微机保护和继电保护的区别范文第1篇

关键词：继电保护 变压器保护 线路保护 电动机保护

Abstract: This paper describes the design plan of the relay protection of Meilong Ⅲ Station, and introduces the design of relay protection of the conventional pumping station of water conservancy project combined with engineering practice.

Key words: relay protection; transformer protection; circuit protection; motor protection

中图分类号：TM58 文献标识码：A 文章编号：2095-2104（2012）

1概述

梅龙三站位于池州市梅龙镇安徽省江南产业集中区起步区内，主要承担业集中区内的排涝任务。本站电源引自集中区变电所35kV专用线路，本站设2台35kV主变压器，其中1#主变压器容量为6300 kVA，给6台850 kW电动机供电，2#主变压器容量为1600 kVA，给2台425 kW电动机供电，泵站总装机5950kW。项目初步设计阶段，需较合理的选用合适的继电保护方式及装置，保障整个工程电气安全可靠运行。

2继电保护的概念

电力系统继电保护（以下简称继电保护）是在电力系统发生故障和不正常运行情况时，用于快速切除故障，消除不正常状况的重要自动化技术。最早期的继电保护只是通过熔断器来实现过电流保护，后来发展到通过继电器的开闭触点实现保护，现在已经发展为广泛应用微机型保护装置来实现继电保护，进入了微机保护时代。

3继电保护设计的基本要求

继电保护的设计应以合理的运行方式和可能的故障类型为依据，并应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性这四个基本要求。

可靠性：继电保护设计要满足系统稳定可靠，应具有必要的检测、闭锁等措施，以保证本站的电气设备完好及人员安全。同时选用的保护装置应便于整定、调试及运行维护。

选择性：系统运行发生故障时，首先由故障设备或者线路本身的保护切除故障，以保证系统内其它设备的正常运行。仅当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。

灵敏性：设备或线路的被保护范围内发生短路时，保护装置应具有必要的灵敏系数。

速动性：保护装置应能尽快的切除故障，以提高系统稳定性，缩小故障的涉及范围，减轻损失。

此外，在满足了以上的基本要求的前提下，保护还应尽可能的简单，清楚以及配置方便以节省投资。

根据以上的各项基本要求，本初步设计阶段，梅龙三站的继电保护配置图如下图所示

图1 继电保护配置图

4继电保护设计

4.1继电保护的分类

对于继电保护的分类，有多种的分类方式。按保护对象可分为：发电机保护、变压器保护、输电线路保护、母线保护、电动机保护、电容器保护等。按照故障类别可分为：相间短路保护、匝间短路保护、接地短路保护、断线保护、失步保护等。按照按功能可分为：主保护、后备保护（近后备保护、远后备保护）、辅助保护等。按照保护原理可分为：电流保护、电压保护、差动保护等。在水利工程大量的泵站设计中，一般是按照不同的保护对象来配置继电保护装置，水利工程泵站设计中常用的继电保护有变压器保护、母线保护、电动机保护和电容器保护。

4.2母线保护

母线上通常连有较多的电气元件，当母线发生故障时，将使这些元件断电，从而造成大面积断电事故，并可能破坏系统的稳定运行，使故障进一步扩大。因此，虽然母线发生故障的几率较线路低，母线故障仍是最严重的电气故障之一。

本工程中，微机型继电保护装置（以下简称微机保护装置）均选用珠海万利达公司系列产品，微机保护装置操作电源有交流电与直流电可选择，本工程由于配置有直流屏，直流操作电源可靠，故微机保护装置均选用直流220V电源操作类型。35kV母线、10kVⅠ段、10kVⅡ段母线保护均选用MLPR-610Hb-3微机保护装置。其中，35kV母线保护装设带时限电流速断保护、过负荷保护等，保护装置安装在35kV总柜中。10kVⅠ段、Ⅱ段母线保护均装设带时限电流速断保护、过负荷保护、母线低电压保护等，保护装置分别安装在10kVⅠ段、Ⅱ段母线电源进线柜中。并在10kV母线联络柜中，也安装一套MLPR-610Hb-3微机保护装置，装设带时限电流速断保护，通过与10kVⅠ段、Ⅱ段母线微机保护装置的整定配合，以实现当一段母线发生故障，联络柜中微机保护装置迅速切断断路器，以保障另一段母线安全可靠。

4.3变压器保护

本工程共设计有4台变压器，变压器的继电保护主要是根据容量的不同，选用不同的保护。其中，1#主变压器容量为6300kVA，为油浸变压器。依据《工业与民用配电设计手册》，容量在6300—8000的并列运行或重要的变压器，保护应装设微机型主变纵联差动保护，同时装设微机型主变后备保护，保护装置安装设在1#主变压器开关柜中，型号分别为MTPR-650Hb-3与MTPR-630Hb-3。微机型主变后备保护装置应配置过电流保护、过负荷保护、瓦斯保护、温度保护等。2#主变压器容量为1600kVA，为油浸变压器，保护选用微机型主变保护装置，型号为MTPR-620Hb-3,安装在2#主变压器开关柜中，配置有过电流保护、过负荷保护、瓦斯保护、温度保护、电流速断等。1#站用变压器为干式变压器，容量为80kVA，选择XRNT-35 50/3A型变压器用高压限流熔断器保护，装设在站用变压器柜内，该限流熔断器具有速断功能，当变压器发生短路等故障时，该限流熔断器可以迅速的切除故障，有效的保护变压器。2#站用变压器容量为63kVA，为油浸变压器，采用跌落式熔断器保护，跌落式熔断器安装在10kV户外终端杆上。

4.4电动机保护

电动机的继电保护，也是根据电动机容量的不同，采用不同的保护，此外，对于异步电动机，需装设低电压保护，同步电动机需装设失步保护。本站1～8#电动机均为异步电动机，且容量均小于2000kW，故8台电动机保护配置相同，均采用MMPR-610Hb-3型微机型保护装置，安装于1～8#电动机开关柜中，均装设有电流速断保护、过电流保护、过负荷保护、堵转保护、低电压保护等。

4.5电容器保护

本站的无功补偿电容器有两种，一种是1#主变压器供电的六台电动机集中补偿的电容器组，另一种是2#主变压器供电的两台电动机就地补偿的电容器，两种电容器保护配置有所不同。对于电动机集中补偿的电容器组，采用MCPR-610Hb-3型微机保护装置，安装于电容集中补偿电源柜中，装设有电流速断保护、过电流保护、零序过流保护、过电压保护、低电压保护等。对于就地补偿用的电容器，考虑到经济性，采用负荷开关与熔断器组合保护，当故障时，熔断器可以快速可靠的切断故障处的电容器，从而避免电容器内部由元件击穿而可能引起的爆炸事故。

4.6其它保护

本站35kV母线电压互感器及避雷器柜中装设微机型断线闭锁装置。当电压回路一相或二相断线时造成失压时，将距离保护(包括相间距离和接地距离保护及高频距离保护)等闭锁，以防止该类元件误动作，待三相电压恢复正常且经过一定的延时后，再全部恢复正常运行。

5结论

本站为常规泵站，本站的继电保护设计思路同样适用于其它常规泵站。继电保护设计是电气设计中的一个重要的组成部分，合理、经济的设计继电保护与配置继电保护装置，可以为日常维护及故障检修带来方便，更为工程电气系统的可靠运行奠定了良好的技术保障。

参考文献

微机保护和继电保护的区别范文第2篇

关键词：微机保护 煤矿企业 应用

中图分类号：TD 文献标识码：A 文章编号：1007-0745（2013）06-0526-01

1、概述

煤矿对电力系统连续、安全、可靠供电的要求越来越高。微机保护以其可靠性高、动作迅速、维扩调试方便，保护性能好等优点在矿区地面变电所和高压开关柜中得到了迅速推广。与传统的机械式继电器相比，微机保护具有保护动作灵敏、可靠，能够记录故障信息，可以进行远程控制和管理，微机保护自检功能强大等特点。淮北矿区正在使用的微机保护有南京南瑞、山东鲁能、浙江三辰、许继等几种类型。

2、变压器微机保护工作原理

微机保护一般包含电流差动和过电流保护元件的动作特性。电流差动提供作为变压器的主保护，能够提供差动速断和比率差动两种保护方式，两组共用一组出口接点。

2、1、差动速断

差动速断保护不经过比率制动、涌流闭锁和cT断线闭锁，因此能在变压器差动区内严重故障时快速切除变压器。它作为变压器的辅助保护，当变压器内部发生严重故障时，直接利用差动电流的全波峰值电流作为启动量。它的取值范围一般为变压器额定电流的4一10倍。

2、2、比率差动保护

采用双折线比率差动制动特性提高变压器内部轻微故障的灵敏度，以及抗区外故障电流互感器饱和的能力。对于区外短路故障差动回路通过最大不平衡电流，利用流过变压器的短路电流对继电器实施制动，继电器可靠不动作。而在内部短路故障时，因差动回路中流过的是短路电流，此时制动减弱甚至不制动，故继电器能可靠动作，具有较高的灵敏度。

在变压器空载投入或外部短路切除后产生很大的励磁涌流，励磁涌流中含有大量的非周期分量和二次谐波，其中二次谐波量占基波的30%一40%。比率差动保护利用差动电流中的二次谐波作为励磁涌流闭锁判断依据。三相电流中任一相电流中的二次谐波量大于十二次谐波制动系数（—般取值15%），则闭锁三相比率差动保护。

微机保护要求变压器二次侧电流互感器的接法为YY，因为这种接法保护范围大，系统阻抗是三角形接法的l/3。变压器各侧电流存在的相位差由系统软件自动调整。所以变压器内部任何—相故障都会引起两相比率差动动作，故微机保护选择两相及以上比率差动动作才允许差动继电器跳闸。

2、3、CT断线闭锁保护

微机保护通过测量差动电流网路中的负序电流分量的大小，判断是否有一相或两相断线现象。微机保护通过直接启动自锁CT继电器，封闭CT。既可以发现CT断线又可以防止CT断线后再发生区外故障；引发差动保护误动。

2、4、非电量保护

非电量保护包括变压器本体及调压轻、重瓦斯压力释放.冷却消失、油位、油温等保护。本体重瓦斯、调压重瓦斯，压力释放、冷却消失经非电量重动继电器直接跳闸出口。

2、5、其它类型保护

另外变压器保护还包括相过电流保护、负序过电流保护、零序电流保护.分别提供三种时限：瞬时、定时限、反时限。它们作为主保护的后备保护。

3、微机保护的投运测试

当主变使用一个新的微机保护系统时，需要进行投运测试来确保所有系统交流和直流的正确性，确保继电器功能符合你的整定值要求，确保辅助设备的操作符合要求。对微机保护我们可以通过菜单查看交流连接的极性和相序，系统带负荷运行时的辅入和输出，运用计算机模拟检测和传统试验相结合来判断微机保护的使用情况。微机保护通过自检可以检测出大部分的故障，保护自检效率高。而且具备完善的闭锁措施，很难直接误动出门。对其他测试方法的依赖将会安全地降低，可大大地延长预防性试验周期。

4、运行维护

自九十年代以来，我国微机保护的制造技术有了巨大的进步。应用于各种电气设备，误动率也越来越低。微机保护有自检能力和详细的表记和事件报告特性，因而降低了对常规维护的依赖性。各矿可以定期对设定参数查看和预防性试验查阅继电器的输出与每次故障的事件报告，应用事件报告电流和继电器元件数据来判断继电器保护元件的动作正确性。如果微机保护是正确的设置和连接.测量正确，以及自检正常，说明运行特性是正常的。

5、调试、运行情况及问题

5、1、操作和测试

有些厂家的微机保护前面板采用全英文界面，而且操作较复杂，对现场维护人员提出较高的要求。厂家不能提供完善的后台分析、调试软件，缺乏综合的试验手段，对于维护人员熟悉和了解微机保护的运行带来了难题。

5、2、不同的产品标准

不同厂家的产品使用的数据接口和硬件不同.在软件上也是使用各自的标准，计算电流和系统参数上面也是标准不一。不同的产品的软、硬件难以通用，难以交流和提高。基层维护人员需要在装置的调试和软件分析上投入更多的注意力。每矿应统一选用一家的产品。

5、3、控制的问题

只有少数机械化程度较高煤矿使用集中控制系统，大多数煤矿还是使用单机，造成系统自动化程度低。微机保护的远程控制处于长期关闭状态，造成微机保护部分功能闲置，不能适应变电所自动化的要求。

5、4、微机保护的功能应用不够

有些微机保护产品采用的CPU是16位单片机。受结构、时钟和总线的限制，其指令功能有限。寻址空间小、运算能力弱，开发平台局限在汇编语言上，微机产品的优势不能充分发挥。微机保护所固有的多种保护和后备保护没有投入，处于闲置状态，极大地浪费了微机保护的资源。

6、结语

通过几种变压器微机继电保护在煤矿电力系统的应用，证明微机保护性能稳定、可靠性高。可以通过面板或前台查看主变两侧的实时电流、电压及电流电压的相位情况，大大方便了维护人员的工作，节约工时。也对维护人员熟悉和掌握装置的性能原理，进一步理解变压器保护原理及配置起到了良好的示范作用，有利于微机继电保护在煤矿的广泛应用，是煤矿电力系统发展和更新改造的理想继电保护产品。

参考文献：

微机保护和继电保护的区别范文第3篇

关键词：电磁型继电器；微机保护；越级跳闸

Abstract: In the installation and debugging often encounter some problems of differential protection of main transformer in 35KV substation, this paper mainly introduces the influencing factors of the transformer differential protection, the traditional protection device and microcomputer protection device. Through two kinds of protective devices and comparison principle, briefly introduces the selection device and transformation process and transformation after the operation and effect.

Key words: electromagnetic relay; microprocessor-based protection; override trip

中图分类号：TM581.3

某35KV变电站，31.5MVA主变主保护，原采用许继公司DCD-2A型差动继电器作为主保护，存在区外故障及雷击造成的越级跳闸等问题，给供电安全、安全生产造成巨大影响。采用微机保护改造后，既提高了系统的稳定性，确保供电安全，又能够简化二次接线，减少维护量。

该35KV变电站设31.5MVA主变压器，35KV开关柜KYN61, 10KV开关柜KYN28A,高压侧CT变比1000/5, 低压侧CT变比2500/5,保护设有变压器差动保护、过流保护、过负荷保护、重瓦斯保护、轻瓦斯保护，压器差动保护、重瓦斯保护无时限作用于双侧开关跳闸，过流保护带时限作用于双侧开关跳闸，其他作用于信号。差动保护的构成为许继公司DCD-2A型差动继电器，但据变电站工作人员反映，实际应用中，变压器差动保护几乎每年都出现因为区外故障和雷击线路造成的差动保护越级动作，保护可靠性和选择性较差，从而使供电安全受到很大影响，造成不小的经济损失。

针对存在的问题，我们成立维修改造小组，组织相关人员分析、论证可行性。参照有关书籍文献及运行参数，根据保护及控制要求制定改造方案。

影响变压器差动保护的因素，主要有变压器接线组别、各侧电压等级、CT变比等因素的影响。主变差动保护要考虑的一个基本原则是要保证正常情况和区外故障时，用以比较的主变高低压侧电流幅值是相等，相位相反或相同，从而在理论上保证差流为0。不管是电磁式或集成电路及现在的微机保护，都要考虑上述三个因素的影响。

电磁式保护，对于接线组别带来的影响通过外部CT接线方式来解决。主变为Y/接线，高压侧CT二次采用接线，低压侧CT二次采用Y接线，由保护CT完成相角的归算同时消除零序电流分量的影响。电流由主变高压侧传变到低压侧时，相位前移30度，低压侧CT接成Y/Y，角度没有偏移。高压侧CT接成Y/，CT二次侧比一次侧（也即主变高压侧）相位也前移了30度。这样就保证了高低压侧CT的二次电流同相位。高压侧CT接成Y/后，电流幅值增大了√3倍（实际上是线电流），在选择CT变比时，要考虑到这个因素，尽量让流入差动继电器的主变高低压侧电流相等。因为CT都是标准变比，通常不能保证高低压侧二次电流相等，对此一般采取在外回路加装电流变换器或着对具有速饱和铁芯的差动继电器，调整它的平衡线圈的匝数。不过这两种方法，精度都不高。

继电器的基本原理是利用非故障时暂态电流中的非周期分量来磁化变流器的导磁体，提高其饱和程度，从而构成躲过励磁涌流及穿越性故障时不平衡电流的作用。

微机保护同传统保护相比，主要是实现的方法和计算的精度有了很大提高。早期有些微机差动保护，可能是运算速度不够的缘故，相角归算还是采用外部CT接线来消除（如DSA早期某型号产品）。现在的微机差动保护，CT都是采取Y/Y接线，相角归算由内部完成：通过电流矢量相减消除相角误差。主变差动为分相差动，对于Y/-11接线，同低压侧IAl相比较运算的并不是高压侧Iah，而是Iah*=Iah-Ibh(矢量减)，这样得到的线电流Iah*，角度左移30度，同低压侧Ial同相位。对于Y/-11接线，参与差流计算的Y侧3相电流量分别是：Iah*=Iah-Ibh、Ibh*=Ibh-Ich 、Ich*=Ich-Iah(都为矢量减)。对于Y/-1接线，参与差流计算的Y侧3相电流量分别是：Iah*=Iah-Ich；Ibh*=Ibh-Iah 、Ich*=Ich-Ibh(都为矢量减)。通过减超前相或滞后相电流的不同，从而实现相角滞后或前移30度。主变变比和CT变比造成的误差都是幅值上的差异，这方面的处理，对于微机保护而言，是非常容易的，输入量（对侧）或相位归算后的中间量（对Y侧）乘以相应的某个比例系数即可。当然这个系数对Y侧，还要考虑到内部矢量相减，同时造成的幅值增大了√3倍。

以上是基于装置理论和静态情况下的介绍和分析，实际应用中，特别是故障和雷击时暂态的传变过程非常复杂，离散性非常大，现代的研究大量借助仿真技术，建立物理模型，进行故障模拟，并借助微型计算机的发展，实现对故障波形的瞬时采样与计算和逻辑出口，从而使保护的选择性和可靠性大幅度提高。

DCD-2A型差动继电器一旦整定完成，其特性便相对固定下来，能够较好躲避励磁涌流，但对相对复杂的故障和雷击时的暂态传变无法识别，如二次谐波，直流分量，CT铁芯饱和产生的波形畸变等，是造成保护越级跳闸的主要原因。

小组成员广泛了解目前国内外成熟的微机保护产品，对微机保护装置进行选型，最后确定选用南京南瑞继保电气有限公司的产品，型号：RCS-9679C 。原因：一是硬件先进，结构合理，CPU选用美国进口产品，集成电路板采用先进的表面贴装工艺，背板插头采用镀金加环形弹簧等；二是原理先进，少有的三折线比率差动；三是主后备保护一体，符合现场实际，便于安装、接线和调试；四是丰富的功能，满足今后的发展需要。

1 应用范围

RCS-9679C 装置由多微机实现的变压器保护，适用于110kV及以下电压等级的双圈变压器。

2 软件工作原理

2.1起动元件

2.1.1装置总起动元件

起动CPU 设有装置总起动元件，当三相差流的最大值大于差动电流起动定值时， 或者高 低压侧三相电流的最大值大于相应的过流定值时，起动元件动作并展宽 500ms ，开放出口继电器正电源。

2.1.2 保护起动元件

若三相差动电流最大值大于差动电流起动定值或中 低压侧电流的最大值（I3 I4）大于相应的过电流定值，起动元件动作，在起动元件动作后也展宽500ms，保护进入故障测量计算程序。

2.2 差动保护

由于变比和联结组别的不同，变压器在运行时各侧电流的大小及相位也不相同。 装置通过软件进行YΔ变换及平衡系数调整对变压器各侧电流的幅值和相位进行补偿，具体方法参见 5.2(4)。以下差动保护的说明均以各侧电流已 成幅值和相位补偿为前提。装置采用三折线比率差动原理，并设有低值比率差动保护 高值比率差动保护和差动速断保护。差动保护动作特性曲线如下图3.2-1 所示。图中差动保护动作区包括三个部分：低值比率差动保护动作区 高值比率差动保 护动作区和差动速断保护动作区，部分标注说明如下：

Icdqd为差动电流起动值； I sdzd 为差动速断定值； Kbl为比率差动制动系数；I d为差动电流，I r 为制动电流。

2.2.1 比率差动元件

装置设有低值比率差动保护和高值比率差动保护。低值比率差动保护用来区分差流是由内部故障还是不平衡输出 （特别是外部故障时）引起。高值比率差动保护只经二次谐波闭锁，其比率制动特性可抗区外故障时CT 暂态和稳态饱和，而在区内故障CT 饱和时能可靠正确动作。

2.2.2 差动速断保护

为防止区内严重短路故障时因CT 饱和而使比率差动保护延迟动作，装置设有差动速断保护，用于变压器内部严重故障时快速跳闸切除故障。差动速断保护不需要设置任何闭锁条件，当任一相差流大于差动速断定值时瞬时动作于出口2 继电器（即 CK2），跳开变压器各侧开关。

2.2.3 二次谐波制动

比率差动保护利用三相差流中的二次谐波作为励磁涌流闭锁判据，采用综合相闭锁方式。

2.2.4 CT饱和判别

为防止区外故障时CT 暂态和稳态饱和可能引起比率差动保护误动作，装置采用各相差流的综合谐波作为CT 饱和的判据。

核对现场接线后，拆除分立元件的主后备保护，在柜体面板开孔安装保护装置。安装接线图按照说明书结合现场实际接线。

定值计算按照短路电流计算和说明书要求的公式计算，按照说明书调试大纲进行调试。

进行变压器六角图的测试，变压器保护投入运行，至今已经受过多次近区区外故障和一个雷雨季节的考验，未发生越级跳闸，达到了改造的目的。为今后改造提高一个可供参考的范本。

微机保护和继电保护的区别范文第4篇

关键词：微机型继电保护装置；变压器差动保护；电流互感器；简化后备保护

中图分类号：TM588 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）04-0135-02

一、概述

微机型继电保护装置的变压器差动保护是变压器的主保护，微机继保装置的变压器差动保护一般采用的是带制动特性的比率差动保护，因它所具有的区内故障可靠动作，区外故障可靠闭锁的特点使它在电力系统的继电保护中得到了广泛的运用。诸多文献都对上述情况做出了详尽的分析，但是从现场工程实际来看，当变压器发生区外短路故障时，由于变压器本身流过巨大的短路电流而对其本体的绝缘和性能造成了严重破坏，变压器内部发生匝间短路故障的情况也时常发生，烧毁变压器线圈和铁芯的事情时有发生，这就要求差动保护在这种情况下也能够可靠动作而不被误闭锁，这就对差动保护提出了更高的要求。本文就从工程现场出现的若干具有代表性的问题出发，对这些情况进行重点分析，并给出合理的建议。

二、简化整定值计算、加强主保护使差动保护更完善

在简化整定值计算方面，差动保护应多设置自动的辅助定值和固定的输入定值，使用户需要整定的保护定值减到最少，以发挥微机型继电保护装置的优越性。一般情况下，不需要调整系统参数，不需要校核灵敏度，可以根据变压器的本身参数进行合理整定，根据工程实际情况设定电流互感器变比、电压互感器变比，使微机型继电保护装置独立完成保护的整定和保护，整定方法简单清晰。

加强主保护的目的是为了简化后备保护，使变压器发生故障时能够快速切除故障。目前220kV及以上电压等级的变压器纵联差动保护双重化，这是加强主保护的必要措施。

三、微机差动保护对电流互感器的基本要求

微机差动保护用的电流互感器需要满足两个条件，其一是稳态误差必须控制在10%误差范围之内，因为整定计算中采用的不平衡稳态电流是按10%误差条件计算。其二是暂态误差，影响电流互感器暂态特性的参数主要有：短路电流及其非周期分量，一次回路时间常数，电流互感器工作循环及经历时间，二次回路时间常数等。电流互感器剩磁对于饱和影响很大，当剩磁与短路电流暂态分量引起的磁通极性相同时，加重二次电流的畸变，因此电流互感器铁心中存在剩磁，则电流互感器可能在一次电流远低于正常饱和值即过早饱和。差动保护的暂态不平衡电流比稳态时大得多，仅在整定计算时将稳态不平衡电流增大二倍是不够安全的。采取抗饱和的办法是使用带有气隙的TPY级电流互感器。但是目前差动保护广泛使用的是P级电流互感器，对P级电流互感器规定允许稳态误差不超过10%，暂态误差必然要超过稳态误差，在实用上可在按稳态误差选出的技术规范基础上通过“增密”以限制暂态误差。

采用增密的方法有以下四种：（1）将准确限值系数增大二倍（允许短路电流为额定电流的倍数）；（2）将二次额定负载增大一倍；（3）增大二次电缆截面积使二次回路的总电阻减半；（4）淘汰10P级电流互感器改用5P级电流互感器（复合误差由10%降

为5%）。

高电压大容量变压器在高压侧、低压侧均用TPY级电流互感器，对于大型发电机变压器组保护，进出口侧均采用TPY级电流互感器，在发电机侧已有TPY级电流互感器可选用。目前110kV及以下电压等级均采用P级电流互感器，220kV变压器亦采用P级电流互感器或5P级、PR级（剩磁系数小于10%）电流互感器，因此差动保护需要采取抗电流互感器饱和的措施。

四、微机差动保护的灵敏度和快速性

微机差动保护应具有高灵敏度和快速性，轻微匝间短路能快速跳闸，但是提高灵敏度和快速性必须建立在安全、可靠的基础上，也就是说高灵敏的前提是安全、可靠。运行实践告诉我们：使用较低的起动电流值在区外故障或区外故障切除时引起差动保护误动的严重后果，因此对于灵敏度和快速性不要追求过高的指标而忽视可靠性。

提高灵敏度虽对反映轻微故障是有效的，但灵敏度的提高必然降低安全性。变压器的严重故障并不都是由轻微故障发展而来的，故障发生的瞬间仍会发生烧毁设备的事故，同时轻微故障发展为严重故障也需要时间，因此轻微故障带一些时间切除故障也是允许的，长时间的运行实践证实变压器气体保护是动作时间稍长地切除轻微的匝间故障。

轻微匝间故障时产生的机械应力和热效应不大，在200ms内故障切除，不会危及铁心，从检修的角度，只要铁心不损坏，轻微和严重的匝间故障都是需要更换线圈，因此只要差动保护在铁心损坏之前动作，就可以满足检修的要求，不需要追求减少线圈的烧损程度而牺牲保护的安全性。

五、简化后备保护

后备保护作用主要是为了变压器区外故障，特别是考虑在其联接的母线发生故障未被切除的保护，当然也可以兼作变压器主保护的后备（尤其110kV及以下电压等级的变压器）和其联接的线路保护的后备（尤其110kV及以下电压等级的线路）。当加强主保护以后，差动保护双重化配置，气体保护独立直流电源，因此主保护是非常可靠、灵敏、快速的，理应简化后备保护。后备保护只要具备在220kV及以上电压系统是近后备，在110kV及以下电压系统是远后备的基础，不需要仿照线路保护设几段后备保护，线路保护有距离保护，基本不受短路电流的影响，保护范围较固定，配合比较简单。变压器后备保护主要是母线的近后备，110kV及以下电压等级线路的远后备，只要系统内故障能由保护动作切除不致于拒动就满足要求。如果后备保护要从电流保护来解决多段式配合，这是既复杂又困难的问题。变压器后备保护不需作多段配合、定值校核的工作，我们要摆脱整定计算中难以配合的困扰。目前，微机型保护各侧设置相间和接地保护各设3段8时限的复杂保护是作茧自缚，没有

好处。

简化后备保护的原则，我们工程调试人员认为变压器高压侧只设置复合电压过电流保护，中、低压侧设复合电压过电流保护作为远后备，电流限时速断作为母线近后备。

六、结语

变压器差动保护提高灵敏度和快速性必须建立在安全可靠的基础上，应采取防止因电流互感器饱和和区外故障切除的暂态误差造成误动的措施。

加强主保护理应简化后备保护，变压器后备保护主要是作为母线的近后备，110kV及以下电压等级线路的远后备，要摆脱整定计算中难以配合的困扰，不作定值校核，为此高压侧后备保护仅设复合电压过流保护，中、低压侧后备保护设复合电压过流保护和电流限时速断保护，前者按变压器额定电流整定，后者按同侧母线的最低灵敏度要求整定，时间应与同侧相邻线路的相应时间相配合。

参考文献

[1] 张保会．电力系统继电保护[M]．中国电力出版社，2006.

[2] 韩天行．微机型继电保护及自动化装置检验调试手册

微机保护和继电保护的区别范文第5篇

关键词：电力系统；继电保护；状态检修

Abstract: This paper describes the protection status of maintenance of superiority, and the practical application of the existence of a number of issues analysis, the final construct relay state to overhaul the architecture of the regional power grid.Key words: power systems; protection; state of repair

中图分类号： B841.1 文献标识码：A 文章编号：

前言

随着电力系统检修技术的发展，状态检修成为提高保护可靠性的新的途径。继电保护是保障电力系统安全可靠运行的重要技术手段，其正常动作与否将对电力系统运行造成重大的影响。为了保障电力系统安全可靠运行，继电保护系统必须具有很高的可靠性。预防性检修是提高保护系统可靠性的有效方法。继电保护是保障电力系统安全可靠运行的重要技术手段，其正常动作与否将对电力系统运行造成重大的影响。文章就简单介绍了继电保护状态检修的优越性，并提出目前继电保护状态检修所存在的若干问题，最后构造出地区电网的继电保护状态检修体系结构。

1、继电保护状态检修

继电保护系统包含大量微电子元件、高集成电路，与一次设备相比，状态监测相对较难实现。微机保护具有一定的自检功能，可以发现一些集成电路器件的特定故障及一些交流回路的断线故障，但难以发现器件劣化及回路接触不良等问题。

因此，继电保护状态检修是建立在电气二次设备状态监测的基础上，根据监测和分析诊断的结果，科学地安排检修时间和检修项目。它能有效地避免周期性定期检修和故障后检修所带来的弊端，是比较理想的检修方式，也是今后设备检修模式发展的趋势，其具有如下优越性：

1.1 继电保护状态检修可以分为设备状态监测、设备故障诊断、检修决策3个环节，其中设备状态监测是关键性的一个环节，只有通过各种手段准确、及时地掌握设备运行的实际状况，才能根据设备的参数变化趋势制定维修策略，确定最佳检修周期。

1.2 状态检修通过对已有状态信息进行多方位分析，更好地掌握设备的运行状况，并根据实际状况制定相应的检修维护策略，能够有效提高设备运行的可靠性。

最大限度地减少检修人员的现场工作量，使设备可用程度达到最高，节省大量人力、物力；可以防患于末然，做到该修才修，通过对设备的适当维修，在减少停电时间的同时，可更好地避免不必要的预防性检修引起故障的可能。

2、继电保护设备状态监测

继电保护设备有别于电气一次设备，其状态监测对象不是单一的设备元件，而是一个单元或一个系统，因此继电保护状态监测应包括保护装置和二次回路监测等方面内容。

目前的微机保护装置能对装置自身的电源、CPU、I/O 接口、A/D 转换、存储器等插件进行巡查诊断，当保护装置异常时，会发出告警信息提醒运行人员，因此具备了较强的自检功能。但要实施继电保护状态监测，还存在着如下的问题：

2.1 装置动作状况：在电气一次设备没有故障的情况下，继电保护装置处于相对静止的状态，只有当被保护设备发生故障的时候，保护装置才会动作。如果在检修周期内装置都未曾有过动作，那么它的动作状况也就难以监测到，也就无法知道其出口回路是否良好。

提出采用远程传动进行校验的方法。首先提前向用户发出短时停电的通知，然后在用电低谷时段进行一次远程传动试验，通过远方监测中心进行调控，对保护装置发送远程传动的命令，让其执行一次跳闸与重合闸操作。这样不仅可以检验保护出口到断路器机构之间的回路接线是否正确，还可以验证断路器动作的正确性，而整个过程大概需要1～2S的时间，对用户影响不大。

2.2 二次回路的监测：继电保护作为电网安全的技术保障，除了装置本身外，还包括电压电流、保护控制、信号照明等电气二次回路。它们由若干继电器和连接各个设备的电缆所组成，接线繁杂、点多、分散，因此要通过在线监测各个继电器触点的状况、回路接线正确性等比较困难，也不经济，这可能是继电保护状态检修一直未能有效推进的主要原因之一。

2.3电磁干扰问题

由于电气二次设备中广泛存在着微电子元件和高集成电路，不可避免地产生电磁干扰，可能会造成微机继电保护采样信号失真、装置异常、保护误动或拒动等问题。因此，对继电保护装置进行电磁兼容性试验也是继电保护状态检修的一项重要工作，应该对干扰源、耦合途径、敏感器件等进行监测管理，如二次设备的屏蔽接地状况、保护装置附近的移动通信设备等等。

3、继电保护状态检修应用探讨

上文对目前实施继电保护状态检修过程中所存在的若干问题进行了分析，要使继电保护状态检修实用化，需要解决以上的若干问题，并建立电网继电保护状态检修体系。根据以上的分析，实现继电保护状态检修，首先需要利用微机保护，建立一套反映继电保护设备状况的监控系统，在线监测保护设备的运行状况；在这基础上结合远程传动方法来诊断保护装置及断路器的动作情况，进行进一步的分析诊断，确定设备是否需要检修；最后根据监测和分析诊断的结果科学地安排检修时间和项目。因此，本文构造了地区电网的继电保护状态检修体系结构，结构分3层，如图1所示。

图1 地区电网继电保护状态检修体系结构

第1层：变电站内的继电保护装置。它们负责将内部自检信息、测量用电压和电流值、保护用电压和电流值、远程传动试验开关量动作等信息通过调度专网传送到地区电网的继电保

护状态监测主机。

第2层：地区电网状态监测主机。监测主机接收区域内各个变电站的继电保护状态信息，且通过专业人员的操作，能够对区域内允许远程传动的继电保护装置进行远程传动。

第3层：地区电网状态检修工程师站。工程师站与状态主机进行单向连接，通过对地区状态监测主机的数据信息进行综合诊断分析，来判断设备是否需要检修，并根据设备状态制定合理的检修计划。

通过以上3层的地区电网继电保护状态检修体系结构，可以有效地实行继电保护设备的状态监测，进行科学分析诊断，合理制定出状态检修计划，实现继电保护的状态检修。

4、结束语

本文阐述了继电保护状态检修的优越性，它可以很大程度地降低检修成本，提高继电保护设备的有效利用率，保证电网的安全稳定运行，是电力系统发展应用的必然。继电保护装置和二次回路的状态监测是开展状态检修工作的关键，现针对目前存在的问题及其解决方法进行了研究，并分析了采用SEL 保护装置能较好地解决二次回路监测的问题。最后对继电保护状态检修的实际应用进行探讨，构造了地区电网继电保护状态检修体系结构，以促进继

电保护状态检修的推广和实施。

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