500kV主变

500kV主变（共10篇）

500kV主变 篇1

0 引言

变压器的质量关系到其自身的运行寿命和电力系统的安全可靠性。变压器的绝缘结构较为复杂, 设计不合理就可能造成局部区域场强过高, 工艺上存在的某些缺陷就可使绝缘含有气泡, 绝缘材料受机械振动和热胀冷缩造成局部开裂也会出现气泡, 这些情况都会导致变压器在较低外施电压下发生局部放电。本文就一台500kV变压器在投运后发生低能局部放电, 导致油中C2H2含量逐渐增加的缺陷进行分析。

1 故障经过

2011年5月, 某变电站基建工程竣工投运500kV主变后, 油务班组按要求在主变投运后第1、4、10、30天对主变取油样进行油中溶解气体分析。第4天后, 发现三相本体油中出现痕量C2H2, 且呈增长趋势, 具体情况见表1 (油温为40℃) 。

μL/L

经改良三比值法计算编码为2/0/2, 初步判断为低能放电。2011年6月, 对该组主变进行带电测试, 发现其内部局放与低压侧无功负荷的投入关系密切, 无功补偿投入后, 主变低压线圈励磁电流变大, 流过磁分路及铁心的磁通量增加, 感应电压增高导致局部放电量增大, 且现场带电检测结果表明铁心与夹件间的放电信号极性相反。通过带电检测, 进一步判断主变铁心与夹件间存在绝缘缺陷, 局部放电存在于铁心与夹件间, 未发生在绕组处。

2 缺陷设备解体检查

2011年9月, 对该主变三相进行吊罩检查。

(1) 外观检查发现, 器身及绝缘件、绕组、铁心均无明显位移、损坏、变形痕迹。

(2) 对主变三相进行铁心、夹件间的绝缘电阻试验, 三相均在不同试验电压时出现放电 (A相3 000V、B相1 000V、C相2 800V) 。根据放电声音判断放电部位分布于下部磁屏蔽分路或上部磁屏蔽分路;B相铁心极间绝缘电阻较A、C相偏低, 最小值为954MΩ。

(3) 该主变磁屏蔽分路采用绝缘螺钉安装于上、下夹件侧部, 用于改善变压器内部漏磁分布, 如图1所示。检查三相磁分路时, 发现磁分路与铁心间, 上、下磁分路与夹件安装面间均存在不同程度的放电痕迹, A相磁分路端部绝缘多数位移或破损, B、C相未见异常;根据厂家提供的生产图纸, 磁分路屏蔽设计值厚度为 (20±2) mm, 但实际仅为14.3mm。

综上, 吊罩检查试验情况与现场初步分析基本一致。

3 缺陷原因分析

根据吊罩检查结果, 认为该缺陷产生的原因如下。

(1) 由于磁分路与铁心间距较小且无可靠绝缘保证措施, 导致在漏磁较大 (无功设备投入或冲击合闸试验) 时磁分路与铁心间发生放电。

(2) 处于220kV绕组端部磁分路厚度不足, 在安装槽内存在间隙, 导致磁分路与夹件接触不紧密, 从而产生放电。

(3) B相铁心极间绝缘电阻较A、C相偏低, 初步认为是铁心极间绝缘存在轻微受潮引起的。

4 处理措施

(1) 将磁分路缩短10mm, 再将磁分路与铁心间的绝缘距离增至18mm (原设计为8mm) 。

(2) 在磁分路表面覆盖2层0.5mm厚的纸板并在磁分路端面与铁心间设置2层1.5mm厚的纸板, 将原磁分路与铁心间的油绝缘间隙变为油纸绝缘间隙, 以确保磁分路与铁心间有足够的绝缘强度, 如图2所示。

(3) 磁分路厚度严格按照设计值 (20mm) 进行整改, 确保磁分路与夹件间紧密接触, 如图3所示。

(4) 在整改处理中更换全部拆卸的螺栓。

经过整改, 再次对投运后的主变进行油中气体分析, 未发现有C2H2, 主变运行良好。

5 防范措施

(1) 对于设备入厂监造工作, 必须有具体、详细的安全技术组织措施及监造作业指导书, 要强化入厂监造现场组织协调, 严把质量关。

(2) 对于厂家进行的设备吊检、解体等工作, 要求厂家提供详细的标准化作业指导书并认真审核, 有疑问时应和厂家进一步完善、细化, 以确保工作质量。

(3) 设备吊检后的试验必须严格执行规程和现场标准化作业, 不漏项, 以确保对设备状态做出正确的评价。

摘要：针对一起500kV主变低能放电的故障, 通过设备返厂吊检找出缺陷原因, 提出整改方案, 并给出该类问题具体的防范措施。

关键词：主变,低能放电,铁心,磁屏蔽,油纸绝缘

500kV主变 篇2

关键词：110 kV主变；检修技术；缺陷

中图分类号：TM507 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）20-0131-01

110 kV主变的运行期间，预防性试验和A级检修是必须进行的，其中包括油化验和色谱分析，最近几年，笔者跟踪分析了110 kV主变压器的绝缘油样色谱，得出变压器的油中一氧化碳和二氧化碳的含量最高，同时这些物质会随着设备运行时间的延伸而其含量越来越高。有关油样的检查报告中表明，110 kV主变压器油会由于高温然后产气速度会加快，同时会有增长的势头。如果要从根本上排除110 kV主变的问题缺陷，必须结合主变的A级检修，有效的排除其运行期间的问题和缺陷，保证110 kV主变的安全正常运行。

1 110 kV主变的主要功能

一般情况下，110 kV主变压器具备变压和调配双方面的作用和功能。其调配功能主要包括综合利用升降压来进行控制，对于不同设备进行不同的电能控制，促使变电设备稳定安全的运行。主变压器需要在实际生产中的相应需求，有效的调控变电系统，有效的保证了安全稳定的供电，在实际工作中还要配合主变电流高效传输。

其次，变压功能主要是指转换其原始电能，是电能和日常生活用电设备电能需求相互吻合，然后保证供电系统的稳定运行。主变压器一般情况下设置在变电站内，随时根据每个用户的实际需求来调整实际电能，然后对电流量进行相应的有效控制，避免电流过载造成损坏。在用电设备载入电能的时候，要使用变压器进行电能等级的调配，来保证电压荷载以及设备承受范围达到统一。

2 110 kV主变运行中的问题

在设备的正常运行过程中，设备受到湿度、电厂、热度和氧化作用，设备内部的绝缘油和固体绝缘材料会根据设备运行时间逐步产生缓慢老化现象，会产生一系列的化学产物，其中含量最高的就是一氧化碳和二氧化碳。所以110 kV主变的最大问题就是指一氧化碳和二氧化碳含量过多，并且造成老化现象。

在110 kV主变压器的问题检查工作中，主要是根据色谱数据分析进行变压器内部故障的诊断。在进行设备内部故障诊断工作过程中，首先分析设备产生气体并且记忆气体变化的原因，同时要判断设备故障是否真正存在，如果确定设备存在故障，就要对出现的故障进行判定，同时还要确定故障的具体状况。在经过故障的分析判断后，如果变压器内部出现温度过高的相线，要跟踪该变压器的油色谱现象并对其进行详细的分析，还要根据气体各个组成部分的含量百分比或者气体增长率注意值对变压器运行情况的判定，特别是一氧化碳和二氧化碳的含量。

如果故障类型经过分析判定是由于温度过高导致的固体绝缘，要立刻停止变压器运行，同时增强对油色谱等数据试验，对变压器工作荷载进行相应调整。

3 110 kV主变A级检修工作流程分析

3.1 及时采取检查措施

在发现110 kV主变运行中出现问题故障的时候，第一时间要采取相应的检查措施。首先，检修工作开始的第一天，主变由停运的状态转入设备检修状态，工作人员需要对主变的连接部分进行拆除，然后进行检修试验。

3.2 主变的具体检修

在检修工作的第二天，要将110 kV主变转移到吊物孔，拆除吊装孔部位的冷却器和套管。在接下来的时间内，继续把主变托送带厂房的安装车间，对绝缘油采取一定的过滤处理，同时给新散热器配置新的管道，在把主变运送到吊装孔安装冷却器的时候，要向主变设备中注入油，而且开始对设备进行热油循环工作。在对主变进行排油吊罩处理工作的同时，要对设备自身进行各项检查，包括对主绝缘、线圈、开关、引线等进行检查。一旦找到分接开关损坏部分要及时进行修复处理工作，在修复工作之后要对主变进行注油和充氮气，避免设备受潮。

3.3 进行有效的预防性试验

主变检修工作结束后必须进行有效的预防性试验，来预防设备其他故障的出现，同时在主变重新投入运行的时候，要进行全方面的检查，保证主变接下来正常运行。

4 110 kV主变吊罩的问题处理

4.1 对吊罩进行全方面的检查

工作人员要对吊罩进行全方面的检查，如果在检查过程中发现了分接开关的连接处以及操作杆中存在着很多的炭黑物质，以及在高压侧A相引线在比较靠近升高座的部位，同时还存在较多的炭黑物质的情况下，要首先对其进行检修。

4.2 分析主变吊罩问题的处理情况

对于主变吊罩问题的处理情况进行相对应的分析，要首先处理分接开关出现的故障，要把坏掉的分接开关元件用质量好的开关元件进行替换。如果变压器不能进行调档，还要解决长期运行后开关温度过高的问题，可以采取开关的档位使用铜绞线连接的方法进行解决。根据长期的工作经验和实验现实，前者的处理效果较好。在处理高压侧的A级相套管附近出现的炭黑物质，可以把A、B相套管的位置进行互换就可以了，并且要采取铜焊的方式进行焊接，在焊接的过程中，要打开设备上禁锢的螺栓，并对其进行相应的清洁工作，然后进行再一次焊接。最后，针对一氧化碳和二氧化碳含量比较高问题，在处理过程中对油进行反复过滤，一直过滤到合格为止，这样可以有效地降低一氧化碳和二氧化碳的含量。

5 结 语

在110 kV主变压器进行A级检查工作之后，其设备存在的主要问题就是一氧化碳和二氧化碳的含量较多，是因为主变压器分接开关的A相部位受损造成的。在检修工作中要及时更换烧坏的零件，解决固体绝缘的老化现象，要对吊罩进行定时检修，消除主变运行中的各个安全隐患，保障设备的正常运行。在保证110 kV主变压器的正常运行期间，要定期或不定时地对主变进行检修工作，对于设备运行存在的问题及时进行处理。

在检修的过程中，需要把主变压器中冷却器的导油管用蝶阀代替，避免主变压器运行中出现渗油现象。在对于110 kV主变检修工作中，要对常见缺陷进行细致全面检查，并且及时采取一定有效的措施，同时对可能存在的问题隐患进行预防处理，避免出现更大的安全问题，保证主变压器安全运行。

参考文献：

[1] 万江.110 kV主变检修技术及缺陷处理[J].中国电子商务，2014，（23）.

[2] 张伟钊.浅谈110 kV主变检修技术及缺陷处理[J].广东科技，2013，（2）.

[3] 陈乐.110 kV主变检修技术及缺陷处理[J].电工电气，2012，（5）.

500kV主变 篇3

500kV变电站在电网中占有极其重要的地位。为保证其可靠运行, 500kV部分的电气主接线往往采用3/2接线方式。图1为典型的500kV变电站简易接线示意图。图1中线路A, B, C, D和1、2号主变均运行于2个500k V开关之间, 被称为“入串运行”。而3号主变往往由于场地、造价等原因, 采用1个开关直接运行于母线, 被称为“出串运行”, 如图1中虚线框所示。如果“入串运行”的设备其串上开关改为非运行状态时, 该设备被称为“破串运行”。

在实际运行过程中发现, 在图1所示的系统接线中, 当第3串2号主变500kV侧的开关与500kV母线之间由于某种原因造成“破串运行”时, 会造成站内3台主变的总下载负荷限额大幅下降。比如5032开关靠近A线路侧的刀闸因发热需要抢修, 5032开关不得已改为检修状态, 造成该串打开运行。而该变电站3台1000MVA主变下载负荷总计为1350MW (限额2600MW) , 调度当即要求短时间内需限电250MW, 将负荷控制在1170MW之内。这样以来不仅限制了正常的用电需求, 还给电网的安全稳定运行带来了隐患。

2 原因分析

500kV变电站作为一个地区供电的主要电源点, 其500kV和220kV部分通常采用合环的方式运行。出于对主设备热稳定要求的考虑, 往往以“N-1”原则设置几台合环运行主变的总下载负荷限额。如果3台主变容量均为1000MVA, 通常限额在2300MW～2600MW之间 (视主变运行年限和状态而定) 。正常情况下每台主变下载负荷为700MW～900MW。在满限额运行情况下, 如果有1台主变因故突然退出运行, 则由另2台主变承担全部的下载负荷, 此时每台运行主变的下载负荷是1150MW～1300MW。一般500kV主变允许短时 (1h～2h) 运行于1.2～1.4倍的额定容量下。正常限额的设置正是考虑在“N-1”情况下既能保证对用户的平稳供电, 又能不对主设备造成损害。

当出现图1所示500kV第3串中5031或5032开关断开这种“破串运行”的方式时, 尽管表面看依然是3台主变同时在运行, 但其中却隐含一个重大的危险点:一旦500kV II段母线发生故障, 2, 3号主变将会同时退出运行。此时, 全站所有的下载负荷将由1号主变单独承担, 从而造成1号主变严重过载, 甚至损坏。正是出于这方面的考虑, 在上述“破串运行”情况下, 只能按2台主变运行的限额考虑下载负荷, 即1150MW～1400MW。

3 对策和建议

对于供电负荷较重地区的500kV变电站主变“出串运行”的情况, 应该寻求一种合理的解决方案, 以避免由于个别设备出现异常需要临时检修造成部分区域的限电。结合电网实际运行情况, 提出以下几种解决方案供参考。

第1种方案:加装线路刀闸。可以考虑在线路出线侧加装一把线路刀闸F, 如图2所示。将F刀闸加装在线路出线侧后, 当A线路检修时, 可以使第3串的中开关和I段母线边开关保持运行状态, 从而保证2号主变的运行方式, 减轻了500kV线路停电对主变稳定限额的影响。

但是如果出现类似图1中5032开关和5033开关之间的设备故障的情况, 依然无法解决主变限额下降的问题, 同时该方案也受变电站现场场地的限制, 实施起来有难度, 效果不明显。

第2种方案:通过220kV部分运行方式的适当调整, 提高稳定限额。主要是通过运行方式的调整转移负荷, 减轻500kV主变负荷;或者将220kV部分改为终端馈供方式运行, 减少500kV主变“N-1”事故情况下转移的负荷数量, 从而避免可能出现的超稳定限额运行。

当该500kV变电站所供220kV出线均为馈供方式时, 这种方案实现起来比较方便灵活。比如出现类似上述闸刀发热引起的运行限额降低时, 可以临时考虑将220kV母联和分段开关部分改为热备用, 即220kV母线分裂运行, 每台500kV主变各带一部分负荷, 使得该区域内的220kV设备临时运行于馈供方式下。但是, 这样做会降低该地区的供电可靠性, 当任意一台500kV主变失电时, 都将引起该地区多个220kV主变失电。当该500kV变电站所供220kV系统合环运行时, 采取将220kV母联和分段开关部分改为热备用的手段, 仍然无法解决稳定限额下降的问题。

第3种方案:位置调整。将相关主变和线路所在位置互换, 比如将图1中的T2和A线路在第3串上的位置互换, 互换后的接线示意图如图3所示。这样可以在第3串中开关和500kV II母线侧开关检修时, 保持主变稳定限额不变;同样, 当A线路检修时, 由于2号主变运行于500kV I母线, 稳定限额的变化相对较小, 对于供电的可靠性影响也较小。但是, 这种方案也受变电站场地的限制, 实施起来有一定难度。

第4种方案:加装稳定控制装置来提高500kV主变的下载限额。该装置通过事先设定好的安稳策略在3台主变出现“N-1”或“N-2”事故情况下自动联切部分次要线路负荷, 或远方切除该500kV供电范围内的中、低电压等级的负荷, 以满足3台主变并列运行所要求的下载限额, 从而达到变压器安全运行的要求。这样既减轻了特殊运行方式下主变的压力, 又能辅助调度及运行人员进行事故处理。

4 结束语

500kV主变 篇4

摘要：文章讲述的事故是某公司35kV中央变电所10kV电路故障中的主变差动防护措施，在测试地点的防护设施对事故的捕捉、保障设备对事故的记录、确保装置特性试验的开展以及电流的相互感应装置等进行了全面的、深入的探究，寻求发生此保护动作的原因所在，并尽可能地找到合理解决此事故的方案和办法。

关键词：变压器；差动防护；线路短路；相互感应装置

中图分类号：TM343 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）14-0105-02

2012年在某公司35kV中央变电所10kVⅠ段线路发生了一起短路事件，该短路事件发生的原因在于10kV线路Ⅰ段上水线三相金属导致的短路。在发生短路现象时，线路会在最短时间内中断电流，这样可以有效地保护好动作跳闸。在该过程中，误动作的出口主要受1#主变差动的保护，而随之会影响到1#的主变高和低压侧的开关，在这一系列的影响之下，最终导致了全站的电路被中断。

1 事故发生的过程

事故发生时，其电站的线路连接如下图1所示：

10kVⅠ段上水线线路三相金属在近端处发生短路，事故发生的瞬间，10kVⅠ段671开关线路为了有效地保护动作跳闸，事故一旦发生，保护装置中的瞬时电流就会随之中断。与此同时，1#主变差动的保护性装置差动保护也会出现动作跳闸。此时，跳开1#主变差动的防护装备差动保护同样存在动作跳闸的情况。这时，避免1#主变高、低压端开关的差动防护误动作跳闸性的事故。

2 现场检查的结果

2.1 671开关线路保护动作情况统计

瞬时电流速断保护动作时的具体数值：

C：63.729A 00086ms A：65.421A 00086ms

Ic：55.359A

2.2 1#主变差动保护动作情况统计

CT变化比例的具体数值：Idb：18.689A

示波值：T00017 R00084（该值大小从事件一开始被

记录）

2.3 通常情况下的时差保护差流及配备

2.3.1 差流值。

将上述的所有数值相互比较，容易发现Ⅰ段671开关是的瞬时电流速断防护动作执行的时间要比1#主变差动防护动作执行的时间要提前很多，大概时间差在12ms前后。并且，Ⅰ段671开关保护是正确性的动作。

3 故障发生的起因

3.1 对1#主变本体的系统排查

在对1#主变本体进行系统排查时，不但囊括了主变压器的主体、套管和母线，还囊括了有主变高压的侧开关和低压侧开关等故障地点的所有设备的全面排查。最后，还要将检查的结果与原测试的结果展开详细的分析和对比，之后的结果需要符合有关的详细规范。

3.2 针对主变压器差动防护整定值的的探析

3.2.1 差动平衡系数的计算。在计算差动平衡系数时，必须预先给一组变量赋值：假定差动最小动作电流为所附的值，具体来说是1.149A；差动比率系数也为固定的数，数值为0.49；二次谐波制动的系数值为0.149，而差动速断电流的数值为19.11A，它也为定值。

在计算差动平衡系数时，差动保护平衡的系数可以根据自己的喜好任意地选择一侧作为计算的基数，在以主变高压一侧为二次电流的基准之上展开计算，由此可知，高压侧平衡的系数为1。具体的计算公式如下所示：

平衡系数=（高压侧电流互感器变化/中压侧电流互感器变化）/（变压器变比-）

依据上式能够得出平衡系数值，它的值为0.82477，所以，实际取得的平衡系数的数值即为0.82477。

3.2.2 差动最小动作电流数值。由文章数值可以得知，变压器为8MVA，35/10kV。很容易看出，变压器在低压端运算出的一次额定的电流值为461.88A，而在低压端的二次电流的数值却仅有4.60A。再将上述的计算结果和低压侧的平衡系数相乘，其结果为3.82A。我们可以推测出，差动最小动作的电流的变压器额定的电流数值在30%～55%这个范围内波动。而差动保护实际所取的额定电流的数值为最小值30%，它所对应的动作电流值为1.142A，在现实的整定中，动作电流值是1.15A。

3.2.3 比率制动、谐波制动系数大小以及最小制动电流的整定。经过运算得知，比率制动的系数整定值为0.54；而谐波制动的系数去取整数定值为0.15，在这个范围内的数值均是与运算规范文件中的要求相符。

3.2.4 差流速断运算。假设差流速断免去了变压器所具有的励磁涌流，在这种情况下导致的最可怕的外部故障是会引发不平衡电流以及电流互感器饱和程度太高等偶然性的状况，而这时实际的防护速断动作电流的整定值大概是19.12A。

依据上面的运算过程来看，主变压器差动防护所取的整定值的计算过程是科学合理的而最后计算的数值也是合理的。在这个数值范围内，不会导致保护动作的发生。

3.3 保护装置的特性试验

在对安全设施的最小动作电流、比率制动系数、二次谐波制动系数值等进行全面的数值计算及试验时，一般情况下会选取保护装置试验仪展开系统的测试和调试，只需运算的结果与运算的详细要求相符，并且没有出现电流回路的松动或是断线等紧急的情况，就能有效地维护线路的正常运转，而不会引起保护装置发生保护动作。

3.4 主变压器差动回路的二次线路的整合

2011年的年末，35kV中央变电所隐患治理中进行了全方位的、综合性的变革，所有二次接线及电流互感器都进行了试验或更换。在这次事故过程中，值得注意的是在清理规程中首先着重开展的是电流二次回路接线，由此可见，电流二次回路接线在整个电路中的重要作用。

在主变压器的本体中，采用的是Y/-11的接线方式。所以，在电流的两侧，同相相位是不协调的，也就是二者之间是不一致的。而通常情况下，三相对称时，主变压器的低压侧的二次电流会高于高压侧的二次电流，其电流的大小是30°，在需要先进安全防护设备时，低压侧的电流互感器所采取的是呈星状的连线方式，对于两侧相等的二次电流，由于双方之间有相位差，所以安全设备针对其差值采取了平衡性的处置，必须通过检查之后方能符合技术的详细要求和制定的规范性文件。

在核对电流互感器是时，觉察出在高压侧的方法已经被大众广泛地实施到了很多的视频监控体系中。而经过多年的工作实践总结得知，在这套方案的规划基础之上可以开展的步进式电机控制系统所付出的成本较少，而检测的结果的精度也较高，自动适应的能力比其他系统的能力强得多，可靠性也位居前列。

4 结语

针对此次事故发生的原因展开深入的分析，继电保护调试人员不仅要充分地掌握设备的具体操作流程和性能的把握，还要掌握其具体操作的规律，一旦发现主变差动保护进入投入状态之后，必须深入检查其差流值，正常的数值范围确保在3%二次定额数值以下。

在调试现场的保护装置对事故的记录、确保装置特性试验的开展以及电流的相互感应装置等进行了全面的、深入的探究，寻求发生此保护动作的原因所在，并尽可能地找到合理解决此事故的方案和措施，从而有效地维护电网的安全运行。

参考文献

[1] 袁季修.保护用电流互感器应用指南[M].北京：中国电力出版社，2009.

[2] 叶继.35kV主变差动保护误动作事故的分析[J].电子世界，2010.

[3] 吴聚业，等.电力系统继电保护[M].北京：中国电力出版社，2006.

作者简介：薛文忠（1979—），男，河南修武人，修武县电业局助理工程师，研究方向：电力系统继电保护及自动化；李樟（1979—），男，河南修武人，修武县电业局助理工程师，研究方向：电力系统继电保护及自动化。

500kV变电站主变水喷雾演习 篇5

1 主变水喷雾演习目的

1.1 检验运行人员对主变水喷雾装置的操作熟练程度和应急处理能力, 提高运行人员消防技能;

1.2 检验主变水喷雾系统 (消防水系统、雨

淋阀系统、主变现场喷雾系统、主变水喷雾控制系统) 的整体功能。

2 主变水喷雾演习时间

主变计划停役时。

3 主变水喷雾演习组织人员安排及分工

演习指导:变电工区分管生产副主任、保卫处负责人、生技处运行主管, 对演习进行专业指导。

演习总指挥:由工区副总以上人员担任, 是主变水喷雾演习组织指挥协调人。

演习调度:由熟悉主变水喷雾系统的运行管理人员担任。发布主变水喷雾演习的各项操作指令。

安全监护:由班组安全员及以上人员担任, 对运行人员在演习过程中的规范操作进行监督检查, 及时纠正不安全行为。

演习评委:由变电工区管理人员、班组值长及以上人员担任。

演习人员:由变电运行人员担任, A相、B相、C相主变演习每相安排8人。

主控制室消控中心2人:1人具备正值及以上资格, 担任监护人, 1人担任操作人。在消控主机上执行“开启#X主变X相雨淋阀”。主要监视和记录演习整个过程消防主机的动作情况;主变水喷雾结束时的在消防主机上停用消防泵。

主变雨淋阀室2人:执行“关闭#X主变A (BC) 相雨淋阀”的操作, 其中1人操作, 1人监护;记录电磁阀、水力警铃的工作情况;监视主变雨淋阀室水系统压力变化及水流量等情况。在消控主机执行“开启#X主变A (BC) 相雨淋阀”失灵时, 在雨淋阀室通过操作手动应急球阀, 来执行“开启#X主变A (BC) 相雨淋阀”的操作。执行“将#X主变A (BC) 相雨淋阀建立工作状态”调度操作任务。

消防泵房2人:主要监视消防泵启动情况, 启动时电压电流波动及水系统压力变化。记录消防水池的水位变化。执行调度操作任务:“将消防泵方式切换开关由自动位置切至停用位置”, 及执行“将消防泵方式切换开关由停用位置切至自动位置”。

主变现场2人:检查各个主变水喷雾喷头的工作情况 (每相80只喷头) , 及时记录水喷雾不正常的喷头, 以便检修更换。

4 主变水喷雾准备工作

4.1 主变水喷雾演习人员准备

主变现场、主变雨淋阀室、消防水泵房、主控室按要求各落实2位运行人员。

4.2 主变水喷雾物质准备

对讲机6只 (主变现场、主变雨淋阀室、消防水泵房、主控室、演习总指挥、演习调度各1只, 演习前充好电, 调成同一频道。)

主变水喷雾演习记录表:

(1) 主控室消防控制中心演习记录表; (2) 雨淋阀室消防水系统演习记录表; (3) 主变现场水喷雾演习记录表 (80只喷头工作情况) ; (4) 消防泵房水系统演习记录表。记录内容为开始时间、信息反馈、设备工作情况记录、结束时间、设备工作结论。主控室消防控制中心工作信息记录。

4.3 主变水喷雾操作票准备

(1) 开启#X主变A相雨淋阀; (2) 开启#X主变B相雨淋阀; (3) 开启#X主变C相雨淋阀; (4) 关闭#X主变A相雨淋阀; (5) 关闭#X主变B相雨淋阀; (6) 关闭#X主变C相雨淋阀; (7) #X主变A相雨淋阀建立工作状态; (8) #X主变B相雨淋阀建立工作状态; (9) #X主变C相雨淋阀建立工作状态; (10) 将消防泵方式切换开关由自动位置切至停用位置 (ABC三相各准备一张) ; (11) 将消防泵方式切换开关停用位置由切至自动位置 (ABC三相各准备一张) 。

主变水喷雾演习调度操作任务:按序号、任务内容、发令时间、发令人、接令人、操作时间等列好表。

4.4 主变水喷雾演习注意事项

(1) 参加演习人员要听从指挥, 确保安全, 严格执行操作规程和有关规章制度。 (2) 根据主变水喷雾装置的操作步骤进行演习, 并严格执行操作规程。 (3) 每相主变水喷雾的时间为1分钟, 以保证消防水的储备量。 (4) 每相主变水喷雾时间倒, 先停消防泵, 停用消防泵后立即关闭主变雨淋阀。目的防止消防泵打闷泵危及消防水系统设备安全。 (5) 演习时认真核对设备命名, 不得影响正常运行中的设备。演习中一旦发生异常情况应立即停止, 等到恢复正常后, 方可继续演习。

5 主变水喷雾演习

5.1 演习人员各就各位。

主变水喷雾现场、主变雨淋阀室、消防水泵房、主控室消控中心人员到位后, 用对讲机向主控室演习总指挥报告:主变水喷雾现场XXX到位, 准备就绪;主变雨淋阀室XXX到位, 现场水压正常, 准备就绪;消防水泵房XXX到位, 消防水位正常、压力正常、电源正常, 准备就绪;主控室消控中心XXX到位, 准备就绪。

5.2 演习总指挥宣布演习开始。

演习总指挥在得到主变水喷雾现场、主变雨淋阀室、消防水泵房、消控中心人员到位, 设备正常, 准备就绪的汇报后, 宣布演习开始。

5.3 演习调度发布水喷雾操作指令。

演习调度在演习总指挥宣布演习开始后, 向消控中心操作人员发出操作指令:“开启#X主变A相雨淋阀”。消控中心操作人员接到操作指令后立即执行。如果消控中心消防主机上不能执行该相操作, 或者主变雨淋阀室电磁阀失灵, 则可发指令到主变雨淋阀室。主变雨淋阀室操作人员可以采用操作手动应急球阀的操作, 来完成“开启#X主变A相雨淋阀”的操作指令。

5.4 各现场向主控室演习调度汇报各个现场设备工作情况。

消控中心监视雨淋阀电磁阀动作信号、消防泵启动信号是否正确。主变雨淋阀室监视电磁阀动作情况、水力警铃、水系统压力是否正常以及水流量是否正常;消防水泵房监视消防泵启动是否正常, 消防水位下降在合格范围。主变水喷雾现场各个喷头水喷雾工作是否正常, 及时记录出水量小的喷头或者不喷的喷头, 以便检修更换。

5.5 主变水喷雾现场在水喷雾1分钟后向主控室演习调度汇报:“#X主变A相水喷雾完毕”。

5.6 演习调度在得到#X主变水喷雾完毕的汇报后, 立即消控中心发布:

“停用消防泵”, 消控中心人员得到指令后立刻执行。如果消控中心停用消防泵的指令无法执行时, 可直接向消防泵房发布操作指令:“将消防泵工作方式切换开关由自动位置切至停用位置”。消防泵一经启动不会自动停泵, 需要人员停泵。

5.7 演习调度得到上令执行毕后, 立即向雨淋阀室发布操作指令:

“关闭#X主变A相雨淋阀”。先停消防泵, 后关闭雨淋阀, 这样为了防止先关闭雨淋阀, 消防泵则打闷泵, 会造成消防水系统压力过高, 危及水系统消防设备安全。

5.8 演习调度得到上令执行毕的汇报后, 向消防泵房确认消防水系统压力正常。

消防泵房人员将水压气压稳压装置正常工作情况汇报演习调度。演习调度向消防泵房发布操作:“将消防泵工作方式切换开关由停用位置切至自动位置”。

5.9 上令执行毕, 演习调度向雨淋阀室发布操作指令:“将#X主变A相雨淋阀建立工作状态”。

#X主变B相C相演习流程同上。演习中必须遵守电力安全工作规程、倒闸操作规范标准。整个演习过程给出一个评分标准, 三相主变安排三个演习值, 请局主管人员、工区领导及管理人员担任评委, 进行评价, 主变水喷雾结束后, 总结经验。

结语。主变水喷雾装置是500k V变电站主变压器的重要组成部分, 日常由于对其重视不够, 或者仅将其视为主变压器的辅助设备, 往往会因为忽视水喷雾演习, 造成关键时刻用不上, 成为一种摆设。因此, 建议运行单位根据各变电站的实际情况, 制定相应的演习方案, 通过演习, 发现存在的问题与不足, 解决存在的问题, 提高运行人员500k V主变水喷雾操作技能。

摘要：水喷雾装置是500kV主变防火的主要设备, 是近十几年来500kV主变防火主要技术措施, 通过主变水喷雾装置演习, 检测水喷雾系统功能, 同时检测运行人员对整个系统的熟练程度, 提高运行人员消防技能。

关键词：500kV变电站,主变水喷雾装置,演习方案

参考文献

[1]上海消防器材总厂水喷雾装置使用说明书.

[2]上海消防器材总厂消防泵装置使用说明书.

500kV主变 篇6

变压器作为电力系统中主要的电气设备之一,特别是大型变压器在电力系统安全运行中起着至关重要的作用,变压器保护的误动或拒动都将给系统安全稳定运行造成很大威胁,同时也有可能造成巨大的经济损失。所以在变压器内发生故障时必须准确、快速切除,确保变压器及系统的安全稳定运行。同时也要防止由于各种因素影响导致主变保护误动作,避免造成系统事故或经济损失。

本文针对洛阳境内某一500 kV变电站基建施工引起主变差动保护误动作,由于事先执行了相关反事故措施,差动保护动作未造成主变跳闸事件进行了深入分析研究,找出了造成差动保护误动的原因,提出了变电站施工期间几项防止主变差动保护误动作的措施和有关注意事项。

1 事故情况简介

该500 kV变电站地处豫西地区,于1999年投入运行,承担着河南电网西电东送的重任,在豫西网架中起着枢纽和支撑作用。站内共有主变两台,容量为2×750 MVA,500 kV出线3回,其中另外三回线正在扩建施工中,220 kV出线共8回。

故障前,牡嵩双回线、洛牡线、牡1主变、牡2主变运行;三牡Ⅰ、Ⅱ回线、牡郑线处于基建施工中,5041、5042、5051、5052等4台断路器停运解备。

牡#1、#2号主变配置的是南京电力自动化设备厂生产的WBZ-500和WBZ-04型保护装置,差动保护采用比率制动原理。

2006年4月15日15时30分变电站主控室警铃响,#2主变控制屏报“A柜主保护动作”信号,WBZ-500保护装置报“差动”动作信号,经检查#2主变三侧断路器均在合闸状态。

故障发生时,变电站内正在进行的工作有:500k V设备区5041、5042、5051、5052隔离开关调试,5052 A相CT安装焊接。

2 差动保护误动原因分析

2.1 故障录波数据分析

牡2主变WBZ-500保护装置故障报告显示,15时27分29秒和15时28分31秒,牡2主变差动保护分别动作两次,两次故障均为A相且差动电流均来自5052CT;牡2主变中、低压侧为正常的负荷电流,并与流过高压侧5053CT的电流相平衡;牡2主变高压侧套管CT流过的电流为正常的负荷电流。

牡丹2主变差动保护的整定值为:拐点电流0.15 A,制动电流0.48 A,比率制动系数0.4。由故障率录波数据可以看出,两次差动电流分别为1.02 A和1.16 A,均达到动作值,差动保护动作。

2.2 差流形成原因分析

表2中的电流Iah1和Iah2分别来自5053CT和5052CT。由录波报告可以看出,两次差动电流均来自5052CT的A相。在排除了一次系统发生故障的可能性后,把检查重点放在了处于停运解备状态的5052CT上。经分析,牡2主变差动保护A相回路存在多点接地现象。最终在5052 A相CT的二次接线盒中,找到了一个不应存在的接地点——电缆屏蔽层散乱的铜丝搭接在了主变差动保护用的第4绕组的接线柱上。

5052CT为上海MWB互感器有限公司生产的SAS550型SF6气体绝缘电流互感器,其二次接线盒位于本体底部。在300×150 mm的接线盒内排列着14个接线柱,空间位置比较狭小。由于施工时电缆屏蔽层未加装绝缘护套,致使散乱的铜线搭接在CT二次接线柱上,造成了牡2主变差动保护二次电流回路两点同时接地。

由于设备区地网和控制室地网存在电位差,二次回路多点接地时,就会产生电流。图2中Ud为设备区地网和控制室地网间的电位差,该电位差正比于通过两地网间连接线中的电流。

本次故障时,由于正在焊接5052CT的接地体,强大的焊接电流抬高了Ud,使5052A相CT二次回路中的电流Id增大,当Id大于整定值时,差动保护动作出口。

本次事件发生后,有关人员对现场情况进行了模拟实测,测得5052CT与牡2主变保护装置间的地网电阻为0.43～0.45Ω,正常运行时两点的电位差Ud为0.15～0.17 V。对5052CT焊接时,测得两点间的电位差Ud为0.4～0.43 V。估算焊接时流过5052A相CT的电流约为1 A,与主变故障录波数据基本一致。

3 保护动作而断路器未跳闸原因分析

为了防止保护装置单一硬件故障造成误动,进一步提高可靠性,华中电力调度中心于2006年3月下发了《关于WBZ-500、WBZ-500H保护反措的函》,洛阳供电公司分别在2006年4月5日、4月7日对牡1、2主变执行了该项反措。

图3表明,当变压器后备保护未启动时,差动保护跳闸回路被闭锁。正是由于及时执行了反事故措施,才有效地避免了本次主变被切除的事故。

4 采取的相关反事故措施

在本次扩建施工前,针对该变电站的复杂性,调试公司和基建公司共同商定了安全措施:端子箱和保护装置的安全措施分别由双方来做,并且不经允许,不得恢复对方的安全措施。但在对5052CT作通流试验时,基建公司人员未经调试公司允许,擅自扩大工作范围,恢复了做于牡2主变保护装置上的安全措施。

针对此次差动保护误动作事件,调试公司重新布置了安全措施:(1)断开5041CT、5051CT接入500kVⅠ母母线保护装置的二次回路。(2)断开5043CT接入500 kVⅡ母母线保护装置的二次回路。(3)断开5052CT接入牡2主变保护装置的二次回路。(4)断开5052断路器失灵保护跳5053和牡2主变中、低压侧断路器的直流控制回路。(5)将本次基建中涉及的5组CT二次接线盒中的裸露电缆屏蔽层加装绝缘护套。

5 结语

对于大型、超高压变电站,感应电压较高,接地网并非等电位,因而在不同接地点间会出现电位差。如果一个电连通的回路在不同点同时接地,地网上的电位差将串入这个连通回路,就会将并不存在的电压引入继电保护检测回路,即可能造成保护装置误动。所以在大型、超高压变电站施工时要采用反事故措施来构造二次回路接地的等电位面,尽量消除接地回路的电位差。

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.HE Jia-1i,SONG Cong-ju.Principle of power system protective relaying[M].Beijing:China E1ectric Power Press,1994.

[2]龚洪金.微机型主变差动保护误动原因分析及对策[J].继电器,2007,13(7):77-80.GONG Hong-jin.Analysis and countermeasures of misoperation of microcomputer-based transformer differential protection[J].Relay,2007,13(7):77-80.

500kV主变 篇7

1 2种增加短引线保护方案

方案一。加装2套短引线保护,等220 kV系统技术改造后再拆除。

优点:加装短引线保护回路简单,实现方便。

缺点:需要紧急购买短引线保护装置,拆除主变的差动保护、各类后备保护至500 kV开关保护的连接线,再行接入新安装的短引线保护。将来恢复主变的差动保护、各类后备保护至500 kV开关保护的连接线困难,严重影响现场二次线的正确性与美观度,增加了后期恢复的工作量和安全风险。

方案二。利用主变的大差动保护RET-521和高阻抗差动保护的回路,拆除其不需要的交流电流回路和直流回路、修改主变大差动保护的逻辑文件,在试验正常后将主变大差动保护RET-521和高阻抗差动保护作为2套短引线保护用。

优点:由于220 kV系统技术改造的原因,拆除主变中压侧开关和旁路开关至主变差动保护的所有电缆(交流电流、电压,直流控制、信号)后不需要进行恢复,拆除回路检查正确;拆除并清理干净主变低压侧至主变差动保护的所有电缆,拆除回路检查正确;关闭主变各类后备保护的出口,将来恢复时重新开放;不改变主变大差动保护和高阻抗差动保护的跳闸回路以及其与开关保护之间的任何连接线,节省时间,不影响二次接线的美观度,恢复时简单明了。

缺点:需要RET-521装置厂家按照短引线保护的要求重新做修改保护程序(config)文件。新的config文件灌装到RET-521装置后,在省电科院模拟区内、区外进行故障试验,试验正确后再到现场进行程序安装、整组传动试验[2]。待恢复主变保护时,RET-521装置还要恢复原来的config文件和定值清单的备份,再进行试验。

相关部门在对购买短引线保护的快速性、加装短引线保护后严重影响主变差动保护的二次接线的正确性、美观度等方面进行仔细讨论,决定实施方案二为宜。

2 方案二实施步骤

斗山1号主变的一次系统及保护配置如图1所示。正确而有效地将差动保护改造为短引线保护,包括以下几个步骤。

(1)必须详细讨论拆线方案,方案中的内容细化到每个端子排。拆除回路包括:

(1)拆除并清理干净主变中压侧开关和旁路开关至主变差动保护的所有电缆(交流电流、电压,直流控制、信号);

(2)拆除并清理干净主变低压侧至主变差动保护的所有电缆;

(3)保留主变大差动保护(RET-521)和500 kV开关保护之间的完整连接线;

(4)保留主变高阻抗差动保护和500 kV开关保护之间的完整连接线,拆除主变中性点及中压侧的CT回路;

(5)退出主变高压侧、中压侧、低压侧保护及过激磁、瓦斯等保护。

(2)对备用的主变大差动保护(RET-521)重新做config文件以满足短引线保护的要求,再进行联动试验确认修改正确。

(1)将RET-521装置中的差动速断保护改为短引线保护。比例差动保护因存在二次谐波闭锁元件且不能完全退出,在定值配合上满足了差动速断保护的要求就无法满足比例差动的要求(比例差动在正常负荷电流时可能误动)。因此,要求ABB技术人员关闭二次谐波闭锁元件,经试验区内、区外故障都正常。

(2)在更改配置文件前,对原来的配置文件做好备份工作,为了确保备份文件不丢失,要求检修中心、运行中心、ABB厂家各保留1个备份,待恢复前进行必要的比对。

(3)建立完善合理的试验方案,核对图纸、2个500 k V主变开关CT的极性,进行500 kV 2个开关区内外故障的模拟试验观察主变差动保护正确性,所有的定值修改后的记录、拆线记录均有专人保管,待恢复时使用。对于其他不用的保护,现场采取断开电源、拆除接线、封闭逻辑等。

(4)主变大差动保护(RET-521)和高阻抗差动保护的整定值满足电网的运行要求[3]。

(1)整定时按照网调限额的1 600 A整定。

(2)对主变高阻抗差动保护定值整定:定值按照原先的I=1 600 A,U=200 V考虑。

(5)考虑到主变差动保护电流接线本次工作不涉及,工作结束后不进行带负荷测试,但是改运行后需要验证电流回路的完好性以及装置采样的正确性,该工作不影响保护运行。

在省电科院技术人员的指导下,顺利完成了该次回路复杂、安全风险较大的修改任务。

3 结束语

在认证优劣后决定采取修改主变差动保护的外部回路和内部逻辑使其满足短引线保护的方案。经逻辑修改及试验、施工方案审核和实施,最终正确而有效地将差动保护改造为短引线保护,安全、快速地满足了系统停送电的要求。

摘要：500 kV斗山站220 kV系统全停改造时,站内的1号、2号主变500 kV侧2只开关之间没有短引线保护,一旦发生故障必然是死区故障。讨论了2种增加短引线保护方案的优缺点,认证后决定采取方案二即修改主变差动保护的外部回路和内部逻辑,满足短引线保护的要求。

关键词：主变差动保护,短引线保护,死区故障,方案

参考文献

[1]DL400—1991,继电保护和安全自动装置技术规程[S].

[2]王梅义.电网继电保护应用[M].北京:中国电力出版社,1999.

500kV主变 篇8

瀑布沟水电站装设6台600MW混流式水轮发电机组, 主变压器额定容量667MVA。发电机额定电压为20kV, 采用500kV一级电压接入。发电机通过离相封闭母线引出与主变压器低压侧连接, 离相封闭母线布置在6条离相封闭母线洞内。主变压器高压侧与SF6管道母线连接, 500kV电缆层与500kV交联聚乙烯绝缘电缆连接。500kV电缆通过2个竖井到500kV开关站, 与开关站GIS设备相连, 通过GIS设备、输电线路接入系统。

2 编制依据与设计原则

2.1 编制依据

(1) 本工程施工图纸; (2) 设备技术文件和施工图纸; (3) 高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准; (4) 《四川电网建设施工作业指导书》; (5) 《110kV~500kV送变电工程质量检验及评定标准》; (6) 现场情况调查资料; (7) 设备清册和材料清单; (8) 电气设备交接试验标准GB50150-2006; (9) 继电保护和电网安全自动装置检验规程;DL/T995-2006; (10) 国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法; (11) 四川电网公司现行有关标准。

2.2 设计原则

按照“无人值班, 少人值守”的原则, 统一采用终端机控制系统统一调度。

3 瀑布沟电站继电保护系统设置

3.1 发电机、变压器保护

3.2 500kV高压电缆保护

3.3 500kV母线保护

3.4 500kV线路T区保护

3.5 500kV并联电抗器保护

3.6 500kV断路器保护

3.7 厂用电保护

4 安装及调试效率

4.1 工作范围

本期工程所有的设备的调试含特殊试验。

4.2 工期及施工进度计划

4.2.1 入场及准备工作

工作内容:有关入场的准备资料包括软硬件等都必须提前准备好, 需要实地考察相关的现场情况, 必要时做出一些相应的调整;对设备的一二次及其图纸进行相应的讨论和熟悉。准备好全站一二次设备试验所需相关仪器、仪表, 并运抵现场。

4.2.2 设备试验及保护调试

工作内容:一次有主变压器、GIS组合电器设备、高压开关柜、厂用变压器、电容电抗器组等常规、特殊试验;二次有保护装置调试、测控装置调试、监控装置调试、故障录波器、屏柜二次接线检查的调试;开关、信号传动等分系统调试;整组调试、带负荷测试等整组启动调试。

4.3 质量管理

4.3.1 试验技术管理

相关的领导和技术人员以及施工人员代表必须参加施工图纸的会审。及时协调解决影响试验的有关设备和技术问题, 确保工程的顺利完成。及时整理和审核试验报告, 以便提交工程验收。

4.3.2 一次设备交接试验

实验是为了得到真实的数据, 而标准是我们依据;结合生产厂家的说明资料进行各种实验, 需要遵守国家标准;检查所有的仪器设备和仪表装置, 不允许使用过期的实验设备和仪表。合理选择测量仪表的量程。接线方式, 必须严格遵守环境的影响因素和人为操作影响因素, 确保其安全性能指标;必须准确详细记录被试设备的各项试验数据并在验收时提交试验报告。温湿度对测试有一定的影响因素, 必须建立表格, 按照实验名目一一记录。主要设备关建环节详述如下:

4.3.3 主变压器试验

套管的使用是关键之一, 对套管的检查核实尤为重要, 其绝缘、介损、升高座CT变比、V-A特性进行测量, 介损值都需要细致的检查, 及时核对数据的准确性和符合标准。电容值应在厂家值的±10%范围内, 并做好原始记录。为了减少介损试验测量的误差, 要做到套管的表面干燥。使用2500V兆欧表测量主绝缘应不小于10000MΩ, 末屏应不小于1000MΩ;对于CT的V-A特性, CT变比和级性的实验结果, 应采取比对方法, 以图纸为依据加以核实, 如若发现任何问题要及时联系设计人员找出问题所在;对变压器绕组的变比、直流电阻、绕组变形要在规范的上下值, 不许超标;任何装置要测定过度电阻;末屏试验需要按照技术要求实施高电压值控制, 避免产生击穿末屏绝缘;整体吊装组装完成之后, 变压器需要搁置, 以消除其静电, 在这之后连同套管进行介损检查比较;流程最后一步注意测量主变铁芯绝缘, 采用大容量兆欧表进行测试, 防范出现较大误差值。

4.3.4 断路器试验

核对开关一、二次的相别应对应;断路器应在允许最高电压和最低电压下各做分合闸3次;检查断路器的分合闸时间及弹跳时间应在厂家出厂试验值规定范围内;检查断路器合闸时回路电阻应合格;检查开关的压力闭锁接点动作值和储能时间;SF6压力应在充气时检查报警、闭锁分合闸接点动作值和接线的正确性。

4.3.5 隔离开关试验

接触电阻测量应在开关机械安装调试好后, 利用电动操作分合闸正常后进行。

4.3.6 互感器试验

互感器的实验过程中, 应该核实一次绕组的直流电阻, 其测量数据的差异与同型号的数据相差不宜过大, 还应该调取生产厂家的出厂说明书, 加以确认;变比实验的电压必须满足要求;其他实验如:励磁特性测试按照规范的操作进行, 其结果需要与起初设计的图纸相符合, 尽可能做到曲线的饱和区。

4.3.7 避雷器试验

避免在湿度高的情况下 (>85%) 做直流泄漏试验, 必要时屏蔽表面泄漏。放电计数器应动作可靠并复位指零, 不能复位指零的全站统一指向某一数值。如是带泄漏电流表的, 应对电流表进行校验。试验电压以被试验设备的出型试验报告耐压值为基数, 乘以0.8为现场交接试验耐压值。

4.4 保护调试及传动

4.4.1 保护调试

依据国家标准或行业标准, 并结合实际设备的技术要领, 进行有序规范性的调试工作, 并进行相关的实验如反事故措施开展工作:对所有的实验设备和相关的检测设备和实验用品进行全面的检查, 确保在有效期。各试验设备的容量、电压等级、电源容量应符合技术要求。避免试验电源的混同, 必须与施工电焊机及其其他设备分割开来, 以减少因电源波动或谐波对测试结果的影响。试验用交流电之外还有可能需要使用直流电源, 对直流电源或者蓄电池电源使用, 在有条件的前提下, 需要使用试验电源屏所提供的稳定的直流电源, 调试过程如需要其他整流设备的支持, 选择的滤波装置的容量要具有足够大。相关人员在进行保护调试之前, 一定要熟知设备的资料以及对相关调试流程的了解和渗透。核对所有设备的额定直流电压、交流电压、电流是否符合设计要求。所有设备通电前必须确认屏内和回路接线已正确、绝缘合格。合理选择测量仪表的量程。对于实验接地方式的选择, 必须严格遵守环境的影响因素和人为操作影响因素, 确保其安全性能指标;如若产生各种保护和回路的设计修改, 需专业技术人员会同相关部门的审核才可进行, 对修改部分及时予以标注记录;其记录内容和数据应保证其细致性和真实可靠性。

4.4.2 二次回路检查

二次回路检查主要针对于直流回路无寄生、交流电流电压回路一点接地、无交直流回路混接, 二次回路绝缘电阻等项目进行执行检查, 确保百无纰漏。

4.4.3 整组传动试验

整组传动试验时, 开关场地应有专人监护;分合闸试验时, 应检查开关实际动作情况是否与保护出口一致。

4.4.4 设备验收、质监工作

积极配合甲方做好验收工作, 对提出问题及时处理;质监前整理好相关资料;新装设备面版整洁, 标签齐全正确。

4.4.5 投产前检查

投产前需要对要求的条件核对, 杜绝CT二次开路、PT二次短路, 核对保护定值的正确性;还需对启动方案进行模拟实验操作, 对相序表、相位表、对讲机、绝缘摇表、指针万用表、防PT谐振灯泡进行投产前的检查, 附带对长线、绝缘杆及各种使用表格进行最后的核查。

4.5 试验设备、仪表管理

试验设备及仪表管理, 设立专门的摆放地点和专职的管理人员, 并定期展开清点普查及送检工作;建立仪器设备和仪表的领用和归还档案;并对仪器仪表设备的进行实时的校正, 发现问题及时调试, 以确保仪器设备和仪表的准确性和真实性。对于新添加设备, 需要知晓其使用性能和方法才可使用。

4.6 安全管理

4.6.1 危险点

在设备试验过程做好防范措施, 避免出现人身触电事故。

4.6.2 安全目标

安全目标:实施安全细则, 保护人身安全, 避免事故发生, 无人员造成伤害。

4.7 环境保护及文明施工

4.7.1 环境保护

调试工作是在规定范围之内的操作, 对环境基本上没有损害。

4.7.2 文明施工

人员分工明确, 生产秩序有条不紊;按章作业, 不野蛮施工;人员着装整洁, 试验设备摆放有序。

结语

瀑布沟水电站是国家重点建设项目, 对西北开发起着至关重要的地位, 作为相关的技术人员, 做好500kV主变保护装置安装及调试效率工作是我们的责任和义务, 采用正确的方法和思路加之技术和设备的支持, 确保主变保护装置安装及调试工作高效率的顺利完成。

摘要：瀑布沟水电站是国电流域水电开发有限公司实施大渡河“流域、梯级、滚动、综合”开发战略的第一个电源建设项目。电压等级提高到500KV, 是我省电网的一个根本性转变和发展, 以前的各种运行、维护与管理模式也将随之变化, 以适应电网发展对安全性和可靠性更加严格的要求。本文对500kV主变保护装置安装及调试效率做了简要概述, 介绍了瀑布沟电站续电保护系统的设置, 对其安装及调试效率工作做了详细分析。

关键词：500KV,主变保护装置,安装及调试

参考文献

[1]陈跃, 甘羽.500kV变电站防止电气误操作方案[J].中国电力, 2009 (06) .

[2]梁静, 赵实勤.500kV变电站自耦变压器的运行特性分析[J].科技资讯, 2009 (21) .

[3]刘辉乐, 林国松.500kV变电站主变母差改造方案[J].华东电力, 2011 (04) .

[4]茹秀敏, 董贵恒.高压电动机保护的设计[J].水利电力机械, 2006 (09) .

500kV主变 篇9

关键词：220kV变电站；主变保护；双重保护

中图分类号：TM631 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）17-0110-02

根据国家电力公司所颁布的二十五项反措的具体要求，需要对重要的设备和线路进行加强的特别保护，即需要坚持两套处于相对独立的主保护的原则。而且要求这两套保护是基于不用原理、来自不同厂家的产品。而对于重要的原件，还要充分考虑对其进行的后备保护的设置。

1 双重保护策略的配置原则

1.1 在主保护上，坚持两套相互独立的保护原则

坚持这一原则，可以采取在主变套管电流和独立电流两种互感器之间进行切换的设计方式。如果旁路断路器取代主变断路器运行，此时第一套主保护就应与之相应，切换到旁路断路器电流互感器的位置。同时，应该考虑选用具有高安全性能的继电保护设备装置：32位机的DSP平台的采用以及14-16AD的转换；在保护模块安排合理的双重化控制，在其中一套保护进行检修出现问题时，使另一套保护得以正常运行；确保将输入直流电的电极颠倒时，装置不发生损害，并且在极性回置之后装置可以正常工作

等等。

1.2 坚持综合自动化的原则

按照系统化的组织原则，进行智能的信息采集与检测，综合安排系统资源的配置，以使运作环节一体化，提高科学性、效率和合理性。如在主变保护的双重保护中，可以将进行控制和数据采集的单元安装在开关柜之内，即可采用交流取样的方式从电压或电流互感器上直接测量。而自动化系统的采用，更是达到了减少人员、提高效率的目的，将人的劳动量转移到机器上，提升劳动质量和精

确度。

2 在双重保护中的具体措施

2.1 保护模块进行合理的配置

在实施模块的装置保护时，对配置模块实行双重化的合理配置，这一配置对运行中的设备实施全方位的保护，如果遇到设备中的配置出现故障而不能运行操作时，这一配置的实施就会起到保护设备的作用，由于在进行检修或运行的过程中，考虑到设备的安全性问题，如果遇到故障的装置需要退出程序或停止运行，进行检修的情况发生，双重化的保护配置就会在不影响其他装置的情况下，完成继续安全运行。装置保护在跳闸口的保护措施进行双重的出口保护，并且还具有一定的监视功能，可以实施远程在线召唤，并对制定的参数定值实行保护与修改，对时间进行有效的顺序记录。

2.2 双重保护装置的多种实施功能

在进行双重保护的过程中，装置能够发出自检后的异常信号，可以在自检后得出配置出现损坏，发出警告后双重保护装置继续安全运行，而不会发生误动；此外，双重保护装置还能够进行自动复位的功能，如果程序出现非正常的操作时，双重保护可以通过自动复位的功能进行修复，并经过复位修复后自动回到安全正常的工作状态中。另外，主变保护采用双重保护的实施可以最大力度地保证在各软件实施保护的过程中，发生任何故障或遇到任何情况都不会互相进行影响，而是具有一定的整定值改变功能，将装置的面板进行安全运行的改变并实施保护。

2.3 双重保护装置完善的分析功能

主变保护采用双重保护的实施运用中，还具有完善的故障分析功能；双重保护对于差动保护会采取不同的原理进行主保护，主要是为了对变压器的绕组实施保护，在进行回流保护的过程中，每套保护都相对独立，对保护的范围也会重叠及交叉，以便在运行过程中遇到死区。

2.4 双重保护对后备的短路相间保护

变压器作为主要保护，在对后备的短路进行相间保护时，主要是对短路的故障及相邻的软件实施后备保护，在高压测能够安装阻碍保护的保护装置，在低压测能够安装电流速断的保护装置；与此同时，变压器对自身进行相应的保护措施，当变压器遇到温度及瓦斯等系统上的故障时，双重保护系统就会实施全方位的保护装置，并发出故障信号，在整个的保护过程中，变压器瓦斯具有密封、防水、防油的优越性。

3 双重保护在主变保护中的应用

实施过程应该遵循专业规律、国家行业规则以及实际需要情况。下面以新疆某220kV电站为参考，对这一双重保护策略予以论述。

3.1 基于电气量的主保护

基于电气量的主保护，其必然选择仍为纵差保护。纵差保护的实用性和优势显而易见：它不仅能够反映出处于变压器的内部的相间的短路故障，而且还能反映出匝间层间的和单相接地的短路造成的故障。两套主保护采用的差动保护基于不同原理，当变压器异常或出现故障时，差动保护的工作方式为：保护动作会跳开处于变压器各侧的断路器，并且发出信号。

3.2 抗阻保护

以220kV侧为例，此类保护抗阻具有偏移特性，保证指向变压器的正方向指向。方案一：保护的正方向是指向变压器的，而且对于110kV的母线故障具有灵敏系数；保护设置为一段式、两个时限，其中第一时限跳开220KV侧的分段和母联断路器，而第二时限则跳开的是变压器各侧的断路器。方案二：保护范围到变压器部分的绕组和本侧线路的出口，不延伸至变压器另一侧的母线；保护设置为一个段式、一个时限，保护动作延时跳开处于变压器各侧的断路器。同时，要防止极力防止在异常情况下产生的误动，如切线闭锁、切换过程的直流和交流失压等等。

3.3 过流保护

从优先对电力设备进行保护的原则出发，过流保护可采用复合电压闭锁的过流保护。出于对中压和高压侧的接地设备的考虑，对于单相接地故障的出现，还要进行零序过流保护的配置。以220kV侧为例，配置复合电压闭锁的过流保护。方案一：保护设置为两段式，其中第一段为带方向，指向变压器，设为两个时限，其中第一时限跳开的是110kV的母联断路器，第二时限为不带方向，保护动作则跳开处于变压器各侧的断路器。方案二：保护设置为两段式，其中第一段为带方向，指向220kV的母线，设为两个时限，其中第一时限跳开的是220kV的母联断路器，第二时限则跳开本侧的断路器。第二段为不带方向，保护动作则跳开处于变压器各侧的断路器。同时，为了消除因母线发生的三相短路故障而引起的相间方向的元件死区，变压器的220kV侧的相间方向元件的电压取自110kV侧的电压。复合电压则取自35kV侧。

3.4 中性点保护

在变电站主接线方面，低压侧为不接地，中压和高压侧为中性点的直接接地。据此，在低压侧方面只安排零序过压保护的配置；在中压和高压侧，安排间隙电流保护以及零序过压保护和零序过流保护，且要主要注意两种情况：隔离刀合闸时，中性点的接地运行状态下，上述的零序电压和电流以及间隙电流参数都可被监视；隔离刀分闸时，中性点的不接地运行状态下，上述三种参数中的零序电流无法被监视。此外，还需要断路器失灵保护和非全相保护。

4 结语

在220kV变电站的建设运作中，双重保护的实施更加科学合理，提高了变电站运作的效率。220kV变电站的主变保护所采取的双重保护策略的原理原则，对主变保护的双重保护策略的实施有了更详细的运作理论，以求探讨220kV变电站的管理改进与运作升级之路。

参考文献

[1] 陈新海.浅谈220kV变电站主变保护双重化保护实施[J].中国高新技术企业，2010，（6）.

[2] 何竞飞.浅析220kV变电站主变保护双重化保护实施[J].中国新技术新产品，2011，（22）.

500kV主变 篇10

如图1所示。

通过对∏型接地电路模型的分析得出电流IA的单独作用下流过两接地引下线的电流分别为:I1A= (R2+RAB+RBC+RN) ×IA/ (R1+R2+RAB+RBC+2RN) , I2A= (R1+RN) ×IA/ (R1+R2+RAB+RBC+2RN) 。在IB的单独作用下流经两接地引下线的电流分别为:I1B= (R2+RBC+RN) ×IB// (R1+R2+RAB+RBC+2RN) , I2B= (R1+RAB+RN) ×IB/ (R1+R2+RAB+RBC+2RN) 。在IC的单独作用下, 流过两接地引下线的电流分别为:I1C= (R2+RN) ×IC/ (R1+R2+RAB+RBC+2RN) , I2 C= (R1+RA B+RB C+RN) ×IA/ (R1+R2+RA B+RBC+2RN) 。由叠加定理可知, 流过两接地引下线的电流分别为:I1=I1A+I1B+I1C= (RAB+RBC+R2+RN) IA+ (RBC+R2+RN) IB+ (R2+RN) IC/ (R1+R2+RAB+RBC+2RN) 。在系统正常时, 中性线两端引下线会存在电流, 然而引下线的电流与汇流母线的电阻、中性线电流、引下线的电阻都有关系, 每个因素都会对引下线电流产生较大影响。

2 合理的改进措施

为了解决引下线电流过大的问题, 避免安全事故的发生, 同时满足点接地的需求, 将要对∏型接地模式进行调整。将原来的两端接地改变为一端接地 (如表2所示) , 在电流的流向上就改变了汇流母线上的压力, 缓解了汇流母线两端受热的缺陷, 从而减少了电流过大的现象。图2展示的一端两点接地的方式具有较大的优势, 主要是因为其在原有模式的基础上对引下线进行位置上的移动既保证了安全, 又能避免结构调整带来的受热影响。

3 结论