继电保护调研报告

继电保护调研报告

继电保护调研报告 篇1

电力系统继电保护原理

讨论课报告

学院（系）： 电气工程学院

年级专业： 电力4班 学 号：

学生姓名：

课题3：变压器励磁涌流对保护的影响及采取的对策。

1.励磁涌流的简介

变压器是根据电磁感应原理制成的一种静止电器，用于把低电压变成高电压或把高电压变成低电压，是交流电输配系统中的重要电气设备。当变压器合闸时，可能产生很大的电流，励磁涌流的发生，很明显是受励磁电压的影响。即只要系统电压一有变动，励磁电压受到影响，就会产生励磁涌流。在不同的情况下将产生如下所述的初始、电压复原及共振等不同程度的励磁涌流。其瞬时尖峰值及持续时间，将视下列各因素的综合情况而定，可能会高达变压器额定电流的8~30倍。

2.变压器励磁涌流的特点

变压器具有励磁支路，励磁电流ie只在某一侧流动，通过TA反映到差动保护中，不能被平衡，构成变压器不平衡电流的一部分，是不平衡电流产生的原因之

一。

a.励磁涌流含有数值很大的高次谐波分量(主要是2次和3次谐波),因此,励磁涌流的变化曲线为尖顶波。

b.励磁涌流的衰减常数与铁心的饱和程度有关。饱和程度越深,电抗越小、衰减越快,因此,在开始瞬间衰减很快,以后逐渐减慢,经0.5～1.0s后其值不超过0.25～0.50In。

c.一般情况下,变压器容量越大,衰减的持续时间越长,但总的趋势是涌流的衰减速度往往比短路电流衰减慢一些。

d.励磁涌流的数值很大,最大可达额定电流的8～10倍。当一台断路器控制一台变压器时,其电流速断保护的整定值可按变压器励磁电流来整定

变压器的励磁涌流的危害

a.励磁涌流引发变压器的保护装置误动作,使变压器的投运频频失败;b.变压器出线短路故障切除时所产生的电压突增,诱发变压器保护误动作,使变压器各侧全部停电,带不上负荷;c.变压器空投产生的励磁涌流,将诱发邻近其它电站等正在运行的变压器产生“和应涌流”而误跳闸,造成大面积停电;d.数值很大的励磁涌流会导致变压器及断路器因电动力过大受损;e.励磁涌流中的直流分量导致电流互感器磁路被过度磁化而大幅降低测量精度和继电保护装置的正确动作率;f.励磁涌流中的大量谐波对电网电能质量造成严重的污染。

在变压器空载投入或外部故障切除后电压恢复时，则可能出现很大的励磁涌流。空载合闸时变压器铁心中 的磁通为：

3.避免励磁涌流影响的措施

在差流回路中接入具有速饱和特性的中间变流器

传统模拟式差动继电器广泛采用带速饱和铁心的中间变流器，以达到减小非周期分量对不平衡电流幅值的影响。由于励磁涌流也含有大量非周期分量，因此速饱和变流器同样具有一定的防止励磁涌流引起差动保护误动的能力。

控制三相断路器合闸时间削弱励磁涌流

变压器磁通在合闸电压角为0°时,磁通为最大值,此时励磁涌流也达到最大值。在合闸电压角为

90°时(即电压峰值时)合闸,磁通最小,励磁电流也最小,一般不超过额定电流的2%～10%〔1〕。因此,可在合闸角为90°(即电压峰值时)时合闸,来消弱励磁涌流。经仿真计算可知,合闸时间分散度为0.5ms的情况下,励磁涌流的幅值与三相随机合闸相比,减少了94.4%〔2〕。随着控制开关合闸时间技术的不断发展,此种方法是最易实现的方法。利用二次谐波闭锁原理

采用三相差动电流中二次谐波与基波的比值作为

励磁涌流闭锁判据：

式中:Id2为差动电流中的二次谐波分量;Id1为差动电流中的基波分量;利用模糊识别原理

模糊识别原理是通过计算三相差电流的差流导数的比值作为励磁涌流闭锁判据,制动判据如下: 设差流导数为I(k),每周的采样点数是2n,对数列: X(k)=ûI(k)+I(k+n)û/〔ûI(k)û+ûI(k+n)û〕(k=0,1,2,„,n)可认为X(k)越小,该点所含的故障信息越多,即故障的可信度越大;反之,X(k)越大,该点所含的涌流的信息越多,即涌流的可信度越大。取一个隶属函数,设为A〔X(k)〕,综合半周信息,对k=0,1,2,„,n,求得模糊贴近度N为: Id2K2Id1

N=∑n k=1ûA〔X(k)〕û/n取门槛值为k,当N>k时,认为是故障;当N

采用按相闭锁,即三相差流中某相判为励磁涌流时,仅闭锁该相比率差动保护。利用间断角闭锁原理

间断角闭锁是鉴别短路电流与励磁涌流波形的差别。与短路电流不同,励磁涌流的波形之间出现间断,在一个周期中间断角为A 采用测量各相电流的间断角与波宽B判别励磁涌流,判据如下: 当A>65°或B<140°,判为涌流情况,闭锁比率 差动保护;当A<65°或B>140°,判为变压器内部故障,开放比率差动保护。

间断角原理采用按相闭锁,即某相满足闭锁条件,仅闭锁该相比率差动保护。

当然还有其他方法：如利用小波理论、数学形态学理论等鉴别涌流等新方法。

对于讨论的建议：

经过夜以继日的赶工，终于完成了报告任务，主要还是时间太仓促，当然我们也知道老师已经给我们争取了足够多的时间了，确实已经很好了，但这个时间夹杂在各种考试考研以及找工作当中，显得时间比较仓促了，这个确实也没办法，不过我们还是坚持完成了讨论，其实讨论的意义还是挺好的，既让我们增加了对继电保护这个课程的理解，加深了对知识的掌握，还能提高我

们自主学习能力，分析和解决问题的能力也有所提高，在讨论过程中，我们还互相帮助，把之前在课上未能解决的知识点也理解了，什么事纵联差动保护、什么是励磁涌流、涌流的危害以及保护措施等，这次讨论帮助我们加深了此处知识的印象与理解，也为日后工作有所帮助了。当然，这个讨论活动还是很有必要继续的，毕竟这类型的活动在整个大学生涯里也并不多的，它是一次难得的锻炼的机会。

建议1：老师应该提供一些相关的专业资料，因为网上的资料都太大众化，而相关的论文也都是千篇一律，没有针对性。

继电保护调研报告 篇2

关键词：继电保护,MVC模型,工作流技术,LinQ技术

0 引言

传统的试验报告管理是一种人工管理的方式,其审批流转过程需要多个部门不同人员之间协同配合工作,并使用资料柜保存,这种管理方式的弊端是工作量大,且查询、新建、归档等工作非常繁锁,随着电网的日益发展,电力系统继电保护试验报告数量剧增且类型繁多,这种传统的管理模式已不能适应日常管理工作的需要。

为解决这种传统管理模式带来的弊端,本文结合生产工作实际,提出了.Net 3.5 Framework下基于ASP.Net MVC模式的解决方案,实现了一种基于B/S结构的试验报告管理系统。基于B/S的架构,客户端无需安装任何程序,有Web浏览器即可,直接放在服务器上,通过一定的权限控制实现多客户访问的目的,交互性较强[1,2,3,4,5]。这样就实现了试验报告的专业化管理、规范化管理、高效管理的目标,确保变电运行管理各部门的信息及时、准确流转,更好地指导了各项安全生产工作的顺利开展。

本系统采用先进的WF(Workflow Foundation)工作流技术、基于PDF文档的电子签名技术和MVC模型设计模式,实现了基于Web的试验报告管理,已在临安市供电局投入实际应用。

1 系统构架

本系统采用MVC软件设计模式,它把一个应用的输入、处理、输出流程按照模型、视图、控制的方式进行分离,这样一个应用被分成3层:模型层、视图层和控制层,各个部分的数据管理规则相互独立,且各个部分对象之间的通信必须先定义一个受限连接集合之后才能进行使用,各个对象只需专注于自己的事务。这样,系统的构架更加清晰,各个层次完成的功能专一,功能代码有规律可循。MVC设计模式的模型如图1所示。

视图层把表示模型数据及逻辑关系和状态的信息以特定形式展示给用户。它的显示信息从模型获得,对于相同的信息可以有多个不同视图,MVC模型对视图的处理仅限于采集和处理视图上的数据,以及用户的请求的处理,而不包括在视图上的业务逻辑的处理,业务逻辑的处理交给模型层。在本文系统中,用户登录并通过验证后,系统会根据用户不同权限,为用户分配不同的功能,进入对应个性化页面。同时,本系统使用了SiteMapPath和菜单控件,实现动态导航数据绑定,实现基于用户权限的动态菜单加载,用户可以通过修改Web.Sitemap文件实现系统菜单的定制。另外,在视图层中还使用了AJAX引擎,实现了异步交互,降低了系统带宽使用,提高了访问页面速度,增强了用户体验。

控制层是处理用户和软件交互操作的,其职责是控制模型中有任何变化的传播,确保用户界面与模型间的对应关系。控制层从用户接收请求,把模型与视图匹配在一起,共同完成用户的请求,它是让模型与视图协调工作的层次。例如,当用户在浏览器地址栏中输入下面的URL:http://localhost/TestReport/Index/1查看试验报告1时,系统会调用TestReportController试验报告控制器按照默认的路由规则{controller}/{action}/{id}对请求进行解析,找到控制器中对应的Action方法Index,并获得从模型中取出试验报告1的数据。

控制器行为返回的事物叫做行为结果,一个行为结果就是控制器行为返回给浏览器请求的响应。试验报告控制器在获得返回的行为结果后,将更新特定的视图呈现给用户。

模型层是MVC的核心部分,它包含系统业务逻辑的处理与业务规则的制定,对业务实体进行封装,根据请求返回视图层与控制器层需要的数据。本系统中模型层包括试验报告管理系统业务逻辑和数据访问的实现,其中试验报告在各部门间的流转是试验报告管理系统业务逻辑的核心。

为改进和优化试验报告管理业务流程,实现更好的业务过程控制,提高业务流程的柔性,在试验报告管理系统中引入了工作流技术。

数据访问层采用了LINQ to SQL技术实现。LINQ是.NET语言集合查询,是总的查询编程模型。在.NET 3.5框架中,LINQ针对不同的数据源设计了各自的支持,LINQ to SQL是LINQ对于SQL数据库的实现,是O/RM(对象关系映射)在.NET 3.5框架中的实现。

2 系统技术特点

2.1 Workflow工作流技术

工作流管理系统是完成工作流的定义与管理的一个软件系统,它按照计算机中预先定义好的工作流逻辑推进工作流实例的执行。图2是工作流管理系统参考模型。图中定义了一个基本的工作流管理系统所应具有的6个基本功能模块,并制定了各个模块间的接口标准。

本套系统涉及不同职责的管理人员与多个部门之间的试验报告流转管理,为满足新标准中对流程可定义与监视的要求,实现试验报告在不同部门与不同权限用户之间的流转,提高继电保护运行与管理的自动化水平,系统利用了Workflow工作流技术,使试验报告的上报、部门审核、主管审核等有着严格规章制度约束和需要大量人员异地协作的流转过程在工作流管理系统的主导下能完全或者部分自动的执行。

WF工作流技术作为系统Model层的核心,通过定义服务接口ITestReportService实现了与Controller层的交互;在工作流运行空闲时通过SqlWorkflowPersistenceService持久化服务把工作流实例状态持久化到数据库中,在需要的时候再通过WF运行时引擎复原工作流实例到内存中,以允许继续按计划执行;通过工作流设计器可以方便地实现工作流流程的定制,无需对系统重新编码。

2.2 AJAX引擎实现系统视图层

本系统采用目前最为流行的B/S模式结构。用户通过Web浏览器实现与系统的交互操作。在传统的基于B/S结构的系统中,客户端向服务器端提交试验报告上报请求,服务器接到请求后进行相关逻辑处理,并把结果返回到客户端。用户只能等待服务器进行逻辑处理完成,得到服务器响应数据后才能进行重新发送新的请求并等待响应。如果交互的数据不多,则这种同步交互模式没有太大问题。一旦交互数据量大,服务器业务多,响应时间变长,客户端就只能空闲等待,面临较长时间的空白页。若服务器端有更新,客户不得不重复刷新页面,每次都要浪费时间和带宽去重新读取返回的整个页面,哪怕只是小量数据的读取,而不能在不刷新页面的前提下只更新目标页面中需要更新的内容,这就大大降低了响应的实时性,用户体验差。

AJAX是实现用户操作与服务器响应的异步化的一种技术,它通过在客户端构建中间层A-JAX引擎,从而实现页面表现与应用逻辑的分离。在用户会话请求的开始,浏览器加载采用JavaScript编写隐藏在框架中的AJAX引擎。客户端接口与AJAX引擎交互,AJAX引擎再通过HTTP传输协议与Web服务器交互,消除了同步交互模式中等待服务器完成后再响应的缺点,图3展示了传统Web应用模型与Ajax模型的比较。

2.3 电子签名技术

电子签名又称数字签名,可实现对电子文档附加个人标记、类似于传统的手书签名盖章的目的,以表示确认、负责、执行等。

其基本原理是将散列函数H应用于消息M,得到消息摘要h1=H(M),然后发送方A用自己的私钥KSA对这个散列值进行加密:EKSA(h1),形成发送方A的数字签名。然后,这个数字签名将作为消息M的附件和消息M一起发送给消息接收方B。消息的接收方B首先把接收到的原始消息分成M和EKSA(h1)。从M中计算出散列值h2=H(M),接着再用发送方的公钥KPA对消息的数字签名进行解密DKPA(EK-SA(h1))得h1。如果散列值h1=h2,那么接收方就能确认该数字签名是发送方A的,而且还可以确定此消息没有被修改过,数字签名的实现原理如图4所示。

3 系统功能特点

1)基于Web的保护试验报告网络化管理,实现试验报告审批流程工作的自动化、网络化。

2)基于角色的用户权限设置管理。用户分为系统管理员、用户和访客。针对各种用户可以设置不同权限,包括编制、审批等。

3)试验报告数据的自动解析。上报试验报告时系统能够自动解析出文档中的基本信息数据并存入数据库,如厂站名称、试验日期、性质、设备名称等,并且可以添加与该试验报告的多个相关附件。数据解析页面编制人可以从多个具有校核权限的人员中任选1名作为部门审核人。

4)多重电子签名技术的使用。在试验报告流转过程中实现编制人、审核人的电子签名,结合数字证书文件实现基于PDF的电子签名有效性验证,如图5、6所示。

5)试验报告模板的自动生成。能够按照厂站名称、设备名称、上报部门、试验日期进行查询、检索、浏览和打印历史试验报告、当前试验报告。若编制人需要对某个设备新建一份试验报告,可以在查询页面点击“新建”链接,系统会自动生成相应的模板。

4 结语

本系统利用网络实现了电力企业的保护试验报告管理过程的网络化,提高了工作效率;基于工作流技术的流程管理使系统具有较好的适应性和可扩展性;采用B/S模式,简化了客户端的工作;页面访问权限通过角色的形式进行管理,有利于用户的管理和进一步增强了系统扩展性;有效地降低了办公成本,全面提高了企业管理工作的自动化水平,具有较高的实用价值和应用推广价值。本系统已成功应用于临安市供电局继电保护日常管理工作中,取得了较好的经济效益。

参考文献

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[2]周宇,王玮,赵洪斌,等.基于工作流技术的B/S结构电力生产协同组织管理系统[J].计算机应用,2008,28(6):387-389.Zhou Yu,Wang Wei,Zhao Hongbin,et.al.Cooperation organization management sys-tem of electric power production based onworkflow technology and B/S architecture[J].Journal of Computer Applications,2008,28(6):387-389.

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[4]石昭郡,林小村,文杰.电力系统继电保护配置及定值管理系统[J].电网技术,1996,20(8):26-29.Shi Zhaojun,Lin Xiaocun,Wen Jie.Ad-ministrative System For The Disposal And Settings Of Protective Relaying In Power System[J].Power System Technology,1996,20(8):26-29

继电保护技术分析 篇3

关键词：高压线路继电保护装置

0引言

输变电行业是从电能产生到使用消耗的重要的中间环节，高压线路的保护至关重要，对工农业生产、交通、运输、国防以及日常的生产生活具有非常重要的意义。国家电业部门也对高压开关柜等设备提出了严格的要求，并逐渐形成了相关的法规标准。随着计算机微型化技术的迅速发展，使小型化的微机控制系统快速成熟起来。同样，在输变电行业中，单片机控制技术具有先天优势，在控制技术或电子信号方面，可大大提高控制与保护的精度、速度、范围，而且还能与计算机联网，构成系统化管理体系和无人职守的站点，极大地降低了工作人员的劳动强度，提高了安全性。

1单片微型计算机的工作原理

单片机是将具备计算机内部各个基本功能的模块集成在单一硅片上的微型计算机，具备计算机的全部基本功能，是目前用于自动化(或智能化)控制的理想芯片，通常芯片内掩膜CPU、RAM、EPROM(或EEPROM)。

INTEL8051微处理器是该类产品的典型代表，属于8位带有256BRAM、1KBROM的单片机，并有4个并行口或多功能端口。在用于自动控制系统时，用于执行各种保护、检测、控制等功能子程序。并且一般采用外接RAM和EEPROM来存放数据和程序。外接RAM用于存放过程物理量检测值，以便于控制程序调用和工作人员查询；EEPROM用于存放各种检测、保护等功能程序和保护设定值，8255用于对并行口的扩展，来实现人机对话，进行数据更改、查询等操作，另外，还有地址译码器、地址锁存器，用于CPU对各单元芯片进行访问与联络时指定位置。

2信号输入回路

在输入回路中通常采用传感元件将强电信号转换成弱电信号，并将输入通道用光电隔离器将二者隔离，以减少系统对检测电路的影响与干扰。一般有电压量、电流量、频率量等输入，采样电路则根据这些量之间的物理联系，转化成所需要的系统电压信号、电流信号、频率信号、功率因数信号、负荷状况等表征系统运行状态的物理量。传感元件一般有电压互感器、电流互感器、零序电流互感器、频率计等。

在输入通道中，通常设置了多路模／数转换器，用于对各种不同回路的物理量进行转换与采样。如INTEL公司生产的ADC0809，就是根据积分比较原理进行转换的8位芯片，它将前方传送的数据进行转换后并保持，以便CPU进行处理。在模／数转换器与前方输入通道之间通常设置快速光隔，以最大限度地减低干扰信号的进入，并进一步抑制共模干扰信号，提高CPU系统工作可靠性与控制精度。

3控制量输出回路

控制量输出一般采用性能可靠、适合微机管理的元件或机构，如出口继电器、断路器的分闸合闸机构、脱扣器、步进电机、晶闸管等，这些元件一般受控于模拟量或开关量，CPU发出控制信号时，需要将数字量转化成模拟量或开关量，再由驱动回路将此信号进行放大，驱动执行机构动作，在对高压线路实施保护控制时一般采用的执行元件或执行机构有：出口继电器、永跳继电器、启动继电器、三相重合闸装置等。其中永跳继电器用于驱动操作回路中的防跳继电器，以作为三跳继电器拒动时的后备跳闸回路，即在CPU发出三跳命令O。25s后。故障点仍有电流时驱动此继电器，以便通过断路器的闭锁接点锁住重合装置。

为确保系统的可靠性，可由多片CPU组成不同功能的模件，在各自的CPU芯片中设有自诊断程序，通常情况下，如果模件上有硬件损坏可由模件自诊断功能检出，之后一方面直接驱动相应模件发出报警信号，另一方面通过串口向人机对话模件报告，通过驱动打印机或显示器发出关于故障点的详细信息(如故障点位置、故障类型、芯片名称等)，如果某一CPU模件的硬件在致命部位有故障，致使模件不能正常工作，即失去了自诊断与报警功能，此时可由入机对话模件通过巡检发现而告警。人机对话模件在运行状态下不断通过通讯口向其它CPU模件发出巡检令，并作出相应回答，如若不回答则先对回路复位后再次巡检，仍不应答则发出故障信息。

4装置的保护类型

4.1距离保护所谓距离保护是指相间故障、接地故障时采取的保护措施。当故障发生后，如相间短路、单相接地、缺相运行等故障，CPU首先会接到相应回路点发来的中断信号，然后根据其中所包含的故障信息作出相应的判断，并向执行部件发出动作指令。

当系统发生第一次故障时，利用电压记忆，CPU准确判断1～3段任何故障的类型和方位，在震荡闭锁期间，如再发生故障，因系统可能处于震荡状态，使测量不可靠，故对各种不对称故障均采用负序方向元件来把关，此时，震荡闭锁中的控制采用偏移进行矫正。为保障动作的可靠性，而设置此逻辑，并应具备以下条件：①敏感元件应先有信号发出；②电阻分量应变化很小：⑨以此来判定震荡是否发生。

4.2零序保护逻辑当系统出现某相接地或发生零序电流泄漏时，该逻辑中的零序保护程序作出响应。正常情况下零序保护元件发出开口三角电压UO，而软件可根据三相电压信号自产出U=Ua+Ub+Uc，若故障前发现Ua+Ub+Uc=U不成立，而u=AO，则故障仍采用U：若UO=O则采用UO。

4.3负荷控制通常在此逻辑中，根据各回路中的负荷情况，将数据进行汇总向上级电业部门进行报送，当出现电力负荷不均衡时，电力部门按照有关规定，根据负荷等级向用电部门发出指令进行统一调配，单片机在此进行数据汇总，并与上级电业管理部门进行通讯联络。

4.4三相重合闸该逻辑用于回路中突发性短时故障时，故障能在发生后自动消除情况下，若再次送电不会发生故障时能及时恢复电网供电。此类故障，如相间因细小的金属线等杂物短路，当金属线烧短后，再次送电并不影响系统正常运行。该逻辑设有突变量启动元件，该元件不动作时，重合闸的各种功能均不投入，仅保留了轻载下断路器偷跳时的重合闸功能，如偷跳时负荷电流小而不足以使启动元件启动，可部分启动重合闸，如装置内任一种保护发出跳合闸时，可由逻辑插件中的三跳固体继电器经光隔来启动重合闸插件的电流元件，切除故障时刻并开始计时，在每次重合闸后都进行一段延时，以防止多次跳合。

此外，还可设置功率因数调整、运行检测显示、表格制作、图形打印等管理功能。

5小结

继电保护调研报告 篇4

摘要：在社会经济以及电力事业的不断发展的情况下，我国人民的需电量逐渐提升，在供电安全性、可靠性与稳定性方面也提出了更高的管理要求。然而，电力系统是一个极为复杂的系统，其牵扯的方面较多，任何一个分支系统的破损都会影响到电力系统的正常运转，而其负面影响轻则降低居民用电质量，重则危及到人员生命安全。电力继电保障技术中能够在极短的时间内对故障元件进行监测与切除，有效解决了运转人员在发现与切断故障元件过程中时间上的限制性，对电力系统的正常运转起着不可忽略的重要促进作用。基于此，本文就电力系统机电保障可靠性进行分析与研究。

关键词：电力系统；继电保护；可靠性 引言

现阶段，随着国内市场经济的不断推进，电力工程建设的规模也越来越大，整个电力系统的复杂程度也越来越大，覆盖的整体范围也越来越广，电力系统内部所使用的电力系统设备也越来越高，设备运转的精细度也越来越高。这在很大程度上就导致电力系统内部继电保障在整个电力系统中的作用也越来越大，人们对于继电保障装置运转的可靠性的管理要求也越来越高。因此，全面的实现电力系统内部继电保障可靠性的分析，有着较为重要的理论和电力工程实际意义。

一、继电保障的性能管理要求

继电保障的主要任务是及时切除故障元件，以及与自动装置(如重合闸、备自投等)配合调整电网运转方式。但众所周知，电力系统的特点是发、输、供、配、用同时完成，系统具有高度耦合性和复杂性。因此，继电保障要完成设定任务，除了其接线必须正确之外，还应具备以下性能:

（一）选择性。保障配置一般按主保障、后备保障双重化原则考虑。所谓保障的选择性，是指当设备故障时应该由该设备的主保障予以切除故障，只有当主保障拒动时，才允许由后备保障切除故障。否则会造成停电范围扩大化。

（二）可靠性。继保装置由大量电子器件搭接而成，所谓可靠性就是指这些电子器件集合体执行指令的可靠程度，也就是管理要求不误动、不举动。该性能是对继保装置的最基本管理要求。

（三）灵敏性。即在规定范围内发生故障时，不论短路点的短路类型和位置如何，以及短路点是否存在过渡电阻，保障装置都能够正确反应并动作。

（四）速动性。电力系统的故障影响基本以毫秒为单位进行衡量，如果保障装置不能在整定时间点完成故障处置行为，那么即使最终故障被切除，但其造成的影响已经无可挽回，已经使某些设备形成不可恢复的破损，进而违背了保障配置的初衷。

显然，以上四个特性之间有统一的一面，也有矛盾的一面。在实际配置保障和整定计算时，应统筹考虑，综合平衡，争取整体指标最优化。

二、继电保障系统的可靠性指标

（一）继电保障系统的具体含义

电力系统内部的继电保障系统是整个电力系统的一项基本性系统，其与电力系统内部其他系统的主要区别在于继电保障系统并非整个电力系统运转的环节，而是一种电力系统安全监督环节。继电保障系统能够在较多方面满足电力系统对于整个电力运转灵敏性及可靠性的管理要求。整个电力系统内部所有的电力装置都应该在继电保障当中。继电保障系统在实际的安全监测过程中由较多的硬件及软件共同构成，其中每一部分都直接和影响到整个继电保障系统的正常工作。

（二）继电保障系统的根本任务

继电保障系统的根本任务是当整个电力系统出现电力故障时，继电保障系统能够能够在第一时间内做出准确的判断，同时也能够采取一些应急性的应对措施。例如：对于一些远距离的电力故障情况，继电保障系统能够使其最近的断路器实现断路操作，并能够发出相关的警报信号，提醒电力维修人员进行相关的维护活动。此外，继电保障系统能够在满足电力系统相关管理要求的同时，有效的降低整个电力系统内部电力装置的破损情况。当整个电力系统处于正常的运转状态时，继电保障系统将一直处于对电力系统的监控状态，全程的检测电力系统内部各项指标是否处于正常的工作状态。

（三）继电保障系统的可靠性指标

所谓的继电保障系统可靠性指标就是指继电系统内部元件的质量、配置的技术是否系统合理，继电保障元件或者继电保障设备在正常规定的条件下能否完成预定的功能。可靠性指标可以概括为两个方面，第一为设备运转的可靠性，第二为设备功能的可靠性。电力系统设备功能的可靠性是指继电保障系统在电力系统正常使用的过程当中，其进行正常工作的概率。设备功能性可靠性与继电保障设备发生误动及拒动有着直接的关系。设备运转的可靠性是指继电保障设备在整个电力系统运转过程中，每时每刻都处于工作状态的概率。在继电保障系统进行可靠性分析的过程中常采用的方法为故障树分析方法、马夫克夫故障分析方法及高等数学统计概率分析方法。此外，在进行继电保障系统可靠性分析的过程中如果采用数学统计概率分析方法由于受到电力系统可修复性的影响，对于整个计算分析结果的求解较为不利。

三、提高继电保障可靠性的措施

（一）牢抓继电保障的验收工作

继电保障作为电网安全稳定运转的第一道防线，担负着保卫电网和设备安全运转的重要职责。因此，在实际工作中，要严把继电保障验收关，继电保障调试完毕，施工单位应该进行严格自检、专业验收，然后提交验收单由建设单位组织设备部、检修、运转等部门进行保障整组试验、二次回路检查以及开关跳合闸试验，管理要求各保障屏、电缆标识清晰明了。经各项试验检查正常后恢复拆动的接线、元件、标志、压板，确认二次回路正常在验收单上签字。对于验收不合格的工程，应重新整改至合格后方可投运。

（二）提高继电保障装置运转与维护能力

继电保障装置运转与维护对可靠性同样起着至关重要的作用。一是加强运转人员的培训，运转人员要熟悉保障原理及二次图纸，应根据图纸核对、熟悉现场二次回路端子、继电器、功能及出口压板；二是严格按照“两票”的执行情况及继电保障运转规程操作；三是发现继电保障运转中有异常或存在缺陷时，要加强监视，并对可能引起误动的保障按照继电保障相关管理制度执行，然后联系检修人员处置。

（三）加强继电器触点工作可靠性检验

继电器是继电保障装置的重要组成元件，对于新安装或定期检验的保障装置，应仔细观察继电器触点的动作情况，除了发现抖动、接触不良等现象要及时处置外，还应该结合保障装置整组试验，使继电器触点带上实际负荷，再次仔细观察继电器的触点是否正确动作，以保证继电器触点工作可靠性，提升继电保障运转可靠性。

（四）做好继电保障系统的技术改造工作

对缺陷多、超期运转且保障功能不满足电网管理要求的保障装置，要及时升级或进行综自改造。在技术改造中，对老旧的电缆、端子排、保障装置进行更换，并充分考虑可靠性、选择性、灵敏性、快速性“四性”管理要求，以避免因装置老化造成不必要的误动或拒动。

在网络通信技术和计算机技术不断发展的进程中，继电保障技术也取得了突破性的进展，有效突破了传统的格局，提升了电力系统继电保障的自动化水平。为此，继电保障人员要通过学习不断完善自身的知识结构，提升业务技术水平，并与时俱进，以将我国电力系统继电保障的自动化水平提升到一个新的高度。

（五）加强对于继电保障系统二次巡检工作

加强对于继电保障系统预防工作的投入，在很大程度上能提升整个继电保障系统运转的可靠性。因此，加强对于继电保障系统二次巡检工作有着较大的意义，能使较多安全问题在初始阶段予以解决。在进行具体的检查工作当中，应尽量做到全面仔细，特别是对于继电保障设备开关的检查、压板装置的检查以及警报铃及指示灯等相关方面的检查工作要深入仔细，对其中的任何一项功能的检查都不能有所遗漏，一旦出现问题，就会导致整个继电保障的运转不力，所以一定要选择工作认真负责的巡查人员定期进行二次巡检。

结束语

继电保护运行规定 篇5

3.2 微机继电保护装置的运行管理工作应统一领导、分级管理。3.7 对于安装在开关柜中10kV～66kV微机继电保护装置，要求环境温度在−5℃～45℃范围内，最大相对湿度不应超过95％。微机继电保护装置室内月最大相对湿度不应超过75％，应防止灰尘和不良气体侵入。微机继电保护装置室内环境温度应在5℃～30℃范围内，若超过此范围应装设空调。

3.8 微机继电保护装置的使用年限一般不低于12年，对于运行不稳定、工作环境恶劣的微机继电保护装置可根据运行情况适当缩短使用年限。4.2 供电企业、输电企业和发电企业继电保护部门。

4.2.1 负责微机继电保护装置的日常维护、定期检验、输入定值和新装置投产验收工作。

4.2.2 按地区调度及发电厂管辖范围，定期编制微机继电保护装置整定方案和处理日常运行工作。

4.2.3 贯彻执行有关微机继电保护装置规程、标准和规定，负责为地区调度及现场运行人员编写微机继电保护装置调度运行规程和现场运行规程。制定、修订直接管辖范围内微机继电保护标准化作业书。、4.2.4 统一管理直接管辖范围内微机继电保护装置的程序版本，及时将微机保护装置软件缺陷报告上级继电保护部门。

4.2.5 负责对现场运行人员和地区调度人员进行有关微机继电保护装置的培训。4.2.6 微机继电保护装置发生不正确动作时，应调查不正确动作原因，并提出改进措施。

4.2.7 熟悉微机继电保护装置原理及二次回路，负责微机继电保护装置的异常处理。4.2.8 了解变电站自动化系统中微机继电保护装置的有关内容。4.2.9 提出提高继电保护运行管理水平的建议。6 技术管理

6.1 为了便于运行管理和装置检验，同一单位（或部门）直接管辖范围内的微机继电保护装置型号不宜过多。

6.2 微机继电保护装置投运时，应具备如下的技术文件： a）竣工原理图、安装图、设计说明、电缆清册等设计资料；

b）制造厂商提供的装置说明书、保护柜（屏）电原理图、装置电原理图、故障检测手册、合格证明和出厂试验报告等技术文件； c）新安装检验报告和验收报告； d）微机继电保护装置定值通知单；

e）制造厂商提供的软件逻辑框图和有效软件版本说明；

f）微机继电保护装置的专用检验规程或制造厂商保护装置调试大纲。

6.3 运行资料（如微机继电保护装置的缺陷记录、装置动作及异常时的打印报告、检验报告、软件版本和6.2所列的技术文件等）应由专人管理，并保持齐全、准确。6.4 运行中的装置作改进时，应有书面改进方案，按管辖范围经继电保护主管部门批准后方允许进行。改进后应做相应的试验，及时修改图样资料并做好记录。

6.5 各级继电保护部门对直接管辖的微机继电保护装置应统一规定检验报告的格式。对检验报告的要求见附录A。

6.6 各级继电保护部门应按照DL/T 623对所管辖的各类（型）微机继电保护装置的动作情况进行统计分析，并对装置本身进行评价。对不正确的动作应分析原因，提出改进对策，并及时报主管部门。6.7 微机继电保护装置的软件管理。

6.7.1 各级继电保护部门是管辖范围内微机继电保护装置的软件版本管理的归口部门，负责对管辖范围内软件版本的统一管理，建立微机继电保护装置档案，记录各装置的软件版本、校验码和程序形成时间。并网电厂涉及电网安全的母线、线路和断路器失灵等微机保护装置的软件版本应归相应电网调度机构继电保护部门统一管理。

6.7.2 一条线路两端的同一型号微机纵联保护的软件版本应相同。如无特殊要求，同一电网内同型号微机保护装置的软件版本应相同。

6.7.3 运行或即将投入运行的微机继电保护装置的内部逻辑不得随意更改。确有必要对保护装置软件升级时，应由微机继电保护装置制造单位向相应继电保护运行管理部门提供保护软件升级说明，经相应继电保护运行管理部门同意后方可更改。改动后应进行相应的现场检验，并做好记录。未经相应继电保护运行管理部门同意，不应进行微机继电保护装置软件升级工作。

6.7.4 凡涉及微机继电保护功能的软件升级，应通过相应继电保护运行管理部门认可的动模和静模试验后方可投入运行。

6.7.5 每年继电保护部门应向有关运行维护单位和制造厂商发布一次管辖范围内的微机继电保护装置软件版本号。

6.8 投入运行的微机继电保护装置应设有专责维护人员，建立完善的岗位责任制。6.9 各级继电保护部门应结合所辖电网实际情况，制定直接管辖范围内微机继电保护装置的配置及选型原则，统一所辖电网微机继电保护装置原理接线图。10kV～110kV电力系统微机继电保护装置应有供电企业、发电厂应用的经验总结，经省级及以上电网调度机构复核并同意后，方可在区域（省）电网中推广应用。8。

6.10 微机继电保护装置选型。

6.10.1 应选用经电力行业认可的检测机构检测合格的微机继电保护装置。

6.10.2 应优先选用原理成熟、技术先进、制造质量可靠，并在国内同等或更高的电压等级有成功运行经验的微机继电保护装置。

6.10.3 选择微机继电保护装置时，应充分考虑技术因素所占的比重。6.10.4 选择微机继电保护装置时，在本电网的运行业绩应作为重要的技术指标予以考虑。

6.10.5 同一厂站内同类型微机继电保护装置宜选用同一型号，以利于运行人员操作、维护校验和备品备件的管理。

6.10.6 要充分考虑制造厂商的技术力量、质保体系和售后服务情况。6.11 交流、直流输电系统保护装置配置原则按照GB/T 14285执行。6.12 微机保护双重化配置应满足以下要求：

a）双重化配置的线路、变压器和单元制接线方式的发变组应使用主、后一体化的保护装置。对非单元制接线或特殊接线方式的发电机−变压器组则应根据主设备的一次接线方式，按双重化的要求进行保护配置。

b）每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。c）两套主保护的交流电压回路应分别接入电压互感器的不同二次绕组（对双母线接线，两套保护可合用交流电压回路）。两套主保护的电流回路应分别取自电流互感器互相独立的二次绕组（铁芯），并合理分配电流互感器二次绕组。分配接入保护的互感器二次绕组时，还应特别注意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器内部故障死区问题。

d）双重化配置保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。e）两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。

f）双重化的线路保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立光芯、微波、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电源。

g）双重化配置保护与其他保护、设备配合的回路（例如断路器和隔离开关的辅助触点、辅助变流器等）应遵循相互独立的原则。

6.13 直流输电系统保护应做到既不拒动，也不误动。在不能兼顾防止保护误动和拒动时，保护配置应以防止拒动为主。

6.14 直流输电系统故障时直流输电系统保护应充分利用直流输电控制系统，尽快停运、隔离故障系统或设备。6.15 备用插件的管理。

6.15.1 运行维护单位应储备必要的备用插件，备用插件宜与微机继电保护装置同时采购。备用插件应视同运行设备，保证其可用性。储存有集成电路芯片的备用插件，应有防止静电措施。

6.15.2 每年12月底，各运行维护单位应向上级单位报备用插件的清单，并向有关部门提出下一年备用插件需求计划。

6.15.3 备用插件应由运行维护单位保管。

6.16 继电保护信息管理系统应工作在第Ⅱ安全区。6.17 对于无人值班的变电站，应制定远方更改微机继电保护装置定值或操作微机继电保护装置的规定。

6.18 继电保护部门应组织制定继电保护故障信息处理系统技术规范，建立健全主站系统、子站系统及相应通道的运行和维护制度。7 检验管理

7.1 微机继电保护装置检验时，应认真执行DL/T 995及有关微机继电保护装置检验规程、反事故措施和现场工作保安规定。

7.2 对微机继电保护装置进行计划性检验前，应编制继电保护标准化作业书，检验期间认真执行继电保护标准化作业书，不应为赶工期减少检验项目和简化安全措施。7.3 进行微机继电保护装置的检验时，应充分利用其自检功能，主要检验自检功能无法检测的项目。

7.4 新安装、全部和部分检验的重点应放在微机继电保护装置的外部接线和二次回路。

7.5 微机继电保护装置检验工作宜与被保护的一次设备检修同时进行。

7.6 对运行中的微机继电保护装置外部回路接线或内部逻辑进行改动工作后，应做相应的试验，确认接线及逻辑回路正确后，才能投入运行。

7.7 根据系统各母线处最大、最小阻抗，核对微机继电保护装置的线性度能否满足系统的要求。

7.8 逆变电源的检查按照DL/T 995的规定执行。

继电保护优秀班组 篇6

众所周知，继电保护是一个技术含量高，责任重大，需要有丰富的专业基础知识，又要不断积累实践经验，更要具备严肃认真.一丝不苟的工作态度和吃苦耐劳、坚韧不拔的精神。如果说继电保护技术是整个电力系统的核心技术，那么继电保护工作者可以说是整个电网安全稳定运行的无声的“守护神”。继电保护工作的重要性和工作特点，决定了继电保护工作者“要吃尽千般苦，才换来万家明”。

变电工区保护一班班成立近二十年来，成员均为高中以上文化程度，是一支年青而富有朝气的队伍。肩负着新乡市四区八县部分220kV变电站和所有110kV变电站、10kV用户配电室的基建和调试保护的重任，为新乡电网建设付出了辛勤的汗水和全部的热情，见证了新乡供电区电网的重大建设与发展。十几年来，无论是酷暑还是严寒，无论是基建变电站，还是排除故障，保护一班都将自己的工作安排的井然有序，按时保质保量的完成各项艰巨的任务，在数十座变电站留下了辛勤的汗水。用他们班长的话就是：“在我们这个岗位，我们的职责就是不找任何借口，保质量保效率的完成施工任务，确保工程按期完成并一次安全投运成功。”

近几年来，电网建设进入了基建检修任务最繁重的阶段。变电工区保护一班在上级领导和有关部门的指导和帮助下，认真贯彻和执行上级有关安全生产的有关精神，认真落实各级安全生产责任制和各种规章制度，强化全员、全面、全方位、全过程安全管理，紧紧围绕“百问百查”，坚持“四个服务”宗旨和“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，与公司其他各项工作紧密结合，系统思考，统筹兼顾，全面完成了年初制定的各项工作目标和安全生产任务，曾先后获得“无违章班组”、“先进班组”、“优秀工会小组”、“罗文式好集体”等多种荣誉称号。

近几年来，保护一班先后完成了旭日变电站、月季变电站、凤泉变电站、滨河变电站、龙泉变电站等多个110kv变电站；220kv鲲鹏变电站Ⅰ期基建、Ⅱ、Ⅲ期扩建工程及220kv古固寨变电站扩建等多个工程。

2008年，随着一些小机组电厂的取消，新乡电力供应紧张，缓解电力紧张刻不容缓。在临近年关的110kV龙泉变电站基建工程中，时值严冬季节，天上飘着大雪，人站在屋外被风一吹，就感到寒冷刺骨，号码管在屋里冻的都打不上字。为了保证当地居民能过上一个灯火通明的祥和之年，在这样恶劣的条件下，保护一班的成员还是站在雪地里接线、传动，没有一个人喊苦喊冷，经过昼夜加班，他们还是高质量、高标准地如期完成了工作任务，保障了110kV龙泉变电站在年关到来之际安全及时的送电。

更为值得一提的是220kV辉县变电站的基建工程。220kV辉县变电站是新乡供电公司独立承建的第一个220kV变电站工程，标志着我公司安装工作又登上了一个新台阶，此工程能否按期保质的完成关系到新乡供电公司以后是否能承接220kV变电站的基建工程，意义十分重大。为了使工程的质量和安全文明施工达到省电力公司和省电网建设管理公司的要求，我公司对本工程十分重视，积极准备，认真组织并确定了必创国家优质工程，争创省级安全文明工程的“两创”目标。

接到任务后，保护一班整装待发。为了保证220kV辉县变电站在六月底能如期送电，同志们把家里的孩子和事情交给丈夫、妻子和父母，在公司领导的率领下入住工地，那时正至酷暑肆虐大地的时候，工期紧，任务重，为按时完成任务，每天早上七点出发，中午在工地吃饭休息一个小时，晚上八点收工，有的人在太阳底下一干就是一天，衣服湿了又干、干了又湿。从开始的放电缆，到后期的保护调试，没有一个人喊苦喊累，更没有一个人退缩。就这样连续突击两个多月，提前半月把工程完成，并一次送电投运成功，保证了220kV辉县变电站的提前送电成功，体现了我公司基建工作的过硬技术水平，更为我公司今后的基建工作打开了一幅全新的局面。

在日常工作中，保护一班十分注意学习教育工作。利用班前班后会、周二周五学习会等，挤出时间，学习上级会议精神，学习理论知识，学习岗位操作技能，努力提高自已思想政治觉悟，理论文化水平，及业务操作技能。挤出时间，开展技术比武，经常展开讨论交流心得。特别是近年以来，他们班实行“师带徒”制度，同志们经常在一起讨论学习，专业知识都有了大幅度的提高，为今后的工作打下了坚实的基础。

在保护一班，民主管理是一直以来养成的好习惯。无论是奖金提成分配，还是先进职工的评选，他们班全部按照公平、公正、公开的原则。还在班组成员中广泛开展提合理化建议，开展创先争优，讲评互评等活动，极大提高了同志们的工作积极性，主观能动性，在他们班组形成了一股班长干部带头，人人争先进，个个当模范，一心为工作的良好氛围。

在工作中，安全生产是他们的首要任务，是他们一切工作的重中之重。保护一班对安全有着独特的理解，安全就是生产力；安全就是生活质量；安全就是效益。安全是电力生产永恒的主题，事关公司的形象和他们的切身利益。为此，保护一班始终把安全生产放在一切工作的首位，全力以赴，确保安全生产奋斗目标的实现。

也许人们不会知道，当你在尽情地享受美餐时，他们还在饥肠辘辘地对设备进行安装和调试；也许人们不会知道，当你已进入香甜的梦乡时，他们睁着熬红的双眼，拖着疲惫的双腿，仍在继续查找故障„„这一切，对他们来说似乎太平常不过了。

继电保护调研报告 篇7

现场的运行数据与学者的研究[1,2,3,4,5]均表明,风能发电集中接入区域电网与传统电网在故障期间的电磁暂态特性存在显著差异,传统的继电保护设备在大规模风电场接入电网系统中无法保证快速、可靠动作。因此,适用于大规模风电场送出电网的继电保护配置方案是我国风电制造厂家与电力系统运行、管理部门当前共同面临的亟待解决的课题。文献[6-11]系统指出当前风电场送出电网各保护元件的适用性,本文基于风电场送出电网保护影响RTDS试验研究,进一步具体给出了风电场送出电网保护配置建议,旨在大规模风电并网后电网保护可以正确切除故障。

1 当前风电场送出电网保护配置

我国风能资源与用电负荷分布不平衡,一般在风能比较集中的区域建立大容量风电场,将风能转变成电能,再通过远距离高压输电直接并入输电网。西北某省的风电接入简图如图1所示。

随着并网风电容量的不断增大,系统故障特征更加复杂,其对输电系统继电保护元件带来的影响更加恶劣,尤其是电力系统运行管理部门及继电保护厂家最为关心的110 k V送出线路保护和送出变压器保护、330 k V送出线路保护等当前保护元件的适应性及改进的配置方案亟待解决。

1.1 110 k V送出线路保护配置

具有双侧电源的110 k V线路保护一般装设一套全线速动保护作为线路的主保护,多采用分相电流差动保护以及零序电流差动保护原理,后备保护装设三段式相间和接地距离保护,并辅以零序电流保护用于切除经过渡电阻接地故障[12]。

1.2 送出变压器保护配置

风电场送出变压器主保护采用双重化变压器差动保护配置。对于外部相间短路引起的变压器过电流,变压器应装设相间短路后备保护,一般采用过电流保护、复合电压启动的过电流保护或复合电流保护,保护带延时跳开相应的断路器。对于自耦变压器和高、中压均直接接地的三绕组变压器,增设零序方向元件,方向指向各侧母线[13,14]。

1.3 330 k V送出线路保护配置

330 k V(或220 k V)线路保护按加强主保护简化后备保护的基本原则配置和整定。主保护采用2套交流回路和直流电源彼此独立、可以快速动作切除全线路内各类型故障的全线速动保护,并且对于要求单相重合闸的线路,2套主保护都应当具有选相功能。主保护主要有纵联电流差动保护、纵联距离保护、纵联方向保护。后备保护采用阶段式相间和接地保护(包括距离保护、零序电流方向保护),允许与相邻线路和变压器的主保护配合,从而简化动作时间的配合整定,同时应能反应线路的各种类型故障。

2 风电场送出对电网保护的影响

为研究大规模新能源接入对传统继电保护原理和保护动作行为的影响,西安交通大学于2012年9月组织了国内主要厂家,在开普国家继电保护及自动化设备质量监督检验中心对110 k V、330 k V线路及330 k V变压器部分继电保护产品进行保护动作性能RTDS测试。

2.1 试验系统

试验系统如图2所示。试验系统主要参数如下:等值系统短路容量4 580 MV·A;同步电厂装机容量660 MW;风电1包含等值双馈式机组49 MW、直驱式机组45 MW;风电2包含等值双馈式机组198 MW、直驱式机组99 MW;风电3包含等值双馈式机组148.5MW、直驱式机组49.5 MW;风电4包含等值双馈式机组99 MW;光伏1容量50 MW,光伏2容量60 MW,光伏3容量40 MW。

各个厂家保护装置安装于110 k V送出线1、2,330 k V变压器1、2,330 k V送出线1、2上。试验时,RTDS将仿真的电压、电流数据等传送到继电保护装置,同时读取保护装置输出的断路器通断等信号,形成闭合试验。试验考察不同位置故障(K1—K26故障点)、不同故障类型、不同风电运行工况条件下,各元件保护装置的动作性能。

2.2 新能源场站暂态模型

基于RTDS平台建立了各类型新能源机组电磁暂态详细模型,新能源场站故障暂态特性取决于其故障期间低电压穿越控制策略。

a.双馈式风电模型。

为防止系统电压跌落期间变流器IGBT过载,双馈式风电在故障期间投入转子Crowbar短路电阻,同时闭锁变流器,并配合桨距角调节限制输入机械功率的捕获。此时机组作为异步发电机运行,其励磁电流变成衰减直流,定子电流主要为故障前转速频率的交流分量,频率范围为35~65 Hz。双馈式风电详细模型参见文献[15]。

b.直驱式风电模型。

直驱式风电采用全功率变流器,实现了机组与电网的完全隔离,故障特性取决于网侧变流器故障控制策略。在故障期间投入直流Chopper卸荷电路;调整网侧变流器有功功率控制目标,同时发出无功功率支撑系统电压;采用正负序分离控制技术消除故障电流中的负序分量。直驱式风电详细模型参见文献[15]。

c.光伏电站模型。

光伏电站也采用全功率变流器,其故障控制策略及暂态特征与直驱式风电类似,不再赘述。

d.新能源场站暂态等值方案。

采用基于容量加权的参数聚合等值方案,为简化分析,近似认为同一风电场内所有机组运行在相同工况,详细等值方案参见文献[6-7]。

2.3 试验结果分析

试验共进行166组不同位置、类型故障,重点考察线路、变压器等元件区内及区外系统侧故障时,各保护元件受风电暂态电压、电流特征的影响。统计各保护装置试验结果,得出各保护元件的正确动作率如表1所示。

a.基于单端电流量的选相、零序电流元件。

风电场端的弱电源特性使得110 k V及以上电压送出系统接地短路时,正负序阻抗远大于零序阻抗,且零序网络中不包含风电机组部分。接地故障时风电场侧短路电流主要为零序分量,使得三相电流相近,且零序电压、电流中不会有非工频分量的存在[9]。试验结果表明,利用电流变化特征的选相元件受到严重影响,零序电流保护可以正确动作。

b.基于单端电压、电流量的距离、方向元件。

双馈式风电场送出线路故障时,风电场侧短路电流的主要频率分量随短路前机组工况变化,不再保持工频,而风电场侧母线电压一般由系统支撑,可以维持工频,使得风电场侧保护测量处的电压、电流频率有所差别,会对依据电压、电流运算结果而动作的距离元件、方向元件产生不良影响。试验结果表明,距离元件、相分量及正负序分相方向元件正确动作率极低,零序方向元件可以正常工作[11]。

c.基于双端电流量的差动元件。

基于双端电流量的分相电流差动、零序电流差动保护,在风电场暂态电流的作用下正确动作率均为100%,仅是灵敏度有所降低。

d.基于双端电压、电流量的纵联距离、纵联方向元件。

基于双端电压、电流量的纵联距离、纵联方向保护,会受到风电场侧距离、方向元件不正确动作的影响。对于允许式及闭锁式纵联保护,都可能造成线路区内故障的拒动及区外系统侧故障的误动。

3 风电场送出电网保护配置建议

风电场送出电网保护影响RTDS试验表明,当前风电场送出电网继电保护配置无法很好地适应风电场大规模集中式接入的情况,需要对当前保护配置情况进行改进。

3.1 110 k V送出线路保护配置

110 k V风电场送出线路的主保护建议配置分相电流差动保护,其在风电场暂态电流的作用下仅是灵敏度有所降低,对于动作的正确性并无明显影响。

保护中的基于相量算法的阶段式相间和接地距离保护无法适应大规模风电接入的现状。双馈风机故障暂态电流衰减时间常数τ′r=0.026 s[11],即经过4τ′r~5τ′r后,风机不再向电网送出非工频电流。因此对于无延迟动作的距离Ⅰ段,将因为故障电流严重的非工频分量而导致保护不正确动作;对于带延时动作的距离Ⅱ段和Ⅲ段,由于故障电压、电流中的非工频分量几乎衰减完毕,所以仍可以正常工作。因此建议在实际运行中退出距离Ⅰ段,或者增加一个0.15 s的延时。而解微分方程算法的距离元件是基于线路RL时域模型而设计,与信号的频率没有直接的联系,可避免相量距离保护算法存在的问题,建议采用以保证Ⅰ段的正常快速动作[11],距离Ⅱ、Ⅲ段正常配置。

根据试验分析,基于零序分量的零序电流保护可以正常工作而不受风电接入的影响,建议配置作为高阻接地故障的后备保护。

3.2 送出变压器保护配置

变压器主保护所采用的比率制动特性的电流差动保护同样在风电场暂态电流的作用下灵敏度降低。另外,采用2次谐波制动的励磁涌流闭锁判据在非工频电流分量的作用下会在较长的时间内(严重情况下达到2~3个周期)将电流差动保护闭锁[8],从而使得差动保护的动作速度减慢。因此为了保证变压器差动保护的快速动作,应当考虑采用其他的不受非工频分量影响的励磁涌流判据,如间断角鉴别、时差法等。

后备保护配置过电流保护、复合电压启动的过电流保护或复合电流保护。变压器保护中的零序电流方向保护不受风电接入的影响,因此可投入作为区内接地故障的后备保护。

3.3 330 k V送出线路保护元件

试验结果表明,纵联距离、纵联方向保护受风电的暂态电压、电流影响无法正常工作,而纵联电流差动保护仅是灵敏度降低,仍可快速正确动作。因此建议配置2套独立的光纤电流差动保护作为330 k V线路的主保护,以提高保护的正确动作率。

由于风电场的弱电源特性,风电场侧保护装置基于电流量的选相元件正确动作率较低,建议采用基于电压突变量的选相元件以保证弱电源侧的选相灵敏度。

受风电的暂态电压、电流影响,基于正、负序及相量分量的方向元件正确动作率较低,建议采用基于零序分量的方向元件[9]。

后备保护配置建议与110 k V送出线路相同。

4 结论

本文根据大规模风电场并网送出电网继电保护影响RTDS试验结果,分析了当前保护存在的问题,并给出风电场送出电网保护配置建议如下:

a.110 k V线路的主保护采用分相电流差动保护,建议采用解微分方程算法的距离Ⅰ段,或将相量距离Ⅰ段保护延时0.15 s动作,同时配备常规距离Ⅱ、Ⅲ段及零序电流保护以作为相间及接地故障的后备保护;

b.送出变压器的主保护采用比率差动保护,建议采用不受非工频分量影响的间断角鉴别、时差法等励磁涌流判据,后备保护配置过电流保护及零序电流方向保护;

c.330 k V送出线路主保护建议配置2套相互独立的分相电流差动保护,采用电压突变量选相元件及基于零序分量的方向元件,后备保护配置建议与110 k V送出线路相同。

摘要：开展大规模风电场并网送出电网继电保护实时数字仿真(RTDS)试验,指出现有风电场送出电网继电保护存在的问题,给出风电场送出电网保护配置建议:110 kV送出线路的主保护采用分相电流差动保护,后备保护采用解微分方程算法的距离Ⅰ段,或将相量距离Ⅰ段保护延时0.15 s动作,同时配置常规距离Ⅱ、Ⅲ段及零序电流保护;送出变压器主保护采用差动保护,励磁涌流判据采用间断角鉴别、时差法等方法,后备保护配置复合过电流保护及零序电流方向保护;330 kV送出线路主保护配置2套独立工作的分相电流差动保护,采用电压突变量选相元件及基于零序分量的方向元件,后备保护配置与110 kV送出线路相同。

继电保护技术问题研究 篇8

【关键词】电网；继电保护；正确动作率

1.提高继电保护动作正确率的措施

1.1严格执行继电保护工作的规程及反事故措施

继电保护工作在电力系统中是相当重要的，决定了电网的各项安全指标。关于继电保护制定了相关规程，继电保护规程是根据继电保护的原理及安装过程和操作细则制定的有关说明，在继电保护运行的过程中要严格按照规程操作，一旦违规操作就可能给电网造成损失，不光是会造成设备损坏，还会对经济造成严重损失。电网继电保护及安全自动装置反事故措施是在总结经验教训的基础上制定形成的，他是提高装置动作正确率的重要技术措施，必须予以贯彻执行。各地方电网在贯彻部颁电网继电保护及安全自动装置反事故措施要点时要结合各地方电网的实际情况制定相应的实施细则，并明确实施进程的轻重缓急，结合具体情况执行。对施工单位要严格要求，不执行反措的工程绝对不予施工，通过严格的管理就会起到良好的效果。

1.2合理进行继电保护装置的配置和选型

继电保护装置是严密的控制系统，在继电保护装置运行时主要靠实时传输的电信号控制。合理配置继电保护装置，挑选质量可靠、性能优良、技术先进的保护装置是保证继电保护正确动作的前提条件，并且要十分重视保护装置硬件、软件的规范化。在继电器的选型上也要选择适合电网的型号，以保证电网的正常运行，如果选型不合理会直接影响继电保护的效果，给电网造成一定的压力，甚至引起大面积停电故障。同时电力是不可储存的，就在一定程度上造成了资源的浪费。为了电网的正常供电，不仅要要求继电保护的配置良好，还要确保继电器的选型正确，这样就是对电网最好的保护。

1.3加强对继电保护工作的安全检查

在电力行业都有一个特定的安全负责人，安全负责人根据安规的规定严格检查在工作中出现的安全隐患，不断在安全问题上提示工作人员，以保证设备和人身的安全。针对电网安全首先要考虑继电保护的安全，继电保护是安全大检查的重点。针对电网运行的特点，用电高峰期安全大检查的重点是查系统继电保护整定原则是否符合部颁整定规程。特别要强调对电网的主要联络线高频保护和母线差动保护的投运率检查。根据国家规定，在重大节庆日及重大政治活动时期要严格检查电网安全，确保继电保护可靠工作，以免造成重大事故，威胁国家及人民安全，防止恶意破坏事件的发生。

1.4实施奖惩措施

有效的奖惩措施能够保证工作人员的积极性，尽量减少人为事故的发生，在一定的程度上解决人为因素带来的安全隐患，也能增强工作人员的安全意识，确保人身不受伤害。对在继电保护工作中认真检查并及时发现问题的予以奖励，对工作中玩忽职守的要予以惩罚，以保证制度的严肃性。实施严格的跟踪检查、严格考核、实行奖惩必能促进继电保护工作的开展。

1.5及时消除继电保护装置的缺陷

对继电保护设备的缺陷和异常情况应及时处理，保证运行设备始终处于正常状态。在继电保护平时的维护中及时发现问题并及时解决，以免在关键时刻出现问题，导致严重的后果。随着科技的进步，继电保护装置也在不断的升级换代，向着更可靠更安全的方向迈进。根据电网结构的变化，必须及时做好继电保护整定计算工作，及时调整系统保护定值，以适应不断变化的电网。

1.6继电保护装置的基建工程管理

继电保护装置的基建过程非常重要，直接决定继电保护装置的安装质量，一旦质量存在问题就会造成很多的后续麻烦，需要经过长时间的查找更正才能恢复。在《电力系统继电保护及安全自动装置质量监督管理规定》中，强调投入运行的继电保护装置和继电器必须是经过正式检定，且经过试运行考验的性能优良的设备。二次施工图必须向运行部门交底，运行部门在工程验收时可行使安全否决权，在工程启动投运时应严格把关，消除继电保护不正确动作的隐患。只有保证基建、设计、运行等部门共同协作，才能做到基建工程一次、二次设备保质保量同步投产，避免遗留问题，为电网安全运行打下良好的基础，确保工程质量。

2.提高电网继电保护正确动作率的对策

2.1加强专业基础知识学习

在现阶段继电保护正确动作率是难以掌握的实际性问题，电力企业要加大员工对继电保护正确动作率的认识，加强对继电保护知识的学习，以确保在工作中不出现误操作的情况。目前继电保护仍是电力系统相对薄弱的环节，依然存在着发生电网重大事故的危险点。制约继电保护动作正确率提高的因素比较多，主要是制造质量，其次是运行部门继保人员、运行人员的素质与现代化大电网的要求不相适应，由于对人员培训的力度不强，导致工作人员在工作中产生惧怕心理。这就要求通过专业的培训，提高人员的整体技术素质。同时专业的培训也是提高继电保护动作正确率的重要保障，可以减少和消灭误碰、误接线、误整定造成的电网继电保护装置误动作事故。

2.2依靠高科技手段

现代社会是高科技迅速发展的社会，高科技已经在各个领域得到合理的应用，能够保证设备的可靠运行。在电力行业主要依赖计算机进行数字化控制，通过准确的信号传输来保证设备的稳定运行，设定一系列的预警信号，确保在发生事故前起到警示作用。目前，计算机管理在继电保护领域已有所发展，但成熟的优秀软件、管理系统尚有待进一步开发和完善，通过科学管理提高继电保护动作正确率，提高电网的效益，保证电网的安全运行，同时减少人身伤害事故的发生。智能电网中继电保护技术所具备的特点：（1）继电保护的数字化。在智能电网中，互感器的传输性能会增强，与此同时故障几率会有很大的降低。信息传输的真实性使继电保护装置的性能提高了，在以后的技术升级中，需要考虑怎样使继电保护的辅助功能简单化，利用数字化的传感器提高它的性能。（2）继电保护的网络化。将智能电网与互联网进行对接，用户可以将信息或数据共享，利用其它组件提高其保护能力，简化继电保护装置（实际上就是智能终端，将被保护的原件的数据或信息传送到网络控制中心，使其可以利用运行故障中的数据信息）。（3）继电保护的自动整定技术。该特点是指依据电力运行方式和故障变化改变保护性能、定值和特性，尽可能地适应电力系统的变化，改善其性能。

3.结束语

本文根据近年来继电保护装置动作正确率不高的情况进行了探讨，并提出了相应的改善措施，主要目的是为了电网的安全发展。在现在的社会，人们对电力的依赖程度较高，保证电力的供应是现代社会的首要任务。在某些情况下，一旦电网瘫痪会给社会资源及人们的正常生活带来极大的影响，甚至导致国家安全受到威胁。电网安全也是一种重要的战备保障。通过对继电保护动作正确率的研究，就能保护电网的正常运行，减少影响电网安全的因素，为国家发展提供重要的电力保障。 [科]

【参考文献】