10KV速断保护运行中存在的问题及解决方法

10KV速断保护运行中存在的问题及解决方法（共3篇）

1.10KV速断保护运行中存在的问题及解决方法 篇一

金锚站 (即中心站) 由两台110/10k V主变双电源进线供电, 一备一用, 110kV侧双电源可以实现并列运行, 确保任一条电源在检修或发生故障时10k V系统可靠运行。各开关站和变电所负荷类型众多, 运行工况复杂多变。随着真空断路器的使用, 带来操作过电压的问题。单只氧化锌避雷器由于绝缘配合的问题, 只能保护相地, 不能保护相间。三相四柱组合式过电压保护器曾发生过击穿短路爆炸事故。所以系统中大量使用三相四柱组合式过电压保护器防护相间、相地过电压, 且以带串联间隙产品为主。

2 常见事故

三相四柱组合式过电压保护器均由四个氧化锌阀片单元组成“四星形”接法, 阀片单元两两组合形成相-相、相-地保护, 但这种“四星形”组合式原理给保护器人为制造出一个中性点, 在系统发生单相接地故障时非故障相阀片单元很容易发生热崩溃, 由于这种“四星形”接法是两个单元分担运行电压, 当一只单元损坏时会导致其它单元迅速损坏, 这种连锁反应最终会导致相间短路使得事故扩大。

此“四星型”结构由于间隙的串入, 对产品的制造工艺要求特别是密封要求很高, 使得制造工艺变得复杂;间隙的串入使得保护水平首先决定于间隙的冲击放电电压, 由于间隙的截断比和分散度较大, 与氧化锌的配合有一定的难度, 冲击放电电压高, 则保护裕度小, 危及设备安全, 冲击放电电压低, 则起不到保护氧化锌阀片的目的;另间隙的串入使氧化锌良好的非线性特性无法发挥, 在间隙放电之前, 氧化锌非线性电阻起不到缓和过电压波头陡度和降低振荡频率的作用, 当过电压波头陡度大时, 将会使设备的匝间绝缘击穿;间隙的串入使得无法实现有效的在线监测和离线检验。

“四星形”组合式过电压保护器在运行过程中带来的一系列问题, 长期困扰着用户。

系统发生事故都是小概率事件, 各种暂态或瞬态过电压造成的事故时有发生, 这些事故在现场运行条件下难以重复和再现, 对事故的分析只能根据事故现场的情况进行推测和判断。

3 原因分析

目前电力系统过电压的监测, 主要集成在一些智能设备中, 还没有专门的设备对瞬态电压进行有效的监测和记录。传统的过电压监测装置采样信号来自于电磁式电压传感器, 采样频率在10k Hz以下。而雷电过电压持续时间短, 一般为100μs左右, 波头是微妙数量级。所以电磁式电压互感器无法真实准确的监测到电力系统中出现的多种瞬态电压。

由于缺乏精确的数据记录, 而且故障发生的全过程 (故障前、故障中、故障后) 真实数据是分析事故依据, 没有精确的数据难以准确地判定事故的原因, 这对于事故责任的认定、防止类似事故的再次发生十分不利。

电力系统中的各种设备在运行中除了受长期工作电压的作用外, 还会受到各种比工作电压高很多的过电压的作用。其后果是:设备绝缘损坏, 造成长时间的停电, 危及人身和设备安全。按产生原理和作用机理过电压主要分为外部过电压和内部过电压。

外部过电压又称雷击过电压、大气过电压, 是指电力系统内的电气设备及地面建筑物遭受直接雷击或雷电感应而产生的过电压。

内部过电压是指电力系统中由于真空断路器操作、故障发生及消失或其它原因, 使系统发生变化, 引起电网内部电磁能量转换或传递所造成的电压升高。内部过电压分为操作过电压和暂时过电压两大类。操作过电压是由于进行真空断路器操作或故障时引起的暂态电压升高。根据操作过电压产生的原因, 操作过电压可分为重燃过电压、截流过电压、弧光接地过电压等;暂时过电压可分为谐振过电压和工频电压升高。

在这些过电压中, 弧光接地过电压和谐振过电压由于持续时间长, 对系统的危害最大, 会造成电气设备绝缘损伤、PT烧毁、电缆放炮、避雷器爆炸等事故。

4 建议处理方案

针对10kV系统经常发生的问题, 以上做了简要的分析。对于该系统运行中存在的诸多问题, 我们给出以下几点建议:

“四星形”组合式过电压保护器由于原理及间隙的固有缺陷, 在使用过程中经常发生故障。我们建议使用无间隙六柱结构组合式氧化锌避雷器, 相间、相地都使用整组的氧化锌阀片单元进行相间、相地过电压防护, 六组氧化锌阀片单元独立运行, 互不干扰。

六柱结构没有了“四星形”人为制造的中性点, 也就不存在“四星形”人为制造中性点所带来的一系列问题, 如:地相单元热崩溃、连锁反应等。

六柱结构采用无间隙设计, 具有如下突出优点:陡波响应特性好, 无截波, 对保护设备无不良影响;无放电延时, 响应速度为纳秒量级;采用真空环氧浇注, 耐污秽, 可适用于高海拔地区;易于实现在线监测及预防性试验, 确保产品安全、可靠运行。

参考文献

[1]熊泰昌.电力避雷器的原理与试验维修[M].水利电力出版社, 1993.[1]熊泰昌.电力避雷器的原理与试验维修[M].水利电力出版社, 1993.

[2]严璋.电气绝缘在线检测技术[M].中国电力出版.2002[2]严璋.电气绝缘在线检测技术[M].中国电力出版.2002

[3]申忠如, 丁晖, 郭福田.氧化锌避雷器泄漏电流在线检测的研究[J].西安交大学报, 1996, 30 (12) :21～26[3]申忠如, 丁晖, 郭福田.氧化锌避雷器泄漏电流在线检测的研究[J].西安交大学报, 1996, 30 (12) :21～26

[4]丁品南, 钟雅风, 颜文.氧化锌避雷器阻性电流测量仪的研制及其应用[J].中国电力, 2000, 33 (2) :48～50[4]丁品南, 钟雅风, 颜文.氧化锌避雷器阻性电流测量仪的研制及其应用[J].中国电力, 2000, 33 (2) :48～50

[5]樊力, 张宝全, 周琛.金属氧化物避雷器在线监测测量结果分析[J].电网技术, 1992 (2) :15～21[5]樊力, 张宝全, 周琛.金属氧化物避雷器在线监测测量结果分析[J].电网技术, 1992 (2) :15～21

2.10KV速断保护运行中存在的问题及解决方法 篇二

【关键词】10kV配电网；线路安全运行；问题及管理方法

0.引言

随着我国电力市场的起步与发展，人们对电力建设中对于配电网整体质量安全的要求逐渐提高。因此，如若10kV配电网在运行中发生了重大安全事故，不仅会供电公司集团带来偌大损失，也会对网络辐射范围内的用户造成损害[1]。综上，在对配电网的使用过程中，应及时发现并正确应对遇到的问题，进而做出详细准确的判断分析，从而总结出相应的、科学的、合理的防治办法。本文对10kV配电网设备在运行过程中的常见问题及线路安全运行的管理方法进行了相应研究，现报道如下：

1.10kV配电网存在的问题

1.1线路老化问题

使用时间过长的配电网容易出现老化问题，该配电网中的主要线路设备包括：电缆、金具、铁附线、导线、避雷针、绝缘子、电线杆、隔离闸刀、断路器（负荷开关）、熔断器等。多数使用弹簧储能机构的保护器等设备容易发生机械磨损、弹性变形、保护失灵等问题，此时，开关容易出现拒动。

1.2外界破坏问题

（1）暴雨天气时，地下设施受潮引发短路故障，同时由于暴雨引发的山体滑坡、洪水、泥石流等自然灾害极易使电线杆等电力设备断裂、倒塌、破损。

（2）大风天气时，风导致线路严重摇晃，引起导线起火、短路[2]。

（3）雷暴天气时，特别是线路被架空以后，电力设备受到雷击的可能性大大提高。10kV在电力线路中占据大部分位置，其防雷设备的绝缘水平、设备的完善度、抗雷击水平都需要进一步加强[2]雷暴天气，一旦线路遭到雷击，容易导致配变器烧毁、绝缘子出现爆裂或者避雷器爆裂、断线。

1.3绝缘层故障问题

（1）长期暴露于高温条件下，绝缘电线极易被腐蚀或者生锈，绝缘水平因此降低。

（2）电压通过电源时，也可能将电线的绝缘皮穿透，引发短路、接地故障现象。

（3）由于长时间的使用，电路绝缘层老化，电芯裸露引发设备故障。

1.4电缆接头故障问题

10kV配电网主要供应城区，电缆接头故障主要是电缆头接驳施工质量过低以及材料绝缘裕度不够，引起设备带电运行时产生局部放电情况，长期累积，损坏绝缘引发问题。

1.5线头质量问题

（1）配电网长时间使用同一线路，其线头会出現老化现象，容易引发事故。

（2）有些电力设备因为使用了不合格质量的线路，线路之间档距过低、间距过小、电线整体过于松弛，引发了线路碰撞事故；有一些线路没有在使用前进行抽样交流耐压试验和逐片摇测绝缘等试验，绝缘线爬距较低。

（3）由于线路架置在大树旁，因未定期对树木进行修剪，树木枝桠容易折断、刮擦线路，引起线头裸露。

（4）导线接头接触存在故障，其负荷较高，接头容易温度过高，甚至会烧断。

2.线路安全运行的管理方法

2.1组织领导水平提高

对专业管理配电网装置安装、维修的专业技术人员要定期进行再培训，提高管理人员的科学知识水平和业务管理素质。定期召开关于如何加强配电网安全运行管理的讨论会，集思广益，探讨10kV配电网极易发生的故障及问题，通过学习先进的科学技术、总结高效的维护经验、强化管理人员的技能以提高管理人员的综合业务水平和整体业务能力。

2.2线路管理水平提高

2.2.1关注配电网及线路的运行安全

供电企业不能仅应关注行业的整体效益水平，更应该制定合理的内部控制机制与模式，关注配电网及线路在整个运行过程中的安全问题改善。不断将新产业的新产品用于配电网及线路的安全运行管理中去，并且因根据相关规定定期对配电网线路、设备进行检修维，及时处理问题，降低安全事故发生几率，保障用户的用电安全以及配电网及其线路设备的正常、稳定运行。

2.2.2关注配电网及线路的检修过程

在不间断的检修过程中，应将生产计划管理与安全运行管理两个管理方面紧密结合，协调各部门积之间的工作，高效、有效、合理地利用每一分一秒的停电时间，做到尽快处理，安全处理，有效处理。同时加强检修人员的整体业务水平和技术水平，杜绝一切因操作不当引发的重大损失。

2.2.3关注配电网及线路的自动化故障管理

“采集处理故障信息，定位检查故障点，进行故障隔离，进行配电网重建，遥控完成配电网的供电恢复状态”是整体自动化故障管理的全部流程。该项流程的合理进行对改善对配电网实时状态、负荷、情况设备、潮流动向、开关动作次数等数据做到了最大程度地检测和制衡，在最短时间采取了最优配电方案，大幅度提高了配电网及线路故障的恢复效率。

2.3 10kV配电网技术水平提高

2.3.1自动化系统

10kV配电网自动化系统一方面精准地确定了整个配电网发生事故的位置，可以使工作人员及时地对故障点采取隔离措施，另一方面，也让工作人员根据实际情况及时合理地制定了维护方案，大大减轻了故障对整个区域电网和居民生活的影响。

2.3.2减小故障停电范围

配电网供电运行方式的合理性及发、供电设备的可靠性对整体线路安全运行起到至关重要的作用。在配电网中使用联络开关，不但有效控制了停电范围，还在一旦发生线路故障时缩小了停电范围。这些开关安装造价低、结构简单、安装简易、性能优越、寿命长、检修周期长，除以上优点外最重要的一点是，当故障发生时，联络开关能及时把原载荷转向供电电源，加强了配电网的转供电能力[4]。

2.3.3优化结构

10kV配电网的结构，应当选择合适的电力系统结构和接线。双回线路虽然目前在配电网络中使用程度不高，但它能提高输电线路的可靠性及供电送电能力。在主干线路架设分支并将分支线路故障停电范围加以限制，增加线路开关，能有效减小停电范围。在树木、人口较集中的地方尽量敷设地下电缆或架空绝缘线，尽量避免因为线树、线人矛盾引发的大规模电路故障。

2.4建立多种制度

2.4.1设备缺陷管理制度

及时发现维护过程中设备的各种故障及问题，仔细并分类做好记录，定期向上汇报，根据设备具体故障情况分等级分层次地制定解决方案。近期不会影响配电网络使用的问题应该列入正常的年、季度检修计划中，再进一步做出安全处理措施安排。

2.4.2运行值班制度

严格执行交接班制度，值班人员应遵循规定，不得私自更改交接方式、交接时间、交接程序、交接内容等。交接手续未结清的交班人员不能擅离职守；严格执行巡查制度，对电气设备的巡视可进行定期巡视、特殊巡视、登杆检查。这些检查能保证巡视人员及时了解设备运行情况，及时发现故障及问题，从而保证电网的安全供电。

2.4.3运行维护管理制度。

嚴格遵守电力设备的运行维护管理制度，遵循《架空送电线路运行规程》和《电业安全工作规程》（电力线路部分）中所规定的电力行业参照标准，坚持“安全第一，预防为主”的工作原则与方针，做好线路维护工作，确保用户稳定、安全的用电。

3.结论

作为上级配电传输网络与用户的媒介，10kV配电网的整体设备运行状况直接影响了人们的日常生活，因此，经常性、定期性、有目的性地进行线路检修是十分有必要的。目前，10kV配电网尚存在较多的安全问题，我们必须依靠科学知识、精准的操作技术和安全运行管理制度及经验，不断加强配电网线路安全建设，将责任落实，不搞形式主义，应正确开展规范化管理，提高安检人员及维修人员、管理人员的责任意识，加强其使命感。建设好、维护好我们的配电网设备，为广大电力用户提供安全、可靠、优质的服务。 [科]

【参考文献】

[1]史振龙.如何加强10kV配电网安全运行管理[J].科技创新与应用，2014，04：141.

[2]邵霖，陈敏曦.10kV配电网设备安全运行的巡查与维护措施[J].中国电业（技术版），2013，09：12-14.

[3]何智祥.配电网目标网架实施策略研究[D].华南理工大学，2014.

3.10KV速断保护运行中存在的问题及解决方法 篇三

近几年, 我国电网规模不断扩大, 电力系统设备不断改进, 电压等级不断提高, 电力系统的安全稳定运行就显得尤为重要。继电保护装置作为电力系统最重要的组成部分, 其安全可靠、稳定运行就成为电力系统最为关注的问题。电力系统中任何一个设备发生故障都会产生很严重的后果。它不仅会造成设备本身的破坏, 而且有可能造成人身伤亡, 破坏电力系统正常运行, 严重的时候还有可能造成电力系统的瘫痪, 严重影响到国民的日常生产和生活。而110 k V及以上电压的变电站作为连接10 k V配变以及更高电压等级的变电站是目前最常用、数量最多的高压变电站。对110 k V变电站的继电保护整定存在的问题进行研究非常必要。

1 110 k V以上继电保护配置方案

继电保护是通过预防事故或缩小事故范围来提高变电站系统运行的可靠性, 最大限度地保证用户安全、连续供电的装置, 在变电站的运行中具有极其重要的作用。继电保护配置方案包括人员配置和设备配置两方面。不同的变电站所采用的继电保护配置不一样。

1.1 继电保护的人员配置方案

继电保护对继电保护人员的素质要求比较高。不仅要求继电保护人员有较高的理论水平, 较强的专业素质, 还要有丰富的工作经验, 因此, 要培养出全面的继电保护人才所需的周期较长。继电保护人员不可能掌握电力系统中所有的技术, 只可能掌握某一处或几处关键技术, 所以为了保证继电保护人员整体业务水平的连续性, 继电保护人员不适宜作频繁变动。

1.2 继电保护的设备配置方案

目前, 110 k V变电站继电保护的配置方案主要有2种:常规保护配置和系统保护配置。

1) 常规保护配置。常规保护配置包括主变压器保护、电容器保护及其他保护监控设备等。这种方案未考虑到继电保护设备更换或性能改进对保护提出的新要求。

2) 系统保护配置。系统保护采用双重化配置原则, 每一套系统保护装置都可以完成全站所有设备的继电保护功能, 同时可以完成测控功能。这种方案对继电保护装置的要求较高。

2 东罗变电站110 k V继电保护整定方案分析

2.1 方案分析

东罗变电站保护配置有:主保护、后备保护、辅助保护、非电量保护等。主保护是差动保护、主变压器2套。110k V复合电压过电流保护、35 k V出线保护、6 k V间隙零序电流电压保护;后备保护有三段相间和接地距离保护、四段零序过电流保护;辅助保护为过负荷信号调压保护和电容器保护;非电量保护有瓦斯继电器保护等。

2.2 特点分析

对东罗变电站主网来讲, 上面的继电保护整定方案已经基本满足要求了, 但是东罗变下面还有罗白线、渠东线、上东青线、客兰线等很多分线。每条线上都有自己的配电系统, 且负荷不同。通过分析可以得出东罗变电站的继电保护方案主要存在以下几个缺陷:

1) 电动机、变压器过流保护直接时间极差小, 逐级配合能力弱。东罗变110 k V出线下面还有二级保护。而东罗变过电流保护时间为0.6 s, 按时间级差最低0.3 s计算, 东罗变母线分段及出线过电流保护时间只有0 s。所以, 东罗变继电保护应尽量延长时间, 给各进、出线留出足够的时间级差, 保证主网及各分线的正常运行。

2) 电机启动电流大, 启动时间长。当一台主变压器发生故障时, 另一台主变容易出现超负荷。110 k V主变检修或停电时, 35 k V母线容量相当大, 变成纯负荷线路。

3) 保护设备还不够齐全, 部分还在建设中, 而很多设备比较陈旧。虽然东罗变继电保护方式多样, 保护装置类型达50多种, 数量共751套。但由于设备本身的缺陷也极容易引起故障, 如变压器故障、线路短路等故障, 都将引起重大的经济损失。

3 110 k V以上继电保护常见的问题

变电站是比较特殊的行业, 关系着国民经济生活生产的发展。变电站对设备的可靠性要求非常高。总结我国110 k V以上变电站继电保护方案中存在的问题及可能的原因, 可以促进变电站的发展。常见的问题主要有:

1) 元器件故障。元器件故障引起保护故障的案例不少。原因主要有两方面:一方面的原因可能是元器件本身的质量不佳或老化;另一方面是在设备维护过程中操作不当造成设备的损坏。

2) 继电保护措施不够。很多变电站继电保护设备不齐全, 高科技设备少。继电保护设备配置并未达到或刚达到国家电网要求的规范标准, 这严重影响继电保护方案的制定以及保护效率。为了提高变电站的运作效率, 加强继电保护措施是必须的。

3) 隐形故障多。如CT二次回路多点接地造成保护误动或拒动;直流回路绝缘降低, 造成直流接地等。这就要求继电保护人员要加强设备维护, 工作中仔细认真, 及时排除每一个可能的故障源头。

由此可见, 变电站在运行过程中除了设备故障、人为操作错误等一些大问题外, 还有一些我们比较容易忽视的小问题存在, 这些问题一旦发生, 如果不能够及时得到解决, 就会严重影响变电站日常运行, 甚至引发大事故。

4 110 k V以上继电保护常见问题的解决对策

4.1 完善继电保护设备配置

国内大多数110 k V变电站内继电保护设备相对简单, 设备不完善这也是引发故障的一大原因。为了变电站安全高效的运行, 变电站应按照110 k V以上变电站继电保护配置的规范要求配备相应的保护装置, 并加强后期的维护工作。如变压器烧毁是近几年我国电网中较常发生的事故之一。主要有两种可能的原因:第一可能原因是变压器不能耐受强电流的冲击或长时间的大电流;第二可能是由于主变压器侧保护措施不够, 继电保护设备配置不齐全。要避免此类事故发生, 一方面要求生产厂家对设备质量严格把关, 变电站工作人员加强设备的选型工作和检查频率;另一方面, 更主要的是要做好主变压器侧的保护措施, 通过多种继电保护措施保证变电站的正常运行。

4.2 加强继电保护高素质人员的配置

由于继电保护装置的不断更新换代, 继电保护人员继续学习也是非常重要的。但由于继电保护工作的特殊性, 继电保护人员工作一般任务繁重, 没有足够的时间进行后续培训和学习深造。因此, 电力系统相关机构应该做出适当的调整, 创造更多的培训和学习机会给继电保护人员, 提高他们的业务水平。特别是有新型设备更换时, 应组织一部分继电保护人员进行专项技术研讨和学习, 保证相关人员充分掌握该设备的原理、功能、特点以及运行过程中需要注意的事项等, 为设备稳定高效的运行做好充分的理论准备, 促进变电站的发展。

4.3 改变管理理念, 引进高科技技术

目前多数变电站都采用旧的继电保护设备, 这种体系不仅浪费人力和物力, 还不利于变电站的发展。为了提高变电站的运作效率, 改变管理体系是必须的。采用先进、可靠的智能设备, 开发具备测量、保护、控制、分析、设备在线监测、状态检修、远方监视等功能的数字化分散式变电站自动化系统是未来变电站的发展方向, 高科技设备的运用一方面能够减少设备维修次数和时间, 减少频繁的仪器维修费用;另一方面还能减少变电工作人员的工作量, 从而增强继电保护工作效率。如完善备用电源自动投入装置、增加故障录波器配置等, 可以有效监控故障发生时变压器的电流情况, 为事故的分析工作提供依据。

5 结语

掌握常见的继电保护故障、故障发生的可能原因和故障处理的基本方法, 能够有效提高故障事故处理水平, 并节约解决故障时间, 提高继电保护人员的工作效率, 从而可以保证110k V继电保护装置的稳定有序的运行。110 k V及以上继电保护是我国电力系统正常运转极为重要的保障, 更加深入的了解、掌握110 k V及以上继电保护装置可能出现的故障及相应的解决对策具有重大而深远的意义。

摘要：鉴于110 kV以上继电保护整定对变电站稳定运行的重要意义, 以及我国110 kV以上继电保护整定中存在的问题, 文章选取了东罗变电站作为案例, 分析了该变电站继电保护方案中存在的优缺点, 总结了110 kV以上继电保护整定中可能存在的问题, 并提出了相应的解决对策。

关键词：继电保护,问题及对策,110kV以上电压

参考文献

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[3]黄健聪.110kV变电站继电保护中的问题与措施分析[J].科技创新, 2011 (9) :162.

[4]邱才楷.浅析110kV电力系统的继电保护[J].电力建设, 2011 (8) :84-85.

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[7]曲双燕.110kV变电站的继电保护事故分析[J].应用科技, 2009.