大型抽水蓄能电站10/0.4kV厂用变压器低压侧单相接地保护配置

针对大型抽水蓄能电站10/0.4 kV厂用变压器远离配电装置的特点,提出了利用变压器高压侧过流保护兼做低压侧单相接地故障时的保护.根据抽水蓄能电站厂用电接线和D,Yn11变压器的特点,建立一个单电源电力系统模型,假定变压器低压侧a相发生接地故障,利用对称分量法求得高压侧各相的短路电流表达式.根据实际工程中应用的变压器容量以及变压器与配电装置的距离,对变压器高压侧过流保护的灵敏度进行计算,灵敏度系数大于1.5,满足规范DL/T5177-2003的要求.最后根据计算结果,对距离配电装置4 km以内的2000 kV·A及以下变压器低压侧单相接地故障的保护配置作出了建议.     

特高压换流站站用电系统保护配置及定值配合研究

淮安换流站示范工程中,500 kV/10 kV站用变压器直挂500 kV母线,特殊的站用电系统接线及两级降压方式给站用变压器保护的配置及电流互感器选型带来一些问题。通过研究淮安换流站站用变压器保护定值整定应用算例,对短路电流计算、定值整定方法、各级时限配合关系进行探讨,针对500 kV/10 kV站用变压器低压侧电缆段出现短路故障且短路电流较小时提高灵敏度的问题,提出高压侧断路器配置失灵和小失灵保护的双套保护技术方案。该方案在分析高低压侧短路故障电流差异较大基础上,接入小变比电流互感器次级绕组,当低压侧故障电流较小时,小变比的失灵保护装置灵敏度较高,可实现故障的最小化隔离。     

特高压变电站站用电系统设计探讨

针对荆门1000kV变电站一次接线特点,站用电系统采用2级降压方式,通过110/10kV、10/0.4kV2级变压器串联,中间经电缆引接且不设任何开断设备。对站用变回路电流互感器参数选择、站用变保护范围及其配置、备用电源投入等方面的设计进行分析,一期1号主变、0号备用变配设纵联差动保护、高压侧电流速断保护以及后备过流保护和低压侧零序电流保护、非电量保护,0号变110kV侧还装设了零序电流保护。由于2级串联变压器之间不设开断设备,电量保护动作时不区分故障元件。     

Dyn11接线变压器事故跳闸分析及处理

针对发电厂Dyn11接线方式的6kV厂用变压器,送电过程中高压侧断路器充电正常,低压侧断路器与运行母线并列时差动保护动作跳闸,高低压侧断路器单独带低压母线运行一段时间后,差动保护再次动作跳闸事故,根据事故现场测得的模拟量数据,用向量分析的方法快速准确地判断出事故的原因,是由于变压器角形侧一次接线改变引起的,处理后成功排除了故障。     

变压器励磁涌流引起的母线差动保护误动故障

1故障现象2013年4月,某110 kV变电站（系统接线如图1所示）Ⅱ段及2号主变停电检修,110 kV 906进线带Ⅰ段负荷运行。检修后送电,当值班员在后台机遥控操作合闸2号主变高压侧902断路器时,110 kVⅠ段母线差动保护动作,110 kV进线906断路器、母联903断路器、1号主变高压侧901断路器、1号主变低压侧931断路器（图中未画出）跳闸。     

交流特高压变电站站用变保护技术方案

特高压交流变电站站用电系统通常采用2级降压的方式,2级串联变压器的主保护差动需引接110 kV和380 V侧的CT电流。在低压侧故障时,低压侧电流有几十千安培,而折算到高压侧仅几百安培,由于两侧电流数据相差较大,给站用变的CT选型及站用变保护的配置、原理、整定带来一些问题。通过研究"皖电东送"特高压工程的淮南变电站低压侧设备配置方案和接线方式,结合实际工程情况及设备参数,分析了特高压交流变电站站用变保护的特殊问题。提出采用一套保护装置中配置双套电流转换插件及两套差动保护、后备保护的技术方案,并建立动模系统验证了该原理方案的可行性。     

利用遥控重合器简化10kV配变一、二次接线

现场 8 0 0kVA以下的 10kV配电变压器高压侧常用跌落式熔断器或负荷开关来作为配变的操作控制和保护设备。 80 0kVA及以上的 10kV配变高压侧一般要求装设断路器 ,在配变发生故障 (如瓦斯保护动作 )时 ,由断路器切断故障电流。如按常规做法 ,若为一台配变配用一套专用的控制、保护设备及安装所用变压器 ,不仅控制、保护接线复杂 ,日常维护工作量大 ,也很不经济。在进行 10kV配电变压器设计时 ,若在配变高压侧装设自身带有控制、保护电源 ,并集控制、保护、计量、隔离开关、断路器于一体的ZW8- 10型遥控重合器 ,则可简化10kV配变一次接线 …     

10 kV户外真空断路器拒分原因分析与处理

正1 现场情况2015年7月22日,某35 kV变电站正在运行的户外10 kV馈线间隔发生故障。该间隔真空断路器保护正确动作,但因断路器拒分,造成该站两台主变低后备保护动作,主变低压侧对应的101、102断路器跳闸,导致该站10 kV母线失压。该站户外10 kV系统采用单母分段接线方式,两段母线之间没有专用的母联断路器,只有一组母联隔离开关用于两段母线的联络。故障发生时,该母联隔离开关处于合闸状态。     

35 kV户外真空断路器故障原因分析及处理

1 故障现象 2020年6月23日,某220 kV变电站内处于热备用状态的35 kV馈线间隔发生故障,造成该站2号主变低后备保护复压过流Ⅰ段Ⅰ时限动作、350母联保护过流Ⅱ段动作,2号主变对应的低压侧352断路器、350母联断路器跳闸,该站35 kV一段母线失压.     

10kV单母线分段环形接线方式下备自投装置的应用

单母线分段环形接线方式在110 kV变电所低压侧的应用逐渐增多.介绍单母线分段环形接线的优点,并以110 kV变电所扩建工程为例,分析10 kV侧单母线分段环形接线方式下的主要运行方式,给出10 kV侧2套备自投的配置方案;分析备自投装置的闭锁条件、负荷联切、动作时间整定等实际应用问题.并针对主变差动保护动作低压侧备自投装置动作时间较长的问题,提出解决方案.对低压侧采用单母线分段环形接线方式的变电所提高供电可靠性具有一定参考价值.     

变压器、配网线路后备保护配置、整定方面的改进措施

通过对变压器10kV侧及10kV配网线路相间过流远后备灵敏度的计算、统计、分析,提出增加变压器和配网线路保护配置:增设负序过电流保护作为10kV系统相间短路后备保护的补充,使对同一点故障的灵敏度及切除率由11.67%提高到76.56%。并给出合理的整定计算方法,指出改进后的保护配置对提高远、近后备灵敏度是一种行之有效的手段。     

关于110kV主变后备保护动作分析和整定计算的探索

在装有两台并列运行三圈变压器的变电站,如主变10 kV(或35 kV)侧保护CT至本侧母线处发生短路故障,故障变压器低压侧开关(或中压侧开关)跳闸后不能切除故障,或故障变压器低压侧开关(或中压侧开关)拒动不能隔离故障,将会造成全站失压.为此提出在主变10kV(或35kV)侧后备保护中设置一段方向由本侧母线指向变压器的复...     

500 kV变压器中压侧及220 kV出线零序过流保护配置及整定方法研究

分析了目前500 kV变压器与500 kV侧出线、220 kV侧出线零序过流保护的整定配合方法,发现500 kV变压器中压侧零序过流保护的整定配合很难,会出现越级动作的可能。在此基础上提出了500 kV变压器的中压侧采用零序反时限保护来代替无方向定时限零序过流保护,同时220 kV侧出线的定时限高阻段保护也采用零序反时限保护的配合方案。实践证明,这种方案解决了保护配合难点,杜绝了线路发生接地故障时而引起的变压器零序过流保护误动,从而保证电网的安全稳定运行。     

火电厂辅机高压变频调速系统的保护配置探讨

从火电厂辅机电动机的保护配置,具体从高压异步电动机的保护配置、电动机保护与高压变频器保护的关系、高压变频调速系统应具有的保护功能(如欠压保护、瞬时停机再启动功能、输入过流保护等)等方面探讨了火电厂辅机高压变频调速系统在保护功能配置方面应该注意的问题,谨供火电厂辅机进行高压变频调速系统的选型和方案确定参考.     

沙角B电厂6．3kV厂用电系统接地保护的配合

沙角B电厂6．3kV厂用电系统存在各保护配合不协调的问题。为此,根据6．3kV厂用电系统高阻接地方式的特点,分析了各保护装置的灵敏性及整定配合,通过理论计算和试验验证,提出了修改保护整定值的建议。具体意见是：零序过电流保护的整定值由0．5A调整至0．8A,零序方向保护的整定值由12．5mA调整至10mA,1/2段母线零序过电压保护的整定值由30V调整至10V,其他母线零序过电压保护的整定值由30V调整至15V。     

数字式变压器快速后备保护的设计与运用

在 1 1 0kV变电站的 1 0kV母线上一般都不装设母线保护 ,这样当发生 1 0kV母线上的短路故障后 ,切除故障就要靠该站变压器 1 0kV侧的后备保护。后备保护的时限按与出线过流保护时限配合整定 ,延时都在2 .0s以上 ,因而切除故障的时间长 ,导致设备损坏严重。本文结合云南滇东电网的实际情况 ,对这样的变电站主变保护的配置及设计作出探讨 ,提出了一个新的运行方式及完整的保护配置方案     

苏州同里±10 kV柔性直流配电系统直流故障特性研究

基于苏州同里±10 kV直流配电系统参数,针对直流单极接地和极间短路故障暂态特性进行了研究。采用示范工程系统结构及控制策略,利用PSCAD建立了电磁暂态模型,针对系统交流侧、换流器侧、直流侧和负荷侧进行了故障过电压、过电流研究,分析了接地电阻对直流侧电压和电流的影响。结果表明：系统直流侧发生单极接地故障时,交流侧出现持续直流分量,换流器不闭锁,DC-DC变换器高压侧电容放电;故障接地电阻对直流侧电压、电流影响大;极间短路故障产生严重过电流,将触发换流器过电流保护,导致换流器闭锁;故障电流是产生过电压的重要原因;电感元件两端过电压较大,极间故障对系统交流侧影响较小。     

1 000kV南阳变电站110kV侧的继电保护配置

1 000kV特高压南阳变电站110kV侧低压无功补偿设备与传统超高压变电站的低压无功补偿设备相比,在设备原理、设备容量、接线方式、保护原理和控制方案方面存在较多的特殊性和创新性。介绍了大容量并联电容器组双桥差保护接线的方案;110kV新型负荷开关的应用使110kV系统的无功设备保护跳闸采用2级出口,失灵保护采用的2级失灵方案;母线死区故障采用特殊跳闸方案;特高压变电站站用变容量相对较小,针对电流互感器（current transformer, CT）配置、继电保护定值整定、系统调试等方面出现的新问题提出了解决方案。鉴于南阳站站用电系统接线方式的特殊性,提出了110 kV站用变差动保护范围的优化方案。