110kV主变保护

110kV主变保护（精选十篇）

110kV主变保护 篇1

某日, 某双氧水厂发生了停电停产事故, 事故发生前, 强雷电暴雨造成了厂区大量的非正常积水。经查, 该厂的#4主变跳闸, 综保后台报警显示差动保护动作跳闸。

2 故障查找

#4主变是双氧水厂的专用降压变, 型号为SF9-6300/110±2×2.5%/10.5, 由110kV厂用变电站供电, 安装在距此变电站约30m的双氧水110kV降压站内。#4主变二次侧接双氧水厂的4台配电变压器和8台10kV高压电机, 正常平均负荷率约为80%, 属于较理想的匹配方案。故障经过及相关的110kV侧综保后台记录和保护装置报警记录均显示差动保护动作跳闸, 但是10kV侧保护装置未动作。

根据差动保护原理、保护对象, 初步判定故障范围在#4主变本体内部及其二次侧出线至其出线总断路器 (保护装置) 。鉴于现场条件有限, 缺乏必需的专用电力测试仪器, 最后采用2500V兆欧表和万用电表相结合的方法来粗略查找故障点。

断开变压器一、二次侧主开关 (断路器) , 即断开所有与电源和负荷的连接, 只保留一次侧连接线和二次侧连接母线槽。

用2 500V兆欧表测量:变压器110kV绕组相对地不小于2500MΩ, 相与相间为通路, 判定正常;变压器10kV绕组相对地不大于10MΩ, 判定异常, 相与相间为通路, 判断正常;变压器110kV绕组对10kV绕组, 绝缘电阻不小于2 500MΩ, 判定合格。

用万用电表测量:变压器110kV绕组相对地为开路, 相与相间为通路, 判定正常;变压器10kV绕组相对地在1 000~2 000kΩ, 判定异常, 相与相间为通路, 判断正常。

由以上测量结果初步判断变压器二次侧绕组及与之相连的二次侧母线槽存在问题。由于母线槽与变压器由一组软连接铜带相连, 而连接固定螺栓暴露在空气中已严重腐蚀, 拆下这些螺栓费时费力, 因此决定先不拆开这个连接, 而是着手于检查母线槽。

母线槽为简易的箱型封闭式母线槽。在工程建设期间, 该母线槽是先进行现场组装, 再进行分步安装的。逐一拆开母线槽盖板, 检查其内部各部件的完好情况。拆开所有盖板后, 在第1块盖板下即距变压器软连接铜带最近处, 发现A、B两相母线铜排有短路放电烧蚀痕迹, 2根铜排都有1个缺口。进一步检查发现, 对三相母线铜排起固定和绝缘作用的1块水平安装的环氧树脂绝缘板也存在放电烧黑迹象, 并且还有细微裂缝和少许水珠。从此处检查母线槽内部, 直到10kV总开关的其它各处, 再没有发现其它异常现象。

3 分析处理

综上检查情况可知, 对封闭式母线槽起固定和绝缘作用的水平绝缘板具备短路放电条件, 导致了母线槽的两相母线短路放电, 这是引起这起主变差动保护动作的直接原因, 而使水平绝缘板具备短路放电条件的是水平绝缘板上的水珠。进一步检查发现母线槽终端垂直封闭板与水平布置矩形母线框连接处存在漏水。这个连接处原由橡胶辅以密封胶来密封, 而这些密封材料经过长时间的风吹、日晒、雨淋已老化, 失去了应有的密封作用。在暴雨天气, 雨水经密封破坏的连接处强制渗入母线槽。这样, 雨水在到达水平绝缘板后便形成了母线相间短路。由于这块绝缘板的安装存在一定的水平度差异, 因此处于较低处的两相母线间积水发生短路, 而处于相对较高处的两相母线间因没有积水而未发生短路。

针对这种情况, 要彻底消除短路故障隐患, 就需消除水平绝缘板积水。由于化工企业对无准备的意外停电要求很严格, 不允许长时间停电, 因此必须争取尽早恢复送电。经研究, 此项故障处理分两步进行。第一步, 尽快清除水平绝缘板上的积水并清洗干净, 同时更换、加固垂直密封板的密封, 阻止雨水渗入;第二步, 待停电检修机会, 改进现有母线的末端绝缘与固定方式, 取消水平绝缘板, 采用其它更为可靠的方法来固定和绝缘密封母线。

围绕分两步处理的实施宗旨, 检修人员在擦干水平绝缘板后, 当即用工业无水乙醇对其进行清洗, 并用密封胶对垂直密封板接缝处进行加固。第一步在停电不到2h内就完成, 再次测得绝缘电阻均不小于2 500MΩ, 随即送电#4主变, 一切顺利。第一步实施后, 检修人员又利用停电机会, 实施了第二步处理, 即拆除原水平绝缘板, 加装一种更为可靠的垂直安装的绝缘板 (对三相母线铜排起到进一步固定和绝缘作用) , 与此同时, 还对母线槽内的其它支持绝缘子进行了检查、清扫、擦拭和测试。处理效果很好, 排除了一些可疑点, 从而彻底解决了暴雨造成母线槽短路放电跳闸, 威胁工厂生产运行的安全问题。

4 结束语

针对母线槽水平绝缘板积水引起母线短路放电导致的变压器差动保护动作跳闸故障, 通过全面检查涉及到的电气设备, 着重检查水平绝缘板运行状况, 及时地找到了潜在问题, 消除了故障隐患, 确保了电气设备的正常运行。

摘要：针对某化工企业一起电气故障, 根据差动保护动作原理、保护对象, 综合故障情况, 快速查寻故障点, 阐述了故障查找方法、分析推断步骤以及处理方案。

关键词：密封,短路放电,绝缘,差动保护,主变

参考文献

[1]任小建, 刘太华.微机变压器差动保护常见运行事故分析[J].智能电气及综合自动化, 2012 (6) :16, 17

[2]黄益庄.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社, 2000

110kV主变保护 篇2

关于110kV白泡变电站#2主变扩建工程项目

竣工环境保护验收的意见

广东电网公司梅州供电局：

你公司报来110kV白泡变电站#2主变扩建工程项目竣工环境保护验收申请表、验收调查表等有关资料收悉。2010年12月1日，我局组织召开了110kV白泡变电站#2主变扩建工程建设项目竣工环境保护现场检查验收会。经研究，提出如下验收意见：

一、110kV白泡变电站#2主变扩建工程项目位于梅州市兴宁市龙北镇白泡村兴达发电厂旁，变电站面积为8333.6m2，站区绿化面积为2500 m2，绿化率为30%。本次扩建内容为增加主变1台，容量为40MVA，并完善相关电气设备，增加l0kV出线14回，增加无功补偿容量2×4000kVar，工程总投资1723.51万元，其中环保投资20万元。

二、广东核力工程勘察院编制的《110kV白泡变电站#2主变扩建工程项目竣工环境保护验收调查表》表明：

（一）本工程项目采取了绿化、疏水等生态保护措施，工程建设未对当地生态环境产生明显影响。工程施工临时用地已绿化，工程周围的植被恢复良好。

（二）该变电站及输电线路电磁环境敏感点的工频电场强度、磁感应强度符合《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》（HJ/T24-1998）中居民区工频电场强度4kV/m、磁感应强度0.1mT的限值要求。项目周围敏感点无线电干扰值均符合《高压交流架空送电线无线电干扰限值》（GB15707-1995）规定的相应电压等级的无线电干扰限值(46dB(μV/m)）要求。

（三）变电站厂界昼间和夜间噪声均符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类标准。

（四）生活污水经地埋式污水处理设施处理后用于站区绿化灌溉。

（五）100%的被调查公众对本工程环境保护工作总体态度表示满意或基本满意。

三、该工程项目环境保护手续齐全，落实了环评及其批复提出的生态保护及污染防治措施，四、同意你公司110kV白泡变电站#2主变扩建工程竣工环境保护验收合格。

五、工程投入运行后应做好以下工作：加强环保设施的日常维护与管理；做好工程电磁、声环境的日常监测工作；尽快与有资质的单位签订HW08类危险废物（废变压器油和废抹油布等）处理协议；进一步做好环境保护宣传工作。

二〇一〇年十二月二十日

110kV主变保护 篇3

关键词：110 kV；检修技术；缺陷处理

中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）20-0125-02

在我国电力系统中110 kV主变压器始终是其重要的组成部分，而110 kV主变压器的应用离不开110 kV主变检修技术的有效支持。因此在这一前提下对于110 kV主变检修技术和缺陷处理进行研究和分析就具有极为重要的经济意义和现实意义。

1 110 kV主变的检修技术

110 kV主变检修技术是一项系统性的技术，这主要体现在故障类型判断、色谱跟踪分析、规范气体含量、设备老化检修等内容。以下从几个方面出发，对110 kV主变检修技术进行了分析。

1.1 故障类型判断

故障类型判断是110 kV主变检修技术的重要组成部分，在故障类型判断的过程中电力系统工作人员应当注重针对110 kV主变压器缺陷来对于其与变压器内部故障合理的诊断。

除此之外，在故障类型判断的过程中，电力系统工作人员应当注重分析气体产生的原因及变化，并且判定有无故障及故障的类型。除此之外，在故障类型判断的过程中工作人员应当对于过热、电弧放电、火花放电和局部放电等问题的类型有着合理的判定，从而能够更好地对热点温度、故障回路严重程度以及发展趋势等故障的状况进行判定。

1.2 色谱跟踪分析

色谱跟踪分析是110 kV主变检修技术的应用方面之一，在设备出现故障时电力系统工作人员应当注重加强对该变压器油的色谱跟踪分析，并且根据气体各组份含量的注意值或气体增涨率的注意值，在此基础上决定变压器是否马上停止运行。

除此之外，在色谱跟踪分析的过程中如果通过色谱分析判断故障类型为过热，则应当在制造厂技术人员参与指导下对变压器内部进行检查并且检查的重点为变压器分接开关、高低压引线以及从外部能检查到的所有A、B、C相线圈等故障。

另外，在色谱跟踪分析的过程中电力系统的工作人员还应当注意到CO和CO/CO值，在这一过程中如果判断过热涉及固体绝缘，则变压器应及早停运。

1.3 规范气体含量

规范气体含量是110 kV主变检修技术的技术要点。在规范气体含量的过程中，电力系统工作人员应当注重查找变压器内部过热性故障并处理。除此之外，在规范气体含量的过程中，电力系统工作人员还应当明确特征气体产生的原因，即在一般情况下变压器油中含有溶解气体并且新油含有的气体最大值约没有作出具体的要求。

另外，在规范气体含量的过程中，电力系统工作人员应当考虑到设备有可能存在固体绝缘过热性故障的可能性，如果总烃含量在正常范围内，则工作人员可以认为其处于正常的状态。

1.4 设备老化检修

设备老化检修是110 kV主变检修技术的重要内容之一。在设备老化检修过程中，气体含量的变化往往能够反映了设备内部绝缘材料老化或故障，并且在这一过程中固体的绝缘材料往往会决定充油设备的寿命。

除此之外，在设备老化检修的过程中，电力系统工作人员应当重视绝缘油中CO、CO2含量的变化，即正常运行中的设备内部绝缘油和固体绝缘材料由于受到电场、热度、湿度及氧的作用，但是随运行时间而发生缓慢的老化现象，对老化现象进行合理的检修就是110 kV主变检修技术的重要内容。

2 110 kV主变的缺陷处理

110 kV主变缺陷处理包括了许多内容，其主要内容包括油量偏高处理、温度问题处理、运行故障处理、设备更换处理等内容。以下从几个方面出发，对110 kV主变缺陷处理进行了分析。

2.1 油量偏高处理

油量偏高处理是110 kV主变缺陷处理的基础和前提。在油量偏高处理的过程中，例如电力系统工作人员在对110 kV主变压器进行缺陷处理时，由于这一主变压器是油浸式变压器，并且型号为SFP 9-80000/110，与此同时连接组标号为YN/d11，这意味着其冷却方式为强迫油循环风冷，这种冷却方式往往会导致其油量的偏高和运行负荷的增加，因此进行油量偏高处理可以有效的对这一缺陷进行处理。

另外，在油量偏高处理的过程中，电力系统工作人员可以通过C级检修的进行和预防性试验的进行来更好地提升110 kV主变压器的水平，从而能够在此基础上促进110 kV主变缺陷处理水平的有效提升。

2.2 温度问题处理

温度问题处理对于110 kV主变缺陷处理的重要性是不言而喻的。在温度问题处理的过程中由于其存在油量含量偏高，同时会随着运行时间的延长和温度的持续上升而导致这种现象在加剧。

除此之外，在温度问题处理的过程中，110 kV主变压器油的高温过热产气速率、总烃含量已超过注意值则会影响其运行的稳定性。

另外，在温度问题处理过程中，电力系统工作人员可以通过主变A级检修的进行彻底消除主变的缺陷，从而能够在此基础上促进110 kV主变缺陷处理效率的持续提高。

2.3 运行故障处理

运行故障处理是110 kV主变缺陷处理的核心内容之一。在运行故障处理的过程中，电力系统工作人员可以通过更换802A油面温控器来对于可能出现的运行故障进行合理的处理。

除此之外，在运行故障处理的过程中，电力系统工作人员应当理解停电检修放油后的重点检查项目还包括了绕组压板、压钉有无松动，位置是否正常等内容。

另外，在运行故障处理的过程中电力系统工作人员还应当对于铁芯夹件是否碰主变压器油箱顶部或油位计座套；有无金属件悬浮高电位放电；临近高电场的接地体有无高电位放电；引线和油箱升高座外壳距离是否符合要求，焊接是否良好等内容进行合理的判定，从而能够在此基础上促进110 kV主变缺陷处理可靠性的不断提升。

2.4 设备更换处理

设备更换处理是110 kV主变缺陷处理的重中之重。在设备更换处理的过程中，电力系统工作人员可以通过进行设备位置对换来对于存在的缺陷进行合理的处理。

除此之外，在设备更换处理的过程中电力系统工作人员可以通过更换5SB.722.251.2铁芯接地套管和更换本体吸湿器，来对于存在缺陷的部分进行更换。

另外，在设备更换处理的过程中，电力系统工作人员还能够通过选用DX2-5 kg带不锈钢护罩的吸湿器或者更换本体充排油BF1-80波纹管阀门，来促进110 kV主变缺陷处理精确性的不断提高。

3 结 语

随着我国国民经济整体水平的不断提高和电力系统发展速度的持续加快，110 kV主变检修技术和缺陷处理分析得到了越来越多的重视。因此电力系统工作人员应当对于110 kV主变检修技术有着清晰的了解，从而能够在此基础上通过实践来促进我国电力系统整体水平的有效提升。

参考文献：

[1] GB/T 7252-2011，变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[2] DL/T 596-2006，电力设备预防性试验规程[S].

[3] GB/T 7601-2008，运行中变压器油、汽轮机油水分测定法（气相色谱法）质量标准[S].

[4] GB/T 7595-2008，运行中变压器油质量标准[S].

110kV主变保护 篇4

#1、#2主变均采用了ISA-300G系列装置构成主变保护。#1主变保护配置包括一套ISA-387G变压器差动保护装置，一套ISA-361本体保护装置，三套ISA-388G变压器后备保护装置;其中三套ISA-388G装置分别用来实现10kV低后备保护功能、110kV高后备保护功能及零序过流保护功能。#2主变由于有两个变低开关，因此配置两套10kV低后备保护装置，其余配置与#1主变相同。

（一）变压器保护配置的选择

1. 变压器可能发生的故障形式、不正常工作状态及其保护方式。要正确设计和选择变压器的保护配置，首先应分析变压器可能发生的故障类型及不正常工作状态。变压器的故障可分为内部故障和外部故障。内部故障主要包括绕组的相间短路、匝间短路及中性点直接接地系统侧绕组或引出线通过外壳发生的接地故障。外部故障有套管及引出线上的相间短路和直接接地系统侧的接地短路。变压器的不正常工作状态主要有外部故障引起的过电流、过负荷、油箱漏油引起的油面降低及过励磁等[1]。针对上述故障类型及不正常工作状态，应该装设如下保护[1]：(1)用以反应变压器油箱内部各种短路故障和油面降低的瓦斯保护;(2)用以反应变压器绕组和引出线多相短路、大接地电流系统侧绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路的(纵联)差动保护或电流速断保护;(3)用以反应变压器外部相间短路并作为瓦斯保护、差动保护后备的过电流保护或负序过电流保护(当过电流保护灵敏度不满足要求时，可采用复合电压起动的过电流保护);(4)用以反应中性点直接接地运行变压器外部接地短路的零序电流保护;(5)用以反应变压器对称过负荷的过负荷保护，延时作用于信号;(6)用以反应变压器过励磁的过励磁保护，保护动作于信号或跳闸。

2. 黄沙站主变保护配置。根据黄沙站的实际情况，我们采用了差动保护和瓦斯保护作为主变的主保护，选用IV段复压过流保护作为主变10kV低压侧后备保护，选用I段复压过流保护作为主变110kV高压侧后备保护，选用IV段零序过流保护作为主变接地故障的保护。

（二）保护装置原理介绍

1. ISA-387G变压器差动保护装置

(1)差动保护的基本原理。被保护设备可看作电路中的一个节点，若规定各引出线的电流以流入被保护设备为正，则根据基尔霍夫电流定律可知，在正常运行及外部故障时有：

式中，为引出线j上流入被保护设备的相电流。

而在内部故障时，总短路电流将在故障点流入地或其他支路(如流入其他相)时：

式中, 为故障点总短路电流。因此, 我们可以根据的大小来判断被保护设备是否发生内部故障, 实现差动保护。需要指出的是电流互感器的误差对差动保护的设计和整定都有较大的影响, 下面将对保护用电流互感器的误差进行分析。

(2)保护用电流互感器。在此忽略TA一次绕组的漏抗，认为其负担主要是二次回路电缆的电阻，等值电路图如下所示[2]：

从等值回路可得：

其中，分别为电流互感器的一次和二次电流，是电流互感器的励磁电流。为了传变电流，必须从一次电流中分出一部份电流作为励磁电流，误差由此产生。我们知道，在短路的暂态电流中含有直流分量，当回路中L/R常数越大时，直流分量衰减越慢。电流互感器对非周期分量的传递能力较差，直流分量大部分都成为了励磁电流。同时，在短路初期的暂态过程中，由于直流分量和大短路电流的影响，TA将很快达到饱和，铁芯中的磁通将沿着局部磁化曲线变化，变化率小，绕组的感应电动势变小，即输入的一次电流中更多份额将转变为励磁电流，中的交流分量也会增加，传变误差将大大增加。因此，在流过较大的外部穿越性故障电流时，由于饱和，TA将产生较大的误差，不平衡电流增大，而导致差动保护误动。

(3)变压器励磁涌流。变压器的差动保护具有其自身的特点。变压器作为铁芯元件，在其空载投入或外部故障切除后电压恢复时，可能出现数值很大的励磁涌流。出现涌流的原因是因为铁芯中, 磁通滞后于外加电压90°。若铁芯中的剩磁为0, 在u=0时合闸, 此刻铁芯中磁通为-φm, 根据楞次定律, 铁芯中磁通不能突变, 为保证铁芯中初始磁通为零, 将出现幅值为+φm的非周期分量的磁通, 忽略其衰减, 半个周期后, 总磁通的幅值将达到2φm, 励磁涌流达到最大值, 其值可达额定电流的6～8倍。

差动保护应能避开励磁涌流，利用励磁涌流的特点，将其与短路电流区分开，是较好的避开励磁涌流的方法。

(4) ISA-387G装置差动保护原理。我们已经讨论了流过外部故障电流时TA的误差给差动保护带来的影响。为了解决这一问题，引入制动电流，得到了比率差动保护。将差动电流与制动电流两者相比较，来区分外部故障和内部故障。制动电流的选取应满足发生外部短路故障时，差动保护不误动，发生内部短路故障时，差动保护不拒动。黄沙站中，变压器各侧CT均按Y形接线，并按同极性接入。当采用差流中二次谐波来避开励磁涌流时，可能会因为差流的各相电流中二次谐波分量相抵消而失去制动作用。当采用CT的Y形接线时，当差流中二次谐波未制动时，可利用相电流中的二次谐波进行制动。ISA-387G装置中差动电流的计算式如下所示[3]：

制动电流的计算式如下所示：

式中，下标“1”和“2”分别代表变压器的高压侧和低压侧。ISA-387G装置的差动保护由复式比率差动和差动电流速断保护组成，其动作特性如图3所示。

由图可见，差动保护动作区被分为了两段。d042以上为差动速断动作区，d045、d043以上和d042以下为比率差动保护区。

比率差动区的判据可以用下两式描述：

d045是比率差动差流门槛定值，避开外部短路后负荷状态下的部不平衡电流即可[2]。为差动比率系数，按躲过外部故障时CT变比最大误差特性整定，因此其值不易取得过小;但同时也不易取得过大。这是因为，变压器发生内部轻微故障时未达到差动速断的定值，处于比率差动保护区内，此时由于电压降低不多，仍可能有负荷电流流出，如d043若取得过大，此时可能发生保护拒动。在这里取d043=0.5。比率差动保护的动作条件为当任一相的差动电流大于d045, ，且此时无涌流制动和CT断线时，保护即动作出口。

差动速断保护，顾名思义即当短路电流达到某一定值时，速断保护快速出口。设置差动速断保护是为了防止在较高的短路电流水平时，由于电流互感器饱和时高次谐波量增加，产生极大的制动力矩而使差动元件拒动。d042为差动速断电流定值，其整定值应躲过各种情况下的最大不平衡电流和变压器的励磁涌流。比率差动和差动速断保护均不经整定延时，判断保护范围内故障后即刻出口。

另外，ISA-387G装置还设有CT断线告警功能，通过判断仅一侧出现负序电流(变压器内部发生不对称故障时至少有两侧会出现负序电流)、且该侧三相电流不平衡度大于0.7来判断CT是否断线。

(5)变压器差动保护的灵敏度问题。下面将讨论变压器内部发生轻微匝间短路时，差动保护的灵敏度问题[2]。令分别为绕组的总匝数和匝间短路绕组的匝数，表示短路匝数占总匝数的份额，当α=0.01～0.02时称为轻微匝间短路。为了简单起见，在分析匝间短路时令低压侧开路，因此可认为变压器为变比为的双绕组变压器，在绕组的出口发生短路。变压器绕组的漏磁主要以空气为介质，此路长度l近似为l=h+2d (h为绕组的高，d为绕组的宽)。短路匝归算到高压侧的漏抗为：

式中, A为漏磁通路径的截面积;为漏磁通路径的平均长度;μ为空气的导磁率。由上式可见, 随着α的减少, 减少, '增大, 从而使得轻微匝间短路时高压侧电流。此时, 差动电流。在差动保护的整定中, 应保证差动电流为、变压器继续向负载输出额定电流时, 差动保护仍能动作。但发生更轻微的故障时, 差动保护将无法反应, 此时需要更灵敏的瓦斯保护来反应。

2. ISA-361G变压器本体保护装置

ISA-361G装置保护功能主要包括了本体重瓦斯、有载重瓦斯、压力释放、本体轻瓦斯、有载轻瓦斯、超温及冷控失电等。在变压器油箱内发生故障时，故障点的电弧会使变压器油及其他绝缘物分解产生气体，利用安装在变压器油箱顶盖和油枕通道上的气体继电器来感应气体，并动作出口或发信的保护被称为瓦斯保护。瓦斯保护与差动保护共同构成了变压器的主保护，它们功能上互相补充，缺一不可。瓦斯保护能有效的反应油箱内故障，包括铁芯过热烧伤、油面降低、匝间轻微短路等，而差动保护对此无反应;差动保护对油箱外套管及引出线上的故障反应灵敏，但瓦斯保护对此反应不灵敏。

3. ISA-388G变压器后备保护装置

ISA-388G装置的保护功能包括三段复合电压闭锁方向过流保护、四段复合电压闭锁过流保护、四段零序过流保护、三段过负荷保护(包括过负荷告警、过负荷起动风冷、过负荷闭锁有载调压)、三相一次重合闸等。黄沙站中，主变高压侧后备保护、低压侧后备保护及零序过流保护均由ISA-388G装置实现。

(1)装设变压器后备保护的原因及种类

作为变压器本身及相邻元件的后备保护，必须装设变压器后备保护。变压器的后备保护主要有以下几种： (1) 复合电压闭锁(方向)过流保护(也可采用过流保护，是否投入复合电压元件应根据保护灵敏度的要求来决定)，用以防止变压器外部相间短路;ISA-388G装置中的复合电压闭锁元件主要由低压元件和负序电压元件组成。当检测到线电压低于规定值、负序电压高于规定值(相间故障时，将出现负序电压)，同时没有PT断线时即开放复压元件; (2) 零序过流保护，用以防止大电流接地系统中发生的单相或多相接地故障; (3) 过负荷保护在变压器对称过负荷时，动作于延时信号，提醒运行人员及时排除故障。

(2)黄沙站变压器后备保护配置

黄沙站#1、#2主变低侧后备保护投入了IV段复压过流保护、过负荷告警及母线接地告警功能。其中，I、II段复压过流保护复压元件均退出，I段以较短动作时限闭锁母联开关备自投，II段以较长动作时限定切相应的变低开关。以防止因故障跳开变低开关后，母线失压，备自投启动将相邻电源投入到短路故障上，对系统再次造成冲击。III、IV段复压过流保护复压元件均投入，两段的电流定值按照躲开变压器最大负荷电流整定，保护范围较I、II段大，为保证保护动作的选择性，时限上应比I、II段增加tΔ。III段与IV段之间的时限配合与I段、II段相同，III段时限较IV段短。

主变高侧后备保护中投入了I段复压过流保护(复压元件退出)、过负荷告警和过负荷闭锁有载调压功能。I段复压过流定值应按照躲开变压器最大负荷电流整定。高压侧后备保护除了作变压器本身的后备保护，同时也应起到低压侧后备的作用。在低压侧发生故障，低后备保护拒动时，应由高后备保护跳开各侧开关。因此，高后备保护的动作跳各侧开关时间应与低后备配合。

黄沙站主变低压侧为中性点直接接地系统，发生接地短路故障时，将存在较大的零序电流，因此可通过检测零序电流来判断是否发生接地短路。在该站中，零序过流保护共投入IV段。零序电流只在发生接地短路故障时出现，因此零序过流定值可整定得较小，灵敏度较高。首先，I段动作跳开母联开关，II段以较长时限动作于闭锁备自投，接着III段动作跳变低，IV段以最长时限跳各侧开关。每一段都比上一段递增一个时限。

（三）结论

1.110kV变电站主变保护适宜采用单重化配置，装设一套主保护和相应后备保护即可。2.变压器本体保护与差动保护共同构成了变压器的主保护，它们功能上互相补充，缺一不可。3.差动保护是利用被保护元件各引出线的差流作为动作条件，因此，在差动保护中，由TA饱和所带来的误差不容忽略。引入制动电流，采用比率差动，即比较制动电流和差动电流的大小，能有效的防止由于TA饱和导致的误动。另外，变压器差动保护应注意避开励磁涌流，根据励磁涌流的特点，如二次谐波和间断角，来识别涌流，是较为有效的方法。4.作为变压器本体保护、差动保护和相邻元件的后备保护，变压器必须装设后备保护。5.当低压侧装有备自投装置时，变压器后备保护各段动作时限应注意相互配合，应防止切除后故障，由于备自投动作将变压器再次投在短路故障之上，对变压器和系统造成第二次冲击。

参考文献

[1]熊为群, 陶然.继电保护自动装置及二次回路[M].北京:中国电力出版社, 2006.

[2]朱声石.高压电网继电保护原理与技术[M].北京:中国电力出版社, 2005.

[3]ISA-300G系列变压器保护装置技术使用说明书[M].深圳:深圳南瑞科技有限公司, 2007.

[4]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2008.

110kV线路保护验收项目 篇5

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1.电流电压回路检查

+

1.1检查电流回路的接地情况

1.1.1电流互感器的二次回路应有且只有一个接地点.1.1.2对于有几组电流互感器连接在一起的保护，应在保护屏上经端子排接地.1.1.3独立的、与其他电流互感器没有电的联系的电流回路，宜在配电装置端子箱接地.1.1.4专用接地线截面不小于2.5mm2

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1.2电流互感器的伏安特性

2.1利用饱和电压、励磁电流和电流互感器二次回路阻抗近似校验，是否满足10%误差要求.-----------------

1.3电流互感器的极性、变比

1.3.1电流互感器极性应满足设计要求，变比应与定值要求一致

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1.4电流回路的接线

1.4.1当采用不同的主接线方式时，电流二次回路接线是否符合有关规定，是否与设计要求一致，是否满足反措要求

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1.5电流互感器配置原则检查

1.5.1保护采用的电流互感器绕组级别是否符合有关要求，存在保护死区的情况，是否与设计要求一致

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1.6电压切换检查

1.6.1实际模拟1G、2G合断，观察操作箱切换继电器动作情况及指示情况，其中电压切换继电器属具备自保持功能的双位置继电器

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2.二次回路

+

2.1检查操作电源之间、操作电源与保护电源之间寄生回路

2.1.1试验前所有保护、操作电源均投入，断开某路电源，分别测试其直流端子对地电压，其结果均为0V，且不含交流部分

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2.2直流空气开关、熔丝配置原则及梯级配合情况

2.2.1应保证逐级配合，按照设计要求验收

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2.3断路器防跳跃检查

2.3.1检查防跳跃回路正确,断路器处合闸状态，短接合闸控制回路，手动分闸断路器，此时不应出现合闸情况

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2.4操作回路闭锁情况检查

2.4.1应具有断路器SF6压力、空气压力（或油压）降低和弹簧未储能禁止重合闸、禁止合闸及禁止分闸等功能，其中闭锁重合闸回路可与保护装置开入量验收同步进行

2.4.2由开关专业人员配合，实际模拟空气压力（或油压）降低，当压力降低至闭锁重合闸时，保护显示“禁止重合闸开入量”变位；当压力降低至闭锁合闸时，实际模拟断路器合闸（此前断路器处于分闸状态），此时无法操作；当压力降低至闭锁合闸时，实际模拟断路器分闸（此前断路器处于分闸状态），此时无法操作。以上几种情况信号系统应发相应声光信号-----------------

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3.保护电源的检查

+

3.1检查电压的自启动性能 拉合空气开关应正常自启动，电源电压缓慢上升至80%额定值应正常自启动

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3.2检查输出电压及其稳定性 输出电压幅值应在装置技术参数正常范围以内

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3.3检查输出电源是否有接地 检查正、负对地是否有电压。检查工作地与保安地是否相连（要求不连），检查逆变输出电压对地是否有电压

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4.装置的数模转换

+

4.1 电压测量采样 误差应在装置技术参数允许范围以内

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4.2电流测量采样 误差应在装置技术参数允许范围以内

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4.3相位角测量采样 误差应在装置技术参数允许范围以内

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5.开关量的输入

+

5.1检查软连接片和硬连接片的逻辑关系 应与装置技术规范及逻辑要求一致-----------------

5.2保护投退的开入按厂家调试大纲及设计要求调试

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5.3重合闸方式切换的开入变位情况应与装置设计要求一致

-----------------

5.4闭锁重合合闸的开入 变位情况应与装置设计要求一致

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5.5开关位置的开入 变位情况应与装置设计要求一致

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5.6其他开入量变位情况应与装置设计要求一致

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6.定值校验

6.1 1.05倍及0.95倍定值校验 装置动作行为应正确

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6.2 操作输入和固化定值 应能正常输入和固化

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6.3 定值组的切换 应校验切换前后运行定值区的定值正确无误

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7.保护功能检验（带模拟开关）

+

7.1纵联保护

正、反向故障和区内、外故障

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7.2各种相间距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护

正、反向故障以及动作时间，电压互感器断线闭锁距离保护

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7.3各种接地距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护

正、反向故障以及动作时间，电压互感器断线闭锁距离保护

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7.4零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护、零序反时限

正、反向故障以及动作时间

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7.5电压互感器断线过流保护

动作逻辑应与装置技术说明提供的原理及逻辑框图一致

-----------------

7.6电压互感器断线闭锁功能

动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑框图一致

-----------------

7.7重合闸后加速功能

动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑框图一致

-----------------

7.8振荡闭锁功能

动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑框图一致

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************************************************

8.重点回路

+

8.1出口跳、合闸回路 检查出口跳、合闸回路是否正确，与直流正电端子应隔开一个以上端子

--------------

8.2重合闸启动回路 检查不对应启动、保护启动回路是否正确

--------------

8.3闭锁重合闸回路 手分、手合、永跳闭锁重合闸

--------------

8.4母差跳闸回路 应闭锁重合闸

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9.告警信号

9.1开关本体告警信号 包括气体压力、液压、弹簧未储能、三相不一致、电机运转、就地操作电源消失等，要求检查声光信号正确。如是综自站，检查监控后台机摇信定义是否正确

-----------------

9.2保护异常告警信号 包括保护动作、重合闸动作、保护装置告警信号定，要求检查声光信号正确。如是综自站，检查监控后台机遥信定义是否正确

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9.3回路异常告警信号 包括控制回路断线、电流互感器、电压互感器回路断线、切换同时动作、直流电和操作电源消失等，要求检查声光型号正确。如是综自站，检查监控后台机遥信定义是否正确

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9.4跳、合闸监视回路 检查回路是否正常，控制回路断线信号是否正确

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10.录波信号

+

10.1保护动作跳闸 要求作为启动量

--------------

10.2重合闸动作 要求作为启动量

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11.重合闸功能

+

11.1三相重合闸方式校验 单相故障、相间故障保护均三跳三重

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11.2停相重合闸方式校验 单相故障、相间故障保护三跳不重

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11.3重合闸加速方式校验 手动加速，保护重合于故障线路后加速

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12.整组传动试验

+

12.1保护出口动作保持时间 利用80%的电压来做保护整组带开关传动试验；当为两套保护时应采用电流回路串联的方法进行

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12.2单相瞬间接地故障 分别模拟A、B、C相单相故障，检查接地距离保护功能正确--------------

12.3两相瞬间故障 模拟相间故障，检查相间距离保护功能正确

--------------

12.4三相永久性故障 模拟一次三相永久故障，检查保护后加速功能

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13.投运前检查

13.1打印定值与定值单核对 满足规定的误差范围

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13.2恢复所有试验接线 电流回路应进行紧固，所有临时拆、接线恢复到运行状态----------------

13.3CRC码和软件版本检查 与定值单要求一致

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13.4检查GPS对时是否正确 要求精确度为毫秒极以上

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14.带负荷测试（要求测试电流、电压大于精工电流、电压）

+

14.1测量电压、电流的幅值及相位关系，对于电流回路的中性线也应进行幅值测量（测量流过中性线的不平衡）要求与当时系统潮流大小及方向核对

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14.2线路光纤差动保护差流的检查 检查其大小是否正确，并记录存档

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14.3零序保护方向的检查 通过系统潮流方向核对

110kV主变保护 篇6

为保证大中型变压器及电力系统安全运行, 最大限度缩小故障影响范围, 变压器除需设置瓦斯保护外, 还需设置纵联差动保护、零序电流保护等。GB50062—2008《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》明确规定:电压在10kV以上、容量在10MVA及以上的单独运行变压器, 以及容量在6.3MVA及以上的并列运行变压器, 应采用纵联差动保护。因此, 作为防止变压器内部故障的主保护之一的变压器差动保护得到了广泛应用。然而, 在实际运行中, 差动保护误动作事件时有发生, 严重影响用电单位正常用电及供电系统可靠运行。

1 案例

1.1 故障现象

某水泥公司二期1台SFZ11-31500/110主变于2012年5月正常投运, 至2014年8月共发生了7次差动保护跳闸事件。每次差动保护跳闸时, 变压器带正常负荷运行, 同时伴有雷电现象, 避雷器动作计数器显示有变化。变压器发生差动保护跳闸期间, 平均负荷在额定容量的25%左右, 平均运行电压在117kV左右, 差动保护整定动作电流为1.04A。故障发生前后气体继电器、压力释放阀、温度控制器等变压器本体保护装置均无异常。鉴于差动保护动作较频繁, 出于安全运行考虑, 需停电彻查主变差动保护动作原因, 并在故障排除后才能重新投运。

1.2 现场调查

首先根据变压器油色谱、直流电阻及绝缘电阻的测试结果无异常, 以及变压器本体保护装置 (如压力释放阀、气体继电器及温度控制器等) 未有报警、动作等现象, 基本排除变压器本体内部故障引起差动保护动作的可能。

从总控制室调阅主变自正式投运以来历次差动保护动作记录 (见表1) , 并与一期同型号主变运行情况进行比对分析, 进一步排除了变压器本体故障引起差动保护动作的可能, 认为差动保护误动作的可能性极大。

接着, 重点检查线路保护元件参数配置、避雷器动作情况和接线情况等。经查, GIS内置三相电流互感器 (高压侧) 接线引至接线箱端子排时有误, 三相电流互感器变比不一致, 其中A相接线电流比为800/5A, B、C两相接线电流比为400/5A。

1.3 故障处理

现场服务人员对高压侧电流互感器接线进行处理, 将高压侧CT变比统一调整为400/5A。调整后, 变压器重新投运3个多月期间, 在负荷率未变, 伴有雷击现象的情况下运行正常。由此表明, 引起差动保护误动作原因已找到, 故障已排除。

2 差动保护装置误动作原因分析

引起差动保护误动作的因素有多种, 其中不平衡电流是最主要因素之一。通常, 主要由变压器励磁涌流、变压器两侧电流相位不同、变压器两侧互感器型号不同、变压器励磁电流、变比不同、变压器外部故障或系统不正常运行、变压器内部或保护区域内故障等引起不平衡电流。

变压器差动保护动作时, 实际流入差动保护装置的不平衡电流是上述诸多原因综合作用的结果。为了保证外部出现故障或系统不正常运行时保护装置不发生误动作, 差动保护继电器需整定较大的动作电流, 但这将使得变压器内部故障时差动保护灵敏度降低。为了提高差动保护的灵敏度及可靠性, 必须设法减小不平衡电流。如何最大限度减小系统不平衡电流, 是提高差动保护可靠性的关键所在。

下面针对引起本案例差动保护误动作的主要原因进行分析。

(1) 首先, 由差动电流互感器变比引起的不平衡电流。变压器两侧选用的差动保护电流互感器的变比与变压器自身变比不能满足NCT2/NCT1=NB (NCT1、NCT2分别为一、二次侧电流互感器变比, NB为变压器变比) 的关系, 电流互感器二次侧间将产生不平衡电流, 流入差动回路。

对于微机型差动保护装置, 由互感器变比引起的不平衡电流通常可由其软件程序通过调整平衡系数来消除。以PST-1200型保护装置为例, 实际使用时只需输入变压器各侧额定电压、各侧差动保护电流互感器变比以及变压器绕组接线方式, 软件便可自动求出平衡系数, 并据此进行调整, 消除不平衡电流。

根据说明书, PST-1200型保护装置的差流计算由Y型侧向△型侧归算, 三相差流表达式为:

式中, Ia′、Ib′、Ic′分别为装置显示的差流 (也叫计算差流) ;Ia高、Ib高、Ic高、Ia低、Ib低、Ic低分别为装置高、低压侧的负荷电流 (电流互感器二次侧负荷电流) ;Kp高、Kp低分别为装置自动计算的高、低压侧的平衡系数。

高、低压侧平衡系数的确定:变压器高压侧绕组为Y型接线, 高压侧平衡系数;变压器低压侧绕组为△型接线, 低压侧平衡系数Kp低= (LTA×LCT) / (HTA×HCT) 。式中, HTA、LTA分别为变压器高、低压侧额定电压 (铭牌数据) ;HCT、LCT分别为变压器高、低压侧电流互感器一次电流。

本案例中接线错误, 致使高压侧三相电流互感器变比不一致, A相为800/5A, B、C相为400/5A, 而输入系统的高压电流互感器变比为400/5A, 因此故障运行状况下的三相不平衡电流 (差动电流) 见表2。

(2) 其次, 由变压器带负荷切换分接档位而产生的不平衡电流。变压器在实际运行过程中, 常因接入点电网电压的不同或变化而需要改变分接档位, 以保证二次侧输出电压相对恒定。改变分接档位的本质是改变变压器一、二次侧变压比。当电流互感器变比设定后, 改变变压器变压比将产生不平衡电流。

电压偏离额定值时的不平衡电流情况见表3。

对比表1、表2及表3可得出以下结论:互感器接线错误, 使得由互感器电流比产生的不平衡电流从0.032A猛增至0.351A, 为避免不平衡电流异常增大, 需确保互感器接线正确;当变压器实际运行电压偏离额定值时, 由变压器变比调整引起的不平衡电流也将明显加大, 运行电压偏离额定值越多, 产生的不平衡电流越大;合理选择变压器一、二次侧电流互感器电流比, 可有效降低不平衡电流。

(3) 最后, 需要特别提出的是, 在本案例中, 雷电对差动保护误动作的影响值得关注。变压器安装地属多雷地区, 历年雷暴日统计数据表明, 该地区年雷暴日多达52天。DL/T620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》标准指出:当雷云对地放电时, 电力线路上会产生感应过电压;当雷云对架空电力线路放电时, 电力线路上会产生直接雷过电压。线路感应雷电过电压或直接雷经避雷器泄压后的残压均将加在变压器进线端上, 产生瞬时过电压, 引起瞬时励磁电流激增, 因此表1中#2变压器差动保护多次动作时均同时出现#1变压器差动保护启动及避雷器动作现象绝非偶然, 可认为是雷击诱发了差动保护误动作。雷击诱发差动保护误动作的机理有待进一步论证。

3 结束语

110kV主变保护 篇7

关键词：主变,复压,方向,时间,配置,整定

0 引言

110 k V主变微机继电保护定值整定计算分为主保护与后备保护的计算,主保护内容固定,如:差动速断、差动启动电流、比率系数、二次谐波系数及起始制动电流等,这些项目整定原则统一,有成熟的公式或经验可利用,本文不再叙述。

后备保护一般配置有(复压方向)过电流、(零压方向)零序过电流及间隙保护,它们的计算涉及保护段的配置,电流、电压值的计算,复压、方向的取舍,时间的配合等内容,需结合主变接线形式、电网结构、设备动热稳等因数进行综合考虑。

1 复压元件取舍

1.1 复压元件作用及缺点

复压元件包含低电压、负序及零序电压,其作为闭锁功能出现在主变保护中,有一定的作用也有突出的缺点。

作用主要有两方面:(1)在两(三)台主变并列运行时,一台主变事故跳闸,另一(两)台主变可利用复压元件闭锁电流元件使其不误动。(2)在特定的工矿企业,有大型电机负荷,电机启动时,可利用复压元件闭锁电流元件使其不误动,通常这种情况极少。

缺点:复压元件的投入使电流保护增加一闭锁元件,降低保护动作可靠性。理论上得知,对于无穷大系统,即使在变压器中低压侧出口三相故障,母线电压不降低,对于实际运行的电网,当系统足够大,复压闭锁元件定值设置不合理时,可能出现故障时复压元件不开放使保护拒动导致事故进一步扩大情况。

1.2 电流保护复压元件设置建议

(1)单台主变或分裂运行的变电站,无大电机用户时,解除复压元件闭锁。

(2)两(三)台三圈变高、中压侧并列,低压侧不并列运行的变电站,解除低压侧电流保护的复压元件闭锁。

(3)必须投入复压元件的主变保护,适当提高复压元件动作灵敏度,低电压元件按躲正常运行电压波动整定,如提高到80%~85%U或更高,同样,负序、零序电压在满足正常运行不平衡电压下,提高动作灵敏度。

部分地区低电压元件不经计算,一概采用70 V(二次值)存在较大的隐患,考虑PT变比,二次值取70 V时,折算到一次侧为:77 k V(110 k V系统),24.5 k V(35 k V系统),7 k V(10 k V系统),电网正常运行电压通常可达115 k V、37 k V、10.5 k V,因此对应电压降要求为66.9%、66.2%、66.7%,在许多220 k V变电站的10 k V侧故障,母线电压已不能降至70%,低压元件采用这些值,动作灵敏度进一步降低,这个问题希望能引起同行的重视。

(4)投入复压元件的主变保护,采用各侧电压并联方式以提高保护灵敏性及可靠性。

1.3 零序电流保护零序电压元件

在线路经高阻接地时,母线零序电压较小,可能达不到动作值,根据福建省高阻接地反措文件要求,零序电流保护不经零序电压闭锁。

2 方向元件取舍

方向元件作为主变保护的闭锁元件,实际运行中,易出现因各种原因使方向元件拒动而导致的事故,这种现象甚至比复压元件更常见。

2.1 案例分析

案例1:2005年9月某110 k V三圈降压变电站35 k V侧母线三相故障,该站110 k V进线对侧开关距离Ⅲ段动作,造成该站全站失压。

原因分析:35 k V侧母线故障应由主变35 k V侧后备切除,35 k V侧后备拒动时由主变110 k V侧后备切除,因主变110 k V侧及35 k V后备电流保护CT极性均接反,主变110 k V侧及35 k V后备配置加入方向元件,导致主变高、中压侧后备拒动,造成上一级保护跳闸。

案例2:2006年3月某110 k V三圈降压变电站35 k V母线雷击三相故障,故障同时35 k V母线PT一次熔断器熔断,主变高压侧后备动作切除三侧开关,损失10 k V侧负荷。

原因分析:该站主变35 k V后备加入方向元件,110 k V侧无方向元件闭锁,三相故障时母线PT失压,二次电压消失,35 k V侧保护无法判断故障方向,导致35 k V侧后备拒动。

以上案例可见方向元件的投入给电网及设备运行带来威胁,尤其在雷电多发的山区,雷击故障造成母线PT失压屡见不鲜,在配置保护方向时应当考虑。

2.2 带地区小电源系统的三圈降压变(110/35/10 k V)

2.2.1 110 k V侧复压过流

建议取消方向闭锁元件,理由:

(1)110 k V过流保护作为主变安全最后一级屏障,要求具备极高的可靠性;

(2)110 k V侧线路发生故障时,110 k V线路保护切除故障时间较短(一般小于1.5 s),主变高压侧复压过流时间一般大于1.5 s,可以做到配合,无需投入方向元件。

2.2.2 35 k V侧复压过流

(1)在有地区较大电源的网络中,通过计算110 k V及10 k V侧母线三相故障时流经中压侧的短路电流,确认小电源系统提供的短路电流是否超过中压侧过流值,如未超出,取消方向元件闭锁;如超出,可采取。

方案1:设置中后备时间比低后备时间大一级差,同时中后备时间大于高压侧110 k V进线主保护动作时间,则可取消方向闭锁。

方案2:投入中压侧过流方向元件,方向指向中压侧母线。

(2)在无电源或极小电源的电网中,取消方向元件闭锁。

2.2.3 10 k V侧复压过流

低压侧机组可以忽略不计,取消方向元件闭锁。

2.3 发电厂双圈升压变(110/10 k V)

升压变不同于降压变,主变后备保护既要作为系统故障的后备,也要作为主变、发电机的后备,在通常情况下,需要投入方向元件,如图1,福建南平地区110 k V黄塘甲水电站主变后备过流保护常规整定配置为:

高压侧过流Ⅰ段。电流值按主变容量整定,时间与对侧110 k V线路1DL配合,取84 A 1.5 s;投入方向元件,方向指向主变。

高压侧过流Ⅱ段。电流值按主变容量整定,时间与110 k V进线2DL配合,取84 A 3.0 s。

这种设置并无大的失当之处。对电网进行计算后,为把方向元件取消,我们对整定原则进行适当调整。

高压侧过流Ⅰ段。电流值:(1)按主变容量整定,1.4×60=84 A;(2)躲主变110 k V母线故障时流经高压侧电流,1.3×171=222 A;(3)主变低压侧两相故障有足够灵敏度,411/1.5=274 A,时间与上级110 k V线路1DL配合,因此,过流Ⅰ段可取220 A 1.5 s。

高压侧过流Ⅱ段。同上。

通过对整定原则的灵活变更,在满足各种故障需求的前提下,取消方向闭锁,极大地提高了保护动作可靠性。

一些终端升压站,110 k V进线与主变高压侧共用一组开关,二次共用同一电流互感器的不同抽头,110 k V进线保护与主变保护对两组抽头极性要求恰好相反,现场CT极性极易接错,如投入方向元件,导致主变保护拒动或误动。

2.4 零序电流方向元件

35 k V及10 k V系统为中性点不接地系统,35 k V及10 k V侧发生接地时,高压侧无零序电流,在主变内部接地故障时,零序电流保护可以与主变差动保护配合,因此110 k V主变零序电流无需经方向元件闭锁。

3 动作时间配置

配置复压过流时间时,尽可能照顾下一级电网需求,尤其对于福建山区,还在大量使用35 k V电压等级,有必要留出尽可能长的时限供下级电网配合使用。

根据主变动热稳定及福建变压器反措要求,110 k V及以上主变低压侧近区故障要求2 s内予以切除,因此主变低后备跳本侧及三侧的时间按≤2 s考虑。

3.1 三圈降压变(110/35/10 k V)

3.1.1 高压侧复压过流

(1)与本站110 k V线路对侧间隔配合,小△t;(2)与主变中低压侧后备时间配合,大△t。

3.1.2 中压侧复压过流

(1)与主变高压侧后备时间配合,小△t;(2)对于低压侧母线故障,中压侧系统提供短路电流大于中压侧过流值,与主变低压侧后备时间配合,大△t;(3)与高压侧进线主保护时间配合,大△t;(4)与中压侧线路配合,大△t。

3.1.3 低压侧复压过流

(1)与主变高、中压侧后备时间配合,小△t;(2)与低压侧线路配合,大△t。

3.2 两圈升压变(110/10 k V)

3.2.1 高压侧复压过流

Ⅰ段:同降压变;Ⅱ段:(1)与本站110 k V进线间隔配合,大△t;(2)与主变低压侧后备时间配合,小△t。

3.2.2 低压侧复压过流

Ⅰ段:同降压变;Ⅱ段:(1)与主变高压侧后备时间配合,大△t;(2)与低压侧线路配合,大△t;

对于双圈变,主变高低后备时间可以设置为同一时间,跳主变低压侧或高压侧对于本站来说都是失压,这样做可以缩小一个△t,如上图2,主变低后备过流Ⅰ段可取1.5 s,过流Ⅱ段可取3.0 s,这样可以使该站10 k V馈线动作时间延长△t,使发电机后备动作时间缩小△t。

4 电流值整定

电流值有过电流值与零序电流值,过电流按变压器容量整定,为取消方向元件,也可按特定原则考虑,但必须保证有一段按主变容量整定作为主变安全最后一道屏障;零序电流(Ⅰ、Ⅱ段)按与本站110 k V进线零序保护配合考虑。

微机保护装置出厂时同一类型保护配置有多段、多时限,对于多余的保护段可以退出,建议投入运行,在电流值上取不同大小值,如高压侧后备配置有Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护,都投入运行,Ⅰ段按基本整定原则考虑,Ⅱ、Ⅲ段电流值作出调整,时间与Ⅰ相同,这样在保护动作时,可以从保护动作于哪几段来判断故障的严重程度。

5 结束语

复压及方向元件有其作用,也有局限性,通过对电网进行计算分析,结合对系统、电网结构、设备动热稳等要求,对复压、方向、时间、电流值等进行合理配置、取舍,最大限度地提高保护动作灵敏性与可靠性,确保主变的安全。对于带地区小系统主变及升压变,考虑的问题要求多样化,配置要有技巧性,如何合理的应用成为主变整定计算成败的关键。

经过多年的运行实践证明,只要电网运行方式合理,主变继电保护后备定值设置正确合理,电网及设备的安全稳定运行是可以保证的。

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护规定汇编(第二版)[M].北京:中国电力出版社,2001.

[2]崔家佩,孟庆炎,陈永芳,等.电力系统继电保护与安全自动装置定值计算[M].北京:水利电力出版社,1995.

110kV主变保护 篇8

2008年1月27日,由于受线路覆冰的影响,某110 kV线路发生单相接地故障,在线路零序方向过流Ⅲ段保护动作的同时,主变110 kV侧零序过流保护动作跳闸,造成主变中压侧后备保护越级动作。

1 原因分析

1)保护动作后,变电站值班人员首先对保护动作信息及开关动作情况进行了检查,确认110 kV线路开关已跳闸,开关动作行为见图1,主变中压侧后备保护动作并非线路开关拒动引起。

2)分析线路保护及主变保护动作报告及定值整定情况,保护动作值及动作时间满足整定配合原则,主变中压侧零序过流保护动作时间比线路零序方向过流Ⅲ段保护动作大0.5 s(线路保护整定值240 A,故障电流900 A;主变保护整定值300 A,故障电流为700 A),主变中压侧后备保护动作并非现场整定错误引起。线路保护及主变中压侧后备保护动作信息如下:

3)分析故障录波图可以看出,该故障为一经过渡电阻接地的故障,故障初期零序电压值较低,在故障发生470 ms时,二次零序电压值为1.97 V,小于2 V,471 ms时,二次零序电压值为2.02 V,大于2 V。录波图见图2所示。

4)保护配置情况

110 kV线路保护配置的是三段式距离保护(相间和接地)、四段式零序方向过流保护(方向元件可整定),现场整定情况为:距离保护Ⅰ、Ⅱ段及零序方向过流保护Ⅰ、Ⅱ段作主保护,保护线路全长,距离保护Ⅲ段作后备保护,零序方向过流保护Ⅲ、Ⅳ段按高阻接地故障有灵敏度进行整定。

主变中压侧反应接地故障的保护为一段式零序方向过流保护,带两个时限,以较短时限动作切除110 kV母联开关,以较长时限动作切除主变中压侧开关或三侧开关;一段零序过流保护,带一个时限,动作切除主变三侧开关。

考虑到供电可靠性,110 kV系统环网运行,且串供变电站较多,在整定计算中,线路保护最末一段的时间整定值在满足上下级电网配合的前提下,时间级差取较小值0.5 s。

5)从保护动作信息及故障录波报告可以看出,这次故障为经过渡电阻的单相接地故障,由于故障初期二次零序电压较小,致使线路保护的零序方向元件不能开放(保护设备厂家设置零序方向元件的动作门槛值为2 V零序电压),待零序电压超过零序方向元件的动作门槛值时,线路保护与主变保护的动作时间级差基本没有,录波图见图1、图3所示,这是造成线路故障引起主变中压侧后备保护越级动作的原因。

2 结论

这是一起在稀有故障情况下,零序过流保护与零序方向过流保护因灵敏度不同,造成保护失配,从保护动作行为分析,线路保护与主变保护均为正确动作,但从这次故障中应吸取以下教训,以尽可能避免保护失配,保证供电可靠性。

1)目前大多数110 kV系统未配置纵联保护作为主保护,且110 kV变电站单母线接线方式下不配置母差保护,当110 kV系统经高阻接地时,根据保护原理及整定配合原则,只能依靠线路的后备保护(零序方向过流保护最末段)动作。因此,在110 kV系统中应尽量避免环网运行或多级串供的运行方式,从而加大主变后备保护与线路保护之间的动作时间级差。

2)在环网运行网络中,要考虑线路两侧保护相继动作情况下与主变后备保护的时间配合问题,即图4所示网络中,故障发生后,B开关流过的零序电流较小,只有当A开关跳开后B开关处的保护才能启动的情况。

3)保护设备厂家在考虑保护动作可靠性的同时,应尽可能降低零序方向元件的动作电压门槛值。

摘要：在一次110kV线路因覆冰影响发生单相接地故障时,造成线路保护与主变中压侧后备保护同时动作,经变电站运行人员检查设备动作情况,确定线路开关确已分开,主变中压侧后备保护动作并非线路开关拒动引起。进一步对主变中压侧后备保护的动作行为进行了分析,确定了主变中压侧后备保护动作的原因为零序过流保护与零序方向过流保护因灵敏度不同,造成保护失配,最后提出了应该吸取的经验教训。

一起110kV主变故障分析 篇9

某日7时31分, 变电站运行值班人员执行调度令, 35kV II#母线由运行转冷备用。当值班员执行到第11项操作, 拉开312-4刀闸时, 警铃、喇叭响, 012、112开关绿灯闪光, 2#主变 (常州变压器厂1984年3月产品, 1984年9月投运, 型号为SFSLZB-31500/110) 控制屏处发“本体轻瓦斯”、“本体重瓦斯”、“主变差动”保护动作光子牌亮, 2#主变失电。

2 故障前情况

天气简况:当日, 天气晴。

运行方式:故障时, 133开关供110kV I#母线, 135供110kVII#母线, 经101开关并列带111、112开关及I#、II#PT运行, 111-9、112-9在断开位置。311开关供35k V I#母线、312开关供35kV II#母线, 经301开关并列代35kV各出线开关运行;011、013开关供10kV I#母线、012、014开关供10kV II#母线, 经001并列代10kV各出线开关运行。

3 故障现象及原因分析

3.1 故障现象

某日7时31分, 变电站运行值班人员执行调度令, 35kV II#母线由运行转冷备用。当值班员执行到第11项操作, 拉开312-4刀闸时, 警铃、喇叭响, 012、112开关绿灯闪光, 2#主变控制屏处发“本体轻瓦斯”、“本体重瓦斯”、“主变差动”保护动作光子牌亮, 2#主变失电。经对2#主变本体、差动回路检查, 发现主变重瓦斯继电器有气体, 其它未发现异常。

3.2 继电保护动作报告

保护动作信息:

3.3 试验检查

(1) 012、014开关、CT、刀闸、10kV II#母线桥绝缘电阻、交流耐压试验, 未发现异常。

(2) 2#主变绕组连同套管绝缘电阻、泄漏电流、直流电阻、变比、介质损、绕组变形试验, 未见异常。

(3) 2#主变本体油样及瓦斯继电器气样色谱分析发现, 组分气体乙炔含量超标。

3.4 现场吊罩检查

隔日下午吊罩检查发现, #2主变35kV中压侧C相静电板存有积碳, 35kV中压侧C相出线端部绕组包裹处存有积碳, 35kV中压侧C相出线端与绝缘夹层内存有积碳。再次试验发现, 中、低压绕组电容量与故障前比较略有增长, 变形试验发现其相关系数与故障前比较略有有差别。由于铁轭与紧固部件现场无法打开, 故无法进一步检查线包内部以确定故障点。常州变压器厂因多方面原因, 并未派专业人员参加现场吊检, 因此该变压器出线布置、结构特点等无从了解。

3.5 故障原因分析

#2主变在35kV侧隔离刀闸切空载电缆线路时, 差动保护动作跳闸。根据差动保护动作的事实, 结合变压器绝缘配置及吊检情况, 变压器绕组发生匝间短路及相间短路的可能性不大。因此, 西郭站#2主变C相35kV绕组引出线对钢压板 (地) 放电的可能性较大。

初步分析, 312-4刀闸与312开关之间有一段110m长的电缆, 每次母线检修时要先断开312开关, 此时相当于#2主变35kV侧带电容负荷运行。在这种情况下拉开刀闸会产生一定的操作过电压, 又由于刀闸开断的不同期性, 操作过程对主变的冲击作用会更大。在经年反复的如此操作下, 主变35kV绕组端部绝缘已经劣化。两日后, 当运行人员再一次重复这一操作时, #2主变中压C相绕组引出线对钢压板放电形成对地短路, 尽管35kV侧中性点运行中无接线, 但由于刀闸分断的不同期有可能其它一相或两相并未完全断开, 形成较大的差动电流, 最终引起差动保护动作, 致使#2主变掉闸。

3.6 结语

主变35kV绕组端部绝缘劣化是本次故障发生的直接原因。

4 故障处理

根据主变吊罩检查发现的问题, 现场不具备进行进一步检查和大修的条件。同时由于该变为铝线圈变压器, 按照国网公司十八项反措要求, 不再进行整体修复性大修。为确保该变电站可靠供电, 另外变电站1#主变替换损坏的2#主变, 于2006年9月30日投入运行。

5 故障暴露出的问题及反事故措施

110kV主变检修技术及缺陷处理 篇10

运行期间每年都进行C级检修,预防性试验(包括油化验及色谱分析),近三年来对110 k V主变压器绝缘油样色谱的跟踪分析结果表明,变压器油的CO和CO2含量偏高,而且随着运行时间的延长这种现象在加剧。特别是近半年来的油样送检报告的结论中指出,110 k V主变压器油的高温过热产气速率、总烃含量已超过注意值(2010年7月31日测得为638μL/L),且有明显增长的趋势。为此需要结合本次主变A级检修进行彻底消除主变的缺陷[1,2]。

1 主变缺陷分析

针对110 k V主变压器缺陷,根据色谱分析数据进行变压器内部故障诊断时,应包括:(1)分析气体产生的原因及变化;(2)判定有无故障及故障的类型。如过热、电弧放电、火花放电和局部放电等;(3)判断故障的状况。如热点温度、故障回路严重程度以及发展趋势等;(4)提出相应的处理措施。如能否继续运行,以及运行期间的技术安全措施和跟踪监视,或是否需要吊罩检修等处理措施。若需加强监视,则应缩短下次试验的周期。

通过GB/T 7252分析判断变压器内部存在过热性故障时,应加强对该变压器油的色谱跟踪分析,根据气体各组份含量的注意值或气体增长率的注意值决定变压器是否马上停止运行。

若经色谱分析判断故障类型为过热,在制造厂技术人员参与指导下,吊罩对变压器内部进行了检查,重点检查变压器分接开关、高低压引线以及从外部能检查到的所有A、B、C相线圈等故障存在。此时还应注意CO和CO2的含量及CO2/CO值,如判断过热涉及固体绝缘,变压器应及早停运处理。应采取加强油色谱跟踪、调整变压器负载、开展电气绝缘试验和铁心的绝缘电阻及绕组直流电阻等试验,直至安排变压器进行吊罩或吊芯检查,以查找变压器内部过热性故障并处理。

特征气体产生的原因:在一般情况下,变压器油中是含有溶解气体的,新油含有的气体最大值约为CO:100μL/L,CO2:35μL/L,H2:15μL/L,CH4:2.5μL/L。运行油中有少量的CO和烃类气体。但是,当变压器有内部故障时油中溶解气体的含量就大不相同了[3,4]。

在我国标准DL/T 596—1996中对CO、CO2的含量没有作出具体的要求,GB/T 7252中也只对CO含量正常值提出了参考意见。

具体内容是:开放式变压器CO含量的正常值一般应在300μL/L以下,若总烃含量超过150μL/L,CO含量超过300μL/L,则设备有可能存在固体绝缘过热性故障;若CO含量虽超过300μL/L,但总烃含量在正常范围,可认为正常。密封式变压器溶于油中的CO含量一般均高于开放式变压器,其正常值约800μL/L,但在突发性绝缘击穿故障中,CO、CO2含量不一定高,因此其含量变化常被人们忽视。

由于CO、CO2气体含量的变化反映了设备内部绝缘材料老化或故障,而固体绝缘材料决定了充油设备的寿命。因此必须重视绝缘油中CO、CO2含量的变化。

正常运行中的设备内部绝缘油和固体绝缘材料由于受到电场、热度、湿度及氧的作用,随运行时间而发生速度缓慢的老化现象,除产生一些劣化产物外,还会产生少量的氧、低分子烃类气体和碳的氧化物等,其中碳的氧化物CO、CO2含量最高。

综合所述主变的主要缺陷中最主要的是主变绝缘油化验显示CO、CO2偏高,本体绝缘存在老化现象,现急需进行变压器吊罩检修。

此外,110 k V主变已经存在的一些缺陷也需要结合A级检修进行消除,如:变压器密封老化;冷却器DM2型蝶阀存在结构性缺陷;A相110k V高压套管末屏存在放电现象;5台冷却器(包括风机、油泵、油流继电器)及冷却风机控制系统改造需要进行更换[5]。

2 主变A级检修技改项目

飞来峡变电站110 k V主变A级检修的技改项目有以下几处:

(1)更换主变冷却器导油管用蝶阀10件,选用德国进口G E M U的φ125蝶阀,技术要求按照JB/5345—2007执行;(2)更换QJ1-80瓦斯继电器1个;(3)更换净油器两端全真空蝶阀DM2-80共2件;(4)更换型号为BRDLW-110/630-3变压器110 k V-A相套管共1件;出于美观考虑,将该套管和B相套管进行了位置对换。(5)更换5SB.722.251.2铁芯接地套管1件;(6)更换本体吸湿器,选用DX2-5 kg带不锈钢护罩的吸湿器1件;(7)更换本体充排油B F1-80波纹管阀门1件;(8)更换的5组YFZL-125强油风冷却器,冷却容量由100 k W增大至125 k W;(9)更换XD储油柜用耐油尼龙橡胶隔膜胶囊1套;(10)更换SFP9-80000/110变压器全套密封;(11)更换YSF5-55/130KJ压力释放阀;(12)更换802A油面温控器;(13)停电检修放油后的重点检查项目是:绕组压板、压钉有无松动,位置是否正常;铁芯夹件是否碰主变压器油箱顶部或油位计座套;有无金属件悬浮高电位放电;临近高电场的接地体有无高电位放电;引线和油箱升高座外壳距离是否符合要求,焊接是否良好。油箱内壁的磁屏蔽绝缘有无过热;高压侧分接开关接触是否良好。

3 主变A级检修流程回顾

依据《发电企业设备检修导则》(DL/T 838-2003)的有关要求以及110 k V主变存在缺陷的处理,110 k V主变A级检修项目安排在2010年12月下旬进行,总工期控制为17天,整个主变A级检修的作业流程如下所述:

第1天,主变停运转入检修状态,将主变连接部分进行拆除后进行检修前试验,试验后移动至轨道转角处进行油枕拆除;第2天,把主变沿着轨道拖至吊物孔处;第3天,在吊装孔进行套管和冷却器的拆卸;第4天,把主变从吊装孔吊至厂房安装间;第5天,对主变进行排油吊罩,进行器身逐一检查:对线圈,主绝缘,高、中、低压引线,无载开关等逐一检查,发现分接开关损伤并进行修复,修复后对主变进行注油并充氮,保护主变铁芯和线圈不易受潮;第6天,油库绝缘油过滤,新散热器配管;第7天,吊运主变至吊装孔,进行冷却器安装,主变本体注油并进行热油循环;第8、第9、第10天,由于室外下雨,湿度高,无法吊装主变套管;第11天,天气转晴,对主变110 k V B相抽头更换,回装套管;第12天,主变拖运至运行位置并进行油枕安装,更换隔膜胶囊;第13天,对主变油枕注油,回装主变连接部分;第14天,回装主变连接部分,清洗变压器;第15天,进行主变检修后预防性试验;第16天,进行主变交流耐压试验;第17天,对主变投运前检查,三次系统冲击试验,主变投入运行。经过17天紧张有序的工作,高效地完成检修任务。

4 主变吊罩处理缺陷

4.1 吊罩检查

吊罩检查中发现:

(1)高压侧A相引线靠近升高座处有许多炭黑。

(2)分接开关操作杆与分接开关连接处有许多炭黑。

4.2 缺陷处理

高压侧A相套管的内连接抽头铜棒处有许多炭黑,出于美观考虑,将A相套管和B相套管进行了位置对换。重新焊接接头,采用铜焊,要打开紧固螺栓,然后将导体接触面砂干净,再重新连接。

故障点在无励磁分接开关上,可以采取两种方案处理。一是哪个开关零件坏了换那个;二是如果变压器在具体运行时不调挡,且平时也不调挡,可以采取用铜绞线将开关有关挡位死连接起来的方法来解决开关长期运行后容易过热的问题。经跟制造厂技术人员反复讨论,最后得出采取第一种方案处理缺陷。

对于油CO、CO2含量偏高缺陷,决定将油进行反复过滤处理,一直至油合格为止。

5 主变回装油务处理

5.1 主变检修前的油务处理工作

对油罐压力表进行检查、校验;对管路全部阀门进行检查;所有外露可接地的部件及变压器外壳和滤油设备都需可靠接地,来释放油经滤后在注入过程中产生的电荷,保证油质;滤油机进行全面的维护、保养。主要包括过滤器、电磁阀、加热器、温度控制器、水泵电动机、真空泵、排油泵、各阀门、电气开关系统。绝缘油管进行全面的清洗,将使用真空滤油机和精密过滤机进行循环冲洗。对油库全部油罐进行清洗,首先使用面粉粘干净油罐内壁,然后使用绝缘油进行循环过滤、清洗。利用油库现有绝缘油进行过滤,由于仓库备用绝缘油存放时间接近十年,经反复过滤后取油样进行色谱分析,数据发现含有约0.2×10-6含量的痕量乙炔[6]。

5.2 主变真空注油

变压器带油拖至尾水平台绝缘油阀约2 m处,采用专用油管将变压器排油阀与排油管进行连接排油,开启JYG精密过滤机和ZJB真空滤油机把变压器油枕油排至B运行油桶,并且在C、D备用油桶之间进行循环过滤。变压器外罩回装完成后,启动真空泵开始抽真空,压力保持在负0.065 MPa,在真空状态下注入合格的绝缘油,出口油温保持在45℃,注油时主变线圈和铁芯绝缘电阻均没有明显变化。这次注油时间从2010年12月12日下午4时开始,8时结束。注油至离箱盖约100 mm时停止注油,维持真空时间约6 h。12月12日至15日开始主变热油循环,12月18日,主变完成了油枕注油工作,期间通过主变储油柜等最高位置放气塞,进行了多次排气;对主变本体线圈及铁芯进行绝缘电阻测量,没有出现下降,数值符合运行要求。投运前,取变压器本体油进行耐压试验,数值达到50 k V。油色谱分析、微水、介损等数值也符合运行油要求,但是含有痕量约0.2×10-6的乙炔,在运行中应该加强观察,按照规程进行油色谱化验。

6 电力预防性试验

根据110 k V主变A级检修规程要求,需要完成多项预防性试验项目,如表1所示。

进行测量绕组连同套管的直流电阻(所有分接位置上),发现110 k V主变A相套管直流电阻值与其它两相相差比较大,从而推断主变CO和CO2含量均超过注意值的原因是由此造成。对110 k V主变缺陷处理后,最后进行预防性试验项目均没有发现异常情况,试验数据合格,符合试验要求,可投入运行。

7 结语

该电厂110 k V主变压器通过本次A级检修,查出了主变压器CO和CO2及总烃含量均超过注意值的原因是主变压器无励磁分接开关A相处损伤造成;更换烧损元件,消除了重大安全隐患;另外更换主变压器110 k V-A相套管,解决套管末屏放电问题;更换主变压器冷却器导油管用蝶阀处理了主变压器渗油问题,解决了主变压器本体及冷却器阀门结构性缺陷的问题。由于本次A级检修没有更换新的绝缘油,依然使用旧油,受油库滤油机工况的限制。2#主变压器本体油技术指标未能达到新油的标准,依然含有约0.2×10-6含量的痕量乙炔。对于现存的问题,需要进一步跟踪监视。至此,完成了110 k V主变压器计划性A级检修并处理了缺陷。

参考文献

[1]GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].

[2]DL/T596-1996电力设备预防性试验规程[S].

[3]GB/T7601-2008运行中变压器油、汽轮机油水分测定法(气相色谱法)质量标准[S].

[4]GB/T7595-2008运行中变压器油质量标准[S].

[5]DL/T246-2006化学监督导则[S].