并准备仪器、仪表、技术资料、消缺材料。消缺材料准备包含软件备品准备和硬件备品准备。软件备品就是发生缺陷的装置型号、线圈型号及阻值、消缺时需要退出的连接片图片或相应的记录表等,以图片、数据表为主,是为制定消缺工作具体实施方案和选择硬件备品而准备。硬件备品就是装置的插件、开关线圈、接触器等实物品,在消缺时使用。
现场消缺工作结束后,工作负责人应尽快组织工作成员填写班组缺陷消除记录表,整理有关调试记录,按规定完成有关图纸的修改和审批。将每次校验、缺陷处理和发生的事故障碍的经过、原因、处理过程、注意事项、经验教训详细记录在班组的继电保护工作备忘录上资以公开,并定时组织讨论学习,这样继电保护人员每学习一次备忘录,就相当于实际工作一次,人员的技术素质就会逐步提高。
四、技术资料、图纸的管理
现场工作应按图纸进行,严禁凭记忆作为工作的依据。如果图纸资料与现场实际接线不一致,就会给继保人员的维护工作带来很大的麻烦和安全隐患。其主要有两个原因:一是交接时遗留下来的。在工程安装调试阶段,一般都会出现设计上的修改,施工人员按照实际修改完善接线后,忘记在图纸上做相应修改。二是在技改工作后没有对原图纸进行修改。从以往发生的事故中分析,都有这两方面的原因。
各种各样的技术资料和图纸是电力系统传递信息和知识的重要手段,是变电站设备现场诊断、检修工作的依据。在电力系统日常运营、维护、检修工作中,会涉及到各种各样不同来源的技术资料和图纸,目前在我们这里,纸介质图纸与电子版图纸并存,对图纸资料管理采用传统的档案管理方式,以站为单位,包括技术说明书、试验报告和图纸。以元件或线路为个体,对来自设计院的设计图、接线图,来自设备制造厂的原理图,来自安装单位的调试图、竣工图,还有电力系统本身检修、改造工作积累的大量图纸资料等进行登记,并编制出资料目录。借阅图纸、资料,必须办理借阅登记手续,定期检查资料、图纸管理明细台帐,检查使用情况,检查是否齐备和完整。在工作过程中,若发现图纸与接线不符时,应查线核对,确认接线正确后,在原图纸上改正,如改动较大,在原图纸上修改已不清晰,须尽快绘制新图以符合实际情况。
五、技术知识的获取与传乘
由于继电保护及安全自动装置的技术含量高,其发展更新快,大量的新设备投人系统运行,需要人们去学习、去掌握。因此,一定要努力提高继电保护人员的专业素质,以便为安全生产打下坚实的物质基础。继电保护工作的责任重大,工作人员长期处于高度紧张的状态,学习条件受很大限制,必须保证继电保护工作队伍的相对稳定,创造一个良好的学习环境。我们传统做法是一边维护,一边摸索。这做法本无可厚非,但是人的能力是有限的,关起门来学习肯定比不上走出去。由于专业涉及的范围广,设备的结构复杂且不容易掌握,如果我们能建立一个培训基地,从人员的基础培训做起,配合一些高水平的强化训练,相信继电保护人员的水平将很快得到质的提高。同时,也可解决日前继电保护队伍中有许多新参加工作的员工,未经系统培训即上岗的问题,同时缩短培养一支优秀的继电保护队伍所需要的时间。
六、工作的意识
继电保护人员的工作经验是在实际工作中摸索、总结出来的,工作时间越长、保护校验次数越多、缺陷处理范围越广,其工作经验就越丰富。但是从已发生的事故来看,工作年限长的继电保护人员占了相当大的比例。仔细分析其原因,有这样的心理历程,由于继电保护工作的重要性和高技术性,当继电保护人员刚从事继保工作的时候,会有一种战战兢兢的感觉。在工作中采取安全措施时,会征求别人的意见反复进行考虑。随着工作年限的增长和经验的丰富,对工作越来越得心应手,慢慢忽略一些正常的工作程序,必要的安全措施。这时事故的隐患就开始形成,在满足一定条件的时候,事故就会发生。所以在继电保护工作中,除了遵守安全工作规程外,严谨细致的工作作风丝毫不能松懈,安全源自时刻警惕,事故处于瞬间麻痹。
参考文献:
[1]电力系统继电保护实用技术问答(第二版),中国电力出版社,2004.
继电保护开题报告篇5
[关键词]二次设备继电保护自动装置验收试验
0 引言
进入21世纪以来,我国电网发展及装备水平提升最快,投运微机综合自动化变电所最多。但是,在新投入变电所二次设备的竣工验收上,常因时间紧,任务重,验收标准和验收项目制定不周密,验收过程把关不严而导致电气二次回路在投运后,继电保护装置拒动或误动以及漏报或误报中央信号的现象时有发生,给主设备的正常运行和维护带来麻烦。因此,搞好新投入变电所二次设备的竣工验收,及时发现和消除设备安装时的隐性缺陷,对保证投运后电网的运行安全尤为重要。笔者就在验收过程中所存在的问题和解决措施与同行探讨并祈请指正。
1 工程竣工验收中存在的问题
(1)有些新建变电站,是为了服务当地新上大型工业项目而配套建设的,大多是纳入“里程碑计划”,因输变电工程项目和大型工业项目在科研、立项、设计、审批、资金落实等环节在各自系统走完程序所需时间上的差异,一定程度上存在工业项目急等用电的现象,从而导致新建变电站施工周期短,安装任务重,验收不到位,资料交不全的现象。
(2)一般情况下,重要变电站的竣工验收多有相关部门重要领导到场,安排一天的验收时间较多,若在一天内全部对新建枢纽变电站的二次设备和继电保护及安全自动装置进行逐条线路、逐台设备的检查试验和重要设备、重要线路的充电运行,从时间的安排上,要想进行细致的检查和试验较为困难。
(3)新建枢纽变电站,因其设备和进出线回路多,因此导致继电保护和安全自动装置整组联动试验项目多,有时会造成必要的试验项目遗漏。容易忽略的项目有:
①中央信号部分:断路器、隔离开关在远方、就地分合时后台机显示器主接线图所对应的变位信号;六氟化硫断路器“压力异常信号”和弹簧操动机构的“弹簧未储能”信号;
②继电保护部分:35kV以及10kV系统的绝缘监察装置和主变瓦斯保护定值有时在保护方案中忘记整定;主变压器的瓦斯继电器只有出厂试验报告,大多情况下现场都未作试验。
2 应采取的对策
(1)重要变电站的安装竣工验收,相关职能部门,应提前根据站内主接线和投运时的运行方式安排,提前制定工程验收启动方案,合理确定验收日期。明确参加验收人员的责任分工,二次验收人员应提前一至两个工作日到施工现场,严格按照《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》及有关技术规定的要求,进行认真详细的检查验收。
(2)在验收时,施工安装单位应移交下列资料和文件:
①工程竣工草图,全部继电保护及自动装置的竣工草图(红图),图纸符合二次实际接线现状。
②变更设计的证明文件。
③制造厂提供的产品说明书、调试大纲、试验方法、试验记录、合格证及安装图纸等技术文件。
④根据合同提供的备品备件清单。
⑤安装技术记录。
⑥调整试验记录。核对检验项目及试验参数符合检验条例和有关规程的规定。核对电流互感器变比及伏安特性,其二次负载满足误差要求。
3 变电所二次接线竣工后验收要点
所谓的二次接线是指表明电气设备的操作、保护、测量、信号等回路及其回路中的操动机构的线圈、接触器、继电器、仪表、互感器二次绕组等相互关系的接线。其验收要点为:
(1)按图施工,接线正确。
(2)导线与电器元件间每个螺栓连接、端子连接、插接、焊接或压接等,牢固可靠。
(3)屏、柜内的导线不应有接头,导线线芯应无损伤。
(4)电缆芯和所配导线的端部均应标明其回路编号,编号正确,字迹清晰且不易脱色。
(5)屏前、后的设备应整齐、完好,回路绝缘良好,标志、名称齐全正确。配线应整齐美观清晰且无损伤,导线绝缘根据规程规定,摇测二次回路绝缘要用1000V的摇表,其绝缘标准:新投入的回路,室内不低于20mΩ,室外不低于10mΩ。端子箱密封良好,屏底和端子箱电缆引出处,用胶泥封堵。
(6)每个接线端子的每侧接线宜为一根,不得超过两根。对于插接式端子,不同截面的两根导线不得接在同一端子上;对于螺栓连接端子,当接两根导线时,中间应加平垫片。
(7)二次回路的接地应设专用螺栓。
(8)引入屏、柜内的电缆应排列整齐,标明走向,端子号和连接片编号清晰、接线避免交叉,并应固定牢固,不得使所接的端子排受到较大的机械应力。
(9)铠装电缆在进入屏、柜后,应将钢带切断,切断出的端部应扎紧,并应将钢带可靠接地。
(10)使用静态保护、控制等逻辑回路的控制电缆,应采用屏蔽电缆。其屏蔽层应按设计要求的接地方式可靠按地。
(11)橡胶绝缘的芯线应采用外套绝缘管保护。
(12)屏、柜内电缆线芯,应按垂直或水平有规律的配置,不得任意歪斜交叉连接。备用线芯应留有适当余量并结扎整齐。
(13)交直流电回路严禁使用同一根电缆,并应成束分开排列。
(14)在油污环境中,应采用耐油的绝缘导线。在日光直射环境,橡胶或塑料绝缘导线应采取防护措施。
(]5)电压互感器二次的四根开关场引入线和互感器三次的两根开关场引入线是否分别用两根电缆引到控制室,再将二次和三次绕组的n600并联后,在控制室一点接地;同时,要保证在开关场无接地点,严禁两点接地。
4变电站二次屏验收
(1)屏、柜的布置美观整齐,固定及接地应可靠,屏、柜漆层应完好、清洁,屏顶所标的使用名称、编号正确。
(2)屏、柜内所装电器元件应齐全完奸,电气距离符合要求,安装位置正确,固定牢固。
(3)屏、柜内照明完好,屏、柜及端子箱门及机械弹锁开合自如,柜门关后密封良好。
(4)直流熔断器应检查“每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电,而保护装置的直流回路由另一组直流熔断器供电”。直流熔断器的通流容量符合该回路负载电流的保护要求。在验收中,可采用分别拉开每一断路器的控制、信号回路及保护装置的熔断器的方法,然后根据图纸,在熔断器之后的回路中检测电位,确保无寄生回路或与另一断路器的控制、信号回路及保护回路有电的联系。
(5)装置的运行监视灯,电源指示灯应点亮,装置无告警信号。
(6)屏、柜、端子箱内无遗留物。
5蓄电池的验收
(1)布线应排列整齐,极性标志清晰、正确。
(2)所有电池应编号正确,外壳清洁,液面正常。
(3)极板应无弯曲、变形及活性物质脱落。
(4)初充电、放电容量及倍率校验的结果应符合要求。
(5)蓄电池组的绝缘应良好,绝缘电阻应不小于0.5mΩ。
(6)蓄电池在验收时应提交下列资料:
①制造厂提供的产品使用维护说明书及有关技术资料。
②设计变更的证明文件。
③安装技术记录,充、放电记录及放电曲线。
④材质化验报告及备品备件清单。
6继电保护及自动装置的验收要点
(1)检验项目及结果符合检验条例和有关规程的要求。
(2)继电保护校验人员在移交前要打印出各CpU所有的定值区的定值,并签字。
(3)由运行人员打印出微机保护装置在移交前最终状态下的各CpU当前区定值,并与继电保护整定方案核对无误,确保这些定值区均设置可靠。继电保护与运行双方人员在打印报告上签字。
(4)制造厂提供的软件框图和有效软件版本说明。
(5)保护屏插件与插座插接状况验收:将保护屏的插件插回底座中,要保证插接可靠牢固。根据断路器的控制,信号回路图纸,对每一回路进行传动和试验。在保护端子排上加入电气模拟量,检验保护定值,同时在保护出口压板处检测电位,保证每一种保护动作后,跳闸正电源经出口接点到达保护出口压板处;同时检查远动,中央信号的正确性;再用保护传动所对应断路器,检查防跳回路,闭锁回路的正确性。
(6)回路接线完整性检查:有大的升流设备时,可用施加一次工作电流和工作电压的方法。进行保护传动试验,以判断从互感器到保护装置整个接线回路的极性、变比及其整个回路有无开路、短路现象。
(7)检查核对有无35kV、10kV系统绝缘监察装置零序电压定值和主变压器瓦斯继电器现场试验报告,若无定值和试验报告,可要求保护计算整定部门给定值,切忌不整定不试验。以防止设备运行后电力线路发生单相接地时报不出“35kV及10kVi段母线接地或Ⅱ段母线接地”信号以及主变压器内部故障时因无保护和对应信号报出而导致事故扩大。
(8)为防止在对继电保护及自动装置进行整组联动试验时,发生漏试项目,必须详细按照继电保护计算整定方案的内容,详细制定继电保护及安全自动装置联动试验清单,按清单中所列项目逐项试验,其试验的要求和注意事项:
①试验前根据调度部门制定的继电保护计算整定方案的要求,检查所有应投入保护切换连片确在投入位置。保护切换连片的名称、投、退标志正确清晰。
②每一套继电保护的试验应按其所对应控制、保护的电气一次设备单元进行。断路器试验含本断路器及两侧隔离开关的变位信号,不能漏项,试验中发现问题应及时做好详细记录。
③控制回路断线应包括110kV、35kV、10RV各配出分路的上传信号。可采用拔下熔断器的方法进行试验。
④后台机信号应包括设备单元内所操作的开关、刀闸的远方、就地卜传的“红灯、绿灯、文字显示信号及语音提示信号等。
⑤直流“正”、“负”极接地试验,可采用一根中间串接一适当电阻的引线,在控制或合闸回路分别进行正、负极模拟接地试验。
⑥主变通风机故障可采用拔下通风机交流回路任意一相保险进行模拟实验。
⑦重瓦斯保护可采用按动瓦斯继电器试验探针进行模拟实验;轻瓦斯保护可短接瓦斯继电器接线进行模拟实验。
⑧新投变电站继电保护及自动装置传动试验样单见表1。
要求:继电保护及自动装置传动清单应一式三份,工程监理人员、施工单位、接收单位共同签字后各存一份。
⑨传动试验完成的设备,即处于正常的待运状态,为防止二次工作人员在消除其他设备二次接线缺陷时造成已传动试验设备接线的变动,应对已传动试验正常的设备端子箱、机构箱落锁,在对应的保护装置屏的前后柜门关好后贴封条,如确需改动,验收人员应会同二次接线施工人员和变电运行人员,一起对设备接线进行改动,并在对应的图纸中注明改动的部分,再视具体情况可否重新进行保护传动试验。
继电保护开题报告篇6
【关键词】电压开关柜，继电保护，误动作率
中图分类号：tm591文献标识码：a
一、前言
随着当今社会的不断发展和人民生活水平的不断提高，生产和生活中对电力的要求也日益渐高。因此，积极采用科学的方法，不断降低电压开关柜继电保护误动作率就成为当前完善电力系统中一项十分紧迫的问题。
二、继电保护的意义
一是，继电保护可以保证电力系统的正常运转。因为当电力系统中的电气设备发生短路故障时，能自动、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。二是，继电保护在排除故障的同时，也对社会生活秩序的正常化，经济生产的正常化贡献很大，不仅确保社会生活和经济的正常运转，还从一定程度上保证了社会的稳定，人们生命财产的安全。当电力系统中的电气设备出现不正常运行状态时，并根据运行维护的条件(例如有无经常值班人员)，动作于发出信号、减负荷或跳闸。此时一般不要求保护迅速动作，而是根据当时电力系统和元件的危害度规定一定的延时，以免误动作。
三、电压开关柜继电保护工作中存在的问题
1、操作回路切换引起的直流回路寄生
组合电器式开关由于远近控操作回路切换引起的直流回路寄生。某新建变电所竣工验收工作时，在对110kV组合电器设备电源回路检查时发现，当对开关作就地及远方切换回路时两组电源存在寄生回路。此回路导致开关就地操作电源与保护屏操作箱电源之间存在电联系。根据规程：每组断路器的直流电原仅且只能由一组熔断器供电。
2、绝缘监察装置误报接地告警信号
由于闪光回路的原因引起两路直流系统寄生，从而使绝缘监察装置误报接地告警信号。某220kV变电所进行了主变保护双重化换型工作，在换型之后该220kV变电所直流系统未进行双重化。换型工作时，保护装置按两套直流系统接入但是对于闪光回路三侧操作箱回路只能用一套。随后不久，该变电站进行了直流系统双重化改造。在一年内的定期检验工作中，传动主变跳三侧的保护时。每当开关位置与操作把手位置不对应时，直流绝缘监察装置就会发接地报警信号。当220kV侧开关与110kV侧开关发生不对应时，两套直流系统通过闪光回路连接。此类直流系统特点为：当两套直流系统一旦有连接点，相应的绝缘监察装置就会报接地信号。后来经过与直流班共同核实证实，此次直流双重化改造时第二套直流系统未引入闪光母线。经过保护人员与直流班人员共同努力加装了第二套直流系统闪光母线，后来再次传动开关问题得以解决。加装后接线如图中虚线所示：
3、共用切换回路造成直流的回路寄生
因电压切换回路切换母线电源与电度切换电源回路共用切换回路，造成直流回路寄生。有些变电所内存在电压切换回路专用母线，此切换母线专用于对电度表的切换。但是保护装置的电压也需要切换，而且这两个回路共用一组刀闸辅助接点。这种回路会造成控制电源与切换母线之间存在寄生回路。而且电度表的切换继电器为110V继电器，而保护装置的切换箱大多采用220V电源在此情况下会多次发生烧毁电度表切换继电器的事件。另外当发生直流接地时，当断开保险时接地减弱但不会完全消失，此类情况多发生在设备换型老站改造过程中。因为电度回路受重视程度不够且本身不属于保护人员维护范围，所以容易忽视。但问题还是存在而且还很严重。
4、造成开关跳闸
由于开关操作回路中交直流回路共同布线，当交流回路发生烧毁时造成开关跳闸的原因分析。某变电所220kV开关机构箱内，采用交流电源作为开关操作打压电源。而保护操作电源回路为直流回路，这两个回路本身并未使用同一根电缆而且也无电联系。按常理说符合我们的要求，但是交直流回路在机构箱内厂家出厂配线为捆扎在一起。在室外，由于冬冷夏热，再加之交流电缆长期通过大电流电缆芯线的防护层受损严重。在某年冬季由于机构箱内加热电源小时一段时间后，又发生打压接触器线圈烧毁，相应的交流熔断器未能及时熔断，造成交流线烧化从而引起捆扎在一起的直流跳闸回路线烧毁，最终导致开关跳闸。
四、降低电压开关柜继电保护误动作率的措施
1、加强对继电保护及安全自动装置的运行管理
电力系统继电保护是一个有机整体，继电保护专业应实行统一领导，分级管理。继电保护工作专业技术性很强，一根线一个接点的问题可能造成重大事故，所以继电保护机构必须配备事业心强，工作认真细致，努力钻研技术，具有较高理论知识的专业技术人员。各级继电保护部门必须建立岗位责任制，使每项职责落实到个人。各单位领导要重视继电保护工作，充实配备技术力量，调动继电保护工作人员的各级性，保持继电保护队伍的稳定。
2、防止人员直接过失造成继电保护事故
（一）、防止误碰继电器
在继电保护盘的盘前和盘后都应有明显的设备名称编号。如一块盘上有2个或2个以上回路的保护设备时，在盘上应漆有明显的划分线条。跳闸压板间应有足够的间隔距离，间隔过近的跳闸压板应设法加绝缘套罩，以防止在投切压板时误碰跳闸。晶体管保护也应装引出保护压板。
（二）、防止继电保护误校验
要严格执行部颁《继电保护装置与系统自动装置校验条例》，或根据部颁条例制定的现场检验条例实施细则。各单位必须使用统一的继电保护试验规程、统一的试验方法和质量要求，不能因人而异各搞一套。对各种保护装置，应有一套包括检验条例所规定的全部检验项目的试验记录表格，格式要简明扼要，清晰易查。
（三）、防止继电保护误整定
新装继电保护和自动装置的整定值，或由于系统的要求需要变更继电保护和自动装置整定值时，负责整定的人应根据有关资料进行计算，并另由专业人员核算审核。新整定和更改整定都要出具经批准的整定书。在进行整定计算时，应注意核对各元件的灵敏度，如接地方向元件、振荡闭锁元件、负序电压闭锁元件、距离元件最小精确工作电流等。
（四）、防止误接线
施工前要组织施工人员学习原理接线图、展开图和端子接线图，如系改建工程，还应学习原有图纸，并与现场接线核对。改变二次回路接线，一定要有经审核批准的施工图（或异动申请单），并严格按图施工，拆动接线时要先与原有图纸核对，改接线后要与新图纸核对，更改后一定要做模拟试验。
五、结束语
从实践出发对当前电压开关柜继电保护中所遇到的问题以及措施等相关知识，进行了粗略的分析和研究。综上分析，降低电压开关柜继电保护误动作率的主要任务是运用科学的方法，完善继电保护工作。
参考文献
[1]李轶群；电力系统稳定控制装置的工程化研究[D]；华北电力大学（北京）；2003
继电保护开题报告篇7
【关键词】直流回路；寄生；误动作；电压畸变；跳闸；原因；处理
随着国民经济以及城市建设的不断发展，电力系统的规模越来越大，微机保护装置在电力系统中的应用越来越多。保护装置本身问题越来越少，但是相应的二次回路问题以及新老设备结合、设备改造换型所带来的问题越发体现出来。本文对继电保护现场实际工作中所遇问题作一小结，希望能与大家共同解决更多的实际问题。
1.操作回路切换引起的直流回路寄生
组合电器式开关由于远近控操作回路切换引起的直流回路寄生。某新建变电所竣工验收工作时，在对110kV组合电器设备电源回路检查时发现，当对开关作就地及远方切换回路时两组电源存在寄生回路。此回路导致开关就地操作电源与保护屏操作箱电源之间存在电联系。根据规程：每组断路器的直流电原仅且只能由一组熔断器供电。如图1所示。
由图1可以看出保护操作箱负电源以及开关柜内负电源都未引入开关柜处远方就地切换把手，而且开关机构的负电源唯一使用由开关操作机构空开提供的负电源，此回路造成保护操作箱与开关操作机构负电源寄生。此问题会造成当发生直流接地在断空开时接地不消除或接地发生转换，严重时可能会引起误动作。改进的方法如图1中虚线所示，即两组正负电源均经切换把手。由于闪光回路的原因引起两路直流系统寄生，从而使绝缘监察装置误报接地告警信号。
2.绝缘监察装置误报接地告警信号
由图2可以看出，当220kV侧开关与110kV侧开关发生不对应时，两套直流系统通过闪光回路连接。此类直流系统特点为：当两套直流系统一旦有连接点，相应的绝缘监察装置就会报接地信号。后来经过与直流班共同核实证实，此次直流双重化改造时第二套直流系统未引入闪光母线。经过保护人员与直流班人员共同努力加装了第二套直流系统闪光母线，后来再次传动开关问题得以解决。加装后接线如图中虚线所示，并在图示处断开原有接线。
3.共用切换回路造成直流的回路寄生
4.造成开关跳闸
由于开关操作回路中交直流回路共同布线，当交流回路发生烧毁时造成开关跳闸的原因分析。
某变电所220kV开关机构箱内，采用交流电源作为开关操作打压电源。而保护操作电源回路为直流回路，这两个回路本身并未使用同一根电缆而且也无电联系。按常理说符合我们的要求，但是交直流回路在机构箱内厂家出厂配线为捆扎在一起。由于环境条件原因，特别是冬季室外寒冷夏季炎热，再加之交流电缆长期通过大电流电缆芯线的防护层受损严重。在某年冬季由于机构箱内加热电源小时一段时间后，又发生打压接触器线圈烧毁，相应的交流熔断器未能及时熔断，造成交流线烧化从而引起捆扎在一起的直流跳闸回路线烧毁，最终导致开关跳闸。此次事故教训惨重引起我们的高度重视，首先先联系厂家要求他们对此类交直流回路共同配线的机构箱给予整改。
6.母联开关正常运行时跳闸
所以规程规定：跳闸出口继电器的启动电压不宜低于50%直流额定电压，以防止继电器线圈正电源侧接地时因直流回路过大的电容放电引起的误动作；但也不应过高，以保证直流电源降低时的可靠动作和正常情况下的快速动作。以上6个问题是继电保护现场工作中遇到的，问题的分析可能不够详细和彻底。希望大家能够批评指正相互提高，解决更多的继电保护现场实际问题，为我们的电网安全稳定运行而努力。
参考文献
[1]武成龙.配电系统继电保护存在的问题及对策研究[J].中小企业管理与科技,2009(6).
继电保护开题报告篇8
关键词:断路器;分闸线圈;合闸线圈;开关变位;烧坏
中图分类号:o521+.22文献标识码:B文章编号:1009-9166(2010)014(C)-0159-01
现代电力系统配电网中,断路器的分合控制是由电动完成的。断路器分闸由分闸线圈带动分闸顶杆实现主触头脱扣;合闸有两种方式:合闸线圈直接提供合闸力矩和预储能合闸方式。分两个步骤完成,首先由储能电机带动减速机构,储能弹簧被拉伸到最大行程,完成储能过程;然后等合闸指令下发后,合闸线圈触发释能机构,储能弹簧的弹性势能将断路器合上。可见,断路器的合闸及分闸线圈的工作只是短暂、瞬间的,在线圈的设计上,仅考虑短时间通电的工作状况。在实际应用中,如断路器的合、分闸线圈长时间带电处于吸合状态,线圈就会烧坏。
合、分闸线圈烧坏的原因有多种。由于现代电力系统多采用微机监控,在后台操作时,操作人员由后台监控电脑下达合(分)闸命令,指令代码通过网络层传到相应的保护装置内,保护装置再输出到断路器的合(分)闸线圈,线圈带电工作,执行动作;动作完成后,保护装置检测到开关变位,于是结束操作,线圈失电,然后将操作结果仍通过网路传送给监控电脑,过程详见图1(以合闸为例)。仔细分析动作执行全过程可知,合(分)闸操作任务的结束,必须由开关变位信号来确认。有几种情况可导致开关变位信号不能正确传到保护装置。1、断路器操动机构遇到机械故障,机构卡死而不能操作;2、有合(分)闸动作,主回路触头完成操作,但辅助接点联动机构不动作;3、机械磨损等引起辅助接点动作不到位。如果遇到上述几种情况之一,那么合(分)闸操作就不能结束,合(分)闸线圈会持续带电,直到烧坏为止。
在继电器构成的保护装置中,由于人员与设备接触较之微机综合自动化系统
来说更密切,各类故障导致合(分)闸线圈烧坏的机会较低,且容易发现。在合分闸操作时,由于合(分)闸线圈的接通是由操作人员按下按钮或转动转换开关来实现的,即使开关未能合上或断开,线圈的通电也会随按钮或转换开关的释放而失电,不致烧坏线圈;只有在故障跳闸,而又遇到机构操作失败时,才可能烧坏跳闸线圈。
笔者曾遇到过几起断路器合(分)闸线圈烧坏的情况,在此列出典型案例。案例一:某10KV厂变,微机监控保护装置为DVp-623,其失压跳闸控制软压板在投入状态,无后台监控电脑。当网电停电时,此厂变保护柜的开关不自动跳闸,但中央信号“低压跳”光字牌点亮;过段时间后,合闸指示灯熄灭,经检查发现分闸线圈已经烧坏。后经现场试验表明,由于操动机构箱内的辅助接点未能正确转换,致使分闸线圈不能失电。案例二:SD-8000主变高压侧监控保护装置,运行人员由后台电脑发出合闸指令,指令发出后长时间没有响应,接着监控程序报告“控制回路故障”告警信号。维修人员到现场查看,发现合闸回路保险管烧坏;测量合闸线圈电阻,阻值正常;更换保险管后再次由后台电脑发出合闸指令,仍然没有响应,监控程序又报告“控制回路故障”告警信号,现场检查,合闸线圈已烧坏。反复检查、试验后,才发现五防闭锁机构不到位而影响合闸。
由前面的分析可知,如果断路器的合闸或分闸线圈因长时间带电而烧坏,断路器将不能进行远程操作,与之相关的设备也将失去保护,须立即排除故障。微机监控保护装置在断路器合(分)闸线圈烧坏时可能会报告“控制回路故障”,但未必就一定是线圈烧坏,故障的查找要耽误时间;如果是室内成套配电装置的话,更换线圈会比较困难。下面提出几种解决问题的思路。
一、软件编程法。通过优化电力系统监控软件,在发出断路器合(分)闸指令后,经过一段时间,如果接受不到操作成功的信号,监控程序立即向保护装置发送取消操作的指令;
二、保护装置固件合理设计。传统的微机继电保护装置在向合(分)闸线圈输出电信号时,要等到开关变位的反馈信号到来才会终止;可以这样设计保护装置:在向合(分)闸线圈输出时,每次只输出一个一定脉冲宽度的电信号,脉冲宽度以既能保证合(分)闸动作完成,又能令线圈不致因通电时间过长而烧坏为宜;当接收到开关变位信号时,脉冲电信号则提前结束,如图2所示。
三、直接在合(分)闸电气控制回路上增加“通电延时自动返回”单元电路。这种方法与前一种在原理上一样,只是位于控制的最底层,并且适合所有的继电保护装置。
以上提到的仅仅是解决问题的思路,具体到实际应用中,装置除具有能避免合(分)闸线圈长期带电而烧坏的功能外,还应具备以下功能:1、当电动合(分)闸操作不成功时,装置发出声、光报警,提醒运行人员用手动方式合(分)闸,避免造成或扩大事故;2、系统应具有合(分)闸过程时间过长的“超时报警”功能,可提醒运行人员进行检查、维修,避免造成事故隐患。
当继电保护系统增加这样的功能后,就不会发生因机构等故障令断路器合分闸线圈烧坏的事故。这样的继电保护装置应用后,优点还是很明显的。
继电保护开题报告篇9
阐述了35KV变电站主变有载装置故障及有载重瓦斯动作的原因分析，分析了有载调压装置的构成及常见故障处理方法，提高了电力工作人员对有载重瓦斯、轻瓦斯保护装置的认识，杜绝人为原因造成的停电。
【关键词】
变压器；有载调压装置；有载重瓦斯
一、事故经过
2014年7月29日17：35时，登封市电业局35KV大冶变电站1#变压器有载重瓦斯保护动作跳闸，造成1#变压器所带10KV全部出线线路停电，影响了部分煤矿、工业、居民的正常生产生活，登封市电业局变电抢修人员接到电话通知后，马上赶到现场，对1#变压器进行抢修，变电站值班人员根据调度令在对1#变压器解除备用，做安全措施后，变电抢修人员对1#变压器进行检查、抢修。
二、变压器有载调压装置故障分析
（一）变压器有载调压装置的组成
大型变压器有载调压装置一般采用Z型或m型有载分接头，它均由切换开关机构、选择器、电动操作机构几部分组成。有载调压装置可通过电动机构进行操作，也可通过手摇机构进行操作。
（二）有载调压装置故障的常见形式
有载调压切换开关拒动、电动操作个机构失灵，造成电动机构上调或下调失控、分接开关油室泄漏、滑档。
（三）有载调压装置故障的处理
1、调压过程中发现下列情况时，应立即停止调压操作并断开动力电源。（1）自动空气开关跳闸，强送一次不成功；（2）连续滑档；（3）档位级进一次，中低压侧电流不变化、指示盘未进入绿色区或档位显示不正确；（4）装置的切换或选择开关部位有异常音响；（5）调压过程中主变压器轻瓦斯保护动作。
2、切换开关拒动，运行人员应检查动力电源是否正常，有载调压控制电源、控制回路有无异常，操作回路机构装置有无故障等。在处理好拒动问题后，才能开始进行调压操作。如果在切换中拒动，将造成调压选择器与切换开关不对应，从而造成动触头未经过渡电阻限流而离开动触头，并产生电弧，严重时可将触头烧毁，使变压器瞬时断电，引发零序保护和调压气体保护动作。出现这种情况，应立即切断变压器电源，汇报调度及上级部分申请检修。
3、电动操动机构失灵，造成连续滑档，可能造成电动机构从一个分接头上调或下调极限位置，此时若两台变压器并列运行，两台变压器变比相差大，致使两台变压器负荷分配严重不平衡，环流增大，变压器发热增加，温度快速上升，影响变压器的安全运行。此时运行人员应立即按下紧急停止按钮，切断动力电源，用手摇机构将分接头调压至适当位置，进一步检查电动操动机构、接触器等有无异常，若无法处理，应通知检修处理。
4、分接开关油泄漏，将使分接开关绝缘降低，同时分接开关的油进入变压器本体油箱，会影响变压器本体的油质和绝缘强度，出现这种故障，运行人员应汇报调度、联系检修处理，在未作处理前不得进行有载调压操作。
三、有载调压装置瓦斯气体继电器保护
有载调压变压器有两个油箱，有载调压装置一个，变压器本体一个。它们是分开的。它们都设了瓦斯保护，保护的原理是一样的，但是保护的范围是不一样的。
引起瓦斯气体继电器保护动作的原因很多，包括变压器内部发热产生气体；空气进入变压器内部；检修后油中空气分离过快；内部发生短路、放电、起弧故障；漏油、温度巨变引起油面迅速降低；变压器加油、滤油等等。
轻瓦斯保护装置发出信号告警时，应立即检查变压器，查明动作原因是否是由于变压器有载调压装置积聚空气、油位降低、二次回路或变压器内部故障。若气体继电器内有气体，则应记录气量，观察气体颜色及试验气体是否可燃，并取气样及油样做色谱分析，根据有关规程和规则判断变压器故障性质。若气体可燃或油中溶解气体分析结果异常，则应综合判断变压器是否停运。
重瓦斯保护动作跳闸时，变压器在查明原因消除故障前不得投运。为查明原因应重点考虑以下因素：（1）是否呼吸不畅或排气未尽；（2）保护及直流等二次回路是否正常；（3）变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；（4）气体继电器中积聚的气体数量及是否可燃；（5）气体继电器中气体和油中溶解气体的色谱分析结果；（6）必要的电气试验结果；（7）变压器其他继电保护装置动作情况。
四、事故原因分析
该主变型号为SFZ98000KVa35/10.5KV，额定电流132/440a。变电抢修人员随即对1#主变及有载调压装置的瓦斯继电器进行检查，发现瓦斯继电器内的气体为无色、无味、不可燃烧烧，根据这些特性，初步判断为空气。
然后安排高压试验班工作人员对1#主变进行了电气试验和绝缘油色谱试验，试验结果为：直流电阻、电压比、绝缘电阻均正常。从1#主变的试验结果看基本上排除了主变内部放电、匝间短路等故障，继电保护人员对保护装置二次回路进行了详细检查，并调阅了相关保护动作信息，排查了保护误动作的可能性。
高压试验班工作人员对1#主变有载调压装置进行了相关试验，也排除了有载调压装置本身故障的可能性。
继电保护人员在调阅相关保护动作信息时发现，在1#主变有载重瓦斯保护装置动作跳闸前，1#主变连续发出轻瓦斯保护动作告警信号，但是由于变电站值班人员的粗心，未引起重视，也未报告调度。
经继电保护人员分析及结合检查结果表明：主变跳闸过程中，系统没有发生异常，电流电压没有发生波动，所以把注意力集中到瓦斯保护上。冶1#主变当时由于外部环境温度高、主变基本满负荷运行，在高温、大负荷运行情况下，有载调压装置内部因过热产生气体，有载调压装置发出轻瓦斯告警信号，但是变电站值班人员没有及时发现此告警信号，造成有载调压装置油箱内部聚集大量气体，并且没有及时排放气体，进而造成有载调压装置内油流速度达到气体继电器的定值，最终造成1#主变有载重瓦斯保护动作跳闸。
五、结语
气体继电器重瓦斯、轻瓦斯保护对于主变的安全运行十分重要。瓦斯保护是变压器的主保护之一，其主要特点是结构简单、动作可靠。当其保护动作发生告警信号时，变电站值班人员一定要高度重视，及时汇报调度，及时查明动作原因，及时根据有关规程、规则要求排除故障隐患，杜绝扩大事故，杜绝人为原因造成设备跳闸，确保电力设备安全稳定运行。
参考文献：
继电保护开题报告篇10
为了防止智能变电站在运行过程中发生故障，本论文通过对智能变电站实际运行中发生的问题进行总结，从而达到快速处理现场问题的目的，通过智能站的实际运行情况得出，本论文提出的观点能够有效的解决上述问题，因此具有较强的实用性。随着智能变电站的不断发展以及相关技术的不断成熟，智能站建设已经在全国范围内开展，但是，较常规变电站相比，智能站具有跟多的问题，尤其是运行不稳定，常见的有远端模块烧毁，合并单元异常，智能终端异常，保护装置的通信异常等问题，对于大数据处理的变电站，大量信息可能导致网络系统瘫痪、数据延时、网络风暴等原因，在实际运行中，同样会出现很多问题，比如间隔层设备数据中断、位置状态无效、控制块断链、遥测遥信等无法上送后台、保护跳闸命令、遥控命令不能执行、保护装置与智能终端跳闸命令异常等各种问题。
2、运行操作原则以及注意事项
智能变电站在运行操作时，不仅仅要考虑到常规站操作中的各种操作要点外，还要需要注意以下问题：
2.1检修压板的操作原则以及注意事项
智能变电站的检修压板不同于常规站的检修压板，智能站的检修压板投入时，相应的保护功能会发生变化，而常规站的检修压板投入时，只是屏蔽信号的上传。因此检修机制是智能站中一项非常重要的技术，所谓的检修机制是指，当智能装置投入检修压板后，动作报文中的检修标志位变成1，当另一个保护装置接收到该报文后，首先与自己的检修位进行对比，只有检修位一致时，才能判断为有效。如果不一致，则判为无效处理，在智能变电站中检修机制一般考虑保护保护装置、合并单元、智能终端之间的配合关系，如果保护装置和合并单元的检修不一致，那么保护可以采样但不进行逻辑计算，如果保护装置和智能终端的检修不一致，断路器无法跳闸，具体的跳闸逻辑如下图表1。在图1中假设合并单元为X，保护装置为Y，智能终端为Z
图1检修机制逻辑图
（1）误投入合并单元的检修压板时，将会导致保护功能失效，虽然可以看到采样，但是该采样不参与逻辑计算，从而闭锁保护功能，造成保护拒动，从而扩大事故范围。
（2）误投入保护装置的检修压板时，由于保护装置与合并单元的检修品质不一致，保护装置将采样值作为无效处理，从而导致保护功能闭锁，同样造成事故，即便保护发生动作，也无法跳掉断路器。
（3）误投入智能终端的检修压板时，由于智能终端和保护装置跳闸GooSe报文的检修位不一致，所以智能终端视为无效处理，从而导致断路器无法跳闸。
2.2合并单元检修压板的操作原则以及注意事项
（1）在投入合并单元的检修压板之前，应该首先检查一次设备是否处于检修状态或者冷备用状态，同时检查是否与该合并单元有关继电保护装置的SV软压板已经退出，尤其是仍需要继续运行的继电保护装置。
（2）如果一次设备继续运行，在投入合并单元的检修压板时，应该首先确保所有的保护装置处于“退出”状态。
2.3智能终端检修压板的操作原则以及注意事项
（1）在一次设备不停电的情况下进行智能终端检修压板的操作可能导致断路器无法跳闸，因此在投入智能终端的检修压板之前应该确认智能终端的跳合闸硬压板已经退出。
（2）在投入智能终端的检修压板时，应该确认本智能终端对应的断路器是否处于分位，并且确认与本智能终端有关的所有保护装置的GooSe接受软压板已经退出，尤其是运行装置的GooSe接受软压板。
3、装置告警信息以及处理原则
3.1保护装置告警信息以及处理
保护装置具有较强的自检功能，能够实时监视自身程序的运行情况和与其他智能设备的通信情况，当保护装置发生异常时，能够及时发出报警信息，一些异常可能导致继电保护装置的不正确动作或者造成部分保护功能被闭锁，通常情况下保护装置可能发生以下几种问题。
（1）SV异常报警。保护装置在报出SV异常时，可能导致失去部分保护功能或者全部保护功能，此时我们应该现场退出相应的保护功能，当退出保护后检查合并单元的运行状态，保护至合并单元之间的光纤链路，合并单元和保护装置的光电转换口。
（2）GooSe异常报警。保护装置在报出GooSe异常时，往往会导致断路器的位置无法上传给保护，从而引起保护的不正确动作，在发生GooSe异常时，可能原因有两种，第一种是保护与智能终端之间的GooSe链路中断，第二种是保护与其他保护之间的GooSe链路发生中断。在处理GooSe锻炼时，首先检查智能终端的运行状态，再检查其他相关保护的运行状态，最后检查光纤是否断开或者光纤接口是否损坏。
（3）软、硬件异常告警。当保护装置发生软件、硬件异常时能够及时的自检出来，则根据保护的自检报出相应的处理，如该异常报警必须闭锁相应保护，还需要现场退出相关保护。
3.2合并单元告警信息以及处理
当合并单元发出异常告警的信息后，首先应该检查合并单元的指示灯，根据点亮的灯来判断告警的原因，如双母线接线形式下合并单元采集不到刀闸位置时会发出报警。如果无法通过点亮的灯来判断，则需要根据具体情况判断。
（1）同步异常告警。当合并单元的GpS发生异常时，合并单元面板的同步灯会点亮，此时我们可以重点检查对时装置，检查的方法是看GpS光纤是否有红光，如果有说明合并单元GpS接口异常，如果没有红光说明对时装置出现问题。
（2）采样异常告警。
当采样异常时，无法通过肉眼判断出问题所在，此时需要利用网络报文分析仪，通过报文分析来判断合并单元发送的采样值是否正确，需要综合保护装置来判断问题，当有电压级联时，还需要检查电压级联，检查的对象是母线合并单元。
（3）GooSe告警。
当合并单元发生GooSe告警时，应该检查GooSe的链路状态，由于单元的GooSe只与交换机进行联系，所以首先检查交换机以及到交换机之间的光纤链路，如果还无法确定问题，需要检查信号发送端装置的运行状态。
3.3智能终端告警信息以及处理
当智能终端出现异常告警情况时，运行人员应该立即检查智能终端的指示灯，判断智能终端能够完成正常的跳合闸功能，第一时间应检查GooSe链路情况，并根据检查结果确定解决方案。
（1）GooSe断链，出现GooSe断链的可能有母差的直跳、线路保护的直跳或其他有关保护跳该断路器的光纤链路发生断链。
（2）出现控制回路断线。控制回路断线告警信号由智能终端通过GooSe发直接到测控，然后由测控负责上送到后台监控，该信号只反映断路器的控制回路是否正常，如果出现这个问题，应检查断路器的二次控制回路，并通知专业人士立即处理。
4、总结
随着智能化变电站的不断发展，对智能变电站的运行要求也越来越严格，如何更好的预防和处理智能变电站在运行中出现的问题，是运行人员当下工作的主要任务，而本文提出的一切问题以及解决方案能够为智能变电站的安全稳定运行提供理论依据，因此，本论文具有以下几个特点：
1、理论性高，本论文参考了各种智能化变电站的相关书籍以及结合现场要求、厂家研发人员的意见，因此提出的观点具有实际文献作为参考。