继电保护特色范文

关键词：智能电网继电保护技术

中图分类号：TM6文献标识码：A文章编号：1007-3973(2011)007-033-02

1智能电网的发展趋势

智能电网的英文翻译为SmartGrid，又可以被称为智能网或智能网格。智能电网的定义是：在中国，智能电网是以基础物理电网为基础，以特高压和超高压电网为骨干网架、以各级协调发展的基础电网坚强为基石，将现代化先进的通信技术、传感测量技术、计算机技术、信息技术和控制技术与基础物理电网进行高度集成而逐步集成实现的新型的职能化得电网。智能电网具有自愈、稳定、经济、兼容、优化、集成等特征。智能电网的本质就是对能源实现兼容利用以及对相关绿色能源的替代，智能电网需要对开放的系统进行相关的创建以及对共享的信息模式进行建立，并在此基础上，对电力系统中的相关数据进行整合分析以及营运管理优化的电网。

智能电网主要是应用电网网络终端的传感器形成一个相关的网络互动，这个互动网络将电网公司和电力用户之间、用户与用户之间进行及时、快速的及时连接。且连接中传输的数据具有高速(high-speed)、实时(real-time)、双向(two-way)的特点，且在数据连接之中，使得电网的综合效率和使用能力得到整体性的大幅度的提高。智能电网具有如下一些特点：

首先，智能电网可以实现电力使用数据双向互动的智能传输和相关性能分析，使得电力公司具备实行动态的浮动电价制度的基础和技术条件。

其次，智能电网可以利用智能传感器等先进的设备对电网中的输电、发电、供电、配电等关键设备及关键环节的运行状况和使用数据进行实时的监控，使得电力公司可以对电力能源的使用进行动态的调动，使得电力供应的高峰期时，不出现电力缺口，提高电网供电的稳定性和可靠性。

第三，通过智能电网的建设可以将新型的、可替代的能源通过智能电网的接入口能够接入电网之中，实现绿色能源的应用率和能源得分布式和智能化的管理。

其四，在智能电网中的智能电表也可以起到互联网路由器的作用，以其终端用户为基础，推动电力部门进行运行宽带业务、通信业务或传播电视信号。

智能电网首先要对一个双向高速的通信网络进行建立，其次是在电力系统各个环节的关键设各上如“发、输、配、用”等环节对相关传感器进行安装，再有就是一个拥有足够智慧的控制系统也需要进行监理，传感器和控制系统是一个智能电网必不可少和不可或缺的基础。智能电网具备更好的可靠性和安全性，实际上智能电网还需要具有更多的特点和特征，如对于攻击的抵御能力、电网设备的运行效率的不断提高、各种不同的发电形式的兼容式和智能式接入等。智能电网不仅需要对大量的智能设备及传感器进行安装，而且很多技术难题也需要进行解决，如通信规约问题、储能技术、智能设备的研制，因而和传统电网相比，智能电网的投资要大得多。

建设智能电网是一个复杂巨大的工程，设计到的方方面面的工作很多，对我国来讲又无成熟的可供借鉴的经验，智能电网的建设难度往往比较巨大。电力产业一般由以下四个流程组成，即发电环节、输电环节、供电环节、用电环节和电力服务环节。对智能电网的建设过程可以被看出人类对自身赖以生产的能源体系智能化和动态化改造的过程。以发电环节为例，对智能电网的建设就是人类应用相关的能源技术和发电技术将太阳能、风能、地热能、石油、天然气、核能、氢能、煤炭和生物质能等进行重新整合和智能化应用的过程；就输电环节而言，就是人类应用新材料对电网的输电损耗的问题进行相关的智能化改进。就供电、用电两个环节而言，就是如何实现智能电网管理效益最大化和解决分布式能源管理等问题。

对上述问题进行逐步解决的主要途径就是进行智能电网的建设。智能电网对电力系统而言它是一个完整的基础没施体系和信息架构体系，实现对电力资产、电力客户、电力运营进行持续性和智能化的监视，利用智能化的电力应用的信息对电网公司的工作效率、管理水平、电网服务水平和可靠性进行大幅度的提高。智能电网与传统的电网相比，它对电网的监视的详细程度和监视范围进行了进一步扩展，对各种实时信息和管理信息进行了整合，为管理人员和电网运行提供了更完整、全面和细致的电网状态视图，并对电力业务的优化和分析进行了进一步的加强，改变过去基于时间滞后的、有限的信息对电网进行传统方式管理的过程，帮助电网企业实现更智能化和精细化的管理和运行。

2智能电网的继电保护

继电保护是实现电力网络及相关设备监测保护的关键技术，目前继电保护技术逐渐和信息技术以及网络技术相结合，继电保护技术正向着智能化、计算机化和网络化方向发展，逐步的实现了电网的保护、控制、测量和数据通信的逐步一体化。截止到2010年底根据国家电网的相关统计数据显示，全国220kV及以上系统继电保护装置的计算机化和网络化控制率已经达到96.41％。

2.1智能电网继电保护构成

智能电网的一些智能化的特殊特点对智能电网中的继电保护提出了更高要求，同时智能化电网的发展也为各种技术如网络技术、信息技术在电力领域的应用提供了条件。智能电网中可利用智能传感器对整个电力应用的各个环节进行实时监控，如的输电环节、发电环节、供电环节和配电环节等在电力应用过程之中的设备的运行状况进行实时监控，然后通过智能网络系统将智能传感器中获得的相关数据进行整合收集、同时进行相关的智能化处理。另外，对智能电网的继电保护装置而言，除了需要具备基本的继电保护功能之外，还需要具备智能化的故障诊断和自我修复的功能。且在其他关联设备发生意外时，也可以起到快速隔离的功能。只有这样才能提高智能电网的问题，避免大规模停电以及恶性事故的发生。

2.2继电保护技术的升级

智能电网的建设及规划改变了传统电能传输的某些特点，和传统电网相比，智能电网具备了更多数字化和信息化的特征，因此，和智能电网相关的继电保护技术也应该随之升级换代，在智能电网时代的继电保护技术应该具备以下一些特点：

(1)数字化特点。在智能电网之中，互感器故障率会大大的降低且其相应的传输性能也将会得到大幅度的提高，这两点的改变使得新一代的继电保护装置不需要在对以下问题进行考虑，如：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等。继电保护装置性能的提高也由于电气量信息传输的真实性带来了一些便利的和基础性的条件。

(2)网络化。在智能电网之中新一代的数字化变电站将会对传统继电保护信号的发送媒介以及相关信息的获取途径进行了智能化的改变。且在智能电网中将会和互联网进行智能化的连接，这样用户可以利用共享的网络上的相关信息，网络化的提高继电保护装置的性能，同时也对电网中的继电保护装置的配置进行智能化的简化。

(3)自动整定技术。传统的自适应自整定保护仅能对定值进行调整，在整定过程之中还需要根据被保护线路的运行情况进行分析，不能对全网信息进行实时、准确的利用，进而通过对运行方式进行判断来调整定值。智能电网的继电保护应实现了对智能电网的全网的联网进行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。

2.3员工技术提升

智能电网的应用和建设对电网操作维护人员的素质提出了极高的要求，它要求相关业务人员要具备极高的业务能力和业务素质。通过调查，我们发现我国的各大电力公司在人力资源准备上，没有做好电网升级换代的准备。因此，为了适应智能电网应用的发展，我国电力公司必须积极实行人才强企战略，培养高素质、高业务能力的人才。具体措施是：电力公司可以积极开展技术竞赛，技术培训等活动，通过企业内和企业外的相关培训，使新进或新转入继电保护岗位的大学生或工作人员，能够对继电保护岗位的实践技能和专业知识进行较全面的掌握，为智能电网的建设和应用打下扎实的人才基础。

继电保护特色范文1篇2

[关键词]继电保护；运行；维护

中图分类号：TM77文献标识码：A文章编号：1009-914X（2017）13-0017-01

引言

随着科技的不断发展，智能变电站的技术逐渐成熟。其变电站自动化技术作为智能电网建设的核心部分，是目前各大保护生产厂家主要研究的方向。与此同时，继电保护是确保整个系统安全性的重要环节，智能变电站的运行也主要是在继电保护的工作中运行的。为了保证智能电网的安全运行，就需要对智能变电站技术在继电保护方面的应用做进一步的探讨。对继电保护技术进行完善，能够有效推动智能变电站构建，提高智能变电站安全性能，促进智能变电站智能化建设。

1智能变电站继电保护配置

就目前的发展趋势来看，智能变电站必定是现代变电站发展的一种趋势。智能变电站的继电保护和传统变电站的继电保护是存在着很大的区别的，其编程、操作和设计都有所不同。智能变电站的特点主要就是把各种先进性、智能型和集成性的设备整合起来，然后加上现在的信息化技术，把变电站的相关信息进行有效的收集、测量和计算，把各种信息共享，使得一些数据可以网络化，从而达到对变电站的有效控制。但是就智能变电站现在的发展来看，因为其本身的发展比较晚，所以在我国有关智能变电站的建设还处在初步的发展阶段，但是在实际的运行中也发现了其有层级性。一般的智能变电站是会包括控制层和间隔层等多个层级，在这其中过程层主要是通过相关的设备把各种信息进行传输和对电能进行有效的分配，而控制层主要是实现对变电站实现自动化的控制，通过对各种数据的收集和整理，提高控制的质量和准确性。而继电保护设备就是在这几个层级上的一种配置，是为了保护起可以更加安全、正常和高效的运行。

2智能变电站继电保护技术

2.1线路继电保护

线路继电保护在智能变电站继电保护内具有重要作用。线路继电保护过程中，能够对智能变电站运行状态进行实时性监控，了解智能变电站实际运行状况，一旦智能变电站线路出现故障，线路继电保护可以采取相对应解决措施，对智能变电站线路故障进行防治。在条件允许情况下，还可以在智能变电站线路上安装测控装置，测控装置主要作用就是对智能变电站运行状态进行检测，测控装置会将所测控到的结果传输到网络体系内，继电保护就可以按照测控装置所检测到的结果，对智能变电站下达针对性继电保护指令。

2.2变压器继电保护

变压器继电保护在智能变电站内，承担着元件保护职责。在变压器继电保护装置内，在后备部分安装中可以采取集中安装模式，进而充分发挥出变压器继电保护在智能变电站内保护作用。变压器继电保护在运行时，核心模块为非电量保护，非电量保护模式需要与电缆相互连接，同时与继电保护装置相连接。变压器在运行过程中一旦遭受到不良因素影响，非电量保护模块就会进入到跳闸状态下，传输跳闸指令，能够有效缓解智能变电站在不良因素干扰下所需要承受的压力，保证变压器能够安全稳定运行。

2.3过流电限定保护

导致出现外部断路，使电流发生超负荷现象主要是因为智能变电站在运行过程中时常遭到电流过载等一系列因素，能使外部发生故障导致跳闸的原因是，这种超负荷电流与其他电流大小存在较大差距。因此要在配置中利用过流电限定的方式，如果一旦出现超负荷电流现象可以及时向智能终端发出警报并由智能系统对其积极实施保护，进而有效提升继电保护系统可靠性。

3智能变电站继电保护优化措施

3.1完善继电保护规章制度

为了增强继电保护的稳定性，建立专门的监督管理制度和责任到个人的行为规范很有必要。由于变电站的生产模式或多或少都存在着相对应的差异，因此，对各个变电站的实际情况进行有效的分析，根据实际情况制定出相对应的继电保护规章制度，特别是在继电保护装置特性的选择上，由于不同的变电站在选择继电保护装置中存在着不同的差异，因此加强对继电保护的重视管理力度就显得尤为重要。例如：对继电保护设备台账、运行维护、故障分析、定期监测、故障处理等都应当建立严格的标准，为变电站继电保护装置的稳定运行提供基础。

3.2就地化间隔保护

在智能变电站中，当需要进行继电保护设备安装时，需要将其安装在被保护设备的附近，这样可以充分地遵循就地化原则，不仅可以有效地缩短事故发生时继电保护设备反应时间，而且有利于最大限度地降低事故所带来的损失。在当前新型一体化微机线路配置时，通常都需要与变压器保护措施同时进行，并结合现场被保护设备的合理配置，这样可以有效地提高智能变电站运行的平稳性，确保人员和设备的安全。另外，当前新型保护装置通常采用的都是电缆采集数据的方式，利用数字化处理时不仅在时间上具有一定的优势，而且分配和调配时能够充分地借助于计算机，能够在最短时间内保C继电保护设备的启动，有效地提高了设备的安全性。

3.3应用站域保护功能

站域保护就是在同一网络支配下，利用计算机的优势调动全站信息，在收到来自危险的微机信号时，计算机及时的开启传统的后备保护，而且由于整个过程全部采用电信号的方式来传递信息，所以后备保护动作的时间很短，能够满足智能化发电站的灵敏性要求，还会实现电路的实时保护功能。

3.4优化站内设备

当前我国智能变电站中所使用的较多电气设备都是进口国外的一些知名企业，这些设备在技术上虽然十分先进，但由于生产过程中是依照本国变电站为模型来进行制造的，这就需要我们在选购过程中要注重技术的先进性、结构的复杂性、设备的兼容性和单位能耗等诸多问题，在确保设备质量的同时，还要确保智能变电站内部的设备实现优化配置，尽量地降低设备的复杂程度，减少一些不必要的端口，这不仅有利于更好地实现对设备的操作，而且与智能变电站节能环保的要求也相符。需要针对当前我国智能变电站初期的实际水平，来对站内设备进行合理配置，实现资源的有效节约。

4结束语

综上所述，智能变电站是整个电网系统的核心组成部分，相关单位只有不断对其进行深入研究才能为电力企业的未来发展提供便利条件。通过对智能变电站技术特点的总结，以及智能变电站对继电保护影响分析可以得知智能变电站在确保继电保护正常运行中扮演重要的角色。在当前智能变电站中，继电保护技术作为其中最为核心的技术，需要通过对继电保护技术进行合理优化，有效地保证设备和人员的安全，确保智能变电站安全、可靠的运行，推动我国智能电网的快速发展。为了弥补传统继电保护的不足，未来研究主要方向将在智能变电站在继电保护各个领域的应用方面。

参考文献

[1]韩婷，晁红兰.智能变电站继电保护运行和维护技术探讨[J].民营科技.2015（11）

[2]刘增金，赵大伟，杜蘅.智能变电站事故分析及运维处理措施[J].农村电气化.2016（09）

作者简介

继电保护特色范文篇3

关键词：500kV；电力变压器；继电保护

作者简介：温源（1975-），男，江西信丰人，广东电网公司佛山供电局，工程师。（广东佛山528000）

中图分类号：TM588文献标识码：A文章编号：1007-0079（2013）36-0209-02

一、500kV电力变压器的继电保护装置概述

继电保护装置能够在电力系统及其元件出现故障问题时，及时检测到故障并立即触发报警信号，再由控制系统接收报警信号并进行保护装置动作，从而实现对故障问题的有效排除，确保系统的正常运行。一般来说，继电保护装置的基本性能主要有灵敏性、可靠性、快速性和选择性等几种。其中，灵敏性一般是采用灵敏系数来加以表示的，装置灵敏系数越高，则其反应故障的能力也越好；可靠性是表现在继电保护过程中，装置不会发生拒动作；快速性体现在装置消除异常与故障问题的时间问题上；而选择性则是在可能的最小的区间内切除故障，以确保设备供电的正常。在供电系统当中，继电保护装置在检测系统运行情况、控制断路器工作以及记录故障问题等方面，有着极为重要的作用。

二、500kV电力变压器继电保护的相关问题分析

1.500kV电力变压器的常见继电保护问题

（1）瓦斯保护。在500kV电力变压器的继电保护中，往往容易因变压器在滤油、加油时未将内部空气及时排出，而导致变压器运行过程中油温升高将空气逐步排出，引起瓦斯保护信号动作。同时，受到500kV电力变压器穿越性短路的影响，也易于造成瓦斯保护信号动作。另外，由于内部严重故障、油位迅速下降等，也容易引起瓦斯保护动作及跳闸。

（2）差动保护。差动保护主要是通过对500kV电力变压器的高压侧和低压侧电流大小及相位差别加以利用，从而实现保护。由于差动保护灵敏度相对较高，能够无延时对各种故障做出选择性的准确切除，且又具有选择性好、实现简单以及区分故障性能好等特点，使得差动保护在当前大多数电路保护中受到广泛应用。

（3）过励磁保护。在500kV电力变压器的工作过程中，若在其高压侧出现500kV的高压，那么此期间变压器的磁密度会接近饱和状态，此时如果有频率降低、电压升高等情况出现，将很容易导致变压器发生过励磁现象。过励磁保护便是基于此原理来反映过励磁引起的过电流，以延长变压器使用寿命。

（4）过电流保护。电力变压器过电流保护作为瓦斯保护和差动保护的后备，通常可以根据变压器的容量以及短路电流的不同情况，进行过电流保护、复合电压启动的过电流保护以及负序电流及单项式低电压启动的过电流保护等。其中，过电流保护常用于降压变压器；复合电压启动的过电流保护通常是在升压变压器，或是在过电流保护的灵敏度不够等情况下方才采用；而负序电流及单项式低电压启动的过电流保护，则在63MV-A及以上大容量升压变压器，以及系统联络变压器较为常用。

2.500kV电力变压器常见故障

一般来说，500kV电力变压器的常见故障类型主要有两类，即油箱内部故障和油箱外部故障。油箱内部故障，常见的有高、低压侧绕组间的相间短路，轻微匝间短路、中性点接地系统的侧绕组处单相接地短路，铁芯绕损烧坏等故障。电力变压器内部发生故障时，往往会产生一些电流及电弧，给绕组绝缘、铁芯等造成损坏，严重时甚至会使变压器油受热分解大量气体，引起爆炸。为此，需要继电保护及时、有效地对这些内部故障予以切除。油箱外部故障，最常见的有绝缘套管和引出线上发生相间短路、接地短路等。

三、500kV电力变压器继电保护问题的解决对策

为了使500kV电力变压器的正常、稳定运行，保障系统供电的可靠性和整个电网运行的安全性和稳定性，并尽最大限度避免一旦停运给整个电网造成巨大的经济损失，可以考虑从以下几个步骤对电力变压器继电保护问题进行有效、彻底解决。

1.利用微机及相关信息，处理继电保护故障

首先，应对微机提供的故障信息加以充分利用，以排除简单的继电保护故障；其次，应重视对人为故障的处理，例如在有些继电保护故障发生后，单从现场的信号指示并无法找到发生故障的原因，可能与工作人员的重视程度不够、措施不力有关，对于这种情况，需要如实反映，以便分析和避免浪费时间。另外，还应重视对故障录波和事件记录的充分利用，包括微机事件记录、故障录波图形、装置灯光显示信号等。通过这些记录，能够对一、二次系统进行全面检查，此时若发现继电保护正确动作是由一次系统故障所致，则可判断不存在继电保护故障处理的问题；若发现故障主要出在继电保护上，则应该尽可能维持原状，做好故障记录，通过制定相应的故障处理计划后再进行故障处理。

2.合理应用检查方法

在变压器继电保护出现误动时，可采用逆序检查法，从故障发生的结果出发，逐级往前查找微机事件记录及故障录波等；在出现拒动时，可采用顺序检查法，通过外部检查绝缘检测定值检查电源性能测试保护性能检查的顺序，进行检验调试。另外，在检查继电保护装置的动作逻辑和动作时间时，还可应用整组试验法来进行。通过短时间内再现故障的方式，来判断继电保护发生故障的原因并加以解决。

3.继电保护常见故障的解决

结合瓦斯故障的处理方式来看，在发生瓦斯保护动作时，可通过复归音响，密切监视变压器电流、电压及温度，检查直流系统绝缘接地情况以及二次回路是否存在故障等来排除故障。若检查发现瓦斯继电器内存在氧化，则应即刻排出瓦斯继电器的气体，同时收集并检查气体，若气体无色、无臭且不可燃，则变压器仍可继续运行；若气体为白色、淡黄色，并带刺激味或为灰黑色且可燃，则说明变压器内部发生故障，需要取油样化验其闪点，若其闪点较前次低于5℃以上时，应停运变压器，并联系检修进行内部检查。

另外，结合差动保护故障的排除方法来看，可以为新安装的变压器进行5次空投变压器试验，以测试差动保护能够躲过励磁涌流，并检查TA回路接线是否正确，同时进行差压和差流测试等。例如在接线错误所致误动时，首先，应对变压器TA进行极性试验和一次通流试验，以检查其变比和二次回路的完好性，其次，应对电缆线、屏内二次接线等加以检查，以确保二次回路的绝缘性良好。此外，还应对TA二次回路的接地点进行检查，以确保其在保护屏内，且仅有一点接地。

四、结合差动保护，探讨500kV电力变压器继电保护的改进

为了更好地减少和预防电力变压器继电保护故障问题的出现，可以通过对变压器外部保护的死角加强控制来实现。为此，本研究拟采用差动保护来对500kV电力变压器继电保护的主保护进行强化，具体分析如下。

1.差动保护的构造

根据基尔霍夫定理，差动保护能够在电力变压器正常运行或外部短路期间，实现变压器三侧电流向量值相抵消，即三者之和为0，从而起到保护电路的作用。

在变电器内部出现故障时，；在变电器外部发生故障或是无故障问题存在时，。

2.差动保护的整定

结合图2来看，为满足500kV电力变压器侧动、热稳定、穿越功率等要求，通常情况下，1ct的变比均设定在2500/1A。不过受到启动变额定电流61A的影响，导致500kV电力变压器差动保护无法完成整定工作。此时若是根据变电器继电保护装置的最小整定电流整定，则会导致该装置的抗干扰能力发生相当程度的降低，并致使差动保护灵敏度发生下降。其中，差动保护整定的最小动作电流Id的表达式为：

Id=K（Ker+ΔU+Δm）In/n

式中，In表示电力变压器额定电流；n表示电流互感器变化比；K表示可靠系数；Ker表示电流互感器比误差；另外ΔU和Δm分别表示变压器调压误差和电流互感器变化比未安全匹配差产生的误差。

3.比率制动和谐波制动的应用

在差动保护整定要求满足的前提下，电力变压器的灵敏性、可靠性等，可以通过比率制动原理来实现提高，同时，应用比率制动，也可避免区外故障问题时产生误动。而在电力变压器空载投入或是外部故障问题切除完成后，利用谐波制动，可以使得变压器在电压恢复期间，借助产生的励磁涌流而对变压器进行分量制动。

五、结束语

继电保护是保障电力系统安全、稳定运行的重要装置。本研究对500kV电力变压器继电保护的相关问题以及电力变压器常见故障进行探讨，可以看出，电力变压器继电保护问题的处理，除了可以利用微机及相关信息处理之外，还可通过合理正确利用检查方法和针对性处理等方式加以解决，从而提高继电保护系统的工作可行性，减少故障问题的发生。另外，在500kV电力变压器继电保护中应用差动保护，还能够较为全面顾及到电力变压器内外部故障，进一步保障电力系统的安全、稳定运行。

参考文献：

[1]王雷，500kV启动/备用变压器继电保护配置的浅谈[J].大众科技，2009，（12）：112-113.

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[4]李建萍.500kV线路串补系统保护与控制技术研究[D].北京：华北电力大学，2012.

继电保护特色范文1篇4

【关键词】智能继电保护分布式电源电力系统

现阶段，电力系统在社会生产中发挥着越来重要的作用，导致传统的发电形式和继电保护系统与现代化社会之间的矛盾越来越激烈。随着分布式电源接入技术在电源中的应用，缓解了我国的电力资源短缺的问题。然而，实际应用中，分布式继电保护系统存在着极大的问题，易造成继电保护系统误动的现象。因此，必须开发与分布式继电保护系统相适应的智能继电保护系统，使得分布式电源技术可以得到更为广泛的应用。

1分布式电源接入技术

1.1分布式电源接入工作原理

不同于传统的配电保护系统，分布式电源接入技术采用并网、独立的方式接入配电保护系统中，达到扩大控电网络的目的。当分布式电源技术处于独立运行的状态时，并未与地区的电力系统进行彻底的分离，出现用电故障后，可以通过自动转换装置保护用电设备。当分布式电源技术处于并联运行状态中，存在与当地区电网独立和相互关联的运行模式，若独立运行，则无须将电能输入当地配电系统中；若并联运行，将电压调整至适当的电压伏数，再输入当地系统中。

1.2分布式电源储电形式

大部分分布式电源并未实现连续性供电。因此，需在分布式继电保护系统设置大容量的电能贮备装置，才能实现分布式电源的持续性供电。目前，主要有三种储能方式：第一，物理储能。物理储能的方式有抽水储能、压缩储能、飞轮春储能。第二，化学储能。主要由蓄电池进行储能。第三，超导储能。其零件主要由超导体的电阻组成。不同的储能方式连续性发电时间也存在着很大的差异，例如，超导储能只适用于分级或秒级的应用。

2分布式继电接入技术对配电系统的影响

2.1对继电保护系统的影响

由于传统的配电系统主要采用单电源、辐射状的结构进行电能传输，其对应的继电保护系统也相对简单。将分布式电源接入传统的配电保护系统中时，改变了原有配电系统的结构，分布式电源进行持续性发电时，其支路具有分散电流的作用，线路出现电路故障时，通过继电保护装置的电流较小，导致继电保护装置未能及时反馈故障信息，从而无法对配电系统进行保护。另外，分布式电源接入配电系统中时，当一条线路出现问题时，其相邻的线路可能会出现电流增大的情况，使得该线路的继电保护系统出现误动的现象，即继电保护系统过度保护。由此可见，分布式电源虽然提高电源的持续发电量，但由于原有的继电保护系统无法适应分布式电源的运作模式，也容易造成用电困扰。

2.2分布式电源对发电质量的影响

分布式电源在传统的配电系统中运行时，会严重影响配电系统的发电质量。第一，电压调控难度加大。分布式电源的接入，大大提升了配电系统的发电量。然而，进行持续性发电阶段，往往会导致配电系统的电流压力增大，出现电流不稳的情况，当配电网络中的电流过小时，则需重新启动分布式装置重新发电，导致电网中的电压值浮动较大。若未对及时高负荷电网线路进行处理，该线路易出现电压值查超标的现象。第二，谐波异常。分布式装置属于电子型电源，其在运行过程中，很容易产生谐波。将分布式电源直接连入配电系统中时，随着电流的直接通过，电磁元件会出现磁饱现象，影响零件的使用寿命。

2.3分布式电网的应用技术

由于分布式电网的运用会对传统的配电系统造成影响，进行电网设计时，可以通过加强分布式电源并联原有配电系统的控制。建立新的管理系统，加强对故障电路的监管。加强对分布发电系统进行整合，设立微型电网，提高分布式电源在并联状态时的运行能力，削弱分布式电源个故障对整个配电系统的冲击。

3智能继电保护系统化的研究背景

随着分布式电源的广泛应用，配电系统中电路电流过大与落后的继电保护系统之间的矛盾也随着加大。传统的配电装置中，电网为简单的链接式结构，电流运行方向也相对单一，运行中并不会出现逆向功率。然而，分布式电源装置，其电流分支较多，运行期间会导致电流的方向发生改变。为加强分布式电源装置与传统的配电网络的协调运行，人们开始对继电保护系统的优化方案进行研究，实现继电保护系统的智能化发展。

4智能继电保护系统实践研究

4.1智能继电保护系统的技术应用

与传统的继电保护系统相比，智能基地保护系统采用现代化技术，解决用电系统中存在的问题，实现对配电系统的保护。智能继电保护系统主要应用以下几种技术。

第一，先进设备技术，智能电网将各种新型材料、电子技术等用于智能电网的设备中，扩大传统电网中的电能传输性能，提高了分布式电源电流传输的质量。

第二，传感控制技术。通信传感技术是智能电网实现电网保护的基本条件。智能电网具有自愈性的特点，即在实际运行的过程中，智能电网通过对电网感应，加强对电流运行动态的监控，及时反馈电路故障数据，并采取相应的手段对电路故障进行处理。

第三，参考量测技术。参考量测技术的实质是对电路运行运行中的数据，综合反馈给智能电网。采用参考量检测技术测量的数据具有准确性和实效性的特点，通过对各部分运行数据的综合处理，实现对电路系统的保护。

第四，风偏检测技术。随着配电网络区域的扩大，进行智能继电建设中，受气象因素的影响较大。风偏检测装置主要安置在配电网络的主导线上，采集气象参数、倾斜等，将检测结果反馈给电力部门，为相关部门的电路设计提供依据。

4.2智能继电保护系统改革

智能保护系统具有灵敏性高、安全系数高等特点，通过对电路故障的自动化管理，可先将出现故障的电路进行隔离处理，再对系统中的内置装置进行检测，采用计算机传感技术对故障电路进行处理，使得配电系统可以在短时内恢复至正常运行的状态，实现对整个配电系统的智能保护作用。同时，智能继电保护系统中采用了传感技术，能够对电路中的电流饱和现象进行分析，减少继电保护系统的误动现象。当电路中出现问题时，采用特殊的计算模型对电路故障进行分析，缩短了故障处理时间。

4.3智能继电保护系统的实践

4.3.1准确甄别电力故障

当分布式电路出现故障时，通过故障电路的电路量会随之增大，且线路两个的功率方向相同。智能继电保护系统通过甄别通过电流的大小以及功率的方向，进行故障鉴别，达到保护高压电路的目的。利用直流输电线路端部对故障线路进行处理，使用平波对抗器建立一个高平分量的阻抗界面，降低区内短路的高频分量，使得单端的高平分量高于直流线路，实现对配电系统的保护。当中性点分直接接地系统处于接地状态时，故障电路的电流补偿不会对其高分频量造成影响，呈零序电流分量，将提取的零序电流分量与其他电路电流流向进行比较，实现单相接地故障的电路保护设置。根据相关实验表示，智能继电保护系统可以在短时间内对继电保护进行检测，达到电路保护的目的。

4.3.2新型的保护方式

对分布式变电系统进行保护时，当单路出现问题时，将通过该电路的最后电流值作为测量的最小依据。利用智能继电保护中的选择性保护原理，对后备保护系统反馈的信息进行筛选，使得后备保护系统可以对故障线路进行针对性保护。

4.3.3增加保护功能

智能电网对故障线路进行断闸处理时，相邻电路通过的电流会随之增大，进行，避免出现相邻电路过分保护的特点。针对这一现象，智能继电保护系统中，将电路检测装置与保护跳闸的功能进行联合设计。由电路保护装置对电流过大的状况进行检测，若为电路短路情况，再进行信息反馈，进行断电保护。另外，在传统继电保护的基础上，利用差动保护的原理，设置电磁、电流互感器，减少继电保护装置的误动。智能继电保护系统中保护功能的扩大，可有效避免分布式电源系统间的相互连接而出现的电流功率不平衡的状态。

5结束语

现阶段，分布式电源技术开始广泛的应用于我国的继电保护系统中，增长了配电系统的持续性时间。根据分布式电源对继电系统的保护，人们开始研究只能变化继电保护系统，加强对故障线路保护。随着分布式电源和智能继电保护系统在配电系统的中的应用，调整了传统配电系统结构，加快了我国绿色能源开发进程。

参考文献

[1]郑红.对含分布式电源的配电网继电保护整定优化的研究[D].三峡大学：电力系统及其自动化，2011.

[2]胡汉梅，郑红，赵军磊等.基于配电网自动化的多Agent技术在含分布式电源的配电网继电保护中的研究[J].电力系统保护欲控制，2011（11）.

[3]胡汉梅，郑红，李劲.基于模拟植物生长算法的配电网继电保护整定优化的研究[J].电力系统保护欲控制，2012（4）.

[4]徐丙垠，李天友，薛永端.智能配电网建设中的继电保护问题讲座六有源配电网保护技术[J].供用电，2012（6）.

[5]周捷锦，王辉，杨东升等.分布式电源接入崇明电网的分析与建议[J].电力与能源，2011（6）.

继电保护特色范文篇5

关键词：变压器故障;10kV;整定值计算

Abstract:Thispaperanalyzesthecommonfaultof10kVtransformer,10kVtransformerrelayprotectionarediscussedthetypesandtreatmenttechnology,andputsforwardthedeviceselectionandnumerical10kVtransformerrelayprotectionsetting.

Keywords:transformerfault;10kV;settingcalculation

中图分类号：TU74文献标识码：A文章编号：2095-2104(2013)

1电力变压器常出现的故障类型

变压器内部故障通常是指电力变压器内部发生的全部故障,主要包括有：单相接地、绕组匝间短路、故障相间短路等;外部故障通常是由变压器单相接地故障和变压器引出线绝缘套管间的相间短路等,具体故障可分为下列4种:

（1）芯体故障，是指变压器每个部分绝缘老化；内部绕组匝间与层间出现断路、短路情况;由于绕组铜线质量问题而使变压器局部出现过热;绕组线圈的绝缘受潮;因系统短路而导致绕组机械损伤;系统冲击电流导致绕组机械损伤等。

（2）磁路故障，造成磁路故障的原因有：芯体内部出现绝缘老化;轭夹件或穿芯螺丝碰接铁芯;压铁松动引起噪声和电磁铁振动;因铁芯接地不良造成系统间歇性静电放电;因芯片叠装不符合要求引起铁损增加等。

（3）变压器油故障，因系统在高温运行时,出现绝缘油氧化,从而吸收了空气中的水份导致绝缘性能有所下降;油道由于呗油泥沉积阻塞造成散热性能变坏;在油

绝缘内部发生闪络放电等。

（4）结构方面故障,因分接头没有接触好引起了系统部分过热;油泥阻塞导致分接头表面出现闪络或相间短路;变压器的油箱漏油、油温指示计失灵;因防爆管故障使油受潮等。

210kV电力变压器继电保护技术

对于高压侧为10kV的车间变电所的主变压器,一般都装设电流速断保护和过电流保护,当过电流保护的动作时间小于0.5s时,电流速断保护可以不装设。安装在车间内部的容量达800kVA及以上的油器浸式变压器,还应装设气体保护即瓦斯保护。本文就变压器的常见的瓦斯保护、定时限过电流保护、电流速断保护做简单的介绍。

2．1瓦斯保护

瓦斯保护是中、大型变压器安全保护中必不可缺少的。变压器发生局部击穿或短路故障的原因通常是破坏绝缘或变压器油产生气体而引起的，对气体的速度监视并分析其特征与成分,可以推测故障发生原因、部位及严重程度,当变压器突然发生严重故障时自动报警或切断电源。瓦斯保护分为：轻瓦斯保护动作于信号；重瓦斯保护动作于断路器跳闸两种。发生轻瓦斯保护的原因有:由于滤油、加油和启动强油循环装置致使空气进入变压器；温度下降或漏油致使油面缓慢低落；轻微的变压器故障而出现少量气体；直流回路绝缘破坏或接点劣坏发生误动作。发生重瓦斯保护动作跳闸的原因有：有可能是因为变压器内部产生严重故障,油面剧烈下降或保护装置二次回路故障,有时候因检修后油中空气分离得过快,导致瓦斯保护动作于跳闸。

瓦斯信号发生后,应先检查瓦斯继电器动作的原因,如果不是上述原因引起的,则应立即收集瓦斯继电器的气体,并根据气体的多少、颜色、是否可燃等判断其故障性质。重瓦斯保护动作时,若确定是内部故障,应向上级反映并取油样进行化验、分析色谱检查油的闪点。若油的闪点比之前的降低5度以上,则说明变压器内部有故障,必须停下处理,严禁冒然送电。

2.2改进开关设备继电保护时限问题

通过将变压器连接的继电保护改进成为JSL集成电路型限过流继电器，来代替原有的电磁式继电器，可提高继电器动作精度，降低误差。同时降低能耗，新型继电器的时限级差为0.01s，是普通电磁式继电器的2倍。对线速断保护时间进行调整，一般改成速断0.05s，过流0.1s，这样可以更好地改进继电保护时限配合问题。

2.3增加速断保护

在电力系统设计中，当系统出现故障时，通常希望继电保护装置迅速动作，这样可以快速反应，避免造成更大损失。因此，需要在电路系统之中配置速断保护装置，当故障发生时，可迅速切断电流，保护电路。对于变压器，更应该添加速断保护装置。当速断装置发生动作时，迅速切断电流，以阻挡更大损失。

3保护继电器的选择

变压器电流速的断保护的作用,是防止被保护范围内发生金属性单相或多相短路时产生过电流长时间冲击而引起故障点故障的扩大,并波及故障线路及其设备。因此,一般都是作用于断路器跳闸,以便迅速切断故障点电源。变压器电流速断保护跳闸分为t=0s速断跳闸和t=0.5s延时速断跳闸两种形式。实践证明,采用延时速断保护跳闸具有明显的优越性。

常用的继电器有：DL型电磁式电流继电器和GL型感应式电流继电器两中。如变压器负荷中没有较大容量的电动机,可用延时速断过流保护。为改善动作特性,通常多采用DL型电磁式电流继电器,另增加时间继电器以获得保护的时限；反之,如变压器负载中具有较大容量的电动机负荷,宜采用GL型感应式电流继电器,不仅可利用其瞬时动作元件满足电流速断保护要求,还可以利用其延时动作元件的反时限部分,以躲过电动机的起动电流,满足变压器过负荷要求。GL型感应式电流继电器能简化线路接线,但却增加了调校的难度,并且其动作特性不如DL型电磁式继电器。

4保护继电器的整定值计算

电流速断保护的整定值计算原则：首先应满足系统保护的选择性,当继电器保护区域内发生短路故障时,可快速、准确切出故障点；其次应躲过较大容量电动机起动时的起动电流和其他原因引起的瞬间过负荷。为减轻计算工作量,确保定值的准确性和实用性,根据工作经验,提出一种更为简单的计算方法。

4．1变压器负荷中无大容量电动机因为变压器负荷中无大容量电动机,负荷较平稳,此时继电器一次动作电流的保护整定值。

Idz=KeKHI1,

式中:Ke—可靠系数,取1.2～1.5；

KH—继电器可靠系数,DL型继电器取1.4～1.6；GL型继电器取1.8～2.0；

I1—变压器一次测计算电流,一般取1.5～2.0倍变压器额定电流。

4．2变压器负荷中具有较大容量电动机由于变压器负荷具有较大容量电动机,因此必须考虑电动机起动时产生较大的起动电力对继电器运行的影响。根据前面的计算式,则有:

Idz1=KeKH(Imax+Ist),

式中:Imax—电动机起动前变压器拥有的最大负荷电流；

Ist—电动机起动电流。

为此,整定值的计算则决定于Imax、Ist两个电流取值。一般情况下,Ist可以认为是变压器的最大负荷电流值减去电动机的额定电流值,而变压器的最大负荷电流可根据负荷计算或观察负荷运行结果取得。对于Ist则可以这样近似选取:

笼型异步电动机:(6～7)IN,

绕线型异步电动机:(4～5)IN,

同步电动机:(315～415)IN,

减压起动的笼型异步电动机:(3～4)IN。

IN为电动机的额定电流。

根据以上方法计算的保护整定电流值实际上是最低的整定电流值。它在正常运行情况下保护不会动作。而在发生任何一种短路故障情况下,均能可靠保护动作。

在整定计算中,Ke、KH和起动电流倍数可按以下原则确定:

Ke是综合考虑的一个安全系数。如较大容量电动机起动次数频繁,变(配)电站系统阻抗较小时应取大值；反之,取小值。KH是由继电器特性确定的一个可靠系数,如变压器经常过负荷,且较大容量电动机起动时间较长应取大值；反之,取小值。

电动机起动电流倍数是整定计算中的一个重要因素。一般重载起动电动机取大值；轻载起动电动机取小值。

5结语

在实际运行过程中需要对继电保护认真地整定计算，按照10kV低压系统自身的特点，不断总结经验,发现其规律性。当继电器保护区域内发生短路故障时,可以快速、准确切除故障点,使其在电力系统的安全可靠稳定经济运行中发挥更大的作用。

参考文献：

[1]赵敬良.配电变压器因进水而烧损问题的研究[J].科技创新与生产力,2011(6):100-102.

继电保护特色范文篇6

关键词：10KV；配电变压器；运行维护

1新安装或大修后的配电变压器投运前的检查验收

配电变压器经过检修后或新安装竣工后，在投入运行前，都必须对变压器进行如下检查：

1.1变压器保护系统的检查

（1）用熔丝保护的小型变压器，运行前应检查选用的熔丝规格是否符合要求，接触是否良好。（2）配备继电保护装置的变压器，应查阅继电保护试验报告，了解继电器的整定值是否相符，名称和标志是否正确，并试验信号装置动作是否正确。（3）配备气体继电器的变压器，要求继电器内部应没有气体，上触点发信号应动作准确，下触点跳闸连接片应断开，安装继电器的连通管应有向上的倾斜度。（4）防雷保护用避雷器，应在投入运行前做试验，保证雷击时能可靠动作，另外应装好放电记录器。（5）检查接地装置是否良好，接地电阻值是否符合规定数值。送电前还要进行一次绝缘电阻的测量检查。

1.2监视装置的检查

监视装置用的电流表、电压表和温度测量仪表，均应齐全，测量范围应在规定的范围内，在额定值处域上红线，以便监视。小型变压器的顶部装有测量温度的温度计插孔，用酒精温度计插入观察。测温装置的温度计安装位置应正确。

1.3外表检查

储油柜上油位计应能清晰方便地观察；储油柜与气体断电器连通管道的阀门应打开，电器内应充满油；外壳和中性点接地装置应牢固，出线套管与导线的连接应牢固，相序色应正确。电压分接开关位置应正确。多台变压器应在箱外壳明显处标注编号。防爆管薄膜应完整，各部件无渗漏油情况。

1.4查阅变压器的试验报告，均应符合试验规程的要求。

2配电变压器的正常巡视检查

值班人员对运行中的变压器应作定期检查，以便了解和掌握变压器的运行状况，发现问题及时斛决。运行中变压器的日常巡视检查项目如下：（1）声音是否正常：正常运行的变压器发出均匀的“嗡嗡”声。应无沉重的过载引起的“嗡嗡”声，无内部过电压或局部放电打火的“吱吱”声；无内部零件松动、穿心螺钉不紧、铁心硅钢片胯动的“萤萤”声，无系统短路时的大噪声，无大动力设备起动或存谐波设备运行的“哇哇”声等。（2）检查负载：1）室外安装的变压器，如没有固定安装的电流表时，应使用钳形电流表测量最大负载电流及代表性负载电流。2）室内安装的变压器装有电流表、电压表的，应记录每小时负荷并应画出日负载曲线。3）测量三相电流的平衡情况，其中性线上的电流不应超过低压绕组额定电流的25%。4）变压器的运行电压不应超出额定电压的±5%范围。如果电源电压长期过高或过低，应调整变压器分接头，使低压侧电压趋于正常。（3）温度是否超过允许值，上层油温一般应不超过85℃。（4）套管是否清洁，有无破损裂纹和放电痕迹，一、二次侧引线不应过紧、过松，各连接点是否紧固，应无放电及过热现象，测温用的示温蜡片应无熔化现象。（5）外壳接地及中性点接地的连接及接地电阻值应符合要求。（6）以手试摸散热器温度是否正常，各排散热管温度是否一致。（7）冷却系统是否运行正常，装有风扇的变压器应保持在运行或可用状态（风冷、强油风冷、水冷等）。（8）装备气体继电器和防爆管的变压器，应检查其充油及薄膜完整情况。（9）油位应正常，外壳清洁无渗漏油现象。（10）吸湿器应畅通，硅胶不应吸湿饱和，油封吸湿器的油位应正常。

3配电变压器的特殊巡视检查项目

（1）高温及重负载时，检查触头、接头有无过热现象，监视负载、油温、油位变化。冷却系统应运行正常。（2）大风来临前检查周围杂物，防止吹到设备上。大风时，观看引线摆动时的相间距离及对地安全距离是否满足要求和有无搭挂杂物。（3）雷电后检查瓷绝缘有无放电痕迹，避雷器、避雷针是否放电，雷电记录器是否动作。（4）下雾天气，瓷套管有无放电打火现象，重点监视瓷质污秽部分。（5）下雪天气，根据积雪融化情况检查接头发热部位，及时处理结冰。（6）夜间熄灯巡视，检查绝缘有无放电闪络现象及接头有无过热发红。（7）短路故障时，检查有关设备、接头有无异状。（8）有异常情况时，查看电压、电流表读数及继电保护动作情况。气体继电器发出警报时，对变压器内外部进行检查。

4干式配电变压器的运行检查

4.1投入运行后的检查

（1）有无异常声音、振动。（2）有无局部过热、有害气体腐蚀等使绝缘表面出现爬电痕迹和炭化现象等造成的变色。（3）变压器所在房屋或机内的温度是否特别高，其通风、换气状态是否正常，变压器的风冷装置运转是否正常。

4.2定期检查

（1）投运后的2～3个月期间进行第一次检查，以后每年进行一次检查。（2）检查浇注型绕组和相间连接线有无积尘，有无龟裂、变色、放电等现象，绝缘电阻是否正常。（3）检查铁心风道有无灰尘、异物堵塞，有无生锈或腐蚀等现象。（4）检查调压分接开关触头有无过热变色、接触不良或锈蚀等现象。（5）检查绕组压紧装置是否松动。（6）检查指针式温度计等仪表和保护装置动作是否正常。（7）检查冷却装置包括电动机、风扇轴承等是否良好。

[参考文献]

继电保护特色范文

中图分类号：TM421文献标识码：A1前言目前，我厂使用的电力变压器大多数仍然是油浸式变压器。本人工作以来经常参加变压器的维修工作，积累了许多关于变压器的知识，现就变压器的瓦斯保护作一详细的介绍。2工作原理瓦斯继电器（又称气体继电器）是变压器所用的一种保护装置，装在变压器的储油柜和油箱之间的管道内，利用变压器内部故障而使油分解产生气体或造成油流涌动时，使气体继电器的接点动作，接通指定的控制回路，并及时发出信号告警（轻瓦斯）或启动保护元件自动切除变压器（重瓦斯）。

轻瓦斯主要反映在运行或者轻微故障时由油分解的气体上升入瓦斯继电器，气压使油面下降，继电器的开口杯随油面落下，轻瓦斯干簧触点接通发出信号，当轻瓦斯内气体过多时，可以由瓦斯继电器的气嘴将气体放出。

重瓦斯主要反映在变压器严重内部故障（特别是匝间短路等其他变压器保护不能快速动作的故障）产生的强烈气体推动油流冲击挡板，挡板上的磁铁吸引重瓦斯干簧触点，使触点接通而跳闸。

瓦斯继电器分有载瓦斯继电器（油管半径一般为50mm或者80mm）和本体瓦斯继电器（油管半径一般80mm）。瓦斯继电器有浮筒式、档板式、开口杯式等不同型号。如QJ-80型继电器，其信号回路接上开口杯，跳闸回路接下档板。所谓瓦斯保护信号动作，即指因各种原因造成继电器内上开口杯的信号回路接点闭合，光字牌灯亮。3保护范围瓦斯保护是变压器的主要保护，它可以反映油箱内的一切故障。包括：油箱内的多相短路、绕组匝间短路、绕组与铁芯或与外壳间的短路、铁芯故障、油面下降或漏油、分接开关接触不良或导线焊接不良等。瓦斯保护动作迅速、灵敏可靠而且结构简单。但是它不能反映油箱外部电路（如引出线上）的故障，所以不能作为保护变压器内部故障的唯一保护装置。另外，瓦斯保护也易在一些外界因素（如地震）的干扰下误动作，对此必须采取相应的措施。4安装方式瓦斯继电器安装在变压器到储油柜的连接管路上，安装时应注意：4.1首先将气体继电器管道上的碟阀关严。如碟阀关不严或有其他情况，必要时可放掉油枕中的油，以防在工作中大量的油溢出。4.2新气体继电器安装前，应检查有无检验合格证明，口径、流速是否正确，内外部件有无损坏，内部如有临时绑扎要拆开，最后检查浮筒、档板、信号和跳闸接点的动作是否可靠，并关好放气阀门。4.3气体继电器应水平安装，顶盖上标示的箭头方向指向油枕，工程中允许继电器的管路轴线方向往油枕方向的一端稍高，但与水平面倾斜不应超过4%。4.4打开碟阀向气体继电器充油，充满油后从放气阀门放气。如油枕带有胶囊，应注意充油放气的方法，尽量减少和避免气体进入油枕。4.5进行保护接线时，应防止接错和短路，避免带电操作，同时要防止使导电杆转动和小瓷头漏油。4.6投入运行前，应进行绝缘摇测及传动试验。5试验项目气体继电器在安装使用前应作如下一些检验项目和试验项目：5.1一般性检验项目：玻璃窗、放气阀、控针处和引出线端子等完整不渗油，浮筒、开口杯、玻璃窗等完整无裂纹。5.2试验项目5.2.1密封试验：整体加油压（压力为20mPa，持续时间为1h）试漏，应无渗透漏。5.2.2端子绝缘强度试验：出线端子及出线端子间耐受工频电压2000v，持续1min，也可用2500v兆欧表摇测绝缘电阻，摇测1min代替工频耐压，绝缘电阻应在300mΩ以上。5.2.3轻瓦斯动作容积试验：当壳内聚积250∽300cm3空气时，轻瓦斯应可靠动作。5.2.4重瓦斯动作流速试验。6日常巡视项目电力变压器运行规程DL/T572-95（以下简称“规程”）规定在变压器的日常巡视项目中首先应检查气体继电器内有无气体，对气体的巡视应注意以下几点：6.1气体继电器连接管上的阀门应在打开位置。6.2变压器的呼吸器应在正常工作状态。6.3瓦斯保护连接片投入应正确。6.4油枕的油位应在合适位置，继电器内充满油。6.5气体继电器防水罩一定牢固。6.6继电器接线端子处不应渗油，且应能防止雨、雪、灰尘的侵入，电源及其二次回路要有防水、防油和防冻的措施，并要在春秋二季进行防水、防油和防冻检查。7运行变压器在正常运行时，瓦斯继电器工作无任何异常。关于瓦斯继电器的运行状态，规程中对其有如下规定：7.1变压器运行时瓦斯保护应接于信号和跳闸，有载分接开关的瓦斯保护接于跳闸。7．2变压器在运行中进行如下工作时应将重瓦斯保护改接信号：7.2.1用一台断路器控制两台变压器时，当其中一台转入备用，则应将备用变压器重瓦斯改接信号。7.2.2滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂和开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。7.2.3在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时。7.2.4除采油样和在瓦斯继电器上部的放气阀放气处，在其他所有地方打开放气、放油和进油阀门时。7.2.5当油位计的油面异常升高或吸吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时。7.3在地震预报期间，应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能确定重瓦斯保护的运行方式。地震引起重瓦斯保护动作停运的变压器，在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确认无异常后，方可投入。8瓦斯保护信号动作的主要原因8.1轻瓦斯动作的原因：8.1.1因滤油、加油或冷却系统不严密以至空气进入变压器。8.1.2因温度下降或漏油致使油面低于气体继电器轻瓦斯浮筒以下8.1.3变压器故障产生少量气体8.1.4变压器发生穿越性短路故障。在穿越性故障电流作用下，油隙间的油流速度加快，当油隙内和绕组外侧产生的压力差变化大时，气体继电器就可能误动作。穿越性故障电流使绕组动作发热，当故障电流倍数很大时，绕组温度上升很快，使油的体积膨胀，造成气体继电器误动作。8.1.5气体继电器或二次回路故障。以上所述因素均可能引起瓦斯保护信号动作。9瓦斯保护装置动作的处理变压器瓦斯保护装置动作后，应马上对其进行认真检查、仔细分析、正确判断，立即采取处理措施。9.1瓦斯保护信号动作时，立即对变压器进行检查，查明动作原因，上否因积聚空气、油面降低、二次回路故障或上变压器内部邦联造成的。如气体继电器内有气休，则应记录气体量，观察气体的颜色及试验上否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可根据的关规程和导则判断变压器的故障性质。色谱分析是指对对收集到的气体用色谱仪对其所含的氢气、氧气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等气体进行定性和定量分析，根据所含组分名称和含量准确判断邦联性质，发展趋势、和严重程度。若气体继电器内的气体无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。若气体继电器内的气体可燃且油中溶解气体色谱分析结果异常，则应综合判断确定变压器是否停运。9.2瓦斯继电器动作跳闸时，在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断。a.是否呼吸不畅或排气未尽；b.保护及直流等二次回路是否正常；c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象；d.气体继电器中积聚的气体是否可燃；e.气体继电器中的气体和油中溶解的气体的色谱分析结果；f.必要的电气试验结果；g.变压器其它继电保护装置的动作情况。10瓦斯保护的反事故措施瓦斯保护动作，轻者发出保护动作信号，提醒维修人员马上对变压器进行处理；重者跳开变压器开关，导致变压器马上停止运行，不能保证供电的可靠性，对此提出了瓦斯保护的反事故措施：10.1将瓦斯继电器的下浮筒改为档板式，触点改为立式，以提高重瓦斯动作的可靠性。10.2为防止瓦斯继电器因漏水而短路，应在其端子和电缆引线端子箱上采取防雨措施。10.3瓦斯继电器引出线应采用防油线。10.4瓦斯继电器的引出线和电缆应分别连接在电缆引线端子箱内的端子上。11结论变压器瓦斯信号动作后，运行人员必须对变压器进行检查，查明动作的原因，并立即向上级调度和主管领导汇报，上级主管领导应立即派人去现场提取继电器气样、油样和本体油样，分别作色谱分析。根据有关导则及现场分析结论采取相应的对策，避免事故的发生，以保证变压器的安全经济运行。

继电保护特色范文篇8

【关键词】10kv配网；变压器；保护措施

造成变压器的故障因素很多，包括：误操作、高温、涌流、过负荷、三相负载不平衡等等。因此，我们必须对变压器的常见故障及特征进行分析，根据原因做出保护措施。

1.10kv配电变压器的常见故障及特征分析

1.1常见故障

10kv配电变压器的常见故障可分为两大类：一是变压器油箱内部故障；二是油箱外部故障。内部故障：是指变压器油箱内部的各种故障，包括相间短路，绕组匝间短路和单相接地故障等。外部故障：是指引出线绝缘套管间的相间短路和单相接地故障等，主要分为以下几种：（1）芯体故障：线圈绝缘受潮；大部分绝缘老化；绕组层间、匝间发生了短路；系统短路使绕组造成的机械损伤；铜线质量不好形成局部过热；冲击电流造成的机械损伤等。（2）变压器油故障：油泥沉积阻塞油道使散热性能变坏；绝缘油因高温运行而氧化，吸收空气中的水份造成电气绝缘性能下降；油绝缘降低造成闪络放电等。（3）磁路故障：穿芯螺丝或轭夹件碰接铁芯；铁芯安装不良造成空洞声；压铁松动引起电磁铁振动和噪声；芯片叠装不良造成铁损增加；铁芯接地不良形成间歇性静电放电等。（4）其他方面故障：油箱漏油；分接头接触不良而局部过热；油温指示失灵；分接头之间因油泥造成相间短路或表面闪络；防爆管故障使油受潮等。

1.2故障特征分析

1.2.1特征(1)轴向失稳：在幅向漏磁产生的轴向电磁力作用下，导致变压器绕组轴向变形。(2)辐向失稳：在轴向漏磁产生的辐向电磁力作用下，导致引线间绕组轴向变形。(3)引线固定失稳：在引线间的电磁力作用下，造成引线振动，导致引线间短路。

1.2.2原因分析(1)基于变压器静态理论设计而选用的电磁线，与实际运行时作用在电磁线上的应力差异较大。(2)目前各厂家的计算程序都是建立在漏磁场的均匀分布、线匝直径相同、等相位的力等理想化的模型基础上而编制的，而事实上变压器的漏磁场并非均匀分布，铁轭部分相对集中，该区域的电磁线所受到机械力也较大；换位导线在换位处由于爬坡会改变力的传递方向，而产生相扭矩。(3)抗短路能力计算时没有考虑温度对电磁线的抗弯和抗拉强度的影响。按常温下设计的抗短路能力不能反映实际运行情况，随着电磁线的温度提高，其抗弯、抗拉强度及伸率均下降。(4)采用普通换位导线，抗机械强度较差，在承受短路机械力时，易出现变形、散股、露铜现象。采用普通换位导线时，由于电流大，换位爬坡，该部位会产生较大的扭矩，同时处在绕组二端的线饼，由于幅向和轴向漏磁场的共同作用，也会产生较大的扭矩，致使扭曲变形。

2.10kv变压器保护措施

变压器继电保护装置应满足装置功能多、先进、可灵活选择,逻辑回路动作正确率、可靠性高等要求。对于10kV变压器，通常应该设置以下保护：

2.1瓦斯保护

容量800kVA及其以上的油浸式变压器应装设瓦斯保护，作为变压器油箱内部故障和油面降低的主保护。对于10kV变压器的瓦斯保护是不可缺少的安全保护。当变压器的局部发生故障时，常常是破坏绝缘或变压器油产生气体。监视气体发生的速度，分析气体的各种特征及成分，可以间接地推测故障发生原因、部位和严重程度，在变压器出现突然性严重故障时自动报警或切断电源。瓦斯保护分为轻瓦斯保护动作于信号和重瓦斯保护动作于断路器跳闸两种。

2.1.1轻瓦斯保护动作（1）因进行滤油、加油和启动强油循环装置而使空气进入变压器。（2）因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。（3）因变压器轻微故障而产生少量气体。（4）因直流回路绝缘破坏或接点劣坏引起误动作。

2.1.2重瓦斯保护动作引起重瓦斯保护动作跳闸的原因，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障，在某种情况下，如检修后油中空气分离的太快，可能导致瓦斯保护动作于跳闸。发生瓦斯信号后，首先应检查瓦斯继电器动作的原因，如不是上述原因造成的，则应立即收集瓦斯继电器的气体，并根据气体的多少、颜色、是否可燃等判断其故障性质。重瓦斯保护动作时，若判明是内部故障，应向上级汇报并取油样化验，进行色谱分析检查油的闪点。若油的闪点比过去降低5度以上，则说明变压器内部有故障，必须停下处理，严禁冒然送电。

2.2电流速断保护

继电保护系统将电流速断保护与瓦斯保护相互配合，可快速切除变压器高压侧及其内部的各种故障，均为变压器的主保护。在满足供电系统稳定性，用户供电可靠性条件下，总希望在故障发生瞬间，保护能迅速动作，电流速断保护就是反应于增大而瞬间动作的一种保护。它的主要优点是简单可靠，动作迅速。当变压器的速断保动作于跳闸时，如有备用变压器，应首先将备用变压器投入，然后对速断保护范围内各部分进行检查：检查变压器套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪络的痕迹。

2.3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，反时限过电流保护就将起作用。反时限过电流保护是由GL-15（25）感应型继电器构成的，这种保护方式在一般工矿企业中应用广泛。感应型继电器兼有电磁式电流继电器、电磁式时间继电器作为时限元件）、电磁式信号继电器和电磁式中间继电器的功能，可用以实现反时限过电流保护。

2.4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。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）、（电磁式电流继电器舴为起动元件）、电磁式信号继电器构成的。它一般采用直流操作，须设置直流屏。这种保护方式-般应用在10kV-35kV系统中比较重要的变配电所。

2.5零序电流保护

10kV系统采用中性点不接地的运行方式。系统运行正常时，三相是对称的，三相对地间均匀分布有电容。在相电压作用下，每相都有一个超前90的电容电流流人地中。这三个电容电流数值相等、相位相差120，其和为零，中性点电位为零。假设A相发生了一相金属性接地时，则A相对地电压为零，其他两相对地电压升高为线电压，三个线电压不变。这时对负荷的供电没有影响。按规程规定还可继续运行2h，而不必切断电路，这也是采用中性点不接地的主要优。但其他两相电压升高，线路的绝缘受到考验，有发展为两点或多点接地的可能。应及时发出信号，通知值班员进行处理。当网络比较复杂、出线较多、可靠性要求高，采用绝缘监察装置不能满足运行要求时，可采用零序电流保护装置。它是利用接地故障线路零序电流较非接地故障线路零序电流大的特点构成的一种保护装置。

3.结束语

变压器是电网中的重要设备之一。虽配有多重保护，但由于内部结构复杂、电场及热场不均等诸多因素，维护不当事故仍然会发生。经常对设备进行检测，并加强日常的维护和保养，会对电力设备起到极其重要的作用，从而使电力供应更加安全可靠。

继电保护特色范文篇9

关键词：变压器故障处理

引言

变压器是电力系统中重要的设备之一，广泛应用于变配电系统中，一旦发生故障将直接威胁到系统运行的稳定性与用户设备的安全性。而在实际运行过程中，故障的发生也会因安装、维护、检修以及人员操作问题不可避免。所以，必须结合变压器的运行情况、历史数据、故障特征，采取各种有效的方法和途径，科学而有序地对故障进行处理。

主变压器油温过高

当上层油温超过允许值时，应检查温度计本身是否失灵，检查冷却装置是否正常，散热器是否打开；检查变压器的负荷，并与以往同样负荷下的冷却介质的温度相比较，是否有差异。如上述油温比以往同样条件下高出10℃，且还在继续上升，则可断定变压器内部有故障。当差动保护和气体继电器保护不动作，但出现油色逐渐变暗，油温渐渐升高等情况时要立即报告，并将变压器停止运行，进行检修。检修时注意检查匝间短路，夹紧用的穿心螺栓与铁心是否短路，或者硅钢片间的绝缘是否损坏。

3、主变压器漏油

主变压器漏油主要是由于安装及检修等操作不慎，造成位置安装的不正确，胶垫错位、老化、失去弹性、开裂、脆化、变形，螺杆紧固力不均等原因，或由于制造而引起焊缝、铸件的砂眼和气孔的漏油等。

由于漏油使油位迅速下降时，因油面过低（低于顶盖）而没有气体继电器保护动作于跳闸，将会损坏引线绝缘，所以禁止将气体继电器跳闸保护只作用于信号。有时变压器内部有咝咝的放电声，且变压器顶盖下形成了空气层，就有很大的危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。修漏方法有以下几方面：

3.1对于箱沿及装高压瓷套管的密封垫，发现漏渗可适当拧紧螺母，如解决不了漏渗，则必须整体放油来检修。对于冷却器、净油器等处连接油箱的蝶阀内侧密封胶垫漏渗，当拧紧螺母也解决不了漏渗时，也必须放油后检修。油放出后用滤油机将油注入变压器顶上的储油柜内，关闭储油下蝶阀，待检修完毕再打开储油柜蝶阀，恢复运行油面。

3.2焊好漏渗部位的关键是找准变压器漏渗油准确位置，根据漏渗点的所处部位，采用带油或不带油的方法进行补焊工作。油箱钢板厚6-8cm，可带油补焊。焊口较大时，可采用抽真空法补焊。

3.3气体继电器漏渗检修时，检修气体继电器必须停用直流电源或解掉连接地，以防触电，也可防止气体继电器端子短接而误跳闸。处理时关闭气体继电器两端蝶阀，更换密封胶垫和更换小套管胶垫。另外，由于取气小钢球不合适或里面有异物时，也会造成球顶不严而漏渗。

4、主变压器着火

主变压器着火时，应首先切断电源。若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，同时要用四氯化碳灭火机或砂子灭火，并注意油流方面，以防火灾扩大而引起其他设备着火。

5、主变压器保护动作

5.1气体继电器报信号

气体继电器报信号有下列原因：①因滤油、加油和启动强油循环装置而使空气进入变压器；②因温度下降或漏油致使油面缓慢低落；③因变压器轻微故障而产生少量气体；④由于外部穿越性短路电流的影响；⑤因直流回路绝缘破坏或触点劣化引起的误动作。

发生气体继电器报信号，首先应停止音响信号，并检查气体继电器动作的原因。如果不是上述原因造成的，则应立即收集气体继电器内的气体。如果气体不可燃而且是无色无嗅，而混合气体中主要是惰性气体，氧气含量大于16%，油的闪点没有降低，则说明是空气进入气体继电器内，此时变压器可继续运行。如果打开气体继电器顶盖上的放气栓，距栓口5-6cm处火柴明火可点燃，有明亮的火焰，则说明变压器内部有故障。把收集到的气体进行化验，如果气体颜色和性质为黄为不易燃的，且一氧化碳含量大于1-2%，则为木质绝缘损坏；如是灰色和黑色易燃的，且氢气含量在30%以下，有焦油味，闪点降低，则说明油因过热而分解；如气体为浅灰色带强烈臭味，则油内曾发生过闪络故障，且纸或纸板绝缘损坏。

如果上述还不能作为正确判断，则可采用气相色谱法，适当从氢、烃类、一氧化碳、二氧化碳、乙炔的含量中用三比法判断是裸金属过热性故障，还是固体绝缘物过热性故障，或是匝间短路、铁心多点接地等放电性故障。

5.2气体继电器动作跳闸

若判明是内部故障，应报告上级，并取油样化验，进行色谱分析，检查油的闪点。若油的闪点比过去降低5℃以上，则说明变压器内部有故障，必须停下处理，严禁送电。若内部无故障，则是由于油面剧烈下降或保护装置二次回路故障；在某种情况下，如检修后油中空气分离的太快，也可使气体继电器保护动作跳闸，则可在排除故障后送电。

5.3差动保护动作

当变压器的差动保护动作时，则应立即将备用变压器投入，然后对差动保护范围内的各部分进行检查：

检查变压器套管是否完整，连接变压器的母线上有无闪络的痕迹。

检查电缆头是否损伤，电缆是否有移动现象。

有时差动保护在其保护范围外发生短路时，可能会发生误动作，如果变压器没有损伤的征象时，则应检查差动保护的直流电路。若没有发现变压器有故障，应可空载合闸试送电；合闸后，经检查正常时，方可与其他线路接通。

若跳闸时一切都正常，则可能为保护装置误动作，此时，应将各侧的断路器和隔离开关断开，由试验人员试验差动保护的整套装置。若差动保护动作正确时，则必须将故障找出并消除后，方可将变压器投入运行。

继电保护特色范文篇10

关键词：继电保护；电力系统；作用；发展趋势

随着科技与经济的发展，电力开始在世界舞台上扮演着越来越重要的角色，越来越多的事情需要通过电力才能够完成，因此电力系统中继电保护的作用也就逐渐凸显出来，它能够在电力系统发生故障时迅速解决故障，降低由电力系统故障带来的损失，如果遇到特殊情况可以切断电源，保证整个电力系统在一个平稳、安全的环境下运行。当前科技发展迅速，越来越多的新生事物开始被运用，这无疑为继电保护带来了新的发展方向，国家应该注重这一方面的研究，保证我国电力系统的正常运行，以此来促进我国经济、科技的向前发展。

1电力系统继电保护概述

继电保护可以对电力系统的一系列异常情况进行相应的处理，保证电力系统的安全与正常运行。我国对电力系统继电保护的研究从上世纪80年代初才正式开始，晚于西方各国。微机继电保护是我国一直以来对电力系统继电保护的研究方向，我国自改革开放以来就注重对电力系统以及继电保护的研究，而且在上世纪80年代就引入了计算机，在1984年以计算机作为依托建立了微机继电保护，并且取得了良好的成效，这一技术在我国已经日趋成熟。目前，电力系统在我们的生产与生活中扮演了越来越重要的角色，因此对电力系统的保护工作也越来越重要，因此我们看重继电保护，要了解它、发展它，让它跟上时代的步伐，为我国发挥出更大的作用。

2电力系统继电保护的作用

2.1保护电力系统在安全的状态下运行

整个电力系统由其中的各个部分构成，它们共同发挥作用，让电力系统能够正常的运行，为广大居民、政府机构以及企业提供电量，让生活中的一切都可以正常的运行，可是一旦其中一个部分出现了问题那么就会引发“蝴蝶效应”，牵一发而动全身，对整个电力行业造成不良影响。继电保护存在于电力系统中的各个部件之中，一旦某个部件发生了问题，那么继电保护就会第一时间察觉到，对该部件进行跳闸处理，减少因故障对供电带来的影响，保护电力系统的安全运行，同时降低出现问题部件的自身损坏，把因为部件故障而带来的损失控制在最低范围内。

2.2提示电力系统中存在的特殊情况

电力系统存在于各种电气设备中，而电气设备又由多个部件、多个系统组成，如果整个电气设备在工作中出现了特殊情况，那么继电保护会根据设备的自身条件以及设备的异常状态对设备使用者进行提示，引起相关人员的注意，并且让相关人员能够及时对该设备的特殊情况进行处理，继电保护也可以自行发挥作用，对出现问题的部分进行处置，如果那些部件的继续运行会对整个电气设备造成影响，那么继电保护会将它进行切除处理，以此来避免电气设备遭到进一步损害，保证电力系统以及电气设备的正常运行，不影响人民、政府以及企业的正常生活与工作。

2.3监控整个电力系统的运行状态

很多工作人员与普通民众都对继电保护的认知仅仅停留在它能够保证电力系统的正常运行、处理电力系统中出现的相关问题并且能够给人做出提示等方面，但是实际上，继电保护还存在着一个作用就是对整个电力系统的运行状态进行监控。在过去进行的继电保护不仅工作步骤繁杂，还会造成大量人力、物力的浪费，对于一些偏僻地区的电力系统，需要工作人员全天在那里工作，一旦出现异常情况就要及时进行处理，如果处理不及时那么就可能导致相关电力系统的故障，让这一地区出现停电等状况，对该地区人民的正常生活与生产造成不良影响。但是现在随着科技的发展与应用，继电保护可以实现对整个电力系统的远程监控，一旦出现事故可以及时做出处理与调整，保障整个电力系统的平稳\行以及人民的生活与生产，节省因为继电保护而使用的人力物力。

3电力系统继电保护的发展趋势

3.1计算机化发展趋势

计算机正在走进我们每个人的生活，在正常的生产中也需要运用到计算机对一系列事件进行处理，科技正在不断向前发展，电力系统也正在跟上时代的步伐，因此对继电保护也提出了更高的要求，继电保护的计算机发展趋势已经成为一种必然选择。与以往相比，当前的继电保护需要能够容纳更多的数据信息以及故障信息，对任何故障都能够做出正确的处理，并且能够以互联网作为基础和其他计算机进行通信交流，实现数据、故障等方面信息的共享。计算机自身具有强大的储存能力以及数据处理能力，可以满足电力系统继电保护的要求，同样也为电力系统继电保护提供了更多发展的可能。

3.2网络化发展趋势

网络化发展趋势是以计算机化发展趋势作为基础的，网络需要依靠计算机来体现，通过计算机进行各种信息的传输与通讯，以此来实现数据、故障等信息的共享，利用网络进行对电力系统的继电保护是一种新型的继电保护形式，它能够对继电保护的性能进行提高，也是目前科技发展的必然趋势，可以利用网络的特性建立一个个分站，分站之间彼此连接、加强联系，可以直接对电力系统进行保护，也可根据形势形成另一个继电保护系统，加强对整个电力系统的保护。

3.3智能化发展趋势

智能化发展趋势同样以计算机发展作为基础，人工智能技术开始被大规模应用，带动了许多技术向着更高的方向去发展，电力系统以及其相关的继电保护也是其中的受益者，人工智能技术能够让它朝着新的方向去发展。人工智能技术中的进化规划、遗传算法以及神经网络等方面的技术都在被应用于现代的电力系统中，这也为继电保护增加了新的发展内容，继电保护也会因此具有新的功能，能够完成更多方面的工作，为现代电力系统的发展提供更多保护工作。

3.4一体化发展趋势

我国经济在不断发展，人民的生活水平在不断提高，用电量也在逐年增加，这无疑对电力系统以及继电保护提出了比以往更高的要求，因此现代技术要求电力系统继电保护向着一体化的方向发展。一体化发展趋势是以计算机化发展趋势与网络化发展趋势作为基础的，依靠计算机和网络设置终端，这一终端需要能够对相关资源进行共享，并且对电力系统中出现的故障进行处理，管理整个电力系统。一体化发展趋势的本质是将整个电力系统的保护、控制和其他计算机的通信等方面结为一体，它打破了时间与空间之间的限制，只要电力系统出现问题，那么与之相关的一系列工作都将启动，整个系统为了保证电力系统的安全、人民的正常用电而服务，将会为未来的电力工作带来新的形式。

4结束语

我国国民用电量在不断增多，用电的需求也越来越高，因此对电力系统的保护工作也越来越重要，继电保护一直以来都很好地保护着我国的电力系统，即使是今天仍旧发挥着它自身的功能，面对着当前的科技发展，应该为它制定相应的发展趋势，为其增添新的内容，让它能够更好地为我国电力系统、我国社会发展服务。

参考文献

[1]姜凡.电力系统继电保护技术的现状与发展趋势[J].科技创业家，2014（6）：92-93.

继电保护特色范文篇11

【关键词】变压器；重瓦斯保护；处理

1.事故现象

五个特征：喇叭响，警铃响；掉牌未复归光字亮；瓦斯动作光字亮；主变三侧位置灯闪光；表计电压无指示。

2.事故原因

一是变压器内部严重故障；二是由于二次回路问题误动作；三是由于油枕内的胶囊安装不良，造成呼吸堵塞，油温发生变化后，呼吸器突然冲开，油流冲动使瓦斯继电器误动作跳闸；四是外部发生穿越性短路故障；五是变压器附近有较强的震动。

3.事故处理程序

出现事故后要立即汇报调度。迅速投入备用变压器或备用电源，恢复供电，恢复系统之间的并列。若同时分路中有保护动作掉牌时，应先断开该开关，失压母线上有电容时，先断开电容器开关。对变压器进行外部检查，外部检查无明显异常和故障迹象，取气检查分析；若有明显的故障迹象，不必取气即可认为属内部故障。根据保护动作情况、气体性质、二次回路上有无工作等进行综合分析判断，根据判断结果采取相应的措施。

4.对变压器进行外部检查的主要内容

一是油温、油位、油色情况；二是油枕、防爆管、呼吸器有无喷油、防爆管隔膜是否冲破，各法兰连接处、导油管等处有无冒油；三是外壳有无鼓起变形，套管有无破损裂纹；四是瓦斯继电器内有无气体；五是有无其它保护动作信号；六是压力释放阀是否动作；七是现场取气，检查分析气体的性质。

5.分析判断

（1）变压器的差动、速断等其它保护，是否有信号掉牌，若变压器的差动保护等同时动作，则说明变压器内部有故障。

（2）跳闸之前轻瓦斯动作，变压器内部故障，一般是由较经微发展到较严重的，若重瓦斯动作跳闸之前，曾先有轻瓦斯信号，则可以检查到变压器的声音等有无异常。

（3）外部检查有无发现异常和故障迹象。

（4）取气体检查分析，若瓦斯继电器内的气体有色、有味、可点燃（主要是可燃性），无论外部检查，有无明显的故障现象，有无明显的异常，应判定为内部故障。

（5）跳闸时，表计指示有无冲击摆动，其它设备有无保护动作信号。重瓦斯动作跳闸时，若有上述现象，且检查变压器外部无任何异常，瓦斯继电器内充满油、无气体、重瓦斯信号掉牌能恢复，则属外部有穿越性短路，变压器通过很大短路电流，内部产生的电动力使变压器油波动很大而误动。

（6）变压器跳闸时附近有无过大震动。

（7）根据检查直流系统对地绝缘情况，重瓦斯保护掉牌信号不能复归，判断是否属于直流接地或二次回路引起的误动。若检查变压器无任何故障现象和异常，瓦斯继电器内充满油、无气体没有外部短路故障；跳闸之前，无轻瓦斯信号，也没有其它保护动作掉牌；如果重瓦斯信号掉牌不能恢复，观察瓦斯继电器的下接点，未闭合，且保护出口继电器接点仍在闭合位置，说明是二次回路短路，造成误动跳闸。与上述现象相同，且直流系统绝缘不良，有直流接地信号，则为直流多点接地造成误动跳闸；二次回路短路或接地，造成误动作跳闸的原因有：回路上有人工作，工作人员失误，瓦斯继电器接线盒进水，瓦斯断电器渗油，使电缆长时间受腐蚀、绝缘破坏，二次线端子排受潮等。

6.事故处理方法

（1）经判定为内部故障，未经内部检查并试验合格，不得重新投入运行，防止扩大事故。

1）经外部检查，发现有明显的异常情况和故障象征，不经检查分析气体的性质即可认为属内部故障。

2）外部检查无明显异常现象，跳闸前有轻瓦斯信号，取气分析有味、有色、可燃为内部故障，因为外部象征不明显。

3）检查变压器差动保护或其它主保护有动作信号掉牌，跳闸前有轻瓦斯信号，无论变压器外部有无明显异常，取气分析是否有色，可燃或未查明气体性质，均可应认为内部有问题。

（2）外部检查无任何异常，取气分析无色、无味、不可燃、气体纯净无杂质，同时变压器其它保护未动作，跳闸前轻瓦斯信号报出时，变压器声音、油温、油位、油色无异常，可能属进入空气太多，排出太快，应查明潮气的部位并处理。

（3）外部检查无任何故障迹象和异常，变压器其它保护未动作，取气分析、气体颜色很淡、无味、不可燃，即气体的性质不易鉴别（可疑）。无可靠的根据证明属误动作，无备用变压器和备用电源者，根据调度和主管领导命令执行，拉开变压器的各侧刀闸，摇测绝缘无问题，放出气体后试送一次，若不成功应做内部检查，有备用变压器者，先投入备用变压器，待专业人员取油样进行化验、试验合格后方能投运。

（4）外部检查无任何故障迹象和异常，瓦斯继电器内无气体，证明确属误动跳闸。

1）若其它线路上有保护动作信号掉牌，重瓦斯掉牌信号能复归，属外部有穿越性短路引起的误动跳闸，将故障线路隔离后，可投入运行。

继电保护特色范文篇12

关键词：继电保护；PLC；凸轮装置；微机保护

中图分类号：TM774文献标识码：A文章编号：1009-2374（2014）28-0055-02

继电保护是电网的重要组成部分，主要用于控制电网设备转速与出力，其品质与性能直接影响到电能品质和电网的安全可靠运行。电气-机械转换部件是继电保护的核心部件，因此，解决继电保护中电气-机械转换部件工作可靠性差、抗油污能力弱等问题，是提高继电保护可靠性的关键。

1继电保护PLC继电保护的结构及原理

继电保护是电网的电气部分，以可编程控制器（PLC）为硬件核心，软件采用全模块化结构，彩色液晶触摸屏屏幕显示，具有良好的全中文图形人机界面；电气-机械转换部件采用继电保护装置，液压系统为直连式结构，以继电保护-凸轮装置机械位移直接控制主配压阀。

PLC测量继电保护的频率偏差信号，按并联PID的调节模式运算后得出接力器开度计算值与A/D模块转换后的接力器开度反馈的差值经数字放大送入PLC的定位控制模块，由定位控制模块向驱动器发出继电保护的转向和转角信号。

继电保护接收脉冲信号后，带动凸轮转动，通过凸轮转角转化为机械位移量，再直接控制由辅助接力器和主配压阀组成的二级液压放大，通过主接力器控制电动机导水叶开度，实现水轮发电机组的调速和负荷控制。

2电保护系统的组成

机械柜部分，机械柜部分装有继电保护传动装置、电气反馈装置及开度限制机构、分段关闭机构、紧急停电磁阀、主配压阀等。

控制柜部分，以PLC为核心的微机调节器在控制柜上部，其核心部分选用FX2N系列可编程控制器（PLC）是为工业环境下应用而设计的计算机控制系统，由A/D转换模块、通讯模块、定位模块、继电器、继电保护驱动器和触摸屏七部分组成。

3继电保护系统的工作原理

自动运行切换为手动运行。继电保护处于自动运行时，按柜体面板上的自动/手动按钮或触摸操作屏中自动灯，则继电保护首先将机械开限关至当前接力器位置，而后凸轮转动至最大位置，以便机械开限控制接力器增减开度。若在自动切换至手动运行时，直流电源消失，则需通过转动手轮使机械开限达到与当前接力器相同的位置。手动运行，PLC将自动跟踪接力器位置。

手动运行切换为自动运行。继电保护处于手动运行时，按面板上的自动/手动按钮或触摸操作屏中的手动灯，即完成切换过程，凸轮自动回到中间位置。当继电保护处于自动运行状态且机组具备开机条件时，由中控室发出开机命令。继电保护接收到开机命令后，自动将机组开启到启动开度，并通过PID调节器使机组频率与电网频率保持一致，便于机组快速平滑地并网，使机械开限开至最大，通过中控室操作增、减功率把手，控制接力器的开度。

4系统继电保护装置的配置

电网变侧，电网220千伏变电站拟建为无人值班的综合自动化变电站。根据国家及部颁有关系统继电保护及安全自动装置的“规程”“规定”，系统继电保护及安全自动装置配置如下：

220千伏线路两侧应装设两套微机型、相互独立的主保护及完善的后备保护。根据系统通信通道情况，220千伏线路两侧均配置1面微机高频保护屏及1面微机光纤纵差保护操作屏作为线路运行时的主保护及后备保护，高频保护专用B相载波通道。光纤保护通道与通信复用光缆通道。

电网变66千伏六回出线建议全部配置光纤全线速动主保护，保护带有完整的后备保护及重合闸。在线路上架设OPGW光缆，保护通道采用专用光纤方式。

5电网变应配置1面保护试验电源屏。

变电站侧，变电站220千伏母线侧装母线保护、失灵保护屏一面。变电站220千伏母线侧现有微机故障录波器屏满足要求，可继续运行。

保护信息管理系统，根据国电公司要求和省电网的规划建设方案，省电网将建设微机保护信息管理系统，该系统利用数据网络传输电网事故信息和继电保护信息。该系统集故障动态录波、录波后动态分析、远方登陆、远传数据、web浏览等多功能为一体的微机保护信息管理系统。

电网220千伏变电站装设微机保护信息管理系统子站，装置通过信号接口及通道能与省电网微机保护信息管理系统主站进行通讯，从而构成完整的微机保护信息管理系统。

6微机保护在变电站的实际应用

微机保护，就是要保证变电站在发生各类故障时，能够快速切断故障点，保护电网的安全运行。

1991年以来，供电公司科研小组，率先在220千伏线上实现微机保护装置，创造了电网保护先河，研发220千伏电气联锁回路，微机保护对数字化变电站尤其重要，为了使继电保护更加可靠，变电站可以共享备用保护单元和软后备信号流切换为依据，重点阐述如何通过应用关联，来发展变电站继电保护系统的可靠性。

继电保护是变电站实行综合自动化的重要组成部分，继电保护专业，科技含量高，电网对保护装置要求更高，为了解决双母线切换位置重叠、继电器节点抖动的缺陷，科研小组应一次次对保护切换回路进行改进，成功研制双母线电压切换继电器的使用方法，该方法试验成功后，受到了设计院专家们高度赞誉，并在全国电网中推广使用。

继电保护就是电网运行的神经系统，有一点问题，系统运行就会不灵活，数字化变电站继电保护的任务就是要以最快的速度更换、改造旧设备、旧装置，开发高端科技、高附加值的综合自动化新产品、新设备。微机保护让地区电网更坚强，安全、经济运行更稳定。

7结语

综上所述：在电力系统变电站运行工作中，保护操作是一项经常性常规性工作，保护操作也是易于出现事故的工作，保护操作过程中，一旦发生事故，就会造成人员伤亡、设备损坏、电网瓦解等各类事故。针对电网保护操作具有的易发性和严重性，所以，电网企业必须采取一系列有效措施，加强对电气操作人员的“可控”和“再控”，重点控制人的素质和行为，保证措施规定有效可行。通过课题研究，验证该装置在电网使用以来，针对继电保护系统特点进行大量反复性试验，不仅检验了系统设计的技术先进性和元件选型的正确性，其调节灵敏，可靠性高，性能好，运行稳定，而且该产品结构简单、合理，操作简单，维护方便，能为电网带来较好的经济效益。

参考文献

[1]王成元，等.矢量控制交流伺服驱动电动机[M].北京：机械工业出版社，1995.

[2]国家技术监督局.电动机继电保护与油压装置试验验收规程.