继电保护配置方案（精选11篇）
继电保护配置方案 第1篇
关键词：智能变电站,继电保护,交换机
0 引言
智能电网是当前全球电力工业关注的热点,引领着电网的发展方向,同时变电站作为电网的节点,起着连接线路、输送电能、变换电压等级、汇集电流、分配电能、控制电流流向、调整电压等作用,因此变电站的智能化运行是实现智能电网的基础环节之一。智能变电站能够完成比常规变电站范围更宽、深度更大、层次更复杂的信息采集和处理功能,具有信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化等特征,符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。
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IEC 61850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方案
典型的110kV变电站主接线为高压侧(110kV)内桥接线、低压侧(10kV)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)110kV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110kV桥备自投之间采用GOOSE点对点方式连接。
(3)10kV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GSE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:110kV线路、内桥采用三相电子式电流互感器;110kV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;10kV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:110kV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,分别接入高压侧中性点互感器、低压侧ECVT。
(3)智能终端配置:110kV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)kV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110kV线路电流合并单元、110kV桥电流合并单元、110kV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)110kV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)110kV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,如图3、图4所示。第一套变压器保护接入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GOOSE网,用于测控及故障录波。
(4)低压备自投技术方案如图5所示。低压备自投接入SV及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,如图6所示。
(6)低压分段保护由于需要与变压器保护、低压备自投配合,因此需接入GOOSE及SV网,第一、第二套变压器保护跳分段断路器分别通过GOOSE网及变压器低压侧智能终端直接输出硬接点实现,如图7所示。
3 结束语
智能电网是当今世界能源产业发展变革的新动向,代表着电网未来发展的方向。继电保护作为电网重要的二次设备,应在技术成熟、可靠的基础上积极探索其它实现方式。
参考文献
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[4]刘延冰,等.电子式互感器原理、技术及应用[M].北京:科学出版社,2009
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[10]易永辉,王雷涛,陶永健.智能变电站过程层应用技术研究[J].电力系统保护与控制,2010,38(21):1-5
[11]张斌,倪益民,马晓军,等.变电站综合智能组件探讨[J].电力系统自动化,2001,34(21):91-94
电力系统继电保护配置原则 第2篇
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采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
电力系统各个元件都配置各自的保护装置不能留下死区。在设计时要合理分配的电流互感器绕组，两个设备的保护范围要有交叉。同时对断路器和电流互感器之间的发生的故障要考虑死区保护。
三、线路保护
输电线路在整个电网中分布最广，自然环境也比较恶劣，因此输电线路是电力系统中故障概率最高的元件。输电线路故障往往由雷击、雷雨、鸟害等自然因素引起。线路的故障类型主要是单相接地故障、两相接地故障，相间故障，三相故障。
不同电压等级的输电线路保护配置不同。35kV及以下电压等级系统往往是不接地系统，线路保护要求配置阶段式过流保护。由于过流保护受系统运行方式比较大，为了保证保护的选择性，对一些短线路的保护也需要配置阶段式距离保护。110kV线路保护要求配置阶段式相过流保护和零序保护或阶段式相间和接地距离保护辅以一段反映电阻接地的零序保护。110kV及以下线路的保护采用远后备的方式，当线路发生故障时，若本线路的瞬时段保护不能动作则由相邻线路的延时段来切除。根据系统稳定要求，有些110kV双侧电源线路也配置一套纵联保护（全线速动保护）。为了保证功能的独立性，110kV线路保护装置和测控装置是完全独立的。220kV及以上线路保护采用近后备的方式，配置两套不同原理的纵联保护和完整的后备保护。全线速动保护主要指高频距离保护、高频零序保护、高频突变量方向保护和光纤差动保护。后备保护包括三段相间和接地距离、四段零序方向过流保护。此外220kV线路保护还要配置三相不一致保护。
输电线路的故障大多数是瞬时性的，因此装设自动重合闸可以大大提高供电可靠性。
选用重合闸的方式必须根据系统的结构及运行稳定要求、电力设备承受能力，合理地选定。凡是选用简单的三相重合闸方式能满足具体系统实际需要的线路都能当选用三相重合闸方式。当发生单相接地故障时，如果使用三相重合闸不能保证系统稳定，或者地区系统会出现大面积停电，或者影响重要负荷停电的线路上，应当选用单相或综合重合闸方式。在大机组出口一般不使用三相重合闸。我省220kV线路基本采用单相重合闸，110kV线路采用三相重合闸方式。
四、变压器保护
电力变压器是电力系统中使用相当普遍和十分重要的电器设备，它若发生故障将给供电和电力系统的运行带来严重的后果。为了保证变压器的按安全运行防止扩大事故，按照变压器可能发生的故障，装设灵敏、快速、可靠和选择性好保护装置。
变压器可能发生的故障有：各向绕组之间的相间短路；单相绕组部分线匝之间匝间短路，单相绕组和铁芯绝缘损坏引起的接地短路；引出线的相间短路；引出线通过外壳发生的单相接地短路以及油箱和套管漏油。变压器的不正常工作情况有：外部短路或过负荷引起的过电流；变压器中性点电压升高或由于外加电压过高引起的过励磁等。
根据继电保护和安全自动装置技术规程规定，变压器一般情况要配置以下保护：
变压器油箱内部短路故障和油面降低的瓦斯保护、压力释放、油温过高、冷却器全停等非电量保护； 变压器绕组和引出线多相短路、大电流接地系统侧绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路的纵联差动保护或电流速断保护；
变压器外部相间短路并作为瓦斯保护和差动保护（电流速动保护）后备的低电压起动过流保护（或复合电压起动的过电流保护或负序过电流保护）；
大电流接地系统中变压器外部接地短路得零序电流保护； 变压器对称过负荷的过负荷保护； 变压器过激磁的过激磁保护。
不同电压等级和容量的变压器配置有所区别，电压等级越高，变电容量越大的变压器配置越复杂。对电压为220kV及以上大型变压器除非电量保护外，要求配置两套完全独立的差动保护和各侧后备保护。
220kV侧的后备保护包括：零序方向过流（两段两时限）和不带方向的零序过流；复合电压方向过流（一段两时限）和复合电压过流；
间隙零序电流和电压保护
110kV侧的后备保护包括：零序方向过流（两段两时限）和零序过流；复合电压方向过流（一段两时限）和复合电压过流；间隙零序电流和电压保护
35kV侧的后备保护包括：复合电压方向过流（一段三时限）各侧装设过负荷保护，自耦变还装设公共绕组过负荷保护。
五、母线保护
发电厂和变电所的母线是电力系统中的一个重要组成元件，与其他电气设备一样，母线及其绝缘子也存在着由于绝缘老化、污秽和雷击等引起的短路故障，此外还可能发生由值班人员误操作而引起的人为故障，母线故障造成的后果是十分严重的。当母线上发生故障时，将使连接在故障母线上的所有元件被迫停电。此外，在电力系统中枢纽变电所的母线上故障时，还可能引起系统稳定的破坏。一般说来，低压母线不采用专门的母线保护，而利用供电元件的保护装置就可以把母线故障切除。当双母线同时运行或单母线分段时，供电元件的保护装置则不能保证有选择性地切除故障母线，因此在超高压电网中普遍地装设专门的母线保护装置。母线保护的基本配置为：
（1）母线差动保护（2）母联充电保护（3）母联过流保护
（4）母联失灵与母联死区保护（5）断路器失灵保护
我省母联充电保护和母联过流解列保护是单独配置的，充电保护是相电流保护，母联过流解列保护要相电流和零序过流保护。
六、备用电源自投装置
备用电源自动投入装置是保证供电可靠性的重要设备。电源备自投装置采集断路器位置、电压、电流等信息，如判断出配电装置已失去主电源将自动合上备用电源。微机型电源备自投装置的工作原理和微机保护基本相同。
备用电源备自投装置主要用于110kV及以下的中低压配电系统中，因此其主接线方案是根据变电所、发电厂厂用电的主要一次接线方案设计的。和一次接线方案相对应，电源备自投装置主要有低压母线分段开关、内桥开关、线路三种备自投方案。
七、其它安全自动装置
智能变电站继电保护配置分析 第3篇
摘要：近年来，我国智能电网建设的速度不断加快，智能变电站继电保护配置作为智能电网的重要防线，是智能电网得以安全运行的重要保障。在当前智能变电站建设过程中，继电保护作用不容忽视，需要加快升级变电站继电保护配置，加快其智能化的发展，从而实现智能电网的全面保护。文中从智能变电站的继电保护配置入手，结合智能变电站的特点，对智能变电站继电保护配置的内容及方案进行了分析与探讨。
关键词：智能变电站；继电保护；配置；分析
引言：
智能变电站作为电力事业发展的重要标志，其将我国电力事业带入了一个新的时代。智能变电站的继电保护是对其自主识别故障并及时做出正确处理的自动化过程，是保障电网正常运行的重要方式。近年来，社会对智能变电站继电保护配置的关注度逐渐增高，这为智能变电站综合实力提出了更高的要求，提升智能变电站的继电保护配置水平刻不容缓。
1智能变电站的继电保护配置的内容
智能变电站有效的将一次自动设备和二次网络化设备结合在一起，在相关通信规范要求下，实现了信息的共享性和交互性。在智能变电站中继电保护和数据库管理功能发挥着越来越重要的作用，当前智能变电站继电保护机构通常会分为三个层次，即过程层、间隔层和站控层。
1.1过程层
在过程层中以交换机作为核心的设备，通过快速跳闸装置来对继电进行保护。过程层中还包括合并单元、接口设备和智能终端。在具体运行过程中，过程层会对电气量进行监控，利用网络方式来实现信息的传递，而且还能够检测运行状态下的隔离开关、断路器和变压器等设备的参数，对执行和驱动进行有效的损伤控制。
1.2间隔层
间隔层作为过程层和站控层的过渡层，其有着承上启下的作用，具有对设备进行保护和控制的重要作用，能够控制间隔层数据的采集及命令发生的优先级别，能够对同一期或是其他的控制进行有效的保护，实现了通信功能的承上启下。
1.3站控层
站控层主要以主机、运动装置及规约转换器等几部分构成，具有非常重要的作用。站控层能够汇总全站的数据信息，而且还能够实现数据库的实时更新，将所收集到的信息向监控中心进行传递，可以将信息向间隔层和过程层进行传递。而且站控层由于运行方式具有多样性，这就需要提前制定好方案，这样一旦系统发生故障，则能够及时对其进行切换，确保其处于整定的方案定值区中。
2智能变电站的特点
智能变电站是由站控层、间隔层和过程层组成的。它是开放式分层分布式系统，运用IEC61850通信标准。其站内信息具有唯一和共享的特点，可以保证故障信息、远动信息不重复采集。
站控层是由主机、远动通信装置和各种二次功能站构成的。它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，并与远方监控調度中心通信。
间隔层是由若干二次子系统组成的。在站控层和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。
过程层是由电子式互感器、合并单元、智能单元等构成的。它能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有以下三点：出现了一些新设备，比如电子式互感器、合并单元、智能终端等；应用了大量的网络交换机；二次接线设计采用了大量的光缆。
3智能变电站继电保护配置方案分析
3.1主变压器保护配置
对于智能变电站主变压器继电的保护配置，可以根据实际电压来对保护配置方案进行配置，做到不同电压不同保护配置方案。110kV及以下电压变电站的主变压器可以采取直接跳闸的组网方式，通过将二次硬接线与开关之间的有效连接，合并单元就可以进行一次配置接入。220kV及以上的变电站变压器保护则需要选择双重化配置方案，通过对变压器每侧合并单元MU的双重化配置连接，来实现对变压器的主后备保护和后后备保护功能。
3.2线路保护配置
对于智能变电站线路的继电保护配置，也可以根据实际电压来对保护配置方案进行配置，做到不同电压不同保护配置方案。110kV及以下的电压级别线路保护配置，可以采用保护和测控一体化的单套配置方案，要保证主后备保护和后后备保护功能的线路保护装置的配置完整性。220kV及以上的纵联线路保护配置不可使用传统两套重合闸相互启动的方案，而是采取“一对一”气筒或者断路控制器不对应位置启动的方式。以保证能够通过电压保护来实现对远眺保护装置中的过电压功能，过电压保护启动的远跳动作，能够被断路器的开闭状态进行控制。
3.3母线保护配置
对于智能变电站的母线继电保护可以采取直接跳闸方式进行配置。智能单元通过自身的采样工作，通过母线保护设备发送采样信息，从而将智能开关的使用状态传递给智能控制系统。当母线发生故障时，母线保护配置能够将跳闸质量第一时间传递给故障间隔开关，实现对线路的切断以达到保护母线的目的。智能单元接到信号后，对将状态信息报送母线保护，并对开关的目前状态进行确认，母线保护在接收到智能开关发出的状态信息后，确认跳闸指令是否成功。
3.4低频低压减载保护配置
在智能变电站当中，为了保证变电设备的安全和平稳运行，变电站通常以配置低频低压减载的保护装置来实现继电保护工作任务。在实际工作中，智能变电站低频低压减载装置可以按照网络采样和网络跳闸方式的有效结合来进行配置，这样的配置方式不仅更有效，而且还更符合智能变电站绿色、环保的理念。
3.5备用电源自投装置配置
备用电源进线自投装置的配置方案可以采用网采网跳的配置方式，通过对智能变电站信息智能采集与共享技术的有效利用，实现对备用电源的有效保护，并让其能够在稳定的运行环境中自主的投入工作，实现智能化。
4继电保护配置发展趋势
4.1以广域信息为基础的电网保护
当前我国在电网继电保护的研究上还处于较低的水平。近年来，以广域电网信息为基础的电网保护成为继电保护配置研究的热点问题。广域保护系统主要由实时动态监测系统、电力系统调度中心及实时控制系统等内容。不仅可以有效的监测和分析广大地区的电力运行情况，而且能够自动实现广域控制，在电网出现故障时，广域保护能够及时进行反应。广域保护系统具有广域安全自动控制功能，能够进行紧急安全控制，确保了各项参数的稳定性，特别是在当系统处于异步振荡状态下时，广域安全自动控制功能能够有效的对系统崩溃起到防范作用。
4.2主动化瞬态保护
瞬态保护主要是利用瞬时频率特征和暂态行波来对传输线路进行保护，而且在瞬态保护下，不会受到来自于电源频率的影响，具有较高的反应速度、较高的精度、系统摇摆及过度电阻等特点，而且数量瞬态保护还兼具了滤波器的优点，可以说主动化瞬态保护已成为未来继电器发展的主要趋势。
结语：
综上所述，智能变电站已经逐渐成为了未来变电站发展的趋势。继电保护设备对研究智能变电站的继电保护配置有非常重要的意义。因此，为了进一步发展智能变电站，不仅要探讨变电站的网络配置问题，还要探讨各设备的配置方案，并且考虑各设备之间的联系，进而保证设备的高质量运行。
参考文献：
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继电保护配置方案 第4篇
1 山西天脊煤化工集团及电力系统简介
山西天脊煤化工集团股份有限公司(以下简称天脊集团)是20世纪80年代初建设的我国第一个以煤为原料生产高效复合肥的大型企业,经过30年的发展,公司的产能及产品种类已发生了很大的变化,现在合成氨产量已达年产45万吨,硝酸年产108万吨,硝铵年产40万吨,苯胺年产26万吨,目前已形成以硝酸磷肥为主,集有机化工、煤炭深加工、精细化工等为一体,多产品、跨地域的大型煤化工集团。
天脊集团电力系统通过闫化线(14.83km)和潞化线(12.572km)两条110kV架空线路与山西长治电网相连接。总降压站设置3台主变压器,分别为1#主变40MVA、2#主变37.5MVA、3#主变37.5MVA,两台6KV热电联产发电机组(余热发电)分别为1#发电机16MW,2#发电机30MW。
2 继电保护的基本含义及主要任务
2.1 基本含义
继电保护是指当电力供应系统的某些设备和元件发生了故障时,自动将发生故障的设备从电力系统中切除,同时发出警报信号,将相关的故障控制在最小范围内,避免其他设备受到不良的影响[2]。因此,继电保护系统是电力供应系统的重要组成部分,它对于整个电力供应系统的安全与稳定发挥着不可或缺的重要作用,随着电力系统的日趋扩大和复杂,对继电保护系统的要求越来越高。
2.2 主要任务
继电保护的主要任务大致可以归结为以下几点。首先,继电保护系统可以将发生故障的设备在最短的时间内从电力系统中切除,使其他的电力设备免受损害,从而保证没发生故障的电力系统能够正常运转。其次,继电保护装置还可以在电力系统发生故障时及时发出报警信号,以便迅速处理故障,尽快恢复供电。
3 化工企业电气继电保护的装设原则一一以天脊集团电力系统为例
天脊集团110kV系统及6kV系统正常运行方式为:总降110kV母线为单母分段并列运行,潞化线供电,闫化线热备;2#主变压器与1#发电机并列运行;3#主变压器与2#发电机并列运行;1#主变压器独立运行。6kV系统:01#变电所、02#变电所、22#变电所6kV母线为单母分段并列运行。01#变电所与02#变电所联络线热备(即621开关在运行状态,611开关热备状态)。04#变电所的运行方式为:1#主变通过601-6012开关带04#变Ⅱ段负荷,01#变—04#变联络线带04#变I段负荷,6011开关在热备状态。其具体的电力系统主接线如图1所示。
具体来说,天脊集团电力系统的110kV闫化线和潞化线线路采用西门子原装进口7SA610距离保护,110kV水I线和水II线采用西门子原装进口7SJ62距离保护,主变差动保护采用西门子原装进口7UT61,主变后备保护采用南京南瑞NSP772,主变非电量保护采用南京南瑞NSP10,6kV发电机差动保护采用西门子原装进口7UM62,6kV高压电动机保护采用南京南瑞NSP783,6kV变压器保护采用南京南瑞NSP784,6kV线路保护采用南京南瑞NSP788。
3.1 6kV/400V配电变压器保护装设原则
依照DL400-91《中华人民共和国行业标准继电保护和安全自动装置技术规程》的有关规定,首先,6kV/400V变压器容量在400kVA以上时,需要装设瓦斯保护;容量在400kVA以下时,不需装设瓦斯保护。其次,变压器容量在2000kVA以下时,装设电流速断保护;当速断保护灵敏度不够时,需要验证保护在主要运行方式下的灵敏度,如果仍然不满足要求,可考虑不设该段保护。第三,变压器应装设过电流保护,当过电流保护灵敏度不够时,改装低电压启动的过电流保护。第四,由于6kV侧系统中性点采用小电阻接地方式,故变压器应装设两段式零序过电流保护。最后,变压器容量在400kVA以上时,应装设过负荷保护。
3.2 6kV侧电动机保护装设原则
依照DL400-91《中华人民共和国行业标准继电保护和安全自动装置技术规程》的有关规定,首先,6kV电动机(包括同步电机和异步电机)应装设相间短路保护。容量在2000kW以下时,装设瞬时电流速断保护;容量在2000kW以上时,装设纵联差动保护。其次,6kV异步电动机装设过负荷保护;6kV同步电动机装设反应定子过负荷的失步保护。第三,同变压器保护一样,6kV电动机装设两段式零序过电流保护作为系统的接地保护。最后,根据运行经验,同步电动机需要装设低电压保护。
3.3 6kV侧线路保护装设原则
依照DL400-91《中华人民共和国行业标准继电保护和安全自动装置技术规程》的有关规定,首先,6kV侧线路为防止相间短路故障,装设延时电流速断保护。其次,6kV侧线路后备保护应装设过电流保护;当灵敏度不够时,改装低电压起动的过电流保护。最后,同变压器保护一样,6kV侧线路装设两段式零序过流保护作为系统的单相接地保护。
3.4 6kV侧母线及母联保护装设原则
依照DL400-91《中华人民共和国行业标准继电保护和安全自动装置技术规程》的有关规定,首先,6kV侧母线(01#、02#和04#变电所母线除外)的保护可利用上级线路的保护来实现。其次,母联断路器的保护应与母线及母线上的元件保护综合考虑。一般来说,如果母线装设了母线保护(包括用电源回路的保护实现的母线保护或专用母线保护方式),则无需另外装设母联断路器保护,可利用供电线路保护的第一段时限动作于母联断路器跳闸。第三,对于01#、02#和04#变电所母线,应装设延时电流速断保护和过电流保护,当过流保护灵敏度不够时,改装低电压起动的过电流保护;另外,为反应1#～4#主变压器低压侧电缆的单相接地故障,应装设两段式零序过流保护。最后,由于01#、02#变电所母线为双侧电源供电,为防止110kV侧母线短路时主变低压侧母线开关误动作,其延时速断保护需装设功率方向元件,方向为上级线路指向变电所母线。
4 典型线路分支系统保护方案分析
6kV侧电网中,01#变、02#变、04#变I母、04#变Ⅱ母为四个相对独立的系统。其中01#变和02#变为双电源供电(发电机和主变压器),线路级数最多为两级;04#变I母、04#变Ⅱ母为单电源供电(主变压器),线路级数最多为三级。基于以上所述以及天脊集团所提供的资料中有关1#～4#主变压器高低压侧后备保护的定值,可拟定出如下三套线路保护方案。
4.1 方案Ⅰ
对于04#变I母、04#变Ⅱ母两个系统,主变压器低压侧Ⅰ段保护的动作时限为0.8s,为实现下级线路与之相配合,若为三级线路,则第一级线路及其末端的母线开关Ⅰ段保护动作时限定为0.5s,第二级线路及其末端的母线开关Ⅰ段保护动作时限定为0.2s,第三级线路(编织袋厂母线馈出线)I段保护动作时限定为0s;若为两级线路,第一级线路Ⅰ段保护动作时限定为0.5s,其末端的母线开关Ⅰ段保护动作时限定为0.2s,同时一次动作值上也要与上级线路形成配合,第二级线路(母线馈出线)Ⅰ段保护动作时限定为0s。对于01#、02#两个系统,主变压器低压侧Ⅰ段保护的动作时限为1.0s,母联开关Ⅰ段保护的动作时限为0.5s,故第一级线路及其末端的母线开关Ⅰ段保护动作时限定为0.2s,第二级线路(母线馈出线)Ⅰ段保护动作时限定为0s。此方案由于对线路和母线均实施了保护,提高了电网运行的安全性和可靠性。但由于系统线路级数多,为形成时限上的配合,整定中很难保证保护之间的时限级差,故方案中三级线路的首末端开关动作时限相同,最末级线路与次末级之间的时限级差仅为0.2s(0.2s在规定上不能成为一个独立级差),这无疑会增加保护误动的可能性,扩大停电范围。
4.2 方案Ⅱ
考虑到三级线路中的编织袋厂Ⅰ、Ⅱ段母线所带设备不多,为了能使三级线路中的第一级线路首末端开关保护形成配合,故牺牲编织袋厂设备故障时上级线路保护的选择性,即第二级线路Ⅰ段保护动作时限定为0s,线路末端的母线开关可不设保护;第一级线路Ⅰ段保护动作时限定为0.5s,其末端的母线开关Ⅰ段保护动作时限定为0.2s,同时一次动作值上也要与上级线路形成配合。其余的线路保护同方案Ⅰ。显然,此方案实现了三级线路的首末端开关之间的保护配合,但这是以牺牲末级线路的选择性为代价的,这势必会造成保护误动,从而扩大停电范围。
4.3方案Ⅲ
由于6kV侧系统从01#、02#和04#母线以下均为单电源辐射状电网,规定中可以无需装设母线保护。因此,对于04#变Ⅰ母、04#变Ⅱ母两个系统,若为三级线路,则第一级线路Ⅰ段保护动作时限定为0.5s,第二级线路Ⅰ段保护动作时限定为0.2s,第三级线路(编织袋厂母线馈出线)Ⅰ段保护动作时限定为0s;若为两级线路,第一级线路v段保护动作时限定为0.5s,第二级线路(母线馈出线)Ⅰ段保护动作时限定为0s。对于01#、02#两个系统,第一级线路Ⅰ段保护动作时限定为0.2s,第二级线路(母线馈出线)Ⅰ段保护动作时限定为0s。相比较而言,由于未装设母线保护,此方案是最简单且经济的,但其问题就是降低了电网运行的安全性,若运行中母线发生故障,会破坏系统稳定,扩大事故范围。
综上所述,可选用方案Ⅰ对线路进行保护整定。
5 结语
综上所述,随着社会经济的不断发展和科学技术的不断进步,我国的化工企业的规模越来越大,这使得用电的需求越来越大,同时也对用电安全提出了更大的挑战。继电保护系统是电力供应系统的重要组成部分,它对于整个电力供应系统的安全与稳定发挥着不可或缺的重要作用。因此我们要明确继电保护的基本含义及主要任务,掌握继电保护的装设原则,分析和研究典型系统保护方案,努力提高继电保护的水平,保证化工企业电力供应系统的安全与稳定。
参考文献
[1]笃峻,胡绍谦,滕井玉,等.数据源端维护技术在继电保护信息系统中的应用[J].电力自动化设备,2015(3):162-169.
[2]周贺.继电保护设备状态检修管理研究与应用[J].电子测试,2014(S2):154—156.
对智能变电站继电保护配置的分析 第5篇
摘要：随着电力技术的不断发展，我国的智能电网技术以及智能电气设备都取得了较大的发展，在技术上取得了突破新的进步。就目前我国的电力发展形势而言，智能变电站已经取代了传统的变电站，成为变电站发展和改革的一种趋势。由于继电保护装置是智能变电站中一个非常重要的组成部分，因此对继电保护配置的研究也成为了人们关注的一个焦点，本文笔者结合自身工作经验，对智能变电站的继电保护配置的相关问题进行探讨和研究，希望能对相关方面的研究和发展有所帮助。
关键词：智能变电站；继电保护配置；整定计算；最小灵敏度系数
1.前言
电力行业与人们的日常生活以及社会的经济发展息息相关，因此是国民经济中支柱产业之一。所以，通过采取一定的措施和手段，保证输变电系统保持一种稳定、安全的运行状态至关重要。现代社会，人们对电力的需求不断加大，同时经济发展的需求也对电力行业提出了更高的要求，所以智能变电站的提出了发展可以说是一种良好的趋势，因为这是我国电力行业走向智能化、信息化和数字化的一个重要标志。但是智能变电站在运行的过程中很大程度上都依赖于其内部的继电保护配置，可以说没有继电保护配置，就没有智能变电站，因此，只有做好智能變电站的继电保护配置的维护工作，不断的加强继电保护配置工作的水平，这样才能保证整个智能变电站的安全稳定的运行。
2.智能变电站的继电保护配置概述
继电保护配置，是智能变电站中一个非常重要的组成部分，这一配置在保证智能变电站的正常运行以及提高整个智能变电站的整体运行效率上起着无可替代的作用。正是因为继电保护配置独一无二的作用，所以我们才在继电保护配置实际运行的过程中不断的引入智能化的理念，从而使得智能变电站中的继电保护配置不断发展为智能化配置。
智能变电站，顾名思义，就是采取先进的、具备可靠性和集成环保性的智能化设备，并且结合数字化系统，为变电站注入新型的信息化思想，然后对整个变电站的数据进行及时、有效的采集、储存、测量、分类以及控制等，最终实现整个电力网络的网络化和智能化，实现信息共享。智能变电站在我国的提出和发展，注定为我国的电力企业的进步注入了一股新鲜的动力，但是由于我国的智能变电站的起步较晚，因此，我国智能变电站的建设还处于一个研究和发展阶段，但是目前，智能变电站在运行过程中的层级性已经清晰的呈现出来了。
通常而言，智能变电站包括三层，分为过程层、间隔层以及变电站控制层。其中，一次设备以及各种智能化的组件构成了过程层，过程层主要担任整个变电站的电能分配以及电力的变换传输工作；间隔层主要负责变电站数据的传输；控制层主要负责对整个自动化系统以及其它几个系统的控制，通过对电力系统的控制实现整个变电站的数据采集、监控等工作。而继电保护配置存在于这三个层之间的任一层，是对这几个层进行配置，进而保证这些层都可以运行在一种高效而稳定的状态之中，下面，笔者对继电保护配置进行详细的介绍。
3.智能变电站继电保护的主要任务
智能变电站的继电保护配置的任务会根据变电站的运行情况有不同的分类。（1）按照保护对象分类，则继电保护的主要任务主要由以下两个部分组成：输电线路和主设备保护。在这两个任务中，主设备主要包括发电机、变压器、母线、电抗器以及电容器；（2）按保护功能分类，导致智能变电站出现故障的原因是多方面的，包括内部原因和外部原因等，因此，根据保护功能的不同，继电保护可以分为短路故障保护和异常运行保护。其中，在继电保护中其主导作用的是短路故障保护，又被称之为主保护、设备保护；异常运行保护根据异常情况的不同被分为电流保护、过负荷保护、失磁保护等[1]；（3）按装置结构分类，主要分为数字保护、信号保护、计算保护等，总体而言，可以分为模拟式保护和数字式保护两个类别。其中，机电型保护装置、晶体型保护装置以及集成电路型保护装置等都属于模拟式保护；而微型计算机保护装置、微处理保护装置等都属于数字式保护；（4）按动作原理分类，按照动作原理进行分类是从专业电力理论原理的角度出发的，主要分为过电流保护、过电压保护、功率方向保护、距离保护、差动保护、载波保护等。
从这些分类方法中我们可以看出继电保护的多样性和复杂性，因此对继电保护配置的研究仍然需要很长的路要走，还需要我们进行不断的探索和研究。
4.继电保护配置的整定计算
继电保护配置在运行的过程中，适应电力系统运行变化的能力是有限的，因此我们需要对各种继电保护给出一个整定值，编制出一个整定方案，整定方案一般而言都是按照电力系统的电压等级或是设备来编制的，同时，还需要按照继电保护的功能进行方案划分。由于电力系统的运行不是一成不变的，所以继电保护方案也要按照电力系统的变化而进行及时的调整，如果继电保护配置的运行情况超出了预订的适应范围，那么我们就需要对全部或是部分的继电保护配置进行重新的镇定计算，编制出一个新的镇定方案，以满足电力系统的新的运行需求。
因此我们在这里就提到一个概念：继电保护灵敏性，继电保护灵敏性是指继电保护装置对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态时的反映能力。我们通常用继电保护灵敏性来反映继电保护配置对于电力系统运行状态的适应程度，通常用最小灵敏度系数来表示：
Kr=Ik/KgTKTKiIsb*r≥1.5[2]
其中，Kr代表继电保护配置的灵敏度；Ik代表智能变电站二次侧出口处最小两相短路电流，A；KgT代表变压器的组别系数，KT代表变压器的变压比；Ki代表高压配电箱电流互感器的变流比；Isb*r代表瞬时过流继电器工作电流。通过公式，我们可以计算出继电保护配置的最小灵敏度系数。
线路继电保护的配置及整定计算
保护分类保护类型组成元件计算条件最小灵敏度系数
带方向的电流或电压保护零序、负序方向元件按被保护区末端金属性短路计算2
发电机、变压器、线路及电动机纵联差动保护差电流元件按被保护区末端金属性短路计算2
主保護平行线路横差方向和电流平衡保护电压或电流启动元件电路两侧未断开前，其中一侧保护按线路中性点金属性短路计算2
母线完全差动保护差电流元件按金属性短路计算2
距离保护距离启动元件按被保护区末端金属性短路计算1.5
距离测量元件 1.3
电流保护和电压保护电流和电压元件按被保护区末端金属性短路计算1.5
母线不完全差动保护差电流元件按金属性短路计算1.5
平行线路横差方向和电流平衡保护电流元件线路一侧断开后，按另一侧对端金属性短路计算1.5
主保护的个别元件中性点非直接接地保护电流元件按被保护区末端金属性短路计算1.5
距离保护负序或零序增量启动元件按被保护区末端金属性短路计算4
平行线路横差方向保护零序方向元件线路两侧均为断开前，其中一侧按保护线路中间金属性短路计算4
线路一侧断开后，另一侧保护按对侧金属性短路计算2.5
后备保护电流保护和电压保护电流、电压元件按相邻电力设备和线路末端金属性短路计算1.2
该表中的灵敏度系数即为电力系统在不同的运行状态和运行条件之下所需的继电保护设备的最小灵敏度系数[3]。
5.结束语
综上所述，本文笔者主要对智能变电站的继电保护配置进行了分析了研究。在智能变电站运行的过程中，继电保护配置起到了保驾护航的作用，同时继电保护配置也对提高变电站的运行效率起到非常重要的影响，目前国内对这方面的研究仍不是很成熟，因此还需要我们进行更深入的、进一步的探索和研究。
参考文献：
[1]李锋，谢俊，兰金波，夏玉裕，钱国明.智能变电站继电保护配置的展望和探讨[J].电力自动化设备，2012，02：122-126.
[2]解晓东.智能变电站继电保护配置分析[D].山东大学，2013.
继电保护配置方案 第6篇
关键词：青海电网,330KV变电站,继电保护配置
前言
随着国家对西部大开发决策的实施, 西部的电网改扩建工程取得了很好的效果, 同时也使当地的电网结构发生了较大的改变, 青海地处偏僻, 境内地形复杂, 在电网改扩建过程中超高压电网得到了较快的发展, 为了保证超高压电网的安全性, 我们针对当前青海境内330KV变电站继电保护的配置进行分析, 从而使继电保护配置的科学合理性来对变电站的平稳运行加以保障。
1 330k V侧继电保护配置方案
330k V侧继电保护主要包括了330k V侧的线路保护、母线保护和断路器辅助保护等, 下面分别介绍这几种保护。
1.1 线路保护
超高压输电线路在线路保护配置上一般都选择二套完整的配置方案, 一种为主保护, 一种为后备保护, 330k V线路装置了全线速支主保护, 同时还配备了线路后备保护, 只有当主保护拒动的时候, 后备保护动作就会工作, 迅速的切断故障线路。330KV高压线路配置的双重保障系统很好的体现了继电保护装置的一体化功能。同时在对330k V线路主保护设置时设置了纵联方向保护、纵联距离保护和电流差动保护。在这三种保护方法中, 电流差动保护因其良好的性能而被广泛应用于超高压的长、短线路中, 并取得了特别好的效果, 电流差动保护能快速的实现分相跳闸, 并有较强的抗负荷电流的功能, 同时在科学技术不断发展的今天, 通道技术取得了快速的进步, 因此在通道内电流差动保护的性能也不受到影响。
在通常情况下纵联方向 (距离) 保护一般可分为二种, 闭锁式保护和允许式保护。因此不使用复用光纤通道的情况下, 闭锁式保护在通道受阻的情况下还可以继续动作, 所以其有应用上的优势, 但允许式保护因其还要向线路发送允许的信号, 所以当通道被阻时, 允许式保护拒动的的风险性高。但如果使用的是光纤通道的话, 一般情况下就会选择允许式保护或是电流差动保护, 而闭锁式保护在技术上没有任何优势。
考虑到330k V线路后备保护计算整定复杂, 为简化后备保护, 零序电流保护按2段配置, 只保留零序Ⅲ段和Ⅳ段。其中, 零序Ⅲ段定值按保线末灵敏度要求整定, 零序Ⅳ段定值按不大于300A整定, 并适应切除高阻接地故障要求, 以弥补分相电流差动保护高阻接地故障下灵敏度可能不满足要求的缺陷。相间距离保护采用接地距离保护定值。接地距离保护各段定值按规程整定, 且接地距离Ⅲ段保证可靠躲过本线路的最小负荷阻抗, 并使其对线路末端故障有足够的灵敏度。
1.2 母线保护
330k V母线一般采用双母线接线或3/2接线。在配置上也采用双重化进行, 相对于其他保护来讲, 母线保护较为简单, 同时就是在母线跳闸的情况下也整个运行系统也不会造成什么影响, 因此在母线保护上一般是不设置复压闭锁元件的。
1.3 断路器辅助保护、短5l线保护、远跳保护、过电压保护
断路器辅助保护可以看作线路的辅助保护, 对双母线接线方式, 不单设断路器辅助保护, 其重合闸功能设置在其中一套线路保护中, 失灵保护集成在母线保护中, 三相不一致保护使用断路器本体的功能;对3/2接线方式, 断路器辅助保护按断路器配置, 失灵保护、重合闸 (主变单元边断路器不配) 、充电过流和死区保护等功能集成在断路器保护装置中。
当线路运行, 线路侧隔离开关投入时, 该短引线保护在线路侧故障时将无选择动作, 因此必须将短引线保护停用。当电力系统在某种情况下出现故障时, 对侧感受到的故障信号可能不灵敏, 远端的断路器不能及时跳闸隔离故障点, 这就需配置远跳保护来实现。取一就地判别方式的远方跳闸保护。当系统需要配置过电压保护时, 过电压保护集成在远跳保护装置中。
2 主变保护
330/k V变压器的主、后备保护遵循双重化配置原则, 主保护主要是采用具有制动特性的电流差动保护。为了消除变压器励磁涌流的影响, 一般采取二次谐波制动或者波形间断角原理来判别变压器是否发生了励磁涌流。为了消除变压器过励磁的影响, 采用五次谐波电流制动元件作为过励磁闭锁元件。同时, 采用CT回路断线判别元件, 由控制字的投退决定是否闭锁主保护, 但不闭锁差动速断保护, 以防止变压器严重故障, 电流波形发生畸变时, 励磁涌流判别元件误判断为励磁涌流, 致使差动保护拒动, 造成变压器严重损坏。
目前, 青海电网330/kv变压器CT断线均不闭锁差动保护。变压器后备保护包括复压闭锁方向过电流保护、零序方向过电流保护、阻抗保护、公共绕组零序电流保护和过负荷保护, 可以作为母线故障、主变绕组故障和线路故障的后备保护。通常在变压器运行过程当中, 低压侧母线基本都不配置母线保护, 所以即使有后备保护, 但在实际中对低压侧的故障灵敏度往往不够。所以不能保证能及时动作, 在这种情况下, 复压闭锁装置的过电流保护时需要调整对故障的灵敏度, 以确保低压侧故障的有效排除。低压复压闭锁电流保护是保证低压侧发生故障时迅速切断的, 所以在没有特殊情况下是不允许退出运行的, /如果情况特殊必须退出运行时, 也要做好后备的保护工作, 以免不能及时的切断故障, 影响系统的正常运行。
3 结语
变电站是电力系统的重要组成部分, 对电力系统的正常运行有着重要的作用。电网的稳定运行不仅关系到人们的日常生活, 同时对于工业生产和国民经济的发展都有着重要的影响, 所以要保证变电站的可靠运行。在变电站运行期间, 从继电保护的配置, 运行到维护等等都对电网的安全有着极其重要的影响, 特别是在通信技术的推动下, 青海省内的330KV超高压线路均已实现了光纤传输通道, 所以使电流差动保护、纵联方向保护和纵联距离保护都有了广泛的应用, 特别是电流差动性保护得到了更为广阔的应用空间, 合理的继电保护方案配置, 为电网的稳定运行提供基础, 为国民经济的发展创造有利的环境。
参考文献
[1]赵自刚.继电保护运行及故障信息管理系统的研究[D].华北电力大学, 2000年.[1]赵自刚.继电保护运行及故障信息管理系统的研究[D].华北电力大学, 2000年.
[2]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护典型故障分析[M].北京:中国电力出版社, 2001.[2]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护典型故障分析[M].北京:中国电力出版社, 2001.
[3]王梅义.电网继电保护应用[M].北京:中国电力出版社, 1999.[3]王梅义.电网继电保护应用[M].北京:中国电力出版社, 1999.
继电保护配置方案 第7篇
随着社会经济的快速发展和用电负荷的急剧增长, 传统10kV系统容量小、损耗大等问题在供需矛盾中日渐突出。20kV电压等级与10kV相比, 其线路供电能力成倍提高, 供电半径和供电范围也大幅增加, 同时负载电流更小, 单位长度的压降更小、损耗更低, 有利于保障供电质量, 提高电网经济效益, 这些优势可有效解决原线路过长、末端电能质量不合格和难以新增较大用户等供电问题。北仑电网为满足用电负荷日益增长要求, 在梅山保税区110kV七姓变尝试采用20kV系统供电模式。
1 接地方式对保护的影响
现有35kV和10kV配网系统为中性点不接地系统, 主要采用中性点经消弧线圈接地方式。当系统发生单相接地故障时, 接地电流仅为线路对地电容电流, 电流值很小, 按规程规定该系统还可运行2h, 现场采用只发信不跳开关的方式, 因此该系统只需配置相间过流保护就能满足要求。
20kV系统采用中性点经小电阻接地方式, 可有效降低单相接地故障时的工频过电压以及限制电弧过电压的产生, 但是发生单相接地故障时会产生较大的短路电流, 必须快速切除故障, 因此考虑增加零序过流保护作为单相接地故障的主保护。这就要求出线TA采用三相式接线方式以取得自产零序电流, 而主变20kV侧接地变则需在接地电阻处加装零序互感器构成零序电流保护。北仑梅山110kV七姓变一次系统如图1所示, 本站电源主变为Y/△接线, 接地变直接接于其△侧引出线, 中性点经小电阻接地。
在这种模式下正常运行时, 小电阻接地系统的电源变低压侧应开环运行, 且一个小电阻接地系统中必须有且只能有一个中性点接地运行, 小电源主变、终端变高压侧中性点应不接地运行。接地变中性点零序电流保护是小电阻接地系统中的重要保护, 正常运行时必须投入。接地变所提供的接地点是构成零序保护所必须的, 因此在运行操作过程中应始终保证有接地点存在。当两段母线并列运行由一台主变供电时, 应投入相应的母分过流解列保护。
2 20kV系统继电保护配置
北仑电网20kV系统小电阻为20Ω。发生单相接地故障时, 零序电流在200~600A, 该数值虽然远大于线路电容电流, 但也远小于相间短路电流, 因此单相接地故障不能靠传统相间过流保护来切除, 必须引入零序电流保护。图1所示变电所接线方式的保护配置原则如下。
(1) 电源主变除配置传统非电量保护、差动保护、高低压侧复压过流保护外, 其低压侧还应配置一段零序电流保护, 作为母线接地故障主保护和出线接地故障远后备保护。
(2) 接地变电源侧除配置电流速断保护和过流保护外, 其中性点TA还应配置两段零序电流保护, 作为接地变接地故障主保护和系统接地故障远后备保护。
(3) 20kV出线除配置过流保护外, 宜采用零序电流自产方式, 另配置两段零序电流保护, 作为线路接地故障主保护和后备保护。
(4) 其它母线连接元件 (所变、电容器) 应设置三相TA, 除配置常规保护外, 另配置两段零序电流保护, 作为该元件接地故障主保护和后备保护。
(5) 母分除配置过流保护外, 还应配置零序电流保护, 投入零序后加速, 作为空充母线和母线并列运行时的接地故障保护。
3 20kV系统保护整定方案
3.1 接地变保护
(1) 接地变电流速断保护需保证接地变电源侧引线在最小方式下两相短路时有足够灵敏度 (kLM≥2) ;能保证在充电合闸时躲过励磁涌流, 一般大于10倍接地变额定电流;当接地变兼为所用变时, 还应躲过低压侧最大故障电流 (kK≥1.3) ;对于七姓变接线方式, 动作跳电源主变各侧断路器。
(2) 接地变过流保护需躲过接地变额定电流 (kK≥1.5) ;躲过区外单相接地故障时由电流互感器误差引起的不平衡电流;动作时间与接地变零序电流保护相同;对于七姓变接线方式, 动作跳电源主变各侧断路器。
(3) 零序电流保护定值应保证系统最小单相接地方式下经过渡电阻接地有灵敏度, 并可靠躲过线路电容电流 (kK≥1.5) , 原则上不超过250A;应大于电源变低压侧各分支零序电流保护时间, 动作跳电源变各侧断路器。
3.2 主变保护
(1) 主变常规非电量保护、差动保护、高低压侧复压过流保护按《3~110kV电网继电保护装置运行整定规程》要求整定。主变差动保护低压侧应采取消零措施, 以保证区外接地故障时差动保护不误动。
(2) 主变低压侧零序电流保护可按接地变零序电流保护整定原则整定, 动作时限大于母线上各连接元件零序电流保护的最长动作时限, 并与接地变零序电流保护动作时限配合, 动作跳主变低压侧开关。
3.3 20kV出线保护
(1) 过流保护整定参照35kV线路保护有关整定原则执行, 时间限额参照35kV出线, 取1.4s。
(2) 零序电流I段保护需保证对出线上发生的单相接地故障有灵敏度:
式中, ID (1, ) min为系统最小单相接地故障电流;kLM为灵敏系数, 取2。
同时, 20kV出线的零序电流I段保护需与下级设备的零序电流I段保护配合:
式中, I0I为下级设备零序电流I段保护中最大电流定值;K′K为配合系数, 取1.1~1.15。
通常, 20kV出线的零序电流I段保护定值不大于200A, 动作时间与下级设备的零序电流I段保护动作时间配合, 一般取0.5s左右。
(3) 零序电流II段保护整定值需考虑经过渡电阻 (不小于20Ω) 接地有灵敏度, 一般不大于150A;动作时间与本线路相间过流最末段时间相同;与下级设备零序电流保护定值配合:
式中, I0II为下级设备零序电流II段保护中最大电流整定值;K′K为配合系数, 取1.1~1.15。
(4) 出线零序电流保护整定原则同时适用于其它母线连接元件 (所变、电容器) 。
3.4 母分保护整定
(1) 母线充电时投入的母分充电保护, 其零序电流定值按保证最小运行方式下对系统接地故障有灵敏度整定, 考虑经过渡电阻接地影响, 一般取200A左右, 动作跳开充电母分断路器。
(2) 两段母线并列由一台主变供电时, 投入的母分过流解列保护的零序电流定值按保证对系统最小单相接地故障有足够灵敏度 (kLM≥2) 整定, 一般取200A左右, 时限大于母线上各连接元件零序电流II段保护的最长动作时间, 动作跳开母分断路器。
(3) 母分零序后加速保护电流定值与母分过流解列保护相同, 经短延时动作跳开自投断路器。
4 结束语
北仑电网唯一20kV系统采取小电阻接地方式, 相对常规10kV和35kV系统, 其保护的基本配置和整定方法都有新的要求。随着电网的不断发展和保护装置的更新应用, 需要针对新形势、新要求探索和总结新模式下的保护应用方案, 以便为以后的各项工作做好前期准备。
参考文献
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继电保护配置方案 第8篇
惠蓄电厂是目前世界上一次性建设、装机容量最大的抽水蓄能电厂, 具有调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用等功能。电厂安装8台300MW可逆式抽水蓄能机组, 总装机容量达2400MW。
2 继电保护的相应要求
2.1 设计原则
惠蓄电厂为高水头、大容量的抽水蓄能电站, 其继电保护配置和设计原则上与常规电站相比较, 有着较为独特的地方。应参考《水电厂继电保护设计导则》、《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》等相关文件对发电机及变压器继电保护的具体要求, 结合惠蓄电厂的实际工作情况进行配置。
2.2 技术保障
结合目前国内水电站继电保护条例法规的基本原则, 发电机及变压器继电保护采用200MW及以上的发电机和220k V及以上的变压器的大机组保护设计方案;根据500k V电路保护设计方案的相关规定, 对500k V线路采取多种保护方式, 包括母线保护、开关保护及线路保护等。保护装置不会因为相关元件的损坏而失去效用, 能够在电路发生问题时及时报警, 并对其准确性有充分保障。
3 惠蓄水电站发电机、变压器及线路继电保护
惠蓄电厂500k V线路保护的配置功能包括光纤差动保护、接地距离保护、相间距离保护、零序过流保护、过电压保护、短引线保护;母线保护配置功能采用母差保护;开关保护配置功能包括失灵保护、充电保护、死区保护、三相不一致保护及自动重合闸。具体为:能福甲线配置2套微机分相式光纤电流差动保护作为主保护, 不配置独立的后备距离保护。保护采用双光纤通道, 每套保护同时使用一路专用光纤通道和一路复用2M迂回光纤通道。线路两侧各配备两套远方跳闸就地判据装置 (含过电压保护) , 作为保护远跳回路的就地判别和过电压的远方发信。能福乙线保护配置与能福甲线基本相同。因东莞Ⅱ线设有出线隔离刀, 故东莞Ⅱ线设置短引线保护。能博线保护的配置与性能和能福甲线保持一致。母线配置2套母线差动保护作为主保护, 与开关失灵保护配合完成失灵联跳功能。
惠蓄电厂主变压器保护配置的主保护有纵差保护、重瓦斯保护、压力释放保护;后备保护配置主要有低压过流保护、零序过电流保护;异常运行保护配置主要有过负荷保护、过激磁保护、轻瓦斯保护等。
惠蓄电厂发电机保护配置按照短路保护、接地保护和异常运行保护三类配置原则设置, 短路保护主保护设置有纵差保护、绕组匝间横差保护;接地保护设置有95%定子接地保护、100%定子接地保护、转子一点接地保护;异常运行保护包括失磁保护、过电压保护、轴电流保护等多种保护。以短路保护中的定子绕组横差保护为例, 惠蓄发电机主要采用单元件横差保护, 这一保护方式在每相定子绕组为多分支, 当某相中某一分支发生匝间短路或某相两分支之间在不同匝数处发生短路时, 横差保护可以立即采取相应措施切除发电机, 从而确保安全性。惠蓄水电站的定子绕组规格为每相3分支, 并引出3个中性点, 加设两套零序电流型横差保护 (即单元件横差保护) , 如图1所示。
4 发电机保护的设计原则与配置方案
目前水电站发电机常见运行故障有:定子绕组故障, 包括相间短路、接地故障、匝间短路;转子绕组故障, 包括转子绕组一点接地及二点接地、转子绕组匝间短路;发电机异常运行状态, 包括外部短路造成的定子绕组过电流、负荷超过发电机额定容量导致的三相对称过负荷、外部不对称短路或不对称负荷导致的发电机负序过电流、甩负荷过于突然导致的定子绕组过电压、励磁回路故障或强励时间太长导致的转子绕组过负荷、水轮机球阀突然性关闭导致的发电机逆功率等。
通常大机组的保护装置包含短路保护、接地保护和异常运行保护3个部分。针对200MW及以上的发电机与220k V以上的变压器, 安装主保护、后备保护与异常运行保护三位一体的两组微机继电保护装置最为合适, 且每套装置均有独立的直流电源与电流互感器, 还有单独的跳闸线圈出口。
针对被保护区域发生的类短路故障, 还需要采取短路保护措施, 以减轻短路故障给机组带来的直接损坏。
4.1 短路故障的主保护
发电机定子绕组或输出端因相间短路或接地短路故障会出现较大短路电流, 烧坏发电机线圈等零件, 破坏发电机内部结构。目前主要的主保护方式有纵差保护法和在定子绕组匝间采取横差保护法。
4.2 短路故障的后备保护
主要后备保护方法包括转子负序电流保护、定子绕组过负荷保护、次同步过电流保护及低压过流保护4种方式。转子负序电流保护主要针对的是因电力系统短路或三相负荷不平衡导致的转子内部烧损;定子绕组过负荷保护主要针对发电机长期超负荷运行时的过热现象, 防范内部短路故障;次同步过电流保护针对发电机变频启动过程中定子绕组产生的短路故障;低压过流保护则主要应用于发电机及其周边设备的后备保护。
4.3 接地故障的保护
大型发电机的定子绕组相对电容比普通发电机要大, 所以一旦发电机有接地故障, 相应产生的电容电流也会较大, 给发电机运行带来安全隐患。另外, 接地故障还会导致接地弧光过电压, 引起发电机其他位置绝缘损坏, 造成更严重的短路故障。
目前接地故障保护主要有定子绕组接地保护和转子接地保护两种方式。
定子绕组95%接地保护原理如图2所示, 流过中性点的电流带动电流元件运行, 从而发挥保护作用。但该方式还存在一部分盲区, 在中性点附近接地时不动作。据规程规定, 对容量为100MW及以上的发电机, 应装设100%定子接地保护, 即没有死区的接地保护, 如图3所示。
另外, 为了规避发电机转子接地故障, 保障发电机组的顺利运行, 应配置完善的预警系统, 在发电机组接地故障产生后, 能够及时通知相关人员尽快切除发电机, 保障运行安全。按照相关规范, 水轮型发电机在发生转子接地后, 需马上安排停机, 所以水轮型发电机一般不采用转子两点接地保护方式。
4.4 异常运行状态的保护
发电机异常运行包括失磁、失步、过负荷、过电流、低频和过频等, 可能会给机组造成危害, 但不会很快造成机组的直接破坏, 一般应装设一套专用保护, 不为其另设后备保护, 主要配置有失磁保护、失步保护、过电压保护、轴电流保护、逆功率保护、低频和过频保护等。
5 水电站变压器继电保护的设计原则与配置方案
5.1 变压器常见故障
根据发生故障的位置, 变压器常见故障主要分为油箱外、内两种。
油箱外部故障, 指变压器绕组引出端绝缘套管及引出短线上的故障, 主要包括相间短路故障、大电流侧接地故障及低压侧接地故障等。
油箱内部故障包括各侧的相间短路、大电流系统侧的点相接地短路、同相部分绕组间的匝间短路等。
另外, 在变压器的实际运行过程中, 还会因系统故障或其他因素出现过负荷, 系统电压上升或频率降低会产生过激磁, 使得变压器中性点电位上升, 变压器油箱油位超出常规范围, 甚至导致变压器因温度过高、冷却器全面停运等。
5.2 变压器保护配置
变压器如果发生短路, 会相应产生极大短路电流, 使得变压器发生严重过热, 严重情况下会导致变压器绕组及铁心烧毁。如果变压器短路故障发生在油箱内, 则与电弧相随的短路电流甚至会引发变压器火灾等问题。此外, 短路电流会产生电动力, 使得变压器本体走形甚至损毁。变压器的异常运行也会威胁到变压器的安全, 需要及时发现并加以处理。
为保障变压器运行稳定安全, 减少故障损失, 当变压器短路时, 需要短时间内切断变压器;若变压器出现异常运行情况, 则应该及时报警并采取加急措施。
大型变压器多采用纵差保护方式, 保护系统由分相差动元件、涌流闭锁元件、差动速断元件、过激磁闭锁元件及TA断线信号 (或闭锁) 元件等组成。在纵差保护装置中, 为了保障内部故障的应变灵敏度, 避免故障电流, 大多采用比率制动特性的差动元件。变压器纵差保护原理如图4所示。
当变压器正常运行或外部故障时, 流入变压器的电流和流出变压器的电流基本相同, 不会触发纵差保护系统运作;当变压器内部故障或异常运行时, 不考虑负荷电流的影响, 则只有流进变压器的电流而不存在流出变压器电流, 会触发纵差保护系统运作, 切除变压器, 保障变压器安全。
目前发电机变压器保护中, 包含涌流闭锁元件、过激磁闭锁元件、差动速断元件3个部分, 分别用于躲过励磁涌流、避免纵差保护误动及变压器切除工作的快速稳定3个方面。
根据目前水电站继电保护的实际情况, 在设计原则和配置方案的制定过程中, 应结合短路故障后的后备保护、零序过电流保护、低压过流保护、变压器过激磁保护等多个方面, 全面完善既定计划, 从而保障水电站投用后变压器的稳定运行。
摘要：以惠蓄电厂为例, 介绍水电站发电机及变压器继电保护的设计原则和配置方案, 以实现优化发电机及变压器保护措施的目的。
关键词：发电机,变压器,继电保护,优化,措施
参考文献
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智能变电站继电保护配置探究 第9篇
1 继电保护基本原理
继电保护以前,除要了解故障信号检测方法,还应当掌握信号信息采集方法,并可以正确把故障信号由正常信号内划分出来。凭借故障对于出现故障的时候电气量变化特点研究,能够相应形成作用在不同层次各种继电保护电力系统。打个比方,电流速断与过流保护对于短路故障电流增大情况可以有效抑制;电压速断与低电压保护对出现短路故障电压降低情况可以有效应对;超负荷保护能解决短路故障电流与电压间相位改变情况。
2 智能变电站继电保护配置论述
继电保护配置,为变电站运行与建设当中不可缺少重要环节,在确保及提升智能变电站的整体运行效率与运行质量中有着举足轻重的地位,基于这种重要作用,我们在它实际发展的过程当中引入相应智能理念和方法,进一步实现智能变电站继电保护当中智能化的配置。智能变电站对我国电力工业可持续发展的必然趋势,智能变电站的发展在提高电力系统的整体性能,满足人民日益增长的需求的深远意义。智能变电站继电保护和传统的变电站继电保护是显而易见的区别两个保护设备编程相关的操作和保护的设计是不同的。实际上,从智能变电站来看,就是凭借结合具备可靠性,先进性和集成环保等性能智能型设备,并添加新型信息思想,把变电站信息及时,有效测量,采集,控制和保护功能,最终达到整个平台信息共享,网络化等。显然的,就现如今看来,因为智能变电站我们国家起步比较晚,所以,它还停留在建设发展初级阶段,但运行过程当中已把它层级性明确显露出来。通常情况下,智能变电站还包含变电站控制层,间隔层和过程层等几层,在这里面过程层通过一次设备和各类智能元件构成,主要担当变电站变换传输和电能分配等,变电站控制层实现控制所有自动化系统功能,进一步达到整个站数据采集,监视及控制的目的。显然的,和它对应的,智能变电站继电保护配置事实上就是对上述几个层的配置,进一步确保该层面系统都可以在高效状态中运行。
3 智能变电站继电保护配置探析
智能变电站为结合可靠,先进,环保与集成高智能型设备,凭借数字信息网络化,信息共享化等指标,自动生成信息的采集,测量,保护,控制等基础功能,结合智能变电站内部每个继电保护设备配置,我们通过智能变电站过程层和变电站层分析。
3.1 过程层的配置
继电保护在过程层快速旅行主要的保护措施。变压器巴士,差动继电器保护和纵差动保护的典型的。继电保护的过程,包括备份保护和这两种形式的主要保护,继电保护的主保护、后备保护可以求助他们的集体保护设备在变电站层。继电保护的设计过程将更加简单,其设计过程的备份保护可以做适当的简化,将导致更方便和简单的硬件设计。层保护过程中整体保护设定值的过程通常是固定的,不改变电网运行方式变化的结果。如果实际操作期间的存在同时保护母线与相应的电路,硬件系统分开,独立于彼此。变压器和线路保护的一层保护过程中两个重要环节,加强研究的意义是深远的。首先,线路保护。直接采样和跳断路器线路保护两个主要方面。智能变电站线路保护存在显著差异与传统变电站线路保护,智能变电站可以集成实现继电保护的目的。智能变电站在重合闸和故障保护功能支持GOOSE,GOOSE开放后断路器可以实现的功能。点对点信息传输线路保护间隔层内的主要传播方式。合并单元、保护测控和智能终端设备有效链接,配合各种功能的首选。实际操作过程中合并单元和保护测控装置集成,集成数据传输和直接取样。脱扣功能应该配合前两个有效。电子变压器的重要设备之一,该设备上安装总线和线,电子变压器电压信号和电流信号可以访问合并单元,然后通过多个传输到测量和控制装置和SV网络后包装。当跨间隔通常依赖于传输GOOSE信息。第二,变压器保护。变压器的重要设备智能变电站、智能变电站时钟配置变压器保护双保护形式。通常我们说双套保护是指保护区,集成主保护配置模式。在这个备份保护可以采用的集成方式测量和控制装置配置。结合变压器保护在实际工作的过程中采样模式,每侧断路器连接到它。GOOSE可以接收失败保护跳闸命令,实现最终失败保护断路器跳闸功能。低、中或高侧智能终端直接附加到GOOSE,同时也对变压器保护装置连接,使保护装置可以实现与智能终端的旅行。
3.2 变电站层的配置
变电站层的智能变电站集中备份保护模式。变电站层主要的在线、实时自适应和环境技术。结合集中备份保护模式可以有效地实现广域保护的相关功能,同时配置达到双重保护。集中备份保护模式可以为所有组件实现有效的保护。智能变电站继电保护的选择性,通常几乎是备份的一种保护,保护智能变电站的主要类别当中所有母线与直接出现;其二为远后备式保护。其保护范畴主要为同对端母线连接全部线路与直接出现对端母线。独立后备保护的采集是至关重要的。智能变电站依据对象做保护装置配置,比如像线路保护,母线保护与主变保护等,同结合常规的互感器的时候是一样的,只不过是把原先保护装置交流量输进插件转变成光纤数据采集接口,用以太网传输GOOSE和采样值。
4 结语
通过我们以上介绍与分析,针对于智能变电站继电保护配置的现状,变电站保护配置内过程层与变电站层等多方面内容已经有了初步了解,我们得到这样的结论,完善过程层和变电站层配置工作,对智能变电站继电保护讲,意义重大。实际上,就目前变电站来讲,想要真正达到智能化还有很漫长一段路要走,而在这漫漫长路当中,智能变电站继电保护配置是智能化突飞猛进发展的一种标志。但是实际智能变电站继电保护配置当中,无论变电站层,亦或是过程层,都可能因为某些因素而影响其正常运行,而这些状况是不可以长期存在下去的,这也就对电力工作者提出了更高的要求。
摘要：智能变电站继电保护,在现如今智能变电站相关建设中占据着不可替代重要位置,原因是同传统相对那类智能特征,直接致使继电保护配置存在差异。显然的,对于继电保护配置来讲,实际要符合迅速,灵敏,可靠等指标同一时间,给其它部分的建设奠定夯实基础。实际上,智能变电站内,继电保护配置又能具体划分成过程层与变电站层两方面内容,这两方面共同组成整体,进一步辅助智能变电站继电保护处在较高水平运行。本文以智能变电站继电保护配置作为研究主体,由现如今智能变电站继电保护配置现状角度出发,由过程层与变电站层重点探索智能变电站继电保护配置相关问题,以期为相关人员提供些许参考。
关键词：智能变电站,继电保护配置,过程层,变电站层
参考文献
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继电保护配置方案 第10篇
[关键词]智能电网；变电站；电力系统保护；配置；集中保护
[中图分类号]F407.61 [文献标识码]A [文章编号]1672-5158（2013）06-0395-02
随着现代技术的发展，智能变电站的应用逐渐增多。相对于传统的变电站，继电保护引用了许多新技术。与传统变电站相比，智能变电站的采样、跳闸把传统的电缆替换成光缆、把原来传输的模拟量和开关量电信号替换成经过数字编码的光信号，采样回路和跳闸回路得到了较为可靠的实时监视。笔者将对智能变电站继电保护配置进行展望和探讨，以期为同行提供参考。
一、智能变电站继电保护配置
在智能变电站继电保护配置方案中，把变电站设备分为过程层、变电站层独立配置主保护。这里需要区分的情况是一次设备本身就是智能设备，保护设备安装在智能设备的内部；如果是由老的设备改装而成，就要将保护、合并器和测控等功能就近安装于一次设备附近的汇控柜中，这种做法有利于简化设备的运行和维护。采样值和GOOSE都要通过全站统一以太网进行传输，全站统一采用IEEE1588对时，分布式保护间的数据同步并不依赖全站统一对时系统。智能变电站继电保护配置图如（图1）：
这种全站分布式配置方案有利于简化全站保护，使得保护控制等二次设备、被保护的二次设备之间的距离最短，不会发生由于跳闸、采样等通信链路不可靠造成保护功能失效的情况。
二、过程层
过程层继电保护主要配置是快速跳闸的主保护功能，如变压器差动、线路纵联保护和母线差动保护，后备保护功能被转移到变电站层的集中式保护装置当中。下面对具体保护来讨论保护的实现问题。
1、线路保护
过程层的线路保护配置是以纵联差动或纵联距离作为主保护，后备保护放置在集中式保护装置中。对于单断路器方式主接线，线路保护装置主要是通过主保护的光纤通信口和对侧线路保护装置进行通信，从而实现纵联保护的功能。如（图2）所示。
从纵联差动保护原理上来讲，保护装置不需要电压量的引入，但是对于特定的某些运行方式和特殊的保护原理应引入电压量。这时，电压量可以进行独立采样，把它接入主保护通信通道，与电流量共同完成同步采样。如果是同一条线路，2个开关电流也可以独立采样，由主保护通信口完成采样同步调整。
2、变压器保护、电抗器保护和母线保护
变压器保护装置过程层主要采用分布式配置，实现差动保护功能，后备保护采用集中式的安装。非电量保护要单独安装，通过电缆把它引入断路器跳闸中，与此同时，跳闸命令通过光缆引入采样、GOOSE的共同网络上。
电抗器保护和变压器保护的原理是相同的。
变电站内母线保护装置是按分布式设计的，每个间隔内的保护单独实现母线保护的功能，并且只跳本间隔的断路器。失灵保护则由集中保护完成。
3、采样同步方法
变电站内的变压器保护、母线保护可以看成一个多端的线路保护。采用线路保护的同步解决方案可以实现站内保护装置的同步采样。
为了简化设计，采用的是基于乒乓原理的同步技术。乒乓同步技术要求线路两端保护装置必须用相同的采样频率，独立的进行采样，并且要求两端收发的数据在通道中传输的时间必须完全相同。国内采用的基于乒乓原理的同步技术有采样数据修正法、采样时刻调整法2种。
为简化保护装置设计，把保护装置的同步分成3个步骤：
（1）把保护装置向光纤通道的数据发送中断、数据采样中断分开。对于传统保护的装置，二者是同一中断。如果是电子式互感器，数据采样发生在采集部分，数据发送在保护装置部分，可以测得两者的延时。
（2）调整两侧数据发送时刻。可以通过乒乓同步原理，采用采样时刻调整法，将两侧的数据发送中断进行同步，最后做到两侧保护装置发送数据的时刻完全一致。
（3）补偿发送时刻、采样延时。把两侧保护装置的数据发送时刻进行同步后，可以结合下图进行分析。在保护中，将保护定值通过光纤通道，发送到所有保护中，各侧保护装置综合所有的保护定值做相应的延迟，在这个过程中，能够进行数据同步，进行差动保护的计算（图3）。
4、分布式保护间通信
分布式保护通信可采用SDH系统，保护的通信设计成1个通信环。以下图为例，把一侧作为3/2主接线，另一侧作为单断路器主接线的线路保护（图4）。
在这个同步通信环中，主要有两种设计模式。
第一种模式，站内的同步通信只考虑同步用。在这种情况下，对同步通信的带宽要求降低。由于保护的采样值通过以太网传输数据，任何一个装置都可以从网上获取数据。这种模式是同步冗余设置。
第二种模式，除了完成同步功能外，还要进行采样值数据的传输。对一个母线上的最大间隔数需要进行考虑，在1ms内交换所有间隔数据。这种模式具备了数据传输、同步双重冗余的特性。
同步机制能够固定一个保护为主机，其他的保护顺次和它进行发送中断的同步。
3、变电站层继电保护
变电站层配置的是集中式后备保护，全站所有电压等级进行集中配置，集中式后备保护所采用的技术是自适应、在线实时自整定技术，还具备广域保护的接口，可以实现广域保护的功能，即双重化配置。
后备保护系统可以为本变电站元件提供近后备、开关失灵保护的功能，同时为相邻的变电站元件提供远后备保护的功能。因此，每个变电站的保护范围都分为两个部分：一个是远后备保护范围，主要包括直接出线的对端母线和与对端母线所连的所有线路；另一个是近后备保护范围，主要包括该变电站内所有母线以及直接出线。
独立的后备保护系统对本变电站元件的断路器状态信息、电压和电流信息、主保护动作信号进行采集，并对相邻变电站元件的断路器状态信息、故障方向信息和主保护动作信号进行接收。根据实时的信息，判别在远后备范围内元件的故障，同时做出最佳的跳闸策略。
此外，结合离线定值整定算法，根据运行方式的不同，可以预先确定几套定值整定方案。根据实时的电网参数，站内的集中保护装置确定系统运行在某种运行方式后，同时保护相应切换到预先设定的那一套定值区，这样可以优化保护动作性能。
对低频/低压减载、过负荷联切、备用自投装置等自动装置功能也可以进行集成。
4、结束语
笔者通过分析智能变电站特点，提出这样的全站保护配置方案：两层结构一层网络。将传统线路、母线保护、变压器进行统一设计，根据分布式保护的形式把它安装到智能一次设备中，大大简化保护类型，简化了保护运行维护的工作。与此同时，提出全站集中保护装置不必按照电压等级分开，全站集中配置，实现全站保护的配合。
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继电保护安全配置和状态检修探讨 第11篇
随着科技发展,人们对电力的依赖程度加深,世界各地频现大面积停电事故,给人类生产生活造成巨大的影响和损失。研究表明,诸多大停电事故均与事故过负荷期间继电保护设备动作对事故扩大起到的推波助澜作用有关,成为长期困扰电网安全稳定运行的世界性难题。
面对继电保护过负荷误动这一继电保护专业领域的重大难题,一些研究所迎难而上,与业内专家通力合作,深入研究过负荷的本质特征及现有措施的局限性,另辟蹊径,首次提出了基于电压平面的过负荷识别原理。经过数千次的仿真验证和实际装置的验证,所提出的原理已经成功应用于国内主流线路保护设备,有效解决了继电保护过负荷误动这一难题,并得到业内专家的广泛认可。根据我国电力系统的相关规定,需要对电力系统中的各项设备定期进行检修,及时发现存在的问题,保证各项设备符合运行条件的要求,假若保护装置在两次检验之间出现故障,在此期间电力系统发生故障,保护将不能正确动作切除故障。因此,电力系统二次设备需要实行状态检修,适应电力系统发展的需要。
2 电网新形势带来的继电保护新技术挑战
为电力高速路保驾护航。特高压电网的快速发展,对继电保护提出了新的要求。继电保护技术人员针对特高压系统的故障特征和识别算法、特高压变压器的保护方案等开展了专项研究,依托国家电网仿真中心动模试验室和RTDS仿真试验室,开展了大量的试验研究。让智能变电站更安全。如果把高压电网比作是人体骨架,变电站就是连接骨架各部分的关节,智能变电站是智能电网的关键环节,研究所技术人员从电网保护控制根本功能出发,充分利用信息通信技术最新成果,提出了层次化保护控制系统构建方案,取得国际领先的技术成果,在电网示范工程中得到应用,取得显著的社会效益和经济效益。
积极解决分布式电源接入电网的保护可靠性问题。面对分布式电源接入后电网结构、运行特性变化带来的传统保护不再适用的问题,由骨干力量组成的攻关团队,深入调研,建立各类分布式电源模型,掌握了分布式电源接入电网的特性,提出了分布式电源接入后对变电站保护与安全自动装置、配网故障定位及馈线自动化等的影响及对策,发布了企业标准,为分布式电源大规模接入电网奠定了坚实基础。
3 继电保护状态检修管理措施
对继电保护状态检修就是根据对电气设备的监测结果进行合理的检修安排,比如根据对设备状态的监测确定具体的检修项目和时间。一般来说其主要包括:设备状态监测、设备诊断以及设备检修决策。它们三者是相互联系,相互依赖的关系,监测是基础,诊断是过程,决策是结果。
结合笔者工作经验,电气设备检修的内容主要是对电气设备在线的监测与诊断、对故障的记录以及对设备的管理等等。通过电气设备的检修就是提高电气设备的安全性,并且降低因为电气设备故障而导致的电力设备出现停止运行的现象出现。因此电气设备检修管理是电力设备管理中的重要内容,也是实现安全生产的重要条件,总体来看状态检修管理具有其它检修方式所没有的优势:
3.1 状态检修是发展经济、促进社会稳定的内在要求。
随着经济的不断发展,社会各个方面对电力系统的要求也越来越高,尤其是对电力系统的安全平稳运行提出了更好地要求,因此电力系统为满足经济发展、社会稳定,需要强化电力设备的安全运行,而安全运行的前提就是要加强对电力设备状态的检修,及时发现存在的或者即将出现的故障,从而做好尽早防御的措施,降低因为电气设备故障而出现的停电检修。
3.2 提高电力系统工作效益,降低成本支出。
传统的电力设备维修模式主要采取的是事后维修模式,也就是当电力设备出现故障之后,才进行维修,此种模式不仅造成经济效益的低下,形成越修越坏的现象,而且还会造成不必要的人力资源浪费。而开展状态检修则可以避免此问题的出现,一方面通过状态检修,可以在电力设备运行的过程中对其进行分析,从而快速的查找出具体的潜在故障,从而集中力量对其进行检修;另一方面通过状态检修可以保证检修工作的针对性,避免了检修人员因为检修面积过大,而疲于奔命的现象,达到了人力资源的合理配置。
3.3 强化常规检测手段。
计划检修条件下的常规检测已在掌握设备状态方面积累了一定的经验,为了适应推行二次设备状态检修则必须强化常规检测。所谓“强化”,就是要根据设备的原始状态、运行环境、历年状态变化趋势等因素,确定更为合理的测试周期,把在电力系统中处于重要地位的设备和设备的薄弱环节列为被测试的重点。
3.4 加大对新技术的应用。
状态检修的实现必须要依赖于新技术的支撑,因此电力系统要加强对新技术的开发与应用。在线监测就是状态检修的重要技术支撑,通过该技术可以及时发现存在的问题,并将故障进行定位,但是由于该技术的应用条件比较高,而且需要支付高额的费用,因此其在实践中应用的程度还不高,尤其是在农村地区,因此要大力发展在线监测技术的推广与应用,实现状态检修新技术的不断发展与创新。
4 结束语
随着综合自动化系统在我们电力公司各厂站的广泛使用,可大大减少二次设备和电缆的数量,克服目前常规保护状态监测存在的困难。设备管理信息系统(MIS)在电力系统的广泛使用,为电力二次设备实现状态监测提供了信息资源支持。
摘要：电力是国民经济的先行官,关系到国民经济的可持续发展。继电保护装置在电力系统中发挥着重要作用,因此如何提高继电保护装置的可靠性也就成为人们日益关注的重要课题。继电保护和安全自动装置也成为了电网安全稳定运行和可靠供电的重要保障。
关键词：电力系统,保护,检修,可靠,安全
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