继电保护的试验

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继电保护的试验范文第1篇

关键字：继电保护整组实验 解析

中图分类号：TM58 文献标识码：A

前言

如果一种被保护设备有多套保护时，应按套分别进行。当试验一套保护装置时，应将其他保护装置的连接片断开；若保护装置的动作与短路故障的类别有关，应尽量对各种可能的故障情况，都进行模拟试验；电力工作人员要针对继保护装置的问题不足，及时采取相应的解决措施来处理，以加强继电保护管理工作，确保电力系统正常运行，为民福祉!

1、整组试验：

a.就地、远方均应可靠分、合开关。将“就地、远方”，控制开关打到“就地”位置，应可靠闭锁远方合闸，将“就地、远方”控制开关打到“远方”位置，应可靠闭锁就地合闸。

b.检查开关的防跃功能正常,检查设备的备自投功能正常,检查开关的联跳功能正常。

c.检查保护试验正确，保护跳闸可靠、模拟各种故障，检查信号正确。

2、试验方法

2.1用外部电源

供给一次电流法就是在电流互感器的一次绕组通人大电流，于是反应电流增大的保护装置就要动作，将断路器跳闸。由于电流互感器一次侧电流较大，不但设备笨重，而且要求接触良好，尽量减小接触电阻。否则，一次侧电流升不上去，因此工矿企业一般不采用此方法。

2.2 二次电流法

二次电流法就是在电流互感器二次侧出线端子处通人电流，使继电器动作，若在电压互感器出线端子处用三相调压器向电压回路加电压时，对方向保护、功率表和电能表等接线都能检查。只要互感器的极性和相序正确，完全能满足实际需要，因此，现场普遍采用。

2.3短接接点法

短接接点法，即利用钳子或螺丝刀在配电盘后短接启动元件接点，应注意，切不可将继电器盖子打开直接拨动接点，因为这样既不安全又容易碰坏接点系统。利用这种方法检查继电器相互动作情况和顺序是很方便的，在现场最受欢迎，其缺点是交流回路的接线和定值无法检查。

2.4打气法

气法是检查瓦斯保护装置的一种特殊方法。当气体继电器调试、安装完毕，对瓦斯保护装置进行整组检查时，拧开气体继电器顶盖上的放气阀，用打气筒向继电器打气，油面下移，继电器动作，发出轻瓦斯信号。

做整组试验应注意以下事项：在试验前应将相互动作过程中可能引起其他装置误动作的回路、压板断开，对新安装的保护装置进行整组试验时，应将直流电压降到额定电压下进行，查当母线电压降低时，继电保护装置动作的正确性和可靠性。

3. 电力系统中继电保护的技术措施

3.1 电力系统继电保护调试的事前技术措施

电力系统的继电保护装置事前技术准备首先做到重视工程图纸的会审和技术设计的交底工作，以便掌握工程特点及设计目的，设计一旦确定，就要尽量避免变更行为，防止对后期的工作带来不必要的麻烦!设计人员要根据专业知识和当前设备制定相关的继电保护调试监理细则，以规范工作人员的操作流程。另外，还要制定相关的调试质量检验表从多方面对继电保护调试装备进行核实校正。

3.2 电力系统继电保护的具体措施

3.2.1 审核调试技术

工作人员在调试前要对调试单位提供的调试技术措施认真审核，包括对调试技术措施中涉及到的调试方法、注意事项以及质量要求和验收标准等方面尤其是安全和管理技术等措施进行仔细检查，审核合格后再严格按照其调试技术措施对含有重要设备和高技术难度的调试项目进行调试!

3.2.2 监控调试过程

调试过程注意高频电缆和交流电缆的屏蔽层是否已安全接地，严格把关开关站到继电保护室的接地线的铺设情况，同时要保证继电保护装置室内接地网的施工质量，做到防患于未然!注意控制浮充直流电源的电压波动范围控制在要求范围之内，波纹系数要满足继电保护的要求!以上准备工作完毕后，相关技术工作人员要对继电保护装置元件、单套装置整租以及整租调试过程进行严格的质量检测!有关单位可实行相应的奖惩制度以监督工作人员是否有违章操作，并达到不断提高工作人员综合素质的目的!

3.2.3 完善防误闭锁技术措施

针对目前防误闭锁装置易腐蚀、易失效以及不易维修等问题，加强维修工作人员对防误闭锁装置原理、性能的了解，使其掌握正确的检修方法应对盲目解锁问题!

4、 影响继电保护可靠性的因素

影响继电保护可靠性的主要因素有：

1） 除需要专业技术外，其生产质量也对继电保护装置运行的可靠性起着很大的决定性，某些生产厂家为了自身的利益，在生产过程中做些不合理的改动，这就会造成装置整体性差，器件之间的性能差异巨大，也容易导致保护装置的拒动和误动，所以对于继电保护装置的生产检验要加强管理，以此提高继电保护运行的可靠性。

2） 人为操作方面也容易引起装置出现故障、电源操作与保护装置的正常运行有着直接联系。保护装置的电容储存装置出现老化后，其内部电容减少，在发现故障进行更换时，选取的电容装置型号小或是不合理的时候都会对保护装置的正常运行造成影响，同时维修人员的安全意识、专业知识和自身职业等方面的因素也会影响装置的正常运行。当外界环境出现高温、灰尘等天气时会对装置造成老化威胁，对电路板也容易造成腐蚀等等从而造成保护装置出现故障。

5. 加强电力系统继电保护安全管理的措施

5.1注重更新保护设备

高新科技是提高保护性能最有效的工具!因此，对过于落后、过度损坏的继电保护设备要注意及时维修、更新、完善；另外，要不断引进新技术、新手段，以保证整个电力系统的实时安全、可靠的工作环境；在保证电力系统平稳、正常的工作前提下，提高其硬件水平和条件，加大对继电保护装置的保护力度，使其为整个电力系统提供更好、更可靠的服务!

5.2 建立健全的安全管理制度、落实管理责任制

电网建设管理单位对各部门的继电保护工作中负责的岗位进行分工和定期的考核，对于考核不合格的相关部门或工作人员进行适当的处罚；可利用责任制落实到个人的原则来制定相关的管理制度，以保证继电保护各项工作都可得到高质量管理和监督；政府和电力主管监督部门加大监督惩罚力度，建立健全的安全管理制度，遏制电力工程项目招标时违法违规以及垄断行为!

5.3 加强安全管理技术人员的业务综合素质

安全管理技术技术人员的专业素质对于继电保护工作的顺利开展有着十分重要的意义!针对目前我国电力系统安全管理人员专业技能低下、素质偏低的问题，有关电力单位要加强对安全管理人员业务综合素质的提高，同时加强其技能培训和管理控制能力，使其随时掌握新的专业技能和先进的管理理念和管理模式，为继电保护领域打造专业技能强、高素质、高职业道德操守的管理团队!

结束语

加大继电保护装置运行可靠性，不仅仅可以加快我国电力系统的发展，同时在电力系统方面上也会出现技术上、管理上的创新。对于继电保护中容易出现的各种运行故障，应该进行详细分析，找出一切与之相关的因素，并据此对技术上、操作上或是管理上进行改革完善，以保证继电保护运行的可靠性。随着社会的不断发展和进步，只有不断在装置配件上和电力技术上不断进行提高，才可以保证电力运行的可靠性和安全性，以适应时代的发展。

参考文献

继电保护的试验范文第2篇

关键词：电力系统；继电保护；不稳定

随着电力系统的不断发展，电网规模也不断扩大，电力系统的结构也越来越复杂，作为系统中一个重要的组成部分，继电保护的稳定性至关重要，其会对电力系统的正常运行产生直接影响，因此，研究继电保护不稳定的原因及事故处理措施有着重要的现实意义。

1 继电保护不稳定问题的主要表现

电力系统一旦发生设备故障，继电保护装置可以在最短时间内发现故障，再通过系统处身的判断来确定电力系统中发生异常的元器件，从而有选择性的对特定故障元件发送处理指令，切断电路。系统中某些元件或设备被迫停止工作后，操作人员即可根据系统提示及时排查故障，保证系统运行的可靠性及安全性。继电保护系统运行过程中不稳定的问题主要表现在以下几个方面：

（1） 参数偏差：继电保护系统长期处于户外电力传输系统中，恶劣的工作环境会加速电力系统及相关元件的疲劳或腐蚀速度，继电保护装置中的元器件发生老化，从而导致某些技术参数出现不合理偏差。此外设备日常维护过程中如果采用不当的整定办法，也会导致数据偏差，严重者可能导致整个电力系统发生故障。

（2） 受到干扰而失效：电力系统发生突发性事故时，继电保护系统的重要性就会突显出来，因此继电保护装置触发前要做好相关触发信号的设置，但是在实际运行过程中，继电保护系统的运行环境中存在频率较高的非电信号，这类信号会在一定程度上干扰继电保护装置的触发，导致继电保护装置误动或失效，从而导致整个系统发生非故障断开；在部分高敏感性装置运行过程中，干扰信号还会变成瞬态脉冲信号，导致继电保护装置跳闸。图1为继电保护系统信号传递构成示意图。

图1 继电保护系统信号传递构成示意图

（3） 绝缘失效：现代电力系统的线路设置非常复杂，很多时候存在强弱电交叉布置的现象，所以线路信号干扰问题比较突出，特别时线路密集处会产生明显的静电效应，导致继电保护装置表面吸附大量粉尘，焊点被污染后导致电子元器件之间形成通路，最终由于绝缘失效而使电力系统发生短路等事故。

2 对继电保护稳定性产生影响的主要因素

对继电保护系统稳定性产生影响的主要因素包括软件、硬件及人为因素等三个方面：（1）软件因素：如果系统软件发生程序错误，会导致整个系统发生误动或拒动，软件问题主要包括结构设计失误、编码错误、定值输入错误、需求分析定义不明确等等。（2）硬件因素：整个继电保护系统的硬件包括继电保护装置、二次回路、各类辅助装置、断路器等。继电保护装置的中央处理模块、电源供应模块、数字量输入及输出模块等，这些部件发生问题，会对继电保护系统产生直接影响。二次回路的主要问题为绝缘或线路老化等，导致回路接地引起故障。继电保护系统的辅助装置包括继电箱、交变电流切换箱、分箱操作的继电箱等等，一旦发生故障也会对继电保护的稳定性产生影响。此外，断路器是继电系统中一个非常重要的元件，其工作可靠性会对整个电力系统的主接线可靠性产生直接影响。（3）人为因素：人为因素主要是由于设备安装人员未按设计要求操作，比如接线时极性错误、运行人员的操作失误等等。

3 继电保护不稳定事故处理措施

发生继电保护不稳定事故后，可以采取以下措施进行处理：

3.1 分析故障信息

系统发生故障后，要将故障相关信息及数据利用计算机详实、全面的记录下来。系统处于故障状态下，最主要的参考指标及故障录播图或灯光装置，利用这类信息分析故障类型，采取更有针对性的处理措施。继电保护系统与故障信息处理系统之间由多个工作模块联系起来，信息收集及控制由系统中的子站来完成，并对故障录播装置的运行产生干预作用，主站则将各类事故信息汇总起来，并对图形平台进行监控，进行故障分析及归档。一旦继电保护系统发生故障，变电运行操作人员要及时上报调度员，报告内容要包括跳闸的运作时间、继电保护动作、自动投切装置劝作、故障录波形态、设备过载情况等全面的信息，以保证上级管理人员可以通过分析关键信息而准确判断出故障类型。表1可以直接的看出继电保护与故障信息处理系统的工作运行情况。

表1 继电保护与故障信息处理系统

3.2 人为因素故障处理

从某种程度上讲，计算机系统可以排除大部分继电保护系统的简单事故，当然这个过程中需要工作人员具备丰富的工作经验。一旦继电保护系统发生故障，断路器跳闸却未发生任何提示信号，或信号指示无法确定事故原因，则很难判断事故类型，此时工作人员要通过正确的检修方法全面评估系统的运行状态，如认定为操作失误，则要及时提出解决措施。计算机系统实时监控整个继电保护系统的运行状态，并向管理人员提供准确的事故记录及故障录波图形，与对应的灯光显示信号相配合，即可做出正确的判断，从而制定准确的解决对策。

3.3 正确检查

继电保护系统维护工作中，常用的检查方法包括顺序检查法、逆序检查法及整组试验法。其中顺利检查法是按照检验调试顺序进行检查，即先外部检查、绝缘检测，再进行定值检查、电源性能测试，最后检查系统的保护性能，在微机保护出现逻辑问题或拒动时可用顺序检查法；逆序检查法则是从事故发生的结果开始分析，一级一级向前倒推，直至找到事故根源，一般保护误动时可采用逆序检查法；整组试验法主要是对保护装置的动作逻辑、动作时间等进行检查，在短时间内再现故障，从而判断问题所在。

3.4 提高继电保护系统运行的稳定性

除上述继电保护不稳定处理措施外，还要从日常工作着手，提高继电保护系统运行的稳定性，一方面要注意连接件机械特性的维护与管理，主要内容包括连接器件的紧固程度检查、焊接点的焊接情况、机械构件的疲劳程度等等。继电保护装置保护屏端子数量越来越多，尤其是新安装的保护屏，在安装之前会经过一系列运输、安装等操作，可以连接件的端子螺丝已经发生松动，因此安装完成后要认真检查，以免发生保护误动、拒动等问题。日常维护中有必要把插件拔下检查，保证芯片固定的牢靠性，拧紧固件，对焊点的牢靠程度进行仔细检查等。另一方面，要做好继电保护装置的清洁工作，因为继电保护装置在静电的作用下易吸附大量灰尘，严重者会导致绝缘失效，因此日常维护工作中要注意继电保护装置的清洁，可以采用两人轮流清洁的方法，以免操作过程中误碰运行设备；需要注意一点，检修过程中要与带电设备之间保持一定距离，以免发生二次回路短路或接地等事故。

3.5 降低事故发生率

如电力系统运行过程中继电保护出现异常现象，则要将误动的保护退出口压板，并在第一时间由专业人员进行处理。一般情况下，发生下列情况需要马上退出：（1）高频保护：主要表现为电流消失，试验参数值发生异常，装置发送异常信号或难以复位等；（2）母差保护：系统发出直流电压消失等异常信息，或平衡的电流不等于零，开关的串代线路恢复及倒闸相关操作；（3）距离保护：通常电流偏大或偏小、负荷电流不在允许范围内会发生距离保护等情况；（4）重合闸：开关经常跳闸且严重超标，短路容量增加无法满足一次重合的要求，此时断路器油压与气压下降无法重合，如图2所示。

总之，随着电力科学技术的不断发展，电力系统迎来了高速发展的重要时期，继电保护系统也越来越体现出网络化、智能化的特点，将应用更多的新技术、新理论，因此广大电力工作者需要不断探索，不断学习，积累更丰富的工作经全，提高供电的可靠性，保证电网安全、稳定的运行。

参考文献

[1]李森，宋国兵，康小宁，等.基于时域下相关分析法的小电流接地故障选线[J].电力系统保护与控制，2012，36（13）.

[2]王友怀，杨增力，周虎兵，等.相序不对应合环对继电保护的影响[J].电力系统自动化，2013，37（18）.

[3]汤大海，严国平.单电源220kV多级供电线路继电保护整定策略[J].电力系统保护与控制，2014，37（20）.

[4]何志勤，张哲，尹项根，等.电力系统广域继电保护研究综述[J].电力自动化设备，2012，30（5）.

继电保护的试验范文第3篇

【关键词】220kV变压器；死区故障；继电保护；动模试验

1 引言

近年来，随着我国建设坚强智能电网的深入，电力需求不断增加，电网架构日益复杂，220kV电压等级是我国区域电网主网络架构，220kV变压器保护对保障电网安全有着重要作用。下文将就此展开讨论，分析220kV变压器死区故障的继电保护及其动态模拟试验验证。

2 变压器死区保护

对于死区故障，为大众所熟知的是母线保护的死区故障，目前我国继电保护行业对变压器的死区故障领域开展的理论研究较少。变压器死区故障指发生在变压器某一侧的断路器与该侧变压器差动保护使用的电流互感器之间的短路故障。

死区故障由于在变压器纵差保护保护范围之外，因此，即使故障侧的后备保护或其它保护（如母线保护）动作，跳开变压器该侧断路器，但故障仍然存在，只有靠变压器电源侧后备保护动作或采用本侧后备保护动作跳变压器各侧出口回路跳开变压器电源侧断路器才能最终切除故障，切除故障时间一般较长，会严重损坏变压器。

尤其对于220kV及以上电压等级，由于输电等级相对较高，因此，大容量变压器得到普遍使用，以提升电网的供电容量，主变压器的重要性进一步提升。一旦主变压器因为死区故障受到影响，不仅可能造成主变压器烧毁，还有可能带来较大的停电损失。因此，研究220kV变压器死区故障的继电保护技术，对提升电网安全性能，有着重要作用。

3 变压器死区故障的继电保护

目前，国内对于变压器死区故障的继电保护进行的研究尚不多，2012年，郑州供电公司通过对220kV主变压器中压侧死区故障的研究，提出了对中压侧后备保护进行设计改进，增设中压侧死区保护的思路；2013年，镇江供电公司针对无锡电网220kV变压器中压侧死区故障，结合保护动作特征，提出了4种快速切除死区故障的方案。

本文基于某主流保护厂家的变压器保护实例，来对变压器死区故障的继电保护展开研究，该厂家开发的含快速切除死区故障功能的变压器保护装置逻辑图如下图1：

图1 变压器保护快切死区故障逻辑图

其中，输出“封该侧TA，差动跳各侧”的指令分为两个判据：判据1判据2，分别如上图所示，切除本侧开关的后备保护电流起动标志实际使用本侧后备保护启动标志。通过上述逻辑，当系统中发生死区故障，满足相关判据后，通过封变压器相应侧TA，使得保护计算出现差流，当达到定值时，死区保护能够动作。

4 变压器死区故障的动态模拟试验

4.1 动态模拟试验简介

动态模拟试验是指通过缩小化的物理模型或通过数字实时仿真（RTDS），来模拟电力系统一次系统工况，验证各种不同工况下发生短路故障时，保护的动作行为。其中，RTDS实时仿真是近年来最为流行的检验保护动作性能的方法，在各大电网公司、科研院所、高校都获得了普及和应用。

4.2 变压器死区故障的RTDS实时仿真

对上文所述厂家产品进行动态模拟试验，检验其死区保护功能。试验包括220kV电压等级、110kV电压等级的含快速切除死区故障功能的变压器保护装置各一台，两台装置死区保护逻辑功能一致，仅需要在220kV电压等级保护装置通过动模试验验证死区保护逻辑。

（1）试验模型要求

依据220kV电力变压器原型系统参数，在实时数字仿真装置（RTDS）上建立变压器保护试验模型，系统主接线图及故障点设置如下，220kV侧、110kV侧均有电源,变压器模型为普通三卷变，变压器模型参数按220kV变压器典型值设置。如下图2所示为模型的主接线图：

图2 RTDS模型主接线示意图

RTDS系统能模拟输出高、中压侧母差保护出口接点，高、中、低压侧开关分位接点，接入变压器保护装置作为死区故障判别用，要求能按故障时实际的动作时序输出，故障发生后20ms输出母差动作接点，断路器动作时间60-80ms。

模拟高压侧、中压侧母线保护跳令，故障后20ms母线保护动作，母线区内故障跳令持续100ms；死区故障跳令持续500ms；开关失灵情况下，跳令持续2000ms。

220kV、110kV、35kV侧断路器跟TA之间分别设置K1、K2、K3三个死区故障点，试验时还需考虑相对于死区故障的区外故障，故障点设在各侧母线上或各侧差动CT和变压器之间引线上。各故障点故障类型A（B/C）N、ABN、BCN、CAN、AB、BC、CA、ABC。

试验模型参数如下表1所示：

表1 试验模型参数

系统元件名称 元件参数

无穷大系统 高压侧S1：短路容量为10000MVA和2000MVA；

中压侧S2：短路容量为5000MVA和1000MVA；

发电机G1 UN=20kV ，IN=10.2kA ，Xd=1.997 ，Xd’=0.296 ，

Xd”=0.176，功率因数=0.85

线路L1 长度为100kM

正序阻抗：0.078+j0.3475 Ω/km

零序阻抗：0.254+j1.09 Ω/km

220kV三绕组变压器 容量240MVA

高中：14%，高低：24%，中低：9%

低压并联电容 C1：318.48uF

负荷F1、F2 10MW，电动机负荷占35%，电阻性负荷占65%

变比 220kV：CT1 =1200/1，TV1=220/0.1

110kV：CT3 =2400/1，TV2=110/0.1

10kV：CT4 =5000/1，TV3=10/0.1；

（2）装置定值整定如下：

① 差动保护定值

纵差差动速断电流定值6.0In、纵差保护启动电流定值0.5 In、差流越限门槛0.15 In、二次谐波制动系数0.15。

② 死区保护定值：

高压侧死区保护有流定值：0.8A

高压侧死区保护负序过流定值：0.8A

高压侧死区保护零序过流定值：0.8A

中压侧死区保护有流定值：1.1A

中压侧死区保护负序过流定值：1.1A

中压侧死区保护零序过流定值：1.1A

低压侧死区保护有流定值：6.0A

低压侧死区保护负序过流定值：6.0A

低压侧死区保护零序过流定值：0.5A

（3）具体试验过程

变压器差动保护和各侧后备保护定值均合理整定投入，模拟下述故障：

① 变压器各侧正常运行情况下，高压侧K1点、中压侧K2点、低压侧K3点发生各种类型死区故障，考核保护装置的动作行为。

保护动作行为：死区故障下变压器死区保护和比率差动保护能够正确动作。

② 模拟各侧开关分别处于分位，该侧发生死区故障时，考核保护装置的动作行为。

保护动作行为：死区故障下变压器死区保护和比率差动保护能够正确动作。

③ 模拟高、中、低压侧母线分别区内故障，高、中、低压侧开关分别失灵，考核保护装置的动作行为。

保护动作行为：母线故障，开关失灵情况下，变压器死区保护和比率差动保护能够正确动作。

④ 模拟相对于死区故障的各种区外故障，死区保护不应误动作。

保护动作行为：母线故障，相对于死区故障的区外故障，变压器死区保护和比率差动保护均不动作。

⑤ 模拟转换性故障，转换时间分别为100ms，200ms，500ms，各侧区外故障转死区故障，考核保护装置的动作行为。

保护动作行为：不同转换时间的转换性故障下，变压器死区保护和比率差动保护在转换为区内故障后能够正确动作。

⑥ 模拟空充于死区故障，中压测、低压侧死区故障，空投故障变压器，考核保护装置的动作行为。

保护动作行为：变压器死区保护和比率差动保护能够正确动作。

⑦ 模拟各侧死区故障CT饱和，饱和深度5ms左右，考核保护装置的动作行为。

保护动作行为：变压器死区保护和比率差动保护能够正确动作。

RTDS动态模拟试验的结果表明，各类不同故障下，装置的动作行为正确，死区保护的判据是有效的。

5 结语

随着我国构建特高压、交直流混联、各级电网协调发展的智能电网体系，我国电网的容量进一步增大，220kV及以上的变压器不断增多，并对电网供电起到重要作用，一旦变压器因故停电，会给电网带来巨大损失。本文基于对变压器死区故障的研究，结合相应的死区故障判据、定值整定、动态模拟等过程，深入研究了变压器死区故障的继电保护技术。

参考文献：

[1]汤大海,陈永明,曹斌,潘书燕,龙锋.快速切除220kV变压器死区故障的继电保护方案[J].电力系统自动化,2014(2).

继电保护的试验范文第4篇

[关键词]分布式电源;配电网;继电保护;接入容量

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）28-0269-01

0 引言

目前，随着风能、太阳能等新能源的蓬勃发展，分布式电源（Distributed Generation，DG）在配电网中的接入容量越来越大，使得配电网中潮流不再如单电源网络一般沿各辐射支路单方向流动，同时改变了故障情况下短路电流的大小和方向，这样传统的三段式电流保护可靠性已经无法满足要求，继电保护装置具有误动或拒动的可能性，甚至会造成故障蔓延，扩大停电范围，严重影响配电网的供电可靠性[1]。因此，从高效利用新能源和配电网安全稳定运行综合考虑，对分布式电源在配网中的接入容量和接入地点的研究，具有十分重要的现实意义。

本文从传统配网继电保护配置出发，研究了DG在不同位置接入、不同故障情况下对继电保护特性的影响，提出了相应的解决方案，同时深入探讨了DG容量和短路电流之间的关系，为配电网中DG的准入容量考量提供了有益参考。

1 分布式电源对配电网继电保护系统的影响

目前10kV中低压配电网网架结构一般是环型网架，辐射形供电，10kV线路通常采用三段式的电流保护方作为线路的主保护和后备保护。从配电网的特点分析DG接入对配电网保护系统存在多方面的影响，其中最为典型的影响包括以下几个方面：

（1）降低保护动作的灵敏度，或引起保护误动 ;

（2）影响继电保护的配合性;

（3）可能导致重合闸的非同期合闸;

（4）可能形成非计划孤岛，影响系统安全和供电质量。

图1所示为典型的传统配电网接入DG的示意图。DG接入在不同位置对系统继电保护的影响是不同。本文分别以DG1和DG2的接入为例来进行分析。R1～R5分别是配电网线路L1～L5的保护装置[2]。

1.1 故障时对短路电流的影响

当系统正常运行时，DG通过各条负荷支路向系统输送一定容量的功率。当系统出现故障时，DG和系统供电源一起向故障点提供短路电流，很显然，此时短路电流与单一电源供电时短路电流大小是不一样的，当接入位置不同时，甚至会改变短路电流的方向，由于配电网继电保护装置固定安装在负荷开关处，保护装置只感受到系统电源提供的短路电流，因此不能保证正确动作。

1.2 对不同线路保护装置之间配合的影响

DG在不同位置接入时对配电继电保护可靠性、灵敏性、选择性的影响。

1.2.1 DG接在配电网末端母线

（1）如果系y未接入分布式电源时，当线路L2上K1点故障时，根据保护选择性原则应该由R2正确动作切除故障，而由于DG1的存在，DG1会经由线路L3、L4向K1故障点提供一个反方向的故障电流，根据典型的传统三段式过流保护，当DG容量足够大时，反方向电流大于R3、R4的过电流保护定值且R3、R4不带方向闭锁时则R3、R4会误动作，同时可知，R4的动作时间比R3偏短，所以R4误动作的可能性最大。

（2）当L3线路末端靠近L4母线侧K2点出现故障时，DG与R3距离较远，R3故障电流只于系统电源有关，R3动作行为一般不会受影响，而R4存在误动作的可能性，DG1下游形成孤岛运行，而非计划性的孤岛运行，低劣的电能质量对电网和用户设备的安全是非常不利的，基于以上考虑，故障时无论R4是否动作，DG都应该在感受到电压骤降后与系统自动解列。

1.3 应对措施

从上文分析可以看出如果不采取一定的控制手段DG的接入已经对配电网传统三段式电流保护产生了不利影响，一些文献已经提出了解决方案：在关于智能配电网的文献中提出基于Agent技术的保护方案，既通过在配网中构建通信网络，引入智能终端单元保护方案依靠通信网络来采集信息，可以实现保护的模拟量和状态量信息，并将这些信息通过通信网络汇集，再对各处的信息进行整体分析判断，从而实现故障的准确定位及切除[3]。

在DG接入点加装故障限流器（Fault current limiter，FCL）来限制故障时DG提供的助增电流的影响;根据自适应保护，带DG的配电网根据系统运行方式和网络拓扑及故障时电气量的实时变化，同步调整保护装置参数及定值采用浮动门槛等。

3 可能的解决方案及讨论

从已成熟的高压电网保护控制原理上，可以对配电网继电保护进行有益的、深入的探讨：

（1） 分布式电源的特点是在配电网正常运行时可以向公用电网提供新能源接入，而故障时对公用电网继电保护产生不利的影响，因此考虑在系统级及装置级控制上做出改进;通过系统级测控装置检测电网主要电气量的突变，比如过电压、低电压、过电流、谐波突增、频率突降等等，在由大量分布式电源组成的微电网与传统配电网母线连接处装设静态开关（Static Switch）来平滑而快速控制DG微电网与公用电网的断开实现孤网运行。

（2）把高压输电网的保护配置应用到配电网中，例如距离保护、差动保护、纵联保护等;加装方向元件，设置方向闭锁等;从而提高保护装置动作的准确性和稳定性。

（3）应当在DG并网时设置一定的准入容量，并选择适当的并网地点，从供电可靠性和保护动作准确性考虑，应该在馈线首端较远处的合适位置接入，才能使保护较不易出现问题。

4 结语

分布式电源为电网引进了可持续发展的、洁净的新能源，但同时给电网继电保护运行带来了很大的挑战，如何有效的管理和控制分布式电源使其对电网稳定运行的影响尽可能小是未来分布式电源继续发展的研究重点。本文首先分析了配电网接入分布式电源后继电保护特性的改变情况，并理论分析了不同接入容量和不同接入地点对继电保护特性的不同影响，同时结合目前已有的研究成果讨论了分布式电源未来的研究方向，并给出了有益的建议。

参考文献

[1] 康龙云，郭红霞，吴捷，等.分布式电源及其接入电力系统时干研究课题综述[J].电网技术，2010，34（11）：43-47.

[2] 郑文杰，王铮一.分布式电源接入对继电保护的影响及改进措施探讨[J].电网技术，2012，（3）：27-30.

继电保护的试验范文第5篇

关键词：独立式 电流互感器 等电位点 保护归属

中图分类号：TM72 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）11（c）-0095-02

电流互感器是继电保护、自动装置和测试仪表获取电气一次回路信息的传感器[1]。正确的选择和配置电流互感器对继电保护的正确快速隔离故障和电网的安全稳定运行十分重要。近年来，因电流互感器故障引发的电网事故时有发生，尤其故障发生在220 kV及以上枢纽变电站时，将很容易造成大面积停电，造成不良的社会影响。例如广东某220 kV变电站，220 kV采用双母带旁路接线，由于220 kV母联电流互感器内部故障，220 kV母差保护动作，造成该220 kV变电站全停。可见，电流互感器在电网中地位相当重要，应引起专业人员足够重视。

1 某220 kV电流互感器故障事件保护分析

某220 kV变电站（乙站）故障前运行方式如图1.1所示。

220 kV变电站（乙站）220 kV母联电流互感器发生C相故障，故障后3ms母差保护正确动作出口跳开220 kV母联和220 kV II母相关元件；由于故障为母联死区故障，故障后125 ms母差保护母联死区保护元件正确动作出口跳开220 kV I母相关元件。保护动作时序图如图1.2所示。

集中录波合成差流信息如图1.3所示。

综合集中录波合成差流及相关信息可见，该次故障为母联死区故障，继电保护全部正确快速动作出口，隔离故障。但是，从电流互感器返厂检查结果看，电流互感器为躯壳内支持绝缘件击穿起弧造成的本体故障。因此，如果电流互感器一次绕组等电位点设置合理，则该次故障的保护归属将不会落在死区保护范围而是落在母差保护I母小差保护范围，将由母线差动保护元件跳开母联开关和I母相关元件来隔离故障，从而保证II母正常供电，有效减少故障停电范围。

2 独立式电流互感器等电位点的保护归属分析

电流互感器的顶罩外壳与一次某电极是等电位的，另一极应安装有小瓷套和顶罩绝缘[2]。一般分析认为，独立式电流互感器发生故障时，故障电流将通过一次导体与外壳的等电位连接点入地，如果电流互感器一次绕组的等电位连接点在电流互感器的开关侧，则在电流互感器本体发生故障时，故障电流无法快速切除，从而导致跳闸范围扩大。因此，电流互感器的保护用绕组布置除了要防止出现保护动作死区，还要考虑互感器本体故障时的保护归属问题，合理设置电流互感器的等电位点，尽量减少本体故障情况下的跳闸范围。

下面对几种典型接线方式下的独立式电流互感器等电位点设置的保护归属问题进行分析讨论，并总结归纳合理的等电位点设置方法。

2.1 3/2接线方式下独立式电流互感器（CT）等电位点设置

（1）3/2接线的边开关CT。

3/2接线的边开关CT（母线开关CT线路），等电位点应在CT的线路侧，如图2.1所示。

若等电位点设置在线路侧，CT本体故障时，保护归属为线路故障，由线路保护跳开中开关和边开关（左），隔离故障。

若等电位点设置在开关侧，CT本体故障时，保护归属为母线故障，且落在边开关（左）死区保护的保护范围，将造成母线差动保护动作，边开关（左）死区保护延时动作跳中开关及线路1对侧开关，隔离故障。

（2）3/2接线的中开关CT。

3/2接线的中开关CT，等电位点应在CT的线路侧，如图2.2所示。

若等电位点设置在线路侧，CT本体故障时，保护归属为线路1故障，由线路保护跳开中开关和边开关（左），隔离故障。

若等电位点设置在开关侧，CT本体故障时，保护归属为线路2故障，且落在中开关死区保护的保护范围，将造成线路2保护动作跳边开关（右）和中开关，中开关死区保护延时动作跳另一边开关（左）及线路1对侧开关，隔离故障。

2.2 双母双分段接线方式下独立式电流互感器（CT）等电位点设置

（1）双母双分段接线的线路间隔CT。

双母双分段接线的线路间隔CT（母线开关CT线路），等电位点应在CT的线路侧，如图2.3所示。

若等电位点设置在线路侧，CT本体故障时，保护归属为线路故障，由线路保护跳开线路开关，隔离故障。

若等电位点设置在开关侧，CT本体故障时，保护归属为母线故障，且落在死区范围，将造成母线差动保护动作，并远跳线路对侧开关，隔离故障。

（2）双母双分段接线的主变间隔CT。

双母双分段接线的主变间隔CT（母线开关CT主变），等电位点应在CT的主变侧，如图2.4所示。

若等电位点设置在主变侧，CT本体故障时，保护归属为主变故障，由主变保护跳开主变各侧开关，隔离故障。

若等电位点设置在开关侧，CT本体故障时，保护归属为母线故障，且落在主变支路变高侧开关失灵保护范围，将造成母线差动保护动作，并远跳线路对侧开关，再由主变支路变高侧开关失灵保护经延时跳开主变各侧开关，隔离故障。

（3）双母双分段接线的母联间隔CT（以1M和2M的母联开关CT为例）。

双母双分段接线的母联间隔CT（母线2刀闸2开关CT刀闸1母线1），等电位点应在CT的刀闸1侧，如图2.5所示。

若等电位点设置在刀闸1侧（1M侧），CT本体故障时，保护归属为刀闸1侧母线（1M）故障，由母差保护动作跳1M并远跳连接于1M的线路对侧开关，隔离故障。

若等电位点设置在开关侧（2M侧），CT本体故障时，保护归属为开关侧母线（2M）故障，由母差保护动作跳2M并远跳连接于2M的线路对侧开关；母联死区保护延时动作跳1M并远跳连接于1M的线路对侧开关，隔离故障。

（4）双母双分段接线的分段间隔CT（以1M和5M的分段开关CT为例）。

双母双分段接线的分段间隔CT（母线5刀闸5开关CT刀闸1母线1），等电位点应在CT的刀闸1侧，如图2.6所示。

若等电位点设置在刀闸1侧（1M侧），CT本体故障时，保护归属为刀闸1侧母线（1M）故障，由母差保护动作跳1M并远跳连接于1M的线路对侧开关，隔离故障。

若等电位点设置在开关侧（5M侧），CT本体故障时，保护归属为开关侧母线（5M）故障，由母差保护动作跳5M并远跳连接于5M的线路对侧开关；分段失灵保护延时动作跳1M并远跳连接于1M的线路对侧开关，隔离故障。

3 结语

目前，独立式SF6电流互感器在电网中的应用非常普遍，等电位点连接方式与电流互感器本体故障时的保护归属直接相关。因此，设计、安装等环节应综合考虑电流互感器的安装方向与等电位点的连接方式，保证电流互感器等电位点设置满足要求，以做到在电流互感器本体故障时的保护归属合理，避免不必要的故障延时切除，尽可能减小故障停电范围。这样，对系统的安全稳定运行及供电可靠性的提高都有着重要的实际意义。

参考文献