电网继电保护范文

电网继电保护范文（精选12篇）

电网继电保护 第1篇

a.正确地切除故障。b.为保证高压电网的安全稳定运行提供必要的前提条件。

1 对高压电网继电保护性能的基本要求

1.1 可靠性。

运行中高压电网继电保护的可靠性，决定于继电保护装置的配置方式、各套保护装置本身的技术性能和设备及安装质量水平。除了装置的设备质量应由制造厂提供保证外，对于继电保护的配置方式已在能源部颁发的《电力系统继电保护技术规程》中提供了具体要求;至于各套保护装置的技术性能：110～220kV高压线路的，已有“四统一”技术条件作标准;500kV线路的，也已有中华人民共和国水利电力部颁发的《电力系统部分设备统一编号准则》可资遵循。继电保护的可靠性，是继电保护正常运行和可靠动作的前提基础。

1.2 速动性。

要求快速切除线路及母线故障，首先是为了保证电力系统稳定(同步运行稳定性)。要求快速切除的电网故障，最重要的是母线附近的两相短路接地和三相短路，因为这些严重故障对系统稳定的威胁最大。而对于单相接地故障，在其他相同的条件下，允许切除故障的时间则较长。

(1)继电保护的快速性，应当由纵联保护、相间保护及接地保护瞬时段以及相电流速断的协同动作来保证。切不可轻视后备保护瞬时段及电流速断的独特作用。原因是当故障发生在影响系统稳定最为严重的母线近端时，它们的动作一般快于纵联保护，因而最有利于系统稳定。(2)对于线路密集的220kV受端系统，只要继电保护快速动作切除故障，一般都可以保持系统稳定。受端系统联接着占系统容量很大比重的电源和负荷，如果因故障延时切除而引起系统失去稳定，其后果将是全局性的，因而突出了受端系统线路快速切除故障的重要性。按规定，这些线路可以装设两套纵联保护，当然，母线差动保护也是极其重要的。(3)应当保持快速稳定长期投入运行。规定要求纵联保护的全年投运时间不应低于330天。而对于装有两套纵联保护的受端系统220kV线路和330～500kV线路，理当保证任何时间至少有一套纵联保护在运行中。当线路断路器检修，用旁路断路器带路运行时，也当如此。(4)接到高压电网的供电变压器，它的低压母线及配出线路的故障切除时间，应当满足系统稳定的要求，即使牺牲选择性也必须如此，这是全局观点。(5)手动合闸于线路和手动合闸于母线，都必须有切实的瞬时保护。

1.3 灵敏性。

衡量保护装置启动可靠性的指标是灵敏度，它是对在要求保护范围内的故障实现可靠保护的前提条件。

a.对于纵联保护，应当保证在被保护线路上任一点发生金属性短路故障时，都有足够灵敏度。b.对于相间距离保护，其最末一段的启动灵敏度，应以适足以可靠躲开实际可能传输的事故后最大功率为准。对于并列及环状线路，尤应注意及此。c.对于接地故障保护，其最末一段的启动值，应以能适应如下的故障点接地电阻值为标准：

当在线路末端故障时，允许近端先切除故障，然后远端纵续动作。在考虑一定裕度后，相应于接地保护最末一段的3I0启动值应不大于300A左右，长线路还应该更小一些。

1.4 选择性。

为了达到接地保护动作的选择性，对于同一点发生的故障，相邻上下级元件的保护装置必须在灵敏度和动作时间上同时取得配合。在以纵联保护为主保护的220～500kV线路上，对后备保护的一项重要要求就是保证选择性，以适应如下情况：(1)当发生经较大过渡电阻的故障，故障线路本身的纵联保护因灵敏度不足不能启动，而必须由其后备保护动作切除故障时，不得引起相邻元件后备保护的无选择性误动作。(2)当某一线路的下一级元件故障，因故而不能有最临近故障点的断路器切除，需要由相邻上一级线路的后备保护动作切除时，不得引起更上一级线路后备保护的越级跳闸。

即使加强了主保护，如果不注意保持后备保护间的选择性，也解决不了上述两个问题，这是实际的事故教训。

2 高压电网接地保护对系统振荡的适应性

在电力系统振荡时保持电网运行结构的完整性，能为系统快速恢复正常运行和将事故影响后果降低到可能最小程度提供前提条件，这一点已为我国电力系统多年运行实践所证明。

2.1 除预定作为解列装置的而外，不允许电网继电保护在系统振荡时误跳闸。

2.2 不要求快速切除在系统振荡过程中同时发生的电网故障，但必须保证切除故障的可靠性和选择性。

3 高压电网的自动重合闸方式

3.1 330～500kV线路和联系松散的220kV线路，宜采用单相重合闸。

其重合闸时间：(1)一般宜按传输最大功率情况下的最佳重合闸时间选择，且固定不变。(2)对于要求依靠成功的重合闸才能保持系统稳定运行的特殊情况，实现0.5s左右的快速单相重合闸，一般用于单回线。

3.2 联系紧密的220kV受端系统线路，宜采用不附加故障条件的三相重合闸。

并在对系统和大机组冲击较小的一侧检查线路无电压先重合闸，另一侧检查线路和母线电压同步再合闸。重合闸时间可取为5～10s，靠近大机组的线路则不小于10s。

3.3 由主系统到终端地区线路，选用下列重合闸方式:

(1) 在地区与主系统联络的适当地点设解列点, 当线路故障时, 受电侧的继电器保护动作跳开解列断路器, 主系统侧实现检电压的一般三相重合闸。 (2) 单相重合闸。允许主系统先切去故障相, 而后地区侧以简单的相低电压元件等实现选相跳闸, 重合不成或多相故障, 则动作于解列。

4 重合闸过程中的继电保护性能

4.1 不论任何条件，都必须保证： (1)对故障已消除的线路，能够重合成功。(2)重合于故障未消除的线路上时，必须瞬时三相永久跳开故障线路。

4.2 对330～500kV线路，应保证在整个重合闸过程，包括单相重合闸过程中和单相重合闸成功后，任何期间发生的任一单相或多相再故障实现瞬时跳闸。

4.3 对采用单相重合闸的220kV线路，应保证重合成功后再故障时的瞬时跳闸;以及两健全相故障时的全过程有选择性跳闸。

4.4 在重合闸过程中，如果相邻线路故障，允许实现重合闸线路的继电保护无选择性跳闸，但宜在可能条件下缩短无选择动作的范围。

4.5 对继续保留单相重合闸方式的受端电网线路，宜实现故障后的选相元件瞬时后加速。

4.6 无论故障线路是否重合成功及再故障，相邻线路的继电保护必须保持选择性。

5 快速保护因故退出运行时的对策

由于目前设备条件和管理水平的原因，线路纵联保护较长期地被迫退出运行的情况仍时有发生，类似的还有母线差动保护因定期检修需要短时停运，这些都会影响当时系统的暂态稳定水平。遇到这类情况时，可采用以下措施。

5.1 在可能条件下，适当地改变电网运行接线和方式，也考虑极少量事先安排可以由现场值班人员执行的继电保护改定值，包括临时投入简单的保护装置，使保留运行中的继电保护动作性能适应当时的系统稳定要求。

5.2 对配置了双套纵联保护的受端系统220kV线路，如果主保护同时退出运行，而保留运行的后备保护动作性能又不能满足当时的系统稳定要求，可以由现场运行人员临时投入事先设定好的专用压板，将有一定末端故障灵敏度的相间及接地第二段保护动作时间降低乃至改成瞬时动作，以满足系统稳定和相邻线路保护选择性要求。宁可在相邻线路出口附近故障时本线路无选择性跳闸，也不宜冒系统失去稳定的风险。

结束语

在电网的设计施工和改造中，应从全局的观点，综合考虑继电保护运行与系统运行的协调要求，为保证快速、灵敏、可靠切除电网故障，满足系统稳定运行，进而充分发挥电能资源在工农业生产中的重要作用，为国民经济做出其应有贡献。

摘要：运行中的高压电网继电保护, 实际上是一个完整的系统。以被保护单元线路为例, 其继电保护系统包括了所联接的互感器、操作电源、断路器跳闸回路、相应的二次接线、通信通道, 以及投入运行的各套继电保护装置。

电网继电保护 第2篇

1、总则

1.1为贯彻落实江西电网日常运行管理和电网突发事件应急工作的要求,增强责任意识和风险意识,加强江西电网继电保护专业管理和技术监督,进一步规范省调与各发电企业、供电公司和超高压分公司间的继电保护信息沟通，建立和完善继电保护常态化管理机制及有效、迅速的电网突发事件的应急响应机制，及时掌握继电保护运行情况和专业管理动态，提高工作效率，强化继电保护管理的规范化、标准化，不断提升继电保护专业管理水平、运行管理水平和应急处理能力，特制订本工作规范。

1.2本规范依据《江西电网继电保护及安全自动装置异常应急处理暂行规定》、《江西电网继电保护及安全自动装置动作汇报管理办法》、《江西电力系统继电保护技术监督规定实施细则》，结合继电保护专业管理相关规程、规定及专业工作实际制定。

1.3本规范所指专业报告，包括技术监督的月报表、年报表、技术监督报告、节假日自查报告、定值核对情况表、保护故障报告、110KV动作统计情况表、反措清查统计表，专业工作月报，专业工作和技术监督工作总结，基建、技改、大修情况汇报，保护装置定检计划，省调临时要求报送的数据和工作情况等。

1.4本规范适用于江西电网内运行的各发电企业、供电公司和超高压 分公司，由各单位的继电保护专业管理部门负责报送各类继电保护专业报告。

2、专业报告的内容和报送要求 2.1技术监督月报表

2.1.1技术监督月报表包括定期检验情况表、保护缺陷情况表、新定值更改情况表，主要汇报各运行单位每月对省调所辖保护设备的定检、消缺和执行省调下发定值的情况。

2.1.2各运行单位应在每月5日前将上月的技术监督月报表通过省调DMIS网上报。

2.1.3技术监督月报表应填写准确，真实反映现场情况。2.2技术监督年报表

2.2.1技术监督年报表包括保护装置状况表、试验设备状况表、保护人员状况表，主要汇报各运行单位上继电保护设备、试验设备和保护专业人员的基本情况。

2.2.2各运行单位应在每年1月底前将上的技术监督年报表通过省调DMIS网上报。

2.2.3技术监督年报表应填写准确，真实反映现场情况。2.3技术监督报告

2.3.1技术监督报告包括各单位技术监督的开展情况、发现的问题和解决的措施等。

2.3.2技术监督报告应通过省调DMIS网上报。2.4定值核对情况表

2.4.1定值核对情况表主要是各单位对省调所辖继保设备的定值(含保护的定值区)进行定期核查的情况汇报。

2.4.2各单位应在每季度第一个月的10号前将本单位上一季度的定值核对情况表通过省调DMIS网上报。2.5节假日自查报告

2.5.1节假日自查报告主要是各单位在春节、“五一”、“十一”长假和重要保电期（如迎峰度夏）前开展的技术监督自查工作的情况、发现的问题、处理措施、整改计划等。

2.5.2节假日自查报告应按时通过省调DMIS网上报。2.6保护故障报告

2.6.1保护故障报告主要包括保护动作报告、保护动作分析报告、录波图（录波电子数据）、线路行波测距结果。

2.6.2保护动作分析报告应包括事故发生前的系统运行方式等背景情况；事故发生的时间、地点、经过、保护装置动作情况；原因分析与检查、处理结果；存在的问题；处理措施、整改及反措实施计划。2.6.3省调所辖继电保护装置动作后，各运行单位应在24小时内将保护动作分析报告和录波电子数据通过省调DMIS网上报，并将保护动作报告（微机保护打印报告）、线路行波测距结果（如线路已安装行波测距装置）传真至省调继电保护部 2.7保护动作统计报表

2.7.1为及时总结电网继电保护的运行情况，做好电网继电保护的动作统计情况，各单位应按时上报“110KV继电保护动作统计月报表”。2.7.2各单位应在每月5日前通过省调DMIS网上报上月的“110KV继电保护动作统计月报表”。2.8反措清查统计表

2.8.1为使继电保护反事故措施得到切实执行，确保系统安全稳定运行，省调下发了《江西电网继电保护及安全自动装置常用反措等执行完成情况清理统计表》。

2.8.2各单位应在省调所辖继电保护装置定期检验后一个月内将反措清查统计表邮寄至省调继电保护部。2.9专业工作月报

2.9.1为促进专业管理日常工作的信息交流，要求各单位每月向省调继电保护部上报专业工作月报（月报格式详见附件）。

2.9.2各单位应在每月5日前通过电子邮件方式（省调DMIS网具备条件后通过省调DMIS网）上报上月专业工作月报。2.10专业工作和技术监督工作总结

2.10.1各单位在全面总结继电保护专业工作和技术监督工作的基础上,应及时完成专业工作总结和技术监督工作总结,并在每年的1月底前将上一年的专业工作总结和技术监督工作总结通过省调DMIS网上报。

2.11省调临时要求报送的数据和工作情况汇报

2.11.1对于省调临时要求报送的继电保护专业的数据和工作情况汇报,各单位应积极配合,按时按要求报送,省调将把报送情况列入月度专业考核成绩中。

3、专业报告有关要求 3.1各单位继电保护专业管理部门应指定工作人员，负责联系继电保护专业报告工作，并将人员名单及联系方式（电话、电子邮件、传真）报省调继电保护部。联系人员如变动，应及时通知省调继电保护部。3.2各单位应认真组织，落实责任，确保继电保护专业信息报送的及时性、准确性和有效性。

4、附则

4.1江西电力调度中心负责对各单位执行本规范的情况进行考核,定期统计、通报执行情况，并将其纳入继电保护专业技术管理和月度考核中。

4.2本规范自发布之日起试行，原有文件、规程若与本规范有不同之处，参照本规范执行。

4.3本规范由江西电力调度中心负责解释。

附件：

继电保护专业工作月报

（XXXX年XX月）

填报单位： 填报时间： 年 月 日

一、本月220KV继电保护不正确动作事件

二、本月继电保护专业管理重点工作完成情况 填报说明：

填报内容宜包括以下几方面：

1、220KV及以上继电保护主设备的技改、反措等重点工作；

2、技术培训（比武）活动、专业（专项）检查、专业会议；

3、专业规章制度（设计、安装、运行、检修、反措等）的编制修订；

4、继电保护项目评审，科技成果鉴定、新技术和新产品应用；

5、当前存在的主要问题和对下阶段工作的建议、意见；

智能电网继电保护技术研究 第3篇

关键词：智能电网；继电保护；构成；技术；挑战

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1674-1161（2014）06-0049-03

智能电网作为当今世界电力系统发展变革的最新动向，已由最初模糊的概念发展到了具体实施阶段。相应地，智能电网的网络拓扑结构、智能电网的继电保护以及智能电网的关键性技术都成为其发展研究的重要内容。

1 智能电网的网络结构模型

传统电网中，典型的网络拓扑结构有总线型、环型、星型线路，等效模型见图1。这些均为线型模型，运行方式相对比较单一，每一个电源点的潮流流向是单向的，因而能方便地利用电流保护、距离保护实现。

智能电网中，网状结构使每个点既可能是电源点又可能是最终的用户点，因此线路潮流的流向是双向的；另外，分布式电源作为网状电网的一个点，也可能会从系统中解列出来，形成微网单独运行，等效模型如图2所示。这种电网的运行方式是不确定和易变的，从而造成系统运行阻抗的千变万化，最终导致传统的过流保护、距离保护定值无法整定，保护不能单独使用。基于此，必须考虑新的保护方案，避免受电网运行方式变化的影响。

2 智能电网继电保护构成

2.1 传统电网继电保护构成

传统电网中，电源点的潮流流向是确定的。通常保护输入的是本侧的电气量，包括：三相电流Ia，Ib和Ic；三相电压Ua，Ub和Uc。通过对这些电气量的判别，满足相关保护的要求。线路光纤差动保护最多是输入被保护线路对侧的电流，所以传统继电保护电气判别量基本固定不变。其构成示意图如图3所示。

2.2 智能电网继电保护构成

智能电网的分布式发电、交互式供电对继电保护提出了更高要求。通信和信息技术的长足发展，数字化技术及其应用在各行各业的日益普及，也为探索新的保护原理提供了条件。智能电网中，可利用传感器对发电、输电、配电、供电等关键设备的运行状况进行实时监控，然后把获得的数据通过网络系统进行收集、整合，最后对数据进行分析。利用这些信息可对运行状况进行监测，实现对保护功能和保护定值的远程动态监控与修正。

另外，对于保护装置而言，保护功能除了需要本保护对象的运行信息外，还需要相关联的其他设备的运行信息。一方面是保证故障的准确实时识别，另一方面是保证在没有或少量人工干预下，能够快速隔离故障、自我恢复，避免大面积停电的发生。所以，智能电网继电保护装置保护动作时不一定只跳本保护对象，也有可能在跳本保护对象时还需发连跳命令跳开其他关联节点，还有可能只发连跳命令跳开其他关联节点而不跳开本保护对象。

图4为智能电网继电保护构成示意图。在智能电网中，通过监控系统对本保护对象和其关联节点的运行状况进行分析和决策，实时调整相应继电保护装置的保护功能和保护定值，使保护装置适应灵活变化的运行工况。同时由保护功能决定参与故障判断的电气量信息和保护动作策略。

3 智能电网关键技术

未来智能配电网的发展，要求智能电网继电保护技术与先进的信息、通信和控制等技术加以融合。为了满足智能电网继电保护的技术要求，需要有对应的关键技术解决以往电网中存在的问题。

3.1 通信技术

建立高速、双向、实时、集成的通信系统是实现智能电网的基础。智能电网通过高速双向通信系统这个平台，能够不断地自我监测和校正，实现自愈。它能够监测到各种扰动，进行无功补偿、潮流分配，避免传统大电网中大范围停电等情况的发生。该通信系统能够保证电力电子控制器、保护系统、用户以及各种不同的设备进行网络化通信。

3.2 参考量测技术

参考量测技术是智能电网基本的组成部分，其作用是将测量数据转换为数据信息，供给智能电网各个方面使用。参考量测技术给电力系统运行人员和规划人员提供更多的数据支持，包括功率因数、电能质量、相位关系、设备健康状况、故障定位、变压器和线路负荷、关键元件的温度、停电确认等数据。

3.3 设备技术

设备技术主要包括电力电子技术和分布式能源接入技术。电力电子技术是利用电力电子器件对电能进行变换及控制的一种现代技术，其节能效果明显，以SVC为代表的柔性交流输电技术和高压直流输电技术体现尤为明显。将电力电子技术和现代控制技术结合，通过对电力系统参数的连续调节控制，可大幅降低输电损耗、提高输电系统输送能力和保证电力系统稳定水平。

3.4 控制技术和决策支持技术

先进的控制技术是指智能电网中分析、诊断和预测状态并确定及采取适当的措施以消除、减轻和防止供电中断和电能质量扰动的装置和算法。这一技术可以管理电网的有功和无功。先进的控制技术分析和诊断功能将引进专家系统，在专家系统允许的范围内采取自动的控制行动，实现电网的自愈性。决策支持技术将复杂的电力系统数据转化为系统运行人员一目了然的可理解的信息，以动画技术、动态着色技术、虚拟现实技术以及其他数据展示技术来帮助系统运行人员认识、分析和处理紧急问题。

4 继电保护发展面临的挑战

4.1 大电网、超/特高压影响

1） 特高压电网故障时谐波分量大，非周期分量衰减缓慢，暂态过程明显，影响保护动作的可靠性和快速性；2） 超/特高压长线路分布电容对电流差动保护和按集中参数模型构成的保护产生不利影响；3） 同塔双回或多回线路的跨线故障以及互感和线路参数不平衡会对保护造成影响；4） 变压器保护利用谐波含量区分内部故障与励磁涌流的难度增大；5） 电网间的相互影响使故障特性更为复杂，故障计算误差增加；6） 对于继电保护设备，要求具有更高的可靠性、安全性和电磁兼容能力。

4.2 电力电子设备影响

1） FACTS元件的安装位置、投入运行与否以及所涉及参数的调整变化会对电网短路电流的特征和分布产生影响；2） 直流输电系统的控制和保护问题仍然很突出，交、直流系统的故障会互相影响；3） 风机类型、风机的工作状态、风机所采用的控制方法及故障类型等因素，会对不同时段的保护以及选相功能等产生影响。

4.3 电网的控制策略影响

FACTS元件大量应用，直流输电工程投入运行，以及规模化风电场、光伏电站的并网运行，使得电网的继电保护必须与这些设备或元件的控制策略进行协调与配合。其中包括FACTS元件的保护与控制，及其与系统保护的协调配合；直流输电系统的控制与保护，以及交直流混联系统保护的协调与配合；风电、光伏电站的并网控制对接入系统保护的影响；此外，电网一、二、三道防线之间的协调配合也需要考虑。

4.4 网络拓扑和运行方式影响

目前以光纤差动为代表的主保护已臻于完善，然而受电网运行方式和网络拓扑影响的传统后备保护却面临很多困难。为保证其可靠性，不得不按照最严酷的情况进行配置和整定；为了保证其选择性，不得不牺牲后备保护的快速性和灵敏性。

参考文献

[1] 余文军.智能电网继电保护研究综述[J].电源技术应用，2013（2）：303.

[2] 刘强.智能电网继电保护技术探讨[J].江苏电机工程，2010（3）：82-84.

微电网继电保护方法探讨 第4篇

随着经济的发展,电力用户对供电可靠性、电能质量的要求越来越高。传统集中式发电面临严格限制,不能在可接受的成本内满足敏感电力负荷需求。与此同时,技术进步使分布式发电重新回到电力发展的舞台。分布式发电具有灵活、高效和环保优势,提供更清洁、优质的电能。并且不需要进行电力输送所需的大量投资,其经济性显著[1]。随着分布式发电逐渐植入配电网,文献[2,3,4]指出不加约束地接入分布式发电电源会给配电网带来很多问题。因此,人们提出微电网的概念,希望通过将一个地区的分布式电源和其当地的负荷组成小型电网,利用有效的控制理论和保护方法,解决分布式发电并网带来的问题。

对微电网的研究,人们已经做了大量的工作。美国、欧洲、日本都建立了微电网示范工程[5,6,7]。其中最有代表性的是美国电力可靠性技术解决方案协会(CERTS)的微电网工程。文献[8,9]对微电网进行了定义:微电网是一个以一系列分布式电源和群聚负荷组成一个简单电力系统,为当地用户提供电力的小型电网。IEEE1547对微电网的各个环节都给出了相关标准。研究表明,对于电力公司来说,微电网扮演着一个“合法公民”的角色,提高电力系统供电的可靠性;对电力用户来说,微电网可以提供高质量的电力资源,热电联产(CHP)的微电网还可以提供热能需求[10,11,12,13]。

然而,微电网的控制原理和保护技术复杂。首先,微电网短路故障电流小,基于电力电子设备的微电网短路电流被限制在2倍额定电流以内,传统的过电流保护不再适用于微电网,必需寻求新的保护和控制原理;其次,微电网有并网运行和孤网运行两种模式,微电网如何辨识公共电网的各种故障,并做出正确的响应确定微电网是否需要孤网运行是一大难题[14]。所以,必需研究新方法、新理论保障微电网的安全、稳定运行。

1 典型微电网的基本结构

图1是美国电力可靠性技术解决方案协会(CERTS)提出的微电网结构。

如图1,一个微电网包括分布式电源DG、储能单元、和用电负荷,它以一个“合法公民”的身份接于配电网。DG通过电力电子接口接在馈线上,DG采用自制控制中的“对等””和“即插即用”运行模式[15,16,17]。微电网通过公共耦合节点PCC (Point of Common Couple)与公共配电网连接。PCC经过降压变压器接在10 kV母线上。母线有三条辐射状馈线A、B、C,馈线电压等级一般为10 kV或更低。馈线A连接对电能质量要求不是很高的一般负荷;馈线B、C所带的负荷为敏感负荷,在母线分段处安装了一个静态开关SS (Static Switch),通过静态开关可以平滑地实现微电网孤网运行和并网运行模式的切换。

该模型反映了微电网的基本特征:(1)分布式电源DG基于电力电子接口控制,以保证电网运行的灵活性和稳定性。(2)敏感负荷的电源双重配置,既可以通过静态开关从公共电网取电,也可以由DG供电,保证了敏感负荷对电力可靠性和电能质量的要求。(3)敏感负荷通过静态开关(SS)与公共电网连接,当公共电网发生故障时,静态开关迅速动作,微电网进入孤网运行,保证对敏感负荷的持续电力供应。

然而,微电网和分布式发电不同:(1)微电网能有效地管理分布式发电。分布式电源DG通过电力电子接口接入微电网,基于电力电子设备的分布式电源DG的控制速度更快,短路点故障电流受到限制。(2)微电网是一个整体,它的控制保护复杂,传统继电保护原理不适用于微电网,必需采用新的保护技术。(3)微电网并网运行模式和传统分布式发电都与公共电网相连,但微电网PCC处静态开关(SS)的设置使得微电网对公共电网的影响降至最低。

2 微电网并网对配电网继电保护的影响

微电网并网运行必然会引起配电网电流大小、方向和分布发生变化,继而对配电网继电保护带来不利影响。随着分布式发电的逐渐应用,其对传统配电网的继电保护的影响已经引起人们越来越多的重视[18,19,20]。

文献[21,22]指出,在低渗透时,微电网的接入对公共电网的影响不大,但随着渗透率λ的逐渐增大,公共大电网将失稳。其中λ为微电网的渗透率,λ=Pm/Ps,Pm为微电网渗透到公共电网的功率,Ps为公共大电网的容量。传统配电网典型保护设计方案通常是主馈线采用电流速断保护和过流保护组成的两段式保护,并配置三相一次重合闸装置。电流速断按照线路末端故障有灵敏度的方法整定,过流保护按保护线路全长加时限整定。所以,微电网并网运行对公共配电网继电保护的影响主要表现在对馈线电流保护和重合闸动作情况两个方面。如图2所示。

2.1 对配电网电流保护的影响

由于微电网接入配电网,使原有公共配电网电流大小、分布和流向都发生了变化,从而可能引起原有保护的误动、拒动和灵敏度降低[23,24,25]。

(1)导致本线路部分保护灵敏度降低及拒动,部分保护的灵敏度增加。如图,当K3发生接地故障时,由于MG的分流作用,使B3感受到的故障电流减小,B3的灵敏度降低;当K2点发生接地故障,B4将流过MG提供的故障电流,使保护B4的灵敏度增加。

(2)导致本线路保护误动。当母线处或K1发生接地故障时,B3流过MG提供的反方向短路电流,当MG馈入电网的功率足够大时,将使B3误动。

(3)导致相邻线路保护误动,失去选择性。当K4发生接地故障,B1流过MG提供的短路电流,如果MG的容量足够大,那么B1的保护范围将可能延伸到下一段线路,使保护失去选择性。

2.2 对重合闸的影响

如图2,K3发生接地故障,保护B3的电流速断保护立即动作断开故障线路,但MG的PCC从检测外部故障到SS断开MG需要一段时间,期间MG和B3所在的馈线构成孤岛运行,如果此时保护B3的前加速动作,可能会造成非同期合闸。同时,MG继续向故障点提供电路电流,可能使故障点电弧重燃,扩大事故。保护B3的前加速必须与PCC处的静态开关SS动作时间配合。文献[26]指出,必须限制MG提供的短路电流,以公共配电网电流速断或定时限过流保护的定值为约束条件,以减轻MG接入对重合闸前加速、后加速的影响。

3 微电网继电保护

3.1 国内外微电网继电保护的研究情况

目前,国内几乎没有关于微电网继电保护方面的研究,国外对微电网继电保护的研究也还只是停留在理论研究阶段[27,28]。文献[2]指出微电网的继电保护必需遵循两条原则:(1)无论在孤网运行模式还是并网运行模式,微电网的保护策略必须一致;(2)短路故障时,提供短路电流的电源必需迅速切除。

微电网有并网运行和孤网运行两种模式。微电网通过PCC与公共电网相连,PCC处的静态开关及其相应的继电保护特性的定义是微电网继电保护的一个难点。它必须能够准确判断电网的各种故障并迅速做出反应,决定微电网是否需要进入孤网运行,实现微电网这两种运行模式间的平滑切换;微电网继电保护的另一个难点是在孤网运行故障电流小的情况下给微电网配置充分的保护,由于微电网的分布式电源DG采用电力电子设备接入微电网,微电网发生接地故障时,分布式电源DG提供的短路电流被限制在2IN,传统配电网广泛采用的过流保护不再适合于微电网,微电网的继电保护必须采用新的保护原理。针对这两个难点,作者提出系统级保护和单元级保护的方案,以合理配置微电网的继电保护。

3.2 微电网系统级保护

前面已经谈到,不加约束地接入分布式发电会给配电网带来很多问题,如对配电网电压稳定、继电保护等方面的影响。微电网系统级保护主要目的是确保在公共电网发生永久性故障或微电网的运行状态不符合IEEE1547标准时,微电网能够迅速、平滑进入孤网运行,减轻微电网的接入对公共配电网的影响。同时,保证微电网能够安全过渡到新的运行稳态。

微电网系统级保护的关键是其与公共配电网的连接点PCC。由以上分析可知,微电网并网运行对配电网继电保护的影响主要取决于两个要素:注入配电网的短路电流大小和持续时间。当公共电网发生永久性故障或微电网的运行状态不符合IEEE1547标准时,要求微电网进入孤网运行,PCC的迅速动作能减轻微电网对公共配电网继电保护的不利影响。所以,PCC安装的控制与保护装置必须能够检测并准确判断电网的各种故障情况,迅速做出响应,决定微电网是否进入孤网运行。文献[29]指出,PCC处的继电保护,可以通过测量其两端的电压、频率和电流大小实现IEEE1547标准所要求的检测,如不同步、电能质量下降、微电网内部或外部故障以及重新并网等问题。

为了减少断路器全分闸时间,提高PCC的开断速度,文献[30,31]介绍了一种基于晶闸管控制的快速开关,这种快速开关没有旋转部件,使用寿命因此大大增长。在检测到跳闸信号后,静态开关在0.5～2个周波即40 ms内即可断开PCC处的连接,微电网进入孤网运行。可以安装在低压母线的敏感负荷馈线出口处,保护敏感负荷;也可以安装在PCC处,必要时实现微电网孤网运行。

3.3 微电网单元级保护

当公共电网发生故障或电能质量下降,如过电压、电压偏低等,对于敏感负荷,需要微电网快速断开与公共电网的连接,西门子公司F47标准建议断开时间在50 ms内。此后,微电网进入孤网运行模式。微电网单元级保护主要是应对微电网内部发生的各种故障所配置的保护。

微电网单元级保护必须考虑两个方面:能够处理微电网并网运行时的各种内部故障;外部电网故障使微电网PCC处解列进入孤网运行时,必须保证微电网能平滑过渡到新稳态运行,若微电网内部发生故障能够迅速切除故障部分,保证健全部分安全稳定运行。以下介绍三种微电网继电保护方法。

(1)基于电流序分量的保护方法。

文献[32]介绍了一种基于序分量的微电网继电保护方法,其继电保护配置如图3所示。

整个微电网的保护分为六个区域。微电网故障形式主要是相地短路故障和相间短路故障。理论研究证明,零序和负序分量可以成功检测相地和相间故障[33,34]。正常运行时,由于负荷的不对称性,微电网中会包含有一定数值的零序和负序分量,为了避免由于负荷不对称造成序电流元件动作,必需给每个序电流元件一个合适的门槛值。在研究差动保护和电流对称分量的基础上,笔者提出用零序电流保护作为单相接地故障的主保护,用负序电流保护作为相间短路的主保护,电流差动保护作为后备保护。这种组合有很好的保护效果。

每一相配置电流互感器、馈线和中性点处配置三相电流互感器,以提取接地故障保护所需要的三相电流。经过变化矩阵输出正序、负序、零序电流分量,作为继电器的输入信号。单相接地故障后备保护通过检测差动对称分量Id=|Ik|实现。根据负荷的不对称情况,每一个继电器设计相应的门槛值。各区域的继电器都延时3个周波,但继电器3延时10个周波,以与保护四区的继电器配合,各相断路器在接到跳闸信号后延时1.5个周波再动作,以消除不同继电器的电流对称分量不同上升时间的影响。

如图3,假设区域四发生单相接地故障,区域二的静态开关、区域三和区域四的零序电流分量都超过门槛值。故障发生后0.5～2个周波内静态开关动作,微电网进入孤网运行,接着区域四的继电器动作DG2退出运行,区域三的继电保护时限与区域四的保护配合而没有动作,故障区域被隔离。微电网其余部分经过一个暂态过程恢复正常运行,静态开关检测到故障消除,同步条件满足之后,实现自同步并网。

(2) DG出口电压abc-dq0变换法。

文献[35,36,37]介绍了一种DG出口电压abc-dq0变换实现微电网保护的方法。对于不同的故障情况,三相电压的dq分量具有不同的特征,以此实现各种类型接地故障的判别。首先获取三相机端电压,通过abc-dq0变换矩阵得到Vds和Vqs,如式(1)。

再用公式(2)将静止坐标轴上的Vds、Vqs投影到同步旋转的坐标轴上:

令Vdif=Vqrf-Vqr,Vqrf为一个给定门槛值。则不同Vdif的输出对应了微电网不同的故障情况:微电网正常运行时,Vdif的值为0;三相短路故障发生时,Vdif输出为稳定的直流信号;相间故障Vdif为一个直流和震荡的交流信号的叠加;单相接地故障时,Vdif为一个从0到一个极大值的震荡输出。这些震荡信号的频率都为电网额定频率的两倍。通过Vdif的不同输出信号可以实现各种接地故障的检测,隔离故障区域,保护微电网安全、稳定运行。

(3)谐波畸变法。

文献[38]介绍了一种基于谐波畸变率THD(The Harmonic Distortion)的微电网保护方法:通过相电压的变化识别故障类型,正常运行时三相电压幅值近似相等,故障发生,故障相电压将低于健全相电压,以此可实现故障相判别;利用THD的畸变进行故障定位。正常运行时配电网相当于一个低阻抗的电压源,微电网的THD维持在较小值,约为0。故障发生,静态开关迅速动作,微电网与配电网的连接断开,进入孤网运行模式,此时,逆变器输出电流所含谐波将增加,导致THD增大。具体实现方法如图4所示。

如图4所示,提取三相电压Va,Vb,Vc,经过离散傅里叶变换DFT并采用合适的数据窗得到三相基波电压和继电器R1的各相谐波总和THD1,与R2的输出THD2进行比较,如果ST1>ST2,则故障落在R1所在的区域。相对于传统公共电网,微电网的覆盖区域较小,可以很方便地实现微电网内部通信。

3.4 微电网继电保护的发展方向

在已有研究的基础上,还需要对微电网继电保护的以下几个方面进行更系统、深入的探讨。

(1)微电网的继电保护必需与其控制结合起来,通过研究微电网的运行特性、控制原理以及对故障的响应特性来指导微电网继电保护的研究。

(2)无论是系统级保护还是单元级保护,都要求微电网各个单元之间能实现通信。必须寻求一种稳定不易被干扰的通信和信号的处理方式。

(3)微电网的保护要有系统性,单元级保护要求微电网孤网运行模式和并网运行模式下要有一致性。不仅要保护微电网安全稳定运行,还要尽可能减少微电网并网对公共电网的不利影响。文中所提到的序分量保护方法很有潜力,但需要进行更深入的研究。

4 结语

分布式发电是一种高效、清洁的发电方式。但分布式电源接入配电网必然会引起配电网电流大小、方向和分布发生变化,继而对配电网继电保护带来不利影响。微电网能有效地管理分布式发电,使微电网并网运行对配电网继电保护的影响降至最低。本文首先通过研究CERTS微电网模型,在分析微电网结构和特点的基础上,提出微电网保护的重点和技术难点,讨论了微电网接入对配电网保护的影响,提出系统级保护和单元级保护的概念,并对现有的微电网继电保护方法进行归纳总结,最后指出了微电网继电保护的研究方向。

摘要：针对微电网控制灵活、短路故障电流小,潮流双向流动等特点,探讨了微电网的继电保护方法。通过研究CERTS微电网模型,讨论了微电网并网对配电网电流保护和重合闸的影响,提出了微电网系统级保护和单元级保护的概念。在微电网与公共配电网的连接点(PCC)处配置系统级保护;结合小电流接地故障检测技术,在微电网内部配置单元级保护,并给出了三种具体的保护方案,以实现对微电网的继电保护。并对现有的微电网继电保护方法进行归纳总结。

电网继电保护 第5篇

(1)完整性，重构后的继电保护，要起到保护系统的最作用。

(2)低速重建，当一次性系统和继电保护相脱离时，导致其运行不正常，致使电网产生较大的事故，这就要进行继电保护系统的.重建，重建过程中利用最低功能，进而避免电网云心过程中出现故障。

(3)进行系统重构的过程中，需要将系统进行重新组合，进而满足继电保护的可靠性指标，使继电保护系统运行过程中的可靠性和安全性得到提升。

2继电保护系统重构方法

2.1继电保护系统重构准则

对继电保护系统进行重建时，应当满足以下原则：

2.1.1功能完整性。一般情况下，已经重构的继电保护系统应当和原有保护系统的功能相同或者超过原有的功能。并且，在某些情况下，对部分功能如保护工作速度或者选择性进行降阶或者解除，进而使系统最低安全指标得到满足。

2.1.2重构的快速性。因为一次系统不能和继电保护系统脱离，因此对继电保护系统进行重构的过程中，应当本着高效快速的原则。对多套保护需求进行重构的过程中，应当对最低功能进行维持，进而采取分步实施策略。

2.1.3重构的可靠性。继电保护重构时，需要对设备组合进行重新选择，因此对于重构的新系统而言，一定要保证其的可靠性指标能够满足相关要求。

2.1.4重构的经济性。对继电保护装置进行重构的过程中，首先要对资源进行重新划分。因此在可靠性得到保障的基础上，减少对资源的占用。

2.2继电保护重构通用模型

如上所诉，继电保护的重构也就是进行保护资源重新组合，其中包括资源、组合资源以及怎样组合三个要素。

2.2.1继电保护资源。结合继电保护系统的组成，可以把传统的继电保护系统进行划分，使其成为不同功能原件集合。例如，在重构过程中，可以将继电保护系统划分为互感器、通信通道、测量以及比较原件等功能原件。一般情况下，可以对继电保护系统内部的资源进行共享，尤其是数字化变电站，其具有一定的开放性和共享性特点，这些因素为资源的多种组合提供了方便条件[1]。

2.2.2继电保护资源组合的实现。进行继电保护资源的组合，可以按照给定原则进行继电保护内部原件的重新连接，或者对内部信号进行重新分配。传统的继电保护原件很难满足重构需求，但是数字化原件实现起来较为容易。例如，电磁性电流互感器在传输过程中，采用的是固定的连接方式，这就导致无法在线对其链接方式做出改变。但是光电子式互感器在输出过程中可以利用网络交互实现再分配功能。

微电网继电保护的研究与应用 第6篇

关键词：微电网；继电保护；电网运行；电网系统；配电网 文献标识码：A

中图分类号：TM773 文章编号：1009-2374（2015）18-0058-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.18.030

微网即微型电网，其主要组成部分为分布式新能源和就近的负载。微网的主要优点是对可再生资源的利用率较高，解决了长距离输电的高线损、高投资的弊端，供电质量、供电灵活性和电力系统可靠性较高。但微电网的运行需要依靠继电保护，继电保护装置在故障发生后能够对故障的区域和分量进行及时检测，并使近路开关跳闸，从而隔离故障，避免了大范围停电。由此可知，微电网继

电保护装置在电网系统中起着至关重要的作用。

1 微电网继电保护面临的问题

微电网内短路电流的大小和方向随着分布式电源的接入而改变，从而导致传统的配电网保护的配合关系受到影响，继而导致一系列的问题产生：（1）配电系统在故障发生时可不用直接退出分布式电流，只需要进行离网模式运行就可，这种模式可对负荷不间断供电。所以井网、离网两种运行模式在微网中均会应用，井网和离网状态下存在较大的故障电流差；（2）同步发电机、异步发电机和逆变器是分布式电源的三种形式，其三种之间具有不同的短路特性。逆变器分布式电源故障电流与额定电流的比为1/2左右，首先是因为其安装了快速响应限流功能，并且其余两种发电机的容量与大机组相比更是较少，其次暂态电势直接影响着短路电流，故障电流的大小与分布式电源的故障状态息息相关；（3）逆变器电源作为主电源的离网模式，其具有较小的转动惯量，故障若切除不及时，直接导致系统的电压和频率缺乏稳定性，电源受自身的低压保护动作跳开，最后造成停电事故的发生。分布式电源的自身保护动作时间应与电网保护分离，一旦微电网出现故障，微电网保护可先于上游电网后背保护动作，可对避免越级跳闸发生。故障若发生在微电网之外，为了避免对分布式电源或负荷产生不必要的切除，微网内元件的所有保护应躲开模式切换动作时间；（4）若备自投装置应用于微电网母线中，有几个方面需要特别注意。动作时间较模式切换时间短，确保备自投先区域模式切换动作，应合理考虑备自投检无压判据因分布式电源的作用失效。若微网内线路有重合闸功能和电源时，为防止非同期合闸，应具备检同期合闸的功能。

2 微电网继电保护研究

微电网继电保护方法可分为方向纵联、差动电流、电压扰动、过电流四种，方向纵联保护是基于方向比较的原理，对故障相邻区域多测点的故障方向信息进行比较，从而对故障位置做出准确的判断，并采取相应的保护策略。该种保护方法依据为电流的方向，不涉及负荷和分布式电源侧的电流大小。其传送是以开关量和动作信号为主，减少传输数据，无较高的网络宽带要求，因此，该保护具有较高的可靠性。差动电流保护的建立基础为基尔霍夫电流定理，在高压电网中作为元件主保护被广泛应用，其具有灵敏度高、选择性好、保护间配合简单等优点。差动电流保護只需对保护区的流入和流出的不平衡电流进行检测，定值为最大不平衡电流以下即可。差动电流保护应用于微网各区域内，可对区内和区外的故障进行判别，从而避免越级跳闸导致的事故发生。各微电网保护区域之间不需要以定值进行各级保护配合，仅将各保护区域的最大平衡电流保护考虑在内即可。但差动电流保护在故障电流较小时期灵敏度较低，当保护区域发生内部故障时，如出现高阻接地或重负荷时，故障电流将较小，最终出现保护拒动现象。电压扰动保护是建立在通讯系统支持上，其有效性在高阻故障发生时，具体在微电网中的适应性尚不明确。传统配电网的过电流保护均只考虑单向电流，各级保护之间的保护范围的区分主要是依据整定值大小，故障电流在馈线上不存在电源的情况下是由电网侧指向故障点。电流超出限值为检测故障的基本依据。传统的过电流保护必须经过改进才能应用于微电网中，有研究表明应用故障限流器来减小分布电源提供的故障电流，确保微电网保护能够应用低成本的熔丝等装置，并且在反时限过流保护中应用低电压加速方法使微网具有高度适应能力。

3 微电网继电保护的应用

微电网继电保护的研究可分为两种方向：（1）以保护的原理为出发点，将传统的过电流保护应用于微电网中，该保护可适应微电网不同的运行方式，并利用成本较低和已有的保护装置。对于微电网继电保护所面临的问题也有一些研究，但研究成果均缺乏实际应用，且有局限性。过流保护若基于限流器之上，会存在牺牲故障电流大小的问题，保护的灵敏度降低，过流保护会因为小工作电流和最大工作电流之间有较大的差距而失效，而扰动保护检测方法缺乏有效性，微电网系统需要选择合适的保护原理，在选择合理的情况下能够将大多数故障检测出来；（2）主要的研究基础为智能装置和通信系统，目的是创建对不同的微电网运行方式均能识别的自适应智能保护系统。在信息技术飞速发展的带动下，广域保护系统被逐渐应用和研究，该系统能够对电网各地的实时动态信息进行捕捉，并且是在同一参考时间的前提下进行的。

广域保护系统使用于微电网继电保护中主要有以下四点原因：（1）系统是以多点同步信息的采取方式，在保护策略上能实现差动保护。而差动保护具有诸多的优点，比较适合在微电网中作为主保护，从而将过流保护取代；（2）广域保护系统的平台开发均是建立在先进的硬件之上的，可收集并分析处理各点的信息，并对微电网的运行状态加以识别，继而做好保护措施；（3）在通信方面，可避免由于通信原因造成的保护拒动或误动，具有高度的可靠性；（4）广域保护系统是在掌握全网运行信息的基础上实现控制微网，避免了传统的保护控制动作不当的事故发生。广域保护系统同时也需要不断完善功能才能满足微电网继电保护的需求。

4 结语

微电网在近年来呈现逐渐发展的趋势，微电网的运行必须依靠保护装置，同时，微电网也需要解决所面临的新问题，微电网继电保护也需进行深入的研究，合理的微电网继电保护方案是微电网保护的前提，还需要进一步以实验检验其性能。

参考文献

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[2] 李洪春.继电保护信息收集系统的研究与应用[J].科技创新与应用，2012，（26）.

[3] 郭晓敏.微机继电保护测试装置的研究与应用[D].太原理工大学，2008.

电网系统继电保护发展趋势分析 第7篇

1 我国电网系统继电保护的历史进程

随着我国电力行业的不断发展，电网系统可分为4个发展阶段：

(1) 20世纪50年代：机电式的继电保护，中国引进了国外的继电保护设备以及技术，总结了丰富的操作运行经验，成立了一支技术雄厚的继电保护预备队，为我国未来的电力行业发展奠定了基础。

(2) 60年代开始广泛采用晶体管继电保护，并得到进一步发展。

(3) 80年代集成电路继电保护取代了晶体管继电保护，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。

(4)到了90年代，继电保护已经进入了微机保护时代，由于微机保护不仅具有传统的继电保护和自动装置的功能，而且还具有实时参数显示、故障测距、故障录波等功能，提高了继电保护的可靠性和准确性。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给继电保护提出了艰巨的任务，也开辟了研究开发的新天地。继电保护技术进一步跨越，为我国未来的电网系统继电保护技术开发奠定了基础。

2 我国电力系统继电保护的历史进程

2.1 微机在继电保护的广泛应用

利用微型计算机超强的数学运算能力和逻辑处理能力，应用其独特、优秀的原理和算法，从而提高保护的性能是微机保护的最大优势。因此，近些年来我国电力系统继电保护的微机化率越来越高。例如，至2006年底，全国220 k V及以上系统(线路、母线、发电机及变压器等)微机保护共约有5.1万台，占所有保护的76%。其中，微机保护在线路保护中的比例高达97.71%，而高压电网继电保护装置基本上采用了微机保护。微机保护的广泛应用为继电保护运行水平的不断提高提供了有效的技术支持。

2.2 结合前沿新技术

伴随着现代化科技的发展，如今的继电保护技术已经逐步实现网络化和测量、控制、保护、数据通信一体化。现代化的电力系统继电保护需要每个保护单元都能共享系统的运行和故障信息，使每个保护单元与重合闸在分析这些数据和信息上协调动作，将其系统中的重要电气设备的保护装置同计算机相接，来实现计算机保护装置的网络化，让继电保护装置操作运行更加安全方便。

如今，网络应用已经成为现代最先进的数据通讯工具，与继电保护的结合是实现现代化电力系统安全、稳定运行的重要保证。如今，计算机保护的网络化已经开始实施，但是仍处于初期阶段，要想实现我国计算机保护的全面网络化，还需要电力部门的不懈努力。其实，继电保护装置就是电网系统计算机的一个智能终端。这种装置不仅可以从网络上获取电网运行和出现故障的具体信息，还可以把获取的保护单元的信息输送到控制中心或者是任意的一个智能终端。

所以，任何一个微机保护装置都可以起到继电保护的功能，还可以在出现故障以及安全运行的状况下有着测量、控制、数据通信的功能。

2.3 引进人工智能（AI）、自适应控制算法等新技术手段

目前，人工智能技术(AI)在非线性问题中被广泛地应用，和早前的传统方法相比有着不可替代的优势。电力系统继电保护广泛分布于系统的各个环节当中，对继电保护起着重要的作用，这主要归因于其离散的控制和对系统状态的评估能力。由于人工智能的快速处理和逻辑思维能力，人工智能在在线状态评估中发挥着越来越重要的作用，有着一定的主导地位，被广泛应用到电力系统的各个方面，特别是继电保护方面，同时在控制、管理及规划等领域也发挥着重要作用。

早在20世纪80年代自适应继电保护就被提出，自适应继电保护是一种新型的继电保护，其基本的思想是使保护适应电力系统的各种变化，从而改善供电保护的性能。自适应继电保护被广泛定义为根据系统运行方式和故障状态诊断的变化而实时改变保护性能、特性或定值的新型继电保护。因此，现阶段下自适应继电保护被广泛应用在变压器保护、发电机保护、输电线路的距离保护和自动重合闸等领域。

2.4 使用数字控制器件

就当前而言，复杂可编程序逻辑器件CPLD和现场可编程序门阵列FPGA等器件在继电保护领域被广泛使用。CPLD和FPGA作为现代可编程序专用集成电路(ASCI)，其具备多功能性质，可以将众多微机系统的功能集齐在一块芯片中。这种高科技的电能手段给电子系统带来了重大的变化。同时实现了保护系统的高度集成、安全可靠，也有效地使研发周期提前。

2.5 完善现代化的管理制度

随着保护装置数量的增长以及电网结构的变化，我们一定要依靠高新科技来提高工作效率和质量安全，目前，我省电力调度通信中心均配置了故障信息管理系统、继电保护整定计算和运行管理系统。首先，故障信息管理系统具备方便调取保护以及故障录波数据的功能。可以让继保人员迅速作出分析保护动作的行为，让事故处理得到保证。再次，继电保护整定计算和运行管理系统也需要将更多的精力投入到提高运行管理水平和技术监督上来。技术设备的升级提高了继电保护运行管理水平，为电网安全稳定运行奠定基础。

3 我国电网系统继电保护技术的发展趋势

继电保护技术未来的发展趋势是向计算机化、网络化、智能化、保护、控制、测量和数据通信一体化发展。

3.1 继电保护综合自动化的应用

继电保护装置在现代化的网络条件下可以说是一种多功能的计算机装置，在整个计算机网络系统中可以看作是一个智能终端。在网络化的条件下先实现了从网上获得电力系统运行和故障信息和数据，或者将接收到的被保护元件的信息和数据输送给网络控制中心或者终端。由此可以看出，网络化条件下的继电保护装置可以在电力系统无故障运行的情况下自动获得测量、控制、通信数据，从而自动实现了保护、控制、测量等一体化功能。

如今，实现电网继电保护综合自动化系统的条件已经具备，变电站客户机对保护信息的搜集、信息的网络传输，还有调度端服务器对EMS共享数据的读取、故障及稳定分析计算等以前的困难，现在都已完全解决，我们现在面临的技术难题是该如何解决综合继电保护、调度、方式、远动、通信以及变电站综合自动化等各个专业的技术，并且涉及到控制运行设备，因此只要解决好管理问题，就可以顺利实施。

3.2 继电保护技术智能化的应用

继电保护技术智能化的应用在电力领域应用的研究也已经开始。如神经网络、遗传算法、模糊逻辑等在电力系统的各个领域已经开始应用。神经网络可以解决很多非线性的问题，例如很难用方程式表示出来的或者很难求解的非线性问题都可以用神经网络这种非线性映射的方法来解决。对于以生物神经系统为基础的人工神经网络的研究进展十分迅速，这种神经网络具有很多特点，如自组织、分布式存储信息等特点。

电力系统继电保护领域内出现了用人工神经网络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，比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个非线性问题，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。假如用神经网络方法，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。其他如遗传算法、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。

4 结语

总而言之，我国的继电保护技术发展的趋势为：计算机化、网络化、保护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化，这也是广大电力行业工作者面临的难题，我们将继续努力，不断总结经验，把继电保护技术的发展战略提升到一个新的高度，以确保电力系统的安全、稳定运行。

摘要：系统介绍了我国电网系统继电保护技术的发展历史, 针对当前继电保护技术的现状进行分析, 积极推进继电保护新技术的运用, 为广东电网系统继电保护技术的发展奠定基础。

关键词：电网系统,继电保护,信息自动化

参考文献

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[3]朱广伟.微机继电保护在企业供电系统中的应用及发展趋势A.第四届中国金属学会青年学术年会论文集[C], 2008

[4]梁保然.电力系统继电保护的现状与发展[J].今日科苑, 2008 (2)

[5]王春玲, 石英梅.浅谈继电保护在电力系统的重要性[J].黑龙江科技信息, 2008 (7)

微电网继电保护技术探讨 第8篇

社会经济的进一步发展, 用户对电网供电的可靠性能有了更高层次的要求, 使得传统的集中型发电的缺点不断显露出来, 在控制成本的范围内不能满足敏感性电力的负荷要求。为了协调大电网与分布式电源间的矛盾, 充分挖掘分布式电源给电网和用户带来的潜在效益, 智能微电网作为一种新型分布式能源组织形式应运而生, 迅速得到国内外学者的广泛关注。

1 微电网

尽管分布式能源优点突出, 微电网作为范围较小型分散的独立发电系统, 利用先进的电力技术, 把风电、光伏型发电和燃气轮机、蓄能设施以及燃料电池等并在一起, 并直接连接用户端。对于大型电网而言, 微电网属于电网系统中可以管理、控制的部分, 其能在几秒钟内运作用来满足电网外部的输配电网络实际需求。因此电力系统往往采取限制、隔离的方式来处置分布式电源, 以期减小其对大电网的冲击。为协调大电网与分布式电源间的矛盾, 充分挖掘分布式能源为电网和用户所带来的价值和效益, 在本世纪初, 学者们提出了微电网的概念。在配电网发生故障或者电能质量问题情况下, 可以通过主断路器切断微电网与配电网的联系。可实现孤岛与并网模式间的平滑转换;就近向用户供电, 减少了输电线路损耗, 增强了抵御来自上级电网故障影响的能力。当上级电网发生故障或电能质量不能满足要求时, 微电网切换到孤岛模式下运行, 保证自身安全稳定运行。目前, 微电网的控制和保护技术是分布式电源广泛应用的技术难题之一。在微电网概念提出之前, 系统发生故障时, 分布式电源将主动脱离电网。一般情况下不允许孤岛运行。当分布式电源、负载和储能装置以微电网的方式接入主电网, 主电网故障时, 微电网由并网方式平滑切换到孤岛运行模式, 提高了供电的可靠性和分布式电源的利用效率。但是微电网的接入会给配电网的保护带来很大的影响, 改变了故障时的电气量信息。原有的保护方案和检测原理将不再满足要求。

2 微电网对配电网继电保护的影响

微电网系统有两种运行模式分别是与主电网并网运行模式和孤岛运行模式。在并网时, 微电网内的负荷根据用户的情况从微电网内部以及外部吸收能量。当配电网中有故障, 停电检修或者电能质量问题时, 微电网需要从并网平滑过渡到独立运行状态。微电网进入孤岛运行模式。由于微电网在并网运行过程中对主电网继电保护的影响可以等效成一个分布式电源对它的影响。

分布式电源对配电网保护只要是影响体现在很多方面。配电网的特点是呈辐射性, 并由单侧电源供电, 配电网的继电保护是由此为基础设计的。从主电网的角度看, 微电网如同电网中的发电机或负荷, 是一个模块化的整体单元。当微电网作为负荷运行时, 如同一般的用电设备。当它作为发电机运行时, 可把它看作为一个分布式电源, 当它接入主电网后会使得配电网潮流双向流通, 主电网的结构将发生改变。当主电网中发生短路故障时, 除了系统会提供故障电流外, 微电网中的电源也将对故障点提供故障电流, 这样便改变了电网节点的短路水平。微电网中电源的容量等因素都将对配电网的正常运行造成影响。

3 微电网的继电保护

继电保护是实现电力网络及相关设备监测保护的重要技术, 向计算机化、网络化、智能化, 以及保护、控制、测量和数据通信一体化发展是该领域的长期发展趋势。有关数据显示, 截止到2006年底, 全国220k V及以上系统继电保护装置的微机化率已达91.41%。继电保护装置的微机化趋势充分利用了先进的半导体处理器技术:高速的运算能力、完善的存贮能力和各种优化算法, 同时采用大规模集成电路和成熟的数据采集、模数转换、数字滤波和抗干扰等技术.因而系统响应速度、可靠性方面均有显著的提升。

然而, 微电网将极大地改变传统电力系统的形态, 电子式互感器、数字化变电站技术、广域测量技术、交直流灵活输电及控制技术的大量应用, 必然对电力系统继电保护带来影响。

3.1 微电网继电保护构成

微电网的分布式发电、交互式供电对继电保护提出了更高要求, 另一方面通信和信息技术的长足发展, 数字化技术及应用在各行各业的日益普及也为探索新的保护原理提供了条件。微电网中可利用传感器对发电、输电、配电、供电等关键设备的运行状况进行实时监控, 然后把获得的数据通过网络系统进行收集、整合, 最后对数据进行分析。利用这些信息可对运行状况进行监测.实现对保护功能和保护定值的远程动态监控和修正。另外, 对保护装置而言, 保护功能除了需要本保护对象的运行信息外, 还需要相关联的其他设备的运行信息。一方面, 保证故障的准确实时识别;另一方面, 保证在没有或少量人工干预下, 能够快速隔离故障、自我恢复, 避免大面积停电的发生。所以, 智微电网继电保护装置保护动作时不一定只跳本保护对象, 有可能在跳本保护对象时还需发连跳命令跳开其他关联节点, 也有可能只发连跳命令跳开其他关联节点, 不跳开本保护对象。

3.2 继电保护技术的升级

微电网的规划和发展改变了电能传输的某些特点, 信息化和数字化的特征使微电网与传统电力系统产生了本质的差别, 作为继电保护专业, 也需要适应其发展, 进行相关的研究工作。

3.2.1 数字化

互感器传输性能的提高和互感器故障的减少使继电保护不需要再考虑电流互感器饱和、二次回路断线、二次回路接地等互感器故障问题。电气量信息传输的真实性也为继电保护装置性能的提高带来了便利条件。如何简化继电保护的辅助功能, 利用数字化传感器提高继电保护的整体性能, 是未来继电保护发展需要研究的核心问题。

3.2.2 网络化

新一代的数字化变电站改变了传统继电保护信息获取和信号发送的媒介, 利用网络上共享的站内其它相关电气元件的信息提高主保护的性能, 利用共享的控制信号网络简化继电保护配置, 是智能电网中继电保护研究的前沿性问题。

3.2.3 自动整定技术

传统的自适应保护仅能根据被保护线路的运行情况对定值进行调整, 不能利用全网信息准确、实时地判断运行方式来调整定值。微电网的继电保护应实现全网的联网自动整定和自动配置, 从分散独立的保护变为系统分布协同的保护。

3.3 员工技术提升

电力系统继电保护是电网安全稳定运行的第一道防线, 安全责任重大, 对人员的业务能力要求高。而广泛开展技能竞赛活动, 能够给生产一线员工提供充分展示才华的机会和舞台, 更能在广大员工中产生强烈的争先意识和激励作用, 形成比、学、赶、帮、超的良好氛围, 促进提高员工的业务素质和能力。

4 结语

随着科技的进步, 将会有越来越多的各种类型的分布式电源接入配电网中, 微电网与大电网互为补充的运行方式会成为今后分布式电源供电的的主要方式。微电网继电保护不受配网运行方式、短路故障类型和短路点的影响, 能够快速正确地判断出故障位置, 进而向相应的断路器发出跳闸命令, 切除故障线路。

参考文献

[1]王成山, 肖朝霞, 王守相.微电网综合控制与分析[J].电力系统自动化, 2008, 32.

电网继电保护 第9篇

1 标准化规范在湖南电网工程实践中的几个重点问题

1.1 电压切换回路

按“六统一”标准化规范的要求, 双重化配置的保护电压切换采用单位置启动方式。

采用双位置接点的优点是当接点接触不良时, 保护不失去电压, 缺点是进行检修工作时, 如措施不到位, 易发生反送电;采用单位置接点的优点是接线简单, 便于实现, 缺点是当接点接触不良或切换电源消失时, 保护失去电压。考虑到双重化保护切换箱均双重化配置, 基于国调“按照双重化配置的保护, 应允许短时退出一套”的原则, 在电压回路异常的情况下退出该套保护, 同时要求保护具备可靠的电压断线闭锁功能。

对单重化配置的保护 (如110kV线路保护) 仍建议采用双位置方式, 注意当采用双位置继电器时, TV失压信号应采用单位置继电器接点, 以防止切换电源消失后无法实现告警功能。

对于双母线电压公共回路, 为防止公共电压回路断线, 建议除并列回路采用单位置外, 母线电压的隔离回路中隔离开关开入回路仍采用双位置。

1.2 对断路器的相关要求

“六统一”标准化规范提出取消保护柜内的防跳和非全相功能, 三相不一致保护、断路器防跳功能应由断路器本体机构实现。此规定与运行现状差别较大, 在“六统一”实施前上述功能一般由保护柜实现。经过广泛的调研, 湖南电网实施方案和工程典型设计按新规范执行, 并加强对一次设备配置元器件的选型及管理。为适应今后的发展, 保护柜操作箱的防跳功能应方便取消, 同时操作箱应保留跳、合闸保持功能。

1.3 重合闸

湖南电网非“六统一”保护重合闸运行的现状是每1套线路保护均含有重合闸功能, 2套重合闸相互启动和相互闭锁, 带来的主要问题有:回路比较复杂, 运行比较麻烦;正常运行情况下, “重合闸方式转换开关”的设置应与控制字一致, 给运行带来一定隐患;由于没有要求重合闸装置有确保不会二次重合的技术措施, 运行中只有1套重合闸装置投出口压板, 实际相当于只有1套重合闸装置运行, 同时也带来了“沟通三跳”等压板设置的混乱。

按“六统一”标准化规范的重合闸实施方案是:

(1) 每一套线路保护均应含重合闸功能, 不采用单独的重合闸装置, 回路上不采用2套重合闸的交叉启动、相互闭锁方式, 与现状相比, 简化了回路, 保持了2套保护的独立性。

(2) 2套保护的重合闸宜以相同的重合方式同时投入, 当一套重合闸动作以后, 另一套重合闸可以通过“检有电流”或跳位返回而不再重合, 确保不会2次重合闸。采用单相重合闸方式时, 2套保护均开入分相跳位接点, 如单相断路器偷跳起动重合闸, 可以保证2套保护起动重合闸的一致性。同时1套保护不重合而三相跳闸, 三相跳位也通知另一套保护的重合闸不能重合, 断路器压力闭锁接点同时引入到2套保护, 也保证了闭锁重合闸可以由本保护自行决定。

(3) 取消“重合闸方式转换开关”, 消除重合闸把手置于停用位置是否放电的不同做法;重合闸方式由控制字决定, 消除过去与屏上重合闸切换开关的位置冲突的情况;重合闸的投停可以由“控制字”控制, 或由屏上的硬压板控制。控制字“禁止重合闸”置“1”和屏上重合闸出口压板“断开”对应, 为或门关系。

1.4 双母线接线的失灵保护有关回路

(1) 双母线接线中配置双套含失灵保护功能的母线保护, 每套线路保护及变压器保护各启动一套失灵保护。此条是与湖南电网现行保护配置区别较大的规定, 湖南电网目前母线保护和失灵保护大多是分屏配置的, 母线保护按双套配置, 失灵保护按单套独立配置, 每个线路 (变压器) 间隔配置单套失灵启动单元辅助装置。

按标准化规范实施后, 取消线路 (变压器) 保护柜中专用的失灵起动装置, 采用母线保护中的失灵电流判别功能。优点有:

(1) 每条线路 (变压器) 的保护柜减少一个失灵启动机箱。

(2) 线路 (变压器) 保护动作后, 由失灵保护完成电流判别, 线路保护与失灵保护一一对应, 减少了双重化2套保护之间的联系, 更有利于提高保护的可靠性。

(3) 线路 (变压器) 直接输出动作接点至失灵保护, 操作箱TJR启动失灵, 不用去失灵屏, 进一步简化了二次回路。

(4) 便于集中整定。

(2) 主变失灵保护相关问题。除失灵保护及失灵电流判别功能由母差保护实现外, 主变保护有关失灵回路也有很大变化:

(1) Q/GDW 175-2008规范中4.2.3 (b) 条:双母线接线, 变压器保护启动失灵和解除失灵复压闭锁采用保护跳闸触点, 并应采用不同继电器的动作接点。传统上, 各保护厂家在元件保护上的标准化程度一直低于线路保护, 各厂家在部分回路设计上不一致, 各网、省公司也都制定了本地区的反措文件, 由于各厂家对反措的理解不同, 实现的方案也不同, 特别是变压器保护启动失灵和解除失灵复压闭锁回路。

“六统一”标准化规范要求双重化保护电气量保护和失灵保护之间采用一对一启动, 强调双重化保护之间的独立性。鉴于变压器保护的重要性, 采用变压器保护动作的原始接点启动失灵保护, 可以防止中间环节出故障;启动失灵不采用TJR接点, 主要是为了变压器电气量保护柜和母差保护柜之间采用一对一的启动方案, 而且可以简化解除电压闭锁回路;选择采用不同继电器的接点, 可以防止单一继电器损坏而影响启动和解闭锁回路, 进一步提高失灵启动回路的可靠性。从增强失灵保护动作的可靠性、防止误动、简化回路和接线以及运行的规范管理出发, 有必要在新、改、扩建工程中对上述回路按照标准化规范的规定实施, 方案逻辑框图见图1所示。

(2) 双母线接线的断路器失灵保护含母线故障变压器断路器失灵保护功能。目前湖南电网的做法是, 母线故障主变断路器失灵保护功能设置在主变保护内部, 由母差保护动作之后输出一对接点给主变保护柜失灵起动装置, 失灵起动装置将该接点和电流判据、电压闭锁元件串联, 延时之后借用非电量保护装置出口联跳变压器各侧。

“六统一”标准化的设计方案为:变压器与线路间隔保持一致, 变压器的失灵功能放在母差保护中, 并在母差 (失灵) 内部设置专门的主变支路, 由母差保护识别变压器开关失灵及解除电压闭锁。同时母差保护具备母线故障时变压器断路器失灵保护功能。220kV母差保护动作后, 判别变压器开关失灵时, 失灵保护动作, 经变压器电气量保护出口跳变压器三侧开关。变压器电气量保护内部还设置有不需整定的电流元件, 以提高抗干扰能力, 设计逻辑框图见图2。

2 改、扩建工程中“六统一”实施方案的几个重点问题

在改、扩建工程中要完全实现标准化, 有两方面的问题:

(1) 考虑到湖南电网已运行的现有装置均不能完全满足新设计规范的要求, 改、扩建工程如需按新设计规范的要求改造, 将有很大的改造工作量并存在着较大的安全风险。

(2) 有些改、扩建工程的实际情况不利于按标准化规范实施, 所以应区别对待“六统一”标准化设计规范在新建工程和改、扩建工程的实施。

2.1 母差与失灵保护

虽然线路保护则只需修改相应的接线, 仅需拆除至失灵启动装置的连线, 每套保护接点分别接至双套母差保护柜即可满足双套母差失灵的要求, 不涉及到装置的改造, 但因这种改造牵涉到的间隔 (支路) 多, 安全生产压力大, 不建议采用。

如果老站的母差改造在现有屏柜上进行, 即使母差保护柜具备失灵保护功能, 但若按新规范改造, 工作量非常大, 母差保护不但要改造对外接口, 还涉及到软件的修改, 而母差、失灵保护一旦误动作, 后果非常严重, 必须慎重。综上所述, 建议在今后的工程中, 新站设计时, 失灵和母差保护按新规范要求一体化设置;在老站的设计中, 则保留现有的常规模式即失灵和母差保护分屏设置, 失灵启动由线路 (变压器) 间隔的失灵启动装置实现。老站的母差改造按标准化规范在现有屏柜上进行, 安全风险大, 不建议采用。

即使改、扩站可以考虑更换母差保护装置, 从而统一到新规范的模式下, 而且线路 (主变) 保护装置也不需改造, 仅需拆除至线路保护柜中的失灵启动装置连线, 但若220kV母线不停电改造, 则存在新、老母差失灵保护并存情况, 必须分步实施, 确保安全过渡。由于失灵启动装置一般在第一套线路保护柜中, 建议先改造第二套线路保护失灵启动回路, 投入第二套母差失灵保护, 再改造第一套线路保护失灵启动回路, 投入第一套母差失灵保护。

2.2 主变失灵与联跳

如前所述, 目前失灵启动、解除复合电压闭锁及母线故障高压侧断路器失灵联跳功能均由主变保护实现。失灵启动、解除复合电压闭锁按标准化规范的原则实施, 原二十五项反措中规定的主变保护用“各侧复压动作”触点解除失灵保护电压闭锁及解除复压回路加入断路器位置判据等均不再采用。母线故障跳主变高压侧开关失灵时, 需联跳主变其它侧开关, “六统一”方案的主变联跳功能由失灵保护和主变保护共同实现, 有关逻辑在母差失灵保护柜实现, 此方案在原理方面与湖南电网的典型设计并没有实质性的差别, 仅失灵联跳的有关逻辑改设在母差失灵保护柜。但联跳的动作出口最终仍需通过主变保护柜实现, 二次回路接线比现有设计回路显得复杂, 但与线路间隔保持了统一性, 建议按标准化规范的原则实施, , 即失灵的有关判别功能等都由失灵保护来实现, 逻辑框图见图2。

2.3 对断路器的相关要求

“六统一”标准化规范要求三相不一致保护、断路器防跳功能应由断路器本体机构实现。目前国内和合资的几个主要断路器生产厂家的机构中均配置了三相不一致保护和断路器防跳功能, 改、扩建工程中新建、更换断路器执行此规定并不困难, 可以按“六统一”标准实施。若断路器不更换, 仅改造二次设备, 考虑到目前老站中断路器机构情况复杂, 机构中上述二次回路尚缺乏户外运行经验, 而保护柜都具备上述功能, 运行经验成熟, 三相不一致和防跳功能建议仍由保护柜完成, 而三相不一致位置接点由机构提供。

2.4 老线路剖接进新站按标准化建设的线路保护配置

已运行线路剖接进新建站, 按过去通常的做法。通常做法有以下3种:

(1) 原线路保护运行时间未到达使用年限, 将原线路的一侧保护搬迁至新建站, 对另一侧搬迁至新建站配置新的保护。

(2) 原线路保护运行时间不长, 均予以保留, 新建站配与对侧一致的保护。

(3) 原线路保护运行时间长, 运行中暴露出来的问题较多, 则全部予以更换。

根据湖南电网实施标准化典型设计以来的经验, 有以下方式可以采用:

对于方式 (1) , 新建站保留搬迁老保护配置, 线路 (变压器) 间隔的保护柜装置不需改造, 为适应新站中母差失灵合一设置的情况, 仅需拆除至失灵启动装置的连线, 每套保护接点分别接至双套母差柜即可满足双套母差失灵的要求。新配线路保护的线路两侧, 新建站中按标准化规范实施, 老站侧线路保护增加配置失灵启动装置, 线路保护的失灵判别由线路间隔完成。为规范保护使用年限, 湖南电网规定保护柜运行超过6年者, 不予搬迁留用。

对于方式 (2) , 为便于运行管理和减少施工量, 新建站配置与对侧保护版本一致的保护, 即采用非国网标准化的装置, 压板、把手等对外接口宜与对侧保持一致, 保护屏 (柜) 端子排设置可遵循国网标准化“功能分区, 端子分段”的原则设置。

对于方式 (3) , 新建站按标准化规范实施, 老站侧线路保护增加配置失灵启动装置, 线路保护的失灵判别由线路间隔完成。

3 结束语

地区电网继电保护设备运行情况分析 第10篇

某地区供电公司截至2015年12月末,继电保护及安全自动装置共1 319台,其中:线路保护712台、旁路保护7台、变压器保护119台、母线保护40台、断路器保护18台、安控装置11台、低频低压减载装置6台、电容器保护133台、母联/分段/备自投保护107台、站用变保护46台、故障录波仪48台、站用电备自投7台、合并单元31台、智能终端32台、网络报文分析仪2台。

220 k V系统继电保护装置及安全自动装置共有252台,其中:线路保护86台、断路器保护18台、变压器保护53台、母线保护20台、安全稳定控制装置10台、旁路保护2台、母联及分段保护7台、合并单元19台、智能终端16台、其他装置21台。110 k V系统继电保护装置及安全自动装置共有274台,其中:线路保护126台、旁路保护3台、变压器保护40台、母线保护20台、母联/分段/备自投保护28台、安全稳定控制装置1台、合并单元12台、智能终端12台、其他装置32台。35 k V及以下系统继电保护装置及安全自动装置共有793台,其中:线路保护500台,旁路保护2台、电容器保护133台、变压器保护26台、其他装置132台。

上述继电保护装置共有微机型保护装置1 319台,微机化率为100%。系统线路共有纵联保护156台,应用情况统计见表1、表2。

通过不断提高继电保护设备水平及专业化管理,该地区电网继电保护装置正确动作率100%,有效降低和抵御了各类事故对电网的影响,保障了整个电网安全稳定运行。全年保护及自动装置共计动作467次,正确次数467次,正确动作率为100%。220 k V及以上保护共计动作38次,110 k V保护共计动作39次,110 k V以下保护共计动作233次,自动装置共计动作157次,重合闸成功率72.97%。故障录波75次,完好率100%。

2 继电保护设备缺陷情况

随着电网建设及老旧设备的改造,电网保持快速发展,大量新设备及智能变电站的投入运行,继电保护设备总体运行水平不断提高,电网一、二次系统发生缺陷率逐步呈下降趋势。全年全网内继电保护装置共发生缺陷42条次,其中以220 k V电压等级、线路保护发生缺陷最多,对电网影响甚大。

2.1 按电压等级缺陷情况分析

按照电压等级缺陷异常情况统计(不包括故障录波器和保护管理机)见表3。从表中数据可以看出,220、35 k V电压等级保护缺陷率较高,220 k V设备主要表现在:(1)220 k V线路设备光纤化率已100%,部分缺陷主要是因光纤通道引起。(2)220 k V部分保护相对使用年限较长,保护装置及二次回路存在老化情况,表现在保护的液晶面板出现模糊和黑屏现象。35 k V设备在保护调试、验收、年度检验中,通电调试、带电测试等项目及保护动作次数较多,加速了元器件的老化。

2.2 按保护类型发生缺陷分析

从图1中可以看出,线路保护缺陷次数最多,一是部分线路保护设备相对使用年限较长,保护装置及二次回路存在老化情况;二是部分厂家的设备元器件老化严重,出现元器件故障的次数逐渐上升,三是通道引起的保护缺陷也在逐渐增多。

2.3 按器件发生缺陷分析

按器件发生缺陷分类见图2,通过缺陷类型进行统计发现,随着微机保护装置的大量应用,保护装置本体发生缺陷的次数增大,电源损坏的比例最高,其次是元器件损坏。

通过对历年缺陷的分析,保护装置本体发生缺陷的原因可分为元器件损坏、电源板损坏两大类。

1)元器件损坏:大部分缺陷主要是元器件老化造成,由于运行时间长,装置不断出现死机、元器件特性不良等缺陷。上述缺陷均是因为运行年限长,元器件老化损坏造成,只能更换插件或更换相应的继电器或插件,特别是运行年限越长,故障率越高,这些缺陷对安全运行的危害极大。另外,投运时间不长的保护装置板件损坏的情况也逐渐增多,这与设备生产厂家的元器件选择和质量控制有关。

2)电源损坏:电源插件的故障率较高,其中主要集中在线路保护电源插件上,电源一旦损坏在现场很难修复,一般采用更换的办法处理,因此电源插件储备需求量大。

3 继电保护运行管理问题及处理措施

继电保护装置可靠运行对保障电网运行安全起着至关重要作用,继电保护专业管理部门要从历年缺陷中分析运行中存在的问题和薄弱环节并加以解决。从继电保护实际运行中暴露出的问题及处理措施有以下几个方面。

3.1 加强老旧设备管理

微机型继电保护装置运行环境条件严苛,使用寿命为15年,老旧设备运行年限长,出现器件老化问题严重,发生缺陷的概率不断增高,给电网安全稳定运行带来风险。应加大对老旧设备的改造和更换超时服役保护装置,更新保护类型;加强继电保护设备备品备件管理,对易发生缺陷、长期运行设备、易耗损设备应保障充足,满足消缺要求,提高缺陷处理速度和质量。

3.2 提高设备维护质量加强隐患排查

继电保护装置在日常运行中应加强维护质量,不能因维护检修部门原因造成保护不正确动作,加强保护装置的维护要及时发现缺陷、及时处理确保继电保护设备正确动作。积极开展缺陷和隐患清理整治工作,加强缺陷分析和完善家族性缺陷管理制度;认真贯彻并落实上级相关部门对设备缺陷整改的要求,杜绝设备缺陷隐患,确保设备的可靠运行。

3.3 加强基础数据管理

完善继电保护设备基础数据,及时录入继电保护的缺陷及动作数据;按时梳理母差、安控、录波装置、备自投、低周减载装置检修情况,全面纳入综合计划管理。开展“图实相符”工作,结合检修工作对在运设备回路、图纸进行核查,发现不符立即查明原因,核实功能,确保在运设备接线正确;对设备改造施工图纸与现场实际不符的,加强与设计单位沟通,按照现场设备实际情况变更接线并验证回路正确性,做到竣工图与现场实际运行情况相符。

3.4 加强智能变电站设备管理

智能变电站的不断投入运行,对继电保护设备管理人员的技术提出了新的要求,合并单元是智能变电站中继电保护设备数据来源,对其能否正确动作十分重要,目前智能变电站继电保护及相关设备在设计、施工、运行等方面还有不断提高的空间。要加强智能变电站运行要求,对出现的新问题应及时解决并通过现场培训,提高继电保护管理及运维人员技能水平。

4 结语

电网继电保护 第11篇

在电网运行的过程中，不断的提高继电保护的质量和水平对电网的安全运行有着十分重要的作用，随着技术的改进，当前也引进了互联电网，在这样的情况下加强其安全防御能力对整个电网的平稳运行就显得更加的重要，因此我们必须要对这一问题予以高度的重视。

1、继电保护概述

继电装置主要是为了解决电力系统故障和危及安全运行的异常工况。因在其发展过程中曾主要用有触点的继电器来保护电力系统及其元件（发电机、变压器、输电线路等），使之免遭损害，所以也称继电保护。基本任务是：当电力系统发生故障或异常工况时，在可能实现的最短时间和最小区域内，自动将故障设备从系统中切除，或发出信号由值班人员消除异常工况根源，以减轻或避免设备的损坏和对相邻地区供电的影响。

2、互联电网继电保护的几种形式

2.1采用高性能、新原理的继电保护

电力元件保护的工作主要是对已经发生的故障进行全面的确认和判断，在判断的过程中其所消耗的时间越短越好，通常能够达到十几毫秒，电力系统长期的运行也充分的证明电力元件故障的顺利排除一定要依靠本地信息的继电保护装置，同时其还要正确的动作，各个电力元件主保护在运行的过程中还存在着一定的新问题，针对这样的状况也必须要依靠全新的元件保护原理和技术加以解决和处理，对快速保护系统进行全面的控制欲和处理，这也成为了减少电网运行故障的一个非常重要的途径。

2.2采用基于广域信息系统的网络保护

当前在继电保护工作中主要是以电力元件为主要的保护对象，将切断保护元件内部的故障为主要的工作目标，不同的电力设备在保护工作中应该具备较强的独立性，但是对故障元件切除之后的潮流转移并不是十分的重视，这样也就使得相邻的电力元件经常出现过载的问题，随着电网建设水平的不断提高，过载保护工作也成为继电保护工作中的一个十分关键的环节。

继电保护的主要任务是不断变化的，一般电网建设的要求发生了转变，继电保护的任务就会出现非常明显的变化，当前的主要任务是提高输电断面和电网结构自身的安全性和稳定性。为了达到这一目的，我国也采用了多种合闸的方式，并建立了光宇可操作元件的信息，借助对网络中运行操作的顺序和定值的调整对其加以控制，通常在几分钟之内就可以完成所有的操作，它也是对网络稳定性控制的一个非常重要的途径。

2.3采用基于同步相量测量的安全稳定紧急控制系统

为了更好的对同步暂态的稳定性加以有效的控制，需要对故障进行后发展的整个过程和结果进行全面的预测，如果预测的最终结果处在一个相对不是特别稳定的状态时，应该采取相应的措施将这种不稳定的状态变换成稳定的状态。这个过程的判断实际上是一个非常复杂的过程，但是其在动作时间上并不存在非常大的限制，在这样的情况下也为远程的信息传输创造了非常好的条件。

同步相量测量技术和相关的设备在不断的发展，其网络建设的水平也在不断的提高，这样一来也为电力系统构建实测信息机制提供了一个非常坚实的物质基础，但是暂态稳定控制在运行的过程中并不是对坚实系统是否处于正常的运行状态加以控制，它主要是对发生暂态状况之后的发展做出预测和分析，并且采取有效的措施防止系统出现失稳的现象，所以该系统在应用的过程中还需要在稳定性预测和实时控制方面进行适当的调整和改进。但是从整体的发展趋势来看，其所发挥的作用是不容忽视的。

2.4采用互联系统自适应解列系统

电力系统如果在运行的过程中出现了异常或者是故障，而上述的几种方式都没有发挥出其应有的作用和价值，互联系统将在这一过程中无法同步，此时，应该将互联系统解列成若干个功率处于平衡状态的独立系统，这样一来就可以有效的减少系统运行过程中所产生的负面影响和经济损失，在互联电网应用的过程中应该逐步的改进和完善自适应失步解列系统，同时还要对其运行的原理和相关的技术做深入的雅韭，这样也就可以有效的防止大面积停电事故对电力系统造成不利的影响和冲击。

2.5坚持继电保护和安全自动装置相结合的原则，提高继电保护的水平

在采取技术措施的时候一定要有一定的经济体制作为重要的后盾和基础，在以往的电力系统当中，相邻元件的保护起到的是备用的作用，为了更好的控制系统的运行状态，减少厂站的局部措施可以将继电保护和安全自动装置有机的结合在一起，这样一来就可以更好的保证继电保护的质量和水平，从而也有效的提升了整个互联电网的安全防御能力。

3、加强继电保护工作的重要性

继电保护装置在电网安全平稳运行有着十分重要的作用，继电保护装置只要可以保证其自身的可靠性，对其进行细致的整定，就可以十分准确迅速的对故障进行反应和处理，这样一来也就可以十分有效的保证非故障设备功能的正常发挥，从而也防止了故障大面积扩散，造成更加不利的影响，也减少了大面积停电问题的产生，否则就可能会使得很多正常运行的设备遭到非常严重的损害，甚至还会对整个电力系统的正常运转产生十分不利的影响。在国内外，关于这方面已经有过很多的经验教训。随着技术的发展，这类事故也是能够采取一定的技术手段加以控制的，最近几年，我国也出现了很多类似的事故，但是因为在这一过程中，继电保护动作及时准确，所以主电网并没有受到非常不利的影响，所以继电保护是我们必须要重视的一个环节。

4、结语

在电力系统建设和发展的过程中，继电保护一直都扮演着十分重要的角色，其质量会对整个电力系统运行的安全性和稳定性产生非常重大的影响，尤其是当前互联电网的出现对继电保护提出了更高的要求，在这样的情况下，我们一定要做好继电保护工作，只有这样，才能不断的提高快互联电网整体的安全防御能力和水平。

电网继电保护远方操作的工程应用 第12篇

关键词：继电保护,远方操作,双确认

0引言

本文在生产实践的基础上,提出以“双确认”为原则的继电保护装置远方操作的概念和试点实现方法, 并结合220千伏沈砖变电站自动化监控系统、国网上海公司调度自动化系统的技术特点,阐述该项技术在工程实际中的应用情况和相关问题,达到降低生产成本、提高运维效率和强化供电可靠性的多重目的。

1基于“双确认”原则的继电保护远方操作概念

继保装置的远方操作是指在满足“双确认”要求的原则下,在调控中心进行远方投退重合闸、备自投软压板和切换保护装置定值区的操作。所谓双确认, 是指继电保护和安全自动装置远方操作时,至少应有两个指示发生对应变化,且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化,才能确认该设备已操作到位。

2实际应用中的远方操作总则

(1)继电保护和安全自动装置远方操作应满足 “双确认”要求。

(2)继电保护和安全自动装置远方操作相关功能应部署于安全Ⅰ区,依托调度自动化系统实现,坚持安全可靠、经济适用、技术先进原则,该功能不影响继电保护和安全自动装置、监控系统及调度控制系统运行安全。

(3)继保远方操作的实施应充分利用现有调度自动化系统、变电站自动化系统和现有通信资源设施,坚持资源共享和资源互补。

(4)系统应采用具有开放性和可扩充性的产品, 在保证基本的继保装置远方投退软压板业务需求的前提下,预留功能扩充的能力。

(5)安全防护应严格遵照《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的要求,进行安全分区,通信边界安全防护,确保控制功能安全。

3继保远方遥控操作系统总体结构

为保证电网的安全稳定运行,继电保护远方操作主要针对运行方式变化大、中低压系统带电作业频繁、投入方式需经常更换的设备,同时考虑设备误动或拒动对系统安全稳定运行影响较小。根据实际情况,上海电网继电保护装置实现远方操作的内容主要包括线路保护重合闸投退、备自投方式投退切换。

3.1继保装置远方操作实现模式

变电站厂站端的实现主要通过变电站综合自动化系统和远动机实现对继保装置远方操作,而调度主站端则主要基于调控EMS系统来实现。调度主站和变电站厂站端之间的通道类型主要包括调度数据网络和专线拨号通道。本次应用仅在具备调度数据网络通道的变电站中实现,通道条件不具备的变电站不开展。

3.2总体实现模式

(1)各调控中心具备调控一体EMS系统。

(2)在调度员控制台配置EMS系统工作站。

(3)系统采用调度数据网络通道作为主站和厂站端之间通信通道。

4继保远方遥控操作系统功能和设备性能要求

继保装置远方操作包括对线路保护重合闸、各电压等级备自投方式远方投退及对定值区的切换,同时对遥控命令实现站内安全防护及身份认证。

4.1站内安全防护和身份认证方案

网关机(远动机)的安全防护的目标是,只有经过授权的网关机,调控EMS系统发出的命令站内装置才响应,只有经过授权的站内装置或调控主站才可以访问网关机。主要采用验证IP地址方式对两者间的身份进行验证和匹配,即:网关机建立一个IP地址表白名单,只响应IP地址表白名单中的装置发起的TCP连接请求,只针对IP地址表白名单中的装置主动发起TCP连接。

站内监控系统安全防护则通过对交换机进行ACL设置(Access Control List),可以对交换机具体端口进行IP和mac绑定,每个端口只允许固定的IP和mac链接通过。

4.2继保远方遥控操作站端设备性能要求

4.2.1监控系统功能要求

变电站监控系统应能将调控主站下发的遥控指令正确、完整地转发选定遥控的继电保护和安全自动装置,遥控操作应以执行或者取消作为整个遥控操作的结束。

变电站监控系统应支持向调控主站提供继电保护和安全自动装置运行状态信息、软压板和充电完成状态信息。

不应在数据通信网关机缓存中存储遥控指令。

4.2.2保护装置的功能和性能要求

为实现保护装置远方操作,保护装置应满足以下技术要求:

(1)能通过串口或以太网口接入厂站自动化系统,并以DL/T667规约或DL/T860规约建立通讯,能接受下发的遥控指令并执行,并主动上送或召唤后上送相关信息。

(2)保护装置定值单中设置了三块远方控制软压板,分别为“远方投退软压板”“远方切换定值区” “远方修改定值”,在保护装置就地更改。相应压板置“1”时,才能进行远方操作。

(3)为提高远方操作的安全性,保护装置可设置 “远方控制”硬压板。若设置本压板,需就地投入方可进行继保装置远方操作。

(4)装置应支持以遥信、遥测等形式上送相关软压板、信号和定值的功能。针对远方的“停用重合闸”软压板投退指令,结合压板变位后的状态及其他条件,按照重合闸充电逻辑,发出“重合闸充电完成” 指示“充电”或“放电”信息。远方操作备自投,应按备自投逻辑,发出“备自投已准备”或“备自投未准备”等报文。这也是“双确认”原则的主要体现。

4.3站端保护装置软硬压板和定值设置原则

对于开展远方操作的继电保护装置,应就地投入“远方控制”硬压板(如有),并将装置“远方投退软压板”置为1。若配置重合闸的回路,线路保护装置 “停用重合闸”硬压板应退出,保护整定值中“停用重合闸”控制字应整定为“0”;若不配置重合闸的回路, 线路保护装置“停用重合闸”硬压板应投入。备自投装置“备自投方式1投入”“备自投方式2投入”硬压板应投入。

对于已实施保护远方操作的重合闸投入或备自投方式投入软压板由运维人员或调度监控人员根据调度令进行相应投退,调度端应能实时监控软压板状态。

4.4调控主站功能要求

调控EMS系统及其运维所延伸工作站可查阅、 核对继电保护和自动装置压板状态,具备遥控投切压板功能。其遥控操作权限已按允许遥控操作范围设置正确:监控岗副值赋予操作权限,正值赋予操作及监护权限;远方操作时需经用户名及密码确认,并实行监护操作。同时,继电保护和安全自动装置远方操作应支持操作监控过程中站名、间隔名和设备名等多重确认。调控主站系统具备继电保护和自动装置远方投退压板的事项记录功能,并提供查询功能。调度数据网应配置横向隔离和纵向认证装置。

5结语