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330KV变电站继电保护配置方案探讨摘要：继电保护的配置对保证电网和主设备安全至关重要，因此在超高压电网中，准确掌握330kV变电站继电保护的典型配置及各种保护相互配合的机理尤为关键。
文章分析了330kV变电站的典型继电保护配置方案，详细阐述了现有的继电保护配置中各种保护的功能特点及各种保护的配合原则。
关键词：变电站；继电保护；配置0 引言随着经济建设的不断发展，我国的各个行业都得到了前所未有的进步，经济的发展、企业的进步对于电能的供应标准有了很高的要求。
在电力系统运行期间，不仅要保证供电的稳定，同时还要在质量上有所提升。
在电网运行中，变电站是电网的心脏，是输送电安全的重要保障，因此要保护变电站的安全稳定运行，其继电保护的配置方案十分重要，继电保护是在变电站设备及线路发生故障时能及时快速的切断故障部位，从而保护电网的正常运行，减少因故障所带来的损失。
当前，青海电网的网架结构发生了巨大的变化，已形成以750kV、330kV为主网架的超高压电网，因此分析330kV变电站继电保护的典型配置，阐述各种保护相互配合的机理是很有必要的。
1 330kV侧继电保护配置方案330kV侧继电保护主要包括了330kV侧的线路保护、母线保护和断路器辅助保护等，下面分别介绍这几种保护。
1.1 线路保护330kV线路保护配置方案属于典型的超高压输电线路保护配置方案，均配置2套完整、独立的全线速动主保护，后备保护采用近后备原则，只有当主保护或断路器拒动的时候才由后备保护动作以切除故障。
同时，线路后备保护也实现双重化配置，并采用主、后备保护一体化的继电保护装置。
330kV线路主保护一般包括3种，即纵联方向保护、纵联距离保护和电流差动保护。
3种保护中，电流差动保护的动作性能最好，具有绝对的选择性，不需要选相元件参与就能够实现分相跳闸，并具有抗负荷电流的特性。
电流差动保护由于需要线路两侧的电流采样值参与计算，所以对于保护通道的要求是最高的。
变压器有载调压并列运行及分接头控制朱月华【摘要】现阶段,我国大多数变压器有载调压的控制水平较低,而经济发达地区输配电容量较大,导致对分接头所施加的有载调压频率较高.对变压器并列有载调压来说,只能借助人工命令,采取监视、执行等措施实现半自动有载调压.由于有载调压的发展水平比较低,因此在一定程度上影响了有载调压的应用范围,这对分接头控制技术造成了影响.【期刊名称】《通信电源技术》【年(卷),期】2019(036)002【总页数】2页(P68-69)【关键词】变压器;有载调压;并列运行;分接头控制【作者】朱月华【作者单位】贵州工业职业技术学院,贵州贵阳 550000【正文语种】中文0 引言电力系统中，异步电动机的电力负荷比较大，该设备的定子电流、功率效率和因数等都会随着供电电压的改变而发生变化。
当电压持续下降时，会迅速增加定子电流，如果电压下降超过50%，电动机的转矩就会变为25%。
电压下降幅度越大，电动机的定子、转差率以及转子电流就越大，这样就会提升电动机温度的上升速度，促使规律因数与效率持续降低，对电动机造成损坏。
异步电动机转速降低会相应减低水泵和风机，对汽机和锅炉等设备造成影响，如果电压持续降低，还会对电炉设备的出力情况造成影响。
1 变压器有载调节并列运行和分接头控制的现状有载调节控制技术对自动控制具有较高的可靠性要求。
从早期手动控制到变压器的有载调压自动控制，现阶段国际所研发的先进技术，能够应用无功均衡法和最小环流法实现多台变压器并列，对变压器进行级连控制[1]。
控制电压等级向上可以对中低压变电站实现有载调压，向下延伸能够实现配电网基础变压器的有载调节。
变压器的类型主要包括自耦变压器、两卷变压器和三卷变压器。
有载调压器控制器主要控制分接头开关，近些年的不断深入研究，提升了分接头开关制造技术的可靠性和制造工艺。
有载分解开关能够实现数万次安全调节，改变电压时不仅可以应用分接头调节，改变无功也能调节电压[2]，尤其是系统不具备无功情况下，可以采用改变无功的方式实现。
一起330千伏变电站母线失压原因分析与防范措施引言：2016年3月，330千伏响泉变1120响长线乙母刀闸触头扯弧，引发AB相间故障，110千伏母线差动BP-2B保护动作，1100、1102、1112、1114、1116、1120、1124开关跳闸，但1120响长线重合闸动作，开关重合成功。
1、跳闸前运行方式330千伏甲、乙母并列运行，110千伏甲、乙母并列运行，1号主变1101、1111响下一线、1113朱一线、1115响水线、1117响唐线、1121响中一线、1123响北一线在甲母运行，2号主变1102、1112响下二线、1114响朱二线、1116响合线、1120响长线、1124响北二线在乙母运行，110千伏甲、乙母电压互感器运行。
2、跳闸经过及现场处置情况（2.1）20时56分，1120响长线乙刀闸A相母线侧上方有火球，21时01 分，汇报地调要求立即停电处理。
（2.2）21时05分，主控室灯灭，后台显示，110kV母差保护动作，1100母联开关跳闸，1112响下二线、1114响朱二线、1116响合线、1124响北二线、2号主变1102开关跳闸，110 kV乙母线失压。
3、继电保护动作情况（3.1）21:05:11，响泉变110千伏BP-2B母线差动保护动作，面板显示：差动”、“故障母线AB相”、“启动至出口时间8.3MS”。
（3.2）21:05:11.219，1120响长一线开关跳闸，保护装置“跳位”灯亮。
21:05:11.155，母联1100开关跳闸， CJX操作箱“TWJ”灯亮。
21:05:11.218，1102开关跳闸，操作箱TWJ灯亮。
21:05:11.217，1114开关跳闸，保护装置“跳位”灯亮。
21:05:11.218，1116开关跳闸，保护装置“跳位”灯亮。
21:05:11.219，1112开关跳闸，保护装置“跳位”灯亮。
21:05:11.218，1124开关跳闸，保护装置“跳位”灯亮。
330kV变电运行常见故障及对策分析摘要：随着社会经济不断发展，我国电力事业发展迅速，相应提高了对于变电运行稳定性和可靠性的实际要求。
但就变电系统运行现状来看，受变电设备种类繁多、运行环境复杂多样等因素影响，变电系统运行过程中客观存在着众多的干扰因素和影响因素，容易导致跳闸、短路等故障，影响变电系统的正常运行。
尤其对于高电压等级的变现系统而言，如不能及时解决系统中出现的故障，就可能引发严重的后果，进而造成巨大的损失。
笔者即从330kV变电系统入手，就其常见故障和解决措施，发表几点看法，以供相关人员参考。
关键词：330kV；变电运行；常见故障；对策变电系统作为现代电力系统的重要组成，其承载着改变电压等级，联系电力系统与电力用户的重要作用，故而变电系统运行性能，直接影响着人们生活及工作中电力能源的正常使用。
如变电系统出现故障，其不仅会直接影响电力系统的正常运行，还可能对相关工作人员的生命安全造成威胁。
因此，相关部门必须全面提高对变电系统运行维护的重视，从变电运行常见故障入手，提高系统运行维护的科学性和针对性，进而保障系统运行安全、可靠。
本文以330kV变电运行为例，就其常见故障和解决措施，进行了分析和探讨，具体内容如下：一、330kV变电运行常见故障与主要表现分析对于330kV的变电系统而言，其在运行过程中，主要存在线路故障、母线故障、以及变压器故障等常见故障类型。
线路故障具体是指以线路跳闸为主要故障表现的故障类型。
对于线路故障的判断首先要观察保护动作的发生情况，随后应进行重合闸操作，线路保护信号应从线路保护装置和光字牌观察获得；变压器故障主要存在两种外在表现形式，一种以主变低压侧对应的开关发生跳闸为主要表现，这种现象多是低压侧开关故障或母线故障导致的。
另一种以主变三侧开关发生跳闸为主要表现。
通常来说，在跳闸现象原因分析过程中，需结合线路保护动作发生情况和一次设备检查结果进行判断，以确保故障分析的科学性和准确性。
330kV变电站变电运行故障处理及探讨摘要：随着我国生产力与生产水平的大幅度提升，为国内传统电力产业注入了新时代的活力。
而用电需求的逐年激增，对于现有的变电站提出了更高的时代需求，既要保障电力能源传输的安全性，又要有效降低能源输供过程中的损耗。
因此，本文对330kV变电站变电运行故障处理进行分析探讨。
关键词：330kV变电站；变电运行故障；处理措施我国经济高速发展，企业的用电量不断增加，这给电力系统变电运行带来一定的困难，电力系统必须保障用户的供电需求，电子系统在运行的过程中出现故障这是一种正常现象，有的故障属于电力系统变电运行故障，这对电力系统运行产生了一定的影响，根据电力系统变电运行故障的特点，需要及时检修，排除故障，保障电力系统变电运行正常工作。
1处理故障的原则1.1“先通后复”原则故障处理及事故抢修，要遵循“先通后复”的原则。
有备用设备，首先考虑先投备用，采用简便、易行、正确、可行的方案，沉着、冷静、迅速、果断地进行处理和事故抢修，以最快的速度设法先行送电。
然后通知有关部门再修复或更换故障设备，恢复正常运行状态。
1.2“服从指挥”原则故障处理及事故抢修，由当班值班员或所长任事故抢修总指挥，其余人员则任组员，服从指挥。
指挥长在处理事故前应简要向组员说明抢修方案，其余人员有不同见解，可当场提出，指挥长可适当考虑。
2.330kV变电站变电运行故障分析2.1线路损坏引发变变电站故障线路安全作为变电器正常运行的前提条件，其作用是保障电力能源的合理输送，确保变电器使用过程中的安全性与稳定性。
引发线路损坏的原因较多，如线路接地位置开裂、损毁或线路长期高频率作业烧毁。
由于变电站线路的工作原理相对复杂，因此引发其发生损坏、烧毁的原因较多，进行检修保养的工作相对复杂。
2.2母线故障问题在整个电力系统当中，母线是其重要组成部分，也是电能汇聚和分配的关键因素，变电站和电厂的动脉也是通过母线形成，所以母线一旦出现问题，那么整个和它有关的电力系统组件都会受到影响，出现停电现象，如果主要变电站中母线出现问题，所造成的影响会更加严重，甚至对整个系统的稳定性产生重大影响。
主变压器分接头、调压方式及调压范围的选择(1)分接头设置原则在高压绕组或中压绕组上，而不是在低压绕组上;尽量在星形联结绕组上，而不是在三角形联结的绕组上(如变压器为Dyn联结时，可在D联结绕组上设分接头);在网络电压变化最大的绕组上。
(2)调压方式的选用原则1)无调压变压器一般用于发电机升高变压器和电压变化较小且另有其他调压手段的场所。
2)无励磁调压变压器一般用于电压及频率波动范围较小的场所。
3)有载调压变压器一般用于电压波动范围较大，且电压变化频繁的场所。
4) 在满足运行要求的前提下，能用无调压的尽量不用无励磁调压;能用无励磁调压的尽量不用有载调压;无励磁分接开关应尽量减少分接数目，可根据电压变动范围只设最大、最小和额定分接。
5) 自耦变压器采用公共绕组调压时，应验算第三绕组电压波动不超过允许值。
在调压范围大、第三绕组电压不允许波动范围大时，推荐使用中压侧线端调压。
对于特高电压变压器可以采用低压补偿方式，补偿低压绕组电压。
6) 并联运行时，调压绕组分接头区域及调压方式应相同。
7)发电机升高变压器，一般可选用无励磁调压型。
330kV、500kV级升高变压器，经调压计算论证可行时，可采用不设分接头的变压器。
8)220kV及以上的降压变压器，仅在电网电压可能有较大变化的情况下，采用有载调压方式，一般不宜采用。
当电力系统运行确有需要时，在降压变电站可装设单独的调压变压器或串联变压器。
330kV、500kV级降压变压器宜选用无磁励调压型，经调压计算论证确有必要且技术经济合理时，可选用有载调压。
9) 110kV及以下的变压器，宜考虑至少有一级电压的变压器采用有载调压方式。
10)接于出力变化大的发电厂的主变压器，或接于时而为送端、时而为受端母线上的发电厂联络变压器，一般采用有载调压方式。
发电厂的联络变压器，经调压计算论证有必要时，可选用有载调压型。
11)直接向10kV配电网供电的降压变压器，应选用有载调压型。
宁安330kV变电站1号主变跳闸原因分析及处理蒋超伟【摘要】对宁夏电网宁安330 kV变电站1号主变压器故障情况进行了简要叙述,结合现场设备具体情况查明,主变低压侧301断路器电流互感器一次绝缘被击穿是造成主变差动保护动作跳闸的直接原因,及时采取了针对性处理措施,缩短了主变停电时间,通过分析对比提出了反事故防范措施及对策,确保电网安全稳定运行.【期刊名称】《电网与清洁能源》【年(卷),期】2013(029)011【总页数】5页(P44-48)【关键词】330 kV;变电站;变压器;跳闸【作者】蒋超伟【作者单位】国网宁夏电力公司,宁夏银川 750011【正文语种】中文【中图分类】TM722变压器作为电力系统中主要的电气设备之一，特别是大型变压器在电力系统安全运行中起着至关重要的作用，一旦发生内部故障，变压器保护的误动或拒动不但对电网安全稳定运行影响大，严重时还会影响对用户的供电，直接和间接损失很大。
西北电网联络和降压变压器主要是330 kV自耦变压器，其低压侧发生短路故障的几率较高，短路电流大。
因此，准确和快速切除故障变压器，对变压器本身和电网安全稳定运行十分重要[1-3]。
本文以宁夏电网宁安330 kV变电站自耦变压器的故障情况为例，利用主变差动保护装置的故障数据，分析了主变故障的实际过程，对今后可能发生的类似故障的分析具有一定的参考和借鉴作用。
1 故障简述2012年2月22日01时10分，宁夏电网宁安330 kV变电站1号主变330 kV 侧由热备用转运行，在合上3332断路器后两套主变差动保护动作，立即出口跳开三相断路器，经保护、检修、高压试验、油务化验专业工作人员检查后，根据保护动作信息、录波图和放电痕迹，查出了故障点。
1.1 故障前运行方式宁安330 kV变电站330 kV线路全部运行，2号主变运行带全站110 kV及35 kV负荷；1号主变三侧热备用状态，如图1所示，并且已进行了两次充电试验，第一次带电约10 min，第二次带电约3 min，两次充电时装置无告警信号，所有采样数据显示均正常，第三次充电时发生故障。
330kV 自耦变压器分相有载调压切换同期分析探讨
邓彦国
（固原供电局，宁厦固原756000）
1前言
330kV 变压器有载分接开关一般为共用一个电
动操作箱，调压机构三相独立，通过连杆联接，各相均有各自独立的选择回路和切换回路，是变压器中唯一经常动作调整电压的重要部件，它的可靠性直接决定变压器能否安全可靠运行。
因此，在交接、大修及预试时要对其进行相关试验，以确认安装或检修的质量，确保有载分接开关能够长期安全运行。
其中开关切换的过渡波形的测试是一个定期的试验项目，通过测得过渡波形可以看出切换开关传动连杆联接情况、动作波形、过渡电阻及切换时间等。
然而现场试验中由于种种原因，所测得的切换过渡波形很难与标准波形完全吻合。
查阅有关资料和书籍，没有对此类问题过多的描述和解释。
如何认识和要求自耦变压器有载分接开关切换时的三相同步问题，值得进一步分析和探讨。
笔者就现场测试的分相有载调压自耦变压器分接开关切换过渡波形不同期，并结合运行现状和厂家提供的资料分析了产生不同期的原因和调整方法。
2运行现状
我局固原及清水河330kV 变电站变压器为自耦变压器，有载分接开关为三相独立，即有载分接开关共用一个操作箱，调压机构三相独立，通过机械垂直和水平连杆传动同时切换达到调压。
其中固原
330kV 1、2号主变有载分接开关均为3×M Ⅰ型,运
行中调压较频繁，1994年投运至今安全运行。
往年其他预试项目试验合格，但分接开关切换过渡波形测试中发现三相不同期，通过调整传动连杆，同期时差调整在40ms 到60ms 左右为最小，运行中频繁调压无异常。
由于交接试验报告中没有切换过渡波形，当时经多方咨询，也没有给出具体处理方法和解释，所以在预试、检修中注重了对分接开关切换过渡波形的观察和调整，使其三相同期偏差达到最小。
2010年2月新投运的清水河330kV 1号主变有载分接
开关同为三相独立，生产厂家为德国某公司，交接验收时，电动切换时切换声三相明显不同步，手摇转动切换偏差达一圈半左右，试验时切换过渡波形只能捕捉到一相，其他两相切换波形已超过仪器量程而无法捕捉到，通过手摇多次调整水平连杆，三相不同期偏差在60ms 左右，3月份安全顺利投运。
为此针对新投运设备，请教了分接开关厂家技术人员，结合前期安全运行的330kV 分相有载调压的自耦变压器和近期投运的清水河330kV 主变，进行了认真分析和运行对比，为以后变压器有载调压的同期测试打下一定的理论基础。
3原因分析
我局运行的110kV 普通变压器,它的调压方式是在中性点上进行调压的，由于其中性点绝缘水平要求较低，很容易实现，通常有载调压分接开关为单台3相MR 即M Ⅲ型组合式开关，由于它的选择回路和切换回路都是三相联动结构，因此在挡位调节时切换过渡波形可以做到2ms~3ms,同步性能较好。
而长期运行的两台固原330kV 及新投运的一台清水河330kV 自耦变压器,它们有载调压均采用线段调压方式，其绝缘水平要求较高，特别是相间绝缘水平，因此只能采用3台单相有载分接开关，即3×M
Ⅰ型，而每台单相开关均有各自独立的选择回路和
切换回路，三相有载分接开关切换过渡波形存在着较大的不同期，与以往110kV 变压器M Ⅲ型有载调压切换波形相比，同步偏差10倍左右。
具体原因分析如下。
（1）DL ／T572-1995《电力变压器运行规程》和
DL ／T574-1995《有载分接开关运行维护导则》要求，
变压器运行时的调压，对单相变压器组或三相分相调压变压器，只要求开关三相同步电动机操作，做到不分相操作或不在一相连续进行二次分接变换即可。
现役3台330kV 主变的分接开关共用一个操作箱联动，通过机械传动垂直、水平连杆联接。
对于现场试验，手柄摇动旋转慢慢切换时，就可以听到三相
TRANSFORMER
第47卷第10期2010年10月
Vol.47October No.102010
第47
卷
分接开关的切换动作存在明显的先后之分。
由于机械传动连杆厂家设计为正方形方管，调整时根据哪一个分接开关超前或滞后，传动连杆只能正或反方向调整90°或180°，而不能向更小的角度调整，因此在调节中多转或少转90°，有时就会导致超前者滞后，滞后者则超前，加之对接连接中稍有松动，对于毫秒级切换速度来说无论怎样调整也无法满足三相较小的同步偏差，即三相储能机构动作所需传动轴转动的圈数并不一样，从而造成三相开关切换有先有后。
这与110kV 中性点调压方式的M Ⅲ型组合式开关切换波形同步没有可比性。
（2）有载分接开关的分接变换动作是一个电流的转换过程。
对三相分接开关来说，即使在切换过程中某一相先动而三相不同步，电流仍在该相的电路上通过，而在切换过程中产生的电弧都是采用电流过零点自然熄弧的方式，不像断路器那样采用强迫熄弧的方式，这样分接开关三相触头的电弧熄灭本身就存在先后，所以其机械动作的先后差别不会影响有载分接开关的正常运行。
如固原变两台330kV 主变有载分接开关，调压较频繁，期间通过不断调整试验其同步性，已运行十几年，无任何不正常现象。
因此三相触头分合的先后，对相互之间的切换电流没有明显的影响。
（3）分接开关厂家技术部门复函承诺，由于3×
M Ⅰ开关每变换1次分接挡位，其操作机构转动33
圈，需要约为5300ms 的时间，而平均每圈旋转操作需160ms 的切换时间。
只要三相切换不同步时间允许在160ms 以内完成认为此有载分接开关的切换操作是没有问题的。
4结论
（1）采用三台单相有载分接开关调压方式的自耦变压器，挡位调节时三相之间的切换时间会有先有后，存在着不同步，这是允许的。
（2）一般每相开关的触头切换位置出厂时调整在27．5圈～28．5圈之间，所以在现场安装调试时应在该圈数上注意。
（3）虽然在DL ／T572-1995《电力变压器运行规程》和DL ／T574-1995《有载分接开关运行维护导则》对单相变压器组或三相分相调压变压器同期性没有做出严格的规定，但仍然要求开关运行时的切换操作需三相同步电动操作，切不可分相操作或一相上连续进行二次分接变换操作。
（4）现场安装调试时应将切换不同步时间控制在160ms 之内，根据手摇切换开关的先后动作声，调整三相水平传动轴，尽量使其同步达到最佳状态。
（5）在注意切换同步的同时还需注意观察切换的过渡波形，不得与标准波形相差甚远，否则应查明原因。
参考文献：
[1]冯仲民.有载分接开关的应用[M].北京:中国电力出版社,2004.
[2]DL ／T574—1995,有载分接开关运行维护导则[S].[3]DL ／T572—1995,电力变压器运行规程[S].
[4]GB50150-2006,电气装置安装工程电气设备交接试验标
准[S].
[5]
张德明.分接开关触头变换程序示波检测的探讨[J].变压器,2010,47(3):46-53.
国家电网辽宁500kV 王石1号A 相主变安装进展顺利
2010年7月16日，辽宁公司王石500kV 变电站改造现场，已就位的1号A 相主变压器附件安装即将结束。
从7月14
日开始，500kV Ⅱ母线和220kV Ⅰ母线同时停电，改造工程进入第三阶段，电气安装施工进入高峰期。
王石550kV 变电站设备改造工程是2010年辽宁公司生产系统技术改造的1号工程，为了提高供电可靠性、减少电能损耗，满足鞍山地区负荷增长需求，该工程计划将王石变电站1号主变压器容量为750MVA 更换为1组容量为1000MVA 。
变压器安装对整个改造工程能否顺利完成至关重要。
送变电公司领导非常重视，先后几次组织技术骨干对施工方案进行论证，从关键路径上的1号主变拆除到新主变的安装各个细节反复推敲，考虑到王石变在改造过程中由两台变压器变为一台变压器运行，可靠性大大降低，为了不影响电网的正常运行，改造工期由80天压缩为50天，时间紧任务重，项目部上下全力以付，积极调配人力、机械，迎战这次设备安装高峰。
职能人员各负其责，他们根据作业点四周带电、场区狭小、交叉作业多等特点，设置经验丰富的安全员在现场监护，为每台起重机械配备专职指挥，采取了一系列的安全措施。
施工人员早晨6点到现场，白天在30多度高温闷热的天气下顽强拼博，一直工作到晚上20点才收工，确保了主变附件安装工作顺利进行。
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