110kv变压器技术协议范文第1篇
1.1 1 10 kV变压器的组成部件
变压器的主要部件如下。
(1) 器身:包括铁心、绕组、绝缘部件及引线;
(2) 调压装置:即分接开关, 分为无励磁调压和有载调压;
(3) 油箱及冷却装置;
(4) 保护装置:包括储油柜、安全气道、吸湿器、气体继电器、净油器和测温装置等;
(5) 绝缘套管。
1.2 电力变压器故障、异常工作状态及其保护方式
变压器是电力网中重要的电气设备, 为了电力网安全、经济运行满足用户的需求及负荷调度的灵活性, 在变电站运行中一般有两台及以上的变压器并联运行;通常采用分级绝缘的变压器, 对其中性点接地方式必须进行合理的选择。
变压器的故障可以分为油箱内部故障和油箱外部故障。油箱内部故障有, 绕组的相间短路、绕组的匝间短路、中心点直接接地系统侧绕组的接地短路。变压器发生内部故障是很危险的, 因为故障点的高温电弧不仅会烧坏绕组绝缘和铁心, 而且可能由于绝缘材料和变压器油在高温电弧作用下强烈气化引起油箱爆炸。油箱外部故障主要有, 油箱外部绝缘套管, 引出线上发生相间短路和接地短路。
变压器的异常工作状态有过负荷;由外部短路引起的过电流;油箱漏油引起的油位下降;外部接地短路引起未接地中性点过电压;绕组过电压或频率降低引起的过励磁;变压器油温升高和冷却系统故障等。
2 110kV变压器保护的配置及相关原理
2.1 对变电站主接线的分析
鉴于二次回路继电保护和自动装置与一次回路接线紧密相关, 根据已知的原始资料提出主接线方案如下。
(1) 拟定方案原则。
变压器台数和容量的选择直接影响主接线的形式和配电装置的结构。它的确定除依据传递容量等基本原始资料外, 还应依据电力系统5～10年的发展规划、输送功率大小、馈线回路数、电压等级以及接入系统的紧密程度等因素, 进行综合分析和合理选择。
本次设计内容是对该110kV变电站装设的两台三绕组油浸强迫风冷分级绝缘主变压器及其馈线进行继电保护配置和整定。三种电压等级分别为110kV、35kV和10kV。
通常变电站主接线的高压侧, 应尽可能采用断路器数目较少的接线, 以节省投资, 随出线数目的不同, 可采用桥形、单母线、双母线及角形接线等。如果变电站电压为超高压等级, 又是重要的枢纽变电站, 宜采用双母线带旁母接线或采用一台半断路器接线。变电站的低压侧常采用单母分段接线或双母线接线, 以便于扩建。6kV～10kV馈线应选轻型断路器, 如SN10型少油断路器或ZN13型真空断路器;若不能满足开断电流及动稳定和热稳定要求时, 应采用限流措施。在变电站中最简单的限制短路电流的方法, 是使变压器低压侧分裂运行;若分裂运行仍不能满足要求, 则可装设限流电抗器。
故综上所述主接线应从以下几个方面考虑。
(1) 断路器检修时, 对连续供电的影响程度。
(2) 线路能否满足负荷对供电的要求。
(3) 经济合理易于扩建。
(2) 方案的拟定。
通过对给定的原始资料进行分析, 结合对电气主接线的可靠性、灵活性及经济性等基本要求, 综合考虑。在符合技术、经济政策的前提下, 力争采用供电可靠, 经济合理的主接线方案。此主接线还应具有足够的灵活性, 能适应各种运行方式的变化, 且在检修、事故等特殊状态下操作方便、调度灵活、检修安全、扩建发展方便。
变电所110kV侧采用外桥接线, 35kV采用单母线分段接线且保持一台变压器中性点接地同时10kV采用双母线接线。主接线示意图如图1所示 (图中只画出断路器, 隔离开关未画出) 。
2.2 变电站主变压器的继电保护配置
(1) 差动保护:反应油箱内故障及油箱外套管、引线故障 (包括相间、对地故障) 动作于三侧跳闸。
(2) 气体保护, 反应油箱内故障, 分轻、重气体保护:轻气体动作于信号, 重气体动作于三侧跳闸并发信号。
(3) 相间故障过电流保护:作本身及出线的后备保护。所设计的主变为双侧电源三绕组变压器为保证保护动作的选择性和快速性, 三侧均装设过流保护, 动作时间短的35kV侧的保护加装方向元件:方向为指母线、跳本侧同时加装一套不带方向的保护, 以最大时限跳三侧, 作纵差保护的后备。
具体配置如下。
110kV:复合电压过电流保护, 时限跳桥开关, 。
35kV:复合电压过电流保护, 带方向跳分段, 不带方向跳三侧。
10kV:两相式过电流保护
时限原则:最短的时限t也要长于相邻元件最长时限 (设线路后备保护为1s) 。
(4) 零序电流和零序电压保护。
反映110kV中性点接地系统主变高压侧及馈线单相接地的后备保护, 保护分三个时限。Io保护的最短时限跳桥开关, oV保护以较长时限跳中点不接地的主变, 最后Io保护以最长时限跳开中点接地的主变。
(5) 过负荷保护:由接于单相的CT反映主变对称过负荷, 对该双侧电源三绕组主变, 在三侧均装设, 各侧过负荷保护经同一时间继电器发延时信号 (10s) 。
2.3 保护原理说明
(1) 变压器差动保护。
差动保护是变压器的主保护。变压器差动保护的工作原理与线路纵差保护的原理相同, 都是比较被保护设备各侧电流的相位和数值的大小。由于变压器高压侧和低压侧的额定电流不相等再加上变压器各侧电流的相位往往不相同。因此, 为了保证纵差动保护的正确工作, 须适当选择各侧电流互感器的变比及接线方式, 使各侧电流相位的补偿, 从而使正常运行和区外短路故障时, 两侧二次电流相等。三绕组变压器差动保护的动作原理和双绕组变压器差动保护的动作原理是一样的, 也是按循环电流原理构成。正常运行和外部短路时, 三绕组变压器三侧二次电流向量和为零。它可能是一侧流入另两侧流出, 也可能由两侧流入, 而从第三侧流出。所以, 从理论上讲流过差动线圈的电流为零。其原理接线如下图3所示。
当正常运行和外部短路时, 若不平衡电流忽略不计, 则流入继电器差动回路的电流为零。
当内部短路时, 流入继电器的电流则为
即等于各侧短路电流 (二次值) 的总和。
必须指出的是, 由于变压器一、二次电流、电压大小不同, 相位不同, 电流互感器特性差异, 电源侧有励磁电流, 都将造成不平衡电流流过继电器差动回路, 必须采用相应措施消除或减少不平衡电流的影响。这样在正常及区外短路时, 保护不会动作, 而发生内部故障时, 保护将灵敏动作。为保证三绕组变压器差动保护的可靠性和灵敏性, 应注意以下几点。
(1) 各侧电流互感器的变比应统一按变压器额定容量来选择。
(2) 外部短路时的三绕组变压器的不平衡电流较大, 宜采用带制动特性的BCH-1型差动继电器, 若BCH-1型仍不满足灵敏性要求, 可采用二次谐波制动的比率制动式差动保护。
(2) 气体保护。
气体保护是变压器内部故障的主要保护, 对变压器匝间和相间短路、铁芯故障、绕组内部断线及绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏反应。当油浸式变压器的内部发生故障时, 由于电弧燃烧使绝缘材料分解并产生大量的气体, 其强烈程度随故障的严重程度不同而不同。气体保护就是利用反应气体状态的气体继电器 (又称瓦斯继电器) 来保护变压器内部故障的。
在气体保护继电器内, 上部是一个开口杯, 下部是一块金属档板, 两者都装有密封的干簧接点。开口杯和档板可以围绕各自的轴旋转。在正常运行时, 继电器内充满油, 开口杯浸在油内, 处于上浮位置, 干簧接点断开;档板则由于本身重量而下垂, 其干簧接点也是断开的。当变压器内部发生轻微故障时, 气体产生的速度较缓慢, 气体上升至储油柜途中首先积存于气体继电器的上部空间, 使油面下降, 开口杯随之下降而使干簧接点闭合, 接通延时信号, 这就是气体保护;当变压器内部发生严重故障时, 则产生强烈的气体, 油箱内压力瞬时突增, 产生很大的油流向油枕方向冲击, 因油流冲击档板, 档板克服弹簧的阻力, 带动磁铁向干簧触点方向移动, 使干簧触点闭合, 接通跳闸回路, 使断路器跳闸, 这就是重气体保护。重气体动作后, 跳开变压器各侧断路器, 并发重气体动作信号。
(3) 中性点可能接地或不接地分级绝缘变压器的零序保护。
分级绝缘变压器, 其中性点绝缘的耐压强度较低, 若中性点未装设放电间隙, 为防止中性电绝缘在工频过电压下损坏, 不允许在无接地中性点情况下带接地故障。因此, 但发生接地故障时, 若中性点未装放电间隙, 则应先切除中性点不接地的变压器, 然后切除中性点接地的变压器。若中性点已装放电间隙 (本设计采用) 则动作情况:
当系统发生单相接地短路时, 中性点接地 (隔离开关闭合) 运行的变压器由其零序电流保护动作切除。若此时高压母线上已没有中性点接地的变压器时, 中性点将发生过电压, 导致放电间隙击穿。中性点不接地变压器将由反映间隙放电电流的零序电流保护瞬时动作切除变压器, 如果中性点过电压值不是以使放电间隙击穿, 则由零序电压元件延时将中性点不接地的变压器切除。延时是为了躲开电网单相接地短路暂态过程的影响。
(4) 复合电压启动过电流保护。
工作原理:当正常运行时, 电流启动元件由于不Kss, 可能动作, 但电压启动元件都不动, 故保护装置不动作。当变压器发生不对称短路时, 故障相电流继电器KA动作, 同时负序电压继电器KVN动作, 其动断触点打开, 断开低压继电器KV的电压回路, KV动断触点闭合, 使闭锁中间继电器KM动作, 其动合触点闭合, (此时电流继电器已动作) 启动时间继电器KT, 经过KT的延时, 其触点闭合, 启动出口继电器KOM, 使变压器各侧断路器跳闸。当发生三相对称短路时, 由于短路瞬间也会出现短时的负序电压, 使负序电压继电器PVN启动, 使低压继电器KV动作, 当负序电压消失后KV接于相间电压上, 因此只有母线电压高于KV的返回电压方可使KV返回。但三相短路时母线电压很低, 低于KV的返回电压, 故KV保持动作状态, 此时相当于低电压启动的过电流保护动作, 使变压器各侧断路器跳闸。保护装置原理接线如下图4所示。
复合电压的过电流保护, 采用负序电压继电器的整定值较小, 对于不对称短路提高了灵敏性。对于对称短路, KV的返回电压为其启动电压的1.15～1.2倍, 因此电压元件比低电压过电流保护灵敏系数可提高1.15～1.2倍。
同时, 与低电压启动的过电流保护一样, 由于不计电动机自起动系数Kss, 电流元件灵敏系数有较大提高。
摘要：随着国民经济的迅速发展, 电力需求日益增加, 安全可靠供电显得越来越重要。用户对电能质量及供电的可靠性更高的要求, 为了满足这一要求, 关键问题之一便是要保证输配电网中重要的电气设备电力变压器的安全运行, 合理选择相应系统特点的继电保护装置便显得更为突出。国内外变压器运行事故表明, 短路事故是引起变压器损坏, 从而影响电网供电的主要原因之一。本文首先简要介绍了变压器的组成以及对应一些常见的故障、异常工作状态下所采取的保护方式, 然后对一个110kV变电所三相三绕组主变压器及其馈线继电保护的配置及相关的保护原理进行了详细的讨论, 作为选购相应继电保护装置的依据。
110kv变压器技术协议范文第2篇
2009年10月2日20时59分, 110kV某变电站#1主变差动保护、本体重瓦斯动作出口跳#1主变三侧开关, 造成35kV母线、10kVⅠ母失压, 站用电消失。1#主变保护测控屏上发“本体重瓦斯”、“本体轻瓦斯”、“差动保护动作”、“PT回路异常”信号。
将#1主变转检修状态后, 经初步检查#1主变差动保护区设备无异常, 本体瓦斯继电器内部存在大量可燃气体, 为此初步判断本次事故为主变本体内部故障引起, 保护动作正确。随即安排全面试验及油化验, 油、气采样化验分析结果是总烃、氢气、乙炔等重要指标全部严重超标, 进一步判明主变本体内部有故障, 安排次日对该主变进行全面电气试验。
2 主变基本情况及故障前的试验情况分析
(1) #1主变基本情况:型号:S S 7-40000/110, 出厂日期:1989年7月, 1990年投入运行, 强油循环冷却方式, 制造厂家:保定天威股份有限公司。2005年对该主变进行改造性大修, 将强油循环冷却方式改为自然冷却方式, 同时对油枕进行改造。
该主变上次预防性试验时间是2007年4月16日, 油化验时间是2009年5月12日, 事故发生时均在规程规定周期内。
(2) 故障前的试验情况:从该主变2007年4月16日预防性试验报告分析, 没有发现异常情况;从2007至2009年这三年油化验报告分析, 反映油是否受潮的重要项目 (闪点、水分、击穿电压等) 均在合格范围内, 反映变压器内部主绝缘情况的总烃、氢气、乙炔等重要数值没有异常或突变, 且均在合格范围内, 只有二氧化碳气体逐年有所增长, 此项数值在规程中没有强制性规定, 根据油、气化验导则总烃、氢气、乙炔三项重要指标未超标时, 不予以进行三比值对比分析, 伴随着固体绝缘明显老化在油中存在的一氧化碳、氢气等气体均没有增长, 故油化验分析为固体绝缘属正常老化, 不影响设备安全运行。2007至2009年部分油化验 (试验) 数据如表1。
3 对#1主变事故后电气试验、油气化验报告分析
(1) 电气试验:根据2009年10月3日电气试验报告分析, 变压器中、低压侧各项指标没有发现异常情况, 铁芯对地绝缘没有明显降低, 但高压侧绕组直流电阻不平衡率最高达64%, 严重超过规程规定2%, 其原因是高压侧C绕组直流电阻比其它两相明显增大, 与2007年预防性试验报告对比变化较大。进行变压器变比试验时, 中压对低压侧正常, 高压对中压侧、高压对低压侧无法测试, 因此判定高压侧C绕组有匝间短路现象, 低压侧绕组直流电阻不平衡率达1.39%, 超过规程规定1%。如表2。
绕组直流电阻测试:实测电阻 (电阻单位:mΩ;温度单位:℃) 。
(2) 油气化验。
根据2009年10月3日油气化验报告分析 (见表3) , 总烃、氢气、乙炔等重要数值严重超标, 并经三比值对比分析, 初步分析判断变压器本体存在低能放电、固体绝缘之间油击穿的情况。
4 吊罩检查情况
由于事故前试验、化验报告没有发现绝缘异常征兆, 为了进一步查清故障原因决定马上联系制造厂家派技术人员到现场对主变进行吊罩检查。
2009年10月7日上午对该#1主变进行吊罩检查, 发现在变压器瓦斯继电器连通管内有水流出, 连通管底部有明显锈迹, 器身内部铁厄上有明显水迹, 高压侧绕组绝缘纸表面有水分, 器身大盖靠近瓦斯继电器连通管处内壁挂有水珠, C相高压绕组匝间绝缘击穿, 高压线圈中部辐向变形, 线圈匝间纸绝缘鼓泡, 判定线圈绝缘进水受潮造成匝间绝缘击穿。
初步分析, 水应从主油枕内流入瓦斯继电器连通管, 主油枕可能有渗漏点。随后对油枕进行解体检查, 发现油枕内的气囊底部有大量水迹及锈迹, 油枕侧面大盖箱壁处和大盖底部有大量锈迹, 气囊、外部连通管及连通管接口无漏点。经仔细查找, 最后发现是大盖密封圈在装配时, 由于装配质量问题, 密封圈压在枕壁突出沿边上, 造成密封不良, 而此部位恰好在变压器正常油面高度上方, 没有渗漏油, 故平时无法及时发现。
5 事故原因分析
根据事故前、事故后该主变的油、气采样化验结果和电气试验结果分析、比较, 结合主变吊罩检查和油枕进行解体检查情况, 本次事故原因是由于厂家在2005年9月进行该主变改造性大修对主油枕改造时在油枕侧面大盖密封圈安装中存在安装质量问题, 造成主油枕密封不严向内渗水、高压侧C相绕组匝间纸绝缘受潮而发生绕组匝间绝缘击穿短路。
6 暴露问题
(1) 大修、改造工程验收中存在漏洞, 对一些平时无法监控又不易发现的安装质量问题没有把好关。在2005年9月厂家对#1主变进行改造性大修中, 对#1主变的油枕做了相应改动, 同时也更换了油枕的密封胶圈, 可是在压接密封胶圈时因工艺问题造成密封胶圈封闭不到位。2005年10月该主变改造完工验收时, 因受限于现场条件, 没有对油枕进行拆盖检查, 未能及时发现该事故隐患, 导致此次事故的发生。
(2) 大修、改造工程的现场验收标准不够规范, 有待进一步细化和表格化。
7 整改及防范措施
(1) 加强设备安装、改造、大修工程验收环节的管理, 特别是上述工作过程中隐蔽部分的验收, 确保设备安全运行。
(2) 规范设备安装、改造、大修工程的现场验收标准, 组织相关专业技术人员编写设备安装、改造、大修工程现场验收标准尽可能细化和表格化, 确保无漏项、不留下事故隐患。
(3) 总结本次事故经验教训, 举一反三强化技术监督职能, 加强对试验结果的分析管理。特别是在恶劣的气象条件下, 可缩短周期对一些设备进行个别项目的补充性试验和追踪检查, 及时发现设备隐含的缺陷、隐患, 为设备把好脉, 防止突发性事故的发生。针对近期连续多雨潮湿天气, 对各变电站主变 (特别是运行年限较长者) 的本体绝缘油全面抽样进行油化验工作, 及时掌握各变压器中反映绝缘油品质的各类气体含量的变化情况, 避免类似事故发生。
(4) 加强主设备的状态评价工作, 根据评价结果和现场实际情况, 必要时应缩短试验周期。且对试验结果虽在合格范围, 但经比较有变化的结果、数值, 要认真加以分析和定期追踪比对, 找出变化规律, 及时发现设备的安全隐患。
(5) 对变压器等大型主设备加快推广实施安全在线监测, 实时监视设备的运行情况, 及时采集故障前兆信息和判断设备可能会发生的故障, 提前采取措施, 避免设备事故的发生。
摘要：对某变电站1号变压器故障前后的状态进行描述, 并对试验数据进行了分析, 从而找出导致故障的根本原因, 提出相应的预防措施。
关键词：变压器,故障,试验数据,原因分析
参考文献
110kv变压器技术协议范文第3篇
一、主接线设计
主接线在设计的过程中较为复杂, 虽然能够具有一定的可靠性, 但是因为接线方式的复杂反而容易出现故障问题, 一旦出现故障将会难以检测, 维护也较为困难。因此在保证供电可靠的情况下要尽量简化主接线的设计, 然后确定变压器的承载量, 根据电气的特点确定变电站的主接线形式, 最常用的主接线形式就是线路-变压器, 110kv的变电站电源进线选择T形进行接线[1]。选择这种接线方式是因为高压设备少、占地面积小、接线方式简单, 在出现电源失电时能够通过备用自投的方式转移负荷, 并在最短的时间内恢复电源。
二、主变压器选择
在安装主变压器之前, 需要先对整个变电站运行系统进行实地考察, 根据实际情况选择合适的变压器, 根据安装的面积以及运行结构的复杂程度选择变压器的安装数量。而确定安装数量时, 需要以总容量与占地面积作为考核的指标, 比如, 当变电站的用电量在某一阶段有较大的差距, 或着承载的符合很多, 应该安装两台以上的变压器, 如果变压器能够从低压侧电网中获取足够的电源, 将不需要太多的变压器, 只需要一台主变压器即可。但是大多数的情况下110kv的变电站需要安装两台甚至两台以上的变压器, 这样才能够保证变压器的正常运行, 安装两台以上是为了预防其中一台变压器发生故障后另一台变压器能够承载一定的负荷, 保证变电站的正常运行。
(一) 布置结构
110kv变电站的布线方式中, 高型的布置形式相比中型与半高型都较好, 布置形式各有特色, 高型布置需要对母线进行隔离。但是操作较为复杂, 抗震性能弱;中型布置成本较低, 抗震性能好, 维护难度小[2];半高型不适用于简单的变电站设计, 但是能够将装置的距离减小, 并且增加一部分的布线面积。一个完整的变电站系统需要有良好的防震功能, 如果变电站的负荷承重较大, 不能采用浅埋的方式, 需要采用12m长的管桩作为支撑, 防止建筑物沉降, 增加设备的使用寿命。
(二) 直流系统设计
为了给变电站的一次设计的设备进行供电, 需要在变电站内设置直流系统, 直流系统的设计需要采用单母线分段的形式进行接线, 并在每一个分段位置设立开关, 每一段的母线都要有蓄电池, 还要有一套充电的装置用于存储电池, 每套系统采取的供电方式都是混合型的, 需要设立相应的检测装置, 并根据供电方式的不同采取不同的检测形式, 比如110kv的变压器采取的是放射型的供电形式, 方式为双回路, 通过直流馈线屏获取电源;而10kv需要根据实际的情况对每一段母线进行双回路的设置。
三、110kv变压器和线路的保护
(一) 变压器误动的原因
1.电缆屏蔽层接地线不正确导致变压器误动
110kv变电站中馈线为10kv, 采用的是带有屏蔽层的点看, 并且电缆屏蔽层需要同时接地, 采用这种方式能够达到抗干扰的效果。10kv馈线一般采用的是穿心式[3], 穿过电缆安装在开关柜的出线处, 如果接地发生短路故障将会产生不平衡的电流。但是当电缆屏蔽层的两端接地之后, 感应电流会在零序TA感应到电流, 如果不立即进行处理将会直接影响到零序保护, 从而引起变压器的越级。
2.10kv馈线保护拒动
目前很多的电网系统大部分采用的都是微机型, 保护的性能得到了极大的提高, 但是移位型号较多, 产品的质量不一, 导致散热的功能出现一定的差异, 装置会时常发生故障, 根据110kv变电站保护故障进行分析, 电源插件、跳闸出口的插件最容易发生故障, 如果出现故障后没有及时处理, 将会出现拒动。
(二) 变压器保护的方法
(1) 防止电缆屏蔽层接地线不正确。电缆屏蔽层接地线的接线方式要正确, 必须自上而下穿过零序TA, 穿过零序TA时不能碰到地线, 需要与电缆支架绝缘, 电缆的屏蔽层需要留出头部与尾部, 用于升流使用, 其余的部分采用绝缘材料进行绝缘, 当接地线低于零序TA时, 不能直接穿过零序TA, 要特别注意接地线的引出点。同时要加强技术人员的专业技能的培训, 使每一位安装人员都要清除的掌握零序TA的安装方式, 特别是电缆专业的人员, 严格执行零序TA的安装方式, 正确安装电缆屏蔽层的接地线。验收管理要加强, 继电保护以及电缆安装等需要共同掌握零序TA的安装接地线的方法。 (2) 防止馈线开关拒动。在选择开关设备时需要慎重考虑性能, 综合考虑质量、可靠性、运行程度、故障率等情况, 对使用时间较长的开关设备及时更换, 对经常出现故障的设备进行维修, 要有步骤的逐渐淘汰开关柜, 更换为电动型或者弹簧型的开关柜, 对控制回路进行维护, 发现故障后立即进行处理, 采用性能良好的线圈方式烧坏, 解决线圈问题的作为开关配套设备的关键。
四、结束语
设计人员要遵守国家工程建设的相关制度, 考虑全局利益, 处理好安全与经济之间的关系, 考虑实际情况, 选择适合工程建设的标准, 利用科学化、现代化的技术与设备进行建设, 做到与时俱进。110kv变电站在日常生活以及工业中非常常见, 因此, 选择适合的变压器以及布线的方式, 在满足用户的用电需求的情况下保证供电的安全性与可靠性, 让变电站的设计逐渐变得更加完善。
摘要：在电力系统中, 电压的转换与分配都需要借助变电站完成, 变电站就是将不同的电网连接在一起, 并对电能进行控制与分流。而变电站一次设计直接影响整个电网的运行效率, 因此对110kv的变电站一次设计提出了更高的要求, 本文主要针对110kv的变电站进行一次设计, 并分析变压器以及线路的保护措施。
关键词：110kv变电站,一次设计,变压器,线路
参考文献
[1] 梁娟, LiangJuan.城郊110kV变电站主变压器及主线路设计[J].机械管理开发, 2015, 30 (10) :18-20.
[2] 何牧. 110kV变电站一次电气设计探析及其对变电站智能化的要求[J].科技与创新, 2016 (20) :143-143.
110kv变压器技术协议范文第4篇
一、110kV智能化变电站的结构设置
(一) 110kV智能变电站的特点
110kV智能化变电站的结构设置相对比较繁杂, 其中内部的系统可以有效的完成特点保护, 电力控制, 电力检测以及电量计算等相关的工作, 同时还需要对这些检测到的信息进行共享, 对于设备的状态可视化, 智能化报警以及智能技术应用等方面的功能都有着良好的表现。在智能化变电站系统当中所运用的结构基本上都是一种分层处理的方式, 由于在三种分层运用网络设置的区别, 其中间隔层和层之间主要是传输MMS与GOOSE两种信号。在过程层与间隔层之间则使用的是GOOSE与SMV两种信号来进行传输。所以说在后续的建设和改造工作当中, 必须要针对智能化变电站的电能运输以及电压变换原理进行调整, 充分的保证变电站当中每一项功能都可以得到正常稳定的发挥, 其中, GOOSE与SMV信号不单可以进行分开又可以进行合并, 为了有效的保证智能变电站运行工作的稳定性, 采取组网分别的方式保证了信号传输的高效化。
(二) 110k V智能化变电站网络结构的改造
110kV智能变电站的设备层, 主要是用来完成测量工作、控制工作、保护检测工作以及电量输送计量工作等等, 在工作过程当中所表现出来的功能, 相当于数字化变电站过程和间隔层的作用, 除此之外在智能变电站当中还需要实现各种数据信息的共享, 设备运行状态的可控性智能报警以及问题预警等多方面的功能, 这一部分的功能相当于数字变电站当中的站控层。这对变电站实施智能化建设和改造工作, 首先必须要充分明确工作过程当中所需要建设的网络结构, 一个科学完善的智能化变电站网络结构所采用的是分层结构, 主要分为间隔层、过程层以及站控层。其中每一个间隔层级之间主要传出的是MMS和GOOSE两种不同类型的信号, 在网络层和间隔层的网络之间传输的是GOOSE信号和SMV信号在110kV智能化变电站的网络构建当中, 需要充分注意以下几个方面问题:
110kV智能化变电站网络结构比较复杂, 这一特点比较适合双型结构, 在运行的模式上主要分为了双网结构和单网结构的运行方式, 在该网络当中复杂程度需要不断加以提升, 真正实现了网络之间的无缝切换功能, 避免了网络在运行工作当中所产生的干扰性问题。
GOOSE信号和SMV信号可以分别通过组网或者是合并网来加以运用, 为了充分保证智能化变电站网络的实用性与科学性, 依照网络当中的流量大小和信号传输的方式, 将整个系统网络分割成若干个子网络系统, 然后通过以往的工作经验分别采用了组网构建的模式, 有效的保证GOOSE网络信号传输运行的稳定性。
二、110kV智能变电站建设工程中的关键环节
(一) 电压互感器与保护装置的安装
因为城市当中属于最为集中的电能消耗中心, 因此在建设110kV智能化变电站的过程当中, 可以运用110kV降压原理来对周围的用户进行供电保护, 针对建设终端变电站来讲, 110kV配电建设工作可以采用线路变压器相连接的工作模式, 在工作过程当中可以使用单母线的方式将其分为四段, 每一段之间的单母线和双母线可以进行分开使用, 同时每一段母线可以在10kV分段开关当中进行自控装置的设置, 有效保证了110kV电路系统输电的稳定性。其中数字电度表的安装和使用也是一个关键部分, 因为电度表在使用过程当中经常会产生一些问题, 比如没有准确的同步操作, 电流、电压的信号同步也没有在合并单元中加以实现。因为在110kV智能化变电站当中的接线问题, 在结构单元当中可以实现对电流表功能运用, 在主变高压电度表中, 可以实现对电压输出值的记录。
(二) 加强配电设备的智能控制
在智能110kV的变电站配电设备当中所运用的智能控制电器, 主要是以光纤通讯以及电缆光纤为主要的类型, 在设备操作回路信息数据的采集以及信号数据的判断上, 作为主要的电路设置方式。在实际的工作过程当中, 主要的原理是在配电网络和系统网络发出信号之后, 内部的信号数据会对电路信息进行采集, 然后会对其进行二次加工, 与此同时将采集到的信息输送到电脑终端来判断电路当中的运行状态, 而信号数据在计算和判断电路的工作过程当中, 会对信号信息之间进行比对, 最后在运行工作当中设备状态出现问题的时候会发出报警, 严重的情况下还会自动进行跳闸保护。
(三) 智能变电站的调适工作
相比于常规状态下的变电站来讲, 110kV智能化变电站有着比较良好的二次设备集成度, 同时在工作过程当中具有比较复杂的适应性和调试性, 这就需要针对各个生产厂商之间所承担的问题进行明确, 重点阐述相关的时间和工作的节点。比如集成厂商对于各个智能组件的IED厂家的职责进行划分, 集成厂商作为智能组件整体的集成和生产单位, 智能组件在IED地区要进行主动的配合, 各个IED厂家向集成厂商所提供出的图纸时间安装智能组件过程中IED厂家需要向智能组件厂家提供出相应的安装图纸, 研究接入自动化系统的厂家, 需要为其提供出相应的模型文件和时间规定, 进入自动化系统的厂家需要将模型文件发送到自动化系统, 厂家内部确定了各个厂家相互之间的调节时间, 保证了变电站安装完成之后的供电工作顺利开展。
三、结束语
通过本文对110kV智能化变电站的建设技术的分析和探讨, 从中可以总结出, 职能化变电站是当前我国电力系统开展的必然方向, 通过对智能化技术的有效的运用, 实现了对变电站内部供电工作的高效、高质量的开展, 为人们的生活和工作用电打下坚实的基础, 同时还在很大程度上提升了社会经济的发展速度, 实现了人们生活水平和质量的不断上升。
摘要：伴随当前我国科技技术的不断发展, 智能化设备在社会各个领域当中得到了普遍的应用, 不管是在人们的生活还是工作过程当中智能化技术随处可见。在电力系统当中, 对智能化技术的运用也是尤为明显, 通过数字化、信息化以及通信化的发展平台, 实现了对各项供电信息的共享, 自动完成了数据信息的采集保护以及检测等工程项目。在现阶段的110kV变电站当中对智能化技术的运用还是存在一定的问题, 本文就针对110kV智能化变电站建设技术进行了重点的分析和探讨。
关键词：110kV变电站,智能化,建设技术
参考文献
[1] 石磊.110kV智能化变电站建设技术研究[J].山东工业技术, 2017 (09) .
[2] 张家礽.浅析提高110kV变电站建设质量的途径[J].江西建材, 2014 (04) .
[3] 唐全.有关110kV变电站建设工作问题的探讨[J].科技视界, 2017 (10) .
110kv变压器技术协议范文第5篇
1 开放式的数字化变电站自动化系统
城南变数字化改造采用江苏方天研制的PSI5000数字化变电站综合自动化系统, PSI5000自动化系统基于IEC61850标准设计, 而IEC61850是关于变电站自动化系统的完整的标准体系, 提出了信息分层, 系统的配置、管理、面向对象建模、采用映射的方法实现通信, 符合采用网络通信传输, 实现无缝通信系统的要求。
城南变数字化配置方案:变电站层和间隔层中110kV、35kV、10kV设备间通信网络均为基于集线器或交换机的星型拓扑结构的以太网。开关室等间隔层子网与主控室站级主网之间选用光纤介质;站级五防系统、VQC系统和小电流接地选线系统的采集和执行终端分布在保护装置上, 主功能模块运行于当地监控主机上;全站GPS接收装置设在通信服务器内, 通过脉冲对时网和通信网络给各设备对时。电流互感器和电压互感器均选用数字输出的电子式互感器;城南变数字化改造中任采用传统开关设备, 过程层通信中只有互感器向二次设备输出信息, 选用点到点的100M光纤以太网 (如图2) ;电压切换功能由光纤电压切换装置实现, 该装置接入两个母线电压互感器的输出信号, 根据线路PT并列功能由二次设备智能完成, 二次设备接入两段母线的电压互感器的输出信号, 根据相关刀闸位置和电压幅值的大小选择其中之一;脉冲对时网给需要同步采样的电子式互感器对时。母线保护、变压器保护和备自投等设备与多个间隔的一次设备交换信息, 通过配置通信扩展插件来满足过程层通信口接口数量的要求。城南变站内的保护、测控控装置直接通过以太网按IEC61850-9-1协议进行通信, 真正实现了无缝连接 (如图1所示) 。
1.1 电子式互感器的应用
城南变电站两个主变压器间隔采用基于电磁感应原理的Rogowski线圈 (无铁心) 电子式电流互感器 (ECT) 以及利用串行感应分压器实现的电子式电压互感器 (EVT) 。电子式互感器绝缘简单, 体积小、质量轻, ECT动态范围宽、无磁饱和, EVT无谐振现象, ECT二次输出可以开路。主变压器高压侧分别配置一台用作线路电压抽取的EVT和一组ECT。EVT和ECT将高电压大电流变换成小电压信号, 由安装在传感头上的采集器经模拟一数字 (A/D) 变换成数字信号后, 通过光缆送至主控室的合并器 (如图2所示) 。
1.2 智能单元的应用
由于采用了IEC61850标准的“变电站层、间隔层、过程层”三层结构, 通过增设智能终端, 实现110kv、35kv、10kv断路器及隔离刀闸的智能化。其中一次设备被检测的信号回路和被控制的操作回路采用嵌入式微处理器和光电技术设计, 机电实现一体化;开关设备的操作回路中常规的继电器及其逻辑回路被智能可编程程序控制器代替;常规的强电模拟信号电缆和控制电缆被数字光纤代替。
变电站采用智能断路器技术或智能控制装置所实现的断路器控制功能就地化后, 原来由电缆连接的复杂的跳合闸回路改由光缆来传送操作命令, 不仅消除了二次系统与开关站电气之间的联系, 大大减少了高压对低压设备的电磁干扰, 而且降低了现场维护的工作量, 有利于实现二次系统的状态检修。同时可以通过智能化控制, 提高一次设备的运行寿命和降低操作带来的对电网安全的影响。
2 总结与展望
数字化城南变电站采用现阶段相对成熟的设备, 在电子式互感器、智能单元、IEC61850标准等方面对数字化变电站技术作了全面的尝试, 初窥了第一阶段数字化变电站的全貌。尽管如此, 数字化变电站技术的发展将会是一次比较长期的过程, 涉及到的新技术比较多:比如IEC61850标准体系、电子式互感器、智能断路器技术、网络通信技术等;以及由此给保护带来的各种变革, 如取消了模拟量采集模块和硬接点跳闸输出回路后给保护算法上的改变, 各种新技术在现场的应用稳定性需要经过一定时期的实践检验并需要不断改进。同时, 数字化变电站技术的发展体现了对常规变电站自动化应用技术的继承与突破, 因此必须在兼顾技术成熟度的前提下, 分别根据具体情况设定不同的目标值逐步推进数字化变电站的技术深度。作为数字化变电站的技术支撑, 电子式互感器、智能断路器技术、网络通信技术等还需要进一步的发展, 特别是电子式互感器和智能断路器技术目前还处于实际应用的初级阶段, 需要积累大量的运行经验。
摘要：数字化变电站是智能电网的重要组成部分, 本文对江苏首座数字化变电站——淮安110kV城南变电站的建设规模和技术方案进行了分析, 并详细介绍了电子互感器、智能单元、GOOSE信息交换机制等关键技术环节, 指出了该方案的优点和不足, 并对数字化变电站技术的相关设备的下一步改进和发展提出了自己的建议, 还由此展望了数字化变电站技术的发展前景。
关键词：数字化变电站,IEC61850,电子式互感器
参考文献
[1] 高翔.数字化变电站应用展望[J].华东电力, 2006, 34 (8) :47～53.
[2] 王廷云.电力系统中光电电流互感器研究[J].2000 (1) :28～30.
110kv变压器技术协议范文第6篇
课
程
设
计
课程名称：电力系统继电保护原理
设计题目：220KV输电线路继电保护
院
(部)：
电力学院
专
业：
电气工程及其自动化
班
级：
姓
名：
学
号：
成
绩：
指导教师：
日
期：2017年6月8日
——
6月21日
目录
前言
2
第一章
绪论
3
1.1继电保护的概论
3
1.2继电保护的基本任务
3
1.3继电保护的构成
3
1.4课程设计的目标及基本要求
4
第二章
220KV输电线路保护
4
2.1
220KV线路保护概要
4
2.2纵联保护
5
2.2.1纵联方向保护原理
5
2.2.2纵联保护通道
6
2.3
输电线路参数的计算
6
第三章
输电线路上TA、TV及中性点接地的选择
7
3.1
输电线路上T
A、TV的选择
7
3.2
变压器中性点接地方式的选择
8
第四章
相间距离保护整定计算
9
4.1
距离保护的基本概念
9
4.2距离保护的整定
9
4.3
距离保护的评价及应用范围
11
第五章
电力网零序继电保护方式选择与整定计算
11
5.1
零序电流保护的特点
11
5.2
接地短路计算的运行方式选择
12
5.3
最大分支系数的运行方式和短路点位置的选择
12
5.4
电力网零序继电保护的整定计算
12
5.5
零序电流保护的评价及使用范围
14
心得体会
15
参考文献
16
前言
继电保护伴随着电力系统而生，继电保护原理及继电保护装置的应用，是电力系统实用技术的重要环节。继电保护技术的应用繁杂广泛，随着现代科技的飞速发展，继电保护在更新自身技术的基础上与现代的微机、通信技术相结合，使继电保护系统日趋先进。无论是继电保护装置还是继电保护系统，都蕴含着严谨而又富有创兴的科学哲理，同时也折射出现代技术发展的光芒。可以说继电保护是一门艺术。
由于电力系统是一个整体，电能的生产、传输、分配和使用是同时实现的，各设备之间都有电或磁的联系。因此，当某一设备或线路发生短路故障时，在瞬间就会影响到整个电力系统的其它部分，为此要求切除故障设备或输电线路的时间必须很短，通常切除故障的时间小到十分之几秒到百分之几秒。只有借助于装设在每个电气设备或线路上的自动装置，即继电保护，才能实现。
本文研究的是关于220KV电网继电保护。通过本次设计掌握和巩固电力系统继电保护的相关专业理论知识，熟悉电力系统继电保护的设计步骤和设计技能，根据技术规范，选择和论证继电保护的配置选型的正确性并培养自己在实践工程中的应用能力、创新能力和独立工作能力。
第一章
绪论
1.1继电保护的概论
电力系统继电保护泛指继电保护技术和由各种继电保护装置构成的继电保护系统。继电保护装置可定义为在电力系统发生故障或不正常工作状态时，动作于断路器跳闸或发出告警信号的一种安全自动装置。
1.2继电保护的基本任务
(1)切除故元件
自动、迅速、有选择性地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)反映不正常运行状态
反映电气元件的不正常工作状态，并根据运行维护的条件而动作，发出信号或跳闸，此时一般不要求迅速动作，而是根据对电力系统及其元件的危害程度规定一定的延时，以免不必要的动作和由于干扰而引起的误动作。
1.3继电保护的构成
继电保护装置可视为由测量部分、逻辑部分和执行部分等组成，如图1-1所示，各部分功能如下:
(1)测量部分
测量部分是测量从被保护对象输入的有关电气量，并与已给定的整定值进行比较，根据比较的结果，判断保护是否应该启动的部件。
(2)逻辑部分
逻辑部分是根据测量部分输出量的大小、性质、输出的逻辑状态、出现的顺序或它们的组合，使保护装置按一定的布尔逻辑及时序逻辑关系工作，最后确定是否应该使断路器跳闸或发出信号，并将有关命令传给执行部分的部件。
(3)执行部分
执行部分是根据逻辑部分传送的信号，最后完成保护装置所担负的对外操作的任务的部件。如检测到故障时，发出动作信号驱动断路器跳闸;在不正常运行时发出告警信号;在正常运行时，不产生动作信号。
1.4课程设计的目标及基本要求
1.根据所给工况，结合教材内容，搜集相关技术资料，查阅文献，进行设计。
2.保护配置、保护整定计算及校验过程要详细、完备
3.撰写完整的课程设计报告。
第二章
220KV输电线路保护
2.1
220KV线路保护概要
(1)220KV电网作为主要的输电网络，其线路联系密切，如果故障切除慢会影响到系统的稳定。因此220KV线路保护应按“加强主保护、简化后被保护”的基本原则配置和整定。
(2)220KV线路的后备保护采用近后备方式，两套全线速动保护可以互为近后备保护。
(3)一般情况下，220KV线路应装设两套全线速动保护，在旁路断路器代线路断路器运行时，至少应保留一套全线速动保护运行。
(4)具有全线速动保护的线路，其主保护的整组动作时间应为：对近端故障：20ms;对远端故障:
30ms(不包括通道传输时间)。
2.2纵联保护
在高压输电线路上，为了保证电力系统运行的稳定性，需要配置全线速动保护，即要求继电保护无时限(小于100ms)地切除线路上任一点发生的各种类型故障。全线速动保护一般指的是纵联保护。
纵联保护从原理上即可以区分内外故障，而不需要保护整定值的配合，因此又称纵联保护具有“绝对选择性”。同时应该注意纵联保护不反应于本线路以外的故障，不能用于相邻元件后备保护;由于采用双侧测量原理，纵联保护必须两侧同时投入，不能单侧工作。
2.2.1纵联方向保护原理
a)正常运行或外部故障
b)内部故障
2.2.2纵联保护通道
(1)引导线
导引线通道就是用二次电缆将线路两侧保护的电流回路联系起来，主要问题是引导线通道长度与输电线路相当，敷设困难;通道发生断线、短路时会导致保护误动，运行中检测、维护通道困难;导引线较长时电流互感器二次阻抗过大导致误差增大。
(2)载波通道
载波通道是利用电力线路、结合加工设备、收发信机构成的一种有线通信通道，以载波通道构成的线路纵联保护也称为高频保护。
2.3
输电线路参数的计算
(1)
输电线路参数计算公式
线路零序阻抗为:
Z0
=
3Z1
负序阻抗为:
Z2
=
Z1
线路阻抗有名值的计算：
正、负序阻抗:
Z1
=
Z2
=
(+j)L
零序阻抗:
Z0
=
3Z1
线路阻抗标幺值的计算：
正、负序阻抗:
Z1*
=
Z2*
=(+j)L
零序阻抗:
Z0*
=
3Z1*
第三章
输电线路上TA、TV及中性点接地的选择
3.1
输电线路上T
A、TV的选择
(1)TA的简介
电流互感器主要作用是以合理的准确度，将大电流(一次电流)按电流比(即变比)变换为小电流(二次电流)，供继电保护装置及其他测量装置使用，以保证设备及人身的安全。
电流互感器的一次额定电流，应大于一次设备的最大负荷电流。220KV及以上电压等级电网用电流互感器多选择二次额定电流为1A。
电流比的表示方法为：
式中 -一次额定电流(A)
-二次额定电流(A)
额定工况下的输出容量为：
(2)
TA的配置原则
①型号：电流互感器的型号应根据作用环境条件与产品情况选择。
②一次电压：Ug=Un
Ug—电流互感器安装处一次回路工作电压;
Un—电流互感器的额定电压.
③一次回路电流：I1n≥Igmax
Igmax—电流互感器安装处一次回路最大电流;
I1n—电流互感器一次侧额定电流.
④准确等级：用于保护装置为0.5级，用于仪表可适当提高。
⑤二次负荷：S2≤Sn
S2—电流互感器二次负荷;
Sn—电流互感器额定负荷ф.
⑥输电线路上CT的选择：
根据最大极限电流来选择。
(3)
TV的配置原则
①型式：电压互感器的型式应根据使用条件选择，在需要检查与监视一次回路单相接地时，应选用三相五柱式电压互感器或具有三绕组的单相互感器组。
②一次电压的波动范围：1.1Un>U1>0.9Un
③二次电压：100V
④准确等级：电压互感器应在哪一准确度等级下工作，需根据接入的测量仪
表。继电器与自动装置及设备对准确等级的要求来确定。
⑤二次负荷：S2≤Sn
3.2
变压器中性点接地方式的选择
通常，变压器中性接地位置和数目按如下两个原则考虑：一是使零序电流保护装置在系统的各种运行方式下保护范围基本保持不变，且具有足够的灵敏度和可靠性;二是不使变压器承受危险的过电压。为此，应使变压器中性点接地数目和位置尽可能保持不变。
(1)中性点直接接地运行变压器零序电流保护原理图：
第四章
相间距离保护整定计算
4.1
距离保护的基本概念
对一个被保护元件，在其一端装设的保护，如能测量出故障点至保护安装处的距离并于保护范围对应的距离比较，即可判断出故障点位置从而决定其行为。这种方式显然不受运行方式和接线的影响，这样构成的保护就是距离保护。
(2)
距离保护的基本特性和特点
距离保护是以反映从故障点到保护安装处之间阻抗大小(距离大小)的阻抗继电器为主要元件(测量元件)，动作时间具有阶梯性的相间保护装置。
距离保护可以应用在任何结构复杂、运行方式多变的电力系统中，能有选择性的、较快的切除相间故障。在电网结构复杂，运行方式多变，采用一般的电流、电压保护不能满足运行要求时，
则应考虑采用距离保护装置。
4.2距离保护的整定
(1)
相间距离保护第Ⅰ段的整定
1)相间距离保护第Ⅰ段的整定值：
：工段可靠系数，一般取0.8~0.85
2)相间距离保护第Ⅰ段的灵敏度用保护范围表示，即为被保护线路全长的85%。
3)相间距离保护第Ⅰ段的动作时间
(S)
(2)
相间距离保护II段的整定
1)P1的Ⅱ段整定阻抗为
2)相间距离保护第Ⅱ段的灵敏度校验：
3)相间距离保护第Ⅱ段的动作时间为：
=0.5(S)
(3)
相间距离保护III段的整定
1)躲过被保护线路的最小负荷阻抗：
最小负荷阻抗计算：
当采用方向阻抗元件时，整定阻抗为：
2)相间距离保护第Ⅲ段灵敏度校验：
当作近后备时
当作远后备时
3)相间距离保护第Ⅲ段动作时间为：
3(S)
4.3
距离保护的评价及应用范围
根据距离保护的工作原理，它可以在多电源复杂网络中保证有选择性地动作。其它各段受系统运行方式变化的影响也较小，同时保护范围也可以不受短路种类的影响，因而保护范围比较稳定，且动作时限也比较固定而较短。
虽然距离保护仍存在一些缺点，但是，由于它在任何形式的网络均能保证有选择性的动作。因此，广泛地以内功用在35KV及以上电压的电网中。对于不要求全线速动保护的高压线路，距离保护则可作为线路的主保护。
第五章
电力网零序继电保护方式选择与整定计算
5.1
零序电流保护的特点
中性点直接接地系统中发生接地短路，将产生很大的零序电流分
量，另一方面，零序电流保护仍有电流保护的某些弱点，即它受电力系统运行方式变化的影响较大，灵敏度将因此降低;特别是在短距离的线路上以及复杂的环网中，由于速动段的保护范围太小，甚至没有保护范围，致使零序电流保护各段的性能严重恶化，使保护动作时间很长，灵敏度很低。
5.2
接地短路计算的运行方式选择
计算零序电流大小和分布的运行方式选择，是零序电流保护整定计算的第一步。选择运行方式就是考虑零序电流保护所能适应的发电机、变压器以及线路变化大小的问题。总的原则，不论发电厂或是变电所，首先是按变压器设备的绝缘要求来确定中性点是否接地;其次是以保持对该母线的零序电抗在运行中变化最小为出发点来考虑。当变压器台数较多时，也可采取几台变压器组合的方法，使零序电抗变化最小。
5.3
最大分支系数的运行方式和短路点位置的选择
(1)
辐射形电网中线路保护的分之系数与短路的位置无关。
(2)
环状电网中线路的分支系数随短路点的移远而逐渐减小
。但实际上整定需要最大分支系数，故还是选择开环运行方式。
(3)
环外线路对环内线路的分支系数也与短路点有关，随着短路点的移远，分支系数逐渐增大，可以增加到很大很大，但具体整定并不是选一个最大值，而应按实际整定配合点的分支系数计算。
5.4
电力网零序继电保护的整定计算
(1)
零序电流保护I段的整定
1)按躲开本线路末端接地短路的最大零序电流整定，即：
：可靠系数，一般取1.2~1.3
2)灵敏度的校验：保护15%处短路时流过保护的最小零序电流值应大于整定值即最小保护范围要求不小于本保护线长度的15%
3)整定的动作延时为0
S。
(2)
零序电流保护Ⅱ段的整定
1)整定值：与相邻下一线路的零序第Ⅰ段配合：
2)灵敏度的校验：按被保护线路末端接地故障时流过保护的最小3倍零序电流3I0，min来校验，即
3)动作时间：1.0
S
(3)
1QF零序电流保护Ⅲ段的整定
1)躲过下一级线路末端短路时可能出现的最大不平衡电流Iunb，max，即
Iunb，max=
式中：
—
非周期分量系数，，取1.1;
—
电流互感器的同型系数，取0.5;
—
电流互感器的10%误差，取0.1;
—
本级线路末端三相短路的最大短路电流。
2)灵敏度校验：
当作近后备保护时：
当作远后备保护时：
3)动作时间：1.5S
5.5
零序电流保护的评价及使用范围
接地电流系统中，采用零序电流保护和零序方向电流保护与采用三相完全星形接线的电流保护和方向电流保护来防御接地短路相比较，前者具有较突出的优点：
(1)
灵敏度高
(2)
延时小
(3)
在保护安装处正向出口短路时，零序功率方向元件没有电压死区，而相间短路保护功率方向元件有电压死区。
(4)
当系统发生如振荡、短时过负荷等不正常运行情况时，零序电流保护不误动作。
(5)
在电网变压器中性点接地的数目和位置不变的条件下，当系统运行方式变化时，零序电流变化较小。
(6)
采用了零序电流保护后，相间短路的电流保护就可以采用两相星形接线方式，并可和零序电流保护合用一组电流互感器，又能满足技术要求，而且接线也简单。
心得体会
本次的课程设计终于在两周之内完成，在老师们精心的指导下，同过图书馆、上网查资料等途径，最终才有了现在的成果。为此，老师们付出了辛勤的汗水为我们指导，审核。所以，在此向老师由衷的致谢!
本次的课程设计主要以220KV输电线路继电保护为主，确定输电线路上TA、TV变比的选择及变压器中性点接地的选择。确定220KV输电线路上的主保护和后备保护的选择：主保护采用双套纵联保护实现保护双重化，同时配以距离保护、零序电流保护，以“加强主保护、简化后备保护”的基本原则配置和整定。通过本次的课程设计让我学会了如何做课程设计和对其它软件的熟练度，为以后的毕业设计打下了更坚实的基础。掌握和巩固了电力系统继电保护的专业知识，提高了对设计技能的能力。
虽然在设计的过程中遇到过许多困难，但虚心的向他人请教都能迎刃而解。但对于各种继电保护适应电力系统变化的能力都是有限的，因此继电保护整定方案也不是一成不变的，加之本文在设计时由于时间仓促，设计者能力有限，难免有一些漏洞，希望各位老师指出错误，我将虚心地接受并加以改进。
在次为这次课程设计而指导的老师们表示衷心的感谢，感谢老师们的付出与汗水，我将不会辜负老师们对我的期望。
参考文献
[1]《电力系统继电保护》
韩笑
主编
机械工业出版社
[2]《继电保护原理》
刘学军
主编
中国电力出版社
[3]《电力系统继电保护》
郭光荣
主编
高等教育出版社
[4]《电网微机保护测试技术》
韩笑，向前，刑素娟主编
中国水利水电出版社
[5]《电力系统继电保护设计原理》
吕继绍
主编