继电保护及控制（精选12篇）
继电保护及控制 第1篇
电力系统中, 继电保护能够及时反映电力设备的运行状况, 切除电力系统发生的故障, 把故障对电力系统造成的影响最大限度地降低。同时, 继电保护还能提高电网运行事故的分析水平和处理水平, 使有关人员及时了解全网的微机保护情况和监测录波装置的运行情况。继电保护紧急控制系统能迅速判断并做出继电保护动作, 快速恢复电力系统正常运行, 提高电力系统运行和调度的管理水平。
1 继电保护现场工作中常发生的主要故障
1.1 开关保护设备故障
由于现在的电力企业广泛应用适合在密集区建立的开关站, 电力系统工作人员通过控制开关站向广大用户供电, 于是就形成了变电所开关站配电变压器的供电模式。在未实现继电保护自动化的开关站内, 电力工作人员应该运用负荷开关或者负荷开关和熔断器的组合器作为开关保护设备。通常情况下, 电力企业对于开关站的进线柜往往运用负荷开关进行分合操作和切断负荷电流, 对于带有变压器的出线柜则采用负荷开关和熔断器的组合器。但是, 由于电力工作人员将负荷开关和熔断器的组合器应用到带有配电变压器的出线柜上, 很可能会造成电力系统的出线出现故障, 导致开关站越级跳闸, 出现大范围停电现象。
1.2 微机继电保护装置故障
微机继电保护装置最常见的设备故障主要有以下2种: (1) 电源问题。电源的输出功率不能满足要求时, 输出的电压也就相应降低, 电压降低过多时就会导致电路的充电时间缩短、基准值起伏不定等问题, 对微机继电保护装置的逻辑配合能力造成影响, 甚至会引起微机继电保护装置逻辑功能的判断失误。 (2) 静电作用。制作工艺的精进使设备元件焊点与导线间的间距缩小, 微机继电保护装置经过较长时间的运转后, 逐渐聚集大量的静电尘埃, 造成导电通道发生短路, 从而出现运行故障。
1.3 电流互感器故障
电力系统规模越大, 系统电流值也越大, 也就更容易出现短路问题。如果继电系统发生短路故障, 其电流会非常大, 会超出电流互感器设定电流值的数十倍甚至上百倍;如果短路相对稳定, 则电流互感器变比的误差会随着一次短路电流倍数的增加而增加;当电流互感器处于过于饱和状态时, 其所感应的二次侧电流就会变得很小甚至趋于0, 从而导致电流保护装置出现拒动;如果问题发生在变电所, 则要依靠母联断路器或者主变压器的后备保护对其进行切除, 这样就会使故障发生的时间延长, 影响范围进一步扩大;如果配电系统由于电流保护拒动导致配电所进线保护动作, 则整个配电系统就会趋于瘫痪。
1.4 继电保护定值配合不当
普通的变电系统所采用的微机保护动作时间整定, 通常过流为0.5 s, 速断为0 s, 速断保护出口时间为40 ms。出线保护动作时间整定, 通常过流为0.05 s, 速断为0 s。因为速断保护不存在时间阶梯, 由变电所出线到配电所的进线及出线速断保护均为0 s, 而配电所进出线的过流保护时限差仅为0.05 s, 因此配电系统中存在较大的负荷电流且阻抗较小的情形。如果出现内部故障, 继电保护器无法及时动作时, 系统就会出现故障, 最终导致越级跳闸。普通配电系统的继电保护如果搭配不当, 再加之继电保护系统自身的误差, 就会造成系统内部出现问题, 进而造成进线保护速断。
2 加强继电保护现场工作的措施
2.1 定期检修继电保护设备
判断插件或元件是否有故障可以采用相同的正常的插件或元件替代测试, 这样可以迅速缩小故障查找的范围, 同时也是处理保护装置内部故障最为常用的方法。当继电保护插件发生故障时, 对于内部回路比较复杂的单元继电器, 可以用备件替代, 如果故障消失, 则说明换下的元件是故障点, 同时还要注意以下问题: (1) 对运行的插件或继电器进行替代时应采取一定的措施, 如有的插件需要退出电源, 纵联保护需要退出对侧保护等; (2) 确认替换插件内的程序、跳线、平和定值芯片等是否一致, 确认无误方可替换; (3) 对于使用同一厂家的继电产品, 要经过外部加电压确认极性核后, 再进行替代工作。
2.2 避免励磁涌流造成误动
初期的励磁涌流有较大的峰值, 一些小型的变压器经过一定周期后励磁涌流就会减小。因此, 可以利用它的这一特性延长电流动的速断保护动作, 避免励磁涌流所导致的误动, 并且该方法无需对任何装置进行改造。
2.3 加强环网的配套建设
多数环网结构的主要形式是基于电缆的网络, 要从多方面综合考虑以提高继电保护现场工作的效率, 实现故障的快速隔离, 使供电能力恢复正常。环网的建设可以与配电自动化系统的建设相结合, 从而实现自动化系统工程和继电保护系统的配合应用。
2.4 避免电流互感器饱和
要保证继电保护系统的安全运行, 就要防止电流互感器出现饱和问题, 因此可以采取以下几点措施: (1) 严格遵循速断保护原则。高压电动机的启动电流为额定电流的倍数, 如果超出所设定的值, 即可确定为故障电流, 这时就需要采取相应的措施加以保护。 (2) 要控制电流互感器的电压大小, 充分考虑线路短路时电流互感器的饱和问题。 (3) 要尽可能 降低电流互感器的负载阻抗, 防止保护电流互感器饱和。减少电流互感器二次侧电缆的长度, 增加电缆截面。
3 继电保护紧急控制系统
电力系统中的智能设备、故障录波器、微机保护等装置具有强大的数据自动采集和处理功能、对外通信功能, 但它们的通信方式、结构、用途仍存在一定的差异。而电力继电保护紧急控制系统能够对不同规约、不同类型、不同厂家的智能设备、故障录波器、微机保护装置进行集中管理和统一地接入, 并在这些装置中进行数据自动采集和处理, 从而形成统一的数据格式, 实现故障测距、波形分析等资源共享。电力继电保护紧急控制系统的建设不能仍停留在对电力故障录波文件的分类管理和电力继电保护动作行为的信息搜集上, 而要加强并提高其对电力继电保护动作行为及时准确分析的能力, 实现电力继电保护装置自动化、信息化、网络化的运行管理。
继电保护紧急控制系统的功能: (1) 当电网发生故障时, 继电保护紧急控制系统根据各厂站子系统采集的录波数据、保护动作信息、开关跳闸信息等故障信息进行综合判断, 给出故障性质、故障区域。 (2) 对保护设备动作情况、保护设备扰动数据、录波文件进行分析。分析的种类有保护设备动作分析、双端测距、谐波分析、新波形生成、动作信息、矢量分析、波形编辑、故障简报等。 (3) 负责与录波器和保护设备等通信。子站与这些设备之间的通信协议采用各自设备提供的通信接口, 与PST系列和RCS系列的保护装置可以采用IEC103协议进行通信。 (4) 对110 kV、220 kV、500 kV线路保护配置和110 kV、220 kV、500 kV母线保护配置以及高压电动机、启动变、发变组保护配置和保护动作次数进行管理。
4 结语
电力企业的不断发展和电力系统规模的不断扩大, 在为电力市场带来显著经济效益的同时也对电力系统的安全运行提出了更加严峻的考验, 同时电力继电保护故障所带来的电力系统安全问题也日益突出。电力维修人员要结合电力运行的实际情况, 认真分析故障问题, 及时解决故障点, 处理故障设备。继电保护紧急控制系统的应用能够快速地采集故障录波器和现场保护装置的实际动作发生情况, 及时地分析、筛选、处理这些数据信息, 并自动生成事故故障动作简报发送给继电保护人员, 以提高电力运行故障的处理速度, 减少事故的损失, 快速恢复电网工作, 确保电力系统安全、稳定运行。
参考文献
[1]薛磊, 李雷.继电保护现场遇到的一些实际问题[J].北京电力高等专科学校学报:自然科学版, 2011 (10)
[2]任俊.《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》部分条款解读[J].华北电力技术, 2009 (7)
继电保护装置及压板管理细则 第2篇
继电保护装置及压板管理细则 目的
为了进一步完善继电保护装置及其压板的管理，明确电气专业各级人员责任，规范电气值班人员或检修人员投退继电保护装置及其压板的操作行为，确保继电保护装置安全、可靠、稳定运行，特制定本细则。2 适用范围
本细则适用于中海石油舟山石化有限公司机动部、运行五部和维保单位。3 编制依据
3.1 《电气运行规程》，TM28-16。
3.2 《继电保护及安全自动装置技术规程》，GB/T14285-2006。3.3 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》，DL/T 995-2006。
3.4 《中海石油舟山石化有限公司电气管理办法》，MP-01-04，2015，公司。4 释义
4.1 继电保护装置
当电力系统本身或电气设备（如发电机、线路等）发生故障危及电力系统安全运行时，能够及时向运行值班人员发出警告信号，或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令，以终止这些事件扩大发展，实现这种自动化措施的成套设备,一般通称为继电保护装置。它由测量比较元件、逻辑判断元件、执行输出元件等多个电子元器件模块或单元组成。主要包括：
a)完成数据采集和处理、遥控和通信等功能的监控装置；
b)电力线路、母线、发电机、变压器、电动机、电力电容器及补偿装置等设备的保护装置；
c)自动重合闸、备用设备及备用电源自投装置及电源快切装置； d)发电机自动调整励磁装置、自同期与准同期装置； e)低周低压减载装置、故障录波装置； f)连接控制与保护装置的二次回路与元件。4.2 压板
连接或断开电气二次控制回路中某个节点的连接片简称压板。主要包括： a)安装在开关柜和保护屏上的联锁或保护压板；
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b)安装在进线柜和母分柜上的闭锁压板； c)继电保护装置内置的软压板。5 职责 5.1 机动部职责
a)负责继电保护定值的计算、校核、发布； b)负责审核继电保护装置的调试方案； c)负责继电保护装置检维修计划的审核；
d)负责继电保护装置备件的采办计划或更新计划的审核；
e)负责低周减载、快切装置、母线、线路继电保护装置投退的审批； f)参与公司新建、改扩建电气工程一次主接线方案、继电保护的配置方案、保护方式、二次接线图的审查；
g)参与继电保护装置选型和工程验收等工作；
h)负责公司电力系统与外部电网继电保护的配置、定值以及定期检验的协
调工作；
i)负责低周减载、快切装置、母线、线路继电保护装置检维修质量验收工
作。
5.2 运行五部职责
a)负责继电保护装置的日常运行维护管理； b)负责继电保护装置检维修计划的编制；
c)负责继电保护装置备件的采办计划或更新计划的申报；
d)负责继电保护装置的日常巡检，并定期开展专项检查，主要检查其运行
是否正常、是否与运行方式相符；
e)负责继电保护装置投入、停用和保护方式切换等操作；
f)负责继电保护装置调试、检维修工作时安全措施的落实和安全监护管
理；
g)负责除低周减载、快切装置、母线、线路之外其他继电保护装置检维修
质量验收工作，并参与上述保护装置的检维修质量验收；
h)发现继电保护装置缺陷及时联系维保单位处理或更换，并做好记录。5.3 维保单位的职责
a)负责继电保护装置维护或更换工作；
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b)负责继电保护装置保护定值的输入和核对；
c)负责配合调试单位开展继电保护装置的调试或预防性试验工作。6 继电保护装置的管理 6.1 继电保护装置的基本要求
6.1.1 继电保护装置应满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性“四性”的基本性能要求；
a)选择性：是指首先由故障设备或线路本身的保护装置将故障从电力系统
中切除，使停电范围尽量缩小，以保证系统中的无故障部分仍能继续安 全运行，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻 设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。为保证选择性，对相邻 设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件(如起 动与跳闸元件、闭锁与动作元件)，其灵敏系数及动作时间应相互配合； b)速动性：是指在发生故障时，保护装置能迅速动作切除故障，从而缩小故障范围，减轻短路引起的破坏程度，减小对用户影响，提高系统的稳定性及提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等； c)灵敏性：是指继电保护装置在其保护范围内发生故障或不正常运行状态时的反应能力，即保护装置应具备的灵敏系数。灵敏系数应根据不利正常(含正常检修)运行方式和不利的故障类型计算；
d)可靠性：是指继电保护装置在保护范围内发生了故障时，保护装置该动作时应动作，不该动作时不动作。为保证可靠性，宜选用性能满足要求、原理尽可能简单保护方案，并应具有必要的检测、闭锁和告警等措施，以便于整定、调试和运行维护。
6.1.2 所有保护装置均应在检验和整定完毕，按有关规程验收合格后，方能正式投入运行。
6.1.3 凡经整定好的继电保护装置，任何人不得擅自更改保护定值，更不准随意乱动、乱调。
6.1.4 一次设备投入运行时，继电保护和自动装置必须同时投入。
6.1.5 线路两端的光纤差动保护装置型号应相同，CT型号和参数也应相同。6.2 运行管理
6.2.1 电气运行人员要按《电气运行规程》要求，做好继电保护装置日常运行中海石油宁波大榭/舟山石化有限公司
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管理工作，认真进行定期巡回检查，并重点作好下列检查工作：
a)微机继电保护装置外壳是否完好，接点是否有变形或烧伤现象； b)各压板的位置与运行方式是否相符； c)各微机继电保护装置是否有发热现象； d)微机继电保护装置各指示灯指示是否正确； e)微机继电保护装置显示屏显示是否正常。
6.2.2 运行中的微机继电保护装置及自动装置，出现下列情况之一者，应立即退出运行：
a)继电器有焦臭味或着火、冒烟； b)继电保护或自动装置误动作； c)出现可能使装置误动作的信号；
d)CT开路应停用该CT所带的微机保护装置；
e)查找直流接地时，在断开直流熔断器（断路器）前应停用由该直流熔断
器（断路器）控制的保护装置。
6.2.3 下列情况应停用整套微机继电保护装置：
a)在微机继电保护装置使用的直流回路、交流回路、开关量输入、输出回路上工作；
b)微机保护装置内部作业； c)继电保护工作人员输入定值。
6.2.4 在继电保护装置及二次回路上开展工作前，电气运行人员必须审查维护检修人员的工作票及其安全措施是否正确，并采取有效措施防止继电保护装置误动作发生。
6.2.5 继电保护装置检修维护或调试工作完毕后，电气运行人员应进行验收，检查拆动的接线、元件、压板位置、标志是否恢复正常，保护装置是否有报警信号，试验交接记录所写内容是否清楚等，验收合格后方可投入运行。
6.2.6 属于地方电力调度许可的继电保护装置，机动部应与地方电力部门继保室核准保护定值，其投运、停用和保护方式切换等操作，需得到电力值班调度的命令或同意后方可操作。
6.2.7 新安装的或有较大更改的继电保护装置,必须经有资质单位进行调试，并出具合格报告后才能投用。
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6.2.8 继电保护装置出现异常或动作后，电气运行人员应进行认真检查和故障判断，详细记录异常情况或动作情况，并立即汇报相关主管领导，通知有关继保人员到现场处理。
6.2.9 继电保护装置信号的复归，应根据故障性质和管辖权限进行，一般故障经值班长与运行人员共同确认即可复归，重大故障必须经电气班长或电气专业人员确认才能复归，所有动作信号必须执行“先记录，后复归”的原则，然后登记在《继电保护动作记录》簿中，并向机动部相关领导汇报。
6.2.10 正常情况下，变电所的电压互感器和线路侧电压互感器不允许退出运行，必须退出运行时应充分考虑到其对继电保护装置的影响，采取相应防范措施，并办理相关手续。
6.2.11 Ⅰ、Ⅱ段母线PT在一次侧未并列前，二次侧不得并列，以防反充电造成PT熔断器熔断，使保护失压而误动作。
6.2.12 电气运行人员应每月进行一次微机保护装置采样值检查并校对时钟。6.2.13 为避免继电保护装置等电子设备受电磁信号的干扰而发生误动作，在该类设备运行时，其周围2m内严禁使用对讲机、手机等电子器具。
6.2.14 继电保护装置，原则上要求全部投用，特殊情况下或检维修需要停用保护装置、退出压板，则必须办理停运手续。6.3 定值管理
6.3.1 保护定值整定计算应符合继电保护有关规定及保护定值间的相互配合原则，继电保护定值单由机械动力部负责计算、审定，公司主管领导批准方为有效，定值单应有编号并注明编写日期。
6.3.2 机动部应根据电力系统实际情况、运行方式的变化及时组织继电保护定值修改计算。
6.3.3 继电保护定值要严格执行《继电保护整定值通知单》，由机动部留存并下发电气班组、运行五部和维保单位。
6.3.4 发布的保护定值单任何人不得随意修改，如设备变化或其他原因需要更改保护定值，需要办理保护定值变更手续。6.4 保护装置检验规定
6.4.1 保护装置应进行定期检验，检验由机动部安排落实；定期检验周期及检验标准原则上应按照国家现行试验标准《继电保护和电网安全自动装置检验规中海石油宁波大榭/舟山石化有限公司
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程》要求执行，具体结合公司大修周期和保护装置状态情况，由机械动力部编制继电保护检验计划，经公司主管领导批准后安排检验,因生产装置连续运行限制，确实不能按照规程规定周期进行检验的保护装置，必须报公司主管领导批准。6.4.2 新安装的或有较大更改的继电保护装置投入运行前，必须要经过有资质的单位按照国家相关规范进行检验，并仔细检查、确认设备选型、接线等符合设计图，确认保护整定值符合定值通知单、保护动作正确无误。
6.4.3 在生产装置许可的情况下，应定期进行一次断路器保护装置的分合闸试验及进线、母分开关的分合闸自动投切试验，以检验保护装置动作的正确性。6.4.4 长期冷备用的继电保护装置应每季度进行一次通电（1～2天），并做好记录。
6.4.5 检验工作中需要拆除二次线时，必须做好记录和标记，工作结束后按原样恢复，并用动作试验检查接线的正确性。所有接线端子或连接片上的电缆标号应完整齐全，连接螺丝牢固可靠，标记清晰并与图纸符合。
6.4.6 对数据已送入电气后台监控系统的保护继电器，维护人员应定期对微机继电保护装置进行采样值检查。
6.4.7 改造、检修或更换一次设备后，运行中发现其配置的保护装置出现异常情况，应及时对保护装置进行补充检验。
6.4.8 检验工作结束后，检验单位应认真做好继电保护检验记录，并出具保护装置检验报告。
6.4.9 新、改、扩建工程保护装置的检验和整定试验均由施工单位负责,施工单位应提出调试方案，报机械动力部审核后方可进行调试。7 附则
本细则由机械动力部负责解释。
【正文结束】
附件：保护装置（压板）投退申请表
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继电保护检修及数字化继电保护分析 第3篇
关键词：继电保护检修；数字化；继电保护
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）24-0117-02
电力在现在的生产生活中扮演着重要的角色，在生产生活中发挥着重要的作用。继电保护检修是保障电力系统正常运行的一项常规工作，能及时排除电力系统中的安全故障。随着现代科学技术的发展，尤其是信息技术和通讯技术的发展，对继电保护领域的发展也产生了极大的推动作用。现在在继电保护中已经逐渐实现了数字化，数字化继电保护是对传统继电保护的一个技术革新，能提高继电保护的总体水平，使其在电力领域中发挥出更好的作用。下面是对继电保护检修和数字化继电保护的分析。
1 继电保护检修
1.1 继电保护检修技术
继电保护检修在电力系统中发挥着重要的作用，其对电力系统的正常的运行能够起到一个很好的保障作用。目前继电保护检修技术有两种类型，一种是预防性的检修技术，这种技术主要体现了检修的主动性，这样可以防患于未然，对继电设备起到良好的保护作用。预防性的检修技术可以有效减少成本投入，同时能延长继电设备的使用寿命，使电力企业的整体经济效益得到提高。预防性的检修技术现在在电力企业中运用较多，对其细分还还可以分为预知性继电保护检修技术和状态的继电保护检修技术。预知性的继电保护检修技术一般是在规定的时间内对继电设备进行检修；另外一种检修技术是继电设备发生故障之后对设备进行检修，这种类型的检修技术在检修的过程中具有一定的针对性，能够快速锁定故障，然后进行快速处理。现在数字化继电保护技术在继电设备检修过程中已经取得了良好的运用效果，为检测提供了很大的便利。通过数字化的继电保护检修设备可以及时检测出电力故障，并且采取措施及时处理，对于继電保护装置而言具有较高的安全性和可靠性。
1.2 继电保护检修技术的应用
继电保护检修技术在应用的过程中有一些应用原则需要遵循。首先应当确保机电保护设备处于一个正常的运行状态。另外在检修的过程中要把部分与整体有机结合起来，既要着眼于整体，也要从部分出发，依次进行检修。对继电保护装置进行检修时要从以下几个方面着手。首先检查继电保护装置运转是否正常[1]。一些继电保护装置通常会长时间不间断运行，这样容易导致一些设备超负载工作，在运行过程中出现异常情况。其次要对一些继电保护装置进行温度检测，一些设备当温度过高时会严重损害零部件，当某些零部件受损之后会影响整个设备的正常运行。
另外，还要对设备的外观进行检查，检测一些设备的表盘是否发生损坏，外观是否变形等，同时对于设备相连的线路进行检测，看线路是否有老化的情况。还要对继电保护装置的信号指示进行检测，信号指示是对设备运行状态的一个显示，当信号指示出现异常情况时就说明设备运行出现了故障。 这几个方面是继电保护装置检测需要着重检测的方面。继电装置健康诊断过程，如图1所示。
1.3 继电保护检修的工作要点
继电保护检修工作在开展的过程中有一些要点。首先需要做好沟通协调工作，一般情况下检修维护工作的开展与设备运行相冲突，尤其是在用电高峰，停机检修面临着更大的风险，所以需要与电力用户相协调，寻找适当的时机进行检修。另外在检修的过程中要严守检修工作的规范性[2]，发现故障时应该应该首先向上级汇报，然后让专业人员进行检修。另外还应当做好设备故障发生记录[2]，当发现有故障之后要及时关停继电保护装置，对发生故障时的情形进行认真记录。在检修的过程中也应该做好记录，对故障原因、处理措施等认真记录，并且做好存档工作，方便以后查看。继电保护检修工作中也有一定的难点。其外回路较为复杂，状态监测实现方面具有一定的难度。继电保护装置的发展方向是朝着高度集成化发展，为更好实现继电保护装置的高度集成化其需要获取所保护线路的开关量和模拟量的状态，与继电保护装置相连接的有数量众多的电压回路、交流电流回路、信号回路以及直流控制回路等，这就在一定程度上增加了继电保护检修的难度。
1.4 继电保护状态检修的发展前景
继电保护状态检修在当下和未来的发展中会朝着数字化方向发展。首先其会实现数据采集数字化。通过运用电子式电压互感器、光电式电流互感器等将相关数据通过有关设备转变成数字量并通过光纤传输到二次回路中。另外是系统分层分布花。数字化变电站一般可以设备功能分为过程层、间隔层和站控层。在分层分布式系统结构中通过站内设备以面向对象的方式进行布局。此外，信息交互网络化、设备检修状态化等也是继电保护状态检修的发展方向。数字化变电站对状态检修具有重要意义，一次、二次系统可真正实现电气隔离，信息交互可采取对等的通信模式，对继电保护检修产生全方位的影响。
2 数字化继电保护
2.1 数字化继电保护概述
信息技术的发展，在继电保护中已经能够实现数字化，这可以有效提高继电保护的水平，使其在继电保护中发挥出更大的作用。数字化继电保护体统主要以数字化为基本特征，各设备的通信方式以数字信号为载体。在传统的继电保护装置和系统中用到的多是电磁式互感器和常规短路器等装置，但是在数字化继电保护系统中这些装置都被替代，电子式互感器取代了电磁式互感器，智能操作箱取代了常规短路器，光纤取代了电缆。这些新型的设备发挥出了独特的优势，电子式互感器可以把采集到的模拟量转换成数字，然后通过光纤传送到保护设备，再由保护设备的跳合闸指令变电站网络将相关信号传送至智能操作箱。通过这一系列的操作使数字化继电保护装置运行工作。
2.2 数字化继电保护的优势
数字化继电保护与传统继电保护有显著的差别。传统继电保护装置一般由数字电路构成，其以微处理器为基础，数字化继电保护装置则采用电子式互感器，采样值信号与传统继电保护存在显著差别。数字化继电保护性能与传统继电保护相比得到有效提高，其无需模拟量输入和采样保持，硬件结构可大大简化，为数据信息的实时共享提供了可能性。
数字化继电保护系统充分运用了现代科技跟传统的继电保护装置相比具有一系列优势。首先数字化继电保护系统达到了电力系统通信标准的要求和统一，提高了数字化继电保护系统的开放性和稳定性[3]。数字化继电保护设备能够有效满足不同设备之间的信息传递和共享。其次数字化继电保护系统能实现对二次回路接线的优化，在数据传输过程中运用光纤进行数据信息传输，这在一定程度上也提高了继电保护系统的抗干扰能力。运用数字化继电保护还可以提高测量值的准确度。数值测量的精确度是继电保护装置性能的一个指标，精确度越高则说明继电保护装置性能越好。数字化继电保护装置通过计算机系统可以使测量值的准确度显著提高，在继电保护中发挥出更大的作用。另外其通過数字化的智能操作箱可以在过程层网络中实现实时通信，当发现有故障时可以第一时间进行处理。
2.3 数字化对继电保护的影响
数字化对继电保护具有重要影响，通过数字化，继电保护设备硬件可实现模块化。传统的继电保护通常集信号采集、逻辑处理、采样、测控于一体，难以实现所有保护装置的数据采集模块模块化。通过数字化，继电保护装置的硬件设计可以实现标准化、统一化和模块化，有效降低设计成本，简化全站维护工作量。另外通过数字化，继电保护设备软件可以实现元件化。
伴随着电力系统自动化水平的不断提高，继电保护原理不断成熟，传统的继电保护程序无法进行有效的统一管理，继电保护装置的可靠性受到严重影响。继电保护原理成熟后可以考虑在数字化的环境下对继电保护软件实现元件化处理，形成标准的元件。另外继电保护功能网络化、继电保护装置功能集成化以及继电保护的运行水平的提高均是数字化对继电保护产生的影响。
3 结 语
伴随着我国电力企业的不断发展，对继电保护检修有更高的要求，同时继电保护的重要性也越来越突出，所以必须重视继电保护检修工作。数字化继电保护在电力系统中得到了越来越广泛的运用，继电保护实现数字化是继电保护发展的一个趋势，其可以运用高端技术实现对继电保护工作的全面管理，使继电保护能够向更高水平发展。
参考文献：
[1] 李佳臻.浅谈继电保护检修及数字化继电保护[J].科技创新与应用，
2015，（9）：119.
[2] 马颖.继电保护检修及数字化继电保护分析[J].通讯世界， 2015，（3）：
165-166.
[3] 邓立.浅谈继电保护检修及数字化继电保护[J].通讯世界：下半月，
继电保护及控制 第4篇
1 继电保护隐性故障研究
经过多年的研究,电力系统中继电保护隐性故障的相关概念逐渐形成了相对比较完善的理论体系,为系统安全性能的增强提供了重要的参考依据。一般情况下,继电保护隐性故障与系统本身结构的合理性、科学性有一定的关系,是系统固有的缺陷。当系统处于正常的工作状态时,隐性故障基本不会产生明显的影响。但是,在某些客观存在的因素的影响下,系统的压力状态将会出现不正常的现象,进而引起继电保护失效的问题,主要体现在内部结构装置的拒动时间选择不合理,某些重要的电路元件产生了误操作,继电保护系统的运行效率下降等。这些问题的存在将会造成大面积停电现象的出现。因此,技术人员可以必要的技术手段构建可靠的参考模型,结合故障树的分析方法,为系统隐性故障的顺利排除提供必要的参考信息。
依据故障产生的原因,可以将继电保护隐性故障分为以下几类:(1)硬件方面的隐性故障;(2)因相关保护软件系统运行出现问题而引发的隐性故障,比如软件版本与实际工作要求不符合,软件使用中逻辑程序出错等;(3)因保护性定值设置出现偏差而引起的隐性故障,比如人为误操作、定值设置误差大等;(4)受各种客观存在的自然因素的影响而出现的故障。
从继电保护的工作状态来划分,可将隐性故障分为静态特性故障和动态特性故障。继电保护静态特性故障主要是指系统的保护装置在没有充分满足启动条件的情况下,只对某些数据的采集作出了判断,而没有考虑后续各项逻辑工作环节,比如互感器测量回路、采样值的有效计算等都属于继电保护隐性故障。继电保护动态特性故障主要是指在保护装置充分满足具体的启动条件后,在故障量的测量中需要利用逻辑保护方式比对,并进行闭锁信号检验等。这些工作中产生的故障都属于动态特性故障。
2 安全控制隐性故障研究
作为保护电力系统运行的重要防线,安全控制装置在实际的应用中产生了良好的作用效果,在一定程度上减少了大面积停电事故的发生。但是,安全控制装置在长期的使用过程中也会出现隐性故障,主要体现在以下4方面。
2.1 测量环节
在安全保护装置工作的过程中,测量环节方面容易出现隐性故障,主要表现为互感器工作中线路被切断,无法继续正常的工作;在长期的使用过程中,测量回路芯片的安全性能下降,测量中得到的数据出现较大的偏差。这些问题的存在对安全控制装置的正常工作产生了较大的影响。
2.2 策略方面
安全控制装置的存在保证了各项控制措施的顺利实施,其中的控制策略主要包括有线控制策略和无线控制策略。当这些控制策略在实际应用中无法满足电网的实际要求时,也会导致安全控制装置的误操作,进而影响系统整体运行的安全性和可靠性。
2.3 定值设置方面
安全控制装置的定值与被监控对象判断故障类型的反应速率有着紧密的联系。当定值设置不合理时,安全控制装置的工作效率将会逐渐下降,给电力系统的正常运行埋下较大的安全隐患,对系统运行的稳定性造成一定的影响。当安全控制装置中的定值设置出现较大偏差时,容易产生其他装置拒动的现象,进而扩大电力事故的影响范围。
2.4 通信方面
各种通信通道和通信接口的有效构建,对安全控制装置的合理布设起着重要的保障作用。当通信过程中出现误码现象时,容易造成通信通道信号传输中不稳定现象的出现,对信息传递效率造成较大的影响。当通信模块中存在一定的缺陷时,也会加大误码率,造成安全控制装置拒动的现象。
3 隐性故障研究展望
为了有效地消除系统运行中的隐性故障,相关技术人员需要对这些故障产生的原因进行必要的分析,为今后研究工作的顺利开展提供必要的参考信息。继电保护与安全稳定控制系统未来的研究方向为:(1)构建可靠的参考模型。在智能化技术的支持下,技术人员可以对继电保护和安全控制系统结构进行必要的优化,结合故障类型构建可靠的参考模型,从而将隐性故障评估过程中的具体数值输入到参考模型中,提高故障排除的工作效率。(2)完善必要的评估机制。为了减少继电保护和安全控制装置中存在的安全隐患,降低隐性故障的发生率,需要完善必要的评估机制,在运算流程中加入新因子,增强系统数据处理的有效性。(3)注重研究工作的适用性。在探析隐性故障的过程中,技术人员应增强不同时段的防控意识,及时找出系统运行中存在的潜在风险,将重要的研究成果运用到实际中,提高系统实际工作的安全性和可靠性。
4 结束语
继电保护和安全控制装置系统隐性故障的存在,对电力系统实际工作效率的提高产生了较大的影响。因此,技术人员需要对系统中隐性故障产生的原因进行必要的分析,并采取有效措施消除这些故障带来的不利影响。总之,做好继电保护与安全控制系统隐性故障的研究工作具有重要的现实参考意义。
参考文献
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电力继电保护现状及发展的探究 第5篇
电力建设
电力继电保护现状及发展的探究
□文 / 刘惠清
摘 要：本论文是由于作者从事电力行业多年总结而来的经验，主要是阐述电力系统继电保护的作用,及对某电站继 电保护系统的运行状况进行分析。关键词：电力继电保护;运行状况;改进措施
引 言
电力系统是一个庞大而且复杂的系统,它由发电机、变压器、母线、输配线路及用电设备通过各种方式连接 配置而成,各元件之间通过电或磁联系,任何元件发生故 障都将在不同程度上影响系统的正常运行。因此继电保 护对电力系统的正常及稳定发挥的作用举足轻重。某电站继电保护状况研究
在科技发展和信息产业繁荣的推动下, 我国继电保
护技术取得了长足的进步, 但不可避免地在某些方面存 在不足,从长远角度看仍具有比较广阔的发展空间。以下 将研究某电站继电保护状况, 并针对其继电保护的配置 及其动作情况进行统计与分析。
2.1 继电保护设备配置 电力系统继电保护作用及基本要求
继电保护对电力系统发挥重要作用,而要达到准确、号机与 1 台三相三线圈变压器组成单元接线,2 号、3
及时的保护目的,继电保护装置及技术也需要达到一定
号机与（2T）组成扩大单元接线;1 台三相双线圈变压器的基本要求。
110kV 共二回进出线, 采用单母线接线;35kV 共四回出
1.1 继电保护的作用 线,采用单母线接线;10kV 共四回出线。该电站继电保护
继电保护自动装置是电力系统安全、稳定运行的可 装置成套购进,主变与发电机组、线路等的各类保护均采 靠保证,其任务是当电力系统出现故障或不正常工作状 用微机保护。各类保护的配置如下: 态时,向运行人员或者控制主设备的断路器发出信号,断（1）线 保 护 和断路器失灵 保 护 设 在 10kV 母 : 装 路器或运行人员根据信号对不正常工作状态进行处理, 以保证无故障部分继续运行,并防止不正常工作状态造 成事故。
MPMT12-22 变压器保护柜内。
（2）35kV 母线差动保护:装设在 MPBZ35 母线保护 和 0.4kV 备用电源自动投入屏第一层。（3）35kV 线路保护:方向过流限时速断,方向过流保 护,检同期三相一次自动重合闸。
（4）110kV 线路保护: 采用 PLP41B-07 型线路保护 屏。主要功能:方向三段相间距离保护;方向三段接地保 护;零序电流方向保护;高频保护;检同期三相一次自动重 合闸。
（5）变压器保护:1 号变压器保护设置在 MPMT13 号 变压器保护柜内。主要功能: 三侧比率制动的差动保护
国内某电站于 2008 年底建成投入运行,总装机容量 为 该电站发电机——主变压器的接线组合为: 3×16MW。1.2 继电保护的基本要求
继电保护应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性 的要求。可靠性是对继电保护装置的最根本要求, 主要 由配置合理、性能优良的装置以及正常的维护和管理来 保证;选择性是指首先由设备、应置设备或线路本身的保 护切除故障,当其拒动时,才允许由相邻设备或线路保护 切除故障;灵敏性是指设备或线路在被保护范围内发生 金属性短路时,保护装置应具有必要的灵敏系数;速动性 是指保护装置应尽快地切除短路故障,以减轻损坏程度。
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和差动速断保护;重瓦斯保护;复合电压闭锁的方向过流 保护:中性点零序过电流保护;间隙零序电流保护;零序过 电压保护;过载闭锁调压、TA 和 TV 断线报警。非电量保 护:轻瓦斯保护、温升、压力释放、冷却器全停、35kV 系统 接地报警,零序过电压保护,10kV 系统接地报警,零序过 电压保护。2 号变压器保护同 1 号变压器保护。（6）发电机保护:设置在 MPGS41 发电机保护屏上, 主要功能是比率制动的差动保护和差动速断保护;复合 电压启动过电流保护;定子一点接地保护;转子一点接地 保护;失磁保护;过电压保护;过负荷保护;TV 断线报警。非电量重动保护:水机事故,作用于全停出口。
压器差动保护上。2004 年,1 号主变压器运行,投运 2 号 主变压器时,1 号主变压器差动动作。检查其本身无任何 故障,经分析可知其误动作的主要原因是:在 2 号主变投 运瞬间,1 号主变上产生了和应涌流, 主变差动整定值偏 小而无法避开和应涌流而动作,重新整定后故障消除。另 一次出现在区外线路故障时,主变保护先动作,说明线路 保护与主变保护的定值配合不当,及时更改后正常。3.1.3 二次回路故障
此类故障发生过一起:1 号主变压器重瓦斯保护误 动。原因是由于主变压器气体继电器安装时,接线盒内导 线预留过长,造成接线盒存在缝隙,在特定风向下雨时有 雨水渗入,使接线端子短路被击穿而跳闸。此类故障的发 2.2 继电保护动作情况
该电站运行几年以来,继电保护装置的选择性、灵敏 生,属安装工艺质量粗糙而引起。性、速动性、可靠性均符合要求,继电保护动作正确率保 3.1.4 地址编码故障 持在 85%以上,其中方向三段相间接地保护、主变重瓦 此类故障出现三次,虽不引起动作跳闸,但当保护动 斯保护、主变组差动保护以及转子一点接地保护的动作 作过后,保护装置不报文,运行人员无法正确判定故障性 正确率达到 98%以上;方向三段相间距离保护、35kV 线 质和类别,还会引起运行人员的误判。在 2005 年期间的 路保护和厂用电各类保护的动作正确率为 90~95%,励 几次雷雨天,主变保护共动作跳闸三次。但每次都没有任 磁系统失磁保护、35kV 母差保护以及 10kV 线路保护的 何保护报文, 使得运行人员无法判断和分析保护动作原
（属 动作正确率也达到 85%以上。由于各种原因所致,该电 因。经查可知,后备保护装置有一处内部地址码错误）站继电保护装置在运行时出现过几次继电保护误动作。出厂调试错误,修改正确的内部地址后,故障消除。继电保护误动作分析及改进措施
3.1.5 资料管理与调度协调不足
2006 年该电站 122 鱼松线线路保护定值由 5 区改
该电站继电保护总体情况运行良好, 但是发生过几 为 1 区,运行人员发现存在问题立即告知调度后,将线路
网调为命令单位,电站为整定 例误动作情况。每次误动作均给该电站带来不同程度的 保护定值由 5 区改为 2 区。
职能不同的两个单位在继电保护定值的管 经济损失,亟需寻求改进措施以避免类似故障再次发生。值执行单位。3.1 继电保护误动作分析
通过分析研究该电站继电保护误动作情况, 总结了
以下几类引起不正常动作的原因。3.1.1 装置本身故障
因装置运行时间过长或质量问题而引起的不正常 动作有两起。在某次厂用电的进线开关投运过程中,空 投正常合上, 一旦带上负荷就跳进线开关。经调查主要 原因是进线开关跳闸线圈的整定部分出现故障,无法正 常整定, 经更换后正常。发电机励磁系统两个器件故障 而引起失磁,导致保护误动作一起,经更换后正常。3.1.2 整定值的误差
经统计,此类误动作共发生三次,其中两次发生在变
理上协调不好就会出现定值加用错误, 造成直接经济损 失,严重者还会导致电厂停运。
3.2 继电保护改进措施
针对该电厂继电保护时产生的问题, 结合实际情况 以及目前发展现状,提出以下几点改进措施。3.2.1 加强设备维护
加强对继电保护装置及设备的运行状态和性能的 监测,进行设备的运行与维护记录;同时应加强继电保护 设备的预防性试验,力争及早发现缺陷,消除故障。3.2.2 强化人员理念
①进行继电保护专业知识的培训, 以提高运行维护 人员的继电保护专业水平;②应注重对运行维护人员责 广东科技 2011.2.第 期
专版
电力建设
任心的培训,以杜绝责任事故的发生。3.2.3 注重资料管理
电站人员变动频繁, 每次变动都会经历一个复杂的 工作移交和业务熟悉的过程。因此, 要保证文档资料以 及数据的完整性, 必须进一步规范数据和加强管理。同 时,加强继电保护专业人员的培训和学习交流的力度,针 对人员技术特点保持专业化分工的相对稳定性,争取做 到既能又专,有效地推动各项工作。
常运行,应加强对继电保护基础管理的重视。基础管理包 括以下几个方面:
（1）重视人力资源培养
继电保护人员的技能水平和思想素质直接关系到 工作完成的质量和效率, 并与电网的安全稳定运行紧密 相连。因此,提高继电保护的准确性和高效性,首先应从 根本入手,重视人力资源的培养。
（2）加强基础数据管理 促进继电保护更加健全地发展, 应当运用网络技术
建立完整、实用的继电保护管理基础数据库,实现对继电 保护的信息化管理。这将有助于了解目前保护的配置情 况及运行情况等,还可为保护选型提供基础数据。（3）保护实验设备管理
目前继电保护的三相试验台大都为微型机试验台, 电流和电压输出为自产模式, 现场使用时间过长后可能 出现输出不稳定、波形畸变等问题,从而影响校验精度, 因此必须注意加强试验台的定检工作。
电力系统继电保护发展建议
继电保护的发展在历经机电型、晶体管型以及集成 电路型阶段之后,目前处于微机型阶段,计算机化、网络 化、智能化、多功能一体化是其发展方向。笔者根据目前 继电保护发展现状,针对其未来发展提出若干观点,为促 进继电保护更好更快地发展提供参考性建议。
4.1 深入推广继电保护综合自动化系统的应用
4.1.1 继电保护综合自动化系统的工作原理
电网继电保护综合自动化系统运用客户机/服务器 的工作模式。客户机的任务是实时监控继电保护系统的 运行状态, 服务器用于在接收到客户端的应用请求和事 故报告后执行故障计算程序,然后向客户机发出执行指 令,从而达到对各种保护设备的实时监控。4.1.2 继电保护综合自动化系统的功能
继电保护综合自动化系统主要实现以下功能: 实现 继电保护装置对系统的自适应、实现继电保护装置的状 态检修及其故障的准确定位、完成事故分析及事故恢复 的继电保护辅助决策对系统中运行的继电保护装置进 行可靠性分析、自动完成线路参数修正;另外,还可以实 现种附加功能,如记录保护动作顺序和时间、判别故障类 别以及记录电流、电压波形等,这些加功能为分析处理故 障提供了有力的帮助。
继电保护综合自动化系统运用便捷, 能够有效克服 传统保护存在的弊端,已经得到应用,值得深入推广,这将 为增强继电保护的效能和可靠性发挥重要作用。结 论
本文针对电力系统继电保护的现状及发展进行了 研究与探索,具体取得成果如下:
（1）阐述了电力系统继电保护的作用,提出继电保护 系统正常运作的基本要求。
（2）对某电站继电保护系统的运行状况进行分析与 研究,针对运行中出现的具体问题提出改进措施。（3）为促进电力系统继电保护更好更快地发展提出 参考性建议, 如深入推广继电保护综合自动化系统的应 用、加强继电保护基础管理等。
参考文献：
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继电保护装置、技术及其运作是一个复杂的体系,需
要各个环节相互配合和协调。为确保继电保护系统的正
继电保护及控制 第6篇
【关键词】高压开关柜；直流控制电源；继电保护；改进方案
开关柜带有的继电保护，融汇了本源的保护原理、开关柜固有的功能、控制电源配有的软硬件。这样的管控方案，带有凸显的安全特性。控制电源，可以经由查验，获取到衔接着开关柜的独特储能，并查验出直流态势下的跳闸隐患。这样的保护路径，为开关柜的可用保护，供应了搭配着的思路。从现状看，高压开关柜架构下的继电保护，还存留着多样弊病。因此，要摸索最佳情形下的继电保护。
一、电源带有的故障解析
（一）概要的故障情形
很長时段以来，高压情形下的开关柜之内，线圈及衔接着的触头，常常发觉到烧毁现象。开关柜以内，储能类的电容器，会被损毁，或者爆裂。经由修护，消除掉了如上故障以后，体系内的断路器，也没能自动去跳闸。
开关柜以内，直流态势下的控制电源，经由整流以后，会衔接起可被调和的新电源，以及特有的合闸电源。体系产出了事故后，万能表带有的侧电压，能超出330伏；继电器内的线圈，带有的额定电压，还被管控在220伏；储能框架下的电压容器，带有的耐压，没能超出460伏。由此可辨识出：体系内的过压，毁损了原有的继电器，以及衔接着的电容器。经由多次调和，更替了触发插件，然而，没能彻底消解掉这一故障。
解析可知：断路器在特有的合闸时点上，开关柜以内的合闸线圈，接纳了100安之上的大电流。这样的状态，让这一电源装置，在很短时段内，就缺失了可用电压。装置搭配着的负压反馈，凸显了作用。但是，合闸以后，直流装置带有的输出电压，却没能回复既有的设定数值，而是被抬到了那一时点内的最大状态。因此，继电器带有的线圈、衔接着的触头、储能类的电容器，负载了偏多的电压，就被毁损掉。
图1 控制电源带有的体系
（二）事故化解的路径
依循如上的解析结果，把开关柜以内的控制电源，脱离开直流态势下的电源装置；在装置固有的交流侧以内，引出了新电源。再衔接起半导体情形下的二极管，就搭建出了独特的整流电路。经由整流，给体系内的控制电源，设定出单独框架下的供电路径。这样一来，控制电源带有的电压，就被稳固在了常规数值，维护好了现有的继电安全。控制电源带有的体系，如图1所示。
二、电机起动带有的疑难解析
（一）概要的故障情形
某一时段之内，开关柜带有的同步电机，在起动的那种瞬间，产出了过流跳闸的弊病。出口方位内的继电器，被毁损了衔接触头。这样的状态，在每月以内，会超出22次。配件的毁损，干扰到了常规态势下的开机通风；少油情形下的断路器，衔接着的动静触头，也被毁损。因此，机器产出的油体质量，被缩减。机器修护耗费掉的经费递增，与此同时，设备又存留着偏多的运转隐患。
（二）事故化解的路径
开关柜以内的电机，与既有的规格契合。电流继电器，在特有的两相式情形下，供应可用的速断保护。电流若超出了既有的负荷，则启动这一过负荷态势下的保护。在这之中，过负荷涵盖的每一动作，都搭配着44安这样的电流整定；整定耗费掉8秒的时段。一次动作情形下的电流整定，升至了355安。经由审慎的查验，发觉到电机现有的起动电流，比对过流速断态势下的整定值，还是偏小的。这样一来，电流继电器，就很难维持住常规态势下的动作。开关柜经由操作，产出振动，也会引发特有的保护误动。然而，经由查验，排除掉了这一潜藏可能。
电机起动的那一时点上，存留着两个独特的分量：稳定态势下的周期分量，以及更替着的、非周期态势下的分量。在这之中，非周期态势下的分量，涵盖着的最大数值，会关涉到接入时段内的电网状态。若接入时点上，电源电压带有过零情形，则会升至最大的那种分量；若接入时点上，电源电压带有的数值最大，则会缩减至现有的最小分量。非周期态势下的这种分量，会伴随时间更替，而渐渐去衰减。因此，回避掉这一分量产出的保护干扰，能促动合闸疑难的化解。
明晰了断路器带有的合闸弊病，就可以摸索出适宜的化解路径。非周期态势下的分量，数值偏大，且衰减速率也偏快。因此，要在体系内的回路中，增添特有的延时通道。这样做，就能回避掉尖峰电流产出的继电干扰。通常情形下，非周期的独特分量，历经了4秒以后，会缩减到零。顾及到开关柜现有的多样要素，可以设定出0.4秒的特有动作时间。
三、可用的改进路径
（一）安设继电保护
直流情形下的控制电源，应安设继电保护。经由改进的保护路径，可以分出定时限的独特保护，以及两相式的独特保护。依循给出来的保护时限，可以描画出精准的曲线，为开关柜搭配着的继电保护，供应依托。衔接着的软件，应提升原有的处理成效。可以依循制备好的曲线，以及测量得来的电流数值，把描画的曲线，存留在电源控制以内。若发觉到体系内的故障电流，则读取存留着的数据，以便获取到迟延数值。若电源带有的过流，凸显了递增态势，那么延迟的时段会延长；若电源带有的过流，凸显了递减态势，那么延迟的时段会缩减。若这一故障被化解掉，则可获取到原初的那种数值。
在合闸时，体系内的线圈，常常会发觉到过载态势。为了维护好稳固的体系电压，回避掉配件烧毁的弊病，就应增添查验的精准性。接纳微机的辅助，以便解析查验到的数据，明晰体系内带有危险的那些线圈及触头。要注重平日内的修护，一旦发觉到潜藏故障，即可去修护。
（二）建构出接地框架
设定出继电保护的独特时限，搭建起可用的接地框架。二段式的新框架，衔接着体系内的电阻，能供应精准的过流保护。开关柜带有的端口，衔接着独特的零序保护。经由核定，获取到体系内的过流保护。直流控制这一类别的电源，应接纳既有的参数，才可确认体系内的定额电流。
多样的配电网，都安设了接地路径，以及没能衔接地表的那种路径。在很多情形以下，体系内的接地电流，还是偏小的。最近几年，配网延展了原有的电缆数目；电缆原有的容量，也被增添。因此，直流控制这一类别的电源，应当更替原有的测量范畴。开关柜搭配着的网络，可以创设出最佳情形下的动作值。电源现有的电磁干扰，会把描画出来的波形扭曲，也会限缩体系内的采样精度。
（三）接纳零序保护
直流控制这样的体系，应接纳特有的零序保护。把开关柜固有的三相回路，更替成可用的这种保护；与此同时，还要衔接起外部态势下的互感器。若安设了合成电路，则可搭配着简单的那种保护构架。但是，这样一来，查验获取到的数值，就缺失了精准特性。因此，可以增添互感器原有的精度，提升管控速率。
若体系内的三相电流，凸显了平衡态势，则不会查验出零序电路；若现有的三相电流，没能平衡，则产出特有的零序电流。要预备好特有规格的互感器，搜集得来如上的零序电流。若这样的电流，超出了给出来的限度，则吸合体系内的接触器，断开这一电路。
四、结束语
经由改进的电源体系，涵盖了常规态势下的继电保护。体系内的开关柜，缩减了烧毁线圈的原有概率，增添了起动速率，跳闸配件也很稳固。可用的继电保护，能延展开关柜带有的可靠性，缩减修护必备的耗费。只有明晰常常见到的继电故障，才能制备出适宜的管控办法。
参考文献
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小议继电保护检修及数字化继电保护 第7篇
1 继电保护技术的意义
某种意义上, 继电保护检修技术水平的高低代表着国家电力体统发展水平的高低。该项技术在电力系统正常运行和发展中有着非常重要的作用。在现代技术的要求下, 整个电力系统的相关技术都进行了改革与创新, 电力系统的高速发展直接促进继电保护技术的快速发展。继电保护技术在日益创新改革和完善优化的电力系统技术的带动影响下, 也面临着新的发展要求。
继电保护中的检修技术是其主要内容, 继电保护技术的进步给继电保护装置带来完善与调整, 进而使继电保护装置安全可靠地运行。同时检修技术上的创新给继电保护下的检修水平提供了发展的空间。电力系统离不开变电站这一组成要素, 变电站的主要功能是接受分配电能, 及时调整电压并变换电压, 同时控制电流方向, 它是整个配电工作和输电工作的交接点。在变电站中使用数字技术不仅能够将采集、处理以及存储、传递和输出这一程序数字化, 而且可以将变电站内所有的信息逐步科学合理化。目前, 我国变电站逐步从自动化变为数字化, 电网日益智能化, 因此电网开始呈现更大的兼容性和自愈性, 进而提高电力系统工作的质量和效率, 给经济和社会带来充分的电力支持。所以, 数字化的继电保护技术是现在电力系统的发展所需, 是不可忽视的一项重要技术。
2 继电保护检修技术的发展和应用
2.1 继电保护检修技术的发展
继电保护技术在继电保护装置发展带动下不断发展, 该技术对电力系统作用重大, 因此应该相应地提高有关技术人员的专业技能, 对他们提出更高的技术要求。目前, 继电检修技术正以其发展过程为根本, 不断进行着改进并完善, 同时, 应该结合我国现阶段的继电保护发展状况, 通过科学地分析和判断每种状态下的继电保护装置, 及时把握它们的工作状态。
现阶段的继电保护检修技术依据主动保护检修与被动保护检修的区别分为两种, 一种是预防性的继电保护检修技术, 另一种是故障发生后的继电保护检修技术。预防性的继电保护检修技术, 具有主动检修的特点, 因此能够对继电保护设备进行合理保护, 有效延长继电保护设备的使用寿命, 以此来减少成本投人, 提高电力企业的整体效益;而事后继电保护检修技术则是在故障发生之后, 分析故障产生的原因, 用科学合理的手段进行及时检修保护。通过相关调查可以发现, 大部分的电力公司都是采用预防为主, 事后检修为辅发的方式对继电保护设备进行保护, 这样的安排能够保证继电保护工作的质量, 即使预防性的继电保护检修技术出现了漏洞, 通过事后保护检修也可以对漏洞进行弥补, 减少设备的不安全隐患, 延长继电保护设备的使用寿命。其中, 预防性的继电保护检修技术又分为预知性维修与状态检修两种模式。预知性检修就是按照事先设计好的检修内容和周期对继电保护设备进行定期检修;状态检修则是根据现阶段继电保护设备的状态, 对状态进行检测, 并对装置进行诊断, 以此来判断出继电保护设备的运行状态, 分析研究后确定出进行检修的必要性, 确定检修的实际。
但是, 现阶段继电保护设备的自检功能与实时检测功能还不够完善, 因此, 预防性的继电保护检修技术的检修内容复杂, 对检修工作的进行十分不利。如今数字技术的发展已经融入到继电保护技术中, 继电保护检修技术已经利用监控系统对继电保护设备进行观测, 有效地减少了继电保护设备的破坏情况, 大大提高了继电保护装置的安全性与可靠性。
2.2 继电保护检修技术的应用
系统故障诊断和继电设备的监测是做好继电保护检修的基础, 继电设备的监测方式主要有在线监测和离线监测, 通过收集电气装置在工作中的信息来进行科学系统的诊断和分析, 进而判断是否要对装置进行维修, 然后再详细地制定检修保护策略。具体的继电保护设备检修工作原则和实施的关键环节有: (1) 保证设备正常运行是继电保护设备检修工作的基本原则, 只有设备运行正常了才能说明检修技术已经发挥了作用, 检修技术最根本的目的就是让设备运行处于稳定正常的状态。在日益复杂且规模逐渐扩大的要求下, 继电保护检修若想顺利进行就要从大局出发, 合理布置全局, 最后逐一解决。 (2) 实施继电保护检修技术的关键, 一是要高度重视对检修技术管理方面的要求, 我们要对继电保护设备所处的动态进行分析掌握, 所以要把管理要求放在重要位置。二是要通过新的技术来监测相关设备, 在检修过程中, 往往很难开发继电保护的在线检修技术, 所以, 在保证继电设备安全和电力系统正常运行的前提下广泛引进新技术是非常必要和必需的。
3 数字化继电保护
3.1 数字化继电保护系统的简介
在数字化继电保护系统中, 电子式互感器把所采取到的模拟量转换为数字量, 然后送入安装好了的合并单元。合并单元再对信号同步采样以及数字化, 然后依照IEC6185091的格式要求, 利用光纤传递到保护设备。保护设备中的调合闸指令再经变电站事件网络传递到智能操作箱当中, 由此调合闸完成。
3.2 数字化继电保护系统的优点
(1) 简化二次回路的接线, 数字化的继电保护系统是根据间隔来配置合并单元的, 在电子互感器的共同作用下, 得到数字化的测量值, 在此基础上, 经过光纤来传输采样值。这样, 整个系统就舍弃常规的电磁式互感器中二次电缆传输回路, 大大提升了抗干扰的能力。 (2) 系统在智能操作箱以及电子互感器的作用下, 可靠性得到很大的提高。电子式互感器有着很强的抗干扰能力, 且没有饱和点, 绝缘性能又好, 所以, 这样测量的数据就有了很高的准确性。 (3) 统一的通信标准给数字化的继电保护系统带来互操作性和开放性的发展。
根据文章的介绍可以发现, 科学的继电保护检修在电力系统中是必不可少的一项技术, 电力系统能否安全运行建立在继电保护正常进行的基础上, 因此, 对继电保护检修工作进行专业的技术水平提升, 是完善电力系统, 充分体现电力系统的科学灵活且先进性的重要条件, 同时使检修工作充分满足电网发展需要。只有及时地对电力系统进行检修并加以解决, 才会给继电保护的检修效率带来大大的提高, 给各设备的正常运行带来保障, 同时确保电力系统整体安全可靠性。对工作人员的水平提升也是继电保护数字化水平提升的关键因素, 因此, 要对此技术不断创新, 保证国家电网安全运行。
摘要：文章根据我国目前电网的发展现状, 着重对继电保护状态的继电检修技术进行了分析, 同时探讨了数字化的继电保护技术, 以便供相关人员参考。
关键词：继电保护检修,数字化继电保护技术,发展与策略
参考文献
[1]胡春琴.全数字化继电保护在上海蒙自智能变电站的应用[J].供用电, 2010 (27) :162.
继电保护及控制 第8篇
由于全国用电规模不断加大, 电网的管理及控制的复杂程度不断加深, 所以在电力系统中引入了自动化的计算机系统。同时, 在处理该计算机系统的故障信息时, 电力系统进一步引入了继电保护系统, 用以帮助电网运行的调度管理故障信息, 从而提高电网运行的安全性以及应对突发事件的灵敏性。然而, 继电保护系统的可靠性也会因为种种原因而受到影响, 例如在处理系统内无功补偿、消除谐波等问题时, 就需要电力电容器发挥作用, 但是在实际操作过程中, 电力电容器的故障很大程度影响了继电保护系统的性能。
1 电力电容器有利于实现继电保护系统的可靠性
众所周知, 可靠性是指系统中的各个设备、元件能够在预定时间内或者所需条件下顺利完成规定指示的基本能力。而继电保护系统的可靠性则是指, 如果电力系统产生故障, 继电保护装置会在规定的范围内不拒动作;同时, 如果该故障的解决要求继电保护装置不应动作, 那么装置也不能出现错误的动作。可见, 继电保护装置的灵敏性是指保证其不拒动、不误动, 否则会降低整个电力系统的安全性能。电力电容器则是有利于实现继电保护系统的可靠性, 其具体作用如下:
1.1 补偿无功功率
电力系统中有很多网络元件, 其中大多数网络元件消耗着大量无功功率, 尤其是电感元件。电感元件是一种储能元件, 其原始模型为导线绕成圆柱线圈 (图1) 。此外, 在电机、变压器等负载元件的运行过程中, 也需要消耗大量无功功率。负载元件可以将电能转换成其它形式的能, 连接在电路中的电源两端, 如果在电路中没有负载而直接连接电源的两级, 则会出现短路。电容也是负载元件的一种, 不过电容是不消耗功率的元件, 并且在电力系统中改变无功功率的流动, 从而使电压升高, 在感性元件消耗功率的同时对无功功率进行补偿。
1.2 滤除各次谐波
电容器的很大一个功能是在超高压直流输电系统中过滤高次谐波, 谐波会引起继电保护和自动装置的拒动作和误动作, 并且在交流-直流-交流的过程中会产生各次谐波电流, 这就需要装设交直流滤波电容器。电容器可以对无功功率进行补偿, 而无功补偿也是常用的治理谐波的方法。可见, 电容器的好坏很大程度决定着电能的质量与利用效率, 从而保证继电保护的效益。
2 电力电容故障形成的原因
2.1 导致电力电容故障的内部原因
电容器本身在设计工艺方面存在问题, 这也很大程度为继电保护系统的运行带来负面影响, 例如:
(1) 电容器中的元件芯子没有完全浸渍, 这种现象会使电容器在运行过程中故障频出。
(2) 为了降低成本和保证较高的经济效益, 生产厂家设计了场强过高的电容器, 而场强过高是损坏电容器的重要原因之一。
(3) 电容器在设计上存在隐患, 当电容器内部元件产生故障电流时, 其中的熔丝不能及时熔断, 导致电容器内部的温度急剧升高, 如果加之没有有效的继电保护措施, 电容器很容易胀裂甚至爆炸。
2.2 导致电力电容故障的外部原因
(1) 电流过大。电容器有助于滤除各次谐波, 尤其对高次谐波比较敏感, 所以可能会在某一频率下产生谐振, 形成电流过大的谐波。在电容器与谐波源负荷连接时, 如果此时系统的感抗与电容器的容抗在某一频率下刚好大小相等且方向相反, 那么在发生并联谐振时, 电流过大的谐波会造成电容器过电流。
(2) 温度过高。电容器的工作环境需要适宜的温度, 无论是内部温度还是外部温度都不能过高。一方面, 电容器所需的内部温度应保持在低于65℃的水平上, 最高不得高于70℃, 电流过高的谐波在造成电容器过电流的同时, 也会使电容器过热, 容易产生热击穿的现象, 或者出现鼓肚, 从而影响电容器的性能甚至损坏电容器。另一方面, 就电容器的外部温度而言, 电容器周围环境的温度偏高会导致电容工作时无法散热, 但是如果温度偏低也会导致电容器内的油冻结, 容易产生电击穿的现象。
(3) 电压过高。过电压会对电容器产生较大危害, 电容器对电压十分敏感, 电容器的使用寿命与过电压的幅值、过电压的时间以及过电压的次数密切相关, 并且电容器的损耗与电压的平方成正比。过电压时间长会导致电容发热, 加速电容器绝缘损伤, 也会出现电击穿, 加之有的电容器组没有采取过电压的保护措施, 操作时存在很大的安全隐患, 甚至引起爆炸。
3 针对电力电容故障的内部原因采取的处理办法
通过分析继电保护系统中电力电容故障的形成原因得知, 电容器的故障是可控的, 并且应当采取相应措施保证电容器的稳定运行, 使电容器在继电保护系统中发挥应有的作用, 最终为用户提供优质和经济的电能。
3.1 保证元件芯子完全浸渍
(1) 适当延长真空浸渍时间并施加一定油压。
(2) 将真空浸渍改为卧放浸渍方式, 在电容器卧放的状态下便于内部的液体介质浸渍到元件中去, 从而确保完全浸渍。
3.2 降低场强
(1) 增大电容器的外壳厚度。电容器在出厂设计时的场强过高, 这导致电容器容易出现故障, 所以增大电容器的外壳厚度是降低场强的方法, 同时要考虑满足电容器的安装尺寸, 保证在卧放的状态下电容器也能正常运行。
(2) 采取三层粗化膜结构, 这可以降低电弱点的重合率, 并且采取铝箔折边和突出结构, 可以改善极板边缘的电场分布情况, 均有利于降低场强。
3.3 配备单台熔丝或者优化熔丝特性
(1) 如果电容器内部元件产生故障电流, 而其中的熔丝又不能及时熔断, 那么电容器很容易胀裂甚至爆炸, 采用单台熔丝是防止油箱爆炸的有效措施。
(2) 熔丝的安秒特性太差会导致电力电容故障, 试验表明, 熔断器可以在0.3 ms将电容器的故障电流开断, 所以需要进一步改善熔断器的质量, 改进熔断器的安装方法, 并且加强熔断器的运行和维护。
4 针对电力电容故障的外部原因采取的处理办法
4.1 限制谐波电流
谐波过电流会导致电容器出现故障, 针对电网的谐波超标引起过电流或是电容器投入时的佩流过大等情况, 可以采用金属氧化物避雷器保护, 防止电容器内部元件的电击穿或热击穿。其次, 考虑到谐波的存在, 规定电容器的工作电流不得超过额定电流的1.3倍, 必要时, 可以将电抗器与电容器串联, 错开谐振点, 串联电抗器的电抗值应大于电容器的容抗值。
4.2 保持电容器周围及内部有适宜的温度
(1) 电容器工作的环境温度应控制在40℃之内, 并且在电容器附近不要放置某种热源, 如果电容器的工作环境温度超过了40℃, 则应当做到及时的通风降温, 或者及时切除电容器。
(2) 保持电容器外壳的温度不要超过60℃, 可以采用熔点为50℃～60℃的试温蜡片, 检测电容器外壳的温度, 或者在电容器外壳上粘贴桐油石灰温度计的探头, 如果温度过高也应当及时切除电容器。
4.3 防止过电压带来的电容器绝缘损伤以及击穿现象
电容器对电压十分敏感, 电容器本身的额定电压一般应高于电网电压, 所以通常规定电容器不得在超过额定电压10%的情况下长期使用, 这也是为了延长电容器的使用寿命。为防止过电压, 在停电或轻载时, 需要把电容器暂时退出运行, 或者采用减压运行的方式。另外, 电容器在运行的过程中, 应时刻检查放电装置和熔丝, 确保放电装置和熔丝是完整良好的, 并且在大容量的电容器上最好安装失压保护装置。
5 结语
继电保护系统是电力系统的重要安全保障, 也是保证电力系统稳定且安全运行的有效手段。本文通过分析继电保护系统中电力电容故障形成的内部原因及外部原因, 有针对性地提出了相应的处理办法, 从电容器本身设计以及生产方面的缺陷入手, 同时控制和处理电容器工作运行的外部环境问题。希望解决电力电容故障使电网继电保护综合自动化系统能够更好地实现其可靠性, 大大加强继电保护的效能, 此外, 还要对电力电容器按时巡检其运行状况, 定期检查和维护继电保护系统, 以便及时处理发现的故障, 以保证系统在无故障设备的情况下正常运行。
摘要：电容器的好坏对电能的质量与效益起着至关重要的作用, 然而有多种原因导致电容器在其运行过程中发生故障。本文结合电力电容器在继电保护系统中的作用, 针对导致电力电容器发生故障的内部原因及外部原因, 对继电保护系统中电力电容故障进行分析, 并提出了相应的处理办法。
关键词：继电保护,电力电容,故障原因,处理办法
参考文献
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[7]肖峰.继电保护及故障信息管理系统的应用研究[J].电子设计工程, 2010, (8) .
继电保护及控制 第9篇
1 我国发展的现状及存在的问题
在我国,35KV以下的远程定值修改工作,目前以推广至110kv和220kv。对于母线、线路的保护等装置已经可以在线进行定值的修改和切换测试,并具有一定长期的稳定性。
我国现在主要使用个远方修改继电系统定值的工作主要包括以下几种方法 :
第一,通过保护信息管理系统实现的修改。在变电站保护端设置子站,在调度端实质母站,在保护端设置远方工作站,通过工作站对远方装置进行修改。目前许多的供电局还未能建设保护信息管理系统,而且该系统的建设需要大量的人力、物力、财力的投入,工程周期也很长。
第二,通过调度自动化系统和集控站集控系统实现的修改。将微机保护各项功能集成在SCADA系统中,使远方管理功能成为SCADA的子系统。现有的调度自动化系统和集控自动化系统不具备保护定值的功能,需要进行拓展才能应用。由于修改了自动化系统的核心程序,那么就必须对所有的一次设备进行遥控实验,实现起来十分的困难。
第三,通过电话拨号远程登录实现。在保护端设置具有保护维护功能的维护站、变电站的自动化系统增加远程比好功能,通过电话登陆变电站的保护系统,进行定值修改。由于采用公用电话的网络进行通讯,存在一定的安全隐患。而且受到自动化系统的制约,稳定性不好,可能会出现无法定路的状态。
2 远方修改继电保护定值的相关模型分析
2.1 运行区继电保护定值的远方修改模型
该模型是远方直接对定值进行的修改,IEC103通信使用的就是这种修改模式。其操作流程是 : 首先,远方通过通用的服务器编辑命令,并将定值条目下发到相应的继电保护装置,装置接到指令后,暂时将命令保存在装置的缓存中 ;然后,远方下发执行命令确认,装置经缓存中的定值条目写进运行区。在此期间,继电保护装置的相关功能更会暂时关闭,最后在运行区进行定值的修改。
这种修改方式操作简单,易于掌握,并且保护功能关闭时间较短。在修改的同时不需要定值区号转换。但是倘若中间任意一个环节出现了错误,不能及时的反馈远方,就容易将错误的定值条目投入,很可能导致装置的误动或拒动。
2.2 远方修改编辑区继电保护定值模型
该模型就是在远方先修改非运行区域的继电保护定值,修改成功后修改定值区号,将非运行的区域的定值投入运行区域,其具体的修改流程是分为以下六个步骤 :
(1)远方下发服务,编辑区的定值编辑为设定区号 ;(2) 继电保护装置将整个定值内容进行复制,并存入编辑区 ;(3)原发下发修改命令,并进行确认 ;(4)继电保护装置接到命令,将编辑区的定值固话,不会闭合保护装置 ;(5)远方的服务对定值进行核对 ;(6)确保正确后,将定值写进目标区号,然后进行装置的定值区切换,在此期间,保护装置会暂时关闭。
基于编辑区的远方修改继电保护定值模式,其保护动作的关闭时间短,并且相对于运行区的远方修改模式风险更低,在运行过程中,不会出现错误。但是,这一修改模式要修改模式切换定值区区号。如果电网频率变化较高,则要不断的切换,这样工作人员的工作量就会随之增加。
3 基于预备定值区的远方修改继电保护模型
在上诉两种远方修改的模型分析和实践的基础上,通过总结提出了一个新的模式——基于预备定值去的远方修改模式。预备定值是指,在继电保护装置中固话区的一个新的领域,在这个区域中是不可以直接投入运行的。在此情况下,有两种定值的修改模式 :IEC61850和IEC103修改。
3.1 IEC61850 修改
IEC61850的修改模式是在上述几种模式下进行改进的,将编辑区的区号设置成为预备定值区号,主要步骤是 :
(1)远方下发命令,将编辑区域设定为预备定值的区号 ;
(2)保护装置将预备定值进行复制,存入缓存 ;
(3)远方下发修改命令,并确认 ;
(4)装置接受命令,将编辑区的改为预备固化区,此过程保护装置不关闭 ;
(5)远方通过服务进行读取和核对,核对无误后,作为预备定值区的固定区号 ;
(6)将预备定值区的定值内容转移,在此过程中,保护装置暂时关闭,在运行区开始运行定值。
3.2 IEC103 修改
其运行模式与上面类似,也编制在以下六个方面 :
(1) 在远方将编辑区的区号设置为预备区号 ;
(2) 续电保护系统装置区的定值转移,转移到编辑区的缓存中 ;
(3) 远方经定值条目下发到继电保护装置,次能够进行确认 ;
(4)在确认命令后,保护装置将定值从缓存区切入预备区 ;此过程保护装置经不会关闭 ;
(5) 远方对定值进行确认,确定无误后,设定为预备区区号 ;
(6)保护装置将预备区定值转移到运行区,此过程不用却换区号,但保护装置需要短暂的关闭。
下表为三种模式的对照表 :
2011年,广州市供电局对这种模式做了试点运行,试点所使的设备涵盖了现如今常见的继电保护装置的型号,是极具代表性的一次实验。主站通过相应的功能模块的完善,实现了各种不同定值的读写方式兼容,软件升级后,子站可以避免与主站读写保护同一个定值的问题,可以与主站更好的配合,有效解决了多站同时读写的问题。通过试点运行和实验,证明了远方修改定值的可靠性。
4 结束语
继电保护及控制 第10篇
1.1
高压电机继电保护的信息系统在故障检测以及故障处理中发挥了重要的作用, 通过信息系统提供的故障信息, 可以为调度员作出准确的决策提供有利的参考依据, 从而保证系统的稳定运行。在电网发生故障时, 信息系统会采集所有运行装置的信息, 然后对其进行加工分析, 在汇总后以实时界面的方式向调度员传递, 将故障发生的范围、部位、性质以及相别等都有清晰的显示, 便于调度员决策的制定。为了维修故障, 专业技术人员可以通过故障信息系统对故障的原因以及类型作出清晰的判断, 进而制定出科学的维修方案, 减少了故障检测和维修的时间, 提高了工作效率。
1.2
在电气系统正常运行的过程中, 故障信息系统对二次设备等智能装置的运行状态进行监测, 可以及时的检测出异常状态。故障信息系统的运行实现了定值的自动核对, 简化了定值修改和人工核对的过程。在系统运行的过程中, 可以进行周期性的校核功能, 提高了运行效率, 对于保护装置进行状态监测, 发现故障及时处理, 提高系统的安全性。
1.3
为保证对故障的高效处理, 信息系统对于运行中的所有装置的数据都进行了细化分析。为了便于管理, 在数据模型、图形显示、分析算法以及信息检索等方面都进行了优化, 为故障的分析和保护动作等行为提供了有利的依据。
1.4
故障信息系统的应用为继电保护装置的正常运行提供了有利的基础, 随着信息系统的不断完善, 在整体结构方面会不断的健全, 主站、分站和子站的模式会逐渐形成, 为调度员的合理安排以及做出正确的决策提供有力的依据, 为继电保护装置的安全运行创造有利的条件。
2 高压电机控制系统继电保护故障处理原则及方法
2.1 事故处理原则
2.1.1 正确、冷静对待事故
在发生故障后, 应该保持冷静, 不要因为慌乱而影响到思路, 首先应该根据故障的症状来对故障发生的部位以及影响程度进行判断, 进而果断采取有效的措施防止事故的扩大化。对事故发生部位确定后, 根据故障的类型以及性质, 制定出维修方案。在维修时, 要严格按照规范要求执行, 严禁随意操作, 避免带来更大的安全隐患。操作过程中, 应该注意人身安全, 做好各项安全防范措施, 确保整个过程的有序进行, 避免其他事故的发生。
2.1.2 利用信号判明故障点
应当做好对光子卡信号微机数据的备份, 尤其是出现意外和问题时的数据, 记录的图形显示装置的光信号, 防止继电保护事故处理的重要依据下拉信号方程, 应认真分析, 去伪存真。根据有用的信息, 做出正确的判断是解决问题的关键。
2.1.3 人为事故的紧急处理
在生产过程中, 由于人为操作不规范而引发的故障不在少数, 有时这些故障通过信息系统无法判断准确的位置, 在现场找不到故障原因, 所以应该对人为事故进行检查。在故障处理的过程中, 要得到工作人员的配合才能够快速准确的找到故障点, 并且实施救援。此外, 还应该加强工作人员的安全意识, 严禁违章操作现象的发生, 出现人为误操作, 要第一时间上报, 为事故处理创造有利条件。
2.2 处理方法
2.2.1 小电流接地系统故障处理
单相接地故障发生在小电流接地系统中, 电流不通过故障点, 但允许系统单相接地故障继续运行, 一般可以允许运行两个小时。在这段时间内, 变电站操作员必须找到故障线路, 负荷转移, 故障停线。地面单线路小电流系统虽然是很小的零序电流, 断开信号继电器不会移动, 可以继续工作, 但是, 在另一条线的不同接地故障的不同阶段的过程, 通过各故障线路的零序电流大小相等但方向相反, 与零序电流的数值是很可观的, 线路保护必须跳闸, 但破损零序电流也阻挡信号继电器动作, 将保护闭锁, 这是没有理由的线路保护断路器跳闸。
处理方法是:对于线路保护 (纵差保护除外) , 若采用电流互感器二次断线闭锁, 采用线路两组电流互感器的零序电流构成与门, 是线路保护用电流互感器零序地阿牛, 而是线路非本保护的电流互感器零序电流。条件是线路保护要有两组电流互感器。这种动作原理的交流电流断线闭锁装置才真正解决问题。
2.2.2 500k V线路CVT小开关误动跳闸
CVT二次回路小开关自动跳闸的原因有两个, 一是CVT二次回路的问题, 绝缘不好或过载都能造成小开关过流跳闸;二是小开关本身的问题, 过流定值太小或机构出问题。应首先检查CVT的二次回路。用兆欧表检查CVT二次U、V、W三相对地及三相之间的绝缘均良好, 外额定电压实测CVT二次回路负载电流很小, 在m A级水平。因此排除了CVT二次回路的问题。实测小开关动作电流近百安培, 可以肯定小开关跳闸的原因不是由于过流定值太低而造成的。经过对小开关震击试验, 发现小开关在受到一定程度振动 (包括强度与次数) 后就会脱扣跳闸, 说明小开关的机构有问题, 已经不能在继续使用。
处理方法:a.更换小开关:跳闸的小开关一般存在三方面的问题:首先是过流定值选配太大, 小开关已经起不到保护CVT二次回路的作用;其次是小开关的机构制造工艺太差;第三是采用三相联动机构的小开关不合适。b.取消小开关主触点上所并联的电容器:小开关更换为单相式的产品后, 原来所并联电容器的作用已经消失。
结束语
高压电机的稳定运行, 对于控制系统继电保护工作的标准要求较高, 因为高压电机的功率较大, 所承受的冲击能力较强, 所以具有一定的优势。但是在使用的过程中所产生的惯性也较大, 并且在启动和制动方面都比较困难, 需要可靠的控制系统来保证高压电机的稳定运行。对控制系统实施的继电保护措施要适应工厂的生产需要, 根据控制系统的运行参数, 选择高效的保护装置, 为高压电机的安全运行创造有利的条件。
参考文献
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[2]缪路.高压变频器低电压跳闸的应对措施[J].电力学报, 2008 (4) .
继电保护及控制 第11篇
关键词：继电保护运行模式 电气保护 问题 策略
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）01（c）-0099-01
近年来，随着社会的高速发展，人们对用电的需求也越来越大，这种形势下作用下，必然促进了电力行业的高速发展。但是，也由于人们对用电需求，用电质量的高要求，使得电力系统运行中存在的问题也越来越多，其中较为普遍的便是继电保护问题。例如，继电保护装置在实际的工作中，由于电气保护方式不适当导致运行状态不稳定，容易出现保护装置安全性低、继电功能下降、保护效果不明显等诸多的问题。因此，采取科学、有效的措施，对电网系统中电气保护装置的存在的种种问题进行研究，并应用相应的措施来加强，对提高整个电力系统的运行效率具有十分重要的意义。
1 继电保护运行模式在电气保护中的问题分析
通过对我国当下继电保护运行模式的分析发现，其在电气保护中主要存在的问题有断路器失灵问题、母线差动保护问题以及微机型保护问题三大方面。
1.1 断路器失灵问题
为保证电网运行的安全与稳定，我国各电网在投入运行时多会配备断路器失灵保护装置，但是，断路器失灵保护在实际使用时，也存在失灵保护不正确动作的现象，当这种异常现象经常发生时，便会给电网带来不同程序的运行事故。电网在长期运行过程中，会时常发生断路器及保护拒动现象，若是断路器失灵保护误动、拒动，将会给电网的安全、稳定运行造成严重影响。
1.2 母线差动保护问题
继电保护系统中的母线差动保护，为我国220 kV及以上电网系统的运行安全与可靠带来了十分重要的作用，但是，其在实际的运行保护过程，还是存在一些问题，主要如下两点：（1）母线保护正确动作率较低。近年来，随着电力技术的快速发展和不断完善，母线差动保护的正确动作率也越来越高，但是，也因为人们对电力系统运行安全性与可靠性要求的逐渐提高，母线差动保护的要求也越来越高，但是从我国目前电网安全运行现状分析，母线差动保护的正确动作率才只有95%左右，这也显示出的母线保护正确动作率偏低的现象。（2）母线保护系统故障率较高。母线保护系统故障率偏高，也是继电保护运行中常见的问题之一，根据分析可见，造成母线保护故障率偏高的原因包括有设备质量不合格、运行方式安排不合理、运行维护力度不足、操作人员操作不当等等。
1.3 微机型保护问题
随着我国科技的快速发展，微机型保护装置也逐渐广泛应用到了电力系统当中，微机继电保护运行效果较其他保护装置要好，其正确动作率也极同，但是，其在长期的运行中，也渐渐突显出一些问题，主要有以下几点。
（1）由于微机保护装置的大量投入使用，其中的软件、硬件也会随着电力系统的完善而不断修改，这就容易出现微机保护装置修改不合理、不规范的现象发生。（2）微机保护装置的正确动作率虽然极高，但依旧有保护不正确动作的现象，且从整体的不正确动作率来看，误动率较高的拒动率，这种现象的发生与装置的质量、操作技术、管理等均有一定原因[1]。
2 加强继电保护运行模式的策略分析
通过对以上几种继电保护运行模式运行现状中存在问题的分析，笔者认为，若要加强继电保护运行的可靠性可安全性，就必须从继电保护设备的管理、技术改造、操作等方面采取有效策略进行加强，以能有效地规范运行，避免电气保护问题的频繁发生。
2.1 重视继电保护装置投运前的验收，保证质量与性能
重视对断电保护装置投运前的验收工作，对保护后期运行的可靠性有着十分重要的意义。首先，继电保护在调试完毕后，需有专人对其进行严格、专业的检查与验收；其次，验收守后，将填写好的验收单交由运行、生产、检修等相关的部门，再次对继电保护装置进行整组实验、开关合跳试验等，在试验结束后于验收单上签字确认；再次，若出现二次回路和保护定值变更现象时，还需对其相关的變更事项进行核对，并由专人进行记录和签名。
2.2 加强对保护动作的分析，以确保保护动作的正确性
在继电保护动作跳闸后，严禁随即保护信号复归，应先对保护动作的分析，判断其具体的原因，并做好记录。通过对保护动作的加强分析，才可及时、有效地找出不正确动作的保护装置及不正确原因，并采取相应措施进行防范，避免此此不正确保护动作的重复发生，进而促进保护动作的正确率。
2.3 严格规范技术改造工作，保证继电保护运行的合理性
若继电保护装置在运行中需要进行技术改造时，也需严格地规范技术改造工作，只有确保技术改造的可行性与合理性，才能保证继电保护运行的合理性。例如，针对超期服役、功能不全、缺陷较多的继电保护进行技术改造时，通过前期严格的分析与规范，可合理地选择微机线路保护装置等方式进行技术改造，以有效地解决问题，保证继电保护装置的正确、稳定运行。若者是针对保护压板、电缆标示版、接线标号头等模糊或部分信号灯脱落的现象，可通过全面的检查，绘制出符合当下装置运行的图纸进行技术改造，以避免由于回路错误等原因引起的保护误动作[2]。
2.4 完善巡检与操作制度，规范巡检与运行操作的准确性
继电保护运行装置巡检与操作制度的完善也尤为重要，首先，通过完善有效的巡检制度，可以于定期对保护装置进行全面、合理、详细的检查，以便于及时发现异常问题并快速解决问题。其次，通过严格、合理的操作制作，可以规范对保护装置的操作，保证常见信号处理及投退压板方法的合理性，从而尽可能地避免继电保护运行问题的存在。
3 结语
随着科技的发展，继电保护运行装置也会不断的发展与完善，但其在实际的运行过程中难免会有问题存在，因此，相关的人员应该加强对继电保护装置的管理，针对其在电气保护中出现的问题采取有效措施及时进行处理，才能保证继电保护运行的可靠性与安全性，进而促进整个电力系统的安全、稳定运行。
参考文献
[1]国春山.解析变电运行中的继电保护问题[J].城市建设理论研究，2013，33（33）：162-163.
继电保护及控制 第12篇
关键词：变压器,继电保护措施,电网标准
作为电力系统重要的电气设备,变电站的正常工作关系着系统的实际运行效率,对于人们生产生活有着一定的影响。220 k V变电站变压器在实际的运行过程中可能会受到存在因素的影响,对于变压器实际作用的发挥带来了潜在地威胁,需要采取必要的继电保护措施确保变电站变压器长期处于稳定高效的工作状态,减少电力企业生产过程中不必要的经济损失。文中对220 k V变电站变压器运行进行了深入地分析,并结合变电站变压器的实际概况提出了必要的保护措施。
1 220 k V变电站变压器的工作原理
电力基础设施的不断完善,给电力系统的正常运行带来了重要的保障作用,有利于提高电力企业的整体生产水平。变电站作为电力系统的重要组成部分,其变压器能够处于安全、稳定的工作状态,关系着系统的运行效率。根据绕组类型的不同,可以对变压器进行必要地分类。像自耦变压器、双绕组变压器等,都属于常见的变压器。自耦变压器工作中的高低压可以近似看作一个绕组,其中的低压绕组出线来自于变压器高压绕组的抽头部分,通过合理的接线方式,确保了低压绕组的正常工作。当变压器处于正常的工作状态时,其高低压与对应的绕组线圈匝数之间是正比的关系:随着线圈匝数的增多,对应的电压将会逐渐增大。升压变压器与降压变压器的分类依据是变压器作用的不同,一定程度上满足了变电站工作中的具体要求。变电站变压器在实际的工作中应该充分考虑电力系统的实际概况,采取专业的技术手段进行分接头切换操作,确保系统的正常运行。
2 220 k V变电站变压器运行故障分析
(1)继电干扰故障分析。变电站高低压功能的完善,需要借助磁场的相关作用,进而对电能的正常输送提供可靠的保障。当变电站的传输线路在电能输送中需要进行变压处理,以便满足电能远距离传输的要求时,受到磁场及相关存在因素的干扰,造成了传输网线损率的问题。当220 k V变电站变压器处于正常的工作状态时,一定程度上也会受到电磁干扰,间接地加大了电力企业的生产成本。像变压器断路故障、接触外壳故障等,都属于常见的电磁干扰现象。这些现象的出现,容易产生变电站输电线路阻断问题的产生,进而扩大各种干扰因素在线路及电力设备之间的影响范围,给变压器输电电压的稳定性带来了潜在地威胁,影响着输电电压的稳定性。
(2)运行电压故障分析。变电站实际的工作环境复杂,容易受到各种自然因素的影响,导致变电站生产活动开展中出现了各类故障,影响着电力设备的安全可靠性。在这些影响因素的作用下,变电站变压器的输电线路将会产生输电阻断的问题,致使其中的运行电压出现了异常的情况,影响着变电站变压器的正常工作,想变压器气体状态异常时,将会加大这种设备内部故障的发生率。
3 220k V变压器变电站的继电保护措施
(1)有效解决定值区的问题。结合220 k V变电站变压器的实际要求,按照一定的方式设置多个定值区,有利于完善继电保护装置的服务功能。微机保护的运行维护较为方便,各种保护动作的反应速度快,实际应用中能够对各种故障进行实时分析和记录,对于变压器的正常工作具有重要的保护作用。微机保护的显著特征是拥有多个定值区,能够根据电网的动态变化进行相应地调整,一定程度上增强了变电站变压器的安全可靠性,降低电力系统运行过程中的故障分发生率。但是,当定值区出现异常时,对于变压器继电保护将会造成不利的影响,对系统的正常运行埋下了安全隐患。因此,电力企业的专业技术人员需要采取有效的技术手段加强对定值区的综合管理,确保定值区处于稳定的工作状态,为变电站整体生产水平的不断提高提供可靠地保障。在具体管理过程中,需要对定值区的安全可靠性进行实时地评估,确保变压器的正常工作。
(2)利用信息化技术构建综合管理系统。变电站变压器的正常工作对电力企业生产效率的提高起着重要保障作用,关系电力系统相关设备的工作稳定性。因此,为加强对变压器运行状态的实时监测,及时消除可能存在的安全隐患,相关技术人员需利用可靠的信息化技术构建综合管理系统,并将变电站变压器的各种信息及时输入到系统中,提高这种智能化管理系统运行中自行测量精度,减轻电力企业抄表人员的工作负担,优化各种资源的有效配置,为变压器使用中各种故障的快速排除提供必要保障,逐渐增强现代化电力企业综合管理水平。
(3)增强检验工作质量。变压器继电保护措施的合理运用,对于电力系统的正常运行及生产成本的有效控制有着重要的参考价值。实现这样的发展目标,需要技术人员结合变电站变压器的实际概况,采取必要的措施增强检验工作质量,确保变压器使用中出现的各种问题能够在较短的时间内得到快速地处理,增强系统运行的安全可靠性。这些措施主要包括:①对各种电力设备的机械特性进行定期检查和评估,确保设备中各种构件的牢固性;②在常规检查中对各种插件进行详细检查,及时更换无法正常工作的插件;③优化变压器的接地方式,采取有效技术手段处理各种接地问题,降低变压器使用过程中带电事故发生的几率。
4 结束语
220 k V变电站变压器的稳定运行关系着电力系统的工作效率,对于电力企业的经济效益增加有着明显地影响。因此,需要采取有效的分析方法对220 k V变电站变压器运行进行深入地分析,运用合理科学的继电保护措施及时地消除其中可能存在的安全隐患,为现代化电力企业建设步伐的加快提供积极的促进作用,实现智能电网的更多发展目标,全面提高现代化电力生产水平。
参考文献
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