继电保护的性质

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继电保护的性质范文第1篇

【关键词】继电保护； 安全稳定控制系统； 隐性故障

近年来，国内外大停电事故屡发，如巴西大规模停电事故（2011年2月4日）、印度发生的硬性人口最多的世界范围内大规模停电事故（2012年7月30日-2012年7月31日）等，追究其原因，均发现源自于继电保护和安全稳定控制系统的隐性故障，大规模停电事故不仅仅影响人民群众的正常生活，而且会严重损失国民经济，影响社会秩序。因此，虽然隐性故障的爆发率较低，但是一旦爆发后果不堪设想。基于此，本文对继电保护和安全稳定控制系统的隐性故障展开分析，旨在为供电安全保障事业提供一定的参考与指导。

一、分析继电保护和安全稳定控制系统的隐性故障现状

目前，继电保护和安全稳定控制系统的隐性故障主要包括三种类型，即：（1）继电保护间的配合不协调引起的隐性故障；（2）多个安全稳定控制系统之间的配合不协调引起的隐性故障；（3）继电保护与安全稳定控制系统之间的配合不协调引起的隐性故障。下面对继电保护和安全稳定控制系统的隐性故障地三大表现类型展开具体分析。

（一）继电保护间的配合不协调引起的隐性故障

目前全球现行的继电保护的配合协调性较弱，往往是根据被保护元件、面向电网元件进行的单独决策，难以准确无误的隔离故障。而且继电保护间的配合不协调往往体现在：在整个电网中，定值（各个继电保护之间）配合不合理，举个例子，如：距离原继电保护较远的第二或者第三个继电保护的定值，往往缺乏必要的选择性，往往出现主保护与后备保护不匹配或者原保护与下级保护不匹配等问题，从而导致隐性故障。另外，设计原理等其他因素也是导致继电保护间的配合的重要因素，举个例子，如：互闭锁的状态（母差保护与母联自切保护之间）设计，往往容易造成隐性缺陷，也就是隐性故障，总之，当电网发生较为复杂的故障时，在继电保护无法对故障信息进行准确辨识的状态下，则也会引发继电保护隐性故障的爆发，对人民、社会、经济等造成不顾估量的损伤。

（二）多个安全稳定控制系统之间的配合不协调引起的隐性故障

众所周知，传统安全稳定控制系统一般只负责区域内电网的稳定运行，局限于某一网省公司范围，因此，难以保障整个电网运行安全。而且立足于区域角度分析，为了保证整个区域电网的安全运行，需要改变传统独立决策方式，对每一个安全稳定控制环节进行相应的控制设备安排，但是，在实际建设中，往往忽视细节，而且随着特高压直流输电网架的崛起与发展，区域电网安全稳定运行受到冲击，因此，往往形成不易察觉的隐性故障，如：在A区域比较安全稳定的控制系统在B区域不适用，造成B区域电网不稳定、不安全运行，或者A区域稳定的电网造成大范围转移，然而B区域在拒动、误动的状态下，或者所采取的动作超出承受范围情况下，继而引发在A区域适用的安全稳定控制系统在B区域失效，造成隐性故障的爆发，因此，必须考虑并且高度重视区域协调性。

（三）继电保护、安全稳定控制系统两者之间的配合不协调引起的隐性故障

继电保护与安全稳定控制系统之间的配合不协调主要表现在：电厂涉网参数设置不合理，大部分的大停电事故均由继电保护与安全稳定控制系统之间的配合不协调造成，如：大规模风机脱网事故（2011年发生于西北），追究其原因，发现：动态无功补偿装置以及馈线保护装置与整个电网的风机涉网参数不协调引起的。除此之外，在信息化时代，大规模的新能源对传统安全稳定控制系统造成了巨大的冲击，促使传统的安全稳定控制系统即继电保护装置失效，从而导致各种各样的隐性故障，对人民、社会、经济等造成不可估量的安全隐患。

二、提出规避隐性故障的有效措施

（一）增强继电保护间的配合协调性

增强继电保护间的配合协调性，需要对现有的继电保护进行优化整改，在优化、整改的过程中，可以适当的建立隐性故障概率模型，并且在继电保护装置的安排上，尽可能的考虑相邻被保护元件的性质，综合的考量某一缺陷整个电网安全运行所造成的影响，根据综合考量的结果，对隐性故障概率模型中具有偏差的参数或者设计理念进行整改，尽可能的缩小误差，从而规避隐性故障。另外，在实践过程中，要加大继电保护间的配合协调性监督，一旦发现不合理的地方，及时的进行调整或修改，避免隐性故障爆发。

（二）增强多个安全稳定控制系统之间的配合协调性

增强多个安全稳定控制系统之间的配合协调性，需要建立并且完善隐性故障风险评估机制，及时的分析电网运行风险的来源，在投入运行之前，聘请准也认识对电网运行安全指数进行科学的计算，奠定电网未来运行的安全与稳定趋势，另外，在运行之前，要参考大量的文献、资料、建设数据等，为规避隐性故障提供理论支撑，而且加强安全稳定运行监督，可以利用先进的互联网技术，显示跨时空运行质量控制，从而全面的提升多个安全稳定控制系统之间的配合协调性（设置科学合理的参数，积极的发展与新能源相匹配的安全稳定控制系统）。除此之外，还需要它能够过各种各样的方式，全面的提升相关工作人员的综合技能和综合素质，保障电网的安全稳定运行，将隐性故障扼杀在摇篮里。

（三）增强继电保护、安全稳定控制系统两者之间的配合协调性

增强继继电保护、安全稳定控制系统两者之间的配合协调性依赖机械与人力的相互配合，在运行之前，测试人员需要对继电保护与安全稳定控制系统进行科学的评估，客观的得出测量结果，并且再次进行机械化各项数据测量，两者的数据结果进行对比，选取最佳的数据值，价格不科学、不合理的数据进行调整和修改，降低误差，从而全面的提升继电保护与安全稳定控制系统之间的配合协调性，降低隐性故障风险，保障电网的安全稳定运行。

三、结语

综上所述，继电保护和安全稳定控制系统的隐性故障是引发大规模停电事故的重要原因，且继电保护间的配合不协调、多个安全稳定控制系统之间的配合不协调、继电保护、安全稳定控制系统两者之间的配合不协调是故障爆发的主要因素，因此，需要全面的提升三大影响因素之间的协调性，才能有效的规避隐性故障，保障电网的安全稳定运行，从而保障人民群众的切身利益，促进国民经济的健康、可持续发展，且起到维护社会秩序的作用，总的来说，对继电保护和安全稳定控制系统的隐性故障需进一步深入分析。

参考文献：

[1]赵丽莉，李雪明，倪明等.继电保护与安全稳定控制系统隐性故障研究综述及展望[J].电力系统自动化，2014，38（22）：128-135.

[2]马世英，和敬涵，陈麒宇等.风电基地保护与安控系统协调关系研究[J].中国电机工程学报，2013，33（z1）：1-7.

[3]吴智杰.继电保护与安全稳定控制系统隐性故障研究综述及展望[J].科技展望，2015，25（36）：84-85.

继电保护的性质范文第2篇

[关键词]智能变电站 继电保护 运行 维护技术

中图分类号：D921 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）07-0076-01

引言

在智能变电站中，继电保护设备对安全性、可靠性、速动性的要求最高，因此，有必要深入研究智能变电站继电保护的运行和维护技术，推动我国电网建设深入发展。

1 智能变电站的主要结构

1.1 站控层

在智能变电站内，最高级别的管理层即是站控层，站控层也是智能变电站的控制中枢，可以对全站保护和控制设备进行状态采集和信息交换，通过对采集到的保护信息进行逻辑判断，而且还会对相应的跳闸和闭锁等控制逻辑进行输出，具有较强的抽象胜。

1.2 间隔层

在过程和站控层之间有一个过渡层，即所谓的间隔层。在对智能变电站中继电保护的运行和维护技术进行研究时多会在间隔层内进行，其有效的将过程层和站控层有效的联系起来，而且一个间隔数据能够作用于该间隔一次设备。

2 智能变电站继电保护的技术要点

与传统变电站相比，智能变电站更加依赖于信息和网络，在继电保护构成形态、运行模式、传输方式、设备建模等方面，都具有较大区别，智能变电站继电保护的技术要点主要体现在以下几个方面：

2.1 构成形态和运行模式发生变化

智能变电站基于全光纤通信实现继电保护的模拟量、开关量采集，能够更加智能化、自动化的实现对保护的量值采集和逻辑判断，继电保护的构成形态和运行模式发生了很大变化，例如，电子式电流互感器的采用，解决了传统互感器存在的饱和问题，差动保护的判据中，不再需要进行互感器饱和的判断。因此，智能变电站的继电保护在维护内容、运行方式等方面都与传统变电站有所区别，需要建立新型运行和维护标准。

2.2 继电保护设备状态检修成为可能

状态检修技术在电力系统内部提出已久，然而并未获得大规模应用，智能变电站出现后，包括继电保护装置在内的二次设备实现了网络化传输，二次设备的状态能够以全数字的方式采集和传输，通过合并单元采集模拟量，通过智能终端采集开关量，从而实现对二次回路信息的全采集和全监测，这使得智能变电站中状态检修成为可能。

2.3 实现了基于IEC61850的统一建模

传统变电站中，变电站设备的接入需要通过大量的二次接线进行，而智能变电站下，全站统一的IEC61850标准是重要技术特征之一，基于IEC61850标准完成对全站设备的统一建模，实现设备的互操作性，将大量的二次接线转化为系统的模型文件配置，通过单独的SCD和CID文件进行对应。当变电站的工作和运行状态出现变化，需要更新相应的文件与之对应。

3 智能变电站运行维护技术研究

3.1 正常运行时的系统维护

安全稳定运行是智能变电站的目标，在未出现任何异常时，变电站的运行以日常检修和维护为主，要关注变电站内新增加的设备的运行情况，加强对新增设备的巡视和维护，排除可能出现的故障隐患。

3.1.1继电保护装置的维护

智能变电站的继电保护与传统保护在开入开出采集、通信、全站协议方面都具有很大的不同，基于这种结构与实现方式的变化，在运行和维护时应该注重以下几个方面：（1）为了预防异常现象或故障可能带来的设备信息丢失，对智能变电站的保护和安全自动装置应该及时进行各种参数的备份，包括设备模型配置、参数设置等。对运行于室外的智能终端箱等设备，应该按照相应的温度控制设备，避免高温等恶劣环境可能带来的设备损坏。（2）智能变电站中大量的光纤接线代替了二次电缆。因此，光纤网络的完好对变电站安全稳定运行具有重要意义。在日常运行时，应该定期检查保护的交流采样是否正确完好、光纤连接是否可靠接触良好、站内运行设备是否有告警信息等。对间隔层内的跨间隔设备，加数据集中器等还应该检查中间环节是否正确。

3.1.2网络交换机和报文分析仪

智能变电站的运行中主要涉及四种报文MMS报文、GOOSE报文、对时NTP报文、PTP报文，智能变电站设备动作的正确与否和网络运行报文是否正常密切相关。基于智能变电站对网络通信的依赖，对网络交换机和报文分析仪的维护应该高度重视。（1）IEC61850一致性测试，检查交换机等相关设备是否符合IEC61850要求的一致性，是否符合相关的技术要求，检查交换机的型号、配置、参数是否与要求相符。（2）检查网络交换机的以太网端口设置、速率、镜像功能是否正常，确保交换机内部的生成树协议、VLAN设置、网络流量与设计要求一致，监视交换机的冗余度和传输延时性能，确保交换机在各个方面的性能都能满足系统要求。报文分析仪主要功能是对通信系统中的网络报文进行完全记录，一旦发生网络故障时能够通过报文分析仪进行查询，起到第三方报文记录、报文监视等作用，还可以监视系统的网络数据与运行状态。在日常的维护中应该重点关注报文分析仪的记录时间期限，其容量应该至少能够记录一个星期以内的全站报文，并具有完备的报文解析能力，能够帮助变电站运行人员简单、明了、直观的获取网络报文信息，从而对系统运行情况进行准确判断。

3.1.3智能化变电站监控系统

与传统变电站相比，智能变电站监控系统在规约方面采用了DL/T 860通信标准在系统配置方面，采用了全站统一的SCD配置文件，并导入各装置的CID文件。在这些方面的变化是对智能化变电站监控系统的维护重点。（1）应重点检查全站的SCD配置文件集成是否正确、各个设备的MMS数据集配置是否符合要求、站控层的GOOSE闭锁逻辑是否正确等，并在此基础上一一验证，同时还应关注各个设备的版本变化，加强对版本的管理。（2）在对程序化操作功能的检查方面，应要求智能变电站所有设备都满足单间隔、多间隔、保护功能投退等程序化操作的要求。（3）重视对智能变电站站控层功能的验证，对软压板控制、定值区切换控制及定值召唤等功能进行一一验证，并要求站控层的后台能够实时更新定值区与软压板的状态，能够实现满足无人站值班功能。

3.2 异常清况下的系统维护。

3.2.1间隔合并单元故障

在当前智能变电站运行过程中，合并单元故障出现频率最高，需要在设备检修和维护工作中对其给予充分的重视浮司进一步对导致合并单元故障的原因进行研究。当合并单元故障发生时，对于单套配置的间隔，则需要申请将相应的间隔单元开关退出运行，而对于双套配置间隔，则需要将本间隔与故障合并单元对应的保护出口压板推出，同时还需要将与故障合并单元对应的母线保护装置推出来。

3.2.2智能终端故障

智能终端在智能变电站中主要对开关设备的跳合闸进行负责，一旦智能终端出现故障，则会对运行设备的跳合闸带来较大的影响。在智能终端故障发生时，需要将智能终端的出品压板推出，避免在故障发生时智能终端无跳闸，然后再对导致智能终端的故障原因进行查明并进行处理。

3.2.3交换机故障

当交换机故障发生时，需要根据相关资料来对故障所给网络造成的影响进行分析，然后再又击玫障交换机的类型进行判断，一旦过程过程层GOOSE网间隔交换机出现故障时，则会对本间隔交换机构所构成的GOOSE链路带来影响，从而导致故障交换机所连接的保护失去作用。

结语

总之，在智能变电站正常运行时，应加强继电保护装置的维护，密切关注网络交换机和报文分析仪及变电站监控系统的运行情况；在异常情况下，则主要关注间隔合并单元故障、智能终端故障、交换机故障，及时发现设备故障并进行检修与维护，保证智能变电站的安全、稳定运行。

参考文献

[1] 蔡泽祥，王海柱.智能变电站技术及其对继电保护的影响[J].机电工程技术，2012，05：1-4.

继电保护的性质范文第3篇

关键词：电力系统；电气继电保护装置；状态检修；运行维护

前言

目前，电力系统因继电保护引起的事故呈上升趋势，造成局部电网解列失压。带来不少经济损失，对电网安全构成很大威胁。因此，合理有效应用继电保护可减少损失，提高供电效率。继电保护装置在电力系统中具有独特的地位和作用，一旦电力系统出现故障，令靠它快速准确地将故障隔离，防止事故进一步扩大，保证事故以外的电力设备正常运行。继电保护装置进行“状态检验”，其基本思路是依据继电保护装置的“状态”安排检修和试验，基准点足继电保护装置的“状态”。继电保护装置榆验在实际操作过程中存在较大的难度，需要长期的经验积累才能准确判断电力设备的“状态”。

1继电保护装置需满足的要求

根据继电保护装置在电力系统中所担负的任务，继电保护装置必须满足以下四个基本要求：选择性、快速性、灵敏性、可靠性。

1.1 选择性。当供电系统发生事故时，继电保护装置应能有选择地将事故段切除。即断开距离事故点最近的开关设备，从而保证供电系统的其他部分能正常运行。

1.2 快速性。短路时，可以快速切除故障，以缩小故障范围，减少短路电流引起的破坏。提高系统的稳定性。在有些情况下，快速动作与选择性的要求是有矛盾的。在6― 1OkV的配电装置中，如果不能同时满足以上两个要求时，则应菖先满足选择性的要求。但是如果不快速地切除故障会对生产造成很大的破坏时，则应选用快速但选择性较差的保护装置。

1.3 灵敏性继电保护装置对保护设备可能发生的故障和正常运行的情况，能够灵敏的感受和灵敏地作，保护装置的灵敏性以灵敏系数衡量。

1.4 可靠性对各种故障和不正常的运方式，应保证可靠动作，误动也不拒动， 即有足够的可靠性。

2继电保护装置的状态检修要求

2.1注意继电保护装置的校验周期和内容

为了保证电力系统故障情况下，继电保护装置能正确动作，对运行中的继电保护装置及其二次回路应定期进行校验和检查。对一般lOkV用户的继电保护装置。应每两年进行一次校验：对供电可靠性要求较高的用户以及60KV及以上的用户。 ‘般每年应进行一次校验。此外，在继电保护装置进行设备改造、更换：检修后以及在发生事故后，都应对其进行补充校验。对于变压器的瓦斯保护应结合变压器大修同时进行检验。对瓦斯继电器，一般每三年进行一次内部检查，每年进行一次充气试验。对运行中的继电保护装置，应按下列项目进行验：(1)对继电器进行机械部分检查及电气特性试验；(2)二次回路绝缘电阻测量；(3)二次通电试验；(4)保护装置的整组动作检验。

2.2注意对继电保护装置及二次线巡视检查

变、配电所的值班人员应定期对继电保护装置及其二次线进行巡视检查，具体内容包括： 各类继电器外壳有无破损， 整定值的位置是否变动； 查看继电器有无接点卡住、变位倾斜、烧伤、脱轴、脱焊等情况：感应型继电器的圆盘转动是否正常，经常带电的继电器接点有无人的抖动及磨损，线圈及附加电阻有无过热现象；压板及转换开关的位置是否与运行要求一致：各种信号指示是否正常：有无异常声响、发热冒烟以及烧焦等异常气味。

2.3注意继电保护装置的运行维护

在继电保护装置的运行过程中，发现异常现象时，应加强监视并立即向主管部门报告；继电保护动作开关跳闸后，应检查保护动作情况并查明原因，恢复送电前，应将所有的掉牌信号全部复归，并记人值班记录及继电保护动作记录中：检修工作中。如涉及供电部门定期校验的进线保护装置时，应与供电部门进行联系：值班人员对保护装置的操作，一般只允许接通或断开压板，切换转换开关及卸装保险等工作：在二次回路上的一切工作，均应遵守《电气安全工作规程》的有关规定，并有与现场设备符合的图纸作依据。传统的变电站二次设备检修，依据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，对继电保护、安全自动装置及二次回路接线进行定期检验，以确保装置完好、功能正常，确保回路接线及定值正确。

若保护装置在两次校验之间出现故障，只有等保护装置功能失效或等下一次校验才能发现。如果这期间电力系统发生故障，保护将不能正确动作。保护装置异常是电力系统非常严重的问题。因此，电气二次设备同样需要进行状态监测，实行状态检修模式。

注意变电站二次设备的状态监测

要监测二次设备工作的正确性和可靠性，进行寿命估计。站内二次设备的状态监测对象主要有：交流测量系统，包括TA、TV二次回路绝缘良好、回路完整，测量元件的完好；直流操作、信号系统(包括直流电源、操作及信号回路绝缘良好、回路完整)；逻辑判断系统(包括硬件逻辑判断回路和软件功能)；以及通信系统和屏蔽接地系统等。与一次设备不同的是二次设备的状态监测对象不是单一的元件，而是一个单元或一个系统。监测的是各元件的动态性能，有些元件的性能仍然需要离线检测，如TA 的特性曲线等。因此，电气二次设备的离线检测数据也是状态监测与诊断的依据。

3继电保护装置的运行维护

(1)在继电保护装置的运行过程中，发现异常现象时，应加强监视并立即向主管部门报告。

(2)继电保护动作开关跳闸后，应检查保护动作情况并查明原因。恢复送电前，应将所有的掉牌信号全部复归，并记入值班记录及继电保护动作记录中。

(3)检修工作中，如涉及供电部门定期校验的进线保护装置时，应与供电部门进行联系。

(4)值班人员对保护装置的操作，一般只允许接通或断开压板，切换转换开关及卸装保险等工作。

(5)在二次回路上的一切工作，均应遵守《电气安全工作规程》的有关规定，并有与现场设备符合的图纸作依据。传统的变电站二次设备检修，依据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，对继电保护、安全自动装置及二次回路接线进行定期检验，以确保装置完好，功能正常，确保回路接线及定值正确。若保护装置在两次校验之间出现故障，只有等保护装置功能失效或等下一次校验才能发现。如果这期间电力系统发生故障，保护将不能正确动作。保护装置异常是电力系统非常严重的问题。因此，电气二次没备同样需要进行状态监测，实行状态检修模式。

4继电保护装置的定期检验

笔者认为， 继电保护装置的“状态” 并非无规律可循，只要我们换个角度去考察，对继电保护装置的逻辑功能以及它的灵敏性、可靠性、选择性和速动性进行分析判断是可行的。继电保护装置的考察，要运用统计学原理去分析和研究，应放在一个较大的背景下进行，例如，可从其制造特性和运行特性两个方面去研究。

4．1制造方面

厂家可以根据所用元器件的使用寿命和制造工艺的优劣等，对继电保护装置进行评价，给出装置的可靠使用期限及最短维护时间间隔等。

4．2运行方面

要由专业组织去分类统计和研究使用中的继电保护装置的运行状况和动作特性，并在继电保护装置的维护和检验方而给子指导。通过以上研究，可找出继电保护装置的最佳维护方案，即定期检验的周期和检验项目等。几十年来，我国在继电保护装置的维护和检验方面，积累了较为丰富的经验，特别是常规保护方面做得很好，各种运行和检验规程都很系统和完善，检验周期也较为合理。但随着新技术的不断开发和应用，也出现了一些新情况和新问题，有待进一步研究和解决。

继电保护的性质范文第4篇

关键词：继电保护装置；运行特点；装置性能；装置触点

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）31-0110-02

随着人们生活水平的不断提高，加大了对电能的需求，对电力供应质量提出了更高的要求。在电力系统中使用继电保护装置，对于保障电力系统的安全稳定运行、降低用电故障出现的频率以及提高电力系统的经济效益具有十分重要的作用。因此，通过对继电保护装置运行的特点、原理以及问题进行分析，提出了相应的解决策略，进而推动电力系统的安全稳定运行。

1 继电保护装置运行的特点

1.1 继电保护装置能够及时、快速地处理电力系统

故障

当电力系统出现故障时，继电保护装置能够及时、快速地对信号进行传递，并准确地将动作反映出来，有效地将电力系统的故障控制在一定范围中，并切断故障。在电力系统的正常运行过程中，继电保护装置自身的作用不够明显，但是电力系统一旦发生故障，那么就能够保护电力系统，防止由于电力故障造成不必要的损失。

1.2 继电保护装置自身出现故障

在电力系统的运行过程中，继电保护装置自身也会出现故障，其故障主要分为两类，分别是拒动故障和误动故障。其中，误动故障指的是在电力系统的正常运行状态下，继电保护装置发出的信号与动作出现错误，进而对电力系统运行的安全稳定性产生影响。拒动故障指的是电力系统在运行中出现故障，继电保护装置自身拒绝发出动作，没有及时地保护电力系统，进而导致继电保护装置不具有保护电力系统安全、稳定运行的功能。此类故障主要出现在传统的继电保护装置中，随着继电保护技术水平的不断提高，继电保护装置朝自动化的方向发展，在电力系统中应用得更加广泛，不仅具备保护电力系统正常运行的功能，而且还能够对电力系统运行设备的参数进行实时监测和控制，具备远程控制的功能，有力地保障电力系统的安全稳定运行。

1.3 提高装置性能

和以往的继电保护装置相比，继电保护装置能够有效地提高装置的性能，准确、快速地将故障反映并切除，保证电力系统的安全稳定运行。自动化的继电保护装置通过使用计算机技术，完成复杂的工作，及时对故障进行检测，并将故障信息传递给工作人员，发出警报信息，有效地将故障解决。另外，继电保护装置抗干扰能力较弱，需要加强对继电保护装置的管理。

2 继电保护装置运行的原理

电力系统一旦出现故障，那么将会出现电流增加、电压降低、线路测量阻抗减小以及电流和电压之间的相位角发生变化等问题。通过利用这些基本参数的变化，能够形成不同原理的继电保护，例如对电流增大而动作的电流速断、反映电压降低而动作的低电压保护、过电流保护等进行反映。通常情况下，继电保护装置主要由测量部分、逻辑部分以及执行部分构成。

2.1 测量部分

进行测量时，主要对被保护对象输入的相关电气量进行测量，例如电流、电压。测量之后还要将其与相关的整定值进行比较分析，然后输出比较结果，对继电保护装置是否应该动作进行判断。

2.2 逻辑部分

针对测量部分检测出的检测量与输出逻辑关系，对其进行逻辑判断，对其是否应该将短路跳闸或者发出信号进行确定，并将相关命令输入到执行部分中。

2.3 执行部分

根据逻辑部分传递出来的信号，将继电保护装置负担的任务进行操作完成，例如操作跳闸或者发出信号等。

3 继电保护装置运行的问题

继电保护装置广泛地应用在人们的生活工作用电、工厂生产用电中，其对于电力系统的电容器、线路和主变进行保护。继电保护装置在日常运行的过程中会出现许多问题，主要表现在以下四个方面：

3.1 继电保护装置触点不稳定

继电器在对负荷过程进行切换时，其中的电接触零件叫做触点。对继电器接触稳定性产生影响的主要因素包括触点松动、触点裂开以及触点尺寸位置不正确等。在操作过程中没有对铆压力进行适当的调节、簧片与接触点的尺寸不合理以及触点材料过硬或者压力大等因素均能导致触点出现松动现象。接触点位置不同所运用的材料和工艺也就不同，例如由于材料硬度高导致的松动。

3.2 继电器的参数不正确

继电器主要运用铆对零部件进行安装，在安装的过程中，容易导致铆出现松动或者强度结合差的情况，进而导致继电器的参数比较混乱。另外，周围环境的温度也会增加继电器的参数值，由于继电器不具有抵抗冲击与机械振动的功能，进而导致参数出现错误。

3.3 继电保护装置中的铆零件变形

电磁系统中的铆装件在安装过铆之后，零件会出现弯曲、倾斜现象，进而导致铆装工序的调整、装配工作出现问题。因此，铆装工作人员要对零部件的尺寸大小、规格进行认真仔细的检查，确保安装到位和电磁系统质量达到标准。

3.4 线圈问题

由于继电保护装置的线圈种类有很多，因此，需要对其进行单件隔开放置，避免出现交连碰撞的情况，防止出现断线。因此，在对铆装电磁系统进行安装时，对压床和压力机进行适当的调整，如果压力过大，会导致线圈断线或者线圈架变形、开裂；如果压力过小，则会加大磁损，使绕线出现松动。

针对以上存在的问题，采取以下的方法进行解决：

提高继电保护装置的抗干扰水平，降低信号干扰给继电保护装置带来的操作失误。由于信号传输容易导致继电保护装置在运行时受到电磁波信号的干扰，因此，增强继电保护装置防护层上的绝缘设置，不使其和地面接触。另外，继电保护装置的元件也要选择隔离性能高与抗干扰能力强的。

继电保护装置接地设置要满足安装需求。大多数继电保护装置虽然在线路上进行了绝缘防护，但是在接地安装过程中容易受到电磁波信号的干扰。因此，工作人员在进行作业时对微机继电保护装置的接地工作进行控制。

对继电保护装置的内部参数和密码进行设置管理，在提高系统运行稳定性的基础上提高系统操作水平，降低

失误。

加强继电保护装置的维护和维修。安排专业人员对继电保护装置的日常运行定期的检查和管理，并做好清洁处理工作。另外对继电保护装置运行产生的电流和电压情况进行记录和监控。

4 结语

总而言之，继电保护装置的工作技术水平较高，因此，要求维护工作人员要具备很高的理论知识水平和高超的实践能力，进而有效地排除电力系统运行中出现的

故障。

参考文献

[1] 王翰，严进伟.电力系统继电保护与自动化装置的可靠性分析[J].中国新技术新产品，2013，3（11）：14-15.

继电保护的性质范文第5篇

关键词：小电流；接地保护；新原理；微机型；保护装置

配电网采用中性点不直接接地方式运行时，发生接地故障情况下，流过接地点的电流很小，所以称其为小电流接地系统。在小电流接地系统发生单相接地故障时，虽然接地点故障电流小，对供电设备不至马上造成很大的危害，但如果不及时地进行有效的处理，仍然可能导致严重后果。

一、小电流接地保护新原理的研究

为了提高配电自动化水平，出现了一些故障选线方法，这些方法一般需要集中比较各条出线的电流大小或相位，使得仪器接线复杂，且现场运行可靠性不高。随着小波分析等新信号处理工具的引入，也出现了一些根据暂态电流特定频带特征进行选线的方法。由于故障，特别是谐振接地系统故障时，暂态电流的成分与诸多因素有关，这些方法还需要经受实践的检验。分析了小电流接地系统发生接地故障时负序电流的分布，提出了一系列基于负序电流的保护新原理，为实现基于就地测量量的馈线接地保护提供了新的思路。然而，这些方法在具体实施时可能会遭遇一些困难，如：负序过流保护，整定时需要避开健全线的最大负序电流，在配电系统中可能由于各条线路所带负荷变化很大，整定工作相当繁琐，而且保护的灵敏度不高；负序方向保护需要与系统侧的负序电流或故障相电压比相，对前者来说，系统侧的负序电流不一定能很方便地得到，对于后者来说，金属接地故障时故障相电压接近0，且消弧线圈工作在谐振状态附近时，故障支路的电流近似为零，作为故障总电流1/3 的负序电流及其分配也近似为零，在TV、TA变换线性度范围、装置A/D 变换精度有限等因素的影响下，极小电压（电流）甚至是零电压（电流）的相位很难正确测量，所以，上述2 种判据都存在一定的局限性。

利用故障相电压和支路负序电流直接乘积积分构成的暂态能量保护在一定程度上能弥补上述不足，但其整定可能相对困难。提出了基于负序和零序基波电流大小的接地保护，对负序和零序电流保护设置一个精工电流门槛，当负序和零序基波幅值均大于门槛时，启动接地保护。接地保护采用反时限特性，在一定程度上具有了自适应的特点。但由于采用基波电流作为判断依据，当系统发生故障时，如果消弧线圈工作在谐振点附近，保护处分配的负序电流很可能远小于精工电流，导致保护灵敏度不足或失去选择性。另外，在不同补偿方式下，保护处观测到的负序电流和零序基波电流大小可能存在很大差别，用同一个过电流定值无法适应实际系统的要求。因此，基于负序的单相接地故障保护要真正能够适应各种运行方式和故障情况，还有工作要做。本文提出一种新的负序电流补偿零序电压的自适应接地保护，希望能为该问题的解决提供有益的借鉴。

二、微机型保护装置的研制1、总体方案设计硬件平台是软件算法的运行载体，是实现准确、高效选线的保障。本文设计的选线装置采用双CPU。即"DSP+单片机"的处理机构。DSP作为运算CPU，负责信号采集、选线计算部分；单片机作为管理CPU，主要负责人机交互部分。DSP处理器由于内部采用哈佛总线结构，指令是流水线操作，以及独立的硬件乘法器结构等，非常适合进行数字信号处理，进行实时的数据分析和监控。本文采用TI公司的TMS320LF2407A(以下简称LF2407A)DSP芯片为数据采集和处理CPU，充分利用其强大的数据处理能力和速度，实现多点数据采集和快速参数计算。单片机采用瑞萨M16C／62P系列单片机，该单片机具有很强的抗干扰能力和1M的寻址空间，适用于事件管理和人机交互。系统总体方案如图1所示。本保护装置位于现场，进行数据采集和处理，并且与上位机之间进行通信。保护装置采用M16C／62P单片机为主CPU，负责系统显示、控制和与上位机通信；采用TMS320LF2407ADSP为从CPU，负责数据采集和处理；DSP与单片机之间用双端口RAM进行通信。系统通过RS232和RS485与上位机通信。

2接地保护安装调试注意事项

(1)在无选择性零序电压保护装置及零序功率方向保护装置中，电压互感器一次、二次中性点必须可靠接地，一次绕组中性点接地不仅是安全接地而且是工作接地。若中性点接地不可靠，二次系统则不能正确反映一次系统发生接地故障时不平衡电压零序功率方向，因此开口三角形电压极性必须正确。

(2)在利用零序电流互感器(多为电缆出线)构成的接地保护装置中，当电网发生接地故障时，故障电流不仅可能经大地流动，而且也经电缆导电外皮和铠装流动。因此，零序电流互感器上方电缆头保安接地线必须沿电缆方向穿过LH在线路侧接地。

零序互感器下方电缆皮接地则不需穿过零序互感器，避免形成短路环，电缆固定夹头与电缆外壳、接地线绝缘、零序电流互感器变比、极性误差应调整一致、正确，以减少互感误差。

(3)在经消弧线圈接地的电网单相接地保护通常利用反映谐波的电缆电容的五次谐波分量保护和暂态电流速动保护，其实现选择性较困难。可在发现接地故障时投入有效电阻，以增加故障电流有功分量方法，利用零序电流保护、方向保护有选择地切除故障。

(4)在电容器自投切系统中，补偿电容器应接成中性点不接地Y或D接法。发生接地后，三相负载仍保持对称运行，从而不影响零序电流，保证接地保护的灵敏性、正确性。

(5)在同一系统电缆线路和经电缆线路出线的架空线路中，它们单相接地电容电流大小存在差别，零序电流保护定值应充分考虑。

(6)利用三个电流互感器构成的零序电流滤过器，必须克服其不平衡电流的影响。

三、结束语

随着电力科技的发展，近年来小电流接地电力系统逐步应用了独立的小接地电流选线装置。将小电流系统所有出线引入装置进行接地判断及选线，从而解决了零序电流较小、各种装置LH误差、测量误差、电力电缆潜流、消弧线圈、电容充放电过程等影响，能正确判别或切除故障线路。

参考文献：

[1] 丁磊. 小电流接地系统单相接地选线与定位技术的研究[D]. 山东大学, 2005, (04) .

[2] 李荣明. 小电流接地系统单相接地故障选线[D]. 重庆大学, 2005, (01) .