第十七章 继电保护及安全自动装置

第十七章继电保护及安全自动装置

【模块描述】本模块包含了继电保护及安全自动装置的基本原理，继电保护通道知识、

变电站继电保护典型配置、重要二次回路图及智能变电站二次部分的基础知识；结合二次专

业巡视介绍了二次设备的运维巡视的重点内容；介绍了保护装置常见故障的分析及处理方

法，并介绍了其中的工作风险点及控制措施。

第一节基础概念及原理

一、电力系统继电保护基本概念

（一）电力系统与继电保护关系

电力系统：由发电电厂中的电气部分、变电站、输、配电线路、用电设备等组成的统一

体，它包括发电机、变压器、线路、用电设备以及相应的通信、安全自动装置、继电保护、

调度自动化设备等。

1.电力系统运行有如卜特点

（1）电能的生产，输送和使用必须同时进行。

（2）与生产及人们的生活密切相关。

（3）暂态过程非常短，-一个正常进行的系统可能在几分钟，甚致几秒钟内瓦解。

2.电力系统短路故障的后果

（1）短路电流在故障点引起电弧烧坏电气设备。

（2）造成部分地区电压下降。

（3）使系统电气设备，通过短路电流造成热效应利电动力。

（4）电力系统稳定性被破坏，可能引起振荡，甚至解列。

3.电力系统的不正常工作状态

指电力系统中电气设备的正常工作遭到破坏，但未发展成故障。电力系统不正常T作状

态：

（1）电力设备过负荷，如：发电机、变压器、线路过负荷。

（2）电力系统过电压。

（3）电力系统振荡。

（4）电力系统低频、低压。

4.电力系统事故

电力系统中，故障和不正常工作状态均可能引起系统事故，即系统全部或部分设备正常

运行遭到破坏，对用户造成非计划停电、少送电、电能质量达不到标准（频率，电压、波

形）、设备损坏等。

5.继电保护的作用

检测电力系统中各电气设备的故障和不正常工作状态的信息，并作相应故障隔离处理。

6.继电保护的基本任务

（1）将故障设备从系统中切除，保证非故障设备正常运行。

（2）发出告警信号通知运行监控人员，系统发生不正常工作状态或自动调整使系统恢

复正常工作状态。

7.电力系统对继电保护的基本要求

（1）选择性：

电力系统故障时，使停电范围最小的故障切除方式。

（2）快速性:

指继电保护应以允许的可能最快速度动作于断路器跳闸，以断开故障或中止异常状态发

展。电力系统故障对设备、人身、系统稳定的影响与故随的持续时间密切相关，故障持续时

间越长，设备损坏越严重：对系统影响也越大。因此，要求继电保护快速的切除故障，提高

重合闸成功率，有利于故障后的电力系统同步运行的稳定性。

（3）灵敏性：

继电保护的灵敏性是指继电保护对设计规定要求动作的故障及异常状态能够可靠地动

作的能力。故障时通入装置的故障量和给定的装置起动值之比，称为继电保护的灵敏系数。

（4）可靠性：

A保护范围内发生故障时，保护装置可靠动作切除故障，不拒动。

B保护范围外发生故障和正常运行时，保护可靠闭锁，不误动。

8.常用的名词解释

（1）主保护：

满足系统稳定和设备安全的要求，能以最快的速度有选择性的切除电力设备及输电线路

故障的保护。它的定义根据系统稳定和安全要求而决定“如：对于220kV及以上线路，要求

主保护全线速动，则其主保护为高频保护、光纤差动等；而对于UOkV线路，通常距离I、

H段是主保护；对于35KV线路，电流保护I、II段是主保护

（2）后备保护：

当主保护或断路器拒动时，用来切除故障的保护，后备保护可分为远后备保护和近后备

保护。

A近后备：

当主保护或断路器拒动时，由本线路其它保护或本电力设备其它保护切除故障，当开关

失灵时，由开关失灵保护切除故障。

B还后备：

当主保护或断路器拒动时，由相邻线路保护切除故障。如距离保护III段。

C辅助保护：

为补充主保护和后备保护的性能，或当主保护，后备保护退出运行时而增设的保护。如：

一个半开关接线的短引线保护，远方跳闸保护，过电压保护。异常运行保护：反应被保护线

路和设备异常运行状态的保护。如：过负荷、过励磁等。

（二）继电保护的基本原理

利用被保护线路或设备故障前后某些突变的物理量为信息量，当突变量达到一定定值

时，启动逻辑控制环节，发出相应的跳闸脉冲或信号。

1.利用基本电气参数的变化构成的电量保护

（1）发生短路后，利用电流，电压，线路测量阻抗等的变化，构成过流保护，低电压

保护，距离保护。

（2）利用内部故隙与外部故障时被保护线路两侧电流（功率）相量的差别构成差动原

理保护。

（3）利用对称分量变化构成负序保护和零序保护。

2.利用非电气量变化构成的非电量保护，如变压器的瓦斯保护、冷却器全停保护、压力

突变保护、压力释放保护、油温高保护、油位异常等。

3.继电保护装置组成：一般由测量、逻辑和执行三个部分组成。

二、电力系统的基本保护及配置

（一）线路保护

1.概念

（1）电流保护

电流保护以通过保护安装处的电流为作用量的继电保护方式。当通过的电流大于某一预

定值（整定值）而动作的电流保护称过电流保护，它可以依相电流或相序电流（负序或零序）

工作。

A线路相间过电流保护：

用于保护各种电压等级电力网的线路相间故障。分为无时限（瞬时）和带时限过电流保

护，带时限乂可分为定时限和反时限。

B线路零序过电流保界：

用于保护各种电压等级的有效接地系统中线路接地短路故障。其特点如下：

①只能用以保护有效接地系统中发生的单相及两相接地短路故障；

②因线路零序阻抗是正序阻抗的3倍以上，所以首、末端故障时零序电流幅值变化大，

容易获得动作快、保护范围相对稳定和实现相邻段配合等优点；

③正常运行时无零序电流，所以可以有较低的启动电流值；

④为防止三相合闸过程中三相触头不同期或单相重合过程非全相运行时发生振荡时零

序电流保护误动，常采用两个一段保护：灵敏一段按躲被保护线路末端接地M现的最大零序

电流整定，非全相运行时被闭锁，不灵敏一段按躲非全和运行又发生振荡时出现的最大零序

电流整定，两者均瞬时动作。

⑤由于在短线或复杂的环网中，速动段保护范围很小，零序电流受系统方式影响大，整

定起来复杂，另外，系统短时不对称运行时可能误动，所以在220KV及以上系统中现在一

般将零序I、n段退出，川只投入最末一段零序第iv保护，动作时限较长。

（2）距离保护

以距离测量元件为基础构成的保护装置.，其动作和选择性取决于测量参数与整定的被保

护区段参数的比较结果，且测量值与线路成正比，而与系统运行方式无关，所以能获得稳定

的保护区。距离保护的第I段是瞬时动作的，它的保护;范围为本线路全长的80〜85%;第II

段与限时电流速断相似，它的保护范I制应不超出下一条线路距离第【段的保护范围，并带有

高出一个△，的时限以保证动作的选择性;第in段与过电流保护相似，其启动阻抗按躲开正常

运行时的负荷参量来选择，动作时限比保护范围内其他与保护的最大动作时限高出一个

保护主要由以下部分组成

A测量部分，用于对短路点的距离测量和判别短路故障的方向。

B启动部分，用来判别系统是否处f故障状态。当短路故障发生时，瞬时启动保护装置。

有的距离保护装置的启动部分兼启动后备保护的作用。

C振荡闭锁部分，用来防止系统振荡时距离保护误动作。

D二次电压回路断线失压闭锁部分，当电压互感器（TV）二次回路断线失压时，它可

防止由于阻抗继电器动作而引起的保护误动作。但当TV断线时保护可以选择投/退”TV断

线线过流保护

E逻辑部分，用来实现保护装置应有的性能和建立各段保护的M限。

F出口部分，包括跳闸出口和信号出口，在保护动作时接通跳闸回路并发出相应的信号。

（3）线路纵联保护

线路纵联保护是当线路发生故障时使两侧（或多侧）同时快速跳闸的•种保护装置。它

的_L作原理是线路各侧均将判别量借助通道传送到对侧,然后每侧分别按两侧判别量之间的

关系来判断区内或区外故障。

A电流相位比较式纵我保护：

也称为相差高频保护，是以比较本线路两端规定的工频电流相位差为动作判据的一种线

路纵联保护，现已淘汰。

B高频闭锁方向保护：

它的基本原理是比较被保护线路两侧的功率方向，当两侧的短路功率方向都是由母线流

向线路时，保护就动作跳河。目前广泛用负序功率方向元件来判别故障方向。

C高频闭锁距离（零序）保护:

它的基本原理类似于上述高闭方向保护，不同的是它利用两侧的方向距离（或零序功率

方向）II段或HI段保护元件作为判别元件来判别故障的方向，两侧都动作则表明均为正方

向，保护就动作跳闸。

以上三种都是闭锁式纵联保护，它一般借助于相-地高频通道和收发讯机来实现保护信

号的联系。它的动作过程是：

①正常运行时，收发讯机不工作；（因此值班人员要经常交讯检查通道是否正常）

②系统故障，两侧（或一侧）启动发讯，两侧攻讯后均同时发讯（闭锁信号）；

③保护判正方向则停讯，判反方向则继续发讯，通道有闭锁信号，两侧保护均不动

作；

④两侧保护均判正方向则两侧均停讯，通道无闭锁信号，两侧保护动作跳闸。

D高频允许式纵联保护：

高频允许式纵联保护一般借助于相-相高频通道和载波机来实现保护信号的联系。

它的动作过程是：

①正常运行时，载波机发导频信号；（因此值班人员只要检查载波机是否告警）

②系统故障，一侧保护动作后，启动载波机发跳频信号；

③另一侧保护收到允许信号后，再根据自身的一些判别决定是否动作跳闸；

④另一侧保护未收到允许信号，该高频保护不动作；

E电流差动式纵联保护：

它是以同一时刻的本线路各端规定的同•电流量瞬时值相量和为动作判据的线路纵联

差动保护（有综合式电流差动和分相式电流差动）。它的特点有：

①它以各侧电流“相量和”为动作判据，可靠、灵敏；

②利用制动特性，使差动元件动作值大于区外故障产生的不平衡差电流，能可靠防误动

作；

③电压二次回路故障不会影响保护：

④它要求采用具有较高传输速度的通道，因此一般采用光纤通道；

2.线路保护配置情况

（1）10-35kV线路保护配置

10-35kV为中性点非有效接地电力网的线路，一般配置.如下：

A相间短路保护：

①一般由电流继电器构成，接于两相（不完全星形）或三相（完全星形）电流互感器上,

但须注意同一网路所有线路均接入相同的两相上；

②保护采用远后备；

③单侧电源可设两段过流，保护装置仅装在电源端；

④双侧电源可设带方向过流保护。

B单相接地保护：

一般装设单相接地监视装置，反映零序电压，动作于信号；有条件也可安装零序电流接

地选线装置

C三相重合闸：单侧电源可设为无检定，双侧电源可设为检定无压重合闸。

(2)llOkV线路保护配置

HOkV为中性点直接接地电力网的线路，一般配置如下：

AHOkV的后备保护一般采用远后备方式；

B单侧电源线路可设阶段式相电流和零序电流保护，不能满足要求则用阶段式相间和

接地距离保护并辅之一段零序电流保护；

C双侧电源线路一般用阶段式相间和接地距离保护并辅之一段零序电流保护；

D多级串联的单侧电源为满足快速和选择性要求，可以装设一套全线速动保护；

E双电源线路为满足稳定要求，应装设一套全线速动保护；

F长线与短线配合的保护，在短线上应装设一套全线速动保护。

(3)220kV线路保护配置

220kV也为中性点直接接地电力网的线路，一般配置如下：

A遵循220kV应加强主保护简化后备保护的原则配置：

①加强主保护是指全线速动保护的双重化配置，每套全线速动保护应有选相功能并正确

动作，功能完整能反应各种类型故障；

②简化后备保护是指主保护双重化配置的同时，每套都有延时的相间和接地II、H1段保

护；

③两套全线速动保护既都是主保护，能快速切除区内各种故障，同时又可以互为近后备

(一套拒动时，应由另一套切除故障)；

B装设两套全线速动保护在旁代时至少保留一套，同时有如下要求：

①两套保护的交流电流、交流电压、直流电源彼此独立；

②每套保护均能快速动作切除全线内各种类型故障；

③每套保护均具有选相功能；

④两套保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈；

⑤两套保护应分别使用独'工的远方信号传输设备；

C保护采用近后备方式；

D对相间短路和接地短路应装设相应的后备保护；

(4)330・500kV线路保护配置

A保护要求双重化配置：

B同时要考虑超高压系统输送电时的各种影响；

C根据•次系统过电压要求需装设过电压保护并通过发送远跳信号跳对侧断路器；

（二）母线保护

1.概念

母线保护是重要变电站一次母线的主保护，能够快速切除母线上任何故障。一般情况下

只有在220kV及以上的变电站才配置母线保护。母线保护的基本理论依据是KCL原理，即

把母线看做一个广义的KCL节点，在任何情况下流入和流出该节点的电流的向量和等于零，

只有当母线上出现故障时由于故障电流均流向故障点而出现差电流，母线保护会动作切除故

障，图17-1为母差保护电流示意图。

（1）对于500kV系统的3/2接线，每组母线应装设两套母差保护：

（2）对于220kV系统的双母线、双母线分段接线，宜装设两套母差保护；220kV变电

站UOkV母线单套配置；

（3）对于110kV及以下的变电站一般不配置母差俣护，部分重要变电站，装设一套母

差保护；

3.专用母线保护的要求

（1）保护能正确反应母线保护区内各种类型故障并动作于跳闸；

（2）对于各种类型区外故障，保护不应因TA饱和而误动作；

（3）保护不应因母线故障时流出短路电流影响而拒动，并能适应母线各种运行方式；

（4）双母线接线的母差保护应设有电压闭锁装置.；

（5）母线保护仅实现三相跳闸出口；

（6）母线保护动作后，除3/2接线外，对于不带分支且有纵联保护的线路，应采取措

施使对侧断路器能速动跳,甲J;

（7）交流电流回路不正常后断线时应闭锁母差保护动作，并发告警信号;

（三）断路器失灵保护

1.概念

失灵保护由电压闭锁元件、保护动作与电流判别构成的启动回路、时间元件及跳闸出口

回路组成，其原理如图17-2所示。

解除闭锁

图17-2失灵保护原理图

2.断路器失灵保护的一般配置

（1）220-500kV电力网，应装设一套断路器失灵保护；220kV系统按“六统一”要求

设双套断路器失灵保护，并与母差保护共屏。

（2）断路器失灵保护即实现了近后备方式，又能防止断路器与TA间故障形成保护死

区引起停电范围扩大；

（3）220-500kV分相操作的断路器可仅考虑断路器单相拒动的情况；

3.断路器失灵保护启动的要求

（1）故障线路或设备能瞬时复归的出口继电器动作后不返回：

（2）断路器未断开的判别元件动作后不返回；

（3）失灵保护的判别元件一般为相电流元件，动作和返回时间均不应大于20ms;

4.断路器失灵保护时间的整定

（1）3/2接线的失灵保护应瞬时再次动作于本断路器的两组跳闸线圈跳闸，再经一时限

动作于断开其他相邻的断珞器：

（2）单、双母线的失灵保护应较短时限断开与拒动断路器相关的母联和分段断路器，

再经一时限断开与拒动断珞器同母线的断路器；

（3）变压器断路器失灵还应断开变压器其它侧的断路器：

5.断路器失灵保护闭锁元件

（1）3/2接线的失灵保护不装设闭锁元件；

（2）单、双母线的失灵保护应装设闭锁元件；

（3）与母差保护共出口的失灵保护不必设独立的闭锁元件（共用），但灵敏度要保证

要求；

（4）变压器等断路器失灵保护，为防止闭锁元件灵敏度不够应采取解除闭锁措施或不

设；

6.断路器失灵保护其他要求

（1）双母线的失灵俣护应能自动适应连接元件运行位置的切换；

（2）对具有双跳圈的断路器，应同时动作于两组跳闸回路；双重化配置时应分别动作

于两组跳闸I川路；

（3）对远方跳对侧断路器的，宜利用两个传输通道传送跳网命令;

（4）失灵保护动作于跳闸后应闭锁重合闸；

（四）三相不一致保护

采用分相操作机构的断路器在运行中会出现三相不同时合闸（即「相不一致）的异常状

况，因三相不•致引起的零序、负序电流，将对系统产生不利影响，甚至引起保护及自动装

置误动。为减少断路器三相不一致对系统的影响，需对断路器加装三相不一致保护。

根据继电保护六统一原则，断路器本体三相不一致应采用断路器本体内部三相不一致回

路，每相断路器分闸位置借助常闭触点并联及合闸位置辅助常开触点并联，之后再串联启动

时间继电器，经时间继电器延时启动三相不一致保护继电器，经三相不一致保护继电器接点

接通三相跳闸线圈，以断开仍在运行的其它相断路器。如果现场未改造或一次设备无法达到

要求，也可采用保护装置内三相不一致回路，保护装置内的三相不一致回路，还多引入了负

序或零序电流作为判据。根据继电保护双重化配置的反措要求，三相不•致保护也应实现双

重化配置。三相不一致保护的动作时间应按大于断路器单相跳开后等待单相重合闸的时间来

整定。

图17-3为保护装置内二相不一致原理图，断路器二相不一致不要负序和零序过流条件。

三相不一致保护不启动失灵。在断路器本体内部三相不一致回路，必须有警示标识，出

1.瓦斯保护及非电量保护

（1）0.4MVA及以上户内油浸式变压器和0.8MVA及以上油浸式变压器均应装设瓦斯

保护;

（2）轻瓦斯瞬时动作于信号，重瓦斯瞬时动作于断开各侧断路器；

（3）带负荷调压变压器的调压开关也应装设瓦斯保护，调压重瓦斯瞬时动作于断开各

侧断路器；

（4）对于变压器油温、绕温及压力升高超过允许值和冷却器系统故障，应设动作跳闸

或信号的保护；

2.电量主保护

（1）电压在10kV及以下，容量在10MVA及以下的变压器，采用电流速断保护;

（2）电压在lOkV及以上，容量在10MVA及以上的变压器，采用纵差保护；

（3）22OkV及以上变压器保护应双重化配置；FI前新建智能变电站站的llOkV变压器

也多采用双重化保护；

（4）纵差保护应满足的要求：

A能躲过励磁涌流和外部短路产生的不平衡电流；

B在变压器过励磁时不误动作；

C在电流断线时应发出断线信号，电流回路断线闭锁差动保护动作跳闸；

D纵差保护的保护范围应包括变压器套管及引线；

3.后备保护

（1）采用过流、复压闭锁（方向）过流等保护防止外部相间短路引起的变压器过电流;

（2）llOkV及以上中性点直接接地电网，应装设接地短路后备保护防止外部单相接地

短路引起的过电流；

（3）HOkV.220kV中性点直接接地电网，低压侧有电源的主变压器中性点可能接地

或不接地运行时，应装设防止火去接地中性点引起中性点电压升高的后备保护；

A全绝缘变压器：装设零序过电流保护，再增设零序过电压保护；

B分级绝缘变压器：装设放电间隙，装设直接接地和经放电间隙接地的两套零序过电

流保护，再增设零序过电压保护：

（4）10-66kV系统专用接地变压器应配置主保护和相间后备保护；

（5）0.4MVA及以上并列运行变压器应根据实际可能出现的过负荷增设过负荷保护动

作于信号，无人值班站可以动作跳闸；

（6）高压侧330KV及以上变压器，为防止频率降低和电压升高引起变压器磁密过高而

损坏，应装设过激磁保护；

（六）电容器组保护

1.针对电容器组和断路器之间连接线的短路，装设带短时限的电流速断和过流保护；

2.针对电容渊内部故隙及其引出线的短路，装设专用的保护熔断器；

3.防止故障电容器被切除一定数量后引起的端电压超过110%额定电压，采用下列保护

将整组电容器断开：

（1）中性点不接地单星形接线电容器组，可装设中性点电压小平衡保护；

（2）中性点接地单星形接线电容器组，可装设中性点电流不平衡保护；

（3）中性点不接地双星形接线电容滞组，可装设中性点间电流或电压不平衡保护；

（4）中性点接地双星形接线电容器组，可装设反映中性点回路电流差的不平衡保护；

（5）电压差动保护：

（6）单星形接线电容器组，可采用开口三角电压保护；

4.防止电容器组的单相接地故障，与10kV线路保护配置相同;

5.对电容器组，应装设过电压保护，带时限动作于跳闸或信号；

6.对电容器应装设失压保护，带时限切除所有母线上的电容器；

7.对高压并联电容器，宜装设过负荷保护，带时限动作于跳闸或信号；

（七）并联电抗器保护

1.对油浸式并联电抗器，应设置轻、重瓦斯保护防匕油箱产生大量瓦斯；

2.对油浸式并联电抗器内部及其引线的相间和单相接地短路，应设置相应保护：

（1）66kV及以下并我电抗器，应装设电流速断保护，瞬时动作于跳闸；

（2）220-500kV并联电抗器，除非电量保护，保护应双重化配置.；

（3）纵联差动保护瞬时动作于跳闸：

（4）应装设过电流保护作为后备保护；

（5）220-500kV并联电抗器应装设匝间保护；

3.对220-500kV并联电抗器应装设过负荷保护，带时限动作于信号；

4.对于并联电抗器油温、绕温升高超过允许值和冷却器系统故障，应设动作跳闸的保护；

5.对于并联电抗器中性点的接地电抗器，应装设瓦斯保护；

6.对330-500kV并联电抗器的保护在无专用断路器时，其动作后还应起动远方跳闸装

置，断开线路对侧断路器；

7.66kV及以下干式并联电抗器：

（1）电流速断作为电抗器绕组及引线相间短路的主保护；

（2）过电流作为电抗器绕组及引线相间短路的后备保护：

（3）零序过电压保护作为单相接地保护，动作于信号；

（八）备自投装置

备自投的方式与变电站主接线形式有关，一般分为为桥备投、进线备投、分段备投等几

种类型

1.基本要求

（1）工作电源断开后，备用电源才允许投入；

（2）投入备用电源断路器必须经过延时，延时时限应大于最长的外部故障切除时间；

（3）手动跳开工作电源时，备自投装置不应动作；

（4）应有闭锁逻辑，以防止备用电源投到故障的元件上，造成事故扩大的严重后果；

（5）备用电源不满足有压条件，装置不应动作；

（6）防止工作母线TV二次三相断线造成误动；

（7）只允许动作一次。

2.动作逻辑：

如图17-4,只有当启动条件和闭锁条件都没有发生且备自投装置没有处于动作时，备

自投装置才能充电，备自发充电时间T1大于10S这样可以保证备自投装置动作失败或备投

于有故障的备用线路时不会再动作，即只动作一次。当启动条件满足，没有闭锁条件•，备自

投装置充满电后，经T2时限备自投装置动作。当备自投装置动作跳开主供开关后，只有确

认主供开关在分位后，才会合上备用电源开关，防止备用电源开关投到故障元件上。

馆动笈件

|启动条件2

|白动条件3

|闭锁条件1|-----------1「

锁条件2|----------------2

|闭锁条件3|-----------II-

图17-4备自投动作逻辑图

主

善

供

用

电

电

源

梅

开

开

关

关

母联开关

I母II母

图17-5一次接线图

3.备自投的三个重要条件

如图17-5所示，桥备投、进线备投、分段备投、主变备投就动作后合开关结果而言，

其实可以看成备用电源开关备投和母联开关备投，下面的条件就讲这两种方式。

（1）充电条件：

A备用电源开关备投：各段母线均有压，备用电源有压，主供电源开关在合位，母联开

关在合位（无母联开关，则取分段刀闸位置）备用电源开关在分位，以上条件需同时满足。

B母联开关备投：各段母线均有压，两个电源开关均在合位，母联开关在分位，以上条

件需同时满足。

（2）闭锁条件（放电条件）：

A备用电源开关备投：各段母线不是同时有压，备用电源无压，母联开关在分位（无母

联开关，则取分段刀闸位置），备用电源在合位，手跳主供电源开关，有外部开入的闭锁信

号，以上条件有一即可。

B母联开关备投：各段母线不是同时有压，两个电源开关和母联开关均在合位，手跳任

一电源开关，有外部开入闭锁信号，以上条件有一即可。

（3）启动条件:

A备用电源开关备投：各段母线均无压，主供电源支流（防止工作母线TV二次三相断

线造成误动），以上条件需同时满足。

B母联开关备投：有一段母线无压，无压段母线供电电源无流（防止工作母线TV二次

三相断线造成误动），以上条件需同时满足。

（九）低频低压减载装置

1.低频减载

（1）装置在频率降低至整定频率时，要切除一部分负荷，使频率恢复到正常值。现在

微机装置频率出口一般分六轮，可根据需要将第五轮、第六轮设为特殊轮，轮次越靠后的负

荷越重要。其中滑差加速第一轮将加速第一及第二基本轮的出口（延时由基本轮的Tfl或

Tf2调整为TdfD,滑差加速第二轮将加速第一、第二及第三基本轮的出II,滑差加速第三

轮将加速第一、第二、第三及第四基本轮的出口。频率出口经滑差闭锁后在频率恢复至49.5

后将解除闭锁，乂可以重新出口。

（2）低频自动减载的起动必须具备以下条件：

A运行频率在一定范围内，一般在45~55HZ之间；

B频率滑差（df/dt）天大于低频减载滑差闭锁定值，一般不能大于5HZ/S；

C运行频率小于低频起动值（一般49.5HZ,可内部定值整定〉：

I）系统电压大于低压闭锁低频值。

2.低压减载

（1）电力系统由于无功不足引起电压下降，应切除部分负荷，使系统无功平衡，电压

恢更正常。现微机装置低压出口一般分六轮，可根据需要将第五轮、第六轮设为特殊轮，轮

次越靠后的负荷越重要。其中滑差加速第一轮将加速第一及第二基本轮的出口（延时由基

本轮的TUI或TU2）,滑差加速第二轮将加速第一、第二及第三基本轮的出口，滑差加速

第三轮将加速第、第二、第三及第四基本轮的出口。电压出口经滑差闭锁后在电压恢复至

滑差闭锁解除电压定值（一般为百分之70〜百分之90；后将解除闭锁，又可以重新出口。

（2）低压自动减载的起动必须具备以下条件：

A电压滑差（du/dt）不大于低压减载滑差闭锁定值，一般不能大于0.90UN/S；

B运行电压小于低压起动值（一般0.90UN）；

C系统未失压。

3.滑差闭锁

滑差就是频率或电压的变化速度，是频率或电压的变化与时间的比值。是区别故障低频

还是负荷重低频或低压的闭锁。由于短路故障频率或电压也会降低，但速度比较快，低频或

低压减载应不动作。设定滑差闭锁值，当频率或电压降低过快大于滑差闭锁值时，低周应不

动作。

三、智能变电站继电保护的相关知识

（一）基本概念及术语

（1）GOOSE（GenericObjectOrientedSubstationEvent）：是一种面向通用对象的

变电站事件，传输开关量信号。主要用于实现在多IED1智能电子设备）之间的信息传递，

包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。

（2）SV（SampledValue）：采样值,即电流、电压等模拟量数据。基于发布/订阅机

制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到

ISO/IEC8802-3帧之间的映射。

（3）虚端子：GOOSE、SV输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端子

存在着对应的关系，为了便于形象地理解和应用GOOSE.SV信号，将这些信号的逻辑

连接点称为虚端子。

（4）ICD文件：能力描述文件。由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提

供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。

（5）SSD文件：系统规格文件。应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相

关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中。

（6）SCD文件：全站系统配置文件。应全站唯一，该文件描述所有IED的实例配置

和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD文

件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。

（7）CID文件：实例配置文件。每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED

相关配置生成。

（二）智能变电站二次系统结构

如图17-6为智能变电站二次系统典型结构示意图。

新路容炫图俎A断路导威・坦H

断路M

图17-6：智能变电站结构示意图

如图所示，典型的智能变电站分为“三层两网”。“三层”分别是指站控层、间隔层

和过程层设备，“两网”是指站控层网络和过程层网络。过程层设备是合并单元和智能终

端，主要是用来实现与一次设备的接口，采集模拟量及开关量等数据，并实现对一次设备

的控制出口；间隔层设备主要是指继电保护及安全自动化装置和测控装置等设备，主要用

来实现保护和测控等功能：站控层设备主要指后台监控系统，主要用来实现全站的集中监

控等功能“过程层网络是实现过程层设备和间隔层设备之间数据交互的媒介।站控层网络

主要用于实现间隔层设备和站控层设备之间的数据交互.

（三）合并单元

（1）用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元.合并

单元可以是互感器的一个组成件，也可是一个分立单元，现在大多数智能变电站均采用传统

.互感器，所以合并单元基本都是分立单元。合并单元配合传统互感器使用时，合并单元自身

配置的交流插件，可以进行模数转换，采用标准规约输出。

（2）间隔合并单元接收来自本间隔电流互感器的电流信号；若间隔设置有电压互感器，

还应接入间隔的电压信号；若本间隔的二次设备需要母线电压，还应接入来自母线电压合并

单元的母线电压信号。

（3）母线电压应配置单独的母线电压合并单元。合并单元应提供足够的输入接口，接

收来自母线电压互感器的电压信号.对于单母线接线，一台母线电压合并单元对应一段母线;

对于双母线接线，•台母线电压合并单元宜同时接收两段母线电压;对于双母线单分段接线,

一台母线电压合并单元宜同时接收三段母线电压；对于双母线双分段接线，宜按分段划分为

两个双母线来配置母线电压合并单元。刈于接入了两段及以上母线电压的母线电压合并单

元，母线电压并列功能宜由合并单元完成，合并单元通过GOOSE网络获取断路器、刀闸位

置信息，实现电压并列功能。

（4）合并单元应能提供各种足够的接口及以太网匚，能同时满足各种传输方式下的保

护、测控、录波、计量设备使用。

（5）合并单元应能保证在电源中断、电压异常、采集单元异常、通信中断、通信异常、

装置内部异常等情况下不误输出；应能够接收电子式互感器的异常信号；应具有完善的自诊

断功能。合并单元应能够输出上述各种异常信号和自检信息。

（四）智能终端

（1）一种智能组件。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连

接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。作用大概相

当以前间隔测控装置的部分功能加上操作箱；

（2）接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE

命令；输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；

跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等，不设置防跳功能，

防跳功能由断路器本体实现；

（3）不配置液晶显示屏，但应具备（断路器位置）指示灯位置显示和告警。智能终端

应有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、GOOSE断链、装置内部

异常等信号，其中装置异常及直流消失信号在装置面板上宜直接有LED指示灯。智能终端

应具有完善的自诊断功能，并能输出装置本身的自检信息，自检项目可包括：出口继电器线

圈白检、开入光耦臼检，控制回路断线自检，断路器位置不对应自检，定值自检、程序CRC

自检等等。

（4）主变本体智能终端还包含完整的本体信息交互功能（调档及测温等），并可提供

用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点，同时还宜具备就地非电量保护功能；

所有非电量保护启动信号均应经大功率继电器重动，非电量保护跳闸通过控制电缆以直跳方

式实现。智能终端靠近一次设备就地安装。

（五）数字式继电保护装置

数字继电保护装置是新一代全面支持智能变电站的保护装置。除有传统微机保护功能外

还应满足以下要求：

（1）保护装置采样值采用点对点接入方式，采样同步应由保护装置实现，支持GB/T

20840.8（IEC60044-8）或DL/T860.92（IEC61850-9-2）办议，在工程应用时应能灵活配置。

对r单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸，如确有必要采

用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。

（2）线路纵联保护、母线差动保护、变压器差动保护应适应常规互感器和电子式互感

器混合使用的情况。

（3）保护装置应处理合并单元上送的数据品质位（无效、检修等），及时准确提供告

警信息。在异常状态下，利用合并单元的信息合理地进行保护功能的退出和保留，瞬时闭锁

可能误动的保护，延时告警，并在数据恢复正常之后尽快恢复被闭锁的保护功能，不闭锁与

该异常采样数据无关的保护功能。特别是涉及闭锁量或者和电流数据的装置，如母差和主变

差动，在单个电流数据不法正常传输时，应瞬时闭锁保护，防止误动。接入两个及以上合并

单元的保护装置应按合并单元设置“MU投入”软压板。

（4）保护装置应米取措施，防止输入的双A/D数据之一异常时误动作。

（5）除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。检

修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。参

数、配置文件仅在检修压板投入时才可卜.装，卜装时应闭锁保护。

（6）保护装置应同时支持GOOSE点对点和网络方式传输，传输协议遵循DL/T

860.81（IEC61850-8-1）。

（7）保护装置应具备通信中断、异常等状态的检测和告警功能。

（六）智能汇控柜

目前智能变电站户外智能汇控柜的种类有三种：热交换柜、空调柜、风扇柜。

1热交换柜

热交换柜采用嵌入式热交换器作为散热设备。热交换器是一种利用冷源介质进行有效

热量交换，实现温度调节，进而满足控制柜在密闭状态下散热要求，使控制柜温度趋于环境

温度的节约能源且效率高的传热导体。其原理是将冷源物质封装在密闭的循环系统中，利用

冷源对热度敏感产生的微小压力变化或“蒸腾效益”，形成自然循环，通过内、外导热片将

热量排出柜外。

热交换器的温度调节范围在20C-50℃,柜内外温差越大，热交换器工作效率越高，

一般设定在35℃左右。热交换器的原理决定了柜内平均温度不会低「•柜外温度，通常高于

柜外温度5c左右。在环境温度不高、机柜内外温差较大的情况下，使用热交换器可以获得

良好的散热效果。

2空调柜

空调柜采用嵌入式X、型空调对智能汇控柜内空气温度、湿度进行调节，并通过风机构

成内部的空气流通，提高温度调节效率。

空调柜适用「环境温度较高情况，设定温度一般为30C-35C,温度波动一般在±3℃

内。此外，空调柜要满足能够连续24小时工作，能够耐受严寒酷暑、太阳辐射、雨淋沙尘

等恶劣环境。

3风扇柜

风扇柜采用风扇强制空气流通，将热量排出柜外。柜内较大的空气流通可减轻电气元

件局部热岛现象，有助于电气元件的散热。

风扇柜一般在柜卜.部装设吸风口，在柜上部或顶部装设抽风口，风扇外侧均装有过滤

网。风扇启停由柜内的温度控制器控制，一般设定风扇启动温度在35℃左右，返回级差5℃

-ior.

风扇柜不适用于湿热环境和粉尘较大的环境。

4智能汇控柜温度控制要求

根据《国家电网公司关于发布电网运行有关技术标准差异协调统一条款的通知（国家电

网科（2014）108号）》的要求，户外智能汇控柜的温湿度控制要求满足：柜内最低温度应

保持在+5℃以上，柜内最高温度不超过柜外环境最高温度或40C（当柜外环境最高温度超

过5CTC时），柜内湿度应保持在90%以下。

四、保护通道基础知识

（一）继电保护通道简介

1.继电保护装置通道种类：

（1）专用纤芯：利用一对光缆纤芯传输。

（2）复用光纤2M/64K：通过光通信设备所提供的2M通道进行传输。特殊情况：专用

PCM。

（3）复用（专用）电力线载波：利用电力线载波通道传愉。

（4）微波通道（很少用）。

2.运行维护界面划分：

（1）高频通道：保护专用的高频通道设备，由继电保护专业负责；通信与继电保护合

用通道设备，由通信专业负责；

（2）光纤通道：保护专用光纤由龙门架接续盒引出的，接续盒至保护装置的光缆由继

电保护专业负责维护；

（3）各相关专业至通信设备的连接如不经通信配线架，以通信设备接口端子为分界点，

至各专业的线缆、装置等由相关专业负责维护。

（4）各相关专业至通信设备的连接如经通信配线架，以各专业接至通信配线架（包括

光配线架、数字配线架和音频配线架等）的用户侧端子为分界点，至各专业的线缆、装置等

由相关专业负责维护。

（5）传输继电保护和稳定控制的通信设备侧接线方案应由继电保护和通信专业双方工

作负责人签字确认，在继电保护专业人员现场监督下，由通信专业人员负责接线。

3.通信通道运行方式安排原则：

对于双重化配置的保护、稳控装置，应配置两条完全独立的通道。对于长度小于30km

的末端线路，宜采用专用纤芯方式。采用复用2M方式传输的继电保护业务通道不应设置通

道保护方式。在同•套SDH光设备上开通多条线路继电保护通道，宜均衡分配在不同的2M

接口盘上。

4.纵联保护的通道

（1）专用通道

A专用载波通道：

如图17-7保护装置自配高频收发机，直接利用电力线载波通道的一相或经分频器与其

他保护和稳定装置复用（一般用220kV系统，常用单频制）

收

保番

护机

，4

图17-7专用教波通道联系图

B专用光纤通道:

如图17-8、17-9保护装置与光、接点转换装置如FOX-40E,ZSJ-900配合，直接利用

OPGW的光纤芯传送保井信息（一般用于小于60KM的线路）500kV线路主保护、远方跳

闸公用光、接点转换装置。

保护通讯接口装置

PCMSDHfPDH)

发+

64K/S2M/SOPGW

收♦

发♦

收♦

图17-8专用光纤通道图

图17.9专用光纤通道联系图

（2）复用通道

A复用载波通道：正常运行时，载波机长发导频信号以检测通道的正常；继电保护动作

后，通过载波机提供的2个快速命令（A、B）,2个慢速命令（C、D）转发跳频信号，一

般主保护利用A或B命令，远跳利用C命令，稳定装置利用D命令。

B复用光纤通道：如图17-10、17-11保护装置与光、接点转换装置如POX-40E,ZSJ-900

配合，利用64K/S经PCM及用SDH或PDH,或利用2M/S复用SDH或PDH,主保护、远

方跳闸公用光、接点转换装置POX-40E,ZSJ-900。

图17-10复用光纤通道图

图17/1复用光纤通道联系图

（3）纵联保护及通道运行规定：

A线路两侧纵联保护应同时投入或退出。纵联保护双通道，当其中一个异常时，可不退

出保护但应加强监视，并立即通知检修人员处理；双通道同时异常或单通道保护异常时，应

同时退出线路两侧的纵联保护（500kV还应退出共通道的远跳及过电压保护）。

B若电力载波闭锁式纵联保护装置和收发信机均有远方启讯回路，应只投入保护装置的

远方启讯回路。

C电力载波闭锁式纵联保护必须定期交换信号，检查并记录交信15秒过程电平值,

D线路检修完毕恢复送电前，应进行电力载波闭锁式纵联保护两侧通道交换信号检查，

正常后方可投入纵联保护，

E电力载波允许式纵联保护必须定期检查载波机是否告警。

F复用光纤通信接口装置应与光纤通道同时投入或退出。复用光纤通道出现异常时，除

检查相应保护装置外，还应检查通信接口装置光、电告警灯是否异常。

五、二次回路基础知识

（一）二次回路图基本概念

1.二次回路图的概念和分类

为实现对一次系统运行工况的监视、测量、控制、保护、调节等功能，为了便于设计、

制造、安装、调试及运行维护，把二次设备按照一定功能要求连接起来所形成的电气回路称

为二次回路。

通常在图纸上使用元件的图形符号及文字符号按一定的规则连接起来对二次回路进行

描述。这类图纸我们称为二次回路图。

二次回路图按作用可分为原理接线图和安装接线图。安装接线图乂分为屏面布置图、屏

内设备连接图和端子排接线图。

2.二次回路的编号原则

（1）传统回路编号的一般规则

A同一回路由电气设备的线圈、触点、电阻、电容等所间隔的线段，都视为不同的线段，

应给予不同的回路编号。

B回路编号一般由3位及以卜.数字组成，根据回路的不同的种类和特征进行分组，每组

规定了编号数字的范围，交流回路位标明导线相别，在数字前面还加上A、B、C、N、L等

文字符号。对于一些比较重要的回路都给予固定的编号，例如直流正、负电源回路，跳合闸

回路等。

C对于控制和信号回路的一些辅助小母线和交流电E小母线，除文字符号外，还给予固

定的回路编号，以进一步区分。

（2）常见的二次回路的编号

回路标号由“约定标识+序数号''构成。

常见的回路标识

序号回路名称约定标识

1直流控制回路1-4

2信号回路7或J

3交流回路A、B、C、N

4交流电压网路A6、A7…

5交流电流回路（保护）A4…

6交流母差电流回路A3.......

常见的序数号

序号回路名称序数号

1正极导线01

2负极导线02

3合闸导线03或07

4跳闸导线33或37

常见数字标号组

序号回路名称数字编号组

1正电源回路101、201、301、401

2负电源回路102、202、302、402

103、203、303、403或107

3合闸回路

、207、307、407

133、233、333、433或137

4跳闸回路

、237、337、437

5电流回路A相A4I1-A419…A491-A499…

6电流回路N相N411-N419..…N491-N499.….

在PT隔离开关位置继电心触点前的电压回路

7A60KA602

A相

在PT隔离开关位置继电器触点后的二次电压

8A610.........690

母线回路A相

在PT隔离开关位置继电罂触点后的二次电压

9母线回路进入保护装置经过切换间隔倒间触点A710……A790

后A相

10电压回路N相N600、N700

备注：07和37是经过防跳回路后编号。

（3）常见的端子的编号

端子编号由端子排段文字符号或端子段编号+端子序号组成，如直流电源段上的第四个

端子的编号为：ZD4o

线路保护及辅助装置编号及端子段编号

序号装置类型装置编号屏端子段编号

1线路保护InID

2线路独立后备保护2n2D

3断路器保护带重合闸3n3D

4操作箱4n4D

5交流电压切换箱7n7D

6断路器辅助保护不带重合闸8n8D

7过电压及远方跳闸保护9n9D

8短弓线保护lOn10D

9远方信号传输装置Un1ID

常见保护屏背面端子排段文字符号

序号名称文字符号序号名称文字符号

1直流电源段ZD9交流电压段UD

2强电开入段QD10交流电流段ID

3对时段OD11