电力线路的继电保护范文

导语：如何才能写好一篇电力线路的继电保护，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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[关键词] 220kv 电力线路 继电保护 配置优化

一、我国电路基本原则和现状

根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2006），规程中对220kV电力线路保护配置的基本原则定为“加强主保护，简化后备保护”，其核心要求是为配备双重化功能完整的全线路的速动保护，并能快速切除全线路内发生的各类型的故障。为了实现全线速动功能，国内目前在220kV线路主保护一律采用纵联保护双重化配置。纵联保护是指当电力线路发生故障之时,使两侧的开关同时快速跳闸的保护装置，按照利用通道的类型，保护配置可以分成导引线保护、载波（高频）保护、微波保护和光纤保护。

导引线保护需要铺设电缆，投资成本比较高，而且极易受雷击及导引线参数的影响，可靠性比较差；而赣州电网并未广泛使用微波通信，建设微波保护设备成本较高，显得很不经济，与此同时还要考虑信号的问题。因此这两种保护没有在赣州电网中得到应用。

多年以来，赣州电网220kV线路的保护均采用了双套高频保护，在2003年金鼎线建成之后，光纤保护就开始出现并逐步地增多。目前赣州电网一共设有18条220kV线路，赣渡线、赣嘉Ⅱ线采用光纤纵差+光纤纵差，渡埠线采用光纤纵差+高频闭锁，金鼎线采用光纤纵差+方向高频，其余14条线路采用了方向高频+高频闭锁。

二、三种保护配置在冰灾期间运行情况的比较及分析

1.方向高频+高频闭锁

载波保护（高频保护）由高压输电线及其加工设备组成，不需要另外架设信号的传输线路，特别是在通信复用的情况下经济性很强，因此在赣州电网的运用很广泛。但高频通道加工设备和收发信机的故障率较高，维护的工作量教大，气候因素也会影响到高频信号的传输，在雨雪天气中高频信号衰减比较容易增大。

在高频通道告警时，为了防止保护不正确动作，通常的做法是将通道对应的保护停运，不仅影响到了快速保护投入率，也降低了保护综合可靠性。特别是当双通道都发生了异常时，双高保护退出之后，全线速动功能将无法得到实现；由于配合的需要，赣州电网220kV线路零序I段已经全部撤出，无时限保护只剩下了距离I段，大大降低了保护的综合性能，将满足不了220kV系统故障要在0.12s之内切除故障的要求。而《国家电网公司十八项反事故措施》中规定：220kV及以上电压等级联络线不允许在无全线速动的纵联保护运行。如果在双通道同时发生异常时，高频保护仍然在运行，这样对系统安全稳定是相当不利的。

除此之外，弱馈是高频保护存在的另一个显而易见的问题。当线路两侧一侧为大电源端，另一侧为弱电源端（或无电源端）时，线路上发生故障时，由于弱电一侧故障电流太小，使得保护装置无法及时的反映出故障，造成了保护拒动。弱电源侧的低电压停信功能投入是高频保护弱馈功能的实质，以此来达到全线速动的目的。

方向高频+高频闭锁的保护配置虽然具有经济性，但维护工作量过于巨大大，在恶劣气候中运行的可靠性也较差。如今“站站通光”等通信工程已逐步推进，在具备条件的线路中，方向高频+高频闭锁的保护配置模式还是尽量少用。

2.光纤纵差+光纤纵差

光纤保护的运行方式是通过光缆直接将光信号送到另一侧，光与电之间是互不干扰的，因此光纤保护的可靠性是比较高的。当前电网的飞速发展和系统容量的不断增大，系统的稳定性对保护装置的速动性的要求是越来越高。《继电保护和安全自动装置技术规程》中对220kV全线速动保护动作时间规定为：对于近端故障：20ms；对于远端故障：30ms（通道时间不包括在内）。从上可以看出，无论是对于近端故障还是远端故障, 在速动性方面，光纤保护明显优于高频保护。

在2008年冰灾期间，220kV赣渡线出现了线路修复完毕之后，光纤通道不通，两套光纤纵差保护均无法运行的情况。虽然后来退出光纤保护也能够顺利送电，但毕竟已经是万不得已的做法，我们应当尽量的去避免。如今，光纤通道已经逐渐的完善，双套光纤纵差保护的通道力争独立。但从系统安全性及保护速动性两方面进行考虑，还是不主张采用外单位光纤的方式构成光纤保护的迂回通道。

3.高频保护+光纤纵差

高频保护+光纤纵差模式比光纤纵差+光纤纵差更具有经济性，高频保护减轻了对光纤通道的依赖。高频保护+光纤纵差模式受天气影响的程度也比较低，另外光纤保护的存在又可以在很大程度上避免本线发生故障时保护通道被彻底破坏。宰2008年的冰灾线路重建期间，220kV渡埠线由于高频保护的存在，启动送电的安全性在光纤通道未修复的情况下仍然得到了保证。

对于弱馈问题，目前通行的做法是要有一套光纤保护，另一套高频保护可以不改变弱馈的投退方式。从这方面进行考虑，高频保护+光纤纵差的保护模式也优于方向高频+高频闭锁模式。有了渡埠线光纤保护的存在，其高频保护弱馈便可以不改变其运行方式，在冰灾期间能有效地减少保护人员的工作量，提高工作效率。

总结：

高频保护和光纤保护在赣州的电网已普遍运用。这次冰灾气候也反映出，双高频保护综合性能较差，在以后的发展中应当逐步淘汰。光纤保护是发展的趋势，但是其经济性略差，而且对于通信设备依赖性较强，因此保护通道应当尽量完全的独立出来。而高频保护与光纤保护搭配，可以优劣势互补，在安全性、可靠性和实用性方面较高，可以大力推广使用。

参考文献：

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关键词：电压突变量 电流突变量 高压直流输电线路

现今我国逐步提高对高压直流输电线路保护工作的重视度，由于高压直流输电线路较长，工程量巨大，且需要跨越不同的地形条件，所以很容易在某一环节中出现问题，所产生的故障率会极大提高，为此，高压直流输电线路的保护工作尤为重要，这也是确保工程顺利实施的关键因素，通过本文对基于高压和电流突变量的高压直流输电线路保护原理的研究和分析，从而有效提高其保护的效率和水平，为进一步提高我国高压直流输电线路的使用效果奠定基础。

一、基于电压突变量和电流突变量的故障识别系统

（一）基于电压突变量的故障识别系统

当今我国高压直流输电线路普遍采用的是双极输电线路，为此，必须对其进行针对性地研究和分析，进一步提高双极输电线路的安全性能。双极直流输电线路主要通过三部分构成：整流站、逆变站以及输电线路。在实际操作过程中，一旦线路发生了故障，那么就会在不同线路之间产生不可避免的电磁耦合效果。也就是当线路在实施过程中会产生电流和电压，而所出现的这种情况也是当今我国为深化高压直流线路保护的研究工作所开拓的另一个新方向。如果双极输电线路出现问题，在一定程度上可通过记录电压突变量的具体情况来与比较正常稳定状态下电压变化起伏情况进行比较，从而判断引起故障的原因。

根据仿真试验的结果显示，处于正常稳定状态下的线路系统，在其两端所呈现的电压突变量要比故障产生后呈现的电压突变量小，特别是当两极直流线路具备一致的结构形态，一旦引发故障的具置不是这条直流线路，那么这两极线路相同一侧的保护测量位置所测出的电压突变量就不会产生太大的变化。

（二）基于电流突变量的故障识别系统

根据实验结果显示，如果直流线路出现问题，电流的变化情况会与正常状态下的电流变化情况产生较大的差异，二者之间存在明显的不同。根据叠加原理分析，处于正常状态下的直流线路，其电流变化情况会与产生故障的电源单独作用下的系统通过叠加的形式用以代替产生故障时的输电线路系统。

一旦直流线路内部出现了问题，那么就可以利用正常状态下的直流线路和已经产生问题的直流线路，将二者进行有效叠加，也就是让正常运行的网络系统进一步增加负电源，以便显示出电压下降的实际情况。另外，在问题电源的作用下，线路中存在的整流侧和逆变侧的电流突变量会同属于一个流向的线路。如果直流线路在内部出现问题，整流侧和逆变侧也会随着它的变化而产生同时增加的效果，也就是会促使整流侧和逆变侧的电流引起正向的突变问题，相反如果直流线路外部出现了问题，其中存在的整流侧和逆变侧就会由此产生负向的突变。

综合上面所说，根据电流突变量的具体情况可准确分析直流线路的故障问题，以电流突变的具体方向可判断直流线路产生故障的具置，辨别是内部故障，还是外部存在的故障。为进一步提高突变电力特征形式的作用效果，可以在时域中通过电流突变量在某一时刻的利用情况以提取其中的突变形态，并将所得到的电流突变量与所设定的阈值进行相互之间的比较，从而进一步了解产生电流突变的具体方向。

（三）直流线路中交流系统存在的故障问题

如果直流线路中的交流系统出现了问题，那么换流器上的电压会发生一定成度的改变，并且对直流线路的输电系统也会产生一定的干扰影响。整流侧内的交流母线发生故障，电压会随之有所下降，且这种问题会对整个运行系统造成极大的伤害，甚至影响整个工程的正常运转，提高了工程的危险程度，对人们的人身安全产生了极大的威胁。如果直流输电线路发生了这种情况，就可以将其与换流站抗器外侧产生的故障问题进行类比，可以说交流母线所引发故障问题的相关思考与电抗器外侧所产生的问题是一致的。

二、基于电压和电流突变量的高压直流输电线路保护原理及其仿真实验分析

（一）基于电压和电流突变量的高压直流输电线路的保护依据及其采取措施

根据上述得到的内容信息，可以说明如果正极线路的内部出现问题，那么这一极的整流侧的保护测量位置就会与电压突变量和电流突变量发生反方向的变化，而这一极的逆变侧的保护测量位置就会与电压突变量和电流突变量发生方向一致的变化。根据仿真实验及其相关公式原理来说，如果线路负极内部出现故障，整流侧保护测量的位置会导致电压和电流的变化，且电压和电流二者之间存在一致性，逆变侧保护测量的位置就会与电流变化情况和电压变化情况存在不一致的现象。不同区域内出现故障，其内部的电压和电流在一定程度上也会发生变化，这种保护原理主要适合在直流输电系统不同运行形态中使用，也就是说只要考虑电压突变量和电流突变量的具体方向就可以对高压直流输电线路内部进行判定。

高压直流输电线路的能量来源主要通过整流侧来汲取，所以应对故障问题判定这一情况，电流的关闭工作及其线路重新整理工作都是通过在整流侧内部加以实现的。每当逆变侧的电流变小之后，就可以基本判定问题出现逆变侧的背后，从而肯定了这属于区外引发的故障问题，那么这种情况一旦出现，是不需要对端口传输故障信息资料的。只有每当逆变侧保护装置系统产生的故障处在逆变侧前面位置的时候，才可以向整流侧提生故障的具体方向。

（二）基于电压和电流突变量的高压直流输电线路保护原理的仿真实验分析

仿真实验是准确分析结果是否具备正确性价值的关键，当今我国很多领域都以仿真实验为前提条件，用以验证判断是否正确。基于电压和电流突变量的高压输电线路保护原理，其仿真实验结果说明，通过对两极的线路进行测量，就可以进一步得出电压突变量的幅值比和阈值比，从而判断出产生故障的极。一旦发生故障的极被分析出来，就会对高压直流输电线路区内和区外的具体情况进行判断。这一环节的具体操作主要是通过电流突变量的WMM极性来完成的。通过对电压突变量和电流突变量的研究，让二者的具体方向与事故诊断情况结合在一起，从而提高高压直流输电线路的保护效率。

结语

综上所述，高压直流输电线路是我国用以输电工程的重要形式，对我国输电项目的正常进展具有一定的促进作用。本文说明通过电压突变量和电流突变量可进一步确定高压直流输电线路的保护情况，从而准确判断故障的具置，加快解决问题的效率和质量，促进我国输电工程的良好发展，为人们提供更为便捷的生活环境。

参考文献

[1]邢鲁华，陈青，高湛军.基于电压和电流突变量方向的高压直流输电线路保护原理[J].电力系统自动化，2013，06：107-113.

[2]邢鲁华，陈青，付兆远，高湛军，于春光.基于电压和电流突变量的高压直流输电线路保护原理[J].电力系统自动化，2012，09：61-66.

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关键词：继电保护装置；安全管理；要求；问题；对策

1.前言：

随着国民经济的快速发展，电力系统的安全稳定越来越受到人们的广泛关注与重视。继电保护装置作为配电网络中非常重要的保护设备，能够十分迅速地处理配电网络的故障诊断，及时对电力系统所出现的问题进行处理，且可以自动恢复线路的供电，切实提升电力线路的服务及管理能力。在电力系统的实际建设过程中，如何实现电力系统自动化控制和继电保护的有机结合，进一步提升电力线路故障的处理能力，提升电力系统服务质量，是当前电力系统研究的重要课题之一。文章针对继电保护安全管理中存在的各种问题，提出一系列继电保护安全管理的对策，以期整体上提升继电保护的安全性能水平，切实提高配电网络的可靠性。

2.认识继电保护

2.1内涵：继电保护指的是确保电网安全、稳定运行的一种保护措施，是电网、电源、发电及供电等各环节所构成的一种综合性输电设施。

2.2要求

2.2.1选择性：一旦电力系统发生突发性故障，继电保护装置则可以将发生故障的设备自动停止工作，缩小因故障所导致的停电范围，而没有发生故障的设备仍可以继续工作。

2.2.2速动性：电力系统一旦发生故障，可以及第一时间有效地停止故障部分工作，并确保整个供电系统的正常运行，将故障造成的损失降低到最低。

2.2.3灵敏性：如果电力系统出现故障，系统必须在最快的时间内发现问题，并准确确定故障位置、原因及故障类型等。

2.2.4可靠性：确保电力系统出现故障时该装置必须准确的进行反应，不应该出现误动或拒动等现象，从而确保电力系统的可靠运行。

2.3作用

2.3.1保护电器元件：电路正常运行的过程中，时常能够遇到电路异常的状况，若不及时予以处理，异常电流能够破坏运行的电器元件。而继电保护装置恰好具备保护电器元件的功能，一旦电路出现较大异常，继电保护装置可以及时切断该电路与其它电器的连接，从而起到保护电器元件作用。

2.3.2检测电路：电力自动化管理系统中，存在许多如感应装置及传输装置和处理中心等部分，它们共同构成自动化系统。就自动化系统而言，继电保护装置既扮演着感应装置，又参与实际的调解，所以，继电保护装置能够起到检查电路的作用，电路一旦出现异常，继电保护装置则能及时将异常反馈至处理中心，待下达动作命令后，则可以直接作用于电路，并切断部分电路彼此之间的联系，从而减少损失。

2.3.3安全警报：继电保护装置分布于整个电路当中，电路一旦发生故障，继电保护装置则可以及时地发出警报，从而方便管理人员及时做出相应措施，达到减少损失目的。

3.继电保护安全管理过程中存在的问题

3.1电流传感器饱和：随着国民经济的快速发展，我国电力系统的规模在不断扩大，由此带来的电力系统短路电流随之很大，而较大的短路电流能够促使电流传感器误差变得越来越大，在此情况下继电保护会出现拒动现象，此时如果出现线路短路，则会因为电流传感器的拒动，继电保护则不再发挥作用，甚至直接可以造成整个电力系统的工作中断。

3.2二次回路老化：二次回路由两部分构成：交流和直流，我国目前所使用的继电保护装置基本是老式继电器，该装置的交流回路处易发生压力不足和部件锈蚀等现象，此处接触电阻较大易引起保护拒动。

3.3环状供电网缺乏保护：大多数的环网供电基本采用负荷开关，整个系统没有继电保护，这是环状供电网特殊的运行方式和负荷转移造成继电保护难以协调继电器的选择性，在此情况下，一旦出现故障导致环状供电网停止供电，则供电系统难以自行恢复供电，则必须由人工实施恢复，所以增加了工作量并降低了工作效率。

4.提高继电保护安全管理水平的对策

4.1统筹规划，科学选型：选型设计阶段应该首先考虑有着良好社会形象的知名企业，选择设备的过程中需要全面优化和控制相对成熟的技术及可靠安全的产品，在实际的工作中更应该系统地分析并完善工作流程，摒弃工作流程中存在的错误环节；科学选型设备并完善继电保护装置的分析，此外，还应该结合实际情况扩建增容变电站，目的是更好地更换并改造设备，促使变电站综合自动化程度得以提高。

4.2完善继电保护调试，确保设备良性运行：继电保护非常重要的特性是稳定性与可靠性，一定要确保继电保护的合理配置，质量及技术性能需要满足继电保护的稳定运行，切实提高线路的稳定性，对继电保护装置选型及调试等工作时需要严格按照电力线路的相关要求施工与管理，从设备安装到后台监控管理每一环节都应该予以仔细检查，合理分工并权责分明，要求各管理部门务必协调配合，通力协助共同完成相关设备的监管与维护。

4.3确保安装施工质量：安装继电保护装置是，安装质量会直接影响到继电保护装置质量，同时还可以直接影响继电保护装置后期的使用。所以，继电保护装置的安装过程需要严格按照国家及行业标准予以施工，确保设备安装达到预期质量要求。

4.4注重后期维护：继电保护设备安装施工结束之后，需要及时予以验收，验收过程需严格按照相关工程要求予以验收，确保安装质量，设备施工完成后，将其投入使用的过程中，电力企业需要定期对继电保护装置实施维护与保养，以延长设备使用寿命，在检修的过程中还可以及时发现设备的损坏状况，及时予以维修，从而确保电力系统的安全稳定。

4.5切实提高操作人员的技术水平：继电保护装置是一种较为先进的电力设施，因此，对操作人员的技术要求相对较高，操作人员一旦操作失误，就可以直接影响电力系统的正常运行，给电力企业造成较大损失。所以，各电力企业应该提高认识，提高对继电保护技术要求的重视程度，切实提高企业员工的技术水平，从而确保实际操作的稳定与安全，为稳定而健康的电力自动化系统奠定坚实基础。

总之：继电保护装置作为配电网络中非常重要的保护设备，可以快速诊断配电网络的故障，及时对电力系统出现的问题予以处理，自动恢复线路供电，切实提升电力线路的服务水平，继电保护安全管理作为一项技术性较复杂的工作，需要根据配电系统实际情况，认真做好继电保护的安全管理。实际的工作过程中，各电力企业应该根据继电保护相关制度和要求制定出详细的管理办法，认真做好选型、施工、调试及安装工作，同时要注重设备运行与维护的保养工作，严格把关继电保护装置运行环境，切实提高继电保护装置的可靠性与稳定性，最终为电力企业带来更大的经济效益和社会效益。（作者单位：陕西送变电工程公司西安晨光电器制造公司）

参考文献：

[1]宋梅利，张瑞利.电力系统自动化继电保护安全管理策略[J].经营与管理，2014.

[2]肖伟宁.电力自动化继电保护安全运行管理对策[J].企业技术开发，2014，33（35）.

[3]陈学建.电力自动化继电保护相关安全管理问题探析[J].中国电力教育，2013.

[4]黄晓葵.电力自动化继电保护的作用与安全管理分析[J].山东工业技术，2013.

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关键词：ADSS光缆 电力线 电力系统通信 设计

引言

随着电力系统的城网改造，ADSS光缆得到了广泛的应用。本文结合胜利油田电力公司电表计量二期通讯光缆工程，说明了ADSS光缆选型和工程设计中考虑的主要内容。

1.ADSS光缆简介

ADSS光缆即全介质自承式架空光缆，全介质即光缆所用的是全介质材料，自承式是指光缆自身加强构件能承受具有很好自重及外界负荷。

2.ADSS光缆线路设计及线路问题的解决方案

2.1 工程简介

电力公司电表计量二期通讯光缆工程是胜利油田电力网改造二期项目，共42条电力线路，光缆总长328.42Km。设计完成后可实现胜利油田各变电站电表远抄、图象传输，并且可为发展电网自动化和新型继电保护提供宽频通道。

电力公司电表计量二期工程改造选用12芯AT耐电蚀型层绞式ADSS光缆。

2.2 ADSS光缆优点

ADSS光缆全称为全介质自承式光缆 ，它采用特殊的绝缘材料，具有良好的绝缘和耐高温性能，抗拉强度高，可架设在电力线路的原有杆塔上。ADSS光缆具有不停电施工，施工简单且费用低等优点。

（1）专为电力系统设计，是一种全绝缘介质的自承式架空光缆，它的结构中不含任何金属材料；

（2）全绝缘结构和较高的耐压指标，有利于在带电运行的架空电力线路上架设施工，不影响线路运行；

（3）采用抗拉强度高的防纶材料即能承受较强张力，满足架空电力线路的大跨距要求，又可防止鸟啄和人为的枪击；

（4）ADSS光缆的热膨胀系数较小，在温度变化很大时，光缆线路的弧度变化很小 ，且其重量轻，它的履冰和风荷也较小。

2.3 ADSS光缆护套的选择

ADSS光缆一般架设在高压导线和地线之间，光缆护套表面存在着感应电压。在感应电压的作用下，通过光缆表面电阻向金具、铁塔产生接地电流，电流可能击穿周围的空气形成对地端的放电电弧，这样反复放电，放电电弧产生的热量使护套材料老化、烧焦形成炭化通道，出现腐蚀电痕。

为避免出现电蚀现象，应优化ADSS的悬挂点，并降低ADSS光缆表面电场强度和电位差。在选择光缆的护套时一般选择专用耐电痕护套料来抵制芳纶纱外的外护层，即采用AT耐电痕护套来减少强电对光缆表面的电痕腐蚀。

2.4 ADSS光缆的配盘

光缆的配盘是光缆定货施工中的重要问题。当采用的线路及状况明确后，就要考虑光缆的配盘。由于ADSS光缆不象普通光缆可任意接续（因为光纤的纤芯不能受力），必须在线路的耐张杆塔上进行，又由于野外接续点条件较差，因此每盘光缆的盘长尽量控制在3～5Km。

经过我们认真计算，电力公司电表计量二期通讯光缆工程配盘计算可应用如下公式：

光缆盘长=1.03×输电线路长+60（m）

2.5 ADSS光缆挂点的选择

将电力线路的杆塔结构、电力线路绝缘子长度、金具尺寸、相线截面、环境污秽等级等参数通过场强分布分析的专业软件进行计算，从而得出杆塔附近的场强分布图，并以此作为我们进行光缆挂点选择的依据。

满足电场强度要求的挂点可分为高、中、低挂点3种方式。高挂点一般施工难度大，运行管理不方便；而低挂点在对地安全距离方面存在一些问题，且易发生盗窃事件。因此，在电力公司电表计量二期通讯光缆工程中采用中挂点方式.110KV线路耐张杆、门型杆、双回路铁塔、钢管单杆、水泥单杆等，光缆可挂在第一层横担下300～500mm间的位置。

2.6 ADSS光缆弧垂的选择

不同季节温度的变化、覆冰、风摆等因素会引起高压电力相线和ADSS光缆的弧垂发生变化。当光缆距相线距离过近时，在发生电蚀现象的同时还有可能发生相线鞭击光缆的现象。

ADSS光缆的弧垂最低点不应低于导线弧垂最低点。在电力公司电表计量二期通讯光缆工程中，在进行光缆弧垂和挂点的选择时应保证以下最小距离：

对居民区 >6m

对非居民区 >5.5m

跨越房屋屋顶时 >1m

跨越树木的树顶时 >1.5m

对通信线交叉跨越距离 >1m

对公路交叉跨越距离 >6m

最大风偏时对建筑物的距离 >1m

对10kV电力线交叉跨越距离 >2m

对35kV电力线交叉跨越距离 >3m

对低压线交叉跨越距离 >1m

对铁路交叉跨越距离 >7.5m

2.7 ADSS光缆金具的选择

ADSS光缆依靠各类金具支撑并安装在杯塔上，常用的金具有耐张金具、悬垂金具、螺旋减振器（用于35kV电力线路）、防振锤（用于110kV电力线路）、引下线夹等。

在电力公司电表计量二期通讯光缆工程中，耐张金具在每个终端杆搭配用1套，在每个转角或俯仰角大于15°的耐张塔配用2套；悬垂金具用于直线杆塔上，每杆塔1套；螺旋减振器、防振锤是根据线路档距来配置的，一般100米以下档距不用配置，100～300米档距每端配置1套。引下线夹是在终端杆塔和光缆接续杆塔将光缆引下并固定在塔架上时使用，一般每隔2米左右1只。金具备件按8%预留。光缆金具型号的选择应依据光缆的技术参数，杆塔的技术参数以及线路的跨距进行选择。

3.结论

胜利石油管理局电力总公司目前管理着中国最大的企业电网，除胜利电厂外，有自备电厂1个，220Kv变电站3个，110Kv变电站31个，35Kv变电站120个，输配电线路超过5000公里。ADSS光缆架挂在已建成的高压输电线路杆塔上，有效地利用了电力部门的高压杆塔资源，节省了大量工程施工费用，并且可以为发展电网自动化和新型继电保护提供宽频通道。因此，ADSS光缆在电力系统通信建设中必将大显身手。

参考文献

[1]《全介质自承式光缆》GB/T18899-2002

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在电力系统中，通常把发电机和用电之间的属于输送和分配电能的中间环节称为电力网，包括输电网和配电网。电力网是由不同电压等级的电力线路和变电站组成的，也就是由架空线路、电缆线路和变电站的电气设备，如变压器、断路器、继电保护装置和自动装置等设备构成的。

对于架空线路来说，即使电压基波未超过规定值，但由于谐波的存在，当谐波电压的波峰与基波电压的波峰互相叠加时，其电压峰值就有可能超过允许值而产生电晕，引起电晕损耗。在低压配电线路中，通常采用三相四线制，根据电路理论，可以把三相电路分解为正序、负序和零序。正常情况下，由于三相电路肯定不是绝对平衡的，所以中性线会存在电流，但是比各相电流小得多。如果电网中存在大量的3次和3的整数倍谐波，而这些谐波电流属于零序电流，将全部流过中性线。这将使得中性线过载过热，绝缘损坏，甚至发生火灾。我国已发生多起由这一原因引起的火灾，造成惨重损失，必须引起足够的重视。

由于谐波电压和基波电压在波峰或波谷处相互加强，将可能使电压波形出现尖峰，从而加速电缆绝缘的老化，引起浸渍的局部放电，也使介质损耗增加和温度升高，缩短了电缆的使用寿命。谐波的存在，使电缆发生接地故障的概率增大。此外，电缆的分布电容使谐波的危害加重。

谐波对变压器的危害也不容忽视。3次及其整数倍的谐波，将在三角形连接的绕组中形成环流。这不止是使变压器的铜损增大，还有可能使变压器绕组过热，从而迫使继电保护装置动作，造成停电事故。对于全星形接法的变压器，若绕组中性点接地，并且该侧电网中分布电容较大或装有中性点接地的并联电容器时，则有可能谐振，影响了变压器的可靠运行。

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关键词：继电保护；电力调控；故障；优化

为了能够有效提升供电质量，目前很多电力系统均开展了智能化改造，借助智能一体化操控技术，使无人值守式变电站得以实现[1]。继电保护装置是智能一体化技术的无人值守变电站的重要组成部分，为进一步优化继电保护在电力调控中的应用实效，以下就从继电保护在无人值守变电站电力调控中的应用作用出发，展开较为深入的探究，具体如下。

1继电保护在无人值守变电站调控中的应用作用

1.1继电保护装置与电力系统的协同关系

无人值守变电站通过信息采集、远程控制等智能一体化技术，能够对电力资源进行科学调度，与故障监控，从而保证电力资源的高效稳定供应。电力资源作为社会各界广泛需求的重要资源，因其自身特点所决定，当在电力运行过程中出现故障时，如果不采取有效地控制与解决措施，势必会造成大范围影响，因此无论是传统式的电力系统还是智能化无人值班变电站都不能在无继电保护的情况下运行。

1.2无人值班变电站电力调控中继电保护的运作机制

当变电站运行过程中出现系统故障时，继电保护自动化系统能够对所收集的故障信号进行系统分析，并迅速做出反应，经故障分析与判断后向调控中心反馈信号，调度员根据反馈信号，进入事故应急处理程序[2]。当出现故障，继电保护装置应及时对故障区域进行隔离或切断故障，从而有效避免故障的进一步影响，减少损失，并为接下来的合理调度与维护提供先决条件。

1.3无人值班变电站对继电保护装置的性能要求

通过以上分析可以看出继电保护装置是无人值守变电系统中的重要组成部分，无论是电力调度还是远程监控都离不开继电保护装置的协同配合。为保障无人值守变电站调控功能，继电保护装置应满足以下基本要点：（1）可靠性。电力系统无人值班化改造，其本质作用是在解放人力的同时，大幅提升供电服务效率，并有效避免人工操作带来的误差，提升供电质量与安全性[3]。因此为了能有效满足社会大众的用电需求，作为无人值班电力系统重要组成部分的继电保护装置必须具备足够的可靠性，从而确保供电系统的供电稳定。（2）灵敏性。当电力系统出现故障时，继电保护装置必须立即切断或隔离故障区域，从而有效避免故障的进一步影响，起到电力线路的保护作用，因此继电保护装置必须具备高灵敏系数，确保当通过电力系统远程监控装置监测到电力故障时，可马上实施保护操作。（3）选择性。选择性指的是当系统发生故障时，继电保护装置应有选择性的切除故障，以保证非故障部分继续运行，缩小停电范围。要求上下级保护之间保护定值必须配合，如果本线路拒动，则可由相邻电力设备切除故障，缩小停电范围。

2无人值班变电站继电保护装置运行中常见的故障问题

2.1灵敏性问题

通过上文分析可以明确灵敏性是继电保护装置的重要性能要求，因此为保证继电保护装置在电力调控中的优化应用，必须着重考虑此点[4]。灵敏性主要会受系统运行方式、保护整定值配合、设备质量以及保护装置设计是否合理所影响。例如如果保护整定值灵敏度不满足要求就会造成保护拒动；合闸辅助触点接触不良，则可能会对继电保护的切换功能造成影响，甚至可能烧毁开关合闸线圈。

2.2设备问题

继电保护功能会一定程度上受电力系统中的设备影响，例如系统中的电压互感器就对继电保护功能有着重要影响。电压互感器的使用率较为频繁，因此因电压互感器造成的继电保护故障就显得相对较多。例如如果电压互感器出现二次回路短路故障，将会出现很大的短路电流，如果没有及时采取措施，则可能烧坏电压互感器，进而对继电保护功能造成影响。

2.3网络信息传递延迟问题

无人值班变电站无论是电力调度还是实时监控，都需要借助网络信息技术，通过信号采集、传递等实现相关操作，因此除继电保护装置自身的敏感度、电力系统中相关设备以外，网络信息化建设也是实现优化继电保护应用实效的重要问题。如果信号收集、传递过程中出现问题，那么继电保护也就无法在无人值班的状态下实现自动切除故障，造成保护失灵；数据传输中断调度监控人员无法实时监控变电站运行情况，对电力调控质量造成严重影响。

3强化继电保护应用实效的优化措施

3.1开展装置与设备的定期维护及保护整定值的定期校核

继电保护装置与电力系统中的相关设备质量都会对继电保护功能起到一定影响，因此为保证无人值班变电站继电保护功能，助力电力调控的高效运行，变电站应当定期对继电保护装置与相关设备进行维护检修，重点检测其灵敏度，以及各元件的接触性能，如果存在问题，则应及时维修或更换，从而确保继电保护功能的有效应用。继电保护整定值是电网稳定运行的守护者，定值的正确与否直接影响电网的安全、稳定运行，保护的正确动作与整定值息息相关，当系统运行方式发生改变时，及时校核定值，校核灵敏度满足系统的要求，保证继电保护快速、灵敏的隔离或切除故障，为调控中心提供有效的数据，帮助调度监控人员正确、快速的分析、处理故障，使继电保护在电力调控中发挥积极的作用。

3.2强化继电保护装置的智能化建设

应用于无人值班变电站的继电保护装置应当确能够实现保护、监控、数据通讯的智能一体化[5]。继电保护装置不能只是收集故障信号，还能够借助网络、信息终端等实时信息在控制中心的相互传递。基于此种性能要求，变电站应当积极引入智能信息化技术，强化继电保护装置的智能化建设，并结合单位实际，引入适宜且高效的信息智能化操作系统。

3.3自适应控制技术的应用

无人值班变电站的继电保护功能需要能够在电力系统出现故障时，及时对电力线路及设备进行保护，引入自适应技术就是要强化继电保护中的保护作用。自适应控制技术最初源自航空领域，即随着飞行高度及速度，自动调节飞机运行的相关参数。而此种能够根据实际情况进行自动调节的保护工作，也与电力系统的保护需求不谋而合。随着信息技术的不断发展，这一技术已被逐步引入到电力系统中，因此变电站可尝试引入此类新型技术，进而强化继电保护的保护性能。

4结束语

综上所述，首先探讨了继电保护在无人值守变电站调控中的应用作用，之后分别从灵敏性、设备故障以及信息传递延迟等角度探讨了无人值班变电站继电保护装置运行中常见的故障问题，最后针对这些问题，提出了开展设备装置的定期维护、强化继电保护装置的智能化建设以及积极引入新技术等方面提出了强化继电保护应用实效的优化措施，希望能为相关人士提供些许参考作用。

参考文献

[1]梁志雍.电力系统自动化与继电保护关系研究[J].企业技术开发，2014，32：97-98.

[2]黄立文，蒋传文，刘海洋.电网继电保护远方操作的工程应用[J].江苏科技信息，2015，19：59-60.

[3]王智.继电保护在智能变电站中的应用分析[J].中国高新技术企业，2015，35：53-54.

[4]孙洪军，张守春.试论继电保护技术及配置在变电运行过程中的应用[J].电子世界，2013，23：28.

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【关键词】高压设备；导线电缆；变压器；避雷保护

一、高、低压设备的选择及保护

高压设备选择的一般要求必须满足一次电路正常条件下和短路故障条件下的工作要求，同时设备应工作安全可靠，运行方便，投资经济合理。高压刀开关柜的选择应满足变电所一次电路图的要求，同时确定其中所有一次设备的型号规格。配电室高压开关柜的选择，高压开关柜是按一定的线路方案将有关一、二次设备组装而成的一种高压成套配电装置，在发电厂和变配电所中作为控制和保护发电机、变压器和高压线路之用，也可作为大型高压开关设备、保护电器、监视仪表和母线、绝缘子等。高压开关柜有固定式和手车式（移可式）两大类型。瓦斯保护，又称气体继电保护，是保护油浸式电力变压器内部故障的一种基本的保护装置。瓦斯保护的主要元件是气体继电器。它装设在变压器的油箱与油枕之间的联通管上。为了使油箱内产生的气体能够顺畅地通过气体继电器排往油枕，变压器安装应取1%～1.5%的倾斜度；而变压器在制造时，联通管对油箱顶盖也有2%～4%的倾斜度。

二、变压器故障分析

每当变压器油箱内部发生轻微故障时，由故障产生的少量气体慢慢升起，进入气体继电器的容器，并由上而下地排除其中的油，使油面下降，上油杯因其中盛有残余的油而使其力矩大于另一端平衡锤的力矩而降落。这时上触点接通而接通信号回路，发出音响和灯光信号，这称之为“轻瓦斯动作”。当变压器油箱内部发生严重故障时，由故障产生的气体很多，带动油流迅猛地由变压器油箱通过联通管进入油枕。这大量的油气混合体在经过气体继电器时，冲击挡板，使下油杯下降。这时下触点接通跳闸回路（通过中间继电器），同时发出音响和灯光信号（通过信号继电器），这称之为“重瓦斯动作”。

三、变压器的过电流保护

无论采用电流继电器还是脱扣器，也无论是定时限还是反时限，变压器的过电流保护的组成和原理和电力先烈过电流保护才组成、原理完全相同。Iop=KrelKw/(KreKi)(1.5～3)I1N.T，Iop(YR)=KrelKw/Ki(1.5～3)I1N.T。变压器过电流保护的灵敏度，按变压器二次侧母线在系统最小运行方式下发生两相短路时换算到一次侧的短路电流值I′k.min来检验，要求灵敏系数Sp≥1.5。如果Sp达不到要求，同样可以才用低压闭锁的过电流保护。（1）变压器的电流速断保护。变压器的速断保护的组成、原理，也与电力线路的电流速断保护相同。Iqd=KrelKw/KiIk.max，式中的Ik.max应取变压器二次侧母线的三相短路电路周期分量有效值换算到一次侧的短路电流值，即变压器电流速断保护的速断电流应按跺过二次侧母线三相短路电流来整定。变压器电流速断保护的灵敏度，按保护装置安装处在系统最小系统方式下发生两相短路的短路电流Ik来检验，要求Sp≥1.5～2。变压器的电流速断保护，也有“死区”。祢补死区的措施，是配备带时限的电流保护。（2）变压器的过负荷保护。变压器的过负荷保护的组成、原理与电力线路的过负荷保护完全相同。Iop(OL)=(1.2～1.3)/KiI1N.T。变压器的过负荷的动作时限一般取10s～15s。

四、防雷保护

1．防雷措施。架空线路的防雷措施有：在66KV及以上的架空线路上才沿全线装设。35KV的架空线路上，一般只在进出变配电所的一段线路上装设。而10KV及以下的线路上一般不装设避雷线。在出现雷电过电压时，顶线绝缘子上的保护间隙被击穿，通过其接地引下线对地泄放雷电流，从而保护了下面两根导线，也不会引起线路断路器跳闸；装设自动重合闸装置 线路上因雷击放电而产生的短路是由电弧引起的。在断路器跳闸后，电弧即自行熄灭。如果采用一次ARD，使断路器经0.5s或稍长一点时间后自动重合闸，电弧通常不会复燃，从而能恢复供电，这对一般用户不会有什么影响；个别绝缘薄弱地点加装避雷器，对架空线路上个别绝缘薄弱地点，可装设排气式避雷器或保护间隙。

2．变配电室的防雷措施。装设避雷针，室外配电装置应装设避雷针来防护直接雷击。要求避雷器应尽量靠近主变压器安装。避雷器的接地端应与变压器低压侧中性点及金属外壳等连接在一起。在每路进线终端和每段母线上，均装有阀式避雷器。如果进线是具有一段引入电缆的架空线路，则在架空线路终端的电缆头处装设阀式避雷器或排气式避雷器，其接地端与电缆头外壳相联后接地；低压侧装设避雷器，这主要用在多雷区用来防止雷电波沿低压线路侵入而击穿电力变压器的绝缘。当变压器低压侧中性点不接地时（如IT系统），其中性点可装设阀式避雷器或金属氧化物避雷器或保护间隙。

参考文献

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【关键词】 电力线路工作 接地线 安全

随着社会经济的发展与对电力需求的不断增长，电力线路检修工作也日趋繁重。在电力线路上工作，保证安全的三大技术措施——停电、验电、装设接地线，装设“接地线”是线路停电检修工作的重要步骤和安全手段。笔者根据自己多年的线路检修经验，从安全技术、组织措施等方面就装设“接地线”安全问题进行针对性论述，以便增强工作人员的认知理解和安全意识，提高电力线路停电工作的安全度和可靠性。

1 装设“接地线”的目的

根据《携带型短路接地线技术标准》总则：在被检修设备和线路上进行短路接地的目的是为了泄放残余电荷，防止在突然来电时的危险电压和电弧，或邻近带电设备和线路的影响产生感应电压，造成工作人员触电死亡或严重灼伤。因此正确装设“接地线”是电力线路工作中必不可少的一部分，“接电线”是线路工作者的护身符。

2 电力线路工作中装设“接地线”的安全问题

2.1 装设“接地线”前没有检查

装设“接地线”之前必须检查整套接地线，检查软铜线是否断头、护套是否有破损、夹具螺丝连接处有无断裂或松动，线钩的弹力是否正常等现象，不符合要求应及时更换或修好后再使用。

2.2 使用其他金属丝代替接地线

《国家电网公司电力安全工作规程》（线路部分）（国家电网安监[2009]664号）3.4.4规定禁止使用其他导线作接地线或短路线。使用其他金属线部具备通过大电流的能力，且其接触也不牢固，故障电流会迅速熔化金属线，断开接地回路，危及工作人员生命，所以在实际工作中，严禁使用其他金属丝代替接地线。

2.3 不按系统条件一律采用25mm2截面的接地线

《国家电网公司电力安全工作规程》（线路部分）（国家电网安监[2009]664号）3.4.4规定成套接地线应由透明护套的多股软铜线组成，其截面不准小于25mm2，同时应满足装地点短路电流的要求。规程明确规定接地线截面不是一律采用25mm2的截面。

根据热稳定条件，接地线的最小截面应符合下式要求：

式中：

S——接电线最小截面，mm2；

I——通过接地线的短路电流稳定值，A，根据系统5—10年的发展规划，按系统最大运行方式确定；

T——短路的等效持续时，S，按系统中继电保护装置动作最大时限计算；

C——接电线材料的热稳定系数，根据材料的种类、性能及最高允许温度和短路前接电线的初始温度确定。

携带式接地线应采用裸铜软线，其截面应符合短路时热稳定的要求，短路时温度不应超过730℃，且不应小于25mm2。携带式短路接地线截面的选择应按所在电力系统实际最大短路容量决定，但单根不宜太大以免增加操作困难，可以采取一根或几根并联的形式。

2.4 把接地线夹接在油漆面的金属构架、烤漆的金属板上

不准把接地线夹接在油漆面的金属构架、烤漆的金属板上。这是在电气一次设备场所挂接地线时，常见的违章现象。虽然金属与接地系统相连，但油漆表面是绝缘体，油漆厚度的耐压达10KV/mm，可使接地回路不通，失去保护作用。

2.5 将接地棒打在松散的土质中

在线路作业工作中，接地棒是做临时性接地极用，使用时应先打入地表层。但从实际使用情况看来，有不少人图省事方便，喜欢将接地棒打在松散的土质中；或者简单地认为，只要打入接地桩就行了；还有的片面理解为将接地棒打入地面60cm，另一端挂在电气设备上，似乎就符合挂接地的安全技术要求。其实这些都是错误的，在打接地棒时，要选择粘质性强的、有机质多的、潮湿的实地表层，避开过松散、坚硬风化、回填土及干燥的地表层；目的是降低接地回路的土壤电阻和接触电阻，能快速疏通事故大电流，保证接地质量，才能起到保障工作人员人身安全的作用。

2.6 不在工作票上注明的接地杆塔挂接地线、少挂接地线或擅自改变接地点

工作票制度是电力生产中保证安全的重要组织措施之一，严格和正确执行工作票制度是电力安全生产的基本要求，评定工作票合格的条件包括两个方面：票面合格和实施正确，缺一不可。工作票的实施正确尤为重要，因为安全生产应注重“过程管理”和“现场落实”。少挂接地线的错误是显而易见的，而临时改变接地点在技术上不一定会出错，错在执行工作票制度的不严肃。不严格按照票面要求操作，使好的措施流于形式，都会使现场保护作用降低，使工作人员处于危险的工作状态。

2.7 挂接地线没必要设专人监护

《国家电网公司电力安全工作规程》（线路部分）（国家电网安监[2009]664号）3.4.1明确规定装、拆接地线应在监护下进行。实际工作中，经常出现以工期紧、工作人员少、赶时间等多种借口，在挂接地线时不设专人监护。但笔者认为挂接地线时设专人监护是非常有必要的，其意义在于挂接地线操作的各项安全技术要点可以得到监督实施，防止一些工作人员各施其法或偷工减料的不规范动作出现，从制度落实上保障了安全生产。

2.8 如果不是在线路三相上进行工作，就可以只在工作相（单相或两相）上挂接地线，没必要将三相短路接地

当发生三相对称来电时，在单相或两相接地的情况下，都有相当大的短路电流从接地电阻上流过，并会在接地电阻上产生一定的压降，可能对工作人员产生伤害。而采用三相短路接地时，因为短路处的三相短路电流之和为0，短路处的对地电位为0，不会有触电的危险。所以，三相短路接地是必需的。

假设在线路m～n段（m

2.9 经调度允许线路连续停电几天，夜间不送电，接地线不拆除，次日恢复工作，一到现场马上开始登杆作业

《国家电网公司电力安全工作规程》（线路部分）（国家电网安监[2009]664号）2.6.3明确规定次日恢复工作前应派人检查接地线，但实际上很少做到。笔者认为这种检查是绝对必要的确认手续，可以排作夜间意想不到但又可能发生的种种危险，诸如接地线松脱，被恶意拆除，突然来电接地线被烧断等。

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关键词：特高压；输电线路；保护配置

中图分类号：TM7 文献标识码： A

特特高压输电线路是我国未来电网统一的重要基础，同超特高压输电线路、常规电压等级电路相比，特特高压输电线路的运行特性有着一定区别。如大电容的输电线路分布、长距离的线路、单位电感电阻壁纸较大等特点，因此在特特高压输电线路操作不善或发生故障问题时将会引发巨大的后果。

一、特高压直流输电线路保护研究现状

高压直流输电线路在电力系统中承担主干作用，肩负着能源产地与负荷中心间输送电能的重任，是现代电力系统中最为重要的部分。在现存的众多输电方式中，高压直流输电是最为高效和便捷的。正因为高压直流输电线路具有巨大的实际价值，对高压直流输电线路的保护工作显得十分重要。高压直流输电线路分布广阔、地理环境恶劣和气象环境复杂，是最容易发生故障的电力设备。随着中国坚强电网计划的推进，2010 到 2020 年间我过将有 92.85 GW 的直流传输容量被安装，其中62.93%的项目是±800 kV 等级的特高压直流系统。

高压直流输电线路故障后果严重，不仅降低了电力系统可靠性，还影响了电力系统的稳定运行。国内、外曾出现过多次高压直流输电线路故障案例，这些事故均对电力系统的稳定运行造成了严重影响。分析高压直流系统系统发生的的典型事故，原因归纳起来主要包括两个方面：设计缺陷和设备或元件故障，而其中设计更加关键，如果设计合理，可以避免很多由于设备或元件故障而造成的闭锁事故。因此，目前在高压直流输电系统的设计以及制造和运行维护中还有大量的研究工作需要做，运行中的高压直流系统中很多功能需要完善、改进，电力科研和工作人员需要不断地总结经验教训并将其用于实际高压直流系统才能使高压直流输电系统更加稳定、可靠。因此研究快速、可靠、准确的高压直流输电系统继电保护原理和保护装置是一系列迫切、有实际意义的课题，这一系列课题的科研成果可产生巨大的社会价值和经济效益。

目前，现场运行的高压直流输电线路继电保护设备主要由国外厂家 ABB 或SIEMENS，国内厂家南瑞继保提供。主保护配置行波保护、微分欠压保护；后备保护配置电流差动保护，部分工程也配备低电压保护。

二、特特高压输电线路继电保护面临的问题

1、受到电容以及电流等的影响

在特高压输电线路当中，由于自然的功率比较大，并且单位长度之内的电容较大，进而就造成阻抗较大，所以在输电线路当中相关的电容将会超过额定的数值， 这样的情况就给此项工作带来极大的不便，同时也会给差动保护带来较大的困难。另外一个方面，由于存在有分布电容的影响，所以在发生故障之时会使得距离继电保护器和故障点之间不会呈现出线性的关系，反而是呈现出一种双曲正切的函数关系，这样的情况也会给实际的工作带来较大的不便。

2、受到电压的影响

特高压输电线路在发生故障之时，由于其中的非故障线路之上的静电感应电压会比较高，所以，相应的，电弧熄灭的时间也会延长，严重之时甚至会出现电弧不消弧现象的发生，而

这一情况就将直接的影响到重合闸动作的成功与否。在实践操作当中，也需要针对这一方面的问题引起足够程度的重视。

3、受到电磁暂态过程的影响

在特高压输电线路当中，由于其电线比较的长，所以，在发生相应的故障之时，操作过程之中的生产高频量的分值会比较的大，较为接近于工频，而这一点也会给实际的工作带来极

大的不便。高频的分量，其不仅仅会使得暂态元件受到一定程度的影响，还会导致稳态的电气测量结果出现较大的误差，为继电保护工作带来非常大的困难，所以，需要针对这一情况进行合理的改善。

三、特特高压输电线路继电保护配置的应用

1、负序方向保护

负序方向纵联保护具有丰富的运行经验。负序分量存在于故障的全过程，因此，负序方向纵联保护可以可靠地反应不对称故障的全过程，不受振荡的影响，不受平行线零序互感的影响，但是其灵敏度也与系统运行方式和线路换位情况有关。另外，其主要缺点是被认为“不能可靠反应三相短路”。 由于三相短路的初瞬间出现的不对称和负序过滤器电路有一定的滤除高频分量的能力等原因，负序方向保护也可反应三相短路。由于有负序功率方向继电器把握方向，故阻抗继电器采用向反方向偏移的圆特性而不需要记忆回路，而且不必设振荡闭

锁。但是负序功率方向（辅以零序功率方向）配以正序突变量方向或相电流电压突变量方向的纵联保护在理论上和实践上都是比较成熟的，应是特特高压输电线主保护待选方案之一。

2、分相电流差动保护

从原理上来看分相电流差动纵联是最为有效的保护方式，而且这一方式不会受到系统振动、运行方式的影响；受到过度电阻影响小，具有良好的选相功能。但是需要注意的是，在特特高压输电线路中应该全面的对分布电容电流的影响加以分析，特别是在暂态状态下由于电压中往往会存在较多的高频分量，而电流电流与频率成正比，也会使得在电路中出现更加大的高频电容电流，这样一来势必会导致特高压电路两端电流波形、相位及幅值出现大幅度的变化，进而影响到电流差动的正常工作。因此在采用这一方式同时应补偿电容电流。值得一提的是，在微机保护中可以通过研究补偿电流算法来实现，例如补偿暂态电容电流的算法。

3、高频闭锁距离保护

一般来说，距离纵联保护具有丰富的操作运行经验及优点，主要优点就在于可以同时作为主保护与下一级线路的远后备，而且其保护范围固定、不会受到不同运行方式所带来的影响，在条件允许的情况下，还可以根据实际情况进行欠范围或超范围整定，从而实现特特高压输电线路运行过程当中跳闸式、闭锁式、允许式等各类纵联保护方式，其次，在特特高压输电线路的不同情况与不同保护目标下能够自动的采取各类不同动作特性。

4、交流过电压保护

交流过电压保护原理是首先检出过电压最严重的特特高压输电线路开路端避雷器的消耗能量，在导致该避雷器热破坏前，高速断开无负荷的特特高压输电线路，以实现消除过电压和防止避雷器的损坏。避雷器的消耗能量按计算，其中K为与避雷器电压相当的固定值。避雷器消耗能量的测量以热承受量曲线对应的反时限特性为基础，在要求高速动作的大电流范围时，则按定时限特性。

结语：

针对特高压输电线路，需要设置相应的保护配置，而针对具体的设计方案以及相关的应用方式进行研究，是保证工作质量和工作效率的关键点。根据对特高压输电线路的保护配置设计以及相关的应用进行详细的分析和阐述，从实际的角度出发，针对具体的设计原则、设计的基本方案等，进行了探析，力求更进一步的加强此项工作和技术的发展，为特高压输电线路工作的前进做出积极的贡献。

参考文献：

[1]．强洪涛．浅谈我国特高压输电技术的发展趋势．电力与能源，2012（09）

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[关键词]高频载波通道 影响 因素 对策

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）18-0294-02

1、前言

在电力系统高压系统中220 kV及以上的线路保护一般配备双高频保护、一高频一光纤保护或者双光纤保护，实现全线速动保护。在宜昌电网中一般以双高频或者一高频一光纤保护为主。高频保护能否正确动作，除取决于保护能否正常动作外，还与高频载波通讯质量的好坏有关。当通道通讯质量不满足要求时会造成高频保护误动或拒动，对电网造成较大的冲击。鉴于高频载波通讯质量的重要性，本文就实际运行中影响高频载波通讯质量的几个因素进行分析并给出对策。

高频载波通道一般有两种形式：相-地结合和相-相结合，高频载波通讯的组成部分如图1所示。目前，在宜昌电力系统中保护用的通道基本上都是相-地结合方式。

由图1可以看出，高频载波通讯的组成部分主要有：收发信机、高频电缆、结合滤波器、耦合电容、阻波器、电力线路。

2、影响高频载波通讯质量的因素及对策

2.1 收发信机和高频电缆

2.1.1 收发信机与高频电缆的阻抗匹配

当收发信机与电缆阻抗不匹配时，会增大信号损耗。两者不匹配的问题一般容易发生在以下几个环节：

1、设计环节

经过多年的高频保护运行经验，在设计时均已考虑到收发信机与高频电缆的匹配问题。

2、高频电缆与收发信机连接

一般地，专用的收发信机与保护装置一般在同一屏内组屏，由于用普通的音频屏蔽线与高频电缆会带来以下不良的影响：对高频信号的衰减、不能满足阻抗匹配要求以及对频率较高的信号传输严重的衰减，因此对于收发信机与高频电缆连接必须进行抗衰减以及阻抗匹配处理。通用的解决办法是在保护屏后安装高频电缆转接插座，如图2所示。①将视频插座装在金属板上，把与收发信机输出阻抗匹配的高频电缆同插座连接好，如图2（a），电缆的另一端和收发信机的高频通道相连。②将视频插头与从开关场来的高频电缆接好，如图2（b）。③完成视频插头与插座的转接，如图2（c）。

3、高频电缆

收发信机与结合滤波器间的连接馈线通常采用高频电缆，目前采用最广泛的是SYV-100-7，SYV-75-9，SYV-75-18三种型号。这种内外导体按同轴心装置的特殊结构，可以保证高频信号在很宽的频带内衰耗较少、对外接干扰小及能较好地防护外来干扰，在60 kHz以上频率范围内具有较好的抗干扰性能。

由于收发信机到结合滤波器间的距离不超过五百米，所以选用电缆时主要考虑阻抗匹配问题，衰耗问题基本可以忽略不计。高频电缆的输入阻抗特性、电缆的负载阻抗、传输常数和电缆长度有关。电缆终端负载――结合滤波器是影响电缆输入阻抗的主要因素。结合滤波器在设计时均采用提高特性阻抗的方法来获得较宽频带。一般采用以下方法来提高结合滤波器的特性阻抗：

①改善结合滤波器的输入阻抗特性。如根据实际使用频率和结合滤波器的实际阻抗，将电缆长度适当增减，以避开λ/4的整数倍（λ为波长）的低阻状态。

②采用人工串入电感或并上电容的方法改善电缆的输入阻抗。

2.1.2 收发信机电源问题

宜昌电网收发信机型号最近两年来新上或改造所用的收发信机基本上都是数字式收发信机，如SF960A、PSL630U等，可靠性相较于以前SF500、SF600型号的收发信机有了很大的提高，运行实践中发现的问题基本很少。以前投产的收发信机大多是模拟式的，特别是电源插件，运行四五年后出现问题的概率大大增加，因此结合每一次检验，对电源插件进行更换，可以大大提高收发机运行可靠性。

2.1.3 收发信机与高频电缆抗干扰问题

在实际放高频电缆时，还应注意抗干扰问题，如高频电缆在专门的通讯电缆沟敷设，在高频电缆两端应分别可靠接地，接地线截面不得小于1.5 mm2，在通讯电缆沟敷设截面不小于100 mm2且两端接地的接地铜排，在离结合滤波器3米远处高频电缆接地，同时必须注意结合滤波器一次接地与高频电缆屏蔽接地二次接地严格分开。

2.2 耦合电容器和结合滤波器

2.2.1 耦合电容器和结合滤波器的作用

耦合电容器和结合滤波器构成高频信号的通路，耦合电容器主要与结合滤波器配合以改善结合滤波器的阻抗特性，使之与电缆匹配，让收发信机更好地工作。结合滤波器主要用来抵消耦合电容器的高频容抗，起阻抗变换的作用，使高频电缆阻抗（75Ω或100Ω）与电力线阻抗（150～500 Ω不等）得到良好匹配。

2.3.2 特性阻抗的匹配

在实际接线中，耦合电容器是滤波器串联臂中的一个元件，其大小直接影响结合滤波器的通带宽度、特性阻抗和通带内的工作衰耗，但由于制造的困难，耦合电容器容量不能做得太大，一般为几纳法。为了增加带宽，往往增加滤波器线路侧的最大阻抗。在设计结合滤波器时，总是力图使结合滤波器特性阻抗与高频电缆和电力线路的特性阻抗匹配，这样不匹配问题就归结到线路侧。根据实测工作频点上的线路组抗，选择结合滤波器线路侧相应的阻抗值，对提高通道水平是必要的。

2.3.3 接地

结合滤波器的接地是否可靠会影响高频载波通讯质量，严重时会产生过电压，危及人和设备安全，所以在日常的巡视、保护的检验时均要监视结合滤波器接地是否符合规范要求、是否可靠。

2.3 阻波器

阻波器作为高频通道的加工设备，由强流线圈、调谐元件、保护元件组成。阻波器一般有单频、双频、定K型滤波器式、高通滤波器式和无调谐等形式。对于单频阻波器，由于阻波频率单一，一般在电容回路加一频展电阻，它体积小，重量轻，阻塞阻抗高，多用于继保、远跳等通道上。

阻波器虽然在出厂时已经过检验，但在吊装前一定要通过试验核实，因在运输途中有可能造成元件的损坏或参数的改变，在实际运行中曾有过类似的情况发生。判定阻波器好坏的另一办法是对投运状态的线路进行高频参数实测，通过所测的不同频率，尤其是收发信机工作频率的阻波特性和衰耗大小来判别阻波器是否正常。

2.4 电力线路

电力线在一次施工架好后，除线路波阻抗、衰耗特性会受材料、结构、大小、地理环境、温度、气候的影响外，一般都不会有什么问题，统计运行资料未发现有因电力线路问题导致高频载波通道通讯质量下降的情况发生。

3、结束语

高频保护所保护的线路都是在220kV及以上电压等级，线路在电网中的作用重要，因此安装、维护好高频载波通道，提高其通讯质量意义重大。但是高频载波通讯涉及点多面广，且构成原理复杂，组成高频载波通道的任何一个环节出现问题，都有可能影响其正常工作。当高频保护因故不能投运时，只能逐个环节地检查，先检查室内设备、通道的问题，再检查室外的设备、通道。提高高频载波通讯质量不仅依赖值班运行人员以及继电保护人员的日常维护，发现问题及时排除，还与设计、施工单位必须严格执行规程、反事故措施要求、厂家提供合格产品有关。

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