110kV主变保护

110kV主变保护（精选10篇）

110kV主变保护 第1篇

1 事故前的运行方式

110 kV某变电站只有1条110 kV线路供电, 仅有1台主变运行, 中性点不接地,

2 事故原因分析

2.1 现场检查试验情况

(1) 对110 kV线路巡线发现, 在线路的6~7号杆塔之间, C相有放电痕迹。

(2) 对1号主变本体进行外观检查, 高压试验, 无异常。

(3) 对1号主变放电间隙进行检查, 发现放电间隙的一端被风吹动 (当天风力4~5级) , 其一端有“鸟啄”现象, 但放电间隙无放电痕迹。

(4) 采用一次升电流法核对主变放电间隙变比无误 (200/5) , 间隙过流动作定值无误 (2.5 A/0.3 s) , 模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致。

(5) 核对主变零序过压保护定值无误 (180 V/0.3 s) , 模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致 (且与间隙过流动作后所报后台的信号无任何区别) 。

2.2 保护动作报告、故障录波及事故分析

2.2.1 1号主变保护动作报告 (如表1)

2.2.2 从故障录波可以看出

1号主变无零序电流 (3I。=0, 1号主变中性点未安装零序CT) 。

1号主变放电间隙无电流 (I。’=0) 。

110 kV线路故障从0~50 ms, 1号主变高压侧电流从有到无, C相电压降低, 非故障相电压基本不变 (此现象为典型大接地电流系统发生单相接地时的特征) 。

110 kV线路故障后从50~428 ms (线路开关1跳开后) , C相电压几乎降为0, 故障相电压则上升为线电压, 3U。上升为近300 V (此现象为典型小接地电流系统发生单相接地。

2.3 保护动作分析

(1) 110 kV线路单相接地故障, 故障点在开关1附近, 处于110 kV线路开关1保护的零序I段范围, 零序I段保护0s动作, 线路开关1跳闸。

(2) 开关1跳闸后, 110 kV变电站与系统断开联系。因1号主变中性点未接地, 同时又由于线路开关2仍在合闸位置, C相接地故障依然存在, 而10 kV母线上接入的小发电厂就从主变的低压侧向高压侧反供电, 使得此变电站瞬时由大接地电流系统变成了小接地电流系统, 导致了主变间隙保护373 ms动作, 跳开主变三侧开关。

(3) 由于接地故障点处于110 kV线路开关2保护的零序II段保护范围, 其动作时间是0.5 s;因110 kV线路开关1零序I段保护0 s动作而跳闸, 切除了系统流向故障点的电流;又因主变间隙过压保护0.3 s动作跳开主变三侧, 切除小发电厂就从主变的低压侧向高压侧反供流向故障点的电流 (此电流仅为非故障线路的接地电容电流之和, 远小于大接地电流系统单相接地电流) , 故线路开关2的保护始终没有动作出口的条件。

所以说1号主变跳闸的真正原因是零序过压保护动作所致, 从保护的动作行为分析, 应评价为正确动作。

3 问题及防范措施

(1) 对于主变低压 (或中压) 侧接有小电源的110 kV (及以上) 的变电站, 其主变中性点应优先考虑接地;认真核算发生单相接地时的零序电流, 并考虑和线路两侧零序保护的配合。

(2) 主变保护制造厂家应把零序过压信号与放电间隙过流信号分别报出, 不同的保护对应不同的信号, 以免造成误判断。

(3) 中性点放电间隙应固定牢固, 防止风吹造成放电间隙距离发生变化, 影响其可靠运行。

(4) 因号1主变中性点未安装零序流变 (现无零序保护) , 建议把线路保护流变的尾端在保护屏的端子排上引出并接到装置的零序电流回路, 使其在中性点接地时投入零序保护, 这样既简单实用又节约投资。

110kV主变保护 第2篇

关于110kV留隍变电站#2主变扩建工程

项目竣工环境保护验收的审批意见

广东电网公司梅州供电局：

你公司报来110kV留隍变电站#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。经研究，提出如下验收意见：

一、110kV留隍变电站位于丰顺县留隍镇。本次扩建项目工程内容包括: 增加主变压器1台，容量为40MVA，并完善相关电器设备；增加10kV出线12回。项目性质为扩建工程。工程实际总投资1202.9万元，其中环保投资16.3万元，占总投资的1.35%。

二、广东核力工程勘察院编制的《110kV留隍变电站#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）该变电站周围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 1

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。

100%的被调查公众对本工程环境保护工作总体态

（五）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，同意通过工程竣工环境保护验收。

四、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。

二〇一〇年二月四日

110kV主变保护 第3篇

关键词：110 kV主变；检修技术；缺陷

中图分类号：TM507 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）20-0131-01

110 kV主变的运行期间，预防性试验和A级检修是必须进行的，其中包括油化验和色谱分析，最近几年，笔者跟踪分析了110 kV主变压器的绝缘油样色谱，得出变压器的油中一氧化碳和二氧化碳的含量最高，同时这些物质会随着设备运行时间的延伸而其含量越来越高。有关油样的检查报告中表明，110 kV主变压器油会由于高温然后产气速度会加快，同时会有增长的势头。如果要从根本上排除110 kV主变的问题缺陷，必须结合主变的A级检修，有效的排除其运行期间的问题和缺陷，保证110 kV主变的安全正常运行。

1 110 kV主变的主要功能

一般情况下，110 kV主变压器具备变压和调配双方面的作用和功能。其调配功能主要包括综合利用升降压来进行控制，对于不同设备进行不同的电能控制，促使变电设备稳定安全的运行。主变压器需要在实际生产中的相应需求，有效的调控变电系统，有效的保证了安全稳定的供电，在实际工作中还要配合主变电流高效传输。

其次，变压功能主要是指转换其原始电能，是电能和日常生活用电设备电能需求相互吻合，然后保证供电系统的稳定运行。主变压器一般情况下设置在变电站内，随时根据每个用户的实际需求来调整实际电能，然后对电流量进行相应的有效控制，避免电流过载造成损坏。在用电设备载入电能的时候，要使用变压器进行电能等级的调配，来保证电压荷载以及设备承受范围达到统一。

2 110 kV主变运行中的问题

在设备的正常运行过程中，设备受到湿度、电厂、热度和氧化作用，设备内部的绝缘油和固体绝缘材料会根据设备运行时间逐步产生缓慢老化现象，会产生一系列的化学产物，其中含量最高的就是一氧化碳和二氧化碳。所以110 kV主变的最大问题就是指一氧化碳和二氧化碳含量过多，并且造成老化现象。

在110 kV主变压器的问题检查工作中，主要是根据色谱数据分析进行变压器内部故障的诊断。在进行设备内部故障诊断工作过程中，首先分析设备产生气体并且记忆气体变化的原因，同时要判断设备故障是否真正存在，如果确定设备存在故障，就要对出现的故障进行判定，同时还要确定故障的具体状况。在经过故障的分析判断后，如果变压器内部出现温度过高的相线，要跟踪该变压器的油色谱现象并对其进行详细的分析，还要根据气体各个组成部分的含量百分比或者气体增长率注意值对变压器运行情况的判定，特别是一氧化碳和二氧化碳的含量。

如果故障类型经过分析判定是由于温度过高导致的固体绝缘，要立刻停止变压器运行，同时增强对油色谱等数据试验，对变压器工作荷载进行相应调整。

3 110 kV主变A级检修工作流程分析

3.1 及时采取检查措施

在发现110 kV主变运行中出现问题故障的时候，第一时间要采取相应的检查措施。首先，检修工作开始的第一天，主变由停运的状态转入设备检修状态，工作人员需要对主变的连接部分进行拆除，然后进行检修试验。

3.2 主变的具体检修

在检修工作的第二天，要将110 kV主变转移到吊物孔，拆除吊装孔部位的冷却器和套管。在接下来的时间内，继续把主变托送带厂房的安装车间，对绝缘油采取一定的过滤处理，同时给新散热器配置新的管道，在把主变运送到吊装孔安装冷却器的时候，要向主变设备中注入油，而且开始对设备进行热油循环工作。在对主变进行排油吊罩处理工作的同时，要对设备自身进行各项检查，包括对主绝缘、线圈、开关、引线等进行检查。一旦找到分接开关损坏部分要及时进行修复处理工作，在修复工作之后要对主变进行注油和充氮气，避免设备受潮。

3.3 进行有效的预防性试验

主变检修工作结束后必须进行有效的预防性试验，来预防设备其他故障的出现，同时在主变重新投入运行的时候，要进行全方面的检查，保证主变接下来正常运行。

4 110 kV主变吊罩的问题处理

4.1 对吊罩进行全方面的检查

工作人员要对吊罩进行全方面的检查，如果在检查过程中发现了分接开关的连接处以及操作杆中存在着很多的炭黑物质，以及在高压侧A相引线在比较靠近升高座的部位，同时还存在较多的炭黑物质的情况下，要首先对其进行检修。

4.2 分析主变吊罩问题的处理情况

对于主变吊罩问题的处理情况进行相对应的分析，要首先处理分接开关出现的故障，要把坏掉的分接开关元件用质量好的开关元件进行替换。如果变压器不能进行调档，还要解决长期运行后开关温度过高的问题，可以采取开关的档位使用铜绞线连接的方法进行解决。根据长期的工作经验和实验现实，前者的处理效果较好。在处理高压侧的A级相套管附近出现的炭黑物质，可以把A、B相套管的位置进行互换就可以了，并且要采取铜焊的方式进行焊接，在焊接的过程中，要打开设备上禁锢的螺栓，并对其进行相应的清洁工作，然后进行再一次焊接。最后，针对一氧化碳和二氧化碳含量比较高问题，在处理过程中对油进行反复过滤，一直过滤到合格为止，这样可以有效地降低一氧化碳和二氧化碳的含量。

5 结 语

在110 kV主变压器进行A级检查工作之后，其设备存在的主要问题就是一氧化碳和二氧化碳的含量较多，是因为主变压器分接开关的A相部位受损造成的。在检修工作中要及时更换烧坏的零件，解决固体绝缘的老化现象，要对吊罩进行定时检修，消除主变运行中的各个安全隐患，保障设备的正常运行。在保证110 kV主变压器的正常运行期间，要定期或不定时地对主变进行检修工作，对于设备运行存在的问题及时进行处理。

在检修的过程中，需要把主变压器中冷却器的导油管用蝶阀代替，避免主变压器运行中出现渗油现象。在对于110 kV主变检修工作中，要对常见缺陷进行细致全面检查，并且及时采取一定有效的措施，同时对可能存在的问题隐患进行预防处理，避免出现更大的安全问题，保证主变压器安全运行。

参考文献：

[1] 万江.110 kV主变检修技术及缺陷处理[J].中国电子商务，2014，（23）.

[2] 张伟钊.浅谈110 kV主变检修技术及缺陷处理[J].广东科技，2013，（2）.

[3] 陈乐.110 kV主变检修技术及缺陷处理[J].电工电气，2012，（5）.

110kV主变保护 第4篇

目前,110kV变压器常采用中性点不接地运行方式。中性点设有相应的避雷器和保护间隙,同时配置间隙零序过压保护和间隙零序过流保护,作为变压器中性点经放电间隙接地时的接地保护。间隙保护动作原理简单,整定值不需与其它保护配合,只要放电间隙距离和间隙零序过流、过压保护定值设置合理,一般都能取得较好的效果。但是,实际运行中常发生110kV线路单相接地故障引起的相邻变压器间隙保护误动事件。

1 一起典型的单相接地故障分析

1.1 系统简介

110kV B变电站一次接线如图1所示,L1线为B站110kV电源进线,运行于220kV A变电站110kV母线(220kV主变110kV侧中性点接地),线路长48.24km;L2线为C站110kV电源进线,运行于110kV B变电站110kV母线,线路长15.21km;而B、C变电站为终端负荷站,线路仅配三段式相间、接地距离保护,零序保护;B、C变电站各有1台三圈变,中、低压侧电压等级分别为35kV和10kV,中性点均经放电间隙接地,装有间隙保护。

1.2 动作情况简介

由于雷电原因,110kV线路L1靠近B变电站侧发生瞬时接地故障,保护动作情况为:0ms保护启动;524ms B变电站#1主变间隙保护动作,三侧开关跳开;622ms110kV L1线路开关1接地距离Ⅱ段、零序距离Ⅱ段保护动作,测距为48.4km,故障相为A相;3 150ms 110kV L1线路开关1重合闸成功。

1.3 保护动作行为分析

1.3.1 110kV B站相关保护整定情况

(1)DL/T 584—2007《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》规定:“变压器110kV中性点放电间隙零序电流保护的一次电流定值一般可整定为40～100A,保护动作后带0.3～0.5s延时跳变压器各侧断路器。中性点经放电间隙接地的110kV变压器的零序电压保护,其3U0定值一般整定为150～180V(额定值为300V),保护动作后带0.3～0.5s延时跳变压器各侧断路器”。110kV B站#1主变间隙保护整定情况见表1。

(2)按照《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》规定,110kV线路的零序电流Ⅱ段、接地距离Ⅱ段对本线路末端故障的灵敏系数应满足:20km以下的线路不小于1.5;20～50km线路不小于1.4;50km以上线路不小于1.3。

110kVL1线、L2线分别为长线路和短线路,综合考虑上级主变及相邻线路间的配合,接地距离Ⅱ段和下一级线路的接地距离Ⅰ段、Ⅱ段配合,零序电流Ⅱ段和下一级线路的零序电流Ⅰ段、Ⅱ段配合,L1线和L2线保护定值见表2。

1.3.2 主变中性点过电压分析

由图2中的主变高压侧故障录波图可知,发生单相接地故障时,主变中性点产生了较高的零序暂态过电压,但并无零序电流,由此判断此时间隙未被击穿,零序过电压保护动作。

变压器在运行过程中经常会遭过电压侵害。对于中性点不接地运行的变压器,雷电冲击波入侵时会在变压器中性点反射,产生幅值较高的雷电过电压;发生系统单相接地故障时,在变压器中性点会产生幅值较高的工频过电压。正常网络发生单相接地故障时,断路器跳开单相接地故障前的变压器中性点过电压值与K=X0/X1有关(X0为零序阻抗,X1为正序阻抗)。在电力系统中,有效接地系统的K≤3,而中性点不接地系统的K-∞。由接地故障复合序网可知,发生单相接地故障时,中性点的稳态零序电压为:

式中,Upb为系统运行电压。

中性点暂态零序电压为:

式中，。

在110kV系统中,电源端变压器(即220kV变压器)110kV侧中性点均是有效接地的,那么110kV网络也是有效接地系统,且K=3时的过电压最严重。为简化计算,取K=3,将Uph按二次电压100V代入式(1)和式(2),则U0=60V,U01=152V。上述计算结果表明,尽管系统有效接地,但在单相接地故障零序暂态电压较高时,变压器间隙保护也会误动,从而造成停电。

1.3.3 保护动作行为分析

从继电保护的选择性、可靠性要求来看,110kV线路L1靠近B站侧发生接地故障时,只要A侧的零序距离Ⅱ段、接地距离Ⅱ段保护正确动作即可,其它保护均不应动作;110kVL1线路接地故障点位于线路末端,零序保护Ⅰ段和接地距离Ⅰ段保护是不会动作的,且该线路也未配置快速切除全线故障的保护,只能由零序Ⅱ段或接地距离Ⅱ段保护动作来切除故障。根据以上整定值,零序Ⅱ段和接地距离Ⅱ段保护动作时间为0.6s,而B站110kV主变间隙保护整定时间为0.5s,结果110kV L1线路保护还未动作,B站110kV主变间隙保护就已跳开变压器三侧开关。虽然2.5s后110kV L1线路重合闸成功,但此时B站已全站失压。由上述分析可知,当上一级线路保护和变压器间隙保护均按常规整定时,变压器间隙保护的动作时间躲不过上一级线路后备保护的动作时间,因而造成误动,延长了停电时间,极大地影响了供电可靠性。

2 改进措施

对110kV线路末端故障引起的变压器间隙保护误动,可从110kV线路保护和变压器间隙保护的整定配合方面进行改进。

(1)根据《3～110kV继电保护及安全自动装置整定规程》要求,将所有变压器间隙保护(包括间隙过电流和间隙过电压保护)的时限都整定为0.5s,将上级110kV电源线路零序Ⅱ段和接地距离Ⅱ段保护时间缩短为0.3s,使变压器间隙保护时间比上级电源线路的零序Ⅱ段和接地距离Ⅱ段保护时间延长0.2s。这样,当发生110kV线路末端接地故障时,就能让变压器上级电源线路保护先于变压器间隙零序保护动作,切除故障,然后上级电源线路通过重合闸恢复供电,保证变压器持续供电。

(2)图1所示的变电站还存在上下级线路(长线路和短线路)的配合问题,因此线路保护不能简单地按保灵敏度来整定。L1线路为长线,L2为短线,为防止保护误动,接地距离Ⅱ段要和下一级线路的Ⅰ段、Ⅱ段配合。L1线的接地距离Ⅱ段保护范围已扩大至L2线的接地距离Ⅱ段,而且L1为电源线路,零序Ⅱ段和接地距离Ⅱ段时间已调整为0.3s,如果接地故障点出现在该范围内,那么可能发生L1线和L2线同时跳闸的情况。由于保护无选择性的问题无法避免,因此可采取重合闸补救措施,以提高供电可靠性。

3 结束语

电网故障中接地故障占有较大比例,接地保护在系统保护中又占有重要地位。本文分析了110kV线路主变间隙保护误动的原因,提出了改进措施,以提高电网供电的可靠性。

参考文献

[1]DL/T 584—2007 3～110kV电网继电保护装置运行整定规程[S]

[2]江苏省电力公司.电力系统继电保护原理与实用技术[M].北京:中国电力出版社,2006

110KV电网继电保护设计前言 第5篇

前言

本次设计是110KV电网的继电保护设计。根据所设计的题目依靠四年的电气工程自动化专业知识的学习，通过参阅电力系统继电保护原理、电力系统暂态分析等相关书籍而完成的。

此次设计成果包括：毕业设计说明书和计算书各一份、标准格式外文原稿，译文一份、继电保护配置图纸一张（2#）。

说明书主要内容包括：电气参数数据分析整理；TA、TV变比的选择；中性点接地的确定电力网短路电流计算；电力网相间继电保护方式的选择与整定计算（B─BD1、A─BD5）；电力网零序继电保护方式的选择与计算；自动重合闸的选择。

本次设计选择的是110KV线路，其中包括四个发电厂，并分别构成单电源辐射型线路，双电源辐射型线路，平行线路和多电源四点环行网络。本人设计的是环网中的一条线路B─BD1保护，同组的王星完成的是另一条辐射型线路A─BD5的保护。

在次设计过程中，编者得到了康海珍老师耐心、细致的指导，康海珍老师也提出了许多极有价值的见解和建议。编者在次向康海珍老师表示忠心的感谢。

限于编者的水平有限，书中难免有一些缺点和错误，希望各位老师提出宝贵的意见，编者：刘月伟

110kV主变保护 第6篇

1 某110 k V变电站故障前运行方式

110 k V景大线运行、城大线152断路器热备用;110 k V1、2号主变中性点经间隙接地, 1、2号主变高压侧并列运行、中、低压侧分列运行;10k V竹蓬线、茶厂线、岗茶联络线运行。如下图1所示:

2 保护动作情况

2013年8月3日22:50:38, 110 k V大渡岗变电站10 k V茶厂线过流Ⅰ段保护动作跳闸、重合闸动作重合成功;1 0 k V竹蓬线过流Ⅰ段保护动作跳闸、重合闸动作重合成功;1号主变10 k V侧后备保护复合电压过流Ⅰ段Ⅱ时限动作跳开001断路器。

3 保护动作分析

3.1 10 k V竹蓬线051断路器的保护动作信息

22:50:38 254 (保护装置)

0 ms保护启动 (保护装置)

18ms过流Ⅰ段动作 (保护装置)

1678ms重合闸动作 (保护装置)

22:50:38 255保护启动 (后台机上查)

22:50:38 271过流Ⅰ段动作 (后台机上查)

22:50:38 471过流Ⅰ段返回 (后台机上查)

22:50:39 933重合闸动作 (后台机上查)

如图2波形图所示:10 k V竹蓬线于故障后约160 ms时051断路器已跳开。

从后台机查历史事件可看出:

10 k V竹蓬线:22:50:38 286 051断路器合位断开 (断路器辅助常开接点断开)

22:50:38 426 051断路器TWJ断开 (断路器断开)

22:50:39 948 051断路器TWJ闭合 (断路器合上)

3.2 10k V茶厂线052断路器的保护动作信息

22:50:38 239 (保护装置)

0 ms保护启动 (保护装置)

31ms过流Ⅰ段动作 (保护装置)

1925 ms重合闸动作 (保护装置)

22:50:38 240保护启动 (后台机上查)

22:50:38 270过流Ⅰ段动作 (后台机上查)

22:50:38 700过流Ⅰ段返回 (后台机上查)

22:50:40 165重合闸动作 (后台机上查)

从后台机查历史事件可看出:

10 k V竹蓬线:22:50:38 271过流Ⅰ段动作

22:50:38 471过流Ⅰ段返回

10 k V茶厂线:22:50:38 270过流Ⅰ段动作

22:50:38 700过流Ⅰ段返回

如图3波形图所示:10 k V茶厂线故障后290 ms时 (保护装置录波长度仅为290ms) , 故障电流仍然存在, 跳位也未变位。

从后台机查历史事件可看出:

10 k V厂茶线:22:50:38 289 052断路器合位断开 (断路器辅助常开接点断开)

22:50:38 969 052断路器TWJ断开 (断路器断开)

22:50:40 180 052断路器TWJ闭合 (断路器合上)

3.3 1号主变1 0 k V低后备保护的动作信息

从波形图中可看出流经1号主变1 0 k V侧故障电流达四百多毫秒。

综上所述, 2013年8月3日22:50:38, 110k V大渡岗变电站10k V茶厂线、竹蓬线故障, 两条线过流Ⅰ段保护均动作, 同时1号主变10k V侧后备保护复压过流Ⅰ段Ⅱ时限动作跳001断路器。经查10k V茶厂线、竹蓬线同时发生故障, 10k V竹蓬线18ms过流Ⅰ段保护动作跳051断路器, 故障持续时间约160ms, 1678ms重合闸动作成功;10k V茶厂线31ms过流Ⅰ段保护动作跳052断路器, 故障持续时间约400ms, 1925ms重合闸动作成功;110k V1号主变低后备保护320ms复压过流Ⅰ段Ⅱ时限动作跳001断路器, 故障持续时间410ms。

4 相关保护配置及保护定值情况

4.1 110k V大渡岗变电站相关保护装置配置及保护整定值表 (如表1)

4.2 经检查, 1号主变1 0 k V侧后备保护、1 0 k V茶厂线、竹蓬线保护装置定值均正确

5 结论

根据对10 k V竹蓬线051断路器的保护动作信息、10 k V茶厂线052断路器的保护动作信息以及1号主变10 k V低后备保护动作信息的分析, 最终得出动作原因为, 2013年8月3日22:50:38, 110 k V大渡岗变电站10 k V茶厂线、竹蓬线故障, 两条线过流Ⅰ段保护均动作, 但10 k V茶厂线31 ms过流Ⅰ段保护动作后, 因断路器未及时跳开, 从报告、波形、上传后台机信息分析出故障电流持续了约400 ms, 因此满足了1号主变10 k V侧后备保护复压过流Ⅰ段Ⅱ时限动作条件, 所以1号主变10 k V侧后备保护动作跳开了001断路器。

由此可见, 本次主变10 k V侧后备保护跳开低压侧断路器的起因是由于10 k V线路故障导致, 主要由于10 k V线路的保护动作后断路器未及时跳开, 故障电流未及时切断, 使主变低压侧后备保护的动作时间满足, 最终跳开了变压器低压侧的断路器。因此, 在整定主变低压侧后备保护的动作时间时, 应考虑到此种情况的发生, 适当的整定动作时间, 以免再次发生类似情况。

摘要：该文分析某110k V变电站主变10k V侧后备保护复合电压启动过电流保护动作, 使低压侧断路器跳闸的情况, 主要根据对10k V竹蓬线051断路器的保护动作信息、10k V茶厂线052断路器的保护动作信息以及1号主变10k V低后备保护动作信息的分析, 最终得出动作原因为110k V大渡岗变电站10k V茶厂线、竹蓬线故障, 两条线路的过流Ⅰ段保护均动作, 但10k V茶厂线断路器未及时跳开, 因而使1号主变10k V侧后备保护复压过流Ⅰ段满足动作条件, 故1号主变10k V侧后备保护动作跳开了001断路器。

关键词：主变保护,保护动作,跳闸

参考文献

[1]刘枫, 荆秋锋.主变压器中压侧后备保护改进设计[J].电力系统自动化, 2012 (12) :118-120.

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[3]郭光荣.电力系统继电保护[J].高等教育出版社, 2006 (7) .

[4]单卫东, 吴宏斌.一起110k V主变差动保护动作的分析[J].电工技术, 2008 (3) :71-73.

[5]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护典型故障分析[M].中国电力出版社, 2000.

[6]韩坚.主变跳闸事故原因分析及处理[J].电工技术, 2010 (12) :7.

110kV主变保护 第7篇

关键词：电流互感器,合并单元,差动保护,后备保护

1 概述

电流互感器是电力系统重要的电气设备, 它承担着高、低压系统之间的隔离及高压量向低压量转换的职能。其极性、接线方式的正确与否, 对系统的保护、测量、监控等设备的正常工作有极其重要的意义。因此, 正确配置电流互感器的极性及电流互感器二次接线的正确性是非常重要的。

2 电流采样数据传输方式的区别

智能站与传统站相比新增了电子式互感器、合并单元、智能终端等过程层设备。电子式电流互感器是利用霍尔效应的原理检测电流, 并将电流值转换成直流电信号, 通常是4-20mA的直流电流信号, 为数字量输出。而传统站中均采用电磁式互感器, 电磁式电流互感器是利用电磁感应的原理, 将大电流转换成小电流 (检测大电流) 的方法, 来实现电流的检测。通常, 电磁式电流互感器输出的是小交流电流 (比如:0-5A) , 为模拟量输出。在智能站中电流数据采集可以采用电子式电流互感器数字量输出给相应数字化保护测控设备, 也可以采用电磁式电流互感器和合并单元相互配合的方式传输。

3 流变组别、位置的区别

因智能站中引入了合并单元装置, 用以对一次互感器传输过来的电气量进行合并和同步处理, 并将处理后的数字信号按照特定格式转发给间隔级设备使用的装置。经合并单元处理后的数字量可以给复数个设备使用, 因此与传统站相比, 智能站中的流变组别、和位置均有区别, 如表3-1所示。

4 电流互感器配置对保护的影响

对于差动保护来说, 传统站与智能站采用的流变位置相同, 如图4-1所示。

图4-1中所有流变均为减极性, P1朝母线。以#1主变为例, 在主变正常运行时, 电流方向如图所示, #1主变差动保护所取电流取自流变A、D、G中, 对于流变A, 一次电流P2流入, 因流变为减极性接线, 则二次电流S2流出, 方向为正。同理, 对于流变D, P1流入S1流出, 方向为正。对于流变G, P2流入S2流出, 方向为正。则在传统变电站中, #1主变差动保护二次接线应为流变A、D的S2端接出, 流变G的S1端接出, 这样才能保证主变正常运行时两侧差流平衡, 两侧差流示意图如图4-2所示。

对于智能变电站而言, 由于主变保护采用的电流均为由合并单元上送的数字量, 所以#1主变差动保护二次接线可以和传统站一致。也可以采用流变A、D、G均为S2接出, 在#1主变智能化保护装置的SV接收板中对G的采样值的计算系数取反的方法保证差动保护高低压侧电流的平衡。以许继电气的110kV主变保护装置WBH-851B/G2为例, 图4-3为其NPI板 (光纤接入板) SV借口配置界面。

只要将SMV通道系数中的计算系数改为-1, 即可实现保护采样取反的功能。同时要注意, 对于智能站中的主变保护而言, 差动保护和后备保护采用同一组电流, 因此在对SMV通道系数取反后, 应考虑后备保护的动作范围是否满足要求。

对于传统站该保护流变采用独立流变E的电流, 可以根据保护需要调整流变的二次接线方式和保护方向控制字来满足保护动作为的需求。而智能站中, 主变差动保护和后备保护采用同一组流变, 满足差动保护电流平衡要求后, 可能导致主变后备保护动作范围反向。为了避免这种情况的发生, 可根据保护中的保护方向控制字来调整保护范围。

5 结语

电流互感器对于主变保护测控的影响是不可忽视的, 要保证主变保护正确迅速动作切除故障。必须正确配置电流互感器的接线方式。本文针对典型110kV智能站内桥接线的变压器, 通过对比分析了电流互感器极性、接线方式在传统站与智能站中对主变保护的影响。

参考文献

[1]乔峨, 安作平, 罗承沐等.光电式电流互感器的开发与应用.21世纪互感器技术展望[J].变压器, 2000 (1) :40-43.

[2]林让州.变电站互感器二次回路安装问题分析及防范[J].供用电, 2010 (2) :56-58.

[3]孔晨羽.浅析110kV内桥接线主保护TA配置及备自投逻辑设置[C].电力安全论坛文集, 2010:208-212.

110kV主变跳闸情况分析 第8篇

2013年7月4日早, 雷雨天气, 响雷不断。07时52分110千伏正村变电站正#1主变本体重瓦斯保护动作, 主变三侧跳闸, 所带正10千伏西母I段失压, 09时05分, 合上正10开关, 恢复正10千伏西母供电。

正村变停电前负荷33606KW, 停电后负荷26402KW, 减少负荷7200KW, 损失电量4000KWH。

事件发生后, 当日市公司出具的正#1主变绝缘油色谱分析报告认为故障性质为“电弧放电兼过热”。

2 设备基本情况

2.1 正#1主变基本情况

正#1主变自97年投运以来, 2011年4月曾大修过, 未发现明显异常, 试验合格。2012年至今因10k V线路故障冲击而#1主变跳闸有4次 (不含此次跳闸) , 2013年5月, 绝缘油试验合格。该主变近3年来, 一直重载, 110k V李村变投运后, 系统方式优化, 情况有所好转, 但随着负荷增长, 在今年7月1日载容比在正常运行方式下为84%。故障前载容比为42%。

2.2 事件前后运行方式和二次保护投入情况

事件前方式:正#1、#2主变运行, 110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母, 正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行, 正10千伏母线分列运行。

处理后方式:正#2主变运行, 正#1主变停运, 110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母, 正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行、正10千伏母线并列运行。

2.3 避雷器配置和校验情况

根据以上避雷器信息, 避雷器配置符合站内各等级设备要求。2011年4月, 以上避雷器、全站主设备及接地网电阻测试均合格。

3 事件经过

3.1 综自信号记录

07时52分, 值班人员看到变电站围墙外有雷电, 同时发现正#1主变跳闸。查看综自后台, 保护动作过程如下:

07:52:54 916ms 10k V正王线保护启动, 52:55 946ms 10k V正王1电流III动作, 开关分。52:57 563ms正王1开关重合闸动作成功。其中07:52:54 923ms至934ms正1主变三侧后备保护启动。

07:52:57 606ms正1主变差动保护启动, 52:58 185ms正1主变本体重瓦斯动作, 242ms正111开关分、248ms正101开关分、291ms正351开关分。

3.2 检查站内一、二次设备和站外设备情况

站内检查情况:故障发生后, 经巡视发现站内设备无异常, 站内设备只有“正111、正351、正101”三个开关跳闸。主变外观无异常, 经油化验后, 结果表明“主变内部发生电弧放电兼过热的故障”。正王1开关在合位, 开关柜及所属设备无异常。因正10故障前在分位, 正101跳闸 (带10k V西母) , 当时站上所带10k V线路停电情况为:正10k V西母出线线路5条全停 (I正城、正钰、正王、I正涧、正街) 。

110k V及35k V母线PT、1#主变避雷器计数器无动作。

站内二次设备检查情况:检查保护装置综自后台事件记录, 正王1开关电流III段动作, 开关跳闸, 重合闸成功;正1#主变重瓦斯动作, 三侧跳闸。其他保护装置无动作情况。

站外设备情况:站外10k V西母所带正王线 (专线用户) 出线, 发生1#、4#二处断线、8#杆一处中边两相瓷瓶半幅破碎, 值班人员目击该出线遭到雷击。

3.3 故障隔离和恢复负荷情况

故障隔离情况:08:46将正#1主变停止运行解除备用做安全措施, 正#1主变做试验。

恢复负荷情况:09:15正10k V西母所有负荷除正王外全部恢复运行。

4 原因分析

正王线保护动作情况分析:正王线遭到雷击, 三相短路, 正王线、故障电流 (以下均为一次值) 实际最大为8748A, 故障电流且因雷击电流消失而逐渐减小, 因正王线CT变比75/5较小 (负荷小) , 产生磁饱和, 反映最大故障电流为862A, 因而根据正王线定值, 不满足速断定值1500A, 满足过流定值90A, 1S, 正王1开关保护延时1s正确动作分。后经正王线1.5S重合闸延时, 正王1开关重合闸成功。

主变动作情况分析:正王1重合闸43ms后, 再次出现故障电流最大值为低压侧24000A (8倍额定) 、中压侧2308A (4.9倍额定) 、高压侧833A (5.3倍额定) 。因不满足1#主变差动保护定值;故障电流瞬间高峰后逐渐减小不满足主变后备保护延时动作定值;满足正王线过流延时1S跳闸定值;故障没有迅速隔离, 故障延时579ms后, 主变内部突发较大电弧放电兼过热的故障, 主变重瓦斯动作。

正#1主变三侧和10k V线路避雷器配置及接地网电阻都满足规程要求, 因而正#1主变故障跳闸的原因是, 主变因10k V线路出线近端遭受超过避雷设计标准的雷击而受到较大雷击电压电流的冲击, 因而主变内部发生电弧放电兼过热的故障, 产生气体, 重瓦斯动作, 三侧跳闸。

5 防范措施

排查正村变电站站内二次保护设定情况, 对定值计算、定值整定、软硬压板投退、按规程定期保护试验情况进行检查。

全面排查, 根据线路短路电流值的大小进行合理的CT变比配置, 减少因CT保护用变比较小, 达不到速断值, 而影响故障切除时间。

对正2#主变等各站主变的绝缘油进行化验, 进行认真分析, 根据结论, 制定措施, 严格落实相关检修规定。

检查站内外设备和线路的防雷措施运行情况, 现有的防雷设施一定要维护投运到位。

对站内设备接地网电阻进行测试, 不合格的给予及时整改。

110kV主变保护 第9篇

关键词：变压器,跳闸,综合诊断

变压器故障诊断是判息、定期检测信息和在线检测数据情况进行分析判断外,在确定能否继续投运时,要以各种可能的故障为目标,进行故障综合评估。故障诊断中,专业技术人员不仅应熟练掌握相关设备专业知识,还应全面理解规程规定,根据收集设备故障信息综合分析,准确判定设备故障。

1 故障情况

2008年5月28日18时01分,某变电站110kV 2号主变比率差动动作,2号主变两侧开关跳闸。

主变保护装置显示17时58分2号主变比率差动保护动作;变压器断变压器故障性质及能否继续运行的重要工作,也是状态评估的重要内容。故障诊断除通过故障信息、变压器外观巡检信外观检查无异常,瓦斯继电器、压力释放阀均未动作。其他相关一次设备外部检查没发现任何异常。该主变运行14年,以往运行中未发现异常情况。

故障前系统运行正常,无操作,天气晴好。

2 试验情况及分析

2.1 保护检查校验

(1)保护交流电流回路的绝缘电阻均大于50MΩ,符合要求。(2)2号主变非电量保护的动作试验,逻辑正确。(3)对主变差动保护装置做了电流回路幅值的精度和相位试验,符合要求。差动保护动作试验,逻辑正确。(4)分析2号主变差动保护动作报文,差动保护的差流和制动电流仅B、C相有,根据电流向量图可知反映是110 kV侧C相有故障。

以上保护动作的分析得出结论:认为是110 kV侧C相故障可能性很大。

2.2 电气试验情况

对相关110 k V及10 kV配电装置及保护装置进行试验和校验,具体结果如下。

(1)绕组绝缘电阻、电容量与上一次修试记录相比无明显变化。

(2)直流电阻测试结果正常。

(3)低电压阻抗不平衡率2.14%,超2%标准。具体见表1。

仅从阻抗试验的绕组阻抗值变化分析,似乎未见特别严重的异常情况,理由如下。

(1)由于2次阻抗的测试不在一个档位(2007年在1档,跳闸后在3档),纵向的阻抗不宜比较,但数据符合规律。

(2)阻抗横相比较相差2.15%,表明绕组有一定程度变形,但经验表明这一数据通常不宜作为对变压器绝缘损坏程度判断的依据。我公司在役运行的多台变压器有类似情况,目前均采取色谱分析跟踪监测运行,且运行正常。类似的阻抗差异,一般不易查出变形部位(尤其变形一般发生在内绕组上,需拔绕组检查),且现行标准对阻抗偏差已作放宽,要求阻抗相间偏差或与原始阻抗数据相比不大于3%。

但从有功功率测试数据中,却发现了较大的异常,分析如下。

(1)有功功率C相比A、B相大了近1倍,正常情况下,出现这么大损耗偏差不太可能。考虑到损耗主要是试验电流在绕组电阻上产生的有功损耗,除了引线和接头影响外,可能的故障情况是匝间短路。据此,C相存在匝间短路疑点上升。

(2)如进行空载试验应该有助于进一步的判断。

2.3 油色谱情况

故障跳闸后3 h左右,采油样结果显示油中分解气中有微量乙炔(8.1μL/L)。主变跳闸前、后历次试验数据见表2。

注:2008年5月15日怀疑切换开关油室可能渗油;2008年5月19日切换开关油室放油检查;2008年5月20日分接开关注油后,观察分接开关油位变化,确认渗油;2008年5月28日故障后3个多小时(28日下午9点取油样);2008年5月30日下午4点多取油样。

从历次变压器绝缘油色谱数据跟踪结合变压器与分接开关油位检查看,变压器的有载分接开关存在渗漏油情况。

(1)调压开关的切换开关油室渗油为判断变压器故障带来困难从表2可知,变压器绝缘油的乙炔含量在此次故障前3个月前就已出现,后经检查分析,确认为由于调压开关切换开关油室(见图1)的渗漏引起,变压器本体绝缘油色谱变化趋势较慢且趋于稳定。

(2)跟踪绝缘油色谱变化趋势可排除切换开关油室渗油影响。

故障后的色谱数据较前次测量值有较大变化,且再次测量出现跃变,色谱变化趋势发生明显变化。变压器差动保护动作跳闸,如属变压器内部缺陷(过热或放电),一般将产生大量的故障气体,但由于故障后一般会立即切断冷却器(如有)电源,故障气体自然扩散,组分扩散到取样口的扩散速度较慢,立即进行绝缘油色谱分析,不一定能准确反映故障情况,需经过一定时间扩散后色谱方能反映。但分接开关渗漏油造成的变压器色谱异常,一般变化趋势较慢,通过色谱跟踪可掌握其变化趋势(从表2可见)。通过注意区别色谱的变化趋势可有效排除分接开关油室渗漏引起的色谱变化。

3 综合诊断

(1)保护动作的分析得出结论:认为是110 kV侧C相故障可能性很大。

(2)C相在低的电压下的损耗出现比其他两相大一倍,损耗增大主要是试验电流在绕组电阻上产生的有功损耗,C相匝间短路疑点上升。

(3)色谱跟踪发现数据持续增长,且变化趋势出现较大突变,变压器存在故障的可能极大。

4 解体检查

对该主变进行解体检查,吊罩后即发现在C相高压绕组下部调压区域上方上部4饼处,有2饼绕组被烧损,故障点发生被烧损的2饼绕组存在明显的局部变形现象,从被烧绕组部位看,故障原因主要是绕组匝间绝缘的损坏,导致线饼的烧损,故障类别为匝间短路。

5 结束语

(1)在试验数据异常,尤其是测试值处于规程标准限值的临界值时,不宜根据单一试验数据确定设备状态,应进行综合诊断;判别各类试验数据的变化趋势,如几项试验数据均显示设备异常,则设备极有可能存在问题。

(2)开展设备状态评估后,对专业技术人员的业务要求越来越高。相关人员应全面掌握设备性能、标准规程以及测试技术,提高综合判断故障能力。

(3)在故障诊断分析过程中,不能片面地理解规程,应全面收集设备各类信息,并进行综合分析,做出正确的故障诊断。

参考文献

110kV主变保护 第10篇

在运行的变压器中, 必须有一点接地, 但若是出现多点接地的现象, 那么将会发生故障, 在接地点之间将会形成一个磁通闭合回路, 这样会造成接地环流, 最终引发出变压器的产生大量的热量, 出现油分解的现象, 从而出现可燃气体, 引发事故。另外, 还会导致接地片熔断或者是烧断铁芯, 从而导致铁芯的电位悬浮, 产生放电现象。针对这些现象必须进行全面的分析, 从而制定出解决措施。

1 变电站110k V主变压器主变铁芯多点接地故障

变电站110k V主变压器铁芯多点接地故障的产生, 很大的原因就是一些厂家变压器制造中存在质量问题, 导致了内部绝缘距离不够, 并且在油内部存在金属焊渣等, 最终引起了变压器发生铁芯多点接地故障, 并且这些故障都是十分普遍的故障。根据相关数据进行分析, 下表一中是某变电站主变压器油化分析统计表, 根据表中数据进行分析, 在2006到2013年5月之前, 其中变压器的工作十分正常, 但是在2013年之后, 逐渐的发现在该变压器中, 乙炔、总烃以及氢气的含量都逐渐的超标见表1, 利用相关算法进行计算, 对其进行分析为高于700摄氏度高温范围中的热故障, 并且在2013年底, 对该变压器进行检查, 最终发现了在变压器的引线接头处有着明显的烧伤痕迹, 相关人员及时对其进行处理, 之后进行测试, 在保证各项参数正常后投入正常使用中, 基于各种现象进行分析, 从而得出了产生故障的主要原因是引线绝缘破裂后放电产生的高温所造成。而在表二中则是对经过处理后的变压器进行定期检查记录, 发现在2014年年初再次发现了变压器变化, 但是针对这种变化进行分析, 发现了其中仅仅总烃超标, 而乙炔以及氢气度没有变化, 最终通过计算发现属于高温范围热故障, 在检查变压器油化超标后, 工作人员又对相关的测试, 最终发现了是由于铁芯多点接地造成。而产生变压器的油化超标现象的出现则是将其认为由于引线绝缘被破坏, 导致了局部的温度过于热, 从而引发出油化超标。之后对该变压器进行高压测试, 但是在测试之后发现一切正常, 因此, 将其投入正常使用中, 但是在使用之前, 还是进行一些测试, 主要是对铁芯绝缘电阻进行测试, 而问题也随之出现, 测试的铁芯绝缘电阻, 发现其中的电阻为零, 根据这种现象可以发现造成油化实验超标的基本原因是铁芯多点接地造成的故障, 并且经过检查发现该接地属于悬浮接地, 变压器的振动导致了悬浮物与铁芯进行接触, 从而形成了磁通环流引起了发热现象。

2 变电站110k V主变压器铁芯多点接地故障处理措施

2.1 进行吊罩检查

基于以上问题进行全面的实验与测试见图1, 发现了其中故障问题是由于变压器铁芯多点接地造成, 对于此种状况的解决, 可以利用吊罩检查的方式, 主要是在发现变压器铁芯接地后, 立即将停止变压器的工作[1]。并且相关的工作人员能够利用吊罩检查方式进行检查, 以此来发现其中的接地点, 并且进行处理, 从而来解决该问题。但是对于这种方法来说, 其耗费的时间十分长, 同时该变压器不能够长时间的停止工作, 否则将造成很大的损失, 所以这种方式不能够实施。

2.2 打开变压器铁芯正常接地点

该方法的主要原理是能够利用变压器内部铁芯的接地点, 使其代替正常接地点, 这样能够保证该变压器属于一个正常接地点的情况, 相关工作人员可以打开磁通回路来解决铁芯发热的问题。但是这种方法也存在很大的局限性, 仅仅是应用在变压器内部接地点为死接地点的情况中, 若是变压器的内部接地点为悬浮接地, 则不能使用, 否则将会引发严重的事故。

2.3 大电流冲击

大电流在通过时候产生的高温使变压器内部接地由悬浮接地点烧结为死接地点, 同时大电流在通过后产生的高温将会直接将接地点烧断, 这样在变压器的内部将会出现一个接地点。对于这种方法来说, 在使用时必须要将变压器停止运作, 因此这种方式不提倡[2]。

2.4 加装合适的电阻

在变压器的铁芯正常接地点处, 要加装合适的电阻, 这种方式主要是利用电阻来限制变压器铁芯的电流, 防止其温度过高。采用这种方法不需要停止变压器的运行。但是却无法在根本上解决问题, 仅仅是能够抑制铁芯发热的现象, 然而这种方式缺失十分有效, 能够保证近期内不能停电, 很多情况下, 都是选用这种方式进行处理, 以此来缓解铁芯发热的情况出现[3]。

将此种方法应用到上述案例中, 对其故障进行解决, 使主变压器铁芯发热的现象有效的得到解决, 在铁芯处的接地电流没有变大, 同时根据数据进行观察, 发现了其中变压器油没有被处理, 还是存在比较多的气体, 结果依然是总烃超标, 但是却并无任何增长趋势。这一点充分的说明了在变压器铁芯的正常接地点处加装电阻, 能够有效的解决变压器铁芯多点接地的故障, 但是此种方法无法在根本上解决故障, 仅仅起到一个缓解的作用, 所以这种方法不能够长时间使用。

3 结语

对于变电站主变压器铁芯多点接地的判断, 必须要仔细, 对故障的原因进行分析, 并且对其进行测试, 查看其故障是否是铁芯多点接地引起的。相关工作人员必须做好对变压器铁芯正常接地点电流的监测工作, 根据电流的变化来确定出是否存在问题。另外, 也可以测定变压器铁芯绝缘电阻, 若是电阻值为零, 那么故障便是铁芯多点接地引起的。工作人员必须加强自身的素质, 能够正确的判断出故障的原因, 并且能够采取正确的方式进行故障的处理, 以此来保证变压器的正常运行。

参考文献

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