110KV变电站保护配置介绍..
110kV变电站保护定值
分段压
10〞
信号
1#(2#)主变
(PST-12)
非电气量保护
本体轻瓦斯
信号
本体重瓦斯
0〞
总出口
有载调压轻瓦斯
信号
有载调压重瓦斯
0〞
总出口
本体压力释放
信号
有载压力释放
信号
绕组温度高
信号
油温高
信号
冷却器全停
20分
总出口
110kV线路保护定值
110kV万杨I线
电流后加速段
0〞
重合闸
1.5〞
35kV/10kV分段300/500断路器
断路器互
投(PSL642)
过流I段
0〞
跳进线断路器
过流II段
0.3〞
合本断路器
备自投
跳301/501、302/502合300/500方式
主变后备动作闭锁
10kV保护定值
10kV馈线
线路保护
(PSL641)
电流I段
0〞
小方式15%
0〞
出口0.96
零序II段
0.9〞
正常方式1.6
零序III段
1.9〞
零序IV段
2.9〞
零序加速段
0.1〞
重合闸
重合闸
1〞
110kV同杨I线
110kV同杨I线
差动保护
纵联差动保护
0〞
全线速动
零序差动保护
0〞
全线速动
相间距离保护(两套)
相间距离I段
0〞
80%
相间距离II段
0.3〞
3.4
相间距离III段
2.1〞
总出口
间隙电压
110kV智能综合变电站保护与监控系统概述
110kV智能综合变电站保护与监控系统概述【摘要】本篇文章主要介绍了110kV智能综合变电站保护与监控系统的概述。
首先从系统组成、功能特点、应用范围、技术优势和实际应用案例等方面对该系统进行了详细阐述。
然后探讨了该系统在变电站中的重要性,并展望了未来发展趋势。
通过总结可以得出,110kV智能综合变电站保护与监控系统在电力行业具有重要的意义,未来将更加智能化和高效化。
通过本文的分析,读者可以深入了解这一系统的特点和优势,以及它在电力系统中的应用和前景。
【关键词】110kV、智能综合、变电站、保护、监控系统、系统组成、功能特点、应用范围、技术优势、实际应用案例、重要性、未来发展趋势、总结1. 引言1.1 110kV智能综合变电站保护与监控系统概述110kV智能综合变电站保护与监控系统是一种集保护、控制、监测、通信和辅助功能于一体的综合性电力系统。
随着电力系统的发展和变革,110kV智能综合变电站保护与监控系统的作用日益凸显。
本文将对该系统进行全面介绍和概述,以便读者更好地了解其工作原理和应用场景。
在当今电力系统中,110kV智能综合变电站保护与监控系统扮演着关键的角色,其功能和技术含量越来越丰富和高效。
通过本文的介绍,读者将对该系统的构成、特点、应用范围、技术优势和实际应用案例有更深入的了解,为今后在电力系统中的应用和推广提供参考和指导。
110kV智能综合变电站保护与监控系统的重要性和未来发展趋势也将在本文中进行分析和总结,以便读者更好地把握其发展方向和未来发展空间。
2. 正文2.1 系统组成110kV智能综合变电站保护与监控系统的系统组成是非常重要的,它直接影响到系统的正常运行和保护效果。
该系统的组成通常包括以下几个部分:1. 主控系统:主控系统是整个系统的核心,负责对整个变电站的运行状态进行监控和调度。
它采用先进的控制算法和数据处理技术,实现对各个设备的监控和保护。
2. 保护装置:保护装置是系统中非常关键的一部分,主要负责对电力设备进行实时保护。
110KV变电站知识介绍(2014
110KV变电站知识介绍(2014)一、变电站概述110KV变电站是电力系统中至关重要的组成部分,主要负责将高压电能转换为适合用户使用的低压电能。
2014年,我国110KV变电站技术已日臻成熟,为保障国民经济持续发展提供了有力支撑。
下面,让我们一起来了解110KV变电站的相关知识。
二、110KV变电站的主要构成1. 高压开关设备:高压开关设备是变电站的核心部分,主要负责对高压线路进行开合、控制和保护。
2014年,我国高压开关设备已实现国产化,性能稳定可靠。
2. 变压器:变压器是变电站的灵魂,负责将高压电能降压至适合用户使用的电压。
2014年,我国变压器制造技术达到国际先进水平,具备较强的市场竞争力。
3. 低压配电装置:低压配电装置主要负责将变压器输出的低压电能分配至各个用电区域。
2014年,我国低压配电装置品种繁多,满足不同用户需求。
4. 继电保护装置:继电保护装置是变电站安全运行的保障,它能实时监测电网运行状态,发现异常情况及时切除故障部分,确保电网稳定。
2014年,我国继电保护技术取得了显著成果。
5. 自动化设备:随着自动化技术的不断发展,110KV变电站逐步实现智能化、无人值守。
2014年,我国变电站自动化设备水平不断提升,为电力系统安全、高效运行提供了有力保障。
三、110KV变电站运行原理1. 高压侧进线:高压线路将电能输送至变电站,通过高压开关设备接入变电站。
2. 变压器降压:高压电能通过变压器降压,转换为适合用户使用的低压电能。
3. 低压侧出线:低压电能通过低压配电装置分配至各个用电区域。
4. 继电保护:实时监测电网运行状态,发现异常情况及时切除故障部分。
5. 自动化控制:通过自动化设备实现变电站运行状态的实时监控、远程操作等功能。
四、110KV变电站的技术特点1. 高可靠性:2014年的110KV变电站采用了先进的高压开关设备和技术,确保了电力系统的可靠运行。
这些设备能够在极端天气和复杂环境下稳定工作,大大降低了故障率。
110kV变电站配电设备最佳配置6页
110kV变电站配电设备最佳配置1 主变压器的选择1.1 变电所主变压器台数的确定主变压器是发电厂和变电站中最主要的设备,它在电气设备的投资中所占的比例较大,同时与之相配的电气装置的投资也与之密切相关。
首先是主变台数的确定。
对于大城市郊区的变电所,在中、低压侧已构成环网的情况下,变电所安装两台主变压器为宜。
而对地区性孤立的一次变电站或大型专用变电站,在设计时应考虑装设三台主变压器的可能性。
其次是主变压器容量的选择。
选择容量的要求:站用变电站的容量须满足正常的负荷需要,而且要留有10%左右的容度,以备加接临时负荷之用。
1.2 主变压器容量的确定主变压器容量一般按变电所建成后10年之内的规划负荷选择,并适当考虑到远期10~20年的负荷发展。
对于城郊变电所,主变压器容量应于城市规划相结合。
但是,同级电压的单台降压变压器容量的级别不宜太多,应从全网出发,推行系列化、标准化:变压器额定电压规定:变压器一次绕组的额定电压等于用电设备的额定电压。
但是,当变压器的一次绕组直接与发电机的出线端相连时,其一次绕组的额定电压应与发电机额定电压相同,变压器的二次绕组的额定电压比同级电力网的额定电压高10﹪,但是10kV及以下电压等级的变压器的阻抗压降在7.5﹪以下。
若线路短,线路上压降小,其二次绕组额定电压可取1.05Ue。
因此,高压侧额定电压60×1.05%=63(kV);110(kV)中压侧额定电压:35×1.05%=36.75(kV);低压侧额定电压:10×1.05%=10.05(kV)。
1.3 主变压器的型式110kV降压变一般可采用油浸式和干式两种油浸式过载能力强,维修简便,屋内外均可布置,价格便宜。
干式变压防火性能好,布置简单,屋内布置在电压开关柜附近,缩短了电缆长度并提高供电可靠性,干净,但过载能力低、绝缘余度小、价格贵。
一般采用的冷却方式有:自然风冷、强迫油循环风冷、强迫油循环水冷、强迫导向油循环冷却。
许继110kV变压器保护介绍
报警功能
在变压器异常运行时发出 报警信号,提醒运行人员 及时处理。
保护配置
差动保护
配置差动速断保护和比率差动保护,提高保护 的灵敏度和可靠性。
瓦斯保护
配置重瓦斯和轻瓦斯保护,分别用于跳闸和报 警。
零序保护
配置零序过流和零序方向过流保护,用于检测变压器绕组和引线的接地故障。
04
应用案例与效果分析
应用案例
许继110kv变压器保护装置在某市电力系统的应用
该装置在某市电力系统中成功应用,为变压器提供全面的保护功能,确保了电力系统的 稳定运行。
许继110kv变压器保护装置在某大型企业中的应用
为满足企业用电需求,该装置在某大型企业中得到应用,有效保护了变压器的安全,提 高了企业用电的可靠性。
效果分析
提高了变压器保护的可靠性
未来,许继110kv变压器保护装置的研究和发展将更加注重智能化和自 动化技术的应用,提高其自适应能力和自动化水平。
06
参考文献
参考文献
总结词:详细描述
详细描述:该说明书详细介绍了许继110kv变压器保护装置的技术规格、功能特点、使用方法以及常见 问题解决方案,是用户使用和维护该装置的重要参考。
总结词:详细安装步骤
许继110kv变压器保护装置还具有完善的自 检功能,能够实时监测装置的运行状态,及 时发现和处理故障,确保装置的可靠性和稳 定性。
该装置具有强大的通信功能,支持多种通信 协议,能够与调度中心、变电站自动化系统 等其他智能设备进行数据交换和信息共享。
性能指标
许继110kv变压器保护装置的测 量精度高,能够准确地测量变压 器的各种电气参数,如电压、电
许继110kv变压 器保护介绍
目录
110kV 变电站并网线保护配置王晓尧
110kV 变电站并网线保护配置王晓尧摘要:本文主要介绍某变电站涉及并网线操作方面的特殊点,以及保护配置方面的讨论关键词:并网线1、变电站运行方式及并网线配置某变电站为XXX供电公司所辖室内站,位于北二环联盟路附近,此站运行方式为两条110kV进线,分别为留昆二线和韩昆线,具体站内运行方式如下:①、变电站运行方式详解如上图,某变电站有两台主变,进线为2条,平时正常运行方式由留昆Ⅱ线175开关上2号主变,经由分段301开关带35kV1段和2段母线负荷,10kV2A、2B段母线由512B开关带出。
韩昆线176开关上3号主变,经313开关带35kV3段母线,10kV513开关带10kV3段母线负荷。
特殊点在于35kV有两处并网线,分别是昆热一线昆热一线322、昆热二线昆热二线322。
②、变电站并网线保护配置某变电站在涉及并网线方面的保护及自动装置配置有:110kV进线开关解列保护跳并网线(2套),主变保护跳并网线,自投跳并网线。
③、并网线保护动作顺序进线开关解列跳并网线压板在正常运行方式时为:留昆Ⅱ线175开关解列保护Ⅰ跳昆热一线322开关,留昆Ⅱ线175开关解列保护Ⅱ跳昆热一线322开关,韩昆线176开关解列保护Ⅰ跳昆热二线322开关,韩昆线176开关解列保护Ⅱ跳昆热二线322开关,共4个压板在投入状态;同时有留昆Ⅱ线175开关解列保护Ⅰ跳昆热二线322开关,留昆Ⅱ线175开关解列保护Ⅱ跳昆热二线322开关,韩昆线176开关解列保护Ⅰ跳昆热一线322开关,韩昆线176开关解列保护Ⅱ跳昆热一线322开关共4个压板在断开位置。
解列保护动作时,除跳开本保护进线开关外,还会跳开相应投入压板所对应的开关。
即:留昆Ⅱ线175解列保护动作跳开留昆Ⅱ线175开关的同时也跳开昆热一线322开关;韩昆线176解列保护动作跳开176开关的同时也跳开昆热二线322开关。
在涉及留昆Ⅱ线175(或韩昆线176线路)线路停电时,可以通过投退压板来更改解列保护跳开的并网线开关。
110kV变电站保护配置
110kV变电站保护配置
一、10kV高压开关室
1.馈线柜:PSL 691U 线路保护测控装置
2.电容器柜:PSC 691UA 电容器保护测控装置
3.PT柜:LK-YZ 微机综合控制器
4.消弧柜:PST 693U 变压器保护测控装置
二、二次设备间
1.110kV 1#主变测控柜:PSR 661数字式综合测控装置
2.1#主变保护柜:PST 671U变压器保护装置(差动)
PST 671U变压器保护装置(高后备)
PST 671U变压器保护装置(低后备)
3.谐波检测柜:ATP-50A新型电能质量在线检测装置(奥特斯鼎)
4.110kV线路保护测控柜:PSR 662数字式综合测控装置
PSL 621D数字式电流差动保护装置5.110kV母联保护测控柜:PSP 691数字式备用电源自投装置
PSR 662数字式综合测控装置
6.110kV母线保护柜:SG B750数字式母线保护
7.微机型电力系统故障录波柜:
DRL 600微机型电力系统故障录波及测距装置
10.备自投控制柜:PSP 691数字式备用电源自投装置
11.自动调协消弧线圈控制屏:
WXHK系列微机自动调谐消弧装置(许继变压器有限公司)。
110kV变电站保护配置及常见事故处理-精选文档
作者:局
所属110kV变电所的主接线方式、保护配 置、及典型事故分析。由于本人技术有 限,可能讲解的不够全面,不是完全的 正确,请大家予以指正。
第一章 110kV变电所主接线
现阶段我局共有110kV变电站29座, 而根据供电可靠性、经济性、环境条件 等多个因素,采用了不同的主接线方式, 其中大多数采用内桥、单母线分段接线, 还有少量的线变组接线,如丽都变。各 种接线都有其特有的优缺点:
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。单母线可用隔离开 关分段,但当一段母线 故障时,全部母线仍需 短时停电,在用隔离开 关将故障的母线段分开 后才能恢复非故障段的 供电。
三、线变组接线 :
二、主变保护
现代生产的变压器,在构造上是比较可靠的,故 障机会较少。但在实际运行中,还要考虑发生各种故 障和异常工作情况的可能性,因此必须根据变压器的 容量和重要程度装设专用的保护装置。 变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。 本体故障主要是:相间短路.绕组的匝间短路和单相接 地短路。发生本体故障是很危险的因为短路电流产生 的电弧不仅会破坏绕组的绝缘,烧毁铁芯,而且由于 绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气体,还 可能引起变压器油箱的爆炸。变压器的引出线故障, 主要是引出线上绝缘套管的故障,这种故障可能导致 引出线的相间或接地短路。以下接合主接线图,分析 一下主变保护的保护范围及动作情况:
(4)各保护的保护范围及动作情况。 110kV复合电压闭锁过流保护:保护动作跳主变三侧及 110kV母分开关, 它是35kV、10kV母线的后备保护和线路保护的远后备保护,是变压器最 后一级跳闸保护。 110kV零序过流保护:保护动作跳主变三侧及110kV母分开关。 110kV零序电压闭锁过流保护:保护动作跳主变三测及110kV母分开关。 110kV间隙零序过流保护:保护动作跳主变三侧及110kV母分开关。 35kV复合电压闭锁过流:作为 35kV母线故障的主保护,35kV线路的后备 保护。保护动作跳主变35kV开关。 35kV复合电压闭锁方向过流:方向朝主变,该保护在主变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套管流变、35kV流变、10kV流变,当主变过载时
110kV变电站保护配置
110kV变电站保护配置
引起保护装置误动作的工作,应采取有效防范措施。 5)在继电保护工作完毕时,运维人员应认真检查验 收,如拆动的接线、元件、标志等是否恢复正常,压板位 置、设备工作记录所写内容是否清楚等。所有保护装置交 流回路工作后,继电保护人员应检查回路正确,并检查相
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
波装置,故障录波装置启动时,应汇报调度,由调度决
定是否上报。
110kV变电站保护配置
9.录波装置不能自动关机或装置死机,应向调度申请 将装置退出,再将装置电源开关分合一次,看装置能否恢
复。若不能恢复,应通知专业人员来检修。
110kV变电站保护配置
五、继电保护与自动装置的一般规定 1.继电保护及自动装置(以下简称保护装置)的投入和
110kV变电站保护配置
受热分解而产生大大量的气体,还可能引起变压器油箱的 爆炸。 变压器的引出线故障,主要是引出线上绝缘套管的故 障,这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。 1)主变差动保护
作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和
单相接地短路的主保护。正常保护范围为主变三侧差动CT 之间。 2)主变后备保护 主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序
110kV变电站保护配置
110kV等级变电站设备配置清单
序号
设备名称
规格型号
数量
用途
1
变压器直流电阻测试仪
MS-540
1台
变压器绕组测量最大输出电流40A
量程: 40μΩ~400mΩ (40A)
100μΩ~1Ω (20A)
500μΩ~2Ω (10A)
1mΩ~4Ω (5A)
5mΩ~8Ω (2.5A)
2
回路电阻测试仪
HLY-IIA
1台
断路器导电回路接触电阻测量
最大输出电压:1000V
5
全自动电容电感测试仪
MS-500L
1台
不拆线测量无功补偿电容器组电容量
电容范围:0.1μF ~ 2,000μF;
6
抗干扰介损自动测量仪
MS-101D
1台
变压器、PT、CT 电容和介质损耗测量
抗干扰指标:变频抗干扰,在200%干扰下仍能满足精度要求
电容量范围:3pF~60000pF/10kV 60pF~1μF/0.5kV
用途
1
油色谱仪
ZHGC-9
1套
对变压器油中气体组分含量的测量温控范围:
柱 室: 室温+15℃—399℃
汽化室: 室温+30℃—399℃
转化炉: 室温+30℃—399℃
热导检测器:室温+30℃—399℃
氢焰检测器:室温+30℃—399℃
精度:±0.1℃
2
闭口闪点仪 (自动)
ZHBS-8
1台
用于测定绝缘油固体悬浮物在试验条件下能形成表面薄膜的液体的闪点(量程0-250℃ 精度±0.5%)
温度 0.0至99.9℃(选配)
(精度±1%F.S)
110kV变电站配置说明及方案设计
大容量变压器一般采用强迫油循环风冷却。
在水源充足,为了压缩占地面积的情况下,大容量变压器也有采用强迫油循环水冷却方式的。强迫油循环水冷却方式散热效率高,节约材料,减少变压器本体尺寸,其缺点是这样的冷却方式要有一套水冷却系统和有关附件,冷却器的密封性能要求,维护工作量大。
本方案的变电站的三个电压等级分别为110kV、35kV和10kV,所以选用主变压器接线组别为Yo/Y/△-12-11。
5、容量比的选择
本方案预计35kV和10kV侧负荷容量比都比较大,所以容量比选择为100/100/100。
6、主变冷却方式的选择
主变压器一般采用的冷却方式有自然风冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环水冷却、强迫导向油循环冷却。
在生产和制造中三绕组变压器有自耦变压器、分裂变压器以及普通三绕组变压器。自耦变压器与同容量的普通变压器相比具有很多优点,如耗材料少,造价低,有功和无功损耗少,效率高,由于高中压线圈的自耦联系,阻抗小,对改善系统稳定性有一定作用,还可扩大变压器极限制造容量,便于运输和安装。自耦变压器虽有上述许多优点,但也存在一些缺点,由于自耦变压器公共绕组的容量最大只能等于电磁容量,因此在某些运行方式下,自耦变压器的传输容量不能充分利用,而在另外一些运行方式下,又会出现过负荷,由于自耦变压器高、中压绕组间的自耦联系,其阻抗比普通变压器小,它的中性点要直接接地,所以使单相和三相短路电流急剧增加,有时单相短路电流会超过三相短路电流,造成选择高压电气设备的困难和通讯线路的危险干扰。同时,自耦变压器零序保护的装设与普通变压器不同。自耦变压器的高、中压两侧的零序电流保护,应接于各侧套管电流互感器组成的零序电流过流器上,并根据选择性的要求装设方向元件。自耦变压器中的冲击过电压比普通变压器要严重得多,其原因是高、中压绕组有电电的联系,高压侧出现的过电压波能直接传到中压测。另一个原因是从高压侧绕组上进入的冲击波加在自耦变压器的串联绕组上,而串联绕组的匝数通常比公共绕组的匝数少得多,因此在公共绕组中感应出来的过电压大大超过侵入波幅值普通变压器,当一次电压波动时,为了得到稳定的二次电压,一次绕组的匝数作相应调整,以维持每匝电势不变,以及维持铁芯磁通量密度不变,如高压侧电压升高则应增加高压绕组,而中性点调压的自耦变压器则要减少匝数,亦维持二次电压不变,这就导致每匝电势增加,亦即导致铁芯更加饱和,当中、低压侧负荷都较大时,不宜采用自耦变压器。
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。
110kV变电站保护配置
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二、主变保护
(2)零序电流保护定值 零序电流保护作为大接地系统接地故障的后备保 护。其电流一般取自变压器中性点接地闸刀支路,因此 只适应于中性点直接接地的变压器。
二、主变保护
(3)变压器中性点过电压保护(间隙保护) 在大接地系统中,如失去所有的变压器中性点而单相接地故障 依然然存在,变压器中性点对地电压将升高到相电压,出线端的相 电压将升高到线电压,这对分级绝缘变压器的绝缘安全构成威胁。 因此,必须在变压器中性点接地刀闸支路旁并接放电间隙,同时设 置零序过压保护来保障变压器中性点的绝缘安全。间隙放电后,电 弧的能量会很快烧毁间隙,为保护间隙必需尽快切除变压器。所以 又在间隙回路设置间隙过流保护。 零序过压保护定值Uoj:按PT开口可能出现的最大零序电压整定 Uoj=180 V 间隙过流定值,按规程规定一次值一般取 Ioj=100A 间隙保护时间Toj一般取两段时间0.3/0.5S。 中低压侧接有小电源时,0.3S跳电源联络线。0.5S跳主变各 侧。
二、主变保护
3、主变本体保护 主变本体保护又称非电量保护,主要包括主变本体重瓦斯、有载 重瓦斯、本体轻瓦斯、有载轻瓦斯和本体压力释放。 瓦斯保护是变压器内部故障的主保护,它利用油浸式变压器油箱 内发生任一种故障时,油箱内产生气体来动作,它具有较高的灵 敏度,包括气体的体积及其形成的速度分为轻瓦斯、重瓦斯;更 换或检修后的变压器,在投入运行时须将重瓦斯投入跳闸; 主变压力释放阀:当主变内部故障时,内部压力达到整定值时, 压力释放阀动作,作用为跳主变三侧开关或信号报警。 本体重瓦斯、有载调压重瓦斯:可选择分别跳主变三侧开关及 110kV母分开关或发信报警。 本体轻瓦斯、有载调压轻瓦斯、温度过高、油位异常:经延时发 信报警。 本体压力释放一般用于发信报警。
分析110kV变电站母线保护配置
分析110kV变电站母线保护配置摘要:本文主要为分析100kV变电站母线保护装置自身实际作用和功能,精细化分析变电所主接线方式,明晰变电站母线保护配置原理和特征,对确保变电站可靠、安全运行十分关键。
关键词:110kV变电站;母线保护;配置母线保护始终是变电站母线发生故障的有效防护,处于母线工作运行范围内产生故障动作,可及时跳开母联断路器,及时中断和切除该母线上全部衔接的元件。
但实践中110kV变电站母线保护并未具有统一的标准,相关规范中描述较为灵活,促使母线保护配置更自由,应积极对其展开分析,做好母线保护合理化配置,为后续实践提供参考。
一、110kV变电站主接线方式优劣分析现下部分110kV变电站实际确定主接线方式时,综合性考量供电可靠性、经济性等因素,选取不同的主接线方式,其中多数选取内桥、单母线分段接线,还存在少量的线便组接线,各类接线均具备自身特有的优缺点,体现在以下几方面:(1)内桥接线。
此类接线方式优势在于设备较少,接线明晰简易,引出线切除和投入较为便捷,实际应用灵活度较佳,可选用备用电源自投装置。
不足在于变压器检修或发生故障状况下,应将其中一路电源和桥断路器,且需将变压器两侧隔离开关拉开,按照实际需求投入线路断路器,整个操作程序较多,继电保护装置复杂。
(2)单母分段接线。
该接线方式最佳的优势是接线明晰简易,设备较少,操作较为便捷,有助于扩建和选用成套配电装置。
实际应用中不足在于缺乏可靠性、灵活性,任意元件故障或检修,均可促使整个配电装置停电。
单母线可利用隔开开关分段,但一段母线均发生故障时,需进行短暂性停电,利用隔离开关将故障母线段分开后方可保证并未发生故障区域内正常供电。
(3)线变组接线。
此种方式优势在于体积较小、可靠性较高、安全性能优良,维护较为便捷、检修周期较长等优点。
选用此类接线方式为设备价格高昂,多处于环境条件不佳等变电站内应用。
二、110kV变电站母线保护配置基本原则分析母差保护主要保护变电站母线,其自身作用是电流汇集和配置,母线处于变电站内发挥的作用十分凸显,其整体结构较为简易,多布设于变电站内部,受内部因素干扰较为凸显。
220kV和110kV常规变电站保护基本配置及原理深入讨论
一、线路保护配置
保护分类:
反应一端电气量的保护,如过流保护、零序保护、距离保 护。
保护
➢ 反应两端电气量的保护,如纵联保护 。
保
保
护
护
一、线路保护配置
220kV线路保护采用双重化配置,每套保护装置包括纵联保护、 相间距离、接地距离、零序电流、综合重合闸等功能。
110kV线路保护装置包括三段式距离保护(相间距离和接地距离 )、四段式零序方向过流保护、三相一次重合闸等功能 。
10kV、35kV线路配置两段或三段式(方向)过电流保护、三相 一次重合闸。
死区故障的切除方式:
在断路器两侧分别安装电流互感器 设置专门的母联死区保护 使用远跳功能 利用后备保护切除死区故障
五、保护死区分析
死区故障与对应开关拒动时的现象类似,但死 区故障没有开关拒动情况,应根据事故现象综合 分析,做出正确判断,若能及时发现死区故障, 可大大提高事故处理速度,尽快恢复无故障设备 送电。
三、继电保护的配置要求
继电保护系统的配置应满足两点基本要求 :
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。
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。
三、继电保护的配置要求
继电保护配置两点基本要求的实现:
对于110kV及以下的电力系统中,靠“远后备”原则实现。 对于220kV及以上的电力系统中,保护配置采用“近后备”
母线差动 保护范围
CT1
285
-1
I
II
-2 286
CT3
CT2
283 -1 -1
-2
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-2
(完整word版)110KV变电站继电保护设计
第一章综述第一节继电保护的发展简史继电保护技术是随着电力系统的发展而发展起来的。
继电保护原理经历一系列的发展,从开始的单一过电流保护到现在的差动保护、距离保护、高频保护、微机保护、行波保护以及现在研究的光纤保护.继电保护装置也经历了三代,即电磁型继电保护,晶体管型继电保护和微机型继电保护(简称微机保护)。
与过去的保护装置相比,微机保护具有巨大的计算、分析和逻辑判断能力,有存储记忆功能,可以实现任何性能完善且复杂的原理。
微机保护可连续不断地对本身地工作情况进行自检,其工作可靠性高。
此外,微机保护可用同一硬件实现不同地保护原理,这使保护装置的制造大为简化,也容易实行保护装置的标准化。
微机保护除了保护功能外,还可兼有故障滤波、故障测距、事件顺序记录、和调度计算机交换信息等辅助功能,这对简化保护的调试、事故分析和事故处理等都有重大的意义。
由于微机保护装置的巨大优越性和潜力,因而受到了运行人员的欢迎,进入90年代以来,在我国得到了大量应用,将成为继电保护装置的主要型式。
可以说微机保护代表着电力系统继电保护的未来,将成为未来电力系统保护、控制、运行调度及事故处理的统一计算机系统的组成部分。
第二节继电保护的作用继电保护装置,就是指能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态,并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。
它的基本任务是:一、自动,迅速,有选择性地将故障元件从电力系统中切除,使故障元件免于继续遭到破坏,保证其它无故障部分迅速恢复正常运行;二、反应电气元件地不正常运行状态,并根据运行维护地条件(例如有无经常值班人员),而动作于发出信号、减负荷或跳闸。
此时一般不要求动作,而是根据对电力系统及元件地危害程度规定一定地延时,以免不必要的动作和由于干扰而引起的误动作。
第三节继电保护的基本要求即在电力系统的电气元件发生故障或不正常运行时,保护动作必须具有选择性、速动性、灵敏性和可靠性。
一、选择性继电保护动作的选择性是指保护装置动作时,仅将故障元件从电力系统中切除,使停电范围尽量缩小,以保证系统无故障部分仍能继续安全运行。
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主保护:RCS-9671A/B(差动)+ RCS9661A/B(非电量) 高后备保护: RCS-9681A/B 低后备保护: RCS-9682A/B 接地变保护: RCS-9621A/B
主保护:PST-1202C(差动)+PST-12 (非电量) 高后备保护: PST-1204C 低后备保护: PST-1202C
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”, 此时若发生上述故障,距离保护出口永跳,避免扩大故障影响范围。 *振荡闭锁元件:
*双回线路相继速动功能
2)TV断线后过流保护
**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。 跳闸矩阵如下:
以南瑞继保的RCS-9621为例,主要包括: 1)三段复合电压闭锁过流保护; 2)三段定时限零序过流保护,其中I段两个时限,零 序III段可整定为报警或跳闸; 3)低电压保护等。
2、110KV线路保护
2.1保护型号及配置
2.1.1南京南瑞
*RCS-941A/B:包括完整的三段相间和接地距离保护、四段零序方向过流保护和低周 保护;装置配有三相一次重合闸功能、过负荷告警功能、频率跟踪采样功能;装 置还带有跳合闸操作回路以及交流电压切换回路。此外,RCS-941B还包括以纵联 距离和零序方向元件为主体的快速主保护。 * RCS-942A:包括完整的三段可选相间低电压和/或方向闭锁的相过流保护、四段零 序方向过流保护和低周保护 ,装置配有三相一次重合闸功能、过负荷告警功能、 频率跟踪采样功能;装置还带有跳合闸操作回路以及交流电压切换回路。
3)四段零序方向保护
4)过负荷保护
5)三相一次重合闸
3、10KV备自投装置
3.1保护型号及配置
3.1.1南京南瑞 *RCS-9653B: RCS-9653B负荷均分备自投是适用于简单的两圈变压器、进线开关、分段 (桥)开关的备用电源自投及过负荷联切装置,包含分段开关的充电保护和常 规保护。主要适用于下面的主接线方式。其负荷均分备投方式的主要功能简介 如下: 1) 左侧9653b的分段自投方式充电完成,当1母失压,备自投动作切1DL且 合3DL成功以后,如果整定值CKJFZT1=1就给出一个开出到右侧9653b的备自投 合分段且成功开入,此时如果右侧9653b的均分方式1投入且充电完成,则会断开 4DL且合上6DL。使得负荷能够均匀分配在2#与3#变压器。 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。
3.1.2深圳南瑞
ISA-358F/G
3.1.3北京四方
CSC-246
3.1.4国电南自
PSP-642
4、10KV馈线保护
4.1保护型号及配置
4.1.1南京南瑞 *RCS-9611A/B:( A型配有RS-485和光纤通讯接口,B型配有WORLDFIP高速现场总)
1)三段定时限过流保护,其中第三段可整定为反时限段; 2)三段零序过流保护/小电流接地选线; 3)三相一次重合闸(检无压或不检); 4)过负荷保护; 5﹚过流/零序合闸后加速保护(前加速或后加速); 6)低周减载保护; 7)独立的操作回路及故障录波。 测控方面的主要功能有: 1)7路遥信开入采集、装置遥信变位、事故遥信; 2)正常断路器遥控分合、小电流接地探测遥控分合; 3)UA、UB、UC、U0、UAB、UBC、UCA、IA、IC、I0、P、Q、COSф、F 14个模拟量的遥测; 4)开关事故分合次数统计及事件SOE等; 5)4路脉冲输入。
4.1.2深圳南瑞
ISA-351E/F
4.1.3北京四方
CSC-211 CSL-206B(许继四方)
4.1.4国电南自
PSL-641
5、10KV电容器保护
5.1保护型号及配置
5.1.1南京南瑞 *RCS-931B: 定时限过电流保护 本装置设三段定时限过流保护,各段电流及时间定值可独立整定,分别设置整定 控制字控制这三段保护的投退。其中过流Ⅲ段可通过控制字FSX选择采用定时限还 是反时限(在过流Ⅲ段投入的前提下,若FSX控制字置1投入,则表示过流Ⅲ段作 为反时限段使用;若FSX控制字置0退出,则表示过流Ⅲ段作为定时限过流使用)。 过电压保护 为防止系统稳态过电压造成电容器损坏,设置过电压保护。当过电压投入控制字 整定为“0”时只发报警信号,整定为“1”时跳闸。 低电压保护 为防止系统故障后线路断开,引起电容器失去电源,而线路重合又使母线带电, 使电容器承受合闸过电压而损坏,装置中设置经投低电压保护开入控制的低电压 保护。低电压保护可以经整定控制字选择是否经电流闭锁,以防止PT断线造成低 电压保护误动。 不平衡电压保护和不平衡电流保护:主要反应电容器组中电容器的内部击穿。
1)差动速断: 差动速断保护实质 上为反应差动电流的过电流继 电器,用以保证在变压器内部 发生严重故障时快速动作跳闸; 差动速断元件按躲过变压器的 励磁涌流,最严重外部故障时 的不平衡电流及电流互感器饱 和等整定。
Id
1
Icdqd
Kbl
0
0.5Ie
3Ie
Ir
3)非电量保护: 能反应变压器箱 体内的各种故障和异常情况。 主要包括本体重瓦斯、本体轻 瓦斯、有载调压重瓦斯、压力 释放、油温高告警、绕组温度 高告警、冷控失电、油位异常 等等。其中本体重瓦斯、有载 调压重瓦斯投跳闸,其他各项 投告警。 4)中、低侧过流保护 *差动保护高值:不进行CT饱和判 别对区内严重故障快速反应; *差动保护低值:进行CT饱和判别, 可靠判定区内区外故障。
8)故障录波
。ห้องสมุดไป่ตู้
注: RCS-9000系列为保护测控一体 化装置,但在实际工程应用中,由 于所采的开入量较多而另外增 加专用的测控装置。
**复合电压元件的整定原则 1、低电压元件的整定原则 a、当低电压元件取自主变低压侧电压时,应躲过正常运行时可能出现 的最低电 压(例如电动机起动时的影响)一般按下式整定:
2.1.2北京四方
*CSC-161A/B *CSC-162A *CSC-163A/B(光纤) *CSL-1614B *CSL-103C(光纤)
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
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
**PT断线
PT断线判据如下: 正序电压U1小于30伏,而任一相电流大于0.06In; 负序电压大于8伏; 满足上述任一条件后延时10秒报母线PT断线,发出装置异常报警信 号(BJJ继电器动作),待电压恢复保护也自动恢复正常。在断线期 间, 根据整定控制字选择是退出经方向或复合电压闭锁的各段过流 保护还是暂时取消方向和复合电压闭锁。当各段复压过流保护都不 经复压闭锁和方向闭锁时,不判PT断线。 当本侧PT检修或旁路代路时,为保证该侧后备保护的正确动作, 需投入“本侧PT退出”压板,此时该侧后备保护的功能有如下变化: 复合电压闭锁(方向)过流保护自动解除本侧复合电压闭锁,只是 经过其他侧复合电压闭锁(控制字UBS=1时); 复合电压过流保护自动解除方向元件; PT断线检测功能解除; 本侧复合电压动作功能解除;
1.2.2高后备保护
4)保护出口采用跳闸矩阵方式, 可灵活整定; 5)过负荷发信号; 6﹚启动主变风冷; 7)过载闭锁有载调压;
以南瑞继保的RCS-9681为例,主要包 括: 1)三段复合电压闭锁过流保护 (Ⅰ、Ⅱ段可带方向); 2)接地零序保护(三段零序过流 保护); 3)不接地零序保护(一段定值二 段时限的零序无流闭锁过压保 护、一段定值二段时限的间隙 零序过流保护);
比率制动特性曲线
**CT断线判别
CT断线报警及闭锁比率差动保护设有延时CT断线报警及瞬时CT断线闭锁或报警功能。 1)延时CT断线报警在保护采样程序中进行,当满足以下两个条件中的任一条件,且时间 超过10秒时发出CT断线告警信号,但不闭锁比率差动保护。这也兼起保护装置交流采
a)任一相差流大于Ibj整定值; b)di2>α+βdimax; 其中:di2 dimax α β 2)瞬时CT断线报警在故障测量程序中进行,满足下述任一条件不进行CT断线判别: a)起动前某侧最大相电流小于0.2Ie,则不进行该侧CT断线判别; b)起动后最大相电流大于1.2Ie; c)起动后任一侧电流比起动前增加; 只有在比率差动元件动作后,才进入瞬时CT断线判别程序,这也防止了瞬时CT断线 的误闭锁。 3)某侧电流同时满足下列条件认为是CT a)只有一相电流为零; b)其它二相电流与起动前电流相等; 通过整定控制字选择,瞬时CT断线判别动作后可只发报警信号或闭锁比率差动保护 出口。