继电保护方案（精选十篇）
继电保护方案 篇1
1.1 将配线所需工具与材料准备好
1) 将电缆从电缆架上掏上来, 统计一下电缆的数量、型号及走向, 并和图纸对照, 看是否和图纸相符, 并作好记录。2) 看是否有位置固定电缆, 如没有, 则需考虑做门架或其他措施。3) 如电缆太多, 无法放置电缆时, 则需作适当调整。4) 将配线施工图贴在屏门的内侧, 以备配线方便之用。
1.2 配线
1) 剥电缆皮。剥电缆皮前要给电缆留一定的余量, 使电缆从电缆架到屏之间有一定的弧度, 注意每块屏上的电缆弧度最好一致, 比好长度之后先在比好的位置切上一环刀, 注意下刀不要太重, 以免伤及芯线。然后从切了环刀的位置开始起刀, 左手戴上手套握住电缆在前, 右手握住电工刀, 同时双脚往后退, 右手的电工刀就会切开电缆皮, 直到切完为止。注意在切时右手的中指要紧贴刀片, 以控制电工刀的下刀深度, 以防损伤芯线;还要注意有钢凯的电缆先用偏口钳将钢凯剪掉, 有屏蔽的电缆也要用偏口钳剪掉, 不过要留下适当的一段, 以备作接地屏蔽之用, 注意同一根电缆两端只能有一端接地, 如果两端都接地的话, 将形成对流, 不能屏蔽外界干扰, 电缆芯线要从切口处从屏蔽层穿出, 使电缆芯线和屏蔽层分离开来。
2) 拉线。将电缆剥好后把电缆理顺, 用大钳子夹住每一根电缆的每一根芯线, 双手握住钳柄, 用力往后拉, 即把剥出的电缆芯线拉直, 但也要注意不要拉劲大了, 因为线有延展性, 拉得劲太大了, 就把线拉长了, 但截面积却小了, 所以只要把电缆拉直就行了, 而且如果是铝芯线, 容易把电缆拉断。将电缆拉直后用偏口钳把大钳子夹弯的那一段剪掉。
3) 做电缆头。如图1所示, 先将拉直的电缆一根根整理好, 再选取适当的电缆套头套在电缆上, 注意要大头朝外, 再将塑料带横向折叠成双层, 均匀地缠在切口处的芯线上, 注意要用力缠紧, 而且a面一定要平整, 最好在同一平面上, 待缠的厚度比电缆套头的大头直径稍大一点时, 则停止缠绕, 再用力将电缆套头拉到塑料带上, 使其裹紧相色带, 并使a面和b面平齐。
如电缆太多, 可不需要电缆套头, 可直接用相色带缠绕, 相色带末端用火烫上, 防止脱落。
4) 打把。
a.单根电缆打把。先将电缆切口处的芯线整理好并用尼龙扎带扎紧, 注意不要扎得太紧, 因为此扎带位置还要变动, 扎好后用左手握住芯线, 右手握住扎带用力往回捞, 使扎带顺着芯线往电缆末端移动, 则电缆自动整形, 待快要移到末端时, 将写有电缆型号的乙形管套在芯线上, 并将套有乙形管的芯线头打弯, 避免脱落, 造成电缆混淆的麻烦。将全部电缆做完上部工作后都用废芯线挂在屏的门架上, 挂电缆时应注意:由于用的是单股芯线挂电缆, 所以要有一定的先后顺序, 首先挂排在最外面的电缆, 最后挂排在最里面的电缆, 至于排在最外的电缆按配线工艺要求应为其接线端子在上方的电缆, 排在最内侧面的电缆应为接线端子在最下方的电缆, 其余电缆也应按接线端子由上到下而导致其排列顺序由外到内。
b.整体打把。将电缆按从外到内的顺序依次挂在屏的侧板 (或门架) 上, 要用尼龙扎带扎紧, 扎的时候要注意使其电缆套头上表面水平, 如图2所示。
先在每根电缆的电缆套头上表面附近按电缆整好的顺序将单根电缆芯线扎紧 (如图2所示) , 然后将最外面的电缆a在某一高度打弯, 再将电缆b以同样的高度打弯, 打弯后用尼龙扎带将a, b两根电缆芯线扎紧;扎紧后再将电缆c在相同的高度打弯, 并用尼龙扎带将b, c两根电缆扎紧;扎紧后再以相同的方式将c, d两根电缆芯线扎紧;使尼龙扎带呈阶梯状分布, 以后继续往上每隔150 mm~160 mm以相同的方式绑扎一次, 一直绑扎到接线端子处为止。再将打成把的芯线每隔350 mm~400 mm整体与屏的侧面用尼龙扎带固定。至此打把工作完成。
5) 对线。如果电缆的另一端已经配过线, 那么电缆这一端在配线时则需要对线 (见图3) , 以确保两端所接的芯线为同一根。其对线原理如下:
假设A端已经配过线, 由于所有所屏都已接地, 所以不需要再设专门的公用线, 只需用公用地线C就行了, 在A端先用对线灯对准其中的一根线, 如果一对灯就亮说明该线接地了, 需将该线从接线端子上拆下再对, A端对准后 (负端接地) , 另一个在B端用电池正极接地, 用对线灯笔对所有的线, 当A, B两端接同一根芯线时, 两端灯就会同时亮, B端先将灯笔断续碰线三次, 对线灯就会连续闪三次, A端接到信号后也同样用灯笔断续碰线三次, 对线灯也闪三次, B端接到信号后确认为此芯线, 就将相应的回路编号套在该芯上。如果所对芯线有剩余, 即有备用芯线时, 备用芯以后将拉到屏顶以作备用。
6) 甩线。将对好的线稍作整理就可甩线, 将对出的线对照图纸在其相对应的端子处从已打好的线把中拉出, 为导致已打好的线把不变形, 最好从线把的后面拉出, 拉出后留取适当长度的芯线, 多余的芯线就可剪断, 同时把芯线回路编号摘至留取的一截芯线上。注意甩线时要从下往上甩, 甩线的同时按打把的要求从下往上继续打把, 可以说甩线、打把一起进行, 一直进行至屏顶只剩下备用芯为止, 再将备用芯套上相应的电缆型号用尼龙扎带扎紧以作备用。
7) 接线。将甩出的线留取适当的备用长度 (视具体情况而定) 用偏口钳剪断, 再用剥线钳将剩下芯线的绝缘皮剥掉5 mm~7 mm, 然后将芯线的备用长度弯成一定的弧形再将剥掉绝缘皮的芯线接入接线端子。如果接线端子不是压接的, 而是螺丝拧接的, 那么还需将剥了绝缘皮的芯线用尖嘴钳弯圈, 再接在接线端子上, 注意所有芯线的备用长度必须一致, 这样弯出来的弧度才一样, 看上去不仅美观, 而且实用。接线顺序也与甩线顺序一样由下到上进行。
8) 调整。接线完毕后, 再用钢板尺或其他物品量取所接线的弧度与屏的背面的距离是否一致, 如不一致则作适当调整, 直到肉眼看上去弧度一致, 并且离屏背面距离也一样为止。
9) 屏蔽线接地。将有屏蔽线的电缆的屏蔽线的末端拧在一起用螺栓压接在屏的底座上, 注意屏蔽线一定要单端接地, 这一点前面已提到过。
10) 挂永久电缆牌。将红漆在一小容器内倒一点, 再倒少量汽油, 调好浓度, 再用刻笔蘸着调好的红漆在永久电缆牌上写上电缆型号、规格、走向等。晾干后换下屏内的临时电缆牌, 注意换牌时要一个一个换, 以免混淆。
11) 整理电缆。把从电缆架到屏的电缆整理后留有一定的弧度用废电缆芯线扎紧。
1.3 配线完毕
1) 将施工现场的电缆线头、电缆皮等清理干净。
2) 将配线所用工具、材料收并好。
2 注意事项
1) 查回路时要注意断电操作。2) 当发现问题, 如设备型号与图纸不相符、电缆根数与型号与图纸不相符等自己解决不了的问题时, 要及时向有关部门汇报, 征得有关人员的同意后再施工, 否则可能造成返工的麻烦。3) 干活时一定要细心、认真, 要尽可能避免由于粗心造成的一些不必要的麻烦。
3 所用工具及材料
1) 稳屏所用工具及材料:滚杠 (4根~6根) ;电钻 (1台) ;丝锥 (2只) ;手锤 (1把) ;扳手 (1把) ;线坠 (2只) ;粉线 (4 m~6 m) ;划规 (1把) ;划针 (1枚) ;钢板尺 (1条) ;方木 (1根) ;洋冲 (1只) ;防震垫 (18 m) 。
2) 配线所用工具和材料:电工刀 (1把) ;偏口钳 (1把) ;克丝钳 (1把) ;剥线钳 (1把) ;尖嘴钳 (1把) ;螺丝刀 (2把) ;乙形管 (3 m) ;对线灯 (1对) ;电缆套头 (1盒) ;刻笔 (1支) ;塑料带 (1盘) ;红漆 (1桶) ;汽油 (50 m L) ;50 mm尼龙扎带 (1袋) ;80 mm尼龙扎带 (1袋) 。
4 安全措施
1) 施工前要向参加施工人员进行系统的安全教育。
2) 施工的现场要提前进行清理。
3) 施工现场设备器具应摆放整齐, 道路畅通。
4) 施工前要将施工所用工具和材料准备好。
5) 施工前要对屏及电缆进行检查, 发现异常及时采取措施。
6) 施工时要戴上手套, 必要时戴上安全帽。
继电保护培训(讲义) 篇2
天津电力调度通信中心李大勇
一、继电保护“四性”
1、可靠性
是继电保护最基本性能要求，通俗的讲，就是在保护范围内发生故障要可靠动作，发生区外故障要可靠不动作，也可以理解为不误动、不拒动。
2、速动性
快速切除故障，保证电力系统稳定运行（比如电流速断、差动保护、线路电流纵差保护）
3、选择性
只切除故障元件 应保证上、下级保护定值、时间配合4、灵敏性
定值保护范围 反映故障的能力 足够的灵敏度
速动性 选择性 灵敏性与整定计算有关
二、整定计算准备工作
1、具备资料
1）系统资料
上级部门提供厂、站综合电抗（最大、最小），最高允许时限 本地区调度部门提供最大、最小运行方式、最大负荷电流 运行方式单
一次接线图、调度批准书
上下有配合（指分级管理范围连接部分）保护整定值情况
2）原始资料
各种设备的技术参数（如：发电机 调相机 变压器 开关CTPT线路等）
保护的特性与原理图或展开图 保护型号 说明书
线路各杆塔架线方式 导线型号、截面
3）整定资料
整定方案
短路电流计算及画电抗图
三、参数计算
1、标么值计算
基准容量 天津地区选Sj：1000MVA
Xj=Uj
IjSj
*Ij*UjXj=Uj*Uj/Sj
Xj：基准电抗Uj：电压Ij：基准电流
电压选取：6.310.535115230kV
电流选取：91.65516.55.022.51kA
电抗选取： 0.03970.111.22513.22552.9
计算标么值=有名/基准
IjXj相电流 相电抗
Uj线电压
Ij电流源
2、各元件需要各建设单位上报的参数
发电机、调相机：额定容量（Se）额定电压、电流
功率因数COSφ 次暂态电抗X”d
变压器额定容量（Se）额定电流、电压比调压分头百分比短路电压Uk%(三卷变Ukgz% Ukgd% Ukzd%)
电抗器额定容量（Se）额定电压、电流电抗Xd%
架空线路各杆塔架线方式 导线型号、线路长度、截面电缆截面 电容器额定容量（Se）额定电压、电流 电容器内部结构 每相容量
3、元件参数计算
发电机、调相机：X*=Xd”/100*(Sj/Se)单位一致 Se视在功率 变压器X*=U”k%/100*(Sj/Se)
三卷变 通过Ukgz% Ukgd% Ukzd%计算各侧Uk%
Ukg%=1/2(Ukgz% +Ukgd%-Ukzd%)
Ukz%=1/2(Ukgz% + Ukzd%Ukgz%)
10.66%18.72%6.57%
架空线路 计算几何均距 通过线路截面查找每公里电抗
经验数值0.35-0.41Ω/kM
电缆一般根据型号 截面 电压查表
经验数值0.11-0.20Ω/Km
X*=X/Xj
电抗器 X*=Xd%/100*（Ue/Ie）*(Ij/Uj)
四、短路电流计算
1、计算假设：
所有参数均用X，当RΣ>=1/3XΣ时才计算电阻用ZΣ计算并取X1=X2;
发电机电势取E*=1，不计
除专用定值外,不计负荷电流影响
不计电弧电阻和接地电阻影响
不计非周期分量影响
2、短路计算公式
三相短路
Id1*=E/X1*Σ 根据上面假设得出
故障点正序电流就是三相短路电流
Id1*＝Id*（3）
实用计算公式： Id（3）= Id1*×Ij =Ij/X1Σ*
Id1*―――正序电流标么值
Id*（3）――三相短路电流标么值
Id（3）――――三相短路电流有名值
二相短路
Id1*=E/（X1*Σ+ X2*Σ）Id2*=－ Id1*
Id*（2）＝α2 Id1*+αId2*=√3 Id1*如果X1Σ= X2Σ
则Id*（2）＝√3 Id1* ＝√3 × E/（X1*Σ+ X2*Σ）＝√3/2×（E/X1*Σ）＝√3/2×Id*（3）
得出实用计算公式： Id（2）= 0.866Id（3）＝0.866 Ij/X1Σ*
Id2*―――负序电流标么值
二相接地短路
实用计算公式：I(2)0= Ij /（X1*Σ+2 X0*Σ）
单相接地短路
实用计算公式：I(1)0= Ij /（2X1*Σ+ X0*Σ）
五、可靠系数
继电保护方案 篇3
关键词：电气继电保护；作用；故障问题；措施
一、电气继电保护的现实意义
继电保护装置是一套相对完整的安全自动装置。它主要的装置是继电器，同时配备一些相应的辅助元件。该装置主要能够反应出相关元件的错误运行和出现故障的具体情况，并能够及时的对其作出信息反馈。随着我国经济的快速发展，对电力的需求量也在日益增加，给电力的供应带来了很大的压力，促使了电力供应中很多问题的滋生，特别是在一些偏远地区或者工业发达地区出现了用电荒的现象，迫使一些供电企业采取限电或者断电的方式来解决用电的紧张局面。针对这种情况，电力系统的维护显得尤为重要。而继电保护技术正式应承了这种危机的需要而产生的，在电力系统的正常运行中发挥着重要的作用。首先，继电保护能够使电力系统正常运行，在电气设备出现故障时，能够及时的，自动的切断出现故障的相关元件，防止电气元件继续损伤，从而保证其他设备能够正常运转。其次，继电保护在很大程度上保证了电力系统运行的安全性和稳定性，大大降低了出现故障给企业带来的损失，提高了电力系统的运行效率，增加了电力企业的经济效益和社会效益。
二、电器继电保护系统运行中存在的故障问题
（一）电气继电保护装置在运行的过程中存在问题。继电保护装置在运行中出现故障是电力系统中最为常见的故障之一，并且这种故障对继电保护装置本身也带来极大的伤害。如果，在继电保护装置在长期的工作中，没有对其进行检修或者维护，会直接影响装置本身的性能，也会出现继电保护装置不受控制的现象，从而会给其他的设备带来损坏，进而影响到整个电力系统。
（二）电气继电保护装置本身存在的问题。在电力系统中，对电气继电保护装置的质量要求较高。如果在整体的电力系统中，如果继电保护装置本身的质量不过关，就会使其使用的寿命缩小，在温度过高或者降温不及时的情况下，会被烧坏，出现失灵，在运行中出现断裂或者其他的故障，从而会影响到整个电力系统的运行，也会损坏其他的电气设备。
（三）电气继电保护装置存在的隐性问题。在电力系统中，每个部件或者设备都有可能会出现故障。而这些设备出现故障后会直接影响电气继电保护装置，导致其发生故障，从而影响整个电力系统正常运行。当其他设备出现故障而影响到继电保护装置时，很多技术人员的第一反应就是对其他设备采取维护措施，而忽略了继电保护装置的故障排查，从而使其存在隐患
三、解决电气继电保护装置存在问题的措施
（一）利用仪器和直观并存方法进行隐患排查。目前电力系统中，对继电保护装置的检测和故障的排查过度依赖科学仪器。很多技术人员在发现系统故障时，第一时间会利用专业设备进行检查，也会出现故障遗漏或判断错误的现象。针对这种情况，在条件允许的范围内，技术人员可以利用最为简单有效的直接观察，通过对装置的颜色，气味和某个部位的零件进行观察，来判断出设备是否存在问题，并对其加以更换或者解决。
（二）加大投入，实现信息化管理模式。随着计算机网络技术应用的不断深入，我国已经迈入信息化的轨道。在电力系统中，也得到了广泛的应用。相关企业必须顺应市场发展的需要，加大力度对自身电力系统的信息化管理建设，实现电气继电保护装置的信息化管理。在系统运行中，可以通过计算机网络技术，对电气继电保护装置进行全面监控，一旦出现问题，系统可以及时的，自动的作出反映，自动的反馈出现故障的位置和现象，为技术人员提供第一时间的资料，加大了故障处理的效率，大大降低了故障带来的损失。
（三）对电力继电保护装置进行定期的检测，维护和更新。电气继电保护装置由于自身和外界因素的影响，经常会出现故障，从而会影响电力系统的正常运行。所以，企业应当作出相应规定，针对电气继电保护装置进行定期的检测和养护，防止隐性问题的存在影响系统的正常运行。通过定期的检测和养护，可以及时的发现装置存在的问题，对针对问题最快的作出解决方案，甚至是更换元件。
结语：总之，电气继电保护系统在整体的电力系统中发挥着重要的作用，直接关系到用户的用电质量和用电的稳定性。所以，相关部门必须做好电气继电保护装置的检测和维修工作，对继电保护系统进行实时监控，能够在第一时间发现问题，并解决问题，从而保证电力系统供电的稳定性，为人们提供更好的用电服务。
参考文献：
[1] 张哲彬. 电气继电保护的常见故障及维修技术分析[J]. 电子制作，2015（10：）
继电保护远程控制方案设计 篇4
1 继电保护远程控制的必要性和目标
1.1 继电保护远程控制的必要性
经济对电力需求迅猛增长, 使得保定地区10年内变电容量增长了1倍, 供电线路增长了2倍。虽然目前保定电网已经完成变电站有人值守到变电站无人值守加远程操作管理模式的转变, 但人员增长缓慢与电网发展迅速的矛盾依然日趋突出。实行无人值班后, 一次设备的操作已经可以在调度端通过调度自动化系统进行远程操作, 但是继电保护设备的远程控制目前还没有实用化, 具体体现在以下3点。
首先是继电保护运行方式的变更 (保护压板的投退、定值区切换) 仍然需要运行人员到现场操作。其次电网事故发生后, 继电保护动作的简要信息可以通过调度自动化系统进行上送调度端, 但是故障测距、故障电流、故障录波等具体信息目前不能上送到调度端, 需要运行人员 (操作队) 去变电站进行故障核实工作。第三是继电保护装置定值变更需要一次设备退出运行后, 须由相应的检修人员在装置面板上进行操作和修改。
就工作量来说, 以保定电网数据为例, 全年共下达定值调整1453份 (其中省级调度定值95份, 地区调度定值706份, 县级调度定值652份) , 定值区切换全网共152次, 压板投退5000多次。全网110k V及以上继电保护动作92次。以上这些工作都需要操作队或检修人员到现场操作, 调度端也不能像有人值守时那样及时准确对现场继电保护运行情况进行核对, 可能造成对电网事故的误判断, 调度命令也无法及时得到执行。这些都给电网安全运行带来了安全隐患。
综上所述, 继电保护的现场操作模式, 虽然能保证电网安全, 但是不能满足无人值班和调控一体化的要求, 迫切需要对继电保护远方控制的现状进行研究和论证, 找出一种控制方法尽快、尽可能大范围地实现继电保护远方控制。
1.2 继电保护远程控制方案目标
继电保护远程控制方案的整体目标是:在对设备现状进行充分调查和研究的基础上, 原则上不对运行设备 (尤其是继电保护设备) 进行较大规模改造, 而是依托现有技术和装置现状, 找到一种易于推广的继电保护远程控制方案。该方案能够涵盖现有的新旧设备并能保证对未来系统的兼容性, 起到承上启下的作用, 从而快速实现继电保护远程控制, 以解决前文所提到矛盾。
2 继电保护远程控制方案设计
2.1 变电站端实现方案
根据保定电网计算机监控系统、故障信息系统和继电保护通信方式配置情况, 在绝大部分变电站监控系统和继电保护装置均支持继电保护远程控制功能的前提下, 提出3种变电站端继电保护远程控制方案。
(1) 方案1:通过变电站计算机监控系统实现继电保护远程控制。其优点是计算机监控系统与保护设备同属安全I区设备, 不需另外装设防火墙等隔离设备, 只需通过对计算机监控系统远动主机软件进行改进即可实现该功能;与主站通信通道也可利用计算机监控系统的远动通道, 方案投资较少。缺点是依据现有继电保护监控系统软件的情况, 需要对计算机监控系统远动主机软件进行或多或少的改进或升级, 同时计算机监控系统属于自动化专业管理范围, 需要两者密切配合。
(2) 方案2:通过变电站内故障信息系统子站实现继电保护远程控制。其优点是目前已经建成继电保护信息系统主站, 不需再单独建设主站, 只需对主、子站软件进行升级改造, 专业界面清晰, 便于运行维护管理。缺点是故障信息系统属Ⅱ区设备, 不具备控制功能, 若要对I区保护设备进行远方修改定值, 需将其改为安全I区设备, 整体改造量大。其次, 目前保定地区继电保护故障信息系统仅覆盖到220k V及以上变电站, 覆范围较小。
(3) 方案3:变电站另建一套单独系统, 实现继电保护远程控制。单独建设一套系统, 功能将比较完善, 不需更改计算机监控系统软硬件设备, 对监控系统和故障信息系统不会造成任何影响, 专业界面清晰, 便于运行维护管理。保护设备一般只具备2个数据接口, 一个接入计算机监控系统, 一个接入继电保护故障信息系统, 无备用数据接口接入新系统。缺点是变电站端需单独组网, 需大量的组网设备及规约转换器, 投资大;变电站端专用系统开发时间较长, 技术积累较少, 安全性不好评估。
从以上分析可以得出:方案2改动较大, 覆盖面小;方案3投资大, 且大多数保护设备已无备用数据接口供独立新开发系统接入;方案1使用现有变电站内的通信装置 (总控单元或远动装置) 实现远程控制功能, 可利用现有变电站的设备、充分利用信息共享、节约投资, 而且整体施工调试难度小, 因此采用方案1。作为对比和未来技术储备, 可适当试点实施方案2, 以验证其实用性。
2.2 远端 (调控端) 实现方案
根据保定电网调度主站端软件和通信方式配置情况, 提出以下4种远端继电保护远程控制方案。
(1) 方案1:将继电保护远程控制各项功能集成在SCADA系统中。该方案的优点是功能集成在SCADA系统中, 可节约部分硬件设备, 节省投资。调控台也无需单独配置主机和显示器, 监控台无需扩展。缺点是SCADA系统厂家非继电保护设备研究商, 开发难度大, 开发资金投入大, 可能对现有的SCADA造成影响, 增加了SCADA系统运行负担;SCADA系统属于自动化专业管辖范畴, 运行管理界面不清晰。
(2) 方案2:单独建设一套继电保护远程控制系统主站。该方案的优点是该系统可以进行功能扩展与完善;专业界面清晰, 便于运行维护管理。开发厂家可以委托技术力量雄厚的继电保护设备或故障信息系统开发商实施。缺点是投资费用较高 (略低于方案1投资) , 系统开发时间较长, 技术积累较少, 安全性不好评估。
(3) 方案3:对继电保护故障信息管理系统系统进行升级, 以实现继电保护远程控制功能。对继电保护故障信息管理系统系统进行升级, 实现继电保护远程控制功能的优点同方案2, 尤其是国网103规约规范颁布以后, 信道协议统一, 改造技术难度较低。缺点是故障信息系统属Ⅱ区设备, 需要额外继续网络安全加固改造。目前保定地区继电保护故障信息系统覆盖小 (仅220k V变电站) , 但因为调度数据网已经完成110k V变电站全覆盖, 仍具备大面积铺开的条件。
(4) 方案4:结合监控系统“告警直传、远程浏览”工程进行建设, 利用远程浏览服务器远程控制变电站端监控计算机方式来实现。远程浏览服务器通过调度数据网第二平面直接登录变电站监控计算机的方式, 只需进行服务器软件的小幅改动即可实现。目前调度数据网已经完成110k V变电站全覆盖, 网络带宽满足要求, 对于变电站监控机改造非常小, 仅需要增加1块网卡、安装远程控制协议和敷设1根网线即可满足要求。远程桌面控制与继电保护远程控制技术相关性离散, 两者都属于较成熟的方案, 应用此方案无需规范和研究主、子站的通信规约。缺点是技术扩展性一般, 后续发展不强。
2.3 系统整体实施方案
综上所述, 全面考虑个方案的优缺点和经济性后, 本文选择变电站端方案1和远端 (调控端) 方案4组合做为主选方案, 这个组合利用现有系统已有功能, 将设备改造控制在最小范围内, 工程实施难度较少。选择变电站端方案2和远端 (调控端) 方案3组合作为扩展方案, 选取这个组合方案作为辅助方案, 可避免对早期设备进行较大改造, 有利于老旧设备过渡。
本文采用主辅配合双方案, 实现了继电保护远程控制的最小改造量下的最大范围覆盖, 从而更快地实现保定地区继电保护远程控制。
3 结束语
电力继电保护1 篇5
交卷时间：2016-03-01 18:16:59
一、单选题
1.(5分)
YΔ—11接线的变压器差动保护的稳态不平衡电流采取措施完全被消除的是（）
A.有载调分接头
B.YΔ—11接线的变压器两侧电流的相位不一致 C.两侧电流互感器的计算变比与实际变比不一致 D.电流互感器的误差
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
2.(5分)
相差高频保护出现相继动作是因为（）
A.区内单相短路，当被保护线路长度大于175km B.区内两相短路，当被保护线路长度大于175km C.电力系统振荡 D.区内三相短路，当被保护线路长度大于175km
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
3.(5分)
方向阻抗继电器的α值为（）
A.α=0 B.α=0.1 C.α=1 D.α=∞
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
4.(5分)
距离保护中阻抗继电器需要采用记忆电压和第三相电压的继电器为（）
A.全阻抗继电器 B.偏移特性阻抗继电器 C.方向阻抗继电器 D.多边形特性阻抗继电器
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
5.(5分)
用标幺值制计算电力系统电路电流，系统的电压级为
.容量基值选（）
。电压的基值为 A.110kV B.220kV
C.各电压级的平均额定电压 D.10kV
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
6.(5分)
自动重合闸的后加速是（） A.加速高频保护
B.继电保护动作后加速Ⅲ段 C.继电保护动作前加速Ⅲ段 D.继电保护动作后加速Ⅰ段
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
7.(5分)
单相接地短路，若，当时，接地点的零序电压为（）
A.B.
C. D.纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
8.(5分)
高频阻波器的作用（）
A.制短路电流
B.阻止高频电流向变电站母线分流 C.消减高频电流 D.补偿接地电流
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
9.(5分)
零序方向电流三段保护有死区。（）
A.正确 B.错误
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
10.(5分)变压器差动保护中采用BCH－2型差动继电器，两侧电流互感器的计算变比与实际变比不一致产生的不平衡电流由（）来减小。
A.平衡线圈 B.差动线圈 C.制动线圈 D.短路线圈
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
11.(5分)
零序功率方向继电器的死区和反应零序功率的方向为（）
A.零序功率的方向为正零序功率 B.零序功率的方向为负零序功率 C.零序功率方向继电器无死区 D.零序功率方向继电器有死区
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护 12.(5分)
功率方向继电器采用
接线是为了（）短路没有死区
A.B.都无死区 C.D.
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
13.(5分)
发电机相间金属性短路时，短路电流（）
A.机端短路电流最大 B.机端短路电流最小 C.中性点短路电流最小 D.中性点短路电流最大
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
二、多选题
1.(5分)
种发电机那些保护有死区（）
A.发电机的横差保护 B.发电机的纵差保护 C.发电机的失磁保护 D.发电机定子100%接地保护
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
2.(5分)
一台三相变压器，容量S=100kVA、额定电压10kV/0.4kV.。估算原、副边的额定电流（）
A. B.C.D.纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
3.(5分)
一般三段式保护它们的保护特性为（）
A.Ⅰ段保护线路全长 B.Ⅱ段保护线路全长 C.Ⅲ段保护到下一线路全长 D.每段不确定
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
4.(5分)
阻抗继电器相电压接线能正确反应（） A.B.所有短路 C.D.
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
5.(5分)
YΔ—11接线的变压器差动保护两侧电流互感器的接线应为（）
A.YΔ—
11、YY－6 B.YΔ—
11、YY－12 C.YΔ—
5、YY－6 D.YΔ—
5、YY－12
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
6.(5分)电流三段电流互感器的接线为（）
A.Ⅲ段采用两相两继电器式接线 B.Ⅲ段采用两相两继电器式接线 C.Ⅰ，Ⅱ段采用两相两继电器式接线 D.Ⅰ，Ⅱ段采用两相两继电器式接线
纠错
得分： 5 知识点： 电力系统继电保护
7.(5分)
阻抗继电器采用相电压
接线能正确反应（）
A.B.所有短路 C.D.
纠错
继电保护技术问题研究 篇6
【关键词】电网；继电保护；正确动作率
1.提高继电保护动作正确率的措施
1.1严格执行继电保护工作的规程及反事故措施
继电保护工作在电力系统中是相当重要的，决定了电网的各项安全指标。关于继电保护制定了相关规程，继电保护规程是根据继电保护的原理及安装过程和操作细则制定的有关说明，在继电保护运行的过程中要严格按照规程操作，一旦违规操作就可能给电网造成损失，不光是会造成设备损坏，还会对经济造成严重损失。电网继电保护及安全自动装置反事故措施是在总结经验教训的基础上制定形成的，他是提高装置动作正确率的重要技术措施，必须予以贯彻执行。各地方电网在贯彻部颁电网继电保护及安全自动装置反事故措施要点时要结合各地方电网的实际情况制定相应的实施细则，并明确实施进程的轻重缓急，结合具体情况执行。对施工单位要严格要求，不执行反措的工程绝对不予施工，通过严格的管理就会起到良好的效果。
1.2合理进行继电保护装置的配置和选型
继电保护装置是严密的控制系统，在继电保护装置运行时主要靠实时传输的电信号控制。合理配置继电保护装置，挑选质量可靠、性能优良、技术先进的保护装置是保证继电保护正确动作的前提条件，并且要十分重视保护装置硬件、软件的规范化。在继电器的选型上也要选择适合电网的型号，以保证电网的正常运行，如果选型不合理会直接影响继电保护的效果，给电网造成一定的压力，甚至引起大面积停电故障。同时电力是不可储存的，就在一定程度上造成了资源的浪费。为了电网的正常供电，不仅要要求继电保护的配置良好，还要确保继电器的选型正确，这样就是对电网最好的保护。
1.3加强对继电保护工作的安全检查
在电力行业都有一个特定的安全负责人，安全负责人根据安规的规定严格检查在工作中出现的安全隐患，不断在安全问题上提示工作人员，以保证设备和人身的安全。针对电网安全首先要考虑继电保护的安全，继电保护是安全大检查的重点。针对电网运行的特点，用电高峰期安全大检查的重点是查系统继电保护整定原则是否符合部颁整定规程。特别要强调对电网的主要联络线高频保护和母线差动保护的投运率检查。根据国家规定，在重大节庆日及重大政治活动时期要严格检查电网安全，确保继电保护可靠工作，以免造成重大事故，威胁国家及人民安全，防止恶意破坏事件的发生。
1.4实施奖惩措施
有效的奖惩措施能够保证工作人员的积极性，尽量减少人为事故的发生，在一定的程度上解决人为因素带来的安全隐患，也能增强工作人员的安全意识，确保人身不受伤害。对在继电保护工作中认真检查并及时发现问题的予以奖励，对工作中玩忽职守的要予以惩罚，以保证制度的严肃性。实施严格的跟踪检查、严格考核、实行奖惩必能促进继电保护工作的开展。
1.5及时消除继电保护装置的缺陷
对继电保护设备的缺陷和异常情况应及时处理，保证运行设备始终处于正常状态。在继电保护平时的维护中及时发现问题并及时解决，以免在关键时刻出现问题，导致严重的后果。随着科技的进步，继电保护装置也在不断的升级换代，向着更可靠更安全的方向迈进。根据电网结构的变化，必须及时做好继电保护整定计算工作，及时调整系统保护定值，以适应不断变化的电网。
1.6继电保护装置的基建工程管理
继电保护装置的基建过程非常重要，直接决定继电保护装置的安装质量，一旦质量存在问题就会造成很多的后续麻烦，需要经过长时间的查找更正才能恢复。在《电力系统继电保护及安全自动装置质量监督管理规定》中，强调投入运行的继电保护装置和继电器必须是经过正式检定，且经过试运行考验的性能优良的设备。二次施工图必须向运行部门交底，运行部门在工程验收时可行使安全否决权，在工程启动投运时应严格把关，消除继电保护不正确动作的隐患。只有保证基建、设计、运行等部门共同协作，才能做到基建工程一次、二次设备保质保量同步投产，避免遗留问题，为电网安全运行打下良好的基础，确保工程质量。
2.提高电网继电保护正确动作率的对策
2.1加强专业基础知识学习
在现阶段继电保护正确动作率是难以掌握的实际性问题，电力企业要加大员工对继电保护正确动作率的认识，加强对继电保护知识的学习，以确保在工作中不出现误操作的情况。目前继电保护仍是电力系统相对薄弱的环节，依然存在着发生电网重大事故的危险点。制约继电保护动作正确率提高的因素比较多，主要是制造质量，其次是运行部门继保人员、运行人员的素质与现代化大电网的要求不相适应，由于对人员培训的力度不强，导致工作人员在工作中产生惧怕心理。这就要求通过专业的培训，提高人员的整体技术素质。同时专业的培训也是提高继电保护动作正确率的重要保障，可以减少和消灭误碰、误接线、误整定造成的电网继电保护装置误动作事故。
2.2依靠高科技手段
现代社会是高科技迅速发展的社会，高科技已经在各个领域得到合理的应用，能够保证设备的可靠运行。在电力行业主要依赖计算机进行数字化控制，通过准确的信号传输来保证设备的稳定运行，设定一系列的预警信号，确保在发生事故前起到警示作用。目前，计算机管理在继电保护领域已有所发展，但成熟的优秀软件、管理系统尚有待进一步开发和完善，通过科学管理提高继电保护动作正确率，提高电网的效益，保证电网的安全运行，同时减少人身伤害事故的发生。智能电网中继电保护技术所具备的特点：（1）继电保护的数字化。在智能电网中，互感器的传输性能会增强，与此同时故障几率会有很大的降低。信息传输的真实性使继电保护装置的性能提高了，在以后的技术升级中，需要考虑怎样使继电保护的辅助功能简单化，利用数字化的传感器提高它的性能。（2）继电保护的网络化。将智能电网与互联网进行对接，用户可以将信息或数据共享，利用其它组件提高其保护能力，简化继电保护装置（实际上就是智能终端，将被保护的原件的数据或信息传送到网络控制中心，使其可以利用运行故障中的数据信息）。（3）继电保护的自动整定技术。该特点是指依据电力运行方式和故障变化改变保护性能、定值和特性，尽可能地适应电力系统的变化，改善其性能。
3.结束语
本文根据近年来继电保护装置动作正确率不高的情况进行了探讨，并提出了相应的改善措施，主要目的是为了电网的安全发展。在现在的社会，人们对电力的依赖程度较高，保证电力的供应是现代社会的首要任务。在某些情况下，一旦电网瘫痪会给社会资源及人们的正常生活带来极大的影响，甚至导致国家安全受到威胁。电网安全也是一种重要的战备保障。通过对继电保护动作正确率的研究，就能保护电网的正常运行，减少影响电网安全的因素，为国家发展提供重要的电力保障。 [科]
【参考文献】
电动机继电保护线路的改进方案 篇7
方案一:采用起动过电流保护和运行过电流保护分开的方式,以此满足继电保护的要求。控制电路如图1所示。图中KA1、KA2为起动过电流保护继电器,采用GL-15型;KA3、KA4为运行过电流保护继电器,采用DL-31型;KT1为起动延时继电器,采用JDZ2-S22型;KT2为时间继电器,采用DT2型;转换开关SA选用LW5-15B4813/4型。
工作原理:当电动机停止时,SA的9、10触点断开,中间继电器KC试点,当起动电动机时,SA触点闭合,合闸接触器得电吸合,断路器QF合闸,电动机起动;同时SA的9、10触点闭合,KC线圈得电吸合并闭锁,其常闭触点断开,暂时切除过电流保护,保证电动机起动成功。同时KC的常开触点闭合,起动延时时间继电器KT1线圈通电,经过延时后,常闭触点断开,KC失电释放,其常闭触点闭合,投入过电流保护。
在一些大型设备起动时,KT1时间整定为15~20s可以使KA3、KA4可靠躲过起动电流。过流继电器KA1、KA2反时限部分的动作电流按躲过电动机起动电流来整定,作为起动时的过电流保护。
方案二:该方法采用过电流自动投切装置,它是基于以下考虑:高压电动机起动时间较长,为了躲过起动的全部时间,定时限过电流保护装置的动作时间只能整定为大于15~20s。如果电动机在运行过程中发生机械卡阻,断路器只能在经过15~20s的延时后才能跳闸,有可能造成电动机烧毁。为了能使电动机顺利起动,又能保证其在运行中过电流可以及时切除故障,可加装一套过电流保护自动投切装置,即在起动电动机时能够把过流保护退出,起动完成后过流保护自动投入。这样,我们在整定过流保护延时时,可以不必考虑躲开起动电流而将过流延时整定为几秒钟,大大缩短故障切除时间,有效保护电动机。
高压电动机继电保护线路如图2所示,所增设的过电流自东投切装置有2KA和中间继电器3KC组成。2KA选用DL-11型继电器,3KC选用DZ-15型继电器。
工作原理:电动机起动时,按下起动按钮SB1或操作开关SA(触点3-4闭合),合闸线圈YC得电吸合,断路器QF合闸。由于起动电流,过电流继电器2KA动作,其常开触点闭合,中间继电器3KC得电吸合并自锁,其长柄触点断开,切断了过电流保护回路。当电动机起动完毕,电流降到额定值以下,2KA释放,3KC复归,常闭触点闭合,过流保护自动投入。
方案三:此方案也是在高压电动机起动时暂时将定时过流保护切除,它是基于以下考虑:高压电动机定时过流保护的动作整定时间不可能与上一级定时限过电流保护时限配合。一般35kV线路出线定时限过流保护的时限为1.5s,变电站主变压器定时限过电流保护的时限只能为1s,而电动机的定时限过流保护只有0.5s了。
改进后的定时限过电流保护原理电路如图3所示,即在合闸回路上断路器QF辅助触点后的直流接触器线圈上并联一只时间继电器KT,其延时闭合常闭触点串在定时限过电流保护的跳闸回路中。在断路器合闸瞬间时间继电器KT线圈得电,其延时闭合常闭触点立即打开,断开定时限过流跳闸回路。断路器合闸过程中,其常闭触点打开,时间继电器KT失电返回,其延时返回的常闭触点经过整定时间后闭合,使定时限过电流保护跳闸回路接通,保护投入运行。
此外,通过设备升级电动机保护可采用微机继电保护装置,考虑到起动时间长和运行故障迅速切除之间的矛盾,采用了起动和运行中保护两套方案的方式,在不增加硬件设备的情况下,通过软件很好的解决了高压电动机保护的问题。
摘要：在进行大功率电动机保护整定中发现,电动机起动时间为15-20s,为躲过起动时间通常要把过流时间整定的比较长,当运行中发生故障时,由于跳闸延时长,可能造成事故的扩大。本人在工作中总结出几种改进,可有效的缩短运行中保护的动作时间,更好的保护设备的安全。
关键词：电动机,继电保护,延时
参考文献
[1]方大千,等.实用电动机控制线路[Z].
继电保护定值远方修改系统方案探讨 篇8
关键词：EMS系统,远方,不停电,修改,定值
0 引言
随着电力系统的不断发展, 电网的运行方式变化十分频繁, 为保证电网的安全、稳定、可靠运行, 继电保护装置的定值也要随着运行方式的变化进行相应的调整。若仍依靠传统现场手工更改定值方式, 必然大量增加运行维护人员的工作量, 因此电网运行、维护迫切需要具有远方修改、核对定值功能的继电保护定值远方修改系统[1]。
1 技术条件
a) 主站端的要求。系统需接入调度机房I区交换机, 分配一级IP地址, 并开通主站服务器与站端远动机对应的防火墙及纵向加密的相应端口 (2404) ;
b) 子站端的要求。 (a) 选择具备网络通信通道的变电站; (b) 选取的变电站远动机应能够支持远方修改定值操作;
c) 工程实施的条件。在子站远动后台增加远方改定值程序后, 可以实现各间隔保护定值的召唤, 但是定值修改需要做试验。对于运行间隔, 如果是保护双重化配置可以通过轮停保护装置实现定值的召唤与修改。
2 实现方案
2.1 变电站站端方案
对具备调度数据网的计算机监控变电站, 子站的硬件设备采用计算机监控系统的远动通信装置, 在远动机上增加软件来实现功能[2]。具体方式为:
a) 通过变电站计算机监控系统实现对保护装置远方修改及核查定值, 现场更换计算机监控系统远动主机软件, 增加远方不停电修改及核查定值系统功能, 并对计算机监控系统遥控、遥调等命令重新调试;
b) 调整运行管理分工, 远方不停电修改及核查定值功能由继保专业维护管理, 而计算机监控系统由自动化专业管理。该方案使用现有变电站内的通信装置 (总控单元或远动装置) 实现修改和核对定值功能, 可利用现有变电站的设备、充分利用信息共享、节约投资, 而且整体施工调试难度小。
2.2 远方修改定值系统方案
在调度现有EMS系统的基础上, 扩展实现远方不停电修改及核查定值功能, 该功能作为EMS系统的一个独立运行模块, 专业界面清晰, 便于运行维护管理。
a) 在调度主站远动通信机房放置1台远方不停电修改及核查定值系统服务器, 并安装相关系统软件, 将修改定值系统的客户端程序集成到现有的EMS系统中。由于改定值操作属于安全I区设备, 需要将此服务器与I区四级数据网交换机相连接, 利用现有I区通道实现服务器与变电站远动机的连接, 通过对应的规约通信完成召唤修改核查定值;
b) 建设保护班工作站, 并在服务器上安装一套远方不停电修改及核查定值系统和相关的系统软件, 通过专用通信通道与主站交换机连接, 来实现远方不停电修改及核查定值功能。
3 技术难点
3.1 EMS工作站修改定值功能实现
根据方案要求, 我们需要将修改定值的功能部署到EMS系统工作站中, 由于目前两套系统相对独立, 而要实现以上功能就需要将修改定值服务器通过EMS系统交换机接入到EMS系统的局域网中, 实现改定值服务器与EMS工作站的连接, 安装相应客户端软件, 从而实现EMS工作站的改定值功能[3]。
3.2 定值web浏览服务器的接入
将继电保护定值远方修改系统主服务器与web浏览服务器分别接入到调度数据网的1区和3区, 2台服务器之间通过位于I区的防火墙及正向隔离设备连接, 配置相关协议。
4 问题及解决方案
4.1 系统平台
由于目前所用的继电保护定值远方修改系统属于Windows平台下开发的系统, 没有在Linux平台下运行过。但服务器需要接入调度数据网I区, 根据规定所有接入I区的服务器都必须安装Linux或Unix系统;需要在EMS系统工作站实现改定值功能, EMS工作站也是运行的Linux操作系统。
解决方案:需要将继电保护定值远方修改系统从现有的Windows平台上移植到Linux平台上去。若系统调试时间有限, 可暂时先将装有Windows操作系统的服务器安装杀毒软件, 接入到I区数据网中, 完成系统的调试。等到系统修改完成后, 再将服务器改造成Linux操作系统, 并将系统客户端部署到EMS的工作站上去。
4.2 可能实现不了软压板的投切
如果智能化变电站的保护与远动机采用的保护是不同厂家生产的, 福建的工程实践证明, 可能会出现软压板只能召唤不能投切的现象。
解决方案:若调试中发现确实存在此问题, 在子站远动机增加单独软压板遥控表, 遥控命令保护软压板投退, 和保护定值远方修改在同一界面, 独立分成两部分内容。
4.3 保护班工作站难以接入
由于保护班与系统服务器有较大的地理距离, 如果要实现继电保护定值远方修改系统工作站的功能, 必须将工作站与服务器相连接, 目前可行的方式, 就是准备1台改定值工作站, 并安装Linux操作系统及相应改定值客户端软件, 将工作站接入到调度数据网交换机, 通过调度数据网交换机与服务器相连接, 从而实现工作站的改定值功能。因为系统功能调试期间不需要工作站的参与, 对于保护班工作站的配置工作, 可以在系统调试完成, 并成功移植Linux系统下之后进行。前期可以进行工作站购置、申请调度数据网IP及物理网络接入的工作。
4.4 Web方式浏览的实现
同一台服务器的多路网卡, 不可以跨区接入数据网, Web浏览定值需要单独Web浏览定值服务器, 并接入数据网III区, 通过正向隔离设备与主服务器相连来实现。需要增加1台Web服务器, 同时需要对继电保护定值远方修改系统程序做修改。
5 结语
新建110 k V变电站安装此系统, 针对现场的实际情况提出了一套切实可行的实施方案, 在实施过程中自动化、保护、通信工程技术人员和相关保护、自动化厂家协同配合, 能按工程实际需要适时调整工作方案, 并修改相关规定来适应新的工作需求, 具有十分重要的示范作用。开展远方不停电修改及核查定值可实现巨大的经济及社会效益, 能减少一次设备停电时间, 可以提高继电保护、自动化人员工作效率。希望所提出的方案能对工程实际提供参考和借鉴。
参考文献
[1]黄坚明, 黄春红.微机保护不停电整定配置的功能及其应用[J].电力系统自动化, 2008 (10) :104-107.
[2]林传伟, 卓枕警, 周健, 等.福建电网远方不停电修改及核查定值系统的设计[J].电力系统保护与控制, 2010 (5) :107-110.
电力系统继电保护整定方案研究 篇9
1 继电保护方案的制定
1.1 制定依据
按照《继电保护和安全自动装置技术规程》 (GB/T 14285-2006) 、《3k V~110k V电网继电保护装置运行整定规程》 (DLT 584-2007) 和《220k V~750k V电网继电保护装置运行整定规程》 (DLT 559-2007) , 继电保护必须满足“四性” (即选择性、灵敏性、速动性和可靠性) 要求, “四性”不能兼顾时可进行合理取舍, 例如局部电网服从大电网、下级电网服从上级电网、局部电网内的问题自行解决、尽量照顾局部电网或下级电网、保护设备安全及保证重要用户供电等。
1.2 资料收集
整定计算的基础是一、二次设备的相关参数、设计图纸及其厂家技术说明书等, 由于种种原因出现资料不全、不准确现象就会导致整定出错, 因此必须重视整定资料的收集整理。资料收集产生问题的原因包括:
(1) 资料未经现场核实, 如一次设备参数与现场不符。
(2) 重要资料不全或图纸更新不及时, 如未提供电流互感器饱和倍数或配网单线图有变化未及时更新。
(3) 资料报送延误, 如报送变电站参数而未及时报送电源侧线路参数等。对于这些问题可通过规范资料报送流程和加强相关人员的培训加以解决。
1.3 定值计算
按前述相关规程“四性”要求, 输电线路保护通常配置为主保护、后备保护和综合重合闸, 目前基本上都采用微机成套保护装置, 通过双重化甚至多重化配置实现设备上的后备保护功能。对于微机保护来说, 需要特别关注短路电流计算及其运行方式选择、主后备保护的定值计算。短路电流计算是整定计算的基础, 如果短路电流计算不准确, 那么整定计算结果就不正确, 而短路电流计算又是由电力系统运行方式以及变压器接地方式所决定的。在选择变压器接地方式时应使零序等值网络保持稳定状态, 而电力系统运行方式通常按最大运行、最小运行方式进行选择, 需要注意的是两种运行方式必须包含检修与故障重叠出现的状态, 可以不考虑两个短路故障同时出现以及其他很少见的运行状态, 但需要考虑短路类型、电流分配系数以及发电机、变压器、线路的运行变化限度等内容。一般来说, 应按最大运行方式计算保护动作值, 按最小运行方式校验保护的灵敏度。另外, 在采用序分量法简化计算短路电流时, 三相系统应该严格对称, 否则应采用相分量法进行计算。在进行线路主保护整定计算时, 220k V及以上电压等级的线路应采用纵联保护方式, 通过瞬时切除全线范围的故障保护, 来满足系统稳定和重要用户母线电压稳定的要求。进行后备保护整定计算时, 对于220k V及以上电压等级的线路可进行一些简化, 例如退出零序Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ段 (采用两段保护方式时只退出零序Ⅱ段) , 电流和时间可按最大值整定, 而方向控制字、投退控制字分别按方向指向、退出进行整定, 同时为了确保保护接地的可靠性, 保留零序Ⅳ段电流 (动作不启动) 。距离保护在相同计算条件下可以统一计算, 例如接地距离Ⅰ段与相间距离Ⅰ段可以统一计算, 接地距离Ⅱ段与相间距离Ⅱ段也可以统一计算, 但采用接地距离Ⅲ段配合公式计算相间距离Ⅲ段时应考虑接地距离Ⅲ段的负荷阻抗及接地距离Ⅲ段与变压器保护配合等问题。
2 继电保护定值校核
2.1 定值校核的必要性
由于继电保护整定值是通过离线状态最大运行方式算出的, 再以最小运行方式进行灵敏度校核, 这种定值方法虽然可满足大多数运行情况, 但存在明显不足, 原因在于最大运行方式计算的定值一般不会是最佳整定值, 最小运行方式发生最不利故障时保护性能会很差, 拒动或误动都可能发生, 实际上存在着严重的事故隐患。通过定值校核可发现这些问题, 从而及时调整和改进, 以消除安全隐患。
2.2 定值校核方法
由于线路保护中的阶段保护存在配合关系, 而且整定比较复杂, 所以定值校核也主要针对这种保护。微机保护的广泛应用, 为定值校核创造了良好的条件, 不仅可离线校核, 也可在线校核。离线模式主要用于继电保护部门整定计算的定值校验, 在线模式可供调度人员制定运行方案和处理紧急故障时作为参考依据。定值校核的规则也以有关整定的相关规程为基础, 并考虑线路保护特性以及保护的选择性、灵敏性等要求而制定。一般距离故障点最近的电源侧断路器必须迅速断开, 如果继电保护或断路器拒动, 则由电源侧上一级断路器切断故障。保护选择性校核, 保护Ⅰ段主要校核保护范围是否超出线路, 后备保护要校核与下一级的配合关系。灵敏度校核要求区间故障能可靠动作。只有经过校核以后, 定值单才可用于执行和存档。
3 结语
整定方案事关继电保护动作的正确性, 进而影响电力系统运行的安全性和稳定性, 因此在制定整定方案时应从保护的关键点和难点出发, 深入研究和考察相关因素, 消除疑点和疏漏, 从而不断提高继电保护的可靠性。
摘要：探讨了继电保护整定方案的制定方法, 并对定值校核进行了分析。
关键词：继电保护,整定,电力系统
参考文献
[1]范寿忠.继电保护定值整定存在的问题及“误整定”防范措施[J].中国科技信息, 2014 (01) :112-114.
[2]吕会军.输电线路继电保护整定计算综述[J].价值工程, 2013, 32 (13) :107-108.
继电保护方案 篇10
关键词：继电保护,电厂,故障诊断,现场处理,研究
0 引言
正确诊断继电保护故障,并进行针对性处理,对整个电厂以及电力系统的运行,具有非常重大的意义。通过诊断和处理继电保护故障问题,既可以有效促进整个电力系统的高效运行,又可确保电厂运行安全可靠性。
1 电厂继电保护中的常见故障问题分析
对于继电保护故障问题而言,常见的类型有干扰、定值、高频收发信机以及插件绝缘和CT饱和等方面的问题,具体分析如下:
第一,干扰问题。对于这类问题,主要是因微机保护能力相对较差,一旦保护屏位置有其他通信设备,必然会产生干扰影响。比如,这些通信设备会造成逻辑元件错误,或者误动作。
第二,定值问题。对于定值问题而言,常见的故障问题是人工操作过程中,才用的整定方法不正确;整定计算过程中的错误操作,导致整个系统出现误差。
第三,高频收发信机故障。由于各厂家发出的收发信机存在着质量差异,因此通信设备问题造成高频收发信机故障。
第四,CT饱和。二次系统中,CT的作用非常的大。一旦发生故障问题,短路电流立即出现加剧现象,导致CT饱和,继电保护难以正常运行。
第五,插件绝缘。继电保护设备布线紧密,而且集成度比较高。如果保护设备运行时间过长,则插件接线的焊点必然会因静电作用而出现尘埃大量聚集的问题,以致于焊点间形成通路,最终导致设备出现故障问题。
2 继电保护故障问题常用处理方法
2.1 分析法
在重合闸故障,比如放电闭锁问题发生时,处理人员应当对输入量进行全面分析,找出放电原因,再对输入量进行分析。同时,在诊断继电保护设备故障问题时,可采用分析故障报告。
2.2 电位变化法
二次回路上的节点电位变化、电压变化需实时监测,然后确定故障问题的发生点,这是电位变化法的机理。该方法主要适用于以下情况:第一,分闸线路开关时,无法正常亮绿灯。第二,基于保护传动试验对电路开路情况进行分析。当系统设备正常运行时,对主变保护进行检查,保护出口回路如图1所示。
XB为出口压板、KT代表主变继电器节点,33代表跳闸出口回路节点。万用表正常工作时,退出压板,并测量节点1对地电位。启动主变保护,KT会有出口动作,而且XB收到正电位,此时电压表正电位出现翻转现象;如果不出现翻转,那么继电保护工作正常。测量XB节点2,如果非负电位,则说明没有故障问题,可能故障问题出现在下级电路之上。
2.3 经验判断法
在综合分析多种继电保护问题以后,对设备运行进行统计,全面了解设备工作状态。工作人员凭借个人的实践经验,对部分继电保护问题进行判断,然后处理各种可能的故障问题。比如,分闸开关状态下,红绿灯经常会出现失灵现象,对此可凭借主观经验对造成该问题的原因进行分析。常见的原因是:开关机构操作死点;辅助节点滞后影响机构分合变化。
3 电厂继电保护故障案例分析
某抽水蓄能电站以原水库作为下库,采用人工方式修建了上库,其装机容量800MW,可以说是电网主力调频之必须。该电厂建于上世纪90年代,三年后首台机组完成了并网,次年四台机组建成投产。该电厂自调试应用至今,无论是10k V用电还是220k V电厂线路,都先后出现过程度不同的电气故障问题。
3.1 发电机转子出现接地故障问题
一号机组发电运行状态下,机组转子出现接地动作报警。对于发电机转子而言,其接地保护采用的是在转子回路上,重叠15V方波交流电压,然后对转子的对地绝缘水平组成进行测量。当发生故障问题后,立即停机进行检查,转子回路绝缘情况良好。在此过程中,利用电阻箱人为将接地保护回路进行接地动作,然后对转子接地保护继电器是否正常工作进行检查。对机组采用手动方式进行开机,空转状态下不加励磁电流,借助摇表对转子绝缘进行测量,转子对地的绝缘电阻显示为零。针对这一问题,建议采用电桥法对接地点在转子回路即发电机转子六号磁极进行检查。将机组停下来,并将机组的六号磁极相应盖板以及挡板打开检查,发现六号、七号磁极是由多层软铜片转子磁极外连接铜片的一头开焊;机组在开机时,因离心力的影响,软铜片、挡板之间的接触会导致转子接地,结果机组转子的实际接地保护动作没有出现故障问题。根据这一表征,检查所有的转子磁极外连接情况,并与发电机厂家专家共同进行现场检查,结果发现部分发电机转子磁极存在着不同程度的软连接松动问题,电厂和专家对检查过程中发现的这些问题,采取扩大预防的方法进行处理,有效低避免了另外一些机组转子再出现类似的接地故障问题。
3.2 发电机存在轴电流故障问题
该电厂二号机组在实际运行过程中需,出现了轴电流保护跳闸停机现象。在正常运行状态下,发电机因磁场存在着不平衡问题而导致大轴两端产生感应电压。对于大轴而言,其接地刷接地,确保了对地电位,上导轴承轴领绝缘。实践中,如果上导轴承绝缘出现破坏现象,在大轴、轴承以及接地刷间会产生一定的电流,导致导瓦放电,可能会出现发热甚至损坏现象。在大轴上适当布设轴电流CT,形成轴电流保护。当出现保护动作时,必然会在发电机上导轴承上形成接地点。拆开并检查发电机上导轴承,发现油盆中的挡油圈出现了开焊脱落问题,因接触发电机大轴而导致轴电流出现保护动作,进而引起跳闸停机。根据此情况,建议在机组检修过程中,焊接加固所有上导油盆挡油圈,以免出现同类故障问题,确保了机组的运行安全可靠性。
3.3 主短路器触头出现放电故障问题
在电厂一号机组启动变频器抽水时,机组的转速上升到额定的转速,而且机端电压已经上升到了额定电压,自动同期设备工作寻找同期点然后进行并网。在此过程中,一号机组发变组单元差动保护出现了瞬时动作,而且保护动作跳一号号机220k V主开关,先是灭磁,最后停机。与此同时,一号机组220k V主断路器开关失灵保护动作,再跳一号机220k V主开关,经延时由光纤差动保护直跳线路对侧开关;跳一号厂高变开关,跳二号机主开关(原来二号机处于停机状态)。当发生故障问题以后,检查和实验发电机以及主变压器,没有发现问题;断开开关、母线隔离刀时,变压器、发电机零起升压,直至额定电压正常;此时,对一号主开关保护跳闸,并进行传动试验,使其保持正常开关动作。在故障问题分析过程中,电流、电压录波数据非常中药。一旦发现故障问题,220k V电力系统中的B相对地电压就会归零。一号主变压器的B相产生故障电流,结合故障发生情况,在开关并网之前,初步对故障进行分析,比如开关并网之前的B相动,或者静触头间击穿,然后经GIS外壳放电。实践中可以看到,开关是GIS全封闭的组合电器,只从外部观看是无法看到故障痕迹的。建议电厂要求外方到现场解体检查,结果开关B相动,而且静触头间击穿且对地放电,较之于先前的分析基本一致。对于主开关而言,因受到发变组的差动保护而使得发变组出现保护动作。因开关故障问题发生时,尚未并网,所以虽然出现差动保护灭磁以及停机等现象,但是220k V电力系统仍可以通过开关故障相进行接地。由于一号主变压器高压侧的中性点运行过程中出现接地问题,因此主变高压侧存在着故障电流,此时启动开关保护动作失灵。在对该故障问题进行分析和处理时发现,无论进口还是国产的GIS全封闭组合开关,都可能会发生击穿故障。同时,需要强调的是必须对其进行定期的试验检查,并做好日常巡检工作。基于此,笔者建议电厂在外方专家的通力配合下,对所有的开关进行解体大检查,并做预防试验,对绝缘气体进行定期试验和检查,以免发生类似故障问题。
4 结束语
通过以上对某电厂自投产至今发生的主要继电保护故障、自动设备动作问题分析可知,所发生的多数故障问题集中表现为厂商生产的产品质量问题、设备施工安装质量问题以及电缆长期服役过程中绝缘性能降低问题等。无论那种问题和成因,电厂方应当采取多元化的方法和措施进行检查和试验,并尽可能扩大巡查的范围,有效避免了上述故障问题的二次发生。此外,继电保护动作正常与否,是否能够及时准确地切除故障,关系着整个电厂电力设备运行安全可靠性。
参考文献
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