变电站的保护配置
变电站常见接线方式及主变保护配置
变电站常见接线方式及主变保护配置一、变电站常见接线方式1.单母线单母线变电站是指一组电容电抗器及配电变压器所在的变电站，配电变压器的高压侧与母线相连接，低压侧供给负荷。
单母线变电站具有线路灵活性高、投资经济、占地面积小等优点。
2.双母线双母线变电站是指通过两条独立的母线组成的变电站，高压侧两条母线相互独立，低压侧各自由配电变压器供给负荷。
双母线变电站的优点是可随时采用断路器刀闸隔离进行检修和维护，同时工作电容电抗器的校验对比也方便。
3.半导体接地半导体接地是指采用半导体元件来接地，使得接地电阻小、容量小，绝缘电阻高，接地点可选用任何地点。
半导体接地还可以实现无延时故障处理和局部故障区域自动隔离，防止电流增强造成的电气火灾，提高安全性和可靠性。
4.反并联接法反并联接法又称“Y-△变换”，是指将三相电感等分成Y形和△形两组并联连接。
这种连接方式可以降低接地系统在三相短路时的故障中发生零序电流的可能，减小故障电流，也可以降低电压三相不平衡时产生的零序电流。
二、主变保护配置主变保护是指为保护变压器在运行中免受故障的干扰，必须采取相应的防护措施，保证变压器的安全性和可靠性，并将事故损失降到最低。
1.绕组保护绕组保护是指在变压器的绕组中采用CT电流互感器，对变压器高压和低压绕组的电流测量并比较，以判断绕组是否发生了短路或过载等故障。
绕组保护还包括过流保护、正序反序保护、微分保护等保护方法。
2.油位保护在变压器的油箱中安装有油位指示器，当油位下降到一定阈值时，触发油位保护，防止变压器在缺油的情况下继续运行并损毁。
3.过载保护过载保护是指在变压器电流超过额定值一定时间后，触发保护装置，断开故障电路，保护变压器不被损毁。
4.油温保护油温保护是指在变压器油温达到一定阈值后，触发保护装置，防止变压器油温过高导致损毁。
变电站常见的接线方式有单母线、双母线、半导体接地和反并联接法，而主变保护包括绕组保护、油位保护、过载保护和油温保护等。
35KV负荷变电站各个保护定置配置原则
1
-30°灵敏角投退（ALM2）
0
电流II段电压投退（UBS2）
1
电流II段方向投退（DBS2）
0
3.电流Ⅲ段保护
电流Ⅲ段定值（Idz3）
与变压器高压侧III段定置相同（注：需则算为进线定值）
延时方式(YSFS)
0
电流Ⅲ段时限（T3）
1
电流Ⅲ段电压定值（Udz3）
70
-30°灵敏角投退（ALM3）
比率制动系数（S）
一般取0.5
谐波制动系数（K2）
一般取0.2
差动平衡系数（Kb）
Kb＝1.732*（Un低*N低）/（Un高*N高）
TA断线闭锁投退（TABS）
1
TA二次接线(TAJX)
根据现场接线设置1
4. 差流越限保护
差流越限定值（Iyx）
0.5倍的最小动作电流
差流越限时限（Tyx）
5～10S
进线不投重合闸
重合闸同期角（Ach）
进线不投重合闸
重合闸方式（Mch）
进线不投重合闸
抽取电压相别（TUx）
进线不投重合闸
遥控合闸方式（Myh）
进线不投重合闸
6.零序电流保护（R1版）
零序电流定值（I0dz）
一般不投0.12
零序电流时限（T0）
一般不投5
零序电流跳闸（I0TZ）
一般不投0
7．零流I段
保护（R2版）
0.1
零序时限(Tlx)
10
跳闸控制字(LXTZ)
0
8低电压保护
低电压定值(Udy)
50
低电压时限(Tdy)
0.5
9过电压保护
过电压定值(Ugy)
变电站保护配置
（1）电网的电流电压保护：包括：单侧电源网络的相间短路的电流电压保护、电网相间短路的方向性电流保护、大接地电流系统的零序电流保护、中性点不接地单相接地的保护；电网的距离保护输电线路的纵联保护包括：纵联差动保护、高频保护、高频闭锁方向保护、高频闭锁负序方向保护、高频闭锁距离保护和零序保护、高频相差动保护、光纤差动保护；输电线路的自动重合闸包括：三相自动重合闸、综合自动重合闸电力变压器的保护包括：主变压器内部故障的差动保护、主变压器零序保护、主变压器瓦斯保护、高压厂用变压器保护；发电机保护包括：相间短路的纵联差动保护、发电机定子绕组匝间短路保护、发电机定子绕组的单相接地保护、发电机低励失磁保护、励磁回路一点接地保护、励磁回路两点接地保护、转子表层过热（负序电流）保护、发电机的逆功率保护、发电机失步异常运行保护、定子绕组对称过负荷保护、发电机变压器组公用继电保护；母线的继电保护包括：母线差动保护、电流相位比较式母线保护；异步电动机和电容器的保护（2）供电系统的单端电网的保护：供电线路常见的故障对架空线来说，有断线、碰线、绝缘子被击穿、相间飞弧、短路以及杆塔倒塌等；对电缆来说，应其直接埋地或敷设在混凝土管、隧道等，受外界因素影响较少，除本身绝缘老化的原因外，只有某些特殊情况下，如的基下沉、土壤含有杂质、建筑施工破坏、热力网影响等，才会使相间或相地之间绝缘击穿或断裂，但是电缆接头连接不良或由于污垢而产生的故障，占其全部故障的70%以上。
工业企业供电线路基本上是开式单端供电网络，厂区内距离较短，所以线路保护并不复杂，常用的保护装置有：定时限或反时限的过电流保护；低电压保护；电流速断保护；中性点不接地系统的单相接地保护等。
一、过电流保护当流过被保护元件中的电流超过预先整定的某个数值时就使断路器跳闸或给出报警信号的装置称为过电流保护装置，它有定时限和反时限两种。
⒈定时限过电流保护装置定时限过电流是电流继电器本身的动作时限是固定的，与通过它的电流大小无关。
220kV变电站常见保护配置
主保护
后备保护
其他保护
过流保护（两段或三段式（方向）过电流保护）、重 合闸
距离保护、过流保护（两段或三段式（方向）过电流 保护）、重合闸
电流差动或高频 保护 （纵联保护）
距离保护（相间、 接地距离）、零序 保护（四段式零序 方向过流保护）、 不对称相继速动、 双回线相继速动
重合闸
电流差动及高频 距离保护、零序保 重合闸、开关
Id I1 I2 I3 0
差动保护不动作。
电流的参考方向以母线 流向变压器为正方向。
220KV
110KV
I2
I3
35KV
3.2 差动保护
I1
区内故障
各侧短路电流都是由母线 流向变压器，差动电流
Id I1 I2 I3
很大，容易满足差动方程 ，差动保护动作。
220KV
110KV
I2
I3
35KV
其他：过负荷保护
小结
保护功能
保护范围
动作后果
用途说明
主 保 护
比率差动/ 差动速动/ 工频变化
量差动
主变三侧开关 CT之间
1、跳各侧断路器。
2、启动高、中压侧断 高、中压侧内部
路器失灵保护
及引线各种故障
3、闭锁110/220kV断路 瞬时动作的主保
器重合闸。
护。低压侧相间
4、启动故障录波器。 短路故障
3.5 零序方向过流保护
对于中性点直接接地的变压器， 110kV、220kV侧零序方向 过流保护作为主变和相邻元件接地短路故障的后备保护。
3I0> 整定值
&
判定短路为正 方向
t
出口跳闸
3.6 间隙保护
图文解释变电站线路保护配置
相对于传统变电站，智能变电站过程层增加了合并单元、智能终端。
这也给继电保护装置及相关配置带来了一些变化。
下面对智能站内220kV及以上电压等级的线路保护相关配置进行简单介绍。
1、配置原则220kV及以上电压等级的继电保护及相关设备、网络都应按照双重化的原则进行配置。
双重化配置的继电保护应遵循以下要求：（1）每套独立的保护装置应能处理可能发生的所有故障类型，两套保护之间不应有任何电器联系，一套保护异常或退出不影响另一套保护运行，这和传统站相同。
（2）两套保护的电流、电压采样值应分别取自相互独立的MU。
（3）双重化配置的MU应分别对应互感器的两套独立二次采样系统。
（4）保护使用的双重化GOOSE/SV网络也应该相互独立，分别对应两台过程层交换机。
当一个网络异常或中断时，不应该影响另一个网络的运行。
（5）两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应，两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。
（6）保护装置、智能终端等智能电子设备之间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输，双重化配置的保护之间不直接交换信息。
（7）保护装置采样采用点对点接入的方式。
（8）保护装置应同时支持GOOSE点对点和网络方式传输，跳闸采用GOOSE点对点的方式。
2、线路保护220kV及以上电压等级双母线接线的输电线路，每回线路应配置两套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置。
合并单元、智能终端均采用双套配置。
保护一般采用安装在线路上的CT、PT获得电流、电压。
用于检同期的母线电压有母线合并单元点对点通过间隔合并单元转接给各间隔保护装置。
线路间隔内应采用保护装置与智能终端之间的点对点跳闸方式。
跨间隔信息，如母差启动失灵、母差动作远跳等则采用GOOSE组网传输的方式。
以下是单套保护的结构示意图。
另外，智能站中通常在保护装置、MU、智能终端分别设置了置检修压板。
在进行智能站线路保护校验时，大家需要注意的是：三块置检修压板位置必须一致（都置检修或都不置检修），保护才能够出口跳闸。
变电站保护配置(220KV)
二、线路保护的分类及原理
线路保护配置：
1、纵联保护 2、过流保护、方向过流保护 3、阻抗保护 4、零序过流保护 5、自动重合闸 6、后加速
线路保护的分类
• 主保护:是满足系统稳定和设备安全要求，能以最 快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。
• 后备保护:是当主保护或断路器拒动时，用来切除 故障的保护。后备保护可分为远后备保护和近后备 保护两种。
5、自动重合闸
电力系统运行经验表明，输电线路绝大部分的故障都是 瞬时故障，永久性故障一般不超过10％，即由继电保护动 作切除短路故障后，电弧自动熄灭，绝大多数情况下故障 处的绝缘可以自动恢复。为此电力系统采用了自动重合闸 装置，当断路器跳闸后能够自动将断路器重新合闸，迅速 恢复正常送电，提高供电可靠性。
相间距离三段作为全部线路的后备保护，按躲过最小负荷 阻抗整定。
接地距离一段一般保护线路全长的70％，0S动作； 接地距离二段一般保护线路全长，0.3S动作。 零序保护同接地距离保护相同只反应接地故障 (距离一段动作时，故障一般在本线路内部；
在有特殊整定要求的线路上，线路阻抗一段能保护线路 全长；
距离二段动作，故障点一般在本线路末端或者下一级线 路始端。)
1、纵联保护
输电线路的纵联保护是指用某种通信通道 (简称 通道)将输电线两端的保护装置纵向联结起来，将 两端的电气量 (电流的大小、功率的方向等)传送 到对端，将两端的电气量比较，以判断故障在本 线路范围内还是在范围之外，从而决定是否切断 被保护线路。
由于纵联保护在电网中可实现全线速动，因此 它可保证电力系统并列运行的稳定性、提高输送 功率、缩小故障造成的损坏程度以及改善与后备 保护的配合性能。
主变保护范围：主变三侧断路器CT之间的一 次设备。包括三侧CT、三侧主变侧刀闸、主 变油箱内外、三侧避雷器（PT）引线等，均 属于主变保护范围。
变电站保护配置及基本原理
变电站保护配置及基本原理1. 变电站的保护类型变电站的保护主要包括四种类型：继电保护、线路保护、母线保护以及主变保护。
- 继电保护：这是一种自动装置，能够检测电力系统中电气元件的故障或不正常运行状态，并通过断路器跳闸或发出信号来响应。
- 线路保护：针对不同电压等级的输配电线路，其配置取决于变电站的性质、电压等级和供电负荷的重要性等因素。
- 母线保护：例如，在220kV变电站中，母线保护应按双重化配置；而在110kV变电站中，一般不设专用母线保护。
- 主变保护：220kV/110kV主变保护按双套配置，包括电量保护（如差动保护和后备保护）和非电量保护（如重瓦斯、压力释放等）。
2. 继电保护的基本原理继电保护的基本原理在于能够区分系统正常运行状态与故障或不正常运行状态，并找出存在差别的特征量。
这些特征量包括电流增大、电压降低、电压与电流的比值变化、电压电流间的相位角变化、出现序分量（如零序和负序分量）、差流的存在与否，以及非电量信号（如瓦斯、压力释放、过热等）的变化。
3. 继电保护的配置要求继电保护系统的配置应满足以下两点基本要求：1. 任何电力设备和线路，在任何时候不得处于无继电保护的状态下运行。
2. 任何电力设备和线路在运行中，必须在任何时候均由两套完全独立的继电保护装置分别控制两台完全独立的断路器实现保护。
4. 主变保护的配置和原理主变保护包括瓦斯保护和变压器纵连差动保护。
瓦斯保护通过检测变压器内部故障时产生的气体和油流速度来动作，轻瓦斯时发出信号，重瓦斯时跳闸。
变压器纵连差动保护则通过循环电流原理来区分变压器内、外故障，并瞬时切除保护区内的故障。
总结变电站保护配置及基本原理涵盖了多种保护类型和配置要求，每一种保护都有其特定的功能和动作原理。
继电保护作为核心，通过检测电气量的变化来保护电力系统的稳定运行。
这些保护措施确保了电力设备和线路的安全，防止了故障的扩大，保障了电力供应的连续性和可靠性。
保护配置原则介绍
系统继电保护
保护及故障录波信息管理子站系统
220kV变电站配置一套保护及故障录波信息管理子站系统， 220kV变电站配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及故障信息 kV变电站配置一套保护及故障录波信息管理子站系统 管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。 管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。 保护及故障信息管理子站系统与保护装置、 保护及故障信息管理子站系统与保护装置、监控系统的联网方式宜采用如下 两个方案。 两个方案。 方案一：监控系统仅采集与运行密切相关的保护硬接点信号， 方案一：监控系统仅采集与运行密切相关的保护硬接点信号，站内所有保护 装置与故障录波装置仅与保护及故障信息管理子站连接； 装置与故障录波装置仅与保护及故障信息管理子站连接；保护及故障信息管理子站 通过防火墙接入监控系统站控层网络，向监控系统转发各保护装置详细软报文信息。 通过防火墙接入监控系统站控层网络，向监控系统转发各
故障录波器配置原则
220kV变电站内 220kV变电站内，宜按电压等级配置故障录波装置分别记录线 kV变电站内， 路电流、电压、保护装置动作、 路电流 、电压 、保护装置动作 、断路器位置及保护通道的运行情 况等。主变压器三侧录波信息应统一记录在一面故障录波装置内。 况等。主变压器三侧录波信息应统一记录在一面故障录波装置内 。 在分散布置的变电站内，按保护小室配置故障录波装置，不跨 在分散布置的变电站内，按保护小室配置故障录波装置， 小室接线， 小室接线，适当考虑远景要求 。 每套线路故障录波器的录波量宜为64路模拟量、128路开关量。 每套线路故障录波器的录波量宜为64路模拟量、128路开关量。 64路模拟量 路开关量 故障录波装置应具备单独组网功能， 故障录波装置应具备单独组网功能，通过以太网口与保护和故 障信息管理子站系统通信。 障信息管理子站系统通信。 每套故障录波装置组一面屏， 每套故障录波装置组一面屏，每2～3台主变配置一套故障录波 装置。 装置。
500kV变电站保护配置简介
• 主变保护动作结果举例：
二、500kV线路保护
• 主保护：两套全线速动纵联保护。
• 后备保护：距离保护、零序电流保护、过 电压保护、短线保护、断路器失灵保护、 死区保护、三相不一致保护。 • 自动装置：远跳装置、重合闸装置。
• 两套主保护应独立、完整，并独立组屏， 即两套主保护的交流电流、交流电压、直 流电源、通讯设备、跳闸线圈等应相互独 立。 • 每套主保护对于全线路内发生的各种类型 故障均应能无时限动作切除故障，每套主 保护分别起动断路器的一组跳闸线圈，每 套主保护都有选相功能，实现分相跳闸和 三相跳闸。
• 对于一个半断路器接线，失灵保护和死区 保护按断路器配置。
• 失灵保护的判据是：保护动作，仍有故障 电流。失灵保护启动回路采用保护动作接 点和电流元件串连组成。失灵保护动作后， 瞬时分相跳本断路器的两个跳闸线圈。带 延时跳开相关断路器，同时通过远跳保护 跳开对侧断路器；主变断路器失灵时，应 起动主变联跳回路跳开主变三侧断路器。
• 变压器只配置一套本体保护时，本体保护 应与电气量保护独立，不受其他保护影响。
• 本体重瓦斯和有载调压重瓦斯保护动作跳 主变三侧开关。相应的轻瓦斯保护动作发 信。 • 其他本体保护包括油温高、绕组温度高、 油压突变、压力释放等均动作发信。
• 主变保护还包括一些联跳回路，如500kV侧 开关失灵联跳、变中开关失灵联跳等。这 些保护动作后，均应直接跳开主变三侧开 关。
• 500kV线路保护除了主保护外，还应具有三 段式接地、相间距离及零序方向电流保护， 反时限零序电流保护作为后备保护。后备 保护应能反应线路的各种故障。 • 对于500kV长线路，为防止由于电容效应可 能引起另一侧过电压，需装设过电压保护。 过电压保护动作后，跳开本侧开关，经一 定延时，发送远方跳闸信号，对侧经就地 故障判据后出口。
110KV变电站保护配置介绍课件
1.2.3低后备保护
以南瑞继保的RCS-9682为例,主要包括: 1）四段复合电压闭锁过流保护(Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段可带方向， Ⅳ段不带方向)； 2）保护出口采用跳闸矩阵方式，可灵活整定； 3）过负荷发信号； 4﹚零序过压报警； 5）故障录波。
**PT断线（略） **跳闸逻辑矩阵（略）
1.2.4接地变（或站用变）保护
2）右侧9653b的分段自投方式充电完成，当4母失压，备自投动作切5DL且 合6DL成功以后，如果整定值CKJFZT2＝1就给出一个开出到左侧9653b的备自投 合分段且成功开入，此时如果左侧9653b的均分方式2投入且充电完成，则会断开 2DL且合上3DL。使得负荷能够均匀分配在1＃与2＃变压器。
CSC-160系列不同型号功能配置表
2.2保护功能及整定
以北京四方的CSC-161A为例,主要包括:
1）距离保护：大电流接地系统距离保护包括三段式相间距离和三段式接地距离，小
电流接地系统距离保护包括三段式相间距离。距离保护各段的投退均受距离压板控 制。
*距离保护的出口选择： 根据系统的需求，可以选择“相间故障永跳”和“III段及以上故障永跳”，
**跳闸逻辑矩阵
各保护跳闸方式采用整定方式， 即哪个保护动作， 跳何开关可以按需自由整定。 RCS9681共有三组出口跳闸继电器：出口1（CK1）、出口2（CK2）、出口3 （CK3）。原则上，出口跳闸继电器2用于跳开主变各侧开关。出口跳闸继电器1、 3可由用户选择去跳何种开关。
变电站继电保护配置及基本原理
变电站继电保护配置及基本原理在我们日常生活中，电力就像是空气，没了它，生活简直没法过。
说到电力，变电站可谓是其中的“英雄”，默默守护着我们的用电安全。
这就不得不提到继电保护了，真的是个神奇的存在。
你想啊，它就像电力系统里的保镖，负责监视和保护那些高压线路，避免一切意外情况。
咱们得知道，变电站是把高电压的电流转换成适合我们家庭用的低电压。
在这个过程中，有很多设备在忙碌着，像变压器、开关等等。
而继电保护系统就是在这些设备旁边，像个勤快的小助手，实时监测着电流的情况。
一旦发现异常，比如电流过大、短路什么的，它立刻就会出手，迅速切断电源，防止更大的损失。
真是个“神速小能手”，让人心里有底。
这个继电保护的原理也挺有趣的。
它通过一些传感器和开关来监测电流。
如果电流过大，就会触发保护装置，就像是你吃东西的时候，突然觉得辣得受不了，立马就想喝水。
这个时候，继电保护就会像个“急救员”，马上帮你解决问题，及时切断电源。
听起来简单，其实背后可是经过无数次的测试和优化的。
而且啊，继电保护可不仅仅是切断电源那么简单。
它还会记录下各种数据，像电流、电压的变化情况。
这些数据就像一部电力“日记”，可以帮助工程师们分析电网的运行状态。
万一发生故障，他们就能通过这些数据找到问题所在，及时修复，避免再次出错。
简直是电力界的“侦探”，真是厉害。
大家肯定想问了，继电保护的配置是怎样的呢？说实话，这个可得根据变电站的具体情况来定。
不同的变电站可能用的保护装置不太一样。
有的可能需要更复杂的保护，有的就可以简单一些。
通常来说，重要的设备、关键的线路会配置更高级的保护，以确保安全。
而一些不太重要的设备，可能就用普通的保护装置就行了。
就像咱们平时出门，重要的文件得好好保护，随便的东西就可以随便放。
再说说继电保护的技术发展。
随着科技进步，继电保护也变得越来越智能化。
过去那些笨重的保护设备，现在已经换成了小巧的数字保护装置。
它们不仅能实时监测，还能进行远程控制，真是科技的进步让人眼前一亮。
110kV变电站保护配置
110kV变电站保护配置
缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥 断路器，并且把变压器两侧隔离开关拉开，然后再根据需 要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也 较复杂。 2、单母分段接线 优点：接线简单清晰、设备少、 操作方便、便于扩建和采用成套配电 装置。 缺点：不够灵活可靠，任意元件 故障或检修，均须使整个配电装置停 电。
110kV变电站保护配置
8.变电站运维人员进行倒闸操作注意事项： 1）母联（分段）的充电保护压板，仅在给母线充电 时投入，充电完毕后退出； 2）线路及备用设备充电运行时，应将重合闸和备用 电源自动投入装置临时退出运行；
3）备用电源自投装置必须在所属主设备投运后投入
运行，在所属主设备停运前退出运行； 4）在保护装置及二次回路上工作前，运维人员必须 严格审查继电保护工作人员的工作票，更改整定值和变更 接线一定要有批准的定值通知单，才能允许工作。凡可能
电流互感器、10kV侧电流互感器，当主变过载时经一定延
时发信，正常运行时该保护投入。
某座110kV变电站保护配置示例：
110kV变电站保护配置
110kV变电站主接线图
110kV变电站保护配置
从接线图上可以看出变压器三侧母线均为单母分段接 线方式，三个电压等级的母线均带有分段开关。110kV系 统采用常规设备，35kV及10kV系统采用的是开关柜设备。 一、主变保护： 主变保护由电气量和非电量保护组成。电气量保护采 用的是北京四方的CSC-326G系列 数字式变压器保护装置，分主保 护单元和后备保护单元(高、中、 低后备)。 主保护采用的是CSC-326GD 数字式变压器差动保护装置，其
110kV变电站保护配置
主变110kV送电时停用，当由主变110kV侧开口，35kV送 10kV时投入。保护动作跳主变35kV开关和主变10kV开关。 10kV复合电压闭锁过流：作为10kV母线故障的主保护， 10kV线路的后备保护。保护动作跳主变10kV开关。 过负荷保护：接于110kV侧套管电流互感器、35kV侧
500KV变电站保护配置
500KV变电站继电保护的配置一、500KV变电站的特点：1）容量大、一般装750MVA主变1-2台，容量为220KV变电站5-8倍。
2）出线回路数多一般500KV出线4-10回220KV出线6-14回3）低压侧装大容量的无功补偿装置（2×120MAR）4）在电力系统中一般都是电力输送的枢纽变电站。
其地位重要，变电站的事故或故障将直接影响主网的安全稳定运行。
5）500KV系统容量大，一次系统时常数增大（50-200ms）。
保护必须工作在暂态过程中，需用暂态CT。
6）500KV变电站，电压高、电磁场强、电磁干扰严重，包括对一些仪器仪表工作的干扰。
二、500KV变电站主设备继电保护的要求1）500KV主变、线路、220KV线路，500KV‘220KV母线均采用双重化配置。
2）近后备原则3) 复用通道（包用复用截波通道，微波通道，光纤通道）。
三、500KV线路保护的配置1、500KV线路的特点a)长距离200-300km ，重负荷可达100万千瓦。
使短路电流接近负荷电流，甚至可能小于负荷电流例：平式初期：姚双线在双河侧做人工短路试验。
姚侧故障相电流仅1200多A。
送100万瓦千负荷电流=1300Ab)500KV线路有许多同杆并架双回线，因其输送容易大，发生区内异名相跨线故障时，不允许将两回线同时切除。
否则将影响系统的安全运行,线路末端跨线故障时，首端距离保护，会看成相间故障。
c)500KV一般采用1个半开关接线，线路停电时，开关要合环，需加短线保护。
d)线路输送功率大，稳定储备系数小，要保证系统稳定，要求保护动作速度快，整个故障切除时间小于100ms。
保护动作时间一般要≤50ms。
（全线故障）e)线路分布电容大500KV线路、相间距离为13m、线分裂距离45cm、正四角分裂、相对地距离12m。
线路空投时，未端电压高。
要加并联电抗器,并联电抗器保护需跳对侧开关,需加远方跳闸保护。
f)500KV线路一般采用单相重合闸，为限制潜供电流，中性点要加小电抗器2、配置原则：1）500KV线路保护配置原则：设置两套完整、独立的全线速动保护，其功能满足：每一套保护对全线路内部发生的各种故障（单相接地、相间短路，两相接地、三相短路、非全相再故障及转移故障）应能正确反映每套保护具有独立的选相相功能，实现分相和三相跳闸，当一套停用时，不影响另一套运行。
变电站的保护配置
一、变电站的保护配置：220kV变电站主变三侧都是双母带旁母接线。
220kV线路保护配置：四方的保护已经淘汰。
931南瑞、许继的。
225、226线路931、PSL602保护是重点。
保护配置原则：220kV以上电压等级要配两套，不论母线（915、BP-2B）还是主变，还是线路均为两套，不同厂家、不同原理，保护范围应一致，功能应一致。
220kV线路保护的范围是两侧CT（TA）之间，TA在出线刀闸和开关之间，要了解一个变电站的二次保护，就应找到它的TA和线路TV，两套保护要取自不同的CT绕组，计量、测量、母线保护（两套）都要从CT不同的绕组上取电流。
故障录波器也要用，还应有一组备用CT绕组。
这些CT绕组都在开关与线路刀闸之间，CT串在主回路中，GIS设备的CT配在开关两侧，所以GIS装置的线路和母线保护范围交叉，消除死区。
线路保护取自母线侧CT，母线保护取自线路侧CT绕组。
PSL931纵联差动，产自南瑞；602产自南自，纵联距离。
线路两侧的保护应配置一致，否则不易配合。
相同的厂家、原理应对应配置，升级版本时两侧应同时进行。
速动保护，光纤进行信号传输，主保护都是本线路的快速保护，0s切除本线路任何故障，纵联距离、纵联差动，投主保护压板就是要投全线速动保护，光纤信号传输装置，两侧保护、主保护要配置光纤信号传输装置。
如果故障出了线路两侧CT之外，按理应启动母线保护，但还可启动后备保护。
此时主保护不动作，主保护做不了相邻元件的后备保护，所以602和931均配置了以相间和接地距离为主的距离保护，还有四段零序保护。
三段式距离保护，I段本线路70-80%，动作时间零秒，II段保护范围为本线路的全长并延伸至下一线路出口，动作时间加了0.5秒，III段保护范围为本线路及下一级线路的全长并延伸至下一线路的一部分，时间为0.5秒加一个Δt。
相间距离是相间故障的后备，接地距离与零序电流为接地故障的后备保护。
主保护动作后，报文中除有主保护信息外，还有I段后备的信息。
变电站保护配置的原则
变电站保护配置的原则在进行变电站保护配置时，需要遵循一些基本原则，以确保保护系统的正确性和可靠性。
首先，保护配置应具有可靠性和快速性。
这意味着保护装置应能够在故障发生时快速准确地检测并切除故障部分，以保护变电站设备的正常运行。
其次，保护配置应具有灵活性和适应性。
电力系统的运行条件和负荷可能会发生变化，保护系统应能适应这些变化，并能够根据需要进行调整和优化。
保护配置还应考虑设备的可靠性和可用性。
变电站中的各种设备，如变压器、断路器和隔离开关，都需要得到有效的保护。
因此，在配置保护系统时，需要根据设备的特性和工作条件选择合适的保护装置，并进行合理的组合和设置。
此外，保护配置还应考虑到设备的互动和协同工作。
不同设备之间的保护装置应能够相互配合，形成一个完整的保护系统，以最大程度地提高系统的可靠性和稳定性。
在保护配置中还应考虑到经济性和可维护性。
保护装置的选择和配置应考虑到其成本和维护工作的复杂性。
保护装置的成本应合理，并且易于安装和维护。
此外，保护配置还应考虑到系统的可扩展性和升级性。
随着电力系统的发展和变化，保护系统可能需要进行升级和扩展，因此在配置时应考虑到这些因素，以便将来的升级和扩展工作更加方便和经济。
保护配置还应考虑到系统的稳定性和灵敏性。
保护装置应能够在各种工作条件下保持系统的稳定性，并能够快速准确地响应故障。
为了实现这一点，保护配置应考虑到系统的动态特性和稳定性要求，并进行合理的参数设置和校准。
变电站保护配置的原则包括可靠性、快速性、灵活性、适应性、可靠性、可用性、协同性、经济性、可维护性、可扩展性和稳定性。
在实际配置中，需要综合考虑这些原则，并根据具体情况进行合理的选择和配置。
通过合理的保护配置，可以确保变电站设备的安全运行，保护电力系统的稳定和可靠运行。
220kV保护配置
复压闭锁（方向）过流
相间方向元件 可投退
过电流 t
跳闸 ＆ ＆
复合电压元件动作
可投退
保护软压板投入
保护硬压板投入
保护启动元件动作
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本保护配置一段两时限，每一时限的跳闸逻辑可整定。 Ia,Ib,Ic为三相电流； Ifgl为过电流定值； 对于220kV和110kV两侧都有电源的变压器 220kV复压闭锁过流需经方向判别；方指向系统即220kV母线。 220kV复压闭锁方向过流I段1时限 3.3S（ 3.5S）跳212母联。 220kV复压闭锁方向过流I段2时限 3.6S（ 4.0S）跳201(202)开关。 B、220kV复压闭锁过流II段不带方向 220kV复压闭锁过流II段1时限 10S （ 4.5S）跳112母联。 220kV复压闭锁过流II段2时限 跳10S （ 5.0S） 101(102)开关。 220kV复压闭锁过流II段3时限 跳3.9S （ 5.5S） 三侧开关。 对于220kV侧有电源的终端变压器 220kV复压闭锁方向过流保护功能退出。 220kV复压闭锁方向过流I段1时限 10S 跳212母联。 220kV复压闭锁方向过流I段2时限 10S 跳201(202)开关。 220kV复压闭锁过流II段不带方向 220kV复压闭锁过流II段1时限2.1S 跳112母联。 220kV复压闭锁过流II段2时限 跳2.4S 101(102)开关。 220kV复压闭锁过流II段3时限 跳2.7S 三侧开关。 C、220kV侧中性点接零序方向过流保护 零序方向过流保护I段退出； 零序方向过流保护(取消方向)II段1时限5.5S跳212开关，II段2时限6S跳三侧。
220kV变电站继电保护的配置 和工作原理
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一、变电站的保护配置:220kV变电站主变三侧都就是双母带旁母接线。
220kV线路保护配置:四方的保护已经淘汰。
931南瑞、许继的。
225、226线路931、PSL602保护就是重点。
保护配置原则:220kV以上电压等级要配两套,不论母线(915、BP-2B)还就是主变,还就是线路均为两套,不同厂家、不同原理,保护范围应一致,功能应一致。
220kV线路保护的范围就是两侧CT(TA)之间,TA在出线刀闸与开关之间,要了解一个变电站的二次保护,就应找到它的TA与线路TV,两套保护要取自不同的CT绕组,计量、测量、母线保护(两套)都要从CT不同的绕组上取电流。
故障录波器也要用,还应有一组备用CT绕组。
这些CT绕组都在开关与线路刀闸之间,CT串在主回路中,GIS设备的CT配在开关两侧,所以GIS装置的线路与母线保护范围交叉,消除死区。
线路保护取自母线侧CT,母线保护取自线路侧CT绕组。
PSL931纵联差动,产自南瑞;602产自南自,纵联距离。
线路两侧的保护应配置一致,否则不易配合。
相同的厂家、原理应对应配置,升级版本时两侧应同时进行。
速动保护,光纤进行信号传输,主保护都就是本线路的快速保护,0s切除本线路任何故障,纵联距离、纵联差动,投主保护压板就就是要投全线速动保护,光纤信号传输装置,两侧保护、主保护要配置光纤信号传输装置。
如果故障出了线路两侧CT之外,按理应启动母线保护,但还可启动后备保护。
此时主保护不动作,主保护做不了相邻元件的后备保护,所以602与931均配置了以相间与接地距离为主的距离保护,还有四段零序保护。
三段式距离保护,I段本线路70-80%,动作时间零秒,II段保护范围为本线路的全长并延伸至下一线路出口,动作时间加了0、5秒,III段保护范围为本线路及下一级线路的全长并延伸至下一线路的一部分,时间为0、5秒加一个Δt。
相间距离就是相间故障的后备,接地距离与零序电流为接地故障的后备保护。
主保护动作后,报文中除有主保护信息外,还有I段后备的信息。
主保护就是全线速动的保护,光纤保护,后备保护……故障在I段范围内,除主保护动作外,相应的I段后备会动,故障不在I段范围内,就只有主保护动作了,当然就是以本线路故障为前提的。
重合闸:单重。
后加速。
931保护正常情况下液晶会显示当下时间、电流电压。
故障发后后液晶会显示故障发生时间、动作了的保护、故障相别、测距等信息。
故障发生后应记录故障发生时间、变位开关、潮流变化、保护动作时间、动作了的保护、故障相别、测距内容。
事故情况下,站用电系统的恢复就是重中之重。
按空格键可以从保护屏正面切换至背面。
保护用电流就是从CT直接接入保护的,不经任何开关电器。
保护用电压就是从所在母线的PT取的。
PT用一次刀闸接在母线上,二次接入PT二次端子箱,PT三个二次绕组,一个给保护与测量,一个给计量,一个开口三角。
220kV保护用两组,除开口三角形外全就是星形接线,然后进入主控PT并列屏、PT转接屏(在端子箱经间隙接地)上端子排,谁要用电压从端子排上取,控制电缆取到保护屏,先到电压切换箱(也就在操作箱,操作箱里有操作回路,有电压切换回路),后台机或监控中心给出操作命令到测控屏,再到操作箱,再到机构箱,驱动开关分、合闸,中间均以二次电缆连接。
保护动作让开关掉闸,动作后到操作箱,再到机构箱。
控制电源,220kV有两个,直流,从充电机来,充电机把交流变直流,充电机由充电模块组成,在直流屏,它的电源从站用变来。
每台充电机带一段直流母线,直流母线上还有蓄电池。
正常时,直流两条母线分列运行,蓄电池这时就是负荷,浮充电运行。
充电机故障时,蓄电池变成电源。
220kV开关有两个控制电源,取自不同的直流母线。
220kV开关的机构就是分相的,所以OP灯就是三相,分两组,可以监视开关操作回路就是否完好。
SF6气体压力不够,跳、合闸线圈烧毁等,都会造成控制回路断线。
LP灯就是母线灯,指的就是哪儿取得电压,哈,两条电压小母线均接入电压切换箱,瞧线路上哪条母线,就从哪条母线上取电压。
电压切换就是用元件的母线侧刀闸的常开辅助触点启动电压切换继电器,两条母线上的母线侧刀闸可分别启动各自的电压切换继电器,双母运行时元件正常只上一条母线,所以只有一个切换继电器动作,用它的接点将相应电压小母线上的电压取向保护与测量。
倒母线时,两个切换继电器都会动作。
取得电压后(从电压切换箱)扔出一路小空开引向保护(三联小空开),有几面保护屏就用几个小空开扔出去。
空开上面接电压切换箱,下端给该屏要用它的保护,602、931。
哈。
具体想说:电压小空开取的就是哪条母线上的电压,就要瞧被保护设备上的就是哪条母线了。
倒母线时,一定要检查切换继电器同时动作,或瞧LP灯两个都亮,才能接待停母线侧刀闸,否则保护会失去电压。
但拉开待停电母线刀闸不能不检查相应的LP灯灭,否则就会对停电母线PT反送电,所以拉母联开关前必须取下PT二次。
602光纤信号传输装置就是外置的,931就是内置的。
通道灯灭,说明通道有问题,有重合闸。
永久故障,即使就是单相故障也会直到三相跳闸灯亮,重合闸灯亮。
保护动作信号就是从跳闸压板走向操作箱。
操作箱上的三个跳闸灯亮了,并不能说明开关已经跳闸,只能说明它接到过跳闸命令,重合闸灯表示接收到过重合闸命令。
压板分跳闸压板与功能压板。
针对断路器,装了在631保护中的失灵功能。
其实只就是个启动失灵保护功能。
当线路有故障,开关拒动,它就会启动失灵保护,启动失灵保护的条件:(1)保护动作过,说明线路有故障;(2)开关跳不开,因为大的故障电流还在。
631失灵保护,有直流工作电源,它要采集线路保护动作过的信息(它来自六块启动失灵的压板)。
采集线路过流量(来自一个过流继电器),两者都存在,它才能出口,先跳自己一遍,跳不开,送给母线保护装置,跳母线。
线路有故障,931、602一方面去操作箱跳开关,另一方面去启动失灵压板启动631,两方面同时进行。
正常情况下,无线路保护动作,但报出631保护动作,就是因为有过流动作了。
GIS设备有两个操作箱,其实一个就是电压切换箱,一个就是操作箱,没有了631保护,因为631保护只取了个过流量。
线路保护有931启动失灵、602启动失灵两个压板,母差保护屏上失灵出口也就是两套。
过去就是一套。
931有重合闸功能,602也有,厂家不一样,灵敏度也不一样。
怎么保护故障时只动作一套重合闸呢？不论就是哪一套动作,一方面会去重合闸,另一方面去闭锁另一套,通过压板实现。
220kV母线停电倒闸操作票填写步骤(1)将220kV母差保护改为单母方式;(2)拉开220kV母联开关的控制电源开关;(3)合上各元件运行母线侧母线刀闸;(4)拉开各元件待停母线侧母线刀闸;(5)检查待停母线上所有母线刀闸在断开位置;(6)拉开待停母线PT二次空气开关并取下计量保险;(7)检查待停母线电压指示落零;(8)合上220kV母联开关控制电源开关;(9)检查220kV母联开关电流指示落零;(10)将220kV母差保护改为双母运行方式;(11)拉开220kV母联开关;(12)检查220kV母联开关在分闸位置;(13)拉开220kV母联开关两侧刀闸;(14)拉开220kV待停母线PT一次刀闸。
母线倒闸操作的关键点:母线停电,由双母运行倒单母运行。
原则:母线上的元件不停电。
必须全部倒向运行母线,腾空待停母线。
拉开母联开关及母线PT。
倒母线的工具就是母线侧刀闸。
倒闸过程中有用母线刀闸将双母并列的过程。
这个过程存在的前提就是两条母线电位相同,否则会造成带负荷拉、合刀闸,会造成三相短路。
要做到等电位,必须保证母联开关及其两侧刀闸在合位,也就就是将双母并起来。
拉刀闸前,必须保护开关在合闸位置,刀闸无灭弧装置,所以必须在等电位的情况下进行。
也就就是说刀闸必须在操作前后两侧电位均相等,才能拉、合刀闸。
等电位靠母联开关来保证。
同时应保证母联开关在倒母线过程中都在合闸位置,防止因某种原因(误操作、故障)使母联开关掉闸,必须保证母联开关为死开关,死在合闸位置。
RCS-915、BP-2B两种母差保护,保护范围包括母线、PT、及各元件(可以就是线路或变压器)母差CT范围内的故障。
两条母线上任一母线故障,两套母差保护都会启动,但出口的一定就是母联开关及故障母线,非故障母线保持运行状态。
母差保护中的所谓大差,就是母差保护的启动回路,在两条母线及其PT、所有连接元件的母差用TA之间的故障,大差都会启动,大差回路不包括母联开关与分段开关CT。
母差保护的小差回路就是母差保护的选择元件,保护范围就是某条母线及其PT与所有连接元件的母差用TA之内的设备,包括母联开关或分段开关TA在内。
一个大差回路与两个小差回路,组成整套母差回路。
出口回路由两个逻辑回路组成,要求的量有大差与故障母线的小差。
正常运行时,差回路的电流有进有出,故障发生时,全部流入,没有流出。
不平衡电流会引起误动,所以必须加装电压闭锁判刑据。
所以出口必须有大差、故障母线的小差与复合电压三个条件必须满足,复合电压包括负序(不对称相间故障)、零序电压(接地故障)、低电压(三相对称故障)。
三个条件相与,母差保护才会出口。
大差与小差回路都就是有进有出,母差保护不动作,有进无出,母差保护就会动作,不管就是大差小差。
倒母线过程中,母联就是死开关,这时故障不能有选择性切除,会由母联开关启动失灵延时切除,而且就是双母全切。
因有同一元件母线两刀闸跨接,会通过刀闸送故障电流,即使母联开关不死,也不能正确切除故障,所以倒母线必须去掉母差保护的选择性,不论哪条母线故障,两条母线要全切。
所以,倒母线必须先投两套母线保护的互联压板,再取母联开关的控制电源。
这个过程能反着来不？不能,宁可多切故障,也不准让事故长时间不切除,这就是电压等级高,稳定要求压倒一切的结果。
第一个技术原则:倒母线前必须先投互联压板,再取母联开关的操作保险或拉母联开关的控制电源开关。
倒母线过程中,可以采用全合全拉的方式,也可以采用合一个拉一个,不就是技术原则,只就是多跑路少跑路的问题。
倒完了,要检查待停母线上所有母线刀闸全在分闸位置,检查母联开关电流指示为零。
再停PT二次,再拉母联开关与PT一次刀闸。
也可以在停了PT二次之后,马上拉PT一次。
但停了PT二次要检查待停母线的电压为零,所在都在主控室,还就是先拉母联开关,再拉PT一次刀闸更经济。
合母联开关控制电源与退互联压板谁先谁后？前者先,后者后,再退PT二次,拉母联开关,再拉PT一次。
母联开关两侧刀闸,先拉待停母线刀闸,再拉运行母线侧刀闸,为什么呢？检查开关拉开,一要瞧灯光指示,二要检查机构分、合批示器位置,三要瞧负荷有无,但真正就是否拉开,瞧上面那些都不能确定,因为上面那些,特别就是前两个,就是开关辅助触点提供的,不就是很可靠。