继电保护论文汇总十篇
时间：2023-03-20 16:06:50
序论：好文章的创作是一个不断探索和完善的过程，我们为您推荐十篇继电保护论文范例，希望它们能助您一臂之力，提升您的阅读品质，带来更深刻的阅读感受。
篇（1）
1.2电源问题①逆变稳压电源问题a纹波系数过高b输出功率不足或稳定性差②直流熔丝的配置问题③带直流电源操作插件
1.3TA饱和问题作为继电保护测量TA对二次系统的运行起关键作用，随着系统短路电流急剧增加，在中低压系统中电流互感器的饱和问题日益突出，已影响到继电保护装置动作的正确性。现场因馈线保护因电流互感器饱和而拒动，主变后备保护越跳主变三侧开关的事故时有发生。由于数字式继电器采用微型计算机实现，其主要工作电源仅有5V左右，数据采集部分的有效电平范围也仅有10V左右，因此能有效处理的信号范围更小，电流互感器的饱和对数字式继电器的影响将更大。①对辅助判据的影响②对基于工频分量算法的影响③对不同的数据采集方法的影响④防止TA饱和的方法与对策。
1.4抗干扰问题运行经验表明：微机保护的抗干扰性能较差，对讲机和其他无线通讯设备在保护屏附近的使用会导致一些逻辑元件误动作。现场曾发生过电焊机在进行氩弧焊接时，高频信号感应到保护电缆上使微机保护误跳闸的事故发生。新安装、基建、技改都要严格执行有关反事故技术措施。尽可能避免操作干扰、冲击负荷干扰、直流回路接地干扰等问题的发生。
1.5保护性能问题保护性能问题主要包括两方面，即装置的功能和特性缺陷。有些保护装置在投入直流电源时出现误动；高频闭所保护存在频拍现象时会误动；有些微机保护的动态特性偏离静态特性很远也会导致动作结果的错误。在事故分析时应充分考虑到上述两者性能之间的偏差。
1.6插件绝缘问题微机保护装置的集成度高，布线紧密。长期运行后，由于静电作用使插件的接线焊点周围聚集大量静电尘埃，在外界条件允许时，两焊点之间形成了导电通道，从而引起装置故障或者事故的发生。
1.7软件版本问题由于装置自身的质量或程序漏洞问题只有在现场运行过相当一段时间后才能发现。因此，继电保护人员在保护调试、检验、故障分析中发现的不正常或不可靠现象应及时向上级或厂商反馈情况。
1.8高频收发信机问题在220kV线路保护运行中，属于收发信机问题仍然是造成纵联保护不正确动作的主要因素，主要问题是元器件损坏、抗干扰性能差等，出问题的收发信机基本上都包括了目前各制造厂生产的收发信机。因此，收发信机的生产质量一定要重视起来。应注意校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号的可靠性和冗余度，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。另外，高频保护的收发信机的不正常工作，也是高频保护不正确动作的原因之一。如：收发信机元件损坏，收发信机起动发信信号产生缺口，高频通道受强干扰误发信，收发信机故障，收发信机内连线错误，忘投收发信机电源，收发信机不能起到闭锁作用，区外故障时误动等。
2继电保护事故处理的思路
2.1正确充分利用微机提供的故障信息对经常发生的简单事故是容易排除的，但对少数故障仅凭经验是难以解决的，应采取正确的方法和步骤进行。
2.1.1正确对待人为事故有些继电保护事故发生后，按照现场的信号指示无法找到故障原因，或者断路器跳闸后没有信号指示，无法界定是人为事故或是设备事故，这种情况的发生往往与工作人员的重视程度不够、措施不力、等原因造成。人为事故必须如实反映，以便分析和避免浪费时间。
2.1.2充分利用故障录波和时间记录微机事件记录、故障录波图形、装置灯光显示信号是事故处理的重要依据，根据有用信息作出正确判断是解决问题的关键。若通过一、二次系统的全面检查发现一次系统故障使继电保护正确动作，则不存在继电保护事故处理的问题；若判断故障出在继电保护上，应尽量维持原状，做好记录，做出故障处理计划后再开展工作，以避免原始状况的破坏给事故处理带来不必要的麻烦。
2.2运用正确的检查方法
2.2.1逆序检查法如果利用微机事件记录和故障录波不能在短时间内找到事故发生的根源时，应注意从事故发生的结果出发，一极一级往前查找，直到找到根源为止。这种方法常应用在保护出现误动时。
2.2.2顺序检查法该方法是利用检验调试的手段来寻找故障的根源。按外部检查、绝缘检测、定值检查、电源性能测试、保护性能检查等顺序进行。这种方法主要应用于微机保护出现拒动或者逻辑出现问题的事故处理中。
2.2.3运用整组试验法此方法的主要目的是检查保护装置的动作逻辑、动作时间是否正常，往往可以用很短的时间再现故障，并判明问题的根源。如出现异常，再结合其他方法进行检查。
2.3事故处理的注意事项
2.3.1对试验电源的要求在进行微机保护试验事要求使用单独的供电电源，并核实用电试验电源是否满足三相为正序和对称的电压，并检查其正弦波及中性线是否良好，电源容量是否足够等要素。
2.3.2对仪器仪表的要求万用表、电压表、示波器等取电压信号的仪器必须选用具有高输入阻抗者。继电保护测试仪、移相器、三相调压器应注意其性能稳定。
3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，同时要加强下述几个问题。
3.1掌握足够必要的理论知识
3.1.1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。
3.1.2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。
3.2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。
3.3运用正确的检查方法一般继电保护事故往往经过简单的检查就能够被查出，如果经过一些常规的检查仍未发现故障元件，说明该故障较为隐蔽，应当引起充分重视，此时可采用逐级逆向检查法，即从故障现象的暴露点入手去分析原因，由故障原因判别故障范围。如果仍不能确定故障原因，就采用顺序检查法，对装置进行全面的检查。
3.4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。
3.4.1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。
3.4.2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。
3.4.3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。
4小结
篇（2）
随着通信技术的发展，在纵联保护通道的使用上，已经由原来的单一的载波通道变为现在的载波、微波、光纤等多种通道方式。由于光纤通道所具有的先天优势，使它与继电保护的结合，在电网中会得到越来越广泛的应用。
1光纤通道作为纵联保护通道的优势
光纤通道首先在通信技术中得到广泛的应用，它是基于用光导纤维作为传输介质的一种通信手段。光纤通道相对于其他传统通道（如：电缆、微波等）具有如下特点：
1.1传输质量高，误码率低，一般在10-10以下。这种特点使得光纤通道很容易满足继电保护对通道所要求的"透明度"。即发端保护装置发送的信息，经通道传输后到达收端，使收端保护装置所看到的信息与发端原始发送信息完全一致，没有增加或减少任何细节。
1.2光的频率高，所以频带宽，传输的信息量大。这样可以使线路两端保护装置尽可能多的交换信息，从而可以大大加强继电保护动作的正确性和可靠性。
1.3抗干扰能力强。由于光信号的特点，可以有效的防止雷电、系统故障时产生的电磁方面的干扰，因此，光纤通道最适合应用于继电保护通道。
以上光纤通道的三个特点，是继电保护所采用的常规通道形式所无法比拟的。在通道选择上应为首选。但是由于光缆的特点，抗外力破坏能力较差，当采用直埋或空中架设时，易于受到外力破坏，造成机械损伤。若采用OPGW，则可以有效的防止类似事件的发生。
2光纤通道与光纤保护装置的配合方式
目前，纵联保护采用光纤通道的方式，得到了越来越广泛的应用，在现场运行设备中，主要有以下几种方式：
2.1专用光纤保护：
光纤与纵联保护（如：WXB-11C、LFP-901A）配合构成专用光纤纵联保护。采用允许式，在光纤通道上传输允许信号和直跳信号。此种方式，需要专用光纤接口（如：FOX-40），使用单独的专用光芯。优点是：避免了与其他装置的联系（包括通信专业的设备），减少了信号的传输环节，增加了使用的可靠性。缺点是：光芯利用率降低（与复用比较），保护人员维护通道设备没有优势。而且，在带路操作时，需进行本路保护与带路保护光芯的切换，操作不便，而且光接头经多次的拔插，易造成损坏。
2.2复用光纤保护：
光纤与纵联保护（如：7SL32、WXH-11、CSL101、WXH-11C保护）配合构成复用光纤纵联保护。采用允许式，保护装置发出的允许信号和直跳信号需要经音频接口传送给复用设备，然后经复用设备上光纤通道。优点是：接线简单，利于运行维护。带路进行电信号切换，利于实施。提高了光芯的利用率。缺点是：中间环节增加，而且带路切换设备在通信室，不利于运行人员巡视检查，通信设备有问题要影响保护装置的运行。
2.3光纤纵联电流差动保护：
光纤电流差动保护是在电流差动保护的基础上演化而来的，基本保护原理也是基于克希霍夫基本电流定律，它能够理想地使保护实现单元化，原理简单，不受运行方式变化的影响，而且由于两侧的保护装置没有电联系，提高了运行的可靠性。目前电流差动保护在电力系统的主变压器、线路和母线上大量使用，其灵敏度高、动作简单可靠快速、能适应电力系统震荡、非全相运行等优点是其他保护形式所无法比拟的。光纤电流差动保护在继承了电流差动保护的这些优点的同时，以其可靠稳定的光纤传输通道保证了传送电流的幅值和相位正确可靠地传送到对侧。时间同步和误码校验问题是光纤电流差动保护面临的主要技术问题。在复用通道的光纤保护上，保护与复用装置时间同步的问题对于光纤电流差动保护的正确运行起到关键的作用，因此目前光纤差动电流保护都采用主从方式，以保证时钟的同步；由于目前光纤均采用64Kbit数字通道，电流差动保护通道中既要传送电流的幅值，又要传送时间同步信号，通道资源紧张，要求数据的误码校验位不能过长，这样就影响了误码校验的精度。目前部分厂家推出的2Mbit数字接口的光纤电流差动保护能很好地解决误码校验精度的问题。3光纤保护实际应用中存在的问题
3.1施工工艺问题
光纤保护是超高压线路的主保护，通道的安全可靠对电力系统的安全、稳定运行起到重要的作用。由于光缆传输需要经过转接端子箱、光缆机、电缆层和高压线路等连接环节，并且光纤的施工工艺复杂、施工质量要求高，因此如果在保护装置投入运行前的施工、测试中存在误差，则会导致保护装置的误动作，进而影响全网的安全稳定运行。
3.2通道双重化问题
光纤保护用于220kV及以上电网时，按照220kV及以上线路主保护双重化原则的要求，纵联保护的信号通道也要求双重化，高频保护由于是在不同的相别上耦合，因此能满足双通道的要求，如果使用2套光纤保护作为线路的主保护，通道双重化的问题则一直限制着光纤保护的大规模推广应用。
3.3光纤保护管理界面的划分问题
随着保护与通信衔接的日益紧密，继电保护专业与通信专业管理界面日益难以区分，如不从制度上解决这一问题，将直接影响到光纤保护的可靠运行。对于独立纤芯的保护，通信专业与继电保护专业管理的分界点在通信机房的光纤配线架上。配线架以上包括保护装置的那段尾纤，属于继电保护专业维护，这就要求继电保护专业人员具备一定的光纤校验维护技能。
3.4光纤保护在旁路代路上的问题
线路光纤保护在旁路代路时不方便操作，由于光纤活接头不能随便拔插，每次拔插都需要重新作衰耗测试，而且经常性拔插也容易造成活接头的损坏，因此不宜使用拔插活接头的办法实现光纤通道的切换。对于电网中没有单独的旁路保护，旁路代路时是切换交流回路，因此不存在通道切换问题，但对电网有独立的旁路保护，对于光纤闭锁式、允许式纵联保护暂时可以采用切换二次回路的方式，但对于光纤差动电流保护则无法代路，目前都是采取旁路保护单独增设一套光纤差动保护的方法解决。已有部分厂家在谋求解决光纤保护切换问题的办法，如使用光开关来实现光纤通道切换。
结束语
尽管目前光纤保护在长距离和超高压输电线路上的应用还有一定的局限性，在施工和管理应用上仍存在不足，但是从长远看，随着光纤网络的逐步完善、施工工艺和保护产品技术的不断提高，光纤保护将占据线路保护的主导地位。
篇（3）
①继电保护自动化技术在母线保护中的应用。母线继电保护主要包括两种，即相位对比保护以及差动保护。相位对比保护指的是通过相位的对比方式，提高系统保护母线的可靠性和有效性；差动保护是将特点以及变化都一致的电流互感器设置在母线元件上，当系统母线侧边端子和二次绕组进行连接之后，再将继电保护装置安装在系统母线差动位置。在大电流接地过程中，通过三相连接的方式实现；小电流接地过程中，在相间短路中设置系统母线保护，然后通过两相连接的方式实现。②继电保护自动化技术在发动机保护中的应用。发电机是电力系统的重要组成部分，保证发动机的安全、稳定运行至关重要。继电保护自动化技术在发电机保护中应用主要包括两个方面：一方面，重点保护，如果发电机定子绕组匝间发生短路故障，将会导致发电机的故障部位温度上升，破坏绝缘层，威胁发电机的安全运行，通过在定子绕组内安装匝间保护装置，能够有效的防止定子匝间短路故障的发生；如果发电机的单相接地产生的电流超过规定值，通过安装接地保护装置能够对发电机进行继电保护；通过将发电机中性点、电流、相位进行相互结合，能够形成纵联差动保护，实现对发电机的保护；另一方面，备用保护，过电压保护能够有效的防止发电机自负荷较低的状况下发生绝缘被击穿的现象；过电保护能够有效的实现对外部短路故障的保护，防止发生短路破坏发电机；当发电机定子绕组发生低负荷问题时，继电保护装置能够自动切断电源，并发出相应的报警信号，实现对发电机的保护。③继电保护自动化技术在变压器保护中的应用。变压器是电力系统的重要组成部分之一，对电力系统的运行安全性和稳定性具有非常重要的作用。继电保护自动化技术在变压器保护中的应用主要包括以下几个方面：其一，短路保护，变压器短路保护包括阻抗继电保护和过电流继电保护，阻抗继电保护主要是通过利用变压器阻抗元件产生的保护作用，阻抗元件运行一段时间之后，会自动切断电源，以此实现对变压器的保护；过电流继电保护主要是在变压器电源两边电源和时间元件中安装过电流继电保护装置，电流元件运行一段时间之后，会自动切断电源，进而实现对变压器的保护。其二，瓦斯保护，当变压器的油箱出现问题时，在故障电弧的作用下绝缘材料和油都会发生分解，产生有害气体，通过采用瓦斯保护，当油箱出现上述故障时，能够自动的启动保护动作，将变压器电源切断，同时发出警报信号通知维护人员赶到故障地点进行处理。其三，接地保护，对于不接地变压器保护，应该采取零序电压保护措施；对于直接接地变压器保护，应该采取零序电流保护。④继电保护自动化技术在线路接地保护中的应用。电力系统的线路错综复杂，接地方式也相对较多，因此电力系统的接地方式包括大电流型接地与小电流型接地，当出现大电流接地时，应该立刻切断电源，防止接地故障对电力系统造成的破坏；当发生小电流型接地时，继电保护装置会发出报警信号，电力系统在一定时间内依然可以运行。针对不同的接地故障，应该根据故障状况采取相应的保护措施，具体状况如下所示：其一，零序功率，当电力系统发生接地故障时，零序功率的方向发生变化，零序电流波动相对较小，以此实现对电力接地故障的预测以及保护；其二，零序电流，当电力系统线路发生接地故障时，零序电流会迅速上升，继电保护动作非常敏感，能够及时的采取切断电源的保护措施，对电力系统进行保护；其三，零序电压，电力系统在正常运行时，并不会产生零序电压，如果电力系统发生接地故障，会导致零序电压的产生，继电保护装置能够及时的发出相应的报警信号，同时电网维护人员通过观察电压表数值能够判断系统是否发生接地故障，主要是因为当电力系统发生接地故障时，电压数值会降低。
1.2实例分析
文章以某电网为例，该电网于2010年应用了继电保护自动化技术，2011年4月23日，110kV变压器主变低压侧继电保护动作，1号主变101开关跳闸，2号主变119、131开关过流保护动作跳闸，重合闸动作，合成功，电网维护人员赶到事故现场，设备并无异常，维护人员通过查看跳闸过的线路，两条线路故障都能够合闸成功，但是却导致越级跳闸。通过对故障进行分析，发现为线路故障，开关拒动，处理方法表现为：把故障开关隔离，恢复供电，然后通知检修人员认真检查，查实状况后采取措施进行检修。
2继电保护自动化技术的未来发展趋势
继电保护自动化技术的未来发展趋势主要包括以下几个方面：其一，智能化，近年来，人工智能技术在电力系统继电保护自动化中得到非常广泛的应用，例如模糊逻辑算法、遗传算法、神经网络等，通过将这些人工智能技术应用在继电保护自动化系统中，能够保证继电保护自动化系统正确判别故障，并具有智能化解决复杂问题的能力，进而实现继电保护的智能化；其二，网络化，计算机网络技术在国家经济建设以及能源发展中发挥了至关重要的作用，通过将网络化技术应用在电力继电保护系统中，利用计算机网络能够将主要设备的继电保护装置连接在一起，创建继电保护装置网络，能够显著的提高继电保护的可靠性，因此电力系统继电保护技术的网络化是未来发展的一种必然趋势；其三，计算机化，随着计算机技术的快速发展，自动化芯片控制的电路保护硬件已经从16位单CPU结构发展为32位CPU微机保护结构，显著的提高了继电保护的性能以及响应速度，继电保护自动化系统的计算机化已经成为不可逆转的发展趋势。
篇（4）
对于专用光纤保护方式，虽然接线简单，但在保护工作人员的维护上没有优势，而且反复进行尾纤的拔插极易造成设备损坏，重点在于该方式对于通信光缆的纤芯资源占用较大，通信光缆在承载各个传输网的光链路传输等业务后会出现没有足够的纤芯可以用于保护通道的情况。对于复用光纤保护方式，保护信息在传输的过程中需经历几次跳转，MUX光电转换设备、通信SDH传输设备的可靠性若出现问题，则对继电保护也带来了安全隐患。复用保护通道的中间节点不利于运行人员的巡检工作。
2发展前景
对于现行的复用光纤保护通道方式，保护装置发出的光信号转换为电信号的过程由MUX装置完成，MUX装置需要单独设立屏柜装置并摆放于通信机房内。这样的方式对于一个有很多出线的220kV及以上变电站并不利于通信设备的摆放及后期扩建，而且一列类的解码编码过程计较繁琐。在现在的实际运行中，MUX转换装置是一种第三方协议转换装置，它没有统一的接口标准，不能网管监控，并且故障频发，给继电保护带来了安全隐患。于是新的发展模式出现，南网提出新型的2M光接口板用于通信SDH传输设备。2M光接口板的使用取代了原有的2M电接口板及MUX转换装置，2M光接口板像2M电接口一样占用2-3个槽位置于SDH同步传输设备的核心子架内。当保护室的保护装置发送出标称速率为2Mb/s光信号后，通过两根尾纤接至光配线单元，经由联络光缆可直接连接到SDH同步传输设备上的2M光接口板，此时2Mb/s的光信号可直接进行光电转化，转变为2Mb/s的电信号，该电信号的时钟信息被提取，保证了两端站点传输设备所传输信息的同步性，后续过程则与传统模式一致。如下图3所示：这样的通道模式较传统模式省去了MUX转换装置，节省了机房的空间，简化了编解码的过程，减少了设备间的反复跳线，也解决了MUX转换装置不能网管监控的问题，不会因为MUX装置故障频发而影响继电保护业务。目前市场上了解到的新型2M光接口板加光接口模块组合后费用在4万元左右，原2M电接口板的费用为2万元左右，费用相差近一倍。但是一个2M光接口板上的光接口数量一般可达8个，即每个2M光接口可传输8个2Mb/s的保护通道，对于一个220kV变电站而言，通信机房内至少需要8台MUX转换装置，一台MUX装置的价格约2万元左右，无论从经济还是技术角度考虑，新型2M光接口都具有绝对的优势。若2M光接口板在电网内广泛使用而批量生产，相信2M光接口板的价格也将有所下降。
篇（5）
1.10KV供电系统在电力系统中的重要位置
电力系统是由发电、变电、输电、配电和用电等五个环节组成的。在电力系统中，各种类型的、大量的电气设备通过电气线路紧密地联结在一起。由于其覆盖的地域极其辽阔、运行环境极其复杂以及各种人为因素的影响，电气故障的发生是不可避免的。由于电力系统的特殊性，上述五个环节应是环环相扣、时时平衡、缺一不可，又几乎是在同一时间内完成的。在电力系统中的任何一处发生事故，都有可能对电力系统的运行产生重大影响。例如，当系统中的某工矿企业的设备发生短路事故时，由于短路电流的热效应和电动力效应，往往造成电气设备或电气线路的致命损坏还有可能严重到使系统的稳定运行遭到破坏；当10KV不接地系统中的某处发生一相接地时，就会造成接地相的电压降低，其他两相的电压升高，常此运行就可能使系统中的绝缘遭受损坏，也有进一步发展为事故的可能。
10KV供电系统是电力系统的一部分。它能否安全、稳定、可靠地运行，不但直接关系到企业用电的畅通，而且涉及到电力系统能否正常的运行。因此要全面地理解和执行地区电业部门的有关标准和规程以及相应的国家标准和规范。
由于10KV系统中包含着一次系统和二次系统。又由于一次系统比较简单、更为直观，在考虑和设置上较为容易；而二次系统相对较为复杂，并且二次系统包括了大量的继电保护装置、自动装置和二次回路。所谓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，由继电器来组成的一套专门的自动装置。为了确保10KV供电系统的正常运行，必须正确的设置继电保护装置。
2.10KV系统中应配置的继电保护
按照工厂企业10KV供电系统的设计规范要求，在10KV的供电线路、配电变压器和分段母线上一般应设置以下保护装置：
（1）10KV线路应配置的继电保护
10KV线路一般均应装设过电流保护。当过电流保护的时限不大于0.5s～0.7s,并没有保护配合上的要求时，可不装设电流速断保护；自重要的变配电所引出的线路应装设瞬时电流速断保护。当瞬时电流速断保护不能满足选择性动作时，应装设略带时限的电流速断保护。
（2）10KV配电变压器应配置的继电保护
1）当配电变压器容量小于400KVA时：一般采用高压熔断器保护；
2）当配电变压器容量为400～630KVA，高压侧采用断路器时，应装设过电流保护，而当过流保护时限大于0.5s时，还应装设电流速断保护；对于车间内油浸式配电变压器还应装设气体保护；
3）当配电变压器容量为800KVA及以上时，应装设过电流保护，而当过流保护时限大于0.5s时，还应装设电流速断保护；对于油浸式配电变压器还应装设气体保护；另外尚应装设温度保护。
（3）10KV分段母线应配置的继电保护
对于不并列运行的分段母线,应装设电流速断保护，但仅在断路器合闸的瞬间投入，合闸后自动解除；另外应装设过电流保护。如采用的是反时限过电流保护时，其瞬动部分应解除；对于负荷等级较低的配电所可不装设保护。
3.10KV系统中继电保护的配置现状
目前，一般企业高压供电系统中均为10KV系统。除早期建设的10KV系统中，较多采用的是直流操作的定时限过电流保护和瞬时电流速断保护外，近些年来飞速建设的电网上一般均采用了环网或手车式高压开关柜，继电保护方式多为交流操作的反时限过电流保护装置。很多重要企业为双路10KV电源、高压母线分段但不联络或虽能联络但不能自动投入。在系统供电的可靠性、故障响应的灵敏性、保护动作的选择性、切除故障的快速性以及运行方式的灵活性、运行人员的熟练性上都存在着一些急待解决的问题。
二继电保护的基本概念
1.10KV供电系统的几种运行状况
（1）供电系统的正常运行
这种状况系指系统中各种设备或线路均在其额定状态下进行工作；各种信号、指示和仪表均工作在允许范围内的运行状况；
（2）供电系统的故障
这种状况系指某些设备或线路出现了危及其本身或系统的安全运行，并有可能使事态进一步扩大的运行状况；
（3）供电系统的异常运行
这种状况系指系统的正常运行遭到了破坏，但尚未构成故障时的运行状况。
2.10KV供电系统继电保护装置的任务
（1）在供电系统中运行正常时，它应能完整地、安全地监视各种设备的运行状况，为值班人员提供可靠的运行依据；
（2）如供电系统中发生故障时，它应能自动地、迅速地、有选择性地切除故障部分，保证非故障部分继续运行；
（3）当供电系统中出现异常运行工作状况时，它应能及时地、准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出处理；
不难看出，在10KV系统中装设继电保护装置的主要作用是通过缩小事故范围或预报事故的发生，来达到提高系统运行的可靠性，并最大限度地保证供电的安全和不间断。
可以想象，在10KV系统中利用熔断器去完成上述任务是不能满足要求的。因为熔断器的安秒特性不甚完善，熄灭高压电路中强烈电弧的能力不足，甚至有使故障进一步扩大的可能；同时还延长了停电的历时。只有采用继电保护装置才是最完美的措施。因此，在10KV系统中的继电保护装置就成了供电系统能否安全可靠运行的不可缺少的重要组成部分。
3.对继电保护装置的基本要求
对继电保护装置的基本要求有四点：即选择性、灵敏性、速动性和可靠性
（1）选择性
当供电系统中发生故障时，继电保护装置应能有选择性地将故障部分切除。也就是它应该首先断开距离故障点最近的断路器，以保证系统中其它非故障部分能继续正常运行。系统中的继电保护装置能满足上述要求的，就称为有选择性；否则就称为没有选择性。
主保护和后备保护：
10KV供电系统中的电气设备和线路应装设短路故障保护。短路故障保护应有主保护、后备保护，必要时可增设辅助保护。
当在系统中的同一地点或不同地点装有两套保护时，其中有一套动作比较快，而另一套动作比较慢，动作比较快的就称为主保护；而动作比较慢的就称为后备保护。即：为满足系统稳定和设备的要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护，就称为主保护；当主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护，就称为后备保护。
后备保护不应理解为次要保护，它同样是重要的。后备保护不仅可以起到当主保护应该动作而未动作时的后备，还可以起到当主保护虽已动作但最终未能达到切除故障部分的作用。除此之外，它还有另外的意义。为了使快速动作的主保护实现选择性，从而就造成了主保护不能保护线路的全长,而只能保护线路的一部分。也就是说，出现了保护的死区。这一死区就必须利用后备保护来弥补不可。
近后备和远后备：
当主保护或断路器拒动时，由相临设备或线路的保护来实现的后备称为远后备保护；由本级电气设备或线路的另一套保护实现后备的保护，就叫近后备保护；
辅助保护：
为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护，称为辅助保护。
（2）灵敏性
灵敏性系指继电保护装置对故障和异常工作状况的反映能力。在保护装置的保护范围内，不管短路点的位置如何、不论短路的性质怎样，保护装置均不应产生拒绝动作；但在保护区外发生故障时,又不应该产生错误动作。保护装置灵敏与否，一般用灵敏系数来衡量。保护装置的灵敏系数应根据不利的运行方式和故障类型进行计算。灵敏系数Km为被保护区发生短路时，流过保护安装处的最小短路电流Id.min与保护装置一次动作电流Idz的比值，即:
Km=Id.min/Idz
灵敏系数越高，则反映轻微故障的能力越强。各类保护装置灵敏系数的大小，根据保护装置的不同而不尽相同。对于多相保护，Idz取两相短路电流最小值Idz(2);对于10KV不接地系统的单相短路保护取单相接地电容电流最小值Ic.min;
（3）速动性
速动性是指保护装置应能尽快地切除短路故障。
缩短切除故障的时间，就可以减轻短路电流对电气设备的损坏程度，加快系统电压的恢复，从而为电气设备的自启动创造了有利条件，同时还提高了发电机并列运行的稳定性。
所谓故障的切除时间是指保护装置的动作时间与断路器的跳闸时间之和。由于断路器一经选定，其跳闸时间就已确定，目前我国生产的断路器跳闸时间均在0.02S以下。所以实现速动性的关键是选用的保护装置应能快速动作。
（4）可靠性
保护装置应能正确的动作，并随时处于准备状态。如不能满足可靠性的要求，保护装置反而成为了扩大事故或直接造成故障的根源。为确保保护装置动作的可靠性，则要求保护装置的设计原理、整定计算、安装调试要正确无误；同时要求组成保护装置的各元件的质量要可靠、运行维护要得当、系统应尽可能的简化有效，以提高保护的可靠性。
4.继电保护的基本原理
（1）电力系统故障的特点
电力系统中的故障种类很多，但最为常见、危害最大的应属各种类型的短路事故。一旦出现短路故障，就会伴随其产生三大特点。即：电流将急剧增大、电压将急剧下降、电压与电流之间的相位角将发生变化。
（2）继电保护的类型
在电力系统中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保护，有定时限过电流保护、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；既反映电流的变化又反映电压与电流之间相位角变化的方向过电流保护；
反映电压与电流之间比值，也就是反映短路点到保护安装处阻抗的距离保护；反映输入电流与输出电流之差的差动保护，其中又分为横联差动和纵联差动保护；
用于反映系统中频率变化的周波保护；
专门用于反映变压器内部故障的气体保护（即瓦斯保护），其中又分为轻瓦斯和重瓦斯保护；
专门用于反映变压器温度变化的温度保护等。
另外，10KV系统中一般可在进线处装设电流保护；在配电变压器的高压侧装设电流保护、温度保护（油浸变压器根据其容量大小尚应考虑装设气体保护）；高压母线分段处应根据具体情况装设电流保护等。
三几种常用电流保护的分析
1.反时限过电流保护
（1）什麽是反时限过电流保护
继电保护的动作时间与短路电流的大小有关，短路电流越大，动作时间越短；短路电流越小，动作时间越长，这种保护就叫做反时限过电流保护。
（2）继电器的构成
反时限过电流保护是由GL-15(25)感应型继电器构成的。这种保护方式广泛应用于一般工矿企业中，感应型继电器兼有电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式时间继电器(作为时限元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)和电磁式中间继电器(作为出口元件)的功能，用以实现反时限过电流保护；另外，它还有电磁速断元件的功能，又能同时实现电流速断保护。采用这种继电器,就可以采用交流操作，无须装设直流屏等设备；通过一种继电器还可以完成两种保护功能(体现了继电器的多功能性)，也可以大大简化继电保护装置。但这种继电器虽外部接线简单，但内部结构十分复杂，调试比较困难；在灵敏度和动作的准确性、速动性等方面也远不如电磁式继电器构成的继电保护装置。
（3）反时限过电流保护的基本原理
当供电线路发生相间短路时，感应型继电器KA1或(和)KA2达到整定的一定时限后动作，首先使其常开触点闭合，这时断路器的脱扣器YR1或(和)YR2因有KA1或(和)KA2的常闭触点分流(短路)，而无电流通过,故暂时不会动作。但接着KA1或(KA2)的常闭触点断开，因YR1或(和)YR2因“去分流”而通电动作，使断路器跳闸，同时继电器本身的信号掉牌掉下，给出信号。
在这里应予说明，在采用“去分流”跳闸的反时限过电流保护装置中，如继电器的常闭触点先断开而常开触点后闭合时，则会出现下列问题：
1）继电器在其常闭触点断开时即先失电返回，因此其常开触点不可能闭合，因此跳闸线圈也就不能通电跳闸；
2）继电器的常闭触点如先断开,CT的二次侧带负荷开路，将产生数千伏的高电压、比差角差增大、计量不准以及铁心发热有可能烧毁绝缘等，这是不允许的。
2.定时限过电流保护
（1）什麽是定时限过电流保护
继电保护的动作时间与短路电流的大小无关，时间是恒定的，时间是靠时间继电器的整定来获得的。时间继电器在一定范围内是连续可调的，这种保护方式就称为定时限过电流保护。
（2）继电器的构成
定时限过电流保护是由电磁式时间继电器(作为时限元件)、电磁式中间继电器(作为出口元件)、电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)构成的。它一般采用直流操作，须设置直流屏。定时限过电流保护简单可靠、完全依靠选择动作时间来获得选择性，上、下级的选择性配合比较容易、时限由时间继电器根据计算后获取的参数来整定，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。这种保护方式一般应用在10～35KV系统中比较重要的变配电所。
（3）定时限过电流保护的基本原理
10KV中性点不接地系统中，广泛采用的两相两继电器的定时限过电流保护的原理接线图。它是由两只电流互感器和两只电流继电器、一只时间继电器和一只信号继电器构成。
当被保护线路只设有一套保护，且时间继电器的容量足大时，可用时间继电器的触点去直接接通跳闸回路，而省去出口中间继电器。
当被保护线路中发生短路故障时，电流互感器的一次电流急剧增加，其二次电流随之成比例的增大。当CT的二次电流大于电流继电器的起动值时，电流继电器动作。由于两只电流继电器的触点是并联的，故当任一电流继电器的触点闭合，都能接通时间继电器的线圈回路。这时，时间继电器就按照预先整定的时间动作使其接点吸合。这样，时间继电器的触点又接通了信号继电器和出口中间继电器的线圈，使其动作。出口中间继电器的触点接通了跳闸线圈回路，从而使被保护回路的断路器跳闸切断了故障回路，保证了非故障回路的继续运行。而信号继电器的动作使信号指示牌掉下并发出警报信号。
由上不难看出，保护装置的动作时间只决定于时间继电器的预先整定的时间，而与被保护回路的短路电流大小无关，所以这种过电流保护称为定时限过电流保护。
（4）动作电流的整定计算
过流保护装置中的电流继电器动作电流的整定原则，是按照躲过被保护线路中可能出现的最大负荷电流来考虑的。也就是只有在被保护线路故障时才启动，而在最大负荷电流出现时不应动作。为此必须满足以下两个条：
1）在正常情况下，出现最大负荷电流时（即电动机的启动和自启动电流，以及用户负荷的突增和线路中出现的尖峰电流等）不应动作。即：
Idz>Ifh.max
式中Idz----过电流保护继电器的一次动作电流；
Ifh.max------最大负荷电流
2）保护装置在外部故障切除后应能可靠地返回。因为短路电流消失后，保护装置有可能出现最大负荷电流，为保证选择性，
已动作的电流继电器在这时应当返回。因此保护装置的一次返回电流If应大于最大负荷电流fh.max。即：
If>Ifh.max
因此，定时限过电流装置电流继电器的动作电流Idz.j为：
Idz.j=(Kk.Kjx/Kf.Nlh).Ifh.max
式中
Kk------可靠系数，考虑到继电器动作电流的误差和计算误差而设。一般取为1.15～1.25Kjx------由于继电器接入电流互感器二次侧的方式不同而引入的一个系数。电流互感器为三相完全星形接线和不完全星形接线时
Kjx=1；如为三角形接线和两相电流差接线时Kjx=1.732;
Kf-------返回系数，一般小于1；
Nlh------电流互感器的变比。
（5）动作时限的整定原则
为使过电流保护具有一定的选择性，各相临元件的过电流保护应具有不同的动作时间。
在线路XL-1、XL-2、XL-3的靠近电源端分别装有过电流保护装置1、2、3。当D1点发生短路时，短路电流由电源提供并流过保护装置1、2、3，当短路电流大于它们的整定值时，各套保护装置均启动。但按选择性的要求，应只由保护装置3（离故障点最近）动作于跳闸。在故障切除后，保护装置1、2返回。因此就必须使保护装置2的动作时间较保护装置1长一些；而保护装置3又要比保护装置2长一些，并依次类推，即：
t1>t2>t3
不难看出，各级保护装置的动作时限是由末端向电源端逐级增大的。也就是越靠近电源端，保护的动作时限越长，有如阶梯一样，故称为阶梯性时限特性。各级之间的时限均差一个固定的数值，称其为时限级差Dt。对于定时限过电流保护的时限级差Dt一般为0.5S;对于反时限的时限级差Dt
一般为0.7S。可是，越靠近电源端线路的阻抗越小，短路电流将越大，而保护的动作时间越长。也就是说过电流保护存在着缺陷。这种缺陷就必须由电流速断保护来弥补不可。
（6）过电流保护的保护范围
过流保护可以保护设备的全部，也可以保护线路的全长，还可以作为相临下一级线路穿越性故障的后备保护。
3.电流速断保护
（1）什麽是电流速断保护
电流速断保护是一种无时限或略带时限动作的一种电流保护。它能在最短的时间内迅速切除短路故障，减小故障持续时间，防止事故扩大。
电流速断保护又分为瞬时电流速断保护和略带时限的电流速断保护两种。
（2）电流速断保护的构成
电流速断保护是由电磁式中间继电器(作为出口元件)、电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)构成的。它一般不需要时间继电器。常采用直流操作，须设置直流屏。电流速断保护简单可靠、完全依靠短路电流的大小来确定保护是否需要启动。它是按一定地点的短路电流来获得选择性动作，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。
（3）瞬时电流速断保护的整定原则和保护范围
瞬时电流速断保护与过电流保护的区别，在于它的动作电流值不是躲过最大负荷电流，而是必须大于保护范围外部短路时的最大短路电流。即按躲过被保护线路末端可能产生的三相最大短路电流来整定。从而使速断保护范围被限制在被保护线路的内部，从整定值上保证了选择性，因此可以瞬时跳闸。当在被保护线路外部发生短路时，它不会动作。所以不必考虑返回系数。由于只有当短路电流大于保护装置的动作电流时，保护装置才能动作。所以瞬时电流速断保护不能保护设备的全部，也不能保护线路的全长，而只能保护线路的一部分。对于最大运行方式下的保护范围一般能达到线路全长的50%即认为有良好的保护效果；对于在最小运行方式下的保护范围能保护线路全长的15%～20%，即可装设。保护范围以外的区域称为“死区”。因此，瞬时电流速断保护的任务是在线路始端短路时能快速地切除故障。
当线路故障时，瞬时电流速断保护动作，运行人员根据其保护范围较小这一特点,可以判断故障出在线路首端，并且靠近保护安装处；如为双电源供电线路，则由两侧的瞬时电流速断保护同时动作或同时都不动作，可判断故障在线路的中间部分。
（4）瞬时电流速断保护的基本原理
瞬时电流速断保护的原理与定时限过电流保护基本相同。只是由一只电磁式中间继电器替代了时间继电器。
中间继电器的作用有两点：其一是因电流继电器的接点容量较小，不能直接接通跳闸线圈，用以增大接点容量；其二是当被保护线路上装有熔断器时，在两相或三相避雷器同时放电时，将造成短时的相间短路。但当放完电后，线路即恢复正常，因此要求速断保护既不误动，又不影响保护的快速性。利用中间继电器的固有动作时间，就可避开避雷器的放电动作时间。
（5）略带时限的电流速断保护
瞬时电流速断保护最大的优点是动作迅速，但只能保护线路的首端。而定时限过电流保护虽能保护
线路的全长，但动作时限太长。因此，常用略带时限的电流速断保护来消除瞬时电流速断保护的“死区”。要求略带时限的电流速断保护能保护全线路。因此，它的保护范围就必然会延伸到下一段线路的始端去。这样，当下一段线路始端发生短路时，保护也会起动。为了保证选择性的要求，须使其动作时限比下一段线路的瞬时电流速断保护大一个时限级差，其动作电流也要比下一段线路瞬时电流速断保护的动作电流大一些。略带时限的电流速断保护可作为被保护线路的主保护。略带时限的电流速断保护的原理接线和定时限过电流保护的原理接线相同。
4.三段式过电流保护装置
由于瞬时电流速断保护只能保护线路的一部分，所以不能作为线路的主保护，而只能作为加速切除线路首端故障的辅助保护；略带时限的电流速断保护能保护线路的全长，可作为本线路的主保护，但不能作为下一段线路的后备保护；定时限过电流保护既可作为本级线路的后备保护（当动作时限短时，也可作为主保护，而不再装设略带时限的电流速断保护。），还可以作为相临下一级线路的后备保护，但切除故障的时限较长。
一般情况下，为了对线路进行可靠而有效的保护，也常把瞬时电流速断保护（或略带时限的电流速断保护）和定时限过电流保护相配合构成两段式电流保护。
对于第一段电流保护，究竟采用瞬时电流速断保护，还是采用略带时限的电流速断保护，可由具体情况确定。如用在线路---变压器组接线，以采用瞬时电流速断保护为佳。因在变压器高压侧故障时，切除变压器和切除线路的效果是一样的。此时，允许用线路的瞬时电流速断保护，来切除变压器高压侧的故障。也就是说，其保护范围可保护到线路全长并延伸到变压器高压侧。这时的第一段电流保护可以作为主保护；第二段一般均采用定时限过流保护作为后备保护，其保护范围含线路---变压器组的全部。
通常在被保护线路较短时，第一段电流保护均采用略带时限的电流速断保护作为主保护；第二段采用定时限过流保护作为后备保护。
在实际中还常采用三段式电流保护。就是以瞬时电流速断保护作为第一段，以加速切除线路首端的故障，用作辅助保护；以略带时限的电流速断保护作为第二段，以保护线路的全长，用作主保护；以定时限过电流保护作为第三段，以作为线路全长和相临下一级线路的后备保护。对于北京电信的10KV（含35KV）供电线路今后宜选用两段式或三段式电流保护。
因为这种保护的设置可以在相临下一级线路的保护或断路器拒动时，本级线路的定时限过流保护可以动作，起到远后备保护的作用；如本级线路的主保护（瞬时电流速断或略带时限的电流速断保护）拒动时，则本级线路的定时限过电流保护可以动作，以起到近后备的作用。
5.零序电流保护
电力系统中发电机或变压器的中性点运行方式，有中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点直接接地三种方式。10KV系统采用的是中性点不接地的运行方式。
系统运行正常时，三相是对称的，三相对地间均匀分布有电容。在相电压作用下，每相都有一个超前90°的电容电流流入地中。这三个电容电流数值相等、相位相差120°，其和为零.中性点电位为零。
假设A相发生了一相金属性接地时，则A相对地电压为零，其他两相对地电压升高为线电压，三个线电压不变。这时对负荷的供电没有影响。按规程规定还可继续运行2小时，而不必切断电路。这也是采用中性点不接地的主要优点。但其他两相电压升高，线路的绝缘受到考验、有发展为两点或多点接地的可能。应及时发出信号，通知值班人员进行处理。
10KV中性点不接地系统中，当出现一相接地时，利用三相五铁心柱的电压互感器（PT)的开口三角形的开口两端有无零序电压来实现绝缘监察。它可以在PT柜上通过三块相电压表和一块线电压表（通过转换开关可观察三个线电压）看到“一低、两高、三不变”。接在开口三角形开口两端的过电压继电器动作，其常开接点接通信号继电器，并发出预告信号。采用这种装置比较简单，但不能立即发现接地点，因为只要网络中发生一相接地，则在同一电压等级的所有工矿企业的变电所母线上，均将出现零序电压，接有带绝缘监视电压互感器的电力用户都会发出预告信号。也就是说该装置没有选择性。为了查找接地点，需要电气人员按照预先制定的“拉路序位图”依次拉路查找，并随之合上未接地的回路，直到找到接地点为止。可以看出，这种方法费力、费时、安全性差，在某些情况下这样做还是不允许的。因此，这种装置存在一定的缺陷。
当网络比较复杂、出线较多、可靠性要求高，采用绝缘监察装置是不能满足运行要求时，可采用零序电流保护装置。它是利用接地故障线路零序电流较非接地故障线路零序电流大的特点构成的一种保护装置。
零序电流保护一般使用在有条件安装零序电流互感器的电缆线路或经电缆引出的架空线路上。当在电缆出线上安装零序电流互感器时，其一次侧为被保护电缆的三相导线，铁心套在电缆外，其二次侧接零序电流继电器。当正常运行或发生相间短路时，一次侧电流为零。二次侧只有因导线排列不对称而产生的不平衡电流。当发生一相接地时，零序电流反映到二次侧，并流入零序电流继电器，使其动作发出信号。在安装零序电流保护装置时，特别注意的一点是：电缆头的接地线必须穿过零序电流互感器的铁心。这是由于被保护电缆发生一相接地时，全靠穿过零序电流互感器铁心的电缆头接地线通过零序电流起作用的。否则互感器二次侧也就不能感应出电流，因而继电器也就不可能动作。
不难理解，当某一条线路上发生一相接地时，非接地线路上的零序电流为本身的零序电流。因此，为了保证动作的选择性，在整定时，保护装置的启动电流Idz应大于本线路的电容电流，即：
Idz=Kh.3Uxan.w.Co=Kh.Io
式中Idz------保护装置的启动电流；
Kh-------可靠系数，如无延时，考虑到不稳定间歇性电弧所发生的振荡涌流时，取4～5；如延时为0.5S时，则取1.5～2;
Uxan------相电压值；
Co--------被保护线路每相的对地电容；
Io--------被保护线路的总电容电流。
按上式整定后，还需校验在本线路上发生一相接地时的灵敏系数Klm,由于流经接地线路上的零序电流为全网络中非接地线路电容电流的总和，可用3Uxan.w.(CS-Co)表示，因此灵敏系数为:
Klm=3Uxan.w.(CS-Co)/Kh.3Uxan.w.Co
=(CS-Co)/Kh.Co
上式可改写成:
Klm=I0S-Io/Kh.Io
=I0S-Io/Idz
式中CS------同一电压等级网络中，各元件每相对地电容之和；
I0S------与CS
相对应的对地电容电流之和。对电缆线路取大于或等于1.25;架空线路取1.5;对于架空线路，由于没有特制的零序电流互感器，如欲安装零序电流保护，可把三相三只电流互感器的同名端并联在一起，构成零序电流过滤器，再接上零序电流继电器。其动作电流整定值中，要考虑零序电流过滤器中不平衡电流的影响。
四对北京电信10KV系统中继电保护的综合评价
1.定时限过电流保护与反时限过电流保护的配置
10KV系统中的上、下级保护之间的配合条件必须考虑周全，考虑不周或选配不当，则会造成保护的非选择性动作，使断路器越级跳闸。保护的选择性配合主要包括上、下级保护之间的电流和时限的配合两个方面。应该指出，定时限过电流保护的配合问题较易解决。由于定时限过电流保护的时限级差为0.5S，选择电网保护装置的动作时限，一般是从距电源端最远的一级保护装置开始整定的。为了缩短保护装置的动作时限，特别是缩短多级电网靠近电源端的保护装置的动作时限，其中时限级差起着决定的作用，因此希望时限级差越小越好。但为了保证各级保护装置动作的选择性,时限级差又不能太小。虽然反时限过电流保护也是按照时限的阶梯原则来整定，其时限级差一般为0.7S。而且反时限过电流保护的动作时限的选择与动作电流的大小有关。也就是说，反时限过电流保护随着短路电流与继电器动作电流的比值而变，因此整定反时限过电流保护时，所指的时间都是在某一电流值下的动作时间。还有，感应型继电器惯性较大，存在一定的误差，它的特性不近相同，新旧、型的特性也不相同。所以，在实际运行整定时，就不能单凭特性曲线作为整定的依据，还应该作必要的实测与调试。比较费力、费事。因此，反时限过电流保护时限特性的整定和配合就比定时限过电流保护装置复杂得多。通过分析可以看出，北京电信10KV新建及在建工程中，应以配置三段式或两段式定时限过电流保护、瞬时电流速断保护和略带时限的电流速断保护为好。
2.北京电信10KV系统中高压设备的配置
目前，北京电信10KV系统中高压开关柜的配置主要有两大类：即固定式高压开关柜和手车式高压开关柜。关于固定式高压开关柜是我国解放初期自前苏联引进的老产品，柜型高大、有足够的安全距离、但防护等级低、元器件陈旧、防电击水平较低；而手车式高压开关柜是近年来引进国外技术，消化吸收研制的换代产品，体积缩小、防护等级大大提高、元器件的选用比较先进、防电击水平较高。其主要特点可归纳为：它有四室（手车室、电缆室、母线室和继电仪表室）、七车（断路器手车、隔离手车、接地手车、所用变压器手车、电压互感器手车、电压互感器和避雷器手车、避雷器和电容器手车）、三个位置（工作位置、试验位置和拖出柜外检修位置）和两个锁定（工作位置的锁定和试验位置的锁定）。它用高压一次隔离触头替代了高压隔离开关、用接地开关替代了临时接地线等。对于系统的运行安全提供了很好的条件。关于配电变压器安装于主机楼时，一般均采用了防火等级较高的干式变压器，笔者曾率先尝试采用了D/Yo-11接线组别的干式变压器（传统采用Y/Yo-12接线组别），其一次接成了D形接线，为电信部门产生的大量高次谐波提供了通路，这样就较为有效的防止了我们电信部门的用电对系统造成的谐波污染（目前电业部门正在谐波管理方面考虑采取必要的经济措施）；同时，采用了这种接线组别，使得继电保护的灵敏性有所提高。按照IEC及新的国家标准GB50054-96的要求，应逐步推广采用D/Yo-11接线组别的配电变压器。
3.关于10KV一相接地保护方式的探讨
篇（6）
一、概述
随着微机继电保护装置的广泛应用和变电站综合自动化水平的不断提高，各种智能设备采集的模拟量、开关量、一次设备状态量大大增加，运行人员可以从中获取更多的一、二次设备的实时信息。但是，由于目前的微机型二次设备考虑较多的是对以往设备功能的替代，导致这些设备基本上是独立运行，致使它们采集的大量信息白白流失，未能得到充分利用。
电网是一个不可分割的整体，对整个电网的一、二次设备信息进行综合利用，对保证电网安全稳定运行具有重大的意义。近几年，计算机和网络技术的飞速发展，使综合利用整个电网的一、二次设备信息成为可能。电网继电保护综合自动化系统就是综合利用整个电网智能设备所采集的信息，自动对信息进行计算分析，并调整继电保护的工作状态，以确保电网运行安全可靠的自动化系统，它可以实现以下主要功能。
1.实现继电保护装置对系统运行状态的自适应。
2.实现对各种复杂故障的准确故障定位。
3.完成事故分析及事故恢复的继电保护辅助决策。
4.实现继电保护装置的状态检修。
5.对线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析，并提供解决方案。
6.对系统中运行的继电保护装置进行可靠性分析。
7.自动完成线路参数修正。
二、系统构成
站在电网的角度，我们来分析电网继电保护综合自动化系统获取信息的途径。电网的结构和参数，可以从调度中心获得；一次设备的运行状态及输送潮流，可以通过EMS系统实时获得；保护装置的投退信息，由于必须通过调度下令，由现场执行，因此可以从调度管理系统获得，并从变电站监控系统得到执行情况的验证；保护装置故障及异常，可以从微机保护装置获得；电网故障信息，可以从微机保护及微机故障录波器获得。
通过以上分析，可以看出，实现电网继电保护综合自动化系统的信息资源是充分的。为了更好的利用信息资源，应建立客户/服务器体系的系统结构，按此结构将系统分解成几个部分，由客户机和服务器协作来实现上述七种主要功能。这样就可以实现最佳的资源分配及利用，减少网络的通信负担，提高系统运行的总体性能。
客户机设在变电站，主要实现以下功能：
1.管理与保护及故障录波器的接口，实现对不同厂家的保护及故障录波器的数据采集及转换功能。在正常情况下巡检保护的运行状态，接收保护的异常报告。在电网发生故障后接收保护和故障录波器的事故报告。
2.管理与监控系统主站的接口，查询现场值班人员投退保护的操作。
3.管理与远动主站的接口，将装置异常、保护投退及其它关键信息通过远动主站实时上送调度端。
4.执行数据处理、筛选、分析功能。实现对保护采集数据正确性的初步分析，筛选出关键信息。
5.管理及修改保护定值。
6.向服务器发出应用请求，并接收服务器反馈信息。
7.主动或按服务器要求传送事故报告，执行服务器对指定保护和故障录波器的查询。
服务器设在调度端，可由一台或多台高性能计算机组成，主要实现以下功能：
1.向客户机发送指令，接收并回答客户机的请求。
2.接收客户机传送的事故报告。
3.控制对EMS系统共享数据库的存取。获得一次设备状态、输送潮流及客户机通过远动主站上送调度端的信息。
4.通过调度运行管理信息系统获得调度员对保护的投退命令、设备检修计划等信息。
5.与继电保护管理信息系统交换保护配置、定值、服役时间、各种保护装置的正动率及异常率等信息，实现继电保护装置的可靠性分析。
6.执行故障计算程序、继电保护定值综合分析程序、事故分析程序、保护运行状态监测程序、稳定分析程序等应用软件。
在实现了变电站综合自动化的厂站，客户机可在保护工程师站的基础上进行功能扩充，并成为变电站综合自动化系统的组成部分。在没有保护工程师站的厂站，可通过保护改造工程，建立变电站保护信息处理系统，使之成为客户机。
由以上功能划分可以看出，客户机与服务器之间的数据交换量并不大，仅在电网发生故障后，由于与故障设备有关联的厂站的客户机需要向服务器传送详细的故障报告，才会出现较大的信息量。因此，客户机和服务器之间的联络，在目前条件下，完全可以采用调制解调器进行异步通信。将来如有条件，建议尽量采用广域网交换数据。
三、功能分析
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。假如一个变电站有15个元件，仅考虑本站检修2个元件的组合方式就已经达到100多个，而周围系统机组停运、500KV自耦变的检修及系统开环对短路电流和分支系数的影响甚至可能比本站元件检修还要大，它们均需做为组合方式加以考虑，这就使组合方式之多达到难以想像的数量。
为使预先整定的保护定值适应所有可能出现的运行方式的变化，必然出现以下问题：
A.缩短了保护范围，延长了保护动作延时。
B.被迫退出某些受运行方式变化影响较大的保护。如四段式的零序电流保护仅能无配合的使用其最后两段。
C.可能还存在由于运行方式考虑不周而出现失去配合。
D.被迫限制一次系统运行方式。
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入情况，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。
目前，系统中运行的保护装置可分为三类：第一类为非微机型保护；第二类为具备多个定值区并可切换的微机保护，一般不具备远方改定值的功能；第三类为新型微机保护，具备远方改定值的功能。对非微机型保护，在调度端可以将其设置为不能自动调整定值的保护，依靠周围保护装置的定值调整，实现与此类保护的配合。对第二类保护，可以事先设置多套整定值，调度端只是通过变电站客户机，控制其在当前运行方式下采用那套整定值来实现定值的自适应。
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。
我们知道，得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确，因此，通过电网继电保护综合自动化系统，可以彻底解决这个问题。调度端数据库中，已经储备了所有一次设备参数、线路平行距离、互感情况等信息，通过共享EMS系统的数据，可以获得故障前系统一次设备的运行状态。故障发生后，线路两端变电站的客户机可以从保护和故障录波器搜集故障报告，上送到服务器。调度端服务器将以上信息综合利用，通过比较简单的故障计算，就可确定故障性质并实现准确的故障定位。
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。
当系统发生较大的事故时，由于在较短时间内跳闸线路较多，一般已经超过了继电保护能够适应的运行方式，此时保护可能已经处于无配合的状态。此时进行事故恢复，不仅需要考虑一次运行方式的合理，还需要考虑保护是否能够可靠并有选择的切除故障。借助电网继电保护综合自动化系统，可以分析当前运行方式下保护的灵敏度及配合关系，并通过远程改定值，完成继电保护装置对系统事故运行状态的自适应。
4.实现继电保护装置的状态检修。
根据以往的统计分析数据，设计存在缺陷、二次回路维护不良、厂家制造质量不良往往是继电保护装置误动作的主要原因。由于微机型继电保护装置具有自检及存储故障报告的能力，因此，可以通过电网继电保护综合自动化系统实现继电保护装置的状态检修。具体做法如下：
A.依靠微机保护的自检功能，可以发现保护装置内部的硬件异常。变电站的客户机搜集到保护的异常报告后，立即向相应的调度端发出告警，从而使设备故障能够得到及时处理，缩短保护装置退出时间。
B.保护的开入量一般有开关辅助节点、通讯设备收信、合闸加速、启动重合闸、其他保护动作等几种，这些开入量对保护的可靠运行起关键作用。变电站的客户机可以监视保护装置的开关量变位报告。当发现保护的开入量发生变位时，可以通过查询变电站一次系统状态以及其他保护和录波器的动作信息确定变位的正确性。这样，就可以及早发现问题，预防一部分由设计缺陷或二次回路维护不良引起的误动作。
C.为防止由于PT、CT两点接地、保护装置交流输入回路异常、采样回路异常等引起保护误动作，可以由变电站的客户机将保护启动以后的报告进行分析，首先可以判断取自同一CT的两套保护采样值是否一致，其次，可以判断本站不同PT对同一故障的采样值是否一致。另外，还可以将从保护故障报告中筛选出的故障电流基波稳态值及相位等信息上传到调度端，与线路对侧的数据进行比较，以发现PT两点接地等问题。
通过以上措施，可以加强状态检修，相应延长定期检修周期，使保护装置工作在最佳状态。同时，还可以提高维护管理水平，减轻继电保护工作人员的劳动强度，减少因为人员工作疏漏引起的误动作。
5.对线路纵联保护退出引起的系统稳定问题进行分析，并提供解决方案。
随着电网的发展，系统稳定问题日益突出。故障能否快速切除成为系统保持稳定的首要条件，这就对线路纵联保护的投入提出较高要求。但是，在目前情况下，由于通道或其它因素的影响，导致线路双套纵联保护退出时，只能断开线路以保证系统稳定和后备保护的配合。这种由于二次设备退出而影响一次设备运行的状况是我们所不愿意看到的。
借助电网继电保护综合自动化系统，我们可以完成以下工作。
A.根据系统当前运行状态校验保护的配合关系。
B.根据线路两侧定值确定不同点故障保护的切除时间。
C.根据系统当前的运行方式、输送潮流、系统及机组的参数，结合故障切除时间，判断线路不同点故障时系统能否保持稳定。
D.判断能否通过控制输送潮流保持系统稳定。
E.反推系统保持稳定需要的故障切除时间。
F.通过远程改定值，保证系统稳定及周围系统后备保护的配合。
这样，我们就可以大大减轻纵联保护的退出给系统一次设备的运行带来的影响，并提供纵联保护的退出的整体解决方案。
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。
7.自动完成线路参数修正。
由于征地的限制，新建线路往往与原有线路共用线路走廊，线路之间电磁感应日益增大，造成新线路参数测试的不准确以及原有线路参数的变化。现在，依靠电网继电保护综合自动化系统，可以将每次故障周围系统保护的采样数据进行收集，利用线路两端的故障电流、故障电压，校核并修正线路参数，实现线路参数的自动在线测量，从而提高继电保护基础参数的可靠性，保证系统安全。
四、实现本系统的难点分析
1.管理问题
从技术上说，实现电网继电保护综合自动化系统的条件已经成熟，无论是变电站客户机对保护信息的搜集、信息的网络传输还是调度端服务器对EMS系统共享数据的读取、故障及稳定分析计算，都可以得到解决。主要的实施难度在于此系统需要综合继电保护、调度、方式、远动、通信以及变电站综合自动化等各个专业的技术，并且涉及到控制运行设备，其它专业一般不愿牵扯其中，因此只有解决好管理问题，才可能顺利实施。例如，目前变电站客户机对信息的搜集，完全可以也应该纳入到变电站综合自动化系统，但是，由于管理界面的划分，有些运行单位希望保护专业独立组网搜集信息，这样就造成资源的分割和浪费，不利于今后对系统的扩展。为了保证电力系统的安全运行，希望在将来的保护设计导则中，对此类问题统一予以规范。
2.安全性问题
由于电网继电保护综合自动化系统的功能强大，并且可以控制运行设备，与电网的安全稳定运行息息相关，因此在设计之初，就必须对系统的安全性问题给予足够重视。可以说，安全性解决的好坏，将是本系统能否运用的关键。初步设想，调度端服务器必须采用双机热备用方式保证硬件安全；通过远方修改保护定值时，客户机必须通过加密的数字签名核实调度端传送定值的可信度，并通过校验码及数据回送保证定值的可靠性。并且，当客户机向保护传送定值时，必须不能影响保护的正常性能。在这方面，还需要做大量的工作。
3.规约问题
篇（7）
2继电保护系统的主要构成
电力系统是电能供应传输的关键，与继电保护系统联用共同构成安全稳定的用电环境。继电保护在电力系统中是不可缺少的部分，常作为用电安全保护平台，主要构成包括：
2.1测量部分
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。例如，输电线路以变压器为运转中心，对原始电能高低进行调配，按照用电区域电压承载力实施调控，通过继电测量可促进电能调配效率提高。
2.2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。例如，继电保护器与配电变压器组合应用，可根据用电单位要求，严格控制配电量、电压高低，保障用户安全用电。
2.3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。继电保护器按照电力控制指令要求，执行某个安全防护程序，并且将指令结果安全传输至调度中心，从而提升了继电保护控制器的工作性能。
3电气工程中的继电保护功能
人类社会正处于信息化改革阶段，信息技术应用于各个行业是发展趋势，也是继电保护技术控制的关键。继电保护是电气工程科技化改造的新方向，充分利用互联网平台优势，解决传统电力运行的不足，加快了电力系统网络层次改造进度，构建了符合现代化电力控制的安全调度模式。
3.1监控功能
电力系统安全化发展是必然趋势，继电保护系统与电源系统、配电系统等共同运行，共同参与电能资源调配运输工作，解决地区用电操作困境。监视电力系统的正常运行，当被保护的电力系统元件发生故障时，应该由该元件的继电保护装置迅速准确地给脱离故障元件最近的断路器发出跳闸命令，使故障元件及时从电力系统中断开，以最大限度地减少对电力系统元件本身的损坏。
3.2调整功能
电气系统将朝着“高效、优质、安全”等方向发展，采用继电保护技术辅助网络化运行，这是电气系统优化升级的主要思路。反映电气设备的不正常工作情况，并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同发出信号，提示值班员迅速采取措施，使之尽快恢复正常，或由装置自动地进行调整，或将那些继续运行会引起事故的电气设备予以切除。
3.3安全功能
实现电力系统的自动化和远程操作，以及工业生产的自动控制，均要借助继电保护技术功能，如自动重合闸、备用电源自动投入、遥控、遥测等。当系统和设备发生的故障足以损坏设备或危及电网安全时，继电保护装置能最大限度地减少对电力系统元件本身的损坏，降低对电力系统安全供电的影响，如单相接地、变压器轻、重瓦斯信号、变压器温升过高等。
3.4防御功能
继电保护技术是对电气工程故障的综合防护，提前发现潜在故障风险。当前，电力系统均配备了专用监测系统，主要是对电力设备运行情况实时监控，为电网调度与控制提供真实信号。状态监测系统是多项科技的综合应用，由数字化设备参与智能调度运行，对各种电气设备或元件均起到防护作用。例如，线路电流超标会引起烧损、断电等故障，借助状态监测平台可及时防御故障发生。
4基于继电保护自动化控制系统继电保护
自动化不仅配备了专用调度中心，也增加了一系列的安全保护基础，形成相对稳定的电能分配模式。随着电力行业科技快速发展，县级电力公司要灵活应用继电保护技术作为防护，为电气工程自动化改造做好前期工作，维持电气设备工作状态的稳定性。现阶段，基于继电保护系统可组建智能保护、实时仿真、安全告警等多项保护模式，具体情况：
4.1智能保护系统
智能保护是电气工程调控新技术，借助智能系统取代人工操作，不仅保护了电力系统运行状态，对人员及设备也起到了安全防护作用。例如，电气工程中配备继电保护器与电子感应技术联用，当电气系统出现异常故障之后，第一时间发出告警信号，提醒检修人员赶往现场处理，防治故障扩大化产生的异常危害。
4.2实时仿真系统
仿真技术是对继电保护系统的模拟运行，尤其在新安装的电力系统中，借助仿真模拟平台可预测系统运行状态，正式启动前做好对应的防护措施。实时仿真由动态保护技术构成，在电气设备安装结束后执行命令。技术人员分析仿真结果，总结电力系统运行存在的漏洞，拟定针对性的保护处理方案。
4.3安全告警系统
安全告警也是电气系统防护的有效方式，采用多种保护技术维持电力系统的稳定性，利用安全防护层执行监控命令，发现系统连接设备出现故障时，立即启动告警程序。同时，对电气设备执行一级防护，确保设备在故障状态下不会二次受损，为后期检修工作争取了更多的时间，这也是继电保护技术多功能应用的表现。
篇（8）
一、继电保护发展现状
电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力，因此，继电保护技术得天独厚，在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段。
建国后，我国继电保护学科、继电保护设计、继电器制造工业和继电保护技术队伍从无到有，在大约10年的时间里走过了先进国家半个世纪走过的道路。50年代，我国工程技术人员创造性地吸收、消化、掌握了国外先进的继电保护设备性能和运行技术，建成了一支具有深厚继电保护理论造诣和丰富运行经验的继电保护技术队伍，对全国继电保护技术队伍的建立和成长起了指导作用。阿城继电器厂引进消化了当时国外先进的继电器制造技术，建立了我国自己的继电器制造业。因而在60年代中我国已建成了继电保护研究、设计、制造、运行和教学的完整体系。这是机电式继电保护繁荣的时代，为我国继电保护技术的发展奠定了坚实基础。
自50年代末，晶体管继电保护已在开始研究。60年代中到80年代中是晶体管继电保护蓬勃发展和广泛采用的时代。其中天津大学与南京电力自动化设备厂合作研究的500kV晶体管方向高频保护和南京电力自动化研究院研制的晶体管高频闭锁距离保护，运行于葛洲坝500kV线路上，结束了500kV线路保护完全依靠从国外进口的时代。
在此期间，从70年代中，基于集成运算放大器的集成电路保护已开始研究。到80年代末集成电路保护已形成完整系列，逐渐取代晶体管保护。到90年代初集成电路保护的研制、生产、应用仍处于主导地位，这是集成电路保护时代。在这方面南京电力自动化研究院研制的集成电路工频变化量方向高频保护起了重要作用，天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的集成电路相电压补偿式方向高频保护也在多条220kV和500kV线路上运行。
我国从70年代末即已开始了计算机继电保护的研究，高等院校和科研院所起着先导的作用。华中理工大学、东南大学、华北电力学院、西安交通大学、天津大学、上海交通大学、重庆大学和南京电力自动化研究院都相继研制了不同原理、不同型式的微机保护装置。1984年原华北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定，并在系统中获得应用［5］，揭开了我国继电保护发展史上新的一页，为微机保护的推广开辟了道路。在主设备保护方面，东南大学和华中理工大学研制的发电机失磁保护、发电机保护和发电机?变压器组保护也相继于1989、1994年通过鉴定，投入运行。南京电力自动化研究院研制的微机线路保护装置也于1991年通过鉴定。天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的微机相电压补偿式方向高频保护，西安交通大学与许昌继电器厂合作研制的正序故障分量方向高频保护也相继于1993、1996年通过鉴定。至此，不同原理、不同机型的微机线路和主设备保护各具特色，为电力系统提供了一批新一代性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果。可以说从90年代开始我国继电保护技术已进入了微机保护的时代。
二、继电保护的未来发展
继电保护技术未来趋势是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展。
2.1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。原华北电力学院研制的微机线路保护硬件已经历了3个发展阶段：从8位单CPU结构的微机保护问世，不到5年时间就发展到多CPU结构，后又发展到总线不出模块的大模块结构，性能大大提高，得到了广泛应用。华中理工大学研制的微机保护也是从8位CPU，发展到以工控机核心部分为基础的32位微机保护。
南京电力自动化研究院一开始就研制了16位CPU为基础的微机线路保护，已得到大面积推广，目前也在研究32位保护硬件系统。东南大学研制的微机主设备保护的硬件也经过了多次改进和提高。天津大学一开始即研制以16位多CPU为基础的微机线路保护，1988年即开始研究以32位数字信号处理器(DSP)为基础的保护、控制、测量一体化微机装置，目前已与珠海晋电自动化设备公司合作研制成一种功能齐全的32位大模块，一个模块就是一个小型计算机。采用32位微机芯片并非只着眼于精度，因为精度受A/D转换器分辨率的限制，超过16位时在转换速度和成本方面都是难以接受的；更重要的是32位微机芯片具有很高的集成度，很高的工作频率和计算速度，很大的寻址空间，丰富的指令系统和较多的输入输出口。CPU的寄存器、数据总线、地址总线都是32位的，具有存储器管理功能、存储器保护功能和任务转换功能，并将高速缓存(Cache)和浮点数部件都集成在CPU内。
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。在计算机保护发展初期，曾设想过用一台小型计算机作成继电保护装置。由于当时小型机体积大、成本高、可靠性差，这个设想是不现实的。现在，同微机保护装置大小相似的工控机的功能、速度、存储容量大大超过了当年的小型机，因此，用成套工控机作成继电保护的时机已经成熟，这将是微机保护的发展方向之一。天津大学已研制成用同微机保护装置结构完全相同的一种工控机加以改造作成的继电保护装置。这种装置的优点有：(1)具有486PC机的全部功能，能满足对当前和未来微机保护的各种功能要求。(2)尺寸和结构与目前的微机保护装置相似，工艺精良、防震、防过热、防电磁干扰能力强，可运行于非常恶劣的工作环境，成本可接受。(3)采用STD总线或PC总线，硬件模块化，对于不同的保护可任意选用不同模块，配置灵活、容易扩展。
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，尚须进行具体深入的研究。
2.2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，使人类生产和社会生活的面貌发生了根本变化。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。继电保护的作用也只限于切除故障元件，缩小事故影响范围。这主要是由于缺乏强有力的数据通信手段。国外早已提出过系统保护的概念，这在当时主要指安全自动装置。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(这是首要任务)，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。这在当前的技术条件下是完全可能的。
对于一般的非系统保护，实现保护装置的计算机联网也有很大的好处。继电保护装置能够得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确。对自适应保护原理的研究已经过很长的时间，也取得了一定的成果，但要真正实现保护对系统运行方式和故障状态的自适应，必须获得更多的系统运行和故障信息，只有实现保护的计算机网络化，才能做到这一点。
对于某些保护装置实现计算机联网，也能提高保护的可靠性。天津大学1993年针对未来三峡水电站500kV超高压多回路母线提出了一种分布式母线保护的原理，初步研制成功了这种装置。其原理是将传统的集中式母线保护分散成若干个(与被保护母线的回路数相同)母线保护单元，分散装设在各回路保护屏上，各保护单元用计算机网络联接起来，每个保护单元只输入本回路的电流量，将其转换成数字量后，通过计算机网络传送给其它所有回路的保护单元，各保护单元根据本回路的电流量和从计算机网络上获得的其它所有回路的电流量，进行母线差动保护的计算，如果计算结果证明是母线内部故障则只跳开本回路断路器，将故障的母线隔离。在母线区外故障时，各保护单元都计算为外部故障均不动作。这种用计算机网络实现的分布式母线保护原理，比传统的集中式母线保护原理有较高的可靠性。因为如果一个保护单元受到干扰或计算错误而误动时，只能错误地跳开本回路，不会造成使母线整个被切除的恶性事故，这对于象三峡电站具有超高压母线的系统枢纽非常重要。
由上述可知，微机保护装置网络化可大大提高保护性能和可靠性，这是微机保护发展的必然趋势。
2.3保护、控制、测量、数据通信一体化
在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，保护装置实际上就是一台高性能、多功能的计算机，是整个电力系统计算机网络上的一个智能终端。它可从网上获取电力系统运行和故障的任何信息和数据，也可将它所获得的被保护元件的任何信息和数据传送给网络控制中心或任一终端。因此，每个微机保护装置不但可完成继电保护功能，而且在无故障正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信功能，亦即实现保护、控制、测量、数据通信一体化。
目前，为了测量、保护和控制的需要，室外变电站的所有设备，如变压器、线路等的二次电压、电流都必须用控制电缆引到主控室。所敷设的大量控制电缆不但要大量投资，而且使二次回路非常复杂。但是如果将上述的保护、控制、测量、数据通信一体化的计算机装置，就地安装在室外变电站的被保护设备旁，将被保护设备的电压、电流量在此装置内转换成数字量后，通过计算机网络送到主控室，则可免除大量的控制电缆。如果用光纤作为网络的传输介质，还可免除电磁干扰。现在光电流互感器(OTA)和光电压互感器(OTV)已在研究试验阶段，将来必然在电力系统中得到应用。在采用OTA和OTV的情况下，保护装置应放在距OTA和OTV最近的地方，亦即应放在被保护设备附近。OTA和OTV的光信号输入到此一体化装置中并转换成电信号后，一方面用作保护的计算判断；另一方面作为测量量，通过网络送到主控室。从主控室通过网络可将对被保护设备的操作控制命令送到此一体化装置，由此一体化装置执行断路器的操作。1992年天津大学提出了保护、控制、测量、通信一体化问题，并研制了以TMS320C25数字信号处理器(DSP)为基础的一个保护、控制、测量、数据通信一体化装置。
2.4智能化
近年来，人工智能技术如神经网络、遗传算法、进化规划、模糊逻辑等在电力系统各个领域都得到了应用，在继电保护领域应用的研究也已开始。神经网络是一种非线性映射的方法，很多难以列出方程式或难以求解的复杂的非线性问题，应用神经网络方法则可迎刃而解。例如在输电线两侧系统电势角度摆开情况下发生经过渡电阻的短路就是一非线性问题，距离保护很难正确作出故障位置的判别，从而造成误动或拒动；如果用神经网络方法，经过大量故障样本的训练，只要样本集中充分考虑了各种情况，则在发生任何故障时都可正确判别。其它如遗传算法、进化规划等也都有其独特的求解复杂问题的能力。将这些人工智能方法适当结合可使求解速度更快。天津大学从1996年起进行神经网络式继电保护的研究，已取得初步成果。可以预见，人工智能技术在继电保护领域必会得到应用，以解决用常规方法难以解决的问题。
三、结束语
篇（9）
管理过程要求我们未雨绸缪，第一次就要把事情办好，是非常适合综合自动化改造的管理方法。
2综合自动化改造问题分析
(1)较广的涉及面
电力系统构成复杂，主要包括一次主设备和二次保护、控制、调节、信号等辅助设备组成，综合自动化改造工作涉及到变电所每个间隔的一次设备和相应的二次设备。
(2)较大的工作影响范围
如果综合自动化改造工作稍有差错，就不仅仅对电力系统的运行造成严重的影响，而且国民经济和人民生活带来不可估量的损失。其中，继电保护“三误”（误碰、误接线、误整定）操作呈现出多样、易发生的特点，是保护的头号敌人
(3)改造难度大
综合改造过程中要求停电时间短，技术难度高，复杂性强，细微事情多，稍有想不到的地方都可能对电网安全运行带来威胁。
3综合自动化改造施工中的危险因素
(1)对“三措方案”、作业指导书学习体会不够，造成工作上被动。
(2)未掌握图纸、技术规范、规程制度，未完全了解现场实际情况，对停电设备间隔不知道，造成延误工期甚至出现威胁电网安全事故。
(3)拆除旧电缆时拆错线造成保护误动。
(4)机械伤人、保护误碰等在拆、搬屏柜过程中出现时应该引起注意。
(5)交流短路、直流短路接地等往往在接线过程中误接线引起，这样也应该格外注意。
(6)误投压板、调试不慎引起设备损坏，相关保护误动等需要特别注意。
4综自改造施工中过程管理思考
由于综自改造的特点分析，从整体上考虑应该强化过程管理是非常必要的，否则，轻则延误工期，重则酿成事故。做好图纸资料，材料工器具等的准备工作在改造前就显得尤为必要和关键，另外，符合现场的施工“三措”方案也应该及时制定。而在施工过程中需要注意的工作有，做好每日工作日志，交代清楚工作内容，同时对于危险点及预控措施应该提前准备，确保使用安全措施票。完备的实施细则应该在重点阶段、重点环节体现出来，另外这些措施应该体现出针对性和区别性，使得各个环节相互辅佐，从整体上保证施工安全。
4.1从施工方案反映施工总体情况
综自改造施工方案应包括施工组织措施、安全措施、技术措施，同时还包括施工工程进度安排，改造前、后的屏柜布置，施工作业指导书等内容。施工“三措”方案要尽可能详细，对现场的人员组织、危险点、预控措施、全过程技术把关等内容要全面准确。施工前对每个参加施工人员及现场运行人员进行交底，使每个人都对整个施工过程所有内容能完全掌握。
4.2从施工日志体现全过程
综自改造施工是一项面广点散的工作，如果采取工作负责人全面负责的办法，工作负责人的压力非常大，工作班成员的积极性也低，责任意识也会淡薄，从而影响施工的安全与进度。为此我们在变电站改造施工中，充分利用施工日计划和施工日志的办法解决了这一难题，并大大提高了工作效率。施工日前一天晚上就将次日的施工计划编制好，将各项工作详细分解到人，并且交代了各工作点的危险点及预控措施，做到责任到人，当日工作前逐一交待，使得工作多而不乱；施工日志则记录每日的工作完成情况、工作中存在的问题及解决措施。
4.3继电保护安全措施票-小措施大作用
尽管从某一方面来说作为进入现场工作的一张通行证的工作票具有一定作用，但是在较为复杂情况下，这样做就远远不够了。在复杂的合自动化改造施工和220kV以上保护调试工作中，当进行拆除与运行设备相关的连线过程中，往往需要处理在二次回路中接临时安全措施线，这就意味着大量繁琐而必须的步骤不能缺少。为了更好解决这个问题，同时在保证安全至上的前提下，即对工作负责的同时又对自己安全负责，就提出了继电保护安全措施票措施，具体来说，继电保护安全措施票包括编号、签发人、工作负责人、工作内容、设备状态、安全措施。每一项安全措施都要列出执行时间和恢复时间，不需要恢复的项目要在恢复栏中写明原因。在改造中通过继电保护安全措施票实施从根本上杜绝了“三误”的发生，同时也可以真正做到层层把关，责任到人，并做到有据可查，提高了保护人员工作责任心和工作态度，大大保证了施工的安全。
4.4过程管理细则化-将关键工作精细化
篇（10）
2工作原理。在变电站继电保护系统中信息管理技术一般包括两方面，即软件部分与硬件部分。软件是由计算机所执行的各种程序，通过对输入的各种数据进行逻辑判断与运算处理，从而保证各电路系统可以高效运行；而硬件部分则主要是由以下几项组成：CPU主机系统、开关量输入输出、模拟量数据、通讯回路以及电源回路等。电压是衡量电能质量的一项重要指标，,当电压不稳定而且超出一定的数值时，将对电力系统造成损害并对国民的经济造成严重的损失，对于电网系统中的发电机、变压器等重要设备导致其容量严重减少；对于电动机则会由于电压过低、电流过大致使自身温度升高最终自燃烧毁。
二、信息管理技术在继电保护系统中的应用
1继电保护技术中图纸的信息技术管理。图纸管理在继电保护系统中起到非常关键的作用，由于继电保护的图纸管理还是沿用传统方法，主要还是人工进行管理或是通过手工绘图，并且在绘图过程中绘图人员的作图方式各有所异，此外图纸储存方式也有所不同，为了更好地进行管理，统一的图纸格式变得很有必要。继电保护系统中信息管理的图形文件一般只有两种：一种是位图文件，这类文件主要利用点阵的形式进行对图形描绘的一种软件；另一种是矢量类文件，它主要是通过数学方法进行对几何元素的描述，最终形象比较逼真、细致的图像，并将图纸借此进行转化，然后变成矢量图文件，在现实操作中，矢量化的图纸绘制这一种方法是非常有效的。
2继电保护技术中数据库的信息技术管理。在继电保护中所用到的图纸是非常专业的一种图纸，其种类也比较多，因此，如果不对其进行分类与整理将会变得混乱，因此需要根据数据结构去建立数据库。对于数据库中的所有元件一般会两层表的结构设计，这两层包括参数表和基本属性表，参数表指的是各个元件的参数类型，而基本属性表一般包括元件坐标以及图纸名等，并通过ID作为基本属性表的参数来进行对图纸的分析、整理，同时对进行图元的分类，最终才达能数据库建立的目的。
3继电保护技术中技术资料的信息技术管理。在继电保护中对技术资料的管理指的是通过对扫描的图片、电子文档等的资料的分类管理，从而形成的一种较为有效资源管理的模式。其中所涉及到的技术主要这几种：定值管理，通过使用保护定值代码对各种模板进行定制；班组信息管理，这在继电保护中开展的日常管理工作时对图表的创建与修改，进一步对资料管理的完善；数字签名，在进行文档的存档过程中，对用户实行电子身份认证；网页浏览，这是在继电保护技术中对常用的表格加以扫描，同时通过客户端对网页进行浏览，对技术资料进行上传。
三、继电保护中对信息数据库的完善
变电站运行的基础信息是变电站中改进各项技术和对技术进行更新的关键，并且对变电站进行新技术的应用与进行经验总结有着密切的联系。在变电站继电保护系统中进行信息管理技术的应用，要进行对继电保护中信息数据库的完善。以基础信息数据库作为基础，对于变电站继电保护中其正常运行、发生的故障等信息，一并归到信息数据库中去。在通过对运行信息的收集以及对数据库进行整理保存，为日后的工作打下基础。将继电保护系统中的故障和零部件寿命等信息归入到数据库中，为日后的检修工作提供依据，以及为预防性检修理论运用打下基础。信息数据库的建立还可以为现代变电站继电保护工作进一步的发展提供基础信息、为平时的继电保护检修工作提供有用的资料。
