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8保护配备、使用情况及注意事项8.1保护配备8.1.1110千伏保护：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。8.1.335KV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。8.1.46千伏保护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、6KVPT：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)17-0129-020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。1设备的正常运行管理1.1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(℃)-15-2010152030405060708090油表指示值11.822.833.5456789107.1.2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10min，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。1.2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；j)均压电容应完好；k)机构箱保温设施良好。7.2.2六氟化硫断路器的巡视检查项目a)SF6气体压力和密度在规定范围内；b)断路器各部位及管道无异声(漏气声、振动声)及异味，管道夹头正常；c)套管表面清洁，无破损、裂纹，无放电声和电晕；d)引线连接部位无过热，引线驰度适中；e)断路器分、合位置指示正确，并和当时运行工况相符；f)外壳和基础接地完好；g)机构箱保温设施良好；h)二次护管密封完好，无破损。7.2.3真空断路器的巡视检查项目a)分、合位置指示正确；b)真空灭弧室无异常；c)底座接地良好；d)各连接部位无过热；e)支持绝缘子无裂痕及放电异音。7.2.4高压断路器运行有关规定a)长期停运的断路器在正式执行操作前，应通过远方操作方式进行试操作2～3次，无异常后方可按操作票拟定的方式操作；b)断路器遇有拒跳时，应立即拉开操作直流保险（操作直流开关），以防烧坏跳闸线圈；c)常规变断路器操作直流保险一般是5A，电磁操作机构合闸动力保险按合闸线圈额定电流的1/3～l/4配置；微机变操作直流开关和动力保险配置按照设计规定使用；d)断路器每次故障跳闸后，无论重合闸动作成功与否，均应对断路器本体和故障范围内设备进行详细检查。e)操作中应同时监视有关电压、电流、功率等表计的指示及红绿灯的变化，操作把手不宜返回太快；f)冬季户外断路器机构箱应加装保温设施，每年投入加热器前，应详细检查其绝缘性能，当气温低于－2℃时投入，高于5℃时停用；g)断路器禁止手动合闸接通负荷；h)SF6断路器本体压力应按厂家提供的温度/压力曲线表来确定；i）处于备用状态的SF6断路器应充气，气体压力在规定范围内。1.3互感器7.3.1充油互感器巡视检查项目a)油色、油位正常，油标完整；b)瓷质表面清洁，无破损、裂纹和放电痕迹；c)各部位无渗油、漏油；d)内部无异音；e)一、二次保险完好；f)外壳接地良好；g)引线接点无过热、无断股。7.3.2干式互感器巡视检查项目a)套管表面清洁，无破损、裂纹和放电痕迹；b)内部无异音；c)外壳和基础接地良好；d)一、二次保险完好；e)引线接点无过