继电保护配置方案

关键词： 功率 分布式 故障 电源

继电保护配置方案（精选十篇）

继电保护配置方案 篇1

分布式电源 (DG) 的快速发展并接入配电网, 使配电网中分布式电源 (DG) 渗透率逐步升高, 从而引起配电网任意节点处都可能存在功率双向流动, 且任一时刻都可能存在正常输送功率流向的改变。同时不同类型的分布式电源 (DG) 对不同故障又具有不同的故障电流特征, 这都给现有仅配置纯过流保护的配电网继电保护系统带来新的挑战。本文希望通过重构整套配电网继电保护系统功能配置, 探讨解决带高渗透率有分布式电源 (DG) 的有源配电网继电保护方案。

1 有源配电网继电保护系统架构

如图1所示为目前广泛应用的的放射型有源配电网线路结构图, D1/D2为变电站出线断路器, K11~K14、K21~K24为配电线路分段开关, F11~F14、F21~F24为纯负荷用户分界开关, G11/G13/G22/G24为带分布式电源 (DG) 的负荷侧开关。为了说明方便, 本文仅考虑所有开关都是断路器情况。

根据图1配置该有源配电网继电保护系统架构如下:

(1) F11~F14、F21~F24纯负荷用户分界开关处设置一段过流速断保护, 作为纯负荷用户分界开关后级故障的快速保护。

(2) G11、G13、G22、G24带分布式电源 (DG) 的负荷侧开关处设置一段指向DG的方向过流速断保护, 作为带DG的负荷侧开关后级故障的快速保护;再设置第二段延时过流保护作为后备。

(3) D1K11、K12K13、K21K22、K23K24带分布式电源 (DG) 的区域设置区域差动保护, 作为本区域内故障的快速保护。

(4) K11K12、K13K14、D2K21、K22K23不带分布式电源 (DG) 的区域两侧开关可以设置指向本区域内侧的故障方向一致的允许式方向纵联短延时过流保护, 实现区域外故障闭锁跳闸、区域内故障快速跳闸。F12、F14、F16、F18开关后级故障时通过过流速断保护快速跳闸可以避免方向纵联短延时过流保护误动作。为了本区域便于将来灵活扩展接入分布式电源 (DG) , 也可以在本区域设置区域差动保护, 或者预留出区域差动保护的功能接口。

(5) D1、D2、K11~K14、K21~K24开关处再配置延时过流保护作为后备保护。

2 保护系统短路故障动作行为

2.1 差动保护动作隔离故障

按照前述保护系统进行配置后, 假设在D1K11区域内发生短路故障F1, 各开关处动作行为如下:

(1) F11开关无过流不动作;

(2) G11开关存在过流, 但方向为反方向, 方向过流速断不会动作。

(3) D1K11区域差动保护动作快速跳开D1、K11、F11、G11开关, 故障隔离。

(4) K11、K12处即使感受到故障电流, 其故障电流方向也不一致, 从而允许式方向纵联短延时过流保护不动作。

(5) 其他区域也都在D1、K11动作跳闸隔离故障后维持正常供电。

2.2 方向纵联过流保护动作隔离故障

按照前述保护系统进行配置后, 假设在K11K12区域内发生短路故障F2, 各开关处动作行为如下:

(1) D2、F11、F12开关均无过流不动作;

(2) G11、G13开关存在过流, 但方向为反方向, 方向过流速断不会动作。

(3) K11、K12处的故障电流方向一致, 允许式方向纵联短延时过流保护动作跳闸隔离故障。

(4) D1K11、K3K4区域均不满足差动保护动作条件, 在K11、K12动作跳闸隔离故障后维持正常供电。

3 保护功能配置及数据传输

(1) F11~F14、F21~F24处。a.保护配置:一段过流速断保护。b.数据传输:F11、F13、F17、F19向所在区域差动保护发送模拟量相量数据, 接收差动联动跳闸命令。

(2) G11、G13、G22、G24处。a.保护配置:第一段方向过流速断保护 (指向分布式电源) ;第二段延时过流后备保护。b.数据传输:向所在区域差动保护发送模拟量相量数据, 接收差动联动跳闸命令。

(3) D1处。a.保护配置:区域差动保护;延时过流后备保护。b.数据传输:接收K11、F11、G11的模拟量相量数据, 并发送差动保护联动跳闸命令。

(4) K11、K13、D2、K22处。a.保护配置:允许式方向纵联短延时过流保护;延时过流后备保护。b.数据传输:向所在区域差动保护发送模拟量相量数据, 接收差动联动跳闸命令;与对侧互换本侧过流方向信息 (各自自主完成允许式方向纵联短延时过流保护) 。

(5) K12、K21、K23处。a.保护配置:区域差动保护;允许式方向纵联短延时过流保护;延时过流后备保护。。b.数据传输:分别接收K13/F13/G13、K22/F22/G22、K24/F24/G24的模拟量相量数据, 并发送差动保护联动跳闸命令;与对侧互换本侧过流方向信息 (各自自主完成允许式方向纵联短延时过流保护) 。

摘要：本文主要介绍了一种有源配电网保护配置方案, 从有源配电网馈出架构出发, 通过方向过流保护与区域差动保护配合, 提出一整套系统性地实现有源配电网的故障快速隔离方案。

河南电网继电保护选型配置原则 篇2

河南电网继电保护选型配置原则 总 则

1.1 为规范河南电网继电保护及安全自动装臵（简称保护装臵）的选型配臵，保证河南电网的安全稳定运行，制定本原则。

1.2本原则规定了河南电网的保护装臵选型配臵依据，各单位（不论管理形式和产权隶属关系）的新建、扩建和技改工程均应遵循本原则。对于违反本原则的，不允许投入运行。

1.3 本原则适用于河南电网220千伏系统，110千伏及以下系统应参照执行。

1.4智能化变电站按《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441—2010）执行。

1.4 本原则依据下列规程、规定及文件制定：

《继电保护及安全自动装臵技术规程》（GB/T 14285—2006）《线路保护及辅助装臵标准化设计规范》（Q/GDW 161—2007）

《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装臵标准化设计规范》（Q/GDW 175—2008）

《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441—2010）《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（国家电网生— 2 — 技„2005‟400号）

《国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求》（调继„2005‟222号）

《华中电力系统继电保护技术原则与配臵选型管理规定》 《河南电网继电保护和安全自动装臵选型管理规定》 《河南电网220千伏系统线路纵联保护通道配臵规范》 1.5 本原则由河南省电力公司负责解释。1.6 本原则自发布之日起实施。2 保护装置选型配置的通则 2.1 双重化配臵与安全性原则

继电保护双重化配臵是防止因保护装臵拒动而导致系统事故、减少由于保护装臵故障异常检修等原因造成一次设备停运的有效措施，220千伏系统（含馈线、用户变电站）母线、线路、变压器继电保护均应双重化配臵。新建变电站失灵保护应双重化配臵。

双重化配臵时，应选用安全性高的保护装臵，并遵循相互独立的原则，应做到：

（1）双重化配臵的保护装臵之间不应有任何电气联系。（2）双重化配臵的保护装臵的交流电压、交流电流和直流电源彼此独立，并做到保护范围交叉重迭，避免死区。

（3）保护装臵双重化配臵还应充分考虑到运行和检修时的安全性，当其中一套退出运行或检修时，应不影响另一套保护正

常运行。

（4）为与保护装臵双重化相适应，有关与保护配合的相关回路（如断路器、隔离刀闸的辅助接点等）均应遵守相互独立的原则按双重化配臵。

（5）新建或改建220千伏线路纵联保护通道配臵应满足“双路由、双设备、双电源”原则。

（6）软硬压板采用“与门”逻辑。2.2 可靠性原则

2.2.1 保护装臵应具有高可靠性、强抗干扰能力，能适应保护装臵下放到变电站开关场的环境。

2.2.2 因电网一次接线方式改变，如需将原继电保护装臵搬迁，原继电保护装臵运行年限达到 8年的，不宜进行搬迁，应重新配臵继电保护装臵。

2.3 先进性与通用性原则

优先选用原理成熟、技术先进并经国家级或国家电网公司级设备质量检测中心的检测试验确认其技术性能指标符合《继电保护和安全自动装臵技术规程》、反事故措施等规程规定要求的保护装臵。保护装臵硬件配臵先进、分析软件完善，并同时具备与变电站监控系统、继电保护信息管理系统通信的功能。通信规约应满足国家相关规程。

2.4 微机化原则

保护装臵应选用微机型装臵。

— 4 — 2.5 国产化原则

保护装臵应选用国产自主品牌装臵。2.6 “六统一”原则

继电保护装臵应满足“六统一”原则，即满足“六统一”国家电网公司标准化设备规范（国家电网公司企业标准《线路保护及辅助装臵标准化设计规范》Q/GDW161—2007和《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装臵标准化设计规范》Q／GDW175—2008）有关要求。保护装置选型配置原则 3.1 220千伏线路保护

3.1.1 220千伏线路保护满足双重化配臵的原则，配臵两套完整、独立、能反映各种类型故障、具有故障选相功能的全线速动微机保护作为主保护，每套保护均具有完整的后备保护，分别连接不同的远方信号传输设备，每套保护装臵输出两组跳闸接点，分别起动断路器的两个跳闸线圈。

3.1.2 两套保护应采用不同生产厂家的产品。线路两端应采用同一型号的保护装臵。

3.1.3线路纵联保护应优先采用光纤通道，优先采用光纤分相电流差动保护。

3.1.4 具有光纤通道的输电线路，至少配臵一套光纤分相电流差动保护，如不具备配臵双套光纤分相电流差动保护的条件，另一套宜配臵纵联距离保护。

3.1.5 对于同杆并架输电线路，应为继电保护创造条件，架设光纤通道。为有选择性切除跨线故障，每回线宜配臵两套分相电流差动保护，两套保护分别使用不同的光纤通道。

3.1.6 超短线路（长度≤10km）, 应配臵双套光纤分相电流差动保护。

3.1.7 对于没有光纤通道的线路，配臵两套不同厂家的高频距离保护，分别使用不同的高频通道。

3.1.8 相间后备保护采用三段式相间距离，接地后备保护采用三段式接地距离加上四段式或两段式零序电流保护。

3.1.9 断路器失灵起动及辅助保护装臵应包括失灵起动、三相不一致保护及为了便于系统运行的可单独投退的带时限的后备过流保护（包括三相电流和零序电流）。新建变电站按“六统一”原则执行。

3.2 母线保护

3.2.1 220千伏母线按双重化配臵母线差动保护，每条母线均应配臵两套完整、独立、不同生产厂家的微机型母线差动保护，并安装在各自保护屏内。

新建变电站，配臵双套含失灵保护功能的母差保护，每套母差保护动作于一组跳闸线圈，两套保护采用不同厂家的产品，并安装在各自保护屏内。每套线路保护及变压器保护各启动一套失灵保护。母差和失灵保护应能分别停用。应采用母线保护装臵内部的失灵电流判别功能。

— 6 — 现有变电站失灵保护按一套配臵，失灵保护可以和任一套母线保护共用。

3.2.2 对于配臵双套母线保护的双母线接线，用于母线差动保护的断路器和隔离开关的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路应遵循相互独立的原则按双重化配臵。

3.2.3 母联（分段）断路器应配臵独立于母线保护的充电过流保护装臵。充电过流保护配臵由压板投退的三相过电流和零序电流保护，具有两个延时段（两段相电流过流的时间应可以分别整定），充电过流保护应具有长期投入功能，并启动失灵保护。

3.2.4 母线保护动作后，除一个半断路器接线外，对有纵联保护的线路，应采取措施，使对侧断路器能速动跳闸。

3.3 220千伏降压变压器保护

3.3.1 220千伏降压变压器保护按双重化配臵，即配臵两套电气量保护和一套非电量保护。

3.3.2 每套电气量保护均按《继电保护和安全自动装臵技术规程》要求，配臵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。

3.3.3 为与保护双重化配臵相适应，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臵。多卷变压器各侧均应配臵保护。

3.3.4 变压器非电量保护应设臵单独的电源回路（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。

3.3.5 当断路器具有两组跳闸线圈时，两套电气量保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈；非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

3.3.6电气量保护起动失灵保护,并具备解除复压闭锁功能；变压器后备保护跳母联（分段）时不应启动失灵保护。

3.3.7 复合电压闭锁相间过流保护，高、中压侧保护的复合电压元件必须用三侧电压元件构成“或”门使用，低压侧的复合电压元件可只采用本侧的复合电压。

3.3.8 220千伏侧后备保护

3.3.8.1 复合电压闭锁相间过电流保护设两段。第一段两时限带方向，方向指向220千伏变压器，保护动作第一时限跳中压侧母联或分段断路器，第二时限跳中压侧断路器；第二段无方向，保护动作时间应大于各侧带方向保护的动作时间，延时跳各侧断路器。

3.3.8.2 零序电流保护设两段。第一段两时限带方向，方向指向220千伏侧母线，保护动作第一时限跳220千伏母联或分段断路器，第二时限跳本侧断路器；第二段无方向，延时动作跳各侧断路器。

3.3.8.3间隙电流保护，间隙电流和零序电压二者构成“或门”延时跳开变压器各侧断路器。

— 8 — 3.3.8.4零序电压保护，延时跳开变压器各侧断路器。3.3.8.5 过负荷保护延时动作于发信号。3.3.9 110千伏侧后备保护

3.3.9.1 复合电压闭锁相间过电流保护设三时限，第一时限和第二时限带方向，方向指向110千伏母线，保护动作第一时限跳110千伏母联或分段断路器，第二时限跳本侧断路器；第三时限不带方向，延时跳开变压器各侧断路器。

3.3.9.2 零序电流保护设两段。第一段两时限带方向，方向指向110千伏母线，保护动作第一时限跳110千伏母联或分段断路器，第二时限跳本侧断路器；第二段无方向，延时跳开变压器各侧断路器。

3.3.9.3间隙电流保护，间隙电流和零序电压二者构成“或门”延时跳开变压器各侧断路器。

3.3.9.4零序电压保护，延时跳开变压器各侧断路器。3.3.9.3 过负荷保护延时动作于发信号。3.3.10 低压侧后备保护

3.3.10.1过流保护。设一段二时限，第一时限跳开本分支分段，第二时限跳开本分支断路器。

3.3.11.2 复压闭锁过流保护。设一段三时限，第一时限跳开本分支分段，第二时限跳开本分支断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。

3.3.11.3 过负荷保护延时动作于发信号。

3.3.12 自耦变压器保护

3.3.13.1 公共绕组过负荷保护延时动作于发信号。3.3.13.2中性点零序过流保护为一时限无方向，保护动作跳变压器各侧断路器。

3.3.14 非电量保护

跳闸型非电量保护瞬时或延时跳闸，信号型非电量保护发信号。非电量保护不起动失灵保护。

3.4 下列情况应配臵远方跳闸保护，使相关线路对侧断路器跳闸切除故障：

3.4.1 一个半断路器接线的断路器失灵保护动作。3.4.2 线路变压器组的变压器保护动作。

远方跳闸保护宜采用光纤通道，一取一经就地判据跳闸方式。3.5 继电保护及故障信息管理子站、故障录波器

3.5.1继电保护及故障信息管理子站应满足《河南电网继电保护信息子站技术标准》。

3.5.2故障录波器要求选用微机型，所选用的微机故障录波装臵要有完善的分析功能，满足《220—500千伏电力系统故障动态记录技术准则》（DL/T553—94）及电力行业有关标准。

3.5.3同一变电站内故障录波器型号应统一。站内故障录波器应按调度管辖范围组网，接入继电保护信息管理子站或分别传送到相应调度部门。

继电保护技术及配置的运用 篇3

摘要：电力系统作为我国重要基础设施之一，其中人们的生活中具有非常重要的地位，为了能够顾更好地提高电力系统的安全性与稳定性，提高继电保护技术，优化器配置，是非常必要的。文章首先将继电保护发展现状进行了分析和研究，然后又将继电保护装置简介、维护及实际应用进行了阐述，希望能够为人们提供一些帮助和建议。

关键词：继电保护；技术；配置

引言

我国电力技术的普及和应用，在很大程度上促进了继电保护技术水平的提高，也就说，在科技力量与经济水平同时作用的新时期，电力企业的发展也有了更加宽阔的领域，继电保护技术作为电力系统中的重要组成部分，其在提高供电安全与供电稳定性方面，具有非常巨大的意义。我国目前继电保护发展的过程中，依旧存在很多问题，这些问题，如果不得到有效解决，在很大程度上会影响我国电力事业的发展，因此，工作人员需要具体问题，具体分析，从实际情况出发，有针对性的采取措施，这样才能够达到事半功倍的效果。

一、继电保护发展现状

20世纪60-80年代是晶体管继电保护技术蓬勃发展和广泛应用的时期。70年代中期起，基于集成运算放大器的集成电路保護投入研究，到8O年代末集成电路保护技术已形成完整系列，并逐渐取代晶体管保护技术，集成电路保护技术的研制、生产、应用的主导地位持续到90年代初。与此同时，我国从70年代末即已开始了计算机继电保护的研究，高等院校和科研院所起着先导的作用，相继研制了不同原理、不同型式的微机保护装置。1984年原华北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定，并在系统中获得应用，揭开了我国继电保护发展史上新的一页，为微机保护的推广开辟了道路。在主设备保护方面，关于发电机失磁保护、发电机保护和发电机——变压器组保护、微机线路保护装置、微机相电压补偿方式高频保护、正序故障分量方向高频保护等也相继通过鉴定，至此，不同原理、不同机型的微机线路保护装置为电力系统提供了新一代性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果，此时，我国继电保护技术进入了微机保护的时代。目前，继电保护向计算机化、网络化方向发展，保护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化对继电保护提出了艰巨的任务，也开辟了研究开发的新天地。随着改革开放的不断深入、国民经济的快速发展，电力系统继电保护技术将为我国经济的大发展做出贡献。

二、继电保护技术的作用

电器设备的故障常由于电能在传输的过程中产生异常所引起的，继电保护系统就是在出现这样的故障时，通过有选择的将故障元件进行切除，使得电力系统迅速恢复正常运行，而且还应及时、准确的向值班人员发出告警信号，告知并及时对故障元件进行处理。电力系统的继电保护装置在与电子技术的不断融合下，其保护的范围已经逐渐的由输电线路，扩展到了发电机、变压器等。继电保护系统的继电保护动作就是通过电力系统中的元件发生故障导致短路或者电流、电压、功率等发生异常产生的变化，来分析并进行继电保护操作的。所以继电保护技术应当具有选择性、灵敏性、速动性、可靠性的基本特点，只有满足这些特点，才能使得继电保护技术可以在电力系统出现故障时能够自动、快速、有选择地对故障部分进行排除，并保证非故障部分正常运行。

三、继电保护装置简介、维护及实际应用

在市场用电总量不断提高的形势下，电力系统的供电稳定性与可靠性也随之成为了人们所广泛关注的重要问题，由于我国人口众多，个个领域的生产也呈现如一篇荣的景象，因此，提高继电保护装置安全系数，是非常必要的，具体分析如下：

1.继电保护装置的简介

1.1WSTJ-1微机式继电保护数字通讯接口装置

这是近几年兴起的一种较为先进的继电保护装置，这套装置采用传统数字通信群中的64kbi/s数据接口，但是却利用了最先进的专业光缆通道传输多路继电保护的开关量信号。

装置中的继电保护接口可与相间距离和零序方向保护配合，实现闭锁式或允许式保护逻辑，构成方向比较纵联保护。该装置可与微机线路保护配合，构成各种闭锁式和允许式保护。

1.2继电保护装置的维护

对新投运好和运作中的继电保护装置应按照《继电保护和电网安全自动装置检验条例》要求的项目进行检验；一般对10kV～35kV用户的继电保护装置，应该每两年进行一次检验，对供电可靠性较高的35kV及以上用户每年进行一次检验。在交接班时应检查中央信号装置、闪光装置的完好情况，并检查直流系统的绝缘情况、电容储能装置的能量情况等。对操作电源进行定期维护。对继电器、端子排以及二次线将进行定期清扫、检查，此工作可以带电进行，也可以停电进行，但必须有两人在场，其中一人工作，一人监护；必须严格遵守《电业安全工作规程》中的有关要求，所用的工具应具备可靠绝缘手柄；清扫二次线上的尘土时，应由盘上部往下部进行；遇有活动的线头，应将其拧紧，以防止造成电流互感器二次回路、开路，而危及人身安全。

1.3全数字继电保护测试装置

全数字继电保护测试装置具有数字化、模块化、小型化、嵌入式人机界面等功能，主要技术特点为高压保护、测量装置等，满足IEC61850-9-1标准的数字量信号的情况下，从硬件结构和软件设计实现觉得保护装置的全数字操作目标。整机采用两套DSP+CPLD分别作为信号发生和人机监控模块，其中主控DSP系统采用以太网模块和自定义的内部通信协议，通过模块间内部CAN通讯接口传输测试数据，而监控DSP系统赋予了整机人机交互和保护自检功能。该装置能够满足新型微机保护装置研发中对数字量继电保护测试数据的需要。

2.继电保护装置的实际运用

在我国经济飞速发展的新时期，市场对于电能的需求也越来越高，为了能够更好地满足人们的需求，提高电网继电保护技术水平是非常必要的，现阶段，我国电网保护以及故障的信息处理都有地级，省级的网络中心站操作的，相关工作人员首先就要从这个方面出发，不断进行网络数据的开发、扩展和研究，从而更好地促进继电保护装置的实际应用。尤其是在用电高峰期，继电保护装置的重要性就更加凸显。电网继电保护及故障信息处理系统主要由网、省、地级电力调度中心或集控站的主站，各级电厂、变电站端的子站及录波装置通过电力信息传输网络共同组成。系统设计目的是能够切实提高电网的信息化和智能化，并具有高安全性和高可靠性，要优先采用电力调度数据网络，保障故障录波数据能实时上传。因此系统必须具有分层、分布、开放、易扩展的特性。该系统实现了事故画面、汇总、网络探测和跨安全区应用的技术创新，至投入使用以来，经历了夏季高温用电高峰、暴风雨，冬季冰雪等突发事件的检验，结果表明继电保护装置能够较好的保证电网的安全运行。

结束语

我国城市化进程的不断加快，使得城市建设中，各个生产领域对于电能量不断增加，为了更好地满足市场以及人们的需求，有效提高我国电力系统的运行效率和质量，是现阶段相关工作人员工作中的重点问题，现阶段，在我国电力系统继电保护装置的实际运用中，还存在一些问题，这些问题如果得不到有效解决，必然会在很大程度阻碍我国电力企业发展，从而更好地实现我国经济效益与环境效益的双重提高。

参考文献：

[1]邹培锋.浅议电力系统继电保护技术及配置应用[J].科技与企业.2012（16）

继电保护配置方案 篇4

1 沙湾发电机的主要特点

额定容量为137.15 MVA, 额定电压为15.75 k V, 额定电流为5 027.5 A。每相并联分支数a=2。定子绕组内部短路故障数多 (槽内相间短路324种、匝间短路252种;端部相间短路5 346种、匝间短路2 142种) , 总共8 064种内部短路。

发电机中性点经接地变压器接地。采用自并励方式。发电机变压器扩大单元接线, 发电机出口设专用断路器。

2 发电机保护设计思路

2.1 发电机内部故障主保护

2.1.1 设计遵循原则

(1) 应有相间短路主保护和匝间短路主保护。

(2) 整个保护系统按《新规程》采用双屏化配置 (A、B屏) ;每屏设置全套主、后备保护。每屏主保护应做到:内部短路死区最小;定子绕组任一点短路, 力争做到至少有2种不同原理主保护灵敏动作;电流互感器数量最少, 主、后备保护所用互感器资源共享;完成短路保护功能所用的保护方案最简单;主保护方案技术先进、运行经验成熟。例如不完全纵差、零序电流型横差、裂相横差等主保护已在龙羊峡、二滩、三峡等电站成功运行。

(3) 主保护出口方式采用2/3或2/4, 有效减少误动作率。

(4) 各种主保护方案的取舍和综合利用, 必须建立在沙湾发电机定子绕组内部短路的全面充分计算数据的基础上。

(5) 结合工程实际条件, 依据《新规程》, 差动保护用电流互感器采用5P型, 且为减轻暂态饱和的影响宜具有适当的暂态系数。

(6) 在穿越性故障和穿越性励磁涌流及合闸暂态过程中, 保护装置应有避越CT饱和误动的能力。

(7) 电流回路断线允许差动保护跳闸。

2.1.2 发电机定子绕组内部短路第一主保护———裂相横差保护

由于灵敏度高、保护功能全面, 优先采用裂相横差保护。沙湾发电机每相只有2个分支, 故裂相横差保护的构成形式唯一。注意事项:负荷状态下差动回路的不平衡电流由两部分组成:一部分是由于两侧电流互感器在负荷工况下的比误差所造成的;另一部分是由于定子与转子间气隙不同, 使负荷工况下每相各分支电流也不相同。

2.1.3 内部短路主保护之二———不完全纵差保护

为了完成相间短路 (包括机端引线) 的保护任务, 还应装设纵差保护。由于不完全纵差保护的功能齐全, 一般不首先选用传统的完全纵差保护。

不完全纵差保护采用一套还是两套, 应由内部短路分析计算和各种主保护灵敏度校验决定, 最终实现保护死区最小和区内任一点短路均有两套及以上不同原理主保护灵敏动作 (双重化) 的目的。

(1) 如果采用上述“一横一纵”保护方案后, 仍然不满足保护死区最小和双重化程度最高的技术要求, 可考虑将发电机中性点引出 (并不复杂) , 增设一套零序电流型横差保护。

(2) 只有在充分论证和不增加互感器的条件下, 才考虑增设完全纵差保护。

发电机内部短路主保护的技术分析和最终方案见《沙湾发电机主保护配置方案的研究报告》。

2.2 沙湾发电机的短路后备保护

沙湾水电站与220 k V系统相联, 220 k V线路已装设2套全线速动保护, 不需要沙湾发电机的后备保护作为220 k V系统保护的远后备。为此, 沙湾发电机的后备保护只考虑发电机变压器本身及其引线 (包括超高压母线) 的短路近后备保护作用。

已知后备阻抗保护对发电机和变压器绕组的各种短路故障反应能力很低, 而且主设备后备阻抗保护运行业绩很差。为确保机组安全, 应该采取“加强主保护, 简化后备保护”的原则, 加强主保护已如前述, 简化后备保护则采取相电流或负序电流的限时速断和过流保护。后备保护的电流信号宜取自发电机中性点侧电流互感器 (5P20-30VA, 变比为4 000/5 A, 8 000/5) , 并通过软件来调整平衡系数。

注意自并励方式发电机短路电流的衰减特性对后备保护的直接影响, 选用电压控制的电流保护。

2.3 定子绕组单相接地保护

发电机在额定频率下发生定子单相接地是定子绕组绝缘破坏最常见的故障形式, 装设完善的定子单相接地保护在很大程度上降低了发生灾难性定子绕组相间和匝间短路的几率。

依据《新规程》, 对100 MW及以上的发电机, 应装设保护区为100%的定子接地保护。对于沙湾发电机, 建议在A、B屏上均装设常规双频式定子接地保护, 同时增设防误动的技术措施。其中, 定子95%单相接地保护的电压信号取自发电机中性点TV定子10%单相接地保护的电压信号分别取自发电机中性点侧和发电机机端

2.4 转子绕组一点接地保护

转子一点接地微机保护能在检测接地故障的同时, 确定过渡电阻值和故障点位置, 我国的切换采样式转子接地微机保护能满足技术要求。由于沙湾水电站按“无人值班” (少人值守) 原则设计, 依据《新规程》, 转子一点接地保护宜减负荷平稳停机。A、B屏各装一套, 经常运行只有一套投入。

2.5 低励失磁保护

由于新型励磁装置复杂, 励磁系统故障造成发电机低励或失磁, 必须装设性能完善的低励失磁保护。

不管系统无功储备是否充足, 失磁保护装置中均应配置“三相同时低电压”主判据, 当发电机所在局部系统无功储备不足时, 防止发电机失磁故障扩大为局部系统的电压崩溃。当系统无功储备充足, 一机失磁不可能引发局部系统电压严重下降时, “三相同时低电压”主判据可以停用。

失磁保护的发电机机端阻抗主判据可同时设置“静稳边界”和“异步边界”, 以不同延时防止系统振荡时误动。必须设置防非失磁状态下误动的辅助判据, 常用的有励磁低电压、延时或负序电流 (或电压) 。

失磁保护应与励磁系统低励限制线相配合。

失磁保护的电压信号取自发电机机端电流信号取自发电机机端TA (5P20-30VA, 变比为8 000/5 A) 。

2.6 转子表层负序过负荷保护

为防止负序电流烧伤转子表层, 应设置转子表层负序过负荷保护, 该保护是保护转子不受负序电流烧伤的主保护, 由电机制造厂给定的参数I2∞ (发电机长期允许负序电流的标幺值) 和A (发电机转子表层短时承受负序电流能力的常数, A=Ⅰ22t秒) 唯一决定该保护的动作特性, 不必与系统相邻元件的保护匹配, 因为它不是短路后备保护。但必须注意系统两相短路, 发电机负序电流保护决不抢先系统保护动作, 以免发生全厂停电。

由于空冷的水轮发电机A值较大, 为简化保护装置, 依据《新规程》, 采用两段定时限负序电流保护。Ⅰ段动作电流ⅠI*=0.5～0.6, 经3～5 s动作于跳闸;Ⅱ段动作电流ⅠⅡ*=0.1, 经5～10 s动作于声光信号。

转子表层负序过负荷保护的电流信号取自发电机中性点侧TA (5P20-30VA, 变比为4 000/5 A) 。

2.7 发电机过电压保护

水轮发电机在突然甩负荷时, 转速上升必然导致定子绕组过电压, 所以水轮发电机都装设过电压保护, 其动作电压应根据定子绕组的绝缘状况决定。过电压保护宜动作于解列灭磁。

过电压保护的电压信号取自发电机机端

2.8 定子绕组过负荷保护

防止过负荷引起的发电机定子绕组过电流, 保护由定时限和反时限两部分组成。 (1) 定时限部分。动作电流按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定, 带时限动作于信号, 在有条件时, 可动作于自动减负荷。 (2) 反时限部分。动作特性按发电机定子绕组的过负荷能力确定, 动作于停机。保护应反映电流变化时定子绕组的热积累过程。不考虑在灵敏系数和时限方面与其他相间短路保护相配合。

定子绕组过负荷保护取自发电机机端TA (5P20-30VA, 变比为8 000/5 A) 。

2.9 励磁绕组过负荷保护

对励磁系统故障或强励时间过长的励磁绕组过负荷, 100 MW及以上采用半导体励磁的发电机, 应装设励磁绕组过负荷保护。对于120 MW自并励的沙湾发电机, 可装设定时限励磁绕组过负荷保护, 动作电流按正常运行最大励磁电流下能可靠返回的条件整定, 保护带时限动作于信号和降低励磁电流。

2.1 0 其他异常工况保护

沙湾发电机有必要装设以下异常工况保护:

(1) 断路器失灵保护。依据《新规程》, 由于发电机差动保护动作后其出口继电器不立即返回 (机组灭磁时间很长) , (如NR的保护里没有为这个设计) 为提高动作可靠性, 断路器未断开的判别元件应双重化。如果断路器的辅助触点信号可靠并且能够得到, 也可以将其作为判断条件之一。 (2) 断路器失灵保护启动后跳主变高压侧断路器。

以下异常工况, 沙湾发电机不装设保护: (1) 失步保护; (2) 频率异常保护; (3) 非全相运行保护 (发电机断路器三相联动) ; (4) 逆功率保护; (5) 误上电保护。

3 实际应用效果

电力系统继电保护技术及配置应用 篇5

本文作者主要就我国电力系统继电保护技术的发展现状、继电保护的配置及发展趋势做了阐述，同时对智能电网继电保护装置简介、维护及实际应用进行了探讨。

论文关键词：继电保护 配置应用 维护 发展

1.前言

近年来，随着电子及计算机通信技术的快速发展为继电保护技术的发展注入了新的活力，同时也给继电保护技术不断的提出了新的要求。作为继电保护技术如何才能有效的遏制故障，使电力系统的运行效率及运行质量得到有效的保障，是继电保护工作技术人员需要解决的技术问题。

2.继电保护发展现状

20世纪60-80年代是晶体管继电保护技术蓬勃发展和广泛应用的时期。70年代中期起，基于集成运算放大器的集成电路保护投入研究，到8O年代末集成电路保护技术已形成完整系列，并逐渐取代晶体管保护技术，集成电路保护技术的研制、生产、应用的主导地位持续到90年代初。与此同时，我国从70年代末即已开始了计算机继电保护的研究，高等院校和科研院所起着先导的作用，相继研制了不同原理、不同型式的微机保护装置。1984年原华北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定，并在系统中获得应用，揭开了我国继电保护发展史上新的一页，为微机保护的推广开辟了道路。在主设备保护方面，关于发电机失磁保护、发电机保护和发电机---变压器组保护、微机线路保护装置、微机相电压补偿方式高频保护、正序故障分量方向高频保护等也相继通过鉴定，至此，不同原理、不同机型的微机线路保护装置为电力系统提供了新一代性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果，此时，我国继电保护技术进入了微机保护的时代。

3.电力系统中继电保护的配置

继电保护主要利用电力系统中原件发生短路或异常情况时电气量（电流、电压、功率等）的变化来构成继电保护动作。继电保护装置的任务在于：在供电系统运行正常时.安全地、完整地监视各种设备的运行状况，为值班人员提供可靠的运行依据：供电系统发生故障时，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：当供电系统中出现异常运行工作状况时，它应能及时、准确地发出信号或警报，通知值班人员尽快做出处理。

4.电力系统继电保护发展趋势

继电保护技术向计算机化、网络化、智能化、保护、控制、测量和数据通信一体化方向发展。随着计算机硬件的飞速发展，电力系统对微机保护的要求也在不断提高，除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，与其他保护，控制装置和调度联网以共享全系统数据，信息和网络资源的能力，高级语言编程等，使微机保护装置具备一台PC的功能。为保证系统的安全运行，各个保护单元与重合装置必须协调工作，因此，必须实现微机保护装置的网络化，这在当前的技术条件下是完全可行的。在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，保护装置实际上是一台高性能，为了测量、保护和控制的需要，室外变电站的所有设备，如变压器、线路等的二次电压、电流都必须用控制电缆引到主控室。所敷设的大量控制电缆投资大，且使得二次回路非常复杂。但是如果将上述的保护、控制、测量、数据通信一体化的计算机装置，就地安装在室外变电站的被保护设备旁，将被保护设备的电压、电流量在此装置内转换成数字量后，通过计算机网络送到主控室，则可免除大量的控制电缆。

5.继电保护装置简介、维护及实际应用

5.1.继电保护装置的简介

（1）WSTJ-1微机式继电保护数字通讯接口装置

这是近几年兴起的一种较为先进的继电保护装置，这套装置采用传统数字通信5群中的64kbi/s数据接口，但是却利用了最先进的专业光缆通道传输多路继电保护的开关量信号。

装置中的继电保护接口可与相间距离和零序方向保护配合，实现闭锁式或允许式保护逻辑，构成方向比较纵联保护。该装置可与微机线路保护配合，构成各种闭锁式和允许式保护。（2）继电保护装置的维护

（a）对新投运好和运作中的继电保护装置应按照《继电保护和电网安全自动装置检验条例》要求的项目进行检验；一般对10kV～35kV用户的继电保护装置，应该每两年进行一次检验，对供电可靠性较高的35kV及以上用户每年进行一次检验。（b）在交接班时应检查中央信号装置、闪光装置的完好情况，并检查直流系统的绝缘情况、电容储能装置的能量情况等。（c）对操作电源进行定期维护。（d）对继电器、端子排以及二次线将进行定期清扫、检查，此工作可以带电进行，也可以停电进行，但必须有两人在场，其中一人工作，一人监护；必须严格遵守《电业安全工作规程》中的有关要求，所用的工具应具备可靠绝缘手柄；清扫二次线上的尘土时，应由盘上部往下部进行；遇有活动的线头，应将其拧紧，以防止造成电流互感器二次回路、开路，而危及人身安全。

（3）全数字继电保护测试装置

全数字继电保护测试装置具有数字化、模块化、小型化、嵌入式人机界面等功能，主要技术特点为高压保护、测量装置等，满足IEC61850-9-1标准的数字量信号的情况下，从硬件结构和软件设计实现觉得保护装置的全数字操作目标。

整机采用两套DSP+CPLD分别作为信号发生和人机监控模块，其中主控DSP系统采用以太网模块和自定义的内部通信协议，通过模块间内部CAN通讯接口传输测试数据，而监控DSP系统赋予了整机人机交互和保护自检功能。该装置能够满足新型微机保护装置研发中对数字量继电保护测试数据的需要。

参考文献

继电保护配置方案 篇6

1 关于继电保护总体配置的基本原则

就大型机电机组而言, 总体可以分为三类, 分别是接地保护、短路保护以及异常运行保护。

接地保护, 主要是反映发电机变压器部分在全回路中发生的接地故障, 体现在应该在发电机转子绕组上分别装设一点接地保护和两点接地保护。

短路保护, 主要是针对老保护变压器装置内的零件发生短路, 这样的短路对整体机型的运转会造成最直接的破坏, 所以短路保护显得尤为重要。通常在短路保护中, 分别会有主保护和后备保护两种方式, 这是为了防止保护装置或短路或突然拒动。

异常运行保护, 这种保护是针对各种类型的机器发生异常运行的情况, 这些运行情况将会对整个机器造成伤害, 这种伤害未必是立刻的, 却仍旧不容忽视。像这样的保护装置, 通常都用一套专门的继电器或者保护装置来装设, 而不装设额外的后备保护装置。

与模糊类型的保护配置有所不同, 大型电机变压器组的微机保护装置因为与后备保护放置在一起, 应该在装设了包括主保护、后备保护以及异常运行保护的两套机电保护装置后, 再将200m W的发相机接于同样电压的系统变压器, 同时在继电保护装置中, 每套装置都要有单独的直流电源和电流互感器, 以及独立的跳闸线圈出口, 这种做法是为了保证整个大型机组的电压安全。同时, 为了保证处于各个装置内电源信息的资源共享, 每个装置内应该要实现交直流通道。

一般情况下, 在确保大型机组继电保护配置是否安置得当, 需要考虑以下几点: (1) 为了保证机器在任一处发生故障都能够有双重保护, 大型发电组必须要加强主保护, 这使机器在故障时能够迅速处理故障, 使机组受到尽可能小的伤害; (2) 在加强发电组主保护的同时简化后备保护, 比如在机组变低压处不再装设后备保护, 尽量在变高压处装设后备保护, 实践证明过于复杂的保护是对机组是有害的; (3) 为了保障机组的整体保护配置装设正确, 继电保护的设计人员应该对设备及其了解, 在设备排故障测试时, 参考原始资料, 例如令机电原生产厂家提供机电设计图, 在多次分析和了解之后, 对机电做出保护方案, 这其中要注意分析电流互感器的型号和位置; (4) 在后备保护及异常工作保护的装设上, 虽然力求简化, 也需要注意其灵敏度。

2 关于保护配置的常见问题

(1) 三相定子绕组的结构对主保护配置的影响。发电机中心点测的引出方式与变组内部主保护方案有着密切的关系, 这是三相电子的绕组问题, 同时也与每相并联的分支数有关。

以200MW的汽轮发电机为例, 大多数是每相两并联分支, 作为发电组内部主保护, 仅是中性点引出的三相的三个端子。通常这种保护是采用发电机的传统纵差和发电组纵差保护。而这两种保护都需要改进, 因为它们对发电机定子绕组发生的故障都无法起到作用。

还有一种方法是利用单元件的恒差保护, 将发电机中性电测的引出方式改变, 这种保护功能将三相六个分支变成两相同时引出, 这种保护方法可以作为发电机的第一主保护。如果在设计安装上采用不完全纵差保护, 是从根本上解决了短路问题, 成为发电机内部的第二保护, 实现了大型机组双重化保护的要求, 提高了机组的使用寿命和性能。但需要注意的是, 它们对机组的定子绕组短路和分支开焊是没有保护作用的, 为了实现对机组内部短路的保护, 需要配置纵向零序电压。

(2) 定子绕组单相接地保护问题。在解决机组故障问题中, 首先应该注意发电机中性点接地方式, 满足相关规程规范电流, 这也是为了更好地解决定子单相接地故障问题, 及在发电机组200MW的定子绕组中单相接地电流应小于2A。

(3) 转子绕组两点接地保护问题。以汽轮发电机为例, 当其发生励磁回路两点接地故障时, 即使第一时间跳闸启动保护作用, 也可能发生磁化现象, 这不利于机组的运行恢复。而若是发生绕组漏水, 转子水内冷的汽轮发电机励磁回路接地故障则会发生多点或者一点励磁绕组接地, 而不是从一点开始, 随后继发第二点。

对于200MW汽轮发电机应装设一点接地保护。当一点保护出现故障之后会立即发生警报, 此时需要先平稳停机, 在第一时间转移负荷。如果忽视其警报, 不去处理, 一点故障之后使致二点故障, 将对整个机组造成较大伤害, 甚至酿成大患。考虑到这方面因素, 都会要求检修人员在检修微机继电保护装置时, 无论其是否在发生故障后在一点接地保护作用下自动头转两点接地保护, 都要尽快查明故障原因并及时处理, 第一时间消除故障点。

3 结束语

作为大型电机变压器组的主要保护装置, 微机保护在全国被统一广泛使用并被一致认可。每年电力系统火力发电厂的继电保护实际运行情况数据, 都能证明各家生产厂家对继电保护在硬件上不断探索, 同时对软件的探索也没有停止, 这对机电保护的未来发展和方向都有很好的指引作用, 同时, 各个生产商在继电保护配置上不断改进、完善、创新, 已经有了一套完整的、标准化的配置方案, 这对机电的稳定运转和安全使用提供了宝贵的科学依据和实际经验。

摘要：在大型机电中, 继电保护是对机电的一种自动保护装置, 在电力系统中主要是负责电力系统安全、可靠地运行。本文阐述了电机变压器中的继电保护配置方案的基本原理并提出配置方案, 以及对其未来发展趋势的探究。

关键词：继电保护,发电机,变压器

参考文献

[1]王维俭, 刘俊宏.大型发电机变压器继电保护的现状与发展[J].电力系统自动化, 1997 (06) :7-12.

变电站继电保护配置探究 篇7

1 智能变电站特点

智能变电站为开放式分层分布式系统, 由站控层、间隔层和过程层构成, 采用IEC61850通信标准。其站内信息具有共享性和唯一性, 可保证故障信息、远动信息不重复采集。

站控层由主机 (兼操作员站) 、远动通信装置和各种二次功能站构成, 提供站内运行的人机联系界面, 实现管理控制间隔层、过程层设备等功能, 形成全所监控、管理中心, 并与远方监控/调度中心通信。

间隔层由若干二次子系统组成, 包括保护、测量、计量等设备。在站控层及站控层网络失效的情况下, 它仍能独立完成间隔层设备的监控和保护功能。

过程层由电子式互感器、合并单元、智能单元等构成, 完成二次系统与一次设备相关的功能, 包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。

智能变电站与常规变电站的区别主要体现在以下几个方面:

(1) 出现了一些新设备, 如电子式互感器、合并单元、智能终端等。

(2) 网络交换机大量应用。

(3) 二次接线设计大量采用光缆。

2 智能变电站继电保护配置探究

典型的110k V变电站主接线为高压侧 (110k V) 内桥接线、低压侧 (10k V) 单母分段接线。

2.1 网络配置

站控层采用单星型以太网络;推荐全站过程层配置单星型以太网络, 采用GOOSE与SV共网方式。

(1) 因间隔数较少, 为减少交换机投资, 推荐不按电压等级组建过程层网络。

(2) 110k V侧间隔保护单套配置, 所以过程层网络单重化配置。如主变保护双套配置, 第二套主变保护与110k V桥备自投之间采用以GOOSE点对点方式连接。

(3) 10k V侧推荐采用常规互感器, 不考虑母差保护、间隔间无配合情况, 配置GOOSE单网, 用于备自投、分段保护测控装置等相关配合。第二套主变保护动作信号由智能终端输出硬接点与备自投、分段保护测控装置之间采用电缆连接, 不配置SV网、低压设备与测控相关以GOOSE报文通过站控层网络传输 (MMS+GOOSE) 。

2.2 间隔层及过程层设备配置

(1) 互感器配置:110k V线路、内桥采用三相电子式电流互感器:110k V母线采用三相电子式电压互感器;变压器高压侧中性点采用单相电子式电流互感器, 低压侧采用三相电子式电流电压互感器;10k V母线采用三相常规电压互感器, 各间隔采用三相常规电流互感器。

(2) 合并单元配置:110k V线路、内桥及母线合并单元由于需要与双套变压器保护配合, 因此需要双套配置、母线合并单元按每两段母线双套配置, 每套合并单元含电压并列功能。合并单元具备GOOSE接口, 通过内桥智能终端接收内桥断路器及刀闸位置。TA刀闸位置等信息用于电压并列逻辑判断;具备多个SV接口, 通过点对点与间隔合并单元连接, 输出母线电压;具备两个互感器检修压板。变压器高、低压侧中性点合并单元均采用双套配置, 分别接人高压侧中性点互感器、低压侧ECVT。

(3) 智能终端配置:110k V智能终端、变压器本体及各侧智能终端单套配置;两段母线单套配置一台智能终端;35 (10) k V及以下电压等级采用户内开关柜, 不配置智能终端, 主变低压侧除外;对于采用常规互感器的间隔, 宜采用合并单元与智能终端一体化装置。

(4) 保护装置配置:线路间隔采用保护测控一体化装置, 单套配置, 包含完整的主后备保护功能;桥间隔采用保护测控一体化装置, 单套配置;变压器电气量保护采用双套配置, 每套含完整的主后备保护功能, 接入110k V线路电流合并单元、110k V桥电流合并单元、110k V母线电压合并单元、高压侧中性点电流合并单元, 非电量保护单套配置;低压各间隔采用测保一体化装置, 单套配置。

(5) 测控装置配置:每台主变、每段母线各配置一台测控装置。

2.3 间隔间设备联系

(1) 110k V线路技术方案如图1所示。每回线路配置单套完整的含主、后备保护及测控功能的线路保护测控装置, 采用点对点方式通过第一套合并单元采集线路ECT电流、母线EVT电压;合并单元双套配置;智能终端单套配置, 但应通过独立的网口分别与两套主变保护连接。

(2) 110k V内桥及备自投技术方案如图2所示。内桥配置单套完整的含主、后备保护及测控功能的保护测控装置, 采用点对点方式通过第一套合并单元采集内桥ECT电流;桥合并单元双套配置;智能终端单套配置, 但应通过独立的网口分别与双套主变保护连接。内桥备自投装置通过SV网采集线路电流、母线电压等模拟量信息, 通过GOOSE网采集线路、桥断路器位置信息及变压器第一套保护动作闭锁备自投信息;根据备自投装置安装位置, 第二套变压器保护动作闭锁备自投信息可以通过变压器保护装置的GOOSE口点对点接至备自投装置, 也可以由变压器高压侧智能终端输出硬接点接至备自投装置。

(3) 变压器电气量保护双套配置, 每套含完整的主后备保护功能。第一套变压器保护接人以GOOSE及SV单网;非电量保护装置及本体智能终端单套配置、就地布置, 采用直接电缆跳闸方式;非电量保护通过本体智能终端上送动作信息至以GOOSE网, 用于测控及故障录波。

(4) 低压备自投技术方案如图3所示。低压备自投接人SV及以GOOSE单网, 通过SV网取得变压器低压侧及分段交流模拟量, 通过以GOOSE网取得变压器后备保护闭锁信号及相应断路器位置并传递跳闸信号至相应断路器。为可靠闭锁, 二套变压器后备保护闭锁信息均需接入备自投装置。考虑到低压备自投和变压器低压侧智能终端一般都安装在开关柜内, 距离较近, 推荐由变压器低压侧智能终端直接输出硬接点接入备自投装置, 并通过电缆采集母线电压, 跳分段断路器也采用电缆直接跳闸方式。

(5) 低压间隔保护由于通常安装在开关柜内, 与一次设备距离较近, 因此采用常规电缆方式采集开关量和模拟量, 输出硬接点至断路器机构跳闸。

(6) 低压分段保护由于需要与变压器保护、低压备自投配合, 因此需接人以GOOSE及SV网, 第一、第二套变压器保护跳分段断路器分别通过以GOOSE网及变压器低压侧智能终端直接输出硬接点实现。

3结束语

总之, 继电保护对变电站的安全稳定运行有着重要意义。作为继电保护工作者应不断求学、探索和进取, 在技术成熟、可靠的基础上积极探索其它实现方式, 真正发挥继电保护的效果, 进一步提高了变电站运行的可靠性和安全性。

参考文献

[1]李旭.探究智能变电站继电保护配置[J].科技创新与应用, 2012 (17) .

论述智能变电站继电保护配置 篇8

1 智能变电站继电保护配置概述

继电保护配置, 是变电站建设和运行中一个十分重要的组成部分, 其在保证并提高整个智能变电站整体运行质量和运行效率上发挥着十分重要的作用, 而也正是因为这种重要性, 我们才在其的实际发展过程中引入了相应的智能化理念及方法, 从而进行智能变电站继电保护中的智能化配置。

事实上, 就智能变电站而言, 顾名思义, 其就是通过采用具有先进性、可靠性以及集成环保性能的智能化设备, 并注入新型的信息化思想, 将整个变电站的信息进行有效地、及时的采集、测量、控制及保护功能, 并最终实现整个平台的网络化、信息共享化等等。当然, 就目前而言, 由于智能变电站在我国的兴起较晚, 因此, 其还是处于一种建设发展阶段, 但是其在运行过程中已经将其层级性清晰地呈现出来。

一般来说, 智能变电站又包括过程层、间隔层以变电站控制层等几层, 其中过程层主要由一次设备以及各种智能组件组成, 主要担任的是对整个变电站的电能分配以及变换传输等, 而变电站控制层则主要实现的是对整个自动化系统等几个系统的控制, 从而实现整个站的数据采集和监视和控制。当然, 与其相对应的, 智能变电站继电保护的配置实际上就是对之上的几个层进行配置, 从而保证这些层面上的系统都能运行在一种高效的状态之中。在接下来的两节中, 我们将分别对其进行介绍。

2 智能变电站继电保护中的变电站层配置

变电站继电保护配置, 是整个智能变电站继电保护中一个十分重要的组成部分, 其在实际的配置过程中需要我们对其进行严格控制。

智能变电站中的变电站层继电保护配置, 采用的是集中后备保护模式, 整个变电站的电压等级都采用了集中配置方式。从实践来看, 智能变电站中的集中式后备保护模式, 主要采用的是自适应与在线、实时整定管理技术, 加之其具有广域保护之接口, 因此可以有效地实现广域保护之功能, 同时也可以实现双重保护配置目标。后备保护模式, 为智能变电站中的各元件提供了非常重要的保护功能, 同时还为相邻的智能变电站元件准备了远后备保护措施。由此可见, 实际上每一个相邻的智能变电站都要其保护范围, 而且还都包括两个部分。第一个部分是近后备保护, 其主要包括智能变电站中的全部母线以及直接出线:第二部分则是远后备保护, 其主要由直接出线对端母线、与该对端母线相连接的所有线路共同组成。

实践中我们可以看到, 独立后备保护采集的是该智能变电站中的各元件电压与电流信息数据、断路设备的状态信息数据以及主保护数据信号等, 而且接收相邻智能变电站中的各元件故障信息数据、断路设备状态信息以及主保护操作信号等, 通过对信息数据进行实时分析, 及时准确地判断出在远后备范围内的各元件故障情况, 并以此为依据选择最佳跳闸处理方案。

3 智能变电站继电保护中的过程层配置

3.1 线路保护

线路保护装置主要用于各电压等级的间隔单元的保护测控, 具备完善的保护、测量、控制、备用电源自投及通信监视功能, 为变电站、发电厂、高低压配电及厂用电系统的保护与控制提供了完整的解决方案, 可有力地保障高低压电网及厂用电系统的安全稳定运行。可以和其他保护、自动化设备一起, 通过通信接口组成自动化系统。全部装置均可组屏集中安装, 也可就地安装于高低压开关柜。

3.2 变压器保护

变压器保护装置由储油柜、吸湿器、安全气道、气体继电器、净油器、测温装置6部分组成, 集控制、保护、监视、通信等多种功能于一体, 是构成智能化开关柜的理想电器单元。该产品内置一个由20多个标准保护程序构成的保护库, 具有对一次设备电压电流模拟量和开关量的完整强大的采集功能。变压器保护过程层采用分布式配置, 具有完整的差动保护功能, 用于集中安装和后备保护。

3.3 抗器保护

电抗器, 别名电感器, 一个导体通电时就会在其所占据的一定空间范围产生磁场, 所以所有能载流的电导体都有一般意义上的感性。然而通电长直导体的电感较小, 所产生的磁场不强, 因此实际的电抗器是导线绕成螺线管形式, 称空心电抗器;有时为了让这只螺线管具有更大的电感, 便在螺线管中插入铁心, 称铁心电抗器。电抗分为感抗和容抗, 比较科学的归类是感抗器和容抗器统称为电抗器, 然而由于过去先有了电感器, 并且被称为电抗器, 所以现在人们所说的电容器就是容抗器, 而电抗器专指电感器。

3.4 母线保护

电力系统保护是母线保护的重要组成部分。总线是电力系统的重要设备, 传输和分配在整个过程中起着非常重要的作用。总线电源系统故障是一个非常严重的故障, 它直接影响总线连接的所有设备的运行安全可靠, 造成大面积停电或设备严重损坏, 对整个电力系统有所损害。随着电力系统技术的不断发展, 电网电压水平继续上升, 母线保护的可靠性、快速性、灵敏性、选择性要求也越来越高。

结束语

经过上文的分析和介绍, 我们对智能变电站继电保护配置现状、变电站几点保护配置中的变电站层过程层配置等几个方面的内容有了一定了解, 从中我们可以深刻地认识到, 将变电层以及过程层的配置工作做好, 对于整个智能变电站继电保护来说, 具有十分重要的现实意义。事实上, 就如今的变电站而言, 其在实现智能化实际上还有很长一段路程要走, 而在这段路程之中, 智能变电站的继电保护配置能够突出地实现智能化显得尤为关键。因为我们在实际的智能变电站继电保护配置中发现, 其无论是在过程层, 还是在变电站层, 都会因为受到多种因素的影响而出现许多问题, 而这些问题是不能够长期存在的, 这也就要求我们加快相关方面的建设。

摘要：智能变电站继电保护, 是目前智能变电站建设中一个十分重要的组成部分, 因为其与传统相对的那种智能特性, 也就直接导致了其在进行继电保护配置上的不同。当然, 就其中的继电保护配置而言, 其实际上又要在满足可靠、灵敏、迅速等指标的同时, 为整个智能变电站的其他部分建设奠定有了基础。事实上, 在智能变电站之中, 继电保护设置又可以具体地分为变电站层以和过程层两个层面上的内容, 这两个方面共同作用, 形成一个整体, 从而实现整个智能变电站继电保护运行处于一个很高的水平之上。本文主要围绕着智能变电站继电保护配置这一中心主题, 从目前智能变电站继电保护配置的现状出发, 对变电站层以及过程层这两个方面的配置进行论述。

关键词：智能变电站,继电保护,配置

参考文献

智能化继电保护设备配置设计 篇9

智能变电站应用逐渐增多, 相对于传统变电站, 继电保护存在许多新技术应用, 但是很少有关于保护整体架构方面的研究。传统变电站保护的整体架构和目前智能变电站所谓三层两网的整体架构是一致的, 不可否认这样的配置对于保证变电站的安全稳定运行会起到非常好的作用, 也能够保证现有的一次、二次设备的总体连贯性。和传统变电站相比, 智能变电站的采样和跳闸将传统的电缆替换成了光缆, 将原来传输的模拟量和开关量电信号替换成了经过数字编码的光信号, 采样回路及跳闸回路得到了可靠的实时监视。保护的配置上也是继承了传统继电保护的特点, 对任意元件, 配置快速跳闸的主保护+多阶段范围 (时限) 配合的后备保护。目前这个阶段的保护配置, 导则并没有完全针对智能变电站的一些技术特点做出适应的指导。

本文提出一种智能变电站继电保护配置方案, 将变电站设备分为过程层和变电站层2层。过程层针对一次设备独立配置主保护, 下放到一次设备附近, 最终和一次设备合为一体, 所有保护实现分布式安装, 双重化配置;变电站层配置集中式后备保护, 全站所有电压等级集中配置, 集中式后备保护采用自适应和在线实时整定技术, 同时具备广域保护的接口, 能够实现广域保护的功能, 也是双重化配置。

二、智能变电站继电保护配置

智能变电站继电保护配置方案中, 将变电站设备分成过程层和变电站层2层。过程层针对一次设备独立配置主保护, 这里需要区分2种情况, 对于一次设备本身即为智能设备, 保护设备安装在智能设备内部;如果属于老的设备改造而成, 则将保护、合并器和测控等功能就近安装在一次设备附近的汇控柜中, 以利于设备运行和维护的简化。采样值和GOOSE均通过全站统一以太网传输, 全站统一采用IEEE1588对时, 但是分布式保护间的数据同步不依赖于全站统一对时系统。智能变电站继电保护配置图如图1所示 (图中, 实线为主保护通信口, 虚线为过程以太网口;下同) 。

通过这种全站分布式配置方案达到全站保护简化的目的, 而且使得保护控制等二次设备和被保护的二次设备距离最短, 不会由于跳闸、采样等通信链路不可靠造成保护功能失效。而且全站网络中的数据量集中在网络录波、监控及测控所需的消耗中。继电保护功能所带来网络数据消耗变得极小。

三、过程层继电保护

过程层继电保护主要配置快速跳闸的主保护功能。如线路纵联保护、变压器差动和母线差动保护, 后备保护功能转移到变电站层的集中式保护装置当中。这样做的好处是过程层的保护设计可以简化, 重点考虑主保护功能, 后备保护可以简化配置甚至取消, 达到简化装置硬件设计的目的;另外, 主保护的定值整定相对固定, 不会因为电力系统运行方式的变化而变化。但是由于受保护独立的限制影响, 继电保护功能和一次设备集成后, 对于一个开关, 如果同时对应线路保护和母线保护, 硬件上必须分开, 各自独立, 可以设计单独的功能模件形式。下面针对具体保护讨论保护的实现。

1. 线路保护

过程层的线路保护配置以纵联差动或者纵联距离作为主保护, 后备保护放置在集中式保护装置当中。对单断路器方式主接线, 线路保护装置通过主保护的光纤通信口和对侧线路保护装置通信, 实现纵联保护功能, 如图2所示。

从纵联差动保护原理上讲, 保护装置并不需要引入电压量, 但是针对特定的某些运行方式及特殊的保护原理还是应当引入电压量。此时电压量可以独立采样, 接入主保护通信通道, 和电流量一起完成同步采样。对于同一条线路, 2个开关电流可以独立采样, 借助主保护通信口完成采样同步调整, 这种情况下对主保护通道的要求相应提高, 同步方式见后文。

2. 变压器保护

变压器保护装置过程层采用分布式配置, 完成差动保护功能, 而后备保护采用集中式的安装。非电量保护单独安装, 通过电缆直接引入断路器跳闸, 同时跳闸命令通过光缆引入采样和GOOSE的共同网络上。

四、变电站层继电保护

变电站层配置集中式后备保护, 全站所有电压等级集中配置, 集中式后备保护采用自适应和在线实时自整定技术, 同时具备广域保护的接口, 能够实现广域保护的功能, 也是双重化配置。

后备保护系统为本变电站元件提供近后备和开关失灵保护功能, 还为相邻变电站元件提供远后备保护功能。因此每个变电站的保护范围分为如下2个部分:一个是近后备保护范围, 包括该变电站内所有母线和直接出线;另一个是远后备保护范围, 包括直接出线的对端母线以及与对端母线所连的所有线路。

独立的后备保护系统采集本变电站元件的电压和电流信息、断路器状态信息及主保护动作信号, 接收相邻变电站元件的故障方向信息、断路器状态信息及主保护动作信号。根据实时信息, 独立判别在远后备范围内元件的故障, 并做出最优的跳闸策略。

另外, 可以结合离线定值整定算法, 根据不同运行方式预先确定几套定值整定方案, 站内集中保护装置根据实时的电网参数确定系统运行在某种运行方式后, 保护相应切换到预先设定好的其中一套定值区, 以达到优化保护动作性能的目的。低频/低压减载、备用自投装置和过负荷联切等自动装置功能也可以集成进去。

五、结语

本文通过分析智能变电站的特点, 提出了一种两层结构一层网络的全站保护配置方案。将传统线路、变压器、母线保护统一设计, 按照分布式保护的形式安装到智能一次设备中, 简化了保护类型, 将大幅简化保护运行维护工作。同时提出全站集中保护装置不按电压等级分开, 全站集中配置, 这样可以实现全站保护的配合。

参考文献

[1]张保会, 郝治国, ZhiqianBO.智能电网继电保护研究的进展 (一) —故障甄别新原理[J].电力自动化设备, 2010, 30 (1) :1-6.

[2]张保会, 郝治国, ZhiqianBO.智能电网继电保护研究的进展 (二) —保护配合方式的发展[J].电力自动化设备, 2010, 3 (02) :1-4.

继电保护配置方案 篇10

摘 要：随着经济社会的不断发展，电力系统也在随之不断发展，为了保证电力系统的安全稳定运行，当前几乎所有的电力设备带有继电保护装置。智能变电站是电力系统的重要组成部分，继电保护配置是否科学对智能变电站的运行会产生直接影响，进而影响到整个电力系统的运行。基于此，本文对智能变电站中的继电保护配置进行了分析和探究，以期为相关电力企业和人员提供一定的参考。

关键词：智能变电站；继电保护；设备配置

一、智能变电站继电保护配置的架构分析与探究

从继电保护配置的整体架构来说，智能变电站的继电保护配置仍然沿用了传统变电站继电保护配置架构，“三层两网”仍然是智能变电站继电保护配置常用的架构体系。在这个架构体系中，智能变电站继电保护配置与传统变电站继电保护配置的不同主要表现在以下两个方面。首先，智能变电站继电保护配置使用光缆代替了传统的电缆，保证了设备运行的稳定性。其次，传统的开关量以及模拟量的电信号也被智能数字光信号所代替。因此，在这种情况下，智能变电站能够很好的对跳闸回路和采样回路的问题进行监控。智能变电站主要包括设备层、间隔层和站控层三个主要部分。其中设备层主要利用智能设备对变电站中的电能进行分配、传输和监测等相关功能。间隔层主要是通过对二次设备测控监视装置实现一个间隔数据的利用和功能实现的。站控层主要是通过各个相关的子系统，如站域控制系统、通信系统以及自动化系统等实现智能变电站的单个设备甚至是全站的监测和控制功能，进而完成智能变电站的数据采集、变电站信息管理等相关功能。

二、智能变电站继电保护装置配置方式的分析与探究

（一）主变继电保护配置

按照智能变电站工作电压的不同，主变保护的配置也是不同的，相应的配置方案也存在较大的差别。首先，对于常见的110kv以及110kv以下的智能变电站的主变保护配置主要是以直接跳闸组网的方式进行配置的，将二次硬接线与相应的开关进行连接、合并，然后根据智能变电站的相关情况进行一次性的配置接入。其次，对于220kv以及220kv以上的智能变电站的主变保护主要采用的是双重化配置方法，按照双重化的配置原则对智能变压器各侧的合并单元MU进行配置连接，这样能够保证每套主变继电保护配置方案都具有主后备保护和后后背保护两种功能，提高安全性和稳定性。

（二）变电站线路继电保护配置

同样的，不同的工作电压下，智能变电站线路的继电保护配置也是不同的。对于110kv以及110kv以下的变电站线路保护配置，主要是将保护功能和测控功能统一到一个配置方案中，并且配置完整的、科学的线路主后备保护功能和后后背保护功能。其次，对于220kv和220kv以上的变电站线路继电保护配置，主要是采用一对一启动或者是断路控制器不对应位置启动的配置方案。通过这些继电保护配置方式，能够使远跳保护装置对过电压进行保护，通过相关的断路器开关对线路电压进行控制，确保线路运行的安全性。

（三）母线继电保护配置

直接采样、直接跳闸是智能变电站母线继电保护配置的主要方式。通过母线继电保护装置对母线的相关状态进行智能采样，并且通过继电保护装置中的相关功能设置将采集到的信息传递给智能开关，当变电站中的母线出现故障的时候，相关的继电保护装置就嫩巩固将跳闸指令发送到变电站中的故障间隔层和故障控制开关，并且通过相关设备将跳闸的信息再一次传递给母线保护装置，通过对相关信号的分析确定变电站中的跳闸指令是否已经完成，这种直接采样、直接跳闸的方式能够有效地提高母线继电保护装置的工作效率，当发生故障的时候能够做出迅速的反应，确保变电站的安全运行。

（四）低频低压减载继电保护配置

低频低压减载继电保护配置主要为了增加智能变电站更加安全稳定的运行而配置的。主要的配置方式主要是网络采样、网络跳闸的方式，这种配置方式能够有效地节省光缆，具有十分明显的经济性，而且还能够减少智能变电站的能耗，更好地实现智能变电站的绿色性能和环保理念。

（五）备用电源自投继电保护配置

在不同的运行电压下，备用电源自投继电保护配置的方式也是不同的。首先，在35kv以及35kv以下电压等级下，变电站备用电源的母线配置一般都是运用单独分段的方式，也就是当两个分段开关断开的时候，备用电源中的两条母线能够互为备用，这样即便是一个开关断电，另一个的母线还能够继续工作。其次，对于110kv电压等级的备用电源母线，一般选用的是双母线的继电保护配置，如果电压更高，还可以采用三台主变的方式进行继电保护，这样能够更好地确保备用电源的运行。需要注意的是，对于备用电源的进线自投继电保护配置，可以采用网络采样、网络跳闸的配置方式，通过智能变电站中相关设备的智能采集功能和信息共享功能能够对备用电源的运行进行监控和指导，进而确保备用电源能够在稳定的运行环境下投入到变电站的工作中，有效发挥作用。

三、结语

与传统变电站工作方式相比，智能变电站能够通过智能化的操作开展相关工作，自动识别、智能预警和智能阻断保护等等，能够有效地提高变电站的工作性能。随着相关科学技术的发展以及智能设备的不断普及，智能变电站的发展以及相应的继电保护配置也会随之不断发展。探究智能变电站的继电保护配置架构和方式对智能变电站的发展和继电保护配置优化都具有十分重要的意义。

参考文献：

[1]解晓东.智能变电站继电保护配置分析[D].山东大学，2013.