继电保护与微机保护的区别精选(九篇)

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第1篇：继电保护与微机保护的区别范文

关键词：分析 继电保护 状态检修

0 前言

传统的继电保护装置及二次回路接线是通过进行定期检验确保装置元件完好、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。以往的保护检验规程是基于静态型继电器而设计的，未充分考虑到微机型保护的技术特点，对微机型保护沿用以前规程规定实施的检修周期、项目不尽合理。随着电力系统的不断发展，电网结构日益复杂，分布范围日益增大，继电保护设备的维护工作量和成本也日益增加。继续采用以往检修制度的负面效应也体现出来，因此，很有必要根据设备的实际运行状态实行状态检修。

1 微机型保护装置现场安装试验的意义

继电保护装置的试验大致分为两种：一种是制造厂和研究单位进行的研究性和鉴定性试验；一种是使用单位进行的新安装试验。继电保护的现场检验主要形式也有两种，即例行定期检验和事故后检验。―般情况，研究性试验和鉴定性试验是在实验室进行的，其电磁环境和运行现场的电磁环境有很大的区别。新安装试验和检验是在现场运行条件下对继电保护装置的实际应用，其具体方案的确定，既要结合电网结构和变电站一次主接线对保护配置及性能的要求，还要结合继电保护装置的具体接线和二次回路（包括交流电流回路、电压回路、直流回路以及高频通道回路等）的连接方式。

新安装设备继电保护试验主要是检查保护装置在现场使用条件下的性能、质量是否满足技术要求。检查二次回路与保护装置的连接，接线是否完整正确，以及进行定值整定试验。研究性和鉴定性试验的重点是“试”（“试”带有探索、了解的含义）保护装置；新安装试验既有试验的要求，又有检验的意思，因为它主要不是“试”而是进行检查、测定和整定。新安装试验的重点不仅是保护装置，还包括二次回路以及定值整定要求。尤其是对微机保护而言，不仅要求二次回路接线的正确性，而且要满足一系列反事故措施要求，例如电流互感器、电压互感器二次中性点接地问题，控制电缆的屏蔽接地问题以及高频通道加工设备和高频电缆的反措要求等，否则即使接线正确，保护装置仍可能发生不正确动作。保护装置是通过定值整定才被赋予实际使用意义的，如果定值整定有误或失去相互配合，在实际使用时就会发生不正确动作。

保护装置的检验，其“试”的味道更加淡化，“检查”的要求更加突出，主要检查保护装置及其二次回路的工作状态和定值是否发生变化，而判别的依据是和上一次检验或试验的测试数据进行比较。继电保护装置是保证电力元件和电力系统安全稳定运行的基本装备，任何电力元件不得在无继电保护的状态下运行。继电保护既不能在无故障或区外故障时误动，也不能在区内故障时拒动，在过去相当长的一个时期内，为了保证继电保护工作的可靠性，管理部门制定了一整套严格的继电保护检验制度，该制度的核心就是定期检验。并详细规定了各种继电保护设备的检验周期和检验项目。各单位都要依据规定的检验周期，制定本单位年度的继电保护检验计划，并结合一次设备的检修、停电情况制定月度执行计划。继电保护的检验完成率是―项重要的考核指标。

2 继电保护设备状态检修的必要性分析

继电保护定期检验对保证电网安全稳定运行发挥过非常重要的作用，它较好地贯彻了“安全第一，预防为主”的方针，建立了一整套较为完善的检修规章制度。但随着电网的发展和技术进步，定期检验存在的问题也日益显现出来。

定期检验既存在检修过度，也存在检修不足，两者都会造成设备老化速度加快，运行寿命下降。随着保护设备的技术进步和质量提高。多数设备到了检修周期后并无缺陷，但按规定到期仍要检验，可以说不少装置不是用坏的，而是修坏的。如一套保护装置在运行期间（10年左右），其动作次数也不过几十次，但一次检验的动作次数就达到了几十次。现代微机保护运行可靠，保护功能通过程序来实现，保护功能、定值都不会随意变化，对这类设备仍采用定期检修，必然会造成检修过度，降低设备运行寿命。

过度检修停电频繁，影响供电可靠性；检修过多，容易引发事故。同时继电保护年检任务过重，挤占时间，不利于其它专业工作（例如技术管理与培训）的开展。继电保护设备状态检修的实施，将会极大地减少一次设备的停运次数．提高供电可靠性，缓解一二次设备检修间的矛盾。

当前电网配置的保护装置中微机保护已经占到80％以上，微机保护的工作状态是一种“动态”系统，即不断地进行数据采集、传送、和运算，因此微机硬件部分的任伺元件损坏，都会随时表现出来。微机保护可以利用内检程序对装置各部分（RAM、ROM、数据采集系统和开关量开入、开出回路）进行自检，并能对自检出的问题进行自动诊断和自动报警，对可能引起保护装置误动的严重故障实现自动闭锁。微机保护的远方通信能力，使它的工作状态可以通过远方监测得到及时掌握和判别，因此，对于保护装置，不但可以延长其检验周期，甚至应该取消定期检验。在这一问题上应该打破习惯做法，改变旧的思维方法，因为定期检验从电磁型保护一直延续到晶体管保护再沿用到现在的微机保护装置上，是对劳动的浪费，是有害无益的盲目行为。

微机保护装置虽然有自检功能，但仍然存在薄弱环节，有个别部位自检不到，例如装置的电源部份等，因此微机保护装置还不能完全不检修。微机保护装置的检修特点，一是“检”的工作量较少，二是微机保护的维修是“板”级维修，“板”级维修一般只需要把维修部位定位到某个插件板。正是上述检修特点决定了微机保护装置特别适宜于开展状态检修。

3 开展继电保护状态检修应注意的问题

3．1严格遵循状态检修的原则

实施状态检修应当依据以下原则：一是保证设备的安全运行。在实施设备状态检修的过程中，以保证设备的安全运行为首要原则，加强设备状态的监测和分析，科学、合理地调整检修间隔、检修项目，同时制定相应的管理制度。二是总体规划，分步实施，先行试点，逐步推进。实施设备状态检修是对现行检修管理体制的改革，是一项复杂的系统工程，而我国又尚处于探索阶段，因此，实施设备状态检修既要有长远目标、总体构想，又要扎实稳妥、分步实施，在试点取得一定成功经验的基础上，逐步推广。三是充分运用现有的技术手段，适当配置监测设备。

3．2交接性检验应注意的问题

对继电保护及其二次回路实施状态检修应明确―个前提，即保护装置应经过认真的交接性检验。继电保护检验条例规定，交接性检验是按全部检验项目进行检验，可以说，交接性检验是影响继电保护正确动作率的决定性因素。

交接性检验应达到三个目的：一是全面仔细检查保护装置性能和二次回路接线，熟悉保护装置的运行性能，保证二次问路接线正确；二是为状态检修建立和积累全面丽详细的原始数据；三是根据一年的运行情况，及时发现和消除保护装置的缺陷、隐患。

交接性检验的试验条件、方法，使用的仪器、仪表，试验中观察到的现象和试验结果及测试数据都要详细、准确记录。交接性检验做好了，对设备的状态就有了清晰的概念和准确的把握，开展状态检修就有了基础。否则就无法进行设备状态的评估，当然也就无法有效地开展状态检修。

3．3重视状态检修的技术管理

状态检修需要科学的管理来支撑。新安装验收性和交接性检验尽管有许多的要求，但是这两种检验是互相区别、各有特点、不能取代的，首先是这两种检验的主体不同，对事故应承担的责任不同，在责任心上会产生微妙的变化。我们反复强调要严把验收质量关，但是验收投运时客观上存在的验收条件不够充分、验收时间的仓促，对新设备不够熟悉等因素都会影响验收质量。由于验收试验是施工单位做，最后移交的试验记录对运行单位来说不是“第一手”资料，而交接性检验的记录才是真正的“第一手”资料。尤其对第一次入网使用的新设备，验收人员往往只有从技术资料中得采的“书本”知识，缺乏由实践得来的感性知识和理性知识，所以在验收试验时有一些试验项目还是盲目的，经过一年的运行实践，会有一些新的改进，只有经过交接性检验之后，运行人员才会对设备有比较清晰的认识。

要搞好继电保护设备状态检修，建立每套保护装置的“设备变更记录”是非常重要的基础技术管理工作。“设备变更记录”应详细记载设备从投运到报废的整个使用过程中设备软、硬件发生的变化，包括软件的版本升级、硬件插件的更换、二次回路的变更，反事故措施的执行情况及检验数据的变化情况。这样的“设备变更记录”实际上就是该保护装置所有检修记录的摘要和缩影，因此可以作为设备状态评估的依据。

慎重地研究和采用先进的检测手段和检测装置，微机保护故障信息系统给继电保护状态评估带来很多方便，应逐步加大其建设力度。继电保护的检验不仅是对装置的检验，还包括对二次回路和定值的检验。值得一提的是，取消对微机保护装置的定期检验，不是要取消对微机保护的所有检验工作，更不是要取消对二次回路的检验。确切地说，是对微机保护开展状态检修，即在取消定期检验的前提下，对微机保护装置及其二次回路实施根据设备的工作状态而确定的有针对性的适时检修。

3．4高素质检修人员的培养

高素质检修人员是状态检修能否取得成功的关键。在传统的检修模式中，运行人员是不参与检修工作的。状态检修要求运行人员与检修有更多联系，因为运行人员对设备的状态变化非常了解，他们直接参与检修决策和检修工作对提高检修效率和质量有积极意义。其优点是可以加强运行部门的责任感；取消不必要的环节，节约管理费用；迅速采取检修措施，消除设备缺陷。

5 结束语

状态检修是继电保护专业走向科学化管理的新里程碑，状态检修是根据设备运行状况而适时进行的预知性检修，“应修必修”是状态检修的精髓。状态检修既不是出了问题才检修，也不是想什么时候检修才检修。实行状态检修仍然要贯彻“预防为主”的方针，通过适时检修，提高保护装置运行的安全可靠性，提高继电保护装置的正确动作率。截止到目前为止，本局已经实施了对35kV、10kV馈线保护装置的状态检修，但继电保护状态检修是一项新生事物，我们将勇于实践，积极探索，让继电保护状态检修逐步迈向更科学的管理水平，逐步推广所有的继电保护设备状态检修。

参考文献

[1] 郭伟. 论继电保护装置的"状态检修"[J]. 水利电力机械, 2007年9月.

[2] 李万宝. 浅议继电保护信息化管理[J]. 大众科技,2004(12).

[3] 李永丽, 李致中, 杨维. 继电保护装置可靠性及其最佳检修周期的研究[J]. 中国电机工程学报,2001年6月.

[4] 陈德树. 继电保护运行状况评价方法的探讨[J]. 电网技术,2000(3).

第2篇：继电保护与微机保护的区别范文

关键词：数字化；变电站；继电保护；调试技术；电子技术；光缆传播技术 文献标识码：A

中图分类号：TM774 文章编号：1009-2374（2016）26-0048-03 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.26.023

变电站在电力系统中担任着转变电压、控制电压、控制电流方向、接受和分配电能任务的电力枢纽装置角色，它是整个电力系统配电与输电的控制中心。目前我国的电力信息化技术仍处于起步阶段。现阶段，对各种信息化的变电站技术处于开发、创新、研究阶段，并且信息化变电站与传统变电站有着本质上的区别，为了维持变电站的正常运行，对继电保护的研究非常有必要。

1 数字化变电站的具体内容

1.1 数字化变电站的定义

数字化变电站是由电子式电子互感器、智能开关等构成的人力依赖性较小的新型变电站。数字化变电站是在传统变电站的基础上，实现了对信息的输入、输出、编译，处理由模拟信息的向数字信息的转变。相较于传统的变电站，数字化变电站的自动化程度更高，对信息处理的速度更快，极大地减少了信息的重复性录入。信息在转变为数据处理之后，可以利用数学建模等方式，使测量的精度更高、计算速度更快。

1.2 数字化继电保护装置的特点

1.2.1 数字化变电站继电保护装置相较于传统继电装置的区别。传统的变电站继电保护装置与数字化变电站继电保护装置的区别体现在多个方面。

硬件方面与软件方面。传统的微机保护装置，其主要部件有数据采集单元、数据处理单元、通信接口等。通过数据采集单元采集模拟量U、I，汇总到总线后进行处理，可以经过开关量输入/输出回路来执行回路，以达到人机对话。传统的微机保护装置总线上接口较多，所有数据均由总线进行处理处理较慢，容易出现数据重复计算或者信息的遗漏。数字化保护装置与传统微机保护装置最大的区别就在于接口。数字化保护装置拥有主CPU处理器以及从CPU，主从CPU通过双端口RAM进行数据的交互，主CPU上有光接收单元、开入单元接口，从CPU上人机接口以及通信接口。光纤信号取代了传统的模拟量，开入量通过开入单元进入主CPU进行处理。通过主从处理器多接口分流处理，类似于双核处理，相较于传统的微机保护装置，其数据处理速度较快，数据累赘率减小。

继电保护功能的方面，由于数字化变电站中的继电保护装置拥有多接口以及多处理器，形成了类似于网络化的结构，各种数据无需每次都经过总线进行处理，数据信息在经过CPU处理器处理计算后，装置直接将数据传输到相应的接口，从而形成了网络化的保护功能，提高了继电保护装置的运行效率。

继电保护装置功能方面，由于数字化变电站的继电保护装置只需考虑程序处理、通信、电源等方面，所以其间隔层的功能只要能保证以上功能正常实现即可维持整个变电站的逻辑以及数据处理，这需要设计一个通用的间隔装置，即可维持变电站的正常运行，相比于传统的变电站，这大大降低了数字化变电站继电保护装置的维护难度。

1.2.2 数字化继电保护装置接口的实现。数字化继电保护装置接口的实现方式和传统继电保护装置接口的实现方式不同。在传统继电保护装置中最具代表性的是微机继电保护装置，现在很多电力系统中使用的仍是微机继电保护装置。在微机继电保护装置中有微处理器，所有的电路均为数字电路，其中的接口主要有两种类型：一种是模拟量输入接口；另一种是开关量输入输出接口。在数字化变电站技术出现以后，新型的变电站继电保护装置应运而生。数字化变电站继电保护装置接口和微机继电保护装置不同，其中主要包括通信接口和人机接口，信息的接收和处理均通过数字信号完成。传统的继电保护装置数据采集主要是通过模拟信息的录入实现的，处理模拟信息时，需要较多的A/D变换插件以及低通滤波插件，信息处理效率低。数字化变电装置通过光纤传播数据，减少了数据传输的时间，通过电子互感器将信息转换为数据信息，实现数据的传输。最后交由合并单元进行数据处理，转换所需要的信息。对比传统变电站，利用光纤传输转换为数据的信息，大大提高了传输效率，提高了变电装置的稳定性与安全性。

2 数字化变电站继电保护的调试技术研究

2.1 数字化变电站继电保护的调试技术

2.1.1 数字化变电站继电保护的调试阶段。数字化变电站继电保护的调试主要分为三个阶段，分别是单体调试、单间隔调试和整组联调。以下是三者的具体内容：

首先是单体调试。虽然我国数字化变电站继电保护调试技术的发展取得了很大进步，但目前我国的数字化变电站继电保护装置在研发水平和产品制造方面还处于发展完善阶段，有很多装置在现场运行时还存在很多问题，而且这时候又不宜对其硬件进行更换和对其程序进行修改的工作。所以相关工作人员在进行调试工作时，一定要对保护装置与厂家一起在保护装置出厂前进行联合调试工作。调试人员还需要重视装置的完整性，保证装置被送到现场后能够正常运行。另外，单体调试的项目很多，主要有遥信测试、模拟量测试、压板投退测试、定值测试、保护录波文件、保护告警、保护事件、网络切换、网络中断、动作逻辑测试和对时测试等。

其次是单间隔调试。智能终端、保护装置以及测控装置三者之间的通信正常对于数字化变电站继电保护的调试工作有着极其重要的影响。单间隔调试就是确保三者通信正常的一种技术方法。除此之外，上行、下行报文的监控也是单间隔调试的工作重点。总地来说，单间隔调试主要的内容有GOOSE能否实现间隔防误闭锁功能，任意选一个测控装置和任意选两个测控装置在违反和满足五防闭锁条件下的两种情况分别进行相关的操作。

最后是整组联调。联调的测试内容主要是GOOSE网检测、保护逻辑功能的测试和遥控功能的测试，其中GOOSE网检测是联调的重点内容。联调GOOSE测试主要包括七个部分的内容：第一，GOOSE的报文测试；第二，GOOSE的是否是正确的；第三，GOOSE的订阅是否正确并相对应；第四，将GOOSE的参数设置错误，检查一下看被测装置是否能够及时有效处理；第五，检查GOOSE断链是否能够正常上报；第六，检查GOOSE的发送策略，比如发送间隔和发送序号是否符合标准；第七，装置固定以后，GOOSE的报文当前的数据是正确发送的，并且没有遗漏。

2.1.2 数字化变电站继电保护的调试方法。数字化变电站继电保护的测试方法不仅改善了传统变电站存在的不足，还在传统变电站的基础上取得了突破发展。数字化变电站继电保护装置的测试分为采用传统继电保护测试仪和采用数字继电保护测试仪两种方法。对于采用传统继电保护测试仪，其原理是在电流互感器和电压互感器模拟器中加载传统继电保护测试仪所输出的电流和电压，通过电流互感器和电压互感器模拟器来把电压和电流的模拟信号转变成特殊的数字光信号。再把这些数字光信号送到合并单元中，并通过SMV交换机最终取得保护设备的作用。对于采用数字继电保护测试仪，其原理是直接输出数字化的电压量、电流量和开入量。同时读取出GOOSE出口报文测量保护动作时间，直接起到保护装置的作用。与传统继电保护测试仪相比，数字继电保护测试仪在很大程度上简化了测试流程，不仅提高了设备的测试效率，还精确了测试结果，是一次巨大的突破。

2.2 继电保护技术在数字化变电站中面临的新形势

2.2.1 继电保护性能加强。数字化变电站下的继电保护装置将原来的模拟信息转换为了数据信息，大大减少了存储信息所需的空间，存储能力大大提高。数据信息的计算相比于模拟信息的计算更加方便准确，利用数学建模、空间坐标、参数设定能够快速地计算测定变电站内的信息情况，从而对状况进行准确而快速的处理。而且在准确度方面，数字化继电保护装置的系统更加优化，模糊控制更加精准、神经网络更加完善、状态预测更加准确甚至人工智能方面也有了极大的进步。数字化的信息处理不仅使得继电保护性能大大提高，并且数据的计算相较于信息数据的处理成本更低，发展前景

较好。

2.2.2 继电保护系统安全性提高。现在一般的继电保护装置稳定性较差，受温度湿度影响较大，极易遭受雷电天气影响，这面对飞速变化的电力发展趋势显然是不够的。继电保护装置要提高系统的可靠性，力求达到不受湿度、温度及天气变化的影响，不受小部件更换的影响，不受电源波动以及装置使用年限的影响。还要求装置能够定期对自身零件系统进行维护检查，排查故障，提高安全性。

2.2.3 继电保护系统软件及硬件性能提高。一个装置的软硬件是装置运行的基础，好的部件决定了装置的性能，要提高继电装置的性能，提高其软件及硬件的性能是必要的。在选择一个系统产品时，软硬件的可扩展能力往往居于首位考虑。近年来，国际标准IEC6182越来越受到国人重视，国内变电站建设逐步向国际看齐，提高软硬件的可扩展性越来越重要。

2.3 数字化继电保护系统性能优化

2.3.1 分布式母线保护。在继电保护装置中，母线的地位极其重要，但在传统的继电保护装置中，因为模拟信息的数据处理量过大，难以将数据分流处理，只能进行集中处理。集中处理的效率不高且抗干扰能力较弱，对于第二次信息处理，传统继电器由于其母线抗干扰能力不强，极易出现数据混乱的现象。数字化变电站下的继电保护装置将模拟数据转换数字数据，减少了数据处理量，分布式母线配合数字化继电装置的网络化结构，极大地提高了继电装置的抗干扰性能及二次数据处理性能。

2.3.2 输电线路保护。数字化变电站下的继电器一般由电子互感器构建而成，电子互感器不存在传统互感器的饱和问题，因此能够降低纵差保护方面的误差，提高选相元件、距离阻抗元件等多种元件的性能，继电保护能力大大提高。但电子互感器在差动保护灵敏度这一方面不及传统的互感器。

3 数字化变电站机电保护调试实例分析

本文所介绍的实例是邯郸名府220kV数字化变电站。该变电站是我国数字化变电站的典型代表，对其进行分析和研究具有重要意义。邯郸名府220kV数字化变电站是以IEC61850通信规范为基础的，其中的一次设备实现了智能化，二次设备实现了网络化，一次设备和二次设备分层构建。邯郸名府220kV数字化变电站对接的是两个常规变电站，一个是大寨220kV变电站，另一个是魏县220kV变电站，两个常规变电站的配置是相同的，因此只研究一个变电站即可，本文研究的是大寨220kV变电站。邯郸名府220kV数字化变电站和大寨220kV变电站的一次系统简图和通信方式示意图分别如图3和图4所示。在调制的过程中会出现纵差保护时间同步问题，需要解决这一问题。

在测试前要对装置和保护通道进行检查，检查结果显示，PSL603U装置、CSC-103D/E装置和CSC-186装置的通道都是正常的。在第一次测试时中采用的是单端加测试量的方法，测试数据基本正常。第二次采用的是实际带负荷的方法，发现PSL603U角度偏差比较大，超过了10°，通过对PSL603U装置的延迟时间进行调整，实现交流采样同步，解决了PSL603U装置角度偏差的问题。

4 结语

由于数字化的继电保护仍处于起步阶段，各项技术都尚未达到成熟阶段，建设过程中仍存在着问题尚待解决。因此在发展信息化变电站下的继电装置，需要不停开发探索新技术，弥补不足，完善系统。将思维从传统中跳脱出来，发散创新性思维，解决电子互感器的一些先天性不足，使信息化系统更加完善。

参考文献

[1] 王超，王慧芳，张弛.数字化变电站继电保护系统的可靠性建模研究[J].电力系统保护与控制，2013，（3）.

第3篇：继电保护与微机保护的区别范文

【关键词】变电站 继电保护 检修

一、引言

继电保护系统在电力系统中是其重要的构成元素。由于其发生故障的后果危险性巨大，所以确保电力系统的安全性是减少事故发生的关键点，导致电力系统发生故障的原因很多，可根据各类故障的特点将其分为过流或者低压保护以及低周保护等等故障类型，如果以保护的对象来划分，可将其分为变压器或者母线的保护以及其他器件的保护等等，不同的划定标准就会产生不同的区分，总之，变电站的要求是有一个稳定性高和安全性好的继电保护系统。

二、继电保护状态检修的必要性

社会在进步，变电站的建设势必也会更加完善 ，在电网规模日益扩大的情况下，其设备在数量上也会不断变多。传统是以预防性为原则的继电保护状态检修方式，现今已经不能满足设备过多所进行的操控了，如果进行大量的检验，电网的安全秩序就会被打乱，所以继电保护状态的检修存在必要性。首先，传统类型的继电保护是以定期检验的模式来操作的 ，他不太注重设备的实际情况，到时间了就盲目的检验完全没有针对性的对象，这样不仅会使企业投入大幅度的资金。在检修技术不断提高的前提下 ，如果在继电保护过程中不进行对应的装置与技术的匹配 ，就会使电网状态不能正常的运行，这样子会使电网运行的安全性降低，传统的电网比较复杂的操作会加大工作人员的工作量。因为每一次继电保护的检验中 ，设备的运行会被停止 ，这就会导致供电的停止，人们的利益就会受损，而且会还大幅度的调动人员并且工作量很大，作业人员的安全也会受到威胁。所以合理加大对变电站继电保护状态检修非常重要。

三、继电安全设备检修的目标分析

一个安全的电力系统对继电保护的各个设备状态方面上检修有着一定的目标，这是基础性的要求，在继电保护设备上采取一定时间段的检测和维修，可以产生很多正面的作用，如能保障供电系统的可靠性和提高设备利用率等作用[1]。

其一，对继电的设备采取定期的检测和维修，可以真正的保证其保护设备安全程度的可靠，有关的工作人员可以时刻的掌握继电保护设备的各项数据和状态，进而可以对继电保护的老化的设备进行维修保养甚至可以更新换代。经过维修或者更换到装备配备在继电保护系统上，不仅可以确保继电保护各装置工作的正常合理的运作，真正的减少因故障产生事故的可能性，而且增加保护设备的运行年限。使变电站的安全得到了一定的保障，又能节省了经济上的支出，达到了双赢的目的[2]。这些要求实现了就可以使设备的利用率上也达到一定程度的提高。保障电网供电的可靠性；

其二，随着社会的不断进步，科学技术也在发生突飞猛进的变化，在有关的继电保护的检修的质量方面上，更是引进了数字式的保护的技术，将其应用到检测和维修设备上，进行数字化的准确的判断，可以在短时间内解决设备的检修质量的问题，同时相当于智能化的操作检修的各项程序。这项技术的投入在进行定期的检测变电站继电保护，使得操作更加准确和专业，进而保证了继电设备在安全经济的条件下运行[3]。所以广泛应用数字化成为了目标；

四、如何实现继电保护状态检修

首先可以利用继电器保护的自动检测功能，现在微机保护的应用广泛，很多保护装置本身就配备了非常强的自动检测的功能，微机保护的原理是运用编程来做到其功能。所以可以通过多种现代的网络技术原理，利用软件的内在逻辑来编程微机保护的各种动作特点，最终实现其应有的功能，这是利用继电器的自检功能来实现其自身的保护。其次， 还可以通过对保护二次的回路进行结构功能的分析。在数字式类型的装置上，很多此类型装置本身都配备着可以自行监控的特点，继电的保护装置排除本身的配置外，其中还有像直流回路和控制回路等等类型功能的回路。因为此继电保护装置内在的局限性，它只能做到保护一些基础性的装备的功能，这些原因导致其不容易推广下去，因此就不能广泛的应用到实际中。关于保护装置中由不同类型的电器和电缆组成的电气二次回路。二次回路由于其本身在继电器中的处理的功能，导致较多的操作回路都没有自动检测或者在线形式上的数据线控和向外传输的功能，往往导致保护设备在运行状态的检修时候，二次控制的回路不能达到规定的基本要求，所以很多工作就很难开展，机器也较难运行。然后在继电器处于断路器的情况下也可以采取一定的方法措施来解决，那就是在断路情况下进行监视，如果要想完成对电力设备进行保护，那么除了保护装置的本身要求外还应该留意各条电路和每个细节的问题。就比如断路器在跳闸时的监视首要对象是较为关键的保护状态的装置。这就要求了需要对跳闸或者合闸回路的接法结构必须正确，每个基本的机构都要正常，很多因素类似温度和速度要符合系统的本身特点。要做到这种程度的修检可能会导致过度性的检测。但是如果可以记录下整个断路器的任何动态过程，进行取样分析和研究，必然可以很快地判断出断路器的各种状况，方便去进行检修和维护。

不同的情况，根据实际情况进行分析就会有实际性的解决方案，在继电保护状态检修方面上，应将现在较为先进的科技和继电保护技术融合起来，这样才能真正提高变电站的安全性。

五、结论

现代科技的不断进步，电力系统在继电保护方面上也在不断的迅速发展。现今的系统已经可以区别于以前的较为传统的系统，不管是硬件还是技术都有一定层次的提高，更快速的保护速度和其高集成度导致其强大的功能，展望未来，我们坚信随着继电保护技术和现代的各项高科技的融合与发展，将会研究出一个具有控制、检测并且结合数据通信各种先进功能的新一代继电保护装置，变电站继电保护装置的各项水平又将提高到一个新的层次。

参考文献：

[1]李永丽，杨维.继电保护装置可靠性及其最佳检修周期的研究[J].中国电机工程学报，2001，2（6）：63-65.

第4篇：继电保护与微机保护的区别范文

关键词：继电保护　运行现状　发展前景

1、我国电力系统

继电保护技术的发展现状继电保护技术是随着电力系统的发展而发展的，它与电力系统对运行可靠性要求的不断提高密切相关。熔断器就是最初出现的简单过电流保护，时至今日仍广泛应用于低压线路和用电设备。由于电力系统的发展，用电设备的功率、发电机的容量不断增大，发电厂、变电站和供电网的结线不断复杂化，电力系统中正常工作电流和短路电流都不断增大，熔断器已不能满足选择性和快速性的要求，于是出现了作用于专门的断流装置的过电流继电器。本世纪初随着电力系统的发展，继电器才开始广泛应用于电力系统的保护。这个时期可认为是继电保护技术发展的开端。

自本世纪初第一代机电型感应式过流继电器（1901年）在电力系统应用以来，继电保护已经经历了一个世纪的发展。在最初的二十多年里，各种新的继电保护原理相继出现，如差动保护（1908年）、电流方向保护（1910年）、距离保护（1923年）、高频保护（1927年），这些保护原理都是通过测量故障发生后的稳态工频量来检测故障的。尽管以后的研究工作不断发展和完善了电力系统的保护，但是这些保护的基本原理并没有变，至今仍然在电力系统继电保护领域中起主导作用。

继电保护装置是保证电力系统安全运行的重要设备。满足电力系统安全运行的要求是继电保护发展的基本动力。快速性、灵敏性、选择性和可靠性是对继电保护的四项基本要求。为达到这个目标，继电保护专业技术人员借助各种先进科学技术手段作出不懈的努力。经过近百年的发展，在继电保护原理完善的同时，构成继电保护装置的元件、材料等也发生了巨大的变革。继电保护装置经历了机电式、整流式、晶体管式、集成电路式、微处理机式等不同的发展阶段。

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，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60年代是我国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。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。

国内微机保护的研究开始于70年代末期，起步较晚，但发展很快。1984年我国第一套微机距离保护样机在试运行后通过鉴定并批量生产，以后每年都有新产品问世；1990年第二代微机线路保护装置正式投入运行。目前，高压线路、低压网络、各种主电气设备都有相应的微机保护装置在系统中运行，特别是线路保护已形成系列产品，并得到广泛应用。我国在2000年220kV及以上系统的微机保护率为43.99％，线路微机保护占86％，到2003年底，220kV以上系统的微机保护已占到70.29％，线路的微机化率达到97.6％。实际运行中，微机保护的正确动作率要明显高于其他保护，一般比平均正常动作率高0.2～0.3个百分点。国产微机保护经过多年的实际运行，依靠先进的原理和技术及良好的工艺已全面超越进口保护。从80年代220KV及以上电压等级的电力系统全部采用进口保护，到现在220KV系统继电保护基本国产化，反映了继电保护技术在我国的长足发展和国产继电保护设备的明显优势。

微机继电保护技术的成熟与发展是近三十年来继电保护领域最显著的进展。经过长期的研究和实践，现在人们已普遍认可了微机保护在电网中无可替代的优势。微机保护具有自检功能，有强大的逻辑处理能力、数值计算能力和记忆能力，并且具备很强的数字通信能力，这一切都是电磁继电器、晶体管继电器所难以匹敌的。计算机技术的进步，更高性能、更高精度的数字外围器件的采用，一直是微机继电保护不断发展的强大动力。

2、微机继电保护的主要特点

微机保护充分利用了计算机技术上的两个显著优势：高速的运算能力和完备的存贮记忆能力，以及采用大规模集成电路和成熟的数据采集，A/D模数变换、数字滤波和抗干扰措施等技术，使其在速动性、可靠性方面均优于以往传统的常规保护，而显示了强大生命力，与传统的继电保护相比，微机保护有许多优点，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，正确动作率高。主要表现在能得到常规保护不易获得的特性；其很强的记忆力能更好地实现故障分量保护；可引进自动控制、新的数学理论和技术，如自适应、状态预测、模糊控制及人工神经网络等，其运行正确率很高，已在运行实践中得到证明。

2）可以方便地扩充其他辅助功能。如故障录波、波形分析等，可以方便地附加低频减载、自动重合闸、故障录波、故障测距等功能。

3）工艺结构条件优越。体现在硬件比较通用，制造容易统一标准；装置体积小，减少了盘位数量；功耗低。

4）可靠性容易提高。体现在数字元件的特性不易受温度变化、电源波动、使用年限的影响，不易受元件更换的影响；且自检和巡检能力强，可用软件方法检测主要元件、部件的工况以及功能软件本身。

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。

3、未来继电保护技术的发展前景

微机保护经过近20年的应用、研究和发展，已经在电力系统中取得了巨大的成功，并积累了丰富的运行经验，产生了显著的经济效益，大大提高了电力系统运行管理水平。近年来，随着计算机技术的飞速发展以及计算机在电力系统继电保护领域中的普遍应用，新的控制原理和方法被不断应用于计算机继电保护中，以期取得更好的效果，从而使微机继电保护的研究向更高的层次发展，其未来趋势向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展。

3.1 微计算机硬件的更新和网络化发展在计算机领域，发展速度最快的当属计算机硬件，按照著名的摩尔定律，芯片上的集成度每隔18～24个月翻一番。其结果是不仅计算机硬件的性能成倍增加，价格也在迅速降低。微处理机的发展主要体现在单片化及相关功能的极大增强，片内硬件资源得到很大扩充，单片机与DSP芯片二者技术上的融合，运算能力的显著提高以及嵌入式网络通信芯片的出现及应用等方面。这些发展使硬件设计更加方便，高性价比使冗余设计成为可能，为实现灵活化、高可靠性和模块化的通用软硬件平台创造了条件。硬件技术的不断更新，使微机保护对技术升级的开放性有了迫切要求。网络特别是现场总线的发展及其在实时控制系统中的成功应用充分说明，网络是模块化分布式系统中相互联系和通信的理想方式。如基于网络技术的集中式微机保护，大量的传统导线将被光纤取代，传统的繁琐调试维护工作将转变为检查网络通信是否正常，这是继电保护发展的必然趋势。微机保护设计网络化，将为继电保护的设计和发展带来一种全新的理念和创新，它会大大简化硬件设计、增强硬件的可靠性，使装置真正具有了局部或整体升级的可能。

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，实现微机保护装置的网络化。这样，继电保护装置能够得到的系统故障信息愈多，对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确，大大提高保护性能和可靠性。

3.2 智能化进入20世纪90年代以来，人工智能技术如神经网络、遗传算法、进化规划、模糊逻辑等在电力系统各个领域都得到了应用，电力系统保护领域内的一些研究工作也转向人工智能的研究。专家系统、人工神经网络（ANN）和模糊控制理论逐步应用于电力系统继电保护中，为继电保护的发展注入了活力。

人工神经网络（ANN）具有分布式存储信息、并行处理、自组织、自学习等特点，其应用研究发展十分迅速，目前主要集中在人工智能、信息处理、自动控制和非线性优化等问题。近年来，电力系统继电保护领域内出现了用人工神经网络（ANN）来实现故障类型的判别、故障距离的测定、方向保护、主设备保护等。例如在输电线两侧系统电势角度摆开情况下发生经过渡电阻的短路就是一非线性问题，距离保护很难正确作出故障位置的判别，从而造成误动或拒动；如果用神经网络方法，经过大量故障样本的训练，只要样本集中充分考虑了各种情况，则在发生任何故障时都可正确判别。其它如遗传算法、进化规划等也都有其独特的求解复杂问题的能力。将这些人工智能方法适当结合可使求解速度更快。可以预见，人工智能技术在继电保护领域必会得到应用，以解决用常规方法难以解决的问题。

3.3 自适应控制技术在继电保护中的应用自适应继电保护的概念始于20世纪80年代，它可定义为能根据电力系统运行方式和故障状态的变化而实时改变保护性能、特性或定值的新型继电保护。自适应继电保护的基本思想是使保护能尽可能地适应电力系统的各种变化，进一步改善保护的性能。这种新型保护原理的出现引起了人们的极大关注和兴趣，是微机保护具有生命力和不断发展的重要内容。自适应继电保护具有改善系统的响应、增强可靠性和提高经济效益等优点，在输电线路的距离保护、变压器保护、发电机保护、自动重合闸等领域内有着广泛的应用前景。针对电力系统频率变化的影响、单相接地短路时过渡电阻的影响、电力系统振荡的影响以及故障发展问题，采用自适应控制技术，从而提高保护的性能。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。

3.4 变电所综合自动化技术现代计算机技术、通信技术和网络技术为改变变电站目前监视、控制、保护和计量装置及系统分割的状态提供了优化组合和系统集成的技术基础。高压、超高压变电站正面临着一场技术创新。实现继电保护和综合自动化的紧密结合，它表现在集成与资源共享、远方控制与信息共享。以远方终端单元（RTU）、微机保护装置为核心，将变电所的控制、信号、测量、计费等回路纳入计算机系统，取代传统的控制保护屏，能够降低变电所的占地面积和设备投资，提高二次系统的可靠性。

综合自动化技术相对于常规变电所二次系统，主要有以下特点：

1）设备、操作、监视微机化。综合自动化系统的各个子系统全部微机化，其内涵中还包括系统的功能软件化和信号数字化的内容，完全摒弃了常规变电所中各种机电式、机械式、模拟式设备，大大提高了二次系统的可靠性和电气性能。操作、监视完全微机化，且方便地通过人机联系系统（MMI）对变电所实施监视和控制。

2）通信局域网络化、光缆化。计算机局域网络技术和光纤通信技术在综合自动化系统中得到普遍的应用。因此，系统具有较高的抗电磁干扰的能力，能够实现高速数据传输，满足实时性要求，组态更灵活，易于扩展，可靠性大大提高，而且大大简化了常规变电所繁杂量大的各种电缆，方便施工。

3）运行管理智能化。智能化的表现是多方面的，除了常规自动化功能以外，如自动报警、报表生成、电压无功调节、小电流接地选线、故障录波、事故判别与处理等方面，还具有强大的在线自诊断功能，并实时地将其送往调度（控制）中心，即以主动模式代替了常规变电所的被动模式，这一点是与常规二次系统最显著的区别之一。

竞争的电力市场将促进新的自动化技术的开发和应用，在经济效益的驱动下，变电站将向集成自动化方向发展。根据变电站自动化集成的程度，可将未来的自动化系统分为协调型自动化和集成型自动化。协调型自动化仍然保留间隔内各自独立的控制、保护等装置，各自采集数据并执行相应的输出功能，通过统一的通信网络与站级相连，在站级建立一个统一的计算机系统，进行各个功能的协调。而集成型自动化既在间隔级，又在站级对各个功能进行优化组合，是现代控制技术、计算机技术和通信技术在变电站自动化系统的综合应用。所谓集成型自动化系统是将间隔的控制、保护、故障录波、事件记录和运行支持系统的数据处理等功能集成在一个统一的多功能数字装置内，间隔内部和间隔间以及间隔同站级间的通信用少量的光纤总线实现，取消传统的硬线连接。总体来说，综合自动化系统打破了传统二次系统各专业界限和设备划分原则，改变了常规保护装置不能与调度（控制）中心通信的缺陷，给变电所自动化赋予了更新的含义和内容，代表了变电所自动化技术发展的一种潮流。随着科学技术的发展，功能更全、智能化水平更高、系统更完善的超高压变电所综合自动化系统，必将在我国电网建设中不断涌现，把电网的安全、稳定和经济运行提高到一个新的水平。

4、结束语

我国电力系统继电保护技术的发展经历了4个阶段。随着电力系统的高速发展和计算机技术、通信技术的进步，继电保护技术面临着进一步发展的趋势。其发展将出现原理突破和应用革命，由数字时代跨入信息化时代，发展到一个新的水平。这对继电保护工作者提出了艰巨的任务，也开辟了活动的广阔天地。

参考文献

1、杨奇逊，微型机继电保护基础，北京：水利电力出版社，1988.

2、吴斌，刘沛，陈德树，继电保护中的人工智能及其应用，电力系统自动化，1995（4）。

3、张宇辉，电力系统微型计算机继电保护，北京：中国电力出版社，2000.

4、葛耀中，新型继电保护与故障测距原理与技术，西安：西安交通大学出版社，1996.

5、葛耀中，自适应继电保护及其前景展望，电力系统自动化，1997，21（9）：42～46.

6、杨奇逊，变电站综合自动化技术发展趋势，电力系统自动化，1995，19（10）： 7～9.

第5篇：继电保护与微机保护的区别范文

关键词 继电保护；隐藏故障监测；风险；电力系统

中图分类号：F407文献标识码： A

所谓继电保护是指对电力系统中发生的故障或异常情况进行检测，针对相应的检测情况来发出相应的报警信号，或者直接将系统中的故障部分进行相关隔离和切除的一种重要措施。当电力系统中由于自然的、人为的或设备故障等因素发生故障时，继电保护装置必须能够及时快速的把系统故障进行有效切除，从而来保证电力系统的安全运行稳定，最大限度的降低故障引起的人生伤害和财产损失。

继电保护系统的隐藏故障是指继电保护装置中存在的一种永久缺陷，这种缺陷只有在系统发生故障等不正常运行状态时才会表现出来，其直接后果是导致被保护元件的错误断开。多次大停电事故的分析结论表明，这种由于继电保护装置的隐藏故障引起的大停电事故发生概率虽然很小，但危害极大，这类事故一旦发生将会引起电网的连锁反应，事故并会迅速蔓延导致电网崩溃，给电网带来灾难性的后果。

随着电网发展规模的不断扩大，电网的安全运行显得尤为重要，隐藏故障依然是威胁电网安全的主要隐患之一。因此开展对继电保护隐藏故障的研究具有重要的理论和现实意义。

1 继电保护隐藏故障的概述

继电保护主要是指在电力系统发生故障或是出现异常情况的时候对其进行检测，并根据相应的检测情况发出报警信号或是直接进行处理的一种电力保护措施。继电保护的主要作用就是在电力系统出现自然的、人为的或是设备故障等故障的时候能够及时、准确的将故障切断，以保护电力系统的安全运行，最大限度的降低损失。继电保护系统主要包括有继电保护装置、通讯通道、电压电流互感器以及断路器，其中任何一个部分出现故障都会造成继电保护系统的故障。继电保护系统隐藏故障主要是指继电保护系统内部元件存在着的一种永久缺陷，这种缺陷在系统正常运行的情况下是不会对系统造成影响的，而在系统不正常运行的状态下这种缺陷就会表现出来，并导致一连串的故障发生，最为直接的后果就是导致被保护的元件出现错误断开的情况。虽然继电保护隐藏故障造成大面积停电的机率很小，但是其危害却是极大的，这样的事故一旦发生就会引起一连串的连锁反应，甚至可能使电网崩溃。

2 继电保护隐藏故障的监测

由于继电保护的隐藏故障在电力系统正常运行的情况下是不会表现不来的，而只有在系统运行状态不正常的时候还会显现，也就是说，继电保护隐藏故障只有在系统运行的时候才会显露出来，所以，检测继电保护的隐藏故障采用传统的离线检测方式是不适合的。由此可见，对继电保护隐藏故障的监测需要的是在线监控系统，可是目前并没有专门的监控系统对继电保护隐藏故障进行保护，而只能依靠微机保护中的自检功能来保证系统的安全运行。早在1996年，一些国际著名的保护权威专家就指出致使电网发生联锁故障的最主要原因之一就是保护装置与系统中的隐藏故障，并进行了详细的研究，针对继电保护隐藏故障提出了监测和控制的技术方案。该系统主要是为了对电网中存在高脆弱性指数的保护装置进行监测与控制，系统首先会对输入继电器内部的信号进行分析诊断，事实上就是对该保护的算法与功能进行复制，最后将系统的输出结果和处于运行中的继电保护装置的输出结果进行相应的逻辑关系的对比分析，两者的输出结果若是相同，那么就会允许执行保护跳闸命令；而若是两者的输出结果不同，那么跳闸命令就会被禁止执行，这时，该系统就相当于起到了闭锁的作用。但是从二十世纪九十年代至今，微机保护装置自身的软、硬件技术和变电站的综合自动化成为了继电保护技术与变电站自动化发展中的重点，而对继电保护隐藏故障的监测与控制方面的研究却处于停滞状态。从而也就形成了目前仍然是采用微机保护的自检功能来确保系统的安全运行的现状。

3 继电保护隐藏故障的风险

从对继电保护隐藏故障的分析中我们就能看出，继电保护隐藏故障和常规故障之间的区别就在于隐藏故障不会立刻引发系统故障，而是要在系统处于不正常运行的情况下才会出现，这也是继电保护隐藏故障最危险的一点。继电保护隐藏故障的发生机制主要是在电力系统故障时或是故障后瞬间的非正常状态之下，但是初次之外，电力系统中的任何一个元件都可能出现隐藏故障。相关资料表明，电网中出现大规模的扰动事件有四分之三都和继电保护中的隐藏故障有关，而它们也存在着一个显著的特点就是：所存在的缺陷与隐患是不能被检测出来的，只有在相邻的事故发生后才会表现出来，并使事故进一步恶化。

继电保护隐藏故障发生的位置不同，其对电力系统所造成的危害程度也不相同，其主要是取决于隐藏故障的发生位置。为了对隐藏故障的风险进行评估，有的学者就提出了应用风险理论建立隐藏故障的风险评估的方案。继电保护隐藏故障风险评估的基本思想就是利用隐藏故障的概率，根据系统的拓扑结构对建立的连锁故障的模型进行仿真计算，其主要是对继电保护中所有隐藏的故障均进行风险评估，然后根据评估结果找出电力系统的薄弱环节，并采取相应的预防措施。

4继电保护隐藏故障监测方法

由继电保护隐藏故障的定义可知，继电保护装置的隐藏故障在正常运行时并不表现出来，而在系统出现压力的情况下才显现，也就是说隐藏故障只会在系统运行中暴露出来，因此，传统的离线式检测方法并不适合用来监测隐藏故障，必须研究针对继电保护装置隐藏故障的在线监测系统。目前尚无专门的监控系统用以检测运行中的继电保护系统是否存在隐藏故障，而是仅依靠微机保护中一些简单的自检功能来保障保护系统的运行。不管是保护系统的定期计划检修还是保护装置自检功能，都属于离线式的检测方法，均没有考虑装置现场运行中的情况，因此，这些目

前广泛采用的离线检测方式都不是可以信赖的检测方案，无法实现对于继电保护隐藏故障的检测。

目前广泛采用的常规检测方法往往是在保护装置离线情况下进行的，由于隐藏故障是在运行过程中才爆发，因此传统的检测方法并不能对隐藏故障进行全面的检测。考虑到隐藏故障存在的特点，完善的检测方法应做到对保护装置进行在线监测，这样才能够在系统暴露出隐藏故障时，及时发现其中的错误动作倾向，对存在隐藏故障的保护装置进行动作闭锁或者使其退出运行，阻止由于保护装置的隐藏故障而造成保护误动作的行为。

对隐藏故障而言，当系统在正常运行的时候，该故障一般不会表现出来；但是，当系统工作不正常时，往往暗示存在其中的隐藏故障已经达到了承受极限。当系统运行状况超过这个极限，保护装置就会出现误动或拒动的错误行为，因此，保护装置的状态经历了一个从正常到故障的动态过程

结论

继电保护的隐藏故障对电力系统的影响是非常大的，而且在电力系统正常运行的情况下，隐藏故障是不能被发现的。因此，隐藏故障的监测不仅重要而且是存在着一定难度的。在很早之前有研究者提出了隐藏故障的监测与控制系统，但是在其后的电力自动化的研究中重点研究的则是微机保护自身的软、硬件技术以及变电站的自动化技术，在隐藏故障的监测与控制方面的研究一直处于停滞状态。近年来，继电保护的隐藏故障的监测与控制的研究也逐渐的发展起来。

参考文献

[1]曾丽柳.继电保护隐藏故障监测及风险分析方法研究[J].科技风，2012(13).

[2]周鸿坤.继电保护隐藏故障监测方法研究[J].硅谷，2011(24)：92-92.

第6篇：继电保护与微机保护的区别范文

【关键词】数字化变电站；继电保护；技术分析

于电力系统而言，变电站是一个接受分配电能、控制电力流向、变换电压、调整电压的电力设备，它通过对变压器性能的充分利用将与各级电压电网相连接，这也被称为输电与配电集结点。但是就目前而言，数字化变电站仍处在发展、创新、完善的建设过程中，这一技术还没有完整规范的实施，而且数字化变电系统与传统意义上的数字化变电保护装置也有着根本的差别，所以对数字化变电继电保护系统的分析研究就具有十分重要的意义。

1对数字化变电站的理解

根据数字化变电站的基本作用来讲，它主要是数字化变电站信息的收集、处理、模拟与数字间信息的转化的作用，此外还可以形成和变电系统相应的信息网络，数字化变电站的信息主要分为分层分布化、信息应用集成化、系统结构紧凑化、数据采集数字化、系统建模标准化。另一方面，相对传统变电站来说，数字化更具有自动化管理的性能；二次接线变得更加简单、测量精度变得更高，不用对信息重复输入，同时因为传统变电继电保护变成了数字化变电站继电保护，所以其电磁性能相较以前变得更加强大。

2数字化继电保护系统的特点

2.1数字化保护装置与传统保护装置的区别

数字化保护装置与传统保护装置在硬件上的区别在于，数字化保护装置的微处理器的构成是数字电路，它的核心单元有着不一样的接口，而传统的继电保护装置的主要单元则是通信接口、模拟量输入接口、开管量输出与输入回路、数据处理单元。数字化继电保护装置对数据的收集主要是利用电子式互感器，这和传统继电保护有着很大的区别。数字化继电保护的主要构成为：通信接口、出口单元、光接收单元、中央处理单元、开入单元等。

2.2数字化变电站继电保护系统接口的实现

当前，在数字化变电站继电保护中，主要是利用电子互感器对信息进行收集处理，之后，收集的信息将被通过内部光纤传送至低压端，再经合并单元转化，最终将正确的格式输出。数字化变电站继电保护装置相比传统意义上的保护装置来说具有更高的可靠性。

3数字化继电保护技术的应用分析

智能电网的建设，要求数字化变电站具备人性化、信息化、数字化、自动化等特性。但是目前系统内正在应用的数字化变电站继电保护技术中却缺乏一个完善的检测检查方法，相比数字化变电站继电保护技术来说，其发展还是远远落后的。在数字化变电站动态仿真技术的应用中，一方面可以对故障发生、变电站运行、操作演练等有一个仿真模拟，这可以对智能仪表、自动测控系统、故障录波设备、继电保护设备等进行模拟信号的发送，实现对变压器、线路、母线等的保护的监测和监控。另一方面，动态仿真还可以在数字化变电站应用中对系统及设备性能进行客观的评价。

4数字化变电站继电保护技术所处的新环境

当今时代，随着科学技术的不断发展，微机化在变电站继电保护装置中越来越明显，而且计算方法科学、存储能力强、运算能力快等优点在处理器中也日趋显现。同时，数字化变电站继电保护装置还可以对大规模电路中的数字进行过滤、对数据进行收集、对模数进行转换，也避免了设备的运行受到干扰，进而可以整体上提高装置的运行效率及运行速度。并且数据的收集处理较之前相比也有了明显的改善。但是由于科学技术的飞速发展，继电保护技术也日新月异，所以这一继电保护系统也面临着许多挑战。

4.1继电保护系统性能的提高

数字化变电站继电保护技术的提高首先需要设备一方面可以增强存储能力进而对故障实施保护，并且可以快速的测量监视电力状态的运行参数。另一方面还要优化系统自身的控制技术，比如对状态预测、神经网络、人工智能、模糊控制等控制的完善性。

4.2提高继电保护的可靠性

如今的数字化变电站继电保护系统的可靠性不仅需要使元件不受影响，尽量降低温度、使用年限的影响，还要满足系统的优化和调试。并且可以在数字化保护系统的自检和巡检方面，利用软件对元件、软件本身、部件的各种运行状况进行检测。

5优化数字化变电站继电保护技术

5.1对于分布式母线的保护

系统电网中母线占据着十分重要的地位。然而传统对于母线的保护装置就存在着抗干扰性弱，二次接线繁杂、扩展性差等的问题。但是数字化对于分布式母线的保护则可以对这些问题起到很好的分散保护作用。并且传统的母线保护也无法满足对通讯数据日益变大的需求，而数字化则可以很好的解决这一难题。

5.2对于变压器的保护

在继电保护装置中，对于变压器的保护主要是避免电路短路产生的差动，正确及时辨别励磁涌流和故障电流，对于这一问题，传统的保护极易出现转化不明确和误判情况。而数字化继电保护因其自身所具有的对电流的高保真转变、高频分量的优点可以在短时间内高准确率的对故障电流等进行分辨，并且根据检测的故障对变压器实施切实有效的保护。在传统的继电保护中，变压器保护用互感器往往因不同厂家规格的也不相同，所以就在很大程度上影响了电流的平衡，但是电子互感器的引入就很好的提高了灵敏度，降低了误差。

6结语

就目前而言，在我国统一化、自动化、数字化、网络化智能系统的建立，要在以后的几年里通过规划设计目标、分阶段建设目标等步骤来逐渐实现。并且数字化变电站继电保护技术的全面建设也是智能电网建设的根本前提。与此同时，随着数字化变电站的不断发展，对继电保护技术的要求也越来越高。

参考文献

[1]李先妹,黄家栋,唐宝锋.数字化变电站继电保护测试技术的分析研究[J].电力系统保护与控制,2012,03:105-108.

[2]东春亮,牛敏敏.关于数字化变电站继电保护技术的分析与探讨[J].电子制作,2014,06:224-225.

第7篇：继电保护与微机保护的区别范文

关键词：继电保护；自动化；

1、电磁型继保与微机型继保的区别

与传统的电磁型继保装置相比，实现综合自动化的微机型继保装置具有如下特点：装置维护调试方便，易于操作；保护性能得到较大改善。装置功能多、先进、可灵活选择，逻辑回路动作正确率、可靠性高。

装置实现了遥控、遥测、遥信、遥调功能，取代了传统变电所的预告信号、事故音响、仪表监测的作用；实现远方监控，可取代传统的有人值守模式。

实现GPS卫星对时及故障录波功能，极大地方便了对电力系统故障的分析处理。但是，在目前阶段。继电保护的运行环境基本未变，现代化电网、综合自动化变电站对继电保护全方位的功能要求越来越高。

2、分析探讨

2．1选型设计

统筹规划，应选择使用知名厂家、技术成熟、设计完善、性能稳定可靠的继保产品，确保设备硬件质量过硬，能在系统中长期稳定运行。避免选用技术过渡型、性能不稳的设备，导致在运行中出错或发生缺陷．再去耗费大量物力、人力进行更换改造。

应有全局观念，科学设计，合理配置，使继电保护、计量、测量、信号、控制、远动等相互配合，共同协调工作，保证整个系统处于高水平运行状态下。并为变电站增容扩建、设备更换改造留有设计余地。

使变电站设计适用于综合自动化及传统的有人值守两种模式，建议保留传统变电站的事故音响、预告警铃、电压监测的作用。以免发生数据无法远传或网络故障时，变电站能立即恢复到现场有人值守模式，确保电力设备的安全运行。

有些变电站在综合自动化改造后，其接地网未变。但是，随着电力系统的发展，短路容量不断扩大。微机型继保装置对变电站接地网的要求越来越高。因此，应提高接地网的设计标准，按照继保反措要求，改造不良接地网，使用导电率高、耐腐蚀性强的接地网，确保接地电阻小于0．5欧姆，并符合《变电站场地技术要求》和《变电站场地安全要求》。以防止由于接地网的不良导致故障时地电位升高，引起继电保护误动、拒动、烧坏二次设备等事故。

建议改进监控数据库，将后台信号按重要等级、变电站名称，划分“保护出口，开关跳闸”、“I类缺陷，告警”“、II、III类缺陷，告警”“、辅助电气量位置变化，提示”四类，并分类显示。当故障发生，众多后台信号同时显示时。运行人员能迅速找出其中重点。作出正确的分析判断。

2．2安装调试

在综合自动化变电站建设中，继电保护涉及测量表计、后台监控、直流系统、五防、远动等等设备。因此，我们必须在调试阶段内。明确继电保护与这些设备间的责任界限与分工，相互配合协调；做好基础数据的录入。系统数据库的建立以及对各设备进行联合调试等等工作。

对于继电保护装置的新安装校验，必须对装置加人80％额定电压．模拟系统可能发生的各种故障，做装置的整组模拟、传动试验，确保装置各条逻辑回路的正确性得到一一验证。

与电磁型保护相比，微机保护功能先进，但这并不就意味着微机装置工作可靠性大、安全系数高。因为，微机装置抗干扰能力差、防潮性能差、易遭雷击(某供电局所管辖的某座变电站曾发生在主控室内接听手机，引发保护装置误动事故)；对工作环境、电源电压等客观条件的要求很高。因此．必须采取“：电缆屏蔽层两端接地”抗干扰规范；二次回路及网络线配置避雷器；变电站控制室装空调调节室温；装置的直流电源加装滤波、稳压设备；装置的交流电源加装雷电浪涌吸收器等等措施，确保微机装置可靠、安全工作。保证继电保护及自动化装置的背板、端子排、压板、插头的接线牢固性．做好光缆、网络线的防外力破坏的措施。应做好工程关键质量点的控制，因为整个系统最终运行好坏将通过其反映。如GPS系统对时精度，继电保护整组传动试验的远方后台监测反映，全站模拟量的精度，远动通道质量等等。在变电站综合自动化改造中，许多运行设备无法停电。但可以利用技术手段，做好安全措施，采用带模拟开关对新装置进行校验，完成不停电工作。并积累施工经验，制定典型的不停电作业规范和继电保护安全措施票，确保施工安全。

2.3验收投运

按继电保护要求对设备验收，除常规的保护整组传动试验外，要着重加强对设备的遥控、遥信，遥测，遥调操作验收，如果把关不严，将对今后运行带来负面影响。

根据“四遥”验收情况及设备的具体特点，制定相应的运行操作规程；在设备投运后，列出系统运行要点，以利于今后维护。

峻工图纸、校验报告书、技术资料及时报送管辖单位及运行操作班：做好变电站系统数据的备份工作(因变电站设备的数据常常需要根据现场情况修改，灵活性大)。为今后的运行维护、检修改造作好技术上的准备。

2．4运行维护

加强运行操作人员的现场培训。运行人员的业务素质和对新设备的熟悉程度，将直接关系到设备的运行维护质量。运行人员应在设备投运前．熟悉变电站的运行方式、主接线情况，学会使用操作微机装置，并经严格考核后方可担任运行维护工作。

据悉，220kV某变在高温酷暑期间，因漏查端子箱温度，导致二次回路短路，保护装置误动。因此，应加强设备巡视，积累运行经验。在气候恶劣、气温异常时，要合理调节现场工作环境(如启用加热器除湿、开空调降温等)，维护微机设备在健康运行状态。完善远方后台装置的遥控、遥测、遥信、遥调功能。全天候监视设备的运行状态。做好各种事故预想，能正确分析后台信号，判断故障情况。建议将GPS卫星对时及故障录波装置列入日常巡视的重点项目。确保电力系统故障情况能随时记录，便于分析处理。许多变电站综合自动化改造后，其保护、控制、信号、电磁锁电源均统一为220V直流电源，使室外设备的直流回路增加了。因此，要做好室外二次回路的维护工作，减少发生直流接地故障的可能。

第8篇：继电保护与微机保护的区别范文

【关键词】 数字化变电站 继电保护 实时性 可靠性

经济和社会的快速发展，使得电力系统运行的复杂性日益增加，当发生故障或者是异常状况时，继电保护能够在最小的范围和最短的时间内，将故障设备从电力系统中进行自动切除，或者是向运行值班人员发出警报，让值班人员对异常工况进行消除，从而确保设备的完整性和邻近地区的供电安全。目前我国的数字化变电站正处于不断发展和完善中，其数字化保护装置与传统保护装置有着较大的区别，因此数字化变电站继电保护的应用是一个值得深入研究和思考的课题。

1 继电保护技术的发展趋势

随着科学技术的不断发展和广泛应用，很多不同机型和不同原理的微机保护装置陆续投入到电网的使用中，而且算法和软件方面也得到了很大的改进。继电保护技术在朝着以下方向发展：

（1）继电保护技术在朝着计算机化方向发展。电网系统的日益扩大以及系统结构的日益复杂，对继电保护技术提出了更高的要求，除了要求继电保护装置能够及时准确的解除故障，还要求继电保护装置拥有大容量的数据存储空间，能够对收集而来的数据及时地进行分析处理，同时还需要拥有较强的信息沟通能力，能与其他装置间进行数据的交流和共享，因此继电保护技术在朝着计算机化方向发展。

（2）继电保护技术在朝着智能化方向发展。随着科学技术的发展，诸如神经网络、遗传算法等的人工智能技术在各个领域都得到了广泛的研究和应用，电网系统也不例外，继电保护技术也正在朝着智能化的方向发展。

（3）继电保护技术在朝着网络化方向发展。网络拥有强大的数据传输和共享功能，它的出现和应用系统彻底改变了人们的生活和工作方式。随着电网系统的日益扩大，要想使电网系统拥有系统保护的能力，就必须要借助网络的力量，将电网系统中各个设备间的保护装置联系起来，使得电网系统的系统保护能够实现网络化。从这个方面来说，继电保护技术正在朝着网络化方向发展。

（4）继电保护技术在朝着采集、控制、保护和数据传输一体化的方向发展。将计算机技术和网络应用到电网系统后，作为整个系统的一个智能终端，一台继电保护装置实际上已经成为一台具备多个功能的计算机。一台继电保护装置能够从网络中采集电网系统运行的各种数据，同时也将自身采集到的数据传输到网络中。因此，继电保护技术正在朝着采集、控制、保护和数据传输一体化的方向发展。

2 继电保护技术在数字化变电站中的应用

2.1 动态仿真系统在数字化变电站中的应用

数字化变电站的建设，要求其自身具有一定的信息化、数字化、自动化和人性化的特征，然而目前我国所投入运行的数字化变电站中，其继电保护技术中的二次设备并没有配备完善的检测和检查方法，这非常不利于数字化变电站的长远发展。将动态仿真技术应用于数字化变电站，能够对故障的发生、操作演练和数字化变电站的运行有一个仿真模拟的前提，从而能够对继电保护技术中的二次设备（如故障录波装置、智能仪表和继电保护设备等）发送模拟信号，从而实现对变压器、母线和线路的监测和保护。与此同时，将动态仿真技术应用于数字化变电站，还能够对二次设备的性能及系统的整体性能进行客观的评估。

2.2 智能型开关单元和非传统互感器技术在数字化变电站中的应用

传统继电保护装置中的PT和CT已经被数字化继电保护装置中功率小、效果好的互感器所取代，其能够将高电压或者是大电流转化为数字形式的信息，并且通过以太网将数字信息进行处理和传递。智能型开关单元和非传统互感器技术在数字化变电站中的应用，一定程度上提高了其运行的可靠性和安全性。

3 数字化变电站继电保护的方案

3.1 数字化的母线保护

作为电力系统的重要组成部分，母线一旦发生故障将给电力系统的稳定运行造成巨大的影响。分布式母线保护由中央处理单元、间隔处理单元、中央处理单元和各间隔处理单元的数据交换网络构成，其信息来源于一组间隔处理单元。相较于传统集中式母线保护，分布式母线保护的分散处理能力较强且不易受到干扰，但是其对数据通信量的要求大且对数据的实时性要求较高，因此不太适合应用于传统的变电站，但数字化变电站自身先进的技术则为解决上述难题提供了条件。

3.2 数字化的变压器保护

要确保变压器差动保护正确工作，需要正确认识以下两个问题：（1）励磁涌流和故障电流造成差动保护误动。励磁涌流中含有大量的非周期分量，这会造成差动保护的误动，而利用电子式电流互感器的高频分量和高保真传变直流，可以对故障电流和励磁涌流进行正确区分，从而防止变压器差动保护的误动作；（2）外部短路时暂态不平衡电流造成差动保护误动。采用电子式电流互感器，可以确保变压器各侧互感器的二次暂态电流保持高度一致，将外部短路时的灵敏度提高，从而确保变压器不会产生差动保护误动。

3.3 数字化的输电线路保护

数字化变电站的纵差保护，其数据来源于无饱和的电子式电流互感器，可以从根本上解决传统电流器的饱和问题，从而预防输电线分相瞬时值纵差保护误动的产生。对于数字化的距离保护，其数据同样来源于无饱和的电子式电流互感器，由于不存在铁芯磁保护问题，因此可以提升保护的选相元件、起动元件和距离阻抗元件的性能，大大提高保护动作的准确性。

4 结语

数字化变电站是未来变电站发展的方向，其实现还依赖于很多技术问题的解决，同样应用于数字化变电站的继电保护技术也是需要不断完善和发展的，它的研究和应用是一个不断推进的过程。

参考文献：

[1]韩小涛，李伟，尹项根.应用电子式电流互感器的变压器差动保护研究[J].中国电机工程学报，2007（4）.

第9篇：继电保护与微机保护的区别范文

关键词：继电保护 传统电流保护 电力系统

引言

电力系统继电保护是在电力系统发生故障时，自动、迅速、有选择地将故障设备从电力系统中切除，保证电力系统其余部分迅速恢复正常运行，并使故障设备不再继续遭到损坏。随着计算机技术的飞速发展，继电保护已从电磁型、晶体管型及集成电路型发展到计算机型。

自适应继电保护是20世纪80年代提出的研究课题。其基本思想是使保护装置尽可能地适应电力系统的各种变化，改善保护性能，使其能够适应电力系统各种运行方式和复杂故障类型，有效地处理故障信息，从而获得更可靠的保护。自适应继电保护能够克服同类型传统保护长期以来存在的困难和问题，改善保护的动作性能。目前，自适应保护还处在研究阶段，但现有研究成果己证明了它优越性。

1 自适应电流速断保护

电力系统继电保护的基本要求包括选择性和速动性。当发生故障时，继电保护不仅要有选择地切除故障路线，而且要在保障可靠性和稳定性的前提下尽量快速地执行，以最大限度地减少故障造成的损失。这种在电流瞬时增大时动作的电流保护就是电流速断保护。

传统的速断装置是在离线状态下，假定工作在最大运行方式下，线路末端发生短路时确定出整定值并让设备依据这个值来进行保护工作。随着电力系统的不断发展，电网结构越来越复杂，其规模越来越大，而且处在不断地变化之中，使电力系统故障变得多种多样，这使得传统的速断保护装置显得力不从心。一方面，整定值虽然相对合理，但与实际运行状态仍有区别，它必将导致保护装置不能总是运行在最佳状态；另一方面，整定值是假设工作在最大运行方式下得到的，当系统运行在其它(或最小)运行方式时，保护可能失效。

自适应电流速断保护出现在20世纪80年代，它的特点是可以根据电力系统的运行方式和故障状态实时改变保护性能和整定值。这种集实时信息采集、信号处理及微机继电保护等新技术于一体的技术装置很好地解决了上述问题。

1．1 传统电流速断保护原理

根据电力系统短路分析，当电源电势一定时，三相短路电流可以表示为

Id=E/Zs+Zd ,(1)

式中：E―系统等效电源的相电势；

Zd ,―短路点至保护安装处的阻抗，即被保护线路的阻抗；

Zs―保护安装处到系统等效电源的阻抗。

Id.max=E/Zs.min+Zd 0(2)

则流过保护的电流的整定值

ID=KkId.max，(3)

式中，可靠度系数Kk=1.2～1.3，用来反映理论计算与实际情况之间存在的差别。

以上仅是理论上的计算值，在实际运行中，短路电流还与故障点的位置和故障类型有关，用公式表示为

ID.1=Kd.E/Zs+aZd，(4)

式中，Kd为故障类型系数，故障类型不同，Kd取不同的值，在相间短路保护条件下，三相短路时，Kd =1；两相短路时，Kd：√3／2。

令ID.1=ID，可得电流速断最小保护范围为

a=Kd/(Zs.min+Zd)/Kk.Zd-Zs/Zd。(5)

分析以上公式可以得出，传统速断保护的不足在于实际的保护范围总是小于最大运行方式下的保护范围，且保护范围受系统运行方式的影响很明显，严重时甚至会出现保护范围为0的情况，这是亟待解决的问题。

1.2自适应电流速断保护

自适应电流保护的优点是利用微型机的计算和记忆功能，在线计算出电流速断保护的整定值，即让整定值随着运行方式和故障类型的变化而变化，恰好解决了传统电流速断保护的问题。自适应电流保护整定值

I,D=KkKdE/Zs+Zd’ (6)

式中：E ―系统等效电源的相电势；

Zd― 短路点至保护安装处的阻抗，即被保护线路的阻抗；

Zs―保护安装处到系统等效电源的阻抗；

Kk― 取1．2～1．3；

Kd ― 故障类型系数。

所以，必须实时测量出Kd 和Zs才能确保整定值的实时性。

测量Kd的关键是判断电网的故障是三相故障还是两相故障。三相故障时会有很小的不平衡负序电出现；两相故障时，会有较大的负序电流出现。可据此判断线路的故障类型。三相短路时，Kd= 1；

两相短路时，Kd =√3／2。

令式(6)与式(4)相等，得到自适应电流保护的范围

а,=Zd-(KK-1)Zs/KkZd。(7)

从式(7)可以看出，自适应电流保护的保护范围与故障类型无关，但а,是随时间变化的，它的大小取决于阻抗的大小，并能够使保护总是处在最佳保护的状态。

为了比较传统电流速断保护和自适应电流保护的性能，将Zs.min =0.187Ω，Zs =0.00375 LΩ，Zd=0.0032LΩ式中L为阻抗计算长度，0．187，0．00375，0．0032分别为1km的阻抗值，代入式(5)和式(7)，分别计算出а和а,，结果见表1。

表1 传统电流速断保护和自适应电流保护的性能比较

三相短路 两相短路

L/km α á α á

50 〈0 0.419

100 0.108 0.626 〈0 0.626

从表1可以看出，自适应电流速断保护的性能明显优于传统速断保护。所以，自适应电流保护的研究是十分有意义的。

2 自适应过电流保护

过电流保护通常是指其启动电流按照躲开最大负荷电流来整定的一种保护。它在正常运行时不应该起动，而在电网发生故障时，则能反应于电流的增大而动作。在一般情况下，它不仅能够保护本线路，而且能够保护相邻线路，以起到后备保护的作用。

2．1 传统过电流保护

过电流保护是根据在电网发生故障时短路电流增大的原理动作的。为了保证在非故障情况下保护误动，传统过电流保护的整定式如下

IDZ=KkKzg/kh IHmax, (8)

式中： IDZ― 电流组件的启动电流；

kk―可靠系数，取1.15～1.25；

Kzg― 自启动系数，Kzg >1；

kh―― 电流组件的返回系数，ks1>0．85；

IHmax,―最大负荷电流。

过电流保护是否有效决定于灵敏度KLm

KLm=IFmin/IDZ,(9)

式中，IFmin为最小运行方式下，保护区末端发生金属两相短路的短路电流。

当灵敏系数KLm≥1.3时，可以采用过电流保护。从式(9)可以看出，在IFmin 固定的条件下，ID的大小决定了灵敏系数能否满足要求。

可见，传统的过电流保护是按躲过最大负荷电流进行整定，在区外故障切除后继电器应能可靠返回，且要考虑电动机自启动系数。所以，过电流保护的保护范围受系统运行方式、负荷变化、返回系数及自起动系数的影响，使它的保护范围大大减小。

2．2 自适应过电流保护

自适应过电流保护为克服传统保护的缺点，要求按照当时的负荷电流来整定动作电流的定值；动作时限按反时限特性在线或离线整定。

设当时的负荷电流为，IH，其动作电流就整定为

IzDz=KkKzqIH/Kho(10)

动作时限设定，以离线方式整定

t= Tp／[(I,d/IP)n-1]，(11)

式中：t ―动作时间；

Tp― 时间常数；

I,d―流人保护安装处电流继电器的电流；

IP―电流系数，取IP =(2／3)IDZ；

n ―般反时限取0.02，非常反时限取1。

如图1所示，当保护线路分成几段时，上一段要与后一段相配合，只能采用一种特性，先把最后一段线路的时限设定好，比如设为t1，而上一段线路的时间就为t1+t，由此求出上一段线路的， 值来确定动作时间曲线。

根据式(10)可以使保护装置随系统运行方式、负荷的变化实时调整动作电流定值，当故障电流Id大于整定电流,IzDz时，保护启动，再用故障电流，Id与时间曲线方程式(11)计算出动作延时，经过动作延时使保护动作切除故障。

由此可见，自适应过电流保护可以通过对负荷电流的实时监测，随时调整动作电流整定值及动作时限特性，使保护处于最佳动作状态。

3 结束语