继电保护整定原则篇1
关键词：配电网保护整定方案
中图分类号：F407文献标识码：a
前言
随着城市电网发展的不断进步，10kV配电网也正逐渐向智能化电网方向发展，配电网继电保护整定对于配电网的安全性、可靠性以及电网的高效运行能够起到不可替代的作用。电资源已经是现代社会中人们离不开的一种资源了，随着经济的发展，电器在人们生活中的作用越来越大，但是这样的生活方式也存在一定的弊端，如果电资源方面出现问题的话，就会在很大的程度上影响到人们的生产生活。优化配电网保护整定原则，当配电网发生故障的时候，确保配电网保护装置能够快速、可靠的做出正确反应，为快速隔离故障、提高用电设备运行安全提供有效保障，也是实现智能化配电网的重要目标之一。
1.变电站10千伏出线
1.1光纤纵差保护
差动电流应按躲过被保护线路合闸时的最大充电电流来整定，并可靠躲过区外故障时的最大不平衡电流，同时保证被保护线路末端故障时有足够灵敏度，灵敏系数一般取2～5。
1.2电流Ⅰ段（速断保护）
按躲本线路末端最大三相短路电流来整定。
即：iDZ.Ⅰ=KK・i(3)D.max
可靠系数KK取1.3，i(3)D.max为本线路末端最大三相短路电流。动作时间一般为0s。
若本线路末端最大三相短路电流超出电流速断保护最大整定范围，则退出电流Ⅰ段保护。
1.3电流Ⅱ段（限时速断保护）
按保证线路末端故障最小两相短路故障时有足够的灵敏度来整定，
即：iDZ=i(2)D.min/KLm
灵敏系数KLm不小于1.5，一般对于架空线路取1.5～3，电缆线路取2～5。i(2)D.min为本线路末端故障最小短路电流。动作时间取0.5s。
1.4电流Ⅲ段（过电流保护）
按躲负荷红线电流整定，
即：
可靠系数取1.5，动作时间一般取1s。
1.5重合闸
配电网馈线重合闸时间一般取2s。
重合闸投退方式根据调度命令进行投退。
2一级配电所线路
2.1进线开关
一般按两段式电流保护整定。
电流Ⅰ段：退出。
电流Ⅱ段（限时速断）：电流定值与时间定值均与电源侧一致。
电流Ⅲ段（过电流）：电流定值与时间定值均与电源侧一致。
2.2分段开关
电流Ⅰ段：电流定值与出线开关过电流段配合（可靠系数取1.1～1.2）；时间os。
电流Ⅱ段：电流定值与电流Ⅰ段相同；时间o.3s。
电流Ⅲ段：退出。
电流Ⅰ、Ⅱ段仅作为充电保护用，正常不投由压板控制投退。
2.3出线开关
一般按两段式电流保护整定。
电流Ⅰ段：退出。
电流Ⅱ段（限时速断）：电流定值与进线开关限时速断配合（可靠系数取1.1～1.2），同时满足线末故障有1.5倍灵敏度。
时间定值比进线开关Ⅱ段短一个时间级差，一般为0.2s。
电流Ⅲ段（过电流）：电流定值与进线开关过电流段配合（可靠系数取1.1～1.2）；同时按躲最大负荷电流整定，可靠系数取1.5～2。
时间定值比进线开关过电流延时短一个时间级差，一般为0.6s。
3二级配电所线路
3.1进线开关
一般按两段式电流保护整定。
电流Ⅰ段：退出。
电流Ⅱ段（限时速断）：电流定值与时间定值均与电源侧一致。
电流Ⅲ段（过电流）：电流定值与时间定值均与电源侧一致。
3.2分段开关
电流Ⅰ段：电流定值与出线开关过电流段配合（可靠系数取1.1～1.2）；时间os。
电流Ⅱ段：电流定值与电流Ⅰ段相同；时间o.3s。
电流Ⅲ段：退出。
电流Ⅰ、Ⅱ段仅作为充电保护用，正常不投由压板控制投退。
3.3出线开关
二级配电所的出线不考虑带下级配电所，一般按两段式电流保护整定。
电流Ⅰ段：退出
电流Ⅱ段（限时速断）：电流定值按躲所带配变容量励磁涌流整定，同时与进线开关限时速断配合，两者取较小值；
时间定值取0s。
电流Ⅲ段（过电流）：电流定值按躲最大负荷电流整定，可靠系数取1.5-2；同时与进线开关过电流段配合（可靠系数取1.1～1.2），两者。
时间定值比进线开关过电流保护延时短一个时间级差，一般为0.3s。
4农、配网主干线智能分段断路器
4.1主干线智能分段断路器
4.1.1限时电流速断保护：
电流定值：电流定值按躲所带配变励磁涌流整定，并应保证与线路电源侧出线开关限时速断定值配合（可靠系数取1.1～1.2）；
时间定值，按如下原则整定：
对于全线仅装设了一个分段智能断路器的情况，其保护动作时限比线路电源侧出线开关限时速断延时短一个时间极差，一般为0.2s。
对于全线装设了2个及以上分段智能断路器的情况，若该条线路为辐射型供电线路，则从电源侧算起，第一个智能断路器保护动作时限整为0.2s，其他智能分段断路器保护动作时限整定为0s；若该条线路为双电源环网供电线路，正常运行方式下，联络开关处于断开位置，则从不同的电源侧算起，靠近电源侧的第一个智能断路器保护动作时限整为0.2s，其他智能分段断路器保护动作时限整定为0s。当其中一个电源需长时间停电时（超过5天），则需要将靠近停电电源侧的第一个智能断路器的保护动作时限由0.2s调整为0s。
整定示例：双电源环网供电网络柱上断路器限时速断保护时间整定
如图为双电源环网供电网络示意图，其中CB1、CB2分别为两个变电站10kV出线断路器，K1、K2、K3、K7、K8、K9为主干线柱上分段断路器。DL为联络开关，正常运行时处于断开位置，其相应的保护功能退出。
正常运行方式下，CB1、CB2保护限时速断保护动作时限整定为0.5s，K1、K7柱上智能断路器速断保护动作时间整定为0.2s，K2、K3、K8、K9柱上智能断路器速断保护动作时间整定为0s。
当变电站a10kV出线断路器CB1断路器停电时（停电时间超过5天），则将DL联络开关合上，全线由CB2供电。此时，需要将K1柱上智能断路器速断保护动作时间由原来的0.2s调整为0s。
当变电站B10kV出线断路器CB2断路器停电时（停电时间超过5天），则将DL联络开关合上，全线由CB1供电。此时，需要将K7柱上智能断路器速断保护动作时间由原来的0.2s调整为0s.
4.1.2定时限过流保护
电流定值。
式中：―可靠系数，取1.5；
if―ta一次额定值与线路热稳电流最小值或可能出线的最大负荷电流；
―返回系数，微机保护0.9-0.95，电磁型保护0.85。
按上述原则整定并与本线上级开关过流保护定值相配合（可靠系数取1.1～1.2）。
时间整定：
若该条线路为辐射型供电线路，则从电源侧算起，第n个智能断路器保护动作时限按如下公式整定：
t=tZDiii-nΔt
其中：Δt=0.2S
tZDiii为变电站对应出线过流iii段时间定值。
若该条线路为双电源环网供电线路，正常运行方式下，联络开关处于断开位置，相应智能断路器过流保护时间定值按辐射型供电线路的原则整定。当其中一个电源需长时间停电时（超过5天），则需要对相应的保护定值进行核算和调整，以实现各级智能断路器保护的配合。
整定示例：双电源环网供电网络柱上断路器过流保护时间整定
如图为双电源环网供电网络示意图，其中CB1、CB2分别为两个变电站10kV出线断路器，K1、K2、K3、K7、K8、K9为主干线柱上分段断路器。DL为联络开关，正常运行时处于断开位置，其相应的保护功能退出。
正常运行方式下，假设CB1、CB2保护过流iii段动作时限整定为1.0S，则：
K1柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.8s；
K2柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.6s；
K3柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.4s；
K7柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.8s；
K8柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.6s；
K9柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.4s。
当变电站a10kV出线断路器CB2断路器停电时（停电时间超过5天），则将DL联络开关合上，全线由CB1供电。则：
K1柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.8s；
K2柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.6s；
K3柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.4s。
K9柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.2s；
K8柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0s；
K7柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0s。
另外，K1―K9柱上智能断路器过流保护电流定值需要重新进行校核，以满足保护配合要求。
当变电站B10kV出线断路器CB1断路器停电时（停电时间超过5天），则将DL联络开关合上，全线由CB2供电。则：
K1柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0s；
K2柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0s；
K3柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.2s。
K9柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.4s；
K8柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.6s；
K7柱上智能断路器过流保护动作时间整定为0.8s。
另外，K1―K9柱上智能断路器过流保护电流定值需要重新进行校核，以满足保护配合要求。
4.1.3零序过流保护宜退出。
4.1.4后加速保护宜退出。
4.1.5重合闸宜退出。
4.2支线智能分段断路器
4.2.1限时电流速断保护：
电流定值：按前述线路保护过流i段整定原则进行整定。
时间定值：0s。（根据支线所处位置，可以设为0.2或0s）
4.2.2定时限过流保护
电流定值。
式中：―可靠系数，取1.5；
if―ta一次额定值与线路热稳电流最小值或可能出线的最大负荷电流；
―返回系数，微机保护0.9-0.95，电磁型保护0.85。
按上述原则整定并与本线上级开关过流保护定值相配合（可靠系数取1.1～1.2）。
时间定值：
t=t’-Δt
其中：Δt=0.2S
t’为该智能断路器上一级开关过流时间定值。
4.2.3零序过流保护宜退出。
4.2.4后加速保护宜退出。
4.2.5重合闸宜退出。
结束语
总而言之，配电网智能化是电力系统发展的必然方向，在我国电力系统的发展之下，配电网也在不断完善着，为了满足配电网智能化的发展方向，必须要及时更新继电保护技术，提高继电保护的性能，这样才能够有效促进我国电力事业的发展。
参考文献：
继电保护整定原则篇2
【关键词】继电保护；整定计算；主保护；管理
1.继电保护人员配备问题
继电保护人员是完成继电保护整定工作的主体，整定人员的水平、经验、工作态度及工作时的精神状态，都会影响整定工作完成的效果。对继电保护工作的管理，首先应从整定人员管理入手，当前主要存在以下几方面的问题。
①专职继电保护整定人员人数不足，整定计算人员专业技能水平不一，不能保证继电保护整定工作整体水平的持续提高。改进措施：合理配置继电保护整定人员，提前培养后备力量。②整定计算原则及整定计算过程中的问题。不同的整定人员按规程进行整定计算，在此过程中由于选择的整定方案及整定原则的不同，可能造成整定结果有差异。改进措施：编写制定电网保护整定规则，针对不同厂家的保护装置具体说明，对继电保护人员培训、整定人员计算核查都有较强的指导意义，且可为保护整定人员提供学习参考和整定核查依据。
2.基础资料问题
基础资料涉及面比较广，包括整定计算所用的各类资料。
①二次设备档案不能及时更新，缺、漏、错现象普遍存在。如新建项目部分设计修改无设计更改通知单，改、扩建项目竣工资料不齐全，所存图纸及说明书等资料不是当前有效版本等，对工程项目竣工移交资料环节的管理缺乏有效监管。②没有建立完善的设备缺陷归档管理机制。在保护装置验收、保护专项检查中，可能发现不少保护装置或二次回路本身固有的缺陷，如装置显示的跳闸矩阵控制字与现场试验结果不一致，个别回路功能不正常甚至没有接线等，只是简单地向有关人员口头传达或报告，而没有形成书面材料存档。③由于保护装置更新换代及版本升级速度不断加快，累积的旧保护装置版本越来越多，继电保护人员在保护功能调试或整定计算工作中容易受习惯性思维束缚。④新建、改扩建工程中，项目负责人或工程管理部门未按要求及时向整定计算部门提供有关资料，或者相关资料错误而重新提供．造成定值计算时间太仓促。导致整定计算考虑不周的概率变大．同时也影响了定值单的正常发放工作，这极易埋下事故隐患。
改进措施：制定相应的整定计算资料的规范及上报与考核制度。明确各单位继电保护相关部门(如工程管理部门、施工单位、设计单位、调度部门等)的分工，确保资料的及时报送和定值单的及时下发。利用各种专项检查机会。现场核实校对所有保护装置定值单：将检查中发现的问题或缺陷形成书面材料，以方便调度运行、整定人员查阅整改。
3.加强主保护建设
在实际运行中，特别是2008年发生的大面积冰灾中，在非常短的时间、电网破坏非常严重的情况下，主保护发挥了巨大的作用。因此，加强主保护的配置、整定计算、运行维护都成为了大家的共识。
3.1全线速动的主保护配置
目前，220kV及以上电压等级均按双套全线速动主保护原则配置。面对复杂多变、方式灵活的110kV电网，为确保故障快速切除，保证电网安全稳定，必须实现至少一套全线速动主保护的配置。
3.2构成主保护的通道形式
由于光纤通道的抗干扰性能好，通道传输质量稳定可靠，近年来广泛被继电保护采用。
①光缆路由通道至少采用一路点对点路由。②逐步采用载波机替代保护专用收发信机方式，且采用相相耦合方式。③为防止由于光纤通道接线错误造成保护装置的不正确动作，对于光纤电流差动保护装置建议增加地址编码功能，以确保不同保护装置在电网中的唯一性。
4.合理简化后备保护
现今，随着继电保护技术的发展以及微机保护的全面普及，在实际整定计算中，在主保护加强的情况下，有关规程允许对后备保护进行一些合理的简化，以改善方式安排的灵活性及提高继电保护整定计算效率。
4.1取消零序i段
①取消零序i段的可行性。零序i段保护受系统运行方式的影响较大，正常方式下，零序i段保护范围可以达到全线的70%-80%，但当系统方式变化较大时，零序i段保护范围也会变化，严重时要远远小于70%，甚至只有不到10%。而接地距离i段可以保护线路的70%，这个范围比较稳定，基本不受系统方式变化的影响。在整定计算中，需要使用实测参数，但是由于种种原因，基建时实测参数往往不能及时得到，而为了不影响基建工程的投运，只能提前计算。而且大部分老线路没有实测数据，因此只能使用设计的标准参数来进行布点计算。这些因素将可能会造成零序电流的计算存在较大的误差。为了防止零序保护误动或拒动，只能用调整可靠系数的方法，而可靠系数的取值过大或过小都会使零序保护过于灵敏或灵敏度不够。②整定计算中取消零序i段从以上三点分析可以看出，如配置主保护并有完善的接地距离后备保护，则可以不使用零序电流i段保护。
4.2改善距离Ⅱ段的配合
在整定计算中，原则规定距离Ⅱ段的定值按本线路末端发生金属性短路故障有灵敏度并与相邻线距离i段配合，若无法配合，再与相邻线距离Ⅱ段配合。在目前电网加强主保护且每一套全线速动保护的功能完整的条件下，带延时的相间和接地距离Ⅱ段保护，在与相邻线距离i段配合不了的情况下，可以先与相邻线路的纵联保护配合，从而简化了动作时间的配合整定，有利于改善整定计算的配合条件。
5.做好继电保护的标准化工作
做好继电保护端子、压板的标准化设计工作，并及时在电网内推广、应用，不仅能提高继电保护的运行维护水平，而且为继电保护的不断发展奠定良好的基础。标准化的设计，进一步完善继电保护的配置、选型，做好标准化设计，为今后的保护设计（包括厂家的制造）、运行、检修、管理打好基础。但同时我们也要看到，由于电网的结构越来越复杂，如果保护简简单单的搞全网统一，可能会出现问题。做标准化设计时，建议要求统一保护的屏标准、端子标准、二次回路标准，但是保护功能搭配要灵活，以满足电网发展的需要。
6.结语
综上所述，无论是继电保护整定计算中的原则问题还是实际配置与运行的情况分析，按照加强主保护，简化后备保护的基本原则配置和整定，并做到标准化管理，将会提高工作效率，更好的保证电网的安全运行。
继电保护整定原则篇3
关键词：智能电网；继电器保护原理；广域保护
继电器保护装置是智能电网的“防护卫士”，可以在智能电网故障发生短时间内快速切断故障的区域，将电网故障区域与整个电网隔离开，便于降低电网故障的危害程度，避免出现大规模停电现象。可见，继电器保护技术在智能电网中扮演着重要角色，应结合智能电网可靠运行需要，做好继电器保护工作。
1智能电网继电器保护原理
在智能电网中，继电器保护装置通过应用传感器对发电、输电、配电、供电等主要电气设备运行状况进行实时动态监控，然后利用网络系统进行监控数据采集与整合，并进行数据分析以得到智能电网运行状态的准确信息，了解真实的电网运行状态，实现对智能电网运行状态的有效监控，并及时进行修正继电保护定值。
继电器保护装置除了能保护需要保护对象之外，还可以监控电网内相关联设备的运行信息。为此，智能电网中的继电器保护装置发生动作时，不一定只跳开保护对象，有可能只发出连跳指令，跳开其他关联点，不跳开本保护对象。
2智能电网继电器保护技术分析及应用
2.1技术分析
2.1.1广域保护技术
智能电网采用广域保护技术可以明显提升故障处理效率，降低故障扩大的影响程度。广域保护技术主要有两种方式，一是自动控制，二是继电保护。所谓的自动控制，就是控制智能电网安全运行各种条件下，实现运行安全自动化控制，从而有效规避电网故障；继电保护，在智能电网发生故障时可以快速切开电网鹊墓收锨域，并给出科学合理的故障处理策略，降低智能电网故障处理复杂程度。通过以上两个方面保护手段使广域保护技术得以保障智能电网可靠安全运行。
2.1.2新设备应用技术
新设备在智能电网中的应用对继电器保护功能实现有着极大作用，是智能电网继电器保护装置可靠运行并发挥作用的关键。现阶段智能电网中常用的新设备智能传感器，它是继电器保护应用中最典型的新设备，主要负责监控继电器保护装置内的各个元器件，收集智能电网运行信息，并精准无误的全面评估智能电网运行状态，掌握智能电网运行的真实情况。智能传感器应用于智能电网继电器保护系统，利于及时获取智能电网运行状态信息并做出准确判断，提升整个继电保护系统功能，更好适应智能电网。同时，智能传感器可以帮助智能电网在故障发生时尽快的切断故障区域。
2.1.3系统重构技术
系统重构技术对智能电网有着很强的适应性，能充分适应智能电网重构时的继电保护要求，是智能电网继电器保护的主要技术之一。传统式电网由于运行方式等方面的限制，无法使用系统重构技术，也不能自主处理故障信息，而智能电网恰好可以。为此，智能电网可以通过系统重构技术来保护继电器，实现可靠的继电保护。
智能电网继电器保护系统重构原则：（1）快速性原则。一次系统不能脱离继电保护，要求继电保护系统自身重构快速，在最短时间内完成重构工作。在有多套保护需要重构时，应该保持在最低功能的条件下可以选择分步实施或同时实施的方式；（2）完整性原则。为满足系统最低安全指标，系统重构时必须保持功能完整性，重构后的继电保护系统超过原系统功能，允许紧急情况下对某些功能适当进行降阶或解除，到达系统安全指标要求。（3）可靠性原则。重构时要对设备重新选择组合，新构建的系统必须满足其系统可靠性指标要求；（4）经济性原则。重新划分设备资源，在保证可靠性前提下尽量减少资源浪费。
2.1.4继电器保护装置数字化技术
智能电网的技术含量较高，数字化程度高，为适应这样的特性，可以采用数字化电气设备，如数字化传感器，可以提升强化继电器保护装置的整体性能。此外，近年来神经网络、模糊逻辑及遗传算法等技术快速发展，提升了智能电网建设水平。随着智能电网信息化程度越来越高，借助人工智能技术可以处理电网中一些比较复杂的非线性问题，进一步提升智能电网继电器保护技术水平，适应新时期智能电网建设与运行要求。
2.1.5自适应控制技术
自适应控制技术应用于智能电网继电器保护后，通过调整保护的特性、定值与性能等使继电保护在最短时间内适应电力系统运转方式的改变或电气故障状态，进而提升继电器保护装置的可靠性。从整体上看，这一技术最大优势就是继电器保护装置在电力系统发生变化的短时间内做出最快反应，显著提升继电器保护装置的经济效益。
2.1.6差动保护技术
在智能电网中，差动保护是用于电气主设备保护的重要技术，其具有较高的选择性与灵敏度。其在智能电网继电保护系统中的应用，不仅可以不受电网运行方式改变的影响，还能接入多侧电流，由装置决策参与线路差动保护计算的电流通道，适应智能电网运行方式。
2.2技术应用
面对智能电网的继电器保护技术，为了更详尽的解读智能电网继电器保护技术，下面对差动保护技术在智能电网中的应用进行了分析。如图1是某智能电网的构成示意图。该图中的L1，L2，L3，L4使用光纤差动保护技术，保护定值设置将变得比较简单。光纤差动判断中，需要根据线路L1，L2，L3，L4的运行对各节点n是否接入运行，以及各节点n侧光纤差动采用的对端采用哪侧线路的电流进行具体的判断，根据各节点开关位置确定各个节点运行工况。
本线路在决定采用光纤差动保护基础上，还要合理设置智能电网继电器保护系统，其构成如图2所示，先通过监控系统对保护对象及相关节点的运行状况进行监控与分析，根据监控结果实时调整继电保护装置的保护定值、功能等，使保护系统能灵活自如的适应线路各种运行工况，切实起到继电保护作用。此外，保护功能决定参与故障判断的电气量信息和保护动作策略，结合保护功能设计保护动作策略。
3结束语
综上所述，智能电网是我国现在与未来一段时间电网建设的主要方向，如何实现继电器保护功能的有效实现是广大电力工作者共同面临的问题，必须积极开展相关探讨工作，加强继电器保护技术创新研究，实现技术革新，进一步提高继电器保护技术水平，适应智能电网可靠运行需要。
参考文献
继电保护整定原则篇4
[关键词]继电保护矿山故障措施
中图分类号:tm1文献标识码:a文章编号:1671-7597(2009)1120014-01
继电保护装置在矿山开采供电系统中起到将故障元件从电力系统中切除,使故障元件免于继续遭到破坏,保证其它无故障元件迅速恢复正常运行,避免事故发生或将事故损失降到最低限度的重要作用。然而在现实矿产开采正常生产过程中,因继电保护装置不能正常动作而导致的事故却时有发生,是因为矿山所使用的继电保护装置自身存在各种问题而造成的。
一、继电保护级数较多
以某露天采矿企业为例,输入电压为10000v,输出电压为380v和220v,供电系统有:上级变电所进线馈出线变电所进线馈出线采区变电所馈出线采区变电所进线采区变电所分柜等多级保护。一般上级变电所给予矿迸线保护的时限是定死的,矿上级变电所过电流时限为1s。按照时限整定遵守时限的阶梯原则,下级保护的时限应比上级保护的时限少0.5s或0.7s,由此可见,如此多的保护极数每级间保护0.5s或0.7s的时限就不能做到,难以保护在供电线路出现故障时不越级跳闸。
解决办法:
1.时间继电器采用精度较高JGL集成电路过电流继电器或SSJ型可以相对缩小相邻两级的时间差,其级差0.1s,整定误差为0.1%(包括过流整定、速断整定)。
2.在上级电力部门不同意增加电源进线时限的情况下,如果开关保护跳闸不会严重扩大停电范围,计算中可以适当合并时限,减少极数。这一办法,经现场应用证明是可靠的。
二、速断保护存在的问题与解决办法
目前,大部分采矿企业继电保护除了进线采用守时限保护外,其余配出线皆采用反时限保护。目前仍以GL型感应式过流继电器用的多,它兼有电流继电器、时间继电器、中间继电器和信号继电器的作用,能同时担负过电流和速断2种保护,从而能大大简化继电保护装置。但是反时限保护的反时限与定时限之间的配合很难。
采取的对策:
1.重点部位的保护采用定时限保护。尽管定时限保护对靠近电源端短路电流保护有一定的缺陷,相对来说在保护配合方面,还是具有相当大的优势。
2.过流保护,前级和终端的相互配合。单台变压器供电过电流整定一般是变压器的定额电流乘以1.1-1.3倍的可靠系数,再确定时限。采区变电所的进线按采区变电所供电变压器的台数总额定电流乘以1.1倍的可靠系数,时限确定仍参照变压器整定时间。中央变电所增加一个时限,上水平变电所增加一个时限,地面变电所增加一个时限,划为四级,这样的确定就供电网络整体来说仍具有选择性。
3.速断保护。遵守速断保护的原则,计算速定值,现场根本无法做到,应根据现场设备运行的实际情况确定。高压电动机按起动电流乘以1.2-1.3倍可靠系数确定,如超过其数值就可确定故障电流。时限整定0s,单台变压器按所供电最大l台电动机的起动电流加上其余电动机及照明等负荷的额定电流进行整定,如整定值计算小于变压器额定电流2倍,按2倍的电流整定(按躲过变压器送电时的激磁涌流)。超过2倍的电流整定值,按计算数据乘以可靠系数确定,采区变电所内进线柜则遵照最大整定值数据加上其余变压器的额定负荷,按等级划分,确定延时时间,仍有选择性,但短路情况下速断保护无选择性。对于一般故障还是具有相当大的优势。
三、继电保护装置容量不能满足生产的需要
随着供电距离的加大和用电负荷的增长,原有继电保护装置不能满足现有负荷用电需求,即使将继电器整定值调整到最大值,在启动大功率负荷时依然会引起继电保护装置的动作。一些小型矿山为节省投资,有时选用其它矿山退役的开关柜。由于该开关柜原有继电保护装置容量与目前负荷不符,经常出现继电保护装置误动作的情况。一些新建矿山,常选择继电保护装置容量偏大的开关柜,但开关柜目前所带负荷较小。如矿方选择许继电气公司产DL-31型容量为10a的定时限继电器,开关柜互感比为75/5的设备来控制电压的变压器。由于DL-31型继电器最小刻度为5a,考虑到开关柜互感比,其最小保护电流为75a。而变压器额定电流为30.3a,正常的变压器过负荷电流应整定为额定电流的1.2-1.4倍,即36.4a-42.4a。由此可以看出,本套继电保护装置无法对该变压器进行过负荷保护。对类似问题,矿方应详细计算用电负荷,准确预测矿山发展趋势,选择容量较为合适的继电保护装置。
四、继电器自身存在的故障
1.对于新装继电器,有时厂家为防止继电器的触点在运输过程中来回碰撞,损坏继电器,便使用捆扎带将触点固定或使用纸片将衔铁塞住。使用者往往忽略这一点,使继电器的常开或常闭触点不能在出现故障时动作,从而导致整套继电保护装置失去应有的作用。因此使用者在继电保护装置投入运行前,务必检查继电器的各触点是否能可靠闭合或断开。
2.触点接触不良。继电器因使用时间较长,且动作触点开断电流较大,往往造成触点的烧蚀或熔化,致使触点的接触电阻较大,动作时不能够很好地闭合或断开,使得继电器的灵敏度大大下降。因此,使用者应定期检查各触点的接触状况,及时进行维护,避免因触点接触不良而导致事故的发生。
五、继电器整定值不合适
继电保护装置的调整主要是依据负荷的大小来确定。一些使用者未能精确计算负荷的大小以确定继电器的动作值。
1.使用者为避免同类继电保护装置特性相同,动作灵敏度相似的情况,常采用定时限继电保护装置与反时限继电保护装置相互结合使用方式来改变这一情况,即变电所进线柜采用定时限继电保护装置控制,而如大功率水泵,割煤机等大型用电设备则采用反时限继电保护装置控制。但因定时限与反时限原理不同,对于该类情况,使用者应重新计算继电器的整定值和动作时限,避免该类情况的出现。
2.对于GL型反时限继电器,其速断值的设定是利用速断旋钮调节衔铁的吸合开距来设定电流值的大小。有时使用者为避免在启动大功率用电设备时因启动电流过大而使开关柜跳闸的情况,将速断旋钮旋至最大,使得速断值达到无穷大的状态,从而使得该继电保护装置在负荷侧发生短路时也不能动作跳闸,失去了应有的保护作用。
六、结束语
正由于继电保护装置在使用过程中容易出现故障,因此,必须对继电保护装置进行定期的维护、整定与测试,发现隐患及时处理,以使继电保护装置在矿山开采的安全生产过程中发挥更加积极的作用。
参考文献:
[1]崔景岳,矿山供电[m].北京:煤炭工业出版社,2003.
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[3]赖昌干,地方煤矿供电与电气化[m].北京:煤炭工业出版社,2003.
继电保护整定原则篇5
关键词：故障电流；定时限过电流保护；时限级差；整定值
Doi：10.16640/ki.37-1222/t.2016.08.174
1线路设计达到的目的和要求
（1）运用定时限过电流保护原理进行线路整定；（2）熟悉定时限保护装置中信号、时间和中间继电器的应用与作用及接线要求；（3）理解供配电系统中时限级差和运用；（4）掌握2000KVa线路运行需配备的一般设备和依据。
2线路现状说明
河池学院学院东校区扩建工程需安装2000KVa的用电容量，2×1000KVa变压器并列运行，从宜山变10KV941线t接10KV电源，安装隔离刀闸一套，t接后架10KV设架空线路160米，导线型号为JKYJ-150。新立12米电杆1基，在杆上装有智能开关，高压计量和其他高压设备。电杆下来就是敷设YJV22-8.7/15KV3×120电缆共600米至变压器前分接箱。我们要给电缆线路后的设备作定时限电流保护安装和整定，以保障整条线路的安全供电。
3定时限过电流保护简要说明
首先我们运用两级时限保护来完成电缆线路的保护。工作原理是指继电保护的动作时间（时限）固定不变，与故障电流的大小无关。定时限保护的时限由时间继电器整定，时间整定的依据是根据电缆短路的发热条件来整定。我们使用的保护元件通常由电磁型电流继电器、时间继电器、中间继电器和信号继电器构成。常见电力运行中的线路定时限过电流保护的原理接线如图1所示。
在图1中，由两段时限构成，一段是由电流继电器l、2、中间继电器3、信号继电器7构成无时限过电流瞬动保护，二段由电流继电器4、5、时间继电器6、信号继电器8构成定时限保护，这由我们根据实际情况给定值。电磁电流继电器作为反映电流变化的起动元件，是接受线路互感器的二次电流。当过载时，电流互感器二次电流i2大于继电器动作电流时，首先继电器4或5接通，其次6接通，在给定的时限后8接通，发出信号的同时，最后动作于断路器的跳闸线圈YR、断路器QF跳闸，切除故障，等待检查故障原因。当发生高压线路或设备短路时，电流互感器二次电流i2大于继电器动作电流时，继电器1或2接通，接着3接通；然后7接通发出信号同时接通于断路器跳闸线圈tQ、断路器QF跳闸、停止供电，等待检修。
本线路保护为两级定时限过电流保护，其简化原理示意图（只示意继电器动作顺序）如图2所示。从图2可以看出其保护原理和保护组成的环节所用的继电器基本上是相同的。
4整定计算、步骤
用标么值计算短路电流：（1）选基准容量为100Va，基准电压10KV，计算基准电流为5.774a。（2）经与宜州供电公司征询，系统电源电抗最大运行方式下为XS.min为0.10，系统电源电抗最小运行方式下为XS.max为0.20，线路电缆的电抗XL=0.6×0.08×100÷（10×10）=0.048，2台并列变电器电抗Xt=4.5/100×100÷1÷2=2.25。（3）计算最大运行方式下的三相短路电流。线路电抗X10.m=0.10+0.048=0.148。线路的三相短路标么电流i10.m=1/0.148=6.757。线路三相短路电流周期分量有效值=5.774×6.757=39.015a。线路三相短路冲击电流峰值=2.55×39.015=99.488a。线路三相短路冲击电流有效值=1.52×39.015=59.303a。（4）计算最小运行方式下的两相短路电流。线路电抗X10.m=0.20+0.048=0.248。线路的三相短路标么电流i10.m=1/0.248=4.032。线路三相短路电流周期分量有效值=4.032×6.757=27.244a。线路两相短路冲击电流有效值=0.866×27.244=23.593a。经过以上短路电流的计算分析，我校的2000KVa容量10KV线路允许的最大故障电流为99.488a，其他计算值作为辅助参考。（5）有了电流的计算，我们首先选择10KV侧的电流互感器的变比为100/5，当电流互感器二次侧电流为5a时，此电流是通过电流继电器Ka1和Ka2的最大负荷电流i‘Lmax，会触发电流继电器Ka1和Ka2工作，从而使系统保护工作，达到保护线路的作用。这里我们使用电流互感器的接线方式为相电流接线系数，即Kw=l。这里补充一下电流互感器的接线系数。
Kw----------为电流继电器Ka1和Ka2的结线系数。接线系数有三种情况：
①两相两继电器式接线属相电流接线。在一次电路发生任何相间短路时，Kw=l，即保护灵敏度一样。②两相一继电器式接线，即两相电流差结线或两相交叉接线，当一次电路发生三相短路时，。③当装有电流互感器的a、C两相短路时，。而当a、B两相或B、C两相短路时，，这里B相未装电流互感器。
（7）整定动作时间。我们整定Kt1和Kt2的动作时间，可以按下面线路（图3）定时限整定时间来整定。先整定Kt2为0.5S，为了保证前后两级保护装置动作的选择性，按“阶梯原则”进行整定，前一级保护动作的时间t1，应比后一级保护中整定的时间t2要大一个时间级差t。一般t取0.5～0.7S）。故当t1取0.5S，t取0.5S时，则Ktl整定取t1=t2+t=0.5+0.5=1.0S。整定时间好以后，就要进行调试，可以用电秒表进行校验，这里不在详谈。
5注意事项
（1）在安装设备时，特别注意各个继电器的线圈接线端子及其触点的接线端子，千万不要弄错。（2）注意继电器的触点端子是串接在哪一个继电器的动作线圈。（3）接线时要分步完成，并且先接串联、后并联。
6安装运行结果及分析
（1）定时限过电流保护动作电流、动作时限的整定原则是：①作为无时限的后备保护整定，整条线路可靠系数应为1.1～1.2；②作为输电线路相间故障的主保护整定，灵敏系数不应低于1.25～1.5。（2）在实际运行线路中，在后一级保护动作使断路器跳闸后，前一级保护动作不会使其断路器紧接着跳闸，因为线路电流恢复正常，且前一级保护动作有时限级差。（3）在短路电流达到前一级动作整定值且存续一个时级差时，后一级保护启动，前一级保护动作也会使其断路器跳闸。（4）2015年5月3日，新建四栋学生公寓开挖，因开挖掘机的同志粗心大意，无意挖伤电缆，引起短路，导致开关跳闸，这是保护系统起到了保护作用。在抢修现场，因跳闸时间相当短，创伤点没有扩散，经过做中间接头就可以了。
7结语
在定时限过电流保护应用中，我们是作为主保护还是后备保护是有区别的，整定值、可靠系数和灵敏系数都要选择合理，才能达到我们保护线路的目的。
参考文献：
[1]王福忠，王玉梅，邹有明.现代供电技术[J].北京：中国电力出版社，2011.
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继电保护整定原则篇6
关键词:电网;继电保护;整定管理
abstract:withthedevelopmentofelectricpowertechnologyandthescaleofthenetwork’srapiddevelopmentandthepopularizationandapplicationofmicrocomputerprotection,settingcalculationofrelayprotectionworkshouldalsograduallyincrease.inordertopromotethestabledevelopmentofrelayprotectionwork,soastoensurethesafeandstableoperationofpowergrids.accordingtorelevantregulations,combinedwiththeactualproductionandoperationofpowergridrelayprotectionmanagementintheexistingproblems,andputsforwardsomemeasuresforimprovement.
Keywords:powersystem;relayingprotection;settingmanagement
中图分类号：文献标识码：a文章编号：2095-2104（2012）01-0020-02
当前电网继电保护整定管理存在的问题
继电保护从业人员配置方面的问题
继电保护整定计算人员作为继电保护整定工作的具体实施者，其工作经验、专业技能及综合素质等都会对工作效率产生直接的影响。因此，我们对继电保护工作的管理首先应该从人员管理着手。继电保护人员的现状如下：第一，有些县级供电公司未能配备专职的继电保护整定计算人员，且从业人员的技术水平参差不齐，加之工作人员频繁变动，从而难以确保继电保护整定计算工作整体水平的持续发展；第二，整定计算原则以及整定计算过程中的问题。不同的整定计算人员所进行的整定计算过程是有区别的，在整定计算过程中因为所选择的整定原则和选用的技术参数都存在着个别的差异，最终会导致计算结果也不尽相同。
基础资料方面的问题
2.1.未能构建一套完整的设备缺陷归档管理机制。在保护专项检查以及保护装置验收中发现有些保护装置或二次回路总会存在一定的缺陷，例如现场的试验结果同装置所显示的跳闸矩阵控制字不一致，个别的回路功能不能正常运行甚至还会出线未接线的情况，另外，有些工作人员只通过口头形式传达资料信息，未曾整理书面资料建立存档。
2.2.在新建、改建、扩建工程中，工程管理单位不能按照规程规定按时给整定计算部门提供相关的资料，即便提供了也会时常出现误报、漏报的现象，这样，整定计算工作任务就不能按时、按计划开展完成，从而影响了继电保护定值计算的时效性，在一定程度上也影响到定值单的按时发放以及工程的按时投运，同样也给安全生产造成了一定的隐患。
2.3.没有及时更新二次设备资料档案，致使错、漏缺陷普遍存在。例如工程项目要进行更改却没有设计变更说明，改建或扩建工程的竣工资料不完整、所存的说明书以及图纸资料等不是当前的有效版本、在工程项目竣工移交资料环节方面未能进行有效的技术管理监督。
2.4.保护装置的更新换代或版本升级速度较快，过去一些老版本的保护装置不能与之衔接，这将严重束缚了继电保护人员在整定计算工作或保护装置调试中的创造性思维。
电网继电保护整定管理问题的改进措施
专业人员对工作熟悉程度的改进措施
根据电网结构、运行方式及继电保护装置的配置情况，编写并制定相关的继电保护运行管理规程；结合年度电网运行方式、保护配置、时限配置、整定计算原则，及时编制继电保护整定方案说明书，用于日常工作中继电保护整定计算人员的培训和整定计算工作核查。同时，也可用于调度员在日常工作中准确分析判断故障的理论参考依据；还可作为不同电网结构时期的保护整定计算文献资料，为今后整定计算人员特别是新上岗的保护工作人员日常开展工作提供理论性指导。
基础资料方面的改进措施
首先对整定计算资料的上报和所报资料的准确性以及资料的规范化进行相应的整合管理，制定出切实可行的业务流程及管理考核制度，使相关部门充分明确各自的职责，从而保证上报资料的正确性；同时也为整定计算人员能够如期实施开展工作提供相应的技术保证。其次，在保护定值执行过程中，特别是在继电保护年度检验及定期检验工作中，将已执行的保护定值通知单与现场进行严格核对，把检查中所发现的问题与缺陷及时回知到继电保护相关部门，以便于保护人员及时整改解决。
加强电网主保护的配置
在实际生产运行中，遇有特殊的运行方式，如因为设备损坏、人为或自然灾害等原因造成的电网大面积停电事故，会直接给社会和电网造成不可估量的严重后果。此时就要靠电网的主保护发挥积极的作用，利用电力系统继电保护及自动装置快速可靠的将故障点切除，使电网能够尽快恢复正常供电，保证电网安全稳定运行，使人们的工作生活尽快恢复正常。因此，从业人员对电网主保护的配置选型、整定计算、运行维护等工作要重点加强，达成共识，以利于继电保护及自动装置在电网运行中发挥更好的作用。
3.1.加强主保护通道形式的构建
光纤通道有着良好的抗干扰性能，且通道有着稳定可靠的传输质量，所以，近些年来被广泛地运用于继电保护当中。首先，光缆路由通道至少采用一路点对点路由；其次，积极运用载波机并以此来代替保护专用收发信机方式，在使用载波机的过程中应该采用相相耦合的方式；第三，为了确保保护装置不会受到错误的光纤通道接线的影响，所以建议对光线电流差动保护装置进行地址编码功能的增设，这样一来，即使保护装置不同，而在电网中却具有唯一性。
3.2.全线速动的主保护配置双重化
因为保护装置需要进行定期检查试验，而且时常会有故障发生，所以，为了保证电网能够安全、可靠、稳定的运行，务必要实现主线保护双重化：
第一，所设置的两套全线速动主保护要同时具有完整性与独立性；第二，两套主保护的电压回路、交流电流以及直流电源之间应该是相互独立的；第三，所设置的主保护能够随时切除全线路所发生的各种类型故障；第四，为了促进三相跳闸以及分相跳闸的实现，每套主保护应该设有独立选相功能；第五，所设立的两套全线速动主保护装置应该有其各自的远方信号传输设备；第六，断路器有两组跳闸线圈，因此每套主保护应该各自承担一组跳闸线圈的启动。
4.合理简化后备保护
1.取消零序Ⅰ、Ⅱ段的可行性
在正常情况下，零序Ⅰ段的保护范围可以达到全线的百分之七十至百分之八十左右。然而，如遇到系统方式发生改变，零序Ⅰ段的保护范围也会因此受到影响，很可能会极大的缩短，不仅无法达到70%，有时候甚至还达不到10%。但是，接点距离Ⅰ段可以有效控制保护范围在70%左右，基本上不会因系统方式变化而受到影响。同时，实测参数在整定计算中也尤为重要，没有实测数据，用设计参数进行理论计算得出的结果不是很精确，会直接影响到保护装置动作的快速性及灵敏性。但是，在实际工作中往往不尽人意，整定计算人员通常不能及时收集到实测参数；因为考虑到基建工程的按时投运不受影响，部分已投运的旧线路无实测数据等因素，只有利用设计参数进行预算，计算过程中需要通过调整可靠系数来防止零序保护的误动与拒动，然而可靠系数的取值较难把握，因此，计算得出的结果也不是很精确，会直接影响到零序保护的灵敏度。另外，就四段式的零序保护而言，对于220kv及以上电压等级线路的保护，零序i段可以用压板或控制字来直接投退，而大部分装置零序Ⅱ保护没有设置保护压板投退功能，所以只能靠整保护定值的取值来完成零序Ⅱ的投退。
对距离Ⅱ段的配合加以改善
依据整定计算的原则，距离Ⅱ段应该考虑本线路末端所发生金属短路故障有足够的灵敏度以及与相邻线路距离Ⅰ段保护的配合来进行整定，如果其与距离Ⅰ段无法进行有效配合则选取与相邻距离Ⅱ段保护配合整定。在当前每套全线速动保护及电网加强型主保护功能完整的情况下，带延时的相间保护与接地距离Ⅱ段无法与相邻线路距离Ⅰ段进行有效配合，应该采取与相邻线路的纵联保护相配合的措施，以此促使动作时间的整定配合能够进一步被简化，从而促进了整定计算配合条件的改善。
总之，不论是电网继电保护的配置同运行问题的分析还是整定计算的原则问题，均应该给予主保护的加强来进行后备保护基本原则配置与整定的简化，同时，还需促进继电保护标准化、规范化管理工作，从而推动工作效率的提高，最终以确保电网运行的安全性与稳定性。
【参考文献】
1.陈寿连浅谈电网继电保护整定管理[期刊论文]-中国新技术新产品2011(3)
2.许小舟电力系统继电保护仿真研究[期刊论文]-化学工程与装备2008(4)
3.郑浩.刘凯继电保护现场作业安全控制管理的研究[期刊论文]-科技信息2009(36)
继电保护整定原则篇7
关键词：继电保护设备；状态评估；状态检修
智能电网通过融合信息技术、计算机技术、通信技术、自动化技术和电力系统技术，形成新型的发电、输电和配电电网，包含海量的发电、输电、配电一次设备和二次设备，设备故障等问题严重影响智能电网的安全稳定运行。继电保护设备的安全运行直接影响一次设备的运行质量，过去对一次设备状态评估和状态检修进行了卓有成效的研究和应用。但是，原来越多的研究表明继电保护状态评估和检修有着重要的作用。如何提高继电保护设备运行可靠性，保证继电保护设备的安全运行成为亟待解决的问题。电力继电保护设备的检修主要采取定期检修方式进行，没有综合考虑设备运行参数、运行条件状况、监测数据等情况。设备故障或频繁停役检修费用和损失相当严重，采用传统的检修方式问题日益突出。继电保护设备状态检修得到越来越多的研究和应用。通过对设备状态信息进行分析，实现继电保护设备的状态情况的综合评估，按照设备状态评价结果，自动调整设备检修策略，制定科学检修计划，提高运行质量和检修效率。本文介绍继电保护设备状态检修基本导则，和评估标准的制定，阐述建立继电保护设备状态评估系统的基本原则，实现性能指标，对目前主要的状态评估方法进行综述分析。
1继电保护状态评估标准
继电保护设备状态评估的标准需要参照规范性文件制定，常用的规范文件有：《GB/t14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程》、《DL/t995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程》、《GB/t14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程》、《DL/t623-2009电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》、《DL/t587-2007微机继电保护装置运行管理规程》、《国家电网公司设备状态检修管理规定》、《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》等等。
在探索采用计算机辅助决策系统实现继电保护状态评价过程中，根据行业规范性文件，制定继电保护状态评估标准条款。建议由专家和专业人员组成标准的制定团队，首先参照相关规范性文件，由继电保护技术和维护部门、生产部和项目承担单位技术和工程人员组成标准起草小组，负责起草标准草案；由继电保护设备生产厂家、电力设计院、高校科研所和电力公司的专家、工程人员组成专家组，对提交的草案进行讨论，并形成专家反馈意见；由省调度部门、省公司生产部和科技部等权威人员及领导组成评审组，对提交修订草案进行评审，最后通过评审组的批准形成最终的标准。
2继电保护状态评估系统建设
继电保护设备状态评估，通过分析表征设备状况的各种技术、性能指标和运行情况等状态量参数，参数包括继电保护设备状态量，继电保护设备缺陷和故障数据，以及巡检、停役检测记录数据，还有各种监测数据，对继电保护设备的运行状态进行综合评定，评估继电保护设备状态等级，确定设备是否处在影响其完成预定功能的状态。
继电保护状态评估系统的建立应该遵循一些基本原则：
⑴安全与可靠性原则：系统应满足电网信息安全管理要求，系统必须具有很高的可靠性和安全性，考虑网络通信、数据存储等安全性，系统可靠安全地与外部系统互联。⑵科学与合理性原则：继电保护设备实施状态评价必须准确可信地估计当前设备的状况，生成优化检修策略，并制定设备维修计划，给出具体检修决策建议，提高继电保护系统可用率，降低检修成本并提高维修效率。⑶开放与可扩展性原则：在系统建设中保证具有与外界进行信息交换与处理的能力，系统方便从外部系统获取数据，其分析结果可方便地被其它外部系统调用，并可实现二次开发。
继电保护状态评估系统的建立应该满足性能指标：⑴须准确可信地估计设备状况。⑵具有高可用率：系统全天24小时持续可用，系统的正常维护不影响系统运行。⑶具有高可靠率：系统设备平均无故障时间为数千数量级。⑷具有高响应速度和并发性：数据访问和系统响应时间数秒数量级，并发处理数十用户。
3继电保护状态评估方法
目前继电保护状态评估方法主要有评分方式方法，采用模糊理论的方法，采用神经网络的方法，以及采用灰色关联度和理想解法的方法。
文献[1]研发输变电设备状态检修理系统，依据高压电气设备状态维修试验规程，设计了百分制量化的状态评分方法，根据试验评分、油试验评分、质量事件评分和家族缺陷评分实现状态综合评分，并且依据评分结果对维修策略进行调整，实现保证设备可靠性的条件下，提高设备可用率、降低检修成本的目的。引入模糊数学理论，文献[2]提出参量信息和描述语言的关联关系的模糊正态分布隶属函数进行状态参量信息表示，采用模糊综合评判方法实施继电保护装置状态量化评估。文献[3]应用模糊C均值聚类FCm算法对参数数据进行模糊聚类分析，结合专家评判法，对设备状态进行评估。考虑各种影响电气设备状态的因素，文献[4]采用教师模块对学习过程进行监督，通过调整神经网络的权值，实现设备状态情况的评估。基于灰色关联度和理想解法，文献[5]提出了电力设备状态维修策略决策方法，并综合考虑多个决策指标分析了电力变压器状态维修方案的决策过程。
4总结
根据本文介绍和说明，依据继电保护设备状态评估基本原则，制定科学的继电保护状态评估标准，选用有效的继电保护设备状态评估方法，建立继电保护设备状态评估系统，才能科学实现继电保护设备状态评估，合理进行检修工作。
[参考文献]
[1]宋人杰，王晓东.输变电设备状态检修评估分析系统的研究.继电器，第36卷第9期.
[2]吴姜，蔡泽祥，胡春潮，曹建东.基于模糊正态分布隶属函数的继电保护装置状态评价.电力系统保护与控制，第40卷第5期.
[3]吕文超，吕飞鹏，张新峰.模糊聚类法在继电保护状态检修中的应用.电力系统及其自动化学报，第25卷第2期.
继电保护整定原则篇8
关键词：变压器故障;10kV;整定值计算
abstract:thispaperanalyzesthecommonfaultof10kVtransformer,10kVtransformerrelayprotectionarediscussedthetypesandtreatmenttechnology,andputsforwardthedeviceselectionandnumerical10kVtransformerrelayprotectionsetting.
Keywords:transformerfault;10kV;settingcalculation
中图分类号：tU74文献标识码：a文章编号：2095-2104(2013)
1电力变压器常出现的故障类型
变压器内部故障通常是指电力变压器内部发生的全部故障,主要包括有：单相接地、绕组匝间短路、故障相间短路等;外部故障通常是由变压器单相接地故障和变压器引出线绝缘套管间的相间短路等,具体故障可分为下列4种:
（1）芯体故障，是指变压器每个部分绝缘老化；内部绕组匝间与层间出现断路、短路情况;由于绕组铜线质量问题而使变压器局部出现过热;绕组线圈的绝缘受潮;因系统短路而导致绕组机械损伤;系统冲击电流导致绕组机械损伤等。
（2）磁路故障，造成磁路故障的原因有：芯体内部出现绝缘老化;轭夹件或穿芯螺丝碰接铁芯;压铁松动引起噪声和电磁铁振动;因铁芯接地不良造成系统间歇性静电放电;因芯片叠装不符合要求引起铁损增加等。
（3）变压器油故障，因系统在高温运行时,出现绝缘油氧化,从而吸收了空气中的水份导致绝缘性能有所下降;油道由于呗油泥沉积阻塞造成散热性能变坏;在油
绝缘内部发生闪络放电等。
（4）结构方面故障,因分接头没有接触好引起了系统部分过热;油泥阻塞导致分接头表面出现闪络或相间短路;变压器的油箱漏油、油温指示计失灵;因防爆管故障使油受潮等。
210kV电力变压器继电保护技术
对于高压侧为10kV的车间变电所的主变压器,一般都装设电流速断保护和过电流保护,当过电流保护的动作时间小于0.5s时,电流速断保护可以不装设。安装在车间内部的容量达800kVa及以上的油器浸式变压器,还应装设气体保护即瓦斯保护。本文就变压器的常见的瓦斯保护、定时限过电流保护、电流速断保护做简单的介绍。
2．1瓦斯保护
瓦斯保护是中、大型变压器安全保护中必不可缺少的。变压器发生局部击穿或短路故障的原因通常是破坏绝缘或变压器油产生气体而引起的，对气体的速度监视并分析其特征与成分,可以推测故障发生原因、部位及严重程度,当变压器突然发生严重故障时自动报警或切断电源。瓦斯保护分为：轻瓦斯保护动作于信号；重瓦斯保护动作于断路器跳闸两种。发生轻瓦斯保护的原因有:由于滤油、加油和启动强油循环装置致使空气进入变压器；温度下降或漏油致使油面缓慢低落；轻微的变压器故障而出现少量气体；直流回路绝缘破坏或接点劣坏发生误动作。发生重瓦斯保护动作跳闸的原因有：有可能是因为变压器内部产生严重故障,油面剧烈下降或保护装置二次回路故障,有时候因检修后油中空气分离得过快,导致瓦斯保护动作于跳闸。
瓦斯信号发生后,应先检查瓦斯继电器动作的原因,如果不是上述原因引起的,则应立即收集瓦斯继电器的气体,并根据气体的多少、颜色、是否可燃等判断其故障性质。重瓦斯保护动作时,若确定是内部故障,应向上级反映并取油样进行化验、分析色谱检查油的闪点。若油的闪点比之前的降低5度以上,则说明变压器内部有故障,必须停下处理,严禁冒然送电。
2.2改进开关设备继电保护时限问题
通过将变压器连接的继电保护改进成为JSL集成电路型限过流继电器，来代替原有的电磁式继电器，可提高继电器动作精度，降低误差。同时降低能耗，新型继电器的时限级差为0.01s，是普通电磁式继电器的2倍。对线速断保护时间进行调整，一般改成速断0.05s，过流0.1s，这样可以更好地改进继电保护时限配合问题。
2.3增加速断保护
在电力系统设计中，当系统出现故障时，通常希望继电保护装置迅速动作，这样可以快速反应，避免造成更大损失。因此，需要在电路系统之中配置速断保护装置，当故障发生时，可迅速切断电流，保护电路。对于变压器，更应该添加速断保护装置。当速断装置发生动作时，迅速切断电流，以阻挡更大损失。
3保护继电器的选择
变压器电流速的断保护的作用,是防止被保护范围内发生金属性单相或多相短路时产生过电流长时间冲击而引起故障点故障的扩大,并波及故障线路及其设备。因此,一般都是作用于断路器跳闸,以便迅速切断故障点电源。变压器电流速断保护跳闸分为t=0s速断跳闸和t=0.5s延时速断跳闸两种形式。实践证明,采用延时速断保护跳闸具有明显的优越性。
常用的继电器有：DL型电磁式电流继电器和GL型感应式电流继电器两中。如变压器负荷中没有较大容量的电动机,可用延时速断过流保护。为改善动作特性,通常多采用DL型电磁式电流继电器,另增加时间继电器以获得保护的时限；反之,如变压器负载中具有较大容量的电动机负荷,宜采用GL型感应式电流继电器,不仅可利用其瞬时动作元件满足电流速断保护要求,还可以利用其延时动作元件的反时限部分,以躲过电动机的起动电流,满足变压器过负荷要求。GL型感应式电流继电器能简化线路接线,但却增加了调校的难度,并且其动作特性不如DL型电磁式继电器。
4保护继电器的整定值计算
电流速断保护的整定值计算原则：首先应满足系统保护的选择性,当继电器保护区域内发生短路故障时,可快速、准确切出故障点；其次应躲过较大容量电动机起动时的起动电流和其他原因引起的瞬间过负荷。为减轻计算工作量,确保定值的准确性和实用性,根据工作经验,提出一种更为简单的计算方法。
4．1变压器负荷中无大容量电动机因为变压器负荷中无大容量电动机,负荷较平稳,此时继电器一次动作电流的保护整定值。
idz=KeKHi1,
式中:Ke—可靠系数,取1.2～1.5；
KH—继电器可靠系数,DL型继电器取1.4～1.6；GL型继电器取1.8～2.0；
i1—变压器一次测计算电流,一般取1.5～2.0倍变压器额定电流。
4．2变压器负荷中具有较大容量电动机由于变压器负荷具有较大容量电动机,因此必须考虑电动机起动时产生较大的起动电力对继电器运行的影响。根据前面的计算式,则有:
idz1=KeKH(imax+ist),
式中:imax—电动机起动前变压器拥有的最大负荷电流；
ist—电动机起动电流。
为此,整定值的计算则决定于imax、ist两个电流取值。一般情况下,ist可以认为是变压器的最大负荷电流值减去电动机的额定电流值,而变压器的最大负荷电流可根据负荷计算或观察负荷运行结果取得。对于ist则可以这样近似选取:
笼型异步电动机:(6～7)in,
绕线型异步电动机:(4～5)in,
同步电动机:(315～415)in,
减压起动的笼型异步电动机:(3～4)in。
in为电动机的额定电流。
根据以上方法计算的保护整定电流值实际上是最低的整定电流值。它在正常运行情况下保护不会动作。而在发生任何一种短路故障情况下,均能可靠保护动作。
在整定计算中,Ke、KH和起动电流倍数可按以下原则确定:
Ke是综合考虑的一个安全系数。如较大容量电动机起动次数频繁,变(配)电站系统阻抗较小时应取大值；反之,取小值。KH是由继电器特性确定的一个可靠系数,如变压器经常过负荷,且较大容量电动机起动时间较长应取大值；反之,取小值。
电动机起动电流倍数是整定计算中的一个重要因素。一般重载起动电动机取大值；轻载起动电动机取小值。
5结语
在实际运行过程中需要对继电保护认真地整定计算，按照10kV低压系统自身的特点，不断总结经验,发现其规律性。当继电器保护区域内发生短路故障时,可以快速、准确切除故障点,使其在电力系统的安全可靠稳定经济运行中发挥更大的作用。
参考文献：
[1]赵敬良.配电变压器因进水而烧损问题的研究[J].科技创新与生产力,2011(6):100-102.
继电保护整定原则篇9
关键词：智能化变电站；继电保护配置；运行维护
中图分类号：F40文献标识码：a
随着电力技术的发展，智能电网技术以及智能电气设备进一步发展和运用，数字化智能变电站已经逐渐成为变电站发展的趋势。继电保护设备是智能变电站的重要组成部分，为了增强智能变电站的可靠性和速动性，需要对变电站内部智能电子设备，尤其是继保系统的信息描述方法、访问方法、通信网络等进行统一规范。下面本文就对智能化变电站的继电保护装置进行探讨。
1智能变电站的继电保护配置机构
数字化变电站的是在自动化一次设备基础上加上网络化二次设备，以ieC61850通信规范为前提，实现信息的共享和交互性，并具有继电保护和数据管理等功能的现代化变电站。智能变电站可以分为三个层次，即现场间断层装置、中间网络通信层、后台的操作层。
（1）过程层。过程层包括合并单元、智能终端和接口设备，其核心设备是交换机。过程层对继电的保护主要通过快速跳闸装置。首先，对电力运行的电气量进行实时监控，比如电流、电压幅值、相位、谐波分量等，并通过交换机以网络交互式传递信息。其次，检测运行设备的状态参数，检测变压器、隔离开关、断路器等设备的工作状态等。最后，执行和驱动操作控制，比如直流电源充放电的控制。
（2）间隔层。间隔层承担着对设备进行保护和控制的作用，对间隔层数据的实时采集以及控制命令发出的优先级别等，开展操作同期以及其他控制功能，承担承上启下的通信功能。
（3）控制层。控制层的主要设备是主机、运动装置、规约转换器等。主要功能是，对全站数据信息的实时汇总，对数据库的刷新，并把收集到的信息传送到监控中心接受指令，向间隔层和过程层传递指令。另外，可以根据不同运行方式，预先结合离线定制整定算法，确定几套定值整定方案，确定系统运行中发生状况时，保护相应切换到预先设定好的一套定值区。
智能变电站按照对象进行保护装置的配置，如主变保护、线路保护、母线保护等，和采用常规互感器时一样，只不过将原来保护装置的交流量输入插件更换为数据采集光纤接口，用以太网统一传输GooSe以及采样值。
2智能变电站的运行情况和继电保护配置
2.1智能变电站的运行情况
（1）智能变电站中的供电系统的正常运行主要是指系统中的线路及其设备均在理想的状态下运行所反应出的各项活动都属于正常范畴内。
（2）供电系统的故障运行是指某些设备或线路出现了损坏而陷入无法工作的状态，并且妨碍了系统的安全运行，而且有可能是事态变得更为严重。
（3）供电系统的异常运行是指系统虽然系统已经不能按照正常方式运行，但是不会引起系统出故障。如果智能变电站中的供电系统存在异常运行的状况时，则继电保护装置能够准确的发出相关的信号，并在故障发生前做好对异常运行的设备进行妥善处理。由此可见，通过对事故范围的缩小以及对事故发生的及时预报，实现系统中继电保护装置的作用，因此在智能变电站电力系统中继电保护装置是保证电力系统运行安全可靠的最重要的装置。综上所述，在智能变电站中供电系统能否安全可靠运行主要在于继电保护装置配置的合理性。
2.2智能变电站继电保护配置
在智能变电站的发展进化中，继电保护从之前的模拟式保护发展到了现今的数字式保护模式。智能变电站中智能化一次设备以及网络化二次设备，使各个电气设备能够达到信息共享和交互性操作。其中分层配置中的继电保护，其变压器保护以及线路保护等均在过程层中，因此就可以对mU智能操作的数据信息以及采样进行直接获取，不用再通过过程层中的交换机。间隔层中的为多间隔母线保护配置，其数据信息的获得需要通过过程层的交换机。智能变电站的站域保护管理单元，在后台控制层。如图1所示。
站域保护管理单元监控计算机间隔层交换机间隔层数据采集系统母线保护过程层交换机监控装置线路和变压器保护合并单元mU智能操作箱后台控制层间断层过程层。
（1）在分层配置方案里，主设备的保护，例如线路保护、变压器保护等，不需要一览间隔信息，就可以和mU智能操作箱直接对信息进行交流，并且网络信息瘫痪，也不会对其产生影响，其可以进行脱机交换。那么在智能变电站中对其保护性能进行了实现，对传统继电保护中人们对网络安全的担心进行了消除。
（2）在这一方案中，在其后台控制中对集中控制以及决策进行了实行，那么变电站中的线路负荷保护、电源备自投以及线路重合闸等设备也均可以统一进行监控以及保护。这些装置可以通过后备保护进行整体的配合，使原来分散到变压器、母线、线路等得保护的重复装置进行整合得以简化，提高了变电站运行的效率。很好解决传统中对设备保护动作时间过长、故障切除范围较大的问题。
（3）自适应去调整保护定值和保护范围，避免变电站直流系统接地引发继电保护错误跳闸。传统中保护定值由运行人员切换定区域，智能边站可以根据实际运行情况调整保护定值，也可以由人工来进行定值调整，实际运行情况的考虑涉及到线路保护，旁路运行方式等。站内继电保护的测试涉及到光纤以太网性能测试，跨间隔数据同步测试等。由于继电保护装置的介质是光纤，采用的是光数字电压和电流信号的输入方式，所以跨间隔数据同步性测试十分必要。
3智能变电站继电保护的问题
（1）智能变电站中的主要保护是电流速断保护，电流速断保护是在最大运行方式情况下利用系统线路的末端三相短路电流来进行整理规定的，但是由于其灵敏度大于1.2，因此要把动作电流值取得较小一点，特殊情况下比如是在线路较长，配电变压器较多时，即系统阻抗能力比较大的时候，动作点就要取更小的数值。如果在整定时不考虑给电流速断保护带来的影响，那么配电变压器投入时所产生的励磁涌流的起始值就会元超过无时限速断保护定值，进而造成系统故障后恢复送电时发生开关合上或运行过程中频繁跳闸的情况。
（2）随着电力系统的不断发展，其规模的在不断的扩大，因此智能变电站电力系统中的短路电流也会随着发生变化，如果变电出口处或者是配电出口处发生短路，那么短路电流就会变大，甚至会达到普通额定电流的几百倍。在正常情况下，短路电流倍数越大，那么就会造成误差较大的电流互感器变比，进而就可能使灵敏度低的电流速断保护拒绝操作命令。
（3）二次回路问题，继电保护涉及到的二次回路数量较多、接线复杂，常常是故障频发环节。设备检验时，通常会注重检查设备本体，忽视对二次回路接线检查，所以运行中会出现二次回路接线故障。比如开口三角n与L、pt切换时失去了零序电压，造成回路不畅通等。
4智能变电站继电保护配置实施的保护
4.1电压限定延时的过电流保护
在电力系统中，由于外部短路问题很容易造成过电流和不正常运行而出现过负荷电流，其可能在数值上相差不大，但是当外部故障出现问题时，发电机过流保护应该出现跳闸的现象，如果是过负荷故障时，则电力系统的保护装置的动作信号应动作。在电力系统继电保护系统中为了能够区别故障原因，则需要将过电流保护中加入低电压元件，这种保护系统主要是由低电压元件和过电流元件组成。
4.2变压器保护配置
变压器保护装置主要采用分布式装置，实现差动保护功能的，变压器后备保护主要采用集中式配置方式实现保护，而对于非电量保护装置主要采用独立式安装方式，具体安装方式主要是通过电缆直接引入断路器跳闸，然后跳闸命令通过电缆线引入GooSe和采样的网络上，其中2/3主接线变压器的配置方式如图2所示。
4.3线路保护
在电力系统中的线路保护配置主要是以纵联差动作为主保护系统，后备保护装置主要是集中式保护装置中。对于单断路器方式的主接线以及线路保护装置通过主保护系统的对侧线路保护和光纤通信口保护装置通信，以能够达到实现纵联保护的作用（图3）。
4.4复合电压过电流保护
在智能变电站系统中，复合电压过电流保护主要应用过流保护或者变压器保护灵敏度得达不到要求的变压器系统中，其原理接线图如如图4所示。
上述配置装置的工作原理为：如果变电站系统中出现不对称短路情况时，则会引起的相电流继电器动作，同时也会导致继电器动作，这时常闭触头断开，造成低电压继电器失压，常闭触头闭合，启动中间继电器。如果想要使电流继电器通过常开触头进行启动时间继电器时，则需要通过整定延时将启动信号以及出口继电器使变压器两侧断路器断开。如果出出现短路的现象时，由于在短路瞬间将会出现短时负序电压，则就会造成电压继电器失去电压，如果负序电压消失后，则常闭触头闭合，所以能够将电压元件的灵敏度得到提高[9]。
结语
智能电网和智能变电站的发展，给继电保护发展既带来了机遇，也带来了挑战，在智能变电站继电保护中，充分利用智能变电站的新技术，将最新技术和最新技术引入到到继电保护系统中，并且重新审视继电保护的原理和配置，不仅能够保证继电保护不受系统的影响，并且还能够快速切除故障，解决后备保护容易受到系统运行的影响以及动作时间长等问题。随着科学技术的快速发展，我国电力企业的发展，智能变电站的投入应用，对智能继电保护系统进一步提高了，将使继电保护系统在智能变电站中发挥最大的作用。
参考文献
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继电保护整定原则篇10
关键词：继电保护动作；正确率；提高
中图分类号：tm774文献标识码：a
1、如何提高继电保护动作正确率
1.1继电保护工作目标和重点。继电保护装置面广量大，但总目标是不断提高保护装置的动作正确率，特别要减少220kV及以上系统由于继电保护引起的事故，避免发生由于继电保护原因和110kV及以下电网事故引起的电网稳定破坏和大面积停电事故、主设备损坏事故。
1.2继电保护工作的规程和反事故措施。须按规程、规定办事。为加强管理，新疆电网调度中心编印了电力系统继电保护规程和反事故措施等文件。同时在现场工作中开展反“三误”和反“违章”活动，强调“安全第一，预防为主”，提倡一丝不苟的工作作风和敬业爱岗精神。电网继电保护及安全自动装置反事故措施是在总结经验教训基础上形成的，是提高装置动作正确率的重要技术措施，须贯彻执行。新疆电网公司按部颁“要点”原则和精神，结合实际情况制定实施细则，明确实施进程的轻重缓急，结合具体情况执行。规定投产的工程须按反事故措施（简称反措）要求施工，不执行反措的工程不予施工，收到良好效果。
1.3继电保护装置的基建工程管理。在部颁“电力系统继电保护及安全自动装置质量监督管理规定”中，强调投入运行的继电保护装置和继电器须经正式鉴定，且经过试运行考验的性能优良的设备。二次施工图须向运行部门交底，运行部门在工程验收时可行使安全否决权，在工程启动投运时严格把关，消除不正确动作隐患。只有基建、设计、制造、运行部门共同协作，才能做到基建工程一次、二次设备保质保量同步投产，不遗留问题，为电网安全运行打下良好基础。
1.4继电保护装置的配置和选型。合理配置电网保护，选用质量可靠、性能优良、技术先进的保护装置是保证正确动作的前提条件。新疆省继电保护装置选型原则是依靠技术进步提高运行水平，选用质量可靠、性能优良、技术先进的保护装置，并十分重视硬件、软件规范化。通过对制造部门调研，结合新疆具体情况，新建工程项目原则上采用微机保护，提出具体配置方案。
1.5继电保护装置的更新改造。电网中不符合“四统一”技术要求的老、旧保护是不正确动作和电网事故的隐患，须更新改造，其费用可采用在基建工程配套中列项与固定资产改造专门列项相结合的方法来解决。更新对象主要是220kV电子管高频保护、整流型保护、晶体管（“a”、“B”、“C”）型保护、220kV母线及有稳定要求的110kV母线的相位比较式母差保护、发电机变压器元件保护、重要厂站的光线式录波器。应推广使用高精度时间继电器、集成电路电流、电压继电器、不接地系统小电流选线装置和直流电源选线装置等。
1.6消除继电保护装置的隐患缺陷。据电网结构变化，及时做好整定计算工作，调整系统保护定值，适应不断变化的电网。新疆电网调度中心及省内各发电厂、供电局（电业局）都编写了整定规程和运行说明，多年来没发生误整定事故。对设备缺陷和异常情况及时处理，保证运行设备处于正常状态。
1.7加强对继电保护工作的安全检查。继电保护是安全大检查的重点，针对电网运行特点，迎峰度夏安全大检点是查系统继电保护整定原则是否符合部颁整定规程。冬季安全大检点是查防雪灾、防雾闪、防火灾。特别要强调电网的主要联络线高频保护和母线差动保护的投运率。在重大政治活动期间做好事故预想，确保安全用电。
1.8提高继电保护专业人员的素质。造就一支具有高度责任感、敬业精神、较高技术水平的专业队伍，是现代化大电网运行管理的需要。在技术培训方面采用“缺什么补什么，学以致用，立足于现场培训”的原则，因地制宜开办多样化培训班。为满足电网调度运行及管理部门的需要，为安全运行提供技术支持，新疆电网调度中心编写了大量的继电保护装置简介及运行说明。
1.9建立继电保护技术监督体系和实行现代化管理。据继电保护专业特点，健全和完善保护装置运行管理的规章制度是十分必要的。设备台账、运行维护、事故分析、定期校验、缺陷处理、反措执行情况等档案应逐步采用计算机管理。为使工作纳入规范化、正常化、科学化轨道，建立、健全技术监督体系十分必要。新疆电网调度中心还编写了新疆电网继电保护技术监督规定，以强化继电保护专业管理，提高全省继电保护运行管理水平。
2、有待完善的问题
2.1重视电网继电保护工作。实践证明，继电保护不仅是电网的安全屏障，同时又是电网事故扩大的根源。因此，继电保护工作必须引起各级领导的高度重视。应巩固继电保护管理成果，建立、健全继电保护技术监督体系。将继电保护工作推向规范化、科学化、现代化轨道，使继电保护动作正确率有新的提高。
2.2加强专业基础。当前，继电保护仍是电力系统的薄弱环节，还存在着发生电网重大事故的隐患。制约继电保护动作正确率提高的因素比较多，主要是制造质量，特别是落后；其次是运行部门继保人员、运行人员的素质与现代化大电网的要求不相适应，个别人员甚至对保护装置望而生畏。需要通过专业培训，提高人员的整体技术素质，提高继电保护动作正确率，减少和消灭误碰、误接线、误整定造成的事故。
2.3依靠科技进步。计算机管理在继电保护领域已初露头角，但成熟的优秀软件、管理系统尚有待进一步开发和完善，如继电保护设备台账、缺陷处理台账、反措执行台账、图纸、定值整定及定值管理等管理系统，还有故障信息快速反应传递监视系统等。因此要发挥继电保护专业科研单位、大专院校、试研单位、制造部门的优势，把继电保护计算机管理工作搞上去。通过科学管理提高继电保护动作正确率，提高电网的效益。
3、继电保护的维护
鉴于继电保护装置对于电力系统的运行有着如此重要的影响，工作人员要在日常巡检过程中加强对继电保护装置的检查和维护，使其能够更好的为电力系统的安全运行服务。
首先，要加强微机装置的抗干扰防护，尽量减少由于信号干扰导致的继电误动作。微机装置由于其运行特点决定了在信号传输的过程中，易受到来自电磁波的干扰，所以我们要有针对性的加强防护层的绝缘设置，尽量避免其与地面相接触。因为如果微机装置的一端接地，就会导致变电站内的地面电流流入微机装置的运行线路中，从而影响继电保护功能的正常发挥。与此同时，在选用继电保护装置的元件时，应该注重选择隔离性强和抗干扰性能强的微机装置搭配元件。
其次，严格按照相关的安装要求对微机装置进行接地设置。虽然微机装置的线路已经做了较完善的绝缘防护，但是在接地安装的过程中，仍然容易受到外部磁场电场的干扰，所以我们要严格控制微机装置的接地作业。在线路固定的情况下，要对其周围的磁场干扰源进行排除和调整，并尽量通过提高微机装置的自动检测功能来提高其自身的抗干扰能力。此外，要加强对微机装置容错能力的改进和完善，使其能够适应多个设备同时运行的磁场状态，减少由于电磁干扰引发的误动作。
再次，要加强对微机装置的系统维护，对其系统内各项参数的设定和密码操作进行严格的管理，从系统操作的角度增强其运行可靠性和稳定性，减少因系统控制问题导致的误动作。
最后，对继电保护装置的整体进行日常的巡检和维护，主要通过以下四个方面实现：
一要指定专门的管理人员对继电保护装置进行日常运行状况的检查；二要在继电保护装置的运行过程中随着保证管理人员的在职监管，一旦发生故障，可以及时解决；三要保证继电保护装置的清洁，以免由于各种泥污和杂质的堆积引发运行故障，具体的做法是可以指定专门的工作人员对其进行周期清理。四要做好对微机装置运行中电流和电压情况的实时监管和记录。
参考文献：
[1]韦剑剑.浅谈继电保护是电网安全运行的重要保障[J].沿海企业与科技.2008.04