江西电网线路纵联保护联调试验技术规范
线路保护通道联调试验
线路保护通道联调试验前言在电力系统中,线路保护是非常重要的组成部分,它主要是对电网出现故障时,保护线路正常运行,以防止安全事故的发生。
而线路保护通道则是线路保护的重要组成部分,其主要作用是判别电网中出现的异常信号,并在发现异常时对故障作出保护响应指令。
在电力运行过程中,对线路保护通道进行联调试验,是保障线路运行安全的重要手段。
本文将介绍线路保护通道联调试验的相关内容。
线路保护通道联调试验的目的线路保护通道联调试验的目的是测试线路保护通道在发生故障时是否能够快速检测故障,并给出可靠的保护响应。
在通道联调试验过程中,需要对线路保护装置快速分闸机构、保护继电器、自投自闭系统等相关设备进行全面测试,以验证其在保护全系统的正确性和可靠性方面是否达到要求。
线路保护通道联调试验的重点内容保护判据测试线路保护通道联调试验的重点之一是测试保护判据是否准确无误。
在线路保护中,保护判据是最基础的保护手段。
一旦故障发生时,只有保护判据准确无误,才能保证线路保护的快速、准确响应。
因此,测试保护判据的正确性和可靠性是线路保护通道联调试验的必要环节。
保护分闸机构测试保护分闸机构是线路保护的核心部件之一,它可以对故障信号做出快速响应,切断电路,保护设备运行。
线路保护通道联调试验需要对保护分闸机构进行测试,并验证其在正常、异常情况下是否能够正常响应。
同时,还需要测试分闸机构与保护判据、保护继电器、自投自闭装置等其他设备的联合工作效果。
合点测试线路保护通道联调试验还需要对合点部分进行测试。
合点测试可以检测相邻线路之间的相互影响关系,验证保护通道在实际工作中的正确性和可靠性。
在合点测试中,需要充分考虑多因素影响,如复杂的电力系统结构、各种故障形态等,以尽可能提高测试的准确性和实用性。
合闸测试线路保护通道联调试验还需要进行合闸测试,以检测故障恢复后,线路保护通道是否能够有效地恢复工作,并确保线路保护的正常运行。
在合闸测试中,需要对合页覆盖函数、合闸延时时间、合闸次数等参数进行细致测试,以保障线路保护装置在实际运行中的可靠性。
线路保护通道联调试验
电流差动保护的通道联调 (2)
开关在分位时的逻辑校验及跳闸回路校验
①将N侧开关分位,M侧加入单相电流Ih, M侧保 经起动元件控制 两侧开关均在合位,给M侧保护远跳开入,对侧保
护装置永跳。 M侧实验方法相同。
纵联保护的通道联调 (1)
开关在分位时的逻辑校验及跳闸回路校验
①将N侧开关分位,M侧加纵联距离和纵联零序 保护故障量, M侧保护可选相动作。N侧不动作。
动作时间30毫秒左右。 M侧保护跳A、跳B、跳C及三跳时,本侧和对侧
线路保护通道联调试验
电流差动保护的通道联调 (1)
采样
由于两侧的CT互感器的变比不一致,将引起差动 保护误动。所以需要对CT变比进行补偿。
假设以M侧为基准,M侧的变比为1500/1,N侧的变 比为1200/5。CT变比补偿系数的确定:
①如果M侧CT补偿系数设为1,则N侧的变比补 偿系数为“1200/1500=0.8”。反之。
电流差动保护的通道联调 (5)
一侧为弱馈时,差动保护的动作逻辑
假设N侧为弱馈侧 两侧开关均在合位,M侧加入电流Ih,N侧加大于
PT 断线电压小于低压起动电压的三相电压,M侧 保护可选相动作,动作时间30毫秒左右,N侧保护 也能动作。 一般N侧加34V就能满足要求。
电流差动保护的通道联调 (6)
动作时间30毫秒左右。 ②将M侧开关分位,N侧加入单相电流Ih, N侧保
护可选相动作。M侧不动作。 动作时间30毫秒左右。
电流差动保护的通道联调 (3)
开关在合位时的逻辑校验
线路保护调试方法
线路保护调试流程—模数变换系统检验
线路保护调试流程—开入量 开出量检查
保护压板及重合闸方式 开入量:在端子排上用依次短接;查看保护开
入量或打印 开出量:模拟故障或异常状态检查开出接点
线路保护调试流程—定值检验
整定值的整定及检验是指将装置各有关元件的 动作值及动作时间按照定值通知单进行整定后 的试验; 该项试验在屏柜上每一元件检查完毕 之后才可进行。
线路保护的调试方法—距离保护调试
短路电压计算公式: 摸拟单相接地故障电压:UФ=m1+K0IФZZD 摸拟相间短路故障电压:UФФ=m2IФZZD
ZZD 为距离I II、III段阻抗定值;K0为零序补偿系数
m=0 95 时,距离元件动作;
m=105 时,距离元件不动作; 07倍测动作时间; 反方向检查不动
总结
保护功能 定值、动作时间检验
利用微机型继电保护测试仪模拟各种类型故障; 测试各项保护的动作值及动作时间是否满足定 值整定要求; 对各项保护的测试应分别进行, 即将高频、距离、零序分别与重合闸配合检验, 不用的保护压板应退出。每完成一项检验后, 须仔细记录测试数据及装置动作信号,打印生 预热5分钟;调整零漂时;应断开装置与测试仪或 标准源的电气连接,确保装置交流端子上无任何输入
幅值特性及相位特性检验线性度 将保护装置电流回路端子IA IB、IC、3I0顺极性串联, 分别通入0 1IN、02IN、1IN、5IN;将保护装置电压 回路端子UA、UB、UC、UX同极性并联,分别通入 1V、5V、30V、577V、70V; (不同检验,所做内容 不一样) 采样同时也是检查试验接线的正确性
220kV及以上线路保护都配有主保护及后备保 护;且双主双备。
线路保护的简介
电网调度控制管理规程
江西电网调度控制管理规程国网江西省电力公司二〇一五年四月批准:谭永香复审:刘镭审核:段惠明王和春万源郭玉金初审:王虎应忠德孙恭南主要编写人员:周栋梁叶菁叶钟海刘昕晖杜中剑伍太萍董欢欢郭国梁殷齐万玄玄杨峰余笃民文峰程正袁彦李小锐丁国兴陈红熊建华谌艳红李华勇马伊平段志远李峥山梁文莉王凯金学成邹根华宿昌邹绍平罗诚王文元目录第一章总则 (1)第二章调控管辖范围及职责 (3)第三章调度管理制度 (10)第四章电网运行方式管理 (13)第五章调度计划管理 (19)第六章输变电设备投运管理 (28)第七章并网电厂调度管理 (31)第八章电网频率调整及调度管理 (34)第九章电网电压调整和无功管理 (36)第十章电网稳定管理 (43)第十一章调控运行操作规定 (50)第十二章故障处置规定 (68)第十三章电保护和安全自动装置管理 (97)第十四章调度自动化及通信管理 (101)第十五章清洁能源调度管理 (107)第十六章设备监控管理 (113)第十七章备用调度管理 (115)附录1:江西电网省调调管电厂设备 (117)附录2:江西电网220千伏变电站调管范围划分 (122)附录3:江西电网220千伏线路调管范围划分 (126)附录4:江西电网省调调度许可设备 (136)附录5:江西电网委托调度设备 (137)附录6:江西电网设备命名和编号原则 (138)附录7:江西电网调度术语 (142)附录8:导线允许的长期工作电流 (189)附录9:220千伏及以下变压器事故过载能力 (192)第一章总则1.1 为加强江西电网调度控制管理,保证电网安全、优质、经济运行,依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国家电网调度控制管理规程》和有关法律、法规,制定本规程。
1.2 本规程所称“江西电网”是指国网江西省电力公司经营区域内的各级电网,包括并入上述电网的发电、输配电、用电等所有一次设施及相关的继电保护、通信、自动化等二次设施构成的整体。
线路纵差保护定值
线路纵差保护定值(原创版)目录1.线路纵差保护的概述2.线路纵差保护的定值原理3.线路纵差保护的实现方法4.线路纵差保护的注意事项5.结论正文一、线路纵差保护的概述线路纵差保护是一种常见的电力系统保护方式,主要用于检测和保护输电线路中的电流差异。
当输电线路中出现故障时,电流差异会发生变化,通过检测这种变化,可以及时发现故障并采取相应的保护措施。
二、线路纵差保护的定值原理线路纵差保护的定值原理是基于电流互感器的工作原理。
电流互感器是一种用于测量电流的装置,它通过将高电流变成低电流,以便于测量和保护。
在线路纵差保护中,电流互感器的二次侧接点被接地,形成一个接地点。
当线路中出现故障时,电流差异会导致接地点电位发生变化,从而触发保护装置。
三、线路纵差保护的实现方法线路纵差保护的实现方法主要包括以下两种:1.基于电流互感器的保护方法:这种方法是利用电流互感器的二次侧电流来检测线路中的电流差异。
当电流差异超过设定值时,保护装置会触发,切断故障部分。
2.基于电压互感器的保护方法:这种方法是利用电压互感器的二次侧电压来检测线路中的电压差异。
当电压差异超过设定值时,保护装置会触发,切断故障部分。
四、线路纵差保护的注意事项在线路纵差保护中,需要注意以下几点:1.保护装置的定值:保护装置的定值应根据线路的实际情况进行设置,包括线路的电流、电压、长度等因素。
2.保护装置的接线:保护装置的接线应正确无误,确保电流互感器和电压互感器的二次侧接点正确接地。
3.保护装置的调试:保护装置应定期进行调试,以确保其动作灵敏度和可靠性。
五、结论线路纵差保护是一种重要的电力系统保护方式,可以有效地检测和保护输电线路中的电流差异。
220kV纵联差动线路保护调试要求
220kV纵联差动保护调试要求(讨论稿)1初步检查1.1 外观检查1.1.1检查记录保护装置的包括额定交流电流、交流电压、直流电压、通信方式、出厂日期、出厂编号、制造厂家、装置型号等数据。
(注:通信方式指采用专用光纤或复用2M的方式)1.1.2 检查保护装置插件上元器件的外观质量、焊接质量良好,所有芯片应插紧。
插拔芯片、插件前应检查保护装置已断电,并戴好防静电手环、手套,使用专用工具。
1.1.3 检查保护装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象。
1.1.4 检查保护装置及屏柜各部件固定良好,无松动现象,装置外形无明显损坏及变形,切换开关、按钮、键盘、快分开关等操作灵活,标示清晰正确。
1.2 刷灰1.2.1使用带绝缘手柄的毛刷将保护插件、背板及端子排等部件的灰尘清扫干净;对保护装置插件进行清扫时应戴好防静电手环、手套。
1.3紧螺丝1.3.1 检查保护屏柜、端子箱及机构箱内端子排接线及连接片牢固可靠,重点检查电流、电压二次回路及跳合闸回路。
1.4 绝缘检查1.4.1 检查确认保护装置电源、控制电源、信号电源空气开关处于断开位置。
检查确认启动失灵、安稳装置(远联切屏)、录波回路二次电缆芯线已解开。
1.4.2 检查前应断开线路保护用电流回路中性线接地点,并将芯线金属裸露部分用黑色防护端头套好。
1.4.3 检查前在本屏柜采取拉开空气开关或解线的方式断开UA、UB、UC、UN及开口三角电压回路,并将芯线金属裸露部分用黑色防护端头套好。
1.4.4 用1000V兆欧表测量电流回路中性线对地绝缘电阻,其值应大于10MΩ。
1.4.5用1000V兆欧表测量电压回路中性线对地绝缘电阻,其值应大于10MΩ。
1.4.6用1000V兆欧表逐一测量直流强电回路对地绝缘电阻,其值应大于10MΩ;用500V兆欧表测量直流弱电回路(24V)对地绝缘电阻,其值应大于20MΩ。
1.4.7 用1000V兆欧表测量跳合闸正电源与出口压板下端头之间(保护装置出口接点)绝缘电阻,其值应大于50MΩ。
线路保护-(纵联保护)
2)区外故障 当线路外部短路时, IM、IN中有一个电流反相。 例如在图(d)中,流过本线路的电流是穿越性的短 路电流,如果忽略线路上的电容电流。则
满足正方向方向元件动作、反方向方向元件不动作的条件(对纵联距 离保护是不满足阻抗继电器动作的条件),那么纵联保护再要动作的 话要另加25ms的延时。 动作期间收到对侧允许信号,那么该正方向元件动作后延时 25~35mS向对侧发允许信号。
b.保护启动后先反方向元件动作然后再正方向元件动作且反方向
a.保护启动后如果纵联保护在连续35ms内一直未收到信号或不
制动电流
I d IM IN I r IM IN
I d I qd Id Kr Ir
动作判据
制动系数
1)区内故障 当线路内部短路时,如图(c)所示,两端电流 的方向与规定的正方向相同。
IM IN IK
Id IM IN IK
1.闭锁式高频纵联保护
(1)闭锁式高频纵联保护的通道介绍
(2)闭锁式高频纵联方向保护简化原理框图:
(3)关于闭锁式的几个基本特点
1.收不到高频信号是保护动作于跳闸的必要条件。 2.闭锁信号主要是在非故障线路上传输的(并不表示在故障线路 上从来没有传送过闭锁信号), 3.在非故障线路上一直存在闭锁信号,保护收到闭锁信号把保护 闭锁。 4.在故障线路上最后应该没有闭锁信号,保护才能跳闸。 5.在使用闭锁信号时,一般都采用相-地耦合的高频通道(当然也 可采用相-相耦合高频通道,允许式高频保护一般使用相相耦合 通道)。需要指出的是虽然收发信机接在一相输电线路与大地 之间,但由于相与相之间和相与地之间是有分布电容的,所以 实际上三相输电线路和部份大地都是参与高频电流的传输的。 6.闭锁式纵联保护区内故障时不怕通道断,怕区外故障时通道断。 7.闭锁式纵联保护使用单频制。正常运行时保护通道中无高频信 号。
江西电网继电保护及安全自动装置运行管理规定
江西电网继电保护及安全自动装置运行管理规程2005年3月1日印发 2005年4月1日实施江西省电力公司印发江西电网继电保护及安全自动装置运行管理规程批准:谭永香审核:蔡斌段惠明吴素农编写人员:孙恭南刘镭宿昌彭莉萍张丽邹绍平叶菁王和春唐伟王文元赵勇王晓梅李铮山陈健李志宏郭德群周栋梁吴健熊建华郭玉金目录1、总则...................................................2、调度人员及发电厂、变电站运行人员的继电保护运行工作 .....3、继电保护专业机构及其管辖设备范围、职责 (4)4、定值管理 (11)5、保护装置运行管理 (14)6、检验管理 (26)7、新设备投产管理 (28)8、保护装置入网及质量监督 (31)9、附则 (33)1、总则1.1为了保证江西电网安全稳定运行及发输配电设备的安全,提高江西电网继电保护的运行管理水平,根据国家电力行业有关规程、规定,结合江西电网的实际,特制定本规程。
1.2江西电网继电保护及安全自动装置(以下简称保护装置)的运行管理应按调度管辖范围实行统一调度、分级管理。
1.3保护装置必须按有关规定投入运行;一次设备不允许无主保护运行,特殊情况下停用主保护,应经单位主管领导批准。
1.4 保护装置动作后,各运行单位应立即打印或拷贝动作装置的动作报告(包括总、分报告)、录波文件、相关装置的起动报告、故障录波器的录波文件,在打印或拷贝后经相应调度机构确认才能进行相应的事故检验和检查。
1.5本规程适用于江西电网调度运行及继电保护专业管理。
各级生产运行负责人、值班运行人员、继电保护人员均应熟悉本规程。
2、调度人员及发电厂、变电站运行人员的继电保护运行工作2.1省、地调值班调度员在保护装置运行管理方面的职责:2.1.1正确指挥管辖设备内各种保护装置的使用与运行。
2.1.2根据继电保护调度运行规程,在处理事故或改变系统运行方式时,应考虑保护装置的相应变更。
江西电网220KV线路、旁路保护调度运行~1
附件:江西电网220kV线路、旁路保护调度运行规定批准:吕华忠审核:段惠明编制:邹绍平王文元罗诚张丽宿昌唐伟孙恭南王和春江西省电力公司二〇一〇年五月十日前言由于近几年大量新型号、新原理微机线路保护投入电网运行,及国家电网公司《十八项电网重大反事故措施》、《继电保护和电网安全自动装置检验技术规程》、《线路保护及辅助装置标准化设计规范》、《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》等相关规程、规定的出台,原2004年编制的《江西电网220kV线路、旁路保护调度运行规定》已不能满足现调度运行要求。
根据江西电网继电保护设备运行实际,省调在原有《江西电网220kV线路、旁路保护调度运行规定》基础上修编了本规定。
本规定自颁布日起实行,原2004年编制的《江西电网220kV线路、旁路保护调度运行规定》同时作废。
江西电网220kV线路、旁路保护调度运行规定1 范围本标准规定了江西电网配置有主保护的220kV线路、旁路保护运行的基本要求、投退运行规定、运行注意事项。
本标准适用于江西电网配置有主保护的220kV线路、旁路保护的调度运行管理。
2 引用标准DL/T587—2007 微机继电保护装置运行管理规程GB/T 14285—2006 继电保护和电网安全自动装置技术规程Q/GDW 161—2007 线路保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW 175—2008 变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范省电力公司《江西电力系统继电保护及安全自动装置运行管理规程》华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程 2008-7-28江西电网调度管理规程3线路、旁路保护简介3.1 继电保护配置江西电网220kV线路两侧保护均按双重化配置(除部分220kV终端线路外,线路保护配置详见附件B),每套线路保护均含完整的主保护、后备保护和重合闸功能;每套高频保护配置1套专用高频收发信机。
220kV线路两侧保护一般各配有一个操作箱、电压切换箱和断路器保护(注:罗坊变220kV线路双套保护每套各配置一个断路器保护。
线路纵差保护定值
线路纵差保护定值线路纵差保护是电力系统中一种重要的保护装置,其主要用于保护输电线路遭受外界故障时的安全运行。
下面将介绍线路纵差保护的定值设置。
首先,线路纵差保护的主要作用是检测输电线路上的故障,并及时切除故障部分。
根据电力系统的特点,线路纵差保护的定值设置需要考虑以下几个方面。
1. 故障性质:线路纵差保护的定值设置需要根据故障类型进行调整。
传统的线路纵差保护一般通过设置固定的阻抗差值来判断故障是否发生。
但是由于线路上可能出现多种类型的故障,如短路故障、接地故障等,因此在定值设置上需要考虑不同故障类型的特点。
2. 线路长度和传输容量:线路纵差保护的定值设置还需要根据线路的长度和传输容量进行调整。
较长的线路通常会有较大的电阻和电抗,因此会出现较大的阻抗差值。
而较大的传输容量会导致线路上的电流变大,从而也需要相应增加纵差保护的定值。
3. 接地方式:线路纵差保护的定值设置还需要根据不同的接地方式进行调整。
传统的线路纵差保护一般是针对非径流接地进行设置。
但是在某些情况下,线路可能采用不同的接地方式,如通过接地电阻、接地电感等方式进行接地。
因此,在定值设置上需要根据接地方式的不同进行调整。
4. 故障电压:线路纵差保护的定值设置还需要根据故障时的电压进行调整。
一般来说,故障发生时的电压越低,纵差保护的定值应相应减小。
因为低电压下,电流增加,阻抗差值减小。
5. 抗干扰能力:线路纵差保护的定值设置还需要考虑其抗干扰能力。
在实际运行中,可能会存在地线电流互感器、CT (Current Transformer)误差等因素的影响,因此需要设置适当的纵差定值,以提高保护装置的抗干扰能力。
综上所述,线路纵差保护的定值设置需要综合考虑故障性质、线路长度和传输容量、接地方式、故障电压和抗干扰能力等因素。
通过合理地设置定值,可以确保线路纵差保护装置能够及时、准确地切除故障,保证输电线路的安全运行。
同时,定值设置还需要根据实际情况进行动态调整,以适应电力系统的变化。
纵联差动保护校验现场标准化作业指导书范本
QB江苏省电力公司企业标准Q/001-107.059-2006PSL-603纵联差动保护校验现场标准化作业指导书(范本)2006-02- 发布2006-02- 实施江苏省电力公司发布前言本现场标准化作业指导书(范本)根据《江苏省电力公司现场标准化作业管理办法》的要求制定,用以规范公司现场标准化作业的管理。
本现场标准化作业指导书(范本)由江苏省电力公司标准化委员会提出并归口。
本现场标准化作业指导书(范本)起草单位:江苏省电力公司生产技术部本现场标准化作业指导书(范本)主要起草人:陈传恒、吉晨、阮晨松、潘琪、刘春江、杨小全。
审核:文乐斌批准:马苏龙本现场标准化作业指导书(范本)委托江苏省电力公司生产技术部负责解释。
××变电站××线路保护××校验现场作业指导书编写:年月日审核:年月日批准:年月日作业负责人:作业日期年月日时至年月日时××供电公司×××一、编写依据江苏省电力公司PSL-603保护标准作业指导书。
二、人员分工三、开工前及工器具准备1: 开工前准备2:仪表工具准备3:工器具准备四、修前状态及存在缺陷:五、危险点分析与预控六、现场工作安全技术措施七、作业过程控制八、作业报告XX变电站XX PSL-603型微机保护校验报告(1)外观检查1)保护屏后接线、插件外观检查及压板检查2)保护屏上压板检查3)屏蔽接地检查4)绝缘检查记录(1000 V摇表)(2)PSL-603保护基本信息(3) PSL-603逆变稳压电源检测1) 输出电压及稳压特性检测(单位:V)2)正常及80%额定电压下断合外部直流,电源自启动功能检查(4)PSL-603开关量输入回路(5)PSL-603告警回路检查(6) PSL-603装置零漂:1)操作键盘进入“硬件测试→交流测试”菜单,2)分别选择纵联保护、距离零序保护、重合闸,打开交流实时显示对话框,3) 要求在一段时间(几分钟)内零漂值稳定在0.04In、电压在0.2V范围内。
输电线路纵联保护
零;均压法接线在导引线中没有电流环流,差动继电器中电流也为零。在内部短
路时,两种接线旳差动继电器中都有电流流过,从而能够精确地动作。当发生外
部短路时,均压法接线旳导引线将会承受高电压,而环流法接线旳导引线将在内
部短路时承受高电压。对于短线路来说,外部短路旳机会多,而内部短路又能够
由纵联保护不久地切除,所以从这个观点来看,环流法很好,但两种接线对保护
。
•
•
•
Ik1 Ik1M Ik1N
1.12
第4章 输电线路纵联保护
4.2 导引线纵联保护
式(4-2)阐明内部短路时流入差动继电器旳电流为故障点总电流旳二次值,且 远不小于正常运营和外部短路时流入差动继电器旳不平衡电流。当差动继电 器为反应电流过量动作时,线路内部短路时,它就动作,即向被保护线路两 侧送出跳闸信号,而正常运营和外部短路时,差动继电器不动作。 从以上分析可见,导引线纵联保护在原理上区别了线路旳内部和外部故障, 可无延时地切除线路两侧电流互感器之间任何地点旳故障。因为在正常情况 下,上述连接方式旳纵联保护旳二次侧电流在导引线中成环流,所以也称为 环流法纵联保护。实际上图4.2旳接线只能用于短线路、变压器、发电机和母 线等作为主保护,而不用于输电线路,因为在正常情况下,它要求沿线路敷 设流过电流互感器二次电流旳多根导引线,这在技术上是有诸多困难旳,在 经济上也是不合理旳。
•
IN
1.20
线路纵联保护旳动作特征取决于线路两侧电流旳关系。两侧电流旳关
系能够用幅值关系和相位关系来表达,也能够用复数比来表达,所以动作
特征旳分析措施如下:
从纵联保护整定计算旳基本原则可知,其动作条件可表达为
•
•
| IM IN |≥ Iop
技能培训-输电线路纵联保护
技能培训-输电线路纵联保护摘要输电线路纵联保护是电力系统中非常重要的一环,它能够保护输电线路遭受意外损坏时,能够迅速切断故障线路并避免发生更大范围的故障。
本文将介绍什么是纵联保护,分析纵联保护的原理和分类,以及详细阐述如何进行纵联保护的系统设计。
什么是纵联保护纵联保护,也叫纵差保护,是指在电力系统中建立一种保护举措,通过在不同地方安置保护装置并互相比较,从而判断线路是否发生故障,如果线路发生故障,则迅速切断相应的线路,保护系统稳定运行和电力设备的安全。
纵联保护的原理和分类原理纵联保护主要是通过在输电线路上设置两个保护设备,分别测量线路两端电压,通过比较电压值的大小,来确定线路是否发生故障。
通常情况下,两端保护设备采用相同的保护原理,如跨越差动保护、感应式保护、相邻输电线路比较等等。
比如,采用跨越差动保护时,设备A会测量A、B两点的电流值,设备B会测量B、A两点的电流值,二者通过比对测量值的差异来判断线路是否发生故障。
如果两个保护设备之间的检测结果不同,那么就说明故障发生在两个保护设备之间。
此时通过传送信号,切断故障线路,让电力系统恢复稳定运行。
分类根据电力系统中不同的线路和设备类型,纵联保护又可分为几类:1.单线路纵差保护:适用于单线路(或同塔双线)输电线路,保护装置分别于单线路或同塔双线的两端设置。
2.同塔双线路纵差保护:适用于同塔双回输电线路,保护装置分别于相邻回线同一杆塔中设置。
3.同杆多线路纵差保护:适用于同杆双、三、四线及双回多线路,保护装置分别于二端点设置。
4.不同线路纵差保护:适用于不同杆、不同线铁塔、异杆双线或异杆双回线路、闭环同一地线线路,保护设备在每个回路的两个合适点附近设置,并采用相应的测量方法。
纵联保护的系统设计纵联保护的系统设计主要包括保护装置选型、线路参数计算和系统一次接线三方面。
保护装置选型保护装置是纵联保护系统中非常重要的组成部分,通常需要考虑以下几个方面:1.装置的性能要求:保护装置需要具有高灵敏度、高可靠性、快速动作等特点。
纵联差动保护联调方法
采样相关概念:⏹定值中的“CT变比系数”:将电流一次额定值大的一侧设定为1,小的一侧整定为本侧电流一次额定值与对侧电流一次额定值的比值。
如:本侧CT变比1250/5;对侧2500/1,则本侧CT变比系数整定为0。
5,对侧整定为1。
步骤:本侧CT变比:a/b,对侧CT变比c/d.⏹(1)本侧加电流I1,则对侧显示差流:I1*a*d/b/c。
⏹(2)对侧加电流I2,则本侧显示差流:I2*c*b/d/a.模拟空充相关概念:⏹没有CT断线时差动跳闸需同时满足如下条件:1、两侧差动保护均投入(控制字+软压板+硬压板)2、没有通道异常3、有差流4、本侧保护启动5、对侧差动信号,即给本侧发差动允许信号(a、b同时满足)a、有差流b、对侧分位无流或对侧启动步骤:⏹①对侧分位,本侧合位。
本侧加差流,则本侧跳,对侧不跳。
解释:1、对侧分位无流+有差流-〉给本侧发允许信号2、对侧不启动-〉对侧不跳⏹②本侧分位,对侧合位。
对侧加差流,则对侧跳,本侧不跳。
模拟弱馈相关概念:⏹保护启动方式:1、电流变化量启动2、零序过流元件启动3、位置不对应启动(针对偷跳)4、弱馈启动(针对弱电源侧)步骤:⏹①两侧合位。
对侧加一低于正常值电压34V(1、之所以加34V是为了满足如下两条:a、满足弱馈条件<65%额定,b、大于33V避开PT断线,2、其实PT断线并不影响弱馈启动,即只要加的电压满足<65%额定即可,也就是说不加也行。
),本侧加差流,则两侧跳。
解释:1、本侧启动+有差流-〉给对侧发允许信号2、对侧弱馈+本侧允许信号-〉对侧启动(弱馈启动方式)3、对侧启动+有差流-〉给本侧发允许信号⏹②两侧合位.本侧加一低于正常值电压34V,对侧加差流,则两侧跳.模拟远跳步骤:方法一:⏹①本侧投入“远跳经本侧控制”,本侧合位,对侧点TJR的同时本侧加一启动量,则本侧跳.(若点的是TJR继电器,则对侧也跳,但保护装置跳闸灯不亮。
若点的是保护装置的TJR开入,则对侧开关不跳.)⏹②对侧投入“远跳经本侧控制”,对侧合位,本侧点TJR的同时对侧加一启动量,则对侧跳。
(整理)《江西电网继电保护装置检验规程》试题及答案.
《江西电网继电保护装置检验规程》试题及答案一、选择题1、《江西电网继电保护装置检验规程》涉及保护装置部分检验每(A)进行一次。
A、3年B、2年C、1年2、《江西电网继电保护装置检验规程》涉及保护装置全部检验在新安装后一年内必须进行一次,以后每(C)进行一次。
A、3年B、5年C、6年3、二次回路绝缘检查新安装装置验收试验时,从保护屏柜的端于排处将所有外部引入的回路及电缆全部断开,分别将电流、电压、直流控制、信号回路的所有端子各自连接在一起,用1000V兆欧表测量绝缘电阻,各回路对地及各回路相互间阻值均应大于(B)MΩA、1B、10C、1005、进行时钟的失电保持功能检测时,断、合直流电源开关至少应有(B)分钟的时间间隔。
A、1B、5C、106、根据《江西电网继电保护装置检验规程》要求,保护装置交流电压装置采样值应与外加电压幅值应相同,误差不大于±(A)。
A、5%B、3%C、2%7、二次回路绝缘检查定期检验时,在保护屏柜的端子排处将所有电流、电压、直流控制回路的端子的外部接线拆开,并将电压、电流回路的接地点拆开,用1000V兆欧表测量回路对地的绝缘电阻,其绝缘电阻应大于(A)MΩ。
A、1B、10C、1008、二次回路绝缘检查中对使用触点输出的信号回路,用1000V兆欧表测量电缆每芯对地及对其他各芯间的绝缘电阻,其绝缘电阻应不小于(A)MΩ。
定期检验只测量芯线对地的绝缘电阻。
A、1B、10C、1009、根据《江西电网继电保护装置检验规程》的要求,在新安装及全部检验时,交流电流采样检查通入最大电流为(C)A、I NB、3I NC、5I N10、BP-2A母线保护装置差动整组动作时间测试,加入2倍差动保护启动定值电流,测量差动整组动作时间,差动整组动作时间应小于(A)ms。
A、20B、30C、4011、根据《江西电网继电保护装置检验规程》的要求,保护装置应在(B)额定直流电压下进行断路器传动试验。
电网继电保护专业报告工作规范(试行)
电网继电保护专业报告工作规范(试行)江西电网继电保护专业报告工作规范(试行)1、总则1.1为贯彻落实江西电网日常运行管理和电网突发事件应急工作的要求,增强责任意识和风险意识,加强江西电网继电保护专业管理和技术监督,进一步规范省调与各发电企业、供电公司和超高压分公司间的继电保护信息沟通,建立和完善继电保护常态化管理机制及有效、迅速的电网突发事件的应急响应机制,及时掌握继电保护运行情况和专业管理动态,提高工作效率,强化继电保护管理的规范化、标准化,不断提升继电保护专业管理水平、运行管理水平和应急处理能力,特制订本工作规范。
1.2本规范依据《江西电网继电保护及安全自动装置异常应急处理暂行规定》、《江西电网继电保护及安全自动装置动作汇报管理办法》、《江西电力系统继电保护技术监督规定实施细则》,结合继电保护专业管理相关规程、规定及专业工作实际制定。
1.3本规范所指专业报告,包括技术监督的月报表、年报表、技术监督报告、节假日自查报告、定值核对情况表、保护故障报告、110KV 动作统计情况表、反措清查统计表,专业工作月报,年度专业工作和技术监督工作总结,基建、技改、大修情况汇报,保护装置定检计划,省调临时要求报送的数据和工作情况等。
1.4本规范适用于江西电网内运行的各发电企业、供电公司和超高压分公司,由各单位的继电保护专业管理部门负责报送各类继电保护专业报告。
2、专业报告的内容和报送要求2.1技术监督月报表2.1.1技术监督月报表包括定期检验情况表、保护缺陷情况表、新定值更改情况表,主要汇报各运行单位每月对省调所辖保护设备的定检、消缺和执行省调下发定值的情况。
2.1.2各运行单位应在每月5日前将上月的技术监督月报表通过省调DMIS网上报。
2.1.3技术监督月报表应填写准确,真实反映现场情况。
2.2技术监督年报表2.2.1技术监督年报表包括保护装置状况表、试验设备状况表、保护人员状况表,主要汇报各运行单位上年度继电保护设备、试验设备和保护专业人员的基本情况。
提高高压线路纵联保护联调的动作正确率
提高高压线路纵联保护联调的动作正确率摘要:330kV变电站的运行可靠性要求高,为了实现调试工程检测准确率100%,针对光纤、高频对调正确动作率低,在此融合GPS对时技术改进了联调调试方法,提高保护联调正确动作率,工作效率大幅度提高。
关键字:保护联调;GPS对时Abstract: 330kV transformer substation high reliability requirements, in order to achieve commissioning engineering detection accuracy rate of 100%, according to the fiber, high frequency on the correct action rate is low, the fusion of GPS time synchronization techniques improved the debugging method, improve the protection of correct action rate, work efficiency is greatly improved.Key words: protection debugging; GPS time synchronization1 问题的出现及处理对于纵连保护在联调(对调)时,要求在线路两侧同时加故障量,两侧同时施加故障量。
且故障电压、电流相位同步并同时触发故障。
现场无法保证两侧所加故障量的同时性。
这是因为对于快速保护的高频保护其工作时间是毫秒级要求,因此常常造成装置拒动或误动。
降低保护动作正确率。
对于光纤保护在保护联调时,现场都用单侧加故障量模拟线路故障的试验方法,不能真实地模拟线路发生区内或区外故障时两端保护的动作行为。
1.1现状调查到目前为止光纤保护的两端联调,仅加采样值,看两侧采样正确,然后使对端开关在分位,在本端模拟故障检验开关跳闸情况,没有实现模拟线路实际故障情况检验两端保护同时跳闸.通过对110KV及以上线路保护联调调查表中发现:在进行PSL623闭锁式高频距离保护对调过程中,在模拟区内故障时由于条件所限,两侧通讯只能依靠电话联系,在同时施加故障量时存在时间差,导致故障不能达到同步触发,造成区内故障时本侧保护收到对侧的闭锁信号而使两侧保护拒动的现象。
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江西电力调度中心企业标准
江西电网线路纵联保护联调试验技术规范
Q/JDD-J05.01.01-2007 1 总则
1.1 线路纵联保护应按本技术规范完成试验。
试验未完成或不合格,线路纵联保护不得投入运行。
1.2 根据赣电安[2005]42号文附件1中有关规定,施工单位负责新设备的保护统调和带负荷试验、运行单位进行监督验收。
1.3 线路纵联保护复用通道检验责任部门按《复用继电保护及安全自动装置通信设备的运行管理规定》(华中电调[2002]303号文)及《江西电网高频通道结合加工设备运行管理规定(暂行)》(赣电生[2004]45号文)有关规定划定,通道未调试、检验合格,不得进行保护装置的联调试验。
继电保护部门应注重对复用通道测试数据的收集整理。
1.4 进行线路纵联保护联调试验,试验单位应配备满足各项测试要求的合格仪表仪器。
1.5 试验时应实时仔细观察保护装置及信号传输装置的信号及仪表指示。
1.6 纵联保护装置联调试验前应根据现场实际情况做好各项安全措施。
1.7 本技术规范解释权归江西电力调度中心
2 线路高频保护联调试验
2.1必备试验设备
2.1.1记忆示波器1台:频率上限20MHz,可记录时间≥15秒。
2.1.2继电保护综合测试仪1台。
2.1.3选频电平表1台,主要性能指标应满足以下测试要求:
测试频率范围:40kHz~500kHz,带宽可选;
测试电平范围:-60dB~+40dB;
输入阻抗:高阻、75Ω、600Ω可选。
2.1.4振荡器1台,主要性能指标应满足以下测试要求:
输出频率范围:40kHz~500kHz;
输出功率:-10dB~+10dB,输出阻抗0Ω、75Ω可选。
2.1.5 0~31dB可变衰耗器一台。
2.1.6 万用表等其它工具。
2.2通道信号交换试验
2.2.1观察通道信号交换,应满足本侧启信200ms—收对侧发信5S—两侧均发信号5S—本侧发信5S的逻辑。
2.2.2用万用表监视整个信号交换过程中收发信机电源电压应无异常。
同时用记忆示波器录取通道入口高频信号的整个交换过程的波形:高频信号载频应为连续的正弦波,无削峰、畸变或间断;注意两侧交换信号的5秒过程中是否有差拍。
2.2.3保护装置和收发信机各信号灯、表头指示正确。
2.3收、发信电平测试
2.3.1收发信机通道入口电平应满足:10dB≤收信电平≤21dB。
对于通道入口处收信电平大于21dB的,必须在通道上串接衰耗器以降低收发信机入口处的电平。
2.3.2发信电平根据收发信机额定功率的不同而应满足:30±1dB(对应额定功率10W的收发信机)或34±1dB(对应额定功率20W的收发信机)。
接入通道测试值与接入75Ω电阻测试值差值≤±2dB,或通道特性阻抗满足75Ω±20%的要求。
2.2.3收发信电平应分别在两侧接地刀闸拉开与合上的情况下分别进行测试。
接地刀闸拉合的两种情况下收发信机电平的差别应不超过3dB,否则应重新检查通道各个加工环节的匹配情况。
2.4本侧收信裕度测试:
本侧收信裕度的测试应在本侧进行通道信号交换试验时的前5秒内进行实测。
收信裕度应满足15±2dB的要求。
2.5 3dB告警测试:
3dB告警测试应进行实测。
收发信机3dB告警时,通道上串入的衰耗器值应在3~5dB。
2.6 线路带电后,应测试线路两侧的收、发信电平并与带电前的测试数据进行比较。
由于线路及阻波器等参数可能会发生改变,两侧的收、发信电平会发生一些变化(主要会影响收信电平)。
若该变化引起的电平变化值不超过2dB,则收发信机可以不必重新调整。
2.7检修或更换高频保护通道结合加工设备后必须进行以上各项测试。
2.8保护与收发信机配合试验
2.8.1试验条件
投入被测试线路两侧保护屏上的高频保护,合上线路两侧开关。
2.8.2试验方法:
2.8.2.1将收发信机置“本机负载”位置,分别模拟A、B、C单相及AB、BC、CA相间正方向瞬时性故障,使高频保护可靠动作。
模拟的故障量应满足以下条件:
2.8.2.1.1故障持续时间100~150ms;
2.8.2.1.2故障量大小应为整定值的1.05倍(对应高频距离等欠量保护为0.95倍)。
2.8.2.2将收发信机置“通道”位置,模拟2.8.2.1中相同的故障,故障持续时间0.5秒,高频保护应可靠不动作。
2.8.2.3将收发信机置“本机负载”位置,分别模拟反向A单相接地、AB相间及ABC三相故障。
模拟的故障量应满足:
2.8.2.
3.1故障持续时间10s;
2.8.2.
3.2故障量大小应为整定值的2倍(对应高频距离等欠量保护为0.5倍)。
高频保护应可靠不动作。
2.8.2.4断开对侧线路开关,将收发信机置“通道”位置,选择选择2.8.2.1中的一种故障类型进行试验,故障持续时间设为100~150ms,高频保护应可靠动作。
2.9旁路保护的通道联调试验
2.9.1旁路保护不带专用收发信机
2.9.1.1试验条件
将被测试线路相应保护屏上的高频收发信机切至“旁路”位置。
投入本厂(站)旁路保护屏的高频保护和对侧相应高频保护,合上本厂(站)旁路开关和对侧线路开关。
2.9.1.2试验方法
参照2.8.2的试验项目和方法进行。
2.9.2旁路保护带专用收发信机
2.9.2.1试验条件
将旁路保护收发信机来的高频电缆接入通道,高频收发信机必须参见2.2至2.6项进行调试合格。
2.9.2.2保护与收发信机配合试验:
投入本厂(站)旁路保护屏的高频保护和对侧相应高频保护,合上本厂(站)旁路开关和对侧线路开关。
参照2.8.2的试验项目和方法进行试验。
2.10 保护与收发信机联调试验中,应查看录波器高频录波量,收信接点录波的完好性,波形应与所模拟的故障性质相吻合。
3 线路光纤纵差保护联调试验
3.1光纤通道测试
3.1.1专用光纤通道联调
3.1.1.1完成光纤通道测试工作(不包括通道传输延时测试)至少需要以下设备:
稳定光源 LD,波长1310/1550nm,输出功率不小于-7dBm
光功率计 InGaAs,波长1310/1550nm,测试范围-50dBm~0dBm
光可变衰耗器 0~60dB
FC或ST适配器,单模光纤跳线两根等。
3.1.1.2专用光纤通道联调应测试以下参数:
a.本侧光端机发送功率
应符合厂家技术指标,一般发送功率>-10dBm;
b.本侧接收灵敏度
用稳定光源串接衰耗器的方法实测,该值应符合符合厂家技术指标,一般灵敏度≤-40dBm。
c.收对侧光信号功率电平
结合两侧测试数据,计算:
通道实测衰耗=对侧发信电平-本侧收信电平,该值应与下式计算值基本一致:
计算衰耗(dBm)=03×线路公里数+1.0×连接头个数+0.3×熔接点个数
本侧收信裕度=收对侧信号强度-本侧接收灵敏度,该值不宜小于6dBm。
d.通道单向传输延时(可在通信部门的帮助下完成)
应满足厂家技术规范要求,一般<15ms。
3.1.2复用光纤通道联调
复用光纤通道的调试,继电保护部门负责自PCM机(不包括PCM机)到保护装置部分的测试工作。
测试内容同专用光纤通道测试,其中有关通道传输延时测试数据由通信部门提供。
3.2光纤保护联调试验
3.2.1两侧数据交换试验
a.查看两侧保护装置菜单,查看对侧有关开关量等信息(如对侧开关位置状态,对侧远跳
开入量等)是否正确传至本侧。
b.轮流向两侧保护装置通入三相电流,本侧加电流时对侧同时进行电流值的查看。
两侧装
置所显示的电流值折算到一次值应一致。
3.2.2跳闸试验
a.投入两侧光纤纵差保护压板,合上两侧线路开关。
模拟A相单相接地故障,故障电流为差动电流定值的1.2倍,故障持续时间200ms,并满足装置动作的其它条件。
保护应能正确动作于A跳,报文正确。
B、C相试验相同。
b.投入本侧远跳压板及永跳出口压板,合上线路两侧开关。
任意模拟一种故障量,使保护动作于永跳出口,对侧保护应动作于远跳出口,报文正确。