k V变电站继电保护及安全自动装置配置原则集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
保定供电公司
保定吉达电力设计有限公司电气二次室
110kV变电站继电保护及安全自动装置配置原则
保定吉达电力设计有限公司电气二次室田辉1 总则
1.1 本原则制定依据：
1.1.1 GB14285《继电保护和安全自动装置技术规程》；
1.1.2 DL/T559-94《220～500kV电网继电保护装置运行整定规程》；
1.1.3 DL/T584-95《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》；
1.1.4 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》；
1.1.5 国电调[2002]138号文件关于印发《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》的通知；
1.1.6 华北电力集团公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》；
1.1.7 北京电力公司：继电保护及安全自动装置配置原则；
1.1.8 河北省电力公司冀电调[2003]24号文《关于印发河北南网微机型母线保护若干技术原则的通知》及其附件1、附件2、附件3。
附件1：关于微机型母线保护有关功能使用原则规定的说明；
附件2：河北南网微机型母线保护技术要求；
附件3：微机型母线保护有关功能使用的原则规定。
1.1.9 河北省电力公司冀电调[2005]12号文《关于印发“河北南网变压器、高压电抗器非电量保护运行管理指导意见”的通知》及其附件
河北省电力公司冀电调[2003]13号文《关于印发河北继电保护技术要点、微机型变压器保护和微机型母线保护技术原则的通知》及其附件1～附件7；
国家电网公司《十八项电网重大反事故措施》；
国家电网公司《十八项电网重大反事故措施(继电保护反事故措施重点要求)》；
华北电力集团公司华北电网调【2006】30号《华北电网继电保护基建工程规范》；
河北省电力公司冀电调【2006】68号《河北南网继电保护技术规范》。
1.2 本原则适用于保定供电公司管辖、保定吉达电力设计有限公司设计任务涉及范围内的10kV～220kV继电保护和安全自动装置及其二次回路。
1.3 继电保护和安全自动装置应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。当确定其配置和构成方案时，应综合考虑以下几个方面：
1.3.1 电力设备和电力网的结构特点和运行特点；
1.3.2 故障出现的几率和可能造成的后果；
1.3.3 电力系统的近期发展规划；
1.3.4 相关专业的技术发展状况；
1.3.5 经济上的合理性；
1.3.6 国内和国外的经验。
1.4 继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分。确定电网结构、厂站主接线和运行方式时，必须与继电保护和安全自动装置的配置统筹考虑，合理安排。
继电保护和安全自动装置的配置方式要满足电网结构和厂站主接线的要求，并考虑运行方式的灵活性。
不得采用导致继电保护和安全自动装置不能保证电力系统安全运行的电网结构形式、主接线形式、变压器接线方式和运行方式。
1.5 应根据审定的电力系统设计、系统接线图及要求，进行继电保护和安全自动装置的系统设计。在系统设计中，除新建部分外，还应包括对原有系统继电保护和安全自动装置不符合要求部分的改造方案。
为便于运行管理和有利于性能配合，同一电网内继电保护和安全自动装置的型式，不宜品种过多。
1.6 对各电力设备的原有继电保护和安全自动装置，凡不能满足本原则要求的，应逐步进行改造。
1.7 应优先选用具有成熟运行经验的数字式继电保护和安全自动装置。
1.8 采用变电站自动化方式的厂站，继电保护及安全自动装置应保持相对独立性。
1.9 本原则为保定吉达电力设计有限公司电气二次室继电保护和安全自动装置及其二次回路的规划、设计、施工组织和运行管理等有关部门共同遵守的基本原则。
1.10 本原则解释权(暂定)在保定吉达电力设计有限公司电气二次室。
2 变压器保护
2.1 一般规定
2.1.1 对6.3MVA以下并列运行的变压器，以及10MVA以下单独运行的变压器，当后备保护时限大于0.5秒时，应装设电流速断保护。
2.1.2 对6.3MVA及以上并列运行的变压器，以及10MVA及以上单独运行的变压器，以及2MVA及以上用电流速断保护灵敏性不符合要求的变压器，应装设纵联差动保护。
2.1.3 非电量保护配置
2.1.
3.1 油浸式变压器
a. 0.8MVA及以上油浸式变压器和0.4MVA及以上车间油浸式变压器，均应装设瓦斯保护；当壳内故障产生轻微瓦斯或油面下降时，应瞬时动作于信号；当壳内故障产生大量瓦斯时，应动作于断开变压器各侧断路器。
b. 同时动作于跳闸和报警的保护：本体重瓦斯、调压重瓦斯。
c. 动作于信号的保护：本体轻瓦斯、调压轻瓦斯、压力释放、顶层油温过高、绕组温度过高、油位异常、冷却器全停。
2.1.
3.2 气体变压器(本地区暂无)
a. 同时动作于跳闸和报警的保护：本体气体低压力跳闸、本体压力突变、调压压力突变、电缆箱气体低压力跳闸、冷却器全停。
b. 动作于信号的保护：本体气体低压力报警、调压气体低压力报警、调压气体高压力报警、电缆箱气体低压力报警、本体气体温度、本体绕组温度。
2.1.4 110kV变压器冷却器故障仅发信号。
2.2主变压器
2.2.1 一般规定
2.2.1.1 为提高继电保护的可靠性，避免变压器保护检修停运时变压器退出引起的用户停电和供电单位的经济损失，变压器保护应采用双重化配置(非电量保护除外)，两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品，每套保护应包括纵差主保护和完整的后备保护，宜选用主、后备保护一体式的装置。
2.2.1.2 已投入运行但尚未实现双重化配置的110kV变压器保护，应结合保护改造工程逐步实现双重化配置。同时，必须要求两套保护间不能有电气联系，至少应采取措施保证一套保护解除后不影响另一套保护的正常运行。
2.2.1.3 按双重化原则配置的保护应满足以下要求：
a. 两套保护应同时作用于断路器的跳闸线圈；
b. 两套相互独立的电气量保护装置的电源应取自由不同直流电源系统供电的保护直流母线段；
c. 断路器的两组跳闸(如果有)电源应分别取自由不同直流电源系统供电的控制直流母线段；
d. 选用主、后备保护一体式的变压器保护装置时，保护装置本身应满足主、后备保护分别使用不同电流互感器二次绕组的要求；
2.2.1.4 一套独立配置的主变非电量保护装置。主变非电量保护的工作电源应取自保护直流母线；其出口跳闸电源应取自控制直流母线，不得共用。非电量保护跳闸出口必须与变压器电气量保护出口分开，其跳闸回路应同时作用于变压器各侧断路器的跳闸线圈。
2.2.1.5配置与TA使用
a. 后备保护一般应与差动保护共用开关外附TA的一组二次线圈。(高压侧)内桥接线时，差动保护用开关外附TA，后备保护用套管TA；
b. 双开关接线的两组TA的二次线圈应分别接入保护装置(采用多侧差动)；
c. 低压侧TA应安装在主变低压侧开关和母线侧刀闸之间；
d. 旁路转代时，至少一套保护TA切换至旁路TA，并尽量避免更改保护定值(TA变比一致)；另一套保护TA可切换至套管TA。切换过程中，应退出相应保护；
e. 若现有保护装置不能实现零序方向过流与零序过流使用不同TA时，则二者均使用变压器中性点TA。主要是考虑采用变压器中性点TA时，安全性高于采用外附TA，无TA断线、短路使保护误动问题。
2.2.1.6中性点间隙零序电流和零序电压保护分别取自中性点间隙电流互感器和母线电压互感器开口三角电压，构成“或”门延时跳总出口。
2.2.1.7 零序电流保护电流合成自外附或三相套管电流互感器，而不取中性点套管电流互感器。(2009-3-17，征求金工意见，考虑110kV站主变压器不接地，原来充主变时投零序电流保护，现在新做的变压器定值中没有零序电流保护的，内部接地靠差动保护。所以，可以取消，但还是建议保留相应回路)
2.2.1.8配置可靠的TA、TV断线判断告警功能，并可选择闭锁/不闭锁相关保护。保护装置失压时（TV停运或断线等），对应阻抗保护退出，解除本侧电压闭锁对过流保护的开放作用，对应方向元件退出。
2.2.1.9 配置调压闭锁、起动风冷等辅助功能。
2.2.1.10 变压器某侧为双开关(双TA)接线的，装置起动元件应采用两开关的和电流计算，不应采用其中某开关的电流量作为起动计算量。
2.2.1.11 变压器保护各组电压量N600的接入应分开。
2.2.2 差动保护
2.2.2.1 稳态比例制动的差动保护，起动定值不宜低于0.4Ie，制动特性的拐点电流不宜高于Ie，差动速断定值不宜低于4Ie。
2.2.2.2 两套差动保护应采用不同的涌流闭锁原理。
2.2.2.3 TA断线一般不闭锁差动保护，但应发告警信号。
2.2.3 非电量保护
2.2.
3.1 非电量保护按单套配置。
2.2.
3.2 非电量保护装置及其回路接线必须采取完善的抗干扰措施，包括接口继电器的动作电压和动作功率、引入电缆的排列布置及屏蔽接地、抗干扰电容的接地工艺等，防止直流系统、地网系统等对非电量保护干扰造成保护误动。
2.2.4高压110kV侧后备保护
2.2.4.1 复合电压闭锁相间过流保护
电流取自变压器外附电流互感器。变压器为三卷变，保护设置一段式：跳总出口。变压器为两卷变，保护设置同低压侧，两段式：一段第一时限跳分段，第二时限跳低压侧；二段跳总出口，但较低压侧后备保护多一个级差。
变压器为三卷变，三侧复合电压构成“或”门。或者，复合电压取自中、低压侧，二者构成“或”门；变压器为两卷变，二侧复合电压构成“或”门。或者，复合电压取自低压侧。
2.2.4.2 零序电流保护
电流合成自外附或三相套管电流互感器。当低压侧有电源时，保护设置两段式：一段带限跳母联，二段跳总出口；当低压侧无电源，保护设置一段式：跳总出口。
110kV负荷变电站一般不配置零序电流保护。
2.2.4.3 中性点间隙零序电流及零序电压保护。当低压侧有电源的应在变电所
取自高压母线，此时，中性点间隙零序过电装设解列装置，零序电压保护的3U
压保护二段时限，一段时限跳低压侧电源出线(并闭锁其重合闸)，二段时限跳总出口。
2.2.4.4过负荷保护
电流取自变压器套管电流互感器，延时发信号。
2.2.5 中压35kV侧后备保护
2.2.5.1 复合电压闭锁相间过流保护
电流取自外附电流互感器。保护设置两段式：一段第一时限跳分段，第二时限跳本侧，同时闭锁相邻母联自投；二段跳总出口。
2.2.5.2 母线充电保护：跳本侧主进开关。
取自35kV母线，发信号。
2.2.5.3 零序电压保护：3U
2.2.5.2 过负荷保护：电流取自外附电流互感器，延时发信号。
2.2.6 低压10kV侧后备
2.2.6.1 复合电压闭锁相间过流保护
电流取自外附电流互感器。保护设置两段式：一段第一时限跳分段，第二时限跳本侧，同时闭锁相邻母联自投；二段跳总出口。
2.2.6.2 母线充电保护：跳本侧主进开关。
2.2.6.3 零序电压保护：3U
取自35kV母线，发信号。
2.2.6.4 过负荷保护：电流取自外附电流互感器，延时发信号。
3 线路保护
3.1 110kV线路
3.1.1 负荷线无特殊要求时应配置距离保护及零序电流保护。
3.1.2 符合下列条件之一时，应装设纵联电流差动保护作为线路主保护：
3.1.2.1 有电厂并网线的变电站，其直配负荷线；
3.1.2.2 根据系统稳定计算要求有必要时；
3.1.2.3110kV联络线路；重要的联络线应配置双套主保护；
3.1.2.4 线路较短，其正序或零序阻抗（二次值）小于距离保护装置最小整定值的30个步长，或其参数不能满足定值按选择性、灵敏性要求进行整定时；3.1.2.5 链式结构线路；
3.1.2.6 采用纵联电流差动保护后，不仅改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能。
3.1.3 纵联电流差动保护，优先选用光纤通道。
3.1.4 对电缆线路，或电缆与架空混合线路，应配置过负荷保护，保护宜带时限动作于信号。
3.1.5 旁路应按以下原则配置：
3.1.5.1 配置独立的带路保护；
3.1.5.2 若所带出线有纵联差动保护时，旁路应配置一套纵联差动保护。
3.235kV及以下线路
3.2.1 对单电源线路，宜配置两段式电流保护。
3.2.2 对多级串联的单电源线路，如上述保护不满足速动性或灵敏性时，保护可无选择的动作，靠重合闸配合。若保护仍不满足要求，宜采用纵联差动保护作为主保护，电流保护作为后备保护。
3.2.3 电缆及架空短线路，装设两段式电流保护不满足“四性”要求时，宜采用纵联差动保护作为主保护，电流保护作为后备保护。
3.2.4 带有小电源的线路，保护应具有方向性。
变电所装设解列装置；
取自高压母线，一段主变压器中性点间隙零序过电压保护二段时限，其3U
时限跳低压侧电源出线(并闭锁其重合闸)，二段时限跳总出口；
备用电源自动投入装置应先切除低压侧电源出线(并闭锁其重合闸)，再投入备用电源(合分段断路器)。
4 母差保护
4.1 一般原则
4.1.1 一个半断路器接线的110kV母线和重要厂站的110kV母线应配置母差保护。
4.1.2 110kV双母线以及需要快速切除故障的单母线，应配置母差保护。
4.1.3 发电厂110kV母线应配置母差保护。
4.2 保护功能要求
4.2.1 独立设置母联充电、过流保护。
4.2.2母差保护应有电压闭锁。
主接线为双母线接线的，其母差出口跳故障母线各开关(含母联和分段开关)时需经相应的母线电压闭锁元件闭锁；主接线形式为3/2接线的母差出口不经
电压闭锁。
4.2.3 母差保护应有对运行方式的适应
引入隔离刀闸判别母线运行方式，同时对刀闸辅助接点进行自检。当发现
与实际不符时，发刀闸位置报警信号。母线保护屏设置模拟操作面板，以方便
运行人员修正刀闸位置。
4.3 母差保护动作时，应闭锁有关断路器的自动重合闸。
5 电力电容器保护
5.1 电流互感器三相式。带有短时限的电流速断和过流保护。
5.2 当电容器组中，故障电容器切除到一定数量，引起电容器端电压超过110％额定电压时，保护应将整组电容器断开。可采用下列保护之一：
5.2.1 单星形接线电容器组的不平衡电压保护或段间电压差动保护；
5.2.2 双星形接线电容器组的中性点电流不平衡保护。
5.3 过电压保护，带时限动作于跳闸。
5.4 低电压保护，带时限动作于跳闸。
6 安全自动装置
6.1 一般规定
6.1.1 在电力系统中，应装设安全自动装置，以防止系统稳定破坏或事故扩大，造成大面积停电，或对重要用户的供电长时间中断。
6.1.2 电力系统安全自动装置，是指在电力网中发生故障或异常运行时，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动低频减载等。
6.2 自动重合闸
6.2.1 一般规定
6.2.1.1 10kV及以上的架空线路和电缆与架空混合线，应装设自动重合闸装置。
6.2.1.2 旁路断路器和兼作旁路的母线联络断路器或分段断路器，应装设自动重合闸装置。
6.2.1.3 自动重合闸装置宜同时具备由保护起动及控制开关位置与断路器位置不对应起动两种方式。
6.2.1.4 自动重合闸装置应具备后加速功能。
6.2.1.5 自动重合闸装置应具有接受外部闭锁信号的功能。
6.2.1.6 无特殊要求的，重合闸按一次重合闸配置。
6.2.1.7 负荷线配置三相一般重合闸。
6.2.2 110kV联络线配置具有检同期和无压的三相重合闸。
6.2.335kV及以下地区电源并网线路配置检无压重合闸(电源侧检同期)。
6.3 备自投
6.3.1 一般规定
6.3.1.1 分裂运行的母线或互为备用的线路，应装设备用电源自投装置。
6.3.1.2 应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用电源或设备。
6.3.1.3 备自投应保证只动作一次。
6.3.1.4 桥接线和单母线分段形式下，备自投的动作应考虑正常运行方式和检修方式。
6.3.1.5 无压掉闸回路设有压鉴定元件，否则，无压鉴定元件必须取自两个独立的电压源，宜取自不同电压等级。
6.3.1.6 应使用开关辅助接点直接起动自投或互投，必要时可串接电压鉴定元件。
6.3.2 高压侧为内桥接线方式，母线分裂运行时，变压器动作于总出口的保护闭锁相邻高压侧母联自投。
6.3.3 单母线分段接线方式，母线分裂运行时，母联设复压闭锁相间后加速保护，220kV及110kV尚须设零序后加速保护。
6.3.4 高压为单元接线方式，低压母线分裂运行时，无压掉延时跳开变压器各侧主开关。
6.3.5 高压侧线路互投
6.3.5.1 高压侧两路进线根据需要可配置互投。
6.3.5.2 主电源线路掉闸后，起动线路互投。
6.3.5.3 高压侧为单母线分段时，如无母差保护，则备用进线投于故障应有复压闭锁相间后加速保护，110kV尚须设零序后加速保护。
6.3.6 变压器35kV、10kV母线，则变压器35kV、10kV相间过流保护动作闭锁相邻母联自投。
6.3.7 变压器35kV、10kV分段设置自投时，应考虑设置主变过负荷联切装置。
6.3.8 变电站中、低压侧备自投，应考虑小电源线路的影响。备用电源自动投入装置应先切除低压侧电源出线(并闭锁其重合闸)，再合分段断路器。
6.4 自动低频、低压减载
6.4.1 电力系统中，应装设足够数量的自动低频、低压减载装置。当电力系统因事故发生功率缺额时，由自动减载装置断开一部分次要负荷，以防止系统频率、电压过度降低，并使之很快恢复到一定数值，从而保证电力系统的稳定运行和重要负荷的正常工作。
6.4.2110kV变电站配置独立的集中式低频、低压减载装置，取110kV母线电压。
6.4.3 低频减载装置保护要求：
6.4.3.1 装置应配有频率及电压滑差闭锁功能；
6.4.3.2 装置应配置可投退及整定的电流闭锁功能；
6.4.3.3 低频减载保护动作同时闭锁线路重合闸。
6.5 地区电源联网
6.5.1 地区电源如与主网联网，应在地区电源侧装设低频低压振荡解列装置。
6.5.2 地区电源如与主网联网，主网侧相关保护应能联掉地区电源并网开关。
6.6 低频低压解列
当低压侧有电源时，应在变电所装设低频低压解列装置，电压取自高压侧(系统)，并具有零压跳闸功能。
同时，主变高压侧中性点间隙零序过电压保护改为二段时限，一段时限跳低压侧电源出线(并闭锁其重合闸)，二段时限跳总出口。
6.7 谐波监测装置
如果变电站供电范围内有大用户，其大型用电设备使用过程中产生严重的谐波可能危害电网安全，要求配置谐波监测装置，其监测电压取自该侧母线。
7 消弧线圈
9.1零序电流保护，瞬时动作于信号。
9.2零序电压保护，瞬时动作于信号。
8 故障记录装置
110千伏重要(电厂直供、低压侧有电源)变电站应装设专用的故障记录装置。故障记录装置应具有远传和对时功能。交流电流宜采用专用电流互感器二次线圈。
继电保护灵敏系数 灵敏性是指在电力设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时，保护装置应具有必要的灵敏系数。灵敏系数应根据不利的正常（含正常检修）运行方式和不利的故障类型计算，但可不考虑可能性很小的情况。灵敏系数应满足有关设计规范与技术规程的要求，当不满足要求时，应对保护动作电流甚至保护方案进行调整。 灵敏系数K m为保护区发生短路时，流过保护安装处的最小短路电流I k ·min 与保护装置一次动作电流I dz 的比值，即：K m＝I k·min／I dz。 式中：I k·min 为流过保护安装处的最小短路电流，对多相短路保护，I k ·min 取两相短路电流最小值I k2·min；对66KV、35KV、6~10kV 中性点不接地系统的单相短路保护， 取单相接地电容电流最小值I c·min；对110kV 中性点接地系统的单相短 路保护，取单相接地电流最小值I k1·min；I dz 为保护装置一次动作电流。 各类短路保护的最小灵敏系数列于表 1.1 表1.1 短路保护的最小灵敏系数 注：（）保护的灵敏系数除表中注明者外，均按被保护线路（设备）末端短路计算。 （2）保护装置如反映故障时增长的量，其灵敏系数为金属性短路计算值与保护整定值之比；如反映 故障时减少的量，则为保护整定值与金属性短路计算值之比。 3）各种类型的保护中，接于全电流和全电压的方向元件的灵敏系数不作规定。 4）本表内未包括的其他类型的保护，其灵敏系数另作规定。
电力变压器保护 1 电力变压器保护配置 电力变压器的继电保护配置见表 4.1 －1 表4.1 －1 电力变压器的继电保护配置 注：（）当带时限的过电流保护不能满足灵敏性要求时，应采用低电压闭锁的带时限的过电流； 2）当利用高压侧过电流保护及低压侧出线断路器保护不能满足灵敏性要求时，应装设变压器低压侧中性线上安装电流互感器的零序过电流保护； 3）低压侧电压为230/400V 的变压器，当低压侧出线断路器带有过负荷保护时，可不装设专用的过负荷保护； 4）密闭油浸变压器装设压力保护； 5）干式变压器均应装设温度保护。
继电保护科学和技术是随电力系统的发展而发展起来的。电力系统发生短路是不可避免的，为避免发电机被烧坏发明了断开短路的设备，保护发电机。由于电力系统的发展，熔断器已不能满足选择性和快速性的要求，于1890年后出现了直接装于断路器上反应一次电流的电磁型过电流继电器。19世纪初，继电器才广泛用于电力系统保护，被认为是继电保护技术发展的开端。1901年出线了感应型过电流继电器。1908年提出了比较被保护元件两端电流的电流差动保护原理。1910年方向性电流保护开始应用，并出现了将电流与电压相比较的保护原理。1920年后距离保护装置的出现。1927年前后，出现了利用高压输电线载波传送输电线路两端功率方向或电流相位的高频保护装置。1950稍后，提出了利用故障点产生的行波实现快速保护的设想。1975年前后诞生了行波保护装置。1980年左右工频突变量原理的保护被大量研究。1990年后该原理的保护装置被广泛应用。与此同时，继电保护装置经历了机电式保护装置、静态继电保护装置和数字式继电保护装置三个发展阶段。20世界50年代，出现了晶体管式继电保护装置。20世纪70年代，晶体管式保护在我国被大量采用。20世纪80年代后期，静态继电保护由晶体管式向集成电路式过度，成为静态继电保护的主要形式。20世纪60年代末，有了用小型计算机实现继电保护的设想。20世纪70年代后期，出现了性能比较完善的微机保护样机并投入系统试运行。80年代，微机保护在硬件结构和软件技术方面已趋成熟。进入90年代，微机保护以在我国大量应用。20世纪90年代后半期，继电保护技术与其他学科的交叉、渗透日益深入。为满足电网对继电保护提出的可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求，充分发挥继电保护装置的效能，必须合理的选择保护的定值，以保持各保护之间的相互配合关系。做好电网继电保护定值的整定计算工作是保证电力系统安全运行的必要条件。 电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断注入新活力。未来继电保护的发展趋势是向计算机化、网络化保护、控制、测量、数据通信一体化智能化发展。 随着电力系统的高速发展和计算机技术、通信技术的进步，继电保护技术面临着进一步发展的趋势。其发展将出现原理突破和应用革命，发展到一个新的水平。这对继电保护工作者提出了艰巨的任务，也开辟了活动的广阔天地。
一、变电站的保护配置: 220kV变电站主变三侧都就是双母带旁母接线。 220kV线路保护配置: 四方的保护已经淘汰。931南瑞、许继的。 225、226线路931、PSL602保护就是重点。 保护配置原则: 220kV以上电压等级要配两套,不论母线(915、BP-2B)还就是主变,还就是线路均为两套,不同厂家、不同原理,保护范围应一致,功能应一致。 220kV线路保护的范围就是两侧CT(TA)之间,TA在出线刀闸与开关之间,要了解一个变电站的二次保护,就应找到它的TA与线路TV,两套保护要取自不同的CT绕组,计量、测量、母线保护(两套)都要从CT不同的绕组上取电流。故障录波器也要用,还应有一组备用CT绕组。这些CT绕组都在开关与线路刀闸之间,CT串在主回路中,GIS设备的CT配在开关两侧,所以GIS装置的线路与母线保护范围交叉,消除死区。线路保护取自母线侧CT,母线保护取自线路侧CT绕组。PSL931纵联差动,产自南瑞;602产自南自,纵联距离。
线路两侧的保护应配置一致,否则不易配合。相同的厂家、原理应对应配置,升级版本时两侧应同时进行。速动保护,光纤进行信号传输,主保护都就是本线路的快速保护,0s切除本线路任何故障,纵联距离、纵联差动,投主保护压板就就是要投全线速动保护,光纤信号传输装置,两侧保护、主保护要配置光纤信号传输装置。 如果故障出了线路两侧CT之外,按理应启动母线保护,但还可启动后备保护。此时主保护不动作,主保护做不了相邻元件的后备保护,所以602与931均配置了以相间与接地距离为主的距离保护,还有四段零序保护。 三段式距离保护,I段本线路70-80%,动作时间零秒,II段保护范围为本线路的全长并延伸至下一线路出口,动作时间加了0、5秒,III段保护范围为本线路及下一级线路的全长并延伸至下一线路的一部分,时间为0、5秒加一个Δt。 相间距离就是相间故障的后备,接地距离与零序电流为接地故障的后备保护。 主保护动作后,报文中除有主保护信息外,还有I段后备的信息。 主保护就是全线速动的保护,光纤保护,后备保护……
智能变电站是一种新型的低碳环保可靠的智能设备，主要特点是形成了全站信息的数字化传输和通信的网络化以及达到了信息的共享，采集，测量，控制和保护等功能都能够自动完成，并能够全天候的自动控制变电站运行状态，自动分析并调节的变电站。 智能化是变电站的一个最明显的发展趋势，从现在的技术层面来说，智能化的变电站的组建需要电子互感器，智能开关等一系列的先进的智能化设备，还需要一系列的系统的构建才能实现真正的智能化，并实现变电站智能信息的共享的现代变电站。 变电站的智能化是一个不断发展的过程。就目前技术发展现状而言，智能化变电站是：由电子式互感器、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备分层构建，建立在iec 61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，设备间交换的信息用数字编码表示。 1 传统变电站与智能变电站工作方式的不同 1.1 传统变电站的工作方式 1.1.1 对新建的变电站或者新的电网线路进行继电保护相关设备的调试和验收是很有必要的。在这个过程中，继电保护班的人会和相关班组的人以及送变电工作人员一起对继电保护相关的信号系统进行检验和测试，其目的是保证继电保护装置能够正确的进行继电保护反应，设备动作与采集信息能够相互对应。整定值的确定也很重要，整定值是继电保护人员对设备进行整定的基本依据。 1.1.2 一旦发现电网中有变电站或者线路运行方式发生了改变，就必须根据工作条例对相关的继电保护设备进行调节。例如，有时候会出现保护整定值发生改变的事情，这就需要继电保护的人员对继电保护设备进行重新的定值，定值后要进行一系列的测试，在确保合格之后就可以应用在电网中去。 1.1.3 在变电站的日常运行中，对继电保护设备的维护是很重要的，继电保护人员需要定期的对设备进行测试。一旦在日常的常规测试中发现了问题，就必须立即停止使用有故障的继电保护装置，在处理完成测试合格之后，才可以继续使用。 1.1.4 一旦发生系统故障，这对继电保护设备是很重大的故障，肯定会导致继电保护装置的动作不对应，一旦发生这种情况，就需要立即对继电保护设备进行抢修，使其尽快恢复正常工作。 1.2 智能电网的继保技术带来的挑战 智能电网改变了传统的继电保护工作方式，从技术上说，主要是先进的信息综合测控技术和保护技术的使用，为继电保护工作进行了较大的变化。 继电保护伴随着wams系统的建设势必会经历一次巨大的变革，变电站信息采集中心在未来肯定会建立在智能化变电站中，并且可以通过系统收集到的数据进行智能化的保护。而且，在拥有了广域的保护系统之后，会将各个系统的部分元件相互联系起来，并给这些继电保护设备带来一次根本性的改变。 当然，为了加强对继电保护信息的管理工作，很有必要建设继电保护的管理系统，这个系统是作为变电站综合信息管理系统中的一部分存在的，主要进行继电保护信息的管理和调度工作。这些新的技术，设备的使用都需要继电保护工作人员重新开始学习并掌握整套系统的操作知识，并要学习相关设备的简单维修和检修等。 1.2.1 智能电网的继电保护装备和以前的传统的设备有很大的不同，无论在构造上还是运行的原理上都有区别，因此，需要很长时间去学习并熟悉掌握。由于继保系统构成的原理与现有保护设备有所不同，可能将使用到广域信息采集系统，而保护动作原理也不单使用本元件的信息，因此新的继保设备的使用方法也将与现有保护设备不同。如果对新设备不熟悉，将无法进行日常的管理和维护。因此，继保班工作人员需要对新设备的原理、构成、使用方法进行系统的学习。 1.2.2 智能电网中的继保设备，其保护调试方式与现有继保设备不同。 智能电网的继电保护在运行的时候，是多条线路和设备的保护相互配合进行的，而且调度的过程和传统的调度方式也不一样，这就需要继电保护工作人员，要重新认识设备，并在厂家的指导下进行学习和培训。 1.2.3 在日常的运行方式上，智能电网和传统电网是不同的。在智能变电站中，广域的保护比传统的保护复杂的多，智能变电站需要的是多个线路和设备的共同配合运行。当然，在智能电网中，一旦电网运行的方式发生变化，继电保护人员也会做一些工作，只是和传统的继电保护相比，智能变电站所需要工作人员做的工作就很少，这主要是因为智能变电站的智能化控制和自动调节能力很强，减少了很多人为的操作。 1.2.4 在巡检方式上，智能电网和传统电网的继电保护设备也有很大不同。智能变电站自身具有二次设备的自动诊断技术，这对继电保护设备的巡检是一个巨大的进步，这样一来，就减少了很多的继电保护人员的巡检工作。传统的电网继电保护故障巡
110kV环形网络继电保护配置与整定（二） 摘要：继电保护是保证电力系统安全稳定运行的重要组成部分，而整定值是保证保护装置正确动作的关键。本文结合给定110kV电网的接线及参数，对网络进行继电保护设计，首先选择电流保护，对电网进行短路电流计算，确定电网的最大、最小运行方式，整定电流保护的整定值。在电流保护不满足的情况下，相间故障选择距离保护，接地故障选择零序电流保护，同时对距离保护、零序电流保护进行整定计算。本设计最终配置的保护有：电流速断保护、瓦斯保护、纵差动保护等。关键词：继电保护，短路电流，整定计算 Abstract:Relay protection is important part to guarantee the safe and stable operation of the power system, and setting value is the key to ensure the protection correct action. In this paper, with given the wiring and the parameters of 110kV power grid to design 110KV network protection of relay, first ,select the current protection, calculate short circuit current on the grid, determine the Maximum and minimum operating mode of the grid, set the setting value of the current protection. Second ,Selecting the distance protection if the current protection does not meet the case, the phase fault choose the distance protection and the ground fault select zero sequence current protection .while setting calculation the distance protection and zero sequence current protection, . The final configuration of the protection of this design include: current speed trip protection, gas protection, the longitudinal differential protection and so on. Keywords: protection of relay, short-circuit current, setting calculation
电力系统继电保护配置原则 一、概述 电力系统是指由发电、送电、变电、配电和用电等各个环节（一次设备）所构成的有机整体，也包括相应的通信、继电保护（含安全自动装置）、调度自动化等设施（二次设备）。 电力系统安全运行是指运行中所有电力设备必须在不超过它们所允许的电流、电压、频率及时间限额内运行（强调充裕性）。不安全的后果可能导致电力设备的损坏，大面积停电。 2003年8月14日下午，美国纽约、底特律和克利夫兰以及加拿大多伦多、渥太华等城市均发生停电事故。事故原因俄亥俄州阿克伦城的第一能源公司的两根高压电线其中一根因树枝生长碰至线路后跳闸，另外一条线路因安全自动装置误动，导致第二条线路跳闸，最终导致各个子电网潮流不能平衡，最终系统解列。 可见，要保证电力的安全稳定运行，必须配置安全可靠的继电保护装置和安全自动装置。继电保护顾名思义在系统发生故障时及时隔离故障点保护一次设备，同时能够让电力系统继续安全稳定运行。 二、基本要求 继电保护配置方式要满足电力网结构和厂站的主接线的要求，并考虑电力网和厂站的运行方式的灵活性。所配置的继电保护装置应能满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
1）要根据保护对象的故障特征来配置。 继电保护装置是通过提取保护对象表征其运行状况的故障量，来判断保护对象是否存在故障或异常工况并米取相应的措施的自动装置。用于继电保护状态判别的故障量，随被保护对象而异，也随电力系统周围条件而异。使用最普遍的工频电气量，而最基本的是通过电力元件的电流和所在母线的电压以及由这些量演绎出来的其它量，如功率、序相量、阻抗、频率等，从而构成电流保护、电压保护、方向保护、阻抗保护、差动保护等。 2）根据保护对象的电压等级和重要性。 不同电压等级的电网的保护配置要求不同。在高压电网中由于系统稳定对故障切除时间要求比较高，往往强调主保护，淡化后备保 护。220kV及以上设备要配置双重化的两套主保护。所谓主保护即设备发生故障时可以无延时跳闸，此外还要考虑断路器失灵保护。对电压等级低的系统则可以采用远后备的方式，在故障设备本身的保护装置无法正确动作时相邻设备的保护装置延时跳闸。 3）在满足安全可靠性的前提下要尽量简化二次回路。 继电保护系统是继电保护装置和二次回路构成的有机整体，缺一不可。二次回路虽然不是主体，但它在保证电力生产的安全，保证继电保护装置正确工作发挥重要的作用。但复杂的二次回路可能导致保护装置不能正确感受系统的实际工作状态而不正确动作。因此在选择保护装置是，在可能条件下尽量简化接线。 4）要注意相邻设备保护装置的死区问题
220kV智能变电站继电保护及自动化分析吴宗俞 发表时间：2018-06-27T09:41:38.153Z 来源：《电力设备》2018年第6期作者：吴宗俞吕日龙 [导读] 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。 内蒙古电力（集团）有限责任公司巴彦淖尔电业局内蒙古自治区巴彦淖尔市 015000 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。从智能变电站继电保护相关介绍入手，重点阐述分析220kV智能变电站继电保护及自动化。220kV智能变电站继电保护高效、有效，在满足供电需求的同时，逐步完善电力系统。 关键词：220kV智能变电站；继电保护；自动化 1、220kV智能变电站的继电保护及自动化系统设计实例 变电站是国家电网建设的一个重要组成部分，如今我国的智能变电站建设工作已经得到了快速地发展。在变电站的建设过程中，想要实现系统的稳定运行，提升系统建设效率，就需要制定一个继电保护和自动化系统的设计方案。文章以某市的智能变电站为例，对智能变电站的系统设计方案进行探讨。 1.1工程基本情况概述 L市计划建设一个智能变电站，既有220kV变电站的情况是有3台主变，每台主变的容量为180MVA；其中220kV出线4回、66kV出线10回。L市打算进行智能变电站的建设，变电站建成之后有4台主变，并且它们每台的容量要达到240MVA；并且要求220kV出线8回、66kV出线26回。 1.2智能变电站继电保护及自动化系统设计方案分析 进行设计方案确定之前，要求工作人员明确该智能变电站的设计原则，在实际的工作中需要坚持标准一致、安全第一、技术过硬等原则。在工作开展中需要按照设计方案开展工作，并且要注重各类先进技术的使用，保障智能变电站的智能化程度。 L市智能变电站在设计中首先明确的就是变电站的总体结构。该220kV的智能变电站主要分为三个结构层次：①过程层。这一部分的结构主要负责三个工作，分别是设备的运行状态监测、电器运行实时监测以及控制操作的驱动和执行。这是智能变电站设备实现自动化运行的基础和前提；②间隔层。该机构的设计运行后的功能主要是对于各类数据进行收集，并且对系统的运行数据进行收集和控制。实际上，这一结构的就是承上启下，接受各类系统信息，然后进行设备的指挥操作；③变电层。变电层的工作任务就是将整体变电站的信息进行总汇之后，将其发送到电网指挥中心。同时变电层还可以接收各类指令，完成人们给系统下达的工作。这个系统主要应用的是电子信息技术、电气自动化技术、以及网络通信技术等。 2、220kV智能变电站的继电保护 2.1要求 例举220kV智能变电站中，继电保护的基本要求，如： 2.1.1可靠性 继电保护的范围内，准确、可靠的检测220kV智能变电站的运行，辅助规划出故障的范围及故障点。 2.1.2灵敏性 继电保护检测220kV智能变电站的故障时，要具备足够的灵敏度，围绕故障特征，给与及时的保护反馈，预防220kV智能变电站失控。 2.1.3检测性 220kV智能变电站的继电保护，其检测性的特征，目的是可以合理的判断系统故障，缩小故障影响的范围，以便准确的切除故障。 2.2原理 220kV智能变电站继电保护的运行原理方面，表现出综合性的特征，继电保护全面检测智能变电站的运行，通过点流量、电压以及功率等特征，判断智能变电站的故障信息，及时提示报警信息，识别相关的故障。例如：220kV智能变电站运行期间，继电保护分析智能变电站的点流量，进而执行相关的跳闸保护，也就是反时限保护，智能变电站的电流量增大，跳闸的速度越快，除此以外，继电保护还可以实行定时间保护，检测超出规范标准的电流量，特定的时间中，有跳闸动作，220kV智能变电站继电保护，在温度、瓦斯方面的保护，汇总为非电量保护。变电站继电保护原理中，设置了比较固定的可靠性系统，其为继电保护的经验值，按照系数计算，决定继电保护的动作值。 2.3职能 220kV智能变电站中的继电保护，负责故障维护，变电站正常运行期间，继电保护没有任何动作，如有故障问题，继电保护及时、快速的动作，反馈智能变电站系统、元件等的故障信息，表现为跳闸的状态，提示管理人员对智能变电站进行检修。继电保护的断路器迅速断开，防止220kV智能变电站的电气元件损坏，避免影响其它的元件应用。 2.4分类 例举220kV智能变电站继电保护的分类，如： 2.4.1变压器保护 继电保护检测变压器的接线、接地灯，利用电流、电压以及负荷检测，完成保护工作，进而解决了变压器的风险问题。 2.4.2电容器保护 此项结构容易发生内部故障，导致连线短路，继电保护在电容器组内，通过过电压检测，实行保护工作。 2.4.3电动机保护 运行时容易有低电压、过负荷的故障，同步电动机的继电保护中，运用非同步冲击电流等方法进行保护。 2.4.4线路保护 继电保护根据220kV智能变电站的电压等级、接地方式以及运输过程，展开接地类型的故障维护。
智能变电站继电保护题库 第一章判断题 1．智能变电站的二次电压并列功能在母线合并单元中实现。 2．智能变电站内智能终端按双重化配置时，分别对应于两个跳闸线圈，具有分相跳闸功能；其合闸命令输出则并接至合闸线圈。 3．对于500kV智能变电站边断路器保护，当重合闸需要检同期功能时，采用母线电压合并单元接入相应间隔电压合并单元的方式接入母线电压，不考虑中断路器检同期。 4．任意两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机。当采用级联方式时，允许短时丢失数据。5．智能变电站内双重化配置的两套保护电压、电流采样值应分别取自相互独立的合并单元。 6．双重化配置保护使用的GOOSE（SV）网络应遵循相互独立的原则，当一个网络异常或退出时不应影响另一个网络的运行。 7．智能变电站要求光波长1310nm光纤的光纤发送功率为-20dBm ~-14dBm，光接收灵敏度为-31dBm ~-14dBm。8．智能变电站中GOOSE开入软压板除双母线和单母线接线外启动失灵、失灵联跳开入软压板既可设在接收端，也可设在发送端。 9．有些电子式电流互感器是由线路电流提供电源。这种互感器电源的建立需要在一次电流接通后迟延一定时间。此延时称为“唤醒时间”。在此延时期间，电子式电流互感器的输出为零。 10．唤醒电流是指唤醒电子式电流互感器所需的最小一次电流方均根值。 11．温度变化将不会影响光电效应原理中互感器的准确度。 12．长期大功率激光供能影响光器件的寿命，从而影响罗氏线圈原理中电子式互感器的准确度。 13．合并单元的时钟输入只能是光信号。 14．用于双重化保护的电子式互感器，其两个采样系统应由不同的电源供电并与相应保护装置使用同一直流电源。 15．电子式互感器采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。 16．现场检修工作时，SV采样值网络与GOOSE网络可以联调。 17．GOOSE跳闸必须采用点对点直接跳闸方式。 18．220kV智能变电站线路保护，用于检同期的母线电压一般由母线合并单元点对点通过间隔合并单元转接给各间隔保护装置。 19．智能变电站母线保护按双重化进行配置。各间隔合并单元、智能终端均采用双重化配置。 20．智能变电站采用分布式母线保护方案时，各间隔合并单元、智能终端以点对点方式接入对应母线保护子单元。 21．智能变电站保护装置重采样过程中，应正确处理采样值溢出情况。 22．与传统电磁感应式互感器相比，电子式互感器动作范围大，频率范围宽。
智能变电站继电保护在线运检方法 摘要：在智能电网建设持续推进的背景下，智能变电站的继电保护系统虽然已 经得到了一定的完善，但在运行监测方面，传统运检模式却仍然存在着工作量大、有停电风险、有效性存疑等诸多问题，而基于全景信息开放与状态信息集的全新 继电保护系统运检模式，则恰恰能够有效解决问题，为继电保护的正常运行及提 供支持。基于此，本文对继电保护传统运检模式进行了分析，同时对继电保护状 态信息及在线运检模式展开探讨，最后基于全景信息开放提出了一些在线运检方法。 关键词：智能变电站；继电保护；在线运检 一、分析继电保护传统运检模式 （一）传统运检模式有效性分析 继电保护的运检工作主要是为了获取继电保护系统的运行状态信息，并根据运行状态信 息来对其进行评估，明确可能存在的故障隐患，当前智能变电站所实行的传统运检模式虽然 基本能够实现这一工作目的，但由于智能变电站的继电保护信息并未完全开放，而传统运检 模式又存在着较长的周期，因此其有效性使相对较差的。以巡视工作为例，继电保护传统运 检模式要求巡检人员定期对继电保护系统的外观、周边环境、滞留电源状态、装置启动情况 等进行检查，并完成检查信息的记录与比对（与之前巡检记录），巡检周期通常为每日一次，每隔一季度还会进行一次专业巡检[1]。在这样的工作模式下，巡检人员的工作量非常之大， 工作专业性要求也比较高，如果长期处于高压力的工作状态，很容易因精力不足而出现漏检 等情况，并给继电保护系统埋下潜在安全隐患。同时，日常巡检虽然周期较短，但对于继电 保护系统运行状态信息的获取仍然存在着一定的滞后性，在运行状态出现异常后很难在第一 时间发现问题，只能在每日完成巡检记录后再进行运行状态信息的对比分析，不利于故障隐 患的实时处理与影响控制。而从定检工作的来看，传统运检模式下的定检工作一般会通过人 为加量、测量的方式展开，并对继电保护装置的功能及各项回路进行全面检查，由于检查内 容非常多，且大多数检查工作均需要在停电状态下进行，因此继电保护系统在定检期间会出 长时间停电的状态，对智能变电站的正常运行影响较大。另外由于定检工作需要频繁插拔接线，因此还会对继电保护系统的运行可靠性造成影响，这同样是导致运检模式有效性不足的 重要原因。 （二）传统运检模式充分性分析 继电保护系统的定检工作可分为部检与全检两种，二者的检查周期不同（全检周期通常 为六年，部检周期通常为三年），但由于检查工作耗时较长，因此都需要在不同的时间断面 内获取继电保护系统运行状态，并从不同维度展开继电保护系统运行状态评价。在这种工作 模式下，定检工作往往只能获取继电保护系统某一维度下单一保护元件的运行状态及系统加 量时本间隔保护功能情况，而对于相邻间隔加量时本间隔保护响应情况、不同保护元件响应 配合情况、保护原理异常等系统运行状态信息，则很难在定检工作中得到反映，这说明传统 运检模式的充分性存在很大不足。 二、继电保护状态信息集 针对继电保护系统传统运检模式充分性不足且无法实现实时监控的问题，在线运检模式 可基于继电保护系统运检的全景开放信息需求，建立继电保护状态信息集，同时开放继电保 护系统状态评价所需的全部信息，对继电保护系统的运行状态进行全面实时评价[2]。从整体 上来看，根据继电保护系统运检工作的特点，继电保护状态信息集可分为设备状态信息集、
110k v变电站继电保护课程设计 110kV变电站继电保护设计 摘要 继电保护是电网不可分割的一部分，它的作用是当电力系统发生故障时，迅速地有选择地将故障设备从电力系统中切除，保证系统的其余部分快速恢复正常运行;当发生不正常工作情况时，迅速地有选择地发出报警信号，由运行人员手工切除那些继续运行会引起故障的电气设备。可见，继电保护对保证电网安全、稳定和经济运行，阻止故障的扩大和事故的发生，发挥着极其重要的作用。因此，合理配置继电保护装置，提高整定和校核工作的快速性和准确性，对于满足电力系统安全稳定的运行具有十分重要的意义。 继电保护整定计算是继电保护工作中的一项重要工作。不同的部门其整定计算的目的是不同的。对于电网，进行整定计算的目的是对电网中已经配置安装好的各种继电保护装置，按照具体电力系统的参数和运行要求，通过计算分析给出所需的各项整定值，使全网的继电保护装置协调工作，正确地发挥作用。因此对电网继电保护进行快速、准确的整定计算是电网安全的重要保证。 关键词:110kV变电站，继电保护，短路电流，电路配置 目录 0摘要....................................................................第一章电网继电保护的配置...............................................21.1电网继电保护的作用..................................................21.2电网继电保护的配置和原理............................................21.335kV线路保护配置原则................................................3第二章3继电保护整定计算.................................................2.1继电保护整定计算的与基本任务及步骤..................................32.2继电保护整定计算的研究与发展状况....................................4第三章线路保护整定计算.................................................53.1设计的原始材料分析...................................................53.2参数计
500KV变电站继电保护 的配置 一、500KV变电站的特点： 1）容量大、一般装750MV A主变1-2台，容量为220KV变电站5-8倍。2）出线回路数多一般500KV出线4-10回 220KV出线6-14回 3）低压侧装大容量的无功补偿装置（2×120MAR） 4）在电力系统中一般都是电力输送的枢纽变电站。其地位重要，变电站的事故或故障将直接影响主网的安全稳定运行。 5）500KV系统容量大，一次系统时常数增大（50-200ms）。保护必须工作在暂态过程中，需用暂态CT。 6）500KV变电站，电压高、电磁场强、电磁干扰严重，包括对一些仪器仪表工作的干扰。 二、500KV变电站主设备继电保护的要求 1）500KV主变、线路、220KV线路，500KV‘220KV母线均采用双重化配置。 2）近后备原则 3)复用通道（包用复用截波通道，微波通道，光纤通道）。 三、500KV线路保护的配置
1、500KV线路的特点 a)长距离200-300km ，重负荷可达100万千瓦。 使短路电流接近负荷电流，甚至可能小于负荷电流 例：平式初期：姚双线在双河侧做人工短路试验。 姚侧故障相电流仅1200多A。送100万瓦千负荷电流=1300A b)500KV线路有许多同杆并架双回线，因其输送容易大，发生区内异名相跨线故障时，不允许将两回线同时切除。否则将影响系统的安全运行,线路末端跨线故障时，首端距离保护，会看成相间故障。 c)500KV一般采用1个半开关接线，线路停电时，开关要合环，需加短线保护。 d)线路输送功率大，稳定储备系数小，要保证系统稳定，要求保护动作速度快，整个故障切除时间小于100ms。保护动作时间一般要≤50ms。（全线故障） e)线路分布电容大 500KV线路、相间距离为13m、线分裂距离45cm、正四角分裂、相对地距离12m。 线路空投时，未端电压高。要加并联电抗器,并联电抗器保护需跳对侧开关,需加远方跳闸保护。 f)500KV线路一般采用单相重合闸，为限制潜供电流，中性点要加小电抗器 2、配置原则： 1）500KV线路保护配置原则： 设置两套完整、独立的全线速动保护，其功能满足： 每一套保护对全线路内部发生的各种故障（单相接地、相间短路，两相接地、三相短路、非全相再故障及转移故障）应能正确反映每套保护具有独立的选相相功能，实现分相和三相跳闸，当一套停用时，不影响另一套运行。 两套保护的交流电流、电压、直流电源彼此独立 断路器有2组挑圈时，每套保护分别起动一组跳闸线圈 每套主保护分别使用独立的通道信号传输设备，若一套采用专用收发信机，另一套可与通讯复用通道。 2) 500KV线路后备保护的配置原则 线路保护采用近后备方式 每条线路均应配置反映系统D1、D1-1、D2、D3 各种类型故障的后备保护，当双重化的主保护均有完善后备保护时可不另配。
智能变电站技术对继电保护的影响及作用马丽 发表时间：2018-06-21T10:24:55.650Z 来源：《电力设备》2018年第6期作者：马丽[导读] 摘要：智能电网的快速建设与发展过程中，非常多先进的技术使用到其中，推动电力事业获得良好进步发展。（青海黄河新能源系统集成工程有限公司 710061）摘要：智能电网的快速建设与发展过程中，非常多先进的技术使用到其中，推动电力事业获得良好进步发展。作为智能电网当中非常重要的构成部分的智能变电站，建设成效的高低直接对电网继电保护安全稳定运转有极大的影响。特别是变电站在运转当中容易受到环境因素的影响，留下较多的安全威胁。智能变电站技术可以实现故障预警的目的，给继电保护带来巨大的影响。文中通过分析智能变电站基 本属性以及框架体系，具体分析了智能变电站技术给继电保护产生的影响及作用。关键词：智能变电站技术；继电保护；影响；作用智能变电站技术的进步发展给智能电网带来直接的影响，是构成智能电网系统的关键部分，同时有重要的地位。现如今，电力事业发展进程中逐步加大了对智能变电站技术的关注，对其进行了很多实验，从而获得了很多成功的实践经验，给智能变电系统良好发展带来较为重要的理论基础。与此同时，电网运行过程中继电保护要求非常高的安全性，因此智能变电站对电力系统的保护主要是在继电保护中完成。为了保证电力事业安全运转下去，就需要深入研究智能变电站技术以及继电保护。 1智能变电站与架构体系分析 1.1智能变电站概述智能变电站主要包含下面几方面的特点：首先，具备高效环保的特点。具体体现在利用光纤线取代了传统电力系统当中应用的电缆线，如此大大减少了安装费用，另外使用高集成度的电子元件还可以减少能源消耗量。其次，具备交互以及协同性特点。智能变电站可以利用信息交互，良好的将电网系统反馈调节功能发挥出来，而且将各个子系统连接起来将调节效率提高。智能变电站技术不但可以自行实现收集、整理信息数据等工作内容，而且还可以按照电网工作运行的情况实现自动化的控制以及智能调控等工作。智能变电站体系开始逐渐朝着网络以及智能化的方向前行。智能化技术开始大面积的应用到变电站当中，不但可以将变电站的总体工作效率提升上去，而且还可以更好的减少变电站运行费用。现如今，应用最为广泛的一次设备就有智能断路器以及智能变压器。随着我国科学技术水平的逐步发展，智能变电站当中广泛的应用了光纤网络以及电子感应器，促使变电站运行过程中实现一次与二次设备数据的自动传输，同时共享获取的信息资源。实行电力系统自动化全球通用标准后，让智能变电站设备间的通信变得更加的方便灵活，即是不同厂家所生产出来的智能变电站设备，可是智能设备所执行的标准却是统一的，如此一来给智能变电站设备安装以及检修工作都提供了巨大的便利。 1.2智能变电站架构体系智能变电站的架构体系与传统变电站完全不同，智能变电站由五部分构成，精准来讲是三层两网络，三层具体是站控、过程以及间隔层，两网络主要是站控层网络以及过程层网络。过程层囊括智能化开关以及电子互感器这种一次设备，具体的作用就是实现对各种设备运行实现检测，最终的检测目的就是：首先，观察是否处在正常的运行状态中；其次，对设备运行过程中的信息进行收集。间隔层的设备作用就是对有关设备进行监控，监控变电站当中较为重要的装置，方便维修人员可以利用监控录像，及时了解出现故障的原因，如此给变电站的正常运转起到良好的保障。站控层的具体目标就是同意控制变电站的全部信息资源，并不是单一的装置单独控制，具体利用人机交互设备以及数据前置机实现。 2智能变电站技术对继电保护的影响及作用 2.1对继电保护数据信息和保护原理的影响 2.1.1电子互感器取代了电磁互感器，推动继电保护元数据产生一定的变化。传统的电磁互感器当中设定好的计算方式以及整定原则获得优化，可能产生数据信息延迟以及同步问题，给继电保护产生巨大影响，亟需深入全面对继电保护进行评价与分析，推动电子互感器本身具备频带宽度以及线性度的特征，创造出继电保护的新算法。 2.1.2综合有关的技术标准，推动二次信息统一建模，能够转变传统的继电保护数据传送以及应用手段。特别是广泛推行使用ICE61850标准后，设备间实现相互连通，给二次分离信息打好坚实的基础，例如，挖掘存储海量数据信息，对配置进行保护，构成良好的全新的保护组织。 2.1.3继电保护数据传输方式出现了变化，将信息技术的优势充分发挥出来，利用信息网络数据传输的方法取代了二次电缆连接的方法，保证继电保护跨间隔保护更灵活。 2.2对继电保护系统产生的影响继电保护系统当中，智能变电站技术给继电保护带来的影响与作用包含下面几个方面：第一，网络化的数据交换可以良好的解决传统意义上的继电保护计算、出口以及采样一体化产生的问题。继电站要保护的数据信息以及对象无需绑在一起，让继电保护系统更加灵活。第二，网络化以及智能化的数据交换慢慢的将传统二次回路不能实现良好监控的问题解决。第三，交换对时数据慢慢转变了对传统继电保护管理工作按照保护装置为核心的方式。第四，过程层采用统一采样，有效解决了传统意义上数据分别采样带来的问题。 2.3对继电保护调试与维修影响与作用智能变电站技术的应用不但将电网系统继电保护技术的实现机制有效改变，与此同时给电网系统调试与维护产生十分深远的影响。首先，实时对智能变电站监测数据进行传输与分析，将改变电网系统继电保护周期维护与测试方法的落后性。其次，智能变电站可以全方位的提供检测数据为电网系统继电保护装置维修以及检测工作带来帮助，如此一来，大大方便了电网系统继电保护装置的维修工作。最终智能变电站设计维护以及调试工作一定需要多方参与者一同商量研究，反复对拟定方案协调修正，如此可以更加良好的确保电网系统顺利实现继电保护，而且良好的预防电网运行当中的安全威胁。总而言之，电网系统当中智能变电站是较为重要的构成部分，具有不可小视的地位，需要电力企业深入进行分析研究，为给电力事业良好健康发展带来强有力的帮助。经过上述文字对智能变电站发展的分析以及智能变电站技术给继电保护带来的影响，可以了解到智能变电站技术给继电保护带来非常重要的意义，更需要开发出智能变电站技术在继电保护的各领域所发挥的作用，优化传统继电保护系统。参考文献：
一继电保护灵敏系数 灵敏性是指在电力设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时，保护装置应具有必要的灵敏系数。灵敏系数应根据不利的正常（含正常检修）运行方式和不利的故障类型计算，但可不考虑可能性很小的情况。灵敏系数应满足有关设计规范与技术规程的要求，当不满足要求时，应对保护动作电流甚至保护方案进行调整。 灵敏系数K m为保护区发生短路时，流过保护安装处的最小短路电流I k·min与保护装置一次动作电流I dz的比值，即：K m＝I k·min／I dz。 式中：I k·min为流过保护安装处的最小短路电流，对多相短路保护，I k·min取两相短路电流最小值I k2·min；对66KV、35KV、6~10kV中性点不接地系统的单相短路保护， 取单相接地电容电流最小值I c·min；对110kV中性点接地系统的单相短路保护， 取单相接地电流最小值I k1·min；I dz为保护装置一次动作电流。 各类短路保护的最小灵敏系数列于表1.1 表1.1 短路保护的最小灵敏系数 注：（1）保护的灵敏系数除表中注明者外，均按被保护线路（设备）末端短路计算。 （2）保护装置如反映故障时增长的量，其灵敏系数为金属性短路计算值与保护整定值之比；如反映故障时减少的量，则为保护整定值与金属性短路计算值之比。 （3）各种类型的保护中，接于全电流和全电压的方向元件的灵敏系数不作规定。 （4）本表内未包括的其他类型的保护，其灵敏系数另作规定。
二电力变压器保护 1电力变压器保护配置 电力变压器的继电保护配置见表4.1－1 表4.1－1 电力变压器的继电保护配置 注：（1）当带时限的过电流保护不能满足灵敏性要求时，应采用低电压闭锁的带时限的过电流； （2）当利用高压侧过电流保护及低压侧出线断路器保护不能满足灵敏性要求时，应装设变压器低压侧中性线上安装电流互感器的零序过电流保护； （3）低压侧电压为230/400V的变压器，当低压侧出线断路器带有过负荷保护时，可不装设专用的过负荷保护； （4）密闭油浸变压器装设压力保护； （5）干式变压器均应装设温度保护。
110kV环形网络继电保护配置与整定方案 摘要 继电保护是保证电力系统安全稳定运行的重要组成部分，而整定值是保证保护 装置正确动作的关键。本文结合给定110kV电网的接线及参数，对网络进行继电保 护设计，首先选择电流保护，对电网进行短路电流计算，确定电网的最大、最小运 行方式，整定电流保护的整定值。在电流保护不满足的情况下，相间故障选择距离 保护，接地故障选择零序电流保护，同时对距离保护、零序电流保护进行整定计算。 本设计最终配置的保护有：电流速断保护、瓦斯保护、纵差动保护等。 关键词：继电保护，短路电流，整定计算 目录 1、前言 (1) 1.1电力系统继电保护作用 (1) 1.2继电保护的基本原理及保护装置的组成 (2) 1.3电力系统继电保护整定计算的基本任务及步骤 (2) 1.4继电保护整定计算研究与发展状况 (3) 1.5本次设计的主要内容 (3) 2、继电保护的原理 (4) 2.1线路保护的原理 (4) 2.2变压器保护的原理 (5) 2.3母线保护的原理 (7) 3 、短路电流计算并确定运行方式 (8) 3.1阻抗标幺值的计算 (8) 3.2短路电流计算 (9) 3.2.1电力系统所有设备均投运且闭环情况下短路电流的计算 (9) 3.2.2只有G1、G2投运且可能存在开环情况下短路电流的计算 (12) 3.2.3只有G1、G3投运且可能存在开环情况下短路电流的计算 (18) 3.3系统运行方式的确定 (23) 4 、继电保护的设计 (25)
4.1母线保护的整定计算 (25) 4.2变压器保护的整定计算 (28) 4.3线路保护的整定计算 (37) 4.4其他元件的保护与保护结果 (40) 5、结论 (42) 6、总结 (44) 参考文献 (45) 附录一：110KV环网继电保护配置图 (46) 附录二：外文资料翻译 (48)