二次保护接线范文（精选9篇）
二次保护接线 第1篇
220kV线路作为电力系统的主动脉, 扮演着电能的长距离输送和负荷分配的重要角色。是否能保证220kV线路的正常运行, 直接关系到电力系统的安全和稳定, 所以要求保护装置既不能拒动, 也不能误动, 而且要求保护装置异常或检修时不能影响一次系统的正常运行, 所以220kV线路继电保护都配置两套。作为双重化保护, 早期的典型配置是国电南自的WXB-11C型继电保护和南瑞继保电气有限公司的LFP-901A型继电保护装置, 纵联保护的通道为“相-地”制高频通道, 现在更新为国电南自的PSL-602G型继电保护和南瑞继保电气有限公司的RCS-901A型继电保护装置;另外一组双重化配置保护采用光纤通道, 配置为国电南自的PSL-603G型继电保护和南瑞继保电气有限公司的RCS-901A型继电保护装置。
针对目前保护装置类型的多样化, 各施工单位都对继电保护安装调试的施工过程编制了详尽细致的作业指导书, 设计施工也遵循220kV线路的“四统一”要求, 但在一些细节上如果依据原行标准执行的话往往影响施工进度或使施工无法进行。如何针对实际施工中针对二次回路接线和保护装置调试中的具体问题对标准化进行必要的补充, 以提高工作质量、工作效率, 就显得尤为重要。下面列举施工中常见的几个方面问题以作说明。
1 线路电压互感器 (TV)
线路电压互感器的接线主要有两点需要补充:
1) 对于高频通道和线路电压互感器合用耦合电容器时, 因线路电压互感器一次侧分压电容器的近地端串接了结合滤波器, 所以应拆除线路电压互感器接线盒内的一次侧接地线, 把线路电压互感器一次侧接地设在结合滤波器内, 保证高频通道的正常通畅, 而对于光纤差动保护, 必须检查线路电压互感器一次侧分压电容器的近地端可靠接地, 防止线路电压互感器一次侧失去接地点;
2) 各线路间隔与旁路间隔进行重合闸检定的线路电压切换回路应分合线路侧刀闸和旁路母线刀闸进行检验 (建议在投运前用万用表的对线档先行检验一次) 。
2 电流互感器 (TA)
针对220kV线路电流互感器的接线, 需要说明如下:
1) 实际接线中常常为头尾变换费尽心思, 左查右核, 最好以母线侧为减极性同名端统一接线, 以便于标准化, 母联TA一般作为副母出线看待。
2) 吊装前应根据TA厂家技术说明书仔细核对TA二次绕组的排列顺序及各绕组的准确级次和容量是否符合设计要求;
3) 为了保证人身安全, 尽量减少高处作业, 同时也为了便于试验, TA本体的绝缘、极性、直流内阻、变比、伏安特性试验宜在TA吊装前进行;
4) 在TA端子箱二次设备之间的电流电缆接线完毕后, 除了需要进行全回路的直流电阻和TA二次负担测试外, 还应进行全回路的极性试验和核对选用变比试验, 此时极性试验的核对点宜设在继电器室保护、录波、测量、计量各设备的端子排处, 各设备串接使用同一TA二次绕组的回路最好在进各装置的端子排处分别测试, 以免由于TA极性接反或某一处接线错误导致带负荷测试时再发现问题停电改正。如果用干电池的电压或容量不足, 可选用3~12V的蓄电池或计算机电源 (电压不得超过24V) , 核对正确后恢复所有试验端子连片进行一次通流试验, 先将安装间隔母差回路与运行中的母差保护、故障录波器等回路完全隔离, 然后检验各回路二次电流均按设计变比显示正确 (装置无法显示的可使用钳形电流表检测) , 测量回路可直接检验监控后台的电流指示。
简便可行的试验接线:一次系统常规接线如右图所示, 为了便于试验, 可以在1G、2G、3G均在分位的情况下, 合上DL、3GD1, 用100mm2的多股铜芯线 (如一次接地线) 将DL开关母线侧引下, 以1GD为断口, 试验正端DLTA3GD1接地网试验负端, 构成试验回路, 在地面即可完成极性和一次通流试验。
3 220kV旁路开关代主变时非全相切换回路
根据最新设计要求, 主变断路器非全相检测回路应采用断路器本身的辅助接点来构成非全相判别回路, 不再使用操作箱内的非全相判别回路。对于切换方式, 因无统一规定也不尽相同, 有设置在旁路保护屏前面的, 有设置在主变保护屏后面的, 也有在主变保护屏上单独开孔加装的。建议与电压切换回路合用一个切换开关, 以简便操作 (要求电压切换开关有二组以上的备用接点) 。
4 直流电源的“双重化”
随着对电力系统运行可靠性的更高要求, 220kV及以上的变电所要求对直流系统也进行“双重化”的改造, 但在具体接线时常常很随意, 有时并不能达到提高可靠性的要求, 两套保护装置和各断路器的两组跳闸回路的直流电源应如何取用, 是来不得半点马虎的, 同时必须加强对各二次回路电源独立性的检验, 严禁存在电源上的交叉或连通, 否则虽然在直流电源都正常是没有任何异常, 但当某一个二次回路或某一组直流电源异常时, 将产生意想不到的意外, 影响系统的稳定运行。正确接线方式中, 对于保护和跳圈均“双重化”的二次回路, 要求一套保护与其驱动的跳圈由同一组直流电源提供 (经各自独立的保护装置电源和操作电源) , 即使主变保护也必须保证这种一致性, 否则如果一组电流电源故障后系统发生故障, 直接导致的后果就是一组保护正常动作, 但其驱动的跳圈却因失电拒动, 而另外一组跳圈虽然有电, 却因保护装置失电而拒动, 导致故障无法及时切除引起故障扩大化。
5 PSL600与RCS-900构成的双重化保护装置的调试接线
由于当前对保护装置的调试主要基于保护装置厂家的调试大纲和厂家组屏图纸, 不同保护功能所要求的试验接线也不完全一致, 而简洁快速的接线方式是每一个调试人员的迫切需要, 这里以目前典型的双重化保护配置对外围试验接线进行表述, 交流输入部分根据实际需要进行接线, 如果需要整套保护统调, 只需将900保护屏后的1D1-1D8试验端子打开, 试验电流从试验装置900保护装置600保护装置断路器保护装置串接起来, 试验电压并接至900保护和600保护的电压端子, 试验装置的开入量如下图接线, 说明如下:
1) KKJ和TWJ接点串联构成“保护跳闸”或“开关偷跳”两种情况下的不对应状态, 用于保护装置和断路器翻转整组动作计时, 如果只计算保护装置动作时间, 可将TWJ接点换接保护装置的TJ接点 (二者之差即断路器的跳闸时间) ;
2) HWJ用于判断路器是否在合位状态, 用于进行手合加速试验;
3) HJ是重合闸动作发出重合指令后闭合接点, 可用于对重合闸继电器动作时间的测定。
4) HWJ+HJ (600用重合闸信号继电器) 接点串联构成断路器重合状态, 用于进行重合闸整组时间的测定或进行永久性故障的二次故障量的触发, 这样一般不会发生永久性故障试验不成功的现象。
具体试验仪的使用方法, 请参考《电网微机保护测试技术》。
如果在今后的设计中, 统一要求各保护装置的厂家交流电流和交流电压回路均使用试验端子, 并且在端子排上保留10~30个备用端子会给现场安装和调试带来更多的方便。
参考文献
[1]王梅义.四统一高压线路继电保护装置原理设计.水利电力出版社, 1990.
二次保护接线 第2篇
关键词：电压互感器二次回路；超高压系统；接线分析；电气测量
中图分类号：TM930 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 04-0000-01
一、引言
二次电压是从电力系统在传感器的帮助下把一次电压按照变比进行缩小，缩小成可以在保护和测量等装置进行使用的二次电压，使一次高电压与二次设备进行隔离。对电压互感器的二次回路的接地点的位置和选择是非常重要的，如果说电压互感器不能对一次系统进行反映，功率方向的元件很有可能会发生误动和拒动，这样的情况很有可能会对整套方向上保护动作的正确性造成误导，从而对整套电力安全系统造成严重的影响。
二、超高压系统的继电保护电压传感器二次回路
在超高压系统中，电压互感器是供继电保护使用的，这种电压互感器的二次绕组一共有两个，其中一个之二次绕组（按星形接线连接），它的电压是100V，额定电压是57.735V，另外一个是三次绕组，与大电流系统进行接线，额定电压是100V，与小电流进行接线的额定电压是100/3V。我们一般比较常见的是电压互感器中的二、三次绕组接线方式，如图所示。
图1和图3中电压互感器主要是用某一相的“头”引出L相。其中的某一相可以作为N相的端子，这就是“三次尾接地”接线方式，如果系统发生了单相接地的故障，这种接地方式中的三次绕组就会输出ULN电压的相位，这样的相位正好可以与发生故障之前的电压相反。ULN与3U0相同。在危机白虎装置中，零序功率的方向元件的最大灵敏交应该去程—1100，这样的情况下，电压互感器危机保护装置中就可以由L接到三次电压输入的端子上。
图2和图4是“三次头接地”的接线方式，如果系统发生了单相的接地故障，这种接地方式就会由三次绕组输出ULN电压的相位，这样输出的相位与发生故障之前的电压相位是相同的，ULN与3U0相反。电压互感器的L在微机保护装置中由L接到三次电压输入的端子上。电力部颁布了相关的规定，在规定中指出了互感器中二次回路的引入线和三次回路之间的部分引入线必须是分开的，不可以公用。这样的规定颁布以后，像图1到图4中的电压互感器的N2和三次绕组的N3就会在端子排处合并成一个N600，同时接地，这样的端子排被我们称为“TV汇集端子排”，端子排到TV之间的回路被我们称为“二个N回路”，另外，我们将端子排到TV之间的这个回路称为“一个N回路”。所以，这样的电路中如果出现了N、L接线相反的情况或者出现了短路的情况，对ULN电压工作的保护装置的正确性会产生直接的影响。
大电流的接地系统是在额定电压的情况下进行的，如果说在母线的安装处出现了A相的接地故障，二、三次回路的接线是正确的，在保护电路的安装处电压就相量就会被测量出来，呈现三次绕组回路“尾接地”二次绕组中性线接地的接线方式，如果二、三次绕组的回路是正常的，系统中A相发生了接地的故障。如果电压互感器呈现三次绕组回路“头接地”，二次绕组中性线接地的接线方式，在这种情况下，在系统中A相发生的金属接地的故障。
如果在“一个N回路”中出现了L和N之间接反了的现象，如果出现了在电压互感器的安装处出现了金属接地的现象，在保护装置中就会测量到电压相量图，在“一个N回路”中如果出现了N与L之间接反了的现象，“一个N回路”中L与N之间接反的现象发生以后，在保护装置中计算、测量出来的电压相连就会发生相应的变化，保护装置中的ULN电压就会和输出的相位呈现相反的状态。如果保护装置中测量到的电压相和电压互感器开口三角所输出的电压与电压互感器输出的线电压之和。如果说大电流接地系统中出现了金属接地的相关故障，这是电压互感器输出的A相电压是0，B、C之间的相电压是57.73V，这时开口三角输出的电压是100V，保安胡专职测量和计算出来的电压以及相位之间的关系就可以直接用相量图标是，省略掉其中具体的计算过程。
三、结束语
综上所述，在“一个N回路”中，如果出现了短路的现象，系统也出现了故障，主要会发生的情况有下面的四种：第一种，保护装置选用ULN工作的保护装置，这样的使用会使零序功率的相关方向元件判反方向；第二种，保护装置选择自产的3U0的保护装置，这样的保护装置测出来的电压值会比ULN的电压大的多；第三种，电压互感器使用三次绕组的“尾接地”的接线方式，这是的3U0相位与正确的位置正好是相反的，电压互感器选用三次绕组“头接地”的接线方式，3U0的相位和正确的相位是相同的；最后一种就是保护装置测量到的相电压和相位都发生了非常明显的变化，相电压工作的保护正常工作会受到相应的影响。
参考文献：
[1]卜黎玲.浅谈电压互感器二次回路接线试验方法[J].装备制造，2009（08）.
[2]李志兴，许志华.电压互感器二次回路接地点的分析[J].电力自动化设备，2010（10）.
二次保护接线 第3篇
传统变电站的二次设备主要包括保护、监控、计量、电源及其他辅助系统，且集中布置于二次设备室[1]，采用板前安装，板后接线的组屏方式。
按照智能变电站[2]“系统高度集成、结构布局合理、装备先进适用、经济节能环保、支撑调控一体”的要求[3]，国家电网公司创新变电站工程建设模式，正逐步开展新一代智能变电站[4]建设工作，大力推行“标准化设计、工厂化加工、装配式建设”[5,6]。推广使用标准配送式智能变电站预制舱式二次组合设备[7]，不仅可以减少工程实际占地面积、简化现场接线方式，而且方便现场安装、检修和维护。
在新一代智能变电站中，预制式二次组合设备舱内部往往需要布置双排屏柜[8]，由于两排二次设备必须靠舱壁摆放，只能在二次设备前侧开门，传统的板前安装，板后接线的组屏方式必须修改为前向安装，板前接线的方式。由于传统的液晶显示终端与装置本体紧密连接为一个封闭的整体，两者之间通过扁平电缆进行信息传输和按键响应，通信电缆距离非常小，液晶显示终端的EMC抗干扰性能很大程度上依赖于装置外壳；而采用板前接线的方式，由于需要增加用于板前接线的物理距离，导致液晶显示终端与装置本体的分离，使得两者之间的通信距离增大，且通信电缆完全暴露在外面，如何保证通信电缆的EMC抗干扰性能成为很难解决的问题。在改变通信模式的同时，保证前接线二次保护装置的EMC抗干扰性能要求[9]，保护装置的软、硬件设计均需要较大改动。
本文根据新一代智能变电站的发展方向和设计理念，在传统保护装置的硬件基础上，设计并实现了一种适用于前接线二次保护装置的自带CPU和应用程序的液晶显示终端。该显示终端解决了二次保护装置由于安装于标准配送式智能变电站预制式二次组合设备舱采用板前安装和板前接线方式所面临的问题，同时保证了保护装置整体的EMC抗干扰性能，而且硬件改动小，安装位置可以灵活部署。基于组态平台进行界面设计，实现了所见即所得的人机交互；通过动态数据模型设计兼容了多种保护装置，避免了界面的重复开发。
1 硬件系统组成及安装结构
1.1 硬件系统框架
本文设计的前接线二次保护装置显示终端的硬件系统框图如图1所示。
1.2 硬件实现
本文提出的前接线二次保护装置显示终端由人机控制单元、液晶显示单元和液晶结构模组三部分组成。
人机控制单元采用主流的ARM Cortex-A8作为中央处理器，运行速度最高可达720 MHz。该控制单元包含24 V主电源回路和5 V通信回路两个独立电路，24 V主电源回路为整个显示终端提供供电，5 V通信电路提供两路以太网、1路RS-232。其中两路以太网口中的网口1为与保护装置本体的通信接口，网口2为显示终端的调试和配置接口。
液晶显示单元由液晶显示器和触摸屏组成，液晶显示器使用800×480分辨率的7寸真彩色电阻式触摸屏液晶。
液晶结构模组主要由镀络喷漆金属件和不锈钢板组成，用于连接人机控制单元和液晶显示单元，并将其固定于预定的安装位置。
1.3 安装方式
本文设计的前接线二次保护装置显示终端通过屏蔽以太网线与保护装置本体进行通信，可支持较长的通信距离，使得显示终端安装位置可根据实际需求独立安装、部署，可以安装在与保护装置本体同屏的不同层或是独立安装于监控室。其中，屏蔽以太网线优先选用电口，在通信距离较长时，则选用光纤。
本文给出显示终端安装于保护装置本体正前方前面板上的装置示意图如图2所示。
在图2中，集成该显示终端的前接线二次保护装置右侧通过折页方式固定前面板，采用M3螺钉紧固左侧开门位置，结构紧固可靠，面板打开角度可达120°，便于前向接线。
2 软件设计
2.1 软件框架
本显示终端基于嵌入式实时Linux系统软件设计，采用模块化设计模式，主要包括三大模块：通信控制模块、数据处理单元、人机交互界面。软件系统框架结构如图3所示。
在图3中，各模块均单独进行编辑、编译。显示终端与保护装置本体通过IEC-104规约进行数据交互。
以太网链路控制模块主要负责完成IEC-104规约的连接、断开、重连、启动帧及测试帧等；规约解析模块负责完成IEC-104规约的ASDU数据分类解析，回调给上层的主接线显示插件模块和数据适配器模块；主接线绘图模块解析到主接线数据后，通过调用主接线显示插件模块提供的绘图接口，在人机界面指定的窗口绘制出主接线，并在界面上进行显示。
基于组态化的人机界面设计，以信息显示、数据查询及人机交互的组织方式，将人机界面分为“CPU类型”、“数据业务类型”、“数据条目分组”、“数据信息”的四级结构进行分层组织和展示数据适配器中不同类型的数据信息。
2.2 初始化及数据查询流程
基于图3的软件架构，从数据处理层次上划分，将软件系统分为三层数据处理结构如图4所示。
在图4中，支撑层主要完成保护装置数据模型建立，数据表基础操作、字段和命令的基础处理以及通信报文的打包和解包；数据调度层主要完成保护装置本体基本信息接收调度、保护装置CPU对显示终端对时以及各类事件的处理；在顶层控制层，主要负责通信状态的控制，并响应界面命令，实现界面人机交互控制。
基于图4的数据处理结构，显示终端的初始化及上行数据查询流程如图5所示。
在图5中，显示终端上电启动依次加载图形插件、数据适配器、104协议解析模块，然后检验新加载程序CRC与缓存中是否一致，若一致将直接链接实时库与人机界面，展示保护装置数据及图形信息；若不一致将下发数据总召命令，重新进行数据解析与图形数据更新。
3 组态化的人机界面设计
组态软件是运行于Windows平台下的支持实时多任务、多线程、灵活的可视化界面设计工具[10]。基于组态软件的图形界面开发，在开发过程中不需编写代码，以所见即所得的可视化设计模式完成图形界面的布局、数据的关联及人机交互响应设计[11]。
基于组态软件的人机界面设计及加载流程图如图6所示。
在图6中，首先需要创建用于描述继电保护装置的图形模板库和数据模板库，然后将图形模板与数据模板进行关联，形成界面模板；基于界面模板，设计描述保护装置的图形界面文件，并将设计完成的所有图形界面上传至前接线保护装置显示终端存储卡。显示终端在加载界面文件之前，首先检验字节序以及数据模型CRC32值的一致性，通过检验后将加载数据模型，调整人机界面自适应显示相应装置的信息，并可响应人机交互命令，实现数据信息查询和修改操作。
本显示终端的人机界面基于信息显示、数据查询、人机交互操作的方式，设计了主界面、数据分组选择界面及数据展示和人机交互操作界面的三级结构。主界面主要显示保护装置主接线，数据分组选择界面主要提供数据业务分类信息选择按钮，在数据展示和人机交互操作界面主要展示所查询的数据信息，并提供响应人机交互操作的功能按钮，实现向装置本体发送命令的功能。
4 结论
本文提出的前接线二次保护装置显示终端，以通用性设计为原则，不依赖于保护装置本体，自带CPU独立控制液晶的数据信息显示及触摸响应，使用屏蔽以太网与保护装置本体进行通信，支持较长距离的通信，安装方式可根据用户需求灵活部署。
在硬件电路上，设计了相应的隔离防护措施，在硬件结构上，进行了独特的屏蔽处理，解决了前接线二次保护装置因显示终端与装置本体分离带来的通信距离变大、抗电磁干扰能力弱的问题。
基于嵌入式实时Linux操作系统的软件平台，系统稳定可靠；采用组态化嵌入式软件开发模式，加快了人机界面开发速度，通过保护装置的数据模型动态查询和动态调整界面展示，实现了一套人机界面兼容多种保护装置，避免了人机界面的重复开发。
集成了该显示终端的前接线二次保护装置一次性通过中国电力科学研究院集中测试，并成功应用于某220 k V变电站，为前接线二次保护装置的推广与应用提供了借鉴和使用基础。
摘要：为了满足标准配送式智能变电站预制舱式二次组合设备安装使用要求,针对装置本体与显示终端分离的前接线二次保护装置,给出一种前接线二次保护装置显示终端的设计与实现方法。基于该方法设计的显示终端,采用独立的自带CPU,通过屏蔽以太网线与保护装置本体通信,抗电磁干扰性能较强,安装位置可以根据实际需求灵活部署。软件设计基于嵌入式实时Linux操作系统,通过自适应信息组织方式,实现兼容多种保护装置的信息显示。中国电力科学研究院测试结果与某220k V变电站的成功试运行证明了该显示终端适用于多种前接线二次保护装置的正确性和实用性。
关键词：标准配送式,智能变电站,预制舱式二次组合设备,前接线二次保护装置,显示终端
参考文献
[1]黄益庄.智能变电站是变电站综合自动化的发展目标[J].电力系统保护与控制,2010,38(21):25-27.HUANG Yizhuang.Smart substation is the further objective of SAS[J].Power System Protection and Control,2010,38(21):25-27.
[2]Q/GDW 383-2009智能变电站技术导则[S].北京:国家电网公司,2009.Q/GDW 383-2009 technical guide for smart substation[S].Beijing:State Grid Corporation of China,2009.
[3]曹楠,李刚,王冬青.智能变电站关键技术及其构建方式的探讨[J].电力系统保护与控制,2011,39(5):63-67.CAO Nan,LI Gang,WANG Dongqing.Key technologies and construction methods of smart substation[J].Power System Protection and Control,2011,39(5):63-67.
[4]宋璇坤,李敬如,肖智宏,等.新一代智能变电站整体设计方案[J].电力建设,2013,34(6):1-6.SONG Xuankun,LI Jingru,XIAO Zhihong,et al.Design of new generation smart substation[J].Electrical Power Construction,2013,34(6):1-6.
[5]李孟超,王允平,李现伟,等.智能变电站及技术特点分析[J].电力系统保护与控制,2010,38(18):59-62.LI Mengchao,WANG Yunping,LI Xianwei,et al.Smart substation and technical characteristics analysis[J].Power System Protection and Control,2010,38(18):59-62.
[6]李瑞生,李燕斌,周逢权.智能变电站功能架构及设计原则[J].电力系统保护与控制,2010,38(21):25-27.LI Ruisheng,LI Yanbin,ZHOU Fengquan.Smart substation and technical characteristics analysis[J].Power System Protection and Control,2010,38(21):25-27.
[7]刘群.预制式二次设备在智能变电站中的应用研究[J].电气开关,2013,38(9):59-60.LIU Qun.Application and research of prefabricated secondary equipment in the intelligent substation[J].Electric Switchgear,2013,38(9):59-60.
[8]彭鹄,田娟娟,陈燕,等.重庆大石220 k V新一代智能变电站优化设计[J].电力建设,2013,34(7):30-31.PENG Hu,TIAN Juanjuan,CHEN Yan,et al.Optimization design of Chongqing Da Shi 220 k V new generation smart substation[J].Electrical Power Construction,2013,34(7):30-31.
[9]Q/GDW 441-2010智能变电站继电保护技术规范[S].北京:国家电网公司,2010.Q/GDW 441-2010 technical specifications of protection for smart substation[S].Beijing:State Grid Corporation of China,2010.
[10]葛化敏,汤沛,赵桉梆.组态软件中图形界面的设计[J].微计算机信息,2008,24(8):301-303.GE Huamin,TANG Pei,ZHAO Anbang.The design of graphical configuration module[J].Control and Automation Publication Group,2008,24(8):301-303.
二次保护接线 第4篇
关键词：电流互感器；升流；二次电流
中图分类号：TM452文献标识码：A 文章编号：1000－8136（2012）09－0008－02
电流互感器是将一次大电流按一定比例变为小电流，供给各种测量仪表、保护及自动装置使用，并将二次系统与高电压隔离。它是电力系统中测量仪表、继电保护等二次设备获取电气一次回路电流信息的传感器。某变电站500 kV SF6电流互感器型号为LVQBT－500W2，由西安西电高压开关有限责任公司生产。
在对设备投运前的验收过程中，通过升流试验发现该电流互感器C相变比异常。
1设备概况
1.1设备参数
产品型号：LVQBT－500W2。
额定电压：500 kV。
最高工作电压：550 kV。
额定一次电流：2×750、2×1 250 A。
额定二次电流：1 A。
生产厂家：西安西电高压开关有限责任公司。
生产日期：2008年5月。
1.2设备结构
总体结构为倒置式。如图1所示，由躯壳、瓷套和底座组成，躯壳置于产品顶部。一次绕组和二次绕组装在躯壳内。一次绕组和二次绕组之间用SF6气体绝缘。二次绕组依赖绝缘件固定在躯壳上，二次绕组引出线通过底座上的二次接线端子引出，供用户连接负载用。
2试验过程
在进行试验过程中，选用变比为2 500/1接线时，在一次侧加100 A电流，二次电流应为40 mA。试验接线如图2所示，一次电流通过一次导电杆两端的接线抱卡加入，二次电流从本体端子箱处测量。
测量电流互感器三相，二次电流试验结果见表1。
表1A、B、C三相二次电流测量试验数据测量值单位：mA
测量回路测量值测量回路测量值测量回路测量值
A401138.8B401138.1C401130.7
A402136.7B402138.2C402130.7
A403137.8B403138.4C403130.7
A404137.4B404138.1C404130.7
A405137.1B405138.1C405130.7
A406137.3B406138.1C406129.9
A407137.4B407138.6C407130.7
从表1可以看出，C相电流互感器二次电流值较A、B两相明显偏小，误差达到21%左右。容易让人认为是该相二次绕组变比配置不当，但比对该相产品的出厂试验报告，其一、二次电流比值符合设计要求。
3检查处理及原因分析
现场重点对一、二次接线及试验方法进行排查，检查C相电流互感器一次接线时发现，电流互感器一次导电杆通过抱卡与软连线接线板相连，但由于设备使用说明书没有明确的安装标准要求，施工人员将抱卡紧贴电流互感器本体安装，使抱卡与电流互感器桶壁螺栓接触。初始安装位置，见图3。
通过分析认为，造成C相变比数据异常的主要原因是抱卡安装不当，与本体附件螺栓接触。从而使电流互感器上端的金属桶壁形成了一个分流支路，使流经导电杆一次绕组的电流减小，最终导致二次电流测量值减小。现场安装人员对导电杆抱卡位置进行重新调整，见图4。
试验人员再次对C相电流互感器进行升流试验，测试结果正常，见表2，验证了分析的正确性。
4结束语
建议生产厂家严格制造工艺，对设备安装制定详细的规范和要求。现场安装人员要严格按照要求对设备进行安装，对同类设备的安装要进行比较。
验收单位对设备的交接验收要到位，要注意电流互感器抱卡的安装位置和控制裕度，对设备的安装工艺及要求应了解和掌握。
通过这次问题处理，也给其他类似问题的分析提供了经验，并且要防止此类问题的再次发生。
表2A、B、C三相二次电流测量试验数据 测量值单位：mA
测量回路测量值测量回路测量值测量回路测量值
A401138.8B401138.1C401138.4
A402136.7B402138.2C402138.6
A403137.8B403138.4C403138.6
A404137.4B404138.1C404138.7
A405137.1B405138.1C405138.2
A406137.3B406138.1C406138.1
A407137.4B407138.6C407138.7
（编辑：王昕敏）
二次保护接线 第5篇
关键词：双母线双分段接线,母差保护,配置,二次回路
0 引言
目前, 在很多地区运行的110千伏及以上高压电网中, 随着网架结构的不断加强, 变电站的出线间隔日趋增加, 110千伏、220千伏等电压等级母线采用双母线双分段接线的情况非常普遍;对于双母线双分段接线, 根据《GB T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程》的规定, 一台母差保护装置无法实现保护全部母线的功能, 需要以分段开关为界配置两台母差保护装置, 且两台母差保护装置均需要将分段开关接入并相互配合 (将分段开关作为线路间隔来处理) , 以实现双母线双分段母差保护的功能, 母差保护的配置较为复杂[1]。且如果分段开关处的电流互感器仅位于分段开关的某一侧, 则分段开关和电流互感器之间还存在保护死区, 如何通过两台母差保护装置之间的配合消除死区, 保证母线发生故障以及开关失灵时正确动作, 并在正确动作的前提下尽量缩小停电范围, 对于保证一次设备的安全和电网的稳定运行起着至关重要的作用[2]。
随着经济社会的飞速发展, 对电力系统的运行可靠性和快速切除故障的要求也越来越高。母差保护装置作为电网中重要的继电保护设备, 在母线发生故障或开关失灵时, 如何在短时间内正确动作, 快速切除故障并让电网恢复到稳定运行状态, 就成为愈发值得重视的问题。本文中结合电力工程实际和现有的母差保护装置功能, 提出了双母线双分段接线母差保护的配置方案以及相关的二次回路研究。
1 系统简介
以某变电站的110千伏系统为例, 该110千伏系统为双母线双分段接线, 按照分段开关和电流互感器的位置, 分为两种情况, (1) 电流互感器位于分段开关的某一侧, 如图1所示; (2) 电流互感器位于分段开关的两侧, 如图2所示。分段开关处的电流互感器 (CT) 给母差保护提供两个次级绕组。为体现区别, 母差保护一的CT接入回路用细单实线表示;母差保护二的CT接入回路用细单虚线表示;两套母差保护之间的联系用粗双虚线表示。
2 母差保护配置方案及二次回路实现
2.1 配置方案
不论电流互感器位于分段开关的一侧还是两侧, 为110千伏母线配置两台微机型双母线母差保护装置, 每台装置组一面柜 (110千伏I、II母母线保护柜和110千伏III、IV母母线保护柜) 。两面母差保护柜都应将110千伏分段间隔接入并相互配合。每面母差保护柜中均含有一套断路器失灵保护及失灵启动的电流判别元件, 失灵保护与母差保护共用出口[3]。
每面母差保护柜都应按照终期规模接入对应母线上所有的进出线间隔, 此外还应留有适当备用。
2.2 二次回路实现 (CT位于分段开关一侧的情况, 图1)
a) 、死区故障
当110千伏母线发生如图1中所示的故障时, 考虑分段保护1 (分段开关1的保护) 没有动作的情况, 110千伏I母、110千伏III母都向故障点提供短路电流。由于该故障点在母差保护二的保护范围之内, 母差保护二动作, 跳开分段开关1, 则110千伏III母不再向故障点提供短路电流。但由于该故障点在母差保护一的保护范围之外, 母差保护一正常情况下不会动作, 110千伏I母会一直向故障点提供短路电流, 此时, 为了切除故障, 只能由母差保护二向母差保护一开出一副接点, 告知母差保护一分段开关1处发生故障了, 需要动作切除。母差保护一在收到开入以后, 动作跳开110千伏I母上所有的进出线间隔的开关, 则故障完全切除。
b) 、分段开关失灵
当图1中的110千伏III母发生故障时, 110千伏母差保护二动作, 跳开110千伏III母上所有进出线间隔的开关, 此时, 若分段开关1失灵, 则110千伏I母还会一直向位于110千伏III母上的故障点提供短路电流, 由于故障点肯定位于母差保护一的保护范围之外, 则母差保护一正常情况下也不会动作。
此时, 由母差保护二开出一副失灵接点至母差保护一, 告知母差保护一分段开关1已失灵, 需要母差保护一配合, 动作切除故障。母差保护一在收到母差保护二的失灵开出接点后, 启动母差保护一中的断路器失灵保护, 动作跳开110千伏I母上所有进出线间隔的开关, 则故障予以切除。
同理, 当110千伏I母上发生故障而分段开关1失灵时, 则需要母差保护一开出失灵接点至母差保护二。即双母线双分段接线的两台母差保护装置之间需要通过二次回路相互配合, 才能实现完整的双母线双分段母差保护的功能[4,5]。具体体现在针对分段间隔的开入、开出上。对于每个分段间隔而言, 两套母差保护都需要针对该分段间隔相互开入和开出。开入、开出的示意如图1中的粗双虚线所示。
2.3 二次回路实现 (CT位于分段开关两侧的情况, 图2)
如图2所示, 对于CT位于分段开关两侧的情况, 分段开关和CT之间不存在死区, 因此也不存在死区故障的可能。
但是, 若110千伏I母或110千伏III母发生故障而分段开关1失灵时, 由于故障点肯定位于其中一套母差保护的保护范围之外, 为快速切除故障, 母差保护一和母差保护二之间仍需要针对分段间隔相互开入和开出, 如图2中的粗双虚线所示。该部分原理及二次回路已在2.2中详细描述, 本章节中不再重复。
3 结语
通过本文中的分析、论证可知, 对于目前较为普及的双母线双分段接线, 在目前的技术条件下, 不论电流互感器位于分段开关的一侧还是两侧, 通过两套母差保护装置的相互配合, 均可以解决保护死区、母线故障而分段开关同时失灵等诸多复杂的技术问题。同时, 由于不强求电流互感器必须位于分段开关的两侧, 使得一次设备的选型更为方便、灵活。而且在实际工程中, 电流互感器位于分段开关一侧的情况也更为普遍。
目前, 该变电站110千伏系统已经顺利投产, 按照本文中的思路设计的母差保护装置经历了出厂验收、现场联调试验和正式带电运行的多重考验, 均显示运行状况良好, 从而也进一步佐证了本文中所阐述的思想和配置方案。对今后的工程具有重要的指导意义和较高的参考价值。
参考文献
[1]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程[S].北京:中国标准出版社, 2006.
[2]王同发, 罗俊.双母双分段接线中母联和分段失灵及死区故障时母差保护动作行为分析[J].江苏电机工程, 2009 (02) .
[3]国家电网公司.Q/GDW175-2008变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范[S].北京:中国电力出版社, 2008.
[4]南京南瑞继保电气有限公司.双母双分段接线方式母线保护解决方案.
[5]周晓龙, 王攀峰, 田盈, 王东, 程天保.浅谈双母双分段母线保护配置中的若干问题[J].继电器, 2004 (08) .
[6]周波, 李洪波, 董永乐.关于母线保护改造中部分问题的探讨[J].内蒙古科技与经济, 2010 (01) .
[7]张小五.对中阻抗型母线保护的改进[J].电力建设, 1996 (06) .
二次电压小母线接线探讨 第6篇
关键词：继电保护,TV二次电压回路,继电器误动
发电厂、变电站电气网控室内的TV二次电压小母线多为测量仪表和继电保护及安全自动装置共用, TV二次电压小母线的安全与否, 不仅仅严重影响电能测量的准确性, 同时也直接威胁继电保护及安全自动装置动作的正确性。在现场实际运行中, 严禁TV二次电压小母线发生接地、相间短路、失电等情况。概括地说, TV二次电压回路故障时对保护主要有以下影响:
(1) 接入继电器电压线圈的TV二次电压完全消失, 对于反映电压降低的保护装置来说就好像高压系统发生短路一样, 此时低电压继电器、阻抗继电器会发生误动作;
(2) 接入继电器的TV二次电压在数值和相位上发生了畸变, 对于反映电压和电流相位关系的保护如方向保护装置可能会误动作。
TV二次电压小母线的接线通常为从开关场的TV二次端子箱由二次电缆引到电气网控室中央继电器盘, 经切换后由二次电缆引到继电保护装置盘盘顶TV二次电压小母线, 再经TV二次电压小母线的引下线接入各继电保护装置电压端子。为了提高TV二次电压小母线的稳定性, 通常情况下TV二次电压小母线必须环网运行, 不允许停电, 以保证继电保护及安全自动装置在一次设备故障时正确采集故障量, 快速切除故障设备, 保障电力系统安全可靠运行。
1 TV二次电压小母线运行现状
电气网控室T V二次电压小母线用10 mm2圆铜安装在继电保护装置盘顶, 相邻继电保护装置盘用二次电缆过度连接。
近年来继电保护装置随着不断更新改造的实施, 由于TV二次电压小母线是公用系统, 不能停电, 在改造拆除旧继电保护装置盘过程中需要采取严密的安全措施, 但仍然难免发生TV二次电压回路接地短路, TV二次电压小母线部分或全部失电, 造成正常运行中设备的继电保护装置采集到的电压量不正确, 瞬时开放相应继电保护装置中的电压元件, 如果此时电流发生变化, 极易使继电保护装置发出跳闸命令, 跳开正常运行中的开关, 停止对用户或系统的供电。为避免发生TV二次电压接地短路导致保护误动, 在拆除旧继电保护装置盘时需停用与其同在一条TV二次电压小母线上的线路、主变、发电机等带有电压元件的各类继电保护跳闸压板如:距离保护、复合电压过流保护、零序电压 (电流) 保护等, 但这样一来, 在系统设备发生故障时, 运行中的继电保护装置由于跳闸压板停用而拒动, 造成机组越级跳闸、系统解列、重要用户停电的恶性事故, 对电力系统和用户造成灾难性后果。
2 由电压小母线故障引起的事故
(1) 90年代初, 某市一变电所在主变继电保护改造的施工过程中, 由于施工人员不慎, 将一根TV二次电压线误碰倒运行中的相邻主变继电保护盘的出口跳闸回路, 造成该主变的误跳闸, 导致大面积停电恶性事故。
(2) 某35 k V变电所在新安装工程结束后, 系统进行送电调试, 在开关刚投运不久, 即听到35 k V开关室一声轰响, 随即母差保护动作, 开关跳闸。值班人员到现场后, 只见室中浓烟滚滚, 经检查, 发现W相TV爆炸。事后分析发现, 在施工的过程中, 误将U、W相二次电压小母线短路, 引起母差保护动作。35 k V变电所停电事故。
3 TV二次电压小母线接线改进探讨
根据现状及继电保护保护要求, 对TV二次电压小母线改进如下:
(1) 110 k V、220 k V (TV) 制作二次电压分配盘, 接线端子采用NJD-7S-10型试验端子 (中间可断开) 。
(2) TV二次电压接线方式改为:TV二次电压由中央继电器盘用二次电缆接到110 k V、220 k V (TV) 二次电压分配盘端子, 内侧并联, 外侧分路到各继电保护装置盘, 形成独立回路。
(3) 将原来的铠甲电缆全部更换为新型屏蔽电缆, 提高继电保护抗干扰能力, 确保继电保护装置采集电压量的精确性
(4) 逐步利用线路及主变停电机会, 将所有元件的电压量由以前的公用TV二次电压小母线移至110 k V、220 k V (TV) 二次电压分配盘, 完工后拆除原TV二次电压小母线。
4 结语
电容器二次接线引发故障的分析 第7篇
电力电容器能够改善电力系统的电压质量和提高输电线路的输电能力, 是电力系统的重要设备。电容器是高场强设备, 往往电容器装置又是多台数百千乏电容器组合使用, 在运行中, 电容器元件和单台电容器发生故障是不可避免的, 虽然如此, 但决不允许单台电容器故障引发电容器外壳爆裂起火事故, 因此电容器装置必须设置专门的、有效的电容器内部故障保护[1]。
为了保证高压并联电容器组的安全运行, 通常会采取内熔丝 (或外熔断器) 保护和继电保护的方式。其中, 继电保护是电容器内部故障的主保护, 也是电容器组内部故障的主保护。在我国, 对于中性点不接地系统星形接线的电容器, 继电保护可分为不平衡电压保护和不平衡电流保护两大类。不平衡电压保护还分为开口三角电压保护 (以下简称“开口三角保护“) 和相电压差动保护 (以下简称“差压保护“) , 本人在工作中发现, 一些用户将不平衡电压保护等同为开口三角保护, 而把差压保护这种继电保护方式给遗漏了, 实现不平衡电压保护的重要设备为放电线圈, 不同继电保护方式选用的放电线圈是不同的, 它们都是专用设备, 不可混用。电力系统中, 二次侧是低压, 相对是比较安全的, 但是二次接线错误, 却能损坏一次设备。
2 实例描述
2014 年1 月, 我公司所供2 组电容器装置“山西美锦变“发生故障, 经检查现场第一组电容器一台放电线圈 (A相) 损坏, 电容值正常, 过电压动作保护动作;第二组两台电容器 (B相) 和两台放电线圈 (B、C相各一台) 损坏, 低电压动作保护动作。
本工程电容器装置的接线方式为单星形接线, 单台电容器为内熔丝保护, 继电保护方式为差压保护。差压保护用放电线圈, 一次侧有3 个接线端子, 分别为:A1 (进线) 、A2 (1/2 电压) 、X (出线) ;二次侧有4个接线端子, 分别为:一个二次线圈的a1 (进线) 、x1 (出线) , 和另一个二次线圈的a2 (进线) 、x2 (出线) 。经检查, 现场电容器组一次接线完全正确, 而放电线圈二次侧接线错误 (a1 与a2 短接, x1 与x2 短接) , 正确接法应为x1 与x2 短接后接地, a1 和a2 接保护, 并且是三相放电线圈a1 和a2 分别接保护, 保护装置有三个, 开口三角保护的保护装置只有一个。
3 故障分析及处理
通过分析, 第一组放电线圈实际二次接线为每台放电线圈a1 与a2 短接 (把这个接点称为a) , 每台放电线圈a端接地, x1 与x2 短接 (把这个接点称为x) , 然后再按开口三角保护的接法, 三台放电线圈 (分别为TV1、TV2、TV3) 相互接线, TV3 的a接TV2 的x, TV2 的a接TV1 的x, 最后TV1 的a和TV3 的x接保护, 由此可见, 此接线方式的意图确实是要接成开口三角保护, 但是由于差压保护, 三台放电线圈的二次侧并无相互接线, 所以每台都是单独接地的, 但实际按开口三角接线, 却并未注意这个接地的细节, 结果就是部分接线按我公司提供的差压保护原理图接线, 部分接线按自己所需的开口三角保护原理接线, 造成了多点接地, 使得A相和B相二次线圈都形成短路, A相放电线圈损坏, 保护动作, 未造成更严重的故障。第二组放电线圈实际二次接线与第一组类似, 不同处在于每台放电线圈x端接地, 并将TV1 的x接TV2 的a, TV2 的x接TV3 的a, 最后TV1 的a和TV3的x接保护, 同样由于多点接地的缘故, 使得B相和C相二次线圈都形成短路, B、C相放电线圈损坏。而在B相, B相放电线圈二次短路使得其二次侧电流很大, 反映到一次侧的电流同样很大, 放电线圈一次线圈与电容器并联, 引起电容器损坏, 此时保护动作, 制止引发进一步故障。
放电线圈结构上与电压互感器相似:在放电功能上, 在电容器装置中, 小容量电容放电用电压互感器即可, 大容量电容肯定要用放电线圈;在保护功能上, 在运行时放电线圈作为一个电压互感器使用, 其二次绕组根据继电保护要求进行接线, 从而对电容器组的内部故障提供保护。电压互感器二次短路, 会使二次线圈产生很大短路电流, 烧损电压互感器线圈, 以至会引起一、二次击穿, 使有关保护误动作, 仪表无指示。因为电压互感器本身阻抗很小, 一次侧是恒压电源, 如果二次短路后, 在恒压电源作用下二次线圈中会产生很大短路电流, 烧损互感器, 使绝缘损害, 一、二次击穿。
后与用户进一步沟通得知, 用户实际所需继电保护为开口三角保护, 后委托设计院招标, 设计院要求的继电保护为差压保护, 经设计确认后, 我公司按差压保护供货, 到货后, 安装公司据用户要求按开口三角保护进行二次接线。开口三角保护与差压保护的装置所配的放电线圈各是专用的, 外形上就有很大差别 (开口三角保护用放电线圈一次侧只有两个接线端子, 而差压保护用放电线圈一次侧有三个接线端子) , 若继电保护概念清晰, 那么此次事件完全能够避免。
另外, 差压保护用放电线圈理论上可以接成开口三角保护, 但是正如本文所举实例, 这样做使得接线变得复杂, 极易出错, 可能导致装置失去继电保护作用, 留下隐患, 也可能直接导致设备损坏。而且由于放电线圈是专用的, 即便接线正确, 由于差压保护用放电线圈本身的结构, 有两个二次线圈, 可能存在两个线圈电压不等的情况, 此时它们会形成回路, 造成自身损耗, 缩短使用寿命, 在经济运行的方面考虑, 也是不可取的。
我公司为用户提供了本次的故障分析, 用户在考虑了我公司建议后, 决定更换了使用开口三角保护用放电线圈, 与实际继电保护相对应, 之后装置正常投运。
4 总结
设置继电保护的目的是为保护装置、提高装置运行安全性寄延长使用寿命, 如果这个环节出错反而造成装置的损坏, 是非常可惜的。继电保护的类型应在设计阶段确认, 不可在供货后随意更改。若发现供货产品与自己所需有差异, 应与厂家确认, 不可擅自更改接线方式。
参考文献
二次保护接线 第8篇
南广线兴源10KV变电所, 2010年11月某日频繁发出单相接地故障报警信号, 电压表指示异常。巡视线路未发现故障点, 同时也未接到终断供电的报告通知。
经值班检修人员认真分析查找, 终于发现系电压互感器接线错误导致保护发出错误信号。
二、故障分析
(一) 现状
目前, 在中性点不接地系统中, 广泛采用母线绝缘监察装置监测线路接地故障。
(二) 故障分析
在这种系统中, 当系统发生单相接地故障时, 接在母线上的开口三角形电压互感器两端的电压会有变化, 造成电压差, 这个电压差就会给继电器提供能量, 继电器就会动作, 继电器的动作会使得控制室内的控制器发出接地报警信号。
值班运行人员看到电压表指示异常, 马上作出初步分析和判断。将各线路依次断开, 当断开故障线路时, 接地故障信号瞬间消失, 从而可判明发生故障的线路。确定了故障原因, 为故障的排除找到依据。
三、查找故障原因
在一般情况下, 电压互感器接线是不会有问题的。在电压互感器接线正确的前提下是不会出现这样的故障现象的。那么, 如果电压互感器接线错误, 开口三角两端的端子接反、或开口三角绕组中有一相或两相绕组的极性接反, 就会造成电压表指示错误, 这样也就无法判定故障相别, 甚至在电网没有接地的情况下误发接地信号。这给运行人员分析、判定和处理接地故障带来很大困难。本文就以本次故障展开, 详细分析电压互感器接线错误引起故障的原因。
(一) 电压互感器接线正确的情况
在一般情况下, 母线电压互感器为三只双二次绕组的单相电压互感器组成, 或是一台具有双二次绕组的三相五柱式电压互感器, 电压互感器原边中性点接地。以10kV电压等级的系统为例, 正常时每相绕组的电压是相电压, 故星形二次绕组每相绕组电压是100V, 开口三角形每相绕组电压是V。
绝缘监视电压表指示正常的相对地电压, 绝缘监视继电器两端得到电压为零, 继电器处于不动作状态。如果一次系统中A相发生接地时, 原边A相绕组电压降到零, 其他两相绕组的电压将升高到线电压。二次侧星形绕组的A相绕组电压降到零, 其他两相绕组电压升高到100V。
三个电压表中, A相电压指示为零, 另两相指示为线电压, 由此得知一次系统A相接地。二次侧开口三角形的A相绕组电压降到零, 其他两相绕组电压升高到V, 开口三角形两端电压升高到100V。这样电压继电器上的电压就为100V, 继电器动作发出信号。动作正常。
(二) 电压互感器开口三角两端的端子接反
三相五柱式电压互感器, 二次绕组星形接线的中性点有单独的引出端子, 图3所示设为N端, 该端子接地。二次绕组开口三角接线的两个端子中有一个接地, 设接地端为N端, 不接地端为L端。通常将二次绕组星形接线的中性点与二次绕组开口三角接线的N端一起引出并接地, 然后通过二次电缆将L、N、a、b、c5条线送至中心控制室。假如在绝缘监视装置接线时, 误将L、N端接反, 工作情况会怎样呢
在正常运行时, 因一次系统三相电压对称, 无零序电压, 忽略不平衡电压, 开口三角形两端电压为零, 继电器不动作, 三个电压表指示正常, 因此这种错误并不能被发现。
假设一次系统中A相发生接地, 电压互感器副边开口三角形两端电压升高到100V, 继电器动作发出信号, 可见这种错误对于绝缘监视继电器的动作并无影响。但是三个电压表的指示却发生错误, 即A相电压指示为100V, 另两相电压表指示为51.76V (计算过程略去) , 显然这种结果是错误的, 错误的原因是在各电压表回路中, 串接了3U0/ny2 (不平衡电压)
3、电压互感器开口三角绕组接线错
在中性点不接地系统中, 新安装或检修后的电压互感器, 假如开口三角绕组中有一相或两相绕组的极性接反, 就会在送电后系统正常工作的情况下误发接地信号。这种错误多发生在电压互感器为三台具有两组二次绕组的单相电压互感器情况。
U=-Ua-UbUc=2UcU=2100/3=66.7 (V) 当电压互感器开口三角接线的绕组中有两相绕组极性接反, 如a、b相接反, 则电压继电器线圈两端电压:
U=-UaUbUc=-2UaU=2100/3=66.7 (V) 可见, 无论一相接反还是两相接反, 电压继电器线圈两端电压均大于动作电压 (动作电压整定值一般为15～30V) , 继电器均动作发出接地信号。不过这种误发信号在刚一送电时即可发现。
四、故障排除
判定这种误发接地信号的方法, 可利用电压表来判别, 当三个电压表的读数基本相等, 说明系统是正常的;当三个电压表的读数不相等, 说明系统是不正常的;一定要将故障排除才能投入使用。
五、结束语
二次保护接线 第9篇
关键词：变电所,二次接线,传动调试,试验
0 引言
随着国内电力市场的逐步放开,现在做电力施工的工程公司越来越多,这些工程公司的管理水平、技术水平参差不齐,尤其是工程后期的二次接线及传动调试精通的人员更是凤毛麟角,这直接影响了工程的工期及施工质量。变电所施工可分为安装调试两大部分,安装又分一次和二次施工,对于一次部分大家都比较熟悉就不在赘述,这里主要说的是二次接线及其传动调试,其适用范围主要是10KV及以下的用户站。
1 二次接线
变电所的二次接线包括控制电缆的敷设、接线,其具体施工工艺可参照施工验收规范及《电气施工工艺示范手册》的相关章节。对变电所进行二次接线首先应看懂二次图纸。变电所用户站是施工中最为常见的一种类型,其常用的供电方式为单电源或双电源进线,接线形式一般为单母线接线、单母线分段接线形式。
1.1 控制电源接线
变电所控制电源一般是对于6KV及以上电压等级的开关柜来说,0.4KV系统控制电源一般直接从本柜内就进选取、不再另取电源。控制电源有直流、交流系统之分,直流电源稳定性、可靠性好需提供独立的直流系统(直流屏),一般与综保配套使用;交流系统可靠性相对较低,一般直接取自柜内压变处。开关柜的控制电源有合闸回路、控制回路、信号回路等,一般各回路电源独立选取、各自分开。
1.2 电气联锁部分接线
电气联锁是对于双电源进线或有两台及以上的变压器用于单母线分段接线形式的变电所,在其进线柜与联络柜之间增设的一种电气误操作回路闭锁,防止系统合环运行,即常规所说的“三合二”形式。这种接线一般情况是取另一进线柜及联络柜上的断路器常闭辅助触点并联后串接于本段进线柜的合闸控制回路中,再由两段进线柜内断路器常闭辅助触点并联后串接联络柜的合闸控制回路中,形成进线柜、联络柜任合两个开关后第三个开关电气合不上。联络柜与隔离柜之间增设电气联锁即保证防带负荷误操作隔离柜。常用闭锁形式是取隔离柜试验位置的常开辅助触点串于联络柜的合闸控制回路中,再将联络柜的断路器常闭辅助触点串于隔离柜的控制回路中使之形成一个互锁的形式。
1.3 信号报警部分接线
一般的10KV变电所用户站不设单独的中央信号屏,故信号报警回路接线对于安装单位来说就只接与变压器相关的报警、跳闸回路即在主变本体侧温控器控制箱或瓦斯继电器引出相应的点至相应的高压二次回路中即可。其它的信号报警回路在成套柜内已经做好或通过柜内小母线连接就能实现,不再另行设置。
1.4 低压电容采样接线
现在0.4KV低压系统电容补偿一般都要求选用控制器自动控制电容的投切,其电压采样从本柜选取,成套柜已经接好,电流采样需取自进线柜侧专设的互感器,这需施工单位自行配接线,这相对比较简单,不再细述。
综上所述,对于用户站一级的来说,二次接线就这些。当然,不同的设计者设计思路不尽相同,其二次接线方式也不一致;但万变不离其宗,只要施工前读懂二次图纸、了解相关规范、熟悉施工工艺流程,二次接线应该是手到擒来。
2 二次传动调试
二次接线完毕后,将设备进行电气(二次)传动调试。二次传动的目的,一是验证自己二次接线部分是否正确;二是检查成套柜的二次系统部分是否有异常、缺陷,与设计图纸是否有偏差;三是为下一工序交接试验做好必要的准备。好多施工单位为了节约时间往往忽略这一工序或将其放到交接试验调试一起来做,这严格来说其实是不科学的,这有可能造成在下一工序中因时间仓促、准备不足遗漏某个回路的测试,为将来送电运行留下隐患。
在二次传动调试前,应做好充分的准备工作。一是保证一次设备与外界电源完全断开;二是要有防止二次反送电措施,确保一次与二次设备之间连接分开、尤其是压变部分;再有最重要的还是图纸,只有看懂图纸、了解设计思想才能将二次传动做好。
二次给电前应先检查各回路压板、接线端子压接良好,控制开关在断开位置等。各项措施做足后接通控制电源,对开关柜控制回路上电,逐一对控制回路、合闸回路、信号等各回路进行电气传动;这样做的目的有利于在出现故障时对故障回路的查找、排除。
除此之外,电气传动完毕后还应对各刀闸进行检查、操作,看看刀闸操作是否灵活、刀闸触头断开距离、闭合缝隙是否到位。刀闸位置离非带电距离是否符合规范等。总之,应当将二次传动调试做为正式送电前的一次预演习,既能够查找缺陷又能熟悉设备的操作。
3 试验调试
交接试验分设备交接试验和保护调试两部分。工程安装完毕、验收送电前需对所装设备进行交接试验及保护调试试验。这是对工程施工的最后一到质量把关。这一部分一般由当地供电部门的专责部门完成,不过现在随着市场的放开、施工单位只要取的相应资质可自行完成。
3.1 交接试验
交接试验的目的是为了发现新交接或安装过程中的电气设备的隐患,预防设备发生事故或损坏,保障电气设备的良好状态。
3.2 保护调试
保护调试的目的一是为了检验保护装置动作的正确性和可靠性,二是检验保护装置跳闸出口逻辑的正确性,三是检验保护二次接线及跳闸回路的正确性。试验调试项目主要是依据供电调度部门或设计单位提供的保护定值整定单来进行。在进行保护调试时,应进行整体联合试验及带实际一次设备的操纵试验,各信号灯指示应正确无误;将装设的所有保护及重合闸相互配合做联合试验,使每一直接带断路器跳闸出口的继电器进行跳闸试验,以检验整体回路接线及装置的正确可靠性。交接试验和保护调试完毕后,最重要一点就是将测试前拆除的接线、短联片等恢复原样,拆除所有试验接线。
4 结论
