二次回路设计

二次回路设计（精选十篇）

二次回路设计 篇1

继电保护担负着电力系统故障时确保电网和设备安全的重任,继电保护的误动和拒动事故都会给电网运行和电力设备带来极大的危害。减少和杜绝继电保护事故、确保继电保护系统安全可靠运行,一直是继电保护工作者孜孜以求的目标。

1 继电保护检修过程中的典型事故[1,2]

继电保护检修过程中的人为责任事故,基本上都具有一个共同的特点:没有将检修设备与运行系统彻底隔离。

下面举几个典型的事故案例与广大同行探讨。

事故案例一:2006年12月13日,甘肃省天水供电公司继电保护人员在陇西变电站进行330 kV行波测距装置调试工作时,由于现场安全技术隔离措施不规范,工作中引起本站内330 kV陇临Ⅰ线CSC-101A零序电流保护Ⅵ段误动作跳闸。

事故案例二:2003年1月,在110 k V嘉兴变电站低周减载装置校验实施隔离措施时电压回路短路导致10 k V母线压变空气开关动作后引起10 k V电容器低电压保护动作跳闸。

事故案例三:1988年10月6日,济南供电局220 kV韩仓变电站#1主变停电检修,#2主变运行,继电保护人员在#1主变保护屏上进行保护改定值和改跳闸方式的工作。由于没有采取防止误碰的措施,在试灯法对线过程中误碰联跳110 kV母联断路器的1、33跳闸端子,导致110 kV母联断路器跳闸,110 kVⅠ母线失电。

事故案例四:1991年11月2日,菏泽电业局220 k V赵柚变电站继电保护人员在停役的#1主变保护屏上工作时,误碰了#1主变联跳220 k V旁路断路器回路,引起旁路5227断路器跳闸,造成全站220 kV、110 kV母线失压。

事故案例五:1996年1月16日,某500 kV变电站500 kVⅠ母B套母差保护校验工作中,由于没有将B套母差失灵启动回路隔离,导致失灵启动A套母差跳开500 kVⅠ母上所有断路器。

事故案例六:2004年11月,在500 kV双龙变电站进行#1主变5031、5032断路器保护校验工作中,当继保人员在检查5032断路器失灵保护接点导通情况时,误量端子排外侧,由于万用表与失灵启动母差回路构成通路,导致失灵启动500 kVⅡ母B组母差保护总出口,由500 kVⅡ母B组母差保护直接跳开500 kVⅡ母上所有断路器。

2 继电保护检修过程中事故引起的思考

观察这六个案例,我们可以发现引发事故的回路有电流回路、电压回路、控制回路,其中以控制回路居多。根据作者对一些事故的了解,事故的主要责任人往往是单位的业务骨干,而目前电力系统的规章制度也非常严密、完备,所以事故的发生必定存在一些客观的因素,消除这些因素就可以大大提高继电保护检修的安全性。

图1是控制回路示意图,图中A表示控制源,即发出控制命令的装置如保护装置等。图中B表示受A控制的设备如继电器等。1LP是回路的隔离点,用于改变控制源A的运行方式和状态,称为运行隔离点,目前的回路中都会设计。隔离点2LP主要用于在控制源屏P1对控制源A进行检修维护时实现隔离作用,称为检修隔离点,这种检修隔离点在目前的回路中很少设计。

目前在控制对象B不退出运行的情况下对控制源A进行检修时,工作区域一般为P1屏范围内,因此需要将A、B设备实现隔离。由于没有设计2LP,一般做法是将1LP切断,然后再在P1屏端子排上将连接到P2屏的控制电缆芯拆开。这样做存在以下一些缺点:

在实施和恢复隔离措施时存在误碰引起事故的危险;

工作区域内的危险源在检修过程中一直存在;

恢复隔离措施后,可能造成接触不良,回路是否完好没有条件验证;

实施和恢复隔离措施会耗费大量时间,从而影响继电保护检修的有效工作时间。

如果设计中增加2LP,那么在检修P1屏A设备时只需将2LP断开就可以实现A、B设备的彻底隔离。而且可以实现将隔离点控制在工作区域之外,只要工作人员不超越工作范围(P1屏)工作,就不可能发生误碰事故。设计检修隔离点2LP,并采用专用的隔离连接片后,实施隔离的效率要比拆控制电缆芯要高得多,而且出错的可能性也小得多。所以,设计检修隔离点是一种减少继电保护检修过程中误碰事故的有效途径,在有条件时或A、B同屏安装时可以将1LP取消。

3 二次回路典型检修隔离点设计方案[3～5]

设计检修隔离点的最终目的是为了在开展继电保护检修工作时降低事故风险、提高工作效率。因此,检修隔离点的设计应坚持以下原则:

修隔离点的设计应与检修模式相适应;

检修隔离点的设计应坚持远端隔离的原则,即隔离点应设置在控制对象侧;

检修隔离点的设计应坚持相互独立的原则,即不同控制源的检修隔离点应相互独立。

图2所示为典型的500 kV间隔和220 kV间隔主接线布置,500 k V线路、500 k V母差、220 k V线路、220 kV母差都按双重化配置,线路保护都采用光纤差动保护。图2(a)为一个500 kV完整线-线串的设备布置示意图,其中1BP1、1BP2、2BP1、2BP2分别为Ⅰ母、Ⅱ母的母差保护,1CBP、2CBP、3CBP分别为CB1、CB2、CB3的断路器保护,1R1、1R2为线路1的保护,2R1、2R2为线路2的保护。图2(b)为一个220 k V间隔的设备布置示意图,其中BP1、BP2为母差保护,CBP为断路器保护,R1、R2为线路保护。

3.1 双母线接线方式下双重化保护的检修隔离点设计

图3是一种220 kV线路间隔的继电保护检修隔离点的设计方案。

目前的设计一般是将操作继电器箱与线路保护R2共同组屏。图3中将操作继电器箱与测控装置共同组屏更有利于检修隔离点的设计和检修工作的开展。失灵保护采用了同时启动两套母差的方式,避免一套母差停役时,没有失灵保护的缺点。

IS_AC2、IS_AC3、IS_AC4用于电流回路的带电隔离。IS_AC1用于电压回路的隔离。

IS_DC1用于隔离可能引起断路器CB跳闸的回路,如母差、线路保护、断路器保护的跳合闸回路等。IS_DC5、IS_DC6用于隔离断路器失灵启动母差跳闸回路。IS_DC2用于隔离保护启动断路器失灵回路。IS_DC3、IS_DC4用于隔离母差保护动作启动线路保护远方跳闸的回路。

3.2 一个半断路器接线方式下双重化保护的检修隔离点设计

图4为500 kV完整串的一条线路保护的检修隔离点设计方案。

IS_AC1、IS_AC3、IS_AC4、IS_AC5用于电流回路的带电隔离。IS_AC2用于隔离电压回路。

IS_DC1、IS_DC2用于隔离引起CB1、CB2跳闸的回路。IS_DC3、IS_DC4分别用于隔离CB1、CB2失灵启动及闭锁重合闸等回路。IS_DC5、IS_DC6分别用于隔离启动1R1、1R2远方跳闸的回路。IS_DC7、IS_DC8分别用于隔离断路器失灵保护动作启动母差跳闸回路。例如对1BP1进行检修时,应在P7屏IS_AC3、P3屏IS_DC3(及其余相关断路器保护屏)、P1屏IS_DC1中将相关回路隔离,工作范围限制在P8屏。

3.3 继电保护带电检修模式的展望

随着制造技术的进步,检测手段的发展,作为继电保护系统保护对象的一次设备的检修周期不断延长,有些设备甚至实现了状态检修,而检修所需的时间却因一次设备的少维护或免维护设计而不断缩短。因此一次设备停电检修的机会越来越少。

继电保护装置有自身的故障规律,电子元器件的使用寿命也都不是无限的。所以继电保护的检修周期无法始终和被保护的一次设备保持同步。如果能够实现一次设备不停电的条件下对继电保护设备进行检修,就可以在220 kV电压等级以上基本解决这个矛盾。

继电保护不停电检修并不是一种全新的检修模式,在部分继电保护设备上已经在开展并具有一定的经验,如母差保护的检修,一般投运之后就不会特意安排母线停电来开展母差保护的检修工作。

继电保护不停电检修的开展应坚持安全的原则。在回路设计上应增加检修隔离点如图3、图4所示,能够实现将被检修设备与运行系统彻底隔离,同时隔离点应设在工作范围以外。在图4中,对1R1进行检修时,将P1屏IS_AC1、IS_AC2、IS_DC1相关回路断开,P2屏IS_AC5、IS_DC2相关回路断开,P3屏IS_DC3相关回路断开,P4屏IS_DC4相关回路断开,同时工作范围限制在P5屏。

4 结束语

二次回路检修隔离点的设计可以大大提高继电保护检修工作的安全性、隔离措施的有效性,缩短隔离措施的实施和恢复时间,增加继电保护检修的有效工作时间。同时也是一种减少继电保护检修过程中误碰事故的有效措施。二次回路检修隔离点的推广需要设计部门、制造厂和运行单位共同努力,为继电保护检修工作的安全开展创造良好的条件。

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护典型故障分析[M].北京:中国电力出版社,2000.State Power Dispatching and Communication Center.Typical Failure Analysis of Relaying Protection of Electric Power System[M].Beijing:China Electric Power Press,2000.

[2]嘉兴电力局.嘉兴电力局典型事故(事件)汇编[Z].嘉兴:2004.Jiaxing Electric Power Bureau.Jiaxing Electric Power Bureau Accident Compilation[Z].Jiaxing:2004.

[3]王树春,赵志江.变电所二次回路设计中的注意事项[J].继电器,2006,34(1):82-86.WANG Shu-chun,ZHAO Zhi-jiang.Attentions on Design of Secondary Circuits in Substaions[J].Relay,2006,34(1):82-86.

[4]IEEE Power System Relaying Committee Relay Trip Circuit Design Working Group.Relay Trip Circuit Design[Z].New York:Institute of Electrical and Electronics Engineers Inc,1999.

二次回路设计 篇2

线路微机保护和二次回路标准化设计规范概述本标准旨在通过规范220 kV及以上系统的线路保护及辅助装置的输入输出量、压板设置、装置端子、装置虚端子、通信接口类型与数量、报吿和定值、技术原则、配置原则、组屏（柜）方案、端子排设计、二次回路设计。是提高继电保护设备的标准化水平，为继电保护的制造、设计、运行、管理和维护工作提供有利条件，提升继电保护运行、管理水平。

一、六统一定义：

“六统一”的含义：1）功能配置（含技术原则）；2）对外接口3）定值清单、4）动作报告、5）二次回路、6）组屏端子 六个方面统一，在智能变电站大量采用的情况下，进一步延伸到：保护装置的虚端子、压板设置、通信接口类型与数量，组屏方案等。

1、1继电保护装置功能由“基础型号功能”和“选配功能”组成，“基础型号功能”应包含规范要求的全部“必配功能”；功能配置完成后，定值清单、设备参数、装置报文等应与所选功能一一对应。选配功能数值型定值和控制字置于定值清单最末尾。

1、2“必备功能”是指某类型的保护装置按规范要求必须配置的功能，以线路纵联距离保护为例：四方公司生产的CSC-101AB型线路微机保护必备功能有：纵联距离保护、纵联方向保护、三段式相间接地距离保护，四段式零序保护、两段式定时限零序电流保护。还有南瑞公司生产的RCS-931B型线路微机保护必备功能有：电流差动保护、零序电流差动保护、工频变化量距离保护、三段式相间接地距离保护，四段式零序保护等。1、3“选配功能”是指由于地区电网的统筹考虑和管理习惯的原因，需要增加的一些功能，线路保护的选配功能有：反时限零序电流保护、三相不一致保护、远跳保护、重合闸功能。1、4“基础型号功能”是指由于线路结构不同而对线路保护的特殊功能要求；线路纵联差动保护的基础型号功能有：双光通道方式的串补电容的线路保护，双光通道方式的一般线路保护。线路纵联距离保护的基础型号功能有：双光纤通道的纵联距离保护、光纤和载波通道同时接入的纵联距离保护、接点方式的纵联距离保护。双通道的使用有两种方式：方式1 为一套保护动作逻辑，对应两个通道，两个通道之间的关系为自动切换，保护屏上设置一个纵联保护投入压板和两个通道投入的功能压板；方式2为两套保护动作逻辑，分别对应各自的通道，实际上为两套纵联保护同时工作，保护屏上设置两个通道（保护）投入的功能压板。

1、5“自定义功能”是指各厂家的有差异算法和功能，例如，接地距离保护的算法中要用到零序补偿系数K，有的厂家用KZ ,有的厂家用KR KX，这些都放在自定义定值中。

2、1保护装置单点开关量输入定义采用正逻辑，即接点闭合为“1”，接点断开为“0”。开关量输入“1”和“0”的定义应统一规范为：“1”肯定所表述的功能；“0”否定所表述的功能。保护装置功能控制字“1”和“0”的定义应统一规范为：“1”肯定所表述的功能；“0”否定所表述的功能；或根据需要另行定义；智能站保护装置双点开关量输入定义：“01”为分位，“10”为合位，“00”和“11”为无效。常规变电站保护功能投退的软、硬压板应一一对应，采用“与门”逻辑，以下压板除外：

2、1停用重合闸“控制字”、“软压板”和“硬压板”三者为“或门”逻辑；

2、2“远方操作”只设硬压板，“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板。“远方操作”硬压板与“远方修改定值”、“远方切换定值区”、“远方投退压板”均为“与门”关系，当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效。

2、3“保护检修状态”只设硬压板，“保护检修状态”硬压板投入时，保护装置报文带检修标识上送61850监控系统。

2、4智能变电站只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板，其余保护功能投退只设软压板：

2、5“远方操作”只设硬压板，“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板。“远方操作”硬压板与“远方修改定值”、“远方切换定值区”、“远方投退压板”均为“与门”关系，当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效。退保护SV接收压板时，装置应给出明确的提示确认信息，经确认后可退出压板；保护SV接收压板退出后，电流/电压显示为0，不参与逻辑运算“保护检修状态”只设硬压板，“保护检修状态”硬压板投入时，上送带品质位信息 注：一般情况，常规保护的“保护功能”投退软、硬压板应一一对应（压板分出口压板和开入压板，开入功能压板为保护装置提供一个开入，保护装置的程序会有相应变化，其中，“保护功能” 压板是用于投退具有某些特征的保护功能集合，例如主保护、后备保护等。而代表一些运行方式的开入压板，例如母线保护的互联硬压板与软压板为或门关系，重合闸退出的控制字、软压板和硬压板是或门关系，变压器保护各侧电压功能投入(常规保护为硬压板，无软压板对应，智能变电站为软压板，无硬压板对应）智能变电站只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板，保护功能投退只设软压板，所以，保护装置的开入接口中只接入“远方操作”和“保护检修状态”，接点式的通道信号开入等硬接点开入，无保护功能的开入。远方操作”只设硬压板，“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板，当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效。退保护SV接收压板时，装置应给出明确的提示确认信息，经确认后可退出压板；保护SV接收压板退出后，电流/电压显示为0，不参与逻辑运算。要从管理上规定：当某一间隔单元的MU数据严重出错时，只有在保护装置退出，或一次间隔的设备退出时，才能退出该一次设备保护装置的SV压板。

3、保护装置的定值：保护装置电流、电压和阻抗定值可采用二次值，并输入电流互感器（CT）和电压互感器（PT）的变比等必要的参数；保护装置的定值清单应按以下顺序排列：a设备参数（系统参数、装置参数）；b保护装置数值型定值部分；c保护装置控制字定值部分。

4、线路保护含重合闸功能： 每一套线路保护均应含重合闸功能，采用单相重合闸方式时，不采用两套重合闸相互启动和相互闭锁方式。采用三相重合闸方式时，可以采用两套重合闸相互闭锁方式；对于含有重合闸功能的线路保护，当发生相间故障或永久性故障时，可只发三个分相跳闸命令，三相跳闸回路不宜引接。(注：对于单相重合闸方式，简化了回路，保持了两套保护的独立性，两套保护的重合闸宜以相同的重合方式同时投入，当一套重合闸动作以后，另一套重合闸可以检跳开相有电流或跳位返回而不再重合，确保不会二次重合闸。如只投一套重合闸，则另一套重合闸只能退出口压板，不能投入闭重沟三压板。

采用单相重合闸方式，两套保护均开入分相跳位接点，如单相断路器偷跳起动重合闸，可以保证两套保护起动重合闸的一致性，同时，一套保护不重合而三相跳闸，三相跳位也通知另一套保护的重合闸不能重合，断路器压力闭锁接点同时引入两套保护，也保证了闭锁重合闸可以由本保护自行决定。

采用三相重合闸方式，三相断路器偷跳不起动重合闸，每一套保护装置只能靠本装置保护起动重合闸，不能通过跳位起动重合闸来弥补起动重合闸可能的不一致性，所以，两套保护装置应同时投入重合闸。同时，一套保护装置的重合闸退出运行，也不能通过三相跳位去闭锁另一套保护装置的重合闸，光纤差动保护，接受到远跳令跳闸会闭锁本屏重合闸，对于光纤距离保护，接到外部三相跳闸令时，向对侧发允许信号，对侧接受到允许信号后三相跳闸，会启动重合闸，闭锁式纵联保护和接点允许式保护，只能停信或发允许信号，对侧保护动作会也会启动重合闸，所以，两套保护装置的重合闸应同时启用，可不相互起动，但宜相互闭锁。

5、二次回路要求：对于可能导致多个断路器同时跳闸的直跳开入，应采取措施防止直跳开入的保护误动作，宜在开入回路中装设大功率重动继电器，或者采取软件防误措施；例如：远跳回路、瓦斯保护回路和开关失灵保护回路等都采用启动中间继电器TJR。

5、2、对3/2断路器接线“沟通三跳”和重合闸的要求3/2断路器接线“沟通三跳”功能由断路器保护实现，断路器保护失电时，由断路器三相不一致保护三相跳闸； 3/2断路器接线的断路器重合闸，先合断路器合于永久性故障，两

套线路保护均加速动作，跳三相并闭锁重合闸（注：两种做法，1）三个分相继电器接点接入三个分相开入口，启动失灵，并输出永跳接点至三相开入口，闭锁重合闸并启动失灵。2）三个分相继电器接点接入三个分相开入口，启动失灵，并输出闭重接点至闭重开入口，闭锁重合闸（闭重接点不能用于跳闸，没有无流返回的功能）。自动重合闸不设置“ 重合闸方式转换开关”，自动重合闸仅设置“ 停用重合闸” 功能压板，重合闸方式通过控制字实现：重合闸方式：单相重合闸；三相重合闸；停用重合闸，停用重合闸并沟通三跳。(注：取消了综合重合闸，只有单相重合闸或三相重合闸方式；取消了“重合闸方式转换开关”，消除了重合闸把手置于停用位置是否放电的不同做法；重合闸方式只能由控制字决定，不可能与屏上重合闸切换开关的位置冲突，所以，取消了“内重有效”控制字；对于含有重合闸功能的常规线路保护装置，设置“停用重合闸”硬压板。和软压板，重合闸的投停可以由“控制字”控制，也可由软压板或由屏上的硬压板控制，三者之间为或门关系。控制字“禁止重合闸”置1和屏上重合闸出口压板“断开”对应，为或门关系；当双重化的线路保护装置采用单相重合闸，如只投一套重合闸时，另一套重合闸只能退出“重合闸”出口压板，而不能投入“停用重合闸”压板。否则，两套重合闸装置均不能重合成功。当传输距离较远时，可以采用光纤传输跳闸信号。5、3、3/2断路器接线的断路器失灵保护 在安全可靠的前提下，简化失灵保护的动作逻辑和整定计算： 设置线路保护三个分相跳闸开入，变压器、发变组、线路高抗等共用一个三相跳闸开入；设置可整定的相电流元件，零、负序电流元件，其可按躲过最大不平衡电流整定；三相跳闸开入设置低功率因数元件。保护装置内部设置跳开相“ 有无电流” 的电流判别元件，其电流门槛值为大于保护装置的最小精确工作电流（0.05Ie），作为判别分相操作的断路器单相失灵的基本条件；失灵保护不设功能投/ 退压板；断路器保护屏（柜）上不设失灵开入投/ 退压板，需投/ 退线路保护的失灵启动回路时，通过投/ 退线路保护屏（柜）上各自的启动失灵压板实现；(注：失灵保护的投停可以通过控制字，断路器保护运行时，一般不应退出失灵保护。某一单元停运，可以通过线路、变压器保护屏上的起动失灵压板退出起动回路。3/2接线的断路器保护中设有分相和三相瞬时跟跳逻辑，可以通过控制字“跟跳本断路器”来控制，瞬时跟跳的作用是通过不同的跳闸途经增加跳闸的可靠性，减小失灵的可能性，跟跳应视为失灵保护的一部分，采用失灵保护逻辑的瞬时段作为跟跳判别条件是最简化、最安全的。如控制字“跟跳本断路器”置1，断路器的“失灵重跳本断路器时间”可以“与失灵跳相邻断路器时间”一致。因为瞬时跟跳和延时跟跳走的回路一样，延时跟跳可以通过整定“失灵跟跳本断路器时间” 来调整，不受控制字“跟跳本断路器”的控制。由于失灵保护误动作后果比较严重，且3/2断路器接线的失灵保护无电压闭锁，根据具体情况，对于线路保护分相跳闸开入和发变组（线路）三相跳闸开入，应采取措施，防止由于开关量输入异常导致失灵保护误启动，失灵保护应采用不同的启动方式：

5、4、对双母线接线重合闸、失灵启动的要求对于含有重合闸功能的线路保护装置，设置“停用重合闸”压板。“停用重合闸”压板投入时，闭锁重合闸、任何故障均三相跳闸； 双母线接线的断路器失灵保护，应采用母线保护中的失灵电流判别功能。

5、5、为防止保护装置先上电而操作箱后上电时断路器位置不对应误启动重合闸，宜由操作箱（插件）对保护装置提供“ 闭锁重合闸” 接点方式，不采用“ 断路器合后” 接点的开入方式。(注：保护装置先上电，TWJ跳位未开入，满足充电条件，保护装置的重合闸充电，操作箱后上电时，TWJ跳位闭合，断路器位置不对应误启动重合闸，为防止误起动重合闸，采用操作箱对保护装置同时提供一个“闭锁重合闸”接点，该接点与停用重合闸压板共用一个开入

在操作箱后上电，TWJ跳位闭合时，TWJ控制重合闸充电功能，保证了保护装置不误重合闸。

操作箱在手动跳闸以后，启动双位置继电器KKJ，KKJ则置于跳后位置，用KKJ接点起动中间继电器，输出并保持?°闭锁重合闸?±接点、在手动合闸以后，双位置继电器KKJ置于合后位置，?°闭锁重合闸?±接点断开。

断路器在合闸位置，如保护单相或三相跳闸，闭锁重合闸，接点处于断开位置，可以重合一次，如重合成功，保护装置可以再充电，如重合不成功再跳闸，断路器处于跳闸位置，TWJ跳位开入，保护装置的重合闸则不具备充电条件。

重合闸充电在保护装置正常运行未起动时进行，重合闸控制字和把手投入、无TWJ、无压力低闭重、无闭锁重合闸输入，经15秒后充电完成。

5、6、对电压切换箱（回路）的要求：（是指一次接线双母线形式）隔离刀闸辅助接点采用单位置输入方式；切换继电器同时动作和PT失压时应发信号。（注：常规六统一保护装置隔离刀闸位置采用单位置输入方式，是为了防止双位置起动方式误动作，同时接通两段母线电压，如此时正好是双母线分裂运行，两组母线电压不一致，可能烧坏切换继电器接点。另一种情况如母联开关合闸运行，当一组母线失去电压时，会导致另一组PT二次侧向一次侧反充电，PT的二次总开关会跳闸，也会失去电压。同时，也要考虑隔离刀闸位置采用单位置输入方式，在失去直流电源的时候，保护装置失去交流电压，如在正常运行时，保护装置会失去主要保护功能，或者，在保护起动以后失去交流，会导致距离保护误动。解决此问题的方法是采用双切换箱，保护装置的直流电源和电压切换箱的直流电源共用一个空开，这样，失去交流的时后保护装置也失去直流电源。）5、7、3/2断路器接线3/2断路器接线线路配置双重化的线路纵联保护，每套纵联保护应包含完整的主保护和后备保护及远方跳闸保护；配置双重化的远方跳闸保护。远方跳闸保护宜采用“一取一”经就地判别方式。断路器保护及操作箱（智能终端）断路器保护按断路器配置，常规变电站单套配置，智能变电站双套配置。断路器保护具有失灵保护、重合闸、充电过流（2段过流＋1段零序电流）、三相不一致和死区保护等功能；常规变电站配置单套双跳闸线圈分相操作箱，智能变电站配置双套单跳闸线圈分相智能终端。对断路器的要求：（1）非全相保护功能应由断路器本体机构实现。（2）断路器防跳功能应由断路器本体机构实现。（3）断路器跳、合闸压力异常闭锁功能应由断路器本体机构实现，同时，应能向线路保护装置提供两组完全独立的压力闭锁触点。500 kV变压器低压侧断路器宜为双跳闸线圈三相联动断路器。

5、8、纵联距离（方向）保护 a)保护装置中的零序功率方向元件应采用自产零序电压。纵联零序方向保护不应受零序电压大小的影响，在零序电压较低的情况下应保证方向元件的正确性。b)纵联距离（方向）保护应具备弱馈功能，在正、负序阻抗

过大，或两侧零序阻抗差别过大的情况下，允许纵续动作。

PT二次回路短路故障研究 篇3

关键词：PT；故障；回路；短路；研究

中图分类号：TM451 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2013） 24-0000-01

PT，全称为Potential transformer，其作为调控装置，可根据系统运行要求将大电压转化为低电压，因此对于电力系统运行状态中的不稳定现象具有调节作用，能够满足设备运行所需的承载能力[1]。此外，PT还可通过检测找出电压值中存在的异常情况，继而明确电力系统故障，减轻系统受损程度。然而，一旦PT自身出现故障，则不但会削弱调控电压性能，还可造成系统中断运行，为设备带来极大破坏，由此可见PT在电力系统中占据着不可忽视的重要地位。基于PT最为常见的故障是二次回路，下面即就此进行探讨。

一、PT二次回路短路故障研究

（一）PT二次回路短路原因

引起PT二次回路短路故障的原因主要为以下四种：（1）质量原因。作为PT传输电流与电压的介质，其质量好坏可直接影响二次回路性能。因此，一旦二次回路所用导线质量未达到合格标准，则系统运行后将极易引起短路故障的发生。常见导线质量问题有磨损、受潮、腐蚀等，均可导致一相接地、二相接地。（2）维修原因。要保证电力系统长期正常稳定的运行，需要定期对其元件与各个设备实施维修与维护工作。然而由于部分维修人员存在专业技术水平较低的情况，导致在检查PT时不能及时发现其中存在的问题，继而埋下隐患。常见有老化、接线问题等原因，可使PT在运行后不久即由于电压荷载值超出其当前可承受范围而引发二次回路短路故障。此外，二次回路改造维修工作不合理同样也会造成短路故障。（3）电缆原因。连接电缆通过将继电器、信号元件、测量仪表等各类电力装置连接起来从而组成二次回路，可起到协调线路电压与电流运行的作用。若电缆发生问题，将可马上对PT二次回路产生影响，使其短路故障[2]。（4）端子原因。作为连接外部导体与器件的一种元件，端子一旦出现异常将直接对PT与其它设备间的连接造成影响。最常见的端子问题为雨水过多所引起的户外端子箱受潮现象，若未及时采取相应措施，端子联结处将产生锈蚀，继而阻碍电流与电压的运行顺畅，令PT二次回路短路故障。

（二）PT二次回路检测方式

常用的PT二次回路检测方式有四种。

（1）通过气味检测

由于短路故障将致使某段线路的电流高度集中，从而产生极高的的电压负荷，令线路温度急剧升高，而当PT无法再承受过高电压值时，即会发生短路故障，继而产生明显可闻的异味。具有一定资历的检修人员通过嗅闻该种气味可当即了解PT是否存在故障。常见引起异味的因素有铁芯短路、内部匝间短路所导致的高温。

（2）在线监测

在线监测是随着电力技术进步而诞生的一种新的监测技术，相较于过去故障检测方式需要中断电力系统才可实施，在线监测技术只需在PT上装设监测仪即可在无需停电的情况下进行持续性的自动检测工作，不但检测效率高，且有利于维护工作的进行，为维护人员带来了极大的便利。

（3）利用指标判断

指标是最为直接的明确PT二次回路是否发生短路故障的方式，其检测过程需要利用一些电力仪器辅助。如使用万用表进行检测工作，当PT电压值检测结果超出要求范围即可初步判定其发生短路故障，而后作进一步检查验证。

（4）以噪音判断

在所有检测PT故障的方式当中，噪音判断是其中最为传统的一种，且具有较高可靠性。检查时，首先使PT处于常规运行状态，而后利用听觉识别运行过程中产生的噪音，若发现噪音存在音量过大或整体音量大小不规则现象即可判断PT二次回路发生短路故障。常见产生异常噪音的因素有PT接地、谐振及短路等故障。

二、PT二次回路短路故障处理

（一）PT短路故障排查流程

为消除所有PT二次回路中可能存在的所有故障隐患，需要根据详细流程来进行排查工作，流程如下：查看PT一次或二次保险是否存在熔断现象，或是回路是否接触不良，这些因素均会引起三相电压不平衡或电压表指数呈现为零的状况发生。利用测量方式明确是单相接地还是保险熔断，如发现一次保险熔断，需打开隔离开关遥测PT绝缘，利用万用表对线圈的完整性进行检测，若绝缘正常，则更换保险后即可投入运作[3]。当发现二次保险熔断或快速开关跳闸时，应立即检查二次回路是否状态正常，如无异常，应立即合上二次快速开关或更换保险。如发现PT存在冒烟、噪音异常、喷油、漏油、发热情况严重、火花放电等情况时，需立即将其停止运行。

（二）PT短路故障处理方式

常用处理方式有以下四种：（1）对于可能影响其它设备稳定运行的故障，可视情况切断线路，但由于系统中断后将对设备运作持续性产生不良影响，因而不可常用；（2）定期更换PT设备，并确保更换后的PT在型号与性能上与原先的一致，从而避免因老化、磨损等因素而导致的故障发生；（3）通过对PT实行二次降压处理，可避免由于电压集中过剩而造成的短路故障；（4）PT二次回路线路布置复杂，检修人员经由改造和简化等方式优化线路，可有效提高PT稳定性。

三、结束语

综上所述，PT作为维持电力系统正常运行的关键设备，应针对其故障原因制定科学合理的防治措施，同时还应提高对检修工作的重视性，以严谨认真的态度，不漏过检修过程中的任何异常，从而最大程度提高检修工作的有效性，降低PT二次回路短路故障发生率。

参考文献：

[1]黄焕材，卢远.有关PT二次回路异常对线路保护的探讨[J].中小企业管理与科技（下旬刊），2010（08）：321-322.

[2]陈琳，张鹏.继电保护中PT二次回路故障的探讨[J].中国新技术新产品，2010（21）：120.

二次回路设计 篇4

关键词：失灵启动,失灵保护,验收方法,安全措施

当系统发生故障, 故障线路 (元件) 的继电保护装置动作, 对故障线路 (元件) 断路器发出跳闸命令, 而断路器操作失灵而拒绝跳闸时, 利用故障线路 (元件) 的保护作用于本变电站相邻断路器跳闸, 有条件的还可以利用通道, 使远端有关断路器同时跳闸的接线称为断路器失灵保护。断路器失灵保护是近后备保护中防止断路器拒动的一项有效措施。目前220kV变电站一般配置一套或两套220kV母差失灵保护, 实现断路器失灵保护的功能。

母线保护对系统安全、稳定运行至关重要。母线保护一旦投入运行后, 就很难有全面停电的机会进行检验。在工作实际中, 故对母线保护可靠性要求很高。而失灵回路相对较复杂, 往往误动次数多于正确动作的次数, 因此本文认为有必要加强对失灵启动回路完整性的理解认识, 并提出了定期校验中失灵启动回路安全措施和验收检验方法。

1 失灵启动回路

1.1 电力系统220kV双母接线方式线路、主变保护失灵启动方式

(1) 线路 (元件) 的失灵保护启动装置中的电流判别元件接点 (SL接点) 与保护动作触点 (TJ触点) 或操作箱的三相跳闸触点 (TJR触点) 串联后, 再串联用于判别母线运行方式的重动的电压切换触点 (YQJ触点) 后, 提供给失灵保护, 失灵保护判定失灵断路器所在母线满足失灵保护电压闭锁条件后, 经较短时限 (一般整定为0.2S) 跳开母联断路器, 再经一个时限 (一般整定为0.5S) 后, 切除失灵断路器所在母线的各个连接元件。如下图1、图2所示的是早期的失灵启动回路:

(2) 线路 (元件) 的失灵保护启动装置中的电流判别元件接点 (SL接点) 与保护动作触点 (TJ触点) 或操作箱的三相跳闸触点 (TJR触点) , 提供给失灵保护保护, 经过母线失灵保护中线路 (元件) 的刀闸辅助接点判定失灵断路器所在母线, 满足失灵保护电压闭锁条件后, 经较短时限 (一般整定为0.2S) 跳开母联断路器, 再经一个时限 (一般整定为0.5S) 后, 切除失灵断路器所在母线的各个连接元件。如下图3、图4所示:

(3) 线路 (元件) 保护装置向母线失灵保护提供保护动作触点 (TJ触点) , 与母线保护中的相 (三相) 电流启动接点构成“与门”, 经过母线失灵保护中线路 (元件) 的刀闸辅助接点判定失灵断路器所在母线, 满足失灵保护电压闭锁条件后, 经较短时限 (一般整定为0.2S) 跳开母联断路器, 再经一个时限 (一般整定为0.5S) 后, 切除失灵断路器所在母线的各个连接元件。如下图5, 图6所示:

从回路的连接上看, 上述第 (3) 种启动方式, 采用母线保护装置内部的失灵电流判别功能, 线路 (元件) 保护与母线保护一一对应, 更符合双重化的要求。而第 (1) 、 (2) 种启动方式, 失灵电流判别需要在线路保护的辅助保护装置中实现, 并不是完全意义上的一一对应的双重化, 而且回路比较复杂。而且根据《广东省电力系统继电保护反事故措施及释义 (2007版) 》规定, 220kV母线差动保护, 应采用母线保护装置内部的失灵电流判别, 主要是考虑到双套配置的失灵保护经由同一个电流元件把关不符合可靠性的要求, 而内含有失灵保护功能的微机型母线差动保护也可实现电流判别功能。采用母线差动保护装置内部的失灵电流判别功能, 还可以有效简化外部失灵启动回路, 降低失灵保护误动作风险。

《广东省电力系统继电保护反事故措施及释义 (2007版) 》规定线路支路应设置分相和三相跳闸启动失灵开人回路, 元件支路应设置三相跳闸启动失灵开人回路。如图1、图2中, 线路保护设置了分相跳闸触点——A相跳闸触点 (TJA触点) 、B相跳闸触点 (TJB触点) 、C相跳闸触点 (TJC触点) , 三相跳闸触点 (TJR/TJQ触点) 。主变保护动作不分相, 所以只设置了三相跳闸触点 (TJ/TJR触点) , 如图2、图4。

第 (2) 、 (3) 种启动方式中判别母线运行方式的开关量输入触点采用开关场地母线隔离开关和断路器的辅助接点 (分段或母联失灵判别母线保护需接入其断路器的辅助接点) , 不采用经过重动的电压切换触点 (YQJ触点) 。一方面可防止重动继电器发生故障时, 导致母线差动或失灵保护发生误动;另一方面可有效的简化母线保护外部回路, 提高双重化配置的两套母线保护之间回路的独立性。故按反措要求, 近年来新建变电站、扩建技改工程的保护设备, 都采用方式 (3) , 而对现有运行中的保护设备启动失灵回路不作改动。

对于启动方式 (3) 中, 《广东省电力系统继电保护反事故措施及释义 (2007版) 》规定, 为了防止单套母线差动保护与单套线路 (元件) 保护退出后造成失灵启动回路交叉退出的情况, 每套线路 (元件) 保护动作后应同时启动两套失灵保护, 如图5。但2011年, 《南方电网一体化电网运行智能系统技术规范》中规定新的设计规范中, 每套保护动作后只启动一套失灵保护。考虑到单套母线差动保护与单套线路 (元件) 保护交叉退出的情况很少, 而且完全可以从运行方式操作上杜绝这种情况的出现, 为了简化回路, 故今后新建变电站中, 都执行《南方电网一体化电网运行智能系统技术规范》, 每套保护动作后只启动一套失灵保护, 见图6。

1.2 用于启动失灵保护

(1) 线路的主保护、后备保护动作, 启动分相跳闸继电器, 经分相动作触点启动失灵保护。母线失灵保护动作, 启动三相跳闸继电器 (TJR) , 经三相跳闸触点 (TJR触点) 启动失灵保护;辅助保护 (包括过流保护、充电保护等) 动作, 启动三相跳闸继电器 (TJR) , 经三相跳闸触点 (TJR触点) 启动失灵保护。而断路器三相不一致保护不应启动失灵保护;220kV备自投装置备自投动作跳220kV线路也不启动失灵保护。

(2) 主变失灵的应用:变压器的电气量保护, 均启动变压器失灵保护。非电量保护动作后因不能快速自动返回, 容易造成误动, 因此非电量保护不启动失灵保护。

2 母线失灵保护动作逻辑及回路

220kV母线保护的动作逻辑图如图7 (a、b) 所示:

2.1 解决失灵保护复合电压闭锁问题

为了防止失灵保护继电器误动作或误碰出口中间继电器造成母线保护动作, 故母线保护都采用了电压闭锁元件。为了解决变压器变低故障, 主变高压侧开关失灵时, 断路器失灵保护复合电压闭锁元件灵敏度不足的问题, 广东电网一般采用主变电量保护动作接点解除复合电压闭锁, 解除失灵复压闭锁回路, 由变压器电量保护动作接点串接压板直接开入失灵保护, 不经电流判据闭锁。而且解除闭锁所用的保护动作触点与启动失灵所用的保护动作触点必须是来自不同继电器的动作触点, 以防止继电器故障时因取自同一继电器造成两个回路同时导通的严重后果。

2.2 解决变压器变高开关失灵问题

变压器变高开关失灵时, 母线失灵保护应切开主变各侧开关。近年来, 广东电网内发生220kV母线故障和220kV断路器失灵的事故数量呈不断上升的态势, 110kV系统与220kV系统联系紧密, 而电源点也不断增多, 可提供的短路电流容量不断增加。如果此时母线发生故障而主变变高开关失灵拒动, 此时仍可通过110kV系统向主变提供短路电流, 如果此时依靠主变后备保护以一定的延时去切除主变各侧断路器, 可能会出现以下两个严重后果:主变保护因受110kV系统倒送过来的短路电流冲击而损坏;或相邻主变的后备保护因达到动作定值和时间而动作, 造成事故范围扩大。因此广东省电力系统继电保护反事故措施规定, 变压器变高开关失灵时, 母线失灵保护应切开主变各侧开关。目前220kV母线故障主变断路器失灵联切主变各侧断路器的逻辑采用以下方法:母线保护动作判断、失灵电流判据和延时出口的功能在220kV母线保护内实现, 每套母线保护引出一对失灵保护跳闸触点至主变压器非电量保护, 非电量保护只负责收到失灵跳闸开人信号后联切主变压器各侧断路器。220kV主变失灵联跳回路如下图8:

2.3解决线路保护远跳问题

当母线故障发生在线路电流互感器与断路器之间时, 对于故障线路纵联保护来说, 是反方向故障, 母线保护虽然正确动作, 跳开了本侧线路开关, 但故障点依然存在, 此时依靠母线保护动作触点去启动线路操作箱的三相跳闸继电器TJR, 然后TJR启动远方跳闸或其他保护停信/发信, 使对侧保护动作快速切除故障, 减少故障对系统的影响。

3 验收、校验失灵启动回路方法

母线差动保护一旦投入运行后, 就很难有全面停电的机会进行检验。因此对母线差动保护, 在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理, 技术监督。失灵启动回路中, 分相启动失灵回路中各个保护装置动作接点和压板在回路中形成“与”的条件, 即所有条件符合时回路导通, 任意一个条件不符合时回路不导通;三跳启动失灵回路中各装置动作接点和压板的关系也为“与”的关系, 最后三跳启动失灵回路与分相启动失灵回路形成“或”的关系, 即任一启动失灵回路导通即可启动失灵。为了防止接点粘死、接错线等情况, 本文结合日常的工作经验, 提出了完整的失灵启动回路的验收方法 (在此以最复杂的失灵启动回路为例, 见图1) 。

3.1 检验每个接点的动作情况及每个接点动作时回路的导通情况

例如在图1中, 断路器辅助保护RCS923装置A相失灵启动电流元件动作时001和05之间回路导通, 001和021、001和024、001和025均不导通;RCS923装置A相失灵启动电流元件和RCS902装置A相跳闸接点动作时 (所有压板投入) 001和021回路导通, 001和024、001和025不导通;RCS923装置A相失灵启动电流元件和RCS902装置A相跳闸接点以及1YQJ4接点都动作时001和024导通, 001和025不导通。其他支路试验方法以此类推。

3.2 检验每个压板在回路中的作用

某个启动回路各保护动作接点均满足条件时, 通过投退压板检验该压板的作用。

4 验收、校验失灵启动回路的安全措施

1) 工程验收时, 接入失灵启动回路并进行失灵联跳开关时, 应确保联跳其他运行中开关的出口压板在退出位置, 并用绝缘胶布封好压板上端;

2) 保护校验时, 若保护启动失灵回路如图1、2接线时, 应退出失灵启动总压板LP1, 并用绝缘胶布封好压板上端及024、025回路的端子, 通过检查电位变化判断回路的导通情况;也可以解开024、025电缆进行试验。若保护启动失灵回路如图3、4接线时, 应退出失灵启动总压板LP1, 并用绝缘胶布封好压板上端及024回路的端子, 通过检查电位变化判断回路的导通情况;若保护启动失灵回路如图5、图6, 应退出所有的失灵启动压板, 包括分相启动失灵压板、失灵启动总压板、三相启动失灵压板, 并用绝缘胶布分好压板的上端及端子回路03、05、07、09的端子。

5 结论

断路器失灵保护对系统安全、稳定运行至关重要, 母线保护一旦投入运行后, 就很难有全面停电的机会进行检验。为了提高断路器失灵保护的可靠性, 应在实践中不断总结经验, 加强对失灵回路的质量管理和技术监督, 保证母线保护不留隐患地投入运行。

参考文献

[1]贺家李, 宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社, 1994.

[2]贺家李, 电力系统继电保护技术的现状与发展[J].中国电力, 1999, 32 (10) :38-40.

[3]宋继成, 200～500kV变电所二次接线设计[M].北京:中国电力出版社, 2004.

[4]唐卓尧, 广东省电力系统继电保护反事故措施及释义[J].广州;广东省电力调度中心, 2007.

二次回路继电保护工作小窍门 篇5

⑴如何将新屏推入间隔中？当旧屏拆除，新保护屏被两面的保护屏阻挡时，可将新保护屏的两侧钢架上涂上机油、凡士林膏等进行润滑，然后先进保护屏的上部或下部，然后整体进入。严禁对保护屏大砸大捶，因震动影响周围保护屏的安全。

⑵如何更换端子箱外壳？

更换在保护屏更换停电的同时进行可节约运行时间

更换原钢铁材料已部分锈蚀的断路器、TV、YA 隔离刀闸端子箱外壳，往往接线复杂，特别是采用开关辅助接点闭锁刀闸操作的端子排，困难较大。分析研究后决定采用整体脱离、分体装箱的办法，效率高、安全。即请厂家制造同样大小的不锈钢材料的端子箱，下面采

用活动板、分体组成，见图

A：先用往复锯、撬棍等拆除原端子箱，注意事先测量端子排确无交直流电压、电流，拆除端子排与原端子箱的所有螺丝，拆除时严禁损伤导线及其它设备，保持原来的电缆号头完

整性。B：安装固定

合计四个步骤：用往复锯将旧端子箱固定部分锯开，整个脱离端子排并打扫干净后①先装入不锈钢端子箱下节②固定，③然后利用倾斜弧度减少的机会，在专人负责保护端子排线的情况下，小心地将端子箱上节接上，并用螺丝紧固，最后用活动联板将端子排及设备固

定。④端子箱底部用防火泥封堵。

整个过程与金属箱体与端子牌没有任何接触，因此不会发生电压短路、电流开路现象。

⑶如何拆除及安装小母线二次接线？

拆装小母线需要在带电的情况下进行。首先确认拆除小母线后不影响正在运行的其它保护屏，人员在梯子上牢固，方便。将一面绝缘物例如没有订书订的图纸铺在小母线上；螺丝刀的金属部分用绝缘胶布包扎，只露出3~5mm的尺寸；人员的工作服不得有金属物。工作时两侧同时进行，拆一根，测量一根，核对一根。恢复时，首先使用万用表测量被接的新保护屏无短路现象，即A、B、C、L、SA630相间、对地N600的直流电阻150欧姆以上，同样需要平铺绝缘纸或干燥的布等，用绝缘胶布处理的螺丝刀先安装就近容易的线，恢复一根的同时，新保护屏上测量一根电位正确。

⑷如何处理启动母线保护失灵保护的回路接线？对于启动母线保护失灵保护的回路，需要准确。A：核对改造屏与母线保护屏失灵启动电缆的芯线外皮颜色一致B：电缆芯外皮的号

码一致C：电缆芯的截面一致。

⑸两侧拆线的次序是什么方法？先拆带电位的一侧，然后拆无电的一侧。恢复时正好相反。⑹如何核对电压二次回路的正确性？更换的如变压器保护，三侧电压在未正式运行前，没有接火的情况下，先做各侧的电压通电工作，为了便于核对，可加电压分别为A相30伏、B相40伏、C相50伏。然后到其它例如电度表屏、故障录波器、测控等装置进行测量。

⑹对光纤可以用对线的方法吗？可以。根据光纤的光源发光原理，用普通电池聚光光源实现了单侧光缆通道的对调。既在光缆机的光纤一侧用光源照射，在对应光纤的另一侧装置上取下机械接头，目测光纤的发光情况。两侧应有对讲机联系，如果发光与走向牌一致，为同相正确。同时应将本侧的光纤使用情况与对侧联系，根据光纤的编号用标签机打出记号，确定使用位置,例如在光纤配线箱的面板上注明蓄泰I线的931A保护使用光纤的色别分别发信为蓝色,收信为橙色;FOX-41A使用光纤的色别分别发信为黑色,收信为红色;蓄泰II线的931A保护使用光纤的色别分别发信为棕色,收信为橙色;FOX-41A使用光纤的色别分别发信为蓝色,收信为绿色。使用此方法测试了相序，同时又测试了光纤的熔接情况，提

高工作效益8~10倍，正确率为100%。

⑺保护屏更换时屏位采用优选法安装的方法是什么？ 第一种方法 如室内没有空位置，可通过调度同意，保护屏停电拆除，然后立屏、接线。

第一种方法适用于保护室内没有其它空位置的保护屏更换

以2002年5月电力超高压公司下达的停电拆除TRS、SBC、TLSB保护屏，然后立屏的500kV华济线保护CLS-101屏、5041、5042断路器保护LFP-921屏（不完整串）为例，停电后的技术措施共有交直流、联跳、信号、通道、稳定装置保护屏保护、打印机电源六部分，采用安全技术措施，小心从端子排上断开，对侧端子排同时断开，并用绝缘胶布包好。

第二种方法因地制宜节约时间

第二种采用因地制宜的方法，利用空位置就地先立屏、接线，后停电接入，如前所述。适用于母线保护、断路器保护等大组屏的改造，例如500kV济南变电所的500kV、220kV母线保护，分别是BP-2B、RCS-915型号共3组6面屏。先安装，后接如带电部分，节约时间，避免带电作业以后者为佳。

⑻如何防止电压互感器零序二次短路的技巧？TV的自产零序电压接线复杂，对于三绕组连接部分详细检查，可用FLUK19数字万用表欧姆挡检查每个绕组的电阻值，注意电阻值与短路值是有差异的，然后根据Ra+Rb+Rc=RL，检查总电阻值约为其和。最后用直流法测量UL-N输出极性一致，以一次电压为正、地为负。其极性应为加极性。如表计指示不对或很小，应认为是否有短路接线错误，及时纠正。最后清理现场。如果用此方法，二次决不会出现错误。由于电容分压器的阻抗很大，因此使用以上的电磁感应的方法是不行的。比较可靠的方法是采用二次绕组对二次绕组的直流法。电池正极接第一绕组a1，电池负极接第一绕组n1。微安表正极接第二绕组a2，微安表负极接第二绕组n2。合闸瞬间如果微安表指针正偏则为+，指针负偏则为-，则正确，应当为减极性。对开口三角形的测量如表。

⑼检查GIS设备互感器的极性的方法是什么？

检查互感器的三相接线组别和单相互感器引出线的极性，必须符合设计要求，在GIS设备未投入运行时，必须进行检查。通常使用直流法：将电池正极接TA的L1（母线侧），负极接L2（线路侧）。将中间刻度的直流微安表的正极接TA的K1、负极接K2。在电池开关合上或直接接通瞬间，直流微安表正指示；电池开关断开的瞬间，微安表应反指示，则TA 极性正确。因GIS设备全封闭，试验时可以将母线侧的线路接地开关合上，并临时拆除地线联板，接电池正极即是连接的L1端，即可以进行试验。

三、保护定检：

⑴如何避免寄生回路？A；为避免寄生回路，工作前利用被保护屏的操作电源断开的机会，或者自己断开操作（控制）电源，用电压表检查出口压板的带电位情况，应该是没有电位为正确，为下一步的保护带断路器联动安全打好基础。B：检查如启动母线保护等危险点的压板确实带电位后，用绝缘胶布将压板包好，防止误投入，在试验中引起事故。

⑵千万不要随便拆线？保护定检一般不要拆除如启动母线保护等危险点的端子排接线，断开启动压板即可。如果一定需要拆除，在恢复时一定要把端子排的上下的正电位用胶布堵好，再进行恢复，防止带电的导线在上线的时候，不小心碰上带电的端子，弄巧成拙，成为事故。

⑶如何判断电压回路的恢复正确？在从快速开关上断开电压回路，用试验夹子夹好做保护屏试验工作，防止电压回路反充电，作完试验时，恢复完电压回路时，如何确定恢复线正确，可以用万用表的欧姆挡测量保护屏内部A、B、C相对地直流电阻100欧姆以上为恢复正确，如果无穷大，可认为开关的螺丝压在导线的外皮上，必须重新接线。

二次回路设计 篇6

乌江渡发电厂位于贵州省中部遵义县境内, 全厂总装机容量为5×250MW, 采用发变组单元接线, 110k V母线为单母线分段接线。在110k V GIS改造中, 电气二次部分改造主要包含了新110k V GIS与保护装置、自动装置、110k V计算机监控系统、#1机监控系统、110k V电能量采集系统、一号厂安稳装置等共计33个电气屏柜二次回路变更及回路优化设计。

2电气二次回路的几点优化设计

2.1联锁回路的完善

乌江渡发电厂原110k V系统均为小车式开关, #1主变、#0主变、母联110断路器两侧不设隔离刀闸, 6回出线在出线平台侧设1个隔离刀闸, 这种配置方式给现场检修安全带来一定的隐患。改造后110k V新GIS分别在#1主变、#0主变、母联110断路器两侧均设有隔离开关及接地刀闸, 6回出线在母线侧各增加一把隔离开关及一把接地开关, 出线平台侧设1个隔离刀闸, 完善了一次设备, 给检修操作带来了极大的便利。图1为#0主变间隔100改造后一次接线示意图。

为了防止误操作, 隔离开关与断路器和接地刀闸充分联锁, 杜绝了在操作隔离开关过程中出现带负荷分合闸和向接地体送电现象。接地开关与隔离开关和其它开关部件充分连锁, 防止接地开关接通带电导体和避免在接地开关接地时合闸断路器。

为了实现上述的联锁原则, 除断路器两侧刀闸、地刀本体的机械联锁外, 还分别通过开关设备机械联锁、现地电气回路闭锁、110k V开关站LCU程序闭锁、上位机画面联锁多种方式实现全面可靠的闭锁功能。相比较以往单靠现场人员执行安全隔离措施及上位机闭锁实现操作联锁功能安全性有了极大的提升。并解决了以往LCU与现地电气联锁回路不一致的问题。

2.2电压回路的改进

一号厂110k V开关站两段母线各有1组组TV, 改造前每组TV二次回路共有两组Y型型接线绕组, 1组Δ接线绕组, 其中Y型接线绕绕组中1组为电测用0.2级, N相接地。Y型绕绕组另外1组为保护用0.5级, B相接地, Δ绕绕组为B相接地。110k V系统所有保护为适应BB相接地, 均在保护盘柜内部对TV接线进行调调整。另外对于双套配置的保护, 电压回路均取取自同一组TV, 给现场运行的保护装置带来了了一定的安全隐患。图3为110k V保护TV回路路接线改造前后的接线图。

改造后, 母线TV绕组增加为3组Y型型接线绕组, 1组Δ接线绕组。其中Y型接线绕绕组1组为电测用0.2S级, 计量精度较改造前前有了很大的改进。另外2组Y型接线绕组分分别为0.5级、3P级, 实现了双重化配置的保护护电压回路各自独立, 极大的提升了保护运行的的可靠性。将Y型绕组接线均改为N相接地, , 实现了全厂TV回路Y绕组TV回路接地点的的统一。Δ接线绕组为了同期回路的接线的方便, , 仍然采用B相接地。

2.3电流互感器的配置

为了满足双重化#0主变保护装置、、110k V母线保护装置、安稳装置CT回路独立立的要求, 新GIS组合开关主变高压侧以及出线的CT由4组增加为12组, 并合理配置, 充分考虑了消除各主保护死区的需要。

为了到减小短路电流非周期分量及剩磁的暂态影响, 除用于变差的CT等受低压已有CT限制及失灵用CT外, 其它保护用CT选用了5PR20型互感器, 该类互感器能限制剩磁影响。与5P级CT相比, PR类CT未饱和时的伏安特性曲线更平缓, 抗暂态饱和的能力也更强。PR类互感器安装尺寸、价格与P类互感器基本一致, 而暂态特性更为优良, 避免了采用TPY级互感器大幅增加GIS尺寸和制造成本的缺点, 可以在220k V及以下系统中推广使用。

3结束语

乌江渡发电厂一号厂110k V GIS技术改造工作, 项目涉及面宽、包含内容多, 安全风险大, 过程中有不少不可预料的困难和技术难题。本文针对电气二次部分改造过程中一些容易忽视的技术细节和关键项目提出了一些改进建议或实施方案, 力图阐述了其对二次系统的重要作用, 对类似的电厂大型技改项目的实施具有一定的参考意义。

摘要：二次设备及回路是发电厂电气系统的重要组成部分, 电气二次回路设计是否正确合理, 是继电保护、自动控制装置正常工作的前提。本文就乌江渡发电厂110k V GIS改造前存在的安全隐患提出合理的改进建议, 优化设计方案, 提高二次回路可靠性。同时对于类似的大型技改项目具有一定的指导意义。

采样机二次回路改造 篇7

因生产工艺调整, 矿区19#皮带的自动取样系统除头部取样机外, 其余下游设备需要全部拆除, 投产运行后发现取样机已经不能自动取样, 由此给现场的操作工带来了很多不便。

1 存在问题

操作工取样的时候, 必须要在上层按启动按钮点动取样机, 然后跑到下一层才能够取样, 而且取完样, 还得跑回上层关掉取样机才真正完成一次取样, 最主要的是每隔15分钟必须取一次样, 这样跑上跑下, 劳神费力, 劳动强度较大, 给操作工带来很大不便。

2 问题解决

根据现场原有的布线情况, 借用柜内已有线路, 进行合理的电气线路修改。用行程开关来代替接近开关, 使取样机能够由两个时间继电器 (其中一个用来计数, 另外一个用来清零复位) 和其他一些器件共同控制, 每隔15分钟能够自动取样一次, 使问题得以解决。

原有的主回路及二次回路电路图如下:

(1) 主回路图

(2) 二次回路图

改造后的二次回路电路图如下:

本电气图大部分借用原有电控柜的电气线路, 设计时原柜子线路很少改动。借用原来用作定时器清零的两中间继电器KA1002KA1004, 现改为KA0101 KA0102, 借用原控制振动给料机的两按钮SB0200 SB0201现改为SB0101 SB0102, 生产投入运行时取样机的操作如下:

手动的时候, 分两种情况, 第一种是SA0001打到手动位置, SA0100打到点动, 按住启动按钮SB0100可以进行点动运行。第二种是SA0100打到运行位置后按下启动按钮SB0100, 采样机旋转一周后接近开关 (即行程开关SP0100) 送来定位信号使取样机停下。

自动运行的时候, SA0001打到自动位置, 按下启动按钮SB0101, 就可以达到自动取样的效果。其中KT1用作采样机周期间隔采样, 设定时间1~9999S, 比如KT1设定为900S, 即每隔900S采样机自动启动一次, 旋转一周采样接近开关 (SP0100) 送来定位信号使取样机自动停下, 而KT2是用来复位KT1的清零信号, 设定时间在10S以内。这样一来, 取样机就可以每隔15分钟就自己运行一次, 当清零信号送来后, 它又可以自动停下, 达到自动取样的效果。

3 结束语

经过改造, 取样机每隔15分钟能够自动取样, 不必人工干涉, 自动化程度高, 系统运行效果好, 可以极大减轻操作工的劳动强度, 使他们可以专注于看护皮带运行, 给生产带来很大的便利。

摘要：介绍矿山破碎车间皮带头部的取样机因生产工艺调整所带来的缺陷, 并针对出现的问题进行了改造。

二次电压回路检查方法的探讨 篇8

关键词：电压互感器,二次回路,电压切换继电器,断线监测

0 引言

现在电力系统中运行的各电压等级的电压互感器数量众多,型号各异,新PT安装投运时,常因PT接线错误导致出现PT高压保险熔断、低压空开或保险断开甚至烧毁PT等问题;同时由于全站二次电压回路接线比较复杂,不易为现场人员掌握,还经常出现PT投运一段时间后,当一次系统发生接地或短路故障时,PT二次不能正确反映一次系统电压,造成保护及安全自动装置误动或拒动,严重威胁系统的安全稳定运行。

1 二次电压回路接线错误的原因分析

出现上述问题最常见的原因就是二次电压回路接线错误,主要表现在以下几个方面:

(1)二次电压回路相对地短接,一旦投运即熔断保险或烧毁PT。

(2)PT开口三角电压回路对相电压回路短接,一旦投运将对PT一次反冲电,造成低压空开跳闸或低压保险熔断。

(3)PT开口三角电压回路对地短接,正常运行时由于开口三角电压接近于零没有问题,一旦出现系统单相接地即熔断高压保险或烧毁PT。

(4)10~35 k V防谐振4PT中,第四只PT一次、二次绕组反极性接线如图1,正常运行时由于第四只PT电压接近于零没有问题,一旦出现系统单相接地,PT二次回路对地电压将不再反应系统一次电压,会误导运行人员进行错误操作。

(5)PT运行过程中,PT接线盒至PT端子箱的这一段地埋电缆由于长期受潮锈蚀而断线或短路,导致PT断线或烧毁PT;当线路抽压PT发生断线时,还有可能导致线路开关非同期重合或拒合等严重事故。

出现上述问题的原因从表面看都在于对PT原理不熟悉,或回路接线错误所致,其实最根本的原因在于缺乏有效的检测手段。

目前各地在设备安装调试工作过程中,高压试验都是仅对单只PT自身进行,由于升压设备容量限制,不能将全站二次设备电压回路都带上后再在PT一次加压传动。对二次电压回路的检验仅仅依靠接线过程中工作人员核对二次线的办法,检查图2中各连接电缆二次接线的正确性,而PT端子箱(高压柜端子排)内和电压切换及并列装置内的二次电压回路则不做检查,仅依靠厂家保证其接线正确性。

由以上分析可知,对二次电压回路的检查全部都是依靠对线的办法,而不能像试验电流回路一样对PT二次回路进行全面的一次加压检查试验,造成在这一环节上无法实现质量监控的闭环管理,导致存在的问题不能及时发现纠正。

2 解决问题的方法

通过长期的摸索与实践,笔者对如何解决上述问题有了一个较为成熟有效的方法,具体步骤如下:

(1)对于普通的3PT接线

(1)接线完毕后断开PT端子箱或高压柜内二次空开及保险,拆下开口三角电压回路至控制室内联线。用1.5 V钾电池在PT一次侧逐相对地做点、拉试验,在PT二次侧(PT端子箱或高压柜内二次空开或保险以前的端子排上)用指针表μA档观测其指针摆动情况,具体接线见图3。若接线正确,则在点击PT一次侧时,指针应向右快速摆动,从PT一次侧拉开时,指针应向左快速摆动;若接线时极性接反,则摆动情况正好相反;若有相对地短路或两侧接线线芯不一致的情况,则指针不会摆动。(注:观测开口三角绕组时应与原理接线图上所标示的极性一致)。

(2)拉开PT一次隔离刀闸或手车以断开PT切换重动继电器,在PT端子箱或高压柜内二次空开及保险下侧接线端子上逐相对地加压(也可三相同时加压),在端子箱或高压柜内二次空开及保险下侧接线端子及端子排上检测各相电压对地及相间电压正常,检测开口三角电压回路L应无电压。

(3)推上PT一次隔离刀闸或手车使PT切换重动继电器YQJ动作,在切换后各回路检测各相电压对地及相间电压正常,检测开口三角电压回路L应无电压。

(4)在PT端子箱或高压柜内,将开口三角电压回路L(拆下来的至控制室侧线芯)任意短接至一相电压上,检测开口三角电压回路L(切换前及切换后)均应正常。

(5)依次将各保护及安全自动装置电压回路投入,检测各元件上三相电压及开口三角电压回路均应正常。

(6)两段母线电压回路分别检查完毕后,同时在两段母线PT端子箱或高压柜对三相电压及开口三角电压回路加压,在PT二次电压回路并列继电器根部核相正确后,将PT二次电压回路并列应检测正常。

(7)若本站一次接线存在特殊运行方式,如用旁路带主变压器开关运行见图4,还需要检验其相应的电压切换回路。

(8)PT二次各绕组所对应的电压回路均应有相应的二次电压断线监视回路。举例如下:各保护电压回路可以靠各保护元件PT断线回路监测;计量电压回路应加装专门的计量断线回路监测;线路抽压PT引出的电压应加装一个电压继电器监视其电压,以防止保护在某些重合闸方式下不检测线路电压。在加压试验过程中应断开某一相电压检测相应监视回路是否能正确报警。

(2)对于10~35 k V防谐振4PT接线

其他检验步骤均与普通3PT接线相同,需要注意的是在步骤(1)中,需要首先对中性点PT做高压试验,确定其每个绕组的变比,然后才能进行极性试验并按照图5正确接线。

3 总结

本文提出了对PT及二次电压回路进行检测的新方法,通过对PT进行极性试验和二次回路加压传动,可以对厂站全部二次电压回路做到真正意义上的全面检查,彻底杜绝了过去因缺乏有效检测手段可能造成的各类接线错误,消除了潜在的隐患,满足了系统安全稳定运行的要求。

参考文献

二次回路设计 篇9

近几年来, 电能计量装置的精度水平提高很快, 由它自身精度造成的计量误差越来越小。影响电能计量装置准确度的因素主要发生在互感器的使用及计量二次回路的配置。据笔者调查唐山电网目前有些10kV负荷较重的变电所10kV侧母线PT存在过负荷问题, 这使得PT本身的计量精度不能保证, 造成电力系统严重的经济损失。本文结合相关的国家规程规范以及笔者在设计工作中的体会, 对影响电能计量准确性的因素进行分析并提出整改措施。

1 10kV母线P T过载分析

下面以唐山某110kV变电站为例进行分析, 该站终期规模为3台50MVA主变压器, 每台变压器配两组6 Mvar电容器, 10kV系统为:终期出线36回, 采用单母线三分段接线形式, 所用变两台。本期规模为两台50MVA变压器, 10kV出线18回, 所用变两台, 电容器4组。依据华北电网有限公司华北电网营销[2006]80号关于下发《华北电网有限公司关口电能计量装置配置原则》的通知及唐山供电公司计量点设置要求, 本站主变压器的高、低压侧为考核关口, 表计按1+0配置, 主控室组屏安装;10kV线路为计量关口, 按1+1配置, 10kV电容器、10kV所变为考核关口, 按1+0配置, 以上表计均开关柜就地安装。按本期规模对该站10kV系统电压回路的二次负荷进行核算:10kV电能表总计44块, 其中计量表36块 (1+1配置) , 考核表8块 (1+0配置) 。经笔者查阅电力行业标准在参比温度、参比频率和三相电压等于额定值的条件下, 电能表每一电压线路的有功功率、视在功耗分别不应超过1.5W、6VA在值为不应超过6VA;另外笔者与国内多家知名电能表厂家调查得知, 目前市场上的电能表三相电压线路功耗范围一般在4VA~6VA。根据上述估算数据, 表1分别以厂家提供的最大和最小功耗值对该站本期表计二次电压回路负荷进行统计, 核算如表1。

由以上核算结果可知, 此规模变电站10kV母线电压互感器的单相二次绕组负载值为58.7~88VA。根据国内现有电压互感器和开关柜厂提供的参数值及现场实测, 准确级为0.2/0.5/3P的10kV母线电压互感器单相二次绕组额定负载值分别为60/60/100VA, 即用于计量的0.2级的二次负荷最大值为60VA。当本站10kV系统一台PT检修, 由另一段PT带全段负荷时, 难免会出现实际电压负荷大于母线PT的额定负荷值。如果出线数量大于18回, 电压回路二次负荷更大。这样就不能保证电压互感器实接负荷在额定输出的25%~100%, 因此其准确度会得不到保证。

在实际调查中, 笔者还发现一些建造时间相对久远的变电站在运行准确级为0.2/3P的10kV电压互感器, 没有独立的计量二次绕组, 计量与保护测控混用0.2级的绕组。这种情况下, 0.2级除了担负表计电压负载, 还有10kV保护测控一体化装置、测量仪表等因素产生的负载, 10kV出线数量较多的一定存在电压互感器二次负载过负荷现象, 因此这类情况需要及时更换母线电压互感器。

2 互感器的级次及二次负荷的选取

电压互感器的用途是将继电保护装置、测量仪表和计量装置的电压回路与高压一次回路安全隔离, 并取得固定的100V或二次标准电压。对测量和计量用电压互感器的要求:测量用电压互感器的准确级通常采用0.5级;用于电能计量的专用电压互感器的准确级一般不低于0.2级。

注:W-表计的负荷 (VA) ;ψ-相角差;PA、PB、PC-电压互感器每相的有功功率 (W) ;

对于计量专用电压互感器的实际负载应按照表2计算 (只考虑电压互感器接成星型) :

电压互感器的全负荷 (VA) ;;QA、QB、QC-电压互感器每相的无功负荷 (var) 。ÁÁÁÁÁW P Q

由以上公式, 我们不难发现, 对于三相四线电度表, 其各相电压功耗可视为三相对称;而对于三相三线电度表则属于三相不对称, 经代入数值计算检验可知, 其中A、C相近似相等, B相值稍大, 所以核算10kV系统电度表单相电压功耗时, 应以B相功耗为准, 即选择三相之中的最大值。

3 二次回路设计改进方案

针对以上分析的情况, 笔者认为为保证电压互感器精度可从以下两方面改进。一是将10kV电压互感器由原有低精度改进为拥有独立计量二次绕组的高精度型, 将计量表计电压回路由原来的0.5级改接为0.2级绕组输出的电压;二是针对已使用专用计量绕组而10kV出线数量较多的变电站进行有效电压二次负荷分配。当趸售线路为10路及以下时, 10kV系统考核及趸售计量表计电压均可由电压互感器的0.2级提供;当10kV趸售线路为10路以上18路以下时, 电压互感器0.2级只用来提供趸售线路表计的电压, 其它如所变、电容器等站内考核表计均接入0.5级, 与保护测控共用一个二次绕组;当10kV趸售线路达到18路以上时, 按照双表设计必然使电压互感器实际二次负荷超出其额定二次负荷, 并且以上分析都是按电度表三相电压损耗为最小值4VA考虑, 如果厂家提供的电度表三相负荷为6VA也能满足国家相关规定, 可这样二次负荷算起来更大, 因此针对这种情况, 建议考虑使用带辅助电源的电度表, 可大大减少电度表的电压功耗, 即满足了计量规范要求, 又不会超出电压互感器额定二次负荷。

摘要：结合实际, 谈谈10kV PT二次负荷过载的二次回路优化。

关键词：电能计量,二次负荷,二次回路

参考文献

[1]白忠敏.电力用互感器电能计量装置设计选型与应用[M].北京:中国电力出版社, 2003, 6.

电压互感器二次回路故障分析 篇10

电压互感器 ( PT) 将继电保护回路系统中的一次电压根据设计变比降低到额定相间100 V的电压, 并将此电压供给继电保护器等系统内电气设备使用, 作为继电保护装置判定一次电压状态是否正常的判据。电压互感器二次接线的原理比较简单, 但是在实际接线过程中十分复杂, 当二次回路接线出现问题时, 电压互感器会相继出现接地报警、继电保护器动作以及仪表示数错误等故障现象, 影响系统正常运行。

1 电压互感器 ( PT) 接线方式

以10 k V母线电压互感器为例, 通常情况下, 这类电压互感器结构分为三只双二次绕组单相电压互感器以及单台双二次绕组的三相五柱式电压互感器两种。三相五柱式电压互感器具有低压、过压保护, 低电压启动等多种保护功能。在10 k V系统中, 当接线正确时, 相电压即为正常的单个绕组电压, 以星形二次绕组方式接线的单相绕组电压为100 V, 而开口三角形接线方式的单相绕组电压则为100 /3 V。

图1 所示为三相五柱式电压互感器两种正确接线方式的示意图。采用一次绕组中性点N接地, 二次绕组中通过b相与中性点JB接地的方式; 此外, 还有另外一种采用电压互感器二次绕组侧不接地的接线方式。两种接线方式中, 后者所示接线方式简单, 但是当系统母线电压达到10 k V以上时, 若一次线圈的高压电流击穿二次绕组侧线圈, 高压将直接加到继电器等设备上, 轻则造成继电器损坏, 重则造成人员伤亡, 因此二次绕组侧必须接地。考虑到单一b相接地瞬间极大电流也会导致线圈烧坏, 最好通过JB间隙放电接地, 方可保证电压互感器的正常工作。

2 二次回路故障分析

2. 1 案例

2. 1. 1 故障现象

某地110 k V变电站监控系统报警10 k V母线Ⅰ段接地, 对线路进行检查, 发现二次回路三相电压值如下: 61 V、62 V、62 V, 检测零序电压60 V。

2. 1. 2 故障分析

从检测电压值来看, 该10 k V系统不存在接地可能, 可能是谐振导致了零序电压的示数; 然而从现场检查结果来看, 确实存在C相接地的情况, 按照单相接地故障处理后, 该故障信号消失, 初步判断该故障时由于Ⅰ段母线电压互感器二次回路接线出现错误导致。

该变电站10 k V母线侧电压互感器连接方式如图2 所示。

当系统正常工况运行时, 三相之间电压平衡, 二次回路电压也平衡。当C相发生上述接地故障时, 从图中可以得出, 会导致YH与YHC在一次绕组侧发生反向并联, YH二次绕组侧电压关系如下·UL= - ·UC:

UL=-UC

而一次侧电压仍旧保持平衡, 而现场检测结果表明, 二次侧三相电压也平衡, 不过相互之间的相位差在120°, 此时A、B两相电压相对于接地的电压而言成为线电压, 二次绕组侧依旧表现为电压平衡, 此时与C相未接地时的电压示数完全相同, 必然是由于接线错误导致。

2. 1. 3 故障处理

针对上述故障, 对现场接线方式做如下改动, 见图3。严格按照图中所示接线方式进行接线调整后, 故障信号复位, 故障问题得到解决。

2. 2 PT开口三角形两端端子反接

在接线正确的情况下, 电压互感器三相五柱接线二次回路部分的星形连接处有单独端子引出并接地, 二次回路另外两个接线端子假设分别为L和N端, 其中N端保持接地, L端不接地。若二次回路L和N两端子反接, 在二次回路运行正常情况下, 一次侧电压对称, 零序电压不存在, L和N两个端子之间电压为零, 继电器无动作信号, 电压表示数均正常。

而当一次侧发生单相接地时, L和N两端子之间存在电压, 电压值为100 V, 此时继电保护器获得动作信号继而进行动作。此时, 三相线路中电压表示数中, 接地相为100 V, 其余两个电压表示数为51. 67 V, 造成这种现象的原因是由于在各回路当中将不平衡电压值串联进来。

2. 3 电压互感器二次回路其他常见问题与防范措施分析

二次绕组侧熔丝熔断也是电压互感器在应用过程中常发故障之一。造成二次绕组侧熔丝熔断的原因有多种, 总结起来主要包括以下几个方面。

1) 由于工作人员操作不当或线路短接, 导致二次绕组侧短路, 造成熔丝熔断。

2) 继电器等保护装置遭受人为或者其他损坏, 也有可能造成二次绕组侧短路现象, 造成熔丝熔断。

3) 二次回路线路受潮或损坏造成单相接地, 严重时可导致两相接地短路造成熔丝熔断。

当二次回路侧熔丝熔断时, 应及时更换, 若发生二次熔断, 则应转备用, 及时进行检查, 发现故障所在, 排除故障后, 方可继续投用, 避免不必要的设备损坏。

此外, 尤其需要注意的是在设计时, 必须严格按照相关标准进行线路设计, 电压互感器宜选用高质量、高可靠性的产品, 避免出现产品质量问题导致的线路故障; 线路在安装和接线过程中, 应严格按照设计图纸进行接线, 避免错接和漏接; 在日常运行过程中, 定期检查二次回路部分线路是否完好, 对于出现问题的线路及时进行更换。

3 结语

本文对电压互感器二次回路不同接线方式进行了对比分析, 针对一例接线故障案例进行了分析, 提出相应的解决方案;并对二次回路在运行过程中的短路等故障原因进行了分析, 提出了相应的解决和防范措施, 能够为设计和现场施工提供一定的理论指导。

摘要：对电压互感器一次与二次绕组正确接线方式进行了分析, 并以此为理论基础, 分析了二次绕组回路的接线错误故障现象以及处理方法。对电压互感器二次回路其他常见的故障现象进行了分析, 并提出防止出现电压互感器二次回路故障的防范措施, 为现场接线以及设计提供理论指导。

关键词：电压互感器,接线,二次回路,故障分析

参考文献

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[2]汪佳新.电压互感器二次回路接线错误引发故障的分析[J].科技信息, 2010 (28) :393-394.

[3]李小焱, 赵令杰, 刘敏, 等.电压互感器二次绕组接线错误的分析[J].农村电气化, 2013 (9) :25+27.

[4]赵武智, 高昌培, 林虎.电压互感器二次回路一点接地检查及查找多个接地点方法[J].电力自动化设备, 2010 (6) :148-150.