继电保护的灵敏度
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继电保护的灵敏度范文第1篇
[关键词]光伏发电；并网；继电保护；故障电流
中图分类号：TM614 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）03-0339-01
一、光伏电源对电网保护影响
为了充分评估光伏电源对保护带来的影响，假定保护的配置、整定值与光伏电源装置未接入前相同。对继电保护的影响可以分为以下几个方面。
（1）灵敏性。继电保护的灵敏度与电网的运行方式直接相关，光伏电源对于保护灵敏度的影响程度与光伏电源安装位置、故障发生位置、保护安装位置相关，有可能降低或提高保护灵敏度。
（2）速动性。光伏电源对继电保护速动性的影响根源仍然是改变了故障电流的大小和方向。
（3）选择性。选择性与继电保护整定密切相关，光伏电源的引入仍然给保护的选择性带来了影响。光伏电源的引入可能使保护失去选择性。此外，还会增加整定配合的难度，由于必须满足选择性和灵敏度的要求，可能会导致保护速动性的进一步降低。
（4）可靠性。光伏电源的引入使得当线路发生故障，系统保护快速动作切除故障点后，光伏电源装置仍可能向故障点提供电流，将使瞬时性故障转变为永久性故障，从而导致重合闸不成功。
二、光伏电源并网对配电网继电保护的影响分析
随着光伏发电或其他分布式发电系统的大量投运，配电系统中线路上的潮流具有了双向流动的可能性。因为不可能为了新增的光伏发电或其他分布式发电系统而对现有的继电保护体系做大量改动，如果光伏并网发电系统不能与原有的继电保护协调配合并相适应，当其他并联分支元件发生故障时，便可能引起安装有光伏并网发电系统分支上的继电器误动，进而造成该无故障分支失去主电源。
此外，当光伏并网发电系统的功率注入电网时，通常会使原来的继电器保护区缩小，从而可能影响继电保护装置的正常工作。
2.1 分析比较光伏电源对继电保护的影响
从表1可以看出：在a点并入太阳能光伏电源，在并入点下游（K1、K2）发生三相短路后，随着并入容量的增加，注入短路点的电流 逐渐增大，流经a点下游的保护2、保护3的短路电流逐渐增加，流经a点上游的保护1的短路电流却是逐渐减小的。
对于a点下游（K2和K3）短路时，太阳能光伏电源下游保护装置（保护2和保护3）流经的短路电流 增大，上游保护装置（保护1）流经的短路电流 减小，将使下游保护的范围增大，而下游保护的范围减小。
K2点短路，当太阳能光伏电源 容量为10MVA时，流经保护2的短路电流为2712A
当太阳能光伏电源 容量为20MVA时，流经保护2的短路电流为2788A，保护2的电流速断保护值 为3162A，可以看出随着光伏电源容量的增大，流经保护2的短路电流可能会大于 ，此时保护2的保护范围将延伸到线路CD，当线路CD始端发生故障时保护2、3将同时达到电流速断保护整定值，两个保护装置都将跳闸，失去选择性。光伏电源的助增作用起到了提高保护2速断保护灵敏性和增大保护2速断保护保护范围。
对于保护1，当a点下游发生短路时，有表一可以看出，流过保护1的短路电流时随着光伏容量的增加而逐渐减小的，所以保护1的保护范围也是减小的，但由继电保护的选择性可知，由于a点下游发生故障，所以将有保护2或保护3将故障切除，故对保护1的电流速断保护是无影响的。保护2处的过电流保护检测到的短路电流增大，保护1处检测到的短路电流减少，使得保护2处的过电流保护动作灵敏性增大，保护1处的灵敏性降低，有利于保护2处和保护1处的过电流保护协调。
当在线路末端b点并入光伏电源后，由单侧电源供电线路转变为双侧电源供电线路。当线路中，AB，BC，CD任意点发生故障时，对于线路保护，引入太阳能发电PG前后，保护装置测得的故障电流大小不变，此时光伏电源对原线路保护无影响。
2.2 光伏电源对电网继电保护影响结论
由以上文章可得出光伏电源对35KV配电网继电保护的影响
（1）太阳能光伏电源接入配电网后，结构发生了变化，并改变了太阳能光伏电源附近节点的短路水平，在故障发生时由于太阳能光伏电源的助增作用或分流作用，流过保护装置的故障电流可能增大或减小，它将改变保护的范围和灵敏度 。
（2）在接入太阳能光伏电源之后，配电网某些部分将变为双端电源供电，当电源节点上游线路发生故障，由太阳能光伏电源提供的故障电流是从负荷侧流向系统侧，故障电流超过整定值，保护装置将动作而失去选择性 。
一定容量的光伏电源接入配电网路，会给配电网继电保护带来影响，随着容量的增加，对继电保护的助增电流加大，保护范围可能延伸到下一级线路，使保护失去选择性。当电源在保护上游时，有助增作用，使保护范围增大；在保护下游时，有分流作用，保护范围减小。
参考文献
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[2]李斌，王刚.高原光伏发电并网对电流保护的影响分析[J].青海大学学报（自然科学版），
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继电保护的灵敏度范文第2篇
关键词：继电保护；定值校核；定值预警；故障计算；潮流计算
跨区域的电力系统互联能够提升电力系统的经济效益，但是对其安全性提出了更高要求［1］。作为电力系统中极为重要的二次设备，继电保护设备能够提升电力系统运行的安全稳定性［2］。大量相关研究［3－4］均指出，在大范围断电的电力系统事故中，60％以上的事故均同继电保护设备错误动作存在直接或间接相关性。由此，继电保护设备应用与继电保护设备隐患预警成为电力系统研究的一个重要方向。继电保护设备定值核校直接与继电保护设备动作行为能否满足电力系统“四性”要求相关［5］，所以继电保护定值校核及预警成为保障电力系统安全运行的关键。本研究设计一种继电保护定值在线校核及预警系统，以期实现电力系统继电保护定值在线核校与保护连锁动作预警。
1继电保护定值在线校核及预警系统
1．1需求分析
本系统的主要目的是实现电力系统中的继电保护设备定值在线校核与预警2个功能。在电力系统中，继电保护定值主要分为线路保护、母线保护与电压器保护的后备保护定值与主保护定值、辅助定值等［6］。在电力系统当前运行模式下，对不同继电保护定值进行在线安全校核，校核的主要方向为继电保护装置的灵敏度、选择性与躲负荷能力等［7］。保护连锁动作是在电力系统正常运行条件下，自主进行事故预警与定值校核，以准确判断运行模式变化下受影响概率较高的继电保护装置和造成定值性能显著波动的运行模式。本系统的设计与研究可有效实现电力系统继电保护定值在线核校与保护连锁动作预警，满足电力系统运行的安全稳定。
1．2系统总体架构
继电保护定值在线校核及预警系统总体架构如图1所示。分析图1可知，继电保护定值在线校核及预警系统主要由电力系统综合模型拼接模块、信息融合模块、计算模块与输出模块等组成。能量管理系统所提供的电网一次模型经由电力系统综合模型拼接模块传输至系统内，结合离线整定计算系统提供的继电保护模型，构建用于继电保护定值在线校核的电力系统综合模型。信息融合模块分为2部分。一部分用于获取由能量管理系统内计算得到的系统当前运行模式，依照变压器的投停情况完善其中性点接地方式［8］；参照文献［9］，在当前运行模式条件下，确定N－1或N－k运行模式，产生局部校核区域。另一部分获取离线整定计算系统与模糊推理系统提供的计算定值与现场运行定值，将其作为计算模块中待校核的定值。计算模块包含故障、潮流与校核计算相关的技术程序［9］。通过故障计算能够获取定值校核计算过程中所需的不同故障预备量，同时能够依照校核计算的定性校核结果确定继电保护范围。利用潮流计算能够确定给定运行模式条件下电力系统的潮流。校核计算可在给定运行模式与定值信息条件下计算不同类型保护定值性能以及预警值。结果输出模块用户输出继电保护校核结果，并针对不合理定值进行预警，其结果可以通过图、表、文本等多种形式呈现。
1．3定值校核计算方法
继电保护定值校核主要可采用灵敏度校核和选择性校核。灵敏度校核的主要依据为系统计算模块中通过故障计算所获取的最小短路电流；选择性校核相对复杂，若继电保护定值与选择性要求不匹配，则需计算其相邻的下一线路范围。1．3．1灵敏度校核继电保护定值校核中的灵敏度校核主要通过故障计算实现，故障计算是指在当前运行模式条件下，根据线路保护类型与接线方式，并利用在校核规则知识库内搜索到合适的校核规则，并对搜索到的校核规则进行分解，确定规则的故障计算组件、量测组件和取值组件，利用这些组件进行故障计算，获取最小短路电流，通过对比确定灵敏度校核结果［10］。基于组件思想可将继电保护的校核规则划分为3种不同组件：故障计算组件、量测组件和取值组件。用故障计算确定的故障部分（故障元件类型、故障位置、故障类型等），根据故障判断结果构建校核计算式是故障计算组件的主要功能。量测组件和取值组件分别表示故障计算后应用的量测信息（元件、位置、内容等）和继电保护定值与一次设备参数（元件类型、取值内容与位置等）。继电保护定值校核规则的构建如图2所示。构建规则过程中着重关注规则适用条件与规则间的逻辑关系。1．3．2选择性校核图3为包含三段式距离保护的电力系统线路保护示例，在此基础上说明继电保护定值选择性校核方法。R1、R2为距离保护，在MⅠR2＜MⅡR1＜MⅡR2（R1距离保护Ⅱ段动作时间同R2相比较小的同时，与R1距离保护Ⅰ段动作时间相比较大）为已知的条件下，R1的距离保护Ⅱ段同R2的距离保护Ⅰ段结合，参考基于助增系数的整定标准，利用式（1）计算临界定值N∞：N∞＝HRelNAB＋H′RelHbmincrtNⅠR2（1）式中，HRel和H′Rel表示不同的整定系数，NAB、Hbmincrt和NⅠR2分别表示线路AB的正序阻抗、最小正序助增系数和R2保护Ⅰ段的动作定值。在临界定值不大于NⅡR1的条件下，R1保护Ⅱ段同选择性标准不匹配；相反，则同选择性标准匹配。以上定值比较法实现过程具有过量保护特征，也可用于电流保护定值的选择性校核。依照保护范围的概念，当电力系统内某点发生故障时，保护所处区域采集的电气量等于保护动作值，利用式（2）能够描述此等量关系：NDZ＝f（ξ）（2）式中，NDZ和ξ分别表示距离保护定值和保护范围（故障线路中h点与故障线路首端距离比值）。
1．4定值预警方法
电力系统在当前运行模式下采用“N－1”开断方法，检验校核相间距离保护的躲负荷能力，进而实时确定电力系统内易产生连锁跳闸问题的薄弱环节，以实现保护连锁动作预警。利用“N－1”开断法进行N次全部线路的断线分析需要进行十分繁琐的计算，耗时巨大。在电力系统中，导致继电保护裕度下降的关键因素是线路过负荷，基于此通过标量函数PI排序“N－1”线路开断，在线路开断导致保护裕度波动低于设定阈值的条件，开断运算结束。利用断线分析的灵敏度法可提升“N－1”开断运算效率。在电力系统中节点i与节点j之间的线路出现开断问题时，利用式（5）可计算节点i与节点j的功率变量ΔPi、ΔQi、ΔPj、ΔQj：式中，D和Pij、Qij、Pji、Qji分别表示4×4矩阵和N－1开断前电力系统不同线路的功率。利用式（6）能够计算“N－1”开断后节点电压修正量：（6）式中，ΔV、Δε和U分别表示开断后节点电压幅值修正量、节点电压相角修正量和灵敏度矩阵。U还能够描述电力系统开断前潮流计算迭代结束时的雅克比矩阵J的逆矩阵。结合式（5）和式（6）获取电力系统节点开断后的电压幅值V与相角ε，进而实时确定电力系统内易产生连锁跳闸问题的薄弱环节，通过事先设置好的预警阈值，实现保护连锁动作预警。
2实践应用测试
为验证本研究所设计的继电保护定值在线校核及预警系统的应用性，进行实践应用测试。
2．1研究对象概况
选取我国某市电力系统为研究对象，其局部拓扑结构如图4所示。其中，S1～S8和P1分别表示变电站和发电站，L1～L10和RL1～RL7分别表示线路和线路保护，RL1～RL7为继电保护线路。
2．2系统定值校核结果
依照定值比较法能够得到图4内继电保护RL1的相间距离保护Ⅱ段与RL4同选择性标准不匹配。由表1能够得到，RL1继电保护的Ⅱ段同相邻继电保护的Ⅱ段结合，利用本研究系统确定满足同相邻继电保护结合要求的临界定值，设定准确系数为0．8，利用表2可显示RL1继电保护同相邻继电保护结合的最小正序助增系数、临界定值与其定值校核结果。表2数据显示，RL4继电保护的临界定值为46．74Ω，小于待校核定值54Ω，同选择性标准不匹配。虽然RL4继电保护动作定值同选择性标准不匹配，但保护动作时间依旧存在级差，将此种结合关系定义为“不完全结合”。以表2中的校核结果为基础，采用本研究系统中的保护范围比较法对研究对象继电保护定值实施定量校核，结果如表3所示。分析表3能够得到，在研究对象故障类型一致的条件下，RL1继电保护Ⅱ段的保护范围同RL4继电保护Ⅱ段的保护范围相比较小，由此判断其与选择性标准相匹配。
2．3校核应用效果
校核与预警后，7个线路保护的年故障均呈现不同程度的下降，下降比例在13％～23％，其中RL1继电保护年故障下降最为显著，而RL4继电保护年故障下降幅度最低。由此能够说明，采用本研究系统对电力系统继电保护定值进行在线校核与预警能够显著降低电力系统故障发生率，能够保证电力系统的安全稳定运行。
3总结
继电保护的灵敏度范文第3篇
（云南电网有限责任公司昭通供电局，云南 昭通 657000）
摘要：10 kV配网线路保护的配置、整定不合理，将严重影响供电的可靠性。现分析指出常规保护配置、整定方案存在的问题，并提出优化对策，探讨从整定方面入手提高供电可靠性的技术手段。
关键词 ：10 kV配网线路；保护；配置；整定；可靠性
0引言
配网线路的继电保护是保证配网安全稳定运行和可靠供电的基本前提。经济的发展及用户对供电可靠性的要求日益提高，对配网的继电保护工作提出了更高的要求，相关文献已对配网保护配置、整定进行了规范［1?2］和一些研究［3?6］。本文结合实际配网整定计算工作指出配网保护整定存在的问题，并提出优化措施，希望能为类似问题提供参考，为切实提高配网供电可靠性提供技术保障。
110 kV配网线路保护整定计算常见问题
1.1保护配置运行问题
保护配置不规范及整定方案不合理。本文讨论是基于无配网自动化系统的城网，配网线路主要指配网10 kV城网线路及10 kV馈线供电线路。现在配网线路中保护配置基本无统一标准，保护配置不规范，未对装置配置提出统一要求，如部分设备配置有仅有一段，部分配置两段，部分配置三段，有些主干线路配置多达4级保护；重合闸功能的配置也不统一；城网线路运行方式灵活；部分配网断路器灭弧时间不达标（大于0.1 s），导致上下级配合时间受限，不便于各区段故障隔离；整定方案的“四性”［1］取舍不合理。上述情况造成了保护整定方案比较灵活，因此，选择合适的整定方案有利于提高配网供电可靠性。
1.2保护整定问题
在10 kV配电线路网架中，通常存在T接配电变压器以及直供用户专用变压器，多级配置保护，在这种条件下，常规的保护整定计算方法可能会出现如下问题：
（1） 10 kV线路发生故障时可能直接跳变电站出线开关。220 kV变或110 kV主变10 kV侧一般配置了两段过流保护，10 kV线路保护按3段式配置［1］。220 kV或110 kV变电站母线故障及出口故障短路电流较大，要求220 kV、110 kV主变10 kV侧配置快速保护，动作值按变电站10 kV母线故障有灵敏度整定，1时限跳主变10 kV母联（一般为0.3 s），2时限按跳主变10 kV侧整定，跳低压侧开关时间不大于0.6 s［2］。主变的慢速过流段按躲最大负荷电流整定，时限与跳高压侧复压过流时限反配。
220 kV或110 kV变电站10 kV出线的瞬时速断（或限时速断）与主变速断（0.3 s）反配，按照0.3 s的时限配合级差要求，10 kV出线的速断时限被压到0 s（最大不超过0.1 s），10 kV出线Ⅰ段、Ⅱ段级差仅0.1 s，如图1所示，因此速断保护没有必要使用Ⅰ段，用Ⅱ段即可，取消Ⅰ段后的配合如图2所示。其次，若要使用Ⅰ段，为保证选择性，按躲线末故障整定，存在Ⅰ段无保护区的问题，并且配网线路长度台账很复杂，计算数据准确性不高；若按灵敏度整定Ⅰ段，存在与下级保护无选择性（同为0 s），造成直接下级故障越级跳变电站侧开关的问题。
（2） 长线路主干线T节点较少，瞬时段按躲线末故障或灵敏度整定，常导致整定电流较小，无法躲过励磁涌流，送电时，变电站端10 kV开关及支线开关同时跳闸（支线时限与主干线反配时限一般整定为0 s）。
（3） 带专用用户电动机负荷的保护存在两种情况：1）线路慢速过流段保护按躲最大负荷整定，难以躲过电动机启动电流；2）变电站端开关动作跳闸后电动机低压保护动作。一般专用负荷线路，长度较短，灵敏度普遍满足规程，此处不作讨论。
（4） 对于负荷电流与线路末端短路电流数值接近的供电线路，过电流保护的电流定值按躲负荷电流整定，存在灵敏系数不够的问题。
（5） CT饱和。随着电网系统的发展，部分配置的CT抗短路能力不足，特别是短线路，存在用户选择变比不合理导致CT饱和，本级保护拒动，越级跳变电站侧开关的现象。
（6） 灵敏度不满足远后备要求。变电站侧主变低压过流保护定值对10 kV出线远后备灵敏度不满足规程要求的情况下（要求灵敏度≥1.2），存在低压出线短路故障开关拒动时，主变低压过流保护因灵敏度不够也拒动，无法及时切除故障而可能造成设备受损。
2优化10 kV配网线路保护整定方案
（1） 规范保护配置。要求配置结构合理、性能满足运行要求的继电保护装置；装置应带过流三段式配置，并带有重合闸及加速基本功能；相对固定运行方式；为保障保护选择性，主干线路保护配置两级为宜，合理配置分段断路器或负荷开关以在强送时隔离区段；为便于上下级保护配合时间留有空间，要求配网断路器分断时间必须控制在0.1 s以内。
（2） 为满足变电站110 kV、220 kV主变10 kV保护配合要求，简化整定计算，保证保护的选择性及灵敏性，10 kV配网保护按两段式进行整定，具体原则如下：
瞬时速断退出。
限时速断：
时限整定：与上级主变10 kV过流或上级10 kV线路过流保护反配，并考虑与下级线路过流保护配合。
（3） 长线路主干线T节点较少，瞬时速断按躲线末故障或灵敏度整定，都存在整定电流较小，无法躲过励磁涌流的问题，冲击时变电站端开关及支线开关同时跳闸的问题。两种方法处理：1）按躲励磁涌流整定，并满足与上级反配要求；2）主干线速断按保灵敏度整定，并满足与上级反配、与下级配合的要求，躲不过涌流时带一延时，时限一般取0.1～0.15 s。
（4） 专用用户电动机负荷整定改进两种办法：1）线路慢速过流段保护按躲最大负荷电流整定，经复合电压闭锁；如无复合电压闭锁功能，则按躲电动机自启动电流整定（一般2～3Ie），并满足与上级主变过流反配要求；2）电动机低压保护按与线路灵敏度配合时限配合。
（5） 对于负荷电流与线路末端短路电流数值接近的供电线路，过电流保护的电流定值按躲负荷电流整定：1）在灵敏系数不够的地方不宜配置保护，应装设断路器或有效的熔断器；2）经复合电压闭锁。
（6） 防止CT饱和。为防止电网发生短路电流变大后CT饱和的情况，主要应规范设备选型；其次，将用户保护定值纳入专门管理，应根据短路电流合理选择变比。
（7） 变电站侧主变低压过流保护定值对10 kV出线远后备灵敏度不满足规程要求的情况下（≥1.2），存在低压出线短路故障开关拒动时，主变低压过流保护因灵敏度不够也拒动，无法及时切除故障而可能造成设备损坏的，应在10 kV线路上合理设置分段开关，主要考虑配置电压—时间型分段器、电压—电流型分段开关。
3结语
10 kV配网线路保护的整定，虽有相关规范进行参考，但在实际工作中，因整定方案灵活，对一些问题的不合理解决将影响正常供电和用电安全。本文指出了10 kV配网线路保护整定过程中存在的典型问题，提出了优化措施，这对提高10 kV配网的安全运行水平具有重要参考意义。
［
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继电保护的灵敏度范文第4篇
【关键词】鹤岗；变电所；继电保护；整定计算
0.引言
变电所是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施，它通过其变压器将各级电压的电网联系起来。110kV变电所是电力网架的关键环节，尤其是对城区及县乡一级的电力供应，处于电力供应的中枢位置，其设计显得尤为重要如何设计电网110kV变电所，是国家电网建设、改造中需要研究和解决的一个重要课题。随着工农业生产的迅速发展，为满足鹤岗负荷日益增长的需要，提高对用户供电的可靠性和电能质量，根据系统发展规划，拟建设一座110/10kV的区域性降压变电所，本文在该变电站电气主系统完成后，对其进行了继电保护的设计，从而极大地保障了变电所的稳定运行。
1.原始资料的分析
该变电所的原始资料如下：
（1）该变电所所址位于平原地带，交通方便，无特殊环境污染。该地区最热月平均气温30℃，年最高气温为40℃，年平均气温15℃，土壤温度20℃。
（2）该变电所以110KV单回路与相距50KM的系统甲变电站相连；以110KV单回路与相距40KM的系统乙变电站相连，以10KV出线分别向附近的工厂和居民点供电，10KV出线共15回。
（3）系统电抗为0.05（当选Sj=100MVA时）。
（4）变电所10KV侧的最大负荷为35MW，最小负荷为最大负荷的60%；在15回出线中，最大一回的负荷按4MW考虑，负荷功率因数均按COSΦ=0.8考虑。
（5）110KV侧最大负荷利用小时数为6000小时；10KV侧最大负荷利用小时数为5000小时。
（6）110KV线路装有瞬时动作的主保护，其后备保护动作时间按1秒考虑；10KV出线装有瞬时动作的主保护，其后备保护动作时间按0.5秒考虑。
根据分析，110KV、35KV及10KV侧均采用了单母分段方式，提高了负荷的供电可靠性。
2.继电保护的配置
2.1继电保护装置是一种能反映电气设备发生故障或不正常工作状态，并作用于断路器跳闸或发出信号的自动装置
继电保护装置应满足四个基本要求：选择性、速动性、灵敏性、可靠性。
2.2 110kV保护配置
2.2.1 110kV进线保护配置
a双回线（电源侧）：
主保护：电流方向横差保护、零序电流方向横差保护；后备保护：阶段式距离保护、阶段式零序电流方向保护、阶段式接地距离；ZCH：检无压-同期三相自动重合闸。
b单回线：
三段式距离保护；三段式零序电流方向保护；ZCH：检无压-同期三相自动重合闸。
2.2.2 110kV母线采用电流相位比较式母线差动保护（即使两段母线分列运行时，也能有选择性动作）
2.3 35kV侧保护配置
（1）变电所A、变电所B两线路保护配置。
采用二段式电流保护（电流速断保护+定时限过电流保护）+三相一次ZCH
（2）变电所C、变电所D、化工厂三线路保护配置。
主保护：电流方向横差保护；后备保护：二段式电流保护；三相一次ZCH
（3）35kV母线设有绝缘监察装置，不设专用母线保护，用主变过电流保护兼作母线保护。
2.4 10kV保护配置
（1）10kV出线回路保护配置。
a采用二段式电流保护（相间短路）
I段：电流速断保护，保护线路全长80%；II段：定时限过电流保护
b线路出线线路装设三相一次自动重合闸
c电缆出线装设过负荷保护，动作于信号
（2）10kV母线设有绝缘监察装置，不设专用母线保护，用主变过电流保护兼作母线保护。
2.5主变保护配置
（1）瓦斯保护：重瓦斯保护：动作于跳主变三侧开关；轻瓦斯保护：动作于发信号。
（2）纵差保护：反应变压器绕组、套管和引出线上的相间短路，110kV绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路。
（3）复合电压闭锁过电流保护 电压取35kV母线PT。
目的：防备外部相间短路所引起的过电流并作为瓦斯与纵差的后备保护。
（4）零序电流电压保护。
变压器专门设置接地保护作为纵差保护的后备保护。由于本变电所一台主变中性点接地运行，另一台主变不接地运行，两台主变中性点运行方式可以改变，为了保护两台主变并列运行且外部发生单相接地运行时，如母联差动拒动时，能够首先断开中性点不接地运行的变压器。故每台主变应装设零序电流和零序电压保护，零序电压保护的整定时间小于零序电流保护的整定时间。零序电压保护接于变压器中性点引出线的CT上，零序电压保护接于母线PT的开口三角形线圈上。
（5）过负荷保护：动作于发信号。
3.继电保护的整定计算
由于该变电所有3个电压等级110KV、35KV和10KV，且本文篇幅有限，因此本文仅介绍10KV线路进行了继电保护整定计算。本设计选择10kV出线配电站B作为整定计算，配电站BPmax=2000KW，Cosφ=0.85，线路全长15公里。
已知（由短路电流计算而得来）配电站B线路首端在最小运行方式下
配电站B线路末端在最大运行方式下
配电站B线路末端在最小运行方式下
根据保护配置10kV出线有电流速断和过电流配合保护如下：
3.1无时限电流速断保护
3.1.1动作电流
a、按躲过线路末端最大短路来整定
b、躲过变压器的励磁涌流
考虑到CT、继电器的误差，为保证选择性，选择一个可靠性系数KK，一般在1.15-1.25之间，现按1.25选择。
继电器动作电流式中Kjx为接线系数，两相不完全星形、三相不完全星形接线其值为1。选DL-11/50继电器，其整定范围在12.5-50A。
3.1.2灵敏度检验满足灵敏度要求。
3.2定时限过电流保护
起动电流整定
（1）正常时保护不起动，即（2）当外部故障后，保护应能可靠地返回，其返回电流必须大于外部故障切除后流过保护的最大自起动电流即.以上两点是过流保护起动电流I必须满足的条件：
式中KK为可靠系数，取1.2，Kzq为自起动系数，取1.3，Kh为恢复系数，取0.85。
继电器动作电流选用DL-11/10，整定范围在2.5-10A。
灵敏度校验
近后备：用本线路末端最小短路电流来校验灵敏度。
满足灵敏度要求。
动作时限整定
按阶梯原则与相邻过电流保护中最大的动作时限配合，取相邻保护时间为1s。
所以选用DS-112型时间继电器整定范围0.25-3.5S。
4.结论
本文完成了鹤岗110kv变电所继电保护设计。本文在前期电气主系统设计完成后，根据线路的特点，依照继电保护设计规程和结合当地的特点，进行了继电保护设计，能够对一次设备进行很好地检测、控制、和保护，为鹤岗地区城市的发展提供更加稳定高效的供电环境。
【参考文献】
[1]刘矞.超高压电网继电保护及故障信息系统的研究[D].山东大学，2007，（03）.
继电保护的灵敏度范文第5篇
关键词： 线路 闭环 运行 整定 分析
引言： 继电保护定值整定工作中，为提高保护的正确动作率，应考虑各种因素对保护的影响，使保护能满足选择性、灵敏性、快速性、可靠性的要求，保证保护动作的正确性。
一、110kV线路闭环运行的条件
110kV闭环运行的线路由于分支系数和助增系数对继电保护的影响较大，对继电保护要求也相对较高，为此我们制定了110kV电气环闭环运行的基本原则，在满足以下条件下才允许闭环运行。
（1）参与闭环运行的线路必须配置有光纤电流纵差保护并投入运行。
（2）不允许安排环内套环的运行方式。
（3）参与闭环运行的110kV线路不能分开接到220kV变电站不同的110kV母线。
（4）地方电源经环网布置的110kV线路并网时，该电气环必须开环运行。
（5）地方电源并网发电路径沿线有双回路布置的110kV线路时，相关双回路线路不能并列运行。
二、整定110kV线路闭环运行时需注意的问题
在整定闭环运行线路时，由于分支系数和助增系数的影响，将使上一级保护范围缩短或伸长，所以我们要充分理解电流保护的分支系数和距离保护的助增系数的概念才能做好该工作。
（1）分支系数
电流分支系数的定义，是指在相邻线路短路时，流过本线路的短路电流占流过相邻线路短路电流的分数。一般由于电流保护I段无需只保护本线路的全部，不考虑分支系数。电流保护II段和III段在多电源网络中应进行考虑。对过电流保护来说，在整定配合上应选取可能出现的最大分支系数。
图2-1分支系数分析计算图
图2-1中系统，在D点发生短路，假设1DL及2DL继电器的过电流保护均刚刚起动，即它们都处在灵敏度相等的状态下，则有如下关系式
式中――分支系数，
当要取得保护1与保护2的选择性时，必须使上一级保护1的保护范围缩短。结合可靠系数可得
（2-1）
（2）助增系数
对于图2-1的系统，当1DL与2DL装设了距离保护时，则1DL处的距离保护测量阻抗
式中 ――助增系数，
助增系数等于电流分支系数的倒数，助增系数将使距离保护测量到的阻抗增大。在整定阻抗不变的情况下距离保护测量阻抗的加大意味着保护范围缩小。如果助增电流越大，保护范围缩小越多。由于I段无需只保护本线路的全部，从短路点到保护安装处之间不会再有其他分支，因此不会出现分支电流，不受运行方式的影响，这是距离I段的突出优点。II段和III段的保护范围伸到相邻线路上去了，可能存在分支电流，在多电源网络中应进行考虑助增系数。为保证选择性，在整定配合上应选取可能出现的最小助增系数。
三、110kV线路闭环运行整定原侧
1、距离保护整定原则
1）、距离I段：按保本线路全长的70%规定的灵敏度整定。ZdzI = * Zl （≤0.7）
2）、距离II段：按保本线路末端相间故障有不小于1.5倍的灵敏度整定。对于220kV变电站110kV出线按与主变110kV侧阻抗保护I段定值为进行反配合整定，反配是防止越级跳闸的有效措施。闭环运行的电气环内线路：
≥ ×/.min
.min = 1/Kfz.max
.min: 电气环闭环运行时，相邻下一级线路末端故障时，220kV变压器110kV侧接地距离保护Ⅰ段对本线路的最小助增系数。
Kfz.max: 电气环闭环运行时，相邻下一级线路末端故障时，220kV变压器110kV侧接地距离保护Ⅰ段对本线路的最大分支系数。
3）、距离III段：
a 对相邻下级线未故障有足够灵敏度整定。
b 躲最大负荷电流整定。
c 保所供变压器低压侧有1.2灵敏度整定。
一般按保所供变压器低压侧有1.2灵敏度整定，基本上能满足其他两个条件，注意助增电流对保护的影响。
ZdzIII ≥ * Zl + * .min * Zb' （其中为可靠系数，Zl为线路阻抗，.min）为最小助增系数，Zb'变电器阻抗）
2、零序电流保护整定原则
Ⅰ段:退出。因保护范围很小，且受系统参数影响较大 当系统参数改变时,保护范围难以保证不伸出本线路，所以退出零序过流Ⅰ段。
Ⅱ段：投入。通常按保长下一级线路有1.5倍灵敏度整定。
a220kV变电站110kV出线：
与220kV变压器中压侧零序I段配（=1.1）
=/× T02= ≤TL1-T，取0.6S
闭环运行的电气环内线路：
取电气环闭环运行时，相邻下一级线路末端故障时，220kV变压器110kV侧零序I段保护对本线路的最大分支系数。
保证线末灵敏系数
=3I0.min/T02= ≤TL1-T，取0.6S
若按规定的计算出的定值不利于与上级线路零序配合，可提高Klm。
III段：投入
考虑高阻接地
一般线路零序III段建议取不大于一次值300A，如果闭环线路有下一级线路的，为保证该段能作为下一段线路的后备保护，一次值侧整定为120A。
T03≥ T´+T 且≤ T012-T ，时间一般取1.8S
T´为本线路所供110kV变压器110kV过流时间
T012为220kV变压器110kV侧中性点零序过流Ⅱ段第一时限
Ⅳ段:退出。
结束语
本文针对110kV线路闭环运行整定计算注意事项和整定原则进行了阐述和分析，对110kV线路环网运行继电保护整定计算所注意的问题提出了解决方法，从而提高环网运行线路保护动作的正确率，为电网安全可靠运行保驾护航。
参考文献：
[1] 崔家佩 孟庆炎 陈永芳 电力系统继电保护与安全自动装置整定计算
[2] 许建安 王风华电力系统继电保护整定计算
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继电保护的灵敏度范文第6篇
[关键词]继电保护 整定计算 关键环节 探讨
中图分类号：TM 774 文献标识码：TM 文章编号：1009914X（2013）34036401
1继电保护的整定计算
由于各种保护装置适应电力系统运行变化的能力都是有限的，所以继电保护整定也不是一成不变的。随着电力系统运行情况的变化，当其超出预定的适应范围时，就需要对全部或者部分保护定值重新进行整定，以满足新的运行需要。要想获得一个最佳的整定方案，就要在继电保护的快速性、可靠性、选择性、灵敏性之间求得妥协和平衡。所以，继电保护整定计算要科学的运用。
2继电保护的整定计算的原则
继电保护的构成原则和作用必须符合电力系统的内在规律，满足电力系统的要求：当电力系统发生故障时，自动地、迅速地、并有选择地切除故障部分，保证非故障部分继续运行；当电力系统中出现异常运行工作状况时，它应能迅速、准确地发出信号或者警报，通知值班人员尽快做出处理。所以，继电保护整定计算工作必须满足可靠性、快速性、选择性、灵敏性的要求。由于 “四性” 既相辅相成、相互统一，又相互制约、互相矛盾，所以在进行继电保护整定计算时必须统筹考虑。
3继电保护的整定计算的任务
继电保护整定计算的主要任务有以下3项：
3.1确定保护配置方案
随着DL/T584-2007《3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程》等一大批电力行业标准的相继颁布，使得继电保护装置朝规范化、标准化发展。目前，我国南瑞、许继、四方等公司生产的微机继电保护产品都配置了功能十分齐全的保护功能块，但并不是保护装置中的每一项功能我们在实际工作中都必须应用，这就要求我们整定计算人员就应根据我们的实际情况对保护功能块进行选择，有所取舍。
3.2确定各保护功能之间的配合关系
保护方案确定以后，我们还必须确定各保护功能之间的配合关系。其中包含了两个方面的意义：
3.2.1装置内部各功能单位之间的配合关系
在由几个电气量组成的一套保护装置内部，各元件的作用不同，其灵敏度和选择性要求也不相同。对于主要元件的要求是既要保证选择性又要保证灵敏性，而作为辅助元件则只要求有足够的灵敏性，并不要求有选择性。在整定配合上，要求辅助元件的灵敏度要高于主要元件的灵敏度。辅助元件在保护构成中，按作用分为判别、闭锁、起动三类。继电保护整定计算人员必须认真探讨各功能块的动作特性、各功能块之间的逻辑关系，并结合被保护设备的故障特点来综合进行考虑，确定保护装置内部各功能块之间的配合关系，并以整定值的形式将配合关系实现。
3.2.2装置之间的协调配合关系
继电保护装置需要满足选择性、快速性、可靠性、灵敏性的要求，在继电保护装置运行整定规程中对这四个方面进行规定。在DL/T584-2007 《3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程》中就对选择性要求进行了说明：上、下级电网（包括同级、上一级和下一级电网）继电保护之间的整定，应遵循逐级配合的原则，满足选样性的要求，即当下一级线路或者元件故障时，故障线路或者元件的继电保护整定值必须在灵敏度和动作时间上均和上一级线路或者元件的继电保护整定值相互配合，以保证电网发生故障时有选择性地切除故障。随着电网规模的不断扩大，一个电气主设备的保护已不再是一套单独的继电保护装置，而是由一个保护系统来完成。这就要求我们在进行整定计算时，必须树立“系统保护”的概念，多角度、全过程地考虑各个功能块之间的配合关系，最大限度地满足选择性、快速性、可靠性、灵敏性的要求。
3.3编制整定方案
继电保护整定计算的基本任务，就是要对各种继电保护给出整定值，并编写整定方案。通过整定计算工作，在给出一套完整和合理的最佳整定方案和整定值的同时，对保护装置给予正确的评价，对不合理或者不符合要求之处，迅速提出切实可行的改进方案。当遇到电网结构变化复杂、整定计算不能满足系统要求而保护装置又不能充分发挥其效能的情况时，应按整定规程进行取舍，侧重防止保护拒动，同时在整定计算书中做出详细说明，为制定继电保护运行规程提供依据。
4 整定计算的关键环节
继电保护整定计算工作中有以下几点需要注意，现分述如下：
4.1定值计算资料管理
定值计算需要准确无误的计算资料，这是进行定值计算的前提。它包括：一、二次图纸；所带变压器、电容器、消弧线圈、电抗器等数据和厂家说明书；电压互感器、电流互感器变比和试验报告；实测线路参数或者理论计算参数；保护装置技术说明书、现场保护装置打印清单等。在继电保护和安全自动装置相关运行、整定管理规程中也要求：一般在设备投运前三个月将设计图纸、设备参数和保护装置资料提交负责整定计算的继电保护机构，以便安排计算。实测参数要求提前1个月送交，以便进行定值核算，给出正式整定值。但在实际工作中，往往会有各种各样的原因使得我们的基础数据管理出现漏洞。所以，我认为定值计算资料管理这一环节是继电保护整定计算工作的危险点。
4.2短路电流计算
短路电流计算是整定计算是否准确的前提，它的准确与否决定整定计算的准确度。系统的运行方式和变压器中性点接地方式又决定短路电流计算的正确性。合理地选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护系统功能的关键之一。变压器的接地方式是由继电保护整定计算人员来确定的。合理地选择变压器的接地方式能改善接地保护的配合关系，充分发挥零序保护的作用。由于接地故障时零序电流分布的比例关系，只和零序等值网络状况有关，和正、负序等值网络的变化无关。零序等值网络中，尤以中性点接地变压器的增减对零序电流分布关系影响最大。所以，应合理地选择变压器的接地方式并尽可能保持零序等值网络稳定。
在进行短路电流计算时还应注意以下两点：
（1）我们假设电网的三相系统完全对称。若系统是不对称的，那么不能用对称分量法来探讨化简，进行计算。
（2）除了母线故障和线路出口故障外，故障点的电流、电压量和保护安装处感受到的电流、电压量是不同的。我们探讨的是保护安装处的电气量的变化规律。
4.4微机型保护装置的参数选择
微机型继电保护装置在电力系统的广泛应用，给继电保护定值整定带来新的困难。不同的保护厂家生产出的微机保护原理不同、参数设置也不同，这就要求整定计算人员不仅要熟悉保护装置和保护原理，更应当注意保护装置中参数的正确设置，特别是控制字。在南瑞公司的RCS-985发变组保护中逆功率保护功率定值为百分数，但是在许继的WFB-800发变组保护中逆功率保护功率定值则应用实际功率数据（单位为瓦），AREVA公司MicomP系列保护（阿尔斯通保护）则需要和电脑联接进行保护出口矩阵编写。但是在实际整定计算工作中，保护装置中参数的设置问题得不到应有的重视，出现保护装置无法正确地发挥作用的现象。要做到正确进行装置参数设置，除认真研究厂家说明书和详细咨询厂家技术人员弄清该保护功能的设计意图外，由保护定值计算人自己校验该继电保护装置，是最好的方法。
5结论
继电保护选择性、可靠性、快速性、灵敏性的体现取决于保护装置本身的可靠性和保护整定值设置的合理性。通过对继电保护整定计算的探讨，能使继电保护整定计算人员在实际工作中抓住重点，减少计算的盲目性，提高继电保护整定计算的安全，使继电保护装置发挥应有的作用，提高电力系统的可靠运行和安全。
参考文献
继电保护的灵敏度范文第7篇
【关键词】广域继电保护；故障元件；判别
继电保护是保障电网安全、稳定运行的第一道防线。近年来，随着电网建设规模的不断扩大以及电网结构和运行方式的日益复杂化和多样化，在复杂电网环境下，广域继电保护面临新的调整，传统继电保护存在着许多的问题。研究能够快速识别与隔离故障，简化保护整定计算的广域保护原理和配置方案，是保障电网安稳运行的重要内容。
一、现代电网中传统继电保护中存在的问题
（一）定值整定与配合困难
对于结构和运行方式复杂多变的现代电网，各相关后备保护之间动作值的配合非常复杂，并且通过就地检测量和延时实现配合的方式在很多情况下难以确保选择性。人们在继电保护中常采用“加强主保护，简化后备保护”措施，形成简化甚至放弃某些后备保护配置的趋向。在大电网发生高阻故障时，即使采用双套主保护并不能完全杜绝其拒动发生。
（二）远后备保护延时过长
多级阶梯延时配合导致远后备保护延时可能很长，于系统安全不利。
（三）缺乏自适应应变能力
传统后备保护的整定配合基于有限的运行方式，当电网的网架结构及
运行方式因故发生频繁和大幅改变时，易导致后备保护动作特性失配，可能造成误动或扩大事故
（四）存在潜在误动作风险
当电网结构或运行工况突发非预设性改变而伴随出现大范围的大负荷潮流转移时，可能造成距离保护Ⅲ段非预期连锁跳闸，甚至最终导致系统解列或大停电事故。产生这些问题的重要原因在于目前继电保护的动作依据仅仅是保护安装处设备本身的信息。如果可以得到当前系统更为全面的信息，可以产生更有效的故障判断和动作，这意味着基于广域信息有可能解决传统继电保护的某些难题。
二、广域继电保护的基本途径
目前，实现广域继电保护的基本功能主要有基于在线自适应整定原理（On-line Adaptive Setting，OAS）及基于故障元件判别原理（Fault Element Identification，FEI）两种不同途径。
（一）基于OAS的广域继电保护
在线自适应整定的研究始于上世纪80年代，国内则有学者将其表述为采用，防止保护失配并提高其灵敏度。在线自适应整定方法近20年来的研究工作主要围绕故障后扰动域识别、最小断点集搜索和快速短路计算等方面内容展开。
基于OAS的广域继电保护，研究时间较长，取得了很多成果，但实用化却受到一定的限制，其原因可能在于该方法虽可通过在线调整定值来对保护的灵敏性、选择性加以改善，但未从根本上克服传统后备保护整定配合复杂困难、阶梯延时动作缓慢等劣化保护性能的缺陷，这正是使后备保护存在隐性故障，易引发连锁跳闸、威胁系统安全的重要原因。
（二）基于FEI的广域继电保护
基于FEI的广域继电保护的研究是按后备保护区域来形成差动保护范围，可以准确的判定故障元件和确定后备保护动作区域。其优越性在于其无需整定计算，只需通过简单的时序和逻辑配合就能保证后备保护的选择性；可以有效地缩短后备保护的动作时间。同时，它没有大负荷潮流转移引起后备保护连锁动作的缺陷。
基于FEI的广域继电保护并不要求全电网的实时变化信息，即使远后备保护，最远仅需要周边相邻变电站群外延设备的故障相关信息，因此，这是一种有限广域保护，比较有利于其工程实现。针对大负荷潮流转移可能引发后备保护非预期连锁动作这一潜在风险问题，也可利用广域信息对电网潮流转移状况进行分析和判别，并及时对相关后备保护采取闭锁或改变动作特性等措施，从而避免后备保护的连锁跳闸，保障系统安全。
三、新型故障元件判别原理
（一）基于故障电压分布的故障元件判别原理
作为单一元件的故障判别原理有多种，譬如：电流差动、纵联方向、纵联距离等。显然，前者对同步采样要求严格而当应用于广域保护时存在困难，而后两者在复杂故障条件下性能尚不够完善。
基于线路故障电压分布的故障元件判别原理则能同时解决上述两方面的问题。该原理利用线路一侧电压、电流故障分量的测量值估算另一侧的电压故障分量。这样，广域后备保护可同时获得电压故障分量的测量值和估算值。外部故障时线路任意一侧电压故障分量的测量值和估算值是一致的，而内部故障时至少有一侧电压故障分量的测量值和估算值存在较大的差异，以此构成故障元件识别判据，且仅需要根据故障时线路两端的启动特征实现同步校正即可。该原理均能正确识别高阻接地、转换性故障及振荡中再故障等复杂情况下的故障线路，并且不受潮流转移的影响。
（二）基于广域综合阻抗的故障元件判别原理
广域电流差动保护较普通电流差动更易受线路分布电容的影响而降低灵敏度，这是因为区域差动范围内在不同运行方式下包含的线路数量可能不一样，分布电容以及电容电流可能呈现较大范围的变化，同时在广域条件下估计和补偿电容电流也有较大难度。基于综合阻抗的纵联保护能克服分布电容的影响，灵敏度较高。将综合阻抗概念引入广域继电保护，可形成基于广域综合阻抗的故障元件判别原理，克服广域电流差动保护的缺陷。该原理利用区域多端电压和电流构造综合阻抗，广域综合阻抗定义为：
其中，M-流入广域继电保护区域的线路数目；N-广域继电保护区域边界母线数目。
（三）基于遗传信息融合技术的故障元件判别方法
为提高广域保护信息的可靠性，提出一种基于遗传（GA）信息融合技术的故障元件判别方法，它以故障方向作为遗传算法的处理对象，结合其他状态和多种保护判据信息进行信息融合，由线路两端故障方向的容错判定确定故障元件，以克服数据传输过程中信息缺失或信息错误的影响。
该方法从基于故障方向的广域继电保护原理出发建立基于遗传算法的信息融合数学模型。然后根据当前保护状态值与保护的状态期望值之间的差异构造求极大值的适应度函数。采用遗传算法的种群建立，快速搜索和收敛判定的运算来寻找最优解，实现基于最优解的故障方向决策和故障元件判别。
（四）基于概率识别的信息融合技术
为降低基于遗传算法的广域继电保护的计算量，避免过早收敛导致保护判断错误，提高信息容错能力，提出基于概率识别的信息融合技术，简化和改进基于遗传算法的故障元件判别原理。该算法基于有限广域范围同时发生多处故障的可能性很小的假设，仅对区域内单个元件故障建立故障识别编码，大大减小了搜索范围，避免遗传算法中复杂的搜索过程和收敛判断。算法依据保护原理的选择性与灵敏度设置加权系数，然后根据各类保护的实际状态和基于故障识别编码的期望状态之间的差异，结合加权系数，构造求极小值的适应度函数，并引入故障识别概率Ki为：
式中，Esi—正常运行时各组识别编码适应度；Ei—识别编码适应度。Ki越大说明对应故障元件发生故障的概率越大。通过适当的门槛和处理规则，就可以实现高可靠、高容错的故障元件判别。
四、结束语
广域继电保护是目前我国电力系统建设及保护研究的重点课题，为实现电力系统广域继电保护的高效性、可靠性、灵敏性以及数据的传输、控制和信号的发送、交换等的安全可靠性，应从系统全局角度出发，加强对电力系统的检测、维护和规划，提高广域继电保护及故障原件的判断能力，从而促进大电网的发展。
参考文献
[1]吕颖，张伯明，吴文传等.基于增广状态估计的广域继电保护算法[J].电力系统自动化，2008，32（12）：12-16.
[2]韩雄辉，吴科成，翁汉琍等.基于分层判别的广域继电保护系统[J].广东电力，2009，22（12）：16-19，29.
继电保护的灵敏度范文第8篇
【关键词】空载投运；变压器；继电保护；空载投入变压器
空载投运是变压器正常运行中的一种常见现象，一旦出现必然产生较大励磁涌流，最终给继电保护的正确动作造成一定的影响，特别是新建变电站变压器试运行阶段，更会碰到严重的冲击变压器继电保护设施，影响日后变压器运行安全与经济效益。经过多年的工作实践我们发现，变压器空载投入现象的产生的励磁涌流有着独特的特征，对继电保护装置产生的影响也有规律可循，因此我们可以通过工作实践来分析空载投入变压器运行原理，以减少因为空载投入变压器而造成的继电保护装置跳闸以及电力系统故障，从而确保电力系统安全、稳定、经济运行。
1.空载投入变压器实践
某新建220KV变电站中，内部设置了2个变压器，其中变压器的规格均为220KV，变压器在试运行中，利用新建线路与市政主线相连接，这里我们将两个变压器利用1号变压器和2号变压器标示。在运行中，对220KV线路、母线充电完成之后，在中午开始对2号变压器进行全电压冲击；而第三次全电压冲击的时候，1号变压器充电母线出现了充电保护动作，母线连接断路器产生跳闸。
经分析得出，这种电流内部存在突出的励磁涌流特征，与实际短路故障有着显著地差异。由此我们可以断定充电保护跳闸原因主要是因为较大励磁涌流造成的，是小概率事件。但是这里所说的小概率事件并不是说我们可以对这些问题不管不顾，为了更好的研究这一事件的发生原因，我们将充电时间更改到3秒，从而查看变电系统的稳定性。经过反复查实之后，这种情况下并没有将发生再次跳闸的现象，由此得出空载投入与充电时间关系不大。同时，为了更好的提高变压器空载投入的成功率，我们还对变压器空载投运的具体保护情况作了详细分析，并对涌流跳闸保护动作进行了研究，并且采取相关电力系统灵敏性、可靠性研究进行了处理。
2.变压器空载投运对保护跳闸产生的影响及预防策略
经过深入分析与研究得出，空载投入变压器所产生的励磁涌流造成的保护跳闸，按照不同的等级主要可以将其分为两种不同情况来进行分析，具体如下。
2.1变压器差动保护的跳闸
变压器差动保护励磁涌流跳闸的工作原理为：依靠检定技术检定波形中存在的谐波分量比例，并对谐波的制动差动进行保护，这个时候为了保护电力系统的灵敏度，相关工作人员常常豆浆制动系数的整定值调整在0.2，从而降低了励磁涌流保护能力，也降低了变压器空载投入的试用成功率。但是不管是变压器试运行还是正常运行，正常运行定值都是不变的，因此为了减少日后变压器投运不成功的几率，需要综合考虑保护灵敏度、电力恒定值以及周围环境因素，从根本上形成一套系统的变压器差动保护值。
2.2母线充电保护跳闸
这种情况的出现主要是对变压器在试运行之中产生的空载投运过量励磁涌流进行分析，其在相关问题处理解决中主要包含以下两方面内容。首先，必须保证新设备在投入运行的时候确保设备运行灵敏度，在发生励磁涌流的时候能够迅速发生动作，从而提高设备的保护效率。其次，利用有关技术迅速降低由于励磁电流造成的继电保护跳闸概率，从而保证电力系统的运行安全性、可靠性和经济性。
（1）鉴于上述要求，在空载投运变压器使用中，首先需要分析保护设备的范围以及主要包括变压器投运已经带负荷检查或者部分检查的内容，操作控制就行了。在这个管理流程中，包含了高压侧母线、输电母线等综合内容，这部分设备的保护主要是利用供电线路对侧变电站的母线充电保护和尚未进行全面带负荷检查的本线路继电保护装置来实现。
而试运时新投的设备主要是主变压器及其连接的设备，这也是没有预先充电而最可能发生故障的区间。一般可分为三部分：一是变压器本体；二是准备用于合闸充电的断路器及其至变压器高压侧套管之间的输电线、母线及避雷器等变电设备；三是变压器中低压侧套管及其引出线。为保证这些范围的任何故障都有保护能可靠快速地切除，应依靠已经带负荷检查过的保护和不需带负荷检查就可保证其正确性的保护来实现。
（2）要满足第二点要求，可逐一对以上所投入保护进行分析。在这些保护中只有反应单一电气量的充电保护受励磁涌流影响最大，而实践工作中也是充电保护发生的跳闸情况最多。由于要在变压器低压侧故障时有足够灵敏度，所以充电保护的定值不可能太大，由于要保证稳定性的要求，动作时间也不宜整定太长，因此在投入容量较大的变压器，涌流衰减较慢时，常规方法很难避免充电保护的动作。
通过对多次励磁涌流的波形观察，可知励磁涌流除存在间断角、含大量高次谐波、偏于时间轴一侧等特点外，它还有另外两个重要特点，首先涌流产生的初始数值可能很大，有时甚至达额定电流的10倍以上，这与合闸角、变压器容量、剩磁等因素有关，其次这个很大的电流在合闸后的瞬间衰减很快，以后衰减速度减慢，一般情况下变压器容量越大衰减越慢。用这两个特点，我们可以考虑采取设置两段式的充电保护来实现灵敏性和快速性的平衡。
3.空载投入变压器造成继电保护动作的注意事项
3.1确保瓦斯保护的正确
瓦斯保护不须进行带负荷检查，因此可作为投运时唯一可靠的变压器本体主保护，要高度重视对变压器瓦斯保护的投运前的传动试验工作。
3.2适当调整主变差动保护制动系数以适当减小差动保护谐波制动系数的方法减少主变差动保误动的几率
3.3尽量采用两段式充电保护
新变电站尽量配置两段式母线充电保护。无两段式充电保护时，可采用调整短时开放段或两站充电保护“串连”配合使用的方式，实现两段式充电保护。电源端为限时速断，设以较大定值较短的时间保证在较严重故障时能以较短的时间切除故障；负荷端设以较小的定值较长的时间以保证在变压器低压侧故障时有灵敏度。
3.4其他措施
采用可能减少涌流的方法。如在变压器低压侧并联电容器投运的方法较易实现。
4.结束语
总之，现场继电保护技术人员要对涌流特征有充分的认识，在采取以上方法仍出现保护跳闸情况时，能迅速由相关的故障录波图判断故障与否，如仍是由涌流造成，则可视为极小概率事件，从而保证现场工作的迅速继续进行。
【参考文献】
[1]徐习东，董立，颜伟林.发展性短路故障对变压器差动保护的影响[J].华东电力，2013（10）.