分析特高压变电站110KV系统继电保护配置设计_王伟勇

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它不同骨干站点的光纤链路。

各接入层节点采用光纤链路就近接入城域网骨干节点。

对于缺乏自有光纤资源无法提供冗余链路的节点采用租用运营商通道的方式提供至其它节点的冗余链路。

4.2 各（区）局汇聚节点可靠性改造
由于县（区）局骨干层节点需要汇聚包括局大楼及所有区局下辖变电站、供电所、营业厅的业务流量，虽然各局骨干节点均已具备两条光纤链路，能够形成冗余，但是多条链路均连接在一台骨干层设备上，节点存在设备单点故障隐患。

由于县局所有业务流量均流经该设备，一旦出现设备故障将造成全部业务中断，因此为
提高网络可靠性消除单点设备故障隐患需要在各县局节点各增加一台骨干层设备。

4.3 针对核心层设备的安全改造
原来的2台城域网核心交换机作为汇聚设备接入了市内二十多个接入层节点。

由于这些节点采用Trunk链路连接至核心交换机上，通过Vlan实现各VPN之间的隔离。

这种方式对核心交换机造成了一定的安全隐患，由于所有接入节点各业务VPN的网关均部署在核心交换机上，因此任何一个接入设备存在环路或终端计算机中毒以及可能存在的网络攻击行为产生的海量广播/攻击报文均会直接对核心交换机造成影响，严重情况下可能对核心交换机性能造成极大威胁甚至影响整个城域网的稳定运行。

5.结语
以上针对新会地区传输网在业务发展和在输变电配套建设工程中积累的历史问题，理顺了网络结构调整思路，给出了未来传输网的建设和优化方向，强化了网络与业务通道的安全可靠性。

传输网作为电力通信网的基础，除了要具备科学、合理的网络结构，还需对传输资源及通道组织等实行进一步的优化，以保障网络的安全、高效运行。

参考文献
[1]YD/T1238-2002,基于SDH的多业务传送节点技术要求[S].2002.
[2]王庆.MSTP发展现状、趋势和应用[J].电信技术, 2005(2):68-71.
分析特高压变电站110KV系统继电保护配置设计
江苏省电力公司检修分公司盐城运维站 王伟勇
【摘要】特高压变电站的电压非常高、电流非常大，变电站110KV的系统很发杂，包含很多回路系统、继电保护系统和自动装置，继电保证配置要完成变电站的测量、监视、保护与控制，要保证变电站110KV系统正常运行，一定要做好继电保护配置工作。

本文主要论述了110KV电容器的不平衡保护、110KV断路器的失灵保护和110KV电抗器保护。

【关键词】高压变电站；继电保护；失灵保护
1.引言
500KV变电站变压器的绕组电压通常为35KV，北方变电站绕组电源多少运用66KV， 35KV/66KV输电系统和系统接地方式相同，它们都是中性点不接地的系统，我国在输电系统设计运行方面有丰富的实践经验。

宜昌市的1000KV变电站正处于建设中，其主要变压器的第3组电压是110KV，其中性点也是利用不接地的方式，它借鉴了500KV变电站的运行经验。

然而我国110KV电网是中性点接地的系统，所以，高压变电站不接地系统的继电保护设计与配置同普通500KV的变电站存在很大差别，同时有关设计的要求也没有针对性。

2.110KV电容器的不平衡保护
宜昌变电站有四组110KV的并联电容器，分别有两组5%与12%的电抗率式电容器，它们都和主变压器的低压端母线相连接。

电容器组利用双塔布置，各个塔有运用H桥型的接线方式相连接，5%电容器组的桥壁参数同12%电容器组的桥壁参数一致，12%电容器组的下桥下壁与上臂串联的单元数不同，运用内熔丝来保护电容器的元件。

一旦电容器的元件内部被击穿或者出现损坏，有故障元件的内熔丝会做出保护把电容器组的故障元件断开，和故障元件临近的其他元件电压会随着升高或者电流随之增大，进而可能会使新元件也被损坏击穿，则余下的元件就要承受更高的电压，最终导致一组电容器的元件都被击穿，发生严重的故障。

所以，必须及时检测发生故障的元件，才能保证电容器组能够安全运行。

H桥型电容器中当某个元件动作时，都会使元件出现不平衡的电流，所以，可以监测中线回路不平衡电流来保护电容器的不平衡。

电容器组需要有选择性的保护动作，选择可以分为两级，即电容器不平衡的保护动作与内熔丝的保护动作。

保护动作值需要和故障电容器周围的其他元件的过电压低于1.3倍来计算，避开电容器误差出现的不平衡电流值。

同一桥里如果下壁和上臂的串并联单元数出现不一致，有些桥壁会出现内熔丝动作，元件上出现的不平衡电流值与过电压悲伤都会比多数桥壁大，所以，要确定电容器的不平衡定植，需要比较串并联单元数的不等桥壁结算结果，进而保障系统与电容器组能够安全运行。

针对宜昌市电容器的不平衡保护工作可以设计成两段式，断开发生故障的电容器以后，电容器过电压高于1.1倍时自动跳闸，其余电容器过电压在小于1.05倍时就自动报警。

要避免断路器三相与电容器组没有同步合闸、可以把跳闸出口适当延长0.1-0.2s。

3.110KV断路器的失灵保护
按照GB/T 14285-2006标准要求，110KV电网或220KV电网重要部分，当电力设备或线路后备保护利用电流互感器和断路器间出现故障但不可以让回路主保护切除，必须通过相邻元件后备保护进行切除，如果停电范围较大后果较为严重时，需要安装断路器的失灵保护装置。

宜昌110KV给其主要变压器的第3绕组线电压做了引出，两端母线分别和双分支的总断路器相连，这样可以引接站用变压器及无功补偿装置，系统的中性点可以运用不接地的方式。

所以，此110KV系统与GB/T 14285-2006中的110KV电网不同，110KV电网的每个元件都装有继电保护装置，且各段110KV母线装有母差保护。

虽然针对断路器失灵设有专门保护，然而设计中充分考虑110 KV总断路器一旦失灵必须切除故障，来保证110 KV设备和特高压变电站能够安全运行。

在110KV母差保护动作使110KV分支断路器跳闸时，断路器要失灵，这是需要立刻让中压侧、主变高断路器都跳闸，避免故障范围变大。

如果发生这种情况，不仅要装有断路器的失灵保护装置外，还要把110KV分支断路器的失灵辨别逻辑加到110KV母差或者主变保护里，工程设计可以利用前一种方案。

110KV的母差保护按照本保护的动作出口和分支断路器回路中的电流来判断，逻辑判别110KV的分支断路器失灵问题。

如果110KV的分支断路器失灵，母差保护断路器会失灵并接入主变压器，保护电量，完成中压侧、主变高断路器的三相跳闸。

主变电站的分支显示与过流保护出口，如果不估计运行110KV断路器失灵的判定逻辑，限时速断是110KV的母线后备保护，通常情况下用母差保护去启动失灵。

过流保护通常有2段，一段是跳本侧和断路器失灵情况，另一段是跳主变的三侧断路器。

关于110KV并联电容器、并联电抗器或者站用变压电的断路器失灵，按照GB/T 14285-2006标准要求元件的后备保护要运用远后备的方式，一旦支路引出线和设备发生故障，元件保护就会使本断路器跳闸，同时该断路器出现失灵，进而主变电站110KV侧的限时速断保护用最短实际使主变低压侧的分支断路器跳闸，最终将故障元件切除。

4.110KV电抗器保护
宜昌变电站的110KV电抗器运用干式空心式，其中三相线以Y字形形式相连接，每相线用40Mvar单元相互串联组成。

因为110KV 电抗器在我国变电站里实际应用不多，GB/T 14285-2006标准没有对电压等级电抗器的保护做出规定，所以参照工程组的审查已经，给110KV并联的电抗器安装电流过流保护和速断保护，使其成为电抗器绕组的主保护及后备保护，安装电流的过流保护及速断保护在500KV 变电站和35KV低压电抗器中很常见，操作经验也很丰富。

负序功率保护对匝间短路故障会村咋负序电量值较小、不容易被检测的特点，很容易造成误动保护，且运行经验不够丰富。

所以，宜昌站的110KV电抗器保护装置依据原定方案实施。

首先，对于电抗器保护的配置要求，GB/T 14285-2006中没有110KV电压电抗器装设要求，所以，要修订规程的有关条文。

其次，匝间故障是十分常见的电抗器内部故障，可以用双Y型接线方式连接干式电抗器，完成横差保护配置，如果条件允许，可以运用油侵式的电抗器，利用瓦斯继电器来保护匝间短路故障。

5.结束语
110KV中性点不接地系统在我国的各个变电站中应用的较少，和系统相连的电抗器、电容器继电保护装置决定着设备、变电站及特高压系统是否能够安全运行。

因此，有关部门一定要高度重视变电站的继电保护设计并不断探索优秀设计方案，积累丰富的运行经验。

参考文献
[1]田秋松,任林丽,刘慧海,段雪松,范明森.1000KV特高压变压器低压侧保护配置投切问题分析探讨[J].陕西电力,2013(03).
[2]张波.特高压输电线路继电保护原理与技术研究[D].浙江大学,2013.。