继电保护整定方案范例(12篇)
继电保护整定方案范文篇1
关键词：继电保护；安全运行；定值整定；对策
Abstract:therelayprotectionplanisthetoppriorityoftherelayprotectionsystem,fixedvaluesettingcorrectornot,relatesdirectlytotherelayactioniscorrectornot,givefullplaytotherelayprotectiondeviceintheroleoftherelayprotectioninthepowergridisatfaultcanquicklyandcorrectlytoreflect,soastoensurethesafeoperationofthepowergrid.Inthispapertherelayprotectionsubstationoftheexistingproblemintheunderstanding,especiallytorelayprotectionsettingvalueinsettingthephenomenonisdescribed,andthecauseoftheanalysisonthebasisofanalysis,putforwardthesolutionofthepath.
Keywords:relayprotection;Safetyoperation;Fixedvaluesetting;countermeasures
中图分类号:TM58文献标识码：A文章编号：
引言
随着电网的迅猛发展给继电保护系统提出了更高的要求，而计算机、电子和通讯技术的发展又给继电保护系统注入了新的活力。在继电保护的实践中，定值的计算与整定涉及到设计、施工、计算、变电(试验)等等方面分工，这些工作如果协调不到位，哪怕是一个环节出现问题，都将导致继电保护整定定值有误，进而导致电网中存在安全隐患，甚至引起电网事故。因此，做好继电保护的整定对于保障设备安全和生产的正常进行是十分重要的。为了完成本文，笔者走访了盐城市的红光变、冈西变及北龙变的三所变电站，对继电保护中存在的定值误整定的现象进行了调研。
1常用的继电保护基本原理
应用于输电线路的常用保护有以下两类:一类是反应输电线一端电气量的保护。如反应电流增大而动作的电流保护，有相电流保护、零序电流保护;反应电压下降而动作的低电压保护;反应测量阻抗减小而动作的距离保护，有相间距离保护和接地距离保护。这类保护通常是阶段式的，无时限动作的I段由于无法识别线路末端故障和相邻元件出口故障间的区别，所以为保证选择性，I段保护范围必须小于线路全长。剩下部分必须由带时限动作的n段来保护，为保证选择性，其保护范围不能伸出相邻线路I段范围，否则与相邻线路的II段会发生竞争，失去选择性，动作时间一般比相邻I段高一时限。III段保护一般起后备保护作用(在终端线也可以起主保护作用)，其定值一般按躲正常负荷情况整定，所以比较灵敏，但动作时间按阶梯原则整定，越靠近电源端会越长。这类阶段式保护通常受电网结构与运行方式的影响较大，其整定计算比较复杂。
另一类保护是反应输电线两侧或多侧电气量的保护，如反应内部故障与外部故障时两侧(多侧)电流相位或功率方向差别的差动保护，有纵联差动保护、相差高频保护、方向高频保护等。这类保护不受运行方式的影响，能明确区分区内区外故障，并瞬时动作，不需要与相邻线路配合，整定计算也相对简单。输电线路的上述保护原理也可以作为变压器等元件设备的保护原理，除此之外，还有根据元件设备特点实现反应非电气量的保护，如当变压器油箱内部的绕组短路时，反应于油被分解所产生的气体而构成的瓦斯保护，以及反应于电动机绕组的温度升高而构成的过热保护等。
2继电保护人员配备问题
继电保护人员是完成继电保护整定工作的主体，整定人员的水平、经验、工作态度及工作时的精神状态，都会影响整定工作完成的效果。对继电保护工作的管理，首先应从整定人员管理入手，当前主要存在以下问题。
2.1部分供电公司无专职的继电保护整定人员，人员变动频繁，整定计算人员专业技能水平不一，不能保证继电保护整定工作整体水平的持续提高。
2.2整定计算原则及整定计算过程中的问题。不同的整定人员按规程进行整定计算，在此过程中由于选择的整定方案及整定原则的不同，可能造成整定结果有差异。如对具体保护装置内控制字、压板等理解不一致，控制字中复压闭锁方向应如何取舍，电流回路断线闭锁差动是否投入，线路重合闸时间如何确定，35kV联络线是否需要投两端保护，主变压器后备保护限时速断电流保护是否投入，计算中可靠系数、返回系数取值等，都有可能造成继电保护整定计算的差异。
在2010年，某110kV变电站的10kV分段开关跳闸，引起10kVⅠ段母线失压，造成了大面积的停电，在社会造成了恶劣的影响。其直接原因，是运维人员在倒闸操作时漏退一块压板所致，事后对该供电公司管辖的各变电站的继电保护定值单和保护压板的投退情况检查时，发现部分变电站的母线分段保护是作为线路的后备保护使用的，在另外部分变电站，却是作为母线充电保护使用的，可想而知，这起保护误跳事故的发生是必然的。
改进措施：根据各地区电网的具体结构特点，编写制定统一的地区电网保护整定原则，针对不同厂家的保护装置具体说明，对继电保护人员培训、整定人员计算核查都有较强的指导意义，且可为保护整定人员提供学习参考和整定核查依据。
3继电保护中存在的定值误整定现象分析
3.1旁路保护定值的误整定显现突出。一是线路定值修改、增删后，旁路定值未作相应修改、增删；二是因线路保护种类较多，旁路保护也不统一，因而旁路保护代线路保护的形式繁多。当旁路保护与线路保护类型不同时，有时旁路保护定值、压板或装置面板插槽位置未作相应修改。三是母联兼旁路的方式，开关作母联运行时，作旁路运行时相关保护未退出，仍然是代出线方式；开关作旁路运行时，作母联运行时的相关保护未退出，仍然是母联方式。
3.2公用设备保护的定值整定有误一是变电所现场故障录波器整定定值单与现场实际不符；二是故障录波器内部定值与整定定值单不符，如线路名称、启动量等；三是母差及失灵保护也出现上述现象。
3.3主变压器保护出现定值错误现象。例如，某110KV变电所在进行1#主变保护更换时，中、低保护定值整定T1时限跳母联、T2时限跳本侧开关，T3全切功能不用。但在进行保护装置调试时，因定值未及时收到，故三段时限全部做了，且Ⅱ、Ⅲ段实现全切。在定值整定以后又未做压板独立性检查试验检查，只看到保护能动就行了。在进行2#主变保护更换时，T2时限跳本侧开关（1#、2#主变保护定值基本一致）功能不能够实现。经检查发现：在厂家配线时，其根据技术协议，未配T2时限跳本侧的出口线，而定值又偏偏用了该功能，加之保护调试时态度不够认真，试验未能做全，导致了该主变保护定值出错。此外，因主变过负荷闭锁有载调压功能的实现不同厂家的装置其原理接线不一样，如压板与过负荷输出接点并联，此时要实现闭锁功能，压板必须退出，一旦投入，任何时候均能调压；如压板与过负荷输出接点串联，此时要实现闭锁功能，压板必须永远投入，一旦退出，任何时候均不能调压。但运行人员、甚至保护工作人员往往仅限于字面理解，误投或误退压板。
3.4定值、图纸管理不健全。某些变电所定值、图纸不全或不是当前有效版本，也查不到相应的试验记录，无相关设备台帐。
4解决继电保护定值误整定现象的对策
4.1要做好设计、施工、计算、变电(试验)等方面协调配合工作。一是加强定值计算人员与保护人员之间的相互学习和沟通。计算人员应对装置有一定的了解，变电保护人员应对定值单的内容有一定了解；二是设计、基建、技改主管部门应及时、准确地向保护计算、整定人员提供有关计算参数(技术协议、保护类型、启动方案等)、图纸，施工部门在调试完保护设备后也应及时将有关保护资料移交运行部门；三是整定计算人员下达定值时，应对照实际定值内容，全面下达定值，尽量避免因定值不全导致现场整定时发生歧义；四是现场保护工作人员应加强对保护内部接线（包括装置内部的逻辑图）的全面掌握，每套保护的功能（包括压板）均要独立检验，如发现装置与整定内容不符，应及时通知计算人员以便及时作出相应的更改。在更改线路保护定值的同时，必须更改旁路保护的定值；在新上线路间隔时，必须考虑到公用设备的定值修改。定值修改必须全盘考虑，按有关规定进行，并应作详细记录。同时，加强对运行人员在各种运方下二次设备知识的培训。
4.2重视旁路保护定值。尽管对单个变电所而言，旁路代路时间较短，但对整个电网而言，如旁路保护定值不正确，则意味着很多时间内均有局部电网的定值不正确。因此，应象对待线路保护定值那样重视旁路保护，同时应形成这样的概念：在更改线路保护定值的同时，必须更改相应的旁路保护定值。如代线路保护与旁路保护类型不同，应将相应的定值、压板或装置面板插槽位置进行彻底检查。应对运行人员进行旁路、母联互相切换方式的知识培训。
4.3低层班组、保护专职应加强对变电所公用定值的管理与核查。若须变动，应及时与上级有关部门沟通，确保其正确性。上级部门在下达公用设备的定值时，应根据不同的装置类型，全面下达其定值单，包括不用的，以免下面在执行时产生歧义。同时，变电人员和计算人员应加强相互的学习和交流，也应了解技术协议上的配置要求。现场整定人员应对整个保护动作回路做全面的检查，验收试验应按照定值单做全，压板的独立性一定要检查。
4.4图纸设计人员在设计时就应规范线路压变二次输出电压值，保护调试人员应全面掌握电压回路的动作逻辑，及时反馈给定值计算人员，定值计算人员应全面下达各种定值，而不是只下达通用部分，别的让保护人员自己发挥。
4.5明确各单位继保人员(如调度中心与检修公司、生技部与二次班等)的分工，并承担起相应的责任，应按时间顺序和保护类型、以元件(线路、主变、故障录波器、备自投等)为单位建立起设备、定值、图纸及其试验的台帐，定值更改及检验都应作相应的记录。现场应建立起专人负责制，加强对上述技术档案的管理。
5做好继电保护的标准化工作
做好继电保护端子、压板的标准化设计工作，并及时在电网内推广、应用，不仅能提高继电保护的运行维护水平，而且为继电保护的不断发展奠定良好的基础。标准化的设计，进一步完善继电保护的配置、选型，做好标准化设计，为今后的保护设计(包括厂家的制造)、运行、检修、管理打好基础。但同时我们也要看到，由于电网的结构越来越复杂，有些线路有串补，有些线路没串补；有些是可控串补，有些是固定串补；有些是和直流很近的交流线路，还有些是高压海缆等等，如果保护简简单单的搞全网统一，可能会出现问题。做标准化设计时，建议要求统一保护的屏标准、端子标准、二次回路标准，但是保护功能搭配要灵活，以满足电网发展的需要。
6结束语
随着科学技术的飞速发展，继电保护在变电站中的作用也越来越重要，它不仅保护着设备本身的安全，而且还保障了生产的正常进行，因此，做好继电保护的整定对于保障设备安全和生产的正常进行是十分重要的。加强继电保护管理，健全沟通渠道，及加强继电保护定值整
定档案管理等工作是提高继电保护定值整定的必要措施。
参考文献
继电保护整定方案范文篇2
【关键词】继电保护；配置；110KV；数字化变电站
引言
电力系统的运行良好与否直接关系着人民的人身安全和各种社会生产活动。组成电力系统的结构复杂且元件数量众多，其运行环境与运行情况比较复杂。各种外界因素和设备本身都有可能产生故障，可能导致电路系统事故的产生，阻碍整个电力系统的正常运行。因此在电力系统运行中，针对导致故障产生的各种因素要做好积极的应对预防措施，来减小或消除故障发生的可能性，当故障产生时，能够快速有效的切除相关的故障元件，防止故障的波及性扩大，这个任务便是由继电保护与安全自动装置来完成。
一、继电保护的基本原理及保护装置组成
电力系统的正常运行要求各个组成元件在额定的安全参数（电流、电压、功率等）内，系统的故障容易造成实际运行数值超出安全范围，对电路运行构成威胁。继电保护配置起到反事故及时应急处理的自动保护作用，继续保护配置的设计要求能够正确的区分设备和系统的正常与非正常的运行状态，以实现继电保护功能。
电路故障的一个显著特征是导致电流剧增或者电压锐减，继电保护的最初设计原理反应的便是针对这一特征就行电力系统故障保护，其中包括过电流保护设置，变压器低电压保护设置和母线保护设置等。同时能反应这一特征的电路参数为阻抗，根据阻抗降低的数值反应故障发生点距离的远近。
继电保护装置主要组成部分有：参数测量部分、逻辑部分、额定值调整部分和命令执行部分。如图一所示。参数测量部分负责将给定的整定值与额定参数值进行比对，以判定设备的是否处于正常运行状态。逻辑部分根据参数测量部分输出的数据（输出量的大小、性质、状态出现的顺序组合等）进行逻辑判断，相应的进行下一步的逻辑关系动作。执行部分则是依据根据以上顺序的判定结果执行断路器跳闸或者发出警报信号。
二、110kv数字化继电保护配置设计研究
数字化变电站以IEC61850通信规范，智能化一次设备和二次设备网络化结合，实现变电站内设备之间的信息数据共享和互操作。数字化变电站对二次设备系统的改良影响最为深远。继电保护配置作为二次系统的重要组成部分直接关系到电力系统的安全稳定运行环境，也一直是最受继电保护工作人员最为关心的课题。通过数字化变电站技术的研究和技术设备的逐步完善，将提高继电保护配置水平。
1、与常规110KV变电站的比较
根据IEC61850标准，数字化变电站通信系统分为变电站调控层、间隔层和过程层。其中调控层与过程层采用IEC61850-8-1定义规范，采用MMS技术规范，即通信服务映射接口制造报文技术规范。间隔层与过程层的网络由IEC61850-9-1定义规范，采用单向多路点对点串行通信链路。数字化变电站对继电保护的影响主要体现在：
（1）简化二次接线设计。ETA、ETV将电子互感器的信号源采集数据转变为数字信号，通过光线及网络截图继电保护装置，增强了系统的抗干扰能力，改善了传统传感器存在的二次交流回路。实现了一、二次系统之间的电气隔离。断路器位置、刀闸位置也由数字信息形式接入继电保护，因此常规变电中TA饱和，互感器二次断线损害、多点接地等问题得到了解决。智能开关作为终端设备接接收并执行控制命令，各单元之间界限分明，可以减少现场工作人员人为操作失误造成的误接线等情况，同时简化断路器控制回路的二次接线设计，减少继电保护装置的I/O插件。
（2）简化变电站继电保护配置。面向变电站事件的通用对象即GOOE通信技术的应用，可以实现同一标准平台上的实时信息数据共享，从而简化了继电保护配置。
2、配置方法
与传统的继电保护配置相比，数字化变电站的继电保护配置采用光纤接口插件，GOOE光纤通信接口代替I/O接口插件。CPU插件的模拟量处理更换为通信接口处理。
变压器配置上每台采用一个MU合并单元，负责采集母线电压以及主变压器各侧电流，主变压器差动保护、录波装置、高低侧电能表由MU合并单元直接提供数字接口。每条10KV出线、电容器才有采用独立的合并单元。
GOOSE网与保护和测控装置以及站控层网络相连接，实现信息的传输以及监控指令的接受，具体图示如下：
二、加强继电保护的应对策略
为了保护继电保护系统的正常运行，需要对继电保护故障有合理的处理策略，以减少故障产生带来的损害。具体措施从以下几点着手：
1、持续完善继电保护设备的合理配置方案
我国110KV的继电保护配置方案限于技术和经济投入上的制约，在双重保护配合和智能化配置上仍显不足，更完备的继电保护配置方案得不到后备资金的支持而无法具体实施。相关部分应该意识到继电保护的重要性，提高继电保护重要性意识，加大对其资金上的投入，变电设备应该符合110KV的继电保护配置要求，后期故障处理方案和维护方案的制定必不可少。我国近几年来电力系统中比较常见的问题是变压器不同程度的损毁，其主要原因就是对变压器缺少足够的持续性保护措施，继电保护设备在配置上过于简单，为了节省预算在继电保护人员配置和方案制定上从简处理，此类短期电路保障方案的实施可能造成日后维护工作上的困难度加大，变相的加大了维修和保护成本。所以在继电保护上应该加大合理的资金投入，采取多种保护措施，完善继电保护设备的配置。
2、调度人员对继电保护按照独立装置类型进行检查和统计
对目前系统运行的各种保护装置常出现的故障进行数据统计，并建立数据库系统。独立装置包括线路保护装置、变压器保护装置、母线保护装置、重合闸保护装置、开关操作箱以及其他安全自动装置等。对其常见故障进行分类检查和统计，在出现问题时可以快速、正确的针对性处理，系统故障的数据统计和研究对继电保护方案的优化和升级提供了宝贵的参考资料。
3、了解继电保护存在的缺陷，提前预防
工作人员要透彻的了解继电保护装置存在的客观缺陷，掌握设备的运行规律，对系统可能产生的故障点有深入的了解，能够通过缺陷管理寻找设备运行的常发性和非常发性故障。针对继电保护的故障点进行提前预防，掌握故障数据，了解其性质，在事故未发生之前，就及时的分析和制定针对各种问题的相应解决对策，以便在故障产生时能有序、快速的对故障进行消除。
4、合理配置继电保护高素质专业人才
继电保护整定方案范文1篇3
关键词：变电站继电保护动作准确可靠
引言
继电保护是电力体系的重要组成部分，如何保证继电保护的准确性，已经成为电力系统正常运行的关键性问题，因此，积极探析变电站继电保护的准确性方案，将其运用到继电保护过程中去，是很有实践意义和理论意义的。
一、继电保护原理
继电保护以前，除要了解故障信号检测方法，还应当掌握信号信息采集方法，并可以正确把故障信号由正常信号内划分出来。凭借故障对于出现故障的时候电气量变化特点研究，能够相应形成作用在不同层次各种继电保护电力系统。打个比方，电流速断与过流保护对于短路故障电流增大情况可以有效抑制；电压速断与低电压保护对出现短路故障电压降低情况可以有效应对；超负荷保护能解决短路故障电流与电压间相位改变情况。
二、影响继电保护准确性的主要因素
1、软件的影响
继电保护装置自身软件程序的逻辑设计上若存在缺陷，最容易导致继电保护装置动作不可靠，这种因素是由厂家质量管理体系不严格，而导致在软硬件配置与调试方面存在较多的问题，而电力企业在装置验收及安装时并未进行严格的检测，从而导致其存在严重的准确性问题，同时要求有关单位在招标时严格排查，选择可信度高、逻辑严密较为成熟的软件程序，进而减少继电保护装置误动作率，避免给企业酿成严重的后果。
2、硬件的影响
硬件对于继电保护装置的影响是多方面的，继电保护装置所装的元器件老化、损毁或质量不过关都可以导致继电保护动作不可靠，这方面的影响因素和影响导致的故障结果是各种各样的，任何微小、毫不起眼的器件都有着重要的作用，任何元器件的功能和作用都不可被忽视，即使略微虚焊的焊点也有可能会导致电路大规模无法正常工作，从而带来无法挽回的后果和巨大的经济损失，所以有关部门招标时不但对于软件方面需要严格排查，在对于硬件方面也要严密把关，选择质量可靠的厂商和设备，维护过程中的工作也要细致、严谨，及时发现不合格或者老化损坏的硬件，尽量降低硬件问题造成的设备不准确性的概率。
3、继电保护装置安装的合理性。
安装继电保护装置，需要具备良好的安装环境，这就涉及到安装环境选择的问题，干燥整洁的微机保护装置安装环境，往往可以保证设备使用的期限和效能；
4、继电保护装置维修工作没有切实开展下去，很多情况下由于检修工作上的漏洞，没有在第一时间对于微机保护装置进行故障处理，由此严重影响到变电站继电保护的准确性，也是常常发生的问题。
二、提高变电站继电保护可靠性的方案
1、制定基于继电保护可靠性提升的配备方案
为了能够提高继电保护的可靠性，积极注重继电保护的配置方案，是很有必要的。我们可以以220kv以及以上设备保护配置为例，对于主保护配置来讲，建立两套完整独立的速动保护，其中一套倾向于各种故障类型的保护，以无限时限动作的方式切除故障；在此基础上采用后备保护配置方案，给予元件和线路配置故障后备保护的同时，采用阶段式距离保护的方式来进行配置。
2、保证装置的质量及性能满足现场需求
目前，大多数微机装置在质量和性能上已经比较成熟，但是也不乏一些不正规厂家生产的劣质产品，因此在装置选购及备件的采购上必须严格把好质量关。另一点，已投产的装置必须按周期进行其功能的检验，以保证使用中的装置在性能上能满足现场需求。
3、采取有效的抗干扰措施实现可靠性提升
其一，严格控制电缆，模拟量电缆屏蔽层两端的可靠接地；其二，高频电缆屏蔽层两端做好接地处理，在此基础上安装接地粗导线；其三，交直流回路尽量不要与电缆进行混用，强弱电回路也保证独立线路，不得为了节省资源而进行并入；其四，合理配置二次防雷设备，避免雷电对于继电保护设备的破坏二
4、确保接入保护装置模拟量的正确性
继电保护所接入的模拟量，一般都是从互感器至端子排，再进装置。要保证其正确性，一是互感器引出端子的极性必须正确，二是从电流互感器电压互感器二次端子引至保护装置的接线必须正确。很多情况下，从互感器出来的量有些并非直接接入保护装置，而是先接在开关柜内的端子排上，再经电缆接入保护装置，这过程中很可能出现配线错误，如将A相与B相接反、或者在清扫回路时将端子排上的接线弄掉落等等情况都会造成装置的判断混乱而动作，造成不必要的跳闸事件。还有在差动保护中互感器的极性问题，也是很重要的，极性要是接反，装置判断的差流将不再是零或很小的值，而是正常运行电流的二倍，保护将动作于跳闸，即差动保护将无法做出正确的判断而失去其作用。再如备用电源自动投入装置的交流量接错会造成很严重的后果。
5、微机保护装置必须安装
微机保护装置具有可靠性高、灵活性强、性能增强、维护调试方便等等特征，同时也有利于实现变电站综合自动化二微机保护装置对于继电保护动作具有很重大的意义，所以在继电保护装置中不可免去微机保护装置的安装。
6、注重CT线圈合理配置和二次回路的设计
集合具体线路的配置需求，以防止出现动作死区为出发点，使得相邻设备之间处于保护交叉的状态。在这样CT线圈合理配置方案下，即使电流互感器二次绕组内部出现故障，断路器跳闸后故障可以被切除，或者在失灵状态下感受到电流的拒动，由此保证变电站继电保护的可靠性。另外，从二次回路设计的角度入手，积极应对线路保护死区问题，变压器保护死区的问题，以保证变电站继电保护的可靠性。
6、提高继电保护整定人员在整定计算过程中的责任
继电保护人员需要培养自己的安全意识，每一步操作都需要十分谨慎小心、深思熟虑，不可麻痹大意，每一个动作都要小心避免误碰元件使元件损坏或错位。作为继电保护人员，要意识到自己所承担的责任，在注意到自己的不足时就要在平时多加练习提高自己的技术水平和职业素养―继电保护人员需要有清醒的头脑、熟练的技术、严谨的态度和细心的品质。总之，在控制人为因素对于继电保护动作可靠性的影响方面需要提高继电保护人员的安全意识，处理好技术问题、提高工作人员的技术水平，并且严格把关人员工作时的操作规范性，这样才能降低因为人为操作因素造成继电保护动作不可靠的概率。
结语
现代电力系统的安全稳定性在微机型继电保护及安全自动装置的保障下达到了比较高的水平，主要由于二次回路的故障，仍然会造成装置误动作或拒动作。因此，作为继电保护维修人员，我们应该从二次回路入手，采取相应的措施，加强隐患排查的力度，确保继电保护及安全自动装置的可靠性，从而保证系统的安全稳定运行。
参考文献
[1]李钰瑜.数字化变电站继电保护调试技术研究[J].中国科技信息，2014，21：130-131.
[2]何欣欣.变电站继电保护安全风险分析及改进措施[J].科技风，2014，19：80.
[3]彭博涛.试论确保继电保护可靠性运行的方法[J].科技风，2014，20：87.
继电保护整定方案范文
关键词：智能变电站；继电保护；应用效果
随着电网建设的不断推进和发展，智能变电站逐渐取代了传统的变电站，变电工程也趋于自动化发展趋势，同时对继电保护装置有了更高的要求。继电保护装置需要在传统的变电站基础上实现对电能资源的有效保护，提升继电保护装置的灵敏度和应用效果。基于继电保护装置的特殊性，在实践过程中必须完善继电保护措施，以自动化硬件设备为基础，对各类装置进行有效的分析，实现继电保护的持续性应用。
1继电保护装置构成
1.1数字核心构件
智能变电站的继电保护装置是保护配置的核心部件，数字核心构件系统属于微型设计系统，和计算机结构体系无明显差异性。该设计形式主要是由存储器、中央处理器和控制电路等部件组成的，和计算机系统相比，继电保护配置形式更加完善，通过对数据、地址等进行追踪，能使其形成一个完善的系统，进而实现保护的原理[1]。
1.2模拟量输入接口部件
对于现有判定系统而言，电力应用系统会出现故障或者异常运行的情况，采用继电保护装置，能在第一时间了解实际应用电量，实现继电保护系统的有序应用。实际电量是不断变化，没有固定值能作为继电保护的依据，因此继电保护需要根据电量的要求，发挥输入接口的最大化作用，将电力传感器的模拟量转化为数字量后，将其提供到数字核心部门对数据进行审核和处理。
1.3开光量输入接口部件
对于电力系统而言，开关功能作用比较明显，开关量指的是非连续性信号采集和输出，涉及到信息的采集和遥控输出等，通常来说，数字电力的开关性质涉及到1和0两种状态，由于电力系统的开关性质和数字电路差异性明显，要明确触点的接通和断开。在继电保护阶段，开关量输入部件能及时确定开关状态，然后根据相应的状态采取相应的处理措施[2]。
1.4人机对话接口部件
人机接口指的是继电保护装置和使用者之间连接的部件，主要涉及到简易键盘、显示屏和指示灯等，多个部件建立起信息联系系统，实现对继电保护装置的有序监督和管理。信息系统的调试比较特殊，涉及到整定值和控制命令等，要了解信息反馈系统的具体要求，根据故障形式和应用类别的要求，对保护装置进行有效的检查，进而保证配件形式的有序性和完善性。
1.5外部通信系统
针对计算机局部通信网络形式的要求，为了实现通信接口的作用，需要及时对通信系统的形式和类比进行分析，掌握接口的具体构成。外部通信接口部件能实现装置的保护作用，为特殊保护功能专用的通信接口，其次通信接口为计算机网络接口，可以实现局域网和整体网络的有效应用。基于接口形式的特殊性，在应用过程中，要以电力系统计算形式为例，实现更高级的管理，包括数据共享、远方操作和远程维护等。
2智能变电站的继电保护措施分析
2.1分布式母线保护
传统的继电保护装置容易受到电磁干扰的影响，电磁干扰严重，会增加分散处理的难度。母线保护对智能系统的发展有重要的影响，涉及到中央处理单元，间隔处理单元和中央处理单元与各间隔的数据交换。在变电器保护过程中，变压器的主保护系统比较特殊，要正确识别次涌流和故障电流，避免出现外部系统对电路造成影响。利用电子式互感器能及时对电流量进行了解，正确区别各个电流间的关系。对于不平衡的电流，可以采用电子式互感器，通过提升灵敏度的形式，增加保护动作的有效性。
2.2线路保护
线路保护装置的种类比较多，在各个电压级别要根据间隔单位的保护和测控形式的具体要求，将测量、控制等形式落实到实处。变电站、发电厂和配电厂对电路应用系统有明确的要求，为了使其适应电路装置的具体化要求，可以将其和保护和自动化设备连接在一起，将其组成自动化系统，实现集中安装和应用。具体应用流程如图1所示。
图1线路保护装置的具体流程
线路保护形式比较特殊，为了保证电力系统的有序性和完善性，可以采用自动化设计形式，全部装置均可组屏集中安装，也可就地安装于高低压开关柜[3]。
2.3变压器的保护
变压器保护装置的形式比较多，在设计阶段必须对储油柜、吸湿器、安全气道、气体继电器、净油器等部分进行有效的了解。多种功能系统比较特殊，在内部设计阶段，要实现对电压和电流量的有序检测，电流测量主要是通过保护CT的形式实现的。在变压器保护过程中可以应用分布式配置形式，根据保护机制具体化要求，对安装和后备保护系统进行有效的分析。在此过程中，可以对测控和保护设备及合并器进行有效的分析，根据智能设备的应用形式，保证信息的有效传输和应用。在传输阶段，可以应用太网的形式实现数据的有效传输和应用。基于配置方案的特殊性，在实际工作中，要及时对滤波进行调整，在继电保护的过程当中，只需要消耗非常小的网络数据的信息量。
2.4过程层的保护
在过程层控制和保护中，要结合距离反应和应用形式，采用集中式的保护方式。由于对应的短路设备比较特殊，采用主保护系统，能对设备形式进行有效的分析，并完善通信形式，实现纵向保护。过程层保护的定值是固定的，不会因为电网保护系统的差异性而产生任何改变。在过程层控制阶段，要发挥电网控制形式的最大化作用，突出保护装置的重点所在，进而实现线路的保护。
2.5合理配置保护方案
在常规性保护阶段，线路的维护和保护系统比较特殊，针对母线保护机制的特殊性，需要对原有的输入系统进行分析，结合模拟量的具体变化，对各个接口进行检查。系统保护配置方案的系统保护配置方案采用双重化配置原则，每一套保护都可以独立完成整个变电站所有设备的继电保护任务，同时完成测控功能，可以互为备用。独立投人或退出这种保护配置的显著特点就是保护对象为多个元件，网络结构比较简单，可以充分利用智能变电站的信息共享这一特点。系统保护配置方案对原有的保护配置方案进行了一次比较全面的改进，多套保护功能集于一身，便于进行综合分析与判断。
3结束语
随着科学技术的不断发展，智能变电技术设备取得了突出的成就，在实践过程中需要完善发展形势，从保护装置的构成和应用现状入手，体现智能维护系统的有效性。智能变电站的继电保护和传统保护机制存在一定的差异性，要及时对分布式母线进行分析，掌握线路的具体要求，对保护原理进行相应的分析，最终实现设备的有序应用和维护，促进电力系统的可持续性发展。
参考文献
[1]杨依明，崔荣花，田克强，等.智能变电站继电保护配置方案分析研究[J].中国新通信，2013，24：96.
继电保护整定方案范文篇5
关键词：继电保护；电力系统；电气保护
中图分类号：TM734文献标识码：A文章编号：1009-2374（2013）23-0060-02
随着我国科学技术的不断发展，我国继电保护装置已经得到了广泛的应用，其基本上已经代替了原有的各种类型继电保护设备，成为了电力系统中的重要成分，为电力系统的安全有效运行奠定了基础。
1继电保护运行模式概述
继电保护装置指通过对电力系统问题的研究，以探求解决问题的一种反事故自动化措施，继电保护的重点任务是：当电力系统出现问题及异常现象时，继电保护装置可在最短时间内实现对电力的切除，或者发射信号引起工作人员的注意以消除异常情况根源，进而减轻或避免设备出现损坏，最终完成对整个电气系统区域的保护。
目前，传统的继电保护装置的运行模式如下所示：（1）继电保护装置的输入部分：其中需要输入的部分主要包括保护对象的电流、电压以及与其有关的一次设备的运行状态量，另外还包括从变电站和网络中收到的各类信息、对时及各种网络报文数据等。（2）继电保护装置的内部采样、计算及逻辑判断：继电保护设备将接收到的信息，通过内部程序来完成对信息的处理及逻辑判断。（3）继电保护装置的输出部分：继电保护设备的输出部分包括相应状态信息、报文及动作等。
从以上电力系统的运行模式可看出，电力系统中的继电保护装置可以被认为是一个集数据接收、数据判断和数据输出的综合化系统。
2继电保护现状及研究意义
目前，电气系统在实际操作中由于操作不当而出现了很多问题，这些问题通常致使电力系统运行出现故障，另外继电保护工作量超过额定工作量也会导致继电保护设备运行出现故障，例如一些常常发生的继电设备保护功能降低、系统安全性的保护能力下降等，这些问题导致整个继电保护设备不能很好地完成保护工作。因此本文结合实际经验，对继电保护设备在运行中易出现的问题进行了探究，并对这些问题做了细致的分析，总结出了一些解决
方案。
3继电保护设备工作中常见问题及处理方法
3.1电网接入方法
我国现在最普遍的电网接入方式是在220kV下的旁路断路器，其主要包括以下两类接线方式：（1）主变压器接线；（2）转代线路断路器接线，通过主变压器保护及转代线路断路器对整个电气系统进行保护，可顺利实现电气系统中各线路的保护，下面对这两种接入方式在实际中的应用做重点阐述，并总结其易出现的问题，给出相应的解决办法。
3.2实际案例探究
以下将结合实际案例基础，以发变组220kV为主要案例，通过对以下案例的探究，而探讨旁路代路继电保护对电气设施的整个保护过程，详细地研究该保护过程中的保护装置运行状态，以下为变电站继电保护系统主接线图。通过对简图的探究，掌握整个继电保护系统的运行原理及运行细节。
3.3常见问题及解决对策
案例中使用的2810断路器，具体的电路结构划分如图1所示，通过对线路图的研究我们可看出断路器的具体保护工作流程，下面将举出一个实际步骤来对保护全过程做叙述。其中所有的保护过程均是根据继电保护中的光纤保护过程，值得注意的是该光纤保护过程是一个不可逆过程，因此在该种条件下只能通过将所用控制系统中的高频闭锁保护设备接入到旁路电路设备上以进行保护。下面为详细的实施步骤：步骤一：确认2810用作保护中的定值是否达到实际标准，然后对2810实施保护，并继续将开关闭合，在这个过程要注意对于高频段不再采取保护；步骤二：在打开2810断路器前首先要对2810断路器进行再次校验，检查其与旁路母线的充电连接是否合理，如果发现充电存在异常一定要立即关闭开关，如果确认充电确实正常则打开；步骤三：关闭4881两边的光纤保护装置（该装置在控制电脑的右侧放置）；步骤四：闭合4881的旁路开关，并将2810的旁路断路器闭合；步骤五：闭合2810旁路短路器；步骤六：4881短路器断路器断开，该环节是整个步骤中的重点之一，因此要特别注意；步骤七：有选择地将4881断路器切换至旁路，对通道进行校验，并确认正常；步骤八：检验4881断路器，并确认工作正常。上述八个步骤当中，假设是在旁路代路的状况下，对操作当中的一和二，也就是说在整个冲击旁路对电气保护的过程当中，如果是旁路母线出现故障，需根据4881断路器本身所具备的两种应急保护机制来对故障进行处理，并且直接使用旁路断路器进行保护，进而解除故障，在该过程中，怎样确保一次设备在操作时不间断是操作中的重点工作之一，因此为了保证操作更加规范就要将4881线两侧的微机光纤保护预先退出来作证。另外在后续操作中，在第四、五两个步骤当中工作的电气设备如在操作时出现故障，也可将其看作是线路4881的一个分支，可直接利用4881的微机高频闭锁来对问题进行处理，通常来讲，对于高频闭锁保护通道的置换需要在代路电气操作之后才可进行，最后值得我们注意的是，在高频切换过程中，线路在短时间内有可能失去对电气的快速保护，这时一定要使用线路的后备保障来对处理出现的故障。
4新间隔的启动
就拿220kV变电站做分析，假设采取双母线代旁路这种方式进行连线，在新线路开启时就会引起新间隔的保护出现故障或者新间隔工作不正常，因此要想保证线路冲击合闸可迅速恢复正常，就必须使用旁路断路器代替新间隔来完成整个工作。在实际运行中，提前对电气系统的保护操作重点如下所示：整个系统中使用的所有设备仅仅使用一根母线，这样就可余出一根母线，这时使用旁路母线替代新间隔在母线上完成工作。另外在新间隔的运行开始就要重点注意的是，对于失灵及母差要确保关闭和退出及时准确。最后对新间隔整个系统中的回路接入和传动作校验时，必须确认传动的合理性，接着才可将系统中的变电保护器投入运用。必须重点注意的是，对于新间隔在使用之前必须做带负荷实验，并确认实验没有故障之后才可将设备投入使用。另外我们要考虑利用母联过流的方式来当作新间隔的后备保护，在后期操作过程中，新间隔充电完成，线路断路器合环，带负荷之前，要注意整个线路保护通道的正常工作。至此，新间隔的启动顺利完成。
5继电保护的发展趋势
随着我国电力系统不断系统化、规范化及继电保护管理手段的不断更新，就要求电力系统中所使用的继电保护设备与这些先进的管理理念同步。目前，新的电力系统建设中，均使用了一些新型的电力设备，例如常见的无线电波、光纤通道等，这标志着继电保护方式已从传统的载波保护逐步向新媒介新材质保护过渡，这些继电保护产品的不断换代，要求我们相关的工作人员必须不断地掌握新技术新知识，并学会使用新的管理理念，最终确保继电保护装置的顺利工作。
6结语
本文主要探讨了电气操作过程中易出现的继电保护问题，并从继电保护各步骤出发，详细地分析了应对这些问题应该采取的解决措施，另外，论文从继电保护装置的运行特点及原理出发叙述了继电保护运行模式中应该注意的问题，并探究了电气保护装置出现问题的原因，结合实际工作经验提出了电气保护运行中的几点注意事项，最后文章简要地叙述了继电保护运行模式的发展前景。
参考文献
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[3]杨晓敏.电力系统继电保护原理及应用[M].北京：中国电力出版社，2006.
继电保护整定方案范文篇6
【关键词】110kV电网；继电保护；定值计算
近年来，随着国家经济建设的稳步推进，电力系统的建设也在不断加快步伐，为了满足社会和人民的用电需求，电网在持续扩大覆盖范围，而目前我国广大普通用户的供电网络中110kV线路十分常见，基于其服务对象的数量大、电网接线复杂多样等特点，对于电网中继电保护定值的整定计算直接影响着供电质量和整个电网的稳定运行。
1继电保护定值计算中的注意事项
继电保护是保障电网正常运行的一个重要手段，而继电保护的主要构成继电保护装置完全依据继电保护定值采取具体动作比如跳闸、报警等，在电网实际运行的过程中，由于供电设备和设备操作、管理、监测检修人员的存在，自然避免不了设备故障、人员工作疏忽、误操作或者不可抗拒的突然自然灾害等的影响，导致电网运行异常。与此同时，如果相关人员不能及时找出应对措施，快速合理地解决问题，极有可能酿成大的事故，给电力系统自身造成损坏的同时还影响了用户的正常用电。
1.1定值计算
对于电网中重要的电力设备变压器的保护是继电保护的一个必要构成，继电保护装置定值整定要充分结合实际情况，保障公用设备的定值准确无误。因为电流保护方式的不同效果，在实际的运用中通常会采用多种电流保护方式结合的措施，较为完美地保护本级线路和下一级线路，而这个配合工作的过程中电流速断保护方式和过电流保护方式与时间的不同关系，要求多种继电保护定值。线路保护中主、旁线路的不同要求使得继电保护定值也相应有很多差异，而在现场的定值管理中没有时刻关注这个因素，很容易出现主要线路定值改变后，却没有相应地修改旁路定值，造成主、旁线路之间的配合失误的情况。由于110kV电网直接面向用户，所以电网中含有很多复杂接线，而不同线路的继电保护定值也不同，如果在实际运行中稍有不注意，就会造成不同线路保护定值相同、相同线路保护定值却有差别等现象。
1.2各级继电保护之间的配合
通常对于同类性质的保护，应该着重距离保护和电流保护之间的配合，其配合的可靠性研究、配合方法、配合时间的安排都应该在整定计算前予以考量和确定，而在大规模整定计算完成之后，对于小范围的定值误差可以及时做出调整，在实际运行状态下，不断优化配合措施，强化继电保护能力。
1.3前期规划、定值管理
由于110kV电网多出现在基础供电阶段，在电网规划建设初期，由于技术和资金等因素的限制，导致最初设计的图纸和变电所相关定值整定根本不符合现实要求，而在后期的电网管理、设备检测检修、定值重整定等过程中对于定值的管理也出现了偏差和疏忽，造成继电保护定值计算错误的现象。由于基层变电所的服务能力增大，供电电压的质量也越来越高，对于覆盖范围越来越广的电网系统来说，一旦在建设完成，公用设备大面积投入使用的情况下，很难再及时更新换代，这类设备的定值通常是在投入之初由电网上层机构进行整定的，后期不可能因为某个变电所实际运行情况发生改变而由原单位做出修正。此外，还有些电网工作人员甚至忽略定值标准，任意设置设备运行继电保护定值，此时，如果电力线路中出现重大问题，电力部门需要付出很大的代价才能解决。
1.4电网工作人员能力不足
继电保护定值整定的准确合理很大程度上在于工作人员对整定过程以及后期管理的把握，而在一般情况下，相关部门对于整定结果的验收又显得不够严格，电网工作人员对于保护定值的理论认识达不到要求，在工作中就会出现各种各样的问题和麻烦，比如对于继电保护装置的采购缺乏经验、对于保护装置的具体动作所代表的含义不明所以等等。
2减少继电保护定值计算问题的对策
针对继电保护各环节的保护现状，从电网运行保护、定值整定管理等方面入手，寻找解决对策。
（1）增强定值管理意识。在电网建设完成，正常运行的过程中常常会遇到设备状态检修、线路改造等问题，在解决这些问题的同时，对于继电保护定值的及时整定和修改也是重要的一环。电力系统应该对相关管理人员进行明确的责任分工，给每个保护环节的关键点都要安排相应人员进行管理，积极展开培训，提升人员对于继电保护定值的管理能力和重视程度。
（2）继电保护定值整定资料收集。继电保护定值整定需要大量真实可靠的数据作为支撑，才能有效地保证计算过程的顺利开展以及最终计算数据的准确性。所以首先，在前期相关资料收集的过程中，要充分了解收集资料的范围和主要内容，在电网改造之初，方案制定部门要认真参考资料、图纸等重要信息做出判断；其次，在图纸、资料的整理过程中，要有统一标准和模式，保障数据在传播过程中的准确性；第三，保证各种保护定值信息的及时反馈，对于电网管理部门了解电网动态，为后续线路改造时定值的修正提供依据。
（3）提升对于旁路保护定值的重视程度。对于整个电网系统来说，虽然旁路保护定值只是非常微小的一部分，但是忽视对于它的管理，同样能给电网造成很大影响。因为，旁路保护定值整定有误，会导致局部电网中出现保护定值不正确的现象，电网系统的协同性、整体性会因为某一小部分的错误牵一发而动全身。因此，在继电保护定值计算、修正的过程中要提高认识，像对待主线路保护定值那样重视旁路保护定制的作用，保证各线路保护定值的协调。
（4）加大力度，强化保护定值的审查和管理。完善保护定值管理制度，规范整个修正过程，当继电保护定值需要修正的时候，相关部门和人员在制度的规定和指导下相互配合，有条不紊地开展工作，提高保护定值的修正效率。
3结论
继电保护整定计算是继电保护装置正常作用的保证，在维持电网安全运行方面有着重要的作用，所以对于定值的计算应该做到严格要求和认真执行。按照电力系统相关规程规定，规划合理科学的继电保护方案，在实际运行过程时刻关注电网动态，结合现场的实际情况及时准确的修改定值，满足电网不断优化的需要。
参考文献：
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继电保护整定方案范文1篇7
关键词：继电保护；二次回路；正确性；分析
Abstract:therelayprotectionanditssecondarycircuitisanimportantpartofthepowersystem,toensurethesafeandeconomicoperationofthepowersystem,preventaccidentsandexpandplaysanimportantroleofthedecision.Inviewofthecurrentrelaythesecondarycircuitprotectionexistingproblems,thepaperanalyzestheimpactofrelayprotection,thecorrectnessofthesecondarycircuit,onhowtoenhancethecorrectnessofthesecondarycircuitrelayprotectionwereputforth.
Keywords:relayprotection;Thesecondarycircuit;Correctness;analysis
中图分类号：TM77文献标识码：A文章编号：
1前言随着微机保护的发展以及激烈的市场竞争，继电保护技术日趋成熟，继电保护装置的可靠性得到了很大的提高，通过继电保护装置自身的自检功能以及比较完善的闭锁措施，以及保护装置的双重化配置要求，相对于晶体管、集成电路型继电保护装置，微机保护装置由于装置本身引起的故障而引起的误动、拒动越来越少。但由于新电厂、新变电站的继电保护装置安装以及一些厂站旧保护装置的更换改造的增加，由于二次回路接线的不正确而引起的事故日渐增多，因此有必要对如何提高继电保护二次回路正确性进行分析，以避免设备以及电网事故的发生。
2可能导致继电保护拒动、误动的二次回路问题
（1）基建项目、技术改造管理、施工及验收工作不到位。继电保护二次回路涉及电流、电压、控制、信号等很多回路，继电保护二次回路的正确安装是继电保护正确动作的基础。由于基建项目、技术改造管理、施工及验收工作不到位，设备在安装过程中存在的缺陷不能及时发现，各类安全隐患不能及时消除，必将造成继电保护在正常运行中的误动或拒动。如某电厂线路开关在安装时由于项目管理、施工及验收管理工作中存在重大漏洞，相关人员违章麻痹，责任心不强，在二次回路核查、开关分相传动等施工和验收阶段的诸多环节均未能发现就地汇控柜至A、C相机构箱第二组跳闸线圈的电缆接反，造成当线路出现A相故障时保护出口跳A相开关实际跳C相开关，线路重合闸不成功，线路开关三相跳闸，线路停电。
（2）端子松动，接触不良，二次回路有寄生回路、接线错误、标识错误引起继电保护装置不正确动作。二次接线端子松动，接触不良，二次回路有寄生回路、二次回路接线错误、标识错误引起继电保护装置的不正确动作是继电保护二次回路的主要问题。厂家配线错误和现场安装过程中的接线错误、标识错误都可能给设备的安全运行带来很多的安全隐患。某电厂线路的光纤通道和载波通道标识贴反，有一天因发现光纤通道中断，调度下令退出线路保护、辅助保护的光纤通道，由于光纤通道和载波通道标识贴反，实际退出了载波通道，线路光纤、载波通道均被退出，线路纵联保护处于无通道运行状态，因此，当线路故障时，两侧主保护中的纵联保护发生拒动。
（3）继电保护二次回路接地不满足要求。继电保护反措对继电保护用电流互感器、电压互感器二次回路接地有严格的要求。电流互感器的二次回路必须分别并且只能有一点接地，并且接地可靠。电压互感器只应在控制室将N600一点接地，对于各电压等级N600分别接地的情况，必须确保各电压等级的电压互感器二次回路间无任何电联系，电压互感器接地点必须可靠。电流互感器、电压互感器二次必须有可靠的接地点，如由于电压互感器接地点所在接地网接地不良，接地电阻过大以及接地线锈蚀严重等原因造成接地线断线，电压互感器接地点将接触不良，中性点对地电位有偏移，将引起三相电压不对应，将会造成测量阻抗的保护误动作。电流互感器、电压互感器二次必须只有一点接地点，因为一个厂站的接地网并非实际的等电位面，因而在不同的两点间会存在电位差，电位差将窜入连通的回路，可能将这个在一次系统并不存在的电压引入继电保护的检测回路中，或因分流引起保护装置在故障过程中的拒动或误动。
（4）二次回路电缆绝缘损坏。继电保护的控制、信号传输均通过电缆来进行，很多电缆连接的距离较远，有的在室外，雨淋日晒，极易造成电缆损坏；有的地方防虫措施不足，电缆被老鼠咬断；有的因为电缆长期发热，绝缘下降。所有这些都将影响控制、信号的传输，造成设备事故。
（5）由于工作人员误碰、误动而引起保护误动。工作人员安全意识差，经验不足，技术能力不够，现场安全技术措施不到位，都可能造成误碰、误动事故的发生，由于误碰、误动而引起保护误动事故每一年都有发生，需要我们加强对现场工作的管理，加强对人员的安全意识、技术能力的培训。
（6）继电保护技术资料不全，图纸与现场不符而造成现场错接线，漏接线。继电保护工作专业技术性强，一根线一个触点的问题可能造成重大事故，所以，正确的图纸资料是现场正确接线的前提，我们施工时强调按图施工，如果图纸本身就与现场不符，那么正确的接线就无从谈起，必将造成继电保护的误动或拒动。
3如何提高继电保护二次回路正确性
（1）加强对设备安装、改造过程施工方案的管理。继电保护施工方案是现场施工质量的保证，是现场工作的指导。为了让施工进程顺利开展，保证现场的施工质量，需要制定合理的施工程序、顺序与工艺流程。开工前，项目负责人对各级组织进行生产、技术会议和技术交底，制订对关键部位的操作工艺、规程与保证措施，做到有组织、有计划、有步骤的实施。在工程施工过程中，施工方案是直接影响施工质量的关键，项目负责人组织工作成员，按既定的施工方案，突出重点，具体、详细地组织切实可行的方法和有效措施，实行质量控制管理，履行岗位责任制，科学、合理地组织并实施项目施工的程序、步骤、施工方法、施工机械及技术措施，认真按照施工图施工，依照现行的施工技术操作规程、施工规范及验收规范、质量检测评定标准进行检查和验评。施工方案的实施，将极大纠正现场施工的随意，确保各项施工质量符合要求。
（2）加强规程、规定及规章制度的学习、理解和执行。《继电保护检验规定》、《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》等规程、规定及规章制度是继电保护二次回路的安装、改造、调试过程中的指导性标准。继电保护二次回路的安装调试，首先必须在规程、规定及规章制度的学习、理解和执行上要到位，哪些是应该做的，哪些是不能做的，都要认真对待；规程、规定及规章制度所要求做的，都要严格执行。在平时的工作中，我们有些班组、有些成员之所以发生这样那样的事故，原因之一，就是明明知道规程、规定及规章制度是要求那样做的，可就是没有严格地去执行，抱着若无其事或侥幸心理，自觉不自觉地违反了规程、规定及规章制度，结果导致了事故的发生。这些事故往往有一个共同的特点，作业人员说起规程、规定及规章制度头头是道，可工作时却把这些规程、规定及规章制度当成了“耳旁风”，抛到一边，真是“说起来重要，干起来次要，忙起来不要”，结果导致了事故的发生。因此，加强对全体员工严格执行规程、规定及规章制度意
识的培养，牢固树立员工按章作业的自觉性，在施工及日常维护管理工作中，显得十分重要。
（3）加强对二次回路整组试验的管理。继电保护二次回路施工完后，必须进行保护装置及二次回路的整组试验，这是设备送电前的一道最重要的工序。整组试验就是除了由电流及电压端子通入与故障情况相符的模拟故障量外，保护装置应处于与投入运行完全相同的状态，检查保护回路及整定值的正确性，不允许用卡继电器触点、短接触点或类似的人为手段做保护装置的整组试验。为确保继电保护装置正确、可靠地动作，必须在投入运行前进行整组试验。按规定每套保护装置的整组试验，都应该作用于断路器，为了减少断路器的跳、合闸次数，在有公共出口继电器的情况下，可由一套保护装置操作断路器，其余的保护装置的整组试验可只作用到公共端出口继电器。整组试验的内容对新安装保护的试验是继电保护调试中进行最全面的一次试验，以校验保护回路设计正确性及其调试质量，很多二次回路上的接线错误，都可以通过整组试验来发现。
（4）加强对二次回路绝缘电阻的测量。测量电气设备绝缘电阻是检查其绝缘状态最简便的辅助方法。由所测绝缘电阻能发现电气设备导电部分影响绝缘的异物，绝缘局部或整体受潮和脏污，绝缘油严重劣化、绝缘击穿和严重热老化等缺陷。继电保护回路绝缘测量，是保护检验项目中的一个重要内容。随着微机保护的广泛使用，由于怕损坏保护插件，现场对二次回路的绝缘检测工作有所放松。实际上与二次回路相连的变压器本体上的二次端子箱，断路器控制箱、电流互感器、电压互感器等很多设备，由于安装在户外、运行环境差，很容易发生绝缘降低的情况。现场继电保护人员有必要加强对保护定检中绝缘检查项目的重视程度，不让检查流于形式。另外在绝缘检查过程中，要断开相应装置的电源，拔出对应的插件，避免损坏设备。
（5）严格执行继电保护反事故措施要求。继电保护反事故措施，是针对继电保护及二次系统设备在电力系统运行中存在的普遍性问题而制定和颁布的行之有效的技术改进措施，是保护装置安全运行方面的经验总结，也是事故教训的总结，继电保护反事故措施对于防止保护不正确动作而引起系统事故有着极其重要的作用。执行继电保护反事故措施，对提高继电保护运行的可靠性和保证电网的安全稳定运行起着重要作用，反措管理是继电保护
技术管理的重要组成部分。我们很多的继电保护二
次回路引起的事故就是由于继电保护反措执行不到位而引起的。
（6）抓好继电保护图纸资料的管理工作。继电保护图纸、资料应分类归档、摆放整齐，图纸、资料与现场接线相符。《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》明确指出：现场工作应按图纸进行，严禁凭记忆作为工作的依据。如果图纸资料与现场实际接线不一致，就会给继电保护人员的维护工作带来较大的麻烦和安全上的隐患。造成图纸资料和现场不符主要原因有：一是工程安装调试阶段，设计上有修改，技术人员按照设计修改通知单完善接线后，没有在相应的竣工图上进行修改。二是在技改工作后没有对原图纸进行修改。所以必须重视图纸资料的管理，如发现图纸与实际不符时，应查线核对，如有问题应查明原因，并按正确接线修改更正，然后记录修改理由和日期。如改动较大，在原图纸上修改已不清晰，须尽快绘制新图以符合实际情况，同时，班组留用资料及档案资料也须作相应修改。二次施工，没有图纸和非正式图纸不能进行。同时应积极建立图纸、资料的电子化管理，及时进行图纸、资料的更新。
（7）加强对继电保护人员的技术培训。电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的发展又为继电保护技术发展注入了新的活力。继电保护未来的趋势是向计算机化，网络化，智能化，保护，控制，测量和数据通信一体化的发展。因此，电力系统对微机保护的要求不断地提高，不但要具备保护功能，还要有大容量的故障信息、数据的存储，快速处理数据及强大的通信功能。面对电网发展和新技术应用带来的继电保护的复杂性，必须加强技术培训，加强专业管理，以适应新技术、新时代的要求。
继电保护整定方案范文篇8
关键词：高压断路器；非全相保护；电流闭锁
【中图分类号】TM561【文献标识码】A【文章编号】1671-1297（2013）03-0359-01
在220kV及以上电压等级的电网中，普遍采用分相操作的断路器，由于设备质量和操作等原因，运行中可能出现三相断路器动作不一致的异常状态，如何消除这种异常状态，存在不同认识，各系统也有不同做法。下面结合系统和保护的实际运行情况，对3/2断路器接线的非全相保护的一些问题进行探讨。
一发生非全相运行的原因
断路器发生非全相运行的原因，主要是断路器机械部分和电气方面的故障，电气方面的故障主要有操作回路的故障；二次回路绝缘不良；转换接点接触不良，压力不够变位等使分合闸回路不通；断路器密度继电器闭锁操作回路等。而机械部分故障主要是断路器操作机构失灵。传动部分故障和断路器本体的故障。其中操作机构方面主要机构脱扣，铁芯卡死等。对于液压机构还可能是液压机构压力低于规定值，导致分合闸闭锁；机构分合闸阀系统有故障。弹簧机构的断路器还可能是弹簧未储能或未储足，弹簧储能锁扣不可靠等有故障。断路器传动部分的故障主要有系统所用元件的材料性能不好；电磁操作阀针杆生锈、卡死，行程不够、偏卡；传动机构连接部分脱销，连接松动等。断路器本体主要故障可能是动静触头松动，接触不好，行程调整不好等。
二装设非全相保护的必要性
电力系统在运行时，由于各种原因，断路器三相可能断开一相或两相，造成非全相运行。非全相运行对电力系统运行影响很大，断路器合闸不同期，系统在短时间内处于非全相运行状态，由于中性点电压漂移，产生零序电流，将降低保护的灵敏度；由于过电压，可能引起中性点避雷器爆炸；由于非同期长加大重合闸时间，对系统稳定性不利；而分闸不同期，将延长断路器燃弧时间，使灭弧室压力增高，加重断路器负担；所以应将非同期运行时间尽量缩短。如果系统采用单重或综重方式，在等待重合期间，系统也要处于非全相运行状态。但是，系统非全相运行的时间应有所限制，这是因为：
1.系统要求。当系统处于非全相运行状态时，系统中出现的负序、零序等分量对电气设备产生一定危害。
2.保护要求。由于出现负序、零序等分量，使得系统中的一些保护可能处于启动状态。对于系统采用单重、综重等方式，故障跳闸造成的非全相运行，若重合闸成功，系统自然很快转入全相运行；若重合于故障，断路器三相跳闸，系统也转入全相运行。对这种等待重合的非全相状态，系统中的设备和保护必须予以考虑。
因此，综合考虑以上各种因素，应当装设能反映断路器非全相运行状态的非全相保护，作用于跳开已处于不正常状态的断路器。至于目前有些断路器机构箱中有反映断路器三相位置不一致的保护，各地可根据实际情况使用。
三非全相保护的常用方案分析
1.三相不一致接点直接启动时间继电器。无电流接点时，这种方案与配置在断路器机构箱内的非全相保护类似，比较简单，也能起到应有的保护作用。某些电网在反措实施细则中明确要求“非全相保护应直接用断路器辅助接点作为判据，取消电流判别回路”。但是，由于断路器辅助接点的不可靠性及引入电缆运行环境的影响等因素，运行中发生了多次非全相保护误动的事例。
2.三相不一致接点串接零序电流继电器接点后启动时间继电器。该方案增加了零序电流闭锁判据，安全性有了很大的提高。由于零序电流较易获得，该方案在系统中获得了比较广泛的应用。主要问题是零序电流的整定。
3.三相不一致接点串接负序电流继电器接点后启动时间继电器。该方案仅电流判别采用负序分量，一般用于负序电流较易获得的情况，例如发电机-变压器组成套保护中。负序电流也可按躲过正常运行时的不平衡电流整定，当负荷较小时，也可能拒动。
4.三相位置接点与无流判据组合后启动时间继电器。随着微机型保护装置的发展，非全相保护的电流判据，乃至其构成，均趋于多样化。三相跳闸位置继电器的接点作为开关输入量引入装置，当任一相TWJ动作且无电流时，确认该相断路器在跳开位置，当任一相断路器在跳开位置而三相不全在跳开位置时，若控制开关在合后，则确认为三相不一致，经延时跳闸。
该方案的优点在于适用性广，可应用于各类情况。缺点仍如前述，在负荷较小时，非全相保护可能拒动，但无电流门槛可以整定得较低，灵敏度比零序、负序电流闭锁的方案要高。
综上所述，只采用三相不一致接点的方案简单，但安全性较差，有电流闭锁的方案提高了安全性，但降低了可依赖性。在采用有电流闭锁的方案时，若负荷较小，非全相保护必然拒动，但考虑到此时系统所承受的负序、零序分量必然很小，对系统和保护的运行已无大碍，且在这种情况下，也有相应的灯光信号指示运行值班人员，可以人工处理。因此，非全相保护以有电流闭锁为佳，电流闭锁的定值应考虑系统和保护的承受能力，尽量低一些。
四3/2断路器接线的非全相保护
1.电流用线路电流，即和电流，各断路器三相不一致接点均串联线路的零序（负序）电流继电器接点，中间断路器使用两线路电流继电器的接点并联作为电流判据。此时，若仅某一断路器出现非全相，而另一断路器未同时出现非全相，或两断路器断开相不同时，则仍维持各断路器的正常运行。零序、负序电流可按前述方法整定。该方案的主要问题是组屏接线较复杂，安装单元划分不很清晰。
2.电流用断路器电流。该方案的主要问题是零序、负序电流的整定。由于断路器在正常运行时，两断路器负荷可能分配不均衡，断路器的零序、负序电流已经很大，在这种情况下，零序、负序电流闭锁的方案应该说是不可取的。
按线路（变压器）配置时，三相不一致接点为两断路器的接点串联，电流闭锁自然使用线路（变压器）电流。
比较上面的两种配置方式，各有优缺点。考虑到断路器非全相时，必须停用才能处理，同时考虑二次接线的简洁、清晰，非全相保护以按断路器配置为好，电流闭锁采用断路器电流的有无作为判据。
继电保护整定方案范文
摘要：随着智能电网的发展，继电保护定值整定管理工作也提出了更高的要求，本文针对相关的网络拓扑与参数维护、定值与装置管理方面问题进行分析，探究现行条件下地区级继电保护整定系统整体设计问题，并针对系统中的重点问题、关键技术予以阐述，满足地区级智能电网保护整定系统管理工作发展需求。
关键词：智能电网地区继电保护定值整定系统分析研究
当前，网络技术在保护整定技术发展中发挥了重要作用，但是目前的保护定值整定管理工作状况与智能电网发展要求相比还有提升的空间，本文针对智能电网下市县一体化继电保护定值整定管理系统构架进行论述。
1、智能电网地区级继电保护定值整定系统构架
在本系统中，调度中心借助于网络平台实现与现场设备之间的通信，同时对EMS/WAMS数据进行有效搜集。由此可见，网络平台能够实现设备相关数据及监测、控制管理功能。数据中心借助于编码对网络平台系统提供支撑，实现实时采集、非实时采集以及关系数据互访。数据中心还负责提供基本数据引擎和智能决策引擎以及数据可视化引擎等多种数据引擎。继电保护整定系统是借助于统一网络平台下智能化高级软件运用系统，能够对一次系统拓扑感知、智能整定以及定值管理、保护重构和远方定值置入、保护装置等进行在线状态监控并进行智能警示。
2、继电保护整定管理系统技术分析
2.1网络拓扑自动获取
目前对拓扑主要以办理异动申请途径实施维护，工作量较大，和当前智能保护整定计算系统工作要求以及发展态势不相适应。借助于统一的智能电网调度平台，能够实现EMS/WAMS系统采集状态量共享目标，借助于SCADA拓扑能力寻求继保整定所需拓扑网络，形成具有实时性的继保整定计算网络，相关设备通过源端维护提供准确的系统参数。
2.2供电方案形成
当前市县电网普遍采取220kV电源点向下辐射，各110kV变电站以单一电源供电直至电网终端，调度单位会通过运行方案形式划定各220kV变电站的服务区域，继电保护整定计算是建立在这样的区域划分基础之上的，所以系统归算阻抗计算要立足于供电方案分界，才能够提高正确性，也有助于原理级继保整定时间自动分级，快速方案形成的关键之处在于自动搜索技术的运用，具体流程如图2。
2.3自动解环技术
自动解环是供电方案形成的一个重要组成环节，目前在市县一级电力线路环网以同电压等级变电站之间三角环或矩形环为常见，在解环中先要明确起点和环网拓扑，搜索环内最佳的起点至拓扑端点路径，实现环网的尽快解开，进一步进行搜索。
2.4市县分界拼接技术
市县网络一体化需要解决拓扑共用网维护以及站点多网络节点多问题，可以分层分区方式解决，在市县调度管辖电压等级上予以分层，市县以及县区之间调度予以分区，界定为设备管辖范围标准。借助于分层分区对整个网络实施划分，区域边界以边界网络等值归算，避免了系统整定计算一定要开展全网归算的因素，提升了计算的效率与速度。在此基础上，分层分区还能够实现供电方案形成用户权限按层按区开展，构成动态多区域共同维护的构架。
2.5自动整定技术
网络拓扑自动获取和供电方案形成以及系统参数源端维护等方面，为整定计算奠定了基础，当前我国常用的整定系统应当实施网络保护配置和定值单制作，以满足实际运行需求。智能电网背景下保护整定系统能够和保护装置实现互动，系统与保护设备连接之后，自动获得保护配置，无需再进行人工配置维护。结合定值单管理方面，鉴于保护产品定值项差较大，应当分别配置整定。实现智能电网条件之后，生产商的产品定值项必定要实现规范化与统一，对于推动整定原则自动设定具有重要作用。建立在以上基础上，整定系统能够开展自动整定计算，生成标准定值单列表，在经过程序审核之后保持在待执行，处于装置定值待置区，调度人员发出指令之后，系统会以自动远控途径将定值置入保护装置，完成自动整定操作。
2.6继保网络重构技术
鉴于当前市县级网络分布式电源相对较少，节点也不多，要通过提出电源接入要求才能接入电源，借助于保护的人工调整，尽量实现保护定值与小电源接入、推出模式相吻合。实现智能电网环境与条件之后，小电源分布式接入较多，投入与否具有较大的随机性，影响系统潮流。以光纤保护作为主保护、三段式保护备护的形式进行保护配置，借助于光纤提升连通性。在这样的背景下人工定值调整难以适应电网运行实际需求，应当保证继电保护整定系统能够对保护整定值进行实时调节，顺应分布式电源上网的途径变换。继电保护装置还能够实现在线操作与检测系统状况，一旦出现异常情况能够实施保护自恢复，重构继电保护系统，保障和支撑整个电力网络系统的安全运行。
综上所述，在智能电网发展条件下，应当建立起相适应的电力调度继电保护定值整定系统框架结构，成为主具备主动思考能力的调度支持系统核心环节，为电力网络的安全平稳运行发挥促进作用。
参考文献
继电保护整定方案范文篇10
关键词：变电运行继电保护问题对策
中图分类号：C35文献标识码：A
前言：在当前经济体系不断发展的情况下,电力系统所承担的负荷也在不断的提高,而确保电力供应稳定已经成为了一个至关重要的问题。在各个方面的新技术持续发展的情况下,继电保护技术的持续发展,实际上已经面临更大的挑战。继电保护可以说是电网运行过程中,至关重要的一个环节,其所起到的责任重大。因此，应加强对于变电运行过程中的继电保护问题研究，并采取科学有效措施给予改进与完善，从而全面提升变电运行能力。
一、继电保护概述
继电保护作为电力系统安全防护不可或缺的部分，对于电力系统的安全运行、
保证电能质量、预防事故发生都有着十分重要的作用。在电网出现事故时，继电保护能够快速做出反应，及时报警通知技术人员进行检修处理，恢复系统的正常运行，除此之外，继电保护装置还可以同其他设备配合，自行处理故障。将变电站同过程控制系统有效结合，共同构建出的继电保护系统可以通过跳闸保护等方式，实现对电网运行的实时监测，保证用电安全。
二、继电保护特点
1、可靠性。
可靠性是继电保护装置的最大特点，当电力系统出现故障而产生中断电力供应现象时，继电保护装置能够快速做出反应，充分的利用其自身可靠性特点将故障发生点进行隔离，防止事故扩大化。
2、选择性。
即是指当电力系统出现故障时，继电保护装置能够充分的利用其选择性特点，并非将全部控制开关断开，而是选择性的断开事故点附近开关，保证其他线路系统能够正常运行。
3、灵敏性。
电力系统本身具有较高的灵敏性特点，任何一个细小的故障都可能会对整个系统的供电安全产生致命影响。因此作为电路保护装置，继电保护也需要具备较高的灵敏性，保证电力系统出现故障时能够快速反应，保证电力系统高效运行。
4、快速性。
在电力系统发生故障时，如果不能够及时的做出故障处理，将极有可能会进一步扩大甚至影响整个电力系统的正常运行。故而继电保护装置必须应具备快速性，在出现故障时能够最短的时间做出反应并进行处理，避免故障的进一步扩大，降低故障的损害程度。
三、变电运行的继电保护
根据负载电荷、运行状态等形式，继电保护设备可以分为多种不同种类，确
保及时发现设备问题，掌握其运行状态。大致可以分为以下几类：
1、正常运行，指变电设备的运行状态良好，不具有安全隐患；
2、可疑状态，至变电系统存在尚未明确故障，具有一定安全隐患；
3、低可靠性，通过一定的检测手段检测出运行过程存在的问题；
4、危险状态，至变电运行过程中存在较大的安全隐患，需要立即处理解决。依据变电运行状态的不同，可以将系统中存在的问题清晰的反映出来，便于相关工作技术人员能够明确问题所在，做出正确反映。继电保护配置原则应严格遵照《继电保护和安全自动装置技术规程》的相关要求。
具体做到以下几点：
A、变电运行过程中的继电保护不是淡出的继电保护，而是配套完善的继电保护系统，需要一次设备同二次设备之间的完美协调，提高继电保护智能化水平，为了切实提高保护装置的可靠性，继电保护设备应满足可靠性、灵敏性、选择性等要求。
B、感应式互感器应采取两路采样的方式，采样数据通过传输渠道传输给继电保护装置，这样就可以大大降低设备出现故障的可能，其中一个互感器发生故障时，另一个互感器仍可以正常工作。通过对所得数据进行分析，可以发现互感器存在的问题，这样既提高了继电保护的可靠性，同时也能够保证保护系统故障能够及时解决。
C、采取GOOSE网络传输模式能够有效的降低继电保护装置发生失灵现象的可能，断路器采取点对点的形式可以大幅度提高数据传输可靠性。
D、为了预防各保护系统之间相互影响，变电运行中各等级系统要求相互独立，继电保护装置的相关数据接口也保持独立性。
E、电压等级高于110kV的电力系统，相互之间应该配有独立的三相ECVT，有效提高系统的安全性。
四、变电运行的继电保护方案
变电运行中的安全问题一直都是相关技术人员的重点研究课题，作为保证变
电运行安全的关键环节，科学的继电保护方案和网络结构能够有效的提高变电稳定性。因此，深入研究变电运行中的继电保护策略，保证电力系统的安全平稳运行至关重要。
1、主变压器的继电保护
作为变电系统的主要设备，对于变压器的保护尤为重要，应制定策略切实降
低发生故障的可能。根据变电设备的电压等级不同，在低压侧与高压侧安装的继电保护装置也应有所不同，以保证变压设备的可靠性，在选取继电保护装置时应严格依照相关要求，选取性能良好的装置，可以考虑使用双套配置，即智能终端和并单元。
在配置时，主、后备一体化的配置方案能够促使差动保护同智能终端设备相匹配，后备保护同第二套智能终端相匹配。一方面，继电保护装置所得电压电流数据是由相关设备直接测得，通过SV网络数据获取，因而能够有效的防止网络干扰对继电保护的影响；另一方面，变压器的终端设备与GOOSE网络连接，一旦保护装置控制信号中断，变压设备可以利用GOOSE网络来控制智能终端。
2、线路继电保护
变电运行的线路保护，是将测控同保护结合起来共同完成，依照单套间隔的
配置形式。线路的继电保护是利用断路器得以实现，通过和GOOSE网络进行稽核，保证断路器在失灵的情况下，系统仍然可以进行保护。线路间隔之间的继电保护，不但可以同单元、智能端相互管理，同时还可以与GOOSE网络连接实现信息互动交流。安装在系统中的电子式互感器，可以将线路中的电流信号输送到合并单元中，经过打包压缩进行数据控制信号的光纤传输。
3、母线的继电保护方案
母线是变电系统中最为重要的电力传输装置，一旦母线发生事故，则对于整
个电力系统来说都会造成难以想象的影响，母线的继电保护通常采用分布式设计
方案，利用单套的配置保护母线，对于实现系统的保护、集成测控系统都具有重要的现实意义。母线的继电保护措施同线路的继电保护类似，但结构上更为简洁，通过与合并单元的连接，母线保护装置可以实现差错检测及故障的自我预处理。
通过对以上几种继电保护情况的分析，我们可以明显的看出，变电运行中的继电保护就是采取先进的计算机通信技术，通过提高继电保护的可靠性来提高系
统安全性。根据线路等级的不同，采取的继电保护策略也应有所调整，主变压器与主线路的继电保护均利用GOOSE网络进行信息传输，随着科技的发展和通信技术的不断引入，在提高变电运行安全性的同时，也方便了信息化保护装置的发展。
五、继电保护在发电厂运用中的注意事项
在实际对于继电保护装置采取检验措施的过程中,务必要将对其进行的整组试验以及升流试验工作加以确认,而也只有这两个方面的工作得以之后,才可以完全固定拔插件、定值、二次回路接线、定值区等,但是需要注意的是,电压升流试验以及整组试验必须要在其他工作全部完成之后,才能够开始执行。在执行定期检验工作的过程中,如果说遭遇到设备预热、检验完成、投入运行但是却没有任何负荷的情况下,也就无法执行符合要求的测量工作以及采样值打印工作,这方面务必要做好准备措施。
结语：变电运行中的技术人员，其主要责任即是利用其掌握的科学技术手段，来保证人员及电网设备的安全运行，变电运行中的继电保护对于电网的安全运行，保证电网的可靠性都具有极为重要的现实意义。本文通过对变电运行中的继电保护问题进行简单分析，对于继电保护系统的相关工作有了初步的了解，并以此提出了相关的继电保护预案，期望对相关工作人员的工作实践有一定的借鉴意义，来切实提高我国变电运行中的继电保护力度，提高用户体验。
参考文献：
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继电保护整定方案范文篇11
关键词：高压直流输电线路继电保护技术安全性
中图分类号：TM73文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）09（a）-0026-01
1高压直流输电线路继电保护的影响因素
1.1电容电流
高压直流输电线路电容大、波阻抗小以及自然功率小的特征，这就给差动保护整定带来较大的影响，为了保障高压直流输电线路运行的安全性与稳定性，必须要对电容电流采取科学合理的补偿措施。此外，在分布电容因素的影响下，一旦高压直流输电线路运行出现故障，故障距离与继电器测量阻抗之间的线性关系就会发生改变，成为双曲正切函数，此时，就不能使用传统继电保护措施。
1.2过电压
高压直流输电线路在出现故障之后，电弧熄灭时间会延长，情况严重时甚至会发生不消弧的情况，在电路电容因素的影响下，两端开关不会在同一时间断开，此时，行波来回折反射就会严重影响整个系统的运行。
1.3电磁暂态过程
高压直流输电线路长，在操作与发生故障时高频分量幅值较大，这就给高频分量的滤除工作带来较大的困难，这不仅会导致电气测量结果发生偏差，此时，半波算法在高频分量的影响下准确性难以保障，此时，电流互感器也会发生饱和现象。
2高压直流输电线路继电保护设计原则与注意事项分析
2.1输电线路的主保护
影响输电线路主保护的因素是多种多样的，必须要根据高压直流电路的实际情况进行选择，在设计时，需要使用两台不同原理的装置，第一套保护装置可以使用分相电流差动纵联保护装置；第二套保护装置可以使用相电压补偿纵向保护装置，两套装置分别来使用不同的通道。
2.2输电线路的后备保护
输电线路后背保护是主保护的重要补充，在进行设计时，需要控制好线路两端切除故障差，配置好完整的接地距离保护与相间距离设备，距离保护特征不应该局限在四边形、圆形与椭圆形几种，可以将微机保护充分的利用起来，从根本上提升系统运行的安全性。
2.3并联电抗器保护
高压直流输电线路中并联电抗器出现故障后，线路会发出相应的命令，启动自动保护装置，此时，并联电抗器就可以充分的发挥出其作用，若故障超过了高压直流输电线路允许的标准，则需要及时的将两侧断路器断开。
2.4自动重合闸
高压直流输电线路常用的自动重合闸有三相重合闸、单相重合闸与快速重合闸集中模式，具体选择哪一种模式，还需要根据具体的过电压水平进行分析，为了防止过电压操作情况的发生，在非全相情况下过电压倍数在允许标准范围时，可以使用单相重合闸，若超过标准范围，就需要使用三相重合闸。在进行设置时，需要充分的考虑到线路两端的时间间隔与重合顺序，将其控制在标准范围内。
3高压直流输电线路常用的继电保护技术
3.1行波暂态量保护
如果高压直流输电线路出现故障，会出现反行波，要保障系统运行的稳定性，就需要做好行波保护工作，这也是高压直流输电线路的主保护措施。
就现阶段来看，常用的行波保护措施由SIEMENS方案与ABB方案。其中，SIEMENS是基于电压积分原理的一种保护措施，起保护启动时间为16～20s，与ABB方案相比，该种的保护速度相对较慢，但是，抗干扰能力则优于ABB保护方案；ABB行波保护的检测原理是极波与地模波，能够检测到图变量为10ms之内的反行波突变量，在必要的情况下，也可以使用用电压、微分启动与电流图变量几种方式来识别。
以上两种行波保护能力都较为有限，耐过渡电阻能力不理想，此外，还存在着缺乏整定依据、理论体系不严密等缺陷。为了提升行波保护的效果，学界也提出了形态学梯度技术与数学形态学滤波技术，但是，无论是暂态量保护还是行波保护，都存在一些弊端，还需要进行深入的分析。
3.2微分欠压保护
微分欠压保护是一种基于电压幅值水平与电压微分数值的保护措施，兼具主保护与后备保护的功能，在现阶段下，SIEMENS方案与ABB方案检测的对象都是输电线路的电压水平与电压微分。其中，后者上升延时为20ms，在电压变化率上升沿宽度未达到标准的情况下，就能够起到后备保护作用，但是其耐过渡电阻能力并不理想。
微分电压保护动作的可靠性与灵敏度要优于行波保护，但是动作速度则不如行波保护，两者都存在着灵敏度不理想、整定依据不足、耐过渡电阻能力较差的问题。
3.3低电压保护
低电压保护是高压直流输电线路的常用后备继电保护，主要依靠对电压幅值的检测来实现保护工作，根据保护对象的不同，低电压保护包括极控低电压保护措施与线路低电压保护措施，其中，前者保护定值低于后者，前者在线路发生故障时会闭锁故障极，后者在开展保护动作时会启动线路重启程序。
低电压保护的设计简单，但是缺乏科学、系统的整定依据，难以帮助技术人员判断故障的具体类型，动作速度较慢。
3.4纵联电流差动保护
纵联电流差动保护模式使用双端电气量，选择性较好，但是该种保护模式在故障发生较长的时间后才能够做出保护措施，因此，只能够用于高阻故障的诊断与切除中。由于各类因素的影响，现阶段使用的差动保护也未联系到电压变化过程与电容电流问题，很容易出现误动，虽然电流差动保护装置有着动作速度快以及灵敏度高的优势，但是这种优势却未在高压直流输电线路中充分的发挥出来，性能还有待提升。
4结语
综上所述，高压直流输电线路有着线路长、电压高、电容大、输送功率大、波阻抗小的特点，这也对继电保护工作提出了较高的要求，继电保护不仅仅需要满足传统保护的目的，还需要对线路过电压产生限制，提升设备与系统运行的稳定性与安全性，就现阶段来看，虽然我国的高压直流输电线路已经得到了广泛的使用，但是其继电保护技术还存在着各类问题，缺乏科学、系统的整定依据，灵敏度不高，还需要开展进一步的研究，相信在不久的将来，高压直流输电线路继电保护技术定可以得到跨越式的发展。
继电保护整定方案范文篇12
关键词：35KV；继电保护；整定
中图分类号：TU856文献标识码：A文章编号：1672-3198(2009)12-0291-02
1特殊天气下35KV变电站继电保护定值适应性分析
1.1线路保护弱馈适应性
冰灾期间，由于线路故障跳闸，不少35kV变电站仅剩一回出线甚至全停，造成不少线路临时变成终端线运行，出现弱馈方式。如果保护不投弱馈控制字，若线路出现纯相间故障，则全线速动保护不能动作，仅靠后备保护延时切除。如2008年1月30日16：23赣嘉I线AC相问故障，嘉定变为弱馈侧，电流消失，该线路正常为联络线，两侧均为强电源侧，未设置弱馈控制字。根据正常逻辑，线路故障后，被对侧启动发信闭锁两侧高频保护，两侧高频保护均不能出口，最后依靠赣州变相间距离Ⅱ段正确动作跳三相开关，嘉定变保护不动作。
考虑到冰灾发生期间电网运行方式变化无序，线路强弱电转换频繁，依靠人工更改定值难以实时跟踪电网运行方式的变化，同时线路故障绝大部分是单相故障，出现纯相间故障的几率非常低，再加上电网遭受破坏后，系统稳定要求相对有所降低，故没必要对临时出现的终端线路更改弱馈定值。
1.2保护装置启动元件定值的适应性
根据多年来的整定计算和故障分析经验，我们在日常整定计算中，着重提高了保护装置启动元件的灵敏度，一般灵敏度高达4，相电流突变量、高频零序电流、高频负序电流定值一次值均小于或等于180A，因而对运行方式具有较高的适应性。在这次冰灾中，通过对多条线路保护装置启动元件定值的校核，不存在灵敏度不足的问题，没有对保护装置启动定值进行更改，系统出现任何故障，保护均可靠启动并迅速切除故障。
1.3零序电流保护定值的适应性
随着电网的快速发展，电网结构日趋复杂，由于零序电流受系统运行方式的影响极大，零序保护I段已难以适应电网运行方式的变化。近年来，通过对零序保护定值研究分析，在系统小方式下，近70％的保护零序I段保护范围还不足40％；如果再考虑到保护背侧元件检修的话，那么零序I段的保护范围还将进一步缩短，在相当多的情况下，零序保护I段即使在出口处故障也无法可靠启动，完全丧失了配置该段保护的意义。
为了保证电网的安全稳定运行，避免电网运行31方式频繁变化引起零序电流保护I段的超越，在35KV及以上系统配置双套主保护的前提下，从2005年开始，我们在简化35KV线路零序保护整定计算上迈开了关键的一步，即结合新建工程将35KV线路零序电流I段全部退出运行，仅保留零序Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段。采用上述零序电流保护简化方案后，零序保护对电网运行方式变化适应性大为增强，这次冰灾中我们没有由于运行方式原因更改线路零序保护瞬时段定值，系统也没有因此出现保护的超越问题，效果明显。但是零序电流保护受系统运行方式影响大，零序Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段仍然按照逐级配合的原则进行整定计算，由于电网结构复杂，35KV电磁环网运行，35KV线路成串成环，长短线路交替出现，运行方式灵活多变，造成零序后备保护段失配严重。
冰灾期间由于线路受损停运，引起电网运行方式灵活变化，对继电保护线路保护弱馈、保护装置启动元件、零序电流保护继电定值会出现问题，因此，在实际继电保护定值确定时要考虑到这些特殊天气情况。
2继电保护误整定分析
2007年7月5日23时40分，采石变繁采2876线路因天气阴雨，空气湿度过大，引起瓷瓶发生雾闪，线路两侧2876开关A相均跳闸，重合成功。同时，引发刘村变2868线路保护误动，2031开关单跳重合成功，2032开关跳闸。
事故发生后，通过对刘村变2868线路RCS一902A微机高频闭锁保护、微机光纤纵差保护动作报告及2031、2032开关保护面板显示信息的分析，发现高频闭锁保护、微机光纤纵差保护均起动但来动作出口，导致2868线路跳闸的唯一保护为工频变化量阻抗保护。核对定值单，工频变化量阻抗保护一次整定值为312，TV变比2200，TA变比240，折算到二次值应为0.33Ω；现场检查发现RCS－902A装置内工频变化量阻抗保护定值仍为3Ω，即未进行一、二次折算。从而当发生区外正方向故障时，误动跳开刘村变2868线路2031、2032开关。
3继电保护定值整定注意事项
3.1加大对弱电源自适应保护的研究
冰灾期间以及电网恢复过程中，系统运行方式变化无常，线路强弱电源变化无序，通过人工更改定值难以跟踪电网运行方式的变化，线路纵联保护有拒动的可能。为响应国家关于节能降耗的发展战略，今后将改革现行发电调度方式，开展节能发电调度，则电网和发电机组的运行方式更趋灵活，同时随着35KV电磁环网解环，将出现部分35KV线路强、弱电源频繁转换等问题，频繁地更改保护定值就是电网的不安全因数，因此应研究解决35kV线路强、弱电源转换引起保护装置自适应问题。
3.2加强继电保护管理
为了杜绝继电保护“三误”事故的发生，应加强继电保护管理。定值管理作为其中的一项重要内容，应结合电力系统发展变化，定期编制或修订系统继电保护整定方案。正常情况下各部门均应严格按照继电保护运行方案执行。现场编制继电保护定值单清册。并建立二次设备台帐。设备变更后及时更新台帐。
3.3健全沟通渠道
新设备投入时，调度部门整定专责应在新装置投运前下达调试定值单供现场调试使用，保护人员现场调试后将调试结果、调试定值单中存在的问题，书面反馈整定专责。保护整定人员认为定值符合现场要求，经生技部门认可后，调度部门下达正式定值单供现场使用。
3.4加强检验力度
在设备检修、试验、事故等情况下，涉及临时校核、调整有关保护定值时，方式人员应将方式变更情况等提前通知整定专责，整定专责依据检修申请或方式变更方案，根据一次方式变化情况和要求，进行临时定值的校核计算并反馈方式人员，调度下令通知运行人员和修试部门，由保护人员按临时定值对定值进行重整或按新定值另置区。当电网恢复正常运行方式时，由调度下令，保护人员恢复正常方式定值。
