110kv变电所的保护配备

8 保护配备、使用情况及注意事项 8.1保护配备 8.1.1 110千伏保护： 主保护：进线装设微机相间及接地横差保护。 后备保护：每回线均装设适用于大电流接地系统的距离保护、零序方向电流保护、PT断线后过流保护、三相一次重合闸。 110千伏母线采用了三相式分段单母线差动保护（能实现对另一段母线的充电保护功能） 8.1.2主变保护 1）、主保护：差动保护、差速断保护。 2）、高压侧后备保护： 复合电压闭锁过流保护：跳主变三侧开关。 零序电压、电流保护：第一时限跳110KV母联开关， 第二时限跳主变三侧开关。 零序电流应取自主变中性点CT。 过负荷保护 3）、中压侧后备保护： 复合电压闭锁过流保护：第一时限跳35KV母联开关， 第二时限跳主变中压侧开关。 过负荷保护 母线充电保护：仅母线充电时投 4）、低压侧后备保护： 复合电压闭锁过流保护：第一时限跳6KV母联开关， 第二时限跳主变低压侧开关。 过负荷保护 母线充电保护：仅母线充电时投 5）、其它保护： 轻瓦斯、重瓦斯（两套）、油位低、压力释放保护。重瓦斯保护及压力释放保护跳闸或发信号能够通过硬压板进行选择。 测量两路变压器温度，采用铜电阻Cu50，温度范围0~100℃。 上述保护具有电源监视装置。 8.1.3 35KV线路保护： 装设适用小电流接地系统的距离保护、PT断线后过流保护、三相一次重合闸。 1）、当PT断线时，自动闭锁距离保护装置，自动投入PT断线后过流保护；电压恢复正常后自动重新投入距离保护，退出PT断线过流保护。 2）、有交流电压断线监视功能，当交流电压断线时能自动投入辅助过电流保护。 3）、重合闸具有检同期或检无压重合的方式。 4）、具有35kV母差保护动作闭锁35KV线路重合闸的功能。 8.1.4 6千伏保护 6千伏线路装设两相式电流速断、过电流、三相一次重合闸保护。具有低周减载及自动接地选线功能。 所用变：装设两相式电流速断、过电流保护。 35KV、6KV PT：断线监视：可分散在各装置中实现。 绝缘监视：装设零序电压保护。保护动作后在前、后台机均应有告警信号（即后台机故障时仍能发出信号）。 本文从距离保护,零序方向电流保护,重合闸,低频保护和过负荷告警4个方面对110kV线路保护配置进行了论述。 关键词 110kV线路;保护配置;继电保护 中图分类号 TM72 文献标识码 A 文章编号 1674-6708(2010)17-0129-02 0 引言 对于110kV及以下电网,应当尽可能以辐射状网络方式运行,地区电源也应当以辐射线路接入联络变电所实行环状或双回线布置,但应当遵循以开环或线路变压器组方式运行的原则。 根据规程要求,110kV线路保护包括完整的三段相间距离保护、三段接地距离保护、三段零序方向过流保护和低频率保护,并配有三相一次重合闸功能、过负荷告警功能,跳合闸操作回路。 设备的正常运行管理 变压器 7.1.1变压器巡视检查项目 a) 变压器音响正常； b) 变压器油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油； c) 套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象； d) 各冷却器手感温度应相近，风扇、油泵运转正常，油流继电器工作正常； e) 呼吸器完好，吸附剂干燥； f) 引线接头应无发热迹象（参照表1）； g) 与本体油温核对油枕油位指示表正确（参照表3）； h) 压力释放阀或安全气道及防爆膜应完好无损； i) 气体继电器内无气体，防雨盖安装牢固； j) 外壳及铁芯外引接地良好，铁心多点接地电流不应大于2A； k) 与主变箱体相连的各循环管的蝶阀应开启； l) 各控制箱和二次端子箱门应关严，无受潮。 表3 温度与油表对照表 本体温度(℃)

-15 -2 0 10 15 20 30 40 50 60 70 80 90

油表指示值 1 1.8 2 2.8 3 3.5 4 5 6 7 8 9 10

7.1.2变压器正常运行的有关规定 a) 变压器运行电压的变动，应在分接开关额定电压的±5％范围内； b) 无载调压变压器在额定电压±5％范围内改换分接位置运行时，其额定容量不变，如为－7.5%和10%分接时，其容量按制造厂的规定，如无制造厂规定，则容量应相应降低2.5%和5%。有载调压变压器各分接位置的容量，按制造厂的规定； c) 油浸（自然循环）风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂家的规定。当油浸风冷变压器冷却系统发生故障停风扇后，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负荷运行； d) 当强迫油循环风冷的变压器冷却系统发生故障切除全部冷却器时(指停止油泵及风扇)，在额定负荷下允许的运行时间为20min，如20min后顶层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，但在这种状态下运行的最长时间不得超过1h； e) 当风冷全停时，应立即汇报油田网调，迅速查明原因，恢复其运行；当无法恢复时，应汇报油田网调，转出负荷直至停止变压器运行，同时监视上层油温。 7.1.3.110千伏变电所主变风冷装置运行调整的规定 a) 强油风冷变压器：上层油温55℃时启动辅助冷却器、45℃时保持，上层油温上限为80℃，5～10月份温升不应超过40℃； b) 机械风冷变压器：55℃启动冷却器，上层油温上限为85℃； c) 自然循环冷却变压器：上层油温上限为85℃； d) 变压器冷却装置的运行方式按厂家规定执行； e) 强油风冷正常运行只投入工作冷却器，当上层油温高于55℃或负荷在75％以上时，辅助冷却器投入，当其中有一组冷却器故障，停止运行时，备用的一组冷却器自动投入； f) 冬季变压器不宜过长时间的停用，以防止变压器油粘度过大，运行时造成局部过热。当室外温度低于－15℃时，可适当减少风扇的台数，不允许减少过多的冷却器，风扇的减少以上层油温在20～30℃为限，潜油泵以每台1/3～1/4的负荷为限； g) 每年结合检修应清洗变压器冷却器的循环管，检查和清扫主控箱和分控箱； h) 每月应做一次强油风冷变压器冷却装置的低压电源自动切换试验； i) 采用隔膜油枕的变压器本体温度与油枕油位对应指示值可参考表3，运行中当其值差异较大时，应汇报所领导，严重时应汇报油田网调及分公司生产调度。 7.1.4变压器在短期急救负载的运行按DL/T572-1995 中4.2.9条款规定执行。 7.1.5变压器的投运和停运 7.1.5.1在投运变压器之前，值班人员应仔细检查，确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件，并注意外部有无异物，临时接地线是否已拆除，分接开关位置是否正确，各阀门开闭是否正确。变压器在低温投运时，应防止呼吸器因结冰堵塞。 7.1.5.2运用中的备用变压器应随时可以投入运行。长期停运者应定期充电，同时投入冷却装置。如系强油循环变压器，充电后不带负载运行时，应轮流投入部分冷却器，其数量不超过制造厂规定空载时的运行台数。 7.1.5.3新投运的变压器应按下列规定试运行 a) 接于中性点接地系统的变压器，在进行冲击合闸时，其中性点必须接地； b) 变压器第一次投入时，可全电压冲击合闸，冲击合闸时，变压器宜由高压侧投入； c) 变压器应进行5次空载全电压冲击合闸，应无异常情况。第一次受电后持续时间应不少于10 min，励磁涌流不应引起保护装置的误动； d) 变压器并列前，应先核对相位，相位应一致； e) 带电后，检查变压器及冷却装置所有焊缝和连接面，不应有渗油现象； f) 装有储油柜的变压器，带电前应排尽套管升高座、散热器及净油器等上部的残留空气。对强油循环变压器，应开启油泵，使油循环一定时间后将气排尽。开泵时变压器各侧绕组均应接地，防止油流静电危及操作人员的安全。 7.1.5.4新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于24h；若有特殊情况不能满足上述规定，须经总工程师批准。 7.1.6主变无载调压分接开关的运行规定 7.1.6.1无载调压变压器在变换分接时，应作多次转动，以便消除触头上的氧化膜和油污。在确认变换分接正确并锁紧后，测量绕组的直流电阻。 7.1.6.2无载分接开关档位变动后，由运行人员在“主变、消弧线圈、所用变分接开关调整记录”、试验人员在“设备检修、试验记录”中分别填写相关内容。 7.1.7主变有载调压分接开关运行规定 a) 变电所主变分接开关的切换操作应在油田网调的命令下进行； b) 每次切换操作，变电所值班人员应在“主变、消弧线圈、所用变分接开关调整记录”中做详细记录，并累计切换次数； c) 应逐级调压，同时监视分接位置及电压、电流的变化； d) 有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级或同步进行，以保证两台主变分接开关位置相互间的差别不超过一档（具体操作参见产品说明书）。 e) 变压器有载分接开关的维护，应按制造厂的规定进行，无制造厂规定者可参照以下规定执行： ①运行6～12个月或切换2000～4000次后，应取切换开关箱中的油样作试验； ②新投入的分接开关，在投运后1～2年或切换5000次后，应将切换开关吊出检查，此后可按实际情况确定检查周期； ③运行中的有载分接开关切换5000～10000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时，应更换切换开关箱的绝缘油； ④操作机构应经常保持良好状态； ⑤长期不调和有长期不用的分接位置的有载分接开关，应在有停电机会时，在最高和最低分接间操作几个循环。 f) 为防止分接开关在严重过负荷或系统短路时进行切换，宜在有载分接开关控制回路中加装电流闭锁装置，其整定值不超过变压器额定电流的1.5倍； g) 有载调压分接开关各分接电路如有一路不通或开关不能正常转动时，应立即汇报油田网调； h) 巡视时应检查分接开关的位置，并核对： ①室内远方指示的位置与现场实际位置是否一致； ②并列运行的两台变压器分接开关档位是否一致； ③记录与现场实际位置是否一致； ④附加油箱的油位及油温。 高压断路器 7.2.1油断路器巡视检查项目 a) 断路器的分、合位置指示正确； b) 油色、油位正常，油标完整，油色透明无碳黑悬浮物； c) 套管表面清洁，无破损、裂纹，无放电声和电晕； d) 各部位无渗、漏油痕迹，放油阀关闭紧密； e) 防爆筒无异状； f) 套管导电杆线夹引线接点无过热、无断股； g) 外壳和基础接地良好； h) 防雨帽无鸟窝； i) 110kV断路器遮栏完好，并有明显接地。设备附近无杂草和易刮起的杂物；