变电站二次回路原理及调试.docx

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变电站二次回路原理及调试

二次回路原理及调试题纲

二次设备：

对一次电气设备进行监视、测量、操纵、控制和起保护作用的辅助设备。

由二次设备连接成的回路称为二次回路或二次系统。

二次系统的任务：

反映一次系统的工作状态，控制一次系统，并在一次系统发生故障时，能使故障的设备退出运行。

二次设备按用途可分为：

继电保护二次回路、测量仪表二次回路、信号装置二次回路、直流操作电源二次回路等。

一．电流互感器（CT）及电压互感器（PT）

1.原理：

COCT:

使高压电流按一定比例变为低压电流并实现绝缘隔离；

有外装CT、套管CT（开关、主变）；还分为充油及干式等；二次绕组分为多组及抽头可调变比式等。

（Dpt：

使高电压按一定比例变为低电压并实现绝缘隔离；

一般都外装；有充油及干式等；还有三相式、三相五柱式及单相PT（线路用）等；二次

2.用途：

1CT:

为保护装置、计量表计、故障录波、化所需的二次电流（包括相电流及零序电流。

2pt：

为保护装置、计量表计、故障录波、变化所需的二次电压；

3.二次负载：

四遥”装置等提供随一次电流按一定比例变）；

“四遥”装置等提供随一次电压按一定比例

绕组分为主绕组及副绕组（开口三角：

为保护提供零序电压）。

②CT:

低阻抗运行，不得开路；二次回路阻抗越高误差越大；CT二次开路将产生高低压

危及人身安全；（备用CT必须可靠短接；带有可调变比抽头的CT,待用抽头不得短接。

）

②PT:

高阻抗运行，二次回路阻抗越低误差越大；不得短路

4.极性：

CDct：

一次电流流入端与二次电流流出端为同极性；②PT:

—次电压首端与二次电压首端为同极性。

5.二次线：

②CT:

由二次端子电缆引入CT端子箱一控制室一按图纸设计依次串入各装置所需电流回路；

②2PT:

由二次端子电缆引入PT端子箱—控制室—按图纸设计依次并接各装置所需电压回路；

6.新装及更换改造注意事项：

②1CT：

所有端子、端子排的压接必须正确可靠；一、二次极性试验正确、变比试验正确、伏

安特性符合各装置运行要求；更换CT前首先进行极性试验并正确详细记录，CT更换后

进行的极性试验必须与更换前极性一致、变比正确、伏安特性应与原CT基本一致；变比、极性、伏安特性的正确性对保护及自动装置是否能正确判断设备的运行状态非常重要，（特别是差动保护）在安装及改造过程中必须认真做好每一项试验工作，才能确保万无一失。

伏安特性数据分析：

测量表计CT、保护CT、差动CT的饱和点正常应依次提高。

②PT:

所有端子、端子排的压接必须正确可靠；新装及二次电缆更换后，必须进行二次回路核相，以满足并列运行要求。

电力系统三相中性点运行方式：

1.中性点不接地方式：

适用于3—10KV系统。

正常运行时，中性点对地电位为零相间电压对称；单相接地时中性点位移，相间电压仍对称，不影响正常运行（但不能超过2小时。

）

2.中性点经消弧线圈接地方式：

适用于35KV系统。

正常运行时，中性点对地电位为零相间电压对称；单相接地时中性点经消弧线圈与对地电容电流相位相反，减少电容电流，中性点位移，相间电压仍对称，不影响正常运行。

消弧线圈（电抗器）：

和变压器一样带有铁芯和线圈，不同的是消弧线圈铁芯带有很多间隙填有绝缘板，使铁芯不饱和，呈线性阻抗；（带有5—9个分接头可调节电抗值。

）消弧线圈的作用是对线路接地时的对地电容电流进行补偿，随着电容电流的减少使电弧熄灭；一般采用感抗小于容抗的补偿方式（过补偿），为出线线路的增加留有余地。

3.中性点直接接地方式：

适用于110KV及以上系统。

非故障相对地电压为相电压，可降低绝缘水平和造价；单相接地时短路电流较大，需保护装置动作，切除故障。

二．保护装置：

保护装置的改进、发展历程：

电磁感应型—晶体管型—集成电路型—微机智能型；无论什么形式的保护装置对于二次回路来讲都离不开基本的结构方式：

交流回路（电流、电压）、控制回路（跳合闸）、直流系统、信号回路等，在实际的工作中要从基本概念上熟练掌握回路的性质以及与其它回路的关系，做的心中有数。

保护定值：

一般由调动中心部门下达定值通知单，保护工作人员严格按通知单要求进行保护整定；（包括投入的保护类型、动作值、动作时间、自动装置的投停等。

）

保护装置的设计、配置、安装、调试必须遵循四项原则：

1选择性：

根据高压系统设备运行的需要，必须有选择地切除故障部分，保证其他设备的正常运行；辐射型系统较简单，对多电源的复杂系统来讲，保护装置的配置相对较复杂，各套保护装置的配合及动作行为考虑的因素较多；

2快速性：

在有选择性地切除故障设备的前提下，尽量选择快速性；短路电流持续时间越长对设备的危害越大，对电网系统的危胁越大；

3灵敏性：

保护装置的动作值（定值）在计算和整定上要考虑一定的灵敏度，以提高对系统不正常状况的反应能力；

③4可靠性：

在正确判定故障性质的情况下，保护装置必须保证可靠动作切除故障设备，不应拒动；在实际工作中必须避免“三误”的发生误碰、误接线、误整定。

）；

1.线路保护：

16、10、35KV:

（辐射型线路）

速断（I段）：

按保护线路全长的80%计算；

过流（II段）:

按保护线路全长计算，保护范围可延伸到下一线路的速断范围以内，可作为下一线路速断的后备；

反应相间短路故障跳三相；单相接地不跳闸。

一般采用不完全星型接线，可减少一只

CT,仍可满足6—10KV中性点不接地系统要求（不同线路发生同相接地时仍不跳闸，只由保护装置发出接地信号，提醒运行值班人员查找接地后，通知线路维护人员巡查线路处理；不同线路发生不同相两点接地时，构成两相短路，保护装置动作切除故障线路。

）

2110KV及以上：

零序电流I段:

按保护线路全长的80%计算。

零序电流II段:

按保护线路全长计算，保护范围可延伸到下一线路的速断范围以内，可作为下一线路I段的后备；

零序电流III段：

保护范围可延伸到第三级线路I段保护范围内，可作为下一线路全线的后备；还可作为第三级线路I段范围内的后备。

零序电流I、II、III段：

在多电源的复杂电网系统中都带有零序功率方向闭锁；单相接地及相间短路都可根据动作范围跳三相。

距离保护：

适用于110KV及以上多电源较复杂的电网系统；反应相间短路故障；距离I、II、III段的保护范围基本与上述零序电流I、II、III段相同;动作特性圆，动作范围具有方向性，反向短路不动作。

高频保护：

保护线路全长；根据被保护线路两侧电流的方向来判定故障范围；外部短路不跳闸；基本原理是由两侧电流控制发讯机高频信号，根据高频信号调制后的情况来决定是否跳闸;

高频保护除可独立完成保护线路全长的故障跳闸任务外，还常用于闭锁其它保护，如高频闭锁距离、高频闭锁零序、高频闭锁电流等。

光差保护：

基本原理是由两侧电流控制区别区内外故障，通过光纤信号对比来判定动作行为；

2.母线差动保护：

适用于35KV及以上多电源变电站的母线保护；基本原理是根据故障电流的流向来判定故障范围；内部短路快速跳开相应开关，外部短路不动作；母线的流入电流等于流出电流时不动作，当出现差电流时立即动作跳开相应开关；根据母线差动保护的原理，外部故障对其动作行为是一个严峻的考验，因此母差保护的调试正确性至关重要，对跳闸压板的投入非常谨慎；通常都是在所有线路投运带负荷后验证回路正确无误，才交待可以投运。

3.主变保护：

1瓦斯保护：

本体保护、有载调压保护：

带有重瓦斯跳闸及轻瓦斯（气体）信号保护；

2差动保护：

根据主变压器容量设置；利用主变的流入流出电流之差判定内外部故障；

当主变空载充电时，必须将差动保护投跳闸，以保证主变内部有短路时迅速跳闸。

在合闸瞬间将产生励磁涌流并逐渐衰减；涌流中含有逐渐衰减的直流分量使差动继电器铁芯迅速饱和产生制动作用，使差动保护不动作，因此差动保护具有躲过励磁涌流的功能；励磁涌流过后如果是空载电流则保护不动作，如果是故障电流则差动保护仍可以迅速动作于跳闸。

根据差动保护的原理，与母差保护一样，外部故障对其动作行也为是一个严峻的考验；也需要主变带负荷验证调试正确后再交待可以投运。

3过流保护：

整定动作范围可延伸到出线线路的末端，动作时限大于出线保护的过流时间，可作为出线线路的后备保护；一般都设有复合电压闭锁（负序电压、低压）。

4温度保护：

可投信号及跳闸；

5冷却系统全停保护：

主变冷却系统故障全停时，发出信号或延时跳开各侧开关；

6过负荷信号装置：

当主变压器负荷电流超过最大额定电流时，延时动作发出过负荷信号;

4.跳合闸回路：

⑥1手动跳合闸：

跳合闸控制开关有6个状态：

预合—合闸—合后—预分—分闸—分后，多节接触点分

别根据回路需要在不同的状态下接通或断开，以实现各自的功能；

合闸回路：

直流控制正电源—控制开关接点—断路器辅助开关节点（断弧）—功能闭锁节点（断路器在异常情况下起闭锁作用）—合闸接触器线圈—直流控制负电源。

合闸接触器动作后接点接通合闸线圈完成合闸过程。

跳闸回路;直流控制正电源—控制开关接点—断路器辅助开关节点（断弧）—功能闭锁节点（断路器在异常情况下起闭锁作用）—跳闸线圈—直流控制负电源。

②保护跳闸及自动重合闸：

保护动作启动出口跳闸继电器—接地接通控制正电源—送至跳闸回路完成跳闸过程。

断路器由保护动作跳闸后需重合时，重合闸装置接通控制正电源—送至合闸回路完成合闸过程。

自动重合闸：

根据系统运行需要，当保护装置动作跳闸需进行一次重合时，自动重合闸发出合闸指令，接通合闸回路使断路器重合，以消除瞬时故障恢复正常运行。

自动重合闸装置根据系统运行的需要分为：

三相一次重合闸及单相重合闸。

重合闸装置的动作行为:

a.手动合闸启动后加速：

手动合闸于正常线路时，后加速启动后延时返回；当手动合闸于故障线路时，保护动作经后加速回路瞬时跳闸，自动重合闸装置不发出合闸指令。

b.手动合闸后，一般在20秒后自动重合闸装置完成充电准备过程；当运行线路发生故障保护动作跳闸时，自动重合闸装置启动，（一般整定在0.5秒）进行一次重合；瞬时故障在断路器跳闸后消失，则重合成功；若重合于永久故障时，保护再次动作则加速跳闸（重合闸在进行一次重合时，同时启动后加速。

）

c.手动跳闸时：

手动控制开关其中一对接点给重合闸装置放电，使手动跳闸后不再合闸；

d.110KV及以上系统设有单项操作机构的，一般设有单相一次重合闸；当线路发生单相接地故障时，保护装置发出指令跳单相，同时重合闸启动进行一次单相重合，若瞬时故障跳闸后消失则重合成功，恢复正常运行；若单相重合于永久故障，则保护动作启动总出口跳三相不再重合；

e.单相一次重合闸装置仅限于单相故障进行一次重合闸；当线路发生相间故障（二相或三相短路故障）时，保护装置动作跳三相不再重合。

（发生相间故障的重合成功率非常低，且设备要进行第二次故障冲击，因此一般不再进行重合。

）4.备用电源自投装置：

（BZT）

具有双电源及单母线分段的变电站或用户，为了保证供电的连续性常设有备用电源自投装置；

基本要求:

1当主供电源失压或降的很低时（BZT）装置应将主电源断路器切断，在备用电源线路有压的前提下，再自动合上备用电源断路器；

2主供电源线路故障跳闸，备用电源无电，（BZT）装置不应动作；

3电压互感器二次回路断线，（BZT）装置不应动作；

②正常操作时（BZT）装置不应动作。

5.保护装置的调试内容及注意事项：

①定值整定及保护压板的投停：

保护的整定值应严格按照调度根据系统要求和各项设备参数计算下达的定值通知单

要求进行整定；保护压板的投停要根据保护的功能选择（主变差动：

主变空载充电前应投入，充电良好后解除，带负荷测量向量无误后投入、母线差动：

回路有工作时，首先要解除跳闸压板，待工作完成带负荷测量向量确定无误后投入。

）微机保护装置除按要求进行盘面压板的投停外还要进行装置内部软压板的投停；

2CT极性、变比及伏安特性试验：

3一次通电试验：

2传动试验：

（保护模拟动作及重合闸）

35二次回路绝缘摇测:

（交、直流回路）

②6带负荷测电流向量（核相）:

②7母线带电后PT二次回路测量（核相）:

6.直流与信号系统：

合闸电源、控制电源、信号回路（事故音响、预告警铃、闪光装置）等；

直流系统接地的危害及绝缘监察装置；

7.高频通道：

电力系统异常运行状态：

1.系统震荡:

2.低周波:

3.系统并列与解裂:

4.无功功率补偿：

并联电容补偿：

提高功率因数；提高设备出力；降低功率损耗和电能损失；改善电压质量