继电保护的灵敏度精选(九篇)

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第1篇：继电保护的灵敏度范文

关键词：大容量变压器 继电保护 35kV线路 整定计算 配合

为了能够确保电网系统终端用户对于电能商品的需求得到充分的满足，要求在35kV电压等级变电站的建设与运行过程当中，通过设置大容量变压器装置的方式，以确保同一时间段内尽量多的进行电能的分配，同时也需要保障供电作业开展的持续性与稳定性。但，由于这部分变压器装置自身的容量水平相对较大，因此导致其在运行过程当中，最突出的缺点表现为：短路阻抗水平始终维持在较小范围之内。这一缺点直接导致了，在大容量变压器的正常运行过程当中，无法与继电保护，特别是后备保护形成有效的整定与配合。因此，要求通过研究继电保护整定计算方案的方式，综合探究可靠且有效的继电保护配合方案。本文即围绕以上问题，展开进一步的分析与研究。

1 35kV大容量变压器继电保护整定计算分析

某电压等级为110kV变电站中涉及到35kV线路，以此为依据，有SFZ11-20MVA大容量变压器装置接入该35kV电压等级线路运行过程当中。线路总长度为4.0km，系统母线阻抗水平为0.28/0.36，阻抗电压水平测定为8.0%。整个大容量变压器的接入示意图如下图所示（见图1）。

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图1 35kV大容量变压器接入示意图

首先，从电流保护的角度上来说，针对35kV电压等级线路而言，继电保护装置运行所遵循的基本整定依据为DL/T 584-95。结合该规程当中对于大容量变压器装置的整定要求来看，体现在：继电保护整定下延时电流速断数值应当确保相对于35kV线路末端故障具有可靠的灵敏度水平。具体的继电保护整定公式表现为：

IDZ≤ID・min/KLM；

该整定算式当中，KLM代表的是灵敏度系数，为了能够保障IDZ所对应的电流数值与整个35kV线路末端两相短路状态下的最小数值相一致，要求灵敏度系数的取值满足以下标准，即：KIM≤1.5；在此基础之上，为了能够确保35kV接入大容量变压器下继电保护整定具有良好的选择性性能，就要求35kV线路接入大容量变压器状态下所对应的延时电流速断保护原则上能够充分规避变电站10kV电压等级母线短路对其所产生的影响。因此，在具体的继电保护整定计算过程当中，应当遵循以下公式进行整定：KK・ ID.max≤IDZ；同时，将KK定义为可靠性系数，其取值应当按照整定规程，严格控制在1.2范围以内。结合以上分析不难发现：由于35kV线路接入了具有大容量特点的变压器装置，从而使得线路常态运行下的阻抗水平明显降低，当流过母线10kV短路事故发生的情况下，所对应生成的电流值较大，最终无法达到继电保护有效配合的目的。

其次，从主变后备保护的角度上来说，在对35kV接入大容量变电站进行继电保护整定计算的过程当中，有以下几个方面的原则性问题需要特别关注：第一，不管是相对于高压侧整定，还是相对于低压侧整定而言，主变后备保护都需要以过电流保护作为首选方案；第二，在对过流保护定值进行整定处理的过程当中，原则上需要以最大负荷的电流躲避为参照；第三，对于采取单台主变运行模式的变电站而言，在对其高压/低压侧进行继电保护整定的过程当中，需要确保过流保护时限较短。在充分遵循以上基本继电保护整定原则的基础之上，分别完成对高压侧、以及低压侧对应后备保护的整定工作。

2 35kV大容量变压器继电保护配合要点分析

对于35kV接入大容量变压器的继电保护整定配合而言，一旦出现了继电保护不配合方面的问题，需要在充分考量现阶段35kV线路接线情况的基础之上，对继电保护的配合方案进行合理的优化，分别从对灵敏度的优化，以及对过流保护问题的处理这两个方面入手，确保保护配合动作执行的可靠性，以确保供电的可靠性水平。具体而言，对于35kV大容量变压器继电保护配合而言，需要重点关注以下两个方面的问题：

首先，从对灵敏度进行整定的角度上来说，为了确保35kV运行线路电流速断延时保护性能能够得到有效的发挥，就要求通过对灵敏度进行取值计算的方式，以此为依据，确定与之相对应的整定数值。对于可能出现不配合的10kV电压等级线路而言，考虑到其灵敏段需要实现0.3s以内的电流保护配合，因此可以适当对电流速断保护的时限级差水平加以延长（建议提升至0.6s），按照此种方式对10kV线路灵敏段进行电流整定作业。在整定过程当中要求满足：IDZ.10≤3.3019 IDZ.35/kPH；其中，将IDZ.10定义为10kV电压等级线路所对应的灵敏段电流保护定值；IDZ.35定义为35kV电压等级线路所对应的灵敏段电流保护定值，kPH定义为配合系数（要求：配合系数的取值严格控制在1.1范围之内）。

其次，从对过流保护进行配合的角度上来说，由于对于35kV电压等级线路所接入大容量变压器设备而言，在后备保护中需要纳入对10kV线路后备保护动作的考量，因此要求通过增加保护过流方式，确保其动作时限能够与10kV线路灵敏段所对应整定时间相同步。同时，通过增加过流保护的方式，还能够确保对保护电流定值进行灵敏度整定的过程当中，不但能够按照10kV线路的母线线路故障情况加以考量，同时还需要严格控制在1.5倍数值范围之内。其中，对于10kV母线而言，在其所对应短路电流流经主变低压侧开关两相短路状态下，所生成的电流min数值可以表现为：3（0.36+05.51020+0.375）=5570A，DZ。

3 结束语

针对电压等级为35kV的电力系统而言，在大容量变压器的运行过程当中，最突出的缺点即表现为：短路阻抗水平始终维持在较小范围之内。导致在大容量变压器的正常运行过程当中，无法与继电保护形成有效的整定与配合，进而对整个电力线路的稳定、安全运行均产生了不良的影响。为了有效地解决这一问题，本文试就35kV大容量变压器继电保护整定与配合方面的相关问题加以了分析，研究了有效的继电保护配合策略，望成功用于实践。

参考文献：

[1]金凤羽，李正明.基于感应电压比的大型变压器继电保护[J].继电器，2006，34（19）：1-3.

[2]杨智勇.变压器继电保护在中小水电站中的应用浅谈[J].北京电力高等专科学校学报（自然科学版），2010，27（11）：33.

第2篇：继电保护的灵敏度范文

关键词：分布式电源；继电保护；影响；对策

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）21-0099-02

近年来，随着智能电网技术的不断发展，分布式电源因其具有清洁、低碳、高效、可持续等特征，获得了日益广泛的应用。各种分布式电源的接入，也给电网运行带来了新的特征，系统的潮流方向发生改变，对原有的继电保护配置也带来了影响。

1 分布式电源简介

分布式电源（Distributed Generation）简称DG，是指功率为数千瓦到50 MW之间的，不直接和输电系统相连的独立电源系统。分布式电源电压等级在35 kV及以下，呈小型模块化，主要包括太阳能发电、风能发电等可再生能源发电设备，以及电磁储能、电化学储能、飞轮储能等储能设备。

分布式能源接入电力系统后，具有调峰、可持续利用、降低电网投资、提升供电可靠性等优点，通常以35 kV及以下的电压等级接入配电网运行。

2 分布式电源接入对继电保护的影响

配电网是接入用户端的最末环节，与电力用户的用电质量和舒适度息息相关。由于电压等级不高，分布式电源接入前，配电网的继电保护相对简单，而分布式能源的接入，使配电网潮流方向发生变化，给传统的继电保护配置带来影响。

2.1 分布式电源接入前的配电网继电保护配置

由于电压等级不高，传统的配电网采用单端电源供电，呈放射性网络供电。与之相适应，继电保护的配置不具备方向性，主要为：过电流和过电压保护、距离保护，其中尤以过电流保护最为常用。

按照常规配置，在配电网的10 kV馈线出口处均配置三段式的过电流保护，通过阶段式电流保护在动作区、动作时限上相配合，实现对整条馈线的保护。配电网的10 kV馈线以终端线路为主，可以将保护简化为电流速断和过电流两段，如果电网需要快速切除靠近馈线处的故障，可以增设反时限过电流保护。

线路因故障跳闸后，配置三相一次重合闸，不分相跳闸，在故障后，确保及时场合，恢复供电。

2.2 分布式电源接入对继电保护配置的影响

分布式电源接入对配电网的影响集中体现在网架结构的改变、潮流流向的变化、故障电流的变化三个方面，影响的大小根据电源的位置和容量而异。分布式电源接入给继电保护带来的影响主要包括灵敏度改变、选择性改变和重合闸不成功三个方面。

如图1所示，为含有分布式电源的配电网系统图，其中，Es为系统主电源，Zs为Es的等效阻抗，L1为配电网的一条出线，ZL为L1的线路全长阻抗，DG为接入配电网的分布式电源，通过一个双圈接入L1线路，ZDG为其等效阻抗。

2.3 保护灵敏度改变

如图1所示，以安装在L1线路首端的保护1为例，在故障点F1处发生故障时：分布式电源DG接入之前，Es单侧电源供电，故障电流仅由Es提供；分布式电源DG接入之后，DG也对故障点提供故障电流，但保护1所能感受的电流仅为Es提供，DG的助增作用导致了保护1灵敏度的降低，接入系统的DG容量越大，对保护灵敏度的影响越大，严重时，可能导致F1处故障时保护1动作缓慢甚至拒动。

上图所示仅为分布式电源接入的一种情况，若分布式电源接入在保护前端，则保护能够感受到的故障电流将增大，保护灵敏度变大，在故障时可能导致保护误动作，同时，也会给上下级保护之间的配合带来影响。

2.4 保护选择性改变

根据上文所述，传统的配电网由于进行单侧电源供电，所以保护配置均不带方向。而分布式电源的接入，使得电网中故障时，存在两个电源，可能导致保护失去选择性，出现误动作。

如图1所示，在F3点发生故障时，分布式电源接入之前，仅由Es提供故障电流，而分布式电源接入后，也向F3提供故障电流，导致保护2感受到的故障电流Ik变大，可能导致保护2的电流速断保护失去选择性误动作，将属于下级线路的故障超范围切除。

2.5 重合闸不成功

对于配电网而言，传统的放射性网络单侧电源供电时，故障被切除后，三相一次重合闸可以有效重合，不会对系统产生太大的冲击，保障了系统的可靠性。而分布式电源接入后，多电源网络使重合闸的难度变大，可能重合不成功。

①DG孤岛运行。有分布式电源接入的系统，当线路发生故障时，保护动作切除故障后，只将故障点与系统主电源隔离，而分布式电源仍然能通过线路供电，并未与配电网脱离。所以，此时将形成由分布式电源单独供电的电力孤岛，DG的孤岛运行将给重合闸增加难度。

②非同期合闸。出现DG孤岛运行后，由于系统主电源的脱离，分布式电源可能加速或减速，系统功率发生变化，分布式电源孤岛运行时，与主电网可能出现一个相角差，与主电网失去同步，导致故障后系统三相一次重合闸时，两侧系统不同步，不满足重合闸条件，进行非同期合闸，给系统带来很大的冲击，电流的波动还可能引起保护再次动作跳闸，导致重合闸不成功。

③故障点拉弧。如上文所述，有分布式电源接入的系统在故障时，保护动作只将故障点与系统主电源隔离，而分布式电源仍然能通过线路提供故障电流，导致故障点拉弧，长期不熄灭可能导致故障扩大，从瞬时性故障发展为永久性故障，导致系统重合到永久性故障而再次跳开。

3 分布式电源接入对继电保护配置影响的对策

针对上文分析的分布式电源接入对继电保护的影响，可从以下几个方面采取相应对策：

①加装故障限流器。故障限流器用来削弱分布式电源对继电保护的影响，随着电力电子技术的发展，新型的电力电子型限流器可以实现在系统正常运行时表现为无电抗，在发生故障时，成为阻抗器来进行限流，有效防止继电保护的误动作。

②加装方向元件。针对分布式电源接入后，可能出现了多电源供电导致继电保护失去选择性，对继电保护加装方向元件，来确保继电保护的正确动作。

③加装低周低压解列装置。为了降低非同期合闸和故障点拉弧给系统带来的影响，可以在分布式电源侧加装低周低压解列装置，还可以通过适当延长重合闸动作时间，使分布式电源在合闸前，能够断开与故障点的联系，当线路重合时，系统侧能够检线路无压，使得分布式电源侧检同期合闸成功。

4 结 语

分布式电源接入配电网后，对继电保护的影响与该电源的类型、容量、接入位置都有关。分布式电源的容量越大，对继电保护的影响越强，当分布式电源位于继电保护前端时，电源的助增作用将导致保护范围扩大，可能误动作或越级跳闸；当分布式电源位于继电保护后端时，电源的分流作用将导致保护范围缩小，可能出现拒动。此外，分布式电源对保护的选择性和重合闸都带来了一定的影响，应采取有效的保护策略，保障继电保护装置动作的速动性、选择性、灵敏性、可靠性。

参考文献：

[1] 周卫，张尧，夏成军，等.分布式发电对配电网继电保护的影响[J].电力系统保护与控制，2010，（38）.

第3篇：继电保护的灵敏度范文

关键词：微机型继电保护装置；变压器差动保护；电流互感器；简化后备保护

中图分类号：TM588 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）04-0135-02

一、概述

微机型继电保护装置的变压器差动保护是变压器的主保护，微机继保装置的变压器差动保护一般采用的是带制动特性的比率差动保护，因它所具有的区内故障可靠动作，区外故障可靠闭锁的特点使它在电力系统的继电保护中得到了广泛的运用。诸多文献都对上述情况做出了详尽的分析，但是从现场工程实际来看，当变压器发生区外短路故障时，由于变压器本身流过巨大的短路电流而对其本体的绝缘和性能造成了严重破坏，变压器内部发生匝间短路故障的情况也时常发生，烧毁变压器线圈和铁芯的事情时有发生，这就要求差动保护在这种情况下也能够可靠动作而不被误闭锁，这就对差动保护提出了更高的要求。本文就从工程现场出现的若干具有代表性的问题出发，对这些情况进行重点分析，并给出合理的建议。

二、简化整定值计算、加强主保护使差动保护更完善

在简化整定值计算方面，差动保护应多设置自动的辅助定值和固定的输入定值，使用户需要整定的保护定值减到最少，以发挥微机型继电保护装置的优越性。一般情况下，不需要调整系统参数，不需要校核灵敏度，可以根据变压器的本身参数进行合理整定，根据工程实际情况设定电流互感器变比、电压互感器变比，使微机型继电保护装置独立完成保护的整定和保护，整定方法简单清晰。

加强主保护的目的是为了简化后备保护，使变压器发生故障时能够快速切除故障。目前220kV及以上电压等级的变压器纵联差动保护双重化，这是加强主保护的必要措施。

三、微机差动保护对电流互感器的基本要求

微机差动保护用的电流互感器需要满足两个条件，其一是稳态误差必须控制在10%误差范围之内，因为整定计算中采用的不平衡稳态电流是按10%误差条件计算。其二是暂态误差，影响电流互感器暂态特性的参数主要有：短路电流及其非周期分量，一次回路时间常数，电流互感器工作循环及经历时间，二次回路时间常数等。电流互感器剩磁对于饱和影响很大，当剩磁与短路电流暂态分量引起的磁通极性相同时，加重二次电流的畸变，因此电流互感器铁心中存在剩磁，则电流互感器可能在一次电流远低于正常饱和值即过早饱和。差动保护的暂态不平衡电流比稳态时大得多，仅在整定计算时将稳态不平衡电流增大二倍是不够安全的。采取抗饱和的办法是使用带有气隙的TPY级电流互感器。但是目前差动保护广泛使用的是P级电流互感器，对P级电流互感器规定允许稳态误差不超过10%，暂态误差必然要超过稳态误差，在实用上可在按稳态误差选出的技术规范基础上通过“增密”以限制暂态误差。

采用增密的方法有以下四种：（1）将准确限值系数增大二倍（允许短路电流为额定电流的倍数）；（2）将二次额定负载增大一倍；（3）增大二次电缆截面积使二次回路的总电阻减半；（4）淘汰10P级电流互感器改用5P级电流互感器（复合误差由10%降

为5%）。

高电压大容量变压器在高压侧、低压侧均用TPY级电流互感器，对于大型发电机变压器组保护，进出口侧均采用TPY级电流互感器，在发电机侧已有TPY级电流互感器可选用。目前110kV及以下电压等级均采用P级电流互感器，220kV变压器亦采用P级电流互感器或5P级、PR级（剩磁系数小于10%）电流互感器，因此差动保护需要采取抗电流互感器饱和的措施。

四、微机差动保护的灵敏度和快速性

微机差动保护应具有高灵敏度和快速性，轻微匝间短路能快速跳闸，但是提高灵敏度和快速性必须建立在安全、可靠的基础上，也就是说高灵敏的前提是安全、可靠。运行实践告诉我们：使用较低的起动电流值在区外故障或区外故障切除时引起差动保护误动的严重后果，因此对于灵敏度和快速性不要追求过高的指标而忽视可靠性。

提高灵敏度虽对反映轻微故障是有效的，但灵敏度的提高必然降低安全性。变压器的严重故障并不都是由轻微故障发展而来的，故障发生的瞬间仍会发生烧毁设备的事故，同时轻微故障发展为严重故障也需要时间，因此轻微故障带一些时间切除故障也是允许的，长时间的运行实践证实变压器气体保护是动作时间稍长地切除轻微的匝间故障。

轻微匝间故障时产生的机械应力和热效应不大，在200ms内故障切除，不会危及铁心，从检修的角度，只要铁心不损坏，轻微和严重的匝间故障都是需要更换线圈，因此只要差动保护在铁心损坏之前动作，就可以满足检修的要求，不需要追求减少线圈的烧损程度而牺牲保护的安全性。

五、简化后备保护

后备保护作用主要是为了变压器区外故障，特别是考虑在其联接的母线发生故障未被切除的保护，当然也可以兼作变压器主保护的后备（尤其110kV及以下电压等级的变压器）和其联接的线路保护的后备（尤其110kV及以下电压等级的线路）。当加强主保护以后，差动保护双重化配置，气体保护独立直流电源，因此主保护是非常可靠、灵敏、快速的，理应简化后备保护。后备保护只要具备在220kV及以上电压系统是近后备，在110kV及以下电压系统是远后备的基础，不需要仿照线路保护设几段后备保护，线路保护有距离保护，基本不受短路电流的影响，保护范围较固定，配合比较简单。变压器后备保护主要是母线的近后备，110kV及以下电压等级线路的远后备，只要系统内故障能由保护动作切除不致于拒动就满足要求。如果后备保护要从电流保护来解决多段式配合，这是既复杂又困难的问题。变压器后备保护不需作多段配合、定值校核的工作，我们要摆脱整定计算中难以配合的困扰。目前，微机型保护各侧设置相间和接地保护各设3段8时限的复杂保护是作茧自缚，没有

好处。

简化后备保护的原则，我们工程调试人员认为变压器高压侧只设置复合电压过电流保护，中、低压侧设复合电压过电流保护作为远后备，电流限时速断作为母线近后备。

六、结语

变压器差动保护提高灵敏度和快速性必须建立在安全可靠的基础上，应采取防止因电流互感器饱和和区外故障切除的暂态误差造成误动的措施。

加强主保护理应简化后备保护，变压器后备保护主要是作为母线的近后备，110kV及以下电压等级线路的远后备，要摆脱整定计算中难以配合的困扰，不作定值校核，为此高压侧后备保护仅设复合电压过流保护，中、低压侧后备保护设复合电压过流保护和电流限时速断保护，前者按变压器额定电流整定，后者按同侧母线的最低灵敏度要求整定，时间应与同侧相邻线路的相应时间相配合。

参考文献

[1] 张保会．电力系统继电保护[M]．中国电力出版社，2006.

[2] 韩天行．微机型继电保护及自动化装置检验调试手册

第4篇：继电保护的灵敏度范文

关键词：电力系统；主设备；继电保护；技术；研究

中图分类号：F407.6 文献标识码：A

前言

随着社会经济的发展，科学技术也得到了长足的进步，例如电气主设备继电保护技术，这对于电力系统的正常运行起到了非常重要的作用。如今电力在国民生产中有着重要的地位，加强对电气主设备继电保护技术的研究，具有一定的现实意义。

1 电气主设备继电保护技术

1.1 变压器保护

1.1.1 变压器差动保护

在变压器需要保护的一侧设置监测装置，对电流以及电压进行监控，但是由于监控范围的限制，往往不能够对临近范围发生的故障进行区分。因此需要考虑邻近保护的状态来设定相应的保护参数。为了增强系统的选择性，往往通过采用较小的保护范围以及较长的动作延时。但是这也在某种程度上导致故障变压器无法及时的被隔离，从而加重危害的程度，因此需要能够在故障发生的瞬间将故障设备进行隔离，从而减少相应的损害。为了能够对保护范围内外的故障同时进行准确的判断，这就需要在被保护的变压器的两端都设置相应监控装置，这也能够对故障元件的电流相位进行掌握，从而很好的起到保护作用。

1.1.2 瓦斯保护

瓦斯继电器在电力系统保护中的使用比较广泛，它是根据监测流经瓦斯继电器的油箱气体进行系统保护。当前旋转挡板式瓦斯继电器已经逐渐的取代了传统的浮筒式瓦斯继电器，极大的改善了由于密封性差漏油而发生了误动作，极大的提高了继电保护的可靠性。

1.1.3 变压器后备保护

过电流对于变压器具有较大的危害，因此过电流保护常常被安装在变压器的电源侧，从而在过流的时候能够及时的断开变压器。在变压器上安装后备过电流保护装置往往会造成接线的复杂程度大大上升，可以适当将相邻的保护范围缩小。为了应对三相短路，应该确保其有足够的灵敏度。

1.1.4 自耦变压器保护

与传统的变压器相比自耦变压器具有成本低、体积小的优点，在实际的使用过程当中也十分的灵活，因此往往用于联络变压器，具有使用经济运行可靠的特点，因此使用比较广泛。但是在实际的使用过程当中自耦变压器也存在一些问题主要表现在以下几个方面：

1.1.4.1 接地保护

自耦变压器需要直接接地，在接地点方面也使用一个点。一般来说，系统短路的位置对于通过接地点的电流强度有很大的影响。

1.1.4.2 过负荷保护

变压器的运行方式对于各侧的负荷分布情况具有直接的影响，而负荷分布的情况又会对过负荷保护产生影响。当前变压器中各侧进行送电的时候，由于公共绕组容量会产生制约，因此往往不能够充分发挥通过容量的作用。这样就会产生一种情况，公共绕组在自耦变压器尚未达到最大电流的时候已经超出负荷。这就要求在对自耦变压器进行过负荷保护的时候要根据实际的情况出发。

1.2 发电机保护

1.2.1 提高定子接地保护的动作灵敏度

很多因素都有可能导致发电机过电压，这就要求中性点在接地的过程当中应该经过配电变压器。对于大型发电设备来说一般不会发生传递过电压，这是因为主变高低压线圈之间没有存在较大的电容。为了最大限度提高定子接地保护动作的灵敏程度，可以将数值较小的电阻安装在配电变压器上，从而最大限度的提升定子接地的灵敏度，能够有效地防止过电压对发电机造成的损害。

1.2.2 失磁保护

当前应用的发电机失磁保护的精度主要受失磁保护组件结构的影响，其中失磁保护常由阻抗元件、母线低电压元件（机端低电压）和闭锁（启动）元件组成。阻抗元件用于检出失磁故障，阻抗元件可按静稳边界或异步边界整定。母线低电压元件用于监视母线电压保障系统安全。母线低电压元件的动作电压，按由稳定运行条件决定的临界电压整定。应取发电机断路器（或发变组高压侧断路器） 连接母线的电压，通常取 0.8～0.85 倍母线额定电压。

1.3 发电机-变压器组保护

1.3.1 保护原则

现代化的发电厂一般具有巨大的规模，为了保证电流输送过程中减少损失，往往都是采取高压输电的方式，大多都是采用发电机组和变压器组同时工作的方式这样发电机电压侧一般没有直配负荷，只是将发出的电流利用变压器进行升压之后再进行输送。大多使用纵差保护以及过流保护等。

1.3.2保护特点

当发电机和变压器之间有断路器时，发电机和变压器应分别装设纵差保护；发电机与变压器之间无断路器并除以下情况外，一般装设整组共用的纵差保护。

1.3.2.1 发电机容量在 200 兆瓦及以上时，因为大型发电机在系统中占有重要地位，一般阻抗较大，装设单独的保护可提高可靠性和灵敏度。

1.3.2.2 水轮发电机和绕组直接冷却的汽轮发电机，当共用的差动保护整定值大于 1.5倍发电机额定电流时，为了对发电机内部故障有较高的灵敏度，要加装单独的发电机差动保护。

1.3.2.3 对于阻抗较大的发电机，如果无法装设横联差动保护，在发电机上可装设灵敏度高的纵联差动保护。

1.3.3 后备保护

发电机-变压器组的后备保护，同时又作为相邻元件故障的后备保护。对于发电机-双绕组变压器组，利用发电机侧的过电流保护作为整组的后备保护，变压器低压侧不另装设过电流保护。如果发电机与变压器之间有厂用分支线时，分支线上应装设单独的保护。

此时，发电机的过电流保护应带两段时限，以较小的时限断开变压器高压侧断路器，以便在外部短路时仍能保证厂用电的供电，以较大的时限断开所有的断路器和发电机的自动灭磁开关。

2.继电保护的发展趋势

2.1 测量、保护、控制、数据通信一体化

兼具测量、保护、控制、数据通信一体化功能的微机保护装置，就近装设在变电站被保护的设备或元件附近，利用光电电压互感器（OPT）、光电电流互感器（OCT）直接采集被保护设备或元件的电压、电流，并将其转化为数字化信号，再通过光纤网络传输到本站计算机和调度中心。一体化装置可实现充分的资源共享及故障录波、后台分析等功能，使故障诊断、安全监视、稳定预测、无功调节和负荷控制等功能更完善。

2.2 网络化、智能化、自适应化

通过建立继电保护网络系统，使电气设备具备网络通信功能，可实现继电保护网络化管理，如通过网络监控系统的运行及进行故障处理和参数整定等。通过采用神经网络、模糊逻辑、遗传算法等智能技术，可以解决电力系统中许多非线性问题，可及时分析、判断和处理故障。自适应技术可以让继电保护装置适应电力系统发生的各种变化，提高继电保护的性能。

2.3 广域保护和控制

广域保护是基于广域测量信息的继电保护。传统继电保护的信息是基于就地的，广域信息包含了就地和远方更宽广区域的信息。实现广域保护的途径是基于在线自适应整定（OAS）和故障元件判别（FEI）。广域保护的通信基于IEC61850标准。广域保护可以解决传统保护在电网运行方式改变而难以满足各继电保护之间相互配合的难题。

3.结束语

电气主设备继电保护技术对于电力系统而言非常的重要，而且随着社会经济及科学技术的不断发展和进步，一定会有更多先进的主设备继电保护技术陆续应用于电气主设备继电保护之中，从而为提高电气主设备继电保护装置的可靠性、灵活性、快速性以及保证电力系统的稳定、安全运行保驾护航。

参考文献

[1]阎伟.电气主设备继电保护技术分析[J].世界家苑, 2011(05).

[2]于根友,郭志新.浅谈电气主设备继电保护技术分析[J].中小企业管理与科技,2010(10).

[3]黄惠容.电气主设备的继电保护技术发展现状与趋势[J].科技促进发展,2011(02).

[4]汪康辉.电气主设备继电保护技术的应用与发展[J].北京电力高等专科学校学报：自然科学版,2012(02).

第5篇：继电保护的灵敏度范文

关键词：智能配电网；继电保护；设计

中图分类号：TM727 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2012） 18-0008-01

近年来，智能电网技术在全世界范围内兴盛起来，这些都有效提高了电网的智能化运行，智能电网也是电网未来发展的方向，相关的电力部门也提出了关于建设坚强只能智能电网的工作任务，要建设以特高压电网为骨干框架，达到不同等级的电网之间协调配合，实现电网的信息化、自动化与互动化，力图达到一个更高的建设目标，达到从传统电网向现代电网转化，确保电网的高效运行，大力开发节能技术，促进清洁能源的发展。

一、智能配电网继电保护发展现状与方向

在现代的配电网络中尤其是线路方面多数都由多级断路器串联而成，现在的一些配电网的继电保护仍然运用传统的电流保护原理进行继电保护，这种保护工作多数是由人工操作来完成的，在对继电保护进行整定运行过程中，这种配置以及失去了有效作用。

一般来说，故障出现以后，要想及时解除故障，要发挥计算机设备的作用，首先在变电站的出口出现动作，再依照继电保护的规定流程，进行大规模停电，在对各大电力故障进行分析以后，来得到一个保护的整定值。

在计算机系统作用的保护下，能够大力解决继电保护的快速性与选择性之间的矛盾，这样才能确保继电保护灵敏地反应，快速地发生保护动作。

由于电力规模的持续扩大，电网结构也呈现出复杂的局面，如果继续采用多级断路器串联发生作用，能够保证距离事故发生点最近的断路器出现跳闸的现象，这样就要耗费大量的人力与物力，为了解决这一问题，可以通过引进计算机网络技术，满足系统的通信技术要求，有效达到对继电保护装置的优化，减少资金的支出，优化继电保护质量，确保电力系统的安全运行。

二、配电网继电保护设计的优化

首先，电压保护。中压或者低压配网中出现的经常面临的问题就是输电线路短路，需要保护的级别多。由于运行方式的不同会导致电流的速断保护以及电压速断保护的灵敏度发生变化，由于配电网的用电负荷密度持续上升，当电力运行最旺盛时，往往电压速断或者电流速断最具灵敏性，与此不同的是，高压输电线路往往相对密集，需要电流速断保护的区域更长，而且会出现诸多的短距离输电线路，如果电力运行方式较小，就会降低速断反应的灵敏度，无法使保护范围全方位覆盖。这就需要对输电线路进行科学的保护配置，确保在电力传输过程中，一些故障能够被迅速清除，与此相反的是电压速断，一旦出现问题会导致母线短路，通常在电力运行最小时，往往具有相对较高的灵敏度，而且保护区比较长，随着当前电力系统的容量不断增大，当电力系统持续运行时，灵敏度不高，保护范围相对较小。这样就使继电保护面临着选择的问题，无论是电流速断还是电压速断，都带有一定的问题与弊端。下面是电流电压联合作用速断保护示意图：

其次，纵联保护在配电网中的运用。现阶段，由于电子与信息网络等现代化技术的快速发展，对于电力供应的安全性要求也越来越高，这样就使纵联差动保护装置得到了普及，这种保护措施要求将配电线路故障全部切断，有效控制了电压跌落的持续时间，杜绝了因为母线电压降低造成的甩负荷现象，所以，运用纵梁保护设备，能够有效解决问题，确保电力线路输电的安全与快速，保证电力供应质量，控制经济损失。

第三，光纤纵联差动保护。光纤通信是电力系统中比较普遍的通信方法，要根据配电系统的特征以及配电网通信系统的现实情况，来采取合适的方法，利用光纤进行通信吗，尽全力采用已经被研发的通信技术与设备，来减少投资，继电保护要求信息要快速传播，还要确保传输的安全性，当前光线资源相对充足，也能够大大降低工作量，技术方面也不很复杂，这样就决定了能够运用独立的光纤通道传送继电保护技术，一旦在工作过程中，遇到要重新铺设通信系统的情况，要有点考虑降低成本，并采用高度发达的现代技术，全面确保电力线路的安全，稳定运行。

三、总结

随着经济的发展，居民用电量的不断增多，对电压的需求的等级也越来越高，这就自然对供电系统提出了更高要求，在这样的背景下，要加强对配电系统的继电保护，确保其运行的安全性，提高运行效率，不断对继电保护系统进行优化，并将优化设计的方案在实际中进行操作运用，这样才能有效减少越级跳闸的弊病，在现代化社会背景下，要注意引进高端技术，实现对电路的优化设计。

参考文献：

[1]ZhouEZ.Object-OrientedProgramming，C++andPowerSystemSimulation[J].IEEETransonPowerSystems，1996，11（1）.

[2]FoleyM，BoseAetal.AnObjectBasedGraphicalUserInterfaceforPowerSystem[J].IEEETransonPowerSystems，1993，8（1）.

第6篇：继电保护的灵敏度范文

【关键词】110kV线路；继电保护；改进措施

引言

继电保护是对电力系统的故障和影响电力系统安全运行的异常工况进行研究，利用继电保护设备来保护电力系统和相关元件，从而实现反事故自动化的一种措施。继电保护可以保护电力系统正常运行，对电力系统的安全运行具有重要意义。随着我国社会经济和电力事业的不断发展，我国的继电保护系统也取得了较好的发展，其安全性和可靠性都获得了一定的提升。但是，随着供用电量的增加，人们对供用电安全性的要求越来越高，如何完善继电保护成为人们关注的话题。本文对继电保护概念和要求进行简要分析，结合一起110kV线路故障，对继电保护动作进行探讨，并结合相关知识提出了一些改进意见，希望能为我国电力事业的安全、高效发展做出一点贡献。

1 继电保护的作用和基本要求

1.1 继电保护的作用

在110kV线路中，继电保护装置可以有针对性的自动切除故障元件，从而减少故障设备的损坏，也可以避免故障设备对电力系统的其他部分造成影响，还可以有效降低事故影响；当电力系统中的设备出现异常状况时，继电保护装置可以依据具体情况做出反应，例如跳闸、收发信号等。因此，继电保护对于电力系统的安全运行具有重要意义。但是，继电保护并不是万能的，它只能在一定的延时范围内，依据故障的大小和损坏的程度做出反应，避免出现不必要的附加损害。

1.2 继电保护的基本要求

要实现继电保护装置对电力系统的保护作用，继电保护装置必须满足四个基本要求：（1）可靠性。继电保护装置必须具有可靠性，能对故障动作做出反应，在正常运行时不应该出现错误反应。（2）选择性。继电保护装置应该有一定的选择性，可以针对电力系统中的故障进行选择性切除，例如断开与故障点距离最近的断路器。（3）速动性。当电力系统出现故障的时候，继电保护装置必须在最短的时间内切除故障部位，从而降低故障部位对其他设备的影响。（4）具有一定的灵敏度。继电保护的灵敏度是指当电力系统的设备或者线路在保护范围内出现金属性短路等故障时，继电保护装置要及时做出反应，不应该出现拒绝动作。

2 110kV线路距离保护

电力系统中的距离保护是指根据反应故障点到保护安装点之间的距离来确定动作时间的保护原理。在110kV线路中，距离保护的I段、II段都具有比较高的灵敏度，可以在各种类型的多电源网络中确保动作具有选择性。但是，距离保护不能实现整条线路的速动，当故障位于线路的末端时，要实现线路的安全运行，就只能通过二段后备保护来切除故障。

距离保护分为接地距离保护和相间距离保护两个类型。接地距离保护作用于线路接地故障，一般使用零序电抗继电器，接地距离的I段是主保护，II段和III段是后备保护；相间距离保护作用于线路相间短路，一般使用方向阻抗继电器，相间距离的I段是主保护，II段和III段是后备保护。从具体运行过程来看，距离保护的I段是速断保护，作用时间短，反应迅速，但是I段保护并不能完全覆盖整条线路，一般只能达到该段线路全长的80%左右；距离保护的II段是一种带时限保护，其保护范围可以覆盖该段线路并有一定的延伸范围；距离保护的III段可以保护所在线路段以及该线路段的下一段线路，还有一定的延伸范围。

3 110kV线路故障分析及改造措施

3.1 线路故障分析

几年前，某市的110kV线路发生了一起线路故障，在故障前，甲站和乙站是利用110kV的双回线连接的，在线路的两端都设有110kV的线路保护。在该线路上还接有三个100kV的终端变电站，但是没有设置相应的线路保护。具体接线方式如图1所示。

当时乙线发生故障（图中X处），乙站与故障点接近的继电保护动作跳开开关，0.3秒后甲线的继电保护动作跳开开关，0.5秒后接近甲站的乙线继电保护开关跳闸，约1.7秒后，甲站的乙线继电保护开关重合，随后的十几秒内，乙站附近的甲线和乙线继电保护开关先后重合。当故障发生时，乙线两侧的继电保护装置跳闸是正常的继电保护动作，但是乙站附近甲线的继电保护开关跳闸是不符合正常的继电保护要求的，本文针对这一现象进行了调查分析，发现当天故障点遭到雷击接地，故障点既属于乙站乙线的距离保护范围，也属于甲站乙线距离二段保护的范围。当乙站附近的乙线继电保护装置跳闸后，甲线变成单向运行，保护的范围产生了变化。而故障点还属于乙站甲线的范围，继电保护装置就出现跳闸反应，此处跳闸后，故障点还在甲站乙线的距离保护范围内，继而引发甲站乙线机电保护装置跳闸。

3.2 改进措施

第7篇：继电保护的灵敏度范文

关键词：农网；继电保护；整定计算；管理；安全运行

0 前 言

随着农电负荷的不断增长，农网改造力度的不断加大，农网网架结构日趋复杂，相应的保护配置、继电保护的动态管理技术不相匹配，使得农网继电保护整定计算中问题(选择性、灵敏性、可靠性) 日趋矛盾。做好农村电网继电保护整定计算工作，对已安装的各种继电保护按照具体电力系统的参数和运行要求，通过计算分析给出所需的各项整定值，使各种继电保护有机协调地部署及正确的发挥作用，是保证电网安全运行的重要环节。

1 继电保护整定计算的特点与要求

继电保护整定计算丁作是继电保护系统的重要组成部分。它要求从事该工作的人员既要有强烈的责任心，又要有扎实的电力系统基础知识和继电保护系统理论知识并熟悉微机型继电保护装置的硬件、软件。

由于继电保护整定计算工作不能独立于继电保护之外，所以整定计算也必须满足“四性”的要求。即“可靠性”、“选择性”、“快速性”、和“灵敏性”。这“四性”既相辅相成、相互统一，又相互制约、互相矛盾。继电保护整定计算在完成“四性”的要求时，必须统筹考虑，不能片面强调一项而忽视另一项，以致“顾此失彼”。

2继电保护整定计算人员问题及改进措施

整定计算是继电保护工作中的重要一环，电力系统的安全和可靠在很大程度上取决于继电保护和安全自动装置的安全和可靠。而人员是完成继电保护整定工作的主体，整定人员的水平、经验、工作态度甚至当时的精神状态都将影响整定工作完成的效果。

2.1 整定计算人员问题

(1)部分县级供电公司无专职的继电保护整定人员，以至人员变动频繁，整定计算人员水平参差不齐，不能保证继电保护整定工作的整体水平持续性提高。改进措施：如果确实无法配备专职整定计算人员，可设多名兼职人员，确保计算、审核的顺利开展。即使一名兼职人员因公出差，也不会影响定值单及时下发。

(2)不同的整定人员按规程进行整定计算，在此过程中由于选择的整定方案、整定原则的不同，可能造成整定结果的差异，对具体保护装置内控制字、压板等理解不一致。例如，控制字中复压闭锁方向应如何取舍；TA断线闭锁差动是否投入；线路重合闸时间如何确定；35kV联络线是否需要投两端保护；主变后备保护中限时速断电流保护是否投入；计算中可靠系数、返回系数取值是否统一；主变定值与线路时限的匹配原则及不匹配时如何取舍等问题。改进措施：由地调组织编写制定农网继电保护整定规则，针对不同厂家的保护装置做具体说明，为以后的保护整定人员提供学习参考和整定、核查依据。

(3)继电保护整定人员参加系统培训机会不多，各级整定人员之间进行集中学习，相互交流探讨的力度不够。

2.2 改进措施

各县级调度单位应结合其人员调整及其岗位适应性要求安排专(兼)职保护整定人员，将人员信息、联系方式上报地调。借地调开展各县保护定值核查机会，安排人员到地调进行培训学习，让县公司继保整定人员熟练掌握二次回路、保护装置的原理及功能、整定原则及运行注意事项，提高其业务水平。平时工作中，各单位结合实际坚持开展动态培训工作，有计划地为继电保护人员创造更多外部培训及现场培训的机会，特别是有新型保护装置入网时，应组织本单位继保人员进行充分的专项技术研讨，为今后保护整定工作打下坚实基础。

3 整定计算基础资料管理问题

(1)二次设备建档工作不能及时更新，缺、漏、错现象普遍存在。如新建项目部分设计修改无设计更改通知单，改扩建项目竣工资料不齐全，所存图纸及说明书等资料不是当前有效版本；各县公司二次竣工图册缺失问题严重，跳闸出口整定工作无法进行，影响保护整定及核查工作开展进行；对县公司上报保护核查资料是否准确，是否到现场进行过核对，地调保护专业人员无从监督；二次设备建档工作不系统、不细致的关键问题是由于管理方面无相应考核措施，特别是对工程项目竣工移交资料环节的管理缺乏有效监管。

改进措施：制定相应的整定计算资料的上报与规范及考核制度。明确各单位继保方面有关人员(如工程管理部门、施工单位、设计单位、调度部门等)的分工，对不按要求承担相应建档责任的进行考核，同时应重视对工程的前期管理，及时向施工部门强调应交资料及考核方式，以避免后期被动地催补资料。

(2)没有建立完善的设备缺陷归档管理机制。在保护装置验收及保护专项检查中，会发现不少保护装置或次回路本身固有的缺陷，如装置显示的跳闸矩阵控制字与现场试验结果不一致、个别回路功能不正常或甚至没有接线等，只是简单地向有关人员口头传达，而没有形成书面材料存档，没有建立完善的设备缺陷归档管理机制。

改进措施：利用各种专项检查工作机会，派人员现场核实校对所有保护装置定值单；将检查中发现的问题或缺陷形成书面材料，以方便调度运行、整定人员查阅。如果继保人员变动频繁，这种特殊的资料的整理显得更加重要。

(3)由于保护装置的更新换代，版本升级速度不断加快，累积的旧保护装置版本越来越多，而新型保护装置类型层出不穷，继保人员在保护功能调试或整定计算工作中容易受习惯性思维约束。例如有些110kV线路保护一般仅有TV断线过电流保护功能，国电南自PSi21C、北京四方CSL-162C线路保护除了Tv断线过电流保护外，还单独设置有过电流保护，整定计算人员如果忽略这小小的功能变 动而误整定，则可能造成过负荷跳闸或故障时越级跳闸的严重后果。

改进措施：微机保护装置版本的每一次升级必须经生产技术部门核准，并报整定计算部门备案，同时提供软件框图和有效软件版本说明及程序版本号。整定计算人员向现场保护专业人员多学习，更深入的了解保护装置。并且必须拿到现场打印出的微机保护定值清单，以及相应的技术说明书后，才能进行整定计算。若有不符之处，应立即联系厂家，了解并确认改动项目后，依照装置实际情况计算并下发正式保护定值通知单。

(4)新建、改扩建工程中，项目负责人或工程管理部门未按有关要求及时向整定计算部门提供有关资料的现象时有发生，有时甚至在投运前两天才提供，或者相关资料错误而临时重新提供，造成定值计算时问太仓促，导致整定计算考虑不周的机率变大，同时也影响了定值单的正常发放工作，这极易埋下事故隐患，危及电网安全稳定运行。保护定值管理已有相应的技术及运行管理规定，但作为专业规定，缺少对相关各部门的监督和约束力，特别是基建与设备运行管理部门从属不同单位时，可操作性差，无法保障定值管理的连续性、严肃性。

改进措施：由地调整定计算部门列出所需资料清单，由工程管理部门在开工前转交施工单位，凡因资料提供不及时影响整定计算工作的由有关部门加大考核力度。针对现状制定出符合实际生产流程的相关规定，作为监督、协调各部门参与定值使用及管理工作的依据。设计、基建、技改主管部门应及时、准确地向调度中心提供有关计算参数(保护类型、投运范围等)、生产管理部门应建立设备(如线路、主变等)为单位的详细的档案。结合农网保护整定实际相关工作制定继电保护定值管理工作流程，使继电保护定值管理工作不再是孤立的、个别人参与的专业项目。

4 农网存在的问题及解决办法

4．1 选择性差

（1）农网因串级级数多，按常规后备保护时间逐级配合，越靠近电源的保护时限越长。若尽量保系统，从上级向下级逐次配合，在线路末端出现0 s保护动作时间，使用户保护无法配合。在保护灵敏度满足的前提下，可适当在某一级退出后备段，以节省系统时间级差，或采用重合闸补救方法。

（2）对于保护配置为两段式的保护，选择性更差，所以保护配置最好为三段式保护，特别是靠近电源侧保护为三段式保护最优。

（3）农电变电所主变一般按2台配置，由于负荷波动大，2台主变在负荷高峰期低压侧并运，负荷低谷期分运或单运，导致运行方式变化很大。线路变压器组接线的线路保护过流二段要保证选择性按在最大运行方式下躲主变低压侧(并运)故障整定，有可能在最小运行方式下线路末端灵敏度不足。此时应牺牲选择性保灵敏度。因过流二段保护有一定的延时可与主变低压侧保护过流一段(无时限)配合。网架的不合理，运行方式变化大，保护配置简单是造成农网选择性差的主要原因。要满足选择性就必须改善保护配置，过流保护应加装低电压闭锁或更换为受运行方式影响小的距离保护，最终解决办法是改善网架结构。

4．2 可靠性低

（1）过负荷。由于整定计算提供负荷不准确，或对负荷预测不准确，尤其在特殊运行方式下，由过负荷引起保护动作。

（2）方式和保护不协调。方式安排未考虑保护是否满足配合要求。

（3）励磁涌流。农网线路上挂接的变压器台数很多，送电时励磁涌流很大，定值整定过小会因定值躲不过励磁涌流而误动。若过流一段保护按躲励磁涌流计算，则最小运行方式下几乎没有保护区，二者相互矛盾。解决办法是加一短延时或送电时退出速动段保护。

（4）随着农网改造，微机保护在逐渐取代电磁型、晶体管型、集成电路型继电保护，但继电保护动态管理、技术更新工作不能及时跟上，也是误动的原因之一。发生拒动的原因一是未进行二次回路的负载校验；二是保护软硬压板投错或漏投。

4．3 灵敏度不够

第8篇：继电保护的灵敏度范文

关键词：10kv配电线路继电保护

配电线路是电力输送的终端，是电力系统的重要组成部分。配电线路具有点多、面广、线长、走径复杂、设备质量参差不齐的特点，而且受气候、地理环境的影响较大，配电线路又直接面对用户端，供用电情况复杂，这些都直接或间接影响着配电线路的安全运行。所以电气故障的发生无法完全避免。当系统中的设备发生短路事故时，由于短路电流的热效应和电动力效应，往往造成电气线路的致命损坏，甚至可能严重到使系统的稳定运行遭到破坏。

1 10kV配电线路的结构及继电保护技术

电力工业的生产、输送、分配和消费是同时进行的，输电线路是把发电厂、变电所、和电能用户联系起来的纽带，通常，把电压为35kV及以上的高压电力线路称为送电线路，把电压为1OkV及以下的电力线路称为配电线路。

配电线路将由发电厂送至变电所的电能直接输送给用户，给用电设备提供消费的能源。电力是现代生活中不可缺少的动力和能源，按用电量多少，我国的主要电能用户为：工业、农业、交通运输、市政及商业、生活，其中工业用户是电力系统的最大用户。基于配电网的使命，对配电网的运行提出了严格的要求：配电网的运行应确保安全可靠，保证良好的电能质量。因为供电中断将导致生产停顿、生活混乱、甚至危及人身和设备的安全。

1．1 1OkV配电线路的基本结构

电力系统中，lOkV配电线路一般由隔离开关、断路器、电缆线路、测量电器、负倚变压器组成。

1．2继电保护的基本原理

当电力系统中的电力元件(如发电机、线路等)或电力系统本身发生了故障危及电力系统安全运行时，能够向运行值班人员及时发出警告信号，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发展的一种自动化措施和设备，一般通称为继电保护装置。

继电保护主要利用电力系统中元件发生短路或异常情况时的电气量(电流、电压、功率、频率等)的变化，构成继电保护动作的原理；也有其他的物理量，如变压器油箱内故障时伴随产生的大量瓦斯和油流速度的增大或油压强度的增高，构成了瓦斯保护动作的原理。大多数情况下，无论反应哪种物理量，继电保护装置都包括测量部分和定值调整部分、逻辑部分、执行部分。

1．3继电保护在电力系统中的作用

(1)当被保护的电力系统元件发生故障时，应该由该元件的继电保护装置迅速准确地给脱离故障元件最近的断路器发出跳闸命令，使故障元件及时从电力系统中断开，以最大限度地减少对电力系统元件本身的损坏，降低对电力系统安全供电的影响，并满足电力系统的某些特定要求。

(2)反映电气设备的不正常工作情况，根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同发出信号，以便值班人员进行处理，或由装置自动地进行调整，或将那些继续运行会引起事故的电气设备予以切除。反应不正常工作情况的继电保护装置允许带一定的延时动作。

2 1OkV配电线路对继电保护装置的要求

继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，这四“性”之间紧密联系，既矛盾又统一。1OkV配电线路对继电保护装置主要有以下几个方面的要求：

(1)可靠性是指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。可靠性是对继电保护装置性能的最根本要求。

(2)选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵保护切除故障。

(3)灵敏性是指在设备或线路的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，各类保护的最小灵敏系数在规程中有具体规定。选择性和灵敏性的要求，通过继电保护的整定实现。

(4)速动性是指保护装置应尽快地切除短路故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合阐和备用电源或备用设备自动投入的效果等。

3 提高继电保护可靠性的基本措施

保护装置的可靠性是指在该保护装置规定的保护范围内发生了应该动作的故障时，它不应该拒绝动作，而在任何其它该保护不应该动作的情况下，也不能错误动作。

提高1OkV配电线路继电保护可靠性的基本措施主要有：加强可靠性管理，提高可靠性管理水平；重视技术进步，根据供电可靠性的要求不断提高设备装备水平；采取有效措施，增强事故处理能力和处理效率；加强对用户的安全管理，减少因用户原因造成的系统故障；提高全社会对电力设施的保护意识，减少因外力破坏造成停电事故的发生。

4 10kV配电线路的不正常工作状态及故障分析

4．1 不正常工作状态及危害

1OkV配电线路的不正常运行状态主要有以下几种：

4．1．1 过电流

过电流，也称过负荷，即负荷超过电气设备的额定值，是一种最常见的不正常运行状态。由于过负荷，使元件载流部分和绝缘材料的温度不断升高，加速绝缘的老化和损坏，极有可能发展成为故障。

4．1．2 电压升高超过额定值

1OkV电缆线路在过电压情况下很容易烧断。在中性点不接地系统同时发生单相接地时，非接地的两相电压升高3倍，很可能使绝缘薄弱的环节击穿发生事故。

4．1．3 电压降低

在电网电压降低的恢复过程中接在线路上的电动机都要自起动而吸收很大的起动电流，从而延长了电压恢复时间，使自起动的条件变坏，甚至使自起动成为不可能。低压运行会使电动机电流升高而烧毁。

4．1．4 电力电缆绝缘老化

当电力电缆经长时间运行绝缘水平下降，极易发生一点或两点击穿而导致事故。

4．2 常见短路、断线故障及危害

在中性点不接地系统中故障的主要形式是各种相间短路：三相短路、两相短路、两相接地短路，其中最严重的故障是三相短路。短路故障的危害严重：短路电流可达额定电流的几倍至几十倍，使故障支路内的电气设备遭到破坏或缩短其寿命；短路电流引起的强烈电弧可能烧毁故障元件或周围设备等；短路时系统电压大幅度下降，破坏用户的正常工作，严重时可能引起电压崩溃，造成大面积停电；短路故障可能引起系统振荡，甚至系统的瓦解。另外输电线科技路还可能发生断线故障。三相电压不对称引起的负序电流造成三相电动机电流不对称，引起过热，负序磁场还使转子损耗加大，最小转矩减小，使电机效率、过载能力降低。

4．3 故障分析

电力系统故障可分为暂时性故障和永久性故障。暂时性故障是指故障线路断开电源电压后，故障点的绝缘强度能够自行恢复，如果重新将此线路合闸，线路将能够恢复正常运行的情况。产生这类故障的原因有雷电引起的绝缘子表面闪络，大风引起树枝碰线等。所谓永久性故障是指在断开电源电压后，故障仍然存在的情况。这类故障的产生原因有绝缘子的击穿或损坏，线路倒杆，电缆线路绝缘击穿，两相线路之间金属性短接，线路某处断线，人为误操作等。

5 1OkV继电保护中的常见问题及对策

5．1 线路中的励磁涌流问题

励磁涌流是变压器所特有的，是空投变压器时，变压器铁芯中的磁通不能突变，出现非周期分量磁通，使变压器铁芯饱和，励磁电流急剧增大而产生的。变压器励磁涌流最大值可以达到变压器额定电流的6―8倍，并且跟变压器的容量大小有关，变压器容量越小，励磁涌流倍数越大，励磁涌流存在很大的非周期分量，并以一定时间系数衰减，衰减的时间常数同样与变压器的容量大小有关，变压器容量越大，时间常数越大，涌流存在时间越长。

5．1．1 线路中励磁涌流对继电保护的影响

1OkV线路装有大量配电变压器，线路投入时，这些配电变压器是挂线路上，合闸瞬间，各变压器所产生励磁涌流线路上相互迭加、来回反射，产生了一个复杂电磁暂态过程，系统阻抗较小时，会出现较大涌流，时间常数也较大。二段式电流保护中电流速断保护要兼顾灵敏度，动作电流值往往取较小，特别长线路或系统阻抗大时更明显。一般的1OkV线路主保护是采用三段式电流保护，即瞬时电流速断保护、限时电流速断保护和过电流保护，瞬时电流速断保护由于要兼顾保护的灵敏度，动作电流值往往取得较小，特别在系统阻抗大时更明显。励磁涌流值可能会大干装置整定值，使保护误动。这种情况线路变压器个数少、容量小以及系统阻抗大时并不突出，容易被忽视，但当线路变压器个数及容量增大后，就可能出现。

由于10kV线路一般为保护的最末级,所以在整定计算中,定值计算偏重灵敏性,对有用户变电所的线路,选择性靠重合闸来保证。在以下两种计算结果中选较大值作为速断整定值。按躲过线路上配电变压器二次侧最大短路电流整定。实际计算时,可按距保护安装处较近的线路最大变压器低压侧故障整定。

Idzl=Kk×Id2max

式中:Idzl为速断一次值;Kk为可靠系数,取1.5;Id2max为线路上最大配变二次侧最大短路电流。

2.1.2 当保护安装处变电所主变过流保护为一般过流保护时(复合电压闭锁过流、低压闭锁过流除外),线路速断定值与主变过流定值相配合。

Ik=Kn×(Igl-Ie)

式中: Kn为主变电压比,对于35/10 降压变压器为3.33;Igl为变电所中各主变的最小过流值(一次值);Ie为相应主变的额定电流一次值。

灵敏度校验:近后备按最小运行方式下线路末端故障,灵敏度大于等于1.5;远后备灵敏度可选择线路最末端的较小配变二次侧故障,接最小方式校验,灵敏度大于或等于1.2。

Km1=Idmin1/Idzl≥1.25

Km2=Idmin2/Idzl≥1.2

式中Idmin1为线路末端最小短路电流;Idmin2为线路末端较小配变二次侧最小短路电流;Idzl为过流整定值。

5．1．2 励磁涌流现象的防控方法

励磁涌流有一明显特征，就是它含有大量二次谐波，主变主保护中就利用这个特性，来防止励磁涌流引起保护误动作，但用1OkV线路保护，必须对保护装置进行改造，会大大增加装置复杂性，实用性很差。励磁涌流另一特征就是它大小随时间而衰减，一开始涌流很大，一段时间后涌流衰减为零，流过保护装置电流为线路负荷电流，利用涌流这个特点，电流速断保护加入一短时间延时，就可止励磁涌流引起误动作，这种方法最大优点是不用改造保护装置(或只作简单改造)，会增加故障时间，但如1OkV这些对系统稳定运行影响较小的可以适用。保证可靠的避开励磁涌流，保护装置中加速回路同样要加入延时。目前，10kV线路的主保护时主要采用二段式电流保护，即限时电流速断保护和过电流保护，限时电流速断及后加速都采用0．2s的时限，这样运行安全，并能很到的避免由于线路中励磁涌流造成的保护装置误动作。

5．2 电流互感器的饱和问题

5．2．1 对继电保护的影响

lOkV线路出口处短路电流一般都较小，特别是农网中变电所，它们往往远离电源，系统阻抗较大。同一线路，出口处短路电流大小会系统规模及运行方式不同而不同。系统规模不断扩大，lOkV系统短路电流会变大，可以达到电流互感器一次额定电流的几百倍，系统中原有一些能正常运行的电流互感器就可能饱和；另外，短路故障是一个暂态过程，短路电流中含大量的非周期分量，这又进一步加速了电流互感器的饱和现象。l0kV线路短路时，电流互感器饱和，感应到二次侧电流会很小或接近于零，使保护装置拒动，故障要由母联断路器或主变后备保护来切除，延长了故障时间，使故障范围扩大，影响供电可靠性，严重威胁运行设备安全。

5．2．2 应用对策

电流互感器饱和其实就是电流互感器铁芯中的磁通饱和，而磁通密度与感应电势成正比，电流互感器二次负载阻抗越大，在同样电流的情况下，二次回路感应电势就越大。或在同样负载阻抗下，二次电流越大，感应电势就越大，这两种情况都会使铁芯中的磁通密度变大，磁通密度大到一定值时，电流互感器就会出现饱和现象。电流互感器严重饱和时，一次电流全部变成励磁电流，二次侧感应电流为零，流过电流继电器的电流为零，保护装置就会拒动。

避免电流互感器饱和主要有两种方法

(1)选择电流互感器时，不能选变比太小的互感器，要考虑线路短路时电流互感器的饱和问题，一般lOkV线路保护的电流互感器变比最好大于300／5。

(2)尽量减少电流互感器的二次负载阻抗，避免保护和计量共用电流互感器，缩短电流互感器二次电缆长度及加大二次电缆截面。1OkV线路尽可能选用保护测控二合一产品，这样能有效减小二次回路阻抗，防止电流互感器出现饱和现象。

5．3 所用变保护的问题及解决方法

所用变是一比较特殊设备，容量较小但可靠性要求非常高，安装位置也很特殊，一般就接1OkV母线上，其高压侧短路电流等于系统短路电流，可达十几千安，低压侧出口短路电流也较大。人们一直对所用变保护可靠性重视不足，这将对所用变直至整个1OkV配电线路全运行造成很大威胁。

传统所用变保护使用熔断器保护，其安全可靠性比较高，但系统短路容量增大以及综合自动化要求，这种方式已逐渐满足不了要求。现新建或改造的变电所，特别是综合自动化所，大多配置所用变开关柜，保护配置也跟lOkV配电线路相似，而人们往往忽视了保护用电流互感器的饱和问题。所用变容量小，一次额定电流很小，同时往往保护计量共用电流互感器，为确保计量准确性，设计时电流互感器变比会选则较小值。如果是高压侧故障，短路电流足以使母联保护或主变后备保护动作而断开故障，如果是低压侧故障，短路电流可能达不到母联保护或主变后备保护启动值，使故障无法及时切除，严重影响变电所安全运行。

解决所用变保护拒动问题，应从合理配置保护入手，其电流互感器的选择要考虑所用变故障时的饱和问题，同时，计量用电流互感器一定要跟保护用电流互感器分开，保护用电流互感器要安装高压侧，以保证对所用变保护，计量用电流互感器要安装所用变低压侧，以提高计量精度。在定值整定方面，电流速断保护可按所用变低压出口短路进行整定，过负荷保护按所用变容量整定。

第9篇：继电保护的灵敏度范文

关键词：配电系统 继电保护 整定计算方法 探讨

配电系统由于自然的、人为的或设备故障等原因,使配电网的某处发生故障时,继电保护装置能快速采取故障切除、隔离或告警等措施,以保持配电系统的连续性、可靠性供电及保证人身、设备的安全。因此, 电力系统继电保护具有十分重要的作用。

1. 10kV、6 kV线路整定计算方案

我国的10kV配电线路的保护,一般采用电流速断、时限电流速断、过电流及三相一次重合闸构成。简称三段式过电流保护。

* 过流一段：无时限电流速断保护――速断

* 过流二段：带时限电流速断保护――时限速断

* 过流三段：定时限过电流保护――过流

1.1无时限电流速断保护――过流一段

不带时限（只有继电器本身固有动作时间）的瞬时动作电流保护。

由于10kV、6 kV线路一般为保护的最末级,所以在整定计算中,定值计算中要特别注重灵敏性,对有用户变电站的线路,选择性靠重合闸来保证。保护的动作电流按躲过被保护线路外部短路的最大短路电流来整定，以满足选择性的要求。

在以下两种计算结果中选较大值作为速断段整定值：

1）按躲过线路上配电变压器二次侧最大短路电流整定。实际计算时,可按距保护安装处较近的线路最大变压器低压侧故障整定。

Idz1=Kk ×I

式中: Idz1为速断保护一次动作值; Kk为可靠系数,取1.2～1.3; I为线路上最大配变二次侧最大短路电流,动作时间t≈0S。

2）、当保护安装处变电站主变过流保护为一般过流保护时(复合电压闭锁过流、低压闭锁过流除外),线路速断定值与主变过流定值相配合。

Ik=Kn×(Ig1-Ie)

式中: Kn为主变的电压比,对于35/10 降压变压器为3.5; Ig1为变电站中各主变的最小过流一次值; Ie为相应主变的额定电流一次值。

3）特殊线路的处理:

a、线路很短,最小方式时无保护区;下一级为重要的用户变电站时,可将速断保护改为时限速断保护。动作电流与下级保护速断配合(即取1.1倍的下级保护最大速断值),动作时限较下级速断大一个时间级差(此种情况在城区较常见,在新建变电站或改造变电站时,建议保护配置用微机保护,这样时间配合就容易了)。在时限无法配合的情况下,可靠重合闸来纠正选择性。

b、当保护安装处主变过流保护为复压闭锁过流或低电压闭锁过流时,不能与主变过流配合。

c、当线路较长且较规则,线路上用户较少,可采用躲过线路末端最大短路电流整定,可靠系数取1.3～1.5。此种情况一般能同时保证选择性与灵敏性。

d、当速断定值较小或与负荷电流相差不大时,应校验速断定值躲过励磁涌流的能力,且必须躲过配电变压器励磁涌流。

e、灵敏度校验。在最小运行方式下,线路保护范围不小于线路长度的15%整定。并允许速断保护保护线路全长。

Idmin （15%）/Idz1≥1

式中Idmin（15%）为线路15%处的最小短路电流; Idz1为速断整定一次值。

1.2带时限电流速断保护――过流二段

保护本线路全长并延伸至相邻线路，但不超过相邻线路无时限电流速断或是带时限电流速断保护的保护范围。以时限保证选择性。

动作电流取以下计算值较大者：

与相邻线路配合：I=K×I

与相邻变压器配合：I=K×I

动作时间整定为： t=t+t

保护灵敏度为：

K==

1.3定时限过电流保护――过流三段

1）动作电流按躲过线路最大负荷电流来整定，并以时限来保证动作选择性。此方法应考虑负荷的自启动系数、保护可靠系数及继电器的返回系数。为计算方便,可这三个系数合并为一个，称综合系数Kz。

即:Kz=Kk×式中: Kz为综合系数; Kk为可靠系数,取1.15～1.25; Kzq为负荷自启动系数,取1.5～2.5; Kfh为返回系数,取0.85。

微机保护可根据其提供的技术参数选择。而过流定值按下式选择:

I= Kz×Ifhmax式中I为过流一次值; Kz为综合系数,取2.0～3.7,负荷电流较小或线路有启动电流较大的负荷(如大电动机)时,取较大系数,反之取较小系数; Ifhmax为线路最大负荷电流,具体计算时,可利用自动化设备采集最大负荷电流或按照用户报装配电变压器的额定容量按照Ifhmax=计算得出, 式中S为配电变压器的视在功率，U为线路的额定电压。

2）按躲过线路上配电变压器的励磁涌流整定。变压器的励磁涌流一般为额定电流的4～6倍。因此,重合闸线路,需躲过励磁涌流。由于配电线路负荷的分散性,决定了线路总励磁涌流将小于同容量的单台变压器的励磁涌流。因此,在实际整定计算中,励磁涌流系数可适当降低。

I=Kk×Kcl=式中I为过流一次值; Kk为可靠系数，取1.15～1.25,Kcl为线路励磁涌流系数,取1～5,线路变压器总容量较少或配变较大时,取较大值; S为线路配变总容量kVA; U为线路额定电压,此处为10kV。

3)特殊情况的处理:

a、线路较短,配变总容量较少时, Kz或Kcl应选较大的系数;

b、当线路较长,过流近后备灵敏度不够时,可采用复压闭锁过流或低压闭锁过流保护,此时负序电压取0.06Ue,低电压取0.6～0.7Ue,动作电流按正常最大负荷电流整定。当保护无法改动时,应在线路中段加装跌落式熔断器或带有电流脱口的断路器，断路器大小按保1.5的灵敏度整定;

c、当远后备灵敏度不够时,由于每台配电变压器高压侧均有跌落式熔断器,可不予考虑;

d、当因躲过励磁涌流而使过流定值偏大,而导致保护灵敏度较低时,可考虑将过流定值降低,而将重合闸后加速退出。

e、灵敏度校验:近后备按最小运行方式下线路末端故障,灵敏度大于等于1.5;远后备灵敏度可选择线路最末端的较小配变二次侧故障,按最小方式校验,灵敏度大于或等于1.2。

Klm1=I/Idz1≥1.5

Klm2=I/Idz1≥1.2

式中I为线路末端最小两相短路电流; I为线路末端较小配变二次侧最小两相短路电流; Idz1为过流整定值。

过流保护时限配合如下图：

t2=t3+t

t1=max{t2,t4}+t

当为机电式、电磁式时t取0.5s，微机式取0.3s

2.重合闸

10kV、6kV配电线路一般采用后加速的三相一次重合闸,由于安装于末级保护上,所以不需要与其他保护配合。重合闸所考虑的主要为重合闸的重合成功率及缩短重合停电时间,以使用户负荷尽量少受影响。重合闸的成功率主要决定于电弧熄灭时间。电弧熄灭时间一般小于0.5s,因此,对重合闸重合的连续性,重合闸时间采用0.8～1.5s;农村线路,负荷多为照明及不长期运行的小型电动机等负荷,供电可靠性要求较低,短时停电不会造成很大的损失。为保证重合闸的成功率,一般采用1.0s的重合闸时间。实践证明,将重合闸时间由0.8s延长到1.0s,将使重合闸成功率由40 %以下提高到70 %左右。

3.10kV、6kV保护整定中容易忽视的问题及对策

3.1励磁涌流问题

励磁涌流是由于变压器铁心中的磁通不能突变和铁心饱和所引起的，励磁涌流中含有大量的非周期分量，含有大量的高次谐波，波形不连续，存在间断角。当变压器空载投入或外部故障切除，电压恢复时，变压器励磁涌流最大值可以达到变压器额定电流的6～8倍,并且跟变压器的容量大小有关,变压器容量越小,励磁涌流倍数越大。励磁涌流以一定时间系数衰减,衰减的时间常数同样与变压器容量大小有关,容量越大,时间常数越大,涌流存在时间越长，一般经过0.5～1s后，励磁涌流已衰减到小于变压器额定电流。

10kV线路装有大量的配电变压器,在线路投入时,这些配电变压器是挂在线路上,在合闸瞬间,各变压器所产生的励磁涌流在线路上相互迭加，产生了一个复杂的电磁暂态过程,在系统阻抗较小时,会出现较大的涌流,时间常数也较大。三段式电流保护中的电流速断保护由于要兼顾灵敏度,动作电流值往往取的较小,特别在长线路或系统阻抗大时更明显。励磁涌流值可能会大于装置整定值,使保护误动。这种情况在线路变压器个数少、容量小以及系统阻抗小时并不突出,因此容易被忽视,但当线路变压器个数及容量增大后,就可能出现。我局贺兰山站的9104银巴线就曾经在增容后出现10kV线路速断保护躲不过线路配电变压器励磁涌流的问题。

a、防止涌流引起误动的方法

励磁涌流有两个明显的特征,一是它含有大量的二次谐波,二是它的大小随时间而衰减,一开始涌流很大,一段时间后涌流衰减为零。利用涌流这个特点,在电流速断保护装置上加一短时间延时,就可以防止励磁涌流引起的误动作,这种方法最大优点是不用改造保护装置(或只作简单改造)。

3.2TA饱和对保护的影响问题

在10kV线路短路时,由于TA饱和,感应到二次侧的电流会很小或接近于零,使保护装置拒动,故障要由母联断路器或主变后备保护来切除,不仅延长了故障时间,使故障范围扩大,还会影响供电的可靠性,且严重威胁运行设备的安全。

a、避免TA饱和的方法

避免TA饱和主要从两个方面入手,一是在选择TA时,变比不能选得太小,要考虑线路短路时电流增大后TA饱和问题,一般10kV线路保护TA变比最好大于300/5;另一方面要尽量减少TA二次负载阻抗,尽量避免保护和计量共用TA,缩短TA二次电缆长度及加大二次电缆截面;对于综合自动化变电站10kV线路尽可能选用保护测控合一的装置,并在控制屏上就地安装,这样能有效减小二次回路阻抗,防止TA饱和。

3.310kV所用变保护存在的问题

所用变是比较特殊的设备,容量较小,可靠性要求高,且安装位置特殊,通常接在10kV母线上,其高压侧短路电流等于系统短路电流,可达十几kA,低压侧出口短路电流也较大。人们普遍对所用变保护的可靠性重视不够,这将对所用变直至整个10kV系统的安全运行造成严重威胁。

a、解决办法

解决所用变保护拒动问题,应从合理配置保护入手,其TA的选择要考虑所用变故障时饱和问题,同时,计量用的TA一定要与保护用的TA分开,保护用的TA装在高压侧,以保证对所用变的保护,计量用TA装在所用变的低压侧,以提高计量精度。在定值整定方面,电流速断保护可按所用变低压出口短路进行整定,过电流保护按躲过所用变的额定电流进行整定。

4.结束语

继电保护装置是保证电网安全运行、保护电气设备的主要装置，是组成电力系统不可分割的重要部分。保护定值计算不当或不正确动作，必将引起事故或使事故扩大，损坏电气设备，甚至造成整个电力系统崩溃瓦解，因此继电保护整定计算方案十分重要，继电保护工作人员应尽可能的按照实际情况及整定规程，合理安排整定方案，确保保护正确动作。

参考文献：

1.DL/T584-2007《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》《继电保护及安全自动装置运行管理规程》

2.崔家佩 孟庆炎 陈永芳 熊炳耀主编的《电力系统继电保护与安全自动装置整定计算》中国水利出版社

3.西安电力学校 高永昌主编《电力系统继电保护》教材