继电保护方式范文
时间：2023-12-25 17:45:34
导语：如何才能写好一篇继电保护方式，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
引言
智能电网是全球经济、科技不断发展的产物，对于提升电网运行质量具有不容忽视的作用。而我国在进行智能电网建设的过程中，必须从电网现阶段的实际情况入手，确保通过智能电网建设，改善我国输配电的效率和质量。而要想从根本上提升智能电网运行稳定性和可靠性，必须从完善继电保护功能入手。
1、智能电网建设给继电保护工作带来机遇
近年来，新型继电保护的发展中，都是以智能电网为基础的。在信息采集领域，我国对动态监测系统的构建始于1996年，该系统可以实现实时信息检测。至今为止，PMU即同步相量测量单元已经在我国多数220kV变电站中进行安装，而同时，也成为我国500kV变电站的重要组成部分。在这种情况下，现阶段我国已经形成了拥有一定规模的WMAS即广域测量系统。在在线同步测量广域电网的过程中，可以对WAMS/PMU进行充分的应用，而在更新数据的过程中，时间也大大缩减，能够在几十毫秒内完成，这样一来，就为继电保护功能信息同步的实现奠定了良好的基础。
2、继电保护重点研究内容
2.1单元件保护
首先，在发电机保护中，必须增加对内部短路的关注，尤其是匝间短路保护问题。因此必须精确化处理整定计算、保护方案设计以及灵敏度校验等内容；根据机组实际运行过程中的承受能力来判据反时限过流、后备保护中的过激磁等保护；促使可靠性在定子、转子一点接地中得以体现；通过有效配合得以在失磁、失步保护中实现，同时还深入研究了超大容量机组保护运行的特殊性等。其次，在变压器保护领域，我国部分专家仍然将研究的重点放在了励磁涌流识别方面，由于随机性、多样性以及非线性等是励磁涌流的关键特征，因此现阶段在制订相关解决方案的过程中，始终存在一定缺陷，分析计算变压器内部故障以及保护新原理等始终是变压器保护领域的研究重点。最后，在直流线路保护领域，行波保护是主保护，在对其进行使用的过程中，始终受到故障产生行波信号的不确定性影响，包括母线接线方式和波速等影响因素，同时其还会受到过渡电阻、采样率限制以及动态时延等约束。
2.2广域保护
近年来，为了适应智能电网的发展需求，我国加大了继电保护研究力度，广域保护得以产生。在广域保护中，信息通信平台中可以有效融入多点多类型信息，同时信息具有较强的实时性。
3、智能电网下继电保护的广域保护研究
3.1广域保护内涵
通常情况下，单端量和双端量是继电保护所使用的信息形式，产生这一现象的主要原因同软硬件技术水平低具有紧密的联系，而信息使用过程中，被保护设备自身的信息被作为信息主要来源。近年来，我国在积极加强电网建设的过程中，其运行的环境呈现出越来越复杂的特点，较少的信息存在于传统保护原理中，在对故障进行分析的过程中，通常只能够从单一的角度出发。与此同时，智能电网在建设过程中，已经构建了一个有效的平台，为多信息化继电保护的实现提供了可能，在这种情况下，继电保护发展中，广域保护成为重点发展方向。广域保护在实施过程中，可以对多类型、多点信息进行融合，这些信息同故障都具有紧密的联系，在综合判断信息的基础上，有助于各种功能的现，包括跳闸策略制订、保护动作特性调整等。在对广域保护进行应用的过程中可以从更加全面地角度对故障进行检测，从而有助于保护措施同系统运行方式变化进行适应，使保护对定值的依赖降低，确保保护动作的速度得以有效提升。
3.2广域后备保护的构成模式
（1）广域集中式
系统内部的某一个中心站是设置决策主机的主要位置，其运行过程中，能够对区域电网整体进行覆盖，为数十个厂站甚至更多厂站运行提供便利。同时，在该模式中，基本单元被设置为被保护设备，在判断故障的过程中，主要的方式是将所有信息进行直接集中处理。在对该模式进行应用的过程中，能够实现较大规模的信息集中，因此可以做到更加全面地对故障角度进行检测，更重要的是，在该模式中，要求保护主机能够拥有较高的处理能力以及安全性。
（2）IED分布式
IED分布式结构模式下，IED元件存在于被保护设备中，这成为该模式的决策基本单元，本地信息的采集由IED负责，而保护功能的实现，需要IED充分展开信息交互工作。IED分布式模式在使用的过程中，拥有灵活的保护构成方式和较强的适应能力，在实施保护功能的过程中，不需要过度依赖单一决策元件，这是该模式使用中的优势。但是也具有一定缺陷，如在实现信息交互的过程中，必须对大量的信息进行处理，同时需要对复杂的保护配置进行应用，因此必须在良好的通信条件下才能够投入使用。
（3）站域集中与区域分布相配合的模式
该模式在实际运行的过程中，能够实现对区域和站域的双重保护。在站域保护中，可以促使后备保护功能在站内元件中得以充分的体现，站域主机被设置于每一个厂站中，实际运行中，能够对该站不同元件的信息进行集中，而在对分布式系统进行构建的过程中，需要将各站视为区域保护子站，并进行有效连接；在处理站间联络线故障的过程中，充分发挥区域保护的功能，故障的判断需要建立在站域主机交互信息的基础上，并且可以将远后备功能提供给站内元件。
结束语
综上所述，在时代不断进步的背景下，现阶段我国社会经济、政治、文化等各个领域在发展过程中，都对电能的稳定性提出了更高要求，在这种情况下，我国加大了输配电和整体电力系统的建设力度，而这一过程中也极大地转变了传统继电保护运行环境，传统继电保护运行方式已经无法满足现代化智能电网的稳定运行需求，因此积极加强智能电网下的继电保护方式研究具有重要意义。
篇2
【关键词】电网调度；继电保护运行方式；断路器
引言
继电保护，即利用继电器等继电保护装置保护电力系统及其元件在故障中不受损害的过程。当有故障发生时，可自动切除故障设备，或发出报警信号引起值班人员的注意，以避免故障蔓延。继电保护的作用不言而喻，然而随着电网事业的发展，管理难度增加，调度操作愈发频繁。在此情况下极易发生继电保护功能缺失、新投系统稳定性差等故障，影响到系统安全。所以在操作过度中，必须认真分析继电保护的特殊问题，如何选择较为适宜的运行方式是当前考虑的重点问题。
1 旁路断路器代路过程中的保护分析
某地的变电站均为20KV，负责着城市的输变电工作，因是多路供电，需要用旁路母线与另一条电线相连。按照变电站的接线方式，旁路断路器可分为以下两种形式：
1.1 转代线路断路器
以其中#4变电站为例，选择旁路241断路器代旁路211断路器，对旁路代路中的保护方式进行分析。241断路器以微机高频闭所保护LFP-902A为配置装置，该装置属于高频闭锁保护，收发信机使用的是来自于江苏宏图高科技股份有限公司的高频继电保护收发信机。
211线配置数字式危机高压线路成套快速保护LFP-901A型装置，该装置属于允许式光纤方向保护，以深圳巨联光电技术有限公司研发的光端机作为光纤接口。当前者代替后者时，只可切换微机高频闭锁保护为旁路，而不能切换光纤保护。
实际中应按如下步骤进行操作：先对241的保护定值加以正确的调整，投入241保护及重合闸，注意不投高频保护；当断路器能够正常为母线充电后将其拉开，随后退出211两侧微机方向光纤保护；将241旁路合闸及断路器合上，同时将211断路器断开，并退出211两侧微机高频闭锁保护；接着将211高频保护切换至旁路，通道试验正常；投入241断路器高频保护，将211断路器转检修。
需注意的是，在转代操作中，若两组母线被两组断路器跨接，极易出现操作失误，所以常将断路器及被代路断路器分配于同一条母线上。如果主变断路器的接线方式能够由旁路断路器所代，为了不出现主变差动保护误动的情况，应在241断路器合闸前对其主变纵差电流互感器进行仔细检查，确保端子处于正确的位置。
1.2 转代主变断路器
在旁路断路器转代主变断路器的过程中，一旦主变断路器停止工作，需将主变保护电流回路切换至旁路断路器TA，以维持主变保护稳定运行。切换前后的TA变比可能有所不同，此时应重点考虑主变差动。在TA切换时，若主变、旁路断路器的TA值一致，需在旁路断路器闭合前将其纵差TA端子改为“接入”；闭合且主变断路器被拉开后，将主变断路器纵差TA端子改为“短接”。如此可防止出现差动回路差电流，进而降低保护误动作的发生率。旁路TA作为差动保护的一侧接入，为保证系统安全，尽量在主变保护中增加1侧电流回路，并将其与旁路TA相连。根据对旁路闸刀信息的分析，判断该电流是否计入差动回路及切换相应后备保护所用电流和定值。
2 新间隔投运中的保护分析
2.1 新间隔启动送电
该地变电站的接线选择的是双母线代旁路的方式。因为是新线路，在启动后新间隔保护未能发挥应有效果，因此使用旁路断路器代替。先空出一段母线，并将旁路母线代新间隔运行在空母线上，然后利用旁路断路器冲击新线路，待冲击正常便恢复新间隔运行。未正式启动前，将母差和失灵保护退出，开展相关回路的接入传动试验。确定传动正确后，可将失灵保护投入使用，在合环并确定向量检查无误后，方可将母差投入使用。在投入新间隔带方向保护时，需合理选择后备保护，此处选择母联过流保护。因充电方式是由线路保护代替的，为保证线路纵联差动保护对线路以及被充电间隔故障能够快速可靠动作，对于闭锁式保护，可关闭充电侧收发信机电源；而允许式保护，需将接口装置改为“自环”的方式运行。如果新间隔充电结束，在合环前，需恢复原来的保护通道方式。
2.2 使用母联断路器配置的充电保护
若是自动投入的短时作用过流保护，其投入与退出主要受断路器跳闸位置继电器常开接点影响。如果断路器在合闸位置，便可判断为投入保护，达到电流定值和时间后动作。否则，判断跳闸位置继电器接点返回后，经固定延时退出保护。因为该保护投入时间较短，可有效避免漏投、漏退的现象。
若是人工投入的长时作用过流保护，其投入与退出则受人工控制。充电中或充电后临时作为被充电设备的辅助保护，可认为控制其作用的发挥程度。但该方式易出现漏投、漏退的情况。
3 设备操作对母差保护方式的分析
3.1 母线电压互感器TV检修操作
双母线一组TV检修，一次运行方式不变，只将两组TV二次并列，母差和失灵保护跳开母联断路器后，如故障在TV检查的母线，则其电压闭锁元件将可能返回，因此造成母差或失灵保护无法出口而拒动。如果母差保护动作作于母联断路器上且没有时间差时，并没有上面的风险。较为适宜的做法是母差白虎投入单母线运行方式，将母联断路器转为死断路器，将将电压切换开关打在运行TV处或采用单母线运行方式。
3.2 一组母线检修或清扫工作结束恢复操作
若母线差动保护采用的是双母线固定方式，则一旦该方式遭到破坏，应退出母线充电，因为母线故障时没有选择性，尽管在区外故障时不会发生误动。在此连接方式之外，若其他类型的双母线差动保护投“有选择”的方式，则在母联作为向后检修后的母线充电时可以不退出。若是单母线运行，且母差保护自动或人工改投“非选择”方式，母联向母线充电时，若母差不退出，充电前需恢复为“有选择”方式，所以不退母差有“非选择”的风险。
4 故障恢复操作规程中的保护分析
从现状来看，多数保护无需专门的重合闸后加速外部回路，仅个别类型保护需要专门的手合后加速回路。手合断路器需要加速被保护线路时，仅投入该线路保护的加速压板。向母线充电、其间断路器向一条线路充电时需注意不能误加速相邻线路的保护，以免扩大停电范围。
5 结束语
作为电力系统的重要组成部分，继电保护负责者系统元件的安全，意义重大。为适应新形势下的要求，继电保护运行方式不断改进，继电保护装置推陈出新，如今微机保护已得到广泛应用。调度人员和继电保护工作者应积极学习新技术，掌握新技能，确保继电保护装置能够正常发挥作用，以维护系统安全。
参考文献：
[1]唐小红.浅谈电网调度运行中的相关举措[J].电源应用技术, 2013(12).
[2]卢江.规范调度运行工作、确保电网安全稳定[J].中国电力教育, 2010(7).
篇3
[关键词]防雷；过电压保护
中图分类号：TM315 文献标识码：C 文章编号：1009-914X（2014）31-0021-01
1.引言
1.1 配电网概况
某采油厂配电网经过30多年的发展建设，已建成35kV变电所14座，主变压器28台，容量19.47×104kVA；配电所1座；6 kV配出线114条，线路全长1612km；6 kV配电变压器4033台，容量20.7×104 kVA；6kV避雷器*组，户外柱上真空开关*台、柱上油开关*台；已形成变、配电设备数量较大、网络结构复杂的区域配电系统。担负着三个油田的*口油井站等工业及民用负荷的供配电任务。
1.2 配电线路运行情况
我厂6 kV配电线路长度*km，配电设备较多，且分布在广阔的旷野之中，架空线路绝缘水平低，线间距离小，又无避雷线，所以易遭受雷击，且感应过电压极易引起绝缘子闪络、击穿和烧毁导线及电气设备，造成短路，致使开关跳闸。即使重合闸成功，由于抽油机采用无压释放的磁力启动器控制，也造成油井停产，原油生产蒙受严重损失。
我厂2006年配电线路事故率*次/年.百公里，线路跳闸率*次/年.百公里，其中雷击跳闸*条次，雷击过电压致使瓷质绝缘子击穿*多个，其中7月22日就发生雷击跳闸38条次，击穿绝缘子42个，年影响原油产量近*吨。
2 6kV线路落雷次数与耐雷水平
2.1 线路落雷次数：N=γhT
油田6 kV线路采用的是11m电杆，角钢横担，P-6T针式绝缘子，导线呈三角排列，线间几何距离1.2m，导线平均高度7.5m。
油田6 kV线路的落雷次数N=2.81次/百公里.25雷暴日。
2.2 耐雷水平
经计算，油田6 kV 线路的耐雷水平为6.52kA。
3.防雷及过电压保护措施
6 kV线路一般遭受直击雷的侵害概率比较小，主要是感应雷过电压造成线路跳闸的概率较大，所以我们探讨的主要内容是以防护感应雷过电压为主。
由于6 kV线路防雷与过电压保护均较薄弱，耐雷水平比较低，仅为6.52kA，实际雷电流幅值均大于40 kA，线路遭受雷击感应过电压超过绝缘子击穿电压，进而转变成工频电弧短路，跳闸率极高，供电中断的频率较高。以防止雷击后产生的感应过电压造成绝缘子闪络进而引起相间短路，造成供电中断为主要目标，针对油田配电网绝缘水平薄弱（对地绝缘为4.0Uxg），防雷水平低，线路跳闸后要恢复生产需2-3小时，影响原油产量的问题，需对油田6 kV 线路加强绝缘，减少雷击跳闸事故。
解决的途径是提高线路绝缘水平。由前述计算结果可知，线路的耐雷水平与绝缘子的冲击电压等级有关，降低工频电场梯度，增加绝缘子抗冲击电压强度，即可提高线路绝缘水平，见表1。
措施一：将线路绝缘子由P-6T更换成P-15T。由表1可知，P-15T比P-6T绝缘子的电场梯度降低12.49%，建弧率降低23.1%，冲击闪络电压增强68.6%，线路耐雷水平提高68.7%，线路雷击跳闸率降低23.6%。但由于耐雷水平较低，建弧率高，所以雷击引起的单相接地故障点的电弧难以自动熄灭，且可能转变为稳定的相间电弧，导致线路开关跳闸，从而使跳闸率增高，所以单独更换针式绝缘子防雷电过电压效果不理想。
措施二：将线路绝缘子由P-6T更换成硅橡胶绝缘子，由表1可知，硅橡胶绝缘子比P-6T绝缘子的电场梯度降低？%，建弧率降低？%，冲击闪络电压增强？%，线路耐雷水平提高？%，线路雷击跳闸率降低？%。由于耐雷水平较高，建弧率低，所以线路发生两相或三相同时对地闪络的故障概率很小，从而降低线路雷击跳闸率，防雷电过电压效果好于措施一。
措施三：将角钢横担更换成玻璃钢横担，线路绝缘子由P-6T更换成P-15T，在线路首端加装1组避雷器（降低变电所遭受雷电波侵害的程度）。由于玻璃钢横担具有耐高温、绝缘水平和耐压水平高等特点，经雷电全波冲击50%闪络电压试验，闪络电压为404kV，P-15T绝缘子冲击闪络电压118kV，而一般感应雷过电压的幅值都在500 kV以下，所以更换玻璃钢横担后，线路发生两相或三相同时对地闪络的故障概率很小，若中相发生对地闪络，又可把中相当作地线，增加对另两相的耦合作用，降低两边相的感应电压幅值，使之不发生闪络，保证线路的正常供电。4.防雷电过电压效果分析
油田电力系统近几年在防雷电过电压方面加大了技术改造力度，油田配电系统在产能和老油田改造工程中正在逐步推广应用玻璃钢横担来提高配电线路的绝缘水平，降低雷击跳闸率，保证油田正常生产。我厂主要采取了以下两项措施：
一是1995年我厂在*络线5816线路上安装了189根玻璃钢横担，运行12年来防雷效果一直很好，经查电力调度运行记录，没有发生过雷击跳闸事故，极少发生单相接地故障，保证了配电线路的安全、可靠运行。而且玻璃钢横担造价只是角钢横担的1.5倍，电气性能好，机械强度能够满足要求，投资回收期短，见表2。
二是近几年推广应用硅橡胶绝缘子，已更换硅橡胶绝缘子？只，防雷电过电压效果较好，经统计，2007年在已更换过的6kV线路上发生雷击跳闸率与更换前相比降低？%，而且硅橡胶绝缘子的价格相比玻璃钢横担价格还要低，电气性能、机械强度均能够满足要求。
结束语
提高6 kV线路的绝缘水平，对配电网防雷及过电压保护具有较好的防护效果，我们可以根据历年雷电活动情况在产能和老改项目中推广应用防雷及过电压保护技术，提高线路的安全、可靠运行水平。
参考文献
[1] 卢文鹏，吴佩雄著.发电厂及变电所电气设备.中国电力出版社.2000：1，
篇4
【关键词】抗干扰接地；微机继电保护装置；高频闭锁保护
发电厂是具有高强度电磁场环境的特殊区域，诸如雷击、短路故障、隔离开关与断路器操作、工作人员在近处使用对讲机等情况，都会对弱电的微机继电保护装置造成强电磁场干扰，使继电保护装置不正确动作，从而影响系统稳定运行。为使继电保护装置安全可靠地运行，我们希望可以降低一次干扰源的干扰水平，但是实现起来很难，甚至不可能，如雷击、短路故障，并不是我们所能控制的。因此，我们的重点是断开电气二次回路及设备与一次回路之间的耦合，降低一次干扰源对二次回路及设备的干扰。下面介绍我厂现阶段为此所采取的若干措施。
1、高频同轴电缆应在开关场和控制室两端分别接地
若高频同轴电缆只在一端接地，在隔离开关操作空母线等情况下，必然在另一端产生暂态高电压。在这种情况下，将在收发信机端子上产生高电压，可能中断收发信机的正常工作，甚至损坏收发信机部件。为此，我们采用了高频同轴电缆两端接地的方法。具体接法是：在高压开关场，高频电缆屏蔽层在线路结合滤波器二次端子上，用大于10mm2绝缘导线连通并引下，焊接在分支铜导线上，实现接地；在控制室内，高频电缆屏蔽层用1.5～2.5mm2的多股铜线直接接于保护屏接地铜排，实现接地。要注意的是，个别人误以为收发信机机壳能可靠接地，只把高频电缆屏蔽层接到收发信机接地端子，而没有直接接到保护屏接地铜排上，实际可能只是一点接地。为了进一步降低开关场和控制室两接地点间的地电位差和电流流过高频电缆屏蔽层引起的电压降，我们要求在紧靠电缆处敷设截面不小于100mm2两端接地的接地铜排，该铜排在控制室电缆层处与我厂主地网相接，并延伸至与保护屏等电位面相连；在开关场则距结合滤波器接地点3～5m处与主地网连通，并延伸至结合滤波器的高频电缆引出端口。
2、构造继电保护装置等电位面
对于我厂集中在主控室的继电保护自动装置，应该把它们都置于同一等电位平台上，该等电位面与控制室地网只有一点联接，这样等电位面的电位可以随着地网的电位变化而浮动，避免控制室地网的地电位差窜入继电保护装置，有利于屏蔽干扰。构造该等电位面，一般采用以下两种方法：一是将各保护屏的铜排以首尾相连焊接起来；二是在控制室电缆层做一个由铜排或裸铜线连接成的框架，此框架与各保护屏接地铜排相连，相对来说，方法二灵活性高些，日后更换新屏或增加新屏时，只需把接地铜排与电缆层铜框架相连即可。我厂采用的就是第二种方法。
3、断开结合滤波器的一、二次线圈间的接地连线
断开结合滤波器的一、二次线圈间的接地连线，且二次接地点距离一次接地点3～5m，是防止开关操作、自然雷电等引起干扰的一项措施。隔离开关操作或雷击产生的高频电流，很容易通过线路高频通道的高压耦合电容器流入地，其间产生很高的高频电压，可通过层间电容和一、二次线圈间的杂散电容经二次电缆传到二次设备端子上。如果不把一、二次线圈间的接地连线断开，则该高频电压将会对继电保护装置造成干扰。高频电流经耦合电容器接地点入地时，将在接地点处产生极高的地电位，而地网对高频来讲是高阻抗，使得这高频地电位沿四周较快地衰减。因此，为了减少二次回路接地点与控制室二次设备间的地电位差，二次回路接地点应与一次接地点有一定距离，要求不小于3～5m，这样也减少了电缆屏蔽层中通过的高频电流，降低对内部芯线的干扰。
值得注意的是，一些人对此措施的理解有偏差，以为只要本相的一、二次接地相隔3～5m就可以了，就把A相结合滤波器的二次地接到B相的一次地，B相结合滤波器的二次地接到A相的一次地，或者把A，B相结合滤波器的二次地都接到C相的一次地，这样B相（A相）一次接地点的干扰电压一样会窜入A相（B相）二次电缆屏蔽层。所以正确的做法应该是把二次接地与所有相的一次接地都保持3～5 m的距离。
4、装设抗干扰电容
所有高压开关场进线（交流电流、电压、操作直流）都需要经抗干扰电容接入继电保护装置。开关场进线到了继电保护屏端子后，先接到抗干扰电容上，然后由电容的同一端子引出到继电保护装置的回路，而不能采用T接方式，因为T接那段导线在高频下的阻抗是不可忽略的，会降低滤波效率。
5、其他措施
除了采用以上几项工作量比较大的主要措施外，我们还采取了其他一些抗干扰的措施和规定，如：在收发信机停信2回路加入2～5 ms延时，防止外部干扰造成误停信，使得区外故障时对侧误跳闸；不允许在继电保护高频通道中接入带电监测设备，以免对通道造成影响；不允许用电缆并接在收发信机通道入口引出高频信号进行录波，防止窜进来的高电压击穿并接的录波回路，短接了通道，造成通道隔断。
篇5
摘 要：变电站是电力功能、系统和结构重要部分，在智能化电网和自动化电力系统的建设中，起到扩大网络、丰富功能的价值和作用，无论是传统的变电站还是智能变电站的运行中，继电保护都是保证变电站安全运行的基础，因此，在变电站运行的过程中应积极做好继电保护的检测和调试工作。
关键词：变电站；继电保护系统；动作；测试；安全隔离
引言：在电力体系中，变电站是关键的系统，对变电站进行继电保护系统的建设，有助于电力体系功能与安全目标的实现。因此，我们需要对继电保护测试和智能变电站相关检测和调试技术进行不断的深入研究，从而使变电站的使用和管理达到一个更高的水平。
1、变电站继电保护系统的检测工作分析
在智能变电站得到广泛推广的同时，还要加强对智能变电站安全运行的保护，继电保护则是起到关键的作用，因此，要积极做好继电保护系统的检测，才能确保智能变电站的安全运行。
1.1 检测变电站继电保护系统的重点设备
变电站继电保护设备在使用之前必须经过严格的检测，检测合格之后才能投入到使用。进行变电站继电保护系统的设备检测时，要确定重点环节和重点部位，应配备数字继电保护测试仪、时间同步设备模拟器、合并单元、智能终端、光功率计、时间校准装置、网络数据包分析器和 IED 配置工具等试验设备。使用的设备仪器必须经检验合格后，才能进行测试。
1.2 检测变电站继电保护系统装置的动作
要利用检测仪器的设备性能，在变电站继电保护系统加压或放电后，观察系统显示和仪表显示的数值，通过对变电站继电保护系统技术性能的比较，确定变电站继电保护系统的状态。
应该重点对动作时间、频率、范围等环节加强检测，以便实现对变电站继电保护系统动作的全面而科学地检测。
1.3 检测变电站继电保护系统的保护设备
一方面，要展开对变电站继电保护系统工作时间、数据和网络的测量，通过校准装置检验变电站继电保护系统的准确性和功能性。另一方面，要展开对变电站继电保护接受和处理信息能力的测试，对于同一时间同一装置发送控制和调控的信号，以GOOSE 报文的检查来确定变电站继电保护系统的容错能力，进而确保变电站继电保护系统的保护效果。此外，要测试变电站继电保护系统的接收和采样能力，将变电站继电保护系统的接受和检测装置的 IED 进行整合，实现参数、采样值的同步发送，进而做到对变电站继电保护系统兼容和保护能力的检验，和对变电站继电保护系统采用能力的检测。
1.3.1 测控装置 GOOSE 报文质量、发送延时和对时测试
时间同步装置连接时间校准、测量和控制装置，将时间校准装置和控制装置进行连接，同时通过网络数据包分析器监控消息。控制装置通过遥控器发送一个报文测量，通过网络数据包分析器查看 GOOSE 报文是否符合 DL/T860 标准要求的报文内容；通过时间校准装置查看 GOOSE 报文，报文的延迟一般不超过 30 ms；通过时间同步装置测试装置的校时精准性。
1.3.2 测控装置 GOOSE 报文接收、处理能力（负测试）测试
基于测量和控制装置接收请求报文，通过 IED 配置工具来配置智能终端仿真装置，智能终端发送遥信数据，检查、测量和控制装置的报文接收情况。两个具有相同参数的智能终端模拟装置，在同一时间向同一控制装置发送相同的 GOOSE 报文，查看控制单元的信息处理能力，通^ IED 配置工具对相关的消息参数进行错误配置，检测测控单元的报文容错水平。
1.3.3 保护装置采样值报文和接收情况测试
根据保护装置的要求，通过 IED 配置工具配置合并单元模拟器，将合并单元模拟值报文发送到保护装置，检测保护装置接收遥测值的情况。通过对两个合并单元的 IED 设备配置相同的参数，发送相同的采样值到同一保护装置，对保护装置的容错能力进行检验。
2 、变电站继电保护系统的调试方法
2.1 调试变电站继电保护的总系统
在调试中应该以电力输入和信号传递的方向进行总系统的调试，要根据功能和控制的单元特点展开系统的调试工作，使变电站继电保护系统调试覆盖整个功能，做到性能上无差错和遗漏。为了确保变电站继电保护系统主要功能设备和通信操作系统的全面调试，应该加强光缆和终端的技术检测，以达到对通信功能的有效确保。继电保护系统的调试，当直接从设备端口测试时，光纤装置要拔，但测试数据的安全隔离是可靠的，能看到明显的断裂；当在交换机端口测试时，不需要拔插光纤，但其他设备需要操作相应的功能切换，避免引起操作事故。对于运行系统的调试，如果从交换机端口测试，可能涉及开关配置的更改。对于设备操作系统的调试，建议通过插拔光纤设备，从设备端口直接测试，并进行相应的功能操作。
2.2 做好变电站继电保护装置中大电流故障的保护调试
大电流故障是变电站继电保护系统经常面对的问题，为了实现变电站继电保护系统的调试和功能，要对大电流故障进行全面地调整，以便做到对变电站继电保护系统稳定的保证。大电流发生器产生一次电流，以供标准互感器和电子式互感器使用，采样数据检测设备收集合并单元的输出数据，在对电子式互感器精度校验时，需要使用标准互感器。同样，要求合并单元既包括在互感器测试范围内，也包括在保护系统测试范围内，从而保证测试工作无死区。在对电流互感器的精度进行测试的同时，也完成了对其极性和相序的测试。在变电站继电保护系统调试中，应该开展大电流短路故障的调试试验，检验变电站继电保护系统承短路和瞬间负载的能力，提高变电站继电保护系统对异常情况的工作性能。
2.3 做好变电站继电保护系统隔离措施的保护检调
智能变电站的信号通过网络进行连接，维护测试时，为避免人为事故，需要采用安全隔离措施。安全隔离措施主要有投退软压板和插拔光纤两种方法。软压板涉及主要间隔合并单元的状态检修维护和母差装置的检修间隔合并单元。要根据变电站继电保护系统的隔离措施加强调试和检验，变电站继电保护系统母差间隔合并单元检修，压板可以控制母差装置处理合并单元采样数据。退出压板对相应的单元数据和母线差动电流计算，处理母线差动保护装置合并单元不对应数据，但数据仍然需要传输到母线差动保护装置。维护相关的软压板的投退是基于软件的可靠，如果需要有明显的断口安全隔离措施，可以使用光纤进行交换，从相应的端口进行拔插，才能保证检修的绝对安全。
2.4 做好变电站继电保护系统同源相序的核对
对于变电站继电保护系统中单相操作的设备，可以通过电源侧 A，B，C 独立分相合闸实现一次设备的相序核对，需要对电源侧 A，B，C 相进行独立的合闸操作，再测保一体化装置的面板和监控系统画面确认电压通道模拟量是否正确。变电站继电保护系统核对时，需要保证电源侧有保护运行，以便确定变电站继电保护系统的保护和安全。可以完成对相关电压等级的线路、母线和变压器间隔的相序核对。对于连接主变压器，通过主变压器高压侧单相重合闸确定变电站继电保护系统的母线相序；对于变电站继电保护系统，线路没有装设电压互感器的间隔，需要通过对侧变电站继电保护系统电压互感器确定相位序列。切断变电站继电保护系统线路侧电源并连到电压互感器，本侧变电站继电保护系统变压器高压侧单相重合闸，通过电压互感器检测来完成低压线路相序核对。
3、 结语
电站的多样化、功能化发展是电力使用未来的趋势，为了促进变电站发展，在做好变电站继电保护系统的调试与检测工作的基础上，以变电站和电力事业发展为轨道，展开对变电站继电保护系统的判断，以技术和管理的深入研究为手段，以调试和检测的具体环节为途径，建立变电站继电保护系统的质量与运行保障的体系，在提高变电站功能和安全的同时，使电力使用和管理达到适应社会需要和电力发展的需要。
参考文献：
[1]周伟，柯方超 .220k V 智能变电站与常规变电站继电保护调试研究与分析 [J]. 湖
北电力，2012（05）.
[2]陈彩凤 . 智能变电站继电保护调试方法及其应用探析 [J]. 企业技术开发，2013
作者简介：
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关键词：继电保护；保护定值；误整定
Abstract：”Incorrect setting” is one of the main causes for incorrect relay protection operations. This article analyzes and summarizes all kinds of the common fallibility points from the device type point of view. In addition， this article proposes to prevent incorrect setting and has certain guiding significance for setting protection setting value.
Key words： relay protection； protection setting value； incorrect setting
0 引言
继电保护是电网稳定和安全运行的关键因素，其定值整定的正确与否，直接关系到继电保护的动作行为。定值误整定导致保护装置误动、拒动现象时有发生，这给电网安全稳定运行带来了很大隐患。本文对继电保护现场误整定的原因进行了总结和分析，并提出了具体的防范措施。
1 继电保护整定计算方面误整定原因分析
1.1 资料报送不及时
定值整定一般需要设备参数、设计图纸、厂家技术说明书等三类资料。由于工程节点计划安排紧凑，常常导致留给保护整定计算人员的工作时间不足，容易导致定值计算结果错误或考虑不周。
1.2 资料报送不正确不齐全
现场设备状况发生变化时未及时修改图纸或资料，报送与实际不相符导致整定错误。常见的情况有：新站验收或技改时电流互感器组别、变比调整，线路抽取电压相别调整，保护装置软件版本与说明书不符，保护装置升级新增功能增减定值项等。这些情况若没有及时与定值整定计算人员沟通，就会留下安全隐患。
2 继电保护定值执行方面误整定原因分析
2.1 常规误整定原因分析
（1）某些继电保护装置在进行整定时会自动退出所有保护，在定值执行完毕后需要手动投入。如果现场人员遗忘或者不熟悉设备就会造成设备无保护运行。
（2）部分保护装置在更改系统参数后需要将保护定值重新固化，否则定值将不被接受，会造成保护拒动。
（3）定值单中部分定值为“现场整定”未给出具体定值，执行人员往往将这部分忽略，若保持出厂定值可能导致保护功能投退异常。
（4）定值单中如果无软压板定值项，现场继保人员需要自行判断投退相关软压板操作，如果遗漏整定软压板，将导致保护功能投退异常。
2.2 安全自动装置误整定原因分析
安全自动装置由于日常维护接触少等原因整定人员对装置不熟悉，容易导致误整定。例如稳控装置定值项中包含压板投退，对于稳控装置定值的修改要核查压板投退是否有变化。
2.3 母线保护装置误整定原因分析
母线保护装置定值不同厂家整定的方法和依据有所不同。
（1）基CT一次值整定问题。长园深瑞BP-2C型母线保护基准CT一次值应不大于现场运行设备最大CT变比，且不能小于现场运行设备最大CT变比的1/4。而南瑞继保RCS-915型母线保护基准CT一次值一般取多数相同CT变比为差动基准CT一次值。
（2）CT二次值整定问题。长园深瑞BP-2C型号母线保护装置各间隔（不含母联/分段）的失灵有流定值均以其相应间隔的CT变比为基准，不需折算。而其他电流定值均要求按照基准CT变比折算整定。而而南瑞继保RCS-915型母线保护所有电流定值均要求由一次电流根据基准TA变比规算至二次侧，且RCS-915有TA调整系数需要设置。
2.4 主变保护装置误整定原因分析
（1）开关CT和套管CT问题。主变保护某侧的CT二次电流可能取自开关CT电流互感器，也可能取自套管CT电流互感器，当两者变比不一致时容易造成误整定。
（2）跳闸矩阵问题。若保护跳闸控制字是一个十六进制跳闸控制字，用户在使用‘跳闸控制字’时一定要结合具体工程图纸中的跳闸输出定义换算成二进制，如果错位或顺序相反都会导致误整定。
2.5 线路保护装置误整定原因分析
220kV线路保护一般有多个定值区，在执行定值时每个区的定值都需要进行更改核对。定值执行完毕后要切换到符合一次设备运行状态的定值区。
3 继电保护误整定防范措施
（1）增强对保护装置逻辑功能、整定方法熟悉程度，知道整定值得原理依据。
（2）对各种保护装置容易犯错的方面提前预防、重点检查，确保工作万无一失。
（3）规范保护装置软件版本管理，定值通知单必须注明软件版本及校验码。
（4）保护定值执行完毕后应打印清单并核对当前定值区、定值内容是否与定值通知单一致，根据定值内容、定值整定说明确定软压板、硬压板、切换把手的投退和位置。并注意定值区号是否正确。
（5）定期对继电保护及安全自动装置进行巡视，按时开展保护定期检验是及时纠正误整定，防止保护误动、拒动的有效手段。
4 结束语
防止继电保护“三误”的发生是保障继电保护及安全自动装置安全稳定运行的必要条件。防止保护定值误整定至关重要，通过加强全过程闭环管理，消除定值整定全过程的不可控因素，才能真正做到防止“误整定”的发生。
参考文献
[1]郭晓春.继电保护定值执行过程中误整定的原因分析及防范措施[J]. 内蒙古电力技术，2012（5）：97-100.
[2]梅岳香.防止微机保护误整定的几点体会[J].电力安全技术，2009（3）：59-61.
篇7
关键词：智能变电站；继电保护；调试方法；应用
中图分类号： TM76 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2017）05-165-2
0 引言
随着我国综合实力的提升以及经济的发展的需要，对于电力系统的需求也越来越高，变电站的控制方式由传统的采用人工控制开始升级为自动化控制，这仅节约了人力，而且提高的安全性。采用自动化变电设备完成电网调度的自动化，根据设定程序实现智能化和数字化的操作过程。为确保电网调度的智能化实施的安全性，需要对整个系统进行安全性调试，智能变电站继电保护调试变得尤为重要，如何采取安全、有效的继电保护调试方法，是发展智能变电站需要重点考虑的问题。
1 智能变电站的特点
较传统的老式变电站，智能变电站是将光电技术、信息技术、计算机技术、互联网技术以及通讯技术结合起来，通过对电力系统内部信息建立模型，实现电信号对数字信号的转换，采用网络通讯的方式进行传递，具有准确性高，传输速度快的特点。其具体特征主要包括以下几个方面。
1.1 将收集的信号数字化
智能变电站采用了光电互感设备，实现了将收集的电信号转化为数字信号。数字化信号不仅便于我们观察，而且可以提高计算的精度，确保信息的集成化过程更加合理。
1.2 呈现分布化的系统分层
智能变电器内部系统的分层呈分布化，在使用CPU的模式下，可以确保各设备之间可以进行单独的信息处理工作，而不会发生系统内部的相互干扰，并且都在中央处理器的统一调度下进行，实现了信号之间的相对独立和内在联系。
1.3 信息传递的网络化
虽然各设备之间信息处理的过程存在独立性，但通过中央处理器实现了各设备、各层之间的信息互换，将数字化的信息通过网络的形式进行传递，信息传递的准确性更高，确保了变电站的正常运转。
2 继电保护调试方法
为确保智能变电站正常、安全的运行，采用何种有效的继电保护调试方法是十分重要的，下面将从三个方面简要介绍继电保护的调试方法。
2.1 保护装置的调试
在进行调试工作之前，需要先进行相关设备的检查工作。首先应先确定各设备是否处于正常状态，设备事故指示灯处于熄灭状态，设备固定牢固，压板无松动现象；设备以及链接导线绝缘性能良好，确保不出现漏电现场。其次，随调试设备零漂检查，检查过程中将电流回路处于断开位置，观察设备的电流和电压是否处于零点位置。最后，还要对测量仪表的精度进行校验，将电压和电流接到校调试设备的端子排，通过量取不同的数值，对仪表现实参数与实际值进行对比，应保证测量误差不超过2%；在对开关量进行检测时，还应做好对各种情况的模拟工作。
在完成上述准备工作，确保可以进行保护装置的调试，下面可以进行设备参数保护值的校验工作。保护值的校验应包括以下几个方面：①对纵联差动保护值进行校验；②传输距离保护值的校验；③零序定时最大限制电流保护值的校验；④零序反时最大限制电流保护值的校验；⑤工频运行时距离变化量保护值的校验；⑥相过流以及零序过流保护值的校验。保护定值的校验是为了确保变电站能够确保在允许的参数范围内进行工作，避免偏离工况运行而造成设备的损害以及意外事故的发生。
在确定上述保护定值校验无误后，可以对光纤通道的联动进行调试，在进行联动调试前，应对光纤通道的连接情况进行检查，确保光纤通道连接异常指示灯处于熄灭状态时，可以进行光纤通道联调的检验。通道联调的检验分为两个方面，即：差流和侧电流的校验检查以及纵联差动保护装置的联调功能。
2.2 通道调试
完成对变电站保护元件的调试，可以进行对设备调试通道的调试，同样的道理，在调试之前也要进行相关的检查工作。首先应对通道的状态进行检查，确保光纤通道对应的保护指示灯处于熄灭状态，通道相关的计数状态处于恒定值，即保护元件中光纤通道正常。其次，对通道连接设备进行检查，确保连接设备有接地保护，且接地线之间没有较差连接，连接导线满足技术指标要求。
通道的调试工作主要包括两部分：一是对光纤通道进行调试，在进行调试之前，应首先检查一下装置的发光功率，是否与通道插件上标致的标称值一致，确定一致后，可以进行检查光纤的收信率状态，校验收信裕度。在检验过程中，应将本侧的识别码和对侧的识别码设置一致，对装置的纵联通道保护指示灯进行查看，指示灯是否发出报警信号，若无报警信号发出，则说明通道正常。
2.3 goose调试
在完成保护装置和通道的调试后，可以进行最后一步调试工作，即：继电保护的goose调试。对设备的通讯状态和报文统计进行调试，一般来说，设备的报警信号主要包括以下几种情况。①goose-A/B出现网络风暴时发出报警信号；②goose-A/B出现网路中断时发出报警信号；③goose配置不满足使用要求时发出报警信号，针对上述三种情况，我们可以对goose进行调试工作。Goose不仅具有信息发送的能力，同时还具有信息接收到的能力，就goose信息发送性能来讲，一般可以同时完成8个模块的发送工作，并配备约10个压板，以确保变电站继电保护调试工作的方便、高效的进行，以弥补发射板退出而无法满足系统正常工作的情况发生。此外goose确实具有强大的接受信号的能力。
3 智能变电站几点保护调试的应用研究
针对继电保护调试的应用研究，我们重点要关注的就是goose的连线功能，连线过程中，应尽量选择硬电缆进行连接，在完成信号的采集后，可以采用数据包的形式进行向外传输，对于接受信号的设备来说，它们只需要接受有用的部分信号即可。因此，在goose接线配置过程中，应率先制定内部信号和外部信号，在信号添加时，我们必须注意，一个外部信号不能同时连接两个内部信号。
现以220kV的线路保护装置为例，采用继电保护调试装置进行通过测试工作的研究。在检查过程中发现，装置内部没有必要的开如信息，并针对这一问题进行了以下分析。首先对校验设备配置进行了检查，检查结果表明校验仪不存在问题；其次对数据传输情况进行分析，发现光纤网口灯一直处于闪烁状态，证明数据信息传递也处于正常状态；最后对模型的配置情况进行了检查，并对木差文件内容进行分析，我们发现，名称为DsGOOSE1和DsGOOSE的模型出现了跳闸数据，经过上述分析我们发现，是由于名称不一致导致了goose异常情况出现。名称出现不一致情况下，中断了设备的信息传递功能。
4 结论与展望
智能变电站的快速发展，继电保护调试扮演着越来越重要的角色，如何采取方便有效的调试方案，是确保智能变电站安全、有效运行的关键。随着智能变电站应用领域越来越广泛，继电保护调试工作的研究也开始受到广大电力工作者的关注。随着继电保护工作研究的深入以及调试工作者业务水平和专业技能的不断提升，通过不断的探索并对工作中遇到的实际问题进行分析，继电保护调试工作也会越来越完善。智能变电站作为一中安全、高效的电网传输装置，随着继电保护调试方案的完善，也会更好的保证民众用电的安全性与定性。
参 考 文 献
[1] 刘洋，张道农，于跃海.时间同步误差对电力自动化系统影响的定量分析[J].电力科学与技术学报，2011（3）.
[2] 林飞，刘丽娟.浅析数字化变电站自动化系统[J].赤峰学院学报，2010（11）.
篇8
【关键词】电气；防雷接地；措施
0.引言
随着经济的发展，对输电线路供电可靠性要求更高，且伴随着电网的发展，雷击输电线路引起的跳闸、停电事故也日益增多。据电网故障分类统计表明，我国跳闸率较高的地区， 高压线路运行的总跳闸次数中由于雷击的事故次数约占50%～70%，尤其在多雷、土壤电阻率高、地形复杂的山区，雷击输电线路引起的事故率更高，对电网安全运行威胁巨大， 损失惨重。为确保输电线路防雷设施可靠， 每根杆塔一般均敷设接地装置并与地线牢靠连接，以使击中地线或塔顶的雷电流通过较低的接地电阻泄入大地。而降低杆塔接地电阻是提高线路耐雷水平、降低雷击跳闸率、减少雷害事故最有效最经济的方法。本文就防雷的相关内容进行了探讨。
1.防雷接地的内容
为使雷电迅速导入大地，以防止雷害为目的的接地叫做防雷接地。防雷接地的主要作用是保障人身和财产的安全。多点接地、重复接地、就近接地是防雷接地的基本原则。接地根据其作用和要求，可大致分为工作接地、保护接地、防雷接地三大类。
1.1工作接地
工作接地是为电路正常工作而提供的一个基准电位。当该基准不与大地连接时，视为相对的零电位。这种相对的零电位会随着外界电磁场的变化而变化，从而导致电路系统工作的不稳定。当该基准与大地连接时，基准电位视为大地的零电位，而不会随着外界电磁场的变化而变化。根据电路的性质，将工作接地分为信号地、模拟地、数字地、直流地、交流地、电源地、功率地、屏蔽地、设备地、系统地等。工作接地的目的是无论在工作还是事故的情况下，都能对电器设备的可靠运行进行保证，使人体接触得电降低，迅速切除故障设备或线路，从而使电器设备和输电线路的绝缘水平降低。
1.2保护接地
保护接地也称安全接地，保护接地是将电气设备的金属外壳或机架通过接地装置与大地直接连接起来，其目的是防止因绝缘损坏或其他原因使设备金属外壳带电而造成触电的危险。在中性点不接地系统中，如果没有对电气设备采取保护接地措施，那么，一旦该设备某处出现绝缘损坏，外壳就会带电，同时由于线路与大地间有电容存在，人体碰到此绝缘损坏电器设备外壳，电流就会流入人体，从而形成通路，人因此会受到触电的危险。相反，如果装有接地装置以后，接地电流就会同时沿着接地体和人体两条通路流过，流过人体的电流和接地的电阻大小成正比，当接地电阻极其小时，流经人体的电流对人体的生命安全就不会构成威胁，人体就避免了触电的危险。
1.3防雷接地
防雷接地是为了使雷电浪涌电流并导入大地，从而避免了被保护物遭受直击雷或感应雷等浪涌过电压、过电流的危害，对建筑物及相关电器设备、线路以及网络等不带电金属部分，以及一切水、气管道等都和防雷接地装置进行了金属性连接。防雷接地装置具体包括避雷针、带、线、网、接地引下线、接地引入线、接地汇集线、接地体等。
2.防雷接地
接地装置是防雷装置中的重要组成部分。如通常使用的避雷线、避雷针、避雷器、避雷带（网）等都需要接地装置。其中在接地电阻满足要求的前提下，除独立避雷针外，防雷接地装置可以和其它接地装置共同使用。对于防雷接地装置所用材料，一般都比其他接地装置的材料要大，而且使用前要对其的热稳定情况进行检验。
2.1接地电阻值和冲击换算系数
防雷接地电阻通常是指冲击接地电阻，由防雷种类和建筑类别决定。比如独立避雷针的冲击接地电阻一般不大于10Ω；而对于附设接闪器每一引下线冲击接地电阻一般也在10Ω以下，但对于那些重要性不大的第三类建筑物可放宽限制至30Ω。同时防感应雷装置的工频接地电阻不能大于10Ω。防雷电侵入波的接地电阻，就要根据侵入波地类别和防雷的级别而定，冲击电阻应在5～30Ω，其中，对于阀型避雷器的接地电阻在5～10Ω。因为雷电流特大，在放电时可击穿土壤，就相当于增大了接地体的泄放电流面积，从而减小了接地电阻冲，所以击电阻一般不等于工频接地电阻，而是都小于工频接地电阻。土壤的电阻率越高，那么雷电流就越大；接地线和接地体越短，则就会大大减小冲击电阻。冲击换算系数就是工频接地电阻与冲击接地电阻的比值，即KA=RA/RI。冲击换算系数按图查表进行计算。在图1中， L是接地体的实际长度，Le则是接地体有效长度，假设ρ表示了土壤电阻率，那么接地体的有效长度就用Le=2√ρ来进行计算。如果是环境建筑物的环形接地体，当它的周长的一半大于或等于有效长度时，我们就取冲击换算系数KA=1。
2.2跨步电压的抑制
为了防止出现跨步电压伤人的情况，防直击雷接地装置距建筑物和建筑物出入口及人行横道的距离应大于或等于3m。出现当小于3m的情况时，可采取下列措施进行补救：一将水平接地体局部深埋于1m以上的位置；二在水平接地体局部包上绝缘物；三可铺设宽度超出接地体2m且厚为50～80cm的沥青路面；四埋上帽檐式或其它类型的的均压条。
3.变电站防雷具体措施
第一，采取正确接地与屏蔽的方式，加装浪涌保护器。由于电子信息技术的发展，如今变电站普遍采用自动化系统防雷装置，既存在数字电路，又有模拟电路，因此在运行过程中必须将两者分开，以防止互相干扰，对设备有所损坏。如在对于微机保护装置和自动化控制系统下的通信信号线最好使用带有屏蔽层的双绞屏蔽电缆，并将其尽可能的与强电导线之间分开安装，以确保电缆屏蔽层的接地始终只有一点。同时，由于变电站的静电放电、开关操作和闪电放电时可能会产生瞬态浪涌过电压，这将会对设备造成物理上的加速老化。因此，可采用等电位的原理，通过加装浪涌保护器的方式对浪涌进行一定的防护，这样可以有效地保护变电站的设备不易被浪涌给摧毁。第二，避雷针、避雷线与避雷器的使用。雷击后可采取拦截的方式引导雷电改变其入地的途径。避雷针对用在小型变电站里，而大型变电站多采用避雷针和避雷线两者结合的形式进行防雷，并且对引流线盒的接地装置比小型变电站的要求更严格。我国主要采用的避雷器是金属氧化物避雷路器，它可以有效的将侵入变电站的雷电波降低到电气装置绝缘强度的允许范围之内，从而对变电站进行防雷保护。4.结语
总之，防雷接地的问题是十分复杂的，它的涉及面也比较广。防雷接地系统的好与坏，可靠与否，关系到广大人民群众的人身和财安全。为了把雷击造成的损失降到最小，这就要求工程建设者在工程规划、设计初期就要严格执行国家相关规范关于防雷接地的各项要求，从综合防雷的角度，从各个可能的雷击引入途径进行规划、设计、施工，把工作落到实处，从源头上保证整个工程防雷接地系统的安全运行。 [科]
【参考文献】
[1]《建筑物防雷设计规范》GB50057-94.
篇9
【关键词】 继电保护 设备故障 检测方式
在电力系统设备维护工作中，继电设备的故障检测技术含量较高，其中二次回路故障检测更是难点，需要经过专业技术培训的人员开展检测。对于从事继电保护工作的工作人员而言，在全面掌握继电保护工作原理的基础上，还应当深入研究，积累经验，针对继电保护技术的原理与特点，迅速掌握快速检测设备故障的技巧与方法，提高继电保护设备维护工作成效。
1 紧密结合工作经验判断设备故障类型
对于许多有经验的继电保护岗位工作人员而言，在日常工作中积累下来的宝贵经验能够有效帮助设备故障的确定，尤其是经常与继电保护设备故障打交道，这样的实践经验有助于提高故障分析和判断能力。例如电力系统中，变电站一般配备有2套直流电源体系，电压为220V，但是这2套电源体系相互独立，不具备关联性，一旦在操作中出现错误，两套电源想正负极出现交叉连接，就会导致这2套电源体系的电压全部出现问题，两套电源的电压分别表现为（+220V，0）、（-220V，0），一旦出现这样的状况，则说明两套电源出现了电气连接，通常情况下，这一类型的故障出现较多的部件在断电器机构箱内部电源环节，可以细致检查断电器机构箱内跳闸回路两极电源，确定出现问题的原因所在，并进行调整。
2 运用电位测量方式判断设备故障类型
在继电保护设备故障的检测方式中，电位测量方式属于较为简单易行的方式之一，操作中可以对二次回路不同节点的电位和电压变化情况进行分析，由此准确判断继电保护系统出现的故障类型。如系统中指示灯熄灭、开关出现拒分合以及断线、信号消失等类型故障，都可以运用电位测量法进行快速检测，准确定位故障部位以及元件，采取针对性排除措施。
3 运用替代测量方法判断设备故障类型
在继电保护系统出现故障时，如对某元器件判断故障的可能性较高，将设备中这一元器件进行替换，在此基础上开展电路检测，结合检测情况对这一替换元器件进行性能状态分析，判断是否出现故障。在这一故障检测方式运用过程中，应当抓住重点。首先，采用替代测量方法检测元器件故障的过程中，适用范围为内部元器件，检测者应当对设备内部元器件进行全面的观察，尤其是芯片、跳线以及插件等元器件，并利用嗅觉是否嗅到异常气味进行初步判断故障点的方位与范围。其次，在运用替代测量方法过程中，将元器件替换不能影响整个系统中其余电路，一般情况下尽可能切断电流电压，以这样的保护措施避免损坏其他元器件。最后，在进行元器件更换替代的环节要保证两者相同型号，有可能的情况下还要选取相同出产单位的产品，对于出产单位不一致的，则需要仔细核对元器件参数，保证不出现和其余元器件不兼容现象，满足系统运行的实际需求，保证替代测量方法能够有效运用和取得实效。
4 运用短接断开方法判断设备故障类型
针对继电保护设备故障各种类型中的线路短接以及线路断裂等方面的问题，可以借助于短接断开检测方式进行有效检验，其工作原理主要是将整个系统电路中的一部分进行短接或者断开，进行检测，如在对电路短接后各项设备运行状态正常，可以验证短接绕过的线路具有故障。借助于短路断开的方式侧重于刀闸控制以及电气闭锁和回路开路等问题。短接在闭合线路断裂故障类型中常用，一般在不闭合线路出现线路闭合障碍之中运用较为普遍。下面以某刀闸闭锁装置作为示范，其工作原理如图1：
在上图中，线路断路器ABC、测控屏逻辑闭锁和03G-1、2共同组成了刀闸闭锁回路，BS0和BS1为电源领先贿赂，将电路实施短接能够迅速判断出现故障的部位，从而能够进行处置。
5 运用直观检查方法判断设备故障类型
在继电保护设备障碍检测中，部分障碍可以进行直观检查，例如一些线路出现断裂，线圈被严重烧坏，开关被异常断开等等，这样的设备故障能够较为容易地通过人工观察进行判断，并采取相应的维护措施，恢复系统正常运行状态。例如检测工作人员针对继电保护设备中部分长期服役的元器件运行状况，开展深入观察，如果不能行使正常的功能，则应当更换，尤其是在嗅到出现焦味的元器件，更应及时将其替换，使用新的元器件，保障设备的正常运行。
6 运用带负荷检查法判断设备故障类型
对继电保护设备故障进行检测的一个重要环节的带负荷检查法，通过这一检测方式判断设备运行状态是否正常。在实施带负荷检测过程中，一定要把握好要点，首先要对参考对象进一步明晰，例如开展相位参考电压测量过程中，如A相母线电压为0，可运用电流开展替代，要保证电压测量参考点相符合。另外要对潮流方向进一步明晰，一旦检查的开关不能提供参考问题，则应选取其余断路器以及串联开关潮流之和实施检查，要确保两次检测的电压相位一致。
综上所述，在整个电力系统运行中，一旦出现继电保护设备障碍，将会出现严重的问题，所以要强化继电保护设备故障的快速检测，借助于工作经验和细致观察、技术判定，快速查找和定位继电设备故障类型，进一步提高电力系统运行稳定性。
参考文献：
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篇10
关键词：110kV电缆线路；应用现状；护层保护
中图分类号：U665.12 文献标识码：A
改革开放以来，我国的社会主义市场经济取得了飞速的发展，越来越多的人口涌入到了城市当中，促进了中国城市化的进程。所以，在这之前存在的供电网已经不能够适应现当今城市的发展步伐，要求中国城市电力部门进行全方面的改革，调整现有的供电网络布局，满足城市居民对于电力的需求。值得我们庆幸的是，城市的供电公司已经对这一问题进行了研究，并且诸多公司已经开始将其制定的计划付诸实践，取得了较为明显的效果。大多数公司采取的改革方案是放弃以前的电缆线路，改为采用110kV，110kV线路具有传统线路所不具备的优势：第一，寿命与之前的相比较之下要更长，在一定的程度上减少了电缆的更换速度，节约了公司的供电成本；第二，传统的电缆抗击外界天气等自然条件的能力较弱，而110kV则对自然条件的适应性较强；第三，环保卫生；第四，不影响城市的整体形象。综合上述的这些优势，110kV电缆得到了大众的青睐。但是，任何事物都不可能是完美无缺的，我们也应该看到110kV电缆线路的缺点和不足：由于其为单芯电缆，在使用时没有做好处理，发生事故的概率较高；而且在过电压的情况下护层很容易被击穿，造成电力的流失，严重时将会危机民众的生命。因此，必须克服这一困难，才能大范围的推广110kV电缆线路。
1 几种经常应用到的护层接地方式
护层接地于电压有极大的关系，现今，对于电压的使用都存在一定的限度，超出了规定限度我们称之为“过电压”。具体体现在两种形式上：第一，线路短路或者外源金属介入导致的感应电压；第二，冲击电压，比如雷电所释放的电压就是过电压的一种。但是，无论是哪一种过电压，我们都是可以预防的，主要的方法是在电线外层加一层保护层，具体来说又可为分为护套单端接地、交叉互联、护套两端接地、护套中点接地、电缆换位金属护套交叉互联等接地方式。通常情况下还是以护套单端接地、交叉互联或两种方式混合的形式为主。
前面我们也提到过110kV电缆线路属于单芯电缆，而单芯电缆的接地方式是属于两端直接接地，电缆的金属屏蔽层还可能产生环流，据相关报导单芯电缆两端接地产生的环流可达到电缆线芯正常输送电流的30%-80%，这样做的危害主要有：第一，降低电缆载流量；第二，浪费电能，造成了不必要的损耗；第三，使电缆绝缘老化的速度加快，因此，笔者建议110kV在接地时可以不采用两端接地的形式。来避免其损害。
2 电缆电线的护层保护及限制过电压的科学措施
2.1 在进行施工之前，制定科学的施工方案。综合考虑电缆的分段长度，做到精确计量，电缆分段过长和过短都会带来一定的弊端，应该采用适中长度的分段，综合考虑电缆路径的实际情况及感应电压计算结果进行合理分段。交流系统用单芯电力电缆的相序配置及其相间距离，应同时满足电缆金属护层的正常感应电压不超过允许值，并使按持续工作电流选择电缆截面尽可能较小的原则来确定。未呈品字形配置的单芯电力电缆，有两回线及以上配置在同一通路时，在感应电压计算上应计入相互影响。
2.2 110kV及以上电压等级电缆通道的规划、设计必须达到规定的标准，由于地质条件的不同，要根据具体的条件来定制埋设缆线的科学方案。尽最大的可能避免低洼积水区等等，这些不适合铺设电缆的区域，因为在这些地区铺设电缆会给施工单位带来极大的困难，耗费更多的人力、物力和财力。同时，在这样区域铺设的电缆具有极大的不稳定性。
2.3 在线路发生故障的情况下，护层感应电压会发生一定的变化，强化对其的精确计算，可以在很大的程度上提高供电系统的安全性和稳定性。正常工作情况与故障状况时的护层感应电压差别非常大，虽然在正常工作电流下护层感应电压符合要求，但是仍需验算该线路在故障状况下或雷击过电流波状况下护层感应电压是否会对电缆外护层造成严重损伤。
2.4 电缆的保护层一定要达到规定的标准，在达到标准之后，根据具体的实际情况来确定将要采用的施工技术和施工工艺。目前为止，电缆保护层的标准厚度是4.0mm以上，只有符合这样要求材质的电缆才能够在一定时期之内保持其绝缘的稳定性。选择材料是最关键的环节之一，如果选择了不符合规定材质的原材料，可能会发生供电问题，严重的情况会造成人身伤害，给企业造成不可挽回的经济损失，同时会影响供电公司的形象，造成信誉丢失。目前大多数的供电公司都采用的是PVC或PE的外护套，之中还有另外的石墨层。PVC外护套在适用的地区一般是气温变化较小的地区，因为其硬度比较低，受外部自然条件的影响较大，而HDPE外护套在业界比较受欢迎，因为其硬度比较高，受到外部自然环境的影响较小，适用的范围也较为广阔。当然，还有一些别的材质可供选择，供电公司可以根据具体的实际情况选择合适的产品。
2.5 在施工完成之后，供电公司要做好工程验收工作，对110kV电缆通道的空间、规模、接地网、排水、通道内建渣清理、盖板强度、是否符合施工安装要求等进行全面的检查。如果验收的结果没有达到规定的标准，则应该及时督促施工单位进行返工。因为不符合标准的电缆工程，在将来通电的过程中势必会出现各种各样的问题，防止给供电公司带来不可挽回的巨大损失。
2.6 电缆铺设施工中对电缆外护层按照规范进行检测保护。严格控制电缆牵引力、侧压力在允许范围内；根据电缆通道走向特点制定最佳施工方案，电缆敷设路径上设置足够数量的滑轮，总之要按照规范的标准进行，完善供电设施。
2.7 严格电缆线路中间接头、终端制作安装工艺流程，强化标准化作业，保证遵照设计及相应规范正确连接安装交叉互连系统及接地箱，对电缆护层交叉互联系统的安装与电缆接头安装同样要求有详细的施工记录，将每一个步骤、每一个环节落实到人，明确责任。同轴电缆及接地箱应有准确明显的标识。
2.8 在通道情况允许时采用回流线。增加回流线后，单相短路回路电流不经过大地而经回流线返回。回流线的存在使单相接地时外护层绝缘及保护器所受工频过电压与地网电位无关，且通过回流线的磁通抵消了一部分电缆芯线接地电流所产生的磁通，从而降低过电压数值。
结语
综上所述，随着近些年来我国城市的飞速发展，城市人口不断增多，给城市的供电网络带来了极大的压力。面对这样的情况，供电公司进行了一系列的改革，并且取得了不俗的成绩，最主要的就是将110kV电缆线路引进到了城市供电网络之中。但是，在看到其成绩之时，我们也应该看见仍然存在的问题，目前我国的城市供电网络仍然需要城市电力部门以及供电公司的努力。
参考文献
[1]王振文.浅析高压电力电缆金属护套接地方式[J].铁道建筑技术，2011(04).
