继电保护接线方式

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继电保护接线方式范文第1篇

关键词：110kV电缆线路；应用现状；护层保护

中图分类号：U665.12 文献标识码：A

改革开放以来，我国的社会主义市场经济取得了飞速的发展，越来越多的人口涌入到了城市当中，促进了中国城市化的进程。所以，在这之前存在的供电网已经不能够适应现当今城市的发展步伐，要求中国城市电力部门进行全方面的改革，调整现有的供电网络布局，满足城市居民对于电力的需求。值得我们庆幸的是，城市的供电公司已经对这一问题进行了研究，并且诸多公司已经开始将其制定的计划付诸实践，取得了较为明显的效果。大多数公司采取的改革方案是放弃以前的电缆线路，改为采用110kV，110kV线路具有传统线路所不具备的优势：第一，寿命与之前的相比较之下要更长，在一定的程度上减少了电缆的更换速度，节约了公司的供电成本；第二，传统的电缆抗击外界天气等自然条件的能力较弱，而110kV则对自然条件的适应性较强；第三，环保卫生；第四，不影响城市的整体形象。综合上述的这些优势，110kV电缆得到了大众的青睐。但是，任何事物都不可能是完美无缺的，我们也应该看到110kV电缆线路的缺点和不足：由于其为单芯电缆，在使用时没有做好处理，发生事故的概率较高；而且在过电压的情况下护层很容易被击穿，造成电力的流失，严重时将会危机民众的生命。因此，必须克服这一困难，才能大范围的推广110kV电缆线路。

1 几种经常应用到的护层接地方式

护层接地于电压有极大的关系，现今，对于电压的使用都存在一定的限度，超出了规定限度我们称之为“过电压”。具体体现在两种形式上：第一，线路短路或者外源金属介入导致的感应电压；第二，冲击电压，比如雷电所释放的电压就是过电压的一种。但是，无论是哪一种过电压，我们都是可以预防的，主要的方法是在电线外层加一层保护层，具体来说又可为分为护套单端接地、交叉互联、护套两端接地、护套中点接地、电缆换位金属护套交叉互联等接地方式。通常情况下还是以护套单端接地、交叉互联或两种方式混合的形式为主。

前面我们也提到过110kV电缆线路属于单芯电缆，而单芯电缆的接地方式是属于两端直接接地，电缆的金属屏蔽层还可能产生环流，据相关报导单芯电缆两端接地产生的环流可达到电缆线芯正常输送电流的30%-80%，这样做的危害主要有：第一，降低电缆载流量；第二，浪费电能，造成了不必要的损耗；第三，使电缆绝缘老化的速度加快，因此，笔者建议110kV在接地时可以不采用两端接地的形式。来避免其损害。

2 电缆电线的护层保护及限制过电压的科学措施

2.1 在进行施工之前，制定科学的施工方案。综合考虑电缆的分段长度，做到精确计量，电缆分段过长和过短都会带来一定的弊端，应该采用适中长度的分段，综合考虑电缆路径的实际情况及感应电压计算结果进行合理分段。交流系统用单芯电力电缆的相序配置及其相间距离，应同时满足电缆金属护层的正常感应电压不超过允许值，并使按持续工作电流选择电缆截面尽可能较小的原则来确定。未呈品字形配置的单芯电力电缆，有两回线及以上配置在同一通路时，在感应电压计算上应计入相互影响。

2.2 110kV及以上电压等级电缆通道的规划、设计必须达到规定的标准，由于地质条件的不同，要根据具体的条件来定制埋设缆线的科学方案。尽最大的可能避免低洼积水区等等，这些不适合铺设电缆的区域，因为在这些地区铺设电缆会给施工单位带来极大的困难，耗费更多的人力、物力和财力。同时，在这样区域铺设的电缆具有极大的不稳定性。

2.3 在线路发生故障的情况下，护层感应电压会发生一定的变化，强化对其的精确计算，可以在很大的程度上提高供电系统的安全性和稳定性。正常工作情况与故障状况时的护层感应电压差别非常大，虽然在正常工作电流下护层感应电压符合要求，但是仍需验算该线路在故障状况下或雷击过电流波状况下护层感应电压是否会对电缆外护层造成严重损伤。

2.4 电缆的保护层一定要达到规定的标准，在达到标准之后，根据具体的实际情况来确定将要采用的施工技术和施工工艺。目前为止，电缆保护层的标准厚度是4.0mm以上，只有符合这样要求材质的电缆才能够在一定时期之内保持其绝缘的稳定性。选择材料是最关键的环节之一，如果选择了不符合规定材质的原材料，可能会发生供电问题，严重的情况会造成人身伤害，给企业造成不可挽回的经济损失，同时会影响供电公司的形象，造成信誉丢失。目前大多数的供电公司都采用的是PVC或PE的外护套，之中还有另外的石墨层。PVC外护套在适用的地区一般是气温变化较小的地区，因为其硬度比较低，受外部自然条件的影响较大，而HDPE外护套在业界比较受欢迎，因为其硬度比较高，受到外部自然环境的影响较小，适用的范围也较为广阔。当然，还有一些别的材质可供选择，供电公司可以根据具体的实际情况选择合适的产品。

2.5 在施工完成之后，供电公司要做好工程验收工作，对110kV电缆通道的空间、规模、接地网、排水、通道内建渣清理、盖板强度、是否符合施工安装要求等进行全面的检查。如果验收的结果没有达到规定的标准，则应该及时督促施工单位进行返工。因为不符合标准的电缆工程，在将来通电的过程中势必会出现各种各样的问题，防止给供电公司带来不可挽回的巨大损失。

2.6 电缆铺设施工中对电缆外护层按照规范进行检测保护。严格控制电缆牵引力、侧压力在允许范围内；根据电缆通道走向特点制定最佳施工方案，电缆敷设路径上设置足够数量的滑轮，总之要按照规范的标准进行，完善供电设施。

2.7 严格电缆线路中间接头、终端制作安装工艺流程，强化标准化作业，保证遵照设计及相应规范正确连接安装交叉互连系统及接地箱，对电缆护层交叉互联系统的安装与电缆接头安装同样要求有详细的施工记录，将每一个步骤、每一个环节落实到人，明确责任。同轴电缆及接地箱应有准确明显的标识。

2.8 在通道情况允许时采用回流线。增加回流线后，单相短路回路电流不经过大地而经回流线返回。回流线的存在使单相接地时外护层绝缘及保护器所受工频过电压与地网电位无关，且通过回流线的磁通抵消了一部分电缆芯线接地电流所产生的磁通，从而降低过电压数值。

结语

综上所述，随着近些年来我国城市的飞速发展，城市人口不断增多，给城市的供电网络带来了极大的压力。面对这样的情况，供电公司进行了一系列的改革，并且取得了不俗的成绩，最主要的就是将110kV电缆线路引进到了城市供电网络之中。但是，在看到其成绩之时，我们也应该看见仍然存在的问题，目前我国的城市供电网络仍然需要城市电力部门以及供电公司的努力。

参考文献

[1]王振文.浅析高压电力电缆金属护套接地方式[J].铁道建筑技术，2011(04).

继电保护接线方式范文第2篇

关键词：电容器；二次接线；故障；分析；警示

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.06.147

1 引言

电力电容器能够改善电力系统的电压质量和提高输电线路的输电能力，是电力系统的重要设备。电容器是高场强设备，往往电容器装置又是多台数百千乏电容器组合使用，在运行中，电容器元件和单台电容器发生故障是不可避免的，虽然如此，但决不允许单台电容器故障引发电容器外壳爆裂起火事故，因此电容器装置必须设置专门的、有效的电容器内部故障保护[1]。

为了保证高压并联电容器组的安全运行，通常会采取内熔丝（或外熔断器）保护和继电保护的方式。其中，继电保护是电容器内部故障的主保护，也是电容器组内部故障的主保护。在我国，对于中性点不接地系统星形接线的电容器，继电保护可分为不平衡电压保护和不平衡电流保护两大类。不平衡电压保护还分为开口三角电压保护（以下简称“开口三角保护“）和相电压差动保护（以下简称“差压保护“），本人在工作中发现，一些用户将不平衡电压保护等同为开口三角保护，而把差压保护这种继电保护方式给遗漏了，实现不平衡电压保护的重要设备为放电线圈，不同继电保护方式选用的放电线圈是不同的，它们都是专用设备，不可混用。电力系统中，二次侧是低压，相对是比较安全的，但是二次接线错误，却能损坏一次设备。

2 实例描述

2014年1月，我公司所供2组电容器装置“山西美锦变“发生故障，经检查现场第一组电容器一台放电线圈（A相）损坏，电容值正常，过电压动作保护动作；第二组两台电容器（B相）和两台放电线圈（B、C相各一台）损坏，低电压动作保护动作。

本工程电容器装置的接线方式为单星形接线，单台电容器为内熔丝保护，继电保护方式为差压保护。差压保护用放电线圈，一次侧有3个接线端子，分别为：A1（进线）、A2（1/2电压）、X（出线）；二次侧有4个接线端子，分别为：一个二次线圈的a1（进线）、x1（出线），和另一个二次线圈的a2（进线）、x2（出线）。经检查，现场电容器组一次接线完全正确，而放电线圈二次侧接线错误（a1与a2短接，x1与x2短接），正确接法应为x1与x2短接后接地，a1和a2接保护，并且是三相放电线圈a1和a2分别接保护，保护装置有三个，开口三角保护的保护装置只有一个。

3 故障分析及处理

通过分析，第一组放电线圈实际二次接线为每台放电线圈a1与a2短接（把这个接点称为a）， 每台放电线圈a端接地，x1与x2短接（把这个接点称为x），然后再按开口三角保护的接法，三台放电线圈（分别为TV1、TV2、TV3）相互接线，TV3的a接TV2的x，TV2的a接TV1的x，最后TV1的a和TV3的x接保护，由此可见，此接线方式的意图确实是要接成开口三角保护，但是由于差压保护，三台放电线圈的二次侧并无相互接线，所以每台都是单独接地的，但实际按开口三角接线，却并未注意这个接地的细节，结果就是部分接线按我公司提供的差压保护原理图接线，部分接线按自己所需的开口三角保护原理接线，造成了多点接地，使得A相和B相二次线圈都形成短路，A相放电线圈损坏，保护动作，未造成更严重的故障。第二组放电线圈实际二次接线与第一组类似，不同处在于每台放电线圈x端接地，并将TV1的x接TV2的a，TV2的x接TV3的a，最后TV1的a和TV3的x接保护，同样由于多点接地的缘故，使得B相和C相二次线圈都形成短路，B、C相放电线圈损坏。而在B相，B相放电线圈二次短路使得其二次侧电流很大，反映到一次侧的电流同样很大，放电线圈一次线圈与电容器并联，引起电容器损坏，此时保护动作，制止引发进一步故障。

放电线圈结构上与电压互感器相似：在放电功能上，在电容器装置中，小容量电容放电用电压互感器即可，大容量电容肯定要用放电线圈；在保护功能上，在运行时放电线圈作为一个电压互感器使用，其二次绕组根据继电保护要求进行接线，从而对电容器组的内部故障提供保护。电压互感器二次短路，会使二次线圈产生很大短路电流，烧损电压互感器线圈，以至会引起一、二次击穿，使有关保护误动作，仪表无指示。因为电压互感器本身阻抗很小，一次侧是恒压电源，如果二次短路后，在恒压电源作用下二次线圈中会产生很大短路电流，烧损互感器，使绝缘损害，一、二次击穿。

后与用户进一步沟通得知，用户实际所需继电保护为开口三角保护，后委托设计院招标，设计院要求的继电保护为差压保护，经设计确认后，我公司按差压保护供货，到货后，安装公司据用户要求按开口三角保护进行二次接线。开口三角保护与差压保护的装置所配的放电线圈各是专用的，外形上就有很大差别（开口三角保护用放电线圈一次侧只有两个接线端子，而差压保护用放电线圈一次侧有三个接线端子），若继电保护概念清晰，那么此次事件完全能够避免。

另外，差压保护用放电线圈理论上可以接成开口三角保护，但是正如本文所举实例，这样做使得接线变得复杂，极易出错，可能导致装置失去继电保护作用，留下隐患，也可能直接导致设备损坏。而且由于放电线圈是专用的，即便接线正确，由于差压保护用放电线圈本身的结构，有两个二次线圈，可能存在两个线圈电压不等的情况，此时它们会形成回路，造成自身损耗，缩短使用寿命，在经济运行的方面考虑，也是不可取的。

我公司为用户提供了本次的故障分析，用户在考虑了我公司建议后，决定更换了使用开口三角保护用放电线圈，与实际继电保护相对应，之后装置正常投运。

4 总结

设置继电保护的目的是为保护装置、提高装置运行安全性寄延长使用寿命，如果这个环节出错反而造成装置的损坏，是非常可惜的。继电保护的类型应在设计阶段确认，不可在供货后随意更改。若发现供货产品与自己所需有差异，应与厂家确认，不可擅自更改接线方式。

继电保护接线方式范文第3篇

【关键词】智能变电站；调试；继电保护系统；二次设备

智能变电站继电保护系统调试不同于常规变电站，其特殊的信息采集、信息传输和信息处理模式与普通变电站有本质区别。新型电气设备本身的功能和特性，以及电气设备与二次设备之间的配合程度，都有可能对变电站的稳定运行造成影响。在智能供电系统中，继电保护装置的快速反应能力主要取决于合并单元采样是否同步以及过程层网络是否稳定可靠。当前，电网设备和供电技术频繁更新换代，只通过以往常规变电站单类保护装置的试研方法来检测智能变电站继电保护系统的整体性能似乎已无法满足智能电网的检测和运行要求。鉴于此，供电单位应该与时俱进，及时调整系统调试方向，研究新的调试方法。本文对智能变电站继电保护系统的调试阐述了个人的见解，以期为智能化变电站的调试提供一些有益的参考。

1 所调智能站继电保护系统配置情况

所调试的智能变电站监控系统采用三层两网结构，由站控层、间隔层、过程层设备及站控层网络（MMS）、过程层网络（GOOSE）组成。

间隔层网络为双星型拓扑结构，传输MMS 报文与GOOSE 报文，借助相关网络设备实现与本间隔其它设备、其它间隔设备以及站控层之间的网络通信。过程层按电压等级组网，220、110kV电压等级GOOSE网和SV网共网设置，网络采用星形结构。220kV双重化配置的保护和安全自动装置分别与对应的过程层网络相连接，测控装置双跨两个网络，而110kV 单套配置的保护及安全自动装置、测控装置接入过程层网络。AB套继电保护设备与本间隔的AB套智能终端采用GOOSE直跳方式，闭锁信息及失灵启动，位置状态等交换信息采用GOOSE网络方式传输；AB套继电保护设备与本间隔的AB套合并单元采用SV 直采方式，故障录波器、网络分析仪等电压电流采样信息采用SV网络方式传输。站控层校时：采用SNTP网络校时方式；间隔层与过程层设备采用硬接点IRIG- B（DC）、1588 协议，光纤B 码同步对时或校时；IRIG- B（DC）应能够方便地扩展。保护及安全自动装置需满足插值同步功能，不依赖于外部同步时钟源。

2 220智能变电站继电保护系统的调试主要内容

220kV 继电保护综合调试实际上是指对整个变电站的二次回路进行综合检查、调试， 其内容有二次保护、计量以及控制回路的设计、安装检等。在二次回路调试中， 工作人员要全面了解整个变电站系统的各种设备， 并且在准备工作中还要对二次设备的外观、各屏电源接法以及连接各个设备的通讯线进行检和调试。准备工作做好之后，按照以下步骤进行调试：

（1）对电缆的连接进行调试，主要包括对开关控制回路的运行状况及信号回路的控制进行调试， 以及对事故跳闸、开关运行状态等信号的调试， 若发现异常应立即关闭直流电源， 并找异常原因。

（2）对断路器操动机构的信号状态进行调试。包括对压力信号的调试， 如检查液压操动机构压力信号是否齐全；对弹簧动作机构的调试， 如检查弹簧操动机构弹簧未储能的信号显示状态等。

（3）检查后台机断路器、刀闸等的状态是否正确。如有异常―般可通过改正后台机遥信量组态或电缆接线解决， 在这个过程要注意适当改动调度端。

（4）检查主变本体信号显示是否正常。

（5）对后台遥控断路器、电动刀闸还有主变分接头的正确性进行确认， 带有同期功能的装置要对其监控部分的功能进行调试。

3 智能变电站继电保护调试方案

变电站继电保护调试的范围非常广， 内容也比较多， 主要可以分为3个基本部分： 逻辑部分、测量部分和执行部分。首先要将继电保护调试的各项仪器设备和工具都准备好， 然后才能开始检和调试。工作内容主要包括二次回路连线的检， 站用直流系统的检和调试， 线路、主变以及电容器继电 保护装置的调试， 刀阐和断路器远动和现场操作调试以及电流、电压互感器回路试验。

如果接线方法不正确可能会导致系统产生“误导通”的现象，使工作人员对系统进行判断的准确性降低。因此，调试之前要先进行接线检验，主要包括对设备外观和内部接线以及外部二次回路接线的检查， 即按照图纸检查二次回路的接线是否对应，位置是否正确。在对线路、主变以及电容器继电保护装置进行调试的过程中，要严格按照装置技术说明提供的设计图纸、参数设置方法以及保护功能来进行。为确保保护装置动作的准确性，要采用继电保护试验仪在系统的端子处增加相应的电流、电压量和开关量。调试主要分为以下几步：

（1）检查反事故措施的执行情况是否合格，比如接地线的安装、端子的防污闪等。

（2）对逆变电源的自启动装置、拉合空开以及弱电开人电源输出进行检验， 检方法为逐项检查。

（3） 检查装置的自检功能、运行灯、定值整定、空开设置、固化以及切换等项目。检查中首先要对设备进行初步通电， 确定回路并无异常现象；然后对寄生回路进行通电检， 确定无寄生串电现象；应逐个断开所有可能串电的电源， 再检查有无串电现象发生。

（4）对零漂、采样、内部开人以及外部开人进柠检。为了确保零漂值记录的准确性，记录员要持续观察一段时间后才能记录数据； 在外部开人检查中可以通过短接端子进行模拟， 而在内部开人检查中为了使回路检查比较全面， 必须进行实际模拟。

（5）按照各项保护功能的逻辑框图对保护装置逻辑校验功能进行检验， 以跳闸、重合闸等动作逻辑为检点， 注重定值准确性的检验。

（6）采用继电保护试验仪对开关的跳闸、重合闸、三跳等进行分相试验， 以确保保护可靠动作， 同时， 要注意观察后台信号 的状态以及信号发出的时间顺序是否正确。

（7）对站用直流系统以及电流、电压互感器回路的安全性 和稳定性进行检查和试验，主要包括通流试验和二次升压试验。在通流试验中首先用大电流发生器给CT通电，判断电流互感器的变化是否正常。在二次升压试验中，先要将端子箱以后的二次电压回路全部连接好，然后在一个电压回路中加上额定电压， 再利用万用表检回路中各处电压值是否正常。

4 继电保护调试在变电站安全运行中的重要性

目前，现代综合自动化变电站通过各种先进的设备实现了电力系统运行调控、保护以及数据采集和传输等的自动化。继电保护保护系统是综合自动化变电站的一个重要组成部分， 它是由继电保护装置和相关二次回路构成的一个统一整体， 其正常安全运转对电力系统的运行状态起着十分关键的作用。继电保护调试工作主要是对相关电气元件和继电器等设备的运行状况进行调节、控制、检测和保护， 同时它还能为检修人员提供信号指导和运行状态指示。继电保护二次回路常常会由于调试不当或其他原因出现故障问题， 而故障一旦发生就会大大影响保护装置作用的发挥， 从而对电力系统的正常运转产生极其不利的影响。因此， 在日常调试工作中， 工作人员必须加强对继电保护调试工作监督和管理， 加强对继电保护装置运行的维护， 进而使保护装置的准确性、安全性和可靠性都得到大幅度提高。

继电保护接线方式范文第4篇

【关键词】智能变电站；继电保护；配置原则；检测内容

1.智能变电站继电保护技术规范

《智能变电站继电保护技术规范》颁布于2010年4月，重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互原则以及电子式互感器、合并单元等相关设备配置原则及技术要求，适用于110(66)kV及以上电压等级的新建、改(扩)建智能变电站。除了强调常规变电站中继电保护的“四性”要求、220KV及以上电压等级继电保护系统的双重化配置要求等常规功能外，该规范指出110KV及以上电压等级的过程层SV网、GOOSE网、站控层MMS网络应完全独立；继保装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器；保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护(母线保护)宜直接跳闸；继电保护设备与本间隔智能终端应通过GOOSE点对点通信。

该规范还对不同电压等级的线路保护、变压器保护、母线保护、高压并列电抗器保护，断路器及短引线保护，母联(分段)保护、故障录波及网络报文记录分析装置、安全自动装置、过程层网络、智能终端、电子式互感器及相关设备的配置原则与设备技术要求进行了说明；界定了继电保护设备信息交互的要求、交互信息的内容，以及继电保护装置就地化的实施原则。

规范的附录部分分别对3/2接线型式、220kV及以上变电站双母线接线形式、110KV变电站接线形式中的继电保护实施方案进行了详细图例说明，增强了现场变电站智能化建设和改造中继电保护环节的可操作性。

2.110KV大侣数字化变电站保护配置情况

110KV大侣变为内桥接线，站内主开关选用常规开关。目前，站内虽然配置了电子式互感器(110KV线路和内桥间隔配置罗氏电子式电流互感器，主变110KV侧套管配置全光纤式电子式电流互感器，10kV间隔配置模拟小信号互感器)，没有配置一体化平台和智能变电站的高级应用功能，所以从严格意义上讲，该站目前还只能算数字化变电站， 但在站内自动化系统结构、保护装置及合并单元的配置、网络方式可为智能化变电站的建设提供参考。

大侣变自动化系统采用三层侧设备两级网络的结构，与智能变电站的要求一致。站内过程层采用SV网络和GOOSE网络合并组网方案，站内保护配置有线路纵差保护、母差保护、故障录波器等，110KV母差、主变及110KV智能终端，合并单元按双重化配置。110KV及主变10kV侧相关间隔的过程层GOOSE命令、SV数据和IEEE1588V2对时报文均通过网络传送。

双重化配置的第一套智能电子设备(IED)及单套配置的110KV线路保护、母联保护等保护装置接入过程层A网，双重化配置的第二套IED接入过程层B网，110KV单套配置的智能终端同时接入过程层A网、B网。

作为数字化变电站的试点，大侣变在过程层网络组网和继电保护跳闸信号传输等方面与智能变电站存在一定差异：1)智能变电站相关规程要求过程层GOOSE网和SV网独立，而该变电站采用的是合并组网方式；2)规程要求过程层保护采取“直采直跳”的原则，而该变电站采取的是网络跳闸的方式，虽然网络跳闸方式接线简单，易于第三方监视，但会导致保护性能对网络可靠性的依赖，且网络延时的不确定性也会对保护性能产生影响。对于数字化变电站的智能化改造，可参照国家电网公司相关指导性技术文件执行。

3.站内各设备的保护配置

3.1线路保护

对于110KV智能变电站，站内保护、测控功能宜一体化，按间隔单套配置。线路保护直接采样、直接跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸等功能。

3.2变压器保护

按照规程要求，110KV变压器电量保护宜按双套进行配置，且应采用主、后备保护一体化配置。若主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控装置一体化。

当保护采用双套配置时，各侧合并单元(MU)、各侧智能终端均宜采用双套配置；中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。

3.3母联(分段)保护

分段保护的实施方案与图1所示的线路保护类似，而且结构更为简单。分段保护装置直接与合并单元和智能终端连接，分别实现不通过网络数据交换的直接采样和直接跳闸功能；同时，保护装置、合并单元和智能终端等设备，均通过相互独立的GOOSE网络和SV网络，实现信号的跨间隔传输。按照规程要求，110KV分段保护按单套配置，宜实现保护、测控的一体化。110KV分段保护跳闸采用点对点直跳，其他保护(主变保护)跳分段采用GOOSE网络方式；母联(分段)保护启动母线失灵可采样GOOSE网络传输。

4.站内继电保护的测试检验

继电保护是电网安全稳定运行的第一道防线，必须遵循可靠性、选择性、速动性、灵敏性的原则。随着电网规模的不断扩大和电压等级的不断提高，对继电保护“四性”的要求不仅没有降低，反而提出了更高的要求。智能变电站应在保证继电保护功能不变的基础上，改进继电保护信息共享、互操作的方式，即设备间交换信息的方式。

由于智能变电站中，电磁式互感器被电子式互感器代替，变压器、断路器等一次设备也加装了智能单元，使得原来保护装置与外界的连接介质全由光纤取代，信息全由网络化的设备传递。针对这样的变化必须提出智能变电站保护设备的测试方案。由于保护装置没有发生变化，变化的只是信息的传递方式，因此保护的逻辑功能检验和原来一致，可以沿用原来成熟的检验标准。针对变化的部分提出新的测试方法，主要有如下几点。

(1)原来输入保护装置的电压、电流模拟量由来自合并器的光数字信号代替。传统的保护测试仪只能输出模拟量，而目前已有光数字保护测试仪，可以用光数字保护测试仪直接从保护装置的光纤以太网口输入测试。这样的数字信号是没有误差的，以前的零漂、采样精度检验步骤可以省略。但必须考虑有跨间隔数据要求的保护装置(如变压器差动保护、母线保护)在不同间隔间传输数据时，到达时间的同步性，如不确定或差距校大，将很难满足保护装置的要求。

(2)在相同的一二次设备条件下，与传统保护接点直接跳闸方式相比，智能变电站继电保护采用GOOSE报文发信经通信网络给智能终端发跳闸命令(如果有了智能开关则没有这个环节)。采用GOOSE网络，继电保护通过网络传输跳闸和相互之间的启动闭锁信号，与传统回路方式相比，其可靠性主要体现在网络的可靠性和运行检修扩建的安全性上。

(3)原来保护装置输出的各种信号由基于GOOSE协议的网络传输实现。传统的开入、开出量不再是24V或者220V的直流电信号，代之以优先级别有差异的GOOSE报文。可通过整组传动试验来验证保护装置输入、输出信号的正确性与实时性。■

继电保护接线方式范文第5篇

关键词：继电保护配置 可视化 智能匹配

中图分类号：TM769 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2016）10-0235-01

1 背景技术

赣州电网继电保护配置采用人工表格模式，工作量大，易用性查，保护和调度人员不能方便地查询或调阅。另一方面，目前也是依赖于保护人员的经验和记忆来编制保护变更内容。随着赣州用电需求日益增加，电网越来越复杂，给保护人员和调度员的工作Ю锤大挑战，对专业知识依赖程度很高，劳动强度大，工作效率低，且容易出现人为疏忽，对电网运行造成薄弱环节，存在安全隐患。国内已有实现继电保护定值可视化配置和浏览功能的平台型软件，主要问题是整体平台功能复杂，人机交互差，且不能跨平台运行。其次，未见基于判断电网一次运行方式的保护定值智能匹配、展示、输出保护变更内容的报道。因此，赣州电网联合武汉华大鄂电电气设备有限公司共同设计并开发了继电保护配置可视化软件。

2 软件介绍

2.1 开发环境

赣州电网继电保护配置可视化软件开发环境为Windows 2012操作系统，SQL Server 2012数据库，开发工具为Qt5.6，编译环境为Windows/Lunix/Unix主流版本操作系统。

2.2 软件架构

赣州电网继电保护配置可视化软件采用模块化设计思想，包括数据存储层、业务支撑层和高级应用层三层架构。数据存储层包括数据库和文件。数据库基于动态链接库设计，支持不同型号和版本的数据库，实现自动建库和更新，包括静态库和仿真库。文件包括电网模型、保护变更内容模板及历史版本。业务支撑层包括电网建模、网络拓扑、专家系统和系统管理。高级应用层包括保护定值配置可视化、保护定值智能匹配与自动输出。

2.3 运行环境

赣州电网继电保护配置可视化软件运行环境为Windows/Lunix/Unix主流版本操作系统，Oracle/SQL Server/MySQL主流版本数据库。

2.4 主要功能

电网建模实现电网接线图和台账维护功能。网络拓扑实现电网一次运行方式的准确判断。专家系统实现保护定值自动匹配规则制定。系统管理实现用户管理、运行设置。保护定值配置可视化实现基于可视化图形界面的定值配置与浏览。保护定值智能匹配与自动输出实现人工模拟调整电网一次运行方式、自动判断并自动匹配定值、以及自动输出保护变更内容。

2.5 软件流程

第一步，电网建模，一次接线图绘制与台账录入，形成电网静态模型；其次，保护定值可视化配置，基于一次接线图可视化环境，应用专家系统，录入保护定值配置方案，形成保护定值图形专家库，实现定值可视化配置和图形化浏览；最后，保护定值智能匹配，基于电网静态模型，人工手动（或自动接驳调度自动化系统获取实时数据进行网络拓扑）调整电网运行方式，应用网络拓扑，实现电网运行方式准确判断，形成电网仿真模型；基于保护定值图形专家库，自动匹配保护定值并在电网仿真模型一次接线图上显示，自动输出保护变更内容，并自动保存案例软件流程图见图1所示。

3 应用分析

赣州电网继电保护配置可视化软件自2015年10月投入试运行，已经达到预期目标。继电保护配置可视化软件保证了保护人员和调度员保护变更分析和决策的准确性，防范因人为因素造成的安全隐患，提高电网运行安全性和供电可靠性，经济效益和社会效益明显。其次，赣州电网继电保护配置可视化软件可以显著提高保化人员和调度员的工作效率，降低劳动强度，同时降低对专业要求，适应电网规模扩大、结构复杂和方式变更频繁的局面，提高技术管理水平，管理效益显著。最后，赣州电网继电保护配置可视化软件填补目前赣州电网调度自动化EMS系统与调度运行管理OMS系统之间的保护变更智能决策空白，推动行业相关技术发展。

收稿日期：2016-07-29