继电保护灵敏性和可靠性篇1

【关键词】电力系统；继电器保护；维护

1前言

从目前电力系统的实际运行来看，继电器成为了保障电力系统有效运行的重要保护机构，作为电力系统的重要组成部分，继电器能否稳定工作决定了电力系统的稳定性和安全性。基于这一考虑，我们应对继电器的作用有正确认识，应在电力系统运行过程中，注重对继电器的保护和日常维护，并积极开展定期检修，保证继电器能够时刻保持正常工作状态，满足电力系统的运行需要，提高继电器本身的安全性和稳定性，为电力系统提供有力支持，促进电力系统发展。基于这一考虑，我们应对电力系统继电器的保护与维护进行深入探讨。

2电力系统对继电器的基本要求分析

从电力系统的实际运用来看，电力系统对继电器的基本要求包括以下几方面内容：

2.1选择性

当供电系统发生事故时，继电器应能有选择地将事故段切除，即断开距离事故点最近的开关设备，从而保证供电系统的其他部分能正常运行。这种选择性特征是继电器必须具备的功能之一，只有满足了这个工作要求，继电器才能更好的保证电力系统的有效运行，提高电力系统的安全性和稳定性。

2.2快速性

一般要求继电器应快速切除故障，以尽量减少事故的影响。在有些情况下，快速动作与选择性的要求是有矛盾的。在6～10kV的配电装置中，如果不能同时满足快速动作和选择性要求时，则应首先满足选择性的要求。但是如果不快速地切除故障会对生产造成很大的破坏时，则应选用快速但选择性较差的保护装置。由此可见，在电力系统中，继电器不但应具备选择性，还应具备快速性，对电力系统运行中发生的故障要快速准确的进行选择断开，保证电力系统的正常运行。

2.3灵敏性

继电器对其保护范围内发生事故和不正常运行状态的反应能力称为灵敏性，它应用灵敏系数来衡量。灵敏系数越高，则表明继电器对电力系统故障反应越灵敏。基于这种判断，继电器的灵敏系数必须达到一定的数值，必须具备足够的灵敏度，才能满足电力系统的运行需求。

2.4可靠性

继电器必须运行可靠。由于继电器是保护电力系统正常的重要部件，关系到电力系统的正常运行，因此可靠性是继电器的重要技术指标之一，只有满足了可靠性要求，才能保证电力系统的有效运行。

3影响继电器安全稳定的因素分析

在继电器的正常工作中，由于电力系统中运行环境复杂，受到的影响因素较多，继电器的安全性和稳定性受到了一定的影响，从目前继电器的实际工作来看，影响继电器安全稳定的因素主要分为以下几种：

3.1继电保护系统软件因素

软件出错将导致保护装置误动或拒动。日前影响微机保护软件可靠性的因素有：需求分析定义不够准确、软件结构设计失误；编码有误；测试不规范；定值输入出错等。从继电器的实际工作来看，软件问题成为了影响继电器正常工作的重要因素，一旦软件出现故障，将会对继电器的安全性和稳定性产生重要影响。所以，软件问题必须得到重视，应在继电系统中选择质量高稳定性强的软件。

3.2继电保护系统硬件装置因素

继电器、二次回路、继电保护辅助装置、装置的通信、通道及接口、断路器。这些电力网络的重要元件，其可靠性不仅关系到继电保护的可靠性，还关系到电力系统主接线的可靠性。从继电器系统的组成来看，继电器系统由许多硬件装置组成，硬件装置的稳定性对继电器系统产生了重要影响。为此，在硬件装置选择上，应本着优质高效、安全稳定的原则，选取质量过硬的硬件装置组成继电器系统。

3.3人为因素

安装人员不按设计要求接线或者误接线问题和检修、运行人员的误操作问题在不少电网中都曾发生过。

电力系统中的继电器是硬件部分的重要构件，在安装运行和检修中如果安装和操作人员不细心，很容易发生接线错误等问题，直接导致继电器状态异常。所以，我们应对人为因素对继电器的影响有正确认识。

4电力系统继电器保护与维护要点分析

为了保证电力系统能够安全稳定运行，需要对继电器采取必要的保护与维护措施，提高继电器工作的安全性和稳定性，满足电力系统的实际需要。从继电器的实际保护与维护过程来看，应做好以下几方面工作：

4.1严格遵循状态检修的原则

在电力系统继电器保护欲维护过程中，要想取得预期效果，就要严格遵循状态检修原则，按照操作规程和检修过程进行，按照标准规定，对必须维护和检修的部位进行重点检查，保证检修的总体效果满足继电器运行的实际需求。

4.2重视状态检修的技术管理要求

在电力系统中继电器的保护与维护中，应对继电器的状态进行整体检修，并认真研究继电器状态检修技术管理规定，重点研究技术管理要求，使继电器的状态检修能够满足电力系统的运行要求，提高继电器检修质量，保证继电器能够正常工作。

4.3状态检修的经济性要求

在继电器的状态检修中，既要满足检修需要，又要考虑经济因素。应在状态检修中，对技术管理规定进行深入研究，并把握检修原则，提高检修的实效性，注重状态检修的经济性，既要满足实际维护和检修需要，又要有效降低检修成本。

4.4高素质检修人员的培养

继电器的检修和维护，检修人员是重点，如果检修人员的素质不高，技能水平较差，不但无法满足检修和维护需求，还会造成检修和维护不彻底甚至继电器的损坏。为此，为了保证检修和维护的有效进行，应注重高素质检修人员的培养。

4.5明确二次设备状态检修与一次设备状态检修的关系

要搞好继电保护设备状态检修，建立每套保护装置的“设备变更记录”是非常重要的基础技术管理工作。“设备变更记录”应详细记载设备从投运到报废的整个使用过程中设备软、硬件发生的变化。

5结论

通过本文的分析可知，在电力系统运行中，应对继电器的作用有正确认识，并认真做好继电器的保护与维护工作，使继电器能够正常工作，提高继电器的安全性和稳定性，满足电力系统的运行需要，保证电力系统能够安全稳定运行。

参考文献：

[1]赵永昱.浅谈电力系统继电保护的维护及前景[J].科学之友，2011（10）.

[2]柳运华，樊恩红.电力系统继电保护可靠性研究[J].科技资讯，2011（22）.

[3]高海龙.电力系统继电保护安全运行措施探讨[J].机电信息，2011（18）.

继电保护灵敏性和可靠性篇2

关键词：电力系统自动化网络化一体化

1、前言

市场经济建设的飞速发展使人们的生活质量和水平得到了不断提升，人们对于电力系统供、配电服务质量、工作效率、服务设施建设、安全措施保障建设也有了越来越高的要求。这一高标准、严要求的物质文化需求又给电力系统的自动化发展提供了强劲的动力并指引了明确的前进方向。随着人们越来越多的关注安全生产、安全用电，主要从事故障发现、及时排除或中断危险的继电保护技术得以充分的发展。继电保护装置通过对电力系统及设备的实时监控来发现异常，及时的发出警示危险信号，对于超负荷的工作线路则通过跳闸的方式、自动隔离或切除电路连接的方式暂时保障电力系统的安全，从而杜绝安全隐患带来的重大损失。因此，可以这样说，继电保护系统的自动化发展在很大程度上影响着电力系统全面自动化建设的进程，成为我们需大力研究的重要技术。

2、继电保护技术的发展历程及现状

电力系统的科学发展使继电保护技术得以产生，并随之不断强化，随着科技的创新、现代化科学技术的广泛应用，继电保护系统功能越来越强大，在自动化电力系统的维护中发挥着巨大的作用。继电保护装置最初的模型即是熔断器，从20世纪50年代至今的50年发展中，继电保护技术装置经历了四个发展阶段，即从电磁式保护装置、晶体管式继电保护装置、集成电路继电保护装置演变为今天的计算机继电保护装置。众所周知，计算机强大的综合功能使之深远的影响了我国各行各业生产管理的持续发展与创新，随着高科技技术的广泛应用与完善，网络化、数字化、智能化、一体化的电力系统初步建立。然而，由于我国电力系统的庞大建设、持续扩容与增容、地域环境的复杂变化使得基于电力系统自动化建设的继电保护系统发展还处于相对滞后的局面。我们深知，仅靠简单的熔断、等断电保护措施已远远不能适应电力系统的多元化发展进程与持续化建设需求，倘若我们只一味的搞建设、搞开发、搞经营，却忽视了安全生产环境的控制与保护，那么一旦庞大的电力系统出现故障，造成的后果及经济损失则是无法估量的。

3、继电保护装置的自动化性能标准

当电力系统中的电力元件如发电机、线路或电力系统本身发生故障时，继电保护装置可采取安全的控制措施预报或终止故障现象的大范围发生，是一种自动化的防范设施的成套集合，其重要的组成部分包括感受元件、比较元件和执行元件等。当系统和设备发生的故障足以损坏设备或危及电网安全时，继电保护装置则能最大限度地减少这种损坏的程度，从而降低对电力系统安全供电的影响。如：单相接地、变压器轻、重瓦斯信号、变压器温升过高等。同时，继电保护装置还可根据电气设备的不正常工作情况及运行维护条件采取发出相应的不同信号、自动进行设备调整及切除易引起事故的电气设备等方式进行故障提醒、设备维护及故障延时，从而在及时的提示、规范的防护操作中使设备尽快的恢复正常的工作状态。继电保护装置的工作方式及重要职能决定了其必须遵循以下计特性的要求。

3.1灵敏性

高度灵敏的保护装置可以最快的速度切除短路故障，从而有效的提高系统的稳定性，减轻设备的故障率，使损害的程度降到最低、范围缩到最小。在维护安全供电运行的同时，能通过灵敏的保护提高自动重合闸和备用设备自动投入的效果，使经济损失、生产损失、设备损失受到合理的控制。继电保护装置的灵敏性体现设备在保护范围内发生故障或不正常运行状态时继电保护装置的反应能力，通常以灵敏系数进行标定。在选择、设计继电保护装置时，设备的灵敏度是我们首要考虑的衡量标准，它是整个电力系统安全运营的可靠保障。

3.2可靠性

可靠性是指继电保护装置应该进行的合理保护功能，简言之即是电力系统在正常的工作状态下，继电保护装置可不需要采取任何的措施，而在故障状态下才应采取判断准确的防护措施。如本身没有故障的电力系统发生跳闸、本身没有危险信号的系统发生错误报警信号等现象则说明继电保护装置也出现了故障，缺乏可靠性。因此，我们应严格的选用可靠性高的继电保护装置，将其纳入最基本的选择衡量标准，且任何电力设备如线路、母线、变压器等都不允许在无继电保护的状态下运行。

3.3快速性

与灵敏性相似，快速性是指在系统故障时，继电保护装置应迅速的切断短路故障线路，从而防止故障范围的进一步扩大，使线路损害程度降到最低、危险系数降到最小。同时，快速性还包括在设备故障后的迅速修复，立即故障排除，从而保持电力系统的用电畅通及高效稳定的服务。

4、继电保护自动化的创新发展

基于以上继电保护装置的自动化性能要求，我们应充分的本着创新的意识不断强化继电保护装置的完善与多元化应用，充分的利用计算机技术、网络技术、一体化技术促进继电保护的自动化发展与变革。在继电保护装置实现基本保护功能的基础上，我们还应用智能化的高端要求促进各种技术参数的合理化制定，通过科学的调研、故障参数的不断分析，利用计算机强大的数据保存能力、运算能力、匹配能力、决策能力使继电保护技术得到创新的发展。同时，促进继电保护装置的网络化系统建设，减少单个继电保护装置的使用，利用网络的共享服务、智能服务建立更完备的故障分析体系及检测校准体系，从而为继电保护装置的准确、高质量服务提供必要的技术支持。另外，我们还应本着始终把单一的继电保护装置作为整个电网运行系统的一个终端设备的原则，实现继电保护装置在数据处理上的一体进程，最终通过故障信息的整理、网络的获取及上传构建电力系统继电保护的完备、一体化的分析、校验体系，为继电保护的进一步自动化、全面化、智能化发展提供有力的决策依据。

继电保护灵敏性和可靠性篇3

关键词：电力；闭环线路；整定计算；原则；分析；供电安全；运行

中图分类号：TH870文献标识码：A

近年来，随着供电负荷地增长，在110kV线路的运行中，越来越多的应用闭环线路，大大的提高了供电的可靠性。但是闭环电路对继电保护的要求也相应提高，并且整定复杂，这就需要对整定计算的方法进行探究，本文是以110kV闭环线路的整定计算为例，分析了整定计算的问题和注意事项。

一、110kV闭环线路的概述

在110kV闭环线路的运行中，继电保护不仅仅关系着供电的效率，还关系着供电的安全性，因此需要合理整定全网整定值，促进110kV的安全有效运行。

（一）110kV闭环线路运行的条件

在110kV的闭环线路运行中，需要满足的条件：首先在闭环线路运行中的线路必须参与闭环运行的线路必须配置有光纤电流纵差保护，且不允许出现环内套环的运行方式。其次，地方电源经环网布置110kV线路并网时，必须使该电气环处于开环状态，同时相关双回路线路不能并列运行。

（二）闭环线路中的继电保护

在闭环线路的运行中，容易出现电气设备运行不正常的现象，因此需要以运行维护的条件为依据，显示出信号或者是跳闸的现象，进而对危害的动作进行延时，最大限度的降低事故的破坏性。与此同时，在电力系统中，设备发生短路故障，可以通过继电保护对故障元件进行有效的切除，避免元件遭到相应的破坏。

二、闭环线路进行整定计算的方法探讨

由于继电保护是电力系统运行的一个关键环节，因此需要对闭环线路的继电保护进行整定计算，以电力系统的具体运行情况为依据，借助网络计算工具对系统的运行进行相应的保护。整定计算主要是针对保护装置进行的，通过对其运行定值的计算，同时对电网规划和保护配置工作进行适当的管理和指导，进而使保护系统更加合理安全的运行。作为继电保护的一个关键环节，整定计算的正确性和合理性对整个电力系统的保护装置的和谐工作起到积极的促进作用。

（一）闭环线路整定计算的基本要求

在对闭环线路进行整定计算时，需要按照一定的原则进行，进而保证电力系统的安全有效运行。闭环线路运行过程中，通常受到助增、分支系数的影响，所以在整定计算过程中，一定要具备充足的条件。具体表现在以下几个方面：闭环线路上一定要配有光纤电流纵差保护设备；绝不允许出现环内套环现象。同时，闭环运行线路不可分接于变电站上的不同母线之上。对于地方电源而言，如果经环网110kV线路，则该电气环一定要保持开环运行状态；对于地方电源并网发电路径而言，沿线如果有双回路布设的110kV线路时，该双回路线路一定要避免并列运行。首先，要做到选择性、灵敏性、速动性和可靠性相互协调。因此在进行继电保护的整定计算时，需要确保定值的合理性，即保持继电保护的灵敏性、可靠性、速动性以及选择性等相互平衡。由于这四个性质之间存在着相互否定的关系，因此在处理之间关系时，要根据电网运行的实际需要决定将哪一个性质作为关键的考虑因素，然后确定最佳的方案，进而满足电力系统运行的实际需要。其次，要选择合适的运行方式，无论是在短路计算还是在最大负荷的条件下，对继电保护的整定计算都是需要借助一定的运行方式，因此运行方式的选择对系统整体的性能，并且还会影响到保护配置的选择和保护的评价，这就需要综合分析多种因素，采用最优的运行方式。在运行方式的选择中，要提高运算的合理性，并从继电保护的实际需求着手，例如确定变压器的中性点是否接地运行等。此外，还需要选择正确的参数，保证参数的准确性，包括零序阻抗参数以及互感器的相应参数等等，只有依靠正确的参数，才能够保证整定计算的正确性。因为在对继电保护进行整定计算时，存在着多种参数，并且不同调度部门对参数整定的范围存在着一定的差异，这就需要在合适的运行方式的指导下，归算出等值的阻抗，同时保证上级调度能够对后备保护的整定提出相应的动作时间参数。

通常情况下，110kV线路不仅有光纤电流差动保护，而且还要适当地配置一些距离，比如相间或者接地等，同时还要有零序保护。对于零序I段而言，因其受到电网运行模式的影响非常的大，而且比较容易发生误动操作现象，所以实际运行过程中对零序I段保护予以取消；对于零序Ⅱ段电流值而言，根据本线路末端的接地故障时有规定的灵敏系数，同时还与相邻线路I段、Ⅱ段有机地配合在一起，其中动作时间跟你讲配合关系适当进行整定；对于零序Ⅲ段电流值而言，根据本线路末端接地故障时的灵敏系数，一次值不可高于300安，而且还可以躲过本线路末端变压器其他各侧三相短路时的最大不平衡电流整定，动作时间按配合关系整定。

距离保护整定原则：对于距离I段而言，根据保本线路总长度的70%之规定，对其灵敏度进行整定。ZdzI=Kk*Zl（Kk≤0.7）；对于距离II段而言，根据保本线路末端故障问题，对其进行超过1.5倍灵敏度整定。对于变电站出线而言，按照与主变110kV侧阻抗保护I段定值，实施反配合整定。这主要是为了有效防范越级跳闸。对于距离III段而言，对相邻下级线未故障有足够灵敏度整定；躲最大负荷电流整定；保所供变压器低压侧有1.2灵敏度整定。通常根据保所供变压器低压侧有1.2灵敏度整定，这样就可有效满足其他条件。在此过程中，应当注意助增电流对保护的影响。

（二）闭环线路整定计算的内容

对闭环线路的整定计算是一个综合性的过程，对整个电力系统的运行起着至关重要的影响。首先，整定计算人员结合系统运行的具体需求以及地区网络的实际情况，制定符合具有较强的灵敏性、选择性的保护配置方案。其次，要保证各个继电保护功能之间形成相互配合的关系，由于继电保护装置由多个电气元件构成，其各自的作用、选择性以及灵敏性存在较大的差异，这就需要确保主要的元件具备一定的选择性和灵敏性，对于一些辅助的元件只需具备一定的灵敏性即可。此外，保证各个装置之间的配合关系协调，主要是通过对短路电流的计算，将相邻保护装置的动作时间以及灵敏度方面进行相互的配合，保证其选择性满足规定的要求。这样在系统发生故障时，可以借助故障线路对上一级相邻路线更为灵敏的特点，为保证系统的安全性和稳定性创造有利的条件。

图1

在对闭环线路进行整定计算的过程中，需要从分支系数和助增系数两个方面着手。就电流分支系数而言，是指在相邻线路短路时，流过本线路的短路电流占流过相邻线路短路电流的分数。一般由于电流保护I段无需只保护本线路的全部，不考虑分支系数。电流保护II段和III段在多电源网络中应进行考虑。对过电流保护来说，在整定配合上应选取可能出现的最大分支系数。如上图所示，在D点发生短路，假设1DL及2DL继电器的过电流保护均刚刚起动，即它们都处在灵敏度相等的状态下，则有如下关系式：

助增系数等于电流分支系数的倒数，助增系数将使距离保护测量到的阻抗增大。在整定阻抗不变的情况下距离保护测量阻抗的加大意味着保护范围缩小。如果助增电流越大，保护范围缩小越多。由于I段无需只保护本线路的全部，从短路点到保护安装处之间不会再有其他分支，因此不会出现分支电流，不受运行方式的影响，这是距离I段的突出优点。II段和III段的保护范围伸到相邻线路上去了，可能存在分支电流，在多电源网络中应进行考虑助增系数。为保证选择性，在整定配合上应选取可能出现的最小助增系数。

（三）闭环线路整定计算的注意事项

在对闭环线路进行整定计算时，需要涉及多个相应的环节，这就需要对一些特殊事项进行处理，一般而言，在对闭环线路的整定计算中，注意事项主要分为以下几种：

首先，要注意相邻上下级之间的配合关系，这就需要从两个方面进行，一方面要考虑正常运行方式下考虑相互的关系，另一方面要对运行方式改变的形势下对相互关系进行考虑，特别是对采取的临时性的改变措施进行慎重的考虑。其次，在系统的运行方式出现改变时，需要对相应的保护进行重新计算或者是校验，确保计算满足新的运行方式的要求。再次，在闭环线路的整定计算时，需要对不同的保护有不同的侧重，特别是对主保护与后备保护的关系处理，坚持以主保护为主，并且兼顾后备保护，在保证主保护作用的基础上，最大限度的提高后备设备的灵敏度。此外，在大的接地电流系统中，需要根据变压器中性点的分布情况，合理布置设备，确保设备的安全，降低设备的零序电抗变化，进而做到对闭环线路的有效保护，同时要避免接地点过多的现象。总之，在对闭环线路进行整定计算时，要设计一定的方案，确保方案具有较高的运行方式，进而提高整个闭环线路的适应性。

结语

随着人们对电力需求的不断提高，对电力行业的发展提出了更高的要求，因此需要提高电力系统的运行效率和安全性，这也是发展可持续电力的必然要求。由于闭环线路成为电力系统发展的主要趋势，为了保证闭环线路运行的可靠性和安全性，需要对其进行继电保护。继电保护需要借助对闭环线路的整定计算，进而得出系统运行的相应参数，及时的发现系统运行中的相应问题，保证系统运行的安全性和经济性，进而实现电力行业的健康可持续发展。但是对于110KV闭环线路的整定计算是一项复杂的工作，还需要不断的探索，这就需要整定计算人员根据系统运行的特点，采取合适的方式进行整定计算。

参考文献

继电保护灵敏性和可靠性篇4

【关键词】失灵保护；热工保护；瓦斯保护；配合

失灵保护是电网的重要保护，在220kV及以上电压等级电网中，按照近后备的保护配置原则，根据GB14285-93《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，均配置了失灵保护。

据统计，1990年以来全国失灵保护的动作情况如下：

从上表可见，失灵保护的正确动作率一直不高，远低于其它保护的正确动作率（一般在90%以上）。不正确动作中基本为误动。误动原因主要是误接线、误操作和制造质量问题。

从高压电网的要求和电网的实际运行经验看，应该特别强调失灵保护的安全性，在失灵保护的起动回路和出口回路的接线上，应力求安全，在安全的基础上，提高可依赖性。

但目前各网各站失灵保护的接线有很大不同，其中有一些问题值得我们注意。如发电机热工保护与失灵保护、三相操作开关的失灵保护、瓦斯保护与失灵保护等。下面就结合实际情况就这些问题进行分析。

1.发变组高压开关失灵保护

1.1热工保护与失灵保护

电厂热工保护跳闸和起动失灵保护的情况大不一样。一、热工保护动作后起动失灵保护，瓦斯保护虽未直接起动失灵保护，但动作于全停的电气主保护（差动、瓦斯、定子接地、匝间、速断等）会使热工保护动作，再起动失灵保护。二、热工保护动作后，不直接跳主开关，待逆功率继电器Ⅱ动作后，经延时跳主开关。逆功率起动失灵保护。三、热工保护动作后，待主汽门关闭信号接点闭合后，跳主开关，起动失灵保护。

根据目前发电厂热工设备运行的实际情况，热工保护动作的机率还比较高，因此还应当起动失灵保护。但由于热工保护的接点在开关跳闸后一般不返回，如果失灵保护仅依赖电流元件把关，会降低失灵保护的安全性，因此应解决热工保护动作后接点不返回的问题。

解决方案一：热工保护不再起动失灵保护。如果热工保护动作跳主开关，必同时关闭汽门，此时若汽门关闭而主开关失灵，逆功率保护应当动作，经延时再跳主开关并起动失灵保护；若主开关不失灵，逆功率保护不动作，失灵保护也不会被起动。这样逆功率保护就可以起到替代热工保护的作用。此方案的问题在于：（1）发电机必须装有可靠的逆功率保护。现代大型发电机一般配置此保护，在使用中应注意保证该保护的灵敏性和可靠性。（2）由于该方案失灵保护的动作时间较长（需等待逆功率保护的动作），如果主开关三相失灵，发电机要作为电动机运行较长时间，可能对发电机和系统不利，当系统无功缺额较大而发电机又已经灭磁时，问题更严重；如果主开关单相失灵，逆功率保护的灵敏度如何，需要验证，当然，此时，发电机其它电气保护（如负序反时限保护等）也可能动作，起动失灵。

解决方案二：热工保护起动失灵保护。按照技术规程的规定，采用双重化构成和回路的判别方式进行闭锁。

1.2判别回路

对分相操作开关，可按照能源部电火（1992）157号文件的要求，采用两零序电流继电器。根据计算，零序电流的灵敏度基本无问题，能保证失灵保护的可靠起动。

对三相操作开关，因为要考虑开关三相和分相失灵，其失灵判别回路必须重新考虑。

用传统的相电流元件时，考虑发电机、变压器故障的特点，较难选择电流元件的定值。电流元件的定值较大，在某些故障时，如匝间短路、热工保护动作等，可能不能保证电流元件的动作，也即开关三相失灵时，判别回路不能起动，失灵保护拒动；而降低电流元件的定值，受条件限制，仍难保证任何故障时的灵敏度，且相电流元件正常处于动作状态，需要在主开关跳开时可靠返回，这就对此元件及相应接点提出了很高的要求。

如果用分相操作开关的零序电流方案，开关三相失灵时，若为热工保护动作或故障为对称性故障，判别回路将不能起动，失灵保护拒动。

1.3电压闭锁

电力部颁“电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点”强调，“除发电机变压器组的断路器非全相开断的保护外，均应设有足够灵敏度的电压闭锁控制多接点回路…”，但如同对电流元件的分析，电压元件在某些故障情况下是没有灵敏度的，或者说，发变组某些类型故障时，系统母线电压变化不大。因此，对分相操作开关，电火（1992）157号文要求采用零序电流元件的动作接点解除复合电压闭锁，以保证此时失灵保护的动作。但对三相操作开关，就很难找到合适的解除电压闭锁的判据，如果用相电流元件，正常运行时就可能解除了电压闭锁，使电压闭锁起不到应有的作用；如果用保护动作接点，则在处理保护缺陷或部分保护校验时，失灵保护的安全性又大为降低；如果再增加其它判据，回路又可能过于复杂。

综合上面的分析，我们可以得出：主开关为分相操作开关时，热工保护可以直接起动失灵保护，也可以不直接起动，由逆功率保护起动失灵。采用两零序电流继电器构成判别回路并解除电压闭锁。零序电流按照躲过正常运行时的不平衡电流整定。

2.瓦斯保护与失灵保护

按照技术规程规定，不允许瓦斯保护起动失灵保护。目前，某些设计的主变瓦斯保护动作时起动操作箱的永跳继电器，永跳继电器动作后起动失灵保护，相当于主变瓦斯保护起动失灵。要保证变压器瓦斯保护不起动失灵保护，可使瓦斯保护单独起动一出口中间继电器，接至操作箱的手跳端子，而手跳不起动失灵保护。

在瓦斯保护尚未分开出口时，若断路器失灵保护采用集成电路型或微机型装置，从电流判别到失灵计时均在一个装置内时（新设计的3/2接线的厂站一般用此类装置），由于它们之间不采用接点联系，不存在电流继电器接点粘连的问题，应该说，失灵保护的安全性还是有保证的。有严重问题的是使用电磁型电流继电器作为判别元件，而瓦斯保护又未分开出口时，非常容易误起动失灵保护。

3.结束语

失灵保护运行的可靠性是大家都非常关注的问题，为最大限度地减少失灵保护的不正确动作次数，需要我们从接线、操作和设备质量等各环节着手努力。采用高可靠性的失灵保护判别元件或装置，合理接线、整定，严格按规程操作，必将极大地提高失灵保护的正确动作率，为电网的安全运行作出应有的贡献。

【参考文献】

[1]国家电力调度通信中心编.电力系统继电保护典型故障分析.中国电力出版社，2001.

[2]黑龙江省电力有限公司调度中心编.现场运行人员继电保护知识实用技术与问答.中国电力出版社，2001.

[3]国家电力调度通信中心编.电网调度运行实用技术问答.中国电力出版社，2000，3.

[4]国家电力调度通信中心编.电力系统继电保护实用技术问答（第二版）.中国电力出版社，1999，11.

继电保护灵敏性和可靠性篇5

[论文摘要]论述变压器的差动保护、标积制动差动保护、零序差动保护等主保护在使用中应注意的技术问题，指出差动保护灵敏度和快速性的提高必须建立在安全可靠的基础之上。

一、引言

变压器差动保护是变压器的主保护，一般采用的是带制动特性的比率差动保护，因其所具有的区内故障可靠动作，区外故障可靠闭锁的特点使其在系统内得到了广泛的运用。其中有许多文献[1][2]都对上叙二种故障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破坏，同时伴随着变压器内部发生匝间短路故障的情况也时常发生，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。本文就从上叙工程现场出现的问题出发，对这种情况进行重点分析。

二、加强主保护，应使差动保护更完善和简化整定计算

加强主保护的目的，是为了简化后备保护，使变压器发生故障能够瞬时切除故障。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。差动保护应在安全可靠的基础上使之完善。

在简化整定计算方面，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。不需要系统参数，不需要校核灵敏度，可以根据变压器的参数独立完成保护的整定，整定方法简单清晰。

三、差动保护用的电流互感器的基本要求

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几种[2]：（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）将二次额定负担增大一倍；（3）增大二次电缆截面使二次回路的总电阻减半；（4）改用5p级电流互感器（复合误差由10%降为5%）。

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。500kv变压器在500kv侧、220kv侧均用tpy级电流互感器，对于600mw大型发电机变压器组保护，500kv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。

四、度和快速性差动保护的高灵敏的前提是安全、可靠

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。运行实践说明：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，作者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：

继电保护灵敏性和可靠性篇6

【关键词】主变；500kv变电站；误跳闸；非电量保护；瓦斯继电器

1.事故经过

2011年某日早，某市500kV变电站2号主变保护更换后复役。操作充电前500kV区域一次接线（如图1所示），主变高压侧开关5032，5033均在分位，同时主变中低压侧开关也均在分位。当第1次合上5033开关给主变充电时，主变三相跳闸。主变保护屏非电量保护装置上显示C相本体重瓦斯保护动作，轻瓦斯三相均未发信，同时电气量保护未动作（保护型号PRS778S）。经现场检查，一次设备、二次回路、保护装置均正常，2号主变于当日下午试送成功。

2.现场检查与故障分析

2号主变三相跳闸后，现场检修、运行人员迅速查找主变跳闸原因。

（1）外观检查：现场检查2号主变C相本体无喷油和其他异常现象，本体瓦斯继电器状态正常，无气体。

（2）油样检查：采集2号主变三相本体油样进行油样色谱分析（上中下层油样），数据正常。

（3）二次回路检查：二次回路接线正确，无寄生回路，二次回路绝缘正常，大于50MΩ（500V摇表芯—芯，芯—地）。

（4）录波分析：主变2套保护所录波形基本一致，主变高压侧电流波形呈典型的励磁涌流特性（如图2所示），C相涌流电流最大，其峰值二次值约为0.7A（一次值2800A），A，B相涌流的峰值二次值约为0.25A（一次值1000A），电流持续时间约为160ms（160ms开关已跳开），电气量保护启动，无动作出口（如图3所示）。

通过以上调查分析可知，第1次充电时，现场一次、二次设备均正常，主变电气量保护并未动作，无明显短路故障，高压侧三相均出现励磁涌流且C相励磁涌流明显大于A相和B相。第2次试送时，三相励磁涌流特征明显，但幅值均比第1次小（如图4所示），且成功试送后缓慢衰减。

保护报C相重瓦斯动作，轻瓦斯无发信且无内部故障迹象，则可推断为瓦斯继电器（型号Comem-BR80LC）连接跳闸动作接点的下浮子抖动或下挡板（如图5所示）被冲击而导致动作跳闸。主变充电时，较大的励磁涌流使线圈收缩和舒展并可能产生一定量的气体，从而产生油流涌动，推动挡板。另一方面，根据流体力学的理论，液体静压力大于动压力（下浮子上方为静态区，下方为动态区）时，下浮子也可能产生轻微抖动，从而触发动作接点。至于两者动作的灵敏度大小，则需厂家进一步实验确认。同时，也有厂家认为跳闸是由于主变振动导致接点抖动而引起的。

综上所述，本次主变跳闸的原因是综合了上述几种跳闸因素，因瓦斯继电器综合灵敏度过高而导致的误动作。轻瓦斯则因充电时产生的气体未达到定值、上浮子下降程度不够而无发信。主变被冲击过1次后剩磁减小，故第2次送电时因励磁涌流变小、油流涌动程度减小而不足以触发重瓦斯保护动作，试送成功。

3.瓦斯保护误动作预防措施

目前，励磁涌流是主变充电时各侧开关误跳的主要原因，虽电气量保护使用二次谐波、波形不对称等判别方法对保护进行制动，但非电量保护可能因躲不过励磁涌流带来的油流涌动而导致跳闸。一方面反映了励磁涌流的冲击性，另一方面反映了瓦斯继电器动作过于灵敏。为了防止重瓦斯保护误动作导致主变跳闸的情况，提出了以下预防措施。

（1）瓦斯继电器应有明确的定值，并将相关定值清单存档。电科院、厂家的调试人员与运行、检修人员应加强对瓦斯继电器质量的管理与控制，协调配合。对于瓦斯继电器的灵敏度应给出评级。

（2）整理以往发生过误动作的瓦斯继电器的型号，进行逐一排查。在新建主变间隔时采用更可靠的瓦斯继电器；在停电大修时用更可靠的瓦斯继电器更换掉相同型号灵敏度过高的瓦斯继电器。

（3）励磁涌流大小主要取决于断路器合闸时刻（电压相位）与变压器剩磁情况。建议启动前检查剩磁情况，若剩磁过大则使用直流消磁等新技术对主变进行消磁处理，以最大程度地减小励磁涌流。

4.结束语

瓦斯继电器是油浸式变压器的重要保护，其可靠性必须得到保障。继电器灵敏度太高将严重影响主变启动流程，给检修运行人员带来不必要的麻烦，同时也会对开关等一次设备造成无谓的冲击。对于运行中的500kV主变，则更不能接受瓦斯继电器过于灵敏带来的误动。建议对同类型继电器进行重新调校或使用更可靠的瓦斯继电器型号，有条件时，在启动前对主变进行消磁。

参考文献

[1]李璐，陈正鸣，邝石等.220kV变压器气体继电器误动作分析及防范[J].高压电器，2009，45（6）：145-147.

[2]李凯宇，陈敏湖.某换流站500kv滤波器组电容器损坏故障分析[J].电力电容器与无功补偿，2012，33（3）69-72.

[3]鲍有理，周小强.500kV主变B相瓦斯保护跳闸事件分析[C].第四届电力安全论坛论文集，2010（4）：800-802.