变电所保护

变电所保护（精选12篇）

变电所保护 篇1

随着国家电力体制改革的发展,供电部门已逐渐转变为供电企业,供用电监管的职责也由地方政府经济贸易委员会和各级电力监管委员会来担任。用户变电所的安全工作由于与电网安全稳定运行密切关联和变电设备安全工作的专业性等原因,其监管、指导的职责一般仍由供电企业来完成。用户变电所安全的最重要部分就是变电所保护元件的选择与配置。本文以变电所典型接线为基础,针对主流的10 kV用户变电所常用保护设备展开分析,着力于变电所各级保护的级间配合,在保护的选择性上提出普遍性的解决方案。

1 10 k V用户变电所的典型接线

10 kV用户变电所根据变压器的容量一般分为高供高计、高供低计两类用户。高供高计用户在高压侧设置电能计量装置,10 kV保护元件一般为断路器。高供低计用户在低压侧设置电能计量装置,10 kV保护元件一般为限流熔断器。本文针对以上两类用户并从保护分析的角度提出以下两种典型接线,图1为10 kV线路-变压器接线图,图2为10 k V单母线带多变接线图。

2各级设备保护范围分析

2.1供电线路开关

10 kV线路在供电企业降压变电站内由10 kV出线开关供出,该开关为线路全线的保护元件,即线路上任何一处出现10 k V两相及以上短路故障,线路开关应可靠动作,线路上所接任何一台主变低压侧故障,线路开关应不动作。

2.2用户变电所10 k V进线侧保护元件

用户变电所10 kV进线侧保护元件主要有断路器和限流式熔断器,保护范围为站内10 kV设备,应实现站内10 kV设备故障主保护和变压器低压母线故障后备保护的功能。

2.3变压器保护元件

变压器保护元件包括10 kV和400 V两侧保护元件,10 kV主变保护元件主要有断路器和限流式熔断器,400 V主变保护元件主要为框架智能断路器,保护范围从10 kV开关下桩头至变压器低压母线,应实现主变内部故障及两侧出口故障的主保护和低压出线故障后备保护的功能。

3各保护设备的级间配合分析

3.1短路电流计算

计算条件:110 k V变电站基准容量Sj=100 MVA,10 kV母线短路电流Is=17 kA。由此可得,10 kV基准电流Ij=5.5 k A,电抗标幺值=Ij/Is=0.324。

一般110 kV变电站至用户变电所电缆不超过2 km,基本为YJV22-3×400交联聚乙烯电缆,在计算中阻抗可忽略不计,因此在用户变电所母线三相短路电流Is=17 kA,两相短路电流I(2)=0.87×Is=14.79 kA。

用户变电所内变压器阻抗电压在变压器容量为630 k VA及以下时取4%,800 k VA及以上取6%。

变压器电抗标幺值计算公式为X=Uk%×Sj/Sp(Sp为配电变压器容量),其对应计算数据如表1所示。

变压器低压侧三相短路电流计算公式为Is=Ij/∑X,其对应计算数据如表2所示。

3.2保护配合分析

3.2.1多级断路器保护之间的配合

10 k V单母线带多变的变电所,目前一般都设计为微机保护单元与真空断路器相配合的保护方式。微机保护单元的保护也以定时限两段式电流保护为主,所以保护级间配合应考虑线路开关、变电所进线开关、主变开关之间的级差设置。

用户变电所内设备继保整定在实际工作中存在一种简化的整定方式,即以开关供出的变压器额定电流为基础进行计算,电流I段保护整定为7.5In(0 s),电流Ⅱ段为1.5In(0.3 s)。按照该方式,计算各主变保护定值如表3所示,计算进线开关的保护定值如表4所示。

3.2.1.1变电所进线开关分析

一般线路保护采用两段式电流保护,I段躲开线路上所接变压器的低压侧最大短路电流(取可靠系数1.4),Ⅱ段10 kV线末故障最小短路电流可靠动作(取灵敏系数不小于1.5)。根据上述计算过程的系统条件,按照线路所接最大变压器容量为2 000 kVA计算,可知线路开关I段定值为2 152 A(0 s),Ⅱ段定值900 A(1 s)。进线开关是用户电气设备的进线侧保护元件,既要可靠、灵敏、选择地保护站内设备,又要与线路开关实现级差配合,尽可能地保障线路安全运行。采用简化方式计算的进线开关保护定值,在保护的可靠性、选择性、灵敏性要求上存在以下问题:

(1)开关供出容量超过4 000 kVA时,I段保护启动值与线路I段保护启动值无级差,甚至会大于线路定值。

(2)开关供出容量小于4 000 kVA时,I段保护定值可能无法躲开主变低压侧最大短路电流,保护无选择性。

(3)当变电所总容量较大而又设有小容量的主变时,开关Ⅱ段保护可能无法实现小容量主变的低压出口短路的后备功能。

(4)开关Ⅱ段保护的时间0.3 s与主变Ⅱ段保护的0.3 s无级差配合。

3.2.1.2变压器两侧开关分析

通常,用户变电所内变压器均为双圈变压器,因此高压侧开关与低压总开关之间可以同时跳闸,不考虑级差配合。通过上述表2和表3的数据对比,可以看出采用简化计算方式来整定主变保护定值是可以的,I段保护在主变低压侧两相短路故障下能可靠动作,Ⅱ段保护为主变故障的近后备,进线开关Ⅱ段保护为主变故障的远后备。当然,在电流保护中增加过负荷报警回路是有必要的。除了电流保护之外,用户变电所的变压器保护一般还具有瓦斯保护(油浸变)或者温度保护(干式变)。

综上分析,对于用户变电所断路器保护定值简化计算方式,从级间配合的角度作出如下结论:

(1)简化计算方式不适用于进线开关,进线开关保护整定应遵循“I段保护躲开所接最大变压器低压侧三相短路电流,Ⅱ段保护对所接最小容量变压器低压侧两相短路具有灵敏度”的原则。

(2)进线开关Ⅱ段保护时间应取0.6 s,与线路开关Ⅱ段(1 s)、主变开关Ⅱ段(0.3 s)均构成级差。

(3)主变开关的保护定值可采用简化计算方式。3.2.2断路器-熔断器保护之间的配合

10 kV单电源高供低计用户变电所,10 kV保护元件为高压限流熔断器。变压器保护已有广泛应用的型号为XRNT1-12熔断器,该熔断器具有较高的分断能力,能可靠切除主变短路故障。近年,国内已设计生产出XRNT2-12变压器全范围保护用高压限流熔断器,该熔断器在较高分段能力的同时兼具较好的小电流保护特点。本文以XRNT2-12熔断器的“t-I特性”来分析熔断器与线路开关、低压总开关的级间配合,熔断器特性及变压器短路参数如表5所示。变电所出现10 kV设备短路故障,高压熔断器立即熔断,当然线路开关此时也可能已经动作,但熔断器熔断后线路重合闸可以成功。

主变低压出口(母线)三相短路故障,高压熔丝0.1 s内基本熔断,低压出口(母线)两相短路故障,高压熔丝0.3 s内熔断。即使线路开关Ⅱ段保护启动,高压熔丝也在其动作前熔断,因此高压熔断器与10 k V线路开关保护配合具备选择性。

摘要：用户变电所安全的最重要部分就是保护元件的选择与配置。介绍了10kV用户变电所保护的相关问题,给出了10kV变电所的两种典型接线,分析了变电所内各级保护的级间配合,提出了典型接线设计下考虑级间配合的保护设备选择方法。

关键词：10kV用户变电所,典型接线,保护设备,级间配合

变电所保护 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。

铁道牵引变电所馈线保护研究 篇3

【关键词】牵引变电所；供电；馈线保护；负荷

一、牵引变电所概述

1、牵引变电所类型

随着我国科技水平的不断提高，我国的铁道牵引变电所类型逐渐增多，到现在为止，我国主要有单相牵引、三相牵引、三相一两相牵引三种类型的牵引变电所。每种牵引变电所都有不同的特点，就像铁道所用的电能都是由牵引变电所将三相转为单相的电能。

2、牵引供电方式

牵引变电所的牵引供电方式主要分为单线区和复线区两大部分，每一个部分都有不同的供电方式。（1）单线区牵引供电方式：单线区主要有单边与双边两种供电方式。单线区单边供电非常的简单，如图1所示，单边供电方式的特点主要是具有较强的独立性，不受到外界的干扰，正因如此，单边供电方式被广泛地应用在单线区；单线区的双边供电方式如图2所示，双边供电虽然没有单边那样的独立性，但是双边供电方式的供电质量非常高，损失的电能非常低，设备之间的负荷也是非常均匀的，唯一不好的就是继电保护比单边供电方式要复杂得多。

（2）复线区的供电方式主要有单边分开供电方式、双边扭结供电方式和单边并联供电方式。复线区的单边分开供电方式如图3所示，主要的特点是有较强的独立性，简单实用，不用设置专用的分区亭，专门适用于那些电量运算小、馈电臂较短的场合；单边并联供电方式如图4所示，其供电质量相对来说比较高，供电负荷也相对均匀，唯一不同的是需要设立专门的供电分区亭。单边并联的优势特别明显，被广泛地应用在复线区；复线区的双边扭结供电方式如图5所示，特点就如同单线区的双边供电方式一样，具有较强的供电质量与均匀的供电负荷，缺点也一样，都是继电保护方式比较复杂。

二、牵引负荷

牵引供电负荷的特点：（1）牵引供电所的牵引负荷并不是固定不动的，它会随着电能转变而移动，并且负荷的大小也会随之改变，一般计算的電流值都是按照S来计算的。（2）牵引变电所的牵引负荷在变化时会产生一种频率，这种变化频率比一般的电力负荷变化频率大很多，而且变化的幅度也比一般电荷大。（3）牵引变电所的牵引供电臂供电距离与单位阻抗跟一般的输电线路相比，距离比一般的长，阻抗也比一般单位的大。（4）牵引变电所的接触网比一般的电网都更稳定，能够有效地避免断电，能够在断电的第一时间启动备用设备，保证列车正常运行。（5）牵引变电所的牵引网结构非常的复杂，这是为了满足各种列车运行的需要而建设的。

三、馈线故障

牵引变电所馈线经过长时间的使用之后会出现一些故障，这些故障会直接影响到列车的正常运行，造成诸多的不便。具体包括：（1）单相短路；（2）两相短路。故障主要是因为两个不同相类的带电线路上的绝缘体出现了损坏，导致两个带电部分接触，出现两相短路的故障。

四、馈线保护

1、距离保护

铁道牵引变电所馈线的距离保护主要是根据测量阻抗值来决定线路的安全程度，以此来保证线路的电压与电流正常工作。当所保护的电力系统出现故障的时候，可以通过测量阻抗来保护安装处的线路阻抗，测出的阻抗值也相对较小；根据距离保护的原理可知，故障出现的地点与阻抗测量值有着相关联系。阻抗测量值越大，故障点距离保护安装处就越远；阻抗测量值越小，发生故障的地点距离保护安装处就越近。

2、后备保护

铁道牵引变电所馈线距离保护是主保护，除此之外还需要一些辅助的保护，这时就需要用到后备保护来形成一套完整的保护体系。馈线的后备保护有很多种，但是这些都是通过控制电流来完成的，主要有电流速断、增量、限制电流和负荷保护几种方式。就如电流的速断保护来说，当馈线保护系统发生故障比较严重的时候，为了保证供电及时与稳定，会快速切除故障，这时就需要用到速断保护装置来辅助完成故障修理。

五、结束语

铁道牵引变电所馈线保护对我国的铁路建设与发展有着重要的作用，能够加速铁路建设的进程，创造稳定、快速、可靠、安全的运行环境。因此，需要好好研究馈线保护装置的各种故障，提出先进的改进措施，不断融入新的技术，改进馈线保护装置，将馈线故障从根本上消除。

参考文献

[1]王亚妮.高铁牵引变电所馈线保护装置与整定分析[J].广州铁路职业技术学院，2014（10）.

牵引变电所防雷保护措施分析 篇4

目前铁路已实现了电气化, 电气化铁路的安全运行需要牵引变电所来保持供电的持续性和可靠性, 作为铁路供电系统的核心, 牵引变电所的安全事关铁路的正常运行。牵引变电所内有多种高压电气设备, 这些设备的内部绝缘都是无法自动恢复的, 所以一旦牵引变电所发生故障, 特别是雷击事故, 则会导致铁路运输的中断, 使铁路的经济效益和运输的安全性受到较大的影响, 所以为了确保牵引变电所能够进行正常的电力供应, 则做好防雷保护措施是十分重要的事情。

1 过电压的概念

1.1 过电压的类型及产生

过电压是造成电力系统无法正常供电的主要因素, 通常来讲, 过电压又分内部过电压和外部过电压两种。内部过电压分为操作过电压和暂时过电压两种, 这是在工作电压基础上, 由于系统内部参数发生变化导致电磁能量振荡和积累所引起的。而外部过电压则是由于雷电所引发的, 也可称为大气过电压和雷电过电压, 是由于带电荷的雷云所引起的放电现象, 即雷电, 从而导致外部过电压的产生, 命名电力设备的绝缘受到破坏, 无法正常运行。

1.2 防雷保护的措施

牵引变电所在运行过程中, 在以往的雷击事故中, 通常都是雷电直接作用于变电所或是输电线路, 从而使变电所内的设备受到损坏。所以在牵引变电所进行防雷保护时, 不仅要做好防止直击雷的保护, 同时还要对入侵变电所内的雷电进行预防。所以在进行防雷保护过程中通常都会采用避雷针和避雷线等相关避雷装置来防止直击雷及雷电波的入侵, 避免高压设备内部产生过电压, 这些避雷装置在长期应用过程中其防雷效果十分明显, 具有安全可靠性。

2 防雷保护的主要设备

2.1 外部防雷保护设备

牵引变电所建筑在受到雷击时, 其雷电的巨大能量会集中在闪击点上, 从而对建筑的外部带来直接的损坏, 所以在对外部进行防雷保护时, 则需要利用金属接闪体来迎击雷电, 然后利用下线将电流导向大地, 从而保护建筑物的安全, 使雷电无法突破防雷的第一道防线, 确保了变电所的安全。

2.1.1 避雷针。

利用避雷针可以有效的起到防雷的作用, 所以在外部防雷时, 可以将避雷针安装在建筑物外部的单独杆塔上, 这样可以在雷击发生时, 将雷电流引入到地下, 从而避免雷击所对建筑物造成的损害, 但不能装设在变压器的门型构架上, 这样一旦有雷击发生, 则会导致变压器受损。在进行避雷针安装时, 则需要注意安装时的距离标准。

第一, 地上由独立避雷针到配电装置的导电部分之间、变电所电气设备与构架接地部分之间的空气隙一般不小于5m。第二, 地下由独立避雷针本身的接地装置与变电所接地网间最近的地中距离一般不小于3m。

2.1.2 避雷线、避雷器。

对于35kv电力线路, 为保护变电所附近线路上的变电设备免受雷电沿线路入侵波的危害, 一般仅在变电所进出线1~2km段内装设避雷线, 而不采用全线装设架避雷线的方法来进行直击雷防护, 但是通常在架空避雷线的两端装设管型避雷器, 限制沿保护段以外的线路进入变电所内的入侵波, 其接地电阻不得大于10Ω。

对于电压35kv、容量3200kv A以下的一般负荷变电所, 可采用简化的进出线段保护接线方式。

对于10kv以下的高压配电线路进出线段, 只装设FZ型或FS型阀型避雷器, 以保护其线路断路器及隔离开关。

2.2 内部防雷保护设备

通过外部防雷保护则可以有效的防止直击雷对设备所造成的破坏, 也可以有效的防止雷电入侵到变电所内, 但还是很难避免雷电波沿着进出线侵入到变电所内的情况。目前对于变电所的进出线都采取了相应的防雷措施, 同时雷电波在传输过程中也会呈现不断的衰弱, 但如果其入侵到内部所产生的过电压还是会对主变压器带来较大的损害, 所以还需要做好内部防雷保护措施, 从而有效的对内部雷电入侵波和雷击感应过电压、操作过电压的防护作用。

2.2.1 阀型避雷器。

通常在变压器母线上装设一组阀型避雷器进行保护。在6~10kv变电所中, 阀型避雷器与被保护的变压器间的电气距离, 一般不应大于5m。为使任何运行条件下变电所内的变压器都能够得到保护, 对于分段母线的每段母线上都应装设阀型避雷器。

在多雷区, 当变压器的低压侧中性点不接地时, 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, 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。防雷系统的各种钢材, 必须采用镀锌防锈钢材, 联接方法要用焊接。圆钢搭接长度不小于6倍直径, 扁钢搭接长度不小于2倍宽度。在装设避雷针时, 应注意以下两点:第一, 照明线或电话线不要架设在独立的避雷针上, 防止雷击避雷针时雷电波沿导线传入室内, 危及人身安全。第二, 独立避雷针及其接地装置, 不应装设在行人经常通行的地方, 与道路或出入口的距离不应小于3m, 否则应采取均压措施, 或敷设厚度为50~80mm的沥青加碎石层。

2.2.2 分流保护。

所谓分流就是在包括电力电源线、数据线、电话线或天馈线等信号线等在内的所有从室外来的导体与防雷接地装置或接地线之间并联避雷器SPD, 当直击雷或雷击效应在线路上产生的过电压波沿这些导线进入室内或设备时, 避雷器的电阻值急剧下降, 近于短路状态, 雷电电流由此处分流入地。雷电流在分流之后, 仍会有少部份沿导线进入设备, 危及不耐高压的微电子设备的安全, 所以对于这类设备在导线进入机壳前, 应进行多级分流, 要求至少不低于三级防雷保护。

3 变电所的防雷接地

让雷电进入到防雷系统后, 则需要变电所内的设备做好搪地, 这样会引导雷击电流流入大地, 不会对设备造成破坏, 使雷电的能量得到有效的泄放, 使引线上的电压保持在正常的范围内, 避免发生反击的情况。所以在变电所内的防雷系统中, 要具有良好的接地体, 这是防雷的关键, 可以有效的避免二次反击雷的产生, 保护电子设备的安全。因此, 牵引变电所要做好接地网, 不仅在使接地网满足规范的要求, 同时还要对接地电阻进行定期的检测, 确保电阻能够满足安全运行的需要。所以需要在实际牵引变电所运行中, 根据运行的情况, 来对进行等电位连接、电源防雷装置及浪涌电压保护装置的安装和设置, 从而使变电所内的所有设备都能够达到统一的防雷效果。而当变电所内所有设备都能够满足防雷保护要求后, 则需要进行统一接地网的敷设, 同时为了进一步确保防雷措施的安全性, 则还需要在避雷针和接地体下增加接地体, 而且还要单独对这些接地体进行敷设。

4 结束语

牵引变电所防雷保护与电气化铁路运行的安全性息息相关, 所以需要进行全面、可靠的设置, 确保防雷的各项措施都到位, 以保证牵引供电气的供电系统运行的稳定性, 为电气化铁路提供持续的电力供应。

摘要：近年来, 铁路事业取得了飞速的发展, 原来的燃气机车基本已全被电力机车所取代。电力机车的供电系统由牵引变电所负责提供, 目前铁路的快速发展, 牵引变电所也为了更好的为机车提供动力支持, 无论变电所的容量和功能都得以大规模的提升, 这就对其防雷保护有了更好的要求。本随着现代铁路的飞速发展, 牵引变电所的容量日益增加, 功能日益强大, 对其防雷技术的要求也日益提高。文章从过电压的概念入手, 对防雷保护的主要设备进行了分析, 并进一步对变电所的防雷接地进行了具体的阐述。

关键词：牵引变电所,防雷保护,设备,接地

参考文献

[1]林宝权.浅谈发电厂、变电所防雷设计图审的实践和认识[J].浙江气象, 2006 (2) .

[2]吴华丹.牵引变电所二次系统设计思路的探讨[J].城市建设理论研究, 2011 (13) .

变电所保护 篇5

关于加强智能变电站继电保护管理的通知

各市电力（业）局,浙江省火电建设公司,浙江省送变电工程公司,浙江省电力公司超高压建设分公司,浙江省电力试验研究院,浙江省电力设计院：

随着智能电网建设的推进，一大批智能变电站即将于近期在我省陆续投运。为保证这些工程的顺利投运，确保智能变电站继电保护设备的安全可靠运行，现根据国网公司智能变电站相关技术标准和管理规定，结合新技术和新设备特点，对智能变电站继电保护工程管理和运行管理规范如下：

一、工程管理

（一）继电保护工程设计应遵循标准化、通用化设计原

— 1 — 则；保护配置、设备规范应符合继电保护技术规程、反事故措施和工程要求。

（二）智能变电站以系统配置文件（SCD文件）描述二次回路的联接和功能配合，成为变电站二次系统设计的核心。按照工作职责分工，设计单位负责SCD文件的设计和最终确认，工程调试单位负责SCD文件的验证，运行维护单位负责验收和归口管理，并报送相关调度部门备案。

（三）继电保护设计联络会、装置出厂验收工作应有调度、运行、设计、调试试验单位参加，有关各方共同确定保护设计方案，审核设备出厂试验报告，并进行必要的试验验证。

（四）工程管理部门组织协调继电保护的工程设计和安装调试、工程验收及设备投运工作。设备安装施工图纸应预先审查，必要时进行现场技术交底。工程设计单位、安装调试单位应密切配合，及时跟踪工程进展情况，解决工程建设、安装调试过程中出现的问题，消除工程隐患。

（五）工程调试应做到项目齐全、试验完整，全面验证保护定值、逻辑功能和动作特性的正确性，调试结果满足设计要求；严格核对微机保护软件版本，并报送相关调度部门确认。运行维护单位应充分考虑工程调试与维护检验的衔接，提前准备，及早介入相关工作。

（六）全面执行工程的三级验收把关制度，工程管理部门组织工程设计、安装调试、运行维护、生产管理单位进行工程验— 2 — 收，对存在的缺陷应及时予以处理，确保零缺陷投产。

（七）严格履行新建、扩建、改建工程资料移交手续。新设备投产前，工程管理部门应组织新设备投产交底，向运行维护单位移交与现场投产设备相一致的图纸、保护装置技术资料、调试报告、备品备件和专用试验仪器工具等；新设备投产后1个月内，工程管理部门向运行维护单位提交可修改的电子版继电保护竣工图纸。

（八）运行维护单位应建立继电保护运行维护管理的规章制度。建立继电保护装置台帐；完善继电保护图纸资料管理；健全装置检验、缺陷处理、设备定级、备品备件的管理制度。

（九）智能变电站继电保护及相关二次系统，是智能变电站运行的关键核心。由于技术先进、系统集成度高，因此运行维护、检修试验难度大，改扩建安全风险控制要求高。各部门应高度重视运行管理的重要性，在智能变电站建设过程中及时研究确定智能变电站继电保护及二次系统运行操作、检修试验方式，研究确定智能变电站改扩建的技术实施方案和安全管理要求，并在验收过程中进行模拟验证。

二、运行管理

（一）测控功能投入的220千伏保护测控一体化装置调度命名时在原命名后增加后缀“（保护测控一体）”，如“XX线第一套微机保护（保护测控一体）”、“XX母联第一套充电解列保护（保护测控一体）”等。

（二）调度仅对保护装置发令，发令按照常规站发令模式。合并单元、智能终端、交换机等故障时，由现场分析二次设备受影响的范围，申请停役相关保护，并在现场运行规程中明确细化。

（三）现场运行规程中，操作硬压板用语为“放上”、“取下”；操作软压板用语为“投入”、“退出”。

220千伏保护（包含保护测控一体化）装置设置“跳闸”、“信号”和“停用”三种状态，具体含义为：

跳闸：保护交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，GOOSE跳闸、启动失灵及SV接收等软压板投入，保护装置检修状态硬压板取下；智能终端装置直流回路正常，放上跳合闸出口硬压板、测控出口硬压板，取下智能终端检修状态硬压板；合并单元装置直流回路正常，取下合并单元检修状态硬压板。

信号：保护交直流回路正常，主保护、后备保护及相关测控功能软压板投入，跳闸、启动失灵等GOOSE出口软压板退出，保护检修状态硬压板取下。

停用：主保护、后备保护及相关测控功能软压板退出，跳闸、启动失灵等GOOSE软压板退出，保护检修状态硬压板放上，装置电源关闭。

（四）保护测控一体化装置检修时，要求走一次设备检修流程申请，检修计划申报时应注明含测控功能。

（五）保护装置、合并单元、智能终端异常时，现场运行人员按现场运行规程自行将装置检修压板投入，重启装置一次，重启操作流程及要求应写入现场运行规程。重启后若异常消失则按现场运行规程自行恢复到正常运行状态；如异常没有消失，保持该装置检修压板投入状态，同时将受故障影响的保护停役并汇报调度。如合并单元故障，申请相应的母线保护、线路保护改信号，并通知检修处理；如智能终端故障，重启时应取下跳合闸出口硬压板、测控出口硬压板，申请相应的母线保护、线路保护改信号，并通知检修处理。

（六）GOOSE交换机异常时，现场运行人员按现场运行规程自行重启一次。重启后异常消失则恢复正常继续运行；如异常没有消失则汇报调度，申请退出相关受影响保护装置。GOOSE交换机更换后重新配置参数并确认正确，接入网络后所有装置运行正常、未报GOOSE断链信号，无需试验验证可直接投入运行。

（七）220千伏双重化配置的二次设备仅单套装置发生故障时，原则上不考虑陪停一次设备，但现场应加强运行监视。

（八）合并单元故障时，线路、母联保护测控一体化装置的控制功能不应退出。

（九）遥控操作通过第一套智能终端装置实现。当开关第一套智能终端装置故障时，不允许对本间隔开关、闸刀、地刀进行遥控操作和远方信号复归，现场应加强运行监视。紧急情况下可操作就地汇控柜的控制开关。

（十）运行操作要求：

1.正常运行时220千伏线路重合闸随微机保护同步投退，调度不再单独发令。如调度单独发令操作投退220千伏线路重合闸时，运行应同时操作两套线路保护重合闸软压板。第一套智能终端操作电源失去时，两套线路保护均应退出重合闸。

2.220千伏母差保护中正、副母闸刀位置出错时，应汇报调度并通知检修部门处理，同时通过软压板控制方式进行强制对应闸刀位置，但应注意一、二次运行方式保持对应,同时监视差流。

3.监控后台可操作保护装置功能软压板、GOOSE软压板以及定值区切换。监控后台保护定值区的切换按照以下顺序操作：先切换定值区，再核对定值。更改定值只能在就地进行，不允许后台更改定值，更改定值时保护须改“信号”状态。

已运行的智能变电站现场运行规程按照本通知要求做相应调整。

二〇一一年九月十六日

主题词： 能源 变电站 继电保护 管理 通知

浙江省电力公司办公室

变电所保护 篇6

关键词：综合自动化；串口；以太网

中图分类号： TM764 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）22-169-2

1 丁集煤矿110kV 变电所供电系统概况

丁集煤矿110kV一次接线采用单母线全桥接线方式，110kV开关选用河南平高电气股份有限公司GIS全封闭SF6气体绝缘开关设备，断路器配弹簧操作机构。

110kV变电所所内设两台山东电力设备厂SZ10-40000/110 110±8×1.25%/10.5kV 40000kVA有载调压主变压器。

10kV系统母线采用单母线分段，开关柜选用中山明阳KYN28A-12型金属铠装抽出式高压开关柜，断路器全部选用ABB产VD4真空断路器，各10kV间隔保护装置选用南京中德保护器2.0版本。

丁集煤矿110kV变电所综合自动化电力监控系统选用南京中德保护控制系统有限公司的设备NSC200NT系统，实现变电所保护、控制、监视、监测自动化，其中110kV GIS设备保护单元和主变保护单元集中组屏，该系统不但系统能够实现所内110kV GIS设备所有的断路器、隔离刀闸、接地刀闸、10kV开关柜断路器的分合闸操作还可以对开关运行状况进行实时监测。

2 老综合自动化系统存在的问题

丁集煤矿随着采掘工作面的不断延伸，供电系统的不断拓展，110kV变电所10kV设备逐步的增加，后期又将两套功补偿及自动滤波补偿装置，两套KA2003-XH-8421型并联电抗器组合式消弧线圈自动调谐成套装置，直流屏等设备接入综合自动化系统。

综合自动化系统随着供电系统的不断拓展，遥控、遥信、遥测、遥脉等数据不断的增加。监控当系统运行8年后，该系统容易出现各种故障：①当操作开关柜断路器、接地刀、断路器小车的位置信号发生变位时，后台机却没有及时的更新断路器、接地刀、断路器小车的位置遥信变位信号，这种现象尤其出现在设备检修时保护装置断电后重新上电时，保护装置与后台的通讯不通，前置机的信号不能正确变位，后台不能正确反映现场设备实时的各种状态。此种情况给现场带来重大的安全隐患，由于通讯系统经常出现通讯延迟，甚至遥控不能执行，当供电系统出现故障，需要应急倒闸操作的时候，后台机操作失效，导致现场操作人员必须由集控室，进入110kV GIS或10kV设备室就地操作设备，则中间的过程极易操作十分钟，造成重大非死亡。②在用南京中德老版本保护装置2.0早已停产，其升级产品装置3.0保护装置。令现场使用极不方便的是老版本保护装置2.0与新版本3.0保护器端子定义完全不同，新旧保护装置不兼容，当老版本保护装置出现故障时，现场不能直接更换为将新保护装置，必须通过改线，这一点给现场的用户带来极大的困扰，没有兼容的备件更换，不能迅速的排除故障解决问题，在用的保护装置及综合自动化系统威胁着矿井安全供电。为此，须对自动化系统进行改造。

3 综合自动化系统的改造

3.1 丁集矿110kV变电所旧综合自动化通讯延迟的原因

110kV变电所旧综合自动化通讯架构：保护及测控装置通过串口连接，连接成各条总线后通过5630转变成以太网通讯。在以太网上完成工控机及后台的通讯最终实装置与后台的通讯，110kV变电所旧综合自动化通讯架构如图1所示

由上图可以看出，由于综合自动化采用RS-485串口通讯，各间隔系统作为从设备， RS-485总线的主机对从设备进行一次轮询，逐个地址码去询问设备是否正常并且对相关情况做记录。主机对于从设备的控制是利用广播方式发送下去的，而从设备只对含有自己地址码的指令做相关的回应，在从设备做回应的情况下，其他的从设备和主机保持沉默，当从设备执行完相关指令之后，发送完毕信号给主机，主机继续执行下一条指令。这样，对于110kV变电所有10kV间隔保护装置55台，110kV间隔保护装置16台装置而言，每台装置又含有众多的遥测、遥信、遥控等开关柜的各种信息，这种通讯方式对于控制并采集变电所每台装置的数量众多的遥信、遥测等信息而言，通讯速度势必会低，随系统的老化，矛盾也日益突出。这就是系统设备出现变位而后台出现延迟时间较长的原因。

3.2 综合自动化系统的改造

针对综合自动化系统存在的缺点，丁集矿对综合自动化系统进行改造。通过对系统主控单元，后台监控系统，110kV变电所110kV及10kV系统各通讯系统，10kV分散保护装置的改造，改变了原监控系统的架构，改变了原系统通讯方式，极大的提高了通讯速度，创新的增加了双网的冗余结构，发现并处理了10kV系统原系统存在信号不对应问题，遥控不能执行，以及高压柜自身存在的安全隐患等问题。110kV变电所综合自动化改造后系统新架构如图2所示：

由图2可以看出，新综合自动化系统中的各综合保护装置通过以太网直接和交换机连接，交换机通过以太网直接与前置机通讯，前置机也直接通过以太网后台机通讯，每台保护装置均可以直接通过以太网、交换机和前置机通讯，省去了许多信号的变换等各种环节。另一方系统设置A/B网，配置了两套前置机和两套后台机，这样，每台保护装置均可通过（A/B网）通信，大大的提高了系统的可靠性。

由于新版本3.0的综合保护装置与旧2.0的综合保护装置不兼容，需要将2.0的综合保护装置每一根线缆重新对应接至3.0的综保装置上。3.0的综保装置测量及保护互感器的精度更高，信号回路更多监控更全面，通过对10kV间隔逐台改造，丁集矿110kV 变电所10kV 系统同时处理了原系统存一些信号不对应，甚至不报故障的问题，每一间隔综合保护改线完毕，即对该间隔的遥测、遥信、遥控量逐一测试，确保各种信号稳定可靠。

4 新旧综合自动化系统的改造对比

4.1 通讯速度的对比

旧监控模式中采用串口通讯，各综保串联（九台或八台一组）的方式，然后通过信号的转换实现与前置机的通讯，由于串口一对多的特性及串口通讯的速度限制，使得监控效果不理想。新模式中综保装置通过交换机直接与前置机通讯，除去了很多中间环节，信号的采集及远程操作的速度及反应时间远远快于旧的模式，而且新模式中网络通讯的模式比原来串口通讯的模式要快很多。因此，改造后的保护装置的通讯速度可达原来的10倍。

4.2 可靠性的对比

总结旧综合自动化系统的运行故障教训，为避免通讯故障时，影响系统的运行，在新模式中创新的增加了双网的冗余结构，在出现某一点故障时能及时切换至另一段网络进行通讯。新模式采用双网（A/B网）通信，当A/B网发生故障时，系统会自动切换至B/A网，不影响系统的运行和操作，提高供电安全。主控单元两台前置机亦为采用一用一备，当一台出现故障时系统会自动切换至另一台。因此，新系统的可靠性较旧系统大大的提高。

4.3 前置机的对比

老系统配置是工控机，新模式采用的NS2200，采用全封闭无风扇散热技术，较工控机更为稳定可靠，且NS2200除了拥有4块网卡外同时还拥有18个串口，向下通讯和下上通讯时都比较灵活，满足了和现场消弧补偿和小电流接地选线等设备的通讯要求。

5 总结

地铁直流牵引变电所的保护原理 篇7

图1 展示了具有代表性的直流牵引变电所示意图, 此变电所可以将交流高压传来的电压经过变压器后转换为1500的直流, 然后经过直流开关柜进行供电。

2 直流牵引变电所使用的保护配置

直流牵引保护配置必须在系统出现故障时, 及时有效的切除故障, 同时将电气运行的参数控制在一定范围内, 保护跳闸[1]。

在后备保护的作用下, 可以保障故障的及时切除, 同时增加了保护难度。由于不同牵引变电所中电气特性有所差异, 并且具有不同的运行要求, 所以, 保护装置经常会出现配置不同、定值不一致等问题, 常见牵引变电所直流保护的配置主要是馈线柜、大电流脱扣保护、定时限过流、双边连跳闸保护、接触网负荷保护和逆流保护。

3 主要保护原理

3.1 大电流脱扣保护

主保护通常应用于近端短路故障切除中, 一般将其安置在断路器本体。如果将列车的正常运行电流假设为Im, 定值整定I>KIm (K表示最大安全系数, K>1) , 如果检测电流超过定值, 就会发生跳闸, 时间非常短暂。因此大电流脱扣保护非常灵敏, 可以给电流起到保护。

3.2 电流上升率和电流增量保护

馈线主保护是目前使用最广泛的方式, 此种方式既可以切除近端电流, 也可以切除大电流脱扣不能切除的故障, 主要原理如下:

瞬时跳闸和延时跳闸是电流上升和电流增量的主要元件, 以根据电流大小对故障进行判断。如下图2 所示

将电流变化率di/dt作为定值A的启动判断, 完成启动后对采样点di/dt和∆I的瞬时数值进行计算, ∆I表示电流增量。跳闸具体判断如下:

第一, di/dt如果大于定值A, 就将∆I是否超过定值C作为判断根据;第二, di/dt小于定值A的时候, 保护不能立即返回, 但在∆T2时间内需要对di/dt和∆I进行瞬时值采集: (1) ∆I超过定值, 保护即刻跳闸; (2) 如果∆I没有超过定值C, 同时di/dt都小于A, 则进行保护返回。 (3) 如果∆I没有超过定值C, di/dt大于A, 则回到第一, 进行判断。

瞬时跳闸元件定值整定非常重要, 首选需要对列车启动、过接触网、近端短路等各种情况下电流变化曲线, 确定C、A、∆T2值。此步骤最关键的是电流C值的选取[2]。

一些极端但并未发生短路的状况, 电流会上升的特别快, 然后又会突然下降, 导致定值很难选择。此时可以适当增加∆T3定值, 让电流从保护启动, 到达∆T3的时候, 就会处于水平, 在此段时间内不进行∆I判断, 减少极端情况。∆T3的定值一般非常小, 只有十几秒。

3.3 定时限定电流保护

启动电流和延时时间∆T是定时限定电流的2 个定值。电流超过I时, 保护和定时器会同时气筒, 如果在定时器限定时间内, 电流没有超过定值, 那么在定时器时间达到∆T时进行跳闸;反之电流一直不能超过定值, 进行保护返回。

如果一些短路电流非常小的位置出现问题, 电流上升率和电流增量如果不能合理设置, 就不能正常跳闸, 同时需要后备保护[3]。

一般情况下, 在最大符合电流两端电流峰值位置选取电流定值I, 在几百秒范围内选择∆T同时必须严格进行短路计算。

3.4 双边联跳闸保护

双边接触网是比较常见的一种保护。如果统一地区有两个变电站, 可以先由感知短路发出信号, 然后跳开本站开关, 同时给本册联跳发出跳闸信号, 当邻站受到信号后就是进行跳闸并断开开关。采用双边联跳保护之后, 如果一个发生正确跳闸, 另一个也会跳闸, 保证了列车的安全行驶。

3.5 接触网热过负荷保护

此种保护方式的主要目的是减少热过负荷出现的故障, 但并不一定是短路故障。主要工作原理必须根据电阻率、长度、接触网电阻率等计算出接触网的发热量, 使用经验公式计算出接触网的电缆温度。如果测量电缆温度比Talarm大, 就会发出警报声, 大于Ttrip就给此接触网供电直流提供直流开关。开关跳开后, 随着电缆的冷却, 温度会逐渐下降。此种温升法计算步骤非常复杂, 最方便的做法是进行反时负荷保护, 简而言之, 电流过载倍数越大, 允许持续的时间会缩短。

3.6 自动重合闸保护

如果不是永久性短路, 自动重合闸保护对供电质量具有很大作用。但是直流断路器不允许故障跳闸, 因此必须在电路发生永久性短路之前进行合闸操作。具体方法是:开关跳开a秒后, 每间隔n秒, 将电压加到接触网进行短路检测, 连续进行m次。如果每次都可以检测到故障, 就判定为永久性短路。非永久性短路故障的条件是经过连续k次检测1 ≤ k ≤ m, a, n, m, k的大小可有用户修改。

4 结束语

现阶段地铁直流牵引所中配置的直流保护, 很多都出现短路、接地和过负荷等故障。国内目前还不能制造出直流保护。所以, 必须及时使用新工艺, 创新地铁变电所配电形式, 带动地铁发展。

参考文献

[1]吴书锋, 胡平.地铁直流牵引供电系统馈线保护方法分析[J].电力机车与城轨车辆, 2014, (07) .

[2]肖屹.机电设备监控系统在地铁中的应用分析[J].南方农机, 2015, (11) .

变电所继电保护故障处理案例分析 篇8

2006年7月, 新建110KV堡东变电所, 为施工过程施工需要接入一临时交流电源, 工程进入后期发现, 头一天送上的交流电源总开关, 到第二天有时无故跳闸, 就此情况进行了排查。

现象:110KV堡东变三圈变:110KV/35KV/10KV, 双进线单母分段接线方式, 另在110KV母线侧有出线至110KV用户终端变。35KV出线六条出线和10KV出线三十六条均为室内地面开关柜地下室电缆布线方式。因工程工期紧所以前期工程施工图纸核对比较精细, 是为了施工过程少走弯路, 所以施工前期就严格接图施工接线, 没有接入交、直流电源, 进入工程后期调试时, 一个偶然的机会发现交流电源总开关有时无故跳闸。

检查排故:交流电源总开关跳闸, 那一定是有接地或是总负荷超过总开关容量。在征得调度同意后, 供电所人员到现场暂时停下临时电源并做好安措后, 首先对总进线开关的容量进行核对, 发现总进线开关的容量与实际试验的结果相符且远远能满足工程施工需要, 且空载没有跳闸现象, 总进线开关没有问题。交流屏总电源开关跳闸一定是有交流接地短路!短路接地在哪里呢?因考虑到是新建工程, 还没有完全调试, 后台监控还没有组成, 但是, 发现直流屏有直流接地告警。此时, 先断开所有间隔交、直流空开, 使之处于分闸状态, 在交流馈线屏上使所有空开合闸, 然后在各间隔逐个送上交流空开, 无跳闸现象。没有交流短路接地??又将直流馈线屏的所有空开全部合闸, 无跳闸现象, 然后在各间隔逐个合上直流空开, 当合闸至35KV侧开关柜备用出线2操作电源空开时, 操作电源空开有打火现象, 交流屏先跳开35侧交流小母线电源空开, 后总交流空开跳闸!断开所有交流、直流总电源, 对备用出线2用1000V摇表进行接地测量, 发现107回路对地电阻只有0.2MΩ, 接近于零。最后发现在开关柜柜顶上厂家这一个间隔布线误将直流电源的负电源与交流电源的零相混接。重新接线后, 再用1000V摇表测量直流、交流对地绝缘正常, 送上所有交、直流空开, 无交流总电源跳闸现象。

总结分析:工程施工过程中任何情况都可有可能发生, 要有怀疑一切的思想准备, 不放过任何一个微小的不正常现象, 工程过程要做精做细才能为以后的正常运行带来保证。

案例二:分相开关不储能排查

2009年9月, 220KV唐子变电所220KV出线间隔唐都线4947因新投运设备周期开关检修, 保护全检工作, 在进行两次开关分闸、合闸后发现C相开关不能实现储能动作, 就此情况进行了排查。

现象:因现场刚实现过开关分闸、合闸动作, 就直接在开关现场地手动分合开关, 发现A、B相开关均能储能并实现分、合动作, 电机运行正常, C相处于分闸状态, 现场手动不能合闸, 开关储能指示显示没有实现储能动作, 后台有开关未储能信号动作未复归。现场开关端子箱内三相储能电源均正常, 线电压均为三百九十点几伏, 相对地电压均正常。

检查排故:开关端子箱储能电源正常为什么不能实现开关储能呢?因为是正常运行间隔停电检修, 顾先排除接线错误、机械不良等故障, 首先怀疑二次故障。又因刚进行过开关机构的分闸、合闸试验, 先进行目测没有发现开关端子箱内继电器、接触器、空开处于非正常状态, 同时也没有在端子箱内闻到异味。拉开交、直电源, 检查继电器后正常, 检查电压接触器线圈, 接触器线圈电阻正常, 检查电机马达线圈发现, A、B相电机马达线圈电阻正常, 均为三十几欧, C相电机马达线圈为无穷大, 难道是电机马达线圈烧毁??打开C相分体机构箱门, 也没有闻到线圈烧毁的难闻气味, 送上储能电源后, 在C相分体布线端子排上测量储能电源正常, 在开关端子箱断开储能电源后, 松下电机马达自身线圈与外部连接外部电源接线带白色塑料绝缘插口, 直接测量电机马达线圈电阻后发现为无穷大, 真是电机马达线圈烧毁?手动轻轻转动转子, 转子无任何阻力, 根据电机马达的工作原理, 电机的工作是靠电机转子与电刷碳片一起协同工作, 小心打开卡着电刷碳片的外面卡子, 发现电刷碳片内有锈迹, 用摄子小心取下电刷碳片, 发现因包袱电刷碳片的塑料外壳过小, 电刷碳片被紧紧卡住, 而小弹簧弹力不足使电刷碳片不能前进从而不能抵住电机转子, 使得电刷碳片在几次储能过后磨去后不能接触到转子, 顾而在外测量电机马达线圈为无穷大。小心把电刷碳片在平滑纸片上磨去四周表层锈物, 利用镜子的反光取下另一面电刷碳片也在平滑纸片上磨去四周表层锈物, 重新安装好电刷碳片, 恢复好接线, 上电后, C相分体机构储能正常。

总结分析:220KV唐都线4947开关为广州维奥开关, 电机马达这一类缺陷另外在后来的几条开关的检修工作中得到验证, 实为制造上的缺陷。在市公司继电保护例行会上进行汇报, 再次在市公司的220KV变电所得到验证。我们就此在市公司范围内执行了这一类开关的反措, 借着检修的机会, 批量处理了这一类家族性问题, 例如加大碳片后面的弹簧压力等小修改, 为设备的健康运行增加了筹码。

案例三:验收内桥接线闭锁备自投

2011年6月, 110KV史堡变为一期为一台双圈变:110KV/10KV, 双进线单母分段内桥接线方式, 公司委派笔者到现场负责进行投运验收。

现象:近期公司内部投运不少内桥接线, 主变高压侧且不设开关而使用进线开关作为主变高压侧开关, 110KV史堡变主变低压侧为分支:101 (Ⅰ) 及101 (Ⅱ) , 在现场验收主变闭锁备自投时, 发现高压侧复压过流保护、差动保护、重瓦斯保护动作后能使得110KV备自投放电, 从而实现闭锁功能。但低压复压过流保护动作没有使得110KV备自投保护放电, 就根据此情况进行了排查。

检查排故:为什么要实现闭锁110KV备自投?是由一次设备接线方式或运行方式决定的。发现高压侧复压过流保护、差动保护、重瓦斯保护等保护都是能引起主变高、低压侧开关全跳的保护, 特别是能引起高压侧电源侧开关跳闸, 说明或是主变内总有故障, 或是110KV母线部分亦或10KV母线部分有故障要使得引起主变电源侧来侧跳闸。那主变低压侧复压过流保护有没有可能引起主变电源来侧的跳闸呢?也是有可能的, 例如:低压侧101 (Ⅰ) 或101 (Ⅱ) 开关跳圈烧坏不能实现及时切除低压侧故障引起的需要主变高压侧电源断电。复查看设计图纸, 没有设计低压侧复压过流保护闭锁110KV备自投, 也就是说低压侧故障切除不了时引起的主变电源侧跳闸, 不能闭锁110KV备自投, 这种设计考虑不全面。向上级反应变种情况, 又与设计院进行了沟通并得到了肯定重新更改图纸后接线, 重新验收试验主变低压侧复压过流保护全跳动作闭锁110KV备自投成功。这在后来的调度正式定值单上能得到反应。最后又对于高压侧电源进线开关偷跳进行了验证, 110KV备自投不放电。

总结分析:在工程验收过程中也不能纯粹依赖设计院的设计和施工队的队伍质量, 对工作过程中存在的疑问, 要勇敢地提出问题, 在工程事前把问题多考虑周全细致, 才能为以后的设备健康运行带来保证。

内桥接线主变高压侧且不设开关, 主变高压侧零序 (方向) 过流、零序过压、复压 (方向) 过流保护、差动保护、差速保护、重瓦斯保护等引起主变高、低压侧全跳, 特别是引起高压侧电源侧跳闸动作的, 必需要闭锁高压侧备自投。低压侧如果有故障能使变压器高、低压侧全跳的可能, 特别是主变高压侧电源侧跳闸的亦要闭锁高压侧备自投。

结束语

变电所保护 篇9

新一变电所隶属黑龙江省鹤岗诚基水电热力有限责任公司, 主要负责对整个新一煤矿及周边区域供电。该所使用的是电磁式继电保护装置, 运行维护工作量大且维护成本高, 接线复杂, 可靠性差, 整定值偏差大;继电器接点易卡死、断线, 接点接触不良;故障和异常情况时其准确性和可靠性较低, 直接威胁电气系统的安全运行。

该公司经过认真论证、研究, 决定采用先进的微机保护装置替代电磁保护装置。改造工程包含备自投、所用电、6 k V和10 k V馈线、系统联络线、分段、母联、主变保护等的改造, 目前已全部安装调试完毕并投入运行, 运行状况良好, 设备性能稳定。在几次系统故障中均可靠动作, 完全达到改造的预期效果。

二、系统设计方案

变电所微机综合自动化系统配置方案网络结构如图1所示。

由图1可知, 系统主要分为两部分:一部分是由微机监控保护装置、微机监控装置及其他智能设备等组成的下位系统;另一部分由计算机、通讯机等后台系统等组成的上位系统 (也叫工作站) 。工作站采用PC机和人机界面软件, 称为“站控机”。新一变电站采用2台站控机、1台五防机设计, 以保证工作站的可靠性及数据远传、远方监控。变电所微机综合自动化系统的主要任务是对上述设备进行保护和远程监控。其主要功能如下。

1.保护。技能从电网中迅速切除故障设备和线路。

2.遥测。包括测量各设备的电压、电流、功率等参数以及刀闸位置、开关状态量、变压器油温等。

3.遥信。包括开关、断路器位置、事故跳闸总信号、预告信号、保护动作信号和异常信号、系统各工作站状态信号、直流系统信号、设备状态、保护动作信息等。

4. 遥控。包括开关量输出、断路器的闭合和断开等。

5. 遥调。包括变压器分接头调整, 系统电量、频率、功率因数、保护定值调整等。

6. 站监控和管理。包括报警、历史记录、报表打印、顺序故障记录 (SOE) 、故障录波等。

7. 与调度中心计算机通讯。

8. 实现微机五防闭锁功能。

三、系统主要设计原则

1. 变电所设计改造时, 下位系统各装置和工作站计算机设备应相互独立。下位系统各装置完成的功能不依赖通讯网络, 系统中任何装置的局部故障不会影响其他装置的正常工作。

2. 严格遵循监控、保护、通讯相互独立配置的原则, 以保证监控功能万一出现异常情况时保护功能独立发挥作用。

3. 系统采用模块化、分布式结构。全部装置应集中组屏, 以简化二次系统的设计, 节省复杂的电缆带来的大量设计、施工、维护工作, 缩短施工投运周期。

4. 通讯网络系统采用标准化软硬件组成, 以满足今后计算机高速发展的需求, 其兼容性、扩充性、互换性要好。

5. 系统采用信号隔离技术, 软、硬件滤波, 还要有防雷击、屏蔽接地等一系列抗干扰措施。

6. 系统的软件设计采用开放性的设计思想, 能将与通讯协议不同的其他设备 (如智能电度表、小电流接地选线装置、五防闭锁装置等) 的信息接入微机自动化系统。

7. 系统具有功能较强的人机对话接口及全汉化的友好界面, 系统画面、打印、组态方便, 既可召唤打印亦可实时打印。

四、保护改造的实际问题

1. 因该变电所负荷的特殊性, 不能采用全停电方式进行安装改造, 只能根据实际情况采取分段、分路停电的方式进行改造。因此, 由于保护屏的布置方式不同, 在安装时, 有整屏全停电的, 也有部分停电的, 这就需要在安全措施上特别注意。

2. 原保护二次回路较乱, 回路之间过线较多, 情况较为复杂。因此, 改造前一定要查清回路, 尤其是回路之间的过线等, 保证将回路的电断开, 保证未过渡保护单元不能失电。

3. 为防止计算机故障时无法操作被控设备, 在设计上要保留人工直接跳、合闸手段, 确保这两种控制方式之间能互相切换、相互闭锁。

五、工程施工要求

1. 施工前制订详细的组织措施、技术措施、安全措施及危险点和施工方案, 要组织相关人员讨论学习。

2. 施工时必须依照有关电力安全规定办理开工手续, 办好工作票, 做好安全措施, 严格执行工作票制、工作许可制、工作监护制以及工作间断、转移、终结制度。施工中严禁违章指挥、违章作业、违章施工。施工人员穿戴好电气防护用品, 保证施工安全。

3. 施工必须符合电气设备安装验收规范规定。施工完成后, 调试设备与运行生产系统联系, 并使用经审定批准的试验方案或试送电方案, 保证安全生产。

4. 施工中所有施工器具、材料、设备等, 必须与带电运行的设备保持安全距离。施工时应按施工方案进行, 做好人员分配, 保证现有工作秩序, 做好安全监护。

六、微机保护的选型

在100 kV以下变电所微机保护系统装置改造工程中, 一般选用国产微机保护装置。国外微机保护装置虽然技术先进, 产品集成化程度高, 但是基本上是英文版界面, 维护调试不方便, 其生产的微机保护装置产品主要运用于大型发电厂和超高压变电站, 许多保护原理及性能不适应国内110 k V以下电气系统的保护配置实际和需求。并且价格高, 安装后维护、售后服务都不方便。

变电所保护 篇10

装设在变电所的并联电容器组用于进行无功补偿, 对改善用户电压质量, 提高供电系统经济运行水平起到了重要的作用。

1《6k V—66k V并联电容器运行规范》设备运行维护项目、手段及要求

电力电容器运行温度最高不允许超过40℃, 外壳温度不允许超过50℃, 有必要在单只电容器外壳上贴试温纸或采用红外线测温进行检查, 运行人员每周进行一次测温, 以便于及时发现设备存在的隐患, 保证设备安全、可靠运行。

安装于室内电容器必须有良好的通风, 进入电容器室应先开启通风装置, 在一些变电所电容器室空间较小, 环境温度高, 应改善通风条件。电容器的投入要考虑变压器的经济运行, 努力提高功率因数。首先投入或切除电容器, 再调整分接开关, 减少分接开关动作次数。在每天早晨负荷开始上升时, 当变压器无功表计指示的无功数值接近或大于该段母线上的电容器的补偿容量时, 就应该投入电容器运行。当晚峰负荷逐渐减少, 电压开始升高时或变压器无功表计出现倒送时将电容器停止运行。变电所的母线超出允许偏差范围时先投切电容器, 后调整变压器的分接开关。要以减少分接开关动作次数为原则。变电站在大负荷时, 要投入补偿设备, 保证功率因数有较高水平, 在小负荷时, 要切除全部补偿设备, 在变压器无功不向系统倒送的前提下要保证电容器运行时间。

1.1 正常运行时, 运行人员应进行的不停电维护项目

1.1.1 电容器外观、绝缘子、台架及外熔断器检查;

1.1.2 电容器不平衡电流的计算及测量;

1.1.3 每季定期检查电容器组设备所有的接触点和连接点一次;

1.2 检查处理电容器故障时的注意事项

1.2.1 电容器组断路器跳闸后, 不允许强送电。过流保护动作跳闸应查明原因, 否则不允许再投入运行;

1.2.2 在检查处理电容器故障前, 应先拉开断路器及隔离开关, 然后验电装设接地线;

1.2.3由于故障电容器可能发生引线接触不良, 内部断线或熔丝熔断, 因此有一部分电荷有可能未放出来, 所以在接触电容器前, 应戴绝缘手套, 用短路线将故障电容器的二极短接, 方可动手拆卸。

1.3 厂家说明书关于运行的规定

1.3.1新装设的或停止使用时间较长的并联电容器装置, 在使用前必须进行耐压试验, 试验前后应检查电容器;如电容量有明显变化, 则不能投入使用, 待查明原因后方可投入。

1.3.2装置投入时, 应每天巡视械检查, 如发现电容器箱壳明显膨胀、外熔丝熔断或其他异常现象, 应停止使用, 待查明原因处理后方可投入。

2 检查电容值的变化偏差及时发现电容器内部故障

为保证电容器随时处于完好状态, 要按期进行巡视检查, 定期维护。及时更换、修复损坏的电容器, 电容器继电保护装置有问题要及时处理。对电容器开关要重点巡视, 检查油位, 油色, 保证开关切断容量和机械机构部分工作正常, 按动作次数临检。按预试规程开展试验, 检查电容值的变化偏差对发现电容器内部故障是很重要的。鉴于电容器组运行中三相平衡和每相串、并联段电容值应尽量平衡的要求, 在安装、检修中要根据每只电容实际数值搭配满足对电容偏差的要求。

对用外熔断器保护的电容器, 一旦发现电容量增大超过一个串段击穿所引起的电容量增大, 应立即退出运行, 避免电容器带故障运行而发展成扩大性故障。我省《电力设备交接和预防性试验规程》规定电容值在投入运行后一年内进行试验;10k V及以下1—5年进行试验, 35k V及以上1—3年进行试验, 高压并联电容器, 电容值偏差不超出额定值的-3%—+5%范围, 与耐压前的比值不大于+2%—-2%。采用电桥法或电流电压法测量。

3 电容器的保护方式

保护和控制方式根据现场的条件进行选择, 应符合GB50227-1995的要求。整组电容器装置是经多支电容器单元串并联组成, 每只电容器单元内部也是经绕制的小电容串并联组成, 在运行中承受电压, 经常由于某个小电容击穿而造成该电容器单元迅速损坏, 电容器单元损坏又造成该电容器不能继续运行, 及时发现或由保护跳闸脱离运行, 就避免了对电容器组更大的损坏。电容器的内部故障保护包括继电保护装置和电容器的熔丝保护, 两者均为主保护, 内部熔丝和外部熔断器为电容器内部故障的第一道保护继电保护为第二道保护。

3.1 熔丝保护

集合式电容器内部的每个电容器单元内装有内熔丝, 内熔丝电容器其内部每个元件均串有一根熔丝, 当某个元件击穿时, 与其并联的完好元件即对其放电, 使熔丝在毫秒级的时间内迅速熔断, 将故障元件切除, 从而使电容器能继续运行。

构架式电容器单元内部无内熔丝, 而是采用每个电容器单元配置一只喷逐式外熔断器的方式。外熔断器的熔丝额定电流选择, 不应小于电容器额定电流的1.43倍并不宜大于额定电流的1.55倍, 一般为电容器额定电流的1.5倍为宜。

3.1.1 应加强外熔断器的巡视, 巡视要点为:

1) 安装角度应符合厂家的要求;

2) 弹簧是否发生锈蚀;

3) 指示牌是否在规定的位置。

及时更换已锈蚀、松弛的外熔断器, 避免因外熔断器开断性能变差而复燃导致扩大事故。熔丝应具有稳定可靠的时间一电流特性曲线, 并应由制造厂随产品同时提供给用户。熔断后的熔丝间隙必须能承受它所隔离的元件上可能出现的稳态电压和正常的短时过渡过电压。在整个寿命期间, 熔丝应能连续承受等于或稍大于电容器电流最大允许值除以并联熔丝通路数的电流;开关操作引起的涌流以及内部其它元件损坏和外部短路时的放电电流。

3.1.2 较常用继电保护装置

1) 单星型接线的电容器组, 可采用开口三角电压保护 (不平衡电压由放电电压互感器二次接成开口三角, 反映每相电容器存在的电压差别, 灵敏度高, 安装简单, 是国内中小容量电容器组常用的一种保护方式。我局10kv电容器均采用单星型接线, 均采用该保护, 电压值为30v, 0.5秒, 我局太古变10kv电容器保护动作, 试验发现一相电容器中出现单只击穿。

2) 高压并联电容器装置可装设带有短延时的速断保护和过流保护, 保护动作于跳闸。

速断保护的动作电流值, 在最小运行方式下, 电容器组端部引线发生两相短路时, 保护的灵敏系数应符合要求;动作时限应大于电容器合闸涌流时间。

过流保护的动作电流值应按大于电容器组允许的长期最大过电流整定。

3) 高压并联电容器装置应装设母线过电压保护, 带时限动作于信号或跳闸, 电压值为115v, 0.5秒 (应:表示严格, 在正常情况下均应这样做的) 。

4 结论

继电保护装置的整定计算定值应要求厂家提供保护计算方法和保护整定值;对保护定值必须进行核算, 避免电容器组保护定值错误而引发事故。电容器组保护动作后, 应对电容器组进行检测, 确认无故障后方可再投运。未经检测核实确无故障, 不再投运, 避免带伤电容器再投运而引起爆炸起火。

参考文献

变电站保护配置与设计 篇11

关键词：变电站；保护配置；设计分析

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2014）26-0104-01

一、变电站的组网方式概述

从变电站的结构来说，智能变电站的主要结构形式是开放式的分层分布式。这种组网系统可以被分解成“三层”和“两网”。这里的“三层”是指变电站层、间隔层和过程层；“两网”则是指站控层网络和过程层网络。在该系统结构中，里面的信息可以实现共享，而且具有唯一性，不会对系统故障和运动状况的信息进行重复采集，这样就能提高数据采集的效率，并能保证所采数据的有效性和准确性。如果将这种智能化的变电站和传统的变电站进行比较，在进行保护配置设计时两者的系统设置会有所不用，主要会出现三个方面的变化：一是电子化的互感器、合并单元和智能化的开关终端会被应用；二是过程层中的光纤和网络交换器会被大量使用；三是在进行系统设计时，会进行大量光缆的敷设。[1]

从智能化变电站信息传输的角度来说，它所传播的信息主要是MMS、SV和GOOSE三种。由于我国电压系统的等级各不相同，不同的电压等级对于信息传输的要求不同，所以就会使站控层网络和过程层网络需要传输的信息具有很大的差异性。通常情况下，对于110kV及其以下的电压等级，在“两网”进行信息传输时会对双星型的以太网、过程层中的SV网络和GOOSE网络以及站控层的网络进行独立的保护配置。如果网络数据传输的需求量较小，那么就可以直接对GOOSE和SV网络进行统一的组网。[2]

从110kV电压等级的组网方式来看，在这个电压等级中需要进行合并单元和智能化终端的独立设计，同时还需要在变压器的两边各设立一个智能化终端的单套装备。从35kV或者是10kV电压等级组网方式来看，可以根据屋内开关柜的设置情况来决定是否需要进行智能化终端的安装。在对常规互感器之间的间隔进行设置时，最好实现合并单元和智能化终端的一体化安装。

二、变电站保护配置设计的途径

在对低周低压和备自投装置等采取保护配置时，可以选择网采网跳的组网方式，也就是对GOOSE和SMV网络进行采样信息的接收与跳闸信息的输出。下面就对几种常见的保护配置进行具体分析。[3]

1.主变保护配置的设计

将110kV的三圈变压器作为主变保护配置的分析对象。在该电压等级中，主变保护对于稳定性和速度要求相对比较严格，所以可以将主保护和后保护进行单独设置，采用单套配置的设计。同时，因为主变保护对于同时性和跳闸速度也有一定的要求，所以可以利用光纤进行直接采样和跳闸的组网方式。确定了组网方式后，其中的智能单元就可以二次硬接线作为媒介，与开关进行连接。同时，还可以根据变电站的实际情况将合并单元进行一次性配置。如果电压等级为35kV或者是10kV，那么就可将合并单元和智能化终端进行一体化配置。完成相关的保护配置之后就能快速提升SV和GOOSE信息传输的效率，并保证信息传输的准确性。

在进行主变的后备保护中，会与母联和分段开关产生密切联系，又因为母联和分段开关与多套保护是紧密相连的，所以可以选择网络跳闸的方法对母联和分段开关进行保护。在使用该方式进行主变保护配置时，变电站中的母联、分段断路器、闭锁备自投和启动失灵等都能使用GOOSE进行网络传递。另外，该方式中的变压器保护能够实现失灵联跳三侧断路器。

在主变保护装置配置的设计中，主变本体智能化终端的户外柜有三种表现形式：一是主变的智能化终端，二是非电量保护，三是主变本体测控。其中，非电量保护采用直采直跳的方式。同时，利用光纤还能将测控的信息和过程层的总线与间隔层的设备连接起来。

2.对线路的保护配置和设计

要对110kV的线路进行保护配置和设计，最好选择独立完整的主保护和后备保护功能的线路保护装置，并且一定要将三相一次的重新合闸功率包含在内。在对线路进行保护配置和设计时，不管是测控一体化的保护装置，还是合并单元和智能化的终端，都应该选择单套配置的方式。在对电压进行采样时，可以选择将本间隔合并单元和母线电压合并单元进行整合，并使用电压采样的信号来对电压进行保护。这样，电压信号和电流信号就会被整合到一起，然后共同传输到保护配置的间隔中，而且这种信息传递的方法具有很好的同步性，能保证信息传输的效率，不会产生网络延迟的现象。如果变电站中的间隔线路保护数量较多，那么母线电压在合并单元的输出端口就会受到很大限制，一旦发生这种情况就需要利用SV网络来收集电压信号，这样就能最大限度节约资源的空间。对35kV或者是10kV的线路进行保护配置和设计时，可以使用测控一体化的保护装置来进行间隔保护，并且需要使用单套配置。如有设备需要用到开关柜，那么就应该将测控一体化的保护装置放到开关柜之内，而且最好选择常规的互感器，使用电缆直接跳闸的方式。[4]

3.对母线的保护配置和设计[5]

因为智能化变电站的结构为“三层两网”，所以GOOSE跳闸的命令、发生联跳的闭锁信号、不同间隔之间的失灵启动指令和开关的状态都能够通过过程层的交换机进行信息传输。在这种信息传输方式下，过程层通信系统的稳定性和安全性就会对信息的传递产生巨大影响。而且在对母线进行保护配置的设计时，对于网络的稳定性和安全性也有比较高的要求，尤其是对每个间隔进行电压采样的实时性和同步性的要求特别严格。在这种高标准、严要求之下，如果变电站的间隔数量较多就需要对大量的数据和信息进行传输，在该过程中就会出现很多问题。如：数据传递的同步性较差，存在网络延时不能有效保障网络的稳定性，最后就会减慢保护动作的速度。除了以上问题之外，交换机发现问题后，对母线的保护就会产生很大风险。最后，当无法获取同步传递的信号时，变电站中的每个间隔的电压采样就无法保持同步状态，会产生较大的保护误动。

正因为上述问题的存在，国家电网公司建议在对母线进行保护配置和设计时，可以使用直采直跳的方式。[6]在母线保护装置中，对不停间隔所采集的电流值和信息SV主要是通过专用的光纤进行接收。对母线电压进行采样的数值则是利用专用的光线进行接收；同样，利用专用的光线还能接收到每个间隔的智能单元所发出的开关量信息。同时，这些开关量信息经过对应的逻辑判断之后，需要利用专用的光纤进行GOOSE信息的发送。对于母线保护动作后的闭锁备自投GOOSE信息可通过过程层光纤以太网进行传输，从而节省智能装置的光纤网络连接资源。

除了上述三种保护配置和设计外，还有对低频低压减载的保护配置和对备用电源自投装置的保护配置两种方式，这也是变电站保护配置经常使用的方法。

三、结束语

本文主要从主变保护配置的设计、线路的保护配置和母线的保护配置三个方面对变电站保护配置的措施进行具体分析，为大家提供了一个思路。然而在实际设计过程中，还是要从变电站的实际出发，选择最合适的方式。

参考文献：

[1]刘凯里.数字化变电站继电保护优化配置研究[D].广州：华南理工大学，2013.

[2]孙卫卫.数字化变电站保护系统配置方案研究与应用[D].北京：华北电力大学，2012.

[3]高东学，智全中，朱丽均，等.智能变电站保护配置方案研究[J].电力系统保护与控制，2012，（1）：68-71.

[4]胡常洲.变电站元件保护配置设计与整定计算研究[D].武汉：华中科技大学，2008.

[5]李文广.浅谈变电站保护配置、计算选择及运行[J].中国科技信息，2013，（18）：134-136.

[6]赵素萍.500kV变电站系统保护配置设计探讨[J].山西电力，

2009，（1）：20-21，48.

变电所保护 篇12

关键词：微机并补保护,动作行为,对策

近年来, 随着列车流量的不断扩大, 电气化铁道运营里程的不断增长, 增加了许多大容量的主变压器和牵引网, 以及重载、高速和快速客运通道的建设, 牵引变电所并补装置是牵引供电系统中重要的电气设备, 它的安全运行直接关系到电气化铁道安全稳定的工作。但是, 随之而来的牵引变电所微机并补保护动作次数频繁, 不正确动作次数增多, 影响了正常的列车运行、越区供电、设备检修和铁路安全运输生产等。

1微机并补保护动作行为统计分析

1.1成都供电段微机并补保护动作情况

表1和表2分别为成都供电段2005年度牵引变电所微机并补保护动作率统计表和正确动作率统计表。

1.2西昌供电段微机并补保护动作情况

表3和表4分别为西昌供电段2005年度牵引变电所微机并补保护动作率统计表和正确动作率统计表。

2微机并补保护不正确动作原因分析

2.1并补装置电流速断保护动作原因

成都供电段和西昌供电段2005年度电流速断保护动作, 其动作原因为断路器到电容器连接线短路故障而引起电流速断保护动作;包兰线中卫至石嘴山共6座牵引变电所自1998年开通以后, 各变电所的补偿装置在运行过程中, 经常出现补偿装置不能正常运行, 电容补偿装置电流速断保护误动作, 原因为保护整定值不正确。

2.2并补装置过电流保护动作原因

西昌供电段及成都供电段2005年度并补过电流保护动作主要原因是由于馈线负荷过大、保护装置抗干扰不强而造成;包兰线中卫至石嘴山共6座牵引变电所由于没有谐波保护, 造成多次保护误动作, 原因是谐波过流引起过电流保护误动。

2.3并补装置谐波过电流保护动作原因

西昌供电段及成都供电段2005年度谐波过电流保护动作原因是由于谐波过电流而造成保护动作。

谐波过电流保护的整定时间较长, 可以在时间上躲过短时的负荷电流, 电容谐波过流保护若按3次谐波电流进行整定的, 就违背了电容器均方根电流的原则, 当3次谐波电流达到整定值时, 再加上基波电流, 两电流的均方根电流就可能使电容器过载。因此需按全电流有效值进行 (均方根电流) 整定。

2.4并补装置差电流保护动作原因

成都供电段2005年度并补差电流保护误动作发生于2005年6月21日22:17。在宝成线德阳牵引变电所, 由于并补电容器保护设计时, 断路器上的电流互感器和电抗器末端的电流互感器容量不一样, 而微机差电流保护又没有设计延时 (南京电力自动化设备厂保护装置) , 造成在投入电容时差电流保护动作, 要将差电流保护拆除运行后, 才能投入电容器组。针对这种情况下需在电容差电流保护中设一延时动作软件。

2.5并补装置差电压保护动作原因

西昌供电段2005年度差电压保护动作, 主要原因是由于电容器单个保险熔断, 造成差电压保护动作;成都供电段2005年度差电压保护共动作7次, 其中4次差电压保护误动作, 2次由于雷击而造成差电压保护动作, 1次由于电容跌落保险熔断。

构成电压差的两电压互感器特性不一, 常规原理的电压差动保护采用辅助变换器进行调零, 微机保护应利用软件进行自动调零[1], 差电压调零功能由于现场电容器组自身存在的残压, 可能导致电容器保护误动, 为提高保护动作值的准确性, 可以进行差电压调零, 调整差电压动作值。当分支有电流时允许相应分支差压调零, 无电流闭锁差压调零。采用软件自动调零技术, 克服了抽取差动电压的电压互感器变比差异对保护动作行为的影响 (例如许昌继电器电气公司的WBB-891电铁微机并补保护装置[2]) 。

在电容补偿装置的运行过程中, 还经常出现合闸时差电压保护动作, 以包兰线为例[3], 由于生产工艺和其它原因, 在补偿电容器内部两组电容器单元之间的容量不可能完全相同, 在运行中两组电容器上的分压也不同, 但其不平衡值在许可范围之内, 正常运行时差电压保护不会动作。电容器合闸时, 电容器两端的电压最高达2倍母线额定电压, 在暂态过程中两组电容器上的不平衡电压可能会达到保护动作值引起保护动作。由于原设计的差电压保护中是由电压继电器直接出口, 考虑到电容补偿装置合闸时电压是呈衰减振荡情况, 暂态过程很短, 在差压保护出口回路增加了1个时间继电器、延迟时间0.3s, 可躲过合闸瞬间过高的不平衡电压, 即解决问题。

差电压保护电压互感器的二次侧一定要直接接地, 历史上的设计是经过一个放电间隙后再接地, 造成有非常高的悬浮电压加在差电压保护的电压输入端, 使差电压保护在投入电容器组时经常发生误动。

2.6并补装置过电压保护动作原因

西昌供电段2005年度过电压保护误动作2次, 都时由于差电压动作跳闸而造成过电压保护动作;成都供电段2005年度过电压保护共动作1次, 原因是电容器电压过高而造成保护动作。

2.7并补装置低电压保护动作原因

西昌供电段及成都供电段低电压保护动作原因是由于雷击、馈线电压过低、主变压器失压和电压互感器故障等引起。

3多分支并补设备的自适应保护

由于许多微机并补装置没有考虑多支路并联补偿装置的投切对保护动作性能的影响, 大多按3、5、7次补偿支路全部投入运行进行整定计算, 实际运行时, 3、5、7次支路的投退情况是经常变化的, 应研究与研制对多支路并联电容补偿装置自动投切具有自适应的微机保护装置。现在许昌继电器电气公司生产的WBB-891并补保护可作为常规固定投入并联电容补偿设备的保护、测控装置, 也可作为多分支并联电容补偿设备的保护, 采用了自适应保护原理, 实时探知各并补分支是处于投入还是退出状态, 并以此来自动调整电流速断、过电流、差电流保护元件的定值, 克服多支路并补装置投退对保护灵敏性的影响, 提高保护动作的灵敏性[2]。微机并补保护必须考虑对多支路并联电容补偿装置自动投切具有自适应的保护。

4微机并补保护不正确动作的解决对策

(1) 技术人员要深入理解牵引变电所微机并补保护原理和进行正确整定。

(2) 调度所要合理组织、均匀排放车流、均衡馈线负荷, 防止馈线负荷过大而造成保护动作频繁。

(3) 无谐波过电流保护的微机并补保护装置, 需在电容保护增加谐波过电流保护, 针对电气化铁道负荷高次谐波丰富, 并补电容易出现谐振的特点, 在判断采样值时引入了3、5、7等高次谐波综合判断, 提高了保护的灵敏性, 需按全电流有效值进行 (均方根电流) 整定。

(4) 由于并补电容器保护设计时, 断路器上的电流互感器和电抗器末端的电流互感器不完全一样, 而微机差流保护又没有设计延时往往造成在投入电容时差电流保护动作, 要将差电流保护拆除运行后, 才能投入电容器组。针对这种情况下需在电容差流保护中设一延时动作软件。

(5) 采用软件自动调零技术, 克服抽取差动电压的电压互感器变比差异对保护动作行为的影响;加强电容器保险熔断检测;若原设计的差电压保护中是由电压继电器直接出口来跳闸的, 考虑到电容补偿装置合闸时电压是呈衰减振荡情况, 暂态过程很短, 在差压保护出口回路增加了1个时间继电器;差电压保护电压互感器的二次侧必须直接接地, 防止差电压保护误动作。

(6) 由于保护装置的并补支路电抗器在投合的过程中产生高次谐波, 对电抗器产生较大的危害, 利用谐波阻抗保护保护并补支路电抗器;微机并补保护必须充分考虑对多支路并联电容补偿装置自动投切具有自适应的保护。

(7) 减少微机保护装置二次回路接线;提高微机保护装置工艺水平, 插件集成化、元件贴片化, 每个模块相对独立, 提高系统性能稳定度。

(8) 保护装置的强弱电引线要分开布线, 减小强电磁场对弱电信号的影响;在IC元件的电源引脚两端加装去耦电容, 吸收IC元件高速动作时产生的高频信号;对从高噪声区来的电流、电压信号与地间加装抗干扰电容, 吸收浪涌电压和尖峰脉冲;对电源插件的输入、输出部分加装磁环, 减小直流电源纹波电压的影响。

(9) 针对地方电源系统薄弱、线路情况复杂造成保护动作跳闸频繁, 提高电力系统对牵引供电系统的供电质量和能力。

5结语

在对牵引变电所微机并补保护动作行为统计分析的基础上, 得到微机并补保护不正确动作的原因, 并提出相应的解决对策, 用以提高微机并补保护的可靠性, 以达到牵引供电系统安全、稳定的向电力机车供电。

参考文献

[1]高仕斌.电气化铁道微机型继电保护有关技术问题.继电器, 2002;30 (2) :46—48

[2]戴国安.新一代电铁并补保护WBB-891的研制.电工技术, 2003;18 (4) :18—20