110kV环网保护

2024-08-05

110kV环网保护（精选十篇）

110kV环网保护篇1

某地区电网受冰雪、山火等自然灾害影响较大。220kV主干网在停电安排, 或遭受自然灾害N-1的情况下, 为提高供电可靠性, 并充分利用现有资源, 通常采用220kV/110kV电磁环网运行。

2 电磁环网情况

2.1 电网结构

某220kV/110kV电磁环网, 包含A、B站2个220kV站;A站与主网连接, B站经双回220kV、110kV线路与A站联络并作为3个110kV站的电源点, A、B站均2台主变运行, 环网内无其他电源点。220kV系统 (线路、主变、母线) 配置双套主保护, 本文不做探讨, 110kV线路配置单套常规式微机保护。

正常方式下, 电磁环网开环运行, 断点在A站156、B站143断路器, 见图1。当220kV双回线其中一回线检修时, 若另外一回线故障, 将造成1个220kV、3个110kV站对外停电, 减供昭通地区负荷14.2%, 造成一级电力事件。为避免以上事件的发生, 220kV线路N-1的方式下, 采用220kV/110kV电磁环网运行, 单回220kV、110kV线路经主变合环运行, 见图2。

2.2 运行特点

2.2.1 短路电流发生变化

电磁环网较开环运行方式, 环网内110kV线末短路电流减小, 环网外110kV线路短路电流增大或减少, 下文中具体阐述。

2.2.2 功率转移导致负荷受限

电磁环网方式下, 220kV线路故障, 负荷将转移到110kV线路上;为防止110kV线路过载, 环网内220kV+110kV线路断面的传输总功率应控制在110kV线路承受范围内。

3 整定计算分析

3.1 短路电流计算

已知, SB=100MVA, UB=Uav;系统等值:大方式:X1=0.0809, X0=0.1009, 小方式:X1=0.0874, X0=0.1009;220kV线路:Z1=0.0059+j0.0366, Z0=0.0297+j0.1123;110kV线路:Z1=0.0612+j0.1910, Z0=0.1836+j0.5730;A站变压器:SN=120MVA, Uk12=13.39%, Uk13=22.4%, Uk23=6.9%;B站变压器:SN=180MVA, Uk12=13.99%, Uk13=23.99%, Uk23=7.49%。

分别取正常断环、电磁环网下大方式, 对A站、B站110kV母线等值电抗进行计算, 结果见表1;分别取正常断环、电磁环网下小方式, 选择环网内110kV线路上不同短路点, 计算流过线路两侧断路器的单相接地3I0, 结果见表2、表3。

3.2 短路电流变化对110kV线路保护的影响

线路配置的相间 (接地) 距离保护, 距离Ⅰ段的保护范围不受运行方式变化的影响, 其他两段受到的影响也比较小, 保护范围比较稳定[1], 110kV线路距离保护受短路电流影响较小。

零序Ⅰ段按躲区外故障最大零序电流 (3I0) 整定, 零序Ⅱ段 (Ⅲ段) 按保本线路末端故障有不小于规定的灵敏系数整定[2], 110kV线路零序保护受短路电流影响较大。

3.2.1 对环网内110kV线路的影响

由表2、表3的计算结果可得, 110kV线末 ( 全线100%) 故障时, 电磁环网较正常断环方式, 流经A站侧157断路器的3I0减小81%, 流经B站侧143断路器的3I0减小77%。这是由于电磁合网运行, 线路故障时两侧电源分流导致, 流过保护安装处短路电流减小。按线末故障有灵敏度整定的零序Ⅱ (Ⅲ) 段, 定值灵敏度降低, 故障不能快速切除, 甚至超过稳定要求的极限切除时间。

3.2.2 对环网外110kV线路的影响

由表1的计算结果可得, 电磁环网运行对环网外A站、B站的110kV线路保护影响不一。电磁环网较正常断环方式, A站110kV母线等值阻抗减小, 正序减小6.8%, 零序减小3.9%;B站110kV母线等值阻抗略有增大, 正序增大0.4%, 零序增大0.9%。因此, 环网外A站的110kV出线故障时, 短路电流增大, 零序Ⅰ段保护范围增大, 保护超越导致误动, 如A站的153断路器。而环网外B站的计算结果与正常方式相差不到1%, 110kV出线的各段零序保护均无影响, 如B站的149断路器。

3.3 对110kV线路保护的影响

环网内110kV 线路A站侧157保护配置为PSL 621C, 定值项“距离保护电阻定值”整定为[3]:

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其中

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B站侧143保护配置为CSC 161A, 定值项“相间距离保护电阻定值”整定为[5]:

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定值项“接地距离保护电阻定值”整定为[5]:

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公式 (2) 、 (3) 、 (4) 中, 均涉及Ifh.max的取值。电磁环网运行下, 220kV线路故障后功率转移至110kV线路上, Ifh.max取值不当将引起环网内110kV线路距离保护误动。

3.4 解决方案

3.4.1 环网内110kV线路保护

解决零序Ⅱ (Ⅲ) 段灵敏度降低问题, 可采取两种方案, 方案一, 按规程规定的灵敏度要求调整保护定值;方案二, 两侧零序过流灵敏度段有交叉保护区的前提下, 按相继动作校核灵敏度, 即线路上任一点故障时, 其中一侧零序灵敏度段能动作跳开本侧断路器, 对侧保护相继动作切除故障。

解决功率转移引起的距离保护误动问题, Ifh.max取220kV线路故障后110kV线路上可能出现的最大负荷电流。

3.4.2 环网外110kV线路保护

零序Ⅰ段整定公式为:

Izd≥Kk3I0max. (5)

式中, 可靠系数

Kk≥1.3～1.5[1]. (6)

解决零序Ⅰ段超越问题, 以保证零序Ⅰ段不超越的同时, 保障零序Ⅰ段有一定的保护范围, 可采取两种方案, 方案一:3I0max取正常断环、电磁环网两种方式下较大短路电流, 可靠系数取下限值;方案二:3I0max取两种方式下较小短路电流, 可靠系数取上限值。

4 结束语

冰灾期间, 该电网先后出现5个220kV/110kV电磁环网运行, 期间, 涉及电磁环网的110kV及以上线路故障跳闸多次, 继电保护均正确动作。该方法对电磁环网的整定计算及实际运行具有的借鉴意义。

摘要：通过短路计算, 指出220kV/110kV电磁环网运行导致110kV线路零序保护超越或灵敏度降低, 距离保护误动的问题, 提出了整定计算的解决方案;并举动作实例, 论证了方案的正确性。

关键词：电磁环网,继电保护,整定计算

参考文献

[1]贺家李, 李永丽, 董新洲, 等.电力系统继电保护原理 (第四版) [M].北京:中国电力出版社, 2010:163-163.

[2]中华人民共和国国家发展和改革委员会.3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程[S].北京:国家发展和改革委员会, 2007:7-10.

[3]国电南京自动化股份有限公司.PSL620C系列数字式线路保护技术说明书[K].南京:国电南京自动化股份有限公司, 2005:33-33.

[4]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整定计算[M].北京:中国电力出版社, 1997:288-288.

110kV线路保护验收项目篇2

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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

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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

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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

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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

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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

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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

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8.3闭锁重合闸回路手分、手合、永跳闭锁重合闸

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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

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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

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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

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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环网保护篇3

1.前言

中石化股份天津分公司热电部降压站主要担负着天津石化公司芳烃部、聚酯部、动力部、空分厂等生产厂的生产、生活供电任务。其中110kV系统采用单母线分段主接线方式，接入系统线路为110KV115热纤2线，116热纤1线，2台油浸风冷有载调压双绕组变压器，2台油浸风冷无载调压双绕组变压器，电压等级110kV/6kV，系统采用中性点经间隙接地方式。母线是电力系统最重要的电气设备之一，所属的母线保护对电网的安全稳定运行起着十分重要的作用。当母线故障时，快速可靠地切除故障母线是电力系统稳定的重要方面。老的110KV母差保护装置已运行近11年了，此保护装置为超期运行的电子类设备，原母差电子元件老化和备件缺乏，严重影响老母差保护的正常运行。鉴于上述原因热电厂决定对110KV降压站110KV母差保护装置进行改造。采用南瑞RCS-915AB型微机母线保护装置。新装置原理先进，运行稳定、可靠性高，为安全生产提供了有利保障。

2.改造前概况

热电部降压站110kV老母差保护装置为老式电子类设备，母差电子元件老化和备件缺乏，2000年投运，2005年随老6kV改造整体迁移装置。现已运行12年之久。在近年度的保护校验中，出现定值漂移等现象，无法彻底处理，很容易造成保护装置误动。

3.110KV微机母差保护的原理

母线差动保护根据除母线上所有支路的电流值计算差动电流。差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路。母线大差是指除母联开关和分段开关外所有支路电流所构成的差动回路。构成大差元件作为差动保护区内区外的故障判别元件。某段母线的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。根据各连接支路的刀闸位置开入计算出每条母线的各自的差动电流，构成小差元件作为故障母线的选择元件。当分段开关刀闸跨越在母线上时，装置自动识别为单母线运行，不选择故障母线。任何一条母线故障则将连接在母线上所有支路同时切除。由于，热电部降压站110kV系统采用单母线分段主接线方式，所以此装置内部由控制字设定刀闸位置，不需引入刀闸位置开入接点。

本装置的差动保护由分相式比率差动元件构成。TA 极性要求支路TA 同名端在母线侧，母联TA同名端在母线1（即I 母）侧，热电部降压站110KV系统主接线示意图如下，母线I、II母分别为4、5母.

参考文献

110kV环网保护篇4

关键词：继电保护装置,输电线路,微处理器

电力是当今世界使用最为广泛、地位最为重要的能源。电力系统的运行要求安全可靠、电能质量高、经济性好。但是, 电力系统的组成元件数量多, 结构各异, 运行情况复杂, 覆盖的地域辽阔, 因此, 受自然条件、设备及人为因素的影响, 可能出现各种故障和不正常运行状态。继电保护作为输电线路中的主要保护装置, 逐步受到人们的关注与深入研究。

1 继电保护应用背景与意义

1.1 继电保护装置的定义和作用。

在现阶段的电力系统故障排除和检查中, 仅仅凭借提高设计和运行水平, 以及提高设备的安装与制造质量, 可能会减少各种事故和系统故障的发生率, 却无法做到完全避免故障和不正常运行的产生, 这种做法也是不现实不科学的方法, 其一旦发生故障与不正常运行, 只能够借助自动装置及时的切除电源, 以免线路故障的扩大, 这种自动装置被称之为继电保护装置。继电保护装置在电力系统中有着重要的作用, 主要用来预防各种事故或者缩小事故范围, 以此提高运行系统的可靠性, 最大限度的保证用户的安全供电和用电要求。继电保护作为电力系统的重要组成部分, 是确保电力系统安全可靠运行的关键。在现阶段的电力系统中, 如果没有专门的继电保护装置, 那么要想维持正常的电力运行是不可能的。这就要求继电保护设备中必须要具备:自动、迅速、有选择性的将故障元件从电力系统中切除的功能, 并且能够在工作中最大限度的保证其他电力系统部位的正常良好运行。

1.2 继电保护配置的合理性论述。

随着电子技术和计算机技术的发展, 电力系统继电保护也突破了传统的继电保护形式, 出现了以微处理器为核心的危机保护模式, 现阶段的继电保护技术日趋成熟。基于DSP的数字控制系统在电力电气设备中研究及应用越来越成熟, 但是每一套数字控制系统都需要通过设计与之相对应的信号调理电路, 以实现数字系统硬件与软件系统的连接, 在这个过程中单独接口电路使得整个系统接口较多, 开发周期逐步延长, 占用的时间和空间较多。此外, 故障中最常见, 危害最大的是各种型式的短路。为此, 还应设置以各级计算机为中心, 用分层控制方式实施的安全监控系统, 它能对包括正常运行在内的各种运行状态实施控制。这样才能更进一步地确保电力系统的安全运行。本文经过对110KV电网系统各个运行状态的分析, 制定出了合理反应输电线路上短路故障的继电保护配置方案。配置的保护基本上满足了可靠性、选择性、快速性、灵敏性的性能要求。通过对所配置的继电保护进行整定计算和校验, 论证了继电保护配置的正确性, 配置方案的合理性和可行性。

2 继电保护系统现状

随着电力系统的出现, 继电保护技术也就因用而生。19世纪末己开始利用熔断器防止在发生短路时损坏设备, 建立了过电流保护原理。1901年出现了感应型过电流继电器。1908年提出了比较被保护元件两端电流的电流差动保护原理。随着电力系统载波通讯技术的发展, 20世纪30年代初, 出现利用高压输电线上高频载波电流传送和比较输电线两端功率方向或电流相位的高频保护装置。20世纪50年代, 微波中继通讯开始应用于电力系统, 从而出现了利用微波传送和比较输电线两端故障电气量的微波保护。经过研究, 20世纪70年代诞生了行波保护装置。由于我国工业基础薄弱, 我国继电保护方面的研究起步较晚。建国后, 我国继电保护学科、继电保护设计、继电器制造工业和继电保护技术队伍从无到有, 在大约10年的时间里走过了先进国家半个世纪走过的道路。自20世纪50年代末, 晶体管继电保护已在开始研究, 20世纪60年代中到20世纪80年代中是晶体管继电保护蓬勃发展和广泛采用的时代, 从20世纪70年代中, 基于集成运算放大器的集成电路保护已开始研究, 到80年代末集成电路保护已形成完整系列, 逐渐取代晶体管保护。到20世纪90年代初集成电路保护的研制、生产、应用仍处于主导地位, 这是集成电路保护时代。至20世纪90年代, 我国继电保护技术已全面进入微机保护的时代。

3 继电保护装置构成与公式计算

3.1 构成。

继电保护装置可视为由测量部分、逻辑部分和执行部分等部分组成, 各部分功能如下。3.1.1测量部分。测量部分是测量从被保护对象输入的有关电气量, 并与已给定的整定值进行比较, 根据比较的结果, 判断保护是否应该启动的部件。3.1.2逻辑部分。逻辑部分是根据测量部分输出量的大小、性质、输出的逻辑状态、出现的顺序或它们的组合, 使保护装置按一定的布尔逻辑及时序逻辑关系工作, 最后确定是否应该使断路器跳闸或发出信号, 并将有关命令传给执行部分的部件。3.1.3执行部分。执行部分是根据逻辑部分传送的信号, 最后完成保护装置所担负的对外操作的任务的部件。如检测到故障时, 发出动作信号驱动断路器跳闸;在不正常运行时发出告警信号;在正常运行时, 不产生动作信号。

3.2 计算公式。

为了进步一规范现有110KV双侧电源环网输电线路的继电保护工作, 提高保护可靠性、快速性、灵敏性, 为此常用的继电保护整定计算方法也需要进一步的完善, 在目前常采用的整定计算主要有以下几点:3.2.1瓦斯保护计算公式为:Idz=Kk×Idmax2;继电器动作电流为Idzj=Kk×Kjx×Idmax2/Ki×Ku;3.2.2过电流整定计算公式:Ik=Kn× (Igl-Ie) 。

4 设计要点与原则

4.1 设计要点。

对作用于跳闸的继电保护装置, 在技术上有四个基本要求, 即“四性”:选择性、速动性、灵敏性和可靠性。第一、选择性。要求继电保护装置有选择地动作, 仅将故障元件切除并希望停电范围尽可能地小。有相对选择性和绝对选择性之分, 当有保护拒动时为前者, 反之则为后者。第二、速动性。速动性就是指继电保护装置应能尽快地切除故障。以提高电力系统并列运行的稳定性, 减少用户在电压降低的情况下的工作时间, 缩小故障元件的损坏程度。因此, 在发生故障时, 应力求保护装置能迅速动作。基本规律是电压等级越高, 切除越要快, 一般220KV电压等级为0.2s, 10~35KV电压等级为1.5s。第三、灵敏性。灵敏性是指电气设备或线路在被保护范围内发生短路故障或不正常运行情况时, 保护装置的反应能力。满足灵敏性要求的保护装置应该是在事先规定的保护范围内部发生故障时不论短路点的位置、短路的类型如何, 都能敏锐感觉, 正确反应。第四、可靠性。可靠性是指继电保护装置在其保护区发生故障时, 不拒动;而在其非保护区发生故障时不误动。继电保护装置的误动或拒动都会给电力系统造成严重的危害。因此, 有很高的可靠性是非常重要的, 在使用继电保护装置时, 必须满足可靠性的要求。

4.2 设计原则。

关于电网继电保护的选择在“技术规程”中已有具体的规定, 一般要考虑的主要规则为:第一、电力设备和线路必须有主保护和后备保护, 必要时增加辅助保护, 其中主保护主要考虑系统稳定和设备安全;第二;后备保护主要是考虑主保护和断路器拒动时用于故障切除;辅助保护是补充前二者的不足或在主保护退出时起保护作用。

5 预期成果和可能的创新点

5.1 预期成果。

基于DSP的数字控制系统在电力电子设备中的研究及应用越来越多, 但是每一套数字控制系统都需要设计与之相应的信号调理电路, 以实现数字系统硬件与模拟硬件的接口, 单独的接口电路使得整个系统的接口较多, 开发周期延长, 且占用空间较多。

5.2 发展展望。

经过对110KV电网系统各个运行状态的分析, 制定出了合理反应输电线路上短路故障的继电保护配置方案。配置的保护基本上满足了可靠性、选择性、快速性、灵敏性的性能要求。通过对所配置的继电保护进行整定计算和校验, 论证了继电保护配置的正确性, 配置方案的合理性和可行性。提出对应于实际电网情况的继电保护方案。

结束语

110kV环网保护篇5

关键词:变电所继电保护

0 引言

供电系统在运行中,有可能发生一些故障和非正常运行状态,从而影响煤矿安全生产,甚至造成严重后果。为了保证供电安全可靠,在供电系统中,必须加入继电保护,尽快将故障元件切离电源,以防止故障蔓延。

1 继电保护的基本任务

当被保护的电力系统元件发生故障时,应该由该元件的继电保护装置迅速准确地给脱离故障元件最近的断路器发出跳闸命令,使故障元件及时从电力系统中断开,以最大限度地减少对电力系统元件本身的损坏,降低对电力系统安全供电的影响,并满足电力系统的某些特定要求。

反映电气设备的不正常工作情况,并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同发出信号,以便值班人员进行处理,或由装置自动地进行调整,或将那些继续运行会引起事故的电气设备予以切除。反映不正常工作情况的继电保护装置允许带一定的延时动作。

2 变压器保护

2.1 接地保护对110V以上中性点直接接地系统中的电力变压器,一般装设零序电流(接地)保护,作为变压器主保护的后备保护和相邻元件短路的后备保护大接地电流系统发生单相或两相接地短路时,零序电流的分布和大小与系统中变压器中性点接地的台数和位置有关。

2.2 差动保护主变的差动是主变的主保护,保护的范围是主变三侧(三圈式)CT以内的区域,在范围内的故障,由于电流方向发生了变化,会产生电流差流过差动继电器而动作。

2.3 零序电压闭锁零序电流在3只CT无零序CT的微机型保护器保护软件中,防止CT断线时三相电流之和不等于零当作接地故障误跳闸,保护器对零序电压采样,当无零序电压而三相电流之和不为零时,当作CT断线,不跳闸。

2.4 过负荷保护变压器过负荷保护在大多数情况下都是三相对称的,故保护装置只采用1个电流继电器接于一相上,并经过一定延时作用于信号来反映对称过负荷。

2.5 过流保护过电流保护的作用是防御内部和外部相间短路及作后备保护。过电流保护按躲过可能出现的最大过负荷电流配置。

2.6 零序过流高压不直接接地系统的接地保护,1个系统有1个零序电流的定值,设备无接地故障时,零序电流小于这个定值,有接地故障时,零序电流大于这个定值,发信号或跳闸。

2.7 速断保护速断保护的作用是防御内部及外部引线的短路。电流速断保护应按躲过系统最大运行方式下变压器低压侧三相短路时,流过高压侧的短路电流配置。

3 电容器保护

速断保护、过流保护和线路保护相同;不平衡电流保护,当不平衡电流大于整定值时,相应的定时器启动,当定时器时间大于整定时间时,保护动作;低电压保护,当电压低于整定值且断路器处于合闸状态时,相应的定时器启动定时,当定时器时间大于整定时间时,保护动作;过电压保护,并联电容器国家标准规定电力工频长期过电压值最高不超过额定电压的1.1倍。因为电压过高,电容器内部游离增大,将产生局部放电;长时间在过电压下运行,电容器的无功输出功率大大增加,造成无功过补偿;电容器本身的有功损耗增大,发热量上升,最终导致热击穿。因此在并联电容器回路应设置过电压保护。当电压高于整定值且断路器处于合闸状态时,相应定时器启动定时,当定时器时间大于整定时间时,保护动作。

4 线路保护

4.1 过流保护 A,C二相中任何一相电流幅值大于整定值时,相应的定时器启动,返回系数大于0.94,当定时器时间大于整定时间时,保护动作。启动电流按照躲开最大负荷电流来整定,保护范围不但能够保护线路全长,也能保护相邻线路全长,起到后备保护的作用。

4.2 速断保护 A,C二相中任何一相电流幅值大于整定值时,则速断保护动作。返回系数大于0.94,保护可瞬时动作或带短延时。反映于电流增大而瞬时动作的电流保护。整定按照躲开下一条线路出口处短路的条件,保护范围不能保护线路全长,且直接受系统运行方式变化的影响。

4.3 单相接地保护在小电流接地的电力系统中,如果发生单相接地故障时,只有很小的接地电容电流,然而相间电压仍然是对称的,因此可暂时继续运行。但是由于非故障相的对地电压要升高为原来对地电压的倍,所以仍有可能引起非故障相对地绝缘击穿而导致两相接地短路,并引起开关跳闸,线路停电。利用单相接地所产生的零序电流使保护装置动作,并给予信号。单相接地保护电流按躲过被保护线路最大非故障接地的线路电容电流。

4.4 重合闸及前加速和后加速重合闸的原因是考虑到有可能某一时刻的故障并不是永久性的故障,当电缆短路时速断保护使断路器动作,同时重合闸功能启动,在经过设定的时间之后,合闸继电器发出合闸指令重合闸,然后判断线路是否还有故障。在非永久性故障的情况下,重合闸后由于电缆分开了,没有短路,因此,线路恢复正常,而如果发生的是永久性故障,重合闸之后还会发生同样的故障,这样就能区分永久性故障和暂时性故障。

后加速是指在重合闸之后如果线路上还存在故障,就立刻跳闸,并且是永久性跳闸,不再启动重合闸,前加速则是当线路上没有故障,也没有手动跳闸,也没有总控单元传来的跳闸命令时,而断路器却动作了,在这种情况下必须马上合闸,并指示保护单元内部有故障。

5 结束语

本文阐述了继电保护在变电所中的应用,然而传统的电磁型继电保护是经过电-磁-力-机械运动的多次转换而构成的,准确率较低。微机继电保护由于综合判断环节采用微机的软硬件完成,加上动作功耗低,因而保护装置的精度和灵敏度都较高。随着计算机硬件的快速发展,微机继电保护硬件的不断发展和完善,微机继电保护技术将更多地应用于变电所继电保护系统。

参考文献:

[1]宇波,丁俊健,陆于平等.基于Internet/Intranet的电网继电保护及故障信息管理系统[J].电力系统及其自动化,2001,25(17):39-42.

[2]坚明.杭州国电信息技术有限公司[J].电力故障信息系统功能设计.2002.

110kV环网保护篇6

随着我国经济全方位、深层次的改革, 城市化进程也加快了脚步, 使得原有的电网系统逐渐不能满足市场经济发展的需求, 为了适应城镇化建设, 110k V电缆线路的电网改造也加快了步伐, 逐渐成为城市的主要输电网络, 并取得明显的效果。但是在110KV电缆运行中, 如何防止电缆输电被电磁干扰以及外力破坏, 采用什么样的电缆线路保护层接地和保护措施, 都关系到了电缆线路的使用寿命, 和输送电的质量, 甚至影响着国家的经济发展, 因此, 分析110KV电缆线路保护层接地方式和其保护措施, 保证其安全稳定运行, 具有重要意义。

1 110KV电缆线路概述

110KV电缆线路是一种单芯线缆, 由于其具有众多优势, 目前在我国城市电网中, 已成为输电骨干网络。与传统的电缆线路相比, 110k Vkv电缆线路的优点主要表现在以下几个方面:首先, 电缆的使用寿命得到了有效的延长, 在一定程度上减少了电缆的更换周期, 降低了电力运营的固定成本;其次, 110KV电缆线路对自然环境适应能力较强, 而传统的电缆线路则不能有效的抵抗环境条件的干扰而造成电损大、输电的质量较差;再次, 在做好保护层的保护后, 日常的维护工作量也比传统的电缆线路小得多, 减少了维护成本;最后, 采用110KV电缆线路都是高空架网, 环保卫生, 对城市的景观不造成影响, 同时也比传统电缆线路安全性、可靠性高。正是其众多优势, 获得了用户的欢迎, 并得到了快速发展。

2 110 KV电缆线路保护层的几种接地方式分析

过电压是指在电力系统中, 由于特定条件的出现, 而产生的超过工作电压的异常电压升高, 是一种电磁扰动的现象。通常, 单相高压电缆线路的过电压可以分为两种形式, 工频过电压和冲击过电压。工频电压是由金属保护套与电缆线路产生的感应电压, 冲击电压主要是由雷击或操作而引起的过电压。在电工设备运行中, 除了承受工作电压, 还必须承受一定幅度的过电压, 才能保证电力系统安全可靠的运行。一般来讲, 防范这些过电压电缆线路保护层接地方式主要有以下几种:

2.1 单端接地

由于采用两端接地, 金属外套容易和大地产生回流, 造成输电的损失量极大, 不但使电量浪费, 还会引起电缆线路老化。因此, 当110KV电缆线路输电长度在0.5公里的范围内可采用单端接地的方式, 将电缆金属护套直接接地, 而另一端采用间接接地方式, 要求金属护套其他不稳绝缘, 防止护套与大地之间构成回路。

2.2 两端接地

保护层两端接地常用在电缆线路很短并且输电功率很小时, 这样感应电压会极小, 可以忽略不计, 对损耗和承载量都不明显。但不适用于长距离输送, 两端接地在长距离电缆线路中, 两端金属护套和大地容易构成一个回流, 电损量可达到电芯输输电量的30%, 甚至达到80%, 因此, 在长距离输电中, 不建议采用两端接地。

2.3 交叉互联的接地方式

该种方式主要是将电缆线路分成若干段, 并对每段线路原则上进行三等分, 然后将每个等分段的绝缘接头相互连接, 用同轴电缆经接地箱连接片对绝缘接头处的金属保护层三相之间进行换位连接, 并在接地保护箱内的绝缘接头处装设护层保护器, 然后将划分的大段两端保护层相互连接后接地。该种接地方式是目前在110KV电缆线路中应用相对广泛的一种方式。

3 110KV电缆线路保护层的保护措施

通常我们可以通过以下措施来限制护层的过电压。

3.1 需要充分考虑环境因素的影响

110KV电缆线路在规划设计时一方面要符合电力网络的的要求, 另一方面, 还要主要接地埋设区的合理选择, 例如避免积水区、河道等地方, 对于虫害地区还应当考虑防水、提高硬度, 防止保护外套被腐蚀或虫害。

3.2 科学的对电缆长度进行分段

在采用交叉互联接地方式时, 要合理对电缆进行分短, 防止过长或过短造成的损失, 在进行设置时应当满足正常感应电压不超过允许值的要求。

3.3 确保各项指标达到技术的要求

一方面要确保电缆线路保护层的厚度达到技术的要求, 并因地制宜的采用新型外护套, 通常可以采用可采用聚氯乙烯等材料设置4mm的厚度进行保护, 或者外层在加一层石墨, 以保证电缆线路的性能, 提高其寿命, 另一方面, 要确保地阻达到相应的标准。这是由于电力电缆不论是在正常运行下, 还是其他因素产生的过压都需要利用大地构成回路, 才能有效的保护电缆线路的安全。

3.4 保证接头间的工艺技术, 并加强监测

一是引进先进设备, 对回流、环流加强监测, 防止其造成的过压超出承受的范围之外;另一方面, 要确保电缆线路护层接地中间相互连接接头的工艺, 防止出现安装不合格的情况。

4 结语

110KV电缆线路保护层接地方式种类众多, 这就需要根据实际情况选取符合标准的接地方式, 切实有效的将过压传导出去, 另一方面, 护层保护涉及电缆线路的各个方面, 包括设计规划、安装运行以及维护等等, 这就要求, 做好每一个环节的保护工作, 保证电缆电线安全可靠稳定的运行。

参考文献

[1]盛鹏, 李杰.110KV电缆线路护层接地方式及护层保护的一些措施[J].四川电力技术, 2008 (S1) :91-94.

110kV环网保护篇7

1 继电保护概述

继电保护是对运行中的电气设备和线路, 发生的故障或异常情况进行检测, 在一定范围内监测有无发生异常或事故情况, 并能够及时发现并切除故障, 及时进行报警的一种装置。在技术上满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性4个基本要求。

2 继电保护的主要作用

继电保护在电力中的主要作用是当运行的电气设备和线路出现故障时, 通过继电保护预防事故或缩小事故范围来提高系统运行的可靠性, 继电保护装置是电力系统中的重要组成部分, 是保证电力系统安全和可靠运行的重要技术措施之一。在现在的电力系统中, 如果没有继电保护装置, 就无法维持电力系统的正常运行。

2.1 继电保护的基本任务

继电保护装置的基本任务是:第一, 当发生故障时, 自动、迅速、有选择地将故障元件 (设备) 从电力系统中切除, 使非故障部分继续运行;第二, 对不正常运行状态, 为保证选择性, 一般要求保护经过一定的延时, 并根据运行维护条件动作于信号。

2.2 微机继电保护

电力系统继电保护的发展经历了机电型、整流型、晶体管型和集成电路型几个阶段后, 现在发展到了微机保护阶段。自2004年起我站使用了NAS900微机保护。这套保护功能较之前的保护功能多, 使用方便, 在实际运用中有以下保护功能:

110kV主变压器:主变差动保护, 非电量保护, 复合电压闭锁过电流保护, 过负荷保护, 零序保护。

110kV备自投保护, 反映当其中一个进线回路无电压、无电流时, 备自投启动。我站是一个双进线, 双主变单母线分段运行系统, 现运行方式为双主变分列运行。站内除主变保护外还有一个备自投保护, 。但是没有设定母联的相关保护, 这对我站的运行是一个极大的安全隐患。2011年5月, 由于一段母线避雷器发生故障, 引起一段进线跳闸, 备自投启动, 继而造成二段进线跳闸, 造成全站停电的安全事故, 这起事故让我们明白增设母线保护的必要性及在使用备自投保护时, 一定要特别注意其使用方法。

除上述这些主要保护外, 这套装置还配有常规信息报文, 如:控制回路断线, 手动跳闸, 手动合闸, 压力释放、弹簧储能、通讯失败等, 以便值班人员及时了解设备的各种运行状态。

2.2.1 微机继电保护的优缺点

在运行的几个年头以来, 它较以前的继电保护有以下优点:

1) 可按现场运行情况自行调整设备定值投退及定值大小;

2) 可存储一定量的故障信息及非正常运行信息, 便于事故分析;

3) 发生故障后, 查看信息方便、明了;

4) 设备的运行情况、及各种仪表记录更准确。

缺点:

1) 软硬件更新发展快, 年长后配件不易购买;

2) 在运行维护过程中, 使用人员较难掌握, 设备经改造后, 微机信息更改不方便;

3) 串口通讯, 经常通讯失败现象, 且当信息多时, 会有一些信息自动丢失;

4) 与五防机通讯不畅, 经常出现解锁操作, 对五防安全有不良影响。

2.2.2 微机继电保护故障的处理

1) 替换法。当保护元件出现故障时可以用新的备用元件进行替换, 如无备件, 可暂且用同类型保护的无故障的元件替换故障元件, 在替换前, 必须认真核对无故障元件的各种通讯参数, 通过对比观察继电保护装置是否恢复正常运行, 以此来判断出现问题的部位, 这种方法即简单又快捷, 是一种常用的故障处理措施;

2) 对照法。对照法就是通过对比正常运行与不正常运行继电保护装置工作元件的相关技术参数, 得出异常设备的故障点。在进行继电保护装置定值检验的时候, 如果发现测定的定值与事先的给定的定值不一致, 我们就要对照同类继电保护定值进行比较, 从而可以找出问题。对照法主要用来检查错误接线所导致的故障, 以及定值检验时所测到的测试值与给定的定值出现大的误差, 但工作人员又没有办法判断其影响因素的故障。除此之外, 当继电保护装置进行更新或者检修后, 不能恢复到原来的性能时, 也需要对照相同的设备进行接线;

3) 短路连接法。将继电保护装置的一小部分或者一个回路利用短线连接, 而形成短接现象, 然后通过继电保护装置的实际运行情况, 来判断故障是否位于所连接的范围之内, 用这样的方法不断的排查故障, 来缩小可能出现故障的范围, 这种方法比较繁琐, 主要是用于电磁锁失效, 电流回路断开, 切换继电器无动作, 控制回路等转换开关的接点是否完好;

4) 直接观察法。利用人的直接感觉去检查继电保护装置出现的故障点, 这是一种常用的简单, 便捷, 快速而又易于操作的故障排除方法;

5) 逐项拆除法。这种逐项拆除法是人们用来检查继电保护装置出现故障时的常用的方法之一。是将并联的继电保护插件依次拆开, 再恢复至原样, 同时观察二者出现的状况, 如果某一条回路出现不正常情况, 就可以判断出现故障的线路就在这个点, 以此类推, 就能在故障线路上找到更小的故障范围, 直到查出故障元件为止。

3 结论

本文从工作实践简述了110kV系统的继电保护及故障处理方法, 微机保护自身特点和现场实际经验, 简述了长期处理继电保护事故和故障的方法, 上述思路和方法具备一定的实用性和可操作性。

参考文献

[1]刘学军主编.继电保护原理[M].2版.中国电力出版社, 2007.

[2]胡林宝, 朱伟主编.变配电室值班电工[M].中国电力出版社, 2003.

110kv智能变电站配电保护配置篇8

1 110kv智能变电站概述

智能变电站是采用先进、可靠、集成和环保的智能设备, 以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求, 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检测等基本功能, 同时, 具备支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策和协同互动等高级功能的变电站。

智能变电站是一种开放式, 且内部具有多层级结构的分层式系统, 主要是由站控层、间隔层以及过程层构成。内部信息通信标准采用IEEC61850为主, 站内的所有信息经过专业的手段进行收集处理后具有共享性与唯一性, 利用专业手段进行处理后可以保证信息的完整性, 实现了信息的唯一性。

站控层主要的构成内容是中央主机与远程通信装置, 且配合使用不同的二次功能站, 可以为站内的人员提供有效的人机联系界面, 从而实现最有效的控制间的间隔。采用该系统结构可以对整体电网系统实施监控, 将监控中的数据流传输到管理中心, 实现远程调度与控制。

此外, 过程层内部结构包含电子式互感器、合并单元以及智能单元, 其主要功能在于完成二次系统与以此设备之间的关联, 在电网运行过程中进行电气量的数据收集, 配合整体系统进行动态性的监控。

智能变电站相比常规变电站内包含一些新型设备, 包括电子互感器、合并单元以及职能单元等, 系统内部采用了大量的交换机, 内部结构系统主要采用二次接线设计, 整体电路都进行光缆的铺设, 完成系统建构。

2 保护配置原则

110kv变电站相比其他更高等级的变电站, 其内部的结构设计较为简单, 且采用单一的接线形式, 因此, 在对该变电站施加继电保护技术时, 应该根据国家规定进行配置。

110kv智能变电站的继电保护方案, 应该以选择性、灵活性与可靠性为核心标准, 且内部的过程层SV网、GOOSE网以及MMS网应该保持独立性, 且网络系统之间的接口应该按照不同的技术指标实现独立。从设备角度而言, 110kv智能变电站内部的线路主要采用双母线或单母线, 并配合使用分段技术进行线路的连接, 它可以完成整体电路电子式的接通, 这就需要在电路环节部分设置相应的电压互感器, 尤其是在不同的线路以及变压器间隔部分, 安装三相电子式电压互感器, 尽可能利用先进的技术, 测量不同的电路电流量以及电压比率, 从而根据电路实际情况安装相应的电流互感器与电压互感器。

此外, 110kv智能变电站因其电压等级相抵较低, 因此, 应该采用动态控制与测试为一体的保护装置, 一般选择具集成性的保护装置, 且内部具有独立的智能终端服务器, 安置单独配套的装置才能保证继电器保护系统的正常运行。

在不同结构的变压器内部应该根据单元结构选择放置冗余配置, 而其他得间隔区域则放置单套配置, 这样整体变压器的电路保护就形成了独立的保护回流, 有效的保护了整体电路的有效性与完整性。在智能变电站中, 设置独立的记录分析装置, 动态跟踪记录电路系统中存在电流量, 并汇集合并单元以及过程层GOOSE网络内部的信息资料, 将数据信息通过专用的数据传输渠道传输到数据模型处理库中, 完成对数据的最终处理, 统借助录波器与网络报文几率来分析整体电路系统中的数据资料, 将SV、GOOSE、MMS网络中的数据信息进行整合处理, 并要保证各个控制器之间的独立。

3 配电保护配置方案

根据相关规程要求及上述配电保护配置的原则内容, 可从线路保护、变压器保护、母联保护等方面入手设计配电保护配置方案。

智能变电站线路保护配置

对于110kv智能变电站而言, 其站内保护和站内测控功能应实现统一设计, 单套配置上要保留间隔, 线路保护上要对断路器进行直采直跳形式, 在启动断路器功能上要将失灵、重合闸等功能与GOOSE网络实现链接。首先, 线路间隔内的保护测控装置均采用点对点的方式进行链接和传输, 并直接连接合并单元、智能终端, 实现GOOSE网信息交换。其次, 保护测控装置不能依赖GOOSE网, 而要通过与智能终端连接来实现直接跳闸功能, 通过与合并单元连接并进行数据传输来实现直接采样功能。再次, 要在线路和母线上安装电子式互感器, 以获取电流电压信号, 并接入合并单元, 等数据打包后再通过光纤传输, 送到SV网络和保护测控装置。最后, 跨间隔信息应采用GOOSE网络传输方式来接入保护测控装置。

智能变电站变压器保护配置

对于110kv变压器而言, 其电量保护应采取双套配置方式, 并保持主配置与后备配置一体化。若条件特殊需将二者分开配置, 至少要保证二者在测控装置上实现一体化。在采用双套保护配置时, 其各侧合并单元及智能终端均应采用双套配置, 保证中性点电流和间隙电流均能并入相应侧合并单元。

其中, 变压器保护首先应对各侧断路器进行直采直跳方式, 采用GOOSE网络实现对跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵的传输。其次, 为实现失灵跳功能, 应通过GOOSE网络接受失灵保护跳闸命令, 实现变压器各侧断路。再次, 为实现信号直采功能, 要保证变压器各侧合并单元能将电流电压信号直送SV网和变压器保护装置, 但变压器保护装置并不直接从SV网络读取数据。最后, 对于主变高中低压侧的职能终端应进行冗余配置, 而主变本体职能终端应进行单套配置。主变本体职能终端应具有主变本体/有载开关非电量保护、上传本体各种非电量信号的功能。变压器非电量保护应现场配置本体职能终端, 现场直接电缆跳闸, 其中非电量动作报文、调档和接地刀闸控制信息应通过GOOSE网进行传输。

智能变电站母联保护配置

分段保护装置应不通过网络数据直接连接合并单元实现直接采样功能, 还应不通过网络数据交换直接连接智能终端实现直接跳闸功能。同时, 用于保护装置、合并单元和智能终端等设备的GOOSE网和SV网要保持相互独立, 分别实现跨间隔传输信号功能。另外, 110kv分段保护跳闸通常采取点对点方式实现直跳, 主变保护等其他跳分段则采用连接GOOSE网络的方式, 而母联保护的启动母线适龄也可通过GOOSE网络传输信号进行采样。

智能变电站低频低压减载保护配置

设置低频低压减载保护装置是保证变电系统安全运行的有效手段, 通常依据网络采样和网络跳闸方式对其进行配置装。低频低压减载保护一般通过SV网接收来自母线PT合并单元的电压采样信息并进行逻辑判断, 并通过GOOSE网发送关各母线开关跳闸的信息, 各开关职能终端依据所接收的GOOSE信息在各开关间隔中启动相应动作。相对于过去过多使用二次电缆现象, 网采网跳配置方案更符合现代电网的绿色环保理念。

4 结语

110kV环网保护篇9

1 我国110kV继电保护出现的故障

由于调度人员的职业素养和现场调度能力的不同, 我国的继电保护装置在继电保护设备配置和技术人员配置以及对地域人员的了解上都会致使我国的继电保护设施出现不同程度的故障, 严重的给国家和社会带来重大的经济损失, 甚至出现不可挽回的生命财产损失。

1.1 不合理的技术人员配置, 导致故障不能及时的解决

由于继电保护对相关技术人员的专业性要求较高, 专业人员的素质必须满足继电保护的需要, 所以专业继电保护人员缺乏, 而专业全面高素质的继电保护人员培养的周期时间长, 所以远远不能满足当下电力系统维护和急修的需要。

1.2 继电保护配置的不合理

由于我国占地面积较广, 不同的区域气候条件、风土人情都不尽相同, 这就造成了继电保护设备在很大程度上出现故障的可能。随着经济水平和社会文化的不断提高, 信息技术已经逐渐的融入电力系统, 大部分的传统继电保护装置已经被计算机控制的继电保护装置所代替。不同的地区由于经济发展水平的不同, 有些经济欠发达地区不能满足计算机操控继电保护设备, 设备所需安装的必备条件不能满足;人员素质不高, 对继电保护设备的保护意识不够, 甚至为了一己私利去破坏设备, 再加上设备本身容易出现的问题, 都造成了继电设备故障的出现。

1.3 调度人员专业素质欠缺, 现场指挥能力不足, 遇到突发事故不能冷静处理

在继电保护设备的正常运行中, 现场调度人员的专业素质是必不可少的。在有些情况下, 现场调度员不具备相关的专业素质或者是专业素质欠缺, 有时在遇到突发事故时, 调度员在没有相关专业知识的情况下遇事不能冷静处理, 一味的乱指挥使技术人员不能第一时间发现故障的发生原因, 以致不能很好地就近利用现有资源进行事故的解决, 不能在事故的初发期发现并解决问题, 导致电力系统故障的影响进一步扩大, 甚至造成不可挽回的损失。

2 110kV继电保护故障的处理策略

为了减少继电保护故障带来的损失, 我们应该重视对继电保护故障的处理, 完善继电保护配置对电力系统的稳定作用, 为了减少继电保护故障出现的几率, 我们一般采取以下处理策略。

2.1 合理配置继电保护的高素质专业技术人员

电力系统调度人员应该根据技术人员的专业素养合理调整和配置技术人员的地域分布以及工作岗位的分配。同时分批组织技术人员进行相关专业理论知识和实践技能的培训。以确保相关技术人员在继电保护设备不断更新的情况下掌握新技术和新要求, 为继电保护设备的良好运行打好坚实的理论基础, 为供电系统的稳定持续供电做出努力。同时调度员还应该根据技术人员的自身条件合理配置他们的服务地域和服务目标, 技术人员一旦配置完成就不要轻易的频繁的出现调动的情况, 以减少人员调动给整体业务水平带来的负面影响。

2.2 持续完善继电保护设备的合理配置方案

我国的大部分110kV变电站的继电保护设备的配置比较简单, 这就造成了设备的不完善, 从而引发继电保护故障。为了保障变电站安全稳定高效的运行, 变电设备应该符合110kV的继电保护设备的配置, 所以应该完善继电保护设备配置, 而后期的变电站维护工作也是必不可少的。我国近几年电力系统中比较常出现的问题是变压器的损毁, 这是因为主变压器缺乏足够的保护措施, 继电保护设备的配置不完善或者电流过大是变压器不能承受而烧毁。所以调度人员应该在保证变电站正常运行的基础上采取多种保护措施, 积极的完善继电保护设备的配置。

2.3 电力调度人员不断提高自己的专业素质, 提高自己的临场调度的能力

在变电站的稳定运行的过程中, 调度人员的专业素养是必不可少的, 这就要求调度人员不断地学习和提高自己的能力, 在业余时间积极参加电力系统机构组织的各种培训和学习, 保证自己在专业知识和专业素养上与技术人员同步, 甚至超过技术人员, 因为技术人员的配置和工作安排都是由调度人员来调整和安排的。拥有足够的专业知识就可以在遇到突发事故时冷静地分析, 合理高效的利用现场资源将变压设备故障造成的损失降到最低。

2.4 转变管理观念, 利用高科技技术对变电设备进行保护

在我国, 多数的变电站仍然还在使用传统的继电保护设备, 传统设备不仅浪费人力物力, 还限制了变电站的持续发展。转变管理观念, 变革管理体系是提高电力系统运作效率的必要条件。在改变管理体系的前提下引用高科技的智能设备可以减少继电设备的维修次数, 节省维修费用, 同时减少工作量, 让技术人员从繁重的工作中解脱出来, 拥有更多的实践区更新自己的知识和专业素质。从而提高继电保护人员的工作效率, 实现变电站的良性发展。

3 结语

110kV继电保护设备是保障我国的电力系统安全稳定运行的重要条件, 只有保证我国的继电保护设备的正常运行和减少故障的出现, 我国的电力系统才会得到长足的发展与进步, 才能为我国的经济发展和社会进步提供源源不断的动力。随着社会的不断进步和经济的稳步增长, 社会对电力系统的安全和稳定提出了更全面和更立体的要求, 只有更加深入的了解变电设备出现故障的原因, 才能有针对性的提出解决的方式和方法, 才能更好地服务于我国的电力系统的发展。所以, 掌握110kV继电保护设备故障出现的原因和具体的解决策略具有极大的现实意义。

摘要：随着经济的发展和社会的进步, 我们的生活已经离不开电力。但是在我们用电的同时, 伴随而来的就是供电安全的问题。在现阶段供电工作的重中之重就是供电安全的问题。所以, 保证居民的用电安全和保障国民经济快速稳定发展的基础的关键就是保证电力系统的安全可靠性。但是因为中国的幅员辽阔, 供电系统所输送的电力覆盖范围太大, 所以在实际的电力工作系统操作中由于地域的不同和人员的复杂, 导致供电系统出现故障的可能性大大增加。

关键词：kV供电系统,继电保护,调度员,故障处理

参考文献

[1]王海军.电力系统继电保护技术的探析[J].内蒙古煤炭经济, 2011 (2) .

[2]季利明.浅谈电力系统继电保护的意义现状及前景[J].科技致富向导, 2011 (5) .

110kV环网保护篇10

关键词：110kV线路复合绝缘子防雷保护并联间隙

1 概述

随着我国社会水平的提升，经济步伐的推进，我国的电力事业也在这个过程中得到了较大程度的发展。在我国电力输送的过程中，输电线路的安全是非常重要的，只有保证输电线路的安全才能够保障我们输电工作的持续、稳定。而在输电线路运行的过程中，对其稳定性造成最大威胁的就是雷电，所以，如何能够使电力线路具有良好的防雷性则成为了我国目前最为关注的一个问题。其中，复合绝缘子防雷保护并联间隙是目前应用较为广泛的一种形式。

2 我国复合绝缘子防雷保护并联间隙应用情况

目前，在我国所使用的复合绝缘子防雷保护装置已经得到了一定的良好效果，而这也使得这种方式成为了我国在保护电力输电线路的一种重要方式。而为了能够使其对于输电线路具有更好的效果，就需要我们能够在此基础上以并联间隙的方式对其进行加强。同时，在对输电线路装设的过程中，我们也应当能够对其中气候因素、地理情况对于线路所造成的影响进行充分的考虑，并在此基础上对现有的资源进行合理的利用。而就在目前，我国使用最多的100kV复合绝缘子其高低压都不具备均压环，而这就会在工作过程中产生工频电弧，并使绝缘子段出现一定的燃烧情况，并最终使供电工作出现故障。而在我国的220kV线路中，其复合绝缘子就具备相应的均压环，但是却因为在加工以及设计方面所存在的问题，也会使得由于工频电弧的弧根会停留在高压侧的均压环上或者绝缘子根部而出现相应的故障。

对于上述情况来说，其绝缘子自身都具有一定的可取之处，即其都能够在雷电情况发生之后及时的寻找到雷击位置，并在此过程中准确的对工频电弧的放点情况进行准确的识别。而其在绝缘子中安装的并联间隙却能够在线路遭受雷击之后使线路更容易出现跳闸的情况。对于此种情况，就需要我们通过采用一种加长型的绝缘子来抵消加上并联间隙装置的复合绝缘子雷击的跳闸增加的效果，从而更好的保障线路的稳定性。

3 复合绝缘子防雷保护并联间隙的应用

3.1 技术方面在对这套装置进行设计的过程中，需要我们能够满足一定的要求：即其中的间隙装置应当能够在绝缘子之前进行闪络，并且其也应当能够同电弧的燃烧位置进行良好的结合，同时保障线路发生闪络的位置应当固定并且不会对输电线路造成影响。另外，对于此项装置自身的工频电场也能够满足一定的条件，从而在防止出现放电情况的同时具有良好的耐热性。

3.2 装置的设计

3.2.1 雷电的放电特点。在雷电电击的过程中，其所运行的路径往往是最短的路径，而基于此种特点，就需要我们在对输电线路进行实际设计的过程中都应当能够对此种特点进行充分的考虑。而在此过程中，间隙装置就能够具有一个优先放电的功能，其能够通过定点定位的方式而避免绝缘子在雷击过程中出现损坏。而这也需要我们能够在实际设计的过程中应当在绝缘子的高低压极上都能够制定一个个定位点，从而以降低放电电压的方式避免绝缘子出现损坏的情况。

3.2.2 工频电弧的运动特点。当绝缘子自身具有间隙装置时，其中的起弧点则能够在绝缘子之上从这一端跳到另一端后再通过一定的移动来到装置的磁中性点位置处，并在来到此位置后使自身的速度得到降低，从而以这种方式使等离子流就会有足够的时间和机会烘烤复合绝缘子。虽然我国目前具有运压环的复合绝缘子都能够具有一定的引弧功能，但是却不能够通过此种功能来使间隙装置得到并联。而这就需要我们能够将其在普通绝缘子的基础上进行进一步的优化改进，从而在加装间隙装置的基础上对其性能进行良好的改善，进而使装置的引弧功能得到增强。而无论起弧点在何处，电弧都会在电磁力的作用下快速向燃烧点移动，而根据间隙装置的结构特点，等离子流会沿环形电极的方向喷出，其燃烧过程也是一个相对稳定的状态。最终燃烧点可布置的远离绝缘体而不影响电弧的转移，从而形成一个非常理想的结构。

4 间隙装置的放电试验

在对此装置的运行特性具有一定的掌握之后，我们开始对此装置进行一定的试验，其目的就是来检测此装置对于输电线路遭受雷击的情况是否具有良好的效果。而在试验开始之前，我们也应当能够保证其中的雷电路径能够被确定，并且在经过一定优化计算后得出此间隙的准确距离，从而保障输电线路的良好运行。

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图1 间隙装置及在绝缘子上的安装位置

4.1 试验方案

在本次试验中，我们对使用的铁塔通过完全比例的形式对塔头进行模拟，并保证塔头同地面之间具有20m的距离。其中，对于110kV导线我们使用了长度5m、直径26m的镀锌钢管模拟单根导线；而对220kV导线来说，则使用了长度5m、直径29mm的双分裂导线，其导线的夹角为45°。而在绝缘子方面，110kV复合绝缘子使用的两种类型：加长型以及标准型两种，其中，加长型导线的干弧距离为100mm，标准型干弧距离为1030mm；220kV则使用了1900mm以及2000mm两种绝缘子。

4.2 试验结果

经过一定次数的试验后，我们可以得到：

首先，对高压侧起弧点位置产生影响的主要原因就是其中放电球同高压电极两者间的相对位置。如果电压电极中的引弧棒端部低于环平面11mm时，其弧点就会落在引弧棒上。而当放电球高于环平面时，其弧点则会存在于电球之上。

其次，当绝缘子具有间隙装置时，其所遭受的雷电冲击电压会远低于普通的绝缘子，其中，110kV的要低5%左右，而220kV的要低3%左右。而对于加长型绝缘子具有间隙装置时，其所承受的放电电压则将高于标准的绝缘子水平。

最后，对于间隙装置的高、低压电极环平面的位置都有要求，需要其高度应当高于绝缘子金属端部，这样才能够保证其不会在绝缘子金属端头上出现雷电闪络的情况出现。

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图2 安装并联间隙装置前后雷电冲击付秒特性

5 结束语

总的来说，在我国输电线路运行过程中，雷电是其中威胁较大的一项自然因素。而这就需要我们能够在研究雷电规律的前提下以复合绝缘子防雷保护并联间隙装置的应用来对其进行更好的保护。

参考文献：

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[2]李瑞芳，吴广宁，马御棠，樊春雷.特高压交流输电线路耐雷水平相关因素研究[J].电瓷避雷器，2009（03）：14-17.