继电保护原理课程设计报告
专业：电气工程及其自动化
班级：电气1705班
姓名：王素云
学号：201709904
指导教师：陈晓婧
兰州交通大学自动化与电气工程学院
2020年7月17日
目录
1 设计原始资料 (2)
2设计的课题内容 (2)
2.1馈线保护的特殊问题 (3)
2.2本设计的保护设计 (3)
2.2.1自适应距离保护原理 (3)
2.2.2电流速断保护 (4)
2.2.3电流增量保护 (5)
3 保护的配合及整定计算 (6)
3.1主保护的整定计算 (6)
3.1.1变电所牵引馈线的主保护 (6)
3.1.2分区所牵引馈线的主保护 (7)
3.2后备保护的整定计算 (7)
3.2.1变电所牵引馈线的后备保护 (7)
3.2.2分区所牵引馈线的后备保护 (7)
4原理图的绘制 (7)
5结论 (10)
1设计原始资料
某牵引变电所甲采用直接供电方式向复线区段供电，牵引变压器类型为110/27.5kV，三相平衡接线，两供电臂电流归算到27.5kV侧电流如下表所示。线路阻抗为0.4Ω/km。
2设计的课题内容
复线单边供电时，为了使牵引网减小正常运行时的电压损失、增大线路容量、减小电能损失、消除电力机车跨越车站接触网渡线时分段处产生电弧的可能，在复线区段采用上、下行线路并联供电方式，如图1所示。即在一般情况下，断路器QF3、QF4闭合，隔离开关QS1、QS2断开，上、下行线路在分区所并联。图中α表示本变电所的一个端子，β表示相邻下级变电所的一个端子。
图1复线单边供电图
为了保证在上(或下)行线路故障时不影响下(或上)行线路的正常供电，所以，并联供电方式的馈线保护在变电所与分区所处均应设置保护，以缩小停电范围。而变电所处α、β端子的保护类似，我只选α端子的保护进行整定计算，5、6处的保护相同，可只整定其中一个(例如5)。
2.1馈线保护的特殊问题
(1) 牵引负荷不仅是移动的，而且其大小随时在变化。馈线电流变化范围大，一般在轻负荷和最大负荷电流值(数百至数千安)之间变动;
(2)供电臂供电距离长，单位阻抗较大。一般直接供电方式牵引网的单位阻抗为0.4/km，线路阻抗角为65°，单位互阻抗为0.129/km，故末端最小短路电流可能接近最大负荷电流;
(3)整流型电力机车的负荷电流中含有大量高次谐波;
(4)会产生励磁涌流，含有大量的二次谐波。
2.2本设计的保护设计
变电所牵引馈线的保护5主保护采用距离保护I、II段、电流速断保护;后备保护采用电流增量保护;分区所牵引馈线保护4主保护采用距离保护I；后备保护采用电流增量保护。
2.2.1自适应距离保护原理
距离保护反映的是故障点至保护安装处的距离(阻抗值)，具有较高的灵敏度。由于多边形特性具有更高的灵敏性和躲过渡电阻能力。因此，在馈线保护中，一般采用多边形特性作为距离保护的动作特性。
根据牵引负荷的特点，为了提高距离保护的躲负荷能力，需要在距离保护中增加自适应判据。而电力机车上设有谐波滤波支路，因此，可以根据馈线中综合谐波含量的大小来自动调节距离保护的动作边界，如图2所示。则自适应距离保护的动作方程为:
{0≤R m≤1
1+KΣ
R set
-R m tanφ
2
≤X m≤0
或{
0≤X m≤1
1+KΣ
X set
R m ctgφ
1
≤R m≤X m ctgφ
L
+1
1+KΣ
R m
(1)
在式(1)中，R set为电阻边整定值; X set为电抗边整定值; φ
1为躲涌流偏移角;φ
2
为容性阻抗偏移角; φ
L
为线路阻抗角。R m、X m分别为考虑谐波抑制后的测量电阻
和测量电抗，其计算公式如下:
{R m =(1+K h K Σ)R
X m =(1+K h K Σ)X
(2)
在式(2)中, K Σ为综合谐波含量，等于(I 2+I 3+I 5)/I 1；I 1 、I 2、I 3、I 5分别为基波、二次、三次、五次谐波分量， K h 为谐波抑制加权系数。
(2)自适应距离保护整定原则 电抗边按被保护线路阻抗正定，即
X set =K rel ?X 1?L
式中，K rel ——可靠系数，取0.8~0.85。
X 1——每千米牵引往阻抗， L ——接触网长度，km 。 电阻边R set 与负荷有关，即
R set =Z L.min (cos φL +sin φL
tan φL
)
式中，Z L.min ——最小负荷阻抗；
φL ——负荷阻抗角。 2.2.2电流速断保护
当TV 发生断线时牵引网发生短路故障，距离保护将拒动，故可配置电流保护作为辅助保护。为了区分故障电流、负荷电流及励磁涌流，可利用综合谐波含量来区分负荷电流和故障电流，利用二次谐波来区分励磁涌流和故障电流。
电流速断保护动作方程为:
{I 1-KI Σ≥I set I 2
I 1
< K 2.set 式中，I Σ——综合谐波电流;
K ——综合谐波加权系数; I set ——电流速断保护整定值;
K 2.set ——二次谐波含量整定值,这里选取在15%~20%之间; I 1、I 2——分别为基波和二次谐波电流。 电流速断保护的原理框图如图2所示。
图2 电流保护原理框图
在复线末端（分区所）并联运行方式下，电流速断保护按躲开末端（分区所）短路时的最大短路电流进行整定，即
I set=K rel? I k.max(3)
式中，K rel——可靠系数，可取1.2；
I k.max——分区所处的最大短路电流。
2.2.3电流增量保护
当牵引网发生高阻接地故障时，故障电流可能小于最大负荷电流，导致距离保护和电流速断保护拒动。此时应该设置电流增量保护，电流增量保护的原理框图如图3所示。
图3电流增量保护原理框图
动作方程为：
{
?I≥?I set I2
I1
≥ K2.set
其中，电流增量为
?I=I1-I1'-K h(I2+I3+I5-I2'-I3'-I5')
式中，I1、I1′——分别为当前和一周波前馈线基波电流；
I2、I3、I5——分别为当前二、三五次谐波电流；
I2'、I3'、I5'——分别为一周波前二、三、五次谐波电流；
K h ——加权抑制系数； ?I set ——电流增量保护整定值；
电流增量保护的定值可按一列机车的启动电流进行整定，即
?I set = K rel?ΔI ss (4)
式中，K rel ——可靠系数，可取1.2；
ΔI ss ——一列电力机车的启动电流，跟机车类型有关，一般在200A
左右。
3 保护的配合及整定计算
3.1主保护的整定计算
3.1.1变电所牵引馈线的主保护 (1)距离I 段保护的整定
距离I 段按线路全长L 的85%整定，即K rel Ι取0.85。于是由式(1)得电抗边的整定值为：
X 1.set Ι=K rel Ι
L (x 0+x 12)
=0.85×20.4×(0.4+0.13) =9.19(Ω)
式中：x 0牵引网单位自阻抗的电抗分量；
x 12上下行供电臂的单位自阻抗的电抗分量; L 牵引变电所到分区所之间的供电臂长度。 电阻边R set 按负荷阻抗正定。 动作时限取0.1s 。 (2)距离П段保护的整定
距离二段与分区所的距离一段配合。K rel Π取0.8。于是电抗边整定为：
X 1.set Π=0.8×[(0.4+0.13) ×20.4+8.6]=15.53 (Ω)
电阻边按负荷阻抗整定。
时限与分区所处的距离一段保护实现配合，?t=0.5，则动作时限可取0.6s 。 灵敏度校验：
K sen =
X 1.set ΠX L
=15.53
(0.4+0.13)×20.4=1.73>1.25
满足要求。
(3)电流速断的保护整定 由式(2)得电流速断的整定值为：
I set =1.2×874=1048.8 (A)
整定时限取0.1s 。
3.1.2分区所牵引馈线的主保护
分区所处设置方向距离I 段保护，分别与变电所处的保护配合实现对上、下行线路的保护。二者的整定值相同，只是方向不同而已。
于是，由式(1)得 电抗边X I 4.set 整定为:
X 4.set Ι=K rel Ι
L(x 0+x 12)=0.85×20.4×(0.4+0.13)=9.19 (Ω)
电阻边R set 按负荷阻抗整定。 整定时限取0.1s 。
3.2后备保护的整定计算
3.2.1变电所牵引馈线的后备保护
电流增量保护一般作为牵引网发生高阻接地故障时的保护，作为后备保护。由式(3)得电流增量整定值为:
?I 5.set =1.2×200=240(A) 整定时限可取0.1s 。
3.2.2分区所牵引馈线的后备保护
由式(3)的分区所的电流增量保护整定值为： ?I 4.set =1.2×200=240(A) 整定时限可取0.1s 。
4原理图的绘制
TV
跳闸
B C
图4距离保护和电流保护的原理框图
I set
图5电流增量保护原理框图
控制母线
熔断器
距离保护
电流保护
QF1跳闸
QF2跳闸
信号回
路速断
距离电流增量
图6直流回路原理框图
跳闸TV
B
C
图7交流回路原理框图
5结论
本次课程设计主要针对牵引馈线保护进行了相关介绍和整定计算。由于交流电气化铁路供电系统是一个单相系统，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，得出了自适应距离保护、电流速断保护及电流增量保护等几种适用于馈线保护的保护原理，最后，根据题设中的相关已知条件，分别对不同的保护进行整定计算。从保护的配置可以看出:在一般情况下，采用距离I、II保护和电流速断保护作为主保护，已基本能够满足保护要求；但当牵引网发生高阻接地故障时，故障电流可能小于最大负荷电流，导致距离保护和电流速断保护拒动，为此可设置电流增量保护，作为后备保护。至此，整个馈线保护基本完成。
在这次课程设计中，由于以前未曾接触过馈线保护，所以在设计过程中遇到了很多麻烦。通过查阅课外书，请教老师，结合所学继电保护知识，在与同学的交流合作下终于完成了本次课程设计，也学习到了不少新知识。
参考文献
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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
PS690U系列微机综合保护装置校验规程 一、总则 1.1 本检验规程适用于PS690U系列微机型保护的全部检验以及部分检验的内 容。 1.2本检验规程需经设备维修部电气试验专业点检员编制，设备维修部检修专工、生产设备技术部责工审核后由生产厂长或总工批准后方可使用。 1.3检验前，工作负责人必须组织工作人员学习本规程，要求熟悉和理解本规程。 1.4保护设备主要参数： CT二次额定电流Ie ： 5A；交流电压：100V， 50Hz；直流电压：220V。 1.5 本装置检验周期为： 全部检验：每6年进行1次； 部分检验：每3年进行1次。 二、概述 PS690U系列综合保护测控装置是国电南京自动化股份有限公司生产的，是一种集保护、测量、计量、控制、通讯于一体的高性能微机综合保护测控装置。本规程规定了PSM692U型电动机微机综合保护，PST692U型低压变压器微机综合保护，PSM691U型电动机微机差动保护，PST691U型低压变压器差动微机保护。 三、引用文件、标准 3.1 继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定 3.2设备制造厂的使用说明书和技术说明书 3.3 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点 3.4继电保护和自动装置技术规程GB/T 14285—2006 3.5微机继电保护装置运行管理规程DL/T 587—1996 3.6 继电保护及电网安全自动装置检验规程DLT995-2006 3.7 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程DL/T 623—1997 3.8 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定NDGJ 8-89 四、试验设备及接线的基本要求 4.1 试验仪器应检验合格，其精度不低于0.5级。 4.2 试验回路接线原则，应使加入保护装置的电气量与实际情况相符。应具备对保护装置的整组试验的条件。 4.3试验设备：继电保护测试仪。 五、试验条件和要求注意事项 5.1交、直流试验电源质量和接线方式等要求参照《继电保护及电网安全自动装置检验规程》有关规定执行。 5.2 试验时如无特殊说明，所加直流电源均为额定值。 5.3 加入装置的的试验电压和电流均指从就地开关柜二次端子上加入。 5.4 试验前应检查屏柜及装置接线端子是否有螺丝松动。 5.5 试验中，一般不要插拨装置插件, 不触摸插件电路, 需插拨时, 必须关闭电源。 5.6 使用的试验仪器必须与屏柜可靠接地。 5.7 为保证检验质量，对所有特性试验中的每一点，应重复试验三次，其中每次试验的数据与整定值的误差要求<5%，保护逻辑符合设计要求。
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
( 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
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微机线路继电保护装置功能介绍及作用 微机线路继电保护装置功能介绍及作用 线路保护装置主要功能有： u u u u u u u u u u u u u u 三段式过流保护（方向闭锁、低电压闭锁）过负荷保护反时限过流保护（3种标准特性方程）三段式零序方向过流保护低电压保护零序过压保护非电量保护小电流接地低压解载保护断线报警三相二次重合闸（检无压、同期、不检）；独立整定的合闸加速保护（前/后加速）；独立的操作回路及故障录波。 测控功能有： u u u u 16路遥信开入采集正常断路器遥控分合闸；模拟量的遥测；开关事故分合次数统计 保护信息功能有：
u u u u 保护定值远方/就地查看、修改；保护功能远方/就地查看、修改；装置状态的远方 /就地查看；装置保护动作信号的远方/就地复归。 以上各种保护均有软件开关，可分别投入和退出。 录波功能： 装置具有故障录波功能，记忆最新8套故障波形，记录故障前3个周波，故障后5个 周波，进行故障分析，上传当地监控或调度。微机线路保护装置解决策略 我国微机保护装置经过近二十年的发展、更新、升级，其理论、原理、性能、功能、 硬件已经相当完善，能够最大程度适应电力系统运行需要，过多对微机保护装置的干预， 对电网的安全运行反而是不利的。目前，我们运行管理的理念和观念却还处在一个趋向保 守的状态，在微机保护装置运行、管理上存在不少的误区，已经严重影响到变电站自动化 进程。本文主要分析了微机线路保护装置重合闸的充电条件及发生“异常自动重合”的主 要原因，并提出了相应的现场解决方案。 1. 故障事例 电力系统的故障中，大多数是送电线路的故障（特别是架空线路），电力系统的运行 经验表明架空线路的故障大都是瞬时的，因此， 线路保护动作跳开开关后再进行一次合闸，就可提高供电的可靠性。进入20世纪90 年代后，微机保护装置开始推广应用，继电保护微机化率已达100％。但多年的现场实际 应用中，发现中低压线路微机保护（如：10KV 线路微机保护）的控制回路与重合闸回路 之间的配合有问题，导致微机线路保护出现多次“异常自动重合”的现象。事例1：2019 年10月28日，某110kV 变电站1台10kV 出线开关（该开关为SIEMENS-8BK20手车开关，保护配置为LFP-966微机线路保护）在线路故障时重合未成，调度发令将该开关置于“试验”位置（即将线路转为检修状态），值班员在将手车开关由“工作”位置移至“试验” 位置后开关即自行合上，保护装置的保护动作报告为重合闸动作。 2019年11月1日，事例2：某220kV 变电站1台110kV 出线开 关（该开关为GIS 组合电气开关，保护配置110KV 微机线路保护）在线路故障时重 合未成，调度发令该出线改线路检修状态，值班员在将该单元的线路刀闸拉开后，将GIS 汇控柜内的“远方/就地”开关切至“远方”时开关自行合上，保护装置的保护动作报告 亦为重合闸动作。
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 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
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_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
微机综合保护装置用途 微机型保护装置是用于测量、控制、保护、通讯一体化的一种经济型保护；针对配网终端高压配电室量身定做，以三段式无方向电流保护为核心，配备电网参数的监视及采集功能，可省掉传统的电流表、电压表、功率表、频率表、电度表等，并可通过通讯口将测量数据及保护信息远传上位机，方便实现配网自动化；装置根据配网供电的特性在装置内集成了备用电源自投装置功能，可灵活实现进线备投及母分备投功能。 保护类型：定时限/反时限保护、后加速保护、过负荷保护、负序电流保护、零序电流保护、单相接地选线保护、过电压保护、低电压保护、失压保护、负序电压保护、风冷控制保护、零序电压保护、低周减载保护、低压解列保护、重合闸保护、备自投保护、过热保护、逆功率保护、启动时间过长保护、非电量保护等。 监控系统适用范围：变电站综合自动化系统、配电室综合自动化系统、泵站综合自动化系统、水电站综合自动化系统、工业/工厂自动化系统。 微机保护与测控装置采用了国际先进的DSP和表面贴装技术及灵活的现场总线（CAN）技术，满足变电站不同电压等级的要求，实现了变电站的协调化、数字式及智能化。此系列产品可完成变电站
的保护、测量、控制、调节、信号、故障录波、电度采集、小电流接地选线、低周减载等功能，使产品的技术要求、功能、内部接线更加规范化。产品采用分布式微机保护测控装置，可集中组屏或分散安装，也可根据用户需要任意改变配置，以满足不同方案要求。 微机保护装置适用于110KV及以下电压等级的保护、监控及测量，可用于线路、变压器、电容器、电动机、母线PT检测、备用电源自投回路及主变保护、控制与监视。单元化的设计使其不但能方便地配备于一次设备，也可以集中组屏、集中控制。规范的现场总线接口支持多个节点协调工作，实现系统级管理和综合信息共适用范围 随着科学技术手段的进步，和对适用环境更高要求，微机保护功能性也越趋完善。通用型微机综合保护装置可作为35KV及以下电压等级的不接地系统、小电阻接地系统、消弧线圈接地系统、直接接地系统的各类各类电器设备和线路的保护及测控，也可作为部分66KV、110KV电压等级中系统的电压电流的保护及测控其它自动控制系统。 随着技术进步和市场的需求，我公司对微机保护装置的硬件和软件进行了升级，推出了微机保护装置。CPU采用美国德州仪器的DSP数字中央处理器，具有先进内核结构、高速运算能力和实时信号处理等优良特性新型保护装置已通过测试及检验，开始投入批量生产
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 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 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
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
微机保护装置的使用方法 （一）微机保护单元箱的面板布置 本试验台所设微机保护装置的面板示意图如附图2-1所示： 附图2-1 微机保护面板示意图 面板布置示意图分成五个区域： 1．面板正中上层为数据信息显示屏区域； 2．面板左上角为信号指示灯区域； 3．面板右上角为手动跳、合闸操作区域； 4．面板右下角为装置电源开关； 5．面板正中下层为保护装置进行人机对话的键盘输入区。 （二）装置面板各部分的作用 1．显示屏 微机保护的显示内容分为四个部分，即正常运行显示、故障显示、整定值浏览和整定值修改。 正常运行显示内容根据不同的保护有不同的项目，每项显示由类型 装置运行 I 段动作 II 段动作 操作电源 YHB-Ⅲ型微机保护装置 合闸 选择 分闸 ON OFF 画面 切换 ▲ ▼ 信号 复位 主机 复位 ＋ － III 段动作 变压器差动
代码和反映其测量大小的数据组成； 故障显示是在装置检测到故障并满足预先设定的条件后自动从正常显示状态切换到故障显示画面，本保护装置的故障显示由七个画面组成，相应记录过去七次故障数据，最近的故障画面在最上层，通过“▲”或“▼”键可浏览所有画面，且浏览过程是连续进行的，即当到达第七个故障画面时，再按“▼”键时将显示第一个画面，当到达第一个画面时，再按“▲”键将显示第七个画面的内容，每个故障画面包含了故障的类型、故障电流的大小； 整定值浏览可观看装置的保护设置情况，但不能够修改整定值的大小；当输入密码正确时可进入整定值修改画面，通过使用“▲”、“▼”键可观看装置的保护设置情况，通过配合使用“+”、“-”键可修改整定值的大小或设置性质，本试验台微机保护装置整定值的设置情况和具体操作方法详见后面的装置整定值设置部份说明。 DJZ-Ⅲ型电气控制及继电保护试验台所设微机保护装置正常运行时显示的内容如附表2-1所示。 附表2-1 微机保护装置正常运行显示项目 显示屏内容含意 1A-XXX 变压器一次侧A相电流幅值，XXX表示电流幅值的大小（以下同） 1B-XXX 变压器一次侧B 相电流幅值 1C-XXX 变压器一次侧C 相电流幅值 2A-XXX 变压器二次侧A相电流幅值 2B-XXX 变压器二次侧B 相电流幅值 2C-XXX 变压器二次侧C 相电流幅值 U1-XXX PT测量点AB相线电压幅值 U2-XXX PT测量点BC相线电压幅值 U3-XXX PT测量点CA相线电压幅值 由于本试验台微机保护装置设有三个方面的实验内容，为了便于区