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1、110kV变电站保护配置20172017年年1111月月110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置一、一、110kV110kV变电站主接线：变电站主接线：110kV变电站一般根据供电可靠性、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，还有采用线变组接线的，各种接线都有其特有的优缺点：1 1、内桥接线、内桥接线优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置缺点：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
2、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 2、单母分段接线、单母分段接线优点：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：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。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置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。3 3、线变组、线变组接线接线 优点：优点：具有小型化、高可靠性、 安全性好、安装周期短、维护方便、 检修周期长等优点。 缺点：缺点：设备价格昂贵，一般在 环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城 区
3、等少数变电所采用。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置二、二、 110kV110kV变电站变电站主要的保护配置主要的保护配置1 1、线路保护、线路保护线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障，以保证非故障设备的正常运行。1）10kV线路保护三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护；过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速；110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置三相一次重合闸；2）35kV线路保护三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护；过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸
4、配合可选择前加速或后加速；三相一次重合闸；3）110kV线路保护三段式相间距离保护：是保护线路或元件相间短路的保护。保护范围：本线路或元件并做下一级的后备。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置三段式接地距离保护：是保护线路或元件接地短路的保护。保护范围：本线路或元件并做下一级的后备。四段式零序保护：保护中性点直接接地系统的接地故障。三相一次重合闸；2 2、变压器保护、变压器保护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。发生本体故障时，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110kV110k
5、V变电站保护配置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110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置过电流保护、零序电压闭锁过流保护。复合电压闭锁过流保护：可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件(负序及相间电压)，过流元件及时间元件等构成。零序电流保护：零序电流保护作为大接地
6、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刀闸支路，因此只适应中性点直接接地的变压器。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存在，变压器中性点对地电压将升高到相电压，出线端110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置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，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。4）各保护的保护范围及动作情况：110kV复
7、合电压闭锁过流保护：保护动作跳主变三侧及110kV母线分段开关，它是35kV、10kV母线的后备保护110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置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母线分段开关。110kV零序电压闭锁过流保护：保护动作跳主变三侧及110kV母线分段开关。110kV间隙零序过流保护：保护动作后跳开主变三侧及110kV母线分段开关。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110kV110kV变电
8、站保护配置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。某座某座110kV110kV变电站保护配置示例：变电站保护配置示例：110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置110kV变电站主接线图110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置从接线图上可以看
9、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：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110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置中包含差动速断、二次谐波比率差动。高后备保护采用的是CSC-326GH数字式变压器保护测控装置，具有复压闭锁方向过流、复合电压过流、零序过流、间隙过流、间隙过压、过负荷、启
10、动风冷、闭锁调压功能。 中后备保护采用的是CSC-326GL 数字式变压器保护测控装置，复压 闭锁方向过流、零序过压、电流限 时速断、过负荷告警功能。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置低后备保护采用的是CSC-326GL数字式变压器保护测控装置，具有复压闭锁方向过流、零序过压、电流限时速断、过负荷告警功能。 CSC-326GLCSC-326GL保护测控装置保护测控装置 主变三侧操作箱采用的是 JFZ-13TA 装置。 JFZ-13TAJFZ-13TA110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置非电量保护采用的是CSC-336A数字式非电量保护装置，具有本体重瓦斯、调压重瓦斯、
11、压力释放、本体轻瓦斯、主变油位异常、本体超温功能。本体重瓦斯、调压重瓦斯、压力释放动作于跳闸，本体轻瓦斯、主变油位异常、本体超温动作后发信号。二、线路保护二、线路保护110kV线路保护采用的是北京四方的CSL-160系列数字110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置线路保护装置和CSI200EB线路测控装置，具备三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、四段式零序保护和三相一次重合闸。 CSC-163A CSI-200E CSC-163A CSI-200E35kV线路保护采用的是北京四方CSC-211、CSC-213系列数字线路保护装置。普通用户使用CSC-211数字式线路110kV110
12、kV变电站保护配置变电站保护配置保护测控装置，重要用户使用CSC-213光纤纵联差动保护测控装置。CSC-211具备过流、段、加速及三相一次重合闸功能，CSC-213具备差动、过流、段、加速及三相一次重合闸功能。 CSC-211 CSC-213 CSC-211 CSC-213110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置10kV系统线路保护采用的是北京四方CSC-211数字式线路保护装置，电容器保护采用的是CSC-221A数字式电容器保护装置。CSC-211具备过流、段、加速及三相一次重合闸功能，CSC-221A具备过流、段、零序、段、不平衡、过压、失压保护功能。110kV110kV变电站保
13、护配置变电站保护配置当一台电压互感器发生故障或检修时，该电压互感器所带负荷由另一台带，此时应先检查分段开关在合闸位置，然后将PT并列开关打在投入位置，电压切换箱内“电压并列”位置灯亮，表示切换成功，同时还应检查监控系统相应的母线电压正常。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置四、微机故障录波器四、微机故障录波器作用：故障录波器可在系统发生故障时，自动地、准确地记录故障前、后的各种电气量的变化情况，通过对这些电气量的分析、比较，对分析处理事故、判断保护是否正确动作、提高电力系统安全运行水平有着重要作用。启动方式：启动方式的选择，应保证在系统发生任何类型故障时，故障录波器都能可靠的启动。
14、一般包括以下启动方式：负序电压、低电压、过电流、零序电流、零序电压。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置运行维护及注意事项1.故障录波器必须随一次设备保证正常投入运行，退出停用需经调度同意。2.当装置正常运行时，任何人不得随意断开录波器总电源及前置机电源。3.故障录波装置启动进行数据上传，并保存文件时，不得对后台机软件进行任何手动操作。4.装置正常运行时，显示器不亮。录波装置动作时，自动打开显示器传输数据，数据传输完毕后，装置会自动110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置显示故障类型。运维人员发现“录波器启动呼唤”光字牌亮时，要对录波器进行检查。5.巡视时，应仔细检查录波装
15、置各部件运行指示是否正常，各电源指示灯是否正常。6.系统发生故障时，与故障元件连接最近的录波装置（例如线路故障时指线路两侧的录波器；母线故障时指母线上的和线路对侧的录波器），启动录波后，应立即汇报调度，并将录波图传送到调度。要求标注清楚。事故发生在白天，要求故障后两小时内将录波图传送到调度；事故110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置发生在夜间，要求在第二天上午10：00前将录波图传送到调度。重大事故应立即传送到调度。7.故障录波图由维护单位负责分析。分析内容包括：故障时间、故障元件、相别、故障电流、电压有效值、保护动作开关量。单相永久故障的录波图应录至重合后再三跳为止。8.凡不属直接
16、录波的录波装置（指远离故障元件的录波装置），故障录波装置启动时，应汇报调度，由调度决定是否上报。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置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。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置五、继电保护与自动装置的一般规定五、继电保护与自动装置的一般规定1.1.继电保护及自动装置(以下简称保护装置)的投入和停用及保护压板的投退，必须按所属调度命令执行，但遇到保护装置异常危及系统安全运行时，允许先停用后汇报。2.2.保护装置投入和停运后，应立即报告所属调度，并
17、将保护装置的种类、投停原因、时间等记入运行工作记录簿内。3.3.所有电气设备在送电前，应按所属调度命令将保护装置投入运行，运行中的高压设备，不允许处于无保护状态；特殊情况，应由主管技术的领导批准。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置4.4.有两套以上主保护的运行设备，因工作需要短时停用其中一套保护，必须经值班调度员批准。5.5.保护装置的投入、退出、变更定值，需经值班调度员批准方可进行。6.6.为防止接有交流电压的保护装置误动，在运行和操作过程中，不允许保护装置失去交流电压。无法避免时，应经所属调度批准后，可退出保护装置的跳闸压板。7.7.在调度命令下，以下操作应由变电站运维人员进
18、行：1）合上或断开控制电源开关；2）投入或退出保护装置的压板；110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置8.8.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110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置引起保护装置误动作的工作，
19、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，并检查相位、相序、幅值正确。9.9.新投和运行中的保护装置定值，应由定值计算部门下达，定值更改后,运维人员应先与调度核对定值单号正确，再投入运行。10.10.新安装和改变回路的保护装置在投运前，其图纸、110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置资料应正确齐全并由改动人签字。11.11.保护、仪表、远动人员到现场进行工作，必须携带符合实际的二次图纸，方可办理工作许可，严禁凭记忆工作或无
20、票工作。12.12.保护、仪表、远动人员现场工作结束后，其工作负责人必须向变电站运行运维人员详细交待工作内容、存在问题、运行注意事项以及装置是否可以投入运行，并记入现场工作记录簿中。如果二次回路有变动，其专业人员应负责修改变电站存放的图纸，使之符合实际。13.13.不允许在未停运的保护装置上进行试验和其他非110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置常规测试工作，也不允许在保护未停运的情况下，用装置的试验按钮作试验14.14.新投保护装置、远动设备、智能仪表等，其现场运行规程由有关专业人员负责编写，交变电站运维人员执行。15.15.严禁任何人拆走或挪用保护屏上备用间隔(单元)的元件，特殊情
21、况须经产权所属部门的主管领导批准，并将所拆元件的名称、数量和工作负责人记入工作记录簿中。16.16.保护装置装有电源监视的表计信号灯应正常，保护压板及继电器应有标签，暂时停用的压板应固定好，经110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置常停用的压板应取下。17.17.保护装置与二次回路，巡视检查的主要内容：1）保护屏屏面清洁、门应关好；2）所有接线端子螺丝紧固，接触可靠，二次线排列整齐无裸露金属线头；3）穿越二次电缆的孔洞封堵严密，符合防火要求；4）屏上安装的各元件、二次电缆的名称、编号正确清楚；5）保护装置的压板、连片、切换开关的位置应符合运行要求；110kV110kV变电站保护配置变电
22、站保护配置6）装置的信号、仪表指示应符合现场规程的规定；7）室外端子箱门关闭严密、端子排清洁、接线端子无发热现象。18.18.交接班时，接班人员应认真查看继电保护及自动装置工作记录，及时了解保护装置变更情况、有疑问及时向交班人员提出，并对保护装置进行一次全面检查，其项目如下：1）保护装置压板投、退正确，与一次设备运行方式要求相符； 2）运行中的保护装置交、直流电源开关在合闸位置；110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置3）保护装置门应关好，继电器外壳应盖好，外观整洁；4）保护装置各种信号灯指示正确；5）保护装置控制切换小开关位置指示正确可靠，信号正确；6）各结线端子螺丝紧固、接触可靠；
23、7）检查打印机工作正常，打印纸充足。19.19.运行中严禁运维人员调出微机保护定值菜单修改保护定值，仅允许运维人员打印定值或核对定值。20.20.需要变更保护定值，应经调度批准，并核对正确110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置20.20.需要变更保护定值，应经调度批准，并核对正确无误后，按定值通知单要求调整，并做好记录。21.21.保护装置投入运行的顺序：投入交流电源开关合上直流电源开关检查保护装置正常投入保护出口压板；退出运行的顺序与此相反。22.22.微机型保护运行中的注意事项：（1）装置在运行中不得随意进行面板操作；（2）装置运行中应将“远方、就地”位置开关打至“远方”位置，并
24、不得随意改变；（3）运行中运行监视指示灯不亮或告警灯亮，应迅110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置速查明原因，若一时无法处理应立即通知专业人员处理。短时不能消除时，应根据调度命令将装置停用；（4）倒闸操作时，在远方监控操作正常情况下，严禁开关就地进行停送电操作；（5）保护装置动作后，运维人员应在监控后台机和保护屏保护装置检查报文及开关状态，或通过保护装置液晶显示屏检查保护动作情况。23.23.微机型保护投运前的检查项目：（1）检查保护装置电源开关、PT电源开关、控制电源开关在合位；110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置（2）检查装置“运行”指示灯亮；（3）核对定值正确；（4
25、）按调度要求投入保护压板、保护出口压板及重合闸压板，检查保护各切换开关位置正确；2424.微机保护运行中，运维人员需要检查的项目：（1）“运行”指示灯亮； （2）开关位置信号灯、电压切换指示正确；（3）定值切换开关位置正确； （4）其余的信号灯均不亮；110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置（5）打印纸充足；（6）保护压板投退正确2525.微机保护装置的退出：（1）整套保护退出只需将“保护跳闸出口”压板退出即可；（2）部分保护退出运行时，根据调度命令退出相应的保护压板。26.26.微机保护在运行中需要调用已固化好的另一套定110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置值时，由现场运维
26、人员按规定的方法改变定值区，此时不必停用微机保护，但应立即打印出新定值，并与保护定值单核对无误。27.27.主变压器保护：1）主变差动保护的规定（1）主变在做冲击试验时，差动保护应投入；（2）主变正常运行时，差动保护必须投入运行。2）主变压器瓦斯保护的规定（1）正常运行时主变本体重瓦斯保护及有载调压重瓦斯保护投入跳闸位置，轻瓦斯保护投入信号位置，只有110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置在进行下列工作时才允许将重瓦斯保护改投信号位置，但应尽量缩短时间：a.滤油、加油、放油、放油箱内的空气；b.更换呼吸器和热虹器内的吸附剂；c.当油位计的油位异常升高或呼吸系统有异常现象，需打开放气或放
27、油阀门时；d.瓦斯保护回路工作及其二次回路发生直流接地。上述前三项工作结束后，应将主变内部空气排尽，才可将重瓦斯保护投入跳闸位置。（2）正常运行中，且无任何工作的主变，轻瓦斯发110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置出信号后，除查明确系瓦斯保护装置本身故障或进入空气引起外，禁止将重瓦斯保护退出运行。（3）新投产或检修后的主变合闸送电前，重瓦斯保护应投入跳闸位置；（4）瓦斯继电器至端子盒的电缆引线应做防油、防雨处理；（5）因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号位置。3）正常运行时的变压器“压力释放”投信号位置，严禁投跳闸位置，只有新投或大修后的变压器充电时 ，110kV1
28、10kV变电站保护配置变电站保护配置“压力释放”才投入跳闸位置，充电正常后，改投信号位置。4）当主变停电，保护及二次回路有工作时，应将主变保护联跳各侧分段（母联）断路器的压板退出。间隙保护因故障停用的，应将联跳另一台主变的保护压板退出，待主变充电正常后投入。5）主变间隙电流、电压保护的投入和退出应按所属调度命令执行.6）主变运行时，主变应投间隙电流保护、零序过压保护，主变本身零序电流保护装置应退出。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置7）在运行中的保护间隙出现位移，变形损坏时，立即汇报调度。28.28.低周减载装置1）运行中的低周装置动作断路器跳闸时，运维人员应检查装置信号动作情况
29、，以及断路器跳闸情况，汇报所属调度，作好记录。2）低周动作切除的断路器，严禁抢送。29.29.线路重合闸应根据调度命令，在线路送电后投入，停电前退出。30.30.备用电源自投装置投退顺序110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置先投交流电源，后投直流电源；先投入合闸断路器的合闸压板，再投入跳闸断路器的跳闸压板；备自投装置退出时顺序与此相反。3131.保护工作结束后，应经运维人员验收合格，方可投入运行，验收检查项目主要包括：1）在保护工作记录上详细记录工作范围、工作内容，设备有无变更或特殊要求，并经双方复核无误后签名；2）拆动过的结线、元件、标志应恢复正常；3）保护压板投退位置正确，接触良
30、好；4）信号继电器应全部复归；110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置5）对保护进行传动试验正常；6）若保护定值调整，应有保护定值整定通知单，否则运维人员应停止其工作。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置六、保护装置在运行中的异常和故障处理六、保护装置在运行中的异常和故障处理1.遇有下列情况之一时，运维人员可先将保护装置退出运行，然后汇报调度和上级领导，并做好记录：1）继电器冒烟，有使事故扩大的可能时；2）负荷电流超过允许值，可能使保护装置误动时；3）电压互感器二次快速小开关跳闸，有可能误动的保护（如距离保护、低周保护等）；4）继电保护及自动装置发生异常，有可能误动时。2.
31、发生断路器跳闸的同时，若保护装置或二次回路上有人工作，应立即停止工作，查明原因，确认与现场工作110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置无关，方允许继续工作。3.保护装置动作断路器跳闸，运行运维人员应首先记录事故发生的时间，消除事故音响，然后由两人共同详细记录以下内容：1）跳闸断路器的编号、名称；2）有哪些光字、信号；3）保护动作情况。核对记录与实际信号无误后，方可复归信号，并汇报值班调度员；严禁先复归信号，然后凭记忆记录；对微机保护，在记录前切不可取下控制保险，防止信号消失。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置4.发现保护装置异常时，应按下述方法处理：1）发现保护装置异常，
32、应首先汇报所属调度； 2）电流互感器二次开路时，应迅速通知调度调整运行方式，将负荷减小，并停用相应的保护装置； 3）电压回路断线应首先正确判断故障，立即处理；如果故障原因不明不能立即处理者，汇报调度将与故障电压回路相关的保护退出，待电压恢复正常后，方可恢复；4）运行中的保护，在失去直流电源时，应立即退出保护出口压板，并查明原因，待电源恢复，装置工作正常后，方可投入出口压板；110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置5.微机保护装置出现异常发出“告警”信号时，应及时记录时间，检查保护屏面板信号灯指示情况，做好记录并按复位键消除，无法消除时，应将异常信息和复归结果汇报调度员，并根据调度命令作
33、出相应处理。6.当发现指示仪表不正常时，应找出原因，加以处理；确认为仪表或二次回路的问题，应汇报调度及上级领导，通知仪表人员进行处理，并做好记录。7.当保护装置出现“电压回路断线”信息时，应立即停用由于失压可能误动的保护，检查电压互感器二次小开关是否跳闸，查明原因，尽快处理；若不能恢复时，应汇110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置报值班调度员和支公司领导，通知继电保护人员听候处理，并做好记录。8.电容器保护动作后严禁立即试送，应根据动作报告查明原因后再按规定投入运行。9.有下列情况之一者，备自投装置应退出运行1）备自投所合断路器准备投入运行之前； 2）主供电源断路器停电之前；3）备自
34、投电源线路因检修等原因失去备用时；4）备自投装置所取电压、电流二次回路上有工作时；5）发现自投装置异常运行时。110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置10.当备自投装置动作后，只跳开所跳断路器而未合上应合断路器时，应立即强送。11.当110kV母线电压互感器二次小开关跳开或110kV备用电源自投装置内部故障有可能造成误动时，应停用110kV备用电源自投装置，处理正常后，在将其投入。12.遇有下列情况之一时，应将重合闸退出：1）线路充电运行时；2）断路器遮断次数达到规定次数时；3）断路器遮断容量不能满足要求时；4）重合闸装置异常；110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置5）SF6
35、气体压力低于规定值时。13.当保护“运行监视”灯熄灭或出现“保护装置故障” “压力异常”光字牌点亮时，应分析出现的原因，及时恢复，若确系为保护装置引起不能恢复的应根据调度命令，退出相应的保护压板。14.“压力异常”信号出现后将闭锁掉跳合闸回路，使重合闸放电，此时将无保护运行，应将保护停用。15.当出现“控制回路断线”光字时，应根据仪表、信号灯等现象来分析，判断：因控制保险熔断，指示灯熄灭，此时应尽快更换同样额定电流的控制保险，如再次熔110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置断应查明原因，在更换保险时，应采取措施防止保护误动。因SF6气体压力降低时，应迅速恢复压力。因保护装置及二次回路原
36、因应立即通知保护人员进行处理，控制回路断线如不能短时处理，应退出保护装置。16.因PT二次电压或直流电源瞬时失去造成装置异常时，待电压正常后，按一下装置复归按钮即恢复正常。因装置元器件故障造成异常无法复归时，应汇报调度值班员并退出相应保护压板。17.在系统发生事故或保护装置出现紧急异常情况时，应根据开关及保护装置的动作或异常情况分析，先行处理110kV110kV变电站保护配置变电站保护配置事故或异常，并将处理结果及时汇报有关单位和部门领导。变电站交直流系统变电站交直流系统20172017年年1111月月变电站站用交流系统变电站站用交流系统变电站交流系统变电站交流系统变电站站用交流系统变电站站用
37、交流系统站用交流系统站用交流系统1.站用电系统的作用：供场地检修电源、直流充电机的电源、主变调压机构、机构箱、端子箱（驱潮、照明）、隔离开关电动操作电源、生活用电及全站照明。2.变电站的交流电源来自站内交流专用变压器，一般配置两台，可接于同一电压等级的两段母线（10kV段母线），也可接于不同电压等级的母线（10kV和35kV母线），或一台接于本站，另一台接于联络线的线路侧。主要防止两台站用变同时失电，造成失去站用交流电源。变电站站用交流系统变电站站用交流系统上图中，一台站用变接于10kV母线，另一台接于35kV线路侧。正常运行时，35kV和10kV站用变压器都在运行状态，由接于10kV母线的主
38、供， 35kV线路侧的充电备用，当带10kV站用变失电后，站用交流电源会自动切换到35kV站用变压器上。变电站站用交流系统变电站站用交流系统3.因检修和工作需要，1、2号主变停电，运维人员必须提前一天向所属调度申请，确保接有站用变的35kV联络线路正常供电（由联络线对侧供电），站用电源由接于35kV线路的站用变压器供电。同时，运维人员在设备停电前，将站用电负荷由1号站用变切至2号站用变，并检查2号站用变运行正常。4.两台站用变压器切换后，应检查各交流负荷的运行情况，特别是重要负荷：充电机和蓄电池、监控后台、变压器冷却器的运行状况。冬天采暖设备使用电锅炉时，还应检查锅炉循环泵的运行情况。变电站站
39、用交流系统变电站站用交流系统5.站用变巡视检查项目：1）站用变本体双重编号正确、醒目、规范，接地良好；2）硅胶无变色、无油渍，本体无异音；3）油位、油温正常，油色透明，本体无渗漏现象；4）引线牢固，外壳和中性点接地应可靠，无过热现象；5）三相负荷保持平衡，二次电压不符合规定的应配合停电检修进行分头调整；6）瓷质部分无破损、裂纹，地基无下沉。变电站站用交流系统变电站站用交流系统6.站用电的切换操作：正常运行方式下，两台站用变均在带电运行状态，其中一台主供站用电负荷，另一台充电备用，备自投装置在投入状态，当主供站用变失电后，备用站用变会自动投入，当主供站用变恢复后，会由备用自动切回主供。 站用变二
40、次电源开关站用变二次电源开关 站用电源二次切换装置站用电源二次切换装置变电站站用交流系统变电站站用交流系统国网公司变电运维定期轮换制度中，包含了站用变的定期切换要求，规定每季进行一次定期切换，目的是检验备自投功能是否正常。手动切换通常是通过一个站用电源控制装置来手动实现切换过程，如下图所示自动控制常用电源备用电源断电再扣变电站站用交流系统变电站站用交流系统【自动控制】按下位置为自动切换方式，弹出位置为手动切换方式。【常用电源】指站用电源由主供站用变供电。【备用电源】指站用电源由备用站用变供电。【备用电源】按下使开关分闸。手动切换时，将【自动控制】键弹出，按下【备用电源】键，站用电源由常用站用变
41、自动切至备用站用变供电，检查各交流负荷设备运行正常，按下【常用电源】键，站用电源由备用站用变自动切回常用站用变供电，检查各交流负荷设备运行正常，按下【自动控制】恢复自动切换。变电站站用交流系统变电站站用交流系统站用电源切换回路图变电站站用交流系统变电站站用交流系统如上图所示35kV站用变和10kV站用变低压侧电源通过低压备自投装置进行自动切换。若10kV站用变低压侧电源供站用负荷时，即首先合上低压备自投切换开关11ZK，当三相电压正常时，低压备自投装置动作回路为熔断器2RD交流接触器2C触点7-8低压备自投切换开关11ZK交流接触器1C线圈熔断器1RD。该回路中，交流接触器1C、2C触点7-8
42、为常闭触点，因交流接触器2C触点7-8闭合、使1C线圈励磁，交流接触器1C常开触点1-2、3-4、5-6、9-10闭合、常闭触点7-8断开，站用电源由10kV站用变供电，而交流变电站站用交流系统变电站站用交流系统接触器1C触点7-8断开2C线圈启动回路，故35kV站用变低压侧电源此时备用。若10kV站用变高压侧失压时，交流接触器1C线圈因失压而动作断开，此时，交流接触器1C常开触点1-2、3-4、5-6切断了站用母线电源、1C常闭触点7-8接通，使交流接触器2C线圈励磁，2C 常开触点1-2、3-4、5-6接通了35kV站用变低压侧电源，此时，站用电源由35kV站用变供电。同时，交流接触器2C
43、 常闭触点7-8切断了1C线圈启动回路，即交流接触器1C、2C完成了站用变电源切换任务。变电站直流系统变电站直流系统变电站直流系统变电站直流系统变电站直流系统变电站直流系统一、直流系统概述一、直流系统概述：1 1、变电站为什么要采用直流系统，与交流系统相比有哪些优势？1）电压稳定好,不受电网运行方式和电网故障的影响。2）如用交流电源，当系统发生短路故障，电压会因短路而降低，使二次控制电压也降低，严重时会因电压低而使断路器跳不开。2 2、直流电源的作用1）直流系统是给信号及远动设备、保护及自动装置、事故照明、断路器分合闸操作提供直流电源的电源设备。变电站直流系统变电站直流系统2）直流系统的用电负
44、荷极为重要，对供电的可靠性要求很高，直流系统的可靠性是保障变电站安全运行的决定性条件之一。3）直流系统是一个独立的电源，在外部交流电中断的情况下，由蓄电池组继续提供直流电源，保障系统设备正常运行。4）在系统发生故障，站用电中断的情况下，如果直流电源系统不能可靠地为工作设备提供直流工作电源，将会产生不可估计的损失。3 3、直流系统的组成变电站直流系统变电站直流系统【充电装置】由一定数量的充电模块组成，将交流电整流成直流电的一种换流设备，其主要功能是实现正常负荷供电及蓄电池的均/浮充功能。【蓄电池组】将一定数量的单体电池用电气方式连接起来，组成蓄电池组。【馈线屏】将直流电源分路提供给直流设备。变电
45、站直流系统变电站直流系统【监控系统】负责收集、处理、上送充电监控单元、配电监控单元、绝缘监测装置等下级设备的数据，可及时、准确地掌握电源系统的运行状况。变电站直流系统变电站直流系统二、直流系统接线方式二、直流系统接线方式上图接线方式属于一组充电机一组蓄电池单母线接线一组充电机一组蓄电池单母线接线方式，特点是接线简单、清晰、可靠。变电站直流系统变电站直流系统正常运行时，交流电源通过充电机的充电模块，将交流转换为直流，经1DK刀闸送至直流母线，供直流设备。同时，直流母线经2DK刀闸向蓄电池组进行充电，用以补充蓄电池自放电损失。当交流电源失去时，蓄电池组的电源经2DK刀闸送至直流母线，供直流设备。此
46、时，应迅速处理故障并尽快恢复交流电源，防止蓄电池组长时间耗电，设备有故障时，造成保护装置不能正确动作，扩大事故范围。变电站直流系统变电站直流系统直流系统馈电网络有两种供电方式：环形供电和辐射供电。环形供电网络操作切换比较复杂、寻找接地故障点也比较困难；环形供电网络路径较长，电缆压降也较大，因此，变电站直流系统的馈线网络一般采用辐射供电方式。辐射电源供电网络是以直流屏上直流母线为中心，直接向各用电负荷供电的一种供电方式。优点：a.设备检修时或调试时，可方便地退出，不致影响其他设备；变电站直流系统变电站直流系统b.当直流系统发生接地故障时，便于查找故障点的；缺点：馈线数量增多，电缆总长度增加，直流
47、屏数量增加。辐射供电接线示意图变电站直流系统变电站直流系统三、蓄电池三、蓄电池：蓄电池是储存直流电能的一种设备，它能把电能转变为化学能储存起来（充电），使用时再把化学能转变为电能（放电），供给直流负荷。蓄电池作为备用电源在系统中起着极其重要的作用。平时蓄电池处于浮充电备用状态，在交流电失电、事故状态等情况下，蓄电池是负荷的唯一电源供给者，一旦出现问题，供电系统将面临瘫痪，造成设备停运及其它重大运行事故。变电站直流系统变电站直流系统1、蓄电池的运行方式：浮充电和充电-放电。浮充电运行方式：将充好的蓄电池组与充电装置并联运行，平时由充电装置供给正常直流负荷的同时，以很小的电流蓄电池进行充电的运行方
48、式。充电-放电运行方式：将充好的蓄电池组接在直流母线上对直流负荷供电，同时断开充电装置。当蓄电池放电到容量的7580%时，为保证直流供电系统可靠性，即停止放电，进行充电的运行方式。目前直流系统常采用的是浮充电运行方式。变电站直流系统变电站直流系统2 2、蓄电池的技术要求：设备在正常浮充电状态下运行，当提供冲击负荷时，要求直流母线电压不得低于直流标称电压的90%。设备在正常运行时，交流电源突然中断，直流母线应连续供电，直流母线电压波动瞬间的电压不得低于直流标称电压的90%。3 3、蓄电池的分类：根据电极或电解液所用物质的不同，一般分为：铅酸电池和碱性电池。电力系统到来前操作频繁，一般选用冲击电流
49、较大的变电站直流系统变电站直流系统铅酸蓄电池。常用的铅酸蓄电池主要有开口式和阀控式两种。开口式铅酸蓄电池在使用过程中，有氢气和氧气及酸雾溢出，污染环境且具有危险性，需专用房间布置安装。运行中需要加水、加酸对电池进行维护，使用中维护工作量较大。阀控式铅酸蓄电池属全密封结构，充电时产生的水分解量少，水份蒸发量低，由于外壳采用密封结构，释放出来的硫酸气体也很少，所以它与传统蓄电池相比，具有不需添加任何液体，对接线桩头、电线腐蚀少，抗过充电能变电站直流系统变电站直流系统力强，起动电流大，电量储存时间长等优点。4 4、阀控式铅酸蓄电池的运行与维护：1）阀控式蓄电池的运行温度宜保持在530，最高不应超过3
50、5。温度每升高10，蓄电池的使用寿命就会减少一半。2）浮充电运行的蓄电池组，要严格控制蓄电池室内环境温度不能长期超30，否则电池容量会严重下降，使用寿命缩短，室内应配置防爆空调。变电站直流系统变电站直流系统3）运行中，主要监视蓄电池组的端电压值、浮充电流值、单体电池电压值、环境温度及直流母线对地绝缘状况。4）蓄电池组巡视检查时，应检查单体电池电压、连接片有无松动和腐蚀现象、壳体有无渗漏和变形、室内温度是否过高、通风是否良好等。5）蓄电池组的浮充电压，应严格按照制造厂规定执行。如厂家无相关规定，可控制单体电池浮充电压在2.23至2.25V之间运行。每月对蓄电池组所有单体电池的端电压进行检测，使用