继电保护器报告
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继电保护器报告范文第1篇
【关键词】电厂电气；高频保护；通道运行；系统电压；电磁干扰；短路故障；运行指标
0 引言
发电厂是电力系统的重要组成部分。电力工业的发展，促进了发电机组单机容量的迅速增大，从电力系统安全生产的客观需要出发，对发电厂主设备保护提出了更高的要求。同时，发电厂均设有与系统紧密相连的升压站，其中的线路保护、母线保护以及主变保护与电网保护的配置、运行管理与检修维护同等重要。另外，与电网内变电站相比较而言，发电厂内不仅仅拥有这些设备，还有发电机保护、电动机保护以及励磁调节器等有关自动装置，而发电厂的现状又是设备多而杂、配置的专业检修维护人员少，因此发电厂内许多保护与控制方面的问题也较突出。
目前，发电厂主设备保护的原理研究在不断地深入，各种原理的保护装置也在不断地开发并推向市场，但是，在装置不断完善的过程中，现场设备的运行状况与装置的配合以及管理方面造成误动、设备缺陷的情况也不在少数。如高频保护通道的故障影响高频保护的正确动作、发电机匝间保护误动、自并激发电机在出口故障时保护拒动等。
1 高频保护通道运行指标分析
实际运行中，各个单位对高频保护通道的一些运行指标理解上可能存在一些差异，而这些指标直接关系到高频保护运行的正确性，高频通道这些运行指标主要针对于高频保护专用通道。为了便于分析和讨论，对下面电平进行定义：
收信机灵敏起动电平 bo 单位为 dB （分贝）；
收信最小裕度电平 b1 单位为 dB （分贝）；
收信电平 b2 单位为 dB （分贝）；
干扰电平 b3 单位为 dB（分贝）；
抗干扰余量电平 b4 单位为 dB（分贝）。
1.1 收信灵敏起动电平
收信机灵敏起动电平 bo 的确定一般有两个原则，其一是工作频率下不应发生同频率（或滤波器通频带频率范围）的干扰而误动，其二是保证正常收信时有足够的收信裕度。按照前述定义的符号，可以用下式表示它们之间的关系，即：
b3+b4≤bo≤b2-b1
bo 除满足上述关系之外，还应保证收信机可靠动作，而不是刚起动时的电平数。应理解为 bo 应大于同频率（或滤波器通频带频率范围）的干扰电平 b3，b3 的数值确定一直是沿用原苏联采用的 220kV 的分布干扰电平，即为-21.71dB，而 b4 则为考虑在恶劣天气（雾、雨、雪），干扰电平会增加+17.36dB，电弧产生的干扰要比通常的分布干扰大+8.68dB，上述数据均是考虑通频带为 5kHz 结果，实际上通频带会小些，通常为 1.3kHz，则 b4 为（17.36+8.68）=26.04dB。即 bo 应满足 bo≥b3+b4=-21.71+26.04=+4.33dB。这就是多年来全国大多电网所推荐的 bo=4.33dB，也就是原来所使用的 0.5NP。如有些厂家收信机出厂时是整定好的，定为+4dB。
但实际运行过程中，按此整定仍经常误动，这主要是因为外部干扰大于4.33dB，使得干扰误收信。从抗外界干扰误收信观点看，收信机可靠收信起动电平bo越高越可靠。但bo的选择受收信机保证不低于收信裕度限制，合理选择bo是通道可靠性至关重要的内容。综合现场运行情况分析，在满足收信裕度的前提下，有效增强抗外部干扰的能力，收信灵敏启动电平取 4-10dB 比较适宜。
1.2 收信裕度及通道异常告警
“反措”规定，收信裕度 b1≥8.68dB（以能开始保证保护可靠工作的收信电平值为基值），原则上裕度越大越好，但裕度太大是没有必要的，相反，实际可能造成收信阻塞使得高频信号短时中断。灵敏收信电平的确定主要是以抗干扰为原则，而收信裕度是以保证收信机可靠收到对方信号为原则。
当对侧发信机功率一旦确定，则收信裕度与通道传输衰耗直接相关，“反措”规定当通道传输衰耗较投运时增加超过规定值（3.0dB）时，应立即给主管调度报告通道有异常。这个规定是与平常检测的收信电平相比较而言，3.0dB 这个数值，是代表此时若收信电平减少 3.0dB，则认为通道传输衰耗增加 3.0dB（发信电平不变条件下）。“反措”还规定，如运行中发现通道裕量不足 5.68dB 时，应立即停用两侧保护。
在贯彻执行“反措”方面，需要根据现场实际情况而有所不同，如对于收信裕度和通道异常告警值，可以取 b1=（12-15）dB，通道异常告警取 4dB。理由如下：
取 4dB 作为通道异常告警，主要考虑到如按原先的 3dB 告警设置，那么存在测试误差的话，实际可能只有 2dB，有时会造成通道频繁告警，不利于运行分析。故可以取 4dB，现场有些单位调试中取 4-5dB。但在实际调试时一定要串入衰耗器进行模拟试验。
收信裕度可以取 12-15dB，这个在部颁《WXH-11、WXB-11、SWXB-11 型微机保护检验规程》中也有明确的规定。过大的不利原因主要是收信阻塞造成信号中断，在系统中出现由此异常的高频保护不正确动作情况。取 12dB下限主要考虑到在 12dB的收信裕度的前提下，在发生通道告警的临界点（按 5dB 告警考虑），还有 7dB裕度，符合通道大于 5.68dB裕度。当告警时，则应对高频保护进行检查处理。
1.3 收发信机输入阻抗及通道阻抗确定
由于高频通道各单元的制造误差和输电线路架设的随机性，做到阻抗完全匹配是很难的。规定收发信机输入阻抗及通道阻抗的范围，目的就是尽可能地接近阻抗匹配。当阻抗失配时，将出现反射。失配越严重，反射越严重。反射不仅使信号波形失真，而且增大收发信机的功耗，严重时会使收发信机功放级工作点变化，使信号功率输出不稳定，并产生振荡，引起恶性循环；同时，反射会造成反射衰耗，增大了通道衰耗。
按部颁《WXH-11、WXB-11、SWXB-11 型微机保护检验规程》规定，从收发信机看出去的通道阻抗 R 要求“在电缆阻抗标称值的 52%-192%范围之内”。另外《继电保护专用电力线载波收发信机技术条件》5.9.1 规定：回波损耗不小于 10dB。按电缆阻抗标称值为 75Ω，则通道阻抗最小为39Ω，最大为 144Ω。考虑收发信机输出阻抗在75欧姆附近变化，因为收发信机的发信内阻（输出阻抗）对于不同型号的收发信机是有差别的。有的包括功放和线滤阻抗再变换成标称阻抗，有的把功放级变换为标称阻抗后与具有标称阻抗的线滤匹配。由于中间环节多，特别由于线滤的阻抗误差和功放级的阻抗误差、变压器的变比误差，变换后不一定是标称阻抗。（下转第307页）
（上接第263页）1.4 高频通道传输衰耗
通道的可靠性取决于质量良好的收发信机，与之相连的高频通道质量也是决定因素，因此必须要调试管理好高频通道加工设备。其中包括：高频电缆、结合滤波器、结合电容器、阻波器等。这些加工设备的优劣除以其电气性能考核之外，还应以高频工作频率段的工作衰耗来鉴别质量。
通常控制的高频加工设备在高频工作频率段的工作衰耗标准为：高频电缆1.74dBkm，结合滤波器 1.3dB台，阻波器分流衰耗 1.3dB台，输电线路按实际线路长度进行计算衰耗，但实际测试过程中，由于理论计算采用最大值考虑，实际衰耗不应大于此值。而且两侧传输衰耗值相差应小于 3dB，当传输衰耗大于 3dB时，应检查通道中的加工设备的阻抗匹配情况。3dB 主要是考虑电平传输与通道中的加工设备的阻抗匹配误差有关，发送和接收时的阻抗可能不一样。
2 结束语
总之，应加强对高频通道的检测，严格执行《高频通道联调方案》，认真检查有关高频保护反措执行情况，从技术角度确保高频保护正常运行，同时，应加强对继电保护专业人员的培训，不断提高分析和处理高频通道异常问题的能力。
【参考文献】
[1]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].北京：中国电力出版社，1998.
继电保护器报告范文第2篇
[关键词]继电保护；控制探讨；电网继电保护；综合自动化系统；功能分析
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）30-0304-01
引言
电力系统继电保护特征及管理现状我们只有针对现实工作需要、系统现状科学制定安全管理策略、统筹设计、规范选型设计，完善调试安装、协调配合，强化验收投运及运行维护才能切实提升电力系统继电保护安全性，令其适应电力系统自动化改造，发挥优势辅助功能，提升系统服务水平及运行效益。
1 影响继电保护可靠性的主要因素
1.1 继电保护系统软件因素；软件出错将导致保护装置误动或拒动。目前影响微机保护软件可靠性的因素有：需求分析定义不够准确；软件结构设计失误；编码有误；测试不规范；定值输入出错等。
1.2 继电保护系统硬件装置因素；（1）继电保护装置。继电保护装置中与继电保护可靠性密切相关的模块有：电源供应模块；中央处理模块；数字量输入模块；模拟量输入模块；数字量输出模块。（2）二次回路。由二次回路绝缘老化、导致接地等原因造成的故障在继电保护系统故障中占有一定比例。（3）继电保护辅助装置。这些辅助装置包括交流电压切换箱、三相操作继电器箱及分相操作继电器箱等，它们起着极为重要的作用。（4）装置的通信、通道及接口。高频保护的收发信机、纵联差动保护的光纤、微波的通信接口等装置系统易于发生通信阻断故障，直接影响继电保护装置的正确动作。（5）断路器。断路器是电力网络的重要元件，其可靠性不仅关系到继电保护的可靠性，还关系到电力系统主接线的可靠性。继电保护系统硬件的质量和可靠性直接影响了系统保护的可靠性。
1.3 人为因素；安装人员未能按设计要求正确接线或接线中极性不正确等误接线问题和检修、运行人员的误操作问题在不少电网中都曾发生过。根据统计，在 220kV 系统中，人为因素故障约占总故障的38%。
2 提升继电保护可靠性的有效措施
因为保护装置在运行过程中易受各种因素影响，无法做到绝对可靠，所以必须制定有效的故障防范方案及相应措施确保其可靠性。提升继电保护可靠性的有效措施有如下几点：（1）在生产过程中对保护装置质量进行严格控制，选择故障率较低、使用寿命较长的元器件，杜绝不合格品进入生产流程。此外，在设备选型时应尽量选择质量可靠、售后服务优质的厂商。（2）晶体管保护装置必须安装在和高压室分隔的房间内，以免遭受高压、高电流、短路故障及切合闸所产生电弧的影响。且应预防环境对晶体管产生的污染，最好安装空调。一些电磁型、机电型继电器外壳和底座之间必须利用胶垫进行密封，以防灰尘及有害气体进入。（3）提高继电保护有关人员在整定计算过程中的责任意识。计算时必须从整个网络综合考虑，仔细研究，确保各级保护整定值准确无误，上下级保护整定值能正确匹配。（4）强化保护装置的运行维护工作，提高有关人员的故障处理能力，并定期对装置进行检验，制定预防事故的有效措施，进一步提升装置可靠性。（5）从确保电力系统稳定性，保证继电保护系统能快速准确切除故障方面考虑，关键的输电线路或设备主保护应选择多样化的设施，且必须配置2 套主保护装置并列运行。
3 继电保护装置检修的主要措施
由于继电保护具有十分重要的意义，因此必须对其进行定期预防性试验，而不应等到产生误动作后才开始进行分析及修复工作。对继电保护装置进行定期检修的最终目的，是为了保证继电保护系统始终处于完好无损的状态，从而确保其动作的安全性及可靠性。所以，其定期检修项目和新安装项目明显不同，只需进行少量针对性较强的试验即可。检修时必须重点关注对保护动作的安全可靠性会产生重大影响的那部分项目，防止为检修而检修，导致检修工作流于形式，从而进一步提高定期检修工作的效果。其主要措施包括如下几点：（1）针对当前新形势下出现的新问题必须采取针对性措施，修订相关规程，采取新的检修对策。对于出现频率较高的问题，不应由单位自作主张，指导目前甚至是今后的继电保护检验工作。应加强二次设备状态检修，为继电保护专业人员“减负”，同时尽量降低检修工作对系统安全及继电保护可用性的影响。（2）在采取检修对策时必须充分结合微机保护的自检能力及通信能力，大力简化装置检修工作，并重视二次回路检验工作。（3）尽可能在设计时对二次回路进行简化；运行过程中要强化维护及基础管理工作，重视积累运行数据，做好装置故障信息的相关统计、分析及处理工作，为检修提供科学的数据依据。（4）应加强二次回路在线监测工作，并研究不停电状态下对继电保护系统进行检修的相关技术
4 处理继电保护故障的基本方法
（1）替换法：利用正常的同种元件来取代认为存在故障的元件，从而判断其是否存在故障。这是一种处理自动化保护装置系统内部故障广泛使用的方法，它能迅速缩小排查故障的范围。（2）电位变化法：监测二次回路各节点的直流电压与电位波动，以判断故障发生的具置。这种方法通常用于检查开关的拒分或拒合、绿红灯或光字牌亮等信号回路中的故障。（3）短接法：将回路的某一部分利用短接线接入，从而查出故障存在的大致范围。这种方法一般用在电流回路开路、电磁锁失灵及切换继电器不动作等方面。（4）逐项拆除法：将并联的二次回路按顺序脱开，再按顺序放回，一旦发生故障就可以判断出其位置，然后通过同样的方法在该回路内对更小的分支路进行查找，直到判断出故障点为止。这种方法通常用于检查直流接地、掉牌没有复归及交流电源熔丝放不上等相关故障。
5 继电保护故障防治措施
（1）一般性检查。这种检查往往十分关键，但也较易被忽视。检查的主要内容有：1）连接件是不是已经紧固，焊接点存不存在虚焊；2）对继电保护装置的全部插件逐一进行检查，并将所有芯片及螺丝拧紧；3）认真搞好清洁工作。（2）建立并完善岗位责任制，使每一个盘柜都有值班的工作人员。并规定值班人员只能进行接通或断开压板、切换开关及卸装熔丝等操作，同时需严格遵守电业安全工作相关操作规程。（3）定期对继电保护装置进行检修、检查及设备评比工作。（4）把握继电保护技术的发展动态，充分运用新技术对设备实施有效监管及维护。当前，电力事业迅猛发展，继电保护技术有待进一步完善。在继电保护工作显得愈发重要的情形下，务必要大力提倡新技术的应用，从而使保护装置可靠性得到有力保障，在电力系统稳定地发挥其关键作用。
6 结语
随着电力系统的告诉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，也开辟了广阔的天地。就要做到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，提高供电可靠性。
参考文献
继电保护器报告范文第3篇
关键字
10KV高压用户终端继电保护整定设计
中图分类号：S611 文献标识码：A 文章编号：
问题探讨
对于10KV的线路继电保护整定来说，首先需要对其中所涉及到的各类问题进行讨论，并从中找寻所能够解决的办法和思路[1]。
1.1常见问题
1.1.1灵敏度问题
对于10KV的线路来讲，定时的限制过流保护装置必不可少，然而，在整个系统的计算过程中，常常容易发生过流保护不够的情况。究其原因，主要在于10KV线路的供电距离过大，导致了部分线路的负荷较重，导致了线路末端的最小两相短路额定电流设置较小，这就造成了经常会发生导线熔断的现象。因此，需要对熔断电流和导线进行精确的计算，保证其灵敏度。
1.1.2加速误动作问题
对于企业使用终端的继电保护整定装置来说，10KV额定电压的出现方式及相关的保护整定要求需要按照一定的规则进行。往往在10KV的线路上接有多台配电装置，使得三相一次重合闸装置的需求也有所增加。而随着这些装置和部件的运行，重合闸经常采用后加速保护。在实际的操作过程中，会产生较大的变压器空载励磁涌流，这的数值往往超过了过流保护的额定整定数值，造成了过流后加速的误动作，以至断路器接不上。
1.1.3越级跳闸问题
在用户使用终端的操作室内架设线路的过程中，往往忽视多条线路同时出现故障的过电保护情况，但是当经过的树林、竹林等较多的条件下，尤其是刮风下雨等自然原因作用，容易发生同时故障的机会。由于保护动作断路器的跳闸，在重合闸启动后，会发生在此跳闸。这种故障重叠，相继动作的环境中，更容易出现主变过流保护的不及时所发生的出口跳闸现象，这是在设计过程中所不允许的。
1.1.4时限级差配合问题
用户的使用继电保护整定装置属于各级系统保护最终端，同时再上一级的保护装置中又对其进行了进一步的限制，这就会出现在终端使用过程中，由于逐级配合从而无法再配合和后满足使用要求的情况，大大降低了保护整定工作的效率。
1.2处理办法
对于上述各类问题，首先要分析其出现的原因，并根据实际情况进行解决[1]。对灵敏度问题，需要对实际安装位置进行精确计算，如公式（1）所示。
（1）
针对重合跳闸的后加速误动作问题，可将变压器的空载励磁涌流调至额定电流的6―8倍，并且对过流保护后加速带延时0.2秒，从而躲过了变压器的励磁涌流。越级跳闸问题可通过将电流速断保护时限定于0秒操作；并加大线路保护过流保护与主变过流保护的时限极差。对于时限极差保护配合问题，可将主变压高低压侧过流保护的动作时限与过流保护相同即可。
计算系统
对于在用户使用终端的配电室继电保护整定方面进行分析，首先要确定精确的计算。而一款精度较高的计算软件必不可少，因此，需要对其进行设计[2]。
2.1系统目的
对于此计算系统的设计目的，主要在于在电力系统中电气元件发生故障的情况下，对断路器跳闸进行一定的自动报警和发出信号。这种情况下，灵敏的计算精度有助于提高装置的可靠性运行，同时也提高了装置的选择性、灵敏性及速动性等。
2.2系统功能
此计算软件主要进行故障计算，即加大了分支系数计算的力度。其主要的功能特点在于首先根据相间距离保护整定的相关计算原则，能够完成不同段的动作阻抗、灵敏度和动作时间等的计算。另外还能够经过相关操作人员的制定原则来进行个性计算，并将计算结果在显示屏上显示。
2.3系统模块
此系统主要有四个模块组成。其中，图元模块是基本模块，用于提供专用的用户绘图工具箱，相关的操作命令图标均能够得到显示。整定计算模块属于操作模块类型，对于操作员所进行的相关计算能够迅速的自动分析和完成，在计算过程中还能够综合各个计算值，得到一个最恶值，从而为优化提供了基础。数据管理模块包括各类系统参数，如双卷变表、三卷变表、发电机表、线路表等，对各类保护整定数据管理、分析和储存、在使用时还能够快速调用。人机对话模块增加了系统的人性化，方便了操作员进行相关操作，在显示界面上也能够显示相关的结果，便于操作员记录等。
校核系统
继电保护整定装置的校核系统能够对通过电流等进行再确定，这就增加了系统的可靠性[3]。
3.1系统方案
整个系统的设计方案，前提在于确定整定值的区间和结果抽样取值方案等。并为接下来的定制校核方案提供了数据基础。定制校核的基本原则是在达到尽可能少的调整网络原定值来修订新定值，以提高其选择性和灵敏性等。在校核过程中，首先要对定值范围进行校核，并根据这个范围和相关的运行方式，自动选择定值并演算，最后还要在校核报告中准确记录所有的校核过程，为定值调整提供参考。
3.2定值调整
在系统进行校核后，能够根据校核结果针对保护整定系统进行定制校核。在这一过程中，首先要整定线路，其次是确定系统参数或者网络结构变化后的线路的定值，根据这一定值显示相关的提示。由于定值调整是基于上述的校核结果来完成的，因此要尽量选取定值区间的大值。
3.3系统功能
此校核系统的功能，主要由以下的五个部分组成，包括图形建模功能，完成基本的电网建模；故障分析计算功能，以图形化建模数据为基础，分析短路计算；整定计算功能，对保护定值计算；定制校核功能，校核电网中的定值是否满足；和数据管理功能，对于一次设备、分支系统和电流最值等数据内容存储和调用等。
四．全程管理系统
在经过上述的分析和论述，对基于图形化的继电保护整定的系统进行全程管理和设计[4]。
4.1组件分布
4.1.1界面
这个界面完成由图形化进行显示，用户能够在界面中完成复制、粘贴、旋转、删除等操作，使得工作效率大大提高。
4.1.2客户/服务器结构
此结构能够讲一个数据库应用系统分解为若干个客户端，如前台客户、程序应用及后台服务器等形式，分工明确。
4.1.3数据信息管理
数据管理系统基于全过程来进行，提高了系统数据的整合力度，在存储和调用方面也更加便捷。
4.1.4整定计算专业性设计
整定计算的专业性设计使得计算的速度更加快速，而计算的精度也有所提高。
4.2 GRS系统功能
在整个继电保护整定的系统设计过程中，还特地增加了具有GRS特性的功能设计。
4.2.1建模功能
图形建模功能能够使输入参数更加完善，同时增加了数据导入和备份功能。
4.2.2故障计算功能
对上述的故障计算功能进行强化，对于相关的故障预警和诊断也提高了精度。
4.2.3保护整定功能
在这里，保护整定功能不但能够自动完成，还可根据实际情况手动完成。
4.2.4定值仿真功能
对于正常运行的系统进行模拟仿真，预测可能发生的不正常运转，并加以制止。
4.2.5管理功能
这是整个系统的核心功能，起到了统领全局的作用。
结束语
基于用户终端的继电保护整定装置的重要性和精确性，必须对其进行合理的设计，并能够预测其中所涉及到的各个方面，从而提高其工作效率和工作精度。
参考文献
[1] 吴子刚. 10kV线路继电保护整定中常见问题及处理措施[J].台声.2005（9）
[2] 曾小宁.继电保护整定计算软件的设计构想[J].工业技术.2006（21）
继电保护器报告范文第4篇
关键词：继电保护；自动化技术；电力系统；应用
中图分类号：F407文献标识码： A
引言
随着我国电力系统的快速发展，继电保护自动化技术也根据电力系统的需求而不断进行完善。当继电保护自动化技术作用于电力系统中时，为保证电力系统的安全、可靠运行，其必须具备灵敏性、可靠性、速动性、选择性等基本的保护要求。
一、继电保护自动化装置的运行特点
继电保护装置在电力系统发生故障时，能及时的传递信号并进行动作反映，从而把故障控制在一定范围内，并有效的切断故障，虽然在电力正常运行过程中，继电保护装置发挥作用的几率较少，但当电力系统一旦发生故障时，则能起到有效的保护作用，避免故障所带来的严重损失，所以继电保护装置在电力系统中的作用还是不可小视的。但在运行过程中，继电保护装置自身也会出现故障，一般表现为拒动故障和误动故障。拒动故障即是在电力系统发生故障时，继电保护装置拒绝动作，没有发挥保护的功能，从而失去了保护电力系统正常运行的功能。误动故障则是在电力系统正常运行时，保护装置发出错误的信号和动作，也影响了系统运行的稳定性。这些故障多发生在传统的继电保护装置上，随着继电保护技术的提高，自动化继电保护装置在系统中得以进一步的应用，不仅实现了原有继电保护装置的保护功能，同时还能进行实时监测和控制系统中各设备的运行参数，实现远程控制的功能，对电力系统的稳定运行提供了安全的保障。
二、继电保护自动化技术在电力系统中的应用
1、实现继电保护装置对系统运行状态的自适应
电网继电保护的整定计算十分复杂，由于传统的继电保护以预先整定、实时动作为特征，保护定值必须适应所有可能出现的运行方式的变化。电网继电保护综合自动化系统可以彻底改变这种局面。只要在调度端的服务器安装故障计算及继电保护定值综合分析程序，依靠从EMS系统获得的系统一次设备的运行状态，就可以迅速准确的判断出当前继电保护装置整定值的可靠性，如出现部分后备保护定值不配合时，根据从调度管理系统获得的线路纵联保护及母差保护的投人情况，确定是否需要调整定值。如需要调整，可通过调度端服务器向变电站的客户机下达指令，由客户机动态修改保护定值，从而实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。以上所有计算分析工作，均依靠调度端服务器实时自动完成，这样，继电保护整定值就无需预先考虑那些出现机率很小的组合方式，从而解决困扰继电保护整定计算工作的不同运行方式下可靠性与选择性存在矛盾的问题。
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
目前的保护和故障录波器的故障测距算法，一般分为故障分析法和行波法两类。其中，行波法由于存在行波信号的提取和故障产生行波的不确定性等问题而难以在电力生产中得到较好的运用。而故障分析法如果想要准确进行故障定位，必须得到故障前线路两端综合阻抗、相邻线运行方式、与相邻线的互感等信息，很显然，仅利用保护或故障录波器自己采集的数据，很难实现准确的故障定位。另外，对于比较复杂的故障，比如跨线异名相故障，单端分析手段已经无法正确判断故障性质和故障距离，因此，往往出现误报。
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、变压器的继电保护
变压器作为电力系统的重要组成部分，其对于电力系统运行的安全性和稳定性起着十分关键的作用，所以对变压器进行继电保护也显得尤为重要。变压器继电保护主要又包括短路保护、瓦斯保护和接地保护。
短路保护主要是指阻抗和过电流保护，阻抗保护是指利用变压器对阻抗元件产生保护作用，当阻抗元件运行一段时间之后，则会自动跳闸和切断电源，从而起到保护变压器的作用。过电流保护是指将过电流保护器安置在变压器电源两边电源及时间元件中的一种保护，其可以在电流元件运行一定时间之后，执行跳闸并切断电源操作。瓦斯保护主要是指当变压器油箱发生故障时进行的一种保护，继电保护技术可通过监测油与绝缘材料在故障电弧内产生分解形成的有害气体，来及时启动保护动作，并通过发出警报信号及切断变压器电源来进行保护。在接地保护中，针对不接地变压器保护，可采取零序电压保护措施；针对直接接地变压器保护，可采取零序电流防范保护措施。
5、线路的继电保护
电力系统的接地方式主要有大电流型接地与小电流型接地两种，继电保护自动化技术应用到大电流型接时，若电力系统出现接地故障时，继电保护可通过立即切断电源的方式，对电力系统其它设备起到良好的保护作用。继电保护自动化技术应用到小电流型接地时，若电力系统出现接地故障，继电保护负责发出警报信号给相关的电力工作人员，使其能够及时解决故障，而电力系统在这段时间内，不会被立即切断电源，还可以继续运行。
6、对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析
通过与继电保护管理信息系统交换保护配置、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，电网继电保护综合自动化系统可以实现对继电保护装置的可靠性分析。特别是当某种保护或保护信号传输装置出现问题，并暂时无法解决时，通过将此类装置的可靠性评价降低，减轻系统对此类保护的依赖，通过远程调整定值等手段，实现周围系统保护的配合，防止因此类保护的拒动而扩大事故。
三、继电保护自动化技术在电力系统中的发展前景
随着我国科技的不断发展，在电力系统中，继电保护自动化技术也会朝着新的方向进行发展和完善。我国目前的继电保护自动化技术还主要集中在电力系统出现故障时的处理方面，随着电力系统自动化技术的发展，基于WAMS的广域电网保护也将成为继电保护自动化技术发展的新方向。
广域保护系统的发展和应用，可以满足电力系统安全自动装置、低压减载、继电保护等方面的要求。其在电力系统出现故障时，不仅可将故障现场的主保护迅速切除，还可根据故障情况作出加速后备保护、跳开相邻开关等动作。并可通过安全自动控制及紧急控制功能，实现发电机气门控制、电压异常控制、广域切负荷等操作，从而有效地保护电力系统的安全、可靠、稳定运行。
结束语
综上所述，为满足电力系统运行的需要，继电保护自动化技术也在不断地发展与完善，并通过先进的测量、传感、控制等技术，为电力系统的安全、稳定运行提供了可靠的保障。随着我国科技的不断发展，继电保护自动化技术也将朝着更加全面的方向发展，为促进电力系统的良好发展打好坚实的基础。
参考文献
继电保护器报告范文第5篇
关键词：输配电线路；安全运行；事故；继电保护；自动重合闸
1 输电线路的安全威胁及后果
输电线路在运行过程中，受到的威胁较多，如气候、环境、植物、动物、人为破坏等都会导致输电线路的安全受到威胁，同时处于野外环境下的输电线路，外界的污染也会使输电线路的绝缘降低，从而导致短路故障的发生。特别是在偏远地区，由于输电线路缺乏必要的监管，偷窃线路的行为屡禁不止，使线路故障呈现高发率。同时位于一些交通线路上的输电线路，也极易受到交通工具和施工器械的破坏，特别是在建筑行业快速发展下，由于施工导致输电线路受到破坏的情况不断增加，严重影响了输电线路运行的安全性。
由于输电线路需要与母线、变压器及发电机等电力设备相连接，所以一旦输电线路发生故障，则会导致这些设备也会无法正常运行，甚至造成损坏的情况。
一是当输电线路发生短路故障时，由于故障点的电流过大，而当其经过电力设备时，会导致电力设备发热及破坏的情况发生。
二是当输电线路发生短路时，其所处供电区域内的用户的电压都会不同程度的降低，从而使用户的正常用电受到影响，甚至发生电器被烧毁的情况。
三是输电线路发生故障后，其系统中处于并列运行的电源会受到不同程度的影响，使系统的运行的稳定性受到破坏，严重时可能导致电网瓦解。
2 输电线路的安全运行管理
2.1 验收管理
凡新建、更改、技术改造、检修、预防性试验、定期检查的输电设备，输电运行部门应进行设备验收。输电运行部门应严格按有关国家标准、电力行业标准、电网公司技术标准要求，进行设备验收。新建、更改、技术改造、检修、预防性试验、定期检查的输电设备必须经验收合格，符合运行条件，手续完备，才可投入电网运行。
2.2 巡视管理
输电线路在运行过程中，加强其巡视管理工作是其运行稳定性的重要保证。所以运行部门需要针对输电线路沿线地质情况、环境情况、运行情况及季节性特点来安排具体的巡视计划，建立健全巡视责任制，并具体落实到每一个运行巡视人员，使其明确自身的责任，以便在巡视过程中能够及时发现问题，并及时进行分析并做好相关的记录，从而有效的确保巡视质量，一旦在巡视过程中发现重大隐患，则应及时进行汇报。而对于巡视过程中的一些特殊线路，则还需要在夏季到来时加强巡视的力度，从而尽量降低雷电所对输电线路所带来的影响。
2.3 维护管理
设备维护的主要依据有：架空输电线路运行规程、电缆运行规程、技术标准、工作标准、设备制造厂家提出的其他维护要求和注意事项等。输电运行部门必须按设备维护工作年度计划开展设备的维护工作。
2.4 检测管理
输电运行部门应根据运行规程的要求，结合线路状态评价，制定年度设备检测计划。设备检测主要内容有：瓷质绝缘子检测；瓷质或玻璃绝缘子等值盐密度检测；接地电阻测量；导地线弧垂、对地及交叉跨越的测量；充油电缆油压监测。应科学制定每条线路年度瓷质绝缘子检测和防雷设施检测的检测量，使检测值能反映设备的性能或状态。
2.5 试验管理
电力电缆的预防性试验应包括下列内容：电缆交叉互联系统预防性试验；电缆护层保护器预防性试验；电缆接地环流监测；电缆终端的温度检测。
2.6 缺陷管理
一是紧急缺陷。严重影响设备出力，或威胁人身和设备安全，其严重程度已达到不能保障电力线路继续安全运行，随时可能发生事故的缺陷。二是严重缺陷。缺陷比较重大，超过运行标准，对人身和设备安全有一定的影响，但设备在短期内仍可继续运行。三是一般缺陷。对人身和设备无威胁，短时也不致发展成重大或紧急缺陷，在一定的时间内对线路安全运行影响不大的缺陷。
2.7 状态管理
输电运行部门应每半年对所管辖的输电设备进行一次全面的设备状态评价工作，完成设备状态评价报告，填写有关设备状态评价表。输电运行部门应依据设备状态评价结果指导巡视、维护及设备检修、技术改造等工作。设备状态评价是动态的过程管理，宜采用计算机数据库管理，便于设备运行数据及时添加和更新。
3 继电保护与自动装置的重要作用
输电线路由于线路长，覆盖范围较大，所以即使管理工作做得再好，也不可能避免事故的发生，所以我们能做的就是尽量减少故障及减轻故障发生给电网所带来的危害。所以在运行的线路上，继电保护和安全自动装置则充分的发挥了其自身的作用，当输电线路发生故障时，断路器会自动将故障线路断开，从而确保无故障线路的正常运行，有效的避免了由于故障所给线路带来的危害，避免了损失的扩大，有效的保证了线路的使用效率。
3.1 输电线路继电保护
220kV及以上电压等级的线路，需要配置两套保护互为备用，以保障线路发生故障时能够准确动作。为了保障整条线路任意点发生故障时能够快速动作，需要配置全线速动的纵联保护。当前的纵联保护以高频保护和光纤差动保护为主，尤其在近年来，数字技术、网络技术的快速发展和成本的降低，使光纤差动保护这一原理简单、动作迅速、性能优越的保护得到了越来越多的应用。为了保证在保护通道出现问题时能够可靠动作，保护装置中还配置了距离保护和零序电流保护。对于110kV及以下线路，一般以配置距离保护和电流保护为主，虽然不能做到全线速动，但成本低、效率高，仍然可以很好地保护线路，在发生故障时发出跳闸命令使断路器断开，从而切断输电线路对于故障点的电流提供，使故障的损害降到最低。
3.2 自动重合闸装置
当利用继电保护来对线路的安全运行进行保护的时候，尽管能够在第一时间内及时切断故障，但切断故障的线路也无法运行，这对输电线路的利用率带来了一定的影响。很大一部分输电线路故障在继电器切断故障后其线路故障则即消失，输电线路的绝缘性能则得到有效的恢复，所以许多时候继电保护器切断故障后在很短时间内输电线路即恢复了正常。因此，目前在输电线路还配置了自动重合闸装置，此装置具有自动合闸的功能，在切除线路后较短的时间内就可进行自动重合，如果属于瞬时性的故障，则线路会恢复正常的运行，否则，还会自动跳闸。此装置虽然有效的提高了线路的利用率，但由于对于永久性故障时存在着盲目重合性，所以在实际应用中还有所欠缺，还需要加大科研的力度，设计出根据故障性质的重合闸装置，从而使其具有实用性。
4 结束语
由于输电线路特殊的运行环境和特点，使其在运行过程中不可避免的会受到来自于各方面的威胁，所以为了确保其安全运行，则需要强化其管理和自动装置的应用，从而有效的保证输电线路的安全性。
参考文献
[1]胡毅.输电线路运行故障的分析与防治[J].高电压技术，2007，33（3）： 1-8.
