继电保护综合实验总结篇1
关键词：变电站；综合自动化；调试；
1、综合自动化系统设计现状
变电站综合自动化是将变电站二次设备（包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护。目前，110kV综合自动化型无人值班变电站中，广泛采用四方继保自动化有限公司的CSC-2000监控系列、清华紫光测控有限公司的DCap-3000系列变电站综合自动化系统以及南瑞继保电气有限公司的RCS-9000变电站综合自动化系统。
1.1无人值班变电站配置
采用分层分布式计算机监控系统，按纵向分为间隔层设备和站控层设备，按横向分为不同电压等级的输电线路、母线设备及主变压器等一次设备。
1.2网络结构
系统网络结构按纵向分为变电站层和间隔层，变电站层在主控制室设置唯一的远动终端和就地工作站。远动终端按照中心控制站（即集控站）要求的通信规约实现遥信、遥测信息的上传，并在远端对间隔层设备进行管理和下发遥控、遥调命令。就地工作站配置简单的人机界面，实现现场调试、巡回检视、就地检修维护功能。110kV及以下变电站CSC-2000系统的典型结构如图1所示。间隔层测控设备按一次设备布置配置，110kV按出线及母线设备间隔分别配置，主变进线按其各侧信息量统一配置测控单元，10kV按每间隔配置集测控、保护于一体的装置。各测控装置相对独立，完成就地设备信息的采集和处理断路器监控等功能，操作方式具备站内设备就地操作、就地工作站操作和中心控制站远方操作相互闭锁等功能。
图1变电站CSC-2000系统的典型结构图
站内通信网络采用现场总线（Lonworks）或者10/100m以太网作为监控系统的通信网络。目前采用光纤网络通信即控制室至各保护小间的网络线均采用光纤组网，各保护小间内测控单元至网络管理机采用双绞线连接，且小间内网络连接采用串行接线。
同时，由于无人值班变电站的特点，电量采集系统、直流系统等辅助系统的运行状态均应受到远方监视，因此，不同厂家设置了不同的公用规约转换装置，实现远方控制端的监测和管理。对于交流不间断电源系统、消防系统等辅助系统，均只取故障信号接点，来实现遥信上送。
1.3微机保护
由于继电保护在系统运行中的重要地位，110kV、主变设备的保护装置仍然独立设置，按保护对象布置并独立组屏。10kV设备采用集保护、测控于一体的测控装置。与以往装置不同，DCap-3000系列为双CpU配置，保证了监控和保护相对独立性。
1.4采集方式
采集范围应根据中心控制站运行管理要求，结合站内电气设备的状况，遵循无人值班变电站的远动信息配置原则。
模拟量信号采集依照测量精度的要求，普遍采用直流采样方式。一般，只有主变油温（或气体温度）这样的非电量信号，才通过变送器采集。
数字量信号采集方式分为两种，断路器、隔离开关及接地开关的位置信号、断路器操作机构故障信号、GiS的SF6压力低报警信号、电压互感器断线等信号以干接点、硬接线接入测控装置，其他信息均以串口的方式上传。站内设置独立的电量采集装置，通过脉冲方式采集关口和非关口电能量，并通过专用的电话通信接口，向区调上传信息。除此之外，具备与后台监控系统串口通信的功能，满足运行管理的要求。
其他信息包括主变有载调压开关位置信号以BCD码或其他方式输入。
2、现场调试的重点工作
综合自动化系统是以“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”为基础，以“通信控制管理”为桥梁，以“变电站计算机系统”为手段的。其调试涉及到电网一、二次设备以及调度自动化等诸多方面。现场调试必须执行部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条例》、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》以及相关的检验技术规定。现场试验的目的，重点是检查被试装置是否符合制造厂规定的技术要求和调度的定值要求，为定期试验提供复核的技术数据，同时检查有关二次回路是否正确、可靠。制造厂应保证新安装装置的质量，因此新安装试验不需要重复厂家出厂试验的全部项目，也不需要测量全部参数值，而应进行下列项目：录取各组成元件的主要运行性能技术数据。所有保护装置、安全自动装置、交流采样系统通道平衡性及精确度检查。保护装置、操作箱以及监控单元内部继电器校验。保护装置开入量及开出量检查。保护装置的整组试验、保护装置的整组特性试验，以及同一被保护设备上几套保护装置间的整套配合关系，是新安装试验的重点。试验应由连接电流互感器与电压互感器二次电缆的入口端子上通入模拟试验电流及电压，在保护装置到操作断路器的出口端子处接上模拟断路器后进行，最后继之以必要的直接操作断路器的跳、合闸试验。新安装装置的整组试验，还应包括检查有关整个二次回路的设计以及接到保护装置的电压和电流互感器二次回路极性是否正确，是否与保护装置相互协调配合，例如电压二次回路电缆电阻是否适应规定压降的要求，能否与tV断线判据的定值相配合，电流互感器的二次回路电缆电阻及回路阻抗是否满足10%误差要求等。监控系统测控装置及计量精度测试。保护装置、安全自动装置以及直流系统等与监控系统联调，与各调度端的信息远传。
3、调试中遇到的问题及其对策
3.1时钟同步方式与精度
微机保护装置时钟同步有网络对时和GpS脉冲对时两种方式。网络对时是由后台机通过网络发送标准时间信息和对时命令，只能精确到秒级。GpS硬件脉冲对时是根据脉冲时钟同步指令修正装置内设CpU时钟芯片基准时间毫秒、秒或分的时钟，以精确到0.1ms。调试中发现，地下变电站、半地下变电站在GpS引入时，由于距离大于厂家30m的技术要求，往往将原有硬件对时改为网络对时，这样就大大降低了时间精度，但如果为了提高精度，而频繁网络对时，不但会大量占用网络资源，而且也不能满足同步误差要求。建议厂家采取必要措施，尽量采用GpS硬件对时。
3.2定值管理
综合自动化系统一般都具有远方定值管理功能，在保护设备正常运行状态下，通过监控系统可以直接调用各保护装置定值清单并具备打印功能，为保护的状态管理提供了有利条件，增加了保护设备运行的可靠性。在监控系统中，除具备调用定值功能外，还具备定值修改功能，但由于保护装置的多样性及厂家不同等原因，造成定值管理功能不完善、不可靠，在后台机修改定值缺少必要的现场核对和验证，甚至在运行状态下随意操作后台机可能会造成误修改定值而使保护人为退出运行，从而使电气设备失去保护功能，因此在现阶段这项功能并没有什么实际意义。
3.3抗干扰电容的位置
微机保护的抗干扰电容既有置于装置内的，也有置于装置外的。从调试情况看，将抗干扰电容置于装置内，直接接在微机保护的交流电压、电流和直流电源引入端子上，不但可抵御屏外交、直流回路来的干扰，而且也可抵御屏内因布线原因产生的干扰，这对于继电保护设备安装具有重要的意义。
3.4微机保护设计存在缺陷
不同微机保护厂家对于诸如“控制回路断线”等信号的判断方法不尽相同。四方公司通过保护装置内的HwJ与twJ常闭节点串联延时一段时间来反应控制回路完好性，并给出1～32000ms的延时范围。而清华紫光公司则通过正电源及跳合闸回路负电源信号，经过光电隔离进入CpU，如果无正电源或跳合闸回路两个负电源任一个断线则延时报“控制回路断线”信号。在苏州街站调试过程中发现，由于102、103的“控制回路断线”信号取自变压器高后备保护单元（即DCap-3050），且延时时间2S为程序固化，无法改变。造成遥控拉合102、103两侧隔离开关，均发出“控制回路断线”信号的情况。
保护装置未提供各个报文发送的软开关，以方便维护人员根据实际运行进行设置，过滤掉无用报文。
对于以上不足与缺憾，应采取一些有效而且必要的措施。注重设备的科学选型；增强主站SCaDa系统处理报文的功能；对于即将投运的设备，督促厂家及时改进，对于短期内确实无法解决的，应注意区分真假信号。
3.5事故总信号的实现
取消中央信号屏后，站内事故音响和告警功能仍需保留，并由监控系统实现，而自动化远传部分也要求该信号上传。因此，在总结多家综自系统情况后，提出以下建议：对于四方CSC-2000系统等能够在远动主机屏上提供事故音响开出的综自系统，可采用与远动系统相近的方法，通过扩展事故总开出接点来采集全站发生的事故信号。对于南瑞保护装置，由于其内部能够提供单个装置的事故信号，因此可以通过在厂站主机上合并单装置事故信号的办法来组成一个“或遥信”，虚拟事故总信号上传主站。对于无法提供以上两种方式的综自系统可采用以下办法解决：在不考虑“开关偷跳”情况下，事故跳闸是由于相关保护装置动作引起的，因此必然导致保护动作信号与开关变位，这样可采用将综自设备的保护总动作信号与相应开关辅助常闭接点或twJ接点相串联或以上两者软件相“与”的方法，输出该装置的事故信号，然后将事故信号逐一合并，形成厂站事故总信号上传，但对于馈电路保护装置较多的变电站，软件处理次数增多，会直接影响到厂站事故总信号的产生，延缓事故总信号上传主站。对于使用多家保护设备的综合自动化系统，可以采用以上三种方式相结合的方式处理。对于厂站当地监控系统，由于其与保护装置的连接采用网络通信方式，一般情况下当地系统报警库中对保护动作报警及事故信号均有具体描述，能够驱动相关音响设备可靠动作。
继电保护综合实验总结篇2
关键词：能力本位；任务驱动；教学改革；继电保护测试技术
作者简介：杨红（1969-），女，重庆人，重庆水利电力职业技术学院电气工程系，副教授；李波（1962-），男，重庆人，重庆水利电力职业技术学院电气工程系，工程师。（重庆402160）
基金项目：本文系重庆市教委2012年度立项教改项目“基于自主控制学习导向的电力系统继电保护与自动化专业教学资源库建设研究”（项目编号：1203171）的阶段性研究成果。
中图分类号：G642.0文献标识码：a文章编号：1007-0079（2013）27-0113-02
“继电保护测试技术”课程是电力系统继电保护与自动化专业的一门专业核心课程，主要任务是帮助学生比较系统地掌握专业测试原理和有关参数的测试方法；熟悉常用测量仪表、专用仪器和设备的构造、工作原理及使用方法；具备测量误差分析和数据处理的能力，能够对各种继电保护装置进行测试。[1]显然，该课程专业性和实践性很强。
但是，由于种种原因，该课程多年来一直采用传统教学模式，一本书、一本教案、一支粉笔就完成了课程的教学。整个教学过程以教师为中心，学生被动地接受学习，师生互动只是通过课堂提问的方式，与工程现场脱节严重。而考核评价也采用的是期末闭卷笔试（占60%）加平时成绩（40%）的单一性、终结性评定方式，教学效果可想而知。老师觉得不好教，学生觉得不好学。因此，为了改善课程教学质量，提高学生的学习热情和主动性，让学生在有限的教学时间里尽快地掌握基本的继电保护测试技能，提升职业综合素质，必须对学科性的教学内容和传统的教学模式进行改革。而高职高专教育改革的出发点和落脚点就是：行业企业需要什么人才？职业岗位技能要求是什么？学生想学什么？老师教什么？怎么教？学生学了到什么？[1]为此，课程组对该课程提出了基于能力本位的课程改革思路，并从课程教学内容、教学方法及考核评价方式等方面进行了改革实践探索。
一、课程教学内容改革
继电保护测试技术内容广泛繁多且发展很快，与多门学科交叉。学生不仅要学习测试理论基本知识，更要学习和掌握测试技能和测试方法，而该课程的计划学时又偏少（40学时），所以合理设计教学内容很关键。
课程设计思路就是，根据“继电保护测试技术”课程最新的教学目标，以电力系统继电保护装置的测试检验为主线，结合电力系统继电保护测试技术特点，以工作过程为导向重新设计该课程的学习内容；并遵循学生职业能力培养成长的基本规律，以真实工作任务及其工作过程为依据序化、整合教学内容；同时，打破传统的学科性章节安排方式，以项目化、模块化的方式对教材结构进行重组。课程组经过实践探索，在调研职业岗位知识和技能需求基础之上，最终将“继电保护测试技术”课程内容整合设计为四个大的学习项目，每个学习项目又根据岗位职业能力需求、工作过程及能力发展过程分解成若干个子任务来具体展现。重新设计后的教材结构框架如下：项目一：（项目名称）；任务一：（任务名称）；教学目标；任务描述；任务准备；任务实施；任务总结。
改革后的教学内容及教材结构，突出职业性和实践性，理论内容服务于实践教学，并与实践教学高度融合，充分体现能力本位的职业教育特点。
为了使得重新设计开发的教学内容尽量与行业企业及就业岗位的需求相符，课程组通过走访行业企业及问卷调查往届毕业生等方式，全面收集来自工程一线的继电保护测试技术内容及应用需求信息，并结合学院现有实训设备及环境条件，最终形成了表1所示的课程教学实施计划：
表1“继电保护测试技术”课程教学计划表
项目名称子任务名称知识
目标技能
目标建议
学时备注
项目一继电保护测试技术基础知识准备熟悉并掌握继电保护测试技术的基础知识…………4学时讲授法、案例分析法
项目二继电保护常用测试仪器及设备的使用任务一电秒表的使用…………2学时演示法、任务驱动法，在实训室进行
任务二工频移相器、相位表的使用…………2学时演示法、任务驱动法，在实训室进行
项目三常规继电器的检验任务一电磁型电流继电器的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行
任务二电磁型低电压继电器的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行
任务三电磁型时间继电器的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行
任务四电磁型中间继电器的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行
任务五常用差动继电器（BCH-2型）的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行
任务六常用阻抗继电器（LZ-21型）的检验…………2学时任务驱动法，在实训室进行
项目四微机保护装置的检验任务一微机保护测试仪的使用…………2学时任务驱动法，在实训室进行（对常规继电器的电气特性参数进行测试）
任务二微机线路保护装置的检验…………6学时任务驱动法，在实训室进行
任务三微机变压器保护装置的检验…………8学时任务驱动法，在实训室进行
任务四微机发电机保护装置的检验…………6学时任务驱动法，在实训室进行
以上教学计划已经在重庆水利电力职业技术学院继电保护11级1、2班实施。
二、课程教学方法改革
基于能力本位的高职教育改革思想，在项目化、模块化的教学内容改革基础之上，为了培养学生分析问题、解决问题的实践综合应用能力，使其能在将来的工作岗位上敢动手、会动手。结合该课程的特点及高职学生理论基础普遍薄弱的特点，课程组研究后决定采用“项目导向，任务驱动，教、学、做一体”的现代教学方法，在做中教、做中学，突出职业技能的训练。[2-4]
教学过程以典型的工作任务（尽量选用真实的仪器、设备或装置）为载体，按照任务布置、讲解示范、分组讨论、任务实施、小结评价等五个步骤来实施，“教、学、做”贯穿整个教学过程。让学生在完成工作任务的过程中，将枯燥的理论知识有机地与实践训练相结合。由于有了看得见摸得着的真实操作对象，学生的探求欲望会更强烈。而且在分组完成任务的过程中，学生的自学能力、团队协作能力、分析问题等能力得到极大的锻炼和提升。
如“电秒表的使用”这个教学任务实施过程中，就以真实的405型电秒表为载体，在学院的实训室先结合实物集中讲解结构组成、工作原理、使用方法及注意事项，然后以测试某电磁型时间继电器的延时动作时间为训练项目，使学生通过真实的测试任务来理解和掌握该仪器设备的使用方法。学生接受任务之后，首先分组讨论写出操作步骤，绘制相应电气接线图（发挥学生的自主能动性），交给老师审查合格后，再按照自己拟制的接线图和操作步骤实施任务，记录数据或者发生的现象，最后写出任务总结报告。老师再根据各组的任务完成情况及出现的问题进行总结点评。
采取这样的教学方式后，学生们的学习积极性和热情大大提高，自我成就感增强，团队协作能力、沟通能力和分析表达能力也得到了锻炼。
三、课程考核方式改革
依据课程教学目标课程，结合课程性质特点，以能力考核为重点，课程组大胆进行了考试改革，采用了以过程性考核为主的多元化考核评价方式。具体做法是：以项目实施过程情况考核学生的实践能力，以多样化方式（编写预习报告、口头提问、小测验）考核学生对知识、技能的掌握情况；采用项目评价、过程评价、目标评价等评价方式，再结合平时考核（考勤、态度）、任务实施、总结报告等环节综合评价学生的成绩，特别注重过程考核与职业能力测评。[5]
由于采取的是教、学、做一体化教学方式，强调的是在做中学、做中教。所以考核主要是以小组（5～6人一组）为单位，以任务目标的完成情况为依据进行评价。在第一堂课的时候就要明确地告诉学生考核的方式、考核的标准，以引起学生足够的重视。
课程组针对新的教学模式，制订了新的考核评分标准：为了量化考核，仍然采用百分制，即每个任务的完成总分为100分，其中态度5分，出勤5分，预习情况10分，职业素质（安全意识、爱护设备及环境等）10分，任务完成情况30分，团队协作5分，小组互评5分，总结报告（是否按时提交、规范性、问题分析及结论的正确性）30分。学期结束，每次任务得分的加权平均就是每个同学的过程性考核得分（如果旷课本次任务得分0分，旷课2次以上直接重修），再根据学期总体表现进行加分或减分后，得出学期综合成绩。采用这样的考核评价方式后彻底改变了过去“平时不好好学，期末临时抱佛脚”也可以应付过关的不良现象，学生的出勤情况及主动参与教学的积极性大为改观，以下这个案例就很能证明这一点。
在“继电保护测试技术”课程教学过程中，曾有个别同学因故缺席了某次课（实际上就是旷课），事后这位同学主动找到任课老师，要求给他机会补做这个任务，以补救因缺课导致的0分而带来的后果。
四、问题思考
在课程教学改革实践过程中还存在以下一些问题需要继续探讨，以找寻更好的解决办法：
1.学生自主学习的能力不够
虽然每次任务之前老师都会提供较详细的任务指导书给学生预习，并要求编写预习报告，但是在任务实施过程中总有相当一部分学生会不停地问老师，而事实上，多数问题指导书上写得很清楚，并不是任务实施过程发生的异常问题。
2.学生的理论知识与实践结合不够
每次任务过程中，大多数同学只对能否顺利完成任务感兴趣，寻根究底的人不多，主动思考的更少。一旦任务结果显示正常，很多同学就不再深入追问分析了，甚至认为那只是一个很简单的问题。
3.对任务后的总结报告不够重视
多数同学虽然能够在老师指导下完成规定的任务，但是课后的总结报告明显看出，他们对任务没有真正理解透彻，半数以上的同学甚至讨厌写总结报告，只是为了应付老师而写。
所以，在以后的教学过程中要加强以上问题的引导和训练，强化职业素质的培养和理论联系实际能力的培养，真正达到“要我学”到“我要学”的自主控制学习状态。
五、结束语
通过课程组的努力，“继电保护测试技术”课程改革得以顺利进行，上述改革思路和做法已经在重庆水利电力职业技术学院继电保护11级1、2班实施。笔者亲自参与了1班的课程教学，教学效果较过去明显提高，师生关系非常融洽，学生学习热情异常高涨，动手实践能力大大提升。尤其是那些过去学习态度不好的“差生”完全变了样，在一体化教室里非常活跃，动手实践能力不亚于那些“优等生”。问卷调查显示，同学们对这样的教学方式和考核方式均表示满意，并认为是本学期收获最大的一门课程。实践证明：本次课程改革是成功的，其思路和做法值得在其他类似课程中推广。
参考文献：
[1]王大鹏.电力系统继电保护测试技术[m].北京：中国电力出版社，
2006.
[2]徐军.《pLC技术及应用》课程的教学改革实践[J].机械职业教育，2009，（5）.
[3]常明，马朝华.“教学做一体化”教学模式探究[J].职教通讯，2011，
（14）：53-53.
[4]李占宣.任务驱动教学法在数据库教学中的应用[J].教育探索，
继电保护综合实验总结篇3
关键词：继电保护与自动化专业融合继电保护事故分析继电保护定值定值远方操作
中图分类号：tm774文献标识码：a文章编号：1007-9416（2013）05-0234-03
继电保护是保障电网安全稳定运行、事故发生时快速切除故障的重要技术手段，是变电站自动化二次系统的重要功能，现阶段变电站继电保护功能一般是由微机数字化保护装置来实现，不同于传统的孤立型继电器元器件搭建实现的实现模式，和通信技术、变电站监控系统等有着直接关联，继电保护事故的分析也比较抽象，往往和所依赖的通信系统、就地监控系统、甚至远方调度控制系统有关[1～2]。部分文献从继电保护二次回路设计及保护运行方式角度对几次保护跳闸事故进行了分析，探讨归纳了几类常见原因和分析思路[3～8]，也有文献对远动通道的通信故障进行了问题分析[9]。笔者在长期的现场服务及技术支持工作实践中注意到，变电站自动化系统出现的问题现在越来越具备综合性特点，如表现为系统“死机”、保护跳闸等事故的重大事故问题的源头不一定只和保护或者监控系统有关，很可能和自动化系统一个貌似不相关的配置有关，因此需要综合各相关信息进行综合分析，如本文作者曾撰文对一次变电站监控系统的“死数”问题进行了专题分析[10]，并最终定位问题原因和监控系统网关软件版本配置有关。
本文围绕辽宁电网某220kV枢纽变电站监控系统出现的一次保护误动跳闸重大保护事故，剖析事故形成原因，制定解决方案和验证手段，并对现阶段变电站运行管理模式进行探索。
1事件发生经过描述
2009年7月14日，辽宁电网某供电公司东部集控中心运行人员对某220kV枢纽变电站进行事故总信号远方复归后，该变电站运行出现异常，变电站一号站用变低压保护动作，开关跳闸，同时66kV母联、一号电容器保护出现异常（定值出错）。集控中心open3000监控系统有相关信息上送，自动化专业人员到变电站现场检查当地监控系统中也有相应信息上送。检查现场保护设备发现：一号站用变保护wCB-821/R1保护软压板全部投入，定值区切换至7区（原来正常工作于1区）；一号电容器wDR-821/R1/F保护软压板全部投入，定值区切换至7区（原来正常工作于1区）；66kV母联wCH-821/R1/F保护软压板全部投入，定值区切换至6区（原来正常工作于1区）。
2009年7月17日，该站监控系统厂家工程师进行了现场分析，定位是上次工程服务人员现场服务的时间（2009年4月20日前后）对远动装置保护总复归的配置存在错误，修正配置错误（清空fginfo.cfg）后，重新启动了远动系统，后该工程师又建议将总复归由软方式改为硬方式，并商定于7月31日现场实施，后来由于其它原因，没有实施。
2009年8月9日，东部集控中心由于UpS检修，对集控中心监控系统进行了重新启动（2009年8月9日7时56分），在初始化总召对位时，发现该变电站上送部分保护信号（如“弓耿线断路器保护失灵启动”、“北弓线断路器保护失灵启动”等），自动化专业人员到变电站现场检查后发现当地后台监控系统无相关记录，继电保护专业人员到现场后发现北弓线第二套、弓耿线第一套纵联保护定值区分别都被切换到非正常工作定值区（正常工作定值区为各CpU均为1区）。
2事件原因分析
2009年8月9日，该继电保护事件发生后，监控系统厂家相关技术及工程人员进行了集体会诊和原因分析，情况总结如下：
经查询“电网公司工程服务信息管理系统”（下简称服务系统）后得知该220kV变电站自动化系统，2007年12月投入运行，2008年12月接入东部集控open3000监控系统。
图1所示为该变电站监控系统网络结构简单示意图。
该变电站内监控系统、远动RtU采用许继设备，为便于说明问题，图1中以单监控、单远动示意，许继800系列主要保护设备及南瑞RCS900系列保护设备以RS485/103方式接入保护管理机，保护管理机以XJ-104方式接入站内监控主网，同时以tCp103网络方式接入南瑞保信子站。
从变电站投运至2009年4月，服务系统显示厂家共有4次派工程服务人员来变电站进行工程服务，服务系统的备份资料显示前四次远动系统的远方总复归信号配置均正确（fginfo.cfg文件内容为空），该变电站自动化系统保护及监控各项功能运行正常。
2009年4月20日前后，厂家工程服务人员第5次来该变电站现场服务，由于此次工程服务人员经验欠缺及疏忽大意，使用了低版本的数据库配置转换工具，该版本转换工具存在误导性缺陷，可以将远动数据库中所有的遥控点设置为复归点，如图2所示，导致远动配置工具将所有遥控点转换到远动总复归命令执行的批处理文件（fginfo.cfg）中。
在厂家的远动工程指导文件《远动工程应用指南》第6.4章节已经有明确的要求和说明。但是工程人员由于经验欠缺，错误地生成了远动总复归定义文件（fginfo.cfg）。
2009年7月14日7时59分，东部集控主站系统下发该变电站保护总复归命令，变电站远动装置wYD-803收到该控制命令后，解析总复归定义文件（fginfo.cfg），该文件格式如图4所示，它是一个遥控量批处理定义，每一行代表一个遥控量。
远动装置每20ms发送一条直控方式的遥控命令到站内监控网，由于高压保护和低压保护分别基于不同的硬件平台，所以下面按照高压保护及低压保护来分别分析各自对上述批处理遥控令的执行情况。
2.1低压保护
RS485组网后通过nwJ-801网关接收到保护压板投退、定值区切换、保护复归等命令，由于低压装置串口RS485通信接口速度较快，所以基本可以执行绝大部分命令。
以2009年7月14日实际动作情况进行比对分析，如图5所示：
因此，低压wCB-821收到远动下发的总复归令后，保护软压板全部投入，定值区最终处于定值区7。
2.2高压保护
RS485组网后接入wtX-803通信管理机接收到保护压板投退、定值区切换、保护复归等命令，由于高压装置串口RS485通信接口速度较慢，所以仅执行每个CpU/扇区的第一条控制列表项。
以2009年8月9日发现的实际动作情况进行比对分析，北弓线第二套保护如图6所示：
CpU3，CpU4由于没有执行定值区切换命令，所以保持定值区初始状态在1区，因此，最终弓耿线第一套高压保护wXH-802/D定值区情况为：“CpU1：0|CpU2：0|CpU3：1|CpU4：1”。
2009年7月14日动作时的总复归列表基本是全站所有遥控量的集合。如果低压装置发生了定值区切换，那么相关的高压装置也必将发生定值区切换，两者为成对出现！所以，从技术层面分析，7月14日在低压出现定值区切换的同时，高压北弓线2套及弓耿线1套一定发生了定值区切换，也就是说8月9日看到的定值区切换发生在7月14日当天。
由于wXH-802/D为厂家前几年的产品，在记录远方操作信息方面存在功能的欠缺，只记录远方复归的操作命令，其它操作命令如保护软压板，定值区切换等无记录。厂家工程师在8月11日现场也看到了面板上有且仅有7月14日的保护复归远方操作记录。这些可以在下面要开展的验证实验中进行验证（只记录复归远方操作记录，不记录其它压板、定值等远方操作记录）。
3验证方案
依据上述的原因分析，为进一步深入说明问题，厂家特开展了实际实验验证，在实验室搭建了模拟北弓线第2套、弓耿线第1套的仿真测试环境，如图8所示。
相关保护及监控、远动软件版本、配置采用现场备份，力争真实再现现场环境。弓耿一套及北弓二套初始定值区各CpU均为1区。从模拟调度主站发送总复归命令后，装置均和现场一样，分别切到了
“CpU1：2|CpU2：0|CpU3：2|CpU4：1”及“CpU1：0|CpU2：0|CpU3：1|CpU4：1”。样本验证实验进行了100次，正确验证率100%，每次均能正确完整复现现场情况，从而证明上述的分析是正确和客观的。
4深入分析
4.1为何南瑞保护定值区未进行切换
由于南瑞保护定值区切换在遥控列表中不存在。因此，使用工具倒出生成的fginfo.cfg文件中不存在该操作命令，最终结果为其定值区未发生变化。
4.2为何装置上看不到远方操作记录
厂家低压保护基于低压软硬件平台，该平台下2.7以上版本有远方操作记录；在该变电站相关低压设备为：wCH821、wCB821为2.75版本，wDR821为2.66版本。wXH-802/D具有记录远方复归操作功能，且北弓二套中有7月14日远方复归操作的记录。
5反措
为确保辽宁电网的安全可靠运行，避免同类事件再次发生，事故处理及消缺小组检查了所有变电站遥控总复归定义文件（fginfo.cfg），并暂时停止采用在调度中心进行远方定值操作及远方总复归操作。敦促监控系统厂家对全国电网范围内运行的变电站自动化系统检查相应的配置定义，发现问题立即进行现场升级更换。
6结语
随着变电站自动化系统信息化网络化技术的纵深应用，在方便系统运维的同时，也给变电站的运行安全带来了一定的挑战。本文通过对一起继电保护误动跳闸的分析，最终定位了问题原因是监控配置错误，即可中心调度员通过遥控操作引起继电保护装置定值区切换，进而发生保护误动，并提出了相应的解决方案和反措规程，为此类问题的分析和防范提供了实用参考。
现有的变电站综自系统的运行管理模式一般采用了继电保护及自动化、通信专业分离的方式，一定程度上起到了责任边界明晰、便于事故分析定位的作用，但随着电力系统信息化、网络化技术的发展，继电保护和自动化专业的融合显得愈发必要，“大二次”的运维管理模式是变电站自动化系统运维管理的发展方向。
参考文献
[1]李春峰.综自变电站微机继电保护事故分析及对策[J].装备制造技术，2010，2.
[2]黄波，顾艳.电力系统中继电保护事故分析及处理[J].中国新技术新产品，2011，24.
[3]曲双燕.110kV变电站的继电保护事故分析[J].科技风，2009，12.
[4]陶世杰.基于一起断路器误跳闸的事故分析及对策[J].电工电气，2012，7.
[5]杨涛.一起500kV线路开关误动事故分析[J].电力系统保护与控制，2010，18.
[6]张静伟.一起500kV开关误跳闸事故分析[J].电力系统保护与控制，2010，20.
[7]魏纲.一起保护跳线障碍导致保护拒动事故分析[J].南方电网技术，2009，增刊.
[8]戴向伟.论某继电保护误动事故分析及处理[J].广东科技，2008，3.
继电保护综合实验总结篇4
关键词：继电保护设备；状态评估；状态检修
智能电网通过融合信息技术、计算机技术、通信技术、自动化技术和电力系统技术，形成新型的发电、输电和配电电网，包含海量的发电、输电、配电一次设备和二次设备，设备故障等问题严重影响智能电网的安全稳定运行。继电保护设备的安全运行直接影响一次设备的运行质量，过去对一次设备状态评估和状态检修进行了卓有成效的研究和应用。但是，原来越多的研究表明继电保护状态评估和检修有着重要的作用。如何提高继电保护设备运行可靠性，保证继电保护设备的安全运行成为亟待解决的问题。电力继电保护设备的检修主要采取定期检修方式进行，没有综合考虑设备运行参数、运行条件状况、监测数据等情况。设备故障或频繁停役检修费用和损失相当严重，采用传统的检修方式问题日益突出。继电保护设备状态检修得到越来越多的研究和应用。通过对设备状态信息进行分析，实现继电保护设备的状态情况的综合评估，按照设备状态评价结果，自动调整设备检修策略，制定科学检修计划，提高运行质量和检修效率。本文介绍继电保护设备状态检修基本导则，和评估标准的制定，阐述建立继电保护设备状态评估系统的基本原则，实现性能指标，对目前主要的状态评估方法进行综述分析。
1继电保护状态评估标准
继电保护设备状态评估的标准需要参照规范性文件制定，常用的规范文件有：《GB/t14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程》、《DL/t995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程》、《GB/t14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程》、《DL/t623-2009电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》、《DL/t587-2007微机继电保护装置运行管理规程》、《国家电网公司设备状态检修管理规定》、《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》等等。
在探索采用计算机辅助决策系统实现继电保护状态评价过程中，根据行业规范性文件，制定继电保护状态评估标准条款。建议由专家和专业人员组成标准的制定团队，首先参照相关规范性文件，由继电保护技术和维护部门、生产部和项目承担单位技术和工程人员组成标准起草小组，负责起草标准草案；由继电保护设备生产厂家、电力设计院、高校科研所和电力公司的专家、工程人员组成专家组，对提交的草案进行讨论，并形成专家反馈意见；由省调度部门、省公司生产部和科技部等权威人员及领导组成评审组，对提交修订草案进行评审，最后通过评审组的批准形成最终的标准。
2继电保护状态评估系统建设
继电保护设备状态评估，通过分析表征设备状况的各种技术、性能指标和运行情况等状态量参数，参数包括继电保护设备状态量，继电保护设备缺陷和故障数据，以及巡检、停役检测记录数据，还有各种监测数据，对继电保护设备的运行状态进行综合评定，评估继电保护设备状态等级，确定设备是否处在影响其完成预定功能的状态。
继电保护状态评估系统的建立应该遵循一些基本原则：
⑴安全与可靠性原则：系统应满足电网信息安全管理要求，系统必须具有很高的可靠性和安全性，考虑网络通信、数据存储等安全性，系统可靠安全地与外部系统互联。⑵科学与合理性原则：继电保护设备实施状态评价必须准确可信地估计当前设备的状况，生成优化检修策略，并制定设备维修计划，给出具体检修决策建议，提高继电保护系统可用率，降低检修成本并提高维修效率。⑶开放与可扩展性原则：在系统建设中保证具有与外界进行信息交换与处理的能力，系统方便从外部系统获取数据，其分析结果可方便地被其它外部系统调用，并可实现二次开发。
继电保护状态评估系统的建立应该满足性能指标：⑴须准确可信地估计设备状况。⑵具有高可用率：系统全天24小时持续可用，系统的正常维护不影响系统运行。⑶具有高可靠率：系统设备平均无故障时间为数千数量级。⑷具有高响应速度和并发性：数据访问和系统响应时间数秒数量级，并发处理数十用户。
3继电保护状态评估方法
目前继电保护状态评估方法主要有评分方式方法，采用模糊理论的方法，采用神经网络的方法，以及采用灰色关联度和理想解法的方法。
文献[1]研发输变电设备状态检修理系统，依据高压电气设备状态维修试验规程，设计了百分制量化的状态评分方法，根据试验评分、油试验评分、质量事件评分和家族缺陷评分实现状态综合评分，并且依据评分结果对维修策略进行调整，实现保证设备可靠性的条件下，提高设备可用率、降低检修成本的目的。引入模糊数学理论，文献[2]提出参量信息和描述语言的关联关系的模糊正态分布隶属函数进行状态参量信息表示，采用模糊综合评判方法实施继电保护装置状态量化评估。文献[3]应用模糊C均值聚类FCm算法对参数数据进行模糊聚类分析，结合专家评判法，对设备状态进行评估。考虑各种影响电气设备状态的因素，文献[4]采用教师模块对学习过程进行监督，通过调整神经网络的权值，实现设备状态情况的评估。基于灰色关联度和理想解法，文献[5]提出了电力设备状态维修策略决策方法，并综合考虑多个决策指标分析了电力变压器状态维修方案的决策过程。
4总结
根据本文介绍和说明，依据继电保护设备状态评估基本原则，制定科学的继电保护状态评估标准，选用有效的继电保护设备状态评估方法，建立继电保护设备状态评估系统，才能科学实现继电保护设备状态评估，合理进行检修工作。
[参考文献]
[1]宋人杰，王晓东.输变电设备状态检修评估分析系统的研究.继电器，第36卷第9期.
[2]吴姜，蔡泽祥，胡春潮，曹建东.基于模糊正态分布隶属函数的继电保护装置状态评价.电力系统保护与控制，第40卷第5期.
[3]吕文超，吕飞鹏，张新峰.模糊聚类法在继电保护状态检修中的应用.电力系统及其自动化学报，第25卷第2期.
继电保护综合实验总结篇5
【关键词】数字式继电保护装置测量参数校验方法
数字式继电保护装置主要运用于大型电力系统中，可以实现线路、变压器、电动机等多种保护。采用高性能CpU将保护、测控、通信功能集成于一体。可与变电站自动化系统（SCaDa）和电厂电气自动化系统（eCS）配套。装置可以组屏集中安装，也可直接安装于开关柜上进行分散式控制。为了保证系统安全有效运行，装置的测量参数必须进行定期校验，现以nep998a数字式电动机综合继电保护装置（以下简称保护装置）为例具体阐述校验方法。
1综合保护装置
1.1特点
nep998a数字式电动机综合继电保护装置主要用于110kV及以下电压等级电力系统中，主要实现电动机的电流速断、过负荷、低电压等多种保护。测量三相电流和零序电流（la，ib，ic，io），三相或线电压（Uan，Ubn，Ucn，Uab，Ubc，Uca），有功功率p，无功功率Q，功率因素cosφ，频率f，有功电量kwH，无功电量kVaRH。测量功能采用可正确反映1-13次谐波含量的电压、电流、有功、无功、电度算法，真正取代外挂表计。
1.2结构
nep998a数字式保护装置的面板（如图）中间为显示屏，分行显示所有参数。右侧为保护参数灯，下排有操作按钮。要在显示屏中查看测量参数时，在主菜单中选择“运行工况”子菜单项，按“确定”键进入运行工况菜单界面，然后将光标移至“测量值”子菜单项处，按“确定”键进入测量值显示窗口，按动向上“”或向下“”按钮，依次滚动显示各项参数值。
nep998a数字式保护装置背面是输入输出的端子。端子表图如右图所示，第三列为电源插件，上面是1、2号端子为分别对应装置电源正负输入端，为直流220V；下面5678号端子分别对应aBCn四相电压输入端，为交流100V。第四列为交流插件为电流输入端，端子78对应a相电流，9、10对应B相电流，11、12对应C相电流，7、9、10分别对应同名端。
2校验方法
数字式继电保护装置的广泛应用给仪表校验工作带来了新的挑战。没有外挂仪表，测量参数被集成到继电保护装置中，经过认真研究，最终实现了测量参数的校验。
2.1装置电源
该装置电源要求比较高，需要直流220V或110V，经常使用的是直流屏专供的220V直流电。
2.2校验步骤
进行数字式继电保护装置测量参数校验时需要将外部输入线路断开，即将装置背面电流电压输入端子的外接线全部拔出，防止校验台输入的电压电流经过外接导线进入其他电力系统造成事故。
nep998a数字式继电保护装置的电压输入端采用插拔式端子，端子很特殊，要用专配的端子孔座，将试验插针插入相应的空内，拧紧螺丝，将aBCn四相电压的试验线插入相应的试验插针的尾空内。三相电流的端子是螺丝固定的，可以采用试验夹连接。输入的四相电压和三相电流，共需10根试验线，线比较重，试验线要进行固定，否则试验夹的咬力无法承受会掉落，造成电压短路或电流断路等危险事故。保护装置的端子排列很紧密，每个端子空间很狭小，试验夹要采用带绝缘的，防止事故发生。
校验时根据保护装置的参数输入相应的电流电压参数，一般为交流电压100V、电流5a。校验的参数分别为测量三相电流（la，ib，ic），三相或线电压（Uan，Ubn，Ucn，Uab，Ubc，Uca），有功功率p，无功功率Q，功率因素cosφ，频率f，有功电量kwH，无功电量kVaRH。分别记录校验台的输出值和装置相对应的参数值。最后根据校验记录与标准值比较，得出误差值，算出装置的测量参数误差值。
精度高、功能全、使用方便的数字式保护装置的广泛应用，为系统的安全有效运行，装置的测量参数需要定期校验，本文阐述了具体校验方法。
参考文献
[1]闫|.配电系统继电保护装置的作用分析[J].信息系统工程，2015（02）.
作者简介
张艳（1981-），女，江苏省淮安市人。大学本科学历。现供职于江苏省灌溉总渠管理处。研究方向仪表校验。
继电保护综合实验总结篇6
【关键词】继电保护；安全运行；管理
继电保护装置就是指能反应电力系统中电气元件发生你故障或者不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。它保护的是各种故障短路、电压大大降低、系统震荡等和不正常运行状态过负荷、频率降低、低电压等，因为这些故障和不正常运行状态，都可能在电力系统中引起事故。
继电保护作为电力系统的“安全卫士”，是保障电力系统安全运行的钢铁长城。其中，继电保护和安全自动装置是保障电网和电力设备安全运行的有效的技术手段。电力系统一旦发生故障而又没有及时有效的处理的话，将会使电力系统失去稳定并造成电网瓦解。而近年来出现的一些事故反映继电保护工作人员的不正确操作所引起的事故所占比例相对较大。因此，必须加强继电保护的管理工作，力求做到尽可能避免由于工作人员的误操作、误整定、误接线等原因造成的电力系统的不安全运行问题。
1继电保护管理水平的内容
1.1基础管理
（1）全面提高人员的综合素质
以人为本，加强职业道德教育，树立爱岗敬业精神，提高继电保护工作人员的责任心必不可少。我们需要建设一支具有高度责任感和专业技术感的继电保护团队。加强实用技术的培训，并能经常派出继电保护人员参加有关自动装置的研讨班。针对特定的保护装置请厂家进行专题讲课。另外采用师徒制度并不定期开展技术活动以激发专业人员学习专业知识和掌握专业技术的热情。对继电保护人员进行分层次的培训，尽量让新同志动手，然后由经验丰富、水平较高的同志指点把关。通过经常的实际工作锻炼，提高继电保护人员分析问题、解决问题和实际动手的能力，并提高继电保护的整体技术水平。
（2）实现现代化管理
随着电网规模的不断扩大，相关技术资料保管和取阅都很困难，为了推动和促进继电保护专业图档向电子标准化和规范化方向发展，提高管理水平，引进一套管理系统，实现电子化管理是有必要的。结合现场继电保护和安全自动装置检验，对投入运行的设备及二次回路进行认真检查核对。对于继电保护装置的配置、运行和整定方案，严格执行整定值配合的交界面是下级电网服从上级电网，并且在上级电网给出整定限额后，下级电网要严格执行。另外为提高继电保护整定值的准确性和整定值的规范管理，要开发一套继电保护定值单的管理软件，更好地对实现现代化规范管理。
（3）继电保护的审阅制度
为了能够达到运行设备较高的安全性和可靠性。对于技术人员已经校检过的继电保护装置记录进行复查更是一项不可缺少的工作。该过程主要检查试验记录整理是否及时、试验项目有无漏缺项、试验数据以及结果是否准确等。
继电保护管理属于全过程管理，而且确保系统安全稳定运行时继电保护工作的核心。基础管理的规范化是保障继电保护能有效发挥作用的基础。
1.2技术管理
（1）装置设备的反措
确保继电保护安全自动装置控制保险的配置合理化，防止因直流控制保险选配不当而造成的保护装置据动或造成上一级直流控制保险熔断，致使更多的保护装置失去直流控制电源。对保护盘上一些重要的出口跳闸继电器，或一块屏上有不同单元的保护及安全自动装置者，在屏前屏后要有明显标记，防止因误碰而造成保护以及安全自动装置的误动作。当主网运行方式较大变化时，要对该方式下的定值进行校检以确保电网的安全运行。逐步将严重老化和运行性能差的保护装置更换为原理先进、制造工艺优良性能可靠的微机保护装置，实现向全微机化迈进。
（2）规范继电保护工作
保证继电保护装置区内故障可靠动作的同时也要保证在区外故障可靠不动。确保装置故障时不拒动的同时，及时发现导致装置误动的隐患。对继电保护二次回路工作有必要进行认真的分析研究，并结合现场的实际情况更好的指导工作。
继电保护作为电网安全的屏障，搞好其管理是保证电网安全稳定运行的重要手段，搞好继电保护工作的重要一环是加强继电保护的管理工作，所以提升继电保护的管理水平迫在眉睫。
2继电保护管理的提升
2.1营造环境提升专业水准
建立功能齐全、培教合一的安全教育室采用国内先进的保护装置和试验设备，扩建继电保护实战培训室，其规模等同于两个互相联络的220千伏综合自动化变电站，可同时开展多人、多项目作业培训，可模拟变电站和用户定值对调，具备变电站综合自动化二次作业培训能力，达到了三全两强一突破功能。即：保护型号全、电压等级全、整体功能全；现场再现强、实战能力强；首次突破线路纵联差动保护区外故障模拟难题同时，及时宣传创建工作的经验做法，使标杆创建活动与其他生产经营工作相辅相成、相互促进、相互提高，共享创建成果。充分整合和利用企业文化资源，结合“五型”班组创建活动，建设具有电力企业文化特色的工作环境，持续提升员工的文化品味和专业技术能力、专业工作水平，将培养员工成才作为对员工最大的关爱，进一步优化员工职业生涯设计，激励员工成长为高水平的专业人才、高素质的管理人才，实现员工个人目标和组织目标的双赢。
2.2完善的管理体系
通过查找薄弱环节，邀请继电保护专家集中诊断，集思广益，明确工作标准和要求，共梳理修编规章制度。构建涵盖继电保护专业前期设计、调试验收、运行维护、设备退役、反措管理和风险预控等“全过程”的管理体系，确保各项工作不因人和事的突发变化而产生混乱异常，继电保护专业管理有章可循，有据可依。并日益健全完善公司安全生产评估体系、监督保证体系和突发事件应急体系为核心的安全生产风险防控体系，在省公司、乃至南方电网公司达到先进水平。
按照重点突破项目要求，融合“居安思危、履职思成、创意思进”的理念精髓，迅速召开会议进行专题研究，深刻认识长治电网与特高压电网紧密相连的特殊地位和重要作用，分析继电保护专业的现状，明确创建全省标杆的目标任务，并制定详细实施方案，成立创建活动领导组和办公室，设立安全生产、基础管理、基地建设、环境整治、企业文化和工作督导创建工作机构，召开动员会广泛发动，制定里程碑计划，召开专门会议，协调、通报、督查和分析创建过程中存在的问题，及时总结经验，调整措施和方法，保证目标的一致和行动的协同。
继电保护综合实验总结篇7
关键词：继电保护微机保护课程改革一、目前《电力系统继电保护》课程存在的问题
在现有电力系统继电保护教材中，大多数教材在讲述保护的基本原理时，一般结合机电型继电器分析保护原理，这样就花费了大量篇幅用于分析介绍继电保护装置和传统继电保护的二次电路。当然，通过传统的机电型保护的动作过程，让学生学习和掌握保护原理是行之有效的方法，学生也容易理解，问题是在理解完了保护基本理论后，如何让学生认识微机保护，这在大多数教材中并没有体现。
二、《电力系统继电保护》课程教学的改革
1.课程改革的思路
继电保护课程的改革以基本原理为主，包括保护的基本原理、保护装置和继电器的基本原理。以模拟保护具体电路为辅，对复杂模拟电路不作介绍，减轻学生的学习负担。保护装置和继电器的应用举例以微机型为主，在教学实践过程中，适当地介绍当前继电保护最新的技术和原理，同时鼓励学生课后自主学习。统筹考虑和选取教学内容，以适合工作岗位的需要，对继电保护密切相关的课程，在教学内容上、课时上尝试进行大幅度整合。
（1）校企合作――按照工作现场工作过程搭建、设计课程教学内容。
总结归纳专业岗位群中的典型工作任务，以典型工作任务设计学习性工作任务，以职业实际工作为训练内容，使课程目标和教字内容与职业实际紧密联系，学习要素与工作要素相互渗透、融合，最大限度地实现校内学习与实际工作的一致性。
（2）贯彻规范――教学内容体现“企业标准”。
将发电厂、变电站继电保护工作生产现场的各类规程规范、优秀企业文化和先进理念渗透到教学内容中，实现提高学生综合职业素质的教学目标。
（3）任务驱动――实现“教、学、做”相融合。
突出对学生职业能力的训练，学生在完成学习性工作任务的过程中，认知、吸取支撑完成任务的理论知识，教师针对学生操作中遇到的难题或出现的问题给予讲授，归纳操作要点或知识要点。学生在“做”的过程中学习新知识，学习的过程就是不断解决问题的过程，就是完成工作任务的过程，就是提高职业素质的过程，任务的成果就是“教、学、做”结合的结晶。
2.课程改革的具体方法
（1）教学内容的改革。
继电保护教学内容改革是核心，没有一个好的内容，无论怎么改都不会成功，问题是继电保护的内容很多，怎么从众多内容中选取是关键所在，内容的改革需遵循够用、发展的层次展开。所谓够用，就是继电保护内容要包含基本的保护理论原理，比如常规的电流保护、功率方向保护、距离保护及差动保护等，对于这些原理的学习要完全掌握。所谓发展，就是继电保护的理论学习要与时俱进，对于目前不用的一些陈旧理论要敢于删除，对于新的理论要补充。由于微机保护的大力发展，许多过去难以解决的问题，现在很容易解决，如功率保护的接线形式，差动保护的接线等问题。
（2）教学手段的改革
在教学过程中，教学手段十分关键，教学手段的好坏直接关系到能否调动学生的学习积极性，也就是说，能否抓住学生。目前常用的教学手段主要是板书式教学、多媒体教学及讨论式教学等，这些教学经过长期实践，证明是可行的。但对于不同的教学内容，如果只采用一种方式，则效果不理想，在教学过程中不能激发学生的学习动力，因此需针对不同的教学内容，合理采用不同的手段。充分调动学生积极性，培养学生的思考及参与能力。因此，合理运用不同的教学手段是调动学生学习积极性的重要因素。
作为职业院校学生，工程实践能力是其基本素质，也是社会的基本要求。由于微机保护的接线少，信号质量相对较高，操作过程也相对简单，可以设计内容不同、形式多样的实训内容对学生进行专门训练，使学生较好地掌握保护测试技能、对滤波及保护算法进行初步的设计，甚至对自己设计的保护方案调试等。
对于继电保护的教学采用任务驱动法，在实践过程中，可以按照电网施工的流程，将一些简单实际的小型工程全程照搬入实训室，老师提供相关的图纸资料，学生们几人一组，按照任务要求，进行保护的施工安装、调试，对保护出现的故障进行分析查找，完成设备的调试报告，进一步提高学生分析解决实际问题的能力，这就要求学生具备较强的二次识图能力。
（3）考评的改革
考评是检验学生对知识学习和应用掌握的一个重要环节，不同的考评制度可以检验出学生学习过程中的不同能力，因此，要促使学生学好知识，掌握原理，学会应用，需要老师设计不同的考评方案。考核评价体系的改革要立足于正确引导学生在打好坚实理论基础的基础上，培养和提高分析问题与解决问题的能力，鼓励学生发挥创新思维和创新能力。从基础理论知识的掌握、专业技能的运用、综合性实训的实施等多方面进行综合考核，加大实训环节的考评比例，从制度上鼓励学生进行发散思维、求异思维的培养。传统考评往往采用闭卷考试方式，这种方式有它的优点和公正性，但不能很好地检验学生动手能力和应用继电保护原理知识解决实际问题的能力。对于原理性内容学习采用传统闭卷考试，解决问题和分析问题能力采用具体实作考评。最后分别设计一个系数求和，完成对一个学生的综合评价。
三、课程改革的结果分析
任何一项改革，最终都要经过实践检验，当然，教育实践的检验有其特殊性，它是一个长期的复杂的过程。在学校教改立项的支助下，对电气2012级的电气自动化技术专业的继电保护进行了课程内容教学改革，从教学效果看，学生上课活跃程度增加，学生对继电保护原理的理解加深，对微机保护设备的认识和实践能手动力大大提高。在课程结束后，通过对比和对学生的问卷调查，学生相对更喜欢改革后的教学方式。这说明了这次课程内容调整和教学方式改革比较成功。
参考文献：
[1]罗士萍，顾艳.从保护的微机化浅析继电保护课程内容的调整[J].南京工程学院学报（社会科学版），2004（2）.
继电保护综合实验总结篇8
【关键词】10kV开关微机保护；改造；技术分析
中图分类号：tm71文献标识码a：文章编号：1006-0278（2014）01-293-01
微机保护可靠性高，灵活性大，动作迅速，易于获得附加功能，维护调试方便，有利于实现电力自动化。因此近几年以来，寿光供电公司一直注重变电站微机保护自动化率的提高。所以有必要从现场改造工作中发现的问题角度出发，详细的探讨一下。
一、工作过程介绍
原有的10kV保护装置为老式继电器，安装在10kV开关柜保护小屏上，本次改造需将保护小屏拆除，替换成装有微机保护装置的新保护小屏，改造图纸如图1所示：
二、工作过程中发现的问题
以南瑞继保10kV微机保护装置为例，该装置型号为RCS-9611C，其控制回路图如图2所示：
如图2所示开关柜保护小屏安装的断路器跳闸位置指示器（绿灯）的启动接点为跳位监视继电器（twJ）的一个常开点，断路器合闸位置指示器（红灯）的启动接点为合后位置继电器（KKJ）的一个常开点，这样在手动或遥控操作时断路器位置指示器（红灯和绿灯）的指示是正确的，但在对微机保护装置做保护试验时发现保护跳闸时断路器合闸位置指示器（红灯）仍然亮，此时断路器跳闸位置指示器（绿灯）也亮，手动或遥控合闸后只有断路器合闸位置指示器（红灯）亮。
三、问题分析
经过对控制回路图的认真分析，发现这一问题只能跟合后位置继电器（KKJ）有关，通过重研究合后位置继电器（KKJ）后发现，合后位置继电器（KKJ）在手动或遥控合闸操作时启动，在手动或遥控分闸操作时返回，而在断路器处于合闸位置做保护试验时并不能使合后位置继电器（KKJ）返回，也就导致断路器合闸位置指示器（红灯）的启动接点一直导通，所以断路器位置指示器（红灯和绿灯）会同时亮。原因为：当保护跳闸时控制回路图中保护跳闸继电器（BtJ）启动，接点闭合，11KD9端子带正电，这种情况下由于装置内409和411两点之间的导通二极管（D）的作用，使得411点未带正电，因此不能使合后位置继电器（KKJ）返回，这就是断路器位置指示器（红灯和绿灯）会同时亮的原因。
四、整改措施
在分析过程中发现RCS-9611C型微机保护装置中断路器合位监视继电器（HwJ）不能引出常开接点，因此从保护装置本身不能解决这个问题，只能考虑断路器本身的辅助接点，其解决方案为：从断路器辅助接点找出反应跳闸和合闸的两对接点来启动断路器位置指示器（红灯和绿灯）。
五、结语
微机保护综合自动化改造提高了设备的装备水平，不仅大大提高了电网的科技含量，促进了企业现代化治理水平的提高，保证了电网安全、可靠、经济运行，也为给电力客户提供优质服务创造了条件。希望以上的问题体会能对今后的微机保护综合自动化改造有所帮助。
参考文献：
继电保护综合实验总结篇9
关键词：继电保护；常见问题；研究
一、继电保护中的常见问题
1.与传统的电磁型继保装置相比，实现综合自动化的微机型继保装置具有如下特点：
①装置维护调试方便，易于操作；保护性能得到较大改善。
②装置功能多、先进、可灵活选择，逻辑回路动作正确率、可靠性高。
③装置实现了遥控、遥测、遥信、遥调功能，取代了传统的预告信号、事故音响、仪表监测的作用；实现远方监控，可取代传统的有人值守模式。
④实现GpS卫星对时及故障录波功能，极大地方便了对电力系统故障的分析处理。
2．但在目前阶段,继电保护的运行环境基本未变，现代化电网、综合自动化水电站对继电保护全方位的功能要求越来越高。与电磁型保护相比，微机装置对对抗干扰、防雷击、工作环境、电源电压等客观条件的要求更高。在水电站的远方后台监控上，还有不尽完善之处。这就需要改进继电保护的管理、改善继电保护设备运行环境、完善继保设备的设计维护方法，以补充和完善综合自动化水电站的功能，确保其安全、稳定运行。
二、对提出的问题进行研究
1.选型设计
统筹规划，应选择使用知名厂家、技术成熟、设计完善、性能稳定可靠的继保产品，确保设备硬件质量过硬，能在系统中长期稳定运行。避免选用技术过渡型、性能不稳的设备，导致在运行中出错或发生缺陷。再去耗费大量物力、人力进行更换改造。
应有全局观念，科学设计，合理配置，使继电保护、计量、测量、信号、控制、远动等相互配合，共同协调工作，保证整个系统处于高水平运行状态下。并为水电站增容扩建、设备更换改造留有设计余地。
使水电站设计适用于综合自动化及传统的有人值守两种模式，建议保留传统水电站的事故音响、预告警铃、电压监测的作用。以免发生数据无法远传或网络故障时，水电站能立即恢复到现场有人值守模式，确保设备的安全运行。
应提高接地网的设计标准，按照继保反措要求，改造不良接地网，使用导电率高、耐腐蚀性强的接地网，确保接地电阻小于0．5欧姆，并符合水电站场地的安全要求。
建议改进监控数据库，将后台信号按重要等级、水电站名称，划分"保护出口，开关跳闸"、"i类缺陷，告警"、"ii、iii类缺陷，告警"、"辅助电气量位置变化，提示"四类，并分类显示。当故障发生，众多后台信号同时显示时。运行人员能迅速找出其中重点。作出正确的分析判断。
2.验收投运
按继电保护要求对设备验收，除常规的保护整组传动试验外，要着重加强对设备的遥控、遥信，遥测，遥调操作验收，如果把关不严，将对今后运行带来负面影响。
根据"四遥"验收情况及设备的具体特点，制定相应的运行操作规程；在设备投运后，列出系统运行要点，以利于今后维护。
峻工图纸、校验报告书、技术资料及时报送管辖单位及运行操作班：做好水电站系统数据的备份工作(因水电站设备的数据常常需要根据现场情况修改，灵活性大)。为今后的运行维护、检修改造作好技术上的准备。
3安装调试
在综合自动化水电站建设中，继电保护涉及测量表计、后台监控、直流系统、五防、远动等等设备。因此，我们必须在调试阶段内。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。
对于继电保护装置的新安装校验，必须对装置加人80％额定电压．模拟系统可能发生的各种故障，做装置的整组模拟、传动试验，确保装置各条逻辑回路的正确性得到一一验证。
与电磁型保护相比，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。因为，微机装置抗干扰能力差、防潮性能差、易遭雷击；对工作环境、电源电压等客观条件的要求很高。因此．必须采取："电缆屏蔽层两端接地"抗干扰规范；二次回路及网络线配置避雷器；水电站控制室装空调调节室温；装置的直流电源加装滤波、稳压设备；装置的交流电源加装雷电浪涌吸收器等等措施，确保微机装置可靠、安全工作。保证继电保护及自动化装置的背板、端子排、压板、插头的接线牢固性．做好光缆、网络线的防外力破坏的措施。应做好工程关键质量点的控制，因为整个系统最终运行好坏将通过其反映。如GpS系统对时精度，继电保护整组传动试验的远方后台监测反映，全站模拟量的精度，远动通道质量等等。
4．运行维护
加强运行操作人员的现场培训。运行人员的业务素质和对新设备的熟悉程度，将直接关系到设备的运行维护质量。运行人员应在设备投运前．熟悉水电站的运行方式、主接线情况，学会使用操作微机装置，并经严格考核后方可担任运行维护工作。
在气候恶劣、气温异常时，要合理调节现场工作环境(如启用加热器除湿、开空调降温等)，维护微机设备在健康运行状态。完善远方后台装置的遥控、遥测、遥信、遥调功能。全天候监视设备的运行状态。做好各种事故预想，能正确分析后台信号，判断故障情况。建议将GpS卫星对时及故障录波装置列入日常巡视的重点项目。确保系统故障情况能随时记录，便于分析处理。
5．检修技改
按照电网公司《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，对继电保护设备进行检验。在定期检验工作中，要从各种零散的数据记录中得出一些共性的结论，有针对性地做好继电保护工作．高质量完成校验工作，禁止校验超周期、省项目和简化项目。在微机装置的周期检验中，应着重加强检查装置的模拟量输人、开关量输人、传动回路、接线牢固性。做到"应修必修，修必修好"，建议依据设备检修质量对工作负责人实施奖惩挂钩制度。建议规范继保装置或继电器的使用年限，对超期运行、仍正常工作的设备。作退役更新处理，减少设备故障发生率。建议规范测量、数据通信、网络线等设备的周期性检验制度，确保继电保护及其相关设备安全稳定运行，发挥综合自动化水电站的高水平运行状态。按照继电保护要求，完成设备的反事故技术措施，消除设备故障隐患。坚持继电保护24小时消缺制度，设备发生故障，要随呼随到。赶赴现场处理，尽快修复，缩短设备停电时间。
三、如何提高继电保护技术
掌握和了解继电保护故障和事故处理的基本类型和思路是提高继电保护故障和事故处理水平的重要条件，同时加强下述几个问题。
1.掌握足够必要的理论知识
（1）电子技术知识。由于电网中微机保护的使用越来越多，作为一名继电保护工作者，学好电子技术及微机保护知识是当务之急。
（2）微机保护的原理和组成。为了根据保护及自动装置产生的现象分析故障或事故发生的原因，迅速确定故障部位，工作人员必须具备微机保护的基本知识，必须全面掌握和了解保护的基本原理和性能，熟记微机保护的逻辑框图，熟悉电路原理和元件功能。
2.具备相关技术资料
要顺利进行继电保护事故处理，离不开诸如检修规程、装置使用与技术说明书、调试大纲和调试记录、定值通知单、整组调试记录，二次回路接线图等资料。
3.掌握微机保护事故处理技巧
在微机保护的事故处理中，以往的经验是非常宝贵的，它能帮助工作人员快速消除重复发生的故障，但技能更为重要，现针对微机保护的特点总结如下。
（1）替代法该方法是指用规格相同、功能相同、性能良好的插件或元件替代被怀疑而不便测量的插件或元件。
（2）对比法该方法是将故障装置的各种参数或以前的检验报告进行比较，差别较大的部位就是故障点。
（3）模拟检查法该方法是指在良好的装置上根据原理图(一般由厂家配合)对其部位进行脱焊、开路或改变相应元件参数，观察装置有无相同的故障现象出现，若有相同的故障现象出现，则故障部位或损坏的元件被确认。
继电保护综合实验总结篇10
【关键词】数字化变电站继电保护影响分析
1数字化智能变电站基本内涵及优势分析
数字化智能变电站的基本内涵。通俗的说，数字化变电站是指变电站在整个电力运行中所涉及的信息数据在采集阶段、传输阶段、处理阶段以及输出阶段的模拟化信息转变为自动化信息，并在此过程当中构建与之相对应的通信网络以及通信系统。
数字化变电站的基本特点分析。从应用性角度来说，数字化变电站比起传统意义上的模拟信息化变电站系统具有显著的应用优势：一是数字化变电站技术下，各类功能的实现集中在统一的信息平台上完成，从源头上合理控制并完成了各种处理功能涉及到的设备重复性运行问题；二是数字化变电站技术使变电站运行的相关指标数据的测量精度较高，稳定性较强：三是数字化变电站技术使二次接线的作业方式简化，提高了变电站系统的可操作性；四是数字化变电站技术使运行系统相关信息能够在正常使用过程中有效的自动式检测，保证了变电站系统运行的稳定性与可靠性。
数字化变电站系统及其技术应用分析。我国在数字化变电站的建设和技术应用过程中，在云南生吴家营建立了首个数字化ieC61850标准的变电站。变电站代表着我国现阶段最先进的数字化技术手段。从数字化变电站技术的应用角度上来说，自动化系统共有间隔层、站控层和过程层这三个方面。三个层次在自动化系统运行中借助于高速网络实现信息数据通信。整个变电站在GooSe网支持下实现对各开关装置和信息传输装置有效的控制，在光纤通道的辅助下，使整个变电站运行系统的信息传输可靠性有所提升。
2数字化智能变电站基础技术分析
ieC61850标准分析。ieC61850标准的特点是在整个通信协议当中引入有抽象通信服务结构装置。通信服务结构装置的应用使变电站运行中各种自动化功能的实现与具体网络协议之间保持独立关系，这使变电站更为有效的应用现代化网络技术。关键在于通信服务结构装置实现了智能电子设备的有效隐藏，使变电站功能在多个智能电子设备中有效分配，提高变电站功能运行的稳定性。
网络技术分析。在网络技术的综合应用下，变电站数字化通信功能有效提升与强化：一是借助交换式以太网技术的综合应用，其具备的全双工输出特点以及微网段传输特点能够确保变电站在运行中的通信问题性，这对变电站建设提供了技术性保障；二是借助对ieee802.1p排队技术的应用，能够是具备高优先级数据帧对应更为有效的响应速度。这一技术的应用中，变电站下的过程总线可以实现与变电站总线合为统一物理网络，提高了功能的有效性。
3数字化智能变电站技术对继电保护的影响分析
数字化变电站技术对继电保护的有利影响分析。基于继电保护的机制和基本架构体系因素的考量，数字化变电站技术的应用使继电保护呈现几个方面的显著特点：一是在数字化变电站技术支持下，网络化数据交换代替了传统的继电保护模式。数字化变电站技术的应用使继电保护方式、对象以及信息不再是绑定状态，通过对数据库的数据信息实时调用，对各类型的用户实行差异化的管理；二是在数字化变电站技术支持下，对整个电网运行系统的数据以及智能电子设备故障信息及时获取，这对有关信号回路状态的监督控制发挥着极为关键的影响；三是在数字化变电站技术支持下，高压断路器二次系统对电力电子技术和传感器技术在应用的基础上，智能化操作需在智能电子设备软件应用的基础之上有效实现。
数字化变电站技术给继电保护带来的挑战分析。建立在ieC61850通信协议之上的变电站表现出的结构体系为分布分层结构体系，在映射技术和服务接口综合应用之上确保智能设备交互性操作的有效性。这对继电保护有几个方面的影响：一是构建的数字化变电站系统在设计中有着明显的特殊性，确保物理设备在逻辑节点的连接下完成相应功能；二是变电站的安装以及调试作业系统需要持续完善交接性试验，在试验中针对ieC现有工作方法及特点进行必要的补充与完善，确保数字化变电站运行安全与可靠。
4数字化智能变电站继电保护管理
运行管理方面的转变。在运行管理上主要的变化在：一是数字化变电站系统能够对信息的传输、电气量的采集和跳合闸控制命令进行全面监视，例如，清灰、状态核对以及铭牌核对等；二是在数字化变电站下，电子式通信设备大量的运用，实现了继电保护动作的准确率，在巡视过程中应该将巡视对象调整为检测各个通信设备的完好性。
检修管理方面的转变。在检修管理上数字化变电站也发生了转变：一是常规的模拟量输出校验仪已经不能满足检修需要，因此要采用新型的校验设备。新型的数字化校验仪有着体积小、试验线接线简单、绝缘要求和功率要求低以及无a/D转换过程等优点，最重要的是它无需模拟量输出从而为质检员工的安全提供了保障；二是数字化变电站因为二次设置装置的结构有了很大的变化，所以保护设备和回路验收项目及标准都会随之发生根本性变化，智能新断路器不仅可以有效减少大量的二次电缆，与此同时还可以进一步避免因直流系统降压而造成的断路器举动这一现象的发生。
5结语
通过本文以上分析可以明确数字化变电站与传统变电站之间存在的显著差异性以及应用数字化变电站的显著优势，结合有关数字化变电站相对于继电保护的影响分析能够为我国有关智能电网的建设与发展提供一定的参考与借鉴。
参考文献：
[1]刘成君，张恺凯.数字化变电站及其对继电保护的影响[J].电工电气，2010（4）：34-35.
[2]何世恩，刘峻.ieC61850数字化变电站对继电保护专业的影响[J].电力系统保护与控制，2009（2）：78-79.