继电保护整定方案范文

导语：如何才能写好一篇继电保护整定方案，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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【关键字】继电保护定值；远程整定；安全整定

引言

随着变电站信息技术、通信技术和网络技术的不断发展和完善，安全性不断提高，国内外已经逐步实现对变电站二次设备的远方控制功能。继电保护装置的远方控制功能主要包括装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方投退功能软压板和远方复归信号等。

近几年，继电保护装置的远方控制功能在国内部分地区已逐步开始进行试点并应用。如福建电网公司的“电力微机保护装置不停电整定支持系统”、广东广州供电公司的“继电保护远方操作系统”、浙江杭州供电公司的“调控一体化系统”、香港中华电力的“DigitalRelaysRemoteMoni-

toringSystem（DRRMS）”系统等等，已具备远方控制继电保护装置的功能。但继电保护装置定值远程整定相关技术的研究相对比较少，不够系统；相关技术的应用也不够广泛，还只是试点应用阶段，积累的经验很有限。

随着电网规模的不断发展，将来变电站逐步朝着调度自动化、调控一体化、区域大集控的方向发展和推进，实现继电保护装置不停电在线远方控制，继电保护装置定值在线校核等功能必将成为需求；同时通过实现装置的远方控制功能，可大大提高电网运行效率，实现减员增效、提高生产效率、提高经济效益，真正达到无人值班变电站建设的目的。因此迫切需要对二次设备远程控制相关技术进行研究，特别是继电保护装置定值远程整定的研究尤为重要。

1定值远程整定实现方案

继电保护定值的远方整定功能可以由多种方案实现，在不同的系统中实现方案不同，如继电保护故障信息系统通过变电站故障信息子站实现；EMS系统通过变电站远动装置实现等等[1]。可以实现保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护信号等远方控制功能具体方案如下：

1.1故障信息系统实现

通过继电保护故障信息系统实现保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能[2]，此方案的前提是：1）继电保护装置支持通过通信方式进行上述的远方控制功能；2）继电保护故障信息子站支持接收、处理并转发远方控制命令；3）继电保护故障信息主站支持远方控制保护装置功能并提供相关控制操作界面。

该方案在变电站端配置继电保护故障信息子系统，负责将全站的继电保护装置接入子站，故障信息子站或者通信管理机实现各保护装置的通信接口及通信协议的转换，具备从故障信息子站进行保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能。同时，还需要将继电保护故障信息子站通过网络通道接入调度端的故障信息主站，使用IEC103标准[3]通信协议（如《中国南方电网继电保护故障信息系统主站-子站通信与接口规范》[2]、《中国国家电网继电保护故障信息系统技术规范》[4]）实现主子站的数据交换和命令传输。调度故障信息主站软件提供相关的定值、区号和软压板的修改界面，通过主子站103通信协议的通用分类服务的读和写方式[3]，实现保护装置定值、区号和软压板的远方查看和修改。

此方案的主要优点如下：（1）方案实施时对运行的装置和其它系统影响较小；（2）方案适用现有工程或者新建工程；（3）工程实施比较简单。

此方案的主要缺点如下：（1）变电站需要专门配置、建设继电保护故障信息子站；（2）如果故障信息系统独立组网接入保护装置，要求保护装置需要有多个独立的通信接口，对于改造变电站还需要重新组网；（3）调度主站需要专门配置、建设继电保护故障信息系统。

1.2EMS系统实现

通过远动装置和调度EMS系统实现继电保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能，此方案的前提是：1）继电保护支持通过通信方式进行上述的远方控制功能；2）变电站远动装置需要升级，增加实现IEC103标准数据的接收、处理和上传调度功能；3）调度EMS主站系统需要升级，在现有的IEC101标准[5]或IEC104标准[6]的基础上实现IEC103数据的传输和解析，支持远方控制保护装置功能并提供相关控制操作界面。

该方案对变电站端远动装置进行升级，将全站的继电保护装置接入远动装置，如果保护装置无法直接接入远动装置，需要通过通信管理机实现各保护装置的通信接口及通信协议的转换之后再接入远动装置[7]。之后，使用已有的网络通道（如调度数据网）将保护装置的相关信息上送调度主站，并实现主站控制保护装置的命令通过远动装置转发给保护装置。但是远动装置和调度EMS系统的通信协议一般采用IEC101标准或者IEC104标准，此类通信协议主要面向于远动业务的六遥数据的传输，并不支持保护定值等信息的传输和控制，所以需要对IEC101标准和IEC104标准进行扩充定义支持保护信息的传输。考虑到IEC103标准是专门针对继电保护设备信息接口进行的定义，所以在IEC101标准和IEC104标准中扩充类型标识，将IEC103标准的通用访问数据单元（ASDU）报文进行嵌套打包，实现在远动装置和调度EMS主站之间使用IEC101标准或IEC104规约在IEC103格式的数据，从而实现调度EMS主站通过远动装置远方控制保护装置的功能。为了实现继电保护控制功能，调度EMS系统主站需要进行升级支持IEC103报文的嵌套传输和解析，并提供相关的定值、区号和软压板的修改界面，通过IEC103标准的通用分类服务的读和写方式，实现保护装置定值、区号和软压板的远方查看和修改。

此方案的主要优点如下：（1）不需要重新组网接入保护装置，可以使用现有通信网络；（2）对保护装置的通信接口数量没有特别的要求；（3）可以适用现有工程或者新建工程[8]。

此方案的主要缺点如下：（1）调度EMS主站需要升级，需要考虑对原有的调度系统的影响；（2）对以已投入运行的变电站，需要升级远动装置程序；（3）对于已投入运行的变电站，为了避免因为远动程序的升级影响常规远动功能，可能还要对常规远动功能（特别是遥控功能）进行重新验证；（4）如果保护装置无法直接接入远动装置，可能需要增加通信管理机。

1.3远程虚拟连接管理装置实现

通过远程虚拟连接管理装置实现远程直接连接保护装置进行远程控制。在调度主站端使用继电保护厂家提供的保护装置配套管理（或调试）软件，通过连接管理装置所建立的虚拟连接（虚拟以太网或串行总线连接），实现远程控制变电站内的保护装置，从而实现保护装置的远方查看修改定值、远方切换定值区号、远方查看投退软压板和远方复归保护装置信号等远方控制功能。此方案的前提是：（1）继电保护装置应具有配套的管理（或调试）软件，并具备上述控制功能；（2）变电站远程连接管理装置应具有以太网虚拟网关功能和串口服务器虚拟网关功能（串口转以太网）；（3）调度主站需要具有虚拟装置通信端口（以太网监听端口或串口）功能，并提供虚拟装置、虚拟端口的相关管理界面。

该方案需要在变电站配置一台虚拟连接管理装置，并通过保护装置的管理（或调试）通信接口将全站的继电保护装置接入连接管理装置。之后，连接管理装置使用以太网方式通过网络通道（如2M调度网络或调度数据网）和调度主站进行连接。调度主站需要开发安装虚拟通信端口、通信连接管理软件，安装各个保护设备供应商所提供的保护管理配套软件。在需要进行远方控制变电站内保护装置时，通过虚拟链路连接，建立起调度主站到变电站连接管理装置，再到保护装置的虚拟链路，之后在主站使用保护装置的配套管理软件进行远程访问和控制。举例说明：将RCS931M保护装置的通信管理串口接到变电站的虚拟连接管理装置，虚拟连接管理装使用以太网口和调度主站进行连接，在主站端通过软件虚拟一个串口并建立起该虚拟串口和变电站内的虚拟连接管理装的连接，之后在主站使用DBG2000保护管理工具打开虚拟的串口，实现远程访问变电站内的RCS931M保护装置。

此方案的主要优点如下：（1）直接使用保护装置的配套管理工具进行访问装置，控制功能更全面；（2）虚拟连接功能完全独立于其它系统，不会对其它系统有影响；（3）不需要升级远动装置和调度端EMS系统；（4）保护装置的相关程序不需要修改和升级；（5）对正在运行的装置影响较小。

此方案的主要缺点如下：（1）管理不同供应商的保护装置需要使用不同的软件，管理工具不统一；（2）直接访问保护装置，需要考虑对保护装置安全运行的影响；（3）需要在变电站内配置远程虚拟连接管理装置；（4）需要搭建装置到虚拟连接管理装置的网络（串口或以太网），对于已投入运行的变电站可能需要重新组网；（5）能实现远方控制的具体功能完全取决于管理工具。

1.4远程整定风险分析

由于继电保护装置相关定值远程整定的工程应用较少，相关应用经验积累比较有限，相关技术不够成熟，因此继电保护装置定值远程整定存在一定风险，轻则保护定值整定失败、出错，严重则导致继电保护装置误动、拒动。所以分析保护定值远程整定所存在的风险非常必要。

继电保护装置远程整定定值存在的主要风险因素：（1）继电保护装置中实际装载或运行的定值远程不可视；（2）继电保护装置、通信管理装置、主站系统或网络设备故障后，可能导致通信中断，远程失去监视和控制；（3）在继电保护装置定值通信传输过程中，通信管理装置可能对定值进行转换（如单位为毫秒的时间定值转换成单位为秒的定值），存在定值上行、下行时转换出错的可能；（4）通过通信方式修改多个保护定值时，存在部分修改成功、部分修改失败的可能；（5）直接修改运行区定值，如果修改出错（操作出错或程序出错），将直接影响继电保护装置，缺少修改完成并进行校验无误后才投入运行的手段；（6）在修改保护定值前，远程无法退出继电保护装置的“跳闸出口压板”，所以修改出错可能会导致保护装置跳闸出口。

2安全整定解决方案

针对上述的定值远程整定风险因素的阐述，我们需要研究安全的、可靠的保护定值远程整定方案，以达到真正解决远程整定问题，提高继电保护定值远程整定的实用性[9]。

2.1提高数据监视的可靠性

篇2

关键字：继电保护系统、反事故、自动化

【分类号】：TG333.7

电力系统继电保护是一个有机整体，继电保护专业应实行统一领导，分级管理。在网局、省局、地（市）电力局及发电厂设置继电保护专业机构。网局、省局分别在中调所设置继电保护科作为局继电保护技术管理的职能机构，履行专业管理的职能，实现全网、全省继电保护的专业领导，负责所辖系统继电保护的整定计算及运行管理等工作。地（市）电力局继电保护整定计算及技术管理，一般设在调度所。在地（市）电力局、发电厂的检修分场或变电工区（检修部）设立继电保护班组。

继电保护工作专业技术性很强，一根线一个接点的问题可能造成重大事故，所以继电保护机构必须配备事业心强，工作认真细致，努力钻研技术，具有较高理论知识的专业技术人员。各级继电保护部门【1】必须建立岗位责任制，使每项职责落实到个人。各单位领导要重视继电保护工作，充实配备技术力量，调动继电保护工作人员的各级性，保持继电保护队伍的稳定。

对继电保护的定值管理，应结合电力系统发展变化，定期编制或修订系统继电保护整定方案。整定方案的编制依据：经领导审定的系统运行方式及运行参数，包括正常和实际可能的检修运行方式、最大有功及无功潮流（必要时应包括冲击电流值，电动机的自起动电流值等），最低运行电压、非全相运行的线路的相序分量、最佳重合闸时间、解列的具体要求等。重要的发电机及110kV以上系统所需的设备及参数，必须采用实测值。整定方案编制后，在本继电保护部门内应经专人进行全面校核，然后经调度（值长）、运行、生技、安监等部门讨论，由总工程师批准后实施。整定计算原始底稿应整理成册、妥善保管，供日常运行或事故处理时查对。现场保护装置整定值的调整，应按保护装置整定通知单的要求进行，并依照规定日期完成。

对运行中的保护装置，应按照有关规定进行定期检验，基层局、厂继电保护部门，需根据季节特点、负荷情况并结合一次设备的检修，合理地安排年、季、月的保护装置检验计划。定期检验工作应保证检验质量，掌握进度，及时完成。继电保护装置检验后，应向运行人员交待，并填写继电保护工作记录。在运行中严禁无保护的设备投入运行，重要主保护撤出运行须经总工程师批准。当保护装置发生不正确动作，应及时向上级继电保护部门及整定管辖部门报告，并保留现场原状态，及时进行事故后的现场检验，检验项目根据不正确动作的具体情况确定，重大事故的检验工作要与上级继电保护及安监部门商定，并应有中调所、电力试研所参加分析，找出不正确动作原因，制定对策。运行部门平时应加强设备巡检，在高峰负荷来临之前开展设备安全大检查及保护传动试验【2】。

对于新建工程，继电保护和自动装置必须与工程同时投运。新安装的保护装置竣工后，应进行验收工作，防止因安装调试不良发生不正确动作或事故。在新装保护投入运行后一年以内，未变动二次回路以前，由于安装、调试不良而发生事故，责任属基建单位。运行单位应在投入一年之内进行第一次定期检验，检验后或投入运行满一年后发生事故，责任属运行单位。

新装继电保护和自动装置的整定值，或由于系统的要求需要变更继电保护和自动装置整定值时，负责整定的人应根据有关资料进行计算，并另由专业人员核算审核。新整定和更改整定都要出具经批准的整定书。在进行整定计算时，应注意核对各元件的灵敏度，如接地方向元件、振荡闭锁元件、负序电压闭锁元件、距离元件最小精确工作电流等。在整定线路的速断保护时，应注意与线路上可熔保险器特性的配合。在备用电源自动合闸装置的保护整定应考虑防止由于自动起电流及非周期分量的影响而误动作，由于变压器励磁涌流而误动作，由于永久性故障而越级跳闸。继电保护整定方案编制后要组织有关运行部门进行讨论、审查。审查的主要内容是继电保护装置的灵敏度和可能引起的后果、对地区系统和厂用电系统的配合等。定期编制系统继电保护整定方案，遇到一次接线，最大最小运行方式负荷潮流有巨大变化时，对于整定方案要进行全面复核。对于随运行方式变化而需要更改保护整定值者，要编入“继电保护现场运行规程”【3】，各个整定值位置要有明显标志，并向值班人员详细交底。

结语：继电保护反事故措施是对生产、运行等实践中运行经验的积累和各种事故教训的总结，对于防止保护不正确动作而引起系统事故有着极其重要的作用。电力系统发、供电（含农电，代管）企业、大用户，从事电力系统科研、设计、施工、制造和质检等单位，地方小电网等均必须贯彻、落实各项继电保护反事故措施。

参考文献

[1]张晓楠，继电保护系统的反事故自动化，电力机电，2010（8）

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关键词：火电厂；继电保护；不正确动作；事故；预防

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）30-0096-01

1 火电厂人为继电保护不正确动作的事故原因

1.1 继电保护不正确动作事故统计

对近十年来我国火电厂继电保护装置不正确动作事故的人为原因进行统计，其各种因素所导致的事故比例分布图，如图1所示。

从上图中可以看出，运行维护不良是导致继电保护装置不正确动作的最主要因素，约占总事故原因的49.54%；其次，为“三误”原因（误接线、误碰和误整定），分别约占15.28%、10.15%和4.82%；最后为调试质量不良（11.59%）和其它因素（8.62%）。

1.2 继电保护不正确动作事故的具体原因分析

1.2.1 运行维护不良

运行维护不良是指继电保护人员没有及时发现与处理装置中存在的缺陷（如绝缘老化、接地等），而导致保护装置的不正确动作。例如，保护装置超过检验周期、电缆芯断线和绝缘不良、继电保护用通道衰耗不符合要求、气体继电器进水或渗油等，都要求工作人员及时进行维护与处理，如维护不良很可能导致装置的不正确动作。

1.2.2 误接线、误整定、误碰

①误接线原因分析。因误接线所导致的继电保护不正确动作的事故比例较高，尤其是在火电厂新建或改扩建工程中所出现的误接线现象非常普遍。引发原因主要有：一是基建施工人员没有按照技术方案施工，而仅凭记忆或经验接线，而导致误接线；二是继电保护人员没有严格履行相关操作手续，对运行回路二次接线进行擅自修改而导致误接线；三是继电保护人员在恢复临时拆线时因操作失误而导致的误接线。

②误整定原因分析。造成误整定事故的因素较多，涉及到继电保护人员的业务水平、技术管理水平、工作习惯以及责任心等。对误整定事故的形式进行总结，主要可分为以下两类：一是整定计算人员计算错误、相关原理应用错误而造成的误整定；二是因继电保护人员看错数值、看错误或漏整定，而在继电保护装置上定值输入错误而导致的误整定。

③误碰原因分析。误碰事故主要是由于现场安全措施不得力，工作人员对设备不熟悉，或者违章操作、违规操作的存在，而导致误碰继电保护装置引发的不正确动作事故。

1.2.3 调试质量不良

由于火电厂继电保护装置普遍存在着调试工作量大、调试项目多、调试周期长等问题，很容易因调试质量不佳而导致保护装置的不正确动作。例如，调试质量没有达到保护装置应有的技术性能要求、保护装置的机械部分调试质量不佳、电流互感器的饱和特性不良或变比错误、没有正确使用微机软件、检验项目不全等。

2 火电厂继电保护不正确动作事故的预防措施

2.1 加强运行维护管理

①要求火电厂继电保护运行维护人员，在操作中应严格执行继电保护运行的相关规程、规范，并定期组织员工进行操作技能的培训与考核工作，以综合提高员工的技能水平与专业素质。

②对继电保护装置的运行状态进行全程监控，并建立保护装置的缺陷记录台账，包括故障原因、处理情况、故障停运时间等，从而使保护装置能始终处于跟踪保护状态。

③加强保护装置的状态跟踪分析与可靠性评估，以此对保护装置进行定级。对于运行时间过长且存在事故隐患的保护装置，应当逐年按计划进行淘汰与更换。通常而言，火电厂继电保护装置的运行年限不宜超过15 a。

2.2 做好误接线预防措施

①应加强继电保护人员的综合业务素质与技能水平，增强员工的责任心与责任意识，养成严谨、细致的工作作风。在实际操作时，要求应严格按照设计方案进行接线操作，确保接线的正确。

②对于新安装的继电保护装置，应根据设计图纸对装置的保护屏作一次全面、细致的检查与对线工作。由于火电厂基建工程中所涉及到新保护装置种类多，非常容易出现误接线问题，因此在基建调试时应当严格按照相关规程规定执行，不得因赶工期而减少保护装置的调试项目。

③保护装置的调试检验工作，作为装置投运前的一道非常重要的工序，必须严格、保质的完成，以尽可能的减少接线错误问题。在保护装置调试过程中，不能仅仅重视功能的测试，还应当加强装置对外回路的检查。

2.3 做好误碰预防措施

为有效防止继电保护装置误碰行为的发生，除应当加强继电保护人员的技能水平以外，还应当要求严格按照相关规程与规范进行操作，并做好容易疏忽细节的处理。例如，在保护装置检修时应当做好安全措施，尽量避免螺钉、垫片等零部件掉落在运行设备上，并注意做好检查与清理工作；在继电保护屏间的过道上搬运或安装检验设备时，应注意与运行设备之间保持一定的间距，以防止因误碰而导致继电保护不正确动作等。

2.4 做好误整定预防措施

火电厂继电保护装置的整定工作，是确定装置动作行为的基本准则，也是保证装置正确动作与安全运行的专业技术工作。因此，必须保证保护装置整定计算的严密性以及定值管理的有序性。

①保护装置的误整定，主要是由于工作不仔细或检查手段落后等原因所导致的，因此对于火电厂现场的保护装置整定工作，必须认真计算、认真输入操作以及仔细核对，尤其应当注意整组传动检验定值的计算与输入，以有效避免误整定的发生。

②保护装置的整定计算必须满足适时性的要求，即整定值应当充分考虑到火电厂各电力设备的运行方式、检修方式以及线路最大潮流、母线最低电压、系统稳定性要求。同时根据火电厂电力系统的变化及扩建情况，及时对整定方案进行修订。

③继电保护装置的整定值，应当每年进行一次全面核对，以确保火电厂调度整定部分、运行管理部分以及现场三者的整定值都能保持一致。整定单在执行完毕后，还应当在整定单上注明执行时间，并向运行调度人员进行汇报与核对。

2.5 保证调试检验的质量

①火电厂继电保护装置的调试检验工作，必须严格按照《火电工程调试工作规定》、《火电工程调试运行质量检验及评定标准》等规范、规定进行。在调试之前，应当首先做好对现场调试人员的技术交底工作，然后再进行各项工作的实施，并同时做好记录与监控。

②调试设备与运行设备在回路上必须做好相应的安全隔离措施，在调试检验完成后再将安全措施逐一恢复。调试检验的记录报告必须规范化，并必须履行相应的校审程序。

③调试检验时所采用的测试仪器、仪表必须由专人负责管理，并将其放置在干燥、清洁的环境中。在调试检验之前，还应当对其准确性进行校验，以保证调试质量。

3 结 语

近年来我国各火电厂中相继加速了继电保护装置的更新换代工作，继电保护装置的正确动作率逐年提高。然而，各种人为因素可能导致继电保护装置的不正确动作而引发设备故障或停电事故也不可小觑。剖新事故原因，采取预防对策，以保证继电保护装置的正确动作，确保火电厂电力系统的安全、稳定运行。

参考文献：

[1] 廖凯，蒋文林.浅析继电保护不正确动作原因及防止措施[J].科技与生 活，2010，（21）.

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【关键词】110kV电网；继电保护；定值计算

近年来，随着国家经济建设的稳步推进，电力系统的建设也在不断加快步伐，为了满足社会和人民的用电需求，电网在持续扩大覆盖范围，而目前我国广大普通用户的供电网络中110kV线路十分常见，基于其服务对象的数量大、电网接线复杂多样等特点，对于电网中继电保护定值的整定计算直接影响着供电质量和整个电网的稳定运行。

1 继电保护定值计算中的注意事项

继电保护是保障电网正常运行的一个重要手段，而继电保护的主要构成继电保护装置完全依据继电保护定值采取具体动作比如跳闸、报警等，在电网实际运行的过程中，由于供电设备和设备操作、管理、监测检修人员的存在，自然避免不了设备故障、人员工作疏忽、误操作或者不可抗拒的突然自然灾害等的影响，导致电网运行异常。与此同时，如果相关人员不能及时找出应对措施，快速合理地解决问题，极有可能酿成大的事故，给电力系统自身造成损坏的同时还影响了用户的正常用电。

1.1 定值计算

对于电网中重要的电力设备变压器的保护是继电保护的一个必要构成，继电保护装置定值整定要充分结合实际情况，保障公用设备的定值准确无误。因为电流保护方式的不同效果，在实际的运用中通常会采用多种电流保护方式结合的措施，较为完美地保护本级线路和下一级线路，而这个配合工作的过程中电流速断保护方式和过电流保护方式与时间的不同关系，要求多种继电保护定值。线路保护中主、旁线路的不同要求使得继电保护定值也相应有很多差异，而在现场的定值管理中没有时刻关注这个因素，很容易出现主要线路定值改变后，却没有相应地修改旁路定值，造成主、旁线路之间的配合失误的情况。由于110kV电网直接面向用户，所以电网中含有很多复杂接线，而不同线路的继电保护定值也不同，如果在实际运行中稍有不注意，就会造成不同线路保护定值相同、相同线路保护定值却有差别等现象。

1.2 各级继电保护之间的配合

通常对于同类性质的保护，应该着重距离保护和电流保护之间的配合，其配合的可靠性研究、配合方法、配合时间的安排都应该在整定计算前予以考量和确定，而在大规模整定计算完成之后，对于小范围的定值误差可以及时做出调整，在实际运行状态下，不断优化配合措施，强化继电保护能力。

1.3 前期规划、定值管理

由于110kV电网多出现在基础供电阶段，在电网规划建设初期，由于技术和资金等因素的限制，导致最初设计的图纸和变电所相关定值整定根本不符合现实要求，而在后期的电网管理、设备检测检修、定值重整定等过程中对于定值的管理也出现了偏差和疏忽，造成继电保护定值计算错误的现象。由于基层变电所的服务能力增大，供电电压的质量也越来越高，对于覆盖范围越来越广的电网系统来说，一旦在建设完成，公用设备大面积投入使用的情况下，很难再及时更新换代，这类设备的定值通常是在投入之初由电网上层机构进行整定的，后期不可能因为某个变电所实际运行情况发生改变而由原单位做出修正。此外，还有些电网工作人员甚至忽略定值标准，任意设置设备运行继电保护定值，此时，如果电力线路中出现重大问题，电力部门需要付出很大的代价才能解决。

1.4 电网工作人员能力不足

继电保护定值整定的准确合理很大程度上在于工作人员对整定过程以及后期管理的把握，而在一般情况下，相关部门对于整定结果的验收又显得不够严格，电网工作人员对于保护定值的理论认识达不到要求，在工作中就会出现各种各样的问题和麻烦，比如对于继电保护装置的采购缺乏经验、对于保护装置的具体动作所代表的含义不明所以等等。

2 减少继电保护定值计算问题的对策

针对继电保护各环节的保护现状，从电网运行保护、定值整定管理等方面入手，寻找解决对策。

（1）增强定值管理意识。在电网建设完成，正常运行的过程中常常会遇到设备状态检修、线路改造等问题，在解决这些问题的同时，对于继电保护定值的及时整定和修改也是重要的一环。电力系统应该对相关管理人员进行明确的责任分工，给每个保护环节的关键点都要安排相应人员进行管理，积极展开培训，提升人员对于继电保护定值的管理能力和重视程度。

（2）继电保护定值整定资料收集。继电保护定值整定需要大量真实可靠的数据作为支撑，才能有效地保证计算过程的顺利开展以及最终计算数据的准确性。所以首先，在前期相关资料收集的过程中，要充分了解收集资料的范围和主要内容，在电网改造之初，方案制定部门要认真参考资料、图纸等重要信息做出判断；其次，在图纸、资料的整理过程中，要有统一标准和模式，保障数据在传播过程中的准确性；第三，保证各种保护定值信息的及时反馈，对于电网管理部门了解电网动态，为后续线路改造时定值的修正提供依据。

（3）提升对于旁路保护定值的重视程度。对于整个电网系统来说，虽然旁路保护定值只是非常微小的一部分，但是忽视对于它的管理，同样能给电网造成很大影响。因为，旁路保护定值整定有误，会导致局部电网中出现保护定值不正确的现象，电网系统的协同性、整体性会因为某一小部分的错误牵一发而动全身。因此，在继电保护定值计算、修正的过程中要提高认识，像对待主线路保护定值那样重视旁路保护定制的作用，保证各线路保护定值的协调。

（4）加大力度，强化保护定值的审查和管理。完善保护定值管理制度，规范整个修正过程，当继电保护定值需要修正的时候，相关部门和人员在制度的规定和指导下相互配合，有条不紊地开展工作，提高保护定值的修正效率。

3 结论

继电保护整定计算是继电保护装置正常作用的保证，在维持电网安全运行方面有着重要的作用，所以对于定值的计算应该做到严格要求和认真执行。按照电力系统相关规程规定，规划合理科学的继电保护方案，在实际运行过程时刻关注电网动态，结合现场的实际情况及时准确的修改定值，满足电网不断优化的需要。

参考文献：

[1]樊荣.10kV供电系统继电保护的选择性应用[J].交通标准化，2010（21）.

[2]许列琦.刍议电厂继电保护的定值计算与管理系统运用[J].科技论坛，2012（11）.

[3]郝文斌，洪行旅.智能电网地区继电保护定值整定系统关键技术研究[J].电力系统保护与控制，2011（02）.

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【关键词】35kv ；变电站；变压器；保护定值；整定计算

前言

随着经济的发展，我国电力行业的发展步伐也开始逐渐加快，电力行业的改革以及对新技术的应用也更加频繁，对于电力基础设施的管理也开始提上电力企业的工作日程。在电力系统中，通常会使用变压器来对电压进行调节，一方面可以减少电能在传输过程中的损耗，节约能源，另一方面也方便人们的使用，所以，变压器在电力系统中是不可或缺的重要基础设施，其正常运行也关系着用电设备的安全。而在变压器的运行过程中，受到各种因素的影响，会使得变压器出现一定的问题和故障，从而影响供电的稳定和安全，必须及时进行处理。但是，随着电力行业的不断发展，供电系统运行方式变得多种多样，事故的原因也逐渐多样化，使得对于故障的处理难度较大，花费时间较长。为了避免这种情况，要选择性能良好、安全可靠的保护装置，尽可能避免事故的发生。因此，对变压器保护定值的整定就显得尤为重要。

1 35kv变配电所变压器保护配置

我国目前的电网建设已经基本完成，根据其运行电压的不同，可以分为500kv、330kv、220kv、110kv、35kv、10kv、6kv以及380v/220v，对于110kv及其以上的电网线路，可以称为高压线路，主主要作用是对电流的输送，构成多电源环网，采用的是中性点直接接地的方式，其主要保护措施是纵联保护，可以对全线路任意点的故障进行快速切除。而110kv以下的线路，主要承担供电和配电的任务，采取单相接地的形式，而为了保证持续供电，中性点采用非直接接地方式。为了便于继电保护的整定配合以及运行管理，在通常情况下，采用双电源供电，一个电源作为另一个电源的备用，而在正常情况下，使用单侧电源供电，主保护通常由阶段式动作特性的电流保护担任。35kv及以下电网，由于其自身的结构相对简单，可以采用电流、电压保护，构成简单，成本低廉同时动作也比较可靠，可以满足继电保护的基本要求。

对于35kv变压器而言，配置合理恰当的保护措施，可以充分发挥其自身的作用，保障供电的稳定和安全，其相应的保护配置如下：

（1）变压器差动保护，对经过变压器的电流和电压进行变换，从而实现保护功能；

（2）变压器后备保护，可以分为三段过流，进行逐级保护；

（3）过负荷保护，对超出变压器负荷极限的电压和电流进行处理，避免变压器受损和毁坏；

（4）主变温度保护，对变压器的温度变化进行监督和控制，防止因过热引起的变压器烧毁；

2 35kv变配电所变压器保护定值整定

整定计算需要依据一定的规范和标准进行，在这里主要依据《3-110kV电网继电保护装置运行整定规程（DL-T 584-95）》和《NAS-901系列微机保护装置技术说明书》进行。要对35kv变电配所变压器的保护种类进行充分了解，主要包括变压器差动保护、过负荷保护以及变压器后备保护。其保护配置和整定计算的依据和方法与上文提到的相同，变压器纵联差动保护（CT变比高压侧nct=600/5A=120低压侧nct=1200/5A=240）。同时，作为变压器绕组及其引出线的相间短路故障的主要保护措施，采用的是二次谐波比例制动原理作为判断依据。举例进行计算，以过电流保护为例，保护动作电流按照躲过变压器额定电流来整定

其中， 代表可靠系数，采用1.2， 代表返回系数，采用0.85，带入公式，可得继电器动作电流

电流整定值为7A。

3 35kv变配电所变压器继电保护定值整定

继电保护器在35kv变电站中的应用不仅可以对设备的自身安全进行保护，还可以保障生产生活的正常进行，继电保护的整定对于变压器的安全是十分重要的。在对继电保护定值进行整定时，要注意以下几点：

3.1 加强弱电源自适应保护

35kv线路如果遭遇灾害性天气，诸如冰灾、暴风、强降雨等，在灾害期间以及灾害过后的恢复期内，系统的运行方式容易受到影响，变化无常，使得线路的强弱电源也随之变化，如果采用人工更改定值的方法，具有极大的滞后性，有可能造成纵联保护的拒动。同时，在立足节能降耗的要求下，必须积极开展节能发电调度，也会导致线路中强弱电源的频繁转换，会对电网的安全造成影响。因此，必须加强对于弱电源自适应保护的研究工作，促进系统的自我适应能力的进步，减少频繁的定值更改。

3.2 加强继电保护的管理工作

为了减少和避免由于继电保护而造成的变压器故障和线路异常，要加强继电保护的管理工作，加强定值管理。要充分结合电力系统的发展情况，定期对继电保护定值整定方案进行编制或修改，以顺应发展和变化的趋势。电力管理相关部门要严格按照方案开展工作，现场编制继电保护定值清册，建立二次设备台账，同时，台账必须随之设备的变更而及时更新，确保数据资料的准确性和真实性。

3.3 加强检验和监督力度

在对变电站的设备进行维修、试验以及事故的处理工作时，如果遇到需要临时对定值进行校核和调整的情况，方式人员必须将其变更情况提前反映给整定工作的专职人员，然后有专职人员根据检修申请和方式的变更方案，以及一次方式变化的实际情况和要求，对临时定值进行校核计算，并及时将计算结果反馈给方式人员，按照临时定值的计算结果，对定值进行重新调整。当电网运行方式恢复正常时，可以重新对定值进行恢复，确保电力系统的正常运行。

3.4 加强对于继电保护定值整定的档案管理

在对新设备进行定值整定完成后，要对定值数据和整定的结果进行及时的收集和整理，标注时间和日期后，进行归档，建立相应的档案资料，并安排专人进行管理和储存。这样，在遇到需要对定值进行调整和计算的问题是，可以参考档案资料，减少对相关数据的分析和计算时间，提高工作效率，同时，也可以为系统的正常运行提供参考依据，使系统运行中产生的故障有据可查，有凭可依。

4 结语

总而言之，35kv配电网的安全运行对于生产生活的用电稳定有着十分重要的作用，而其变电站变压器的保护定值整定计算也关系着线路的运行安全。要加强对于故障的预防工作，加强对于变压器的保护定值整定工作，确保整定结果准确合理，从而满足电力网络正常运行的需求。

参考文献：

[1]王晓猛，齐华丽.35KV变电站继电保护定值整定分析[J].现代商贸工业，2009（12）.

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关键词：电网；继电保护；整定计算；安全；效率；

中图分类号：TM744 文献标识码：A 文章编号：1674-3520（2015）-06-00-01

一、整定计算的概况

（一）继电保护整定计算：针对具体的电力系统，分析计算继电保护装置定值以满足电力系统的运行要求。

（二）继电保护整定计算的主要内容包括：绘制电力系统接线图；计算电力系统中各元件的电气参数；确定整定计算需要的电力系统规模及运行方式变化限度；各点的短路计算；各种继电保护的整定计算；整定计算结果分析评价；对存在问题的分析及采取的措施。

（三）整定计算是保障电网安全运行的基础性工作，其研究具有巨大的经济效益和社会效益。提高保护运行的性能具有重要作用，保护装置的快速、准确动作是由合理的定值来保证的。

（四）保护整定计算一体化系统由各子系统构成，系统管理子系统实现电力系统一、二次参数的建立和管理功能。 阶段式保护整定计算子系统实现面向线路保护装置的零序电流保护、相间距离保护和接地距离保护的整定计算功能。

（五）一套线路保护装置通常有多种不同原理的保护和保护装置运行所需的其他量需要进行整定计算。整定计算比较复杂，必须对电网的多种运行方式和故障情况进行周密的计算。线路保护整定计算一体化系统各个环节紧密结合，完全由软件自动建立和保持保护参数、阶段式保护整定，实现了线路保护整定计算全过程的自动化，能够大幅度地提高整定计算的准确性和效率。

二、整定计算的过程

（一）整定计算的步骤：1、确定整定方案所适应的系统情况。2、确定系统的各种运行方式（包括系统中性点接地方式），并选择短路类型、选择分支系数的计算条件等。3、收集必要的参数与资料。4、结合系统情况，确定整定计算的具体原则5、根据需要进行短路计算，得到短路电流计算结果表。6、按同一功能的保护进行整定计算，并计算出保护装置的二次定值。7、对整定结果分析比较，选出最佳方案，最后应归纳出存在的问题，并提出运行的要求。

（二）运行方式的选择：在整定计算中，传统选择运行方式的原则是比较简单的，正常运行方式是系统经常所处的运行状态，此时系统内的线路、变压器等设备全部投入运行，发电设备则按照系统正常负荷的要求全部或部分投入。要充分发挥保护的作用，首先应改善正常运行情况下的保护性能。因此，整定保护定值时，应着眼于正常运行方式，保护有较好的工作性能。

（三）参数计算：1、忽略发电机、调相机、变压器、架空线路、电缆线路等阻抗参数的电阻部分，并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗。2、发电机及调相机的正序电抗可采用t=0时的瞬态值Xd'' 的饱和值和暂态电抗 Xd'值。3、发电机电动势可以假定等于1标幺，且相位一致。只有在计算线路非全相运行电流和全相振荡电流时，才考虑线路两侧发电机综合电动势间有一定的相角差。4、不考虑短路电流的衰减。5、各级电压可采用标称电压值或平均电压值，不考虑变压器电压分接头实际位置的变动。6、不计线路电容和负荷电流的影响。7、不计故障点的相间电阻和接地电阻。8、不计短路暂态电流中的非周期分量，但具体整定时应考虑其影响。

（四）详细参数应使用实测值：1、三相三柱式变压器的零序电抗。2、架空线路和电缆线路的正序和零序阻抗、正序和零序电容。3、平行线之间的零序互感阻抗。4、对其他继电保护影响较大的有关参数。5、变压器参数和线路参数。

三、整定计算的配合方法

阶段式保护的基本配合方法，反应单端电气量变化构成的各种保护均应采用阶段式保护配置，如电流电压保护、零序电流保护、距离保护等。

（一）按照躲开本线路末端最大短路故障整定。适用情况：相邻元件为线路。实例如上图：保护1的选择本线路L1末端的F3点，计算在最大运行方式下时的三相短路电流值 Id.max，然后乘以可靠系数Kk 作为保护1的速断动作定值。

（二）按照躲开线路两侧最大短路故障整定。适用情况：多电源中保护不带方向时考虑。对保护3而言，如果对侧没有电源 EN，其整定同第一种情况，仅需考虑故障点F1时的短路电流Id1。当对侧有电源时，需要考虑线路L4在QF2出口短路时流过的短路电流Id2 的影响，如果 Id2超过速断电流定值，则保护3动作，失去了选择性。实际选择计算故障点时选在背侧母线上。

（三）按照躲开线路变压器组其他侧短路故障整定。适用情况：终端线路，且其相邻元件为一台变压器。当变压器装设差动保护时，其保护范围不会超过其他侧母线，按照变压器组其他侧短路故障整定即可。以保护2的电流速断保护为例，计算在最大方式下故障点F4的最大故障电流，然后乘以可靠系数便得到速断电流定值。

四、整定计算的注意事项

（一）整定计算要求有全面的系统观点。对于继电保护的技术要求，可靠性、选择性、灵敏性、速动性，要全面考虑，在某些情况下，“四性”的要求会有矛盾，不能兼顾，应有所侧重。

（二）整定保护定值时，要注意相邻上下保护间的配合。不但在正常方式下考虑，而且方式改变时也要考虑，特别是采取临时性的改变措施更要慎重，要安全可靠。

（三）当系统运行方式发生变化，超出了原整定计算方案中的运行方式要求，应当对相关保护进行重新计算或校验，以确定是否满足新运行方式的需求。

（四）主保护和后备保护应有所侧重，保护整定应以改善和保证主保护为主，兼顾后备性。

（五）大接地电流系统中，变压器中性点接地的分布，应按保证设备安全和零序电抗变化小，对保护效果有利的原则考虑，接地点不宜过多。

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摘要：继电保护装置是关系到电网安全稳定运行的重要设备，是电力系统不可缺少的重要组成部分，是电网安全稳定运行的第三道防线，本文对继电保护及自动化装置可靠性特征等进行了初步的研究。分析了当前继电保护工作所面临的形势和继电保护检验工作中存在的主要问题，对新形势下的继电保护检修措施进行了探讨。

关键词：继电保护 可靠性 检修措施

随着计算机技术和通信技术的发展，电力系统继电保护在原理上和技术上都有了很大的变化。可靠性研究是继电保护及自动化装置的重要因素，由于电力系统的容量越来越庞大，供电范围越来越广，系统结构日趋复杂，继电保护动作的可靠性就显得尤为重要，对继电保护可靠性的研究与探讨就很有必要。鉴于继电保护的重要性，对其定期进行预防性试验是完全必要的，决不能只是在出现不正确动作后再去分析和修复。因此对继电保护检修策略及措施也很重要。

一、影晌继电保护可靠性的因素

继电保护装置是一种自动装置，在电力系统中担负着保证电力系统安全可靠运行的重要任务，当系统出现异常情况时，继电保护装置会向值班人员发出信号，提醒值班人员及时采取措施、排除故障，使系统恢复正常运行。继电保护装置在投入运行后，便进入了工作状态，按照给定的整定值正确的执行保护功能，时刻监视供电系统运行状态的变化，出现故障时正确动作，把故障切除。当供电系统正常运行时，保护装置不动作。这就有“正确动作”和“正确不动作两种完好状态，说明保护装置是可靠的。如果保护装置在被保护设备处于正常运行而发生“误动”或被保护设备发生故障时，保护装置却“拒动或无选择性动作，则为“不正确动作”。就电力系统而言，保护装置“误动或无选择性动作”并不可怕，可以由自动重合闸来进行纠正，可怕的是保护装置的“拒动”，造成的大面积影响，可能导致电力系统解列而崩溃。而导致继电保护工作不正常的原因可能有以下几种。

（1）继电保护装置的制造厂家在生产过程中没有严格进行质量管理、把好质量关。（2）继电保护装置在运行过程中受周围环境影响大。由于其周围空气中存在大量的粉尘和有害气体，同时又受到高温的影响，将加速继电保护装置的老化，导致性能改变。有害气体也会腐蚀电路板和接插座，造成继电器点被氧化，引起接触不良，失去保护功能。（3）晶体管保护装置易受干扰源的影响，如电弧、闪电电路、短路故障等诸多因素，导致发生误动或拒动。（4）保护可靠性在很大程度上还依赖于运行维护检修人员的安全意识、技能和责任心。继电保护的可靠性与调试人员有密切关系，如技术水平低、经验少、责任心不强发现和处理存在问题的能力差等。（5）互感器质量差，在长期的运行中，工作特性发生变化，影响保护装置的工作效果。（6）保护方案采用的方式和上下级保护不合理，选型不当。

二、提高继电保护可靠性的措施

贯穿于继电保护的设计、选型、制造、运行维护、整定计算和整定调试的全过程，而继电保护系统的可靠性主要决定于继电保护装置的可靠性和设计的合理性。其中继电保护装置的可靠性又起关键性作用。由于保护装置投入运行后，会受到多种因素的影响，不可能绝对可靠，但只要制定出各种防范事故方案，采取相应的有效预防措施，消除隐患，弥补不足，其可靠性是能够实现的。提高继电保护可靠性的措施应注意以下几点：（1）保护装置在制造过程中要把好质量关，提高装置整体质量水平，选用故障率低、寿命长的元器件，不让不合格的劣质元件混进其中。同时在设备选型时要尽可能的选择质量好，售后服务好的厂家。（2）晶体管保护装置设计中应考虑安装在与高压室隔离的房内，免遭高压大电流、断路故障以及切合闸操作电弧的影响。同时要防止环境对晶体管造成的污染，有条件的情况下要装设空调。电磁型、机电型继电器外壳与底座间要加胶垫密封，防止灰尘和有害气体侵入。（3）继电保护专业技术人员在整定计算中要增强责任心。计算时要从整个网络通盘考虑，认真分析，使各级保护整定值准确，上下级保护整定值匹配合理。（4）加强对保护装置的运行维护与故障处理能力并进行定期检验，制定出反事故措施，提高保护装置的可靠性。（5）从保证电力系统动态稳定性方面考虑，要求继电保护系统具备快速切除故障的能力。为此重要的输电线路或设备的主保护采用多重化设施，需要有两套主保护并列运行。（6）为了使保护装置在发生故障时有选择性动作，避免无选择性动作，在保护装置设计、整定计算方面应考虑周全、元器件配合合理、才能提高保护装置动作的可靠性。

三、新形势下继电保护检修策略及措施

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摘要：伴随着国民经济发展，社会以及城市发展需求，电力行业也随之得到推广。下文主要结合电力系统中的智能变电站情况，主要综述了智能变电站继电保护问题，，为相关工程及技术人员提供参考.

关键词：智能电网 变电站 继电保护

智能变电站应用逐渐增多，相对于传统变电站，继电保护存在许多新技术应用，但是很少有关于保护整体架构方面的研究。传统变电站保护的整体架构和目前智能变电站所谓三层两网的整体架构是一致的，不可否认这样的配置对于保证变电站的安全稳定运行会起到非常好的作用，也能够保证现有的一次、二次设备的总体连贯性。

和传统变电站相比，智能变电站的采样和跳闸将传统的电缆替换成了光缆，将原来传输的模拟量和开关量电信号替换成了经过数字编码的光信号，采样回路及跳闸回路得到了可靠的实时监视。保护的配置上也是继承了传统继电保护的特点，对任意元件，配置快速跳闸的主保护+多阶段范围配合的后备保护。目前这个阶段的保护配置，导则并没有完全针对智能变电站的一些技术特点做出适应的指导。

本文提出一种智能变电站继电保护配置方案，将变电站设备分为过程层和变电站层2层。过程层针对一次设备独立配置主保护，下放到一次设备附近，最终和一次设备合为一体，所有保护实现分布式安装，双重化配置；变电站层配置集中式后备保护，全站所有电压等级集中配置，集中式后备保护采用自适应和在线实时整定技术，同时具备广域保护的接口，能够实现广域保护的功能，也是双重化配置。

一、智能变电站保护配置情况

目前，站内虽然配置了电子式互感器，没有配置一体化平台和智能变电站的高级应用功能，所以从严格意义上讲，只能变电站目前还只能算数字化变电站，但在站内自动化系统结构、保护装置及合并单元的配置、网络方式可为智能化变电站的建设提供参考。

二、过程层继电保护

过程层继电保护主要配置快速跳闸的主保护功能。如线路纵联保护、变压器差动和母线差动保护，后备保护功能转移到变电站层的集中式保护装置当中。这样做的好处是过程层的保护设计可以简化，重点考虑主保护功能，后备保护可以简化配置甚至取消，达到简化装置硬件设计的目的；另外，主保护的定值整定相对固定，不会因为电力系统运行方式的变化而变化。但是由于受保护独立的限制影响，继电保护功能和一次设备集成后，对于一个开关，如果同时对应线路保护和母线保护，硬件上必须分开，各自独立，可以设计单独的功能模件形式。

a线路保护

线路保护直接采样、直接跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸等功能.线路间隔内保护测控装置除了与GOOSE网交换信息外，均采用点对点连接和传输方式直接与合并单元、智能终端相连；保护测控装置与合并单元的连接和数据传输，实现直接采样功能，与智能终端的连接实现直接跳闸功能，均不通过GOOSE网络实现；安装在线路和母线上的电子式互感器获得电流电压信号后，先接入合并单元，数据打包后再经过光纤送至SV网络和保护测控装置；跨间隔信息接入保护测控装置时，采用GOOSE网络传输方式。

线路保护

b变压器保护

变压器保护装置过程层采用分布式配置，完成差动保护功能，而后备保护采用集中式的安装。非电量保护单独安装，通过电缆直接引入断路器跳闸，同时跳闸命令通过光缆引入采样和GOOSE的共同网络上。

C母联（分段）保护

分段保护的实施方案与线路保护类似，而且结构更为简单.分段保护装置直接与合并单元和智能终端连接，分别实现不通过网络数据交换的直接采样和直接跳闸功能；同时，保护装置、合并单元和智能终端等设备，均通过相互独立的GOOSE网络和SV网络，实现信号的跨间隔传输.按照规程要求，分段保护按单套配置，宜实现保护、测控的一体化.1分段保护跳闸采用点对点直跳，其他保护（主变保护）跳分段采用GOOSE网络方式；母联（分段）保护启动母线失灵可采样GOOSE网络传输.如下图：

三、变电站层继电保护

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【关键词】煤矿；井下供电；继电保护；设计；

【分类号】：TD611.5

一、煤矿供电系统存在的问题

1.1 瞬时速断的整定原则

确定地面 6kV 处定值后，依次向下按 0.9 倍整定。基于该原则整定的电路往往存在供电保护缺陷。如果整定值低于最低限度，电路短路后所有速断保护会同时动作，选择性保护功能失效，进而产生越级跳闸的问题，并由此引发大面积停电事故。

1.2 煤矿井下中央变电所、采区变电所和采区配电点供电距离短，而电缆采用铜芯电缆阻抗较小，所以短路电流值相差不大，不利于保护整定。

1.3 煤矿供电继电保护级数多

地面变动所与采区配电点之间的线路必须设置层层保护。两级变电所进线保护时间应相差 0.5 秒，也就是说假设上一级变电所进线保护时间设定为 1.2 秒，下级保护的时限就要设定为 0.7 秒。按每级保持 0.5 秒的时限来计算起不到保护作用，甚至难以保证出现故障时不会发生越级的现象[3]。

二、煤矿供电系统优化方案分析

（1）对于 6kV 出线处，全线路的主保护与后备保护的任务分别由限时速断保护和定时过流保护承担，而全线路20% - 80% 的快速保护则由瞬时速断保护承担。其余各线路均由限时速断为主保护保护全线路，定时过流为各自的近后备保护，上级或上上级的保护均可作为下级或下下级的远后备保护。

（2）过流保护本身可以横向选择，限时速断的阶梯式时限需要配合动作电流才能实现保护的纵向选择。对于井下线路的瞬时速断保护时间无时限，但动作电流由于限流电抗器的作用拉开很大的差距，而在中央变电所母线段下的任一部位短路后，短路电流也无法与动作电流持平，开关不会瞬时速断动作出现越级跳闸现象[1]。

（3）如果最小两相线路发生短路故障，井下线路全长的五分之一能够无时限跳闸；如果最大三相线路出现短路故障，井下线路全长的五分之四能够实现瞬时速断保护，除此之外的部分如发生短路可采用限时速断保护，因为这部分线路短路电流比线路首端的动作电流小，不会对主变压器的运行状态造成重大的影响。

（4）从整定的计算结果看出，除瞬时速断的保护范围达到了全线路 80%以上，其余的保护范围都为全线路。动作灵敏度必须达到 1.5 以上。所以灵敏度有可靠的保证。

三、各种保护优化方案分析

3.1 电流速断保护

电流速断保护就是在整定保护装置起动参数时确保下一条线路出口部位发生短路故障时不起动。从继电保护技术领域来分析，电流速断保护还可以称为按躲开下一条线路出口部位短路故障的条件整定。第二种状况是基于特殊情况的分析要求立即切除短路故障，可应用无选择性的速断保护，而通过自动重合闸对这种无选择性保护动作进行纠正，对反应于电流升向而动作的电流速断保护来说，显然必须当实际的短路电流与保护装置的起动电流相当或比它大时，才可以使保护装置动作。保护装置起动值所代表的是：在被保护线路的一次侧电流与该数值相当的情况下，装设在这个部位的保护装置就可以起动[2]。

3.2漏电保护方式

目前使用的漏电保护装置种类很多，有电子电路的，也有单片计算机控制的。这里介绍的漏电保护，从原理上附加直流电源漏电保护，漏电保护方式有漏电保护、选择性漏电保护、漏电闭锁。如果图 1 中性点不接地多支路电网单相漏电原理图中的电网发生漏电，漏电电阻越小，电网中性点对地电压就会越高，由图可知电网中性点地电压 VN 就是零序电压V。所有非故障支路零序电流Igo之和为故障支路的零序电流Igo 电网中，流过故障支路的零序电流是所有非故障支路零序电流的总和。而各非故障支路只流过本支路的零序电流的值必然小于故障支路的零序电流的值。因此，可以在各支路首端装设零序电流互感器，利用它就叮以反应各支路零序电流的大小，可以作到有选择性地漏电保护。

3.3 延时电流速断保护

保护装置的工作原理以及签定计算的主要原则：限时速断保护的运行范围是整个线路，这必然牵涉下一线路的运行状态。当下一条线路出口部位发生短路故障，它就起动。在此状况下，为了使保护动作具有选择性，就应该根据保护动作的延伸范围设定时限。为尽量压缩这个时限，先要缩减其动作范围，使其无法到达下一线路的速断保护范围，而该线路速断保护的动作时限明显多于下一线路，该时间段应包括故障线路断路器的跳闸时间（即从操作电流送入跳闸线圈 TQ 的瞬间到电弧熄灭的瞬间）。这个时段线路故障仍然存在，受故障电流的影响，一系列保护还处于起动状态。对于应用最频繁的断路器以及间接作用的二次式继电器来说，保护装置起动电流的数值一般都超过 0.5 秒。如果线路配有限时电流速断保护装置以及电流速断保护装置，二者协调运作速动性更强，能够保证不出 0.5 秒全部切除整个线路的故障。

3.4 井下保护接地网

保护接地对保证人身触电安全是非常重要的。由于接地电阻的数值被控制在《煤矿安全规程》规定的范围内，因此，通过接地装置的有效分流作用，就可以把流经人身的触电电流降低到安全值以内，确保人身的安全。此外，由于装设了保护接地装置，带电导体碰壳处的漏电电流经接地装置流入大地，即使设备外壳与大地接触不良而产生电火花，但由于接地装置的分流作用，可以使电火花能量大大减小，从而避免了引爆瓦斯、煤尘的危险[4]。

3.5 过电流保护

一般来讲，与电源端相距越近的短路故障电流值越大。通过上述分析可知，此时过电流保护动作将短路故障切除的时限较长，这就暴露了保护的缺点。基于此，为了将故障电流快速切除，全线路的主保护与后备保护应分别采用电流速断和限时电流速断装置以及过电流保护装置。过电流保护还可作为全线路相邻元件的后备保护，但仅能在远处实现，因此过电流保护属于远后备保护。当过电流保护作为本线路的主保护时，应采用最小运行方式下本线路末端两相短路时的电流进行校验，要求是 K1m>1.3～1.5；当作为相邻线路的后备保护时，则应采用最小运行方式下相邻线路末端两相短路时的电流进行校验，此时要求是 K1m>1.2。在各个过电流保护之间，还必须要求灵敏系数相互配合，即对同一故障点而言，要求越靠近故障点的保护应具有越高的灵敏系数。后备保护之间，只有当灵敏系数和动作时限都互相配合时，才能切实保证动作的选择性，这一点在复杂网络的保护中，尤其应该注意。当过电流保护的灵敏系数不能满足要求时，应该采用性能更好的其它保护方式。

四、总结

以上几个方面都是从继电保护设置与设计的角度考虑的，并结合继电保护要求的选择性、速断性、可靠性和灵敏性四个方面给出了分析，此分析提出的优化方案建立在原有保护的基础上，经济实用。完全符合继电保护的要求，较比以前在性能上有较大提高。但是，优化后对保护装置的性能要求较高。

【参考文献】

[1]刘明东。 煤矿井下分区供电关键技术研究及应用[J]。 山西煤炭，2013，（7）。

[2]卫小兵。 煤矿井下高压供电系统继电保护配置分析[J]。 科技与企业，2013，（13）。

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关键词: 电网继电保护 通用平台 整定计算应用

1 概述

继电保护整定计算一直是电力系统中重要而复杂的工作。整定人员必须对电网的各种运行方式及故障情况进行反复周密的计算, 这样单凭手工计算, 计算量是非常大的, 必须借助计算机来完成, 由此各种继电保护整定软件便应运而生了。目前绝大多数继电保护整定计算程序都是针对计算配合定值或具体的保护装置定值开发的, 如零序电流保护整定程序、距离保护整定程序等, 其研究的重点是保护定值的计算方法和配合方法, 即算法问题。这些程序一般认为要计算的定值及计算这些定值需要的数据是确定的, 具体保护装置定值的计算方法则比较简单, 但需要针对具体保护装置进行开发, 配合定值的计算则比较复杂。实际上, 配合定值计算的难点在于确定配合方法,配合方法一旦确定, 其值的计算与具体保护装置定值的计算没有多少区别。如何确定配合方法, 目前的程序大多试图通过算法的复杂化或智能化来解决, 且在这个问题上的研究也取得了一定的进展, 但仍然不能令人满意, 大多只适用于特定的地区或特定的时期或特定的电网或特定的保护配置。

2 继电保护整定计算通用平台

一个使用方便的整定计算通用平台主要由以下5 个功能模块组成:

(1) 网络拓扑结构管理模块。因为专业工作习惯的原因, 图形辅助对继电保护整定计算工作是必不可少的, 所以, 网络拓扑结构的图形化管理成为一种必然的趋势, 且目前已经被普遍采用。网络拓扑管理与图形显示可以提供给用户简单实用的电力系统网络拓扑结构编辑、管理工具和方便快捷的图形操作手段。通过图形系统, 用户能够快速完成拓扑接线图的绘制、修改, 并实现人机交互的大部分操作, 另外, 用户可以在编辑图形的同时完成一次系统参数数据的录入、保护配置的录入等。

(2) 网络参数管理模块。该模块主要管理电网一次设备的参数, 如线路正序、零序电阻和电抗等, 另外还要管理配合定值、装置定值、计算中间结果等。为了方便用户的使用及减少数据出错的概率, 网络参数应具有多样化的输入方式并保证数据的一致性。并且具备参数检查、处理、导入导出、打印、、检索、报表显示功能。

(3) 故障计算模块。该模块作为整定计算软件的重要组成部分, 主要有2 个功能: 一是作为单独的功能模块, 供系统故障分析使用; 二是作为整定计算的重要组成部分, 供整定计算使用。供故障分析使用的故障计算模块, 一般应具备强大的故障处理能力, 可以处理各种类型的简单故障和复杂故障, 如简单接地故障、断线故障、跨线故障、多重复杂故障和网络等值等,此外故障点、故障类型、故障相别、弧光电阻、输出支路等可以自由制定。而供整定计算使用的故障计算模块由于需要处理大批量的运行方式和故障, 对故障计算速度提出了很高要求。

(4) 整定计算模块。整定计算功能是计算保护装置所需要的各项定值, 并形成定值通知单。按照具体的功能, 整定计算可包含运行方式组合、阶段式保护配合计算、保护装置定值项整定计算及定值通知单生成几个部分。运行方式组合是整定计算的基础, 是保证保护在各种常见运行方式下都能够正确动作的必要手段。阶段式保护配合计算和保护装置定值项整定计算是计算保护定值的2 个重要部分, 只是所计算的定值项不同。定值通知单将具体保护装置所涉及的定值汇总供现场人员更改保护定值和定值备份用。整定计算软件一般提供自动和人工2种计算模式: 在一般情况下采用自动计算模式, 自动选择运行方式并完成全部计算工作; 在特殊情况下, 为保证计算结果的可行性, 可以人工选择运行方式或人工调整配合状态来完成定值的人工计算。

(5) 附加功能模块。该模块提供给用户其他一些辅助功能,如形成阻抗图、保护配置图、原始定值图、定值计算书、定值计算中间过程、计算定值图等图形以及数据的导入、导出功能等。

继电保护整定计算通用平台的用户大致分为两类: 最终用户和开发用户。最终用户是平台中的界面功能和平台上所开发的应用的使用者; 而开发用户使用平台创建各种应用。当然, 对于通用平台的应用来说, 用户只有最终用户这一类, 开发用户是其创建者。

3 基于平台的继电保护整定计算软件

基于平台概念, 用户根据各自的具体情况, 开发自己的继电保护计算及管理程序, 能够保证继电保护计算及管理程序满足用户的要求。将继电保护计算及管理问题的解决方案分为二层: 平台层和应用层, 构成一种堆栈式的结构, 应用层与平台层之间是一个自上而下的单向依赖关系, 即有预先定义的界面―――语法规则, 不同层的程序设计人员仅关注位于自己层面出现的问题。平台层的设计需要专业的计算机知识, 平台层必须为应用层解决继电保护计算及管理问题提供全面的支持。应用层的设计者是继电保护运行人员, 他们具有的工作经验和专业思想是计算机专家们难以企及的, 虽然他们可能缺少编程经验和编程能力, 但只要受到平台层及语法规则的强大支持, 也能够设计出出色的应用层软件。

按照平台这个概念开发的继电保护整定计算程序, 不是一个计算具体保护定值的程序, 而是一个支持用户构建自己的继电保护整定计算程序的平台, 即: 继电保护整定计算支持平台系统。这个支持平台系统, 应该满足通用性研究和实用性研究中提出的各种要求, 不涉及任何定值的算法问题, 但用户可以在这个基础上方便地定义出电网参数计算和管理系统、配合定值计算和管理系统、各种具体保护装置定值计算和管理系统等等。

4 整定计算通用平台的应用

随着现代电网规模的扩大和继电保护技术的飞速发展, 继电保护运行管理中计算和数据管理的工作越来越多。但是, 鉴于前面分析的继电保护整定计算的特殊性, 又必须对整定计算工具软件进行谨慎选择。郴州地区电网的整定计算系统用的是华中科技大学开发的“省、地调一体化继电保护整定计算系统”软件，该软件是一个省级及地区电网的继电保护日常生产和运行工作的计算、管理自动化系统，具有全图形化的用户界面，能够稳定运行于Windows 2000/XP等操作系统上。系统按照电力系统规程的要求并结合专家经验对各电压等级网络的线路保护和元件保护的定值进行整定。

该软件在设计和开发中充分考虑了用户的需求和继电保护生产、运行工作的实际状况，主要体现在以下几个方面：

(1)充分考虑地区电网的特点。如电网多为单一辐射状开环运行；

不规则接线较多，含多重T接线路；不同保护类型可能需要配合；低压网络中需要考虑综合等值阻抗的电阻部分等。

(2)数据充分共享。应用功能集成于数据库平台统一开发，实现各

功能块的有机结合和无缝连接，个体类和公共类分别管理，减少数据冗余，简化数据关系。

(3)全面集成化、自动化。继电保护定值整定从批任务处理自动化

时代进入了整定过程的全自动化时代。从网络图形的绘制，故障分析计算，计算结果的查询一直到整定定值的调整，全部在统一的界面下完成，各部分使用统一的数据，统一的风格。

(4)全图形化人机交互界面。可以在图形界面上启动几乎所有的功

能，无需记忆大量的操作命令，只需通过其熟悉的网络接线图即可进行数据的录入、修改、查询，进行整定计算、短路计算、断点调整、定值调整等。软件实现了整个电网拓扑结构图形的编辑、缩放、漫游和图元的放大、缩小、编辑、旋转等功能，大大缩短了电网拓扑图形的绘制时间，提高了工作效率。

(5)实现“一个对象多图”。一个电力系统网络可以根据不同的需要

和要求以多种不同的形式出现，对网络的表达可繁可简，即使是同一元件在不同图形中的外貌可以完全不同，以适应不同的工作需求。

(6)结果输出形式丰富，查询手段多样。既能通过提供的表格以传

统的模式输出计算结果，又能随时在网络拓扑上对结果进行查看。并能自动形成各种运行方式下系统正序、零序阻抗图，保护配置图，保护定值图等。

郴州地区电网使用了“省、地调一体化继电保护整定计算系统”软件后, 使得电网继电保护整定计算更加精确可靠, 更加快速方便, 管理更加先进规范。目前已向其它专业, 如调度、运行方式专业, 提供准确可靠的电网数据库,为其它专业开发其它程序节省了大量的精力和时间。这样不仅提高了郴州电网继电保护整定计算和运行管理水平, 也大大减低了继电保护整定人员的工作量。