繼電保護接線方式

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繼電保護接線方式范文第1篇

關鍵詞：110kV電纜線路；應用現狀；護層保護

中圖分類號：U665.12 文獻標識碼：A

改革開放以來，我國的社會主義市場經濟取得了飛速的發展，越來越多的人口涌入到了城市當中，促進了中國城市化的進程。所以，在這之前存在的供電網已經不能夠適應現當今城市的發展步伐，要求中國城市電力部門進行全方面的改革，調整現有的供電網絡布局，滿足城市居民對于電力的需求。值得我們慶幸的是，城市的供電公司已經對這一問題進行了研究，并且諸多公司已經開始將其制定的計劃付諸實踐，取得了較為明顯的效果。大多數公司采取的改革方案是放棄以前的電纜線路，改為采用110kV，110kV線路具有傳統線路所不具備的優勢：第一，壽命與之前的相比較之下要更長，在一定的程度上減少了電纜的更換速度，節約了公司的供電成本；第二，傳統的電纜抗擊外界天氣等自然條件的能力較弱，而110kV則對自然條件的適應性較強；第三，環保衛生；第四，不影響城市的整體形象。綜合上述的這些優勢，110kV電纜得到了大眾的青睞。但是，任何事物都不可能是完美無缺的，我們也應該看到110kV電纜線路的缺點和不足：由于其為單芯電纜，在使用時沒有做好處理，發生事故的概率較高；而且在過電壓的情況下護層很容易被擊穿，造成電力的流失，嚴重時將會危機民眾的生命。因此，必須克服這一困難，才能大范圍的推廣110kV電纜線路。

1 幾種經常應用到的護層接地方式

護層接地于電壓有極大的關系，現今，對于電壓的使用都存在一定的限度，超出了規定限度我們稱之為“過電壓”。具體體現在兩種形式上：第一，線路短路或者外源金屬介入導致的感應電壓；第二，沖擊電壓，比如雷電所釋放的電壓就是過電壓的一種。但是，無論是哪一種過電壓，我們都是可以預防的，主要的方法是在電線外層加一層保護層，具體來說又可為分為護套單端接地、交叉互聯、護套兩端接地、護套中點接地、電纜換位金屬護套交叉互聯等接地方式。通常情況下還是以護套單端接地、交叉互聯或兩種方式混合的形式為主。

前面我們也提到過110kV電纜線路屬于單芯電纜，而單芯電纜的接地方式是屬于兩端直接接地，電纜的金屬屏蔽層還可能產生環流，據相關報導單芯電纜兩端接地產生的環流可達到電纜線芯正常輸送電流的30%-80%，這樣做的危害主要有：第一，降低電纜載流量；第二，浪費電能，造成了不必要的損耗；第三，使電纜絕緣老化的速度加快，因此，筆者建議110kV在接地時可以不采用兩端接地的形式。來避免其損害。

2 電纜電線的護層保護及限制過電壓的科學措施

2.1 在進行施工之前，制定科學的施工方案。綜合考慮電纜的分段長度，做到精確計量，電纜分段過長和過短都會帶來一定的弊端，應該采用適中長度的分段，綜合考慮電纜路徑的實際情況及感應電壓計算結果進行合理分段。交流系統用單芯電力電纜的相序配置及其相間距離，應同時滿足電纜金屬護層的正常感應電壓不超過允許值，并使按持續工作電流選擇電纜截面盡可能較小的原則來確定。未呈品字形配置的單芯電力電纜，有兩回線及以上配置在同一通路時，在感應電壓計算上應計入相互影響。

2.2 110kV及以上電壓等級電纜通道的規劃、設計必須達到規定的標準，由于地質條件的不同，要根據具體的條件來定制埋設纜線的科學方案。盡最大的可能避免低洼積水區等等，這些不適合鋪設電纜的區域，因為在這些地區鋪設電纜會給施工單位帶來極大的困難，耗費更多的人力、物力和財力。同時，在這樣區域鋪設的電纜具有極大的不穩定性。

2.3 在線路發生故障的情況下，護層感應電壓會發生一定的變化，強化對其的精確計算，可以在很大的程度上提高供電系統的安全性和穩定性。正常工作情況與故障狀況時的護層感應電壓差別非常大，雖然在正常工作電流下護層感應電壓符合要求，但是仍需驗算該線路在故障狀況下或雷擊過電流波狀況下護層感應電壓是否會對電纜外護層造成嚴重損傷。

2.4 電纜的保護層一定要達到規定的標準，在達到標準之后，根據具體的實際情況來確定將要采用的施工技術和施工工藝。目前為止，電纜保護層的標準厚度是4.0mm以上，只有符合這樣要求材質的電纜才能夠在一定時期之內保持其絕緣的穩定性。選擇材料是最關鍵的環節之一，如果選擇了不符合規定材質的原材料，可能會發生供電問題，嚴重的情況會造成人身傷害，給企業造成不可挽回的經濟損失，同時會影響供電公司的形象，造成信譽丟失。目前大多數的供電公司都采用的是PVC或PE的外護套，之中還有另外的石墨層。PVC外護套在適用的地區一般是氣溫變化較小的地區，因為其硬度比較低，受外部自然條件的影響較大，而HDPE外護套在業界比較受歡迎，因為其硬度比較高，受到外部自然環境的影響較小，適用的范圍也較為廣闊。當然，還有一些別的材質可供選擇，供電公司可以根據具體的實際情況選擇合適的產品。

2.5 在施工完成之后，供電公司要做好工程驗收工作，對110kV電纜通道的空間、規模、接地網、排水、通道內建渣清理、蓋板強度、是否符合施工安裝要求等進行全面的檢查。如果驗收的結果沒有達到規定的標準，則應該及時督促施工單位進行返工。因為不符合標準的電纜工程，在將來通電的過程中勢必會出現各種各樣的問題，防止給供電公司帶來不可挽回的巨大損失。

2.6 電纜鋪設施工中對電纜外護層按照規范進行檢測保護。嚴格控制電纜牽引力、側壓力在允許范圍內；根據電纜通道走向特點制定最佳施工方案，電纜敷設路徑上設置足夠數量的滑輪，總之要按照規范的標準進行，完善供電設施。

2.7 嚴格電纜線路中間接頭、終端制作安裝工藝流程，強化標準化作業，保證遵照設計及相應規范正確連接安裝交叉互連系統及接地箱，對電纜護層交叉互聯系統的安裝與電纜接頭安裝同樣要求有詳細的施工記錄，將每一個步驟、每一個環節落實到人，明確責任。同軸電纜及接地箱應有準確明顯的標識。

2.8 在通道情況允許時采用回流線。增加回流線后，單相短路回路電流不經過大地而經回流線返回。回流線的存在使單相接地時外護層絕緣及保護器所受工頻過電壓與地網電位無關，且通過回流線的磁通抵消了一部分電纜芯線接地電流所產生的磁通，從而降低過電壓數值。

結語

綜上所述，隨著近些年來我國城市的飛速發展，城市人口不斷增多，給城市的供電網絡帶來了極大的壓力。面對這樣的情況，供電公司進行了一系列的改革，并且取得了不俗的成績，最主要的就是將110kV電纜線路引進到了城市供電網絡之中。但是，在看到其成績之時，我們也應該看見仍然存在的問題，目前我國的城市供電網絡仍然需要城市電力部門以及供電公司的努力。

參考文獻

[1]王振文.淺析高壓電力電纜金屬護套接地方式[J].鐵道建筑技術，2011(04).

繼電保護接線方式范文第2篇

關鍵詞：電容器；二次接線；故障；分析；警示

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.06.147

1 引言

電力電容器能夠改善電力系統的電壓質量和提高輸電線路的輸電能力，是電力系統的重要設備。電容器是高場強設備，往往電容器裝置又是多臺數百千乏電容器組合使用，在運行中，電容器元件和單臺電容器發生故障是不可避免的，雖然如此，但決不允許單臺電容器故障引發電容器外殼爆裂起火事故，因此電容器裝置必須設置專門的、有效的電容器內部故障保護[1]。

為了保證高壓并聯電容器組的安全運行，通常會采取內熔絲（或外熔斷器）保護和繼電保護的方式。其中，繼電保護是電容器內部故障的主保護，也是電容器組內部故障的主保護。在我國，對于中性點不接地系統星形接線的電容器，繼電保護可分為不平衡電壓保護和不平衡電流保護兩大類。不平衡電壓保護還分為開口三角電壓保護（以下簡稱“開口三角保護“）和相電壓差動保護（以下簡稱“差壓保護“），本人在工作中發現，一些用戶將不平衡電壓保護等同為開口三角保護，而把差壓保護這種繼電保護方式給遺漏了，實現不平衡電壓保護的重要設備為放電線圈，不同繼電保護方式選用的放電線圈是不同的，它們都是專用設備，不可混用。電力系統中，二次側是低壓，相對是比較安全的，但是二次接線錯誤，卻能損壞一次設備。

2 實例描述

2014年1月，我公司所供2組電容器裝置“山西美錦變“發生故障，經檢查現場第一組電容器一臺放電線圈（A相）損壞，電容值正常，過電壓動作保護動作；第二組兩臺電容器（B相）和兩臺放電線圈（B、C相各一臺）損壞，低電壓動作保護動作。

本工程電容器裝置的接線方式為單星形接線，單臺電容器為內熔絲保護，繼電保護方式為差壓保護。差壓保護用放電線圈，一次側有3個接線端子，分別為：A1（進線）、A2（1/2電壓）、X（出線）；二次側有4個接線端子，分別為：一個二次線圈的a1（進線）、x1（出線），和另一個二次線圈的a2（進線）、x2（出線）。經檢查，現場電容器組一次接線完全正確，而放電線圈二次側接線錯誤（a1與a2短接，x1與x2短接），正確接法應為x1與x2短接后接地，a1和a2接保護，并且是三相放電線圈a1和a2分別接保護，保護裝置有三個，開口三角保護的保護裝置只有一個。

3 故障分析及處理

通過分析，第一組放電線圈實際二次接線為每臺放電線圈a1與a2短接（把這個接點稱為a）， 每臺放電線圈a端接地，x1與x2短接（把這個接點稱為x），然后再按開口三角保護的接法，三臺放電線圈（分別為TV1、TV2、TV3）相互接線，TV3的a接TV2的x，TV2的a接TV1的x，最后TV1的a和TV3的x接保護，由此可見，此接線方式的意圖確實是要接成開口三角保護，但是由于差壓保護，三臺放電線圈的二次側并無相互接線，所以每臺都是單獨接地的，但實際按開口三角接線，卻并未注意這個接地的細節，結果就是部分接線按我公司提供的差壓保護原理圖接線，部分接線按自己所需的開口三角保護原理接線，造成了多點接地，使得A相和B相二次線圈都形成短路，A相放電線圈損壞，保護動作，未造成更嚴重的故障。第二組放電線圈實際二次接線與第一組類似，不同處在于每臺放電線圈x端接地，并將TV1的x接TV2的a，TV2的x接TV3的a，最后TV1的a和TV3的x接保護，同樣由于多點接地的緣故，使得B相和C相二次線圈都形成短路，B、C相放電線圈損壞。而在B相，B相放電線圈二次短路使得其二次側電流很大，反映到一次側的電流同樣很大，放電線圈一次線圈與電容器并聯，引起電容器損壞，此時保護動作，制止引發進一步故障。

放電線圈結構上與電壓互感器相似：在放電功能上，在電容器裝置中，小容量電容放電用電壓互感器即可，大容量電容肯定要用放電線圈；在保護功能上，在運行時放電線圈作為一個電壓互感器使用，其二次繞組根據繼電保護要求進行接線，從而對電容器組的內部故障提供保護。電壓互感器二次短路，會使二次線圈產生很大短路電流，燒損電壓互感器線圈，以至會引起一、二次擊穿，使有關保護誤動作，儀表無指示。因為電壓互感器本身阻抗很小，一次側是恒壓電源，如果二次短路后，在恒壓電源作用下二次線圈中會產生很大短路電流，燒損互感器，使絕緣損害，一、二次擊穿。

后與用戶進一步溝通得知，用戶實際所需繼電保護為開口三角保護，后委托設計院招標，設計院要求的繼電保護為差壓保護，經設計確認后，我公司按差壓保護供貨，到貨后，安裝公司據用戶要求按開口三角保護進行二次接線。開口三角保護與差壓保護的裝置所配的放電線圈各是專用的，外形上就有很大差別（開口三角保護用放電線圈一次側只有兩個接線端子，而差壓保護用放電線圈一次側有三個接線端子），若繼電保護概念清晰，那么此次事件完全能夠避免。

另外，差壓保護用放電線圈理論上可以接成開口三角保護，但是正如本文所舉實例，這樣做使得接線變得復雜，極易出錯，可能導致裝置失去繼電保護作用，留下隱患，也可能直接導致設備損壞。而且由于放電線圈是專用的，即便接線正確，由于差壓保護用放電線圈本身的結構，有兩個二次線圈，可能存在兩個線圈電壓不等的情況，此時它們會形成回路，造成自身損耗，縮短使用壽命，在經濟運行的方面考慮，也是不可取的。

我公司為用戶提供了本次的故障分析，用戶在考慮了我公司建議后，決定更換了使用開口三角保護用放電線圈，與實際繼電保護相對應，之后裝置正常投運。

4 總結

設置繼電保護的目的是為保護裝置、提高裝置運行安全性寄延長使用壽命，如果這個環節出錯反而造成裝置的損壞，是非常可惜的。繼電保護的類型應在設計階段確認，不可在供貨后隨意更改。若發現供貨產品與自己所需有差異，應與廠家確認，不可擅自更改接線方式。

繼電保護接線方式范文第3篇

【關鍵詞】智能變電站；調試；繼電保護系統；二次設備

智能變電站繼電保護系統調試不同于常規變電站，其特殊的信息采集、信息傳輸和信息處理模式與普通變電站有本質區別。新型電氣設備本身的功能和特性，以及電氣設備與二次設備之間的配合程度，都有可能對變電站的穩定運行造成影響。在智能供電系統中，繼電保護裝置的快速反應能力主要取決于合并單元采樣是否同步以及過程層網絡是否穩定可靠。當前，電網設備和供電技術頻繁更新換代，只通過以往常規變電站單類保護裝置的試研方法來檢測智能變電站繼電保護系統的整體性能似乎已無法滿足智能電網的檢測和運行要求。鑒于此，供電單位應該與時俱進，及時調整系統調試方向，研究新的調試方法。本文對智能變電站繼電保護系統的調試闡述了個人的見解，以期為智能化變電站的調試提供一些有益的參考。

1 所調智能站繼電保護系統配置情況

所調試的智能變電站監控系統采用三層兩網結構，由站控層、間隔層、過程層設備及站控層網絡（MMS）、過程層網絡（GOOSE）組成。

間隔層網絡為雙星型拓撲結構，傳輸MMS 報文與GOOSE 報文，借助相關網絡設備實現與本間隔其它設備、其它間隔設備以及站控層之間的網絡通信。過程層按電壓等級組網，220、110kV電壓等級GOOSE網和SV網共網設置，網絡采用星形結構。220kV雙重化配置的保護和安全自動裝置分別與對應的過程層網絡相連接，測控裝置雙跨兩個網絡，而110kV 單套配置的保護及安全自動裝置、測控裝置接入過程層網絡。AB套繼電保護設備與本間隔的AB套智能終端采用GOOSE直跳方式，閉鎖信息及失靈啟動，位置狀態等交換信息采用GOOSE網絡方式傳輸；AB套繼電保護設備與本間隔的AB套合并單元采用SV 直采方式，故障錄波器、網絡分析儀等電壓電流采樣信息采用SV網絡方式傳輸。站控層校時：采用SNTP網絡校時方式；間隔層與過程層設備采用硬接點IRIG- B（DC）、1588 協議，光纖B 碼同步對時或校時；IRIG- B（DC）應能夠方便地擴展。保護及安全自動裝置需滿足插值同步功能，不依賴于外部同步時鐘源。

2 220智能變電站繼電保護系統的調試主要內容

220kV 繼電保護綜合調試實際上是指對整個變電站的二次回路進行綜合檢查、調試， 其內容有二次保護、計量以及控制回路的設計、安裝檢等。在二次回路調試中， 工作人員要全面了解整個變電站系統的各種設備， 并且在準備工作中還要對二次設備的外觀、各屏電源接法以及連接各個設備的通訊線進行檢和調試。準備工作做好之后，按照以下步驟進行調試：

（1）對電纜的連接進行調試，主要包括對開關控制回路的運行狀況及信號回路的控制進行調試， 以及對事故跳閘、開關運行狀態等信號的調試， 若發現異常應立即關閉直流電源， 并找異常原因。

（2）對斷路器操動機構的信號狀態進行調試。包括對壓力信號的調試， 如檢查液壓操動機構壓力信號是否齊全；對彈簧動作機構的調試， 如檢查彈簧操動機構彈簧未儲能的信號顯示狀態等。

（3）檢查后臺機斷路器、刀閘等的狀態是否正確。如有異常―般可通過改正后臺機遙信量組態或電纜接線解決， 在這個過程要注意適當改動調度端。

（4）檢查主變本體信號顯示是否正常。

（5）對后臺遙控斷路器、電動刀閘還有主變分接頭的正確性進行確認， 帶有同期功能的裝置要對其監控部分的功能進行調試。

3 智能變電站繼電保護調試方案

變電站繼電保護調試的范圍非常廣， 內容也比較多， 主要可以分為3個基本部分： 邏輯部分、測量部分和執行部分。首先要將繼電保護調試的各項儀器設備和工具都準備好， 然后才能開始檢和調試。工作內容主要包括二次回路連線的檢， 站用直流系統的檢和調試， 線路、主變以及電容器繼電 保護裝置的調試， 刀闡和斷路器遠動和現場操作調試以及電流、電壓互感器回路試驗。

如果接線方法不正確可能會導致系統產生“誤導通”的現象，使工作人員對系統進行判斷的準確性降低。因此，調試之前要先進行接線檢驗，主要包括對設備外觀和內部接線以及外部二次回路接線的檢查， 即按照圖紙檢查二次回路的接線是否對應，位置是否正確。在對線路、主變以及電容器繼電保護裝置進行調試的過程中，要嚴格按照裝置技術說明提供的設計圖紙、參數設置方法以及保護功能來進行。為確保保護裝置動作的準確性，要采用繼電保護試驗儀在系統的端子處增加相應的電流、電壓量和開關量。調試主要分為以下幾步：

（1）檢查反事故措施的執行情況是否合格，比如接地線的安裝、端子的防污閃等。

（2）對逆變電源的自啟動裝置、拉合空開以及弱電開人電源輸出進行檢驗， 檢方法為逐項檢查。

（3） 檢查裝置的自檢功能、運行燈、定值整定、空開設置、固化以及切換等項目。檢查中首先要對設備進行初步通電， 確定回路并無異常現象；然后對寄生回路進行通電檢， 確定無寄生串電現象；應逐個斷開所有可能串電的電源， 再檢查有無串電現象發生。

（4）對零漂、采樣、內部開人以及外部開人進檸檢。為了確保零漂值記錄的準確性，記錄員要持續觀察一段時間后才能記錄數據； 在外部開人檢查中可以通過短接端子進行模擬， 而在內部開人檢查中為了使回路檢查比較全面， 必須進行實際模擬。

（5）按照各項保護功能的邏輯框圖對保護裝置邏輯校驗功能進行檢驗， 以跳閘、重合閘等動作邏輯為檢點， 注重定值準確性的檢驗。

（6）采用繼電保護試驗儀對開關的跳閘、重合閘、三跳等進行分相試驗， 以確保保護可靠動作， 同時， 要注意觀察后臺信號 的狀態以及信號發出的時間順序是否正確。

（7）對站用直流系統以及電流、電壓互感器回路的安全性 和穩定性進行檢查和試驗，主要包括通流試驗和二次升壓試驗。在通流試驗中首先用大電流發生器給CT通電，判斷電流互感器的變化是否正常。在二次升壓試驗中，先要將端子箱以后的二次電壓回路全部連接好，然后在一個電壓回路中加上額定電壓， 再利用萬用表檢回路中各處電壓值是否正常。

4 繼電保護調試在變電站安全運行中的重要性

目前，現代綜合自動化變電站通過各種先進的設備實現了電力系統運行調控、保護以及數據采集和傳輸等的自動化。繼電保護保護系統是綜合自動化變電站的一個重要組成部分， 它是由繼電保護裝置和相關二次回路構成的一個統一整體， 其正常安全運轉對電力系統的運行狀態起著十分關鍵的作用。繼電保護調試工作主要是對相關電氣元件和繼電器等設備的運行狀況進行調節、控制、檢測和保護， 同時它還能為檢修人員提供信號指導和運行狀態指示。繼電保護二次回路常常會由于調試不當或其他原因出現故障問題， 而故障一旦發生就會大大影響保護裝置作用的發揮， 從而對電力系統的正常運轉產生極其不利的影響。因此， 在日常調試工作中， 工作人員必須加強對繼電保護調試工作監督和管理， 加強對繼電保護裝置運行的維護， 進而使保護裝置的準確性、安全性和可靠性都得到大幅度提高。

繼電保護接線方式范文第4篇

【關鍵詞】智能變電站；繼電保護；配置原則；檢測內容

1.智能變電站繼電保護技術規范

《智能變電站繼電保護技術規范》頒布于2010年4月，重點規范了繼電保護配置原則、技術要求、信息交互原則以及電子式互感器、合并單元等相關設備配置原則及技術要求，適用于110(66)kV及以上電壓等級的新建、改(擴)建智能變電站。除了強調常規變電站中繼電保護的“四性”要求、220KV及以上電壓等級繼電保護系統的雙重化配置要求等常規功能外，該規范指出110KV及以上電壓等級的過程層SV網、GOOSE網、站控層MMS網絡應完全獨立；繼保裝置接入不同網絡時，應采用相互獨立的數據接口控制器；保護應直接采樣，對于單間隔的保護應直接跳閘，涉及多間隔的保護(母線保護)宜直接跳閘；繼電保護設備與本間隔智能終端應通過GOOSE點對點通信。

該規范還對不同電壓等級的線路保護、變壓器保護、母線保護、高壓并列電抗器保護，斷路器及短引線保護，母聯(分段)保護、故障錄波及網絡報文記錄分析裝置、安全自動裝置、過程層網絡、智能終端、電子式互感器及相關設備的配置原則與設備技術要求進行了說明；界定了繼電保護設備信息交互的要求、交互信息的內容，以及繼電保護裝置就地化的實施原則。

規范的附錄部分分別對3/2接線型式、220kV及以上變電站雙母線接線形式、110KV變電站接線形式中的繼電保護實施方案進行了詳細圖例說明，增強了現場變電站智能化建設和改造中繼電保護環節的可操作性。

2.110KV大侶數字化變電站保護配置情況

110KV大侶變為內橋接線，站內主開關選用常規開關。目前，站內雖然配置了電子式互感器(110KV線路和內橋間隔配置羅氏電子式電流互感器，主變110KV側套管配置全光纖式電子式電流互感器，10kV間隔配置模擬小信號互感器)，沒有配置一體化平臺和智能變電站的高級應用功能，所以從嚴格意義上講，該站目前還只能算數字化變電站， 但在站內自動化系統結構、保護裝置及合并單元的配置、網絡方式可為智能化變電站的建設提供參考。

大侶變自動化系統采用三層側設備兩級網絡的結構，與智能變電站的要求一致。站內過程層采用SV網絡和GOOSE網絡合并組網方案，站內保護配置有線路縱差保護、母差保護、故障錄波器等，110KV母差、主變及110KV智能終端，合并單元按雙重化配置。110KV及主變10kV側相關間隔的過程層GOOSE命令、SV數據和IEEE1588V2對時報文均通過網絡傳送。

雙重化配置的第一套智能電子設備(IED)及單套配置的110KV線路保護、母聯保護等保護裝置接入過程層A網，雙重化配置的第二套IED接入過程層B網，110KV單套配置的智能終端同時接入過程層A網、B網。

作為數字化變電站的試點，大侶變在過程層網絡組網和繼電保護跳閘信號傳輸等方面與智能變電站存在一定差異：1)智能變電站相關規程要求過程層GOOSE網和SV網獨立，而該變電站采用的是合并組網方式；2)規程要求過程層保護采取“直采直跳”的原則，而該變電站采取的是網絡跳閘的方式，雖然網絡跳閘方式接線簡單，易于第三方監視，但會導致保護性能對網絡可靠性的依賴，且網絡延時的不確定性也會對保護性能產生影響。對于數字化變電站的智能化改造，可參照國家電網公司相關指導性技術文件執行。

3.站內各設備的保護配置

3.1線路保護

對于110KV智能變電站，站內保護、測控功能宜一體化，按間隔單套配置。線路保護直接采樣、直接跳斷路器；經GOOSE網絡啟動斷路器失靈、重合閘等功能。

3.2變壓器保護

按照規程要求，110KV變壓器電量保護宜按雙套進行配置，且應采用主、后備保護一體化配置。若主、后備保護分開配置，后備保護宜與測控裝置一體化。

當保護采用雙套配置時，各側合并單元(MU)、各側智能終端均宜采用雙套配置；中性點電流、間隙電流并入相應側MU。

3.3母聯(分段)保護

分段保護的實施方案與圖1所示的線路保護類似，而且結構更為簡單。分段保護裝置直接與合并單元和智能終端連接，分別實現不通過網絡數據交換的直接采樣和直接跳閘功能；同時，保護裝置、合并單元和智能終端等設備，均通過相互獨立的GOOSE網絡和SV網絡，實現信號的跨間隔傳輸。按照規程要求，110KV分段保護按單套配置，宜實現保護、測控的一體化。110KV分段保護跳閘采用點對點直跳，其他保護(主變保護)跳分段采用GOOSE網絡方式；母聯(分段)保護啟動母線失靈可采樣GOOSE網絡傳輸。

4.站內繼電保護的測試檢驗

繼電保護是電網安全穩定運行的第一道防線，必須遵循可靠性、選擇性、速動性、靈敏性的原則。隨著電網規模的不斷擴大和電壓等級的不斷提高，對繼電保護“四性”的要求不僅沒有降低，反而提出了更高的要求。智能變電站應在保證繼電保護功能不變的基礎上，改進繼電保護信息共享、互操作的方式，即設備間交換信息的方式。

由于智能變電站中，電磁式互感器被電子式互感器代替，變壓器、斷路器等一次設備也加裝了智能單元，使得原來保護裝置與外界的連接介質全由光纖取代，信息全由網絡化的設備傳遞。針對這樣的變化必須提出智能變電站保護設備的測試方案。由于保護裝置沒有發生變化，變化的只是信息的傳遞方式，因此保護的邏輯功能檢驗和原來一致，可以沿用原來成熟的檢驗標準。針對變化的部分提出新的測試方法，主要有如下幾點。

(1)原來輸入保護裝置的電壓、電流模擬量由來自合并器的光數字信號代替。傳統的保護測試儀只能輸出模擬量，而目前已有光數字保護測試儀，可以用光數字保護測試儀直接從保護裝置的光纖以太網口輸入測試。這樣的數字信號是沒有誤差的，以前的零漂、采樣精度檢驗步驟可以省略。但必須考慮有跨間隔數據要求的保護裝置(如變壓器差動保護、母線保護)在不同間隔間傳輸數據時，到達時間的同步性，如不確定或差距校大，將很難滿足保護裝置的要求。

(2)在相同的一二次設備條件下，與傳統保護接點直接跳閘方式相比，智能變電站繼電保護采用GOOSE報文發信經通信網絡給智能終端發跳閘命令(如果有了智能開關則沒有這個環節)。采用GOOSE網絡，繼電保護通過網絡傳輸跳閘和相互之間的啟動閉鎖信號，與傳統回路方式相比，其可靠性主要體現在網絡的可靠性和運行檢修擴建的安全性上。

(3)原來保護裝置輸出的各種信號由基于GOOSE協議的網絡傳輸實現。傳統的開入、開出量不再是24V或者220V的直流電信號，代之以優先級別有差異的GOOSE報文。可通過整組傳動試驗來驗證保護裝置輸入、輸出信號的正確性與實時性。■

繼電保護接線方式范文第5篇

關鍵詞：繼電保護配置 可視化 智能匹配

中圖分類號：TM769 文獻標識碼：A 文章編號：1007-9416（2016）10-0235-01

1 背景技術

贛州電網繼電保護配置采用人工表格模式，工作量大，易用性查，保護和調度人員不能方便地查詢或調閱。另一方面，目前也是依賴于保護人員的經驗和記憶來編制保護變更內容。隨著贛州用電需求日益增加，電網越來越復雜，給保護人員和調度員的工作Ю錘大挑戰，對專業知識依賴程度很高，勞動強度大，工作效率低，且容易出現人為疏忽，對電網運行造成薄弱環節，存在安全隱患。國內已有實現繼電保護定值可視化配置和瀏覽功能的平臺型軟件，主要問題是整體平臺功能復雜，人機交互差，且不能跨平臺運行。其次，未見基于判斷電網一次運行方式的保護定值智能匹配、展示、輸出保護變更內容的報道。因此，贛州電網聯合武漢華大鄂電電氣設備有限公司共同設計并開發了繼電保護配置可視化軟件。

2 軟件介紹

2.1 開發環境

贛州電網繼電保護配置可視化軟件開發環境為Windows 2012操作系統，SQL Server 2012數據庫，開發工具為Qt5.6，編譯環境為Windows/Lunix/Unix主流版本操作系統。

2.2 軟件架構

贛州電網繼電保護配置可視化軟件采用模塊化設計思想，包括數據存儲層、業務支撐層和高級應用層三層架構。數據存儲層包括數據庫和文件。數據庫基于動態鏈接庫設計，支持不同型號和版本的數據庫，實現自動建庫和更新，包括靜態庫和仿真庫。文件包括電網模型、保護變更內容模板及歷史版本。業務支撐層包括電網建模、網絡拓撲、專家系統和系統管理。高級應用層包括保護定值配置可視化、保護定值智能匹配與自動輸出。

2.3 運行環境

贛州電網繼電保護配置可視化軟件運行環境為Windows/Lunix/Unix主流版本操作系統，Oracle/SQL Server/MySQL主流版本數據庫。

2.4 主要功能

電網建模實現電網接線圖和臺賬維護功能。網絡拓撲實現電網一次運行方式的準確判斷。專家系統實現保護定值自動匹配規則制定。系統管理實現用戶管理、運行設置。保護定值配置可視化實現基于可視化圖形界面的定值配置與瀏覽。保護定值智能匹配與自動輸出實現人工模擬調整電網一次運行方式、自動判斷并自動匹配定值、以及自動輸出保護變更內容。

2.5 軟件流程

第一步，電網建模，一次接線圖繪制與臺賬錄入，形成電網靜態模型；其次，保護定值可視化配置，基于一次接線圖可視化環境，應用專家系統，錄入保護定值配置方案，形成保護定值圖形專家庫，實現定值可視化配置和圖形化瀏覽；最后，保護定值智能匹配，基于電網靜態模型，人工手動（或自動接駁調度自動化系統獲取實時數據進行網絡拓撲）調整電網運行方式，應用網絡拓撲，實現電網運行方式準確判斷，形成電網仿真模型；基于保護定值圖形專家庫，自動匹配保護定值并在電網仿真模型一次接線圖上顯示，自動輸出保護變更內容，并自動保存案例軟件流程圖見圖1所示。

3 應用分析

贛州電網繼電保護配置可視化軟件自2015年10月投入試運行，已經達到預期目標。繼電保護配置可視化軟件保證了保護人員和調度員保護變更分析和決策的準確性，防范因人為因素造成的安全隱患，提高電網運行安全性和供電可靠性，經濟效益和社會效益明顯。其次，贛州電網繼電保護配置可視化軟件可以顯著提高保化人員和調度員的工作效率，降低勞動強度，同時降低對專業要求，適應電網規模擴大、結構復雜和方式變更頻繁的局面，提高技術管理水平，管理效益顯著。最后，贛州電網繼電保護配置可視化軟件填補目前贛州電網調度自動化EMS系統與調度運行管理OMS系統之間的保護變更智能決策空白，推動行業相關技術發展。

收稿日期：2016-07-29