继电保护的基本概念范文

导语：如何才能写好一篇继电保护的基本概念，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

篇1

关键词：微机继电保护技术；概念；构成；趋势

中图分类号： F406 文献标识码： A 文章编号：

前言：微机继电保护的智能化方便了继电保护的调试工作，极大的减少了对硬件维护量。尤其是，其凭借数字化、智能化、网络化及较强的数字通讯能力，极大的提高了微机继电保护的快速性、选择性、灵敏性、可靠性等性能，在促进电力系统管理、维护的信息化、远程化的同时，提高了电力系统的安全经济运行的水平。因此，我们可以清楚的认识到微机继电保护的重要性。以下笔者根据多年从事微机继电保护的实际工程经验，对电力系统微机继电保护系统的构成特点及发展趋势进行粗浅的探究，以供参考。

1．微机继电保护概述

1.1 基本概念

微机继电保护是以数字式计算机为基础来构成的继电保护，其硬件以微处理器为核心，配以合适的输入输出通道、人机接口、通讯接口等；随着计算机技术及网络技术的持续快速的发展，加之微机保护相比于传统继电保护装置有着更加显著的优势，日益在电力系统中得到广泛应用。

1.2 微机继电保护系统的构成

（1）管理与保护故障录波器的接口，实现对不同厂家的保护及故障录波器的数据采集及转换功能。通常情况下，对保护的运行状态进行巡检，接收保护的异常报告。当电网出现故障后，接收、保护故障录波器的事故报告。

（2）管理与远动主站的接口，把装置异常、保护投退，以及其它关键的信息通过远动主站进行实时上送到调度端。

（3）管理、修改保护定值。

（4）主动或者按照服务器的要求传送事故报告，执行服务器发出的对指定保护与故障录波器进程查询的命令。服务器设置在调度端，可由一台或者多台高性能计算机构成。

通过以上的功能划分可看出，客户机与服务器间的数据交换量并不是太大，仅在电网出现故障后，因为与故障设备有关联的厂站的客户机需向服务器传送详细的故障报告，此时才会有较大的信息量。所以客户机与服务器间的联络，在目前的使用情况下，完全可采用调制解调器来进行异步通信，若有更好的条件，建议尽量采用广域网来实现数据的交换。

2．微机继电保护技术发展的趋势

2.1 自动化、智能化

随着我国智能电网概念的提出及相关技术标准的制定，必须加快智能电网相应配套的关键技术与系统的研发速度。对于微机继电保护技术，可深入挖掘神经网络、遗传算法、进化规划模糊逻辑等智能技术微机继电保护方面的应用前景，充分发挥技术生产力的作用，从而使常规技术难以解决的实际问题得到解决[4]。

2.2 自适应控制技术

于20世纪80年代，自适应继电保护的概念开始兴起，其可定义为能根据电力系统的运行方式与故障状态的变化而能够对保护性能、特性或定值进行实时改变的新型继电保护。其基本思想就是尽最大可能使保护适应电力系统的各种变化，从而保护的性能得到进一步的改善。其凭借能改善系统响应、增强可靠性、提高经济效益等方面的优势，在输电线路对距离、变压器、发电机的保护及自动重合闸等领域得到了广泛的应用。

2.3 人工神经网络的应用

20世纪90年代以来，神经网络、遗传算法、进化规划、模糊逻辑等人工智能技术在电力系统的多个领域都得到了应用，保护领域内的一些研究工作也开始转向人工智能领域的研究。专家系统、人工神经网络、模糊控制理论在电力系统继电保护中的应用，为其持续发展注入了新的活力。

基于生物神经系统的人工神经网络具有分布式存储信息、并行处理、自组织、自学习等特点，其应用研究得到较迅速发展，目前主要集中在人工智能、信息处理、自动控制和非线性优化等方面。近年，在电力系统微机继电保护领域内出现了用人工神经网络来实现故障类型的判别、故障距离的测定、方向保护、主设备保护等技术。我国相关部门也都对神经网络在电力系统微机继电保护中的应用进行了相关的研究。

2.4 可编程控制器在继电保护中的应用

可编程控制器可简单的视为具有特殊体系结构的工业计算机，相比于一般计算机具有更强的与工业过程相连的接口，以及更适应于控制要求的编程语言；用PLC通过软件编程的方式来代替实际的各个分立元件之间的接线，来解决在由继电器组成的控制系统里，为了完成一项操作任务，要把各个分立元件如继电器、接触器、电子元件等用导线连接起来的问题是非常容易的；此外，为了减少占地面积，还可以用PLC内部已定义的各种辅助继电器来取代传统的机械触点继电器。

2.5 变电所综合自动化技术

现代计算机、通信、网络等技术为改变变电站目前监视、控制、保护、故障录波、紧急控制装置、计量装置，以及系统分割的状态，提供了优化组合与系统集成的技术基础。继电保护和综合自动化的紧密结合己成为可能，主要体现在集成与资源共享、远方控制与信息共享。以远方终端单元、微机保护装置做为核心，把变电所的控制、信号、测量、计费等回路纳入到计算机系统中，从而将传统的控制保护屏进行取代，大大降低变电所的占地面积及对设备的投资，使二次系统的可靠性得到提高。伴随着微机性价比的不断提高，现代通信技术的快速发展，以及标准化规定制度的陆续推出，变电站综合自动化已经成为了热门话题。根据变电站自动化集成的程度，可将未来的自动化系统划分为协调型自动化与集成型自动化两类。

结束语：

总之，随着电力系统的高速发展及计算机、通信技术的不断进步，继电保护技术将会向自动化，智能化，自适应控制技术，变电站综合自动化技术，人工神经网络、PLC技术的应用等趋势发展，在确保我国电力系统的安全稳定运行，以及国民经济的快速持续增长中发挥越来越大的作用。

参考文献

[1]文玉玲，孙博，陈军.浅谈微机继电保[J].新疆电力技术，2009，（4）：26-28.

[2]杨志越，李凤婷.微机继电保护技术及发展[J].电机技术，2011，（3）：46-47.

[3]王彬.浅论电力系统微机继电保护的技术应用[J].中华民居，2011，11：162，163.

篇2

（一）10KV供电系统在电力系统中的重要位置

电力系统是由发电、变电、输电、配电和用电等五个环节组成的。在电力系统中，各种类型的、大量的电气设备通过电气线路紧密地联结在一起。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可避免的。由于电力系统的特殊性，上述五个环节应是环环相扣、时时平衡、缺一不可，是在同一时间内完成的。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。10KV供电系统是电力系统的一部分。它能否安全、稳定、可靠地运行，不但直接关系到企业用电的畅通，而且涉及到电力系统能否正常的运行。因此要全面地理解和执行地区电业部门的有关标准和规程以及相应的国家标准和规范。

（二）10KV系统中应配置的继电保护

按照工厂企业10KV供电系统的设计规范要求，在10KV的供电线路、配电变压器和分段母线上一般应设置以下保护装置：1、10KV线路应配置的继电保护。2、10KV配电变压器应配置的继电保护。（1）当配电变压器容量小于400KVA时：一般采用高压熔断器保护；（2）当配电变压器容量为400～630KVA，高压侧采用断路器时，应装设过电流保护，而当过流保护时限大于0.5s时，还应装设电流速断保护；（3）当配电变压器容量为800KVA及以上时，应装设过电流保护，而当过流保护时限大于0.5s时，还应装设电流速断保护；对于油浸式配电变压器还应装设气体保护。3、10KV分段母线应配置继电保护。

（三）10KV系统中继电保护的配置现状

目前，一般企业高压供电系统中均为10KV系统。除早期建设的10KV系统中，较多采用的是直流操作的定时限过电流保护和瞬时电流速断保护外，近些年来飞速建设的电网上一般均采用了环网或手车式高压开关柜，继电保护方式多为交流操作的反时限过电流保护装置。很多重要企业为双路10KV电源、高压母线分段但不联络或虽能联络但不能自动投入。

二、继电保护的基本概念

在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。在10KV系统中的继电保护装置是供电系统能否安全可靠运行的不可缺少的重要组成部分。

（一）对继电保护装置的基本要求

对继电保护装置的基本要求有四点：1、选择性。当供电系统中发生故障时，继电保护装置应能选择性地将故障部分切除。也就是它应该首先断开距离故障点最近的断路器，以保证系统中其它非故障部分能继续正常运行。系统中的继电保护装置能满足上述要求的，就称为有选择性，否则就称为没有选择性。2、灵敏性。灵敏性系指继电保护装置对故障和异常工作状况的反映能力。在保护装置的保护范围内，不管短路点的位置如何、不论短路的性质怎样，保护装置均不应产生拒绝动作。但在保护区外发生故障时，又不应该产生错误动作。3、速动性。速动性是指保护装置应能尽快地切除短路故障。4、可靠性。

（二）继电保护的基本原理

1、电力系统故障的特点。电力系统中的故障种类很多，但最为常见、危害最大的应属各种类型的短路事故。一旦出现短路故障，就会伴随其产生三大特点。即：电流将急剧增大、电压将急剧下降、电压与电流之间的相位角发生变化。

2、继电保护的类型。在电力系统中以上述物理量的变化为基础，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。

三、几种常用电流保护的分析

1、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。反时限过电流保护是由GL-15（25）感应型继电器构成的。当供电线路发生相间短路时，感应型继电器KA1或（和）KA2达到整定的一定时限后动作，首先使其常开触点闭合，这时断路器的脱扣器YR1或（和）YR2因有KA1或（和）KA2的常闭触点分流（短路），而无电流通过，故暂时不会动作。

2、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。

3、零序电流保护。电力系统中发电机或变压器的中性点运行方式，有中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点直接接地三种方式。10KV系统采用的是中性点不接地的运行方式。

篇3

Zhang Lei

（Xinyang Electric Power Supply Company，Electric Power of He'nan，Xinyang 464000，China）

摘要：近年来，电网由于继电保护拒动、误动引起的大面积停电事故时有发生，给国民经济和人民生活带来极大危害，对公司系统也造成了极大的震动，对此，提高继电保护的运行技术，具有十分重要的意义。

Abstract: In recent years, because failure operation and maloperation of relay protection, the power cut accidents in large area have occurred sometimes, which caused enormous harm to the national economy and the lives of people, and also created the enormous vibration to the company system. So, it is very significant to enhance the movement technology of relay protection.

关键词：继电保护 技术

Key words: relay protaction；technique

中图分类号：TM4 文献标识码：A文章编号：1006-4311（2011）26-0044-01

1继电保护技术的基本概念

继电保护是指采用继电保护技术或有各种继电保护装置单元组成的继电系统，是一种能反映电力系统故障和不正常运行状态，并及时作用于断路器跳闸或发出信号的自动化设备。在现代电力系统中，继电保护装置是保证电力系统安全运行的重要工具。

2继电保护装置的基本任务与作用

2.1 继电保护装置的任务在供电系统运行正常时，安全地、完整地监视各种设备的运行状况，为值班人员提供可靠的运行依据；供电系统发生故障时，自动地、迅速地、并有选择地切除故障部分，保证非故障部分继续运行。

2.2 继电保护的作用

2.2.1 当电气设备出现不正常运行状态时或发生不太严重的故障（如中性点非直接接地电网中发生单相接地）时，保护装置动作，发出警告信号，提示运行值班人员采取相应的措施以清除。

2.2.2 继电保护在现代电气系统中用于保护运行中的所有电气设备，包括发电机、电动机、变压器、电力线路、电力电缆、母线、断路器、电抗器、电力电容器和其他各种电气元器件。

2.2.3 继电保护装置应能快速切除故障，可以减轻短路电流对电气设备所引起的伤害，故障切除时间等于保护动作时间与断路器跳闸时间之和，为了快速切除故障，应采用与快速断路器相配合的快速保护装置，一般快速保护时间的动作时间为0.06-0.12s,最快的可达0.01-0.04s,一般断路器的动作时间为0.06-0.15s,最快的可达0.02-0.06s。

3继电保护装置的类别

由于电力系统的电压等级越来越高，电网和设备的容量越来越大，保护的原理也越来越先进，保护装置也越来越复杂，所以使用的继电保护装置的种类也很多，按照被测的电气量来划分，常用的继电保护有以下四类：①反映电流量数值变化的保护，包括各种正序和负序电流量的增大或缩小，如各种电气设备上都装设的过电流保护，是采用最多的保护。②反映电压数量数值变化的保护，包括各种正序和负序电压量的降低或升高，如欠电压保护。③反映两个或多个电气量之间相位变化的保护，包括电流与电压之间的相位变化，电流与电流之间相位变化，电压与电压之间的相位变化，如方向保护、同期检测等。④反映系统阻抗变化的保护，根据电工原理可知，阻抗反映的是电流与电压之间的关系，如距离保护。

4选择继电保护装置时需要注意的问题

4.1 变电站所有保护装置硬件必须标准化，且完全可以互换，保护装置机结构开孔尺寸应当完全统一，以利于运行维护，减少备品备件。

4.2 选择保护装置时，应当考虑保护定值误差、测量准确极等。并当充分利用微机保护装置软硬件资源，获得附加功能，如谐波录波、故障定位、测量等。

4.3 微机保护装置具有完整型式试验报考，因为主变压器事故情况复杂，受各因素影响较多，且主变压器价值昂贵，事故时损失太大。

4.4 配电系统由于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。为了确保配电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置。

5继电保护日常处理方法

5.1 严格巡检制度，确保继电保护装置及其二次回路的正确完好，保护屏指示灯正确，无异常，接线正常，无松脱、发热现象及焦臭味不存在；熔断器接触良好；强化措施，完善制度，确保继电保护运行操作的准确性。

5.2 运行人员熟悉现场二次回路端子、保护装置的一般操作、常见信号的处理及投退压板的正确性。

5.3 认真进行保护动作分析，加强防范，确保保护动作的可靠性。

5.4 凡属不正确动作的保护装置，及时组织现场检查和分析处理，找出原因，提出防范措施，避免重复性事故的发生。

5.5 现场二次回路老化，应重新标示，做到美观、准确、清楚。杜绝回路错误或寄生回路引起的保护误动作。

5.6 加强技术改造工作，对保护进行重新选型、配置时，首先考虑的是满足可靠性、选择性、灵敏性及快速性，其次考虑运行维护、调试方便，且便于统一管理。

6如何提高继电保护技术

6.1 掌握足够必要的理论知识，作为一名继电保护工作者，学好电子技术及微机保护知识是当务之急。

6.2 工作人员必须具备微机保护的基本知识，必须全面掌握和了解保护的基本原理和性能，熟记微机保护的逻辑框图，熟悉电路原理和元件功能。

6.3 具备相关技术资料诸如检修规程、装置使用与技术说明书、调试大纲和调试记录、定值通知单、整组调试记录，二次回路接线图等资料。

6.4 掌握微机保护事故处理技巧在微机保护的事故处理中，以往的经验是非常宝贵的，它能帮助工作人员快速消除重复发生的故障，但技能更为重要。

7结语

继电保护技术向计算机化、网络化、智能化飞速发展，电力系统对微机保护的要求也在不断提高，除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，与其他保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力，高级语言编程等，使微机保护装置具备一台PC的功能。继电保护技术的发展向计算机化、网络化、一体化、智能化方向发展，这对继电保护工作者提出了新的挑战。

参考文献：

篇4

【关键词】电力系统 发电变电 输电配电

1继电保护的基本概念

1.1什么是继电保护装置

继电保护装置是一种由继电器和其它辅助元件构成的安全自动装置。它能反映电气元件的故障和不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号。

1.2 继电保护的作用与组成

（1）当电力系统中的电气设备发生短路故障时，能自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其它无故障部分迅速恢复正常运行。（2）当电力系统中的电气设备出现不正常运行状态时，并根据运行维护的条件（ 例如有无经常值班人员） ，动作于发出信号、减负荷或跳闸。

2常见10KV继电保护的基本介绍

2.1 10KV供电系统继电保护在电力系统中的重要位置

随着电力系统的高速发展，电网规模日益壮大，电力系统网络结构更显复杂，提高电力系统的安全运行水平尤为重要。电力系统是电能生产、变换、输送、分配和使用的各种电气设备按照一定的技术与经济要求有机组成的一个联合系统。在电力系统中，各种类型的、大量的电气设备通过电气线路紧密地联结在一起。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可避免的。由于电力系统的特殊性，上述五个环节应是环环相扣、时时平衡、缺一不可，又几乎是在同一时间内完成的。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。2.3 10KV系统中应配置的继电保护

按照工厂企业10KV供电系统的设计规范要求，在10KV的供电线路、配电变压器和分段母线上一般应设置以下保护装置：

2.3.1 10KV线路应配置的继电保护

10KV线路一般均应装设过电流保护。当过电流保护的时限不大于0.5s～0.7s，并没有保护配合上的要求时，可不装设电流速断保护；自重要的变配电所引出的线路应装设瞬时电流速断保护。当瞬时电流速断保护不能满足选择性动作时，应装设略带时限的电流速断保护。

2.3.2 10KV配电变压器应配置的继电保护

（1）变压器的低压侧应装设短路保护和过负荷保护。短路保护作为保护母线、变压器干线的主保护， 并作为配电线路的后备保护。（2）变压器低压侧主保护应与高压侧主保护和低压配电线路保护有良好的选择性，并保证系统出现正常的尖峰电流（如电动机起动电流）时不会引起保护装置误动作。（3）变压器低压侧主保护也可兼作单相接地保护， 可采用带单相接地保护的低压断路器作变压器低压侧的主保护（如DW16型低压断路器），如灵敏度不够时应增设零序保护。（4）为了与出线保护取得动作时限配合， 变压器低压侧短路保护一般采用瞬时或短延时脱扣器动作于断开低压侧断路器， 过负荷保护采用带有长延时脱扣器低压断路器或给值班人员发出报警信号。

2.3.3 10KV分段母线应配置的继电保护

对于不并列运行的分段母线，应装设电流速断保护，但仅在断路器合闸的瞬间投入，合闸后自动解除；另外应装设过电流保护。如采用的是反时限过电流保护时，其瞬动部分应解除；对于负荷等级较低的配电所可不装设保护。

2.5 10KV供电系统继电保护装置的任务

（1） 在供电系统中运行正常时，它应能完整地、安全地监视各种设备的运行状况，为值班人员提供可靠的运行依据；（2）如供电系统中发生故障时，它应能自动地、迅速地、有选择性地切除故障部分，保证非故障部分继续运行；（3）当供电系统中出现异常运行工作状况时，它应能及时地、准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出处理；

3继电保护装置的日常维护 3.1 继电保护故障处理方法 （1）直观法。处理一些无法用仪器逐点测试，或某一插件故障一时无备品更换，而又想将故障排除的情况。（2）掉换法。用好的或认为正常的相同元件代替怀疑的或认为有故障的元件，来判断它的好坏，可快速地缩小查找故障范围。这是处理综合自动化保护装置内部故障最常用方法。（3）逐项拆除（排除）法。将并联在一起的二次回路顺序脱开，然后再依次放回，一旦故障出现，就表明故障存在哪路。再在这一路内用同样方法查找更小的分支路，直至找到故障点。此法主要用于查直流接地，交流电源熔丝放不上等故障。

3.2可采用的措施

（1）当班运行人员定时对继电保护装置进行巡视和检查，对运行情况要做好运行记录。（2）建立岗位责任制，做到人人有岗，每岗有人。（3）做好继电保护装置的清扫工作。清扫工作必须由两人进行，防止误碰运行设备，注意与带电设备保持安全距离，避免人身触电和造成二次回路短路、接地事故。（4）对微机保护的电流、电压采样值每周记录一次，对差动保护要记录差动电流值。（5）定期对保护装置端子排进行红外测温，尽早发现接触不良导致的发热。（6）每月对微机保护的打印机进行检查并打印。（7）每月定期检查保护装置时间是否正确，方便故障发生后的故障分析。（8）定期核对保护定值运行区和打印出定值单进行核对。

参考文献：

[1]华中工学院编， 电力系统继电保护原理与运行，北京，电力工业出版社，1981年.

[2]吕继绍主编，继电保护整定计算与实验，武汉，华中工学院出版社，1983年.

[3]王维俭编，电力系统继电保护基本原理，北京，清华大学出版社，1991年.

[4]张志竟、黄玉铮编，电力系统继电保护原理与运行分析，上册，北京，中国电力出版社，1995年.

[5]王广延、吕继绍编，电力系统继电保护原理与运行分析，下册，北京，中国电力出版社，1995年.

篇5

关键词：电力系统 10kv供电系统 继电保护

1 继电保护的基本概念

可靠性是指一个元件、设备或系统在预定时间内，在规定的条件下完成规定功能的能力。可靠性工程涉及到元件失效数据的统计和处理，系统可靠性的定量评定，运行维护，可靠性和经济性的协调等各方面。具体到继电保护装置，其可靠性是指在该装置规定的范围内发生了它应该动作的故障时，它不应该拒动作，而在任何其它该保护不应动作的情况下，它不应误动作。

继电保护装置的拒动和误动都会给电力系统造成严重危害。但提高其不拒动和提高其不误动作的可靠性的措施往往是互相矛盾的。由于电力系统的结构和负荷性质的不同，拒动和误动所造成的危害往往不同。例如当系统中有充足的旋转备用容量，输电线路很多，各系统之间和电源与负荷之间联系很紧密时由于继电保护装置的误动作，使发电机变压器或输电线路切除而给电力系统造成的影响可能很小；但如果发电机变压器或输电线路故障时继电保护装置拒动作，将会造成设备的损坏或系统稳定的破坏，损失是巨大的。在此情况下提高继电保护装置不拒动的可靠性比提高其不误动的可靠性更为重要。但在系统中旋转备用容量很少及各系统之间和负荷和电源之间联系比较薄弱的情况下，继电保护装置的误动作使发电机变压器或输电线切除时，将会引起对负荷供电的中断甚至造成系统稳定的破坏，损失是巨大的。而当某一保护装置拒动时，其后备保护仍可以动作而切除故障，因此在这种情况下提高继电保护装置不误动的可靠性比提高其不拒动的可靠性更为重要。

2 保护装置评价指标

2.1 继电保护装置属于可修复元件，在分析其可靠性时，应该先正确划分其状态，常见的状态有：①正常运行状态。这是保护装置的正常状态。②检修状态。为使保护装置能够长期稳定运行，应定期对其进行检修，检修时保护装置退出运行。③正常动作状态。这是指被保护元件发生故障时，保护装置正确动作于跳闸的状态。④误动作状态。是指保护装置不应动作时，它错误动作的状态。例如，由于整定错误，发生区外故障时，保护装置错误动作于跳闸。⑤拒动作状态。是指保护装置应该动作时，它拒绝动作的状态。例如，由于整定错误或内部机械故障而导致保护装置拒动。⑥故障维修状态。保护装置发生故障后对其进行维修时所处的状态。

2.2 目前常用的评价统计指标有

2.2.1 正确动作率 即一定期限内（例如一年）被统计的继电保护装置的正确动作次数与总动作次数之比。

正确动作率=（正确动作次数/总动作次数）×100

用正确动作率可以观测该继电保护系统每年的变化趋势，也可以反映不同的继电保护系统（如220kv与500kv）之间的对比情况，从中找出薄弱环节。

2.2.2 可靠度r(t) 是指元件在起始时刻正常的条件下，在时间区间（0，t）不发生故障的概率。对于继电保护装置，注意力主要集中在从起始时刻到首次故障的时间。

2.2.3 可用率a(t) 是指元件在起始时刻正常工作的条件下，时刻t正常工作的概率。可靠度与可用率的不同在于，可靠度中的定义要求元件在时间区间(0，t)连续的处于正常状态，而可用率则无此要求。

2.2.4 故障率h(t) 是指元件从起始时刻直到时刻t完好条件下，在时刻t以后单位时间里发生故障的概率。

2.2.5 平均无故障工作时间mtbf 设从修复到首次故障之间的时间间隔为无故障工作时间，则其数学期望值为平均无故障工作时间。

2.2.6 修复率m(t) 是指元件自起始时刻直到时刻t故障的条件下，自时刻t以后每单位时间里修复的概率

2.2.7 平均修复时间mttr 平均修复时间是修复时间的数学期望值。

3 10kv供电系统继电保护

10KV供电系统是电力系统的一部分。它能否安全、稳定、可靠地运行，不但直接关系到企业用电的畅通，而且涉及到电力系统能否正常的运行。

3.1 10KV供电系统的几种运行状况

3.1.1 供电系统的正常运行 这种状况系指系统中各种设备或线路均在其额定状态下进行工作；各种信号、指示和仪表均工作在允许范围内的运行状况；

3.1.2 供电系统的故障 这种状况系指某些设备或线路出现了危及其本身或系统的安全运行，并有可能使事态进一步扩大的运行状况；

3.1.3 供电系统的异常运行 这种状况系指系统的正常运行遭到了破坏，但尚未构成故障时的运行状况。

3.2 10KV供电系统继电保护装置的任务

3.2.1 在供电系统中运行正常时，它应能完整地、安全地监视各种设备的运行状况，为值班人员提供可靠的运行依据；

3.2.2 如供电系统中发生故障时，它应能自动地、迅速地、有选择性地切除故障部分，保证非故障部分继续运行；

3.2.3 当供电系统中出现异常运行工作状况时，它应能及时地、准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出处理。

3.3 几种常用电流保护的分析

3.3.1 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。

3.3.2 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。

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。

动作电流的整定计算。过流保护装置中的电流继电器动作电流的整定原则，是按照躲过被保护线路中可能出现的最大负荷电流来考虑的。也就是只有在被保护线路故障时才启动，而在最大负荷电流出现时不应动作。转贴于

篇6

[关键词]电力系统；继电保护故障；信息采集及处理系统；问题；解决办法

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）36-0394-01

随着电力系统的飞速发展，很多的新型技术融入到了电力系统之中，为人们的生活生产提供了很多的方便和好处，电力系统继电保护故障信息采集及处理系统就是新型引进的技术之一，利用好电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的技术，有助于我国电力系统的蓬勃发展。

1 电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的概况

电力系统基本概念是电力系统理论的基础，基本概念的定义应精确与严谨。在我国现代电网的建设与运行管理中，继电保护是不容忽视的关键环节之一随着国内电力技术的不断发展，以及各类专业软件的开发和利用，继电保护中各种专业化的信息管理系统已经得到了广泛的应用，对于准确识别继电保护的故障和及时制定处理方案具有积极的意义。

继电保护装置是电力系统密不可分的一部分，是保障电力设备安全和防止、限制电力系统大面积停电的最基本、最重要、最有效的技术手段。实践证明，继电保护一旦发生不正确动作，往往会扩大事故，酿成严重后果。我们要加强设备的维护工作，认真做好设备检修，提高检修工艺，加强绝缘监督。

电力系统的故障类型多种多样，处理故障使用的方法也应随故障情况而变。但无论何种故障，只要能吃透原理，在工作中融会贯通，再不断地经验积累，分析总结，故障处理技术水平一定会很快得到提高。

2 电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的现状及存在的问题

2.1 电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的技术手段和管理模式较落后

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统常见的问题很多，电力系统继电保护故障信息采集及处理系统是电力系统中最关键的一环，电力系统继电保护故障信息采集及处理系统会直接影响电力系统的正常运行。通过一些技术有段设计了电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的综合保护系统。这个系统可以实现对电力系统继电保护故障信息采集及处理系统工作时常见故障的实时保护，可以提高电力生产的自动化水平。

2.2 规章制度不健全

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统自动化管理问题是所有电力系统继电保护故障信息采集及处理系统工作的重中之重， 俗话说“没有规矩， 不成方圆”。目前中国的很多电力企业并没有成文的“电力系统继电保护故障信息采集及处理系统管理条例”等相关规定， 这是不利于电力系统继电保护故障信息采集及处理系统产业的发展的。

2.3 定位不准确，仍局限于传统观念

许多电力产业管理者对电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的理解不深，仍局限于传统观念，认为电力系统继电保护故障信息采集及处理系统“远水解不了近渴”，无法与传统的技术抗衡。对于先进的技术不肯尝试，保守落后的观念是限制电力系统继电保护故障信息采集及处理系统发展更是限制煤矿行业发展的重大障碍。

2.4 基础设施不完善，人员素质有待提高

目前，电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的设备并不完善，如基础设备缺乏，相关操作技术不具备，存在很多安全隐患，在系统安全方面，现有的技术手段也是难以保证的。电力系统继电保护故障信息采集及处理系统工作是所有环节紧密结合的，是不同环节的有机结合，只有所有的工作都高效有序的做好了，所有的工作的链条都能够接起来了，电力系统继电保护故障信息采集及处理系统才能全面高效的运转。

其次，专业人员的缺乏也是电力系统继电保护故障信息采集及处理系统使用和发展面临的问题之一。电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的操作和维修时需要有一定综合能力的全能型人才，要想做好电力系统继电保护故障信息采集及处理系统运行和维修的工作还需要有一定的管理能力和充足的知识储备。这样才能有效地实施电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的应用和发展，提高工作效率。目前仍有很多的电力系统继电保护故障信息采集及处理系统维修人员还不具备电力系统继电保护故障信息采集及处理系统维护和维修的能力。其素质与电力系统继电保护故障信息采集及处理系统技术的要求仍有差距。

3 电力系统继电保护故障信息采集及处理系统产业的发展策略

3.1 完善电力系统继电保护故障信息采集及处理系统基础设施

俗话说的好，“巧妇难为无米之炊”，好的硬件设施是电力系统继电保护故障信息采集及处理系统顺利发展的基础保障，先进的科技和高端的仪器，既可以科学准确的完成任务，又可以减轻工作人员的工作压力，做到了又好又快的生产。先进的电力系统继电保护故障信息采集及处理系统设施能够使煤矿业的各项工作高效有序的运转和进行，使得各部门的工作可以相互衔接并同步完成，事半功倍的完成煤矿业的任务。所以完善电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的基础设施建设是发展电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的重中之重。

3.2 提高电力系统继电保护故障信息采集及处理系统工作人员素质

电力产业要加大培训力度，培养出知识面广，专业能力强，责任心强的优秀复合型人才，高素质的工作人员是电力系统继电保护故障信息采集及处理系统顺利进行并发展的重要保障。电力产业必须对工作人员进行定期的培训和考核，将最先进的电力系统继电保护故障信息采集及处理系统科技理论传授给工作人员，使工作人员的工作素质提升，这样才能更好的工作，发展煤矿业的电力系统继电保护故障信息采集及处理系统水平。除了要对现有的员工进行培训和考核，煤矿业也要招揽人才，将优秀的电力系统继电保护故障信息采集及处理系统维修人才招揽进来，让他们为煤矿业的发展做出贡献。

3.3 健全电力产业规章制度

现存的电力系统继电保护故障信息采集及处理系统自动化规章制度并不完善，电力企业要想快速的发展电力系统继电保护故障信息采集及处理系统，必须采取一定的措施，健全完善电力产业现有的规章制度，制定一系列科学合理的规章制度，使电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的管理和实施做到有规定可以遵守。其次，要对员工的培训的方案做出具体的规定。制定详尽可行的培训方案来提升员工的工作能力和责任意识，建立责任、诚信的规章制度，激发员工的工作积极性，推动电力系统的快速发展。

4 结语

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的发展是顺应时展的新型事物，推进电力系统继电保护故障信息采集及处理系统的发展需要从各方面进行努力。以上是笔者结合多年工作经验的一些见解，希望得到大家的认可和参考。

参考文献

[1] 吴在军，胡敏强.基于IEC 61850标准的变电站自化系统研究[J].电网技术，2003，27（10）：61265.

篇7

关键词：电力系统；合环操作；继电保护；可操作性

概述

随着科技的发展，各种生产设备和生活电器对供电电源的可靠性要求越来越高，电网在实际运行中采用不间断供电倒闸操作的情况越来越广泛。利用合环操作转供电重点解决的技术问题是研究电网合环、解环操作时潮流分布和相关继电保护、自动装置等配合带来的电网热稳定、暂态稳定问题。通过对电网正常运行方式下的合环潮流、短路电流、冲击电流的分析计算，对电网的10kV 解合环操作提出指导性意见，为解合环操作做风险评估。

一、电网合环操作基本内容分析

1.1 合环操作的基本概念

实际运行过程中，电网合环是指两个(或两个以上)变电站(作为电源点，它们可以是不同电压等级，也可以是同一个电压等级的)的低压母线各带自己的配电线路，配电线路之间存在联络开关(即闭环设计)；正常运行时，联络开关处于断开状态，两个变电站的母线分别通过自己的配电线路进行送电(即开环运行)；需要操作时，先合上联络开关，再断开相应变电站的出线开关，通过对侧变电站的低压母线为两段配电线路送电。

1.2 合环操作的典型模式

配电网络多采用辐射型、环式等网络结构方式。辐射型网络方式特点是:结构简单，可靠性较低，保护装置整定比较简单。环式和网格式等为有备用接线方式，具有较高的可靠性，但相对接线复杂，运行起来较为复杂。正常运行时联络开关一般处于断开状态，以开环方式运行。当某侧停电时，联络开关闭合，由另一侧供电，该操作过程即属于合环操作过程。根据合环点的联络开关图1 配电网合环模式分类示意图所在网络结构，可大致分为三类，如图1所示。

（1）同一变电站同一区域的馈线合环

图1 中联络开关m1 的合环操作属于这种情况，母线Ⅰ和母线Ⅱ都属于变电站A，由同一条110kV 母线供电，它们之间直接通过母联开关进行合环操作，这类合环操作相对比较简单、安全些。即使高压网出现故障，通过母联开关进行合环操作也不会出现差错，属于保守合环情况，比较安全。

（2）同一变电站来自不同区域的馈线合环

图1 中联络开关m2 的合环操作属于这种情况，母线Ⅱ和母线Ⅲ都属于变电站A，但它们的上一级电源来自不同的分区，它们之间直接通过母联开关或联络开关进行合环操作。

（3）不同变电站的馈线合环

图1 中联络开关m3 的合环操作属于这种情况，母线Ⅲ属于变电站A，另一端母线Ⅳ属于变电站B，馈线间通过联络开关进行合环。由于不同变电站上级网络和所带负荷存在较大差异，这种合环操作存在一定风险。

1.3 合环电流产生的原因

配电网络进行合环操作时，合环线路两侧电源一般处于分列运行状态，但它们的上级电源（或者更上一级）应该是并列的。合环电流产生的原因如下（以10kV 配网合环为例）：

（1）合环开关两侧变电所10kV 母线的电压差(数值差、相位差)产生环流。文献[21]中指出，如果两侧变电所10kV 母线对系统的短路阻抗比较接近，这一环流可以用两侧变电所10kV 母线的电压数值差除以合环线路的阻抗计算出近似值，用这种近似方法计算一般与实际值的

误差在20%以内。

（2）合环开关两侧变电所10kV 母线对系统的短路阻抗不同产生环流。合环操作时，合环开关两侧变电所的10kV 母线电压数值即使相同，但对系统的短路阻抗差异较大时也会产生很大的环流，这一环流是造成合环操作失败的另一原因。

综上，配电网馈线间进行合环操作时，必然要经历一个暂态过程。这是由于断路器闭合前合环两侧存在电压差U≠0， 而当断路器闭合时，两端的电压差发生突变，并列合环断路器两侧电压突然变为大小相等，相角差为0，也即U=0，这必然引起环内各个节点电压大小和角度的相应变化，连接于环上节点发电机的电势和角度也将产生变化。

二、合环操作与继电保护的协调配合策略

根据我局电网调度规程，分区运行的电网在合环时应满足“同一系统下、相位正确，电压差在20%以内”三个条件，在合环操作前，应了解两侧系统的电压情况，考虑合环点两侧的相角差和电压差，以保证合环时潮流变化不会引起继电保护误动作。合环操作中，应考虑合环操作带来的潮流变化。这可结合上一级电网的运行情况、网络参数、原有负荷情况以及运行经验来估算合环点两侧的电压。

2.1以继电保护为主体且合环操作从属的配合策略

这样的策略是指以继电保护为第一目标，完成合环操作的过程必须考虑继电保护的影响，合环操作必须适用于继电保护的要求。在二者相互关系上，合环操作处于从属地位，继电保护处于主导地位。此时继电保护的定值不需要调整、压板投退等动作不需要改变，而要求合环操作作为配合对象，让合环操作去调整相应的合环内容，包括是否合环操作、合环时间以及合环地点的选择、合环前的负荷调整、合环前的其它线路投/退配合等。此时，合环操作不一定是必须完成的电网行为，必要时可以取消预期的合环操作计划。如果是必须要进行的合环操作，但为了保证合环操作的安全性，保证供电的连续性，保证不发生大范围的停电事故，在合环操作前应给予协调配合，在某些方面进行调整，比如选择合适的时机，或者调整电网内的可调节设备，如电容器、电抗器、变压器分接头等装置，改变电网潮流分布，使得合环稳态电流或者冲击电流较小，从而满足继电保护的要求，完成合环操作。

2.2 合环操作时继电保护的调整分析

针对1.2 节的典型合环模式，安顺电网主要是第二、三两种模式，多端供电的合环问题目前还不常见，下面就后两种合环模式进行合环操作与继电保护的配合分析，给出继电保护的调整方法。以图2 所示的普通环形网络的合环模型为例，结合不同故障类型，对上述的2 个策略进行实例化分析。

如图2 所示，母线1、母线2 属于同一变电站的不同母线，它们是同一个电压等级。正常方式下，离合环点的联络开关最近的2 个断路器Z1、Z2 带保护， 由此向电源点方向的其它出线断路器也都带有保护，

图2 用于说明保护协调策略的示意图

其定值已根据电网运行状态进行了校验计算，整定完毕。相应的断路器一般设有备自投装置。

2.3 采用此种策略保护行为及产生后果的分析

若断路器Z5 处发生瞬时性故障， 最近的两个断路器Z1、Z2 应瞬时动作，将故障切除，此时合环操作失败，线路供电得以保证，防止了事故范围的扩大。由于断路器Z1、Z2 己经瞬时动作，其余的出线断路器均不动作，继电保护选择性得到了保证。如果断路器Z1、Z2 安装了重合闸，达到整定时间后会重合成功。目前大部分变电站实行无人值班， 进行保护及重合闸的调整，必然加大工作量。

三、结语

篇8

【关键词】220kV主变；差动保护；问题分析；防范措施

在电力系统中，电力网安全稳定的可靠保证离不开变压器差动保护。所以说，作为电力网的一个重要环节，变压器发挥着举足轻重的作用。然而在实践运行中，往往一个小小的疏忽都会造成致命的安全隐患，给整个电力系统带来极大的危害。本文通过对220KV主变差动保护中出现的一些问题进行分析，然后列举一些具体的防范措施，以便为一些运行单位和相关厂家提供一些帮助。

一、主变差动保护的基本概念及原理。

主变差动保护是变压器的重要保护手段。反应被保护变压器各端流入和流出的电流差值，这就是主变差动保护的基本原理。当差动回路中的电流值大于整定值，差动保护就会瞬时动作，这是保护区内故障；而保护区外故障时，主变差动保护则不会动作。一旦差动回路中出现不平衡电流，则可能是受到变压器励磁电流、电流互感器误差、接线方式等因素影响，当励磁涌流存在不平衡电流之中时，往往会导致变压器差动保护误动，这样会无法正常实现变压器差动保护。

二、主变差动保护的死区问题及防范措施。

1）主变差动保护死区的产生。当检修母线运行（双母线带旁路）方式中的主变侧开关时，要想使主变差动保护范围从开关的TA缩小至主变套管附近，必须利用旁路开关（或母联兼旁路）代主变侧开关运行，然后将主变开关的TA切换至套管的TA。同时，旁路保护在代主变侧开关时是退出的，以致从旁路的TA至套管的TA这段范围母差保护也顾及不到，而且主变保护的后备保护延时较长，因此这一段旁母线和引线便是一片死区，常常会出现各种故障，只有依赖线路对侧的后备保护延时动作切除故障，才能保证全站的正常运行，避免发生停电。

2）死区问题的几种防范措施。

2.1采用保留旁路的距离保护。保留旁路的距离保护时，并赋予一套定值，并设置两段距离保护，距离Ⅰ段无时限跳开旁路开关，Ⅱ段加一短时限跳旁路开关，让距离保护充当这段区域的保护。不过，这段距离保护动作时限极短，保护范围极为有限，无法超过主变本体，不然会抢先于其它保护误动，导致发生跳闸。但是，这种保护在理论上即要保护到主变本体，又要在原则上保证不超过主变本体，因此在定值整定上或二次设备的测量和保护回路上，都较难实现。不过，因为这段保护在实际运用时，只需保护旁路CT至主变本体这段引线，而主变内部范围则由差动和瓦斯保护负责，这样就可以解决定值的问题。同时，在中压侧代路运行时，中压侧死区内部容易发生故障，可通过给旁路加一个保护跳闸联跳回路，使得旁路保护动作时，可以启动主变差动保护，在主变代路时投入，在主变正常时退出。

2.2采用切换至旁路TA回路。该方法要注意主变差动保护用的TA回路切换问题，不能切换至套管TA，而是切换至旁母TA，同时要解决一个旁母TA二级线圈不够的问题。目前国内旁路二次绕组配置一般是4-6组，倘若变电站有两台或三台以上的主变，则旁目前的二次绕组数量仍然不够。因此，需要在高压侧、中压侧旁路CT分别配置7个、6个二次绕组，其中的中压侧旁路CT仅考虑一套母差。同时，在#1及#2主变保护屏都必须拥有切换旁路同一二次绕阻的切换回路。在这种情况下，旁路TA的二次线圈满足这一要求十分困难，也会让二次回路趋于复杂化。

2.3采用独立TA和套管TA二次绕组交叉接线法。对于处理分别用到独立TA和套管TA的主变差动保护，可使用独立TA和套管TA二次绕组交叉接线的办法。其中，当差动保护A高压侧采用独立CT时，中压侧就采用套管TA；差动保护B高压侧就采用套管CT，中压侧采用独立CT。通过这样的交叉配置，一旦发生主变高压侧代路时，就可以退出A差动保护，保留B差动保护；当中压侧代路时，就退出B差动保护，保留A差动保护，做到消除非代路侧的差动保护死区。

3）采用防范措施的注意事项。在上述的三种防范措施中，第一种操作方便，原理简单，且某种程序的缺陷只存在于特殊情况中，可作为常用的基本方法。第二种虽然从理论上能够解决好保护的死区问题，但投资成本高、试验及操作困难，风险大。第三种只能减少代路的死区，但不能全部完全解决，会留下危险点，一旦发生差动保护动作跳闸，就会带来危险。

三、主变启动失灵回路的一系列问题。

1）主变启动失灵判据及断路器位置取舍问题。一般情况下，主变高压侧断路器启动失灵的判据是：同时需要满足两个条件，即保护动作出口和电流，故而启动失灵保护。将判断失灵的电流取自主变套管电流互感器，这种传统的设计方式是因为考虑在失灵保护起动回路电流元件和所串接保护出口触点在旁路开关代主变开关运行时，能够直接切换到旁路失灵保护起动回路中，避免因使用旁路间隔电流元件可能存在的起动定值调整的操作。但是，如果将主变套管电流作为启动断路器失灵的电流判据时，主变开关CT至套管CT处会存在一段启动失灵的死区，这一段引线发生故障时，主变差动及后备保护均正确动作，如此时主变高压侧断路器因某种原因拒动失灵，主变差动及后备保护动作触点不会返回，220kV侧提供的短路电流不会通过主变套管CT，因此接入主变套管CT的主变断路器失灵保护不会发出启动失灵的命令，甚至有可能整个失灵保护失去作用，造成严重的事故后果或经济影响。

四、结束语。

在整个电力系统中，要想保障正常的安全生产，就需要维持继电保护的正常、稳定、安全运行。在上文中，通过分析差动保护范围缩小情况下存在保护死区、启动失灵保护的电流判据、旁路代运行时如何启动失灵保护等影响继电保护正常运行的一些问题进行了分析和研究，更重要的是针对性地提出一些改进措施，希望能够发挥一些作用和价值。

参考文献

[1]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].北京：中国电力出版社2001.

篇9

关键词：操作回路；基本；概念

中图分类号：TM774文献标识码： A

从某种意义上讲，电力系统是一门较“传统”的技术。发展到现在，其原理本身并没有像通讯领域那样不断有“天翻地覆”的变化和发展。变电站保护和监控等二次领域也不例外，只是随着微电子和计算机及通信等基础领域技术的发展，实现的方法和方式发生了变化。下面我们将结合工程实践把这些基本的概念和在调试中应注意的问题逐一说明。

1. KKJ（合后继电器）

1.1 KKJ的由来

几乎所有类型的操作回路都会有KKJ继电器。它是从电力系统KK操作把手的合后位置接点延伸出来的，所以叫KKJ。传统的二次控制回路对开关的手合手分是采用一种拼音简写为KK的操作把手。该把手有“预分-分-分后、预合-合-合后”6个状态。其中“分、合”是瞬动的两个位置，其余4个位置都是可固定住的。当用户合闸操作时，先把把手从“分后”打到“预合”，这时一副预合接点会接通闪光小母线，提醒用户注意确认开关是否正确。从“预合”打到头即“合”。开关合上后，在复位弹簧作用下，KK把手返回自动进入“合后”位置并固定在这个位置。分闸操作同此过程类似，只是分闸后，KK把手进入“分后” 位置。KK把手的纵轴上可以加装一节节的接点。当KK把手处于“合后” 位置时，其“合后位置”接点闭合。

KKJ的含义和应用在传统二次控制回路里，KK合后(/分后位置)接点主要用在下列几方面：

a.开关位置不对应启动重合闸。

b.手跳闭锁重合闸。保护跳闸分后接点不会闭合，只有手动跳闸后，分后接点才会闭合，给重合闸电容放电，从而实现对重合闸的闭锁。

c.手跳闭锁备自投。原理同手跳闭锁重合闸一样。

d.开关位置不对应产生事故总信号。

2.HBJ（合闸保持继电器）和TBJ（跳闸保持继电器）

2.1 跳合闸保持回路的作用

传统电磁式保护的操作回路是同保护继电器互相独立的。操作回路主要起三个作用：a) 增加接点容量。由保护元件的接点直接通断开关的跳合闸回路，容易导致保护出口接点烧毁，所以由操作回路的大容量中间继电器来重动。b) 增加接点数量，如开关本体所能提供的TWJ和HWJ等接点数量有限，通过操作回路，增加接点从而实现如跳合位指示和控制回路监视及不对应启动重合闸等逻辑功能。c) 防止开关跳跃（简称防跳）功能。

2.2 LFP系列保持电流如何调整

按照《继电保护反措要求》，目前国内有代表性的微机保护产品，操作回路都带有保持回路。国内开关跳合闸线圈都是电流型的，绝大多数的保持回路也相应采用了电流动作线圈。对保持继电器的动作电流有一定的要求，要保证适当的保持系数（即开关操作电流/保持继电器启动电流的比值，一般为2左右）。

2.3 RCS系列保持回路自适应的原理

RCS96XX系列操作回路同上述LFP系列的保持回路的原理有些区别。RCS系列保持电流我们对外宣称是自适应的，在现场并不需要调整保持动作电流。它实际上是采用电压型保持继电器来代替传统电流型继电器，从而实现不用调整任何参数，即可实现同不同跳合闸电流的开关的配合。

但在调试中要注意一点，采用电压型保持回路后，已不再有保持系数的概念。

3.单装置的事故总信号及全站事故总信号

3.1 96XX系列线路保护装置的事故总信号

96XX系列线路保护本身带有操作回路的保护装置，都可以产生事故总信号。事总信号即可以通过硬接点开出也可以通过串口通讯上送，前者适用用非综自站，由专门的测控装置开入量采集；后者适用于综自站。事总信号也是根据位置不对应原理产生，即事总=KKJ+TWJ。装置对事总信号的采集判断，并不是KKJ和TWJ两个接点位置简单的串联，也就是说并不是一旦KKJ和TWJ一都为1，就马上判为事总=1。在程序上加了一个判断延时（类似遥信去抖）。2000年初，在RCS9000系统刚推向市场时，在现场调试时发现，开关手动或遥控合闸时，会瞬间发出事总信号。经过分析发现，因为手动或遥控合闸时，在接通合闸回路的同时，启动KKJ，KKJ=1；而TWJ返回为0需要先启动HBJ继电器，HBJ接点闭合，TWJ线圈被短接，导致TWJ返回，TWJ返回的要比KKJ动作的慢，这样会瞬间造成KKJ+TWJ=1，符合事总信号条件，判为事总。TWJ马上返回，事总信号在瞬时发出后也返回。（以上情况是分析最常见的TWJ负端并在合闸回路的情况,如果TWJ负端单独接一付开关的常闭辅助触点,开关合上后才返回，那么事总信号=1的时间将会加长）。为了躲过这段时间，在程序中对事总判断加了延时，初期的程序是对通讯上送和接点开出的事总都加了400ms延时，即TWJ和KKJ都为1后还要等待400ms，如果两者仍为1，才判为事总=1。

3.2 全站事故总信号及合成的方式

不论是传统的中央信号系统还是现在的综自系统和调度主站，都需要一个全站总的事故总信号。调度主站和当地监控系统都需要这个信号来实现启动事故音响、自动推事故画面、判断开关是事故跳闸还是人工分闸等功能。我们在系统组态时，全站事故总信号不论是对调度还是对当地后台，习惯上都是排列在遥信信息表的第一位。全站事总是总控单元根据组态设置的各个装置的事故总采用“或门”逻辑运算产生的合成信号。在系统组态时，哪些量参与全站事故总信号的合成是有区别的:

a.全站事总合成一定要全。装置的事总信号是根据KKJ和TWJ状态产生的，所以从这个角度来说单个装置的事故总是和开关“对应”的而不是和保护“对应”的（因为偷跳也要启动事总）。所以组态时按开关来，要保证全站所有开关的事总信号都要参与合成，不要遗漏某个开关。

b.合成全站事总的信号不能重复。如果某个开关的事总信号组进去了，就不要再把同线路的保护动作信号组进去；反之依然，组了保护信号就不要组开关的事总。

3.3 现场常见的误发事总信号的几种情况

a.不管是真空还是SF6或GIS（组合电器）开关，一般都有就地操作功能。大部分用户设计的是不管就地还是远方操作方式把手设在保护屏上还是采用开关的，开关就地操作也是经过保护操作回路的。

b.对主变各侧开关做遥控或手动合闸时，会瞬间发出事故总信号。前面我们已经提到了，合闸时KKJ首先启动=1，此时TWJ还没=0，所以产生事总。

c.现场有时还有种情况就是用户做9611等出线保护试验，跳闸后事总信号发出后也复归了。用户还没再做下一个试验项目，突然又报出事总信号了。这一般是因为开关跳开后，用户为了作下一个项目，需修改定值。修改完定值后，肯定要复位保护装置。装置一上电必然初始化，重新监测各种信号。如果这时开关尚在分位，因为KKJ=1、TWJ=1自然又会报出事总，过3S后也会自动返回。这种情况也不少见，如果用户很认真细致，他会问你原因的，解释一下即可。

d.还有种情况虽然很偶然，但也发生过。用户验收时，做完一个成组试验，马上就把装置电源关掉。如果在关电源之前，装置还没有送出事故总复归信号，则合成的全站事总就会一直不返回。这种情况把总控复位重启即可消除（注意，如果是9698B，最好是双机全部掉电再上电）。

4.TWJ/HWJ位置继电器和控制回路断线

4.1 TWJ/HWJ（跳闸位置/合闸位置继电器）的作用

TWJ/HWJ主要作用是提供开关位置指示。HWJ并接于跳闸回路，该回路在开关跳圈之前串有断路器常开辅助触点。当开关在合位时，其常开辅助触点闭合，HWJ线圈带电，HWJ=1表明开关合位。TWJ一般并接于合闸回路，该回路在开关合圈之前串有断路器常闭辅助触点。当开关在分位时，其常闭辅助触点闭合，TWJ线圈带电，TWJ=1表明开关分位。远动监控方面一般都采用HWJ（断路器常开触点）,如果只有TWJ，往往还要在数据库里取反。

4.2 断路器位置和HWJ的区别

我们从96XX系列装置里开关量状态显示菜单（/通讯信息表）里可以看到除了有TWJ和HWJ状态外,还有断路器状态。那么，这个断路器状态跟HWJ是否一样呢？其实并不完全一致。不论我们是采用TWJ还是HWJ来判断开关位置，都有一个一旦控制回路断线，就会导致位置判断错误的问题

4.3 控制回路断线

位置继电器除了提供位置指示外，还有一个重要作用是监视控制回路是否完好。因为正常情况下，不论开关处于何状态，TWJ和HWJ必有一个带电，状态为1。如果全为0，则代表控制回路异常，也即我们常说的控制回路断线。按照部颁技术要求，必须监视跳闸回路（相比而言，跳闸回路断线要比合闸回路断线后果严重的多）。这也是HWJ线圈负端没有引出装置直接在内部就和跳闸回路并在一起的原因（9661/RCS941的操作回路，HWJ负也单独引出装置，主要是为了配合开关的方便）。TWJ负端单独引出，主要是为了同不同类型开关控制回路配合（比如防跳），但常规设计上，一般也在端子排上直接同合闸回路并接。

5.防跳回路及同开关防跳的配合

5.1 防跳回路的作用和实现方式

操作回路的一个重要作用是提供防跳功能。防跳是防止“开关跳跃”的简称。所谓跳跃是指由于合闸回路手合或遥合接点粘连等原因，造成合闸输出端一直带有合闸电压。当开关因故障跳开后，会马上又合上，保护动作开关会再次跳开，因为一直加有合闸电压，开关又会再次合上。

防跳功能的实现是通过跳闸保持继电器TBJ和防跳继电器TBJV来共同实现的。（以RCS96XX线路保护操作回路图为例）。保护或人为跳闸时，TBJ动作，在启动跳闸保持回路的同时，接于TBJV线圈回路的TBJ常开接点也闭合。如果此时合闸接点（包括手合或遥合或重合闸）是闭合的，则TBJV线圈带电，并且串于其线圈回路的TBJV常开接点闭合，构成一自保持回路。接于合闸线圈回路的TBJV常闭接点打开，切断合闸回路。

5.2 同带有防跳功能开关的配合

因为开关跳跃是非常严重的故障,所以有些开关本身带有防跳回路。为了防止产生寄生回路，按规定只能保留一套防跳，常规一般是保留保护本身的。也有用户非要保留开关的防跳，就会要求我们取消保护的防跳功能。如果在现场要取掉保护的防跳，虽然最好的办法是把防跳继电器TBJV直接从板子上焊掉，不过在现场这样做未免太麻烦了。只要把防跳继电器TBJV的常闭接点用连线焊接短接即可，这样即使防跳继电器启动，其常闭接点打开后也不会切断合闸回路。（现场焊接最好用剪断的二极管或电阻的管脚，既方便获取，其导电性也好。）

6.同各种类型的开关操作机构配合应注意事项

6.1 开关操作机构的分类

我们在现场碰到的开关一般分为SF6、真空、GIS（组合电器）等类型。这些讲的都是开关的灭弧介质，对我们二次来说，密切相关的是开关的操作机构。机构类型可分为电磁操作机构（比较老，一般在多油或少油断路器配的是这种）；弹簧操作机构（目前最常见的，SF6、真空、GIS一般配有这种机构）；最近ABB又推出一种最新的永磁操作机构（比如VM1真空断路器）。

6.2 电磁操作机构

电磁操作机构完全依靠合闸电流流过合闸线圈产生的电磁吸力来合闸同时压紧跳闸弹簧，跳闸时主要依靠跳闸弹簧来提供能量。所以该类型操作机构跳闸电流较小，但合闸电流非常大，瞬间能达到一百多个安培。这也是为什么变电站直流系统要分合闸母线控制母线的缘故。

7.操作回路的特点

在许多人的眼里，操作回路是没有什么技术含量的。但从保护装置的应用角度出发，一种微机保护装置其操作回路设计的好坏，也是影响产品整体性能的一个必不可少的部分。因为以前工作的缘故，笔者对国内及国外的许多厂家的保护都有接触。

8.结束语

要做好继电保护工作和二次各操作回路的正确调试，我们会碰到各种各样的问题，只要我们能在实践中结合理论知识，熟练掌握操作回路的基本原理和特点，在工作中严谨对待，遇到问题时要沉着冷静，思维清晰，仔细对照原理图分析，相信能很快地解决问题，切实维护变电站二次系统的正常工作。

篇10

【关键词】高速铁路 开闭所 供电方式 可靠性

【分类号】U225

1 .高速铁路开闭所的作用

开闭所的主要作用是提高供电的可靠性和缩小事故停电范围。高速铁路发生故障或需要停电检修时，停电范围太大。因此，在供电臂中间需要设置开闭所，将供电臂分段，缩小停电范围，将对铁路运输的影响降到最低。开闭所是电气化铁路的重要组成部分，其自动化程度的高低，直接反映了综合自动化的水平。开闭所综合自动化就是对所内设备进行测量、保护、控制及信息的远程传输，采用微机化产品，并充分利用微机数字通信的优势实现数据共享。这些自动化技术的实现，对于掌握系统的实时运行情况、提高系统的安全可靠性，都有很大价值，最终将大大提高上级变电所和接触网的运行管理水平，促进电气化铁路的蓬勃发展。

2 铁路开闭所的分析与设计

2.1 铁路开闭所与变电所的分析比较

开闭所与变电所都是电气化铁路的重要组成部分，在电能的输送、分配过程中起着重要作用。它们都是在计算机技术、数据通信技术基础上发展起来的，都是集保护、测量、监控、远动于一体，替代了常规的保护、仪表、中央信号系统等二次设备，实现了操作监视屏幕化。开闭所由于没有变压器，在微机保护方面，就不会涉及变压器保护，数据采集中也就没有了与变压器相关的各种状态量或模拟量的采集。从功能方面讲，开闭所比变电所要简单一些，一次设备上开闭所的设置相对简单，其一般结构应至少有两路进线。

2.2 开闭所主接线的设计依据

开闭所的电气主接线是开闭所电气设计的首要部分，也是构成配电网的重要环节。开闭所主接线的确定与配网及开闭所本身运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并且对电气设备的选择、配电装置布置有较大影响。因此，必须全面分析开闭所在配网中的地位、用途及配网规划等因素，通过技术经济比较，合理确定其接线方案。

开闭所接入系统方案是开闭所接入系统时，应考虑其供给电源的配电线路能否承担接入开闭所所增加的负荷，按其在配电网中的功能分为环网性开闭所和终端型开闭所，开闭所的规模应根据配电网的规划、设备及负荷增长情况和电网结构等因素进行选择。

2.3 开闭所主接线设计的基本要求

2.3.1 可靠性：可靠性是配电网安全运行的基本要求，主接线首先应满足这个要求。即进线开关检修时，尽量减少对设备供电的影响；开关或母线故障及母线检修时，尽量减少停运的回路数和停运时间，并要保证对一级负荷及全部或大部分负荷的供电，尽量避免开闭所全停的可能性。

2.3.2 灵活性：主接线应满足调整，检修及扩建的灵活性，供电调度可以灵活的投入和切除线路，调配电源和负荷，满足系统在事故运行方式、特殊运行方式下的要求。检修时可以方便的停运开关、母线等设备，而不致影响配电网的运行和对设备的供电。

2.3.3经济性：主接线在满足可靠性、灵活性要求的前提下做到经济合理。

3 开闭所的二次接线

3.1 二次接线的基本概念

供变电系统中，对一次设备进行控制、保护、监察和测量的低压、弱电设备通称为二次设备。二次设备按一定顺序相互连接而成的电路成为二次电路，也称二次接线。二次接线描述二次电气设备的外部接线和接线原理，主要包括：监视测量回路、控制合闸回路、信号回路、保护回路、远动装置回路。以上这几部分共同构成一个完整体系，设计时必须统一进行，保持其完整性。

3.2 二次设备的布置

开闭所的二次设备布置方式有集中布置和分散布置两种。集中布置是将开闭所中所有的控制、保护和自动装置，都集中布置在控制室内。分散布置是除了在主控制室布置继电保护装置和自动装置外，还将部分二次设备分散到各配电装置。

3.2.1二次设备集中布置的优点是：控制、信号、测量等系统之间的联系电缆较短，运行人员对这些设备的监视、维护方便。集中布置的缺点是：控制电缆用量大，电缆敷设费用高，电流、电压互感器二次回路负担重，测量误差大。

3.2.2二次设备分散布置的优点是：能减小主控室的建筑面积和控制电缆的用量及电缆敷设的费用，减轻电流、电压互感器二次回路的负担，提高测量精确度。分散布置的缺点是：二次设备分散布置，给监视和维护带来不便，控制、信号回路接线较复杂。近年来由于采用了计算机监控、微机保护等新技术，给二次设备的分散布置提供了更为有利的条件。二次设备分散布置已逐步被运行人员接受，并成为开闭所推广采用的新技术方案。

4 馈线测控保护论述

4.1 馈线测量和控制

为了保障开闭所供电运行的可靠性与经济性，以及准确、有效地监视各种电气设备的运行状况，在开闭所的二次设备中，设置有各种监视性和计量性的仪表。测量仪表一般都装设在控制室的控制、信号及计量的盘面上，主要是对各种电气设备的运行状况和供电质量进行监视性的测量，如电压表、电流表、功率因数表等，还有就是对开闭所各种经济性指标进行的测量，如有功，无功电度表等。

馈线控制回路主要是针对断路器和隔离开关的控制，可分为远方控制和就地控制两种。控制回路不仅能利用控制开关进行手动合、分闸的操作，而且还要满足用继电保护和自动装置实现自动合、分闸操作的要求。应有反映断路器处于合闸或分闸状态的位置信号，并在自动装置或继电保护动作使断路器合、分闸后，有区别于手动操作的不同信号。

4.2 馈线保护的主保护

输电线路最主要的电气参数是阻抗，线路越长，阻抗越大：线路越短，阻抗越小。因此，测量阻抗就是测量距离。当故障发生在保护安装处近端时，短路残压很低，短路电流很大，测量阻抗很小；当故障发生在远端时，短路电压较高，短路电流较小，测量阻抗较大。据此可在保证选择性的条件下，通过动作定值的整定，确定保护范围。在馈线保护中，将距离保护设定为主保护方式。距离保护由阻抗测量元件、启动元件和逻辑电路构成。现代距离保护多采用向第四象限偏移的四边形动作特性，在躲振荡和反应过渡电阻能力方面比圆动作特性具有明显的优点。

4.3 馈线保护的后备保护

距离保护为了躲过线路的最大负荷，所以整定值一般比较小，当线路接地电阻较大时，保护就无法动作，降低了供电系统的可靠性。因此在牵引网中除了距离保护作为主保护外，还需要一些后备保护来构成完整的保护系统。电流增量保护、过电流保护、过负荷保护、一次重合闸、PT断线检测等作为后备保护，来更好地实现继电保护的功能。

5.结语

本文紧密结合高速铁路设计与运行的实际情况，论述了开闭所的产生背景及其一、二次主接线的设计原则，并讨论了开闭所电气量的测量、控制和保护，使开闭所长期安全可靠地运行。在事故情况下，开闭所最大限度地缩小停电范围，缩短停电时间，增强电气化铁路的供电可靠性，保障高速铁路的正常运输秩序，实现高速铁路的安全生产。

参考文献

[1] 李警路.电路分析.北京：中国铁道出版社，2000.

[2] 贺威俊，高仕斌，张淑琴等.电力牵引供变电技术，2000.

[3] 铁路电力牵引供电设计规范.北京：中国铁道出版社，1999.