正文 繼電保護(講課材料)

1、序 言超高壓電網是電力系統的骨干，其運行情況如何，對電力系統的全局有決定性影響。就全局而論，在電力系統的安全問題上有兩種必須避免的災害性事故：一種是重大電力設備損壞，另種是電網的長期大面積停電。在這些方面，電力系統繼電保護一直發(fā)揮著特殊重要作用。為了避免運行系統發(fā)生穩(wěn)定破壞事故，應當綜合性地采取措施，例如在設計和運行系統時需要有預先的對策，在安排電網運行結構，考慮調度事故處理和在繼電保護和安全自動裝置配置與整定等方面都需要分別作出精心安排。以防患未然。線路及母線保護的快速跳閘，重合閘方式選擇和重合閘時間整定，對保證系統的暫態(tài)穩(wěn)定有重要的影響；而繼電保護在系統振蕩過程中的動作行為，對調度正確處理

2、振蕩事故。從而盡可能縮短恢復系統正常運行的時間，盡可能減少對負荷的停電損失，都產生重大影響；反過來說，系統運行接線及運行方式的安排，也影響繼電保護的正確動作。因此，繼電保護部門與調度運行部門之間需要密切地協調配合，在保證系統穩(wěn)定運行的大前提下，充分發(fā)揮繼電保護的積極作用。在處理繼電保護與相關專業(yè)的關系方面，相互支持與相互理解是絕對必要的。繼電保護系統是組成電力系統必不可少的子系統。它承擔著斷開故障電力元件的任務。保護可以分為主設備（發(fā)動機、變壓器）保護和電網（母線、線路）保護兩大類。電網元件保護的設計、配置和整定，受電網運行條件的影響很大，反過來它又對電網的穩(wěn)定運行起著重要影響，稱為“電網保護

3、”更能反映這種相互聯系密不可分的關系，電網繼電保護動作行為對電網運行全局的影響，在系統大事故中表現的非常突出。眾所周知，對電網繼電保護的基本性能要求，包括可靠性、選擇性、快速性和靈敏性。這些要求之間，有的相輔相成，有的相互制約，需要針對不同的使用條件，分別地進行協調。對這些問題的研究分析，是電網繼電保護系統運行部門的頭等大事。所謂的可靠性，是要求所配置的繼電保護裝置在事先規(guī)定需要它動作的情況下可靠動作，而在其它一切不需要它動作的情況下都可靠不動作。保護裝置不誤動作和不拒絕動作，對同一套保護裝置來說，是不可調和的矛盾。而如何處理整個繼電保護系統的這一對矛盾，是設計繼電保護裝置、配置和整定繼電保護

4、裝置的永恒主題，歷來貫穿于相關工作的全過程中。對于超高壓電網的復雜環(huán)境，情況更是如此。從大概念來看，處理矛盾的技巧在于如何根據不同情況，突出不同的側面。例如，在網絡聯系緊密的220KV系統中，配置和整定繼電保護系統應當以防止拒絕動作為重點。因為繼電保護系統的拒絕動作，會比個別保護裝置的誤動作給整個電網帶來遠為嚴重的后果。這是繼電保護的系統觀點。實現繼電保護系統的可靠性，涉及方方面面的協調配合，但基礎首先是保護裝置本身的可靠性，表現在保護裝置的技術性能上。其次，安排恰當的試驗項目，對繼電保護裝置進行正確的試驗和校驗，是保證繼電保護裝置安全運行和可靠動作的極為重要的一環(huán)。再者，外部及二次回路干擾對

5、繼電保護可靠性的影響，是采用靜態(tài)保護元件后出現的新問題。保護裝置本體和保護屏接地是防止干擾的重要措施。為可靠清除故障，繼電保護系統的配置必須滿足兩點最基本的要求：1）如何電力設備和線路，不得在任何時候處于無繼電保護的狀態(tài)下運行。2）如何電力設備和線路在運行中，必須在如何時候由兩套完全獨立的繼電保護裝置分別控制兩臺完全獨立的斷路器實現保護。對繼電保護的選擇性要求，是期望能在電力元件故障時，由最靠近故障元件的繼電保護裝置動作清除故障，以保證其余部分的電力系統繼續(xù)運行，將影響范圍縮至最小。實現繼電保護選擇性的手段，是在已經配置的繼電保護裝置的基礎上，進行合理的動作值整定。實現選擇性的整定原則是，愈靠

6、近故障點的保護的動作靈敏度愈大，動作時間愈短，兩者缺一不可。在復雜網絡情況下，由于運行情況多變，實際上不可能要求在所有情況下有完全選擇性，需視不同情況有所取舍。對繼電保護系統的快速性要求是以可能最短的時限把故障和異常情況從電網中切除或消除。可以減輕故障設備的損壞程度。動作的快速性，對電網繼電保護系統來說，是一個特殊重要的性能要求，除了可以減輕故障設備的損壞程度，更重要的還在于快速跳閘對提供電網穩(wěn)定的特殊作用。其影響遠非其他穩(wěn)定措施所能比擬。但是，由于裝置本身動作快速性和可靠性間的矛盾，同樣存在的另一個客觀事實是，略為延長一點動作時間，往往可以顯著提高裝置的動作可靠性。因此，只有在可靠動作前提下

7、實現的快速動作，才是在實際運行中可以接受的快速動作；因此，對繼電保護系統的高速動作要求，只有在確實的系統暫態(tài)穩(wěn)定需要的前提下才是合理的，而非無條件的愈快愈好。長距離大負荷送電系統，保持受端系統的穩(wěn)定運行，對電力系統安全穩(wěn)定運行全局將具有決定性影響。而保持受端系統內部穩(wěn)定運行的最重要條件，是快速切除故障。南網年度運行方式分析和今年大負荷試驗分析結果，都突出說明這一點。對于受端系統，時時保持快速跳閘與可靠跳閘是第一位重要的問題，具有全局意義，不可等閑視之。動作的靈敏性要求，是出于保護裝置可靠動作的需要。電網運行條件多變，故障也有輕重不同，設計和配置的保護系統的動作性能，除了考慮最為嚴重的故障，還必

8、須記及實際可能發(fā)生的較輕但不易與正常情況相區(qū)別的故障。如高阻接地故障。一般地說，裝置動作愈靈敏，愈能保證故障情況下地可靠動作，但也愈易在正常運行情況下因偶然的異常運行狀態(tài)而誤動，如線路過負荷。規(guī)定恰當的靈敏性是必要的。這是整定繼電保護時的另一重要內容。需要特別注意的是線路保護的最后一段的靈敏度，相間距離保護定值必須限制在可靠地躲開本線路在最大事故過負荷電流下所對應的最小阻抗值。接地距離最后一段，應當經過零序電流或/及零序電壓的監(jiān)控，以防止在事故后的線路過負荷狀態(tài)下誤動。- 31 -1、繼電保護的基本情況1.1、線路保護500kV線路通常根據雙重化配置23套保護，每套保護包括主保護和后備保護。主

9、保護主要有高頻距離、高頻方向及分相電流差動保護等，后備保護主要有階段式距離保護及零序過流保護等。動作后跳本線路相關開關。1.1.1、 電流差動保護電流差動保護是通過比較線路兩側的電流來判斷是否發(fā)生故障的一種保護裝置。正常情況下：IBIA，IAIBIA（IB）0（電流均以母線流向線路為正方向）IAIBIAIBIf線路上發(fā)生故障時：IAIB，IAIBIf 差動保護就是通過IAIB是否為0來判斷線路上是否發(fā)生故障。實際中，由于線路上有分布電容和介子損耗，IAIB并不為零（幾十安至幾百安），因此在差動保護中需要設置一個啟動門檻，躲過正常線路上兩端的不平衡電流，為了防止區(qū)外故障電流較大時由于CT的特性不

10、同而誤動，還要增加一個制動量，一般為k（IAIB）或maxIA, IB。其動作曲線見下圖。REL561差動保護動作特性1.1.2、 高頻保護R1R1為了能無延時地切除線路上任何一點的故障，僅依靠一側的電流、電壓量是不夠的，因為一側的電器量無法區(qū)別本線路末段和下一線路始段的故障，這不僅是因為在這兩處短路時測量元件至短路點的電器距離相近，而且還由于測量元件的測量誤差、簡化模型的計算誤差及系統運行方式的變化等所引起。只有通過通道借助另一側電器量的判斷結果，來加速本側保護的動作速度，才能保證全線故障有選擇性的跳閘。高頻保護就是采用通信通道將一側電器量或其判斷結果送給另一側實現快速切除故障的保護，分為高

11、頻距離和高頻方向。高頻距離采用距離元件作為判別元件，高頻方向采用方向元件（正序功率方向、零序功率方向、負序功率方向、零序電流負序方向等）作為判別元件，當一側距離元件判斷故障在其正方向時，向對側發(fā)送一個允許信號（允許式）或停止發(fā)信（閉鎖式），對側收到允許信號（閉鎖式中為未收到對側信號）后如果本側也判斷為正方向就出口跳閘。高頻保護按傳輸信號的作用分為允許式和閉鎖式，按傳輸通道的類型分為載波和光纖。允許式是正向故障發(fā)允許信號，反向故障不發(fā)信，優(yōu)點是發(fā)信時間短，缺點是發(fā)生相間故障時通道容易阻塞，若信號無法傳遞到對側，將導致保護拒動。 閉鎖式是正向故障停信，反向故障發(fā)信，優(yōu)點是發(fā)生區(qū)內故障不受通道的影響

12、，缺點是發(fā)信時間長，且長時間發(fā)信后容易閉鎖發(fā)信機，若這時區(qū)外有擾動將會引起誤動。高頻距離、高頻方向及分相電流差動保護都需要借助通道，只在本線路內部故障時動作，原理上保證了選擇性。1.1.3、 距離保護距離保護是通過計算故障時保護安裝處感受到的阻抗來判斷故障是否發(fā)生在保護范圍內的一種保護裝置，由于線路的阻抗與其長度成正比，因此對于金屬性短路知道了故障時的測量阻抗也就知道了故障點的距離。距離保護由于既能反應相間故障也能反映接地故障，因此應用較廣，但距離保護的缺點是耐受故障點的過渡電阻的能力較差。距離保護根據測量元件的特性不同分為圓特性和四邊形特性，如下圖所示。 1.1.4、 零序過流保護零序過流保

13、護是根據故障時零序電流的大小、方向及其持續(xù)時間來決定是否跳閘的一種保護裝置，主要用于判斷接地故障。雖然零序過流保護受系統運行方式的影響很大，但由于其對接地故障靈敏度很高，常常用作接地距離保護的補充，用來檢測經較高過渡電阻接地的故障。1.2、變壓器保護主變保護的配置及其出口邏輯見下表（出口方式隨保護方向及整定原則變化）：保護名稱保護功能出口方式主保護差動保護(比例差動、零差或高阻差動)跳三側500kV過激磁保護跳三側阻抗保護一時限跳220kV側，二時限跳三側過流保護跳三側零序過流段跳500kV側，段三跳過負荷保護報警220kV阻抗保護一時限跳500kV側，二時限跳三側過流保護跳三側零序過流段跳2

14、20kV側，段跳三側過負荷保護報警35kV復合電壓過流一時限跳35kV側，二時限跳三側零序過壓報警過負荷保護報警公共繞組零序過流跳三側過負荷保護報警非電量保護瓦斯輕報警，重跳三側壓力釋放告警溫度保護告警或跳三側500kV主變保護的配置如下圖所示：1.3、高抗保護電抗器保護功能出口方式主電抗器比例差動、高阻差動或零差跳線路相間過流跳線路匝間保護跳線路過負荷報警非電量保護報警或跳線路中性點電抗器過流報警過負荷報警1.4、開關保護開關保護主要包括自動重合閘、斷路器失靈保護、三相不一致保護、死區(qū)保護和充電保護。各功能見下表：開關保護的功能作 用斷路器失靈保護斷路器失靈保護主要用于系統故障而相應的斷路器

15、拒動時啟動其它相鄰斷路器來切除故障。三相不一致保護防止出現長期非全相運行。死區(qū)保護某些接線方式下（如斷路器在CT與線路之間）CT與斷路器之間發(fā)生故障時，雖然故障線路保護能快速動作，但在本斷路器跳開后，故障并不能切除。此時需要失靈保護動作跳開有關斷路器。充電保護線路或主變充電時的輔助保護。自動重合閘根據要求實現線路重合閘。1.5、短引線保護短引線保護是一個半接線方式所特有的，在元件檢修而相應斷路器仍作聯絡斷路器投運時，為了保護兩斷路器之間的短引線，必須裝設短引線保護。元件正常運行時，短引線保護退出運行；元件停電，出線側刀閘斷開，斷路器合上時，短引線保護投入。1.6、過壓及輔助保護對于存在過電壓問

16、題的長線路，應配置過電壓保護。過電壓保護按線路任一相過電壓動作（“三取一”方式）方式整定，過電壓保護動作后跳本側斷路器并遠跳線路對側斷路器。過電壓保護應按裝置的絕緣水平整定，目前缺該參數，暫按1.3倍PT二次側額定電壓整定，即75V，對應一次線電壓為650kV（PT變比按500/0.1計算）。對于長線路在線路啟動或充電過程中可能會出現的較高過電壓，選擇產生過電壓較小的一側進行充電，必要時應對線路充電產生的過電壓水平進行測試，以便作為修改定值的依據。對于串補線路，當電流通過串補電容時將在其兩端產生電壓躍變，躍變電壓的幅值和相角取決于流過串補電容電流的大小和相位，如果過壓保護采用線路側PT時，在負

17、荷重時線路側電壓可能會比母線電壓高得多，為了防止過電壓保護誤動應對串補電容兩端的過電壓水平進行測試。過電壓動作時間整定為0.3s。遠跳的就地判據主要有補償過電壓、補償欠電壓、電流變化量、零序電流、低電流、低功率因數等。1.7、母線保護母線上電氣元件較多，發(fā)生短路故障時影響的范圍較大，嚴重威脅著系統的安全穩(wěn)定運行。按照繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程規(guī)定，每段500kV母線都按雙重化配置的要求，配置兩套母線差動保護，以便能夠快速、有選擇地切除故障母線。同時特別強調母線保護的可靠性，防止由于母線保護誤動造成事故擴大。目前，母線保護一般采用電流差動的原理，必要時可增加低壓、負序或零序電壓閉鎖。同時，母

18、線保護還常常作為斷路器失靈的公共出口，簡化失靈保護的接線方式。2、南方電網保護配置及選型原則2.1、選型原則2.2、保護配置(1) 貴廣交流保護配置（2）天廣三回保護配置（3）天平來保護配置3、南方電網保護通道配置3.1、保護通道的類型目前保護常用的通道主要有載波通道和光纖通道，載波通道主要用來傳送接點信息（開關量），光纖通道即可傳送接點信息也可傳送幀信息（數據量）。通道/保護 類型通道速率接點信息幀信息性能通道介質載波通道4+2（22）×通信質量差，容易受干擾，且傳輸信息量少，但通道介質可靠性與輸電線路相同導線，可靠性高光纖通道64k通信質量好，但信息量受限，中間環(huán)節(jié)多OPGW或光

19、纜2M通信質量好，傳輸信息量較多，接口環(huán)節(jié)較少OPGW或光纜專用光纖通信質量好，傳輸信息量多，接口環(huán)節(jié)少，但資源利用率低，僅限于短線路OPGW或光纜光纖差動高頻方向/距離通道的連接方式主要有以下幾種：FOX40R3R2纖芯R1R2R3PLC1PLC2R1PLC164k2MMUXA BR1R2R3PLC1FOX40MUX纖芯R1R2光纖1光纖2C D3.2、載波通道及光纖通道存在的問題及措施由于載波通道采用高頻模擬信號傳輸信號，線路發(fā)生故障時的高頻分量對載波信號的干擾較大，容易引起誤動。光纖通道在線路較短中間不需要中級站時，可靠性較高，當線路較長中間需要中級站時，由于OPGW地線需要下地進行功率

20、放大，導致光纖暴露在低壓下，容易遭到人為破壞，可靠性相對降低。為了保證保護通道的可靠性，通常要求采用一個光纖通道、一個載波通道。由于縱聯保護（高頻保護或光纖保護）依賴于通道，通道的好壞直接關系到保護的動作行為，為了提高通道的可靠性，有時一套保護采用兩個通道。在光纖電流差動保護中，為了提光纖通道的可靠性，當正常通道中斷時，通信設備可自動切換到備用通道上，一般切換可在50ms內完成。雖然通信設備的切換時間僅50ms，但保護裝置往往需要200300ms才能完成通道切換后的對時同步工作，在這200300ms內差動保護處于閉鎖狀態(tài)，對于某些保護在通道切換的過程中可能出錯而引起告警，甚至誤動。下面是河池變

21、青河線RCS-931AS因通道切換導致裝置報容抗整定出錯異常信號的分析報告。從分析報告中可以看到在通道切換的過程中，裝置測出了一個6573us的通道延時，該通道延時實際不存在。在2003年，賀羅一線投運前，利用電流差動保護測試通道傳輸時間，出現短環(huán)傳輸時間遠大于理論計算值，無法解釋。為深入分析光纖復用通道、特別是自愈環(huán)網切換過程中的延時特性，我們與南瑞繼電保護公司一起，在南方電網光纖復用通道上進行試驗，試驗發(fā)現了一些非常有意義的成果。3.2.1、差動保護對通道的要求差動保護比較線路兩端電流，有兩個要求：（1）兩側裝置要在同一時刻進行電流采樣；（2）通過光纖通道將本側電流傳到對側，同時接收對側電

22、流進行差動計算。目前，實現采樣同步的最常用的方法分兩步：先測通道延時，再根據通道延時，由從機測定兩側裝置采樣時刻的誤差，從而調整從機的采樣脈沖來實現采樣同步。如圖1所示，設一側裝置為主機，另一側為從機：從機上電后，向主機發(fā)送一幀測定通道延時的報文，同時以本側裝置的相對時鐘為基準記錄報文發(fā)送時刻tss；主機收到該報文后，以本側裝置的相對時鐘為基準，記錄該報文接收時刻tmr，等到下一個定時發(fā)送時刻tms，向從機回應一幀通道延時測試報文，同時將tms-tmr作為報文內容；從機在tsr時刻收到主機的通道延時測試報文，并得到tms-tmr，由此可以計算得到通道延時： （1）式（1）對于得到通道延時的前提

23、條件是：通道收、發(fā)雙向延時相等。如圖2，測定通道延時后，假設在一段時間內通道延時是固定不變的。主機以裝置內部時鐘為基準，按固定間隔進行采樣，同時向從機發(fā)送電流報文。從機收到主機發(fā)送的電流報文，根據通道延時可以得到主機在什么時刻采樣，同時根據本側電流采樣時刻，得到兩側裝置采樣時刻的誤差。如圖2，此時從機采樣時刻超前于主機采樣時刻，從機調整下一個采樣間隔，使得。當時，可以認為兩側裝置實現了同步采樣。 雙向通道延時不相等，設從機向主機發(fā)送方向通道延時為，主機向從機發(fā)送方向通道延時為，根據式（1）測定的通道延時：（2）兩個方向實際通道延時和測定的通道延時的誤差為：（3）對應圖2的兩側裝置采樣時刻的誤差

24、。正常運行或區(qū)外故障時，若不考慮電容電流，由于兩側通道延時不一致而得到的差動電流： （4）其中為線路穿越電流。 若差動制動電流為，其中k為制動系數，如果滿足（5）兩側裝置啟動后，差動保護就可能誤動。3.2.2、通道及試驗方案試驗通道如圖3所示，試驗裝置安裝于A站，B1、B2處在同1變電站B內，AB1B2A構成長度為131.5km的小環(huán)，AB1CDUVB2A構成長度為2424.3km的大環(huán)。通道采用1+1線路保護方式2，兩個系統在發(fā)端并發(fā)，收端根據所收到的信號正常與否決定從哪個系統取信號。圖3 試驗通道Fig.3 Test channel試驗系統采用兩套差動保護作為信號發(fā)送源，分別連接于TX1、

25、TX2。裝置每隔3.33ms發(fā)送一幀HDLC報文。報文速率為64kb/s，長度約為2.9ms，兩幀報文間的空閑狀態(tài)為1。用邏輯分析儀對RX1、TX1、RX2、TX2進行監(jiān)視。因為PCM同向接口上的數據為256kb/s 的雙極性數據3 ，報文內容同空閑狀態(tài)難以區(qū)分，為了便于觀察，將觀察點設于保護裝置串行控制器的收、發(fā)引腳上。試驗項目如下：測試相同路由，不同方向通道延時的差別；測試自愈環(huán)網保護及恢復過程中，通道運行變化過程及雙向通道延時一致性。a 設大環(huán)為主用通道，小環(huán)為保護通道，由網管手動斷開大環(huán)BCVB任一環(huán)節(jié)的電路，K1、K2點1+1保護動作，自動切換到保護通道。b 手動恢復主用通道，設保護

26、通道經固定延時后，自動恢復到主用通道。c 設小環(huán)為主用通道，大環(huán)為備用通道，重復a、b。3.2.3、試驗結果 相同路由，不同方向通道延時差別的測試結果如表1、表2所示。表1為大環(huán)雙向通道延時測試結果，表2為小環(huán)雙向通道延時測試結果。其中Td1表示TX1RX2的延時，Td2表示TX2RX1的延時，含義如式（3）。測試結果表明，同通道長度沒有必然聯系，本組測試結果的最大值為0.087ms，對應地會引起兩側裝置采樣時刻誤差0.087ms，不考慮電容電流及兩側采樣誤差，引起的差流為，不會影響差動保護的正常運行。表1 大環(huán)雙向通道延時測試結果（Table 1 Channel delay time）測試樣

27、本試驗結果T1-1T2-1T3-1T4-1T5-1T6-1T7-1T8-1Td1（ms）13.27113.14213.26213.24413.19113.17913.14513.266Td2（ms）13.28113.28413.28813.30713.22713.23913.28813.293（ms）0.0050.0710.0130.0320.0180.0300.0720.014表2 小環(huán)雙向通道延時測試結果 (Table 2 Channel delay time)測試樣本試驗結果T1-1T2-1T3-1T4-1T5-1T6-1T7-1T8-1Td1（ms）1.6391.5171.6371.6

28、121.4391.4341.6441.513Td2（ms）1.6621.6601.6641.6881.6041.6081.6651.671（ms）0.0120.0720.0140.0380.0830.0870.0110.079圖4 表示的是由網管手動切除變電站B到C之間的電路，K1、K2判定主用通道接收信號異常，自愈環(huán)網1+1保護動作，將通信路由切換到備用通道的動作過程。圖中第1路信號為TX1，第2路信號為RX2，第3路信號為TX2，第4路信號為RX1。由圖4.a可以看出，整個切換過程可以分為三個時段：a 切換前雙向通道都運行在主用通道上；b 單方向的通信路由切換到備用通道，雙向通道經不同路由

29、傳送報文；c 另一方向通信路由完成通道切換，完成由主用通道到備用通道的保護過程。圖4.a 主用通道備用通道保護切換過程Fig. 4.a The protect transition from main channel to protect channel 圖4.b TX2RX1切換過程Fig. 4.b The protect transition from TX2 to RX1圖4.c TX1RX2切換過程Fig. 4.b The protect transition from TX1 to RX2圖4 主用通道備用通道保護過程Fig. 4 The protection from main c

30、hannel to protection channel將TX2RX1切換過程放大，如圖4.b所示。切換前從TX2發(fā)出的報文經13.28ms延時到RX1，在-22.0ms時刻，RX1開始收不到對側數據，中斷約10.5ms后，在-11.5ms處重新收到對側的數據，延時從切換前的-13.28ms減為-1.66ms；TX1RX2方向通道延時沒有發(fā)生變化，表明該方向通道路由仍然在大環(huán)上。將圖4.a中70ms附近信號放大，如圖4.c所示。RX2從68.0ms開始，有一個1.5ms左右的中斷，中斷前TX1RX2方向的通道延時為13.12ms，中斷后為1.52ms，此過程即為TX1RX2由主用通道到備用通道

31、的切換過程。圖5.a TX2RX1恢復過程Fig. 5.a The restore transition form TX2 to RX1圖5.b TX1RX2恢復過程Fig. 5.b The restore transition from TX1 to RX2圖5 備用通道主用通道恢復過程Fig. 5 The restore transition from protection channel to main channel完成圖4表示的通道保護過程后，恢復主用通道，經3分鐘延時后通信路由自動從備用通道恢復到主用通道?；謴瓦^程如圖5所示。圖5.a記錄的是TX2RX1由備用通道恢復到主用通道的過

32、程，在-10.0ms附近，RX1收到的一幀異常報文（報文長度只有1.0ms，正常報文長度有2.9ms），此前TX2RX1的通道延時為1.67ms；恢復后，RX1收到的第一幀報文對應于TX1發(fā)送的報文，延時為13.29ms。由于主用通道路由較長，恢復過程中出現了“先發(fā)后至”現象。此過程中，TX1RX2一直運行在備用通道上，雙向通道保持一主、一從方式運行約850ms。 如圖5.b所示，845ms左右，RX2接收端數據發(fā)生1.5ms中斷，同樣，此前TX1RX2運行在備用通道上，通道延時為1.51ms；恢復后，通道延時變?yōu)?3.26ms，恢復過程中也出現了“先發(fā)后至”現象。TX1RX2恢復到主用通道后

33、，整個恢復過程才真正完成。 重復模擬上述過程，包括將小環(huán)設為主用通道，大環(huán)設為備用通道，以及設定不同長度的恢復時間，選定不同的通道故障點。試驗結果表明：a 單向通道保護時間滿足通信要求切換過程小于50ms的要求；b 雙向保護并非同時完成，先后時間差落在70ms150ms范圍內；c 單向通道恢復時間同樣滿足通信要求切換過程小于50ms的要求；d 雙向通道恢復時間差離散度較高，最長時間差大于5s。3.2.4、結論 針對光纖差動保護對通道延時的基本要求，對復用通道，特別是自愈環(huán)網的切換過程測試結果表明： 通道正常運行時，相同路由不同方向通道延時有誤差，但在保護允許范圍之內； 自愈環(huán)網保護及恢復過程，

34、雖然單向通道切換時間小于50ms，但雙向切換時間差往往大于50ms，特別在恢復過程中，前后時間差可高達5s。此過程可能影響差動保護的正常運行。雖然CCITT要求單向通道切換時間小于50ms，但由于對雙向切換時刻的同時性方面沒有相關的標準，因此，不同廠家的SDH設備在這方面的特性可能各不相同。并且，不同保護對通道延時的要求也不一樣。建議差動保護慎重采用自愈環(huán)網作為保護信道。現行的南方電網500kV繼電保護配置及選型技術原則對保護通道做了明確要求：當本線路或迂回線路均有光纖通道時，在正常情況下，保護優(yōu)先采用本線路光纖通道作為主用通道，迂回通道作為備用，其光端設備應有自動切換的功能，保護應適應此要求

35、。目前，南方電網運行的分相光纖差動保護裝置在具備兩路光纖通道（主通道和備用通道）時，只接入主通道。當主通道故障時，依靠通道光端設備的自動切換功能進行通道切換至備用通道。上述試驗發(fā)現，在光端設備進行主通道和備用通道切換過程中會導致裝置不正確動作。該問題在不同廠家保護裝置中普遍存在。如光纖差動保護裝置能夠具有同時接入雙通道的功能，當某一通道故障時，在保護裝置內部進行自動切換，這樣，可有效解決因光端設備進行通道切換造成的光纖差動保護的不正確動作問題。目前，南方電網主干網光纖網絡能滿足保護裝置同時接入雙光纖通道條件（主通道和迂回通道），采用具備雙通道接入功能的差動保護裝置，只需增加少量的光纖接口，不需

36、要另加大量投資。具有雙通道接入功能的差動保護裝置，北京四方、阿爾斯通公司已有成熟產品，南瑞繼保、國電南自也已研發(fā)完畢。為驗證該類裝置的可靠性，先后邀請了北京四方、阿爾斯通公司、南瑞繼保、國電南自等主要廠家根據南方電網的光纖通信情況在通信機房進行了實時測試，測試效果良好。為有效解決該問題，我們提出繼電保護配置原則補充意見：南方電網光纖差動保護裝置采用雙通道功能的條件目前已基本滿足，建議在南方電網500kV繼電保護配置及選型技術原則中增加“光纖差動保護裝置應具有同時接入雙通道接入功能”。3.3、通道配置（1）天平來保護通道（2）天廣三回保護通道連接圖（3）貴廣交流保護通道配置圖（4）肇西甲乙線（貴

37、廣直流出線）保護通道配置圖4、整定計算原則4.1、主要依據主要依據部頒220500kV電網繼電保護裝置運行整定規(guī)程（DL/T 55994）、220500kV電力系統故障動態(tài)記錄技術準則（DL/T 55394）、大型發(fā)電機變壓器繼電保護整定計算導則（DL/T 6841999），同時參考繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程（DL 40091）、電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點等相關規(guī)程及有關的設計規(guī)程，并結合南方電網的實際情況編寫。4.2、基本原則（1）南方電網繼電保護的整定計算使用的計算方式以南方電網年度運行方式及各省電網公司的年度運行方式為依據，考慮正常運行方式下被保護設備相鄰一回線或一

38、個元件檢修的正常檢修方式。（2）220500kV電網繼電保護的運行整定，應以保證電網全局的安全穩(wěn)定運行為根本目標。如果由于電網運行方式、裝置性能等原因，不能同時兼顧速動性、選擇性或靈敏性要求時，應遵循局部電網服從整個電網、下一級電網服從上一級電網、局部問題自行消化的原則，同時應盡量考慮局部電網和下一級電網的需要。（3）保護正常按金屬性短路整定,，整定配合按照相同動作原理的保護裝置之間進行配合，保護在定值和動作時間上應遵循逐級配合的原則。在某些情況下，為了保證靈敏度而在定值上無法配合時，應保證時間上配合。若無法配合時，可設解列點。（4）雙回線環(huán)網配合困難時，按正常雙回線路對雙回線路運行并考慮其它

39、相鄰一回線檢修的方式進行配合整定。在平行雙回線一回檢修時，允許保留運行的一回線路的后備保護延時段在區(qū)外發(fā)生故障時無選擇性動作，此時要求相鄰線的全線速動保護和相鄰母線的母差及出線的快速保護投運。同時允許雙回線路的后備延時保護段之間對雙回線路內部故障的整定配合無選擇性。（5）線路串補電容投運后將對串補線路及其相鄰線路的距離保護和零序過流保護產生較大影響，整定中要考慮串補電容的影響。（綜合考慮串補退出時距離保護的靈敏度及串補投運后的超越）（6）為了加快故障切除時間，保證系統的安全穩(wěn)定運行，在保護的整定配合上，遵循加強主保護，合理簡化后備保護的整定原則。（7）南方電網500kV線路保護均采用近后備保護

40、的原則。當主保護拒動時，由本線后備保護動作切除故障。當斷路器拒動時，由斷路器失靈保護動作切除故障。（8）相間故障及延時后備段三跳不啟動重合閘。（9）線路最大負荷及最大事故過負荷電流一般按方式提供的電流值，若無，則均按線路熱穩(wěn)極限考慮。（10）為了縮短配合時間，全網各保護間配合的時間級差根據裝置的時間精度及配合情況分別取以下值：（）集成電路型保護：0.40.5s；（）微機型保護：0.30.5s。4.3、線路保護整定原則4.3.1、光纖電流差動（1）差動起動電流按可靠躲過最大負荷時不平衡電流和線路最大穩(wěn)態(tài)電容電流（可靠系數1.5）整定，并保證高阻接地故障有靈敏度，一般不帶時限高定值電流一次值不大于

41、600A，帶時限的低定值一次值不大于450A。（從目前的情況來看，光纖電流差動對高阻接地故障有較高的靈敏度，且不受故障線路兩端電壓的影響）（2）為保護設備和人身的安全，推薦CT斷線時不閉鎖差動保護。（CT斷線后，線路需要停下來處理，屬于一種設備障礙。CT斷線時不閉鎖差動保護可以及時對CT斷線的線路進行處理，避免其威脅人生或設備的安全；CT斷線時閉鎖差動保護的理由是可選擇合適的時機停線路，對于一些負荷重的線路往往采取這種模式?，F在系統較強，形成環(huán)網，我們傾向于CT斷線時不閉鎖差動保護，達到定值就出口）。4.3.2、高頻距離（1） 高頻距離元件按全線有靈敏度整定。靈敏度取值：50km以下線路，不小

42、于1.5；50200km線路，不小于1.4；200km以上線路，不小于1.3。（由于高頻距離元件采用距離段，靈敏度系數按距離段的靈敏度取值）。（2） 距離元件按躲線路最大負荷電流對應的負荷阻抗整定，并校核其靈敏度。（防止線路在重負荷時距離元件跳閘）4.3.3、高頻零序方向（1） 高頻零序方向元件按躲最大負荷時不平衡電流整定，盡可能實現高阻接地故障能可靠起動，通常動作電流一次值不大于500A。（2） 閉鎖式除上述要求外，兩側啟動值和兩側停信元件的一次值除特殊情況應取相同定值。4.4、距離保護4.5、零序過流保護由于接地距離保護比較普及，接地距離保護和零序過流保護又各有優(yōu)缺點：接地距離保護對金屬性

43、接地故障比較敏感，受系統運行方式的影響較小，但耐受過渡電阻的能力差，對金屬性接地故障靈敏度較高；零序過流保護對經過渡電阻接地故障有較高的靈敏度，但受系統運行方式影響較大。根據以上特點，對接地距離保護和零序過流保護進行分工，接地距離保護主要用于切除金屬性接地故障，零序過流保護主要用于切除經較大過渡電阻的接地故障。對接地距離保護和零序過流保護進行合理分工后，可以充分發(fā)揮接地距離保護及零序過流保護的長處而盡量避免其不足，同時還可以對零序過流保護進行適當簡化后，這樣大大提高了保護的整體性能。線路零序過流保護近期方案：零序過流保護配置兩段定時限和一段反時限。定時限零序過流保護帶方向，正方向指向線路，第一

44、段零序過流段（或四段式中的段）按本線路末端發(fā)生金屬性接地故障有靈敏度整定，第二段零序過流段（或四段式中的段）按高阻接地故障能可靠動作整定。反時限零序過流保護一般情況下取消方向。（主要考慮目前網內500kV線路采用零序反時限過流保護的較少，作為過渡方案綜合考慮各省的實際情況，避免出現配合上的盲點。采用零序反時限的目的是防止出現經高阻接地故障，零序電壓不開放時，零序方向過流元件拒動。如果單純取消方向，相互之間又無法配合。采用零序反時限特性零序電流大的線路動作時間短、零序電流小的線路動作時間長來實現自動配合。）線路零序過流保護遠期方案：零序過流保護配置一段定時限和一段反時限。定時限零序過流保護帶方向

45、，正方向指向線路，按本線路末端發(fā)生金屬性接地故障有靈敏度整定。反時限零序過流保護一般情況下取消方向。反時限零序過流一般情況下不帶方向，宜采用IEC正常反時限特性，即：反時限電流曲線零序電流I0（A）動作時間t0（s）零序電流I0（A）動作時間t0（s）40024.262560002.267460010.029080002.06278007.0670100001.927110005.7444200001.597820003.6202300001.451130002.9706400001.361840002.6330500001.299550002.4187600001.2524式中：Ip為反時限

46、曲線基準電流；Tp為反時限曲線時間常數。反時限電流基準值考慮高阻接地故障有靈敏度，通常取300A（一次值），考慮到目前全網線路保護所接CT變比差異大（12504000），基準電流可適當放寬，但應盡量接近300A（如CT變比為4000/1A的線路反時限零序電流基準值可取320A），同時應對由此造成的相鄰線間反時限零序過流保護的配合進行校核。反時限曲線時間常數考慮躲非全相電流等因素，通常取1.0s。5、故障錄波器和行波測距裝置51概述故障錄波器是電力系統發(fā)生故障及振蕩時能自動記錄系統電氣量的一種裝置，正常情況下只進行數據采集，發(fā)生故障或振蕩時進行錄波。故障錄波器記錄故障前后全過程的電壓、電流的變化

47、以及繼電保護、安自裝置等的動作情況，為分析事故提供依據，對提高系統的安全運行水平極為重要。按照220500kV電力系統故障動態(tài)記錄技術準則的要求，對于220kV及以上電力系統，模擬量要記錄每一條線路的三相電流、三相電壓和零序電流、零序電壓，每一組母線的三相電壓和零序電壓以及系統頻率等；開關量要記錄操作每臺斷路器的繼電保護跳閘命令（每套保護跳閘出口分相、跳閘不重合出口不分相）、縱聯保護通信通道信號、安全自動裝置操作命令及重合閘命令、空觸點輸入、斷路器的位置等開關信號。每次故障的記錄長度和錄波器的采樣頻率根據故障錄波器的硬件性能合理地設置。一般采樣頻率設置在2kHz以上，故障前記錄長度設置在100

48、ms以上，故障后記錄長度設置2500ms以上。高壓輸電線路故障的準確定位，能夠縮短故障修復時間，提高供電可靠性，減少停電損失。對南方電網內長距離、跨越復雜地形、跨越山區(qū)不便巡線的線路或潮流較重的“西電東送”主干通道，為了準確定位故障、查找故障點、縮短故障停電時間，裝設了獨立的行波故障測距裝置。52故障錄波器和行波測距裝置的配置南方電網直調系統所有500kV廠站均配置了微機型的故障錄波器。早期產品有羅徹斯特公司的TR1630，無遠傳功能。在天廣二回建設時，分別為平果、來賓、梧州、羅洞配置了羅徹斯特公司后期產品TR132型，二者聯機后，通過MODEM可遠傳信息到南方電網總調保護處。天生橋二級站原有武漢儀表廠WGL-12設備已被改造，更換為武漢哈德威的IDM型，可遠傳信息到南方電網。天廣三回輸變電工程中在百色站配置了武漢哈德威的IDM型。河池、賀州分別配置了北京電研BEN5000型，沙塘站為武漢哈德威的IDM 和DFR-1200兩種型號。天平一、二線兩端裝設了科匯公司的XC-2000型行波測距裝置。新建的貴廣交流工程青河雙回、河沙雙回