继电保护基本原则范文

导语：如何才能写好一篇继电保护基本原则，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公文云整理的十篇范文，供你借鉴。

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在无论是受系统软硬件问题的影响，或是受人为因素的影响，都说明了电力系统继电保护系统的运行维护工作未做到位，运行维护效果较差。因此要最大程度的发挥继电保护系统的保护作用，就必须要确保其本身的稳定工作，做好运行维护管理工作。在此笔者提出了几点提高运行维护水平的措施方法，主要如下所示：

1.1规范运行维护的操作方法或检修手段在日常的运行维护工作中，电力维修人员应当采取正确的检修手段来对继电保护系统进行维护管理，尤其是对继电保护装置与二次回路等重点设备系统，更要以规范正确的操作方法进行维护检修。继电保护装置的维护工作应当定期开展，并不定时对重点设备系统进行抽查巡视。若在巡视过程中发现有异常情况，要立即向上级汇报并及时采取措施进行一定的维修，若情况过于紧急或危险，也可以立即停止该设备或系统的运行，直到故障排除后，方可继续进行使用。

1.2严格遵循状态检修的基本原则继电保护系统的检修不应该按照定时检修的原则进行，而应该按照状态检修的基本原则，首先确保设备的安全运行，加强设备的状态监测与分析，从而确定合理的、科学的状态检修间隔以及检修的具体项目。在检修的过程中，要按照总体规划、分步实施、先行试点然后逐步推广的基本原则进行。实施继电保护系统的状态检修是一项非常复杂的系统工程，在我国也是出于探索阶段。因此，具体的实施过程中，要有长远的目标，同时也要总体的构想，稳扎稳打，分步实施，在取得了一定的试点成功之后，再全面推广。

1.3完善设备管理信息系统为了更好的防范软件因素以及硬件因素对继电保护系统可靠性造成的负面影响，就要将继电保护系统纳入到设备管理信息系统的管理范畴之内。而设备信息管理系统则需要对继电保护系统的所有相关软硬件发生的变化进行详细的记录，这就为继电保护的状态检修提供了详实的数据支撑。

1.4确保装置技术要求符合当地安全运行条件由于不同的区域在气候条件、电力负荷方面都有着较大的差异，这也就对继电保护系统的性能提出了不同的要求，在日常操作的过程中，要注意继电保护系统的性能、架构与当地的环境条件相符，如果不相符应该及时的向上级汇报，尽可能的推动继电保护系统与当地实际条件的适配。

1.5加强对配电屏的巡视检查一般的，在配电屏上的，都有电气元件的名称、标志以及编号，要巡视这些标志是否清晰、正确，同时对所有的操作把手与按钮的位置与现场实际情况是否相符要检查清楚。检查配电屏上的分与合的指示灯工作是否正常，对隔离开关、断路器以及熔断器等的触点牢靠程度进行检测，并且了解其是否存在过热变色等异常现象。对于二次回路，要检查其是否有导线或者绝缘层的破损与老化问题，一旦出现这些问题要及时的更换，同时对于绝缘电阻也要加以检查。还需要了解仪表的情况，是否存在工作不正常与表盘玻璃松动的问题。在巡视的过程中，对于灰尘要及时的清扫，防止灰尘中的金属物质导致的电气短路与其他的故障。

1.6加强运行维护在断路器跳闸之后，如果需要对触头以及灭弧罩及时的进行更换，要在更换之前对导致跳闸的原因进行分析，了解清楚之后才能够再次合闸运行，否则如果问题没有消除，断路器还是会跳闸。对于频繁操作的交流接触器，应该确定2-3个月检查一次，校验其吸引线圈，是否能够达到正常操作的要求。同时，还要对熔断器的熔体以及当前所处环境的实际负荷之间是否匹配，如果不匹配要及时的更换成匹配的熔体，并且要检查其各个连接点之间的接触是否良好，是不是存在烧损现象。

2结论

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【关键词】电力 系统继电保护 状态检修 技术分析

继电保护设备的正常运行，对整个电力系统有着重要意义。在日常设备检修工作中，对继电保护设备的运行状态进行高质量的检修，可以保障电力系统的正常运行，可以促进我国国民经济的可持续性发展。

1 状态检修的涵义

状态检修还被称作预知性检修，其主要工作是根据电力设备的运行情况，做出是否进行检修的判断，可以归为预防性工作范畴。状态检修的基础是电力系统的安全运行，其工作核心是以设备状态为依据进行风险评估，然后再根据评价结果做是否检修的决策。状态检修可以为电力系统的安全运行提供可靠保障，其优点是可以降低检修成本。状态检修对象主要包括：通信通道、电力系统的设备元件、系统平台。

2 继电保护设备几种状态的识别

对继电保护设备的状态进行判断与识别，是进行检修工作的前提。其主要通过以下几种方式进行：

2.1 对设备的原始状态要有较全面的了解

设备的原始状态是判断继电保护是否安全运行的决定因素。好的原始状态能够降低维修设备的工作量，是重要的检修工作环节。因此，在对设备状态进行检修之前，必须对基础设备进行严格的管理。

2.1.1 保证初始状态质量

继电保护装置运行之前，一定要做好检查与调整工作，确定电力设备初始状态下的质量，预防因质量问题导致的安全故障。

2.1.2 了解初始状态信息

对继电保护装置的初始数据信息要充分了解，主要包括设备的型式试验、铭牌信息、特殊试验信息、交接试验信息和出厂数据信息等。

2.2 对设备的运行状态信息进行统计和分析

在对继电保护设备进行检修之前，必须掌握设备状态的数据信息，这些数据信息必须准确和可靠，才能形成正确的数据分析，做出正确的检修决策。继电保护装置在运行中，会因为环境和自身运转等问题，出现老化、磨损等现象，造成设备受损或是停止工作。但是这个过程是随着时间而缓慢进行的，具有规律性。影响设备状态的因素很多，有可能是因为物理量的改变，有可能是因为化学量的改变，还有可能是因为电气参数的改变，这些变化都会影响设备状态。另外，继电保护装置的运转时间、环境条件、承载负荷等都会对设备状态产生一定的影响。因此，在对继电保护设备进行进修之前，必须掌握设备的历史运行数据。

2.3 对设备状态进行监测

采用先进的技术和方法对继电保护设备监测，可以保证装置正常运行。当前，仅仅采用在线监测已经不能完全满足检修的需要，应当采取在线和离线相统一的手段，对多种因素进行综合分析，才能获取准确的数据信息。例如，针对继电保护设备状态的监测，可以采用红外线成像技术等技术，获得可靠的数据信息后，通过对数据信息的分析，保证系统和设备运行的安全性。

3 进行继电保护设备状态要注意哪些问题

3.1 全面提高设备状态检修工作人员的专业素质

作为继电保护设备状态的检修工作人员，其专业素质对检修工作产生直接影响，这也是能够顺利开展状态检修工作的关键点，所以，要十分重视检修工作人员的专业素质的培养。设备状态检修工作人员的技术能力，主要表现在能不能对设备状态的检修信息和数据结果做出准确的分析，能不能对分析出来的故障进行妥善的处置、能不能熟练掌握设备状态检修的技术原理和变化等多个方面的技能。此外，对检修工作人员进行有效管理，是提高工作效率的有效手段。对于组织和参与设备状态检修的管理工作者，要对检修人员根据任务进行合理的分配，他们除了具备专业素养外，还有有较强的实战经验和能力，可以对突发事件进行宏观控制。

3.2 进行状态检修时要严格遵守各项基本原则

在设备状态检修时，要严格遵守各项基本原则。第一，确保电网运行的安全性。设备检修的根本目的是为了保证电力设施的安全运行，在进行设备状态检修前，就要做出相应的整体规划，要制定出有关检修项目的检修时间和检修阶段，还要制定详细的管理制度；第二，状态检修时，要严格按照计划和检修顺序逐步进行；第三，创新检修技术，完善管理方式，对检修设备进行优化配置，使其充分发挥作用。

3.3 状态检修过程中要重视技术管理

科学化技术管理是保障状态检修的另一个基础要素。继电保护装置状态检修是一项非常重要的基础性技术工作，同时又是一项非常重要的管理工作。因此，需要针对每套装置建立相应的变更记录，所记录的变更数据内容是设备从投入运行到报废过程中，全部的软件和硬件的数据变化等。完备的变更记录实际上是相应保护装置的全部记录摘要，可以用来作为对设备状态进行评估的依据。

3.4 完善设备状态检修相关的管理制定

不管是对继电保护设备的状态检修，还是对其他的设备状态进行检修，各个部门都应当建立相应的管理制度，并在实施过程中不断完善。各个单位或部门在主管领导的带领下，成立相应的领导机构，建立全面的管理制定，从状态检修的组织、实行、考核等不同阶段，对设备检修人员实行检修监管。同时，要加强检修人员的技术培训，提高他们的技术能力和创新精神。工作中，要把工作责任落实到人，实行严格的考核制度，这样才能有效的提高设备状态检修的工作效率。

4 结束语

导致电网体系的不安全因素有很多，有些客观存在是电力系统难以控制和把握的，有些则是可以通过技术手段进行管理的。对于继电保护设备的状态检修工作，电力系统应当更加重视，因为对整个电力系统运行的安全性有着非常重要的意义。继电保护设备的状态检修可以大大降低发生故障的几率，提升电网的自动化运行水平。实践证明，在电力系统继电保护设备的状态检修工作中，不断创新是提高检修水平的重要途径，作为设备状态检修的工作人员，要不断的学习新技术，才能更好的适应状态检修工作的需要。

参考文献

[1]陈祖源.电力系统继电保护装置状态检修的探讨[J].科技资讯，2012，28（11）：9-10.

[2]赵军.关于继电保护装置的状态检修探讨[J].中国化工贸易，2013，26（31）：12-14.

作者单位

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1、变电站二次设备状态检修的问题

1.1 二次设备状态检修与设备管理信息系统（MIS）的关系。现在许多供电企业建立了设备管理信息系统（MIS），对设备的运行情况、缺陷故障情况、历次检修试验记录等实现计算机管理、实现信息共享，这些信息是作出状态检修决策的重要依据之一。要实现设备状态检修，需要完善设备管理信息系统（MIS）。

1.2 二次设备的电磁抗干扰监测问题。由于大量微电子元件、高集成电路在电气二次设备中的广泛应用，电气二次设备对电磁干扰越来越敏感。电磁波对二次设备干扰造成采样信号失真、自动装置异常、保护误动或拒动、甚至元件损坏。对二次设备进行电磁兼容性考核试验是二次设备状态检修的一项很重要的工作。对不同厂站的干扰源、耦合途径、敏感器件要进行监测管理。如对二次设备屏蔽接地状况检查；微机保护装置附近使用移动通信设备的管理等。

1.3 二次设备状态检修与一次设备状态检修的关系。一次设备的检修与二次设备检修不是完全独立的。许多情况下，二次设备检修要在一次设备停电检修时才能进行。在作出二次设备状态检修决策时要考虑一次设备的情况，做好状态检修技术经济分析。既要减少停电检修时间，减少停电造成的经济损失，减少检修次数，降低检修成本，又要保证二次设备可靠正确的工作状况。

2、变电站二次设备的状态监测内容

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

3、变电站二次设备的状态监测方法

随着微机保护和微机自动装置的自诊断技术的发展、变电站故障诊断系统的完善为电气二次设备的状态监测奠定了技术基础。对综合自动化变电站而言容易实现状态监测，保护装置内各模块具有自诊断功能，对装置的电源、CPU、I/O接口、A/D转换、存储器等插件进行巡查诊断。可以采用比较法、编码法、校验法、监视定时器法、特征字法等故障测试的方法。对保护装置可通过加载诊断程序，自动测试每一台设备和部件。然而，对常规保护进行状态监测较难实现，因为二次回路是由若干继电器和连接各个设备的电缆所组成，点多、又分散，要通过在线监测继电器触点的状况、回路接线的正确性等则很难，也不经济。一方面应从设备管理环节入手，如设备的验收管理、离线检修资料管理，结合在线监测来诊断其状态。另一方面在不增加新的投入的情况下，应充分利用现有的测量手段。如TA、TV的断线监测；直流回路绝缘监测、二次保险熔断报警等。

4、加强变电站二次设备状态检修工作的对策

4.1 加强二次设备的状态检修策略。通过状态检修过程得出了变电站二次设备的状态信息，如有检修的必要，则确定检修策略。首先评估设备状态，主要是评估设备故障预期发生时间以及发生故障后对系统的影响，确定设备检修的优先级；其次根据评估结果统筹检修任务，确定停电检修时间和范围；最后安排检修人员有针对性地完成检修任务。

4.2 重视检修队伍的人才建设。检修技术人员的专业素养是成功实现检修目标的另一个关键，因此必须对检修队伍的人才建设加以重视，提高技术人员对状态检修的认识和理解水平。由于检修技术人员直接参与状态检测技术的运用和决策，因此深入了解状态检修的特点，全面掌握二次设备各个参数的变化规律，极有利于提升检修的效率和质量。在具体的检修实践中，可取消非必要的环节以节约管理成本，而对于对检修质量有重要影响的环节，则应提前制定检修方案，以富有针对性的技术手段消除二次设备运行中存在的故障隐患。此外，还应加强相应的理论研究学习及相关培训，提高运行部门的责任和安全意识。

4.3 明确状态检修工作的基本原则。状态检修工作的基本原则是：总体规划、分步展开、试点先行、整体提高。工作中必须紧紧围绕这一原则，认真、科学地制定完善检修机制的长期目标，并以现有技术手段为基础，合理配置监测系统，稳妥、扎实地分步开展工作。在试点实施的过程中，应注意对成功经验和失败教训的总结分析，通过对现行检修机制的不断完善，提高二次设备的安全运行水平。

4.4 提高工作中的技术管理水平。科学的管理是状态检修实现技术优势的必要保障，因此，必须注重技术管理水平的提高。具体到变电站二次设备的检修工作中，以继电保护装置为例，该装置在电力系统中通常是处于静态的，但在电力系统中，需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作，即要把握继电保护装置动态的"状态"。而根据对继电保护装置静态特性的认识，对其动态特性进行判断显然是不合适的。因此，通过模拟继电保护装置在电力事故和异常情况下感受的参数，使继电保护装置启动和动作，检查继电保护装置应具有的逻辑功能和动作特性，从而了解和把握继电保护装置状况，这种继电保护装置的检验，对于电力系统是很有必要的且必须的。

5、结束语

变电站二次设备实行状态检修是电力系统发展的需要。微机保护和微机自动装置的自诊断技术的广泛使用，变电站二次设备的状态监测无论是在技术上还是在经济方面都比较容易做到。随着集成型自动化系统的发展，可大大减少二次设备和电缆的数量，克服目前常规保护状态监测存在的困难。变电站二次设备的状态监测将有助于变电站综合自动化的发展。

参考文献

[1] 张锋.关于供电设备状态检修的思考[J]. 中国资源综合利用.2008.

[2] 陈绍光.电力系统二次设备状态检修及重点解决的问题.《云南电业》.2010.

作者简介

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【关键词】继电保护；定值；校核

0.引言

继电保护有“四性”要求， 包括灵敏性、选择性、速动性和可靠性。除了可靠性依赖保护装置外，其他3项均和整定值有直接关联，对于过流保护来说，上下级之间的级差配合更显得尤为重要。【1】

目前，为保证保护定值的准确性，大部分供电局均在每年迎峰度夏前，举行一次现场定值核对，由继保人员到各变电站从装置打印定值单并与调度下发正式定值单核对，确保定值单执行的准确性，然而在定值单是否合适的问题上没有做类似的校核，主要的问题在于调度定值整定人员配置有限，不可能做到每年对全网的定值重新校核一遍，因此，有必要开发一套定值级差校核软件，利用计算机技术手段，大大减少定值级差校核的工作量，提高电网定值管理运行水平。

1.系统设计

珠海供电局设计了一套简单、实用的继电保护定值级差校核软件。该软件将厂站内不同设备的定值单进行智能分析，并根据配合关系进行自动地、人工可调控地匹配校核；据《变电站10kV系统和主变定值配合校核工作的检查标准》最后生成该厂站的综合校核报表以及不满足要求的匹配定值说明。软件基本结构图如图1所示：

图1 定值级差校核软件基本结构图

2.系统功能实现

2.1 数据的获取

该层的功能是收集实现校核功能所需要的电力系统相关参数，主要为参与定值级差校核的相关电力元件定值参数。通过规范定值单格式（EXCEL格式），软件自动搜索定值单中对应列中的关键字，自动获取参与定值计算所需的定值，数据分为以下三个部分。

（1）主变保护定值：主要读取高、低后备保护过流定值及时间、零序保护过流及时间等。

（2）接地变保护定值：主要读取接地变速断、过流、零序保护定值及时间，用于与分段开关、馈线开关进行级差校核。

（3）母线附属设备保护定值：主要指馈线、母联、电容器、站用变等接于母线上的带保护功能的设备，读取速断、过流、零序保护定值及时间，与母联开关、主变后备保护、接地变保护等上级保护定值进线级差校核。

2.2 配合项修改

根据变电站具体接线方式的不同，可人工修改定值级差校核配合项目。软件默认配合项全部选中，及所有设备均根据设备所处位置与其上、下级设备定值进行级差校核，如果用户想修改，可单击该配合项单元格，取消该配合的设备，如图2所示：

图2 定值配合项修改

2.3 接地变接线方式设置

根据接地变实际接线情况，可人工选择接地变是接于母线，还是接于母线桥上，默认选中接于母线。如下图3所示：

图3 接地变设置

2.4 定值校核

定值校核功能是根据输入的定值单及人工设置的配合项与接线方式，确定参与校核设备的上下级关系及校核原则，通过软件分析计算检验定值之间的级差配合情况，该部分功能分为两部分。

（1）运行方式分析模块：根据人工设置的配合项及接线方式，分析站内的运行方式及设备的上下级关系，确定参与校核的设备及对应的校核原则。

（2）定值校核模块：根据选定的校核设备及校核原则，实现设备保护定值的级差校核。

2.5 结果的输出

该层主要功能是输出校核的结果，根据约定的格式输出用户所需定值校核结果，并得出定值级差校核结论及说明，以帮助定值整定人员发现定值配合存在的问题并及时纠正。

3.定值校核的基本规则

定值整定过程必须严格遵循整定规程，《南方电网10―110kV系统继电保护整定计算规程》为南网公司各地区供电局提供了定值整定计算的基本原则，而定值校核可视为定值整定计算的逆过程，因此，定值校核以南网公司《南方电网10―110kV系统继电保护整定计算规程》为基础，主要校核变电站内主变与10kV系统设备保护定值之间的选择性。【2】

3.1 馈线保护

（1）非开关站出线。过流I段定值

（2）开关站出线。过流I段定值按线路出口有灵敏度，时间0s；过流II段定值

3.2 电容器保护

速断电流定值

3.3 站用变保护：

速断电流定值

3.4 电抗器保护：

速断电流定值

3.5接地变保护：

（1） 接于母线的接地变，配置独立的接地变保护装置。速断时间=0s；过流时间=主变变低后备过流切变低开关时间；零序过流定值>10kV出线零序保护定值；时间>10kV出线零序保护时间；

（2） 接于母线桥的接地变，接地变零序过流保护在主变高后备保护中实现 ，无过流保护；零序过流定值>10kV出线零序保护定值，时间>10kV出线零序保护时间；

3.6分段保护：

速断电流定值≤主变变低后备过流I段定值，时间=0.9s≤主变变低后备过流I段时间；过流定值≤主变变低后备过流II段定值，时间=1.2s≤主变变低后备过流II段时间；

3.7主变低后备保护：

限时速断电流定值≥分段速断保护电流定值，时间=0.9s切分段≥分段速断保护时间；过流定值≥分段过流保护电流定值，时间=1.2s切分段≥分段过流保护时间；

3.8 主变高后备保护：

限时速断电流定值≥主变变低后备过流I段定值，时间=1.2s切变低≥主变变低后备过流I段时间；过流定值≥主变变低后备过流II段定值，时间=1.5s≥主变变低后备过流II段时间；

3.9对侧110kV线路保护：

距离III段电流定值：I=11*0.9*110000/[√3*1.1*（ZIII*1100/nCT）]，其中：ZIII为110kV线路距离III段定值，nCT为110kV线路开关CT变比，距离III段电流定值≥主变变高后备过流I段定值，距离III段时间≤2.1s、>主变变高后备过流I段时间

4.结语

本文介绍了珠海供电局开发的一套简单、实用的地区电网110kV及以下继电保护定值级差校核软件。将保护定值级差校核软件应用于地区电网定值整定计算领域，有利于提高地区电网定值的准确性，使继电保护定值校核与管理工作更加科学有效，大大提高了继电保护定值管理水平，对保证地区电网的安全稳定运行具有重要的现实意义。

参考文献：

[1]朱晓华. 继电保护定值审核专家库系统.广东电力. Jul. 2013. Vol. 26 No. 7

[2]南方电网10―110kV系统继电保护整定计算规程.2012.6

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关键词:电网;继电保护;整定管理

Abstract: With the development of electric power technology and the scale of the network’s rapid development and the popularization and application of microcomputer protection, setting calculation of relay protection work should also gradually increase. In order to promote the stable development of relay protection work, so as to ensure the safe and stable operation of power grids. According to relevant regulations, combined with the actual production and operation of power grid relay protection management in the existing problems, and puts forward some measures for improvement.

Key words: power system; relaying protection; setting management

中图分类号： 文献标识码： A文章编号：2095-2104（2012）01-0020-02

当前电网继电保护整定管理存在的问题

继电保护从业人员配置方面的问题

继电保护整定计算人员作为继电保护整定工作的具体实施者，其工作经验、专业技能及综合素质等都会对工作效率产生直接的影响。因此，我们对继电保护工作的管理首先应该从人员管理着手。继电保护人员的现状如下：第一，有些县级供电公司未能配备专职的继电保护整定计算人员，且从业人员的技术水平参差不齐，加之工作人员频繁变动，从而难以确保继电保护整定计算工作整体水平的持续发展；第二，整定计算原则以及整定计算过程中的问题。不同的整定计算人员所进行的整定计算过程是有区别的，在整定计算过程中因为所选择的整定原则和选用的技术参数都存在着个别的差异，最终会导致计算结果也不尽相同。

基础资料方面的问题

2.1.未能构建一套完整的设备缺陷归档管理机制。在保护专项检查以及保护装置验收中发现有些保护装置或二次回路总会存在一定的缺陷，例如现场的试验结果同装置所显示的跳闸矩阵控制字不一致，个别的回路功能不能正常运行甚至还会出线未接线的情况，另外，有些工作人员只通过口头形式传达资料信息，未曾整理书面资料建立存档。

2.2.在新建、改建、扩建工程中，工程管理单位不能按照规程规定按时给整定计算部门提供相关的资料，即便提供了也会时常出现误报、漏报的现象，这样，整定计算工作任务就不能按时、按计划开展完成，从而影响了继电保护定值计算的时效性，在一定程度上也影响到定值单的按时发放以及工程的按时投运，同样也给安全生产造成了一定的隐患。

2.3.没有及时更新二次设备资料档案，致使错、漏缺陷普遍存在。例如工程项目要进行更改却没有设计变更说明，改建或扩建工程的竣工资料不完整、所存的说明书以及图纸资料等不是当前的有效版本、在工程项目竣工移交资料环节方面未能进行有效的技术管理监督。

2.4.保护装置的更新换代或版本升级速度较快，过去一些老版本的保护装置不能与之衔接，这将严重束缚了继电保护人员在整定计算工作或保护装置调试中的创造性思维。

电网继电保护整定管理问题的改进措施

专业人员对工作熟悉程度的改进措施

根据电网结构、运行方式及继电保护装置的配置情况，编写并制定相关的继电保护运行管理规程；结合年度电网运行方式、保护配置、时限配置、整定计算原则，及时编制继电保护整定方案说明书，用于日常工作中继电保护整定计算人员的培训和整定计算工作核查。同时，也可用于调度员在日常工作中准确分析判断故障的理论参考依据；还可作为不同电网结构时期的保护整定计算文献资料，为今后整定计算人员特别是新上岗的保护工作人员日常开展工作提供理论性指导。

基础资料方面的改进措施

首先对整定计算资料的上报和所报资料的准确性以及资料的规范化进行相应的整合管理，制定出切实可行的业务流程及管理考核制度，使相关部门充分明确各自的职责，从而保证上报资料的正确性；同时也为整定计算人员能够如期实施开展工作提供相应的技术保证。其次，在保护定值执行过程中，特别是在继电保护年度检验及定期检验工作中，将已执行的保护定值通知单与现场进行严格核对，把检查中所发现的问题与缺陷及时回知到继电保护相关部门，以便于保护人员及时整改解决。

加强电网主保护的配置

在实际生产运行中，遇有特殊的运行方式，如因为设备损坏、人为或自然灾害等原因造成的电网大面积停电事故，会直接给社会和电网造成不可估量的严重后果。此时就要靠电网的主保护发挥积极的作用，利用电力系统继电保护及自动装置快速可靠的将故障点切除，使电网能够尽快恢复正常供电，保证电网安全稳定运行，使人们的工作生活尽快恢复正常。因此，从业人员对电网主保护的配置选型、整定计算、运行维护等工作要重点加强，达成共识，以利于继电保护及自动装置在电网运行中发挥更好的作用。

3.1.加强主保护通道形式的构建

光纤通道有着良好的抗干扰性能，且通道有着稳定可靠的传输质量，所以，近些年来被广泛地运用于继电保护当中。首先，光缆路由通道至少采用一路点对点路由；其次，积极运用载波机并以此来代替保护专用收发信机方式，在使用载波机的过程中应该采用相相耦合的方式；第三，为了确保保护装置不会受到错误的光纤通道接线的影响，所以建议对光线电流差动保护装置进行地址编码功能的增设，这样一来，即使保护装置不同，而在电网中却具有唯一性。

3.2.全线速动的主保护配置双重化

因为保护装置需要进行定期检查试验，而且时常会有故障发生，所以，为了保证电网能够安全、可靠、稳定的运行，务必要实现主线保护双重化：

第一，所设置的两套全线速动主保护要同时具有完整性与独立性；第二，两套主保护的电压回路、交流电流以及直流电源之间应该是相互独立的；第三，所设置的主保护能够随时切除全线路所发生的各种类型故障；第四，为了促进三相跳闸以及分相跳闸的实现，每套主保护应该设有独立选相功能；第五，所设立的两套全线速动主保护装置应该有其各自的远方信号传输设备；第六，断路器有两组跳闸线圈，因此每套主保护应该各自承担一组跳闸线圈的启动。

4.合理简化后备保护

1.取消零序Ⅰ、Ⅱ段的可行性

在正常情况下，零序Ⅰ段的保护范围可以达到全线的百分之七十至百分之八十左右。然而，如遇到系统方式发生改变，零序Ⅰ段的保护范围也会因此受到影响，很可能会极大的缩短，不仅无法达到70%，有时候甚至还达不到10%。但是，接点距离Ⅰ段可以有效控制保护范围在70%左右，基本上不会因系统方式变化而受到影响。同时，实测参数在整定计算中也尤为重要，没有实测数据，用设计参数进行理论计算得出的结果不是很精确，会直接影响到保护装置动作的快速性及灵敏性。但是，在实际工作中往往不尽人意，整定计算人员通常不能及时收集到实测参数；因为考虑到基建工程的按时投运不受影响，部分已投运的旧线路无实测数据等因素，只有利用设计参数进行预算，计算过程中需要通过调整可靠系数来防止零序保护的误动与拒动，然而可靠系数的取值较难把握，因此，计算得出的结果也不是很精确，会直接影响到零序保护的灵敏度。另外，就四段式的零序保护而言，对于220kv及以上电压等级线路的保护，零序I段可以用压板或控制字来直接投退，而大部分装置零序Ⅱ保护没有设置保护压板投退功能，所以只能靠整保护定值的取值来完成零序Ⅱ的投退。

对距离Ⅱ段的配合加以改善

依据整定计算的原则，距离Ⅱ段应该考虑本线路末端所发生金属短路故障有足够的灵敏度以及与相邻线路距离Ⅰ段保护的配合来进行整定，如果其与距离Ⅰ段无法进行有效配合则选取与相邻距离Ⅱ段保护配合整定。在当前每套全线速动保护及电网加强型主保护功能完整的情况下，带延时的相间保护与接地距离Ⅱ段无法与相邻线路距离Ⅰ段进行有效配合，应该采取与相邻线路的纵联保护相配合的措施，以此促使动作时间的整定配合能够进一步被简化，从而促进了整定计算配合条件的改善。

总之，不论是电网继电保护的配置同运行问题的分析还是整定计算的原则问题，均应该给予主保护的加强来进行后备保护基本原则配置与整定的简化，同时，还需促进继电保护标准化、规范化管理工作，从而推动工作效率的提高，最终以确保电网运行的安全性与稳定性。

【参考文献】

1. 陈寿连 浅谈电网继电保护整定管理[期刊论文]-中国新技术新产品2011(3)

2. 许小舟 电力系统继电保护仿真研究[期刊论文]-化学工程与装备2008(4)

3. 郑浩.刘凯继电保护现场作业安全控制管理的研究[期刊论文]-科技信息2009(36)

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【关键词】数字化继电保护；110kV；智能变电站

1 数字化继电保护系统中的基本概述

1.1 确保二次回路的接线更为简化、方便

MU 和电子互感器设备的互相配合，可以实时地将其测量到的值进行数字化处理，并且通过光纤进行传送。那么这一数字化系统具有比较强的抗干扰能力，能够改变以往的二次电缆传送回路运行缺陷，从而确保有效地实现了变电器中一、二次设备的隔离运行。数字化继电保护技术是于现场加装好智能操作箱并且组建GOOSE 网络之后方能够起到保护作用，同时对于隔离开关还能够起到遥控控制。由此看来数字化继电保护装置和最终的执行机构控制间并没有了以往的电缆连接，那么目前现场的各间隔间的界限将更加清晰、明了，因此显著地杜绝了智能变电站中的不慎连接、碰触电缆情况发生，能够非常有效地避免了事故发生。

1.2 数字化继电保护装置的应用可以提高可靠性

电子式互感器设备具有比较良好的抗干扰能力，因此其在绝缘性能方面也得到了一定加强，其中线性范围较广等显著特点，装置的先进性保障了最终测量值的安全性和准确性。与此同时智能操作箱的主要作用，就是可以利用过程层网以及保护装置进行实时通信，将智能变电站中一次设备的实际运行情况进行及时传递，从而还能够对相关设备是否保持正常的运行具有充分了解。

1.3 数字化继电保护技术具有高度的开放性与互操作性

发展至今，国家为了能够大力促进智能电网的快速发展，显著提高智能变电站运行的效率和效益，国家电网公司已经于2010 年正式制定并实施了《Q/GDW441-2010智能变电站继电保护研究规范》，该保护规范中明确规定了继电保护以及设备配置的基本原则，其中还包括继电保护装置以及技术标准，继电保护的基本信息互换原则等方面，因此分析和研究数字化继电保护于智能变电站中的具体应用，是完全离不开该具体规范的规定。

2、110kV 智能变电站的保护配置情况

110kV变电站使用常规开关作为主开关。以某地为例，目前，该变电站内设有电子式互感器，但尚未实现一体化平台及智能应用，然而，在变电站内的自动化系统结构、继电保护装置及合并单元的配置、网络方式都可以作为智能变电站建设的参考。三层侧设备，两级网络结构，符合智能变电站要求。变电站内过程层运用的是GOOSE网、SV网方式，与智能变电站要求独立组网有所差距。保护配置包括所需要的母差保护装置、线路纵差保护装置、故障录波器等，此外，110kV母差、主变及智能终端，合并单元按双重化配置，均体现了智能变电站的配置要求。

3、110kV 智能变电站相关设备的保护配置

（1）线路保护。相对110kV智能变电站而言，应将站内保护、监测和控制功能综合为一体，根据间隔情况单套设置。对线路的保护直接采样，直接跳到断路器；在GOOSE网使用断路器失灵、重合闸等相关功能。具体的线路保护方案参见图1：线路间隔内设有保护测控装置，仅与GOOSE网络进行交换信息，其余全部使用点对点连接，其数据传输方式是直接与合并单元和智能终端连接，期间对数据进行打包，再由光纤传送到SV网，同时传送给保护测控装置；如遇跨间隔信息接入保护测控装置，则使用GOOSE网传输。

（2）变压器保护。根据规程要求，110kV变压器电量保护应配置双套，并应采用主、后备保护一体化配置，如单独配置，后备保护应与测控装置一体化。变压器保护使用双套配置时，合并单元（MU）的每一侧，智能终端的每一侧都要使用双套配置；中性点以及间隙电流分别并入对应侧（MU）；直接采样，直接跳到一侧断路器；如遇跳母联、分段断路器和启动失灵等情况下，则使用GOOSE网进行传输。

（3）母联（分段）保护。母联保护与线路保护基本相同，但结构上更简单。母联保护装置与合并单元、智能终端直接相连，不必进行数据交换，就可以实现直接采样、直接跳闸；并且，母联保护装置、合并单元、智能终端，都可以经过彼此独立的GOOSE网和SV网，实现跨间隔传输信号。根据规程的相关要求，110kV母联保护使用单套配置，应满足保护、监测和控制综合一体化。跳闸方式应用点对点直接跳闸，主变保护则应用GOOSE网络跳闸；母联保护在母线失灵的情况下，可以使用GOOSE网络传输。

4、数字化继电保护在110kV 智能变电站中的应用

继电保护作为保证电网安全稳定运行的首道防线至关重要。智能变电站应在保持变电站基础功能之外，改进增加继电保护设备之间交换信息的方式。智能变电站中，使用了电子式互感器，变压器，断路器装上了智能单元，连接介质全部使用光纤，信息传输实现了网络化。针对各部变化，下面提出新的测试检验方法：

（1）原来输入保护装置的电压、电流模拟量被合并器的光数字信号所取代。前提是要考虑有跨间隔数据要求的保护装置，在不同间隔间传输数据时，到达时间的同步性，如不确定或差距较大，则可能无法满足保护装置的要求。

（2）同等设备条件下，原有变电站继电保护使用接点直接跳闸，而智能变电站则使用GOOSE网络，信号经网络传输到智能终端后跳闸（有智能开关时除外），其可靠性更强，运行检修扩建的安全性更高。

（3）原有变电站保护装置，输出信号都是经过GOOSE协议下进行网络传输，智能变电器则增设了优先级别，使用GOOSE报文传输。我们可以通过整组传动试验，检验变电站保护装置输入和输出信号的精度和实时传输。

（4）光纤数字电压、电流信号的输入方式，决定了检验数据同步性的测试显得尤为重要，如变压器差动保护、母差保护，需要对不同的同步间隔的数据进行验证。

（5）光纤以太网主要针对误码率和光收发器件的功率进行检验，从而保证其物理连接的准确性和可靠性。检验过程可以借助网络分析仪、网络负载模拟器等工具进行。

（6）合并单元的检验主要是看其可否及时准确地传输一次电压和电流信号；智能单元的检验则是看可否及时准确地传输数据，控制设备，保护报文，并做出相应的处理。

5、结束语

为加快智能电网建设，提高智能变电站效率和效益。当前数字化继电保护对于智能变电站具有积极方面的作用，国内已经在一些智能变电站中逐渐应用了数字化继电保护措施，希望以此取得的经验与教训能够为未来数字化继电保护技术于智能变电站的实际应用提供有效的经验。

参考文献：

[1]徐晓菊.？数字化继电保护在110kV智能变电站中的应用研究[J]. 数字技术与应用. 2011（10）

[2]夏勇军，蔡勇，陈宏，陶骞，胡刚.？110kV智能变电站继电保护若干问题研究[J]. 湖北工业大学学报. 2011（01）

[3]蒋睿智.？变电站保护多信息融合应用探讨[J]. 硅谷. 2008（23）

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关键词：220kv供电系统；继电保护；电流保护

Abstract: 220 kv power supply system is the one part of power system. Can it safe, stable and reliable operation, not only directly related to enterprise of electricity flow, but also related to the power system can normally. This paper according to the years of work experience of 220 kv relay protection is discussed in this paper.

Keywords: 220 kv power supply system; The relay protection; Current protection

中图分类号： U223.6文献标识码：A文章编号：

一、继电保护的基本原则

可靠性是指一个元件、设备或系统在预定时间内，在规定的条件下完成规定功能的能力。可靠性工程涉及到元件失效数据的统计和处理，系统可靠性的定量评定，运行维护，可靠性和经济性的协调等各方面。具体到继电保护装置，其可靠性是指在该装置规定的范围内发生了它应该动作的故障时，它不应该拒动作，而在任何其它该保护不应动作的情况下，它不应误动作。

由于220kV及以上电网继电保护方式较多，所以在确定使何种继电保护方法的同时必须遵守一定的原则，只有在一个统一的规范要求下，才能更有效的体现电网继电保护效果。220kV及以上电网的继电保护，必须满足可靠性、速动性、选择性及灵敏性的基本要求。继电保护装置的拒动和误动都会给电力系统造成严重危害。但提高其不拒动和提高其不误动作的可靠性的措施往往是互相矛盾的。由于电力系统的结构和负荷性质的不同，拒动和误动所造成的危害往往不同。例如当系统中有充足的旋转备用容量，输电线路很多，各系统之间和电源与负荷之间联系很紧密时由于继电保护装置的误动作，使发电机变压器或输电线路切除而给电力系统造成的影响可能很小；但如果发电机变压器或输电线路故障时继电保护装置拒动作，将会造成设备的损坏或系统稳定的破坏，损失是巨大的。在此情况下提高继电保护装置不拒动的可靠性比提高其不误动的可靠性更为重要。但在系统中旋转备用容量很少及各系统之间和负荷和电源之间联系比较薄弱的情况下，继电保护装置的误动作使发电机变压器或输电线切除时，将会引起对负荷供电的中断甚至造成系统稳定的破坏，损失是巨大的。而当某一保护装置拒动时，其后备保护仍可以动作而切除故障，因此在这种情况下提高继电保护装置不误动的可靠性比提高其不拒动的可靠性更为重要。

二、220kV及以上电网继电保护方式分析

1、自动重合闸继电保护

自动重合闸装置是当断路器跳开后按需要自动投入的一种自动装置：采用自动重合闸的继保护可以在提高供电的可靠性的基础上．保证电网系统并列运行的稳定性，并纠正断路器的误跳闸。

1)单相自动重合闸要求在保证选择性的基础上并拥有足够的灵敏性。在动作时限的选择方面，除应满足三相重合闸时所提出的要求外，还应考虑：两侧选相元件与继电保护以不同时限切除故障的可能性和潜供电流对灭弧所产生的影响。时刻注意线路电压越高．线路越长．潜供电流就越大，潜供电流持续时间不仅与其大小有关，而且与故障电流的大小、故障切除的时间、弧光的长度以及故障点的风速等因素有关。单相自动重合闸在绝大多数情况下保证对用户的供电，并提高系统并列运行的动态稳定性。但在具体实践中需要有按相操作的断路器，重合闸回路的接线比较复杂，促使了保护的接线、整定计算和调试工作复杂化。为了弥补以上缺点，可以通过以下介绍的综合重合闸方式来解决。

2)综合重合闸是指当发生单相接地故障时，采用单相重合闸方式，而当发生相间短路时，采用三相重合闸方式。实现综合重合闸回路接线时应考虑的一些问题：①单相接地故障时只跳故障相断路器，然后进行单相重合。②相间故障时跳三相断路器，然后进行三相重合。③选相元件拒动时，应能跳开三相并进行三相重合。④对于非全相运行中可能误动的保护，应进行可靠的闭锁；对于在单相接地时可能误动作的相间保护(如距离保护)，应有防止单相接地误跳三相的措施。⑤一相跳闸后重合闸拒动时，应能自动断开其它两相。⑥任意两相的分相跳闸继电器动作后，应能跳开三相并进行三相重合。⑦无论单相或三相重合闸，在重合不成功后，应能加速切除三相，即实现重合闸后加速。⑧在非全相运行过程中又发生另一相或两相的故障，保护应能有选择性予以切除。⑨当断路器气压或液压降低至不允许断路器重合时，应将重合闸回路自动闭锁；但如果在重合闸的过程中下降到低于运行值时，则应保证重合闸动作的完成。

2、纵联保护

随着电力技术的发展，220kV及以上电网纵联保护目前采用反应两侧电量的输电线路纵联保护。通过利用通信通道将两端的保护装置纵向联结起来，将两端的电气量比较，以判断故障在区内还是区外，保证继电保护的选择性。

纵联保护一般分为方向比较式纵联保护和纵联电流差动保护两种，在从具体方式上来看主要有纵联差动保护、高频保护、微波保护、光纤差动保护等，在些方式之中，灵敏度整定都要不得小于2.0。由于各种方式的在整定时要求有所不同，在此就高频保护整定稍作概述。在反映不对称故障的起动元件整定时，高定值起动元件应按被保护线路末端两相短路、单相接地及两相短路接地故障有足够的灵敏度整定，12力争大于4.0，最低不得小于2.0。同时要可靠躲过三相不同步时的线路充电电容电流，可靠系数大于2loo低定值起动元件应按躲过最大负荷电流下的不平衡电流整定，可靠系数取2.5。高、低定值起动元件的配合比值取l.6-2.0。

3、零序电流保护

零序电流保护一般为四段式。在复杂环网中为简化整定配合，零序电流保护I、II、HI、IV各段均可分别经零序功率方向元件控制。如实际选用的定值，不经过方向元件也能保证选择性时，则不宜经方向元件控制。为了不影响各保护段动作性能，零序方向元件要有足够的灵敏度，在被控制保护段末端故障时．零序电压应不小于方向元件最低动作电压的l-5倍，零序功率应不小于方向元件实际动作功率的2倍。

方向零序电流I段定值和无方向零序电流I段定值，按躲过本线路区外故障最大零序电流整定：若本线路采用单相重合闸方式，尚应按躲过本线路非全相运行最大零序电流整定。零序电流Ⅱ段定值，若相邻线路配置的纵联保护能保证经常投入运行，可按与相邻线路纵联保护配合整定，躲过相邻线路末端故障。否则，按与相邻线路在非全相运行中不退出运行的零序电流Ⅱ段配合整定；若无法满足配合关系，则可与相邻线路在非全相运行过程中不退出工作的零序!段配合整定。零序电流Ⅱ段定值还应躲过线路对侧变压器的另一侧母线接地故障时流过本线路的零序电流。零序电流Ⅲ段定值，按灵敏性和选择性要求配合整定，应满足灵敏度要求，并与相邻线路在非全相运行中不退出工作的零序电流Ⅲ段定值配合整定。若配合有困难，可与相邻线路零序电流Ⅲ段定值配合整定。零序电流Ⅳ段定值(最末一段)应不大于300A．按与相邻线路在非全相运行中不退出工作的零序电流Ⅲ段或Ⅳ段配合整定。对采用重合闸时间大于1.0s的单相重合闸线路，除考虑正常情况下的选择配合外，还需要考虑非全相运行中健全相故障时的选择性配合，此时，零序电流Ⅳ段的动作时间宜大于单相重合闸周期加两个时间级差以上。当本线路进行单相重合闸时。可自动将零序电流Ⅳ段动作时间降为本线路单相重合闸周期加一个级差，以取得在单相重合闸过程中相邻线路的零序电流保护与本线路零序电流Ⅳ段之间的选择性配合，以尽快切除非全相运行中再故障。线路零序电流保护的电流定值和时间定值可参照相关规范进行设定。

三、结语

继电保护是电力系统安全正常运行的重要保障．目前已经得到了广泛的应用，随着科学技术的不断进步，继电保护技术日益呈现出向微机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展的趋势：继电保护可靠性的必要性、影响继电保护可靠性的因素及提高继电保护可靠性的对策。其可靠性问题不仅与设计、制造、运行维护和检修调试等有密切关系而且继电保护装置维护人员也将起到关键性作用。

参考文献:

[1] 张国峰，梁文丽，李玉龙 电力系统继电保护技术的未来发展[J]．中国科技信息，2005(02)．

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配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。

二。配电网馈线保护的技术现状

电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。

随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：

2.1传统的电流保护

过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。

电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。

2.2重合器方式的馈线保护

实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献。参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。当AB区段内发生故障F1，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器失压后自动断开，重合器R经延时后重合，分段器A电压恢复后延时合闸。同样，分段器B电压恢复后延时合闸。当B合闸于故障后，重合器R再次跳开，当重合器第二次重合后，分段器A将再次合闸，此后B将自动闭锁在分闸位置，从而实现故障切除、故障隔离及对非故障段的恢复供电。

目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。

2.3基于馈线自动化的馈线保护

配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU 检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。

这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。

三。馈线保护的发展趋势

目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：

1）电流保护切除故障；

2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；

3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。

这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。

四。馈线系统保护基本原理

4.1 基本原理

馈线系统保护实现的前提条件如下：

1）快速通信；

2）控制对象是断路器；

3）终端是保护装置，而非TTU.

在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：

参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图A、B、C、D、E、F.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。

当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：

Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；

Step2：保护计算故障区段信息；

Step3：相邻保护之间通信；

Step4：UR2、UR3动作切除故障；

Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；

Step6：UR2重合于故障，再跳开；

Step7：UR3在T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；

Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；

Step9：UR3在T时间内测得电压恢复，UR3重合；

Step10：故障隔离，恢复供电结束。

4.2 故障区段信息

定义故障区段信息如下：

逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，

逻辑0：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。

当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。

为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。

4.3 系统保护动作速度及其后备保护

为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。

在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。

4.4 馈线系统保护的应用前景

馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：

（1）快速处理故障，不需多次重合；

（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；

（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；

（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。

四。系统保护展望

继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。

电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息，利用局部电气量完成故障的就地切除。线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换，进行处于异地的两个装置协同动作。近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作如果由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种协同保护不仅可以改进保护间的配合，共同实现性能更理想的保护，而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统，基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。目前，在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。在配电网，伴随贼配电自动化的开展。配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。

五。结论

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【关键词】配电；保护；技术

【中图分类号】F407.67 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0008-01

1、馈线保护的技术

随着我国经济的发展，电力用户用电的依靠性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：

1.1 传统的电流保护过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。

1.2 基于馈线自动化保护配电自动化包括馈线自动化和配电治理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备治理、图资治理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网治理的全方位自动化运行治理系统。这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关s1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关s2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关s3完成向非故障区域的恢复供电。

这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。

2、现代馈线保护

配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：①电流保护切除故障；②集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；③集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。

这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。假如能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。

3、馈线系统保护技术

3.1 基本原理馈线系统保护实现的前提条件如下：①快速通信；②控制对象是断路器；③终端是保护装置，而非TTU。

在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：该系统采用断路器作为分段开关，A、B、c、D、E、F对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于c至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元URl至UR7组成。

当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关c处无故障电流。但出现低电压。

3.2 故障区段信息定义故障区段信息如下：

逻辑1：表示保护单元测量到故障电流，

逻辑o：表示保护单元未测量到故障电流，但测量到低电压。

当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。

为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判定时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。

3.3 系统保护动作速度及其后备保护为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端URl处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。

在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms～100ms，这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。

3.4 馈线系统保护的应用前景馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于配电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：①快速处理故障，不需多次重合；②快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；③直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；④功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。

4、未来保护技术

继电保护的发展经历了电磁型、晶体管型、集成电路型和微机型。微机保护在拥有很强的计算能力的同时，也具有很强的通信能力。通信技术，尤其是快速通信技术的发展和普及，也推动了继电保护的发展。系统保护就是基于快速通信的由多个位于不同位置的保护装置共同构成的区域行广义保护。

电流保护、距离保护及主设备保护都是采集就地信息，利用局部电气量完成故障的就地切除。线路纵联保护则是利用通信完成两点之间的故障信息交换，进行处于异地的两个装置协同动作。近年来出现的分布式母差保护则是利用快速的通信网络实现多个装置之间的快速协同动作假如由位于广域电网的不同变电站的保护装置共同构成协同保护则很可能将继电保护的应用范围提高到一个新的层次。这种协同保护不仅可以改进保护问的配合，共同实现性能更理想的保护，而且可以演生于基于继电保护相角测量的稳定监控协系统，基于继电保护的高精度多端故障测距以及基于继电保护的电力系统动态模型及动态过程分析等应用领域。目前，在输电网中已经出现了基于GPS的动态稳定系统和分散式行波测距系统。在配电网，伴随贼配电自动化的开展。配电网馈线系统保护有可能率先得到应用。

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关键词：农村电网；继电保护；定值计算

1 农村电网的特征

农村电网变电站大多数为35kV变电站，主结线为单母线或单母线分段，电压比为35/10kV，主变一般为双卷变，一般按两台配置。

主变主保护配置速断、差动保护和瓦斯保护，主变后备保护配置过电流保护。出线保护配置速断，限时速断，过电流保护，并配置一次重合闸。线路串接级数多，分支线多，距离长。负荷率低，负荷变化大，随机性强，功率因数低。

配电变压器数量多，励磁涌流大。线路设备质量相对较差，故障率较高。线路电压等级大都在10～35kV范围。

2 正确认识及处理农村电网继电保护四性关系

2.1选择性

选择性是衡量继电保护运行质量的一个重要指标。由于系统上下级保护不配合，造成大面积停电事故时有发生，对社会造成很大影响，带来很大的经济损失。因此，选择性是四性的灵魂，关键在于解决越级跳闸问题。在实际工作中，往往有未核算保护配合问题或在方式安排上只考虑了正常方式的保护配合问题，而未考虑特殊方式下的保护配合问题造成越级跳闸，或者只考虑了相邻两级相同元件的保护配合问题，而忽视了相邻两级在任何运行方式下的真正配合，埋藏下安全隐患。农村电网因串级级数多，按常规后备保护时间逐级配合，在线路末端出现0s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。采用后者使末级重合闸动作时间较长，如果线路串级级数很大，则应优先采用前者。如果任选一种方法不能满足要求，可以采用两种方法相结合的方案，根据实际情况灵活处理。

2.2速动性

农村电网一般处于电网末端，速动性既是将故障线路在尽可能短的时限内与系统隔离，避免越级跳闸，扩大事故范围；并且，农村电网一般为放射形线路，在满足躲过配电变压器群励磁涌流（一般持续时间0.2～0.3s）前提下，可将保护动作时限尽可能压缩。另一方面，农村电网电气距离远离系统振荡中心，主电网都配置有快速保护，系统对农村电网的影响也相对较小，加之农村电网35kV电压级保护动作时间一般在2s及以下(根据变压器反措要求，主变后备保护必须在2s内切除故障)，满足变压器反措要求。

就用户而言，负荷的重要性程度及连续性相对较差，负荷主要是照明、小动力、农业排灌等。在2s内切除故障，在一般情况下，不会对用户电气设备造成很大影响。随着城农网改造工程的实施，微机保护覆盖面进一步扩大，保护时间级差由0.5s减到0.3s，使农村电网整体保护动作时间进一步下降。在用户端大量采用静态继电器及快速空气断路器、快速熔断器后，提高了用户端的速动性。总体来讲，保护动作速动性问题随着系统保护动作时间级差压缩，保护动作速度还会进一步加快，向好的方向发展。

线路保护后加速问题：在实际运行中，由于农村电网一条线路接入配电变压器较多，配电变压器群励磁涌流较大，所以在手动重合或保护重合时，过电流保护电流元件动作(无电压闭锁)造成后加速跳闸。故在投后加速段加速过电流段时应先测量励磁涌流，其后再决定是否投过电流后加速段。在一般情况下，限时速断、过电流保护均应投后加速段，以提高切除系统故障的速动性。

2.3灵敏性

灵敏性即保护装置对其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。满足灵敏性要求的保护装置应该是：继电保护在其涉及的保护范围内发生故障时，不论短路点的位置、短路的类型以及是最大运行方式还是最小运行方式，都应正确动作。

农村电网大都采用固定门槛的判据条件，定时限时间特性，一般配置由电流、电压元件构成的保护。该保护受电网运行方式影响很大，往往在小运行方式下校核灵敏度时不能满足要求。

在一般常规35kV变电所中，35kV电源侧配置电流速断或差动为主保护，过电流作为后备保护。如过电流保护灵敏度不够，最好改为复合电压或低电压闭锁过电流，闭锁电压取10kV电压相对灵敏。在选择主变保护配置时，应适当超前考虑，以免因运行方式变化出现灵敏度不够现象。

2.4可靠性

即需要保护动作时必须动作，不能拒动；不需要保护动作时必须不动作，不能误动。在误动方面存在以下问题：（1）过负荷问题：由于整定计算提供负荷不准，或对负荷预测不准，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）不用保护或需要说明的注意事项未交代清楚，运行人员误投；（4）微机保护控制字取错。在拒动方面，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。

3 继电保护定值计算

3.1定值计算的前期工作

定值计算需要充足完备的前期资料。定值计算应具备准确无误的计算资料，这是进行定值计算的前提。它包括：一、二次图纸；所带配电变压器总容量、电容器、消弧线圈、电抗器等铭牌数据和厂家说明书；电压互感器、电流互感器变比和试验报告；实测线路参数或理论计算参数；保护装置技术说明书等等。

在实际计算中遇到的问题。图纸或资料与现场实际不符：比如电流互感器变比与实际不符、线路长度、型号与实际不符、变压器短路阻抗与实际不符、应该实测的参数没有实测值、图纸错误等等。

定值计算所需资料不全：未提供电容器内部接线形式；架空线没有分段标注长度和型号；电缆线路在方案中没有写清所带用户或标注双电缆。

解决措施：由设备运行维护单位建立由专人负责的设备运行管理数据库，数据库要做的时时更新、准确无误、资源共享。

作为提供资料的单位，应对定值所需资料的正确性负责，这是进行定值计算的基础工作，错误或不准确的资料会直接导致继电保护装置不能正确动作，造成严重后果。

3.2定值计算工作

定值计算是决定保护装置正确动作的关键环节。定值计算人员应具备高度的工作责任心，树立全局观念和整体观念。

整定计算工作应严格遵守整定计算基本原则：局部服从整体；下级服从上级；局部问题自行消化；尽可能的照顾地区电网和下一级电网的需求；保证重要政治用户供电。满足继电保护和安全自动装置选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求，在不满足时应合理取舍。对定值通知单的下达，应详细说明保护装置的投运条件及运行中应注意的问题。

由于保护装置不断更新换代，特别是微机保护装置版本不断升级，使得整定计算人员不得不花费大量时间和精力，逐字逐句的学习研究新内容，与保护装置厂家技术人员反复沟通，掌握原理和动作逻辑，所以在采用新的微机保护装置时很容易出错。由于保护装置来自不同的厂家，有时会有同一种保护定义不同、名称各异，容易引起混淆。有些保护厂家说明书写的不够详细，比如缺少逻辑回路图，使整定计算人员很难判断保护是否动作。还有的厂家定值菜单内容过于繁琐，比如设很多控制字和投退压板。

解决措施：一般应规范继电保护装置软件版本，规范厂家对同一种保护、同一种功能的压板名称，规范厂家技术说明书及其必要的内容。整定计算人员应提高业务素质，加强对新装置的学习，积极参与保护装置的配置、选型和改进工作。

加强各级各地区整定计算人员之间、与厂家技术人员之间、与现场运行继电保护调试人员的沟通和学习，取长补短，相互把关。

作为微机保护装置使用单位，在新装置的使用初级阶段，难免会存在一些问题，因此，让定值计算人员和现场调试维护人员，尽快掌握微机保护装置性能，培训工作十分重要。应加大动态培训的力度，尽快提高继电保护人员整体的业务技术水平。

其他容易造成整定计算错误的情况：二次接线修改的图纸变更工作不及时。整定计算人员对于新装置的内容、含义和二次回路不清楚，没有很好的掌握，以致定值内容出错。

保护装置先天不足，比如有些老型号的装置，定值单位步进较大，小数点之后调整不出来，影响了定值单的准确性，甚至影响了上下级的配合关系。整定人员没有参加有关继电保护配置、设计审查和设备选型等工作，到了计算定值的时候才发现问题，特别是装置本身存在设计缺陷时很难得到修改，使保护配置先天不足。线路切改或更换变压器后没有及时修改系统阻抗，使定值计算出现偏差。

4 定值单的执行工作

一张定值单的产生和执行，要经过组织单位提供资料、确定运行方式、定值计算、定值审核、确定停电时间、保护调试、调度人员核对等诸多环节，其中每一个环节都可能造成定值单在执行中出现问题。

凡运行的继电保护定值必须有正式的定值单为凭证，保护投入前必须由当值调度员与现场人员进行核对，确认无误后，调度部门填写执行日期并盖章，在一周内返还定值计算部门存档。

实际遇到的问题有：执行后的定值单不能及时的返还到定值计算部门，使保存的定值单与现场定值出现偏差。定值单在流转执行过程中或执行完毕丢失，使定值单出错。

解决措施：应建立继电保护定值单的闭环管理措施，建立定值单执行签转制度。参与定值单执行的各部门人员应严肃定值单执行工作，不能认为定值单的执行和保护仅仅是继电保护人员的责任。

5 定值的管理工作

定值单管理工作应细致认真。管理好定值单、定值计算底稿、资料方案对继电保护定值计算和运行维护工作十分重要。保存的定值及其资料必须与现场实际相符，才能保证定值计算正确和执行无误。

实际遇到的问题：工作中定值计算底稿和资料没有及时归档，再次计算时资料不全，出现计算错误。每年的定值单现场核对工作流于形式，没有制定具体的管理措施。停运的线路和改路名的线路没有通知整定计算人员。