導語：如何才能寫好一篇繼電保護方式，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

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【關鍵詞】：智能電網；繼電保護方式；廣域保護

引言

智能電網是全球經濟、科技不斷發展的產物，對于提升電網運行質量具有不容忽視的作用。而我國在進行智能電網建設的過程中，必須從電網現階段的實際情況入手，確保通過智能電網建設，改善我國輸配電的效率和質量。而要想從根本上提升智能電網運行穩定性和可靠性，必須從完善繼電保護功能入手。

1、智能電網建設給繼電保護工作帶來機遇

近年來，新型繼電保護的發展中，都是以智能電網為基礎的。在信息采集領域，我國對動態監測系統的構建始于1996年，該系統可以實現實時信息檢測。至今為止，PMU即同步相量測量單元已經在我國多數220kV變電站中進行安裝，而同時，也成為我國500kV變電站的重要組成部分。在這種情況下，現階段我國已經形成了擁有一定規模的WMAS即廣域測量系統。在在線同步測量廣域電網的過程中，可以對WAMS/PMU進行充分的應用，而在更新數據的過程中，時間也大大縮減，能夠在幾十毫秒內完成，這樣一來，就為繼電保護功能信息同步的實現奠定了良好的基礎。

2、繼電保護重點研究內容

2.1單元件保護

首先，在發電機保護中，必須增加對內部短路的關注，尤其是匝間短路保護問題。因此必須精確化處理整定計算、保護方案設計以及靈敏度校驗等內容；根據機組實際運行過程中的承受能力來判據反時限過流、后備保護中的過激磁等保護；促使可靠性在定子、轉子一點接地中得以體現；通過有效配合得以在失磁、失步保護中實現，同時還深入研究了超大容量機組保護運行的特殊性等。其次，在變壓器保護領域，我國部分專家仍然將研究的重點放在了勵磁涌流識別方面，由于隨機性、多樣性以及非線性等是勵磁涌流的關鍵特征，因此現階段在制訂相關解決方案的過程中，始終存在一定缺陷，分析計算變壓器內部故障以及保護新原理等始終是變壓器保護領域的研究重點。最后，在直流線路保護領域，行波保護是主保護，在對其進行使用的過程中，始終受到故障產生行波信號的不確定性影響，包括母線接線方式和波速等影響因素，同時其還會受到過渡電阻、采樣率限制以及動態時延等約束。

2.2廣域保護

近年來，為了適應智能電網的發展需求，我國加大了繼電保護研究力度，廣域保護得以產生。在廣域保護中，信息通信平臺中可以有效融入多點多類型信息，同時信息具有較強的實時性。

3、智能電網下繼電保護的廣域保護研究

3.1廣域保護內涵

通常情況下，單端量和雙端量是繼電保護所使用的信息形式，產生這一現象的主要原因同軟硬件技術水平低具有緊密的聯系，而信息使用過程中，被保護設備自身的信息被作為信息主要來源。近年來，我國在積極加強電網建設的過程中，其運行的環境呈現出越來越復雜的特點，較少的信息存在于傳統保護原理中，在對故障進行分析的過程中，通常只能夠從單一的角度出發。與此同時，智能電網在建設過程中，已經構建了一個有效的平臺，為多信息化繼電保護的實現提供了可能，在這種情況下，繼電保護發展中，廣域保護成為重點發展方向。廣域保護在實施過程中，可以對多類型、多點信息進行融合，這些信息同故障都具有緊密的聯系，在綜合判斷信息的基礎上，有助于各種功能的現，包括跳閘策略制訂、保護動作特性調整等。在對廣域保護進行應用的過程中可以從更加全面地角度對故障進行檢測，從而有助于保護措施同系統運行方式變化進行適應，使保護對定值的依賴降低，確保保護動作的速度得以有效提升。

3.2廣域后備保護的構成模式

（1）廣域集中式

系統內部的某一個中心站是設置決策主機的主要位置，其運行過程中，能夠對區域電網整體進行覆蓋，為數十個廠站甚至更多廠站運行提供便利。同時，在該模式中，基本單元被設置為被保護設備，在判斷故障的過程中，主要的方式是將所有信息進行直接集中處理。在對該模式進行應用的過程中，能夠實現較大規模的信息集中，因此可以做到更加全面地對故障角度進行檢測，更重要的是，在該模式中，要求保護主機能夠擁有較高的處理能力以及安全性。

（2）IED分布式

IED分布式結構模式下，IED元件存在于被保護設備中，這成為該模式的決策基本單元，本地信息的采集由IED負責，而保護功能的實現，需要IED充分展開信息交互工作。IED分布式模式在使用的過程中，擁有靈活的保護構成方式和較強的適應能力，在實施保護功能的過程中，不需要過度依賴單一決策元件，這是該模式使用中的優勢。但是也具有一定缺陷，如在實現信息交互的過程中，必須對大量的信息進行處理，同時需要對復雜的保護配置進行應用，因此必須在良好的通信條件下才能夠投入使用。

（3）站域集中與區域分布相配合的模式

該模式在實際運行的過程中，能夠實現對區域和站域的雙重保護。在站域保護中，可以促使后備保護功能在站內元件中得以充分的體現，站域主機被設置于每一個廠站中，實際運行中，能夠對該站不同元件的信息進行集中，而在對分布式系統進行構建的過程中，需要將各站視為區域保護子站，并進行有效連接；在處理站間聯絡線故障的過程中，充分發揮區域保護的功能，故障的判斷需要建立在站域主機交互信息的基礎上，并且可以將遠后備功能提供給站內元件。

結束語

綜上所述，在時代不斷進步的背景下，現階段我國社會經濟、政治、文化等各個領域在發展過程中，都對電能的穩定性提出了更高要求，在這種情況下，我國加大了輸配電和整體電力系統的建設力度，而這一過程中也極大地轉變了傳統繼電保護運行環境，傳統繼電保護運行方式已經無法滿足現代化智能電網的穩定運行需求，因此積極加強智能電網下的繼電保護方式研究具有重要意義。

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【關鍵詞】電網調度；繼電保護運行方式；斷路器

引言

繼電保護，即利用繼電器等繼電保護裝置保護電力系統及其元件在故障中不受損害的過程。當有故障發生時，可自動切除故障設備，或發出報警信號引起值班人員的注意，以避免故障蔓延。繼電保護的作用不言而喻，然而隨著電網事業的發展，管理難度增加，調度操作愈發頻繁。在此情況下極易發生繼電保護功能缺失、新投系統穩定性差等故障，影響到系統安全。所以在操作過度中，必須認真分析繼電保護的特殊問題，如何選擇較為適宜的運行方式是當前考慮的重點問題。

1 旁路斷路器代路過程中的保護分析

某地的變電站均為20KV，負責著城市的輸變電工作，因是多路供電，需要用旁路母線與另一條電線相連。按照變電站的接線方式，旁路斷路器可分為以下兩種形式：

1.1 轉代線路斷路器

以其中#4變電站為例，選擇旁路241斷路器代旁路211斷路器，對旁路代路中的保護方式進行分析。241斷路器以微機高頻閉所保護LFP-902A為配置裝置，該裝置屬于高頻閉鎖保護，收發信機使用的是來自于江蘇宏圖高科技股份有限公司的高頻繼電保護收發信機。

211線配置數字式危機高壓線路成套快速保護LFP-901A型裝置，該裝置屬于允許式光纖方向保護，以深圳巨聯光電技術有限公司研發的光端機作為光纖接口。當前者代替后者時，只可切換微機高頻閉鎖保護為旁路，而不能切換光纖保護。

實際中應按如下步驟進行操作：先對241的保護定值加以正確的調整，投入241保護及重合閘，注意不投高頻保護；當斷路器能夠正常為母線充電后將其拉開，隨后退出211兩側微機方向光纖保護；將241旁路合閘及斷路器合上，同時將211斷路器斷開，并退出211兩側微機高頻閉鎖保護；接著將211高頻保護切換至旁路，通道試驗正常；投入241斷路器高頻保護，將211斷路器轉檢修。

需注意的是，在轉代操作中，若兩組母線被兩組斷路器跨接，極易出現操作失誤，所以常將斷路器及被代路斷路器分配于同一條母線上。如果主變斷路器的接線方式能夠由旁路斷路器所代，為了不出現主變差動保護誤動的情況，應在241斷路器合閘前對其主變縱差電流互感器進行仔細檢查，確保端子處于正確的位置。

1.2 轉代主變斷路器

在旁路斷路器轉代主變斷路器的過程中，一旦主變斷路器停止工作，需將主變保護電流回路切換至旁路斷路器TA，以維持主變保護穩定運行。切換前后的TA變比可能有所不同，此時應重點考慮主變差動。在TA切換時，若主變、旁路斷路器的TA值一致，需在旁路斷路器閉合前將其縱差TA端子改為“接入”；閉合且主變斷路器被拉開后，將主變斷路器縱差TA端子改為“短接”。如此可防止出現差動回路差電流，進而降低保護誤動作的發生率。旁路TA作為差動保護的一側接入，為保證系統安全，盡量在主變保護中增加1側電流回路，并將其與旁路TA相連。根據對旁路閘刀信息的分析，判斷該電流是否計入差動回路及切換相應后備保護所用電流和定值。

2 新間隔投運中的保護分析

2.1 新間隔啟動送電

該地變電站的接線選擇的是雙母線代旁路的方式。因為是新線路，在啟動后新間隔保護未能發揮應有效果，因此使用旁路斷路器代替。先空出一段母線，并將旁路母線代新間隔運行在空母線上，然后利用旁路斷路器沖擊新線路，待沖擊正常便恢復新間隔運行。未正式啟動前，將母差和失靈保護退出，開展相關回路的接入傳動試驗。確定傳動正確后，可將失靈保護投入使用，在合環并確定向量檢查無誤后，方可將母差投入使用。在投入新間隔帶方向保護時，需合理選擇后備保護，此處選擇母聯過流保護。因充電方式是由線路保護代替的，為保證線路縱聯差動保護對線路以及被充電間隔故障能夠快速可靠動作，對于閉鎖式保護，可關閉充電側收發信機電源；而允許式保護，需將接口裝置改為“自環”的方式運行。如果新間隔充電結束，在合環前，需恢復原來的保護通道方式。

2.2 使用母聯斷路器配置的充電保護

若是自動投入的短時作用過流保護，其投入與退出主要受斷路器跳閘位置繼電器常開接點影響。如果斷路器在合閘位置，便可判斷為投入保護，達到電流定值和時間后動作。否則，判斷跳閘位置繼電器接點返回后，經固定延時退出保護。因為該保護投入時間較短，可有效避免漏投、漏退的現象。

若是人工投入的長時作用過流保護，其投入與退出則受人工控制。充電中或充電后臨時作為被充電設備的輔助保護，可認為控制其作用的發揮程度。但該方式易出現漏投、漏退的情況。

3 設備操作對母差保護方式的分析

3.1 母線電壓互感器TV檢修操作

雙母線一組TV檢修，一次運行方式不變，只將兩組TV二次并列，母差和失靈保護跳開母聯斷路器后，如故障在TV檢查的母線，則其電壓閉鎖元件將可能返回，因此造成母差或失靈保護無法出口而拒動。如果母差保護動作作于母聯斷路器上且沒有時間差時，并沒有上面的風險。較為適宜的做法是母差白虎投入單母線運行方式，將母聯斷路器轉為死斷路器，將將電壓切換開關打在運行TV處或采用單母線運行方式。

3.2 一組母線檢修或清掃工作結束恢復操作

若母線差動保護采用的是雙母線固定方式，則一旦該方式遭到破壞，應退出母線充電，因為母線故障時沒有選擇性，盡管在區外故障時不會發生誤動。在此連接方式之外，若其他類型的雙母線差動保護投“有選擇”的方式，則在母聯作為向后檢修后的母線充電時可以不退出。若是單母線運行，且母差保護自動或人工改投“非選擇”方式，母聯向母線充電時，若母差不退出，充電前需恢復為“有選擇”方式，所以不退母差有“非選擇”的風險。

4 故障恢復操作規程中的保護分析

從現狀來看，多數保護無需專門的重合閘后加速外部回路，僅個別類型保護需要專門的手合后加速回路。手合斷路器需要加速被保護線路時，僅投入該線路保護的加速壓板。向母線充電、其間斷路器向一條線路充電時需注意不能誤加速相鄰線路的保護，以免擴大停電范圍。

5 結束語

作為電力系統的重要組成部分，繼電保護負責者系統元件的安全，意義重大。為適應新形勢下的要求，繼電保護運行方式不斷改進，繼電保護裝置推陳出新，如今微機保護已得到廣泛應用。調度人員和繼電保護工作者應積極學習新技術，掌握新技能，確保繼電保護裝置能夠正常發揮作用，以維護系統安全。

參考文獻：

[1]唐小紅.淺談電網調度運行中的相關舉措[J].電源應用技術, 2013(12).

[2]盧江.規范調度運行工作、確保電網安全穩定[J].中國電力教育, 2010(7).

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[關鍵詞]防雷；過電壓保護

中圖分類號：TM315 文獻標識碼：C 文章編號：1009-914X（2014）31-0021-01

1.引言

1.1 配電網概況

某采油廠配電網經過30多年的發展建設，已建成35kV變電所14座，主變壓器28臺，容量19.47×104kVA；配電所1座；6 kV配出線114條，線路全長1612km；6 kV配電變壓器4033臺，容量20.7×104 kVA；6kV避雷器*組，戶外柱上真空開關*臺、柱上油開關*臺；已形成變、配電設備數量較大、網絡結構復雜的區域配電系統。擔負著三個油田的*口油井站等工業及民用負荷的供配電任務。

1.2 配電線路運行情況

我廠6 kV配電線路長度*km，配電設備較多，且分布在廣闊的曠野之中，架空線路絕緣水平低，線間距離小，又無避雷線，所以易遭受雷擊，且感應過電壓極易引起絕緣子閃絡、擊穿和燒毀導線及電氣設備，造成短路，致使開關跳閘。即使重合閘成功，由于抽油機采用無壓釋放的磁力啟動器控制，也造成油井停產，原油生產蒙受嚴重損失。

我廠2006年配電線路事故率*次/年.百公里，線路跳閘率*次/年.百公里，其中雷擊跳閘*條次，雷擊過電壓致使瓷質絕緣子擊穿*多個，其中7月22日就發生雷擊跳閘38條次，擊穿絕緣子42個，年影響原油產量近*噸。

2 6kV線路落雷次數與耐雷水平

2.1 線路落雷次數：N=γhT

油田6 kV線路采用的是11m電桿，角鋼橫擔，P-6T針式絕緣子，導線呈三角排列，線間幾何距離1.2m，導線平均高度7.5m。

油田6 kV線路的落雷次數N=2.81次/百公里.25雷暴日。

2.2 耐雷水平

經計算，油田6 kV 線路的耐雷水平為6.52kA。

3.防雷及過電壓保護措施

6 kV線路一般遭受直擊雷的侵害概率比較小，主要是感應雷過電壓造成線路跳閘的概率較大，所以我們探討的主要內容是以防護感應雷過電壓為主。

由于6 kV線路防雷與過電壓保護均較薄弱，耐雷水平比較低，僅為6.52kA，實際雷電流幅值均大于40 kA，線路遭受雷擊感應過電壓超過絕緣子擊穿電壓，進而轉變成工頻電弧短路，跳閘率極高，供電中斷的頻率較高。以防止雷擊后產生的感應過電壓造成絕緣子閃絡進而引起相間短路，造成供電中斷為主要目標，針對油田配電網絕緣水平薄弱（對地絕緣為4.0Uxg），防雷水平低，線路跳閘后要恢復生產需2-3小時，影響原油產量的問題，需對油田6 kV 線路加強絕緣，減少雷擊跳閘事故。

解決的途徑是提高線路絕緣水平。由前述計算結果可知，線路的耐雷水平與絕緣子的沖擊電壓等級有關，降低工頻電場梯度，增加絕緣子抗沖擊電壓強度，即可提高線路絕緣水平，見表1。

措施一：將線路絕緣子由P-6T更換成P-15T。由表1可知，P-15T比P-6T絕緣子的電場梯度降低12.49%，建弧率降低23.1%，沖擊閃絡電壓增強68.6%，線路耐雷水平提高68.7%，線路雷擊跳閘率降低23.6%。但由于耐雷水平較低，建弧率高，所以雷擊引起的單相接地故障點的電弧難以自動熄滅，且可能轉變為穩定的相間電弧，導致線路開關跳閘，從而使跳閘率增高，所以單獨更換針式絕緣子防雷電過電壓效果不理想。

措施二：將線路絕緣子由P-6T更換成硅橡膠絕緣子，由表1可知，硅橡膠絕緣子比P-6T絕緣子的電場梯度降低？%，建弧率降低？%，沖擊閃絡電壓增強？%，線路耐雷水平提高？%，線路雷擊跳閘率降低？%。由于耐雷水平較高，建弧率低，所以線路發生兩相或三相同時對地閃絡的故障概率很小，從而降低線路雷擊跳閘率，防雷電過電壓效果好于措施一。

措施三：將角鋼橫擔更換成玻璃鋼橫擔，線路絕緣子由P-6T更換成P-15T，在線路首端加裝1組避雷器（降低變電所遭受雷電波侵害的程度）。由于玻璃鋼橫擔具有耐高溫、絕緣水平和耐壓水平高等特點，經雷電全波沖擊50%閃絡電壓試驗，閃絡電壓為404kV，P-15T絕緣子沖擊閃絡電壓118kV，而一般感應雷過電壓的幅值都在500 kV以下，所以更換玻璃鋼橫擔后，線路發生兩相或三相同時對地閃絡的故障概率很小，若中相發生對地閃絡，又可把中相當作地線，增加對另兩相的耦合作用，降低兩邊相的感應電壓幅值，使之不發生閃絡，保證線路的正常供電。4.防雷電過電壓效果分析

油田電力系統近幾年在防雷電過電壓方面加大了技術改造力度，油田配電系統在產能和老油田改造工程中正在逐步推廣應用玻璃鋼橫擔來提高配電線路的絕緣水平，降低雷擊跳閘率，保證油田正常生產。我廠主要采取了以下兩項措施：

一是1995年我廠在*絡線5816線路上安裝了189根玻璃鋼橫擔，運行12年來防雷效果一直很好，經查電力調度運行記錄，沒有發生過雷擊跳閘事故，極少發生單相接地故障，保證了配電線路的安全、可靠運行。而且玻璃鋼橫擔造價只是角鋼橫擔的1.5倍，電氣性能好，機械強度能夠滿足要求，投資回收期短，見表2。

二是近幾年推廣應用硅橡膠絕緣子，已更換硅橡膠絕緣子？只，防雷電過電壓效果較好，經統計，2007年在已更換過的6kV線路上發生雷擊跳閘率與更換前相比降低？%，而且硅橡膠絕緣子的價格相比玻璃鋼橫擔價格還要低，電氣性能、機械強度均能夠滿足要求。

結束語

提高6 kV線路的絕緣水平，對配電網防雷及過電壓保護具有較好的防護效果，我們可以根據歷年雷電活動情況在產能和老改項目中推廣應用防雷及過電壓保護技術，提高線路的安全、可靠運行水平。

參考文獻

[1] 盧文鵬，吳佩雄著.發電廠及變電所電氣設備.中國電力出版社.2000：1，

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【關鍵詞】抗干擾接地；微機繼電保護裝置；高頻閉鎖保護

發電廠是具有高強度電磁場環境的特殊區域，諸如雷擊、短路故障、隔離開關與斷路器操作、工作人員在近處使用對講機等情況，都會對弱電的微機繼電保護裝置造成強電磁場干擾，使繼電保護裝置不正確動作，從而影響系統穩定運行。為使繼電保護裝置安全可靠地運行，我們希望可以降低一次干擾源的干擾水平，但是實現起來很難，甚至不可能，如雷擊、短路故障，并不是我們所能控制的。因此，我們的重點是斷開電氣二次回路及設備與一次回路之間的耦合，降低一次干擾源對二次回路及設備的干擾。下面介紹我廠現階段為此所采取的若干措施。

1、高頻同軸電纜應在開關場和控制室兩端分別接地

若高頻同軸電纜只在一端接地，在隔離開關操作空母線等情況下，必然在另一端產生暫態高電壓。在這種情況下，將在收發信機端子上產生高電壓，可能中斷收發信機的正常工作，甚至損壞收發信機部件。為此，我們采用了高頻同軸電纜兩端接地的方法。具體接法是：在高壓開關場，高頻電纜屏蔽層在線路結合濾波器二次端子上，用大于10mm2絕緣導線連通并引下，焊接在分支銅導線上，實現接地；在控制室內，高頻電纜屏蔽層用1.5～2.5mm2的多股銅線直接接于保護屏接地銅排，實現接地。要注意的是，個別人誤以為收發信機機殼能可靠接地，只把高頻電纜屏蔽層接到收發信機接地端子，而沒有直接接到保護屏接地銅排上，實際可能只是一點接地。為了進一步降低開關場和控制室兩接地點間的地電位差和電流流過高頻電纜屏蔽層引起的電壓降，我們要求在緊靠電纜處敷設截面不小于100mm2兩端接地的接地銅排，該銅排在控制室電纜層處與我廠主地網相接，并延伸至與保護屏等電位面相連；在開關場則距結合濾波器接地點3～5m處與主地網連通，并延伸至結合濾波器的高頻電纜引出端口。

2、構造繼電保護裝置等電位面

對于我廠集中在主控室的繼電保護自動裝置，應該把它們都置于同一等電位平臺上，該等電位面與控制室地網只有一點聯接，這樣等電位面的電位可以隨著地網的電位變化而浮動，避免控制室地網的地電位差竄入繼電保護裝置，有利于屏蔽干擾。構造該等電位面，一般采用以下兩種方法：一是將各保護屏的銅排以首尾相連焊接起來；二是在控制室電纜層做一個由銅排或裸銅線連接成的框架，此框架與各保護屏接地銅排相連，相對來說，方法二靈活性高些，日后更換新屏或增加新屏時，只需把接地銅排與電纜層銅框架相連即可。我廠采用的就是第二種方法。

3、斷開結合濾波器的一、二次線圈間的接地連線

斷開結合濾波器的一、二次線圈間的接地連線，且二次接地點距離一次接地點3～5m，是防止開關操作、自然雷電等引起干擾的一項措施。隔離開關操作或雷擊產生的高頻電流，很容易通過線路高頻通道的高壓耦合電容器流入地，其間產生很高的高頻電壓，可通過層間電容和一、二次線圈間的雜散電容經二次電纜傳到二次設備端子上。如果不把一、二次線圈間的接地連線斷開，則該高頻電壓將會對繼電保護裝置造成干擾。高頻電流經耦合電容器接地點入地時，將在接地點處產生極高的地電位，而地網對高頻來講是高阻抗，使得這高頻地電位沿四周較快地衰減。因此，為了減少二次回路接地點與控制室二次設備間的地電位差，二次回路接地點應與一次接地點有一定距離，要求不小于3～5m，這樣也減少了電纜屏蔽層中通過的高頻電流，降低對內部芯線的干擾。

值得注意的是，一些人對此措施的理解有偏差，以為只要本相的一、二次接地相隔3～5m就可以了，就把A相結合濾波器的二次地接到B相的一次地，B相結合濾波器的二次地接到A相的一次地，或者把A，B相結合濾波器的二次地都接到C相的一次地，這樣B相（A相）一次接地點的干擾電壓一樣會竄入A相（B相）二次電纜屏蔽層。所以正確的做法應該是把二次接地與所有相的一次接地都保持3～5 m的距離。

4、裝設抗干擾電容

所有高壓開關場進線（交流電流、電壓、操作直流）都需要經抗干擾電容接入繼電保護裝置。開關場進線到了繼電保護屏端子后，先接到抗干擾電容上，然后由電容的同一端子引出到繼電保護裝置的回路，而不能采用T接方式，因為T接那段導線在高頻下的阻抗是不可忽略的，會降低濾波效率。

5、其他措施

除了采用以上幾項工作量比較大的主要措施外，我們還采取了其他一些抗干擾的措施和規定，如：在收發信機停信2回路加入2～5 ms延時，防止外部干擾造成誤停信，使得區外故障時對側誤跳閘；不允許在繼電保護高頻通道中接入帶電監測設備，以免對通道造成影響；不允許用電纜并接在收發信機通道入口引出高頻信號進行錄波，防止竄進來的高電壓擊穿并接的錄波回路，短接了通道，造成通道隔斷。

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【關鍵詞】 電網調度 繼電保護 運行方式 保護配合

電網調度時，選擇合理的繼電保護運行方式，具有十分重要的意義。進行合理正確的繼電保護整定計算及接線圖擬定，一方面可以電網的安全運行及供電的可靠性；另一方面，還可以減小或是防止電網事故的發生。所以，電網生產管理部門比如供電局及電業管理局等，進行電網調度時，都會依據電力系統的運行情況，進行年度繼電保護運行方式的整定，目的在于對目前存在的保護裝置和設備進行驗證，看其是否能滿足電力系統繼續運行的要求，并且對其運行整定值進行計算和選定，對原理接線圖中可以進行修改的相關方法和措施進行討論。進行繼電保護運行方式的選擇時，須注意以下幾方面的問題。

1 計算運行方式的選擇

對繼電保護整定值進行計算和確定，保護裝置的靈敏度進行校驗時，所采用的運行方式稱為計算運行方式。電網調度時，計算運行方式的選擇關系到保護能否滿足電力系統長期發展的需求，并且簡單經濟、合理可靠。所以，在進行計算運行方式的選擇時，應當根據電網的實際情況，全面分析進行確定。一般按照以下幾個基本原則。

1.1 最大運行方式

所謂最大運行方式，即指將所有的元件全部投入運行，并且將選定的中性點全部接地的運行方式。對保護運行方式的選擇而言，最大的運行方式應使流過保護裝置的短路電流最大，可以確定設備保護的選擇性。用以下圖1進行說明。對保護1來而言，最大運行方式的選擇考慮系統最大，即斷開L線路，并且全部投入其他線路；而對保護2來而言，最大運行方式的選擇考慮系統最大，即將所有的發電機組和運行線路都全部投入。

1.2 最小運行方式

所謂最小運行方式，即指依據電力系統的最小負荷，使得投入的數量最少并且經濟效益最好的發電機組、運行線路以及相關接地點的運行方式，也可以是配合檢修計劃的運行方式。最小運行方式選擇時，應可以在最不利情況下，仍保證重要負荷的持續供電。對保護運行方式的選擇而言，最小的運行方式應使流過保護裝置的短路電流最小，可以用來確定設備的靈敏性。

1.3 正常運行方式

所謂正常運行方式，即依據電力系統運行時的正常負荷，確定應當斷開和投入的線路和元件。電力系統備用容量不足時，正常運行方式就是最大運行方式。

1.4 事故運行方式

在電力系統發生事故時，有可能出現不常見的運行方式。例如，最大運行方式下，可以斷開發電機或變壓器等，或斷開電源兩側的線路等。故障運行方式下系統的運行需視實際情況而定。

2 保護裝置的相互配合

電網調度工作中，進行繼電保護裝置的選擇時，使得保護裝置合理相互配合十分重要。繼電保護的四個基本要求是選擇性、速動性、可靠性和靈敏性。保護裝置的配合主要指動作參數與動作時限的合理配合，即速動性和靈敏性合理配合。靈敏度配合是指保護范圍的配合，即電力系統中有故障發生時，距離故障點最近的保護裝置應具有最高的靈敏度。而動作時限的配合，指的是本線路保護的時限比與之配合的相鄰線路保護的動作時限大，并且留有一定的裕度。以下舉例說明幾種保護的配合。

2.1 長線路與短線路保護的配合

如圖2所示，兩條線路保護l與保護2相配合，一般而言，動作參數整定時保護l電流Ⅱ段與保護2電流Ⅰ段配合，即（K代表可靠系數）。但是，實際中，由于要比長很多，即的阻抗要遠遠大于的阻抗。于是，線路的保護2電流Ⅰ段的短路電流與線路末端短路時的短路電流相差不大。因此，用一般方式整定不能滿足靈敏度的要求，需使保護l電流Ⅱ段與保護2的電流Ⅱ段配合，使得動作時限增加一個時間階梯，即從0.5S增加至1S。

2.2 短線路與長線路保護的配合

如圖3所示，同理，兩條線路保護l與保護2相配合，保護l電流Ⅱ段應與保護2電流Ⅰ段配合。實際中，由于要比短很多，即的阻抗要遠遠大于的阻抗。于是，線路的保護2電流Ⅰ段的短路電流與線路末端短路時的短路電流相差很大。配合雖然靈敏度很高，但也不符合實際需求。在這種情況下，保護1的電流Ⅱ段可根據保證末端短路時的靈敏性來整定。

2.3 雙回線與單回線保護的配合

雙回線路的主保護為電流平衡保護或縱差動保護。它們一般無需與相鄰線路或元件的保護配合。雙回平行線路的后備保護為過電流保護，需要考慮配合相鄰線路元件保護的問題，方法如下：

（1）若過電流保護接線方式為和電流接線，整定時按照雙回線路，靈敏度校驗時按照斷開一回線路。

（2）若過電流保護安裝于不同線路上，整定時按照單回線路，靈敏度校驗時按照雙回線路。

如下圖4所示，保護l、2與保護5相互配合，保護3、4與保護7相互配合。

2.4 單回線與雙回線保護的配合

如上圖4中，線路的保護與線路、配合時，應考慮保護6的電流Ⅱ段配合雙回線、動作區的末端短路。若如此配合無法滿足靈敏度要求，則可延長動作時限，配合后備保護。

3 電網結構與繼電保護的關系

電網結構對繼電保護的運行方式影響很大，實際工作中，一般按照以下幾個原則：

（1）單電源輻射型線路采用簡單的電流保護；

（2）雙回路平行線采用縱差動保護，可快速切除全線故障；

（3）線路較短的單回主干線路采用復雜、投資大的縱聯差動保護；

（4）小容量發電機組接人電網時，可先解列裝置從而實現簡單保護；

（5）單回線或雙回平行線帶分支時，一般采用現代保護配合重合閘。

4 結語

本文闡述了電網進行調度工作時，選擇繼電保護運行方式的一些原則和方法。在此基礎上，在滿足電力系統運行的前提下，應盡量采取較簡單的裝置和設備，當其不能滿足系統要求時才采用復雜設備。電力系統運行經驗表明，采用的保護裝置越簡單，調試也會簡單，可靠性更高。

參考文獻：

[1]山東工學院編寫組.電力系統繼電保護[M].北京：電力出版社，1981.

[2]尤文，白文峰，王玉華等.繼電保護原理[M].長春：雅園出版公司，1999.

[3]天滓大學編寫組.電力系統繼電保護[M].天滓：水利水電出版社，1984.

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關鍵詞：繼電保護；保護定值；誤整定

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

繼電保護是電網穩定和安全運行的關鍵因素，其定值整定的正確與否，直接關系到繼電保護的動作行為。定值誤整定導致保護裝置誤動、拒動現象時有發生，這給電網安全穩定運行帶來了很大隱患。本文對繼電保護現場誤整定的原因進行了總結和分析，并提出了具體的防范措施。

1 繼電保護整定計算方面誤整定原因分析

1.1 資料報送不及時

定值整定一般需要設備參數、設計圖紙、廠家技術說明書等三類資料。由于工程節點計劃安排緊湊，常常導致留給保護整定計算人員的工作時間不足，容易導致定值計算結果錯誤或考慮不周。

1.2 資料報送不正確不齊全

現場設備狀況發生變化時未及時修改圖紙或資料，報送與實際不相符導致整定錯誤。常見的情況有：新站驗收或技改時電流互感器組別、變比調整，線路抽取電壓相別調整，保護裝置軟件版本與說明書不符，保護裝置升級新增功能增減定值項等。這些情況若沒有及時與定值整定計算人員溝通，就會留下安全隱患。

2 繼電保護定值執行方面誤整定原因分析

2.1 常規誤整定原因分析

（1）某些繼電保護裝置在進行整定時會自動退出所有保護，在定值執行完畢后需要手動投入。如果現場人員遺忘或者不熟悉設備就會造成設備無保護運行。

（2）部分保護裝置在更改系統參數后需要將保護定值重新固化，否則定值將不被接受，會造成保護拒動。

（3）定值單中部分定值為“現場整定”未給出具體定值，執行人員往往將這部分忽略，若保持出廠定值可能導致保護功能投退異常。

（4）定值單中如果無軟壓板定值項，現場繼保人員需要自行判斷投退相關軟壓板操作，如果遺漏整定軟壓板，將導致保護功能投退異常。

2.2 安全自動裝置誤整定原因分析

安全自動裝置由于日常維護接觸少等原因整定人員對裝置不熟悉，容易導致誤整定。例如穩控裝置定值項中包含壓板投退，對于穩控裝置定值的修改要核查壓板投退是否有變化。

2.3 母線保護裝置誤整定原因分析

母線保護裝置定值不同廠家整定的方法和依據有所不同。

（1）基CT一次值整定問題。長園深瑞BP-2C型母線保護基準CT一次值應不大于現場運行設備最大CT變比，且不能小于現場運行設備最大CT變比的1/4。而南瑞繼保RCS-915型母線保護基準CT一次值一般取多數相同CT變比為差動基準CT一次值。

（2）CT二次值整定問題。長園深瑞BP-2C型號母線保護裝置各間隔（不含母聯/分段）的失靈有流定值均以其相應間隔的CT變比為基準，不需折算。而其他電流定值均要求按照基準CT變比折算整定。而而南瑞繼保RCS-915型母線保護所有電流定值均要求由一次電流根據基準TA變比規算至二次側，且RCS-915有TA調整系數需要設置。

2.4 主變保護裝置誤整定原因分析

（1）開關CT和套管CT問題。主變保護某側的CT二次電流可能取自開關CT電流互感器，也可能取自套管CT電流互感器，當兩者變比不一致時容易造成誤整定。

（2）跳閘矩陣問題。若保護跳閘控制字是一個十六進制跳閘控制字，用戶在使用‘跳閘控制字’時一定要結合具體工程圖紙中的跳閘輸出定義換算成二進制，如果錯位或順序相反都會導致誤整定。

2.5 線路保護裝置誤整定原因分析

220kV線路保護一般有多個定值區，在執行定值時每個區的定值都需要進行更改核對。定值執行完畢后要切換到符合一次設備運行狀態的定值區。

3 繼電保護誤整定防范措施

（1）增強對保護裝置邏輯功能、整定方法熟悉程度，知道整定值得原理依據。

（2）對各種保護裝置容易犯錯的方面提前預防、重點檢查，確保工作萬無一失。

（3）規范保護裝置軟件版本管理，定值通知單必須注明軟件版本及校驗碼。

（4）保護定值執行完畢后應打印清單并核對當前定值區、定值內容是否與定值通知單一致，根據定值內容、定值整定說明確定軟壓板、硬壓板、切換把手的投退和位置。并注意定值區號是否正確。

（5）定期對繼電保護及安全自動裝置進行巡視，按時開展保護定期檢驗是及時糾正誤整定，防止保護誤動、拒動的有效手段。

4 結束語

防止繼電保護“三誤”的發生是保障繼電保護及安全自動裝置安全穩定運行的必要條件。防止保護定值誤整定至關重要，通過加強全過程閉環管理，消除定值整定全過程的不可控因素，才能真正做到防止“誤整定”的發生。

參考文獻

[1]郭曉春.繼電保護定值執行過程中誤整定的原因分析及防范措施[J]. 內蒙古電力技術，2012（5）：97-100.

[2]梅岳香.防止微機保護誤整定的幾點體會[J].電力安全技術，2009（3）：59-61.

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關鍵詞：智能變電站；繼電保護；調試方法；應用

中圖分類號： TM76 文獻標識碼： A 文章編號： 1673-1069（2017）05-165-2

0 引言

隨著我國綜合實力的提升以及經濟的發展的需要，對于電力系統的需求也越來越高，變電站的控制方式由傳統的采用人工控制開始升級為自動化控制，這僅節約了人力，而且提高的安全性。采用自動化變電設備完成電網調度的自動化，根據設定程序實現智能化和數字化的操作過程。為確保電網調度的智能化實施的安全性，需要對整個系統進行安全性調試，智能變電站繼電保護調試變得尤為重要，如何采取安全、有效的繼電保護調試方法，是發展智能變電站需要重點考慮的問題。

1 智能變電站的特點

較傳統的老式變電站，智能變電站是將光電技術、信息技術、計算機技術、互聯網技術以及通訊技術結合起來，通過對電力系統內部信息建立模型，實現電信號對數字信號的轉換，采用網絡通訊的方式進行傳遞，具有準確性高，傳輸速度快的特點。其具體特征主要包括以下幾個方面。

1.1 將收集的信號數字化

智能變電站采用了光電互感設備，實現了將收集的電信號轉化為數字信號。數字化信號不僅便于我們觀察，而且可以提高計算的精度，確保信息的集成化過程更加合理。

1.2 呈現分布化的系統分層

智能變電器內部系統的分層呈分布化，在使用CPU的模式下，可以確保各設備之間可以進行單獨的信息處理工作，而不會發生系統內部的相互干擾，并且都在中央處理器的統一調度下進行，實現了信號之間的相對獨立和內在聯系。

1.3 信息傳遞的網絡化

雖然各設備之間信息處理的過程存在獨立性，但通過中央處理器實現了各設備、各層之間的信息互換，將數字化的信息通過網絡的形式進行傳遞，信息傳遞的準確性更高，確保了變電站的正常運轉。

2 繼電保護調試方法

為確保智能變電站正常、安全的運行，采用何種有效的繼電保護調試方法是十分重要的，下面將從三個方面簡要介紹繼電保護的調試方法。

2.1 保護裝置的調試

在進行調試工作之前，需要先進行相關設備的檢查工作。首先應先確定各設備是否處于正常狀態，設備事故指示燈處于熄滅狀態，設備固定牢固，壓板無松動現象；設備以及鏈接導線絕緣性能良好，確保不出現漏電現場。其次，隨調試設備零漂檢查，檢查過程中將電流回路處于斷開位置，觀察設備的電流和電壓是否處于零點位置。最后，還要對測量儀表的精度進行校驗，將電壓和電流接到校調試設備的端子排，通過量取不同的數值，對儀表現實參數與實際值進行對比，應保證測量誤差不超過2%；在對開關量進行檢測時，還應做好對各種情況的模擬工作。

在完成上述準備工作，確保可以進行保護裝置的調試，下面可以進行設備參數保護值的校驗工作。保護值的校驗應包括以下幾個方面：①對縱聯差動保護值進行校驗；②傳輸距離保護值的校驗；③零序定時最大限制電流保護值的校驗；④零序反時最大限制電流保護值的校驗；⑤工頻運行時距離變化量保護值的校驗；⑥相過流以及零序過流保護值的校驗。保護定值的校驗是為了確保變電站能夠確保在允許的參數范圍內進行工作，避免偏離工況運行而造成設備的損害以及意外事故的發生。

在確定上述保護定值校驗無誤后，可以對光纖通道的聯動進行調試，在進行聯動調試前，應對光纖通道的連接情況進行檢查，確保光纖通道連接異常指示燈處于熄滅狀態時，可以進行光纖通道聯調的檢驗。通道聯調的檢驗分為兩個方面，即：差流和側電流的校驗檢查以及縱聯差動保護裝置的聯調功能。

2.2 通道調試

完成對變電站保護元件的調試，可以進行對設備調試通道的調試，同樣的道理，在調試之前也要進行相關的檢查工作。首先應對通道的狀態進行檢查，確保光纖通道對應的保護指示燈處于熄滅狀態，通道相關的計數狀態處于恒定值，即保護元件中光纖通道正常。其次，對通道連接設備進行檢查，確保連接設備有接地保護，且接地線之間沒有較差連接，連接導線滿足技術指標要求。

通道的調試工作主要包括兩部分：一是對光纖通道進行調試，在進行調試之前，應首先檢查一下裝置的發光功率，是否與通道插件上標致的標稱值一致，確定一致后，可以進行檢查光纖的收信率狀態，校驗收信裕度。在檢驗過程中，應將本側的識別碼和對側的識別碼設置一致，對裝置的縱聯通道保護指示燈進行查看，指示燈是否發出報警信號，若無報警信號發出，則說明通道正常。

2.3 goose調試

在完成保護裝置和通道的調試后，可以進行最后一步調試工作，即：繼電保護的goose調試。對設備的通訊狀態和報文統計進行調試，一般來說，設備的報警信號主要包括以下幾種情況。①goose-A/B出現網絡風暴時發出報警信號；②goose-A/B出現網路中斷時發出報警信號；③goose配置不滿足使用要求時發出報警信號，針對上述三種情況，我們可以對goose進行調試工作。Goose不僅具有信息發送的能力，同時還具有信息接收到的能力，就goose信息發送性能來講，一般可以同時完成8個模塊的發送工作，并配備約10個壓板，以確保變電站繼電保護調試工作的方便、高效的進行，以彌補發射板退出而無法滿足系統正常工作的情況發生。此外goose確實具有強大的接受信號的能力。

3 智能變電站幾點保護調試的應用研究

針對繼電保護調試的應用研究，我們重點要關注的就是goose的連線功能，連線過程中，應盡量選擇硬電纜進行連接，在完成信號的采集后，可以采用數據包的形式進行向外傳輸，對于接受信號的設備來說，它們只需要接受有用的部分信號即可。因此，在goose接線配置過程中，應率先制定內部信號和外部信號，在信號添加時，我們必須注意，一個外部信號不能同時連接兩個內部信號。

現以220kV的線路保護裝置為例，采用繼電保護調試裝置進行通過測試工作的研究。在檢查過程中發現，裝置內部沒有必要的開如信息，并針對這一問題進行了以下分析。首先對校驗設備配置進行了檢查，檢查結果表明校驗儀不存在問題；其次對數據傳輸情況進行分析，發現光纖網口燈一直處于閃爍狀態，證明數據信息傳遞也處于正常狀態；最后對模型的配置情況進行了檢查，并對木差文件內容進行分析，我們發現，名稱為DsGOOSE1和DsGOOSE的模型出現了跳閘數據，經過上述分析我們發現，是由于名稱不一致導致了goose異常情況出現。名稱出現不一致情況下，中斷了設備的信息傳遞功能。

4 結論與展望

智能變電站的快速發展，繼電保護調試扮演著越來越重要的角色，如何采取方便有效的調試方案，是確保智能變電站安全、有效運行的關鍵。隨著智能變電站應用領域越來越廣泛，繼電保護調試工作的研究也開始受到廣大電力工作者的關注。隨著繼電保護工作研究的深入以及調試工作者業務水平和專業技能的不斷提升，通過不斷的探索并對工作中遇到的實際問題進行分析，繼電保護調試工作也會越來越完善。智能變電站作為一中安全、高效的電網傳輸裝置，隨著繼電保護調試方案的完善，也會更好的保證民眾用電的安全性與定性。

參 考 文 獻

[1] 劉洋，張道農，于躍海.時間同步誤差對電力自動化系統影響的定量分析[J].電力科學與技術學報，2011（3）.

[2] 林飛，劉麗娟.淺析數字化變電站自動化系統[J].赤峰學院學報，2010（11）.

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【關鍵詞】電氣；防雷接地；措施

0.引言

隨著經濟的發展，對輸電線路供電可靠性要求更高，且伴隨著電網的發展，雷擊輸電線路引起的跳閘、停電事故也日益增多。據電網故障分類統計表明，我國跳閘率較高的地區， 高壓線路運行的總跳閘次數中由于雷擊的事故次數約占50%～70%，尤其在多雷、土壤電阻率高、地形復雜的山區，雷擊輸電線路引起的事故率更高，對電網安全運行威脅巨大， 損失慘重。為確保輸電線路防雷設施可靠， 每根桿塔一般均敷設接地裝置并與地線牢靠連接，以使擊中地線或塔頂的雷電流通過較低的接地電阻泄入大地。而降低桿塔接地電阻是提高線路耐雷水平、降低雷擊跳閘率、減少雷害事故最有效最經濟的方法。本文就防雷的相關內容進行了探討。

1.防雷接地的內容

為使雷電迅速導入大地，以防止雷害為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財產的安全。多點接地、重復接地、就近接地是防雷接地的基本原則。接地根據其作用和要求，可大致分為工作接地、保護接地、防雷接地三大類。

1.1工作接地

工作接地是為電路正常工作而提供的一個基準電位。當該基準不與大地連接時，視為相對的零電位。這種相對的零電位會隨著外界電磁場的變化而變化，從而導致電路系統工作的不穩定。當該基準與大地連接時，基準電位視為大地的零電位，而不會隨著外界電磁場的變化而變化。根據電路的性質，將工作接地分為信號地、模擬地、數字地、直流地、交流地、電源地、功率地、屏蔽地、設備地、系統地等。工作接地的目的是無論在工作還是事故的情況下，都能對電器設備的可靠運行進行保證，使人體接觸得電降低，迅速切除故障設備或線路，從而使電器設備和輸電線路的絕緣水平降低。

1.2保護接地

保護接地也稱安全接地，保護接地是將電氣設備的金屬外殼或機架通過接地裝置與大地直接連接起來，其目的是防止因絕緣損壞或其他原因使設備金屬外殼帶電而造成觸電的危險。在中性點不接地系統中，如果沒有對電氣設備采取保護接地措施，那么，一旦該設備某處出現絕緣損壞，外殼就會帶電，同時由于線路與大地間有電容存在，人體碰到此絕緣損壞電器設備外殼，電流就會流入人體，從而形成通路，人因此會受到觸電的危險。相反，如果裝有接地裝置以后，接地電流就會同時沿著接地體和人體兩條通路流過，流過人體的電流和接地的電阻大小成正比，當接地電阻極其小時，流經人體的電流對人體的生命安全就不會構成威脅，人體就避免了觸電的危險。

1.3防雷接地

防雷接地是為了使雷電浪涌電流并導入大地，從而避免了被保護物遭受直擊雷或感應雷等浪涌過電壓、過電流的危害，對建筑物及相關電器設備、線路以及網絡等不帶電金屬部分，以及一切水、氣管道等都和防雷接地裝置進行了金屬性連接。防雷接地裝置具體包括避雷針、帶、線、網、接地引下線、接地引入線、接地匯集線、接地體等。

2.防雷接地

接地裝置是防雷裝置中的重要組成部分。如通常使用的避雷線、避雷針、避雷器、避雷帶（網）等都需要接地裝置。其中在接地電阻滿足要求的前提下，除獨立避雷針外，防雷接地裝置可以和其它接地裝置共同使用。對于防雷接地裝置所用材料，一般都比其他接地裝置的材料要大，而且使用前要對其的熱穩定情況進行檢驗。

2.1接地電阻值和沖擊換算系數

防雷接地電阻通常是指沖擊接地電阻，由防雷種類和建筑類別決定。比如獨立避雷針的沖擊接地電阻一般不大于10Ω；而對于附設接閃器每一引下線沖擊接地電阻一般也在10Ω以下，但對于那些重要性不大的第三類建筑物可放寬限制至30Ω。同時防感應雷裝置的工頻接地電阻不能大于10Ω。防雷電侵入波的接地電阻，就要根據侵入波地類別和防雷的級別而定，沖擊電阻應在5～30Ω，其中，對于閥型避雷器的接地電阻在5～10Ω。因為雷電流特大，在放電時可擊穿土壤，就相當于增大了接地體的泄放電流面積，從而減小了接地電阻沖，所以擊電阻一般不等于工頻接地電阻，而是都小于工頻接地電阻。土壤的電阻率越高，那么雷電流就越大；接地線和接地體越短，則就會大大減小沖擊電阻。沖擊換算系數就是工頻接地電阻與沖擊接地電阻的比值，即KA=RA/RI。沖擊換算系數按圖查表進行計算。在圖1中， L是接地體的實際長度，Le則是接地體有效長度，假設ρ表示了土壤電阻率，那么接地體的有效長度就用Le=2√ρ來進行計算。如果是環境建筑物的環形接地體，當它的周長的一半大于或等于有效長度時，我們就取沖擊換算系數KA=1。

2.2跨步電壓的抑制

為了防止出現跨步電壓傷人的情況，防直擊雷接地裝置距建筑物和建筑物出入口及人行橫道的距離應大于或等于3m。出現當小于3m的情況時，可采取下列措施進行補救：一將水平接地體局部深埋于1m以上的位置；二在水平接地體局部包上絕緣物；三可鋪設寬度超出接地體2m且厚為50～80cm的瀝青路面；四埋上帽檐式或其它類型的的均壓條。

3.變電站防雷具體措施

第一，采取正確接地與屏蔽的方式，加裝浪涌保護器。由于電子信息技術的發展，如今變電站普遍采用自動化系統防雷裝置，既存在數字電路，又有模擬電路，因此在運行過程中必須將兩者分開，以防止互相干擾，對設備有所損壞。如在對于微機保護裝置和自動化控制系統下的通信信號線最好使用帶有屏蔽層的雙絞屏蔽電纜，并將其盡可能的與強電導線之間分開安裝，以確保電纜屏蔽層的接地始終只有一點。同時，由于變電站的靜電放電、開關操作和閃電放電時可能會產生瞬態浪涌過電壓，這將會對設備造成物理上的加速老化。因此，可采用等電位的原理，通過加裝浪涌保護器的方式對浪涌進行一定的防護，這樣可以有效地保護變電站的設備不易被浪涌給摧毀。第二，避雷針、避雷線與避雷器的使用。雷擊后可采取攔截的方式引導雷電改變其入地的途徑。避雷針對用在小型變電站里，而大型變電站多采用避雷針和避雷線兩者結合的形式進行防雷，并且對引流線盒的接地裝置比小型變電站的要求更嚴格。我國主要采用的避雷器是金屬氧化物避雷路器，它可以有效的將侵入變電站的雷電波降低到電氣裝置絕緣強度的允許范圍之內，從而對變電站進行防雷保護。4.結語

總之，防雷接地的問題是十分復雜的，它的涉及面也比較廣。防雷接地系統的好與壞，可靠與否，關系到廣大人民群眾的人身和財安全。為了把雷擊造成的損失降到最小，這就要求工程建設者在工程規劃、設計初期就要嚴格執行國家相關規范關于防雷接地的各項要求，從綜合防雷的角度，從各個可能的雷擊引入途徑進行規劃、設計、施工，把工作落到實處，從源頭上保證整個工程防雷接地系統的安全運行。 [科]

【參考文獻】

[1]《建筑物防雷設計規范》GB50057-94.

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【關鍵詞】 繼電保護 設備故障 檢測方式

在電力系統設備維護工作中，繼電設備的故障檢測技術含量較高，其中二次回路故障檢測更是難點，需要經過專業技術培訓的人員開展檢測。對于從事繼電保護工作的工作人員而言，在全面掌握繼電保護工作原理的基礎上，還應當深入研究，積累經驗，針對繼電保護技術的原理與特點，迅速掌握快速檢測設備故障的技巧與方法，提高繼電保護設備維護工作成效。

1 緊密結合工作經驗判斷設備故障類型

對于許多有經驗的繼電保護崗位工作人員而言，在日常工作中積累下來的寶貴經驗能夠有效幫助設備故障的確定，尤其是經常與繼電保護設備故障打交道，這樣的實踐經驗有助于提高故障分析和判斷能力。例如電力系統中，變電站一般配備有2套直流電源體系，電壓為220V，但是這2套電源體系相互獨立，不具備關聯性，一旦在操作中出現錯誤，兩套電源想正負極出現交叉連接，就會導致這2套電源體系的電壓全部出現問題，兩套電源的電壓分別表現為（+220V，0）、（-220V，0），一旦出現這樣的狀況，則說明兩套電源出現了電氣連接，通常情況下，這一類型的故障出現較多的部件在斷電器機構箱內部電源環節，可以細致檢查斷電器機構箱內跳閘回路兩極電源，確定出現問題的原因所在，并進行調整。

2 運用電位測量方式判斷設備故障類型

在繼電保護設備故障的檢測方式中，電位測量方式屬于較為簡單易行的方式之一，操作中可以對二次回路不同節點的電位和電壓變化情況進行分析，由此準確判斷繼電保護系統出現的故障類型。如系統中指示燈熄滅、開關出現拒分合以及斷線、信號消失等類型故障，都可以運用電位測量法進行快速檢測，準確定位故障部位以及元件，采取針對性排除措施。

3 運用替代測量方法判斷設備故障類型

在繼電保護系統出現故障時，如對某元器件判斷故障的可能性較高，將設備中這一元器件進行替換，在此基礎上開展電路檢測，結合檢測情況對這一替換元器件進行性能狀態分析，判斷是否出現故障。在這一故障檢測方式運用過程中，應當抓住重點。首先，采用替代測量方法檢測元器件故障的過程中，適用范圍為內部元器件，檢測者應當對設備內部元器件進行全面的觀察，尤其是芯片、跳線以及插件等元器件，并利用嗅覺是否嗅到異常氣味進行初步判斷故障點的方位與范圍。其次，在運用替代測量方法過程中，將元器件替換不能影響整個系統中其余電路，一般情況下盡可能切斷電流電壓，以這樣的保護措施避免損壞其他元器件。最后，在進行元器件更換替代的環節要保證兩者相同型號，有可能的情況下還要選取相同出產單位的產品，對于出產單位不一致的，則需要仔細核對元器件參數，保證不出現和其余元器件不兼容現象，滿足系統運行的實際需求，保證替代測量方法能夠有效運用和取得實效。

4 運用短接斷開方法判斷設備故障類型

針對繼電保護設備故障各種類型中的線路短接以及線路斷裂等方面的問題，可以借助于短接斷開檢測方式進行有效檢驗，其工作原理主要是將整個系統電路中的一部分進行短接或者斷開，進行檢測，如在對電路短接后各項設備運行狀態正常，可以驗證短接繞過的線路具有故障。借助于短路斷開的方式側重于刀閘控制以及電氣閉鎖和回路開路等問題。短接在閉合線路斷裂故障類型中常用，一般在不閉合線路出現線路閉合障礙之中運用較為普遍。下面以某刀閘閉鎖裝置作為示范，其工作原理如圖1：

在上圖中，線路斷路器ABC、測控屏邏輯閉鎖和03G-1、2共同組成了刀閘閉鎖回路，BS0和BS1為電源領先賄賂，將電路實施短接能夠迅速判斷出現故障的部位，從而能夠進行處置。

5 運用直觀檢查方法判斷設備故障類型

在繼電保護設備障礙檢測中，部分障礙可以進行直觀檢查，例如一些線路出現斷裂，線圈被嚴重燒壞，開關被異常斷開等等，這樣的設備故障能夠較為容易地通過人工觀察進行判斷，并采取相應的維護措施，恢復系統正常運行狀態。例如檢測工作人員針對繼電保護設備中部分長期服役的元器件運行狀況，開展深入觀察，如果不能行使正常的功能，則應當更換，尤其是在嗅到出現焦味的元器件，更應及時將其替換，使用新的元器件，保障設備的正常運行。

6 運用帶負荷檢查法判斷設備故障類型

對繼電保護設備故障進行檢測的一個重要環節的帶負荷檢查法，通過這一檢測方式判斷設備運行狀態是否正常。在實施帶負荷檢測過程中，一定要把握好要點，首先要對參考對象進一步明晰，例如開展相位參考電壓測量過程中，如A相母線電壓為0，可運用電流開展替代，要保證電壓測量參考點相符合。另外要對潮流方向進一步明晰，一旦檢查的開關不能提供參考問題，則應選取其余斷路器以及串聯開關潮流之和實施檢查，要確保兩次檢測的電壓相位一致。

綜上所述，在整個電力系統運行中，一旦出現繼電保護設備障礙，將會出現嚴重的問題，所以要強化繼電保護設備故障的快速檢測，借助于工作經驗和細致觀察、技術判定，快速查找和定位繼電設備故障類型，進一步提高電力系統運行穩定性。

參考文獻：

[1]呂穎，孫宏斌，張伯明，吳文傳，馬麗紅.在線繼電保護智能預警系統的開發[J].電力系統自動化，2010（04）.

[2]易俊，周孝信.對電力系統繼電保護設備故障成因及處置的分析研究[J].電網技術，2007（06）.

篇10

關鍵詞：110kV電纜線路；應用現狀；護層保護

中圖分類號：U665.12 文獻標識碼：A

改革開放以來，我國的社會主義市場經濟取得了飛速的發展，越來越多的人口涌入到了城市當中，促進了中國城市化的進程。所以，在這之前存在的供電網已經不能夠適應現當今城市的發展步伐，要求中國城市電力部門進行全方面的改革，調整現有的供電網絡布局，滿足城市居民對于電力的需求。值得我們慶幸的是，城市的供電公司已經對這一問題進行了研究，并且諸多公司已經開始將其制定的計劃付諸實踐，取得了較為明顯的效果。大多數公司采取的改革方案是放棄以前的電纜線路，改為采用110kV，110kV線路具有傳統線路所不具備的優勢：第一，壽命與之前的相比較之下要更長，在一定的程度上減少了電纜的更換速度，節約了公司的供電成本；第二，傳統的電纜抗擊外界天氣等自然條件的能力較弱，而110kV則對自然條件的適應性較強；第三，環保衛生；第四，不影響城市的整體形象。綜合上述的這些優勢，110kV電纜得到了大眾的青睞。但是，任何事物都不可能是完美無缺的，我們也應該看到110kV電纜線路的缺點和不足：由于其為單芯電纜，在使用時沒有做好處理，發生事故的概率較高；而且在過電壓的情況下護層很容易被擊穿，造成電力的流失，嚴重時將會危機民眾的生命。因此，必須克服這一困難，才能大范圍的推廣110kV電纜線路。

1 幾種經常應用到的護層接地方式

護層接地于電壓有極大的關系，現今，對于電壓的使用都存在一定的限度，超出了規定限度我們稱之為“過電壓”。具體體現在兩種形式上：第一，線路短路或者外源金屬介入導致的感應電壓；第二，沖擊電壓，比如雷電所釋放的電壓就是過電壓的一種。但是，無論是哪一種過電壓，我們都是可以預防的，主要的方法是在電線外層加一層保護層，具體來說又可為分為護套單端接地、交叉互聯、護套兩端接地、護套中點接地、電纜換位金屬護套交叉互聯等接地方式。通常情況下還是以護套單端接地、交叉互聯或兩種方式混合的形式為主。

前面我們也提到過110kV電纜線路屬于單芯電纜，而單芯電纜的接地方式是屬于兩端直接接地，電纜的金屬屏蔽層還可能產生環流，據相關報導單芯電纜兩端接地產生的環流可達到電纜線芯正常輸送電流的30%-80%，這樣做的危害主要有：第一，降低電纜載流量；第二，浪費電能，造成了不必要的損耗；第三，使電纜絕緣老化的速度加快，因此，筆者建議110kV在接地時可以不采用兩端接地的形式。來避免其損害。

2 電纜電線的護層保護及限制過電壓的科學措施

2.1 在進行施工之前，制定科學的施工方案。綜合考慮電纜的分段長度，做到精確計量，電纜分段過長和過短都會帶來一定的弊端，應該采用適中長度的分段，綜合考慮電纜路徑的實際情況及感應電壓計算結果進行合理分段。交流系統用單芯電力電纜的相序配置及其相間距離，應同時滿足電纜金屬護層的正常感應電壓不超過允許值，并使按持續工作電流選擇電纜截面盡可能較小的原則來確定。未呈品字形配置的單芯電力電纜，有兩回線及以上配置在同一通路時，在感應電壓計算上應計入相互影響。

2.2 110kV及以上電壓等級電纜通道的規劃、設計必須達到規定的標準，由于地質條件的不同，要根據具體的條件來定制埋設纜線的科學方案。盡最大的可能避免低洼積水區等等，這些不適合鋪設電纜的區域，因為在這些地區鋪設電纜會給施工單位帶來極大的困難，耗費更多的人力、物力和財力。同時，在這樣區域鋪設的電纜具有極大的不穩定性。

2.3 在線路發生故障的情況下，護層感應電壓會發生一定的變化，強化對其的精確計算，可以在很大的程度上提高供電系統的安全性和穩定性。正常工作情況與故障狀況時的護層感應電壓差別非常大，雖然在正常工作電流下護層感應電壓符合要求，但是仍需驗算該線路在故障狀況下或雷擊過電流波狀況下護層感應電壓是否會對電纜外護層造成嚴重損傷。

2.4 電纜的保護層一定要達到規定的標準，在達到標準之后，根據具體的實際情況來確定將要采用的施工技術和施工工藝。目前為止，電纜保護層的標準厚度是4.0mm以上，只有符合這樣要求材質的電纜才能夠在一定時期之內保持其絕緣的穩定性。選擇材料是最關鍵的環節之一，如果選擇了不符合規定材質的原材料，可能會發生供電問題，嚴重的情況會造成人身傷害，給企業造成不可挽回的經濟損失，同時會影響供電公司的形象，造成信譽丟失。目前大多數的供電公司都采用的是PVC或PE的外護套，之中還有另外的石墨層。PVC外護套在適用的地區一般是氣溫變化較小的地區，因為其硬度比較低，受外部自然條件的影響較大，而HDPE外護套在業界比較受歡迎，因為其硬度比較高，受到外部自然環境的影響較小，適用的范圍也較為廣闊。當然，還有一些別的材質可供選擇，供電公司可以根據具體的實際情況選擇合適的產品。

2.5 在施工完成之后，供電公司要做好工程驗收工作，對110kV電纜通道的空間、規模、接地網、排水、通道內建渣清理、蓋板強度、是否符合施工安裝要求等進行全面的檢查。如果驗收的結果沒有達到規定的標準，則應該及時督促施工單位進行返工。因為不符合標準的電纜工程，在將來通電的過程中勢必會出現各種各樣的問題，防止給供電公司帶來不可挽回的巨大損失。

2.6 電纜鋪設施工中對電纜外護層按照規范進行檢測保護。嚴格控制電纜牽引力、側壓力在允許范圍內；根據電纜通道走向特點制定最佳施工方案，電纜敷設路徑上設置足夠數量的滑輪，總之要按照規范的標準進行，完善供電設施。

2.7 嚴格電纜線路中間接頭、終端制作安裝工藝流程，強化標準化作業，保證遵照設計及相應規范正確連接安裝交叉互連系統及接地箱，對電纜護層交叉互聯系統的安裝與電纜接頭安裝同樣要求有詳細的施工記錄，將每一個步驟、每一個環節落實到人，明確責任。同軸電纜及接地箱應有準確明顯的標識。

2.8 在通道情況允許時采用回流線。增加回流線后，單相短路回路電流不經過大地而經回流線返回。回流線的存在使單相接地時外護層絕緣及保護器所受工頻過電壓與地網電位無關，且通過回流線的磁通抵消了一部分電纜芯線接地電流所產生的磁通，從而降低過電壓數值。

結語

綜上所述，隨著近些年來我國城市的飛速發展，城市人口不斷增多，給城市的供電網絡帶來了極大的壓力。面對這樣的情況，供電公司進行了一系列的改革，并且取得了不俗的成績，最主要的就是將110kV電纜線路引進到了城市供電網絡之中。但是，在看到其成績之時，我們也應該看見仍然存在的問題，目前我國的城市供電網絡仍然需要城市電力部門以及供電公司的努力。

參考文獻

[1]王振文.淺析高壓電力電纜金屬護套接地方式[J].鐵道建筑技術，2011(04).