220kV继电保护（通用12篇）
220kV继电保护 篇1
继电保护是电力系统在发生故障或出现威胁安全运行状况时, 利用继电器来保护发电机、变压器、输电线路等电力系统元件免受损坏的措施。利用继电保护措施可以在最短的时间内, 自动从系统中切除故障设备, 或者发出信号让工作人员及时排除故障, 从而将损失减少到最小。在本文中, 所确定的220k V及以上电网继电保护研究范围主要指220k V、330k V、及500k V电网。这三个等级的电网继电保护可以通过线路、母线以及与电网保护配合有关的变压器等电力设备继电保护运行整定。但本文以自动重合闸保护、纵联保护和零序电流保护策略为研究对象, 主要是由于这些策略的运用可以保证220k V及以上电网继电保护实施的快速性、正确性及有效性。
一220k V及以上电网继电保护原则
由于220k V及以上电网继电保护方式较多, 所以在确定使用何种继电保护策略的同时必须遵守一定的原则, 只有在统一的规范要求下, 才能更有效地体现电网继电保护效果。220k V及以上电网的继电保护, 必须满足可靠性、速动性、选择性及灵敏性的基本要求。可靠性由继电保护装置的合理配置、本身的技术性能和质量以及正常的运行维护来保证;速动性由配置的全线速动保护、相间和接地故障的速断段保护以及电流速断保护取得保证;通过继电保护运行整定, 实现选择性和灵敏性的要求, 并处理运行中对快速切除故障的特殊要求。对于300k V、500k V电网和联系不强的220k V电网, 在保证继电保护可靠动作的前提下, 重点应防止继电保护装置的非选择性动作;而对于联系紧密的220k V电网, 重点应保证继电保护装置的可靠快速动作。
二220k V及以上电网继电保护方式浅析
1. 自动重合闸继电保护
自动重合闸装置是当断路器跳开后按需要自动投入的一种自动装置。其正确动作率可达到了99.75%, 采用自动重合闸的继电保护可以在提高供电可靠性的基础上, 保证电网系统并列运行的稳定性, 并纠正断路器的误跳闸。其常用方式有单相自动重合闸和综合重合闸两种。
第一, 单相自动重合闸, 要求在保证选择性的基础上同时拥有足够的灵敏性。在动作时限的选择方面, 除应满足三相重合闸时所提出的要求外, 还应考虑两侧选相元件与继电保护以不同时限切除故障的可能性和潜供电流对灭弧所产生的影响。时刻注意:线路电压越高, 线路越长, 潜供电流就越大, 潜供电流持续时间与其大小有关, 而且与故障电流的大小、故障切除的时间、弧光的长度以及故障点的风速等因素有关。单相自动重合闸在绝大多数情况下保证对用户的供电, 并提高系统并列运行的动态稳定性, 但在具体实践中需要有按相操作的断路器。重合闸回路的接线比较复杂, 促使了保护的接线、整定计算和调试工作复杂化。为了弥补以上缺点, 可以通过综合重合闸方式来解决。
第二, 综合重合闸是指当发生单相接地故障时, 采用单相重合闸方式;而当发生相间短路时, 采用三相重合闸方式。实现综合重合闸回路接线时应考虑的以下一些不足:一是单相接地故障时只跳故障相断路器, 然后进行单相重合。二是相间故障时跳三相断路器, 然后进行三相重合。三是选相元件拒动时, 应能跳开三相并进行三相重合。
2. 纵联保护
随着电力技术的发展, 目前220k V及以上电网纵联保护采用反应两侧电量的输电线路纵联保护方式。通过利用通信通道将两端的保护装置纵向联结起来, 将两端的电气量比较, 以判断故障在区内还是区外, 保证继电保护的选择性。
纵联保护一般分为方向比较式纵联保护和纵联电流差动保护两种, 从具体方式上来看, 主要有纵联差动保护、高频保护、微波保护、光纤差动保护等, 在这些方式之中, 灵敏度整定要不得小于2.0。
3. 零序电流保护
零序电流保护一般为四段式。在复杂环网中为简化整定配合, 零序电流保护I、II、III、Ⅳ各段均可分别经零序功率方向元件制约。如实际选用的定值, 不经过方向元件也能保证选择性时, 则经方向元件制约。为了不影响各保护段动作性能, 零序方向元件要有足够的灵敏度, 在被制约保护段末端故障时, 零序电压应不小于方向元件最低动作电压的1.5倍, 零序功率应不小于方向元件实际动作功率的2倍。方向零序电流I段定值和无方向零序电流I段定值, 按躲过本线路区外故障最大零序电流整定。若本线路采用单相重合闸方式, 尚应按躲过本线路非全相运行最大零序电流整定。零序电流II段定值, 若相邻线路配置的纵联保护能保证经常投入运行, 可按与相邻线路纵联保护配合整定, 躲过相邻线路末端故障。否则, 按与相邻线路在非全相运行中不退出运行的零序电流II段配合整定;若无法满足配合关系, 则可与相邻线路在非全相运行过程中不退出工作的零序段配合整定。
三结语
继电保护设计是电力系统安全正常运行的重要保障, 目前已经得到了广泛的应用。
摘要：随着我国电力技术的发展及对电网继电保护的不断研究, 电网继电保护技术有了新的发展, 并逐步走向成熟, 作为电网安全稳定运行的第一道防线, 继电保护无时无刻都发挥着至关重要的作用。本文在认识电网继电保护重要性的基础上, 针对220kV以上电网继电保护进行着重分析, 主要从自动重合闸保护、纵联保护及零序电流保护三个方面对其进行了阐述, 以期为保障电网的安全性、稳定性及正常运行提供借鉴。
关键词：220kV电网继电保护,自动重合闸,纵联保护,零序电流保护
220kV继电保护 篇2
110kV变电站继电保护设计 摘要
继电保护是电网不可分割的一部分，它的作用是当电力系统发生故障时，迅速地有选择地将故障设备从电力系统中切除，保证系统的其余部分快速恢复正常运行;当发生不正常工作情况时，迅速地有选择地发出报警信号，由运行人员手工切除那些继续运行会引起故障的电气设备。可见，继电保护对保证电网安全、稳定和经济运行，阻止故障的扩大和事故的发生，发挥着极其重要的作用。因此，合理配置继电保护装置，提高整定和校核工作的快速性和准确性，对于满足电力系统安全稳定的运行具有十分重要的意义。
继电保护整定计算是继电保护工作中的一项重要工作。不同的部门其整定计算 的目的是不同的。对于电网，进行整定计算的目的是对电网中已经配置安装好的各种继电保护装置，按照具体电力系统的参数和运行要求，通过计算分析给出所需的各项整定值，使全网的继电保护装置协调工作，正确地发挥作用。因此对电网继电保护进行快速、准确的整定计算是电网安全的重要保证。
关键词:110kV变电站，继电保护，短路电流，电路配置 0 目录 0 摘要....................................................................第一章 电网继电保护的配置...............................................2 1.1 电网继电保护的作用..................................................2 1.2 电网继电保护的配置和原理............................................2 1.3 35kV线路保护配置原则................................................3 第二章 3 继电保护整定计算.................................................2.1 继电保护整定计算的与基本任务及步骤..................................3 2.2 继电保护整定计算的研究与发展状况....................................4 第三章 线路保护整定计算.................................................5 3.1设计的原始材料分析...................................................5 3.2 参数计算............................................................6 3.3 电流保护的整定计算..................................................7 总 结.................................................................9 1 第一章 电网继电保护的配置 1.1 电网继电保护的作用
电网在运行过程中，可能会遇到各种类型的故障和不正常运行方式，这些都可能在电网中引起事故，从而破坏电网的正常运行，降低电力设备的使用寿命，严重的将直接破坏系统的稳定性，造成大面积的停电事故。为此，在电网运行中，一方面要采取一切积极有效的措施来消除或减小故障发生的可能性:另一方面，当故障一旦发生时，应该迅速而有选择地切除故障元件，使故障的影响范围尽可能缩小，这一任务是由继电保护与安全自动装置来完成的。电网继电保护的基本任务在于: 1(有选择地将故障元件从电网中快速、自动切除，使其损坏程度减至最轻，并保证最大限度地迅速恢复无故障部分的正常运行。
2(反应电气元件的异常运行工况，根据运行维护的具体条件和设各的承受能力，发出警报信号、减负荷或延时跳闸。3(根据实际情况，尽快自动恢复停电部分的供电。
由此可见，继电保护实际上是一种电网的反事故自动装置。它是电网的一个重要组成部分，尤其对于超高压，超大容量的电网，继电保护对保持电网的安全稳定运行起着极其重要的作用。
1.2 电网继电保护的配置和原理
电力系统各元件都有其额定参数(电流、电压、功率等)，短路或异常工况发生时，这些运行参数对额定值的偏离超出极限允许范围，对电力设备和电网安全构成威胁。
故障的一个显著特征是电流剧增，继电保护的最初原理反应电流剧增这一特征，即熔断器保护和过电流保护。故障的另一特征是电压锐减，相应有低电压保护。同时反应电压降低和电流增大的一种保护为阻抗(距离保护)，它以阻抗降低的多少反应故障点距离的远近，决定保护的动作与否。
随着电力系统的发展，电网结构日益复杂，机组容量不断增大，电压等级也越来越高，对继电保护的要求必然相应提高，要求选择性更好，可靠性更高，动作速度更快。因而促进了继电保护技术的发展，使保护的新原理、新装置不断问世。一般来说，电网继电保护装置包括测量部分和定值调整部分、逻辑部分和执行部分。测量部分从被保护对象输入有关信号，与给定的整定值相比较，决定保护是否动作。根据测量部分各输出量的大小、性质、出现的顺序或它们的组合，使保护装置按一定的逻辑关系工作，最后确定保护应有的动作行为，由执行部分立即或延时发出警报信号或跳闸信号。
1.3 35kV线路保护配置原则
(1)每回35kV线路应按近后备原则配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能全线速动保护(2)每回35kV线路应配置双套远方跳闸保护。断路器失灵保护、过电压保护和不设独立电抗器断路器的500kV高压并联电抗器保护动作均应起动远跳。
(3)根据系统工频过电压的要求，对可能产生过电压的500kV线路应配置双套过电压保护。
(4)装有串联补偿电容的线路，应采用双套光纤分相电流差动保护作主保护。(5)对电缆、架空混合出线，每回线路宜配置两套光纤分相电流差动保护作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。
(6)双重化配置的线路主保护、后备保护、过电压保护、远方跳闸保护的交流电压回路、电流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路、起动远跳和远方信号传输通道均应彼此完全独立没有电气联系。
(7)双重化配置的线路保护每套保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。(8)线路主保护、后备保护应起动断路器失灵保护。第二章 继电保护整定计算
2.1 继电保护整定计算的与基本任务及步骤
继电保护整定计算的基本任务，就是要对系统装设的各种继电保护装置进行整定计算并给出整定值。任务的实施需要对电力系统中的各种继电保护，编制出一个整体的整定方案。整定方案通常按两种方法确定，一种是按电力系统的电压等级或设备来编制，另一种按继电保护的功能划分方案来编制。
因为各种保护装置适应电力系统运行变化的能力都是有限的，所以继电保护整定方案也不是一成不变的。随着电力系统运行情况的变化(包括基本建设发展和运行方式变化)，当其超出预定的适应范围时，就需要对全部或部分保护定值重新进行整定，以 满足新的运行需要.如何获得一个最佳的整定方案，要考虑到继电保护的快速性、可靠性、灵敏性之间求得妥协和平衡。因此，整定计算要综合、辨证、统一的运用。
进行整定计算的步骤大致如下:(1)按继电保护功能分类拟定短路计算的运行方式，选择短路类型，选择分支系数的计算条件。
(2)进行短路故障计算。
(3)按同一功能的保护进行整定计算，如按距离保护或按零序电流保护分别进行整定计算，选取出整定值，并做出定值图。
(4)对整定结果进行比较，重复修改，选出最佳方案。最后归纳出存在的问题，并提出运行要求。
(5)画出定稿的定值图，并编写整定方案说明书。2.2 继电保护整定计算的研究与发展状况
继电保护整定计算的工具和方法随着科学技术的不断进步而不断地改进。无论国际还是国内，就其发展历程而言，大致可归纳为三个阶段: 第一阶段是全人工计算阶段。整定人员通过Y/?变换简化网络，计算出分支系数和短路电流，在按照整定规则对各种继电保护装置逐一整定，工作难度很大，效率十分低下。
第二阶段是半人工计算阶段.即:人工计算十故障电流计算程序。保护定值计算中各种故障电流的分析计算用计算机来完成，保护定值的计算还需要整定人员手工完成.第三阶段是计算机整定阶段。较为成熟可靠的整定计算程序完全取代了整定人员的手工劳动，使继电保护整定计算工作变得准确和快捷。目前，在我国各大电网继电保护整定过程中，计算机的应用还比较少，其主要工作还是由人工来完成的。继电保护整定计算时，一般先对整个电网进行分析，确定继电保护的整定顺序以及各继电器之间的主/从保护顺序，然后应用计算机进行故障计算，按照继电保护的整定规程，在考虑了各种可能发生的故障情况下，获取保护的整定值，同时应注意到各继电器之间的配合关系，以保证继电保护的速动性、选择性和灵敏性的要求。第三章 线路保护整定计算 3.1设计的原始材料分析
本次变电所设计为一区域性变电所，以供给附近地区的工业，农业，居民等用电。本期工程一次建成，设计中因为需要考虑到留有扩建的余地;初步设计总装机容量为2×31.5MVA，本期先建成2台。考虑到实际情况，110kV出线先输出6回，厂用电一回。其输出数据如下: 1.单回6000kW，cosφ=0.65，架空线长6km;2.单回8000kW，cosφ=0.73，架空线长8km;3.单回5000kW，cosφ=0.75，架空线长15km;4.双回7000kW，cosφ=0.70，架空线长22km;5.单回5000kW，cosφ=0.7，架空线长10km;6.所用电380/220V,100 kW，cosφ=0.8.主接线图如下:
简化系统图如下: 5
图中参数如下表 系统阻T1容 Xl1 T2漏
抗 量 XlX13 X14 X15 X16 X17 最大负荷 抗 X MVA 2 kM kM kM kM kM Ω xt kM 1.62/231.5 6 8 15 22 22 10 31.5MW 22.8.37 变压器短路电压比均按10.5,计算，线路阻抗按0.4Ω/kM计算，3.2 参数计算
折算到35kV系统的阻抗如下。
系统阻抗:，X=2.1Ω s.Min22变压器T1阻抗:X=10.5%U/S=0.105×35?31.5=4.08Ω T1 变压器T2阻抗:X=22.8Ω T2 X=8.8Ω 11 线路Xl2阻抗:X=6×0.4=2.4Ω 12 线路Xl3阻抗:X=8×0.4=3.2Ω 13 线路Xl4阻抗:X=15×0.4=6Ω 14 线路Xl5阻抗:X=22×0.4=8.8Ω 15 线路Xl6阻抗:X=22×0.4=8.8Ω 16 线路Xl7阻抗:X=10×0.4=4Ω 17 6 3 线路最大负荷电流:I=P/cosφ/(×35)=31.5×10?0.8??35=169A 33L.MAX 将参数标于图上，化简后得到整定计算用图。
3.3 电流保护的整定计算
1、保护1电流I段整定计算
I(1)求动作电流。按躲过最大运行方式下本线路末端(即B母线处)三相短路时I1.op(3)流过保护的最大短路电流整定。Ik.max(3)最大短路电流为 Ik.max(3)I=E/(Zs.min，Z)=37//(2.1+8.8)=1.95(kA)3k.B。maxAB 动作电流为: II(3)I=KI=1.25×1.95=2.44(kA)1.0Prelk.B。max(2)动作时限。为保护固有动作时间。(3)灵敏系数校验。?段保护的灵敏度用保护区长度表示。1)最大保护区
EI，l=10kM，最大百分比=Imaxact，0.4Zlsminmax, lmax=，100%=45.45%;lXl1 2)最小保护区 7 E3lImin，=I，=5kM，最小百分比=100%=22.72% l，actmin，Zl0.42lsmaxmin,Xl1 2(保护1电流?段整定计算 II(1)求动作电流 I1.op、Xl3、Xl4、Xl5、Xl6、Xl7属于同一等级，所以只用X12换算 由于Xl2(3)I=E/(Zs.min，Z，Z)=37//(2.1+8.8+2.4)=1.6(kA)3k.C。maxABBC II(3)I=KI=1.25×1.6=2(kA)2.0Prelk.C。max IIII(3)I=KI=1.2×2=2.4(kA)1.0Prelk.C。Max(2)灵敏系数校验。(2)I=/2×E/(Zs.max，Z)=/2×37//(6.18+8.8)=1.23(kA)333k.B。minAB II(2)II K=I/I=1.23/2.4=0.51 senk.B。min1.0P 该段保护的灵敏系数不满足要求，可与线路BC的?段配合整定，或者使用性能 更好的距离保护等保护。3(保护1电流?段整定计算
III(1)求动作电流。按躲过本线路可能流过的最大负荷电流来整定，即: IopIIIIIII=KKL/K=1.2×1.3/0.85×0.169=0.31(kA)1.oprelastL.maxres
(2)灵敏系数校验。
1)作线路Xl1的近后备时，利用最小运行方式下本线路末端两相金属性短路时流
过保护的电流校验灵敏系数，即 III(2)IIIK=I/I=1.23/0.31=4.0 senk.B。min1.op近后备灵敏度满足要求。
2)作远后备时。利用最小运行方式下相邻设备末端发生两相金属性短路时流过保
护的电流校验灵敏系数。
(2)C母线两相短路最小电流为: Ik.C.min(2)I=/2×E/(Zs.max，Z，Z)=/2×37//(6.18+8.8+2.4)=1.06(kA)333k.C。maxABBC 则作为线路BC远后备保护的灵敏系数为: III(2)IIIK=I/I=1.06/0.31=3.4>1.2 senk.C。min1.op(2)D母线两相短路最小电流为: Ik.D.min(2)I=/2×E/(Zs.max，Z，Z)=/2×37//(6.18+8.8+22.8)=0.48 333k.D。minABT2 则作为变压器T2低压母线远后备保护的灵敏系数为: III(2)IIIK=I/I=0.48/0.31=1.54>1.2 senk.D。min1.op 8 可见，远后备灵敏度满足要求。
(3)动作时限，应比相邻设备保护的最大动作时限高一个时限级差,t，如线路BC与
III变压器T2后备保护动作时间为1s，则 t,1.5(s)1 最后，将整定计算结果列表如下: 动作值(kA)动作时间(s)灵敏度 电流保护I段 2.44 0 0.48，45.45% 电流保护II段 2.4 0.5 0.51 电流保护?段 0.31 1.5 4.0，3.2，1.54 总 结
通过这两周的综合课程设计，使我得到了很多的经验，并且巩固和加深以及扩大了专业知识面，锻炼综合及灵活运用所学知识的能力，正确使用技术资料的能力。为进一步成为优秀的技术人员奠定基础。这次课程设计首先使我巩固和加深专业知识面，锻炼综合及灵活运用所学知识的能力。其次通过大量参数计算，锻炼从事工程技术设计的综合运算能力，参数计算尽可能采用先进的计算方法。最后培养了参加手工实践，进行安装，调试和运行的能力。
通过这次设计，在获得知识之余，还加强了个人的独立提出问题、思考问题、解决问题能力，从中得到了不少的收获和心得。在思想方面上更加成熟，个人能力有进一步发展，本次课程设计使本人对自己所学专业知识有了新了、更深层次的认识。在这次设计中，我深深体会到理论知识的重要性，只有牢固掌握所学的知识，才能更好的应用到实践中去。这次设计提高了我们思考问题、解决问题的能力，它使我们的思维更加缜密，这将对我们今后的学习、工作大有裨益。
220kV继电保护 篇3
摘要：220kV及以上电压等级成为我国电网的骨干网架，变电站继电保护作为电网的“安全卫士”，承担着保护电网安全、及时切除故障、降低停电损失的任务。文章结合220kV变电站继电保护的特点，以母线保护、变压器保护、线路保护为代表，就互感器饱和、电容电流、过渡电阻、谐波问题等220kV变电站继电保护常见问题进行了探讨，以供同仁参考。
关键词：220KV变电站；继电保护；常见故障；预防措施
0前言
220kv变电站是电网系统的主体部分，实现高效率的供配电。全面分析220kv变电站变压器的运行状态，合理规划继电保护措施，通过继电保护的途径，完善变压器的基础运行。继电保护是220kv变电站变压器运行的核心，发挥重要的作用。因此，本文主要以220kv变电站为研究对象，分析变压器运行及继电保护常见问题及处理措施。
1、220kV变电站继电保护
继电保护在220kV变电站故障处理方面，存有明显的灵活性，能够准确检测变电站内是否出现运行故障，一旦检测到故障信息，继电保护装置会主动进行维护。近几年，随着220kV变电站的发展，继电保护水平也得到相应的提升，提高了故障处理的能力。220kV变电站继电保护的故障处理，在一定程度上优化变电站的运行环境，继电保护能够根据220kV变电站的需求，提供准确的保护策略，不仅能及时发现220kV变电站中潜在的故障，还可以起到预防、控制的作用，成为220kV变电站运行中不可缺少的部分，解决运行故障的处理问题。
变电站包括：主控室、土建、一次设备、二次设备、电源系统、通信系统、环境系统等。对变电站继电保护来说，由于变压器和母线是变电站最重要的设备，变压器实现电能降压，母线实现电能分配，线路实现电能的输送，所以，母线保护、变压器保护、线路保护是220kV变电站最重要的三类继电保护，熟悉继电保护原理，并能对继电保护常见问题进行处理，是变电站继电保护人员必备的专业素质。
2、220kV变电站继电保护常见问题探讨
根据继电保护可靠性、速动性、选择性及灵敏性的基本要求，结合220kV电网的特点，对联系不强的220kV电网，应重点预防继电保护装置的非选择性动作，防止超越动作；对联系密切的220kV电网，应该重点保证继电保护装置的可靠、快速动作，通过各类保护的速动断来确保继电保护的性能。随着电力系统输电等级的不断提高，系统的暂态过程也日益复杂，系统中谐波含量不断提高，非线性元件如电感、电容增多等问题，也给继电保护带来一些干扰。
2.1 互感器饱和
随着电网输电等级的升高，发生故障时，产生的故障电流也较大，如果电流互感器特性不良，很容易引起互感器饱和，从而对继电保护动作产生影响，当互感器出现饱和后，电流互感器的二次波形出现畸变和破损，导致继电保护装置计算出的差流出现变化，如果保护判据不加处理，在区外故障流过最大穿越性电流的电流互感器可能出现较为严重的饱和，很容易引起保护误动作。
互感器饱和对母线保护的影响最大，通常在继电保护的动态模拟试验中，要求区外故障引起互感器饱和的线性区大于3ms时，母线保护能够可靠不动作；区外故障引起互感器饱和的线性区大于5ms时，线路保护能够可靠不动作。
对此，继电保护通常采用的方法有：波形识别法、时差法等。波形识别法主要通过对保护录到的波形进行分析处理，结合其中的谐波分量、波形特征等，对保护是否出现饱和进行判别并加以闭锁。时差法主要是利用故障开始到线路的过零点存在一个线性传变区，此时虽然有饱和，但是还没有出现差流，反映在继电保护的计算中，即保护的差动电流和制动电路的出现有一个时间差，进而判别出饱和，并对差动保护加以闭锁，先差动保护闭锁一个周期，然后根据判据开放，保证当出现发展性故障，如区外转区内故障，差动保护仍能可靠地快速动作。
2.2 电容电流
输电线路的相间和相对地都存在分布电容，对长线路来说，为了提升长线路的自然功率，必然减小线路电感，并采用电容补偿，线路越长，电容电流越大，如下表1所示为每百公里架空线路容抗和电容电流参考值：
表1 每百公里架空线路容抗和电容电流参考值
线路电压（kV）正序容抗（Ω）电容电流（A）
220370034
330286066
5002560111
7502240193
电容电流可能导致差动保护误动作，同时降低差动保护的灵敏度，并导致距离保护安装处的测量阻抗比线性化纯电阻电路的线路阻抗偏大，可能导致距离保护的误动作。
对此，对差动保护应该采用多判据的差动保护，不同的时段投入不同判据的差动保护，实现保护快速性、灵敏性、快速性的要求，例如，相关电流差动具有天然的抵抗电容电流能力，内部故障时不需要进行电容电流补偿。在保护启动后20ms以内投入；故障分量比率差动在保护启动后40ms内投入，不受负荷电流影响，能够对严重故障实现快速动作；稳态量比率差动和零序电流差动在保护启动后一直投入，稳态量差动实现全线路差动保护的总后备，而零序差动则主要用于应对高阻接地故障。
2.3 过渡电阻
220kV及以上电网单相接地故障率非常高，过渡电阻是指线路经过某些介质而发生对地放电的现象，根据故障情况不同，过渡电阻的阻值可以达到几百到几千不等。
受到暂态分量和谐波电流的影响，加上过渡电阻时典型的故障特征是电压跌落很小，故障特征不明显，对继电保护的判别影响很大。某些依靠阻抗值来启动的保护误动作，可能引起距离保护的超越动作，对差动保护来说可能导致因为制动电流过大而差动不动作。
对此，对于后备保护，采取零序过流来实现对高阻故障的切除，主保护可以采用零序差动保护，零序差动具有一定延时，采用零序比率差动判据主要是为了反映重负荷下的高阻接地故障，在高阻接地故障下，虽然电压跌落不明显，但会产生较大的零序电流，由于零序电流反映故障分量，因此具有较高的灵敏度。同时，对于区外故障和系统振荡等情况，由于流过被保护线路的零序电流是穿越性的，故不会误动作。
2.4 谐波问题
对于变压器保护来说，保护逻辑受系统谐波分量影响较大，随着电网输电等级的升高，变压器容量不断增大，当变压器因为某些原因，一侧的电压突然增大时，电压突变量与变压器的剩磁相互叠加，引起变压器铁芯饱和，出现励磁涌流，最大时可能达到额定电流的6-8倍，同时系统内可能出现大量谐波。
变压器的谐波以二次谐波和三次谐波为主，速动性和可靠性一直是变压器差动保护难于协调的矛盾。逻辑做的保守，差动保护经饱和判据后，在系统谐波较大或发生区外转区内故障时，可能出现动作时间较慢甚至拒动的情况。逻辑做的激进，则保护误动风险增大，可能出现TA断线误动、区外故障误动等。
经过分析，差流中二次谐波分量超过了15%，大于保护的谐波闭所定值，差动保护暂时闭锁，待二次谐波一段时间后降落下来，差动保护才能够动作。
3、结语
根据我国建设智能电网的战略规划，未来我国220kV变电站仍将不断增多，尤其是具备智能、互动、绿色的数字化变电站，已经成为继电保护发展的主流趋势。因此，对220kV变电站继电保护常见问题进行分析和探讨，对我国电网发展具有重要的意义。
参考文献：
[1]陈金泽.谈220kV变电站变压器运行与继电保护[J].应用科技，2010（1）.
[2]张涛.基于220kV继电保护的事故分析与对策研究[J].低碳世界，2013（7）.
[3]周虎兵，王友怀，赵严风，詹學磊.湖北电网220kV继电保护运行情况分析[J].湖北电力，2010（12）.
[4]石慧，范永璞.某220kV变电站电网事故继电保护分析[J].中国科技博览，2011，26（26）：88-90.
220kV继电保护 篇4
输电线的纵联保护是利用某种通信通道将输电线路两侧的保护装置纵向连接起来, 将两侧的电气量传送到对侧进行比较, 以判断故障是在线路范围内还是在线路范围之外, 从而有选择地快速切出全线故障的一种保护装置, 是线路的主保护。由于它可以实现全线速动, 具有绝对的选择性, 充分满足继电保护“四性”的要求, 其缺点是不能作为相邻线路的后备保护。目前湖南省网220kV线路均配置利用两端电气的纵联保护和利用单端电气量的后备保护, 以充分发挥两者的优点。
湖南电网220kV线路主保护均为闭锁式纵联高频保护和光纤纵联电流差动保护。这里主要介绍这2种保护的原理和整定时应该注意的一些问题。
1 闭锁式纵联高频保护
闭锁式纵联高频保护由起动元件、保护方向元件配合收发信机进行工作。在通道中传送的是闭锁信号, 当两侧中任一侧收到闭锁信号时保护不动作于跳闸, 因此闭锁式保护若要动作出口的必要条件是收不到闭锁信号。起动元件动作后, 收信8ms后才允许正方向元件投入工作, 反方向元件不动作, 纵联变化量元件或纵联零序元件任一动作时, 停止发信;当本装置其它保护 (如工频变化量阻抗、零序延时段、距离保护) 动作, 立即停止发信, 并在跳闸信号返回后, 停信展宽150ms。但是外部保护 (如母差保护) 动作跳闸时, 立即停止发信, 并在跳闸信号返回后, 停信展宽150ms。停信的4个条件是:高定值的起动元件起动;反方向元件不动作;曾连续收到8ms的高频信号;正方向元件动作。发跳闸命令的条件:停信、收发信机没有收到高频信号满8ms。
2 光纤电流差动保护
电流差动保护是比较被保护线路两侧工频电流相位的纵联保护。当两侧故障电流相位相同时保护被闭锁, 两侧电流相位相反时保护动作跳闸。
2.1 电容电流的影响
由于电容电流是从线路内部流出的电流, 它构成动作电流。负荷电流是穿越性的电流, 它只产生制动电流。所以对长距离输电线路, 线路分布电容比较大, 在空载或轻载下最容易造成保护误动, 因此对于较长的输电线路, 为提高经大过渡电阻故障时的灵敏度, 需进行电容电流补偿。电容电流补偿由下式计算而得:
UMф、UNф、UM0、UN0为本侧、对侧的相、零序电压;XC1、XC 0为线路全长的正序和零序容抗;
按上式计算的电容电流对于正常运行和区外故障都能给予较好的补偿。对于较短的线路, 电容电流很小, 差动保护无需电容电流补偿功能即可满足灵敏度的要求, 可通过控制字“电流补偿”将电容电流补偿功能退出。
2.2 TA断线的影响
TA断线瞬间, 断线侧的启动元件和差动继电器可能动作, 但对侧的启动元件不动作, 不会向本侧发差动保护动作信号, 从而保证纵联差动不会误动。非断线侧经延时后报“长期有差流”, 与TA断线作同样处理。
TA断线时发生故障或系统扰动导致启动元件动作, 若控制字“TA断线闭锁差动”整定为“1”, 则闭锁电流差动保护;若控制字“TA断线闭锁差动”整定为“0”, 且该相差流大于“TA断线差流定值” (整定值) , 仍开放电流差动保护。
2.3 不同步采样的影响
不同步采样造成线路两侧电流值不等, 产生动作电流, 在一定条件下可能由于区外故障导致保护误动。对这类影响一般采用时刻调整法, 即同步端将采用时刻作多次小步幅调整, 逐渐逼近参考端, 最终达到两侧同步采用。两侧装置采用同步的前提条件为通道单向最大传输时延不大于15ms。
3 不同通道方式对保护的影响
(1) 采用专用光纤方式。其优点是通道连接简单, 不需中间转换环节, 可靠性高。其缺点是:保护装置的光端机发光功率受限制, 传输距离受限制, 一般以50km为限;当专用光纤传输距离超过80km时, 需配用激光器件。受光缆故障影响大, 不能自动切换;当仅有的一根光缆故障且不易恢复时, 保护会长时间退出运行, 直到通道恢复。
(2) 采用64kbit/s复用连接方式。其优点是可利用现有通信网进行信号传输, 传输距离远。其缺点是通道连接最复杂, 本侧保护信号需经光电转换设备、脉冲编码调制PCM (pulse code modulation) 设备、同步数字系列SDH (Synchronous Digital Hierarchy) 设备进入光纤通讯网, 再由光纤通讯网经对侧SDH设备、PCM设备、光电转换设备到达对侧保护装置, 中间转换环节多, 通道可靠性较低。
(3) 采用2Mbit/s复用连接方式, 通道连接较64kbit/s复用连接方式少了PCM设备环节。其优点是传输距离远, 传输速率高, 可靠性较64kbit/s复用方式大为提高, 能充分利用SDH光纤自愈网的自愈功能, 抗光缆故障能力强。
(4) 双通道2Mbit/s都复用的连接方式。其优点是相当于有2套差动保护在同时工作, 均采用2Mbit/s通道, 可靠性又较单通道2Mbit/s复用方式高。双通道2Mbit/s通讯接口可灵活采用专用光纤, 复用2Mbit/s方式, 具备双通道冗余功能, 也可工作于单通道方式。其缺点是每侧增加1套光电转换设备, 保护装置增加l套2Mbit/s通讯接口。
4 保护整定若干问题分析
4.1 突变量启动电流
电流突变量启动是作为程序总启动和各个中央处理单元电流启动的, 须按躲过正常负荷电流波动最大值整定。目前湖南电网整定该值时是在保证线末故障有4倍灵敏度的条件下, 以线路两侧0.1倍的TA二次额定电流对应的一次电流中大者为定值, 且必须保证线路两侧定值一致, 保护中每个CPU的突变量启动电流定值应整定相同。对整定时出现的灵敏度不够的情况须在年度方式中备案。举例来说若线路A侧TA为1200/1, B侧TA为1500/1, 则突变量启动电流定值一般取一次电流150A, B侧定值 (二次值) 整定为0.1A, A侧整定为0.125A。
4.2 零序启动电流
有些装置又称为零序辅助启动电流, 这种电流启动方式是保护启动元件的另一种方式, 零序启动元件在线路经过渡大电阻接地短路且突变量启动元件灵敏度不够时作为辅助保护装置启动, 启动电流值按躲过最大零序不平衡电流整定。目前湖南电网整定该值时是在保证线路末接地故障有2倍灵敏度的条件下, 以线路两侧0.1倍的TA二次额定电流对应的一次电流中大者为定值, 且必须保证线路两侧定值一致, 对整定时出现的灵敏度不够的情况须在年度方式中备案。零序启动电流定值必须小于纵联零序方向电流值, 保护中每个CPU的零序启动电流定值应整定相同。
4.3 纵联零序方向电流
纵联零序方向电流值是作为纵联零序停信值, 按躲过最大负荷时不平衡电流整定, 保证高阻接地故障时有灵敏度。目前湖南电网按零序启动电流的1.4倍取值, 也必须保证线路两侧定值一致。
4.4 纵联距离阻抗定值XDZ
目前湖南电网对该值的整定主要有以下2个条件:
(1) 保证线末故障有2倍灵敏度。
(2) 按线路阻抗 (ZL) 的大小, 给出不同的推荐值:ZL≤10欧, XDZ≥30欧;10欧<ZL≤20欧, XDZ≥50欧;20欧<ZL≤40欧, XDZ≥60欧;ZL>40欧, XDZ≥1.5ZL。
4.5 TA变比补偿系数KTA
在光纤差动保护中, 都会引入“TA变比补偿系数”这个定值, 以避免由于线路两侧TA变比不同引起不平衡电流, 使保护误动。此定值根据各厂家装置制造的原理不同而整定方法也有所不同。当线路两侧TA变比相同时, 两侧保护的KTA均为1.0;当线路两侧TA变比不同时, 两侧保护的KTA的整定方法按不同厂家的保护装置归纳分为以下3种情况:
(1) 两侧KTA都为本侧TA与对侧TA变比之比值, 与TA二次额定电流无关, 例如型号为LFP-931, CSL-103的保护装置。
(2) 将TA电流一次值大的一侧KTA整定为1, 另一侧KTA整定为本侧TA电流一次额定值与对侧TA电流一次额定值之比值, 例如型号为RCS-931、CSC-103的保护装置。
(3) 两侧KTA都为对侧TA电流一次额定值与本侧TA电流一次额定值之比值, 例如型号为PSL-603的保护装置。
4.6 通道方式
RCS931系列保护装置采用同步通信方式。差动保护装置发送和接收数据采用各自的时钟, 分别为发送时钟和接收时钟。保护装置的接收时钟固定从接收码流中提取, 保证接收过程中没有无码和滑码产生。发送时钟可以有2种方式, 一种采用内部晶振时钟, 称为内时钟 (主时钟) ;另一种采用接收时钟作为发送时钟, 称为外时钟 (从时钟) 。两侧保护装置的运行方式均采用从时钟方式、主时钟方式或一侧装置采用主时钟方式, 另一侧装置采用从时钟 (不推荐采用) 方式。对于不同的通道方式, 两侧保护装置的整定内容不同。
(1) 采用专用光纤方式, 两侧保护装置的“专用光纤 (内部时钟) ”控制字都整定成“1”, 即两装置都采用内时钟 (主时钟) 方式。
(2) 采用64kbit/s复用方式。若两侧PCM直相连, 则PCM设备一侧选主时钟, 另一侧选从时钟;若两侧PCM设备经SDH数字通信网连接, SDH设备中的2Mbit/s通道“重定时”功能关闭时 (湖南电网220kV线路保护通信通道中该功能是关的) , PCM设备一侧选主时钟, 另一侧选从时钟;SDH设备中的2Mbit/s通道“重定时”功能打开时, PCM设备两侧均选从时钟。
(3) 采用2Mbit/s复用方式, 当保护信息直接通过同轴电缆接入SDH设备的2Mbit/s板卡时, SDH设备中的2Mbit/s通道“重定时”功能关闭时, 两侧保护装置均选主时钟 (推荐采用此方式) ;若SDH设备中的2Mbit/s通道“重定时”能打开时, 两侧保护装置均选从时钟。当保护通过2M通道切换装置接入SDH设备2Mbit/s板卡时, 两侧保护装置的“专用光纤 (内部时钟) ”控制字整定需与其他厂家的设备配合。
5 结束语
光纤电流差动保护的工作原理不同于闭锁式纵联高频保护, 光纤电流差动保护相比闭锁式纵联保护有着明显的优点:原理简单、整定简单、保护可靠, 采用分相电流计算差电流, 具有天然的选相功能。但因光纤差动保护对光纤通道的高度依赖, 使得保护专业人员必须加强对通信知识的掌握和了解, 否则很容易导致整定计算过程中出现差错。而且随着智能化变电站的不断推广, 其保护装置中也融合了很多计算机网络方面的概念和知识, 因此加强保护专业人员对通信、计算机网络等相关专业知识的培训显得越来越重要。
220kV继电保护 篇5
【关键词】配电系统；继电保护；整定计算
城市电网10kV配电系统是电力系统发电、变电、输电、配电和用电等五个环节的一个重要组成部分。它能否安全、稳定、可靠地运行，不但直接关系到党政机关、工矿企业、居民生活用电的畅通，而且涉及到电力系统能否正常的运行。
一、城市电网10kV配电系统在电力系统中的重要位置
城市电网10kV配电系统由于其覆盖的地域极其辽阔、运行环境极其复杂以及各种人为因素的影响，电气故障的发生是不能完全避免的。在电力系统中的任何一处发生事故，都有可能对电力系统的运行产生重大影响。例如，当系统中的某工矿企业的设备发生短路事故时，由于短路电流的热效应和电动力效应，往往造成电气设备或电气线路的致命损坏还有可能严重到使系统的稳定运行遭到破坏。为了确保城市电网10kV配电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置。
二、城市电网10kV配电系统继电保护的基本类型
城市电网10kV系统中装设继电保护装置的主要作用是通过缩小事故范围或预报事故的发生，来达到提高系统运行的可靠性，并最大限度地保证供电的安全和不间断。
可以想象，在10kV系统中利用熔断器去完成上述任务是不能满足要求的。因为熔断器的安秒特性不甚完善，熄灭高压电路中强烈电弧的能力不足，甚至有使故障进一步扩大的可能；同时还延长了停电的历时。只有采用继电保护装置才是最完美的措施。因此，在10kV系统中的继电保护装置就成了供电系统能否安全可靠运行的不可缺少的重要组成部分。
在电力系统中利用正常运行和故障时各物理量的差别就可以构成各种不同原理和类型的继电保护装置。如在城市电网10kV配电系统中应用最为广泛的是反映电流变化的电流保护：有定时限过电流保护、反时限过电流保护、电流速断保护、过负荷保护和零序电流保护等，还有既反映电流的变化又反映电压与电流之间相位角变化的方向过电流保护；利用故障接地线路的电容电流大于非故障接地线路的电容电流来选择接地线路，一般均作用于发信号，在部分发达城市因电容电流较大10kV配网系统采用中性点直接接地的运行方式，此时零序电流保护直接作用于跳闸。
三、几种常用电流保护的分析
（一）反时限过电流保护
继电保护的动作时间与短路电流的大小有关，短路电流越大，动作时间越短；短路电流越小，动作时间越长，这种保护就叫做反时限过电流保护。反时限过电流保护虽外部接线简单，但内部结构十分复杂，调试比较困难；在灵敏度和动作的准确性、速动性等方面也远不如电磁式继电器构成的继电保护装置。这种保护方式目前主要应用于一般用户端的进线开关处保护，不推荐使用在变电站10kV出线开关处。
（二）定时限过电流保护
１.定时限过电流保护。继电保护的动作时间与短路电流的大小无关，时间是恒定的，时间是靠时间继电器的整定来获得的。时间继电器在一定范围内是连续可调的，这种保护方式就称为定时限过电流保护。
２.继电器的构成。定时限过电流保护是由电磁式时间继电器(作为时限元件)、电磁式中间继电器(作为出口元件)、电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)构成的。它一般采用直流操作，须设置直流屏。定时限过电流保护简单可靠、完全依靠选择动作时间来获得选择性，上、下级的选择性配合比较容易、时限由时间继电器根据计算后获取的参数来整定，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。这种保护方式一般应用在电力系统中变配电所，作为10kV出线开关的电流保护。
３.定时限过电流保护的基本原理。在10kV中性点不接地系统中，广泛采用的两相两继电器的定时限过电流保护。它是由两只电流互感器和两只电流继电器、一只时间继电器和一只信号继电器构成。保护装置的动作时间只决定于时间继电器的预先整定的时间，而与被保护回路的短路电流大小无关，所以这种过电流保护称为定时限过电流保护。
４.动作电流的整定计算。过流保护装置中的电流继电器动作电流的整定原则，是按照躲过被保护线路中可能出现的最大负荷电流来考虑的。也就是只有在被保护线路故障时才启动，而在最大负荷电流出现时不应动作。为此必须满足以下两个条件：
（1）在正常情况下，出现最大负荷电流时（即电动机的启动和自启动电流，以及用户负荷的突增和线路中出现的尖峰电流等）不应动作。即：
Idz＞Ifh.max
式中Idz：过电流保护继电器的一次动作电流；Ifh.max：最大负荷电流
（2）保护装置在外部故障切除后应能可靠地返回。因为短路电流消失后，保护装置有可能出现最大负荷电流，为保证选择性，已动作的电流继电器在这时应当返回。因此保护装置的一次返回电流If应大于最大负荷电流Ifh.max。即：
If＞Ifh.max
因此，定时限过电流装置电流继电器的动作电流Idz.j为：
Idz.j=（Kk.Kjx/Kf.Nlh）.Ifh.max
式中Kk：可靠系数，考虑到继电器动作电流的误差和计算误差而设。一般取为1.15～1.25
Kjx——由于继电器接入电流互感器二次侧的方式不同而引入的一个系数。电流互感器为三相完全星形接线和不完全星形接线时Kjx=1；如为三角形接线和两相电流差接线时Kjx=√3
Kf：返回系数，一般小于1；
Nlh：电流互感器的变比。
（三）动作时限的整定原则
为使过电流保护具有一定的选择性，各相临元件的过电流保护应具有不同的动作时间。各级保护装置的动作时限是由末端向电源端逐级增大的。可是，越靠近电源端线路的阻抗越小，短路电流将越大，而保护的动作时间越长。也就是说过电流保护存在着缺陷。这种缺陷就必须由电流速断保护来弥补不可。
（四）过电流保护的保护范围
过流保护可以保护设备的全部，也可以保护线路的全长，还可以作为相临下一级线路穿越性故障的后备保护。
四、电流速断保护
（一）电流速断保护
电流速断保护是一种无时限或略带时限动作的一种电流保护。它能在最短的时间内迅速切除短路故障，减小故障持续时间，防止事故扩大。电流速断保护又分为瞬时电流速断保护和略带时限的电流速断保护两种。
（二）电流速断保护的构成电流速断保护是由电磁式中间继电器(作为出口元件)、电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)构成的。它一般不需要时间继电器。它是按一定地点的短路电流来获得选择性动作，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。
（三）瞬时电流速断保护的整定原则和保护范围
瞬时电流速断保护与过电流保护的区别，在于它的动作电流值不是躲过最大负荷电流，而是必须大于保护范围外部短路时的最大短路电流。当在被保护线路外部发生短路时，它不会动作。
（四）瞬时电流速断保护的基本原理
瞬时电流速断保护的原理与定时限过电流保护基本相同。只是由一只电磁式中间继电器替代了时间继电器。
（五）略带时限的电流速断保护
瞬时电流速断保护最大的优点是动作迅速，但只能保护线路的首端。而定时限过电流保护虽能保护线路的全长，但动作时限太长。因此，它的保护范围就必然会延伸到下一段线路的始端去。这样，当下一段线路始端发
生短路时，保护也会起动。为了保证选择性的要求，须使其动作时限比下一段线路的瞬时电流速断保护大一个时限级差，其动作电流也要比下一段线路瞬时电流速断保护的动作电流大一些。略带时限的电流速断保护可作为被保护线路的主保护。
五、三（两）段式过电流保护装置
由于瞬时电流速断保护只能保护线路的一部分，所以不能作为线路的主保护，而只能作为加速切除线路首端故障的辅助保护；略带时限的电流速断保护能保护线路的全长，可作为本线路的主保护，但不能作为下一段线路的后备保护；定时限过电流保护既可作为本级线路的后备保护（当动作时限短时，也可作为主保护，而不再装设略带时限的电流速断保护），还可以作为相临下一级线路的后备保护，但切除故障的时限较长。
目前在实际应用中，为简化保护配置及整定计算，同时对线路进行可靠而有效的保护，常把瞬时电流速断保护和定时限过电流保护相配合构成两段式电流保护。
六、结语
在城市电网10kV配电系统中，各种类型的、大量的电气设备通过电气线路紧密地联结在一起。随着电网规模的发展，为了确保10KV供电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置并准确整定各项相关定值。
【参考文献】
[1]崔家佩，孟庆，陈永芳，熊炳辉．电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M]．水利电力出版社，1993．
[2]方大千．实用继电保护技术[M]．人民邮民出版社，2003．
220kV继电保护 篇6
1 某變电站220kV电压等级保护配置
1．1 主变压器保护配置
1号主变压器保护：1号主变压器保护WBZ—1201系列数字式变压器保护装置，共配置3个屏，其中1号屏配置有差动保护，高、中、低三侧后备保护；2号屏配置非电量保护(含高压侧失灵启动功能)；3号屏配置第二套差动保护。2号主变压器保护：1号保护屏配置RCS—978E变压器成套保护、RCS—923CT失灵保护装置；2号保护屏配置PRS—778变压器成套保护、PRS—761A非电量保护装置。
1．2220 kV母线保护配置
该站220 kV母线差动及失灵保护配置一套WMZ—41母线保护装置，运行了10年，已基本达到运行年限。该次母线保护改造，配置了两套SGB750数字式母线保护装置，改造后取消原WMZ—41母线保护装置。
2 该站220kV母线保护改造方案
由于各间隔备用保护级电流绕组及备用刀闸接点等不足，经讨论，确定该次改造施工总的指导原则是：在改造施工过程中，原WMZ—41母线保护继续运行，各间隔停电时，首先完善1号SG B750母线保护相关二次回路，待所有间隔二次回路搭接及调试完毕，将1号SG B750母线保护投入运行。1号SG B750母线保护投运后，则安排停用原WMZ—41母线保护，将其所用的电流、刀闸接点等回路改接到2号SG B750母线保护，最终完成两套母线保护的改造工作。
2．1 电流回路
由于各间隔TV绕组均只有一组备用保护级绕组，按照总的指导原则，在各间隔停电时，首先将该组电流搭接于1号SG B750母线保护。待1号SGB750母线保护投运后，安排WMZ—41母线保护停运，将其所用的电流回路改接到2号SGB750母线保护，此时，将不再安排停电，电流回路需在带电运行时进行搭接。
2．2 直流及跳闸回路
该站直流电源及跳闸回路不满足标准化设计规范，两组直流电源、两套保护跳闸与两组跳闸线圈不满足一一对应原则，因此各间隔停电时，需对各保护间隔直流及跳闸回路进行整改，具体为：1组直流电源由1号直流馈线屏对应1号保护屏和1组操作电源；2组直流电源由2号直流馈线屏对应2号保护屏和2组操作电源；1号保护跳闸作用于1组跳圈；2号保护跳闸作用于2组跳圈。保留WMZ—41母线保护跳闸回路，两套SGB750母线保护跳闸回路可以按照停电安排进行顺序搭接，但在进行下一间隔搭接时，对已经完成搭接的间隔二次回路做好安全措施，防止在试验时误跳运行开关。
2．3 失灵启动回路
2．3．1 220 kV线路保护失灵启动回路263开关两套保护、266开关两套保护、264开关1号保护RCS—931AM装置均有备用失灵启动接点，间隔停电时可将备用的该组接点按照一一对应原则，与两套SG B750母线保护进行搭接。264开关2号保护PSL—602(G)保护装置、265开关两套保护CSC—102A和CSC—101A保护装置有备用失灵启动接点，但未引到端子排，因此需在间隔停电时，由装置背板引出备用的一组失灵启动接点，然后再进行失灵回路搭接。
2．3．2 1号主变压器保护高压侧开关失灵启动回路1号主变压器WBZ—1201型变压器保护，无足够的跳闸及失灵启动接点，为了保留原来的失灵启动回路，建议在1号主变压器停电时，将原失灵启动接点进行扩展，既保留原失灵启动回路，也能完善启动两套新母线保护失灵功能。
1号主变压器原失灵启动回路见图1
图1 1号主变压器原失灵启动回路
其中：
(1)11XB(①)为1号屏失灵启动硬压板。X：50—X：51为1号差动保护失灵启动接点；X2：50—X2：51为高后备保护失灵启动接点；X3：50—X3：51为中后备保护失灵启动接点；x4：50—x4：51为低后备保护失灵启动接点；
(2)7XB为3号屏失灵启动硬压板，X：50—X．51为2号差动保护失灵启动接点；
(3)11XB(②)为2号屏失灵总启动硬压板(非电量保护包含高压侧失灵启动功能)，X2：96—X2：97为2号屏专用失灵启动装置动作接点；
(4)ZJ1、ZJ2分别为I母、II母刀闸位置接点。失灵启动接点扩展方案如下。将原失灵启动回路在2X71和2X74分别断开，接入成都智达电力自动控制有限公司生产的JBK—3932A扩展盒进行扩展。JBK—3932A扩展盒可扩展4对无源常开接点，扩展盒原理如图2所示，扩展回路如图3所示。
图2 JBK—3932A无源扩展盒原理
图3 1号主变压器失灵回路扩展图
其中：ZJ为扩展盒JBK—3932A；4X3、4X32为主变压器高压侧开关切换后操作电源正电、负电。扩展后提供一对接点启动WMZ—41母线保护失灵，保留原失灵启动回路，如图4(a)；另外提供两对给SG B750数字式母线保护，完成启动新母线保护失灵功能，如图4(b)。
(a)启动MTlZ—41母线保护失灵回路
(b)启动两套SG B750母线保护失灵回路
图4 扩展后接点失灵启动回路
其中：14XB、15XB为新增压板。分别启动1号、2号SGB750母线保护失灵压板。
2．3．3 2号主变压器失灵回路原2号主变压器高压侧失灵启动母差回路如图5所示。
图5 2号主变压器原失灵启动母差回路
在保证原失灵启动回路不变的情况下，主要有两种方案完善失灵启动新母线保护回路。
方案—：2号主变压器两套保护的失灵启动备用接点直接开人到两套SGB750母线保护，主变压器高压侧失灵电流判据由母线保护来实现；母差跳闸启动主变压器高压侧开关失灵联切主变压器三侧接点开人RCS—923CT的启动联跳接点，经电流判据后，再启动联切三侧开关，如图6所示。
图6 方案—失灵回路图
方案二：2号主变压器两套保护的失灵启动备用接点直接开入到两套SG B750母线保护，主变压器高压侧失灵电流判据由母线保护来实现；母差跳闸启动主变压器高压侧失灵联切主变压器三侧接点则直接接人非电量保护装置，然后联切其他两侧开关，此时电流判据也由母线保护实现。
综合分析上述两种方案发现，方案一回路虽然比较简单，但在母差保护动作且主变压器高压侧开关失灵时，母差启动主变压器高压侧开关失灵联切主变压器三侧时，电流判据由母线保护和RCS—923C共同实现，存在时间整定配合问题，且不满足设计要求 ；方案二回路简单清晰，功能明确，满足一一对应的设计原则。
3 220 kV母线保护改造施工技术原则通过第2节对某220kV母线保护改造施工方案的分析，总结220kV母线保护回路改造技术原则如下：
3．1 直流回路整改原则
各间隔保护直流电源整改：1组直流电源，对应于1号直流馈线屏、l号保护屏和1组操作电源；2组直流电源，对应于2号直流馈线屏、2号保护屏和2组操作电源；母线保护直流电源整改：1号直流馈线屏对应1号保护屏；2号直流馈线屏对应2号保护屏。若编号不一致，新母線保护应按照规范要求进行设计，投运后再对旧母线保护进行整改。
3．2 交流电流回路整改原则
在各间隔开关TA存在两组备用保护绕组的基础上，可以在问隔停电时进行电流回路搭接，若只存在一组备用绕组，可先进行一套新母线保护回路搭接，另一套新母线保护电流回路采用原母线保护回路电流，待一套新母线保护投运后原母线保护停电时再进行电流回路更改搭接。若无备用绕组，而故障录波装置所用TA绕组独立，可将故障录波装置串接于某套保护装置之后，再将空余出的TA绕组接于第一套母线保护。
3．3 跳闸回路整改原则
各间隔保护跳闸回路整改：l号保护作用于l组跳圈；2号保护作用于2组跳圈。母线保护跳闸回路整改：l号母线保护作用于1组跳圈；2号母线保护作用于2组跳圈。但在新母线保护投运前必须保证原母线保护同时作用于两个跳闸线圈。若新母线保护投运后随即改造原母线保护，则按照规范整改，否则原母线保护跳双跳圈回路继续保留直至改造。
3．4 失灵启动回路整改原则
失灵启动回路整改总原则是：所有间隔1号保护启动1号母线保护；所有间隔2号保护启动2号母线保护。失灵电流判别尽量采用母线保护实现。对于220 kV线路间隔保护，一般情况下都存在备用的失灵启动接点(对于没有引出到端子排的情况，可以在该间隔停电时从装置背板配出)，采用备用失灵启动接点直接开入到两套新母线保护，取消线路保护屏的断路器失灵启动及辅助保护装置中的失灵启动功能，电流判别由母线保护实现。
3．5 二次回路整改要求
(1)两套母线保护的失灵启动回路与跳闸回路均不能公用一根电缆，保证回路独立性；为减少电缆，刀闸接点宜与跳闸回路公用一根电缆；
(2)单切换箱情况下，双套母线保护刀闸接点允许继续取用切换箱；若采用双切换箱，则两套母线保护刀闸接点分别取自两个切换箱。
(3)关于母线保护命名编号与二次回路的统一问题：实际上母线保护的编号原则是根据生产厂家来确定的，运行中进行改造由于无法确认新订保护是否还能满足编号规则，二次回路上不可能完全按照标号规则进行调整，也没有必要。
3．6 典型改造方案
220 kV母线保护根据配置情况及改造回路的复杂情况，一般主要分为以下3种情况。情况—：原一套母线保护运行，需新增加一套母线保护装置，但原母线保护不具备失灵电流判别功能(如BP—2A系列)，需保留间隔保护失灵启动装置。一般情况下间隔保护的失灵启动装置在1号屏上，间隔停电时该屏应接人1组直流，1号间隔保护与失灵启动装置配合启动BP—2A失灵保护，此时不管BP—2A保护编号，均接人1组直流，同时作用于两个跳圈。2号间隔保护接人2组直流，间隔停电时拆除2号间隔保护启动原母线保护失灵回路，接点直接接入新母线保护，新母线保护接入2组直流，仅作用于2组跳圈；情况二：原一套母线保护运行，需新增加一套母线保护装置，原母线保护具备失灵电流判别功能(如RCS—915系列)。在间隔停电时，取消间隔保护屏的失灵电流判据，母线保护编号按照规范确定。将1号、2号间隔保护动作接点直接接入原母线保护和新母线保护，此时该间隔失灵电流判别由原母线保护完成。情况三：更换原母线保护装置(例如更换BP—2A)，同时新增一套母线保护。
4 结论
结合福建电网某220kV变电站220kV母线保护改造方案，对220 kV母线保护改造的一些实施原则进行了探讨，总结了220 kV母线保护改造的一些技术原则，望能为以后电网及其他省网220kV母线保护改造提供一定的参考。
参考文献
[1] 国家电网公司．变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范[S]．2008．
220kV继电保护 篇7
新企标发布以来, 我们结合湖南电网继电保护的实际情况, 对新、改、扩建工程中如何执行新企标的问题进行了大量的分析和讨论, 制定了相应的实施办法。从2009年开始, 按照新企标要求设计生产的“六统一”保护开始进入湖南200kV及以上电网运行。截至2008年底, 湖南电网220kV及以上电网继电保护装置中线路保护基本实现了微机化、双重化配置, 元件保护的微机化率也达到了90%以上, 且80%以上的微机母线保护均是2006年至2008年期间更换的。按照微机保护的12年使用年限计算, 这就意味着在今后相当长的时期内非“六统一”的微机母线保护与“六统一”的微机母线保护会同时存在, 这势必给断电保护运行维护、定值计算带来较大的困难。
下面从母线保护的基本原理入手, 比较分析非“六统一”微机母线保护和“六统一”保护在基本原理、功能配置、设计运行及定值整定等方面存在的差异, 以供交流。
1 母线保护的基本原理
微机母线保护装置一般设有母线差动保护、母联死区保护、母联失灵保护以及断路器失灵保护等功能, 在这一点上非“六统一”微机母线保护与“六统一”保护是一致的。而且在这些保护的基本原理方面也没有什么大的改变, 主要是在功能方面增加了以往非“六统一”微机母线保护忽略了的一点, 即“母线保护应能自动识别母联 (分段) 的充电状态, 合闸于死区故障时, 应瞬时跳母联 (分段) , 不应误切运行母线”。
1.1 母线差动保护原理
母线差动保护一般由启动元件、差动元件、抗饱和元件等构成。启动元件一般有和电流突变量启动元件、差电流启动、工频变化量突变量启动等。
母线差动保护的动作原理是建立在基尔霍夫电流定律的基础之上的。把母线视为一个节点, 在正常运行和外部故障时流入母线电流之和为零, 而内部短路时为总短路电流。这是理想的情况, 实际中因电流互感器有误差, 在外部短路时存在不平衡电流, 所以差动保护的启动电流必须躲过最大不平衡电流才能保证选择性。
差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路。大差是指除母联和分段开关外所有支路电流构成的差动回路。小差是指该段母线上所连接的所有支路 (包括母联和分段开关) 电流所构成的差动回路。大差作为小差的起动元件, 用以区分母线区内外故障, 小差为故障母线的选择元件。现有微机母差保护均采用比率制动电流差动算法, 其动作方程为:
启动元件:Id≥Idd动作元件:Id-K×If≥0
其中:
式中Id为某一时刻差动电流瞬时值, If为同一时刻制动电流瞬时值, K为比例制动系数, Idd为差动电流整定门坎。
如果大差和某段小差都满足上式的动作方程, 判为母线内部故障, 母线保护动作, 跳开故障母线上的所有断路器。当某个元件在倒闸过程中2条母线经刀闸双跨或投入“倒闸过程中”压板时, 双母线按单母方式运行, 此时不再进行故障母线的选择, 如果母线发生故障, 则将2条母线同时切除。母差保护在动作于故障母线跳闸时必须经相应的母线电压闭锁元件闭锁。
1.2 母联失灵及母联死区保护
当保护向母联发跳令后, 经整定延时母联电流仍然大于母联分段失灵电流定值时, 母联失灵保护分别经相应母线电压闭锁后切除相应母线上所有连接元件, 母联失灵保护由母差保护启动, 也可通过外部充电保护启动。“外部启动母联失灵”开入若保持10s不返回, 装置报“外部启动母联失灵长期启动”, 同时退出该启动功能。
若母联开关和母联TA之间发生故障, 断路器侧母线跳开后故障仍然存在, 正好处于TA侧母线小差的死区, 为提高保护动作速度, 专设了母联死区保护。装置的母联死区保护在差动保护发母线跳令后, 母联开关已跳开而母联TA仍有电流, 且大差比率差动元件及断路器侧小差比率差动元件不返回的情况下, 经动作延时150ms跳开另一条母线。为防止母联在跳位时发生死区故障将母线全切除, 当2条母线处于运行状态、母联分列运行压板投入且母联在跳位时母联电流不计入小差母联, TWJ为三相常开接点 (母联开关处跳闸位置时接点闭合) 串联。分段 (母联) TA电流不计入差动保护的情况, 简称为“封TA”。
1.3 断路器失灵保护
断路器失灵保护由各连接元件保护装置提供的保护跳闸接点启动。对于线路间隔, 当失灵保护检测到分相跳闸接点动作时, 若该支路的对应相电流大于有流定值门槛 (0.04In) , 且零序电流大于零序电流定值 (或负序电流大于负序电流定值) , 则经过失灵保护电压闭锁启动失灵保护;当失灵保护检测到三相跳闸接点均动作时, 若三相电流均大于三相失灵相电流定值且任一相电流工频变化量动作, 则经过失灵保护电压闭锁启动失灵保护。
对于主变间隔, 当失灵保护检测到失灵启动接点动作时, 若该支路的任一相电流大于三相失灵相电流定值, 或零序电流大于零序电流定值 (或负序电流大于负序电流定值) , 则经过失灵保护电压闭锁启动失灵保护。母差保护动作后启动主变断路器失灵功能, 采取内部逻辑实现, 在母差保护动作跳开主变所在支路同时, 启动该支路的断路器失灵保护。
失灵保护电压闭锁判据为:UΦ≤Usl;3U0≥U0sl;U2≥U2sl。
其中UΦ为相电压, 3U0为三倍零序电压, U2为负序相电压, Usl为相电压闭锁定值, U0sl和U2sl分别为零序、负序电压闭锁定值。以上3个判据任一动作时, 电压闭锁元件开放。
装置另设“主变解除失灵电压闭锁”与“线路解除失灵电压闭锁”开入。其中“主变解除失灵电压闭锁”为防止主变低压侧故障高压侧开关失灵时, 高压侧母线的电压闭锁灵敏度有可能不够的情况, 这种情况下可同时将主变另一付跳闸接点接至对应的“主变解除失灵电压闭锁”开入, 该接点动作时允许解除电压闭锁。
“线路解除失灵电压闭锁”开入则是为防止长距离输电线路发生远端故障时电压灵敏度不够的情况。这种情况下可将线路保护的另一付跳闸接点接至“线路解除失灵电压闭锁”开入, 该接点动作时允许解除电压闭锁。
失灵保护还为各主变支路提供了联跳主变其他各侧开关的功能。主变开关失灵情况下在跳开主变支路所在母线的同时, 联跳主变其他侧开关。
2 微机母线保护的整定计算原则与方法
在继电保护定值整定方面, “六统一”保护因更加规范的功能配置和设计, 在定值单方面也规定了标准格式, 与非“六统一”保护相比, 其定值单更加简洁、合理。最关键的是各厂家的定值单格式是一致的, 定值项、定值名称也都是一样的, 虽然有些定值项的含义稍微有点不同, 整定原则和方法上面会有些差异, 但相比非“六统一”的保护来说, 其整定工作的难度已大大降低。
2.1 母差保护的整定原则与方法
差动保护应保证在全电网最小运行方式下, 考虑该母线出线N-1或N-2轮断, 取被保护母线2相短路故障的短路电流效验灵敏度, 要求灵敏度大于1.5, 并尽可能躲过母线出线的最大负荷电流。母线充电保护正常不投入, 投入时闭锁母差, 整定值根据具体运行方式确定。有些地方投入时是不闭锁母差的, 已有相关文献对充电时可不闭锁母差这一观点进行了论证。
对于非“六统一”的保护, 其差动保护的电压闭锁按满足母线在各种故障条件下的灵敏度来整定, “六统一”母差保护中电压闭锁定值是不需要整定的, 均已在保护装置中固定, 低电压取70%额定相电压, 零序电压3U0固定取6V, 负序电压闭锁定值U2 (相电压) 固定取4V。
TA断线告警定值和TA断线闭锁定值按正常运行时流过母线保护的最大不平衡电流整定, 一般分别按0.05倍和0.1倍的二次额定电流整定。
母联失灵电流定值的整定, 原则上是按母线故障时流过母联或分段的最小故障电流来整定, 应考虑母差动作后系统变化对流经母联或分段断路器的故障电流影响。工程实际一般可按一次值300A整定。
母联分段失灵时间定值, 应大于母联或分段开关的最大跳闸灭弧时间。工程实际一般可整定为0.2～0.3s。
2.2 断路器失灵保护的整定原则与方法
在失灵保护方面变化是比较大的, 在新企标实施以前, 湖南电网220kV失灵保护是单独组屏的, 2套母线保护中的失灵保护是退出的。而新企标实施以后, 失灵保护不再单独组屏, 直接用2母线保护中的失灵保护, 失灵电流判据在母线保护中实现。目前湖南电网的实际做法是新站按新企标的做法, 老站仍配单独的失灵保护, 且失灵电流判据在各间隔 (线路和变压器) 的断路器保护中实现, 失灵保护中的电流判据实际上是不用的, 所以整定时要特别注意结合工程的实际情况。
对失灵相电流的整定:非“六统一”的保护中每个间隔的失灵电流是分开整定的, 而“六统一”的保护中所有间隔的失灵电流是共用的。对前者整定的时候应根据每个间隔的实际情况整定, 线路及主变支路的断路器失灵保护在电网小方式运行情况下, 考虑220kV母线的其余出线N-1轮断, 取被保护的线路末端或被保护的主变低压侧的最小单相接地故障相电流, 校验灵敏度, 要求灵敏度大于1.3, 并尽可能的躲过正常运行时的负荷电流。对后者的整定需兼顾各间隔, 保证各间隔均有灵敏度整定, 结合工程实际来说, 应各厂家的失灵启动判断逻辑稍有不同, 整定的时候应注意以下3个方面:
(1) RCS-915GA、SGB750、CSC-150中线路单元三相失灵和主变单元三相失灵共用此定值, 应保证母线上漏抗最大变压器低压侧和使用三相联动开关的线路末端三相短路故障时有1.3倍的灵敏度, 并尽可能躲过所有变压器支路最大负荷电流。系统变电站定值可取1.1倍变压器高压侧额定电流, 此定值一般都能保证变压器故障低压侧三相故障有灵敏度, 若灵敏度不足则按灵敏度整定。
(2) BP-2CS中只有主变单元三相失灵使用此定值, 定值一般可取母线上容量最大的变压器1.1倍额定电流, 按母线上漏抗最大的变压器发生低压侧三相短路校核灵敏度, 灵敏度不足1.3时按灵敏度整定。
(3) WMH-800A-B6R1中只有主变单元三相失灵使用此定值, 且使用了低功率因数判据, 故此定值可以完全按1.1倍变压器额定电流整定, 灵敏度不足时由低功率因数判据去启动失灵。
失灵保护电压闭锁按满足引出线在各种故障条件下的灵敏度来整定。失灵跳母联延时和失灵跳母线延时取相同值, 一般取0.3s。这一点与湖南电网以往的做法是不同, 以往是0.3s先跳母联, 0.5s后再跳母线。
2.3 整定注意事项
母差保护整定计算应注意以下几方面:保护版本, 基准变比的选取, TA变比、通道系数的整定, 压板、控制字的整定, 电压闭锁、接线方式、级差等的整定。
(1) 确定保护版本。
微机母线保护目前正处于“六统一”保护与非“六统一”保护共用的过渡阶段, 版本较多。不同的工程可能对保护提出一些特殊的要求, 目前, 湖南电网的基本情况是:对新建变电站从回路设计、功能配置等方面均采用新企标的规范, 保护装置采用均是标准的“六统一”保护;而对老变电站, 单独更换母线保护装置的情况时, 回路设计一般沿用老的设计做法, 而保护装置则采用“六统一”保护;还有一种情况就是回路设计和保护装置均是老的。
(2) 定值折算与基准变比选取的问题。
一般来说, 所有母差保护的差动定值均必须按基准变比折算, 但与母联相关的电流定值, 如母联失灵电流、母联充电、母联过流等定值的折算, 对非“六统一”的保护, 不同型号的保护有不同的规定:RCS-915、BP-2B、WMH-800、SGB750中要求所有电流定值均按基准变比折算;WMZ-41、CSC-150的母联失灵定值、母联充电等定值按实际变比折算。在“六统一”保护中所有电流定值均要按基准变比折算。
基准变比的选取也各不相同。RCS-915中选取与母线相连, TA变比为基准变比用得最多;而WMZ-41、WMH-800、BP-2B、CSC-150、SGB750中一般选取最大的TA变比为基准变比。但为保证精度, 一般均要求基准变比与最大或最小TA变比之比不要超过4倍, 如果出现倍数相差太大的情况, SGB750、CSC-150和RCS-915也可以取别的变比作基准变比。
(3) TA变比、通道系数整定。
所有母差保护中, 基准变比的通道系数均为1。通道系数有的母差不需要整定, 内部根据实际的TA变比自动折算。
值得注意的是, 未用元件 (备用间隔) TA的整定差别较大, WMH-800的2.1版本、CSC-150和RCS-915系列说明书中均已明确说明, 未用间隔的TA一次额定值设为0;WMH-800的2.0及以下版本却不能整定为0, 只能整定为最小值;而WMZ-41B中却规定未用TA通道系数设为1;SGB750未用TA的一次电流置0。
(4) 压板、控制字的整定。
WMZ-41系列、RCS-915系列、WMH-800系列、SGB750母差中的母联失灵保护包含在差动保护里面, 没有单独的控制字和或压板投退, BP-2B母差中母联失灵保护有单独的控制字和压板投退, 整定时要注意区分。
特别值得注意的是, 控制字与压板的关系问题, 有些保护如BP-2系列中母线互联控制字和保护屏上互联压板的关系是并联 (或) 的关系, 任一投入都会使母差进入互联状态。而RCS-915系列中压板与控制字一般都是串联 (与) 的关系, 只有两者均投入的情况下, 才能起作用。
(5) 电压闭锁元件。
新企标实施前, 湖南电网220kV电网母线保护要求复合电压闭锁装置必须串接在出口回路, 所以在非“六统一”的RCS-915母线保护上都配有专门的电压闭锁装置RCS-918A, 而不是采用RCS-915母线保护中带的电压闭锁 (逻辑上的) , 又因母线保护中的电压闭锁没有有效的方法退出, 造成2套定值都必须要整定一致。这种做法实际上带来了很多不便, 使现场二次回路的接线也更为复杂。WMZ-41、WMH-800、BP-2B和SGB750的电压闭锁元件是独立的, 可以串接在出口回路中, 电压定值和母差定值在一张定值清单上。新企标实施后, 已在母线保护上取消了RCS-918A装置。
整定电压定值要分清是相电压还是线电压, 除了非“六统一”的BP-2B中的低电压采用的是线电压外, 其他类型的母差保护均采用相电压。另外, 对负序电压, 目前大多数微机保护采用U2, 一般整定4V左右。但非“六统一”的WMH-800母线保护中的负序电压是3倍的U2, 计算时要注意乘以3。
(6) 接线方式方面。
目前, 湖南电网500kV变电站的220kV母线均为双母分段的接线方式。采用的主要针对双母单分段的主接线形式, RCS-915系列母差保护中, 母线1编号和母线3编号分别是分段后左边的短母线和右边的短母线的编号, 母线2编号是长母线的编号。非“六统一”的RCS-915母线保护中配的电压闭锁装置RCS-918A中有“投一母运行”、“投二母运行”2个控制字。一般双母线接线, 这2个控制字必须投入, 对双母单分段的接线方式一定要注意查看图纸中第三段母线的接线, 再决定是投入“投三母运行”还是“投四母运行”。
(7) 级差问题。
整定时一定要注意定值的级差, 有的是0.1, 有的是0.01, 等等, 避免现场整定时取不到相应的定值。
3 结束语
220kV继电保护 篇8
(2) 对瞬时动作的保护或瞬时段的保护, 其整定值应保证在被保护元件发生外部故障时, 继保装置可靠且不动作, 但单元或线路变压器组 (包括一条线路带两台终端变压器) 的情况除外。
(3) 上、下级继电保护的整定, 一般应遵循逐级配合的原则, 满足选择性的要求。即在下一级元件故障时, 故障元件的继电保护必须在灵敏度和动作时间上均能与上一级元件的继电保护取得配合, 以保证电网发生故障时有选择性地切除故障。
(4) 继电保护整定计算应按正常运行方式为依据。对特殊运行方式, 可以按专用的运行规程或者依据当时实际情况临时处理。
(5) 变压器中性点接地运行方式的安排, 应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。遇到因变压器检修等原因, 使变电所的零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时, 根据当时实际情况进行处理。
(6) 故障类型的选择以单一设备的常见故障为依据, 一般以简单故障进行保护装置的整定计算。
220kV继电保护 篇9
关键词：主变,继电保护,误动,分析
0 引言
差动保护是变压器的主保护,它的误动将造成变压器的非正常停运,影响电力系统的发供电,甚至造成系统振荡,对电力系统发供电的稳定运行很不利。影响变压器差动保护动作可靠性的因素很多,除了接线不正确外,TA特性不良,整定值不合理及继电器性能不良等均会造成不正确动作。
1 事故经过
某220kV变电站1号、2号主变220、110、10kV三侧均分别经母联并列运行。在无故障冲击的情况下,1号主变差动保护动作,跳开各侧开关。对变压器及其各侧断路器范围内的电气设备、继电保护的二次接线盒保护装置本体进行检查,都未发现异常,因此初步判断为保护误动。
2 原因分析
1号主变型号为SFPSZB-150000-220/110/10.5,1987年保定变压器厂产品,配备了2套微机保护,均为南瑞RCS-978型。
2.1 保护动作原因分析
由于1号主变高压侧塔式TA绕组不够,B柜差动电流引自升高座TA。为提高负荷能力,将2个变比相同的TA二次绕组串联后接入回路,其接线图如图1所示。
保护动作前,主变所带负荷为12.6万kW,高压侧电流为359A,负载率达到91%。事故发生后,对差动保护范围内的所有一、二次设备进行了全面的检查,结果显示均无异常缺陷,进一步对保护回路进行检查,发现高压侧A相升高座TA二次电缆被击穿。
翻阅该变压器的运行记录,发现在2003年校验工作中,本次击穿的电缆未使用1000V摇表进行绝缘测试便直接更换,并且同一根电缆在3年内反复被击穿。于是,对该回路的所有元件进行检查,结果发现A相串联连接的2个TA二次绕组中,2K1-K6的伏安特性与其它绕组不同,其饱和电压仅为72V,而其它接入差动回路的各绕组饱和电压均在240～245V。A相2个绕组串联形成的电路原理图如图2所示。
A相绕组伏安特性如图3所示。当变压器一次电流较小时,因2个绕组变比相同,即I1=I2,故运行不会出现问题。但当一次电流较大时,因2个绕组伏安特性不同,相当于将2个输出电流不同的电流源串联在一起,故饱和程度较深的绕组输出的电流较小,即I1
2.2 理论验证
为验证这一理论,用一只10kV,400/5电流互感器进行模拟试验,其保护绕组1K1-1K2的饱和电压为164V,计量绕组2K1-2K2的饱和电压为26V,2个绕组串联后进行短接,不同的一次电流下Uab值见表1。
从表1可知,负载率大于70%后,随着一次电流的增加,Uab迅速上升,当一次电流升至350A,负载率达到87.5%时,电压已达到1 648V,接近普通二次电缆的额定耐压值2 000V。二次电缆在这一电压的长期作用下就会发生绝缘击穿。
3 事故暴露出来的问题及相关防范措施
本次故障反映出设备制造、安装方面存在一些问题:
(1)设备制造。对变压器厂来说,升高座TA仅是一个很小的零部件,厂家普遍对其重视程度不高,配备的技术力量以及工艺质量控制不严,尤其是伏安特性这种“软”指标,即使发现存在不一致,也未引起重视,仍然正常出厂。但如果升高座是由专业配套厂家生产,那么情况就会好得多。
(2)设备安装。在实际工作中,为提高TA二次负载能力而将不同绕组串联连接的做法相当普遍,无论在供电单位还是专业电力施工单位,二次绕组连接均由继电保护专业人员完成,而继电保护人员大多对伏安特性这一参数认识理解不够,在选择用于串联的绕组时,未引起足够重视。
为防止此类事故的再次发生,需做到:
(1)加强与设备厂家的沟通,严把产品质量验收关;
220kV继电保护 篇10
1.1 工作原理
1) 变压器是变电站的主要设备。
分为双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器, 即高、低压每相共用1个绕组, 从高压绕组中间抽出1个头作为低压绕组的出线的变压器。电压高低与绕组匝数成正比, 电流则与绕组匝数成反比。
2) 电压互感器和电流互感器。
其工作原理和变压器相似, 它们把高电压设备和母线的运行电压、大电流即设备和母线的负荷或短路电流按规定比例变成测量仪表、继电保护及控制设备的低电压和小电流, 在额定运行情况下电压互感器2次电压为l00 V, 电流互感器2次电流为5 A 或1 A。电流互感器的2次绕组经常与负荷相连近于短路, 需要注意的是, 绝不能让其开路, 否则将因高电压而危及设备和人身安全, 使电流互感器烧毁。
1.2 变压器运行异常的情况
当出现负荷或者外部短路的情况, 引起温度升高、油面降低和过电流等现象时, 根据不同的情况, 变压器主要的保护装置有:
1) 气体保护。
该保护方式是瞬间作用于信号式跳闸的, 可用于变压器的油箱发生内部故障, 或者油面降低时;
2) 电流速断保护和差动保护。
这种保护方式也是瞬间作用于跳闸, 可用于变压器的引出线间的短路、接地短路, 或者变压器的内部故障时;
3) 过负荷保护。
当变压器出现过载时可装设, 作用于信号, 主要用于因为过载而引起过电流时;
4) 过流继电保护。
这种保护方式可以作为气体保护和电流速断保护两种保护方式的后备保护, 主要带时限动作用于跳闸, 一般可用于出现外部短路引起过电流时;
5) 温度信号。
当变压器的温度发生变化, 出现升高或者油冷却系统的异常时, 可作用于信号。变压器的故障对电力系统造成的损失是相当严重的, 为了防止出现这种情况, 安装相应的过流继电保护装置是非常必要的。
2220 kV 变电站的继电保护措施
2.1 继电保护综述
继电保护措施, 是研究电力系统故障和危及安全运行的异常工况, 以探讨其对策的反事故自动化措施。电力系统继电保护的基本任务是:当电力系统发生故障或异常工况时, 在可能实现的最短时间和最小区域内自动将故障设备从系统中切除, 或者给出信号由值班人员消除异常工况的根源, 以减轻或避免设备的损坏和对相邻地区供电的影响。
随着电力系统容量日益增大, 范围越来越广, 设置系统各元件的继电保护装置远不能避免发生全电力系统长期大面积停电的严重事故。为此, 必须从电力系统全局出发, 研究故障元件被相应继电保护装置动作切除后, 系统将呈现何种工况;系统失去稳定时将出现何种特征, 如何尽快恢复其正常运行等。系统保护的任务就是当大电力系统正常运行被破坏时, 尽可能将其影响范围限制到最小, 负荷停电时间减到最短。
2.2 继电保护的具体措施
继电保护安全运行的主要措施有以下几点:
1) 特别要注意对继电保护装置的检验工作, 只有在检验工作的最后才能进行电流回路升流以及进行整组的试验, 当这2个试验都完成后, 绝不能拔掉插件, 或者改变定值 (定值区) , 对2次回路的接线进行改变等等。此外, 电压回路升压的试验也是要放在最后进行的。
2) 定值区的问题。拥有多个定值区一直是微机保护的一个很大的优点, 因为电网在发生运行方式变化时, 更改定值就显得很方便, 若出现定值区错误, 对继电保护来说就是一个非常严重的问题, 所以工作人员需加强对定值区的管理, 确保定值区的正确。
3) 一般性的检查工作。对于任何保护措施来说, 都是相当重要的, 绝对不能疏忽, 一般性的检查基本包含2个方面:①检查机械特性和焊接点是否牢固, 同时对连接件是否紧固进行清点;②将插件全部拔下来进行检查, 如按紧芯片、拧紧螺丝等, 及时发现虚焊点。
4) 接地的问题。对继电保护格外重要, 首先是装置机箱和屏障的接地问题, 这些必须要接在保护屏的铜排上。更重要的是, 铜排本身是否已经可靠地接入地网, 采用大截面的铜鞭或者导线将其紧固在接地网上来解决, 对其电阻还应用绝缘表进行测量, 确定其是否符合规定;其次是电压回路和电流的接地问题, 若是接地在端子箱, 必须要确定端子箱的接地是否可靠。
2.3 继电保护装置的维护
若要继电保护装置正常高效运行, 就要定期对继电保护装置进行维护, 只有维护好继电保护装置, 才能使其最大程度发挥效用, 保护电力系统的正常运行。对继电保护装置进行维护工作时, 首先要对设备的初始状态有一个较为全面的了解, 才能对以后的工作作出正确的判断;其次还要对其运行的状态数据进行及时的统计分析, 随时掌握设备的运行情况;再次是对继电保护装置的新技术和新发展要及时跟进, 保证其科学性和先进性。我国在线监测技术还处于发展阶段, 不够成熟和完善, 对于日常的检修工作并不能作出最准确及时的判断, 这要求工作人员必须对各种数据加以统计分析, 作出综合的评价。
3结语
文章从普通变电站的运转概况进行分析, 从而对变电站变压器的运行有了一定的了解, 而继电保护是工作中的重点。希望电厂从业者在熟练掌握其基本操作原理后, 再接再励, 将电力这个能够创造更多财富的国家资源提升至更高层面, 为人民、国家谋取更多利益。
摘要：变压器作为电力系统中非常重要的一部分, 其能否安全运行直接影响着电网是否能高效、安全的运行。现主要针对220 kV变电站变压器的运行和继电保护措施的相关问题作进一步的探讨分析。
关键词：220kV,变电站,变压器,运行,继电保护,措施
参考文献
[1]孙杰华.220kV变电站综合自动化系统与继电保护研究[J].黑龙江科技信息, 2010 (28) .
220kV继电保护 篇11
[关键词]母差保护；双重化；失灵回路；改造方案
一、引言
母线是变电站中极其重要的元件，虽然相比于线路保护，它发生短路故障的几率较小，但母线作为电气元件的汇聚点，一旦发生故障不能及时切除的话将会导致极大的危害，很有可能破坏系统稳定。《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》中强调：“除终端负荷变电站外，220kV及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置”。双重化配置可以提高母线运行的可靠性，也可以满足母差保护检修、校验的灵活性。因此，上级部门要求结合CT更换工作大力推进母差保护双重化改造进程。本文对本地区即将大范围开展的母差保护双重化改造的方案进行了研究，望能对220kV母差保护双重化改造工作起到参考作用。
二、220kV母差保护双重化改造方案技术分析
220kV母差保护的二次回路由以下四部分组成：电流回路、刀闸二次回路、跳闸回路、失灵回路。同时每个支路的排列顺序与其相对应的电流回路、跳闸回路、刀闸回路以及失灵回路的排列顺序都是分别一一对应的，下面结合这四部分的特点对现场改造方案进行探讨。
1、电流回路的改造
按照反措要求，双重化的两套母差保护的电流回路应分别取自电流互感器相互独立的绕组，且电流回路中没有其它串接元件。
原先线路间隔只有三个保护级次，主变间隔只有四个保护级次，不符合要求，因此所有间隔的电流互感器都需要更换。改造之后的线路间隔CT具备四组保护级，分别接第一套线路保护和故障录波、第二套线路保护、第一套母差保护、第二套母差保护。改造之后的主变间隔CT具备五组保护级，分别接第一套线路保护和录波、第二套线路保护、第一套母差保护、第二套母差保护以及断路器保护。
新增母差保护的电流回路接入CT应按照反措要求，避免出现保护死区，采用交差配置。例如，间隔CT的绕组布置自母线至间隔为1S、2S、3S、4S，现场改造应按要求对电路互具体可以在互感器端子箱内对绕组进行调整：1LH，线路第一套保护；2LH，线路第二套保护；3LH，第一套母差保护；4LH，第二套母差保护。
2、220kV母差保护双重化刀闸二次回路改造
在母差保护中，各间隔的刀闸位置参与到装置的差流计算。各刀闸位置通过刀闸辅助开关的接点状态反应，目前运行的刀闸基本上能再提供一付常开接点供新增母差保护使用。现场实际改造中，通过刀闸机构箱至间隔端子箱电缆的备用芯线引致端子排，再经间隔端子箱至母差保护柜的电缆备用芯线引致相应端子。相关电缆若无备用芯线，应重新施放。
3、220kV母差保护双重化跳闸回路改造
在母差保护中，母差保护提供相应间隔保护跳闸空接点驱动相应间隔操作箱实现断路器的跳闸，对于单母差保护，母差保护的两个跳闸接点应与线路或主变保护操作箱中两组跳闸线圈分别一一对应，并分别接于“TJR（启动失灵，闭锁重合闸）”回路处。改造完成后，实现第一套母差保护的跳闸接点应与线路或主变保护第一组跳闸线圈相对应，第二套母差保护的跳闸接点应与线路或主变保护第二组跳闸线圈相对应，并分别接于“TJR（启动失灵，闭锁重合闸）”回路处。实现母差保护与线路保护对应的“一对一”跳闸。
4、220kV母差保护双重化失灵回路改造
失灵回路是母差保护的重要组成部分，相对于单套配置的失灵回路，双重化回路的改动比较大。原先失灵回路的设计如图2，两套线路保护的跳A、跳B、跳C接点并联后作为单相跳闸启动失灵保护装置开入，操作箱的TJQ、TJR作为三相跳闸启动失灵保护装置开入，失灵保护装置在收到任一个开入信号时判断此时仍有故障电流，则开出一对接点启动母差保护装置，经延时出口跳闸。
改造后的失灵回路如图3，第一套线路保护的跳A、跳B、跳C作为单挑开入至第一套母差保护装置，操作箱第一组的TJQ、TJR并联作为三跳开入至第一套母差保护装置。第二套线路保护的跳A、跳B、跳C作为单挑开入至第二套母差保护装置，操作箱第二组的TJQ、TJR并联作为三跳开入至第二套母差保护装置。母差保护在收到开入量后进行有流判定，经失灵延时出口跳闸。
三、220kV母差保护双重化改造方案安全分析
本次母差保护双重化改造牵涉很多二次回路，是一个复杂的施工过程，本着”安全第一，综合利用”的指导思想，确定了以下停电施工的原则：
a）在整个工程进行过程中，必须保证旧母差保护的正常运行。
b）改造的变电站只能采用220kV间隔轮流停电接入的方式。同时利用停电时间，进行主变间隔CT和220kV线路间隔CT的更换工作。
c）在安装调试和接入运行各个阶段加强质量管理和技术监督，保证母差双重化不留隐患地投入运行。
本次工程涉及改造二次回路多，工序复杂繁琐。因此工程开始前反复勘察现场，仔细分析存在的危险点，制定了严密的安全措施如下。
1、CT回路危险点
a）CT更换后，保护、故录、计量和测控所取CT绕组发生变化，CT 回路整体改动，必须及时检查CT回路，防止送电时造成CT二次开路。送电前要进行带负荷试验。另外母差保护和主变保护差动电流回路必须在保护屏一点接地，其他电流回路在端子箱一点接地。
b）新母差保护装置各间隔电流回路端子排距离很近，没有明显区分标志。因此二次电流回路在接入前，应反复核对相别和对应端子；每开入一相，用钳表测量一次，确保接线正确；接入过程确保不影响其他运行设备，严防CT二次开路。
2、电压回路危险点
二次电压回路在接入前，反复核对相别，且保证新接入二次回路绝缘良好；接入过程确保不影响设备正常运行，严防PT二次短路。加电压试验时注意将外回路断开，防止引起 PT 反充电。
3、电缆施工危险点
新母差对侧电缆未接入。新保护装置带电后，对侧电缆如若未处理好，极易造成直流系统多点接地。因此电缆芯核对无误后，用绝缘胶布分芯包好，同时断开新母差电源。
4、母差保护误动作危险点
旧母差保护装置运行中，停电改造间隔的旧母差电流回路必须用专用短接线短接，严禁进行任何工作，防止差动回路电流不平衡导致旧母差保护误动作；
新母差保护只能传动停电间隔开关，各个间隔开关必须轮流停电进行。因此传动时接入停电改造间隔的跳闸线以及新失灵保护起动回路；传动后必须退出压板，解开本次调试临时接入的跳闸线和新失灵保护起动回路，防止人为误切调试后处于运行中的开关；接回旧失灵起动回路线，以保证双母线改造期间的失灵保护仍起作用。
5、新母差失灵投入运行危险点
当母差保护测试完所有间隔开关准备投运前，需要统一恢复接入各间隔开关跳闸二次线，而此时的各间隔开关均在运行，因此一旦接线错误会使运行中开关跳开，风险较大。各个间隔有母差保护跳闸线及失灵保护跳闸线共四组跳闸，接入端子多，易混淆。接入前需找准跳闸线的接入位置，并增加可连接端子，做好标识，确保跳闸二次线准确接入相应端子排；接入前必须先测量判断跳闸二次线R133无正电位后方可接入。
四、结束语
220kV母差保护双重化改造涉及面广、工作量大、技术难度高、二次回路复杂、安全风险高，实施前需要制定完整、详细的施工方案，针对各地区的实际情况不同，解决方案也会存在差异。本文主要针对本地电网的实际情况，提出了220kV母差保护双重化改造方案，望能对其它地区220kV母差保护双重化改造起到参考作用。
220kV继电保护 篇12
当变电站在正常运行的时候, 变电站中的继电保护是不会动作的, 因此变电站正常运行时很难体现继电保护在其中的重要作用。但是若没有相应的继电保护, 当变电站一旦发生故障时, 即使是非常微小的故障也不会被清除, 而且会使故障变得越来越严重, 从而导致后果不堪设想。继电保护通过装置反映电力系统元件的不正常和故障信号, 动作于发信号和跳闸, 能迅速、正确地隔离电力系统发生的各种故障, 避免大面积地区停电事故, 确保电力系统安全、稳定运行。作为提高电能质量的技术手段之一, 它直接保证电力生产向着高质量、高效益方向发展。
1 220KV变电系统及综合自动化系统
220KV变电整流所综合自动化是采用数字式微机继电保护和微机监控系统以实现综合自动化管理, 该系统可靠性高、技术先进、扩展性强, 具有保护、监视、测量、控制、记录、报警、信号等功能。
本系统采用双网双服务器, 并以WINDOWSNT作为操作平台, 采用标准的CLENT/SERVER方式, 以TC/IP为通讯协议, 双通道传输信号, 具有极高的可靠性、可用率、冗余度。能实现网络上打文件传输、资源的共享、数据查询, 集中监控等多种功能, 系统结构主要分为以下三层:主控楼、通信管理层、现场控制层。
1.1 主控楼
本系统主控层主要以上层网络的两台计算机为核心, 负责所有各类数据的采集、分析、处理、命令的发布。数据库的建立及管理, 并提供用户各类人机界面、数据报表。两台计算机具有完全相同的功能, 任何一台微机故障, 不需要双机切换, 不影响系统的正常运行。
1.2 通信管理层
我国电力系统对于自动化通信系统的稳定性、可靠性、兼容性有了更高的要求:一方面需要通信系统能够迅速准确地完成智能终端设备、监控系统、调度系统之间的信息交换;另一方面还要求通信系统能够兼容不同厂商的各种设备, 而且, 还要求通信系统有极好的电磁兼容性、有更强的抗恶劣环境的能力、有更加完善的功能, 进一步满足变电站无人值班的要求。
本系统主要以四台总线式通信管理器 (CEIEC--1280) 为核心, 通过屏蔽双绞线将微机继电器保护装置、监控装置、PLC等智能装置与主控层两台监控主机以数字通讯方式连接起来。实现数据的统一管理、监控、规约转换功能, 两台通信管理器同样具有完全相同的功能, 任何一台工控机出现故障都不会影响系统的正常运行 (具体见图1) 。
1.3 现场控制层
现场控制层由微机保护装置 (美国SEL公司等系列产品) 、智能监控采样装置 (7550DI) 、整流机组PLC (美国A.B公司系列产品) 组成。该层负责电气设备的各类保护、现场遥信/遥测数据的采集、遥控命令的执行, 并通过通讯口执行数据的处理及传送, 向监控主机发送各类原始数据。
2 220KV变电系统和综合自动化系统的继电保护
本系统采用数字式微机继电保护系统支持电力系统安全运行, 提供对输电线路和变压器、电容器、电动机等主设备的保护、控制、测量及监视功能。微机型继电保护装置目前在市场中有着广泛的运用, 其采用单元化的设计使其能方便地配备于一次开关设备, 也可集中组屏。通过规范的现场总线接口, 支持多个节点协同工作, 实现系统级管理和综合信息共享。它的硬件结构一般由D/A输出回路、微型机、功率放大器和开关量输入输出回路组成。部分装置还带有模拟量输入回路。PC机既作人机界面, 又控制仿真和处理数据。
下面根据本系统数字式微机继电保护系统介绍对变电站的继电保护作用。
2.1 本系统继电保护方面
1) 本厂欧铝I、II线220KV线路及母联采用南京南继保电气有限公司的数字式高压线路一主一备的保护装置 (PRC31AM-02光纤保护作为主保护、PRC31AM-06距离保护作为后备保护、PRC15AS--417作为母差保护) 进行保护。
2) 本系统6台整流机组变压器的保护均采用美国SEL--501 (整流变) 、SEL--351A (调变) 综合保护测控装置进行机组的各种保护:调变、整流变的过流、速断保护、瓦斯保护、主变有载分接头开关瓦斯保护、压力释放阀保护、复合电压启动过流保护、过负荷保护、零序保护等。
3) 两台220KV/10.5KV动力变压器采用美国SEL公司的SEL--587作为主保护, SEL--351A作为后备保护, 实现保护功能有:纵联差动保护、瓦斯保护、有载分接头开关瓦斯保护、压力释放阀保护、复合电压闭琐过流保护等。
4) 10KV电压等级保护与监控接入微机综合保护中, 并在监控机上显现。10KV总配采用SEL--551C。10KV电解分配、铸造分配、空压站分配均采用成都光芒作为保护, 但此保护非常不可靠, 常保护误动作, 经过对其技改后, 现在均已采用保护可靠的SEL--551C进行保护。
另外, 本220KV系统在操作方面采用珠海优特公司的UT--2000型微机综合操作系统, 实现了监控、五防闭锁系统、手动、图形开操作票和操作系统等多方面的统一, 具有对电气设备进行集中监测、操作、遥信遥测量显示功能。其操作票专家系统根据电力系统对倒闸操作的“五防”要求现场设备的状态, 按照规程进行判断, 开出完全实用的包括一、二次设备厂操作项目的倒闸操作。倒闸时, 首先先在模拟屏进行操作前的屏上模拟预演, 只有通过五防规程后才能执行下一步的操作。这对防止误操作起了很大作用。
2.2 变电站电力系统对继电保护装置的要求
随着继电保护装置的飞速发展, 电力系统对继电保护装置有了越来越严格的要求。而电力系统对继电保护装置的基本要求主要包括安全性, 快速性, 可靠性, 选择性和灵敏性。
在进入计算机时代的今天, 这五个要求也越来越容易得到满足。安全性强调的是在不该动作时, 不误动。快速性强调的是能以最短时限将故障或异常从系统中切除或隔离, 这是对继电保护装置的最根本要求。快速性要求继电保护装置在尽可能短的时间内发现并排除故障, 因为故障对电力系统的危害性随着其时间越长就会发展越大。可靠性主要强调在该动作时, 不拒动。因为对于我国电力系统目前的现状而言, 保护装置的拒动的危害性要大大超过误动。另外选择性则强调的是在自身整定的范围内切除故障, 保证最大限度地向无故障部分继续供电, 不越级跳闸。灵敏性则强调反映故障的能力, 通常以灵敏系数表示;不拒动不误动是关键。因此对于电力部门而言, 为保证电力系统安全运行, 要求继电保护设备的设置必须是常备的, 多样的, 可靠的。
3 结语
电力系统继电保护和安全自动装置是在电力系统发生故障和不正常运行情况时, 用于快速切除故障, 消除不正常状况的重要自动化技术和设备。数字式微机继电保护设备在实际中的广泛应用大大地提高了当代电网供电的安全性和可靠性。其完善的自检功能, 包括整定参数、操作回路、测量回路等异常监视, 使运行管理人员对装置的工作情况能准确地把握。
参考文献
[1]韩笑, 赵景峰, 邢素娟.电网微机保护测试技术[M].北京:中国水利水电出版社, 2005.
[2]赵尧麟.微机继电保护测试装置的内部算法研究和仿真[D].成都:四川大学, 2006.
[3]朱声石.高压电网继电保护原理与技术[M].第三版.中国电力出版社, 2005.