变电继电保护（精选十篇）
变电继电保护 篇1
1 变电继电保护概述
1.1 继电保护的含义
继电保护系统主要包括了继电保护装置、电流电压互感器、断路器、自动重合闸等。继电保护系统是串联系统, 系统中任何一个环节发生故障, 均会造成整个继电保护系统丧失应有的保护功能, 降低继电保护系统的可靠性。变电运行的继电保护的可分为两个部分进行阐述, 一是继电保护装置, 二是继电保护技术。继电保护装置, 是一种在变电系统中电气元件处于不正常运行状态或发生故障时, 发出信号或动作于断路器跳闸的自动装置。继电保护技术, 主要包括变电系统故障分析技术、继电保护配置设计技术、继电保护原理及实现技术、继电保护运行技术以及继电保护维护技术等。合理运用继电保护技术, 是确保变电运用安全性和可靠性的重要保障。
1.2 继电保护的作用
继电保护在变电运行中发挥着重要的作用。当变电运行系统处于正常运行状态时, 继电保护能够安全地、实时地对各种设备的运行状况进行监视, 提供可靠的运行依据。当变电运行系统处于不正常运行状态时, 继电保护能够准确地、及时地发出报警信号, 促使值班人员采取相应的措施进行处理。当变电运行系统出现故障时, 继电保护能够有选择性地、迅速地、自动地切除故障部分, 以确保没有发生故障的部分继续运行。由此可见, 继电保护装置在变电运行系统中的作用主要体现在预报事故的发生和缩小事故范围两个方面, 能够提高变电运行系统的可靠性, 确保变电运行的不间断性与安全性。
1.3 变电运行继电保护的基本原理
变电运行中会发生多种故障, 其中危害最大、最为常见的故障就是短路事故。变电运行发生短路故障时, 会导致如下变化:电流和电压之间的相位角出现变化、电压降急剧下降、电流将急剧增大。利用变电运行发生故障时与正常运行时, 各个物理量之间的差别, 构成不同类型与原理的继电保护装置, 其主要包括以下几种类型。一是, 反映电流变化的电流保护, 具体包括零序电流保护、过负荷保护、电流速断保护、反时限过电流保护、定时限过电流保护等。二是, 反映电压变化的电压保护, 具体包括反映电流、电压之间相位角变化和电流变化的过电流保护、低电压保护、过电压保护。三是, 反映电流和电压之间比值, 反映保护安装处阻抗到短路点的距离保护。四是, 反映输入和输出电流之差的差动保护, 具体包括纵联差动保护、横联差动保护。五是, 反映变电运行频率变化的周波保护。六是, 瓦斯保护, 即反映变压器内部故障的气体保护, 具体包括重瓦斯保护、轻瓦斯保护。七是, 反映变压器温度变化的温度保护。
1.4 继电保护装置的基本要求
变电运行系统对继电保护装置有四项基本要求:可靠性、速动性、灵敏性与选择性。首先可靠性。继电保护装置需要随时处于准备状态, 并且能够正确动作。不能够满足可靠性要求的继电保护装置, 难以发挥其中变电运行中的作用, 甚至会成为造成故障或扩大事故的根源。要保证继电保护装置动作的可靠性, 就必须确保继电保护装置的安装调试、整定计算等正确无误, 就必须确保继电保护装置的各个组成元件有着可靠的质量, 就必须进行及时的运行维护, 就应当尽可能的简化继电保护系统。其次, 速动性。继电保护装置需要具备快速切除短路故障的能力, 最大程度地缩短故障切除的时间, 降低电气设备因短路电流的受损程度, 促进变电运行系统快速恢复, 创造有利的电气设备自启动条件。第三, 灵敏性。即继电保护装置对变电运行异常工作状况或故障的反映能力。在继电保护装置的保护范围内, 继电保护装置都不可以产生拒绝动作, 不论短路的性质如何, 不管短路的位置怎样。而子继电装置保护区外出现异常情况或发生故障时, 继电保护装置都不可以产生错误动作。通常, 采用灵敏系数衡量继电保护装置的灵敏性。第四, 选择性。继电保护装置在变电运行系统出现异常情况或发生故障时, 应当有选择性的切除故障部门, 确保无故障部分的正常运行。继电保护装置需要断开最接近故障点的断路器, 确保变电运行系统中没有发生故障的部分依然能够正常运行。要做到这一点, 继电保护装置就必须具有选择性。
2 变电运行中继电保护的可靠性分析
可靠性指的是继电保护的系统、设备或元件, 在变电运行中的规定条件和预定时间内, 完成规定功能的能力。确保变电运行安全和可靠的第一道防线, 就是继电保护。继电保护可靠、快速的动作能够有效遏制变电运行状态的恶化, 保障安全、可靠、稳定的变电运行。据有关统计表明, 63%的电力系统事故的发生均是由于继电保护的不正确动作而导致的。继电保护的可靠性指标主要有正确动作率、无误动工作概论、平均无误动时间等。正确动作率在继电保护可靠性研究的初期发挥着重要作用, 其是通过一定时期内继电保护装置正确动作次数和继电保护装置总动作次数之比, 对继电保护的可靠性进行评估的, 能够在一定程度上反映继电保护水平, 但是“正确动作率”没有考虑区外故障正确不动作次数, 难以全面地反映继电保护的可靠性。因此, 在评估继电保护可靠性时, 还需要综合考虑平均无误动时间、保护误动频率、保护据动失效率等指标。
3 继电保护装置的选型
继电保护在变电运行中占据着重要地位, 根据变电运行的情况合理设置继电保护, 做好继电保护装置选型工作, 是非常重要的。通常情况下, 继电保护装置仍然是独立设置的, 根据保护对象进行配置, 就地分散布置, 电流电压量直接输入, 动作后继电保护装置直接操作断路器跳闸。继电保护装置和综合自动系统完全独立, 确保整个变电运行系统的可靠性。变电运行系统中所选的继电保护装置需要具有较高的安全可靠性与成熟的技术, 符合电力系统反事故措施的相关规定, 符合《继电保护和安全自动装置技术规程》的有关规定, 并进行现场试运行, 确保继电保护装置各项性能指标均能够符合变电运行的要求。继电保护装置在符合相关规程要求的基础上, 还需充分考虑现有相关设备的技术条件, 兼顾整个变电运行系统组网功能和技术发展的情况, 选择运行可靠性强、便于维护、性价比较高的继电保护产品。
4 结语
综上所述, 可靠的继电保护能够确保变电稳定运行。现阶段变电运行中的继电保护装置需要具备可靠性、速动性、灵敏性与选择性, 能够准确反映变电运行异常工作状况或故障, 既能够正确动作, 又能够快速动作;即能够预报事故的发生, 又能够缩小事故范围。在具体实践中, 需要做好继电保护的选型、安装调试以及维护工作, 确保继电保护装置的功能可以得到充分的发挥, 以保证变电运行的安全性。
参考文献
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110kv变电站继电保护课程设计 篇2
110kV变电站继电保护设计 摘要
继电保护是电网不可分割的一部分，它的作用是当电力系统发生故障时，迅速地有选择地将故障设备从电力系统中切除，保证系统的其余部分快速恢复正常运行;当发生不正常工作情况时，迅速地有选择地发出报警信号，由运行人员手工切除那些继续运行会引起故障的电气设备。可见，继电保护对保证电网安全、稳定和经济运行，阻止故障的扩大和事故的发生，发挥着极其重要的作用。因此，合理配置继电保护装置，提高整定和校核工作的快速性和准确性，对于满足电力系统安全稳定的运行具有十分重要的意义。
继电保护整定计算是继电保护工作中的一项重要工作。不同的部门其整定计算 的目的是不同的。对于电网，进行整定计算的目的是对电网中已经配置安装好的各种继电保护装置，按照具体电力系统的参数和运行要求，通过计算分析给出所需的各项整定值，使全网的继电保护装置协调工作，正确地发挥作用。因此对电网继电保护进行快速、准确的整定计算是电网安全的重要保证。
关键词:110kV变电站，继电保护，短路电流，电路配置 0 目录 0 摘要....................................................................第一章 电网继电保护的配置...............................................2 1.1 电网继电保护的作用..................................................2 1.2 电网继电保护的配置和原理............................................2 1.3 35kV线路保护配置原则................................................3 第二章 3 继电保护整定计算.................................................2.1 继电保护整定计算的与基本任务及步骤..................................3 2.2 继电保护整定计算的研究与发展状况....................................4 第三章 线路保护整定计算.................................................5 3.1设计的原始材料分析...................................................5 3.2 参数计算............................................................6 3.3 电流保护的整定计算..................................................7 总 结.................................................................9 1 第一章 电网继电保护的配置 1.1 电网继电保护的作用
电网在运行过程中，可能会遇到各种类型的故障和不正常运行方式，这些都可能在电网中引起事故，从而破坏电网的正常运行，降低电力设备的使用寿命，严重的将直接破坏系统的稳定性，造成大面积的停电事故。为此，在电网运行中，一方面要采取一切积极有效的措施来消除或减小故障发生的可能性:另一方面，当故障一旦发生时，应该迅速而有选择地切除故障元件，使故障的影响范围尽可能缩小，这一任务是由继电保护与安全自动装置来完成的。电网继电保护的基本任务在于: 1(有选择地将故障元件从电网中快速、自动切除，使其损坏程度减至最轻，并保证最大限度地迅速恢复无故障部分的正常运行。
2(反应电气元件的异常运行工况，根据运行维护的具体条件和设各的承受能力，发出警报信号、减负荷或延时跳闸。3(根据实际情况，尽快自动恢复停电部分的供电。
由此可见，继电保护实际上是一种电网的反事故自动装置。它是电网的一个重要组成部分，尤其对于超高压，超大容量的电网，继电保护对保持电网的安全稳定运行起着极其重要的作用。
1.2 电网继电保护的配置和原理
电力系统各元件都有其额定参数(电流、电压、功率等)，短路或异常工况发生时，这些运行参数对额定值的偏离超出极限允许范围，对电力设备和电网安全构成威胁。
故障的一个显著特征是电流剧增，继电保护的最初原理反应电流剧增这一特征，即熔断器保护和过电流保护。故障的另一特征是电压锐减，相应有低电压保护。同时反应电压降低和电流增大的一种保护为阻抗(距离保护)，它以阻抗降低的多少反应故障点距离的远近，决定保护的动作与否。
随着电力系统的发展，电网结构日益复杂，机组容量不断增大，电压等级也越来越高，对继电保护的要求必然相应提高，要求选择性更好，可靠性更高，动作速度更快。因而促进了继电保护技术的发展，使保护的新原理、新装置不断问世。一般来说，电网继电保护装置包括测量部分和定值调整部分、逻辑部分和执行部分。测量部分从被保护对象输入有关信号，与给定的整定值相比较，决定保护是否动作。根据测量部分各输出量的大小、性质、出现的顺序或它们的组合，使保护装置按一定的逻辑关系工作，最后确定保护应有的动作行为，由执行部分立即或延时发出警报信号或跳闸信号。
1.3 35kV线路保护配置原则
(1)每回35kV线路应按近后备原则配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能全线速动保护(2)每回35kV线路应配置双套远方跳闸保护。断路器失灵保护、过电压保护和不设独立电抗器断路器的500kV高压并联电抗器保护动作均应起动远跳。
(3)根据系统工频过电压的要求，对可能产生过电压的500kV线路应配置双套过电压保护。
(4)装有串联补偿电容的线路，应采用双套光纤分相电流差动保护作主保护。(5)对电缆、架空混合出线，每回线路宜配置两套光纤分相电流差动保护作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。
(6)双重化配置的线路主保护、后备保护、过电压保护、远方跳闸保护的交流电压回路、电流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路、起动远跳和远方信号传输通道均应彼此完全独立没有电气联系。
(7)双重化配置的线路保护每套保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。(8)线路主保护、后备保护应起动断路器失灵保护。第二章 继电保护整定计算
2.1 继电保护整定计算的与基本任务及步骤
继电保护整定计算的基本任务，就是要对系统装设的各种继电保护装置进行整定计算并给出整定值。任务的实施需要对电力系统中的各种继电保护，编制出一个整体的整定方案。整定方案通常按两种方法确定，一种是按电力系统的电压等级或设备来编制，另一种按继电保护的功能划分方案来编制。
因为各种保护装置适应电力系统运行变化的能力都是有限的，所以继电保护整定方案也不是一成不变的。随着电力系统运行情况的变化(包括基本建设发展和运行方式变化)，当其超出预定的适应范围时，就需要对全部或部分保护定值重新进行整定，以 满足新的运行需要.如何获得一个最佳的整定方案，要考虑到继电保护的快速性、可靠性、灵敏性之间求得妥协和平衡。因此，整定计算要综合、辨证、统一的运用。
进行整定计算的步骤大致如下:(1)按继电保护功能分类拟定短路计算的运行方式，选择短路类型，选择分支系数的计算条件。
(2)进行短路故障计算。
(3)按同一功能的保护进行整定计算，如按距离保护或按零序电流保护分别进行整定计算，选取出整定值，并做出定值图。
(4)对整定结果进行比较，重复修改，选出最佳方案。最后归纳出存在的问题，并提出运行要求。
(5)画出定稿的定值图，并编写整定方案说明书。2.2 继电保护整定计算的研究与发展状况
继电保护整定计算的工具和方法随着科学技术的不断进步而不断地改进。无论国际还是国内，就其发展历程而言，大致可归纳为三个阶段: 第一阶段是全人工计算阶段。整定人员通过Y/?变换简化网络，计算出分支系数和短路电流，在按照整定规则对各种继电保护装置逐一整定，工作难度很大，效率十分低下。
第二阶段是半人工计算阶段.即:人工计算十故障电流计算程序。保护定值计算中各种故障电流的分析计算用计算机来完成，保护定值的计算还需要整定人员手工完成.第三阶段是计算机整定阶段。较为成熟可靠的整定计算程序完全取代了整定人员的手工劳动，使继电保护整定计算工作变得准确和快捷。目前，在我国各大电网继电保护整定过程中，计算机的应用还比较少，其主要工作还是由人工来完成的。继电保护整定计算时，一般先对整个电网进行分析，确定继电保护的整定顺序以及各继电器之间的主/从保护顺序，然后应用计算机进行故障计算，按照继电保护的整定规程，在考虑了各种可能发生的故障情况下，获取保护的整定值，同时应注意到各继电器之间的配合关系，以保证继电保护的速动性、选择性和灵敏性的要求。第三章 线路保护整定计算 3.1设计的原始材料分析
本次变电所设计为一区域性变电所，以供给附近地区的工业，农业，居民等用电。本期工程一次建成，设计中因为需要考虑到留有扩建的余地;初步设计总装机容量为2×31.5MVA，本期先建成2台。考虑到实际情况，110kV出线先输出6回，厂用电一回。其输出数据如下: 1.单回6000kW，cosφ=0.65，架空线长6km;2.单回8000kW，cosφ=0.73，架空线长8km;3.单回5000kW，cosφ=0.75，架空线长15km;4.双回7000kW，cosφ=0.70，架空线长22km;5.单回5000kW，cosφ=0.7，架空线长10km;6.所用电380/220V,100 kW，cosφ=0.8.主接线图如下:
简化系统图如下: 5
图中参数如下表 系统阻T1容 Xl1 T2漏
抗 量 XlX13 X14 X15 X16 X17 最大负荷 抗 X MVA 2 kM kM kM kM kM Ω xt kM 1.62/231.5 6 8 15 22 22 10 31.5MW 22.8.37 变压器短路电压比均按10.5,计算，线路阻抗按0.4Ω/kM计算，3.2 参数计算
折算到35kV系统的阻抗如下。
系统阻抗:，X=2.1Ω s.Min22变压器T1阻抗:X=10.5%U/S=0.105×35?31.5=4.08Ω T1 变压器T2阻抗:X=22.8Ω T2 X=8.8Ω 11 线路Xl2阻抗:X=6×0.4=2.4Ω 12 线路Xl3阻抗:X=8×0.4=3.2Ω 13 线路Xl4阻抗:X=15×0.4=6Ω 14 线路Xl5阻抗:X=22×0.4=8.8Ω 15 线路Xl6阻抗:X=22×0.4=8.8Ω 16 线路Xl7阻抗:X=10×0.4=4Ω 17 6 3 线路最大负荷电流:I=P/cosφ/(×35)=31.5×10?0.8??35=169A 33L.MAX 将参数标于图上，化简后得到整定计算用图。
3.3 电流保护的整定计算
1、保护1电流I段整定计算
I(1)求动作电流。按躲过最大运行方式下本线路末端(即B母线处)三相短路时I1.op(3)流过保护的最大短路电流整定。Ik.max(3)最大短路电流为 Ik.max(3)I=E/(Zs.min，Z)=37//(2.1+8.8)=1.95(kA)3k.B。maxAB 动作电流为: II(3)I=KI=1.25×1.95=2.44(kA)1.0Prelk.B。max(2)动作时限。为保护固有动作时间。(3)灵敏系数校验。?段保护的灵敏度用保护区长度表示。1)最大保护区
EI，l=10kM，最大百分比=Imaxact，0.4Zlsminmax, lmax=，100%=45.45%;lXl1 2)最小保护区 7 E3lImin，=I，=5kM，最小百分比=100%=22.72% l，actmin，Zl0.42lsmaxmin,Xl1 2(保护1电流?段整定计算 II(1)求动作电流 I1.op、Xl3、Xl4、Xl5、Xl6、Xl7属于同一等级，所以只用X12换算 由于Xl2(3)I=E/(Zs.min，Z，Z)=37//(2.1+8.8+2.4)=1.6(kA)3k.C。maxABBC II(3)I=KI=1.25×1.6=2(kA)2.0Prelk.C。max IIII(3)I=KI=1.2×2=2.4(kA)1.0Prelk.C。Max(2)灵敏系数校验。(2)I=/2×E/(Zs.max，Z)=/2×37//(6.18+8.8)=1.23(kA)333k.B。minAB II(2)II K=I/I=1.23/2.4=0.51 senk.B。min1.0P 该段保护的灵敏系数不满足要求，可与线路BC的?段配合整定，或者使用性能 更好的距离保护等保护。3(保护1电流?段整定计算
III(1)求动作电流。按躲过本线路可能流过的最大负荷电流来整定，即: IopIIIIIII=KKL/K=1.2×1.3/0.85×0.169=0.31(kA)1.oprelastL.maxres
(2)灵敏系数校验。
1)作线路Xl1的近后备时，利用最小运行方式下本线路末端两相金属性短路时流
过保护的电流校验灵敏系数，即 III(2)IIIK=I/I=1.23/0.31=4.0 senk.B。min1.op近后备灵敏度满足要求。
2)作远后备时。利用最小运行方式下相邻设备末端发生两相金属性短路时流过保
护的电流校验灵敏系数。
(2)C母线两相短路最小电流为: Ik.C.min(2)I=/2×E/(Zs.max，Z，Z)=/2×37//(6.18+8.8+2.4)=1.06(kA)333k.C。maxABBC 则作为线路BC远后备保护的灵敏系数为: III(2)IIIK=I/I=1.06/0.31=3.4>1.2 senk.C。min1.op(2)D母线两相短路最小电流为: Ik.D.min(2)I=/2×E/(Zs.max，Z，Z)=/2×37//(6.18+8.8+22.8)=0.48 333k.D。minABT2 则作为变压器T2低压母线远后备保护的灵敏系数为: III(2)IIIK=I/I=0.48/0.31=1.54>1.2 senk.D。min1.op 8 可见，远后备灵敏度满足要求。
(3)动作时限，应比相邻设备保护的最大动作时限高一个时限级差,t，如线路BC与
III变压器T2后备保护动作时间为1s，则 t,1.5(s)1 最后，将整定计算结果列表如下: 动作值(kA)动作时间(s)灵敏度 电流保护I段 2.44 0 0.48，45.45% 电流保护II段 2.4 0.5 0.51 电流保护?段 0.31 1.5 4.0，3.2，1.54 总 结
通过这两周的综合课程设计，使我得到了很多的经验，并且巩固和加深以及扩大了专业知识面，锻炼综合及灵活运用所学知识的能力，正确使用技术资料的能力。为进一步成为优秀的技术人员奠定基础。这次课程设计首先使我巩固和加深专业知识面，锻炼综合及灵活运用所学知识的能力。其次通过大量参数计算，锻炼从事工程技术设计的综合运算能力，参数计算尽可能采用先进的计算方法。最后培养了参加手工实践，进行安装，调试和运行的能力。
通过这次设计，在获得知识之余，还加强了个人的独立提出问题、思考问题、解决问题能力，从中得到了不少的收获和心得。在思想方面上更加成熟，个人能力有进一步发展，本次课程设计使本人对自己所学专业知识有了新了、更深层次的认识。在这次设计中，我深深体会到理论知识的重要性，只有牢固掌握所学的知识，才能更好的应用到实践中去。这次设计提高了我们思考问题、解决问题的能力，它使我们的思维更加缜密，这将对我们今后的学习、工作大有裨益。
智能变电站继电保护技术研究 篇3
近年来，随着我国用电量的不断增加，针对智能电网的研究正在如火如荼地展开。其中，智能变电站继电保护技术是智能电网研究的关键内容之一。智能变电站技术的发展对继保工作人员提出了高要求，对其综合素质提出了新的考验。新时期，继保工作人员除了掌握继电保护专业方面新技术，还需掌握变电站自动化系统、以太网通信网络等相关联专业知识，只有拥有跨专业综合素质才可以把继电保护工作做好。
1、智能变电站体系结构
智能变电站系统由三层设备组成，分别为过程层、间隔层和站控层，并用分布、分层、开放式的网络系统将其连接起来。站控层由主机兼操作员站还有远动通信装置、其他各种二次功能站组成，其主要功能是：形成全站监控和管理中心；提供站内运行人机联系界面；实现与调度通信中心通信并管理控制过程层、间隔层设备等。
全站网络由以太网组成，通信规约依据IEC61850标准，其传输速率达到100Mbit/s。网络结构采用三层设备、两层网络结构，其中两层网络指站控层网络、过程层网络。其中，站控层网络采用单星形网络拓扑结构，传输MMS报文；过程层GOOSE网络采用冗余配置，双星形网络拓扑结构。采样值传输方式采用点对点直接实现，规约依据IEC 61850-9-2标准。
2、智能变电站继电保护关键技术分析
影响智能变电站继电保护技术发展的关键因素可概括为五个方面，即IEC 61850标准、电子式互感器的应用、智能一次设备的出现、网络通信技术应用以及智能变电站自动化系统总体架构。这几个因素实际上相互关联，不能割裂开来，本文主要分析IEC 61850标准、智能一次设备和网络通信技术。
2.1IEC 61850标准
IEC 61850标准提出了变电站自动化系统功能分层的概念，功能分为三个层次即过程层、间隔层和站控层，同时定义了各层之间的逻辑通信接口，如图1所示。物理上，变电站自动化系统设备可安装在不同的功能层。
所有与一次设备的接口相关功能都是通过过程层实现的，过程层是一次设备的数字化接口。典型的过程层设备有过程接口装置、传感器和执行机构等。它们将交流模拟量、直流模拟量、直流状态量等就地转化为数字信号提供给上层，并接收和执行上层下发的控制命令。
间隔层的主要功能是采集本间隔一次设备的信号，操作控制一次设备，将相关信息上传给站控层设备并接收站控层设备的命令。间隔层包含不止一个间隔，所有间隔的控制、保护或监视单元等共同组成间隔层设备。
2.2一次设备智能化
智能一次设备是智能变电站的基础，也是其重要技术特征。当前，一次设备智能化主要通过“一次设备本体+传感器+智能组件”的方式实现。智能一次设备中，对继电保护影响最大的是智能断路器。实现断路器智能化的方式有两种：一种是将智能组件直接内嵌在断路器内。断路器是一个不可分割整体，它可具备网络通信能力；另一种是将所有智能控制模块封装成独立装置，即智能终端，将其安装于传统断路器附近，可实现已有断路器的智能化。后者较为容易实现，也是目前主要的实现方式。除断路器外，变压器、电抗器等设备也可以通过配置相应的智能终端并辅以其他智能电子组件实现智能化。
2.3网络通信技术
网络通信技术作为智能变电站自动化技术的基础，深刻影响了继电保护的实现方式。智能变电站大量采用以太网（Ethernet），以太网技术被广泛地应用到变电站自动化系统的站控层、间隔层、过程层，构成基于网络的分层式变电站自动化系统。以太网技术应用于变电站具有很多优点，这在很多文章中都有阐释。以太网技术应用于变电站自动化系统由来已久，之前主要应用于站控层。智能变电站则将网络技术引用到过程层（包括SV、GOOSE网）。其中，GOOSE网络是关键技术。
高速的网络通信是GOOSE的基础，GOOSE被广泛应用到间隔闭锁还有保护功能间的信号输入输出。它是IEC 61850标准里面定义的一个快速报文传输方式。间隔时间T1发送第二帧及第三帧，间隔T2、T3发送4、5帧，T2为2XT1，T3为2XT2，后续报文以此类推，以2倍发送间隔规律逐渐增加，直到增加到T0，报文再次成为心跳报文。
工程中，T1一般设置为2ms，心跳报文间隔时间一般设置为5s。对传输过程进行了精简，一般发送5帧数据，即以0ms—2ms—2ms—4ms—8ms的时间间隔重发GOOSE数据集，连续发送5帧后便以5000ms的时间间隔编程心跳报文。
报文允许存活时间为2XT0，接收方若超过2XT0没有收到GOOSE报文即判断为中断，发送GOOSE断链报警信号。由此，通过GOOSE通信通道机制也实现了装置间二次回路状态的在线监测。
3、结论
智能变电站继电保护技术将能够有效提高工作人员的效率，提高供电系统的的可靠性。传统电网必将由智能电网所代替，这只是一个时间上的问题。其中，智能变电站继电保护技术作为智能变电站的关键技术应当对其进行认真研究，以保证变电站工作的可靠性。
变电站继电保护配置探究 篇4
1 智能变电站特点
智能变电站为开放式分层分布式系统, 由站控层、间隔层和过程层构成, 采用IEC61850通信标准。其站内信息具有共享性和唯一性, 可保证故障信息、远动信息不重复采集。
站控层由主机 (兼操作员站) 、远动通信装置和各种二次功能站构成, 提供站内运行的人机联系界面, 实现管理控制间隔层、过程层设备等功能, 形成全所监控、管理中心, 并与远方监控/调度中心通信。
间隔层由若干二次子系统组成, 包括保护、测量、计量等设备。在站控层及站控层网络失效的情况下, 它仍能独立完成间隔层设备的监控和保护功能。
过程层由电子式互感器、合并单元、智能单元等构成, 完成二次系统与一次设备相关的功能, 包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。
智能变电站与常规变电站的区别主要体现在以下几个方面:
(1) 出现了一些新设备, 如电子式互感器、合并单元、智能终端等。
(2) 网络交换机大量应用。
(3) 二次接线设计大量采用光缆。
2 智能变电站继电保护配置探究
典型的110k V变电站主接线为高压侧 (110k V) 内桥接线、低压侧 (10k V) 单母分段接线。
2.1 网络配置
站控层采用单星型以太网络;推荐全站过程层配置单星型以太网络, 采用GOOSE与SV共网方式。
(1) 因间隔数较少, 为减少交换机投资, 推荐不按电压等级组建过程层网络。
(2) 110k V侧间隔保护单套配置, 所以过程层网络单重化配置。如主变保护双套配置, 第二套主变保护与110k V桥备自投之间采用以GOOSE点对点方式连接。
(3) 10k V侧推荐采用常规互感器, 不考虑母差保护、间隔间无配合情况, 配置GOOSE单网, 用于备自投、分段保护测控装置等相关配合。第二套主变保护动作信号由智能终端输出硬接点与备自投、分段保护测控装置之间采用电缆连接, 不配置SV网、低压设备与测控相关以GOOSE报文通过站控层网络传输 (MMS+GOOSE) 。
2.2 间隔层及过程层设备配置
(1) 互感器配置:110k V线路、内桥采用三相电子式电流互感器:110k V母线采用三相电子式电压互感器;变压器高压侧中性点采用单相电子式电流互感器, 低压侧采用三相电子式电流电压互感器;10k V母线采用三相常规电压互感器, 各间隔采用三相常规电流互感器。
(2) 合并单元配置:110k V线路、内桥及母线合并单元由于需要与双套变压器保护配合, 因此需要双套配置、母线合并单元按每两段母线双套配置, 每套合并单元含电压并列功能。合并单元具备GOOSE接口, 通过内桥智能终端接收内桥断路器及刀闸位置。TA刀闸位置等信息用于电压并列逻辑判断;具备多个SV接口, 通过点对点与间隔合并单元连接, 输出母线电压;具备两个互感器检修压板。变压器高、低压侧中性点合并单元均采用双套配置, 分别接人高压侧中性点互感器、低压侧ECVT。
(3) 智能终端配置:110k V智能终端、变压器本体及各侧智能终端单套配置;两段母线单套配置一台智能终端;35 (10) k V及以下电压等级采用户内开关柜, 不配置智能终端, 主变低压侧除外;对于采用常规互感器的间隔, 宜采用合并单元与智能终端一体化装置。
(4) 保护装置配置:线路间隔采用保护测控一体化装置, 单套配置, 包含完整的主后备保护功能;桥间隔采用保护测控一体化装置, 单套配置;变压器电气量保护采用双套配置, 每套含完整的主后备保护功能, 接入110k V线路电流合并单元、110k V桥电流合并单元、110k V母线电压合并单元、高压侧中性点电流合并单元, 非电量保护单套配置;低压各间隔采用测保一体化装置, 单套配置。
(5) 测控装置配置:每台主变、每段母线各配置一台测控装置。
2.3 间隔间设备联系
(1) 110k V线路技术方案如图1所示。每回线路配置单套完整的含主、后备保护及测控功能的线路保护测控装置, 采用点对点方式通过第一套合并单元采集线路ECT电流、母线EVT电压;合并单元双套配置;智能终端单套配置, 但应通过独立的网口分别与两套主变保护连接。
(2) 110k V内桥及备自投技术方案如图2所示。内桥配置单套完整的含主、后备保护及测控功能的保护测控装置, 采用点对点方式通过第一套合并单元采集内桥ECT电流;桥合并单元双套配置;智能终端单套配置, 但应通过独立的网口分别与双套主变保护连接。内桥备自投装置通过SV网采集线路电流、母线电压等模拟量信息, 通过GOOSE网采集线路、桥断路器位置信息及变压器第一套保护动作闭锁备自投信息;根据备自投装置安装位置, 第二套变压器保护动作闭锁备自投信息可以通过变压器保护装置的GOOSE口点对点接至备自投装置, 也可以由变压器高压侧智能终端输出硬接点接至备自投装置。
(3) 变压器电气量保护双套配置, 每套含完整的主后备保护功能。第一套变压器保护接人以GOOSE及SV单网;非电量保护装置及本体智能终端单套配置、就地布置, 采用直接电缆跳闸方式;非电量保护通过本体智能终端上送动作信息至以GOOSE网, 用于测控及故障录波。
(4) 低压备自投技术方案如图3所示。低压备自投接人SV及以GOOSE单网, 通过SV网取得变压器低压侧及分段交流模拟量, 通过以GOOSE网取得变压器后备保护闭锁信号及相应断路器位置并传递跳闸信号至相应断路器。为可靠闭锁, 二套变压器后备保护闭锁信息均需接入备自投装置。考虑到低压备自投和变压器低压侧智能终端一般都安装在开关柜内, 距离较近, 推荐由变压器低压侧智能终端直接输出硬接点接入备自投装置, 并通过电缆采集母线电压, 跳分段断路器也采用电缆直接跳闸方式。
(5) 低压间隔保护由于通常安装在开关柜内, 与一次设备距离较近, 因此采用常规电缆方式采集开关量和模拟量, 输出硬接点至断路器机构跳闸。
(6) 低压分段保护由于需要与变压器保护、低压备自投配合, 因此需接人以GOOSE及SV网, 第一、第二套变压器保护跳分段断路器分别通过以GOOSE网及变压器低压侧智能终端直接输出硬接点实现。
3结束语
总之, 继电保护对变电站的安全稳定运行有着重要意义。作为继电保护工作者应不断求学、探索和进取, 在技术成熟、可靠的基础上积极探索其它实现方式, 真正发挥继电保护的效果, 进一步提高了变电站运行的可靠性和安全性。
参考文献
[1]李旭.探究智能变电站继电保护配置[J].科技创新与应用, 2012 (17) .
变电继电保护 篇5
（三）本月我在师傅的悉心指导下，通过学习我重点掌握了《继电保护技术问答第三章：电流、电压互感器》以及《十八项反措中直流电源部分》的内容，现将此次学习情况总结如下：
第一：关于《继电保护技术问答第三章：电流、电压互感器》的学习
我认为互感器的主要作用是将高电压变为低电压（100V），大电流变为小电流（5A、1A），使二次回路与一次回路的高电压和大电流进行电气隔离，以保证工作人员和仪表设备的安全，通过采用互感器后可使仪表制造标准化，而不用按被测量的电压高低和电流大小来设计仪表，同时也可以取出系统的零序电流、电压分量供反应接地故障的继电保护装置使用。电流互感器按用途可分为两类：一类是测量电流、功率和电能用的测量用互感器，二类是继电保护和自动控制用的保护控制用互感器，同时电流互感器在使用过程中应注意运行中的电流互感器二次绕组不允许开路，电流互感器绕组应按减极性连接，电流互感器二次侧应可靠接地。电压互感器按用途可分为测量用电压互感器和保护用电压互感器，使用电压互感器同样应注意必须按正确的相序进行接线，电压互感器二次侧应可靠接地以及电压互感器二次侧严禁短路。
第二：关于《十八项反措中直流电源部分》的学习
变电站中的直流系统能为各类断路器提供分合闸电源以及给二次回路中的仪表、控制回路、微机保护、事故照明、通信、逆备变等设备提供直流电源。由于直流电源独立于交流动力电源系统之外，故不受交流系统故障的影响，特别是在故障发生时，它是整个变电站内部各种控制装置、保护装置的备用电源。直流系统的工作原理主要通过交流配电单元将交流电源引入分配给各个充电模块及其他交流设备，利用整流单元实现交流向直流电源的转换，然后一方面给蓄电池充电，另一方面给经常性负载供电。直流监控装置是整个直流电源系统的控制、1管理核心，具备监测整个直流系统重点设备和元器件的运行状况功能，并实现相应的报警、控制作用。
为防止直流系统事故的发生，我们在日常工作中必须加强蓄电池组的运行管理和维护，还要保证直流系统设备的安全稳定运行，同时也要注意对直流断路器的管理以及注意防止直流系统的误操作，遵守直流系统的配置原则并加强直流系统的防火工作，从而保证风电场直流系统的安全、稳定运行。
智能变电站继电保护调试技术研究 篇6
关键词：智能变电站继电保护调试技术；研究分析；技术现状
引言
随着现代化生活的不断向前发展，在当今的社会之中电能逐步的成为了人们生活中不可或缺的重要能源，并且广大人们的工作和生活越来越离不开电能。随着今后科学技术和相关经济建设水准的不断增强，人们对于电能的需求将有巨大的提升。所以相对应的智能变电站也就出现了，与传统的变电站相比较而言，智能变电站技术标准更强，并且有着加强的先进性和安全性，工作开展更加具有效率。但是，随着当前智能变电站继电保护调试技术不断向前发展，工作之中的问题也不断凸显出来，故在今后还应当对智能变电站继电保护调试技术进行重点的分析，对其中的重难点以及需要重点把控的部位进行深层次的研究，以实现工作的不断创新和深化改革。
一、智能变电站继电保护调试技术工作要求分析
加强对智能变电站继电保护调试技术相关工作的要求分析，是开展有关项目的核心环节，应当加以重视和深刻的研究。随着现代化生活的不断向前发展，在当今的社会之中电能逐步的成为了人们生活中不可或缺的重要能源，并且广大人们的工作和生活越来越离不开电能。在智能变电站继电保护调试技术发展之中应当培养基本的意识，在当前电子自动化的工作进程之中之所以出现严重的问题，其中一个相当关键的原因是缺乏必要的安全意识思想，故在调试工作开展进程中需保证广大工作人员均树立起健全的施工原则，树立起安全第一的工作准则，注重其中每一个细小环节的工作，将预防和控制作为智能变电站继电保护调试技术研究过程之中的核心工作，真正意义上做到防患于未然，在具备了充分的安全意识思想前提基础之上还应当将观念自然的转化至工作应用之中，注重对以往工作经验的借鉴，并且对出现的问题进行系统性的分析，认真的进行归纳和总结，以明确智能变电站继电保护调试技术的难点和原则所在，明确今后工作开展的主要方向。对于出现的问题应当及时的制定方案及时解决，且严格按照制度进行管理。最后，由于当前我国的智能变电站发展相当迅猛，技术革新较快，故还应当保证对工作人员提出极高的工作要求，在实践工作之中应当树立起严肃的工作作风和工作态度，认真的进行总结和归纳，定期的对电力设备进行检查，以保证设备的稳定运行。
智能变电站和传统的变电站相比，在设备的连接方式、通讯标准以及设备接口、网络构架等层次之中均有着重大的差别，进而有着更高的安全性标准、更高的技术含量。需要注意的是智能变电站之中的软件条件和硬件条件与传统变电站相比均有了巨大的提升，故其发展是今后的必然趋势。
二、工厂调试
内容包括：（1）设计单位提交虚端子图、光缆连接图、同步时钟对时图、遥信点表等设计成果；（2）集成商根据虚端子图进行全站SCD文件配置、搭建全站站控层与过程层、定义全站遥信点表与远动点表数据库、定义全站主接线图与间隔细节图、配置IED的CID文件、命名各装置名称与断路器编号、将全站SCD文件导入五防服务器、将全站SCD文件导入网络报文分析仪与故障录波装置等。
三、现场调试
根据上文针对当前智能变电站继电保护调试技术之中工厂调试工作进行系统性的研究可以明确工作开展的基本理念。下文将针对智能变电站继电保护调试技术中现场调试技术进行集中性的探讨，以更好的促进项目向前稳步发展。首先在安装保护装置之前应当加强检查，重点的检查仪器设备损坏情况、设备之间的连接情况等等。同时还应对质量报告进行系统性的分析，认真的研究相关数据文件，严格的按照標准化的程序进行操作和管理。强化工作流程中的有关标准，明确不同检测方式之间存在额差别和其中的联系。
第一步，按照要求安装电气设备；第二步，让变电站现场调试人员组成工作小组并制定现场调试策划方案；第三步，进行数据收集、整理和记录并将这些数据上交相关部门；最后，可以进行带负荷的调试试验。
主要的检验测试方法有两种：第一种是常规微机保护测试仪结合模数转换装置进行校验。第二种是采用全数字化测试仪进行校验。利用全数字化测试仪产生的数字信号直接输入到数字化继电保护装置中，第一种检测方法由于转换过程较长，需要较长的消耗时间，因此存在少许的滞后而导致的数据误差，些许误差也对检测结果有一定影响，而第二种方法却不存在这种误差，所以第二种方法将会普及与取代第一种检测方法。 故在今后还应当对智能变电站继电保护调试技术进行重点的分析，对其中的重难点以及需要重点把控的部位进行深层次的研究。
四、结束语
总的来讲，智能变电站继电保护调试技术的建设和创新改革意义重大，在实践之中不仅应当明确工作的具体要求同时还应当加强现场和工厂的同步调试，正如上文所分析到的，随着当前智能变电站继电保护调试技术不断向前发展，工作之中的问题也不断凸显出来，故在今后还应当对智能变电站继电保护调试技术进行重点的分析，综上所述，根据对当前智能变电站继电保护调试技术的重难点等进行集中性的研究，从实际的角度着手对相关技术的现状和发展的核心思想理念等进行了集中性的 分析，旨在以此为基础真正意义上增强技术的建设水准，使得我国智能变电站的发展可以与时代的建设维持同步的标准。从本质上加以分析加强继电保护技术的调试是当前智能变电站建设过程之中的核心环节，故应当对工作引起高度的重视。
参考文献：
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[2]吴俊兴，胡敏强，吴在军，奚国富，杜炎森.基于IEC 61850标准的智能电子设备及变电站自动化系统的测试[J]. 电网技术. 2007（02）
[3]高翔，张沛超.智能变电站的主要特征和关键技术[J]. 电网技术. 2006（23）
论述智能变电站继电保护配置 篇7
1 智能变电站继电保护配置概述
继电保护配置, 是变电站建设和运行中一个十分重要的组成部分, 其在保证并提高整个智能变电站整体运行质量和运行效率上发挥着十分重要的作用, 而也正是因为这种重要性, 我们才在其的实际发展过程中引入了相应的智能化理念及方法, 从而进行智能变电站继电保护中的智能化配置。
事实上, 就智能变电站而言, 顾名思义, 其就是通过采用具有先进性、可靠性以及集成环保性能的智能化设备, 并注入新型的信息化思想, 将整个变电站的信息进行有效地、及时的采集、测量、控制及保护功能, 并最终实现整个平台的网络化、信息共享化等等。当然, 就目前而言, 由于智能变电站在我国的兴起较晚, 因此, 其还是处于一种建设发展阶段, 但是其在运行过程中已经将其层级性清晰地呈现出来。
一般来说, 智能变电站又包括过程层、间隔层以变电站控制层等几层, 其中过程层主要由一次设备以及各种智能组件组成, 主要担任的是对整个变电站的电能分配以及变换传输等, 而变电站控制层则主要实现的是对整个自动化系统等几个系统的控制, 从而实现整个站的数据采集和监视和控制。当然, 与其相对应的, 智能变电站继电保护的配置实际上就是对之上的几个层进行配置, 从而保证这些层面上的系统都能运行在一种高效的状态之中。在接下来的两节中, 我们将分别对其进行介绍。
2 智能变电站继电保护中的变电站层配置
变电站继电保护配置, 是整个智能变电站继电保护中一个十分重要的组成部分, 其在实际的配置过程中需要我们对其进行严格控制。
智能变电站中的变电站层继电保护配置, 采用的是集中后备保护模式, 整个变电站的电压等级都采用了集中配置方式。从实践来看, 智能变电站中的集中式后备保护模式, 主要采用的是自适应与在线、实时整定管理技术, 加之其具有广域保护之接口, 因此可以有效地实现广域保护之功能, 同时也可以实现双重保护配置目标。后备保护模式, 为智能变电站中的各元件提供了非常重要的保护功能, 同时还为相邻的智能变电站元件准备了远后备保护措施。由此可见, 实际上每一个相邻的智能变电站都要其保护范围, 而且还都包括两个部分。第一个部分是近后备保护, 其主要包括智能变电站中的全部母线以及直接出线:第二部分则是远后备保护, 其主要由直接出线对端母线、与该对端母线相连接的所有线路共同组成。
实践中我们可以看到, 独立后备保护采集的是该智能变电站中的各元件电压与电流信息数据、断路设备的状态信息数据以及主保护数据信号等, 而且接收相邻智能变电站中的各元件故障信息数据、断路设备状态信息以及主保护操作信号等, 通过对信息数据进行实时分析, 及时准确地判断出在远后备范围内的各元件故障情况, 并以此为依据选择最佳跳闸处理方案。
3 智能变电站继电保护中的过程层配置
3.1 线路保护
线路保护装置主要用于各电压等级的间隔单元的保护测控, 具备完善的保护、测量、控制、备用电源自投及通信监视功能, 为变电站、发电厂、高低压配电及厂用电系统的保护与控制提供了完整的解决方案, 可有力地保障高低压电网及厂用电系统的安全稳定运行。可以和其他保护、自动化设备一起, 通过通信接口组成自动化系统。全部装置均可组屏集中安装, 也可就地安装于高低压开关柜。
3.2 变压器保护
变压器保护装置由储油柜、吸湿器、安全气道、气体继电器、净油器、测温装置6部分组成, 集控制、保护、监视、通信等多种功能于一体, 是构成智能化开关柜的理想电器单元。该产品内置一个由20多个标准保护程序构成的保护库, 具有对一次设备电压电流模拟量和开关量的完整强大的采集功能。变压器保护过程层采用分布式配置, 具有完整的差动保护功能, 用于集中安装和后备保护。
3.3 抗器保护
电抗器, 别名电感器, 一个导体通电时就会在其所占据的一定空间范围产生磁场, 所以所有能载流的电导体都有一般意义上的感性。然而通电长直导体的电感较小, 所产生的磁场不强, 因此实际的电抗器是导线绕成螺线管形式, 称空心电抗器;有时为了让这只螺线管具有更大的电感, 便在螺线管中插入铁心, 称铁心电抗器。电抗分为感抗和容抗, 比较科学的归类是感抗器和容抗器统称为电抗器, 然而由于过去先有了电感器, 并且被称为电抗器, 所以现在人们所说的电容器就是容抗器, 而电抗器专指电感器。
3.4 母线保护
电力系统保护是母线保护的重要组成部分。总线是电力系统的重要设备, 传输和分配在整个过程中起着非常重要的作用。总线电源系统故障是一个非常严重的故障, 它直接影响总线连接的所有设备的运行安全可靠, 造成大面积停电或设备严重损坏, 对整个电力系统有所损害。随着电力系统技术的不断发展, 电网电压水平继续上升, 母线保护的可靠性、快速性、灵敏性、选择性要求也越来越高。
结束语
经过上文的分析和介绍, 我们对智能变电站继电保护配置现状、变电站几点保护配置中的变电站层过程层配置等几个方面的内容有了一定了解, 从中我们可以深刻地认识到, 将变电层以及过程层的配置工作做好, 对于整个智能变电站继电保护来说, 具有十分重要的现实意义。事实上, 就如今的变电站而言, 其在实现智能化实际上还有很长一段路程要走, 而在这段路程之中, 智能变电站的继电保护配置能够突出地实现智能化显得尤为关键。因为我们在实际的智能变电站继电保护配置中发现, 其无论是在过程层, 还是在变电站层, 都会因为受到多种因素的影响而出现许多问题, 而这些问题是不能够长期存在的, 这也就要求我们加快相关方面的建设。
摘要：智能变电站继电保护, 是目前智能变电站建设中一个十分重要的组成部分, 因为其与传统相对的那种智能特性, 也就直接导致了其在进行继电保护配置上的不同。当然, 就其中的继电保护配置而言, 其实际上又要在满足可靠、灵敏、迅速等指标的同时, 为整个智能变电站的其他部分建设奠定有了基础。事实上, 在智能变电站之中, 继电保护设置又可以具体地分为变电站层以和过程层两个层面上的内容, 这两个方面共同作用, 形成一个整体, 从而实现整个智能变电站继电保护运行处于一个很高的水平之上。本文主要围绕着智能变电站继电保护配置这一中心主题, 从目前智能变电站继电保护配置的现状出发, 对变电站层以及过程层这两个方面的配置进行论述。
关键词：智能变电站,继电保护,配置
参考文献
变电站继电保护的故障处理 篇8
一、继电保护的现状及其发展方向分析
继电保护主要是为了保护变电站电力系统的正常运行, 从而更好地确保电力装置的安全, 更好地提升电力系统的经济效益, 保证社会经济的健康发展。随着科学技术的快速发展, 人工智能化程度得到了很好的提升和发展, 在电力行业也得到了比较普遍的应用, 这极大地促进了继电保护技术手段的有效提升, 减少了故障的发展。目前继电保护的趋势已经向着计算机网络管理信息化的方向快速发展, 并且更多的先进方法和先进技术也快速应用到继电保护的工作之中, 这在很大程度上降低了继电保护工作故障的发生概率, 也在一定程度上提升了工作效率。这就要求工作人员在开展工作的过程中要不断创新, 以先进的继电保护的设施作为基础, 组建一支富有专业技能和丰富理论基础的队伍, 以便可以很好地满足社会发展的需要, 建设继电保护从研究分析到故障处理科学、完善制度, 保障继电保护工作的顺利发展。
二、继电保护的主要故障分析
(一) 定值方面所产生的故障。
这方面主要体现在整体运算结果的错误, 可能也会产生系统上的一些偏差, 或者是因为在工作的过程中产生了系统上的一些错误, 进而导致相关的设施没有能够按时进行更换, 造成整体运算方面的错误等等。
(二) 插件绝缘而导致的故障。
目前在继电保护过程中一些保护设施的集成程度比较高, 在布线方面也比较严密, 如果在工作的过程中运转的时间超过了一定的限制, 就会在静电的影响之下导致带有静电的微粒汇集到接线的焊点附近, 这很容易导致焊点之间产生导电通道, 从而出现继电保护方面的故障, 影响到变电站的顺利运行。
(三) 干扰方面的故障。
产生干扰方面的故障主要是因为微机自身的抗干扰能力不够强, 如果微机的旁边存在有各种的通信设施, 就会屏蔽各种通信设施, 产生出不同程度的干扰, 进而导致逻辑元件方面的错误, 造成继电保护方面出现故障。
三、解决继电保护故障所应当坚持的原则
(一) 注意可能存在的人为原因。
在实际的工作中可能出现已经全面排查了所有的信息, 并没有发现故障的情况, 这使得在故障的处理过程中, 经常会出现无从查起的情况, 也会在很大程度上增加故障处理的难度。这时候要考虑可能是因为外部的环境或者是人为的因素所造成的, 如果是人为原因所造成的, 就要全面排查各项工作记录, 并找出相应的对策进行解决, 另外要对处理的经验开展总结和分析, 这可以对同类事故的解决起到很好的促进作用。
(二) 对每次发生的故障要做好必要的记录。
开展继电保护工作的过程中要有所依据, 对于每次发生故障的事件应当做好必要的记录, 比如光子牌和保护设施灯光等一些信息数据等等。因此要在开展工作的过程中对所有的故障做好必要的记录, 这样就可以在日后工作中选取有效的方法进行应对和处理。另外要在电力系统的运转过程中, 依据有关的具体方法对保护设施连接片的投、退采取必要的措施, 同时采取有效的措施开展处理。比如在工作的过程中出现连接器跳闸的情况时, 在对其进行投入操作的过程中, 应该先计算连接片之间的直流电压的大小, 然后才能够进行运转中的投入操作, 这样才可以获得比较好的效果。
四、继电保护故障的处理对策
(一) 经验处理法。
对目前已经发生的故障要进行必要的分类和汇总, 在了解继电保护的基础理论之上采取必要的科学的合理的方法进行调查和处理, 以确保继电保护设施能够安全运行, 另外要对处理不同故障的措施进行总结, 以便可以为今后类似故障的处理提供必要的解决依据, 这样才可以更好地处理各种继电保护中的故障。比如在工作开展的过程中, 遇到红灯绿灯没有信号而且跳闸的情况的时候, 我们就可以依据以往处理该类事故的经验得出这种故障可能是由于开关机时存在有操作的死点而拒分所造成的。在继电保护故障处理的过程中, 依据操作人员的经验进行处理是比较常用的方法, 这种方法要求电力相关技术工作人员要在开展工作的过程中多积累生活的经验, 多进行教训和经验的总结, 这样一旦发生故障就可以很快找到故障的来源点, 也就可以采取必要的措施来进行相应的处理, 这在很大程度上提升了工作的效率, 最大限度地减少了故障所造成的各种损失。
(二) 分段处理法。
在工作的过程中, 出现高频保护接发机不能够正常开展工作, 发信机发信出现了失常的情况, 检测点引动本侧的发信失败, 相关的技术人员不能够接收3d的告警预示。如果出现这一类故障, 在处理的时候应采取分段处理的方法, 首先要保障导电的通道脱开, 在其内部接入75欧的电阻, 用来检测是否能够正常地进行自发的运转, 同时依据检测的结果判断故障是否产生在本机, 最后接通导电的通道, 以此来检测所接受到的信号电平差值, 这样就能够很好地检测出通电电缆的完好程度, 继而找到故障所产生的原因。
五、结语
总之, 要想很好地保护电力系统的正常运转, 就要快速处理好变电站的继续保护中所产生的故障。本文主要结合实践, 分析了继电保护故障的主要类型, 另外提出了一系列处理继电保护故障的措施和方法, 目的在于保障变电站能够正常运行, 提升变电站的实际工作效率, 以便能够更好地促进社会经济的健康发展。
参考文献
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[2] .王磊, 吉木斯.厂矿用继电保护和自动装置设计浅析[J].电力系统保护与控制, 2009
[3] .张鹏.农村小型化变电站的建设[J].农村电气化, 2009
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钢铁变电所设计及继电保护计算 篇9
水钢07变电所改造是水钢“十五”规划水钢电网整体大调整中实施的一个重要项目,07变电所是110 kV/6 kV变电所,由于此变电所供电负荷为五台制氧机,负荷极大且极为复杂,包括多台大型同步电动机、大功率的异步电动机,此110 kV系统中包括发电机、同步机的短路电流反馈,异步电动机的冲击电流反馈,其继电保护计算等都极为复杂,在同类型的110 kV等级变电所设计中具有典型性。
1 07变电所的一、二次系统配置
07变电所110 kV供电系统及6 kV供电系统均采用单母线分段运行方式,互为备用(母联备自投);主变型号为SZ9D-40000±8×1.25%kV/6.3kV,YN,d11两台节能自冷式有载调压变压器,110 kV设备采用国外先进的ABB产品,EXK-01型SF6全封闭组合电器,共五个间隔(两受电、两主变、一母联),额定电流2500 kA,开断40 kA。6 kV侧设备采用国内先进设备XGN2A-12固定式金属封闭开关设备,内配VS1-12真空断路器(机电寿命20000次),两台受电及母联配VD4型真空断路器。本变电所二次系统采用国内较为先进的清华紫光DCAP-3000综合自动化系统。
2 07变电所继电保护计算
由于现07变电所两路电源暂时由中央变两路110 kV进线T接,则系统需根据水城变及城北变两路电源系统参数进行计算,6 kV系统短路电流计算组成部份:包括动力厂余热发电机组从01变电所返馈至中央变110 kV系统的短路电流、水城变及城北变系统的短路电流及1、2、3、4、5号制氧机同步电动机的反馈短路电流及其异步电动机反馈冲击短路电流,相关计算如下:
2.1 据六盘水供电局调度管理所2004年7月19日
提供的短路阻抗进行计算
水城变距07变电所9 km,城北变距07变电所5 km。
X01max=0.0695,X01min=0.0916;X02max=0.1335,X02min=0.1820。计算电路图见图1。
2.2 主变为10.5%时的短路计算
110 kV线路:
因此,系统取最大:0.0965,最小:0.197,
发电机:X’=1.582。主变:X3=0.263。
同步机:
异步机:
X23=X24=X”*d=3.81。等值阻抗图如图2所示。
2.3 07变电所6 kV系统短路电流相关计算(见简化图3)
同步机为:X37=0.72;异步机为:X38=1.044。
根据以上计算,d2点的短路计算如下:
系统:I”z=9.16/0.38=24.1kA。
同步机为按有阻尼线圈考虑而增加的值:
Xjs37=X37×Pe/cosφ/Sj+0.07=0.272。
I”z=I”*z Ied=2.69×4.04=10.88 kA,
I*∞=I*∞Ied=2.69×3.05=8.2 kA.
发电机:Xjs’=X1’×Pe/cosφ/Sj=0.936。
I*∞=I*∞Ied=1.44×1.24=1.79 kA。
异步电动机:
计算结果:
I”z=24+1.6+10.88=36.48 kA;
I*∞=24+1.79+8.2=33.99 kA;
ich=36.48×2.55+3.67=96.69 kA。
因此,07变电所6 k V系统最大运行方式下短路电流为36.48 kA。
2.4 如不考虑5#制氧机,07变电所6 k V系统短路电流相关计算中系统的短路电流及发电机的短路电流不变,只有同步机短路电流发生变化
同步机为按有阻尼线圈考虑而增加的值:Xjs37=X37×Pe/cosφ/Sj+0.07=0.27。
计算结果:I”z=24+1.6+7.43=33.03 kA
I*∞=24+1.79+5.6=31.39 kA
以上公式中符号注释:
Xn为电抗标幺值,
XL为线路每相电抗值,Ω
Sj为基准容量,MVA
Uj为基准电压,k V
X”d%为电动机的次暂态电抗百分比
I”z为次暂态短路电流,k A。
Ich为三相短路冲击电流,k A。
I”*z为次暂态短路电流周期分量的标幺值,k A。
I*∞为三相短路电流稳态有效值,k A。
可见,不考虑5#制氧机时,其6 k V系统最大运行方式下短路电流为33.03 kA,但07变电所的下级6 kV制氧机配电室断路器开断均为31.5 kA。因此,即使不计算5#制氧机,07变6 k V系统仍然不能满足下级变电所的断路器开断要求。如果不采取相应措施来增加系统阻抗,07变电所向下级配电室只能分段供电,不能采取一段母线同时向1#、2#、3#、4#号制氧机供电。变电所正常运行方式下1#、4#号制氧机及一台氮压机与下2#、3#号制氧机及另一台机须分段动行。
3 结论
随着此项目的顺利实施,原07变6 kV负荷(1、2、3号制氧机)已迁出中央变,并改为由水城电厂及城北变供电,大大减轻了水钢枢纽变电所(中央变电所)的负荷,增加了中央变电所的运行可靠性(部分时间已为满负荷运行),并由于此变电所的建成,4#制氧机能顺利投运,为新炼钢工程全面实施提供了生产前提条件和可靠保障。通过两年的运行,比改造前更稳定、更可靠。
摘要：钢铁变电所供电负荷为五台制氧机,供电电网系统中还包括发电机组等负荷,其继电保护计算极为复杂,在同类型的110kV等级变电所设计中具有典型性;通过对该变电所继电保护中短路电流的计算与分析,确定了变电所的一次运行方式,为变电所的正常运行提供了可靠依据,为今后同类型变电所设计提供参考依据。
关键词：110kV变电所,继电保护,短路电流,设计,计算
参考文献
[1]崔家佩,孟庆炎.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算.中国电力出版社,2000.CUI Jia-pei,MENG Qing-yan,Power System Protection and Security of Automatic Tuning Device,China Electric Power Press,2000.
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不对称断线对变电继电保护的影响 篇10
1 常见断线故障及危害
不对称短线故障在中性点不接地系统中主要表现为以下几种形式:三相短路、两相短路等。在这些故障当中三相短路故障所造成的危害性最为严重, 一旦出现三相短路, 那么会在瞬间产生极大的电流, 这在故障线路中的电气设备会受到极大的损害, 使用寿命缩短或者是直接过热、烧毁, 甚至引发火灾, 造成灾难性的事件。同时正常用电的用户由于线路中的电压过低而受到很大的影响, 甚至造成大规模的跳闸停电事故, 给相关行业的生产带来很大的影响。除此之外, 由于三相电压不对称会产生负序电流, 造成电动机过热, 效率降低。
2 不对称断线对继电保护装置影响
2.1 需要提供可靠性
如果出现不对称断线, 往往会引发三相电压的不对称, 进而导致三相电流的不对称, 这样会引起电气设备过载, 为了防止这种情况的发生应该使用继电保护装置, 且对于继电保护装置的可靠性有着较高的要求。一旦发生断线故障的时候, 继电保护装置能够根据当时的实际情况做出准确的判断, 从而保证动作的准确性, 也就是在需要的时候, 继电保护装置能够及时的发挥作用, 而在正常的时候, 继电保护装置不会发生误动。
继电保护装置的可靠性一方面是有其出厂质量决定的, 更重要的是取决于其保护回路的维护情况。因此要尽量采用大厂的品牌, 在进行回路接线的时候也尽可能的保证简单, 在日常的运行过程当中, 要做好相应的维护和保养工作, 发现问题及时的解决, 从而保证继电保护装置的良好的工作状态。
2.2 对继电保护的选择性影响
继电保护装置在电力系统短路故障的时候, 会自动对受到短路影响的相关的设备断开, 从而减少短路对设备造成的影响。同时要保证, 相邻的设备的保护装置能够在故障电路的保护装置拒动的时候将其断开。随着电网规模的不断扩大, 电网结构也随之不断的复杂化, 单独对后备设备设置保护是不行的, 这就需要附近的装置对其进行保护。在出现短路故障的时候, 一旦变压器主保护拒动, 这时附近的保护装置就会对其进行保护。因此在设置相关的线路的时候, 要充分保证继电保护装置能够实现选择性, 这样可以最大限度的提高安全性和可靠性。
除此之外, 在对变电线路设置保护的时候, 可以考虑采用远程保护, 因此一旦发生不对称断线故障, 有很大的几率导致直流电源和二次回路故障, 从而造成保护装置拒动, 此时就可以通过远程保护对变压器进行保护, 进一步提高了电力系统的安全性。这样远程后备保护应该在变压器继电保护中得到广泛的应用, 只有当远程保护不能很好的发挥其应有的功能的时候, 可以再设置近的后备保护。
2.3 对速动性的影响
速度性就是在故障中继电保护装置必须在最短时间内采取正确的动作来保护主要设备。以减少在断线故障中引发的过载电压、电流对设备的冲击。应当注意的是动作的迅速还能够满足选择性的要求的保护装置, 一般设备的较为复杂、价格昂贵, 在低压电力设备上不需要采用, 只是在高压电力设备、线路中应用广泛。而在高压配变电电网中, 对变电设备的保护需要继电保护设备的快速动作, 特别是对不对称断线故障的处理中, 这是因为这故障产生的电压和电流都是在瞬间突高的, 这就需要继电保护装置必须在瞬间就进行准确的动作。
2.4 对于灵敏性的影响
继电保护可靠性的高低在很大一部分上是受灵敏度高度的影响的, 必须保证适当的灵敏度, 才能够保证继电保护功能的正常的发挥, 即不能太高, 也不能太低。只有对异常电流进行准确的判断才能做出准确的保护动作。只有满足灵敏性要求的继电保护才能在规定的范围内做出这样的动作。符合要求的继电保护装置, 在规定范围内的故障出现时, 不管短路的位置和短路的性质, 以及短路点是否有过渡电阻, 都会做出正确的动作, 即要求不但在系统最大运行方式下的三相短路时采取可靠动作, 而在系统最小运行方式下经过较大的电阻过渡两相或者单相短路的时候也能动作。
所谓系统最大运行方式就是被保护线路末端短路时, 系统等效阻抗最小, 通过保护装置的短路电流为最大运行方式;系统最小运行方式就是在同样短路故障情况下, 系统等效阻抗为最大, 通过保护装置的短路电流为最小的运行方式。
故障参数如电流、电压和阻抗等的计算, 应根据实际可能的最不利的运行方式和故障类型来进行。增加灵敏性, 即增加了保护动作的信赖性, 但有时与安全性相矛盾。对不同作用的保护及被保护的设备和线路, 所要求的灵敏系数不同。
参考文献
[1]葛耀中.自适应继电保护及其前景展望[J]电力系统自动化, 1997 (9) .
[2]赵永彬, 陈笑雁.多原理的数字式变压器保护的应用[J].电力系统及其自动化学报, 2004 (5) .
