继电保护问题

继电保护问题（精选12篇）

继电保护问题 篇1

1 前言

随着微机继电保护应用的普及, 保护装置逐步具备了相应的数据接口可实现保护装置重要信息的数据远传。充分利用数字式保护的技术特征, 实现数字式保护的状态检修, 改变目前保护装置计划检修模式, 将预防性试验改为预知性试验, 提高设备的安全运行水平, 已成为一种共识。但是, 继电保护构成的是一个系统, 不仅仅是装置本身, 如交流、直流、控制回路等, 由于部分回路还没有监测手段, 对设备状态无法进行实时的技术分析判断。如, 由于操作回路一直由硬件实现, 除少量的硬件信号可通过远动或综自设备上传以外, 回路无在线监测手段, 形成了保护监控回路中的空白点。因此, 就继电保护装置的应用现状而言严格意义上讲大多数保护并不具备状态检修的条件。

2 状态检修概述

设备检修体制是随着科学技术的进步而不断演变的, 由事后检修/故障检修发展到预防性检修, 预防性检修主要有两种模式, 以时间为依据的检修, 预先设定检修工作内容与周期的定期检修, 或称计划检修和以可靠性为中心的检修。

状态检修也叫预知性维修, 首先由美国杜邦公司提出, 以设备当前的工作状况为检修依据, 通过状态监测手段, 诊断设备健康状况, 确定设备是否需要检修或最佳检修时机。状态检修的目标是减少设备停运时间, 提高设备可靠性和可用系数, 延长设备寿命, 降低运行检修费用, 改善设备运行性能, 提高经济效益。状态检修是建立在设备状态有效监测基础上, 根据监测和分析诊断的结果安排检修时间和项目, 主要包含设备状态监测、设备诊断、检修决策三个环节。状态监测是状态检修的基础, 状态监测是设备诊断的依据, 检修决策就是结合在线监测与诊断的情况, 综合设备和系统的技术应用要求确定具体的检修计划或策略。电力系统长期以来实行的以预防性计划检修为主的检修体制, 主要依据检修规程来确定检修项目, 存在设备缺陷较多的检修不足, 设备状态较好的又检修过度的状况, 一定程度上导致检修的盲目性。

电气设备根据功能不同可分为一次设备和二次设备, 其中电气二次设备主要包括继电保护、自动装置、故障录波器、就地监控和远动等。随着一次设备状态检修的推广, 线路不停电检修技术的应用, 因检修设备而导致的停电时间将越来越短, 从客观上对电气二次设备检修提出了新的要求。作为电气二次设备重要组成部分的继电保护, 承担着保障电网稳定和电力设备安全的重要职能, 在实际运行中因继电保护造成的系统故障时有发生, 尽管随着数字式保护装置的广泛使用, 保护不正确动作次数相对减少, 但由于制造、设计、施工、试验、运行等各种原因造成的保护不正确动作绝对次数仍然很多。

因此, 继电保护设备如何在检修体制、检修方法及检验项目、检修周期等方面通过合适的技术措施和手段, 保证保护设备的可靠运行适应电网安全运行的要求, 实行保护设备状态检修将成为一种必然的选择。

3 保护状态检修需求

传统的继电保护、安全自动装置及二次回路接线是通过进行定期检验确保装置元件完好、功能正常, 确保回路接线及定值正确。若保护装置在两次校验之间出现故障, 只有等保护装置功能失效或等下一次校验才能发现。如果这期间电力系统发生故障, 保护将不能正确动作。以往的保护检验规程是基于静态型继电器而设计的, 未充分考虑到数字式保护的技术特点, 对数字式保护沿用以前规程规定实施的检修周期、项目不尽合理。

同时, 现在电网主接线方式在很大程度上限制了设备停役检修的时间, 如一台半断路器接线方式的线路保护很难实现停电检修, 除非结合线路停电检修;双母线接线方式已逐步取消旁路开关, 变压器保护很难因保护校验而要求变压器停电, 母差保护、失灵保护的定期检验安排更是困难重重。

另一方面, 带电校验保护具有实施上的安全风险和人员安全责任风险, 因此, 在实际运行中基本上很难保证保护设备可以有效地按照《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求完成检验项目;尤其数字式保护的特性在很大程度上取决于软件编程, 这并非可以通过传统的检验项目来发现保护特性的偏差, 实际上, 传统检验规程所确定的检验项目合理性已面临新技术应用的挑战。数字式保护的实现技术使保护设备本身具有很强的自检功能。因此, 作为装置本身的监测和诊断已具备实现的可能, 保护装置检修决策的确定具有了可靠的基础。同时, 电气设备状态检修其概念上的合理性和技术上的可实现性, 使保护实行状态检修模式具有极强的示范效应, 检修效率提高和设备可靠性的提升, 将能有效地提高设备的安全性和可用率, 适应电力系统安全稳定运行需要。

4 需解决的应用难点

与电气一次设备不同的是电气二次设备的状态监测对象不是单一的元件, 而是一个单元或一个系统。监测的是各元件的动态性能, 微机保护和微机自动装置的自诊断技术的发展为保护设备的状态监测奠定了技术基础。

虽然, 数字式保护装置本身具备状态检修的实施基础, 但作为电网安全屏障的继电保护除装置本身, 还包含交流输入、直流回路、操作控制回路等, 状态检修范畴如果仅仅局限在装置本身将很难有实施推广的基础, 对于保护的状态检修必须作为一个系统性的问题来考虑, 或者说保护的状态监测环节如果能包含交流输入、直流、操作回路等, 状态检修就比较有可能在实际应用中得到推广。

因此, 实施保护设备状态检修应监测:交流测量系统, 包括CT、PT二次回路绝缘良好、回路完整, 测量元件的完好;直流系统, 包括直流动力、操作及信号回路绝缘良好、回路完整;逻辑判断系统:包括硬件逻辑判断回路和软件功能。保护装置本身容易实现状态监测, 但由于电气二次回路是由若干继电器和连接各个设备的电缆所组成, 要通过在线监测继电器触点的状况、回路接线的正确性等则很难, 这可能是保护迟迟未能有效地推进状态检修的主要原因之一。

电气二次操作回路是对电气一次设备进行操作控制的电路, 是继电保护的一个重要组成部分。在继电保护设备要求进行状态检修的情况下, 作为继电保护出口控制回路操作箱均采用硬件式结构, 即由继电器直接在220V强电回路中通过二次线连接而成, 接线繁杂, 不具备自检、在线监测、数据远传等功能。虽然在综自站中该回路一部分硬接点可通过综自设备 (如测控设计) 进行上传监控, 但要求二次回路继电器输出接点增多, 使接线复杂化, 可靠性下降, 同时连接电缆也增多。

继电保护设备状态检修实施的重要基础就是在设备状态特征量的采集上不能有盲区, 显然, 对保护设备实行状态检修而言, 现有的二次控制回路操作箱达不到要求。而利用数字仿真式继电保护平台可以有效地设计微机操作箱, 成功解决了电气二次回路状态检修问题, 可为实现保护系统完整的状态监测, 为继电保护实行状态检修创造必要的条件。

5 实施实例

以某公司利用SEL 保护可编程逻辑 (PLC) 功能, 实现微机操作箱的实际应用为例, 该设计不但实现了在线监测和数据远传等功能, 还大胆地突破原硬件式操作箱 (回路) 的结构模式, 用SEL逻辑功能实现控制操作全过程的方案, 使操作回路的结构只需用简单的开关量输入和开关量输出即可实现, 取消了硬件结构上的防跳继电器, 大大简化了操作回路的逻辑接线, 减轻了现场工作人员的工作量, 同时为保护实现状态检修提供了重要的应用基础。经过各项试验并且投入运行后, 运行状况良好, 达到设计要求。具体操作箱控制回路图如图1 所示。

本设计具有以下特点:

1) 保护装置到断路器操作机构的连接线减少到最少:从图1可知, 利用SEL 保护实现微机操作箱后, 使操作回路的结构只需用简单的开关量输入和开关量输出即可实现, 取消了硬件结构上的防跳继电器, 大大简化了操作回路的逻辑接线, 从保护装置到断路器机构箱只需要合闸回路 ( 07) 和跳闸回路 (37) 及负电源 (2) 三根电缆线即可。

2) 解决了电气二次回路是由若干继电器和连接各个设备的电缆所组成, 点多分散, 要通过在线监测继电器触点的状况、回路接线的正确性等则很难:从图1可知, 利用对SEL保护 ( N101 -N106) 输入信号的在线监测。实现了电气二次回路跳合闸操作开关 (KK) 和保护投入退出压板 (XB1 - XB4) 在线监测开关和压板触点的状况。在线监测保护出口回路压板 (XB3; XB4) 压板触点状态。如果压板触点不好保护装置发出控制回路断线信号。在线监测保护投入压板 (XB1; XB2) 压板触点状态。如果压板触点不好保护装置发出保护压板退出信号。

3) 在正常的跳合闸操作中间, 对跳合闸二次回路和保护出口回路的输入和输出接点进行了传动。从图1可知, 由于保护动作出口 (OUT101) 和重合闸出口 (OUT102) 与正常的跳合闸操作使用同一个继电器。所以利用正常的跳合闸操作, 就可以对SEL保护的合闸和跳闸出口继电器进行在线监测继电器触点的状况。

4) 在线监测控制回路断线状态:从图1可知, 利用对SEL保护 ( N105和N106) 输入信号的在线监测。实现了电气二次回路断路器机构箱辅助接点 (DL) 状况的在线监测, 在线监测断路器机构箱辅助接点 (DL) 状态。如果辅助接点不好保护装置发出控制回路断线信号。如果辅助接点两个长期同时通保护装置发出控制回路异常信号。如果断路器合闸或者跳闸而辅助接点没有切换保护装置发出辅助接点没有切换信号。

5) 保护装置发生故障后, 事故跳闸操作:如果一旦保护装置发生故障, 例如保护装置保险熔断、电源损坏或者CPU故障。都会造成无法跳开断路器的问题。因此在跳闸二次回路中设计一个事故跳闸操作按钮 (SAN) 。正常情况下用螺旋盖子盖起来。一旦保护装置发生故障。运行人员首先打开保护出口回路压板 (XB3) , 然后旋开事故跳闸操作按钮 (SAN) 盖子。按下按钮跳开断路器。进行保护装置的检修。

6) 利用SEL保护合闸逻辑和跳闸以及逻辑方程实现防跳功能:如图2中, 保护动作后TR =逻辑1, 继电器字位TR IP总是置位起动继电器OUT101。如果在跳闸最短持续定时器 (整定值TDURD) 的输入有一个上升沿 (逻辑0到逻辑1的跳变) , 而此时还未计时的话, 定时器就输出逻辑1 并保持“TDURD”周波。TDURD定时器能保证继电器字位TR IP置位时间保持最短的“TDURD”周波, 如果保护动作 ( TR =逻辑1) 的时间超过TDURD时间, 继电器字位TR IP在TR =逻辑1 的这段时间内保持置位。通过KK开关, 利用SEL保护 ( N102) 输入信号, 直接出口到跳闸 (作为面板操作的手动跳闸开关) 。一旦继电器字位TR IP置成逻辑1, 它将保持置位, 直到下列所有条件都为真: 跳闸持续定时器停止计时 (TDURD定时器的输出为逻辑0) , 保护动作回TR复位至逻辑0, 并且, 满足下列条件之一: 电流继电器50P1无电流返回使ULTR置成逻辑1, 按下面板复归 (TARGET RESET) 按钮, 从综合自动化后台机上执行TAR R (信号复位) 命令。

7) 通过KK开关, 利用SEL保护 ( N103) 输入信号, 直接出口到合闸 (作为面板操作的手动合闸开关) 实现合闸置位。如图2 中继电器字位TR IP闭锁 ( IN103) 输入信号。这样就能保证在继电器字位TR IP置位时, CLOSE不会置位 ( TR IP优先) 。满足防跳功能。如图2中5 2A是断路器辅助接点输入信号, 光隔输入N105连到断路器辅助接52a上, 使52A 的动作逻辑服从断路器辅助接点。当检测到断路器闭合情况, 继电器字位CLOSE复位成逻辑0。这样在断路器闭合过程中, 只要有一个合闸脉冲输入。合闸输出逻辑就自保持, 直到合闸成功, 断路器辅助接点打开。满足防跳功能。因为整定CFD= 60.000周波, 所以一旦继电器字位CLOSE置位, 能在60周波后解锁继电器字位CLOSE复位成逻辑0, 防止断路器辅助接失灵损坏合闸中间继电器。

6 结论

电气二次设备状态检修是电力系统应用发展的必然, 微机保护自诊断技术的使用使设备的状态监测技术上具备了实施的基础, 同时, 由于某些保护具有的PLC功能使得保护的有效监测范畴可以拓展到装置以外的回路中去, 这为有效地监视保护系统的相关回路提供了可能, 或者说从保护装置的检测拓展到相关回路的检测, 从而使继电保护的状态检修具备了实施的基础。保护的状态监测将有助于对设备的运行情况、缺陷故障情况、历次检修试验记录等实现有效的管理和信息共享, 并为设备运行状况的分析提供了可靠的信息基础, 将有助于合理地制定设备的检修策略, 提高保护装置的可用率, 为电网的安全运行提供坚实的基础。

摘要：介绍了电气二次设备实施状态检修的基本要求, 对继电保护的状态检修及实施的相关问题进行简要的阐述和分析。

关键词：检修,继电保护,状态检修

继电保护问题 篇2

【关键词】：继电保护;变电运行;事故

1 引 言

电力系统继电保护问题分析 篇3

关键词：电力系统；继电保护；具体策略

1 继电保护装置的运行要求及流程

1.1 继电保护装置的运行要求

总体来说，电力系统对继电保护装置的运行要求主要为可靠性、快速性、灵敏性与选择性。其中，可靠性指的是继电保护装置一定要对电力保护装置中出现的故障加以可靠的处理，从而确保故障造成的危害减少；快速性指的是继电保护装置能够在故障出现的第一时间进行有效的动作，以避免危害随着时间的延长而加大；灵敏性主要是指继电保护装置快速而灵敏地处理电力系统的故障，除此以外还要尽最大可能对电力系统故障范围加以控制；继电保护装置不能出现一些误动就是电力系统对其选择性的要求。对于电力系统来说，这四个要求缺一不可，都对电力系统的安全稳定运行起着重要作用。

1.2 继电保护装置运行流程

继电保护装置总体上的运行流程分为启动、判断、闭锁这三个方面。电力系统中出口回路中其启动元件在通常条件下是闭锁的状态，但对于电力故障中显示的一些特征则必然是继电保护装置的启动条件；继电保护装置需要对符合元件启动的条件进行判断，判断的标准就是定值；当定值这已要求得到满足之后，继电保护装置就会发出跳闸的命令，保护装置执行完毕。

2 继电保护问题

2.1 人为问题

2.1.1 经验办事

在电力系统中存在着这样一部分工作人员，他们因为有了一定的工作时间与经验积累，往往会在工作过程中过于自信或疏忽，在电力系统继电保护出现问题时，他们常常会凭借以往的经验来对装置出现故障的范围或原因进行判断与处理，这样会使得检修工作出现错误，甚至使得最佳处理故障的时间被延误，电力系统的损失由此产生。

2.1.2 知识技能掌握不扎实

电力系统中一些新近走上工作岗位的工作人员，一方面由于他们自身掌握的知识技能不够扎实，另一方面由于电力企业没有重视对他们的培训，这些都导致了他们难以对继电保护出现的问题进行快速而准确的判断，故障处理被延误。还有一些工作人员在记录相关数据时，由于责任心不强，很容易出现误记、漏记的现象，这也很有可能会导致故障的发生。

2.2 设备问题

数据收集系统、微机处理装置和一些管理装置共同组成了继电保护系统，这就意味着只要继电保护系统其中一项设备出现问题，都将会导致安全隐患的产生。继电保护中的设备问题主要有数据手机装置问题、电压问题、触点问题等。数据收集系统需要对继电保护系统在运行过程中产生的一些参数变化数据进行收集、转变为数字信号、传输至微机进行处理这一系列的操作；继电保护装置中的电压问题主要是由于主变压充电条件不符所导致的；触点对于继电器来说是最核心的部件，工作负载、工作电压、实际电流值、制作材料等因素都对其产生影响，只要其中的任何一项因素存在问题，继电器触点就会产生，还伴随着一些会导致磨损问题与焊接问题的金属电积。

3 继电保护问题解决措施

3.1 人为问题解决

电力企业为了解决继电保护中出现的人为问题，首先一定要加强并提高电力系统中工作人员的安全意识，让他们深切认识到继电保护工作对电力系统对城市对国家的重要性，这样能够有效避免一些继电保护事故的出现。为了提高工作人员的专业知识与实际操作技能，一定要加强对新老员工的培训工作，除了基础的专业知识讲座与课程之外，还应当培养工作人员的实际操作能力，提高他们判断故障原因及范围的正确性，从而提高故障分析的效率，减少故障对电力系统带来的危害与损失。工作人员也要从自身出发，一方面要多利用业余时间加强对继电保护的学习，还要本着科学、灵活处理的原则，为整个电力系统的安全与稳定尽自己的一份力。

3.2 设备问题解决

目前常用的解决继电保护设备问题的方法如下：

3.2.1 置换法

使用同样的且功能良好的设备来替换现有的有问题的设备就被称为置换法，如果此时继电保护能够恢复正常运行，则说明被换下的元件出现了故障，但如果经过置换之后继电保护装置的故障没有得到解决，此时就需要重复上述方法，直到找出引起故障的元件。置换法能够帮助工作人员尽快缩小故障范围。

3.2.2 参照对比法

参照对比法需要工作人员将正常设备与不正常设备的检验报告进行比对分析，如果二者之间在检验报告的数据中存在着较大的差距，则说明此处为故障点。参照对比法通常被用于解决一些线路错综复杂引起的接线错误中。

3.3 拆除回路

继电保护故障设备问题的解决措施中，最常用的是拆除回路，即对二次回路按照顺序进行拆除，之后再一次安装找出回路中的故障点这一方法，这一方法适用于没有明显故障地点的状况。

4 结束语

综上，对继电保护问题与解决措施加以积极研究对电力系统故障问题的处理解决有着重大的意义，本文对这一方面进行了详细的阐述，以期给相关领域的管理者及工作人员以启示与指导。

参考文献：

[1]周凯.电力系统继电保护不稳定所产生的原因及事故处理方法分析[J].数字技术与应用，2010，11：121+123.

[2]张远.电力变压器继电保护动作行为仿真分析系统[D].湖南大学，2012.

[3]杨文英，盖志强，张华峰，张丽.电力系统继电保护可靠性问题研究[J].中国电力教育，2013，27：210+215.

[4]罗彦，张建英.电力系统继电保护问题及解决措施的分析[J].江西建材，2015，03：246+248.

继电保护中易被忽视的问题 篇4

关键词：继电保护,线路,变压器

1 线路中励磁涌流问题

1.1 线路中励磁涌流对继电保护装置的影响

励磁涌流是由于变压器空载投运时, 铁芯中的磁通不能突变, 出现非周期分量磁通, 使变压器铁芯饱和, 励磁电流急剧增大而产生的。变压器励磁涌流最大值, 可以达到变压器额定电流的6~8倍, 并且跟变压器的容量大小有关, 变压器容量越小, 励磁涌流倍数越大。励磁涌流存在很大的非周期分量, 并以一定时间系数衰减, 衰减的时间常数同样与变压器容量大小有关, 容量越大, 时间常数越大, 涌流存在时间越长。10 k V线路装有大量的配电变压器, 在线路投入时, 这些配电变压器是挂在线路上, 在合闸瞬间, 各变压器所产生的励磁涌流在线路上相互迭加、来回反射, 产生了一个复杂的电磁暂态过程, 在系统阻抗较小时, 会出现较大的涌流, 时间常数也较大。二段式电流保护中的电流速断保护, 由于要兼顾灵敏度, 动作电流值往往取得较小, 特别在长线路或系统阻抗大时更明显。这种情况在线路变压器个数少、容量小以及系统阻抗大时并不突出, 因此容易被忽视, 但当线路变压器个数及容量增大后, 就可能出现。肇东市南城变电所就曾经在线路变压器增容后出现10 k V线路由于涌流而无法正常投入的问题。

1.2 防止涌流引起误动的方法。

励磁涌流有一明显的特征, 就是它含有大量的二次谐波, 在主变压器主保护中就利用这个特性, 来防止励磁涌流引起保护误动作, 但如果用在10 k V线路保护, 必须对保护装置进行改造, 会大大增加装置的复杂性, 因此实用性很差。励磁涌流的另一特征就是它的大小随时间而衰减, 一开始涌流很大, 一段时间后涌流衰减为零, 流过保护装置的电流为线路负荷电流, 利用涌流这个特点, 在电流速断保护加入一短时间延时, 就可以防止励磁涌流引起的误动作, 这种方法最大优点是不用改造保护装置 (或只作简单改造) , 虽然会增加故障时间, 但对于像10 k V这种对系统稳定运行影响较小之处还是适用。为了保证可靠地躲过励磁涌流, 保护装置中加速回路同样要加入延时。通过几年的摸索, 在10 k V线路电流速断保护及加速回路中加入了0.15~0.2 s的时限, 就近几年运行来看, 运行安全, 并能很好的避免由于线路中励磁涌流造成保护装置误动作。

2 TA饱和问题

2.1 TA饱和对保护的影响。

10 k V线路出口处短路电流一般都较小, 特别是农网中的变电所, 往往远离电源, 系统阻抗较大。对于同一线路, 出口处短路电流大小会随着系统规模及运行方式不同而不同。随着系统规模的不断扩大, 10 k V系统短路电流会随着变大, 可以达到TA一次额定电流的几百倍, 系统中原有一些能正常运行的变比小的TA就可能饱和;另一方面, 短路故障是一个暂态过程, 短路电流中含大量非周期分量, 又进一步加速TA饱和。在10 k V线路短路时, 由于TA饱和, 感应到二次侧的电流会很小或接近于零, 使保护装置拒动, 故障由母联断路器或主变压器后备保护切除, 不但延长了故障时间, 会使故障范围扩大, 影响供电可靠性, 而且严重威胁运行设备的安全。

2.2 避免TA饱和的方法。

TA饱和, 其实就是TA铁芯中磁通饱和, 而磁通密度与感应电势成正比, 因此, 如果TA二次负载阻抗大, 在同样电流情况下, 二次回路感应电势就大, 或在同样的负载阻抗下, 二次电流越大, 感应电势就越大, 这两种情况都会使铁芯中磁通密度大, 磁通密度大到一定值时, TA就饱和。TA严重饱和时, 一次电流全部变成励磁电流, 二次侧感应电流为零, 流过电流继电器的电流为零, 保护装置就会拒动。避免TA饱和主要从两个方面入手, 一是在选择TA时, 变比不能选得太小, 要考虑线路短路时TA饱和问题, 一般10 k V线路保护TA变比最好大于300/5。另一方面要尽量减少TA二次负载阻抗, 尽量避免保护和计量共用TA, 缩短TA二次电缆长度及加大二次电缆截面;对于综合自动化变电所, 10 k V线路尽可能选用保护、测控合一的产品, 并在控制屏上就地安装, 这样能有效减小二次回路阻抗, 防止TA饱和。

3 所用变压器保护

3.1 所用变压器保护存在的问题。

所用变压器是一比较特殊的设备, 容量较小但可靠性要求非常高, 而且安装位置也很特殊, 一般就接在10 k V母线上, 其高压侧短路电流等于系统短路电流, 可达十几千安, 低压侧出口短路电流也较大。一直对所用变压器保护的可靠性重视不足, 这将对所用变压器直至整个10 k V系统的安全运行造成很大的威胁。传统的所用变压器保护使用熔断器保护, 其安全可靠性还是比较高, 但随着系统短路容量的增大, 以及综合自动化的要求提高, 这种方式已逐渐满足不了要求。现在新建或改造的变电所, 特别是综合自动化所, 大多配置所用变压器开关柜, 保护配置也跟10 k V线路相似, 而往往忽视了保护用的TA饱和问题。由于所用变压器容量小, 一次额定电流很小, 保护计量共用TA, 为确保计量的准确性, 设计时TA很小, 有的地方甚至选择10/5。这样一来, 当所用变压器故障时, TA将严重饱和, 感应到二次回路电流几乎为零, 使所用变压器保护装置拒动。如果是高压侧故障, 短路电流足以使母联保护或主变压器后备保护动作而断开故障, 如果是低压侧故障, 短路电流可能达不到母联保护或主变压器后备保护的启动值, 使得故障无法及时切除, 最终烧毁所用变压器, 严重影响变压器的安全运行。

3.2 解决办法。

解决所用变压器保护拒动问题, 应从合理配置保护入手, 其TA的选择要考虑所用变压器故障时饱和问题, 同时, 计量用的TA一定要跟保护用的TA分开, 保护用的TA装在高压侧, 以保证对所用变压器的保护, 计量用TA装在所用变压器的低压侧, 以提高计量精度。在定值整定方面, 电流速断保护可按所用变压器低压出口短路进行整定, 过负荷保护按所用变压器容量整定。

4 配电变压器保护

4.1 10 k V配电变压器保护存在的问题。

10 k V配电变压器的保护配置主要有断路器、负荷开关或负荷开关加熔断器等。负荷开关投资省, 但不能开断短路电流, 很少采用;断路器技术性能好, 但设备投资较高, 使用复杂, 广泛应用不现实;负荷开关加熔断器组合的保护配置方式, 既可避免采用操作复杂、价格昂贵的断路器, 弥补负荷开关不能开断短路电流的缺点, 又可满足实际运行的需要, 该配置可作为配电变压器的保护方式。但对于容量比较大的配电变压器, 配备有瓦斯继电器, 需要断路器可与瓦斯继电器相配合, 才能对变压器进行有效的保护, 必要时还应有零序保护, 这些问题都是值得注意的问题。

4.2 解决办法。

无论在10 k V环网供电单元, 还是在终端用户高压配电单元中, 采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的保护配置, 既可提供额定负荷电流, 又可断开短路电流, 并具备开合空载变压器的性能, 能有效保护配电变压器。为此, 推荐采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的配置, 作为配电变压器保护的保护方式。标准GB 14285《继电保护和安全自动装置技术规程》规定, 选择配电变压器的保护设备时, 当容量等于或大于800 k VA, 应选用带继电保护装置的断路器。对于这个规定, 可以理解为基于以下两方面的需要。配电变压器容量达到800 k VA及以上时, 过去大多使用油浸变压器, 并配备有瓦斯继电器, 使用断路器可与瓦斯继电器相配合, 从而对变压器进行有效地保护。对于装置容量大于800 k VA的用户, 因种种原因引起单相接地故障导致零序保护动作, 从而使断路器跳闸, 分隔故障, 不至于引起变电所的馈线断路器动作, 影响其他用户的正常供电。标准还明确规定, 即使单台变压器未达到此容量, 但如果用户的配电变压器的总容量达到800k VA时, 亦要符合此要求。

5 线路保护

5.1 10 k V配电线路保护中存在的问题。

无论是城市内配网线路, 还是农村配网线路, 都以10 k V电压等级为主, 但是10 k V配电线路结构特点是一致性差, 如有的为用户专线, 只带1~2个用户, 类似于输电线路;有的呈放射状, 几十台变压器T接于同一条线路的各个分支上;有的线路短到几百米, 有的线路长到几十千米;有的线路由35 k V变电所出线, 有的线路由110 k V变电所出线;有的线路上的配电变压器容量很小, 最大不过100 k VA, 有的线路上却有几千千伏安的变压器。

5.2 解决办法。

继电保护复习总结 篇5

1.对继电保护的基本要求：可靠性、选择性、速动性、灵敏性。

可靠性包括安全性和信赖性，是对继电保护性能的最根本的要求。所谓安全性，是要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动作。所谓信赖性，是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，即不发生拒绝动作。

选择性是指保护装置动作时，在可能最小的区间内将故障从电力系统中断开，最大限度地保证系统中无故障部分仍能继续安全运行。

速动性是指尽可能快地切除故障，以减少设备及用户在大短路电流、低电压下运行的时间，降低设备的损坏程度，提高电力系统并列运行的稳定性。

灵敏性是指对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。

第二章

2.过电流继电器的动作电流、返回电流、返回系数：

动作电流：能使继电器动作的最小电流称为动作电流Iop。

返回电流：能使继电器返回原位的最大电流称为继电器的返回电流Ire。

返回系数：返回系数是返回电流与动作电流的比值，即

KreIre Iop

3.系统最大运行方式和最小运行方式：

最大运行方式：对继电保护而言，在相同地点发生相同类型的短路时流过保护安装处的电流最大，称为系统最大运行方式，对应的系统等值阻抗最小，Zs＝

Zs.min；

最小运行方式：对继电保护而言，在相同地点发生相同类型的短路时流过保护安装处的电流最小，称为系统最小运行方式，对应的系统等值阻抗最小, Zs＝

Zs.max。

4.电流速断、限时电流速断和定时限过电流保护的整定计算（包括动作电流、动作时限、灵敏度校验）：

5.三段式电流保护如何保证选择性：

电流速断（Ⅰ断）：依靠整定值保证选择性；

限时电流速断（Ⅱ断）：依靠动作时限和动作值共同保证选择性；

定时限过电流保护（Ⅲ断）：依靠动作电流、动作时限、灵敏系数三者相配合保证选择性。

6.相间电流保护的接线方式和各种接线方式的应用场合：

相间电流保护的接线方式：分为三相星形接线、两相星形接线。三相星形接线广泛用于发电机、变压器等大型贵重电气设备的保护中；两相星形接线应用在中性点直接接地系统和非直接接地系统中。

7.相间短路功率方向元件的接线方式、90°接线及评价：

相间短路功率方向元件的接线方式：

90°接线方式是指在三相对称且功率因数cosϕ = 1的情况下，加入继电器的电流Ir超前电压Ur 90°的接线方式。

对90°接线方式的评价：第一，对各种两相短路都没有死区，因为继电器加入的是非故障的相间电压，其值很高；第二，选择继电器的内角α=90°－φk后，对线路上发生的各种故障，都能保证动作的方向性。

8.中性点直接接地系统发生单相接地故障时的故障特征（没有死区）：

（2）零序电压：零序电源在故障点，故障点的零序电压最高，系统中距离故障点

越远处的零序电压越低，取决于测量点到大地间阻抗的大小。

（2）零序电流：由于零序电流是由零序电压产生的，由故障点经线路流向大地。

（3）零序功率：对于发生故障的线路，两端零序功率方向与正序功率方向相反。

9.对零序电流保护的评价，零序功率元件有无电压死区：

对零序电流保护的评价：

优点：（1）零序过电流保护的灵敏度高；（2）受系统运行方式的影响要小；（3）

不受系统振荡和过负荷的影响；（4）方向性零序电流保护没有电压死区；（5）

简单、可靠。

缺点：（1）对短线路或运行方式变化很大时，保护往往不能满足要求；（2）单相重合闸的过程中可能误动；（3）当采用自耦变压器联系两个不同电压等级的电网

时，将使保护的整定配合复杂化，且将增大第III段保护的动作时间。

零序功率元件没有电压死区。

10.中性点不接地系统发生单相接地故障时的故障特征：

（1）发生接地后，全系统出现零序电压和零序电流。非故障相电压升高至原来的倍，电源中性点对地电压与故障相电势的相量大小相等方向相反；

（2）非故障线的零序电流为该线非故障相对地电容电流之和，方向为由母线指向线路

且超前零序电压90°；

（3）故障点的电流为全系统非故障相对地电容电流之和，其相位超前零序电压90°；

（4）故障线的零序电流等于除故障线外的全系统中其他元件非故障相的电容电流之和，其值远大于非故障线的零序电流，且方向与非故障线电流的方向相反，由线路指向母线，且滞后零序电压90°；

（5）故障线的零序功率与非故障线的零序功率方向相反。

11.中性点经消弧线圈接地时的补偿方式：完全补偿、欠补偿、过补偿。

第三章

12.相间距离和接地距离的接线方式：

为保护接地短路，取接地短路的故障环路为相-地故障环路，测量电压为保护安装处故障相对地电压，测量电流为带有零序电流补偿的故障相电流，由它们算出的测量阻抗能够准确反应单相接地故障、两相接地故障和三相接地短路情况下的故障距离，称为接地距离保护接线方式。

对于相间短路，故障环路为相-相故障环路，取测量电压为保护安装处两故障相的电压差，测量电流为两故障相的电流差，由它们算出的测量阻抗能够准确反映两项短路、三相短路和两相短路接地情况下的故障距离，称为相间距离保护接线方式。

13.测量阻抗、动作阻抗、整定阻抗：

测量阻抗Zm：护安装处测量电压Um与测量电流Im之间的比值，系统不同的运行状态下，测量阻抗是不同的，可能落在阻抗平面的任意位置。在短路故障情况下，由故障环的测量电压、电流算出的测量阻抗能够正确地反应故障点到保护安装处的距离。

动作阻抗：使阻抗元件处于临界动作状态对应的测量阻抗，从原点到边界圆上的矢量连线称为动作阻抗，通常用Zop来表示。

整定阻抗：和整定长度Lset相对应的阻抗Zset

Zset = Z1 · Lset 

其中z1为单位长度线路的复阻抗

14.正常运行及短路故障时测量阻抗的特征：

正常运行时，保护安装处的测量电压近似为额定电压，测量电流为负荷电流，测量阻抗为负荷阻抗。负荷阻抗的量值较大，其阻抗角为数值较小的功率因数角，阻抗性质以电阻性为主；当短路时，测量电压降低，测量电流增大，测量阻抗变为短路点与保护安装处之间的线路阻抗，阻抗角等于输电线路的阻抗角，数值较大，阻抗性质以电感性质为主。

15.距离保护的整定计算：

16.分支电路对测量阻抗的影响（助增和外汲）：

助增电流，使测量阻抗增大，保护范围缩短。

外汲电流，使测量阻抗减小，保护范围增大，可能造成无选择性动作。

17.电力系统振荡：并联运行的电力系统或发电厂之间出现功率角大范围周期性变化的现

象，称为电力系统振荡。

18.振荡时测量阻抗的变化规律：

在系统两端电动势相等的情况下，测量电阻按下式规律变化：

1111ZmZZMjZctgMZjZctg 222222

测量阻抗分成了两部分：第一部分1ZZM为保护安装处到振荡中心的线路阻抗，2

只与保护安装处到振荡中心的相对位置有关，与功角无关;第二部分垂直于ZM，并随功角的变化而变化

当δ由0°变化到360°时，测量阻抗终点的轨迹是Z∑的垂直平分线。

19.振荡与短路的区别：

（1）振荡时，三相完全对称，没有负序分量和零序分量出现；而短路时，总要长时或瞬

时出现负序或零序分量；

（2）振荡时，电气量呈周期性变化，其变化速度与系统功角的变化速度一致，比较慢；

从短路前到短路后其值突然变化，速度很快，而短路后短路电流、各点残压和测量阻抗不计及衰减时是不变的；

（3）振荡时，电气量呈现周期变化，若阻抗测量元件误动作，则在一个振荡周期动作和

返回各一次；而短路时阻抗元件可能动作，可能不动作。20.实现振荡闭锁的方法：

(1)利用系统短路时的负序、零序分量或电流突然变化，短时开放保护，实现振荡闭锁。

（2）利用阻抗变化率的不同来构成振荡闭锁。

（3）利用动作的延时实现振荡闭锁。

21.整定值相同的不同特性的阻抗元件躲负荷能力、躲过渡电阻能力及躲振荡能力的比较：

在整定值相同的情况下，橄榄型、方向圆特性、全阻抗圆特性的阻抗元件躲过负荷能力依次从大到小；躲过渡电阻的能力依次从小到大；躲振荡能力依次从大到小。

22.单侧电源线路过渡电阻对距离保护的影响：

过渡电阻的存在总是使继电器的测量阻抗值增大，阻抗角变小，保护范围缩短。保护装置距短路点越近时，受过渡电阻影响越大；同时，保护装置的整定阻抗越小，受过渡电阻的影响越大。

第四章

23.载波通道的工作方式：正常无高频、正常有高频、移频方式。

24.载波信号的种类：闭锁信号、允许信号、跳闸信号。

25.闭锁式方向纵联保护、纵联电流差动保护、纵联电流相位差动保护的基本工作原理：

闭锁式方向纵联保护：

闭锁信号

当区外故障时，被保护线路近短路点一侧为功率方向为负，2和5发出闭锁信号，两侧收信机收到闭锁信号后将各自保护闭锁。

当区内故障时，线路两端的短路功率方向均为正，发信机均不向线路发送闭锁信号，保护的起动元件不被闭锁，瞬时跳开两侧断路器。

纵联电流差动保护：



纵联电流差动保护原理是建立在基尔霍夫定律基础之上的。

线路正常运行和外部故障(k2)时：IMIN0

线路内部故障(k1)时：IMINIK

流入差动继电器的电流：IrImIn

线路正常运行和外部故障(k2)时：IMIN0Ir0

IMINIK线路内部故障(k1)时：IrIk

纵联电流相位差动保护：比较被保护线路两侧电流的相位，即利用高频信号将电流的相位传送到对侧去进行比较来确定跳闸与否。区内故障：两侧电流同相位，发出跳闸脉冲；区外故障：两侧电流相位相差180°，保护不动作。

第五章

26.双侧电源线路自动重合闸和单侧线路自动重闸的不同:

（1）当线路上故障跳闸后，存在着重合闸时两侧的电源是否同步，以及是否允许非同

步合闸的问题;

（2）当线路上发生故障时，两侧的保护可能以不同的时限跳闸（如一侧以第Ⅰ段时限

动作，另一侧以第Ⅱ段时限动作），为了保证故障点电弧的熄灭和绝缘强度的恢复，以使重合闸有可能成功，线路上两侧的重合闸必须保证在两侧的断路器都跳闸后再进行重合，其重合闸的时间与单侧电源的有所不同。

27.具有同步检定和无压检定的重合闸:

具有同步检定和无压检定的重合闸在使用无压检定的一侧要同时投入同步检定，在使用同步检定的一侧绝对不能投入无压检定。除在线路两侧均装设重合闸装置以外；在线路一端还装设有检定线路无电压的继电器KU1，当线路无电压时允许重合闸重合；而在另一侧则装设检定同步的继电器KU2,检测母线电压与线路电压间满足同期条件时允许重合闸重合。这样当线路有电压或是不同步时，重合闸就不能重合。

28.重合闸与继电保护的配合：

（1）重合闸前加速保护：当任何一条线路上发生故障时，第一次都由保护3瞬时为

选择性动作予以切除，重合闸以后保护第二次动作切除故障是有选择性的。

（2）重合闸后加速保护：当线路第一次故障时，保护有选择性动作，然后进行重合。

如果重合于永久性故障，而与第一次动作是否带有时限无关。

29.重合闸时限的整定：

单侧电源三相重合闸的最小时间整定原则：

（1）在断路器跳闸后，负荷电动机向故障点反馈电流的时间；故障点电弧熄灭并使周围介质恢复绝缘强度需要的时间；

（2）在断路器动作跳闸息弧后，其触头周围绝缘强度的恢复以及消弧室重新充满油、气需要的时间；同时其操作机构原状准备好再次动作需要的时间；

（3）如果重合闸是利用继电保护跳闸出口启动，其动作时限还应该加上断路器的跳闸时间

双侧电源线路的重合闸最小时间除满足以上原则外，还应考虑线路两侧继电保护以不同时限切除故障的可能性。

30.三相重合闸、单相重合闸及综合重合闸：

三相重合闸：任何类型故障均跳三相，重合三相，重合于永久性故障跳三相。

单相重合闸：单相故障跳单相，重合单相，重合于永久性故障跳三相；相间故障，三相

跳开不重合。

综合重合闸：单相故障跳单相，重合单相，重合于永久性故障跳三相；相间故障跳三相，重合三相，重合于永久性故障跳三相。

第六章

31.变压器的主保护：

变压器的主保护是纵差动保护和瓦斯保护。电流纵差保护不但能够正确区分区内外故障，而且不需要与其它元件的配合，可以无延时地切除区内各种故障，具有独特的优点，因而被广泛地用作变压器的主保护。后备保护是过电流保护和阻抗保护。

32.纵差动保护中不平衡电流产生的原因及消除方法：

原因：

（1）计算变比与实际变比不一致产生的不平衡电流；

（2）由变压器带负荷调节分接头产生的不平衡电流；

（3）电流互感器传变误差产生的不平衡电流；

（4）变压器励磁电流产生的不平衡电流；

消除方法：

（1）计算变比与实际变比不一致产生的不平衡电流的补偿；

（2）应尽可能使用型号、性能完全相同的D级电流互感器，使得两侧电流互感器的磁化曲线相同，以减少因电流互感器性能不同引起的稳态不平衡电流。

（3）在差动回路中接入具有速饱和特性的中间变流器来减少电流互感器的暂态不平

衡电流。

33.励磁涌流的特征及鉴别方法：

励磁涌流：当变压器空载投入和外部故障切除后电压恢复时，电压上升的暂态过程中，变压器可能严重饱和，出现很大的暂态励磁电流，称励磁涌流，其值可达变压器额定电流的4～8倍。可能造成保护误动作。

特征：

（1）由于三相电压之间有120的相位差，因而三相励磁涌流不会相同，任何情况下

空载投入变压器，至少在两相中要出现不同程度的励磁涌流；

（2）某相励磁涌流可能不再偏离时间轴的一侧，变成了对称性涌流。对称性涌流的数值比较小。非对称性涌流仍含有大量的非周期分量，但对称性涌流中无非周期分量；

（3）励磁涌流中有一相或两相二次谐波含量比较小，但至少有一相比较大。

（4）励磁涌流的波形仍然是间断的，但间断角显著减小，其中又以对称性涌流的间

断角最小。但对称性涌流有另外一个特点：励磁涌流的正向最大值与反向最大

值之间的相位相差120。这个相位差称为“波宽”，显然稳态故障电流的波宽

为180。

鉴别方法：分为频域特征鉴别和时域特征鉴别两类。采用速饱和中间变流器的方法和

二次谐波制动的方法属于频域特征鉴别，而间断角鉴别的方法则属于时域

特征鉴别。

声明：

（1）纯属个人意见，仅供参考；

浅析变电站继电保护状态检修问题 篇6

【关键词】变电站；继电保护装置；状态检修

在变电站运行过程中，继电保护装置能否安全运行，对整个电力系统的安全运行有着至关重要的作用，因而为了确保整个电力系统安全运行，就必须加强对变电站继电保护装置的状态检修，充分意识到加强变电站继电保护状态检修的重要性，并采取相应的措施，切实加强对继电保护装置的状态检修，确保其安全高效的运行。基于此，笔者结合自身工作实践，就此展开以下几点探究性的分析。

1.加强变电站继电保护状态检修的重要作用分析

在变电站运行过程中，加强变电站继电保护状态检修具有十分重要的作用。具体来说，体现在以下几个方面：一是有助于供电可靠性的提升，延长设备使用的寿命，优化设备使用性能，确保用电的安全性和高效性；二是有助于设备利用率的提升，能对实施状态检修后的继电保护装置实时采集状态量，掌握所处的状态，并对其是否健康进行判断，进而将其利用率提升；三是有助于设备运行的安全性与经济性的提升，尤其是随着现代计算机技术与自动化技术在继电保护过程中的广泛应用，实现远距离输送的同时实现状态检修，不仅检修目标更加目前，而且还能从传统的计划检修转移到预知检修，进而促进设备运行的安全性与经济性；四是有助于设备管理水平的有效提升，实现了科学化的继电保护，从而在规范检修管理工作的同时实现设备管理水平的有效提升[1]。

2.关于如何解决变电站继电保护状态检修问题的相关技术措施

通过上述分析，我们对加强变电站继电保护状态检修的重要作用有了一定的认识，那么在面对当前变电站继电保护故障频发的问题，我们应该如何应对呢？笔者以下带着这一问题，提出以下几点关于如何解决变电站继电保护状态检修问题的相关技术措施。

2.1实施在线监测提高状态检修技术水平

在对变电站继电保护装置进行状态检修过程中，在线监测技术的应用频率最高，这主要得益于其能实时、动态、连续监测设备，从而根据测试所得的数据进行科学的分析，进而对设备存在的早期缺陷进行及时的判断，并确定检修时间，再安排专业人员对其进行修理。与此同时，随着现代信息技术的兴起，以计算机技术和自动化技术为代表的现代信息技术在设备状态监测过程中得到了广泛的应用，在这些技术的支持下，能有效降低人员操作的频率进而劳动强度，但在监测过程中必须配备专业的操作人员操控设备，才能更好地确保整个状态检修技术水平得到有效的提升。

2.2快速传递信息，为继电保护装置的状态检修提供保障

为了确保继电保护装置状态检修的有效性，防止安全事故的发生，就必须在整个检修过程中确保信息传递的快速性，具体就是在状态检修过程中，利用媒介进行信息的传递，从而得出现场和后台监测的数据，并将其及时传递给状态分析人员，进而对设备所处的状态情况及时的掌握，目前最常用的就是检修中心利用网络实现信息的动态监测和传输，进而进一步发挥状态监测的作用。

2.3加强设备状态分析，进一步夯实状态检修成效

对于已经传输到分析人员手中的数据，作为状态分析人员必须加强对数据的分析，并结合设备的历史运行参数以及相关试验和故障记录等资料，对设备所处的状态进行科学的评估，预测其状态变化的规律与趋势，从而为设备的检修提供科学的决策和依据，因而加强设备状态分析能进一步夯实状态检修成效[2]。

2.4加强状态检修应达到的几点要求

在状态检修过程中，为了确保整个电力系统的安全运行。在整个状态检修过程中，应确保状态检修满足以下几点要求，才能更好地确保检修成效。

一是应确保继电保护装置具有良好的保护自检功能。就目前而言，在继电保护装置中应用微机保护技术，就能提高其自检功能，而要实现这一功能，就必须利用计算机编程技术方能实现，因而就计算机技术应用而言，已经确定了微机保护的动作特性，即在软件编辑功能下而确定，通过微机保护理论实现电源的逆变，电压与电流输出回路，并对所采样的数据进行合理性的检验，并确保保护定值的完善性，对输出与输入点进行保护，加强对保护回路的可靠性进行监视，因而要取得良好的状态检修效果，就必须在继电保护装置中加强现代信息技术和微电子技术的应用，从而更好地在继电保护中加强状态检修的应用。

二是护装置的电气二次回路是由若干的继电器和连接各个设备的电缆构成的。作为继电保护的出口控制的回路，很多操作回路还不具有自检、在线监测、数据远传的功能，这就使得在对保护设备进行状态检修的同时，因为二次控制回路操作箱达不到要求，而使得工作不能顺利进行[3]。

3.结语

综上所述，对变电站继电保护状态检修问题进行探讨具有十分重要的意义。作为新时期背景下电力企业，必须充分意识到加强继电保护装置状态检修的重要性，并采取有效的措施应对继电保护故障，才能最大化的确保整个电力系统安全高效的运行，进而为广大电力客户提供更加优质的电力。

参考文献

[1]刘国岩，杨君博.变电站继电保护设备状态检修问题浅析[J].内蒙古石油化工，2011，08：150-151.

[2]王亚文.变电站继电保护状态检修问题[J].科技传播，2012，23：139+123.

[3]郭财，王明德.变电站继电保护状态检修问题探讨[J].科技创新与应用，2013，20：163.

作者简介

低压电网继电保护的运行问题分析 篇7

一、继电保护的作用概述

在电力供电系统中, 继电保护装置已经被广泛的运用于小型的变电站、工业生产中, 大大提高了企业生产的安全性, 促进企业经济效益的不断提升。供电系统一共分为一次系统和二次系统两个部分, 而继电保护是针对一次系统进行的设置, 便于对整个电力供应系统的检测、控制和保护等。随着高科技技术的运用, 继电保护装置的结构已经变得越来越简单, 正向着自动化、智能化和信息化发展, 促进继电保护能力的不断提高。

在电力供应的实际运行中, 继电保护的作用主要是针对变压器、母线和输电线路三个部分, 其中, 变压器继电保护的对象有:温度、瓦斯、过电流、电流速断等, 以减少设备故障现象的发生, 维护电力供应系统的安全运行, 给电力的充足供应提供可靠保障。

二、低压电网继电保护的运行存在的问题

我国低压电网供电中, 继电保护得到了普遍的推广和应用, 减少安全事故的发生, 提高了电力系统供电的可靠性。但是, 在低压电网继电保护的运行中, 仍然存在一些问题, 影响着我国电力事业的长远发展和我国经济的快速增长。

(一) 输电线路接点问题

在电力输送过程中, 输电线路由于接点不灵敏的问题, 会使开关闸对应的联动反应得不到及时响应, 导致输电线路不能完全被切断, 给开关零件或者继电保护装置造成严重损坏。

(二) 断路器运行问题

低压电网继电保护的运行中, 断路器有电磁操作和弹簧操作两种结构, 因此, 断路器的运行问题存在两种情况。针对电磁结构的断路器, 在继电保护的装置中, 一般情况下, 二次回路的设计人员没有设计专门的保险闸, 因此, 在进行监测的时候, 无法检测出保险闸是否合上。当进行电路的合闸时, 如果二次回路的保险闸处于断开状态, 则会引起漏电情况的出现, 导致继电保护装置被烧坏, 给电力系统的正常运行造成重大影响。在弹簧结构的断路器中, 如果弹簧的断路信号没能及时的传送到监控室中心, 相关工作人员进行电力输送的相关操作, 会导致合闸线圈没烧坏, 严重的还会造成继电保护装置的损坏, 从而影响电力的正常供应。

(三) 输电开关质量问题

低压电网继电保护的运行存在的问题中, 输电开关的质量问题是一个重要的组成部分, 对电力系统的安全构成巨大威胁。输电开关如果没有经过严格的质量检测, 在使用过程很可能会出现操作失灵或者误跳的情况, 导致整个电力系统的瘫痪, 造成巨大的经济损失。

三、促进低压电网继电保护运行有效性的策略

为了保证电力系统的正常运行, 给人们的电力供应需求量提供可靠保障, 必须采取相应的策略, 促进低压电网继电保护运行的有效性, 从而提高电力系统正常运行的安全性。

(一) 定期检查, 提高系统的安全性

电力系统是一个庞大的组织, 因此, 进行定期检查, 是促进低压电网继电保护正常运行的最基础的测量, 从而提高系统的安全性。市场经济体制下, 在低压电网继电保护运行中, 相关工作人员必须熟练掌握继电保护可能出现的故障问题和相应的解决方法, 以便于在故障发生时, 及时采取解决策略, 提高继电保护故障的处理水平, 维护电力系统的正常运行。继电保护的定期检查, 需要专业的检测技能, 因此, 电力企业必须注重高科技人才的培养, 提升企业的生产力, 从而提高电力系统的安全性, 促进企业经济效益的不断提升。例如:企业定期组织相关工作人员进行继电保护结构、功能、故障和维修等方面的专题培训, 培训完之后进行考核评估, 对表现优异的人员给以及时的嘉奖。这样不仅可以提高工作人员的工作热情, 还可以增强工作人员对机电保护的认识, 使电力系统的安全性得到有效保障。

(二) 提升专业技能, 降低运行故障率

继电保护的故障和事故的产生原因存在多样性, 所以, 在低压电网继电保护运行的过程中, 相关工作人员必须不断提升专业技能, 提高自身的综合素质能力, 认真对待工作, 降低继电保护运行的故障发生率, 保证电力的正常供应。现代化建设中, 电力企业必须高度重视继电保护专业技术水平的不断提升, 注重专业技术人才的培养, 完善管理制度, 加强对工作人员的管理, 提升安全意识, 以有效促进我国电力事业的不断发展。例如:安全控制中心的二十四小时轮流值班, 必须提升值班人员的安全意识, 加强对低压电网继电保护运行过程中机电保护的监测, 提高电力系统正常运行的安全性, 保障电力的正常供应。

(三) 运用信息技术, 提升系统运行水平

随着高科技信息技术的推广, 在低压电网继电保护运行的过程中继电保护装置的科技含量越来越高, 使继电保护向着智能化、信息化发展, 促进整个电力系统的自动化发展, 提升我国电力供应水平。因此, 相关工作人员必须不断运用信息技术, 提高低压电网继电保护运行的安全性, 提升电力系统的运行水平, 给电力的正常供应提供可靠保障。通过网络技术, 相关工作人员可以了解到更多继电保护的信息, 从而提高继电保护的能力, 使电力系统的安全性得到有效提高。高科技信息网络技术在低压电网继电保护运行过程中的应用, 使继电保护的功能变得更强大, 可以对电力系统进行全面的监测、控制和操作, 实现了继电保护控制、通信和检测的集成化, 促进我国继电保护水平的不断提升。

四、结束语

随着经济全球化发展的日益加剧, 电力事业的快速发展直接关注着我国综合国力的不断提升。在电力系统的正常运行中, 低压电网继电保护运行的有效性, 有利于电力系统安全性的不断提高, 给电力的正常供应提供了可靠保障, 促进我国市场经济的快速发展。

参考文献

[1]周晨.台州电网继电保护状态检修评估体系的构建[D].华北电力大学, 2012.

[2]钟耀星.县级电网继电保护整定系统研制与应用[D].南昌大学, 2013.

[3]侯骏.济南电网220KV系统继电保护不配合问题及优化方案研究[D].山东大学, 2012.

[4]王悦.浙江电网继电保护装备水平及运行问题分析[J].华北电力技术, 2014.

农网继电保护整定计算问题 篇8

1 农网的特点

(1) 配有两台主变装置的35k V变电所是当前农村地区常见的电网系统。主结线为单母线分段及单母线, 容量比100/100, 电压比35/10k V;

(2) 由大量多级分支线串接成电网线路, 供电半径长;

(3) 长期低负荷运行, 供电线路故障率高, 电压等级为10~35k V, 且用电负荷随着春耕秋收用电量变化而呈现较大的变化, 具有很强的随机性, 功率因数低;

(4) 多个变压器串接在同一线路上, 造成线路中存在强励磁涌流。主变主保护配置速断、差动保护、瓦斯保护, 主变后备保护配置过电流保护。出线保护配置速断, 限时速断, 过电流保护, 并配置一次重合闸。

2 继电保护四性关系处理问题

2.1 快速性:

快速性是针对大电网系统稳定性而言的, 处在电网系统末端的农网短路电流不大, 对供电系统稳定性基本构不成威胁, 因而快速性的矛盾在农网系统中不太普遍。反之, 农网电气距离与系统振荡中心相距较远, 主网均已配置快速保护, 农网基本不会受到系统的影响, 而且变压器反措要求是, 在突发故障的情况下主变后备保护必须在2s内切除故障, 因此一般情况下农网35k V电压级保护动作时间不超过两秒。就用户而言, 提灌工程、照明、小动力负荷的重要性和连续性比较差。故障发生后在两秒内切除, 通常可保证电力设备不受大的损害。近几年, 我国电力部门一直倾力打造集网络化、自动化功能于一体的坚强智能电网, 并将农网改造作为电网建设的一项重点内容来抓, 确立了以电网系统故障自诊断、继电保护及自愈功能为主要内容的农网改造规划。电力公司需要电力线监控和保护系统, 以全面监控能耗、运行成本及运行质量, 进一步加快保护动作速度, 并对保护昂贵的设备进行保护, 从而使电源不至于被损毁。

线路保护后加速问题:在农网供电系统中, 多个变压器串联在同一线路上的现象极为普遍, 使得电网运行中配电变压器群产生较大的励磁涌流, 在保护重合或手动重合阶段, 过电流保护电流元件动作 (无电压闭锁) 导致后加速跳闸。因此, 必须先通过对励磁涌流的测量确定是否投过电流后加速段。在实际运行过程中, 为了缩短故障切除的时间, 限时速断、过电流保护通常要投后加速段。

2.2 选择性:

选择性与继电保护运行质量息息相关。在农网运行中, 因系统上下级保护配合度差所导致的大规模停电事故屡有发生, 严重影响了日常生活和生产活动, 所造成的经济损失也是不可估量的。电网系统的选择性是“四性”中最为关键的“一性”。越级跳闸问题是关键节点。农网运行阶段所设计的保护配合方式通常不考虑特殊运行模式, 并且存在未核算保护配合问题, 这是导致越级跳闸现象频发的主要原因。有的电网公司的确考虑到相邻两级相同元件的保护配合问题, 但却没兼顾相邻两级在任何运行模式下的真正配合。为了确保系统各级保护配合。鉴于此, 我单位拟用图解法来解决这一问题。图解法, 即通过绘制同一保护元件保护配合方块图、灵敏度 (保护范围) 配合图、系统时间配合图、系统各级综合分析保护配合图, 对系统各级保护配合问题加以描述, 避免保护系统误动。农网系统由多级子单元串接组成, 各级按照常规后备保护时间紧密配合, 线路末端出现0s保护动作时间, 导致用户保护相互脱节。当灵敏度达到运行标准时, 为了缩短各级之间的系统时间, 可考虑进行重合闸补救, 或使某一级从后备段退出。重合闸补救法会延长末级重合闸动作时间, 若为多级串接的线路, 笔者建议将某一级退出后背段。当采用其中一个方法不奏效时, 建议参考现场运行条件将二者综合运用, 切忌生搬硬套, 以免耽误运行时间。

2.3 可靠性:

要求系统按运行要求响应保护动作, 不能拒动或误动。据运行经验得知, 在未实施二次回路的负载校验, 或保护软硬压板漏投或投错时, 系统会出现拒动现象。而误动的情况比较复杂, 主要涉及四点:一是过负荷问题:当整定计算无法提供准确的负荷数据或符合预测数据, 特殊运行模式下过负荷引起保护动作;二是方式和保护不协调:没有根据保护动作的要求安排具体方式;三是未明确说明不用保护等特殊情况, 使得工作人员在运行维护时误投;四是微机保护控制字取错。

2.4 灵敏性:

灵敏性是指保护装置对故障时状态电气量的反应能力。现阶段, 固定门槛仍然是农网运行阶段的定时限时间特性的主要判断依据。电流和电压元件组成保护是一般配置。电网运行方式的影响作用在这种配置模式上呈现出明显的变化特征。这是我们在小运行模式下所校核的灵敏度仍达不到运行要求的主要原因。比如, (1) 主变保护:在常规35k V农网变电所中, 主保护配置是35k V电源侧配置电流速断, 并配有过电流后备保护。假设高压测主保护灵敏性差, 则建议转为差动保护。假设过电流保护反应迟钝, 则建议采用复合电压或低电压闭锁过电流, 并设置10k V闭锁电压可大大提高系统的灵敏性。应该用超前的思想设计主变保护配置, 以防运行模式突变而影响灵敏度。 (2) 线路保护:二段式、三段式保护是常见的线路保护形式。在无法保证灵敏度和保护范围均达标的情况下, 可通过电压保护、电压闭锁的电流保护来实现运行目标。农网系统所采用的是截面积小、电阻大的供电线路, 在对短路电流进行整定计算时为确保计算结果能够客观反映灵敏度, 切记要全面考虑这一现象。

3 建议

(1) 处理农网“四性”关系时, 首先考虑灵敏度, 其次考虑保护选择性, 最后才能提高保护的可靠性。

(2) 严格按照三级审核制开展继电保护整定计算, 以提高最终结果的准确性。

(3) 合理协调一次系统运行方式与保护配置之间的关系。

(4) 继电保护整定方案应该根据运行情况的变动不断优化调整。

(5) 所下达的定值通知单要说明两项内容:一是保护装置投运条件, 二是运行阶段的注意事项。

摘要：简述农网结构及运行特点, 重点针对继电保护四性关系 (即选择性、灵敏性、快速性、可靠性) 展开论述, 最后从农网实际运行情况出发, 明确各类注意事项, 供同行参考。

关键词：继电保护整定计算,选择性,灵敏性,快速性,可靠性

参考文献

[1]电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M].中国电力出版社.

[2]DL/T584-95, 3~110k V电网继电保护装置运行整定规程[S].

继电保护装置可靠性问题研究 篇9

继电保护作为电力系统安全运行的重要保障, 在电力系统发生故障时因其及时有效的保护行业使电力企业及用户免受损失, 所以继电保护的可靠性是指在规定范围内的故障发生时, 继电保护发挥其保护的动作, 如果发生故障时继电保护产生误动作, 则继电保护就失去了其可靠性, 也会给电网的安全运行带来巨大的影响。

1.1 继电保护可靠性的影响因素

1.1.1 继电保护系统软件因素

软件出错将导致保护装置误动或拒动。目前影响微机保护软件可靠性的因素有:需求分析定义不够准确;软件结构设计失误;编码有误:测试不规范:定值输入出错等。

1.1.2 继电保护系统硬件装置要素

继电保护装置、二次回路、继电保护辅助装置、装置的通信、通道及接口、断路器。这些重要元件作为继电保护可靠性的保障, 元件的质量还会影响到主接线的可靠性, 所以要想达到系统保护的可靠性, 则需要确保继电保护硬件的可靠性和质量达到相关的要求。

1.1.3 人为因素

影响继电保护可靠性的人为因素不仅涉及到运行部分的继电保护人员和运行值班人员, 还应包括安装人员及运行人员, 这些人员不符合标准的接线及误操作也会对电网的安全造成影响, 所以不能忽略。

1.1.4 微机保护装置运行中存在的问题

随着科学技术的进步, 微机保护装置在电网运行中开始广泛使用, 这部分设备的使用, 使电网的自动化程度有了较大的提高, 对其安全稳定性有了重要的影响。但目前在微机保护装置中对数据的综合分析能力还不够, 影响了设备的综合利用水平。

1.2 继电保护可靠性应用

任何电力设备 (线路、母线、变压器等) 都不允许在无继电保护的状态下运行。220k V及以上电网的所有运行设备都必须由两套交、直流输入、输出同路相互独立, 并分别控制小同断路器的继电保护装置进行保护。当任何一套继电保护装置或任何一组断路器拒绝动作时, 能由另一套继电保护装置操作另一组断路器切除故障。在所有情况下。要求这继电保护装置和断路器所取的直流电源都经由不同的熔断器供电。当故障没备或线路本身的保护或断路器拒动时, 才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵保护切除故障。为保证对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件的选择性, 其灵敏系数及动作时间, 在一般情况下应相互配合。

2 提高继电保护可靠性的措施

继电保护的可靠性不仅在继电保护设计、制造、运行维护、整定计算和整定调试的过程中得以体现, 在实际运行中还会受到多种因素对可靠性产生影响, 这时就需要制定相应的预防措施, 减少隐患的发生, 提高继电保护的可靠性。

2.1 严格把好质量关

继电保护装置中的各元器件的质量对继电保护的可靠性有着重要的影响, 各元器件的故障率及寿命直接影响着继电保护的可靠性, 所以在对各元器件选择时要把好质量关。电磁型继电器转动件要求轴尖锥度正确, 光洁度好;各零件配合适当;接点镀银处理, 接触良好。晶体管保护装置中的元器件要重视焊接工艺质量。晶体管要经过严格筛选和老化处理, 在高低温的考验下, 功能仍然保持稳定;改进插接座制造工艺, 使其不变, 接触良好。

2.2 注意继电保护装置检验, 同时保证保证定值区的正确性

在继电保护装置检验过程中必须要注意, 将整组试验和电流回路升流试验放在试验检测的最后进, 这两项工作完成后, 严禁再拔插件, 改定值区以及改变二次回路接线等工作。电压回路升压试验, 也必须在其它试验项目完成后进行。在定期检验中, 经常在检验完成后设备投入运行而暂时没负荷的情况下不能测量负荷向量和打印负荷采样值的。由于定值区对于继电保护来说是非常重要, 必须要采用严格的管理和相应的技术手段来保证定值区的正确性。一般采取的措施是, 在修改完定值后, 必须打印定值单和定值区号, 注意日期, 变电站, 修改人员以及设备名称, 并重点在继电保护工作记录中注明定值区编号, 避免定值区出错。

2.3 增加投入, 完善环网设备

及时更新保护校验设备, 完善供电网络建设。在不影响正常安全生产的情况下, 确保各回路均有足够保护整定时间, 使保护装置校验做到应校必校, 不漏项, 不简化。为快速隔离故障.恢复供电, 可以考虑结合配电自动化系统的建设, 继电保护与自动化系统相互配合使用, 逐步完善电力系统的网络建设和技术设施。

2.4 继电保护装置的接地要严格按规定执行

接地在电力系统中是很重要的一环, 微机继电保护装置内部是电子电路, 容易受到强电场、强磁场的干扰, 外壳的接地屏蔽有利于改善微机保护装置的运行环境;微机保护提高可靠性, 应以抑制干扰源、阻塞耦合通道、提高敏感回路抗干扰能力入手, 并运用自动检测技术及容错设计来保证微机保护装置的可靠性。因此在继电保护工作中接地就显得非常重要和突出。首先保护屏的各种装置机箱屏等的接地问题, 必须接在屏内的铜排上, 一般生产厂家已做得较好, 只需认真检查。其次是保护屏的铜排是否能可靠的接入地网, 应该用较大截面的铜排或导线可靠紧固在接地网上, 并且用绝缘表测接地电阻是否符合规程要求。另外, 电流.电压回路的接地也存在可靠性问题, 如接地在端子箱, 那么端子箱的接地是否可靠, 也需要认真检验。

2.5 及时检查, 提高运行维护与故障处理能力

为了提高继电保护装置的可靠性, 对保护装置需要进行及时的检查, 检查各连接点的紧固性, 把各连接点的紧固性作为预防事故发生的重点来进行落实。

3 结语

继电保护的可靠性研究是保护电网安全的重要课题, 继电保护装置有其自身的运行特点, 所以需要对其进行定期的检查和维护, 及时发现影响可靠性的因素, 及时排除, 保证继电系统的安全性, 维护电网的稳定运行。

参考文献

[1]王炜.从缺陷统计看继电保护的状态检修[J].浙江电力, 2008.[1]王炜.从缺陷统计看继电保护的状态检修[J].浙江电力, 2008.

电力变压器继电保护问题探析 篇10

1 继电保护概述

进行一定程度上的继电保护是从根本上保证电力系统运行中系统的正常运行和供电的准确可靠性的一个重要的措施。当电力系统出现异常的情况或者是供电出现故障时, 在可能实现的最小区域内和最短的时间里面, 发出信号, 这样值班人员就会发现异常, 进而消除异常。或者是自动从系统中切除故障设备, 以达到避免或者是减轻设备的损坏程度, 减少对相邻地区供电的影响。一般来说, 继电保护装置有灵敏性、可靠性、快速性和选择性这四项基本性能。灵敏性通常以灵敏系数表示, 灵敏系数越高越能反应故障;可靠性就是在进行继电保护时, 装置不会发生拒动作;快速性也就是在最小的影响程度下最短的时间内消除异常和故障, 维护电力系统的正常运行;选择性也就是在可能的最小的区间内切除故障, 以保证设备的正常供电。继电保护设备还应具有经济性这一特性, 既要考虑到装置的运行和投资以及维护费用, 还要考虑到有些时候由于装置的不完善而发生误动或者是拒动, 从而给社会经济发展带来损失, 影响人们的正常生活。

2 变压器保护配置及作用

2.1 差动保护

差动保护作为引出线的相间故障和变压器的主保护反应变压器绕组, 它能够跳开变压器各侧断路器。

2.2 瓦斯保护

变压器的主要保护措施就是瓦斯保护, 不但能够反映变压器油箱内的油面降低, 还能反映出里的故障。当油面出现下降或者是轻微的故障时, 轻瓦斯动作相当是信号。然而当变压器发生严重故障的时候, 就会出现很多的气体, 这时候重瓦斯就会产生跳闸, 这样就会侧断路器。当继电保护动作断路器跳闸之后, 应立即检查保护动作的情况, 而不是马上将掉牌信号归位, 同时还要查清楚发生这一情况的原因, 只有在故障消除后电力系统正常运行之后, 才能将所有的掉牌信号复位。

2.3 变压器的电流和电压保护

当变电器产生外部故障, 进而产生变压器绕组过电流, 然而当变压器发生内部故障时, 变压器就应该根据变压器容量和系统短路电流的不同, 安装相应的过电流的保护设备, 具体包括过电流保护、低压启动的过电流保护和负序过电流保护等。

2.4 复压闭锁过流保护

当外部相间短路所引起的过电流时, 复压闭锁过流保护能够反应出这一情况, 同时还能反应作为瓦斯、差动保护的后备。动作于跳闸。

3 电力变压器微机继电保护系统特点

3.1 实用性强

电力变压器微机继电保护系统在实对际操作中能够实现二次部分中各类数据之间的共享和使用。电力变压器微机继电保护系统能够对数据进行统计和分析, 对于工作人员来说这是该系统最具有实用性的一点。

3.2 可靠性高

由于采用了数据仓库和方法库, 所以该系统可靠性很高, 对于系统的维护和升级有着莫大的好处。以前整个信息系统在运行时是以分散的方式传输到各个用户, 现在则是集中在网络中心的规则库和数据库。对于软件开发商来说, 恢复简单, 只要方法库就可以促进系统的升级换代。同时, 整个信息系统的正常运行不会由于一个客户的工作站出现问题而受到影响。

3.3 可以实现远程监控

串行通信功能是微机保护装置所具备的一个重要功能, 这样就可以和其他的距离较远的变电站的微机监控系统进行联系, 这样就可以远程监控整个系统, 实现变电站继电保护系统的无人化。

4 电力变压器继电保护的实砚

4.1 软件应用功能

这一功能主要是针对各种二次信息, 可以对一切的定式记录进行比较, 还可以实时分析处理“三遥”数据, 相应和知识事故、故障等报警事件, 统计次数和动作时间。管理和定试预告二次设备试验的记录、材料、定值, 同时继电保护工作人员要清楚的填写, 这样其他部门就可以进行共享和查询。它能够反映出来图形中的二次设备存在的缺陷和故障, 进而实现数据库和图像之间的相连, 并有效的分析记录和保护装置。设置一次装备的参数接口, 把这个作为二次系统的的数据来源, 可以有效的配合一次主接线图进行查询, 用于电子函件和新闻公告板, 进行辅助分析, 这样就有利于相互之间的交流和合作。

4.2 方法库和数据仓库

方法库是指能够封装和存储大量处理方法的规则库, 是应用程序软件的集中表现形式, 数据能够完整的被保存下来, 这样就可以把客户的使用范围限制在一定的区间之内。数据仓库对非结构性接口、应用程序接口和动态存储等方面具有较强的性能, 比原来传统的关系数据库功能更加多的数据组织形式, 同时还具有处理大量数据的处理能力。

4.3 系统建立模式

在变压器继电保护管理系统中, 要注意的一点就是从其他地方获取相应的所需要的数据, 现今主要的系统建立模式主要是采取intranet模式, 这主要是随着计算机的广泛应用导致企业对信息资源的重视程度增加所导致的。

5 总结

维护电力系统的正常运行, 变压器是一种要的部分, 关乎到整个系统的政策可靠的运行。变压器不但能够提高系统运行的可靠性, 预防事故的发生, 减少事故的影响范围, 可以极大程度上保证用户的用电。

参考文献

[1]金益毅.浅谈电力变压器的继电保护[J].硅谷, 2010.

[2]王锦.电力变压器的继电保护探析[J].商业文化 (下半月) , 2011.

[3]赵永林, 张凤杰.电力变压器的继电保护及其保护动作的处理[J].西铁科技, 2001.

[4]林添顺.火电厂人为继电保护不正确动作事故分析及预防对策[J].企业技术开发, 2010.

试论变电站继电保护状态检修问题 篇11

[关键词]变电站；继电保护；状态检修

在变电站运行过程中，继电保护装置能否安全运行，对整个电力系统的安全运行有着至关重要的作用，因而为了确保整个电力系统安全运行，就必须加强对变电站继电保护装置的状态检修，充分意识到加强变电站继电保护状态检修的重要性，并采取相应的措施，切实加强对继电保护装置的状态检修，确保其安全高效的运行。基于此，笔者结合自身工作实践，就此展开以下几点探究性的分析。

一、变电站继电保护设备状态检修

状态检修，是以设备状态监测为基础，按照监测和分析诊断的结果，科学合理地安排检修项目及时间，也就是说在最快时间内对设备需要检修的项目安排检修。以设备当前的工况进行状态监测的结果，综合设备状态，通过通信及微电子等技术手段来综合判断目前设备的状态。继电保护设备状态检修的内容包括在线监测与诊断、故障记录、设备管理、预防性试验、设备运行维护、带电检测、设备的验收和检修等诸多方面。状态检修依据的是设备状态检测，要监测继电保护设备工作的正确性和可靠性，进行寿命估计，变电站继电保护设备监测对象主要有：交流测量、交直流操作、信号、逻辑判断、通信和屏蔽接地等系统。交流测量系统包括CT、PT二次回路绝缘良好和回路完整，测量元件的完好；交直流系统包括交直流动力、操作及信号回路绝缘良好、回路完整；逻辑判断系统包括硬件逻辑判断回路和软件功能。

与变电站一次设备相比，变电站继电保护设备的状态监测不通过依靠传感器来实现，因此，变电站继电保护设备的状态监测无论是在技术上还是经济方面都更容易做到。与常规保护状态监测相比比较难实现，在不增加新的投入的情况下，充分利用现有的测量手段。如PT、CT的断线监测；直流回路绝缘监测、二次保险熔断报警等。微机保护和微机自身装置的自诊断技术的发展、为变电站故障诊断系统的完善、为变电站继电保护设备的状态监测奠定了技术基础。保护装置内各模块具有自诊断功能，对装置的电源、CPU、输入输出接口、数模转换、存储器等插件进行巡查诊断。可以采用比较法、监视定时器、法校验法等故障测试的方法。对保护装置可通过加载诊断程序，自动地测试每一台设备和部件。

二、加强变电站继电保护状态检修的重要作用分析

在变电站运行过程中，加强变电站继电保护状态检修具有十分重要的作用。具体来说，体现在以下几个方面：一是有助于供电可靠性的提升，延长设备使用的寿命，优化设备使用性能，确保用电的安全性和高效性；二是有助于设备利用率的提升，能对实施状态检修后的继电保护装置实时采集状态量，掌握所处的状态，并对其是否健康进行判断，进而将其利用率提升；三是有助于设备运行的安全性与经济性的提升，尤其是随着现代计算机技术与自动化技术在继电保护过程中的广泛应用，实现远距离输送的同时实现状态检修，不仅检修目标更加目前，而且还能从传统的计划检修转移到预知检修，进而促进设备运行的安全性与经济性；四是有助于设备管理水平的有效提升，实现了科学化的继电保护，从而在规范检修管理工作的同时实现设备管理水平的有效提升。

三、关于如何解决变电站继电保护状态检修问题的相关技术措施

1. 实施在线监测提高状态检修技术水平。在对变电站继电保护装置进行状态检修过程中，在线监测技术的应用频率最高，这主要得益于其能实时、动态、连续监测设备，从而根据测试所得的数据进行科学的分析，进而对设备存在的早期缺陷进行及时的判断，并确定检修时间，再安排专业人员对其进行修理。与此同时，随着现代信息技术的兴起，以计算机技术和自动化技术为代表的现代信息技术在设备状态监测过程中得到了广泛的应用，在这些技术的支持下，能有效降低人员操作的频率进而劳动强度，但在监测过程中必须配备专业的操作人员操控设备，才能更好地確保整个状态检修技术水平得到有效的提升。

2. 快速传递信息，为继电保护装置的状态检修提供保障。为了确保继电保护装置状态检修的有效性，防止安全事故的发生，就必须在整个检修过程中确保信息传递的快速性，具体就是在状态检修过程中，利用媒介进行信息的传递，从而得出现场和后台监测的数据，并将其及时传递给状态分析人员，进而对设备所处的状态情况及时的掌握，目前最常用的就是检修中心利用网络实现信息的动态监测和传输，进而进一步发挥状态监测的作用。

3. 加强设备状态分析，进一步夯实状态检修成效。对于已经传输到分析人员手中的数据，作为状态分析人员必须加强对数据的分析，并结合设备的历史运行参数以及相关试验和故障记录等资料，对设备所处的状态进行科学的评估，预测其状态变化的规律与趋势，从而为设备的检修提供科学的决策和依据，因而加强设备状态分析能进一步夯实状态检修成效。

4.加强状态检修应达到的几点要求。在状态检修过程中，为了确保整个电力系统的安全运行。在整个状态检修过程中，应确保状态检修满足以下几点要求，才能更好地确保检修成效。

一是应确保继电保护装置具有良好的保护自检功能。就目前而言，在继电保护装置中应用微机保护技术，就能提高其自检功能，而要实现这一功能，就必须利用计算机编程技术方能实现，因而就计算机技术应用而言，已经确定了微机保护的动作特性，即在软件编辑功能下而确定，通过微机保护理论实现电源的逆变，电压与电流输出回路，并对所采样的数据进行合理性的检验，并确保保护定值的完善性，对输出与输入点进行保护，加强对保护回路的可靠性进行监视，因而要取得良好的状态检修效果，就必须在继电保护装置中加强现代信息技术和微电子技术的应用，从而更好地在继电保护中加强状态检修的应用。

二是护装置的电气二次回路是由若干的继电器和连接各个设备的电缆构成的。作为继电保护的出口控制的回路，很多操作回路还不具有自检、在线监测、数据远传的功能，这就使得在对保护设备进行状态检修的同时，因为二次控制回路操作箱达不到要求，而使得工作不能顺利进行。

四、结语

综上所述，对变电站继电保护状态检修问题进行探讨具有十分重要的意义。作为新时期背景下电力企业，必须充分意识到加强继电保护装置状态检修的重要性，并采取有效的措施应对继电保护故障，才能最大化的确保整个电力系统安全高效的运行，进而为广大电力客户提供更加优质的电力。

参考文献：

[1] 电力二次系统安全防护规定. 中国电力出版社， 2010.

继电保护问题 篇12

关键词：配电网,配电网故障,配电网继电保护

配电网保护的作用是保障配电网及其设备的安全运行,消除或者减轻故障对供电质量的影响。只有充分了解配电网的特殊性及其发展方向,才能理解配电网继电保护的重要性和特殊性,才能对配电网继电保护需要解决的问题有客观的认识。根据我国2010年城市供电可靠性的统计数据,在电力系统故障停电时户数中,由中压配电网故障引起的比例高达95.26%,而因低压故障引起的比例仅占0.65%。可见,改进中压配电网的保护,是减少故障停电时户数、提高供电可靠性的决定性措施。此外,中压配电网保护的原理与配置远比低压配电网复杂,需要解决的问题也比较多,中压配电网的继电保护是配电网继电保护的核心内容。

1 配电网故障的特点与危害

1.1 故障特点

了解配电网故障的规律与特征,是研究其保护问题的基础。配电网故障的主要特点如下。

1.1.1 单相接地故障比例高,故障电流小

实际配电网的故障绝大多数是单相接地故障,为60%~85%;其次是两相故障(包括对地短接),不到15%;而三相故障的比例则十分低,不到5%[4,5]。

为避免单相接地故障引起停电,我国以及欧洲大陆、日本等国的配电网的中性点大量地采用非有效接地(不接地与谐振接地)方式。非有效接地系统的单相接地故障电流非常小,在数安培到数十安培之间,称为小电流接地故障。由于故障电流微弱且不稳定,小电流接地故障的选线定位问题成为一个长期困扰供电企业的难题。

在我国一些大城市中,电缆网络的中性点采用小电阻接地方式,其单相接地故障电流的最大值为300~1 000A,远小于幅值达数千甚至上万安培的相间故障电流。这一特点,往往会给保护的整定配合(使配电变压器熔断器与出线保护的配合)带来困难。

1.1.2 故障率高

配电网的防雷能力相对较低,并且是主要分布在人类活动频繁的地区,易受外力破坏,因此,其故障率很高。美国配电线路的平均故障率为0.1~0.6次/km·a,其南部雷电多发区域的故障率高达2次/km·a[6]。我国安徽某城市电网10kV线路(架空线路189km,电缆线路39km)平均故障跳闸率(包括配电变压器、开关设备故障)的统计结果是0.4次/km·a[7]。山东某市2009年10kV配电线路(架空线路4 170km,电缆线路606km)平均故障跳闸率是0.1次/km·a(不含重合成功的瞬时性故障)。而我国输电线路的平均故障跳闸率为0.002~0.008次/km·a[8]。可见,配电线路的故障率远远高于输电线路。

1.1.3 瞬时性故障占绝大多数

配电网短路故障(包括小电阻接地系统中的单相接地短路)中的绝大部分(70%~90%)是瞬时性的,可以通过重合闸避免其引起长时间停电。

小电流接地故障中瞬时性故障的比例更高。根据福建泉州某变电站小电流接地故障的统计结果,其中99%以上的是瞬时性的。这与接地电弧在消弧线圈的作用下熄弧率比较高,且故障会在一段时间内多次出现有关。一般认为,电缆绝缘的破坏都是永久性的,因此电缆本体中不存在瞬时性故障。而实际故障的录波结果并不完全支持这一观点,因为有相当一部分电缆本体中的小电流接地故障电弧能够自熄灭,说明其故障性质是瞬时性的。

1.1.4 故障电弧不稳定

配电网电压等级较低,故障电流也比较小,故障电弧往往不稳定。电弧过零时,电弧会熄灭,而在电压恢复到一定幅值后又重燃。

不论是短路故障还是小电流接地故障,都存在电弧不稳定的现象,但小电流接地故障电弧的不稳定现象更严重。在谐振接地系统中,电压恢复可能需要数十个周波的时间,电弧重燃延迟的时间会比较长,形成间歇性接地故障。根据泉州某变电站小电流接地故障的统计结果,15%的故障电弧不稳定,10%的故障存在间歇性拉弧现象。图1给出了一间歇性小电流接地故障录波图。

1.1.5 高阻故障占一定比例

配电网故障电弧的电阻一般小于2Ω。而一些由架空线路导线坠地、树枝碰导线引起的故障,其故障电阻则比较大(>1kΩ)。使用常规的保护方法难以检测到这类高阻故障。调查结果表明[9],高阻故障的比例为2%~5%。

1.1.6 绝大部分故障发生在电压峰值附近

据美国电科院(EPRI)的研究结果,约60%以上的配电网故障发生电压峰值附近5%的范围内,电压过零前后(10°以内)的故障不到1%[4,5]。这是因为绝缘击穿总是出现在电压具较高幅值的时刻。雷击尽管可在任何时刻出现,但如果发生在电压过零附近,即便是引起了闪络,也会因为续流很小而形不成故障。事实上,电压过零时发生故障的可能性几乎为零。近年来,已开发出一些利用暂态信号的保护技术,其中所谓暂态方法灵敏度的问题也只是在理论上存在。

1.2 故障危害

配电网故障的后果体现在电网本身的损失与给用户造成的损失两方面。对于前者,业界的认识非常明确;而对后者还存在许多模糊的认识。研究故障给用户造成的损失,对于选择与评估配电网保护与自动化方案,具有十分重要的意义。以下主要讨论故障引起的停电和电压骤降给用户造成的损失。

1.2.1 停电损失

配电网一般为单向辐射性供电方式,其故障一般都会导致用户停电。如果停电持续时间超过3min,称为长时停电,否则,称为短时停电。

永久性故障引起的停电都是长时停电。对于架空网络或以架空线路为主网络上的瞬时性故障来说,系统在重合闸后恢复正常运行,停电时间比较短(<2.5s),属于短时停电。如果馈线上安装了具有自动故障隔离功能的配电自动化装置,在发生永久性故障时,只有故障区段出现长时间停电,其他非故障区段的停电时间不会超过3min,也是短时停电。实际系统中,短时停电的频率比长时停电的要高。我国一沿海城市对2008~2010年停电事件的统计结果表明,短时停电(<3min)次数占总停电次数的63%。

1)长时停电损失。长时停电造成的经济损失C可用停电期间缺供的电量Ens(kW·h)乘以单位缺供电量的经济损失费用f(元/kW·h)求出,即

国内外研究结果表明,各类负荷的平均单位缺供电量的经济损失大约是单位电量产生的国内生产总值(GDP)的5倍[9,10,11]。我国目前每千瓦小时电量产生的国内生产总值GDP约为10元,则单位缺供电量的经济损失费用可选为50元/kW·h。假设故障时馈线所带的负荷是3 MW,故障停电时间为3h,故障造成缺供电量则为9 MW·h,给用户造成的停电损失则为45万元,而供电企业损失的销售收入则不到1万元。可见,长时间的故障停电给用户带来的经济损失是十分显著的,远大于供电企业损失的销电收入。这一事实,对于理解完善配电网保护与自动化措施、减少故障停电时间的意义非常重要。

2)短时停电损失。以前认为,短时停电不会给用户带来多大的影响,因此,没有将短时间停电纳入供电可靠性统计范围。然而,随着一些对电压变化敏感用电设备的大量应用,短时停电的危害日益突出。例如,一次秒级的短时停电往往会造成大型联合生产线上的接触器脱扣、调速与数控设备停运,导致产品保废、长时间停工停产,带来数百万甚至上千万元的经济损失。美国、英国等一些发达国家,已将短时停电作为评价供电可靠性的重要指标。据悉,我国也在着手进行这方面的工作。

关于短时停电经济损失的估算方法,目前还缺少深入的研究。据美国EPRI的调查结果[12],在工业和数字经济行业中,一次1s短时停电的平均损失是1 477美元,3min短时停电的平均损失是2 017美元。

1.2.2 电压骤降损失

短路故障会引起电压骤降,导致一些敏感用电设备工作不正常。目前对电压骤降经济损失的研究还相对较少。一台敏感的用电设备一旦发生超过其电压骤降过渡(ride through)能力的电压骤降,产生的后果与短时停电是类似的。据芬兰学者在21世纪初对斯堪的纳维亚地区用户的调查结果[13],单次电压骤降给工业、商业与公共场所用户造成的平均损失分别为1 060、170与130欧元。

为避免或减少电压骤降的影响,一般要求用电设备具有一定的电压骤降过渡能力,最常用的是美国信息技术委员会(ITI)制定的CBEMA曲线及半导体行业制定的SEMI系列标准。这两个标准规定了用电设备容忍(即能够正常工作)一定幅度电压骤降的最大时间。SEMI标准规定,用电设备应能在出现低至标称电压50%、持续0.5s的电压骤降时安全过渡。说明如采用瞬时速断保护,在0.5s内切除故障,完全可解决相当一部分设备因电压骤降而造成工作不正常的问题。

2 配电网继电保护现状与存在的问题

2.1 配电网保护的主要特点

2.1.1 保护原理与配置相对简单

因为配电网故障相对于输电网故障对电力元件的危害程度以及影响范围都小,且一般不会带来系统稳定问题,配电网保护并不像输电网保护那样追求超高速动作(动作时间在1个周波以内);配电网一般采用辐射性供电方式,保护装置也不需要判别故障方向,无需考虑线路对侧电源的故障电流的影响。因此,对配电网保护的技术要求相对较低。保护原理比较简单,仅以电流保护为主;保护的配置与整定配合也远不如输电网复杂。

2.1.2 保护配置与动作结果对供电质量有着直接的影响

配电网直接面向用户,一般是单电源供电,其故障一般都会导致用户停电,故障期间引起的电压骤降也直接威胁着敏感用电设备的正常工作,而且故障停电范围的大小和电压骤降持续时间与保护动作结果密切相关。

2.1.3 大量地采用熔断器和重合器

针对故障电流较小的特点,为减少投资和占地面积,减轻管理维护工作量,配电网大量地使用熔断器、重合器这两种相对比较简易的保护装置。熔断器的保护特性是反时限的,重合器保护的特性一般也设计为反时限的。反时限保护的特性能够很好地与电力元件的发热特性相匹配,但与上下级保护之间的整定配合却会复杂一些。

2.2 配电网保护存在的主要问题

2.2.1 没有充分考虑如何减少故障给用户带来的损失

长期以来,受“重发、轻供、不管用”观念的影响,制定配电网保护方案往往只是强调保证电网本身的安全以及简化保护的配置,并没有充分考虑如何使用户免受故障的影响。例如,只在变电站出线断路器处配备保护,并不考虑支线或用户侧的保护措施;有的尽管在支线或用户侧装设了保护(熔断器),但并没有仔细地考虑其与变电站出线保护之间的配合,往往造成仅是发生在支线上或用户侧的故障也会导致整条馈线停电。另外一种情况(见图2),在支线保护(B处)安装瞬时电流速断保护,在变电站出线保护(A处)采用带时限电流速断保护配合。尽管这样可以避免支线故障引起整条馈线停电,但会造成主干线上故障(F处)切除时间延长(>0.3s),变电站母线电压出现长时间的骤降,威胁同母线的非故障线路上敏感负荷的正常运行。在缺电是主要矛盾、经济发展水平较低的年代,因保护配置问题引起的停电范围扩大或电压骤降问题引起的矛盾还不突出,但是在数字经济发达、停电与电压骤降损失越来越大的今天,这显然应该引起高度重视的问题。

2.2.2 小电流接地故障保护、高阻故障保护没有得到很好解决

小电流接地故障选线是配电网保护中一个独特的问题。长期以来,由于缺少成熟可靠的选线技术,供电企业不得不通过逐一拉路选择故障线路,使健全线路出现不必要的短时停电对用户造成影响。此外,高阻故障由于其故障电流小且不稳定,高阻(短路)故障保护也一直是一个难题。近年来,小电流接地故障选线与高阻故障保护技术都有了突破性的发展,但实际的应用面还十分有限。

究其原因,除了技术的推广本身有一个过程外,一个很重要的原因还是这两个问题没有引起足够的重视。

2.2.3 与配电网自动化的配合存在“脱节”现象

近年来,配电网自动化作为一种在保护动作切除故障馈线后隔离故障、恢复非故障区段供电的措施,其应用越来越多。应根据提高供电可靠性的要求,综合考虑继电保护与配电网自动化的总成本及其发挥的总体作用,选择最佳的部署方案。

而在一些配电网自动化项目的实施过程中,往往没有充分考虑与继电保护的配合,没有达到应有的投资效果。例如,有的因为强调不能更改变电站现有保护的配置与整定,不允许进行多次重合闸,导致无法采用以分段开关顺序重合的方式隔离故障;有的在现有保护的配置与整定并不够合理的情况下来建设自动化系统,虽然投入不少费用,却并没有达到应有的提高可靠性的效果。事实上,从提高供电可靠性的角度出发,合理地采取完善继电保护的措施与仅考虑进行配电网自动化建设相比,效果会好得多,不仅投资小,容易实施,而且可用性好。

2.2.4 难以适应DER的大量接入

传统的配电网是一个向负荷单方向分配电力的无源网络,其保护的配置没有考虑网络中有DER接入。

为不影响现有保护正确动作,目前的DER并网技术导则均对DER的容量做出了严格的限制(如不超过接入线路最大负荷容量的10%),导致无法充分发挥DER的作用,因此迫切需要解决DER对配电网高度渗透后的保护问题。

3 配电网继电保护的发展趋势

对供电质量要求的提高以及建设智能电网的要求,推动着配电网继电保护技术的发展,未来的配电网保护将有以下特点。

3.1 更加重视对供电质量的保护

随着社会对供电质量要求的不断提高和智能配电网建设的深入,促使供电企业更加重视配电网的保护问题。在制定保护的部署与整定配置方案时,在考虑电网安全运行的同时,将充分考虑故障对供电质量(停电、电压骤降)的影响,合理权衡保护设备的投资与故障给电网以及用户造成的经济损失,实现社会整体效益的最大化。

3.2 保护原理更为高级、配置更为完善

为充分考虑减少故障给用户带来的损失,将更多地采用高级的保护原理,保护的配置也更加完善。例如,应用纵联保护快速切除全线故障,以避免保护延时动作造成的长时间电压骤降;部署分界开关保护,以防止用户侧故障引起主干线路停电。

3.3 保护装置向多功能智能配电终端发展

保护装置除完成保护功能化,还具备完善的运行测控、故障监测与通信功能;能够通过网络通信接口对等地快速交换故障与控制信息,实现基于分布式智能的保护控制功能。这些功能具体从以下几个方面实观。

1)装置的设计应用高性能数字处理器、实时多任务操作系统等现代嵌入式系统技术,具有强大的实时计算与数据处理能力。

2)硬件结构模块化,易于扩展I/O与通信接口,满足不同场合的应用要求。

3)软件结构层次化,提供类似PC机的软件开发环境,应用程序通过应用程序接口(API)访问底层数据与接口资源,便于开发新的应用功能。

4)装置通信的数据模型与信息交换模型遵循IEC 61850标准,具有良好的互操作性能,能够即插即用。

3.4 广域保护技术的研发与应用取得突破

网络通信以及智能配电终端技术的发展,使不同的保护装置(智能终端)之间实现数据的实时对等交换成为可能,为广域保护技术的突破创造了条件。

广域保护指利用两个及以上站点测量信息的保护方法,它具有更加完善的保护性能,能够解决传统保护难以解决的问题。例如,多级电流保护之间交换动作信息,实现互锁,避免多级配合带来的过长的动作延时;不同分段开关的智能配电终端之间交换故障电流测量信息,实现电流差动保护。广域保护将极大地丰富配电网保护的方法,使配电网保护技术出现质的飞跃。

4 全面解决有源配电网保护问题

随着绿色电力的发展,将有越来越多的DER接入配电网。据报道,德国仅接入配电网的太阳能发电的容量就接近10 000 MW[14],意大利接入配电网的分布式发电的容量也超过6 000MW[15]。有源配电网的发展,使继电保护工作者面临历史性的挑战与机遇。有源配电网的保护将成为保护技术研究的前沿热点内容。在不远的将来,人们将在有源配电网故障计算、DER并网保护原理、馈线保护原理以及保护的整定配置方法等方面取得突破,形成完整的有源配电网保护解决方案。