线路微机保护和二次回路标准化设计规范

第一篇：线路微机保护和二次回路标准化设计规范

线路微机保护和二次回路标准化设计规范

线路微机保护和二次回路标准化设计规范概述本标准旨在通过规范220 kV及以上系统的线路保护及辅助装置的输入输出量、压板设置、装置端子、装置虚端子、通信接口类型与数量、报吿和定值、技术原则、配置原则、组屏（柜）方案、端子排设计、二次回路设计。是提高继电保护设备的标准化水平，为继电保护的制造、设计、运行、管理和维护工作提供有利条件，提升继电保护运行、管理水平。

一、六统一定义：

“六统一”的含义：1）功能配置（含技术原则）；2）对外接口3）定值清单、4）动作报告、5）二次回路、6）组屏端子 六个方面统一，在智能变电站大量采用的情况下，进一步延伸到：保护装置的虚端子、压板设置、通信接口类型与数量，组屏方案等。

1、1继电保护装置功能由“基础型号功能”和“选配功能”组成，“基础型号功能”应包含规范要求的全部“必配功能”；功能配置完成后，定值清单、设备参数、装置报文等应与所选功能一一对应。选配功能数值型定值和控制字置于定值清单最末尾。

1、2“必备功能”是指某类型的保护装置按规范要求必须配置的功能，以线路纵联距离保护为例：四方公司生产的CSC-101AB型线路微机保护必备功能有：纵联距离保护、纵联方向保护、三段式相间接地距离保护，四段式零序保护、两段式定时限零序电流保护。还有南瑞公司生产的RCS-931B型线路微机保护必备功能有：电流差动保护、零序电流差动保护、工频变化量距离保护、三段式相间接地距离保护，四段式零序保护等。1、3“选配功能”是指由于地区电网的统筹考虑和管理习惯的原因，需要增加的一些功能，线路保护的选配功能有：反时限零序电流保护、三相不一致保护、远跳保护、重合闸功能。1、4“基础型号功能”是指由于线路结构不同而对线路保护的特殊功能要求；线路纵联差动保护的基础型号功能有：双光通道方式的串补电容的线路保护，双光通道方式的一般线路保护。线路纵联距离保护的基础型号功能有：双光纤通道的纵联距离保护、光纤和载波通道同时接入的纵联距离保护、接点方式的纵联距离保护。双通道的使用有两种方式：方式1 为一套保护动作逻辑，对应两个通道，两个通道之间的关系为自动切换，保护屏上设置一个纵联保护投入压板和两个通道投入的功能压板；方式2为两套保护动作逻辑，分别对应各自的通道，实际上为两套纵联保护同时工作，保护屏上设置两个通道（保护）投入的功能压板。

1、5“自定义功能”是指各厂家的有差异算法和功能，例如，接地距离保护的算法中要用到零序补偿系数K，有的厂家用KZ ,有的厂家用KR KX，这些都放在自定义定值中。

2、1保护装置单点开关量输入定义采用正逻辑，即接点闭合为“1”，接点断开为“0”。开关量输入“1”和“0”的定义应统一规范为：“1”肯定所表述的功能；“0”否定所表述的功能。保护装置功能控制字“1”和“0”的定义应统一规范为：“1”肯定所表述的功能；“0”否定所表述的功能；或根据需要另行定义；智能站保护装置双点开关量输入定义：“01”为分位，“10”为合位，“00”和“11”为无效。常规变电站保护功能投退的软、硬压板应一一对应，采用“与门”逻辑，以下压板除外：

2、1停用重合闸“控制字”、“软压板”和“硬压板”三者为“或门”逻辑；

2、2“远方操作”只设硬压板，“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板。“远方操作”硬压板与“远方修改定值”、“远方切换定值区”、“远方投退压板”均为“与门”关系，当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效。

2、3“保护检修状态”只设硬压板，“保护检修状态”硬压板投入时，保护装置报文带检修标识上送61850监控系统。

2、4智能变电站只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板，其余保护功能投退只设软压板：

2、5“远方操作”只设硬压板，“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板。“远方操作”硬压板与“远方修改定值”、“远方切换定值区”、“远方投退压板”均为“与门”关系，当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效。退保护SV接收压板时，装置应给出明确的提示确认信息，经确认后可退出压板；保护SV接收压板退出后，电流/电压显示为0，不参与逻辑运算“保护检修状态”只设硬压板，“保护检修状态”硬压板投入时，上送带品质位信息 注：一般情况，常规保护的“保护功能”投退软、硬压板应一一对应（压板分出口压板和开入压板，开入功能压板为保护装置提供一个开入，保护装置的程序会有相应变化，其中，“保护功能” 压板是用于投退具有某些特征的保护功能集合，例如主保护、后备保护等。而代表一些运行方式的开入压板，例如母线保护的互联硬压板与软压板为或门关系，重合闸退出的控制字、软压板和硬压板是或门关系，变压器保护各侧电压功能投入(常规保护为硬压板，无软压板对应，智能变电站为软压板，无硬压板对应）智能变电站只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板，保护功能投退只设软压板，所以，保护装置的开入接口中只接入“远方操作”和“保护检修状态”，接点式的通道信号开入等硬接点开入，无保护功能的开入。远方操作”只设硬压板，“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板，当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效。退保护SV接收压板时，装置应给出明确的提示确认信息，经确认后可退出压板；保护SV接收压板退出后，电流/电压显示为0，不参与逻辑运算。要从管理上规定：当某一间隔单元的MU数据严重出错时，只有在保护装置退出，或一次间隔的设备退出时，才能退出该一次设备保护装置的SV压板。

3、保护装置的定值：保护装置电流、电压和阻抗定值可采用二次值，并输入电流互感器（CT）和电压互感器（PT）的变比等必要的参数；保护装置的定值清单应按以下顺序排列：a设备参数（系统参数、装置参数）；b保护装置数值型定值部分；c保护装置控制字定值部分。

4、线路保护含重合闸功能： 每一套线路保护均应含重合闸功能，采用单相重合闸方式时，不采用两套重合闸相互启动和相互闭锁方式。采用三相重合闸方式时，可以采用两套重合闸相互闭锁方式；对于含有重合闸功能的线路保护，当发生相间故障或永久性故障时，可只发三个分相跳闸命令，三相跳闸回路不宜引接。(注：对于单相重合闸方式，简化了回路，保持了两套保护的独立性，两套保护的重合闸宜以相同的重合方式同时投入，当一套重合闸动作以后，另一套重合闸可以检跳开相有电流或跳位返回而不再重合，确保不会二次重合闸。如只投一套重合闸，则另一套重合闸只能退出口压板，不能投入闭重沟三压板。

采用单相重合闸方式，两套保护均开入分相跳位接点，如单相断路器偷跳起动重合闸，可以保证两套保护起动重合闸的一致性，同时，一套保护不重合而三相跳闸，三相跳位也通知另一套保护的重合闸不能重合，断路器压力闭锁接点同时引入两套保护，也保证了闭锁重合闸可以由本保护自行决定。

采用三相重合闸方式，三相断路器偷跳不起动重合闸，每一套保护装置只能靠本装置保护起动重合闸，不能通过跳位起动重合闸来弥补起动重合闸可能的不一致性，所以，两套保护装置应同时投入重合闸。同时，一套保护装置的重合闸退出运行，也不能通过三相跳位去闭锁另一套保护装置的重合闸，光纤差动保护，接受到远跳令跳闸会闭锁本屏重合闸，对于光纤距离保护，接到外部三相跳闸令时，向对侧发允许信号，对侧接受到允许信号后三相跳闸，会启动重合闸，闭锁式纵联保护和接点允许式保护，只能停信或发允许信号，对侧保护动作会也会启动重合闸，所以，两套保护装置的重合闸应同时启用，可不相互起动，但宜相互闭锁。

5、二次回路要求：对于可能导致多个断路器同时跳闸的直跳开入，应采取措施防止直跳开入的保护误动作，宜在开入回路中装设大功率重动继电器，或者采取软件防误措施；例如：远跳回路、瓦斯保护回路和开关失灵保护回路等都采用启动中间继电器TJR。

5、2、对3/2断路器接线“沟通三跳”和重合闸的要求3/2断路器接线“沟通三跳”功能由断路器保护实现，断路器保护失电时，由断路器三相不一致保护三相跳闸； 3/2断路器接线的断路器重合闸，先合断路器合于永久性故障，两

套线路保护均加速动作，跳三相并闭锁重合闸（注：两种做法，1）三个分相继电器接点接入三个分相开入口，启动失灵，并输出永跳接点至三相开入口，闭锁重合闸并启动失灵。2）三个分相继电器接点接入三个分相开入口，启动失灵，并输出闭重接点至闭重开入口，闭锁重合闸（闭重接点不能用于跳闸，没有无流返回的功能）。自动重合闸不设置“ 重合闸方式转换开关”，自动重合闸仅设置“ 停用重合闸” 功能压板，重合闸方式通过控制字实现：重合闸方式：单相重合闸；三相重合闸；停用重合闸，停用重合闸并沟通三跳。(注：取消了综合重合闸，只有单相重合闸或三相重合闸方式；取消了“重合闸方式转换开关”，消除了重合闸把手置于停用位置是否放电的不同做法；重合闸方式只能由控制字决定，不可能与屏上重合闸切换开关的位置冲突，所以，取消了“内重有效”控制字；对于含有重合闸功能的常规线路保护装置，设置“停用重合闸”硬压板。和软压板，重合闸的投停可以由“控制字”控制，也可由软压板或由屏上的硬压板控制，三者之间为或门关系。控制字“禁止重合闸”置1和屏上重合闸出口压板“断开”对应，为或门关系；当双重化的线路保护装置采用单相重合闸，如只投一套重合闸时，另一套重合闸只能退出“重合闸”出口压板，而不能投入“停用重合闸”压板。否则，两套重合闸装置均不能重合成功。当传输距离较远时，可以采用光纤传输跳闸信号。5、3、3/2断路器接线的断路器失灵保护 在安全可靠的前提下，简化失灵保护的动作逻辑和整定计算： 设置线路保护三个分相跳闸开入，变压器、发变组、线路高抗等共用一个三相跳闸开入；设置可整定的相电流元件，零、负序电流元件，其可按躲过最大不平衡电流整定；三相跳闸开入设置低功率因数元件。保护装置内部设置跳开相“ 有无电流” 的电流判别元件，其电流门槛值为大于保护装置的最小精确工作电流（0.05Ie），作为判别分相操作的断路器单相失灵的基本条件；失灵保护不设功能投/ 退压板；断路器保护屏（柜）上不设失灵开入投/ 退压板，需投/ 退线路保护的失灵启动回路时，通过投/ 退线路保护屏（柜）上各自的启动失灵压板实现；(注：失灵保护的投停可以通过控制字，断路器保护运行时，一般不应退出失灵保护。某一单元停运，可以通过线路、变压器保护屏上的起动失灵压板退出起动回路。3/2接线的断路器保护中设有分相和三相瞬时跟跳逻辑，可以通过控制字“跟跳本断路器”来控制，瞬时跟跳的作用是通过不同的跳闸途经增加跳闸的可靠性，减小失灵的可能性，跟跳应视为失灵保护的一部分，采用失灵保护逻辑的瞬时段作为跟跳判别条件是最简化、最安全的。如控制字“跟跳本断路器”置1，断路器的“失灵重跳本断路器时间”可以“与失灵跳相邻断路器时间”一致。因为瞬时跟跳和延时跟跳走的回路一样，延时跟跳可以通过整定“失灵跟跳本断路器时间” 来调整，不受控制字“跟跳本断路器”的控制。由于失灵保护误动作后果比较严重，且3/2断路器接线的失灵保护无电压闭锁，根据具体情况，对于线路保护分相跳闸开入和发变组（线路）三相跳闸开入，应采取措施，防止由于开关量输入异常导致失灵保护误启动，失灵保护应采用不同的启动方式：

5、4、对双母线接线重合闸、失灵启动的要求对于含有重合闸功能的线路保护装置，设置“停用重合闸”压板。“停用重合闸”压板投入时，闭锁重合闸、任何故障均三相跳闸； 双母线接线的断路器失灵保护，应采用母线保护中的失灵电流判别功能。

5、5、为防止保护装置先上电而操作箱后上电时断路器位置不对应误启动重合闸，宜由操作箱（插件）对保护装置提供“ 闭锁重合闸” 接点方式，不采用“ 断路器合后” 接点的开入方式。(注：保护装置先上电，TWJ跳位未开入，满足充电条件，保护装置的重合闸充电，操作箱后上电时，TWJ跳位闭合，断路器位置不对应误启动重合闸，为防止误起动重合闸，采用操作箱对保护装置同时提供一个“闭锁重合闸”接点，该接点与停用重合闸压板共用一个开入

在操作箱后上电，TWJ跳位闭合时，TWJ控制重合闸充电功能，保证了保护装置不误重合闸。

操作箱在手动跳闸以后，启动双位置继电器KKJ，KKJ则置于跳后位置，用KKJ接点起动中间继电器，输出并保持?°闭锁重合闸?±接点、在手动合闸以后，双位置继电器KKJ置于合后位置，?°闭锁重合闸?±接点断开。

断路器在合闸位置，如保护单相或三相跳闸，闭锁重合闸，接点处于断开位置，可以重合一次，如重合成功，保护装置可以再充电，如重合不成功再跳闸，断路器处于跳闸位置，TWJ跳位开入，保护装置的重合闸则不具备充电条件。

重合闸充电在保护装置正常运行未起动时进行，重合闸控制字和把手投入、无TWJ、无压力低闭重、无闭锁重合闸输入，经15秒后充电完成。

5、6、对电压切换箱（回路）的要求：（是指一次接线双母线形式）隔离刀闸辅助接点采用单位置输入方式；切换继电器同时动作和PT失压时应发信号。（注：常规六统一保护装置隔离刀闸位置采用单位置输入方式，是为了防止双位置起动方式误动作，同时接通两段母线电压，如此时正好是双母线分裂运行，两组母线电压不一致，可能烧坏切换继电器接点。另一种情况如母联开关合闸运行，当一组母线失去电压时，会导致另一组PT二次侧向一次侧反充电，PT的二次总开关会跳闸，也会失去电压。同时，也要考虑隔离刀闸位置采用单位置输入方式，在失去直流电源的时候，保护装置失去交流电压，如在正常运行时，保护装置会失去主要保护功能，或者，在保护起动以后失去交流，会导致距离保护误动。解决此问题的方法是采用双切换箱，保护装置的直流电源和电压切换箱的直流电源共用一个空开，这样，失去交流的时后保护装置也失去直流电源。）5、7、3/2断路器接线3/2断路器接线线路配置双重化的线路纵联保护，每套纵联保护应包含完整的主保护和后备保护及远方跳闸保护；配置双重化的远方跳闸保护。远方跳闸保护宜采用“一取一”经就地判别方式。断路器保护及操作箱（智能终端）断路器保护按断路器配置，常规变电站单套配置，智能变电站双套配置。断路器保护具有失灵保护、重合闸、充电过流（2段过流＋1段零序电流）、三相不一致和死区保护等功能；常规变电站配置单套双跳闸线圈分相操作箱，智能变电站配置双套单跳闸线圈分相智能终端。对断路器的要求：（1）非全相保护功能应由断路器本体机构实现。（2）断路器防跳功能应由断路器本体机构实现。（3）断路器跳、合闸压力异常闭锁功能应由断路器本体机构实现，同时，应能向线路保护装置提供两组完全独立的压力闭锁触点。500 kV变压器低压侧断路器宜为双跳闸线圈三相联动断路器。

5、8、纵联距离（方向）保护 a)保护装置中的零序功率方向元件应采用自产零序电压。纵联零序方向保护不应受零序电压大小的影响，在零序电压较低的情况下应保证方向元件的正确性。b)纵联距离（方向）保护应具备弱馈功能，在正、负序阻抗

过大，或两侧零序阻抗差别过大的情况下，允许纵续动作。

5、9、纵联电流差动保护a)纵联电流差动保护两侧启动元件和本侧差动元件同时动作才允许差动保护出口。线路两侧的纵联电流差动保护装置均应设置本侧独立的电流启动元件，必要时可用交流电压量和跳闸位置接点等作为辅助启动元件，但应考虑PT断线时对辅助启动元件的影响，差动电流不能作为装置的启动元件；b)线路两侧纵联电流差动保护装置应互相传输可供用户整定的通道识别码，并对通道识别码进行校验，校验出错时告警并闭锁差动保护；c)纵联电流差动保护装置应具有通道监视功能，实时记录并累计丢帧、错误帧等通道状态数据，通道严重故障时告警；d)纵联电流差动保护装置宜具有监视光纤接口接收信号强度功能；e)纵联电流差动保护两侧差动保护压板不一致时发告警信号；f)“CT断线闭锁差动”控制字投入后，纵联电流差动保护只闭锁断线 相。5、10、线路保护和主变压器CT一般要求：1）对于330 kV及以上电压等级变压器，包括公共绕组CT和低压侧三角内部套管（绕组）CT在内的全部保护用CT均应采用TPY型CT。变压器保护各侧CT变比，不宜使平衡系数大于10倍。（会产生不平衡电流）变压器低压侧外附CT宜安装在低压侧母线和断路器之间。变压器间隙专用CT和中性点CT均应提供两组保护用二次绕组2）220 kV电压等级变压器保护优先采用TPY型CT；若采用P级CT，为减轻可能发生的暂态饱和影响，其暂态系数不应小于2。母线保护各支路CT变比差不宜大于4倍5、11、保护用通信通道的一般要求双重化配置的线路纵联保护通道应相互独立，通道及接口设备的电源也应相互独立；线路保护装置中的双通道应相互独立。线路纵联保护优先采用光纤通道。采用光纤通道时，短线、支线优先采用专用光纤。采用复用光纤时，宜采用2 Mbit/s数字接口。线路纵联电流差动保护通道的收发时延应相同。（主重关系）双重化配置的远方跳闸保护，其通信通道应相互独立；线路纵联保护采用数字通道的，其它保护动作命令宜经线路纵联保护传输。2 Mbit/s数字接口装置与通信设备采用75 Ω同轴电缆不平衡方式连接。安装在通信机房继电保护通信接口设备的直流电源应取自通信直流电源，并与所接入通信设备的直流电源相对应，采用-48V电源，该电源的正端应连接至通信机房的接地铜排。通信机房的接地网与主地网有可靠连接时，继电保护通信接口设备至通信设备的同轴电缆的屏蔽层应两端接地。以上是我对继电保护及装置标准化设计规范理解

第二篇：线路设计规范

(1)GB50061-2010《66KV及以下架空电力线路设计规范》；

(2)DL/T 5154－2002《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》；

(3)DL/T 5219－2005《送电线路基础设计技术规定》。

2、参考资料

(1)《电力工程高压送电线路设计手册》(第二版)(中国电力出版社1999年9月)；

(2)《35～110KV输电线路设计》（中国水利水电出版社，2003）；

(2)《电力线路技术手册》(兵器工业出版社，1991年7月)；

(3)《电力金具手册》(中国电力出版社2001年6月)；

(4)《农村电网35KV线路典型设计方案(浙江省电力工业局》(中国电力出版社，2002年10月)；

(5)《35KV线路工程标准设计(河北省电力公司)》(中国电力出版社，2002年6月)。

(6)《35～110kV送电线路工程图集》（设计、加工、安装）秦国梅、游峰、郑炜编，中国水利水电出版社

(7)《国家电网公司输变电工程典型设计》（35kV输电线路分册）刘振亚主编，中国电力出版社。

《架空送电线路基础设计技术规定》（DL/T5219-2005）《66KV及以下架空电力线路设计规范》（GB50061-2010）《混凝土结构设计规范》（GB50010-2002）

《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）

《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）

第三篇：电气二次回路学习总结

Z09045839 张亮亮 电气工程自动化系 电力系统自动化专业

电气二次回路学习总结

二次回路图的最大特点是逻辑性很强，二次回路图的最大特点是逻辑性很强，其设备、其设备、元件的动作严格按照设计的先后顺序进行，所以看图时只要抓住一定的规律，便会很容易设计的先后顺序进行，所以看图时只要抓住一定的规律，看懂图纸，做到条理清晰。

3.1、看二次图纸的基本技巧：

先一次，后二次；先交流，后直流；先电源，后接线；先线圈，后触点；先上后下；先左后右。

3.1、看二次图纸的基本技巧（1）“先一次，后二次”：就是当图中有一次接线和二次接线同时存在时，应先看一次部分，弄清是什么设备和工作性质，再看对一次部分起监控作用的二次部分，具体起什么监控作用。

（2）“先交流，后直流”：就是当图中有交流和直流两种回路同时存在时，应先看交流回路，再看直流回路。交流回路一般由电流互感器和电压互感器的二次绕组引出，直接反映一次设备接线的运行状况，先把交流回路看懂后，根据交流回路的电气量以及在系统发生故障时这些电气量的变化特点，对直流回路进行逻辑推断，再看直流回路就要容易一些了。

（3）“先电源，后接线”：就是不论在交流回路还是直流回路中，二次设备的动作都是由电源驱动的，所以在看图时，应先找到电源，再由此顺回路接线往后看，交流沿闭合回路依次分析设备的动作，直流从正电源沿接线找到负电源，并分析各设备的动作。

（4）“先线圈，后触点”，就是要分析触点的动作情况，必须先找到继电器或装置的线圈，因为只有线圈通电，其相应触点才会动作，由触点的通断引起回路的变化，进一步分析整个回路的动作过程。一张图中，线圈和其触点是紧密相连的，遇线圈找触点，遇触点找线圈，这是迅速看图的一大技巧。

（5）“先上后下”和“先左后右”，二次接线图纸都是按照保护装置或回路的动作逻辑先后顺序，从上到下，从左至右的画出来的。端子排图、屏背面接线图也是这样布置的。所以看图时，先上后下，从左至右的看，是符合保护动作逻辑的，更容易看懂图纸。

3.2、现场看图的常用方法

(1)直流回路从正极到负极：例如控制回路、信号回路等。从一个回路的直流正极开始，按照电流流动的方向，看到负极为止。

(2)交流回路从火线到中性线：例如电流、电压回路，变压器的风冷回路。从一个回路的火线A、B、C相开始，按照电流的流动方向，看到中性线（N极）为止。

(3)见接点找线圈，见线圈找接点：见到接点即要找到控制该接点的继电器或接触器的线圈位置。线圈所在的回路是接点的控制回路，以便分析接点动作的条件。见线圈找出它的所有接点，以便找出该继电器控制的所有接点（对象）。这也是前面说到的。(4)利用欧姆定律分析判断继电器是否动作：判别的依据是，电压型线圈的两端加有足够大的电压，电流型线圈的两端加有足够大的电流。

(5)看完所有支路：当某一回路，从正极往负极看回路时，如中间有多个支路连往负极，则每个支路必须看完。否则分析回路时就会漏掉部分重要的情况。

(6)利用相对编号法、回路标号弄清安装图与展开图的接线原理图中设备的对应关系：核查安装图与展开图对应关系的主要目的：第一是检查安装图是否与展开图相对应。第二，弄清展开图中各设备在现场的位置。

3.3、二次看图的注意事项

(1)记忆一些常用的回路编号和图形符号，看图时则会大大加速看懂图纸的速度。

(2)特别留意值班员操作的设备，如电源保险、空开、切换开关，它们在图纸中位置及所起的作用，必须查清它们在现场的实际位置。

3.4、二次回路的异常处理 3.4.1、交流电压回路的异常处理 3.4.1.1、交流电压回路断线

现象：保护装置发出电压回路断线信号；有功及无功表指示不正常；电能表停转或走慢；断线相的相电压或有关线电压下降、其它两相的相电压正常等。电压互感器一次侧熔断器熔断时，其现象与此类似，同时电压互感器二次侧开口三角形处有较高电压。这时运行人员首先应停用因电压回路断线可能引起误动的保护及自动装置；其次，由于电压回路断线而使指示不正确时，应尽可能根据其他仪器的指示，对设备进行监视。如空气开关跳闸或熔断器熔断，应立即试投一次，若再次跳闸，则二次回路有故障，不得再试投。若空气开关未跳闸，熔断器未熔断，则应查出发生断线的地点，并及时处理。若一时处理不好，应将该电压回路中的负荷倒至另一电压回路，并停用该组电压互感器，并通知继电保护专业人员处理。

3.4.1.2、交流电压回路短路

应先断开该电压二次回路的所有负荷。注意退出可能引起误动的保护。将空气开关（熔断器）试投一次，若再故障跳闸，则说明短路发生在电压互感器二次侧回路。应查明故障点，若不能查明时不允许将所带二次负荷倒至另一电压互感器的二次回路上。若空气开关试投后没有跳闸，则应逐一地恢复所带负荷，若在恢复过程中遇上故障跳闸，则应停用该负荷，然后恢复其它负荷的正常运行，并通知有关人员处理有短路故障的二次负荷回路。

3.5、二次回路故障的查找方法

电气设备二次回路是电气系统中的一个组成部分。二次回路发生故障，直接影响电气设备和电力系统的安全运行。因此，二次回路一旦发生故障，应迅速准确作出判断，排除故障。

查找二次回路故障时，一定要事先考虑保护的动作情况，以及运行设备的状态，有必要时要及时退出保护相关压板，做好运行设备的安全措施，方可进行二次回路故障的查找。我们可根据已经出现的故障现象，通过目检、状态分析、回路分析等方法进行查找。

3.5.1、直观法确定故障点

二次回路故障，回路中的元器件状态可能要发生变化，因此可以通过目视，直接的检查到故障点。如看看回路电源空开是否跳闸，继电器是否烧毁，导引线是否脱落、冒火星，元件是否发黑，切换开关位置错误等等。另外通过鼻子闻是否有焦味、异味，耳朵听是否有异常响声，都可以直接找到二次回路故障点。

3.5.2、故障可能性大的元件要先查

二次回路中总有一些元件容易、经常发生问题，为了尽快查到故障点，少走弯路，可以根据回路性质，先查发生故障可能性较大的元件。如空气开关、熔断器、按钮、转换开关、开关辅助接点、跳闸线圈（或合闸接触器线圈）、继电器接点等等。回路电源空开、熔断器是第一个首先必查的，我们尤其要掌握。在我们平时看图时，就应分析、列出这些容易发生问题的点，这样我们在查找故障时就省时省力了。

对以上方法均不能解决问题的，就只有分析回路动作过程一一进行查找了。所有二次回路故障均可以动作结果为前提，提出上级元件动作的条件，检查条件是否满足，对照图纸逐个元件、逐级进行分析后找出故障点。

3.5.3、使用工具查找注意事项和方法

在进行二次回路检查时，一般可用试灯、绝缘电阻表、万用表、钳形电流表、多用工具、专用试验设备等。在使用上述工具时，应首先确定回路是否有电压（或电流），在确认该回路无电压无电流时，方可用试灯、绝缘电阻表等检查回路元件的通断。在使用绝缘电阻表检查绝缘时，应断开本回路交直流电源，断开与其它回路连接的充电电容器件。在故障点寻找工作中，还应注意接线接点的拆开与恢复工作，防止电流回路开路、电压回路短路，避免故障点的产生和事故扩大。

3.5.3.1、回路开路的检查方法

（1）导通法

回路开路查找时，应使用万用表，不能用兆欧表，因其不能查出接触电阻和电阻变化。如图红灯不亮的故障，先断开操作电源，将万用表打在欧姆档，一支试笔固定在“02”，另一支试笔触到“04”导线上，依次向“39”“37”、“35”、„移动。当发现万用表指示为无穷大或数值与正常值相差过大时，则开路就在该段范围内。然后检查该段范围内的元件，连接点和连接线情况，就可以检查到开路的地方。

（2）电压法

采用电压法检查时，应接入操作电源。如图所示，将电压表的“—”试笔固定在负极“02”上，将其“+”试笔先触及“01”，此时表计指示为全电压时，表明电源良好。然后将“+”试笔依次向“33”、“35”“37”、、„。当发现表计指示值过小或无指示时，则表明故障即在该回路。为了克服被测点与固定点的距离很远时，可以将电压表的“—”试笔固定在同屏的另一负电上。

（3）对地电位法

在图中，只投入负极电源，在断路器合闸的情况下，“01”~“02”之间的导线，都应带负电。在测量各点电位时，将电压表的“+”试笔接地（接金属外壳），将电压表的“—”试笔依次向“02”“04”、、“39”“37”、、„移动，若电压表的指示值为操作电压的一半左右，则说明这点至“02”间是良好的。若发现电压表在某测量点的读数为零或者较小时，则表明故障在该回路的这一测量点处。也可以只投入正极电源，但应将电压表的“—”试笔接地，“+”试笔依次向“01”、“33”“35”“37”、、、„移动。若电压表的指示值为操作电压的一半左右，则说明这点至“01”间是良好的。若发现电压表在某测量点的读数为零或者较小时，则表明故障在该回路的这一测量点处。

注意：如果直流系统没有绝缘监察装置或其退出了运行，则对地电位法就不能应用，因为此时没有经接地继电器的线圈将地电位固定在直流电源经电阻分压的中点上。被测元件如有旁路时，其要求同导通法。

3.5.3.2、回路短路的检查方法

当回路发生短路时，一般现象是熔断器投入时，熔断器立即熔断、触点烧坏、短路点冒烟等。

检查的方法是，首先是观察，看有否冒烟和接点烧坏的现象，如果发现接地点烧坏，可以进一步检查该回路内的设备，可用导通法来测量该回路的电阻值是否变小；如果未发现故障点，下一步就应该对每一回路进行检查，将每一回路的正极和负极拆开，用导通法测量该回路的电阻值，直到发现故障点为止；如果仍未发现故障点，则可能是不同回路间发生了短路或正、负极间直接短路了，可将万用表试笔直接接于正、负极上，然后把回路一个一个地恢复，如发现某一回路接入后电阻突然变小，则很可能是该回路中有故障，应再对该回路作进一步检查。

第四篇：继电保护及二次回路学习讲解（定稿）

继电保护及二次回路学习讲解

继电保护及二次回路学习讲解

继电保护工作基本知识

电流互感器

电流互感器（CT）是电力系统中很重要的电力元件，作用是将一次高压侧的大电流通过交变磁通转变为二次电流供给保护、测量、录波、计度等使用，本局所用电流互感器二次额定电流均为5A，也就是铭牌上标注为100/5，200/5等，表示一次侧如果有100A或者200A电流，转换到二次侧电流就是5A。

电流互感器在二次侧必须有一点接地，目的是防止两侧绕组的绝缘击穿后一次高电压引入二次回路造成设备与人身伤害。同时，电流互感器也只能有一点接地，如果有两点接地，电网之间可能存在的潜电流会引起保护等设备的不正确动作。如图1.1，由于潜电流IX的存在，所以流入保护装置的电流IY≠I，当取消多点接地后IX＝0，则IY＝I。

在一般的电流回路中都是选择在该电流回路所在的端子箱接地。但是，如果差动回路的各个比较电流都在各自的端子箱接地，有可能由于地网的分流从而影响保护的工作。所以对于差动保护，规定所有电流回路都在差动保护屏一点接地。

电流互感器实验

1、极性实验

功率方向保护及距离保护，高频方向保护等装置对电流方向有严格要求，所以CT必须做极性试验，以保证二次回路能以CT的减极性方式接线，从而一次电流与二次电流的方向能够一致，规定电流的方向以母线流向线路为正方向，在CT本体上标注有L1、L2，接线盒桩头标注有K1、K2，试验时通过反复开断的直流电流从L1到L2，用直流毫安表检查二次电流是否从K1流向K2。线路CT本体的L1端一般安装在母线侧，母联和分段间隔的CT本体的L1端一般都安装在I母或者分段的I段侧。接线时要检查L1安装的方向，如果不是按照上面一般情况下安装，二次回路

就要按交换头尾的方式接线。

2、变比实验

CT需要将一次侧电流按线性比例转变到二次侧，所以必须做变比试验，试验时的标准CT是一穿心CT，其变比为（600/N）/5，N为升流器穿心次数，如果穿一次，为600/5。对于二次是多绕组的CT，有时测得的二次电流误差较大，是因为其他二次回路开路，是CT磁通饱和，大部分一次电流转化为励磁涌流，此时应当把其他未测的二次绕组短接即可。同理在安装时候，未使用的绕组也应该全部短接，但是要注意，有些绕组属于同一绕组上有几个变比不同的抽头，只要使用了一个抽头，其他抽头就不应该短接，如果该绕组未使用，只短接最大线圈抽头就可以。变比试验测试点为标准CT二次电流分别为0.5A，1A，3A，5A，10A，15A时CT的二次电流。

3、绕组的伏安特性

理想状态下的CT就是内阻无穷大的电流源，不因为外界负荷大小改变电流大小，实际中的CT只能在一定的负载范围内保持固定的电流值，伏安特性就是测量CT在不同的电流值时允许承受的最大负载，即10%误差曲线的绘制。伏安特性试验时特别注意电压应由零逐渐上升，不可中途降低电压再升高，以免因

磁滞回线关系使伏安特性曲线不平滑，对于二次侧是多绕组的CT，在做伏安特性试验时也应将其他二次绕组短接。

10%误差曲线通常以曲线形式由厂家提供，如图1.2，横坐标表示二次负荷，纵坐

标为CT一次电流对其额定一次电流的倍数。

根据所测得U，I2值得到RX1，Rx1＝U/ I2，找出与二次回路负载Rx最接近的值，在图上找到该负荷对应的m0，该条线路有可能承受的最大负载的标准倍数m，比较m 和m0的大小，如果m＞m0，则该CT不满足回路需求，如果m≤m0，该CT可以使用。伏安特性测试点为I2在0.5A，1A，3A，5A，10A，15A时的二次绕组电压值。

电压互感器

电压互感器（PT）的作用是将高电压成比例的变换为较低（一般为57V或者100V）的低电压，母线PT的电压采用星形接法，一般采用57V绕组，母线PT零序电压一般采用100V绕组三相串接成开口三角

形。线路PT一般装设在线路A相，采用100V绕组。若有些线路PT只有57V绕组也可以，只是需要在DISA系统中将手动同期合闸参数中的100V改为57V。

PT变比测试由高压专业试验。

PT的一、二次也必须有一个接地点，以保护二次回路不受高电压的侵害，二次接地点选在主控室母线电压电缆引入点，由YMN小母线专门引一条半径至少

2.5mm永久接地线至接地铜排。PT二次只能有这一个接地点（严禁在PT端子箱接地），如果有多个接地点，由于地网中电压压差的存在将使PT二次电压发生变化，这在《电力系统继电保护实用技术问答》（以下简称《技术问答》）上有详细分析。

电流互感器二次绕组不允许开路。

电压互感器二次绕组不允许短路。

CT与PT工作时产生的磁通机理是不同的。CT磁通是由与之串联的高压回路电流通过其一次绕组产生的。此时二次回路开路时，其一次电流均成为励磁电流，使铁芯的磁通密度急剧上升，从尔在二次绕组感应出高达数千伏的感应电势。PT磁通是由与PT并联的交流电压产生的电流建立的，PT二次回路开路，只

有一次电压极小的电流产生的磁通产生的二次电压，若PT二次回路短路则相当于一次电压全部转化为极大的电流而产生极大磁通，PT二次回路会因电流极大而烧毁。

第五篇：继电保护二次回路调试工作

继电保护二次回路调试工作 变电站二次回路调试

（一）准备工作阶段

（1）全面掌握整个变电站系统的各种设备，主要内容如综合自动化装置的安装方式，保护屏、电度表屏、直流屏、交流屏等的数量和主要功能的相关控制操作；

（2）掌握一次主接线，检查各间隔其运行状态和实际位置是否一致；

（3）检查二次设备的外观，如接线是否折断、脱落，屏内元件是否保持完好，装置外观有无损坏等；

（4）检查各屏电源接法是否符合相关规定要求，无误后对装置逐一上电，以判断装置反应是否正确，之后借助软件组态查看、设置装置地址；

（5）接连各设备之间通讯线，进行调试，当所有装置通讯都运行正常时，最后在后台机可观察到装置上送数据。

（二）二次回路调试阶段

变电站的调试阶段内容包括一次、二次系统的电缆连接、保护功能等的全面校验和调试。由于保护调试不是单独存在的，因此本文也结合其他内容分析变电站二次回路调试内容。

1．电缆连接的调试。一次、二次系统电缆连接的检查调试，其内容主要有：（1）开关控制回路的调试，主要检查控制回路、断路器位置指示灯颜色是否正确，若发现控制断路器位置指示灯红绿灯全亮或熄灭，应马上关闭控制直流电源，并查找原因；（2）控制信号回路按常规站方法安装调试，经过前期的安装及二次回路调试，以就地智能终端箱为中心，确保开关、刀闸、主变本体等控制信号回路到智能终端控制及采集端子的正确性，为后期联调扫清障碍；（3）其它如信号回路，包括开关运行状态信号、事故跳闸信号与事故预告信号。

2．断路器本身信号和操动机构信号调试。对于液压操动机构，检验压力信号是否齐全，如时间显示或报警是否正确；对于弹簧操动机构，检验弹簧未储能信号是否正确，当开关处于合闸状态时，如弹簧未储能，装置面板上的重合允许灯不亮，并闭锁线路重合闸装置；如弹簧已储能完毕，装置面板上的重合允许灯常亮。

3．开关量状态。查看后台机SOE事件名称，断路器、刀闸状态等显示是否与实际一致。如果与实际不符合，原因一般为断路器、刀闸辅助触点常开、常闭接反。可改正后台机遥信量组态或更改电缆接线，但值得注意的是改后台机遥信量特性组态“常开”为“常闭”时，要适当改动调度端。

4．主变压器本体信号的检查。主变压器测温电阻通常应有三根引出线，以提高测温的精度，其中两根为补偿从主变压器到主控室电缆本身的电阻而共同接测温电阻一端，另一根接测温电阻另一端。建议在测温装置上也应按该方式连接，以避免测出的温度不准。其他就是检查如变压器温度、压力释放、重瓦斯、轻瓦斯等信号在装置和后台机上显示是否正确，一般来说压力释放应发出告警信号；而变压器的温度则是观察温度表的数值与后台机显示的数值是否相当。瓦斯保护作为变压器的主保护尤为重要的，其原理为：由于变压器用变压器油作冷却和绝缘介质，当变压器内部发生故障时，变压器油和其他绝缘物就会因短路电流所产生的电弧而分解，同时大量气体将产生，而这整个过程中可利用这些气体形成的冲力或压力可使其保护动作。因此在检查这个信号时，应特别注意要在变压器本体的瓦斯继电器上进行，切不可从端子箱短接点发信号。

5．功能调试检查。主要检查内容包括：（1）保护装置定值、精度及传动断路器，在后台机上应报开关变位信息、保护动作信息及显示动作时刻数据。具体做法：根据继电保护系统调试相关调试技术标准，调试继电保护装置，进行模拟量、开关量测试；进行故障模拟，测试保护装置动作的正确性。（2）监控部分功能的调试：检查后台遥控断路器、电动刀闸及主变压器分接头是否正确无误。如若装置带同期功能时，应找准线路侧电压和母线侧电压基准点，即调试监控部分功能。若遥控断路器不成功，通常有几个主要原因:断路器位置不能在后台机上正确显示；控制回路接线不正确；一次开关处合闸保险未给上或直流屏合闸电源未合；装置远方/就地切换开关在就地位置；装置未采到远方/就地切换开关位置；控制回路未上电或测控装置未接通。可按最终完整一次系统图纸做好监控一次系统图，进行相关数据信息详细核对，并将模拟量、脉冲量系数设置正确。同时按要求进行设计、组态，做到系统图、历史报表、实时报表、网络图等图表的完整准确；（3）远动功能的调试：投运前要先和调度端协调以下技术内容：准确的通讯速率；通讯方式为同步或异步；通道为模拟方式或数字方式；调度端站址和本站站址；调度端遥控序号为10进制或16进制；帧功能码(一般按标准CDT规约即可)；向调度端提供遥测、遥信、遥控、遥脉信息表；电度量数量、顺序及名称；遥测量数量、顺序及名称，频率数据采用格式(普通模拟量或BCD码)；遥控量数量、顺序及名称；遥信量数量、顺序及名称。为了避免数据传送出错，或甚至无法进行通讯，因此以上各项协调内容应与调度端完全一致。在调试过程中，要分别调试变电所上行信息和下行信息。上行信息包括调度端反映遥信量应正确，模拟量反映正确，电度量正确，SOE量、遥信变位能正确捕捉。下行信息有调度端遥控断路器、刀闸正确，遥调主变档位正确；需要调度端校时，校时正确。（4）其它功能：a声音报警功能:对断路器、刀闸等开关量加声音报警功能；对保护动作信息加声音报警功能。b打印功能的调试:要求打印机设置正确，打印图形、报表完整美观，大小合适。

（三）带负荷测试

主要是差动保护极性校验和带方向保护的方向校验。主变压器带一定负荷之后，才能判断出主变压器差动极性。具体为：其一可通过对各相电流的大小合角度分析差动极性或参看采样数据中的差流数据的大小判断差动极性（电流0.5A以上），主要看保护装置采样值，可观察到某一时刻主变电流采样数据；其二，带方向保护的方向校验线路带一定负荷之后，保护装置调采样值，通过观察同一时刻相电压与同相电流之间的电压电流数据进行分析。其他如后台机显示等的校验。

二、继电保护调试

继电保护装置，主要分三个基本部分，其相应作用为：(l)逻辑部分，是判断被保护设备的工作状态，以决定保护是否应该动作；（2）测量部分，是测量被保护设备工作状态的一个或几个有关的电气量；（3）执行部分，是执行保护装置所承担的任务。简言之，继电保护装置是能反映被保护设备的故障或不正常运行状态并使断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。在电力系统中，当被保护设备出现不正常运行状态时，保护装置能发出信号，以便值班人员及时采取有效措施，从而恢复设备正常运行；当被保护设备发生故障时，继电保护能使故障设备免于持续遭受破坏，缩小故障范围。

（一）变压器保护

变压器的继电保护配置主要有差动保护、电流速断保护、瓦斯保护、过流保护。具体的如：（1）变压器电流速断保护：由于瓦斯保护无法反应变压器外部故障，对于小容量变压器，除了应装设反应变压器内部故障最灵敏而快速的瓦斯保护外，为以反映油箱外部电源侧套管及引出线故障与瓦斯保护互相配合，可通过在电源侧装设电流速断保护，从而构成小容量变压器的主保护；（2）变压器应都装设过电流保护，为了反应变压器因外部短路引起的过电流，同时作为变压器本身故障的后备保护。

（二）线路保护

线路的继电保护配置主要有距离保护、方向保护、高频保护、自动重合闸等。（1）距离保护：根据故障点到保护安装处的距离（阻抗）发出跳闸命令；（2）方向保护：根据故障电流的方向，有选择性的发出跳闸命令；（3）高频保护：利用弱电高频信号传递故障信号来进行选择性跳闸；（4）自动重合闸：对于一些瞬时性故障（雷击、架空线闪路等）故障迅速切除后，不会发生永久性故障，此时再进行合闸，可以继续保证供电。继电保护发出跳闸命令断路器跳开后马上再发出合闸命令，重合闸一次后不允许再重合的称为一次重合闸，允许再重合一次的称为二次重合闸（一般很少使用）。有了重合闸功能之后，在发生故障后，继电保护先不考虑保护整定时间，马上进行跳闸，跳闸后，再进行重合闸，重合后故障不能切除，然后再根据继电保护整定时间进行跳闸，此种重合闸为前加速重合闸。发生事故后继电保护先根据保护整定时间进行保护跳闸，然后进行重合闸，重合闸不成功无延时迅速发出跳闸命令，此种重合闸称为后加速重合闸。

（三）备用电源互投装置

备用电源互投：两路或多路电源进线供电时，当一路断电，其供电负荷可由其它电源供电，也就是要进行电源切换，人工进行切换的称为手动互投。自动进行切换的称为自动互投。互投有利用母联断路器进行互投的（用于多路电源进行同时运行）和进线电源互投（一路 电源为主供，其它路电源为热备用）等多种形式。对于不允供电电源并列运行的还应加互投闭锁。

完成以上工作，可展开系统整体的联调传动工作。步骤为：先保证户外相关设备的信号能真正到达保护装置，然后在保护装置中进行故障模拟量，以确认正确，相关信号也同时上报到当地监控系统，最后实现开关、刀闸及主变本体等相关信号都均实际上传至当地监控系统的目的。总之，对继电保护装置基本要求为“选择性、快速性、灵敏性和可靠性”，以使继电保护装置能及时且正确地完成所担负的任务。

三、调试收尾阶段

调试结束后，根据运行期间反映出的问题进行相关消除处理。值得注意的是，事后要做好数据备份，即计算机监控软件信息，还要做好和变电所资料的整理交接。至此，综合自动化变电所的现场调试工作结束。最后强调要抓好继电保护的验收工作，继电保护调试完毕，还要进行严格自检、专业验收，再提交验收单由厂部组织检修、运行、生产三个部门进行保护整组实验、开关跳合试验，最后合格并确认拆动的接线、标志、元件、压板已恢复正常，现场清理处理干净后，才能在验收单上签字。