继电保护最重要的是可靠性

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继电保护最重要的是可靠性范文第1篇

【关键词】电力；系统；继电保护；自动化

继电保护是一个包含多方面工作的设备，电力系统的继电保护装置不但可从网上获取电力系统运行和故障的各种停息和数据，还可以将它所获得的被保护元件的任何数据以及信息传送给网络控制终端。随着科学技术的发展，将控制、检测、保护数据通信一体化能够有效的提高继电保护的效率，这也是未来继电保护自动化需要研究的方向。

1 继电保护自动化技术的特征

根据继电保护的工作范围和效果进行详细的特征分类，可分为灵敏性、快速性、可靠性，这三个点是继电保护的系统能否正常运行的客观要求。

1.1 灵敏性

在继电保护系统中，当电力系统发生其维护范围之内的故障时，可以通过灵敏系数有效的反应，确保系统的运行安全。

1.2 可靠性

继电保护系统的可靠性是指当在规定的范围之内，系统产生了其应该动作范围内的故障时，装置不该拒绝该动作。然而不是它的动作范围内的情况时，该装置不应误动作操作。

1.3 快速性

为了防止故障蔓延，减轻危害，尽可能的恢复电压。因此，当系统发生故障时，装置应保证动作迅速，及时切除故障。

2 继电保护自动化技术在电网系统中的运用分析

2.1 继电保护自动化技术的运用

继电保护自动化技术的运用可分为几大模块，提出问题、分析探讨、安装调试、验收投运、运行维护和检修技改等。这几大模块的结合，是对继电保护自动化技术在电网系统中的运用调试和分析，以使继电保护自动化技术能够使得电网稳定的运行，下面具体分析几大模块的作用和运用。

（1）其实提出问题就是要体现它的优势所在，要求它能满足现代化电网的发展需要。这中间要安装很多现代化技术，尤其表现在全球定位技术和计算机远程遥控技术，这两者是保证继电自动化技术的必要条件。

（2）分析探讨是指在运用继电保护自动化技术时，要有着全局观，选择合适的造型，并且能够全方位的监控控制电网系统，还能够对电网缺陷分级处理，这就会使得电网运行的安全稳定。

（3）安装调试，这个环节是整个运用的关键，也是让继电保护自动化技术能发挥作用的最重要的一步，直接关系到电网的安全。由于现在是建设综合性很强的变电站，所以继电保护涉及到了直流系统、后台监控、测量表计、远动、五防等等设备，在调试中要做好对电网质点的控制和电阻电流参数的设置，将风险压制到最低点。

（4）验收投运，是指继电保护自动化技术运用的基本完成，只需通过对遥控和自动控制加强，对完成对数据的验收管理，为以后维护系统做好准备。

2.2 继电保护自动化技术在电力系统中对各个关键环节的运用分析

（1）研究对线路接地的保护运用，对于接地电流的性质不同，采取不同的应对措施，比如说小电流接地型只是自动预警，而对于大电流的则会切断电网系统，并及时处理，从而有效地保护电力系统。

（2）对发电机组的保护，这重保护决定着电网的供电稳定，所以对其保护也划分成两类，一是备用保护，这是对机组本身小部件的维护，一旦出现问题，继电保护自动化装置便会采取措施，预警的同时隔离故障，避免发电机组受到更大的伤害；另外一种是重点保护，这种保护模式是对发电机组全面的保护，一旦出现问题甚至会切断电源，保证机组的安全。

（3）对变压器的保护装置，主要涉及接地保护、短路保护和瓦斯保护，一旦电流电阻参数不正常，便会切断电源，保护变压器，以保证供电的稳定性和电网安全。

2.3 运用中的面临的问题分析和解决措施

继电保护自动化装置在电网中，常见的问题一般是电流互感饱和故障和开关保护设备选择不当故障。一旦出现问题直接影响到整个供电系统稳定和安全性能，是我们必须注意和要解决的问题。针对以上的问题常采用的措施是做好继电保护装置检验、定值区问题、一般性检查和接地问题分析等等方法，在每次检查后都要作好记录，并对常出问题区域标记，这可以，使得继电保护装置能够发挥最大作用，维护电网安全。

3 确保继电保护安全运行的措施

3.1 做好继电保护装置检验

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、改定值区、改变二次回路接线等工作。电流回路升流和电压回路升压试验，也必须在其它试验项目完成后最后进行。

3.2 定值区问题

微机保护的一个优点是可以有多个定值区，这极大方便了电网运行方式变化情况下的定值更改问题。但是还必须注意的是定值区的错误对继电工作来说是一大忌，必须采用严格的管理和相应的技术手段来确保定值区的正确性。采取的措施是，在修改完定值后，必须打印定值单及定值区号，注意日期、变电站、修改人员及设备名称，并重点在继电保护工作记录中注明定值编号，避免定值区出错。

3.3 一般性检查

不论何种保护，一般性检查都是非常重要的。首先清点连接件是否紧固，焊接点是否虚焊机械特性等。 其次是应该将装置所有的捅件拔下来检查一遍，将所有的芯片按紧，螺丝拧紧并检查虚焊点。 在检查中，还必须将各元件保护屏、控制屏、端子箱的螺丝紧固作为一项重要工作来落实。

3.4 接地问题

继电保护工作中接地问题是非常突出的，大致分以下两点：首先，保护屏的各装置机箱屏障等的接地问题， 必须接在屏内的铜排上，一般生产厂家已做得较好，只需认真检查。最重要的是，保护屏内的铜排是否能可靠地接入地网，应该用较大截面的铜鞭或导线可靠紧固在接地网上，并且用绝缘表测电阻是否符合规程要求。

4 新时期电力系统对继电保护自动化的影响和挑战

新时期，电力系统和我国的电网将朝着数字化、自动化、智能化的方向发展，由此也对继电保护自动化带来了影响和挑战。因此，继电保护技术也应该朝着数字化的方向发展，以适应时代的需要，包活信息传输、测量手段等等都逐步实现数字化。其次，随着智能技术的不断进步与发展，继电保护工作中的信息平台的建立，促进智能电网不断朝着网络化的方向发展。相应的继电保护技术也应该与时俱进，向网络化方向发展。 智能电网的快速建设，加大了整个电网系统的压力，因此，出现故障的机率也较传统要高。因此，要进行充分的后备保护服务，提高整个保护装置的性能，确保电力系统运行的安全与稳定。目前，在电力系统的大力发展下，针对自动化的继电保护技术，需要解决的问题主要只有：时间和数据的同步性以及继电保护的整定计算。智能电网中的额电子式互感器是分布式的，数据采集模式也是通过单元合并的，为了保证数据采集和传输的同步，在系统中需要精确的时钟同步。为了合理协调保护的灵敏性、速动性、选择性和可靠性之间的关系，保证各保护达到最佳的配合状态，就要求我们对电网的各种运行方式及多种故障情况进行反复而周密的计算。

5 结语

计算机技术的使用能够有效的提高继电保护自动化的水平，在实际的工作中，继电保护要想真正的实现自动化就必须与先进的计算机技术进行充分的融合，这样不仅能够实现电路的基本保护功能，提高清除故障的能力，还能够提高继电保护的综合水平。随着计算机向着微型化、高存储量与高速处理数据方向的发展，继电保护的自动化已经离越来越不开计算机。

继电保护最重要的是可靠性范文第2篇

关键词：电力系统；继电保护；微机保护；安全措施

中图分类号：F470.6 文献标识码：A

前言：

现今电力系统，已经发展为跨区、跨国联网、高度自动化运行的现代化系统。目前，我国的全国性联网也已逐步实现。大电网互联将对电力系统运行带来一系列新问题。电力系统高速发展和新技术的应用，也给电力系统保护与控制带来了新的挑战。尽管现代电网的设计运行技术近些年取得了长足发展，但仍不能完全避免大电网瓦解事故的发生。因此，寻求电网更为有效的保护及控制措施，确保互联电力系统的安全稳定运行是我们面临的又一重要课题。当前分布式发电技术的发展和应用，使得电源结构和分布发生改变，电力系统将因电源原动机特性和电源分布的不同而影响其性能，要求我们进一步研究相应的系统控制策略，开发新的继电保护与控制装置，从而改善系统运行特性，避免电力系统事故的发生。

1继电保护的概念及类型

1.1 继电保护的基本概念

继电保护装置就是在供电系统中用来对一次系统进行监视、测量、控制和保护的自动装置。它能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并使断路器跳闸或发出信号。其基本任务是自动、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。另外，它还能反映出电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件，发出信号、减负荷或跳闸。

1.2 继电保护的类型

在电力系统中，一旦出现短路故障，就会产生电流急剧增大，电压急剧下降，电压与电流之间的相位角发生变化。以上述物理量的变化为基础，利用正常运行和故障时各物理量的差别就可以构成各种不同原理和类型的继电保护装置，如:反映电流变化的电流继电保护、定时限过电流保护、反时限过电流保护、电流速断保护、过负荷保护和零序电流保护等，反映电压变化的电压保护，有过电压保护和低电压保护，既反映电流变化又反映电流与电压之间相位角变化的方向过电流保护，用于反应系统中频率变化的周波保护，专门反映变压器温度变化的温度保护等。

2配电系统继电保护的要求

配电系统继电保护在技术上一般应满足四个基本要求，即可靠性、选择性、速动性和灵敏性。这几个特性之间紧密联系，既矛盾又统一，必须根据具体电力系统运行的主要矛盾和矛盾的主要方面，配置、配合、整定每个电力元件的继电保护。

2.1 可靠性

可靠性是对继电保护性能的最根本要求。可靠性主要取决于保护装置本身的制造质量、保护回路的连接和运行维护的水平。一般而言，保护装置的组成元件质量越高、回路接线越简单，保护的工作就越可靠。同时，正确地调试、整定，良好地运行维护以及丰富的运行经验，对于提高保护的可靠性具有重要的作用。继电保护的误动和举动都会给电力系统造成严重的危害。然而，提高不误动的安全性措施与提高不拒动的信赖性的措施是相矛盾的。由于不同的电力系统结构不同，电力元件在电力系统中的位置不同，误动和拒动的危害程度不同，因而提高保护安全性和信赖性的侧重点在不同情况下有所不同。因此，要在保证防止误动的同时，要充分防止拒动；反之亦然。

2.2 选择性

继电保护的选择性，是指保护装置动作时，在可能最小的区间内将故障从电力系统中断开，最大限度地保证系统中无故障部分仍能继续安全运行。这种选择性的保证，除利用一定的延时使本线路的后备保护与主保护正确配合外，还必须注意相邻元件后备保护之间的正确配合。

2.3 速动性

继电保护的速动性，是指尽可能快地切除故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。一般从装置速动保护、充分发挥零序接地瞬时段保护及相间速断保护的作用，减少继电器固有动作时间和断路器跳闸时间等方面入手来提高速动性。

2.4 灵敏性

继电保护的灵敏性，是指对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。满足灵敏性要求的保护装置应该是在规定的保护范围内部故障时，在系统任意的运行条件下，无论短路点的位置、短路的类型如何，以及短路点是否有过渡电阻，当发生断路时都能敏锐感觉、正确反应。以上四个基本要求是评价和研究继电保护性能的基础，在它们之间，既有矛盾的一面，又要根据被保护元件在电力系统中的作用，使以上四个基本要求在所配置的保护中得到统一。

3确保继电保护安全运行的措施

（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、改定值区、改变二次回路接线等工作网。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。在定期检验中，经常在检验完成后或是设备进人热备状态，或是投入运行而暂时没负荷，在这种情况下是不能测负荷向量和打印负荷采样值的。

（2）定值区问题：微机保护的一个优点是可以有多个定值区，这极大方便了电网运行方式变化情况下的定值更改问题。但是还必须注意的是定值区的错误对继电工作来说是一大忌，必须采用严格的管理和相应的技术手段来确保定值区的正确性。采取的措施是，在修改完定值后，必须打印定值单及定值区号，注意日期、变电站、修改人员及设备名称，并重点在继电保护工作记录中注明定值编号，避免定值区出错。

（3）一般性检查：不论何种保护，一般性检查都是非常重要的，但是，在现场也是容易被忽略的项目，应该认真去做。一般性检查大致包括以下两个方面：①清点连接件是否紧固、焊接点是否虚焊、机械特性等。现在保护屏后的端子排端子螺丝非常多，特别是新安装的保护屏经过运输、搬运，大部分螺丝已经松动，在现场就位以后，必须认认真真、一个不漏地紧固一遍，否则就是保护拒动、误动的隐患。②是应该将装置所有的插件拔下来检查一遍，将所有的芯片按紧，螺丝拧紧并检查虚焊点。在检查中，还必须将各元件、保护屏、控制屏、端子箱的螺丝紧固作为一项重要工作来落实。

（4）接地问题：继电保护工作中接地问题是非常突出的，大致分以下两点：

①保护屏的各装置机箱、屏障等的接地问题，必须接在屏内的铜排上，一般生产厂家已做得较好，只需认真检查。最重要的是，保护屏内的铜排是否能可靠地接入地网，应该用较大截面的铜鞭或导线可靠紧固在接地网上，并且用绝缘表测电阻是否符合规程要求。

②电流、电压回路的接地也存在可靠性问题，如接地在端子箱，那么端子箱的接地是否可靠，也需要认真检验。

（5）工作记录和检查习惯：工作记录必须认真、详细，真实地反映工作的一些重要环节，这样的工作记录应该说是一份技术档案，在日后的工作中是非常有用的。继电保护工作记录应在规程限定的内容以外，认真记录每一个工作细节、处理方法。工作完成后认真检查一遍所接触过的设备是一个良好的习惯，它往往会发现工作中的疏漏，对于每一位继电保护工作人员来说都应该养成这一良好的工作习惯。

继电保护最重要的是可靠性范文第3篇

【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.

继电保护最重要的是可靠性范文第4篇

关键词：电力系统 变电站综合自动化

目前，综合自动化装置在电力系统中已得到大规模运用，但从综合自动化变电站当前运行情况及长远发展来看，其存在的缺陷和问题如果不能完善和处理，不仅会给运行带来不便，同时也会对电网系统的安全运行造成影响。

1变电站自动化技术的发展历程

1.1自动装置阶段

在自动装置阶段，其互相之间进行各自分别运行，没有智能效果，也缺乏自动检测故障的能力，在实际工作过程中，如果出现问题，无法进行相关报警信息的提示，严重时，会对电网的安全工作起到不利的影响，考虑到上述这些缺陷，就必须不断的提高其装置性能。

1.2智能自动装置阶段

在智能自动装置阶段，由于在实际生活中已广泛应用微处理器技术，变电站中逐渐使用大规模微处理机，考虑到使用的数字式电路，体积的得到了明显的减小，当然，最重要的是具有自动检测故障的能力，这在很大程度上加强了自动装置自身的可靠性，维修所需的时间也相应的减少了。然而，虽然在智能自动装置阶段出现了一些前所未有的优点，但是很多还是进行分别运行的，未能实现互相通信，同时共享资源的情况也无法实现，从根本上说，这仅仅是变电站的自动化孤岛，对于之前所存在的一系列问题，并没有从本质上得到解决。

1.3变电站综合自动化阶段

在变电站综合自动化阶段中，由于在电网系统中，微机保护、微机远动、微机故障录波、微机监控装置得到了全面的推广应用，在技术方面，各个专业分别各自独立，使得硬件出现重复的现象，这将会在很大程度上影响到系统运行的可靠性。

2变电站综合自动化系统运行中应注意的问题

2.1技术方面的问题

当前，变电站综合自动化系统设计技术方面的问题主要体现在以下几个方面：首先，某些生产变电站综合自动化设备的厂商过分追求经济利益，设备的使用过分地追求技术含量而忽视产品的实用性和性能，因而导致部分变电站综合自动化设备虽然技术含量很高，但质量无法保障，部分投产使用的变电站产生很多问题。其次，变电站综合自动化设备的生产厂家对其产品的结构、性能和各项技术功能指标的宣传力度不够，导致电力系统的内部专业人员对产品了解、认识不透彻，造成变电站综合自动化的设计存在较多的漏洞。再次，某些生产变电站综合自动化设备的厂家对于某些产品只做技术鉴定，不做质量鉴定。

2.2结构形式选择问题

随着变电站规模大小、复杂性、重要性、所需求的可靠性等情况的不同，变电站综合自动化系统选择的实现方案会做相应的变化。合适的变电站综合自动化系统模式不但可以节省投资费用，而且因为系统质量高、功能全、可靠性强，十分便于运行操作。目前变电站综合自动化系统应用的结构形式主要有集中式、分散式和分布式三种类型。这变电站综合自动化系统的出现虽然时间有先后，但是无所谓谁优谁劣，也不存在前后替代的情况。变电站应根据变电站的实际情况以及这三种系统各自拥有的特点来选择恰当的结构形式。

3变电站综合自动化合理运行的设计措施

3.1提供可靠的电源

提高可靠的电源是自动化系统设备运行的非常重要的因素，变电站自动化设备以及当地监控系统计算机以及辅助设备可采取以下几种供电方式：第一，稳定电压输入至第一级交流稳压装置，不稳定电压或者是逆流交压与直流电压进行第一级稳压隔离。第二，一级稳压箱220V交流电压以及变电站直流系统输出的+220V稳压电流均输入到二级不间断稳压你变电源，进行质量评估，不间断稳压合格的220V可以输入，正常情况下进行主供稳压输入三级稳压电源中，如果出现失误可直接有第二稳压电源输入第三稳压电源。第三，第三稳压电源提供的设备以及监控系统可以保证都是质量合格，可以进行不间断交流220V稳压输出，安全有效的保证了综自系统运行的可靠性。

3.2变电站层配置

（1）远动终端

远动终端为双机配置、主备通道、双口调制解调器及防雷保护器，采用组柜方式。支持各种RTU远动规约，具有向省调、地调及中心控制站传送遥信、遥测信息，接受遥控、遥调命令能力；支持双主机、双通道自动切换功能，完成任一远动终端和任一远动通道组成的数据通信；满足直采直送的原则，直接从以太网上获取间隔层测控装置发出的数据，经筛选、归并后按调度端和中心控制站的要求建立远传数据库；支持通过以太网以TCP/IP协议与站内继电保护和其他智能装置的通信，实现远程诊断和维护等功能。

（2）就地工作站

采用高性能PC机，实现操作员工作站、工程师工作站和继保故障录波工作站的作用。在变电站调试和试运行、巡回检视以及就地维护和检修期间，以该工作站为中心，通过间隔层测控装置采集现场的模拟量、数字量和电能量等信号，对实时数据进行统计、分析、计算，为操作人员提供各类画面显示、报表打印以及事件报警，实现对全部电气设备的测量、控制、管理、记录和报警功能，实现自动电压和无功控制功能，通过预设的控制策略或无功—电压曲线，对相关测控装置下达主变有载调压开关位置的调整和低压无功补偿设备的投切命令。在正常运行时，可通过一台或多台调制解调器实时响应系统调度端和中心控制站的召唤，实现继电保护信息和故障录波信息的上送。

（3）同步卫星时钟GPS

为保证对时精度，同步卫星时钟分别在变电站层和测控层设置。GPS应具有通信接口、同步脉冲接口或其他形式的同步信号接口，以满足站内智能设备同步对时要求.系统采用软硬结合的对时方案，通信接口与远动终端相连，同步信号接口直接输出至测控装置、继电保护装置以及其他IED设备，确保全站时钟同步。

4结束语

随着科技的发展，社会的进步，电网的规模也不断增大，自动化技术更是日趋完善，变电站中采用综合自动化技术将会逐步由功能分散向单元分散发展，由集中控制向分布式网络发展，从少功能向多功能发展，以及向测量数据完全共享发展。

参考文献：

[1].变电站综合自动化的技术的特点及其发展方向的探讨[J].北京：电力学报，2008.

继电保护最重要的是可靠性范文第5篇

关键词：IEC 61850-90-1；中低压网络；高可用性无缝环网

中图分类号：TM76 文献标识码：A

1 引言

随着经济的发展，用户对供电的需求增加，尤其在人口密集、土地紧张，供电线路走廊、变电站出线间隔已成为限制电力用户发展的主要原因，在110kV及以下用户就近T、π接运行线路将越来越多。由于分布式电源和绿色电源的大力发展，为保证机组稳定运行，须保证全线速动以切除故障。现有中低压系统继电保护配置，在有两个及以上用户的T接供电线路上，既要保证全线速动，又要兼顾继电保护选择性，提高用户的供电可靠性，存在较大难度。

IEC 61850 第二版中增加了IEC 61850-90-1实现变电站之间的通信。该规范的使用领域主要包括保护功能（差动保护、带许可和闭锁的距离保护、方向和相序比较保护、跳闸传输）和控制功能（自动重合、互锁、发电机和负荷减载）。标准中定义了2种不同的变电站通信方法：网关方法（Gateway）和隧道方法（Tunneling）。其中隧道方式由于采用基于以太网的虚拟局域网（Virtual Local Area Network，VLAN）技术，变电站之间的应用可以直接建立通信连接，适合传输对时间响应要求快速的应用数据，而网关方法则适合没有以太网连接的情况，采用电力载波、电缆、无线等传输介质，应用之间通过网关来间接进行通信连接，适合对传输速度要求较慢的应用，如图1所示。

2 变电站站站间通信方案

常规保护装置的通信方式通常只能与一个或两个装置实现信息交互，在中低压辐射网络多端线路的需求面前就显得捉襟见肘。通过FPGA（Field-Programmable Gate Array）来实现多接口SV（Sampled Value）和GOOSE（Generic Object Oriented Substation Events）前置模块，实现收发处理SV和GOOSE任务，可以同时提供多路通信接口。最重要的是将通信接口独立于保护配置以外，增加了工程实施的灵活性和可扩展性。因此通过在专门的前置模块当中用FPGA去实现SV和GOOSE收发更能适应今后工程化的发展需求。

嵌入FPGA的SV和GOOSE前置模块相对于采样值，采用FPGA实现GOOSE收发的主要难点在于GOOSE报文结构、收发机制、传递信息相对复杂，其采用ASN.1（Abstract Syntax Notation One）编码格式，报文头中有包括TAL、AppID、TimeStamp、DataSetRef、GocbRef、ConfRev、TestMode、sqNum和stNum等在内的多种参数信息；数据区包括多种类型数据格式，且存在结构体数据嵌套。GOOSE报文收发机制复杂，其采用T0/T1/T2/T3的定时重传加突发变位的重传机制；每包报文都要通过参数sqNum和stNum进行序列计数；每组接收GOOSE需要进行组播地址、GooseID、AppID、DataSetRef、GocbRef等多种参数校验；需要建立CPU和前置模块间的内部通信报文收发机制。GOOSE传递信息复杂，包括链路信息，如链路是否中断、装置是否处于测试状态、ConfRev版本信息是否一致；收发数据类型多样化，布尔、浮点、整型、位、时间等。在订阅和数据基础上，需要和订阅虚端子进行映射关联。前置模块处理报文的流程如下所述，见图2。

（1）由配置工具生成收发配置文件SMV.xml和GOOSE.xml，该文件规定了装置订阅和的格式、信息与虚端子映射关系、各收发与前置模块各以端口中的配置关系等信息。

（2）将SMV.xml和GOOSE.xml下载到保护CPU中，由保护CPU解析SMV.xml和GOOSE.xml，并按前置模块要求转化成对应数据结构传到前置模块中，同时也作为保护CPU收发内部报文的校验依据。

（3）前置模块根据配置信息，对各端口收到的报文进行处理，判断是否为预期报文，如果非预期报文，则舍弃该报文，否则解析报文中的数据信息，经解析处理为保护应用所需的接收信息。

（4）保护CPU将信息通过内部总线发到SV和GOOSE前置模块，前置模块在判断到有信号变位，即将信号映射到对应的数据集，进行报文组织，并发送。

由于GOOSE前置模块所要实现的工作较为复杂，完全用FPGA实现工作量较大，且缺乏灵活性，因此在前置模块中的ARM CPU和FPGA协同完成报文处理。ARM与FPGA的分工所示进行。其中FPGA主要负责报文的编解码及收发工作，并依据配置文件，将收发信息与保护CPU硬件配置进行映射关联，ARM CPU负责接收从保护CPU传输的配置文件并提供给FPGA，作为收发行为的依据；实现与保护CPU的内部报文通信。ARM与FPGA间交互SV.xml和GOOSE.xml中所有订阅和数据，通信数据流量根据配置以及ARM与FPGA间的报文交互频率而定。

通常保护一般只和订阅布尔型开关量数据，因此数据量较小，如果收发100个左右开关量GOOSE数据，每个开关量占1个字节，按每0.833ms传递一次报文计算，要求通信速率约为：100×1×8×（1000/0.833）/1024=937.88kbps=0.92Mbps，因此ARM与FPGA间的通信速率不能低于1Mbps。

3 通信网络的构架

3.1 HSR的实现

HSR由几个双链接的交换节点构成，每个节点具有2个环网接入端口，以全双工链路连接工作。HSR遵循在不同的路由传输重复报文的原则，继承了PRP （Parallel Redundancy Protocol，RPR）零恢复时间的特点。基于查表算法，可以有效处理环网中的循环报文，同一节点不同端口在不同时间接收到的重复报文，后到的报文将社区，从而保证不会发生环网风暴。

3.2 同步的实现

HSR无需特殊的同步方式，同步包括采样、定值等同步，由于采样分布式采集，每个间隔子机需要收集所有其他间隔的采样数据，无法实现精确同步，各相电流则可能产生相位差，对应差动继电器，若差流过大时则可能引起误动。在整定定值时，从任一子机处整定，由本间隔子机将新定值信息同步到其他间隔，同步性保证了动作行为的一致性。

3.3 网络拓扑结构分析

采用星型网络拓扑结构，若一个中央主机出现故障时，则终端子机的通信中断，且主机端检修时，影响其它终端变电站运行。而采用环网拓扑结构时，网络中出现任一通道路由中断时，保护性能不受影响；且任一设备退出运行时，不影响网络中其它设备的运行，便于变电站运行和维护。

4总结

基于IEC 62439-3-2012的HSR技术，经济性好、网络结构简单可靠，当网络出现故障时，网络恢复无延时。其完全可以满足了纵联保护的要求，而各端保护可靠通信又能支持任一纵联保护检修退出而不影响其它设备运行的需求。采用IEC 61850标准设计，保证了各端变电站装置互联互通，有着很好的可扩展性与互操作性，具备良好的工程推广应用前景。

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作者简介：

黄浩生（1979-），男，浙江温岭，高级工程师，主要从事继电保护研究工作

汪萍（1962-），女，江苏南京，高级工程师，主要从事继电保护研究工作.