总保护继电器的作用范例(12篇)

总保护继电器的作用范文1篇1

关键词：变压器差动保护误动原理影响因素解决措施

市场经济条件下，我国电力系统在能源系统中占据着主导地位。纵观整个电力系统，影响电力系统安全可靠运行的最关键原因就是变压器故障。为了防止因为变压器产生故障而给电力系统的安全性和可靠性带来影响，对电力变压器采取了多种保护措施，变压器差动保护误动就是其中最为普遍的一种做法。然而，系统运行中发现，因为电流不平衡、励磁涌流等因素经常会导致差动保护发生误动现象，更为重要的是差动保护误动经常影响到整个电力系统的安全可靠运行。所以，关于变压器差动保护误动问题的研究具有十分重要的意义和价值。

1、变压器差动保护的基本原理

电力变压器差动保护是电力变压器保护的主保护，是在循环电流理论基础上建立的保护系统。一般而言，需要将电流互感器分别安装在电力变压器两端，再将电流互感器与差动继电器并联起来，一旦电力变压器正常工作或者差动保护区域外部发生故障，此时在电力变压器两端电流互感器的二次电流数值上是相等的，而方向上是相反的，如此差动继电器内部就不会有动作电流产生，所以，差动继电器不动作，不发生差动保护。相反，一旦电力变压器不正常工作或者差动保护区域内部发生故障，此时在电力变压器两端电流互感器的二次电流就会出现不平衡现象，在差动继电器内部就会有动作电流产生，差动继电器引发动作，此时就需要对电力变压器进行差动保护。

2、变压器差动保护误动的影响因素

2.1电流不平衡因素

受多种因素影响，电力变压器正常运行或者差动保护区域内部并未发生故障的情况下，电力变压器两端电流互感器的二次电流经常会出现不平衡现象，此时在差动继电器内部会有动作电流产生，引发差动继电器发生误动现象。从目前来看，造成电流不平衡的现象主要原因包括两个方面：

(1)由相位差造成的电流不平衡现象。Ydll型连接组变压器在总降压变电所中最为常用。其正常运行时，在变压器两端的电流相位差是30度。此时虽然在变压器两端的电流互感器内的二次电流数值上是相等的，然而在相位上有30度差异存在，由于相位差经常造成电流不平衡现象，使得差动继电器发生误动现象。

(2)由电流互感器变比不同造成的电流不平衡现象。电流互感器类型不同，则其变比也存在差异，根据规定标准其变比划分为多个等级。实际工作时，电流互感器的变比需要和标准变比存在差异，由于变比不同经常造成电流不平衡现象，使得差动继电器发生误动现象。

2.2励磁涌流因素

从变压器差动保护电路分析可知，在变压器内部产生的励磁涌流唯一能流入电源侧的绕组，此时的励磁电流与变压器产生内部故障时的短路电流基本相同，但正常而言，励磁涌流需要在额定电流的3%～6%以内，一旦超过这一数值就会造成差动保护误动现象。现实中，当电力变压器没有负载时，以及清除外部故障进行恢复电压的进程过程中，在变压器铁心内的磁通是不能实现突变的，这就造成了变压器一次绕组内部很可能有励磁涌流产生，而此时的励磁涌流会超过变压器额定电流许多，而且其无法在变压器二次绕组内部出现，如此这差动保护电路部分就会发生很大的电流不平衡现象，使得差动继电器发生误动现象。

3、变压器差动保护误动的解决措施

3.1对电流不平衡的解决措施

(1)由相位差造成的电流不平衡现象的解决措施。若想根本解决这一问题，首要问题就是想办法将变压器两端电流间的相位差消除掉，也能有效预防这一现象发生。实际操作时，普遍采用改变变压器两侧电流互感器接线方式的方法来实现，具体操作过程为：对变压器与电流互感器接线方式原本是星形的一侧接线使用三角形接线方式来替换，相反的将原来是三角形的一侧接线使用星形接线方式来替换。如此接线就可以实现在电流互感器上的二次电流相位差为零，有效防止了由相位差造成的电流不平衡现象的发生。

(2)由电流互感器变比不同造成的电流不平衡现象的解决措施。若想根本解决这一问题，首要问题就是选择变比等级相同的电流互感器，最大程度地降低电流。还要充分发挥差动继电器内部平衡线圈的作用，使电流互感器不同的变比电流得以消除。还有，可以在差动继电器的一侧或两侧安排类型不同的自耦变流器（双绕组变压器时安装在一侧，三绕组变压器时安装在两侧），从而实现电流补偿功能，有效解决由电流互感器变比不同造成的电流不平衡现象。

3.2对励磁涌流的解决措施

为防止产生励磁涌流现象，有效消除不平衡电流，首要问题就是选择具有快速饱和铁心的差动继电器，以及可以实现快速饱和的电流互感器，有效解决没有负载以及清除外部故障后恢复电压过程中的磁通突变问题，防止一次绕组中产生励磁涌流，防止电流不平衡。再有，还可在差动回路中安装中间变流器实现快速饱和的电流补偿功能，防止发生差动保护误动现象。

4、结语

总之，对于新建或设备更新改造的发电厂和变电站的变压器差动保护误动问题，需要严格按照国家相关标准、文件或者厂家说明书执行，确保每个流程都严格把关。具体实践工作中，变压器差动保护误动的影响因素有多种，因此，作为工作人员必须认真探究其中的具体原因，并及时采取科学合理的解决措施，从而有效应对变压器差动保护误动现象，确保电力系统能够安全可靠运行。

参考文献

[1]苏贵标.变压器差动保护误动分析及对策[J].中小企业管理与科技(上旬刊),2009,08.

[2]舜.主变差动保护躲励磁涌流判据分析[J].中国城市经济,2011,03.

[3]朱玮.一起主变差动保护动作的故障分析[J].科技创新导报,2009,19.

总保护继电器的作用范文1篇2

【关键词】电力系统；继电保护；数字化变电站；保护配置

【中图分类号】TM774；TM734

【文献标识码】A

【文章编号】1672—5158（2012）10-0260-01

0前言

数字化变电站概念的提出基于光电技术、微电子技术、信息和网络通信等技术的飞速发展，由于其在建设、运行、维护和管理等方面具有的巨大优势，数字化变电站近年来已经成为业内关注的热点。

以某110kV数字化变电站为例，它采用南瑞继保的数字化变电站系统，使用具有国内领先水平的电子式电流（电压）互感器替代传统互感器，用光缆代替电缆作为系统测量、控制、保护和电能计量的信息采集和传输设备。

1数字化变电站与传统变电站比较

数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建、建立在IEC61850通信规范基础之上、能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。一次设备采集信息后，就地转换为数字量，通过光缆上传测控保护装置，然后传至后台监控系统。监控系统和保护装置对一次设备的控制也是通过光缆传输数字信号实现其功能。

传统变电站的一次设备采集模拟量后，通过电缆将模拟量传输到测控保护装置，装置进行模数转换后对数据进行处理，然后通过网线将转换后的数字信号传至后台监控系统。同时，监控系统和保护装置对一次设备的控制通过电缆传输模拟信号来实现。

由上文可见，传统变电站的设备通过大量的电缆相连，存在电缆损耗、电磁兼容、电磁干扰、铁芯饱和等问题，而数字化变电站的二次侧直接输出数字信号通过光纤传输，使用光缆代替大量电缆，极大增强了变电站信号的抗干扰能力和系统的可靠性。

传统变电站与数字化变电站的对比见图1所示：

2数字化变电站继电保护配置方案

在信息应用模式方面，数字化变电站采用光纤代替电缆作为传输信号的通道，从原来的电缆传送跳合闸电流操作方式变为通信报文（面向对象的变电站事件，即GOOSE）操作方式。

在变电站结构方面，按照IEC61850标准，数字化变电站的二次系统可分为三层，即站控层、间隔层和过程层。站控层设备和间隔层设备通过站控网络连接，网络形式采用单环网型100M以太网，连接电缆选用100Base-TX，交换机选用16口，和站控网络相连接的设备均应具备RJ-45接口。过程层设备包括电子式互感器合并单元（Mu），用于模数转换和采样数据的同步；断路器智能操作箱，用于接收网络跳闸命令和状态信息。数字化变电站的结构示意图见图2所示：

其中，数字化变电站二次侧的继电保护集中配置于间隔层，如上图所示，包括：线路测控、线路保护、主变测控、主变保护、分段测控、分段保护等。

以某110kV数字化变电站的实际工程实践为例，该110kV站现有2台三卷变压器，110kV为单母分段代旁母，进线2回；35kV为单母分段，包括出线6回和备用线路1回；10kV为单母分段，出线9回，10kV电容器4套，10kV所用变两台。

针对该站的需求，配置了：主变保护测控、110kV线路保护测控、110kV分段备自投兼测控、110kV侧电压并列、35kV线路保护测控、35kV侧电压并列、10kV侧电压并列、10kV线路保护、10kV母联保护、10kV电容器保护等。

2.1110kV线路保护测控装置的配置方案

110kV线路CT、内桥CT、110kV线路抽取／母线电压均采用有源电子式互感器，其数字量输出直接由光纤接入主控室相关数字接口MU。110kV线路保护测控组成面向间隔、独立的、针对过程层的、基于GOOSE机制的控制网，以实现相应间隔的遥信、遥控及保护控制，并实现与其它装置的信息交互。

110kV分段备自投功能采用全站集中式备投装置实现，装置利用过程层GOOSE网络采集所需的开关、刀闸位置以及运行状态，根据软件算法实现传统备自投的功能。

2.235kV及10kV线路保护测控装置的配置方案

35kV线路测控保护基于模块化的设计思想，硬件可灵活组态，维护方便，而且具有实时的全站逻辑闭锁功能，完全支持IEC61850标准，采用基于GOOSE机制的控制联系，以实现相应间隔的遥信、

遥控及保护控制，并实现与其它应用交互信息，于主控室集中组屏。35kV线路保护测控装置以直联的方式接入线路MU的电流电压量，与线路智能终端也是以直联的方式接入开关量信号并实现跳闸和遥控。

10kV线路保护、母联保护、电容器保护装置配置传统互感器，在开关柜内就地配置四合一的保护测控装置，以传统电缆方式采集交流量。10kV线路／电容器以电口形式将计量电流、电压输出给10kV线路／电容器电度表。

2.3主变保护测控装置的配置方案

本次工程共配置主变保护柜两面，每面柜含5台三相三卷有载调压变压器的数字接口保护装置，2台35kV受总合并单元。

主变差动保护电流分别取自高压侧线路和内桥、中压侧ECT、低压侧模拟MU。低压侧模拟MU放置于受总间隔。

2台主变中压侧和低压侧受总的智能操作箱，2台主变智能操作箱均采用就地下放。2台主变高后备电量采集MU（取自主变套管CT，兼主变零序／间隙电流采集），就地下放主变旁。主变套管CT、零序／间隙电流由硬线引至高后备采集MU。

主变零序／间隙保护由主变高后备保护装置实现。通过接收由集控站／调度发出的主变运行方式改变遥控令（中性点地刀投切令）及中性点地刀位置，决定投零序或间隙保护。

主变差动、非电量、高、中、低后备保护采用数字接口的，完全支持IEC61850的装置，其开出通过主变GOOSE控制网由智能操作箱实施（所有主变差动、后备、非电量保护、三侧受总智能操作箱、主变智能操作箱等，组成一独立的、面向过程层的、基于GOOSE机制的主变控制网，以实现相应遥信、遥控及保护控制，并实现与其它应用交互信息）。

主变非电量的本体重瓦斯、有载重瓦斯／压力释放、通过电缆接至主控室主变非电量保护装置，装置通过GOOSE网实现控制功能。同时将本体重瓦斯、有载重瓦斯加装就地下放的重动继电器，经硬接点至中低侧受总智能操作箱实施动作。

为防止光缆烧坏或其他原因造成的通信中断，所有保护装置均设置了通信中断时保护闭锁，同时全站保护均保留常规继电器硬接点开出，支持硬接线跳闸。

总保护继电器的作用范文篇3

[关键词]变电所；微机继电保护；故障处理；主变压器保护

前言

变电站是电力系统电能分配的重要组成部份，变电站常见故障的分类汇总有利于从事变电站的值班或检修人员尽快分门别类地找出故障的类型及基础处理实用技巧。而变电站常见故障的处理一个核心环节就是继电保护的有力支持。微机保护在电力系统得到广泛应用。但微机继电保护装置的动作过程不像模拟式保护那样直观，造成了微机保护事故发生有其自身的特点。分析与总结微机继电保护事故处理特点的目的在于掌握一般规律，快速有效地处理事故，避免因继电保护原因引发电网或设备事故，确保电网的安全稳定运行。

有效的反映出电器设备的不正常工作的状况，并根据所发生的不正常工作状况的原因和设备的运行维护条件的不同所发出相应的信号，以便值班人员进行相对应的处理，或者由自身的装置进行自动的调整，或者把那些正在运行会引起事故的相关电器设备进行有效的切除，那些反应出不正常工作情况的继电保护装置允许带一定的延时工作。

1.微机继电保护特点

研究和实践证明，与传统的继电保护相比较，微机保护有许多优点［4］，其主要特点如下：

①改善和提高继电保护的动作特征和性能，动作正确率高。②可以方便地扩充其他辅助功能。③工艺结构条件优越。④可靠性容易提高。⑤使用灵活方便，人机界面越来越友好。其维护调试也更方便，从而缩短维修时间；同时依据运行经验，在现场可通过软件方法改变特性、结构。⑥可以进行远方监控。微机保护装置具有串行通信功能，与变电所微机监控系统的通信联络使微机保护具有远方监控特性。

2.微机继电保护容易引发的故障及处理措施

2.1变压器事故。变压器的主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸或者变压器后备保护动作跳闸。若此种故障出现，在未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次；如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送一次。若出现变压器轻瓦斯保护动作发信，应立即进行检查，确认变压器能否运行。

2.2电压互感器事故处理。本体故障，引起保护误动作：及时打报告，更换电压互感器，并进行二次接线的调整。一次保险烧坏，引起各种报警和误动作，查明原因，更换保险；二次保险烧坏，引起各种报警和误动作，查明原因，更换保险。

2.3电流互感器事故处理。本体故障，引起保护误动作：及时打报告，更换电压互感器，并进行二次接线的调整。由于接触不良，局部发热，紧固螺丝，并要求变电值班人员开展定期巡检，进行简易维护。对烧坏的端子进行更换。对有破损的二次线进行各种技术处理

2.4单相接地故障处理。当发生发生单相接地故障时，继电保护班成员应在事故现场开展接地情况分析，首先应与现场值班人员应对绝缘监察仪表和预告信号进行检查，当指示有接地现象时，应立即检查各相对地电压、线间电压、开口三角电压，并作好记录，同时开展如下工作。

2.5电压不平衡。对PT一次保险、二次保险进行检查是否存在接触不良；是否有烧坏现象，根据上述情况，应判明原因（是否因母线压变高压熔丝熔断、铁磁谐振、线路或一次设备接地等引起），按母线管辖范围报告有关调度，并对带电设备进行检查。

2.6系统设备及稳定限额越限处理。当出现系统设备及稳定限额越限，应及时与变电站当值人员做好如下协调工作。当联络设备的负荷已达到热稳定或按稳定计算要求或继电保护整定值要求的最大允许限额时，地调值班调度员应采取一切必要的手段努力在10分钟内消除其过负荷。系统联络变压器过负荷时的处理措施应参考其过负荷的允许范围及允许持续时间。

2.7直流工作工作各种事故处理。寻找直流接地或更换直流熔丝，应按现场有关规定执行。寻找直流接地或更换直流熔丝时间应尽量缩短，以减少无继电保护运行时间，同时避免对侧纵联保护穿越故障而误动。

2.8自动化工作各种事故处理。当自动化系统部份通讯不正常时：应检查对应的通讯口是否松动脱落，接触是否良好。所对应的装置是否工作正常从而引起通讯异常。当自动化系统全部通讯不正常时：重新启机，以判断是否是部份重要程序异常引起全系统瘫痪，一般可解决问题

2.9遥信遥测遥控不正常时。检查相对应的一次、二次设备的状态是否正常，若异常则排除，即可恢复。系统本身的定义及参数设置不正确，可在厂家的指导下解决。

3.微机保护事故处理的基本思路

3.1正确充分利用微机提供的故障信息

对经常发生的简单事故是容易排除的，但对少数故障仅凭经验是难以解决的，应采取正确的方法和步骤进行。

3.1.1正确对待人为事故。有些继电保护事故发生后，按照现场的信号指示无法找到故障原因，或者断路器跳闸后没有信号指示，无法界定是人为事故或是设备事故，这种情况的发生往往与工作人员的重视程度不够、措施不力、等原因造成。人为事故必须如实反映，以便分析和避免浪费时间。

3.1.2充分利用故障录波和时间记录。微机事件记录、故障录波图形、装置灯光显示信号是事故处理的重要依据，根据有用信息作出正确判断是解决问题的关键。若通过一、二次系统的全面检查发现一次系统故障使继电保护正确动作，则不存在继电保护事故处理的问题；若判断故障出在继电保护上，应尽量维持原状，做好记录，做出故障处理计划后再

3.2运用正确的检查方法

3.2.1逆序检查法。如果利用微机事件记录和故障录波不能在短时间内找到事故发生的根源时，应注意从事故发生的结果出发，一极一级往前查找，直到找到根源为止。这种方法常应用在保护出现误动时。

3.2.2顺序检查法。该方法是利用检验调试的手段来寻找故障的根源。按外部检查、绝缘检测、定值检查、电源性能测试、保护性能检查等顺序进行。这种方法主要应用于微机保护出现拒动或者逻辑出现问题的事故处理中

3.2.3运用整组试验法。此方法的主要目的是检查保护装置的动作逻辑、动作时间是否正常，往往可以用很短的时间再现故障，并判明问题的根源。如出现异常，再结合其他方法进行检查。

参考文献

[1]国家电力调度通讯中心.电力系统继电保护规定汇编[M].北京:中国电力出版社，2000.

总保护继电器的作用范文篇4

关键词：变压器；继电保护；微机化；应用

0引言

大庆地区某电厂主变压器继电保护一直以来使用的是常规继电保护装置，继电器接点卡死、断线、接触不良时有发生。该厂曾发生区外差动保护动作、过流保护越级误动等事故，造成电气系统瓦解，给电厂和用户造成上百万元的经济损失。本文针对大庆地区某电厂原常规保护存在的诸多缺陷，在主变微机保护改造中如何从设计入手来提高微机保护的可靠性，就如何管好、用好微机变压器保护以及在众多不同保护原理和组屏方式中，选择出既能满足《微机继电保护装置运行管理规程》和“反措”要求，又能适合电网的具体情况，达到安全可靠、经济实用的组屏方案进行讨论。

1常规主变保护存在的问题及解决方法

1.1大庆地区某电厂原常规保护配置方式上存在的问题

大庆地区某电厂#1、#2主变属于三卷变压器，电气主接线如图1。主变保护配置为：110kv侧复合电压闭锁过流保护，作为110kv母线及线路的后备保护；35kv侧方向过流保护，方向指向35kv线路，作为35kv母线及线路的后备保护；6kv侧复合电压闭锁方向过流保护，方向指向主变，作为主变本体和其余两侧负荷的后备保护。大庆地区某电厂发电机组一般冬季运行夏季停运，两台主变常年投入运行。冬季运行时主变运行状况如图一所示，但在夏季运行时，从潮流上分析，运行方式由正常的向电力系统发电方式变成了从系统受电运行方式，主变工作性质实质由升压变成了降压运行，发电厂变成了变电所。

#1主变曾在受电运行方式下发生一起因6kv系统设备发生短路主变6kv侧过流保护拒动110kv侧过流保护误动的事故，究其原因为主变6kv侧故障电流反方向引起本侧过流保护闭锁不动，110kv侧过流保护不受方向限制动作跳闸，引起35kv负荷失电，造成事故范围扩大。

通过研究决定，应该制定一套主变在受电运行下的保护运行方案，来保护电厂主变压器在受电运行方式下的安全运行。解决方案是6kv系统做为终端用户，主变6kv过流保护应第一时限动作，110kv过流保护做为其余两侧的后备保护。此方案报黑龙江省电力公司大庆局继电保护部门获得了审批。

为实现主变保护的上述方案，继电保护人员在主变6kv过流保护回路中加装三个方向闭锁压板FXYB，如图3所示。在主变110kv侧过流保护中，加装跳三侧开关回路。在受电运行方式下，退出跳本侧开关出口压板，投入跳三侧开关出口压板，即可完善110kv过流保护。

从上述常规保护配置中我们发现，主变保护在实现主变送电和受电过程中存在诸多的操作步骤，极易存在误操作现象，另外常规继电器在配合上，存在精度低，易卡塞问题，容易造成保护拒动等现象，而这些常规保护存在的缺陷恰恰是微机保护优势所在，微机保护只需从保护定值设置上着手即可解决上述问题，既方便又快捷，减少不必要的操作失误。

1.2LCD-11差动继电器存在设计缺陷

一直以来，变压器差动保护的主要矛盾集中在如何识别励磁涌流和内部故障时的电流。对于励磁涌流，保护不应动作；对于内部故障，保护应迅速动作。电厂在一次35KV母线短路事故时，35KV东母差动保护动作和#1主变差动保护动作。经现场检查短路点确定位于35KV东母线上（如图4所示），35KV东母差动保护动作是正确的，但对于#1主变差动保护属区外故障，故确认为#1主变差动保护误动作。

现场安装的故障录波器记录了110KV进线电流，从波形看当故障电流消失后，波形并未立即转为负荷电流波形，而是比负荷电流还大，在持续三个周波后，降为负荷电流波形。从波形可以分析出，当时35KV母差保护动作后，#1主变差动保护并未同时跳闸，而是在经过三个周波后才跳闸。由此可断定当短路故障切除后，因励磁涌流导致了#1主变差动保护动作。在对差动继电器二次谐波制动原理进一步分析时，发现当变压器外部短路故障切除后的电压恢复过程中，产生的励磁涌流大小与合闸初始角、铁芯剩磁、铁芯饱和磁通、系统电压、电流互感器饱和特性等许多因素有关。对于三相变压器，由于三相电压之间相位差为120度，因而三相励磁涌流不会相同。但是在任何情况下，至少会有一相出现较大的励磁涌流（二次谐波电流），也有可能出现励磁涌流较小的一相。电厂主变差动保护采用的是LCD-11型差动继电器，在主变ABC三相差电流回路各装设一块继电器，每相继电器对二次谐波的判断都是相互独立的。这样就会出现当变压器外部短路故障切除后，励磁涌流较大的相虽然会达到继电器的动作值，但由于二次谐波较大，该相差动继电器就会制动；但也会存在某相出现励磁涌流较小，当达到了差动继电器的动作值，而二次谐波制动电流未达到继电器的制动值，此时该相差动继电器会动作，造成误切主变的事故。这种情况虽然为小概率事件，但大庆地区某电厂却发生了。由此可见LCD-11差动保护对躲励磁涌流的方法上存在缺陷，容易引起差动保护误动作。

此问题可通过采用微机型差动保护予以解决。微机保护由于各交流量统一采样、统一处理，且微机本身具有强大的数值处理功能，故在二次谐波含量计算方法的选择上较模拟式保护更灵活。宏伟厂引用了南京南瑞生产的RCS-9671C变压器微机差动保护装置，比率差动保护利用三相差动电流中的二次谐波作为励磁涌流闭锁判据，

即：Id2∮max>Kxb*Id∮max

式中Id2∮max为A、B、C三相差动电流中的二次谐波最大值，Idφmax为A、B、C三相差动电流中的基波最大值，Kxb为二次谐波制动系数。

通过该方法解决了分相式差动保护存在的缺陷。另外采用微机式差动保护简化了对主变差流的定期检测。一旦发生较大的不平衡电流，保护能自动报警及闭锁装置，有效防止保护误动。

2如何提高微机保护在实际运行中的可靠性

通过上述分析知道微机保护可以实现常规模拟式继电保护无法实现的功能，维护量小，定检方便，利用软件实现在线自检，极大地提高了在线运行时的可靠性。但由于微机保护装置的核心是由各种芯片及电阻、电容等器件组成的弱电回路，极易受到外界干扰，同时因运行维护管理经验不足及产品设计，制造质量上存在某些缺陷，导致微机保护装置异常，致使微机保护误动、拒动引起的大面积停电时有发生。因此，如何提高微机保护运行的可靠性，也同样具有重要的意义。为此从主变微机保护选型到保护方案设计是否符合电厂实际情况以及在实际改造中如何进一步提高保护的安全可靠性等等诸多问题我们都积极与南瑞设计人员沟通，在安装调试时仔细琢磨，总结出许多实践经验。

2.1采用一主一后、主后分开方案

当前微机变压器保护的种类很多，其中以双主一后、主后分开和一主一后、主后分开这2种为主。电厂主变微机保护改造后采用的是一主一后、主后分开的方式，即一套差动保护和一组后备保护，差动保护和后备保护采用不同的电源供电使其完全独立，而后备保护又各侧分开独立。这种配置可以大大的提高主变保护的可靠性，也简化了二次回路。从电厂主变保护动作统计分析我们可以看出：二次回路的复杂性是造成主变保护不能正确动作的主要原因之一。同时，通过合理配置后备保护，可以弥补因单套差动保护而造成的保护范围及边缘内某些电气部位保护薄弱的问题，确保从主变高压侧独立电流互感器（CT）到中、低压母线的各个电气部位，都有能满足各种运行方式和检修方式下电网稳定要求的后备快速切除手段，并具备相邻电气设备的远后备功能。综上所述，采用一主一后的配置，在节省投资、简化回路的同时，并没有降低保护的可靠性。

2.2反事故措施在微机保护中的实践

“反措”汇总了多年来设计与运行部门在保证继电保护装置安全运行方面的基本经验，也是事故教训的总结。在全面执行“反措”的同时，重点对保护的独立性和非电量保护启动继电器的动作电压，提出了较高的要求。独立性具体体现为从交流输入、直流电源配置到出口中间继电器，采用在主保护和后备保护以及后备保护之间均独立配置。微机保护因减小体积、提高动作速度，普遍采用密封快速中间继电器，而非电量保护一般从变压器本体将开关量直接引人装置，由于连线长，电缆电容大，电源正极接地时极易误动。对此，要求非电量保护启动中间继电器的动作电压为额定电压的60～65%之间为宜，或动作功率略大，以避免保护误动作。

2.3简化压板，方便运行

变压器保护因具有三侧开关，压板数量很多，约50多块，这给压板操作带来极大的不便，很容易造成误操作。如何在不违反“反措”精神的前提下，尽量减少压板数，是个较棘手的问题。为此在同厂家设计人员协商时提出了以下几点原则进行了简化：（1）设总出口压板；（2）以各侧独立的保护为单元，压板尽量合并；（3）结合微机保护可以用控制字投退和存储多套定值的特性，减少压板。通过以上措施，压板数减少到不足30块。

3结束语

通过实现主变保护微机化，一方面主变压器保护的安全运行将得到大大的改善和提高，另一方面也锻炼了队伍，对今后主设备保护微机化应用也积累了丰富的宝贵经验。

参考文献：

总保护继电器的作用范文篇5

关键词：电流互感器；10%误差曲线；继电保护

中图分类号：[TM452]文献标识码：A文章编号：1674-3520（2013）-12-0258-01

10%误差曲线是保护用电流互感器的一个重要的基本特性。保护用电流互感器的工作特点不同于测量用电流互感器，它要求当电气设备发生事故时，启动相应的保护装置，切除故障设备。继电保护装置整定的动作电流通常比电气设备正常运行时的工作电流大几倍甚至几十倍，为了保证继电保护装置的正确动作，不因为饱和及误差带来拒动规程规定保护用电流互感器，在一次侧负载和一次电流为已知的情况下，电流互感器的电流误差不得超过10%。电流互感器10%误差曲线是指在电流误差为10%的条件下，一次电流对其额定电流的倍数M与电流互感器允许的二次负载的关系曲线。

一、电流互感器产生误差的原因

从电磁感应的工作原理上看，电流互感器为了正常工作所必须的激磁功率是产生误差的基本原因。不论电流倍数加大，或是二次负载增加，它们的结果都引起电流互感器感应电动势E2（E2=IoχZ2总，Z2总=Z2N+Z2W，Z2N是电流互感器自身二次绕组阻抗，Z2W是外电路二次负载）的升高，互感器的铁芯和二次绕组匝数W2制造时已定，E2的升高就是电流互感器铁芯中磁通密度和激磁功率的升高。电流互感器的激磁功率只能来自于它的电源侧――一次绕组。也就是说一次绕组电流有更多份额未能变换反映到二次电路中去，其结果是误差分量的扩大。特别在铁芯接近磁饱和时，稍升高E2，耗用的激磁功率就剧增，所以10%误差曲线是10%负误差曲线

1、电流互感器10%误差曲线

电流互感器LA1―10―400/5的10%误差曲线如图1，由曲线可看出，一次电流倍数越大，相应允许的二次负载越小。

2、励磁特性曲线

在运行单位或安装现场，测试电流互感器的10%误差曲线是很困难的，现场通常进行励磁特性曲线试验，并利用它的励磁特性曲线进行10%误差校核。励磁特性曲线试验的接线见图2。试验时，电流互感器一次绕组开路，从二次绕组通入50Hz交流电流，测得各电流值二次绕组端子上的电压值，即可绘出励磁特性曲线，见图3。

二、电流互感器二次负载校核计算

1、动作电流的取用

继电保护整定计算中，因根据保护用电流互感器10%的误差曲线进行二次负载的校核计算，校核计算取用的电流倍数M可分别情况考虑。

对一般的继电保护装置，可按最大整定动作电流，如采用I阶段动作电流至互感器额定电流的倍数，就是电流互感器的二次负载不可大于按这个倍数M从10%误差曲线上查得的对应的允许值。按最大整定动作电流校核合格的话，对最大短路电流来说，虽电流倍数更大，误差亦可能超过10%，但它的二次电流绝对值必定大于整定动作电流（二次值），所以不会影响保护装置的正确动作，故亦不需要按电器设备最大短路电流去校核10%误差曲线。至于按最大短路电流校核电流互感器的动、热稳定，还是必要的。对用于差动保护的电流互感器，一方面要求在保护范围区内故障时保护装置能可靠动作；另一方面，差动保护两端（对三点差动保护就是三端）电流互感器由于励磁特性的差异而产生差动回路的不平衡电流，在任何非区内故障情况下都不允许它引起差动保护误动作。电流倍数越大时，电流互感器特性的差异也越趋明显；当发生区外最大穿越性短路电流时不平衡电流最为严重。所以对差动保护，应按最大穿越性短路电流来校核各端电流互感器的10%误差曲线。

2、二次负载校核

根10%误差曲线校核电流互感器的二次负载，举例说明校核电流互感器容许二次负载的方法。

某变电所变压器差动保护10kV侧电流互感器型号是LA1―10―400/5，次级为星形接线，“D”级的10%误差曲线如图1。该变压器10kv侧最大穿越性短路电流为2875A。

计算穿越性故障电流对额定电流的倍数：

M=2875/400X1.5=10.8

式中：1.5是非周期分量系数

按M=10.8倍查图1的允许二次负载为0.95Ω。电流互感器二次侧负载为0.82Ω时，小于10%误差容许的0.95Ω，满足要求。

三、电流互感器10%误差曲线校核

1、实测校核

某用户变电所的变压器高压开关柜，应用电流互感器二次电流通过继电器GL―25/10常闭接点作交流脱扣器的旁路，构成交流操作的保护接线。电流互感器用两相不完全星形接法。机构是CT―8型弹簧操动机构，柜内电流互感器型号为LA1―10―200/5。变压器低压出口短路时，高压测故障电流928A。

继电器反时限元件整定动作电流考虑上、下级配合，取6A、1S（二倍动作电流）。GL―25/10速动元件动作电流：I=1.5x928x5/200=34.8A。取6倍速动。

利用励磁特性曲线进行10%误差校核。

实测电流互感器二次负载Z2w=2.1Ω（连脱扣器阻抗），查资料LA1―10―200/5自身二次绕组阻抗值为0.369Ω。

Z2总=Z2N+Z2W=0.369+2.1=2.469Ω

当速动元件动作时，动作电流36A，需要电流互感器提供的二次电势E2=36Ax2.469Ω=89V。由图3可见LA1―10―200/5的励磁饱和电势为60V，不可能提供89V电势；若要保证速动元件可靠动作，从满足10%误差的要求来看，即36Ax10%=3.6A，在图3上对应的励磁电压不能超出58V。校

核结果表明电流互感器不满足保护要求，也就是说在这种情况下，不能保证开关速动跳闸。

此时注意一点，与利用10%误差曲线校核电流互感器二次负载不同；在用励磁特性曲线和整定电流通过二次阻抗所必须的二次电势进行校核时，必须计入电流互感器自身的二次绕组阻抗。

2、采取的措施

在设计计算或现场校核中，为保证在故障情况下继电保护装置能正确可靠地动作，可采取以下一些方法：

（1）减少二次负载，如当电流互感器与保护装置之间的引接电缆较长时，可采用截面大一些的或双芯并作一相。

（2）选用较大变流比的电流互感器。采用较大变流比后，校核误差的一次电流值不变，对互感器一次额定电流的倍数M就较小了。

（3）电流互感器选型时采用10%误差曲线较高的产品，如LA1―10改用LDZ―10型，后者的曲线比前者高的多，

（4）高压电流互感器通常每台由二次互感器元件组成，若把它的二次级绕组串接使用，能提高容许二次负载值。

四、当电流互感器不满足10%误差要求时，应采取以下措施：

（1）改用伏安特性较高的电流互感器二次绕阻，提高代负荷的能力；

（2）提高电流互感器的变比，或采用额定电流小的电流互感器；以减小电流倍数m10；

（3）串联备用相同级别电流互感器二次绕组，使负荷能力增大一倍；

（4）增大二次电缆截面，或采用消耗功率小的继电器；以减小二次侧负荷Zfh；将电流互感器的不完全星形接线方式改为完全星形接线方式；差电流接线方式改为不完全星形接线方式；改变二次负荷元件的接线方式，将部分负荷移至互感器备用绕组，以减小计算负荷。

（5）将电流互感器的不完全星形接线方式改为完全星形接线方式；差电流接线方式改为不完全星形接线方式；

（6）改变二次负荷元件的接线方式，将部分负荷移至互感器备用绕组，以减小计算负荷。

总保护继电器的作用范文篇6

[关键词]主变跳闸分析措施

中图分类号：TM561文献标识码：A文章编号：1009-914X（2016）09-0305-01

一、故障现象

我公司一35kV变电站两台主变分列运行，调控中心采集到站内直流系统接地信息。

二、事故原因及分析

接到调控中心通知后，变电二次工作人员对该站控制电源监视回路进行特巡，并对直流系统两极对地电压进行了测量，排除监控系统误发信号的可能，并对逐台设备进行外观检查，确认无外接因素导致直流系统接地的可能，并着手开始对二次控保设备进行检查。

在检查到2#主变控保屏时，发现取下负极保险后，本屏内直流监视继电器（JJ）不复归，测量电压发现负极对正极仍有156V电压，在拆除直流监视继电器（JJ）18#接线柱后，该继电器自动复归，排除该继电器内部接点粘连的可能，判定该屏内回路中存在寄生回路的可能，于是采取逐一拆除与该继电器18接线柱相连接的二次线的方法，查找寄生回路的来源，同时为保证不长时间失去保护，每断开一点确实不是故障点后立即恢复，当断开保护出口继电器（BCJ）接线柱8上的接线后，确认不是故障点后进行恢复该点接线时，出口继电器动作造成主变两侧开关跳闸，并立即到站内后台监控微机确认保护动作信息，发现后与主站监控中心确认动作情况，只有主变两侧开关变位信息，无其他保护信息。

通过继续对故障点查找，发现重瓦斯信号继电器出口接线柱间直阻260欧，因正常信号继电器一侧接线柱带有负电（110V），导致其前端接线柱也带有负电。经过现场多次试验，发现正电通过直流监视继电器线圈（6脚与18脚）与出口继电器线圈（18脚与6脚）与寄生负电形成回路，正常情况下出口继电器因有并联电阻压降较小，当打开出口继电器18脚接线再恢复时瞬间并联电阻没有起到降压作用，此时出口继电器的压降较高，同时经试验该出口继电器动作电压处于合格范围内的下限，因此恢复接线时造成出口继电器动作。

如图1所示，其中CJ为差动继电器接点，BCJ为DZB-12B型保护出口中间继电器，R为2K欧并联电阻。2XJ为重瓦斯动作信号继电器，型号为DXM-2A。JJ为DZS-12B型直流电源监视中间继电器。

如图2所示，由于信号继电器2XJ管脚6与管脚9绝缘降低，直流电阻仅为260欧，当2RD负电源拔下时，正电源经监察继电器JJ、出口继电器BCJ、保护压板2LP与2XJ脚6、继电器内部260欧电阻到2XJ脚9即负电源形成回路，出口继电器压降为104V，达到启动条件，主变保护出口动作，造成高低压侧开关同时跳闸误动，因该动作直接由BCJ出口，故无任何保护动作信息。

三、事故经验教训及改进措施

1、继电器和保护全回路的绝缘状况对保护系统的正确健康运行起着至关重要的作用，一旦绝缘降低，轻则发生直流接地，重则会导致保护误动和拒动，造成严重的电力事故。

绝缘检查应定期进行。新安装和定期检验时，应对全部保护接线回路用1000V摇表测定绝缘电阻，其值应不小于1兆欧。单个继电器在新安装或检修后，应用1000V摇表或500V摇表测定绝缘电阻，继电器端子对底座和磁导体的绝缘电阻值以及各触点之间的绝缘电阻值不应小于50兆欧，继电器线圈间电阻应不小于10兆欧。对新安装和定期检验的继电器，根据各继电器技术参数要求，同时应作50赫兹交流电压历时1分钟的耐压试验。

2、对于长时间运行的电磁式继电器应掌握其寿命周期，以周期性检验为主要手段，制定强制淘汰和轮换制度，运行时间超过一定年限的继电器强制进行更换。

3、在积极推进微机继电保护改造的前提下，对目前运行的电磁式继电保护的继电器备件选型，优先选用机构更可靠的静态继电器，本次事故中就将全部旧的DXM-2A型信号继电器，全部更换为JX-21A/T型继电器。

总之，变压器出现的误动类型较多，动作原因也多种多样的，本次只是针对在保护回路存在隐蔽的设备隐患时，工作人员在正常检修操作的情况下发生的误动原因进行分析，并从中吸取经验教训，提出一些改进措施。

参考文献

【1】贺家礼，宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京：中国电力出版社，1994：153-169.

【2】冯匡一，袁季修，宋继成，等.GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程[S].北京：中国标准出版社，2006.

作者简介

赵洪波（1976一），男，国网山东寿光市供电公司电力工程技术工程师，从事变电站一、二次设备的安装调试工作。

孙海燕（1976一），女，国网山东寿光市供电公司电力工程技术工程师，从事变电设计工作。

总保护继电器的作用范文篇7

【关键词】电气工程；0.4kV配电室；140C综合保护继电器；过流保护

1事故背景

某单位在0.4kV配电室A电机柜接线改造时，由于施工人员热继电器接线错误，在测试热继电器95、96接点线路时造成该电机柜开关母线侧短路，并发生响声，同时出现电弧火球，0.4kV配电室全所失电。发生事故后，该厂对事故过程进行了分析:由于工作人员在施工中作业不小心，导致0.4kV配电室A电机柜开关母线侧三相拉弧短路，该电机柜上级开关0.4kV1号进线又因断路器自身保护机构失灵而造成故障持续恶化，最终在大电流冲击下1号变压器母线桥绝缘子爆裂短路，引起1号0.4kV进线上级设备1号变压器保护跳闸，低电压起动备自投动作后因母线短路故障点仍未消除，母联开关合闸后2号电源投在故障点上，2号变压器保护跳闸，0.4kV配电室全所失电。1号变压器铜制的部分母线桥被电弧完全融化、烧毁。1号、2号变压器微机综合保护器SPAC315C寄存器记录故障数据如表1所示。

表1寄存器记录故障数据

2故障及存在问题分析

当发生了0.4kVⅠ段进线动作不可靠的事故时，进线的上级设备（即1#变压器）会立即发生过流跳闸，从而切除故障电流。但是，故障电流的切除并不意味着故障已经结束，事实上，还会出现更大的故障，具体为：1号变压器断路器跳闸后，低压母联备自投动作，2号电源投在故障点上，2号变压器保护跳闸，从而引起0.4kV配电室全所失电。

0.4kV配电室均采用单母线分段式运行方式，正常情况下，Ⅱ段母线分段式的进线为0.4kV配电室所有低压设备提供可靠的电源。当Ⅰ段母线发生一定数据的电流故障时，为保证另一段进线不受到影响，进线断路器会自行切除故障回路；0.4kV进线所带的电流保护由进线断路器的自身机构承担。

上述事故案例表明，使用自身的开关机构作为整个低压配电室母线的电流保护，这种保护方式存在着严重不足，必须进行优化改进。根据实际案例可知，此厂低压母线电流故障时，由于进线开关机构失灵，故保护没有实现快速性，并多次出现拒动现象。当发生低压母线故障时，本段低压进线开关如果不能快速跳闸，则故障继续扩大，直至达到本段低压进线的上级变压器开关的过流保护值，此时变压器开关过流跳闸，将故障消除。由表1可以看出，发生故障时，1号变压器二次侧的电流值很大，高达30004A，而相比之下，一次侧的电流则小得多，只有1905A，还不到前者的十分之一。同样，当2号变压器二次侧出现很大的电流故障（13584A）时，一次侧的电流也很小（863A），也不足二次侧的十分之一。二次侧受到巨大的电流冲击，而一次侧由于电流值比较小，不容易出现过流保护动作。等一次侧的电流升高到引起过流保护时，二次侧的铜制的部分母线桥早已被强大的电弧所烧毁，从而发生事故。

3应对策略

将140C综合保护继电器引入低压进线控制电路，140C综合保护继电器主要用于直接接地、电阻接地或阻抗接地。低压进线电器控制电路主电路原理图如图1所示，跳闸部分原理图如图2所示。电力系统中的辐射式馈线作为有选择的短路和接地故障保护。动作原理是:140C综合保护继电器中，三相过流元件和无方向接地故障元件连续地测量被保护馈线的相电流和零序电流，一旦发生故障，这些元件就可以立即根据所选择的保护方式，使低压进线断路器跳闸;当相电流超过过流元件的整定值时，该元件发出动作信号;当达到时间整定值时，65节点闭合，发出过流保护跳闸指令，作用于K86继电器驱动断路器跳闸，同时闭锁母联备自投功能。

图1低压进线控制电路主电路原理图

图2控制原理图中跳闸部分

将第二套智能柜的分/合闸位置接入41KK的5－6，7－8触点，使得第一套的分/合闸把手可以控制两套智能终端。

当通过分/合闸把手动手分断路器，即41KK的1－2和5－6触点导通，两个分闸操作回路同时导通，再手动闭合断路器，41KK的3－4和7－8触点导通，两个合闸操作回路同时导通。装置受到手合接点，闭锁重合闸信号复归。当通过分/合闸把手手动闭合断路器，41KK的3－4和7－8触点导通，两个合闸操作回路同时导通，再手动分开断路器，即41KK的1－2和5－6触点导通，两个分闸操作回路同时导通，KKJ1和KKJ2同时返回，不发事故总信号。

由于本站的智能操作箱已经安装完毕，为了不影响智能操作箱的整体构造，以及考虑到工期等现场实际情况，我们采取了改进措施1来解决双独立操作回路中闭锁重合闸信号和事故总信号的相关问题。

4应用前景分析

在某省第一座投入运行的220kV智能变电站某工程中，应功应用了改进措施1，有效避免了相关问题。依据国网继电保护“六统一”标准化设计要求，越来越多变电站的220kV线路将采取双操作箱独

立跳合闸回路的模式，以保证两套保护操作回路的独立性。对于双操作回路带来的闭锁重合闸信号不能复归及事故总信号发出的问题，对于处于设计阶段或建造前期的智能变电站，建议用一套把手控制两套智能柜，从根本上避免分别用两套把手分/合闸带来的隐患;而对于处在建设后期的变电站，可以采取改进措施1来解决相关问题。

5结论

本文针对某单位发生的一起0.4kV配电室全所失电事故，分析了事故发生的原因，认为发生事故是由于配电室母线的电流保护方式不合理造成的。由于其保护不合理，造成在变压器二次侧出现很大的故障电流时，一次侧的电流值还很小，从而难以发生过流保护动作，引起二次侧的铜制的部分母线桥被烧毁。本文通过采用140C综合保护继电器作为进线电流保护方式，成果地解决了上述问题，并且该技术在其他变电站工程中也进行了成功应用。

参考文献:

[1]黄益庄.智能变电站自动化系统原理与应用[M].北京:中国电力出版社,2012.

[2]高翔.智能变电站技术[M].北京:中国电力出版社,2012.

总保护继电器的作用范文篇8

关键词继电保护；二次典型设计；配置原则；变压器；母线配置

中图分类号TM77文献标识码A文章编号1674-6708（2012）78-0147-02

随着经济的飞速发展，全国的用电量的不断的增加，原有的电力设备因为投入运行的时间过于长久，严重的陈旧老化已经不能满足日益增加的用电量。供电故障的增加和供电的不稳定性等问题急待改善。全国各地电网开始进行二次继电保护系统的改造，旨在提高电网设备的稳定的安全的运行，提高供电的可靠性。

1各地区变电站原有继电保护技术的状况和差异

全国各省电网间变电站继电保护的技术水平要求、配置原则、组屏方案等各个方面都具有很大的不同。这种差异性主要因为全国各个地区的运行方式和调度要求不同而产生。这些差异不仅给继电保护的运行带来不便，而且对整个国家电网的管理和维护都带来了较大的问题。这种差异性具体表现在以下方面。

1.1保护的配置和组屏的差异

在主变压器保护配置上，保护屏的配置数量就有较大差异。华东地区电网配置两面保护屏，而东北和华中电网配置三面，华北地区大多要配置四面保护屏。每面保护屏的电气量保护和操作箱的配置也有差异。在220kV线路保护上，东北和华东华北电网主要采用每回220kV线路保护运用一面操作屏和两面保护屏。但华中和东北电网中的少数每回220kV线路保护运用两面屏。东北电网直接将失灵启动装置和分相操作箱以及电压切换箱配置于一面保护屏，而川渝电网却将其分配于两面保护屏。对220kV母线和断路器失灵保护上，母线保护大多配置两套。东北华中电网在断路器失灵保护上多独立的组屏保护，而其它地区基本不单独配置失灵保护。

1.2操作箱和重合闸配置的差异

东北和华中电网，在220kV线路每条操作箱一般只配置一套。大多在独立的操作屏内布置，川渝和华中个别地区在一套线路保护屏上布置。在500kV的断路器接线配置上，华东地区与其它地区不同，操作箱不予配置。其它地区如华中、东北地区操作箱配置一套，直接布置于保护屏内。重合闸在220kV双母线接线上多在线路保护中配置。东北电网的重合闸的配置在两套线路保护中均有配置，但在实际运行中一般只启用一套。

1.3故障录波器和故障保护配置的差异

东北和华中地区电网故障录波器的配置大多每两台主变压器配置1套。华东地区电网的母线故障录波器是单独配置的。在发生故障的电网保护上，一般由断路器机构箱来实行防跳、压力闭锁等保护，只有华中电网在机构箱和操作箱来合作进行保护。

2二次继电保护配置和组屏原则的分析和解释

2.1220kV母线和断路器失灵的保护设计要求

总结以往的工作经验，从失灵保护来实现失灵电流的判别，对提高其保护的可靠性和稳定性具有很大的作用。在二次继电保护的典型设计上，对220kV双母线进行双重化配置，一套线路启用一套失灵保护。将独立的失灵启动装置取消，由母线的保护来实行电流判别。在主变压器的保护上，都由母线保护来实行电流判别。

2.2500kV主变压器和母线的保护设计要求

二次典型设计采取防误方法，针对变压器失灵保护启用后断路器同时跳闸的弊端，采用增加动作接点，应用灵敏度高的电子元器件，延时断路器跳闸。同时为提高直跳回路的准确性及可靠性，预防直跳类保护误操作的发生，减少外挂继电器拒动的风险，二次典型设计要求断路器经母线保护跳闸时，增加固定延时，并配置不用整定灵敏度高的电子元器件。

2.3短引线保护和重合闸三跳保护设计要求

二次典型设计要求在500kV的线路涨，双套短引线保护在出线具有隔离开关的情况下按串组屏，取消在断路器保护屏中的配置。同时要求用断路器来保护重合闸故障中的三跳，没有外回路的接线。在220kV的接线中，设计要求重合闸自动线路保护功能，不另行配置。

2.4电压切换箱以及操作箱的接线设计要求

在电压切换箱的接线设计上，二次典型设计要求在原有双重配置的基础上，采用单位置输入方法，以保证切换回路异常时，能够实现快速退出一套。在操作箱的要求上将其中的操作电源切换回路取消，断路器的本身的防跳功能优先采用，在箱内增加两套继电器。

3二次典型设计在具体实施时应予以注意的问题

3.1各个配置原则和组屏方案的灵活运用

阻抗保护虽然在实际运用中有很多弊端，但是阻抗保护如果被取消，需要大大的调整现有的定值系统。所以，对于配置较高，具有偏移特点的阻抗保护二次典型设计仍然给予了保留。用户在具体的实施过程中，要根据实际运行状况和自身需要来进行调整，适当进行投入和取消。操作箱内的出口继电器对所有保护的跳闸启用具有重要作用，但是此项配置的应用也比较复杂，检修和维护都不方便。二次典型设计配置原则要求配置分相的操作箱。分相的操作箱在每条线路配置一条，但是在实际运用中，也要根据线路的具体要求适当进行双操作箱的操作。具体操作要根据实际情况而定的，要给予灵活的运用。保证其继电保护的安全性和稳定性。

3.2注意与相关专业单位的协调合作

在与相关专业的合作上，尤其是通信专业，在二次典型设计上要求合作统一。短线路的光缆架设上优先考虑双光缆，以直接在通信线架上引接保护光纤为宜。保护信息在每套光通信设备的传送数量也要加以考虑，不能超负荷传送。保护回路采用的光缆应考虑220kV以上电压等级等等。与通信专业的相互协调配合，采取最优配置，保证继电保护二次典型设计上的完善和高效。

继电保护的二次典型设计要以具有可靠性，高效行和可行性为前提，对继电保护系统进行优化的配置和设计。在电网改造的实施过程中，以继电保护技术的二次典型设计为基本原则，适当的根据各个地区的实际情况和配置习惯进行调整。在施工中对工作人员的技术水平和工程质量要求要严格把关，发现问题，及时快速的解决，以使设计更加的完善，施工得以顺利进行。总之，要以国家的电网能够更加安全、更加可靠、更好的为人民服务为总的原则，将国家电网的改造顺利的、高标准的完成，推动国家电网事业的发展。

参考文献

[1]国家电网公司输变电工程典型设计：500kV变电站二次部分，2007.

总保护继电器的作用范文篇9

继电保护发展现状

电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力，因此，继电保护技术得天独厚，在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段。

建国后，我国继电保护学科、继电保护设计、继电器制造工业和继电保护技术队伍从无到有，在大约10年的时间里走过了先进国家半个世纪走过的道路。50年代，我国工程技术人员创造性地吸收、消化、掌握了国外先进的继电保护设备性能和运行技术［1］，建成了一支具有深厚继电保护理论造诣和丰富运行经验的继电保护技术队伍，对全国继电保护技术队伍的建立和成长起了指导作用。阿城继电器厂引进消化了当时国外先进的继电器制造技术，建立了我国自己的继电器制造业。因而在60年代中我国已建成了继电保护研究、设计、制造、运行和教学的完整体系。这是机电式继电保护繁荣的时代，为我国继电保护技术的发展奠定了坚实基础。

自50年代末，晶体管继电保护已在开始研究。60年代中到80年代中是晶体管继电保护蓬勃发展和广泛采用的时代。其中天津大学与南京电力自动化设备厂合作研究的500kV晶体管方向高频保护和南京电力自动化研究院研制的晶体管高频闭锁距离保护，运行于葛洲坝500kV线路上［2］，结束了500kV线路保护完全依靠从国外进口的时代。

在此期间，从70年代中，基于集成运算放大器的集成电路保护已开始研究。到80年代末集成电路保护已形成完整系列，逐渐取代晶体管保护。到90年代初集成电路保护的研制、生产、应用仍处于主导地位，这是集成电路保护时代。在这方面南京电力自动化研究院研制的集成电路工频变化量方向高频保护起了重要作用［3］，天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的集成电路相电压补偿式方向高频保护也在多条220kV和500kV线路上运行。

我国从70年代末即已开始了计算机继电保护的研究［4］，高等院校和科研院所起着先导的作用。华中理工大学、东南大学、华北电力学院、西安交通大学、天津大学、上海交通大学、重庆大学和南京电力自动化研究院都相继研制了不同原理、不同型式的微机保护装置。1984年原华北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定，并在系统中获得应用［5］，揭开了我国继电保护发展史上新的一页，为微机保护的推广开辟了道路。在主设备保护方面，东南大学和华中理工大学研制的发电机失磁保护、发电机保护和发电机?变压器组保护也相继于1989、1994年通过鉴定，投入运行。南京电力自动化研究院研制的微机线路保护装置也于1991年通过鉴定。天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的微机相电压补偿式方向高频保护，西安交通大学与许昌继电器厂合作研制的正序故障分量方向高频保护也相继于1993、1996年通过鉴定。至此，不同原理、不同机型的微机线路和主设备保护各具特色，为电力系统提供了一批新一代性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果。可以说从90年代开始我国继电保护技术已进入了微机保护的时代。

2继电保护的未来发展

继电保护技术未来趋势是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展。

2.1计算机化

随着计算机硬件的迅猛发展，微机保护硬件也在不断发展。原华北电力学院研制的微机线路保护硬件已经历了3个发展阶段：从8位单CPU结构的微机保护问世，不到5年时间就发展到多CPU结构，后又发展到总线不出模块的大模块结构，性能大大提高，得到了广泛应用。华中理工大学研制的微机保护也是从8位CPU，发展到以工控机核心部分为基础的32位微机保护。

南京电力自动化研究院一开始就研制了16位CPU为基础的微机线路保护，已得到大面积推广，目前也在研究32位保护硬件系统。东南大学研制的微机主设备保护的硬件也经过了多次改进和提高。天津大学一开始即研制以16位多CPU为基础的微机线路保护，1988年即开始研究以32位数字信号处理器(DSP)为基础的保护、控制、测量一体化微机装置，目前已与珠海晋电自动化设备公司合作研制成一种功能齐全的32位大模块，一个模块就是一个小型计算机。采用32位微机芯片并非只着眼于精度，因为精度受A/D转换器分辨率的限制，超过16位时在转换速度和成本方面都是难以接受的；更重要的是32位微机芯片具有很高的集成度，很高的工作频率和计算速度，很大的寻址空间，丰富的指令系统和较多的输入输出口。CPU的寄存器、数据总线、地址总线都是32位的，具有存储器管理功能、存储器保护功能和任务转换功能，并将高速缓存(Cache)和浮点数部件都集成在CPU内。

电力系统对微机保护的要求不断提高，除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，与其它保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力，高级语言编程等。这就要求微机保护装置具有相当于一台PC机的功能。在计算机保护发展初期，曾设想过用一台小型计算机作成继电保护装置。由于当时小型机体积大、成本高、可靠性差，这个设想是不现实的。现在，同微机保护装置大小相似的工控机的功能、速度、存储容量大大超过了当年的小型机，因此，用成套工控机作成继电保护的时机已经成熟，这将是微机保护的发展方向之一。天津大学已研制成用同微机保护装置结构完全相同的一种工控机加以改造作成的继电保护装置。这种装置的优点有：(1)具有486PC机的全部功能，能满足对当前和未来微机保护的各种功能要求。(2)尺寸和结构与目前的微机保护装置相似，工艺精良、防震、防过热、防电磁干扰能力强，可运行于非常恶劣的工作环境，成本可接受。(3)采用STD总线或PC总线，硬件模块化，对于不同的保护可任意选用不同模块，配置灵活、容易扩展。

继电保护装置的微机化、计算机化是不可逆转的发展趋势。但对如何更好地满足电力系统要求，如何进一步提高继电保护的可靠性，如何取得更大的经济效益和社会效益，尚须进行具体深入的研究。

2.2网络化

计算机网络作为信息和数据通信工具已成为信息时代的技术支柱，使人类生产和社会生活的面貌发生了根本变化。它深刻影响着各个工业领域，也为各个工业领域提供了强有力的通信手段。到目前为止，除了差动保护和纵联保护外，所有继电保护装置都只能反应保护安装处的电气量。继电保护的作用也只限于切除故障元件，缩小事故影响范围。这主要是由于缺乏强有力的数据通信手段。国外早已提出过系统保护的概念，这在当时主要指安全自动装置。因继电保护的作用不只限于切除故障元件和限制事故影响范围(这是首要任务)，还要保证全系统的安全稳定运行。这就要求每个保护单元都能共享全系统的运行和故障信息的数据，各个保护单元与重合闸装置在分析这些信息和数据的基础上协调动作，确保系统的安全稳定运行。显然，实现这种系统保护的基本条件是将全系统各主要设备的保护装置用计算机网络联接起来，亦即实现微机保护装置的网络化。这在当前的技术条件下是完全可能的。

对于一般的非系统保护，实现保护装置的计算机联网也有很大的好处。继电保护装置能够得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确。对自适应保护原理的研究已经过很长的时间，也取得了一定的成果，但要真正实现保护对系统运行方式和故障状态的自适应，必须获得更多的系统运行和故障信息，只有实现保护的计算机网络化，才能做到这一点。

对于某些保护装置实现计算机联网，也能提高保护的可靠性。天津大学1993年针对未来三峡水电站500kV超高压多回路母线提出了一种分布式母线保护的原理［6］，初步研制成功了这种装置。其原理是将传统的集中式母线保护分散成若干个(与被保护母线的回路数相同)母线保护单元，分散装设在各回路保护屏上，各保护单元用计算机网络联接起来，每个保护单元只输入本回路的电流量，将其转换成数字量后，通过计算机网络传送给其它所有回路的保护单元，各保护单元根据本回路的电流量和从计算机网络上获得的其它所有回路的电流量，进行母线差动保护的计算，如果计算结果证明是母线内部故障则只跳开本回路断路器，将故障的母线隔离。在母线区外故障时，各保护单元都计算为外部故障均不动作。这种用计算机网络实现的分布式母线保护原理，比传统的集中式母线保护原理有较高的可靠性。因为如果一个保护单元受到干扰或计算错误而误动时，只能错误地跳开本回路，不会造成使母线整个被切除的恶性事故，这对于象三峡电站具有超高压母线的系统枢纽非常重要。

由上述可知，微机保护装置网络化可大大提高保护性能和可靠性，这是微机保护发展的必然趋势。

2.3保护、控制、测量、数据通信一体化

在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，保护装置实际上就是一台高性能、多功能的计算机，是整个电力系统计算机网络上的一个智能终端。它可从网上获取电力系统运行和故障的任何信息和数据，也可将它所获得的被保护元件的任何信息和数据传送给网络控制中心或任一终端。因此，每个微机保护装置不但可完成继电保护功能，而且在无故障正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信功能，亦即实现保护、控制、测量、数据通信一体化。

目前，为了测量、保护和控制的需要，室外变电站的所有设备，如变压器、线路等的二次电压、电流都必须用控制电缆引到主控室。所敷设的大量控制电缆不但要大量投资，而且使二次回路非常复杂。但是如果将上述的保护、控制、测量、数据通信一体化的计算机装置，就地安装在室外变电站的被保护设备旁，将被保护设备的电压、电流量在此装置内转换成数字量后，通过计算机网络送到主控室，则可免除大量的控制电缆。如果用光纤作为网络的传输介质，还可免除电磁干扰。现在光电流互感器(OTA)和光电压互感器(OTV)已在研究试验阶段，将来必然在电力系统中得到应用。在采用OTA和OTV的情况下，保护装置应放在距OTA和OTV最近的地方，亦即应放在被保护设备附近。OTA和OTV的光信号输入到此一体化装置中并转换成电信号后，一方面用作保护的计算判断；另一方面作为测量量，通过网络送到主控室。从主控室通过网络可将对被保护设备的操作控制命令送到此一体化装置，由此一体化装置执行断路器的操作。1992年天津大学提出了保护、控制、测量、通信一体化问题，并研制了以TMS320C25数字信号处理器(DSP)为基础的一个保护、控制、测量、数据通信一体化装置。

2.4智能化

总保护继电器的作用范文

关键词：继电保护事故方法

0引言

继电器是一种电子控制器件，它具有控制系统（又称输入回路）和被控制系统（又称输出回路），通常应用于自动控制电路中，它实际上是用较小的电流去控制较大电流的一种“自动开关”。故在电路中起着自动调节、安全保护、转换电路等作用。

最早的继电保护装置是熔断器。以后出现了作用于断路器的电磁型继电保护装置、电子型静态继电器以至应用计算机的数字式继电保护。随着电子技术、计算机技术、通信技术的飞速发展，人工智能技术如人工神经网络、遗传算法、进化规模、模糊逻辑等相继在继电保护领域的研究应用。随着科学技术的不断发展，微机继电保护测试仪已广泛运用于线路保护，主变差动保护，励磁控制等各个领域。正因为微机继电保护在工业尤其是电力系统中的应用越来越广泛，才需要我们对其中可能会出现的事故和问题进行预先的了解。

1继电保护事故种类

1.1定值问题。①整定计算误差②人为整定错误③装置定值漂移，a元器件老化及损坏b温度与湿度c定值漂移问题。

1.2电源问题。①逆变稳压电源问题，a纹波系数过高b输出功率或稳定性差②直流熔丝配置问题③带直流电源操作插件。

1.3TA饱和问题。继电保护测量对二次系统运行起关键作用，系统短路电流在中低压系统中急剧饱和时，因为电流互感器已经应用到继电保护装置当中，现场的因馈线保护因电流互感器饱和难以启动，这时就会很容易发生事故。而常用的数字式继电器采用微型计算机控制，其主要工作电源仅有5V左右，数据采集电平范围也仅有10V左右，电流互感器饱和对数字式继电器的危害将更大。

1.4插件绝缘问题。微机保护装置集成度高，布线紧密，长期运行后由于静电作用，会使得插件接线焊点周围聚集静电尘埃，在外界条件允许时两焊点之间出现导电通道，从而引起装置故障或者事故。

1.5高频收发信机问题。在220kV线路保护运行中属于收发信机问题。各厂家生产的收发信机质量不一，在使用前应严格审核，应注意校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号性和冗余度，防止因通信设备问题而引起高频保护收发信机不工作。高频保护不工作的原因包括：收发信机元件损坏，收发信机起动发信信号产生缺口，高频通道受强干扰误发信，收发信机内连线错误，收发信机闭锁，作用区外故障时误动等。

2继电保护事故思路

2.1微机故障信息经常发生、技术简单的事故容易排除，但对故障有时仅凭经验难以解决，所以这时要讲故障特征严格记录下来，再按照严格的技术手册造作以查清事故原因，排除故障。

2.1.1屏背面展开图—以屏的结构在安装接线图上展开为平面图来表示。屏背面部分装设仪表、控制开关、信号设备和继电器；屏侧面装设端子排；屏顶的背面或侧面装设小母线、熔断器、附加电阻、小刀开关、警铃、蜂鸣器等。

2.1.2屏上设备布置的一般规定—最上为继电器，中为中间继电器，时间继电器，下部为经常需要调试的继电器（方向、差动、重合闸等），最下面为信号继电器，连接片以及光字牌，信号灯，按钮，控制开关等。

2.1.3保护和控制屏面图上的二次设备，均按照由左向右、自上而下的顺序编号，并标出文字符号；文字符号与展开图、原理图上的符号一致；在屏面图的旁边列出屏上的设备表（设备表中注明该设备的顺序编号、符号、名称、型号、技术参数、数量等）；如设备装在屏后（如电阻、熔断器等），在设备表的备注栏内注明。

2.1.4在安装接线图上表示二次设备—屏背面接线图中，设备的左右方向正好与屏面布置图相反（背视图）；屏后看不见的二次设备轮廓线用虚线画出；稍复杂的设备内部接线（如各种继电器）也画出，电流表、功率表则不画；各设备的内部引出端子（螺钉），用一小圆圈画出并注明端子的编号。

2.1.5接线端子—连接同一屏（除特殊信号联络外）上不同设备电路。

2.2用检查方法①将二次回路的设备展开表示，分成交流电流、交流电压回路，直流回路，信号回路。②将不同的设备按电路要求连接，形成各自独立的电路。③同一设备（电器元件）的线圈、触点，采用相同的文字符号表示，同类设备较多时，采用数字序号。④展开图的右侧以文字说明回路的用途。⑤展开图中所有元器件的触点都以常态表示，即没有发生动作。

2.3事故处理注意事项

2.3.1对试验电源要求。在微机保护试验中，要求使用单独供电电源并核实用电试验电源否三相电源为正序和对称电压，并检查其正弦波及中性线电源容量是否足够等要素。

2.3.2对仪器仪表要求。万用表、电压表、示波器等取电压信号仪器选用高输入阻抗者继电保护测试仪、移相器、三相调压器应注意其性能稳定。

3如何掌握继电保护技术

要掌握继电保护故障和事故类型以及继电保护故障和事故发生的条件，要下述几个问题：

3.1足够必要理论知识

3.1.1电子技术知识。电网中微机保护使用越来越多一名继电保护工作者学好电子技术及微机保护知识当务之急

3.1.2微机保护原理和组成。在微机继电保护测试仪及自动装置的使用过程中，要能迅速分析出产生故障或事故的原因以及故障部位，这就要求电力工作人员需要具备过硬的微机保护知识，熟悉保护原理和装置性能，熟记微机保护逻辑框图，熟悉电路原理和元件功能。

3.2具备技术资料的阅读能力微机继电保护事故的处理离不开诸如检修规程、装置使用与技术说明书、调试大纲和调试记录、定值通知单、整组调试记录二次回路接线图等资料，所以技术人员必须具备这方面的素质。

3.3运用检查方法一般的继电保护事故往往凭借简单的检查手段就能够被查出。如果用常规检查仍未发现元件故障，则说明该故障较为隐蔽，应当引起重视。此时可采用逐级逆向检查法，即从故障暴露点入手去分析原因，由故障原因判别故障范围，查找到故障原因以后就可以采用顺序检查法对装置检查。

4小结

本文从微机继电保护的自身特点和本人长期从事继电保护事故和故障经验和方法出发，对微机保护事故或故障共性原因进行了分门别类的分析，并在技术范围内总结了微机继电保护事故处理的思路及方法，介绍了提高微机继电保护事故和故障能力途径。实践表明，上述思路和方法具备实用性和可操作性。

参考文献

[1]王梅义.高压电网继电保护运行技术.北京.电力工业出版社.1981.

总保护继电器的作用范文

关键词：操作继电器装置；技术改进；节能减排；绿色电网

主要目的

积极落实节能减排政策、创建绿色电网

实现现有设备的重复利用

满足电力工程设计安全可靠、技术经济的原则

工程实例

1、工程概况

某220kV变电站220kV配电装置为双母线接线，设独立母联。该站220kV母线配置有母差及断路器失灵保护装置两套，220kV母联已配置南瑞继保CZX¬－12R型操作继电器装置，母联充电保护由母差及断路器失灵保护装置实现。为提高电网安全稳定运行水平，降低安全风险系数，按有关反事故措施要求在本站增加独立的220kV母联保护装置。

依据现行的元件保护技术

2、设计方案

规范，220kV母联保护装置需配置充电保护、断路器三相不一致保护等功能，其与220kV母差及断路器失灵保护装置的接口有以下要求：1、采用母联操作继电器装置的三跳启动失灵动作接点（即TJR继电器接点）作为三相跳闸启动失灵开入母差失灵保护；2、主变压器后备保护动作跳母联不启动母联断路器失灵保护；3、母差保护和独立的母联充电保护动作应启动母联断路器失灵保护；4、断路器三相不一致保护动作不启动断路器失灵保护。

经查阅南瑞继保CZX¬－12R型操作继电器装置技术说明书，该装置含有两组三相跳闸回路，每组三相跳闸回路分别包括起动重合闸的三跳开入（由TJQ继电器实现）和不起动重合闸的三跳开入（由TJR继电器实现），如图1所示。

图1CZX-12R型操作继电器装置三相跳闸回路原理图

为满足上述220kV母联保护装置与220kV母差及断路器失灵保护装置的配合要求，对该操作继电器装置可采取以下两种方案：方案一、仍然利用原装置，并做必要的改造；方案二、更换为具有不起动重合闸起动失灵三跳和不起动重合闸不起动失灵三跳两种跳闸开入功能的操作继电器装置。

方案一具体实施措施：根据CZX¬－12R型操作继电器装置的TJQ、TJR继电器输出接点原理图（图2所示），并结合图1，由于220kV母联断路器不需要设置重合闸功能，故可将该操作继电器装置的两组TJQ继电器分别重新定义为两组不起动重合闸不起动失灵的三跳开入继电器。由此新增母联保护装置的两组充电保护三跳出口和两套母差保护三跳出口分别接入两组不起动重合闸起动失灵的TJR继电器三跳开入，新增母联保护装置的两组断路器三相不一致保护三跳出口和每台主变压器两套后备保护三跳出口分别接入两组不起动重合闸不起动失灵的TJQ继电器三跳开入。

图2CZX-12R型操作继电器装置TJQ、TJR继电器输出接点原理图

如此重新定义之后，由图2可以看出TJR继电器没有完全独立（其接点或与TJQ继电器接点在装置电路板上已焊接，或与其它继电器接点在装置背板上已焊接，均未单独引到屏柜端子排上，故难于利用）的空接点可用于起动两套断路器失灵保护，所以还需在两组TJR继电器上由装置外部分别并接一个中间继电器14TJR、24TJR用于扩展TJR接点。改造后的该装置三相跳闸回路及扩展接点原理图见图3。

图3改造后CZX-12R型操作继电器装置三相跳闸回路及扩展接点原理图

方案二具体实施措施：另配置具有不起动重合闸起动失灵三跳和不起动重合闸不起动失灵三跳两种跳闸开入功能的操作继电器装置与新增的220kV母联保护装置一并组屏。相关的失灵起动回路及其与220kV母差及断路器失灵保护装置的接口回路按相关规范要求与新的操作继电器装置连接即可。同时需将母联断路器本体操作机构与CZX-12R的连接回路均改接至新的操作继电器装置。

3、技术经济分析

比较项目

方案新增设备新增材料安全及可靠性技术性能经济指标

方案一母联保护装置1台，中间继电器2只在CZX-12R装置屏柜上增加一些屏内配线CZX-12R装置具有体积小、低功耗、发热少、防潮好、安全性高等特点，只要中间继电器选用质量优良、快速动作的产品即可保证安全及可靠性，如欧姆龙MY－J系列中间继电器、魏德米勒DRM系列中间继电器可满足现行规程规范及反事故措施要求除母联保护装置外，只需增加购置中间继电器及少量配线导线的费用。若选用欧姆龙MY－J系列中间继电器或魏德米勒DRM系列中间继电器，价格约为几十元一只，加上几十元的配线，包括安装费，总费用不过几百元

方案二母联保护装置1台，操作继电器装置1台需增加几百米控制电缆实现新的操作继电器装置与母联断路器本体操作机构的连接选用性能优越的行业知名品牌产品可满足安全及可靠性要求，如南瑞继保CZX-12R2型操作继电器装置、北京四方JFZ-12T系列分相操作箱可满足现行规程规范及反事故措施要求除母联保护装置外，需增加购置操作继电器装置及几百米控制电缆的费用。国内主流厂家的220kV断路器操作继电器装置价格大概在1～1.5万元左右，几百米控制电缆的购置安装费约为1万元，包括原电缆的拆除费，总费用在2万元以上

由以上技术经济比较结果可以看出，两种方案均能满足各项技术性能及安全可靠性要求，但是两者费用却有显著差异。显然，方案一的技术经济性远远优于方案二，故该工程设计应采用方案一。

结论

总保护继电器的作用范文篇12

关键词：10KV变电所、继电保护、防雷与接地

中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：

一、前言

近年来，我国的社会经济快速发展，人民生活水平的迅速提高，社会对电量的需求也提高迅速。其中对10kV变电站的电力能源配备和输送也明显在提高。所以，10kV变电站的电力施工变得十分重要。本文针对10kV变电所的设计、继电保护、继电保护的选择、防雷设计、接地设计等一些相关问题进行分析和讨论。

二、继电保护的整定及短路故障分析

10KV双电源供电的变电所在电源受电侧和用户变压器高压侧分别设有故障时速断及过流保护装置。根据相关设计手册规定确定其保护接定值：过流保护装置的动作电流；电流速断保护装置的动作电流，根据躲过变压器低压侧短路时，滤过保护装置的最大短路电流来整定，但是10KV变、配电系统在实际运行时，真正发生短路故障时，考虑到短路形式和短路点的不同，以上保护整定无法完全实现预期的目标，如下图1所示。

在图1中:在d1点发生短路的情况下，由于对10KV电源受电侧及变压器侧两级电流速断保护整定值的配合，变压器保护不会形成越级跳闸事故。然而当变压器低出线侧d2点短路，或在变压器内部(d2’处)，发生不严重的二相短路故障情况下，通常短路电流较低，没有达到配电变压器电流速断保护装置的动作电流，所以电流速断电保护不会动作。这时，切除故障只能利用过流保护进行，但是引类短路故障所产生的过电流相较于正常超负荷运行情况下的过电流要大很多，其值不论对单台配电变压器保护侧还是对电源总迸线保护侧，都能够使过流保护装置可靠动作，而延时过电保护的动作时限通常为0.5-0.7s。电源进线侧一般为0.5s，略短于用户变压器过流动作时限，又是两者相同。这就导致继电保护产生越级跳闸，一旦逐级向上对动作时限延长，就很有可能影响到整个电网的安全运行。实际上，一般在0.4KV低压出线回路，即图1中d3,d4点发生短路的机率较大，要引起足够重视，尽管处理此类短路故障，通常都由该回路低压断路器保护跳闸，但无法彻底排除因低压断路器内部故障或产品质量等因素导致保护跳闸失灵的可能性。这样会如同上述一样造成越级跳闸事故。

三、10kV变电所继电保护的配置

以前进行10kV变电所电源进线柜的继电保护设计师，设有过载保护、速断保护及失压跳闸保护。真正根据电力系统要求，这里仅需设失压跳闸即可，不必再设其它保护。然而电力系统中各个变电所要求也不一样，有的说设这个，有的说设那个，因此我们设计时就把三种保护都设上去，实则没有必要。

通过运行实践，进线柜没有设过载保护的必要，过载保护就设在各出线回路及变压器回路上，哪一个回路过载，哪一个回路就跳闸，一旦等到全厂(区)过载跳闸，就会出现很大问题。而且，过载保护是有时间配合的，假如进线开关设过载保护，那就会延长下一级出线开关的过载保护跳闸时间。比如从电力系统总变电站出来的开关是必须要设过载保护的，如果它的时间整定为0.5秒跳闸，动作时间阶梯至少得0.5秒，到电源进线开关就得整定1秒跳闸，到变电所的出线开关就得整定1.5秒跳闸，这就导致变电所出线开关的过载跳闸时间的增加。假如进线开关未设过载保护，就减少这一时间阶梯0.5秒，如此变电所出线开关的过载保护跳闸的时间仅要1秒。部分设计人员认为进线开关过载保护是出线开关过载保护的后备保护，一旦出线开关过载保护拒动，进线开关后备保护作用会十分明显，这一点要根据变电所规模的大小来确定。假如变电所规模比较大，装设进线开关的后备保护就没有了意义。由于进线开关的过载不是根据某一回路过载整定的，是根据全厂(区)过载整定的，具有较大的动作电流，无法起到后备保护的作用；假如变电所规模小，仅有一、二个出线回路，这个进线开关后备保护作用会很大。

在实际生产运行中还是有必要设速断保护的，由于其作用是切断故障电流，系统形成短路，具有较大电流，假如可以有针对性地切断短路故障回路，具有很理想的效果，一旦短路故障回路拒动，进线开关的速断后备保护会起到很大作用。

综上所述，10kV变电所电源进线开关，仅需设速断保护及失压跳闸保护即可，不用设过载保护，假如设过载保护将会对时间配合整定及电流大小配合整定产生影响。

四、继电保护的选择

就高压侧为6-10kV的变电所主变压器而言，一般装设有带时限的过电流保护；在过电流保护动作时间大于0.5-0.7s的情况下，还要装设电流速断保护。在400kV·A及以上容量的变压器，在单台运行或数台并列运行并作为其它负荷的备用电源的情况下，要针对可能过负荷的情况进行过护装设。在800kV·A及以上容量的油浸式变压器以及400kV·A及以上的车间内油浸式变压器，根据标准要装设瓦斯保护(即气体继电保护)。过负荷保护及瓦斯保护在轻微故障的情况下(即“轻瓦斯”)，动作于信号，而其它保护包括瓦斯保护在严重故障时(即“重瓦斯”)，一作均动作于跳闸。

按照设计标准装设电流速断保护、过电流保护和瓦斯对于由外部相问短路产生的过电流，应于下列各侧装设保护：

1、就双线圈变压器而言，于主电源侧装设。

2、除了主电源侧，其他各侧保护并未要求作为变压器内部故障的后备保护，二仅仅需要作为相邻元件的后护。

3、对于各侧母线的各类短路情况保护装置的灵敏性要高。线路由变压器作远后备的情况下，通常要求对线路不对称短路的灵敏性满足要求。相邻线路由变压器作远后备的情况下，通常要求对线路不对称短路的灵敏性要满足要求。相邻线路大量瓦斯的情况下，通常动作于断开的各侧断路器。

五、防雷与接地的设计

1、防雷设计

在规定的要求下，金属外壳及变压器低压侧中性点等需要与避雷器接地端连接起来。在每段母线和每路进线终端上，都需要装上阀式避雷器。如果在进线处连有一段架空线路的引人电缆，那么在该架空线路的尾部(电缆头处)则需要装设排气式避雷器或阀雷器，其电缆头外壳与接地端相联后再接地。

2、接地设计

架空线路相连的进出线(包括全部电缆头)都必须在人户处的电线杆接地，这样可以做到重复接地的目的，并按照规定对配电装置的构架和变压器380V侧中性线外壳及380V电气设备的金属外壳等都要接地。

六、结语

随着经济的快速发展，我国有了越来越多的继电保护生产厂家,他们都有这各自的优缺点,现阶段变电所继电保护配置的重点将是确保变电所继电保护装置运行的安全性以及可靠性。通过分析研究，改善10kV变电所继电保护存在的问题,将有助于电力安全生产,避免很大的安全隐患的产生，在获得较好经济效益的基础上，保证社会效益。

参考文献：

王湘丽：《浅析l0KV变电所继电保护》，《城市建设理论研究》，2012年07期

刘军：《10kV变电站继电保护配置设计研究》，《科技资讯》，2009年32期