继电保护基本原则范文

继电保护基本原则篇1

【关键词】县级供电企业 继电保护 管理体制

一、引言

继电保护包括继电保护技术和继电保护装置，继电保护技术是一个完整的体系，它主要由电力系统故障分析、继电保护原理及实现、继电保护配置设计、继电保护运行及维护等技术构成。继电保护装置就是能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。

二、对继电保护装置的基本要求

（一）选择性

当供电系统中发生故障时，继电保护装置应能有选择性地将故障部分切除。也就是它应该首先断开距离故障点最近的断路器，以保证系统中其它非故障部分能继续正常运行。系统中的继电保护装置能满足上述要求的，就称为有选择性；否则就称为没有选择性。

（二）灵敏性

灵敏性是指继电保护装置对故障和异常工作状况的反映能力。在保护装置的保护范围内，不管短路点的位置如何、不论短路的性质怎样，保护装置均不应产生拒绝动作；但在保护区外发生故障时，又不应该产生错误动作。保护装置灵敏与否，一般用灵敏系数来衡量。

（三）可靠性

保护装置应能正确的动作，并随时处于准备状态。如不能满足可靠性的要求，保护装置反而成为了扩大事故或直接造成故障的根源。为确保保护装置动作的可靠性，则要求保护装置的设计原理、整定计算、安装调试要正确无误；同时要求组成保护装置的各元件的质量要可靠、运行维护要得当、系统应尽可能的简化有效，以提高保护的可靠性。

三、继电保护管理体制设计原则

最有效的管理才是好的管理。因此针对目前县级供电企业人才短缺，继电保护技术力量分散问题，县级供电企业应突破目前已经规定的岗位设置，采取集中力量，团队作业的方法，组建高效的管理队伍。因此对继电保护管理体制工作内容分配时要遵循以下原则：

（一）工作职责细化原则，电力企业应首先根据部门职责进行以下划分

1.继电保护管理人员招聘和选拔职能由人事管理部门负责。

2.继电保护施工管理、继电保护定值管理和继电保护监督管理必须打破现有规定的分离制度，建立一个新的核心部门全面、专业负责上述三项继电保护工作，该组织可以称为继电保护班或继电保护科。

3.现有的变电运行部门和生产技术部门参与继电保护监督管理，但不能是核心部门。

4.变电运行人员的继电保护工作培训职能由职工教育部负责，继电保护班协助。继电保护班人员的工作培训由公司委托专业学校或厂家负责。

（二）工作内容细化分工原则，继电保护工作面广，一般涉及10个以上变电站、3种以上厂家设备类型，工作的好坏直接影响到电网的安全稳定运行，因此工作内容必须细化到人。

（三）管理等级明确原则，继电保护管理总负责是分管生产经理或总工程师，继电保护班归属变电工区或检修部门，继电保护班下面分别设立施工组、变电运行培训管理组和定值计算管理组，各组组长直接受继电保护班长管理，具体工作中可以及时采取矩阵制交叉安排，另设立继电保护监督工程师为副班长一职，全面负责继电保护监督工作，主管继电保护定值管理组和继电保护培训组。

四、继电保护工作分析与岗位设置

为了保证县级供电企业继电保护工作的顺利开展，在分析了组织结构和工作流程的关系后，需要进一步确定继电保护管理体制包括哪些内容，根据继电保护工作流程，可以把县级供电企业继电保护管理体制内容反映出来。

县级供电企业继电保护管理体制：继电保护管理人员招聘和选拔、继电保护定值管理、继电保护监督管理、继电保护施工管理、继电保护工作培训、继电保护工作考核管。

从实践和以上介绍来看，县级供电企业继电保护管理工作主要由三大部分组成:一是继电保护工作中的监督管理。二是电网定值计算管理。三是继电保护定值调试管理。三者缺一不可，必须相辅相成，才能保证继电保护管理工作不出现问题。新的体制把这三部分工作都安排在继电保护班，由继电保护班全面、专业负责，解决了县级供电企业继电保护力量分散问题，形成了继电保护工作的核心团队，更容易达到“帕累托最优”，使工作关系和谐。

供电企业、电力生产企业设专职技术监督工程师和相应的技术监督小组在总工程师领导下从事技术监督工作。继电保护技术监督工程师应具有相应的专业知识和实践经验，继电保护技术监督队伍应保持相对稳定。网调、中调、网内省调应设立调度、运行方式和继电保护科。地区调度所和一级制的调度所应根据具体情况设立调度组、运行方式组或运行方式专责人员；根据实际情况设继电保护组或继电保护专责人员。可见，在电力生产上，现有有关规程、文件对继电保护管理分工是明确具体的，但县级供电企业目前继电保护管理混乱局面的形成，归根到底是因为没有相应的继电保护人才加上用人制度混乱和无法按工作流程建立完善的继电保护管理体制造成的。因此各县级供电企业首先必须采用优化原理方法，从人才入手，突破以上文件、规程规定，重新按新组合体制进行岗位设置，解决继电保护人才短缺这一直困绕企业继电保护管理的问题，从根本上说，为解决继电保护人才短缺情况，必须确立达到继电保护管理目的的最优化方法，需要的专业人员多少才能达到效率最大或人力成本最小，因此首先考虑招聘和选拔工作，而招聘与选拔工作必须首先进行工作分析。工作分析是确定某一工作的任务和性质是什么，以及哪些类型的人适合被雇佣来从事这一工作。

五、结论

继电保护工作管理的两个基本点就是：安全、效益，即在保证安全基础上的达到电网多供少损，取得电网最佳供电效益为目标。近几年县级电网负荷的迅速增长，各县主要运行方式发生了很大的变化，各变电站及客户主变增容频繁。同时有些县城城区环网供电进入了实用化的阶段，35KV网络变化较大，对保护设备管理必须严格按照有关规程层层把关，对保护定值的计算提出了更深更紧迫的要求。

参考文献

[1]肖秋成.县级供电企业农网继电保护的动态管理.才智.2008，14.

[2]邹阳.论电网继电保护及故障管理.广东科技，2008，12.

继电保护基本原则篇2

关键词: 原理；构成；继电保护

中图分类号：TM63 文献标识码：A

1 继电保护的基本原理和保护配置构成

1.1 基本原理

继电保护的基本工作任务是正确区分系统的正常与非正常运行状态，利用电力系统各个组成原件的安全运行既定参数值，对故障进行识别，当确定有故障产生时候，准确、迅速的切断故障原件或者发出预警信号，以避免故障的扩大，进而保护电力系统的安全运行。其保护方式主要为：①故障时电流 I：增大-过电流保护。②正常时 I 入＝I 出=>故障时 I 入≠I 出－电流差动保护。③故障时电压 U：降低－低电压保护。④故障时阻抗 Z：减小－阻抗（距离）保护。⑤阻抗角 ：正常时：约 20°；正方向 K3：60°～85°；K3：180°＋（60°～85°）；－方向电流保护反方向。⑥相序量：正序=> 负序/零序。⑦非电气量：温度升高－ 瓦斯保护。

1.2 保护配置

继电保护配置主要分为：系统测量部分、逻辑关系部分和命令执行部分。配置图1如下：

图 1 继电保护配置图

测量部分：测量有关电气量,与整定值比较, 判断保护是否应该

启动。逻辑部分：根据测量部分各输出量的大小、性质、出现的顺序

或它们的逻辑组合，确定是否应该使断路器跳闸或发出报警信号，

并将有关命令传达给执行部分。执行部分：根据逻辑部分的结果，立

即或延时发出报警信号和跳闸信号（故障、不正常运行时）

2变电运行中继电保护的配置问题分析

2.1继电保护配置方案

在变电运行的继电保护配置方案中，是由变电站层与过程层共同构建成变电系统继电保护的主设备。其配置原理图如下图 2所示。

图2继电保护配置原理图

对变电系统中的一次设备，过程层的配置需进行独立主保护，如一次设备为智能设备，需将保护设备安置在内部，如不是智能设备，则应将保护设备、测控设备等就近安置在汇控柜中，以降低对设备维护与运行的工作量。该方案避免了因通信链路跳闸、采样而引起的保护功能失效，同时降低了继电保护需消耗的网络数据份额。

2.2继电保护配置原则

根据《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，变电运行中继电保护配置还应当遵循以下几方面原则:①继电保护的智能化应以提高保护的可靠性作为基本出发点，应充分满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的要求。变电运行中的继电保护，不仅仅是传统的继电保护装置，而是继电保护系统，需要一次设备与二次回路的协调配合。②电子式互感器内需由两路独立的采样系统进行采集，每路采样系统均应采用双 A/D 系统，并接入合并单元( MU) ，每个合并单元输出两路数字采样值由同一路通道进入一套保护装置。③保护应直接采样，对单间隔的保护需直接跳闸，当涉及多间隔保护宜直接跳闸。如有必要进行其他的跳闸方式，相应设备应满足保护对快速性和可靠性的需要。④继电保护之间的失灵启动、联闭锁等信息宜采样GOOSE 网络传输方式。断路器位置接点经点对点和网络传输，本间隔可采用 GOOSE 点对点方式，而间隔间则采用GOOSE 网络方式。⑤变电运行中各电压等级的网络需相互独立。为避免同一装置接入不同网络时，各网络间的互相干扰，要求装置内部各网络的数据接口控制器也应当完全独立。⑥110KV 及以上电压等级双母线、单母线分段等接线型式，各间隔宜配置独立的三相 ECVT，以提高保护的可靠性，并简化二次回路。⑦继电保护装置适宜就地安装、独立分散，保护装置的安装运行环境应符合相关的标准技术要求。

3变电运行中各设备继电保护问题分析

3.1主变压器的继电保护

变压器是变电运行中的重要电气设备之一。它的故障对变电运行中的正常运行和供电可靠性都会带来严重的影响。因此必须根据变压器的容量和重要性，装设安全可靠、性能良好的保护装置。按照规范要求，变压器的电量保护适宜按照双套配置，此时各侧合并单元( MU) 与智能终端也双套配置，在配置时采用主、后备保护一体化配置。差动保护与第一套智能终端和 MU 对应，后备保护与第二套智能终端和 MU 对应。变压器保护实施方案如下图 3所示。

图3 变压器保护实施方案示意图

从图3可以看出，一方面，变压器的高、中、低压侧的合并单元得到的电流电压信号被直接传至变压器保护装置与 SV网络，实现了保护装置不通过 SV 网络获取数据，对信号的直接采样。另一方面，变压器的智能终端除了与保护装置相连接以外，还连接 GOOSE 网络，实现了保护装置可通过智能终端进行跳闸。按照图3的实施方案示意图，变压器非电量保护需就地直接电缆跳闸，现场配置本体智能终端，并由 GOOSE网络传输接地刀闸控制信息，以及非电量动作报文与调档。

3.2线路的继电保护

在变电运行中，测控功能与保护功能应结合一体，并按照间隔单套配置。线路保护通过直接跳断路器和直接采样，并具有 GOOSE 网络启动断路器失灵、重合闸等功能。实施方案如下图4所示。

图4线路保护实施方案示意

线路两间隔之内的保护测控装置，不但与智能终端、合并单元相对应进行依次连接，而且通过 GOOSE 网络连接交换息。保护测控装置和智能终端的连接，实现了直接跳闸功能;与合并单元的数据传输，则实现了直接采用的功能。安装在母线和线路上的电子式互感器，在得到电压或电流信号以后，先将其接入合并单元中，然后经过数据打包后，再经过光纤送达保护测控装置和 SV 网络。

3． 母线的继电保护

母线的继电保护通常采用的是分布式设计进行相应的配置。利用单套配置实现母线保护，有利于测控装置和保护装置集成的实现。具体实施方案如下图5所示。

图5母线保护实施方案示意图

由图5可以看出，母线保护的实施方案与线路保护较为类似，但结构更加简单。母线保护装置直接和智能终端与合并单元连接，分别实现直接跳闸功能和直接采样的功能。跨间隔信号通过互不干涉的SV 网和 GOOSE 网络进行传输。

四 总结

继电保护基本原则篇3

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

2.1 220kV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。

2.2 500kV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.

[2]Q/GDW 175-2008.变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范.

继电保护基本原则篇4

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申明:本网站内容仅用于学术交流，如有侵犯您的权益，请及时告知我们，本站将立即删除有关内容。 摘 要：继电保护装置是一种由继电器和其它辅助元件构成的安全自动装置，它能反映电气元件的故障和不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号。继电保护与自动重合闸相配合是维护电力系统安全运行的重要手段，因而对其基本原理及其实现技术的研究就显得极为重要。本文以其中比较典型的段式电流保护与自动重合闸相配合为例，对其工作过程进行了模拟仿真研究，对电力研究人员具有一定的指导意义。 关键词：段式电流保护；自动重合闸；模拟仿真中图分类号：TM5

文献标识码：A

文章编号：1005-5312（2010）18-0181-02随着社会的发展，，社会生活和企业生产对电力发展要求越来越高，没有电力的发展，社会发展根本就无法进行。基于电力的重要性，对电力整个生产过程的维护就极为重要。

继电保护与自动重合闸相配合是维护电力系统安全运行的重要手段，对其基本原理及实现技术的研究具有重要的实际应用价值[1]。一、段式电流保护原理

由无时限电流速断（Ⅰ段）、带时限电流速断（Ⅱ段）与定时限过电流保护（Ⅲ段）相配合构成的一整套输电线路阶段式电流保护，叫做三段式电流保护。其中Ⅰ、Ⅱ段联合作为线路的主保护，Ⅲ段作为本线路的近后备和相邻线路的远后备保护[2]。段式电流保护整定配合的基本原理如图1所示，当在L1线路首端f1点短路时，保护1的Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ段均启动，由于Ⅰ将故障瞬时切除，Ⅱ段和Ⅲ段返回；在线路末端f2点短路时，保护Ⅱ段Ⅲ段启动，Ⅱ段以0.5s时限切除故障，Ⅲ段返回。若Ⅰ，Ⅱ段拒动，则过电流保护以较长时限将QF1跳开，此为过电流保护的近后备作用。当在线路L2上f3点发生故障时，应由保护2动作跳开QF2，但若QF2拒动，则有保护Ⅰ的过电流保护动作将QF1跳开，这是过电流保护的远后备作用。二、自动重合闸作用及自动重合闸装置在电力系统的故障中，大多数的故障是送电线路（特别是架空线路）的故障。运行经验表明，架空线路故障大都是“瞬时性”的，例如，由雷电引起的绝缘子表面闪络，大风引起的碰线，鸟类以及树枝的那个物掉落在导线上引起的短路等，在线路被继电保护迅速断开以后，电弧即行熄灭，外界物体也被电弧烧掉而消失。此时，如果把断开的线路断路器再合上，就能够恢复正常的供电，因此，称这类故障为“瞬时性故障”。除此之外，也有“永久性故障”，例如由于线路倒杆，断线，绝缘子击穿或损坏等引起的故障，在线路被断开以后，它们依然是存在的。这时，即使再合上电源，由于故障依然存在，线路还要被继电保护再次断开，因而就不能恢复正常的供电。

由于送电线路上的故障具有以上性质，因此，在线路被断开以后再进行一次合闸就有可能大大提高供电的可靠性。为此在电力系统中广泛采用了当断路器跳闸以后能够自动地将断路器重新合闸的自动重合闸装置。DH3型三相一次重合闸装置用于输电线路上实现三相一次自动重合闸，它是重要的保护设备，其内部接线如图2所示。装置由一只DS32时间继电器（作为时间元件），一只电码继电器（作为中间元件）及一些电阻，电容元件组成。在输电线路正常工作的情况下，重合闸装置中的电容器C经电阻R4已经充足电，整个装置处于准备动作状态。当断路器由于保护动作或其它原因而跳闸时，断路器的辅助接点起动重合闸装置的时间元件KT，经过延时后触点KT闭合，电容器C通过KT对KM(V)放电，KM起动后接通KM(I)回路并自保持到断路器完成合闸。如果线路上发生的是暂时性故障，则合闸成功后，电容器自形充电，装置重新处于准备动作的状态。如线路上存在永久性故障，此时重合闸不成功，断路器第二次跳闸，但这一段时间远远小于电容器充电到使KT（V）起动所必须时间（15-25s），因而保证装置只动作一次。三、段式电流保护与自动重合闸配合系统结构设计

段式电流保护与自动重合闸配合系统结构设计图如图3所示，左边部分为自动重合闸装置原理图，右边部分是模拟段式电流保护的设计图。在输电线路正常工作时，重合闸装置中的电容器C经电阻R4已经充足电，整个装置处于准备动作状态。当断路器由于保护动作或其他原因导致YR跳闸线圈跳闸时，断路器的辅助接点启动重合闸装置，使YO合闸线圈得电后实现合闸，完成自动重合闸动作。四、模拟系统结构三段式电流保护的交流回路接线如图4所示，其中三相调压器用以调节电压，无限时电流速断保护，带时限电流速断保护，定时限过电流保护配合构成三段式电流保护系统，KA1(DL-21C), KA2(DL-21C), KA3(DL-21C)三个电流继电器串联于线路中，SB1,SB2,SB3,QS四个开关按钮分别并联于四个都带有可变电阻的支路。QS开关闭合，SB1，SB2，SB3三个开关分别用来模拟Ⅰ段，Ⅱ段，Ⅲ段电流保护时各段作用时继电器的动作情况。QS开关闭合时，电路的电阻处于最大值，线路正常运行。当闭合SB3时，电阻减小，电流增大，模拟第Ⅲ段定时限过电流保护发挥作用。当闭合SB2时，模拟第Ⅱ段带时限电流速断保护发挥作用。当闭合SB1时，模拟电路发生瞬时短路，第Ⅰ段电流速断保护发挥作用。

三段式电流保护直流回路接线图如图5所示，其中中间继电器的型号分别为DZ-31B,DZS-12B,时间继电器的型号为DS-21C，信号继电器的型号为DX-8,电流继电器的型号为DL-21C。三个信号继电器KS1,KS2,KS3对应三个光示牌分别模拟三段各自发生电流短路时的报警情况。Ⅱ段，Ⅲ段分别串联有时间继电器，起到通电延时的作用。例如当回路发生瞬时短路的时候，断路器由于保护作用断开，KA1继电器得电，KA1触点动作闭合，则KS1线圈得电使得KS1触点闭合，KM线圈得电KM触点闭合，对应的光示牌变亮，与此同时，YR线圈得电实现跳闸。断路器跳闸之后，起动自动重合闸装置合闸。

五、模拟结果及分析（一）跳闸部分三段式电流保护与自动重合闸系统配合模拟操作，当线路的QS开关闭合时，电路的电阻处于最大值，线路正常运行。当闭合SB3时，电阻减小，电流增大，第Ⅲ段电流定时限保护发挥作用。若闭合SB2，第Ⅱ段电流带时限保护发挥作用。若闭合SB1的话，电路发生瞬时短路，第Ⅰ段电流速断保护发挥作用。经过电流整定和动作时限的整定后，相对应的电流继电器KA1，KA2，KA3过流启动，交流回路的断路器由于保护动作而断开，直流回路的断路器触电闭合，同时跳闸线圈YR得电实现跳闸。（二）合闸部分线路过流时，对应的电流继电器线圈得电，相应触点闭合后，串联有时间继电器的线圈得电，经过一定的通电延时后对应触点闭合，KM线圈得电，KM触点闭合，三个信号继电器线圈得电后相应KS1,KS2,KS3触点闭合，发生短路故障的对应光示牌亮灯。由于在输电线路正常工作时，重合闸装置中的电容器C经电阻R4已经充足电，整个装置处于准备动作状态。当断路器跳闸时，断路器的辅助接点启动重合闸装置的时间继电器KT，经过延时后触点KT闭合，电容器C通过KT对KM(V)放电，KM起动后接通KT（I）回路并自保持到断路器合闸。自动重合闸装置的KM线圈得电后KM触点闭合，在12接口形成一个电流脉冲后使得合闸线圈YO得电后合闸，自动重合闸成功。根据合闸后，故障状态存在与否，决定断路器是否跳闸，情况如下：1、如果线路上发生的暂时性故障，如模拟Ⅲ段过流后，瞬时断开开关SB3，则故障消失。合闸成功后，电容器自行充电，装置重新处于准备动作的状态。

2、如果线路上存在永久性故障，如模拟Ⅱ段短路后，SB2保持闭合状态，则故障永久存在，相当于重合闸于永久故障上。由于第二次跳闸时，重合闸装置从合闸到跳闸的时间远远小于电容器充电使KM（V）启动所必须的时间，所以自动重合闸装置只能重合一次。

继电保护基本原则篇5

【关键词】发电厂；继电保护；装置性能

1.引言

在电力系统中，继电保护装置作为重要的安全卫士可以在短时间内将故障隔离，从而防止故障的继续蔓延，对电网造成更大的危害。在电厂中使用继电保护装置同样重要。就继电保护技术本来来说，其技术性较强，其关键技术体现在分析故障和处理故障上。本文对此进行了探讨。

2.发电厂继电保护作用及要求分析

将继电保护技术应用于发电厂中，主要原理是检测系统出现的异常信号并给出报警，同时将故障自动切离系统，提前对可能出现的故障进行防范。具体而言，继电保护在发电厂中的作用表现为：进行故障监测，如：在设备发生故障之前，继电保护装置能够进行异常信号的感知，并将故障切离系统，有效防止了元件的损坏；另外，继电保护装置在处理故障时十分迅速，可以避免停电。分析继电保护的基本要求，由于它要完成检测、报警、故障隔离等多种功能[1]；因此，满足继电保护装置运行的基本要求是非常有必要的，应该符合其选择性、灵敏性和速度性。

3.继电保护装置工作原理分析

在发电厂中，常常会出现设备线路故障现象，这些故障必然会导致系统电流和电压的改变，如果改变值超出了系统所能够承受的范围，智能控制系统会给出相应的报警信号，技术人员也可以直接向断路器给出断开指令，以此实现故障的隔离，尽可能的减少故障所涉及的范围，这就是继电保护装置的工作原理。就其本质来说，它是对系统中的故障电流、故障电压或者是其他参数的变化进行监测，从而做出判断，给出动作指令。同时，继电保护装置也可以依据实际需要，将动作依据设定为其他参数，如：在变压器油箱中，可以将瓦斯的变化设定为其故障的参考信号。不管是采用什么参数，其基本原理和结构都是类似的；包括：测量装置、逻辑装置以及执行装置[2]。

4.继电保护装置基本性能

分析继电保护装置的基本性能，主要有以下几点：

1）可靠性

继电保护装置的可靠性直接关系到其使用效果；其可靠性主要表现在两个方面，一是故障动作的准确性，另一个是不会产生误动作。可靠性是最基本的要求，对此，需要从多个方面来保证：在配置上要合理，装置的制造质量要过关，技术性能要满足要求等。在电厂中，电力设备通常都有两个独立的回路，在断路器上分别装有不同的继电保护装置，两套设备互补，以实现对线路的保护。

2）选择性

在电厂中，继电保护装置需要进行故障判断，在决策制定时存在一定的选择性，是先断开故障的设备还是先断开故障的线路；此外，装置中的保护元件也具有选择性，需要配合其灵敏系数，以实现对设备和线路的保护。

3）灵敏性

继电保护的灵敏性可以通过灵敏系数体现，它是指能够允许的电流和电阻的变化范围。一旦电流超出灵敏系数范围，装置就会启动隔离功能。通过整定的方式可以实现灵敏系数和选择性的确定。

4）快速反应性

继电保护的快速性要求很容易被理解，当故障出现时，只有快速的将其隔离出去，才能保证其对系统造成的伤害最小。

5.继电保护装置的应用

继电保护装置在发电厂中的具体应用体现在以下几个方面。

5.1 对发电变压器组的保护

继电保护装置在保护发电厂中的发电变压器组时，需要对机组的型号予以充分的考虑；如：在某一大型的发电厂中，机组等设备的造价很高，维护起来十分复杂，停机检修会造成较大的经济损失。对此，在使用继电保护装置时，要求其配置可靠、灵敏并且快速。考虑到该电厂的实际情况，在对发电机和变压器进行保护时，选择了G60以及T60等保护设备；在对厂用变压器以及励磁变压器进行保护时，采用了C30保护设备。采用的这些保护装置具有十分成熟的技术，功能十分全面，在其硬件上包含有能够实现数组控制的相应处理器和芯片。可以采用DSP进行数据处理；因此，保护装置的效率能够得到提高。在实际应用中，可以依据具体情况对保护装置进行灵活选择，其依据是：发电机组的型号、电气控制系统的具体特点等；只有这样才能保证保护与运行控制之间的良好配合。另外，还应该考虑到装置的经济性和维护方面。

5.2 对发电厂电力系统的保护

机电保护装置在进行电厂电力系统保护时，需要充分考虑配合性，即：基于合理减少二次电缆，有效提高对应网络的自动化水平。如：在某发电厂中，将一套电厂用电监控系统配置在两台低压机组上，另外，将系统与上层的DCS相连接，并通过通信网络与继电保护装置相连接；利用监控系统可以实现对电度量的采集，并完成传输，最终实现对保护动作量的遥测以及通信。这种方式最终实现了对电源及保护装置的控制，它不仅提供开关遥控，还可以实现保护定值的查询和修改；自动化控制的可控性提高了，整个发电厂的电力系统更加安全。

5.3 对发电厂直流系统的保护

在发电厂中，直流系统是重要的组成部分，它为保护、开关以及自动装置等提供直流电[3]。因此，保证直流系统的可靠稳定对于整个电厂来说意义重大，它同时也是继电保护装置准确动作的前提条件和有力保障。对于厂用直流系统而言，其配置原则依据的是电气一次系统的分区；考虑到直流系统的远近，可以实现直流系统的冗余配置。如：在某发电厂中，由一套直流供电系统负责机组主厂房发电机组、自动控制装置、输煤系统保护等供电[4]。因此，继电保护装置需发电厂中的直流系统实施保护。

6.结束语

本文分析了电厂中继电保护的作用，对其工作原理进行了阐述，重点对其基本性能和特殊处理以及具体应用进行了探讨。总而言之，发电厂中的继电保护装置应用十分普遍。继电保护装置不仅需要具备共性的功能和性能，还应该依据发电厂的实际情况，在保证可靠性、选择性和灵敏性的前提下，针对具体网络实施保护。另外，为了满足发电厂智能化生产的需要，在选择继电保护装置时，应该配合自动控制系统，实现保护系统的自动化，从而提高保护效果。

参考文献

[1]曹汝鹏.电厂继电保护装置的应用与检修探讨[J].电力技术，2009（22）.

[2]张兵海，王献志，李晓文.抽水蓄能机组几种特殊发变组保护整定配置原则探讨[J].水电自动化与大坝监测，2010（1）.

[3]朱浩骏，蔡泽祥，侯汝峰.面向对象的图形化地区电网继电保护整定软件研究[J].电网技术，2012（22）.

继电保护基本原则篇6

【关键词】电力系统 继电保护 整定计算 运行方式 组合问题

电力系统在使用过程中，它的运行方式是存在变化的，为了确保继电保护能够在不同状态下进行，为此在整定计算数值时，需要考虑系统方式的变化。对继电保护整定数值时，要确保它的灵敏性、可靠性、选择性和快速性，从中来选择最合适的最终定值。随着电力系统和电网结构的发展，其运行方式也变得复杂。

1传统运行方式的方法

传统系统运行方式的基本选择是以系统中常见的运行方式为基础，局部考虑其外部系统的运行方式，及其特殊的运行方式。因为大多处于正常运行状态，因此要充分发挥其作用，在正常运行方式的前提下，保护好它的工作性能。其特殊的运行方式，需要用补算工作来调整。传统运行方式较简单，能够保证定值的合理性。

但是，随着系统规模、网架结构的不断发展，大规模电厂的数量也呈增加模式，包括系统接线方式、大小环交错连接。就目前而言，传统运行方式考虑不到特殊的运行方式，影响到定值的合理准确性。随着计算技术的快速发展，能够实现对电力系统继电保护整定计算理念的完善，在其运行方式中，应该选择合理有效的运行方式，来确保继电保护整定计算结果的精确性。

2电力系统传统的运行方式的计算方法

传统的电力系统运行方式要考虑到常见的运行方式，在进行继电保护整定计算的时候，应该考虑到需要保护线路两端的最大电流值，可是传统性的运行方式并不会考虑到这一点，因此会减少整定计算的精确度。因此需要在一定的程度上来提高继电保护整定计算的运行方式，提高其精准度。根据电力系统的运行原则，确保继电保护整定计算的精确度和相关数值，这样才能进行准确诊断。

3完善电力系统继电保护整定计算的运行方式的选择方案

3.1基本思路

在其运行方式的选择上，要根据系统中常见的运行方式来对其进行计算数据，要在相关计算的基础上实现和完善系统运行方式。传统的运行方式的原则要在分析过后，才能够运用到运行方式的完善中。

（1）电力系统中新的运行方式，要采用阻抗矩阵的方法来对其的运行能力来分析，如果电力系统有故障的时候，应该对其数据进行分析。节点的地方采用阻抗的方式来计算，它的公式是ZI=U。阻抗矩阵对角线是节点的自阻抗，由此可以输入阻抗。非对角线的阻抗矩阵数据为转移阻抗，每一个节点都可以通过阻抗的形式来说明系统的运行情况。

（2）在电力系统中的环路形式和运行方式变化均能用阻抗矩阵表示，在节点间使得阻抗的连支断开，其会改变电力系统中电压的分布距离。电力系统中的节点数和拓扑结构是确定繁荣，因此阻抗矩阵不会有太大差别，环路形式中，需要对阻抗做局部调整，环路的变化导致阻抗形式不同。根据其阻抗矩阵的特点，节点处的阻抗矩阵就能够代表整个电力系统的特点，可以说是电力系统的运行方式的综合描述。电力系统的环路元件存在问题，阻抗也会发生变化。

3.2 完善电力系统的运行方式的方法是采用阻抗矩阵。

如果将继电保护系统放置在电力系统中的环路中，其计算的数值是继电保护系统中的最大电流的时候，此时就应该要分析电力系统中的节点位置间的断开，对继电保护系统定值造成的影响。假如继电保护系统中的电流单项短路的话，那么当电力系统出现金属性短路的情况下，短路处的数值为I=Z=0，环路位置的断开会对电力系统的运行方式带来很大的影响。在电力系统中的其他节点断开的情况下，电力系统中的故障值也将发生变化。这个时候就要计算断开节点处的边界数值，以此来确定系统故障的地方。如果电力系统的节点有单项短路的问题发生时，能够计算阻抗参数来确定电力系统的运行方式。电力系统中边界电流短路的时候，能够采用阻抗矩阵的方法来描绘，来确定电力系统中主要电路的运行方式。环路中的大型电力系统的运行方式的变化对继电保护系统的电流有很大的影响，在传统的电力系统运行方式中不会出现此类现象，所以说必须采取阻抗矩阵的方法。

3.3 整定原则的通用性和灵活性

在电力系统继电保护整定计算中，整定法规可以说是继电保护整定计算遵循的基本准则，在实际的整定计算中，因为每个地方存在地理位置、网架结构构造和保护配置都不相同，所以有很多并没有明确的规定，有其特殊情况。所以说每个地方采取的整定原则有很大的差异。因此会有较大的限制。

为了满足不同地区的要求，因此采用了整体的整定风格，整定风格指的是有地方特色的原则。它的基础是部颁整定规程，考虑到不同地域风格形成，具有通用性。在安装时，可以选择具有本地特色的整定原则。整定计算有其独立性、替换性。能够兼顾通用性、专用型。对待特殊用户，可以转化成专用的整定计算。

4结语

随着计算机技术及其领域的迅速发展，电力系统继电保护整定计算对系统故障诊断有着很大的影响和作用，能够将电力系统的运行速度提高，如果电力系统有特殊的运行方式出现时，应当考虑到实际情况来对其进行调整。如果电力系统存在障碍时，需要对其故障进行数据分析，对节点的计算要采取阻抗的方式，因为电力系统中节点数目和拓扑接收是确定的，所以说阻抗矩阵没有过多的变化。提出新的运行方式的选择方法。

参考文献：

[1]孙永生，冷旭田，孙晓庄.配电网络运行方式管理的革新[J].天津电力技术，2003（01）.

[2]杨雄平，段献忠，石东源.基于环网电气耦合指标的运行方式组合方法[J].电力系统自动化，2005（23）.

[3]杨洋，王慧芳，时洪禹.继电保护整定计算中运行方式的选择方法[J].继电器，2006（20）.

[4]周振越.高压供电的运行方式及故障状态下的应急措施[J].一重技术，2006（06）.

继电保护基本原则篇7

【关键词】220KV电网;继电保护;变压器;短路计算

1.继电保护的基本原理

继电保护装置应在系统发生故障或不正常运行时，迅速，准确的切除故障元件或发出信号以便及时处理，因此，继电保护装置是电网及电气设备安全可靠运行的保证。继电保护装置必须具有正确区分被保护元件是处于正常运行状态还是发生了故障，是保护区内故障还是区外故障的功能。保护装置要实现这一功能，需要根据电力系统发生故障前后电气物理量变化的特征为基础来构成。电力系统发生故障后，工频电气量变化的主要特征是：

（1）电流增大。短路时故障点与电源之间的电气设备和输电线路上的电流将由负荷电流增大至大大超过负荷电流。

（2）电压降低。当发生相间短路和接地短路故障时，系统各点的相间电压或相电压值下降，且越靠近短路点，电压越低。

（3）电流与电压之间的相位角改变。正常运行时电流与电压间的相位角是负荷的功率因数角，一般约为20o，三相短路时，电流与电压之间的相位角是由线路的阻抗角决定的，一般为60o～85o，而在保护反方向三相短路时，电流与电压之间的相位角则是180o+（60o～85o）。

（4）测量阻抗发生变化。测量阻抗即测量点（保护安装处）电压与电流之比值。正常运行时，测量阻抗为负荷阻抗;金属性短路时，测量阻抗转变为线路阻抗，故障后测量阻抗显著减小，而阻抗角增大。

不对称短路时，出现相序分量，如两相及单相接地短路时，出现负序电流和负序电压分量;单相接地时，出现负序和零序电流和电压分量。这些分量在正常运行时是不出现的。利用短路故障时电气量的变化，便可构成各种原理的继电保护。此外，除了上述反应工频电气量的保护外，还有反应非工频电气量的保护。

2.继电保护的基本要求

继电保护装置为了完成它的任务，必须在技术上满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性四个基本要求。对于作用于继电器跳闸的继电保护，应同时满足四个基本要求，而对于作用于信号以及只反映不正常的运行情况的继电保护装置，这四个基本要求中有些要求可以降低。

2.1 选择性

选择性就是指当电力系统中的设备或线路发生短路时，其继电保护仅将故障的设备或线路从电力系统中切除，当故障设备或线路的保护或断路器拒动时，应由相邻设备或线路的保护将故障切除。

2.2 速动性

速动性是指继电保护装置应能尽快地切除故障，以减少设备及用户在大电流、低电压运行的时间，降低设备的损坏程度，提高系统并列运行的稳定性。一般必须快速切除的故障有：

（1）使发电厂或重要用户的母线电压低于有效值（一般为0.7倍额定电压）。

（2）大容量的发电机、变压器和电动机内部故障。

（3）中、低压线路导线截面过小，为避免过热不允许延时切除的故障。

（4）可能危及人身安全、对通信系统或铁路信号造成强烈干扰的故障。

故障切除时间包括保护装置和断路器动作时间，一般快速保护的动作时间为0.04s～0.08s，最快的可达0.01s～0.04s，一般断路器的跳闸时间为0.06s～0.15s，最快的可达0.02s～0.06s。

对于反应不正常运行情况的继电保护装置，一般不要求快速动作，而应按照选择性的条件，带延时地发出信号。

2.3 灵敏性

灵敏性是指电气设备或线路在被保护范围内发生短路故障或不正常运行情况时，保护装置的反应能力。能满足灵敏性要求的继电保护，在规定的范围内故障时，不论短路点的位置和短路的类型如何，以及短路点是否有过渡电阻，都能正确反应动作，即要求不但在系统最大运行方式下三相短路时能可靠动作，而且在系统最小运行方式下经过较大的过渡电阻两相或单相短路故障时也能可靠动作。系统最大运行方式：被保护线路末端短路时，系统等效阻抗最小，通过保护装置的短路电流为最大运行方式;系统最小运行方式：在同样短路故障情况下，系统等效阻抗为最大，通过保护装置的短路电流为最小的运行方式。

保护装置的灵敏性是用灵敏系数来衡量。

2.4 可靠性

可靠性包括安全性和信赖性，是对继电保护最根本的要求。

安全性：要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动。

信赖性：要求继电保护在规定的保护范围内发生了应该动作的故障时可靠动作，即不拒动。

继电保护的误动作和拒动作都会给电力系统带来严重危害。即使对于相同的电力元件，随着电网的发展，保护不误动和不拒动对系统的影响也会发生变化。

以上四个基本要求是设计、配置和维护继电保护的依据，又是分析评价继电保护的基础。这四个基本要求之间是相互联系的，但往往又存在着矛盾。因此，在实际工作中，要根据电网的结构和用户的性质，辩证地进行统一。

3.变压器中性点接地的确定

3.1 变压器中性点接地位置和数目的选择原则

电力系统中性点接地方式有两大类：一类是大接地电流系统;一类是小接地电流系统。

通常，变压器中性点接地位置和数目按如下两个原则考虑：一是使零序电流保护装置在系统的各种运行方式下保护范围基本保持不变，且具有足够的灵敏度和可靠性;二是不使变压器承受危险的过电压，为此，应使变压器中性点接地数目和位置尽可能保持不变。

在中性点直接接地电网发生接地短路时，零序电流的大小和分布与电网中变压器中性点接地数目和位置有很大关系。在系统不失去中性点接地的前提下，安排一部分变压器中性点接地运行，另一部分变压器中性点不接地运行，并使变压器中性点接地数目及位置尽量不变，以保证零序保护动作范围的稳定和具有足够的灵敏性。

（1）在单母线运行的发电厂和高压母线上有电源联络线的变电站变压器中性点应接地。

（2）在具有两台以上的变压器，而且是双母线固定连接方式运行的发电厂和高压母线上有两回以上电源联络线的变电所，每组母线上至少有一台变压器的中性点直接接地，这样当母联开关断开后，每组母线上至少保留有一台变压器的中性点直接接地。

（3）在单电源网络中，终端变电所的变压器中性点一般不应接地。

（4）在多电源的网络中，每个电源处至少应该有一个中性点接地，以防止中性点不接地的电源因某种原因与其它电源切断联系时，形成中性点不接地系统。

（5）变压器低压侧接入电源，当大接地电流电网中发生接地短路而该电源的容量能够维持接地点发生的电弧时，则变压器的中性点应该接地，如果该电源的容量不是足以维持接地电弧时，则中性点不接地。

（6）为便于线路接地保护配合，在低压侧没有电源的枢纽变电所，部分变压器的中性点应直接接地。

（7）接在分支线上的变电所，低压侧虽无电源，但变压器低压侧是并联运行的，为使横差差动保护正确动作，变压器的中性点应接地。

（8）自耦型和有绝缘要求的其它变压器，其中性点必须接地运行。

3.2 变压器中性接地的数目和位置

主变中性点的投入数量和位置直接影响系统的零序阻抗，零序阻抗的变化又改变着零序电流的分布。考虑到零序保护的灵敏性和变压器中性点绝缘，系统过电压，保护整定配合等因素，零序阻抗应基本不变。如你厂接线为双母线，一般应保持一条母线上有一台变压器接地。如为单母线，有两台及以上变压器接在母线上时，就保持一台变压器中性点接地。备用变的220KV侧中性点接地也是算作220KV系统的接地点的，与主变的中性点接地无异。一般情况下，备用变与中性点接地的主变是分别运行于不同母线的。为了接地短路时，变压器不会受到过电压的危害，又能使零序电流的分布基本不变，系统中各变电站的变压器接地情况如表1所示：

表1 变压器中性点接地情况表

变电站名称 A B C D E

变压器台数 1 2 3 4 2

220KV侧中性点接地变压器台数 1 1 2 2 1

4.短路计算

4.1 短路概述

短路是电力系统的严重故障。所谓短路，是指一切不正常的相与相之间或相与地之间发生通路的情况。产生短路的原因有元件损坏、气象条件恶化等。在三相系统中可能发生的短路有：（1）三相短路;（2）两相短路;（3）两相接地短路;（4）单相接地短路。电力系统的运行经验表明，在各种类型的短路中，单相短路占大多数，两相短路较少，三相短路机会最少。从短路计算方法来看，一切不对称短路的计算在采用对称分量法后，都归结为对称短路的计算。

4.2 短路计算的目的

在设计中，短路计算是其中的一个重要环节。计算的目的主要有以下几个方面：

（1）以便选择有足够机械稳定度和热稳定度的电气设备，如断路器等，必须以短路计算作为依据。

（2）为了合理地配置各种继电保护和自动装置并正确整定其参数，必须对电力网中发生的各种短路进行计算和分析。

（3）进行电力系统暂态稳定计算，研究短路对用户工作的影响等，也包含有一部分短路计算的内容。

（4）确定输电线路对通讯的干扰，对已发生的故障进行分析。

实际工作中，根据一定任务进行短路计算时，必须首先确定建设条件。一般包括，短路发生时系统的运行方式，短路的类型和发生地点，以及短路发生后所采取的措施等。从短路计算的角度看，系统的运行方式指的是系统中投入运行的发电、变电、输电、用电设备的多少以及它们之间相互连接的情况，建设不对称短路时，还应包括中性点的运行状态。不同的计算目的，对应的计算条件不同。

4.3 短路计算条件

在实际工作中，根据一定的任务进行短路计算时必须首先确定计算条件.所谓计算条件是指短路发生时系统的运行方式，短路的类型和发生地点，以及短路发生后所采取的措施。为使所选电器具有足够的可靠性、经济性和合理性，并在一定时期内适应电力系统发展的需要，作验算用的短路电流应按下列条件确定：

（1）容量和接线：按本工程设计最终容量计算，并考虑电力系统远景发展规划一般为本期工程建成后的5-10年，其接线应采用可能发生最大短路电流的正常接线方式，但不考虑在切换过程中可能短时并列的接线方式。

（2）短路种类：一般按三相短路验算，若其它种类短路较三相短路严重时，则应按最严重的情况验算。

（3）正常工作时，三相系统对称运行。

（4）所有电源的电动势相位角相同。

（5）电力系统中各元件的磁路不饱和，即带铁芯的电气设备电抗值不随电流大小发生变化。

（6）短路发生在短路电流为最大值的瞬间。

（7）不考虑短路点的电弧阻抗和变压器的励磁电流。

（8）元件的计算参数均取其额定值，不考虑参数的误差和调整范围。

4.4 短路类型

由电力系统不对称故障分析，短路电流正序分量可以统一写成：

式中表示附加电抗，其值随短路型式的不同而不同，上角标（n）是代表短路类型的符号。上式表明，在简单不对称短路的情况下，短路点电流的正序分量，与在短路点每一相中加入附加电抗而发生三相短路时的电流相等。这个概念称为正序等效定则。短路电流的绝对值与它的正序分量的绝对值成正比，即：

式中，m（n）为比例系数，其值视短路种类而异，各种简单短路时的和m（n）如表2所示：

表2 简单短路时的和m（n）表

短路类型 m（n）

三相短路 0 1

两相短路接地

两相短路

单相短路 3

目前，继电保护向计算机化、网络化方向发展，保护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化对继电保护提出了艰巨的任务，也开辟了研究开发的新天地。随着改革开放的不断深入、国民经济的快速发展，电力系统继电保护技术将为我国经济的大发展做出贡献。

参考文献

[1]贺家李、宋从矩，电力系统继电保护原理[M].中国电力出版社.2004：74-41.

[2]毛锦庆.《电力系统继电保护实用技术问答》第二版[M]，北京：中国电力出版社 1999

[3]谷水清、李凤荣，《电力系统继电保护》[M]，中国电力出版社

[4]马长贵.《高点网继电保护原理》[M]，北京：水利电力出版社，1987.

[5]李彦梅，《电力系统继电保护与自动化》[M]，北京：中国电力出版社，2009.

继电保护基本原则篇8

关键词:电力系统 广域测量系统 广域继电保护保护算法

中图分类号： F407.6 文献标识码： A

1 引言

目前使用的继电保护和自动装置控制判据,大都是基于本地量构成,反映的只是系统某点或很小一个区域的运行状态,不能反映较大区域电网的安全运行水平。这样将会导致系统某点发生故障后安全水平下降,造成继电保护和安全自动装置相继动作。由于这些装置之间缺乏相互的配合协调,可能进一步扩大故障影响范围,引起系统发生连锁跳闸等严重事故[1]。北美及世界范围内的几次大停电事故让人们认识到,事故的发生并不是因为继电保护和安全自动装置误动作,而是这些装置之间缺乏相应的配合协调,基于本地量的装置难以反映区域电力系统的运行状况。

广域继电保护是近几年国内外新兴的一个研究课题,它的提出是建立在计算机和通信技术发展基础上，是为了解决现有保护装置与安全自动装置之间缺乏相应的配合协调，对系统进行优化控制。近年来,广域测量系统(widearea measurement system, WAMS)的出现为电力系统保护设计提供了一个全新的思路。WAMS可以获取全网同步动态信息,使从电网整体最优的角度设计保护成为可能;并且高速数据传输使主站的数据更新时间为20~50ms,这一点对于后备保护尤为重要,因为其出口延时使它有足够的时间来获取系统中的同步信息[3]。

2广域保护概念及与传统继电保护区别

广域保护可定义为:依赖电力系统多点的信息,对故障进行快速、可靠、精确的切除,同时分析故障切除对系统安全稳定运行的影响,并采取相应的控制措施,可提高输电线可用容量或系统可靠性,这种同时实现继电保护和自动控制功能的系统,称为广域保护系统,又称为稳控系统。它在电网保护控制中是基本定位于常规保护及SCA-DA/EMS之间的系统保护控制手段,国际大电网会议将广域保护的功能及控制手段等进行了定义,其动作时间范围在100 ms~100 s之间[2],如图1所示。

图1广域保护的定义

传统的继电保护主要集中于元件保护,以线路、母线、变压器、发电机和电动机等为保护对象。传统的保护以切除被保护元件内部故障为己任,主要通过开关动作来实现故障隔离,各电力设备的主保护相互独立,不顾及故障元件被切除后,剩余电力系统中的潮流转移引起的后果。比如故障元件被保护装置正确切除或正常元件被保护装置误切除后,由于功率的转移引起相邻电力元件的过载,导致过载保护动作等,这是传统继电保护的固有弊端。广域保护更注重保护整个系统的安全稳定运行,可识别系统的各种运行状态(正常状态、警戒状态等),通过调节系统的P-δ、Q-v和各种保护措施,同时实现继电保护和自动控制的功能,其中可能会有本地、远程开关的动作,以避免局部或整个系统大面积停电或崩溃等严重事故的发生,保证电网在故障后仍能保持所需的安全稳定工况。

3 广域继电保护系统的结构形式

广域继电保护系统的结构主要分为集中式[4]、分布式[5]两种类型。在集中式结构中,每个变电站设置一个中央处理单元,即广域保护模块,本子站的所有广域保护算法都集中在中央处理单元中。集中式结构实际上只在功能决策环节进行了集中,而从信息的采集和通信角度则属于分层分布式的结构。在分布式结构中,变电站各测量点装设智能电子装置(intelligent electronic devices, IED),在变电站内不设中央单元。每个IED的地位是平等的, IED之间进行对等通信。两种结构各有优缺点,应根据实现功能的不同进行选取:

a)集中式结构充分结合了电力系统分层分区控制的结构,测量和命令执行功能被分散到多个终端设备中完成,中央单元只保留决策功能,这种方式对全局性事件有较好的应对能力。但这种结构对中央单元的依赖程度很高,一旦中央单元故障,则整个变电站失去保护,后果非常严重,因此需要对中央单元进行双机或多机备用配置。同时,在控制中心建立的系统模型较复杂,收集的信息量大,通信量较大,实时性较差,控制中心成为系统处理和通信的瓶颈。

b)分布式结构将保护和控制功能完全分散到各个终端设备IED中完成,对IED的要求比较高,需要独立完成信息的采集、通信、算法的执行、策略的生成以及跳合闸命令的执行功能。分布式结构的系统受IED故障的影响较小,某个IED故障一般不会影响到整个保护系统的工作,因此除了特别重要的测量点,一般没有必要对IED进行双机或多机备用配置。在分布式结构中,只要确定好信息交换的范围,不会出现信息在IED之间多次往返的情况,因此通信延时不会较长。但对于分布式结构,由于IED数量比较多,其通信及功能划分等方面的设计较为复杂,较适用于进行局部性的优化决策。

4广域继电保护算法

目前,对广域继电保护算法的研究主要有:广域纵联方向保护、广域距离保护、广域电流差动保护。

4.1广域纵联方向保护原理

利用广域故障方向信息的方法来实现故障判别的广域纵联保护,其基本构成方法为[6]:(1)在被保护系统的每一个断路器或电流互感器处,都装设一个能够测量故障方向的电子智能装置(IED);(2)对每个IED,都事先划定好各自的保护区域,以便与其它IED进行有目的的信息交换;(3)对每个IED,都列出其最大保护区域内所包含的被保护设备(线路、母线、变压器等)与IED的对应关系表;(4)在所研究的IED内部,将其它IED传来的故障方向信息按对应表中的关系进行计算、比较,确定出故障发生的区段。文献[14]提出的一种基于纵联比较原理的广域继电保护算法,通过比较故障相邻区域多测点的故障方向信息,能准确地判断出故障位置并采取相应的保护策略。该算法需要的信息量少,原理简单可靠,在缺少某个方向元件信息的不利情况下仍然能够正常工作,可极大地提高后备继电保护系统的性能。

基于方向元件的广域纵联保护由于传送的是动作信号及开关量,所以在广域系统中的传输数据较少,对网络的带宽要求不高,但是方向元件本身在某些特定的条件下可能会误动作,例如:系统振荡时方向元件很容易误动,另外反映正序故障分量的方向元件,当正向故障时,如果保护背侧有大电源,可能会将正向故障判为反向故障等。而且该算法没有给出具体的保护区域动态形成规则,当电力系统拓扑发生变化后,保护不能动态的调整通信对象,容易导致广域保护系统的误判。

4.2广域距离保护原理

基于距离元件的广域继电保护是利用相关区域IED的所有距离元件的动作信息和开关信息综合判断来实现故障判别。文献[7][8]提出通过收集相关区域的保护各元件及开关信息，利用变电站内的专家系统来判断故障元件及相应采取的后备保护动作。它主要关注的是保护算法，这种保护算法的特点是：利用己有的距离保护各元件的动作情况，通过定义距离保护中各段的动作系数AF（Action Factor），首次把概率的思想运用到保护中，利用已有的距离保护各元件的动作情况，根据主判据来判断元件或区域出现故障概率，某个电力元件出现概率越大，则最先切除该元件，同时监视断路器是否失灵，如果发生断路器失灵，就向相邻IED发断路器失灵触发信号，相邻的IED根据所在位置是否存在故障电流确定是否跳开所控制的断路器。

基于距离元件的广域保护不需要严格的同步技术，而且在现有保护的基础上改动较小，但是，距离元件在系统振荡时容易误动作，且躲过渡电阻能力弱，而且未对广域保护信息的交互过程做进一步的研究。

4.3广域电流差动保护原理

基于基尔霍夫电流定律的常规电流差动保护原理简单可靠,灵敏度高,被广泛用作为输电线路、母线和电气设备的主保护,运行效果良好。广域电流差动保护原理跟常规保护基本一样,也是满足基尔霍夫电流定律,不同点是,常规电流差动保护的保护对象是单个电气元件,而广域电流差动保护的保护对象是一个区域(包括单个电气元件)。

Y.Serizawa提出的广域电流差动保护包括主保护和后备保护,以获得更好的选择性,更快的故障切除时间,更小的停电范围。用155-MbpSATM(异步传输模式)网路链路层的局域网以及GPS(全球定位系统)接收器来实现各远端的电流同步采样,在不同的电网状况和通信条件下都有较满意的行为效果。

5结束语

随着电网的大范围互联,电力系统的安全稳定问题越来越突出。利用广域测量可以实现自适应的纵联保护、距离保护、自动重合闸及失步保护等。自适应保护原理可以提高灵敏性和选择性,广域测量可以用于实现继电保护自适应功能。广域保护系统能有效遏制潜在的大规模电力系统连锁故障的风险,提高系统功角、电压稳定性,是未来系统保护的发展方向之一。目前,广域保护系统的研究取得了很多成果,随着计算机技术和通信技术的快速发展,广域保护系统如何保障电网整体安全运行,仍将是需要深入研究的课题。

参考文献:

[1] 徐慧明,毕天姝,黄少锋,等·基于WAMS的潮流转移识别算法[J].电力系统自动化,2006,30(14):14-19·

[2]张保会·加强继电保护与紧急控制系统的研究提高互联电网安全防御能力[J].中国电机工程学报,2004,24(7):1-6

[3]易俊,周孝信·电力系统广域保护与控制综述[J].电网技术,2006,30(8):7-12

[4]林霞,高厚磊·新型广域后备保护方案的研究[J].继电器,2005,33(7):84-88·

[5]王晓茹, HOPKINSON K M, THORP J S,等·利用Agent实现新的电网后备保护[J].电力系统自动化,2005,29(21):57-61

[6]苏盛,段献忠,曾祥君,等·基于多Agent的广域电流差动保护系统[J].电网技术,2005,29(14):15-19

[7]陈振宇,梁强·基于多系统的继电保护[J].继电器,2005,33(3):40-42

[8]丛伟,潘贞存,赵建国.基于纵联比较原理的广域继电保护算法研究[J].中国电机工程学报,2006,26(21):8～14．

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