电厂继电保护定值管理规定

第一篇：电厂继电保护定值管理规定

＃＃＃电厂继电保护定值管理规定

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引言

为规范本企业继电保护定值管理，确保继电保护装置正确可靠，保证电网的安全稳定运行，特制定＃＃＃电厂继电保护定值管理规定。1

适用范围

1.1 本规定规定了继电保护定值管理的引用标准、职责、管理内容以及检查考核。

1.2 本规定适用于＃＃＃电厂继电保护定值管理工作。2

引用标准

《电力系统继电保护技术监督规定》（试行）《电力系统继电保护规定汇编》（第二版）3

职责

继电保护定值管理工作由生产各部门共同组织实施，＃＃＃电厂生技部为归口管理部门。

继电保护定值管理内容、方法 4.1保护装置定值单管理的基本要求

4.1.1保护装置定值通知单(简称定值单)，是现场保护装置的唯一依据，它也是生产系统的工作任务书，应有计算、审核、批准人的签名及计算部门盖章。

4.1.2保护装置必须按正式定值单整定后才允许投入运行。非正式的定值单，只能作为装置调试使用。4.1.3定值单应包括下列内容：（1）定值单编号、填表日期。

（2）厂站名称、开关编号、设备名称等。（3）保护名称及装置型号。（4）电流、电压互感器变比。

（5）保护装置定值项目，整定（更改）原因、整定值。（6）保护的使用要求。

（7）执行日期、执行人。

4.1.4定值单应根据运行状态的改变及时撤旧换新，以保证正确性。定值单应定期进行整理，遇有与现场情况不符时，应及核实后进行纠正。4.1.5必须严格执行定值单的回执制度，现场按新定值单对保护装置进行整定的工作结束后，工作负责人应在定值单上签名，注明定值的更改时间，以证生效。

4.1.6为保持现场继电保护管理的连续性，除临时检修外，保护装置的定值改动一般应发定值单。

4.1.7生产各部门（生技部、发电部、检修部）应单独设置定值台帐，并落实专人管理。4.2生技部职责

4.2.1每年根据年度系统运行方式变化和云南电网继电保护整定方案的要求，编制本厂整定计算工作范围的继电保护整定方案并上报总工程师审批。

4.2.2 负责管理本厂整定外的保护定值通知单，登记、接收、发放一式三份（生技部1份、发电部1份、检修部电试班1份）。

4.2.3负责本厂整定内的保护定值修改，报总工程师审批。登记、发放、接收一式三份（发电部1份、检修部电试班1份）。

4.2.4 促督检查继电保护定值更改的执行情况，回收所发出的定值通知单回执，并按时上报保护定值回执。新旧的定值单分开存放，保证保护定值的时效性。

4.2.5根据中调要求，每年组织全厂继电保护定值和压板检查，发现问题及时整改，按时上报检查情况。

4.2.6在重大的节日（如国庆、春节）或重大政治活动保电期前，组织检查全厂的继电保护定值和压板。4.3发电部职责

4.3.1 对生技部下发的保护定值通知单，在12小时内登记并发放到各班值，并配合继电保护定值的更改。

4.3.2定值变更后由当班运行人员与网（地）调调度人员核对，保证保护定值的时效性。

4.3.3根据中调要求，每年配合做好全厂继电保护定值和压板检查的相关工作，发现问题及时整改。

4.3.4在重大的节日（如国庆、春节）或重大政治活动保电期前，配合做好全厂的继电保护定值和压板及厂用电BZT电源自动投入装置动作试验检查的相关工作。4.4检修部职责

4.4.1 部门领导或专责负责落实继电保护定值更改作业，监督检查保护定值更改的执行过程，并检查定值单是否有执行人签名。

4.4.2 检修部电试班应设专人负责保护定值单管理，单独设置新、旧定值单台帐（文件盒），并做好定值单目录，旧的定值单不得与新的定值单存放一起，对旧的定值单作废处理或单独存放并标有“作废”的字样。

4.4.3检修部电试班应定期做好保护定值切换区定值整定，标明定值区定值使用范围。

4.4.4 检修部电试班定值通知单后，应核对定值通知单内容是否相符，并按规定的时间内执行，对有疑问的定值及时报告生技部。4.4.6特殊情况下（如电话通知）的保护定值更改，必须在原定值单上进行更改，并在定值单备注栏写清楚理由、通知人姓名、日期、然后及时要求整定部门下发正式通知单。

4.4.7更改定值完成后，应核对打印出的定值是否与定值通知单要求一致，确保定值的正确性。

4.4.8班组对执行了新的定值后，要求在现场继电保护交待本填写工 作情况、新定值单编号；对已执行新的定值通知单填写执行人、执行日期，自留一份新定值，一份给运行巡检人员存放，对新的定值单造册登记。

4.4.11根据中调每年负责做好全厂继电保护定值和压板的检查工作，发现问题及时整改。

4.4.12根据中调要求在重大的节日（如国庆、春节）或重大政治活动保电期前，负责做好全厂的继电保护定值和压板以及厂用电快切装置动作试验检查。

4.5对继电保护定值管理过程中，未严格遵守本规定的；未造成事故的，按总厂《反违章管理规定》进行考核；造成事故的，按《安全生产奖惩规定》的相关条款处罚。5继电保护定值计算管理

5.1 ＃＃＃电厂继电保护定值整定计算范围如下：

5.1.1以发变组出口开关为分界，发变组出口开关至厂用380v设备及以下为本厂计算范围；发变组出口开关至线路侧以外为中调计算范围。5.1.2主变及启/备变高压侧零序过流保护定值由省调负责整定计算。5.2 220KV系统保护定值按云南省电力调度中心计算下达值执行；厂用系统保护定值由检修部计算，生产部复核，经生产总（副总）经理批准后执行。

5.3整套定值计算原始资料应包括定值计算主要过程及整定计算参数,原始资料应整理成册,检修部应妥善保管以备查对。

5.3.1整定计算参数包含设备参数和省调提供的线路阻抗参数。

5.3.2保护整定计算所需的发电机、变压器的阻抗参数均应采用换算到额定频率的参数值。

5.3.3保护整定计算的参数若需使用实测值,则由生产技术部组织,安排合理的运行方式进行测试。

5.3.4 保护整定计算的设备参数应以厂家出厂时铭牌记录为准，必要时也可参照本厂试验数据。

5.3.5 如有设备更新必须统一修编设备参数并备案存档 5.3.6 省调提供的线路阻抗参数以省调下发为准。

5.4整定计算应选择合理的运行方式,并以经过批准的系统运行方式书面资料为依据。

5.5继电保护定值更改管理

5.5.1所有继电保护定值更改必须履行许可手续,任何人员不得擅自修改继电保护定值。

5.5.2 220kV系统保护定值的更改以省调下达的保护定值更改通知单为准。5.5.3厂用系统保护定值的更改以公司生产总（副总）经理批准的定值更改单为准。

5.5.4运行人员接到省调的定值修改调度命令后,应根据继电保护现场运行规程向值班调度员申请退出相关保护,然后通知维护人员进行保护定值更改，工作完毕后按照规定测试保护出口压板无跳闸脉冲后投入保护压板。5.5.5维护人员进行现场定值修改时，应由两名人员完成,其中一人操作,另一人监护,定值修改完毕核对无误后,由操作人将定值修改时间、更改原因、命令发布人、修改前后的定值等事项记入继电保护定值更改记录薄中并签字,监护人在验收栏签字。

5.5.6不得在保护整定值计算书和保护定值单上进行任何涂改。

若系统或设备发生变化，需更改保护定值时，则由检修部重新计算，并提出更改申请，重新履行保护定值审批手续后，由生产技术部重新下发保护定值单。检修部在接到新的保护定值单后，应立即启用，并将原继电保护定值单作废。

5.5.7由于运行方式变化需临时（时间不超过2天）更改定值并且在方式还原时恢复原运行定值的，不重新发出定值更改通知单，其定值更改由运行值长向公司生产总（副总）经理电话请示，在得到生产总（副总）经理同意后执行。

5.6继电保护定值统一管理

厂用系统保护定值每年由检修部修编一次,生产管理部审核,定值卡应分别由计算人、复核人、审核人、批准人签字并加盖＃＃＃发电有限责任公司印章。

6附加说明

6.1本标准由＃＃＃生技部负责起草并负责解释。6.2本标准自颁布之起执行。

生技部

2010.11.22

第二篇：继电保护装置定值管理规定

继电保护装置定值管理规定

范围

本标准规定了供电公司继电保护整定计算的职责，并针对变电站的设备制定了继电保护定值的管理内容与方法，是继电保护定值工作的基本依据和管理标准,各级与继电保护及安全自动装置相关的调度、生产、基建等部门应遵守执行。规范性引用文件

水电生字第11号 继电保护及安全自动装置运行管理规程

调继[2008]46号 福建省网县级公司继电保护定值计算和定值管理规定 3 整定计算职责 3.1 调度所职责

3.1.1 调度所为市电网继电保护整定计算技术管理归口单位。负责监督执行上级有关整定计算规程、规定。

3.1.2 负责调度管辖范围内的继电保护整定计算及定值管理工作，保证所管辖范围内继电保护整定计算及定值执行的及时、完整和正确,并与电网运行要求相适应。不因自身原因造成新建、扩建、技改等工程工期滞后。

3.1.3 每年按时下达公司所属各变电站各电压等级母线最大、最小短路容量。3.l.4 根据地调下发的系统综合阻抗及边界定值限额，及时校核管辖范围内的定值；向地调报备与福州电网整定分界点上的110kV变压器保护定值及分界点的边界阻抗。

3.1.5 负责审核整定范围分界点的下级保护整定值配合。

3.l.6 按时上报继电保护动作月报、年报及动作评价等继电保护动作相关报表。3.l.7 收集、整理、健全定值整定有关的继电保护图纸、资料及电气设备的参数。3.l.8 每年一季度编制所辖电网继电保护整定方案及运行方式说明，经相关部门会审、分管领导批准后实施。

3.l.9 每年或结合基建工程、电网接线变化、负荷性质变化、小电源情况变化等，向调度所报备本侧归算至整定分界点的综合阻抗、主设备、线路参数，向调度所报备分界点上的 保护定值。定值管理内容与方法 4.1 定值整定范围划分

4.1.1 调度所负责管辖范围内的110kV主变及以下母线、线路、电容器、接地变、站用变、低频低压减载等保护装置的整定计算，负责公司所属变电站备用电源自投（含0.4kV站用变备用电源自投）装置的整定计算。其中：

4.1.1.1 站用变0.4kV母线配有备自投保护装置的，投切方式的整定方案由变电部负责提供，调度所负责审定后统一下发定值单。

4.1.1.2 变压器非电量保护由生产计划部负责按福建省电力有限公司生产运行部下达的《关于印发福建省变压器非电量保护定值单的通知(闽电生便（2006）0162号)》 的要求整定签字并盖部门公章后转调度所，由调度所负责编制定值单号后，将其与主变压器的电量保护定值单一并发布至相关部门。另外，主变启动风冷定值由生产技术部负责提供电流定值大小，具体对应保护装置的定值单由调度所负责整定下达。

4.2 定值整定

4.2.1 继电保护的定值整定应符合相关的整定计算规程、规定及反措要求。应以经领导审核的地区系统运行方式及运行参数为依据，按照电网继电保护整定方案及运行方式说明所确定的各项原则、变压器中性点接地方式以及整定范围分界点上的边界阻抗和边界限额的要求进行整定。电网继电保护方案及运行方式说明的编制内容包括如下：

4.2.1.1 系统运行方式的有关说明。4.2.1.2 各变电站变压器中性点接地方式。

4.2.1.3 各种保护装置的整定原则及为防止系统瓦解，或保证重点用户用电作特殊考虑的整定原则。

4.2.1.4 继电保护运行注意事项或规定事项，正常检修方式或特殊方式下继电保护的安排以及可能出现的问题说明。

4.2.1.5 正序及零序阻抗参数图、继电保护配置表。

4.2.1.6 整定方案对系统近期发展的考虑及保护配置缺陷说明、定值失配说明等其他遗留的问题和改进意见。

4.2.2 工程项目筹建单位应按调度规程的规定，将有关的电气设备的参数、图纸、资料等提交继电保护整定部门，整定部门应于投产前二天提供正式的保护定值单。

4.2.3 定值整定管辖范围变更时，应同时移交有关图纸、资料，一个月内由接管单位复核定值。若运行方式有变化，接管单位应在变化前重新计算定值，保证装置的定值与运行方式相适应。

4.2.4 采用计算机定值计算专家系统计算的整定值结果，应经过人工校核或经不同厂家的计算机定值计算专家系统校核。当系统发生变化时，应及时更新专家系统的电网参数数据库。

4.3 定值单管理

4.3.1 定值单实行统一编号，更改定值的定值单应注明被替代的定值单编号。定值单内容应填写完整，除装置全部整定值内容外，还应标明保护或自动装置型号、被保护设备双重编号、主设备容量、限荷，CT、PT变比、定值单签发的日期、要求执行定值的时间、实际执行时间等详细内容，并加盖整定部门公章；根据一次系统运行方式变化需更改运行中保护定值的，与相邻线路有配合关系的也应在说明栏中说明清楚。

4.3.2 如遇临时性运行方式或事故抢修运行，需要变更保护定值时，可由调度员直接下达调度指令进行更改，如上述特殊方式运行时间超过三个工作日，应在三个工作日内补发正式定值单。

4.3.3 保护装置的定值单及整定计算底稿需整理成册，妥善保存。4.3.4 定值单的管理

4.3.4.1 为维护定值单的严肃性，各单位需妥善保存纸质定值单定值本，严禁因折叠、破损、缺角、肮脏、复印不明等原因导致误整定或保护误投退。

4.3.4.2 要求每年8月进行保护定值单的核对。变电部门、检修部门根据定值整定部门提供的定值清单进行详细核对后将结果报定值整定部门；定值整定部门再根据核对结果进行最终确认后将现运行的定值清单通知变电部门、检修部门，并配合各部门将不全的定值单补齐，同时将本次核对情况报备设备所属生产技术部门。4.4 定值单审批

4.4.1 保护定值单应有“计算、审核、批准”三栏；其中“计算” 栏由整定部门保护整定人员签字，“审核”栏由生产技术部门保护专责签字，“批准”栏由或整定部门领导签字。

4.4.2 站用变高压侧不带有断路器而采用其它方式保护(例熔丝、负荷开关等)的，参照厂家出厂定值选配，由变电运行部门运行专工负责确认，定值选配表应编入该站设备运行维护规程。

4.4.3 对有定值失配等不符合有关规程规定的问题，整定部门保护整定专责应编写整定方案，经整定部门内部集体讨论确定后，报设备所属的生产技术部门审核，并经本单位总工程师或分管领导批准后执行。

4.5 定值单执行

4.5.1 继电保护定值单是现场继电保护设备调试、运行的依据，现场保护装置定值整定应严格按定值单的内容完整执行，包括核对定值单中的全部文字说明项的内容；执行过程中如有疑问或因设备、运行等因素不能完全满足定值单的要求时，应及时反馈整定专责并征得同意，不得随意更改或者不执行其中某一部分内容，同时现场调试人员应做好记录并在OMS系统调试意见栏中详细注明；上述定值变动，整定专责通过当班调度员下达调度指令执行，整定专责应在三个工作日内补发正式定值单。

4.5.2 定值单执行完成后，调试人员应向运行人员做书面交代，在二次记录簿上详细写明定值单执行情况，变电运行人员应与值班调度员核对定值单编号并汇报执行情况（包括定值单编号，执行时间，定值偏差或存在问题等），经核对无误后方许可投运。对于书面定值单，调试人员、应在定值单相应栏上签名（当由外单位人员调试时，本单位保护验收人员应在“验收人员”栏签名；由本单位继电保护人员调试时，“验收人员”“调试人员”栏应由本项工作不同的调试人员签名），变电运行人员及调度员在各自的定值单上签名及对方的姓名并签注执行时间；若定值单是通过OMS系统流转，则应在OMS系统上完成相应确认流程。

4.5.3 现场定值单应按照定值单要求的期限执行，对于暂时无法执行的定值，有关执行部门应向整定专责说明原因，并需征得整定专责同意。

4.6调试定值单执行 4.6.1 新建、扩建、技改工程，负责定值计算的继电保护部门应配合工程进度及时提供所有保护装置的调试定值单。调试定值单以OA或书面形式或OMS系统调试定值单流程传送给筹建单位，调试定值单仅有署名，无审核、无编号，也不加盖公章。调试定值不得用于保护设备的正式投产。

4.6.2 工程筹建单位应督促调试单位认真核对调试定值单全部内容，并在设备启动前的五个工作日内将核对结果签注在调试定值单上并将调试定值回执整定专责，同时在调试定值单上签署调试人员和筹建人员姓名，或在OMS系统上注明并完成确认流程。若调试定值单定值内容与现场保护装置定值清单有出入时，要求调试单位打印一份定值清单，附在调试定值单后面，同时反馈于整定专责，以确保正式通知单与现场实际情况一致。

4.7 OMS系统定值单管理

4.7.1 定值单通过OMS系统的定值单工作流程下发后，对于原先下发的书面定值单，将结合基建、技改及定值调整逐步取消，在该定值未被替代前仍然有效。

4.7.2 定值单通过OMS系统的定值单工作流程传送时，应严格按照整定、审核、运行验收等有关的预设流程执行。定值单流程所涉及到的各角色应及时完成相应工作，并将姓名、时间及意见等内容填写完整。

4.7.3 为保证OMS系统中定值单执行流程能顺利及时的完成，要求定值单调试人员在定值单执行完毕后应立即在现场完成定值单流程的相应的工作（由外单位人员进行保护调试时，此内容由本单位参加验收的继电保护人员负责填写，并在备注栏备注：此定值单由XX单位的XX人执行），保证变电运行人员能及时与调度员进行定值核对汇报工作。

4.7.4 若因特殊情况或其他原因确实无法现场及时完成OMS系统定值执行流程的确认工作，在征得调度部门领导或本单位相关领导同意后，可以先用书面或电话方式完成定值单核对工作，但必须在24小时内补充完成OMS系统流程的确认工作。

4.7.5 考虑现场计算机网络的可靠性，在现场网络不通，无法正常进行定值单执行流程的情况下，现场调试、运行人员应及时通知整定专责，取得相应定值单的清晰传真件（该传真件上应有公章），调试人员据此执行后，运行人员应与调度员进行核对并记录，之后调试、运行双方应在各自的传真件上签字并在二次本上详细记录。定值单流程所涉及到的各角色在网络恢复正常后应及时完成相应工作。

4.7.6 考虑计算机网络的可靠性，整定部门、变电站及调试班组应保留一份书面保护定值单。变电站及调试班组保留的书面定值单应有调试人员、运行人员双方签字。检查与考核

本标准自颁布之日起执行，按《市供电有限公司职工奖惩管理办法》（长供标[2009]24号）进行考核。

第三篇：继电保护定值计算

继电保护定值计算

随着电力工业迅速发展，继电保护及自动装置也加快了更新换代的步伐，大量的电磁式继电保护装置被微机保护所取代。针对多种形式、不同厂家各异的继电保护及自动装置能否正确动作，直接关系到电力系统的安全稳定运行。有数据表明：电力系统因继电保护引起的电力事故占较大比重，由于定值计算与管理失误造成继电保护“三误”事故也时有发生。因此，探索新模式下的继电保护定值计算与管理工作显得十分重要。

定值计算的前期工作

1.1定值计算需要大量前期资料

定值计算应具备准确无误的计算资料，这是进行定值计算的前提。它包括：

一、二次图纸；所带变压器、电容器、消弧线圈、电抗器等铭牌数据和厂家说明书；电压互感器、电流互感器变比和试验报告；实测线路参数或理论计算参数；保护装置技术说明书、现场保护装置打印清单等等。

1.2在实际计算中遇到的问题

图纸或资料与现场实际不符；比如TA变比与实际不符、线路长度与实际不符、变压器短路阻抗与实际不符、应该实测的参数没有实测值、图纸错误等等。

定值计算所需资料不全：未提供电容器内部接线形式；没有现场保护装置打印清单等。

提供资料标注不清：架空线没有分段标注长度和型号；电缆线路在方案中没有写清所带用户或标注双电缆。

1.3TA变比与实际不符使定值计算错误

例：某变电站10kV出线，带两台容量SN为1000kVA变压器，短路阻抗UK为6％，资料提供TA变比N为600/5，实际变比N为1000/1。

保护定值计算：

TA变比N取600/5，过流保护按躲过最大负荷电流整定：

I≥1.5×2SN×3 1/2UeN=1.37A

则一般定值最小可选：600/5，2A。

而实际情况：

TA变比N取1000/1，代入

I≥0.16A

可选择：1000/1 1A。

速断按躲过变压器低压侧短路整定：

短路阻抗标么值：（取基准容量SB=100MVA，基准电压UB=10.5kV，基准电流IB=5500A）当UB=UN时

X*=UK%×SB/(100×SN)=6

I≥1.3×5500/(X*×N)=9.93A（N取600/5）

一般最小可取：600/5，10A。

而实际情况：N=1 000/1，1.3×5500/(X*×N)=1.19A 信息来自:输配电设备网

可选取：1000/1，2A。

结论：可见实际为1000/1的TA，按照600/5计算，所选定值将相差悬殊。

1.4解决措施

由设备运行维护单位建立由专人负责的设备运行管理数据库，数据库要做的时时更新、准确无误、资源共享。

作为提供资料单位，应对定值所需资料的正确性引起足够的重视，这是进行定值计算的基础工作，错误或不准确的资料会直接导致继电保护装置不能正确动作，造成严重后果。

复杂的定值计算单位，应针对不同的工程内容、不同的定值计算工作，提供计算所需资料清单列表，以便工程组织单位尽快提供全部资料。

定值计算工作

定值计算是决定保护装置正确动作的关键环节。定值计算人员应具备高度的工作责任心，树立全局观念和整体观念。整定计算工作应严格遵守整定计算基本原则：局部服从整体；下级服从上级；局部问题自行消化；尽可能的照顾地区电网和下一级电网的需求；保证重要政治用户供电。满足继电保护和安全自动装置可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求，在不满足时应合理取舍。

保护装置为适合现场需要不断更新换代，特别是微机保护装置版本不断升级。整定计算人员不得不花费大量时间和精力，逐字逐句的学习研究新内容，与保护装置厂家技术人员反复沟通，掌握原理和动作逻辑，在采用新的微机保护装置时很容易出错。

由于保护装置来自不同的厂家，有时会有同一种保护定义不同、名称各异，容易引起混淆。有些保护厂家说明书写的不够详细，比如缺少逻辑回路图，使整定计算人员很难判断保护是否动作。还有的厂家定值菜单内容过于繁琐，比如设很多控制字和投退压板。

二次接线修改的图纸变更工作不及时。

整定计算人员对于新装置的内容、含义和二次回路不清楚，没有很好的掌握，以致定值内容出错。

保护装置先天不足，比如有些老型号的装置，定值单位步进较大，小数点之后整不出来，影响了定值单的准确性，甚至影响了上下级的配合关系。

整定人员没有参加有关继电保护配置、设计审查和设备选型等工作，到了计算定值的时候才发现问题，特别是装置本身存在设计缺陷时很难得到修改，使保护配置先天不足。

下级定值没有与上级定值接口，上级改线路定值、下级更换变压器，没有及时通知上下级单位配合，使保护定值失去配合关系。

线路切改或更换变压器后没有及时修改系统阻抗，使定值计算出现偏差。

定值计算错误举例：

例1：某35kV/10kV变电站，变压器后备过流保护1s断开10kV母联断路器，1.5s断开10kV主断路器，计算10kV出线保护定值时，定值计算人员按常规将10kV出线定值整定成速断0.5s，过流1s，造成该10kV出线短路越级断开10kV母联断路器的事故。

例2：某变电站变压器接线方式为Yyd11线，由于保护整定人员，没有深入理解某装置变压器接线控制字的意义，错将0002H整成0001H，在35kV线路短路时造成变压器差动保护掉闸。

解决措施一般应规范继电保护装置软件版本，规范厂家对同一种保护、同一种功能的压板名称，规范厂家技术说明书及其必要的内容。总之，做好规范化工作对继电保护整定计算和运行维护工作意义重大。

整定计算人员应提高业务素质，加强对新装置的学习，积极参与保护装置的配置、选型和改进工作。

加强各级各地区整定计算人员之间、与厂家技术人员之间、与现场运行继电保护调试人员的沟通和学习。取长补短，相互把关。

新型微机保护装置的动态培训工作成为新装置上马后的重中之重。作为微机保护装置使用单位，整定计算人员最先接触新装置，会出现意想不到的问题。并且在新装置的使用初级阶段，难免会存在一些问题，因此，让定值计算人员和现场调试维护人员，尽快掌握微机保护装置性能，培训工作十分重要。应加大动态培训的力度，尽快提高继电保护人员整体的业务技术水平。

定值单的执行工作

一张定值单的产生和执行，要经过组织单位提供资料、确定运行方式、定值计算、定值审核、确定停电时间、保护调试、调度人员核对等诸多环节，其中每一个环节都可能造成定值单在执行中出现问题。

凡运行的继电保护必须有正式的定值单为凭证，保护投入前必须由当值调度员与现场人员进行核对，确认无误后，调度部门填写执行日期并盖章，在一周内返还定值计算部门存档。

实际遇到的问题中，执行后的定值单不能及时的返还到定值计算部门，使保存的定值单与现场定值出现偏差。

定值单在流转执行过程中或执行完毕丢失，使定值单出错。

解决措施：应建立继电保护定值单的闭环管理措施，建立定值单执行签转制度。参与定值单执行的各部门人员应严肃定值单执行工作，不能认为定值单的执行和保护仅仅是继电保护人员的责任。

定值的管理工作

定值单管理工作应细致认真，管理好定值单、定值底稿、资料方案对继电保护定值计算和运行维护工作十分重要，保存的定值及其资料必须与现场实际相符，才能保证定值计算正确和执行无误。

实际遇到的问题，如工作中定值计算底稿和资料没有及时归档，再次计算时资料不全，出现计算错误。每年的定值单现场核对工作流于形式，没有制定具体的管理措施。

停运的线路和改路名的线路没有通知整定计算人员。

一般采用解决的措施是由保护运行维护单位，建立继电保护装置运行管理库，继电保护及二次设备的建档工作应准确及时。保护装置建档是一项基础工作，每套装置均应建立档案，包括厂家、设备规范、软件版本、运行性能、校验日期、缺陷问题、停运和投运日期、更换日期等，管理库时时更新，资源共享。

认真做好每年的定值单核对工作，建立定值单核对、存放管理制度。建立电子版的定值单存放库，定期核对检查。

定值单的管理是继电保护专业的基础工作，只有从基础工作抓起，才能使继电保护工作有序进行。浅论10KV供电系统的继电保护(1)1.10KV供电系统在电力系统中的重要位置

电力系统是由发电、变电、输电、配电和用电等五个环节组成的。在电力系统中，各种类型的、大量的电气设备通过电气线路紧密地联结在一起。由于其覆盖的地域极其辽阔、运行环境极其复杂以及各种人为因素的影响，电气故障的发生是不可避免的。由于电力系统的特殊性，上述五个环节应是环环相扣、时时平衡、缺一不可，又几乎是在同一时间内完成的。在电力系统中的任何一处发生事故，都有可能对电力系统的运行产生重大影响。例如，当系统中的某工矿企业的设备发生短路事故时，由于短路电流的热效应和电动力效应，往往造成电气设备或电气线路的致命损坏还有可能严重到使系统的稳定运行遭到破坏；当10KV不接地系统中的某处发生一相接地时，就会造成接地相的电压降低，其他两相的电压升高，常此运行就可能使系统中的绝缘遭受损坏，也有进一步发展为事故的可能。

10KV供电系统是电力系统的一部分。它能否安全、稳定、可靠地运行，不但直接关系到企业用电的畅通，而且涉及到电力系统能否正常的运行。因此要全面地理解和执行地区电业部门的有关标准和规程以及相应的国家标准和规范。

由于10KV 系统中包含着一次系统和二次系统。又由于一次系统比较简单、更为直观，在考虑和设置上较为容易；而二次系统相对较为复杂，并且二次系统包括了大量的继电保护装置、自动装置和二次回路。所谓继电保护装置就是在供电系统中用来对一次系统进行监视、测量、控制和保护，由继电器来组成的一套专门的自动装置。为了确保10KV供电系统的正常运行，必须正确的设置继电保护装置。2.10KV系统中应配置的继电保护

按照工厂企业10KV供电系统的设计规范要求，在10KV的供电线路、配电变压器和分段母线上一般应设置以下保护装置：

（1）10KV线路应配置的继电保护 10KV线路一般均应装设过电流保护。当过电流保护的时限不大于0.5s～0.7s,并没有保护配合上的要求时，可不装设电流速断保护；自重要的变配电所引出的线路应装设瞬时电流速断保护。当瞬时电流速断保护不能满足选择性动作时，应装设略带时限的电流速断保护。（2）10KV配电变压器应配置的继电保护

1）当配电变压器容量小于400KVA时： 一般采用高压熔断器保护；

2）当配电变压器容量为400～630KVA，高压侧采用断路器时，应装设过电流保护，而当过流保护时限大于0.5s时，还应装设电流速断保护；对于车间内油浸式配电变压器还应装设气体保护；

3）当配电变压器容量为800KVA及以上时，应装设过电流保护，而当过流保护时限大于0.5s时，还应装设电流速断保护；对于油浸式配电变压器还应装设气体保护；另外尚应装设温度保护。（3）10KV分段母线应配置的继电保护

对于不并列运行的分段母线,应装设电流速断保护，但仅在断路器合闸的瞬间投入，合闸后自动解除；另外应装设过电流保护。如采用的是反时限过电流保护时，其瞬动部分应解除；对于负荷等级较低的配电所可不装设保护。3.10KV系统中继电保护的配置现状

目前，一般企业高压供电系统中均为10KV系统。除早期建设的10KV系统中，较多采用的是直流操作的定时限过电流保护和瞬时电流速断保护外，近些年来飞速建设的电网上一般均采用了环网或手车式高压开关柜，继电保护方式多为交流操作的反时限过电流保护装置。很多重要企业为双路10KV电源、高压母线分段但不联络或虽能联络但不能自动投入。在系统供电的可靠性、故障响应的灵敏性、保护动作的选择性、切除故障的快速性以及运行方式的灵活性、运行人员的熟练性上都存在着一些急待解决的问题。

浅论10KV供电系统的继电保护（2）

三几种常用电流保护的 1.反时限过电流保护（1）什麽是反时限过电流保护 继电保护的动作时间与短路电流的大小有关，短路电流越大，动作时间越短；短路电流越小，动作时间越长，这种保护就叫做反时限过电流保护。（2）继电器的构成 反时限过电流保护是由GL-15(25)感应型继电器构成的。这种保护方式广泛于一般工矿中，感应型继电器兼有电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式时间继电器(作为时限元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)和电磁式中间继电器(作为出口元件)的功能，用以实现反时限过电流保护；另外，它还有电磁速断元件的功能，又能同时实现电流速断保护。采用这种继电器,就可以采用交流操作，无须装设直流屏等设备；通过一种继电器还可以完成两种保护功能(体现了继电器的多功能性)，也可以大大简化继电保护装置。但这种继电器虽外部接线简单，但内部结构十分复杂，调试比较困难；在灵敏度和动作的准确性、速动性等方面也远不如电磁式继电器构成的继电保护装置。（3）反时限过电流保护的基本原理 当供电线路发生相间短路时，感应型继电器KA1或(和)KA2达到整定的一定时限后动作，首先使其常开触点闭合，这时断路器的脱扣器YR1或(和)YR2因有KA1或(和)KA2的常闭触点分流(短路)，而无电流通过,故暂时不会动作。但接着KA1或(KA2)的常闭触点断开，因YR1或(和)YR2因“去分流”而通电动作，使断路器跳闸，同时继电器本身的信号掉牌掉下，给出信号。在这里应予说明，在采用“去分流”跳闸的反时限过电流保护装置中，如继电器的常闭触点先断开而常开触点后闭合时，则会出现下列： 1）继电器在其常闭触点断开时即先失电返回，因此其常开触点不可能闭合，因此跳闸线圈也就不能通电跳闸； 2）继电器的常闭触点如先断开,CT的二次侧带负荷开路，将产生数千伏的高电压、比差角差增大、计量不准以及铁心发热有可能烧毁绝缘等，这是不允许的。2.定时限过电流保护（1）什麽是定时限过电流保护 继电保护的动作时间与短路电流的大小无关，时间是恒定的，时间是靠时间继电器的整定来获得的。时间继电器在一定范围内是连续可调的，这种保护方式就称为定时限过电流保护。（2）继电器的构成

定时限过电流保护是由电磁式时间继电器(作为时限元件)、电磁式中间继电器(作为出口元件)、电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)构成的。它一般采用直流操作，须设置直流屏。定时限过电流保护简单可靠、完全依靠选择动作时间来获得选择性，上、下级的选择性配合比较容易、时限由时间继电器根据后获取的参数来整定，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。这种保护方式一般应用在10～35KV系统中比较重要的变配电所。（3）定时限过电流保护的基本原理

10KV中性点不接地系统中，广泛采用的两相两继电器的定时限过电流保护的原理接线图。它是由两只电流互感器和两只电流继电器、一只时间继电器和一只信号继电器构成。当被保护线路只设有一套保护，且时间继电器的容量足大时，可用时间继电器的触点去直接接通跳闸回路，而省去出口中间继电器。当被保护线路中发生短路故障时，电流互感器的一次电流急剧增加，其二次电流随之成比例的增大。当CT的二次电流大于电流继电器的起动值时，电流继电器动作。由于两只电流继电器的触点是并联的，故当任一电流继电器的触点闭合，都能接通时间继电器的线圈回路。这时，时间继电器就按照预先整定的时间动作使其接点吸合。这样，时间继电器的触点又接通了信号继电器和出口中间继电器的线圈，使其动作。出口中间继电器的触点接通了跳闸线圈回路，从而使被保护回路的断路器跳闸切断了故障回路，保证了非故障回路的继续运行。而信号继电器的动作使信号指示牌掉下并发出警报信号。由上不难看出，保护装置的动作时间只决定于时间继电器的预先整定的时间，而与被保护回路的短路电流大小无关，所以这种过电流保护称为定时限过电流保护。（4）动作电流的整定计算 过流保护装置中的电流继电器动作电流的整定原则，是按照躲过被保护线路中可能出现的最大负荷电流来考虑的。也就是只有在被保护线路故障时才启动，而在最大负荷电流出现时不应动作。为此必须满足以下两个条：

1）在正常情况下，出现最大负荷电流时（即电动机的启动和自启动电流，以及用户负荷的突增和线路中出现的尖峰电流等）不应动作。即： IdzIfh.max 式中Idz----过电流保护继电器的一次动作电流； Ifh.max------最大负荷电流 2）保护装置在外部故障切除后应能可靠地返回。因为短路电流消失后，保护装置有可能出现最大负荷电流，为保证选择性，已动作的电流继电器在这时应当返回。因此保护装置的一次返回电流If应大于最大负荷电流fh.max。即： IfIfh.max 因此，定时限过电流装置电流继电器的动作电流Idz.j为： Idz.j=(Kk.Kjx/Kf.Nlh).Ifh.max 式中 Kk------可靠系数，考虑到继电器动作电流的误差和计算误差而设。一般取为1.15～1.25Kjx------由于继电器接入电流互感器二次侧的方式不同而引入的一个系数。电流互感器为三相完全星形接线和不完全星形接线时 Kjx=1；如为三角形接线和两相电流差接线时Kjx=1.732 Kf-------返回系数，一般小于1； Nlh------电流互感器的变比。

浅论10KV供电系统的继电保护(3)四对北京电信10KV系统中继电保护的综合评价 1.定时限过电流保护与反时限过电流保护的配置

10KV系统中的上、下级保护之间的配合条件必须考虑周全，考虑不周或选配不当，则会造成保护的非选择性动作，使断路器越级跳闸。保护的选择性配合主要包括上、下级保护之间的电流和时限的配合两个方面。应该指出，定时限过电流保护的配合较易解决。由于定时限过电流保护的时限级差为0.5S，选择电网保护装置的动作时限，一般是从距电源端最远的一级保护装置开始整定的。为了缩短保护装置的动作时限，特别是缩短多级电网靠近电源端的保护装置的动作时限，其中时限级差起着决定的作用，因此希望时限级差越小越好。但为了保证各级保护装置动作的选择性,时限级差又不能太小。虽然反时限过电流保护也是按照时限的阶梯原则来整定，其时限级差一般为0.7S。而且反时限过电流保护的动作时限的选择与动作电流的大小有关。也就是说，反时限过电流保护随着短路电流与继电器动作电流的比值而变，因此整定反时限过电流保护时，所指的时间都是在某一电流值下的动作时间。还有，感应型继电器惯性较大，存在一定的误差，它的特性不近相同，新旧、型的特性也不相同。所以，在实际运行整定时，就不能单凭特性曲线作为整定的依据，还应该作必要的实测与调试。比较费力、费事。因此，反时限过电流保护时限特性的整定和配合就比定时限过电流保护装置复杂得多。通过可以看出，北京电信10KV新建及在建工程中，应以配置三段式或两段式定时限过电流保护、瞬时电流速断保护和略带时限的电流速断保护为好。2.北京电信10KV系统中高压设备的配置，北京电信10KV系统中高压开关柜的配置主要有两大类：即固定式高压开关柜和手车式高压开关柜。关于固定式高压开关柜是我国解放初期自前苏联引进的老产品，柜型高大、有足够的安全距离、但防护等级低、元器件陈旧、防电击水平较低；而手车式高压开关柜是近年来引进国外技术，消化吸收研制的换代产品，体积缩小、防护等级大大提高、元器件的选用比较先进、防电击水平较高。其主要特点可归纳为：它有四室（手车室、电缆室、母线室和继电仪表室）、七车（断路器手车、隔离手车、接地手车、所用变压器手车、电压互感器手车、电压互感器和避雷器手车、避雷器和电容器手车）、三个位置（工作位置、试验位置和拖出柜外检修位置）和两个锁定（工作位置的锁定和试验位置的锁定）。它用高压一次隔离触头替代了高压隔离开关、用接地开关替代了临时接地线等。对于系统的运行安全提供了很好的条件。关于配电变压器安装于主机楼时，一般均采用了防火等级较高的干式变压器，笔者曾率先尝试采用了D/Yo-11接线组别的干式变压器（传统采用Y/Yo-12接线组别），其一次接成了D形接线，为电信部门产生的大量高次谐波提供了通路，这样就较为有效的防止了我们电信部门的用电对系统造成的谐波污染（目前电业部门正在谐波管理方面考虑采取必要的措施）；同时，采用了这种接线组别，使得继电保护的灵敏性有所提高。按照IEC及新的国家标准GB50054-96的要求，应逐步推广采用D/Yo-11接线组别的配电变压器。3.关于10KV一相接地保护方式的探讨

10KV中性点不接地系统中发生一相接地时，按照传统方式是采用三相五铁心柱的JSJW-10型电压互感器作为绝缘监视。但是，当我们选用了手车式高压开关柜后，再继续安装JSJW-10已经比较困难，又由于10KV系统中的一次方案有了变化、原有的绝缘监视方案又存在着缺陷，因此较为可取的办法是采用零序电流保护装置。北京供电部门的要求

根据北京供电局1996年10月22日发文的精神，要求北京市城、近郊区新建和在建项目一律应采用直流操作的定时限过电流保护、并加装零序保护，有条件的用户可逐步考虑采用工厂供电自动化设施。

第四篇：继电保护管理规定

内蒙古国电能源投资有限公司

电力系统继电保护及安全自动装臵管理办法

（征求意见稿）

1、总则

1.1 继电保护及安全自动装臵是保证电力设备安全、可靠运行的重要保障，对机组和电网的稳定运行有着极其重要的作用。为加强内蒙古国电能源投资有限公司（以下简称蒙能投公司）继电保护、安全自动装臵专业技术管理，根据国家、国电集团公司、蒙能投公司有关规程、制度、反措制定本办法。

1.2 继电保护、安全自动装臵专业技术管理工作贯彻“安全第一、预防为主”的方针，实行专业技术管理责任制，按照按章执行、专业归口、分级管理的原则，对继电保护、安全自动装臵的规划、设计、选型、制造、安装、调试、生产、运行实行全过程的专业技术管理。

1.3 继电保护、安全自动装臵的专业技术管理工作要依靠科技进步，采用和推广先进的有成熟运行经验的继电保护、安全自动装臵及试验设备，不断提高继电保护、安全自动装臵的安全、可靠运行水平。

1.4 继电保护、安全自动装臵对电网的安全稳定运行尤为重要，因此，各发电企业应严格按照专业归口的原则，在加强内部专业管理的同时，接受电网调度部门的专业技术管理。

1.5 本制度适用于蒙能投公司所属电力生产性企业。

2、继电保护及安全自动装臵投退管理

2.1 所有电气设备不允许在无保护或保护不完善的情况下运行，所有保护及安全自动装臵的投退应提出书面申请，经本单位总工程师（生产厂长）批准后方可执行，一些重要的保护装臵投退还应经调度单位（部门）许可，由运行人员进行操作，其它人员无权操作运行中的保护装臵。

2.2 由电网调度负责整定计算的保护及安全自动装臵，在一次设备停电后不允许自行将保护装臵停用作业，如有作业必须请示电网调度批准。

2.3 220KV及以上的发-变组、线路、母线差动保护和变压器瓦斯保护投退经本单位总工程师（生产厂长）批准，还应经电网调度许可。变压器差动保护和瓦斯 保护不允许同时停用；母线差动保护的退出时间由当值值长按调令执行，除保护消缺、版本升级、定期校验，一般不得退出超过一小时，两套母线保护不得同时退出；对于发变组和线路保护两套保护不允许同时停用。

2.4 机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装臵、发电机励磁系统（包括PSS）等设备（保护）定值必须经有关调度部门审定。

2.5正常情况下发变组和线路故障录波器、故障信息远传必须投入运行，其起停必须经调度部门批准。

2.6在升压站系统工作，涉及包括同期电压装臵、线路保护装臵、母线保护装臵、NCS测量装臵、远方计量、安全自动装臵等回路上的工作，应参照继电保护及自动装臵运行规程、并组织运行、安监、生产部有关人员制定实施方案，研究制定有关保护的投退情况，并经本单位总工程师（生产厂长）批准后方可进行工作。2.7当运行中发生异常、或一次设备运行中需要进行缺陷处理或定期清理工作，应停用相关的保护装臵：

2.7.1在励磁系统转子回路上工作，如清扫碳刷等与二次回路有关的工作停用转子接地保护压板。

2.7.2在主变压器范围内工作，涉及到冷却器一、二次回路上的工作停用非电量保护屏上的冷却器全停跳闸压板。

2.7.3当发电机运行中，失灵保护停用时应将发变组保护A、B屏启动失灵压板退出运行。

2.7.4在变压器（电抗器）范围内工作，重瓦斯保护在下列情况下工作时应用“跳闸”位臵改为“信号”位臵运行。（1）进行注油和滤油时；

（2）进行呼吸器畅通工作或更换硅胶时；

（3）除采样和气体继电器上部放气阀放气外，在其它所有地方打开放气、放油和进油阀门时；

（4）开、闭气体继电器连接管上的阀门时；（5）在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时；

上述工作完毕后，经1h试运后，方可将重瓦斯保护投入跳闸。

2.7.5线路重合闸的使用方式与起停，由电网调度作出具体规定，运行人员严格执行调令。重合闸装臵在下列情况下应停用：

（1）断路器连续切断故障电流，超过规定次数时。

（2）空充线路或发电机-变压器组时。

（3）线路有人带电作业要求停用时。

（4）装臵异常时。

2.7.6 母联空充线路或发电机-变压器组时，充电保护应投入母联充电保护（不应使用母线保护的充电保护功能），充电完毕须退出充电保护。

3、继电保护及安全自动装臵定值管理

3.1根据《继电保护及安全自动装臵运行管理规程》的规定，公司继电保护及安全自动装臵整定计算的范围如下：

3.1.1发电机-变压器组的保护定值（不包括主变压器零序保护、频率、过激磁）； 3.1.2发电机同期、励磁系统定值；

3.1.3 6KV及以下厂用系统保护及自动装臵定值和变频器定值； 3.1.4其它应整定计算的保护及自动装臵定值。

3.2整定计算必须编制整定方案和整定计算书。整定方案必须经生产部、运行部审核，本单位总工程师批准。

3.3由本厂自行整定计算的定值，必须经生产、运行部审核、签字盖章方可执行。3.4每年根据电网调度下发的系统等值阻抗对有关继电保护及自动装臵定值进行一次核算。

3.5由中调或区调下发的新定值，必须创造条件在规定的期限内予以执行，并将执行情况记录在定值单相应栏内。

3.6定值单必须保留必要的备份，以防丢失。备用定值必须与现行定值相一致。3.7现场继电保护定值必须与定值单相符，特殊情况不能实现时应经本单位总工程师批准，报有关部门备案。

3.8继电保护定值按管理权限分级分类保存。

4、继电保护及安全自动装臵校验管理

4.1所有继电保护及安全自动装臵的检验都必须按照《继电保护及电网安全自动 装臵检验条例》的要求严格执行，按照相关规程和厂家资料编订、执行本厂的标准化作业指导书。

4.2重要继电保护校验和消缺工作均必须使用继电保护安全措施票。保护安全措施票与工作票配合使用，避免继电保护人员“三误”的发生。4.3对校验报告的要求：

4.3.1所有校验项目，包括测电位、传动、差动保护测差压、相量以及相量分析等均应写入校验报告内；

4.3.2校验报告首页应注明被试设备名称、校验类型、试验负责人、试验参加人、试验日期以及校验报告的审核、批准等内容；

4.3.3校验报告应说明所使用的试验仪器、仪表，所依据的定值的来源，定值内容等；

4.3.4校验报告最后应说明检验的结果是否合格，发现的问题和解决的办法，保护及二次线的变更情况，尚未解决的问题及对保护运行的影响等； 4.3.5校验报告应格式化、标准化；

4.3.6校验报告应由专业主管审核，生产部专业领导批准。重要保护的校验报告由安监、运行部汇审，本单位总工程师批准。

4.4每年11月底编制下一的继电保护及自动装臵检验计划，报调度一份，生产、运行部各存一份。

4.5每半年对校验计划的执行情况进行总结，上报上级主管部门。

5、继电保护及安全自动装臵设备质量管理

5.1凡新装继电保护和自动装臵，必须是国家有关主管部门正式鉴定的产品，不符合规定的产品严禁投入运行。

5.2对进入本单位的新型继电保护装臵，应派人参加出厂试验和验收工作，了解其特点，掌握其技术性能和各种特性数据。

5.3由于人员玩忽职守、营私舞弊致使伪劣产品投入运行，造成继电保护装臵拒动或误动，按有关规定给予处罚，情节严重者可依法追究刑事责任。

5.4监督基建调试人员严格按照有关规程、条例、技术规范、反措等规定进行设备安装、调试等工作，保证质量，并形成完整的技术资料。

5.5保护人员应介入新建、扩建、技改工程继电保护装臵的调试，了解装臵的性 4 能、结构和参数，并对装臵按规程、制度和标准进行验收。

5.6新建、扩建、技改工程保护设备投产前，由生产、运行、基建组织有关技术人员与基建调试单位进行交接验收工作，未经验收的设备不能投入运行。验收的主要项目如下：

5.6.1电气设备及线路有关实测参数完整正确； 5.6.2全部继电保护装臵接线正确，竣工图纸符合实际； 5.6.3装臵定值符合整定通知单要求； 5.6.4装臵软件版本符合主管部门的要求；

5.6.5检验项目及试验数据结果符合检验条例和有关规程、标准的规定； 5.6.6核对电流互感器的变比及伏安特性，其二次负担及10%误差特性满足误差要求；

5.6.7检查屏前、屏后的设备整齐、完好，回路（包括二次电缆）绝缘良好，标志齐全正确；

5.6.8用一次负荷电流和工作电压进行验收试验，判断互感器极性、变比及其回路接线的正确性。

5.7新建、改造工程投入时，继电保护整定方案要求的全部继电保护装臵应同时投入。

5.8继电保护装臵存在的问题、处理意见以及是否投入的结论，须经基建调试单位、生产部、运行部共同签字后方可生效。

5.9本单位生产部负责督促基建调试单位向电气室移交工程竣工图、设备有关技术资料及说明书、备品备件、专用试验设备及工具，试验报告最迟在验收后一个月内移交。

6、继电保护及安全自动装臵运行管理

6.1运行部电气主管（专工）及值长监督运行人员严格执行继电保护现场运行规程。

6.2有关继电保护及二次回路的工作必须经值长同意方可进行，继电保护及自动装臵的投入退出操作由运行人员执行。

6.3运行人员必须对继电保护和二次回路的工作票所列安全措施进行审核，并检查是否有合格的继电保护安全措施票，工作票不合格或无安全措施票不允许办理 5 开工手续。

6.4运行人员应认真按工作票与实际情况做好安全措施。凡可能引起继电保护误动的一切工作运行人员必须采取防止保护误动的有效措施。

6.5凡属调度管辖的继电保护和自动装臵新投入或定值变更时，运行人员必须与当值调度员核对定值，无误后方可投入运行。

6.6定期核对继电保护及安全自动装臵软件版本，不符合的版本要及时向本单位总工程师汇报。

6.7 在无母差运行期间，严禁母线侧倒闸操作。

6.8 加强厂用快切、备用电源自动投入设备及保安电源的管理，严格执行定期试验、切换管理规定，及时消缺，保证设备可靠运行。

6.9运行人员必须按继电保护现场运行规程，对继电保护、自动装臵、二次回路进行检查、巡视，发现异常应立即汇报值长并通知继电保护班（组），紧急情况下可先行将保护装臵退出。

6.10对继电保护、自动装臵、二次回路在事故及异常情况下的运行工况、保护动作信号、灯光信号等，运行人员必须记录准确清楚，以便进行分析。6.11 运行人员对事故和异常情况下的处理过程必须如实进行记录，不可隐瞒。

7、继电保护及安全自动装臵反事故措施管理

7.1认真落实《电力系统继电保护及安全自动装臵反事故措施要点》、《中国国电集团公司重大事故预防措施》、《国家电网十八项重大反事故措施》、《内蒙古国电能源投资公司重大事故预防措施》等相关继电保护及安全自动装臵措施、要点，制定并实施反措整改台账，定期进行梳理、总结。对于不具备条件落实的，要有相应的说明和防范方案及具体实施措施。

7.2对本单位发生及其他单位发生的电气故障，要及时的组织事故分析和隐患排查，对有关技术问题，提出整改措施及处理意见，避免同类事故的发生。7.3及时消除设备缺陷，保证继电保护及安全自动装臵的投入率、正确动作率以及故障录波完好率。

7.4做好电气量保护与非电气量保护出口继电器分开的反措，不应使用故障电流切断后，装臵整组返回时间大于40ms的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量，并要求断路器失灵保护中的电流元件返回系数不低于0.9。

7.5非全相保护应启动失灵，失灵保护动作后要同时作用于断路器两个跳闸线圈。

7.6 为防止非全相运行对不接地变压器中性点的影响，发变组、启备变电气联动三相断路器非全相保护延时按0.5秒整定，变压器间隙零序保护按延时按0.5秒整定。

7.7 为防止厂用6KV母线故障时对电气主设备的冲击，宜在厂用6KV侧保护增设带延时的速断。

7.8 厂用6KV分支零序、分支过流、带延时速断保护均应闭锁厂用快切。7.9 新建、扩建电厂发变组，变压器的高压侧断路器和母联、分段断路器尽量选用机械联动的三相操作断路器。

7.10 发变组非电量保护宜作用于机组全停，重瓦斯接点不能串接。

7.11采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。利用计算机实现防误闭锁功能时，其防误操作规则必须经本单位电气运行、安监、生产部门共同审核，经主管领导批准并备案后方可投入运行。

7.12要有避免发电机组孤岛运行的措施并加强事故演练，如考虑到孤岛运行调整、汽轮机超速的可靠性问题，也可将发变组主开关解列联关汽轮机主汽门。7.13直流保险应按有关规定分级配臵。直流保险/熔断器必须采用质量合格的产品，防止因直流保险熔断而扩大事故，保护装臵应采用直流专用空气开关。7.14执行相关规程、反措，防止直流系统故障，特别是防止交流电压、电流串入直流回路，造成系统事故。

7.15 加强直流绝缘监察装臵的维护、定期检测工作，做好直流接地查找、消缺的安保措施。直流绝缘监察装臵应具备交流串入直流的测记和报警功能，不具备的要逐步进行改造。

7.16所有差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在投入运行前，除测定相回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装臵和二次回路接线的正确性。

7.17对经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施。

7.18 为防止空间电磁干扰、二次寄生回路引起不安全事件发生，各电厂要落实 7 好以下技术措施：

7.18.1应根据变电站、开关场和一次设备安装的实际情况，合理采用金属管、电缆托盘，敷设与二次电缆平行的等电位专用铜排（缆）等不同材料，按以下要求敷设继电保护安全接地网：

（1）沿保护和控制设备与电流互感器、电压互感器、断路器、隔离刀闸等设备连接的二次电缆，敷设截面不少于100mm2的、紧密与安全主接地网相连接的专用铜排（缆）构成继电保护安全接地网。应使用截面不小于4 mm2多股铜质软导线将二次回路的屏蔽层的两端可靠连接到安全接地网的铜排（缆）上，不允许使用电缆内的空线和铜芯线替代屏蔽层接地。继电保护室内所有金属结构及设备外壳均应可靠连接于安全接地网。

（2）在保护柜屏下层的电缆室内，按屏柜安装的条状区域使用等电位专用铜排（缆）将首末端同时连接形成环状后，再将各条状区域的环状等电位专用铜排（缆）可靠连接继电保护室内的安全接地网。

（3）微机型的保护装臵和控制设备（装臵）的柜屏间应使用截面不小于100mm2铜排（缆）直接连通后，并将每个柜屏内使用同样截面的铜排（缆）与电缆室的环状等电位专用铜排（缆）可靠连接。

（4）用至少四根以上50 mm2且距离均匀的铜排（缆）将室内安全接地网与开关场的接地网与室外的安全接地网可靠连接。

（5）新建和技改工程中，应在升压站对变压器、断路器、隔离刀闸和电流、电压互感器等设备至就地汇控箱、端子箱的连接电缆都必须使用屏蔽电缆，并在一次设备的接线端子盒（箱）至接地网使用金属管对电缆进行屏蔽，并将金属管两端分别与变压器、断路器、隔离刀闸和电流、电压互感器等设备的底座和金属外壳和接地网良好焊接，然后在就地端子箱、汇控箱处将二次电缆的屏蔽层使用截面不小于4 mm2多股铜质软导线可靠单端接至安全接地网。

（6）对已运行的设备，应在一次设备的接线端子盒（箱）至接地网使用金属管对电缆进行屏蔽，并将截面不少于100 mm2的、紧密与主接地网相连接的铜排（缆）分别与变压器、断路器、隔离刀闸和电流、电压互感器等设备的底座和金属外壳和接地网良好焊接，然后将二次电缆的屏蔽层的两端使用截面不小于4 mm2的多股铜质软导线可靠接至安全接地网。

8（7）各厂在雷季之前必须结合主接地网检查、复测的同时对继电保护及安全自动装臵的专用安全接地网进行检查、复测，并对历史复测数据进行认真分析，确保继电保护安全接地网的可靠接地。7.18.2.按以下要求敷设二次电缆：

（1）合理规划二次电缆的路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、电容式电压互感器及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长度，保护电缆不应与电力电缆同层敷设。与运行设备无关的电缆应予拆除。

（2）来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。双重化配臵的保护设备、断路器失灵保护的起动和跳闸回路均应分开使用各自独立的电缆。

（3）为取得必要的抗干扰效果，或是在干扰水平较高的场所，宜在敷设100 mm2铜排（缆）的基础上使用电缆托盘，并将不同用途的电缆分类、分层敷设在不同层的托盘中。

7.18.3.在检修过程中应检查保护二次回路的接地点，要求如下：

（1）检查敷设在开关场的继电保护安全接地网应与开关场的接地网紧密、可靠连接。继电保护室的继电保护安全接地网应与开关场的接地网和继电保护安全接地网可靠一点连接。

（2）检查保护电缆屏蔽层的两端应与继电保护安全接地网可靠连接。（3）安装放电间隙或氧化锌阀片后，应定期检查其接线的正确性及放电器的工频放电电压。应按《继电保护及电网安全自动装臵检验条例》的要求定期检查，防止造成电压二次回路两点或多点接地的现象。

7.18.4.再次重申继电保护二次回路的接地点必须符合以下要求：

（1）保护柜屏和继电保护装臵本体应设有专用的接地端子，静态型、微机型继电保护装臵和收发信机的机箱应构成良好电磁屏蔽体，并使用截面不小于4 mm2多股铜质软导线可靠连接于继电保护安全接地网的铜排（缆）上。

（2）公用电压互感器的二次绕组的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，宜在开关场将二次线圈中性点经放电 9 间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30〃Imax伏（Imax：电网接地故障时通过变电所的可能最大接地电流有效值，单位为kA）。

（3）对于微机型继电保护装臵屏柜内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线不允许接入继电保护安全接地网。

（4）电厂NCS系统监控系统涉及到的一次设备，或经过高压开关场的二次电缆亦应按上述技术要求采取必要的抗干扰措施。

（5）在用于传输直流、低频、低电平信号，且相对于屏蔽地呈现较大不平衡状态的（如热电耦、热电阻等）则必须将屏蔽层在最不平衡的一端接地，或在回路本身接地点处将屏蔽层单端接地，且屏蔽电缆内所包含的所有回路均应在这同一端接地。

7.18.5.为防止直流接地可能导致保护误动等问题，光耦开入量的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%～70%范围以内。

（1）所有涉及断路器失灵、母差及非电量等保护跳闸回路，以及没有时间配合要求的开入量，宜采用动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围以内的直流中间继电器。为提高保护的安全性，非电量等跳闸回路在开入设计时，不得因装臵单一元件损坏而引起保护装臵不正确动作。

（2）遵守保护装臵24V开入电源不出保护室的原则，以免引进干扰。（3）重视二次回路的维护和检修工作，应特别注意电磁兼容和防止寄生回路方面的特殊要求。

8、继电保护及安全自动装臵技术资料、档案管理

8.1继电保护技术资料实行分级管理，有一定保留价值的由生产部归档，一般性的由继电保护班（组）保存。8.2生产部应具有以下文件、资料： 8.2.1一次设备主接线图及主设备参数； 8.2.2继电保护及安全自动装臵现场运行规程； 8.2.3继电保护及安全自动装臵动作情况记录； 8.2.4校验计划及执行情况；

8.2.5继电保护反措改进计划及执行情况；

8.2.6继电保护、安全自动装臵及二次回路改进说明（包括改进原因、批准人、10 执行人和改进日期）；

8.2.7继电保护及安全自动装臵的校验大纲； 8.2.8故障录波器和录波量的排序、名称及标尺； 8.2.9经安监部门备案的典型安全措施票； 8.2.10继电保护及安全自动装臵台帐；

8.2.11具有常用的规程：《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》、《继电保护和安全自动装臵技术规程》、《继电保护和安全自动装臵整定规程》、《继电保护及安全自动装臵运行管理规程》、《继电保护及安全自动装臵检验条例》、《继电保护及安全自动装臵评价规程》、《继电保护及安全自动装臵现场保安规定》、《电网事故调查规程》、继电保护反措要点及实施细则、集团公司、蒙能投公司下发的各种保护规程、规定等。

8.3生产部继电保护专业班（组）除8.2条外还应具有的技术资料： 8.3.1二次回路（包括控制及信号回路）原理图； 8.3.2继电保护、安全自动装臵及控制屏的端子排图；

8.3.3继电保护及安全自动装臵的原理说明书、原理逻辑图、程序框图、分板图、装焊图及元器件参数；

8.3.4继电保护及安全自动装臵的最新定值单及执行情况； 8.3.5继电保护及安全自动装臵的投产报告及历次校验报告； 8.3.6继电保护及安全自动装臵动作信号的含义说明； 8.3.7继电保护及安全自动装臵软件版本信息； 8.3.8 反事故措施执行计划、台帐； 8.3.9试验设备及仪器仪表台帐； 8.3.10工器具台帐；

8.3.11缺陷及处理情况的详细记录。

9、试验设备、仪器仪表和备品备件管理

9.1配臵足够的保护及自动装臵备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。9.2按照实际需要配备合格的试验设备、仪器仪表。

9.3试验用仪器仪表应认真登记在案，定期进行检验，以保证其精度。9.4经检测证实不合格的仪器仪表立即停止使用，并进行修复，确实不能修复的 11 报废更新。决不允许使用未经检测或不符合标准的仪器仪表。

9.5使用仪器仪表必须参照说明书，严禁超规范使用，注意避免因蛮干或粗心而损坏仪器设备及仪表。

9.6试验设备及仪器仪表要存放整齐有序，注意防尘、防潮、防碰，保证其完好可用。

第五篇：继电保护整定软件说明书(电厂版)

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关于说明书的使用：

1、本说明书为我公司软件产品“继电保护故障分析整定管理及仿真系统(电厂版)”说明书，适用于电厂版本的用户。

2、本说明书是按照该软件基本的功能体系编写的。由于应用对象不同或者技术更新等原因，软件存在不同的版本。不同的版本其功能体系略有不同，用户购买的软件可能缺少说明书描述的部分内容或者超出说明书内容，但该软件的应用体系是一致的，不会影响本说明书的使用，请用户注意所购买软件的版本。

3、本说明书的解释权属北京中恒博瑞数字电力科技有限公司。

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3.2颜色配置..............................................16 3.3精度设置..............................................17 3.4系统设置..............................................18

3.4.1设置系统参数.....................................19 3.4.2设置平均电压.....................................19 3.4.3阻抗形式.........................................19

第四章 图形建模...............................................20

4.1 建立工程及绘制图形....................................20

4.1.1工程管理.........................................20 4.1.2进入绘图状态.....................................20 4.1.3使用绘图工具.....................................20 4.2 元件的编辑............................................23 4.3 元件参数的输入、修改..................................25 4.4配置保护装置...........................................36 第五章 故障计算...............................................37

5.1 进入故障计算状态及运行方式的选择......................37

5.1.1进入故障计算状态.................................37 5.1.2选择运行方式.....................................37 5.2 查看节点编号及母线等值阻抗............................39

5.2.1查看节点编号.....................................39 5.2.2查看母线等值阻抗.................................39 5.3 设置故障..............................................40 5.4 查看全部及单个量......................................42

5.4.1查看全部量.......................................42 5.4.2查看单个量.......................................43 5.4.3查看整个电网电流分布.............................44 5.5 多点等值..............................................45 第六章 整定计算...............................................49

6.1进入整定计算状态.......................................49

继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

4、使用技巧...........................................95

5、技术支持...........................................95

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网保护专业负责，所以对发电厂继电保护专业的故障计算分析、整定计算及管理工作重视程度不够，导致厂网分开以后，发电厂继电保护专业成为一个薄弱环节，暴露问题较多，表现为：

1.2.3.4.手工计算，诸如元件等值计算、故障计算、定值整定计算等计算结果不精确，耗时长。

使用计算机软件辅助整定计算工作局面落后，尚属空白。而电网已经广泛普及整定计算软件技术。

每年委托电网中调或中试等相关部门代替进行此项工作，造成经常性的资金浪费。

电厂继电保护正确动作率长期低于电网。

因此一个专业实用、功能完备、应用灵活的电厂继电保护整定软件是当前必然的选择。

“继电保护故障分析整定管理及仿真系统”，是中恒博瑞公司的战略产品之一，自电网版推出以来，受到广大客户的欢迎和赞誉。秉承“不断进取，追求完美”的精神，通过广泛现场调研，对电厂继电保护整定计算需求进行了详尽分析，在研制电网版“继电保护故障分析整定管理及仿真系统”成熟经验的基础上，又推出全新的“继电保护故障分析整定管理及仿真系统” 电厂版（以下简称RELAY）。

RELAY适用于各类电厂继电保护专业，是用于进行电厂故障计算分析、继电保护整定计算、信息管理的大型综合软件系统。RELAY国内首创图形建模方法，方便直观；应用先进成熟的故障分析理论，实现了通用的电厂故障分析计算功能，既可按照常规的计算方法进行电厂各种故障的稳态计算，也可按照“曲线法”进行精确的近距离暂态故障计算；针对电厂继电保护数量多、种类繁的特点，采用基于“专家系统”的方法了实现完备灵活的电厂继电保护整定计算，利用独创的“继电保护知识”自定义方法方便地对保护种类、整定原则、整定公式进行创建、维护，使得“继电保护知识库”具有开放性、可维护性，既能适应规范统一的部颁技术标准要求，又能适应各种现场特殊应用要求；运用数据库技术对该软件相关的输入数据、输出数据、衍生数据以及继电保护专业的各类数据信息进行有效管理。电厂版继电保护故-2继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

第一章 程序的安装 1.1平台要求

1.1.1软件环境

1：软件运行平台：Win2000 / Windows NT/Win XP 2：办公软件：Office2000/OfficeXP 3：IE版本：IE5.0以上

1.1.2硬件环境

1：CPU：推荐P4 2.4G或以上 2：硬盘：推荐80G或以上 3：内存：推荐256M或以上 4：显存：64M以上

5：显示器：推荐17英寸或以上CRT或LCD显示器。6：打印机：彩色激光打印机

1.2软件安装

1.2.1所购光盘上的内容

您所购买的光盘上包括： 1：Setup.exe——安装程序 2：tools*.*——附带工具文件 3：安装说明.txt——说明文件

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第二章 系统主界面简介

在进入系统后，首先显示主界面如图：

主界面自上而下分为

1、主菜单

2、工具栏

3、工作区

4、状态栏。

图2.1 系统主界面

2.1主菜单

主菜单包括（1）文件（2）视图（3）选项（4）绘图（5）故障计算（6）整定（7）帮助七部分。当第一次启动本系统时菜单工具栏仅有“文件”菜单和“帮助”菜单可用，在新建一个工程后“视图”和“选项”菜单变为可用状态。其他菜单仅在选择相应状态时可用。

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板上；

8）页面设置：可以设置打印页面的大小、方向、页边距等，如图所示：

图2.1.2 页面设置窗口

9）打印预览: 显示当前对象的打印样式； 10）打印接线图：打印输出；

11）打印元件参数：在程序安装目录下建立和图形名称相同的文件夹，分类建立系统图中所有元件参数表；

12）最近打开的工程：最多显示最后打开的五个工程； 13）退出：退出本系统。

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2）图形放大：将显示的图形按照一定的比例放大（仅供显示），快捷键为：Ctr+“+”；

3）图形缩小：将显示的图形按照一定的比例缩小（仅供显示），快捷键为：Ctr+“-”>

4）状态选择：可以选择进入以下状态：

进入绘图状态：在该状态下可以绘制、修改图形；

进入计算状态：在该状态下可以进行故障计算、计算等值阻抗； 进入整定状态：在该状态下可以进行整定计算；

进入管理状态：可以进入数据库查询管理及定值单管理； 5）显示保护装置装设：可以显示、隐藏全部的保护装置标签

6）图形显示方式：主画面可以以四种方式显示，主接线图、正序网图、零序网图、以及综合序网图。

2.1.3“选项”菜单

图2.1.5 “选项”菜单窗口

选项菜单包括以下子菜单：

1）颜色配置：用于设置画面背景的颜色、各电压等级的颜色；也可以用户自定义增加电压等级；

2）精度设置：用于设置计算中数据保留的小数位数；

3）系统设置：用于设置计算、整定中的一些设置，例如系统基准容量、各电压等级的基准电压等；可以选择序网图中阻抗形式；

0继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

2.1.5“故障计算”菜单

图2.1.7 “故障计算”菜单窗口

故障计算菜单包括以下子菜单：

1）设置运行方式：可以将当前系统所处的运行方式切换为大方式、小方式、临时方式和更多运行方式；

2）显示节点编号：将电厂接线中各节点编号显示出来，可用于检查系统的连接是否正确，因为连接在一起的等电位点只有一个编号；

3）多点等值：是针对复杂电网应用的，该功能可将两个存在多条联络线的电网进行等值，达到简化电网的目的。

4）计算母线等值阻抗：将系统中各母线的等值阻抗计算出来，并列表显示；

5）设置故障：可以在某条母线上或某线路上某处设置某种类型的故障，设完故障后，软件自动进行当前运行方式下的故障计算；

6）查看单个量：当设置完故障后，可以通过该菜单项来查看某支路电流、某母线电压、某两条支路的分支系数、故障点的等值阻抗、电流、电压以及某支路保护安装处的测量阻抗；

7）查看全部量：当设置完故障后，可以通过该菜单项以表格形式查看所有支路电流、母线电压；

8）计算故障点位置：根据故障电流计算故障位置，主要用于电厂出线发生故障时候，进行故障测距。

2继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

图2.1.8 “帮助”菜单窗口

1）计算器：当需要进行计算时，可点击此菜单项，即可打开计算器； 2）复数计算：当需要进行复数计算时，点击此菜单项，即可进行复数运算；

3）帮助内容：当使用本软件发现问题时，点击此菜单项，可以进入软件帮助系统，可从中找出解决问题的方法；

4）关于本软件：就软件版权进行说明。

2.2工具栏

主工具栏如下图所示：

图2.2.1 主工具栏

2.2.1文件管理工具

新建、打开、保存、预览、打印同“文件”主菜单中的相应项。

2.2.2画面处理工具

定位、放大、缩小同“视图”主菜单中的相应项；

“恢复”工具按钮是将处于放大或缩小状态的画面恢复到最初的状态；

“取景”工具按钮是指当接线图画面较大而屏幕显示不下时提供一个取景框来显示整个接线图的缩略图，用户在取景框内移动取景框内的可视方框，屏幕上的主接线图就会随之移动至相应位置。

2.2.3状态选择工具

“浏览”： 浏览接线图时，当接线图画面较大而无法显示在一屏上时，通过手形工具移动画面，浏览当前屏幕以外的画面；

“绘图”：进入绘图状态；

4继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

第三章 系统设置 3.1如何进入系统设置

通过菜单“选项”可以设置如下项目： 颜色配置 精度设置 系统设置

3.2颜色配置

点击菜单“选项”→“颜色配置”，就出现系统颜色配置窗口，如下图所示：

图3.2.1：系统颜色配置窗口

通过该窗口，可以设置主接线图上各个电压等级的颜色、各种标签的颜色以及画面背景的颜色。设置方法是：点击要改变颜色对象的“颜色..”按钮，就会出现标准的颜色设置窗口，通过该窗口设置好颜色后点“确定”按-16继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

点击确定便能保存该设置，并且在以后的使用中立刻生效。

3.4系统设置

点击菜单“选项”→“系统设置”,可以进入系统设置窗口，如下图所示：

图3.4.1：系统设置窗口

系统设置窗口是与故障计算等功能密切相关的设置窗口，它由三页组成：“系统设置”、“基准电压”、“阻抗形式”。

8继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

第四章 图形建模 4.1 建立工程及绘制图形

4.1.1工程管理

1）新建工程

当点击主菜单“文件”->“新建”，或直接点击主工具条中的按钮“新建”，弹出一个新建工程对话框，要求用户选择新建的工程将要保存的路径以及工程名称，当用户选好路径、工程名称后，在相应的路径处将自动生成一个以.brf为后缀、以工程名称为名的文件，所有该工程以后的数据、参数都将保存在该文件中。

2）保存工程

当点击主菜单“文件”->“保存”，或直接点击主工具条中的按钮“保存”，就会自动将当前工程存盘。

当点击主菜单“文件”->“另存为”时，弹出一个工程保存对话框，要求用户输入该工程将被另存为哪个路径下什么文件名。利用该功能可以备份工程。

4.1.2进入绘图状态

当点击主菜单“视图”->“状态选择”->“绘图状态”时，便可进入绘图状态；也可以直接点击主工具条中的按钮“绘图”进入绘图状态。在进入绘图状态后，主工具条下弹出来一个小工具条，它就是绘图用的工具条：

图4.1.1 绘图工具条

4.1.3使用绘图工具

当点击图2-1所示的绘图工具条中的工具箱按钮时，在窗口的左侧自动-20继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

结束的位置点击鼠标右键，此时这条线路就算画好。

2)虚拟连线

虚拟连线是为了绘图方便美观所使用的一种虚拟元件，它相当于是零阻抗的线路，目的是将两个应该连在一起的设备连接起来。虚拟连线也可以画成折线，其画法同输电线路。虚拟连线在图上与线路在外观上有区别：连线是虚线，而线路是实线。

3)保护装置标签

在工具箱中点击保护装置按钮时，该按钮呈按下状态；然后将鼠标移到希望摆放该保护装置的适当位置并点击左键，就会弹出“保护装置信息”窗口，如下图所示：

图4.1.3 保护装置标签设置窗口

最后点击“确定”按钮，便可以将该种保护装置标签放置在相应位置。保护装置标签是指将要放置的保护装置是属哪种保护装置类型。保护装置的类型都是由用户自由建立的。保护装置具体配置设置将在整定状态下进行。

2继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

5）元件的删除

在主窗口中选择元件，然后在绘图工具栏点击删除图标，也可以按Delete键删除。

6）元件的复制、剪切、粘贴

在主窗口中选择元件，然后在绘图工具栏点击复制

图标，随后点击粘贴图标，则复制了具有同样参数的元件。如果刚才是点击剪切图标，元件则剪切至剪切板中，随后也可进行粘贴。以上操作也可从主菜单绘图选项中选择。

7）块操作

在绘图环境下，用鼠标画一矩形区域框住需要操作的元件组，然后移动鼠标到某一元件，拖动鼠标，则刚才选定的元件组会随着鼠标一起移动。在空白处点击鼠标，则取消块操作。用鼠标所画矩形区域如下图虚线框。

图4.2.3块操作示意图

并且，可以选中某一元件后，按住“shift”键来选择其它元件，组成元件组，然后移动鼠标到某一元件，拖动鼠标，则刚才选定的元件组会随着鼠标一起移动。

8）网格的显示、隐藏

在主窗口中按下“绘图”按钮，然后在绘图工具栏点击“显示/隐藏网格”继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

图标，则主窗口切换网格的显示/隐藏。9）其它

在编辑三卷变时，按“N”键，中、低压侧线圈互换或者点击互换前后如下图：

图标。

图4.2.4“N”键操作示意图

4.3 元件参数的输入、修改

双击某元件，或者点击鼠标左键选中元件、点击右键选择属性，元件参数窗口弹出，首先输入元件的名称；系统会给出默认的电压等级，如希望设置电压等级，在元件窗口中选择电压等级。在输入元件参数时请注意输入合法的参数，比如在要求输入数字的地方不得输入字母或文字，像额定容量之类的地方请注意不得输入负数，额定电压与电压等级系统默认相差不应超过电压等级的10%，否则系统会提示重新输入。当电压等级确定后，此电压等级下的基准电流也就确定了。元件参数输入完毕，确认无误后点击“确认”按钮。如果想对原来所输数据进行修改，重复原来的过程，即可进行编辑、修改。

1）零阻抗元件参数的输入

零阻抗元件参数包括母线、断路器、刀闸以及连线。双击其中任意一种元件，或者点击鼠标左键选中元件，再点击右键选择属性弹出如下窗口，以母线窗口为例：

5继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

图4.3.2 线路元件窗口

然后根据窗口提示输入线路参数，用户需要输入的原始参数在窗口上部,有两种方法任用户选择：第一种是直接输入已有的单位线路参数；第二种是输入线路型号、几何均距，软件会利用其附带的线路参数管理工具自动获得单位线路参数。再输入线路长度后，软件会计算出全线路的阻抗值及标幺值。由于一条线路有可能由不同型号输电线构成，所以在右边的下拉表框中可选择分段数，系统默认一段。在下面的分页框中，依次选择或输入某段线路的参数。参数输入完毕后，选择“复数形式”还是“极坐标形式”，然后点击“计算全线路的阻抗值”，程序自动计算出包括各分段在内的总的线路阻抗，再点击“计算基准值下的参数”按钮得到基准值下的参数。如果是T接线，点击窗口“其他信息”页，输入T接点到被T线路首端的距离，点击“计算-27继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

零序电抗的计算与二卷变类似，可以使零序电抗与正序电抗成比例来计算，也可使用特殊算法即实验数据计算，高压侧加压中低压侧开路所测零序电抗系统默认大于高压侧加压中压侧短路所测零序电抗，中压侧加压高低压侧开路所测零序电抗系统默认大于中压侧加压高压侧短路低压侧开路所测零序电抗，否则系统会提示重新输入，特殊算法说明见技术规范。

对于分裂变压器参数输入对话框如下：

图4.3.4 分裂变压器元件窗口

对于分裂变压器短路电压百分比是根据“全穿越Uk％、分裂阻抗Uk％”算出的，变压器的接线方式决定了零序序网，对零序电流的分布影响较大，所以请正确选择变压器的接线方式，一旦确定，软件会根据接线方式自动确定其零序序网。

如果变压器各侧“短路电抗百分比”对应的电压值与基准电压值相差较大，希望折算时能考虑电压值的影响，可选中“考虑电压折算”。

4）发电机参数的输入

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图4.3.6 外部系统元件窗口

按窗口提示输入系统参数即可。如果没有有名值参数，可直接输入基准下的标么参数。

6）联络线参数的输入

当点击联络线图标时，即弹出如下对话框：

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图4.3.8 零序互感输入窗口

在支路1名称所示的选择下拉框中选择支路1名称，同理选择支路2名称。然后输入两支路的互感值，如果两条线路都是始端为同名端或末端为同名端，则互感值输正值，若一条线路的始端与另一条线路的末端为同名端，则输入负值；点击增加按钮，则支路1和支路2的互感值输入到系统中。如要修改或删除零序互感则重复刚才的选择，最后分别点击修改和删除按钮。

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图4.3.10 电抗器元件窗口

按窗口提示输入电抗器参数。点击“计算基准值下参数”，软件自动进行计算，也可直接输入基准下的标么参数。

注：

绘图状态是所有一次设备原始数据输入、编辑、修改的唯一入口，在其它状态下，只能浏览。

各种一次设备虽然物理形式上差别很大，但其电气形式具有共性，所以各种一次设备的参数输入窗体本质上类似，名称、电压等级、有名值、标幺值等设备属性均需要正确输入。从故障计算、整定计算的角度，软件是基于标幺值进行的，如果用户忽略其它，只输入标幺值也是可以的，但从管理的角度，用户最好把每一个元件的原始数据完整地输入，这样可使软件提供的管理功能发挥作用。

如果用户没有编辑一次设备的名称，系统将自动为其命名，方法是按设备类型顺序编号。

在绘图的时候，尽量将断路器画全。

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第五章 故障计算

5.1 进入故障计算状态及运行方式的选择

5.1.1进入故障计算状态

当接线图绘制完毕后，点击计算按钮，随后进入故障计算状态，同时主菜单的“故障计算”从虚状态变成实状态。

在进入计算状态后，主工具条下弹出来一条新的工具条，为计算用的工具条，如下图示：

图5.1.1故障计算工具栏

5.1.2选择运行方式

在主菜单中选择故障计算选项，从弹出的菜单中选择“设置运行方式”，分别设置最大、最小、临时方式或更多运行方式。临时运行方式设置方法是：选中外部系统或断路器或变压器，点击鼠标右键，选择切换状态，即可改变被选中对象的状态，实现系统的大小方式切换、断路器分合切换、变压器中性点接地方式切换。进入更多运行方式是为了给用户提供一种考虑特殊方式的处理方法，当软件自动进行故障数据计算的结果中未包含用户期望的运行方式，可以进入自定义运行方式进行计算、填加计算结果。下面进行详细介绍。

当用户选定‘进入更多运行方式’后，出现界面如下图：

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5.2 查看节点编号及母线等值阻抗

5.2.1查看节点编号

主菜单中选择故障计算选项，从弹出的菜单中选择“显示接点编号”，或点击工具栏中,主接线图随即显示从1开始的节点编号。如果想查看上并停留一秒，会显示电网总的节点电网总的节点数，可把鼠标移至数。节点编号由程序自动分析网络的拓扑结构后生成，不需人为干预。节点编号是排除电网绘制错误的一个利器。因为电网绘制过程中的某些错误使得计算模型无法建立，在故障计算过程中可能会提示：“矩阵对角线元素为零，错误代码XXX”的信息，其中，XXX代表的就是电网中的节点编号。可以再次进入程序后，查看节点编号，找到编号为XXX的节点，仔细查看该节点附近有无错误。如果电网较大，可以使用节点定位功能，快速找到该节点号。

5.2.2查看母线等值阻抗

在主菜单中选择故障计算选项，从弹出的菜单中选择“计算母线等值阻抗”，或点击工具栏中，可进行各种形式的等值阻抗计算。直接点击“计算母线等值阻抗”按钮后弹出计算窗体，可计算大方式和小方式下不检修及依次检修母线上各元件的母线正序零序等值阻抗，可以入库保存。如果点击的下拉按钮，还会出现 “自动计算全系统母线等值阻抗”。

“自动计算全系统母线等值阻抗”：按照电压等级计算并输出大小方式下的等值阻抗。

如果要查看或打印计算结果，请到“数据管理”部分进行。界面如图所示：

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图5.3.1 设置简单故障窗口

在弹出此窗口后，如果要运用曲线法计算时，首先设置发生故障的对象，可以通过下拉框选择某条母线或线路来设置故障，也可以直接从系统图上拾取，方法是：用鼠标直接点击将要设置故障的母线或线路，则该母线或线路的名称就自动添入到故障对象文本框中，您要想看那个时间的故障电气量您可以选中时间前面的对话框。

在此窗口中提供了故障计算相关要素的设置，诸如故障重数、故障类型、-41继电保护故障分析整定管理及仿真系统软件使用说明书（电厂版）中恒博瑞

相、C相有名值，正序、负序、零序标幺值，A相、B相、C相标幺值；母线电压的查看量包括：正序、负序、零序有名值，A相、B相、C相有名值，正序、负序、零序标幺值，A相、B相、C相标幺值，AB线电压BC、线电压、CA线电压标幺值、有名值。

通过点击查看全部量窗体上的“设置”按钮，您可以选择查看或者打印上述量中的部分量值。

注：电流的参考方向为：线路是始端流向末端，变压器是高、中、低压侧流向中性点，发电机、外部系统是流向出口。

如果没有设置故障而点击“查看全部量”按钮，软件则会提示“您还没有设置故障”。

5.4.2查看单个量

如果用户只想查看关心的个别电气量，可点击工具栏中“查看单个量”按钮，弹出“查看单个量”窗口。窗口示意如下：

图5.4.2 查看单个量窗口

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图5.4.3 电流显示实例图

5.5 多点等值

点击主菜单“故障计算”->“多点等值”，弹出如下窗体，5-