浅谈主变保护的几个问题及相关处理措施
220kV变电站继电保护改造中存在的问题及解决措施
220kV变电站继电保护改造中存在的问题及解决措施随着电力系统的不断发展和变化，变电站继电保护系统也需要不断进行改造和升级，以保证其正常运行和可靠性。
在220kV变电站继电保护改造过程中，往往会遇到一些问题，这些问题可能会对系统的稳定性和安全性造成影响。
本文将针对220kV变电站继电保护改造中存在的问题进行分析，并提出相应的解决措施。
一、存在的问题1. 技术老化问题许多220kV变电站继电保护系统已经使用了很长时间，其技术设备和软件往往已经过时，无法满足当前电力系统的需求。
需要对这些设备和软件进行更新和升级，以适应新的运行环境。
2. 信息不对称问题在继电保护改造过程中，往往存在着信息不对称的问题，即相关人员之间的信息传递和理解存在偏差，导致对改造工作的实施产生误解和错误。
这将对改造工作的质量和进度造成影响。
3. 系统兼容性问题在继电保护系统的改造过程中，往往需要对不同厂家的设备和软件进行整合和兼容，以确保整个系统的正常运行。
由于各厂家的产品不同，兼容性问题可能会成为继电保护改造的障碍。
4. 工程施工难度问题在220kV变电站继电保护改造中，往往需要对现有系统进行停电、拆卸、安装和调试等工程，这对施工人员和设备要求非常高，且施工过程中往往会有各种意外和困难出现。
二、解决措施1. 技术更新和升级针对技术老化问题，可以采取技术更新和升级的方式来解决。
通过引入先进的技术设备和软件，对现有系统进行升级和更新，以提高继电保护系统的可靠性和稳定性。
2. 加强沟通和协调为解决信息不对称问题，可以加强相关人员之间的沟通和协调，确保信息的及时传递和理解。
可以建立专门的沟通平台或团队，以协助相关人员进行信息交流和协调工作。
3. 兼容性测试和调试针对系统兼容性问题，可以进行充分的兼容性测试和调试工作，以确保不同厂家的设备和软件能够完全兼容和协同工作。
可以邀请厂家技术人员参与，共同解决兼容性问题。
4. 施工管理和安全措施针对工程施工难度问题，可以加强施工管理和安全措施，确保施工人员和设备的安全，并严格按照施工计划和程序进行操作，以降低施工风险。
主变保护注意事项
主变保护注意事项主变保护是电力系统中非常重要的一环，它的作用是确保主变的安全运行，并保护主变在发生故障时能够及时切除，以避免对整个电力系统造成不可修复的损失。
在主变保护的设计和运行中，需要注意以下几点。
必须对主变的运行情况进行全面、准确的监测。
监测主要包括主变的电流、电压、频率等参数的测量，以及主变的温度、湿度等环境参数的监测。
监测数据应及时传输到监控中心，并进行实时分析和处理，以便及时发现主变运行异常情况。
需要设置合理的保护动作参数。
保护动作参数是指当主变发生故障时，保护装置的动作参数，如电流保护的电流定值、差动保护的电流比率、过频保护的频率定值等。
这些参数的设置应根据主变的具体情况和工作要求进行合理的选择，并进行定期检查和校准，以确保保护装置的可靠性和准确性。
第三，需要选择合适的保护装置。
保护装置是主变保护的核心部分，它能够根据监测到的信号进行判断和动作，以保护主变的安全运行。
常见的保护装置有差动保护、过电流保护、过频保护等。
在选择保护装置时，应根据主变的额定功率、电压等参数进行选择，并确保保护装置能够满足主变的保护要求。
还需要注意保护装置的可靠性和可用性。
保护装置应具有高可靠性，能够在主变发生故障时及时、准确地进行动作。
同时，保护装置应具有高可用性，能够在各种环境条件下正常工作，并能够抵御各种外界干扰和故障。
还需要进行定期的维护和检修。
定期的维护和检修是确保主变保护装置正常运行的重要措施。
维护和检修内容包括保护装置的清洁、紧固件的检查、接线端子的检查、保护装置的功能测试等。
定期的维护和检修能够及时发现和排除保护装置的故障，保证主变的安全运行。
还需要加强对主变保护人员的培训和学习。
主变保护人员应具备一定的电力知识和保护装置操作技能，能够熟练掌握主变保护的原理和操作方法，并能够快速、准确地处理主变保护装置的故障和异常情况。
主变保护是电力系统中非常重要的一环，需要注意以上几点。
只有做好主变保护的监测、设置保护动作参数、选择合适的保护装置、确保装置的可靠性和可用性、定期维护和检修以及加强人员培训等工作，才能确保主变的安全运行，保护电力系统的稳定运行。
关于变电站主变常见故障及处理方法重点探寻
关于变电站主变常见故障及处理方法重点探寻摘要：变电站的运行是一项综合了多个专业的工作，因此变电运行工作对于工作人员的技术要求是非常高的，同时由于变电站有很多精密元器件，因此变电站的运行工作非常的复杂。
因此为了保证变电站的平稳运行，需要综合处理好各个项目工作。
任何不规范的工作都对于变电站的良好运行有着不良影响。
在此前提下，本文结合了变电站常见的故障进行了列举分析，并且提出了相应的解决防范。
关键词：变电运行；主变；故障；处理一、概述从变压器的故障进行分类来看，变压器的故障可以分为两种：内部故障、外部故障。
以下将分别论述：内部故障主要包含了绕组之间的短路故障、绕组线咂之间的短路故障以及引出线和外壳接触发生的接地故障。
外部故障则包含了绝缘套管、引出线、散热器、油泵等故障，主要有绝缘套管闪络、或者引出线之间的相间故障。
二、常见故障及处理方法2.1绕组故障绕组控制着电能的输出和输入，因此是变压器的主要龚总部件。
常见的绕组故障主要包含了绕组松动，短路等。
短路故障又主要包含了相间短路，股间短路、匝间短路等短路故障。
引发故障的原因包含了：线路出现短路，线路过载符合使用，线路绝缘发生老化或者受潮；另外绕组接头接触不良，雷电极端天气的影响使得绕组过电等原因。
当匝间短路故障出现时，需要在第一时间进行处理，以免导致更严重的单相接地故障或者出现相间故障。
另外出了短路问题意外，绕组短路的情况也是常见的故障之一，当出现低压侧两端断路时，此时的变压器为单相运行，因此在短路的两相并没有电压。
对于变压器而言，断路问题是及其严重的，当出现该问题后需要在第一时间进行断电处理，并尽快开始检修工作。
2.2套管故障套管轻微故障发生时常见的现象有绝缘击穿，闪络，绝缘接头熔融，绝缘子裂纹等情况。
这种情况通常较好解决，并且对于变压器本身没有严重的影响，后续维修过程中只需要更换异常部件即可解决。
而当出现套管着火爆炸等较为严重的故障情况时，则需要谨慎应对。
浅谈内桥接线变电站主变差动保护死区问题
浅谈内桥接线变电站主变差动保护死区问题摘要：随着电网框架的不断完善，220kV已经成为城市供电的主网架，110kV线路已是辐射性供电的主要通道，110kV变电站多数成为城市终端变电站，其要求既节约资源，又满足供电可靠性。
而内桥接线变电站中使用的一次设备少，占地少，具有一定的运行灵活性，能满足供电可靠性的要求，所以，在终端变电站中，内桥接线被广泛采用，我公司共有8座110kV变电站，内桥接线变电站一共有5座，占总变电站的62.5%。
由于内桥接线的特殊性，在实际运行中，内桥接线变电站的主变差动保护存在误动和死区的问题，成为电网运行的安全隐患。
对可靠性也有一定的影响，而现有用户的负荷都很重要，对供电可靠性的要求要求较高，所以，提高供电可靠性成为重中之重。
关键词：内桥接线；变电站；主变差动保护；死区问题一、内桥接线变电站运行方式变压器高压侧没有开关(断路器)，仅仅设置了闸刀(隔离开关)；内桥开关一侧配有差动电流互感器，该电流互感器有的靠内桥开关Ⅰ母侧，也有的靠内桥开关Ⅱ母侧。
内桥接线变电站常见的运行方式有如下3种：(1)“中间”方式：高压侧分列运行，即2条进线1，2分别供1，2号主变701和702开关运行，700开关热备用，备自投方式为母联备自投，2台变压器T1，T2分列运行；(2)“左边”方式：高压侧并列运行，进线1供1，2号主变701和700开关运行，702开关热备用，备自投方式为进线备自投，2台变压器T1，T2并列运行；(3)“右边”方式：高压侧并列运行，进线2供1，2号主变702和700开关运行，701开关热备用，备自投方式为进线备自投，2台变压器T1，T2并列运行。
二、内桥接线变电站保护配置对于内桥接线变电站保护典型配置：2条进线开关为受电馈供开关，没有配备专门的线路保护；2主变压器安装在主保护和后备保护的电流互感器，以主变压器相应线路开关变压器差动保护中，独立流量低侧开关桥开关独立流变，跳进线开关后差动保护，相应的桥开关和主变低压侧开关。
浅谈220kv主变失灵保护的完善
鬈簟j也恿浅谈220K V主变失灵保护的完善杨肖(广西泰能工程咨询有限公司，广西南宁530023)嘴要]随着经济社会的不断发辰，对电力系统的要术也是越来越南。
当电力系统发生系统的故障时，继电保护将会快速的切除故障。
若是由于种种的原因，所路器就会发生拒动，就不能快速的切除故障，设备就有可能被烧毁，情况严重就有可能破坏整个系统的稳定。
因此对于高于220K v的高压电力系统，就需要设置断路器的失灵保护。
防止由于断路嚣的柜动而扩大事故。
随着科教的进步，电力系统故障发生的频率尽管也有变低。
但是依然存在着一些问题。
本文对电力系统失灵保护中存在的问题进行了分析，并且提出了相应的改进措麓。
饫键词】220K V主变；失灵；电力系统；故障1前言失灵保护是母线上连接元件发生故障时，故障元件上的保护正确动作，二断路器拒跳，或者，故障发生在断路器与电流互感器之间，保护动作开关跳，但故障未消除，利用故障元件的保护，以较短的时间作用于同一条母线其他开关的后备保护，失灵保护是电网的重要保护。
2220K V主变失灵保护中存在的问题21主变变高失灵保护的启动的电流取自套管TA的不足一般的变压器变高都会装有开关的失灵保护。
高压侧断路器被旁路断路器取代，高压侧断路器TA也将会退出运行，旁路断路器中的套管TA是要继续运行的。
尽管在旁路断路器中起动使用套管T A的相对电流元件就可以免去很多不必要的麻烦。
但是这样的操作并不是最好的。
因为高压侧断路器并不能由套管T A的电流反应出真实位置。
若是故障发生在系统的中间点，由于保护动作跳三侧断路器。
若是高压侧断路器和低压的压侧断路器均跳开，而中压侧断路器由于失灵保护总不能跳开，会继续向故障点提供错误的短路电流，套管TA也有电流，电流的元件就已经受到了保护。
在高压侧开关运行时，如果故障点发生故障，那么中压侧、低压侧断路器均跳开，但由于高压侧开关失灵跳不开，这时因套管T A无电流而不能起动失灵保护，使故障范围扩大。
220kV变电站继电保护改造中存在的问题及解决措施
220kV变电站继电保护改造中存在的问题及解决措施220kV变电站继电保护改造是电力系统更新改造中的重要环节，能够提高电力系统的稳定性和可靠性。
在实际的改造过程中，往往会遇到各种问题，影响改造工作的顺利进行。
本文将就220kV变电站继电保护改造中存在的问题及解决措施进行分析和探讨。
一、存在的问题1. 系统老化问题随着变电站的运行时间的推移，原有的继电保护设备可能存在老化、迟滞和性能下降的情况，无法满足当前电网的保护要求。
这就需要对继电保护设备进行更新改造，以确保电网的安全运行。
2. 技术标准不符合要求由于电力系统标准的不断更新，原有的继电保护设备可能无法满足最新的技术标准要求，需要对继电保护设备进行技术升级，以适应当前电网的要求。
3. 设备兼容性问题在进行继电保护设备更新改造时，需要考虑新设备与原有设备的兼容性问题，以确保新旧设备之间能够正常运行，并保证整个系统的稳定性和可靠性。
4. 施工现场环境复杂220kV变电站通常位于城市郊区或者山区，施工现场环境复杂，存在着诸如地形复杂、气候恶劣、施工空间狭小等问题，给改造工作带来不小的难度。
5. 安全隐患在继电保护改造过程中，需要对设备进行拆除、安装和试验，存在一定的安全隐患，需要采取严格的安全措施，确保施工过程中不发生事故。
二、解决措施1. 组织细化、分工明确在进行220kV变电站继电保护改造工作前，需要组织专业的技术人员和施工人员进行详细的方案设计和施工计划制定，明确各个工作环节的责任和任务，确保施工工作有序进行。
2. 设备选型优化在进行继电保护设备的更新改造时，需要对设备的选型进行充分研究和比较，选择性能优良、技术先进、适用性强的产品，确保设备能够稳定可靠地运行。
4. 安全管理在施工现场要加强安全生产意识教育培训，健全安全管理制度，加强安全生产监督检查，确保施工现场的安全生产，杜绝施工安全事故的发生。
5. 环境保护在220kV变电站继电保护改造施工过程中，需要加强环境保护工作，减少对周边环境的影响，合理利用现场资源，采取有效的环保措施，确保环境保护工作得到切实的落实。
变电运行维护过程中存在的问题及解决对策
变电运行维护过程中存在的问题及解决对策变电站是电力系统中的重要设备之一，负责将高压输电线路输送的电能转换为适宜输送和使用的电能。
在变电运行维护过程中，可能会出现以下问题：1. 设备老化和损坏：变电设备使用时间久了，存在老化和损坏的情况。
老化设备可能导致电能转换效率下降、电气故障发生率增加等问题。
解决对策：定期检修设备，对老化和损坏的设备及时更换，确保设备的正常运行。
采用先进的设备监测和故障预测技术，及早发现潜在问题，采取维护措施。
2. 电气故障：由于设备老化、外部因素以及操作不当等原因，变电站可能会出现电气故障，如短路、漏电等问题。
解决对策：建立完善的故障诊断和处理机制，对故障进行快速定位和修复。
持续改进设备运行状态监测系统，及时掌握设备的工作状态，并做好设备维护和故障排除工作。
3. 安全隐患：变电运行维护过程中，由于涉及高压电，存在一定的安全隐患，如触电、爆炸等。
解决对策：建立完善的安全管理制度，加强对操作人员的培训和教育，确保操作人员具备正确的操作方法和安全意识。
加强设备维护和巡检，及时排除潜在的安全隐患。
4. 人员不足和技术水平不高：变电运行维护需要一定的人力和专业知识，但由于各种原因，可能会导致人员不足和技术水平不高的问题。
解决对策：加强人员培训和技能提升，提高操作人员的专业水平。
加强招聘和人员配备，确保有足够的人力资源来进行运行维护工作。
5. 设备管理不规范：变电站涉及多个设备和系统的运行和管理，如果管理不规范，可能导致设备运行不稳定、效率低下等问题。
解决对策：建立健全的设备管理制度，规范设备运行和维护流程。
加强设备巡检和维护，定期进行设备保养和检修。
使用先进的设备监控和管理系统，实时监测设备运行状态，提高设备管理的效率和准确性。
解决变电运行维护过程中存在的问题需要采取综合的对策，包括定期检修设备、建立完善的故障诊断和处理机制、加强安全管理、加强人员培训和技能提升、规范设备管理等。
引入先进的技术和管理手段，推动变电站运行维护工作的现代化和智能化。
浅析主变故障成因分析及处理措施
某 一 梯 度 电流 通过 时导 致 接 地 引 下线 上 的
压 降 和避 雷 器 的 残 压相 叠加 后 作 用到 变 压 分 布梯 度 较 大 而 绝缘 又 相 对 薄 弱 的 环节 部 （ ） 圈的 绕制 和 绝缘 件 的 制造 及 其存 放应 ３线
器 绕组 上 ， 终破 坏 变 压器 绝缘 。２较 高 的 位 。 影 响 局 部 放 电 的 因素 很 多 ， 合起 来 在 净 化 的 环 境 中进 行 。垫 块 和 撑条 等 绝 缘 最 （） 综 避 雷 器 接 地 电 阻避 雷 器 接 地 电 阻 较 高 时 ， 雷 击 电 流流 过 接 地 电 阻将 导 致 主 变外 壳 的 会 引起 主 变绝 缘 的 损 害 。 ３变 压 器本 身缺 （） 主要 有 ：１绝 缘 材 料 的材 质 不过 关 ；２产 件 应 无尖 角 、毛 刺 ， （） （） 表面 要 光洁 。对 粘合 绝 品 设计 的 绝缘 结 构 不 合 理 ；３生 产 加 工 制 缘 件 要 严 防 层 间 有 气 泡存 在 。４要 严 格 控 （） （）
塑 Ｑ：
Ｓｃｉ ｎｃｅ ｅ ａｎ Ｔｅｃｈ ｏｇｙ ｎｎ ｄ ｎｏｌ Ｉ ｏｖａｔｏｎ ｉ Ｈｅｒ ｄ ａｌ
工 业 技 术
浅析 主 变故 障 成 因分 析 及处 理措 施
赵 兵
（ 广东粤 电力公司天生桥 一级水力发 电厂 检修部
贵州兴义
５ ２０ ） ６ ４ ０
摘 要： 本文较 为系统地介 绍 了主变的典 型故障成 因及相应的 防治措施 。主 变典型故障一般分 为突发性 故障和潜伏性故 障 ， 突发性故 障 分为雷击 、失误操作和 负荷突 变等 ； 潜伏性故 障又可分 为局部放 电、 内部局部 过热和绝缘 的老化 等 ， 中针对 导致 主变典 型故障的原 文
变电运行维护过程中存在的问题及解决对策
变电运行维护过程中存在的问题及解决对策变电运行维护是电力系统中非常重要的一环节，它直接关系到电网的安全稳定运行。
变电运行维护过程中也存在着一些常见的问题，例如设备老化、设备故障、人为操作失误等。
这些问题如果得不到及时解决，可能会对电力系统的稳定运行造成影响。
本文将从这些问题出发，探讨其存在的原因及解决对策。
一、设备老化设备老化是变电运行维护中常见的问题之一。
随着设备的使用年限增加，各种设备都会逐渐出现老化现象，例如变压器、开关设备、绝缘子等。
设备老化会导致设备性能下降、可靠性降低，甚至出现故障。
为了解决设备老化带来的问题，可以采取以下对策：1. 定期检测设备状态，了解设备老化程度，及时制定维护计划，对老化严重的设备进行更换或维修。
2. 加强设备的保养工作，延长设备的使用寿命，提高设备可靠性。
3. 定期进行设备升级和更新，利用新技术、新材料来替换老化设备，保持设备的良好状态。
二、设备故障设备故障是变电运行维护中的另一个常见问题。
设备故障可能由于制造缺陷、安装不当、运行负荷过大等原因引起。
设备故障可能会导致电网的短时停电甚至事故。
为了解决设备故障带来的问题，可以采取以下对策：1. 加强设备的质量检验，确保设备的质量达标。
2. 加强设备的安装和调试工作，确保设备安装正确、运行正常。
3. 定期进行设备的检修和维护工作，及时发现和排除设备故障。
4. 安装设备保护装置，及时切断故障设备，防止故障扩大。
三、人为操作失误人为操作失误是变电运行维护中的另一个常见问题。
在变电站的运行维护工作中，人为操作失误可能导致设备跳闸、短路甚至火灾等事故。
为了解决人为操作失误带来的问题，可以采取以下对策：1. 加强人员的培训和教育，提高操作人员的操作技能和操作素质，降低人为操作失误的几率。
2. 严格执行操作规程和操作规范，确保操作流程的规范和标准化，降低操作失误的风险。
3. 安装智能监控设备，自动化的监控设备可以减少人为操作失误的影响。
电力110KV变电站继电保护的问题分析与处理
电力110KV变电站继电保护的问题分析与处理电力110KV变电站继电保护是保证电力系统安全稳定运行的重要组成部分，如果变电站继电保护出现问题，可能导致整个电力系统发生故障，对生产和生活带来严重影响。
下面将对电力110KV变电站继电保护的问题进行分析与处理。
一、问题分析1.设备老化：110KV变电站设备在长期运行过程中，会出现老化现象，继电保护装置也不例外，长时间使用会导致部分组件老化，继电保护装置的灵敏度和可靠性会下降，如果不及时更换或维护，可能导致误动作或漏动，造成事故。
2.维护不当：由于继电保护装置是高灵敏度的电气设备，在维护过程中需要进行精密操作，如果维护过程中操作不当或存在疏漏，容易造成继电保护装置内部元器件连接不良或者失效，从而影响保护装置的稳定性和灵敏性。
3.外部干扰：继电保护装置工作过程中，如果遭受到外部干扰信号，会造成继电保护装置误报或误动作，进而影响电力系统的正常运行。
例如雷电、电磁干扰等信号可能会影响到继电保护装置的正常运行。
二、处理办法为了确保变电站继电保护装置的正常运行，需要采取以下几方面的措施：1.定期更换设备：变电站继电保护装置需要定期更换，可以根据设备的年限和实际使用情况进行维护和更换。
同时还需要对继电保护装置所在的控制室进行保养和维护，确保控制室干燥、通风良好。
2.维护工作精细化：继电保护装置维护过程中需要进行精细化的操作，包括设备清洁和紧固，端子和接线盘的拧紧，检查和修复元器件的检查、更换等工作，确保继电保护装置的稳定性和灵敏度。
3.加强防雷措施：为了避免雷击损伤继电保护装置，需要加强变电站的防雷措施。
可以采用安装避雷针、接地网、引下线等传统的防雷设施，也可以安装雷电流传感器等新型防雷设备。
综上所述，对于电力110KV变电站继电保护问题，需要从设备维护、工作精度以及防雷措施的角度进行提高。
只有加强对继电保护的维护与管理工作，定期更换设备，强化防雷工作，才能确保变电站继电保护的安全稳定运行。
水电站主变压器电气保护存在的问题及对策
水电站主变压器电气保护存在的问题及对策摘要：本文围绕水电站主变压器的安全稳定运行进行了论述。
首先分析了主变压器易发生的故障类型，包括绝缘材料老化、绕组故障、过电压过电流和温升过高等。
其次分析了导致主变压器保护问题的成因，包括设备选型不当、操作维护不到位以及外部环境影响等因素。
然后提出了完善主变压器保护的对策建议，包括优化设备配置增强自我保护能力、制定操作规程做好日常监测、加强环境控制防雷防潮、建立事故应急预案提高响应能力等。
最后得出结论，必须从多角度采取针对性保护措施，才能确保水电站主变压器的长期安全稳定运行，为水电站电力供应提供关键保障。
关键词：水电站主变压器；设备选型；操作维护；保护对策引言水电站主变压器是水电站电力系统中的关键设备，其正常运行对保证水电站安全供电至关重要。
但是主变压器在长期运转过程中也会出现各种故障，主要表现为绝缘材料老化、绕组故障、过电压过电流以及温度过高等。
这些问题如果得不到及时有效的处理，都可能导致事故的发生和扩大，不仅会造成设备自身的损坏，也会危及水电站的安全运行。
必须对水电站主变压器加强电气保护，采取各种措施防范和减少故障的发生。
本文拟从水电站主变压器电气保护存在的主要问题入手，分析导致事故的原因，提出针对性的解决对策，为水电站主变压器的安全运行提供参考。
1水电站主变压器常见问题1.1 绝缘材料老化绝缘材料老化是主变压器常见故障之一。
长期运行使绝缘材料容易因热应力、湿度、氧化腐蚀和机械应力等因素影响，逐渐失去绝缘性能。
高温可破坏材料化学结构和机械强度；湿气可降低绝缘电阻，产生部分放电；氧化生成氧化膜，减小表面电阻；机械应力可使绝缘材料开裂或与零件失去结合力。
这些因素共同作用下，将严重降低绝缘材料电气强度、机械强度和化学稳定性，使其逐步丧失绝缘性能，降低绝缘体系电气强度。
可能首先出现电晕放电，并逐渐扩大破坏面积。
电力设备遭遇电压冲击时，这些已严重老化绝缘材料更易全面绝缘击穿，引发故障或事故。
变压器保护整定中的常见问题及解决方案
变压器保护整定中的常见问题及解决方案变压器是电力系统中不可或缺的重要设备，其保护整定对于保障电力系统的安全稳定运行至关重要。
然而，在变压器保护整定的过程中，会遇到一些常见问题。
本文将探讨这些问题，并提供解决方案以帮助读者更好地理解和应对这些问题。
一、整定过程中的常见问题1. 整定不准确：在变压器保护整定中，可能会出现整定值不准确的情况。
这可能是由于试验数据的误差、测量设备的不精确或者操作人员的失误所致。
整定不准确可能会导致保护装置的误动或保护失效，进而影响电力系统的安全运行。
2. 参数设置不合理：变压器保护装置中存在多个参数需要设置，如时间整定值、电流整定值等。
如果这些参数设置不合理，可能会导致保护装置的动作不当或保护响应时间过长，无法及时切除故障，进一步损害设备或影响电网稳定。
3. 整定方案缺乏一致性：不同保护装置对于整定方案的要求可能存在差异，如果整定方案缺乏一致性，可能会导致不同保护装置之间的协调问题，进而无法实现对变压器的全面保护。
二、常见问题的解决方案1. 加强试验和检查：在整定过程中，要充分进行试验和检查，确保试验数据的准确性和可靠性。
同时，要选用精确的测量设备，并确保操作人员具备专业知识和技能，提高整定的准确性。
2. 确定合理的参数设置：在进行参数设置时，应综合考虑变压器的特性和运行情况。
可以根据变压器的额定容量、额定电流和短路电流等因素，结合实际运行经验和专业指导，确定合理的参数设置，以保证保护装置的准确性和可靠性。
3. 统一整定方案：为了确保保护装置之间的协调性，可以制定一套统一的整定方案，并在各个保护装置上进行一致的设置。
这样可以有效避免不同保护装置之间的操作差异，提高变压器的保护水平。
4. 引入先进技术：随着科技的不断进步，变压器保护整定领域也涌现出许多先进的技术。
例如，利用智能保护装置和远动装置可以优化保护整定过程，提高保护装置的可靠性和灵活性。
在选择和应用这些技术时，应综合考虑实际需求和经济效益，确保技术的可行性和实用性。
变电检修中常见问题及处理对策
变电检修中常见问题及处理对策
变电检修是为了保障电网的安全运行而进行的关键工作，常见问题及处理对策如下：
1. 设备故障：变压器、断路器等设备可能发生故障，导致停电或者安全隐患。
处理对策包括及时进行设备维修、更换故障部件，并加强设备的定期检查和维护。
2. 绝缘击穿：绝缘设备在运行过程中可能发生击穿现象，造成电网的故障。
处理对策是进行绝缘检查，及时更换老化、损坏的绝缘件，并提高绝缘设备的质量和可靠性。
3. 过载问题：当电网承受超过额定电流时，可能会导致线路和设备的过载烧毁。
解决方法包括增加电源容量，合理分配负荷，设置过载保护装置，并及时排除过载因素。
4. 保护装置故障：保护装置的故障可能导致变电站无法及时跳闸，造成事故扩大。
处理对策是定期检查保护装置，确保其正常运行，并更换老化、故障的保护装置。
5. 地线故障：地线是保障变电站安全运行的重要设备，若发生接触不良或断开等故障，会造成电流过大、设备过热，甚至引发火灾。
处理对策是提高地线的质量，加强对地线的监测和维护，及时修复地线故障。
6. 温升问题：变压器在运行过程中会产生一定的热量，如果温度过高会导致设备损坏甚至烧毁。
处理对策是加强对变压器温度的监测和控制，确保其在安全范围内运行，并及时进行散热。
7. 检修时间延长：由于工作量大、设备复杂，变电检修可能时间延长，影响供电可靠性。
处理对策是合理规划检修进度，提前准备所需的材料和人员，加强组织和协调。
8. 安全意识不强：变电站是危险的工作区域，操作人员若安全意识不强，容易发生事故。
处理对策是加强安全培训，提高员工的安全意识和操作技能，建立健全的安全管理制度。
220kV变电站继电保护改造中存在的问题及解决措施
220kV变电站继电保护改造中存在的问题及解决措施220kV变电站继电保护改造是电力系统运行安全稳定的重要保障措施，对于提高电网的可靠性和经济性具有重要意义。
在实际的改造过程中，常常会出现一些问题，影响到改造工作的顺利进行。
本文将围绕220kV变电站继电保护改造中存在的问题及解决措施展开讨论。
一、存在的问题1. 设备老化问题由于继电保护设备长期运行，设备老化问题逐渐显现，导致设备性能下降，甚至出现故障的可能性增加。
特别是对于一些旧的继电保护设备，其技术水平已经无法满足当前的电网运行要求，需要进行及时的更新和改造。
2. 技术标准更新继电保护技术不断更新，新的技术标准要求也在不断提高，对于旧的继电保护设备来说，可能无法满足新的技术标准要求，需要进行改造和升级。
3. 缺乏对旧设备的了解在进行改造工作之前，往往缺乏对旧设备的全面了解，无法清晰地了解旧设备存在的问题和性能状况，这就给改造工作带来了一定的困难。
4. 施工难度大由于变电站继电保护设备布置繁琐、接线复杂，改造过程中需要对设备进行重新布线、调试，存在一定的施工难度。
5. 时间紧迫在电力系统运行期间，变电站停电是不允许的，改造工期紧迫，需要在较短的时间内完成改造任务，这给改造工作增加了一定的难度。
二、解决措施4. 施工规划针对变电站继电保护设备复杂的布置和接线情况，需要进行合理的施工规划，制定详细的改造方案，对施工过程进行合理安排，以减少施工难度。
5. 时间安排在进行改造工作之前，需要制定详细的时间安排，提前做好预案和准备工作，合理安排施工队伍和材料，以保证改造工作在规定的时间内完成。
220kV变电站继电保护改造工作存在一些问题，但通过对设备的更新、技术的升级、设备的调研、施工规划和时间安排等措施，可以有效解决这些问题，保证改造工作的顺利进行。
只有保障继电保护设备的正常运行和性能稳定，才能有效提高电力系统的安全可靠性，确保电网运行的安全和稳定。
浅析主变压器大修中的问题与解决措施
浅析主变压器大修中的问题与解决措施在电力系统中，主变压器的作用是显而易见的，一旦其出现问题，将会直接影响电力系统的正常运行。
通常情况下，电力企业每隔一段时间，都会对主变压器进行大修，从而及时对其中存在的问题和隐患进行处理。
本文针对当前主变压器大修中存在的问题进行了分析，并提出了有效的解决措施，希望能够为电力工作人员提供一些参考。
标签：主变压器大修问题解决措施前言：主变压器是指超高压和高压的大容量变压器，多存在于电厂以及电能枢纽环节，其主要功能包括了升压以及电能的传输，关系着供电网络的运行安全。
因此，应该将主变压器大修与普通变压器检修区别对待，做到全面细致。
但是从目前来看，在主变压器大修中，存在着一些问题，影响了检修的效果。
这里以广西电网公司河池供电局为例，对主变压器大修中的问题和解决措施进行讨论。
一、主变压器大修的意义做好主变压器大修的相关工作，可以及时发现主变压器中存在的隐患和问题，通过切实有效的应對措施，对问题进行预防和处理，从而保证主变压器运行的稳定性和安全性，保证电力系统的正常运行。
结合我国电力行业的相关标准，广西电网公司河池供电局设置的主变压器大修周期为投运后5年内，之后每10年一次，不过实际上，由于主变压器的应用喜好各不相同，其大修周期也存在着一定的差异。
在经济发展的带动下，人们的生活水平不断提高，各种电气设备的数量也在飞速增长，做好相应的维护工作，成为供电局必须重点关注的问题。
传统定期检修模式不仅会导致维修费用的增加，而且无法及时对故障进行处理，因此，需要结合实际需求，采取状态检修的方式，对于一些运行良好的变压器，可以适当放宽大修周期，对于一些超负荷运转的变压器，则应该缩短大修周期。
例如，110kV主变在厂级供电网络中处于核心地位，供电范围广，人口基数大，线损率也较高，应该结合实际情况，将大修周期缩短为7年一次或者5年一次，才能真正保障主变压器的运行安全。
二、主变压器大修中的问题在供电局工作中，主变压器大修是一个非常重要，同时也相当复杂的工作，需要多个部门的共同努力，相互协作，才能够取得预期的效果。
变压器保护定检过程中存在的问题及解决方法
变压器保护定检过程中存在的问题
及解决方法
变压器保护定检过程是确保变压器正常运行的重要环节，但也存在一些问题需要注意。
首先，变压器保护定检过程中，检查内容不够严格。
由于变压器的工作环境复杂，存在许多外界因素会影响变压器的运行，如湿度、粉尘、电气干扰等，而在变压器保护定检过程中，很多时候只检查变压器本身的状态，而对其他因素的检查不够严格，这样会导致变压器出现故障时无法及早发现，造成经济损失。
其次，变压器保护定检过程中，检查人员技术能力不足也是一个问题。
变压器保护定检要求检查人员具有较强的电工技能，以保证检查的准确性，但是目前大部分检查人员的技能水平不高，很多时候不能正确判断变压器的状态，从而出现故障无法及早排除，造成不必要的损失。
最后，变压器保护定检过程中，缺乏合理的记录方法也是存在的问题。
由于变压器的工作环境复杂，需要定期进行检查，但是在变压器保护定检过程中，缺乏合理的记录方法，导致无法准确记录上次检查的情况，如果之后出现故障无法及早发现，造成不必要的损失。
解决上述问题，首先应该做好变压器保护定检过程中的检查内容，应根据变压器的使用环境，全面检查变压器的各方面状态，加强对外界因素的检查，以确保变压器的正常运行。
其次，应加强对变压器检查人员技术能力的培训，培养相关人员正确操作变压器，熟悉变压器工作原理，以确保变压器的正常运行。
最后，应建立良好的记录机制，将每次变压器保护定检的结果记录下来，以便日后比较，及时发现变压器故障，避免可能造成的损失。
总之，要解决变压器保护定检过程中存在的问题，需要做好检查内容，加强对检查人员技术能力的培训，以及建立良好的记录机制，以确保变压器的正常运行。
浅谈主变保护的几个问题及相关处理措施
浅谈主变保护的几个问题及相关处理措施摘要论述主变保护在现场应用时的几个问题,提出一些针对性的改进措施和反事故措施,希望能引起现场检修和运行人员的重视。
关键词主变保护;断路器;非电量;试验1分析变压器断路器启动失灵时电压灵敏度问题《220-500kV电网继电保护装置运行整定规程》(DL/T559-94)第2.17条规定“一般情况下,220kV变压器保护可不启动断路器失灵保护”。
在电网的实际情况是220kV变压器保护启动断路器失灵保护,因为失灵保护一般不考虑断路器三相同时失灵的情况,变压器断路器并不是三相机械联动,而是电气联动,这样的话,仍有断路器单相拒动的可能。
因此主变高压侧开关仍需启动失灵,但是当主变低压侧短路或低压侧匝间故障而高压侧断路器失灵时,断路器失灵保护的复合电压闭锁灵敏度往往存在问题,导致失灵保护因电压闭锁不能开放而拒动。
国电公司“二十五项重点反措”要求主变启动失灵时要求具备解除失灵保护的复合电压闭锁回路,因此微机变压器保护应具备主变“各侧复合电压闭锁动作”并联后或主变保护动作串接主变断路器过流触点的输出。
目前主变辅助保护一般只提供一对“解除复合电压闭锁”触点,而失灵保护的复合电压闭锁存在Ⅰ母和Ⅱ母电压回路,建议按图1进行此回路的完善。
图1主变启动失灵时解除失灵保护复合电压闭锁图图1中K为主变保护屏中“解除复合电压闭锁”触点,1YQJ、2YQJ分别为主变高压侧Ⅰ母、Ⅱ母隔离开关重动触点。
在该增加的回路中,“解除复合电压闭锁”启动时间一般整定为瞬时启动,对于“解除失灵保护复合电压闭锁的返回延时”,如果考虑主变差动保护动作切除中低压侧开关后,低压母线或中压母线电压可能会立即恢复正常(比如变压器中低压侧有小电源或并列运行),从而没有起到开放失灵保护复合电压闭锁的作用。
延时返回的时间应保证:即使是低压侧区内故障,差动保护或低压侧后备保护能有足够的时间启动失灵保护跳开故障变压器所在母线的所有元件。
35kV变电站主变主保护动作及故障原因分析和解决对策
35kV变电站主变主保护动作及故障原因分析和解决对策摘要：近些年来，随着我国经济的不断发展，人民生活水平的不断增高，社会对于电力供给的要求越来越高，在供电系统中，35kv变电站是主要组成部分，它的安全运行关系到整个电网的安全。
本文就主要分析了35kV变电站主变主保护动作，并对故障原因进行了分析，也提出了解决对策，希望可以提供一些参考。
关键词：35kV变电站；主变主保护动作；故障原因；分析和解决对策引言随着社会对电力资源的需求增大，电力企业所面临的配电压力也随之增大，而为了尽可能的满足现代社会的庞大雷求，电力企业开始拓展电力工程的规模，其中就包括了配电线路的建设、而配电线路规模的扩大，也就使得其中单相接地故障发生的概率提高，导致社会各层面的稳定性受到影响，基于上述现代电力企业应当重视对配电线路单相接地故障进行排查，维持配电线路运行的稳定性。
1故障原因分析1.1外部线路遇强雷击避雷器放电的同时形成单相接地故障，接地电流侵入变压器内部产生弧光过电压，击穿高压侧相绕组绝缘并造成绕组匝间短路，进而烧毁绕组。
这里简单分析下，什么条件下外部雷击时接地电流会侵入变压器内部并造成变压器主保护动作甚至烧毁内部绕组：首先，所在的系统应是小接地电流系统（变压器中性点不接地）。
此时如雷击持续击中架空线路的任意一组，经避雷器放电形成单相接地故障，开关柜的保护均不会动作、因小接地电流电网发生单相接地时接地电流很小，系统允许带一点接地继续运行一短时间。
当然如果雷电同时击中外部线路两相或者三相，那么线路开关柜过流（或速断）保护会动作，切断接地电流的侵入通道。
其次，外部架空线路应是在出线杆（避雷器安装处）附近遭受雷击。
线路任意一组遭受雷击后经避雷器放电形成单相接地故障，因开关柜保护不动作接地电流沿低压侧母线侵入变压器内部，并形成单相接地故障回路。
因变压器中性点不接地，接地电流在变压器内部会产生弧光过电压，这个弧光过电压会产生两个危害性：一个是造成变压器内部相间短路故障，引起变压器主保护动作；一个是击穿故障相绕组的绝缘，进而发展成变压器绕组匝间短路的永久性故障、这两个危害性均对变压器绕组的绝缘具有极大的破坏性，严重威胁到变压器的安全运行。
变压器保护设计中几个问题的解决方法探讨
变压器保护设计中几个问题的解决方法探讨摘要：介绍了大型高压、超高压变压器保护设计中的若干技术问题，对大型高压、超高压变压器保护设计中一些技术问题的解决方法给出了较详细的说明和探讨。
采用零序补偿方式校正电流量对变压器励磁涌流的识别有利，且可提高其对接地故障的灵敏度；故障分量差动保护提高了其对匝间短路和高阻接地故障等轻微故障的灵敏度；附加稳定特性区方法解决了TA饱和对差动保护的影响问题；采用电流和电压量的综合判别来识别TA二次回路断线和短路故障；采用整定N 组定值拟合过激磁曲线方式解决过激磁保护的工程适应问题。
关键词：励磁涌流；零序电流补偿；故障分量；断线或短路；过激磁中图分类号：TM0 引言电力变压器是发电厂和变电站的主要电气设备之一，对电力系统的安全稳定运行至关重要，尤其是大型高压、超高压电力变压器造价昂贵、运行责任重大。
一旦发生故障遭到损坏，其检修难度大、时间长，要造成很大的经济损失；另外，发生故障后突然切除变压器也会对电力系统造成或大或小的扰动。
因此，它对继电保护的要求很高。
对大型高压、超高压电力变压器的保护设计，一般要求解决以下一些技术问题。
（1）快速准确的区分出变压器的励磁涌流和各种故障情况，区内故障和区外故障；（2）迅速准确的识别出变压器过励磁情况，解决对变压器保护的影响；（3）提高变压器在带负荷运行情况下发生轻微匝间短路和高阻接地故障时保护的灵敏度；（4）解决电流互感器TA二次电路断线或短路时对变压器差动保护的影响；（5）消除TA饱和时对变压器差动保护的影响；（6）解决和应涌流对变压器保护的影响；（7）提高变压器过激磁保护对各种变压器过励磁倍数曲线的适应性等等。
随着继电保护技术、电子技术、通信技术等方面的不断发展，为在变压器保护设计中解决这些技术问题提供了可能。
特别是现在大量采用的微机型变压器保护装置，在越来越好的计算机硬件平台的基础上，具有了更加强大的数据处理、数据记忆、计算、逻辑判断等软件功能，因此，可以很好地处理和解决变压器保护中的这些技术问题。
配电变压器保护存在的问题及解决方法
配电变压器保护存在的问题及解决方法110kV配电变压器保护存在的问题10kV配电变压器的保护配置主要有断路器、负荷开关或负荷开关加熔断器等。
负荷开关投资省，但不能开断短路电流，很少采用；断路器技术性能好，但设备投资较高，使用复杂，广泛应用不现实；负荷开关加熔断器组合的保护配置方式，既可避免采用操作复杂、价格昂贵的断路器，弥补负荷开关不能开断短路电流的缺点，又可满足实际运行的需要，该配置可作为配电变压器的保护方式。
但对于容量比较大的配电变压器，配备有瓦斯继电器，需要断路器可与瓦斯继电器相配合，才能对变压器进行有效的保护，必要时还应有零序保护，这些问题都是值得注意的问题。
2解决办法无论在10kV环网供电单元，还是在终端用户高压配电单元中，采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的保护配置，既可提供额定负荷电流，又可断开短路电流，并具备开合空载变压器的性能，能有效保护配电变压器。
为此，推荐采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的配置，作为配电变压器保护的保护方式。
标准GB14285《继电保护和安全自动装置技术规程》规定，选择配电变压器的保护设备时，当容量等于或大于800kVA，应选用带继电保护装置的断路器。
对于这个规定，可以理解为基于以下两方面的需要。
配电变压器容量达到800kVA及以上时，过去大多使用油浸变压器，并配备有瓦斯继电器，使用断路器可与瓦斯继电器相配合，从而对变压器进行有效地保护。
对于装置容量大于800kVA的用户，因种种原因引起单相接地故障导致零序保护动作，从而使断路器跳闸，分隔故障，不至于引起变电所的馈线断路器动作，影响其他用户的正常供电。
标准还明确规定，即使单台变压器未达到此容量，但如果用户的配电变压器的总容量达到800kVA时，亦要符合此要求。
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浅谈主变保护的几个问题及相关处理措施摘要论述主变保护在现场应用时的几个问题,提出一些针对性的改进措施和反事故措施,希望能引起现场检修和运行人员的重视。
关键词主变保护;断路器;非电量;试验1分析变压器断路器启动失灵时电压灵敏度问题《220-500kV电网继电保护装置运行整定规程》(DL/T559-94)第2.17条规定“一般情况下,220kV变压器保护可不启动断路器失灵保护”。
在电网的实际情况是220kV变压器保护启动断路器失灵保护,因为失灵保护一般不考虑断路器三相同时失灵的情况,变压器断路器并不是三相机械联动,而是电气联动,这样的话,仍有断路器单相拒动的可能。
因此主变高压侧开关仍需启动失灵,但是当主变低压侧短路或低压侧匝间故障而高压侧断路器失灵时,断路器失灵保护的复合电压闭锁灵敏度往往存在问题,导致失灵保护因电压闭锁不能开放而拒动。
国电公司“二十五项重点反措”要求主变启动失灵时要求具备解除失灵保护的复合电压闭锁回路,因此微机变压器保护应具备主变“各侧复合电压闭锁动作”并联后或主变保护动作串接主变断路器过流触点的输出。
目前主变辅助保护一般只提供一对“解除复合电压闭锁”触点,而失灵保护的复合电压闭锁存在Ⅰ母和Ⅱ母电压回路,建议按图1进行此回路的完善。
图1主变启动失灵时解除失灵保护复合电压闭锁图图1中K为主变保护屏中“解除复合电压闭锁”触点,1YQJ、2YQJ分别为主变高压侧Ⅰ母、Ⅱ母隔离开关重动触点。
在该增加的回路中,“解除复合电压闭锁”启动时间一般整定为瞬时启动,对于“解除失灵保护复合电压闭锁的返回延时”,如果考虑主变差动保护动作切除中低压侧开关后,低压母线或中压母线电压可能会立即恢复正常(比如变压器中低压侧有小电源或并列运行),从而没有起到开放失灵保护复合电压闭锁的作用。
延时返回的时间应保证:即使是低压侧区内故障,差动保护或低压侧后备保护能有足够的时间启动失灵保护跳开故障变压器所在母线的所有元件。
即时间应大于:低压侧后备保护出口后跳低压开关与跳三侧开关的整定时之差(一般为0.5s)加上失灵保护启动后跳开故障变压器所在母线的所有元件时间(一般为0.5s),考虑一定的裕度即可。
2非电量保护的问题及改进目前主变均只配备一套非电量保护,在有的主变保护实际设计中,非电量保护只启动跳高压侧断路器第一组线圈,根据二十五项重点反措要求,一套非电量保护应该启动出口跳高压侧两组跳闸线圈,因此需将该类保护出口备用触点从装置内引至端子排上,以实现出口跳高压侧第二组跳闸线圈;在老的主变保护设计中,我们还应该注意非电量保护和电量保护的独立性问题,必须做到电源独立、出口独立,并且要求非电量保护不能启动断路器失灵保护。
作为变压器非电量保护中油温高保护,在过去用此保护投入跳闸的情况来看,许多情况均是因温度表触点绝缘等原因导致误动,因此我们一般规定变压器上层油温度保护一段作用于信号(一般整定为95℃),二段作用于跳闸(一般整定为105℃),用一段输出闭锁二段输出,这样便可防止作用于跳闸的油温触点出现绝缘或其它情况引起的误动。
对于强油导向冷却变压器,其冷却器全停后,变压器的运行温度将会急剧上升,造成变压器绕组绝缘损坏,油质降低,甚至使其烧毁。
因此冷却器全停后要求瞬时发信号,同时启动两级延时,短延时(20min)动作后经75°油温触点控制构成与门动作于出口,长延时经60min直接出口。
由于变压器冷控箱所带的时间继电器存在不少问题,过去经常因户外容易受潮导致绝缘降低而发生误动,因此取消该继电器,冷却器全停时间的整定采用保护屏上的静态型时间继电器或者微机主变保护的非电量保护装置实现。
另外,对于无人值班变电站的变压器冷却器全停保护设置为事故音响信号,由监控中心负责监视。
监控中心值班人员一旦发现冷却器全停告警应立即汇报调度,并通知维护人员和检修人员迅速赶赴现场处理。
在老的500kV变电站中,主变本体与控制室保护屏距离远,因此作为非电量保护启动跳闸的控制电缆一般来说都很长,电缆芯对地电容较大,容抗Xc与Wc成反比因此较小,通过线间电磁耦合过来的干扰电压较大,若出口(或重动)中间继电器选择不当,在直流系统发生一点接地,导致非电量保护误动的情况已是屡见不鲜,示意图如图2。
图2直流一点接地后非电量启动跳闸回路示意图C1、C2为直流系统正、负极对地分布电容;C3为CKJ正电源侧电缆线对地分布电容。
当电源系统瞬间发生一点接地时,其出口继电器CKJ上的电压:T=RCKJC3设RCKJ=12.75 kΩ,C3=5μF,t=20 ms,则u=80.3 V;又设C3=20μF,其余同上,则u=102 V。
因而我们在现场中必须特别注意检查以下三项反措:①检查非电量保护动作于跳闸的出口继电器动作值不宜低于50%Ue;②检查象瓦斯保护这种长电缆联系起动的中间,应采用较大起动功率的中间继电器(起动电压≮50%Ue,不要求快速动作);③检查交直流、强弱电回路不能合用一根控制电缆,而且注意在端子箱内直流与交流电源需适当隔离端子,避免芯线间感应出干扰电压,并在其终端连接设备上产生出不能接受的共模和差模干扰电压。
3旁路开关代主变侧开关运行中主变差动保护死区的问题在双母线带旁路的母线运行方式中,当主变侧开关检修时,需用旁路开关(或母联兼旁路)代主变侧开关运行,此时须将主变开关CT切换至套管CT,从而使主变差动保护范围从开关CT缩小至主变套管附近,一般来说,旁路保护在代主变侧开关时是退出的,因此从旁路CT至套管CT处这一段旁母线和引线便是一段死区,因为此段范围母差保护也顾及不到,而且主变保护的后备保护延时较长,如出现此段范围内的故障,只有靠线路对侧的后备保护延时动作切除故障,会造成全站停电。
对此采取的措施一般为以下两种:3.1起用旁路保护高压侧死区的解决办法:当高压侧的旁路开关代运,目前一般是利用旁路保护屏中的距离II段及零序II段来作为旁路母线及引出线的主保护,其它各段及高频保护仍然退出运行。
此时距离II段的定值按躲过变压器其它侧母线相间故障时的最小短路阻抗、零序II段的定值按躲过变压器其它侧母线接地故障时流过保护装置的最大零序电流来整定,其时间与变压器差动保护相配合,但此法还需考虑的是当在该段旁路母线及引出线真正发生故障时,旁路保护经过短延时跳开旁路开关,但是主变其它侧开关并没有跳开,如果其它侧有大电源或小电源时(特别是几台主变中压侧并列运行时),对主变和中低压系统便会造成严重的危险。
因此必须考虑旁路代运主变开关时旁路保护联跳主变其它侧开关的问题,可在旁路保护出口接点中引一对来启动主变保护的BCJ出口继电器,与此同时,需在旁路保护屏及主变保护屏均增加出口压板,以保证在旁路代运其它线路时误跳主变侧开关。
中压侧死区的解决办法:当中压侧电源较强时,同样可采用中压侧旁路保护来解决,但如果中压侧电源很弱时,在中压侧旁路母线及引出线发生故障时,流经中压侧旁路开关的电流太小,因而不能通过上述方法来解决,最好的办法是将主变其中一套差动保护CT切换至中压侧旁母CT,而不是切换至中压侧套管CT,与下面所述方法一致。
3.2采用切换至旁路CT回路采取其中一套主变保护差动CT切换至旁路CT,但目前旁路CT二次绕组配置不够,一般配置为6组,有的甚至只有4组,而旁路CT二次绕组主要用于下列回路:220kV旁路保护+故障录波、充电保护+母联失灵(母联兼旁路方式)、母差I、母差II(双母差配套或单套中阻抗型母差)、测量、计量。
如CT二次绕组配置为6组,如果母差保护只需一组CT,或者只是作专用旁路,即省去充电保护+母联失灵(母联兼旁路方式)这一组CT二次绕组,也只剩下一组保护用的CT二次绕组可用于给主变保护,倘若变电站具备两台或三台以上的主变。
因此目前旁路CT所配置的二次绕组6组仍然不够。
因此在高压侧旁路CT需配置7个二次绕组,中压侧旁路CT需配置6个二次绕组(仅考虑一套母差),同时在1#主变保护屏及2#主变保护屏均具备能切换旁路同一二次绕组的切换回路。
如采用第二种方法时,在旁路开关与主变侧开关操作合环前,主变差动CT只接了主变开关和旁路开关中的一组CT(这和传统的切换至主变套管CT不同,套管CT流过的电流为主变开关和旁路开关之和),因考虑到有可能因负荷电流过大,合环后两台开关分流的影响,因此达到差动保护定值而误动,必须在旁路开关与主变侧开关操作合环前退出差动电流切至旁路开关CT的所对应的差动保护。
4整组试验主变保护WBZ-03装置曾多次在系统内发生误动,与其开发时期较早原因有关,此装置出现过因保护CPU插件与监控CPU插件存储的定值不一致而引起的误动,发生此类误动的原因是:该装置在监控插件显示和打印的定值为监控CPU 定值存储器存储的定值,并不是直接取自各保护CPU内存储的定值,也不会在正常自检时报定值出错。
另外,在微机主变保护中,保护出口对象较多,而且整定灵活,各跳闸出口对象可采用跳闸矩阵或控制字进行整定,在系统内曾多次发生整定的跳闸出口对象和实际出口对象不一致的情况,因此我们在平时的试验中必须特别注意整组试验的正确性,主变保护跳闸出口对象最为繁杂,必须在整组试验中测试到每一个对象,不但要测试保护所对应的时限及所对应的出口对象的正确性,而且要测试其它不应动作的出口对象可靠不动作。
5带负荷检查带负荷检查是最后一个环节,我们必须做到在这一步骤中注重以下几个方面:在微机主变保护的带负荷检查中,我们不能仅依靠传统的用钳型相位仪测试方法,更为依赖的方法是查看保护本身所显示的采样值,这样便有效防止我们仪器所测试的部位与微机保护采样模块之间出现问题;在带负荷检查的检查项目中,我们不能忽视的是对开口三角电压、中性点电流、N相电流的测量;特别是CT二次中性线N在正常时的电流很小,接近为零,因而我们容易忽视对N相电流的测量,但我们知道:当发生接地故障时,由于电流不平衡,正常会产生较大的零序电流,如果CT 二次接线接触不紧,则故障电流只能在非故障相的二次回路中流动,导致保护误动。
因此在带负荷检查中,不但需测试N相电流,而且当测试到电流为零时,需引起高度重视,此时应检查N相接线是否接紧。
另外,外部开口三角电压的二次大小经验值一般在0.1V至1V之间,如发现测试的电压为零时,应该检查其是否开路。
同时,我们应注意所测二次电流电压的大小、相位要与一次潮流相一致,在现场中,曾出现过因CT极性引起的问题,在厂家设计的微机主变保护中,特别是各种后备保护的方向是建立在CT一次极性前提下设定的,例如复压方向过流的动作区一般来说是建立在CT极性以母线侧为正的前提下,但在现场实际的接线中,因差动保护三侧CT极性要求一致,有时存在CT正极性端三侧均指向变压器的情况,我们在带负荷检查中可根据一次潮流及二次电流电压相位判别出来此类情况,因此我们需要对微机保护中定值所控制的动作区进行调整方可满足调度所下定值要求。