继电保护装置报告范文第1篇

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: With the development of network change rapidly, the traditional management system already more and more adapt to power system security, stability, reliable operation, need to explore new technical equipment maintenance. Therefore, this article on the relay condition-based maintenance practical application was studied.

Key words: state relay protection; maintenance; practical application

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。

继电保护装置报告范文第2篇

[关键词] 电力客户；继电保护；供电；管理；动作正确率

中图分类号：F407文献标识码： A

前言：电力客户内部继电保护的快速可靠动作，直接关系到客户生产经营等各项工作的正常进行。由于城市电网电源点有限，同一路电源往往串带多个高压用户，提高电力客户继电保护装置正确动作率，真正做到用户内部故障“不出门”，将成为电网可靠性提升和安全稳定运行的关键。

1 客户配置继电保护装置的必要性

以某地区全年继电保护动作情况分析，全年该地区10千伏电力线路因故障引起的继电保护装置动作共计319路次，其中造成停电影响的动作90路次，未造成停电影响的动作229路次。根据故障原因统计，因用户原因引起的线路故障跳闸123路次，占比38.56％；受天气等自然因素影响引起的线路故障跳闸51路次，占比15.99％；因社会施工、树线矛盾等原因引起的线路故障跳闸86路次，占比26.96％；因电力设备本身质量问题引起的线路跳闸44路次，占比13.79％；因运行人员日常维护不到位引起的线路跳闸7路次，占比2.19％；受设计施工影响引起的线路跳闸1路次，占比0.31％，其它因素影响7路次，占比2.19％（见图1）。

图1：某地区线路故障跳闸原因分析

由图1所示，用户内部故障影响电网动作次数约占全年电网动作次数的三分之一，客户内部加装继电保护装置，确保第一时间将用户故障从电网隔离，将对电网安全可靠运行意义重大。

2 加强客户继电保护管理的方法

2.1 建立电网公司与电力客户沟通的良好渠道

对于新入网的高压客户，建立供电一对一服务机制，积极为客户解决发电过程中的各类问题，做好客户供电服务全过程管理。对于入网后的电力客户，建立用电检查一对一服务机制，对电力客户在设备运行及操作等方面提供有效帮助，做好各类监督、检查和技术支持等工作。

电网公司应及时向电力客户联系方式，采用定期对电力客户进行回访等方式，以保证信息渠道的通畅。电力客户也可以定期向电力公司反馈情况，以寻求专业支持和帮助。特别是当电力客户或是电力公司的沟通渠道发生变更时，需及时向对方说明，避免沟通不及时或是无法沟通带来的问题。

2.2加强电力客户运行管理，确保客户电力设备健康运行

2.2.1 建立继电保护动作统计分析管理台账

电力客户应建立完善的继电保护装置动作统计分析管理台帐，台账内容包括故障发生日期及时间、调度号、设备名称、装置厂家及型号、动作具体情况及次数统计、不正确动作原因分析等。台账的建立对分析继电保护设备运行分析提供依据，也为继电保护设备升级、改造或是更换提供依据。

2.2.2 加强继电保护基础资料的管理

继电保护图纸是指导保护现场工作的重要依据，图纸必须正确、完整。电力客户应有专供图纸存放的空间，图纸应与现场实际接线一致，不一致的地方应及时改正留存。图纸不全或丢失，必须及时补齐。与继电保护有关的现场工作结束后必须随时进行图纸的整理归档，进行核对。

2.2.3加强继电保护设备定期校验

电力客户应根据季节特点、负荷情况合理地安排年、季、月的保护装置检验计划。校验工作中须严格执行安全生产规程规定有关要求，复杂的检验工作事先应制订实施方案。对继电保护装置进行检验时，应采取有效措施，防止元器件损坏。负责继电保护装置校验的部门应配备专用仪器，整组试验装置，检验用仪表的精确等级及技术特性应符合规程要求，以确保检验质量。

继电保护检验结束后应及时整理检验报告，按照规定逐项完成并符合技术要求。报告试验项目应齐全完备。验收报告需长期保存，检验报告保存到下一次校验报告完成。

当保护装置发生不正确动作后，应及时进行事故后的现场检验。检验项目根据不正确动作的具体情况确定，找出不正确动作的原因，并制订对策。

2.2.4 做好备品备件管理

为了及时消除继电保护装置缺陷，电力客户应做好备品备件的存储和管理工作。继电保护装置备品备件的软件版本应与现场一致。备品备件保存数量，需根据设备故障率和备品备件的使用情况制定。

2.2.5 定期对继电保护设备巡视，做好监视、检查工作

电力客户应安排人员定期对保护装置及其二次回路进行定期巡视、检查，如发现可能使保护发生不正确动作的异常情况时，应及时安排继电保护专业人员处理。

2.3加强电力客户定值管理，确保上下级严格配合关系

电力系统继电保护是一个有机整体，在继电保护定值上应保证上、下级严格配合。上级继电保护专业需更改定值时，电力客户应积极配合，防止出现故障越级的情况发生。下级保护部门改变分界处定值时，应及时告知上级继电保护部门，做好继电保护接口定值管理。

2.4 提升电力客户管理水平，积极学习继电保护相关知识

电力客户运行人员应不断加强自身专业水平，积极学习电力相关知识，平时注意专业知识的积累，达到保护动作后能正确判断故障情况的水平，从而正确快速恢复客户供电。

3、结论

继电保护及安全自动装置是保证电网安全运行、保护电气设备的主要装置，是组成电网整体的不可缺少的重要部分。保护装置配置使用不当或不正确动作，将引起电力系统事故或使事故扩大，损坏电气设备，甚至造成整个电网崩溃瓦解。电力客户应加强继电保护管理水平，确保继电保护装置快速、可靠地动作，从而达到供电高可靠性的要求。

参考文献

[1] 凌立德;金少辉;;继电保护管理存在的问题及水平的提高[J];电力安全技术，2008,(5)

[2] 江苏省电力公司，电力系统继电保护原理与实用技术。北京：中国电力出版社，2006

[3] 天津市电力公司，变电运行现场操作技术。 北京：中国电力出版社，2004

继电保护装置报告范文第3篇

【关键词】IEC61970；IEC61850；ACSI；IED；MMS

电网故障信息处理系统由调度端的主站和设在各变电站的子站通过电力信息传输网络组成，从保护信息自动化管理系统上看，其功能总体上可以分为两个层次：继电保护运行管理和电网故障分析。继电保护运行管理主要包括设备管理、保护信息管理、定值管理等，针对的是保护的日常工作。电网故障分析在保护信息管理系统中属于高级应用，它主要涵盖网络拓扑、滤波分析、故障定位、短路电流计算、网络等值、保护整定、定值校核等。。随着计算机技术和网络通信技术的迅速发展，出现了许多新的开发技术和标准，如可扩展标记语言XML、统一建模语言UML、中间件技术等，以及最新的IEC 61850和61970标准，这都为故障信息系统提供了先进、有效的解决方案和技术支持。IEC61850保护信息管理系统作为智能电网建设的数据支持系统，为后续的故障分群、在线监测、可视化展现、精确测距等智能高级应用提供了完善的必要的数据信息以及分析手段。

1.系统方案

系统由基于IEC61850规范的主站、分站、子站构成，录波器和保护装置采用分网接入，接收继电保护、录波器等智能装置的实时/非实时的运行、配置和故障信息，进而实现对其运行状态监视、配置信息管理和动作行为分析。

2.系统通信架构

全系统通讯基于IEC61850规范进行通信。子站与站内装置间和主站与子站的通讯方式遵循IEC61850 8-1部分，即映射到MMS规约上的特殊通信服务，具体通讯架构如图1所示。

子站是站内装置与主站通讯的“桥梁”，子站既需要向上级主站提供服务，同时需要与下级的装置进行数据交互。子站变电站内的装置来说是客户端，使用SCD文件模型实时交互；对信息主站来说是服务器，应用模型实时交互。

主站采用SCD模型和节点的方式与站内装置交互，SCD模型与子站Client使用的SCD模型是完全一致的，节点则是用于子站向主站说明站内各个装置的通讯状态等信息。

3.系统特色

（1）模型规范，架构开放

一次模型遵循IEC 61970标准，采用CIM模型进行一次设备建模，与其他系统间采用CIM模型交互的方式进行。二次模型遵循IEC61850标准，采用标准的SCD模型进行二次建模，系统兼容IEC61850和IEC61970建模标准，为IEC61850等规范升级提供兼容和扩展空间。

（2）实现了源端维护

通过配置工具可在变电站端实现源端维护，根据提供的配置参量对变电站进行建模和配置，同时生成变电站的统一的相关配置文件（主接线图和变电站描述文件等）。主站端通过文件服务获得相关配置文件，以用于系统模型的重新加载。

（3）智能化故障诊断

系统通过接收到的实时变电站的事件数据信息，和保护装置动作信息中反映的动作时间、发生故障的变电站信息；整合发生故障的线路间隔（或主变间隔）内相关多套保护动作信息，以及变电站一次模型与二次模型的关联关系，建立相应故障诊断知识库，通过故障树模型方式对系统进行推理判断并结合数据挖掘等信息分析技术，形成具有参考价值的故障诊断报告。

（4）基于站内装置拓扑判断的故障告警智能识别技术应用

根据站内一次模型和二次装置的关联关系以及拓扑信息，建立逻辑判断矩阵，将子站系统上送的事件信息映射到矩阵中，通过矩阵中预设置的前提条件进行计算，判断信息的真实性。如果未满足矩阵设置的前提条件，则该事件会被认为是检修事件，否则为真正的故障事件。

4.总体功能

（1）定值功能

主站具备对装置的定值召唤功能。主站可以召唤当前定值区的定值，也可以对不同编辑区的定值进行召唤；主站还可以查看当前装置运行的定值区号；主站对召唤过的定值数据可以做入库处理以备后续分析使用。同时，为了方便定值历史核对，系统也了提供定值的校核功能。

（2）录波功能

主站不但提供实时录波接收功能，同时，主站可以对装置产生的录波文件列表进行时间段查询，主站可以选择不同的召唤源，即主站可以选择从子站库中召唤相应的录波文件列表，或者是从装置本地召唤相应的录波文件列表。

主站对录波文件列表中的文件可以进行即时召唤，同时对召唤上来的录波文件提供录波简报和波形分析功能。

（3）实时故障信息处理

主站实时采集继电保护装置和故障录波器的运行状态、通讯状态、正常运行参数。当电网发生故障时，主站能将收到的各子站上传的故障信息，并实时地在监视画面上显示。主站系统能将故障时的单台保护的事件信息与录波文件信息进行关联整合，形成单装置级的动作报告，动作报告包括以下内容：保护名称、故障绝对时间、故障相别、测距信息、动作事件和保护的录波波形等相关信息。

（4）故障信息归档

主站接收各子站主动上送的保护事件信息及录波器主动上送的故障简报信息，实时保存到数据库，作为历史数据供查询。主站系统提供站级、间隔级以及到装置级的历史信息查询。

（5）厂站故障报告

主站系统可以根据采集到的装置事件信息、录波文件以及根据一次模型关联等，可以形成初步的厂站级故障报告。厂站故障报告以站内的一次设备为核心，根据与该一次设备相关联的二次设备信息形成报告，报告内容包括：故障名、故障设备、故障时间、相关厂站、涉及的二次设备以及二次设备事件信息和相关的录波文件。同时，形成的报告入库保存以备查询。主站系统提供故障报告的编辑工具，对形成的电网级故障报告进行编辑以满足不同的需求。

（6）图形配置功能

（7）波形分析功能

主站系统能够读取、转换、分析各种兼容格式的COMTRADE文件，支持同时多文件通道录波信息的抽取读入，具有波形同步，矢量分析，谐波分析，阻抗轨迹显示，视在功率、有功功率、无功功率计算，公式编辑等功能。

5.结论

不仅能准确、全面地实时采集、记录和存储了各接入信息子站站内微机保护的运行信息，同时能弥补子站的不足和遗漏之处。通过一年多时间的使用和验证，证明该系统实时性强，界面友好，自动化程度高，显著提高了电网继电保护专业智能化水平，为保证电网安全、稳定运行发挥了重要的作用。

该系统为电力系统调度、运方人员快速获得故障数据提供了必备系统支持和重要技术手段；为智能电网的发展以及数字化全景数据平台的建设奠定了坚实的技术基础。

参考文献

[1]袁宇波,丁俊健,陆于平,等.基于Internet/Intranet的电网继电保护及故障信息管理系统[J].电力系统及其自动化,2001,25(17):39-42.

[2]李阳春.电力系统故障综合信息处理系统的研制[D].浙江大学硕士学位论文,2001.

[3]Draft IEC 61970:Energy Management System Appl-ication Program Interface(EMS-API)Part 301.

继电保护装置报告范文第4篇

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SFZ98000KVA 35/10.5KV，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：

继电保护装置报告范文第5篇

关键词：继电保护；状态检修；关键技术；电力系统；二次设备 文献标识码：A

中图分类号：TM581 文章编号：1009-2374（2015）22-0141-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.22.069

随着计算机技术、信息技术、通信技术在电力系统中的嵌入式应用，给电气设备的状态检修技术提供了实施基础。继电保护装置是电力系统非常重要的二次设备，对其开展的状态检修工作提高了设备的可用率。现今继电保护状态检修已逐渐在全部的电网内实施，但在实际应用过程中仍有一些问题困扰着继电保护专业技术人员。

1 继电保护状态检修现状及存在的问题

继电保护状态检修是一种在固定时间内对设备进行的检修方式，这种检修方式不能从设备实际情况出发，存在很大的约束性和不可视性，会大大降低设备的可用程度。变电站和输电线路数量的不断增加使继电保护检验工作量越来越繁重，由于技术上的要求，在人才培养上也需要一定的时间，因而继电保护检验员的数量不能增加，再加上很多线路不能停电或者是停电时间短，导致了继电保护检验不能及时的完成，给继电保护技术人员的工作带来了很大的压力，从而影响了保护检验的质量。近几年来，随着微机保护应用技术的快速发展，使装置本身具有了一定的自我检测功能，从理论上来说可以监视逆变电源、电流、电压输出回路、保护定值的完整度、输入/输出接点、数据通信环节和装置信息的数据远传，这成为继电保装置实现状态检修的坚实基础。

虽然微机保护拥有了状态检修的基础，包括交流输入、操作控制回路等功能，但是并不包含继电保护装置本身，所以必须把继电保护的状态检修作为一个单独的问题来考虑，把其看成一个系统性的问题，才可以使保护状态检修技术在实际应用中得到推广，由很多继电器和电缆组成的二次回路，具有点多、分散的特点，若想对其进行全方位的监测具有很大的难度，这就使后续的工作很难进行下去。

由于近几年来二次回路的故障导致继电保护装置不正确的动作所占比例很大。很多数据显示，交流系统的继电保护装置不正确动作达到了十多次之多，包括保护装置内部参数设置错误、TA回路绝缘破损、电源插件异常、电压测量回路异常。这些问题都发生在两次检测之间，如果能在状态检测时及时发现，就会对继电保护正确动作有很大的帮助。

2 继电保护状态检修的关键技术

2.1 断路器状态的检测

断路器作为电力系统一个重要的设备，是继电保护装置的一次设备的延长，从实现保护的意义上来说，有效监视断路器跳闸节点是继电保护转台监测的一个重要的环节。一般采取的方法是检验常开、常闭辅助节点，一般情况下常开、常闭辅助接点的状态是相反的，若状态一样，则表示断路器处于异常状态，应该在一定时间后选择报警，如果其一起关闭，有可能辅助接点或二次回路有缺陷，还有一种可能是断路器有缺陷。如果两个都断开，有两种可能：一种是辅助节点或者二次回路有损坏，导致断路器处于隔离状态；另一种是断路器本身存有问题。

断路器的检修要保证跳合闸回路正确，操作动作机构无异常，还要保证断路器的遮断容量达到系统的要求，但是这种定期检测的方式只能给断路器一些简单的维修提供指导的技术，要想更细致地为评估断路器的状态提供有用的参考信息就需要保存记录断路器每次动作的情况。

2.2 TA、TV的监测

电压回路监测一般由单项或者两相电压失却、带负荷的三相电压失却、线路充电时三相电压失却这三个方面组成。如果在零序电压的情况下检测的，零、负序的电流都是零，则表示电流回路异常，而且变压器需要是一次侧接地或者是三相五柱式才能在电压互感器联接的时候反映出一次侧的零序电压，还要采用瞬间闭锁和延时警告的逻辑。

2.3 采集继电保护装置信息

由原始资料、遗传缺陷资料和检修资料三方面组成继电保护的基础资料。原始资料即出厂资料、安装记录、技术协议、检验报告、相关会议纪要等。遗传缺陷资料就是家族式缺陷、历次状态评价报告、历年缺陷和异常记录等。检修资料就是诊断性实验报告、例行试验报告、巡检记录和消缺记录等。为了能够更科学更全面地对继电保护装置的状态进行评估并且制定合理的检修方案，不仅要有在线监测的保护装置状态信息，还要有继电保护设备的一些基础资料的收集。开展状态检修工作的主要难点就是完整地收集到继电保护的一些基本资料，当基础资料的建立健全之后，才可以对继电保护装置的情况进行全面的、有效的预估。

2.4 保护二次回路

计算机技术和电子技术正在迅速发展，继电保护状态的监测可以用广泛应用于各个行业中的可编程逻辑的PLC技术进行监测，PLC技术可以让以前采用硬件式构造的操作箱回路用软件的编程方式来实现，可以更有效率地将操作箱的智能化扩展到保护装置的自我检测的领域里。这种技术还适合用于正在发展中的智能变电站，如果在普通的变电站中使用智能化的操作箱，不但会增加系统的复杂性，还会降低系统的可依赖性，这种技术大量地应用在低压保护上也十分不经济，对待普通的变电站，可以使用远程传动对二次回路进行检测，来确定回路的可依赖性。在用电较低的时候可以向用户发出停电通知，之后就可以进行远程传动的测试，在实验中心对这个保护装置传达一个远程传动的指令后，进行一次跳闸、闭合的过程，这个过程用时比较短，对广大的用户不会造成过大的影响，这个方法可以检查保护出口和断路器之间的回路联接是不是正确，还可以检查断路器的动作是否正确。

3 继电保护状态的系统检测

有效率地找出保护系统中的异常、立刻解决保护装置和回路中的不足是继电保护状态检测和修复中的关键所在，所以，精良的状态监视体系是保护状态检测和修理的一个重要环节。保护状态监视系统是由信息采集、信息分析、信息传输三个系统组成的，信息采集系统的作用是采集信息，主要采集跳闸线圈，相关回路和保护装置的关键信息，这些信息是保证继电保护状态检测和修理能够实现的基本信息。信息分析系统的作用是数据的分析和处理，例如保护自检报警、定值的管理和动作报警。信息传输系统的作用是增加抗干扰的能力，基本上都是使用光纤作为媒介。获取了继电保护状态的信息，利用专家库里的资料对信息进行分析。用专家的思维对收集到的信息进行分析和判断，判断设备有没有故障，最终得出检测结果。保护状态检测后台的分析系统从作用上来说一般分基本应用和高级应用两个功能。根据报警信息的内容，保护状态检修系统会将信息进行整理，并且和以往的信息相结合，给健康水平总结出一个比较综合的评价，从而判断设备是不是存在一些问题，之后专家会运用推理的原则对继电保护装置的报警信息进行分析，用以往总结出来的经验判断装置是否存在

异常。

4 结语

继电保护装置状态检测的使用正在不断发展，不仅要了解继电保护检测技术的现实状况，还要把继电保护检测技术应用在比较难解决的问题上，要熟练地掌握继电保护装置的核心技术，了解继电保护装置状态检修的基本组成部分和功能应用，多给继电保护装置状态检测提供一些实验的平台，起到正面的引导作用，促使继电保护装置早日投放到大范围的使用中。

参考文献