RCS9611C馈线保护检验报告
继电保护试验报告
变电站：220kV**变
保护装置：RCS-9611C 型馈线保护9E7 检验类别：新安装检验
检验时间：2011年11月11日
试验人员：
校核：
审核：
****电力工程有限公司
2011年11月18日
10kV型材一9E7馈线
一、发现问题及解决办法：
无。
二、遗留问题：
无。
三、试验结论：
合格。
四、试验仪器仪表清单
序号设备名称型号编号精度等级合格证有效期
1 昂立微机继电保护测试仪A460 / 0．
2 2012年12月
2 数字万用表FLUCK01120009 0．5 2012年6月
3 电子摇表RYORITSU / 0．5 2012年12月
保护测控装置参数：额定电流5A 直流电压220V
一、外观及接线检查
1、外观检查
序号项目检查结果
1 保护盘固定良好，无明显变形及损坏现象，各部件安装端
正牢固
正确
2 电缆的连接与图纸相符，施工工艺良好，压接可靠，导线
绝缘，无裸露现象
正确
3 端子排安装位置正确，质量良好，数量与图纸相符正确
4 切换开关、按钮、键盘等操作灵活、手感良好正确
5 所有单元、连片、端子排、导线接头、电缆及其接头、信
号指示等有明确的标示，标示的字迹清晰无误
正确
6 各插件插、拔灵活，各插件和插座之间定位良好，插入深
度合适
正确
7 各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯
片应插紧，型号正确，芯片放置位置正确
正确
8 保护装置的硬件配置，逆变电源额定工作电压符合现场实
际
正确
9 各部件应清洁良好正确2、互感器检查
序号项目检查结果
1 电流互感器变比：保护1500/ 5 正确
2 电压互感器变比：10000/100 正确
3 检查本保护电流、电压互感器所用绕组的极性、安装位置的正
确性
正确
3、交流电流、电压二次回路检查
序号项目检查结果
1 检查电流、电压互感器二次绕组所有二次接线的正确，并与设计图纸
相符及端子排引线螺钉压接的可靠性
正确
2 检查二次电缆标识以及电缆芯的标示正确性，并与设计图纸相符正确
3 PT二次回路一点（N600）接地核查，一点接地点位置：在10kV公
用测控屏
正确
4 CT二次回路一点接地核查，一点接地点位置：在开关柜上柜内正确
5 PT二次回路空开及其级差配合检查正确
6 从PT二次就地端子箱通入额定电压，检查保护装置的电压值，要求
压降不应超过额定电压的3％
正确
二．保护装置绝缘电阻及耐压实验
1、二次回路绝缘检查
序号项目绝缘电阻（MΩ）
1 交流电压回路对地100
2 交流电流回路对地105
3 直流控制回路对地50
4 直流保护回路对地55
5 直流信号回路对地60
6 交流电压与交流电流回路之间100
7 交流电压与直流各回路之间110
8 交流电流回路与直流各回路之间100
9 直流各回路之间120
10 跳、合闸回路各接点之间110
11 对PT二次回路中金属氧化物避雷器工作检查：1000V
兆欧表不应击穿，2500 V兆欧表应击穿
正确
12 结论正确
要求①各回路（除信号回路）对地绝缘电阻应大于10MΩ；②信号回路对地绝缘电阻应大于1MΩ；③所有回路对地绝缘电阻应大于1MΩ；④采用1000V 兆欧表；⑤对于弱电源的信号回路，宜用500V兆欧表
2、保护装置通电自检
序号项目检查结果
1 保护装置通电后，装置运行灯亮，液晶显示清晰正常、文字清楚正确
2 通信正常，按键灵活，功能正确。正确
3、软件版本和程序校验码核查
序号项目版本号CRC校验码程序形成时间出厂日期装置编号1 CPU 2.31.1.110042 42E5 2011.01.27 13:092011.07 7477112023601
4、时钟整定及对时功能检查
序号项目检查结果1 时钟时间能进行正常修改和设定正确
2 时钟整定好后，通过断、合逆变电源的方法，检验在直流失电一段时间
的情况下，走时仍准确
正确
3 GPS对时功能检查，改变保护装置的秒时间，检查GPS对时功
能
正确备注断、合逆变电源至少有5min时间的间隔
5、值整定及其失电保护功能检查
序号项目检查结果1 保护定值能进行正常修改和整定正确
2 定值整定好后，通过断、合逆变电源的方法，检验在直流失电一段时间
的情况下，整定值不发生变化
正确
备注断、合逆变电源至少有5min时间的间隔
6、逆变电源的自启动性能校验（负载状态下）
序号项目检查结果
1 直流电源缓慢升至80%Ue 装置自启动正常，保护无异常信号
2 80%Ue拉合直流电源保护装置无异常信号
结论正确
7、操作员工作站功能测试
序号项目检查结果
1 操作员工作站应能支持各种图形、表格、曲线、棒图、拼图等表达方
式
正确
2 画面拷贝功能正确
3 综自系统应采用铃声报警，禁止采用语音报警，铃声报警根据三类事
项采用不同的铃
正确
4 设备状态异常报警正确
5 测量值越限报警正确
6 通信接口故障和网络故障报警正确
7 检查报警信号和保护信号满足分类要求正确
8 开关跳闸、保护动作时，声、光报警功能检查正确
9 报警确认前和确认后，报警闪烁和闪烁停止功能检查正确
10 告警解除功能检查正确
11 具有综自系统网络拓扑图，并实时显示系统通讯状态正确
12 结论合格五．装置调试：
1.装置交流模拟量通道采样零漂、精度及相序检查（保护）
通道加入量零漂
装置（保护）显示值(单位:A)
Ia Ib Ic Io 0.000 / 0.000 0.000
0.5 A 0.500 /0.501 0.487
1.0 A 0.995 /0.995 0.996 3.0 A
2.995 /
3.001 2.995 5.0 A 5.001 / 5.010
4.990 10.0 A 9.998 /10.020 10.013
备注：零序电流为外加
通道加入量零漂
装置（保护）显示值(单位:V)
Ua Ub Uc Uab Ubc Uca / / / 0.000 0.000 0.000
5 V / / / 8.58
6 8.68
7 8.628
10 V / / / 17.228 17.232 17.232
30 V / / / 52.012 52.028 51.977
50 V / / / 86.737 86.727 86.658
60 V / / / 104.319 104.298 104.229 2.装置测量交流模拟量通道采样零漂、精度及相序检查（测量）
通道加入量零漂
装置（测量）显示值(单位:A)
Ia Ib Ic 0.001 / 0.000
0.5 A 0.497 / 0.499
1.0 A 0.997 / 0.999 3.0 A 3.000 / 3.002 5.0 A 5.000 / 5.001
通道加入量零漂
装置（测量）显示值(单位:V)
Ua Ub Uc Uab Ubc Uca / / / 0.001 0.000 0.000
5 V / / / 8.617 8.623 8.593
10 V / / / 17.253 17.247 17.226
30 V / / / 51.825 51.815 51.796
50 V / / / 86.347 86.316 86.256
60 V / / / 103.51 103.58 103.526
3、遥测
3.1电流幅值检验(测量)CT变比：1500A/ 5A
二次电流
测控装置显示值操作员工作站显示值
I
A
(A) I
B
(A) I
C
(A) I
A
(A) I
B
(A) I
C
(A)
0 In 0.00 / 0.00 0.00 / 0.00 0.2 In 1.01 / 0.998 300.02 / 299.88 0.4 In 1.994 / 1.992 599.89 / 599.91 0.6 In 2.997 / 2.996 900.03 / 899.97 0.8 In 3.997 / 3.996 1199.92 / 1200.07 In 4.996 / 4.998 1500.03 / 1500.10 1.2 In 5.999 / 5.997 1800 / 1800
最大基本误差（%）0.05 / 0.03 0.03 / 0.07 结论合格
备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；
最大基本误差的绝对值应小于0.2%
3.2线电压幅值检查 PT变比：10kV/100V
二次电压
测控装置显示值操作员工作站显示值
U
AB
(V) U
BC
(V) U
CA
(V) U
AB
(kV) U
BC
(kV) U
CA
(kV) U
x
(kV)
U
线计算
(kV)
0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 / 0.00
20.00
（20%Un）
19.95 20.02 19.97 1.99 2.03 2.01 / 2
40.00
（40%Un）
39.98 39.96 40.02 3.97 3.96 4.04 / 4
60.00
（60%Un）
59.96 59.94 59.96 6.00 5.99 5.99 / 6
80.00
（80%Un）
79.94 79.94 79.91 7.95 8.04 7.97 / 8 100.00
（100%Un）
99.95 99.96 99.96 9.95 9.95 9.96 / 10 120.00
（120%Un）
119.93 119.93 119.95 11.97 12.02 11.99 / 12最大基本误
差（%）
0.03 0.04 0.05 0.06 0.03 0.05 / ――
结论合格
备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；
最大基本误差的绝对值应小于0.2%
3.3测控装置相电压幅值检查 PT变比：10kV / 100V
二次电压
测控装置显示值操作员工作站显示值
U
A
(V) U
B
(V) U
C
(V) U
x
(V) U
A
(kV) U
B
(kV) U
C
(kV) U
x
(kV)
U
计算
(kV)
0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 / 0.00
11.54
（20%Un）
11.47 11.49 11.50 11.51 1.12 1.17 1.13 / 1.15
23.08
（40%Un）
22.99 23.01 23.01 23.03 2.29 2.31 2.30 / 2.31
34.62
（60%Un）
34.63 34.66 34.57 34.58 3.46 3.46 3.46 / 3.46
46.16
（80%Un）
46.10 46.11 46.17 46.13 4.60 4.61 4.65 / 4.61
57.70
（100%Un）
57.71 57.65 57.77 57.64 5.76 5.77 5.76 / 5.77
69.24
（120%Un）
69.23 69.19 69.18 69.19 6.92 6.92 6.94 / 6.92
最大基本误
差（%）
0.13 0.15 0.11 0.11 0.15 0.04 0.03 / ――
结论合格
备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；；最大基本误差的绝对值应小于0.2%
3.4 功率测量检查
3.4.1三相加对称额定电压U
a =U
b
=U
c
=57.73V；相位角ψ=0°
二次电流
测控装置显示值操作员工作站显示值
P(W)
P
计算
(W)
Q(var)
Q
计算
(var)
P(MW)
P
计算
(MW)
Q(Mvar)
Q
计算
(Mvar)
0 In 0.00 0.000.00 0.000.00 0.000.00 0.00
0.2 In 173.0 173.2 0.04 0.00 5.19 5.20 0.3 0.00
0.4 In 346.7 346.4 0.06 0.0010.37 10.39 0.1 0.00
0.6 In 519.8 519.6 0.07 0.0015.56 15.58 0.2 0.00
0.8 In 693.0 692.8 0.03 0.0020.76 20.78 0.4 0.00
In 866.2 866 0.02 0.0025.97 25.98 0.4 0.00
1.2 In 1038.8 1039.2 0.05 0.0031.16 31.18 0.2 0.00最大基本误
差（%）
0.09 ---- 0.07 ---- 0.08 ---- 0.4 ----
结论合格
备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；最大基本误差绝对值应小于
0.5%
3.4.2三相加对称额定电压U
a =U
b
=U
c
=57.73V；相位角ψ=90°
二次电流
测控装置显示值操作员工作站显示值
P(W) P
计算
(W) Q(var)
Q
计算
(var)
P(MW)
P
计算
(MW)
Q(Mvar)
Q
计算
(Mvar)
0 In 0.00 0.000.00 0.000.00 0.000.00 0.00 0.2 In 0.01 0.00173.0 173.2 0.3 0.00 5.19 5.20 0.4 In 0.06 0.00346.7 346.4 0.4 0.0010.37 10.39 0.6 In 0.04 0.00519.8 519.6 0.2 0.0015.56 15.58 0.8 In 0.03 0.00693.0 692.8 0.1 0.0020.76 20.78
In 0.05 0.00866.2 866 0.3 0.0025.97 25.98 1.2 In 0.05 0.001038.8 1039.2 0.2 0.0031.16 31.18 最大基本
误差（%）
0.06 ---- 0.08 ---- 0.4 ---- 0.08 ----
结论合格
备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值最大基本误差绝对值应小于0.5%
3.4.3三相加对称额定电压 U
a =U
b
=U
c
=57.73V；相位角ψ=60°
二次电流
测控装置显示值操作员工作站显示值
P(W) P
计算
(W) Q(var)
Q
计算
(var)
P(MW)
P
计算
(MW)
Q(Mvar)
Q
计算
(Mvar)
In 433.8 433749.5 750 12.95 12.99 22.458 22.5 最大基本
误差（%）
0.04 ---- 0.03 ---- 0.02 ---- 0.03 ----
结论合格
备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；最大基本误差绝对值应小于0.5%
3.4.4三相加对称额定电压 U
a =U
b
=U
c
=57.73V；相位角ψ=210°
二次电流
测控装置显示值操作员工作站显示值
P(W)
P
计算
(W)
Q(var)
Q
计算
(var)
P(MW)
P
计算
(MW)
Q(Mvar)
Q
计算
(Mvar)
In -749.5 -750 -433.8 -433-22.458 -22.5 -12.95 -12.99 最大基本误
差（%）
0.03 ---- 0.04 ---- 0.03 ---- 0.02 ----
结论合格
备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值最大基本误差绝对值应小于0.5%
3.5电压频率检查
所加二次电压频率
（Hz）
测控装置显示值操作员工作站显示值
48.00 48.00 48.00
49.00 49.01 49.02
49.50 49.50 49.49
50.00 50.01 50.01
50.50 50.49 50.50
51.00 51.00 51.00
52.00 52.00 52.01
最大基本误差（Hz）0.01 0.01 结论合格
允许误差最大基本误差为各测点基础误差的最大值；最大基本误差绝对值应小于0.01Hz
4、开关量输入通道调试
序号开入名称回路编号端子号(压板) 装置显示
1 公共端B1 D2：
2 正确
2 断路器分位80
3 D2：8 正确
3 断路器合位805 D2：9 正确
4 手车车工作位置806 D2：11 正确
5 手车车试验位置/ 807 D2：12 正确
6 地刀合位808 D2：13 正确
7 开关柜空开跳开809 D2：14 正确
8 闭锁重合闸/ 1KLP1 正确
9 置检修状态/ 1KLP2 正确
10 投低周减载/ 1KLP3 正确
5、开关量输出通道调试
序号开出名称端子号（压板）装置显示
1 保护跳闸1CLP1 正确
2 重合闸1CLP2 正确
6、逻辑检查
序号项目检查情况
1 过电流加速功能正确
2 零序电流加速功能正确
7、操作箱检查
序号项目检查情况
1 断路器分闸传动正确
2 断路器合闸传动正确
3 防止断路器跳跃回路传动正确
4 断路器操作闭锁功能检查正确
5 断路器弹簧储能触点检查正确
6 弹簧未储能闭锁合闸功能检查正确
7 断路器辅助接点检查正确
8 断路器信号检查正确
9 合闸回路、跳闸回路接线正确性检查正确
六、保护功能及信号测试：
1、整定控制字设置，投入Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段过流保护软压板，退出过流III段反时限，分别加入0.95和1.05倍电流定值,校验装置的动作行为.
电流定值时间
定值
试验相
别
动作
范围
动作
时间
装置显示报文装置面板现象
1.05倍Ⅰ段
15 A 0.20 S A、C
Ⅰ段0.242 S
过电流Ⅰ段动
作
跳闸、跳位灯亮
0.95倍Ⅱ段0.645S 过电流Ⅱ段动
作
跳闸、跳位灯亮
1.05倍
Ⅱ段13A 0.60 S A、C
Ⅱ段0.639 S
过电流Ⅱ段动
作
跳闸、跳位灯亮
0.95倍Ⅲ段 1.035S 过电流Ⅲ段动
作
跳闸、跳位灯亮
1.05倍Ⅲ段
6.0
A
1.0 S A、C
Ⅲ段 1.043S
过电流Ⅲ段动
作
跳闸、跳位灯亮
0.95倍/ / / /
2、整定控制字设置，投入过流III段反时限，校验装置的动作行为.
整定值6A、时间1.0S、选择特性1
加入值动作时间装置显示报文装置面板现象
10.0A 13.637S 过流反时限动作跳闸、跳位灯亮
11.0A 11.766S 过流反时限动作跳闸、跳位灯亮
12.0A 10.113S 过流反时限动作跳闸、跳位灯亮3、整定控制字设置，投入过流加速段、重合闸、过流I、Ⅱ、Ⅲ段，校验装置的动作行为.
电流定值加速段
定值
试验
相别
装置显示报文装置面板现象
1.05
倍Ⅰ段
15A
T=0.3S
6.0A
T=0.2S
A、C
过流I段动作
重合闸动作
合闸加速动作
①跳闸、重合、
跳位灯亮
②跳闸、跳位灯亮
0.95倍过流Ⅱ段动作
重合闸动作
合闸加速动作
①②跳闸、重合、
跳位灯亮
1.05
倍Ⅱ段
13.0A
T=0.6S
6.0A
T=0.2S
A、C
过流Ⅱ段动作
重合闸动作
合闸加速动作
①②跳闸、重合、
跳位灯亮
0.95倍过流Ⅲ段动作
重合闸动作
合闸加速动作
①②跳闸、重合、
跳位灯亮
1.05
倍Ⅲ段
6.0A
T=1.0 S
6.0A
T=0.2S
A、C
过流Ⅲ段动作
重合闸动作
合闸加速动作
①②跳闸、重合、
跳位灯亮
0.95
倍
/ /
4、整定控制字设置，投入Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段低压闭锁，分别加入0.9和1.1倍电压定值,
校验装置的动作行为。
电压定值动作情
况
显示报文面板现象
1.1倍
Ⅰ段不动/ /
0.9倍动过流Ⅰ段动作跳闸、跳位灯亮
1.1倍
Ⅱ段不动/ /
0.9倍动过流Ⅱ段动作跳闸、跳位灯亮
1.1倍
Ⅲ段不动/ /
0.9倍动过流Ⅲ段动作跳闸、跳位灯亮5、整定控制字设置，投入Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段方向闭锁压板，校验装置的动作行为。
方向动作情
况
显示报文面板现象
反方
向
Ⅰ段不动/ /
正方
向
动过流Ⅰ段动作跳闸、跳位灯亮
反方
向
Ⅱ段不动/ /
正方
向
动过流Ⅱ段动作跳闸、跳位灯亮
反方
向
Ⅲ段不动/ /
正方
向
动过流Ⅲ段动作跳闸、跳位灯亮
6、整定控制字设置，投入过负荷保护，校验装置的动作行为.
整定值(A) 整定时间(S) 动作值(A) 动作时间(S) 过负荷保护 5.0 6.0 5.0 6.042
控制字投“0”时告警，投“1”时跳闸
7. 整定控制字设置，投入低周保护，校验装置的动作行为.
整定值实测值
动作频率FD(Hz) 48.25 48.18
滑差闭锁DFT(Hz/S) 5 5.02
低周保护低电压闭锁
VBF(V)
40 40.3
低周保护电流闭锁(A) / /
动作时间(S) 0.50 0.528
8．整定控制字设置，投入Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段零序保护压板，分别加入0.95和1.05倍电流定值,校验装置的动作行为
零序定值时间
定值
动作范围动作时间装置显示报文
装置面板现
象
1.05倍
Ⅰ段3A 1.3 S
Ⅰ段 1.335 S 零序Ⅰ段动作
跳闸、
跳位灯亮
0.95倍Ⅱ段 2.041S 零序Ⅱ段动作
跳闸、跳位灯亮
1.05倍
Ⅱ段2.0 A 2.0 S
Ⅱ段 2.041S 零序Ⅱ段动作
跳闸、
跳位灯亮
0.95倍Ⅲ段 2.327S 零序Ⅲ段动作
跳闸、跳位灯亮
1.05倍
Ⅲ段1.5 A 2.3S
Ⅲ段 2.328S 零序Ⅲ段动作
跳闸、
跳位灯亮
0.95倍/ / / / 9．整定控制字设置，投入零序加速段、重合闸，校验装置的动作行为
.
零序定值零序加速段
定值
装置显示报文装置面板现象
1.05倍
Ⅰ段3.0A T=0.1S
3.0A
T=0.2S
零序Ⅰ段动作
重合闸动作
零序加速动作
①②跳闸、重合
闸、跳位灯亮
0.95倍零序Ⅱ段动作
重合闸动作
零序加速动作
①②跳闸、重合
闸、跳位灯亮
1.05倍
Ⅱ段3.0A T=0.5S
3.0A
T=0.2S
零序Ⅱ段动作
重合闸动作
零序加速动作
①②跳闸、重合
闸、跳位灯亮
0.95倍零序Ⅲ段动作
重合闸动作
零序加速动作
①②跳闸、重合
闸、跳位灯亮
1.05倍Ⅲ段
3.0A
T=1.0S
3.0A
T=0.2S
零序Ⅲ段动作
重合闸动作
零序加速动作
①②跳闸、重合
闸、跳位灯亮
0.95倍/ / /
10、PT断线检查：
以下两个判据中满足任意一个延时10秒，认为是PT断线告警，发出运行异常信号，面扳报警灯亮。
判据一：正序电压小于30V，且任一相电流大于0.1A，判为三相失压；
判据二：负序电压大于8V。
待电恢复正常时装置延时1.25秒自动将断线报警返回。
11．防跳：正确。
12、遥信光耦动作电压和返回电压检查
序号遥信信号加压端子动作值 (V)
1 断路器合位D2-8 149
2 地刀合位D2-1
3 148
3 手车试验位置D2-12 148 结论合格
备注光耦动作电压应在额定电压的55%—70%之间
13、遥信
序号开入名称测控装置变
位
后台机变位
1 断路器合位正确正确
2 断路器分位正确正确
3 手车车工作位置正确正确
4 地刀合位正确正确
5 装置闭锁正确正确
6 手车试验位置正确正确
7 保护跳闸正确正确
8 控制回路断线正确正确
9 闭锁重合闸正确正确
10 投低周减载正确正确
11 置检修状态正确正确
12 开关柜内空开跳开正确正确
13 远方/就地位置把手正确正确
14、控制
七、整组试验
故障类型故障相
别
故障报告信号指示
开关动作情
况
综自信号
检查结
果
序号遥控对象压板控制性质
“就地/ 远控”开关位置
就地(投入) 远控(投入)
1 9E7 / 合闸遥控失败合闸分闸遥控失败分闸
结论合格
瞬时故障A、C
过流I段
动作
重合闸动
作
跳闸、重合
闸灯亮
正确
过流I段动作
重合闸动作
正确C
零序I段
动作
重合闸动
作
跳闸、重合
闸灯亮
正确
零序I段动作
重合闸动作
正确
永久故障 A 过流I段
动作
重合闸动
作
后加速动
作
跳闸、重合
闸、跳位灯
亮
正确
过流I段动作
重合闸动作
合闸加速动作
正确
开关防跳
功能
正确
条件新安装检验以及首检时，在80％Ue条件下进行带开关整组传动试验。全检、部检以及传动时，在100％Ue条件下进行带开关整组传动试验。
八、投运前的检查：
1.检查电流、电压、控制、保护信号回路已按图纸接线；
检查结果：正确
2.检查保护装置整定值已按过流I段：10.8A，时间：0.6S；过流II段：4.5A，时间：
0.9S；过流加速段：4.5A，时间：0.2S；CT变比：1500：5定值通知单整定一致；
开关量状态与实际运行状态一致；保护装置投运前记录报告已清除。
检查结果：正确
FSA-3311馈线保护装置
关于FSA-3300系列保护装置的所有技术和使用说明书的版权为滁州安瑞电力自动化有限公司所有。滁州安瑞电力自动化有限公司保留对所有资料的修改和解释权，若有改动，恕不另行通知。 一概述 1．装置特点及功能 FSA3300系列微机保护测控装置是功能先进、完善的微机保护测控装置，主要用于35KV及以下的各电压等级配电系统；既可直接安装于高压开关柜上，也可组屏安装。 装置主要特点如下： ●本装置为汉化微机保护测控装置，集成电路采用工业品，稳定性、可靠性高， 可以在高压开关柜等恶劣的工作环境中工作。 ●抗干扰性能强，保护硬件设计采用了多种隔离、屏蔽措施，软件设计采用数 字滤波技术和良好的保护算法及其他抗干扰措施，使得保护抗干扰性能大大得提高。 ●硬件、软件设计标准化、模块化，便于现场维护，在标准化硬件设计的基础 上，采用了各种标准化软件模块化组态，可构成不同的保护功能配置，如果用户需要更多的保护功能，设计单位可以简单、可靠地升级。 ●人机接口功能强大，全汉化液晶显示，菜单式操作，配有标准的RS485通 讯口。 ●装置采集并向远方传送状态量及遥测量，遥信变位优先发送。 ●装置能通过通信上传故障报告，进行对时、定值调用和修改、定值区切换， 合闸、跳闸等命令。 ●装置适用于直流供电系统，同样也适用于交流供电系统。 FSA3300系列保护功能见表
2 技术指标 2.1 额定交流数据 ●交流电流：5A或1A； ●交流电压：100V； ●零序电流：0.1A或0.02A ●额定频率：50HZ 2.2 额定直流数据：直流电压220V或110V 2.3 功率消耗 ●直流回路：正常不大于10W，动作时不大于15W； ●交流电流回路：每相不大于0.5VA（In=1A,）1VA(In=5A) ●交流电压回路：每相不大于0.5VA 2.4 环境条件 ●环境温度范围：-25~+55℃，24h内平均温度不超过35℃ ●相对湿度：最湿月的月平均最大湿度为90%，同时该月的月平均最低温 度为25℃且表面无凝霜，最高温度为+40℃，平均最大相对湿度不超过50%。 2.5各保护组件工作范围
高压漏电保护整定方案
井下10（6）kV供电系统漏电保护整定方案 （修订版） 为提高煤矿供电的安全运行水平，更好利用井下高压防爆开关综合保护装置，确保漏电保护选择性和可靠性，特制定井下10（6）kV 供电系统漏电保护整定方案。 方案一： 该方案适合于煤矿井下综合保护装置采用零序电流型、功率方向型的高压防爆开关、矿井电网中性点不接地系统。 （一）高压漏电保护整定原则 1、煤矿井下高压漏电保护装置主要用于10（6）kV供电系统中，对井下供电系统的漏电（或接地）实现有选择性保护。高压馈电线路上必须装设有选择性的单相接地保护装置；供移动变电站的高压馈线上，必须装设有选择性的动作于跳闸的单相接地保护装置。 2、高压漏电保护装置的动作参数有二次零序电压和一次零序电流，其取值范围如下。 最低起动二次零序电压：U0≥3V； 最高整定二次零序电压：U0≤25V； 最低起动一次零序电流：I0≥； 最高整定一次零序电流：I0≤6A。 3、高压漏电保护系统各级纵向之间的配合选择，按时间阶梯整定。原则上最上一级时间最长，最下一级时间最短，从最下一级向上级整
定时间逐渐延长。 4、移动变电站应动作于跳闸，高压电动机应动作于跳闸，一般生产线路的变压器应动作于跳闸，风机、水泵应动作于报警信号，向下级变电所馈出线路应动作于报警信号，变电所内总进线开关应动作于报警信号。 （二）漏电保护整定方案 1、电网对地电容及零序电流值的确定 (1)电缆线路的对地电容与单相接地电容电流 煤矿高压10（6）kV电网的单相接地电流I d与电网的对地电容∑C 有一一对应的关系，由公式（1－1）来计算。 I d＝ωU∑C×10－3／（1－1） 式中I d——电网的单相接地（电容）电流，A； ω——三相交流电的角频率，ω＝314； U——电网线电压有效值，kV； ∑C——电网三相对地总电容，μF。 电缆的型号、截面不同时，其分布电容值也有所不同，生产厂家根据理论设计和出厂测试的数据，将不同电压等级、型号、截面电缆的单位长度三相对地总电容值与相应的单相接地电容电流值见表1－1，供用户参考。 表1－1 10（6）kV电力电缆三相对地总电容∑C及单相接地电容电流I d
配电网馈线系统保护原理及分析(通用版)
( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 配电网馈线系统保护原理及分 析(通用版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.
配电网馈线系统保护原理及分析(通用版) 一引言 配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。 二．配电网馈线保护的技术现状 电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的
是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。 随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种： 2.1传统的电流保护 过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。
RCS-9611A馈线保护测控装置
RCS-9000分散式保护测控装置 第9章 第 1 页 RCS-9611A 馈线保护测控装置 1 基本配置及规格： 1.1基本配置 RCS-9611A 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馈线保护及测控，也可用作110KV 接地系统中的电流电压保护及测控装置。可在开关柜就地安装。 保护方面的主要功能有：1）三段定时限过流保护，其中第三段可整定为反时限段；2）三段零序过流保护/小电流接地选线；3）三相一次重合闸（检无压或不检）；4）过负荷保护；5﹚过流/零序合闸后加速保护（前加速或后加速）；6）低周减载保护；7）独立的操作回路及故障录波。 测控方面的主要功能有：1）7路遥信开入采集、装置遥信变位、事故遥信；2）正常断路器遥控分合、小电流接地探测遥控分合；3）U A 、U B 、U C 、U 0、U AB 、U BC 、U CA 、I A 、I C 、I0、P 、Q 、 COS ф、F 14个模拟量的遥测；4）开关事故分合次数统计及事件SOE 等；5）4路脉冲输入。 1.2 技术数据 技术数据同RCS-9611（详见RCS-9611说明书的第1.2节） 2 装置原理 2.1 硬件配置及逻辑框图见附图RCS-9611A 2.2 模拟输入 模拟输入说明同RCS-9611 2.3 软件说明 本装置保护功能可涵盖RCS-9611的保护功能。本装置的过负荷保护、重合闸、低周减载、PT 断线检查、对时功能同RCS-9611,其不同之处特别说明如下： 2.3.1 定时限过流 本装置设三段定时限过流保护，各段电流及时间定值可独立整定，分别设置整定控制字控制这三段保护的投退。其中过流Ⅲ段可通过控制字FSX 选择采用定时限还是反时限（若为1，则过流Ⅲ段为反时限段，若为0，则过流Ⅲ段为定时限段，）。根据国际电工委员会(IEC255-4)和英国标准规范(BS142.1996)的规定，一般采下列三个标准特性方程： 一般反时限： t I I t 1)(0.140.02-= (1) 非常反时限： t I I t 1)(13.5-= (2) 极端反时限： t I I t 1 )(802-= (3) 上式中，为电流基准值，取过流Ⅲ段定值I3zd ；为时间常数，取过流Ⅲ段时间定值T3zd ，范围为0～1S 。其中反时限特性可由控制字FSXTX 选择（1为一般反时限，2为非常反时限，3为极端反时限）。 2.3.2 接地保护 装置应用于不接地或小电流接地系统中，在系统中发生接地故障时，其接地故障点零序电流基本为电容电流，且幅值很小，用零序过流继电器来检测接地故障很难保证其选择性。由于各装置通过网络互联，信息可以共享，故RCS-9000综合自动化系统采用网络小电流接地选线的方法来获得接地间隔，并通过网络下达接地试跳命令来进一步确定接地间隔。 在经小电阻接地系统中，接地零序电流相对较大，故采用直接跳闸方法，装置中设置三段零序过流保护（其中零序过流Ⅲ段可整定为报警或跳闸）。作用于跳闸的零序电流可选用自产零序电流，也可从零序CT 引入（可在装置参数里整定，“0”为外加，“1”为自产），而小电流接地选线所采用的电流只能使用从零序CT 引入的电流。 2.3.3加速段保护 装置配置了独立的加速段保护，可通过控制字选择采用合闸前加速还是合闸后加速，合闸后加速保护包括手合于故障加速跳与自动重合于故障加速跳。可选择使用过流加速段和零序加速
配电网馈线系统保护原理及分析-最新范文
配电网馈线系统保护原理及分析 一引言 配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术,配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统,通信技术是配电自动化的关键。目前,我国配电自动化进行了较多试点,由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可,光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上,这使得馈线终端能够快速地彼此通信,共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。 二。配电网馈线保护的技术现状 电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护,其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护,其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上,配电网不存在稳定问题,一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响,尚未将配电网故障对电力负荷(用户)的负面影响作为配电网保护的目的。 随着我国经济的发展,电力用户用电的依赖性越来越强,供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点,而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量,具体包括馈线故障切
除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种： 2.1传统的电流保护 过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因,配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短,由于配电网不存在稳定问题,为了确保电流保护动作的选择性,采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护,其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限,参见式(1)、(2)、(3)和(4)。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜,同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁,以提高可靠性;增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。 电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时,将整条线路切掉,并不考虑对非故障区域的恢复供电,这些不利于提高供电可靠性。另一方面,由于依赖时间延时实现保护的选择性,导致某些故障的切除时间偏长,影响设备寿命。 2.2重合器方式的馈线保护 实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献」。参见图1,重合器R位于线路首端,该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。当AB区段内发生故障F1,重合器R动作切除故障,此后,A、B、C 分段器失压后自动断开,重合器R经延时后重合,分段器A电压恢复后延时合闸。同样,分段器B电压恢复后延时合闸。当B合闸于故障后,重合器R再次跳开,当重合器第二次重合后,分段器A将再次合闸,此
配电网馈线系统保护原理及分析(正式)
编订：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 配电网馈线系统保护原理及分析(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-8696-71 配电网馈线系统保护原理及分析(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 一引言 配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。 二．配电网馈线保护的技术现状 电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电
厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。 随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种： 2.1 传统的电流保护 过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保
RCS-9611A馈线保护测控装置技术使用说明书_图文(精)
RCS-9611A_BJ馈线保护装置技术使用说明书 南瑞继保电气有限公司 2000年 8月 RCS-9611A_BJ馈线保护测控装置 1 基本配置及规格 : 1.1基本配置 RCS-9611A_BJ适用于 110KV 以下电压等级的非直接接地系统或小电阻接地 系统中的馈线保护及测控,也可用作 110KV 接地系统中的电流电压保护及测控装置。可在开关柜就地安装。保护方面的主要功能有:1三段定时限过流保护,其中第三段可整定为反时限段; 2三段零序过流保护 /小电流接地选线; 3三相一次 /二次重合闸(检无压或不检 ; 4过负荷保护; 5﹚过流 /零序合闸后加速保护(前加速或后加速 ; 6低周减载保护; 7独立的操作回路及故障录波。 测控方面的主要功能有:1 7路遥信开入采集、装置遥信变位、事故遥信; 2正常断路器遥控分合、小电流接地探测遥控分合; 3 UA 、 UB 、 UC 、 U0、 UAB 、UBC 、 UCA 、 IA 、 IC 、 I0、 P 、 Q 、COS ф、 F 14个模拟量的遥测; 4开关事故分合次数统计及事件 SOE 等; 5 4路脉冲电度输入。 1.2 技术数据 1.2.1 额定数据 直流电源:220V , 110V 允许偏差 +15%, -20% 交流电压:100/V , 100V 交流电流:5A , 1A
频率:50Hz 1.2.2 功耗 交流电压:< 0.5VA/相 交流电流:< 1VA/相 (In =5A < 0.5VA/相 (In =1A 直流:正常 < 15W 跳闸 < 25W 1.2.3主要技术指标 ①定时限过流: 电流定值:0.1In ~20In 时间定值:0~100S 定值误差:< 5% ②重合闸 重合闸时间:0.1~9.9S 定值误差:< 5% ③低周减载 低周定值:45Hz ~50Hz 低压闭锁:10V ~90V df/dt闭锁:0.3Hz/s~10Hz/s
10kV继电保护技术方案及说明
10KV开关柜继电保护技术应答书 1 适用范围 本应答书为对明珠线二期工程1０kV开关柜继电保护部分的响应,适用于降压变电所１０kV 进线、１0ｋV出线、１０kV母联及配电变压器。 2 环境条件 ２.1 环境温度：-10?C～＋４０?Ｃ 2.2 相对湿度：日平均值不大于9５%;月平均值不大于90％(25?C)有凝露的情况发 生 2.3 饱和蒸气压：日平均值不大于2.２×10-3Ｍpa 月平均值不大于１．8×1０-3Mpａ ２．4 海拔高度: ≤1000 m ２．5 地震烈度：７度 3 采用标准 本继电保护装置的制造、试验和验收除了满足技术规格书的要求外，还符合如下标准： 3.1 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》(ＧB5００６２-９２) 3.２《微机线路保护装置通用技术条件》(GＢ/T15１45-9４） 3.3 《继电器及继电保护装置基本试验方法》(ＧB72６1) ３.4 《静态继电器及保护装置的电气干扰试验》(ＧB6162) 3.5 《线路继电保护产品动态模拟技术条件》(SD2８6) 3.6 《电气继电器》（IＥＣ255) ３.7 《微机型防止电气误操作装置适用技术条件》（DL/T4８6-200０） 3．8 《地下铁道设计规范》(ＧB５015７-92) ? 4主要继电保护产品ＲEF5４3性能及参数
４.1应用 ＲEF54?馈线终端设计用于中压网络的保护，控制，测量和监视，其可与不同的开关柜一道使用,包括单母线,双母线及双重配置系统,保护功能也支持不同的网络类型，如中性点不接地网络，谐振接地网络及部分接地网络。 RＥ5４?馈线终端功能特性基于专用的保护,控制,测量,运行状况监视及通信功能库,每个库包括某些特定功能块的组合,如保护功能块。同使用传统的单个产品相比，组合库经济效益更好。专用库与继电器配置(IEC 1131 标准)一起使得REF５4?馈线终端较易适用各种不同应用。借助于MＭI 图形显示,馈线终端内的控制功能就地指示隔离刀闸或断路器的状态。而且,馈线终端可允许将来自断路器及隔离刀闸的状态信息转送到远方控制系统，可控对象如断路器可通过远方控制系统断开，合上。状态信息和控制信号通过串行总线传送,也可通过馈线终端面板上的按钮进行就地控制。馈线终端设计用于短路及接地故障的选择性保护ＲＥＦ54?馈线保护包含过电流及接地故障功能,可用于强接地，电阻接地或谐振接地网络馈线的短路，时限过流及接地故障保护，带有接地故障功能及方向接地故障功能的相同类型馈线终端可用于中性点不接地网络的过电流及接地故障保护,当需要时可使用自动重合闸功能进行自动重合闸,可进行多达五个连续的自动重合闸周期。 REＦ54?终端测量三相电流及三个相间电压,中性点电流，残余电压,频率及功率因素。从测量的电流，电压计算出有功，无功功率,可基于所测量的功率计算出电能，测量值可用与一次值成比例的值进行就地，远方显示。
牵引变电所的馈线保护
牵引变电所的馈线保护 华东交通大学电气与电子工程学院刘家李 随着时代的发展,利用微机构成的变电站自动化系统在电力系统得到了广泛 的应用,并取得了良好的效果,使得电力系统继电保护的可靠性和快速性都得到很大提高.由于牵引供电系统的负荷特性和电力系统的负荷特性不同,牵引网继电保护技术和操作水平相对落后,电力系统的变电站自动化技术在牵引供电系统中还 没有得到广泛应用.而牵引变电所变电站自动化的馈线保护主要去分析牵引供电 系统的构成,牵引变电所向电力机车的供电方式,以及电气化铁路的负荷特征.牵 引负荷具有冲击性、移动性、电流变化范围广、励磁涌流大、高次谐波含量高等不同于一般负荷的特征,因此其馈线保护的原理相对于一般变电所来说有所不同.通过分析其负荷特征,根据自适应原理,提出了利用高次谐波对距离保护、电流增量保护等主、后备保护进行抑制,自动改变其动作边界,并利用二次谐波进行保护闭锁,对防止由励磁涌流、再生负荷等因素引起的保护误动作有很好的功能.其中距离保护主要采用四边形保护特性. 自 2005 年5月馈线保护整定值调整以来,牵引变电所运行基本稳定,这避免了大负荷电流引起的变电所馈线断路器跳闸,保证了牵引变电所的可靠供电. 1 故障分析 由于阻抗 II 段是按正常供电进行整定（见式 1）,阻抗III 段是按越区供电进行整定（见式 2）,所以一般阻抗III 段的线路阻抗大于阻抗II 段的线路阻抗,当相邻变电所供电臂越时,相差就越大。由式（1）和式（2）的整定计算方法,结合四边形特性可以明显地看出阻抗III 段Z 值大于正常供电时阻抗II 段的Z 值.由于阻抗II 段与阻抗III 段选取了相同的最大负荷电流,这样它们的R值相同. Z II=K k （2×Z1）×n L/n y （1） Z III=K k （Z1+2×Z2）×n L/n y。（2） 式中.Z II 为1#变电所阻抗II 段线路阻抗整定值;Z III 为1#变电所阻抗III 段线路阻抗整定值;Z1 为1#变电所至分区亭的线路阻抗;Z2 为2#变电所至分区亭的线路阻抗;K k 为可靠系数;n L 为馈线电流互感器变比;n y 为馈线母线电压变比.而负荷电流阻抗角一般为30°～45°.这样造成正常负荷电流落到了阻抗III 段的动作区,造成阻抗III 段保护误动.这也是为什么阻抗II 段与阻抗III 段R 值和动作时间相同,但大多阻抗II 段不跳闸的原因.当列车提速后车流密度增大,再加上客车内用电从网上取流以及货车取流的增加等,构成了大负荷电流跳闸的条件,引起变电所馈线断路器跳闸. 2 参数的选取准则 （1）通过对多次跳闸分析,发现原来选取的最大负荷电流不能满足要求,所以造成了保护的误动.故标指示的短路电流可作为线路最大负荷电流的选取依据,故标显示OVER 测量越限,是因为线路没有发生短路,只是负荷阻抗而不是短路电抗,所以不能显示公里数. （2）最大负荷电流的选取不能引起主变压器的二次低压起动过电流保护动作，因此选取该电流后要校验低压起动过流的低电压以满足要求. （3）最大负荷电流的选取不能超过接触网接触悬挂载流的允许载流能力,防止因
浅谈电网馈线系统保护
浅谈电网馈线系统保护 发表时间：2014-12-15T10:03:21.000Z 来源：《工程管理前沿》2014年第12期供稿作者：胡学明[导读] 我国配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到共识。胡学明黑龙江省虎林市电业局黑龙江虎林 158400 摘要：配电自动化技术是服务于城乡电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。本文首先阐述了电网馈线保护的技术现状，探讨分析了馈线系统保护基本原理，这种新原理能够进一步提高供电可靠性。同时统保护分布式的功能也将提高配电自动化的主站及子站的性能，是一种极具前途的馈线自动化新原理。 关键词：电网；馈线保护；基本原理；发展一、电网馈线保护的技术现状电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为电网保护的目的。随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为电网的工作重点，而电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种：1、基于馈线自动化的馈线保护。配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供电网保护与监控、电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU 检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。 2、传统的电流保护。过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。电流保护实现电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。 二、馈线系统保护基本原理 1、基本原理。馈线系统保护实现的前提条件如下：（1）快速通信；（2）控制对象是断路器；（3）终端是保护装置，而非TTU. 2、在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护。馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。当故障发生后，系统保护各单元向相邻保护单元交换故障区段，对于一个保护单元，当本身的故障区段信息与收到的故障区段信息的异或为1时，出口跳闸。为了确保故障区段信息识别的正确性，在进行逻辑1的判断时，可以增加低压闭锁及功率方向闭锁。 3、系统保护动作速度及其后备保护。为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2秒，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并起动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms.这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。 4、馈线系统保护的应用前景。馈线系统保护在很大程度上沿续了高压线路纵联保护的基本原则。由于电网的通信条件很可能十分理想。在此基础之上实现的馈线保护功能的性能大大提高。馈线系统保护利用通信实现了保护的选择性，将故障识别、故障隔离、重合闸、恢复故障一次性完成，具有以下优点：（1）快速处理故障，不需多次重合；（2）快速切除故障，提高了电动机类负荷的电能质量；（3）直接将故障隔离在故障区段，不影响非故障区段；（4）功能完成下放到馈线保护装置，无需配电主站、子站配合。 三、电网馈线保护的发展目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：（1）电流保护切除故障；（2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；（3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。结束语
配电网馈线系统保护原理及分析实用版
YF-ED-J9303 可按资料类型定义编号 配电网馈线系统保护原理 及分析实用版 Management Of Personal, Equipment And Product Safety In Daily Work, So The Labor Process Can Be Carried Out Under Material Conditions And Work Order That Meet Safety Requirements. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
配电网馈线系统保护原理及分析 实用版 提示：该安全管理文档适合使用于日常工作中人身安全、设备和产品安全，以及交通运输安全等方面的管理，使劳动过程在符合安全要求的物质条件和工作秩序下进行，防止伤亡事故、设备事故及各种灾害的发生。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 一引言 配电自动化技术是服务于城乡配电网改造 建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化 和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关 键。目前，我国配电自动化进行了较多试点， 由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构 已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信 方式也得到共识。馈线自动化的实现也完全能 够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端 能够快速地彼此通信，共同实现具有更高性能
的馈线自动化功能。 二．配电网馈线保护的技术现状 电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。 随着我国经济的发展，电力用户用电的依
配电网馈线系统保护原理及分析参考文本
配电网馈线系统保护原理及分析参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
配电网馈线系统保护原理及分析参考文 本 使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 一引言 配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要 技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信 技术是配电自动化的关键。目前，我国配电自动化进行了 较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构 已得到普遍认可，光纤通信作为主干网的通信方式也得到 共识。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基 础上，这使得馈线终端能够快速地彼此通信，共同实现具 有更高性能的馈线自动化功能。 二．配电网馈线保护的技术现状 电力系统由发电、输电和配电三部分组成。发电环节
的保护集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降为最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求是快速的。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不同。许多配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对电力负荷（用户）的负面影响作为配电网保护的目的。 随着我国经济的发展，电力用户用电的依赖性越来越强，供电可靠性和供电电能质量成为配电网的工作重点，而配电网馈线保护的主要作用也成为提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复供电。具体实现方式有以下几种： 2.1 传统的电流保护
配电自动化系统馈线保护的配置
配电自动化系统馈线保护的配置 发表时间：2017-12-18T11:23:45.117Z 来源：《电力设备》2017年第24期作者：张建宋恩稼[导读] 摘要：随着国民经济的高速发展，人们的生活水平有了显著的提高，在能源方面的需求也越来越高，能源的紧缺问题开始渐渐地暴露出来。 （国网山东省电力公司乳山市供电公司山东乳山 264500）摘要：随着国民经济的高速发展，人们的生活水平有了显著的提高，在能源方面的需求也越来越高，能源的紧缺问题开始渐渐地暴露出来。目前为止，我国大部分地区电力事业的发展相对落后，为了确保对电力资源的有效控制，就需要采用自动化配电方式来确保用电的合理化，如何确保其安全性就显得越发重要。馈线系统保护充分吸取了高压线路纵联保护的特点，利用馈线保护装置之间的快速通信一次 性实现对馈线故障的隔离、重合闸、恢复供电功能，将馈线自动化的实现方式从集中监控模式发展为分布式保护模式，从而提高配电自动化的整体功能。 关键词：配电自动化；馈线保护；配置引言 配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前为止，配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已经得到了普遍认可。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速的彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。本文通过分析传统的馈线保护方式和馈线自动化的基本功能及原理，阐述了实施了配电自动化系统后，配电网馈线系统保护配置过程中应注意的问题。 1.配电网馈线保护的现状及方式 电力系统由发电、输电和配电三个部分组成。发电环节的保户集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降至最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，因为配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求快速。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不尽相同。许多的配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对用户的负面影响作为配电网保护的目的。配电网馈线保护的主要作用是提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复用电。具体有以下几种方式： 1.1重合器方式的馈线保护 实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式。目前在我国城乡电网改造中仍然有很多的重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性。其相对于传统的电流保护而言有更大的优势。但是，这种方案的缺点就是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定的影响。 1.2传统的电流保护 最基本的继电保护之一就是过电流保护，因为受到经济的限制，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般情况下很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。比较常见的方式有反时限电流保护和三段电流保护。电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。如果发生馈线故障时，就要将整条线路切掉，并不用考虑对非故障区段的恢复供电，这些都不利于供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。 1.3基于馈线自动化的馈线保护 配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸等多种方式，能够快速的切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复用电。这种方案是目前为止配电网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复用电方面都有效的提高了供电可靠性。 2.馈线自动化基本功能及原理 馈线自动化的主要功能有：在正常的情况下，对馈电网进行监控和数据采集，包括相应馈线柱上开关的状态、馈线电流电压等；在发生故障时进行故障记录，遥控馈线柱上开关的合闸、分闸。在配电自动化系统综合分析故障信息后遥控执行自诊断、隔离、恢复功能。根据负荷均衡情况实现配电网的优化与重构。馈线自动化就是监视馈线的负荷及运行方式。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集和控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和配电高级应用的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。 目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：第一，电流保护切除故障；第二，集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；第三，集中式的配电主站或子站遥控FTU实现非故障区域的恢复用电。这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复用电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就能够大大的提高馈线保护性能，从而一次性的实现故障切除与故障隔离。这就需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协作动作，共同实现有选择性的故障隔离，以上就是馈线保护的基本思想。 3.馈线保护的基本原理 馈线系统保护实现的前提条件是：快速通信；控制对象是断路器；终端是保护装置而非TTU。 在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。 系统保护动作速度及其后备保护。为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2s，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并启动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms。这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。
PD28LA低压馈线保护装置
讯功能，为低压配电及供电系统的保护与控制提供了完整的解决方案，有力地保障了低压电网及厂用电系统的安全稳定运行，并可与其他保护、自动化设备通过通信接口组成自动化系统。 ◆安全标准 《静态继电器及保护装置的电气干扰试验》 《继电器及继电保护装置基本试验方法》《计算机站场地技术条件》 《继电保护和安全自动化装置技术规程》《电力装置的继电保护和自动化装置设计规范》《继电保护信息接口标准》 《微机线路保护装置通用技术条件》《静电放电抗扰度试验》《射频电磁场辐射抗扰度试验》《电快速瞬变脉冲群抗扰度试验》《浪涌冲击抗扰度试验》 《射频场感应的传导骚扰抗扰度试验》《工频磁场抗扰度试验》《电磁兼容试验和测量技术》 《量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验》 GB6162-85 GB7261-87GB2887-89GB 14258-93GB 50062-92IE870-5-103GB /T15145-94GB /T17626.2GB /T17626.3GB/T17626.4GB/T17626.5GB /T17626.6GB/T17626.8GB /T17626-1998GB/T14537-1993 PD28LA低压馈线保护装置符合各种安全标准。 一、装置概述 全汉化液晶显示，人机界面清晰易懂，操作整定方便。 实时检测低压馈线回路中的各种参数，如三相电流、三相电压、接地/漏电电流、频率、功率因数、有功功率、无功功率等多种电参数的测量。 具有低时限过流保护、高时限过流保护、反时限过流保护、低时限零序保护、高时限零序保护、反时限零序保护、漏电保护*、过压保护*、欠压保护*、频率保护*、三相一次重合闸、后加速及外部联动等多种保护功能。6路开关量输入，用于分/合闸、复位、联动等信号输入。 4路继电器输出，具有合闸、保护跳闸、报警信号、自诊断信号的输出。8次故障记录。 具备国际标准的RS-485通讯接口或CANBUS通讯接口；RS485接口采用通用的ModBUS-RTU 或ProfiBUS-DP接口（选配）通讯协议，CANBUS接口采用通用的DeviceNET通讯协议（选配），保证了与上位机的快速可靠通讯。 具备1路DC4～20mA模拟量输出接口（选配），可以直接与DCS系统相连，实现对现场设备的监控。 功 耗： ≤6VA； 额定工作电压：AC 0~1000V，可经PT接入；额定工作电流：2A（0.1A~2A） 5A（2A~5A） 10A（5A~10A） 30A（10A~30A） 50A（30A~50A） 100A（50A~100A） 200A（100A~200A） □A/5A（200A~800A/5A）开关量输入：6路，光耦隔离； 继电器输出：4路；触点容量，交流 AC 250V/10A 或 直流 DC 30V/5A；通 讯： RS-485接口，ModBUS-RTU或ProfiBUS-DP协议； CANBUS接口，DeviceNET协议； 波特率：4800，9600，19200，38400；环 境： 温度-20~+50℃，相对湿度≤95%RH； PD28LA 低压馈线保护装置 二、装置特点 三、参数指标