35kV母线

35kV母线（精选10篇）

35kV母线 篇1

摘要：该文首先介绍了110 kV某变电站35 kV母线失压故障的整个处理过程, 包括故障前运行方式、值班调控员、变电运维人员、检修人员的处理过程, 然后对故障处理存在问题进行分析, 最后提出防范措施, 防止类似事件的再次发生。

关键词：110kV变电站,35kV母线失压,故障分析

1故障前改变电站的运行方式

某供电公司110 k V变电站:110 k V东、西母线并列运行;2#主变运行带35 k V东、西母线和10 k V东、西母线并列运行;1#主变空载运行;35 k V四回出线分别带3座公用变电站、1客户变电站, 两出线间隔停运解备。

该变电站主变中、低压侧开关及以上设备由地调调度;35 k V、10 k V母线及其出线由县调调度。由地调监控班负责监控。该站为无人值守变电站, 由县公司变电运维操作班负责日常运行维护;缺陷处理由市公司检修专业负责。

2故障发生及处理情况

2016年2月某日, 03:43地调监控员通知县调值班员:110 k V某变电站35 k V母线东母电压Ua=0.92 k V、Ub=35.79 k V、Uc=36.38 k V, 西母电压Ua=0.77 k V、Ub=36.15 k V、Uc=35.80 k V。县调令其断开出线1 (03:51断开) , 接地现象不消失, 03:57在合上出线1开关时, 监控员:出线1开关控制回路断线, 出线1开关拒合。04:06县调令监控员断开出线2开关, 04:10监控员:出线2开关控制回路断线, 出线2开关拒分。

04:29, 地调监控员通知:352开关、350开关分。04:30县调通知变电运维人员110 k V变电站35 k V东西母线失压, 到现场检查保护信号、跳闸开关及母线所属设备。04:41, 5:01, 县调分别将两座公用变倒备用电源带。04:47县调通知线路运维人员对四回35 k V出线进行事故巡线。

05:23, 变电运维人员汇报:现场检查2#主变、35 k V东西母线及所属设备无异常, 352开关在分闸位置、350开关在合闸位置。县调令其依次断开硖350、其余出线开关。

06:05, 地调将352开关加入运行恢复35 k V西母供电。

06:41, 变电人员汇报35 k V东PT A、B相一次保险熔断、套管炸裂, 县调令其将东PT停运解备, 06:53操作结束。06:54, 县调令变电350开关加入运行。7:14, 变电人员汇报350开关机构卡死开关拒合、351雷A相避雷器引线断线, 县调立即通知市公司检修专业到现场处理。

7:17, 地调令硖1#主变停运。线路运维9:54、10:05、11:19、13:53分别汇报:巡视四回35 k V出线未发现异常, 人员已撤离, 线路具备送电条件。12:08变电运维汇报:收到处理出线1开关控制回路断线工作票一份, 县调令:35 k V出线1开关解除备用 (12:20汇报操作完毕) 。12:43变电运维汇报:35 k V出线1开关合闸回路辅助接点经调整后, 控合成功, 具备送电条件。12:45县调通知监控:出线1开关缺陷处理完毕, 进行遥控试验。12:53地调监控:出线1开关遥控试验成功。13:05县调令35k V出线1开关恢复备用加入运行, 14:11操作完毕。

14:12变电运维汇报:收到处理35 k V出线2开关控制回路断线工作票一份, 县调令:35 k V出线2开关停止运行解除备用。18:12变电运维汇报:35 k V出线2开关分闸线圈烧坏, 已更换。18:16县调汇报地调监控进行遥控试验。18:44地调监控:出线2开关遥控试验成功。18:45县调令:35 k V出线2恢复备用加入运行, 18:53操作完毕。

14:31变电运维汇报:收到处理350开关拒分工作票一份, 需县调令:350开关解除备用。15:55变电运维汇报350开关分闸线圈烧, 已更换, 具备送电条件。

14:53变电运维汇报:收到35 k V东PT故障处理工作票一份。县调令:35 k V东PT做安全措施 (15:18操作完毕) 。

15:10变电人员汇报硖351雷A相引流线断线缺陷已处理。

16:27, 变电人员汇报35 k V东PT A、B相一次保险及套管更换完毕, 验收合格, 具备送电条件。县调令:35 k V东PT拆除安全措施恢复备用加入运行。 (16:53操作完毕) 县调令:投入350开关充电保护, 350开关加入运行对35 k V东母及PT充电。17:05变电人员汇报350开关过流I段保护动作、350开关分闸、35 k V东PTA、B相本体爆裂。县调令:35 k V东PT停止运行解除备用做安全措施 (17:18操作完毕) 。令变电人员检查35 k V东母除PT外其他设备, 17:36变电人员汇报:东母除PT外其他设备无异常。令:350开关加入运行对东母充电 (17:42操作完毕) 。令:将35 k V东PT二次负荷转西PT带 (17:47操作完毕) 。令变电人员:退出350开关充电保护。17:48令:35 k V出线3开关加入运行。 (17:51操作完毕) 。令:35 k V出线4开关加入运行 (17:53操作完毕) 。18:08通知变电:出线3、出线4线路已带电, 验明线路侧三相电压是否正常 (18:20验电正常) 。

次日08:52变电汇报:收到工作票一份:35 k V东PT A、B、C三相PT更换, 高压试验, 二次配线。12:15:变电人员汇报工作结束, 具备送电条件。收到第二种票一份:35 k V东、西PT电压并列装置二次核相。许可:35 k V东、西PT二次分列运行 (12:29) , 令:35 k V东PT拆除安全措施恢复备用加入运行。13:39, 35 k V东、西PT二次并列装置核对相序、相位正确。

3故障分析及存在问题

3.1故障分析

因110 k V变电站35 k V系统A相间歇性接地, 使B、C相对地电压升高至线电压, 造成35 k V东PT故障, 引起2#主变中后备保护复流Ⅰ段Ⅰ时限保护动作跳350, 由于350开关拒跳, 复流Ⅰ段Ⅱ时限动作跳开352开关, 造成35 k V东西母线失压。

变电人员在35 k V东PTA、B相一次保险及套管更换完毕后, 未对PT详细检查, 即报验收合格, 具备送电条件。致使用350开关对故障PT送电, 350开关充电保护动作跳闸, 切除故障。3.2存在问题

(1) 350开关未进行遥控试验, 系统接地时不能有效将母线分段。

(2) 35 k V断路器定期维护、检修质量不高:出线1、出线2遥控操作均出现拒分、合现象;保护动作跳350时该开关拒跳。

(3) 检修人员在35 k V东PT A、B相一次保险及套管更换完毕后, 未对PT详细检查, 排除故障可能。

(4) 县调值班员在不清楚现场保护动作情况时, 就盲目下令试送350开关。

(5) 变电运维人员现场检查设备不仔细, 第一次检查未发现故障设备。

4防范措施

(1) 实行无人值班的变电站, 所有断路器要进行遥控试验, 确保遥控操作正确。

(2) 运维检修部门应根据35 k V六氟化硫断路器检修试验规程中规定的检修类别、检修间隔、检修项目、操作实验及预防性试验项目、联动试验要求等, 遵循“应修必修、修必修好”的原则, 加强35 k V断路器的检修、保养, 确保断路器健康运行。

(3) 检修人员应分析电压互感器一次保险熔断和套管炸裂的原因, 必要时进行相关试验, 避免送电到故障设备。

(4) 县调调控员作为电网运行与故障处理的指挥者, 对规程中母线失压处理规定和主变后备保护理解不透彻。应加强调控员业务培训:做好调度规程和事故处理预案的培训, 使调控员知其理、通其源;做实事故预想, 使每名调控员真正认识到事故预想的重要性, 并且根据系统设备运行情况、电网负荷情况、气候变化等做好各种可能情况下的事故预想, 从而提高调控员的事故处理应变能力。

(5) 变电运维人员作为变电现场巡视检查人员, 没能尽快检查出故障设备。应加强其业务技能培训, 增强责任意识, 尤其是应将变电站现场运行规程中的各项条款认真落实到实际工作中, 为变电设备安全运行奠定基础。

参考文献

[1]国家电力调度控制中心.电网调控运行人员实用手册[Z].

[2]国网河南省电力公司.110千伏变电站现场运行通用规程[Z].

35kV母线 篇2

1、#2母线送电启动方案

验收启动委员会：

批 准：

调度机构（文昌地调）：

审 核：

设备部（文昌供电局）：

审 核：

安监部（文昌供电局）：

审 核：

运行单位（文昌局变管所）

审 核：

编制单位：濮阳市三源建设工程有限公司 日期：2016年1月4日

送达：文昌供电局调度台、110kV文昌变电站、文城巡维中心

一、工程概况

1.文昌变电站原运行的35KV母线为单母线接线方式。35KV出线线路共5回。依据海南威特电力设计有限公司的《110KV文昌变电站35KV母线增加分段间隔及35KV出线二次回路改造工程施工图设计》，现已把35KV单母线接线改造为35KV单母线分段接线。本工程具备送电条件。

2.本次投运设备为35KV母联开关、35KV#

1、#2母线侧刀闸、35KV#1母线电压互感器刀闸、35KV#1母线电压互感器。

二.启动范围

1.35KV#

1、#2母线。

2.35KV母联开关及35KV#

1、#2母线侧刀闸。

3.35KV#1母线电压互感器刀闸及35KV#1母线电压互感器。4.调度命名与编号 ：

★ 35KV母联3512开关；

★ 35KV母联开关#1母线侧35121刀闸；

★ 35KV母联开关#1母线侧351217接地刀闸；

★ 35KV母联开关#2母线侧35122刀闸；

★ 35KV母联开关#2母线侧351227接地刀闸；

★ 35KV#1母线电压互感器3519刀闸；

★ 35KV#1母线电压互感器母线侧351917接地刀闸；

★ 35KV#1母线电压互感器侧35197接地刀闸；

★ 35KV#2母线电压互感器3529刀闸；

★ 35KV#2母线电压互感器侧35297接地刀闸。

三、启动组织指挥关系

启委会：

负责工程启动前及启动过程中的组织、指挥和协调，审批启动方案及调整方案，确认工程是否具备启动条件，确定启动时间，对启动中出现的重大情况作出决定。启委会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。启动总指挥：

根据启委会的授权，负责启动期间启动范围内设备的事故处理，协调启动操作与调试试验的衔接，向启委会汇报启动工作有关情况。值班调度员：文昌局调度值班调度员

负责运行系统的操作指挥与事故处理，并在系统允许的条件下为新设备启动工作提供所需的系统条件。启动操作指挥：

在启动总指挥的指挥下，根据启动方案指挥启动范围内设备的操作，发布操作指令或许可操作指令，向启动总指挥和值班调度员汇报操作有关情况，协助启动总指挥处理启动范围内设备的异常与事故。调试试验指挥：

在启动总指挥的指挥下，负责启动过程中所有调试、试验工作的组织、指挥和协调，落实有关调试、试验的安全措施，向启动总指挥汇报调试、试验的有关情况。调试小组组长：

在调试试验指挥的指挥下，负责组织完成本小组负责的调试、试验工作，落实有关调试、试验的安全措施，向调试试验指挥汇报本小

组调试、试验有关情况。现场安全监督及事故应急小组：

在启动总指挥的指挥下，负责启动调试过程中各种安全监督及事故和突发事件的应急处理。现场操作：110kV文昌站当值值班员

启动过程中新设备的操作由110kV文昌站当值值班员执行，110kV文昌站当值值班员在接到启动操作指挥的综合指令后，根据启动方案和有关操作规定拟定具体操作票，在监护人的监护下完成有关操作。

四、启动前应具备的条件

1.本次投产的新设备按国家《电气装置安装工程施工及验收规范》要求安装完毕，35KV#

1、#2母线一次设备核相正确，调试结果符合交接验收标准要求，并经质检验收签证，具备投运条件。2.启动范围内场地平整、通道畅通，电缆沟盖板齐全并密封良好，临时接地线已拆除。

3.本次投产的开关、刀闸设备均已标明正确的名称、编号，与计算机监控及主控室模拟图相符。

4.站内带电设备部分均应有围栏或警告牌，非带电部分均应已隔离。5.电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵，门窗防止小动物的措施完善。

6.站内配备足够的消防设施及绝缘用具。站内照明、事故照明、直流系统、通信系统均正常。

7.本次待投运的开关、刀闸已完成分合闸保护传动试验，并与调度

部门的通信正常。遥控、遥信、遥测、远动信息能正常传送到调度和监控部门，并核对无误。

8.本次待投运的开关、刀闸、接地刀均在分闸位置。

9.所有待投运设备的保护按继保定值通知单要求整定好，压板投退符合要求。

10.启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底。操作人员应按启动方案填写好操作票并经监护人员审核。

11.启动当天，负责设备操作任务的人员为变电站值班人员，操作第一监护人为工程施工单位人员，操作第二监护人为变电站值班人员。

12.以上各项检查符合要求后，由各小组负责人向启动委员会汇报，经启动委员会批准方可进行启动。

13.启动委员会确认上述启动条件均已满足后，签署《文昌站35KV#

1、#2母线送电启动通知书》并传真到文昌局调度台，同时授权给文城巡维中心向文昌局值班调度员汇报：文昌站35KV#

1、#2母线设备具备启动送电条件。文昌局值班调度员依据该通知书和文城巡维中心申请，指挥启动操作。

五、启动前设备运行状态

1.110kV母线运行方式：

按系统正常方式运行。2.35kV母线运行方式：

35kV#

1、#2母线退出运行。35KV母联开关在冷备用状态。35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线3553开关间隔、35kV清澜线3554开

关间隔均在冷备用状态。35KV#

1、#2母线电压互感器退出运行状态。#1主变3501开关在冷备用状态。#2主变3502开关在冷备用状态。35KV站用变退出运行。3.10kV母线运行方式

10KV母线分段运行，10KV母联1012开关处在热备用状态。#1主变1001开关带10KV#1母线负荷、#2主变1002开关带10KV#2母线负荷。

4.按35kV母联3512开关继保定值通知单（编号___）和现场运行规程要求投入35kV母联3512开关保护。

5.启动前110KV文昌站值班员应认真确认上述一、二次设备在规定位置。

六、启动顺序

本次启动顺序分三个阶段：

第一阶段：冲击35KV#1母线及新安装的35KV母联开关#1母线侧35121刀闸、35KV#1母线电压互感器3519刀闸、35KV#1母线电压互感器。

第二阶段：冲击35KV#2母线3512开关、两侧隔离开关及#

1、2主变

第三阶段：核相、恢复送电。

七.安全措施

1.启动过程中务必加强35kV#

1、#2母线特巡，加强现场安全监督和风险点防控。

2.加强35kV#

1、#2母线倒闸操作的监护，遵章操作，严防35kV母

线失压。做好事故预想，做好事故应急处理的准备。

3.启动期间，现场操作过程中易发生相邻间隔、相邻设备误操作现象。严格落实操作票制度及五防操作规范，杜绝麻痹大意引起的误操作现象。

八、启动操作步骤（用35kV东阁线电源作为新设备冲击电源）

(一)第一阶段：

1、东阁侧：35kV东阁线执行wenc2015-250定值单，投入保护出口跳闸压板；

2、文昌侧：35kV东阁线执行临时wenc2015-252定值单，投入保护出口跳闸压板；

3、4、文昌站35kV母联开关执行wenc2015-245定值单；

文昌站#1主变执行wenc2015-241定值单，作废wenc2013-076定值单；5、6、7、8、9、确认35KV母联3512间隔在冷备用状态； 确认35KV#1母线电压互感器间隔在冷备用状态； 确认35KV站用变3510B1刀闸在冷备用状态； 确认35KV#2母线电压互感器间隔在冷备用状态；

确认35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线3553开关间隔、35kV清澜线3554开关间隔均在冷备用状态；

10、确认#1主变3501开关间隔在冷备用状态；

11、确认#2主变3502开关间隔在冷备用状态；

12、合上35kV#1段母联#1电压互感器35121刀闸；

13、合上35kV东阁线线路侧35536刀闸；

14、合上35kV东阁线母线侧35531刀闸刀闸；

15、合上35kV东阁线3553开关，对35KV#1母线电压互感器及3519 刀闸充电3次。每次带电5分钟，间隔停电5分钟。

16、断开35kV东阁线3553开关；

17、断开35KV#1母线电压互感器3519刀闸;

18、第一阶段冲击结束。(二)第二阶段：

1、确认#1主变3501开关间隔在冷备用状态；

2、确认#2主变3502开关间隔在冷备用状态；

3、合上35KV母联开关#1母线侧35121刀闸；

4、合上35KV母联开关#2母线侧35122刀闸；

5、合上35KV母联3512开关；

6、合上35kV东阁线3553开关，对母联3512开关、35121刀闸、35122刀闸及35kV进线电缆充电3次。每次带电5分钟，间隔停电5分钟。

7、断开35kV母联3512开关；

8、拉开35kV母联开关#1母线侧35121刀闸；

9、拉开35kV母联开关#2母线侧35122刀闸；

10、断开35kV东阁线3553开关；

11、拉开35kV东阁线3553开关母线侧35531刀闸；

12、拉开35kV东阁线3553开关线路侧35536闸

13、第二段阶段冲击结束。(三)第三阶段：

1、确认35kV母联3512开关间隔、35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线35

53开关间隔、35kV清澜线3554开关间隔、#1主变3501开关间隔及#2主变3502开关间隔均在冷备用状态。

2、合上 #1母线电压互感器侧3519刀闸；

3、合上 #2母线电压互感器侧3529刀闸；

4、合上#1主变3501开关主变侧35016刀闸；

5、合上#1主变3501开关母线侧35011刀闸；

6、合上#2主变3502开关主变侧35026刀闸；

7、合上#1主变3501开关母线侧35021刀闸；

8、合上#1主变3501开关；

9、合上#1主变3502开关；

10、在35kV母联开关#1母线侧35121刀闸刀口处及35kV母联开关#2母线侧35122刀闸刀口处用核相仪对35KV#1母线、#2母线进行一次核相，确认三相相序正确；

11、在保护屏电压并列装置端子对35kV#1母线电压互感器、35kV #2母线电压互感器进行二次核相，确认三相相序正确；

12、文昌站侧：35kV东阁线恢复wenc2015-163定值单；

13、文昌站35kV母联开关恢复wenc2016-001定值单；

14、退出东阁站35kV东阁线保护出口跳闸压板;15.恢复35kV#

1、#2段母线正常运行方式。

（35KV母线运行方式，按文昌局调度指令执行。35KV文潭线、东阁线、清澜线、石壁线、昌文线执行文昌局调度指令恢复送电。35KV#

1、#2母线电压互感器运行方式按文昌局调度指令执行）。

十、收尾工作

1.按文昌局调度要求调整运行方式，并检查确认一次设备在调度规

定的运行状态。

2.检查确认已按继电保护定值通知单要求及现场运行规程，正确无误地投、退有关保护。确认临时修改的定值已全部恢复完毕。3.新安装设备具备投运条件后，按有关要求移交运行部门管理。附件： 启动方案时间安排说明

1.35KV母线停电工作：

当天停电时间：2016年1月6日07时00分至20时30分。

停电工作内容：35KV单母线Ⅰ、Ⅱ段分段解口。分段开关接入。

·#2主变3502开关母线侧35021刀闸改由电缆连接上35KV#2母线；

· 35KV母联开关#1母线侧35121刀闸用电缆连接上35KV#1母线；

· 35KV母联开关#2母线侧35122刀闸用钢芯铝绞线连接上35KV#2母线；

· 35KV#1母线电压互感器3519刀闸用钢芯铝绞线连接上35KV#1母线。以上工作必须在当天下午14时前完成。2.启动送电方案：

启动时间：当天2016年1月6日14时10分。35KV#

1、#2母线改造设备验收后，启动送电方案。

35kV母线 篇3

关键词：电压互感器；二次短路；可控硅；故障分析

1.事故概况

某35kV变电站10kVⅡ段母线电压互感器在一年的时间内共损坏四次。Ⅱ母电压互感器第一次烧毁时，电压互感器二次绕组及接线情况良好，一次引线处绝缘情况良好，缺陷部位主要集中在铁芯。电压互感器第二次烧毁时，电压互感器损坏情况与第一次大致相同，主要集中在铁芯。对故障电压互感器进行解体后，发现其一次绕组存在熔断现象，一次绕组绝缘被破坏，内部环氧树脂绝缘烧蚀严重。电压互感器第三次烧毁时 电压互感器一次侧熔断器被熔断，B相熔断器因高温炸裂，电压互感器状态与前两次相似。更换不同厂家的大容量电压互感器，使用9个月后该站10kVⅡ母电压互感器第四次被烧毁。总结四次故障特点，其每次故障情况类似。电压互感器铁芯在高温下片间绝缘溶化，内部热击穿，一次保险管炸裂，二次部分接线被烧熔。Ⅱ母电压互感器前三次均采用相同型号规格产品，型号为JDZJ-10，容量40VA， 电压互感器烧毁时间间隔较短。第四次更换了大容量电压互感器，运行9个月后电压互感器烧毁。前三次经检查，排除了二次短路、消谐器损坏等原因，怀疑为产品质量问题，但第四次选用的大容量和不同厂家的产品，电压互感器依然烧毁。

2.事故原因分析

从历次烧损的情况可以确定，故障为发热导致，且为一次绕组和铁芯发热，故障时电压互感器鐵心饱和，一次绕组流过超过额定电流数倍的大电流，而一次绕组电阻电阻较大，电流增大时间，发热严重，铁损也增大，绕组及铁心发热使片间绝缘熔化，使涡流损耗急剧增加，形成恶性循环，最终导致电压互感器烧损。导致电压互感器铁芯饱和有以下几种可能：

（1）铁磁谐振。10kV不接地系统中，电压互感器中性点接地成为系统对地的唯一金属性通道，当系统对地电容充电或放电，只能通过电压互感器中性点构成回路，此时会有很大的涌流通过电压互感器一次，造成铁芯饱和。

（2）一次消谐器损坏或功能丧失。一次消谐器是一个接在星形接线电压互感器中性点的随电流变化的电阻，当消谐器损坏或功能丧失时，电压互感器铁芯容易饱和[2]。

（3）电压互感器二次绕组存在短路。短路时二次侧流过巨大的电流，造成铁芯严重饱和。

（4）电压互感器开口三角形连接绕组短路。运行中，由于系统电压只能相对对称，因此电压互感器开口三角形连接绕组处始终会存在比较微小的电压，短路时这种电压可能会使电压互感器存在长期发热问题，影响电压互感器绝缘，但不会导致故障。而系统电压波动较大，或者发生单相接地短路故障时，开口三角形处电压会很大，短路产生的电流将直接使铁芯饱和，一次绕组和铁芯发热烧毁。

在前三次电压互感器烧毁后的检查中，排除产品质量问题，一次消谐器损坏等原因，在第四次时，发现电压互感器开口三角形处连接的微机消谐装置内部双向可控硅击穿，导致开口三角形短路。正常运行时，开口三角形电压很小，短路电流很小，对电压互感器没有多大影响。当线路出现单相接地时，开口三角形电压很大，会产生很大的短路[3]。

在系统正常情况下，装置内的可控硅处于阻断状态，当系统发生谐振时单片机触发可控硅瞬间导通达到迅速消除铁磁谐振的目的。但是由于设计上的失误，可控硅在工作中击穿，造成了电压互感器二次开口三角形短路，当系统单相接地时，开口三角绕组内电流迅速增加，造成铁芯饱和，绕组和铁芯发热使电压互感器一次绝缘热击穿，造成了电压互感器屡次烧毁的事故。

3.处理措施

对微机消谐装置进行了改进。

4.总结

本文对一起35kV母线电压互感器二次开口三角形短路进行了故障分析，得出了消谐装置的可控硅被击穿导致电压互感器二次短路是事故发生的根本原因。因此要求相关工作人员对接在互感器二次回路中的设备要有充分的了解，无论是保护装置还是测量设备，还是消谐装置，要有足够的措施避免电压互感器二次短路。

参考文献：

[1]李继房，旸洪锦，唐元媛.开口三角电压回路短路引起的故障分析[J].电工技术，2011，（10）.

[2]全先德，卢垠西.电压互感器二次开口三角短路故障分析[J].变压器，2012.

35kV母线 篇4

1 母线桥架绝缘性能下降的原因分析

(1) 通过对母线桥架实际运行情况和事故案例的分析, 影响母线桥架安全运行的主要因素之一就是母线桥架内部设备的空气净距离不够造成导体绝缘性能的降低。厂家为缩短柜体尺寸, 减少了相间、对地距离, 采用在母线桥架内加装绝缘隔板来加强绝缘。母线桥架增加绝缘隔板能够起到增加绝缘强度的作用, 但是并没有从本质上改善母线桥架的绝缘结构。在实际运行中发现, 在每年的梅雨季节, 开关室内潮气较重, 导致母线桥架内很容易积灰受潮, 水气附着在绝缘隔板上, 在高电压长时间作用下, 反而容易引发放电, 导致事故的发生。

(2) 现役母线桥架, 因外部环境恶劣, 绝缘件积污严重, 如果空气湿度突然变大且持续的较长时间 (一般2~3小时) , 污秽吸收水份, 易引发雾闪、绝缘击穿的安全事故。对于空气绝缘, 绝缘强度降低的主要原因是湿度导致固体绝缘本身及表面放电电压下降, 空气湿度对表面绝缘的放电电压影响很大, 当湿度超过90%时, 放电电压迅速下降;当湿度接近100%时, 放电电压仅为湿度较小时的20%。带电部分间固体绝缘材料表面的凝露对绝缘表面放电电压有重要影响。当屏障表面凝露时, 间隙的绝缘强度明显下降。对35k V有绝缘隔板的母线桥架导体在空气湿度为60%时, 可用湿布擦拭法模拟凝露, 此时的试验表明正极性雷电冲击耐压下降约25k V (12%~14%) 。当空气中有水气存在且固体绝缘表面附着污秽时, 放电电压下降更为明显。

(3) 母线桥架内无任何加热或驱潮装置, 虽然母线桥架开设有不同形式的通风孔, 但由于其大多设在母线桥架两侧, 而且相对较小, 母线桥架内外气压相同, 加之室内空气不流通, 利用自然通风的原理实现通风驱潮的用意基本达不到, 所以通风孔的设置作用不大, 无法实现良好的通风及降低空气湿度的作用。致使母线桥架内的潮气越积越多, 严重的母线桥架内各处均出现凝露现象, 是带电设备运行的一大隐患。

长期对母线桥架运行环境监测, 并对湿度环境较大或雨季时, 进行数据采集记录。见以下温湿度变化曲线图, 可见母线桥架内相对湿度居高不下, 且在此期间内部绝缘性能降低, 放电现象非常严重。

对于电气设备的绝缘性, 最大的影响因素温度和湿度。试验证明, 电气设备长时间暴露在大气中, 最容易造成设备绝缘劣化的就是湿、热环境。一般对于电气设备而言, 保持30%~60%的相对湿度最为适宜, 一旦超过了60%, 将会对电气设备运行造成不利影响, 并造成严重的经济损失, 影响对用户的正常供电。

2 母线桥架防潮除湿及预防

根据母线桥架运行维护经验及分析, 改善母线桥架的绝缘性能需从多角度考虑:[1]环保绝缘材料;[2]内部结构;[3]防潮除湿。现役运行母线桥架的运行环境改善方案如下:

(1) 新材料及新工艺

对现役母线桥架, 要将其内部结构及包裹绝缘材料重新调整, 释放有效空气绝缘距离和母线固体绝缘材料表面的防凝露性, 以避免灰尘的积落, 改善桥架内部空气的流通性, 进一步缓解桥架运行环境, 提升了母线的绝缘性能。本次我局尝试了拆除桥架内部绝缘隔板, 去除现役母线包裹绝缘材料, 采用新工艺、新无溶剂环保绝缘材料对母线进行360°全绝缘无缝包裹处理, 同时将导体搭接部位和固定螺栓, 采用专用隔离剂和专门设计的绝缘封帽进行隔离, 同时导体尖端、固定金具等部位进行倒角、圆滑处理, 并打磨光滑, 消除导体尖端, 实现导体全密闭绝缘, 完全隔绝空气与母线之间的接触。在保证导体无缝绝缘的同时, 不影响后期设备的检修和试验, 为后期运行创造便利条件。即使在恶劣的环境条件下 (盐雾、污秽、高湿) , 依然可以保证带电设备的绝缘水平, 避免带电设备运行环境恶化造成放电、闪络等事故。通过新材料、新工艺的尝试及使用, 可进一步更大导体三相间的相间距离及边相对柜壁距离, 也改善了内部空气的流通性, 进一步缓解桥架运行环境, 提升了母线的绝缘性能。

(2) 加装外置式排水型除湿装置

母线桥架内部结构非常紧凑, 且使用环境的特殊性, 加热除湿器是无法安装到柜体内部。而现役母线桥架是通过两侧不同形式的通风孔, 利用自然通风的原理实现通风驱潮效果不明显。要想防止母线桥架中产生凝露, 就要使桥架内空气流通, 在利用热电制冷防凝露除湿装置, 通过局部制造凝露条件使柜体内潮湿空气凝结成水排出, 干燥空气回注, 依次循环, 降低空气相对湿度。可在两小时被监控的环境湿度降至50%, 重要的是除湿过程不回潮, 即使断电后湿度也是缓慢回升, 而且不会产生热效应。该外置式除湿装置的创新在于将传统被动式的除湿方式转变为主动式除湿方式, 空气中的水份含量是逐渐凝结成水珠排出, 相比加热除湿器效果更加明显, 不仅有效增加了防潮除湿的可靠性, 还大大节约了电能, 达到了节能环保的目的。此外, 装置可以根据现场的实际情况进行自动调节和控制, 不需要认为调整, 能够保证母线桥架在无人值守的情况下安全可靠的运行。

3 现场实施

在天津滨海地区变电站35k V母线桥架进行导体绝缘与防潮除湿技改, 为验证技改效果, 对被技改的母线桥架, 进行以下工作:拆除内部隔板、去除导体原包裹绝缘材料、清洁内部灰尘, 并在顶部加装外置除湿装置, 及对导体进行360°全绝缘无缝无溶剂环保绝缘材料包裹。经过此次的技改, 可更好地提升母线桥架的运行质量:

(1) 提高母线桥架运行可靠性

在役母线桥架内运行环境潮湿, 导体相间距离近, 加之热缩绝缘材料工艺粗糙, 包裹不严密, 已发生多次上述原因造成的放电、闪络等异常情况, 经过此次技改可基本杜绝异常情况的发生, 大幅度提高运行可靠性。

(2) 降低母线桥架故障率和缺陷发生率

母线桥架故障率预计降低52%, 在役滨海地区有55座变电站设置母线桥架, 共有126段母线桥架, 其中66段母线桥架存在不同程度的异常现象, 占52.4%, 项目实施后预计可基本杜绝此类现象, 降低为0.02%。

(3) 减少检修次数、缩短检修时间

节省检修时间和检修次数, 由于实施了导体全密封绝缘和加装智能除湿装置, 提高了导体绝缘强度和运行环境湿度, 按照检修周期只进行简单的检查即可, 运行良好的情况下可不进行检修和维护, 使得检修时间和检修次数大大降低。

结论

封闭母线桥架由于其紧凑的结构, 在变电站的高压室得到了广泛应用;但是也是由于其高度的密闭性, 使得母线桥架导体绝缘强度与防潮除湿尤为重要。尤其是在每年6月下旬~8月进入“梅雨季节”, 母线桥架绝缘放电、击穿甚至爆炸事故屡有发生。此外, 电气设备如果时间运行在高湿度环境, 会造成各种金属材料锈蚀, 导体放电。因此, 要采取多种手段来做好母线桥架导体绝缘与防潮除湿工作, 如加装外置式除湿装置、新型无溶剂环保绝缘材料360°无缝包裹等。可以有力地减少母线桥架内由于潮湿引发的事故。此外, 还要严把母线桥架的验收关, 保证母线桥架在投运前必须符合各项设计标准, 满足高压母线桥架各项运行要求的需要。同时在实际运行过程中还要加强对高压母线桥架运行环境的维护, 以保证高压母线桥架的安全稳定运行。

参考文献

[1]赵竹青.绝缘涂敷制作的加工工艺研究与应用[J].高压电器, 2002, 38 (02) :35-36.

[2]梁廷安.一种新型环保、节能除湿技术——热电冷凝除湿[J].化工进展, 2006.

[3]艾新法, 汪峰.10k V~35k V高压开关柜隐患和故障分析及预防[M].北京:中国电力出版社, 2015.

[4]徐德胜.半导体制冷装置与应用技术 (第二版) [M].上海:上海交通大学, 1999.

[5]沈东凯.智能温湿度控制系统的设计与实现[D].南京:南京航空航天大学自动控制系, 1997.

[6]刘立志, 蒋玉珍.一种新的智能模糊控制算法及其应用[J].控制与决策, 1995, 10 (01) :93-96.

35kV母线 篇5

关键词：220 kV;变电站;母线失压;处理

中图分类号：TM411    文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2016）26-0108-02

在变电站中，母线一般不会出现故障问题，但是有很多其他的故障会跨越至母线级，由母线保护动作切除，这也意味着母线在变电站中占据了非常重要的部分。当变电站中出现母线级故障时，尤其是在枢纽变电站中，不仅会引发故障母线上的出线停电情况，同时也会对电网的稳定性造成一定的影响，埋下安全隐患。本文以某220 kV变电站为例，对可能导致母线失压的情况进行了分析，旨在提高变电站工作的稳定性，加强工作中的防范意识。

1  运行方式

运行方式，如图1所示。

2  母线保护装置

2.1  220 kV母线保护装置

在该变电站中，采用的220 kV母线危机保护装置属于RCS-915和BP-2B型保护装置。在RCS-915保护装置中，具有多种母线保护功能，例如母线差动保护、母联充电保护、母联死区保护等等，在BP-2B保护装置中，有母线差动保护、母联失灵保护、开关失灵保护出口等等。

2.2  110 kV和35 kV母线保护装置

在该变电站中，并未针对110 kV和35 kV的母线设置专门的保护装置。当该母线出现问题时，由主变的中后备保护动作切除故障。

3  母线保护原理

各个开关的CT以及母线的所有一次设备，例如开关CT、开关、母线侧隔离刀闸等等，都在母差保护的范围中。

母线差动保护中的差动回路分成两部分：大差回路和小差回路。在双母保护中，大差的主要作用是作为气动元件，对区域内是否有故障进行判断，保护的主要对象是两条母线[1];小差的作用是作为选择元件，对故障所在的母线区域进行判断，保护的对象是一条母线以及母联CT之间的区域。小差动作是在第一个时限中跳开母联开关，在第二个时限中跳开母线的所有开关;大差动作是在同一个时限中将故障母线上的开关全部跳开，不判断设备所在的母线。当双母正常运行时，一般采用的是小差回路，这样的保护选择性更强;而在倒母过程中，大多采用的是大差保护，这样可以有效避免操作并列刀闸时可能出现的误动。

母差死区保护的原理为：当母线处于并列运行的状态时，如果故障发生的区域是母联开关或母联CT时候，开关侧母线段刀闸在跳开时无法排除这类故障，同时CT段的小差元件也无法排除，这种情况被称作死区故障。在这种情况下，母差保护工作已经切除了一条母线，电流元件不返回，且母联开关已处在跳开状态，但是在母联CT中仍有故障电流经过，死区保护是在母线差动负荷电压闭锁后切除另外一条母线。具体的母差死区范围，如图2所示。

母联失灵保护和死区保护的原理相似，主要区别在于，当出现死区故障后，母联开关处跳开状态;而在母联失灵保护之后，母联开关的仍处在合位。

而具体的失灵保护原理为：在各开关状态进行相关的检测后，然后在母联开关空充失压母线开始前，采用母差保护进行充电保护以及过载保护，保护标准定制为480 A，待空充母线恢复后，则可以迅速解除母联的充电和过载保护两种状态。

母线充电位置是在分段母线的某一段停电检修后，可以通过母联或者分段开关对检修母线进行充电，从而保证双母的正常运行。一般此时会采用母联充电保护的方式，这样当检修母线出现故障时，母联开关会跳开切除故障。

4  母线事故原因判断

4.1  保护动作情况以及事故后的母线方式判断

在判断时，主要参考保护动作的情况以及断路器的跳闸情况，通过仪表对变电站内部的设备运行情况进行检查，并分析在变电站中有没有进行操作性以及工作等。

由于母差保护的范围为母线以及和母线相连接的设备，例如电压互感器、避雷器等等。因此，在母差保护动作下，会使一段母线上的不同分路及分段的断路器出现跳闸的情况。在这种情况下，可能出现了母线或链接设备故障的情况。当线路或设备出现某种故障时，出现保护动作而线路断路器未跳闸时，断路器失灵保护会在极短的时间内跳开故障线路或设备所在母线上的所有断路器。

一般情况下，失灵保护需要满足以下两个条件：第一，故障元件保护出口继电器在动作之后未出现返回的现象，断路器没有跳闸;第二，在故障元件的保护范围中，还存在故障的情况。失灵保护动作跳闸会导致母线出现失压情况，此时一般都是线路以及变压器故障越级导致的。在这种情况下，很容易界定故障的范围，故障元件的保护有信号，断路器的位置仍旧处在合位。当母线及其连接设备出现故障时，主控室中的相关测控设备以及保护装置出现相关的动作信息，故障处也会出现冒火、冒烟等现象，在判断故障时较为容易[2]。

如果变电站中没有安装相应的母线保护或失灵保护的母线，电源主接线保护动作跳闸，并且联跳分段断路器，导致母线失压，在这种情况下，要根据以下几个因素对其进行判断：

保护动作的情况。如果在分路中出现了保护动作的情况，同时在母线以及连接设备上没有出现异常，那么一般可以判断是线路故障越级跳闸引起的;如果在分路中没有出现保护动作的情况，那么既可能是母线级连接设备故障，也可能是线路故障越级跳闸;

观察在母线以及其连接设备是否出现了故障情况;

如果在线路中出现了保护动作信号，这可以证明，电路器是因二次回路或机构问题拒跳而出现的越级。如果在分路中没有出现保护动作，同时在对变电站内部一次设备的检查中也完好的话，就可以证明是线路故障问题引发的保护拒动，导致的越级跳闸。在这种情况下，难以对具体的故障线路进行精确的判断。

在对保护拒动进行判断时，要依据四个标准：

①断路器位置指示灯不亮;

②保护装置的指示灯不亮;

③保护中出现了异常信息;

④出现“控制回路断线”或交流“电压回路断线”的信号。

4.2  结合具体情况进行判断

当发现母线出现失压的情况时，工作人员应当第一时间进行上报，并对变电站中保护动作的情况进行调查。如果出现了上文所描述的情况，则可以判断是母线故障，要立刻对故障母线上的断路器进行相应的处理。如果没有，则需要结合变电站的其他情况进行分析。另一方面，还要排除保护误动的情况。此外，故障可能是由于工作人员的误操作导致的，因此，在判断故障的过程中，要暂停一切操作，对故障点进行排查并隔离。

5  母线事故处理方法

5.1  失压处理

对于母线失压处理方法主要根据目前的故障停电情况以及保护动作进行处理，若故障能够有效排除，则应当拉开开关、隔离开关。同时注意查看母线绝缘情况，若不存在损伤，则应当按照要求对母线充电后在进行供电。若故障无法通过处理进行排除，也不能通过隔离的手段，则应当查看母联开关的具体断开区域。若单一母线出现失压，则应当将问题线路的分路开关通过正常母线分离，若双母线均为失压，则应当对所有线路的连接设备进行细致检测。

5.2  失灵保护动作处理

若因为线路开关拒动引发的失压问题，则应该按照光字信号，动作信息进行判定，首先隔开线路开关，恢复正常设备的运行，同时注意失灵开关的状态。此外，还应当对拒动引发的失压问题进行反馈，然后按照调度情况以及具体保护动作情况，将失灵开关进行隔离，最后开始母线运作。

6  结  语

综上所述，在变电站的日常运行中，母线的稳定性和供电的可靠性息息相关。当母线出现故障时，工作人员要及时进行排查，判断故障的位置，并采取相应的措施。否则，母线故障可能会导致大面积停电的事件，影响到电网运行的稳定性，甚至出现电网解列的情况。因此，变电站必须要重视母线失压及处理工作，保证电网的安全与稳定。

参考文献：

[1] 李洪卫.220 kV变电站一条母线失压事故处理方式及风险预控措施

[J].电工技术，2013，11：38-39+49.

[2] 徐志刚.一次大型异物导致220 kV变电站母线失压故障分析[J].现代   工业经济和信息化，2015，24：60-61.

[3] 李俊伟.浅析220 kV变电站母线失压及处理[J].企业导报，2016，05：

35kV母线 篇6

关键词：开关柜,改造,质量控制

1 现场设备情况

某局110 k V变电所35 k V开关柜设备采用的是浙江开关厂的GBC-35/1250型半封闭开关柜, 现场布置为双母线结构, 开关采用浙江开关厂生产的真空开关, 所有出线均为架空出线。该变电所于2000年12月投产至今已10多年, 近几年, 由于负荷增长以及运行方式改变等因素, 设备上出现缺陷的几率呈上升趋势。同时, 双母线结构也给停电检修工作带来了较大风险。因此, 该局决定对该变电所35 k V开关柜结构和部分设备进行改造。

2 改造前的准备工作

某局110 k V变电所35 k V开关柜改造工程的主要工作是将35 k V双母线结构改为单母分段结构, 将母线压变柜与母线避雷器柜整合为母线压变避雷器柜, 将母联开关柜改造为母分开关柜, 将真空开关更换为SF6开关及母线防闪络改造等。为保证改造工作有序、安全、保质进行, 工程开展前应对现场情况进行摸底, 查看现场工作条件, 并对近5年来的设备运行情况和检修情况进行了解, 相关数据则作为原始记录成为改造工程施工方案的一部分, 从而为施工过程中处理相关技术问题提供参考。现场踏勘、编写施工方案、召开开工前协调会是必要的准备工作, 应对其相关细节进行讨论, 确定相关工作责任人, 落实相关技术措施和现场安全措施, 并完善改造工程施工方案。

3 改造过程中的质量控制

本项改造工作的目的是提高设备的可靠性, 减少设备的缺陷和维护运行的工作量。做好安全、进度、质量的控制工作是完成此项改造工程的关键。在实施过程中, 应坚持每天早晚2个短会, 布置相关工作、总结进度并做好下一天的准备工作。实现对整个改造工程的有序控制, 使35 k V GBC型开关柜改造工作按期保质完成, 严把技术关是重要前提。因此, 要仔细分析改造工程中碰到的难度较高的技术问题, 加强细小环节的质量控制, 以确保相关工作的顺利完成。

(1) 将双母线结构更改为单母分段结构, 对所有开关柜的正母闸刀、副母闸刀进行拆除, 更改为母线与CT硬连接形式。这需要在工作中对所有引线进行重新制作, 不仅工作量大而且母排打弯技术难度高, 控制不好会出现长一段、短一段的情况。所以, 在放样、制作、打孔等整个流程中容不得半点差错, 一旦出现差错, 将造成材料浪费和时间损失。因此, 工作前一定要安排专人负责此项工作, 确保整个流程始终在负责人的控制下进行。

(2) 将35 k V真空开关小车更换为福开天宇的SF6小车 (配苏州阿海珐的FP4025型SF6开关) 。本次新更换的开关小车采用操作手柄机械连动机构分闸脱扣的方式进行强制分闸。本次对开关的更换增加了开关导电臂宽度, 从而使动静触头接触面有较大增加, 但本项改造工作并没有对静触头进行更换, 仍为原来的80 mm, 也就是说除去动触头两侧固定片后动静触头接触偏差只允许在±2 mm的范围内, 这给调试工作带来了难度。现场主要从3个方面进行了质量控制, 以达到动静触头全接触的目的:1) 对固定静触头的CT进行全面检查, 防止CT松动带动静触头位置偏移;2) 对开关导电臂的斜支撑进行螺栓复核检查, 确保对动触臂形成有效支撑;3) 要求在调试过程中使动触头和静触头尽可能保持中心线一致, 不要出现偏斜。

(3) 要整合母线压变柜就必须对相应引线进行改造。由于压变小车上空间有限, 无法再安装避雷器, 因此在改造过程中, 只能在压变避雷器柜后的背包柜内安装避雷器。在现场改造过程中发现, 35 k V的Ⅰ段母线压变通过母线引接下线可顺利接于母线上, 而35 k V的Ⅰ段母线避雷器通过引流线引接至母线时出现了问题:压变避雷器柜和房屋结构的不配套, 造成引流排与母线间、引流排对地间安全距离不够。在技术要求不能满足的情况下, 现场只能从设备上找对策。经过现场测量比对与尺寸计算, 实际对引流排有影响的只有B相一相 (A相可以平行引接, C相从母线上方引接时满足与房屋距离要求) , 为此我们制定了“降低A相母线高度”的方案, 使B相引流线通过A相时既满足与A相母线距离, 又满足避雷器B相引流线与房屋距离要求。为了确保A相母线高度降低后的电稳定性, 现场在A相母线降低处加装支持绝缘子。该改进措施得到了该局职能处室技术专职的认可, 从而使工程质量得到了保证。

4 设备缺陷的处理与防范

根据变电所35 k V开关柜摸底情况以及对近5年来设备运行情况和检修情况的了解, 本次改造结合设备运行、检修中存在问题的处理与防范一同进行。现主要对相关重点缺陷的处理以及调试工作中缺陷的防范作以下几点总结:

(1) 开关柜小车室与CT室之间的隔板原开孔较小, 在潮湿的环境下运行时, 开关导电臂会对隔板发生电晕放电。因此, 本次改造工作针对实际情况对隔板进行处理, 将孔开大, 加大导电臂铜排两侧与绝缘隔板之间的空隙, 并对孔的光洁度进行修整, 使其不出现毛刺和尖角, 以减少开关导电臂对隔板放电的可能性。

(2) 正常情况下, 开关小车通过右边的行程档板阻挡行程开关传动臂以导通行程接点, 但由于开关小车在轨道行进过程中存在左右偏差, 再加上操作时可能用力过大等原因, 行程接点经常出现问题。本次改造工作, 一是更换更可靠的行程接点, 二是对串进开关分合闸回路的接点采用2组行程接点并接的方式来实现可靠动作。在行程开关调试过程中要注意不要用力过大, 即小车行程档板碰到传动臂后再行进2~3 mm即可。用力过大可能会导致传动臂松动, 影响行程接点的可靠动作。

(3) 断路器小车动触头与静触头接触时易出现撞坏静触头或静触头不能正常插入的情况, 这主要是由于:1) 小车从试验位置操作到工作位置时, 定位装置安装位置不对, 导致动触头可直接触碰到静触头, 而操作小车过程中可能导致动触头上下晃动, 使动静触头触碰时静触头被撞坏;2) 调试时动静触头本来就存在上下偏差, 若进行慢操作则静触头刚好能正常插入, 若进行快速操作就会撞坏静触头。本次更新开关小车后, 现场对动触头与静触头在这方面的调试非常重视, 主要做了以下几方面的质量控制工作:1) 对开关导电臂的斜支撑进行螺栓复核检查, 确保对动触臂形成有效支撑, 防止出现大的上下晃动;2) 对静触头的水平度进行控制, 以确保动触头在正常运行时上下触片弹簧能均匀受力, 防止因水平度不够而导致运行一段时间后动触头出现下垂;3) 对定位装置与操作镰刀接点进行观察, 在动静触头插入深度满足要求的情况下对操作镰刀位置进行微调, 确保小车在行进到定位装置时, 动静触头不相碰。

5 改造工程的经验总结

本项改造工程的顺利完成, 除了由于整个队伍技术过硬外, 还归功于对现场实际问题的分析处理也很到位。总结这次工程的经验, 好的方面主要有以下几点:

(1) 对旧设备进行电气改造不同于更换新设备, 做起来并不太容易。但是这次工程在现场管理上很好地把握了安全、进度、质量三者间的关系, 在生产过程中不仅保证了安全, 而且创新了引线方式, 并且实现了良好的流程控制。

(2) 本项改造工程由双母线改单线分段, 其中母线闸刀的拆除等涉及母线及引线方式的变动, 在物资使用上我们以旧为主, 新的能少则少, 从而获得了更好的效益。

(3) 本次工作对重要点、重要环节的质量控制较好, 在改造工作中控制好了设备检修质量等于减少了设备在日常运行过程中发生故障的可能性。我们通过质量控制完成了对设备的专业化检修, 达到了检修必修好的目的。

本次改造工程中有较多经验、技术是值得我们在施工及生产过程中借鉴的, 但这个大型改造工程也还有不少需要我们去完善提高的地方, 比如我们对整个工程困难度的预计还不够到位, 施工方案中对质量的控制还不够细化。因此, 我们必须在工作结束后对其再进行总结分析。

6 结语

随着我国电力事业的飞速发展, 电气设备的改造要求和智能化水平不断提高, 变电所运行维护人员、检修人员的素质也需要不断地提高。造就一支高水平、高素质的检修、维护员工队伍, 是实现我们电力系统安全生产的基础。为适应电力事业的发展, 检修人员还需不断努力学习专业技术知识, 不断总结经验, 不断提高专业理论水平和实践能力, 从而把变电检修工作做得更好。

参考文献

[1]DL/T593—2006高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求[S].北京:中国电力出版社, 2006

35kV母线 篇7

2014年8月6日,我局220kV青溪变在恢 复35k V青润I回307开关送电时,35k V母线三相电压不平衡,后台监控显示35k V母线电压 为Ua :25.2k V,Ub:21.5k V,Uc:18.35k V。当断开307开关时,35k V母线三相电压恢复正常。期间消弧线圈投入运行。

2 现场调查情况

根据现场情况,我们采用中元华电便携式录波测试仪对35kV母线三相电压、开口电压进行实时监测录波。测量35k V青润I回307运行与停运、消弧线圈投入与退出相互之间对35kV母线电压的影响。图 1图 2图 3

35kV青润I回307运行与停运、消弧线圈投入与退出相互之间对35k V母线电压的影响如下 :

a. 消弧线圈退出 , 35kV青润I回307停运。录波显示35k V母线三相电压正常 ,开口电压约为1.42V。

b. 消弧线圈投入 , 35kV青润I回307停运。录波显示35k V母线三相电压正常 ,开口电压约为3.1V。ZJML_K型自动跟踪接地补偿装置采集量如图1

c. 消弧线圈退出 , 35kV青润I回307运行。录波显示35k V母线三相电压正常 ,开口电压约为1.86V。

d. 消弧线圈投入 , 35kV青润I回307运行。录波显示35k V母线三相电压非常不平衡,A相电压上升为68.29V,B相电压上升 为67.94V,C相电压下 降为50.73V,开口电压(3U0)约为18.84V。中元华电便携式录波仪测试波形如图2 :

ZJML_K型自动跟踪接地补偿装置采集如图3 :

当消弧线圈退出时,35kV母线三相电压恢复正常。以上说明在消弧线圈投入下,随着运行方式的的变化,35k V系统的电压偏移有较大变化。

3 原因分析

对于该站ZJML_K型自动跟踪接地补偿装置其控制方案在于使消弧线圈在谐振点附近工作,当系统发生单项接地故障时,尽可能的减小流过故障点的电流,使接地点残流始终处于规定的范围内。起到限制接地故障电流的破坏作用,使电弧更加容易熄灭的作用。其末端串接有一个阻尼电阻来抑制其与系统容抗产生的谐振。电阻太大,会造成回路电流过小,设备无法正常工作 ;电阻太小,会造成其抑制谐振的作用减弱,从而使系统接入消弧线圈后位移电压升高太多。正常运行情况下,系统投入消弧线圈后的近似等效图如图4图4

其中,Ue为系统的不平衡电压,Uo为位移电压(中性点的对地电压),C为系统的对地电容,L为消弧线圈的电感,R为阻尼电阻。

由图4可知,图4中回路电流与系统的不平衡电压Ue成正比,与系统的对地容抗1/jwc、消弧线圈的感抗jw L、阻尼电阻R的综合阻抗成反比。既回路电流I=Ue/(1/jwc +jw L+R)[ 公式1],位移电压Uo=I* (jw L+R)= (jw L+R)*Ue/(1/jwc +jw L+R)[ 公式2]。当系统消弧线圈工作在谐振点时,1/jwc +jw L=0,回路电流最大,位移电压较高。

根据厂家现场调试报告,消弧线圈调节方式为调闸式,档位共13档,且各档位电抗值及接地补偿电流如表1

与消弧线圈串接的阻尼电阻满阻值为150欧姆,现场运行在75欧姆位置。由于消弧线圈投入(运行在7档),35k V青润I回307运行时,如图3所示,位移电压达到3913.4V,开口电压二次值为19.4V(便携式录波测量值为18.84V,如图2),位移电压很高。

下面在相同运行方式、且消弧线圈投入下,对消弧线圈各档调节的位移电压、回路电流、脱谐度进行近视计算。由于在消弧线圈退出 , 35k V青润I回307运行,通过便携式录波测得开口电压(3U0)约为1.86V。对于35k V系统,折算到一次值约为375V,既在该运行方式下,系统固有的不平衡电压Ue近似为375V。通过图3所示,消弧线圈运行在7档时,脱谐度为 -2%,可近似得出系统的容抗为102%倍消弧线圈感抗,而消弧线圈运行在7档时,其感抗w L为1164.9欧如表1所示,那么该运行方式下的系统容抗1/wc约为1188欧。现不平衡电压Ue为375V,阻尼电阻R为75,系统容抗1/wc约为1188欧,根据公式1和2、表1数据可得出在该运行方式下消弧线圈各档的位移电压、回路电流、脱谐度。

表二的数据为理论计算的数据,在表2的计算中,我们是延用图2、3装置给出的测量数据来得出几个基本值如不平衡电压Ue,系统容抗1/wc,且不考虑系统整个回路中设备的阻抗、导线的阻抗、设备与导线的接触阻抗等。同时该控制装置采用“对地容抗实时测量算法”,计算数据也要根据采集的电压以及采集流过消弧线圈的电流,特别是电流互感器的变比为50/1,而回路电流往往都较小,一般在5A以内,折算到二次为0.1A以内,正常情况下就更小,4% 的误差反映到一次就会有2A的偏差。那么计算出的系统容抗也会产生偏差。但根据表二可以参考,当脱谐度变大即远离谐振点运行时,位移电压及回路电流都会有较大幅度的降低。

假设我们将阻尼电阻的值调至最大值及150欧,通过计算可以得出各档的位移电压、回路电流、脱谐度如表3。

由表3可知,位移电压及回路电流都有了明显的下降。

4 解决方案

为了减小我局220k V青溪变35k V系统的电压偏移,使35k V系统位移电压降低在允许范围内,特提出以下几点方案 :

4.1增大阻尼电阻的阻值。因为该站阻尼电阻只运行在75欧及一半的阻值处,可调整阻尼电阻到最大值即150欧处,如果运行效果不佳,可以再适当增加阻尼电阻,以降低中性点的电流值,从而降低位移电压的提升值。

4.2调整控制器设置,正常运行时,使消弧线圈其工作点偏离谐振点一些,从而使中性点的阻抗包含更多的非阻性的电阻,从而增大总阻抗,以降低中性点电流,达到降低位移电压的目的。

4.3对于采集流过消弧线圈的电流互感器变比为50/1,考虑到日常的运行中回路电流较小,可以更换电流互感器,采用变比较小的、精度更高的电流互感器,使得控制装置采集到的回路电流更准确。进而装置的对地容抗实时计算结果、消弧线圈的补偿更准确。

4.4由于该站的消弧线圈为老设备,控制设备及阻尼电阻是后期改造的新设备,可考虑更换与新控制设备及阻尼电阻更为匹配的消弧线圈,使得消弧线圈在调节每档时,极差更小,补偿更准确。

10kV母线接地“换相”啥原因 篇8

天降冻雨, 10 kV线路跳闸接地频繁。一座35 kV变电站中央信号装置显示10 kV母线W相接地, 当值班员准备按接地选择顺序拉路选择时, 该站一条10 kV线路徐6线过流跳闸, 中央信号装置仍显示10 kV母线接地, 但电压显示接地相为V相。

2 故障处理

当徐6线过流跳闸后, 中央信号装置显示10 kV母线V相接地, 按接地选择顺序拉路选择后发现属徐4线V相接地。将徐4线停运后, 经请示调度强送徐6线时强送成功, 中央信号装置显示10 kV母线W相接地, 停下徐6线后接地信号消失。

3 原因分析

10kV母线电压异常原因分析 篇9

1接地故障分析

如果是金属性接地, 接地相电压为零或接近于零, 其他两相升高为线电压。在实际工作中, 金属性接地只占接地故障的很少一部分, 大多数都是非金属性接地和电压互感器熔断器熔断等故障。

非金属性接地故障现象为, 接地相相电压降低但不到零, 另两相升高但不相等, 其中一相略超过线电压。造成非金属性接地的情况有树枝扫线、绝缘子击穿、避雷器击穿、污闪等, 基本都和天气有关。树枝扫线多发生在雷雨大风天气, 绝缘子击穿、避雷器击穿多发生在雷雨后, 污闪多发生在雾天和春季的第一场雨后。2断线故障分析

断线分两种:一种是断线接地 (金属性接地) , 另一种是断线不接地。断线不接地也分为两种:一种是电源侧断线, 导线不与大地、杆塔等接触;另一种是负荷侧断线, 导线虽然落地, 但与电源侧已经没有电的联系, 所以没有金属性接地的典型故障现象。

断线不接地还有一相断线和两相断线之分。一相断线时, 断线相相电压升高, 但不超过正常相电压的1.5倍, 另两相相电压降低且相等, 不低于相电压的86.6%。两相断线时, 一相电压降低, 但不到零, 断线的两相相电压升高且相等, 不超过线电压。出现上述情况后, 应断开出线断路器, 因为缺相运行容易烧毁电气设备。

3电压互感器熔断器熔断分析

电压互感器熔断器熔断与线路接地, 两者有着本质的区别, 但在实际中, 不是每一次电压互感器熔断器熔断都像书中说的那样, 熔断相电压降低但不到零, 非熔断相电压表现正常。有时电压互感器一次侧熔断器未完全熔断 (俗称虚接) 时故障相电压略有降低, 非故障相电压也有变化, 只是变化不明显。通过查看电压曲线可以分析出来, 在故障相电压降低的同时, 另两相电压同时变化。如果调度员监视不到位, 或未采取措施之前, 这种情况可以持续几十个小时, 直到熔断器完全熔断。造成这一现象的主要原因是熔断器本身的工艺和质量问题。

电压互感器二次侧熔断器熔断时故障相电压为零, 其他两相电压不变。10 k V系统中电压互感器一次侧熔断器熔断时也会发“母线接地”信号, 二次侧熔断器熔断时发“电压互感器回路电压断线”信号。

当前, 变电站采用无人值班已是一种趋势, 发生接地、断线等故障, 调度员要第一时间通知基地站的操作人员前去检查处理。作为电网运行的指挥者, 必须处理及时, 判断准确, 运行人员才能有的放矢, 快速排除故障使系统恢复正常运行。

只要调度员判断准确, 下一步就好办了。如果是接地, 就根据现场规程的选线原则进行拉路选线, 确定故障线路后, 把所有的线路全部送出, 安排相关人员带电查线。因为优质服务和供电可靠性的要求, 在天气晴好的情况下, 一般要采取带电查线的方法。虽然小电流接地系统允许一相接地运行, 由于电压互感器的运行要求, 只能一相接地运行2 h, 所以2 h之内不能找出故障点的, 需停电处理。

35kV母线 篇10

变电站的双母线接线是每一元件通过一台断路器和两组隔离开关连接到两组母线上, 两组母线间通过母线联络断路器连接, 根据需要, 每一元件可通过母线隔离开关连接到任一条母线上, 具有供电可靠、检修方便、运行调度灵活等优点。但由于保护装置用的电压取自母线电压互感器二次侧, 需要进行电压切换, 电压回路接线复杂, 所以电压切换回路的可靠运行将关系到保护装置的运行安全, 必须重视。下面以220kV抚仙变配置的FCX-12HP型分相操作箱为例进行论述。

2 操作箱工作原理

1) 操作箱的原理接线符合规程规定, 主要是对断路器进行辅助操作, 监视其运行状态。进行电压互感器输出交流电压的切换, 并实现保护装置与断路器的联系和配合。

2) 操作箱的交流电压切换功能。交流电压切换回路由1YQJ和2YQJ两组切换继电器组成, 如图1所示, 图中1YQJ2、1YQJ3、2YQJ2、2YQJ3为单位置继电器, 1YQJ1、1YQJ4、1YQJ5、1YQJ6、1YQJ7、1YQJ8、2YQJ1、2YQJ4、2YQJ5、2YQJ6、2YQJ7、2YQJ8为双位置继电器。

对于双母线接线, 如图2所示, 1YQJ由隔离开关1G的辅助接点 (常开) 启动, 由隔离开关1G的辅助接点 (常闭) 复归;2YQJ由隔离开关2G的辅助接点 (常开) 启动, 由隔离开关2G的辅助接点 (常闭) 复归;当1YQJ动作时, 第一组母线的电压互感器1PT的二次电压经闭合的1YQJ接点接入保护装置, 同时送出必要的配合接点;当2YQJ动作时, 第二组母线的电压互感器2PT的二次电压经闭合的2YQJ接点接入保护装置, 同时送出必要的配合接点。1YQJ、2YQJ各送出4对电压切换接点, 分别切换A、B、C三相电压和开口三角形的零序电压。

结合图1、图2和图3 (交流电压切换) 所示, 当线路接在Ⅰ母上运行时, Ⅰ母隔离开关的常开辅助接点闭合, 1YQJ1、1YQY2、1YQJ3 继电器动作, 1YQJ4、1YQJ5、1YQJ6、1YQJ7、1YQJ8 双位继电器也动作, 且自保持。Ⅱ母隔离开关的常闭接点将2YQJ1、2YQJ4、2YQJ5、2YQJ6、2YQJ7、2YQJ8复归, 此时, 13VL指示灯亮, 指示保护装置的交流电压由Ⅰ母TV接入;当线路接在Ⅱ 母上时, Ⅱ母隔离开关的常开辅助接点闭合, 2YQJ1、2YQJ2、2YQJ3 继电器动作, 2YQJ4、2YQJ5、2YQJ6、2YQJ7、2YQJ8双位继电器动作, 且自保持。Ⅰ母隔离开关的常闭接点将IYQY4、1YQJ5、1YQJ6、1YQJ7、 1YQJ8复归, 此时, 14VL指示灯亮, 指示保护装置的交流电压由Ⅱ母TV接入。当两组隔离开关均合上时, 则13VL、14VL指示灯亮, 指示保护装置的交流电压由Ⅰ, Ⅱ母TV提供。

FCX-12HP型分相操作箱为保证电压切换控制的可靠性, 采用了双直流操作电源。操作箱中的继电器回路按接入直流电源不同, 共分为三组。其中, 合闸回路和第一组跳闸回路接第一路直流电源;第二组跳闸回路接第二路直流电源;其余继电器和回路接第三路直流电源, 即电压切换回路控制接第三路直流电源。第三路直流电源由第一路直流电源和第二路直流电源切换提供, 当第一路直流电源正常时第三路直流电源由第一路直流电源提供;当第一路直流电源消失时, 由电源切换继电器1JJ将第三路直流电源切换至第二路直流电源。

FCX-12HP型分相操作箱电压切换回路使用了双位置继电器, 若操作箱的交流电压切换回路在直流电源消失后, 电压切换继电器不返回, 仍保持原输出状态, 可防止由于操作继电器直流消失造成的保护交流失压, 从而提高了保护运行的安全性。

3 电压切换回路存在问题

1) 双母线接线隔离开关辅助接点对电压切换回路的影响。从回路上分析, 隔离开关的常开辅助接点用于电压切换的启动回路, 隔离开关常闭辅助接点用于电压切换的复归回路。当隔离开关的常开辅助接点有问题时将导致电压切换失败, 保护有可能误动、拒动;而隔离开关常闭辅助接点有问题时不能启动复归回路将导致在热倒母线时形成的并联状态并未改变, 使电压互感器二次处于并联状态。

2) FCX-12HP型分相操作箱电压切换插件面板上的“Ⅰ母交流电压”“ Ⅱ母交流电压”指示灯分别串接于Ⅰ母、Ⅱ母电压切换的启动回路, 在相应母线隔离开关拉开后对应的“Ⅰ母交流电压”或“Ⅱ母交流电压”灯即熄灭。从回路上分析“Ⅰ母交流电压”“ Ⅱ母交流电压”指示灯仅能监视该回路是否启动, 而不能监视该回路是否复归, 回路设计不合理。

3) 为防止由于操作继电器直流消失造成的保护交流失压, 提高保护运行的安全性, FCX-12HP型分相操作箱电压切换回路使用了双位置继电器, 也正因为采用了双位置继电器, 一旦启动之后必须经复归回路才能复归, 不能自行复归, 对元件的可靠性及配合要求较高, 在热倒母线中一旦不能启动复归回路将导致在热倒母线时形成的并联状态并未改变, 使电压互感器二次长期处于并联状态, 存在电压互感器二次电压反充电的隐患。

4) 如图3所示, 电压切换回路在热倒母线 (在倒母线操作中Ⅰ母隔离开关与Ⅱ隔离开关同时合上) 时形成并联状态, 在拉开其中一组隔离开关后其并联状态就要改变, 并与一次运行方式对应, 但由于不能及时发现电压切换回路是否复归, 不能克服电压互感器二次反充电的问题, 发生电压互感器二次反充电时有可能导致电压切换接点及电路板过载而损坏。

4 改进措施

1) 双母线接线中母线侧隔离开关与辅助接点位置不对应主要是检修维护不到位和辅助开关质量不良及二次回路存在问题。可以结合技改将隔离开关辅助接点更换为质量较好的真空型辅助开关, 提高其运行可靠性;在要求检修人员提高检修质量的同时, 运行人员要把好验收关, 及时发现电压切换回路存在的问题。

2) 对电压切换监视回路进行改进。将“Ⅰ母交流电压”“ Ⅱ母交流电压”指示灯由隔离开关常开接点启动回路直接点亮改为启动后继电器的常开接点点亮, 这样既可以监视切换回路是否启动, 同时也可以监视复归是否正常, 对于综合自动化变电站也可以启用复归继电器的备用接点来发“电压切换复归”信号, 易于运行人员在倒闸操作中正确判断。

3) 计算操作箱交流电压回路的负载, 从而正确选择操作箱交流电压回路的空开及电压互感器二次空开, 有效保护电压回路、切换接点及电路板。

4) 规范双母线接线的倒闸操作规范, 将电压切换检查列入操作项目管理;变电巡视设备时注意检查操作箱的电压切换是否正常, 是否符合当时的运行方式。

5) 对于双母线接线采用FCX-12HP型分相操作箱和CZX-12R型操作继电器装置的, 由于电压切换继电器采用磁保持型继电器, 所以相关校验完毕后应要求继电保护人员测量两组带自保持的1YQJ、2YQJ电压继电器, 确保只有一组电压切换继电器动作。

6) 采用电压软切换。目前, 许多电压切换装置按规程要求采取了相应的措施, 如采用双直流操作电源、使用双位置继电器等, 但没有质的改变。电压软切换就是将双母线的两组电压互感器的二次电压都直接引入到微机继电保护装置, 靠软件智能识别是哪组母线在工作, 而完成电压切换。具体方法就是从电压互感器来的二次电压在继电保护装置内完成电压变换、隔离、A/D转换、数据采集, 将母线电压采样数据存储到不同地址。通过软件识别出工作母线的电压后, 寻址读出工作母线电压采样数据, 完成电压软切换。

5 结束语

双母线接线的电压切换回路存在的电压互感器二次反充电、电压切换失败等问题, 不仅需要从技术上不断改进, 更需要从变电运行、倒闸操作、维护管理方面规范, 提高电压切换回路的可靠性, 减少继电保护不正确动作的隐患, 从而提高保护运行的安全性。

摘要：结合220kV双母线接线的FCX-12HP型分相操作箱电压切换回路, 从电压切换回路设计、接线及工作原理等方面, 对电压切换回路存在问题进行分析, 并提出解决问题的措施, 以提高电压切换回路的可靠性。

关键词：变电站,双母线接线,电压切换,可靠,安全

参考文献

[1]宋继成.220～500kV电气接线设计[M].北京:中国电力出版社, 2004.