110kV终端变电站

110kV终端变电站（共12篇）

110kV终端变电站 篇1

0 引言

110kV配电装置按设备分类有常规空气绝缘开关设备AIS、气体绝缘金属封闭开关设备GIS和混合气体绝缘开关设备HGIS。HGIS介于AIS和GIS之间,是近几年应用较多的设备产品,HGIS的特点是将传统空气绝缘开关设备的母线、断路器、隔离开关等一个间隔的电气设备集成在一个模块,并通过有限数量的模块来设计完成电气总平面布置。某110kV终端变电站远景拟采用扩大内桥接线,2条进线,3台主变(容量为50MVA,110/10kV);本期采用普通内桥接线,2条进线,1台主变(容量为50MVA,110/10kV)。本工程拟采用HGIS设备。

1 HGIS与常规AIS、GIS方案的经济技术分析

1.1 110kV配电装置部分采用3种方案的投资比较

该工程110kV配电装置部分采用3种方案的投资估算数据见表1。

从表1可知,AIS方案的设备投资费用最少,HGIS屋顶布置方案次之,但若考虑土建、安装费用等因素,则HGIS屋顶布置方案的变电站初期成本投入反而比AIS方案少75万元。GIS方案初期投入太高,该方案不考虑。

1.2 AIS与HGIS方案运行维护成本和惩罚性成本分析

从前几年全国12类输变电设施主要可靠性指标表可看出,HGIS方案可靠性指标优势非常明显。常规AIS布置方案运行维护成本计取1.8万元/年;HGIS方案按组合电器折算运行维护成本计取0.3万元/年(前20年厂家承诺设备免维护)。很明显HGIS的年运行维护成本明显低于常规AIS方案。

在本工程中,HGIS设备故障将造成母线停电,主变停役(AIS的进线刀闸更换时一样)。但HGIS设备安装较快,几个小时内就能完成设备的安装拆除,且HGIS设备为状态性检修设备,配置有电子式互感器,能实现自检,属于设备性能较高的设备,故障率低。HGIS设备的惩罚性成本计取1.3万/年;而常规AIS方案的惩罚性成本则计取2万/年。

按30年设计寿命计算,HGIS设备比常规AIS设备全寿命周期费用可节省70万元。

1.3 HGIS方案的定性分析

HGIS配电装置重量轻,动载荷较小,相对而言,HGIS对地基承载能力的要求也低得多,对于屋顶等特殊场合,安装具有可行性。

HGIS配电装置模块化设计有利于设备的扩建。HGIS模块整体运输到现场,只需通过支架就位、模块就位、控制电缆插头(座)连接3个简单的步骤即可完成安装,现场安装工作量小。

HGIS装置的隔离开关、断路器等电气设备均封闭在SF6绝缘气体中,运行可靠。HGIS基本属于免维护的设备,HGIS供应商承诺20年免维护。HGIS由于其体积小,使用的铝材和SF6气体为相同电压等级GIS的1/5,这有利于环保和节约资源。

自从20世纪末ABB公司首先推出了HGIS产品(PASS)以来,三菱公司、西门子公司、ALSTOM公司也陆续推出了MITS、HIS、GIM、Hm等产品。2003年3月,中国的第1个HGIS (ABB的PASS)145kV变电站在广东西桠变电站投运。目前,国内几个大型的高压开关厂都在着手开发和研制国产的HGIS设备,有些厂家产品已经通过了型式试验,并陆续投运。截止目前为止,全世界此类设备已有2 000多套投运,国内已有超过400套此类设备投运。

2 电气方案优化

本工程选用HGIS组合电器后,在两条进线装设进线避雷器及电子式电流电压互感器(三相),取消母线TV、避雷器,断路器与隔离开关间的接地刀闸,简化接线,电气布置紧凑。

考虑数字化实用性方案,应在HGIS智能汇控柜、主变加装智能化终端。110kV间隔层应用GOOSE光纤网络数字化技术;110kV备自投功能、低频减载功能、微机五防、小电流选线等功能均在站控层实现网络化,简化了装置,进一步降低工程造价。

3 HGIS屋顶布置方案的总平面布置

本变电站工程HGIS配电装置布置在综合楼楼顶,架空进线;二次设备、10kV配电装置及4组10kV无功补偿装置布置在综合楼的第1层(0.0m层),减少10kV电缆(240平方)长度;结合场地情况,另外2组10kV无功补偿装置布置在户外,减少综合楼建筑占用面积;10kV接地装置布置在站区东南侧两条110kV进线架构之间;3台主变压器布置在户外,站区西南侧。10kV配电装置为双列离墙布置;主变压器110kV侧采用架空导线与110kV配电装置相连接;主变压器10kV侧采用共箱封闭母线与10kV配电装置相连接。

4 结束语

HGIS屋顶布置方案比常规方案在优化电气主接线、简化电气总平面布置、缩短建设工期上具有较多的优点。本工程HGIS方案较AIS方案在全寿命期造价上降低180万元(估值),工期缩短1个月以上。随着国产化程度的提高,HGIS的制造成本将进一步降低,更加有利于HGIS变电站的推广,从而简化布置。

摘要：分析比较110kV终端变电站配电装置采用HGIS屋顶布置、AIS常规布置、GIS户内布置3种方案的经济技术性,指出HGIS屋顶布置方案更具推广价值。

关键词：HGIS,屋顶布置,经济,技术,优化

参考文献

[1]黎斌.SF_6高压电器设计[M].北京:机械工业出版社, 2008

[2]李建基.高压开关设备实用技术[M].北京:中国电力出版社,2005

110kV终端变电站 篇2

-----110KV变电站安全运行5720天侧记

110KV变电站位于渭河之滨，宝石厂东南角，于1989年12月正式投运，变电容量16000KVA，最高用电负荷13000多千瓦，最大日用电量20万KWH，年供电量超过5000万KWH，承担着宝石南北厂生产负荷及社区生活用电的重任，是宝石电力中枢，已连续安全运行5720天，为我厂的经济平稳运行发挥了一定的作用，在工厂生产、生活中具有举足轻重的地位。目前，全国各地严重缺电的形式下，110kV变电站的安全可靠运行更直接影响到经济发展、社会稳定等诸多方面，因此，搞好110kV变电站的安全管理，不仅是实现供电系统对社会的服务承诺，而且更是对社会贡献的一种责任。

110KV变电站主要负责宝石北厂区9个高、低压配电室、30多台变压器的停送电及巡视任务，共有值班员11名，是清一色的“娘子军”，全站平均年龄32岁，现有入党积极分子1名，7名团员，大专以上学历人员6名，中技5名，其中高级工3人，中级工7人，因此，110kV变电站从人员配置上，无论从知识结构层次上，还是政治素质上均在公司基层班组里具有很强的实力，所以这也为110kV变电站开展好各项安全生产管理打下了良好的人才基础。走进变电站，你会感到耳目一新，一年四季，在绿树红花的映衬下，变电站越发显得生机蓬勃。室内雪白的墙壁，干净的大理石地板，透明锃亮的门窗，使得变电站一尘不染。电气设备，文明整洁，排列有序，各种仪器、仪表完好无损，各类台帐记录准确、及时，整齐地摆放在指定的位置。这就是她们的工作场所，也是她们共同创造的一个“家”。

110kV变电站自1989年投运以来始终坚持“以人为本”的思想，坚定不移地坚持“安全第一、预防为主”的方针，把“保人身、保电网、保设备”始终放在各项工作之首，用变电站人敬业实干、敢打敢拼的一贯传统和严谨、细致的工作作风，踏踏实实、一步一个脚印的保证了变电站的安全运行。随着企业的做强做大，公司综合改造工程、南北井场实验台起升任务以及高低压设备预试消缺工作更加繁重，配合操作大都集中在变电站，去年，为了协助北井场实验台井架起升工作，值班员每天往返北井场数次，累计为北井场停、送电上千次，为我厂钻机顺利起升提供了最优质的服务。与此同时，高低压设备预试消缺工作也接踵而至，为减少对生产用户的停电，检修工作常常安排在负荷较小的中午吃饭时间和节假日里，大量的操作都是由值班员来完成，经常是到了吃饭时间，来不及吃饭，到了交接班时间，还在为操作而忙碌无法按时交接，面对任务和困难，她们没有退却，而是以强烈的主人翁精神和高涨的工作热情，克服种种困难，精心操作，严把安全关，为确保设备安全运行付出了艰辛的努力！酷暑难当的夏日，她们巡视在工厂及社区的每一个角落；雪花纷飞的冬夜，她们精心操作、排查设备故障……就是这样，长年累月，周而复始的工作却没有一个人言苦，没有一个人喊累，有的只是一颗颗火热、年轻的心，始终在默默地奉献着！89年至今配合检修、预试、综合改造，完成操作上万次，执行操作票5000多份，合格率达100%。15年来先后获厂、公司先进班组称号12次，91、92年分获省石化厅“省级文明标杆班组”、“巾帼建功立业示范岗”；去年，又被市区供电局评为“安全用电管理先进单位”。创造出一个又一个好成绩，得到宝石机械公司以及省公司领导的一致好评。“半边天”以巾帼不让须眉的劲头和吃苦耐劳的精神默默地用柔弱的双肩，担负起全厂安全生产的重任，在平凡的工作岗位上，建功立业，撑起了一片亮丽的“蓝天”。主要事迹如下：

1、04年至今春安设备综合检查及日常操作中，运行人员放弃春节与家人团聚的时间，一直奋战在变电站，平均每人次达到百次操作无差错；

2、05年配合公司建立安全通道，拆除了南厂架空线路改为两条地下电缆供电，动力安全可靠性进一步加强；

3、05年变电站从室内到户外建立了安全通道，设立了安全标识；

4、变电站分别取得了“电力系统用电管理先进单位”，称号，多人次获基层先进工作者、优秀团员等荣誉。

5、摸索出一套行之有效的运行管理经验，并取得良好的效果，得到公司的认可。

6、截止2005年8月5日，安全运行累计达5720天，未发生事故、障碍等，连续16年实现了安全、优质运行。

多年来，110kV变电站根据人员实际状况，结合安全生产实际，努力探索全新的安全管理理念，把增强全体人员的安全意识，提高安全技能，掌握规程规章制度，强化对安全规章制度的执行作为变电站的主要工作来抓，经过长期不懈努力，目前整个变电站的安全生产管理水平达到较高层次，为宝石公司的安全生产做出了贡献。现就110kV变电站在安全管理方面的事迹总结如下：

一、加强思想教育，提高人员责任心。

变电运行工作干的好坏关键在责任心，它直接影响到安全生产水平，也会影响创建工作的顺利开展，110kV变电站的年轻人员较多，她们思想新，有活力，接受新知识能力强，但也受某些社会风气的影响，有些不安现状。针对这种情况，动力公司党政领导利用每月职工大会给大家上党课，谈人生，介绍“三个代表”、先进人物事迹等，教育引导职工树立爱岗敬业的思想，克服不良习惯。使她们的敬业精神得到很大提高，责任心不断增强。在每年春安检查时，正值110kV变电站设备综合检修、清扫保养之时，变电站全体人员从未有一人缺席，节假日里，她们放弃了与家人团聚的时间，毫无怨言地积极投身于设备清扫、保养消缺中，从凌晨1点开始办理工作票到早晨9点操作完毕一直工作在现场，期间大家中午不回家，匆忙吃点便餐，又全心全意地投入到设备清扫检修当中；送电时，更是不怕苦、不怕累，当值操作人员常常是下了夜班连轴转，连续奋战10多个小时直到把光明送到千家万户才安然离去。被公司同仁誉为“铁的纪律，铁的队伍”。平时，班组成员之间能够互相交流，开展批评和自我批评，做到相互关心、班组团结、关心集体、人员能快乐工作，使班组凝聚力增强，为安全工作打下坚实的思想基础。

二、开展安全教育，增强电网安全意识

习惯性违章是诱发事故的主要原因，其源头就在于思想麻痹，意识淡薄。110KV变电站把抓习惯性违章为突破口，利用安全活动会、安全宣传橱窗栏、事故案例等进行宣传习惯性违章的危险性，经常开展事故反思教育活动，强化值班员安全危机意识、责任意识和防范意识，取得了“举一反三”、“居安思危”的明显效果。日常工作中，通过职工之间的安全互查、领导突击检查等方式，使110KV变电站习惯性违章逐步减少，已达到无违章班组的目标。具体表现为值班员在实际工作中认真履行《电业安全操作规程》，严格执行《两票四制》，正确穿戴劳动保护用品，坚决杜绝无票工作，无票操作现象，任何工作班组到站里来工作时，11姐妹坚持原则，代签工作票，不行；工作票有错误，重写；口头电话必须填写《厂内命令记录》，做到有据可查；怕麻烦想减少程序完成工作就走，没门。11姐妹如同11道屏障，道道严把安全关。同时，变电站加大了对危险点分析及预控的开展力度，通过不定期开展“反事故模拟演练”，“火灾应急预案”，使每位职工都能在做任何工作时首先要进行危险点分析及预控，将工作做得更为标准化、程序化。由于110KV变电站在本市电网中地位较为重要，保电网工作至关重要.自2003年“8.6”美、加大面积停电事故以来，世界上电网事故频发，公司领导十分重视，厂长亲自批示，“加强安全教育，杜绝事故发生”。因此，变电站抓住时机，在安全教育中请公司领导讲解电网知识，一改过去变电运行人员只知道本站方式，忽视电网安全；只熟悉一次设备，忽视继电保护配合和安全控制装置在电网中的作用。以“如何保证电网稳定？电网瓦解的影响”为主题，认真开展大讨论活动，提高认识，统一思想，通过学习电网事故教训，变电站防止全站停电措施等，使班组成员开拓了视野，真正把“保人身、保电网、保设备”的措施落实到实际工作中去。

三、强化培训，提高技能，发扬团队精神，共同夯实安全基础。

变电运行人员必须有全面的技术素质和高超的安全技能，要有处理事故的技能和控制危险因素的技能，它是保证安全的前提。110KV变电站从2003年开始提出以提高班组成员的安全技能为重点，采用“一帮一”（导师带徒）、每周一问技术园地、每年两次电力入网等培训考试等活动，来提高成员安全生产水平。由于目前班组成员较为年轻，无实际工作经验，安全意识相对薄弱，因此班组根据现状，制定了一整套的培训计划和安全知识教育计划，并付出了实施。去年，先后两次派正值到市钢管厂、宝鸡有色加工厂观看事故现场，吸取兄弟单位的教训并利用每次安全活动会的机会，加强运行人员的安全教育，提高运行人员的安全意识。对系统中出现的各类事故进行画图讲解，提高了大家对事故的防范意识，利用安全活动会及时传达了省各类会议精神，让全体人员掌握上级安全会议精神和工作重点。110KV电压等级起点高，变电站成员发扬团队精神，根据个人特长，利用“技术园地”，突出重点进行学习，分别从变电运行管理、一次设备、二次设备、消防设施、远控操作等几方面入手，以较快的速度掌握了110KV设备的特点。每人并将自己掌握的知识拿出来共享，做到了技术面前人人平等，都可当老师。针对110KV系统长期带电，在培训时间上受到运行方式的影响，使年轻人员无法掌握其原理和操作方法，针对这种情况，班组利用每次变压器停电检修期间，召集全体人员进行主变刀闸操作及10KV高压柜消防试验，让班组每位成员都能够参与并掌握。110KV变电站还经常开展技术讲课，邀请专业人员讲解变电运行管理、消防知识、电网运行方式、事故处理等。通过以上活动的开展，丰富了大家的运行经验，达到了互帮互学、共同进步的目的。

四、落实责任，加强动态考核，实行“三保”管理

班组是企业的细胞，只有班组安全水平提高了，企业的安全管理才能上去。为此，110KV变电站根据实际情况，由专业技术人员制定了切实可行的班组安全生产经济责任制考核细则，将人员分工双重化，变电站实行专责管理，设安全管理、技术培训、设备专责、消防专责、微机专责、资料专责等。班组进行不定期检查考核。随着工厂用电量陡增，运行人员在设备巡视效率方面又有了很大提高，除了日常巡视外，节假日及恶劣气候环境下，又增强了对用电量大的设备巡查力度，共发现危急隐患2起和多次一般缺陷，为避免设备责任事故提供了有利保障。变电站成员在执行规章制度时，能按部就班执行，在倒闸操作方面，始终把过程管理的思想贯彻到操作中，做到“三个零”，既操作前零盲点（认真开展危险点分析预控，考虑到每一环节，从人、物、环境等几方面因素来开展好工作。）操作中零误差（加强监护，站长、正职班员在操作中充当安全员角色，实行二级监护，对操作中的每一细小环节进行监督指正。）操作后零遗憾（班后会认真开展，操作人员对操作中的问题进行剖析总结）；在反“三违”方面做到安全互保，群防群治，敢抓敢管，做到规章制度面前人人平等。对其他日常工作实行常态管理，发现问题就暴光，教育与处罚相结合，落实防范措施。总之，110KV变电站对待安全生产始终能贯彻“按天保、按周保、按月保”的宗旨，严格要求，避免了电网事故、设备责任事故、误操作事故的发生。

五、调动青年团员的积极性，认真开展创新管理。

变电站是年轻充满活力的集体，也是一个政治觉悟高、文化水平高的队伍，班组成员能始终按照高标准要求约束自己，做到全员全面全过程地参与安全管理，增强了全体人员的安全意识，提高了安全技能，保证了安全目标的实现。在安全生产过程中充分调动青年团员参与管理的积极性和创新精神，让每一位成员均有机会发表对安全生产的看法和建议，并积极采纳好的提议来更好地促进安全生产。让青年团员养成一种对照规程找隐患、找差距的好习惯。04年至今，变电站提合理化建议13条，采纳4条，其中规范重大设备操作术语，投撤电容柜提高功率因数，合并变压器减少损耗等安全建议得到了领导的首肯并进行了整改，收到了很好的经济效益。

110KV变电站是个年轻的班组。作为宝石公司的窗口单位和培训基地，班组形成了良好的学习氛围和安全生产工作习惯，也培养出部分优秀人才，通过各项安全责任制的落实，班组的各项管理水平发生了质的飞跃，为取得更好的成绩打下坚实的基础。

今年是宝石公司的“安全基础管理年”，又是“文明班组创建年”，110KV变电站的“娘子军”们有决心、有信心在新的一年里，在上级领导的正确领导下，积极探索，顽强拼搏，以“团结进取、奉献岗位、高严细实、追求卓越”的主人翁精神，推动宝石公司各项生产工作的顺利进行，在变电运行这平凡而又崇高的工作岗位上发一份光、一份热，实现自己的人生价值！

110kV变电站的暖通设计体会 篇3

【关键词】110kV变电站；暖通设计；体会

前言

对于我国电力系统的运转而言，各系统节点的配置是用以提升电力工业管理水平的前提条件，尤其是变电站内部及外围环境的维护，是保证安全生产作业的基础。在当前的社会环境中，110kV变电站的运营管理极为重要，站内的暖通设计的质量是推进变电站管理效能提升的重要保证。

一、110kV变电站暖通设计的基本框架

（一）设计110kV变电站暖通系统的功用

根据电力工艺的要求，我国变电站为110kV的区域性负荷变电站较为常见，其运作效能良好。通常情况下，我国110kV变电站的配电装置采用的是六氟化硫组合电气设备。为了维系良好的变电站环境，需要对110kV变电站的通风系统进行科学合理的设计，使其保证整个变电站的通风良好，即做好排热通风系统以及事故状态的通风系统，二者在功能上有所差异，但其对通风系统的要求都是较高的。其中，事故通风可被分成两种类型，其一，为六氟化硫气体绝缘电气设备间的事故通风；其二，为110kV变电站环境内的火灾后的排烟通风。这两种情况都是维护110kV变电站安全管理系统正常运作的基础内容。

（二）浅析110kV变电站暖通设计的框架

为了满足变电站环境内自然通风、余热排风以及事故通风的要求，构建一种基于电力工艺技术的变电站暖通设计体系，其中涵盖至少三套通风设计的框架内容，主要是从电力系统运营管理过程中的自然通风、排热通风以及事故通风这三个方向来设计的[1]。从以往的实践经验中得知，我国部分地区所设立的110kV变电站的供电能力基本饱和，如若在某一区域内加入了新的用户，则很可能就会造成110kV变电站的负荷超高，因此，需要在对站内进行负荷调整之前，对站内的暖通设计进行适当的改良，以便能够支撑110kV变电站系统高负荷运行。

二、110kV变电站的暖通设计在具体操作的过程中需要注意的问题

（一）根据110kV变电站所处的环境来对其暖通系统进行设计

从电力系统的工作职能来看，我国地区电网调度监控环节的工作职责不仅包括地方电网与省级机关的所有事务性工作，还包括监视控制110kV及以上电压等级变电站的日常供电状况，尤其要重视的是110kV变电站所处环境的防火安全性，则就需要从110kV变电站系统的通风设计的内容进行统筹管理。如若变电站由于种种原因易引发火灾事故，那么就需要重点设计站内的灾后排风系统的设计，就以我国北方某110kV变电站系统内部的火灾后排烟设计的方案来看，该站对于风机类型的选择有一定的要求，需要根据电气工艺专业技术的实施效能来选择机型，使其能够满足当110kV变电站出现火灾以后的排风需求，如若电气设备发生火灾后，往往环境中的烟气较重，且温度较低，在这种情形之下，就需要结合相关消防安全标准的国家规制来进行暖通设计，在设计时要满足《建筑设计防火规范》以及《火力发电与变电站设计防火规范》中的具体要求，并在日常的工作中适时对110kV变电站的整体通风系统进行技术核查与检验，保证变电站的安全运行管理[2]。此外，对于110kV变电站环境中的各个电气设备间的通风而言，需要重点设计好主变压器间及其散热间的通风设计。从具体内容来看，主变压器间及其散热间要施行分体设计，即根据二者的排热量的多寡来设计暖通方式[3]。

（二）依据110kV变电站通风系统的类别对整个暖通设计方案进行制定与调整

从110kV变电站的建设情况来看，我国地方的电网调控一体化系统架构的搭建实质上是一种集合各项管理功能为一体的电网运作模式，该模式的实际应用能够满足现代社会环境下人们对电力供应的整体要求，并且实现我国电网系统的自动化运行管理。但即便如此，110kV变电站需要根据所需的通风类型进行暖通设计，并依据具体的功用对其设计细节进行技术调整与改进，使其与实体变电站建筑的各个框架的结构相契合。对于110kV变電站的日常作业而言，针对六氟化硫气体绝缘电气设备间的通风处理十分关键，因六氟化硫物质的化学性质较为稳定，且比空气的质量要重五倍之多，因此，在排放该气体的过程中不仅难排，而且还会产生大量有毒的气体，如若将其混入到成品中，后果不堪设想。所以，针对六氟化硫气体的排放，要采取机械通风装置来辅以排风通气，同时，为了避免成分复杂的气体排放过程中发生剧烈反应，则可以通过上、下两个方向进行排风的方式来解决，在六氟化硫气体绝缘电气设备间设置上、下暖通风口各一个。同样，对于电容器室的暖通设计而言，最主要的是排出其室内的热量，进而保证电容器的运作效能良好。通常，将其进风的方式设计为地板上的风口自然进风，如若当电容器低负荷工作时，可以由外墙高出所设的电动百叶窗进行自然排风，也可以根据实际情况来设置一台机械的排风装置，以备发生火灾等意外状况时使用。

结束语

总而言之，通过研究并设计110kV变电站的暖通方案，能够从具体操作的过程中积累一定的经验，总结在同类型项目的设计过程中需要注意的实际问题。从整体来看，变电站设备的日常维护工作的有序执行对于电网系统的正常运作而言至关重要。所以，需要采取一切有效措施来避免变电站设备出现异常。从变电站的排风系统设计的情况来看，110kV变电站的暖通设计的框架需要根据变电站所处的环境来编排，同时，所填充的细节内容也需要在执行过程中进行适当的调整，进而使得设计方案更具实际效用。

参考文献

[1]季文君.高层建筑暖通设计中存在的问题及改进策略[J].科技创新导报，2012，12（12）：43-44.

[2]曹宗珍.浅谈全寿命周期在变电站设计中的应用[J].安徽建筑，2013，03（03）：203-204.

[3]高从闯，许涛.溧阳抽水蓄能电站110kV变电站生产管理实践[J].水力发电，2013，03（03）：82-83.

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110kV终端变电站 篇4

关键词：内桥接线,母线故障,运行方式

引言

目前, 随着电网结构的不断发展和完善以及内桥接线变电站设备少、接线清晰简单等优点, 110k V内桥接线变电站慢慢增多。随着供电可靠性要求的不断提高, 110k V变电站已基本达到两回进线一供一备和两台主变运行的状态, 并配有110k V备用电源自动投入装置 (以下简称备自投) 以保证供电可靠性。当110k V进线发生故障后, 均能通过重合闸及备自投装置实现对低压侧用户的可靠供电。内桥接线中, 110k V母线在对应主变的差动保护范围内, 基本未单独配置保护, 当母线发生故障后, 对应主变跳开所连开关。但当110k V母线发生故障后, 因保护动作或处理不当可能会造成全所失电, 下面就针对未单独配置母线保护的内桥接线变电站在不同情况下发生110k V母线故障进行分析。

一、运行方式

(一) 双主变运行

在主变无工作, 且进线无故障、未退出的运行情况下, 内桥接线变电站有两种运行方式:第一种是进线A接110k V I段母线运行, 进线B接110k V II段母线热备用, 110k V母分运行, 110k V线路备自投投入 (进线B运行, 进线A热备用, 110k V母分运行, 110k V线路备自投投入的运行方式情况同一) , 见图1。

第二种是进线A接110k V I段母线运行, 进线B接110k V II段母线运行, 110k V母分热备用, 110k V母分备自投投入, 见图2。

(二) 单主变运行

当110k V内桥接线变电站单主变运行时, 运行方式一般采用一回进线供全所负荷, 另一回进线开口热备用, 110k V备自投装置投入的方式。当#1主变运行, #2主变停役检修时, 有两种运行方式:第一种是进线A接110k V I段母线运行, 进线B接110k V II段母线热备用, 110k V母分运行, 110k V进线备自投投入, 见图3。

第二种是进线A接110k V I段母线热备用, 进线B接110k V II段母线运行, 110k V母分运行, 110k V线路备自投投入, 见图4。

二、母线故障后保护动作情况

(一) 如图1所示运行方式

进线A运行, 进线B热备用, 110k V母分运行, 110k V I、II段母线有压, 进线B线路有压, 110k V线路备自投充电。

1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开进线A开关、110k V母分开关及#1主变低压侧开关, 因110k V I、II段母线失压, 进线A无流, 进线B有压, 110k V备自投动作合上进线B开关, 保证对#2主变的供电。

2.当110k V II段母线故障时, #2主变差动保护动作, 跳开进线B开关、110k V母分开关及#2主变低压侧开关, 此时110k V I段母线有压, 110k V备自投不动作, 保持由#1主变供全所负荷。

(二) 如图2所示运行方式

进线A运行, 进线B运行, 110k V母分开关热备用, 110k V I段和II段母线有压, 110k V母分备自投充电。

1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开进线A开关及#1主变低压侧开关, 并闭锁110k V母分备自投装置。此时由#2主变供低压侧全所负荷。

2.110k V II段母线故障时同上。

(三) 如图3所示运行方式

当#2主变停役检修时, #2主变保护跳110k V母分开关及进线B开关的跳闸压板已取下。进线A运行, 进线B热备用, 110k V母分开关运行, 110k V I、II段母线有压, 110k V线路备自投充电。

1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开进线A开关、110k V母分开关及#1主变低压侧开关, 此时110k V I、II段母线无压, 进线A无流、进线B线路有压, 110k V备自投动作, 合上进线B开关, 110k V II段母线带电。但此时#2主变停役, 已造成该变电站低压侧失电。

2.当110k V II段母线故障时, 因110k V II段母线不在#2主变的差动范围内, 且不在#1主板的差动保护及高后备保护范围内, 只能通过进线A对侧保护动作跳闸。重合失败后, 110k V I段和II段母线失压、进线A无流, 进线B线路有压, 此时110k V备自投动作, 经延时跳开进线A开关后合上进线B开关, 恢复对110k V母线的供电。由于故障点仍存在, 此时进线B对侧保护动作跳闸, 并进行一次重合, 对故障母线再次冲击后加速跳闸, 全所失电。

(四) 如图4所示运行方式

当#2主变停役检修时, 主变保护跳110k V母分开关及进线B开关的跳闸压板已取下。进线B运行, 进线A热备用, 110k V母分开关运行, 110k V I、II段母线有压, 110k V线路备自投充电。

1.当110k V I段母线故障时, #1主变差动保护动作, 跳开110k V母分开关及#1主变低压侧开关。此时110k V II段母线仍有压, 110k V线路备自投失电, 但全所低压侧已失电。

2.当110k V II段母线故障时, 同理, 进线B对侧保护动作跳闸, 重合失败, 此时110k V I段和II段母线失压、进线B无流、进线A有压, 110k V线路备自投动作, 跳开进线B开关, 合上进线A开关, 恢复对110k V母线的供电。但故障点仍未隔离, 进线A对侧保护动作跳闸, 重合失败, 全所失电。

三、故障分析及处理建议

由上文可以看出, 在双主变运行时 (见图1、图2) , 110k V备自投装置可以实现在故障母线隔离后的备用电源倒入, 保证低压侧负荷的正常供电。但当单主变运行且110k V备自投装置正常方式投入情况下 (如图3、图4) , 在110k V母线发生故障后会造成全所失电, 且可能会多次对故障点进行送电, 造成故障设备损坏加重, 甚至扩大事故。本文就110k V内桥接线变电站110k V母线故障处理过程中注意事项及对图3、图4运行方式下备自投方式调整提出整改建议。

1.母线发生故障后, 应及时调整现场设备状态 (含保护投退) , 并及时查找故障点。如故障点查明已隔离或故障已检修完毕后 (如经检查无明显故障点, 建议对母线进行绝缘试验) , 对母线进行冲击应使用相应进线的对侧开关进行冲击 (修改定值及停用重合闸) 或使用配置有过流保护的母分开关进行冲击, 避免事故范围扩大。

2.图1和图2方式下母线发生故障后, 虽低压负荷未损失, 但应注意观察供电主变的负载情况, 必要时转移部分负荷, 防止主变过载。

3.在图3和图4运行方式下, 110k V I段母线故障会产生引起停电, 但110k V II段母线故障并未切断110k V对低压供电的通道 (通过110k V I段母线、#1主变供低压负荷) , 因110k V备自投装置的动作造成了全所失电。建议在#2主变检修工作时, 将110k V运行方式调整为进线A、B分列运行且110k V备自投仅投入110k V II段对110k V I段自投方式, 以保证#1主变的可靠供电, 且避免对故障点的重复送电。

四、结论

随着电网的不断发展和完善, 110k V内桥变电站不断增多, 碰到110k V母线故障的机率也不断增大。本文对不同运行方式下110k V母线故障进行了分析, 以防止处理过程不当造成事故范围扩大。特别是单主变运行方式下, 通过110k V备自投方式的调整, 确保停役主变对应母线故障后, 及时隔离故障点, 并且避免对故障点的重复送电, 以保证电网设备的安全, 提高10k V用户的供电可靠性。

参考文献

[1]刘天琪, 邱晓燕.电力系统分析理论[M].北京:科学出版社, 2005.

[2]李坚.电网运行及调度技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2004.

[3]国家电力调度通信中心.国家电网公司继电保护培训教材[M].北京:中国电力出版社, 2009.

110kV终端变电站 篇5

摘要：1范围 1.1.1本标准规定了110KV及35KV变电站站长的职责、基本技能、工作内容要求与方法、检查与考核。1.1.2本标准适用于运行工区110KV及35KV变电站站长的工作。2职责 2.1.1站长是变电站的行政...1范围

1.1.1本标准规定了110KV及35KV变电站站长的职责、基本技能、工作内容要求与方法、检查与考核。

1.1.2本标准适用于运行工区110KV及35KV变电站站长的工作。2职责

2.1.1站长是变电站的行政负责人，在工区主任直接领导下行使职要权。

2.1.2站长是本站安全的第一责任人。对本站的安全生产、经济运行、设备管理、政治思想、文明生产和生活管理负全面领导和组织责任。

2.1.3站长对确保全面完成局及工区下达给本站的各项安全经济指标及各项工作任务负责。2.1.4站长对所管辖设备、公共财产和设施不受破坏和损失负责。

2.1.5安排站内各种会议，向全站人员发出有关正确执行规程制度的具体意见，并监督执行。2.1.6制定值班轮流表，报工区备查。遇值班员请假时，可遵循平级调换原则临时调整。2.1.7负责安排变电站的日常维护和管理工作。

2.1.8负责指挥变电站的事故处理，有权制止值班员的违章操作和其它违章工作，必要时临时停止当事人的职务，指定其他值班员代替，并立即报告工区及当值调度员。

2.1.9本站人员违反规章制度和劳动纪律时，在本工区规定的范围内，按工区或本站制定的经济责任制给予奖惩。

2.1.10执行我局《操作人员通用工作标准》。3岗位基本技能 3.1基本条件

3.1.1具有中技及以上文化程度，并取得高级技能鉴定合格证。3.1.2所学专业为发配电或相近专业，并取得班长岗位培训合格证。3.2专业知识

3.2.1掌握变电运行、操作理论潮流分布、班组管理等专业知识。3.2.2熟悉电路理论、电力网络结构等基本知识。

3.2.3熟悉电力工业技术管理法规、电业安全工作规程、现场运行规程、变电所管理制度、企业法、经济法规等有关法律、法规知识。

3.2.4熟悉电力企业计划、生产物资、行政、安全、质量管理知识，了解电力企业现代化管理知识，懂得微机应用。3.3实际技能

3.3.1能正确理解党和国家的方针政策及上级下达的文件、指令，结合本职责范围对本站安全运行生产工作中出现的具体问题做出正确的分析和判断。3.3.2能协调与本职范围有关的部门人员共同开展工作。

3.3.3有一定的语言文字表达能力，能正确传达上级指示，撰写业务文件，制定工作计划，完善与补充工作中管理细则，起草本职位职责有关的业务工作总结等文字材料。

3.3.4能根据本职范围制定出加强和改善本站安全运行生产工作的措施，并协同有关部门、人员按期完成。3.4工作经历

从事变电运行值班工作3年以上，其中从事变电值班管理工作2年以上。4工作内容要求与办法

4.1.1组织和领导全班人员认真学习党的各项方针政策，做好职工思想工作，关心群众生活，注意工作方法，团结全站人员共同完成上级下达的各项工作。

4.1.2每周组织一次全站人员参加的安全活动,认真学习有关安全生产知识和安全工作规程及相关的各项技术规程,对本站一周运行情况进行总结,分析有关事故、障碍、异常运行的原因以及其它站、单位的安全生产、事故经验教训，结合本站实际制定反事故措施，并贯彻执行。

4.1.3负责制定、组织健全、完善变电站现场运行规程、工作标准和经济责任制，经批准后，监督执行。4.1.4定期组织召开运行分析会议，有针对性的进行运行专题分析。对本站发生的事故和异常情况，要按照“三不放过”原则，组织分析，查找原因，制定对策，定出事故经过，报工区及有关部门备查。4.1.5按时完成局及工区下达的月工作计划和各种安全生产、管理等方面的措施计划、命令、指示及季节性重点工作，结合本站实际，责任落实到人，班组管理的各项工作全面到位。

4.1.6建立健全本站设备台帐、检修试验、投产、更换等原始记录，负责完善本站的图纸资料收集归档及各项验收工作，对发现的问题提出处理意见，并追踪实施结果。

4.1.7组织和领导本站的技术培训工作，根据部颁生产技术等级标准和运行人员“三熟三能”要求，定期开展技术讲课、技术问答、现场考问、事故预想、反事故演习，认真完成各项培训工作，不断提高本站职工的技术水平和业务素质。

4.1.8严格贯彻执行“两票三制”，抓好季节性安全大检查，加强变电站设备缺陷管理，发现重大缺陷，立即汇报有关部门，并督促消除。消缺前密切监视，采取措施，限制其发展。

4.1.9每季定期组织全站人员及时、准确的完成本站供电设备评、定级工作和不定期的做好设备的临时评级工作。月末上报工区及有关部门。

4.1.10建立健全生产场所及本站生活区的环境卫生管理制度、材料领用及低值易耗品的管理制度，设备维护、检查制度、责任落实到人，负责做好指导站保安人员的管理工作，搞好站内绿化、美化。4.1.11负责组织本站大型的停电、送电工作和较复杂的倒闸操作，预先拟定具体措施计划，组织当值人员充分讨论，分工协作，亲自监督，保证操作及措施正确无误。

4.1.12组织好本站的劳动竞赛，开展技术革新、小改造，提高值班员动能力和安全经济运行水平。4.1.13按时督促制定材料备品计划，并搞好站内固定资产、工器具、仪表、低值易耗品、安全用具的管理和试验，定期检查。

4.1.14执行有关规章制度，督促本站职工严格遵守劳动纪律、班组管理制度，对违反纪律、制度者及时纠正，按班组考核细则进行考核，情节严重者及时汇报工区。

4.1.15做好全站人员考勤、生活管理等行政工作，了解每个值和值班员的情况。

4.1.16搞好消防设施维护，懂得使用方法；负责每周安排对全站防鼠设施检查，发现隐患立即汇报。

4.1.17负责检查督促本站人员如期完成各种台帐、记录、报表的填写。4.1.18按时完成工区及局交给的临时性工作。5检查与考核

110kV终端变电站 篇6

关键词：110kV变电站；不同接线方式；运行规律

1 研究背景

现有的110kV变电站具有节省电源点，可以有效减少电网建设投资和征地等众多优点。因此，研究110kV变电站的不同接线方式是十分有必要的。

2 110kV变电站的不同接线方式研究

在这里以某镇110kV变电所为例，分析了变电所的生产运行及所起的作用和意义。

2.1 变电所基本情况 主变压器三台总容量31500×3kVA，二台型号为SFSZL7-31500/110有载调压变压器，一台型号为SF28-31500/110有载调压变压器，110kV配电装置采用屋外配电装置，35kV采用CBC-35F高压成套手车开关柜，10kV配电装置采用GG-1A（F）高压成套开关柜屋内双列离墙布置。

2.2 变电站现场运行 ①电气主接线：110kV侧采用单母线分段带旁母接线。35kV采用单母线分段接线，出线6回。10kV采用单母线分段接线，出线22回，I、II段母线各11回；无功补偿3组，其中7200千乏一组，采用TBB10.5一7200/200户外成套并联电力电容器组，接于II段，3000千乏2组，采用TBB10.5-3000/100 成套并联电力电容器组， I、II段母线各1组。②交流变直流，然后送至直流各馈线。简单说就是交流电源经交流小空开、交流接触器（一般为两套互为备用）送至直流充电屏交流小母线上，交流小母线上连接几个（数量根据变电站直流负荷容量而定）高频开关整流模块，交流电压经过高频开关整流模块变为直流电压，接入直流母线，直流负荷从直流母线。变电站直流系统采用高频开关整流模块而非整流系统，但是道理一样，馈线负荷的接出和10kV馈线大同小异，也是变压到直流母线，然后再从直流母线上一路一路并联接出，但是用硅整流的变电站应给投运时间比较早，有可能部分直流负荷是串联连接的，哪些设备的直流电源串在一起，就需要从本站的直流图上查找，或者向站内的老师傅请教，各变电站的设备不一样，设计不一样，接线自然就不一样。直流母线上并联一组蓄电池组，正常情况下由直流母线给蓄电池组浮充电，当交流失电时，蓄电池组供给直流负荷。③如果站内发生直流接地，如站内直流系统或二次回路有人工作，要求工作人员停止工作并检查是否因工作造成直流接地，查明原因后在恢复工作。如果不是因工作人员造成或站内二次回路没有工作责采取酸碱断开直流电源开关（或保险）的方法查找直流接地。拉路原则：先室外后室内，先信号、合闸后控制，拉路时间不超过3秒， 拉路时应从信号、光字和绝缘监察表计的指示综合判断直流接地是否消除，防止误判断，在拉路时应防止造成直流短路或另一点接地，为防止保护误动作，对于瞬间断开操作（保护）电源前，应退出可能误动的保护压板，合上操作（保护）电源后再投入。④如果发生直流接地时下雨或天气异常潮湿，可以先检查，有关二次设备的状况，特别是户外端子箱，机构箱等是否有漏雨现象，端子排有无受潮、短路、接地、烧坏。以上处理方法是针对老式直流系统，现在的新投运的直流系统使用的都是高频开关充电屏、馈电屏，发生直流接地时液晶屏上可以直接显示接地路数，可根据显示直接判断接地的具体回路。

3 实例分析

直流正极接地有造成继电保护装置误动的可能，因为一般跳闸线圈和保护出口的中间继电器线圈接在负极电源母线上，若这些回路在发生接地或绝缘不良就引起保护误动，直流负极接地时，如果回路中再有一点接地有可能造成跳闸回路回合闸回路短接，是保护拒动。若两点接地还有可能烧毁继电器，具体如以下图示：

母线为单母线接线分为单母线接线和单条分段母线接线，单母线接线或是单条分段母线接线的区分，两个进线柜中间有个柜体，单条分段母线接线，双母线接线分为普通双母线和双母线带旁母接线，双母线带旁母接线在普通双母线的基础上增设了一条旁路的母线，成为三条母线，另外一种是桥式接线，接线方案也比较简单，以上图示中，确定接线方式变电站里柜体，中间3组3个圈的是变压器，为三相三绕组变压器，高压侧接220kV母线上，接线方式为双母线接线，低压侧接110kV母线上，接线方式为双母线接线。变压器其中两个星绕组配中性点接地装置，角的绕组是电容器和站用电，从下往上看，分别为隔离开关、电流互感器、断路器、电流互感器、隔离开关、避雷器、电容式电压互感器，根据设计任务书的要求，本次设计为110kV变电站电气主接线的初步设计，并绘制电气主接线图。该变电站设有两台主变压器，站内主接线分为110kV、35kV和10kV三个电压等级，各个电压等级都采用单母线分段接线。

4 结语

本文从我国电网运行的具体实情出发，结合有关实例和特点，对110kV变电站不同接线方式进行了探讨，以期共同提高电网的稳定发展。

参考文献：

[1]许建明，陈恳.110kV变电站三种典型接线方式的探讨[J].华东交通大学学报，2006（02）：89-91.

[2]程一鸣，赵志辉，王天华.城市110kV高压配电网接线方式研究[J].电网技术，2008（S2）：113-115.

110kV终端变电站 篇7

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终端变电站 篇8

关键词：电缆终端,构架撑杆螺栓,发热

随着社会经济的发展和城市美化建设的需要, 越来越多的高压电缆应用到输电线路中, 架空线- 电缆混联线路[1]的规模逐年增大, 南京城区110 k V电缆化率已达40%以上。 随着电缆设备规模的不断加大电缆设备的故障率也在逐年攀升, 导致电缆设备故障的原因主要有产品生产质量问题、 安装工艺不良、外力破坏等。 文中主要介绍南京供电公司2013 年红外测温中发现的一起110 k V电缆终端构架撑杆螺栓部位发热缺陷, 通过对发热部位的检查、分析, 最终确认缺陷产生的原因, 并提出了具体的处理措施。

1 设备概况

110 k V莫虎2 号线为架空线- 电缆混联线路, 线路全长4.567 km, 架空线长1.727 km, 电缆长2.8km, 电缆共分两段, 如表1 所示。 莫愁变至1 号塔段电缆工程分2 次施工, 一次是2002 年9 月投运, 另一次是220 k V莫愁变电站改造, 将原莫愁变电缆延伸至新莫愁变110 k V GIS室, 新老电缆通过一组绝缘中间接头对接, 于2011 年5 月投运。

注:电缆型号均为YJLW03-1×630。

2 发热情况

2013 年1 月10 日20:50, 红外测温发现110 k V莫虎2 号线1 号塔电缆终端B、C相构架撑杆螺栓发热。 现场测得A、B、C相构架撑杆螺栓温度分别为2.5 ℃, 25.74 ℃, 32.02 ℃, A、C相温差为29.52 ℃, 相对温差达92.2%。 参照规范要求, 热点温度>90 ℃或相对温差≥80%, 为严重缺陷[2]。 连续多天跟踪监测发现, 发热部位温度始终维持在这一水平。

3 原因分析

电缆构架属于电流致热型设备[3], 发热是由于有电流做功, 分析该段电缆金属护层接地方式, 判断该部位产生电流有3 种可能: (1) 莫愁变GIS终端侧电压护层保护器[4]发生击穿, 导致电缆护层中的感应电流形成闭合回路; (2) 中间接头处存在接地点, 感应电流在中间接头至1 号塔段通过回流线形成环流; (3) 中间接头至1 号塔段电缆金属护套已经损坏, 存在接地点。

(1) 调度OPEN-3000 系统显示, 1 月10-18 日110k V莫虎2 号线最高荷载为137.88 A, 远小于正常载流能力725 A。 线路运行状态良好, 未发生任何过载及过电压情况。 检查莫愁变GIS终端侧电压护层保护器, 钳形电流表测得保护器进线同轴电缆内部三相电流均为零, 可以确定保护器工作状态良好, 未发生击穿, 排除因电压护层保护器发生击穿产生环流的可能。

(2) 检查发现, 1 号塔电缆终端B、C相构架撑杆螺栓锈蚀严重, 测得构架A、B、C三相接地电阻分别为18.5 Ω, 0.7 Ω, 0.6 Ω。 在无特殊要求下, 110 k V电缆终端接地电阻应不大于1.0 Ω, 故A相接地不合格。 进一步检查发现, A相接地扁铁与地下接地网连接明显松动、 不牢固。 钳形电流表测得尾管接地线内部A、B、C三相电流分别为149.2 A, 154.4 A, 156.7 A。可以判定电缆护套中的感应电流已形成了环流。 运行中电缆金属护套长期存在环流, 导致电缆发热, 不仅降低了线路的载流量, 还会加速电缆绝缘老化, 缩短电缆使用寿命。

(3) 测得中间接头处接地箱外壳接地线电流为90A, 说明此处有接地点, 打开接地箱后发现接地箱内A、B、C三相同轴电缆各自与铝排相接, 并通过横向铝排短接后经接地端子接地, 如图1 所示。 根据现场接地箱安装情况, 110 k V莫虎2 号线莫愁变至1 号塔段电缆金属护层接地方式如图2 所示。 电缆金属护层中的感应电压产生感应电流, 在铝排互联后接地, 感应电流通过回流线形成回路, 产生了环流。

如图3 所示, 在A相接地不良的情况下, A相尾管接地线中的电流无法接地释放, 沿站柱上行, 向B、C相接地处流动, 通过槽钢时, 由于B、C相构架撑杆螺栓氧化锈蚀, 电阻较大, 从而产生明显的发热现象。

4 整改措施

对于现场存在的问题, 在保证供电可靠性的前提下, 采取了以下针对性的措施:

(1) 对电缆构架及接地扁铁进行防锈、防腐处理, 更换全部撑杆螺栓, 涂刷防锈漆。

(2) 在电缆站柱底部横向加装一根扁铁, 分别将A、B、C三相紧密连接在一起后与终端接地网紧密连接, 以改善A相接地, 如图4 所示。

(3) 立即向调度申请线路停电处理, 将原有的连接铝排拆除, 按照设计要求重新安装, 并用环氧泥将保护箱密封, 防止水汽进入, 如图5 所示。

处理后再次对终端构架螺栓进行温度监测, 并检查三相接地线内部电流, 检测结果显示, 通过改善接地和重新搭接铝排, 回流线内部的环流消失、螺栓节点处的温度下降到正常区间。

5 结束语

线路的设计、施工、运行工作是一项复杂、系统的工程, 任一环节产生问题, 都将对线路的安全运行产生重大影响。为保证电缆设备的安全稳定运行, 今后要进一步做好以下几方面工作: (1) 监理、施工单位应该加强安装现场监督、管控, 严格按照设计要求进行安装施工, 杜绝安装质量问题的发生。 (2) 设备运行管理单位在验收时, 应该按照相关验收规程、规范, 严把质量关, 确保设备零缺陷投运。 (3) 继续加大红外测温、在线监测等技术手段在运行工作中的应用, 确保缺陷尽早发现、尽快消除, 不断提高设备的健康运行水平。

参考文献

[1]郑肇骥, 王焜明.高压电缆线路[M].北京:水利电力出版社, 1983:202-214.

[2]DL/T664—2008带电设备红外诊断应用规范[S].北京:中国电力出版社, 2008.

[3]陈永辉, 蔡葵, 刘永军, 等.供电设备红外诊断技术[M].北京:中国水利水电出版社, 2006:19-21.

110kV终端变电站 篇9

1 某电缆终端塔工程概况

某110k V电缆终端塔采用型号为LGJ-400/35、LGJ-95/55的导地线, 水平档距为300m、垂直档距为350m、代表档距为300m, 采用架空高压线电缆下地的方式, 该电缆终端塔已在多地方送电线路中使用, 使用历时8年。在2012年初, 运行人员对该电缆终端塔进行检查, 发现某地方的C相电缆出现下沉, 电缆终端头倾斜, 个别电缆支架平台出现杠件变形的情况, 该电缆终端头支架平台存在严重的安全隐患, 运行人员应对电缆终端塔运行中出现的问题引起足够重视, 提出设计改进措施, 以减少安全隐患的发生。

2 电缆终端塔在运行中出现问题的原因分析

通过运行人员的现场勘察, 发现该该塔的C相电缆头的支承角钢出现下移的现象。根据桁架的设计资料分析, 得出其是基于杆件只受拉力的原理假设来实现的。由于C相电缆头支承角刚的杠件受力已远远超出了假设的受力大小, 主要原因是电缆支架平台中节点板上的支撑角刚对电缆头的支承角钢产生下压力, 导致电缆头的支承角钢出现压弯杠件的现象。因此, 为了有效对电缆头的支承角钢产生变形的原因进行分析, 通过计算分析, 在计算过程中, 首先必须确定已知条件, 即产生下压力的杠件的长度L1=2400m, 该杠件的长度L2=3200, 截面积A=7.42cm2, 净面积An=6.43cm2, Wxmin=7.30cm3, Wxmax=19.67cm3;针对杠件所产生的作用力, 主要包括电缆头、避雷器等, 即F1=F2=1.35k N, 已经F1、F2点与杠件中点的距离为200mm;通过对整个铁塔的计算结果进行分析, 得出在最严重情况下纵向力F3的拉力为2.55k N, 通过受弯应力计算公式:FA=FB=F1, Mx=FL;My=0。通过受弯构建的强度计算, 可以得出受弯构建的强度<[f]=300N/mm2。[2]由此可知, 该杠件的受力小于钢材许用应力, 在原设计的条件下, 该杠件不会发生失稳现象。

为了再次分析该杠件产生受弯变形的原因, 通过运行人员对现场进行调查, 发现该电缆终端塔的上部土层为回填土及软弱土, 软土地基容易下沉, 导致整个电缆一起下沉。通过测量, 发现该电缆沉降6cm, 电缆杠件的内力在不断发生改变, 电缆头侧的荷载力也在增加, F1'=2.5k N, 如图1所示[3]。通过对整个铁塔进行计算, 发现在最严重情况下纵向力F3'=5.1k N。因此, 针对该杠件受弯应力的计算, 首先必须计算出支座A与B点的力矩平衡, 公式为:

由此可知, D点的弯矩小于C点的弯矩, 那么C点出问题后受到的最大弯矩为C点弯矩, 通过计算, 可得出电缆端头的杠件开始下沉时的应力为2.683k N.m。通过计算可见, 该杠件在电缆下沉时已超过了钢材许用应力, 纵横弯曲加大了梁的应力, 大于36.75k N mm2, 结构出现失稳现象。

3 110k V电缆终端塔支架平台设计改进措施

针对该电缆终端头出现的问题, 为了有效解决结构失稳的问题, 应提出合理的设计改进措施。首先, 对原有电缆终端头支架平台设计的结构进行加固;其次, 对电缆终端头上部地基进行土壤处理, 避免因电缆下沉而增加对该杠件的附加力。由于出现问题的电缆终端处只允许采用单回停电施工, 这就要求必须采用两回轮流停电的方式对电缆终端支架平台进行加固。在停电一侧, 将已变形的杠件换为新的支承角钢, 并在该杠件中间点增加新的结点板和新的辅助杠杆, 如图2所示, 通过增加新的辅助杠件和新的结点板来增加该杠件的承受能力, 避免电缆终端头杠件因受上部结构的下压力而产生弯曲变形。除此之外, 为了减少电缆沉降, 以消除电缆附加拉力为根本点, 将原来的上塔前一段的电缆敷设改为电缆沟, 对软土地基进行处理。受施工条件的限制, 当前只能采用加木桩处理的方式对地基进行处理, 避免因地基沉降而造成整个电缆下沉, 防止电缆终端头结构失稳的现象再次发生。

4 结束语

在电力系统建设中, 电缆终端塔的设计有效解决了当前城市面临土地资源昂贵的问题, 将电缆终端头安装在架空线路终端杆塔身上。但在实际生活中, 常常发生高压架空线线与电缆混合架设的现象, 容易导致电缆终端塔在运行中出现各种各样的问题。因此, 必须分析电缆终端头出现问题的原因, 有针对性地提出设计改进措施, 加强对软土地基的处理, 更换原有受弯变形的支承角钢, 从而保证整个电缆终端头的稳定性。

摘要：近几年, 随着城市对电力系统的要求越来越高, 电缆需要直接安装在铁塔上。但是, 随着电缆数目的逐年增多, 电缆终端塔在运行过程中容易出现诸多问题, 在这种情况下, 必须对电缆终端塔支架平台进行优化改进。文章通过分析110kV电缆终端塔支架平台的布置形式及故障原因, 提出电缆终端塔支架平台设计改进措施, 为今后的设计提供依据。

关键词：110kV,电缆终端塔,支架平台,设计改进措施

参考文献

[1]王汉宝.有关110kV电缆的若干问题探讨[J].广东科技, 2008, 4:108-109.

[2]陶春凤, 李念乔.不同电压等级架空线和电缆混合线路的过渡方式[J].电力与能源, 2012, 6:590-592.

[3]赵爱华, 叶剑涛, 李伟, 等.电缆终端局部放电带电测试方法的比较与应用[J].安徽电气工程职业技术学院学报, 2013, 3:11-13.

110kV终端变电站 篇10

1 安装前注意事项

现场工器具的准备应齐全, 安装所需备件、防护用品及消耗材料应足够。

现场安装条件应符合要求, SF6断路器的安装必须在无风沙、无雨雪的天气下进行, 空气相对湿度<80%, 并采取防尘、防潮措施。

SF6断路器在运输和装卸过程中, 不得倒置、碰撞或受剧烈震动, 制造厂有特殊规定标记的, 应按制造厂的规定装运。

开箱检查, 应与清单相符, 齐全完好。对照装箱清单仔细核对产品零部件, 应齐全、完好, 出厂证件及技术资料应齐全, 检查铭牌与技术说明相符, 发现问题及时拍照备查并联系厂家。

对基础质量进行检查, 基础预埋螺栓应进行复核, 预埋螺栓外露高度应满足设计和产品说明书要求。混凝土基础应用水平仪检查水平度, 2个基面的高度相差≤2mm, 每个基面的水平度≤2mm。

2 安装调试工艺及质量控制

SF6断路器的安装调试流程可按照图1所示进行。

2.1 基座安装

将操动机构及支架用螺栓固定在横梁上, 用起重设备将基座组件吊运至地基处, 用螺母将其固定在地基上。基座安装紧固后, 用水平仪校正基座平面, 水平度应不大于2mm。

2.2 本体及机构安装

(1) 安装前准备:

①按照产品规定选用吊装器具、确定吊点及吊装程序。将三相本体从箱中吊出, 平稳放至2端垫有枕木的稳固平面上, 防止瓷件碰损。吊装过程中注意与相邻带电部位保持足够的安全距离, 并防止误碰其它设备造成设备损坏。

在本体安装前, 检查本体零部件应齐全、清洁、完好。目测检查每个极柱的瓷体是否在运输过程中发生破损或裂纹, 绝缘部件表面应无裂缝、无剥落或破损。绝缘应良好, 绝缘拉杆端部连接部件应牢固可靠。密度继电器和压力表到货后应检验。

②灭弧室和绝缘支柱内预充的SF6气体的压力值和含水量应符合产品的设计要求。

③检查本体的气密性, 每个本体柱的拐臂箱上有供充气的自封阀接口, 取下自封阀的保护螺母, 用螺丝刀快速轻顶自封阀的阀芯, 若有放气响声, 表明极柱的气密性良好;若没有则表示极柱有漏点或运输中损坏。

④各相柱在运输时都处于合闸位置, 安装前将定位销拔出, 顺时针转动拐臂至不动为止, 然后逐相拿下外拐臂, 严禁逆时针转动外拐臂。

(2) 安装:

①将支柱平放在地面, 将1根等长的强度足够的尼龙绳用吊环固定在支柱的上方, 以底部的拐臂箱为支点用吊车将相柱缓慢吊起。起吊时, 需在拐臂箱侧铺垫厚度≥10mm的橡胶板或木板, 以防止拐臂箱着地时发生损坏。

②相柱起吊到横梁相应的开口处后, 缓慢下落, 待到位后, 用螺栓紧固, 支架上的垫片不宜超过3片。

③将与相柱对应的3个外拐臂按出厂时在外拐臂的花键轴上所标记号对正装上, A、C相外拐臂不能混装。转动每个外拐臂使定位销与之固定, 将操动机构的输出杆与B相拐臂用销连接。将2根水平操作连杆与B相拐臂用销相连, 必须在分闸位置时连接拐臂。销外有铜衬, 连接时销应用硅脂润滑。

④将定位销拨至传动销位置, 用螺栓和卡片将传动销固定锁紧。所有紧固螺栓在紧固前应涂厌氧胶以防止松动。

⑤连接接地扁铁至2个支柱上的接地端子上, 接地前用纱布打磨连接处接触面。

⑥SF6断路器安装时应重视密封处理。密封槽面应清洁、无划伤痕迹, 已经用过的密封垫不得再次使用, 密封部位的螺栓紧固力矩应符合产品规定。为防止断路器在运行时外界水分和杂质渗入法兰密封槽, 密封槽氧化后造成断路器漏气, 可在断路器各法兰结合面以及瓷套法兰的密封槽外围涂抹防水胶, 增加一道密封以阻止外界污水进入密封槽内而腐蚀密封圈。

(3) 管路连接及SF6气体充装。检查固定在底架上的三相管路有无损坏, 拆掉管路对应接触面, 在密封槽处涂硅脂, 更换阀门密封面O型密封圈。

将管路与拐臂箱上的阀门连接好, 打开阀门, 向断路器内充入SF6气体。注意应先用气瓶中SF6气体吹减压阀和充气管30s, 以排除管路内空气和水分。逐相打开阀门, 一相一相往断路器内充入SF6气体, 防止由于阀门损坏造成某相未充入气体。充气过程不宜太快, 充气管凝霜时适当降低流速, 防止管路冻裂。

(4) 二次线连接。依据设备图纸资料接取设备二次线, 二次线必须在不带电状态下且操动机构的分、合闸弹簧都在释放的状态下连接。

2.3 调整

(1) 按照产品说明书要求进行机构连接并进行检查和调整。

(2) 操动机构的零部件应齐全, 各转动部分应涂以适合当地气候条件的润滑油脂;电动机构转向应正确;各种接触器、继电器、微动开关和辅助开关的动作应准确可靠, 接点应接触良好, 无烧损或锈蚀;分、合闸线圈的直流电阻测量符合要求且铁芯应动作灵活, 无卡阻;控制元件的绝缘及加热装置的绝缘应良好。

(3) 二次元件及端子排连接线应连接可靠, 防止运输及因多次操作松动变位, 应逐个拧紧。

(4) 断路器和操动机构的的联合动作, 应注意以下要求:

①在动作前, 断路器内必须充有额定压力的SF6气体。

②位置指示器动作应正确可靠, 其分、合位置应符合断路器的实际分、合状态。

③在进行快分、合闸前, 必须先进行慢分、慢合操作。

④断路器调整后的各项动作参数, 应该符合产品的技术规定。

(5) SF6断路器本体不应在现场解体检查, 当有缺陷需解体时应在厂家指导下进行。

(6) 按产品电气控制回路图检查厂家接线是否正确, 完成现场二次回路接线。在检查线路时, 应对厂家接线螺栓进行紧固, 防止二次接线因运输震动造成的松动隐患。

2.4 试验

(1) 气体检漏及微水测量。断路器充入额定压力SF6气体24小时后再进行检漏和测微水。

①采用定性和定量分析法对SF6气室进行检漏试验。用SF6气体检漏仪或肥皂水检查断路器所有密封面的气密性, 尤其是充气管路、接头。若接头有漏气现象, 可拆下接头, 观察密封面是否有异物或O型圈是否有损坏, 处理更换后重新检漏;若有微量漏气, 可用塑料薄膜进行包扎, 24小时后, 重新检测塑料薄膜内SF6气体浓度, 并根据所包扎的体积进行换算, 换算后的年漏气率不应超过1%。为便于计算, 塑料薄膜的包扎形状应尽可能规则。

②在总充气阀上接上微水测量仪, 测量断路器室内的微水含量, 微水含量应小于150μL/L。

(2) 电气试验:

①绝缘电阻测量。测量应参照厂家规定。

②回路电阻测量。采用直流压降法, 电流不小于100A, 回路电阻值应符合产品技术条件的规定。

③工频耐压试验。在SF6气体额定压力下进行, 试验电压按出厂试验电压的80%, 断路器合闸对地情况下和断口间均应耐压, 可采用变频串联谐振耐压试验方法或高压试验变压器方法。

④分、合闸线圈的绝缘电阻和直流电阻测量。绝缘电阻应不小于10MΩ, 直流电阻测量与出厂试验结果无明显差别。

⑤操动机构试验。并联合闸脱扣器在合闸装置额定电源电压的85%~110%范围内, 应可靠动作;并联分闸脱扣器在分闸装置额定电源电压的65%~110%范围内, 应可靠动作;当电源电压低于额定电压的30%时, 脱扣器不应脱扣。

⑥开关特性检查。测量触头行程、触头接触行程、分闸时间、合闸时间、分闸同期、合闸同期、合-分闸时间、分-合闸时间、全开断时间和分合闸速度等, 测量值应符合产品技术条件的规定。

⑦密度继电器检查。将截止阀关闭, 用专用的放气接头接在基座内的充气接头上, 轻拧螺母, 使密度继电器内气体缓缓泄漏, 待SF6气体压力降至报警压力时, 应能报警;待压力降至闭锁压力时, 检查断路器是否处于闭锁状态。

3 验收检查

投入运行前, 应进行一次全面检查, 确认无误后, 方可投入运行。

(1) 断路器安装应牢固可靠, 外观清洁完整, 动作性能符合规范。

(2) 电气连接可靠, 接触良好, 机构及辅助开关动作可靠、指示正确。

(3) SF6气体压力、泄漏率和微水含量符合规定。

(4) 密度继电器报警和闭锁可靠, 电气回路传动正确。

(5) 油漆完整, 相色标志正确, 接地良好。

110kV终端变电站 篇11

【摘 要】随着经济社会的迅速发展，能源需求量越来越大，电的应用已经遍布了人们日常生活，供电系统作为一个重要环节，其安全稳定运行与我们的生活存在很大联系。随着城市化进展的步伐加快，电力系统的容量也在迅速扩大，入地短路电流大幅度提高，为了能保持电力系统的安全稳定运行，必须降低接地电阻的阻值。本文就作者工作经验对 110kV变电站接地电阻高的原因进行详细的分析并给出了一些改良的方案。

【关键词】110kV变电站；接地电阻；降低；改良方案

1.接地电阻的重要意义

110kV变电站设计是城网建设中的关键环节，变电站的接地网上连接着全站的高低压电气设备的接地线、低压用电系统接地、电缆屏蔽接地、通信、计算机监控系统设备接地，以及变电站维护检修时的一些临时接地。如果接地电阻较大，在发生系统接地故障或其他大电流人地时，可能造成地电位异常升高，造成接地系统电位分布不均，局部电位超过规定的安全值，这会给运行人员的安全带来威胁。还可能因反击对低压或二次设备以及电缆绝缘造成损坏，使高压窜入控制保护系统、变电站监控和保护设备，会发生误动、拒动，从而造成事故。

2.接地电阻的结构

变电站接地装置的接地电阻由接地自身电阻、接触电阻和散流电阻三部分构成：接地自身电阻是指接地线与接地极的自身电阻，其阻值与接地体的材质和等价几何体尺寸有关，由于它们是金属导体，因此这部分电阻一般只占总接地电阻的 1%～2%。接地电阻是指接地体表面积与土壤的接触电阻，其阻值与土壤的性质、颗粒、含水量及土壤与接地体的接触的紧密程度有关，其值可占总接地电阻的 20%～60%不等。散流电阻是指从接地体开始向远处（20m）扩散电流所经过的路径土壤电阻，它的大小与接地极的形状、几何尺寸及土壤的电阻率有关。其中接触电阻和散流电阻对接地电阻的大小起决定作用。接地电阻偏高的分析有多方面的原因，归纳起来有以下几个方面。

首先，客观条件方面。土壤电阻率偏高，特别是山区，由于土壤电阻率偏高，对系统接地电阻影响较大。土壤干燥，干旱地区、沙卵石土层等相当干燥，而大地导电基本是靠离子导电，干燥的土壤电阻率偏高。

其次，勘探设计方面。在地处山区复杂地形地段的变电站，由于土壤不均匀，土壤电阻率变化较大，这就需要对每处地网进行认真的勘探、测量。根据地形、地势和地质情况，设计出切合实际的接地装置。如果不根据每处地网的地形、地势情况合理设计接地装置并计算其接地电阻，而是套用一些现成的图样或典型设计，从设计上就留下了先天性不足，造成地网接地电阻偏高。

再次，施工方面。不同地区变电站的接地，严格施工比精心设计更重要。因为对于地形复杂，特别是位于山岩区的变电站，接地地网水平接地沟槽的开挖和垂直接地极的打入都十分困难，而接地工程又属于隐蔽工程，如施工过程中不能实行全过程的技术监督和必要的监理，就可能出现不按图施工、接地体埋深不够、回填土没有按照规定选择细土并分层夯实、采用木炭或食盐降阻等问题，从而缩短接地装置的使用寿命。

第四，运行方面。有些接地装置在建成初期是合格的，但经一定的运行周期后，接地电阻就会变大，除了前面介绍的由于施工时留下的隐患外，以下一些问题也值得注意：由于接地体的腐蚀，使接地体与周围土壤的接触电阻变大，特别是在山区酸性土壤中，接地体的腐蚀速度相当快，会造成一部分接地体脱离接在接地引下线与接地装置的连接部分因地装置。锈蚀而使电阻变大或形成开路。接地引下线接地极受外力破坏时误损坏等。

3.接地电阻措施的改良

为了降低接地装置的接地电阻，保证电力系统的安全可靠运行，可以从物理和化学两个方面入手进行改良。物理降阻方法主要有：

第一，更换土壤。采用电阻率较低的土壤替换原有电阻率较高的土壤，该种方法经工程实践证明效果较好，但工程量较大，投资相对较高，一般在大中型地网中较少采用。当采用该方法时，应结合土建工程的“三通一平”进行施工，这样可以降低开挖、运输等方面的投资。

第二，深埋接地极。深井接地即用多根较长的垂直接地极敷设在地下，间距一般要求大于20m，并与接地网连接以达到降低接地网接地电阻的目的。当深处土壤在垂直地面的方向上下分层，且下层土壤的电阻率远低于上层土壤或有水时，可采取该方法来降低接地电阻，尤其是对含砂土壤，效果明显。深井接地方法有一定的局限性，如果变电站的上下层土壤电阻率变化不大，甚至下层的土壤电阻率高于上层时，该方法意义不大。而且，深井接地极的根数受变电站面积的影响，对于面积小、土壤电阻率太高的变电站单用该方法也是很难使接地电阻达到规程要求。

第三，伸长水平接地体，增大接地网面积。众所周知，接地电阻的大小与接地网面积成反比，接地网面积越大，接地电阻越小。因此，在原有接地网基础上增大接地网面积，可以降低接地网电阻，一般有增加斜接地极和外引接地网两种方法。如果附近有导电良好土壤、河流和湖泊等可采用该方法，但延伸达到一定长度后，即便再增加接地体长度，接地电阻也不再明显下降。

第四，采用深孔爆破接地技术。采用钻孔机在地中垂直钻一定直径、深度的孔，在钻孔中插入接地极，然后在孔的整个深度，隔一定的距离，换置定量的炸药，实施爆破，将岩石炸裂，爆松，然后将低电阻材料，用压力机压入深孔和爆破制裂产生的缝隙中，通过低电阻率材料将地下大范围土壤内部沟通和加强接地极与土壤或岩石的接触，从而达到大幅度降低接地电阻的目的。该种技术是近期的科研成果，降阻的效果也较好，但投资较大，应进行技术和经济比较、论证后才确定是否采用。除以上四种方法外，还可采用三维立体接地网、深孔压力灌注等方法来降低接地电阻。

4.结论

变电站接地网的合理设计，以降低接地电阻在目前仍是一个受到诸多因素影响的、非常复杂的问题，应充分考虑经济因素和工程因素。对于接地网方式的选择，必须结合各种实际情况进行综合对比分析。在土壤电阻率高、电阻分布不均匀、接地网水平扩张裕度有限的地区，将接地网向纵深方向发展是设计的必然思路。同时，增设垂直接地极对于降低地网接地电阻、接触电压和跨步电压也是一种行之有效的方法。 [科]

【参考文献】

[1]曾令琴.供配电技术[M].北京：人民邮电出版社，2008，10.

[2]李彬，郑连清.110kV变电站接地电阻的降低与核算[J].四川电力技术，2010（02）.

110kV终端变电站 篇12

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.