线路保护安全措施交底卡

2024-07-12 阅读 5981

承包方北京四方继保自动化股份有限公司日期2012-10-21工作任务(工作内容):750KV线路四方CSC-103A及CSC-125保护装置软件升级工作地点网控继电器小室工作期限2012年10月-21日08:00至2012年10月-21日18:00是否存在以下危险因素(发包方技术人员负有向承包方负责人员全面、明确指出作业现场危险因素的责任):1、走错间隔(√)。2、三误(√)。3、人身触电(√)。4、装置损坏(√)。5、电磁干扰(√)。6、情绪波动(√)。7、文明生产(√)。8、野蛮作业(√)。9、任务不清(√)危险点控制措施(发包方现场负责人负有向承包方负责人员全面、明确指出作业现场危险点控制措施的责任):走错间隔——认真核对设备名称编号无误方可工作;三误——工作认真仔细,正确使用绝缘合格的工器具,熟悉装置原理;对拆线等安全措施做好记录,必要时填写继电保护安全措施票,工作结束后严格按记录恢复接线;软件升级完成后应核对保护定值与定值单一致。人身触电——与带电设备保持一定的安全距离;装置损坏——作业前熟悉本厂装置型号及功能,严禁带电插拔装置各插件、触摸印制板电路板上的芯片和电子元件时做好防静电措施。;电磁干扰——进入网控继电器小室,禁止使用任何无线电通讯设备情绪波动——在作业时,作业人员必须思想集中,精力充沛;文明生产——工作时保持现场文明生产;野蛮作业——作业时熟悉装置,作业流程,动作轻柔,用力适中;任务不清——作业之前了解装置运行情况、相关方案及三措,避免盲目作业;是否已全部交底清楚是()否()需要说明的问题:发包部门安全第一责任者发包部门技术负责人发包部门安监人员承包方现场负责人、技术负责人、安全负责人签字

篇2:RS9612型微机线路保护装置运行规程办法

批准:审核:编制:保护室RCS-9612A型线路保护测控装置运行规程1、总则1.1、为了加强固原电网继电保护及安全自动装置的运行管理,提高电力系统安全稳定运行水平,确保电网可靠运行,特制定本规程。1.2、本规程适用于固原电网各变电所相对应的继电保护及安全自动装置。固原电网各级继电保护管理人员、调试人员、调度人员及变电所(操作队)运行人员应熟悉本规程有关条文并严格执行。1.3、在执行本规程过程中,若发现有与上级相关规程规定不一致,或发现问题,应及时同继电保护室联系,由继电保护室协调解决。1.4、本规程修订权、解释权属于固原供电局保护室。1.5、本规程自公布之日起生效。2、装置概述RCS-9612A线路保护测控装置是采用先进的软、硬件技术开发的新一代微机保护产品,主要适用于110KV以下电压等级的非直接接地系统,或小电阻接地系统中的方向线路保护及测控,也可用作110KV接地系统中的电流电压保护及测控装置。装置由交流变换插件(AC)、采样保持插件(A/D)、保护插件(CPU)、电源插件(POWER)、信号插件(SIGNAL)、跳合闸插件(TRIP)以及人机对话插件(MMI)组成。RCS-9612A线路保护测控装置是由三段式可经低电压闭锁的定时限方向过流保护(其中第三段可整定为反时限段),三段零序过流保护(可选择经方向闭锁/小电流接地选线),三相一次/二次重合闸(检无压、同期、不检),过负荷保护,过流/零序合闸加速保护(前加速或后加速),低周减载保护,独立的操作回路及故障录波等组成。3、正常运行维护3.1、装置面板解释:3.1.1、信号灯〇运行:指示装置处于运行状态,正常运行时点亮。〇报警:指示装置有异常告警信号,装置告警时点亮。〇跳闸:指示保护跳闸,保护跳闸时点亮。〇合闸:指示保护合闸,重合闸动作时点亮。〇跳位:指示断路器在分位,断路器在分位时点亮。〇合位:指示断路器在合位,断路器在合位时点亮。3.1.2、正常液晶显示:

15—0210:45:34电流:001.94A电压:100.25V频率:50.01HZ2图一装置液晶正常显示图正常运行时,运行人员必须巡视液晶显示是否正常,包括:有无异常信息,充电灯是否充好,电流、电压采样是否正确。注:第一行——时间显示:自左向右依次是日、月、时、分、秒。第二行——电流显示:显示为装置二次电流采样值。第三行——电压显示:显示为装置二次电压采样值。第四行——频率显示:显示为装置频率采样值。“2”——充电显示:重合闸充电不足时为“2”,重合闸充电充足时为“”3.2、操作说明3.2.1、菜单结构:1.装置整定2.报告打印3.状态显示I.主菜单4.时间设置5.报告显示6.报告清除7.校验码显示0.退出II.子菜单:①装置整定1.保护定值2.装置参数3.精度自动调整4.精度手动调整5.电度清零0.退出②报告打印1.定值打印2.跳闸报告3.自检报告4.遥信报告5.装置打印6.故障波形打印0.退出③状态显示1.采样值显示2.相角显示3.开关量显示4.遥测量显示0.退出④时间设置——日期:年年月月日日时间:时时分分秒秒⑤报告显示1.跳闸报告2.自检报告3.遥信报告4.远方命令5.开关分闸次数0.退出⑥报告清除——清除装置内所有报告.⑦校验码显示——显示装置的版本号、校验码.3.2.2、键盘说明:━p╋

t确定u复归

复位q取消图二面板键盘示意图键盘说明:“t”键——光标调整“左”移键.“u”键——光标调整“右”移键.“p”键——光标调整“上”移键,以及在正常运行状态下,按此键可进入主菜单.“q”键——光标调整“下”移键.“╋”键——修改定值或参数时,数值加“1”.“━”键——修改定值或参数时,数值减“1”.“确定”键——确认当前修改或执行当前选择.“取消”键——取消当前修改或取消当前选择.“复位”键——系统CPU复位键,正常运行时请勿按此键.“复归“键——复归中央信号及显示.3.2.3、定值区切换操作:在运行正常状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“装置整定”子菜单,按“确定”键进入,在“装置整定”子菜单中选择“装置参数”菜单,按“确定”键进入,进入时口令密码为“00”,在菜单中选择“保护定值区号”这一项,用“+”“-”键修改所需定值区,修改完毕后按“确定”键确认,这时运行指示灯熄灭,说明装置处于定值闭锁状态(装置的保护功能此时退出)。返回装置主菜单,在主菜单中选择“保护定值”子菜单,按“确定”键进入,进入时口令密码为“00”,进入后在液晶显示屏的右上角显示当前保护定值区,确认修改定值区无误后,按“确定”键确认返回主菜单,利用“p”“q”键选择“退出”命令进入运行状态。这时,运行指示灯仍然熄灭,待1—3秒后运行指示灯点亮,保护装置运行正常(装置的保护功能投入),定值区修改完毕。3.2.4、跳闸报告调用操作:在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“报告显示”子菜单,按“确定”键进入,进入后选择“跳闸报告”这一项,按“确定”键即可查看装置的跳闸报告。查看完毕后按“确定”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,跳闸报告查看完毕。在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“报告打印”子菜单,按“确定”键进入,进入后选择“跳闸报告”这一项,按“确定“键即可打印装置的跳闸报告。报告打印完毕后按“确定”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,跳闸报告打印完毕。3.2.5、时钟修改操作:在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“时间设置”子菜单,按“确定”键进入,进入后通过“p”“q”“t”“u”“╋”“━”键进行时间修改,修改完毕后按“确定”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,时钟修改完毕。3.2.6、定值打印操作:在正常运行状态下,按“p”键进入主菜单,利用“p”“q”键选择“报告打印”子菜单,按“确定”键进入,进入后选择“定值打印”这一项,按“确定”键即可打印装置的定值。定值打印完毕后按“确定”键返回主菜单,在主菜单下选择“退出”命令返回正常运行状态,定值打印完毕。4、压板说明4.1、所有屏内的压板投退,必须根据调度令执行。4.2、压板功能说明:跳闸压板——保护通过该压板实现对断路器分闸的操作。投入时,保护动作、断路器分闸;不投时,保护动作、断路器不分闸。合闸压板——保护通过该压板实现对断路器合闸的操作。投入时,保护发重合动作令,断路器合闸;不投时,保护发重合动作令,断路器不合闸。重合闸闭锁压板——保护的重合功能通过该压板实现。投入时,保护重合功能退出;不投时,保护重合功能投入。低周减载压板——保护的低周减载功能通过该压板实现。投入时,低周减载功能投入;不投时,低周减载功能退出。4.3、投退压板后,必须核对液晶显示的压板状态。5、电源开关、熔断器、切换开关说明5.1、熔断器:1RD——储能电源保险,若为储能机构该保险投入。2RD、3RD——直流操作电源保险,正常运行时该保险投入。4RD、5RD——保护装置电源保险,正常运行时该保险投入。6RD、7RD、8RD——保护装置的电压保险,正常运行时该保险投入。5.2、切换开关:远方/就地切换开关——在“远方”时,“就地”不能操作;在“就地”时,“远方”不能操作。储能转换开关——储能电源的开关。6、装置异常、动作后的处理6.1、装置异常:装置异常时,应发告警信号。运行人员应及时“复归”告警信号,若告警信号无法复归,则应到现场查看装置的液晶显示,并将“告警”信号内容汇报调度,通知继电保护,以便及时处理。6.2、保护动作:保护动作时,即为线路发生故障,运行人员应认真记录保护动作报告,若为保护正确动作,则将保护动作信息复归;若为保护不正确动作,则应到现场查看装置的液晶显示,并将“保护动作”信息内容汇报调度,通知继电保护人员,以便及时处理保护动作,或告警时,运行人员应详细记录各保护装置动作指示灯的情况并用有色笔标注后再复归信号。同时,及时就具体情况向有关部门汇报。7、运行维护注意事项7.1、运行人员仅限时间设置、切换定值区、定值打印及事故后事故报告的打印操作,其余对装置的操作一律禁止。7.2、运行中进行装置定值修改或切换定值区时,保护功能将自动退出。切换运行定值区后,必须由运行人员核对打印定值和定值单的正确性,必须核对定值区,要确保运行定值区正确。7.3、检修人员定检或更改定值工作结束后,必须与运行人员核对打印定值和定值单的正确性,同时核对定值区的正确性。7.4、投运时注意定值区及压板的投退正确性及可靠性。7.5、检查母线电压开关,直流操作电源及装置工作电源及电机储能电源(开关为储能机构时)是否正确、可靠投入。7.6、正常运行情况下,运行人员应巡视装置的时钟及3.2.5项所交代的内容。RCS-9631A型电容器保护测控装置装置运行规程1、总则1.1、为了加强银南电网继电保护及安全自动装置的运行管理,提高电力系统安全稳定运行水平,确保电网可靠运行,特制定本规程。1.2、本规程适用于银南电网各变电所相对应的继电保护及安全自动装置。银南电网各级继电保护管理人员、调试人员、调度人员及变电所(操作队)运行人员应熟悉本规程有关条文并严格执行。1.3、在执行本规程过程中,若发现有与上级相关规程规定不一致的情况,或发现问题的,应及时同继电保护室联系,由继电保护室协调解决。1.4、本规程修订权、解释权属于银南供电局保护室。1.5、本规程自公布之日起生效。2、装置概述RCS-9631A电容器保护测控装置是采用先进的软、硬件技术开发的新一代微机保护产品,主要适用于110KV以下电压等级的非直接接地系统或小电阻接地系统中所装设的单Y、双Y、Δ形接线并联电容器组的保护及测控装置。装置由交流变换插件(AC)、采样保持插件(A/D)、保护插件(CPU)、电源插件(POWER)、信号插件(SIGNAL)、跳合闸插件(TRIP)以及人机对话插件(MMI)组成。RCS-9631A线路保护测控装置是由三段式定时限过流保护(其中第三段可整定为反时限段),过电压保护,低电压保护,不平衡电压(零序电压保护)保护,不平衡电流(零序电流保护)保护,自动投切功能,零序过流保护/小电流接地选线,非电量保护(重瓦斯跳闸、轻瓦斯报警、超温报警或跳闸),独立的操作回路及故障录波。3、正常运行维护3.1、装置面板解释:3.1.1、信号灯〇运行:指示装置处于运行状态,正常运行时点亮。〇报警:指示装置有异常告警信号,装置告警时点亮。〇跳闸:指示保护跳闸,保护跳闸时点亮。〇合闸:指示保护合闸,重合闸动作时点亮。〇跳位:指示断路器在分位,断路器在分位时点亮。〇合位:指示断路器在合位,断路器在合位时点亮。3.1.2、正常液晶显示:

15—0210:45:34电流:001.94A电压:100.25V频率:50.01HZ2图一装置液晶正常显示图正常运行时,运行人员必须巡视液晶显示是否正常,包括:有无异常信息,充电灯是否充好,电流、电压采样是否正确。注:第一行——时间显示:自左向右依次是日、月、时、分、秒。第二行——电流显示:显示为装置二次电流采样值。第三行——电压显示:显示为装置二次电压采样值。第四行——频率显示:显示为装置频率采样值。“2”——充电显示:重合闸充电不足时为“2”,重合闸充电充足时为“”3.2、操作说明3.2.1、菜单结构:1.装置整定2.报告打印3.状态显示I.主菜单4.时间设置5.报告显示6.报告清除7.校验码显示0.退出II.子菜单:①装置整定1.保护定值2.装置参数3.精度自动调整4.精度手动调整5.电度清零1.退出②报告打印1.定值打印2.跳闸报告3.自检报告4.遥信报告5.装置打印6.故障波形打印1.退出③状态显示1.采样值显示2.相角显示3.开关量显示4.遥测量显示0.退出④时间设置——日期:年年月月日日时间:时时分分秒秒⑤报告显示1.跳闸报告2.自检报告3.遥信报告4.远方命令5.开关分闸次数0.退出⑥报告清除——清除装置内所有报告.⑦校验码显示——显示装置的版本号、校验码.3.2.2、键盘说明:━p╋

t确定u复归

篇3:220kV线路保护技术规范办法

前言I

1范围1

2基本要求1

3纵联保护2

4纵联差动保护的通道2

5距离、零序保护3

6选相与跳闸3

7重合闸3

8检测与记录4

9与监控系统、信息子站的配合4

10保护配置5

11组屏6

前言

为统一全网对220kV线路保护的技术要求和使用原则,适应河北南网工程建设和保护改造的要求,确保线路保护的安全可靠运行,结合河北南网运行管理实际,制定本标准。

本标准规定了河北南网220kV线路保护在功能设置和配置使用方面的原则。

本标准主要内容包括:

――线路保护的基本要求:包括电流、电压回路及装置基本功能等的要求。

――线路保护的功能要求:包括纵联、距离、零序保护及重合闸等的技术要求。

――线路保护的辅助要求:包括通信接口、信号记录、与监控系统及信息子站的配合等技术要求。

――线路保护的配置要求:包括不同线路保护配置、纵联通道组织等的要求。

――线路保护的组屏要求:包括保护屏、通信接口屏的组屏原则。

本标准由河北电力调度中心提出。

本标准由河北电力调度中心解释。

本标准主要起草单位:河北电力调度中心继电保护处。

本标准主要起草人:常风然、周纪录、张洪、曹树江、赵春雷、萧彦、孙利强、齐少娟。

感谢在本标准起草过程中提出宝贵意见的各位同行!

在执行本标准中如有问题或意见,请及时告知河北电力调度中心。

河北南网220kV线路保护技术规范

1范围

本标准规定了河北南网220kV线路所配置的微机型保护装置(以下简称“装置”)在功能设置、性能指标、配置使用、组屏设计等方面的原则要求。

装置制造、设计、使用中除满足国家、行业规定的各种相关技术条件、规程、反措等的要求外,还需符合以下技术要求。

2基本要求

2.1线路在空载、轻载、满载等各种条件下,在保护范围内发生金属性和非金属性的各种简单故障(包括单相接地短路、两相接地短路、两相不接地短路、三相短路等)时,保护应快速正确选相动作。发生各种复合故障、发展性故障时,装置应能可靠动作。

【释义】本条是对保护可依赖性的基本要求,对双端和单端电源线路,均应做到。

2.2保护范围外部正方向或反方向发生金属性或非金属性故障时,装置不应误动。外部故障切除、外部故障转换、故障功率突然倒向、系统操作等情况下,装置不应误动作。

【释义】本条是对保护安全性的基本要求,保证在外部系统干扰或正常操作时保护不会误动。

2.3本线非全相运行时,若健全相又发生区内任一种类型故障,纵联保护应能正确地瞬时动作跳三相;发生本线区外故障,纵联保护不应误动,延时段保护不应误加速。

【释义】本条要求的难点可能在发生区外故障时保护不应误加速上,部分保护逻辑上存在的元件加速问题,需要妥善解决,应利用纵联保护来实现健全相的保护。

2.4手动合闸或自动重合闸于故障线路上时,应可靠瞬时三相跳闸,不重合;手动合闸或自动重合闸于无故障线路上时,应可靠不动作。合闸于故障的保护开放时间不宜长于500毫秒。同时保护中还要考虑到重合后再故障,再故障的时间不确定。

【释义】合闸于故障保护的开放时间,有些装置可能较长,有的甚至开放至整组复归时刻。考虑保护的安全性,该时间应尽量缩短。但装置要考虑缩短后,保护功能上要考虑到重合后再故障时,纵联保护应能正确动作。

2.5纵联距离和距离保护应具备完善的振荡闭锁功能,要能正确区分故障和振荡,并能在振荡中区内故障时可靠开放保护。当本线全相或非全相振荡时:

无故障应可靠闭锁保护装置;

发生区外故障或系统操作,装置应可靠不误动;

全相振荡时,本线发生对称故障,允许经短延时开放保护;

全相或非全相振荡,本线发生不对称故障,应快速开放保护。

【释义】简单地描述对振荡闭锁功能的要求,就是要求能准确地开放保护。

2.6线路过负荷时,保护不应误动;过负荷状态线路再故障,保护仍应正确动作。

2.7采用装置内部软件自产零序电压,不外接零序电压。

【释义】为简化保护接线,简化向量检查,零序电压采用自产。现部分装置仍采用外接零序电流,故未对零序电流做必须的规定。

2.8装置应尽可能利用交流量判断保护的状态,尽量减少输入开关量的数量。

【释义】为简化接线,提出尽量减少开入量,但不应当因此而损害保护的可靠性。

2.9双断路器接线的两组TA的二次线圈宜分别接入保护装置。

【释义】为躲双断路器接线的区外故障的不平衡电流,采用双TA接入保护装置,类似于变压器差动的接线。

2.10装置电流采样精确工作范围至少应在(0.1~30)In间,In为装置额定电流。

2.11保护装置应能可靠分相起动失灵保护,故障切除后,起动失灵保护的接点应瞬时返回,返回时间不大于30毫秒。

【释义】要求装置提供分相起动失灵保护的接点,未对三相起动失灵做要求。对纵差保护而言,故障切除应当以本侧断路器的故障电流为判断标准,而不应以差流为准。

2.12装置在运行状态下进行正常操作(如打印、查询、信息外传、复归信号等),不应影响保护的正常运行,也不能因此丢失保护的数据报告。特定操作影响保护运行的,必须特别标明。

【释义】运行发现某些装置在打印、信息外传等操作时,保护装置出现异常,特做此规定。某些装置规定复归信号的操作顺序,也是不当的。

3纵联保护

3.1纵联方向、纵联距离保护应能靠软件自动判定弱馈状态或允许任何方式下保护单端置弱馈,并正确选相动作。

【释义】纵联保护允许任何方式下保护单端置弱馈,即使在两侧强电源运行的情况下,保护应正确动作。

3.2纵联方向、纵联距离保护装置应能完全控制专用收发信机的发停信,并采用单接点方式配合。

3.3纵联保护在母差保护动作(仅指双母线)或失灵保护动作时,要采取使线路对侧相应纵联保护快速可靠跳闸的措施,线路对侧相应纵联保护应快速跳闸。3/2接线的失灵保护动作于加速线路对侧纵联保护跳闸的回路,应采用失灵保护出口接点并联的方式。

a.对闭锁(允许)式纵联方向、纵联距离(零序)保护,装置要具备“其它保护停(发)信”回路,并应使用短延时(5~10毫秒)确认,外部回路应正确接入;

b.对纵联差动保护,装置要具备远跳接入回路,并应使用短延时(5~10毫秒)确认。远跳命令跳闸时应经起动元件闭锁,装置宜提供控制字选择是否选相跳闸。对远跳命令发送端为双母线的,远跳跳闸时宜经选相,不闭锁重合闸;对远跳命令发送端为3/2接线的,远跳跳闸时永跳。

【释义】传统的加速回路,提出了对发停信控制回路延时确认的要求,用以防止干扰造成的误动。对远跳命令发送端为双母线的,远跳跳闸时宜经选相,不闭锁重合闸,意在提高事故处理效率。

3.4纵联差动保护应充分考虑两侧TA变比不一致、暂态特性不一致的影响。

【释义】纵联差动保护要适应两侧TA变比不一致的情况,在运行中有因为两侧TA暂态特性不一致造成区外故障误动的事例,需要在保护原理、逻辑上予以考虑。

4纵联差动保护的通道

4.1保护装置与光纤通信网的数字通信接口应符合ITU-TG.703标准。

【释义】光纤通信电路传输线路保护装置和保护通信接口装置的模拟量数据、状态量数据和命令信号时,保护设备与通信终端设备应采用64kbit/s同向接口或2048kbit/s数字接口。64kbit/s同向接口板和2048kbit/s数字接口板属于光纤通信网的终端设备。

64kbit/s同向接口的技术条件应符合中华人民共和国现行国家标准《数字网系列比特率电接口特性》(GB/T7611-20**)。2048kbit/s数字接口的技术条件应符合中华人民共和国现行国家标准《同步数字体系(SDH)复用设备技术要求》(GB/T16712-1996)。

4.2保护装置通信接收时钟从接收码流中提取,时钟工作不正常时,应输出告警信息。

【释义】保护装置通信接收时钟从接收码流中提取,时钟来自发送侧保护装置或通信设备。保护装置应针对通信网络不同的同步方式,给出如何设置相应通信发送时钟的具体说明。

4.3保护装置及光电转换接口装置的光收发连接器端口宜下倾出线,不宜垂直出线。保护屏、光电转换接口屏内宜设置专用的尾纤、跳线走线槽,连接器、适配器接口应牢固。尾纤、跳线应走向规范,无明显受力,曲率半径不小于10厘米。

【释义】光收发连接器下倾出线,设置走线槽,都是为防止尾纤、跳线在运行中受力折断。

4.4保护装置应对通道断线、通道环回、通道交叉等异常情况予以判别。通道故障时,保护应可瞬时退出,并能延时报警。保护启动后,装置应能记录通道异常及恢复时刻。

【释义】保护装置应采取措施正确识别对侧装置,及时发现通道环回或交叉,防止通道错接线。

4.5保护装置应能实时输出通道时延、通道误码等通道状态参数,并在时延有较大变化、误码突增等异常状态时给出告警信息。对运行中出现的频繁失步、滑码等,也应及时给出提示信息。

【释义】保护可方便地对这些数据进行实时测试,体现保护实际运行状态。

5距离、零序保护

5.1配置三段相间距离、三段接地距离、四段零序方向过流保护。

5.2距离保护、零序方向元件要充分考虑CVT暂态过程的影响。

【释义】CVT暂态过程对快速动作的距离、零序保护有影响,在目前的系统运行要求下,不必为追求速动性而牺牲选择性。

5.3距离、零序保护的各段之间应相互独立,不应有逻辑闭锁关系。

【释义】为方便使用,要求各段之间相互独立。

5.4TV断线时,除增加的TV断线零序和过流段外,现有各段零序方向过流保护可选择为退出或变为零序过流保护(零序方向元件退出)。

【释义】TV断线时阻抗元件退出,距离保护被闭锁,零序方向过流保护可选择变为零序过流保护,也可选择该保护被闭锁,装置出厂可固定,不需要提供选择用的控制字。

6选相与跳闸

6.1保护应具备独立的选相功能,选相元件应保证在各种条件下正确选择故障相,非故障相选相元件不应误动。

【释义】装置应努力提高选相元件的准确性、可靠性,要避免故障发展、故障转换、故障切除等情况下选相元件的误动,同时还要注意负荷电流对选相元件的影响。

6.2对同杆并架线路的跨线故障,保护应能选相跳闸。

【释义】对纵联差动保护,本要求易实现;对纵联距离、纵联方向保护,需要提供分相通道,保护装置也需要支持;对后备距离、零序保护,需要保护选相、跳闸逻辑做判断。

6.3装置应具有单相和三相跳闸逻辑回路,并通过外部压板(或把手)控制是否选相跳闸。

【释义】装置的跳闸方式需要与重合方式自动适应,但在某些接线和运行方式下,需要保护直接三跳时,保护应能适应。注意,保护可能未配置重合功能。

7重合闸

7.1重合方式应控制跳闸方式。

【释义】重合方式确定后,跳闸方式应与之自动适应。

7.2三重方式且要求相间故障不重合时,在保护范围内发生发展性故障,保护应三跳不重合。

【释义】区内发展性故障,指断路器尚未跳开时发展的故障。断路器三相跳开后再发展的故障,不做要求。

7.3无论何原因、何保护造成的断路器重合于本线故障,本保护应能瞬时跳闸,且不再重合。

【释义】对一次重合及合闸加速跳闸的要求。

8检测与记录

8.1保护装置应对输入的电压、电流量进行全面检测,包括三相对称性、三相平衡度、相序、各相相角等,并能查询、打印。

8.2保护装置在电压互感器次级断线或短路时,不应误动作,并发出告警信号。装置应设置TV断线辅助保护功能。

【释义】TV回路异常检测应能适应一相、二相或三相的断线或短路。保护装置应能可靠处理此类异常,应有可投入的断线辅助保护,一般可采用相过流、零序过流等。

8.3保护装置在电流互感器次级断线或短路时,不应误动作,并发出告警信号。

【释义】TA回路异常检测应能适应一相、二相的断线和短路。纵联差动保护还应能检测三相断线和短路。保护装置应能可靠处理此类异常。

8.4保护装置在采样数据异常时,不应误动作,并在异常数据达到一定数量时给出告警信号。

【释义】采样数据异常时,保护应能检测并记录,在一定时段内频繁出现断续的异常数据时,也应当告警。

8.5装置应对输入的开关量信号进行智能检测,变位(如投退保护功能)时,要有相应报文和事件记录,必要时给出告警信号。

8.6所有装置异常、装置故障告警信号应能起动中央信号,并可通过信息接口外送报文。

【释义】目前有些异常信号仅给出报文,不利于现场人员及时发现、处理。

8.7装置应记录保护起动前(至少20毫秒)及起动后交流采样数据、开关量(输入和输出)状态及事件、定值、内部元件动作过程等,并可通过后台软件下载所有相关数据进行离线分析、重演。装置至少应能保存10次动作和10次仅起动未出口的全部数据。

【释义】对装置内部动作行为的录波要求。要求至少10次动作录波,是为防止频繁起动对数据的清空,另要求10次起动数据一般可满足对故障分析的要求。

8.8采用故障起动后发送信号的纵联保护应具备手动和定时自动检测通道功能,并在通道异常时给出告警信息。

8.9纵联差动保护装置应记录通道延时、通信异常时间、误帧数、丢帧数等通道信息,供日常巡视检测。

9与监控系统、信息子站的配合

9.1装置除打印、调试接口外,至少还应设立两个通信接口,用于监控系统和保护信息管理系统的组网,用户可选择使用RS-485或以太网络接口。

【释义】两个通信接口应是可独立配置的,也即可选择一个RS-485口加一个以太网络接口。

9.2装置应支持“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能、远方复归功能以及远方查看定值、交流采样、开入量状态、动作报告、保护状态功能。

“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能应能在保护装置上分别设置为是否可用。

监控系统可使用“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能、远方复归功能、远方通道测试功能及远方查询定值、交流采样数据、开入量状态、动作报告、保护状态等功能。

保护信息子站仅允许远方查询,如查看定值、采样数据、开入量状态、动作报告、保护状态等。

【释义】按照变电站自动化系统和保护信息子站的要求,远方功能必须配置。但“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能属于能改变保护运行状态的操作信息,必须强调其可靠性,此外远方复归功能、远方通道测试功能也都属于下行的操作信息,应由监控系统实现。其它属于上行信息,两系统可均接入。

9.3装置无论是否与监控系统、信息子站进行连接或信息交换,均不得影响保护的安全性和可依赖性。用户必须对监控系统、信息子站提出相关要求。

【释义】信息接口是否连接,是否进行信息传输,包括对信息进行处理的过程中,均不能牺牲保护的可靠性。

9.4高频通道测试功能应通过保护装置进行。无人值班变电站,应具备就地和远方测试手段,远方测试由监控系统输出接点实现,不要求由串口实现。收发信机的所有告警信息应接入监控系统。

9.5保护应能设置为“检修状态”。“检修状态”时,装置不通过信息接口向监控系统发送相关信息,但装置本地功能,包括出口、显示、打印等不受影响。

10保护配置

10.1双电源线路应配置双重化的主后一体的微机型线路保护。

10.2同杆并架线路,应配置双重化的纵差保护。

10.3对单电源辐射线路,按下述原则配置:

10.3.1单电源单回辐射线,如暂无成环可能,系统稳定无特别要求,不考虑采用单相重合闸时,可暂不上纵联保护,但应在电源侧配置两套完整、独立的阶段式保护,并预留完善为双套纵联保护的安装位置;非电源侧可不配置线路保护。

10.3.2发电厂出线的单电源单回辐射线路以及其它非2.3.1所述情况的单电源单回辐射线,按双电源线路配置保护。

10.3.3单电源双回辐射线、单电源环网线路,按双电源线路配置保护。

【释义】对于单电源单回辐射线路,肯定较长时期内辐射运行的(实际并不多),可考虑仅在电源侧配置阶段式保护,在整定上对快速性予以考虑。由于电厂出线一般不允许三重(大机组的要求),考虑供电可靠性,需要投单重,两端保护必须能选相跳闸,综合考虑按双电源线路配置保护。

10.4旁路开关可仅配置一套主后一体的微机型线路保护,其主保护一般采用切换通道的工作方式,并尽可能与大多数线路的保护型号保持一致。

【释义】原有旁路保护多配置一套主后一体的微机型线路保护,实际在转带时存在保护不健全的问题,考虑到新工程一般不再上旁路母线,对旁路保护的配置放松要求。

10.5双重化的主保护一般应采用不同的工作原理,但可均采用纵差保护。两套保护宜采用不同厂家的产品。对具备光纤通信通道的线路,主保护应优先采用光纤分相纵差保护。

【释义】无法配置双重化的纵差保护时,两套纵联保护的原理应不同,但不强求配置纵联距离保护。如果通道情况允许,优先使用纵差保护,这主要是考虑纵差保护涉及环节少,受外界因素干扰少,可靠性较高。

10.6纵联保护通道的组织

10.6.1双重化配置的两套主保护应采用相互独立的高可靠性通道,至少其一应采用光纤通道,优先采用专用光芯传输保护信号。

10.6.2对只有一个光纤通道的线路,另一套主保护应优先采用电力线专用载波通道传输保护信号。当没有载波通道时,另一套主保护可采用微波通道传输保护信号。载波、微波通道设备及电源应与光纤通道相互独立。

10.6.3当采用复用数字通道传输保护信号时,采用2Mbit/s数字接口,1+0通道方式。

10.6.4远方跳闸保护的信号传输通道,应采用两个相互独立的高可靠性通道,可与双重化配置的纵联保护共用。

【释义】保护的独立性要求通道的独立性,传输两套保护信号的通信设备及电源应相互独立,同时要注意通信电源负载的分配。无论专用光芯或数字复用,同一路径的光缆只能视为一条通道。

11组屏

11.1线路保护按两面或三面屏方式合理布置,两套主保护及相应的电压切换箱各上一面屏。采用三面屏方式布置,将操作箱与测控装置组成控制屏;采用两面屏方式布置,测控装置另外独立组屏。直流电源的设计和取用要符合保护双重化配置及反措的要求。

11.2保护与通信设备不在同一小室时,复用数字通道的通信接口装置应单独组屏,与通信传输设备邻近安装,同一线路的两套通信接口装置不宜安装在同一接口屏上。保护与通信设备布置在同一小室,且电缆长度小于50m、电磁干扰水平较弱时,通信接口装置可安装在对应的保护屏上。

线路保护交底卡底卡

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