配电网继电保护与自动化范文1
【关键词】配电 自动化 继电保护 配合
1 引言
随着人们对电力需求地提升，人们对供电可靠性的要求也越来越高。据统计，超过85%的故障停电是配电网故障造成的，随着配电自动化系统的建设，采用自动化手段进行故障快速处理，对于提高供电可靠性已经发挥了重要作用。多级保护是配电网运行过程中的有效保护方式，通过配电自动化与继电保护的相互配合与协调，保证在配电网发生故障时能够快速有效的处理，降低故障对配电网运行的影响。
2 配电自动化与继电保护配合的故障处理方式
配电网在应用多级保护后，选择的级差为两级，在进行两级级差配置时，依据以下几个方面的原则：采用负荷开关作为所有主干馈线的开关；采用断路器作为用户开关或分支开关以及变电站出线开关；设置断路器延迟时间时，用户或分支开关设置为0s，变电站出线开关设置为200～250ms。两级级差配置完成后，处理故障时，采取集中式的策略，在处理主干线发生的故障时，如果全架空馈线为主干线，变电站出线开关会直接跳闸，将故障电流切断，延时0.5s后，开关闭合，闭合成功时，故障判定为瞬时性，闭合失败时，故障判定为永久性，依据收据的故障信息，主站对故障区域进行有效地判断，并形成与故障相应的处理记录；如果全电缆馈线为主干线，故障发生后，直接判定故障为永久性，变电站出线开关跳闸，将故障电流切断，主站对故障区域进行判断，并进行相应的处理。集中式故障处理策略在处理分支线路或用户处的故障时，相应的开关作出跳闸的动作，将故障电流切断，如果跳闸开关所带的支线属于架空线路，开关会迅速闭合，延时0.5s后，闭合成功则故障判定为瞬时性，闭合失败故障则判定为永久性，如果跳闸开关所带的支线属于电缆线路，开关跳闸后，故障直接被判定为永久性。随后主站通过相应的故障信息，判定故障区域，完成故障处理。
3 变电站出线断路器瞬时速断保护情况下馈线的继电保护配合问题
当变电站出线断路器采用延时速断保护（即Ⅱ段）时，可以实现馈线分支断路器与变电站出线断路器两级级差配合的过电流保护，做到分支线故障不影响主干线，甚至还可以实现次分支/用户、分支、变电站出线开关三级级差配合的过电流保护，实现次分支/用户故障不影响分支、分支线故障不影响主干线。但是有些情况下，变电站出线断路器往往仍采用瞬时速断保护（即I段），通常认为这种情况下馈线就不具备过电流保护配合的条件了。实际上，即使变电站出线断路器配置瞬时速断保护，馈线上仍有保护配合可能，因为由于I段电流定值需躲开涌流等原因，往往导致瞬时速断保护并不保护馈线全长，而且配电网的故障高发于架空线路且以两相相间短路故障为多。随着配电网建设与改造的推进，主干线的绝缘化率一般较高，而分支线和用户线仍以架空线为主且总长度较长，因此配电网上发生的相间短路故障大部分都发生在分支线和用户线。
对于装设了瞬时电流速断保护的馈线，可以分为2个部分，上游部分发生相间短路故障时将引起变电站出线断路器的瞬时电流速断保护动作跳闸，不具备多级级差保护配合的条件；下游部分发生两相相间短路故障时，将不引起变电站出线断路器的瞬时电流速断保护动作，但是具有延时的过电流保护会启动，具备多级级差保护配合的条件。由于10kV馈线都从主变电站发出，一般情况下一条馈线的供电范围大致呈扇形，越向下游分支越多，而离变电站较近的路径多为电缆而没有供出负荷。因此，对于装设了瞬时电流速断保护的馈线，其具备多级级差保护配合条件的区域恰好落于分支比较多的范围，对于实施变电站出线断路器―分支线断路器―次分支/用户断路器的多级级差配合非常有利，往往可以使该馈线供出的大多数负荷受益，并且对于大部分相间短路故障有效。即使对于不具备多级级差保护配合条件的故障情形，在故障时发生了越级跳闸或多级跳闸现象，但是因为可以将保护动作信息上传至配电自动化主站，主站仍然可以正确判断出故障区域。若相应断路器具备遥控条件，则主站可以通过遥控进行修正性控制，将故障区域正确隔离并恢复健全区域供电；若相应断路器不具备遥控条件，则根据主站的故障定位结果可以派出人员迅速赶赴故障区域进行人工处理。
特别地，对于两级继电保护配合存在困难而故障后导致该两级断路器同时跳闸的情形，可对断路器配置带电后一次重合闸功能，且重合成功后暂时闭锁I段而保留Ⅱ段电流保护。若“子”断路器下游发生永久性故障后导致两台断路器均跳闸，则“父”断路器重合成功将电送到“子”断路器并暂时闭锁I段电流保护，“子”断路器带电后，重合失败而将故障隔离，“父”断路器因暂时闭锁I段电流保护而不会跳闸，一段时间后“父”断路器自动复归再次具备I段电流保护和一次重合闸功能。
4 结语
配电网在运行的过程中，比较容易出现故障，影响电力系统的正常运行，通过继电保护与配电自动化的相互配合，可提升配电网故障的处理能力，有效的解决配电网主干线或分支线上的故障，从而保证配电网的正常运行，提升整个电力系统运行的安全性，保证供电质量，充分的满足人们的用电需求，实现电力企业的可持续发展。
参考文献：
[1]民.实用型配电自动化技术[M].北京：中国电力出版社，2008.
配电网继电保护与自动化范文2
关键词：继电保护配置 可视化 智能匹配
中图分类号：TM769 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2016）10-0235-01
1 背景技术
赣州电网继电保护配置采用人工表格模式，工作量大，易用性查，保护和调度人员不能方便地查询或调阅。另一方面，目前也是依赖于保护人员的经验和记忆来编制保护变更内容。随着赣州用电需求日益增加，电网越来越复杂，给保护人员和调度员的工作Ю锤大挑战，对专业知识依赖程度很高，劳动强度大，工作效率低，且容易出现人为疏忽，对电网运行造成薄弱环节，存在安全隐患。国内已有实现继电保护定值可视化配置和浏览功能的平台型软件，主要问题是整体平台功能复杂，人机交互差，且不能跨平台运行。其次，未见基于判断电网一次运行方式的保护定值智能匹配、展示、输出保护变更内容的报道。因此，赣州电网联合武汉华大鄂电电气设备有限公司共同设计并开发了继电保护配置可视化软件。
2 软件介绍
2.1 开发环境
赣州电网继电保护配置可视化软件开发环境为Windows 2012操作系统，SQL Server 2012数据库，开发工具为Qt5.6，编译环境为Windows/Lunix/Unix主流版本操作系统。
2.2 软件架构
赣州电网继电保护配置可视化软件采用模块化设计思想，包括数据存储层、业务支撑层和高级应用层三层架构。数据存储层包括数据库和文件。数据库基于动态链接库设计，支持不同型号和版本的数据库，实现自动建库和更新，包括静态库和仿真库。文件包括电网模型、保护变更内容模板及历史版本。业务支撑层包括电网建模、网络拓扑、专家系统和系统管理。高级应用层包括保护定值配置可视化、保护定值智能匹配与自动输出。
2.3 运行环境
赣州电网继电保护配置可视化软件运行环境为Windows/Lunix/Unix主流版本操作系统，Oracle/SQL Server/MySQL主流版本数据库。
2.4 主要功能
电网建模实现电网接线图和台账维护功能。网络拓扑实现电网一次运行方式的准确判断。专家系统实现保护定值自动匹配规则制定。系统管理实现用户管理、运行设置。保护定值配置可视化实现基于可视化图形界面的定值配置与浏览。保护定值智能匹配与自动输出实现人工模拟调整电网一次运行方式、自动判断并自动匹配定值、以及自动输出保护变更内容。
2.5 软件流程
第一步，电网建模，一次接线图绘制与台账录入，形成电网静态模型；其次，保护定值可视化配置，基于一次接线图可视化环境，应用专家系统，录入保护定值配置方案，形成保护定值图形专家库，实现定值可视化配置和图形化浏览；最后，保护定值智能匹配，基于电网静态模型，人工手动（或自动接驳调度自动化系统获取实时数据进行网络拓扑）调整电网运行方式，应用网络拓扑，实现电网运行方式准确判断，形成电网仿真模型；基于保护定值图形专家库，自动匹配保护定值并在电网仿真模型一次接线图上显示，自动输出保护变更内容，并自动保存案例软件流程图见图1所示。
3 应用分析
赣州电网继电保护配置可视化软件自2015年10月投入试运行，已经达到预期目标。继电保护配置可视化软件保证了保护人员和调度员保护变更分析和决策的准确性，防范因人为因素造成的安全隐患，提高电网运行安全性和供电可靠性，经济效益和社会效益明显。其次，赣州电网继电保护配置可视化软件可以显著提高保化人员和调度员的工作效率，降低劳动强度，同时降低对专业要求，适应电网规模扩大、结构复杂和方式变更频繁的局面，提高技术管理水平，管理效益显著。最后，赣州电网继电保护配置可视化软件填补目前赣州电网调度自动化EMS系统与调度运行管理OMS系统之间的保护变更智能决策空白，推动行业相关技术发展。
收稿日期：2016-07-29
配电网继电保护与自动化范文3
【关键词】10kV 配电网 继电保护
1 引言
配电网是电力系统中不可缺少的重要组成部分，是连接电网与用户的纽带，直接影响用户供电可靠性，因此配电网的安全稳定运行有着至关重要的作用。配电网运行环境复杂，为了提高配电网运行的可靠性，配置了大量的继电保护装置，继电保护装置能够在发生事故时及时发出报警或自动切除故障，保障电网安全稳定运行。
2 10kV配电网继电保护配置方案
配电网中配电线路一般采用如图1所示的三级保护配置方案。
图1 10kV配电网继电保护配置方案
变电站线路出口断路器保护（简称出口保护）一般配置三段式电流保护作为相间短路保护。小电阻接地配电网中的配电线路配置定时限（Ⅲ段）零序过电流保护，架空线路或架空线路比例比较大的架空电缆混合线路配置自动重合闸。为避免在保护区内配电变压器或分支线故障时出口断路器越级跳闸，有的供电企业将瞬时电流速断（I段）保护退出运行，采用限时电流速断（Ⅱ段）保护作为线路的主保护。
小容量（
为避免分支线路上的故障造成出口断路器越级跳闸，有的供电企业在分支线路上配置断路器保护。断路器保护一般配置两段式（I段与Ⅲ段）电流保护，小电阻接地配电网的分支线路还需配置Ⅲ段零序电流保护。为避免瞬时性故障造成分支线路上用户长时间停电，分支线路断路器需要配置自动重合闸，否则分支线路配置保护反而会造成全线路用户平均停电时间增加的不利后果。
3 10kV配电网继电保护存在的问题
3.1 设备老化严重
现阶段我国配电系统中使用的继电保护设备大部分比较老旧，自动化程度不高，导致继电保护装置不能充分发挥其作用。比如很多老式继电保护装置的节点处多出现氧化尘，这样会使压力降低，导致继电保护装置的敏感性和准确性下降，很容易出现当电力系统出现故障时继电保护拒绝启动应急处理方案或者当异动问题较轻不会对电子系统构成威胁时启动了应急处理方案，把电器元件与整个电力系统进行了分离，甚至是越级跳闸问题的频出。
3.2 短路电流造成电流互感器瞬间饱和
配电系统中的供应电流一般都很大，当变、配电所出口处发生短路时，短路电流甚至可以达到电流互感器一次侧额定电流的几十甚至几百倍，使电流互感器变比的误差加大，电流速断保护可能停止工作。短路造成电流互感器饱和，定时限过流保护装置拒动，从而扩大了故障影响的范围，严重时可能导致整个配电系统瘫痪。
3.3 励磁涌流的影响
电流速断保护中没有将配电变压器正常运转时产生的励磁涌流这一影响因素给予足够的重视和充分的考虑，会导致这时的励磁涌流初始值远远大于无时限电流速断保护值，这就造成一些变电所的输出线在检修问题时能正常工作运行，而当合上电器开关时反倒容易启动跳闸这一保护处理机制，更有甚者会在电力系统运行过程中多次出现跳闸问题。
4 应对措施
4.1 加大资金投入，更新老化设备
随着社会的进步和科技的发展，配电系统继电保护装置和技术得到了很大改善。为了提高继电保护的效用和性能，需要与时俱进地更新已经老化或者频出故障的继电保护设备，同时加大对继电保护工作的资金投入，以用来购买先进的继电保护设备，学习先进的继电保护技术，加强和发达国家的技术交流与互动，了解相关领域的最新动向和研究成果，使继电保护系统更好地发挥其作用，保障配电系统的正常运转。
4.2 防止励磁涌流引起误动
励磁涌流的衰减情况与时间之间有着密切的联系。根据现有的研究成果显示，10 个工频周波后，衰减后的涌流基本无法通过非实验室的方法检测。基于上述情况，在保证装置流畅执行输出元件速动性的基础上，应根据实际情况延长发出动作指令的时间，从而有效解决上述问题。结合笔者的工作经验和国内一些研究成果，笔者认为，延时0.1～0.5s即可有效地降低励磁涌流对继电器的负面影响。
4.3 避免电流互感器饱和
在实际工作中，可通过提升电流互感器变比的方式满足其载荷需求。通常情况下，在常见的常规用电需求中，配比采用300/5即可，而对于一些工业用电用户，可根据实际使用需求进一步提升其比例。除此之外，针对饱和问题，还可通过进一步降低二次负荷量的方式解决：将继电保护装置与测量电器的电流互感器分开、缩短二次侧电路和增加二次侧电路电缆横截面积等。
5 结语
配电网与人们的日常生产生活有着密切的联系，应当确保电力的可靠、稳定供应。配电网运行过程中，继电保护发挥着极为关键的作用，做好10kV 配电网的继电保护工作对于保障电网安全稳定运行，保证用户供电可靠性具有重要意义。本文总结了当前配电网继电保护存在的问题，并提出了相应的应对措施，为进一步开展配电网继电保护工作提供参考。
参考文献：
[1]陈家s，包晓晖.供配电系统及其电气设备[M].北京：中国水利水电出版社，2004.
[2]魏建峰，李爱玲.配电系统继电保护若干技术问题的探讨[J].太原大学学报，2011，12（4）：135-137.
配电网继电保护与自动化范文4
关键词：继保自动化；电网系统；应用研究
前言
不同功能的继保自动化在不同电网系统中的作用不同，按照功能将继电保护器进行分类，分为静态继电保护器、机电继电保护器、整流继电保护器等。在下文中对继保自动化在电网系统中的作用进行研究，研究在电网中的实际应用。希望相关的应用研究能够为电网系统发展带来帮助。
1 继保自动化在电网系统中的作用
继保自动化在电网系统中的应用，为电网的正常运行提供保障，并有效地减小电网中可能出现的故障。继保自动化在电网系统中作用主要表现在以下几个方面：第一，对电网运行的监督作用。继电保护装置在电网运行中，能够对电网系统的各个参数进行监督，例如对用电设备的电压、电流变化进行监控，但这些参数值发生变化时，继保自动化能够对及时、准确的判断出问题所在，并向电网系统中进行问题反馈。第二，在电网系统正常运行下，当处于继电保护的电力设备发生故障时，继保自动化系统发出自动跳闸指令，能够将电力系统中的故障损失降到最低。第三，发出警报。当电网系统运行时，系统中发生故障时，继保自动化能够发出警报，并对系统进行故障范围限定。
2 继保自动化在电网系统中的应用
2.1 接地保护
在电网系统中，根据不同的用电需求，接地保护方式有很多不同种形式，一般情况下，将电网接地分为两种形式，分别为大电流型接地、小电流型接地。将继保自动化应用到接地保护中，当在大电流型接地中，接地保护需要立即将电源切断，防止电网系统中由于存在接地故障而导致整个系统出现瘫痪。而在小电流型接地系统中，当系统出现故障实时，继电保护系统能够自动报警，在自动化保护下维护电网系统的正常运行。针对不同的接地故障，可以采取不同的保护措施，接地故障以及保护有以下三种形式：
第一，零序电流保护。系统出现故障时，接地系统的零序电流上升，基调保护能够感受到零序电流的变化，并实现自动切断电源的功能。第二，零序电压保护。在电网系统正常运行环节中，不存在零序电压，当系统中出现零序电压时说明电网系统中出现接地故障，此时的继保自动化技术能够对接地故障进行预警，帮助电路检修工作人员进行问题检测，实现接地保护。第三，零序功率保护。在电力系统中出现接地故障时，在零序功率方向上出现故障，系统中能够检测出零序功率迅速上升，在继保自动化技术的电网保护中，能够及时切断电源。
2.2 变压器设备应用
在电网应用系统中，变压器是关键的设备之一，继保自动化技术在变压器系统中的应用，作用突出。继电保护能够对变压器进行两方面的保护：首先，对变压器的瓦斯保护，当变压器的油箱出现问题时，系统中的绝缘材料在与油箱中的油相互作用下，产生有害气体。在这样的基础上进行变压器故障的瓦斯保护，一旦变压器的有限出现问题时，继电保护系统就作出反应，并在电力系统中发出报警。其次，短路保护。变压器中的短路保护，实际上是利用阻抗元件中的阻抗原理，对电网电路进行保护，当故障电路中的阻抗元件在运行一段时间之后，就会出现跳闸的现象，进而实现继电保护。
2.3 发电机设备应用
在发电机系统中进行继保自动化，可以通过两种方式来实现，第一，重点设备保护方式。第二，备用保护法。重点保护法的优势在于能够对发电机的失磁故障发生率进行有效降低，在实际的电网运行环节中，可以通过中性点保护、发电机相位结合等方式，对发电机中的重点线路进行保护，在发电机系统中形成一种纵联差动保护模式。当发电机系统中出现了定子绕组短路的情况，会使得线路中出现短路故障。在备用保护法下，能够针对系统中的故障，进行过电压保护，避免出现绝缘击穿的现象。
2.4 在光伏电源保护中的应用
继保自动化技术在配电网系统中得以应用，并在新能源技术支持下，实现技术更新。其中继保自动化技术在光伏电源的线路保护中作用突出，那么什么是光伏电源线路保护？首先将其特征与传统形式的电网电源保护相比，在功能上光伏电源线路保护与传统形式的电网电源保护存在着较大的差别。在传统配电网中，其输电形式单一化，主要是从电源到用户中以单向流动进行，其配电网的在实际的电路故障中也存在着瞬时性。要想实现传统配电网的继电保护，在传统配电网线路运行的基础上，只需要对传统电站中安装反向的过流继电保护，实现对其电源线路的保护，并在其主馈线中设置自动的重合闸装置，在支馈线中装置熔断器。
而光伏电源线路中，将与之存在较大的差异，其电源线路的正常运行容易受到一些环境因素的影响，例如温度、气候等的影响。采取分布式的光伏电源继电保护，是指在保护装置上配置功能特殊的保护装置，其中继电保护装置的安置位置需要在线路系统一侧，同时需要在光伏电站侧也配置相同的装置，这样配置存在一定的原因，主要原因在于提升配电网原始装置的一致性与协调性，进而避免出现原始保护装置的失误操作。当在公用的电网中，对于继电保护装置的选择也需要一定的原则，在配电网中接入光伏电站以后，对于配电网系统侧的保护，需要按照一定的可靠性、选择性、灵敏性等要求。当采用35kV的并网线时，一般情况下进行距离保护，线路才出现短路时，就需要采取相应的差动保护。而在10kV并网线路中，需要采取相应的过流保护。
3 继保自动化在电网系统应用的技术要求
3.1 继电保护工作人员方面
继保自动化技术人员的技术水平，是决定着电网系统中变电检修危险点控制的关键因素，如果继保自动化检修技术人员的专业水平较低，在实际的工作中不能提高对危险点的辨别能力，那么将不能实现对危险点的控制。因此，要想实现对继保自动化中危险点的控制管理，需要对工作人员进行专业的培训。在工作技能方向，工作人员需要不断提升其工作能力，以便能够应对比较复杂的工作状况，进而提升继保自动化能力。
3.2 继保自动化安全防范
对于继保自动化中的危险点进行防范，单从线路环境上进行危险防范，不能有效降低危险发生率。环境因素的故障防范只是暂时的。要想实现变电检修安全防范，需要从以下几方面入手：第一，设备方面。从电网配电设备方面进行安全控制与防范，能够彻底提升危险点检测设备的性能。在城市中需要对继保电线路设备进行集中升级与改造，避免变电线路中出现漏电，增加线路中的变电保护，提升电力系统的紧急故障处理能力。第二，继保自动化线路中安装避雷器。由于很多变电设备在自然环境中，如果遇到特殊天气将会带来诸多安全威胁。例如，在雷雨天气中，变电设备中容易出现短路，严重的情况有可能出现火灾等危险情况。
4 结束语
综上所述，继保自动化在电网系统中的应用有很多，在文章中主要对接地保护、变压器设备应用、发电机设备应用以及在光伏电源保护中的应用进行研究。针对不同电网应用中的故障，提出在继保自动化的应用方式，并提出了其在电网系统中应用的技术要求。
参考文献
[1]徐正一.瑞安电网调度自动化系统应用研究[D].浙江大学，2009.
[2]罗步升.IEC61850标准在惠州电网变电站综合自动化中的应用[D].
配电网继电保护与自动化范文5
关键词 继电保护;问题;改进
中图分类号TM7 文献标识码A 文章编号 1674-6708(2010)23-0028-02
1 配电系统继电保护的概况
1.1 配电系统的继电保护装置的组成
电源进线:定时限过流保护,定时限速切保护,过负荷报警及差动保护,轻、重瓦斯及温度保护。馈出线路:过流保护,电流速断保护,小电流接地报警。
1.2 配电系统的继电保护装置的配置原则
继电保护的配置,它应当满足两点最基本的要求:一是任何电力设备和线路不得在任何时候处于无继电保护的状态下运行;二是任何电力设备和线路在运行中必须在任何时候由两套完全独立的继电保护装置分别控制两全独立的断路器实现保护。具体来来,要符合以下几点原则:
1) 配电站进线一般不设继电保护;
2) 变电站及开关站出线保护由过电流保护、零序电流保护、前加速一次重合闸保护(若线路有架空线)构成;
3) 配电站及开关站母线分段, 配置备用电源自切及自切后加速保护装置;
4) 配电变压器选用熔断器或由继电器构成的过电流保护及零序电流保护。
2 配电系统继电保护存在的问题
2.1 电流互感器饱和
随着供电系统规模的不断扩大,很多低压配电系统短路电流会随着变大,当变、配电所出口处发生短路时,短路电流往往很大,甚至可以达到电流互感器一次侧额定电流的几百倍。在稳态短路情况下,一次短路电流倍数越大,电流互感器变比的误差也越大,使灵敏度低的电流速断保护就可能拒绝动作。在线路短路时,由于电流互感器饱和,感应到二次侧的电流会很小或接近于零,造成定时限过流保护装置拒动。若是在变电所出线故障则要靠母联断路器或主变压器后备保护来切除,延长了故障时间,使故障范围扩大;而若是在配电所的出线过流保护拒动造成配电所进线保护动作,则将使整个配电所全停。
2.2 二次设备及二次回路老化
现在我国很多配电系统的继电器是20世纪70年代~80年代的老式继电器,节点氧化尘太多,压力不够,也会造成保护误动,出口不可靠。我们知道,二次回路分直流和交流两部分,如果交流回路实验端子老化,锈蚀,接触电阻过大,严重时会引起开路,引起保护误动或拒动。直流部分在系统失电和系统严重低电压时可靠性难以保证,事故情况下更难以保证可靠动作,会导致越级跳闸,扩大事故范围。
2.3 环网供电无保护
目前我国环状配电网基本采用负荷开关为主,目前不设断路器也没有保护。若装设断路器,由于运行方式变化,负荷转移等因素, 继电保护选择性无法协调。目前环网运行方式是开口运行,故障时,故障环网全部停电,绝大部分网络是用人工操作对网络重构来恢复供电。对环网中的供电用户,小容量的还可设置熔丝,限止故障的影响范围;用户变压器容量较大的,无法配置有选择性的熔丝保护,甚至直接用铜棒连接,用户故障,环网全停,扩大了故障影响范围。
2.4 保护校验装置存在漏洞
现阶段我国很多配电系统保护校验装置存在漏洞。首先是仪器仪表存在问题。仪器仪表是保证保护装置校验质量,提高工作效率的必备基础,但长期以来由于投入的不足,保护工作缺乏高性能的仪器,目前仍以“地摊”式接线为主,虽然“地摊”式接线是保护人员的基本功,但是如果出现错误,将严重影响了保护校验质量和工作效率;其次是现场资料不全。继电保护的图纸资料不齐备一直是困扰继电保护人员的一个大问题,在一些变电站,图纸破损、丢失或不全,甚至新建站就没有竣工图;另一些变电站图纸刚刚补齐,又开始了新的技改项目,改造后又未及时将图纸补齐;因此,各变电站图实不符现象始终存在,难以解决, 留下了事故隐患。
3 配电系统继电保护的改进措施
3.1 避免电流互感器饱和
避免电流互感器饱和主要从3个方面人手:首先是电流互感器的变比不能选得太小,要考虑线路短路时电流互感器饱和问题,比如一般10kV线路保护的电流互感器变比最好大于60/1;其次要尽量减少电流互感器二次负载阻抗,尽量避免保护和计量共用电流互感器,缩短电流互感器二次侧电缆长度及加大二次侧电缆截面;第三是遵守速断保护的原则。高压电动机按起动电流乘以1.2~1.3倍可靠系数确定,如超过其数值就可确定故障电流。时限整定0s,单台变压器按所供电最大1台电动机的起动电流加上其余电动机及照明等负荷的额定电流进行整定,如整定值计算小于变压器额定电流2倍,按2倍的电流整定。超过2倍的电流整定值,按计算数据乘以可靠系数确定,采区变电所内进线柜则遵照最大整定值数据加上其余变压器的额定负荷,按等级划分,确定延时时间,仍有选择性,但短路情况下速断保护无选择性。
3.2 完善环网结构的配套建设
目前,环网结构是电缆网络采用的主要形式,目前还没有性能颇为理想的继电保护装置,为快速隔离故障、恢复供电,可以考虑结合配电自动化系统的建设,继电保护与自动化系统相互配合使用。
3.3 实行状态检修
继电保护发展至今,从保护原理的设计,到生产厂家制造工艺,到售后服务,各方面都已比较完善。微机保护装置的性能已非常稳定,近几年在我区范围内,由于保护装置性能不稳定引起的误动基本上没有出现过,所发生的保护误动作基本上是保护装置外部原因引起的。因此,我们建议对继电保护设备实行状态检修,也就是说,只要保护装置不告警,就不用进行检修。当然,这要有一个逐步完善的过程,需要大量的配套工程,但这是一种发展趋势。
3.4 增加投入,更新设备
企业管理者应该认清供电与企业效益的关系;继电保护与电网安全稳定运行的关系。要加大对继电保护的投人,尽快更新保护装置,淘汰落后设备,增加保护装置动作的可靠性。保证保护校验正常进行保护校验是保护装置运行中十分重要的环节,校验的准确与否直接影响到保护装置的运行效果。因此,应及时更新保护校验设备,完善供电网络建设,在不影响正常安全生产的情况下,确保各回路均有足够保护整定时间,使保护装置校验做到应校必校,不漏项,不简化。
4结论
随着我国经济的发展,对电力的需求越来越大,由于配电系统供配电一体,设备类型复杂,运行方式众多,给继电保护带来一定难度。同时电力系统220kV及500kV线路增加,配电系统的整体网络结构和运行方式变得日益复杂,这就对系统中的继电保护装置提出了更高的要求。同时随着系统的不断发展,肯定会有各种新的问题出现,希望广大现场工作的运行维护技术人员能结合运行经验,提出对应的措施,共同把工作做好。
参考文献
[1]吴晓梅,邹森元主编,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[M].中国电力出版社,2001.
配电网继电保护与自动化范文6
关键词：智能；变电站；继电保护
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.14.127
0 引言
继电保护装置在电力系统中所起到的作用是不可小觑的，当电网出现各种故障时，继电保护装置能够有效地降低这一故障带来的危害。因此，对智能变电站的继电保护配置进行研究是非常有意义的。
1 继电保护装置要求
继电保护装置的主要作用就是在电网出现故障时，减小故障对电力系统造成的危害，其主要功能就是在故障发生的第一时间跳开相应的断路器，并给出警报，从而减小因故障而产生的危害。因此，智能变电站对继电保护装置有着严格的要求，主要有以下几个：
（1）选择性。继电保护装置的选择性就是各级电网的继电保护装置在故障发生时能够选择性地运行，即能够最优化地减小故障危害。简单来说，当电力设备发生故障时，要求最靠近故障点的断路器动作断开系统供电，尽可能的缩小停电范围。
（2）可靠性。继电保护装置自身的稳定性、可靠性是确保电力系统安全稳定运行的前提，如果继电保护装置出现误动或者拒动行为，那么对于电力系统的保护就形同虚设了。因此，在继电保护装置的选择上，应尽可能选择原理简单、便于维护的继电保护装置，以提高继电保护器自身的稳定可靠性。
（3）快速性。快速性是继电保护装置动作时间的指标，也是该装置降低故障影响程度的一个指标。一般来说，发生故障时，继电保护装置的动作越快，故障的影响范围和危害就越小。不仅能够使故障设备在第一时间得到保护，还能有效避免产生更加严重的破坏。
（4）灵敏性。灵敏性反映了继电保护装置对故障的反应能力，也是继电保护装置快速性的根本所在，灵敏度越高，装置动作的时间就越短。继电保护越灵敏，越能可靠地反应要求动作的故障或异常状态；但同时也愈易于在非要求动作的其他情况下产生误动作，因而与选择性有矛盾，需要协调处理。
2 智能变电站的继电保护配置方案
110kV智能变电站主要配置有线路保护、变压器保护、母联保护等。
2.1 线路保护
目前智能变电站站内保护以及测控技术的进步与发展的方向是一体化发展。一般来讲，线路的保护主要是通过直接采样的方式，并经过GOOSE 网络来实现对线路的保护，该网络可启动断路器失灵、重合闸等功能，实现对线路的保护。在进行线路间隔内保护测控装置与合并单元以及智能终端的连接方式的选择时候，一般采用点对点的连接以及传输方式。在特殊工作的情况下，保护测控装置与合并单元之间可以直接进行数据采样，而不经过GOOSE 网络实现线路保护。只有在跨间隔信息接入测控保护装置时，才会经过GOOSE网络实现传输。
2.2 变压器保护
对变压器的保护在整个变电站的继电保护配置方案中属于非常重要的工作。从根本上来讲，变压器的保护配置方案与线路的保护配置方案没有多大差别，其主要区别在于，为了实现对信息数据的直接采样，在考虑变压器低压侧、电压以及电流信号时，变压器的保护配置方案为直接将信号输入到保护测控装置中，完成数据采样。同时，涉及到高压以及中压的智能终端时，引入GOOSE网络，从而实现直接的跳闸操作。这种直接将智能终端与变压保护装置相连，并利用GOOSE网络进行数据传递的方式，提高了电力系统的自动化水平以及装置设备的智能化程度。
2.3 母联保护
对于母联保护，不论是在保护配置的原则或者结构的设置上，与线路保护以及变压器保护相比，都较为简单方便。首先，对于其中的分段保护装置设备，为了使保护装置在不通过网络进行信息传递的情况下也能实现其功能，即对工作信息进行采集、分析，对于电力系统运行进行信息采样，需要更好地将该设备与合并的单元以及智能终端相连接。其次，关于保护装置设备以及合并的单元设备，为了更好地传输保证电力系统的稳定运行，就需要通过独立的网络进行连接。
3 安全自动装置的应用
低周减载装置是110kV智能变电站的主要安全自动装置。当电力系统出现功率缺额时就会造成系统的频率下降，功率缺额越大，频率降低越多，系统频率下降会造成汽轮机叶片振动加大，异步电机和变压器励磁电流增加，电动机转速变化，当功率缺额超出了系统正常调节能力时，如果不及时采取措施不仅影响供电质量，而且会给电力系统安全运行带来严重后果。
110kV智能变电站低周减载装置往往采用分散布置的原则，在线路保护中加入低周减载模块，集成低周减载功能。在电力系统因事故影响出现有功功率缺额时，频率会短时间内急剧下降，此时低频解列装置按批次动作，将一部分次要负荷断开，减小功率缺额，避免频率的进一步下降，确保系统的安全。
4 结语
综上，通过对智能变电站中的继电保护装置的配置要求进行分析，对继电保护的配置方案进行较为详细的阐述，为相关的工作提供了参考。随着科学技术的发展，继电保护技术与计算机自动化技术以及智能化技术的联系越来越紧密，将进一步优化智能变电站的继电保护配置。
参考文献：
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