电网继电保护管理

电网继电保护管理（精选12篇）

电网继电保护管理 第1篇

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，当前主要存在以下问题。

1.1 部分县供电公司无专职的继电保护整定人员，人员变动频繁，整定汁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。

1.2 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。如对具体保护装置内控制字、压板等理解不一致，控制字中复压闭锁方向应如何取舍，电流互感器断线闭锁差动是否投入，线路重合闸时间如何确定，35kV联络线是否需要投两端保护，主变压器后备保护限时速断电流保护是否投入，计算中可靠系数、返回系数取值等，都有可能造成继电保护整定计算的差异。

改进措施：编写制定农网保护整定规则，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。

2.1 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。

2.2 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。

2.3 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。

2.4 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，确保翔实的资料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

在实际运行中，特别是年初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双重化

由于保护装置需要定检或可能出现意外的异常，为保证电网安全稳定，必须实现主保护的双重化：

3.1.1 设置两套完整、独立的全线速动主保护。

3.1.2 两套主保护的交流电流、电压回路和直流电源彼此独立。

3.1.3 每一套主保护对全线路内发生的各种类型故障，均能无时限动作切除故障。

3.1.4 每套主保护应有独立选相功能，实现分相跳闸和三相跳闸。

3.1.5 断路器有两组跳闸线圈，每套主保护分别起动一组跳闸线圈。

3.1.6 两套主保护分别使用独立的远方信号传输设备。

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。

3.2.1 光缆路由通道至少采用一路点对点路由。

3.2.2 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。

3.2.3 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、Ⅱ段

4.1.1 取消零序I、Ⅱ段的可行性

4.1.1. 1 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。

4.1.1. 2 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。

4.1.2

整定计算中取消零序I、Ⅱ段从以上三点分析可以看出，如双重化配置的主保护均有完善的接地距离后备保护，则可以不使用零序电流I、Ⅱ段保护。对于四段式的零序保护，在220kV及以上电压等级线路的整定计算中，零序I段可以用控制字或压板进行投退，就采用人为退出零序I段的办法；由于零序Ⅱ段保护未设压板投退，整定计算采取将零序Ⅱ段保护定值取装置允许最大值来硬性退出零序Ⅱ段。

4.2 简化计算零序最末段

规程规定：“接地故障保护最末一段 (例如零序电流Ⅳ段) ，应以适应下述短路点接地电阻值的接地故障为整定条件：220kV线路，100Ω；330kV线路，150Ω；500kV线路，300Ω。”

对于220kV线路，零序Ⅳ段作为按本线路发生高阻接地故障能可靠动作整定，这种短路故障点电流几乎与故障位置无关，而取决于高接地电阻的大小。依照规程规定和实际计算中的经验及实际运行情况，对零序Ⅳ段的计算进行了简化：零序Ⅳ段电流定值一般取300A，时间与相邻线路的零序Ⅳ段配合。对于500kV线路，因输送功率大，稳定问题严重，零序最末段则采用反时限零序电流保护，其特性曲线采用国际电工委员会正常反时限特性方程，反时限曲线基准电流一次基准值取300A，反时限曲线时间常数取1秒。

4.3 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复杂，有些线路有串补，有些线路没串补；有些是可控串补，有些是固定串补；有些是和直流很近的交流线路，还有些是高压海缆等等，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 结束语

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。

参考文献

新疆电网继电保护选型配置规定 第2篇

新疆电网继电保护装置选型配置规定

（试行）

一、总则

为选用技术先进、性能优良的保护装置，保障电网安全、稳定运行，根据国家及电力行业有关规程和技术规定，结合新疆电网运行管理实际，制定本规定。

本规定适用于所有并入新疆电网运行的发、供电企业,包括参与新疆电网继电保护设计、采购、监理和安装调试的单位。

运行单位继电保护机构参与保护装置的选型工作。本规定由省调负责解释，自发布之日起执行。

二、管理范围

（一）新疆电网110kV及以上系统线路保护、母线保护及主变保护。

（二）并入新疆电网运行的25MW及以上机组保护（发电机保护、发变组保护）。

（三）新疆电网故障录波装置。

（四）上述保护装置中线路纵联保护接口装置。

（五）上述保护装置专用电流互感器（TA）。

三、微机保护装置配置原则

（一）强化主保护功能

主保护应采用简单、成熟的原理，先进、可靠的技术并具有成功的运行经验。对各种运行工况，各类简单故障、复故障及转换型故障适应能力强、反应速度快，能满足快速、准确切除区内故障的基本要求。

（二）简化后备保护

新疆电网继电保护装置选型配置规定

（１）简化后备保护定值：尽可能采用简单、明了的保护定值，主要由反映一次设备、TA、TV参数及与电网短路电流有关的动作定值、动作时间和少量的运行控制字等构成。其他定值应尽量简化或固化在软件中。特殊的保护装置定值可在技术协议中明确。

（２）简化后备保护压板：保护装置压板设置必须简单、明了（对无人值守站、双配置保护装置尤其如此）。多套保护共组一柜时，各套保护压板应能明确区分，以适应电网运行要求，方便现场投退。

（三）优化保护结构

严格执行《新疆电力公司防止电力生产事故的二十五条重点要求实施细则》。认真落实有关二次回路屏蔽、接地（中性点接地、屏蔽层接地、保护柜屏接地、接地铜牌及接地网等方面）等反措要求，将外部干扰对微机保护装置的影响降到最低限度。

（１）简化保护装置二次接线：微机保护装置的很多功能都可以通过软件来实现，故应最大限度的简化后备保护二次接线，减少中间环节，减轻运维工作强度，提高保护装置运行可靠性。

（２）断路器机构箱与操作箱之间的配合应满足简单、可靠的基本原则。严禁无谓重复和来回转接，最大限度的简化控制回路二次接线，减少中间环节，提高控制回路运行可靠性。

（３）为尽量减少断路器非全相对电网运行的负面影响，220kV电压等级中，主变断路器及专用母联断路器不需要分相操作，故应采用简单、可靠的三相一次操作机构，并配置三相一次操作箱。

（４）非电量保护按单套配置，采用就地跳闸方式（两付跳闸接点就地同时作用于断路器两组跳闸线圈），就地设保护压板，并将动作信号送至控制室。

（５）三相不一致保护功能应在机构箱内完成，采用就地跳闸方 2

新疆电网继电保护装置选型配置规定

式（两付跳闸接点就地同时作用于断路器两组跳闸线圈），就地设保护压板，并将动作信号送至控制室。

（６）室外配置的保护装置应能适应室外运行环境。

（７）采用具有跳闸距阵功能的保护装置，以增强保护装置的灵活性和适应性。

（四）双重化配置

１、220kV及以上线路、母线、变压器和100MW及以上容量的发电机变压器组，应按照全独立原则配置双套微机保护装置。

２、双套微机保护装置应尽量采用同一厂家不同原理装置。主保护基本类型包括差动类保护（直接比较各侧电流的相位、幅值，包括线路光纤纵差保护，元件电流差动保护）和方向类保护（以本侧电压为参考向量，间接比较两侧电流的相位，包括线路距离方向保护，功率方向保护，稳态零序、负序、正序及突变量方向保护）。220kV线路应优先选用差动类与方向类组合。

３、基本要求

（１）应配置两套完整、独立的主保护（含自藕变零差）和两套完整、独立的后备保护（含间隙保护）。两套保护装置主保护及后备保护的软、硬件平台应完全相同，可通过控制字选择主保护原理。

（２）两套完全独立的直流电源分供两套独立的保护装置。（３）双套微机保护装置分别组柜，每柜均含完整的主、后备保护，双柜之间互不影响，一柜退出后，另一柜保护可完整投运。同一面柜的主、后备保护可以数据共享。

（４）双套微机保护装置的交流电流（含主变中性点TA、间隙TA）及交流电压必须取自独立的二次绕组。双套微机变压器保护装置必须交叉接入高、中压侧独立TA和套管TA，代路时接入独立TA的 3

新疆电网继电保护装置选型配置规定

保护装置退出运行，接入主变套管TA的保护装置可继续运行。

（５）双套微机保护装置的电压切换箱、操作箱必须完全独立。（６）双套线路微机保护装置的纵联保护通道必须完全独立。要结合光纤通信建设，优先选用光纤纵差保护，如具备两个完全独立的光纤通道，宜采用两套光纤保护。

（７）220kV系统断路器必须具备两组独立的跳闸线圈，双套电气量保护各自分别跳一组跳闸线圈，两套线路、主变保护、母差保护各自分别启动一套失灵保护。

（８）主变差动、母线差动、光纤纵差等保护应具备可靠的抗TA饱和功能，防止TA饱和时继电保护装置误动或拒动。

四、选型原则

（一）保护装置选型原则

１、保护装置必须满足《继电保护和安全自动装置技术规程》、《微机继电保护装置运行管理规程》、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》、《防止电力生产事故的二十五条重点要求》、《新疆电力公司防止电力生产事故的二十五条重点要求实施细则》以及其他有关规程、反措要求。

2、保护装置必须是经过国家级质检部门正式鉴定并已公布的合格产品。

3、保护装置应采用成熟的理论、原理，能适应各种运行工况、各类简单故障、复故障、转换型故障，安全性能好，测量精度高，动作速度快。

4、保护装置在国内市场应具有成功的运行经验和良好的运行业绩（在国内投运至少有50套），成功运行两年后，方可在新疆220kV电网推广使用。

新疆电网继电保护装置选型配置规定

５、保护装置应采用先进的技术平台,使用国内大型专业继电保护厂家较先进的微机保护装置，主要指标如下：

（１）基于DSP技术、16位高速A/D，采样速率高，运算速度快，实时性强。

（２）全透明、全汉化人机界面。

（３）生产工艺先进，集成度高。整体结构合理，强、弱电彻底分离，抗干扰能力强，满足集中或分散组柜要求。

（４）网络通讯高速流畅，接口和指令系统丰富，与后台及远程监控兼容性能好。

（５）完善的在线实时检测功能，故障录波与分析功能。

6、在配置电流、差动保护已能满足电网运行要求时，不宜再选用复杂的距离、方向保护，以免受系统振荡、非全相、TV断线、N（零线）接地、N共线、N错位等问题影响。

7、微机保护装置必须满足《IEC60870-5-103》通讯规约以及其他国家和电力行业统一的通讯技术规约，以满足变电站综合自动化的功能要求和接入继电保护故障信息系统的需要。

8、保护装置应具有较大的线性测量范围，既能准确测量最大短路电流，又能在轻载运行时，满足TA、TV断线保护的灵敏度要求。

9、装置的散热结构、外观设计应与现场环境协调一致，柜前压板设置应尽量简化，布局合理，方便现场运行、操作。

10、供货厂家自身应具有完善的质保体系，确保产品质量。合同签定后10年内，保证供应备品、备件。图纸、资料齐全，售后服务及时、周道。

11、继电保护装置程序采用模块化设计，便于升级改造和功能扩展，减少对主程序的影响。

新疆电网继电保护装置选型配置规定

（二）纵联保护接口装置选型原则

1、高频收发讯机选型原则：

（１）收发讯机必须满足《继电保护专用电力线载波收发讯机技术条件》以及其他有关规程、反措的要求。

（２）收发讯机必须是经过国家级质检部门正式鉴定并已公布的合格产品。

（３）能自动适应通道衰耗剧烈变化。收讯回路线性工作范围应足够大，能根据通道衰耗变化情况自动调整储备衰耗，方便运行人员调整储备衰耗。

（４）能在线、实时监测通道信号（收、发讯电平及储备衰耗）。（５）根据国家标准，收发讯机动作时间不大于3ms。（６）降低通道衰耗，确保高频保护可靠运行。收发讯机应尽量工作在最佳匹配状态，以输出最大功率；尽量使用较低的工作频率；对长线应采用相-相耦合方式。

2、光纤接口装置选型原则

（１）光纤接口装置必须满足《微波电路传输继电保护信息设计技术规定》及其他国家、行业有关数字电路信息传输技术标准。

（２）光纤接口装置必须是经过国家级质检部门正式鉴定并已公布的合格产品。

（３）在条件允许（线路长度不超过光纤通道无中继传输最远距离）时，应优先选用专用光纤通道，减少中间环节，确保光纤通道可靠运行。

（４）在线路较长时，可选用复接2M数字口，但不宜超过两个中间环节，确保光纤通道可靠运行。

（５）光纤接口装置应具有完善的在线实时检测功能，确保光纤 6

新疆电网继电保护装置选型配置规定

通道安全、可靠运行。在通道异常（误码、滑码异常增大）时，应能发出报警信号；在通道故障（如通道中断等有可能引起保护误动）时，应能及时闭锁两侧光纤纵差保护并发出报警信号。

（６）光纤接口装置应具有完善的通道信息显示、记录及分析功能，方便运行人员定期记录通道滑码、误码，方便保护人员分析保护动作行为。

（三）故障录波装置选型原则

1、故障录波装置必须满足《DL/T553-94 220-500kV电力系统故障动态记录技术准则》和《DL/T663-99 220-500kV电力系统故障动态记录装置检测要求》以及其他有关规程、反措要求。

2、故障录波装置必须经部及以上质检中心正式鉴定并已正式公布的合格产品。3、110kV及以上厂、站均需配置微机故障录波器。

4、应设置足够的故障录波装置、录波容量，确保110kV及以上系统所有电压、电流量，主变各侧电压、电流量，所有开关量均能接入故障录波器。

5、故障录波装置应具有完善的录波及分析功能。

6、故障录波装置应具有组网、远传功能，能与后台、监控及其他厂家故障录波器兼容。

7、故障录波装置在掉电后，故障信息应能保存完好，否则应配置适当容量的UPS。

（四）保护装置TA选型原则

1、保护装置用TA必须经省级及以上质检中心鉴定并已正式公布的合格产品。

2、保护装置用TA测量电网最大短路电流的测量误差不大于10%。

新疆电网继电保护装置选型配置规定

3、保护装置用TA必须满足绝缘、动稳定和热稳定、短路电流及带负载能力等校核标准。

4、线路、母线及主变差动保护装置所用TA应具有相同的铁芯结构。

5、发电机、电动机、调相机及电抗器保护装置两侧TA应具有相同的铁芯结构、型号及变比。

6、发电机一次为双星型（或多星型）接线时，应配置高灵敏横差保护，不完全纵差保护等高性能差动保护。其尾端至少引出4-6个接线端，并配置相应的TA。

（１）横差保护TA在满足动、热稳定，饱和倍数和带负载能力的情况下，尽量选用较小的变比，以提高匝间保护灵敏度。

（２）不完全纵差保护两侧TA应选用相同的型号和变比，由微机保护软件实现两侧平衡调整。

7、微机变压器保护装置各侧TA应按全星型接线，相位、幅值（接线系数√3）及零序电流补偿由微机保护软件调整。

8、新建或改建变电站微机保护装置应选用二次额定电流1A制TA。

9、保护装置TA准确限制系数（ALF）应尽量选取较大值，一般不小于30，即ALF≥30。

10、保护装置TA应具有足够的输出容量，允许二次负载（Rn）应大于现场实际负载。当保护装置集中组柜时，Rn≥2.0Ω； 当保护装置分散组柜时，Rn≥0.5Ω。11、110kV及以上系统线路、母线及主变保护装置TA应优先选用标准变比：2×600/1 A。

12、元件（发电机，变压器，电抗器等）保护装置TA二次额定 8

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电流不应大于1A。

13、保护装置TA与计量TA变比应分别选择，以免出现计量TA测量不准或保护装置TA饱和等情况。

电网继电保护管理 第3篇

1、继电保护整定计算程序概述

目前，继电保护整定计算程序的设计都具有一定的针对性，或者是为了配合计算定值，或者是为了保护装置，如距离保护整定程序，这些程序设计的重点是为了保护算法。这些程序默认的装置程序认为，继电保护整定计算需要计算的定值和计算这些定值时所有涉及待的数据时可以确定的，而程序的保护装置的定值的算法则相对简单，但由于需要针对不同的保护装置进行不同的开发，这种配合定值的算法则相对复杂。从根本上来讲，配合定值的算法之所以复杂，其原因是无法确定具体的配合方法。配合方法一旦确定，配合定值的计算与保护装置定值的计算的过程基本是一致的。在目前的程序应用中，通常采用算法的复杂化或者算法的智能化实现对配合定值的计算。尽管目前对配合定值的计算取得一定成就，但是这种算法仅适用于特点的地区或者特定的电网或者特定的继电保护装置。如果想实现继电保护整定计算程序能够按照用户的需求设计具有针对性的保护装置的定值，则必须开发具有用户特征，或者用户自己开发的继电保护整定计算程序。另外，如果这种程序可以适用于不具有程序编程经验的用户，用户仅需要了解自己所需的定值的算法就可以得到自己想要的继电保护整定计算程序，将会大大推进程序的实用化进程和通用化进程。

2、继电保护整定计算程序

一个具有实用性和通用性的继电保护整定计算程序应该包括以下几个模块。

2.1网络拓扑结构管理模块。由于专业性质的限制，在继电保护整定计算的过程中，图形辅助是必不可少的内容，这就使得网络拓扑结构管理模式必须向图形化转变，而且这种转变已经得到广泛的确认和认可。网络拓扑结构图形化趋势可以将电力系统网络进行拓扑的简单化处理并向用户提供，此外还可以为用户提供一些管理工具和图形操作工具。通过同行操作系统，用户可以迅速实现对电力系统拓扑结构图的绘制、修改。另外，用户在完成图形的编辑后还可以实现系统参数的录入并进行保存。

2.2网络参数管理模块。该模块的主要功能是管理电力系统的设备的参数，如电阻参数、电抗参数等。另外，该模块还要管理配合定值，实现对中间结果的计算。为降低用户使用出错率，减少数据的损失，该模块也实现多样化的输入方式的并存，并保证数据的一致性。最后，该模块还具有数据检查、数据导入、数据导出、数据检索、报表等功能。

2.3故障计算模块。任何程序都可能存在故障，为降低故障的发生率，因而故障计算模块就成为程序的重要组成部分。在继电保护整定计算程序中，故障计算模块承担着两方面的作用；首先是作为独立的功能模块，为整个程序提供故障分析；其次是作为整个程序的一部分，为整个程序进行整定计算。故障计算模块一般具有强大的故障处理能力，可以处理各种复杂的或者简单的故障，如单线接地、跨线障碍。另外，故障计算模块还可以自由制定故障点、自由识别故障类型。但是如果是作为整定计算的故障模块，由于需要大批量地处理相关故障数据，因此其模塊的设计要求相对较高。

2.4整定计算模块。该模块的主要功能是计算继电保护整定计算程序的保护装置所需的各种定值，计算完成后要形成定值通知单。根据功能进行分类，整定计算包括组合运行方式，计算阶段式保护配合，计算保护装置的定值和形成定值通知单几个部分。组合运行方式是继电保护整定计算程序的基础，是确保各种保护正常运行的主要方式。计算阶段式保护配合，计算保护装置的定值的计算过程和运算原理基本一致，仅是计算的定值有所不同。形成定值通知单是整定计算的最后过程，其主要目的是对定值所涉及到的人员进行定值的进行保护性更改，并对定值进行备份处理。整点计算模块的计算模式多采用自动计算模式，但是也可以采用人工计算方式。在一定情况下，为保障计算结果的准确性及可行性，可以采取两种计算方法相互配合的方式完成定值的计算。

2.5附加功能模块。该模块的主要作用是为用户提供一些附加的辅助功能，如形成抗阻图、定值计划书、数据的导入和数据的输出等。一般来讲，继电保护整定计算程序的用户分为两种，一种是最终用户，最终用户是程序所开发的功能的使用者；一种是开发用户，这类用户使用程序而创建其他的新的应用。因此，应该设定附加功能模块，满足不同的用户的需求。

3、基于继电保护整定计算程序的计算软件

基于继电保护整定计算程序，用户可以根据自己的实际需求开发适合自己的继电保护整定计算程序，这样就可以使继电保护整定计算程序的计算和管理满足各种不同的用户的需求。一般来讲，电保护整定计算程序的计算和管理的解决方案分为两个层次，即平台层和应用层，两种层次构成一种栈式结构，两层之间是一种单向的依赖关系，依赖循序为自上而下，不同层次的设计人员仅解决和关注自己层面出现的问题。平台层的职责是为应用层的计算工作和管理工作提供全方位的支持，因此平台层的设计人员均具有较强的计算机知识。应用层的设计人员均是程序的运行人员，具有丰富的工作经验，尽管其缺乏专业的计算机知识，但是在平台层及语法规则的有力支撑下，还是可以设计具有强大功能的软件。基于继电保护整定计算程序并的主要功能并不是仅仅计算保护定值，而是一个支持用户构建自己的继电保护整定计算程序的程序，这个程序应该可以满足通用性研究提出的各种问题，同时还应该满足实用性研究提出各种问题，用户可以在此基础上实现各自的定值计算和定值管理。

4、定值整定方案的设定

4.1接地、相间距离I段的设定：该定值整定的设定方式按照全部电网电抗的80%进行，即：ZzdI=0.8×Z1，其中T1=0S。如果电力系统的终端线路较粗，且保线路全长，并深入到负荷侧电力系统主变抗阻的1/8处，则：ZzdI=Z1+1/8×Zt，其中T1=0S。

4.2接地、相间距离Ⅱ段：如果保线路全线的灵敏度：K2m≥1.6，即：ZdzⅡ=K2m*Z1，T2≤0.5S。如果电力系统的终端线路较粗，且保线路全长，并深入到负荷侧电力系统主变抗阻的1/3处，即：ZzdⅡ=Z1+1/3×Zt，T2≤0.5S。

4.3接地、相间距离Щ段：躲线路的最大负荷电流为：

4.4零序电流I段：如果躲线路末端发生故障，则：I0I=Kk×305max，305max为线路末端故障时的最大零序电流，Kk=1.2。

4.5零序电流Ⅱ段：保证线末发生故障灵敏系数，即：Idz0II=305.min/Klm，T2≤0.5S（Klm≥1.3）。若按Klm=1.3计算出的定值不利于与上级线路或220kV变压器零序配合，可提高Klm。

5、结束语

在目前继电保护整定计算和管理工作中，其程序可以快速地实现整定计算，数据管理，并可以迅速、准确地完成电力系统电网参数的管理，实现保护装置的管理，实现保护定值的管理等。这些措施明显地提高了电力系统的整体运营水平，提高了整定人员的整体工作效率和工作能力，保证了电力系统电网生产的安全化和电网管理的现代化。

电网继电保护管理 第4篇

一、 保护装置整定范围的划分

1.110KV及以下电压的线路、母线等系统保护由调度管辖该设备的调度机构整定计算。

2. 变压器的零序电流、零序电压保护由负责该侧线路保护装置定值的计算部门整定。

二、 调度人员在系统继电保护运行方面的职责

1.按调度管辖范围正确使用各种继电保护装置。

2.处理事故或改变系统运行方式, 应充分考虑继电保护和安全自动装置之间配合, 保护压板的投退和保护定值的相应改变。指挥系统操作时, 应包括继电保护及安全自动装置的操作。

3.保护改变定值或新保护装置投入运行前, 调度值班人员必须与厂、站运行值班人员进行整定值核对, 无误后方可投入运行, 并按定值单规定流程进行流转。

4.负责对管理范围的保护压板投退情况定期与运行人员进行核对, 并做好记录。

5.在系统发生事故及异常情况时, 调度人员应对开关、保护及安全自动装置动作情况了解清楚, 详细记录, 并查询故障录波器动作情况。

三、厂、站运行人员在保护运行中的职责

1.有关继电保护及二次回路的操作或工作均应执行现场运行规程或规定, 经管辖该装置的值班调度员或值长、电气班长同意方可进行。保护的投入、退出等操作由运行人员负责进行。

2.在继电保护及二次回路上工作前, 运行人员必须审查保护工作人员的工作票及安全措施, 按工作票和现场实际情况作好安全措施;更改整定值和变更结线必须持有经批准的调试方案或定值通知单、图纸, 才允许工作。

3.保护工作完毕时, 运行人员应进行验收, 如检查拆动的结线、元件、端子是否恢复, 实验中的临时线是否拆除, 记录是否清楚, 等等。

4.保护装置更改定值后及新保护投入运行前, 运行人员必须和值班调度员进行整定值和有关事项的核对, 无误后方可投入运行。

5.运行人员必须按继电保护运行规程对保护装置及二次回路进行定期巡视、对试或按规程规定更改定值;监视交流电压回路, 使保护在任何时候不失去电压;按保护整定值所规定的允许负荷电流, 对电气设备功线路的负荷潮流进行监视。

6.发现保护装置 (如高频保护交换信号不符合规定) 及二次回路存在缺陷或异常情况, 应作记录, 通知本单位继电保护人员及时处理。发现保护装置有明显异常, 可能引起误动作时, 现场运行人员应作出正确判断, 向调度汇报, 并申请退出。

7.对继电保护及自动装置动作的开关、掉牌信号、灯光信号及故障录波器动作信号, 运行人员必须准确记录清楚, 及时向有关调度汇报, 并通知本单位继电保护部门上报故障录波图。

8.各级继电保护部门整定范围分界点设备上的继电保护及自动装置定值, 应不超过上级调度机构规定的限额值, 原则上局部服从全局, 可能条件下全局照顾局部。需要更改时, 须经上级调度机构批准。

9. 地区电网110KV主变压器中性点接地运行数目, 均由地调统一分配及管理, 各运行单位不得随意更改, 需要改变接地方式时, 应事先得到地调同意。在操作过程中允许某一厂站中性点接地数短时超过规定。

10.每当电网有新设备投入或运行方式有较大变更时, 应对有关设备的继电保护定值进行考核, 并进行设备短路容量校验。继电保护定值原则上每年校核一次。

11.县调管辖的电网运行方式、继电保护及安全自动装置改变将引起地调管辖的继电保护及安全自动装置改变时, 应在改变前与地调联系。

12. 在继电保护和安全自动装置出现异常运行时, 继电保护专业人员应及时查明问题, 及时处理, 必要时进行临时校验, 保证继电保护和安全自动装置的健康运行水平。

13.保护 (安全自动) 装置未经管辖的机构 (部门) 同意, 任何人不得在该保护 (安全自动) 装置及二次回路 (如传输保护信号的通道、PT、CT回路) 上增加或安装其他设施, 以免影响保护 (安全自动) 装置正常工作。

14.同一型号微机保护装置应使用同一版本的保护软件, 系统保护装置的软件版本应报相应调度机构备案。

四、安全稳定装置的管理

1.县域电网安全稳定装置由地调负责制定方案并组织实施, 相关单位应按照调度机构制订的方案安装、调试, 本单位维护的安全稳定装置。安全稳定装置投入运行后的运行维护由设备所属单位相应维护部门负责。

2.县域电网范围内的安全稳定装置由地调调度员根据安全稳定装置运行规定下令操作, 县调和厂 (站) 值班运行人员应按照现场运行规程使用安全稳定装置。未得到相应的调度指令, 现场值班运行人员不得擅自操作安全稳定装置及随意转移、增减安全稳定装置所控制的负荷。

3.当涉及安全稳定装置正常运行的线路或相关设备停运检修, 须经地调批准并退出相应的安全稳定装置后, 方可进行设备的操作。

4.若安全稳定装置或稳定控制系统出现异常, 值班运行人员应汇报地调值班调度员, 县调和厂 (站) 值班运行人员根据调度指令或现场运行规定处理。

五、继电保护整定计算

1.继电保护计算应依据《3-110KV电网保护装置运行整定规程》、《大型发电机变压器组变压器组继电保护整定计算导则》等技术文件。

2.继电保护定值应经过三级校核:计算人自校、校核人校核、专业负责人审核。继电保护定值通知单由相关领导批准后下发。

3.继电保护定值通知单内容应根据现场打印的定值内容为准, 设备到现场后, 调试人员应按照规程规定及时向调度提供有关资料。

4.调度机构继电保护部门应根据新、扩建工程及网络结构改变情况, 研究网络拓扑和方式, 设定计算范围。特殊情况下, 由调度主任组织调度、运方和保护研究电网运行方式的变化、可能的方式限制, 等等, 以便保护整定时组合系统方式。

5.系统后备保护的定值应尽可能逐级配合, 因电网结构限制出现不配合点时, 应使对电网的影响最小, 必要时经调度组织技术讨论确定。

6.线路保护定值简化计算根据电网已全部应用微机保护装置确定。

7.临时定值计算、校核、下发、执行、调度核对都应遵循既定的程序。

8.线路距离Ⅲ段保护定值应躲过相关部门提供的事故过负荷值。

9.有关调度机构 (单位) 应及时提供与其他调度管辖分界点的继电保护边界综合阻抗等值参数、定值限额, 等等。

10.保护定值计算完毕, 有关部门应及时编号和修订继电保护运行规定。

11. 保护定值下发后, 有关单位应按照要求的时间更改装置的定值, 并在改完定值后及时将回执县调。

六、有关保护的调度命名

1.一般情况下以保护原理、保护动作的物理量、保护对象或厂家确定的型号命名, 如测量阻抗的距离保护, 过电流保护、过 (低) 电压保护, 短引线保护, 11保护或901保护, 等等。已经存在的通用保护命名的, 可直接应用, 调度机构不再专门予以命名。

2.复杂情况下需要特别命名的, 管辖该保护的调度机构应研究确定。维护单位应根据调度命名在保护屏前、后标识其运行设备名称, 操作时按照此命名区分保护。

3.新设备的保护需要特别命名在启动试运方案 (调度措施) 中明确。改造、新增加的保护需要特别命名的, 由管辖该保护的调度机构正式通知。

4.一组 (段) 母线的两套母线保护分别命名为“XXKV XX母第一套母线保护“和“XXKV XX母第二母线保护”。

5.线路纵联保护分类

(1) 高频闭锁保护指高频闭锁距离零序保护。它利用距离、零序保护构成, 是用高频载波通道传送闭锁信号的全线速动保护。

(2) 高频方向保护指高频闭锁方向保护。它利用方向保护构成, 是用高频载波通道传送闭锁信号的全线速动保护。

(3) 光纤差动保护指光纤差动保护。它利用线路两端电流 (依靠光纤通道把电流信号传送到对端) 构成的差动保护。

(4) 光纤距离保护指光纤允许距离零序保护。它利用距离、零序保护构成, 是以光纤媒介传送允许信号的全线速动保护。

(5) 光纤方向保护指光纤允许方向保护。它利用方向保护构成, 是以光媒介传送允许信号的全线速动保护。

6.线路两套同型号、同类型 (原理) 的保护命名。

(1) 需要调度机构为保护分别命名时, 只为主保护或不易区分的保护进行特殊命名。

(2) 一条线路的两套保护分别命名为“XX线第一套XX保护”和“XX线第二套XX保护”。例如“XX线第一套光纤差动保护”, “ XX线第一套远跳保护”, 等等。

(3) 主保护名称确定后, 其附带的后备保护、辅助装置 (距离、过流、过压等) 的名称应随主保护, 命名为“XX线XX XX保护盘XX保护”。调度运行中应附带开关名称, 如“XX线XX开关第一套光纤差动盘距离保护”, 等等。

7.一个开关 (设备) 两套同型号、同类型 (原理) 的保护命名原则同上。

七、自动减载装置的管理

1.县调编制的低频减载方案应满足事故要求的切除容量, 同时满足地调下达方案的要求, 并按电网可能出现的最大功率缺额事故校核, 依据各管辖范围负荷状况、区域发电出力、网络结构合理分配, 并于12月底前报地调备案, 于次年3月底前实施完毕。

2.低频减载装置正确动作后, 值班运行人中应立即报告调度, 并统计动作情况及切除容量。装置正确动作后被切除的开关未经调度批准, 不得擅自送电, 更不允许将低频减载装置退出或改为较低轮次后将线路送电。低频减载装置误码动时应退出, 向调度管辖该设备的调度员报告, 并及时通知保护人员处理。

3.继电器型自动减载装置应每年校验一次;微机型自动减载装置按微机保护校验规程执行;包含在综自保护中的自动减载随综自保护一起校验。各电网企业在保证已投入运行的自动减载总的切除容量满足地调方案要求的前提下, 应自行安排自动减载装置的定值调整及装置校验工作, 不再报请地调批准。如在特殊情况下能满足地调方案要求的, 应提前一天向地调报检修申请, 待批准后方可执行。

电网继电保护管理 第5篇

中国南方电网电力调度通信中心

2008年6月总则

1.1 《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编》（以下简称《反措汇编》）是在《防止电

力生产重大事故的二十五项重点要求》、《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》等

规程、规定和技术标准的基础上，汇总近年来南方电网继电保护的主要反事故措施而编制的。

1.2 《反措汇编》重点针对设计、运行等技术标准中没有明确，而实际运行中已出现对继电

保护装置可靠运行产生较大影响的问题，对于已在相关技术标准中明确的部分早期反事故措

施，本汇编不再重复。因此，在贯彻落实《反措汇编》的过程中仍应严格执行相关规程、规

定和技术标准。过去颁发的反措及相关标准、规定，凡与《反措汇编》有抵触的，应按《反

措汇编》执行。

1.3 新建、扩建和技改等工程均应执行《反措汇编》，现有发电厂、变电站已投入运行的继

电保护装置，凡严重威胁系统安全运行的应立即整改，其它可分轻重缓急有计划地予以更新

或改造，不能满足要求的应结合设备大修加速更换。

1.4 各单位应在遵循《反措汇编》的基础上，对各项反事故措施落实情况进行全面检查，并 结合实际情况制定具体的反事故技术措施和实施细则。整定计算

2.1 继电保护的配置与整定应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂故障情况

下继电保护的不正确动作，当遇到电网结构发生变化、整定计算不能满足系统要求时，若保

护装置不能充分发挥其效能，应按整定规程进行取舍，侧重防止保护拒动，同时备案注明并

报主管领导批准。

【释义】对于在整定方案中出现的失配、灵敏度不足等情况均应备案注明并报主管领导批准。

2.2 制定整定方案应严格遵循局部服从整体，下一级服从上一级的原则，地区电网应严格按

照中调下达的限额进行定值整定。低电压等级的故障必须严格限制在本电压等级内，不得造

成高电压等级保护越级跳闸。

2.3 并网电厂涉网继电保护装置的技术指标和性能应满足所接入电网的要求。

2.4 并网机组的低频率、高频率保护，过电压、低电压保护，失磁保护，过励磁保护，失步

保护，定子接地保护，阻抗保护，零序过流保护，复合电压闭锁过流保护等涉网保护定值，应与系统继电保护及安稳装置定值配合，且涉网保护的定值应报相应调度机构备案。

2.5 并网电厂应重视和加强厂用电系统继电保护装置定值的整定计算与管理工作，防止系统

故障时辅机保护等厂用电系统的不正确动作造成机组跳闸，使事故范围扩大。

2.6 发电机变压器组保护的整定计算应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》

（DL/T684－1999），并网电厂应根据电网运行情况和主设备技术条件，定期对所辖设备的继

电保护定值进行校核，尤其是校核电厂涉网保护定值与电网保护定值是否满足配合要求。当

电网结构、线路参数、短路电流水平或出线定值发生变化时，应及时校核相关涉网保护定值，避免保护发生不正确动作，并注意以下原则：

2.6.1 发电机变压器组的过励磁保护应考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并

按先发电机电压调节器过励磁动作，其次发电机变压器组过励磁保护动作，后发电机转子过

负荷保护动作的先后顺序进行整定。

2.6.2 发电机定子接地保护应根据发电机在不同负荷的运行工况下，实测基波零序电压和

发电机中性点三次谐波电压的有效值进行校核。

2.6.3 发电机变压器组负序电流保护应根据制造厂提供的对称过负荷和负序

下菲鳌⒏衾氲墩⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏2.7 加强变压器差动保护整定计算管理。对厂家资料或说明书容易产生混淆的地方，尤其是

“变压器各侧额定电流与CT二次额定电流以及平衡系数计算”等问题应确认清楚，并在现

场试验时校验平衡系数是否正确。

2.8 为了防止220kV线路单相跳闸重合闸期间，220kV变压器220kV侧中性点间隙零序电流、电压保护动作，在征得设备主管部门同意后，间隙保护动作时间可按躲过重合闸时间整定。3 保护装置

3.1 线路保护及远跳

3.1.1 传输保护信息的通道应满足传输时间、安全性和可依赖性的要求。纵联保护应优先

采用光纤通道，220kV及以上新建、技改的同杆并架线路保护，在具备光纤通道的条件下，应配置光纤电流差动保护或传输分相命令的纵联保护。

3.1.2 为提高220kV及以上系统远方跳闸的安全性，防止误动作，远方跳闸命令宜经相应 的就地判据出口。

3.1.3 远跳通道宜独立于线路差动保护通道。

3.1.4 线路两侧不允许同时投入保护的弱馈功能。

3.1.5 电压二次回路一相、两相或三相同时失压，保护装置应发告警信号，并闭锁可能误

动作的保护。

3.1.6 采用三相电压及自产零序电压的保护，应避免电压回路故障时同时失去相间及接地

保护。

3.1.7 500kV线路保护配置零序反时限过流保护，反时限零序过流一般情况下不带方向，宜采用IEC正常反时限特性曲线。

3.1.8 高频保护收发信机的其它保护停信回路（或称母差保护停信、停信2）应具有2～ 5ms延时。

3.1.9 500kV线路光纤电流差动保护应具备双通道接入功能。光纤电流差动保护装置、保

护光纤信号传输装置（保护光纤通信接口装置）应具备地址识别功能，地址编码可采用数字 或中文。

【释义】保护光纤信号传输装置（保护光纤通信接口装置）指将保护允许（闭锁）命令、断

路器失灵远跳、过压远跳或500kV电抗器保护远跳等信号转换为光信号传送至通信机房或对

侧的装置，如FOX-41A、GXC-01及CSY-102A等。

3.1.10 线路保护通道的配置应符合双重化原则，500kV线路保护通道的改造及新投产保

护通道的配置应满足以下要求：

3.1.10.1 配置两套主保护的线路，每套主保护的通道应有完全独立的“光纤”+“光纤”、“光

纤”+“载波”保护通道，确保任一通道故障时，每套主保护仍可继续运行。“光纤”+“光 纤”双通道应包括两个不同的光纤路由和不同的光传输设备，且通信直流电源应双重化。

【释义】“光纤”指以光纤为传输介质的保护通道，包括专用光纤芯、复用2M等各种形式 的光纤通道。

3.1.10.2 配置三套主保护的线路，应至少有一套主保护采用 “光纤”+“光纤”、“光纤”+ “载波”或“光纤通道自愈环”三种通道方式之一。以确保任一通道故障时，仍有两套主保

护继续运行。

3.1.10.3 单通道光纤电流差动保护采用短路径通道，双通道光纤电流差动保护采用一路短路

径通道和一路长路径通道，且短路径通道和长路径通道分别采用不同的光通信设备。

3.1.10.4 光纤电流差动保护禁止采用光纤通道自愈环，非光纤电流差动保护和辅助保护可采

用光纤通道自愈环。

3.1.11 线路保护光纤通道应优先采用本线或同一电压等级线路的光缆，在不具备条件时

可复用下一级电压等级线路的光缆。磁保护动作，后发电机转子过 负荷保护动作的先后顺序浇3.2 母线保护及断路器失灵保护

3.2.1 母线差动保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，无论在新建、扩建还是技改工程中都应保证母线差动保护不留隐患地投入运行。

3.2.2 为确保母线差动保护检修时母线不至失去保护，防止母线差动保护拒动而危及系统

稳定或将事故扩大，500kV母线保护及500kV变电站的220kV母线保护应采用双重化配置，重要的或有稳定问题的220kV厂站的220kV母线保护应采用双重化配置。双重化配置除应

符合7.2条的技术要求外，同时还应满足以下要求：

3.2.2.1 每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护，并安装在各自的屏柜内。每套保护

分别动作于断路器的一组跳闸线圈。

3.2.2.2 采用单套失灵保护时，失灵应同时作用于断路器的两个跳闸线圈；当共用出口的双

重化配置的微机型母差保护与断路器失灵保护均投入时，每套保护可分别动作于断路器的一

组跳闸线圈。

3.2.2.3 用于母线差动保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与 其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

3.2.2.4应合理分配母线差动保护所接电流互感器二次绕组，对确无办法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施来解决。

3.2.3 母联、分段断路器应配置充电保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路，并宜启动失灵保护。

3.2.4 500kV变电站的35kV母线应配置母差保护。

3.2.5 双母线接线的母线保护，应设有电压闭锁元件。

3.2.5.1 对数字式母线保护装置，可在起动出口继电器的逻辑中设置电压闭锁回路，而不在

跳闸出口回路上串接电压闭锁触点；

3.2.5.2 对非数字式母线保护装置电压闭锁接点应分别与跳闸出口触点串接。

3.2.5.3 母联或分段断路器的跳闸回路不应经电压闭锁触点控制。

3.2.6 500kV边断路器失灵宜通过母差出口跳相关边开关。

3.2.7 500kV边断路器失灵经母差保护出口跳闸的，母差保护应充分考虑交直流窜扰，可

在母差失灵出口回路中增加20～30ms的动作延时来提高失灵回路抗干扰的能力，防止母差

失灵误动作。

3.2.8 220kV及以上变压器、发变组的断路器失灵时，应起动断路器失灵保护，并满足以

下要求:

3.2.8.1 断路器失灵保护的电流判别元件应采用相电流、零序电流和负序电流按“或门”构

成的逻辑。

3.2.8.2 为解决断路器失灵保护复合电压闭锁元件灵敏度不足的问题，可采用以下解决方案：

a）采用由主变各侧“复合电压闭锁元件动作”（或逻辑）作为解除断路器失灵保护的复合电

压闭锁元件，当采用微机变压器保护时，应具备主变“各侧复合电压闭锁动作”信号输出的

空接点。

b）采用保护跳闸接点和电流判别元件同时动作去解除复合电压闭锁，在故障电流切断或保

护跳闸命令收回后重新闭锁断路器失灵保护。

【释义】该解除电压闭锁方案比单纯靠保护跳闸接点解除复合电压闭锁可靠性高，降低了保

护跳闸接点误导通而误解锁的可能性。

3.2.9 母线发生故障，母线保护动作后，除一个半断路器接线外，对于不带分支且有纵联

保护的线路，应利用线路纵联保护使对侧快速跳闸，如闭锁式采用母差保护动作停信、允许

式采用母差保护动作发信、纵差采用母差保护动作直跳对侧等。对于该母线上的变压器，除

利用母差保护动作接点跳变压器本侧断路器外，还应启动变压器本侧断路器失灵。?${熜貴3.3 发电机变压器保护

3.3.1 220kV及以上电压等级的主变压器或100MW及以上容量发电机变压器组保护应按 双重化配置（非电气量保护除外）。双重化配置除应符合7.2条的技术要求外，同时还应满

足以下要求：

3.3.1.1主变压器应采用两套完整、独立并且安装在各自屏柜内的保护装置。每套保护均应配 置完整的主、后备保护。

3.3.1.2发电机变压器组每套保护均应含完整的差动及后备保护，能反应被保护设备的各种故

障及异常状态，并能动作于跳闸或发信。

3.3.1.3主变压器或发电机变压器组非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关

及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开，在保护柜上的安

装位置也应相对独立。

3.3.1.4每套完整的电气量保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。非电量保护的跳闸回路

应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

3.3.1.5为与保护双重化配置相适应，500kV变压器的高、中压侧和220kV变压器的高压侧必

须选用具有双跳闸线圈的断路器。断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以

及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

3.3.2 发电机、变压器的阻抗保护，都必须经电流起动，并应有电压回路断线闭锁。

3.3.3 变压器的瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器由中间端子箱引出的

电缆应直接接入保护柜。非电量保护的重动继电器宜采用启动功率不小于5W、动作电压介

于55～65%Ue、动作时间不小于10ms的中间继电器。

3.3.4 电气量保护与非电气量保护的出口继电器应分开，不得使用不能快速返回的电气量

保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量，且断路器失灵保护的相电流判别元件动作

时间和返回时间均不应大于20毫秒。

3.3.5 为防止冷却器油泵启动时引起的油压突然变化导致重瓦斯保护误动作，应进行单台

及多台油泵启停试验，检查重瓦斯保护动作情况。若出现误动，应采取针对性措施。

3.3.6 有关设计、制造单位和发电厂及其调度部门应针对发电机变压器组一次结构和继电

保护的配置及二次接线方案，对发电机变压器保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都

应加强质量管理和技术监督，消除隐患。

3.3.7 认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为，做好发电机失步、失磁保护的

选型工作。应采取相应措施防止系统单相故障发展为两相故障时，失步继电器不正确动作。

设计、制造单位应将有关这些问题的计算、研究资料提供给发电厂有关部门和调度单位备案。

发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动

作特性。在发电机进相运行的上限工况时，防止发电机的失步、失磁保护装置不正确跳闸。

3.3.8 发电机失步保护在发电机变压器组外部发生故障时不应误动作，只有测量到失步振

荡中心位于发电机变压器组内部，并对其安全构成威胁时，才作用于跳闸，并尽量避免断路

器两侧电势角在180度时开断。

3.3.9 发电机失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障，同时还应配置振荡闭锁元件，防止系统振荡时发电机失磁保护不正确动作。

3.3.10 200MW及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸，但应将基波零序保护与发

电机中性点侧三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸，发电机中性点侧三次谐

波电压保护宜投信号。

3.3.11 发电机变压器组断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后经

快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相动动⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏作信号。若此时断路器故障仍然存在，可采用以下措施：

3.3.11.1以“零序或负序电流”元件动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”构成的

“与”逻辑，通过独立的时间元件以第二时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁，并发

出告警信号。

3.3.11.2同时经“零序或负序电流”元件以及任一相电流元件动作的“或”逻辑，与“断路

器三相位置不一致”，“保护动作”构成的“与”逻辑，经由独立的时间元件以第三时限去启

动断路器失灵保护，并发“断路器失灵保护启动”的信号。

3.3.12 发电机变压器组的气体保护、低阻抗保护应参照变压器气体保护和低阻抗保护的技

术要求。

3.3.13 在新建、扩建和改建工程中，应创造条件优先考虑配置横差保护，并且横差保护的

三次谐波滤过比应大于30。3.3.14 200MW及以上容量的发电机变压器组应配置专用故障录波器。

3.3.15 发变组出口三相不一致保护启动失灵保护。220kV及以上电压等级单元制接线的发

变组，应使用具有电气量判据的断路器三相不一致保护去启动发变组断路器失灵保护。

3.4 故障录波和继电保护故障信息系统

3.4.1 为充分利用故障录波手段，更好地开展运行分析，发现隐患，查明事故原因，相同

一次设备（如线路、变压器、母线、电抗器）的模拟量和开关量宜接入同一录波器中。

3.4.2 模拟量是故障录波的基本信息，所有220kV及以上电气模拟量必须录波，并宜按照

TV、TA装设位置不同分别接入。其中应特别注意：

3.4.2.1 安装在不同位置的每一组三相电压互感器，均应单独录波，同时还应接入外接零序 电压。

3.4.2.2 变压器不仅需录取各侧的电压、电流，还应录取公共绕组电流、中性点零序电流和

中性点零序电压。电抗器应参照变压器选取模拟量录波。

3.4.2.3 母联、分段以及旁路开关，应录取其电流。

3.4.2.4 3/2接线、角形接线或双开关接线，宜单独录取开关电流。

3.4.3 开关量变位情况是故障录波的重要信息，接入录波器的开关量应包括保护出口信息、通道收发信情况以及开关变位情况等变位信息。其中应特别注意：

3.4.3.1 任意保护的逻辑功能出口跳闸，均应在录波图的开关量中反映。对于独立出口继电

器的单一逻辑功能，宜单独接入录波。对于多项逻辑功能共用多组出口继电器的，可选用一 组开关量接入录波器。

3.4.3.2 传送闭锁式命令的专用收发信机的收信输出、保护的发（停）信的接点信号，均应

接入录波器。

3.4.3.3 220kV及以上的开关，每相开关的跳、合位均应分别录波，宜选用开关辅助接点接 入。

3.4.3.4操作箱中的手跳、三跳、永跳继电器的接点变位宜接入故障录波，便于事故分析。

3.4.3.5 保护跳闸、开关位置等重要开关量的变位应启动录波。

3.4.4 为了便于分析交直流串扰引起的保护跳闸，在保证安全的前提下，宜录取保护使用 的直流母线电压。直流电源

4.1 保护控制直流电源

4.1.1 正常情况下蓄电池不得退出运行（包括采用硅整流充电设备的蓄电池），当蓄电池 组必须退出运行时，应投入备用（临时）蓄电池组。

4.1.2 变电站内蓄电池核容工作结束后投入充电屏的过程中，必须监视并确保新投入直流

母线的充电屏直流电流表有电流指示后，方可断开两段直流母线分段开关，防止出现一段直流母线失压。

4.1.3 互为冗余配置的两套主保护、两套安稳装置、两组跳闸回路的直流电源应取自不同

段直流母线，且两组直流之间不允许采用自动切换。

4.1.4 双重化配置的两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时，其保护电源和控制电

源必须取自同一组直流电源。4.1.5 控制电源与保护电源直流供电回路必须分开。

4.1.6 为防止因直流空气开关（直流熔断器）不正常熔断而扩大事故，应注意做到：

4.1.6.1 直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合。

4.1.6.2 直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设小空气开关时，必须确保熔断器与小空

气开关有选择性地配合。

4.1.6.3 直流总输出回路、直流分路均装设小空气开关时，必须确保上、下级小空气开关有

选择性地配合。

4.1.6.4 为防止因直流熔断器不正常熔断或空气开关失灵而扩大事故，对运行中的熔断器和

小空气开关应定期检查，严禁质量不合格的熔断器和小空气开关投入运行。

4.1.7 使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机

在满功率发信的状态下）的1.5-2.0倍选用。

4.1.8 直流空气开关（直流熔断器）的配置原则如下：

4.1.8.1 信号回路由专用直流空气开关（直流熔断器）供电，不得与其他回路混用。

4.1.8.2 由一组保护装置控制多组断路器（例如母线差动保护、变压器差动保护、发电机差 动保护、线路横联差动保护、断路器失灵保护等）和各种双断路器的变电站接线方式中，每

一断路器的操作回路应分别由专门的直流空气开关（直流熔断器）供电，保护装置的直流回

路由另一组直流空气开关（直流熔断器）供电。4.1.8.3 有两组跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专用的直流空气开关（直流熔

断器）供电。

4.1.8.4 只有一套主保护和一套后备保护的，主保护与后备保护的直流回路应分别由专用的

直流空气开关（直流熔断器）供电。

4.1.9 接到同一熔断器的几组继电保护直流回路的接线原则：

4.1.9.1 每一套独立的保护装置，均应有专用于直接到直流空气开关（直流熔断器）正负极

电源的专用端子对，这一套保护的全部直流回路包括跳闸出口继电器的线圈回路，都必须且

只能从这一对专用端子取得直流的正、负电源。

4.1.9.2 不允许一套独立保护的任一回路（包括跳闸继电器）接到另一套独立保护的专用端

子对引入的直流正、负电源。

4.1.9.3 如果一套独立保护的继电器及回路分装在不同的保护屏上，同样也必须只能由同一

专用端子对取得直流正、负电源。

4.1.10 由不同熔断器供电或不同专用端子对供电的两套保护装置的直流逻辑回路间不允

许有任何电的联系，如有需要，必须经空接点输出。

4.1.11 查找直流接地点，应断开直流空气开关（直流熔断器）或断开由专用端子对到直流

空气开关（直流熔断器）的连接，并在操作前，先停用由该直流空气开关（直流熔断器）或

由该专用端子对控制的所有保护装置，在直流回路恢复良好后再恢复保护装置的运行。4.1.12 所有的独立保护装置都必须设有直流电源断电的自动报警回路。

4.1.13 用整流电源作浮充电源的直流电源应满足下列要求：

4.1.13.1 直流电压波动范围应小于 5%额定值。

4.1.13.2 波纹系数小于5%。压器本侧断路器外，还应启动变压器本侧断路器失4.1.13.3 失去浮充电源后在最大负载下的直流电压不应低于80%的额定值。

4.1.14 保护装置直流电源的插件运行不宜超过8年。

4.2 保护接口装置通信直流电源

4.2.1 线路保护通道的配置应符合双重化原则，保护接口装置、通信设备、光缆或直流电

源等任何单一故障不应导致同一条线路的所有保护通道同时中断。

4.2.2 不同保护通道使用的通信设备的直流电源应满足以下要求：

4.2.2.1 保护通道采用两路复用光纤通道时，采用单电源供电的不同的光端机使用的直流电

源应相互独立；

4.2.2.2 保护通道采用一路复用光纤通道和一路复用载波通道时，采用单电源供电的光端机

与载波机使用的直流电源应相互独立；

4.2.2.3 保护通道采用两路复用载波通道时，不同载波机使用的直流电源应相互独立。

【释义】对于有两路电源供电的光端机，由于任一路直流电源故障不影响其正常工作，从通

信角度来看，具有双电源接入功能的光设备，应优先采用相互独立的两路电源供电。为了避

免降低两路直流电源的可靠性，采用双电源供电的光端机，应防止工作过程中出现两路直流

电源短接的状态。

4.2.3 在具备两套通信电源的条件下，保护及安稳装置的数字接口装置使用的直流电源应

满足以下要求：

4.2.3.1 通信设备使用单直流电源时，保护及安稳装置的数字接口装置应与提供该通道的通

信设备使用同一路（同一套）直流电源；通信设备使用双直流电源时，两路电源应引自不同 的直流电源。

4.2.3.2 线路配置两套主保护时，保护数字接口装置使用的直流电源应满足以下要求：

a）两套主保护均采用单通道时，每个保护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立；

b）两套主保护均采用双通道时，每套主保护的每个保护通道的数字接口装置使用的直流电

源应相互独立；

c）一套主保护采用单通道，另一套主保护采用双通道时，采用双通道的主保护的每个保护

通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立，同时应合理分配采用单通道的主保护的数

字接口装置使用的直流电源。

【释义】具有独立蓄电池组和充电装置的一路（一套）电源视为独立电源。

4.2.3.3 线路配置三套主保护时，保护数字接口装置使用的直流电源应满足以下要求：

a）三套主保护均采用单通道时，允许其中一套主保护的数字接口装置与另一套主保护数字

接口装置共用一路（一套）直流电源，但应至少保证一套主保护的数字接口装置使用的直流

电源与其它主保护使用的数字接口装置的直流电源相互独立；

b）一套主保护采用双通道，另外两套主保护采用单通道时，采用双通道的主保护的每个保

护通道的数字接口装置使用的直流电源应相互独立，两套采用单通道的主保护的数字接口装

置使用的直流电源应相互独立；

c）两套及以上主保护采用双通道时，每套采用双通道的主保护的每个保护通道的数字接口

装置使用的直流电源应相互独立，采用单通道的主保护的数字接口装置可与其它主保护的数

字接口装置共用一路（一套）直流电源。

4.2.3.4 两个远跳通道的保护数字接口装置使用的直流电源应相互独立。

4.2.3.5 光纤通道和载波通道的保护接口装置使用的直流电源应相互独立。二次回路及抗干扰

5.1 互感器及其二次回路

5.1.1 在继电保护装置交流电流回路设计过程中，应严格按照文件的要求，进行继电保护

用电流互感器二次绕组的选型和配置，防止出现保护死区。在继电保护装置和电流互感器的安装、调试、验收过程中，应做好电流互感器安装位置正确性、电流互感器二次绕组配置合

理性、继电保护装置交流电流回路接线正确性检查。检查记录应有签名并作为工程竣工报告 存档。

5.1.2 继电保护用电流互感器二次绕组配置原则：

5.1.2.1 电流互感器二次绕组的配置应满足DL／T 866-2004《电流互感器和电压互感器选择

及计算导则》的要求。

5.1.2.2 500kV线路保护、母差保护、断路器失灵保护用电流互感器二次绕组推荐配置原则：

①线路保护宜选用TPY级；②母差保护可根据保护装置的特定要求选用适当的电流互感器；

③断路器失灵保护可选用TPS级或5P等二次电流可较快衰减的电流互感器，不宜使用TPY 级。

5.1.2.3 为防止主保护存在动作死区，两个相邻设备保护之间的保护范围应完全交叉；同时

应注意避免当一套保护停用时，出现被保护区内故障时的保护动作死区。当线路保护或主变

保护使用串外电流互感器时，配置的T区保护亦应与相关保护的保护范围完全交叉。

5.1.2.4 为防止电流互感器二次绕组内部故障时，本断路器跳闸后故障仍无法切除或断路器

失灵保护因无法感受到故障电流而拒动，断路器保护使用的二次绕组应位于两个相邻设备保

护装置使用的二次绕组之间。

5.1.3 电流互感器的二次回路有且只能有一个接地点。独立的、与其他互感器二次回路没

有电的联系的电流互感器二次回路，宜在开关场实现一点接地。由几组电流互感器组合的电

流回路，如各种多断路器主接线的保护电流回路，其接地点宜选在控制室。

5.1.4 经控制室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，只应在控制室将 N600一点接地；为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器或接

触器等。

5.1.5 已在控制室一点接地的电压互感器二次绕组，如认为必要，可以在开关场将二次绕

组中性点经氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30ImaxV(220kV及以上系统中击穿电压

峰值应大于800V)。其中Imax为电网接地故障时通过变电所的可能最大接地电流有效值，单位为kA。

5.1.6 来自开关场的电压互感器二次回路的4根引入线和开口三角绕组的2根引入线均应

使用各自独立的电缆，不得公用。

5.1.7 电流互感器的安装、调试要求

5.1.7.1 在电流互感器安装调试时应进行电流互感器出线端子标志检验，核实每个电流互感

器二次绕组的实际排列位置与电流互感器铭牌上的标志、施工设计图纸是否一致，防止电流

互感器绕组图实不符引起的接线错误。新投产的工程应认真检查各类继电保护装置用电流互

感器二次绕组的配置是否合理，防止存在保护动作死区。以上检验记录须经工作负责人签字，作为工程竣工资料存档。

5.1.7.2 保护人员应结合电流互感器一次升流试验，检查每套保护装置使用的二次绕组和整

个回路接线的正确性。

5.1.7.3 装小瓷套的一次端子应放在母线侧。

5.1.7.4 新安装及解体检修后的电流互感器应做变比及伏安特性试验，并进行三相比较以判

别二次绕组有无匝间短路和一次导体有无分流；注意检查电流互感器末屏是否已可靠接地。

5.2 保护二次回路

5.2.1 为避免形成寄生回路，在任何情况下均不得并接第一、第二组跳闸回路。

5.2.2 直流电压为220V的直流继电器线圈的线径不宜小于0.09mm，如用线圈线径小于 0.09mm的继电器时，其线圈须经密封处理，以防止线圈断线；如果用低额定电压规格（如

220V电源用于110V的继电器）的直流继电器串连电阻的方式时，串联电阻的一端应接于负的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全稀电源。

5.2.3 直流电压在110V及以上的中间继电器一般应有符合下列要求的消弧回路：

5.2.3.1 不得在它的控制触点上并接电容、电阻回路实现消弧。

5.2.3.2 用电容或反向二极管并在中间继电器线圈上作消弧回路，在电容及二极管上都必须

串入数百欧的低值电阻，以防止电容或二极管短路时将中间继电器线圈回路短接。消弧回路

应直接并在继电器线圈的端子上。

5.2.3.3 选用的消弧回路所用反向二极管，其反向击穿电压不宜低于1000V，禁止低于600V。

5.2.3.4 注意因并联消弧回路而引起中间继电器返回延时对相关控制回路的影响。

5.2.4 跳闸出口继电器的起动电压不宜低于直流额定电压的50%，但也不应过高，以保证

直流电压降低时的可靠动作和正常情况下的快速动作。对于动作功率较大的中间继电器（例

如5W以上），如为快速动作的需要，则允许动作电压略低于额定电压的50%，此时必须保

证继电器线圈的接线端子有足够的绝缘强度。由变压器、电抗器瓦斯保护动作的中间继电器，因连线长，电缆电容大，为避免电源正极接地误动作，应采用较大起动功率的中间继电器，但不要求快速动作。

5.2.5 断路器跳（合）闸线圈的出口触点控制回路，必须设有串连自保持继电器，并保证：

5.2.5.1 跳（合）闸出口继电器的触点不断弧。

5.2.5.2 断路器可靠跳、合闸。

5.2.6 对于单出口继电器，可以在出口继电器跳（合）闸触点回路中串入电流自保持线圈，并满足如下条件：

5.2.6.1 自保持电流不应大于额定跳(合)闸电流的50%左右，线圈压降小于额定值的5%。

5.2.6.2 出口继电器的电压起动线圈与电流自保持线圈的相互极性关系正确。

5.2.6.3 电流与电压线圈间的耐压水平不低于交流1000V、1min的试验标准（出厂试验应

为交流2000V、1min）。

5.2.6.4 电流自保持线圈接在出口触点与断路器控制回路之间。

5.2.7 有多个出口继电器可能同时跳闸时，宜由防止跳跃继电器KBJ实现上述任务，防跳

继电器应为快速动作的继电器，其动作电流小于跳闸电流的50%，线圈压降小于额定值的

10%，并满足5.2.6.1～5.2.6.4条的相应要求。

5.2.8 不得采用可控硅跳闸出口的方式。

5.2.9 两个及以上中间继电器线圈或回路并联使用时，应先并联，然后经公共连线引出。检查测试带串连信号继电器回路的整组起动电压，必须保证在80%直流额定电压和最不利条

件下分别保证中间继电器和信号继电器都能可靠动作。5.2.10 跳闸连接片的开口端应装在上方，接到断路器的跳闸线圈回路，应满足以下要求： 连接片在落下过程中必须和相邻连接片有足够的距离，保证在操作连接片时不会碰到相邻的

连接片；检查并确证连接片在扭紧螺栓后能可靠地接通回路；穿过保护屏的连接片导电杆必

须有绝缘套，并距屏孔有明显距离；检查连接片在拧紧后不会接地。不符合上述要求的需立

即处理或更换。

5.2.11 用隔离开关辅助接点控制的电压切换继电器，应有一对电压切换继电器触点作监视

用；不得在运行中维护隔离开关辅助触点。

5.2.12 电压回路在切换过程中，不应产生电压互感器二次回路反充电。

5.2.13 用隔离开关辅助触点控制的切换继电器，应同时控制可能误操作的保护的正电源。

5.2.14 保护屏上的电缆必须固定良好，防止脱落、拉坏接线端子排造成事故。

5.3 抗干扰

5.3.1 静态型、微机型继电保护装置，以及收发信机的厂、站接地电阻应符合GB/T 2877-1989和GB 9361-1988计算站场地安全技术条件所规定不大于0.5欧姆的要求，上述设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体并有可靠的接地措施。

5.3.2 为了防止工频量进入变量器，引起变量器饱和，造成通道阻塞，新安装的结合滤波

器和收发信机与高频电缆芯线相连接端均应分别串有电容器。

5.3.3 对于现已运行的采用高频变量器直接耦合的高频通道（结合滤波器及收发信机高频

电缆侧均无电容器），要求在其通道的电缆芯回路中串接一个电容器，其参数为：0.05μf左 右，交流耐压2000V、1min。串接电容器后应检查通道裕度。

5.3.4 高频同轴电缆的屏蔽层应在两端分别接地，并根据现场实际情况在主电缆沟内紧靠

高频同轴电缆敷设截面积不小于100mm2的铜导线，该铜导线在控制室电缆夹层处与地网

相连。在开关场一侧，由该铜导线焊接多根截面不小于50mm2的分支铜导线，分别延伸至

保护用结合滤波器的高频电缆引出端口，距耦合电容器接地点约3～5m处与地网连通。

5.3.5 结合滤波器的一、二次线圈间接地连线应断开。结合滤波器的外壳和高频同轴电缆

外罩铁管应与耦合电容器的底座焊接在一起。高频同轴电缆屏蔽层，在结合滤波器二次端子

上，用大于10mm2的绝缘导线连通引下，焊接在上述分支铜导线上，实现接地，亦可采用

其它连通方式。在控制室内，高频同轴电缆屏蔽层用1.5～2.5mm2的多股铜线直接接于保

护屏接地铜排。

5.3.6 收发信机应有可靠、完善的接地措施，并与保护屏接地铜排相连。

5.3.7 高频收发信机的输出（入）线应用屏蔽电缆，屏蔽层接地，接地线截面不小于1.5mm2。

5.3.8 保护屏抗干扰要求：

5.3.8.1 保护屏柜下部应设有截面不小于100mm2接地铜排，屏上设接地端子，并用截面

不小于4mm2的多股铜线连接到接地铜排上, 接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保

护室内的二次接地网相连。装设静态保护的保护屏间应用截面不小于100mm2专用接地铜

排直接连通。

5.3.8.2 保护屏本身必须可靠接地。

5.3.8.3 所有用旋钮（整定连接片用）接通回路的端子，应加装接触性能良好的垫片，并注

意螺杆不宜过长，以确保可靠压接。

5.3.8.4 跳（合）闸引出端子应与正电源适当地隔开。

5.3.8.5 集成电路型保护或微机型保护的交流及直流电源来线，应先经过抗干扰电容（最好

接在保护装置箱体的接线端子上），然后才进入保护屏内，此时：

a）引入的回路导线应直接焊在抗干扰电容的一端；抗干扰电容的另一端并接后接到屏的接

地端子（母线）上。

b）经抗干扰电容后，引入装置在屏上的走线，应远离直流操作回路的导线及高频输入（出）

回路的导线，更不得与这些导线捆绑在一起。

c）引入保护装置逆变电源的直流电源应经抗干扰处理。

5.3.9 弱信号线不得和有强干扰（如中间继电器线圈回路）的导线相临近。

5.3.10 保护装置本体抗干扰要求：

5.3.10.1 保护装置的箱体，必须经试验确证可靠接地。

5.3.10.2 所有隔离变压器（电压、电流、直流逆变电源、导引线保护等）的一、二次线圈间

必须有良好的屏蔽层，屏蔽层应在保护屏可靠接地。

5.3.10.3 外部引入至集成电路型或微机型保护装置的空接点，进入保护后应经光电隔离。

5.3.10.4 集成电路型、微机型保护装置只能以空接点或光耦输出。5.3.11 开关场到控制室的电缆线抗干扰要求：

5.3.11.1 对于单屏蔽层的二次电缆，屏蔽层应两端接地，对于双屏蔽层的二次电缆，外屏蔽

层两端接地，内屏蔽层宜在户内一点接地。以上电缆屏蔽层的接地都应联接在二次接地网上。

5.3.11.2 用于集成电路型、微机型保护的电流、电压和信号接点引入线，应采用屏蔽电缆，⒌母ㄖ拥愕龋ψ裱嗷ザ罏屏蔽层在开关场与控制室同时接地；各相电流线、各相电压线及其中性线应分别置于同一电 缆内。

5.3.11.3 不允许用电缆芯两端同时接地的方法作为抗干扰措施。

5.3.11.4 动力线、电热线等强电线路不得与二次弱电回路共用电缆。

5.3.12 在发电机厂房内的保护、控制二次回路均应使用屏蔽电缆。用于定子接地保护的发

电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。

5.3.13 交流电压、电流回路、直流回路及电源四部分均应使用独立电缆，动力电缆和控制

电缆应按种类分层敷设，严禁用同一电缆的不同导线同时传送动力电源和信号。运行与检修

6.1 各发、供电企业、电力建设企业都应根据本单位的实际情况，编制继电保护安装、调试

与定期检验的工艺流程和二次回路验收条例（大纲），保证继电保护安装、调试与检验的质

量符合相关规程和技术标准的要求。

6.2 应加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行维护，各厂、局必须十分重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作。线路快速保护、母线差动保护、断

路器失灵保护等重要保护的运行时间应不低于规定时间。

6.3 应加强微机保护的运行管理，避免因软件版本管理问题而引发的保护装置异常和造成保

护不正确动作。

6.3.1 微机继电保护软件版本按照调度管辖范围实行分级管理。

6.3.2 装置原软件版本存在严重缺陷，运行维护单位收到相应调度机构下发的反措文件后，应限期整改。

6.3.3 运行单位对软件版本有特殊要求时，向相应调度机构提出升级要求，上报相关资料，经审核确认后，方可执行。

6.4 为防止线路架空地线间隙放电干扰高频通道运行，要求有高频保护线路的原有绝缘地线

均应改为直接接地运行，同时也要重视接地点的维护检查，防止产生放电干扰。

6.5 继电保护专业要与通信专业密切配合，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。

6.6 在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路

以及“和电流”接线方式等有关的二次回路上工作时，应特别认真做好安全隔离措施。

6.7 新投运的220kV及以上保护设备经历第一次区外故障时，应及时打印保护装置和故障录

波器报告，以校核保护交流采样值、收发信开关量、功率方向以及差动保护差流值是否正常，该检查结果视同检验报告签名、归档。凡电流、电压回路变更时，应补充上述工作。

6.8 结合变压器检修工作，应认真校验气体继电器的整定动作情况。对大型变压器应配备校

验性能良好、整定正确的气体继电器作为备品，并做好相应的管理工作。

6.9 所有的差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在正式投入运行前，除测定相

回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装置和二次回路接

线的正确性。

6.10 检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施，特别是有无电压二次回路短路、电流二

次回路开路和不符合运行要求的接地点的现象。

6.11 在一次设备进行操作或检修时，应采取防止距离保护失压，以及变压器差动保护和低阻

抗保护误动的有效措施。

6.12 两个被保护单元的保护装置配在一块屏上时，其安装必须明确分区，并划出明显界线，以利于分别停用试验。一个被保护单元的各套独立保护装置配在一块屏上，其布置也应明确 分区。

6.13 现场试验应遵守的原则：

6.13.1 停用整个间隔保护进行传动试验需要投入保护出口压板时，应将与运行设备及保护V装置关联的连接片断开，如断开失灵启动和失灵出口压板等；停用其中一套保护进行试验时，停用保护要有明显的断开点（打开了连接片或接线端子片等才能确认），如果连接片只控制

本保护的出口跳闸继电器的线圈回路，则必须断开跳闸触点回路才能认为该保护确已停用。6.13.2 不允许在未停用的保护装置上进行试验和其他测试工作；也不允许在保护未停用的

情况下，用装置的试验按钮（闭锁式纵联保护的起动发信按钮除外）作试验。

6.13.3 试验用直流电源应由专用熔断器或空气开关供电。

6.13.4 整组试验指除由电流及电压端子通入与故障情况相符的模拟故障量外，保护装置处

于与投入运行完全相同的状态下进行试验。不允许用卡继电器触点、短路触点或类似人为手

段进行保护装置的整组试验。

6.13.5 对运行中的保护装置及自动装置的外部接线进行改动必须履行如下程序：

6.13.5.1 在原图上做好修改，经相关继电保护主管部门批准。

6.13.5.2 应按图施工，拆动二次回路时应逐一做好记录，恢复时严格核对。

6.13.5.3 改完后，应做相应的整组试验，确认回路、极性及整定值等完全正确，然后再申请

投入运行。

6.13.5.4 工作负责人应在现场修改图上签字，没有修改的原图作废。

6.13.6 应对保护装置做拉合直流电源的试验（包括失压后短时接通及断续接通）以及直流

电压缓慢地、大幅度地变化（升或降），保护在此过程中不得出现有误动作或误信号的情况。

6.13.7 对于载波收发信机，无论是专用或复用，都必须有专用规程按照保护逻辑回路要求，测试收发信回路整组输入/输出特性。

6.13.8 在载波通道上工作后必须检测通道裕量，并与新安装检验时的数值比较。

6.13.9 对于集成电路型及微机型保护的测试应注意：

6.13.9.1 不允许在现场进行修理插件的工作。6.13.9.2 在现场试验过程中不允许拔出插板测试，只允许用厂家提供的测试孔或测试板进行

测试工作。

6.13.9.3 插拔插件必须有专门措施，防止因人身静电损坏集成电路片；厂家应随装置提供相

应的物件。

6.13.9.4 应做好插件的标识记录工作，防止误插插件。

6.13.10 在直流电源恢复（包括缓慢地恢复）时不能自动起动的直流逆变电源，必须更换。

6.13.11 所有试验仪表、测试仪器等，均必须按使用说明书的要求做好相应的接地（在被测

保护屏的接地点）后，才能接通电源；注意与引入被测电流、电压的接地关系，避免将输入 的被测电流或电压短路；只有当所有电源断开后，才能将接地点断开。

6.13.12 对于由3U0构成的保护的测试：

6.13.12.1 不能以检查3U0回路是否有不平衡电压的方法来确认3U0回路是否良好。

6.13.12.2 可以包括电流、电压互感器及其二次回路连接与方向元件等综合组成的整体进行试

验，以确证整组方向保护的极性正确。

6.13.12.3 最根本的办法是查清电压及电流互感器极性，所有由互感器端子到继电保护盘的连

线和盘上零序方向继电器的极性，做出综合的正确判断。

6.13.13 多套保护回路共用一组电流互感器，停用其中一套保护进行试验时，或者与其他保

护有关联的某一套进行试验时，必须特别注意做好保护的安全措施，例如将电流回路旁路或 将相关电流回路短接、将接到外部的触点全部断开等措施。

6.13.14 在可靠停用相关运行保护的前提下，对新安装设备应分别进行分、合直流电源正、负极电源的试验，以保证没有寄生回路存在。

6.14 现场运行应遵守的原则：

6.14.1 纵联保护（如高频闭锁方向保护等）的任一侧需要停用或停直流电源时（例如为了寻找直流电源接地等），应先报调度，申请退出两侧纵联保护，然后才允许工作。工作完后，两侧保护按规定进行检查，并按规定程序恢复运行。

6.14.2 线路基建投产，相应的保护、故障信息系统必须同步投入运行。

6.14.3 专用收发信机，应每天交换通道信号，保护投入运行时收信电平裕量不得低于 8.68dB（以能开始保证保护可靠工作的收电平值为基值），运行中当发现通道传输衰耗较投

运时增加超过规定值3dB时，应立即报告主管调度机构和通知有关部门，以判定高频通道

是否发生故障、保护是否可以继续运行；运行中如发现通道电平裕量不足5.68dB时，应立

即通知主管调度机构，并申请退出两侧纵联保护，然后才通知有关部门安排相应的检查工作。

6.15 专用收发信机的维护要求：

6.15.1 依照定检条例和装置说明书正确调整3dB告警的动作电平，并记录在案。记录内 容应包括正常收信电平和3dB告警的实际动作（收信）电平。对于没有记录的视为该项目

漏查。

6.15.2 继电保护人员应将每台收发信机的发信电平、收信电平等以书面表格形式通知变电 站运行值班人员，或在收发信机有关指示上作出标记，以便于运行人员在进行每天的通道检

查工作时能及时发现收信、发信电平的异常情况。

6.15.3 当发生3dB告警时，应立即报至当值调度申请退出高频保护并组织人员查找告警 原因。严禁在原因不明的情况下调整3dB告警电平及收发信机衰耗。

6.15.4 每次3dB告警，均应详细记录备案并反映在当月的缺陷报表中。发生3dB告警的

保护通道在投运前应有详细试验记录，并由各供电局、电厂的继电保护专责签字认可试验结

果，在消除故障后方允许投入运行。

6.15.5 为了确认阻波器调谐元件是否运行正常，要求各单位在有线路停电检修时，必须分

合线路侧地刀检查收信电平的变化并记录在案。对于收信电平变化大于2dB的通道（阻波

器分流衰耗值），应立即组织人员检查该通道。确认检查情况应详细记录备案并反映在当月 的缺陷报表中。

6.15.6 每条配备专用收发信机高频保护的线路均要通过两侧配合试验校验收发信机的工

作状况，试验时必须采用选频电平表，并作好试验记录。收发信机正常工作的收信裕度应控

制在12 dB以上，有最高收信电平限制的专用收发信机如：YBX-1和GSF-6A型最高收信电平

不得高于15dB。两侧收发信机所测的传输衰耗之差不得大于3dB，达不到要求的，要查明

原因并报主管调度机构的继保部门。每一侧的试验记录必须包括：本侧与对侧的收发信机高

频电缆端的启动电压电平、启动功率电平、收信电压电平、收信功率电平、发信电压电平、发信功率电平、收信裕度、3dB告警的实测值、收发信机外部加入的衰耗值，收发信机内部

加入的衰耗值等。

6.15.7 穿电缆的铁管和电缆沟应有效地防止积水。专业管理

7.1 继电保护的配置和选型应符合《继电保护和安全自动装置技术规程》及国家、行业技术

标准。应优先采用取得成功运行经验的保护装置，未按规定的要求和程序进行检测或鉴定的

保护装置不允许入网运行。应根据电网结构、一次设备的接线方式，以及运行、检修和管理 的实际效果，遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路” 的原则进行保护配置、选型

与整定。从初步设计阶段至投产运行前都必须经过相应各级调度部门的审核。继电保护新产

品进入电网试运行，应经所在单位有关领导同意后，报上级调度部门批准、安监部门备案，并做好事故预想。

7.2 继电保护双重化配置是防止因保护装置拒动而导致系统事故的有效措施，同时又可大，并遵循相互独立的原则，注意做到：

7.2.1 每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型的故障。两套保护之间不

应有任何电气联系，充分考虑到运行和检修时的安全性，当一套保护退出时不应影响另一套

保护的运行。

7.2.2 每套保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立 的绕组，相邻设备保护的保护范围应交叉重迭，避免死区。

【释义】一次设备具备条件的，交流相电压也应分别取自电压互感器互相独立的绕组。在保

护设计、安装、验收等环节要特别注意避免产生保护死区。线路保护、变压器保护、发变组

保护、母线保护、断路器失灵保护等的保护范围必须相互交叉，运行中应不存在保护死区。

7.2.3 为与保护装置双重化配置相适应，应优先选用具备双跳闸线圈机构的断路器，断路

器与保护配合的相关回路（如断路器、隔离刀闸的辅助接点等），均应遵循相互独立的原则

按双重化配置。每套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈。

【释义】考虑到回路可靠性，同时兼顾相关回路的独立性双重化配置的保护一般仅要求动作

于断路器的一组跳闸线圈。

7.2.4 双重化配置保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线。

7.2.5 双重化配置的线路、变压器和单元制接线方式的发变组宜使用主、后一体化的保护

装置；对非单元制接线或特殊接线方式的发变组则应根据主设备的一次接线方式，按双重化 的要求进行保护配置。

7.3 220kV及以上电压等级的断路器均应配置断路器本体的三相位置不一致保护并投入运 行。

【释义】考虑到断路器三相位置不一致保护主要功能是提供保护断路器本体的功能，有电气

量闭锁的保护在某些条件下无法提供保护，本着断路器的问题断路器自己解决的原则应配置

断路器本体的三相不一致保护。

7.4 各发电公司（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的保护选型、配置，在保证主设备

安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。

7.5 配备足够的保护备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。

【释义】与相关保护厂家签署备品、备件供应合同或服务协议，能在指定时间内提供备品、备件的视为“配备足够的保护备品、备件”。

7.6 保护装置和断路器上的防跳回路应且只应使用其中一套。

【释义】防跳回路可以切换时，通常远方操作采用操作箱的防跳回路，就地操作时自动切换

为断路器本体的防跳回路；防跳回路不可以切换时，可选用保护装置或断路器本体防跳回路

其中一个。

基于智能电网环境的继电保护分析 第6篇

【关键词】智能电网；继电保护；电力系统

智能电网环境下的继电保护，属于智能电网运行中不可缺少的环节，提升智能电网建设的水平。继电保护为智能电网提供了优质的保护技术，既可以保护电网的运行状态，又可以监督智能电网的基础设备，在智能电网环境中发挥重要的作用。继电保护逐渐成为智能电网建设的根本依据，很大程度上促进智能电网的发展，体现继电保护的积极性。

一、智能电网环境下的保护问题

1、保护范围不明确

智能电网在电力系统内并没有实现普及，仍旧存在很大范围的传统电网，导致继电保护系统中，无法规划明确的范围[1]。智能电网环境中的继电保护，不能实现智能化的过度发电，混淆了诸多保护信息，由此继电保护的应用中即会出现保护延迟或保护不准确的问题，不能在智能电网环境中实现全方位的智能保护。继电保护范围不明确属于一类根本性的问题，智能化是电网系统的发展趋势，继电保护应提前进行改进处理，满足智能电网环境的需求。

2、缺乏保护力度

电网系统智能化发展的过程中，引入不同类型的新技术，此类智能技术存在两面性的特点，在为电网系统提供智能服务的同时，也潜在一定的风险，必须通过继电保护维持智能电网的运行环境，防止智能电网出现安全风险。例如：某地区电网系统已经进入智能化的建设中，但是继电保护系统没有做任何处理，包括设备、装置等，均未達到智能化的标准，后期智能电网运行的过程中，因为缺少智能保护的支持，出现多处安全问题，其中最为严重的是传感信息丢失，促使继电保护中缺少评价的信息依据，由此该地区的部分智能电网暂停建设，待继电保护更新后再启动建设，引发了严重的经济损失。

3、保护设备不完善

继电保护设备是智能电网继电保护的支持，继电保护设备应该符合智能电网的需求，随着智能电网的发展进行更新。电力企业可以根据智能电网的运行环境，结合继电保护的状态，制定设备改进计划，逐步采购或引进技术性的保护设备，完善继电保护系统的整体。智能电网环境对继电保护设备的要求非常高，电力企业应意识到继电保护设备的重要性，主动完善保护设备，加强继电保护对智能电网的保护力度[2]。继电保护设备中出现的问题，属于一类可优化的问题，深入研究智能电网环境及继电保护本身的需求，即可完善保护设备，防止继电保护偏离智能电网的发展理念。

二、智能电网环境下的继电保护

根据智能电网的运行环境及状态，着重分析继电保护。继电保护在智能电网中主要体现在三个方面，分析如下：

1、广域保护

继电保护中的广域保护技术在智能电网内，以电网子集为分析对象，同时作为继电保护的运行单位。继电保护根据电网系统的子集状态，选择保护信息，通过分析继电保护的信息，明确智能电网的运行状态。广域保护将电网运行范围划分成域，利用广域的范围处理智能电网的保护信息。广域保护技术的核心为控制与保护两个部分，广域保护中的控制理念，是为智能电网提供自愈的方案，方便智能电网运行中的自我保护，在最短的时间内保护智能电网，而广域保护则注重电网的状态与运行，致力于找出智能电网故障的原因，按照原因提出匹配的解决措施，由此能够解决智能电网中较为复杂的问题，体现继电保护的可靠性。广域保护技术属于继电保护中的核心，保障继电保护更加适应智能电网的运行环境，跟上智能电网的发展速度，确保智能电网的全面运行。

2、保护重构

智能电网的发展速度非常快，电力系统的智能化环境内，继电保护面临一定的压力，继电保护必须与智能电网保持同步状态，才能发挥继电保护的作用，解决智能电网中的各项安全问题。继电保护中的保护重构技术，可以根据智能电网的具体需求提供重构保护[3]。例如：智能电网的运行方式发生变革，相对应的继电保护需通过保护重构的方式，适应智能电网的运行新方式，确保电网保护的可靠性。继电保护对系统重构的需求比较大，通过重构继电保护的功能，为智能电网提供诊断、保护的作用，及时继电保护的各项部件出现问题，也能快速、自主的寻找保护元件，协助继电保护系统恢复功能，因此，保护重构技术按照智能电网的环境要求，重新组合继电保护的功能，促使其适应智能电网的需求和发展。

3、保护设备

继电保护为适应智能电网的环境，还需采取科学智能化的设备，以此来保障继电保护的性能。电力系统内，智能电网构建的过程中，已经安装了大量的传感器，可以为继电保护提供数据信息，方便继电保护了解智能电网的运行。根据继电保护的需求，电力企业应引进先进的保护设备，如智能设备、传感装置等，完善继电保护的应用，一方面可以熟悉智能电网的具体情况，另一方面还能准确的评估传感信息，缓解继电保护信息处理的压力。目前，电力企业积极建设智能电网的同时，非常注重继电保护的应用，着重更换继电保护设备，促使其可提供精准的电网信息，强化继电保护的性能，发挥继电保护设备的性能优势。

三、智能电网环境下继电保护的发展

智能电网环境推进了继电保护的发展，同时继电保护也面临一系列的挑战。根据继电保护在智能电网环境下的运行状态，规划继电保护的实际发展，对其做如下分析：

1、构建信息平台

继电保护的信息平台，能够快速收集智能电网环境的状态或运行数据，最主要的是为信息评估提供可用的平台。智能环境下，继电保护平台的构建，应该围绕动态监控展开，促进继电保护与智能电网的同步发展。信息平台中继电保护数据更新的速度非常快，继电保护能够随时获取智能电网的信息，实现同步的继电保护。继电保护的信息平台还未达到成熟、完整的状态，应加快信息平台的构建速度，为继电保护提供全面、稳定的信息载体，以此来优化智能电网环境的保护。

2、强化信息传输

智能电网的建设范围越来越大，增加继电保护信息传输的压力，因此继电保护在未来发展中，应注重信息的强化传输，通过强化信息传输，实现分级、分层的继电保护，可以为智能电网提供优质的保护，还能营造高效率信息传输的保护环境。强化继电保护中的信息传输，还能促进继电保护的信息共享，满足智能电网环境的需求。

结束语

智能电网环境下的继电保护，承担着电力系统智能化的多项保护工作，而且受到智能电网环境的影响，继电保护的运行发生明显的改进，朝向更为安全的方向发展。继电保护在智能电网的环境内，存有诸多信息流通，为智能电网提供可靠的保护条件，促使智能电网能够更安全、更稳定的发展，为电力系统提供优质的电能服务。

参考文献

[1]付超.智能电网下的继电保护技术分析[J].企业技术开发，2013，28：44-45+59.

电网继电保护管理 第7篇

继电保护整定计算工作的目的是通过保护整定值使继电保护装置在系统故障或异常状态下能按预定的行为动作,从而保证电网稳定运行,使保护设备的损害降至最低并缩小停电范围[1]。

从电网继电保护整定计算的角度出发,需要考虑的因素很多,其中电网的接线方式和运行方式对整定值计算的影响最大。早期的整定计算主要依靠人工手算并辅以计算工具的方式进行,计算工作量大、计算时间长、手段落后,且对特殊运行方式需作简化处理[2]。随着武汉钢铁(集团)公司电网的发展,电网规模愈来愈大,接线方式复杂、运行方式多变,以往依据经验的手动整定方法已经不能满足现场需求。为了合理协调保护的灵敏性、选择性、速动性三者之间的关系,使各种保护达到最佳配合状态,必须选择有效的继电保护整定计算软件对电网的各种运行方式及多种故障情况进行反复而周密的计算,以期得到准确有效的整定值。

北京中恒博瑞数字电力科技有限公司研究开发的继电保护故障分析整定管理及仿真系统基于Windows,数据库,图形化设计,具有图形建模、故障计算、整定计算、保护整定值仿真、数据管理五大功能模块,为继电保护专业提供了一个强大的计算管理工作平台,极大地提高了继电保护整定工作的自动化水平和管理水平。

武钢电网继电保护整定计算采用北京中恒博瑞的继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件,依据武钢电网具体参数和运行要求,通过计算分析给出所需的各项整定值,使全系统中各种继电保护装置协调配合,按照设定的动作逻辑和时间顺序有选择地快速切除故障部分,防止了事故扩大,减少或避免了事故损失,保证了其余系统的安全稳定运行。

1 线路保护整定流程及电网结构

武钢配电网配电线路担负着输送电能的重大职责。因线路保护涉及各条线路之间的严密配合关系,所以线路保护整定计算是一项十分复杂的工作[3]。武钢电网110 kV线路保护整定值的准确有效性关系到整个电网的安全稳定运行,是变压器及110 kV以下电压等级保护准确整定计算的前提条件。图1是线路保护整定计算流程图。

图2为冶金变电站部分电网结构示意图。武钢冶金网大电源主要来自省网系统和自备电厂侧电源。联络线自冶2回和自冶3回是连接这两大电源的线路,所以联络线的整定计算至关重要。联络线整定计算的关键在于整定源头的选择。省网系统通过架空线和变压器连接至武钢电网,其短路容量小于自备电厂侧的短路容量,所以整定源头应放在自备电厂侧,这样能将保护的动作时间缩短。当联络线上发生故障时,能快速准确地切除故障,以减小对武钢电网的冲击。

相间距离保护的动作时间具有阶梯性,可以应用在任何结构复杂、运行方式多变的电力系统中,能有选择性地、较快地切除故障。现以联络线的相间距离保护为例说明整定计算过程中的配合关系。

2 联络线的保护整定计算

联络线的整定方法主要是先确定整定源头的最优方案,然后根据联络线之间的配合关系进行整定,并依据现场实际运行情况,满足保护要求,以提高保护的正确动作率。下面自侧指的是线路自备电厂侧的相间距离保护,冶侧指的是线路冶金变电站侧的相间距离保护。

2.1 相间距离保护I段

整定原则是按躲过线末故障的方式整定。若相间距离保护I段范围为本线路全长时,其保护范围可能延伸到相邻的联络线上,这样不能保证保护的选择性,因此,相间距离保护I段范围一般是线路全长的80%。武钢电网110 kV联络线一般都有光纤纵差保护,可保证联络线的全线速动。所以,整定原则既保证快速性,又保证选择性。

Z1=KkZl (1)

式中,Z1为相间距离保护I段阻抗整定值;Kk为距离保护的线路可靠系数;Zl为线路阻抗有名值。

自冶2回相间距离保护I段整定值:0.37 Ω;

自冶3回相间距离保护I段整定值:0.461 Ω。

2.2 自冶2回自侧相间距离保护Ⅱ段

整定值的整定原则主要是与变压器配合,作为变压器的后备保护,可靠地躲过变压器低压侧故障。

(1)躲过线末冶金变电站变压器低压侧母线故障

Z2变=KkZl+KbKzzZb (2)

式中,Z2变为与变压器配合的相间距离保护Ⅱ段阻抗整定值;Kb为距离保护的变压器可靠系数;Zb为变压器的阻抗有名值;Kzz为分支系数,其值为所有可能运行方式中的最小值,使整定值对现场的适应能力更具有弹性。

(2)距离保护Ⅱ段动作时间T与冶金变电站的馈线配合

T=T′+Δt (3)

式中,T为相间距离保护动作时间;T′为被配合线路相间距离保护动作时间;Δt为保护时间级差。

由式(2)和式(3)得出自冶2回自侧相间距离保护Ⅱ段整定值:Z2自=10.271 6 Ω,T2自=0.9 s

本线路末端短路时的灵敏系数:

K1m=Z/Zl (4)

式中,Z为相间距离保护阻抗整定值。由式(4)得出本线末端的灵敏系数大于22,整定值保证了相间距离保护Ⅱ段的选择性与灵敏性要求。馈线距离保护Ⅱ段动作时间一般为0.5 s,联络线的动作时间在馈线动作时间基础上加一个级差0.4 s,即0.9 s,确保了联络线与馈线的动作选择性。整定计算结果均为一次值。

2.3 自冶3回冶侧相间距离保护Ⅱ段

整定原则是保证保护的选择性,并保证自冶3回冶侧相间距离Ⅱ段不伸出变压器。

(1)与相邻线路自冶2回相间距离保护Ⅱ段整定值配合

Z2线=KkZl+KkKzzZP (5)

式中,Z2线为与线路配合的相间距离保护Ⅱ段阻抗整定值;ZP为被配合线路阻抗整定值。

由式(5)和式(3)得:

Z2线= 15.158 4 Ω,T2线= 1.3 s

(2)躲过线末自备电厂变压器低压侧母线故障

由式(2)得:Z2变=6.945 7 Ω

由上述整定原则可以得出自冶3回冶侧相间距离保护Ⅱ段整定值:

Z2冶=6.945 7 Ω,T2冶=1.3 s

由式(4)得:K1m=12.055 1 ,灵敏度满足要求。

2.4 自冶2回自侧相间距离保护Ⅲ段

整定原则是与相邻线路自冶3回相间距离保护Ⅱ段配合。

由式(5)和式(3)得自冶2回自侧相间距离保护Ⅲ段整定值:Z3自=12.217 8 Ω,T3自=1.8 s

由式(4)得:Klm=26.449 5

允许最大负荷电流:

undefined

式中,Ue为额定电压;Z为相间距离保护整定值;Φl为线路阻抗角;Φfh为负荷阻抗角。得出Ifhmax =3 686 A

按整定原则配合后,时间整定为1.8 s,满足保护的选择性和快速性要求。同时,线路保护整定值亦满足允许的最大负荷电流。

2.5 自冶3回冶侧相间距离保护Ⅲ段

整定原则是与相邻线路自冶2回相间距离保护Ⅲ段配合。

由式(5)和式(3)得出自冶3回冶侧相间距离保护Ⅲ段整定值:Z3冶=17.943 1 Ω,T3冶=2.3 s

由式(4)得:Klm=31.142 5

由式(6)得:Ifhmax=2 588 A

3 馈出线的保护整定计算

以冶-CSP线的相间距离保护为例。

3.1 相间距离保护Ⅰ段

CSP站各受电单元可能带两台及两台以上变压器。若相间距离保护Ⅰ段伸入变压器,当一台变压器故障时,会导致线路和本变压器同时跳闸,扩大停电面积。为保证保护能快速切除故障且停电面积最小,相间距离保护Ⅰ段保护不应伸入变压器内部,而保证全线速动的都有光纤纵差保护。所以,相间距离Ⅰ段保护范围为线路全长的77%。

按躲过线路末端故障整定,馈出线的相间距离保护Ⅰ段阻抗整定值

Z′1=KkZl =1.164 9 Ω,T1=0 s

3.2 相间距离保护Ⅱ段

整定原则是保证Ⅱ段保护范围不超出变压器范围,并保证上级线路的相间距离保护Ⅲ段范围在冶-CSP线的Ⅱ段范围内。由于冶-CSP的上级线路自冶2回和自冶3回的相间距离Ⅲ段动作时间为1.8 s,而馈线冶-CSP的相间距离Ⅲ段动作时间与CSP站的变压器过流时间配合后为3.6 s,为保证选择性,所以需与上级线路反配合。

(1)躲过线末CSP站变压器低压侧母线故障

由式(2)得:Z2变=6.803 2 Ω

(2)与上一级线路自冶2回相间距离保护Ⅲ段反配合,其阻抗和时间整定值分别为:

Z2反=(Z3自-KkZ′l)/(KkKzz) (7)

式中,Z′l为上级线路的阻抗有名值。

T反=T上-Δt (8)

式中,T上为上级线路的时间整定值。

由式(7)和式(8)得:

Z2反=6.617 4 Ω,T反= 1.3 s

由上述整定原则并考虑馈出线Ⅱ段时间一般为0.5 s,得出馈出线相间距离保护Ⅱ段整定值:

Z′2= 6.803 2 Ω,T2 = 0.5 s

由式(4)得:Klm=4.497

3.3 相间距离保护Ⅲ段

整定原则是考虑按远后备1.25倍灵敏系数并与CSP站变压器配合,其阻抗整定值为:

Z3=KlmZl+KlmKzzZb (9)

由式(9)得出馈出线相间距离保护Ⅲ段整定值:Z′3 =34.853 5 Ω,T3=3.6 s

由式(6)得:Ifhmax=1 247 A

由式(4)得:Klm=23.038 8

上述整定结果符合现场运行要求。同理,自冶2回冶侧和自冶3回自侧按上述原理整定,这里不再赘述。

综上所述,各级继电保护整定值及时限汇总数据如表1所示。

4 结束语

继电保护整定计算是一种综合考虑整个输、配电系统的分析、优化、计算的复杂工作。该软件实用性强,提高了整定计算的快速性和准确性,且开发性强,计算的全过程可视、可参与。本文根据武钢电网的特殊运行方式,以冶金网线路保护为例阐述整定计算过程中的严密配合关系。整定过程中,体现了整定原则的逻辑判断、取舍。计算出的整定值能够满足保护要求以及运行方式的变化要求,提高了线路保护的正确动作率。武钢自2006年全面使用该软件以来,线路保护正确动作率由以前的60%左右提高到现在的98%以上,为武钢创造了巨大的经济效益。

参考文献

[1]薛莉.继电保护整定计算的危险点分析[J].山东电力技术,2006(3):70-72.XUE Li.Peril point analysis of relay setting calculation[J].Shandong Electric Technology,2006(3):70-72.

[2]张琳,扈观义.继电保护故障分析整定管理及仿真系统的应用[J].山西建筑,2007,33(2):203-204.ZHANG Lin,HUGuan-yi.The application of relaying pro-tection’s fault analysis and setting management system[J].Shanxi Architecture,2007,33(2):203-204.

电网继电保护管理 第8篇

继电保护统计分析及运行管理系统对于保障电网安全有着重要意义。该系统能够全面反映继电保护制造、设计、基建、调试、调度、运行、检修等各个环节的技术和管理水平。统计分析继电保护不正确动作原因, 有利于促进各相关部门切实履行继电保护全过程管理中担负的职责;统计分析保护缺陷、异常退出等运行情况, 有利于制造、运行、维护等单位发现问题, 总结经验, 改进管理, 全面提高继电保护运行水平[1]。但是, 在原系统中, 各级单位只上报统计结果, 不上报运行数据, 各级应用系统是一种孤岛式的计算机系统, 无法实现各级单位上下信息畅通, 完成全网统计的需求。因此, 基于分布式数据库技术, 借助OMS互联系统实现数据传输, 提出了一种各局继电保护分散管理、统计运行数据网络化管理的设计方案, 设计了数据交换功能, 提高了系统开放性, 实现了与其他系统互联、数据共享。同时, 在满足系统需求的基础上, 保证了各分公司具有相对独立的扩展能力。

1 系统的建立

继电保护统计分析及运行管理系统 (简称RLST) 主要由参数管理、运行管理、数据的导入、人员管理、统计分析五部分组成。继电保护的统计分析是系统的重要组成部分。系统模块示意图如图1所示。

新系统的建立是原继电保护统计分析及运行管理系统的升级, 可以充分利用原系统数据建立新系统的基础数据库。实现系统数据的充分利用和开放性设计是完善系统的关键。

2 数据管理模式

继电保护配置信息及运行数据是统计分析的基础, 分公司要实现本单位统计分析, 必须具备本单位的数据;上级公司要实现统计分析, 必须具有所管辖分公司继电保护相关数据。因此, 实现统计分析的前提是具备完善的数据管理模式。

2.1 数据传输模式

采用分布式数据库。数据库中的数据不是集中存储在同一场地, 而是分公司分别有各自的数据库;但是, 这些数据库逻辑上是互相联系的, 是一个整体。即它们在逻辑上属于同一系统, 但在物理结构上是分布式的[2]。

各分公司在需要上报数据时, 通过OMS互联系统传输数据, 实现上下级纵向贯通, 从而实现网络功能。在这种管理模式中, 各分公司将所要上报的数据上报给相应的上级网公司, 各上级网公司将数据汇总后, 上报给再上一级的网公司, 实现全网继电保护数据分层、网络化管理。数据上报示意图如图2所示。

OMS中数据信息丰富, 在OMS中数据采用E语言格式, RLST系统数据为DBF数据表格式, 通过E语言格式DBF格式互转, 可实现RLST系统与OMS系统相关数据的共享。

2.2 数据传输流程

数据的网络传输流程如图3所示, 主要由客户端、服务器、安全文件网关、OMS网络组成。

客户端:装有RLST系统, 实现继电保护编辑和浏览, 方便调度机构各专业进行离线的数据录入, 并提供与OMS系统的数据接口程序, 实现与OMS系统互联;

服务器:以Web方式面向用户, 以可配置化界面实现数据文件交换方式的定制, 自动扫描指定目录, 实现各调度机构间数据交换、文件流转。

安全文件网关: 实现文件和消息的加密、解密和传输。

客户端中RLST系统生成待上传的保护动作、保护缺陷、故障录波等数据文件;经数据接口将DBF格式转换为E文件格式后, 保护工作人员只需把E文件保存在客户端指定的目录下;OMS互联模块定时扫描此目录, 当扫描到E文件时, 自动上传到WEB服务器指定目录。服务器以调度中心主页形式面向用户, 由调度机构工作人员发送给上级单位, 数据经过安全文件网关传输到上级调度中心的WEB服务器。

上级单位保护工作人员下载E文件到指定目录后, 运行RLST系统中的数据接口模块, 实现E文件到DBF格式的转换;然后汇总保护动作、保护缺陷、故障录波等DBF格式数据到数据库中。

这样就完成了调度机构间数据的传输, 实现了全网数据的共享。

3 系统统计功能的实现

在具备完善的数据管理模式的基础上, 各级单位具备了统计分析所需的全部数据, 从而可以实现继电保护各级单位单独统计、运行数据全网统计。

统计分析是对各种填写数据的汇总输出, 通过报表可直观地看到保护的运行情况、存在的问题、不正确动作原因等。

由于继电保护技术的迅速发展, 微机保护装置主后一体化设计成为主流, 在旧系统中统计按照各功能作为统计对象, 修订后的《评价规程》将统计修改为按整台保护装置作为继电保护评价对象, 符合整台保护装置的设计理念。

在遵循《评价规程》的规定和紧密结合实际需求下, 把统计分析分为:标准统计和专项统计。

3.1 标准统计

统计《评价规程》中规定的19个标准报表。另外, 根据实际需要, 增加2个统计报表, 增加了110 kV及以下继电保护装置不正确动作责任分析表和110 kV及以下系统整台继电保护装置运行统计评价汇总表, 总计21个统计表。

继电保护运行情况按照时间段进行统计, 加入了时间段选择, 确定时间起始日期和截止日期后, 系统自动统计出该时间范围内的各项指标。21个报表可多选一并统计, 点击统计功能按钮即可完成统计工作。

标准统计结果可以预览和打印的形式输出;同时, 为了满足用户编辑的实际需要, 统计结果可转换成WORD及EXCEL格式。

3.2 专项统计

专项统计是在统计分析规程规定的标准报表的基础上, 根据工作人员的需要添加不同的筛选条件进行统计。由于针对每一个报表的筛选条件有所区别, 因此专项统计每次只能完成1个报表的统计工作, 加入筛选条件后完成对应报表的专项统计。

专项统计是一种更加灵活的统计, 设置多种统计条件, 根据统计需要选择条件进行组合。系统根据用户的选择情况, 按照《评价规程》中的各种公式分类进行计算, 形成最终报表。

4 结束语

通过实际应用验证大电网继电保护统计分析及运行管理系统充系统的创建, 解决了继电保护统计分析流程网络化、自动化的问题, 实现了开放性数据库管理和全网统计数据的共享, 满足了实际应用的需要。

摘要：随着国家电网公司微机化、数字化、智能化电网的建设, 电力企业管理信息系统 (MIS) 逐步普及, 电力系统继电保护统计分析在MIS中的应用将越来越多。对此, 结合电网公司继电保护信息多级管理的需求, 针对继电保护统计分析及运行管理系统的开发, 提出了一种各局继电保护分散管理、统计运行数据网络化管理的设计方案;同时, 阐述了由此方案优化的该系统设计、功能、主要特点, 及通过共享全网数据, 实现了各分公司继电保护分散统计, 运行数据网络化统计。

关键词：电力系统,继电保护,统计分析,RLST

参考文献

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[3]陈月从, 林俐, 杨东, 等.基于Java技术的跨平台图形化继电保护管理信息系统的研究与开发[J].继电器, 2005, 33 (18) :15-19.

[4]卢金滇, 李瑞超.基于Intranet技术构建继电保护管理信息系统[J].电力自动化设备, 2002, 22 (4) :71-73.

[5]孙月琴, 卢金滇.电网故障信息管理系统的开发[J].电网技术, 2002, 26 (1) :67-69.

[6]古锋.继电保护及故障信息系统通信模型研究[J].电网技术, 2007, 31 (7) :73-77.

微电网继电保护方法探讨 第9篇

随着经济的发展,电力用户对供电可靠性、电能质量的要求越来越高。传统集中式发电面临严格限制,不能在可接受的成本内满足敏感电力负荷需求。与此同时,技术进步使分布式发电重新回到电力发展的舞台。分布式发电具有灵活、高效和环保优势,提供更清洁、优质的电能。并且不需要进行电力输送所需的大量投资,其经济性显著[1]。随着分布式发电逐渐植入配电网,文献[2,3,4]指出不加约束地接入分布式发电电源会给配电网带来很多问题。因此,人们提出微电网的概念,希望通过将一个地区的分布式电源和其当地的负荷组成小型电网,利用有效的控制理论和保护方法,解决分布式发电并网带来的问题。

对微电网的研究,人们已经做了大量的工作。美国、欧洲、日本都建立了微电网示范工程[5,6,7]。其中最有代表性的是美国电力可靠性技术解决方案协会(CERTS)的微电网工程。文献[8,9]对微电网进行了定义:微电网是一个以一系列分布式电源和群聚负荷组成一个简单电力系统,为当地用户提供电力的小型电网。IEEE1547对微电网的各个环节都给出了相关标准。研究表明,对于电力公司来说,微电网扮演着一个“合法公民”的角色,提高电力系统供电的可靠性;对电力用户来说,微电网可以提供高质量的电力资源,热电联产(CHP)的微电网还可以提供热能需求[10,11,12,13]。

然而,微电网的控制原理和保护技术复杂。首先,微电网短路故障电流小,基于电力电子设备的微电网短路电流被限制在2倍额定电流以内,传统的过电流保护不再适用于微电网,必需寻求新的保护和控制原理;其次,微电网有并网运行和孤网运行两种模式,微电网如何辨识公共电网的各种故障,并做出正确的响应确定微电网是否需要孤网运行是一大难题[14]。所以,必需研究新方法、新理论保障微电网的安全、稳定运行。

1 典型微电网的基本结构

图1是美国电力可靠性技术解决方案协会(CERTS)提出的微电网结构。

如图1,一个微电网包括分布式电源DG、储能单元、和用电负荷,它以一个“合法公民”的身份接于配电网。DG通过电力电子接口接在馈线上,DG采用自制控制中的“对等””和“即插即用”运行模式[15,16,17]。微电网通过公共耦合节点PCC (Point of Common Couple)与公共配电网连接。PCC经过降压变压器接在10 kV母线上。母线有三条辐射状馈线A、B、C,馈线电压等级一般为10 kV或更低。馈线A连接对电能质量要求不是很高的一般负荷;馈线B、C所带的负荷为敏感负荷,在母线分段处安装了一个静态开关SS (Static Switch),通过静态开关可以平滑地实现微电网孤网运行和并网运行模式的切换。

该模型反映了微电网的基本特征:(1)分布式电源DG基于电力电子接口控制,以保证电网运行的灵活性和稳定性。(2)敏感负荷的电源双重配置,既可以通过静态开关从公共电网取电,也可以由DG供电,保证了敏感负荷对电力可靠性和电能质量的要求。(3)敏感负荷通过静态开关(SS)与公共电网连接,当公共电网发生故障时,静态开关迅速动作,微电网进入孤网运行,保证对敏感负荷的持续电力供应。

然而,微电网和分布式发电不同:(1)微电网能有效地管理分布式发电。分布式电源DG通过电力电子接口接入微电网,基于电力电子设备的分布式电源DG的控制速度更快,短路点故障电流受到限制。(2)微电网是一个整体,它的控制保护复杂,传统继电保护原理不适用于微电网,必需采用新的保护技术。(3)微电网并网运行模式和传统分布式发电都与公共电网相连,但微电网PCC处静态开关(SS)的设置使得微电网对公共电网的影响降至最低。

2 微电网并网对配电网继电保护的影响

微电网并网运行必然会引起配电网电流大小、方向和分布发生变化,继而对配电网继电保护带来不利影响。随着分布式发电的逐渐应用,其对传统配电网的继电保护的影响已经引起人们越来越多的重视[18,19,20]。

文献[21,22]指出,在低渗透时,微电网的接入对公共电网的影响不大,但随着渗透率λ的逐渐增大,公共大电网将失稳。其中λ为微电网的渗透率,λ=Pm/Ps,Pm为微电网渗透到公共电网的功率,Ps为公共大电网的容量。传统配电网典型保护设计方案通常是主馈线采用电流速断保护和过流保护组成的两段式保护,并配置三相一次重合闸装置。电流速断按照线路末端故障有灵敏度的方法整定,过流保护按保护线路全长加时限整定。所以,微电网并网运行对公共配电网继电保护的影响主要表现在对馈线电流保护和重合闸动作情况两个方面。如图2所示。

2.1 对配电网电流保护的影响

由于微电网接入配电网,使原有公共配电网电流大小、分布和流向都发生了变化,从而可能引起原有保护的误动、拒动和灵敏度降低[23,24,25]。

(1)导致本线路部分保护灵敏度降低及拒动,部分保护的灵敏度增加。如图,当K3发生接地故障时,由于MG的分流作用,使B3感受到的故障电流减小,B3的灵敏度降低;当K2点发生接地故障,B4将流过MG提供的故障电流,使保护B4的灵敏度增加。

(2)导致本线路保护误动。当母线处或K1发生接地故障时,B3流过MG提供的反方向短路电流,当MG馈入电网的功率足够大时,将使B3误动。

(3)导致相邻线路保护误动,失去选择性。当K4发生接地故障,B1流过MG提供的短路电流,如果MG的容量足够大,那么B1的保护范围将可能延伸到下一段线路,使保护失去选择性。

2.2 对重合闸的影响

如图2,K3发生接地故障,保护B3的电流速断保护立即动作断开故障线路,但MG的PCC从检测外部故障到SS断开MG需要一段时间,期间MG和B3所在的馈线构成孤岛运行,如果此时保护B3的前加速动作,可能会造成非同期合闸。同时,MG继续向故障点提供电路电流,可能使故障点电弧重燃,扩大事故。保护B3的前加速必须与PCC处的静态开关SS动作时间配合。文献[26]指出,必须限制MG提供的短路电流,以公共配电网电流速断或定时限过流保护的定值为约束条件,以减轻MG接入对重合闸前加速、后加速的影响。

3 微电网继电保护

3.1 国内外微电网继电保护的研究情况

目前,国内几乎没有关于微电网继电保护方面的研究,国外对微电网继电保护的研究也还只是停留在理论研究阶段[27,28]。文献[2]指出微电网的继电保护必需遵循两条原则:(1)无论在孤网运行模式还是并网运行模式,微电网的保护策略必须一致;(2)短路故障时,提供短路电流的电源必需迅速切除。

微电网有并网运行和孤网运行两种模式。微电网通过PCC与公共电网相连,PCC处的静态开关及其相应的继电保护特性的定义是微电网继电保护的一个难点。它必须能够准确判断电网的各种故障并迅速做出反应,决定微电网是否需要进入孤网运行,实现微电网这两种运行模式间的平滑切换;微电网继电保护的另一个难点是在孤网运行故障电流小的情况下给微电网配置充分的保护,由于微电网的分布式电源DG采用电力电子设备接入微电网,微电网发生接地故障时,分布式电源DG提供的短路电流被限制在2IN,传统配电网广泛采用的过流保护不再适合于微电网,微电网的继电保护必须采用新的保护原理。针对这两个难点,作者提出系统级保护和单元级保护的方案,以合理配置微电网的继电保护。

3.2 微电网系统级保护

前面已经谈到,不加约束地接入分布式发电会给配电网带来很多问题,如对配电网电压稳定、继电保护等方面的影响。微电网系统级保护主要目的是确保在公共电网发生永久性故障或微电网的运行状态不符合IEEE1547标准时,微电网能够迅速、平滑进入孤网运行,减轻微电网的接入对公共配电网的影响。同时,保证微电网能够安全过渡到新的运行稳态。

微电网系统级保护的关键是其与公共配电网的连接点PCC。由以上分析可知,微电网并网运行对配电网继电保护的影响主要取决于两个要素:注入配电网的短路电流大小和持续时间。当公共电网发生永久性故障或微电网的运行状态不符合IEEE1547标准时,要求微电网进入孤网运行,PCC的迅速动作能减轻微电网对公共配电网继电保护的不利影响。所以,PCC安装的控制与保护装置必须能够检测并准确判断电网的各种故障情况,迅速做出响应,决定微电网是否进入孤网运行。文献[29]指出,PCC处的继电保护,可以通过测量其两端的电压、频率和电流大小实现IEEE1547标准所要求的检测,如不同步、电能质量下降、微电网内部或外部故障以及重新并网等问题。

为了减少断路器全分闸时间,提高PCC的开断速度,文献[30,31]介绍了一种基于晶闸管控制的快速开关,这种快速开关没有旋转部件,使用寿命因此大大增长。在检测到跳闸信号后,静态开关在0.5～2个周波即40 ms内即可断开PCC处的连接,微电网进入孤网运行。可以安装在低压母线的敏感负荷馈线出口处,保护敏感负荷;也可以安装在PCC处,必要时实现微电网孤网运行。

3.3 微电网单元级保护

当公共电网发生故障或电能质量下降,如过电压、电压偏低等,对于敏感负荷,需要微电网快速断开与公共电网的连接,西门子公司F47标准建议断开时间在50 ms内。此后,微电网进入孤网运行模式。微电网单元级保护主要是应对微电网内部发生的各种故障所配置的保护。

微电网单元级保护必须考虑两个方面:能够处理微电网并网运行时的各种内部故障;外部电网故障使微电网PCC处解列进入孤网运行时,必须保证微电网能平滑过渡到新稳态运行,若微电网内部发生故障能够迅速切除故障部分,保证健全部分安全稳定运行。以下介绍三种微电网继电保护方法。

(1)基于电流序分量的保护方法。

文献[32]介绍了一种基于序分量的微电网继电保护方法,其继电保护配置如图3所示。

整个微电网的保护分为六个区域。微电网故障形式主要是相地短路故障和相间短路故障。理论研究证明,零序和负序分量可以成功检测相地和相间故障[33,34]。正常运行时,由于负荷的不对称性,微电网中会包含有一定数值的零序和负序分量,为了避免由于负荷不对称造成序电流元件动作,必需给每个序电流元件一个合适的门槛值。在研究差动保护和电流对称分量的基础上,笔者提出用零序电流保护作为单相接地故障的主保护,用负序电流保护作为相间短路的主保护,电流差动保护作为后备保护。这种组合有很好的保护效果。

每一相配置电流互感器、馈线和中性点处配置三相电流互感器,以提取接地故障保护所需要的三相电流。经过变化矩阵输出正序、负序、零序电流分量,作为继电器的输入信号。单相接地故障后备保护通过检测差动对称分量Id=|Ik|实现。根据负荷的不对称情况,每一个继电器设计相应的门槛值。各区域的继电器都延时3个周波,但继电器3延时10个周波,以与保护四区的继电器配合,各相断路器在接到跳闸信号后延时1.5个周波再动作,以消除不同继电器的电流对称分量不同上升时间的影响。

如图3,假设区域四发生单相接地故障,区域二的静态开关、区域三和区域四的零序电流分量都超过门槛值。故障发生后0.5～2个周波内静态开关动作,微电网进入孤网运行,接着区域四的继电器动作DG2退出运行,区域三的继电保护时限与区域四的保护配合而没有动作,故障区域被隔离。微电网其余部分经过一个暂态过程恢复正常运行,静态开关检测到故障消除,同步条件满足之后,实现自同步并网。

(2) DG出口电压abc-dq0变换法。

文献[35,36,37]介绍了一种DG出口电压abc-dq0变换实现微电网保护的方法。对于不同的故障情况,三相电压的dq分量具有不同的特征,以此实现各种类型接地故障的判别。首先获取三相机端电压,通过abc-dq0变换矩阵得到Vds和Vqs,如式(1)。

再用公式(2)将静止坐标轴上的Vds、Vqs投影到同步旋转的坐标轴上:

令Vdif=Vqrf-Vqr,Vqrf为一个给定门槛值。则不同Vdif的输出对应了微电网不同的故障情况:微电网正常运行时,Vdif的值为0;三相短路故障发生时,Vdif输出为稳定的直流信号;相间故障Vdif为一个直流和震荡的交流信号的叠加;单相接地故障时,Vdif为一个从0到一个极大值的震荡输出。这些震荡信号的频率都为电网额定频率的两倍。通过Vdif的不同输出信号可以实现各种接地故障的检测,隔离故障区域,保护微电网安全、稳定运行。

(3)谐波畸变法。

文献[38]介绍了一种基于谐波畸变率THD(The Harmonic Distortion)的微电网保护方法:通过相电压的变化识别故障类型,正常运行时三相电压幅值近似相等,故障发生,故障相电压将低于健全相电压,以此可实现故障相判别;利用THD的畸变进行故障定位。正常运行时配电网相当于一个低阻抗的电压源,微电网的THD维持在较小值,约为0。故障发生,静态开关迅速动作,微电网与配电网的连接断开,进入孤网运行模式,此时,逆变器输出电流所含谐波将增加,导致THD增大。具体实现方法如图4所示。

如图4所示,提取三相电压Va,Vb,Vc,经过离散傅里叶变换DFT并采用合适的数据窗得到三相基波电压和继电器R1的各相谐波总和THD1,与R2的输出THD2进行比较,如果ST1>ST2,则故障落在R1所在的区域。相对于传统公共电网,微电网的覆盖区域较小,可以很方便地实现微电网内部通信。

3.4 微电网继电保护的发展方向

在已有研究的基础上,还需要对微电网继电保护的以下几个方面进行更系统、深入的探讨。

(1)微电网的继电保护必需与其控制结合起来,通过研究微电网的运行特性、控制原理以及对故障的响应特性来指导微电网继电保护的研究。

(2)无论是系统级保护还是单元级保护,都要求微电网各个单元之间能实现通信。必须寻求一种稳定不易被干扰的通信和信号的处理方式。

(3)微电网的保护要有系统性,单元级保护要求微电网孤网运行模式和并网运行模式下要有一致性。不仅要保护微电网安全稳定运行,还要尽可能减少微电网并网对公共电网的不利影响。文中所提到的序分量保护方法很有潜力,但需要进行更深入的研究。

4 结语

分布式发电是一种高效、清洁的发电方式。但分布式电源接入配电网必然会引起配电网电流大小、方向和分布发生变化,继而对配电网继电保护带来不利影响。微电网能有效地管理分布式发电,使微电网并网运行对配电网继电保护的影响降至最低。本文首先通过研究CERTS微电网模型,在分析微电网结构和特点的基础上,提出微电网保护的重点和技术难点,讨论了微电网接入对配电网保护的影响,提出系统级保护和单元级保护的概念,并对现有的微电网继电保护方法进行归纳总结,最后指出了微电网继电保护的研究方向。

摘要：针对微电网控制灵活、短路故障电流小,潮流双向流动等特点,探讨了微电网的继电保护方法。通过研究CERTS微电网模型,讨论了微电网并网对配电网电流保护和重合闸的影响,提出了微电网系统级保护和单元级保护的概念。在微电网与公共配电网的连接点(PCC)处配置系统级保护;结合小电流接地故障检测技术,在微电网内部配置单元级保护,并给出了三种具体的保护方案,以实现对微电网的继电保护。并对现有的微电网继电保护方法进行归纳总结。

智能电网继电保护技术分析 第10篇

一、智能电网的重要技术分析

(一) 智能电网的通讯技术

在进行智能电网继电保护的过程中, 通讯技术保证了电网的各项数据能够得到及时有效, 而且能够实现互动性的通信, 实现了信息的及时传递, 如果通讯系统不完善, 或者通信系统在传递信息时只是单向的, 那么电力系统的智能电网继电保护就不完善, 因此建立高速、双向、实时、集成的通信系统是实现智能电网的基础。高速双向通信系统的建成, 智能电网通过连续不断地自我监测和校正, 应用先进的信息技术, 实现其最重要的特征—自愈特征。它还可以监测各种扰动, 进行补偿, 重新分配潮流, 避免事故的扩大。高速双向通信系统使得各种不同的智能电子设备 (IEDs) 、智能表计、控制中心、电力电子控制器、保护系统以及用户进行网络化的通信, 提高对电网的驾驭能力和优质服务的水平。

(二) 智能电网的评定测量技术

评定测量技术是智能电网的主要功能, 将电网测量出的数据整合成数字化的信息, 将信息及时地传达到智能电网的各个方面。评定测量技术可以给电力系统的操作人员提供充足的数据资源, 将电力系统的功率、电力资源的质量、电力相位的联系、设备的故障情况、变压器的负荷等数据准确而及时地传达给电力系统监控人员, 确保电力系统可以正常、高效地运转。电力系统的智能电网实现了数字保护的功能, 在一个自行操作的软件或模块中, 可以将数据直接存入计算机程序中, 确保了电力系统运行的可靠性。智能电网中的广域管理系统、控制系统进行了数据的保护, 在一个相对集中的保护系统里面, 电力系统可以实现通信, 提高了继电保护的安全性。

(三) 智能电网的设备技术

在电力系统中, 智能电网在使用的时候运用的是专门的智能化设备, 因此, 智能化设备是智能电网的有效支撑, 目前, 智能化设备技术正在飞速发展中, 基本上能够满足现阶段智能电网的技术要求。智能电网将主要应用三个方面的先进技术:电力电子技术、超导技术以及大容量储能技术。电力系统的电子技术指的是运用现代电子产品对电能的输送进行控制和变换的一种新兴的技术, 其最主要的特点就是节能环保, 电力系统中常用的SVC的柔性电力输送技术是这项技术的典型代表。将电子技术与电能输送技术有机地结合起来, 确保电力系统参数的准确性, 对电力系统进行调节, 可以改善电力输送损耗严重的状况, 提高电力输送的效率, 确保电力系统具有高度的稳定性。电力能源的分布式接收技术指的是将电力系统中不同的能源进行区域性管理, 保障对电力资源的最大限度的利用。

(四) 智能电网的管理技术和控制支持技术

智能电网在运行管理中运用较为先进的技术手段, 能够准确地分析电力系统的运行状况, 而且能够及时地诊断出电力系统的故障, 发出预警信号, 让维修人员及时地对电力系统进行维修, 从而实现电力系统的正常运行。在电力系统中运用智能化技术能够直接对其故障进行诊断, 能够在可靠性的范围内, 实现自动化的控制, 而且能够完善控制方法, 实现全智能化, 使电力系统能够在规定的时间内恢复正常的运转, 提高用户用电的可靠性。同时能够将复杂的数据进行运算和处理, 转化成直观的信息, 并运用系统的模拟技术和绘图技术, 直接分析故障的原因。

二、智能电网继电保护技术的现状研究

(一) 智能电网继电保护核心技术

智能电网继电保护的核心技术, 主要运用了广域保护技术, 保护系统重构技术、广域测量技术、自动化控制技术等。这些先进的技术为智能电网继电保护提供了高性能的技术基础, 并且影响甚至改变了部分继电保护的原理, 未来的智能电网不再是简单的环状或辐射状, 而是复杂的网状结构, 这种网状结构对继电保护提出了新的要求。这就要求我们分析智能电网的结构模型, 探索智能电网继电保护的关键技术。

(二) 智能电网继电保护配合理念的发展

智能电网在进行后备保护时, 应该充分考虑到相邻的变电站的状态, 对相邻变电站的状况进行检测, 运用相对选择性原理, 确保后备保护的质量, 防止过于复杂的定值的配合。尽量控制操作对系统的影响, 计算出优化后配合时间, 防止故障后系统又一次发生相同的故障。

三、智能电网继电保护的发展

未来智能电网中, 电网的自愈特征将会对继电保护的选择性、可靠性、速动性、灵敏性提出更高的要求, 对常规继电保护的配置方法提出新的要求。同时先进的技术为智能电网继电保护提供了高性能的技术基础, 并且影响甚至改变了部分继电保护的原理, 这些都对继电保护提出了新的要求, 也对智能电网的设计与建设产生了深远的影响。

结语

智能电网将极大地改变传统电力系统的形态, 各种新技术的应用对继电保护技术提出的新的要求, 继电保护技术面临革命性的变化, 运行方式的灵活和设备特性的变化都是对继电保护带来新的挑战。智能化电网是电力系统未来发展的必然趋势, 必须积极关注、研究和推广继电保护技术, 以更好地发挥“坚强智能电网”的作用。

参考文献

[1]薛迎才.论电力系统中智能电网继电保护技术的构建[J].科技与企业, 2014 (14) :373.

谈地区电网继电保护安全自动化 第11篇

【关键词】地区电网 继电保护 安全 自动化

【中图分类号】TM774 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0337-02

一、继电保护安全自动化系统功能与应用

（一）继电保护安全自动化系统功能

对电网中录波器接口进行日常运行管理与故障处理。由于电网中的录波器接口直接与各个厂家相连，对录波器接口及数据处理功能的保护就是对各个厂家的保护。当录波器数据处理过程出现异常时，自动化的继电保护系统能够及时接受异常报告并及时处理，接受事故报告并准确分析。

管理控制电网主站接口，随时监控电网中的装置运行状况，并将系统运行中的装置运行情况、运行信息传送至主站。

总之，继电保护安全自动化系统的建设与应用是全面优化电网运行自动化、推动智能化电网建设的关键途径。

（二）继电保护安全自动化应用

1、继电保护装置状态检修

安全自动化保护系统可对继电保护装置日常运行过程中的信息、产生的数据、装置运行状况进行实时监控与分析，以防止继电保护装置发生误动：安全自动化的自动保护系统中的微机能随时实施保护装置检测与监控功能，并能在发现异常时及时发出预警报告、及时准确处理故障；对继电保护中合闸加速、重合闸启动、通讯设备的信号收发等多种保护动作的开入量进行全面监控和调节，以维护保护系统及保护装置正常运行；通过对保护装置中交流回路、采样回路的运行信息进行全方位监测，准确判断统一CT的两套保护采样值及不同PT对相同故障的采样值是否一致以随时监测系统中PT与CT两点接地及继电保护装置交流输入回路实际状况并及时进行分析处理。

2、继电保护装置的应用

地区电网的继电保护安全自动化系统中的继电保护装置主要是集成型与微机型的组合体，当前以集成型继电保护装置最多，高压电网的继电保护装置主要是微机型。目前，继北等地已实现了微机继电保护装置的大面积使用和推广，中低压电网中的微机型继电保护装置使用率正逐步提升，总体呈现高压电网全部覆盖微机继电保护装置、中低压电网基本实现微机继电保护的趋势。

3、继电保护装置与系统运行的协调

安全自动化的继电保护装置有效缩短了继电保护距离，延长了动作保护时间；增强继电保护装置与电网系统运行的协调性；通过对调度端服务器进行故障计算、继电保护定制进行综合分析，并从EMS系统获取保护系统一次设备实际运行信息，准确判断继电保护装置定值准确性。

4、电网故障定位与分析

继电保护安全自动化系统能够通过对EMS系统中系统故障前一次运行信息数据还原分析、准确收集系统故障前后设备参数、互感数据、线路平行状况等数据信息，并于收到故障信号之后立即向线路两端客户机发出信号，全面搜集故障录波器等处的报告信息、上传至总服务器，快速搜集最多的系统故障信息、更准确地分析整个电网系统运行中的故障原因、进行故障定位。

5、事故分析与恢复辅助决策

在电网系统发生故障后，继电保护安全自动化系统尽快搜集故障前后设备参数、互感数据、线路平行状况等数据信息，对搜集到的数据信息进行准确计算分析，并快速匹配相应的处理方案，增强对电网系统中继电保护装置的综合控制，防止保护误动发生、并将系统产生的辅助决策快速传递至服务器与保护装置处，指导保护装置准确、及时作出反应。

继电保护安全自动化的发展与应用主要体现于装置调控与状态检修、智能化的故障定位、恢复决策等方面，是推动智能化电网建设的重要措施。

二、继电保护安全自动化主要问题与优化

（一）继电保护安全自动化主要问题

1、继电保护安全自动化协调管理

当前的继电保护安全自动化系统应用中的协调管理问题主要体现在继电保护装置、技术与电网系统结构、系统一次设备之间的协调问题之上。

以继北电网部分地区为例，当地的220kV变电站相当密集，而线路平均长度较短、连接结构相对复杂，制约了继电保护装置不同层级之间的协调与控制，威胁电网系统整体运行安全；近年来电网建设与发展速度不断加快，继电保护装置设备及相应技术难以适应电网系统结构的调整步伐，导致继电保护系统与电网系统实际运行状况不符。

2、继电保护自动化安全问题

尽管很多地区电网系统积极优化集成型继电保护自动控制系统、发展微机型继电保护自动控制技术，但电网实际运行中的继电保护工作仍受很多不确定因素影响，保护设备频频出现保护误动状况。问题产生的主因是地区继电保护装置集成度不足、继电保护安全信息系统建设与运行管理不合理、保护装置整体协调性与应用程度不高。

3、通道建设问题

我国很多地区电网系统存在不同程度的光纤通道建设障碍，直接制约了光纤分相电流差动保护工作，光纤通道建设滞后的区域只得使用高频保护勉强代替，同时难以实现微机高频继电保护，为电网运行埋下了隐患。

（二）继电保护安全自动化优化措施

1、优化继电主保护、简化后备自动化保护

地区电网机电保护安全自动化系统应着重强化系统主保护装置与技术，删减不必要的后备保护技术与装置，确保电网线路装置与技术的良好配比与灵敏度。最终使整个电网系统中的结构合理化、清晰化，层次与区域更加科学化。

2、强化微机继电保护

很多地区当前的中低压线路仍大面积采用集成型或更低层的继电保护装置与技术，甚至高压线路还未能推广微机继电保护装置。这些地区应认识到微机继电保护对电网正常、高效运行的关键性，着重发展高压线路微机继电保护，在保障高压线路微机保护的基础上，加强中低压电网系统微机继电保护。

3、紧跟变电站数字化发展

地方电网管理部门应认识到变电站数字化发展对电网继电保护建设的影响，紧跟变电站数字化发展步伐，加强计算机系统及现代化信息技术的引入与应用，加强继电保护系统与测控系统等的协调性，保障继电保护安全自动化与变电站数字化的适应与协调，实现变电站数字化与继电保护安全自动化两者的相互促进，推动智能化电网建设。

4、继电保护标准化

针对继电保护安全自动化系统中各层级、各分区装置与技术之间不协调的问题，地区电网管理部门应重视继电保护的标准化建设，对继电保护安全自动化系统中的信息报告搜集、数据信息计算分析、处理方案的自动匹配及故障处理决策的产生与传递等不同方面的工作制定合理、统一的标准，辅助继电保护安全自动化的顺利建设与推广，有效降低继电保护误动频率。

三、结束语

地区电网的建设与运行管理工作关键是继电保护工作，随着继电保护装置的不断涌现、相关控制技术的更新换代，电网继电保护安全自动化发展有了越来越多的继电保护装置、技术、系统支持。当前，地区电网继电保护安全自动化进程中主要存在协调管理、安全、装置、通道建设等方面的问题，地方电网继电保护中应加强技术协调管理、强化微机继电保护、紧跟变电站数字化发展、促进继电保护标准化与智能化发展。

参考文献：

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[3] 朱立峰.继电保护系统的可靠性分析及其在电网中的应用[J].机电信息，2011，（24）：60-61.

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微电网继电保护技术探讨 第12篇

社会经济的进一步发展, 用户对电网供电的可靠性能有了更高层次的要求, 使得传统的集中型发电的缺点不断显露出来, 在控制成本的范围内不能满足敏感性电力的负荷要求。为了协调大电网与分布式电源间的矛盾, 充分挖掘分布式电源给电网和用户带来的潜在效益, 智能微电网作为一种新型分布式能源组织形式应运而生, 迅速得到国内外学者的广泛关注。

1 微电网

尽管分布式能源优点突出, 微电网作为范围较小型分散的独立发电系统, 利用先进的电力技术, 把风电、光伏型发电和燃气轮机、蓄能设施以及燃料电池等并在一起, 并直接连接用户端。对于大型电网而言, 微电网属于电网系统中可以管理、控制的部分, 其能在几秒钟内运作用来满足电网外部的输配电网络实际需求。因此电力系统往往采取限制、隔离的方式来处置分布式电源, 以期减小其对大电网的冲击。为协调大电网与分布式电源间的矛盾, 充分挖掘分布式能源为电网和用户所带来的价值和效益, 在本世纪初, 学者们提出了微电网的概念。在配电网发生故障或者电能质量问题情况下, 可以通过主断路器切断微电网与配电网的联系。可实现孤岛与并网模式间的平滑转换;就近向用户供电, 减少了输电线路损耗, 增强了抵御来自上级电网故障影响的能力。当上级电网发生故障或电能质量不能满足要求时, 微电网切换到孤岛模式下运行, 保证自身安全稳定运行。目前, 微电网的控制和保护技术是分布式电源广泛应用的技术难题之一。在微电网概念提出之前, 系统发生故障时, 分布式电源将主动脱离电网。一般情况下不允许孤岛运行。当分布式电源、负载和储能装置以微电网的方式接入主电网, 主电网故障时, 微电网由并网方式平滑切换到孤岛运行模式, 提高了供电的可靠性和分布式电源的利用效率。但是微电网的接入会给配电网的保护带来很大的影响, 改变了故障时的电气量信息。原有的保护方案和检测原理将不再满足要求。

2 微电网对配电网继电保护的影响

微电网系统有两种运行模式分别是与主电网并网运行模式和孤岛运行模式。在并网时, 微电网内的负荷根据用户的情况从微电网内部以及外部吸收能量。当配电网中有故障, 停电检修或者电能质量问题时, 微电网需要从并网平滑过渡到独立运行状态。微电网进入孤岛运行模式。由于微电网在并网运行过程中对主电网继电保护的影响可以等效成一个分布式电源对它的影响。

分布式电源对配电网保护只要是影响体现在很多方面。配电网的特点是呈辐射性, 并由单侧电源供电, 配电网的继电保护是由此为基础设计的。从主电网的角度看, 微电网如同电网中的发电机或负荷, 是一个模块化的整体单元。当微电网作为负荷运行时, 如同一般的用电设备。当它作为发电机运行时, 可把它看作为一个分布式电源, 当它接入主电网后会使得配电网潮流双向流通, 主电网的结构将发生改变。当主电网中发生短路故障时, 除了系统会提供故障电流外, 微电网中的电源也将对故障点提供故障电流, 这样便改变了电网节点的短路水平。微电网中电源的容量等因素都将对配电网的正常运行造成影响。

3 微电网的继电保护

继电保护是实现电力网络及相关设备监测保护的重要技术, 向计算机化、网络化、智能化, 以及保护、控制、测量和数据通信一体化发展是该领域的长期发展趋势。有关数据显示, 截止到2006年底, 全国220k V及以上系统继电保护装置的微机化率已达91.41%。继电保护装置的微机化趋势充分利用了先进的半导体处理器技术:高速的运算能力、完善的存贮能力和各种优化算法, 同时采用大规模集成电路和成熟的数据采集、模数转换、数字滤波和抗干扰等技术.因而系统响应速度、可靠性方面均有显著的提升。

然而, 微电网将极大地改变传统电力系统的形态, 电子式互感器、数字化变电站技术、广域测量技术、交直流灵活输电及控制技术的大量应用, 必然对电力系统继电保护带来影响。

3.1 微电网继电保护构成

微电网的分布式发电、交互式供电对继电保护提出了更高要求, 另一方面通信和信息技术的长足发展, 数字化技术及应用在各行各业的日益普及也为探索新的保护原理提供了条件。微电网中可利用传感器对发电、输电、配电、供电等关键设备的运行状况进行实时监控, 然后把获得的数据通过网络系统进行收集、整合, 最后对数据进行分析。利用这些信息可对运行状况进行监测.实现对保护功能和保护定值的远程动态监控和修正。另外, 对保护装置而言, 保护功能除了需要本保护对象的运行信息外, 还需要相关联的其他设备的运行信息。一方面, 保证故障的准确实时识别;另一方面, 保证在没有或少量人工干预下, 能够快速隔离故障、自我恢复, 避免大面积停电的发生。所以, 智微电网继电保护装置保护动作时不一定只跳本保护对象, 有可能在跳本保护对象时还需发连跳命令跳开其他关联节点, 也有可能只发连跳命令跳开其他关联节点, 不跳开本保护对象。

3.2 继电保护技术的升级

微电网的规划和发展改变了电能传输的某些特点, 信息化和数字化的特征使微电网与传统电力系统产生了本质的差别, 作为继电保护专业, 也需要适应其发展, 进行相关的研究工作。

3.2.1 数字化

互感器传输性能的提高和互感器故障的减少使继电保护不需要再考虑电流互感器饱和、二次回路断线、二次回路接地等互感器故障问题。电气量信息传输的真实性也为继电保护装置性能的提高带来了便利条件。如何简化继电保护的辅助功能, 利用数字化传感器提高继电保护的整体性能, 是未来继电保护发展需要研究的核心问题。

3.2.2 网络化

新一代的数字化变电站改变了传统继电保护信息获取和信号发送的媒介, 利用网络上共享的站内其它相关电气元件的信息提高主保护的性能, 利用共享的控制信号网络简化继电保护配置, 是智能电网中继电保护研究的前沿性问题。

3.2.3 自动整定技术

传统的自适应保护仅能根据被保护线路的运行情况对定值进行调整, 不能利用全网信息准确、实时地判断运行方式来调整定值。微电网的继电保护应实现全网的联网自动整定和自动配置, 从分散独立的保护变为系统分布协同的保护。

3.3 员工技术提升

电力系统继电保护是电网安全稳定运行的第一道防线, 安全责任重大, 对人员的业务能力要求高。而广泛开展技能竞赛活动, 能够给生产一线员工提供充分展示才华的机会和舞台, 更能在广大员工中产生强烈的争先意识和激励作用, 形成比、学、赶、帮、超的良好氛围, 促进提高员工的业务素质和能力。

4 结语

随着科技的进步, 将会有越来越多的各种类型的分布式电源接入配电网中, 微电网与大电网互为补充的运行方式会成为今后分布式电源供电的的主要方式。微电网继电保护不受配网运行方式、短路故障类型和短路点的影响, 能够快速正确地判断出故障位置, 进而向相应的断路器发出跳闸命令, 切除故障线路。

参考文献

[1]王成山, 肖朝霞, 王守相.微电网综合控制与分析[J].电力系统自动化, 2008, 32.