毕业论文：35千伏变电站继电保护

郑州电力职业技术学院毕业论文题目35KV变电站继电保护系别专业班级学号_姓名目录摘要111前言212继电保护的发展史321电力系统继电保护的基本要求及任务211电力系统继电保护的基本要求212继电保护在电力系统中的任务22继电保护的基本原理23常用的继电器及特性3变电站的选址原则及作用54电所的电气主接线41电气主接线的分类形式1142有汇流母线的接线形式的优缺点43无汇流母线的电气主接线基本形式25短路电流计算851系统等效电路图52基准参数选定53阻抗计算54短路电流计算86主变继电保护整定计算及继电器选择61瓦斯保护纵联差动保护62纵联差动保护621计算IE及电流互感器变比622确定基本侧动作电流623确定基本侧差动线圈的匝数和继电器的动作电流624确定非基本侧平衡线圈和工作线圈的匝数625计算由于整定匝数与计算匝数不等而产生的相对误差FZA626初步确定短路线圈的抽头627保护装置灵敏度校验63过电流保护64过负荷保护65冷却风扇自起动66主变压器继电保护装置设置67断路器控制回路和信号装置选择68继电保护定值适应性分析681特殊天气下35KV变电站继电保护定值适应性分析682继电保护误整定分析683继电保护定值整定注意事项7变电所的防雷保护与接地装置设计3271变电所的防雷保护3272变电所公共接地装置设计328总结33致谢34参考文献3535变电站继电保护摘要随着科学技术的飞速发展，继电保护器在35KV变电站中的应用也越来越广泛，它不仅保护着设备本身的安全，而且还保障了生产的正常进行，因此，做好继电保护的整定对于保障设备安全和生产的正常进行是十分重要的。随着电力电网事业的发展，全国联网的格局已基本形成。科技水平得到提高，电力环境保护得以加强，使中国电力工业的科技水平与世界先进水平日渐接近。电力管理水平和服务水平不断得到提高，电力发展的战略规划管理、生产运行管理、电力市场营销管理以及电力企业信息管理水平、优质服务水平等普遍得到提高。进一步扩大了对外开放，积极实施国际化战略。本论文围绕35KV变电站的保护整定计算展开分析和讨论，重点设计了电力系统基本常识以及短路电流的计算、整定计算、继电保护定值适应性分析、变压器和线路的继电保护配置以及断路器控制回路和信号装置选择、变电所公共接地装置设计等。同时详细介绍了主设备差动保护的整定算法，电气主接线的设计、做出短路点的等效电路图，对设备保护进行了相应的选择与校验。通过比较各个接线方式的优缺点，确定变电站的主接线方式。而特殊天气会影响变电站继电保护定值的适应性，同时实际工作中还存在继电保护误整定的情况。加强继电保护管理，健全沟通渠道，加强继电保护定值整定档案管理是提高继电保护定值整定的必要措施。关键词35KV；继电保护；短路电流计算，整定计算，变电站11变电站继电保护电力系统继电保护系统在运行中，可能发生各种故障和不正常运行状态，最常见同时也是最危险的故障是发生各种型式的短路。在发生短路时可能产生以下的后果1通过故障点的很大的短路电流和所燃起的电弧，使故障元件损坏；2短路电流通过非故障元件，由于发热和电动力的作用，引起它们的损坏或缩短它们的使用寿命；3电力系统中部分地区的电压大大降低，破坏用户工作的稳定性或影响工厂产品质量；4破坏电力系统并列运行的稳定性，引起系统振动，甚至使整个系统瓦解；电气元件的正常工作遭到破坏，但没有发生故障，这种情况属于不正常运行状。12继电保护的发展史继电保护是随着电力系统的发展而发展起来的。20世纪初随着电力系统的发展，继电器开始广泛应用于电力系统的保护，这时期是继电保护技术发展的开端。最早的继电保护装置是熔断器。从20世纪50年代到90年代末，在40余年的时间里的时间里经历了机电式、整流式、晶体管式、和微机式等5个发展的历史阶段。随着电子技术、计算机技术、通信技术的飞速发展，人工智能技术如人工神经网络、遗传算法、进化规模、模糊逻辑等相继在继电保护领域的研究应用，继电保护技术向计算机化、网络化、一体化、智能化方向发展。19世纪的最后25年里，作为最早的继电保护装置熔断器已开始应用。电力系统的发展，电网结构日趋复杂，短路容量不断增大，到20世纪初期产生了作用于断路器的电磁型继电保护装置。虽然在1928年电子器件已开始被应用于保护装置，但电子型静态继电器的大量推广和生产，只是在50年代晶体管和其他固态元器件迅速发展之后才得以实现。静态继电器有较高的灵敏度和动作速度、维护简单、寿命长、体积小、消耗功率小等优点，但较易受环境温度和外界干扰的影响。1965年出现了应用计算机的数字式继电保护。大规模集成电路技术的飞速发展,微处理机和微型计算机的普遍应用,极大地推动了数字式继电保护技术的开发，目前微机数字保护正处于日新月异的研究试验阶段，并已有少量装置正式运行。目前随着电力系统容量日益增大，范围越来越广，仅设置系统各元件的继电保护装置，远不能防止发生全电力系统长期大面积停电的严重事故。为此必须从电力系统全局出发，研究故障元件被相应继电保护装置的动作切除后，系统将呈现何种工况，系统失去稳定时将出现何种特征，如何尽快恢复其正常运行等。系统保护的任务就是当大电力系统正常运行被破坏时，尽可能将其影响范围限制到最小，负荷停电时间减到最短。此外，机、炉、电任一部分的故障均影响电能的安全生产，特别是大机组和大电力系统的相互影响和协调正成为电能安全生产的重大课题。因此，系统的继电保护和安全自动装置的配置方案应考虑机、炉等设备的承变能力，机、炉设备的设计制造也应充分考虑电力系统安全经济运行的实际需要。为了巨型发电机组的安全，不仅应有完善的继电保护，还应研究、推广故障预测技术。21电力系统继电保护的基本要求及任务211电力系统继电保护的基本要求（1）选择性指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。避免大面积停电。（2）速动性指保护装置应能尽快地切除短路故障。其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。（3）灵敏性指在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时，保护装置应具有必要的灵敏系数。保证有故障就切除。（4）可靠性指保护该动作时动作，不该动作时不动作。确保切除的是故障设备或线路。212继电保护在电力系统中的任务（1）发生故障时，自动、迅速、有选择地借助于断路器将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其他无故障部分迅速恢复正常运行。（2）反映电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件而动作与发出信号、减负荷或跳闸。22继电保护的基本原理继电保护主要是利用电力系统中元件发生短路或异常情况时的电气量（电流、电压、功率、频率等）的变化构成继电保护动作的原理，还有其他的物理量，如变压器油箱内故障时伴随产生的大量瓦斯和油流速度的增大或油压强度的增高。大多数情况下，不管反应哪种物理量，继电保护装置都包括测量部分（和定值调整部分）、逻辑部分、执行部分。23常用的继电器及特性目前使用的继电器按动作原理可分为电磁型、感应型、整流型和数字型。1按反应物理量可分为电流继电器，典雅继电器功率继电器，阻抗继电器周波继电器和气体继电器。2按继电器在保护回路中所起的作用可分为I两度继电器，时间继电器中间继电器信号继电器和出口继电器。3继电器特性无论启动和返回继电器的做东都是明确干脆的。不可能停留在某一个位置。31变电站的选址原则与作用变电站的选址原则1从供电经济性的角度考虑，变配电站应接近负荷中心。2从生产角度考虑，变配电站不应妨碍生产和厂内运输，变配电站本身设备的运输也应当方便。3从安全角度考虑，变配电站应避开易燃易爆场所，变配电站宜设在单位的上风侧，在企业中，不易设在容易沉积粉尘和纤维的场所，变配电站不应设在人员密集的地方，变配电站的选址和建筑还应考虑到灭火、防蚀、防污、防水、防雨、防雪、防震以及防止小动物钻入的要求。变电站的作用变电站的主要作用是进行高底压的变换，一些变电站是将发电站发出的电升压，这样一方面便于远距离输电，第二是为了降低输电时电线上的损耗；还有一些变电站是将高压电降压，经过降压后的电才可接入用户。对于不同的情况，升压和降压的幅度是不同的，所以变电站是很多的，比入说远距离输电时，电压为11千伏，甚至更高，近距离时为1000伏吧，这个电压经变压器后，变为220伏的生活用电，或变为380伏的工业用电。4电所的电气主接线电气主接线主要是指在发电厂、变电所、电力系统中，为满足预定的功率传送和运行等要求而设计的、表明高压电气设备之间相互连接关系的传送电能的电路。41电气主接线的分类形式有汇流母线的接线形式和无汇流母线的电气主接线基本形式42有汇流母线的接线形式又分为单母接线，双母接线，一台半断路器接线，1台断路器接线，变压器母线组接线。（1）单母接线其优点简单清晰，设备少、投资小、运行操作方便，且便于扩建等优点。其缺点可靠性和灵活性较差，当母线或母线隔离开关故障或检修时，必须要断开它所接的电源与之相连接的所有电力装置，在整个检修期间均需停止工作。可以以下方法来弥补单母线接线的不足1母线分段断路器分段隔离开关分段。2加设旁路母线。（2）双母线接线其优点为供电可靠、调度灵活、扩建方便，其缺点是设备多，配电装置复杂，投资大。（3）一台半断路器接线，就是每两个回路用三台断路器接在两组母线上，即每一回路经一台断路器接至一组母线，两条回路间设一台联络断路器，形成一串，故称为一台半断路器接线，又称二分之三接线。（4）1台断路器接线，就是一个串有四台断路器，接三回进出线回路，与一台半断路器接线相比，投资节省，但可靠性低，布置复杂，并且要在一个串的三个回路中，电源与负荷容量要相匹配。（5）变压器母线组接线各出线回路由两台断路器分别接在两组母线，变压器直接通过隔离开关接到母线上，组成变压器母线组接线。43无汇流母线的电气主接线基本形式（1）单元接线就是电机与变压器直接连接成一个单元，组成发电机变压器组，称为单元接线。其优点是接线简单，开关设备少，操作简便。为了减少变压器台数和高压侧断路器数目，同时可以节省配电装置占地面积，可以采用扩大单元接线。（2）桥形接线在只有两台变压器和两条输电线路时,通常可以采用桥形接线,同时能节约断路器的数目但是按照桥连断路器的位置,其桥形接线又可以分为内桥式和外桥式。（3）角形接线当母线闭合成环形，并按回路数利用断路器分段，即构成角形接线，角形接线中不宜超过六角形。并且在角形接线中，断路器数等于回路数，且每条回路都与两台断路器相连接。这种接线的优点是检修任何一台断路器都不致中断供电，隔离开关作为隔离电压的器件，只在检修设备时起隔离电源之用，具有较高的可靠性和灵活性。5短路电流计算51系统等效电路图如图3所示SS12040556340292029204380438DL1D178119119DL6D2XL3628D3图3系统等效电路图（各阻抗计算见33）52基准参数选定SB100MVA，UBUAV即35KV侧UB37KV，10KV侧UB105KV。53阻抗计算（均为标幺值）1）系统X1100/20005X2100/250042线路L1，L2X3X4L1X1SB/VB20415100/3720438L3，L4X5X6L3SB/VB20410100/37202923变压器B1，B2X7X8（UK/100）SB/S0075100/6311954短路电流计算1）最大运行方式系统化简如图4所示。其中X9X2X3X40719X10X1X5X60546X11X10X9031X12X11X715据此，系统化简如图5所示故知35KV母线上短路电流ID1MAXIB1/X11156/0315032KA10KV母线上短路电流ID2MAXIB2/X1255/153667KA折算到35KV侧ID21MAXIB1/X12156/15104KA对于D3点以炼铁厂计算ID3MAX55/1536281073KASIISI1090546071935KVD17（8）11910KVD2XL3628D31135KV031D17811910KVD2XL3628D3图52最小运行方式下系统化简如图6所示。因S停运,所以仅考虑S单独运行的结果；X13X9X707191191909所以35KV母线上短路电流ID1MINIB1/X9156/0719217KA所以10KV母线上短路电流ID2MINIB2/X1355/1909288KA折算到35KV侧ID2LMINIB1/X13156/19090817KA对于D3以炼铁厂进行计算ID3MIN55/190936280993KA折算到35KV侧ID3LMIN156/190936280282KA图4S9071935KVD17810KV119D2XL3628图66主变继电保护整定计算及继电器选择61瓦斯保护轻瓦斯保护的动作值按气体容积为250300CM2整定，本设计采用280CM2。重瓦斯保护的动作值按导油管的油流速度为0615CM2整定本，本设计采用09CM2。瓦斯继电器选用FJ380型。62纵联差动保护选用BCH2型差动继电器。621计算IE及电流互感器变比，列表如下各侧数据名称Y（35KV）（10KV）额定电流I1ES/U1E1039A3I2ES/U2E3464A3变压器接线方式YCT接线方式YCT计算变比I1E/5180/53I2E/53464/5实选CT变比NL200/5400/5实际额定电流I1E/5450A3I2E/5433A不平衡电流IBP450433017A确定基本侧基本侧非基本侧622确定基本侧动作电流1）躲过外部故障时的最大不平衡电流IDZ1KKIBP1利用实用计算式IDZ1KK（KFZQKTXFIUFZA）ID2LMAX式中KK可靠系数，采用13；KFZQ非同期分量引起的误差，采用1；KTX同型系数，CT型号相同且处于同一情况时取05，型号不同时取1，本设计取1。U变压器调压时所产生的相对误差，采用调压百分数的一半，本设计取005。FZA继电器整定匝书数与计算匝数不等而产生的相对误差，暂无法求出，先采用中间值005。代入数据得IDZ11311010050051042704（A）2）躲过变压器空载投入或外部故障后电压恢复时的励磁涌流IDZ1KKIE（2）式中KK可靠系数，采用13；IE变压器额定电流代入数据得IDZ11310391351A3躲过电流互改器二次回路短线时的最大负荷电流IDZ1KKTFHMAX（3）式中KK可靠系数，采用13；IDZ1正常运行时变压器的最大负荷电流；采用变压器的额定电流。代入数据得IDZ11310391351A比较上述（1），（2），（3）式的动作电流，取最大值为计算值，即IDZ12704（A）622确定基本侧差动线圈的匝数和继电器的动作电流将两侧电流互感器分别结于继电器的两组平衡线圈，再接入差动线圈，使继电器的实用匝数和动作电流更接近于计算值；以二次回路额定电流最大侧作为基本侧，基本侧的继电器动作电流及线圈匝数计算如下基本侧（35KV）继电器动作值IDZJSIKJXIDZI/NL代入数据得IDZJSI2704/401171（A）3基本侧继电器差动线圈匝数WCDJSIAWO/IDZJSI式中AWO为继电器动作安匝，应采用实际值，本设计中采用额定值，取得60安匝。代入数据得WCDJSI60/1171512匝选用差动线圈与一组平衡线圈匝数之和较WCDJSI小而相近的数值，作为差动线圈整定匝数WCDZ。即实际整定匝数WCDZ5（匝）继电器的实际动作电流IDZJIAWO/WCDZ60/512（A）保护装置的实际动作电流IDZIIDZJINL/KJX1240/2771A3624确定非基本侧平衡线圈和工作线圈的匝数平衡线圈计算匝数WPHJSWCDZ/IE2JIWCDZ545/4331019匝故，取平衡线圈实际匝数WPHZ0工作线圈计算匝数WGZWPHZWCDZ5匝625计算由于整定匝数与计算匝数不等而产生的相对误差FZAFZAWPHJSWPHZ/WPHJSWCDZ0190/0195004此值小于原定值005，取法合适，不需重新计算。626初步确定短路线圈的抽头根据前面对BCH2差动继电器的分析，考虑到本系统主变压器容量较小，励磁涌流较大，故选用较大匝数的“CC”抽头，实际应用中，还应考虑继电器所接的电流互感器的型号、性能等，抽头是否合适，应经过变压器空载投入试验最后确定。627保护装置灵敏度校验差动保护灵敏度要求值KLM2本系统在最小运行方式下，10KV侧出口发生两相短路时，保护装置的灵敏度最低。本装置灵敏度KLM0866KJXIDLMIN/IDZL086610817/027712552满足要求。63过电流保护过电流继电器的整定及继电器选择1）保护动作电流按躲过变压器额定电流来整定IDZKKIE1/KH式中KK可靠系数，采用12；KH返回系数，采用085；代入数据得IDZ121039/0851467A继电器的动作电流IDZJIDZ/NL1467/40/635A3电流继电器的选择DL21C/102）灵敏度按保护范围末端短路进行校验，灵敏系数不小于12。灵敏系数KLM0866KJXID3LMIN/IDZ086610282/0146716612满足要求。64过负荷保护其动作电流按躲过变压器额定电流来整定。动作带延时作用于信号。IDZKKIE1/KF1051039/0851284AIDZJIDZ/NL1284/40556A3延时时限取10S，以躲过电动机的自起动。当过负荷保护起动后，在达到时限后仍未返回，则动作ZDJH装置。65冷却风扇自起动IDZ07IEL0710397274AIDZJIDZ/NL7274/40/315A3即，当继电器电流达到315A时，冷却风扇自起动。66主变压器继电保护装置设置主变压器继电保护装置设置电力系统中的电力设备和线路，应装设短路故障和异常运行的保护装置。电力设备和线路短路故障的保护应有主保护和后备保护，必要时可增设辅助保护。电力系统继电保护和安全自动装置的功能是在合理的电网结构前提下，保证电力系统和电力设备的安全运行。继电保护和安全自动装置应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。当确定其配置和构成方案时，应综合考虑以下几个方面，并结合具体情况，处理好上述四性的关系A电力设备和电力网的结构特点和运行特点B故障出线的概率和可能造成的后果C电力系统的近期发展规划D相关专业的技术发展状况；E经济上的合理性；F国内和国外的经验。继电保护和安全自动装置是保障电力系统安全、稳定运行不可或缺的重要设备。确定电力网结构、厂站主接线和运行方式时，必须与继电保护和安全自动装置的配置统筹考虑，合理安排。继电保护和安全自动装置的配置要满足电力网结构和厂站主接线的要求，并考虑电力网和厂站运行方式的灵活性。对导致继电保护和安全自动装置不能保证电力系统安全运行的电力网结构形式、厂站主接线形式、变压器接线方式和运行方式，应限制使用。在确定继电保护和安全自动装置的配置方案时，应优先选用具有成熟运行经验的数字式装置。应根据审定的系统接线图及要求，进行继电保护和安全自动装置的系统设计。在系统设计中，除新建部分外，还应包括对原有系统继电保护和安全自动装置不符合要求部分的改造方案。为便于运行管理和有利于性能配合，同一电力网或同一厂站内的继电保护和安全自动装置的型式，品种不宜过多。电力系统中，各电力设备和线路的原有继电保护和安全自动装置，凡不能满足技术和运行要求的，应逐步进行改造。设计安装的继电保护和安全自动装置应与一次系统同步投运。继电保护和安全自动装置的新产品，应按国家规定的要求和程序进行检测或鉴定，合格后，方可推广使用。设计、运行单位应积极创造条件支持产品的试用。1主保护主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。分为瓦斯保护（以防御变压器内部故障和油面降低）、电流速动保护、差动保护（以防御变压器绕组、套管和引出线的相间短路）。2后备保护后备保护是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。后备保护可分为远后备和近后备两种方式远后备是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护实现后备。近后备式当主保护拒动时，由该电力设备或线路的另一套保护实现后备的保护；当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现的后备保护。过电流保护（以反应变压器外部相间故障）、过负荷保护（反应由于过负荷而引起的过电流）。3辅助保护辅助保护是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。4异常运行保护异常运行保护是反应被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。异常运行保护和必要的辅助保护分为温度保护以检测变压器的油温，防止变压器油劣化加速和冷却风机自启动（用变压器一相电流的70来启动冷却风机，防止变压器油温过高）。67断路器控制回路和信号装置选择断路器控制回路在发电厂和变电站中对断路器的跳、合闸控制是通过断路器的控制回路以及操动机构来实现的。控制回路是连接一次设备和二次设备的桥梁，通过控制回路，可以实现二次设备对一次设备的操控。通过控制回路，实现了低压设备对高压设备断路器的控制操作情况1主控制室远方操作通过控制屏操作把手将操作命令传递到保护屏操作插件，再由保护屏操作插件传递到开关机构箱，驱动跳、合闸线圈。2就地操作通过机构箱上的操作按钮进行就地操作。3遥控操作调度端发遥控命令，通过通信设备、远动设备将操作信号传递至变电站远动屏，远动屏将空接点信号传递到保护屏，实现断路器的操作。4开关本身保护设备、重合闸设备动作，发跳、合闸命令至操作插件，引起开关进行跳、合闸操作。5母差、低频减载等其他保护设备及自动装置动作，引起断路器跳闸。可以看出，前三项为人为操作，后两项为自动操作，因此断路器的操作据此可分为人为操作和自动操作。根据操作时相对断路器距离的远近，可分为就地操作、远方操作、遥控操作。就地通过开关机构箱本身操作按钮进行的操作为就地操作，有些开关的保护设备装在开关柜上，相应的操作回路也在就地，这样通过保护设备上操作回路进行的操作也是就地操作，保护设备在主控室，在主控室进行的操作为远方操作，通过调度端进行的操作为遥控操作。68继电保护定值适应性分析681特殊天气下35KV变电站继电保护定值适应性分析1线路保护弱馈适应性冰灾期间，由于线路故障跳闸，不少35KV变电站仅剩一回出线甚至全停，造成不少线路临时变成终端线运行，出现弱馈方式。如果保护不投弱馈控制字，若线路出现纯相间故障，则全线速动保护不能动作，仅靠后备保护延时切除。如2008年1月30日1623赣嘉I线AC相问故障，嘉定变为弱馈侧，电流消失，该线路正常为联络线，两侧均为强电源侧，未设置弱馈控制字。根据正常逻辑，线路故障后，被对侧启动发信闭锁两侧高频保护，两侧高频保护均不能出口，最后依靠赣州变相间距离段正确动作跳三相开关，嘉定变保护不动作。考虑到冰灾发生期间电网运行方式变化无序，线路强弱电转换频繁，依靠人工更改定值难以实时跟踪电网运行方式的变化，同时线路故障绝大部分是单相故障，出现纯相间故障的几率非常低，再加上电网遭受破坏后，系统稳定要求相对有所降低，故没必要对临时出现的终端线路更改弱馈定值。2保护装置启动元件定值的适应性根据多年来的整定计算和故障分析经验，我们在日常整定计算中，着重提高了保护装置启动元件的灵敏度，一般灵敏度高达4，相电流突变量、高频零序电流、高频负序电流定值一次值均小于或等于180A，因而对运行方式具有较高的适应性。在这次冰灾中，通过对多条线路保护装置启动元件定值的校核，不存在灵敏度不足的问题，没有对保护装置启动定值进行更改，系统出现任何故障，保护均可靠启动并迅速切除故障。3零序电流保护定值的适应性随着电网的快速发展，电网结构日趋复杂，由于零序电流受系统运行方式的影响极大，零序保护I段已难以适应电网运行方式的变化。近年来，通过对零序保护定值研究分析，在系统小方式下，近70的保护零序I段保护范围还不足40；如果再考虑到保护背侧元件检修的话，那么零序I段的保护范围还将进一步缩短，在相当多的情况下，零序保护I段即使在出口处故障也无法可靠启动，完全丧失了配置该段保护的意义。为了保证电网的安全稳定运行，避免电网运行31方式频繁变化引起零序电流保护I段的超越，在35KV及以上系统配置双套主保护的前提下，从2005年开始，我们在简化35KV线路零序保护整定计算上迈开了关键的一步，即结合新建工程将35KV线路零序电流I段全部退出运行，仅保留零序、段。采用上述零序电流保护简化方案后，零序保护对电网运行方式变化适应性大为增强，这次冰灾中我们没有由于运行方式原因更改线路零序保护瞬时段定值，系统也没有因此出现保护的超越问题，效果明显。但是零序电流保护受系统运行方式影响大，零序、段仍然按照逐级配合的原则进行整定计算，由于电网结构复杂，35KV电磁环网运行，35KV线路成串成环，长短线路交替出现，运行方式灵活多变，造成零序后备保护段失配严重。冰灾期间由于线路受损停运，引起电网运行方式灵活变化，对继电保护线路保护弱馈、保护装置启动元件、零序电流保护继电定值会出现问题，因此，在实际继电保护定值确定时要考虑到这些特殊天气情况。转贴于中国论文下载中心682继电保护误整定分析2007年7月5日23时40分，采石变繁采2876线路因天气阴雨，空气湿度过大，引起瓷瓶发生雾闪，线路两侧2876开关A相均跳闸，重合成功。同时，引发刘村变2868线路保护误动，2031开关单跳重合成功，2032开关跳闸。事故发生后，通过对刘村变2868线路RCS一902A微机高频闭锁保护、微机光纤纵差保护动作报告及2031、2032开关保护面板显示信息的分析，发现高频闭锁保护、微机光纤纵差保护均起动但来动作出口，导致2868线路跳闸的唯一保护为工频变化量阻抗保护。核对定值单，工频变化量阻抗保护一次整定值为312，TV变比2200，TA变比240，折算到二次值应为033；现场检查发现RCS902A装置内工频变化量阻抗保护定值仍为3，即未进行一、二次折算。从而当发生区外正方向故障时，误动跳开刘村变2868线路2031、2032开关。683继电保护定值整定注意事项1加大对弱电源自适应保护的研究冰灾期间以及电网恢复过程中，系统运行方式变化无常，线路强弱电源变化无序，通过人工更改定值难以跟踪电网运行方式的变化，线路纵联保护有拒动的可能。为响应国家关于节能降耗的发展战略，今后将改革现行发电调度方式，开展节能发电调度，则电网和发电机组的运行方式更趋灵活，同时随着35KV电磁环网解环，将出现部分35KV线路强、弱电源频繁转换等问题，频繁地更改保护定值就是电网的不安全因数，因此应研究解决35KV线路强、弱电源转换引起保护装置自适应问题。2加强继电保护管理为了杜绝继电保护“三误”事故的发生，应加强继电保护管理。定值管理作为其中的一项重要内容，应结合电力系统发展变化，定期编制或修订系统继电保护整定方案。正常情况下各部门均应严格按照继电保护运行方案执行。现场编制继电保护定值单清册。并建立二次设备台帐。设备变更后及时更新台帐。3健全沟通渠道新设备投入时，调度部门整定专责应在新装置投运前下达调试定值单供现场调试使用，保护人员现场调试后将调试结果、调试定值单中存在的问题，书面反馈整定专责。保护整定人员认为定值符合现场要求，经生技部门认可后，调度部门下达正式定值单供现场使用。4加强检验力度在设备检修、试验、事故等情况下，涉及临时校核、调整有关保护定值时，方式人员应将方式变更情况等提前通知整定专责，整定专责依据检修申请或方式变更方案，根据一次方式变化情况和要求，进行临时定值的校核计算并反馈方式人员，调度下令通知运行人员和修试部门，由保护人员按临时定值对定值进行重整或按新定值另置区。当电网恢复正常运行方式时，由调度下令，保护人员恢复正常方式定值。5加强继电保护定值整定档案管理新设备投运或电网重整以及继电保护年检后，定值整定完毕时，保护整定人在新启用定值单签名并注明调整时间。同时打印定值清单，由变电站当值运行人员与继电保护专业人员共同核对签字后，保存于变电站现场作为正确运行的依据。已投运的保护装置定值不得随意改变，保护定值的调整应有调度命令或定值通知单，保护定值单的执行应以正式下达的调度指令为准。如执行过程中，对保护定值单有疑问，现场应及时向调度员或整定专责人反馈，不得擅自在定值单上修改。运行人员操作中调整定值含换区，应填写操作票或使用经上级批准的保护操作卡，定值单中主定值和附属说明等所有部分都必须完全执行，操作票操作卡中定值二次值的计算和核对，运行人员均应独自进行。定值调整、核对完毕后打印定值，监护人和操作人签名后保存7变电所的防雷保护与接地装置设计71变电所的防雷保护变电所是电力系统中对电能的电压和电流进行变换、集中和分配的场所，它担负着从电力系统受电，经过变压，然后配电的任务。显然，变电所是供电系统的枢纽，在供电系统中占有重要的地位。正因为变电所在电力系统的重要性，保证变电所的安全可靠运行的工作就显得十分重要。雷电防护问题是变电所不安全因素之一，如果变电所发生雷击事故，将造成大面积的停电。给社会生产和人民生活带来不便，所以变电所成为电力系统中防雷的重要保护部位。为了保证变电所的安全运行就要求防雷措施必须十分可靠。变电所要做到达到防雷标准的合格，必须对变电所的各个部分进行防雷保护。其中包括变电所的直击雷防护、变电所对感应雷的防护、变电所的进线防雷、变压器及其他配电设备的雷电防护、变电所的整体防雷接地。只有做好各个部分的防雷措施才能保证变电所安全运行。72变电所公共接地装置设计在农网建设和改造中，各地新建和改造了许多35KV变电所，为规范和统一35KV变电所的建设工作，一些省地方制定了35KV变电所设计的指导性意见和范本，但是对变电所的接地装置部分设计深度不够，使部分建设单位在施工设计中没有引起足够地重视，致使在实际施工中凭经验来敷设接地装置，给今后电气设备的安全留下了事故隐患。由于接地装置是保证变电所内人身和设备安全的重要设施，因此必须重视对接地装置的设计工作。1一般要求1为保证人身安全，所有的电气设备，都应装设接地装置，并将电气设备外壳接地。设计中首先应利用各类自然接地体。2一般应将各种不同用途和不同电压的电气设备使用一个总的接地装置。接地装置的接地电阻，应满足其中接地电阻最小的电气设备要求。3电气设备的人工接地体应尽可能在电气设备所在地点附近对地电压分布均匀，一般应采用环形接地体。4设计接地装置时，应考虑到一年4季中，均能保证接地电阻的要求值。2接地范围变电所中电气设备的下列金属部分均需接地变压器、电器、电机和照明器具等的底座和外壳；设备的传动装置；互感器的二次绕组；配电屏、保护屏、计量屏、电源屏与控制屏的框架；配电装置的金属构架和钢筋混凝土架构以及靠近带电部分的金属围栏；电力电缆的电缆接头、电缆终端的外壳以及电缆的外皮和钢管电缆的钢管等；电缆的外皮；3接地网的布置全国大部分地区变电所的接地网，无特殊情况，一般均可采用棒形和带形接地体联合组成的接地装置，对于不同的土壤电阻率，可分别采用不同的接地装置，一般的要求及布置方式为土壤电阻率3104CM时，因电位分布衰减较快，应采用以棒形垂直接地体为主的棒带接地装置。土壤电阻率31045104CM时，因电位分布衰减较慢，应采用以水平接地体为主的带棒接地装置。所有的接地装置应埋设于冻土层以下，一般埋设深度不小于06M。尽量利用固定电缆支、吊架用的预埋铁件作为屋内接地干线。接地装置的敷设方式围绕屋外配电装置、屋内配电装置、控制室及其它需要装设接地网的建筑物敷设环形接地网；各接地网之间的相互连线不应少于2根；接地网外缘的各角应做成