110KV站主变、线路故障录波器定值通知单
保护定值表
华能金昌西坡光伏50MW110KV升压站保护配置说明1.35kv站用变一台，容量为：400KVA短路阻抗为：6.05% 。
型号为：SCB10-400KVA/35-0.4 ，保护装置型号为NSR631RF-D60 。
2.35KV线路保护5台，线路为ZR-YJY23-26/35KV-3×120电缆。
保护装置型号为：NSR612RF-D60。
3.35KV配电装置采用单母线接线，母线设一套动态无功补偿装置（SVG），容量为±15Mvar ，其中电抗器型号为：QNSVG-15000/35 ，保护装置型号：NSR621RF-D60 。
4.#1主变（仅有一台主变）配备南京南瑞继保电气有限公司生产的ns2000型变电站自动化系统，主变包含一套NSR691RF-D60 型差动保护、NSR698RF-D60非电量保护、NSR692RF-D60型变压器后备保护、每台主变测控柜配置3套NSR685RF-D60型测控装置。
5.35KV消弧消谐装置型号：JY-XHZQ-35。
6.110KV及35KV故障录波监测装置型号：DPR242。
7.110KV母差保护型号：NSR-371A DA。
8.35KV母差保护型号：NSR-371AD 。
9.110KV线路保护型号：IPACS-5911C
10.110KV失步解列压频装置型号为：NSR651RF-D01。
11.主变中性点接地方式：110KV中性点直接接地，35KV中性点通过（ZR-YJY23-26/35 kV -1×185电力电缆约200米）消弧线圈接地，消弧线圈容量及型号：JY-XHZQ-35/2200KV A。
一起某110kV主变保护动作低压侧断路器跳闸分析
一起某110kV主变保护动作低压侧断路器跳闸分析作者：王灿王渊明来源：《科技资讯》 2014年第31期王灿王渊明(1.重庆电力高等专科学校重庆 400053；2.云南电网公司西双版纳供电局云南景洪666100)摘要：该文分析某110kV变电站主变10kV侧后备保护复合电压启动过电流保护动作，使低压侧断路器跳闸的情况，主要根据对10kV竹蓬线051断路器的保护动作信息、10kV茶厂线052断路器的保护动作信息以及1号主变10kV低后备保护动作信息的分析，最终得出动作原因为110kV大渡岗变电站10kV茶厂线、竹蓬线故障，两条线路的过流Ⅰ段保护均动作，但10kV 茶厂线断路器未及时跳开，因而使1号主变10kV侧后备保护复压过流Ⅰ段满足动作条件，故1号主变10kV侧后备保护动作跳开了001断路器。
关键词：主变保护保护动作跳闸中图分类号：TM4 文献标识码：A 文章编号：1672-3791(2014)11(a)-0079-02变压器是电力系统中十分重要的供电元件，它的故障将对系统的供电可靠性和正常运行带来严重的影响。
因此，必须根据变压器的容量和重要程度考虑装设性能良好，工作可靠的继电保护。
一般，变压器除装设瓦斯保护、纵差动保护或电流速断保护作主保护外，还应装设反应外部相间短路时过电流情况的过电流保护、反应外部接地短路的零序保护等后备保护。
主保护的动作正确与否直接影响电力系统的安全可靠运行，而后备保护的可靠正确动作同样起着相当重要的作用。
1 某110 kV变电站故障前运行方式110 kV景大线运行、城大线152断路器热备用;110 kV1、2号主变中性点经间隙接地，1、2号主变高压侧并列运行、中、低压侧分列运行;10kV竹蓬线、茶厂线、岗茶联络线运行。
如下图1所示：2 保护动作情况2013年8月3日22：50：38，110 kV大渡岗变电站10 kV茶厂线过流Ⅰ段保护动作跳闸、重合闸动作重合成功;10 kV竹蓬线过流Ⅰ段保护动作跳闸、重合闸动作重合成功;1号主变10 kV侧后备保护复合电压过流Ⅰ段Ⅱ时限动作跳开001断路器。
一起110kV变电站主变低压侧母线桥单相接地故障相关保护行为分析
一起110kV变电站主变低压侧母线桥单相接地故障相关保护行为分析发布时间：2022-11-21T11:04:56.904Z 来源：《科技新时代》2022年14期作者：刘森，朱晓东，冯宗建[导读] 介绍了110kV某变电站主变低压侧母线桥发生一起单相接地故障。
刘森，朱晓东，冯宗建深圳供电局有限公司，广东深圳，518000摘要：介绍了110kV某变电站主变低压侧母线桥发生一起单相接地故障。
根据事故经过及相应的保护动作情况，分析了该类型故障对一次设备的影响及相关二次保护行为的正确性。
关键词：母线桥；接地故障；二次保护1事件背景110kV某变电站#1主变变低A相母线桥发生单相接地故障，110kV某变电站D01低压侧、高压侧零序Ⅱ段动作，D01低压侧、高压侧零序Ⅲ段动作，110kV某变电站#1主变变低501开关跳闸，10kV备自投521未动作。
2保护动作分析图1 110kV某站主接线图故障点位于主变10kV侧出口处，如图1箭头所示。
涉及的保护有：主变差动保护、主变高压侧复压过流保护、主变低压侧复压过流保护、D01高低零序保护、10kV分段521备自投。
2.1、主变差动保护动作分析根据叠加原理，将主变故障后状态分为正常带载运行以及空载后发生单相故障叠加。
因主变带载运行电流对差动计算相当于穿越性电流，因此可分析主变空载后发生单相接地故障后差流计算。
图2主变低压侧发生单相接地示意图主变低压侧为空载状态，对应的复合序网图3如下：根据复合序网图可以得出，主变低压侧仅存在零序电流，abc三相电流大小相等，相位相同。
主变高压侧由电源提供正序和负序电流，不存在零序电流。
主变的差流可以由以下公式求出：计算可得出A相、B相和C相电流故障分量大小为92A，低压侧复压过流一次定值最低为4850A，即使故障电流与负荷电流叠加，也达不到低压侧复压过流定值。
因此，低压侧复压过流不会动作。
2.4、接地变高低压零序保护动作分析110kV某变电站零序Ⅱ段、零序Ⅲ段一次值为75A（二次值0.5A，变比150/1），零序Ⅱ段时间定值2.3s，零序Ⅲ段时间定值2.6s。
110kV上田站加装故障录波方案
电气类施工方案审批表（110千伏及以下电压等级高风险和220千伏一般风险项目）工程项目110kV上田变电站加装110kV故障录波装置工程施工方案名称110kV上田变电站加装110kV故障录波装置工程施工方案作业风险星级二星工作地点110kV上田变电站施工单位常德华网电力建设有限公司监理单位建设单位项目负责人审查意见：审查人：日期：专职监护人审查意见：审查人：日期：建设单位负责人审查意见：负责人：日期：运行单位审查意见：审查人：日期：负责人：日期：建设单位安全第一责任人审批意见：审核人：日期：注：当建设单位和设备运行单位为同一单位时，可只填写建设单位栏。
110kV上田变电站加装110kV故障录波装置工程施工方案常德华网电力建设有限公司2012年11月10日批准：年月日安全审核：年月日初审：年月日编写：年月日目录一、工程概况及要点 (5)二、施工组织 (5)三、施工技术措施： (7)3.1施工准备 (7)3.2施工步骤 (7)3.4作业任务二：控制电缆敷设与二次接线 (8)3.5、保护元件调试过程控制要点如下： (10)3.6通用技术措施 (10)四、安健环控制措施 (10)五、质量控制措施及检验标准 (12)六、事故应急措施 (12)七、作业风险评估与管控表 (14)详见附表 (14)一、工程概况及要点1.1为了完善110kV上田变电站供电的安全性及可靠性，受惠州供电局委托，由我公司负责对110kV上田变电站进行加装110kV故障录波装置。
本期工程包括屏柜安装、电缆敷设、二次接线及保护调试。
本期工程需在运行站申请两台主变变低及两台接地变停电施工，为确保按期投产，应合理安排人力，前期准备工作要充分做好，后期施工要集中人力，特别是电缆敷设、二次接线和单体调试。
为保证二次接线回路、保护调试的正确性和工程按质、按目标顺利完成，特拟定本方案。
1.2编写依据序号标准及规范名称颁发机构1《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90中华人民共和国建设部2《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149-90中华人民共和国建设部3《110kV~500kV送变电工程质量检验及评定标准》Q/CSG 10017.2-2007中国南方电网公司4《变电站安健环设施标准》Q/CSG10001-2004中国南方电网公司5《南方电网工程施工工艺控制规范》Q/CSG11105.2-2008中国南方电网公司6《中国南方电网公司十项重点反事故措施》中国南方电网公司7《广东电网公司防止人身伤亡事故十项重点措施》广电安[2005]79号广东电网公司8《电力建设安全工作规程》（变电所部分）DL5009.3-1997中华人民共和国电力工业部9《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）DL 408-91中华人民共和国能源部10施工图纸惠州电力勘察设计院二、施工组织2.1现场施工人员组成现场施工人员组成人员职责施工总负责人朱灿辉150****1240负责本工程施工方案及安全技术措施的审查。
110kV龙岭输变电工程启动方案
110千伏龙岭输变电工程启动方案（河源局签署页）批准：审定：专业审核：工程审核：编制：深圳市超鸿达电力建设有限公司二〇一三年七月十九日一、工程概述1、110kV龙岭变电站位于河源市源城区龙岭工业园区内，地形均为丘陵。
本站最终规模为3台50MVA主变压器，无功补偿容量为6组5010kVar，110kV 出线4回，10kV出线36回，3台160kVA站用变，3台630kVA接地变，全站采用综合自动化系统设计。
本期建设规模：2台50MVA主变压器，无功补偿容量4组5010kVar，110kV出线4回，10kV出线24回，2台160kVA 站用变，2台630kVA接地变。
本期110千伏龙岭输变电工程电气设备现已全部安装、调试完毕，110千伏联龙甲线、联龙乙线由原110千伏联埔甲线、联埔乙线解口入110千伏龙岭变电站，110千伏龙岭输变电工程现经验收合格，质监签证，具备受电投运条件。
2、本期建设规模：110千伏龙岭变电站110千伏母线为单母分段接线，2台50MVA主变压器，无功补偿容量4组5010kVar，110kV出线4回，10kV 出线24回，2台160kVA站用变，2台630kVA接地变及智能消弧接地系统2套。
3、220千伏联禾站110千伏联龙甲线和110千伏埔前站110千伏龙埔甲线线路保护装置更换。
110千伏联埔甲线解口进110千伏龙岭变电站，而龙岭站内110千伏联龙甲线保护装置为许继的WXH-183AG型微机光纤纵差保护装置，因此需将220千伏联禾站110千伏联龙甲线和110千伏埔前站110千伏龙埔甲线线路保护装置改为和龙岭站内一致的WXH-183AG型微机光纤纵差保护装置。
现220千伏联禾站内联龙甲线和110千伏埔前站内龙埔甲线的保护更换工作已完成并验收合格，具备投产条件。
4、新建上述设备控制电缆、保护、测量、计量、录波装置及后台监控系统。
5、在本方案中，地调对其调度管辖范围内的一、二次设备在启动过程中的运行方式的安全性与可靠性负责。
110kV外电源线路失压故障分析及线路风险研判
110kV外电源线路失压故障分析及线路风险研判摘要：电力能源由于其环境友好、便于操作等优点，已逐步取代煤炭等落后能源。
对于一个城市、行业的发展来说，优质的电能质量以及电力线路的敷设安全、方便、美观性均受到使用者的关注，因此安全可靠的电力电缆输电受到青睐。
本文以地铁线路失压故障为切入点分析故障原因，并结合110kV外电源线路敷设路径及周边环境，对可能引起的故障及风险源进行风险研判。
关键词：外电源线路、失压、风险、故障2021年5月13日地铁线路123开关过间隙零序保护动作跳闸，保护动作的开关：2#主变变高侧123开关、2#主变变低侧302开关、110kV母联100开关。
跳闸事件发生后，供电人员查看SCADA报文及故障录波，对事件进行分析及处理。
通过检查2#主变、GIS设备小车本体、T接高塔的情况，并综合调查分析，确认为2#主变间隙零序过流保护动作跳闸。
一、线路失压故障分析1.一次设备检查（1）供电人员检查2#主变温度正常，主变一次设备未见放电痕迹，无漏油痕迹、油位正常，2#主变未见明显异常。
（2）供电人员检查110kV 123开关、100开关、302开关GIS间隔各气室压力正常，GIS表面无异常，未发现放电痕迹，检查GIS设备未见明显异常。
（3）供电人员检查2#主变中性点间隙接地处有放电痕迹。
（4）检查110kV外电源T接高塔处设备未见明显异常。
2.开关保护动作分析（1）供电人员现场查看所内SCADA报文显示123、100、302开关分闸，现场报文情况如图所示。
（2）供电人员现场查看2#主变高后备保护过流启动（未动作），间隙零序过流保护动作（动作跳闸），保护动作时现场高压侧A、B、C三相电流分别为905.3A、875.8A、904.2A，间隙零序电流值因故障录波屏未采样到相应数据显示为0A，结合现场主变的间隙放电痕迹判断，间隙放电电流大于整定值，符合保护出口情况。
图：故障时刻2#主变电流信息（3）供电人员读取110kV II段进线故障电压波形如图1所示，根据现场故障录波情况确定故障发生时刻13:23:41，110kV II段进线A相单相接地故障，间隙零序二次值为256V，大于整定值。
110kV线路开关拒动主变后备保护动作处理步骤
2010年220kV仿真事故评分标准110kV电站线111线路相间短路故障，111开关拒动事故处理一、处理步骤：（1）立即记录事故发生时间，停止音响；（2）各级母线有无电压（含所用电母线），检查各开关位置是否闪光，相应的开关三相是否有电流，检查并记录控制屏信号。
发现110kVⅠ母失压，110kV电站线111线路保护动作，110kV电站线111开关在合位，#1、#2主变保护的“后备保护动作”， #1主变中压侧101开关、110kV母联兼旁路115开关跳闸。
#2主变未过负荷。
录波动作。
（3）第一次汇报，互报单位、姓名，时间，当地天气，简要事故情况：110kVⅠ母失压，其他母线电压正常。
110kV电站线111线路保护动作，110kV电站线111开关在合位，#1、#2主变保护的“后备保护动作”， #1主变中压侧101开关、110kV母联兼旁路115开关跳闸。
录波动作。
保护具体动作情况及一次设备情况待查。
（4）检查确认现场开关设备位置；检查现场一次、二次设备（含录波）的状况。
发现：#1主变保护的110kV复合电压闭锁方向过流T1跳母联、T2跳本侧保护动作，#2主变保护的110kV复合电压闭锁方向过流T1跳母联，110kV电站线111保护动作，相间距离Ⅰ、Ⅱ段，接地距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段均动作。
现场110kV电站线111开关在合位，111开关外观检查未发现异常。
#1主变中压侧101开关、110kV母联兼旁路115开关跳闸。
110kVⅠ母上的其他线路开关在合位。
站内其他设备未见异常。
（5）第二次汇报调度保护动作情况及一次设备检查情况：#1主变保护的110kV复合电压闭锁方向过流T1跳母联、T2跳本侧保护动作，#2主变保护的110kV复合电压闭锁方向过流T1跳母联，110kV电站线111的相间距离Ⅰ、Ⅱ段，接地距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段均动作。
现场110kV电站线111开关在合位，111开关外观检查未发现异常。
#1主变中压侧101、110kV母联兼旁路115开关跳闸。
110kV电网单相接地故障录波图对比分析
第37卷2009年8月云 南 电 力 技 术YUNNAN ELECTR I C POWER Vo l 37N o 4Aug 2009收稿日期:2009-02-16110kV 电网单相接地故障录波图对比分析徐 飞 李国友 孙建华(云南电网公司曲靖供电局,云南 曲靖 655000)摘要:以110k V 电网发生的两次实际故障为例,分析说明了两种不同录波图产生的原因,并总结出通过看录波图波形分析判断故障点的实用方法。
关键词:单相接地 故障录波 中性点中图分类号:TM7 文献标识码:B 文章编号:1006-7345(2009)04-0037-021 前言单相接地故障是110kV 系统线路上最常见故障,为限制接地短路电流,目前110kV 终端变电站通常主变中性点不接地,但部分变电站主变因自身绝缘或低压侧小电大量上网等原因而设置中性点接地。
这样,当110kV 线路发生单相接地故障时,因终端站主变中性点接地情况不同出现了两种完全不同的故障录波图。
下面以实际故障为例分析说明两种不同录波图产生的原因。
2 故障实例实例1:110kV LY 线终端Y 电厂侧启备变中性点原不接地,由于间隙设置不当原因,线路发生B 相接地故障时,Y 电厂侧启备变中性点间隙击穿,造成事实上的中性点接地情况。
故障时,L 站与Y 电厂故障录波图见图1。
图1 110k V LY 线B 相接地故障录波图实例2:J 站属110kV SJ 线路主变中性点不接地运行终端变电站。
110kV SJ 线发生C 相接地故障,故障录波见图2。
3 录波图分析对比图1、图2的故障录波图可以看出,同样作为两条110kV 终端供电线路,发生单相接地故障时,线路始端的L 、S 站录波图形基本一致,但线路终端的Y 、J 站故障录波图中的电流波形很不相同。
下面通过简单序网络公式推导,分析其中原因。
假设图3所示的终端供电线路MN 发生A 相接地故障,对于线路电源M 侧,故障时各序电流由电源提供,但对于N 侧,由于无电源,故障时无法提供正、负序电流,但如果此时主变中性点接地时,零序电流可由故障点经大地和主变中性点提供。
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单
年月日
调度人员：
运行人员：
调试人员：
第130303号执行情况：
X1(Ω/km)
R0(Ω/km)
X0(Ω/km)
I回线
800/1
4.81
0.14
0.42
0.41
0.68
Ⅱ回线
800/1
4.81
0.14
42
0.41
0.68
批准:审核:计算:
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110KV站主变、线路故障录波器定值通知单
2013年7月1日
主变、线路（DLR600）
起动元件名称
整定值
起动元件名称
整定值
相电压电压突变量
5V
频率变化率启动
0.5HZ/S
相电压欠量
52V
相电流突变量启动
0.15A
相电压过量
63.5V
相电流过量
1.1A
负序过量
3V
负序电流过量
0.15A
零序电压突变量
5V
零序电流突变量
0.15A
零电压过量
5V
零电流过量
0.15A
高频启动
50.5HZ
电流变差
0.15
低频启动
49.5HZ
开关量
根据现场
情况接入
主变参数
主变名称
高压侧CT
低压侧CT
零序CT
间隙CT
1#、2#主变
300/1
3000/1
100/1
200/1
110KV线路参数
线路名称
变比
长度(km)
R1(Ω/km)