简述继电保护原理范文

导语：如何才能写好一篇简述继电保护原理，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。

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关键词：SAPF；IGBT；过电压；寄生电感

中图分类号：TN713 文献标识码：A 文章编号：2095-1302(2012)09-0055-03

Research on key technologies of protection system for shunt active power filter

CHEN Yu, CHENG Han-xiang, WANG Bing, ZHOU Shu-min

(School of Automation, Guangdong University of Technology, Guangzhou 510006, China)

Abstract: During the operation of shunt active power filter, the explosion of IGBT occurs several times. Through experiments the generation of IGBT over-voltage is analyzed. Because the shutdown time of IGBT is very short, the tiny stray inductance on the connecting wire produces a spike over-voltage under the effect of high frequency. The spike over-voltage affects the security of IGBT when it is superimposed on the original voltage. In this paper, the buffer circuit for an appropriate IGBT module used in the 100kVA shunt active power filter is designed, which solves the explosion problems and protects the safe operation of shunt active power filter.

Keywords: SAPF; IGBT; over-voltage; parasitic inductance

0 引 言

由于IGBT功率模块具有开关频率高、可靠性高等优点，因而成为SAPF主电路PWM变流器结构的主选。但是，鉴于其固有的过载能力较差，当出现过流、过压故障，特别是短路故障时，如果保护不及时，往往会造成其永久性损坏。为此，本文分析了导致IGBT损坏的常见诱因——过电压的形成过程，然后提出了主电路结构优化和缓冲电路的设计方案，并通过实际装置的运行，验证了这些方案的有效性。

1 IGBT过电压的形成过程

在并联有源电力滤波器运行时，IGBT模块无论是在产生补偿电流时，还是在电网向直流侧电容充电时，都起着相当重要的作用，但是，由于其自身固有特性，在关断瞬间或是续流二极管恢复反向阻断能力时都会产生过电压，从而对IGBT的安全运行构成威胁[2，3]。为此，本文按照搭建的100 kV·A样机容量的要求，选用日本富士电机生产的R系列IGBT-IPM模块7MBP150RA120作为变流器构成主电路，并为其设计了吸收缓冲电路。

图1所示是单个IGBT及电路图，其中Ls1和Ls2为连接IGBT模块导线的寄生电感。从模块手册可知，IGBT从导通到关断，其电流从90%下降到10%所需要的时间tf=0.18～0.3 ms。若tf取0.2 ms，并取100 kV·A容量的APF电流为150 A计算，其电流变化di=150 A，则：

(1)

这样，在没有吸收缓冲电路的情况下， 1 μH的电感所产生的电压为：

(2)

7MBP150RA120模块的耐压等级为1 200 V，750 V的过电压叠加在原有电压基础上，足以使模块瞬间烧毁，且寄生电感一般不止1 μH，普通电阻的寄生电感可能在10 μH以上，定制的无感电阻的寄生电感也有2～3 μH。因此，微小的电感就可以产生巨大的过电压，致使IGBT模块被击穿损坏。

为了更直观地观察寄生电感产生的感应电压，笔者将系统线电压调至100 V，直流侧电容电压控制在180 V，通过试验运行，所获得的直流母线电压波形和IGBT关断时发射极与集电极间电压波动波形如图2所示。

图2中，每格电压为50 V，由图可见，尖峰电压最大幅值可达100 V；在IGBT关断瞬间，UCE的幅值接近90 V，这都对IGBT的安全运行构成威胁。解决模块过电压的关键方法是设法减小模块电路直流侧的寄生电感，优化主电路结构，设计合理的吸收缓冲电路。

2 有源电力滤波器主电路结构的优化设计

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关键字：电力系统；继电保护；应用；发展

1 前言

随着社会的进步，市场经济的不断发展，电力成为了社会生活和经济建设的核心能源。然而，伴随电力系统输电规模几何级数的增加以及输电距离的不断增长，再加上人们对于电力系统运行的可靠性、稳定性以及电力输送的质量等都提出了更高的要求，这就对电力系统的正常运行和继电保护提出了极大的压力和挑战。

2继电保护技术

继电保护的定义就是指在电力系统故障和危及安全运行的异常工况的情况下，可以自动地对电力系统产生保护的措施。它之所以叫做继电保护是因为有触点的继电器在其发展过程中被用为保护电力系统及一些诸如电线等的工作部件。

3 继电保护技术的应用

我国电力系统中性点接地方式主要有两种，即：1、中性点直接接地方式（大电流接地系统）。 2、中性点不直接接地方式（小电流接地系统）。本文继电保护技术的应用主要介绍中性点不直接接地方式的接地保护。

3.1 输配电线路的接地保护

小电流接地系统中，如果电力系统发生单相接地故障，故障相对地电压降低，非故障两相的相电压升高1.732倍，但线电压的大小和相位不变（依然对称），不影响对用户的连续供电，所以负荷供电也不会受到影响。

小电流接地系统主要通过三种方式保护电路：第一，零序电压保护。不发生故障时，电路中是不存在零序电压的，各相电流的矢量和等于零，当电力系统中发生单相接地故障时，系统中就会出现零序电压，直接导致信号继电器报警。由于系统出现问题的时候相电压会降低而没有问题的时候正好相反，所以我们可以也通过观察三个电压表的情况来判断是否发生故障。第二，零序电流保护。当系统出现单相接地短路问题时，问题线路的零序电流会高于正常线路，根据这一原理来进行系统的保护具有灵敏度高的优点，因此对于系统中安装有零序电流互感器的话，这一原理效果很好。第三，零序功率方向保护。对于那些没有安装零序电流互感器的线路或者是零序电流差比较小的故障，零序功率方向保护不失为一种比较好的选择，而且它也可以达到比较高的敏捷度。

3.2 变压器的保护

电力变压器是电力系统中一个最基本也最重要的电气设备，它运行正常与否直接影响着整个电力系统，所以很好地保护好它可以在很大程度上减少相应的损失。

3.2.1 变压器的瓦斯保护。当变压器的油箱内发生故障时，电弧会将其中的油等物质分解为可燃气体，如没有及时发现后果将十分严重。瓦斯保护措施可以在在检测到变压器中有这些气体时迅速跳开它各侧的断路器并报警。

3.2.2 变压器相间短路的后备保护。变压器相间过流可采用阻抗保护或过电流保护作为后备保护。第一，阻抗保护。阻抗保护是利用阻抗元件来反应短路故障的保护装置，阻抗元件的阻抗值是接入该元件的电压与电流的比值，也就是短路点至保护安装处的阻抗值；第二，过电流保护。当流过被保护原件中的电流超过预先整定的某个数值时，保护装置启动，并用时限保证动作的选择性，使断路器跳闸或给出报警信号。

3.2.3 变压器中性点接地保护。变压器中性点接地保护专用于电力变压器中性点，以实现变压器中性点接地运行或不接地运行两种不同的运行方式；从而避免由于系统故障，引发变压器中性点电压升高造成对变压器的损害

3.3 母线保护

根据原理不同，差动原理的母线保护和相位比较原理的母线保护是母线保护的两种方式。第一，差动原理母线保护。其实它的原理就是基尔霍夫第一电流定理，它通过在所有母线的元件上装上特性和变化都一样的专用的电流互感器，差动继电器绕组与电流互感器二次绕组并联，从而接入母线差动保护装置。第二，相位比较原理的母线保护。相位比较原理的母线保护是通过比较相位来进行保护的，所以与幅值没有关系，这样一来不仅可以提高了母线保护的灵敏性，而且不平衡电流也不用考虑。

3.4发电机保护

发电机也是电力系统中一个十分重要的元件，所以对于发电机的主保护和后备保护也是非常重要的。

发电机的主保护包括以下几个方面：一、纵联差动保护。它的原理是比较发电机机端侧与中性点侧电流与相位的大小；二、匝间短路保护。由于发电机差动保护不能保护定子绕组匝间短故障，在发生匝间短路后，若不能及时处理，则可能发展成为相间故障，造成发电机重大损坏，因此在大机组中都装设有发电机定子匝间短路保护，同时也可保护定子绕组断线故障。三、发电机失磁保护。

4继电保护的发展

继电保护技术发展离不开科学技术支持，二十一世纪以来，我国的电力系统发生了突飞猛进的发展，电力能源市场需求的迫切性不断增强，我国供电能源产业在未来有着更为广阔的发展余地。继电保护技术作为电力系统正常运行的有力保障，势必需要不断的突破创新，未来继电保护技术是向计算机化，智能化发展，网络信息化的趋势发展。

4.1 计算机化发展

随着经济发展的需要，社会对电力能源的需求量越来越大，高负荷的电力系统对继电保护的要求也越来越高。除了要具有保护功能以外，还对其提出了很多其他方面的要求：拥有快速处理数据和强大的通信的功能；拥有较大的储存空间能够长期存放大容量故障信息和数据；与其它保护和控制装置联网共享整个店里系统运行和故障信息数据的能力；拥有高级语言编程能力等等。因此，继电保护装置的微机化、计算机化成为不可阻挡的趋势。

4.2 智能化发展

二十世纪末，继电保护技术开始引进人工智能技术，并起到了十分重要的作用，将我国继电保护工作带入了一个崭新的时代。其中在继电保护中比较频繁使用的人工智能技术有人工神经网络、进化规划、遗传算法、模糊逻辑等，神经网络作为一种非线性映射的方法能够模拟人类认知过程的信息处理系统化解异常庞杂的非线性问题，目前应用较为广泛。

4.3 网络信息化发展

我们都知道，互联网技术已然成为当今这个信息时代的技术支柱，它在各个方面都使我们生活的方方面面发生了巨大的改变。继电保护除了能发现出现问题的元件和将故障影响范围控制在最小范围内，还需要要有能保障整个电力系统的稳定安全运行的能力，这样一来就需要系统中的各个单元能够一同分享整个系统的各种数据，需要各个保护和控制装置在分析统计这些数据和信息的基础上协调运行。如此，继电保护装置得到关于故障的信息数据越多，对故障发生地点、故障性质的判定和故障距离的确定就越精确，从而大幅度提高了继电保护的可靠性和灵敏性。

5 小结

继电保护技术是电力系统的安全运行的保障，继电保护技术是我国电力系统稳定运行的安全卫士，更是我国经济持续保持可持续发展的安全卫士，是我国电力系统安全、稳定运行的重要保证。另外，还必须要每隔一定的时间检查和维护运行中的继电保护装置，按时巡检其运行状况，只有这样才可以及时发现故障并做好相关的处理，才可以保证系统设备无故障地稳定运行，从而为各项建设事业供电以促进经济发展。参考文献

[1] 冯少辉.浅谈电力系统继电保护的应用[J].科学实践，2011，12（2）：226.

[2] 严兴畴.继电保护技术及其应用[J].科技质讯，2007，27（3）：53-54.

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关键词：电力系统 继电保护 装置 配置原则

中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）03（c）-0128-02

现代社会的进步决定了电子及计算机信息等科技技术的发展，有了这个契机，电力系统继电保护技术也得到了更为先进的技术支持。在不断发展的现代社会中，随着电力系统容量的提升和电力需求的猛增，为电力系统继电保护装置配置带来了更多的问题。电力故障的及时遏制是继电保护装置的主要功能，如何保障电力系统的运行质量和运行效率的有效提升是继电保护工作人员需要加以思考的技术问题，本文就从电力系统中继电保护装置的配置原则方面展开讨论，谈谈其装置配置的一些原则和当下普遍存在的一些问题。

1 当下电力系统中继电保护的任务及应用状况

1.1 继电保护装置的任务

电力系统中，出现元件短路状况时，继电保护系统通过一些电气量的变化来判断故障线段或位置，再通过保护动作来降低或避免由于电气故障带来的损失。继电保护设备为电力系统的正常运行提供数据依据，而工作或值班技术人员可以通过继电保护装置来对整个供电设备的运行状态进行监视和控制。一旦出现系统故障，保护装置会自动采取迅速且精确的行为判断，将故障部分从输电线路中隔开，并维持非故障部位的正常运行。当系统出现较为异常的工作状态时，警报系统会通过信号传输和警报声来通知工作人员，使得拯救工作的进行更为及时。

1.2 装置的基本构成

电力系统中继电保护装置主要应用于两个方面：（1）电源进线端：该线路的继电保护装置主要有定时限定过流保护、定时限速切断保护和轻、重瓦斯保护及温度保护等功能，在过负荷的状态下还会进行报警，并自动采取差动保护。（2）馈出线路：馈出线路即输出线路，继电保护装置在该线路中所涉及到的保护动作有，电流速断保护、过电流保护和小电流接地报警等。

1.3 电力系统继电保护装置配置原则

根据电力系统配电特点分析可知，系统的继电保护装置配置需要遵从以下几点配置原则：（1）配电系统进线端一般不需要配备继电保护装置。（2）控制系统开关的出线保护系统及变电站要的继电保护功能上要具备零序电流保护、过电流保护，当线路中存在架空线时，还要保护功能中还要具备前加速一次重合闸保护。（3）控制系统开关站点的母线分段和配电站要配备电源自切和切后加速保护继电装置。（4）变压器保护装置应该选用有零序电流保护和过电流保护的，由熔断器和继电器的继电保护装置。

1.4 电力系统继电保护装置需满足的要求

1.4.1 选择性要求

供电系统作为电力系统的核心部位，当其发生电力故障时，继电保护装置应该能够将故障部位进行选择性的切除，特别是离故障点最近的断路器线路，要及时切断，进而保证供电系统中其他无故障发生线路的正常运行。

1.4.2 灵敏性要求

继电保护系统的灵敏性以设备的灵敏系数为衡量标准，若电力系统的电气量处于继电保护装置的规定范围以内，则无论短路点处于任何线路位置，其短路的性质又是哪种，其保护装置都应该采取及时动作。同样的，当电气故障处于继电保护装置保护范围外的线路上时，无论其短路点的位置和短路状况的性质，保护装置都不能有误动作发生。

1.4.3 速动性要求

继电保护装置的速动性是指在电气故障发生时，装置能够及时迅速地切断故障线路。而这一要求的满足，能够减短故障切除的时间从而减小短路电流对电气设备损坏的程度，使系统电压的恢复更为平稳及时，便于电气设备的自启，进而使得发电机的并列运行质量有所提升。

1.4.4 可靠性要求

继电保护装置的可靠性是保证电气事故得到有效控制的基础，保护装置可靠性的实现要从设备设计原理、整定计算规划、安装调试无误方面入手，装置的元件质量要可靠，能够保证电力系统的运行质量，进而简化电力系统的整体控制，提升电力系统的保护性能。

2 当下电力系统中继电保护装置存在的一些问题

2.1 电气二次设备和回路的老化问题

由于我国电力系统的组建时间较晚，一些基础的设备都是20世纪70、80年代的老设备，即使保养够好，继电器节点的氧化尘也积累了太多，压力施加不够到位，从而导致保护的误动作。而二次回路的分直流、交流两部分的端子出现老化或腐蚀状况时，接触电阻增大，严重时会出现开路现象，导致保护的误动作；直流部分的可靠性在系统无电或低电压状态时的情况不容乐观，严重时会出现越级跳闸的状况，事故的范围会有所扩大。

2.2 电流互感器的饱和问题

供电需求的增大促使电力系统的规模急剧扩大，而许多低压配电的系统短路电流也会随之变大，一旦系统的出口处发生短路现象，其电流大小可达到电流互感器的一次侧额定数值的几百倍。一次短路电流的数值越大，稳态短路状况下，电流互感器的变化误差也会随之变大，这时，灵敏度较低的电流速断保护会拒绝做出动作；而线路中出现短路现象时，处于饱和状态的电流互感器的二次感应电流的数值将趋近于零，定时限过电流保护装置也会拒绝做出动作。这时只能靠母联断路器或主变压器的后备保护来进行故障切除，如此一来，故障时间被延长，故障范围也被扩大，影响了供电系统的质量和水平。

3 所遇问题的解决方案

3.1 设备的状态检修和更新

继电保护设备的研制开发到发展，其保护原理的设计、设备制作工艺的提升、售后服务的提供等方面都十分完善，保护装置的性能已经处于一个十分平稳的状态，像笔者所处的地区，电力系统中由于保护装置性能的不稳定而带来的状况事件几乎没有发生。一般情况下，这些误动作都是由于装置的检修不及时或保养不恰当而引起的，所以相关的技术人员要提高对机电保护装置检修的良好习惯。

与此同时，设备的更新校验也是当下解决设备老旧问题的关键，在能够保障供电需求的前提下，对供电网络进行完善和建设，保证回路的保护整定时间，进而提升电力系统的供电效率和质量。

3.2 避免电流互感器的饱和

这一点的重要性通过上述段落的简述已经较为明确，针对这一问题，技术人员应该从以下几个方面入手：（1）考虑线路短路状态的电流激增问题，选用变比较大的电流互感器。（2）避免在保护和计量时共用同一电流互感器，减少其二次负载的阻抗。（3）速断保护原则的遵循。高压电动机可靠系数的确定可以按其起动电流的1.2或1.3倍来确认，若超过了这个数值则可以确定其故障电流的值，再通过等级的划分来确立其延时时间，保证其选择性。

4 结语

现代经济不断发展和进步的同时也增大了社会的供电需求，电网系统的不断升级必然会随之出现一些新的问题，继电保护系统作为电力系统运行的基础设备，其配置的原则和问题是电力工作人员必须进行掌握，进而促进电力系统的持续发展，本文以继电保护装置的配置原则为切入点，针对当下电力系统中与继电保护相关的一些问题进行了讨论和阐述，希望能够对相关技术人员起到一定的参考作用。

参考文献

[1]王进.继电保护装置在电网运行中的问题探讨[J].科技创业家，2012（13）.

[2]杨子龙.浅议继电保护技术的发展现状与前景[J].中小企业管理与科技（上旬刊），2011（10）.

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[关键词]智能电网；继电保护；技术简述

中图分类号：TM76；TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）16-0267-01

1 导言

近年来国家加大了对电网的投资力度，同时在各种先进技术的推动下我国智能电网系统也取得了较快的发展。在智能电网系统构建过程中，为了能够更好的确保电网运行的安全和稳定性，对继电保护装置也提出了更高的要求。因此需要对继电保护技术进行深入分析，从而保证智能电网系统电能传输的安全性和可靠性。

2 继电保护在智能电网系统中的重要作用

我国是一个人口众多，且生产活动形式较为集中的国家，近年来，社会经济的发展在不断地向电力系统的建设发展提出更高的要求，在面对与日俱增的电力需求和逐步提高的电能运行安全的要求下，这重重的运行压力使得我国的电力系统在不断发展壮大的同时，也在竭尽可能的保证电网系统的运行安全。尤其是在工业生产和人们活动形式都较为密集的大城市，电力系统的运行结构也更加的复杂化，这些因素都在威胁着电网系统的运行安全。为改善这一现状，电力企业做出了电网系统的结构调整，通过各种措施来提升电网系统的稳定性。在电网系统的保护装置中，继电保护技术是确保其安全运行的第一道也是十分重要的一道防线，在电网系统中的电气设备发生故障问题时，继电保护装置可在第一时间内对故障部位做出的有效的隔离，防止故障范围扩大影响其他的区域，与此同时会在第一时间内发出报警信号，通知技术人员维修处理，所以说，继电保护在电网系统的安全运行方面起着重要作用。

3 大数据下的智能电网

随着科技的不断创新，应用于我国智能电网的继电保护技术越来越高科技，正是由于这个，才更应该重视大数据下智能电网的发展，从而保证我国智能电网发展越来越顺利和高效。本文首先介绍的是大数据下智能电网的意义。目前，我国相关部门对智能电网的定义是利用先进的技术和信息进行通信和控制，亩建设出更具有自动化、计算机化以及互动化的智能化电网，与此同时，智能化电网是建立在各级电网协调发展的基础上，而且利用的骨干网架是特高压电网，所以，目前使用的智能电网是区别于传统电网的一种全新的电网应用形式。而之所以要重视智能电网的发展，是由于智能电网的建设与发展都是在大数据建立基础上进行的，因此重视智能电网的建设就是重视大数据时代的建设与发展。

所谓的大数据就是指在智能电网应用过程中会有大量的实时数据出现，这种数据信息被智能设备处理之后，会建立起一个电网系统的相关数据库，而这种大数据库需要相关部门提高重视，这样才能够保证我国电网建设更加有保障，对于电力事业的发展有着不可小觑的积极作用。在数据传输过程中，会经过相应的数据波处理并且分析，之后将各种数据传输给电网的各个部分所连接的系统，这样才能够保证数据传输到需要的系统中，以便对电路网络进行实时监控，从而当电网出现故障的时候，能够及时作出正确的反应。一旦设备出现故障，而电网的相关监控部门能够及时将错误找出，就能够防止故障范围的扩大，降低系统错误的蔓延，以保证整个电网系统能够尽快恢复正常。

4 智能电网环境下继电保护的核心技术

智能电网系统运作过程中，继电保护作为其非常重要的保护系统，通过智能化检测和智能化控制电网系统运行过程中的各个环节，并对整个系统给予有效的保护，有效的保证了电能安全稳定的运输和供应。作为保护智能电网系统稳定运行的继电保护，支撑其保护作用发挥的核心技术大致包括以下几种。

4.1 广域保护技术

广域保护技术主要是依托于子集单位电网基础上建立起应用，通过深入分析和处理电网运行中的故障，从而完成收集和整理设备状态信息的任务，同时还能够利用计算机技术来详细、系统的对数据进行分析和预测，从而对电网故障位置进行判断，为检修工作提供重要的信息支持。广域保护技术主要由安全自动控制技术和继电保护技术两部分构成，其中安全自动控制技术主要承担着处理电网故障及为电网故障提供解决措施的作用。而继电保护技术通过对故障进行诊断为检修人员提供参考，从而达到消除故障及提高电网继电保护能力的目标。

4.2 保护重构技术

保护重构技术作为一项全新的继电保护技术，通过在继电保护系统中应用保护重构技术具有较多的优势。不仅能够使继电保护整定值自适应，而且有利于继电保护灵活性的提高，能够适应不同的电网运行方式。而且保护重构技术在继电保护系统中应用后，实现了继电保护系统在线配置和重组，能够更好的适应电网结构的改变。同时还能够实时监测和诊断继电保护装置内部元件，及时找出存在的各种故障，实现系统的自我诊断功能。4.3智能传感技术

智能电网系统的构建是对基于信息技术的智能化技术和智能化设备的充分运用，智能化设备可对电网系统中的各个环节单元进行实时的智能控制，其中传感技术就是一项重要的应用体现，智能传感技术可实时采集电网系统中各运行单元的运行数据，并通过智能分析系统进行完整的信息数据分析，进而完成对整个电网系统的状态分析。通过数据分析结果对电网系统提供技术维修服务，从根本上提升继电保护装置的运行保护功能。

5 智能电网环境下继电保护技术的发展趋势

5.1 数字化的发展趋势

数字化的发展方向将会成为我国智能电网系统中继电保护技术发展方向中重要的一项。首先是在数据测量接口方面，其与电子式互感器进行有效结合，使得系统测量更加的数字化；然后是将来会依靠光纤电网来进行数据信息的传输，在传输速度和传输质量上将会明显提升。

5.2 网络化的发展趋势

网络技术已经深入到社会的各个领域，尤其是在工业信息领域的应用所带来的效果尤为显著。未来的继电保护技术也将会和网络技术进行深度结合，依靠网络技术实现信息的传递，将会大大提升继电保护装置的运行效率，也会在很大程度上拓宽继电保护的运行范围，更能保障电网系统的运行安全。

5.3 整定自动化的发展趋势

经过对我国现阶段的继电保护技术的研究分析得出，现阶段的继电保护仅是对运行线路施行了实时的控制和保护作用，与整个电网系统而言，其保护范围还实在是太小，此外，继电保护的整定值在一定程度上还存在误差。因此，整定自动化也将会是继电保护技术未来的一个重要的发展方向。实现这一技术后，继电保护可对整个电网系统的各环节进行数据信息的采集和保护，更能保证电网系统的运行效率。

6 结束语

继电保护装置在智能电网系统建设和发展过程中发挥着不可或缺的重要作用，有效的保障了智能电网系统正常、安全的运行，因此需要针对继电保护技术进行深入分析，并加快推动继电保护技术数字化、网络化、整定自动化的发展步伐，加快对继电保护技术和原理的更新，全面提高继电保护技术的水平，为智能电网系统安全、稳定的运行提供重要的保护。

参考文献

[1] 苏文哲.基于智能电网环境的继电保护研究[J].科技展望，2016，（28）：116.

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【关键词】继电保护；故障信息；系统建设

随着电力系统规模的不断扩大，电力技术、计算机技术及通信技术的发展，电力系统继电保护已经逐步向自动化发展。使微机保护、故障录波器、安全自动装置等智能装置得到了广泛的应用，而为了保证这些智能装置安全稳定运行，随时排险故障，电力继电保护故障信息系统成为了一个不可或缺的组成部分，在电力系统正常工作方面发挥了重要作用：为电力系统的事故分析提供基本依据；改进保护与控制原理；可发现一次设备缺陷，并及时消除隐患；完善实验手段，提高实验效率等等。因此，有必要对电力继电保护故障信息系统建设的相关问题进行分析，以保证该系统真正效应的发挥。

1 电力继电保证故障信息系统的主要结构和管理模式

目前，继电保护故障信息系统（以下简称系统）在各网省公司所采用的管理方式不完全一致，系统配置、组网方案更是不尽相同，系统的总体结构可概括成图1所示。

一般说来，系统由设在电网调度中心的主站、设在超高压局和直管电厂、供电局的分站及设在变电站、发电厂的子站通过电力系统的通信网络组成。各个网省公司根据自身电网管理的特点确定系统的具体组成结构，目前应用的系统主要有以下几种模式。

1.1主站/分站/子站三级管理模式

目前故障信息系统中最复杂的一种。在500kV变电站中，500kV部分的信息直接上送至主站，220 kV及以下部分的信息可以上送至各级分站，也可以上送至主站。主站则根据实际情况，可以从各级分站调取需要的信息。对于220 kv变电站，站内的信息先上送至各级分站，主站保留从各级分站调取信息的接口。这种模式实现了多级结构、分级管理，但实现起来也是最为复杂的，在具体实施过程中需要分阶段逐步建设，一步建设到位的可能性较小。

1.2主站/分站独立的三级管理模式

此模式与前一种模式的区别在于子站端留有向主站、分站上送全部信息的接口，主站、分站端根据需要选择子站上送的信息，但分站和主站之间没有信息的交互。这种模式在主站、分站管理信息的内容上有所差别，但从功能界定上没有明显的区分。这种模式主站、分站、子站的信息流向相对简单，因此从实施的难易程度上较前一种模式要容易。

1.3主站/子站二级管理模式

系统由设在调度端的主站和设在厂站端的子站组成，形成二级管理模式。该模式由于系统结构的简化使得需要传送的信息量、网络管理的工作量都大大减少，适用于处于科研项目阶段或者规模较小的系统。规模较大的系统在建设初期也可以考虑先建立二级管理模式，然后随着系统规模的扩大再过渡到三级管理模式。

2 电力继电保护故障信息系统建设中应注意的问题

随着系统应用范围和实施规模越来越大，在系统建设过程中出现了一些问题，积累了一些经验。这些问题应在以后的方案设计和工程实施中尽量避免。

2.1系统的组成不管是采用哪种管理模式，必须保证信息的唯一性，厂站端只允许有一个子站系统运行。

2.2系统建设应不影响现有设备的功能和自身运行的独立性，在厂站端运行的子站设备等同于保护设备，安全可靠性也应不低于保护设备。

2.3系统的信息采集不管是否独立于站内的自动化系统，均应充分考虑信息的共享，在满足继电保护专业设备管理、故障分析等需求的同时，兼顾各生产、运行专业的需求。

2.4系统在进行功能和规模扩展时，不能影响现有系统的运行。

2.5新建的系统在进行方案设计时必须对安全性进行充分的考虑，在系统内建立完善的计算机病毒防护、监视、查杀体系，保证系统软件运行的安全和可靠。

2.6保证系统内的时钟统一，为电网事故分析提供可靠的依据。

2.7子站向主站/分站传送的信息要符合规范的数据格式和通信传输规约，不符合要求的数据格式和规约必须在子站系统中完成相应的数据和规约转换。

2.8接入子站的保护装置不论是集中式布置还是分布式布置，应使用统一的接口方式和规约（如：IEC60870

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103规约）接入子站。不能提供这些接口和规约的保护装置应经过规约转换装置转换后接入子站系统。

2.9对于新接入系统的故障录波器应提供以太网接口，提高故障录波文件传输的快速性。

3 电力继电保护故障信息系统的发展动向

3.1通信方式

继电保护故障信息系统的通信包括主（分）站一子站间和子站内通信两部分。

站间通信目前还没有统一的通信规范标准。国调和各网省调运行的故障信息系统还基本依赖于各生产厂家自己制定的通信规范，不利于不同厂家之间系统的互联通信。当前，各电网调度中心都已开始致力于统一各自区域网内的站间通信规范，以保证不同生产厂家在该区域内实现系统的互联。在通信接口方式上，各个地区也已优先推荐使用数据传输速度较快的网络通信方式，传统的电话拨号通信方式只作为备用通信方式保留。

子站内通信主要是子站系统与微机保护、故障录波器及安全自动装置等智能设备的通信。在接口方式上，目前很多地方都要求故障录波器提供以太网通信接口来代替以往普遍使用的串行接口，这样可以显著提高传送大容量故障录波文件的效率，为实现电网故障的快速分析提供了重要的技术保证。

在子站内通信规约的问题上，子站系统对保护设备的接入已经逐步向IEC60870-5-103靠拢，但是故障录波器还无法按照统一通信规约接入子站系统。

IEC61850作为将变电站自动化系统变为开放式系统的一个可行的实现方法，相信随着该标准的正式出台，故障信息系统的通信方式会朝着实现无缝连接的方向发展。

3.2安全性

计算机病毒和黑客对系统的入侵防不胜防，这些问题以前未引起足够的重视。如今，系统的安全性已成为系统设计和实施阶段需要考虑的重点问题，即将正式出台的《全国电力二次系统安全防护总体方案》中也已将故障信息系统的安全防护方案作为其中一个重要的组成部分，并将其安全级别划分在级别较高的安全区I/II中。但同时也应该看到，各种安全防护技术还没有在电力二次系统中进入完全实用化的阶段，行之有效的安全性防护措施恐怕尚需时日。

3.3信息共享

目前国内超高压变电站普遍采用的分层分布式的体系结构为故障信息系统的建立提供了一个极其开放的平台，使得继电保护专业与自动化专业之间的联系更加紧密。因此，故障信息系统的建设可以充分利用先进、成熟的网络通信技术，将站内保护和自动化专业充分结合，更加经济、合理地发挥各自的优势，最大限度的实现信息共享。

另外，超高压变电站自动化系统在国内的广泛应用使得站内的实时数据能够快速而准确地送至调度中心，对于站内大量的非实时数据如故障录波器的波形数据，由于其数据量较大，如果考虑与实时数据共享网络或占用同一通道，必须对故障信息系统的非实时数据的流量加以控制，不能对站内实时数据的上送造成影响。

3.4传输可靠性

故障信息系统主站、分站、子站之间的信息传输采用可靠性高、速度快的网络方式来代替通过MODEM拨号进行信息传输的方式已成为大势所趋，而且可以利用现有的国家电力数据网络（sPgnet）逐步形成完善的调度系统专用数据网络，连接各级调度中心和各调度直管的发电厂和变电站。

子站内的信息传输可以将传统的Rs 232/485连接方式就地经过介质转换器转为以太网方式进行通信，将原来需要敷设的Rs 232/485线缆全部替换为光纤或电缆，既可延长传输距离，又可以提高传输可靠性和快速性。虽然使用这种方式的工程造价比以前高，但超高电压等级的故障信息系统中可以考虑采用。

4 电力继电保护故障信息系统发展应采取的策略

为了使故障信息系统能够更好地为电力系统的安全、稳定运行服务，系统的发展应采取以下策略。

4.1及时跟踪国际最新的技术发展动向和应用情况，迅速制定相关的标准，出台相应的指导性和规范性文件。

4.2借鉴国内外成功经验，开发出具有性能优良、运行可靠、价格合理的具有完全自主知识产权的继电保护及故障信息系统产品。

4.3随着系统功能结构的标准化和开放程度的提高，系统安全问题会变得非常突出，必须给予足够的重视。

4.4尽快实现通信规约的通用化、标准化和通信结构的网络化。

4.5有关保护装置生产厂家要设计既能与监控系统通信又能与故障信息管理系统通信的成熟的保护通信管理机。

4.6尽可能提高设备的抗干扰能力。

4.7充分利用保护装置等智能设备的信息资源，开发面向电网调度与现代化管理的高级应用软件，如继电保护装置的状态检修管理、保护和控制装置的功能完好性分析等。

同时开展与各级调度系统、MIS等应用系统集成的研究，从根本上解决自动化信息的“孤岛”问题，为调度人员提供实时故障信息与继电保护专家辅助分析。

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关键词 配电开关柜；预防跳闸；高压开关

中图分类号 TM711 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)082-0110-01

1 关于开关柜相关叙述以及防跳装置的工作过程简述

在物理学中的开关柜的主要含义就是以开关为核心的成套的电器装备，与此同时开关柜经常被用于配电系统，其功能就是用作接收或者分配相应的电能，从而对相应的线路进行相关的控制工作、测量工作、保护工作或者调整工作。在开关柜内部的断路器在进行接收或者分配的相关工作过程中的主要的元件，与此同时综合继电的相关保护装备能够作为在进行相应的控制、测量以及维护或者帮助相应的断路器进行工作完善的非常重要的元件。

高压开关在进行控制回路的相关设计中应该设置相应的防跳设备或者装置。因为当合闸在永久性的电路故障时继电保护动作，断路器出现分闸的现象，在这个时候如果合闸的相关指令没有得到解除或者进行了相关的错误操作，那么相应的断路器就会出现反复进行合闸以及分闸的现象，这样造成的结果不仅仅是非常容易导致或者扩大相应的事故，与此同时也在很大程度上可能引起相关的设备损毁或者相应的人身事故的出现。设置相应的防跳装置主要就是指防止相应的断路器在进行手动合闸或者自动合闸之后，相对应的操作开关却没有复归或者触点可能出现卡住的现象，这样最后可能使得相应的断路器很可能发生多次的“跳二合”的现象。

2 关于断路器的内部防跳装置的相关设置以及工作过程分析

由于原先的科学技术以及相关专业知识不是非常深厚，所以大部分的10 kV断路器在设置的过程中均不带有防跳回路。传统的回路利用电流启动以及电压维持的双线圈的继电器。其中电流线圈利用串联的关系接在分闸回路上作为相关的启动线圈。将电压线圈接在相应的合闸回路上，从而当做保持线圈，与此同时当进行分闸工作的过程中，电流线圈就会经过分闸进行回路启动。如果合闸回路上出现故障，或者是处在手动合闸的位置，电压线圈启动同时经过它的常开接点自保持，并且经常关闭的接点会立刻断开相应的合闸回路，这样就可能使得断路器在分闸的全部过程中不能够立刻马上的进行再合闸工作。

防跳继电器的电流回路在很大程度上可以经过常开接点把电流线圈进行自保持状态，从而在很大程度上能够减小保护继电器的出口接点将相应的负荷断开，与此同时也能够在一定程度上减小保护继电器的保持时间的标准要求。其运用的基本原理就是维护跳闸的过程中电流信号启动防跳继电器，电压信号自保持继电器的基本原理进行相应的工作。然而这种工作方法在工作程序上接线工作比较繁琐，同时继电器自身的故障几率，最终导致了防跳的可靠性能在很大程度上有所降低。

3 综合继电保护设备以及装置内部运用的防跳装置的相关分析

由于现在我国的经济以及科学技术在一定程度上都有了非常大的发展以及进步，所以我国的继电保护装置的相关设计也随着有了一定的发展或者进步。其中经过这些年的发展和进步，开关柜的内部利用将保护工作、测量工作、控制工作以及进行相应的通讯工作等等其他相关的功能为一个整体的微机保护设备或者装置，与此同时和断路器的相应的配合也开始增多。拥有实际的工作经验的研究工作人员了解到，很大一部分的国产，10 kV综合继电保护装备的相应生产商家，把相应的一系列防跳回路设置在保护装置的内部。并且南京南瑞RCS96型综合继电保护的装置，它的内部就装有相应的防跳回路。

4 10 kV配电开关柜的预防跳闸装置的实际运用

根据上面讲述的这些研究结果显示，不管是针对断路器的本体的防跳装置，还是针对综合继电的防跳装置，在很大程度上都是防止相应的断路分闸之后，控制相应的开关合闸的触点粘合，或者错误合闸的操作行为，最终可能使得相应的断路器出现跳八合的现象。然而由于断路器以及综合继电当做开关柜工作过程中不可或缺的主要元件，如果相关的工作人员不能对相应的元件线路进行修改工作，那么相应的开关柜的系统内部就会存在两个防跳系统。其中曾经有个实际工作人员在进行某一项工程的相关设计工作，出现了双重防跳接线，从而在工作过程中让断路器分闸一次之后，就会出现不能够在合上闸的故障。

相关的工作人员以及研究学者为了能够比较适当的处理上面出现的各种防跳工作矛盾，其中比较传统的工作方法家就是将断路器内部的防跳回路中断，简单来说就是经过明确综合继电相应的型号之后，确定相关的综合继电是不是带有防跳回路，如果带有防跳回路，那么在进行相应的断路器的订购过程中，就应该明显的注明需要取消防跳。这种方法虽然将寄生回路进行了取消，然而这样的做法也牺牲了断路器操作机构内部的防跳工作的功能，所以从整体工作情况来看，这种方法不是非常科学合理。

机构自身发生一定的故障问题，与此同时合闸脉冲在没有除掉的情况下，断路器只能够合闸一次，不管这种工作能不能成功，断路器合闸线圈都不会出现其次带电的现象。造成这种情况的主要原因就是由断路器的结构确定它的标准以及要求要有上面讲述的电气的要求，因为相应的断路器的主触头的行程经常都是比力小，比如：10 kV～35 kV真空断路器的主触头行程大约是

8 mm～10 mm，它不能够承受连续的多次合闸工作，要不然就可能出现真空泡受到一定程度的损坏。

如果第一次不能够比较顺利的进行合闸工作，那么相应的管理工作人员不能够立刻进行再次合闸，需要对其进行相应的调整机构之后，才能够准许相应的操作。假如将相关机构内部的防跳回路进行了中断或者取消，这样导致的结果就是在很大程度上影响断路器的正常以及安全的工作。断路器内部的防跳回路能够在一定程度上避免断路器本体的故障以及合闸控制触点非正常粘合的跳跃性的现象。与此同时综合继电的防跳回路主要是防止线路故障发生的时候，进行错误合闸相关操作时断路器的跳跃情况。从这些信息以及资料中可以知道，这两种防跳在原理上是一种互相补充的关系，所以取消其中一种防跳的工作方法都不是科学合理的。

参考文献

[1]丁理杰,江全元,包哲静,曹一家.基于多智能体技术的大电网连锁跳闸预防控制[J].电力系统自动化,2008,17:41-47.

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关键词：电气系统保护择性 漏电系统的选择性

中图分类号：TD67 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2012）08（b）-0125-01

1 煤矿供电系统电气保护的选择性

1.1 煤矿供电系统电气保护意义

煤矿电气设备一般是以工作电压的高低进行分类的，就工作电压的高低可分为高压电器设备与低压电器设备两种。在煤矿生产中所使用的电气设备的额定电压与额定电流都较高，所以大多是属于一类负荷和二类荷设备，这些设备的正常运转对于井下正常作业产生重要的作用，那么，对这些电气设备的保护也就是在煤矿工作的重要组成部分。

1.2 煤矿电气设备保护技术的分类

鉴于煤矿电气设备保护的重要性以及设备保护的技术发展情况，目前，在煤矿电气保护技术主要分为应对电流超过设定电流，设备就会自动断电的过流保护；检测用电回路是否有短路、接地、或对地绝缘不良等故障的漏电保护；还有在线路或设备发生漏电时，当人体触电时能保证人体电压降到安全电压以下的接地保护三种类型。

1.3 煤矿供电系统电气保护实现选择性能的主要装置

煤矿供电系统电气保护的主要装置有熔断器、继电器与接触器。伴随着煤矿产业的发展，应用于井下的电气设备功率不断增大，其额定电流也越来越大，随之短路电流也不断增大，因此，熔断器的性能已不能满足电气保护对选择性与快速性的要求，所以，目前在煤矿电气保护系统中使用很少。目前应用最为广泛的是继电器与接触器组成的继电保护装置，这种装置能在第一时间反应系统故障与异常状态，并及时动作于断路器跳闸或发出信号的自动化设备，这种装置性能够满足电气保护对选择性和快速性的要求。

继电保护装置的基本结构主要包括四个部分。

（1）现场信号输入部分。

现场信号输入部分主要负责将煤矿施工现场信号输入到继电保护装置中，还负责信号输入前对信号进行去除干扰信号以及低信号转变为高信号等技术处理，以便继电器能够有效的检查现场的各个物理量。

（2）测量部分。

测量部分主要负责将经过处理的现场输入信号与被保护对象相关物理量的设置值进行比较，根据结果从而判断保护装置是否启动。

（3）逻辑部分。

逻辑部分是根据一定的逻辑关系来判定故障的类型及故障发生的范围，决定做出什么样的保护动作，是断路器跳闸、发出信号还是选择不动作，还要决定是否延时等，并最终将相对应的指令传送给执行输出部分。

（4）执行输出部分。

执行输出部分是保护装置的动作执行部分。如断路器跳闸、发出信号等。

1.4 煤矿供电系统电气保护技术发展

近些年，电工电子技术、微电子技术、计算机控制技术、网络通信技术的迅猛发展与广泛应用为煤矿电气设备保护技术提供了更为先进的科学技术手段，借助于先进的计算机控制技术与网络通信技术，煤矿电气保护技术就保护的选择性技术水平得到了进一步提高，当矿井发生异常情况时，保护技术对故障点的判断更为准确，对断电范围做出精准的估计，借助于网络通信技术，保护系统能迅速的做出断电动作，工作人员也能够在第一时间内掌握矿井故障情况。

2 过流保护

在常用的过流保护装置中断路器与熔断器的配合是应用最为广泛的。这种配合装置要兼顾变压器线路和电动机等矿井设备的工作状态，首先要得到电气保护装置对故障的类型的判断，再根据故障类型对动作方式的进行选择。过流保护系统要熟悉和掌握不同系列熔断器的技术参数，并根据其技术参数设置熔断保护，同一变压器输出逐级实现完全性配合。接触器是与信号取样回路配合来实现过电流配合的保护，这种方式主要是通过对电气线路参数的设定实现过流保护，以此通过限制能量确保电气系统在高温环境下的稳定性。

过流保护的选择性可以依据电气设备的工作时间设置的选择性，可以根据电气设备的工作电流设置的电流选择，还有根据电气设备工作功率设置的能量选择性。这三种选择性的设置除了与过流特性的配合外，还要与选择性漏电保护技术相结合，充分研究电气设备及线路的故障情况及异常状态下，监控设备的电流、电压、功率、过电压等不同的物理参数的变化，综合运用先进的及新型的过流保护原理实现对电气设备及供电线路的保护。

3 漏电保护

矿井内出现漏电情况不但对电气设备造成损坏，发生人员触电事故，还可能会引起瓦斯爆炸和其他更大的矿井灾害，所以，漏电保护措施一定要得力。漏电保护措施主要限制接地电流，将接地电流降到人体安全电流以下，并准确无误的切断漏电故障点，保证非事故区的正常作业，要有效的实现漏电保护就要把电气保护系统的选择性作为矛盾的主要方面进行设计。目前，我国已经成功研制几种选择性漏电保护装置，最典型的有BKD型和DJJ2—660（380）X型这两种。

4 接地保护

接地保护是电气保护的重要组成部分。由于煤矿内有大量的高电压、高电流电气设备在工作，在正常情况下，电气设备附件是不带电，但如果电气设备的绝缘损坏，它的外壳等附件就有可能带电。当人触及此电气设备时就会发生触电事故，要想保障工作人员的安全，加强对电气设备的检查是必要的，更重要的是通过接地保护限制通过人身的电流使其在极限电流之内（我国规定触电的安全极限交流电流值为30mA），避免对人身安全造成伤害。

煤矿供电系统的电气保护是煤矿系统的一个难题，由于大多数电气设备所处环境复杂，高压深入负荷中心，由于矿井的自然环境，所以又要考虑限制电火花、防触电等因素，为了保证煤矿的生产安全，采取的电气设备的保护措施有很多。但现在很多保护技术已经不能满足当下的煤矿生产实际情况，其可靠性也得不到保证，所以应该重视将先进的科学技术应用于电气保护系统中来，更要在思想上高度重视电气保护的对安全生产的重要性。当煤矿生产出现异常状况时，电气保护系统如何选择保护对象，将经济损失降到最低，但对正常工作区域的影响降到最少是当前电气保护系统设计一直在探讨的，电气保护系统要设置选择性保护准确动作，才能防患于未然，才能保证煤矿生产工作的正常运行。

参考文献

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【关键词】中压开关柜 安装 试验 注意事项 方法

一、前言

中压开关柜的作用是把厂用变压器、保护回路电源变压器、中压电机、中压泵等中压配电开关组合统一管理。所以中压柜安装和试验的施工质量的高低，将直接影响到整个厂矿或电站的电源系统和用电设备的安全。由此可见，中压柜的施工质量的至关重要。

二、中压开关柜简介

（一）中压开关柜LHA供电系统原理

岭澳二期LHA供电系统电源为两回路供电：

―正常供电回路：供电顺序为厂用变压器向LGALGBLHA供电;

―应急供电回路：供电顺序为柴油发电机直接向LHA供电。

（二）中压开关柜结构

中压开关柜是由柜体和手车两大部分构成。柜体由金属隔板分隔成四个独立的隔室：母线室、断路器手车室、电缆室和继电器仪表室。

三、中压开关柜安装

（一）中压开关柜技术要求

1.划线、钻孔、攻丝

在中压开关柜引入之前，首先应根据设计图纸发出设备的外部轮廓和预埋件的中心线，并在开关柜正面多划一条线，用于确认盘柜底部安装在一条直线是上的基准线。随后在预埋件上确定出螺栓固定孔，其钻孔深度应根据固定螺栓的长度和预埋件厚度进行钻孔。

2.运输

中压开关柜引入就位顺序，应按照“由远及近”的顺序进行。运输须保持机柜的垂直移动，避免运输过程损伤开关柜。

3.盘柜落位固定

盘柜的就位顺序应根据盘柜的组合数量来确定。

4.母排安装

在3.1.3中的工作完成后，从第一块开关柜开始安装母排。母排安装应对齐，其误差不应超过视差范围，避免因灰尘导致

四、中压开关柜试验

（一）中压开关柜试验前检查项目

中压开关柜安装工作完成后，中压开关柜主要检查项目：

―手车推拉应灵活轻便，无卡阻、碰撞现象;

―手车与柜体间的接地触头应接触紧密，当手车推入柜内时，其接地触头应比主触头先接触，拉出时接地触头比主触头后断开;

―检查中压开关柜接地连续性，取4个点分别测量，电阻小于0.4Ω。

（二）中压开关柜试验项目

中压开关柜是电力系统最重要的控制和保护设备，主要作用是用于通断负载，其试验尤为重要。主要项目如下：

1.测量绝缘电阻

用绝缘电阻测试仪测量绝缘电阻。中压开关柜中需做此试验的部件有断路器、互感器、母线等。

2.测量导电回路的电阻

用回路电阻测试仪测量导电回路的电阻。中压开关柜中需做此试验的部件有断路器、母线。

（三）中压开关柜保护试验误差计算

在此仅以中压开关柜LGB/LHA为例，进行试验误差的计算。

根据过流保护与断路器动作的实际过程，切除故障时间应包含4部分，分别为：

过流保护继电器的动作时间t0：误差为t0;

保护出口继电器的动作时间t1：误差为t1;

断路器的固定分总时间t2：误差为t2;

燃弧时间t3：误差为t3，一般情况下选10ms。

因此断路器切断故障的理论时间为T= t0 + t1 + t2 + 10 。考虑到各个时间短的误差，实际切除故障的时间为：Tmin< T< Tmax

Tmin= （t0-mint0）+（t1-mint1）+（t2-mint2）+10

Tmax= （t0+maxt0）+（t1+maxt1）+（t2+maxt2）+10

LGB过电流保护动作的时间范围是：

T（LGB）min <TLGB< T（LGB）max

LHA过电流保护动作的时间范围是：

T（LHA）min <TLHA< T（LHA）max

其中： TLGB、TLHA分别是LGB/LHA开关柜过电流保护动作切除短路故障的实际测量时间，只要TLGB、TLHA在各自的误差范围内，就完全能够满足选择性的要求。通过计算：LGB与LHA之间过电流保护最大级差：tmax=T（LGB）max- T（LHA）min，

最小级差：tmin=T（LGB）min- T（LHA）max;

据以上公式，当LHA母线发生短路故障时，LHA的电源进线断路器比LGB的电源进线断路器至少提前40ms跳闸，因此就不会造成保护的越级动作。

五、中压开关柜施工中出现的问题及建议

（一）开关柜清洁度的控制不够，应定期清洁房间。避免因盘柜内灰尘太多，导致手车有卡阻现象。

（二）这里建议在进行耐压试验时，如果出现电压表指针摆动很大、毫安表指示急剧增大、被试物绝缘烧焦或有冒烟现象时，应立即停止试验，迅速降压并切断试验电源开关。查明原因后，再进行试验。

六、结束语

中压开关柜试验中断路器试验尤为重要，因为断路器是整个开关柜的重要保护装置，所以要认真核对断路器试验中所得出每项数据。当然其他试验也同样必不可少，这就要求每项试验都应符合规定。

参考文献：

[1]电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范，GB50171，92.

[2]电气装置安装工程电气设备交接试验标准，GB50150，2006.

[3]姚炳华，彭振民，吴晋华著.电气调整工程便携手册，2005.

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【关键词】电流互感器;二次回路;开路

1.引言

电磁式电流互感器是湖北电网500 kV变电站中的重要设备，随着湖北电网快速发展，500kV变电站及线路的大量增加，电磁式电流互感器的数量也曾倍数递增，由此涉及了大量电磁式电流互感器拆除及更换工作，在其二次回路工作中，有许多细节要点需要注意，稍有不慎可能会造成人员伤亡、继电保护装置误动等严重电网事故，根据多年工作经验，本文对相关工作技术要点进行总结分析，希望能减小工作中发生事故的机率，提高其运行可靠性。

2.电磁式电流互感器工作原理

电流互感器的原理结构，如图1所示。在硅钢片叠成的铁芯1上饶有一次绕组（又称原绕组）2和二次绕组（又称副绕组）3。一次绕组的匝数很少，使用时直接串联在一次回路中，二次绕组的匝数很多，与二次负载连接。

图1

电流互感器的基本原理与一般变压器工作原理相同，当一次绕组通过电流I1时，铁芯中出现交变主磁通，二次绕组上产生感应电动势U2，在二次绕组和负荷构成的闭合回路内产生二次电流I2，一次电流和二次电流的比值称为变流比。二次电流产生的磁通对一次电流建立的主磁通产生去磁作用，使铁芯中的磁通密度大大降低。电流互感器正常工作时二次负载阻抗很小，二次绕组接近于短路状态，二次绕组的大小由一次电流决定，几乎不受负载变化的影响，这是电流互感器的显著特点。

3.电磁式电流互感器二次回路工作技术要点分析

3.1 绕组特性选择

500kV变电站常用电磁式电流互感器有多个绕组，每个绕组对应着不同的绕组特性，常见的有：

5P20（一次侧在20倍的额定电流下，二次侧误差不超过%5，通常用于线路保护电流回路）;

TPY（抗饱和能力强，一般用于500kV母差保护电流回路;然而由于有剩磁，故障电流消除慢，无法满足失灵装置的电流返回系数要求，则绝对不能用于失灵回路，否则容易引起失灵保护装置误动，造成电网事故）;

0.5S（一次侧在额定电流下，二次侧误差不超过%0.5， 精度不错，一般用于测量回路）;

0.2S（一次侧在额定电流下，二次侧误差不超过%0.2， 精度很高，一般用于计量回路）;

在进行电流互感器安装及更换前一定要仔细比对三相电流互感器铭牌及绕组变比，确认三相电流互感器是否一致，与更换前的电流互感器是否匹配。

3.2 电缆接地方式

电流互感器二次电缆接地分为两种：中性点接地和屏蔽层接地

3.2.1 中性点接地方式

高压电流互感器二次侧中性点必须有且仅有一点接地，主要原因是：（1）是防止高低压侧绝缘击穿时高电压串入二次侧;（2）是为了让二次回路有个可靠的接地“0”点，避免悬浮运行，防止干扰;（3）为了防止电磁干扰，避免零线中的干扰电流，必须仅有一点接地。

还注意的就是在计量回路.有些计量装置厂家会在计量屏上进行接地，如果在互感器二次侧就地接地的话会造成两点接地，当三相电压不平衡时会产生计量误差，因此有些供电公司要求在互感器二次侧（400V系统）不允许接地。

接地点的接地原则是：公用电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏内一点接地。独立的、与其它电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地。

另外，电流互感器二次回路应单独接地避免不同回路间进行串联接地，以免其中一个接地点接线松动、脱落，造成其它绕组二次接地点失效。

3.2.2 电缆屏蔽层接地

二次回路电缆屏蔽层必须在电缆首尾双端接地，使用截面不小于4mm2多股铜质软导线从电缆屏蔽层的铜铠上可靠连接到等电位接地网的铜排上进行接地，以减小开关场对二次电缆造成的电磁干扰，避免电磁干扰使二次电缆中的信号发生畸变，从而导致微机保护及控制装置发生误动和拒动。

3.3 绕组极性接法

根据能正确反应所保护设备发生区内故障时故障电流方向的原则，继电保护装置电流互感器回路分为正极性接入（通常用于线路保护、测量、计量、故障录波回路等）和反极性接入（通常用于母线差动回路），在电流互感器二次回路极性选择前，应首先确定电流互感器的一次侧极性端的安装方向，以便能将发生区内故障时一次侧的短路电流方向通过二次侧接线正确反映到继电保护装置中，以免发生误动或拒动。

3.4 施工工艺要求

3.4.1 二次接线紧固

电流互感器二次电缆接线必须紧固，避免电流互感器二次侧开路，产生高压，对设备和人身造成危害。电流互感器本体二次线接线柱分为两种形式：（1）没有外部配线引出到端子排，直接接于电流互感器本体;（2）有外部配线引出到端子排，二次线直接接于端子排处。

对于第一种形式，应安装弹簧垫片，且将电缆芯的前端制作成钩状，注意螺纹拧紧的方向应与电缆芯前端钩状的方向一致，否则，容易引起电缆松动，造成电流互感器开路。另外，由于这种形式的电流互感器接线柱直接连接在本体，则不宜拧到过紧，以免造成接线柱松动使本体绝缘介质（绝缘油或者SF6）泄露，对电流互感器造成损坏，一定要恰到好处。

第二种形式能很好的避免由于安装时用力过度，造成第一种形式中的电流互感器本体绝缘介质通过接线柱泄露的情况，建议在设备选型时予以考虑。这种形式中电流互感器本体已配好相关配线到端子排，则应认真检查配线的接线方式，以便能正确接入电流互感器二次线。

另外这两种形式都需要注意的是：将多余绕组在电流互感器本体接线盒中短接，避免电流互感器开路。

3.4.2 本体进线处理

在电流互感器本体接线盒的电缆进线口应做好如下处理：（1）做好封堵工作，避免雨水和潮气进入电流互感器接线盒;（2）进线处应将电缆固定牢固，防止电缆由于重力作用滑落;（3）进线电缆应避免堵料和电缆芯接触，以免堵料对电缆芯进行腐蚀。

3.4.3 电缆标识明确

每根电缆芯上必须有可靠标识，用套管机将电缆名称、芯号、接线端子等信息详细印制在套管上，且将套管牢固安装在相应电缆芯上。备用芯的标识工作同样不容忽视，一旦发生电缆芯破损现象，则可以根据标识迅速找出相应的备用芯进行替代。另外，电缆也需要有单独的号牌进行标识，号牌上应注明电缆名称、电缆型号、起点及终点信息，以便后期维护。

3.4.4 接线顺序统一

在电流互感器二次回路接线中，为了回路清晰明了，易于查线，接线的顺序应按照统一的接线顺序进行。在端子排处，对于横向放置，上下对接的端子排，通常将从本体来的电缆接于端子上侧，将与之对接的引出线接于端子下侧。对于竖向放置，左右对接的端子排，通常将离电流互感器本体距离近的线接于端子排左侧，而将与之对接的电缆芯接于端子排右侧。

3.5 校验步骤精细

电流互感器在安装前都应经过严格的校验，确定各绕组的变比及极性的正确性。其中有几个要点需要注意：（1）保证测试工作精确性，变比测试时应在一次侧多通几组电流值，以便能更精确地测量绕组变比。（2）严防电流互感器二次侧开路，在做变比测试前，必须将所有二次绕组短接。（3）在进行试验前应确定实验仪器的完好及精确性，一套测试仪器在长期使用过程中，由于装置老化、使用不当等原因，会对设备性能造成损耗，如果测试仪器达不到使用要求则会影响到被测试设备的测试正确性，这样校验效果会大打折扣。（4）保证一次侧及二次侧试验线所接极性的正确性，使用“搭拉法”进行电流互感器极性测试时，由于在电流互感器一次侧通入直流电压，电流互感器二次侧用万用表直流电压档位进行测量监视，则应注意直流正负极的问题，电流互感器一次侧应将直流电源正极接于电流互感器极性端L1，直流电源负极接于电流互感器非极性端L2;电流互感器二次侧应电压表正极性端接于电流互感器二次侧的极性端K1，电压表负极性端接于电流互感器二次侧的非极性端K2。（5）绕组伏安特性实验时，应特别注意电压应由零逐渐上升，不可中途降低电压再升高，以免因磁滞回线关系使伏安特性曲线不平滑，对于二次侧是多绕组的电流互感器，在做伏安特性试验时也应将其他二次绕组短接。（6）在整个二次回路工作完毕后，应测量电流互感器三相二次回路的回路电阻及绝缘情况，确定三相是否一致。

3.6 工作记录详细

电流互感器二次回路工作中涉及多个回路，又经多次转接，涉及大量电缆及端子，造成了回路的复杂，极易发生错误，则应该对每个绕组的走向进行详细记录，认真查清回路中的电缆的走向、名称、端子号等信息，并且存档，以便后期维护。

3.7 施工中危险点

3.7.1 本体吊装危险

3.7.1.1 吊装工作中，应时刻关注上方情况，禁止站在吊车臂及吊装的电流互感器本体下，以免发生意外，造成人身伤亡事故。

3.7.1.2 在电流互感器拆除及安装时，吊车及升降车的使用过程中应注意和周边带电设备保持安全距离，避免发生人身伤亡及设备短路等事故。升降车及吊车车身应可靠接地。

3.7.2 高压试验安全

在电流互感器变比及极性测试后，还需经过高压耐压试验合格后，方能安装。而在进行

高压试验时，会在被试验装置旁产生一定的跨步电压，则为了保障人身安全，试验前应做好安全措施，防止试验时人员擅入，造成伤害。

3.7.3 突发状态处理

3.7.3.1 在送电后，由于电流互感器回路复杂，时常在送电后发现电流回路极性接反的现象，有时为了追求一次送电成功率，在带电情况下采用将电流互感器相关二次线短接起来，再逐步改线、拆线的情况，中途由于慌乱，极易造成电流互感器二次侧开路。

3.7.3.2 在送电后，由于工作的疏忽，发现二次电流回路存在开路现象，此时为了避免设备损坏，仍然带电将电流互感器二次回路开路部分短接起来。

以上情况中，都属于违规操作，电流互感器一次侧带电，二次侧开路时，会在二次侧产生极高的电压，首先应及时断开相关断路器，再进行工作，否则可能造成设备损坏及人员伤亡。

4.结束语

传统电磁式电流互感器仍会作为500 kV变电站主流电流互感器存在很长一段时间，本文对其二次回路常规工作技术要点进行了分析，希望能对以后几年内的相关基建、技改、处缺工作有一定的参考价值。另外，随着智能化变电站的兴起，光电流互感器的逐步完善，取代传统电磁式电流互感器是一个必然趋势，这样其二次回路部分将大大简化，逐渐实现由光纤取代电缆的转变，这样其检修技术将进入一个新的领域，我们将面临挑战。

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.国家电网十八项电网重大反事故措施[M].调继[2005]222号，2005-12-6.

[2]滕宇.电流互感器的工作原理及二次回路的检验[J].硅谷，2012（7）.

篇10

关键词：电气工程；自动化技术；研究方向

中图分类号：TU755.2

0概述

随着微电子技术、计算机技术和通信技术的发展，综合自动化技术也得到迅速发展。电气工程及其自动化涉及电力电子技术，计算机技术，电机电器技术信息与网络控制技术，机电一体化技术等诸多领域，是一门综合性较强的学科，其主要特点是强弱电结合，机电结合，软硬件结合。该专业培养具有工程技术基础知识和相应的电气工程专业知识，受过电工电子，系统控制及计算机技术方面的基本训练，具有解决电气工程技术分析与控制问题基本能力的高级工程技术人才。

1电力系统自动化技术

1.1电网调度自动化

现代的电网自动化调度系统是以计算机为核心的控制系统，包括实时信息收集和显示系统，以及供实时计算、分析、控制用的软件系统。信息收集和显示系统具有数据采集、屏幕显示、安全检测、运行工况计算分析和实时控制的功能。在发电厂和变电站的收集信息部分称为远动端，位于调度中心的部分称为调度端。软件系统由静态状态估计、自动发电控制、最优潮流、自动电压与无功控制、负荷预测、最优机组开停计划、安全监视与安全分析、紧急控制和电路恢复等程序组成。

1.2变电站自动化

电力系统中变电站与输配电线路是联系发电厂与电力用户的主要环节。变电站自动化的目的是取代人工监视和电话人工操作，提高工作效率，扩大对变电站的监控功能，提高变电站的安全运行水平。变电站自动化的内容就是对站内运行的电气设备进行全方位的监视和有效控制，其特点是全微机化的装置替代各种常规电磁式设备；二次设备数字化、网络化、集成化，尽量采用计算机电缆或光纤代替电力信号电缆；操作监视实现计算机屏幕化；运行管理、记录统计实现自动化。变电站自动化除了满足变电站运行操作任务外还作为电网调度自动化不可分割的重要组成部分，是电力生产现代化的一个重要环节。

1.3发电厂分散测控系统（DCS）

发电厂分散控制系统（DCS）一般采用分层分布式结构，由过程控制单元（PCU）、运行员工作站（OS）、工程师工作站（ES）和冗余的高速数据通讯网络（以太网）组成。

过程控制单元（PCU）由可冗余配置的主控模件（MCU）和智能I/O模件组成。MCU 模件通过冗余的 I/O 总线与智能 I/O 模件通讯。PCU 直接面向生产过程，接受现场变送器、热电偶、热电阻、电气量、开关量、脉冲量等信号，经运算处理后进行运行参数、设备状态的实时显示和打印以及输出信号直接驱动执行机构，完成生产过程的监测、控制和联锁保护等功能。

运行员工作站（OS）和工程师工作站（ES）提供了人机接口。运行员工作站接收PCU发来的信息和向PCU发出指令，为运行操作人员提供监视和控制机组运行的手段，工程师工作站为维护工程师提供系统组态设置和修改、系统诊断和维护等手段。

2 电力系统自动化的研究方向

2.1 智能保护与变电站综合自动化

对电力系统电保护的新原理进行了研究，将国内外最新的人工智能、模糊理论、综合自动控制理论、自适应理论、网络通信、微机新技术等应用于新型继电保护装置中，使得新型继电保护装置具有智能控制的特点，大大提高电力系统的安全水平。对变电站自动化系统进行了多年研究，研制的分层分布式变电站综合自动化装置能够适用于 35～500 kV 各种电压等级变电站。微机保护领域的研究处于国际领先水平，变电站综合自动化领域的研究已达到国际先进水平。

2.2 配电网自动化

在中低压网络数字电子载波 ndlc、配网的模型及高级应用软件 pas、地理信息与配网 scada 一体化方面取得了重大技术突破。其中，ndlc 采用了 dsp 数字信号处理技术，提高了载波接收灵敏度，解决了载波正在配电网上应用的衰耗、干扰、路由等技术难题；高级应用软件 pas 将输电网 ems 的理论算法与配网实际结合起来，采用了最新国际标准 IEC61850、IEC61970CIM公共信息模型；采用配网递归虚拟流算法进行潮流计算；应用人工智能灰色神经元算法进行负荷预测。

2.3 现代电力电子技术在电力系统中的应用

开展了电力电子装置控制理论和控制算法、各种电力电子装置在电力系统中的行为和作用、灵活交流输电系统、直流输电的微机控制技术、动态无功补偿技术、有源电力滤波技术、大容量交流电机变频调速技术和新型储能技术等方面的研究。

2.4 电气设备状态监测与故障诊断技术

通过将传感器技术、光纤技术、计算机技术、数字信号处理技术以及模式识别技术等结合起来，针对电气设备绝缘监测方法和故障诊断的机理进行了详细的基础研究，开发了发电机、变压器、开关设备、电容型设备和直流系统等主要电气设备的监控系统，全面提高电气设备和电力系统的安全运行水平。

3当前电力系统自动化依赖IT技术向前发展的重要热点技术

当前电力系统自动化依赖于电子技术、计算机技术继续向前发展的主要热点有：①电力一次设备智能化；②电力一次设备在线状态检测；③光电式电力互感器；④适应光电互感器技术的新型继电保护及测控装置；⑤特高压电网中的二次设备开发。

3.1电力一次设备智能化

常规电力一次设备和二次设备安装地点一般相隔几十至几百米距离，互相间用强信号电力电缆和大电流控制电缆连接，而电力一次设备智能化是指一次设备结构设计时考虑将常规二次设备的部分或全部功能就地实现，省却大量电力信号电缆和控制电缆，通常简述为一次设备自带测量和保护功能。如常见的“智能化开关”、“智能化开关柜”、“智能化箱式变电站”等。

电力一次设备智能化主要问题是电子部件经常受到现场大电流开断而引起的高强度电磁场干扰，关键技术是电磁兼容、电子部件的供电电源以及与外部通信接口协议标准等技术问题。

3.2光电式电力互感器

电力互感器是输电线路中不可缺少的重要设备，其作用是按一定比例关系将输电线路上的高电压和大电流数值降到可以用仪表直接测量的标准数值，以便用仪表直接测量。其缺点是随电压等级的升高绝缘难度越大，设备体积和质量也越大；信号动态范围小，导致电流互感器会出现饱和现象，或发生信号畸变；互感器的输出信号不能直接与微机化计量及保护设备接口。因此不少发达国家已经成功研究出新型光电式和电子式互感器，国际电工协会已了电子式电压、电流互感器的标准。国内也有大专院校和科研单位正在加紧研发并取得了可喜成果。目前主要问题是材料随温度系数的影响而使稳定性不够理想。另一关键技术是，光电互感器输出的信号比电磁式互感器输出的信号要小得多，一般是毫安级水平，不能像电磁式互感器那样可以通过较长的电缆线送给测控和保护装置，需要在就地转换为数字信号后通过光纤接口送出，模数转换、光电转换等电子电路部分在结构上需要与互感器进行一体化设计。在这里，电磁兼容、绝缘、耐环境条件、电子电路的供电电源同样是技术难点之一。

3.3适应光电互感器技术的新型继电保护及测控装置

电力系统采用光电互感器技术后，与之相关的二次设备，如测控设备，继电保等装置的结构与内部功能将发生很大的变化。首先省去了装置内部的隔离互感器、A/D 转换电路及部分信号处理电路，从而提高了装置的响应速度。但需要解决的重要关键技术是为满足数值计算需要对相关的来自不同互感器的数据如何实现同步采样，其次是高效快速的数据交换通信协议的设计。

4结束语

电气自动化技术的应用越来越广泛而深入，这也使电力管理方式产生翻天覆地的变化。新技术、新理论的应用使一些概念不断被更新和修正，传统的技术界线逐渐模糊，各种原来看似不相关联的技术会彼此融合和渗透，这必将推动着电力自动化系统的不断发展和变化。

参考文献：

[1]孙 琥.科学发展观旗帜下的工业电气自动化发展[J].硅谷，2009.

[2]杨泽斌.新形势下电气工程及其自动化专业建设的探索与实践[J].科技导报，2006.