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简述继电保护原理范文1
【关键词】电力系统 继电保护 问题 解决方法
电力系统的运行环境在我国电力市场的日新月异中日趋复杂，这就需要更多的电力设备来帮助其平稳运转。而作为电力系统核心的继电保护装置，在控制安全事故的发生率及维护我国电力系统的稳定运行方面扮演着不可或缺的角色。继电保护装置在电力系统出现故障时，立即检测并准确定位问题点，从而通过信号向工作人员下达维修的指令，以保障电力系统的安全运行。
1.1 继电保护概念
所谓继电保护就是指通过一些方法和装置来对电力系统进行保护，即当电力系统的某些部分发生故障例如两项短路接地、电机无法正常运转时，相关装置能够做到及时排查并控制，断开电路以免发生危险。它可以保障电力系统的稳定性，将稳定性与地方经济两者紧密地结合起来，消除电气故障所引起的安全事故并最大程度地降低由于电气故障所带来的直接或间接经济损失。
1.2 继电保护原理
继电保护要求在电力系统出现故障时，相关设备能够立即检测电路并准确定位故障点，从而通过信号向工作人员下达维修的指令，从而使电力系统及时恢复运转。这种保护装置所根的原理是：
（1）当电路中的电流骤增时进行控制与保护；当某个元件两端的电压过低时进行低压保护；当电流的相位、频率等参数有反常显示时给予方向保护；对压敏电阻等元件的敏感度进行保护等。
（2）继电保护可以对电路进行自动控制，它借助相关监控设备所发出的危险信号，对电路进行数字模拟再判断是否需要启动继电保护程序，进而做出断路等继电保护措施。例如，湿度、荷载、温度等的变化可能会使电磁继电器等装置做出限流保护。
1.3 继电保护目的
继电保护的作用就是保障电力系统的安全运行，特别是当电力元件不能正常工作时，继电保护装置必须快速精准地摘除故障元件，向最近的维修单位下达维修指令，保证系统正常运行；也有部分更为先进的保护设备可根据实际情况自行确定保护方法并做出调整。
2 继电保护中的常见问题
引起电力系统继电保护出现问题的常见原因主要有设备和人为两个方面。
2.1 人为问题
2.1.1 过分依赖主观经验
检测和维修人员并未做到真正意义上的按照规章制度客观地判断及处理故障问题，而是更多的在实际工作中过分依赖以往的工作经验。这样常会导致问题原因判断不明，造成人员伤亡或经济损失等惨痛后果。
2.1.2 消极怠工等不端正工作态度
虽然目前我国电力系统继电保护基本实现了计算机控制，大大降低了相关工作人员的工作量，但还没有达到完全意义上“托管”的程度，所以仍需要工作人员尽心尽力。而部分员工不仅认识错误而且态度不端，认为继电保护已全部智能化，在检测与维修工作中存在较多漏洞。
2.1.3 专业技能不过硬
从事电力系统继电保护工作的工作人员必须具备熟练的操作技能，否则在电路产生问题时，不能做出及时准确的预判，从而不能把握抢救的黄金时间，导致故障不能在第一时间被控制，甚至出现无法估量的严重后果。
2.2 设备问题
管理装置、数据收集系统和微机处理装置共同构成了整个电力系统继电保护装置，无疑每一组份都必须正常运转，否则都将导致或大或小的继电保护问题。
（1）如果继电保护装置中的电压等物理量达不到充电的标准，就一定会产生继电保护问题。
（2）如果重要数据在收集系统出现问题时发生变化，会使得变化后的数据在变换为数字信号时发生误动，影响数据的准确性。
（3）作为继电保护装置重要组成部分的电磁继电器，在长期使用中难免出现损伤，将会给电力系统继电保护工作带来很大的麻烦，如造成工作电压的不稳定。如果不能合理解Q，还会出现焊接磨损等相关问题，这些无疑都是影响电力系统安全稳定运行的极大隐患。
3 电力系统继电保护问题的解决对策
怎样在今天做好继电保护工作，通过飞速进步的电力系统为我国经济的持续发展保驾护航是我们必须要解决的一大问题。笔者认为有以下四点解决措施：
3.1 集中精力攻克技术难题
只有拥有一批高水平的科学技术人员，才能攻克技术上的难关，使我国的电力系统继电保护事业完成向智能化的转型。可以做的有定期对继电保护相关工作人员进行培训、提供继续学习的机会与平台等等，努力使他们的专业素养达到世界前列水平，为攻克技术难题打下坚实基础。
3.2 杜绝误动现象的出现
继电保护工作中负荷供电的中断往往归因于误动现象的出现，严重时还会危及系统的稳定性，导致安全问题的滋生和地方经济的巨大损失。因此必须加强对系统内部人员的教育，提高安全意识，在电路出现故障时能准确判断并正确处理，在最短时间内恢复电力系统的正常运行。
3.3 注重对高素质继电保护专业人才的培养，在更高水平研究继电保护问题
我国继电保护装置的创新在科学技术的蓬勃发展中日新月异，研发出了模糊逻辑等高精尖技术。这就要求我们的技术人员有一定的阅读与理解外文文献与相关资料的能力，并能准确处理实验数据。因此对于继电保护人员来说，除了常规专业技能的培训，还应加强对计算机知识的学习，为继电保护工作完善自身素质。
3.4 精心维护继电保护设备
从历史上国内外出现的继电保护故障现象来看，故障出现的原因有一部分就是继电保护设备的维护不当，所以为降低或避免故障现象的发生必须将继电保护设备的维护工作保质保量完成。
4 结束语
继电保护工作在电力系统的长期稳定运行中起着不可或缺的作用，对加速国家经济发展速度和改善人民生活质量有着深远意义。作为继电保护工作实践者的相关人士，需时刻保持清醒的头脑，以端正的工作态度和优秀的专业素养，保障电力系统的正常运行，为国家及人民贡献出一份绵薄之力。
参考文献
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简述继电保护原理范文2
1电力继电保护器的种类简述
在电力系统运行时，继电保护自动化机组会采集继电保护对象的故障信号，比较定值与采集信息，将其传输到逻辑模块中，逻辑模块在收到信息后，会对信息进行计算与分析，如果计算结果为1，信号就会传递到执行模块之中。
2继电保护自动化技术的简述
电力系统作为一个全面、综合工作的网络系统，需要专门的保护装置与专业的技术人员确保其安全工作，而继电保护的最基本职能就是在电力系统运行不够稳定或出现一些故障时实施有效的保护措施，将故障带来的损失降到最低，防止电力系统的进一步恶化。继电保护自动化技术在实施保护时主要表现在以下几个方面：
2.1当运行中的电力系统发生故障时，继电保护就会迅速的做出保护措施，将出现故障的零件或者设备与整个系统隔离，这样能够防止故障对其他设备或整个电力系统带来影响，避免故障的进一步扩散，将故障造成的损失降到最低。
2.2当故障已经发生时，继电保护装置就会迅速的发出报警信号，提醒工作人员及时的对设备进行修理。当故障发生较为严重时，我们要停止整个电力系统的工作，对其进行一次全面的检查，对于存在安全隐患的设备或零件尽快的更换，确保整个电力系统安全的运行，为客户提供高质量的电能。
2.3当设施设备和电力系统发生的故障比较严重时，已经威胁到电网的安全或者已经损坏了电力系统的安全设施设备时，继电保护的自动化装置就会发挥它的功能和作用，尽量减少损坏或者威胁的程度，尽量避免更大面积的灾害发生，继电保护的自动化装置，能够减弱电力系统被破坏的程度和损害电力系统给安全供电造成的影响。
3继电保护自动化技术在电力系统中的应用分析
继电保护自动化技术的应用的过程中包括几个环节，即提出问题、分析问题、安装调试、投入运行、后续维护、检修技改，这几个环节是相互联系的，在应用继电保护自动化技术的过程中，必须要把握好以上几个环节的工作，将其有机结合起来，这样才能够保障技术应用的安全性，继电保护自动化及时在电力系统中的应用包括以下几个方面：
3.1在地接地保护中的应用
电力系统线路接地方式存在一定的差异，从类型上来看，电力系统能够分为小电流型接地与大电流型接地两种类型，前者只负责报警信号的，如果系统中的粗线出现故障，电力系统依然能够正常运行。大电流型接地在发生故障时，会将电源立即切断，这可以起到理想的保护作用。
3.2在变压器中的应用
变压器是电力系统的有机组成部分，直接影响着电力系统运行的安全性与稳定性，考虑到这一因素，必须要做好变压器的继电保护工作。这包括以下几个内容：第一、接地保护。对于直接接地的变压器，需要使用零序电流保护法，在接地两侧位置设置保护动作，对不接地变压器，使用零序电压保护措施即可。第二、瓦斯保护。在变压器油箱出现故障的情况下，绝缘材料与油会发生反应，生成有害气体，因此，瓦斯保护应该是重中之重，在设置好瓦斯保护后，如果油箱出现故障，就能够在第一时间启动保护动作，发出报警。第三、短路保护。短路保护有阻抗保护与过电流保护两个内容，阻抗保护是利用变压器中阻抗元件原理起到保护作用的方式，在阻抗元件经过一段时间的运行之后，会跳闸，就可以很好的保护变压器；过电流保护即电流元件经过一段时间的运行之后，也会切断电源，起到保护作用。
3.3在发电机中的应用
对于电力系统发电机的保护可以采用如下几种方式：第一、重点保护法。重点保护法应该着重降低发电机失磁故障发生率，为了达到这一目的，需要将中性点保护、电流保护、发电机相位保护结合起来，形成一种纵联差动模式。如果发电机电流超过标准，可以设置好接地保护装置，如果发电机定子绕组匝间发生短路，不仅会破坏绝缘层，也会导致发电机出现故障，为此，要在定子绕组中安装好保护装置，避免匝间出现短路故障。第二、备用保护法。如果定子绕组负荷偏低，保护装置就会将电源切断，报警，有时甚至会出现反时限问题，采用过过电保护法就能够有效降低此类故障的发生率。此外，在必要的情况下，还需要设置好过电压保护，避免发电机出现绝缘击穿问题。
4继电保护自动化技未来发展趋势
随着计算机技术、通信技术以及信息技术的快速发展，电力系统继电保护装置面临着新的发展趋势，继电保护装置计算机化将随着科学技术的发展向智能化，网络化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展，将会极大的程度提高继电保护装置及其技术的自动化水平，以促进电力系统更加的安全可靠的运行，真正实现安全高效的运行，为电力企业和国家创造更大的经济效益和社会效益。
4.1智能化趋势
人工智能网络的神经网络是运用一种非线性映射的方法，在很多难以列出方程式的复杂的非线性问题上利用神经网络的方法，解开这些线性问题十分简单，其中如遗法算法、模糊逻辑和进程规划等在求解复杂问题的能力上也都有其独特的方法。因此，将人工智能技术与继电保护相结合，在一定程度上能加快电力系统的计算速度；另外，人工智能技术在电力系统继电保护的自动化技术上发挥着重要作用，为继电保护技术中一些常规方法难以解决问题提出了确实可行的办法。
4.2计算机化趋势
继电保护装置的计算机化和微机化是电力系统发展的总趋势，在满足电力系统要求的前提下，企业应该在考虑经济效益与社会效益的同时，思考如何提高继电保护装置的计算机化和微机化，从而提高继电保护的可靠性。随着电力系统对继电保护的要求不断提高，除了基本的保护职能外，还需要对故障信息和数据的整理和存储。强大的通讯能力和快速的数据信息存储以及保护装置与其他控制装置和调度设备的信息需要数据信息和网络资源联网，这就要求继电保护装置不仅仅是保护还要具备计算机的功能。
5总结
简述继电保护原理范文3
关键词：发电厂；继电保护；可靠性；影响因素
所谓继电保护是指当电力系统运行出现意外时，利用继电保护装置能够在较短的时间内排除系统中的故障，这可以减少对于设备带来的损伤和破坏。继电保护在维护电力系统安全中有着积极重要的作用，它不仅能够提高处理故障的效率，还可以在一定程度上保证电力的供应，这对于经济的发展和维护人们的正常生活有着重要的作用。所以要重视继电保护技术在电力系统中作用。同时，这是一项技术性很强的复杂技术，所以如何提高机电保护工作的效率，一直都是电力工作者们研究的一项技术。
一、继电保护系统可靠性特点
继电保护属于可修复系统，对其可靠性的影响因素进行归类分析是电力系统进行选取指标、建立模型以及进行可靠性分析的重要前提，继电保护系统的可靠性特点主要包含以下几个方面。
因为继电保护系统受到其运行环境和自身设备运行情况的影响，其可靠度和系统失效的具体发生时间具有一定的随机概率性，因此在保护对策的制订上具有较高的难度。
发电厂继电保护可靠性所涉及的相关制约性因素较多，其建模、指标选取以及计算上具有一定的复杂性。从广义来讲，影响发电厂继电保护系统可靠性相关的因素包括保护装置、与保护装置相关的通讯通道、继电保护定值、一次设备以及人为因素等。同时发电厂继电保护的设计方案、设备配置方式以及电网实际运行情况都影响着继电保护的动作情况。就继电保护装置而言，又分为装置硬件、装置软件和冗余逻辑等，其中装置软件的运行可靠程度难预测性较大，主要取决于软件系统的输入、输出形式以及软件框架的设计方案等；装置硬件的可靠程度则取决于各组成部件以及电路系统设计的可靠性等方面。
发电厂继电保护系统的失效可以分为拒动失效和误动失效两种，在继电保护可靠性指标的制定时应综合分析这两种失效情况的产生原因以及外在表现特点，其中每种失效又可以大致分为可被检测和不可被检测两类。
二、继电保护可靠性的影响因素
1、雷电因素
自然雷电对电厂的大型设备造成的破坏是极其巨大的，并且自然雷电具有球形雷、感应雷、直击雷等多种形式。由于发电厂所处地的土壤电阻率较高，发电厂的避雷线路装置或者接地组件遭受雷击之后，雷电带来的高频电流会使接地网系统的电势短时间内急剧增大。继电保护装置若处于高阻抗的干扰之中，会增加对电力设备中故障元件做出的错误动作，造成继电保护装置工作的灵敏性与稳定性大大降低。
2、辐射因素
通常而言，在发电厂中为实现对生产活动的实时监控，会设有移动通信设备。这些通信设备在使用的过程中会形成强磁场与强辐射场，在一定程度上干扰了继电保护装置的正常工作，例如磁场与附近的弱电子设备回路耦合，继电保护装置由于捕捉到因高频电流诱发的虚假信号，进行错误的操作，从而使继电保护装置的可靠性降低。
3、高频因素
由于发电厂设备中的隔离开关长时间操作，并且运动速度较慢，导致了电厂的隔离开关触电间形成“电弧闪络”，导致过电压与高频电流现象的产生。这一类的高频因素会导致总线附近形成强电场或者强磁场，造成二次设备和二次回路在操作上产生异常现象。如果电力设备的逻辑元件受到的干扰强度超出了其承受范围，继电保护装置则会出现非正常运动，从而导致继电保护装置的可靠性降低。
4、人为因素
第一，人员方面。继电保护装置由于操作人员的专业知识水平欠缺，在运行时无法正常工作或者出现故障问题。为了保证继电保护装置能够在正确的操作下正常运行，需要操作人员提升专业知识水平，学习继电保护装置的操作流程，并且熟悉继电保护装置的结构，熟练掌握装置中各个组件的位置。
第二，软件方面。目前各个发电厂已经制定了相关规范与制度，但是由于管理人员对电力设备与电力系统发生故障的严重性认识不足，对于相关规范制度的执行力度欠缺，导致操作人员在实际工作中较大程度上忽视了规范制度的约束性，没有在操作中落实，遗留下较多隐患。
第三，硬件方面。发电厂由于资金的限制，设备的备用配件与维修工具不足，导致电力系统中受到损坏的设备未能得到及时维修，不能保证继电保护装置的完好性，以至于电力供应的安全性欠佳，在日常运行中存在较大风险。
三、提高可靠性的具体措施
1、完善规章制度
结合发电厂具体的继电保护实际情况，制定相应的继电保护管理规章制度，发电厂应建立并健全一整套继电保护监管框架以及科学、合理的管理模式，如制定设备运行和维护管理条例、责任人管理制度、事故预警与处理方案、设备定期校准与缺陷处理准则等。
2、加强继电保护运行操作的可靠性
要求发电厂继电保护工作负责人员不仅要具备相关的专业技术能力，更要具备高度的社会责任感，提高继电保护的工作意识，在工作中不断学习与积累经验，从而不断地增强对继电保护系统的操作能力。例如，发电厂继电保护负责人员，应在具备相关专业知识的前提下，深入掌握继电保护的工作原理并熟悉二次回路的图纸，确保负责人员准确的排除继电保护装置产生的异常问题，并及时的找出对应的解决方案，确保电力系统的正常、稳定运行；再如，在进行旁路开关取代线操作时，需要涉及到继点保护定值的确认与调整，以确保与所带线路定值得以匹配性一致，如操作人员检测出装置的异常运行状况，再进行必要的应急处理措施同时，与管理人员进行联系，以确保在最短的时间内完成系统检修，将事故的负面影响控制在最小范围内。
3、加大日常巡检力度
日常巡检是及时发现并妥善解决继电保护运行潜在故障的必要首选之一，这就要求火力发电厂应构建完善的继电保护管理和维修体系，综合分析电力系统正常运行与异常运行情况，确定巡检时间间隔，明确具体的巡检内容和要求，并配备专业人员进行日常巡检。一般情况下，要求巡检人员对继电保护装置的信号灯、运行灯，压板、开关位置，有无焦臭味、发热现象，微机保护报告的参数及时间，表计参数，带电触点有无烧毁、抖动等等进行检查，此外还应定期对继电保护主设备故障信号、数据采样历史记录进行核实和分析，以及适当调整、更新软件版本、保护定值等，若发现故障应及时采取行之有效的方式予以解决，通过切实执行继电保护规定和措施，以此规避出现“三误”事故，从而保证火力发电厂继电保护可靠运行。
四、小结
发电厂在今后的用电和输电过程中，要进一步的提高对干扰因素的认识，同时，采取可靠的方式来尽量的避免干扰因素的出现，提高继电保护的效果。
参考文献：
[1] 刘静亭.继电保护装置在发电厂的应用[J].科技资讯，2011，No.26718：133.
简述继电保护原理范文4
关键词：继电保护；自动装置；远程控制
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）36-0072-02
随着科学技术的发展和运用，目前继电保护技术已经与计算机技术、网络技术、通讯技术、数据库技术等相结合，逐渐从传统技术向着智能化、集中化、数字化、网络化等方向发展。迄今为止，继电保护技术自动装置已经经过了几代的发展，技术在逐渐地完善，但是在发展的过程中会出现运行异常和面临远程操作等问题，下面我们对继电保护技术自动装置作出详细的分析：
1 继电保护技术自动装置运行时异常问题分析
1.1 继电保护自动装置容易忽略的问题
随着科学技术的进步和社会经济的发展，电网的结构也在不断地复杂化，同时继电保护及自动装置也在不断更新换代，它由传统的电磁性保护装置发展成为先进的全微机型保护装置。继电保护及自动装置会发生一些问题，常规问题在检修后能被及时发现和解决，但是有些异常极易被工作人员所忽略，易忽略的问题主要表现在两个方面：
1.1.1 继电保护装置出现异常是非连续的情况，时断时续的，非常不容易被及时发现和查找；并且产生问题的时间是不确定的，经常是随机发生的，很难做出预判，预防起来比较困难。正因为如此，管理人员在查找运行的继电保护装置时的工作量会加大且查找异常的难度较大，查找程序也比较繁琐，不确定性导致问题常常被工作人员忽略，不能解决问题的根源就意味着异常还是会随时出现。
1.1.2 继电保护及自动装置出现的异常不是长期性的，它往往在一段时间后就会恢复正常，这属于潜在的隐患，如果不能及时发现和排除隐患就将其投入到使用中，在运行的过程中往往会导致各种各样的事故，不仅对电网的安全性和稳定性造成影响，发生严重的情况时还会对社会造成影响和带来巨大的经济损失。
1.2 如何解决继电保护及自动装置在运行时发生的问题
1.2.1 建设专业的维修维护团队。继电保护及自动装置的维护人员一定要具备专业的技术；单位要定期加强员工专业技能的培训，将先进的技术及时传达给技术人员；提高团队意识，整个团队中既要做到专人专项技术过硬，又可以统筹兼顾，面面俱到。继电维护维修人员不仅仅要求专业技术过硬，还需要培养职业素质，从而有效地建立一支敬业爱岗的专业队伍。
1.2.2 定期对继电保护及自动装置进行保养和维护。首先是为工作人员配备专用的继电保护调试设备，要求工作人员严格按照要求使用仪器仪表，在接线时要规范操作流程。其次是对新技术要结合实际情况进行试验检测，对检测数据进行分析并进行总结。最后如果发现问题要及时查找原因，工作人员要加强责任心，避免日后出现问题，发生事故。
1.2.3 注重日常维护和检修。运行人员必须对保护装置及其二次回路进行定期巡视，因为这是继电保护及自动装置能否正常运行的关键之一。当发现存在异常情况时，要及时联系维护人员进行检修；继电保护及自动装置运行时要考虑电压是否超过负荷，一定要保证在安全条件下运行。管理者要重视日常检查的重要性，以免工作疏忽带来经济损失和负面的社会影响。
1.3 总结继电保护装置经常发生的故障
加强对常规问题的总结，例如：双套保护装置当中的其中一套出现异常情况、电气设备无主保护或电网安全稳定装置不能正常工作、大面积保护装置跳闸或保护装置失去保护作用和多条线路同时失去一套主保护等问题，将这些常规问题分类总结并制定应急处理措施，在发生相同的问题时能够及时应对和处理，不会出现束手无策的情况，然后再联系专业人员进行全面的检修。
2 继电保护及自动装置的远程控制技术
2.1 简述继电保护及自动装置的发展史
自20世纪80年代至90年代开始，远动技术的的发展日渐成熟，设备的可靠性也愈来愈高，无人值班变电站技术逐渐成熟并得到推广，工作人员通过RTU实现遥测、遥信、遥控和遥调功能，利用规约与主站进行通信。随着技术的发展，无人变电站的技术越来越成熟，普及率也越来越高，早期有人值守变电站需要通过控制屏上的控制开关就地操作断路器，随科技发展变电技术已经改造成为通过“远控”及“就地”的两种操作方式。
21世纪初，计算机技术和通信技术的飞速发展使得变电站更加先进，继电保护及故障管理的信息系统开始兴起并且逐渐完善，有利于对保护信息运行及发生的异常情况进行记载，方便后期维修和事故总结。
而近些年数字信号处理DSP技术已经十分成熟，通讯接口、通信规约达到规范化和标准化，IDE 60870-5-103和IEC 61850国际标准的远方终端装置技术全面推广，并且实现了装置与装置间的无缝连接，最新一代的变电站监控系统还具备了远方修改保护定值和投退软压板的功能。
2.2 继电保护及自动装置存在的问题
继电保护及自动装置受多种因素的制约，导致它的软压板技术无法完全实现硬压板的作用。
虽然早在20世纪80年代就已经通过RTU实现对高压电气设备的远方控制，但是保护压板的远方投退技术却一直未能投入使用。这是因为高压电气设备配备了完整的控制和监视回路，能够将远方遥控脉冲命令换成位置状态切换命令，同时具备位置校核、保持和监视等功能，传统的保护出口压板回路技术没有这些功能。即使二次出口硬压板回路的切换能够利用高压电气设备的控制原理，还要面临简化回路、减少成本等问题，而且回路经过改造后会变得复杂化，所以只能用于投退操作相对频繁的保护及自动装置出口压板回路。
2.3 继电保护及自动装置存在问题的解决方法
2.3.1 采用小型低压电动断路器的操作机构，当操作机构辅助接点串于出口压板回路中时使用小型低压电动断路器，这种方法可以使控制保护出口压板同控制高压断路器相似，操作机构自身的机械闭锁功能来实现位置保持，同时位置切换、校核、监视功能都是均利用该操作机构的辅助接点来完成。性能可靠的断路器操作机构的体积较大，导致该方案仅适用于“一对多”出口压板的切换。
2.3.2 替代低压电动断路器的操作机构可以利用双位置继电器的电磁机构互锁和失电保持功能，首先将远方遥控分合回路分别接分合控制线圈，达到控制分合切换的目的；其次利用其多对合位闭合、分位闭合接点，串于保护出口硬压板回路、用于远方分合位置校核与监视，继电器上分合位置指示作为当地监视。这种断路器具有体积小、成本低的优点，适用于“一对一”、“一对多”出口压板的切换。
参考文献
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简述继电保护原理范文5
【关键词】电流互感器 误差 10%误差计算 措施
中图分类号：TM452文献标识码： A 文章编号：
前言：
随着电网的不断发展，系统的短路容量不断增大。对继电保护用电流互感器的要求越来越严格。电流互感器的误差问题越来越明显地暴露出来。如果电流互感器不满足10%误差要求就会给继电保护带来巨大的影响，给电网的安全稳定运行带来一系列的安全隐患。
电流互感器的工作原理
电流互感器的作用：
将一次回路的大电流变为二次回路的标准值。（5A、1A）
测量设备的绝缘较易实现，连接方便。
二次回路不受一次回路的限制，因此接线灵活。
二次设备和工作人员与高电压部分隔离，保证了设备与人员的安全。
CT的等值电路及向量：
其中：Z1=R1+jX1
Z2＇=R2＇+jX2＇
电流互感器产生误差的原因
由图2求得励磁电流Im为：
Im= I1[（Z2＇+Zf＇）/（Z2＇+Zf＇+Zm）]（1）
通过式（1）可以看出，减小负荷阻抗Zf＇、增大励磁阻抗Zm、限制一次电流I1均可减小CT的角误差、变比误差。
CT本身因素造成的误差
励磁电流Im 的存在造成了变比误差的存在；
由于励磁电流除在铁芯中产生磁通Φ外，还包括有涡流损耗、磁滞损耗，因此也造成了I1与I2之间的角差。
CT外部因素造成的误差
一次电流I1增大造成铁芯饱和励磁电流增大；
二次负载Zf＇过大；
电流互感器的饱和特性
由于电流互感器铁心具有逐渐饱和的特性，在短路电流下，电流互感器的铁心趋于饱和，造成励磁电流急剧上升，励磁电流在一次电流中所占的比例大为增加，使比差逐渐移向负值增大。当电流增大至使比差恰好等于-10%时，这一电流与额定电流的比（I1/I1e）称为电流互感器的饱和倍数。
电流互感器10 %误差曲线计算步骤
现场数据的测试和应注意的问题：
电流互感器VA曲线测试
测试CT-VA曲线时首先应将电压输出调整在0位，调整试验时应缓慢升高电压，不得来回调节，防止由于铁芯磁滞现象造成的测试误差，如果需要重新测试时。应将电压调回零位，再重新缓慢生压测试，不允许在某个范围内来回试验。按图4接线进行CT-VA曲线测试测试。当励磁电压较高时应尽量做到曲线接近饱和点。
电流互感器二次直阻测试：
测试时应在CT本体二次端子上测试，应注意测量定值使用的变比绕组且三相直阻不平衡度小于10%。
二次负担测试
试验接线参照图4只是将电压表接在被试品端。在二次负担测试时分别测试1倍二次额定电流和2倍二次额定电流时的数据（注意区别二次额定电流为5A还是1A）。防止额定电流为1A时通入电流过大时间过长烧毁保护装置。通电时应在电流互感器二次端子侧加电压。
电流互感器变比测试
测试CT变比时注意二次不要开路并在应用变比点通电。
计算步骤:
（1）Em=U-I0Z2 （励磁电压）
其中：Z2=3R2（贯穿式）
Z2=R2（110～220kV-CT）
（2）励磁阻抗：=Zm
（3）M10===2I0（计算倍数）
当I2=5A时M10=2I0
当I2=1A时M10=10I0
（4）短路电流倍数=
K—— 考虑非周期分量影响后的可靠系数，当采用速饱和变流器时K=1.3，不带速饱和变流器时K=2。
（5）计算负担
E=I（Zf+Z2）
I0Zm=I（Zf+Z2）I0Zm=I0Zf+I.Z2 Zf= - Z2
当最大误差为10%时，即Zjf= - Z2= - Z2
（6） 实测负担的计算
ZA=（ZAB +ZCA―ZBC）∕2
ZB=（ZAB+ZBC―ZCA）∕2
ZC=（ZBC+ZCA–ZAB）∕2
完全星形接线：ZS=ZA（ZB•ZC）
不完全星形接线： ZS=ZA（ZB•ZC）
角星接线： ZS=3 ZA
（7） 最大短路电流选取问题
最大短路电流一般取穿越性故障时的三相短路最大短路电流。对于一些负荷站，计算变压器差动保护负担时短路电流可采用下面计算方法：
系统电抗按Xxt=0考虑
XT*=（）2
=Ij×
Sj 、Uj Ij—— 基准容量、电压、电流
（8）应注意的问题：
对于变压器采用电磁式差动保护应将差动继电器差动线圈短接
ZS
当误差不满足时，应采取以下措施：
增大二次电缆截面以减小负载阻抗。在现场一般用增加连接导线的有效截面的方法，如更换较大截面的电缆，或多芯并联使用，以减少二次负载的阻抗值。
采用两组CT串联使用提高励磁电压，以提高电流互感器带负载能力。
更换VA曲线高的CT。
提高CT变比。
结束语：
简述继电保护原理范文6
关键词：同期装置；调试方法；操作流程
同期系统是一个电站发电并网的关键点，所以同期系统的正确性及合闸成功率直接关系到电站的经济效益，下面以我公司生产的SID-2AS微机同期装置为例，简述同期装置调试内容及方法。
所谓同期即开关设备两侧电压大小相等、频率相等、相位相同，同期装置的作用是用来判断断路器两侧是否达到同期条件，从而决定能否执行合闸并网的专用装置；一般情况下，变电站对于需要经常并列或解列的断路器装设手动准同期装置，一般采用集中同期方式。
同期装置中元器件包括有：电压表、频率表、同步表、同步检查继电器、中间继电器（含增/减速继电器、增/减压继电器、选点继电器、合闸出口继电器）、自动准同期装置、同期点选择开关、合闸开关、同期方式选择开关。调试时主要是对以上元器件及其回路进行测试。
我们常用的自动同期装置一般有单点同期装置和多点同期装置，所以此组合而成的同期装置有单点同期装置和多点同期装置，其区别只是并列点的多少，工作原理却相同，所以其调试方法是一样的。
1 调试前准备工作
在调试前，需要做以下准备工作。
（1）试验仪器仪表：指针式万用表、数字万用表、试验导线、光线示波器或具有录波功能的测试仪器（可选，用来观察并记录波形）。
（2）施工结束后，施工人员按照设计原理图和端子接线图检查同期装置外部接线（包括同期装置外部插头引出线）应全部正确；外部各继电器、特别是合闸重动中间继电器的检验均应符合有关继电器检验规程和电力部颁发的反事故措施；外部直流中间继电器线圈两端的并联续流二极管和电阻已全部接入，且极性正确。
（3）为防止弱电控制回路遭受强电控制回路的干扰，同期系统强电控制回路与弱电控制回路所用电缆必须分开敷设；全部开入量电缆应使用屏蔽型控制电缆，同时，电缆屏蔽层必须根据现场实际情况采取两端或一端接地的方式实施可靠接地，加强抗外部电磁干扰的能力。同期装置在安装于同期屏前即可先根据同期装置整定定值的要求进行整定及测试。
（4）进行控制和信号回路动作测试，结果应正确。有关合闸、调速、调压输出回路必须根据现场设备的实际情况做好安全隔离措施，以防误动。断路器合闸回路动作时间测试可利用无压空合闸功能进行。亦可利用继电保护测试仪作为外加电压信号源进行试验。
2 硬件检查
做好将试验系统与运行系统一、二次PT电压隔离、断开同期合闸及控制回路等安全措施，利用继电保护测试仪作为外加电压信号源进行试验。硬件检查主要是检查装置上电后液晶显示器和信号灯应显示正常，否则需查找原因，处理正常后检查以下内容。
（1）面板显示。液晶显示正常，信号灯显示正常。
（2）键盘调试。各键是否灵活，接触良好，各菜单内容正确。
（3）确定定值修改功能正常。
其他的检查类似，包括同步表、同步检查继电器、中间继电器、自动准同期装置测试等。
3 装置核相试验
试验主要利用继电保护测试仪作为外加电压信号源进行试验。在系统侧（JK1-9，12）和待并侧（JK1-11，14）输入频率相同、相位一致的额定电压，同期装置投入，如装置内部未设置转角，观察同步指示器的指示灯应在12点（0°）处点亮，装置显示的电压、频率、相角差测量值正确，则证明装置的TV信号正确。如在其他位置亮灯，则说明接入装置的TV内部接线接错，应查清原因，并进行正确处理后再重新试验。
4 装置TV信号核相
对两侧TV二次回路进行核相有两种比较普遍使用的方式可供选择：
（1）利用机组零起升压对两侧TV二次回路进行核相时：合上待并断路器，使其待并侧与系统侧成为同一系统，开机零起升压至正常值，检查待并断路器两侧TV二次回路电压，各电压值应符合标准，并作好记录（作两侧电压整定值的参考依据），同步指示器的指示灯应在12点，核相结果应正确。
（2）如待并机组无法零起升压对两侧TV二次回路进行核相时，可采用系统侧充电的方式：在待并机组出口处若现场无隔离刀闸情况下需拆开三相连接铜排，做好安全隔离措施，合上待并断路器，对待并侧压变进行全电压充电；检查待并断路器两侧TV二次回路电压，各电压值应符合标准，并作好记录（作两侧电压整定值的参考依据），同步指示器的指示灯应在12点，核相结果应正确。
5 投运试验项目
包括有假并网试验、真并网试验、同频并网试验、单侧无压操作、双侧无压操作。
（1）假并网试验，方法是待并断路器及其隔离开关在分闸位置，拉开隔离开关的交直流操作控制电源小开关（防止隔离开关误动），在假并网试验时应采取防止断路器合上后机组自动加载的措施，同时将脉振电压、装置合闸输出接点和断路器辅助接点接入录取装置分析波形。
（2）真并网试验，根据假并网试验的结果分析，确认装置动作行为全部正确后即可进行真并网试验；检查待并断路器在分闸位置；核对同期装置各定值；运行人员合上其隔离开关；机组启动后按正常运行程序投入同期装置，启动同期装置后，装置将完成并网。并网后检查录波图，可以准确确定断路器动作时间和并网效果。
（3）同频并网试验，同频并网实为线路合环检同期操作，其条件满足允许压差、功角条件范围内立即实施并网操作，否则就进入等待状态，并发出对应信号，一旦装置10秒判断为差频工况，装置采用差频模式条件完成并网。
（4）单侧无压操作，即在参数整定中单侧无压合闸设置“YES”，同期装置投入前送上“单侧无压合闸操作确认”信号（正电源输入JK3-7），装置上电后检测两侧PT电压满足单侧无压条件，装置立即发出合闸命令。
（5）双侧无压操作，即在参数整定中双侧无压合闸设置“YES”，同期装置投入前送上“双侧无压合闸操作确认”信号（正电源输入JK3-8），装置上电后检测两侧PT电压满足双侧无压条件，装置立即发出合闸命令。
