10kv保护装置试验报告

10kv保护装置试验报告（5篇）

1.10kv保护装置试验报告 篇一

七节 6kv母线保护

1概述

母线保护一般装设在110 kV及以上电压等级的母线上,用以快速切除母线故障,满足系统稳定的需要。目前6kV供电系统由于没有稳定问题,一般未装设母线保护。母线故障是靠变压器后备保护(复合电压过流保护)切除,由于母线短路故障电流大、故障持续时间长,严重危及变压器、开关设备。某电力公司不久前发生的10 kV母线故障,造成了故障开关柜烧毁及相邻多个开关柜同时受损,扩大了设备损失,使用户长时间停电,造成了很大的社会影响和经济损失。以前曾发生多起6kV母线故障,都造成严重经济损失。因此,根据继电保护快速性要求,在短路容量较大的低压系统中,考虑加装母线保护,对于保障变压器及母线设备的安全是有利的。

常规的母差保护一般有固定连接式、母联相位比较式、中阻抗电流差动等,其基本原理都是采用电流差动方式,将母线上所有连接元件的二次电流按同名相、同极性接到差动回路。采用常规母差保护投资大、接线复杂,对电流互感器的要求高,安装在6kV母线上有很多困难,也很不经济。因此,有必要研制一种造价低、原理简单、适用于6 kV的母线保护。2保护的原理及构成

6kv母线保护，除非特别重要的电厂，一般厂用母线不设专用的母线保护，而是采用进线开关的过流实现对母线的保护。同时，由于母线短路必将伴随着母线电压大幅度降低，低压保护也能启动切除故

障。而且现在的断路器本身均带有机械过流的，也可以动作切除故障。如果确实很重要，可以装设不完全差动保护。即接A、C相即可

由于变电站6 kV一般采用单母线分段,母线上出线较多,TA二次绕组数较少,主变开关TA与母联开关TA通常都采用三相式,变比相同,而出线通常采用两相式TA接线,且通常变比不同,与主变及母联TA变比相差很大,除主变开关和母联开关外,其他单元均为无电源的馈线。典型的变电站接线如图3.7.2所示。

图3.7.2变电站接线图

母线保护由微机保护实现。母线低电压元件UAB,UBC,UCA经或门H1作为启动条件1,流入母线的各同名相进线电流与母联电流接入差电流元件,三相差电流元件经或门H2作为启动条件2,两个启动条件通过与门Y1构成保护启动回路。母线上各馈线保护的过电流无延时启动信号,该信号可由馈线保护过流启动接点提供,也可由微机型线路保护提供过电流启动数字信号,经通信口传送到本保护,这些信号

经或门H3,输出闭锁信号,构成判别回路,判别是否为母线区内故障。当发生区外故障时,低电压和差电流元件启动,由于有馈线保护立即启动,提供的保护启动信号闭锁本保护。当发生母线区内故障时,低电压和差电流元件启动,但母线上各馈线无故障电流流过,馈线保护不启动,不发闭锁信号,保护动作,跳开进线和母联开关。考虑到出线为放射性馈线,无电源,不设跳出线开关回路,以简化接线。时间元件T1为防止线路保护启动慢,或传送到本保护有延时;时间元件T2为防止线路保护动作跳闸后,线路保护比本保护提前返回引起本保护误动。

传统母差保护的差电流在正常运行时为0,本保护正常运行方式下流入的差电流不为0,最大为一段母线的负荷电流。差电流启动元件的电流启动值可按躲最大负荷电流整定,如下式:

Idz=KkIfh 式中 Kk为可靠系数,取1.3～1.5。

保护方案原理图

本保护电压元件作为另一个启动元件,为防止在单相接地时误启动,装置采用线电压。由于母线短路故障基本上是金属性相间短路，故障相间电压几乎为0,电压启动值Udz可整定为(0.2～0.4)Un。

本保护由微机保护实现,可构成独立的母线保护。考虑到进线和母联TA二次绕组少,变电站一般都需要装设备用电源自投装置,而备用电源自投装置中,基本都具有进线电流、母联电流、母线电压的变换及采样相关硬件,和进线、母联开关跳合闸回路。为了减少投资、简化接线,也可考虑将本母差保护与微机型备用电源自投装置结合在一起,只需在现有备用电源自投装置中加入Ⅰ母、Ⅱ母母线保护相应的逻辑,不需增加多少硬件,就可使备用电源自投装置在原有功能的基础上,增加母线保护功能。

本母线保护要求出线保护提供过电流启动的接点信号或数字信号。

3保护的动作分析

以Ⅰ母母线保护为例对几种运行方式进行分析。3.1 断路器3DL,4DL,5DL合,两段母线并列运行

对于这种运行方式,由于5DL在合闸位置,当发生母线故障K1时,母线电压降低,低电压元件启动,进线和母联都有故障电流流过,I1≈I2,差电流约为进线故障电流的2倍,电流增大,差电流元件启动,同时出线无故障电流流过,各出线保护不启动发闭锁信号,保护动作。当发生出线故障K2时,母线电压降低,进线和故障出线有故障电流流过,电流增大,低电压元件和差电流元件启动,同时故障线路保护也启动发闭锁信号,保护不动作。当发生主变故障或另一段母线故障(K3,K4)时,母线电压降低,但进线和母联流过的故障电流大小基本相等,且方向

相反,I1+I2很小,保护不启动,此时虽无线路保护闭锁信号,保护也不会误动。

3.2 断路器3DL,4DL合,5DL分,两段母线分裂运行

对于这种运行方式,由于5DL在分闸位置,I2=0。当发生母线故障K1时,母线电压降低,进线有故障电流流过,电流增大,低电压元件和电流元件启动,同时出线无故障电流流过,各出线保护不启动发闭锁信号,保护动作。当发生出线故障K2时,母线电压降低,进线和故障出线有故障电流流过,电流增大,低电压元件和电流元件启动,同时故障线路保护也启动发闭锁信号,保护不动作。当发生主变故障K3时,母线电压降低,但进线无故障电流,保护不启动。3.3 一台主变带两段母线运行

断路器3DL,5DL合,4DL分,1号主变带两段母线运行。当发生母线故障K1、出线故障K2和主变故障K3时,母联开关均无故障电流流过,如2.2节中运行方式,保护可以正确反应。Ⅱ母母线K4故障时,母线电压降低,低电压元件启动,此时进线和母联都有故障电流流过,电流增大,且I1≈I2,但电流方向相反,故电流元件不启动,保护不会动作。断路器4DL,5DL合,3DL分,2号主变带两段母线运行。发生母线故障K1,母线电压降低,低电压元件启动,此时进线I1=0,母联有故障电流流过,电流增大,启动保护,此时,无出线保护启动闭锁,本保护动作跳闸。

2.10kv保护装置试验报告 篇二

随着能源政策的调整,一些与主电网并网的地方小电源(如小水电厂、自备电厂等)日益增多,10 k V配电网结构日益复杂。 电网对10 k V线路保护、测控装置的功能配置要求越来越多,性能要求越来越高[1,2,3,4]。 其中,实现同期合闸已是10 k V线路保护测控装置的必备功能之一。

文献[5-6]分析了变电站测控装置的硬件结构设计及同期点预报算法,但并未具体介绍同期合闸原理及软件实现流程。 文献[7]提出并实现了一种新型微机自动准同期装置,采用频率差和电压差的自适应控制方法,以及单向频率差和单向相角差并列原则,但该方法测量精度较低,并且运行不够稳定,在较大冲击下容易发生并列的情况。

本文说明了同期合闸方式,给出了实现同期合闸的详细条件约束及实现方案,介绍了所研发的以CPU STM32F407 为核心的线路保护测控装置硬件系统,包括主CPU处理器系统模块、模数采集与处理模块、开入/ 开出量模块、人机接口模块、通信模块及电源模块等,它也是实现同期合闸功能的硬件平台。同时,本文说明了同期合闸中所采用的频率测量方法及实现方案,确定了完整的同期合闸软件流程,采用C++ 开发语言完成了软件开发。 通过微机继电保护测试实验和动模实验验证了同期合闸功能的准确性。

1 同期合闸原理

对带有地方电源的10 k V线路,为了满足运行方式的需要,线路保护测控装置中需配备同期合闸功能,实现电网互联[8,9]。 进行同期合闸操作时,必须考虑两侧频率、电压之间是否满足同期条件,避免冲击电流给电网带来的振荡和冲击[10]。

理想同期合闸条件为断路器两侧电压幅值相等、频率相同,断路器合闸的瞬间相角差为0°。 但实际同期合闸操作并不能完全满足上述条件。 本文结合电网运行情况,具体分析同期合闸方式及所需满足条件。

1.1 自动检无压合闸

检无压合闸即断路器两侧均没有电压或其中任意一侧没有电压,需要测量母线侧电压Um和线路侧电压Ux,同时判断是否有电压互感器(TV)断线闭锁信号。 自动检无压合闸分为以下2 种情况。

a. 当线路侧电压Ux与母线侧电压Um都小于无压定值,且电压互感器断线没有发出闭锁信号时,满足同期合闸条件。

b. 当线路侧电压Ux与母线侧电压Um有且只有一侧有电压,且电压互感器断线没有发出闭锁信号时,满足同期合闸条件。

在两侧都有电压的情况下,同期合闸程序自动识别是同频并网还是差频并网。 由于测量过程中两侧的频率存在误差,因此,当时就认为是同频并网,否则就认为是差频并网。

1.2 同频并网

同频并网即断路器两侧是同一系统的两部分,合上断路器后电网在此处增加1 个联络点,并网时应同时满足以下3 个条件:

a. 母线电压、线路电压、母线侧频率和线路侧频率在正常范围内,并且满足;

b. 母线侧电压和线路侧电压的差值小于最大允许电压差值;

c. 母线侧电压相角与线路侧电压相角差小于最大允许相角差。

1.3 差频并网

差频并网是2 个无联系的系统并网或发电机组并网,并网时应同时满足以下5 个条件。

a. 母线电压、线路电压、母线侧频率和线路侧频率均在正常范围内。

b. 母线侧频率和线路侧频率的差值满足式(1):

其中,为最大允许频率差。

c. 母线侧电压和线路侧电压的差值小于最大允许电压差值。

d. 母线侧电压与线路侧电压的相角差逐渐减小。

e.,其中ф为导前角测量值,фda为导前角,ε 为误差精度。 导前角计算公式如式(2)所示:

其中,tda为导前时间。

2 同期合闸实现方案

2.1 频率计算方法

频率测量是同期合闸的重要内容之一,本装置采用周期法计算频率。 周期法是一种基于硬件电路测频的方法,容易实现,而且电力系统的频率变化具有一定惯性。 因此,周期法测频在精度和时间上均满足要求[11,12]。 周期法测频原理如图1 所示。

时间闸门的开放时间为被测信号的周期T,高频时钟信号每隔tCLK发1 次信号,记录时间T内所发高频信号的个数N,则周期T可用式(3)进行计算,测量频率如式(4)所示。

周期法只需1 个周期就可以测量频率,高频信号频率越高,测量就越准确。

2.2 同期合闸软件程序流程

本装置中同期合闸程序按照图2 编写。

3 硬件系统设计

3.1 硬件系统构成

同期合闸功能是在线路保护测控装置的统一硬件平台上实现的。 硬件电路采用模块化设计,主要由主CPU处理器系统模块、数据釆集与处理模块、开入/ 开出量模块、人机接口模块、通信模块及电源模块等组成,如图3 所示。

系统CPU为MCU STM32F407 芯片,采用STM32F系列的ARM-cortex4 内核,具有浮点运算能力和增强的数字信号处理(DSP)指令,新增信号处理的功能,提高了运行速度。 另外,以MCU STM32F407 芯片为核心的硬件系统主要负责人机对话的管理以及与内/ 外部进行通信联络的任务,其主要硬件设计电路包括2 路DM9000A以太网接口、3 个串行接口和1个对时接口。

线路保护测控装置需要对三相电压、三相电流、不平衡电压、不平衡电流及零序电流等进行12 路交流采样,为保证数据采样的速度和精度,采样电路选用了外部模数转换芯片AD7606。

3.2 开关量输入/ 输出板

开关量输入电路主要完成外部信号状态的输入任务,主要包括断路器与隔离开关的辅助触点及跳合闸的位置、继电器的接点输入等。 本装置接收DC 24 V开入信号,共有20 路开关量输入。 开关量输入信号经过光耦隔离,再通过74HCT245 驱动传入CPU。

开关量输出板的输出继电器采用高容量型继电器,节点容量高达AC 220 V、16 A,可保证硬件输出回路的可靠性。 继电器驱动采用24 V驱动,并具有完善的防误闭锁功能。

3.3 模拟量输入板

模拟量输入板共有12 路交流输入,即:三相电压、三相电流、三相测量电流、1 路零序电流、1 路不平衡电流、1 路不平衡电压。 电压互感器输入采用300 V / 7.07 V电压互感器,电流互感器输入采用50 A /7.07 V电流变换器将电压和电流分别转化为小电压信号传输至CPU板,供AD7606 采样。 同期合闸母线电压、线路电压都通过该模块选择、转换。

3.4 通信接口

本装置共有2 路以太网接口,其中1 路为CPU自带,另外1 路通过并行总线扩展。 选用DM9000A芯片作为以太网的物理层接口芯片。

3.5 频率测量电路

线路保护测控装置测频原理如图4 所示。 测频电路将电压正弦波信号经过光耦隔离输入互感器和比较电路,最终输出与正弦波频率相等的方波信号。

4 同期合闸实验测试

利用PW30AE型继电保护测试仪对线路保护测控装置进行了测试,为检验同期合闸功能的实现,主要测试内容如下。

a. 线路侧检无压元件定值校验。

测试方法:投入同期功能和检无压合闸功能,设置无压检测时间定值为0 s。 A、B、C三相电压正常,按照表1 数据设置线路侧电压,测试装置动作行为。表中测量值分别取0.975Uset和1.025Uset,Uset为相电压整定值。

分析表1 测试结果可知,当测量电压小于整定值时,满足检无压合闸条件,发出同期合闸命令;反之,装置不动作,与所编写程序的逻辑相符合。

b. 同频检测元件定值校验。

测试方法:两侧电压有效值均在正常范围内,电压差为0,初始相位差为0°,按照表2 数据设置电压频率,测试装置动作行为。

由表2 测试结果可知,当频率差小于设定频率差0.05 Hz时,能够实现同频并网;大于等于设定频率差时,装置不动作。 测试结果与理论分析相符。

c. 差频检测元件定值校验。

测试方法:两侧电压有效值均在正常范围内,电压差为0,两侧频率在正常范围内,按表3 设置频率值,初始相位差设置为较大数值,测试装置动作行为。

由表3 测试结果可知,当频率差大于设定频率差0.05 Hz时,能够实现差频并网;小于等于设定频率差时,装置不动作。 测试结果与理论分析相符。

5 动模实验

为了进一步验证线路保护测控装置的同期合闸性能,搭建如图5、 图6 所示的测试系统进行动模实验。 本文装置接在QF1处。 设置最大允许频率差为1 Hz。 以下波形图中Ux表示线路侧电压,Ua表示A相母线电压。

a. 检无压合闸。

采用图5 所示系统,在QF2、QF4闭合,QF1、QF3断开的情况下接入同期合闸开入,此时母线侧有电压,线路侧没有电压。 利用DF1024 录波仪进行录波,试验波形如图7 所示。

由图7 可知,母线侧有电压,线路侧没有电压时可以合闸。

b. 差频合闸。

采用图5 所示系统。 令QF2、QF3、QF4闭合,QF1断开。

调节发电机转速,使发电机侧频率在同频检测门槛值(0.05 Hz)和最大允许频率差之间,接入同期合闸开入,实验波形如图8 所示。

调节发电机转速,使发电机侧频率大于最大允许频率差,接入同期合闸开入,实验波形如图9 所示。

由图8、图9 可知,频率小于最大允许频率差时可以在合适时刻发出合闸命令,对应合闸时刻的相位差很小;频率大于最大允许频率差值时不会发出合闸命令。

c. 同频合闸。

采用图6 所示系统,QF2、QF3、QF4闭合,QF1断开。 设置最大允许相位差为30°,并联线路带较轻负荷,测试线路断路器两侧电压相位差小于最大允许相位差时,接入同期合闸开入,实验波形如图10 所示。

设置最大允许相位差为10°,并联线路带较重负荷,测试线路断路器两侧电压相位差大于最大允许相位差时,接入同期合闸开入,实验波形如图11 所示。

由图10、图11 可知,并联线路轻载且相位差小于定值时会发出合闸命令,重载时不满足合闸条件,故没有发出合闸命令。

动模实验波形表明本文所提同期合闸方案能够快速准确地识别同期合闸方式,实现预期目标。 相较文献[7-8]中所提方法,本文方案细化了同期合闸程序流程,全面考虑了同期合闸的不同方式,降低了装置的误动及拒动概率,保证配电网安全可靠运行。

6 结论

本文分析了同期合闸方式,细分了同期合闸条件,利用线路保护测控装置硬件平台实现了同期合闸功能。

3.10kv保护装置试验报告 篇三

【关键词】：10kv 配电 继电保护 装置

一、电网10kV配电系统在电力系统中的重要位置

电网10kV配电系统是电力系统发电、变电、输电、配电和用电等五个环节的一个重要组成部分，在电力系统中的任何一处发生事故，都有可能对电力系统的运行产生重大影响。例如，当系统中的某工矿企业的设备发生短路事故时，由于短路电流的热效应和电动力效应，往往造成电气设备或电气线路的致命损坏还有可能严重到使系统的稳定运行遭到破坏，为了确保城市供电 10kV 配电系统的正常运行，必须正确地设置继电保护装置。

二、电网10kV配电系统继电保护的基本类型

电网10kV系统中装设继电保护装置的主要作用是通过缩小事故范围或预报事故

的发生，来达到提高系统运行的可靠性，并最大限度地保证供电的安全和不间断。

在电力系统中利用正常运行和故障时各物理量的差别就可以构成各种不同原理和类型的继电保护装置。如在电网10kV配电系统中应用最为广泛的是反映电流变化的电流保护：有定时限过电流保护、反时限过电流保护、电流速断保护、过负荷保护和零序电流保护等，还有既反映电流的变化又反映电压与电流之间相位角变化的方向过电流保护；利用故障接地线路的电容电流大于非故障接地线路的电容电流来选择接地线路，一般均作用于发信号，在部分发达城市因电容电流较大10kV配网系统采用中性点直接接地的运行方式，此时零序电流保护直接作用于跳闸。在10kV系统中利用熔断器去完成上述任务是不能满足要求的。因为熔断器的安秒特性不甚完善，熄灭高压电路中强烈电弧的能力不足，甚至有使故障进一步扩大的可能；同时还延长了停电的历时。只有采用继电保护装置才是最完美的措施。因此，在10kV系统中的继电保护装置就成了供电系统能否安全可靠运行的不可缺少的重要组成部分。

三、电力系统对继电保护的基本要求

3.1选择性

继电保护动作的选择性是指保护装置动作时，仅将故障元件从电力系统中切除，使停电范围尽量缩小，以保证系统中的无故障部分仍能继续安全运行： （1）主保护和后备保护。10kV供电系统中的电气设备和线路应装设短路故障保护。短路故障保护应有主保护、后备保护，必要时可增设辅助保护。当在系统中的同一地点或不同地点装有两套保护时，其中有一套动作比较快，而另一套动作比较慢，动作比较快的就称为主保护，而动作比较慢的就称为后备保护。后备保护不应理解为次要保护，它同样重要。后备保护不仅可以起到当主保护应该动作而未动作时的后备，还可以起到当主保护虽已动作但最终未能达到切除故障部分的作用。（2）辅助保护：为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护，称为辅助保护。

3.2速动性

快速切除故障可以提高电力系统并列运行的稳定性，减少用户在电压降低情况下工作的时间，以及缩小故障元件的损坏程度。对于继电保护速动性的具体要求，应根据电力系统的接线以及被保护元件的具体情况来确定： （1）根据维持系统稳定的要求，必须快速切除高压输电线路上发生的故障。（2）大容量的发电机、变压器以及速动性快速切除故障可以提高电力系统并列运行的稳定性，减少用户在电压降低情况。下工作的时间，以及缩小故障元件的损坏程度。因此，在发生故障时，应力求保护装置能迅速动作切除故障。电力系统在某些情况下，允许保护装置带有一定的延时切除故障。因此，对于继电保护速动性的具体要求，应根据电力系统的接线以及被保护元件的具体情况来确定：（1）根据维持系统稳定的要求，必须快速切除高压输电线路上发生的故障。（2）大容量的发电机、变压器以及电动机内部发生的故障。（3） 1-10kV线路导线截面过小，为避免过热不允许延时切除的故障。（4）可能危及人身安全、对铁路通讯系统或铁道号志系统有强烈干扰的故障。故障切除的总时间等于保护装置和断路器动作时间之和。一般的快速保护动作时间为0106～0112s，最快的可达010l～0104s，一般断路器的动作时间为0106～0115s，最快的可达0102～0106s。

3.3灵敏性

继电保护的灵敏性，是指对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。满足灵敏性要求的保护装置应该是在事先规定的保护范围内部故障时，不论短路点的位置、短路的类型如何，都能敏锐感觉，正确反应。保护装置灵敏与否，一般用灵敏系数来衡量。保护装置的灵敏系数应根据不利的运行方式和故障类型进行计算。灵敏系数越高，则反映轻微故障的能力越强。各类保护装置灵敏系数的大小，根据保护装置的不同而不尽相同。

四、几种常用电流保护的分析

4.1反时限过电流保护

继电保护的动作时间与短路电流的大小有关，短路电流越大，动作时间越短；短路电流越小，动作时间越长，这种保护叫做反时限过电流保护。反时限过电流保护是由GL215 （25）感应型继电器构成的，这种保护方式广泛应用于一般工矿企业中，感应型继电器兼有电磁式电流继电器（作为起动元件）、电磁式时间继电器（作为时限元件）、电磁式信号继电器（作为信号元件）和电磁式中间继电器（作为出口元件）的功能，用以实现反时限过电流保护；另外，它还有电磁速断元件的功能，又能同时实现电流速断保护。

4.2定时限过电流保护

继电保护的动作时间与短路电流的大小无关，时间是恒定的，时间是靠时间继电器的整定来获得的。时间继电器在一定范围内是连续可调的，这种保护方式就称为定时限过电流保护。定时限过电流保护是由电磁式时间继电器（作为时限元件）、电磁式中间继电器（作为出口元件）、电磁式电流继电器（作为起动元件）、电磁式信号继电器（作为信号元件）构成的。它一般采用直流操作，须设置直流屏。这种保护方式一般应用在10kV～35kV系统中比较重要

的变配电所。

4.3电流速断保护

电流速断保护是一种无时限或略带时限动作的一种电流保护。它能在最短的时间内迅速切除短路故障，减小故障持续时间，防止事故扩大。电流速断保护又分为瞬时电

流速断保护和略带时限的电流速断保护两种。电流速断保护是由电磁式中间继电器（作为出口元件）、电磁式电流继电器（作为起动元件）、电磁式信號继电器（作为信号元件）构成的。它一般不需要时间继电器。常采用直流操作，须设置直流屏。电流速断保护简单可靠，完全依靠短路电流的大小来确定保护是否需要启动。它是按一定地点的短路电流来获得选择性动作，动作的选择性能够保证，动作的灵敏性能够满足要求，整定调试比较准确和方便。

五、结束语

10kV配电网继电保护是一项综合性、系统性的工作，在实践工作中除了采用以上方法处理相关故障和问题外，还需采取以下措施综合性的保证10kV配电网继电保护的可靠性。对继电保护装置进行定期检修；实现继电保护的智能化与网络化建设；加强继电保护管理，完善制度建设；与时俱进，积极引进和使用新技术等。随着电力科技含量不断提高，保护装置不断地更新换代，要保证电网安全稳定运行，必须不断提高管理水平，完善继电保护相关

管理制度，加大人员培训力度，增强继保人员的工作责任心，变被动管理为主动管理，才能防患于未然。

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报开发与经济.2006.（21）.

作者简介：工程师，主要研究方向：电力系统继电保护及自动化。

4.10kv保护装置试验报告 篇四

为保证选择性、可靠性，从区域站10KV出线、开关站10KV进出线均选用定时限速断、定时限过流。保

护配置及保护时间设定。

一、整定计算原则：

1.需符合《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-92等相关国家标准。

2.可靠性、选择性、灵敏性、速动性应严格保障。

二、整定计算用系统运行方式：

1.按《城市电力网规划设计导则》（能源电[1993]228号）第4.7.1条和4.7.2条：为了取得合理的经济效益，城网各级电压的短路容量应该从网络的设计、电压等级、变压器的容量、阻抗的选择、运行方式等方面进行控制，使各级电压断路器的开断电流以及设备的动热稳定电流得到配合，该导则推荐10KV短路电流宜为Ik≤16KA，为提高供电可靠性、简化保护、限制短路电流，110KV站两台变压器采用分列运行方式，高低压侧分段开关均采用备用电源自动投入。

2.系统最大运行方式：110KV系统由一条110KV系统阻抗小的电源供电，本计算称方式1。

3.系统最小运行方式：110KV系统由一条110KV系统阻抗大的电源供电，本计算称方式2。

4.在无110KV系统阻抗资料的情况时，由于3～35KV系统容量与110KV系统比较相对较小，其各元件阻抗相对较大，则可认为110KV系统网络容量为无限大，对实际计算无多大影响。

5.本计算：基准容量Sjz=100MVA，10KV基准电压Ujz=10.5KV，10KV基准电流Ijz=5.5KA。

三、10KV系统保护参数只设一套，按最大运行方式计算定值，按最小运行方式校验灵敏度（保护范围末端，灵敏度KL≥1.5，速断KL≥2，近后备KL≥1.25，远后备保护KL≥1.2）。

四、短路电流计算：110KV站一台31.5MVA，10KV 4Km电缆线路（电缆每Km按0.073，架空线每Km按

0.364）=0.073×4=0.29 10KV开关站1000KVA：（至用户变电所电缆长度只有数十米至数百米，其阻抗小，可忽略不计）。

五、整定计算：

1.开关站出线（10DL）：当变压器采用过电流而不采用差动保护时，其电源线路较短时，例如电缆长度小于3Km时，采用线路--变压器组保护装置（即线路与受电变压器保护共用）。

A.速断动作电流：躲过变压器低压侧最大三相短路电流：t=0S

灵敏度校验：

B.过流保护动作电流：躲过可能出现的过负荷电流，如干变按Kgh=1.5，如大的风机、水泵等启动电流，按实际换算到10KV侧电流，Kgh可能为1.2、1.3等，微机保护按厂家提供资料，返回系数Kh=0.95。，t=0.3S 灵敏度校验：

如灵敏度不够，改为低电压闭锁的过电流保护，电流元件按躲开变压器的额定电流整定，而低电压闭锁元件的起动电压则按照小于正常情况下的最低工作电压及躲过电动机自起动的条件来整定。

C.对变压器超温，瓦斯保护需跳闸者，变压器高压侧设负荷开关带分励脱扣器，作用于跳闸。

2.开关站进线(8DL)：

按规范可不设,本方案设的目的作为出线保护及其相关元件故障如电磁线圈断路而拒动时的后备保护及3～

10KV母线的保护。

A.限时速断动作电流:同开关站所有出线的最大一台变压器速断保护相配合,配合系数Kph=1.1，t=0.3S 灵敏度校验：

B.时限过流动作电流:，t=0.6S 灵敏度校验：

3.区域站10KV出线(5DL):

A.限时速断动作电流:同开关站出线(8DL)限时速断保护相配合,配合系数Kph=1.1,，t=0.4S 灵敏度校验：

B.时限过流动作电流:躲过线路过负载电流(如大电动机启动电流,某些实

验时的冲击电流等)，t=0.7S 灵敏度校验：

4.区域站10KV分段开关(2DL):

仅设充电保护,按躲开10KV母线充电时变压器励磁涌流,延时t=0.2S动作,充电后保护退出。，t=0.2S 灵敏度校验：

5.开关站10KV分段开关（7DL）：

同2DL原则，t=0.2S 灵敏度校验：

6.开关站出线带2台及以上变压器：

A.速断动作电流：躲过中最大者，t=0S

B.时限过流动作电流：躲过线路过负载电流，t=0.3S。

7.区域站至住宅小区供电线路（单线单环或双环、开环进行）：

A.限时速断动作电流：同6.A原则，t=0.4S(同小区变压器的高压熔断器配合）。

B.时限过流动作电流：同6.B原则，t=0.7S（同小区变压器的高压熔断器配合）。

8.区域站主变低压侧开关1DL、3DL: 设过电流保护（作为主变低后备保护，10KV母线保护及出线远后备保护），其动作电流按躲过主变的最大负荷电流（当一台主变故障或检修时的负荷电流及电动机启动等），对K-2点要求KL≥2,对K-3点要求KL

≥1.2。

保护为一段二时限，第一时限1.1S跳10KV分段开关，第二时限1.5S跳本侧开关。

9.关于时间级差说明：

A.对微机保护，开关站△t为0.3S，对区域站为提高可靠性△t为0.4S。

B.对电磁继电器保护，选精度较好的时间继电器，△t在开关站，区域站△t均为0.4S。

10.为避免CT饱和，可采用保护与测量CT分开，用不同的变比，如保护用300/5A等。

11.对10KV中性点非直接接地电力网中的单相接地故障：

A.在10KV母线上，装设接地监视装置，作用于信号。PT开口三角电压继电器整定值：Udz=15V，为避免铁磁谐振，在开口三角上设一个微机型消谐器。

B.区域站、开关站10KV出线较多，设微机小电流接地信号装置，可迅速判别某出线单相接地故障（对微机保护，10KV小电流接地选线功能通过各10KV间隔的监控保护实现，无需专门的装置）。

六、自动装置设定：

1.10KV架空出线重合闸：动作投入时间1S。

2.备用电源自动投入：

A.区域站10KV分段开关（2DL）自动投入时间：

a.t=110KV桥开关备自投时间+0.4S；

b.t=主变高后备动作时间+0.4S；

c.取a与b的最大值。

B.各开关站10KV分段开关备自投时间=2DL备自投时间+0.4S

C.备自投动作电压：

工作电源失压动作电压：25V(PT二次侧电压）

备用电源监视动作电压：70V(PT二次侧电压)

七、结束语：本方案经多年运行考验，符合可靠性、速动性、选择性、灵敏性四性原则，对区域站，动作时间小于1S，保证了10KV各设备和线路的热稳定，同反时限过流相比，动作时间准确、误差小、容易整定、选择性好。多次动作，未出现误动情况，保证了供电的可靠性。

参考文献

1.《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-92 2.《城市电力网规划设计导则》能源电[1993]228号

5.10kv保护装置试验报告 篇五

摘要：在社会经济以及电力事业的不断发展的情况下，我国人民的需电量逐渐提升，在供电安全性、可靠性与稳定性方面也提出了更高的管理要求。然而，电力系统是一个极为复杂的系统，其牵扯的方面较多，任何一个分支系统的破损都会影响到电力系统的正常运转，而其负面影响轻则降低居民用电质量，重则危及到人员生命安全。电力继电保障技术中能够在极短的时间内对故障元件进行监测与切除，有效解决了运转人员在发现与切断故障元件过程中时间上的限制性，对电力系统的正常运转起着不可忽略的重要促进作用。基于此，本文就电力系统机电保障可靠性进行分析与研究。

关键词：电力系统；继电保护；可靠性 引言

现阶段，随着国内市场经济的不断推进，电力工程建设的规模也越来越大，整个电力系统的复杂程度也越来越大，覆盖的整体范围也越来越广，电力系统内部所使用的电力系统设备也越来越高，设备运转的精细度也越来越高。这在很大程度上就导致电力系统内部继电保障在整个电力系统中的作用也越来越大，人们对于继电保障装置运转的可靠性的管理要求也越来越高。因此，全面的实现电力系统内部继电保障可靠性的分析，有着较为重要的理论和电力工程实际意义。

一、继电保障的性能管理要求

继电保障的主要任务是及时切除故障元件，以及与自动装置(如重合闸、备自投等)配合调整电网运转方式。但众所周知，电力系统的特点是发、输、供、配、用同时完成，系统具有高度耦合性和复杂性。因此，继电保障要完成设定任务，除了其接线必须正确之外，还应具备以下性能:

（一）选择性。保障配置一般按主保障、后备保障双重化原则考虑。所谓保障的选择性，是指当设备故障时应该由该设备的主保障予以切除故障，只有当主保障拒动时，才允许由后备保障切除故障。否则会造成停电范围扩大化。

（二）可靠性。继保装置由大量电子器件搭接而成，所谓可靠性就是指这些电子器件集合体执行指令的可靠程度，也就是管理要求不误动、不举动。该性能是对继保装置的最基本管理要求。

（三）灵敏性。即在规定范围内发生故障时，不论短路点的短路类型和位置如何，以及短路点是否存在过渡电阻，保障装置都能够正确反应并动作。

（四）速动性。电力系统的故障影响基本以毫秒为单位进行衡量，如果保障装置不能在整定时间点完成故障处置行为，那么即使最终故障被切除，但其造成的影响已经无可挽回，已经使某些设备形成不可恢复的破损，进而违背了保障配置的初衷。

显然，以上四个特性之间有统一的一面，也有矛盾的一面。在实际配置保障和整定计算时，应统筹考虑，综合平衡，争取整体指标最优化。

二、继电保障系统的可靠性指标

（一）继电保障系统的具体含义

电力系统内部的继电保障系统是整个电力系统的一项基本性系统，其与电力系统内部其他系统的主要区别在于继电保障系统并非整个电力系统运转的环节，而是一种电力系统安全监督环节。继电保障系统能够在较多方面满足电力系统对于整个电力运转灵敏性及可靠性的管理要求。整个电力系统内部所有的电力装置都应该在继电保障当中。继电保障系统在实际的安全监测过程中由较多的硬件及软件共同构成，其中每一部分都直接和影响到整个继电保障系统的正常工作。

（二）继电保障系统的根本任务

继电保障系统的根本任务是当整个电力系统出现电力故障时，继电保障系统能够能够在第一时间内做出准确的判断，同时也能够采取一些应急性的应对措施。例如：对于一些远距离的电力故障情况，继电保障系统能够使其最近的断路器实现断路操作，并能够发出相关的警报信号，提醒电力维修人员进行相关的维护活动。此外，继电保障系统能够在满足电力系统相关管理要求的同时，有效的降低整个电力系统内部电力装置的破损情况。当整个电力系统处于正常的运转状态时，继电保障系统将一直处于对电力系统的监控状态，全程的检测电力系统内部各项指标是否处于正常的工作状态。

（三）继电保障系统的可靠性指标

所谓的继电保障系统可靠性指标就是指继电系统内部元件的质量、配置的技术是否系统合理，继电保障元件或者继电保障设备在正常规定的条件下能否完成预定的功能。可靠性指标可以概括为两个方面，第一为设备运转的可靠性，第二为设备功能的可靠性。电力系统设备功能的可靠性是指继电保障系统在电力系统正常使用的过程当中，其进行正常工作的概率。设备功能性可靠性与继电保障设备发生误动及拒动有着直接的关系。设备运转的可靠性是指继电保障设备在整个电力系统运转过程中，每时每刻都处于工作状态的概率。在继电保障系统进行可靠性分析的过程中常采用的方法为故障树分析方法、马夫克夫故障分析方法及高等数学统计概率分析方法。此外，在进行继电保障系统可靠性分析的过程中如果采用数学统计概率分析方法由于受到电力系统可修复性的影响，对于整个计算分析结果的求解较为不利。

三、提高继电保障可靠性的措施

（一）牢抓继电保障的验收工作

继电保障作为电网安全稳定运转的第一道防线，担负着保卫电网和设备安全运转的重要职责。因此，在实际工作中，要严把继电保障验收关，继电保障调试完毕，施工单位应该进行严格自检、专业验收，然后提交验收单由建设单位组织设备部、检修、运转等部门进行保障整组试验、二次回路检查以及开关跳合闸试验，管理要求各保障屏、电缆标识清晰明了。经各项试验检查正常后恢复拆动的接线、元件、标志、压板，确认二次回路正常在验收单上签字。对于验收不合格的工程，应重新整改至合格后方可投运。

（二）提高继电保障装置运转与维护能力

继电保障装置运转与维护对可靠性同样起着至关重要的作用。一是加强运转人员的培训，运转人员要熟悉保障原理及二次图纸，应根据图纸核对、熟悉现场二次回路端子、继电器、功能及出口压板；二是严格按照“两票”的执行情况及继电保障运转规程操作；三是发现继电保障运转中有异常或存在缺陷时，要加强监视，并对可能引起误动的保障按照继电保障相关管理制度执行，然后联系检修人员处置。

（三）加强继电器触点工作可靠性检验

继电器是继电保障装置的重要组成元件，对于新安装或定期检验的保障装置，应仔细观察继电器触点的动作情况，除了发现抖动、接触不良等现象要及时处置外，还应该结合保障装置整组试验，使继电器触点带上实际负荷，再次仔细观察继电器的触点是否正确动作，以保证继电器触点工作可靠性，提升继电保障运转可靠性。

（四）做好继电保障系统的技术改造工作

对缺陷多、超期运转且保障功能不满足电网管理要求的保障装置，要及时升级或进行综自改造。在技术改造中，对老旧的电缆、端子排、保障装置进行更换，并充分考虑可靠性、选择性、灵敏性、快速性“四性”管理要求，以避免因装置老化造成不必要的误动或拒动。

在网络通信技术和计算机技术不断发展的进程中，继电保障技术也取得了突破性的进展，有效突破了传统的格局，提升了电力系统继电保障的自动化水平。为此，继电保障人员要通过学习不断完善自身的知识结构，提升业务技术水平，并与时俱进，以将我国电力系统继电保障的自动化水平提升到一个新的高度。

（五）加强对于继电保障系统二次巡检工作

加强对于继电保障系统预防工作的投入，在很大程度上能提升整个继电保障系统运转的可靠性。因此，加强对于继电保障系统二次巡检工作有着较大的意义，能使较多安全问题在初始阶段予以解决。在进行具体的检查工作当中，应尽量做到全面仔细，特别是对于继电保障设备开关的检查、压板装置的检查以及警报铃及指示灯等相关方面的检查工作要深入仔细，对其中的任何一项功能的检查都不能有所遗漏，一旦出现问题，就会导致整个继电保障的运转不力，所以一定要选择工作认真负责的巡查人员定期进行二次巡检。

结束语