继电保护的保护方式篇1

关键词：广域；继电保护；分层系统结构；通信网络；拓扑结构；设计；分析

中图分类号：TP31文献标识码：A

随着现代信息技术的发展提升以及智能化电网建设的不断加快，在现代化电网建设中，先进计算机信息应用技术以及网络通信技术、电力电子技术等，不仅在电网建设中的应用实现更为广泛，并且对于电网建设与发展的促进作用也越来越明显。电网建设与电力系统工作运行过程中，传统的后备保护方式不仅保护整定比较复杂，并且保护动作延时较长，电网运行过程中，一旦电网结构或者运行工况发生预设以外的变化时，电网的后备保护功能与作用很难得到保障，因而会对于整个电网的工作运行以及稳定性产生不利影响，基于网络通信以及广域测量技术的广域继电保护就是针对这种传统后备保护模式的问题，提出的一种电网运行保护新思路和新模式。广域继电保护模式在进行电网运行保护中，根据该保护模式的保护算法与分层系统结构情况，进行高效以及双向、实时、自愈、安全、可靠的通信网络构建，是广域继电保护模式实现的基础。本文将结合广域继电保护模式的分层系统结构特征，从广域继电保护模式中IED与变电站网络的接入实现，以及广域继电保护IED与电力通信网络的接入实现两个方面，对于基于MSTP平台的广域继电保护分层系统结构的网络拓扑设计进行分析论述。

1广域继电保护的分层系统结构特征分析

广域继电保护作为电网运行保护的一种新模式以及电力系统的新增业务，其分层系统结构主要将整个保护网络分为三个结构层次，即接入层、汇聚层以及核心层。广域继电保护分层系统结构的通信网络设计中，关键是对于与数字化变电站网络以及电力通信网络的接入进行设计实现，以在满足广域继电保护功能的同时，不对于变电站以及电力通信网络中现有的业务功能产生影响。在该广域继电保护分层系统结构中，主要采用的是变电站信息集中和区域集中决策相协调的分层系统结构模式。在该分层系统结构中，变电站以及调度中心内部网络结构，在该结构中IED1到IEDn均表示智能电子设备，其中，子站中的广域继电保护IED被定义为TCU，主站中的广域继电保护的IED被定义为DCU，而调度中心的广域继电保护IED则被定义为MU，而目前所谓的广域继电保护主要是指实现同一电压等级下的线路保护；在广域继电保护分层系统结构中，通常情况下，从广域通信网络的结构层面上来看，同一电压等级的整个电网广域继电保护分层系统结构主要包含三个层次结构，即接入层以及汇聚层、核心层，在进行广域继电保护通信网络构建过程中，将整个广域电网看作是若干个有限区域共同组成，然后在每个区域选择其中的一个变电站作为主站，将所有区域的主站设置为汇聚层，对于子站TCU上传的信息内容进行汇聚，同时以主站为中心进行区域划分实现，将区域内部除主站外的其他变电站归结设置为子站，这样一来整个广域电网内的子站就构成了接入层，而广域电网的调度中心MU则是整个分层系统结构的核心层。

在广域继电保护的分层系统结构中，子站中的广域继电保护主要由信息采集单元和跳闸执行单元两个结构部分组成，其中，信息采集单元的主要功能作用包括，进行启动元件的判断以及被保护线路模拟量与开关量的测量等，并且在进行被保护线路模拟量测量中，进行模拟量测量预处理后，进行相量值的计算，并将计算所得的相量值与开关量通过远程通信网络传送到主站中；而在子站广域继电保护的跳闸执行单元结构部分，其主要功能为接受主站的控制命令，并在与本地的传统在后备保护进行综合决策后，进行相应断路器的跳合闸操作控制，同时上传指令到广域电网主站与调度中心结构部分。而在广域继电保护分层系统结构中，主站中的广域继电保护主要由信息采集单元与综合决策单元两个部分组成，其中信息采集单元在承担主站中的TCU任务，进行本区域内TCU上传信息的收集同时，进行调度中心下指令的接受；而主站中的广域继电保护综合决策单元，则具有定时根据子站上传信息进行广域继电保护运算，并且在区域内出现故障问题后，进行故障问题处理决策的制定与下发，以实现对于相关故障问题的切除控制。最后，广域继电保护的调度中心结构部分，主要是进行各区域广域继电保护系统运行情况以及全网实时拓扑结构、故障记录查询等的实施协调与监控。

2广域继电保护IED接入变电站网络与电力通信网

2.1广域继电保护IED接入变电站网络

对于广域继电保护IED接入变电站网络，需要结合数字化变电站网络的通信设计方案，在确定数字化变电站网络的通信方案后，进行广域继电保护IED接入变电站网络的设置实现。通常情况下，在数字化变电站通信中，应用较多的通信网络方案主要有独立过程网络与全站统一网络两种网络通信方案。其中，独立过程网络是一种比较容易实现的数字化变电站网络通信方案，而全站统一网络具有信息高度共享的特征优势，是数字化变电站通信网络的最终方案形态。以220kV的两电压等级数字化变电站为例，在广域继电保护TCU/DCU接入数字化变电站的全站统一网络拓扑结构中，数字化变电站的低压侧主要采用的是集中备用的双星形冗余网络拓扑结构，而在数字化变电站的高压侧，对于每一套单一间隔设备通过间隔交换机和本间隔内的合并单元以及断路器智能终端等过程层设备进行相互连接实现从而形成一个通信子网，数字化变电站的低压侧单一间隔设备则通过间隔交换机与集中备用交换机，与本间隔内的过程层设备进行相互连接实现。此外，对于上述网络拓扑结构中，跨间隔设备在高压侧是通过公共交换机与本间隔内过程层设备相连实现，低压侧保护则是通过另一公共交换机与连接实现。

2.2广域继电保护IED接入电力通信网

广域继电保护IED与电力通信网的接入实现，则是在以MSTP作为传输平台的情况下，通过将广域继电保护的网络通信业务接入到电力通信网的方式，实现广域继电保护IED接入电力通信网，即为广域继电保护业务与变电站其他业务通过MSTP平台设备接入到电力通信网的传输模型结构。

3广域继电保护分层系统结构的网络拓扑设计

根据上文所述可知，在进行广域继电保护分层系统结构的网络拓扑设计实现过程中，主要是以MSTP设备的接入或者说是以MSTP作为平台设计实现的。

首先，在进行广域继电保护分层系统结构的HVPLS网络拓扑结构设计过程中，接入MSTP平台设备的以太网接口业务主要包括，广域继电保护数据网、调度数据网、综合数据网等，各种业务通过不同以太网接口的接入，并以各自独立的虚拟网桥，实现相互连接。在广域继电保护模式中，分层系统结构的广域继电保护是一种集中式业务形式，保护区域内子站广域继电保护信息均向主站汇集，并最终汇集到核心层结构中，以组网方式实现点到多点、多点到点的网络通信传输结构形式。此外，在进行广域继电保护分层系统结构中信息传输方式以及过程的设计中，由于MSTP以太网业务处理单板具有汇聚功能，能够通过以太网进行多个接口的数据连接实现，因此，在进行广域继电保护分层系统结构信息传输方式与过程设计中，主要是以这种子站、调度中心以及主站等结构相互连接的方式设计实现，以满足广域网运行过程中，运行传输业务对于传输通道的带宽需求，同时对于降低广域网通信传输过程中的故障率也有着积极的作用。。

结语

总之，高效、稳定的网络通信是广域继电保护实现的基础，进行广域继电保护分层系统结构的网络拓扑设计，有利于促进广域继电保护在电网运行与建设中的推广应用，对于电网的安全稳定运行实现有着积极作用和意义。

参考文献

[1]丛伟，潘贞存，赵建国.基于纵联比较原理的广域继电保护算法研究[J].中国电机工程学报，2006（21）.

[2]李振兴，尹项根，张哲，等.分区域广域继电保护的系统结构与故障识别[J].中国电机工程学报，2011（28）.

[3]尹项根，李振兴，刘颖彤，等.广域继电保护及其故障元件判别问题的探讨[J].电力系统保护与控制，2012（05）.

[4]李振兴，尹项根，张哲，等.基于多信息融合的广域继电保护新算法[J].电力系统自动化，2011（09）.

[5]李振兴，尹项根，张哲，等.广域继电保护故障区域的自适应识别方法[J].电力系统自动化，2011（16）.

[6]吕颖，张伯明，吴文传.基于增广状态估计的广域继电保护算法[J].电力系统自动化，2008（12）.

继电保护的保护方式篇2

[关键词]继电保护二次回路检修维护

中图分类号：TM77文献标识码：A文章编号：1009-914X（2015）27-0393-01

随着时代科技和技术的发展，目前我国的电力运行已经完全离不开自动化的控制，电力系统的结构也在不断扩大，运行的电压和各类型的电力产品数量也在不断的在增加，这样的现象出现，无疑是对未来的电力系统调控提出了更高的要求，假如在日常的工作过程中处理不善，将会出现严重的电力系统运行安全问题。目前我国大多数的电力系统中都采用的是继电保护二次回路，这也是目前最常见的自动化控制方式，对电力网中各种情况和问题进行自动化的处理和保护，不但可以提高电力运行的稳定，同时也提升了电力的质量，因此，高度重视继电保护二次回路工作是必然的。日常的检修和维护能够确保整个回路的安全运行，从而实现继电保护二次回路的功能稳定，实现电力系统的安全可靠。

1继电保护二次回路的概述

1.1继电保护二次回路的特点

较为复杂的继电保护二次回路是电力系统中不可缺少的重要组成部分，继电保护二次回路主要由测量、继电保护、开关、电源和信号系统组成，其中的复杂和繁琐性就是继电保护二次回路的特点。继电保护二次回路主要是以低压的形式对电力系统的设备进行保护，这也是功能性的集中体现。同时继电保护二次回路具有很强的综合性，其中由各种不同的设备构成，整个系统在多方面的功能之上进行设计和组合，从而形成了预定的功能。

1.2继电保护二次回路的价值

传统的电力网保护装置在反应速度上是相对较慢的，其中的故障发生率和危险性也相对较高，这都是传统电力网的缺点，然而，继电保护二次回路可以有效的避免这些问题，同时还会给整个电力网的维护和操作人员带来安全上的保障，实现电力网的广泛应用和有效监测，所以，继电保护二次回路具有很高的安全价值。装置质量小便于操作和维护都是继电保护二次回路自身的优点，大大降低了继电保护二次回路系统建造和维护的成本，实现电网低消耗和低成本的运行，这是继电保护二次回路自身的经济价值。另外，继电保护二次回路具有很高的功能价值，这是传统方式不具备的功能优势，继电保护二次回路可以在很广的范围内进行有效的控制和保护空间，使性能能够得到更有效的发挥。

2继电保护二次回路的破坏表现

2.1数据的破坏

继电保护二次回路出现差动后，就会出现误差，不但会在用户端的电力计量中出现数据上的破坏，同时还会降低继电保护二次回路的灵敏性，影响电力数据的准确性。

2.2线路的破坏

如果在日常中出现继电保护二次回路的破坏，那么就会直接降低回路切断的能力，具有相当大的影响，会出现线路问题，最终导致继电保护二次回路线路出现闭合不良或者熔断等问题，从而使继电保护二次回路功能下降。

2.3容量的破坏

继电保护二次回路出现故障之后，电力系统的容量也会出现不同程度上的降低，比如，差动保护、断路器、电缆等，这些方面的功能指标异常后就会造成电力设备老化，从而影响整个电网的容量。

3继电保护二次回路的维护和检修方法

3.1负荷检修

继电保护二次回路在运行的过程中，要对电流互感器的负荷进行大小严格的控制，根据一些实际的运行情况适当的降低电流互感器的励磁电流。降低二次负荷的主要方式包括，降低控制电缆的电阻、选择弱电控制用的电流互感器等等，同时还要针对互感器的一些实际状态进行定期的检查和维护。

3.2质量检修

由于继电保护二次回路的系统相对复杂，其中各种零件的质量对于整个设备功能都有着相当重要的影响，特别是市场内销售的电流互感器的产品种类诸多，在使用的过程中具体还要结合系统保护方式的选择。针对测电流过大的继电保护装置，在差动保护过程中可以适当的选择一些小气隙的电流互感器，该装置的铁芯剩磁小，这一点会使得电流互感器的饱和状态和难度增大，从而提高了差动保护装置的性能。同时该类型互感器的励磁电流相对较小，对于一些失衡的电流起到了一定的控制作用。

3.3电流检修

继电保护过程中的电流互感器可以有效的保护差动时的重要元件，这也是构建差动保护模式时需要重点分析的内容。在电流互感器安装使用的期间，要对互感器的使用型号进行合理的选择，最好使用差动保护专用的电流互感器，在经过保护装置的稳态短路电流时，电流达到最大值后需将差动保护回路的二次负荷控制在规定的误差范围以内，

3.4保护检修

在日常的继电保护中，除了电流差动保护之外继电保护二次回路也经常会遇到一些操作难度相对较大的情况，这时应该用适当的方法进行差动保护形式的变化。在保护的过程中，比率差动可以说是运用较多的一种差动保护方式，在二次回路检修的过程中对故障诊断性能上起到良好的发挥作用。当经过继电保护回路的电流值增大时，不断增强装置保护的性能，防止在故障期间保护装置会有误操作和误动等现象的发生。

4总结

综上所述，继电保护二次回路对于整个电力系统的安全和保障有着系统性和功能性的作用，特别是针对一些设备和部件发挥着辅助和稳定运行的作用。电力单位应该认识到继电保护二次回路的价值，做好对继电保护二次回路的故障鉴别，从而可以实现对继电保护二次回路的有效维护，达到一个稳定状态，在丰富整个电力系统检修维护工作经验的同时，应该实现电力工作内容和体系的创新与变革。

参考文献

[1]孔海波.变电站继电保护二次回路的分析与研究[D].山东大学，2013.

[2]王春芸.继电保护二次回路状态检测与评估[D].浙江大学，2009.

[3]高金锴，董红，程文英.继电保护二次回路隐患排查及防范[J].吉林电力，2011，02：49-51.

[4]孔华东，蔡泽祥，邹俊雄.基于开关网络的继电保护二次回路逻辑的模型与算法[J].继电器，2004，10：31-35.

继电保护的保护方式篇3

关键词：远方修改定值；继电保护；控制模型；供电企业；预备定值区；定值模式

中图分类号：TM76文献标识码：A文章编号：1009-2374（2014）33-0058-02

1概述

随着我国社会经济的快速发展，电力事业得到了长足的发展，电力系统的规模也不断壮大，特别是新能源发电、高压直流输电等技术不断应用于电力系统中，使得电网结构变得越来越复杂。继电保护装置的定值是否正确，关系着电网运行的安全性，对整个电力事业的发展具有重要的意义。在电网运行过程中，一些因素的影响会改变继电保护装置定值，但如果采用现场人工改变定值，电网维护人员工作量就会增大，工作效率也会大大降低。在智能化发展的基础上，远方修改定值的模式也逐渐成熟，成为电网调控的重要组成部分。

2远方修改继电保护定值控制模型分析

2.1基于运行区继电保护定值远方修改模式

基于运行区继电保护定值远方修改模式就是在远方直接对运行区的定值进行修改，IEC103通信就是采用这一修改模式，其具体的操作流程如图1所示：

图1

首先，远方利用通用的服务编辑命令，并将特定的定值条目下发给继电保护装置，装置在接收到命令后，会将命令暂时保存在装置内部中的通信缓存中；然后，远方会下发执行命令的确认，这样装置就会将缓存区中的定值条目写进运行区。值得注意的是，在这个环节中，继电保护装置相关的功能会短暂的关闭。最后，在运行区直接进行定值的修改。

这种修改方式在操作上较为简单，并且装置保护功能闭锁的时间较短，同时在修改的过程中不用对定值区号进行更换。但是这种远方修改模式直接在运行区进行修改，倘若在中间的环节出现错误，不能及时地将错误反馈给远方，这样就容易使错误的定值条目投入，从而导致保护动作拒动、误动。

2.2基于编辑区继电保护定值远方修改模式

基于编辑区继电保护定值远方修改模式，就是在远方先对非运行区的继电保护定值进行修改，在核对成功后切换定值区号，将非运行区的定值投入继电保护运行，其具体的修改流程如图2所示：

图2

如图2中所示，可以将基于编辑区远方定值修改模式流程归纳为以下六个步骤：（1）远方下发服务，并将编辑区的定值设定为目标区的区号；（2）继电保护装置将待整定的定值内容进行拷贝，并且将这些内容暂时保存在编辑区；（3）远方下发修改定值命令，并实施确认；（4）当继电保护装置接收到执行命令后，就会将编辑区的定值写入定值固化区，在这个过程中保护装置不会闭合；（5）远方的服务对定值区定值进行核对；（6）在保证定值正确后，远方将运行定值区的定值写为目标区号，然后装置实行定值区切换，在这个过程中，保护装置会短暂的关闭。

基于编辑区继电保护定值远方修改模式，保护动作闭锁时间段，并且比运行区远方修改模式的风险性更低，在运行过程中不容易出现错误。但是这一修改模式需要切换运行定值区的区号，如果电网运行变化频率高，则需要不断地对定值区号进行切换，这样会增加电网运行人员的工作量。

2.3基于预备定值区的继电保护远方修改控制模式

在上述两种远方定值修改模式的基础上，提出了基于预备定值区远方修改模式。其中预备定值区是继电保护装置在定值固话区开辟出新的区域，在这个区域中不能直接投入运行，负责将定值修改的命令转换到运行区中，在这个过程中，定值运行的区号不会改变。在这种模式下，有两种修改定值模式，包括IEC61850修改以及通过IEC103修改。

2.3.1通过IEC61850远方定值修改。在上述模式基础上进行改进，将编辑区定值区号设置为预备定值区区号，主要的远方定值修改流程如图3所示：

根据图3可以将此修改流程归纳为以下六个步骤：（1）远方下发命令，将IEC61850编辑定值区设定为预备定值区的区号；（2）继电保护装置将预备定值区的内容进行拷贝，并将其转存到编辑定值区中暂存；（3）远方下发修改执行命令，并进行确认；（4）当装置接受到执行命令后，将编辑区的定值整定为预备固化区，在这个过程中保护装置不发生闭合；（5）远方通过服务实施定值的读取以及核对，核对正确后将其写为预备定值区的区号；（6）装置将预备定值区的内容转移到运行区中，在这个过程中，保护动作暂闭，定值在运行区运行。

2.3.2通过IEC103远方定值修改。与通过IEC61850远方定值修改模式相似，IEC103远方定值修改流程表现为以下六个方面：（1）在远方利用通用服务，将编辑区的定值区号设置为预备定值区号；（2）由继电保护装置将定值区的内容进行转移，转移至编辑定值区缓存区域中；（3）远方利用通用服务将定值条目命令下发给继电保护装置，并对执行命令进行确认；（4）在确认执行命令后，保护装置从缓存区将定值修改内容重新写入预备定值区，并实施固化，在这一过程中装置不发生闭锁；（5）远方利用通用服务对定值进行确认，并在确认成功后将其设定为预备区区号；（6）继电保护装置将预备区的内容转移带运行区中，这个过程中区号不用切换，但保护装置以及动作需要短暂关闭。对上述三种模式优缺点的对比，可以通过表1显示：

表1

远方修改继电保护定值修改规约保护闭锁时间定值核对区号切换

运行区定值修改IEC103短不核对否

编辑区定值修改IEC61850极短核对是

预备区定值修改两种规约极短核对否

广州供电局在2011年对上述远方修改定值控制模型进行了试点应用。试点的保护装置分别采用了IEC61850的SGCB模型、103协议定值模型及未进行扩展定义的103协议定值模型，涵盖了常见的继电保护装置型号，具有较好的代表性。主站通过完善相应的功能模块，实现了对不同定值读写方式的兼容。软件升级后的子站具备闭锁多主站同时读写同一保护装置定值的逻辑，与主站的读写定值控制流程配合，有效地解决了多主站同时操作导致的误读写定值问题。通过试验测试以及试点运行，验证了远方修改定值模型的可靠性。

3结语

通过对上述三种继电保护远方定值修改模式的分析对比，可以看出基于预备定值区继电保护定值修改模式，不用对定值区区号进行切换，并且定值修改过程极为可靠，效率相对更高，对于电网运行调控一体化的推广具有很重要的意义。在目前电力事业大力发展的情况下，电网运行结构相当复杂，利用基于预备定值区远方修改模式，能够在不改变保护逻辑的前提下，保证电网运行的安全可靠。并且这种模式已经在我国一些地区实施，取得了一定的成绩，对电力企业的经济效益也做出了很大的贡献。

参考文献

[1]李德文，刘进，刘伟，侯显东，周进.继电保护装置远方修改定值模式研究[J].江苏电机工程，2014，33（3）.

继电保护的保护方式篇4

关键词：配电系统；继电保护；整定计算

中图分类号：C35文献标识码：A

一、城市电网10kV配电系统在电力系统中的重要位置

城市电网10kV配电系统由于其覆盖的地域极其辽阔、运行环境极其复杂以及各种人为因素的影响，电气故障的发生是不能完全避免的。在电力系统中的任何一处发生事故，都有可能对电力系统的运行产生重大影响。例如，当系统中的某工矿企业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，往往造成电气设备或电气线路的致命损坏还有可能严重到使系统的稳定运行遭到破坏。为了确保城市电网10kV配电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置。

二、城市电网10kV配电系统继电保护的基本类型

城市电网10kV系统中装设继电保护装置的主要作用是通过缩小事故范围或预报事故的发生，来达到提高系统运行的可靠性，并最大限度地保证供电的安全和不间断。

可以想象，在10kV系统中利用熔断器去完成上述任务是不能满足要求的。因为熔断器的安秒特性不甚完善，熄灭高压电路中强烈电弧的能力不足，甚至有使故障进一步扩大的可能；同时还延长了停电的历时。只有采用继电保护装置才是最完美的措施。因此，在10kV系统中的继电保护装置就成了供电系统能否安全可靠运行的不可缺少的重要组成部分。

在电力系统中利用正常运行和故障时各物理量的差别就可以构成各种不同原理和类型的继电保护装置。如在城市电网10kV配电系统中应用最为广泛的是反映电流变化的电流保护：有定时限过电流保护、反时限过电流保护、电流速断保护、过负荷保护和零序电流保护等，还有既反映电流的变化又反映电压与电流之间相位角变化的方向过电流保护；利用故障接地线路的电容电流大于非故障接地线路的电容电流来选择接地线路，一般均作用于发信号，在部分发达城市因电容电流较大10kV配网系统采用中性点直接接地的运行方式，此时零序电流保护直接作用于跳闸。

三、几种常用电流保护的分析

（一）反时限过电流保护

继电保护的动作时间与短路电流的大小有关，短路电流越大，动作时间越短；短路电流越小，动作时间越长，这种保护就叫做反时限过电流保护。反时限过电流保护虽外部接线简单，但内部结构十分复杂，调试比较困难；在灵敏度和动作的准确性、速动性等方面也远不如电磁式继电器构成的继电保护装置。这种保护方式目前主要应用于一般用户端的进线开关处保护，不推荐使用在变电站10kV出线开关处。

（二）定时限过电流保护

1.定时限过电流保护。继电保护的动作时间与短路电流的大小无关，时间是恒定的，时间是靠时间继电器的整定来获得的。时间继电器在一定范围内是连续可调的，这种保护方式就称为定时限过电流保护。

2.继电器的构成。定时限过电流保护是由电磁式时间继电器（作为时限元件）、电磁式中间继电器（作为出口元件）、电磁式电流继电器（作为起动元件）、电磁式信号继电器（作为信号元件）构成的。它一般采用直流操作，须设置直流屏。定时限过电流保护简单可靠、完全依靠选择动作时间来获得选择性，上、下级的选择性配合比较容易、时限由时间继电器根据计算后获取的参数来整定，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。这种保护方式一般应用在电力系统中变配电所，作为10kV出线开关的电流保护。

3.定时限过电流保护的基本原理。在10kV中性点不接地系统中，广泛采用的两相两继电器的定时限过电流保护。它是由两只电流互感器和两只电流继电器、一只时间继电器和一只信号继电器构成。保护装置的动作时间只决定于时间继电器的预先整定的时间，而与被保护回路的短路电流大小无关，所以这种过电流保护称为定时限过电流保护。

（三）过电流保护的保护范围

过流保护可以保护设备的全部，也可以保护线路的全长，还可以作为相临下一级线路穿越性故障的后备保护。

四、电流速断保护

（一）电流速断保护

电流速断保护是一种无时限或略带时限动作的一种电流保护。它能在最短的时间内迅速切除短路故障，减小故障持续时间，防止事故扩大。电流速断保护又分为瞬时电流速断保护和略带时限的电流速断保护两种。

（二）电流速断保护的构成

电流速断保护是由电磁式中间继电器（作为出口元件）、电磁式电流继电器（作为起动元件）、电磁式信号继电器（作为信号元件）构成的。它一般不需要时间继电器。它是按一定地点的短路电流来获得选择性动作，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。

（三）瞬时电流速断保护的整定原则和保护范围

瞬时电流速断保护与过电流保护的区别，在于它的动作电流值不是躲过最大负荷电流，而是必须大于保护范围外部短路时的最大短路电流。当在被保护线路外部发生短路时，它不会动作。

（四）瞬时电流速断保护的基本原理

瞬时电流速断保护的原理与定时限过电流保护基本相同。只是由一只电磁式中间继电器替代了时间继电器。

（五）略带时限的电流速断保护

瞬时电流速断保护最大的优点是动作迅速，但只能保护线路的首端。而定时限过电流保护虽能保护线路的全长，但动作时限太长。因此，它的保护范围就必然会延伸到下一段线路的始端去。这样，当下一段线路始端发生短路时，保护也会起动。为了保证选择性的要求，须使其动作时限比下一段线路的瞬时电流速断保护大一个时限级差，其动作电流也要比下一段线路瞬时电流速断保护的动作电流大一些。略带时限的电流速断保护可作为被保护线路的主保护。

五、三（两）段式过电流保护装置

由于瞬时电流速断保护只能保护线路的一部分，所以不能作为线路的主保护，而只能作为加速切除线路首端故障的辅助保护；略带时限的电流速断保护能保护线路的全长，可作为本线路的主保护，但不能作为下一段线路的后备保护；定时限过电流保护既可作为本级线路的后备保护（当动作时限短时，也可作为主保护，而不再装设略带时限的电流速断保护），还可以作为相临下一级线路的后备保护，但切除故障的时限较长。

目前在实际应用中，为简化保护配置及整定计算，同时对线路进行可靠而有效的保护，常把瞬时电流速断保护和定时限过电流保护相配合构成两段式电流保护。

继电保护的保护方式篇5

【中图分类号】TM76【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2012）11-0324-01

继电保护对于维护电力系统的正常运行具有十分重要的意义，一方面当电力系统中的电气设备发生短路故障时，继电保护能够迅速且自动地将故障元件从电力系统中切除，保证其他无故障部分迅速恢复正常运行；另一方面继电保护在切除故障的同时，也能够确保社会生活和经济的正常运转，从一定程度上保证了社会的稳定和人们生命财产的安全，因此本文将就火电厂的继电保护展开深入探讨。

1、火电厂发电机的继电保护

火电厂发电机继电保护的原则是：当发电机发生故障时，应该将损失降至最低；在非正常状况时，应该在充分利用发电机自身能力的前提下确保机组的安全。发电机继电保护方式主要有以下几种：

（1）发动机差动保护。根据接线方式和位置的差别，发动机差动保护又可以分为不完全纵联差动和完全纵联差动两种。比例制动式完全差动保护是发电机内部相间短路故障的主保护。作为相间短路主保护的纵差保护应用历史最为悠久，出现数字技术后人们首先进行的也是数字式纵差保护研究。继一种基于瞬时采样值的羞动保护方案被提出后，用相关函数法计算发电机端和中性点侧电流相量来实现差动保护的方案被提出，并且采用比例差动或以差流平方作动作量的标积制动判据，对具有单侧供电电源的元件取得了较好的选择性和灵敏度。

（2）发电机定子接地保护。发电机单相接地故障电流因中性点接地方式的不同而不同，保护方式也不同，按照继电保护配置规程的规定，大型发电机组单相接地故障电流达到1A时，定子一点接地保护应动作跳闸，同时要求实现100%定子接地保护，而且要求在保护区内任一点接地保护应有足够高的灵敏度。发电机定子接地的保护方式有如下几种：基波零序电压定子接地保护、100%定子接地保护、零序电流定子接地保护。

（3）发电机失磁保护。根据发生失磁故障后机端各电量的变化规律和对系统及失磁发电机安全运行的要求，可以选择合适的原理及动作处理方式来构成失磁保护。目前失磁保护的构成原理多种多样，以下以大型火力发电厂发电机常用失磁保护为例进行说明：用阻抗继电器构成的失磁保护原理。对于汽轮发电机，阻抗继电器可采用各种阻抗圆作为动作边界，来实现不同的动作判据。如可用表示静稳边界的临界失步圆作为阻抗继电器的动作边界，或者采用异步运行阻抗圆作为阻抗继电器的动作边界等；反映E和I随时间变化率的失磁保护原理。在失磁后的等有功过程中，发电机电势随时间不断减小，而定子电流在短暂下降后持续上升。这个规律是发电机失磁等有功过程中所特有的，可以用来构成失磁保护。

2、火电厂变压器的继电保护

2.1火电厂变压器的差动保护

火力发电机组组均需装设单独的丰变压器差动保护。主变压器差动保护通常为三侧电流差动，即主变压器高压侧电流引自高压断路器处的电流互感器，主变压器低压侧电流分为两路，一路引自高压厂用变压器高压侧电流互感器，另一路引自发电机机端处的电流互感器。故主变压器差动保护的保护范围为三组电流互感器所限定的区域，可以反应在这个区域内的相间短路，主变压器高压侧接地短路以及主变压器绕组匝间短路故障。

2.2火电厂变压器中性点间隙过流保护

间隙过流保护在实际应用中主要有以下几种形式：（1）间隙过流保护与主变压器零序过流保护共用一组电流互感器。主变压器零序过流继电器与间隙过流继电器的电流线圈串接在中性点接地的电流互感器上，2个电流继电器的动作值不同，且2种接地电流的性质不同；（2）将间隙过流保护与主变压器零序过流保护的电流互感器相互独立，即交流回路分开，分别接在各自的正确位置处；（3）变压器出厂时装设了主变压器中性点CT，为了降低费用，零序过流采用主变压器自带中性点CT，间隙过流采用单独CT的综合接线。

2.3火电厂主变压器的瓦斯保护

瓦斯保护就是利用反应气体状态的瓦斯继电器来保护变压器油箱内的一切故障。气体继电器安装于油箱与储油柜之间的连接管道上。不论那一种型式的起头继电器都有两对出点，一对反应轻瓦斯或油面降低的故障，另一对反应重瓦斯的故障。变压器内部发生严重漏油或距数很少的匝间短路故障以及绕组断线故障时，差动保护及其他反应电量的保护均不能动作，而瓦斯保护却能动作，因此瓦斯保护是变压器内部故障的重要保护装置。

3、火电厂发电机一变压器的继电保护

3.1断路器断口闪络保护

接在火电厂大型发电机变压器组，在进行同步并列的过程中，作用于断口上的电压，随待并发电机与系统等效发电机电势之间相角差6的变化而变换，当6为180°时其值最大，为两者电势之和。当两者电势相等时，则有两倍的相电压作用于断口上，有时要造成断口闪络事故。断口闪络不仅会给断路器带来损坏，还会破坏整个系统的稳定运行。为了尽快排除断口闪络故障，可以安装断口闪络保护，其动作的条件是断路器三相断开位置时有负序电流出现。断口闪络保护首先动作于失磁，失效时动作于断路失灵保护。

3.2发电机变压器组纵差保护

在发电机变电器保护中，为了简化保护，通常并不按发电机和变压器各自单独配置第二套差动保护，而是采用发变组公用一套纵联差动保护方案，实现快速保护的双重化。发电机变压器组纵差保护的原理同变压器纵差保护原理相同。

3.3发电机变压器的过励磁保护

发电机变压器的过励磁，可以在机组启动或停机过程中发生，也可能在机组负载突然卸去时发生。例如，发电机在额定负载运行条件下的励磁电流，要比发电机空载电压下所需要的励磁电流大得多。一旦负载突然卸去，满满的励磁电流便足以在空载发电机上引起一个相当高的电压值。在过励磁情况下，发电机和变压器的铁心就会因饱和而出现异常的磁通分布，并在某些铁心中引起涡流，造成局部过热甚至形成电弧使铁心烧伤。当铁心局部截面受损后，即使在正常的磁通密度下，也会使铁心进一步劣化，而铁心的修复则需要付出相当大的代价，因此需要安装过励磁保护。

继电保护的保护方式篇6

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（DistributedGeneration）简称DG，是指功率为数千瓦到50MW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35kV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35kV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10kV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10kV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）.