电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的设计

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的设计（精选8篇）

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的设计 第1篇

河 南 理 工 大 学 万 方 科 技 学 院

毕业设计（论文）任务书

专业班级 学生姓名

一、题目

二、主要任务与要求

三、起止日期 年 月 日至 年 月 日

指导教师 签字（盖章）系 主 任 签字（盖章）

年 月 日

—1—

河 南 理 工 大 学 万 方 科 技 学 院

毕业设计（论文）评阅人评语

专业班级 学生姓名 题目

评阅人 签字（盖章）职 称

工作单位

年 月 日

—2—

河 南 理 工 大 学 万 方 科 技 学 院

毕业设计（论文）评定书

专业班级 学生姓名 题目

指导教师 签字（盖章）

职称 年 月 日

—3—

河 南 理 工 大 学 万 方 科 技 学 院

毕业设计（论文）答辩许可证

经审查，专业 班 同学所提交的毕业设计（论文），符合学校本科生毕业设计（论文）的相关规定，达到毕业设计（论文）任务书的要求，根据学校教学管理的有关规定，同意参加毕业设计（论文）答辩。

指导教师 签字（盖章）

年 月 日

根据审查，准予参加答辩。

答辩委员会主席（组长）签字（盖章）

年 月 日

—4—

河 南 理 工 大 学 万 方 科 技 学 院 毕业设计（论文）答辩委员会（小组）决议

院（系）专业 班 同学的毕业设计（论文）于 年 月 日进行了答辩。题目 答辩委员会成员 主 席（组长）委 员（成员）委 员（成员）委 员（成员）委 员（成员）委 员（成员）委 员（成员）

答辩前向毕业设计答辩委员会（小组）提交了如下资料：

１、设计（论文）说明 共 页

２、图纸 共 张

３、评阅人意见 共 页

４、指导教师意见 共 页

—5—

根据学生所提供的毕业设计（论文）材料、评阅人和指导教师意见以及在答辩过程中学生回答问题的情况，毕业设计（论文）答辩委员会（小组）做出如下决议。

一、毕业设计（论文）的总评语

二、毕业设计（论文）的总评成绩

毕业设计答辩委员会主席（组长）签名

委员（组员）签名

年 月

—6— 河南理工大学万方科技学院本科毕业论文

摘要

电网继电保护及故障信息处理系统由主站系统、通信网络和子站系统3 部分组成。该系统的应用价值和作用主要体现在主站系统的功能设计上。在综合分析国内各种继电保护及故障信息处理系统的基础上, 着重论述了主站系统的硬件、软件平台构架及功能模块的设计。硬件平台构架的设计充分考虑了系统的独立性、安全性和可靠性;软件平台的设计对两种可行的方案进行了比较, 分析其合理性;功能模块的设计基于故障信息的合理分类从故障分析的各个角度对功能模块进行合理划分。最后简要地展望了主站系统未来的发展趋势。

关键词：继电保护;故障录波;故障信息处理;管理信息系统;系统设计。

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目 录

1.绪论.........................................................10 1.1 继电保护研究现状...........................................11 1.2 系统保护..................................................11 1.3 继电保护发展趋势..........................................12 1.4 常用保护..................................................15 1.5 基本任务及要求............................................15 1.6基本原理....................................................18 1.7继电保护组成................................................19 1.8 系统概述..................................................19 2.硬件平台设计................................................21 2.1 主站系统的独立性...........................................21 2.2 主站系统的可靠性..........................................21 2.3 主站系统的安全性..........................................21 2.4 主站系统的硬件平台........................................22 3．软件平台设计................................................22 4．应用功能设计................................................25 4.1 主站系统的信息划分.........................................25 4.2 主站系统的应用功能划分.....................................25 5.结语.........................................................30

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1.1 继电保护研究现状

随着电网规模的扩大和全国联网的发展,电力系统中投入电网的各种保护、自动装置、故障录波器等设备越来越多。在出现故障时，这些设备记录了大量的数据和信息,如何综合利用这些信息来判断故障的元件和性质、故障重演、保护动作分析和录波分析，已成为分析电力系统事故和辅助调度员进行故障处理的重要课题。目前，网络通信技术得到了快速的发展，变电站已经具备了以数据方式向电网调度中心传输各种信息的能力，如何有效地综合运用这些信息从而提高整体调度智能信息化水平成为推动电网故障信息系统研制开发的主要动力。

1.2 系统保护

实现继电保护功能的设备称为继电保护装置。虽然继电保护有多种类型,其装置也各不相同,但都包含着下列主要的环节：①信号的采集，即测量环节；②信号的分析和处理环节；③判断环节；④作用信号的输出环节。以上所述仅限于组成电力系统的各元件（发电机、变压器、母线、输电线等）的继电保护问题，而各国电力系统的运行实践已经证明，仅仅配置电力系统各元件的继电保护装置，还远不能防止发生全电力系统长期大面积停电的严重事故。为此必须从电力系统的全局和整体出发，研究故障元件被相应继电保护装置动作而切除后，系统将呈现何种工况，系统失去稳定时将出现何种特征，如何尽快恢复系统的正常运行。这些正是系统保护所需研究的内容。系统保护的任务就是当大电力系统正常运行被破坏时，尽可能将其影响范围限制到最小，负荷停电时间减小到最短。

大电力系统的安全稳定运行，首先必须建立在电力系统的合理结构

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1计算机化

随着计算机硬件的迅猛发展，微机保护硬件也在不断发展。电力系统对微机保护的要求不断提高，除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，与其它保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力，高级语言编程等。这就要求微机保护装置具有相当于一台pc机的功能。继电保护装置的微机化、计算机化是不可逆转的发展趋势。但对如何更好地满足电力系统要求，如何进一步提高继电保护的可靠性，如何取得更大的经济效益和社会效益，尚需进行具体深入的研究。

2网络化

计算机网络作为信息和数据通信工具已成为信息时代的技术支柱，它深刻影响着各个工业领域，也为各个工业领域提供了强有力的通信手段。到目前为止，除了差动保护和纵联保护外，所有继电保护装置都只能反应保护安装处的电气量。继电保护的作用主要是切除故障元件，缩小事故影响范围。因继电保护的作用不只限于切除故障元件和限制事故影响范围，还要保证全系统的安全稳定运行。这就要求每个保护单元都能共享全系统的运行和故障信息的数据，各个保护单元与重合闸装置在分析这些信息和数据的基础上协调动作，确保系统的安全稳定运行。显然，实现这种系统保护的基本条件是将全系统各主要设备的保护装置用计算机网络联接起来，亦即实现微机保护装置的网络化。

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1.4 常用保护

传统保护

1、电流保护。多用于配电网中，分为：电流速断保护、限时电流速断保护和定时限过电流保护。

2、距离保护。

3、差动保护。新兴保护

基于暂态的保护，如行波保护等。

1.5 基本任务及要求

电力系统继电保护的基本任务是：

(1)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，保证其他无故障部分迅速恢复正常运行。

(2)反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件(如有无经常值班人员)而动作于信号，以便值班员及时处理，或由装置自动进行调整，或将那些继续运行就会引起损坏或发展成为事故的电气设备予以切除。此时一般不要求保护迅速动作，而是根据对电力系统及其元件的危害程度规定一定的延时，以免暂短地运行波动造成不必要的动作和干扰而引起的误动。

(3)继电保护装置还可以与电力系统中的其他自动化装置配合，在条件允许时，采取预定措施，缩短事故停电时间，尽快恢复供电，从而提高电力系统运行的可靠性。

电力系统继电保护的基本要求是：

继电保护装置为了完成它的任务，必须在技术上满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性四个基本要求。对于作用于继电器跳闸的继电保护，5河南理工大学万方科技学院本科毕业论文

能满足灵敏性要求的继电保护，在规定的范围内故障时，不论短路点的位置和短路的类型如何，以及短路点是否有过渡电阻，都能正确反应动作，即要求不但在系统最大运行方式下三相短路时能可靠动作，而且在系统最小运行方式下经过较大的过渡电阻两相或单相短路故障时也能可靠动作。

系统最大运行方式：被保护线路末端短路时，系统等效阻抗最小，通过保护装置的短路电流为最大运行方式；

系统最小运行方式：在同样短路故障情况下，系统等效阻抗为最大，通过保护装置的短路电流为最小的运行方式。

保护装置的灵敏性是用灵敏系数来衡量。4）可靠性

可靠性包括安全性和信赖性，是对继电保护最根本的要求。安全性：要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动。

信赖性：要求继电保护在规定的保护范围内发生了应该动作的故障时可靠动作，即不拒动。

继电保护的误动作和拒动作都会给电力系统带来严重危害。即使对于相同的电力元件，随着电网的发展，保护不误动和不拒动对系统的影响也会发生变化。

以上四个基本要求是设计、配置和维护继电保护的依据，又是分析评价继电保护的基础。这四个基本要求之间是相互联系的，但往往又存在着矛盾。因此，在实际工作中，要根据电网的结构和用户的性质，辩证地进行统一。

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1.7 继电保护组成

一般情况而言，整套继电保护装置由测量元件、逻辑环节和执行输出三部分组成。

测量比较部分

测量比较部分是测量通过被保护的电气元件的物理参量，并与给定的值进行比较，根据比较的结果，给出“是”“非”性质的一组逻辑信号，从而判断保护装置是否应该启动。

逻辑部分

逻辑部分使保护装置按一定的逻辑关系判定故障的类型和范围，最后确定是应该使断路器跳闸、发出信号或是否动作及是否延时等，并将对应的指令传给执行输出部分。

执行输出部分

执行输出部分根据逻辑传过来的指令，最后完成保护装置所承担的任务。如在故障时动作于跳闸，不正常运行时发出信号，而在正常运行时不动作等。

1.8 系统概述

电网继电保护及故障信息处理系统是由子站系统、主站系统和连接二者的通信网络构成。系统的总体结构如图1 所示。子站系统的主要任务是负责采集变电站内的微机保护装置、故障录波器及各种电子智能设备的信息, 并负责把这些信息规范化后上传至主站系统。子站系统安装于厂站现场, 采用分布式结构, 一般包含多个子站, 每个子站一般由一台保护管理机或集控中心来完成站内装置信息的采集和通信。

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2.硬件平台设计

2.1 主站系统的独立性

主站系统侧重于在电网发生故障后实时地进行故障处理和故障分析,E M S 等侧重于电网正常运行时的实时监视和控制。因此, 主站系统与E MS 等现有系统应该是相互独立的, 所以宜采用相对独立的硬件平台, 以避免不同系统之间的干扰。

2.2 主站系统的可靠性

电网故障的突发性决定了主站系统必须具有很高的可靠性, 以保证故障时故障信息的可靠上传。为此, 采用冗余设计, 设置两台服务器作为主/ 备用通信服务器, 且每台通信服务器均可通过拨号网络或电力专线数据网络与子站系统通信。同时, 通信服务器最好采用U N IX 操作系统和基于U N IX 的底层通信服务, 因为U N IX 具有W in do w s 无可比拟的安全可靠性和灵活开放性。

2.3 主站系统的安全性

根据我国电力二次系统安全防护的总体要求,电网继电保护及故障信息处理主站系统的大多应用属于二级安全区的非控制生产区, 而W e b 信息发布的应用应属于三级安全区的生产管理区。根据安全等级和防护水平的要求, 主站系统的二级安全区与三级安全区之间应该设置安全隔离的硬件防火墙,并采取签名认证和数据过滤等措施。此外, 为了防止主站系统的数据遭到网络黑客或病毒的侵扰, 主站系统与外部系

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有如下两种设计方案:方案1 : 采用通信服务层和应用服务层2 层软件体系结构, 直接操作数据库。如图3 所示, 该方案结构简单, 易于实现。

方案2 : 采用3 层软件体系结构, 即在方案1 的基础上, 把通信服务层和应用服务层中的数据访问逻辑独立出来构成数据访问服务层。如图4 所示。

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数据的一致性。

4．应用功能设计

4.1 主站系统的信息划分

主站系统所处理的信息都来源于各个子站, 从时间上可以划分为电网正常时的信息和电网故障时的信息。此外, 还可以按照不同的角度对这些信息进行划分。

a.按照信息的来源不同, 分为: 来自录波器的录波文件列表和录波文件, 来自微机保护装置的开关变位信息、保护动作信息、故障简报等, 来自其他采集装置的状态信息等。

b.按照信息的类型不同, 分为开关量信息(开关信息、保护动作信息等)和模拟量信息(电压、电流等)。

c.按照信息的意义不同, 分为动作类、状态类、自检类等。d.按照故障时信息到达主站时间的优先不同,依次分为: 故障简报, 保护动作信息、开关变位信息、保护的录波数据等, 故障录波器的录波信息等。

e.按照获得信息的方式不同, 分为主站召唤的信息和子站上传的信息。另外, 主站系统还可以允许用户对到达主站的信息自定义分类, 例如分为重点信息、一般信息和次要信息等, 以方便用户识别重要信息。主站系统的应用都是基于以上信息进行信息管理和故障分析的, 不同的信息分类方式直接关系到应用功能模块的设计。

4.2 主站系统的应用功能划分

主站系统的作用主要定位于电网发生故障后实时/ 准实时的故障

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息过滤配置、信息规范化、对信息加以分类从而识别和剔除误传信息等, 以方便后续的故障诊断和故障分析基于有效信息进行。

c.故障发生后, 主站系统必须提供各种完整分析模块, 最大化地利用所有的信息帮助用户全面分析故障。波形分析模块能分析录波文件, 显示各个通道数据的波形, 并可进行谐波、相量图、序分量、功率以及高频信号、开关信号等的分析。故障诊断专家系统模块帮助用户定位故障元件, 并分析哪些保护误动、拒动或是正确动作。故障测距模块提供多种单端和双端测距算法, 精确定位线路故障地点, 针对线路两端录波数据不完全同步的情况, 系统提供了基于电压模值稳定和基于不同步角计算的非同步双端测距算法进行测距, 还可以辅助以过零点、突变量、人工调节等多种原理性和可视化的同步手段, 使同步误差限制在一个采样点以内, 进而利用同步测距算法, 提高双端测距的准确性。动作行为分析模块通过分析保护的动作原理并用实际测量值验算动作方程来分析保护动作的行为, 可以帮助用户找到保护误动/ 拒动是否是整定值不适合所引起, 或者是保护本身原理的缺陷所引起。

d.故障开始后, 子站系统按照信息的优先权来分批传送各类故障信息。主站系统对故障的处理过程是按照信息到达主站的时间先后进行逐级分析,并最终形成完整的故障分析报告。整个过程是分时间、分层次的, 这样处理将方便调度分析人员逐步认清故障的性质和原因, 分析故障过程兼顾了快速判断和全面分析的效果。其关系如图5 所示。

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c.主站系统应进一步提高故障智能诊断水平,增加故障辅助决策等功能, 例如可以提供网络等值计算、继电保护整定计算、故障状况评估和故障恢复辅助系统等模块, 使该系统真正发展成为一个全方位的故障处理系统。

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o t e e tiv e R e la y irlg a n dF a u lt R e e o r d e r).电力系统自动化(卢L u to m a t io n o f E le e t r ie Po w e rS ys t e m s), 2 0 0 3 , 2 7(1): 7 2 一7 5 5.张超, 房若季(Z h a n g C ha o , F a n g R u o ji).改进的1 2 5 5 压缩算法在故障信息文件远传中的应用(A pp lie a tio n o f R e m o v o d L Z SSA lg o r it h m in R e m o te T r a n s m zs s 一o n o f F a u lt In fo r m a t io n File s).电网技术(Po w e r S y s t e m f e e hn o lo g y), 2 0 0 3 , 27(6): 4 2 一4 4

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的设计 第2篇

一、引言 在发生严重故障或复杂故障的情况下，调度值班人员和继电保护运行管理人，员需及时准确地了解故障情况，快速地判断故障发生的地点、性质及严重程度，科学地分析故障原因，并采取及时正确的措施缩小故障范围、避免事故扩大、减少故障损失，这些都要求建设一个技术先进、安全性高、可靠实用、开放性好、可扩展性强的继电保护及故障信息管理系统，实现继电保护运行管理、故障分析、辅助决策等主要功能，并与现有的变电站综合自动化系统、EMS系统、MIS系统等互联互通。

继电保护及故障信息管理系统由主站系统和子站系统组成，本文主要就河南南阳220kV遮山变电站改造及运行过程的实际情况进行分析，对继电保护及故障信息管理系统子站的应用提出一些着法。

二、系统结构 22OkV南阳遮山变电站是南阳局所属的6座220kV变电站之一，设计规模为：OSFPS8-120000/220自耦主变2台，均为有载调压；220kV出线4回，母联兼旁路1回，采用双母线带专用旁路接线；1lOkV出线7回，分段1回，专用旁路1回，采用单母线分段带旁路接线；35kV出线8回，分段1回，专用旁路1回，4回电容器，采用单母线分段带旁路接线。

遮山变子站需接入的不同厂家保护设备种类较多，主变保护采用南自厂的WBZ-500，220kV线（旁）路保护采用许继的WXH-l1、WXH-

15、WXH-802、南瑞继保的LFP-901A、北京四方的CSL-103，22OkV母线保护采用南瑞继保的RCS-915A，1lOkV线（旁）路保护采用许继的WXH-811和南瑞继保的RCS-914D, 1lOkV母线保护采用南瑞继保的RCS-915A,HOW母联保护采用南京中德的NSP788，35kV出线分段旁路及电容器保护采用南京中德的NSP788和NSP782，录波器分别是南京银山的YS-8A和深圳双合的WGL-12。

遮山变子站系统采用分层分布式结构，系统的纵向结构分为站控层和间隔层两层结构，层间传输介质采用光纤。

（一）间隔层

间隔层配有保护通信管理机1台，加插MOXA多串口卡1块，并配有RS-232/422（485）转换器若干，独立组屏，保护设备均分散安装在各保护屏上，全部通过串口和管理机通信（所有保护皆不支持网络功能）实现各种保护的规约转换（不具备串口接入的老保护、设备仍以硬接点接入监控系统）。其结构示意图如图1。

1．两种接入模式的比较

保护装置和故障录波器接入子站系统的保护通信管理机一般有直接和间接接入两种模式。两种接入模式的特点见表1。

2．接入模式的选择 考虑到遮山变子站接入的国内外的保护种类繁多，同一厂家的不同类型的保护装置都采用不同的规约，为了实现规约的统一化和标准化，最好采用间接接入的模式，即各厂家的保护装置都通过自己的规约转换器与子站的保护通信管理机通信，通讯规约采用标准的IEC60870-5-103规约，这样可以大大降低接口的复杂程度，维护起来更加容易。但由于南阳变是改造站，有些装置早在1994年就已投运，要求各厂家都采用各自的规约转换器通信的难度较大，综合遮山变的实际情况，决定采用直接接入模式。

另外，由于故障录波数据量较大，所以调试时曾希望与故障录波器通过以太网进行通信，但YS-8A是1996年投运的老产品，不支持网络功能，只能通过串口进行通信，这就大大增加了录波数据读取的时间，子站系统的性能受到影响。而据WGL-12厂家介绍录波数据目前只能保存在装置中不能送出，所以暂时无法取到WGL-12的录波数据。

3．与主站的通信

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的设计 第3篇

1.1 变电站端

在变电站端设置专门的子站系统, 所有数据采集和分析系统的硬件单独组屏, 尽量不影响原有保护和录波装置的独立运行性能。管理屏通过Modem与调度端中心站连接, 通过工控机与现场设备连接。工控机经由插在IPC中的多功能MOXA卡将RS-232信号转换成RS485/422信号, 同时进行串行口扩展, 经双绞线连接到站内微机保护和故障录波设备。管理屏装设一台GPS授时装置, 为了尽量减少对运行装置的影响, GPS仅采用了“软对时”方式, 即GPS只校正工控机的时钟, 工控机再通过串口为所连接的装置对时。非微机保护装置及其它监控信号以开关量的方式接入变电站管理屏。

工控机以各连接设备的通讯协议接收数据后, 将数据格式进行转化, 录波器数据格式转化

为ANSI/IEEE c37, 111-1991 COMTRADE格

式, 保护报告转成文本文件, 以TCP/IP协议与调度端中心站进行数据传输。

1.2 中心站端

中心站设一台通讯主机和一台数据管理服务器。通讯主机通过MODEM经专用微波话路与变电站管理屏连接, 系统发生故障后可同时接收相关变电站上传的信息, 经分析处理后将最终数据存入管理服务器。服务器负责存储、统计所有变电站的信息, 对接收的数据经过初步分析, 并经维护人员归纳、总结后通过Interne发布, 每个终端可以共享服务器提供的标准化数据及资源, 实现整个局域网对最新故障数据的共享。同时, 调度员可以浏览管理服务器上原始的故障数据及波形信息。通讯主机与服务器之间遵循TCP/IP (FTP) 协议。

2 系统功能

2.1 故障信息的及时、准确处理功能

变电站管理机能自动完成对本站所连接的保护和录波装置的正常查询、动作报告和自检报告的自动搜集和分析处理, 当分析到有保护跳闸报告时能自动拨号将报告上传至中心站, 并在管理机上以醒目的方式就地显示, 实现了对所有连接装置动作信息的自动管理, 提高了故障处理的自动化水平。

管理屏的GPS装置可以精确地同步各装置的时钟, 极大地提高了系统故障分析的准确性, 消除了因时钟的影响而造成事故分析不便的隐患。

通过远传系统, 继电保护各级管理部门在系统发生故障时可以及时、准确取得有关数据而无须赶到现场, 缩短了处理故障的时间。

中心站后台软件具有完善的分析工具对上传的数据进行分析, 如故障测距、波形分析、矢量计算、谐波分析等。故障测距提供了多种算法, 为故障点的查找带来很大方便。双端测距算法的实现, 大大提高了故障测距的精确度, 这也正是本系统实现的最有效、实用的故障处理功能。

2.2 运行设备的远方监控、维护功能变电站定时对连接装置进行巡检,

一旦装置有自检异常报告, 自动收集并保存, 同时可以就地显示或声响等方式提醒运行人员。管理机每天自动调取一次各装置定值, 也可由中心站远方操作随时调取装置定值。可自动记录接入变电站管理屏的开关变位情况并给出汉化的变位信息和有关提示。

在中心站可以远方调取各连接装置的实时采样数据及波形、装置自检报告、开关变位状况、当时定值等, 监视装置的运行状况。对录波装置, 还可以实现远方启动录波的功能。

2.3 故障信息的管理、统计功能

中心站服务器管理系统的设计基于Browser/Server模式, 采用满足国际技术标准的通讯协议及数据库环境, 实现数据库的管理功能。接入本系统的所有装置的动作信息、自检信息及录波数据都记录在数据库中, 可以方便地进行不同条件的查询和统计, 如按照单位、厂站、线路名、开关号、保护及录波装置型号等, 同时, 要求该软件具备查询或统计后相应数据的转存、备份、删除等功能。

3 使用情况

3.1 连接装置

线路保护装置:南自厂生产的WXB-11C/15型保护和南瑞生产的LFP-900系列保护故障录波装置:南京银山公司生产的YS-8A录波器和电自院远动室、深圳深宁公司生产的WDS-2B录波器变压器保护装置:南自厂生产的WBZ-03、04保护和南瑞生产的LFP-970系列保护开关量信号:根据各厂站的需要接入目前无法监测到的信号。如各电压等级母线接地信号、装置直流电源消失信号等。

3.2 系统特点

3.2.1 保护及录波装置的动作、自检报告在变电站端经过数据格式转换后,

文件体积比较小, 传输速率较高, 同时, 通讯模块软件支持断点续传, 缩短了占用通道时间, 提高了远传成功率。

3.2.2 对变电站连接的各种装置的通信软

件采用了模块化设计。对不同厂站的设备通过连接装置的设置完成通讯软件设置, 而无需重新编制软件, 当变电站扩容或设备变更时, 站端软件调整、维护工作量小, 使用方便。

3.2.3 中心站软件具备灵活、丰富的故障分

析功能。可以显示有关电气量的曲线和相量, 当光标在曲线上移动时, 可实时显示光标所在位置各电气量的有效值、瞬时值、相角、谐波值等;可对选定的曲线进行叠加、拉伸、压缩、放大、缩小等显示。

3.2.4 提供了对故障线路的多种测距算法, 有单端测距、双端测距、对侧助增测距。

3.3 存在问题商榷

3.3.1 为了确保电网故障时故障数据自动

上传的时效性、准确性, 中心站与变电站之间传输通道最好是数据网通道。在不具备数据网而用微波电话传输时, 要求通讯软件具有很强的容错能力, 否则难以实现电网故障时故障数据的自动上传, 中心站向下访问也容易受阻, 大大影响了对电网故障的判断、处理。

3.3.2 变电站端系统连接保护及录波设备

后, 抗干扰问题应予以高度重视。保护和录波装置连接的规约转换盒应是有源设备, 以提高其抗干扰能力。从保护串口到变电站管理屏的整个回路 (包括规约转换盒、双绞线、串口转换及扩展MOXA卡) 的抗干扰能力都应满足抗干扰的要求。

3.3.3 故障信息系统建设时应同时建立起变电站二次设备参数数据库,

该数据库由变电站端系统填写和修改, 与变电站主接线图、二次设备分布图的绘制相结合, 一次完成。调度端中心站可以调用该数据库并可实现所有联网变电站二次设备参数的查询、统计等管理功能。

3.3.4 变电站管理机不仅要实现对连接设

备的访问, 而且要进行智能管理。如对设备的定值、定值区号、开入量、连接情况等进行监视, 记录其变更时间及变更内容, 根据预先设定的优先级别进行相应处理。

3.3.5 变电站端与保护和录波装置通讯的管理软件时序配合上应合理,

应能确保与设备连接畅通, 否则变电站管理屏经常出现与设备连接不上的现象。

3.3.6 中心站对变电站端设备的访问不能

仅通过一台通讯主机进行, MIS网上已被授权的其它终端应能通过该机访问变电站设备。

结束语

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的设计 第4篇

【关键词】电力系统；继电保护；故障；处理对策

引言

随着经济的快速发展以及科学技术的不断进步，生活用电和商业工业生产用电设备增加，对电力企业的供电质量和供电安全提出了更高的要求。下文将对电力系统故障和故障处理措施进行分析。

1.电力系统继电保护装置的应用原理

在电力系统的重要电力设备上安装继电保护，当设备出现电流、电压等异常时，就会发出报警信号，从而提醒相关工作人员进行故障检查。同时，继电保护装置还能在紧急状况下迅速向所控制的断路器发出跳闸命令，进而降低故障发生所带来的危害[1]。

2.继电保护装置具备的基本性能

2.1可靠性。可靠性是继电保护装置需要具备的基本特性。因为电力系统在运行过程中，各个设备的电流量和电压都会发生不同程度的波动，而有些波动属于正常现象，但是有些波动则是系统故障造成的。这就需要继电保护装置做出正确的判断，能够结合具体的运行情况正确发挥其功能。可靠性还指其保护动作的有效，因为有些保护动作并不能起到保护动作，会扩大故障的严重性，经过科学的合理分析并进行反复测试，才能投入使用[2]。

2.2选择性。当电力系统出现故障时，继电保护装置需要有选择的进行故障切除。比如当线路A出现了问题，那么其保护动作只能对线路A发生作用，而不能影响到相邻的线路B，同样的道理，在进行电力设备的故障处理时，也需要有选择性的进行，不能影响到其它设备的正常工作。

2.3速动性。速动性是指继电保护装置对于故障处理的效率要高，尽可能在最快的时间内将设备或者线路故障控制起来，如果保护动作太慢，就会在短时间内将故障影响扩展到更大的范围内，从而给电力系统的整体运行带来危害，并且需要在后期投入较多的维修费用。

2.4灵敏性。灵敏性是在当电力系统出现故障时，继电保护装置是否能够及时发现，因为如果继电保护的灵敏度太低，就会出现对故障感应能力不足，尤其是对于一些隐蔽性的运行问题，难以发现，进而造成较大的电力事故。继电保护装置只有在具备以上三种性能的前提下，才能确保其工作性能得到做大程度的发挥，同时，三种性能是相互依存，缺一不可的，因此，在日常的系统维护中，要对继电保护装置进行定期检查，及时发现存在的问题，避免影响正常的电力设备和线路保护工作。

3.电力系统继电保护的常见故障分析

3.1电流互感器饱和故障。当电力系统的设备所承载的负荷在短时间内突然增加时，就会导致常见的短路现象，而发生短路时，从设备中流通的电流量就会瞬间增大，尤其是在靠近系统终端的电力设备中出现短路，其电流量甚至能够达到额定电流量的100倍，这样就会降低继电保护装置的灵敏度，还会出现拒动的情况。而电流互感器的饱和程度越严重，对于保护器产生的影响就越大，甚至可能会引导继电保护装置发出不正确的保护动作，进而对电力系统的正常运行造成重大影响。

3.2继电器触点故障。继电器触点的性能决定着继电保护工作的灵敏性，如果出现故障，会降低继电保护装置的整体效果。其性能受到触点材料、负载类型、工作频率等影响，非常容易出现故障问题。比如触点磨损、触点失灵等。

3.3二次电压回路故障。二次电压回路出现故障直接导致的后果是继电保护装置拒动或者误动，会给系统运行的可靠性和稳定性带来非常大的影响。造成出现二次回路故障的原因是，第一，中性点接地方式不正确，一般表现为未接地或者接地点过多。第二，继电保护装置的三角口电压回路出现异常，原因可能是机械问题，或者操作习惯问题，具体根据现场的检测结果进行判断。第三，二次电压回路出现失压现象，这是继电保护装置中最为常见的问题之一，普遍是由于各类开断设备性能不足以及回路设计不完善导致的。

4.继电保护故障的处理措施

4.1替换法。替换法是故障处理中较为快速有效的解决方法，因为在实际的故障检修过程中，在短时间内不容易判断出到底是哪个设备元件出现问题，为了避免给实际运行到来较大的影响，可以将怀疑出现故障的元件替换掉，看故障是否已经排除，如果排除，说明是该元件出现问题，如果没有排除，则继续对其它所怀疑的元件进行替换，进而不断缩小故障查找的范围。

4.2参照法。参照法就是将正常的电力设备和出现问题的设备进行对比，包括外观对比和技术参数的对比，这样也能够在较短的时间内找到故障点。需要注意的是，必须保证两个进行对比的电力设备参数一致、规格一致、性能相同，不然得出的对比结果就没有意义。

4.3短接法。短接法一般应用于检测存在于电流回路开路、电磁锁失效、切换继电器无效 、判断控制等转换开关接点的故障上。具体的操作方式：利用短线连接电路回路的其中一个部分，进而根据经验判断这个部分是否存在故障，然后不断排除正常的电路，缩小检测范围，直至找到真正的故障点。

4.4回路拆除法。回路拆除法主要用来解决上文中提到的二次回路故障。为了确认继电保护装置具体的二次回路故障发生位置，可以按照顺序先将二次回路进行拆除，在拆除的过程中，可以根据具体的反映判断出是哪个部分出现了问题。需要注意的是，在拆除下一个回路之前必须将上一个回路装好，以免出现零件丢失等问题。

5.结论

电力系统运行的安全性和稳定性不仅关系着人民日常的用电安全，更与电力企业的经济收益息息相关，如果系统故障频繁发生，就会导致企业形象受损，而且后期的维修费用也会大大增加，不利于企业的健康持续发展。而为证电力系统的正常运行和人民的安全用电。

参考文献

[1]张恒.电力系统继电保护常见故障分析及处理对策[J].机电信息，2014，（27）：59.

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的设计 第5篇

摘要：在整个电力系统之中，要实现对其整体结构的有效保护，往往都会使用继电保护装置。该装置关系着整个系统运行的安全性，与此同时还可以有效防范各类故障。从当前的发展情况来看，电力系统规模日渐扩大，这就给电力设备以及电力负荷都带来了极大的压力，从而给继电保护装置提出了一定要求。对此，这就必须在日常运行过程中加大继电保护监管，根据存在的问题优化处理措施，从而保证系统运行安全和效率。

关键词：电力系统；继电保护故障；处理措施

一、继电保护的常见故障分析

1.1开关设备的故障

继电保护开关设备故障，主要是继电保护装置和电力系统之间的不配套所致，这就要求，在继电保护设备选用过程中，应该确定电力系统的工作强度，进而选择与工作负荷相匹配的继电保护设备。可是随着经济的迅速发展，许多地区的电力系统都大大增加了用电负荷，继电保护设备并没有由于工作强度的增加而进行对应的处理，最终导致故障发生。在工作中，由于继电保护设备有超负荷运转、老化以及开关设备负荷密集的情况发生，从而使开关设备不能适应继电保护工作的需求，进而对继电保护设备的精准度产生影响。当继电保护设备对电力系统不能进行准确检测时，就会对电力系统的正常工作产生影响。

1.2电流互感饱和问题

不断加大继电保护设备终端负荷，会在电力系统运行过程中有短路情况发生，使电力系统中的电流负荷加大，导致一系列状况发生。比如，在短路过程中所产生的电流经常超出电流互感器额定电流上百倍，可是由于电流互感器的误差和短路电流的倍数之间呈现正比关系，继电保护设备对短路故障发出的指令会由于电流过大而导致灵敏度下降的情况。

1.3继电保护设备的问题

在继电保护故障中经常有设备故障的问题发生。继电保护设备的工作原理和理论都很成熟，在工作中故障检测办法大致一样，其不同主要表现在不同电力系统中工作负荷不同，对继电保护设备的要求也会不同。所以在对继电保护设备进行安装时，要与电力系统工作负荷相结合选择适当的设施。可是在实际工作中，经常有设备不达标的情况，从而使整个继电保护设备不能正常运行，对继电保护系统的工作效果造成影响。

二、电力系统继电保护处理措施

2.1常用电力系统继电保护故障排查措施

现阶段在电力系统中继电保护装置故障排除措施主要包括电位测量、负荷检查、直接观测、故障排查等方面。其中故障排除法主要是通过对电力系统继电保护装置内部故障位置与非故障位置的对比分析，结合电位测量措施对故障位置进行全面勘测。如在倒闸操作控制回路、断路器辅助节点及其串联节点故障排除时，可利用万用表电阻挡分区排除措施，根据万用表保护屏预警信号的出现情况确定具体的故障方式位置；而直接观察法要求线路巡查工作人员对整体继电保护装置进行全面核查，通过对继电器内部零件运行情况及接线头运行情况进行综合分析，确定线路故障位置，并采取适当的继电保护装置内部零件更换措施。必要情况下可结合其他设备进行测量判定工作，如针对高频通信异常情况，可根据滤波设备上桩头运行数据，结合滤波设备测量下桩头的措施，确定相应的电缆线路故障位置。

电位测量法主要通过二次回路各节点直流电压、电流检测的方式确定相应的继电保护故障发生方位，同时在实际应用中电位测量法还可以对开关控制回路导致的继电保护装置故障进行有效的分析，如开关回路断线、保护开关拒合、位置指示装置不明等；在电力系统继电保护故障排除过程中若出现交流回路故障，可利用负荷检测法进行处理，其主要通过合理的装置电气量选择，在参考电压或者参考电流一定的基础上确定相应的参考节点，可选择控制开关对侧或者本侧断路器潮流之和作为参考节点，通过对二次电流电压回路及其相位等电气量参数的控制，可获得相应的故障发生数据。

2.2电力系统继电保护故障分析系统

故障分析系统在电力系统继电保护装置故障处理方面具有重要作用，其主要通过对继电保护故障的仿真分析，确定相关继电保护装置数据信息，从而进行相关继电保护装置设备参数的设置。在电力系统继电保护故障分析系统运行过程中，其可根据实际设备运行情况，如保护动作跳闸等，进行具体数据参数的显示，然后通过仿真数据与实际运行数据的对比分析，确定相关的继电保护故障处理方案。在实际运行过程中，电力系统继电保护故障处理系统可根据相应的故障发生情况进行仿真数据模拟，便于各种保护动作的合理配置。在继电保护装置硬件设计过程中需要依据电网硬件平台进行网络层拓扑架构的设置，依照相应的电力系统运行特点逐步开展继电保护装置故障信息的采集、分析、处理，便于整体继电保护系统智能一体化效用的有效发挥。

2.3电力系统继电日常保护措施

在电力系统继电保护装置实际运行中，会受到多种因素的影响，而对电力系统继电保护装置进行适当的维护措施对于继电保护装置使用性能的提升非常必要。首先相关电力系统运行维护人员可结合继电保护装置运行情况，制定继电保护装置清洁工作规范，确定相关的继电保护装置清洁位置及标准，并控制其他电气设备与继电保护设备维持一定的距离，降低短路对继电保护装置的影响；其次在电气保护装置运行的相关阶段，电力系统继电保护装置工作人员可组织内部人员进行定期故障核查，利用电位测量、负荷检测等方法进行全面分析，及时发现继电维护设备运行故障，及时采取控制措施，并对继电保护装置检测维护工作进行记录管理，保证整体继电保护体系的完整。

2.4微机故障处理技术

微机保护装置的设置主要通过电子电路的合理配置对内部机电保护装置故障进行有效处理。在微机故障处理技术实际运行中经常会发生电场强磁场干扰的情况，因此在微机保护技术实际运行中需配合相关抗干扰措施同步运行。微机故障处理技术主要通过容错设计实现继电保护装置自我维护管理，通过冗余的设备在线运行可保证整体装置的持续运行，有效避免常规继电保护装置设计导致的装置运行障碍。在进行具体参数设置过程中，可采取定值设定、参数优化更新的方法进行权限设置，便于继电保护措施的有效实施。在我国电力系统的继电保护设备故障处理过程中，为了保证微机故障处理技术的有效实施可采取继电保护装置接地模式。促使整体装置外部与地面具有一定的接触面积，提高整体设备运行过程中微机设备的抗干扰能力，结合电磁干扰防护装置的应用，可对继电保护装置连接电缆进行屏蔽防护层的加设，保证整体微机故障处理装置的稳定运行。

三、结语

综上所述，致使电力系统继电保护装置产生故障的因素有很多，但不管是哪一种方面的原因，都将阻碍着我国电力行业的可持续发。所以为了将故障有效的处理解决掉，我们还应当提高各级工作人员的安全意识，并运用参照法、处理法、对比法、置换法、分段法对故障进行检测，并制定可行的故障处理对策，进而实现电力系统可持续发展的目标，且为人们生活提供有力的保障，最重要的是能够确保机组的可靠性与安全性。

参考文献：

电力系统继电保护典型故障分析 第6篇

案例11 施土留下隐患，值班员误碰电缆断面线路跳闸

事故简况：1989年2月16日，绥化电业局220kV绥化一次变电所值班员清扫卫生中，见习值班员齐××在清擦1号主变压器保护屏屏后地面时，拖布碰到该屏后地面上电缆断面，警报铃响，220kV分段兼旁路绿灯闪光，“掉牌未复归”光字牌亮，经检查直流接地信号继电器掉牌，无其他信号，一次设备无异常，汇报调度，按调度令拉开220kV绥海线断路器，合上220kV分段兼旁路断路器正常，随后，合上220kV绥海线断路器正常。

事故原因及暴露问题：按扩建工程二次图纸设计要求，主变压器直接接地零序保护接地后，先跳220kV分段兼旁路断路器，220kV分段兼旁路综合重合闸屏至1号主变压器保护屏控制电缆分段屏侧的正电“1”与手动跳闸起动回路“R33”两芯均已接线带电。1号主变压器保护屏侧电缆芯中的正电“1”与跳闸回路“R33”之间需串入直接接地零序保护2段时间继电器的滑动触点。因当时1号主变压器在运行中，所以未施工安装，该电缆盘卷在屏后地面上，1号主变压器保护屏电缆断面的“1”与“R33”线芯裸露在外。违反《继电保护和安全自动装置检验保安规程》检验工作中对下列各点应特别注意安全谨慎从事之5“拆下的带电线头，必须包扎稳固，做好记录，恢复时逐项核对”的规定，没有对裸露在外的带电电缆芯“1”与“R33”进行包扎，是发生事故的主要原因。

值班员对回路和施工情况不清楚，致使拖布碰擦电缆断面，造成“1”与“R33”两芯短路，是发生事故的直接原因。

事故暴露出继电人员工作责任心不强，裸露的电未包扎，也未向运行人员交待。

运行单位验收不细，把关不好。

防范措施：

(1)运行单位一定要加强验收把关工作，验收时一定要严、细。

(2)对运行设备的二次电缆，投运要制定详细的施工方案和安全措施。

(3)继电人员在工程完工后，要与运行单位进行认真、详细的交待，特别是遗留下来的未完工程，更应仔细交待，应告诫运行人员要注意的地方。

案例12 触碰跳闸回路，造成母差保护误动

事故简况：1986年7月3日16时16分吉林电业局铁东变电所倒闸操作，恢复220kV母线固定连接。运行人员在拉开220kV母差保护三极隔离开关时，因带有正电源的固定三极隔离开关的螺丝窜出，误碰到220kV母差保护跳闸回路，造成220kV母联断路器跳闸。

事故原因及暴露问题：

(1)该220kV母差保护是1986年5月10～20日检定的，试验人员对盘内线头及螺丝都进行了检查和加紧，但由于对三极隔离开关固定螺丝的管辖分工概念不清，故对三级隔离开关检查不细，三极隔离开关固定螺丝早已窜出的隐患没有及早查出，是发生事故的主要原因。

(2)运行人员在拉三极隔离开关前，没有对三极隔离开关进行检查，早已窜出的带正电的螺丝误碰起动220kV母联断路器跳闸继电器MLJ回路，造成220kV母线差动保护动作，跳开220kV母联断路器，是发生事故的直接原因。

防范措施：

(1)继电人员与运行人员对设备的维护分工要有明确的划分，消灭管辖分工概念不清的死角，防止因设备分工不明造成事故。

(2)应对端子排20cm以内进行全部细致的检查，对经常操作的连接片、隔离开关、重合闸试验按钮应加强检查维护，加强复查，将隔离开关固定螺丝焊死，运行人员操作时，应先检查后操作。案例13 保护装置元件绝缘老化、脏污，造成线路跳闸

事故简况：1990年2月10日，营口电业局盘山一次变电所1号所用变屏弧光短路，引起直流正极接地，致

使220kV阜盘线C相继电器动作，断路器跳闸重合成功。

事故原因及暴露问题：

盘山一次变电所控制室内与1号所用变压器交流屏并排按放的直流屏，在弧光作用下，发生直流系统正极弧光接地，是发生事故的直接原因。

继电人员对所维护的保护装置未能按《继自装置运管规程》4.2.4条“设备专责岗位责任：掌握装置缺陷情况，及时消除并贯彻和执行本专责设备反事故措施计划，搞好设备升级、定级工作”的规定执行，其中接地综合重合闸屏选相元件C相插件绝缘老化、脏污，未能及时发现和消除，在当时特定的潮湿空气中，使插件座上18端子与地之间绝缘电阻急剧变小，这样使继电器动作跳闸经试验K点绝绝缘电阻在较干燥的天气下，可达2MΩ，而当时只有0.6MΩ；是发生220kV阜盘线C相跳闸的主要原因。事故暴露出：

(1)直流屏与交流屏之间未加隔板，所以造成相互影响。

(2)盘山地区盐碱大，空气较潮湿，门窗密封不好，造成设备脏污。

防范措施：

(1)交、直流屏间应立即加上绝缘隔板，以减少其相互间影响。

(2)要把控制室门窗密封完好，防止尘土过多积存在屏内各端子上，特别要注意和防止室内 装置受潮。

(3)继电专责岗位责任制要加强，一定要严格执行《继自装置运管规程》的各项规定，维护好设备，加强设备的巡视、检查，及时消除设备的隐患，防止保护装置误动作。

案例14 气体继电器误动作，主变压器两侧断路器跳闸

事故简况：1990年5月18日，吉林通化电业局水洞一次变电所直流接地，2号主变压器轻、重瓦斯保护动作，两侧断路器跳闸，2号主变压器停电，次日，经检查后2号主变压器恢复运行。

事故原因及暴露问题：气体继电器接线柱槽盖，在制造结构上存在易脱落的缺点，当大风雨时，槽盖脱落后，槽内进入雨水，是气体继电器误动作的直接原因。

继电人员未按《继自装置运管规程》4.2.4条“设备专责岗位责任：掌握装置缺陷情况，及时消除并贯彻执行本专责设备反事故措施计划，搞好设备升级、定级工作”的规定执行，对气体继电器接线柱槽盖易脱落的缺陷掌握不够，不能及时消除、处理，是发生事故的主要原因。

变电运行人员在巡视检查工作中，没有发现气体继电器无防雨措施和及时处理，是发生事故的重要原因。

事故暴露出继电人员、变电运行人员等责任心不强，没能严格按“规程”规定做好本职工作。防范措施

(1)针对此次事故的教训，应认真对全局各主变压器的气体保护接线柱槽盖进行一次全面检查，防止同类性质事故再次发生。

(2)气体继电器安装、调试后，应在记录簿中记录防雨措施是否完善、好用。

(3)对气体继电器接地柱槽盖易脱落缺点，应列入技改项目，发动科技人员、广大变电、继电人员，提出改进意见。

(4)继电专责人和变电运行人员，要提高责任感，认真检查、巡视设备，发现问题要及时处理。

案例15 送电线路故障，保护误动导致一次变电所全停

事故简况：1990年12月22日，吉林延边电业局图门一次变电所，因下雨雪，造成送电线路覆冰，超过设计标准，220kV图延甲线导线覆冰40mm，覆冰和粘雪使导线不均匀下落，上下跳动，造成线路混线、短路。当天2时10分，图门一次变电所全停，检查时，发现220kV珲图乙线相差高频动作，断路器跳闸不重合；220kV图延甲线两侧高频方向和距离保护一段动作，断路器三相跳闸不重合(均在单相重合闸位置)；66kV图纸线低频动作，断路器跳闸。经省调指挥于3时13分图门一次变电所恢复正常。

事故原因及暴露问题：这次事故的起因是220kV图延甲线覆冰灾害所致。

220kV珲图乙线珲春电厂侧保护误动造成图门一次变电所全停的事故，主要是因为珲春电厂侧保护装置中有一寄生回路存在，这是珲春电厂继电人员违反《继自现场保安规定》3.14条“保护装置二次线变动或改进时，严防寄生回路存在，没用的线应拆除”的规定，在保护装置二次回路线变动和改动时，没有把没有用的线拆掉所致，是珲图乙线保护误动的主要原因。

电力载波中断，原因是载波机电源中断，这主要是所用电源不可靠，通信联系不通，延误了变电所恢复送电时间，是事故延长的主要原因。

事故暴露出：

1事故发生后，电厂、变电所等沟通信息时，情况不准确，给判断事故、恢复送电造成一定的困难。2图一次变电所所用电源不可靠，地调处理时不果断，应通过韦子沟变电所送电到图一次变电所。3图纸线是供造纸厂，而该厂有自备发电机在运行中，没有低频减载装置，故这次低频动作，说明该局对用户自备电源管理不善。

防范措施：

1要对一次变电所和重要的变电所所用电必须做到有外电源并有自动切换装置，确保所用电不间断。2要加强对继电、通信和变电运行人员的技术业务培训，运行人员的重点是事故处理和各种保护连接片的使用，保护动作信号的分析和故障录波器的使用；继电人员的重点是严格执行各种检验规程、保护和自动装置的检验，最终以整体试验和模拟运行状态下检验为准；通信人员的重点是熟悉设备和系统，会紧急排除故障。

3通过这次事故，要尽快完善事故时暴露的问题，如用户自备电源的管理等。

案例16 振动过大，造成保护误动线路单相跳闸

事故简况：1992年10月13日，齐齐哈尔电业局继电人员，在北郊变电所处理220kV二郊甲线重合闸灯不亮的缺陷，因继电人员不小心，使保护盘受力振动，将B相防跳继电器触点闭合，造成B相断路器跳闸的事故。

事故原因及暴露问题：继电保护工作人员在处理220kV二郊甲线重合闸灯不亮的缺陷时，违反《安规》(变电)第217条“在保护盘上或附近打眼等振动较大的工作时，应采取防止运行中设备掉闸的措施，必要时经值班调度员或值班负责人同意，将保护暂时停用”，也违反《继自现场保安规定》第3.6条“尽量避免在运行的保护屏附近进行钻孔或进行任何有振动的工作，如要进行，则必须采取妥善措施，以防止运行的保护误动作”等规定，继电人员在拔重合闸继电器时，由于用力过猛，致使保护屏(盘)受力振动过大，将B相防跳继电器的触点闭合，造成B相断路器跳闸，是发生事故的直接原因。

运行人员在线路跳闸事故处理时，违反《齐齐哈尔电力系统调度规程》以下简称《调度规程》第169条之四“装有同期装置的线路断路器跳闸，在确认线路有电压且符合并列条件时，可不待调度命令，自行同期并列或环并”的规定，当220kV二郊甲线B相保护误动造成断路器跳闸后，运行人员没有合同期把手，就进行强送，造成强送不成功，经调度同意切开其他两相后，再次三相合闸成功。运行人员技术素质低，没按《调度规程》执行，是事故延长时间的主要原因。事故暴露出继电人员对运行的保护盘上的工作，安全重视不够、麻痹大意，工作负责人监护指导不利。

防范措施：

(1)在运行的保护盘上工作，对有可能发生较大的振动时，应派有经验的人员去进行工作，并在工作前详细研究，制定减轻振动的方法和注意事项。

(2)在运行的控制和保护盘上工作前，要做好危险点的分析，对在盘上工作的继电人员要详细交待，使每位继电工作人员都能提高警惕，并指派有经验的继电人员做监护人，监护人要认真负责，不间断地监护，随时指导和纠正不安全的动作。

具有故障保护功能的数据采集系统 第7篇

图1，通道保护器可防止传感电路受瞬态电压冲击。

图2，通道保护器将瞬态过压箝位在安全电平内。

当出现某种故障时，通道保护器输入端电压就会超过一个由电源电压减去 MOSFET 阈值电压设定的电压。如果发生正过压，则这一电压是 VDD-VTN ，其中 VTN 是 NMOSFET的.阈值电压(典型值为 1.5V)。如果发生负过压，则这一电压是 VSS-VTP，其中 VTP 是 PMOSFET的阈值电压(典型值为 -2V)。当通道保护器的输入超过上述两个设定电压中任何一个时，保护器都能将输出箝位在这两个电压值以内。NMOSFET和PMOSFET都具有双向故障保护和过压保护功能，所以它们的输入和输出端可以交换使用。图 3 显示出了正过压情况下的设定电压和 MOSFET 状态。

图3，在出现正过压时，设定电压和 MOSFET 的状态如图中所示。

图4，在出现故障条件时，输出负载将电流限制在VCLAMP/RL以下。

图5，在本电路中，ADG466 通道保护器保护测量仪表放大器的敏感输入端，防止发生传感器故障。

在出现故障期间，输出负载将电流限制在VCLAMP/RL以下(图 4)。如果电源关断，保护器就将故障电流限制在nA量级。图 5 说明了如何使用 ADG466 通道保护器保护测量仪表放大器的敏感输入端，防止出现传感器故障。有些设备除了需要通道保护之外，还需要一个复用器。在这类设备中，你可以使用具有故障保护功能的ADG439F型 4 通道模拟复用器(图 6)。这些复用器均采用一种将n 沟道MOSFET、p沟道MOSFET、n沟道 MOSFET 串接的方法。在出现故障时，复用器的输入端或输出端呈开路状态，从而保护传感器、信号源以及输出电路。

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的设计 第8篇

根据电力系统结构的本身特点, 且电力系统继电保护及故障信息管理系统应该具备层次化的结构特性, 其结构应该包括有:监控管理中心主站系统;置于变电站内的子站系统;保护、录波器等二次装置。顾及到大量保护及录波器等二次装配的复杂及多样性, 在变电站内设置了继电保护与故障信息子站系统 (又称为PRFIS子站系统) 将是PRFIS系统实现成功的关键。并且根据IEC 61850等相关技术标准、采用OMG分布式系统和COR-BA设计实现高性能的PRFIS子站系统。

一、系统设计目标

作为构成继电保护及故障信息系统的变电站层子站系统的PRFIS子站系统, 它主要设计的目标可以概括为:

1、数据汇集与转发;

实现主站与二次设备之间的有效数据通信是在二次设备与PRFIS子站系统互联的“通信网关”下在节省通信资源及减小通信的前提下进行的。

2、数据的缓冲:

内部配有小型数据库系统, 可实现故障数据的缓冲处理, 从而增强整个PRFIS系统的安全可靠性。

3、数据预备处理:

信息的预处理部分可以实现, 比如信息过滤等等。既可以减轻主系统的压力, 又可以提高处理数据的效率。

4、多样性设备的阻挡, 整个PRFIS系统的可维护和可扩张性的提高:

PRFIS子系统可以连接“即插即用”式的不同厂家及型号的二次设备的通讯规约库, 可以对主站阻挡连接多样性的二次设备, 确而保证整个PRFIS系统的可维护性、可扩张性和开放性。

5、远程维护:

在授权充分的条件下远程维护就如身临在现场, 特别对于没有值班人员时, 对系统的维护及管理带来了极大的方便。

6、对时:

二次装置的时钟源需要具备硬对时与软对时的功能。

7、具有自检能力的子站系统, 能够产生自检报告, 向主站系统上报。

8、强大的就地功能。

用户可以使用便携式计算机、子站后台及站内监控后台等方式使用维护接口及维护软件的对系统进行维护。子站系统可以安装任何工具软件以实现对子站系统的管理。

二、硬件平台

采用目前最先进的嵌入式硬件系统的思想设计的PRFIS子站系统主机硬件系统, 全部的硬件系统不仅小巧, 并且可靠及耐用。模块化和分层分布式是嵌入式子站管理机采用的结构, 装置是由多个智能模块组成, 模块类型主要有主管模块、交换机模块和装置接入模块、I/O模块、电源模块、GPS对时模块、等。各个智能模块之间通过高速背板总线交换着数据, 不仅仅每个智能模块间可以自由的正常工作, 其它模块之间也可以充分的相互配合。PRFIS子站系统的特点主要有:

1、主机装置化, 只有2U高度的整个系统, 有典型的装置化特点。

尺寸的要求符合机柜的要求, 可直接安装在机柜上。2、功耗低。全部装置消耗不超过15W, 无需任何散热设施。3、可以连接键盘、显示器。根据要求使用标准的显示器和PS2键盘。4) 支持220V交直流电。5) 多种通讯方式可兼容。可在通过不同连接方式, 通过一个端口实现多种通讯方式的兼容, 无需任何跳线。6) 光电隔离设计。运用在所以的通信端口, 保证PRFIS子站系统主机运行时不会受到外界干扰, 同时芯片也采用了防静电设计, 可抵抗高达1500V的静电。7) RJ45接口, 既方便又可靠。此接口专业用在高速以太网连接的接口。8) 可扩充性。可以通过装置本身本身自带的USB接口和网口, 可连接各种标准扩展设置。

三、软件系统设置。

软件系统的设计从软件系统设计、操作系统平台、端口处理线程与“即插即用”、主处理进程、数据库系统、基于IEC61850的CORBA服务器、PRFIS子站系统应用工具软件体现。

1、软件系统设计

PRFIS子站系统关键的软件结构包括:端口处理线程、主处理进程、数据库管理系统、事件处理程序、基于IEC61850的CORBA服务器

2、操作系统平台

PRFIS子站主机系统采用的是嵌入式操作系统。此系统比现代系统运行稳定、可靠、高效、安全并且易维护, 供给了强大的网络功能, 便于远程管理。

采用此系统的内置标准数据管理系统, 为故障信息的处理、管理与使用提供了有力保障。

3、端口处理线程与“即插即用”

本线程由主处理进程系统启动时, 据存贮在数据库中的信息自动启动, 一个通信端口相对应端口处理线程, 负责处理相应端口上所以智能二次设备的通信程序, 端口处理线程会根据配置好的信息确定相应的通信规则, 并配置相应的规约处理程序。对应的端口处理线程会处理和全部保护及录波器等的二次装置的通信任务, 支持二次装置的即插即用是其规约处理程序的可配置性致使PRFIS子站在软件体系结构。

4、主处理进程

PRFIS子站软件系统复位启动时的入口程序之一有主处理进程, 它的功能主义包括了:根据系统配置信息自动启动和管理端口处理线程, 分别实现了各端口处理线程、数据库管理系统、CORBA服务器、事件处理器之间的异步通信, 并且也可作为核心调度程序实现信息中转。

5、数据库系统

数据库统一管理端口处理线程收集并且处理的数据, 再由数据库统一提供访问与安全管理机制, 方便故障信息的处理和共享。也可经过数据库集中的管理产品系统参数配置, 可提高产品的运行于维护的方便。稳定、可靠及高效。

6、事件处理程序

若电网出现故障时, PRFIS子站系统一方会自主的搜集关于设备的故障信息, 另一方面会将搜集到的信息传递到主站系统, 形成非常完整事件的处理流程, 事件的处理程序是在IEC61580标准中面向对象的通用变电站事件信息结构定义和通用变电站事件模型设计的。

子站系统所连接二次装置中所产生事件的记录信息是由事件处理程序负责, 并转换成为GOOSE定义的事件信息结构, 再采用标准的事件通知服务技术, 然后服务接口调用运行于PRFIS主站系统的时间通知服务器的接口任务, 将事件推向主站系统, 从而实现二次装置产生的数据信息主动送上。

四、基于IEC61850的CORBA服务器

1、关于IEC61859

IEC61850作为变电站通信和系统技术标准, 它的核心内容规范要建立在信息模型上的抽象通信接口服务的变电系统的信息模型。但是其实质的目的是实现变电站系统与其他自动化系统开放地互联及互相操作与变电站自动化系统内部智能设备之间开放的信息互操作。IEC61850所规定变电站系统的信息模型和抽象通信接口服务, 并且全部采取面向对象的思想构思, 因此需要经过映射处理。

2、OMG分布式系统标准与CORBA技术的实现

网络化硬件环境是PRFIS子站的软件系统的基础, 但是应用程序在网络环境下也是需要分散的。因而组成全部软件系统的各个组成部分分别运行在网络内不同计算机平台上的, 并且能够协调运行。分布式系统可以使用网络和计算器资源得到充分有效的运用, 但其就像本系统开发的背景一样, 通常具有不同的硬件平台及操作系统, 因此在这些分布式网络环境下, 采取传统软件思想开发分布式系统非常困难且易于出错, 并且会不可避免的重复工作。

CORBA是种国际标准及规范, 只有根据这个标准, 所有厂家采用任何语言开发的都能实现交互操作 (运用对象组件) 。

3、IEC61850标准是由IEC61850模型

映射到CORBA服务器要以CORBA技术实现的, 需要做到以下工作:1) 面向对象的信息模型是将标准规定的信息模型映射成的。2) 将ACSI映射成CORBA服务器接口考虑到现场二次装置的复杂性和多样性, PRFIS子站的CORBA服务器同时实现了ACSI以外的多接口, 以支持过渡性的系统构造方案。

五、系统的应用

该系统已经成功运用某变电站, 站内保护的设备及故障录波器设备通过网络接入到了该系统。在本身有的的网络的基础上, 将保护设备与故障录波器设备统一接连至PRFIS子站系统, 通过光纤网络送到局端, 可实现局端对站设备的管理维护, 运行表明了系统具有以下功能特点:

1) 在电力系统运行及故障的情况下全部都能够按真实情况反映、记录数据并且告警系统的相关信息, 包含了电网运行的参考数据、设备通讯的状况、保护压板投切、开关动作、定值区切换、故障录波、保护动作等。

2) 系统供给了简单并且直接的查询方法, 可以对保护设备、故障录波设备进行管理, 同时提供对电力系统运行信息的快速有效的查询。

3) 根据需定义各个层次的用户操作权限, 权限定义可与设备相关联, 用户登录、注销及操作在系统中都有记录, 可预备查询。

小结

系统根据IEC61850等其他相关标准设计, 并且采用CORBA技术映射其抽象通信服务接口。系统采取层次化的体系结构, 可以与任何厂家、型号的保护等二次设备的"即插即用"。系统采用了嵌入式软、硬件平台技术, 安全、可靠、耐用、支持通用、标准的软硬件产品配套, 系统整体设计先进、功能完善实用、具有良好的可维护性、扩充性及开放性。

随着电网迅速的发展, 保护死区问题造成的危害愈来愈大, 所以, 希望引起电网管理部门的重视, 及时采取防范的措施。

参考文献

[1]陈玉, 刘成林.继电保护故障信息系统双机互备的方案和应用[D].电力系统通信, 2011 (230) .

[2]陈泽青, 吴广宁, 李延, 马珩毅.嵌入式继电保护故障信息处理系统子站管理机的设计[J].电力系统保护与控制, 2010 (20) .