110kV户外（共7篇）
110kV户外 篇1
0 引言
2005年2月,某运行中的110kV架空电缆混合线路发生接地故障,经故障定位查找,发现是N1塔的B相瓷套充油户外电缆终端(下简称瓷套终端)发生故障引起,为此开展故障抢修及分析工作。
1 线路概况
该架空电缆混合线路于2004年6月25日投产,故障前运行时间约8个月,电缆段长度550米,附件型号为YJZWC01-64/110-1×800瓷套终端;电缆段的一侧接变电站站内瓷套终端,另一侧接变电站站外铁塔上瓷套终端,并与架空线连接;全线采用沟槽和埋管敷设,110kV电缆附件为国产产品。
2 故障分析
2.1 解剖
2.1.1 故障状态
瓷套终端故障爆炸后,瓷套部件全部被炸飞,仅剩下瓷套金属底座、应力锥内密封尾管、应力锥及电缆,瓷套内部填充绝缘油飞溅到终端塔周边,应力锥未见任何移位现象,在其顶部上方电缆线芯上有一直径约30mm击穿孔,在底座应力锥内密封尾管末端处的密封带上绕包有一穿击穿孔洞,与电缆线芯上击穿孔径相比小一些,同时烧损程度也较轻,上述两孔在同一直线上;在应力锥的外表面绕包带上无任何沿面放电痕迹。
2.1.2 解剖
1)应力锥内密封尾管
将绕包在应力锥和瓷套金属底座应力锥内密封尾管表面的密封绕包带拆除,在应力锥表面未观察到任何沿面放电痕迹,在瓷套金属底座应力锥内密封尾与绕包带穿孔对应处,尾管端部有一放电烧熔小缺口。
2)应力锥
将应力锥纵向剖开,在其内表面和电缆表面均无发现任何沿面放电痕迹。
3)瓷套金属底座
瓷套金属底座金属面未见任何的放电烧熔痕迹(如图1所示)。
2.2 安装尺寸复合
该电缆接头由厂家安装,记录表中数据满足工艺要求,安装记录表中所记录数据具有真实性和有效性;经解剖复核,故障后的应力锥安装尺寸,应力锥处电缆外径尺寸,电缆外屏蔽端口处理等均满足工艺要求。
2.3 击穿通道分析
通过解剖发现,在底座应力锥内密封尾管末端和电缆线芯上各有一处击穿点,且在一直线上;在底座表面未见任何放电烧熔痕迹,电缆线芯表面与应力锥内表面未发生沿面放电,应力锥外表面无沿面放电,因此放电通道应在瓷套管内的填充绝缘油中。
2.4 同类型终端进水
该线路修复送电后,对全线两侧瓷套终端头进行红外测温,均未发现有温差问题。2005年8月(即修复后半年),在夏季迎峰度夏期间,利用晚间负荷较高的时段对该线路站内其他线路瓷套终端进行红外测温检查时,发现同一厂家同一型号的瓷套终端的顶部与瓷套管有明显温度偏高情况,为此对该异常线路进行紧急停电,并对瓷套终端进行解体检查,经打开瓷套终端顶部的封盖,发现瓷套管内存积大量的水,检查确认为电缆线芯棒与顶部封盖间的“O”型密封胶圈密封失效引起进水。
2.5 原因分析
参照同型号瓷套终端进水缺陷,分析推断该瓷套终端发生故障的原因为电缆线芯棒与顶部封盖间的“O”型密封胶圈密封失效,在8个月的运行过程中有雨水渗透进瓷套内,并逐渐地往底部沉积,这一过程一方面造成填充绝缘油的绝缘水平不断的劣化,并且逐渐形成纵向导电通道,与此同时造成应力锥附近产生新的电场畸变。应力锥处绝缘已被加厚和均化电场处理,而其上端电场出现新的电场畸变和应力集中,当瓷套终端内填充绝缘油绝缘的绝缘水平下降到一定水平时,同时新的电场畸变和应力集中达到一定的程度,就会在应力锥上端新的应力集中处的电缆线芯上发生击穿。
3 结论
3.1通过上述分析,推断该瓷套终端发生故障的原因为电缆线芯棒与顶部密封盖间的“O”型密封胶圈密封失效,引起瓷套终端进水进而造成击穿故障。
3.2该型号的瓷套终端自故障后运行至今最长时间8年,在每年多次的红外测温检查中均未发现异常,也未再发生故障,可推断“O”型密封胶圈密封失效的最大可能为安装不当造成。
110kV户外 篇2
本文介绍蓬莱市供电公司研发的户外35～110 kV新型隔离开关检修支架(下称新型检修支架)不仅实用,尤其是解决了《电业安全工作规程》(下称《安全规程》)要求作业时安全带挂扣设施的问题。
1 传统的隔离开关检修方式
在进行隔离开关检修维护时,一般采用“梯子登高,专人扶守”的方式,虽然符合《安全规程》规定,但存在以下几个弊端:①由于没有专门供安全带挂扣的设施,若把安全带挂在隔离开关构架的横梁上,不符合“高挂低用”原则;②梯子往往影响隔离开关的分合操作;③在对隔离开关瓷柱刷涂室温硫化硅橡胶(RTV)时,梯子的高度略显不足,RTV容易飘落到梯子和扶守人员身上;④检修维护过程中,需要多次移动梯子,施工人员多次上下梯子,影响检修工作效率。
2 新型检修支架研制目标
传统的隔离开关检修方式存在的问题确定了新型检修支架的研制目标如下。
1) 安全可靠性高。
新型检修支架要设有专用的安全带挂扣设施,安全带挂扣点有足够高度,符合《安全规程》中“高挂低用”原则。该检修支架能够承受足够的重量,具有优良的机械强度和绝缘性能,各部件连接牢固可靠。
2) 拆装方便。
常规的检修工作要在4 h内完成,检修装置拆装的总时间不能超过总工作时间的1/6,因此,新型检修支架的拆装总时间不应超过20 min。
3) 现场适用性强。
适用于检修当前运行中各型号、厂家的隔离开关,方便检修工作,能有效提高隔离开关检修工作效率。
3 新型检修支架设计方案的选择
针对设定目标提出了多种方案,经筛选总结为以下3种方案。
1) 方案一,通过抱箍安装在隔离开关基础水泥杆上的支架,无需底座。
具有结构简单,制作容易的优点,但因抱箍不够牢固,对于检修基础上端带平板结构的隔离开关不适用。
2) 方案二,在隔离开关架构上焊接永久性的底座,用于安装临时支架。
具有牢固可靠,拆装方便的优点,但改造周期长,难以推广,而且底座长期置于室外容易积水,造成锈蚀。
3) 方案三,采用固定在隔离开关架构上的可拆卸底座,用于安装临时支架。
具有安全可靠,拆装方便,适用性强,便于推广的优点,但要求制作水平高,拆装耗时相对稍长。
通过以上3个方案的分析比较认为方案三相对最符合研制目标。
4 新型检修支架的组成及特点
根据设计方案三研制的户外35～110 kV隔离开关检修支架如图1所示。该检修支架由3部分组成:绝缘方管、安全带挂环和底座(包括弹簧销子、小圆盘、挡板、固定螺栓和衔片螺栓)。
新型检修支架有以下主要特点。
1) 安全可靠。
新型检修支架的绝缘方管选用由环氧树脂、玻璃纤维布和306树脂苯酐等合成的材料,具有优良的绝缘性能和机械性能。该方管截面为50 mm×50 mm,厚度为4 mm,高度为1 350 mm,顶端的安全带挂环高于人体腰部,满足《安全规程》要求安全带“高挂抵用”的原则。绝缘方管插入检修支架底座的插槽,插槽侧面焊接有一个衔片和M10螺母,用M10螺栓通过衔片将绝缘方管与插槽牢靠固定。将直径为20 mm的螺栓通过焊接在底座的螺母,使底座固定在槽钢上,螺栓与槽钢的接触部分有一可活动的小圆盘,使受力平衡,接触牢固可靠。
2) 拆装方便。
新型检修支架的重量适中,质量控制在15 kg之内。要求底座可以固定在隔离开关架构的槽钢上即可(一般用10～12号槽钢制作),体积不能太大,要便于检修人员可以轻易拿起,独立安装。其结构简单,各部分连接要以对接和螺丝固定为主。底座的弹簧销子和挡板不仅可以将检修支架可靠地锁定在隔离开关构架的槽钢上,而且可以方便拆卸。
3) 现场适用性强。
新型检修支架可安装在不影响隔离开关分合操作的位置,适用于多种型号的隔离开关检修。
5 现场应用效果
2011年3月以来,蓬莱市供电公司全部应用了新型检修支架来进行隔离开关的检修、维护工作,现场应用图如图2所示。
以110 kV许马变电站为例,从施工人数、检修支架安装和持续时间、施工时间等项目,对各组隔离开关的检修维护统计,新型检修支架的安装和拆除的总时间平均为18.8 min,达到了研制目标小于20 min的要求,并能适用公司各型号户外35～110 kV隔离开关。此外,还对该检修支架进行了不同方向、最坏情况下荷重冲击试验。结果显示,该检修支架可以承受足够的重量,达到了研制目标的要求。
6 结语
1) 新型检修支架构造简单,牢固可靠,使用方便,现场适用性强,生产成本低,可以极大地提高检修人员工作效率,降低了检修人员作业的安全风险。
2) 新型检修支架在实际应用中,不仅适用于隔离开关的检修工作,在其他采用 【 型槽钢基础的设备上同样适用(如断路器、110 kV互感器、避雷器等)。
3) 在应用过程中发现新型检修支架也存在一些缺陷,例如,用于压紧绝缘方管的M 10螺栓容易丢失,固定挡板的弹簧销子容易受碰撞变形。针对这些缺陷将对新型检修支架作进一步完善,争取取得更好的应用效果。
参考文献
[1]孙鹏,吴哲,孙宏.220kV隔离开关专用检修平台研制与应用[J].供用电,2010(3):67-68.
110kV户外 篇3
备用电源自动投切装置 (简称备自投) 是指当工作电源因故障或失电被断开后, 能自动而且迅速的将备用电源投入工作或将客户切换到备用电源, 从而使客户端不停电的一种装置。可以达到正确隔离故障、减少故障范围、保障运行设备正常供电的目的。
备自投工作方式主要有明备用和暗备用两种方式, 其中, 明备用是指装设有专门的备用电源或设备。暗备用是指不装设专门的备用电源或设备, 而是工作电源或设备之间的互为备用。根据系统一次接线方案不同, 备自投又可分为进线备自投、桥开关分段备自投和低压母线分段备自投等功能模式。
备自投装置使环形电网可以开环运行, 变压器可解列运行, 从而简化继电保护二次接线, 减小短路电流。由于它的实现原理简单、费用较低, 可以适应不同接线的多种运行方式, 在电网中得到了广泛的应用。
1 备自投装置基本要求
备自投装置正常工作时可以起到隔离故障、减小故障范围、保障设备持续供电, 但若备自投发生拒动或者误动, 也可能造成电网故障范围扩大, 影响电网安全稳定运行, 因此, 备自投装置应有如下五方面的要求:
(1) 保证在工作电源或设备确实断开后, 才投入备用电源或设备。
假如工作电源发生故障, 当其断路器尚未断开就投入备用电源, 势必造成将备用电源投入到故障元件上, 扩大事故, 加重故障设备的损坏程度。
(2) 不论因任何原因工作电源或设备上的电压消失, 备自投装置均应动作。为实现这一要求, 备自投应设有独立的低电压启动部分。
(3) 备自投装置应保证只动作一次。
当工作母线发生永久性故障或引出线上发生未被其断路器断开的永久性故障时, 备用电源第一次投入后, 由于故障仍然存在, 继电保护装置动作将备用电源断开。以后, 不允许再次投入备用电源, 即备自投放电, 闭锁备自投。
(4) 备用电源不满足有压条件时, 备自投不应动作。
电力系统故障有可能使工作母线、备用母线同时失电, 此时备自投不应动作, 以免负荷由于备自投动作而转移。特别是当一个备用电源对多段工作母线备用的情况, 如此时备自投动作造成所有工作母线上的负荷转移到备用电源上, 易引起备用电源过负荷。
(5) 人工切除工作电源时, 备自投不应动作。
备自投引入各工作断路器的合后接点, 就地或远控跳断路器时, 其合后接点断开, 备自投放电。
2 备自投典型逻辑
装置引入了两段母线电压, 用于有压无压判别。引入两段进线电压作为自投准确及动作的辅助判据。每个进线开关各引入一相电流, 为了防止PT三相断线后造成备自投装置误动, 也是为了更好的确认进线开关已跳开。
装置引入电源1、电源2和分段开关的位置接点 (TWJ) , 用于系统运行方式的判别, 自投准备及自投动作。
引入电源1、电源2和分段开关的合后位置信号 (从开关操作回路引来KKJ) 作为各种运行情况下自投的手跳闭锁。
另外还分别引入了闭锁方式1、2、3、4 (1、2为进线备自投闭锁, 3、4为分段备投闭锁) 及自投总闭锁5。
装置输出接点有跳电源1、电源2各两付同时动作的接点。用于跳开1DL、2DL。输出合电源1、电源2各两付独立动作的接点。输出跳、合3DL的动作接点。
3 事故案例分析
本文以某110k V内桥接线变电站备自投拒动为例, 对其拒动原因进行分析, 并提出整改措施。
3.1 现场运行方式及事故经过
事故前进线一运行, 进线二热备用, 桥开关3DL运行, 见图3。2011年5月3日14:02分, 由于线路永久性故障, 进线一失电, 该站110k V备自投拒动, 全站失压;14:11分, 调度紧急将全站负荷调进线二供电。故障时进线一带全站负荷约55MW, 停电9分钟, 共计损失电量0.825万k Wh。
3.2 检查经过及原因分析
故障发生后, 由专业技术人员对该站备自投装置及一次设备进行检查, 确认二次接线紧固良好, 装置外回路、开入量和一次设备无异常, 但在备自投装置记录中发现桥开关3DL合后开入在故障时异常消失5秒钟, 导致备自投放电、退出。之后对开关合后位置异常的相关回路和插件进行了检查, 确认插件存在缺陷, 并于5月12日, 对备自投装置和桥开关操作装置插件进行了更换和全部检验, 备自投装置运行恢复正常。
3.3 事故暴露问题
备自投装置由人工切除工作电源后, 备自投不应动作, 因此装置开关量引入了两进线断路器及桥断路器的合后位置信号。在对断路器进行合闸操作之后, 合后位置信号存在并磁保持, 该信号只在人工对断路器进行跳闸操作后返回。工作进线和桥断路器的合后信号作为备自投放电条件之一, 若工作进线和桥断路器的合后信号消失则造成备自投自动放电而不会动作。该站操作插件存在隐患是此次备自投拒动的根本原因。
经调取装置记录信息发现合后位置存在自动返回记录, 但是上述记录没有引起运行及检修人员注意以致引起事故发生, 是导致此次事故等次要原因。
3.4 防范措施
3.4.1故障发生后, 公司立即组织召开专业分析会, 针对该装置出现的问题, 于5月5日-6日对在运同一厂家 (某公司ISA-358F型号) 10套备自投装置的程序版本、台帐记录、检验情况、各单元模拟输入量回路、装置开关输入量、记录之间是否对应、告警信息记录、压板投入情况等进行了认真细致检查, 未发现异常。
3.4.2针对本次故障, 于5月8日邀请国网技术学院保护专家开展了备自投及其它自动装置研讨培训, 进一步提高了继电保护人员对备自投、自动切负荷等装置的原理和运维要点的理解和掌握。
4 结束语
随着电网自动化程度的提高, 备自投应用越来越广泛, 备自投装置本身的可靠性对电网的安全稳定运行影响越来越大, 运行和检修部门应加大对装置的日常巡视和检验力度, 实现对设备运行装置的可控、在控、能控, 保障电网的安全。
参考文献
[1]PSP数字式备用电源自投装置技术说明书[Z].国电南京自动化股份有限公司, 2003, 11.
[2]RCS-9000分散式保护测控装置技术说明书[Z].南京南瑞继保电气有限公司, 2002, 8.
[3]ISA变电站综合自动化系统说明书[Z].深圳南瑞科技有限公司, 2001, 12.
[4]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.
[5]DL/T 526-2002静态备用电源自动投入装置技术条件[M].北京:中国电力出版社, 2002.
[6]栗维勋, 齐雅彬, 吕凡.一起110kV备自投装置异常动作的分析[J].电力安全技术, 2011, 8 (13) :28-31.
[7]孙立新, 孙华.一次备自投装置误动的思考[J].电力系统保护与控制, 2009, 21 (37) :134-137.
110kV户外 篇4
针对投运时间较长的B类供电区域内变压站, 将110k V母线由单母线改造为分段母线, 是近年各地区电力网架完善工作的重点。由于历史原因, 考虑建站时经济及电力网架需要, 大部分110k V变电站在投运初期均确定为110k V单母线接线方式。虽然满足了N-1安全准则, 但当任一元件 (母线或母线隔离开关等) 故障或检修, 均需使整个配电装置停电。根据新颁布实施的南方电网《电力事故 (事件) 调查规程 (试行) 》, 如110k V变电站发生全站非计划停电, 将被定性为二级电网事件。以2003年投运的某110k V变电站为例, 站内110k V母线运行方式及现场情况主要存在如下问题:
(1) 110k V为单母线接线方式, 操作灵活性低且运行可靠性不高;
(2) 单母线接线方式无法适应未来出线回路数增长的安全运行的要求;
(3) 站内没有预留110k V分段间隔和母线PT间隔的扩建场地。
该变电站投运时间较长, 作为担负县城城区及周边多处乡镇地区供电任务的唯一110k V变电站, 供电受众约109万余人。一旦发生110k V母线或母线所接设备故障, 即可能造成全站失电, 将产生了恶劣的社会影响。为了提高供电可靠性及操作灵活性, 保证电网安全运行, 缩小110k V母线设备故障时停电范围及操作次数, 保障持续供电的产能, 需要对该站进行110k V母线技术改造, 同时由于该站原有110k V配电装置布置很紧凑, 没有预留110k V分段间隔和母线PT间隔的扩建场地, 需结合站内地型采用户外GIS设备。
2 项目建设规模
某110k V变电站110k V母线由单母线改为分段母线, 设备选用气体绝缘金属全封闭开关设备。
将110k V母线开断, 由单母线接线方式改为单母线分段接线方式, 新增户外GIS间隔两个:110k V分段间隔1个;110k VⅡ段母线PT间隔1个。
3 项目实施主要内容
3.1 项目概述
县城境内只有一个110k V变电站负担县城城区及周边乡镇的供电, 该站110k V母线为单母线接线方式。不能分裂运行, 110k V部分运行方式不灵活, 母线或母线侧隔离开关部分发生故障时, 将造成110k V母线失压, 母线或任一母线侧隔离开关检修时, 均必须将整个110k V部分转检修。日常运行中两条110k V进线只能其中一条处于运行状态, 另一条处于热备用状态, 当运行线路发生故障时, 在110k V进线备自投对线路状态检测判断过程中及备投合热备用线路开关前, 会有短暂的全站停电, 运行可靠性不高。项目实施前该站110k V部分主接线图如图1所示。
另外, 该站已建成投运多年且无预留间隔位置, 110k V户外设备区布置拥挤, 要将110k V母线由单母线改为分段母线, 需增加110k V分段间隔及相应的母线设备。如果采用常用的AIS设备, 110k V分段间隔长度超过7.5m, 110k V母线PT间隔长度超过6m, 间隔宽度均为8m。而项目实施时该站采用GIS设备, 110k V分段及母线PT设备基础占地长度不足6.6m, 宽度仅为1.36m。横向放置占地不足一个正常AIS间隔宽度, 有利于2榀新建母线构架的布置。这使在不影响其他设备正常运行情况下进行设备基础制作提供了充分条件。且110k V分段间隔可布置在原110k V母线下方, 建设用地为站内已硬化处理或草皮种植地面范围, 不需增加地质勘测及变电站主接地网扩建内容, 可进一步优化站内布局, 不新增变电站占地面积, 减少项目实施土方, 节省材料用量。
3.2 GIS设备组成
GIS (Gas-lnsulated Metal-Enclosed Switchgear) 是气体绝缘全封闭组合电器的英文简称。GIS由断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线、连接件和出线终端等组成, 这些设备或部件全部封闭在金属接地的外壳中, 在其内部充有一定压力的SF6绝缘气体, 故也称SF6全封闭组合电器。气体绝缘金属全封闭开关设备GIS自20世纪60年代实用化以来, 已广泛运行于世界各地。与常规敞开式变电站设备相比, 优点在于结构紧凑、占地面积小、可靠性高、配置灵活、安装方便、安全性强、环境适应能力强, 维护工作量很小, 其主要部件的维修间隔不小于20年。经过多年研究及发展, GIS的技术性能与参数已超过常规开关设备, 并且使结构大大简化, 可靠性大大提高。
GIS的组成包括:
(1) 设备本体 (包括架空进出线套管等) ;
(2) 底座、支架、爬梯、平台等及安装所需紧固件和接地铜排等;
(3) 操动机构及其辅助设备;
(4) 必要的SF6气体管路及SF6气体 (按全部间隔用气量另加适量安装损耗气量) ;
(5) 汇控柜到各机构箱之间的连接电缆、管线及管道;
(6) 备品备件及专用工器具等。
项目实施前, 该站有主变容量为2×40MVA, 电压等级为110/35/10k V, 110k V配电装置为户外常规设备布置, 采用单母线接线, 有2回出线。站内110k V母线由单母线改为分段母线, 在110k V配电装置场地增加110k V分段间隔一个、110k V母线PT间隔一个, 选用GIS设备。其中分段间隔主要设备包含三工位隔离接地开关2组、断路器1组、电流互感器2组;母线PT间隔包含三工位隔离接地开关1组、快速接地开关1组、三相电压互感器1组。110k V分段及ⅡM PT间隔断面图如图2所示。
3.3 设备内部联锁方式
为保证设备安全运行要求, 满足“五防”规定, 除外部增加五防系统电编码锁及设备操作挂锁外, 由设备生产厂家在设备内部通过二次连接线实现设备联锁, 另考虑母线隔离开关与其他母线连接设备间联锁要求, 回路中预留必要的外部联锁条件接点, 如不需要时将接点短接即可。该站110k V分段及ⅡM PT间隔联锁条件实现方案如图3所示。
3.4 GIS间隔主要技术参数要求
3.4.1 型式要求
110k V GIS设计为三相共箱式结构, 开关装置均为三相机械联动操作。
3.4.2 控制要求
三相机械联动的断路器应能进行正常的三相同步操作。当发生相间或相对地故障时, 断路器应能三相同时分闸和重合闸, 而且应满足重合闸不成功立即分闸的要求。
GIS中断路器应装设操作闭锁装置, 当某种操作会危及断路器的安全时, 应对其操作予以闭锁。分闸闭锁应可防止断路器在不允许分闸的情况下进行分闸操作。合闸闭锁应能防止断路器在不能安全地进行一个完整的合分或自由脱扣操作时进行合闸操作。
GIS的断路器、隔离开关、接地开关应适合用电信号进行远方操作, 也可以在汇控柜进行就地电气操作。
汇控柜中应有一个远方/就地转换开关用于远方和就地控制之间相互切换, 且能实现电气闭锁:当远方/就地转换开关处于就地位置时, 远方 (包括保护装置信息) 应不能操作;当远方/就地转换开关处于远方位置时, 就地应不能操作。远方/就地转换开关的每一个位置至少提供2对备用接点, 并接至端子排。所有合、分闸回路均应经远方/就地转换开关切换。
GIS的断路器应装设两套完全一样的分闸装置, 包括以下各项, 但不仅限于这些:
(1) 每相 (台) 有两个电气上独立的且相同的分闸线圈, 两个分闸线圈分别或同时动作时不应影响分闸操作。
(2) 两套分闸装置相互间应电气独立, 而且采用相同的接线方式及保护设备, 并分别与二套独立的控制或分闸电源连接。
操动机构应配备电气防止跳跃装置 (且防跳回路应有明显分界点, 可现场方便脱出以上回路) 。当断路器被一持续合闸信号合闸于故障时, 防跳装置应能防止断路器反复地进行分闸和合闸, 并具有保证合-分时间的能力。同时防跳回路中需配置就地/远方切换功能, 满足当就地操作时使用断路器本体的防跳, 当远方操作时不使用断路器本体的防跳的要求, 并提供短接片供用户选择使用此项功能。
非三相机械联动操作的断路器本体三相不一致保护应按单套配置, 分别跳断路器两个跳闸线圈。三相不一致继电器应能使断路器发生三相位置不一致时候, 应可实现已合闸相立即分闸, 且须有一副常开接点引至汇控柜的端子排上。鉴于目前三相不一致继电器的试验按钮在现场已不再使用, 不再选用带有试验按钮的继电器。断路器本体三相不一致保护时间继电器应采用时间刻度范围在0.5~5.0s内连续可调, 刻度误差与时间整定值静态偏差≤±0.1s的高精度时间继电器。时间继电器应确保在断路器振动时, 时间定值不发生偏移, 且保证在强电磁环境下运行不易损坏, 不发生误动、拒动。该保护用跳闸出口重动继电器宜采用启动功率不小于5W、动作电压介于55~65%Ue、动作时间不小于10ms的中间继电器。
断路器本体三相不一致保护动作后宜启动就地防跳功能。
4 项目实施成果
该站项目实施后110k V主接线图如图4所示。
项目实施时, 设备基础制作及电缆沟建设等土建施工过程均不需设备停电。只在母线构架架设、110k V母线分断架设、及最后110k V分段间隔接入系统等几个步骤实施时, 方对110k V母线或某段母线进行了停电施工。
项目实施后, 该110k V变电站110k V母线由单母线改为分段母线, 按调度运行要求, 可将110k V母线分裂运行, 两回110k V进线均可处于运行状态, 分别给一段母线供电, 110k V备自投装置改为兼具进线备投及分段备投功能, 变电站的供电性能得到很大提升, 运行方式灵活, 可靠性高, 防患二次电网事件发生。
5 小结
按本项目方案, 当变电站内无法提供足够安装相应AIS间隔所需占地时, 选择GIS设备, 可在极小占地条件下实现对变电站运行方式的改变和供电可靠性的提升。为今后电网网区内其他变电站的技术改造提供了便捷有效的手段和经验。该项目的实施对当地社会的生产生活有极大影响, 高可靠性的供电方式将产生良好的社会效益, 带动电网公司社会形象的口碑。同时本项目实施具有很好的经济效益, 其直接经济效益体现为提高电网安全运行时间和稳定性以及促进各地经济发展。机电产品销售增加, 拉动社会经济的全面发展, 给这社会提供更多的就业机会。
摘要：针对投运时间较长、110k V母线为单母线接线方式, 且站内没有预留110k V分段间隔和母线PT间隔的扩建场地的变电站, 进行110k V母线由单母线改造为分段母线, 宜采用GIS设备。
110kV户外 篇5
2005-01-21, 在冬季迎峰安全大检查时, 化验班在色谱分析过程中发现, 主变油样总烃含量为299.6 μL/L, 超过注意值150.0 μL/L。这一现象引起了检修公司领导的高度重视。而后经过15 次的油样色谱跟踪分析发现, 总烃含量一直呈上升趋势。到2005-09-27 分析时, 总烃含量为800.56 μL/L, 与当年1 月份的含量相比, 增长了许多, 且产气速率远远超过了注意值。由于故障气体的主要成分是甲烷和乙烯, 根据其产气特性, 结合三比值法分析, 最后确定该故障为高于700 ℃的过热故障。
2 故障性质的判断和分析
2.1 三比值法
三比值法是对充油电气设备内部故障的性质、类别进行准确判断的主要方法之一, 用到的设备主要有电抗器、变压器等。具体而言, 通过计算几种低分子气体的含量值, 包括CH4、C2H6、C2H4、C2H2、H2等, 从而将3 对比值用不同的编码表示出来, 然后再查表, 就能判断故障的类型。表1 所示为特征气体的比值编码, 表2 所示为根据油样化验结果计算编码。
由表3 可知, 编码组合均为“022”, 由此推断该变压器故障可能为高于700 ℃的热故障。
2.2 特征气体法
如果总烃的主要成分为CH4、C2H4和C2H6, 且C2H4的含量始终较高, CH4的含量与C2H4接近, CH4和C2H4含量之和在总烃含量中的比例超过80%, 那么就可判定该故障为中等温度的热故障。
如果H2含量超标 (150 μL/L) , 但在氢烃总量中的比例低于27%, 随着温度的不断升高, 虽然H2的绝对含量增加, 但所占的比例有所下降, 那么就可判定该故障为高温过热故障。
如果早期、中期几乎没有产生C2H2, 即便之后有少量C2H2出现, 但其含量在总烃含量中所占的比例没有超过6%, 那么就可判定该故障为严重过热故障。
2.3 总烃产气速率判定法
当油中总烃含量超过正常值 (150 μL/L) 时, 应考虑采用总烃产气速率判定法判断有无故障。绝对产气速率γ的计算式为:
式 (1) 中:γ为绝对产气率, m L/h;Ci1为第一次气体取样测得的体积分数, μL/L;Ci2为第二次气体取样测得的体积分数μL/L;△t为2次取样时间间隔中设备的运行时间, h;G为油重, t;ρ为油密度, t/m3。
通常情况下, 当充油电气设备的总烃产气速率超过1 m L/h时, 就可判定设备内部已经发生了故障。如果设备总烃的产气速率及其含量都比正常值要小, 那么就可以判定充油电气设备内部并没有发生故障;如果设备总烃的产气速率比正常值小, 但其含量比正常值大, 只是没超过3 倍, 那么就可以判定充油电气设备内部已经出现了发展速度相对缓慢的故障, 能维持设备的运行;如果设备总烃的产气速率是正常值的1~2 倍, 但其含量大于正常值却没有超过正常值的3 倍, 那么就可以判定充油电气设备内部发生了故障, 需及时缩短检验周期, 同时密切监视故障的变化情况;如果设备总烃的产气速率及其含量都比正常值的3 倍还大, 那么就可以判定充油电气设备内部已经出现了严重的故障, 且故障发展速度快, 需即刻采取有效措施处理。
3 故障处理
检修公司领导立刻申请尽快进行主变大修, 处理缺陷。经审批, 定于国庆长假期间3—7 日检修。在将变压器的大盖吊起大修以后, 现场工作人员积极展开了非常细致的故障排查工作。紧接着, 在35 k V变压器线包A相引出线处发现了大片变色的绝缘材料。出现这一现象的原因为温度过高, 且套管接线处有放电灼伤痕迹。经进一步检查, 最终确定故障原因为压接螺丝松动, 并当即进行了处理。
4 结论
虽然气相色谱分析法是判断充油电力设备运行是否正常的一种重要方法, 但它具有一定的局限性。在应用这一方法时, 需要综合设备的运行状况、内部结构和外部因素等进行判断, 并与其他方法的检测结果进行比较, 这样才能得出更加准确的结论。
参考文献
[1]罗伟浩.关于110 k V变电站主变故障的诊断与处理[J].科技与企业, 2013 (23) :333.
110kV线路保护配置 篇6
对于110k V及以下电网, 应当尽可能以辐射状网络方式运行, 地区电源也应当以辐射线路接入联络变电所实行环状或双回线布置, 但应当遵循以开环或线路变压器组方式运行的原则。
根据规程要求, 110k V线路保护包括完整的三段相间距离保护、三段接地距离保护、三段零序方向过流保护和低频率保护, 并配有三相一次重合闸功能、过负荷告警功能, 跳合闸操作回路。
众所周知, 输电线的故障有单相短路接地故障、两相短路接地故障、两相短路不接地故障及三相短路故障10种。我国110k V及以上电压等级电网中单相短路故障的几率最多, 其次是两相接地短路, 两者合计约占输电线路故障总数的90%。接地故障用零序电流保护、接地距离保护可以满足要求。两相短路不接地故障的几率很小, 约占2%~3%, 其原因多半是由于两导线受风吹而摆动的频率不等造成的, 三相短路基本都是不接地的, 相间距离保护可以有效切除故障。
输电线路故障不外是绝缘下降、雷害和外力破坏造成的。在我国110k V线路上通常有避雷线, 所以故障时接地电阻一般小于5Ω, 单相经高电阻接地往往发生在树枝生长导致导线经树枝对地放电时, 接地电阻往往很大, 这时由零序过流后备保护切除故障。远后备保护的关键在于避开负荷状态。对于接地故障用零序电流保护可以取得满意的结果, 对于相间故障都用阻抗继电器实现。
1 距离保护
距离保护根据测量阻抗的大小, 反应故障点的远近, 故称距离保护。同时, 由于它是反应阻抗参数而工作的, 又称为阻抗保护。距离保护在任何复杂形式的电网中都可有选择性的切除故障, 而且具有足够的灵敏性和快速性, 因此在高压及超高压线路中获得了最广泛的应用。该装置设置了完整的三段相间距离保护和三段接地距离保护。距离继电器是距离保护的主要测量元件, 应满足以下要求:
1) 在被保护线路上发生直接短路时继电器的测量阻抗应正比于母线与短路点间的距离;
2) 在正方向区外故障时不应超越动作。超越有暂态超越和稳态超越两种。暂态超越是由短路的暂态分量引起的, 继电器仅短时动作, 一旦暂态分量衰减继电器就返回。稳态超越是由短路处的过渡电阻引起的;
3) 应有明确的方向性。正方向出口短路时无死区, 反方向短路时不应误动作;
4) 在区内经大过渡电阻短路时应仍能灵敏的动作 (又称动作特性能覆盖大过渡电阻) , 但这主要是接地距离继电器要考虑的问题;
5) 在最小负荷阻抗下不动作, 此由负荷限制电抗继电器来实现;
6) 不受系统振荡的影响, 此项由振荡闭锁功能得以实现;
相间距离保护反应三相短路和各种两相短路故障而动作, 由于距离保护I段保护范围不受系统运行方式变化的影响, Ⅱ、Ⅲ段也只在有助增电源或汲出电流时才受系统运行方式变化的影响, 但比电流、电压保护所受影响小, 因此110k V电压等级以上线路保护均须装三段式相间距离保护, I、Ⅱ段为主保护, Ⅲ段为后备保护。
接地距离保护反应接地故障也具有相间距离保护的优越性, 加之能和相间距离保护共用硬件, 只是算法不同, 因此该装置配置了三段接地距离保护, I、Ⅱ段为主保护, Ⅲ段为后备保护。
2 零序方向电流保护
110k V电网都采用中性点直接接地方式。在这类电网中发生接地短路 (单相接地短路或两相接地短路) 时, 将产生很大的零序电流, 而正常运行时零序电流很小, 即使经大电阻接地短路时, 零序电流保护也可以有足够的灵敏度。因为系统振荡时没有零序电流, 所以零序电流保护不受系统振荡的影响。阶段式零序电流保护能准确、有效地切除故障几率占到90%的接地故障, 因此在110k V线路中零序方向电流保护得到广泛应用。但其受系统运行方式的影响较大, 系统变压器中性点接地数量的改变将改变它的保护范围。
接地距离保护反应接地故障受系统运行方式变化影响较小, 但受故障点电弧电阻和接地电阻的影响较大, 加之线路发生接地故障的机率高, 故线路保护应配置方向零序电流保护作接地距离的后备保护。本保护配置了灵敏的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段方向零序电流保护。
3 重合闸
在电力系统中, 输电线路是发生故障最多的设备, 而且它发生的故障大都属于暂时性的, 如大风引起的碰线、线路通过线下树木对地放电或异物落在导线上引起的短路等, 这类故障在线路跳开后, 电弧可自行熄灭, 故障点的绝缘基本恢复到正常水平, 这时合上电源就能够恢复正常供电。因此, 自动重合闸装置在高压输电线路上得到极其广泛的应用。在高压输电线路上装设自动重合闸, 对于提高供电的可靠性意义非凡, 即在输电线路发生瞬时性故障时, 可迅速恢复供电, 从而提高供电可靠性;对于双侧电源的高压输电线路, 可以提高系统并列运行稳定性, 从而提高线路输送容量;可以纠正由于断路器或继电保护误动作引起的误跳闸。
根据生产需要, 同时考虑我国的运行经验, 对输电线路的自动重合闸装置 (ZCH) , 提出如下要求:
1) 动作迅速。在满足故障点去游离所需要的时间和断路器消弧室与断路器的传动机构准备好再次动作所必需的时间条件下, ZCH的动作时间应尽可能短。
2) 不容许任意多次重合。如果重合闸多次重合于永久性故障, 将使系统多次遭受冲击, 同时还可能损坏断路器, 从而扩大事故。
3) 动作后应能自动复归。当ZCH成功动作一次后, 应能自动复归, 准备好再次动作。对于受雷击机会较多的线路, 这是必须的。
4) 手动跳闸时不应重合。当运行人员手动操作或遥控操作使断路器断开时, ZCH不应重合。
5) 手动合闸于故障线路时不重合。当手动合闸于故障线路时, 继电保护动作使断路器跳闸后, 装置应不重合, 因为手动合闸前, 线路上还没有电压, 如合闸后即已有故障, 则故障多属于永久性故障, 重合定不成功。
本装置重合闸为三相一次重合闸方式, 可根据故障的严重程度引入闭锁重合闸的方式。重合闸可采用检线路无压重合闸、检母线无压重合闸或检同期重合闸, 也可采用快速直接重合闸方式。检无压时, 检查线路电压或母线电压小于30V;检同期时, 检查线路电压和母线电压都大于40V, 且线路和母线电压间相位差在整定范围内。
4 低频保护和过负荷告警
当系统频率低于整定值, 且无低电压闭锁和滑差闭锁时, 经整定延时, 低频率保护动作。电力系统是按照一定容量来设计的, 当系统过负荷时, 首先伴随的是电流的增大。如果线路长时间处于过负荷状态, 将导致绝缘温度升高, 绝缘材料老化, 引起短路故障, 因此系统应配置过负荷告警功能。由于过负荷多数是在对称负荷情况下发生的, 因此检测到任一相电流超出过负荷定值时, 延时发出告警信号, 提醒值班员进行相应的处理。
摘要：本文从距离保护, 零序方向电流保护, 重合闸, 低频保护和过负荷告警4个方面对110kV线路保护配置进行了论述。
关键词：110kV线路,保护配置,继电保护
参考文献
[1]王梅义.电网继电保护应用[M].北京:中国电力出版社, 1999:1-8.
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[3]朱声石.高压电网继电保护原理与技术[M].北京:中国电力出版社, 1982:187-190.
110kV户外 篇7
一、电网无功电压运行统计
无功潮流是关系电力系统运行质量的关键环节, 对整个电力系统的运行起着关键性的影响, 关系着其运行的安全性和经济性, 因此需要对无功潮流分布进行合理的分配。由于受到重视有功忽视无功思想的影响, 电网在无功分析方面存在着不足, 进而引发了一系列的问题, 阻碍了整个电力系统的健康运行。就该片区而言, 最高统调负荷达到61873MW, 并且呈现逐年增长的趋势, 到去年年底, 电网统调机组容量达到5283.7MW, 拥有220kV变电站54座, 220kV主变83台, 110kV变电站168座, 110kV主变268台, 且该片区的220kV电网分布呈现出五纵六横的格局。
为了更好的了解该片区的电网电压水平, 需要借助一定的统计方法, 对220k V、110kV电压的数据进行采集和分析。在电网的运行中, 各个片区的监控点的电压存在着一致性, 因此可以根据这一原理, 计算出各枢纽220kV、110kV变电站的电压最大值和最小值的平均值。可以将电压的最大值和最小值进行列表分析, 进而了解到各个分片区整体的电压水平, 并及时的发现各个片区出现的电压异常的现象, 并采取有针对性的措施。
在对数据进行采集和分析的时候, 需要保证数据的典型性和代表性, 进而提高参考的可行性和科学性。通过对该片区的十个典型片区的电压情况进行分析, 发现了电压普遍较高的片区和较低的片区, 并对整个片区的电压情况形成一个清晰的认识。通过对电压情况的分析, 得出了该片区经济发展和装机容量的问题, 进而及时发现电网格局不平衡的问题。
二、电网的功率因数水平分析
就电网的主力电厂而言, 根据各时刻点的有功、无功负荷数据, 可以得到各个点的功率因数, 在此基础上, 画出相应的功率因数时间序列图。通过对序列图的观察和分析, 可以得出电网运行的电压规律。
对该片区而言, 主力电厂的功率因数较大, 在0.9以上, 但是不同的季节会导致不同的功率因数, 因为夏季的负荷较大, 而冬季的负荷较小, 进而导致夏季的功率因数小于冬季的功率因数, 并且冬季的功率因数只有在晚间出现负荷高峰期时会出现一定程度的下调。与此同时, 各个厂的功率因数的调节步伐是一致的。
该片区220kV、110kV变电站的夏季负荷高峰出现时, 中部、南部、西部变电站的功率因数会达到0.95以上, 东部变电站功率因数广泛在0.88-0.93, 这就充分的说明了该片区东部电网存在着无功不足的问题, 为了满足整个电网运行的需求, 需要降低各个发电机的功率因数, 再加上母线电压的限制, 致使电网的动态无功备用的水平较低。而东部片区的部分变电站功率因数在负荷高峰期时仅为0.86, 可见该片区没有较大的无功潜力进行挖掘。
为了更好的适应整个电网系统的发展, 各个机组会根据电网的电压情况实行进相运行, 这样就会使母线的电压上升至235k V, 在这一情况下, 高电压会发挥较大的作用, 因此需要对相应的机组进行有效的控制, 进而减轻片区的无功倒送的现象。
三、220kV、110kV电网的无功平衡分析
在该片区的电网运行中, 片区的无功补偿系数的确定是依据电厂的满发且功率因数为0.93的运行环境。就2012年该片区东部电网运行参数而言, 部分220kV变电站无功总配置系数为1.24-1.3, 而国家要求的无功技术系数为1.32-1.5, 可见未能够满足技术规定的系数要求。当该片区东部电网处于运行最大负荷时, 会出现严重的无功补偿不足的现象, 并且无功补偿的分布很不均衡。除东部片区外, 部分变电站无功配置系数较高, 超过了平均的配置范围, 并且该片区的无功功率在整个电网的无功配置系数中占有较大的比例, 出现了一定的无功过剩的问题。其他片区的无功配置系数相对较为合理。
可见, 该片区处于供电紧张的情形中, 但是大部分的电网都是按照功率因数在0.9以上进行运行的, 但是缺乏动态无功备用的电厂。如果以2012年的最大负荷日电厂出力进行估算, 就会发现该片区局部电网的无功补偿配置系数较低。
通过分析不难发现, 该片区的电网受到电源和负荷分布不均衡的影响, 各个片区在无功电压方面的表现也不尽相同, 呈现出不同的特点。特别是中部片区是该的电网首端, 线路较多, 加上充电功率较大和电厂较多, 进而导致无功多但是补偿容量严重不足以及负荷相对较轻的现象, 进一步引起了电网无功过剩且电压过高。而东部片区是该片区电网的末端, 也是经济发展较快的片区, 负荷较重且经常出现用电的高峰期, 加上无功配置不足, 进而引起了无功不足且电压偏低的现象。其次, 220kV电网与110kV电网之间的交换较小, 这就导致了在负荷高峰期会出现无功补偿容量不足且投运不足的现象, 进而导致功率因数不合格。就其各个片区的无功分区平衡而言, 该片区做的较好, 并且联络关口的功率因数也较低, 较好的保证了电网的安全稳定运行。但是由于节假日是用电的高峰期, 会出现用电量以及负荷最大的情况, 这时就对电网的运行提出了更高的要求, 这就需要对其实施进相运行, 进而缓解该片区的在用电高峰期电压过高的矛盾。
另外, 由于部分220kV线路较长, 线路充电功率较大, 在变电站负荷较轻时, 及时将该变电站及所供下级变电站所有电容器退出的情况下, 该变电站无功仍过剩并导致电压升高。
四、该片区220kV、110kV电网无功电压方面的问题以及建议
通过对该片区的无功电压分析, 可以发现在电网的运行中存在着诸多问题, 严重的制约了电网的健康运行, 并且影响了供电的质量和效率。一般而言, 主要包括以下几个方面的问题:
(一) 对电容器的管理和逆调压方面的缺陷
在该片区的电网运行中, 对于负荷增长较快的片区而言, 存在着电容器管理不当以及缺乏对逆调压的认识, 这就需要以负荷增长为参考, 进行合理的无功补偿, 同时加强对现有的电容器的管理, 并提高对逆调压的重视, 合理的对现有的无功装置进行设计和安装。除此之外, 要配置一定数量的低压减负荷装置和投切负荷装置, 在电压较低时, 要提高电压的稳定性, 进而避免破坏性事故的发生。
(二) 电压转移难以满足电网系统的需求
在该片区的用电负荷发生转移时, 对变电站的主变分接头的档位进行合理的设置, 如果处理不当, 就会引发主变的低压侧电压偏高, 这样就难以满足系统运行的需求, 以致无法投入电容器补偿无功。为了解决这一问题, 需要对变压器进行一定的技术改造, 调整变比, 进而有效的降低中压侧电压。
(三) 缺乏对用户电容器的整体把握
在该片区, 用户的电容器的数量占到片区电网的电容器的三分之一左右, 由于数量大分布复杂, 导致电网企业对用户的电容器的投运情况的了解不够全面, 导致在对用户功率因数的考核制定标准的过程中出现与输电网的功率因数的参考标准之间的矛盾。为了解决这一问题, 需要提高电力部门的监控力度, 加强管理, 不断研究和完善对用户功率因数的考核办法和执行力度。
(四) 无功补偿形式单一
在该片区的电网运行中, 应用的无功补偿设备主要是并联电容器, 形式过于单一, 难以满足电网运行的需求。建议在存在较长供电线路且变电站在负荷轻时段出现无功过剩的变电站增设并联电抗器以吸收过多的无功功率。
(五) 对小水电的无功出力考核不合理
在电网的运行中, 缺乏对中小水电的无功出力考核的科学性和合理性, 因此需要加强对电网的功率考核因数的重视, 并且顺应市场经济的要求, 激励大的电厂配合调压管理和研究电压功率因数考核的办法, 为电网的正常运行创造有利的条件。
此外, 还需要注意以下几个环节的重视, 保证电网的正常运行:为了解决一些站点的主变无功穿越量较大的问题, 加强其所在的220kV分区电网无功配置, 优化合理增加电容器配置。对于电压偏低或者是无功过大的现象, 应检查现有无功补偿设备的可用情况和投切策略, 保证能及时投入这些补偿设备, 进而保证整个电网的高效稳定运行, 最大限度的提高电网运行的安全性、经济性和科学性。
摘要：本文以四川某片区的电网发展为例, 对电网的无功电压进行了统计, 并指出了无功电压中存在的主要问题, 重点探讨了相应的解决方案和措施, 目的是为片区的电网运行提供指导和借鉴, 进而实现无功电压的优化和科学管理, 最终实现电网的可持续发展。
关键词：电网,无功电压,数据,平衡分析,数据采集监控系统
参考文献
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[2]汪卫华, 曹新频.无功电压自动控制装置定值整定及其运行问题[J].供用电, 2009 (05) .