电网保护

电网保护（共12篇）

电网保护 篇1

4 剩余电流动作保护装置的组成、原理、参数与试验

4.1 组成

剩余电流动作保护装置主要由检测元件、中间放大环节、操作执行机构和试验装置四部分组成。

4.1.1 检测元件

检测元件为零序电流互感器 (也称漏电电流互感器) , 其作用是把检测到的剩余电流信号或触电电流信号, 变换为中间放大环节可以接收的电压或功率信号, 送到中间放大环节。

4.1.2 中间放大环节

中间放大环节是将微弱的剩余电流信号放大, 按装置不同 (放大部件可采用机械装置或电子装置) 构成电磁式保护器或电子式保护器。

4.1.3 操作执行机构

操作执行机构接收到信号后, 使主开关由闭合位置转换到断开位置, 从而切断电源, 是被保护电路脱离电网的跳闸部件。

4.1.4 试验装置

试验装置由试验按钮和电阻组成。当按下试验按钮后, 人为地产生一额定值的故障信号, 检验剩余电流动作保护装置能否正常动作, 机构是否灵敏可靠。

4.2 电流型剩余电流动作保护装置的工作原理

当线路或电气设备漏电时, 将呈现异常的电流或电压信号, 保护器通过检测、处理这些异常电流或电压信号, 促使执行机构动作, 切断电源。人们把根据故障电流动作的保护器叫电流型剩余电流动作保护器, 根据故障电压动作的保护器叫电压型剩余电流动作保护器。由于电压型剩余电流动作保护器结构复杂, 易受外界干扰, 动作稳定性差, 制造成本高, 现已基本淘汰。目前, 国内外保护器的研究和应用, 均以电流型剩余电流动作保护器为主, 因此, 本讲座只简单介绍电流型剩余电流动作保护器的工作原理。

前边已经提到, 保护器主要包括检测元件 (零序电流互感器) 、中间放大环节 (包括放大器、比较器、脱扣器等) 、操作执行机构 (主开关) 以及试验装置等几个部分。零序电流互感器的结构和变压器类似, 由两个相互绝缘, 绕在同一铁心上的绕组组成。当一次绕组中有剩余电流时, 穿过铁心的磁通相量和不为零, 根据电磁感应原理, 二次绕组就会感应出电动势。

把保护器安装在线路中, 零序电流互感器一次绕组与电网线路连接, 二次绕组与中间环节连接。当线路和用电设备正常运行时, 任意时刻流入零序电流互感器的电流与流出零序电流互感器的电流相等, 即零序电流互感器中各相电流的相量和等于零。一次绕组中没有剩余电流, 二次绕组就不可能有感应电流信号输出, 主开关就处于闭合状态, 电源持续向负载供电。

当发生接地故障, 或设备绝缘损坏、漏电, 或人站在地上触及带电体时, 则在故障点产生分流, 此漏电流经大地、变压器中性点形成回路, 未经过零序电流互感器, 因此导致一次绕组中各相电流的相量和不再为零, 一次绕组中产生剩余电流, 在零序电流互感器的环形铁心中产生磁通, 从而使二次绕组有感应信号输送至放大环节。当这个电流值达到该保护器设定的动作电流值时, 迫使脱扣线圈励磁, 强令主开关跳闸, 切断供电回路。以上是电子式电流型剩余电流动作保护器的工作原理。

电磁式电流型剩余电流动作保护器与电子式电流型剩余电流动作保护器的原理大致相仿, 唯一的区别是电磁式电流型剩余电流动作保护器省去了中间环节。检测元件 (零序电流互感器) 二次侧感应电压信号输出后, 直接加到脱扣器上, 当达到设定的动作值时, 脱扣器就动作, 使主开关断开, 分断主电路。

4.3 剩余电流动作保护装置主要参数

4.3.1 额定剩余动作电流

额定剩余动作电流是指在制造厂规定的条件下, 保证保护装置必须动作的剩余电流值。剩余电流动作保护装置的额定剩余动作电流主要有6, 10, 15, 30, 50, 75, 100, 300, 500, 1 000, 3 000, 5 000, 10 000, 20 000mA等多种规格。

4.3.2 额定剩余不动作电流

在规定的条件下, 保护装置不动作的电流值, 一般为剩余动作电流值的1/2。例如, 剩余动作电流30 m A的保护器装置, 当剩余电流值在15 mA以下时, 保护装置不应动作, 否则因灵敏度太高容易误动作, 降低供电可靠性, 影响用电设备的正常运行。

4.3.3 剩余电流动作保护装置的分断时间

分断时间是指从突然施加剩余动作电流的瞬间起到所有极电弧熄灭瞬间为止所经过的时间。

4.3.4 额定电压、频率

额定电压是指剩余电流动作保护器所装设电网的线电压, 有220, 380 V两种;额定频率为50, 60 Hz两种。若电源频率与保护器频率不相符, 将会影响保护器的动作灵敏度以及其他电气性能。

4.3.5 额定电流

额定电流是其所保护电路允许长期通过的最大电流值。保护器额定电流的大小受两方面的限制, 一是主开关触头的通断容量;二是零序电流互感器的铁心尺寸。保护器的额定电流主要有6, 10, 16, 20, 25, 32, 40, 50, 63, 100, 160, 200, 250, 400 A等多种规格。

4.4 保护器的试验

为确保保护器对线路、用电设备剩余电流保护的可靠性, 对使用中的保护器应定期检测动作的可靠性;安装后正式投入运行前, 应现场模拟试验保护器动作的可靠性;维修更换主要元件后, 要经过规定项目的试验, 看其性能是否符合铭牌指标。对动作不可靠或性能达不到铭牌指标的保护器, 不得安装使用。

4.4.1 运行中保护器的定期试验

对运行中的保护器, 用户每月应对其用试验按钮试验1次;保护器因过电压动作后应试验1次;雷雨季节应增加试验次数;危险场所和临时使用的保护器也应增加试验次数;停用后的保护器使用前做1次试验。试验时, 按下试验按钮, 保护器应迅速跳闸。

4.4.2 保护器安装后的模拟试验

为确保新安装的保护器保护功能准确有效, 正式投入运行前必须进行模拟试验:一是保护器本身的模拟动作试验;二是保护器带负荷的模拟动作试验;三是试验电阻现场接地模拟试验。

(1) 剩余电流动作保护器本身的模拟动作试验。用试验按钮试验3次, 均应正确动作。对具有一次自动重合闸功能的保护器, 还应按照说明书的具体要求, 对其自动重合闸功能进行试验。

(2) 保护器带负荷的模拟动作试验。带负荷分、合交流接触器或开关3次, 不应有误动作。

(3) 外试电阻现场接地模拟试验。外试电阻现场接地模拟试验, 就是用一阻值合适的电阻 (称外试电阻) 模拟单相对地漏电故障, 从而验证保护器是否能够动作跳闸。在分级保护的电路中, 还要验证各级保护是否存在越级动作和误动作。

外试电阻阻值可按下面要求确定。

用于单相电网试验的外试电阻值:

用于三相电网试验的外试电阻值:

式中R——外试电阻阻值, kΩ;

UP——被保护电网的相电压, 一般取220 V;

I△N——保护器的剩余动作电流, mA。

农电工在做外试电阻现场接地模拟试验中, 外试电阻可选择40～60 W的灯泡代替, 或用1 kΩ左右的电阻。

试验方法:把外试电阻和试验按钮动合触头串联后, 两端各接一绝缘电线, 一端与大地连接, 其接地电阻阻值要求与变压器低压侧中性点接地电阻阻值相同。另一端与保护器出线 (负载) 侧的任意相线连接。对于组合式保护器, 必须接在零序电流互感器以下的任一相线上。接好电路后, 按下试验按钮, 按下的时间应约等于保护器额定动作时间, 保护器应可靠动作跳闸。然后把外试电阻的相线连接线依次接到被试电网的其他相线上, 重复以上试验。在以上测试过程中, 整个低压电网应处在运行状态。任何一次试验不得引起上一级剩余电流动作保护装置越级动作和同级其他保护器误动作。

上述方法在现场施工验收时常用, 可这两种方法都不十分可靠。随着电气技术的发展, 我国已生产出能测定剩余电流动作保护器动作电流、动作时间等参数的仪表, 使用这种仪表检测得出的结果将更为可靠和准确。

关于保护器的试验, 最后需要强调两点:一是订货前, 和经维修更换主要元件后, 要进行不动作特性、动作特性、动作时间、极限不动作时间等项目的测试;二是实行分级保护的低压电网, 要对各级剩余电流动作保护器的动作参数整定, 使各级保护器之间额定动作电流和额定动作时间协调配合, 避免越级动作。

5 剩余电流动作断路器

5.1 剩余电流动作断路器的特点用途

剩余电流动作断路器是在断路器的基础上加装剩余电流保护器件而构成的, 因此有剩余电流、短路和过载等保护功能。也有些剩余电流动作断路器是在断路器外加装剩余电流保护附件而组成的。剩余电流动作断路器主要适用于交流50/60 Hz, 额定电压400 V及以下的交流电路中, 当发生人身触电或电网剩余电流超过规定值时, 剩余电流动作断路器能在规定的时间内迅速切断故障电源, 保护人身和设备的安全, 同时还兼有过载和短路保护功能。

5.2 国内常用剩余电流动作断路器种类简介

我国生产的剩余电流动作断路器有90%左右是电子式的, 仅有10%左右是电磁式的。根据用途的不同, 可分为两类:普通用户使用的所谓家用及类似用途的剩余电流动作断路器和专业电工使用的剩余电流动作断路器。其中, 专业电工使用的剩余电流动作断路器主要有剩余电流动作断路器、移动式剩余电流动作断路器等。

5.2.1 家用及类似用途剩余电流动作断路器

(1) 带过电流保护的剩余电流动作断路器。目前国内已大量使用这种保护器, 其主要技术指标为:额定电压220 V或380 V, 额定电流大多为63 A及以下, 有些系列可达到125 A, 额定剩余动作电流多为30 mA及以下, 分断时间不大于0.1 s。带过载和短路保护, 短路分断能力为3, 4, 6, 10 kA。有些产品还带有过电压保护。极数有单极二线、两极、三极和四极等。其中, 近几年研制生产的新型剩余电流动作断路器, 由小型断路器和剩余电流动作保护附件拼装而成, 拼装既可在工厂完成, 也可由电工在现场完成。因此, 特别适合在末端电器、配电箱及城乡居民住宅配电箱中使用。

(未完待续)

电网保护 篇2

河南电网继电保护选型配置原则 总 则

1.1 为规范河南电网继电保护及安全自动装臵（简称保护装臵）的选型配臵，保证河南电网的安全稳定运行，制定本原则。

1.2本原则规定了河南电网的保护装臵选型配臵依据，各单位（不论管理形式和产权隶属关系）的新建、扩建和技改工程均应遵循本原则。对于违反本原则的，不允许投入运行。

1.3 本原则适用于河南电网220千伏系统，110千伏及以下系统应参照执行。

1.4智能化变电站按《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441—2010）执行。

1.4 本原则依据下列规程、规定及文件制定：

《继电保护及安全自动装臵技术规程》（GB/T 14285—2006）《线路保护及辅助装臵标准化设计规范》（Q/GDW 161—2007）

《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装臵标准化设计规范》（Q/GDW 175—2008）

《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441—2010）《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（国家电网生— 2 — 技„2005‟400号）

《国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求》（调继„2005‟222号）

《华中电力系统继电保护技术原则与配臵选型管理规定》 《河南电网继电保护和安全自动装臵选型管理规定》 《河南电网220千伏系统线路纵联保护通道配臵规范》 1.5 本原则由河南省电力公司负责解释。1.6 本原则自发布之日起实施。2 保护装置选型配置的通则 2.1 双重化配臵与安全性原则

继电保护双重化配臵是防止因保护装臵拒动而导致系统事故、减少由于保护装臵故障异常检修等原因造成一次设备停运的有效措施，220千伏系统（含馈线、用户变电站）母线、线路、变压器继电保护均应双重化配臵。新建变电站失灵保护应双重化配臵。

双重化配臵时，应选用安全性高的保护装臵，并遵循相互独立的原则，应做到：

（1）双重化配臵的保护装臵之间不应有任何电气联系。（2）双重化配臵的保护装臵的交流电压、交流电流和直流电源彼此独立，并做到保护范围交叉重迭，避免死区。

（3）保护装臵双重化配臵还应充分考虑到运行和检修时的安全性，当其中一套退出运行或检修时，应不影响另一套保护正

常运行。

（4）为与保护装臵双重化相适应，有关与保护配合的相关回路（如断路器、隔离刀闸的辅助接点等）均应遵守相互独立的原则按双重化配臵。

（5）新建或改建220千伏线路纵联保护通道配臵应满足“双路由、双设备、双电源”原则。

（6）软硬压板采用“与门”逻辑。2.2 可靠性原则

2.2.1 保护装臵应具有高可靠性、强抗干扰能力，能适应保护装臵下放到变电站开关场的环境。

2.2.2 因电网一次接线方式改变，如需将原继电保护装臵搬迁，原继电保护装臵运行年限达到 8年的，不宜进行搬迁，应重新配臵继电保护装臵。

2.3 先进性与通用性原则

优先选用原理成熟、技术先进并经国家级或国家电网公司级设备质量检测中心的检测试验确认其技术性能指标符合《继电保护和安全自动装臵技术规程》、反事故措施等规程规定要求的保护装臵。保护装臵硬件配臵先进、分析软件完善，并同时具备与变电站监控系统、继电保护信息管理系统通信的功能。通信规约应满足国家相关规程。

2.4 微机化原则

保护装臵应选用微机型装臵。

— 4 — 2.5 国产化原则

保护装臵应选用国产自主品牌装臵。2.6 “六统一”原则

继电保护装臵应满足“六统一”原则，即满足“六统一”国家电网公司标准化设备规范（国家电网公司企业标准《线路保护及辅助装臵标准化设计规范》Q/GDW161—2007和《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装臵标准化设计规范》Q／GDW175—2008）有关要求。保护装置选型配置原则 3.1 220千伏线路保护

3.1.1 220千伏线路保护满足双重化配臵的原则，配臵两套完整、独立、能反映各种类型故障、具有故障选相功能的全线速动微机保护作为主保护，每套保护均具有完整的后备保护，分别连接不同的远方信号传输设备，每套保护装臵输出两组跳闸接点，分别起动断路器的两个跳闸线圈。

3.1.2 两套保护应采用不同生产厂家的产品。线路两端应采用同一型号的保护装臵。

3.1.3线路纵联保护应优先采用光纤通道，优先采用光纤分相电流差动保护。

3.1.4 具有光纤通道的输电线路，至少配臵一套光纤分相电流差动保护，如不具备配臵双套光纤分相电流差动保护的条件，另一套宜配臵纵联距离保护。

3.1.5 对于同杆并架输电线路，应为继电保护创造条件，架设光纤通道。为有选择性切除跨线故障，每回线宜配臵两套分相电流差动保护，两套保护分别使用不同的光纤通道。

3.1.6 超短线路（长度≤10km）, 应配臵双套光纤分相电流差动保护。

3.1.7 对于没有光纤通道的线路，配臵两套不同厂家的高频距离保护，分别使用不同的高频通道。

3.1.8 相间后备保护采用三段式相间距离，接地后备保护采用三段式接地距离加上四段式或两段式零序电流保护。

3.1.9 断路器失灵起动及辅助保护装臵应包括失灵起动、三相不一致保护及为了便于系统运行的可单独投退的带时限的后备过流保护（包括三相电流和零序电流）。新建变电站按“六统一”原则执行。

3.2 母线保护

3.2.1 220千伏母线按双重化配臵母线差动保护，每条母线均应配臵两套完整、独立、不同生产厂家的微机型母线差动保护，并安装在各自保护屏内。

新建变电站，配臵双套含失灵保护功能的母差保护，每套母差保护动作于一组跳闸线圈，两套保护采用不同厂家的产品，并安装在各自保护屏内。每套线路保护及变压器保护各启动一套失灵保护。母差和失灵保护应能分别停用。应采用母线保护装臵内部的失灵电流判别功能。

— 6 — 现有变电站失灵保护按一套配臵，失灵保护可以和任一套母线保护共用。

3.2.2 对于配臵双套母线保护的双母线接线，用于母线差动保护的断路器和隔离开关的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路应遵循相互独立的原则按双重化配臵。

3.2.3 母联（分段）断路器应配臵独立于母线保护的充电过流保护装臵。充电过流保护配臵由压板投退的三相过电流和零序电流保护，具有两个延时段（两段相电流过流的时间应可以分别整定），充电过流保护应具有长期投入功能，并启动失灵保护。

3.2.4 母线保护动作后，除一个半断路器接线外，对有纵联保护的线路，应采取措施，使对侧断路器能速动跳闸。

3.3 220千伏降压变压器保护

3.3.1 220千伏降压变压器保护按双重化配臵，即配臵两套电气量保护和一套非电量保护。

3.3.2 每套电气量保护均按《继电保护和安全自动装臵技术规程》要求，配臵完整的差动及后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态。

3.3.3 为与保护双重化配臵相适应，断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配臵。多卷变压器各侧均应配臵保护。

3.3.4 变压器非电量保护应设臵单独的电源回路（包括直流

空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开。

3.3.5 当断路器具有两组跳闸线圈时，两套电气量保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈；非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

3.3.6电气量保护起动失灵保护,并具备解除复压闭锁功能；变压器后备保护跳母联（分段）时不应启动失灵保护。

3.3.7 复合电压闭锁相间过流保护，高、中压侧保护的复合电压元件必须用三侧电压元件构成“或”门使用，低压侧的复合电压元件可只采用本侧的复合电压。

3.3.8 220千伏侧后备保护

3.3.8.1 复合电压闭锁相间过电流保护设两段。第一段两时限带方向，方向指向220千伏变压器，保护动作第一时限跳中压侧母联或分段断路器，第二时限跳中压侧断路器；第二段无方向，保护动作时间应大于各侧带方向保护的动作时间，延时跳各侧断路器。

3.3.8.2 零序电流保护设两段。第一段两时限带方向，方向指向220千伏侧母线，保护动作第一时限跳220千伏母联或分段断路器，第二时限跳本侧断路器；第二段无方向，延时动作跳各侧断路器。

3.3.8.3间隙电流保护，间隙电流和零序电压二者构成“或门”延时跳开变压器各侧断路器。

— 8 — 3.3.8.4零序电压保护，延时跳开变压器各侧断路器。3.3.8.5 过负荷保护延时动作于发信号。3.3.9 110千伏侧后备保护

3.3.9.1 复合电压闭锁相间过电流保护设三时限，第一时限和第二时限带方向，方向指向110千伏母线，保护动作第一时限跳110千伏母联或分段断路器，第二时限跳本侧断路器；第三时限不带方向，延时跳开变压器各侧断路器。

3.3.9.2 零序电流保护设两段。第一段两时限带方向，方向指向110千伏母线，保护动作第一时限跳110千伏母联或分段断路器，第二时限跳本侧断路器；第二段无方向，延时跳开变压器各侧断路器。

3.3.9.3间隙电流保护，间隙电流和零序电压二者构成“或门”延时跳开变压器各侧断路器。

3.3.9.4零序电压保护，延时跳开变压器各侧断路器。3.3.9.3 过负荷保护延时动作于发信号。3.3.10 低压侧后备保护

3.3.10.1过流保护。设一段二时限，第一时限跳开本分支分段，第二时限跳开本分支断路器。

3.3.11.2 复压闭锁过流保护。设一段三时限，第一时限跳开本分支分段，第二时限跳开本分支断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。

3.3.11.3 过负荷保护延时动作于发信号。

3.3.12 自耦变压器保护

3.3.13.1 公共绕组过负荷保护延时动作于发信号。3.3.13.2中性点零序过流保护为一时限无方向，保护动作跳变压器各侧断路器。

3.3.14 非电量保护

跳闸型非电量保护瞬时或延时跳闸，信号型非电量保护发信号。非电量保护不起动失灵保护。

3.4 下列情况应配臵远方跳闸保护，使相关线路对侧断路器跳闸切除故障：

3.4.1 一个半断路器接线的断路器失灵保护动作。3.4.2 线路变压器组的变压器保护动作。

远方跳闸保护宜采用光纤通道，一取一经就地判据跳闸方式。3.5 继电保护及故障信息管理子站、故障录波器

3.5.1继电保护及故障信息管理子站应满足《河南电网继电保护信息子站技术标准》。

3.5.2故障录波器要求选用微机型，所选用的微机故障录波装臵要有完善的分析功能，满足《220—500千伏电力系统故障动态记录技术准则》（DL/T553—94）及电力行业有关标准。

3.5.3同一变电站内故障录波器型号应统一。站内故障录波器应按调度管辖范围组网，接入继电保护信息管理子站或分别传送到相应调度部门。

电网继电保护技术分析探讨 篇3

【关键词】供电系统；继电保护；运行

1.继电保护装置的拒动和误动

继电保护装置的拒动和误动都会给电力系统造成严重危害。但提高其不拒动和提高其不误动作的可靠性的措施往往是互相矛盾的。由于电力系统的结构和负荷性质的不同，拒动和误动所造成的危害往往不同。例如当系统中有充足的旋转备用容量，输电线路很多，各系统之间和电源与负荷之间联系很紧密时由于继电保护装置的误动作，使发电机变压器或输电线路切除而给电力系统造成的影响可能很小；但如果发电机变压器或输电线路故障时继电保护装置拒动作，将会造成设备的损坏或系统稳定的破坏，损失是巨大的。在此情况下提高继电保护装置不拒动的可靠性比提高其不误动的可靠性更为重要。但在系统中旋转备用容量很少及各系统之间和负荷和电源之间联系比较薄弱的情况下，继电保护装置的误动作使发电机变压器或输电线切除时，将会引起对负荷供电的中断甚至造成系统稳定的破坏，损失是巨大的。而当某一保护装置拒动时，其后备保护仍可以动作而切除故障，因此在这种情况下提高继电保护装置不误动的可靠性比提高其不拒动的可靠性更为重要。

2.继电保护事故的种类

2.1定值问题

（1）整定计算的误差；（2）人为整定错误；（3）装置定值的漂移：元器件老化及损坏，温度与湿度的影响，定值漂移问题。

2.2电源问题

（1）逆变稳压电源问题：纹波系数过高，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。

2.3 TA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。

2.4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。

2.5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。

3.继电保护事故处理的原则

3.1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。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。

3.2运用正确的检查方法

（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）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。（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。

3.3事故处理的注意事项

（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）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。

4.10kv供电系统继电保护

4.1 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。

4.2 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。

4.3几种常用电流保护的分析

（1）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。反时限过电流保护虽外部接线简单，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。

（2）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。

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。 定时限过电流保护的基（下转第46页）（上接第43页）本原理。在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。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。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。 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。 [科]

【参考文献】

[1]张浩.变电站自动化系统的网络构建[J].安徽电气工程职业技术学院学报，2005（01）.

电网保护 篇4

1.1概述

我国大约每用电不到2亿千瓦时即死亡1人, 而经济发达国家每用电30～40亿千瓦时才死亡1人。可见我国触电死亡事故率远高于世界上经济发达国家。就农村用电而言, 我国虽然已进行了大规模的电网改造, 用电安全水平显著提高, 但近几年的统计表明:农村触电事故是城市的6倍之多。其主要原因是:农村用电条件差, 未规范安装使用剩余电流动作保护装置;村民安全用电意识淡薄, 电气设备简陋且安装不尽合理;设备缺陷多, 电力线路陈旧、老化, 运行质量差;管理人员技术水平低, 管理不严格;用电设备分散, 移动设备多, 用电环境恶劣, 用电设备超期服役;农民文化水平低, 缺乏电气知识和安全用电常识等。

1.2农村触电事故的特点

1.2.1农村触电事故季节性明显

统计资料表明, 每年二、三季度事故特别多;夏、秋季节触电事故多于春、冬季节, 特别是每年的6～9月事故最为集中。主要原因:一是夏、秋两季雷电暴雨频繁, 多雨潮湿, 电气设备绝缘性能下降, 容易漏电, 地面潮湿, 导电性增强, 容易构成导电回路;二是天气炎热, 空气湿度大, 人体多汗, 皮肤电阻下降, 触电的危险性较大;三是正值农忙季节, 农村用电能量增加, 接触和操作电气设备的机会明显增多, 再加之夏季农民朋友喜欢赤脚露臂, 身体失去了衣物的绝缘保护作用, 触电危险程度增加……以上种种不利的条件, 加上主观上的麻痹大意, 夏、秋季节便成了农村触电事故高发季节。

1.2.2农村低压触电事故明显多于高压触电事故

农村低压触电事故远远多于高压触电事故。主要原因:一是人们接触低压电的机会多, 人们大多不容易接触高压电网, 而低压电网覆盖面大, 点多线长, 分布于乡村的各个角落, 用电设备多, 因此人们触及的机会也多;二是农村配电设备简陋, 线路架设不规范, 管理不严或缺乏管理;三是人们对低压设备和线路容易产生麻痹思想, 缺乏用电安全知识的人员接触低压电力设施的机会多;四是农村家用电器的大量普及, 使人体接触电器机会增多。应当指出, 对专业电工来说, 情况是相反的, 即高压触电事故比低压触电事故多。

1.2.3单相触电事故多于两相触电事故

农村用电, 因接触单相用电设备的概率明显高于三相设备, 单相设备又存在流动性大, 安装不尽规范, 保护措施不完备等问题, 所以造成农村单相触电事故明显多于两相 (指相对相) 触电事故。

1.2.4农村触电事故多发生在电气连接部位

大量事故统计资料表明, 农村大多数触电事故发生在接线端子、缠接线头、压接线头、焊接接头、电缆头、灯头、插头插座、开关电器、控制电器、熔断器等处。主要原因是这些部位机械牢固性较差、接触电阻较大、绝缘强度较低, 容易发生短路、接地和漏电。

1.2.5农村临时用电使用临时性设备、移动设备、携带型设备用电事故多

据近几年的统计, 农村触电死亡事故90%以上是由于临时用电 (含移动用电) 引起的。主要原因:一是农村临时用电多, 每到农忙季节, 农村许多场所需要临时用电, 例如麦场用电、小水泵灌溉、大棚浇菜、田间脱粒等;二是农村在安装这些临时用电设施时, 不遵守相关标准和规范, 甚至私拉乱接, 存在严重安全隐患;三是运行的移动设备和携带型设备紧握在手中, 不但接触电阻小, 而且一旦触电就难以摆脱电源;四是设备经常移动, 工作条件差, 设备和电源容易发生故障和损坏;五是设备移动后, 非专业电工给设备接电源线时, 保护地线与工作中性 (零) 线很容易接错, 一旦接错就会造成触电事故。

1.2.6架空线、进户线触电事故多于室内线触电事故

农村架空线、进户线触电事故多于室内线路触电事故。主要原因:农村架空线、进户线在室外, 容易受到雷击、大风、泥石流、滑坡等不可抗外力, 以及村民在电线杆上拴耕牛、在电线杆周围取土、农用车辆撞击等人为因素影响, 造成架空线接地、断线等故障, 农民朋友赤手拨拉、捡拾断落的带电导线, 也会造成触电事故。同时, 一些农村分支线路不安装剩余电流断路器, 也是导致架空线、进户线触电事故多于室内线路触电事故的原因。

1.2.7错误操作和违章操作造成的触电事故多

统计表明:乡镇企业、家庭作坊、家庭生活用电, 发生触电事故85%以上是由于错误操作和违章操作。主要是由安全教育不够、安全意识淡薄、安全制度不严、安全措施不完善、操作者素质不高、不严格按照使用说明书安装使用电器、对电器说明书中的安全警示语置若罔闻等原因造成的。

1.2.8打工的农民工触电事故多

农民工触电事故多。一是因为农民工从事的大多是危险行业, 如矿业、建筑、机械等。由于这些行业的生产现场经常伴有潮湿、高温, 现场混乱, 移动设备和携带式设备以及金属设备多等不安全因素, 容易发生触电事故。二是因为农民工大多没有经过培训, 文化程度又低, 缺乏必要的电气安全知识。三是因为农民工有懒散的习惯, 责任心不够强。

1.2.9农村触电死亡者以青壮年男性居多

从农村触电死亡者的年龄来看, 以青壮年男性居多。因为这类人一般是农村家庭中的主要劳动力, 也是家中电气设备的主要操作者, 甚至是电气设备的维修者, 但他们对电气知识或一知半解或知之甚少, 盲目蛮干是造成农村青壮年男性触电事故发生的主要因素。

1.3线路和电气设备漏电

线路和电气设备在使用过程中, 由于绝缘机械损伤、老化、受潮、使用不当等原因, 都会发生漏电现象。按有无危害可分为无危害的正常漏电 (也称自然漏电) 和有危害的不正常漏电 (也叫故障漏电) 。

1.3.1线路和电气设备的自然漏电

所有的线路和电气设备都存在不同程度的漏电, 主要由电容性漏电流 (电气设备的带电体与金属外壳之间、线路和大地之间存在着分布电容, 由于电容“隔直流通交流”而起到传导交流电的作用, 因而产生电容性漏电流) 和电阻性漏电流 (电气设备的带电体与金属外壳之间、线路和大地之间是绝缘的, 但绝缘电阻不可能无穷大, 因此会出现泄漏电流) 组成, 均匀地分布在线路和电气设备中, 可以称为是自然漏电, 产生的电流叫自然漏电电流。只要是符合国家标准的线路和电气设备, 自然漏电电流是限定在人体可以承受的电流范围之内的, 对人体没有任何危害。

线路和电气设备的自然漏电电流可用专用仪器测出。对于电力线路, 自然漏电电流与导线的截面积、架设方式、采用的绝缘材料以及温度、湿度、线路的长度有关。例如, 塑料绝缘导线比橡胶绝缘导线的漏电电流大约大1倍;穿金属管的线路漏电电流比穿塑料管的要大;穿管线路的漏电电流比架空线路的漏电电流大。根据实测结果, 常用的穿管线路, 每千米的漏电电流可达数十毫安;额定电流为25 A的电气设备, 在正常状态下漏电电流接近0.1 mA;农村用电容量较低的家庭用电线路, 正常情况下漏电电流约为1 mA;用电容量较大的家庭, 在阴雨潮湿天气, 漏电电流可达到6 mA;电动机启动瞬间的漏电电流, 约为正常运行时的3倍。

1.3.2线路和电气设备的故障漏电

线路和电气设备的故障漏电, 主要有电阻性漏电和短路性漏电2种。国家标准对线路和用电设备的安全性能指标有严格的规定, 只要是符合国家标准的线路和用电设备, 带电部分与外露非带电金属之间的绝缘部分传到外壳的泄漏电流远小于人体感知电流, 对人身安全不会产生威胁。用电设备外壳电阻性漏电达到造成危害的程度, 主要是因为:线路和用电设备超期服役;线路和用电设备在潮湿环境中使用或进水;线路和用电设备绝缘损坏或严重污秽;线路和用电设备长期低压、过载运行等原因。

短路性漏电是不同相的线路之间、相线与中性线或地之间、用电设备外壳与带电部分之间的绝缘彻底损坏或击穿造成的。发生短路性漏电时, 线路或用电设备外壳漏电电压值接近或等于工作电压值, 其主要原因:一是绝缘严重老化、击穿、机械性破损;二是用户电源接线错误。

1.3.3线路或电气设备漏电的危害

线路或电气设备的正常漏电, 一般对人体没有直接危害。对人体有直接危害的是线路或电气设备的故障性漏电。故障性漏电是不该带电的带了电, 不该导电的导了电, 因此, 对人体危险性大, 在有可燃物的场所, 还可能引发火灾。当发生故障性漏电时, 短路性漏电的危害最大。由于线路、用电设备发生短路性漏电时, 外壳带电电压值接近或等于工作电压值, 此时人体接触用电设备, 加在人体上的电压是这种漏电设备的工作电压值, 危险性最大, 会威胁或危及人的生命安全, 是造成人身触电死亡的主要原因, 必须立即排除。当线路或用电设备发生电阻性漏电时, 有无危险主要取决于漏电电阻的大小, 只要加在人体上的电压超过36 V, 人就有生命危险, 并且漏电电阻越小, 加在人体上的电压越高, 人体接触后触电的危险越大。用电设备的电阻性漏电也是人身触电死亡的原因之一, 应引起足够重视。

从技术上讲, 使电气设备达到100%的不发生故障性漏电事故是不可能的, 就是做到了, 代价太高, 也没有必要。从性价比上考虑, 采取一些技术措施预防线路、设备故障漏电事故是可行和有效的。

2低压剩余电流保护的一般方法

目前, 世界上通行的剩余电流 (触电、漏电) 保护方法有保护接地法、接保护中性线法、隔离变压器法、安全电压法、加强绝缘保护法和剩余电流动作保护装置保护法等6种方法。

2.1保护接地法

电网保护 篇5

各们领导、同志们：

一年来，在抢抓宜巴高速公路建设的同时，电力设施保护工作在县政府的统一领导下，在县直各部门和各乡镇、村的大力配合支持下，取得了一定的成绩。在此，我代表兴山天安电力工程有限公司向长期关心和支持电力设施保护工作的各级领导及相关单位表示衷心的感谢！下面我报告三方面的工作情况：

一、2010年电力设施保护工作情况

（一）各级政府高度重视，把电力保护工作纳入重要议事日程

1、强化组织领导。为切实抓好电力设施保护工作，县政府成立了以县长为组长，经贸、安监、公安、林业、国土等相关职能部门为成员的县电力设施保护工作领导小组，明确规定了各相关单位职责。与县直机关、各乡镇主管领导签订了责任书，定期召开电力设施保护专题会议，集中研究解决存在问题，通报有关情况，还加强了检查督办，确保日常工作落实，县政府督查室也定期对电力设施保护工作情况进行通报。

2、构建乡镇村管理体系。各乡镇政府也成立了电力设施保护工作领导小组，分管工业、安全的领导任组长，乡镇职能部门及行政村一把手为成员，负责指导本辖区内开展电

力设施保护工作，乡镇电力设施保护工作领导小组还与各村签订电力设施保护责任书，村书记为第一责任人，并明确了相应职责，真正构建起了全社会共同参与电力设施保护的管理体系。

（二）主管单位负责、部门配合，形成齐抓共管的良好氛围

1、坚持企业主导，狠抓电力设施保护工作的落实（1）健全组织机构，加强组织领导

供电公司由企业法人任组长，各相关负责人为成员，各营业所、变电站及线路管理科设立了管理专责，将电力设施保护工作纳入议事日程，层层签订了责任状，真正做到了有人管，有人抓，有人做，形成各负其责，齐抓共管的管理体制，增强了自身参电力设施保护的责任意识。供电公司及所属各单位还定期和不定期的组织相关人员召开电力设施保护专题会议，研究解决各种问题，组织学习和宣传《电力设施保护条例》等法律法规及制度。

（2）大力开展宣传教育，增强全民意识

一是印制了《电力法》、《电力设施保护条例》等宣传资料5000多份，发到农学生手中；二是在农村沿公路两侧的供电线路、人口密集区的电杆上刷上印刷标语1200多条，各乡镇悬挂宣传横幅20幅；三是在35KV以上输电线路铁塔上悬挂安全警示牌185块；四是在注重外部宣传教育的同时，加强员工的学习培训，共举办业务、安全技术培训班八期，先后有256人次接受培训考核，提高了电力设备保护的值班运行维护能力。通过宣传教育，有效增强了电力设施保护及自我安全意识。

（3）加强日常巡视检查，确保电网安全稳定运行 以35KV、110KV变电站及输电线路为巡视维护重点，经常组织骨干力量对全县所有电力设施进行巡视检查，及时排查隐患及盗窃破坏情况，确保电网安全稳定运行。一是根据兴山电网及供电营区实际情况，将输电线路、杆塔及低压线路巡视维护，责任到期，考核到人，为电力设施保护奠定了坚实基础；二是聘请40名有经验、素质高的沿线中青年为义务护线员，落实专项经费，明确权利与义务，收到了很好的效果，大大降低了事故率和事故停电时间，形成了群防群治工作局面；三是严格遵守技术规范，坚持做到110KV线路每月例行巡检1次，35KV线路2个月例行巡检1次，低压线路每季度巡检1次。变电站也强化运行值班和设备的日常维护、检修，及时消除设备隐患。

（4）加大电网的维护整改投入，提高电力设施运行可靠率

一是建成了电力高度自动化系统，全面提高了县电网调度综合自动化水平，真正实现了全县电网优化科学合理调度；二是建成了110KV万古线，使县城网更加完善，保证了

新县城的供电可靠率；三是抢抓宜巴高速公路建设契机，分别架设了35KV兴高线、建杨线、开学线、学界线、梅子园T接，保障了宜巴高速公路建设施工及隧道照明用电，并在学堂坪建设了无人值守变电站，保证了高速公路用电质量；四是组织完成了35KV水桃线、高双线等线路维护整改工作。

2、部门配合，共创电力设施保护良好环境

一是规范建房审批程序。为进一步规范电力设施特别是输电线路下违章建筑房屋，县电力设施保护设施保护领导小组牵头，县经商局、安监局、国土资源局与天星供电公司联合在全县范围内进行了清查，共查处方35KV以上输电线路下建房2户，10kv线路建房及建筑物4户，现场督促处理危及电力设施安全隐患，避免了国家财产与人身伤亡事故发生。县政府还规定，县国土部门在批准建房特别是在距电力设施较近区域内的建时，要经过供电部门现场查勘予以审批，从而堵塞了在电力设施违章建房审批的漏洞；二是打造安全线路通道。在通道砍伐及树障清理方面得到了林业部门的大力支持，办理了林地使用手续，全年共消除树障100多处，有效地保证了输配电线路安全可靠供电。对公路沿线危及线路的林木及障碍物，天星供电公司与交通部门协调进行了消除处理。另外，对三线交叉的问题，天星供电公司也与通信、广播、电视等部门协调，进行了协商处理；三是编织电力设施保护网。天星供电公司与公安部门共同组建了电力

“110”联动机构，有效打击盗窃电力设施、设备的行为，保护了电力设施的安全可靠运行；四是共建群防群控环境。作为电力设施保护的前沿阵地，各乡镇政府、村组将电力设施保护工作纳入议事日程，并责令各相关单位共同抓好电力设施保护工作，让电力设施保护真正得到了落实。充分利用村务公开栏、召开大会等多种形式，广泛开展电力设施保护、安全用电常识等宣传教育，增强了村民电力设施保护的认识，全县人民不再认为保护电力设施是供电部门一家的事，而是全民的共同职责。

二、电力设施保护工作打算

为了更好的服务县域经济发展，天星供电公司提出了打造坚强兴山地方电网的目标，围绕这一目标，我们主要抓好五项工作：

（一）大力开展宣传教育，增强全民安全意识 一是加强公司员工电力设施保护的素质教育，调动全体员工积极参与保护电力设备工作，提高员工保护电力施设的责任意识；二是加强电力设施、用电知识、安全用电等方面的全民教育，动员全县人民自觉爱护电力施设、自觉保护电力设施、自觉维护电力设施设备的安全可靠运行，特别是要加强中小学校电力法规的宣传教育；三是加强电力设施保护宣传工作，利用宣传车、图片展、专题片宣传报道电力设施保护工作，以及对盗窃、破坏电力设施的典型案例有选择性 的进行披露；四是在宜昌至古夫主干公路沿线选择适当位置安装永久性宣传牌。通过宣传教育，使保护电力设施的工作做到家喻户晓、人人有责，增强全民安全意识。

（二）坚持齐抓共管，构筑电力设施保护网

根据开展电力设施保护工作的需要，不断完善、充实组织机构，建立相关工作责任制，继续推行层层签订电力设施保护工作责任书以及村签订电力设施保护责任书，真正做到有人管、有人抓、有人做，形成各负其责，齐抓共管的管理体制，增强自身对电力设施保护的责任意识。建立预防电力设施事故预案，构建自上而下的联动机制，处理紧急事务的机制。特别是加强与公安部门的配合，开展废品收购站的清理，堵塞非法收购与销售电力物资渠道；加大盗窃破坏电力设施犯罪分子的查处打击力度。

（三）完善“技防”措施，从技术角度加强电力施设保护

为防止盗窃配电变压器事件发生，完善部分配变的防盗措施，主要完善沿河及人口密集区的变台，为防止电力线路被盗遭破坏，新架设的35KV以上的输电线路铁塔加装防盗螺栓，对部分重要、重点地段的老线路特别是110KV输电线路可更换普通螺栓，安装防盗螺栓；输电线路设计应用新型塔型，从根本上防止不法分子拆卸塔材现象，提高电网的防盗能力；设置安全标志牌，确保电力设施安全稳定运行。

（四）加强自动化建设，提高网络可靠性

为确保县网安全运行，加大变电站主设备的技术改造工作和综合自动化改造；改造110KV变电站接地网，提高防雷能力；完善调度自动化，提高电网调度自动化水平；搞好变电站新技术应用推广，推行可靠性高、免维护设备，淘汰老化、落后设备，提高电力网络的可靠性。

（五）采取得力措施，狠抓电力设施保护工作落实 电力设施保护工作任务重、范围广，事关全县人民的生产生活，必须做到监管有力、打击从重、处罚从严从快，层层落实责任制。制定切实可行、行之有效的监管办法，做到工作有步骤，工作中有检查，出现问题时有调查有处理，处理有结果，预防事故有预案、有措施、有经费。工作结束后有检查、有总结、有评比，实行奖罚分明的责任制，确保电力设施保护工作的落实，取得实效。

三、电力设施保护工作中亟待解决的若干问题

（一）线下建房、开山炸石、取土给线路造成严重安全隐患

一是南阳台子包开山取矿将110KV兴湘线45#-46#塔之间公路路面填高，经测量对地距离不足5.5米，对过往车辆和线路安全已构成威胁；二是线下房屋加层、改建房协调困难。

（二）树障清理时，农户漫天要价，不能正常进行维护

工作

在砍伐线路通道和巡检道路时，农户要求赔偿数额较高，并时常阻碍线路维护工作，严重影响了工作效果。

（三）退耕还林在线下种植高杆树，存在线路通道安全隐患

我国电网继电保护的运行与发展 篇6

关键词：电网；继电保护；运行；问题；解决方案；发展方向

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）17-0092-02

1 电网继电保护简介

当电力系统在非正常的运转情况下，电网继电保护就能够为保护电力设备和系统做出贡献。电网继电保护在面对各种自然灾害、电网自身的缺陷时，能够及时、快速地采取行动，降低电力设备的损失。

继电保护在保证电网安全稳定地运行方面起着重要的作用，近几年来，随着电网事业的发展，电网继电保护也逐渐发展向前，继电保护利用了微机技术来应对电力运输方面的安全问题。继电保护在生活中扮演的角色越来越重要，然而在实际操作中，仍有很多不如人意的地方，需要我们对继电保护系统进行改进，以便能让继电保护系统更好地为我们所用。

2 继电保护在我国的发展情况

随着继电保护应用时间的增长，电网继电保护系统有了很大的进步，极大程度地降低了因漏电、断电、连电给人们的生产、生活带来的损失。回顾我国电网继电保护系统的应用历史，继电保护系统的发展速度令我们称奇。它的发展主要体现在继电保护的管理水平、继电保护系统运行的稳定性等方面。

2.1 继电保护系统的管理水平逐渐提高

继电保护系统逐渐被运用到各行各业，因此，面对不同行业的需求，继电保护系统要购置各种新型的设备和装置，来提高继电保护系统的运行能力。为了加强对继电保护的管理，很多电力调度中心的设备都得到及时的更新，因而，继电保护系统的管理水平得到了很大的提高。

2.2 继电保护系统运行的更加稳定

由于继电保护系统多年的实战经验，当各种自然灾害来临时，电网的工作人员可以通过继电保护系统的各种提示，采取快速、及时的解决方案应对自然灾害。继电保护系统的应用已经越来越稳定，能够及时地抑制损失的发生。

3 继电保护系统在现实生活中存在的问题

继电保护系统的快速发展带给我们的好处，迫使我们去寻找继电保护系统在运行过程中的不足，主要包括以下几个方面。

3.1 继电保护系统不能对独立发电厂进行有效的监管

由于独立发电厂的存在，继电保护工作不得不将厂网分开，厂网分开的后果就是电网总部不能对独立的发电厂进行快速、有效的监管，因而在独立发电厂的输电过程中，一旦发生短路、漏电、连电等事故时，继电保护不能及时的发挥它的作用，导致电网的瘫痪。

3.2 继电保护在直流系统中有欠缺

总的来说，直流工程运行的情况比较令人满意，但是仍存在着硬件的损失、设备失灵等问题，当这些问题发生时，继电保护不能采取直接有效地措施，导致只因一个小故障就造成整个系统的失灵，给人们带来了不可估量的损失。

3.3 母线出现差错

3.3.1 母线易出故障

由于电网继电保护过程中不能及时地对母线进行维修，或者工作人员的操作不规范，都会导致母线出现问题。

3.3.2 母线保护动作的正确率不能达到标准要求

随着经济对电力的需求，要求电网的母线保护率要达到一个很高的标准，虽然凭借着机电保护工作人员的努力，母线保护动作的正确率有所提高，但是这样的正确率仍不能满足现在的生产要求。

3.4 继电保护过程中断路器失灵保护不受重视

有关人员对断路器失灵保护不够重视，导致断路器失灵保护无法达到正常水平。在很多重要的发电站，我们都能发现断路器失灵保护的影踪，但是它的重要性却被许多设计人员、安装人员和维修人员所忽视，而且有的断路器失灵保护设备的质量不达标，因此给电网的安全运转带来了巨大的影响。

3.5 继电保护中的微型机保护存在不足

微型机保护的引用在很大程度上提高了继电保护的效果。然而，由于技术、管理和人为的原因，使得微型机保护的运行情况发生误动次数逐渐增加，拒动次数逐渐减少，这些改变都影响着继电保护的准确性。另外，由于微型机保护的配置问题，如硬件和软件设施不达标，因而容易给电网留下安全隐患。

4 解决办法

4.1 加强对独立发电厂的监管

电力中心要加强对独立发电厂的监管，防止因为一个发电厂影响整个电力运输网络。另外，电网继电保护技术人员要开拓创新，积极寻求方法，解决独立发电厂给电网带来的问题。

4.2 弥补继电保护在直流系统中的不足

电网继电保护技术人员要积极寻找解决直流工程里面的设备失灵，总机死机等问题的方法，力求降低继电保护过程中的风险。

4.3 减少母线出现差错的机会

4.3.1 降低母线出现差错的次数

母线出现差错在很大程度上是因为母线在运行过程中运行人员的操作不规范，或者是母线的维修力度不够，也有可能是母线的安装出现差错。因此，为了降低母线出现错误的次数，就要求运行人员规范自己的操作行为，及时对母线进行维修，安装人员要按正确的方法来安装母线，只有这样，才能降低母线的出错率，提高继电保护的工作效率。

4.3.2 努力提高母线保护动作的正确性

母线保护动作的正确与否，在很大程度上影响了继电保护的工作效率，因而，一定要切实提高母线保护动作的正确性。这就要求有关部门尽量引进新的技术设备对电网进行继电保护，继电保护人员要有不达保护目的不罢休的勇气和决心，努力实现电力运输的安全。

4.4 有关工作技术人员要重视断路器失灵保护

由于有关技术人员和有关部门对断路器失灵保护不重视，导致断路器失灵保护动作的正确性很低，然而，断路器失灵保护出现错误，将会给整个电力运输网络带来难以估计的损失，因而要求有关技术人员在断路器失灵保护的设计、安装、维修等方面引起广泛的注意，要想尽一切办法来提高断路器失灵保护的能力。

4.5 努力提高微型机保护的能力

微型机保护在电力运输的安全稳定上发挥了重要的作用，微型机主要的工作内容是切除线路和母线故障，确保电力运输过程畅通无阻。但是由于技术、管理、人为等方面的原因，微型机保护也出现了越来越多的错误，这就要求技术人员加强技术方面的研究，对微型机技术进行改进，提高微型机保护的正确率，加强微型机的管理，让微型机正常的工作；另外，技术人员对微型机的软硬件设施进行更换时，一定要挑选符合规格的软硬件，杜绝购买劣质品，以此保证微型机工作的正确性，从而保持继电保护的工作效率。

5 展 望

随着继电保护的发展，将来继电保护很有可能会在特高压电网中得到应用，还有可能增加直流设备等方面的研究，使得继电保护能够在整个电力运输过程中发挥着保护作用，避免人们的生命健康权和财产受到损害。

6 结 语

随着电网继电保护工作的不断发展，再加上技术人员的科技创新，我国的电网继电保护工作一定会快速发展，为人们提供更好的服务。

参考文献：

[1] 王军.我国电网继电保护运行与发展探索[J].城市建设，2012，（14）.

[2] 刘志辉.论我国电力系统继电保护技术的现状与趋势探析[J].中国科技财富，2012，（17）.

微电网控制和保护探讨 篇7

当前全球电网的研究和发展方向是以高科技的控制技术来保证电网系统稳定可靠地运行，减少电网崩溃几率，保证工业和民用事业的稳步发展。人们对于分布式微电网的研究投入了大量的人力和财力，使得分布式发电和供能系统得到快速发展。分布式电源采用分区的灵活供电方式，通过合理的规划设计，在突发性事件发生导致大电网崩溃瓦解的情况下，可以快速启动保证对配电网内重要负荷的供电，并为大电网快速恢复供电提供条件。

1 微电网研究背景：

大规模电网特别是火力发电已经成为我国主要的支柱电力来源，电力系统的弊端也日益显现：成本高、污染严重、效率低、耗能大、安全隐患严重、运行难度大等。

进入21世纪以来，随着不可再生资源的不断开采和消耗，合理开发利用绿色能源已经成为当今一个重要课题，开发利用清洁高效的可再生能源是当今主要的技术课题。

我国电网建设将进入电力资源尤其是可再生能源在更大范围内优化配置的新阶段，其标志是将分布式发电、储能和负荷组合在一起构成微电网，进而再将其与输配电网集成，形成一种全新的电网结构体系。

2 研究现状：

欧美日对可再生能源的重视程度高于其他国家，但是各自对于微电网的研究方向却有区别：美国对微电网的研究趋向于提高微电网的电能质量和供电可靠性;日本在微电网方面的研究更强调控制与电储能;欧洲微电网的研究更多关注于多个微电网的互联问题。

3 微电网的架构：

智能微电网将发电机、负荷、储能装置及控制装置等结合，形成一个单一可控的单元，同时向用户供给电能和热能。它们接在用户侧，具有低成本、低电压、低污染等特点。微电网既可与大电网联网运行，也可在电网故障或需要时与主网断开单独运行。它还具有双重角色：对于公用电力企业，微电网可视为电力系统可控的“细胞”，“细胞”可以被控制为一个简单的可调度负荷，可以在数秒内做出反应以满足传输系统的需要;对于用户，微电网可以作为一个可定制的电源，以满足用户多样化的需求。

4 微电网保护：

4.1 微电网系统级保护：

微电网基于电力电子设备的短路电流被限制在2倍额定电流以内，传统的过电流保护技术已经不再适用于微电网。微电网有并网运行和孤网运行两种模式，微电网必须能够及时准确的辨识主电网的各种故障，并据此做出正确的响应以确定微电网的运行方式。电网典型保护设计方案通常是主馈线采用电流速断保护和过流保护组成的两段式保护，电流速断按照线路末端故障灵敏度的方法整定，过流保护按照保护线路全长加时限整定。

电网结构对继电保护提出了一些特殊的要求，必须考虑的因素主要有以下几点： (1) 配电网一般是放射形的，由于有了微电源，保护装置上流经的电流就可能有单向变为双向; (2) 一旦微电网孤岛运行，短路容量会有大的变化，影响了原有的某些继电保护装置的正常运行; (3) 改变了原有的单个分布式发电接入电网的方式，构成微电网的初衷之一是尽可能地维持一些重要负荷在电网故障时能正常运行而不使其供电中断，这些必须采用一些快速动作的开关，以代替原有的相对动作较慢的开关。

4.2 微电网单元级保护：

当公共电网发生故障或电能质量下降，如过电压，电压偏低等，对于敏感负荷，需要微点网快速断开与公共电网的连接，微电网进入孤网运行模式。微电网单元及保护主要是应对微电网内部发生的各种故障所配置的保护。

微电网单元级保护必需考虑两个方面：能够处理微电网并网运行的各种内部故障;外部电网故障使微电网PCC处解列进入孤网运行时，必须保证微电网能平滑过渡到新稳态运行，保证健全部分安全稳定运行。

5 结束语

微电网涉及广度包含了电力系统的各个领域，被认为是未来电力系统发展的最新动向。智能微电网产生的效益能够满足电力负荷高速增长的需求，保证电力供应的安全性和可靠性，提高电力供应的经济性及节能特性，是发展可再生能源，改变电源结构，防止能源危机，满足环境保护要求的最佳方案。

参考文献

[1]张宗包, 袁荣湘, 赵树华, 陈建锋, 彭炽刚, 方永康, 黄凯荣微电网继电保护方法探讨武汉大学电气工程学院

电网的方向电流保护分析 篇8

1 方向电流保护的基本原理

在电网中, 各断路器和保护装置都是安装在被保护线路靠近电源的一侧。当线路发生故障时, 它们都是在短路功率从母线流向被保护线路的情况下, 按选择性的条件来协调配合工作的。随着电力系统网络的发展和用户对供电可靠性要求的提高, 现代电力系统实际上都是由多电源组成的复杂网络。此时, 上述简单的保护方式已不能满足系统运行的要求。例如在图1所示双侧电源网络接线中, 由于两侧都有电源, 因此, 在每条线路的两侧均装设断路器和保护装置。当k1点短路时, 对B侧电源来说, 为保证选择性, 要求t5>t4, 而当k2点短路时, 又要求t5

为了解决上述矛盾, 在每个断路器的电流保护中增加一个功率方向测量元件, 并规定该元件只有当短路功率从母线流向线路 (为正) 时动作, 而当短路功率从线路流向母线 (为负) 时不动作, 从而使继电保护的动作具有一定的方向性。当双侧电源网络上的电流保护装设方向元件后, 就可以把它们拆开成两个单侧电源网络的保护, 图中保护l、3、5是一个系统, 它负责切除由电源A供给的短路功率;保护2、4、6是另一个系统, 它负责切除由电源B供给的短路功率。这样, 保护4和保护5的过电流保护动作时间已不再需要进行配合, 而仅需要功率方向相同的过电流保护动作时间进行配合, 按阶梯原则应满足t1>t3>t5和t6>t4>t2。由以上分析可知, 方向过电流保护就是在原有保护的基础上, 增设一个方向闭锁元件, 以保证在反方向故障时将保护闭锁起来, 防止发生误动作;方向过电流保护的单相原理接线图如图2所示, 它主要由方向元件、电流元件、时间元件和信号元件等组成。图中方向元件和电流元件的触点串联, 只有当两个元件都动作时, 保护才能动作跳闸。

2 功率方向继电器的工作原理

功率方向继电器简称功率继电器或方向继电器、其作用是判断功率的方向。对于正方向的故障, 其功率为正值, 功率方向继电器动作;对于反方向的故障, 其功率为负值, 功率方向继电器不动作。目前电力系统中的功率方向继电器有感应型、整流型、晶体管型和集成电路型等几种不同型式, 但就其构成原理米说, 主要有相值比较和幅值比较两种。

3 功率方向继电器的接线方式

功率方向继电器的接线方式是指它与电流互感器和电压互感器之间的连接方式, 对接线方式的要求是它在短路时有良好的方向性和有较高的灵敏度, 故相间短路的功率方向继电器, 一般用90°接线方式。所谓90°接线方式, 是指系统在三相对称且功率因数为1的情况下, 接入功率方向继电器的电流超前电压90°的接线, 功率方向继电器采用接线方式后, 适当选择继电器的内角, 对线路上发生的各种相间故障, 都能保证正确判断短路功率方向, 不致误动作;对于各种两相短路均大电压死区, 因加在继电器电压线圈上的电压为非故障相电压, 其数值较高。

4 三段式方向性电流保护的特点

三段式方向性电流保护在作用原理、整定计算原则等方面与无方向三段式电流保护基本相同, 但方向电流保护用于双电源网络和单电源环形网络时, 在保护构成、整定、相互配合等问题上还有以下特点。 (1) 在保护构成中应加功率方向测量元件, 并与电流测量元件共同判别是否在保护线路的正方向发生故障。 (2) 由于装设了方向元件, 第1段方向电流保护的动作电流可不必躲过反方向外部最大短路电流, 只需校正方向短路计算即可。 (3) 第III段方向电流保护的动作电流除按式 (1) 计算外, 海英考虑躲过反方向不对策短路时, 流过非故障相的电流Ink, 即

式中, Krel为可靠系数, 取1.2-1.3;Ink为非故障相电流, 它等于非故障相短路电流与负荷电流的相量和。 (4) 为了保证选择性, 在环网和双电源网中, 功率方向相同的各线路保护第III段的动作电流和动作时间应相互配合。需要指出, 并非线路的所有电流保护都要装设方向元件, 而仅在用动作电流、动作时间不能保证选择性时才需加装方向元件。 (5) 为了保证方向电流保护不会因为反方向不对称短路时非故障相电流测量元件动作和功率方向元件误动作而发生保护误跳闸, 方向电流保护必须采用按相起动接线方式。

参考文献

[1]程光政.对35千伏电网方向过电流保护接线方式的意见[J].继电器, 1980 (02) .

[2]张建曙.电流互感器原理与使用研究[J].科技促进发展 (应用版) , 2010 (12) .

智能电网继电保护技术探讨 篇9

智能电网无可比拟的优势使它在电网发展过程中成为了必然趋势, 各项的优势为建设高性能的电网带来了新设备以及新技术的不断更新。它随着智能电网不断深入的研究也进入到了快速发展的新阶段, 智能电网的稳定发展的基础是由继电保护装置广泛的应用范围以及功能提供的。

1 我国智能电网的发展现状

随着智能化技术发展, 智能化技术许多领域得到了广泛应用, 国家电力系统就是其中之一。高度智能化的电网系统带来了电网管理和服务质的提升, 智能化电网成为未来的发展趋势。智能化电网的应用非常广泛, 但其技术要求高、耗费巨大, 也成为电力企业关注的重要问题之一。目前智能电网的发展前景十分乐观, 各个发达国家都在想方设法加快智能电网市场建设, 如美国提出智能电网推动国内经济增长, 欧盟各国制定了超级电网的战略规划, 其最终目标也是带动整个体系经济的发展。智能电网在我国被提出了许多年, 国家对其发展建设也是十分重视的。“十二五”提出了全面建设智能电网的新规划, 并对规划实行滚动调整制度。规划中指出, 我国2020年国家电网总投资3.45万亿元, 其中智能化电网投资3841亿元。2015年以前是国家智能电网的全面建设时期, 2016-2020年是智能化电网的全面提升时期, 智能电网的现代化水平将达到国际先进水平。随后, 我国还将继续对智能化电网进行改造, 彻底实现全国智能化电网的目标。

2 智能电网中继电保护技术发挥的作用

2.1 预保护功能

在智能电网的运行中注意其子系统的不平衡功率, 以及控制系统的状态, 可以对可能发生的事故起到预防作用, 进行事故预警和保护, 达到智能电网的新需求。

2.2 使输电断面的安全性提高

在输电线路中全面发展其过负荷保护措施, 可对连锁过载跳闸进行自动预防, 避免停电事故大范围发生, 对电网的保护力度进行强化。现代技术的应用可使电网的运行安全得到最大程度的满足, 使继电保护装置在智能电网中发挥作用, 提高输电断面的安全性。

2.3 使智能电网安全、有效运行

继电保护技术中包含的体系十分完整, 可以分析电力系统中的故障, 明确继电保护技术的原理与实现方法, 设计继电保护、保证其运行、完善维护技术, 因此继电保护技术的应用可以降低电气元件的故障发生率, 使智能电网保持正常运行。

2.4 双重保护智能电网

电力领域中应用的信息技术与网络技术因智能电网智能化特点的应用而得到有效促进, 将智能传感器在智能电网系统中应用, 可以做到智能化处理收集到的相关数据, 继电保护装置在智能电网中一方面发挥其继电保护的基本功能, 另一方面还可以对出现的故障进行智能化诊断, 使系统自我恢复, 并在短时间内实现隔离。

2.5 促进智能电网的发展

继电保护技术的特点是全方面的, 能够与智能电网信息化、数字化的特点相呼应, 并且在不断发展中逐渐具备了自动整定技术、网络化、数字化等特点, 装置性能也得到提高, 使智能电网在传输电器量信息时更加便利。与互联网相互连接的继电保护系统使智能电网中的继电保护装置具备智能化特性。

3 智能电网中继电保护技术的发展趋势

3.1 继电保护综合自动化的应用

随着网络信息化技术的不断更新, 在继电保护装置中它就像一个计算机一样, 进行数据和信息的传输和分析, 而整个计算机网络系统则可作为一个智能的终端进行控制。继电保护装置的运行, 是通过互联网来获得电力系统运行及其发生故障的数据和信息的或者是通过网络信息先获得被保护原件的数据或信息并将其传输到终端中。所以, 人们可以看见继电保护装置是一个自行传输及运行的装置, 并且它实现了自动获取测量和控制通信数据的自动化过程, 而且将测量、控制和保护功能转为一体化进行运作, 真正体现了自动化应用的效果。并通过继电保护的自动化应用, 可以良好地解决变电站对客户机保护信息的搜集和传输, 并能有效地读取终端服务器EMS共享的数据信息, 还可以有效地解决困难的计算问题。因此电力部门应该加强做好对其设备的保护工作, 使其能够顺利的应用。

3.2 继电保护技术的智能化应用

智能化的应用包括遗传算法、神经网络和模糊逻辑等, 并且在继电保护技术中得到了良好的应用, 且神经网络在继电保护技术中的应用得到了很好的发挥, 它可以有效地解决非线性问题, 并具有分布式储存信息和自组织等特点。当遇到输电线的两端系统在摆开的情况下, 发生过电电阻短路时, 它可以通过距离保护的方法将很难找到的故障原因给排除, 使工作人员有效地解决并完成较为复杂的电力系统问题。所以, 在电力系统运行中应用智能化技术, 便可帮助工作人员有效地解决电力系统工作中的一些难题。

3.3 继电保护技术的数字化应用

随着互感器发生故障概率的减少和互感器传输性能的不断提高, 使继电保护出现二次回路断线、电流互感器饱和及二次回路接地等常见问题的情况也逐渐减少。且电气量气息传输的真实性能够增加继电保护装置的性能, 并提高其工作效率。但怎样能够更加简化继电保护装置的辅助功能, 是目前电力工作人员需要研究的问题, 而数字化传感器可以提高继电保护装置的整体性能, 所以其是工作人员应该考虑并研究的问题。

3.4 继电保护技术广域化的应用

随着社会的不断发展, 人们生活和生产用电量的不断增加, 导致用电网区域的不断扩大, 并增加了电压的负荷, 因此造成了供电不稳、发生用电故障的情况出现。所以我们在对供电电网信息化的使用中, 对继电保护使用广域测量技术, 并通过WAMS网络提供的广域信息来提高继电保护的自动化装置, 以此来减少并防止电力供电停电情况的发生。

4 智能电网对继电保护的影响

继电保护是电力系统稳定安全运行的头一关, 利用了网络信息技术、电子传感技术、数字变电技术、广域测量技术、自动化控制技术等多种先进的技术, 其中影响出的是数字化、网络化技术。对于继电保护来讲, 要实现数字化就必须对传统电网进行改造, 运用先进的测量手段和电子信息传输技术。随着智能化电网设备的不断推广, 电子式互感器成为主流, 它可以将传感信息转换为数字信息, 通过网络接口传送到保护装置和智能断路器上, 有利于后期维护, 降低了维护成本。信息时代的到来使各个领域发生了深刻的变革, 电力领域的变革也是显而易见的。智能电网系统的网络化主要体现在信息获取和信息发送两个方面。虽然继电保护能够通过自愈功能来维护, 但如果将各个站点联系起来, 形成一个整体, 那么就可以产生更多的信息数据, 进而提高维护效率。智能电网的断路器都带有数字接口, 所以信息传输通道可改为网络传送, 这样不仅能提高信息传输的准确性, 还能极大提高信息传输效率。

5 结束语

继电保护装置是电网中的“卫士”, 起着将电网故障与系统隔离、防止事故扩大的作用。实际工作中, 坚持先进技术应用, 智能电能发展在总结现有工作成果和经验的基础上, 应以以科学发展观为指导, 加强继电保护专业队伍建设, 是保证电网安全稳定运行、提高继电保护装备和运行水平的关键。

参考文献

[1]谢邦鹏, 沈光敏, 孙阳盛.智能配电网中的继电保护工作展望[J].上海电力, 2010 (03) .

[2]牛星.浅谈继电保护系统管理中的发展及策[J].中国科技博览, 2010 (30) .

高压电网继电保护运行要求探讨 篇10

1.1 可靠性。

运行中高压电网继电保护的可靠性, 决定于继电保护装置的配置方式、各套保护装置本身的技术性能和设备及安装质量水平。除了装置的设备质量应由制造厂提供保证外, 对于继电保护的配置方式已在能源部颁发的《电力系统继电保护技术规程》中提供了具体要求, 继电保护的可靠性, 是继电保护正常运行和可靠动作的前提基础。

1.2 速动性。

要求快速切除线路及母线故障, 首先是为了保证电力系统稳定 (同步运行稳定性) 。要求快速切除的电网故障, 最重要的是母线附近的两相短路接地和三相短路, 因为这些严重故障对系统稳定的威胁最大。而对于单相接地故障, 在其他相同的条件下, 允许切除故障的时间则较长。1.2.1继电保护的快速性, 应当由纵联保护、相间保护及接地保护瞬时段以及相电流速断的协同动作来保证。切不可轻视后备保护瞬时段及电流速断的独特作用。原因是当故障发生在影响系统稳定最为严重的母线近端时, 它们的动作一般快于纵联保护, 因而最有利于系统稳定。1.2.2对于线路密集的220k V受端系统, 只要继电保护快速动作切除故障, 一般都可以保持系统稳定。受端系统联接着占系统容量很大比重的电源和负荷, 如果因故障延时切除而引起系统失去稳定, 其后果将是全局性的, 因而突出了受端系统线路快速切除故障的重要性。按规定, 这些线路可以装设两套纵联保护, 当然, 母线差动保护也是极其重要的。1.2.3接到高压电网的供电变压器, 它的低压母线及配出线路的故障切除时间, 应当满足系统稳定的要求, 即使牺牲选择性也必须如此, 这是全局观点。1.2.4手动合闸于线路和手动合闸于母线, 都必须有切实的瞬时保护。

1.3 灵敏性。

衡量保护装置启动可靠性的指标是灵敏度, 它是对在要求保护范围内的故障实现可靠保护的前提条件。a.对于纵联保护, 应当保证在被保护线路上任一点发生金属性短路故障时, 都有足够灵敏度。b.对于相间距离保护, 其最末一段的启动灵敏度, 应以适足以可靠躲开实际可能传输的事故后最大功率为准。对于并列及环状线路, 尤应注意及此。c.对于接地故障保护, 其最末一段的启动值, 应以能适应如下的故障点接地电阻值为标准:

当在线路末端故障时, 允许近端先切除故障, 然后远端纵续动作。在考虑一定裕度后, 相应于接地保护最末一段的3I0启动值应不大于300A左右, 长线路还应该更小一些。

1.4 选择性。

为了达到接地保护动作的选择性, 对于同一点发生的故障, 相邻上下级元件的保护装置必须在灵敏度和动作时间上同时取得配合。在以纵联保护为主保护的220~500k V线路上, 对后备保护的一项重要要求就是保证选择性, 以适应如下情况:1.4.1当发生经较大过渡电阻的故障, 故障线路本身的纵联保护因灵敏度不足不能启动, 而必须由其后备保护动作切除故障时, 不得引起相邻元件后备保护的无选择性误动作。1.4.2当某一线路的下一级元件故障, 因故而不能有最临近故障点的断路器切除, 需要由相邻上一级线路的后备保护动作切除时, 不得引起更上一级线路后备保护的越级跳闸。即使加强了主保护, 如果不注意保持后备保护间的选择性, 也解决不了上述两个问题, 这是实际的事故教训。还要校核线路侧发生单相接地故障时, 线路零序电流保护与大机组负序反时限过流保护间的动作配合问题, 避免大机组无选择性跳闸。

2 高压电网的自动重合闸方式

2.1 330~500k V线路和联系松散的220k V线路, 宜采用单相重合闸。其重合闸时间:

2.1.1 一般宜按传输最大功率情况下的最佳重合闸时间选择, 且固定不变。

2.1.2 对于要求依靠成功的重合闸才能保持系统稳定运行的特殊情况, 实现0.5s左右的快速单相重合闸, 一般用于单回线。

2.2 联系紧密的220k V受端系统线路, 宜采用不附加故障条件的三相重合闸。

并在对系统和大机组冲击较小的一侧检查线路无电压先重合闸, 另一侧检查线路和母线电压同步再合闸。重合闸时间可取为5~10s, 靠近大机组的线路则不小于10s。

2.3 由主系统到终端地区线路, 选用下列重合闸方式:

2.3.1在地区与主系统联络的适当地点设解列点, 当线路故障时, 受电侧的继电器保护动作跳开解列断路器, 主系统侧实现检电压的一般三相重合闸。2.3.2单相重合闸。允许主系统先切去故障相, 而后地区侧以简单的相低电压元件等实现选相跳闸, 重合不成或多相故障, 则动作于解列。

3 重合闸过程中的继电保护性能

3.1 无论任何条件, 都必须保证:3.1.1对故障已消除的线路, 能够重合成功。3.1.2重合于故障未消除的线路上时, 必须瞬时三相永久跳开故障线路。

3.2 对330~500kV线路, 应保证在整个重合闸过程, 包括单相重合闸过程中和单相重合闸成功后, 任何期间发生的任一单相或多相再故障实现瞬时跳闸。

3.3 对采用单相重合闸的220kV线路, 应保证重合成功后再故障时的瞬时跳闸;以及两健全相故障时的全过程有选择性跳闸。

3.4 在重合闸过程中, 如果相邻线路故障, 允许实现重合闸线路的继电保护无选择性跳闸, 但宜在可能条件下缩短无选择动作的范围。

4 快速保护因故退出运行时的对策

由于目前设备条件和管理水平的原因, 线路纵联保护较长期地被迫退出运行的情况仍时有发生, 类似的还有母线差动保护因定期检修需要短时停运, 这些都会影响当时系统的暂态稳定水平。遇到这类情况时, 可采用以下措施。

4.1 在可能条件下, 适当地改变电网运行接线和方式, 也考虑极少量事先安排可以由现场值班人员执行的继电保护改定值, 包括临时投入简单的保护装置, 使保留运行中的继电保护动作性能适应当时的系统稳定要求。

4.2 对配置了双套纵联保护的受端系统220k V线路, 如果主保护同时退出运行, 而保留运行的后备保护动作性能又不能满足当时的系统稳定要求, 可以由现场运行人员临时投入事先设定好的专用压板, 将有一定末端故障灵敏度的相间及接地第二段保护动作时间降低乃至改成瞬时动作, 以满足系统稳定和相邻线路保护选择性要求。宁可在相邻线路出口附近故障时本线路无选择性跳闸, 也不宜冒系统失去稳定的风险。如果方便, 可适当提高本线路的三相重合闸时间, 以实现重合闸纠正。但是, 这种做法不可滥用, 在一组并联的多用线路组中, 只应允许有一回线路实现这种无选择性动作。

5 对220kV同杆双回线路的保护要求

对我国电力系统220k V同杆双回线路的故障统计说明, 双回线路同时发生异名相故障的概率极低, 远低于国外统计的概率;同时按《电力系统安全稳定导则》的规定, 计算暂态稳定时, 已考虑了同时失去双回线路的条件。因此, 允许220k V同杆双回线路发生异名相故障时, 跳开双回线路不重合闸。当然, 对于330~500k V的同杆双回线路, 自当别论。

结束语

在电网的设计施工和改造中, 应从全局的观点, 综合考虑继电保护运行与系统运行的协调要求, 为保证快速、灵敏、可靠切除电网故障, 满足系统稳定运行, 进而充分发挥电能资源在工农业生产中的重要作用, 为国民经济做出其应有贡献。

摘要：结合工作实际, 针对高压电网继电保护的运行要求进行了探讨。

关键词：电力系统,继电保护,运行要求

参考文献

[1]谢占彪.对高压电网继电保护的运行要求分析.

电网保护 篇11

【关键词】电网继电保护管理；故障维修；电力；提升水平

现今我国的电网继电保护管理水平在世界上尚未取得瞩目成就，在电力电化专业领域内仍落后于发达国家。我国在供电电压及发电方式等方法上都与国外略有差异，但电网继电保护管理方法上我国依然可借鉴国外先进水平，总结经验潜心研究，探索一条适合我国的电网继电保护管理方法道路。我国电网继电管理保护相关工作人员应该善于发现自身专业领域的不足，并积极学习探索，提高故障剖析解决能力，增强实践处理能力，实现继电保护自动化水平的提高，为我国在电网继电保护管理水平方面的总体科技能力的提升做出贡献。

一、我国电网继电保护管理水平现状以及问题分析

电网继电保护需要及时发现电力系统出现的故障，并进一步研究探讨解决办法，是一项反事故自动化方法。现阶段我国对电网继电的保护管理相当重视，对电网继电所需机械设施等投入了部分资金用于设施更新，提高微化率。但是我国电网继电保护过程中契合度不高，一旦发生事故则有可能导致解决效率降低；系统运行不透明，相关技术人员不能完全整合掌握继电系统运行过程；信息流通不顺畅；相关电力人才缺乏等问题，还是我国电网继电保护管理中存在的一些问题。继电保护对自动化技术有较高要求，在故障发生时，继电保护设备需迅速做出判断选择，将故障线路段高速切除，同时具备灵敏性，能快速保护装置，同时应具备可靠、安全性，这酒要求设备开发维护人员有较高的技术专业素质能力。而我国现阶段继电保护管理设备质量整体较低，相关设备制造部门在制造细节上尚有欠缺，运行维护人员素质水平不足，这些都成为威胁电网稳定的细节性因素。比如设备制造人员在元器件制造上有破损，连接件接口处焊合不紧密、设计制作原理落后等。运行维护人员素质能力不足主要体现在操作误差、计算误差、软件管理方面不合理、维护不恰当等方面上，导致继电保护设备运行维护不良。细节性问题可能会影响整个电网系统的稳定运行，如果不及时发现并解决根除，很可能造成损失。实现继电保护自动化，成为必要的技术发展趋势。

二、电网继电保护管理的主要内容及组成部分

继电保护设备由三部分组成。测量元件是电网继电保护管理系统基础，它将各部分电气元件的物理变化参考值进行测量，然后与正常值进行比较，从而判断是否发生故障。如果所得值一旦偏离了正常值，将传递给第二部分：逻辑部分，由逻辑部分判定故障类型等，做出相应的指令。指令则进一步传递给第三部分：执行输出部分，该部分依照逻辑部分做出的指令，进行保护措施。因此系统的稳定维护具有重要的意义。

三、对提升电网继电保护管理的相关措施及建议

（一）建立完善继电保护管理过程监督系统

继电保护管理需要一个科学性、系统性、规范性的监督管理网，从而确保继电保护措施的流利顺畅进行。一个完备健全的监督管理体系对继电保护管理的透明度提升有着重要意义，它可准确掌握电网继电故障发生情况、解决情况，使相关工作人员能更快地对各种突发电力状况进行分析。这就需要各级部门明确职责，责任到人，使企业公司、工厂车间以及工作班组有机结合，形成分级监督网，使监督工作更加高效率，形成良性循环，减轻监督不到位、信息流通不顺等问题，大大提高电网继电保护管理监督能力。同时应该做到管理措施更加精细，严格把握各个环节的故障监察，争取在继电保护初期杜绝安全隐患。

（二）大力培养继电保护管理相关人才

我国尚缺乏高素质、全面发展、电力电化专业素质优良的相关人才，因此加大相关专业人才培育培养力度成为即时可行的一项重要举措。政府相关部门应适当出台相关文件政策，鼓励地方发掘培养相关人才。在各个高校建立加大对该方面专业的研究设施资金投入，为相关科研人员提供较为完善的研究环境以及科研条件。同时地方政府可开设继电保护管理的相关培训部门，积极鼓励各专业人员进行学习研究，对继电保护管理专业的相关知识技术进行详解，鼓励其实践创新能力的提高，进一步提高继电保护工作人员的专业素质，从而为电网继电保护管理领域输送优秀专业人才，为我国电网继电保护管理水平的提高打下人才基础。

（三）建立完善电网继电保护管理规章制度

地方政府应明确继电保护相关步骤，联系结合继电保护的特点，将相关规章制度进一步完善。在继电保护个过程中应制定详实的责任分级，使继电保护过程程序化、科学化、制度化，明确各级责任，严格按照规章制度进行保护管理。同时政府应完善继电保护信息管理系统，使信息流通更加顺畅。

（四）加大继电保护管理相关研究投资，引导相关技术进步

继电保护具有计算机化、自动化、智能化等特点。因此国家政府应加大对技术水平的投资，积极鼓励继电保护相关设备的更新换代，使继电保护管理相关科学技术保持先进活力。政府在继电保护管理相关设施的投入力度上应适当加大，刺激相关人员的研究积极性，活跃学术氛围，促进我国继电保护管理技术的计算机化、自动化，全面推进电网继电保护管理水平发展。

（五）加强继电保护管理过程关键点工作

继电保护管理首先需要做好设计工作。相关设备的设计原理应当明确。设计工作完成后监察部门应该对设计进行精细检查纠错，确保万无一失之后进行施工。施工过程要求工程部门尽职负责，配合督查人员的工作进行施工，规范接线工艺、全面进行试验，保证好工程质量。施工完成之后工程验收人员应严格把关，防止工程有遗留问题，一旦发现工程问题应及时汇报，确保工程质量。

四、结语

提升电网继电保护管理水平对我国电力系统发展有着重要意义，相关工作人员应该在政策鼓励下积极提高自身专业素质能力，不断学习，充实自身继电保护管理专业知识，从而带动企业发展，进一步为国家继电保护专业的发展做出贡献。

参考文献

[1]陈绍光.加强继电保护管理提高文山电网安全运行水平[J].南方十三省水电学会联络会暨学术交流会论文集，2008-09-01

面向智能电网的继电保护系统重构 篇12

随着市场化改革的推进、气候变化的加剧,环境监管要求日趋严格,可再生能源等分布式发电资源数量不断增加,智能电网概念应运而生,其目标是利用先进的技术容许绿色可再生能源顺利接入电网,提高电力系统的能源转换和传输效率,确保供电质量和更高的可靠性[1,2,3]。智能电网通常具有如下特点[2,3,4,5]:①自愈和自适应;②安全稳定和可靠;③兼容性;④经济协调,优质高效;⑤与用户友好互动。其中自愈和自适应是要求可以实时掌控电网运行状态,在尽量少的人为干预下实现快速隔离故障、自我恢复,避免大面积停电事故的发生。对继电保护系统而言,就要求其能够自动适应一次系统因分布式能源接入而出现的多变的运行方式,更要求继电保护系统自身出现隐藏故障时也能做到自诊断及自愈,以避免连锁故障的发生。

事实上,为适应电力系统的发展要求,继电保护在提高自身适应能力方面已进行了大量研究。自适应保护在20世纪80年代被提出,其主要目标是根据电力系统运行方式、拓扑结构和故障类型的变化而实时改变保护动作特性或定值,以使继电保护系统尽可能地适应电力系统的各种变化,具有期望的动作灵敏性和可靠性[6,7,8,9]。但已有的关于自适应保护的研究局限于根据实际系统反馈回来的信息,重新计算和调整保护定值,只能达到有限的自适应,也不能满足分布式能源接入电网的要求。近年来提出了广域保护的理论和技术[10,11,12,13],利用电力系统多点的信息,对故障进行快速、可靠、精确的切除,同时分析故障切除前后电网潮流分布和拓扑结构的变化对系统安全稳定运行的影响,并采取相应的控制措施,提高输电线可用容量或系统可靠性,因此可同时实现继电保护和控制功能。由于其作用的范围更广,因此广域保护系统自身的可靠性将对系统产生更大影响。

尽管目前继电保护系统的可靠性已达到较高水平,但由继电保护系统隐藏故障导致的连锁跳闸和大面积停电事故仍时有发生。文献[14,15,16,17,18]对继电保护装置和系统自身的隐藏故障问题进行了研究,提出了隐藏故障的评估和诊断方法。但对于如何有效地在线处理继电保护系统的隐藏故障却未进行深入研究。

智能电网中建设高级的信息传输平台是其主要任务之一,据此可利用更丰富的信息使继电保护装置和系统具有自适应、自诊断和自恢复功能。为此,本文将为适应电网结构和电源结构变化进行的继电保护配置重组,以及在继电保护系统自身故障后利用健康资源重新组成新的保护系统的过程称为继电保护系统的重构。本文分析了继电保护系统的重构需求,提出了继电保护系统重构的通用模型,给出了重构示例,指出了需继续深入研究的问题。

1 继电保护系统的在线重构需求

近年来继电保护系统在通信和信息处理技术的支撑下,通过采用双重化配置带通道的电流差动和方向比较原理的保护装置,主网保护动作可靠性得到了很大提高,但随着对继电保护系统可靠性的更高要求以及分布式能源的大量接入,继电保护面临的主要问题有:

1)目前继电保护的结构是一种刚性结构,联接方式、保护对象、适应的网络条件均是预先设定,自适应能力弱,适应一次系统的变化能力弱。

以图1所示系统为例,其中线路B1装设的带通道的纵联保护由差动保护装置P11和P12及通道T1组成,线路B2类似。纵联保护能区分被保护元件区内及区外故障,可瞬时切除区内故障。

当保护系统遇到类似2008年冰灾等突发性故障导致的通道T1失效时,现有保护系统往往还不能自动寻求新的信息通道以重新恢复该线路的纵联保护功能。

2)继电保护系统故障(包括隐藏故障)带来电网大面积停电的风险依然存在。现有继电保护虽然能对一些元件失效进行在线自诊断,但尚不能自动转移或恢复其功能。例如当微机保护装置自检到某个芯片故障时,只能选择报警,而不能寻找替代元件。在采用双重化配置的情况下,虽然一套保护装置故障不必马上停运一次设备,但保护系统的整体可靠性却大大下降。

3)目前的配电网络以配置三段式电流保护为主,在多点接入分布式电源(DG)后,不仅要求继电保护既适应单向潮流又适应双向潮流的运行方式,还要求更快的动作速度、更高的可靠性和灵敏性。

以图2所示配电网中接入DG为例,原有配电系统不再是单侧电源,在d1点发生故障时,系统和DG同时向故障点提供短路电流,DG的接入增加了流过保护2和保护3的短路电流,可能会使保护2处的电流速断保护范围延伸到下一条线路,从而使速断保护动作失去选择性。而当相邻馈线发生故障时,DG提供的反向短路电流有可能导致保护1误动作从而中断非故障线路的正常供电。

由于DG的随机性,难以通过调整保护整定值的方式做到DG接入的自适应,可能需要在DG接入时启动相适应的继电保护系统,而在DG退出时恢复原有继电保护系统。

由上可见,现代电网的发展要求继电保护系统具有更大的灵活性和可靠性,其主要功能体现在:

1)继电保护的整定值自适应电网运行方式的变化;

2)可在线配置(启动或停运)继电保护设备以自适应电网结构的变化;

3)对继电保护系统内元件的状态进行在线诊断,识别自身的显性或隐藏故障;

4)在继电保护元件或装置失效时,能自动寻求替代元件或替代系统,以重新恢复其功能。

由上可见,为适应电网电源结构和运行方式的变化以及继电保护自身故障后的自恢复,均要求对继电保护资源进行重新组合,通过继电保护系统的重构满足一次系统的要求。

2 继电保护系统重构方法

2.1 继电保护系统重构准则

继电保护系统的重构应满足下述原则:

1)功能完整性

通常重构后的继电保护系统应达到或超过原有的保护系统的功能,同时允许紧急情况下对某些功能(例如保护动作速度、选择性)的降阶或解除,以满足系统最低安全指标。

2)重构的快速性

由于一次系统一刻也不能脱离继电保护,因此继电保护系统自身的重构应快速有效。在有多套保护需要重构时应在维持最低功能的前提下选择分步实施或同时实施策略。

3)重构的可靠性

继电保护重构时要重新选择设备组合,所构建的新系统必须保证可靠性指标满足要求。

4)重构的经济性

继电保护系统的重构需要对设备资源进行重新划分,因此在保证可靠性的同时应尽量减少对资源的占用。

2.2 继电保护重构通用模型

如前所述,继电保护重构是对继电保护资源的重新组合,包含了资源、对资源的组合实现以及如何组合这3个核心要素。

1)继电保护资源

根据继电保护系统的组成,可将传统的继电保护系统划分为不同的功能元件的集合,例如可将继电保护系统分解为互感器、信息通道、测量及比较元件、执行元件、操作电源等功能元件。

继电保护系统内的资源往往可以共享,特别是数字化变电站,其开放、共享的结构特点为资源的多种组合及利用提供了方便。

2)继电保护资源组合的实现

对继电保护资源组合的实现是指按给定原则对继电保护内部元件进行重新连接或对内部信号进行重新分配的过程。传统继电保护元件难以满足重构要求,而数字化元件则较易实现。例如,电磁型电流互感器的输出采用固定连接方式,难以在线改变其连接关系,而光电/电子式电流互感器(OCT/ECT)的输出则可通过网络交互实现再分配。

3)资源组合的方法

如何实现继电保护资源的重新组合,是实现继电保护重构的关键。需要根据一次系统的信息、继电保护装置状态诊断的信息进行综合决策。

根据上述3个核心要素,建立继电保护系统重构模型如图3所示,可分为功能元件层、状态检测及重构执行层、协调决策层。

许多变电站的继电保护功能元件的集合定义为继电保护重构所需的功能元件层。

状态检测及重构执行层由信息采集及分析决策计算机构成,主要完成对各个继电保护元件的状态信息采集,根据所收集的信息进行状态诊断,由此确定故障或异常元件,并确定其替代元件等重构方案,再将重构命令下达给各功能元件。本层可按电网的拓扑结构设置多个区域决策处理中心。

大多数情况下,区域决策处理中心的计算机可满足本区域的继电保护重构决策要求,当涉及跨区信息时,则可由协调决策层的计算机进行信息交换并进行协调。

2.3 继电保护系统重构举例

图3所示的重构模型中,对任意元件ej,总可以找到(或设置)其替代元件ej′,当监测到ej失效或不适合现有网络结构时,通过协调决策层分析,由重构执行层实现对ej的替代,达到继电保护系统重构目的。

为方便理解继电保护的重构思想,针对几种典型状况举例如下。

1) 通信回路失效的重构

以图4所示输电线路电流差动保护系统为例,为简化,首先将该电流差动保护系统分解为保护装置和信号通道2部分。其中P11和P12为线路L1两端电流差动保护装置;P21和P22为线路L2两端电流差动保护装置;P31和P32为线路L3两端电流差动保护装置。相应信息通道分别定义为元件T1,T2,T3,包括端机、光缆等信息传输设备。

重构方法:在每一变电站设置信息交换设备T12,T13,T23,当状态检测与重构执行层检测到某一保护通道例如T1失效时,启动信息交换命令,让线路L1的保护信息通过健康通道T2,T3传输。重构过程示意如图5所示。

2)保护装置硬件失效的重构

以数字化变电站为例,当数字化变电站中某一间隔的OCT/ECT失效且不能立即停电维修时,出于系统安全的需要,希望继续维持对该线路的保护功能。虽然220 kV及以上输电线路采用双套互感器、双套保护配置模式,但是由于某种共性原因,2套互感器仍有同时失效的可能。以图6网络为例,根据克希霍夫电流定律有:

i1+i2+i3=0 (1)

式中:i1,i2,i3分别为支路L1,L2,L3的电流。

任一回路的电流量可通过其他回路的电流量计算得到。这意味着当某一回路的OCT/ECT 失效时,可用其他回路的电流来间接获取失效回路的电流[19]。

假设L2互感器失效,可通过将L1和L3互感器的电流送至L2对应的保护装置即可替代L2。互感器故障后重构示意如图7所示,图中:互感器表示OCT/ECT及其合并器;P表示各间隔的继电保护装置。

3)功能重构

如前所述,在DG接入配电网时,将改变配电网潮流和短路电流的分布,由于DG的出力波动太大以及接入与退出频繁,设置一组整定值或配置一种保护装置可能难以满足不同工况下的保护要求,因此可考虑设置多种保护装置以及多套保护定值,通过切换重构方式确保继电保护所需要的保护灵敏度和可靠性。

设某种一次系统状态下的保护配置为:

fi={ei,…,ej} (2)

fi为一组保护功能元件及其相应整定值的集合,当一次系统结构改变,可通过协调改变保护配置方式或保护整定值构成新的保护系统,即

fi′={ei′,…,ej′} (3)

根据一次系统的拓扑及运行参数的改变动态计算整定值并在线下传给保护装置,是体现上述重构思想的简单例示,更多情况则需根据系统N-1,N-2甚至N-M情况下维持系统安全需要在线协调重构保护系统。

3 尚需研究的问题

如前所述,在未来智能电网中,继电保护系统应具备更多的柔性和更高的可靠性,而重构是实现这一目标的必要手段。

要实现继电保护系统的重构,尚需重点研究如下问题:

1)重构的目标及准则

继电保护系统重构的目标是在保护功能无法满足一次系统安全稳定的要求时,进行结构性重构或功能性重构以重新达到满足一次系统需要的保护功能,同时也要求重构的保护系统可以满足继电保护选择性、快速性、可靠性、灵敏性的要求。

2)满足重构要求的继电保护功能单元

利用继电保护重构的思想构建满足一次系统要求的保护功能,同时也要求进行重构的保护功能单元满足重构所需的信息开放及信息接口要求。

3)继电保护功能元件的状态诊断

实现对保护单元和系统的异常状态识别及其隐藏故障诊断,不仅可发现继电保护单元的硬件失效、动作行为错误等异常或故障情况,还可诊断多个保护单元相互协调构成的保护系统(例如广域保护)及信号远程传输通道的故障,为继电保护系统重构提供基本依据,可极大地减少或避免因继电保护系统异常或故障造成的电网事故扩大事件,大大提高电网的安全水平。

4)重构的协调及决策方法

继电保护重构是在无法完成原有保护功能或由于电网结构变化使原有保护不能满足要求的保护功能时,对继电保护元件、通信设备和链路、整定值、控制输出回路要素进行调整。协调决策层是实现重构的关键,协调决策的有效性、快速性、可靠性问题还需深入研究。

4 结语

本文在总结现有继电保护的体系结构基础上,提出了满足未来智能电网要求进行继电保护系统重构的设想,提出了实施继电保护重构的3层模型,举例说明了重构的含义及方法,并指出了尚需重点研究的内容。