500kV变电设备

500kV变电设备（精选十篇）

500kV变电设备 篇1

变电站设备选型既要考虑设备投资、占地面积、运维习惯, 还要考虑工程总体投资。某500kV变电站平均自然地面标高7.0m, 现场查勘站址处于行洪区, 百年一遇洪水淹没水深约4m。为保证设备安全运行, 需要采取相应的垫高和挡洪措施, 土方量需求较大, 造价较高。该地区500kV变电站500kV设备通常采用HGIS或GIS, 220kV设备通常采用GIS。在土方量需求较大的情况下, 需要综合考虑来确定500kV设备选型, 以控制土方量。

1 变电站概况

该变电站终期规模为4台1 000MVA变压器, 电压等级为500/220/35kV, 一期建设2 台。500kV系统终期规模为8回出线, 一期建设2回。220kV系统终期规模为16回出线, 一期建设6回。无功补偿终期规划每台变压器低压侧按2×60Mvar无功补偿电容器+2×60Mvar低压电抗器预留位置, 一期每台变压器低压侧安装2×60Mvar无功补偿电容器+1×60Mvar电抗器。

2 500kV设备选型

根据该变电站站址特殊情况, 500kV设备及配电装置考虑GIS和HGIS两种。下面对GIS和HGIS两种设备进行比较。

2.1 系统角度

该500kV变电站对提高区域供电可靠性意义重大。在设备可靠性上, GIS设备略优于HGIS设备, 但HGIS方案在扩建和检修方面比GIS方案更灵活。 从系统角度考虑, GIS方案与HGIS方案区别不大。

2.2 电气角度

相对于HGIS设备, GIS设备仅将母线内置。 采用HGIS设备虽然占地面积较大, 但是节约了部分投资, 同时检修空间更大, 便于检修, 因此推荐采用HGIS方案。

2.3 土建角度

(1) 从占地面积角度比较 (见表1) , GIS方案围墙内占地面积节省5 995m2, 全站总占地面积节省7 957m2, 因此从减少征地面积角度考虑推荐采用GIS方案。

(2) 从架构角度比较, GIS方案用钢量为166.16t, HGIS方案用钢量为578.56t, 即GIS方案用钢量更省;同时, GIS方案架构简单、清晰, 有利于日常维护, 因此推荐采用GIS方案。

(3) 结合自然地形及总平面布置, 两方案围墙长度、外购土、砌石挡土墙工程量统计见表2。GIS方案较HGIS方案, 围墙长度、 外购土、 砌石挡土墙均有不同程度节省, 既减少了土建施工的工作量, 又有利于环境保护, 因此推荐采用GIS。

2.4 经济角度

经济比较见表3, GIS方案本期设备购置费较HGIS方案高出1 241万, 但是在本站特殊地理位置的情况下, GIS方案在建筑工程费、安装工程费及其它费用方面都有不同程度减小, 最终本期投资可减少59 万, 因此单从经济角度考虑, 推荐采用GIS方案。

综合比较, GIS方案虽然造价较HGIS方案高, 但是占地面积小、工程总投资少, 在当地取土困难的情况下具有外购土方量较小的优势, 因此推荐该500kV变电站500kV设备采用GIS方案。

3 结束语

从控制造价角度考虑, 500kV变电站的500kV设备大多选择HGIS设备, 但在外购土方量较大、征地困难的情况下, 应通过综合分析来确定设备型号。

摘要：针对某500kV变电站防洪设计土方量极大情况, 综合对比分析设备特点、土建、费用等, 最终确定该500kV变电站500kV设备的选型。

500kV变电设备 篇2

2014年4月12日

韩家洼35kV变电站设备启动方案

一、组织机构： 总指挥： 副总指挥： 总监护人： 调度命令人： 接受调度命令人： 记录人： 监护人： 操作人： 成员：

韩家洼：器械组：

消防组：

应急组： 长实电力：

设备厂家：磐能保护：

长圆五防 ：

中变主变：

高压柜：

思源电气：

二、启动时间： 2014年 4月20日

三、启动范围：

35kV长韩1#线、长韩2#线、韩家洼35kV变电站及其相关设备。

四、启动前准备工作及待启动设备状态： 1、35kV长韩1#线、长韩2#线线路、开关及所属刀闸、CT工作、110kV长春兴站35kV母差保护，35kV韩家洼站1#、2#主变、开关及所属设备、35kV母线和10kV母线等所有工作全部结束，线路核相正确，所有设备传动（包括自动化遥测、遥控等）、试验和验收全部合格，具备启动条件，启动范围内所有设备的投运申请票已办理，有关安全措施已经全部拆除。2、35kV长韩1#线、长韩2#线、35kV韩家洼站所有待启动设备处于冷备用状态。

3、送电范围内所有保护定值单已下达，现场调试结束。

4、长春兴站值班调度员提前与韩家洼站现场操作人员核实送电范围，核对设备名称、开关编号、现场设备送电的操作票。

5、韩家洼站现场提前投入1#、2#主变所有保护。

四、启动步骤：（操作过程均由监控班遥控拉、合一次）1、35kV长韩1#线及韩家洼站35kVⅠ段母线送电 韩家洼站：将35kVⅠ段母线PT开关小车推至运行位置 长春兴站：合上35kV长韩1#线311开关；

检查35kV长韩1#线充电正常；

拉、合35kV长韩1#线311开关两次，保留311开关在合位； 韩家洼站：将35kV长韩1#线361开关小车推至运行位置

合上35kV长韩1#线361开关；

检查361开关运行正常，35kVⅠ段母线充电正常；

拉、合35kV长韩1#线361开关两次，保留361开关在合位； 2、35kV长韩2#线及韩家洼站35kVⅡ段母线送电 韩家洼站：将35kVⅡ段母线PT开关小车推至运行位置；

将35kV分段360-2隔离小车推至运行位置； 长春兴站： 将35kV长韩2#线321开关小车推至运行位置；

合上35kV长韩2#线321开关；

检查35kV长韩2#线充电正常；

拉、合35kV长韩2#线321开关两次，保留321开关在合位； 韩家洼站：将35kV长韩2#线362开关小车推至运行位置；

合上35kV长韩2#线362开关；

检查35kV长韩2#线362开关运行正常，35kVⅡ段母线充电正常；

拉、合35kV长韩2#线362开关两次，最后保留362开关在合位； 3、35kV长韩1#线，长韩2#定相

韩家洼站：许可进行35kVⅠ段母线PT，II段母线PT二次定相，检查相序一致；

退出35kV长韩线362开关，将362小车拉至试验位置； 将35kV分段360开关小车推至运行位置； 合上35kV分段360开关； 检查35kV分段360开关运行正常；

拉、合35kV分段360开关两次，保留360开关在合位； 再次进行35kVⅠ段母线PT，Ⅱ段母线PT二次定相，检查相序一致；

定相正确后，退出360开关；

将35kV长韩线362开关小车推至运行位置； 合上35kV长韩线362开关。

4、韩家洼1#主变送电 长春兴站：退出35kV母差保护。

韩家洼站：调整1#主变35kV侧分头使与运行当时实际电压接近；

检查1#主变有关保护已投入（压力释放保护充电时投入，充电完毕退出）；

将1#主变301开关小车推至运行位置； 合上1#主变301开关；

检查1#主变运行正常（注意记录1#主变励磁涌流）； 十分钟后，拉、合1#主变301开关四次对1#主变充电（每次间隔3—5分钟）保留301开关在合位。

5、韩家洼站10kVⅠ段母线送电。

将1#主变501开关小车推至运行位置； 将10kVⅠ母PT开关小车推至运行位置； 合上1#主变501开关，对10kVⅠ段母线充电； 检查501开关运行正常，10kVⅠ段母线充电正常； 拉、合1#主变501开关两次，最后保留501开关在合位。

6、韩家洼站2#主变送电。

韩家洼站：调整2#主变35kV侧分头使运行当时实际电压接近； 检查2#主变有关保护已投入（压力释放保护充电时投入，充电完毕后退出）；

将2#主变302开关小车推至运行位置；

合上2#主变302开关；

检查2#主变运行正常（注意记录2#主变励磁涌流）； 十分钟后拉、合2#主变302开关四次对2#主变充电（每次间隔3-5分钟），保留302在合位。

7、韩家洼10kVⅡ母送电。

将2#主变502开关小车推至运行位置； 将10kVⅡ母线PT开关小车推至运行位置； 合上2#主变502开关，对10kVⅡ母线充电； 检查502开关运行正常，10kVⅡ母充电正常； 拉、合2#主变502开关两次，保留502开关在合位。

8、韩家洼站10kVⅠ、Ⅱ母PT定相。

许可10kVⅠ、Ⅱ母线PT二次定相；

定相正确后，退出2#主变502开关至试验位置； 将10kV分段500—2隔离手车推至运行位置； 将10kV分段500开关推至运行位置； 合上10kV分段500开关； 检查500开关运行正常；

拉合10kV分段500开关两次，保留500开关在合位； 再次许可10kVⅠ、Ⅱ母线二次定相，两次相同则10kVⅠ、Ⅱ母定相正确后，拉开10kV分段500开关至试验位置；

将2#主变502开关小车推至运行位置； 合上2#主变502开关。

9、韩家洼35kV分段和10kV分段互投装置传动

韩家洼站：投入35kV分段360开关互投装置； 长春兴站：退出长韩#1线311开关；

韩家洼站：检查35kV分段360开关互投装置是否正确； 长春兴站：合上长韩#1线311开关； 韩家洼站：退出35kV分段360开关； 长春兴站：退出35kV长韩2#线321开关；

韩家洼站：检查35kV分段360开关互投装置动作是否正确； 长春兴站：合上35kV长韩2#线321开关； 韩家洼站：退出35kV分段360开关

投入10kV分段500开关互投装置

退出#1主变301、#2主变302开关传动10kV互投装置；

传动完毕，退出10kV分段500开关互投装置；

恢复韩家洼1#、2#主变两侧运行

10、韩家洼10kV 1#、2# SVG器送电

韩家洼站：退出1#主变差动保护，退出2#主变差动保护； 韩家洼站：投入#

1、2# SVG 541、542开关保护；

将1#、2# SVG 541、542开关小车推至运行位置；

合上1#、2# SVG 541、542 拉、合1#、2#电容器541、542开关两次（每次拉合开关时间间隔5分钟以上），保留541、542开关在合位。

11、韩家洼站1#、2#主变带负荷测向量

韩家洼站：检查1#、2#主变带起负荷后，许可1#、2#主变高-低压带负荷

进行保护仪表测向量；

韩家洼站：检查35kV长韩1#线361开关、长韩2#线362开关带起负荷后，许可进行361开关、362开关保护、计量、仪表测向量；

合上10kV分段500开关；

退出2#主变302开关；

检查1#主变带起负荷；

许可1#主变高-低压带负荷进行保护仪表测向量；

测量结束后，合上2#主变302开关； 退出1#主变301开关；

检查2#主变带起负荷；

许可2#主变高-低压带负荷进行保护仪表测向量；

测量结束后，合上2#主变302开关；

投入1#、2#主变差动保护；

拉开1#、2#SVG 541、542开关

12、其他

站用变站内自行启动

500kV变电设备 篇3

关键词：500 kV变电站；运行设备；发热与监控方法

中图分类号：TM764 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）20-0123-02

科学技术是当前社会发展的第一生产力，在电力电网的组建过程中，大量先进科学技术的使用虽然提高了变电站设备运行自动化的效率，但是随之而来的设备运行过程中发热等问题也成为了人们关注的焦点。只有采取相应的监控方法对其进行应对、处理，尽可能的避免安全隐患的发生，降低损失。

1 500 kV变电站运行设备发热的主要原因

电流的运行方式与自然因素共同构成了500 kV变电站运行设备发热的主要原因。

1.1 受自然因素的影响变电站运行设备出现发热状况

由于变电站运行设备大多数处在自然环境中，并且基本是采用露天布置的方式进行安置，相关的设备元件基本暴露在外，像是常见的闸刀触头等重要的设备部件都会长时间的暴露在空气中，经受风吹日晒、风霜雨雪的洗礼等，使其极易受到自然环境变化的侵蚀。由于工作运行周期长，变电站设备之间的接头容易遭到氧化、腐蚀产生氧化膜，使接触的元部件产生高电阻，出现接触不良，如果在第一时间问题得不到处理，工作电流就会循序下降，加速氧化腐蚀速度，使电阻再次增大，产生恶性循环，最终设备局部温度不断升高，连接点会被烧断等问题就会出现，进而引发安全问题。

1.2 电流运行方式对变电站运行设备产生的影响

若设备中电流的运行方式突然发生变化，那么电流的大小、方向等也会随变化而增大，根据

Q=I2RT

可知，单位热量也会增加，变电器运行设备就会出现局部发热问题，若未能及时发现与解决，将引发火灾等重大事故，导致设备损坏、大面积停电，影响相关区域住户与企业的生活与生产，也会带来不可估量的损失。

2 500 kV变电站运行设备发热的监控方法

2.1 红外测温诊断

应用红外测温诊断方法可以在远距离的情况下不接触相关设备对其进行监控，可以及时有效的发现安全隐患，一般采用点红外测温与红外成像测温法。其中红外成像测温法一般比另一种的测量温度高、精度准确，但是唯一的缺点就是成本略大。所以，一般在进行这两种方法筛选的时候需要根据变电站运行设备的实际情况进行选择。在应用红外测温诊断的时候，应该做到以下几点：

①需要对测温的周期进行确定，将新型或者准备投入的设备进行负荷检测，在常规工作载荷下进行正常温度周期的检测。一般检测的次数控制在一年两次，年检为一次，高荷来临的时候再测一次，比如夏天高温即将来临的时候。在进行设备检测的时候一旦发生问题应该立刻维修，并在设备运行一段时间后进行复测。但有时候会发生特殊的情况导致负荷增长，此时应该酌情调整检测的时间。

②需要对相关的检测环境进行筛选。在应用红外测温诊断的过程中，不应该在温度波动较大或者较为极端的环境中进行，一般可以选择温度、湿度适中的环境，从而为工作人员提供安全可靠的工作环境，并使检测的准确性大幅度提升。经过研究发现，适宜温度应在0 ℃以上、湿度在80%以下，在整个户外检测中应该规避灯火，一般检测操作方便的安全时间为日出之前或日落之后。

③对相关数据进行合理记录；数据记录是后续分析工作的重要依据，所以做好数据记录与处理，将测量得到的负荷电流等相关数据记录在工作仪器内进行合理保存，对后续分析工作十分重要。

2.2 示温蜡片监控法

强化对变电站运行设备的监控管理工作，将有助于提高设备的健康运行效率，为了能够更好的做到严密的监控，一般可以采用示温蜡片粘贴法。一般来说，可以针对变电站运行设备中使用大电流的回路的各个连接点用示温蜡片进行粘贴，之后对暴露在室外的大电流回路连接点采用同样手法进行粘贴。并将所有的示温蜡片粘贴的状况进行及时的记录，保证相关设备得到了粘贴，对于缺漏或损坏的地方应该及时补粘。示温蜡片可以将相关设备连接点的温度直观的显现出来，在设计中，变电站内部同级别的设备采用规格、颜色相同的示温蜡片进行数据的记录、分析、观察。虽然有些处于开关柜内部的设备不能够直接观察到示温蜡片的变化，但是也要粘贴，方便停电、停机的检测。

在实际操作中，对示温蜡片变化信息的记录与分析需要在一定时间内完成。如果在进行检查的时候发现相关设备连接点的示温蜡片受热脱落或者融化，应该及时停止变电站设备的工作，立刻开柜检查温度，若有问题应立刻进行安全处理，避免安全隐患的发生。由于自然因素复杂多变，一旦出现异常的温度变化或者遭遇恶劣气候影响时，快速增涨的将是电力负荷指标，并引发电流的运行方式等因素产生相关变化，此时应该立即对变电站运行设备进行温度测控，重点应该放在大电流回路的连接点上。

示温蜡片粘贴法一般与红外测温诊断法共同使用，在次过程中需要根据各自的相关规范进行严格的步骤操作，并做好相关数据记录，然后对两种方式测得的数据进行对比、分析，及时发现问题，解决问题。

2.3 诊断的方法

2.3.1 同类比较法

诊断方法一般为同类比较法：

①如果相关设备的电气回路中三相设备与三相电电流相同，可以通过对设备温度的判断设备的状况；②如果所有的三相设备一起出现问题，可以在同一回路中对比同一类设备发生的变化；③若发现三相电负荷电流出现对称差异，应着眼分析负荷电流问题；④如果变电站设备出现异样，且存在同等型号的设备，则可以采用对比分析法，对同电压下温度的变化进行设备是否出现故障的分析。

2.3.2 相对温差判断法

当运行的变电设备温度升高值大于10 k的时候，如果SF6断路器、真空断路器、充油套管、高压开关柜、空气断路器、隔离开关、其他导流设备等设备相对温差≥20 ℃时为一般缺陷；≥80 ℃时为严重缺陷；≥95 ℃时为紧急缺陷。

2.4 电气设备外部检测部分

电气设备外部检测的重点是其相关主要组成部件。若检测对象为隔离开关，则必须对导线搭接、绝缘子、触头、压接触头等进行详细的检测。若检测的对象是穿墙套管，则必须重点检测对引线与支撑铁板。若检测的对象是一次设备，则重点检测外部引流接头与接电线夹，相关数据见表1。

3 结 语

综上所述，500 kV变电站是电力电网建设中不可或缺的重要组成部分，是电力输送的重要环节之一，与人们的生活生产紧密的联系在了一起。本文针对变电站运行设备发热问题的原因以及监控的方法进行了简要的研究。只有做好监控工作，及时地发现问题、解决问题，才能够提高变电站工作稳定性及可靠性，为社会的建设发展提供优质折电力资源。

参考文献：

[1] 吴燕.电力变电站运行设备发热原因及预防对策[J].科技展望，2015，（1）.

[2] 刘应胜，于洋重.500 kV变电站电气一次部分及监控系统设计[J].广东科技，2012，（15）.

500kV变电设备 篇4

一、500 k V变电站二次设备布置方式

500k V变电站二次设备布置方式, 有集中布置和分散布置两种。集中布置是将变电站中所有的控制、保护和自动装置都集中在主控室内。分散布置是将继电保护、测控装置等二次设备按电压等级分散布置到各配电装置的分控室内。分散布置的优点是减少主控室的面积, 节省费用减少了控制电缆用量和敷设费用。减轻了电压、电流互感器二次回路负担, 提高了交流回路测量精度。分控室与主控室间采用光纤传输信号, 传导干扰小。

二次设备的分散布置方式比二次设备集中布置方式更适合其自动化水平、可靠性、抗干扰性能的严格要求, 并且计算机技术和通信技术的发展为变电站自动化水平的提高创造了有利条件。另一方面, 由于二次设备下放后工作环境的恶劣, 系统的可靠性和抗干扰问题变得更加突出。

二、二次设备抗干扰性能

控制和保护设备的抗骚扰性能是保证电力系统安全可靠运行的重要条件, 保护下放则对控制和保护设备的抗骚性能提出了更高的要求。分散布置的二次设备不仅要求制造质量好, 年运行率高, 还需达到相应的电气设备电磁兼容性国际标准。

保护、测控装置的工作电源大部分是从电网中交流220V交换为直流供电, 而电网的噪声就有可能通过电源电路干扰装置内部电子电路, 因此抑制电源的干扰是二次设备稳定可靠运行的基本前提。

三、500 k V变电站二次设备的运行

1、统一二次设备上所有操作部件的命名

规范和统一部件的命名, 不但能完善典型操作票编写的规范性和统一性, 也能使值班人员容易掌握和记忆。而这对于分几个工程阶段来完成建设的变电站就更显得必要, 因为这些变电站中往往存在设备一致性差、操作部件命名不统一问题。如相同原理的操作部件, 由于设备的类型不同而在命名上不统一, 而有些则是由于管理人员的变换, 导致前后各自按自己的理解来制作命名标签, 使设备命名规范性差, 管理困难。为此我们根据站内设备的特点, 找寻到这些设备操作部件命名的方法和特征, 把他们从中罗列出来, 分门别类制定出一个符合站内二次设备命名的规范。

2、设备操作指导或流程标签及信号动作记录卡

在变电站中, 某些设备对值班人员来说, 一旦投运就不能随意进行操作, 有些甚至长期没有机会操作, 运行时间一长, 操作上难免出现生疏。因此在一些平时操作少或有难度的二次进口设备上, 直接把制作好的操作指导或操作流程卡粘贴在上面, 能起到较好的效果。对于一些保护动作以后由于信号多容易发生记录遗漏, 或记录时值班人员不能立即获知其内容情况而延误汇报, 我们采用把这些信号及内容用文字和图形制作在同一张卡片上, 挂设在这些保护装置旁边, 在发生故障时以便值班人员及时记录和分析判断。

3、继电保护定值管理

继电保护定值的正确性直接威胁到电网的安全运行, 由于定值的错误而导致事故扩大的例子不胜枚举。因此我们一是采取定期定值核对方法来检验定值的正确性;二是为防止微机保护定值区设定错误, 对于线路保护不同定值区所代表的含义, 和旁路保护上各定值区所代线路名称, 直接制作成卡片粘贴在这些保护屏上, 以便核对和及时提醒。而对于象旁路保护经常代线路保护运行, 且每次都必须核对旁路保护定值的实际情况, 专门制作各旁路定值区的定值数据单。其定值单上数据排列与实际打印出来的定值顺序相同, 使得核对工作既方便、快捷又准确无误。

4、开展二次设备操作和验收过程危险点预控

对一些操作中容易引起操作错误的部件、步骤以及在二次设备验收、保护传动试验等过程中, 易引起误动、误碰、误跳的危险因素, 制订了合理的预控措施, 并把这些措施和预控内容作为提示编写在现场典型操作票备注栏内, 及时提醒值班人员注意该操作的危险性。

结论

为了节约用电、节省电缆、减少建筑面积、降低工程造价。500 k V变电站二次设备应布置成分散式。通过对二次设备的运行管理, 可以方便、准确、安全的进行操作, 加强部件的管理, 更好的做好变电站二次设备运行管理工作, 提高值班人员工作效率, 避免发生误操作事故。

参考文献

[1]丁可为、朱圆玲:《500kV变电站二次设备运行管理的探讨》, 《电力安全技术》2003, 05 (7) 。

500kV变电站事故处理资料 篇5

由于电网的运行特点及人员、设备、管理、环境等诸多方面的原因，电力生产存在许多不安全因素，这些现存的或潜伏的危险因素在以一定概率，随机出现的“激发条件”（引发事故的这样一组或那样一组危险因素同时出现的条件）下形成事故及异常情况。正确、及时地处理各种事故及异常情况，是变电所运行值班人员的一项重要职责。

在变电所的日常运行工作中，异常情况的发生概率要比事故高得多，实际上，异常情况的复杂性，判断和处理的难度甚至高于一般的事故，其频繁、多发、随机的特点成为变电所运行人员能力、素质、技术水平的真正挑战。

处理事故及异常的快速反应和正确处理，不但要有专业知识的掌握和运用、现场规程的熟悉和理解、设备及回路的熟悉和了解、还需要有丰富的经验积累和良好的心理素质，是一个运维人员技术业务素质和能力的综合反映。

第二节 事故处理的一般原则与步骤

1、事故处理的主要任务

⑴、尽速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备的威胁。⑵、用一切可能的方法保持设备继续运行，保证对用户的正常供电。⑶、尽速对已停电的用户恢复供电，对重要用户应优先恢复供电。⑷、调整系统的运行方式，使其恢复正常。

以上是对所有事故处理所涉及单位、部门和人员进行事故处理总的原则，但由于上述各部门工作性质、工作内容的不同和在事故处理过程中所起的作用不同，会有不同的具体任务和要求，就变电所值班人员而言，其在事故处理中担负的主要任务有：

⑴、记录、收集、掌握与事故有关的尽可能齐全的各种信息，为电网调度员及有关领导进行事故处理决策以及事后的事故分析提供准确可靠的现场第一手资料。

⑵、迅速准确地执行电网调度员实施事故处理指挥的各项指令，在通讯失灵的特殊情况下按现场运行规程规定独立地进行以限制事故范围、隔离故障设备为目的事故处理操作。

⑶、为检修部门进行抢修创造条件和提供必要的信息。

⑷、严密监视非事故设备的运行情况，确保它们正常运行和尽力限制、消除事故对它们的影响。

2、事故处理的一般步骤

⑴、事故发生后，立即将事故发生时间，跳闸断路器及异常情况向有关调度作简报。⑵、迅速进行以下工作：       检查、记录仪表指示情况。

检查、记录继电保护及自动装置动作情况，继电器掉牌情况。

检查、判读站内自动化、故障录波器的打印内容和故障录波器输出的波形。记录重合闸记数器，断路器动作计数器数值。组织对跳闸设备进行巡视和外部检查。

组织对因事故而引起的过负荷，超温等异常的其它设备进行检查和监视。

⑶、根据表计指示，保护动作情况，设备外部症状，判断事故的全面情况，向有关调度作详细汇报，汇报内容应正确、全面、简明扼要。

⑷、如果对人身和设备有威胁时，应立即设法解除威胁，在必要时可停止设备运行，并努力保持无故障设备的正常工作。

⑸、按照调度命令和现场运行规程对故障线路或设备进行强送，试送或将故障设备，线路从系统中隔离。

⑹、恢复停电设备和各用户的供电或启用备用设备。

⑺、将事故情况和处理结果向各级领导汇报，并通知检修人员前来抢修。

3、事故处理的一般要求

事故发生时，除断路器跳闸、声、光信号动作外还有可能出现爆炸、燃烧、浓烟甚至人员伤亡等恶劣情况，值班人员平时要有足够的思想准备和必要的反事故演练，一旦事故发生时，要求值班员要做到以下几点：

⑴、头脑冷静、沉着应对

处理事故时应头脑冷静、沉着果断，切忌惊慌失措，应在当值值班负责人的统一指挥下进行，必要时可要求非当值值班人员协助进行。

⑵、快速反应、熟练处理

事故情况下，应能迅速正确地查明情况，判断事故的性质。快速、熟练的处理在很多情况下可以减少事故停电时间，降低事故损失程度。

⑶、事故信息，准确全面

在事故情况下，现场值班人员全面、详尽的事故信息，客观、准确的情况描述对于电网调度和有关领导的事故处理决策与指挥是十分重要的。

⑷、保障通讯，密切联系

在事故处理过程中，变电所值班人员必须想尽一切办法保持与调度及上级有关部门的联系，迅速正确地执行它们的指令和有关指示。

⑸、严格执章，安全第一

无论事故多么严重，情况多么紧迫，在处理过程中都必须遵守《安规》和其他保证安全的规章制度，保证人身安全，操作要有严格监护，抢修要有安全措施。

4、事故处理预案

由于输变电事故发生的突然性、成因的复杂性，后果的严重性和处理的紧迫性往往使变电所值班人员难以真正做到冷静判断、沉着应对和始终采取正确有效的处理步骤和措施。稍有不慎还有可能造成新的问题。因此，深入研究、预想各种事故时可能发生的各种情况及其原因，制订相应的防范措施及处理预案并进行必要的演练。对于提高运行人员应对复杂情况的能力，确保处理的步骤、方法、措施正确高效从而保证电网安全具有重要意义。

事故处理预案一般应包含以下内容：  事故可能的成因和危险因素。 事故的预防措施。

 事故的一般现象和主要判据。 事故处理的步骤与方法。

造成事故的许多危险因素是可以预见的，因此，我们可以针对这些危险因素采取必要的反事故措施，遏制或消除这些危险因素，从而避免事故的发生或有效降低其发生的概率，即使发生了，我们也可以按预先编制的预案有条不紊地加以处理，但对于由一些不可预见因素造成事故则因无法预先采取有效对应措施而具有更高的相对概率，一旦发生还会因为无预案可循而大大增加难度。因此，根据事故处理的一般原则和某类事故的共性现象，按事故类型与性质制订几个在大多数情况下普遍适用的一般原则是十分必要的。

第三节 事故处理要点

1、线路事故

输电线路因其面广量大，以及受环境、气候等外部影响大等因素的存在，因而具有很

高的故障概率，线路跳闸事故是变电所发生率最高的输变电事故。线路故障一般有单相接地、相间短路、两相接地短路等多种形态，其中以单相接地最为频繁，有统计表明该类故障占全部线路故障的95%以上。

连接于线路上的设备如线路压变、流变、避雷器、阻波器等的故障，按其性质、影响、保护反映等因素考虑，也应归属为线路故障。

线路故障跳闸事故的处理，重点在于掌握以下几点： ⑴、判明故障的类型与性质

线路故障的类型与性质是电网值班调度员进行事故处理决策的重要依据，变电所值班人员应在故障发生后的最短时间内从大量的事故信息中过滤、筛选出能为故障判断提供支持的关键信息，这些关键信息主要有故障线路的主保护动作信号、启动信号、出口信号及屏幕显示、录波图等。后备保护信号及相邻线路/元件的信号仅能提供旁证和佐证，在故障发生后的第一时间甚至可以不予理会。向调度报告时应清楚地提出对故障的判断和相关的关键证据。

⑵、掌握故障测距信息

准确的故障测距信息能帮助巡线人员在最短时间内查到故障点加以排除，使故障线路迅速恢复供电，是事故处理中最重要的信息之一。值班人员应力争在线路跳闸后的第一时间内获得这一信息，迅速提供给值班调度员。

⑶、查明所内线路设备有无损坏

由于电网的不断扩大，线路故障时短路容量增大，强大的短路电流有可能使线路设备损坏或引发异常，甚至有可能故障就在变电所内，因此，线路跳闸后，值班人员应对故障线路有关回路及设备包括断路器、闸刀、流变、压变、耦合电容器、阻波器、避雷器等进行详尽细致的外部检查，并将检查结果迅速报告有关调度。

⑷、确认强送条件是否具备

强送是基于故障点或故障原因有可能在故障存续期间的热效应或机械效应作用下自行消除的考虑而采取的试探性送电，它常常是以线路设备再承受一次冲击为代价的，特别要求承担强送的断路器具备良好的技术状态，能在强送于故障时可靠跳闸，以免扩大事故，因此要求变电所值班员必须确认用以强送线路的断路器符合下列条件：

 断路器本身回路完好，操作机构工作正常，气压或液压在额定值。 断路器故障跳闸次数在允许范围内。 继电保护完好。

另外，为提高强送的成功率，故障与强送之间应有一定的时间间隔以利于故障点的绝缘恢复。

采用二分之三接线方式的变电所，线路故障后强送的操作应用母线侧断路器进行，若采用中间断路器强送，当强送的断路器失灵保护拒动时，相应的失灵保护动作跳开同一串的另外一台断路器，同时将同一串的相邻线路或主变切除，造成事故扩大。而采用母线侧断路器强送，万一断路器失灵或保护拒动，至多停一条母线，而不影响相邻线路或元件的运行。

⑸、重视故障录波图的判读

故障录波图能完整、准确地记录和显示故障形成、发展和切除的波形与过程，是事故处理与分析的重要信息资源，但由于故障录波器一般都比较灵敏，其记录的大量一般的系统波动信息往往把事故的重要信息淹没其中，查找、调阅与事故有关的报告，对于一般的值班人员来说并非易事，有的故障录波器其信息靠打印输出，因此，许多值班人员还是习惯于通过中央信号和保护信号进行事故判断和处理，故障录波图这一宝贵的信息资源在事故处理中还未能得到普遍和充分利用。

由于传统的光字牌信号和掉牌信号只能反映继电保护及自动装置动作的最终结果而难以反映其动作过程。因而在某些线路故障呈现复杂形态的情况下难以作出准确全面地分析和判断，有时甚至会造成误判断而影响电网调度员的决策和指挥。如某500kV变电所的一次线路故障，主保护和采用相同原理的后备保护作出了完全不同的反映，主保护反映为单相故障并启动重合闸，而后备保护反映为相间故障并闭锁重合闸，致使现场值班人员难以作出准确的判断，调度员无法进行果断处理，后经有关技术人员解读故障录波图才判定为单相故障、后备保护误动的事实。又有一次，某变电所500kV线路断路器跳闸，重合闸不成功，光字牌和掉牌单元反映为第一、第二套高频距离和后备距离同时动作，A相、B相启动。值班员据此判断为相间故障并向总调值班员作了汇报，但重合闸动作信号却令值班员颇感疑惑，判为重合闸误动觉得依据不足。后经站内值班的技术人员指导对故障录波器的打印信息进行判读发现，该线路先是发生A相接地故障，保护A相启动，55毫秒后断路器跳闸，800毫秒后断路器A相重合，重合后140毫秒以后发生B相故障，保护B相启动，此时由于重合闸动作后尚未返回便三相跳闸重合闸未再启动。实际上是间隔时间很短的两次不同相的单相故障。于是值班人员迅速向调度进行补充汇报，并对先前的报告作了更正。

由此可见，故障录波器及事件记录的判读，对于事故处理过程的分析判断是极其重要的。结合光字牌和保护掉牌信号，能立体地反映一个故障的发展过程和保护动作行为与后果。从而使现场值班人员能准确地判断故障的性质与形态。

2、主变器事故

主变压器及其附属设备在长期运行过程中会受到电、热、机械、化学和环境等诸多因素影响与作用，这些影响的积累效应会使变压器健康状况逐渐变差，当其健康状况下降到一定程度，或在某个外部条件触发下，就会发生故障，引发事故。

主变压器故障分为内部故障和外部故障，内部故障是指变压器本体内部绝缘或绕组、有载调压开关等部分发生的各类故障。外部故障通常指主变的外部绝缘、套管流变、引出线等部件的故障。另外，与主变构成固定电气连接或同在主变保护范围内的辅助设备（如压变、避雷器、低抗等）故障，一般也归入主变压器外部故障的范畴。

由于主变压器是变电所的核心设备，其作用和地位十分重要，是各种安全措施的主要着力点，在运行中受到最为严密的保护和监测，因而其故障的发生率很低，一旦发生，后果也特别严重。发生率低使变电所值班员不易形成足够的认识和必要的经验积累，严重的后果又会使处理时的情况成为最复杂的情况之一。

主变压器事故处理必须掌握以下几点：

⑴、主变压器差动或瓦斯保护动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送和试送。

由于大型变压器的造价昂贵，其绝缘与机械结构相对薄弱，故障跳闸后对其进行强送和试送的相对成本过高，而且，一旦故障发生在其内部，其自行消除的可能性微乎其微，使强送失去意义。因此，主变压器故障跳闸后一般不考虑通过强送的方法尽快恢复送电，只有在完全排除主变内部故障的可能，外部检查找不到任何疑点或确认主变属非故障跳闸且情况紧急的情况下，方可对主变进行试送，但这种情况需要由现场值班人员或具有足够权威和资质的人员（如总工程师）加以确切的认定。

变电所值班人员能予以确认的非故障跳闸情况如下：  由工作人员误碰导致的跳闸。 由值班人员误操作因素导致的跳闸。

 无保护动作，且现场检查无任何异常的不明原因跳闸（此情况可先送电，再由调度安排方式停役检查）。

 其他经公司主管技术领导认定可以送电的非故障跳闸。

另外还有一种情况，主变故障跳闸后，一时难以查明原因，而系统又急需恢复运行时，可考虑用采取零起升压的方法对变压器试送电，以最大限度地减少对主变的冲击。但这需要由电网调度对系统的方式作出较大地调整，有电厂等部门的多方配合方能实现。一般这种情

况很少出现。

⑵、抓住主要矛盾，分清轻重缓急

主变压器故障跳闸，特别是承担大量负荷的大型变压器突然跳闸，会引起系统内的一系列连锁反应，严重时甚至系统失稳。在变电所，最常见的连锁反应或并发情况就是相邻主变压器的严重过负荷。恶劣情况下主变压器事故还会引发火灾，此时，变电所值班人员因为需要应对多个异常情况而容易产生顾此失彼的情况，因此值班人员必须沉着冷静，抓住主要矛盾，分清轻重缓急，主动与调度员协商，确定处理的优先顺序。并参照以下原则进行处理。

 一台主变跳闸后，值班人员除应按常规的事故处理规定迅速向所属值班调度员报告跳闸时间、跳闸开关等信息外，还应报告未跳闸的另一台主变的潮流及过负荷情况，以及象征系统异常的电压、频率等明显变化的信息。

 未跳闸的主变在过负荷情况下，在按规程规定对跳闸主变一、二次回路进行检查时，如能确认主变属非故障或查明故障点在变压器回路之外时，应立即提请值班调度员对跳闸主变进行试送，以迅速缓解另一台主变过载之急。

 如主变属故障跳闸或无法确认主变属非故障跳闸时，应同时进行主变跳闸处理和未跳闸主变的过负荷处理。过负荷情况比较严重时应优先进行未跳闸主变的过负荷处理。

 如主变故障跳闸引发系统失稳等重大异常情况时，应优先配合调度进行电网事故处理，同时按短期急救性负荷的规定对过载主变进行监控。

 一旦主变因故障着火时，灭火及防止事故扩大便成为最紧迫的首要任务。此时应迅速实施断开电源、关停风扇和油泵、启动灭火装置、召唤消防人员、视需要打开放油阀门等一系列处理措施，火情得以控制后，再迅速进行其他异常的处理。

⑶、根据保护动作情况判断主变故障性质

主变压器是保护配置最复杂、最完善的设备，由多种不同原理构成的主变保护对不同类型的故障往往呈现不同的灵敏度和动作行为，因此，通过保护动作情况和动作行为分析，结合现场检查情况和必要的油、气试验，一般情况可以对主变故障的性质、范围作出基本排除的判断。在进行故障分析与判断时，应优先考虑下列情况，以设法排除内部故障的可能，为尽快恢复供电提供前提条件和争取时间。

 是否存在区外故障越级的可能。

 是否存在保护误动或误碰的可能（瓦斯、压力保护二次线受潮短路，差动回路断线，阻抗保护失压等）。

 是否存在误操作的可能。

 主变回路中辅助设备故障的可能。

如果发现有下列情况之一时，应认为主变存在内部故障：  瓦斯继电器采集的气体可燃。

 变压器有明显的内部故障征象，如外壳变形，防爆管喷油，冒烟火等情况。 差动、瓦斯、压力等主保护中有两套或两套以上动作。 故障录波图存在表示内部故障的特征。

一旦认为主变存在内部故障，必须进一步查明原因，排除故障。并经电气试验，油、气分析，证明故障已经排除时，方可重新投入运行。

⑷、一旦查明故障在主变外部，必须尽一切努力隔离故障，恢复主变运行。一般情况下，主变停运会对变电所的供电和电网的运行造成严重的影响，因此一旦查明故障在主变外部或其它辅助设备上，应迅速采取隔离、拆除、抢修等措施排除故障，恢复主变的运行，然后对已隔离的设备进行检查处理。

3、母线事故与母线失电

母线事故通常是指在母差保护测量范围内的所有设备包括与母线连接的断路器、闸刀、压变等设备发生故障，使母差保护动作跳闸而引发的事故。不同的主接线方式下，母线事故的影响和严重程度是不同的。在二分之三接线方式下，母线事故除削弱系统的联系，可靠性降低外，基本上不会影响电能的传输，而在单母线或双母线接线方式下，母线事故将会造成多个线路/元件供电中断，甚至造成大面积停电的严重事态，具有影响范围广，短路电流大的特点，是变电所各类事故中最为严重的情况之一。

母线失电一般是指变电所失去全部电源的一种严重情况，其主要特征为母线和线路电压指示为零，但无保护动作和断路器跳闸信号发出。

母线故障与失电的处理要点如下（以双母线接线为例）： ⑴、排除母差保护误动及非故障跳闸的可能

母线故障时，故障电流很大，在母差保护动作的同时，相邻线路/元件的都会启动或发信，故障录波器因其具有更高的灵敏度而必然启动，如果相邻线路/元件保护不启动或很少启动，故障录波图上没有明显的故障波形，则可认为母差保护有误动可能或因其它原因造成非故障跳闸。此时，值班人员可在停用母差保护、排除非故障原因并确认该母线上所有断路器均已跳闸后，要求调度选择合适的电源并提高保护灵敏度后对停电母线进行试送，试送成功后，逐一送出停电线路。

⑵、查到故障点并加以隔离，力求迅速恢复母线供电

当某一段母线故障，相应母差保护动作跳闸时，值班人员应在确认该母线上的断路器全部跳开后对故障母线及对故障母线及连接于母线上的设备进行认真检查，努力寻找故障点并设法排除。切不可在故障点尚未查明的情况下贸然将停电线路冷倒至健全母线，以防止扩大故障。只有在故障点已经隔离，并确认停电母线无问题后，方可对已停电的母线恢复供电。

⑶、如母差保护动作后，故障母线上留有未跳断路器时，应自行拉开该断路器，并充分考虑该断路器所属线路、设备故障而断路器拒动造成越级跳闸的可能。

⑷、若找到故障点但无法隔离时，应迅速对故障母线上的各元件进行检查，确认无故障后，冷倒至运行母线并恢复供电（与系统联络线要经同期并列或合环）。

⑸、发现母线失电现象时，首先应排除PT次级断路器跳闸或熔丝熔断，表计指示失灵等情况，为防止各电源突然来电引起非同期并列，值班员应按规定在失电母线上各保留一路主电源线的情况下，迅速拉开该母线上其他所有断路器，等候来电，并与有关调度保持联系。

若经检查发现母线失电系本站断路器拒跳或保护拒动所致时，则应在15分钟内自行将失电母线上的拒动断路器与所有电源线断路器拉开，并报告值班调度员。然后利用主变或母联断路器对失电母线充电。

母线恢复来电后，按调度指令逐路送出或确认线路有电的情况下自行通过同期合环或并列。

4、系统振荡

系统事故是指系统因某处或多处发生严重故障，造成系统失去稳定（振荡）甚至解列成几个独立电网而形成的事故，这是电力系统最为严重的事态。变电所值班员必须竭尽全力协助电网调度人员进行处理。最大限度地限制其发展和影响。

系统发生振荡时，变电所的各种电气量指示仪表的指示会出现不同程度的周期性摆动。如变电所处于振荡中心（失去同步的电源之间联络线的电气中心）附近时，这种摆动尤为剧烈，电压指示将周期性地降到接近于零，联络线潮流往复变化，距离保护的振荡闭锁纷纷动作，主变发出周期性的响声。

振荡发生时，变电所值班人员应将有关情况与现象迅速向调度报告，同时密切监视各种电气量指示的变化随时准备执行调度下达的各项指令。

在系统失稳情况下，变电所可能采取的措施主要有：  拉停某些线路甚至主变。

 投切无功补偿装置，调整或保持系统电压。

 通过同期装置进行系统并列操作。

在通信失灵的极端情况下，值班人员如发现线路有电，切符合并列条件时可不必等候调度命令，迅速利用同期装置进行并列操作。

5、误操作事故

误操作事故是变电所各种电气事故中最为特殊的一类事故，它是由操作人员的错误和过失引发的，尽管其后果未必会比其他类型的事故更为严重，但因为可能涉及到诸如失责、违章等敏感因素而历来被视作性质最为严重的一类事故。

误操作事故一旦发生便成为不可更改的事实，惊慌、懊悔都是无济与事的，当事人及其他值班员唯一能做的，就是尽快冷静下来，迅速查明事故造成的停电和设备损坏情况，实事求是地向调度和有关领导报告情况，并采取正确的处理措施，尽力避免和减轻可能的损失和危害。

对于误操作事故发生后的处理，调度规程和现场运行规程一般都有相关规定，必须按规程执行。但这些规定比较原则和笼统，因此处理中必须掌握以下几点：

⑴、误合断路器时应立即将其拉开。断路器在分开状态一般有以下原因：    所属线路/元件或本身在检修中。所属线路/元件或本身在备用中。

本身或所在回路存在无法使其正常运行缺陷。

⑵、误拉断路器后切不能贸然将其合上。

许多人在猛然意识到拉错断路器时，往往会产生一种类似于生理反射的本能反应而立即将误拉的断路器合上，但这是十分危险的，一旦发生非同期合闸将有可能进一步扩大事故，造成错上加错。因此，必须努力克制这种冲动，进行冷静的考虑，只有在以下情况下方可立即合上误拉的断路器：

  确认被误拉的线路为终端线路。

确认断路器拉开后线路仍然有电，同期或合环条件满足，可通过同期装置合闸。

以上两种情况对缩短停电时间，减少事故损失具有实际意义而又不造成事故扩大，故立即合上误拉的断路器可能更为有利。除此之外，即使合闸不会发生危险（一又二分之一接线，有两串以上合环运行时）也必须获得调度指令后方可进行。

⑶、误拉误合隔离刀闸，误合接地闸刀时，不得自行恢复。

误拉误合隔离刀闸，误合接地闸刀时，往往可能造成断路器或设备损坏，须进行检查

和评估，故无论是否造成断路器跳闸或设备损坏，均不能自行将其恢复。只有误拉、误拆接地闸刀和接地线时，为确保接地范围内工作人员的安全，必须立即合上和复装。

⑷、二次回路误操作引发事故，情况许可时可保持现状，等待认定。

由于二次回路误操作造成的事故一般比较复杂，在情况许可并得到调度同意的情况下，应尽量保持现状等待有关专业人员到场进行检查认定。但一旦涉及倒送电或系统需要，值班人员不得以任何理由延误或拒绝执行调度要求送电的指令。

5、异常处理

变电所设备及电力系统的异常运行是变电所工作可能遇到的最为频繁情况，由于这些设备品种多样，类型各异，技术性能、工作环境及维护质量等储多因素的影响，其异常运行的发生频率、形态、原因具有很大的随机性，囊括所有异常情况或为这些异常情况处理制定一个不变的定式显然是不现实的，因此在这里只能就一些常见的异常情况的分析思路、判断方法及处理作一个交流。

（1）主变压器过励磁

主变压器过励磁运行会使变压器的铁芯产生饱和现象，导致励磁电流激增，铁芯温度升高，损耗增加，波形岐变。严重时会造成变压器局部过热危及绝缘甚至引发故障。主变压器的过励磁是由于铁芯的非线性磁感应特性造成的，与变压器的工作和频率有关，由于电力系统的频率相对稳定，可近似地视作与系统的电压升高有关。一般500kV变压器当其运行电压超过额定电压5%时便认为已进入过励磁运行状态。

主变压器过励磁运行时，值班人员必须及时向调度报告并记录发生时间和过励磁倍数，并按现场运行规程中有关限值与允许时间规定进行严密监控，逾值时应及时向调度汇报，提请调度采取降低系统电压的措施或按调度指令进行处理。与此同时严密监视主变的油温、线温的升高情况和变化速率，当发现其变化速率很高时，即使未达到主变的温度限值也必须提请调度立即采取降低系统电压的措施。

（2）冷却系统故障

发现冷却系统故障或发出冷却系统故障信号时，变电所值班人员必须迅速作出反应。首先应判明是冷却器故障还是整个冷却系统故障。

若是一组或二组冷却系统故障，则无论是风扇电机故障还是油泵故障均立即将该组冷却器停用。并视不同情况调整剩余冷却器的工作状态，确保有一组工作于常用状态。然后对故障冷却器进行检查处理或报修。在一组或二组冷却器停运期间，值班人员必须按现场运行规程中规定的相应允许负荷率对主变的负荷进行监控。

冷却器全停时，应由值班负责人指定专人监视、记录主变压器的电流与温度，并立即向调度汇报，同时以最快的速度分析有关信号查找原因并设法恢复冷却器运行。若系所用电失去所致，则所用电失电按有关规定处理；若是冷却系统备用电源自投回路失灵，则立即手动合上备用电源。若是直流控制电源失去则冷却器控制改为手动方式后恢复冷却器运行。

如果一时无法恢复冷却器运行时应在无冷却器允许运行时间到达前报告调度要求停用主变。而不管上层油温或线温是否已超过限值，因为在潜油泵停转的情况下，热传导过程极为缓慢，在温度上升的过程中，绕组和铁芯的温度上升速度远远高于油温上升速度，此时的油温指示已不能正确反映主变内部的温度升高情况，只能通过负荷与时间来进行控制，以避免主变温度升高的危险的程度。

（3）断路器操作回路闭锁

当压缩空气压力、油压低于分合闸闭锁压力，或SF6低于闭锁时，断路器操作回路将被闭锁，同时发出“SF6及空气低气压”或“分合闸闭锁”、“失压闭锁”等信号，此时，断路器已不能操作，在断路器合闸的情况下，由于防误闭锁回路的作用，两侧闸刀的操作回路也被闭锁而不能操作。一旦出现这种情况时可按以下原则进行处理：

①、如断路器在分闸位置，则立即向调度提出申请将该断路器改为冷备用。②、如断路器在合闸位置，500kV系统允许在天气正常情况下（即无雷电，无雾）可解除故障断路器两侧闸刀的防误闭锁回路，用闸刀切开母线环流，将故障断路器从系统中隔离。这时本串及相邻串断路器均应在合闸状态，确保至少有三个环路，但不改非自动，闸刀的操作必须按遥控方式进行。

③、断路器在合闸情况下220kV断路器可选择以下操作方案：

A、用旁路断路器与故障断路器并联后解除故障断路器的防误闭锁回路，用闸刀将故障断器隔离。闸刀操作时应尽可能采用遥控操作方式，同时将旁路断路器改为非自动。

B、将故障断路器所在母线的其它元件倒至另一母线后用两台相关母联或分段断路器将故障断路器负荷电流切断，然后解除防误闭锁回路或就地手动操作闸刀，将故障断路器隔离。

上述操作方案的执行由调度根据系统及天气情况作出决定并发令操作。（4）互感器的异常运行

A、电压互感器二次电压异常升降在排除一次电压异常波动的情况下，常常与压变内部故障有关，电磁式压变有可能是一、二次绕组匝间短路，电容式、压变极有可能是局部电容击穿、失效或电磁单元故障，从华东电网的几次500kV CVT故障情况中可以发现CVT故

障时，其二次电压的异常升降是一个较显著的现象和症状。因此，一旦发现二次电压异常升降，应对其发展情况进行密切监视，同时对压变外观进行检查，并将检查与监测情况迅速向调度及有关领导报告，设法将压变停役检查。

B、电流互感器二次侧开路会使铁芯产生严重饱和现象，磁通的波形发生岐变，并在二次侧感应出很高的电压。因此当发现TA油箱内出现明显的电磁振动声或振动声明显增强时，应考虑其二次回路有开路的可能，并对相应端子箱及有关二次回路进行检查，如发现开路点应立即汇报调度和有关领导，通知有关专业人员前来处理。

（5）避雷器的异常运行

氧化锌避雷器实际上由一组非线性电阻串、并联而成的，在工作电压的作用下会有一定的电流流过，值班人员可从装设于避雷器接地端的泄漏电流表观测到这个电流的量值。避雷器的泄漏电流含有三个分量：一是避雷器在工频电压作用下的电容电流，它是施加于避雷器上的工作电压的函数；二是磁绝缘表面泄漏电流，它与环境及瓷绝缘表面的污秽程度有关，但其数值很小，一般可忽略不计；三是流过避雷器阀片的电阻性电流，它是工作电压（或电场强度）、阀片温度（对可能劣化阀片，还将与电压作用时间有关）的函数。这部分电流是对避雷器进行监测的重要物理量。正常条件下，避雷器工作在额定条件下其泄漏电流值在一很小的范围内波动，一旦阀片由于劣化或受潮，其电阻电流的增加将导致阀片发热。热效应又导致阀片进一步劣化。一旦热平衡破坏，将会出现一个持续升温的过程，直至避雷器爆炸。根据运行经验和一般分析，导致氧化锌避雷器阀片泄漏电流异常增加，一般有以下原因：

①端部压板断裂，密封破坏，潮气和水分渗入，使阀片受潮绝缘下降。

②阀片局部击穿。使未击穿的阀片承受的电压增加，工作点偏离线性段而进入非线性区域，引起电流剧增。

③阀片材质劣化。

当发现避雷器泄漏电流出现明显增长时，应及时报告有关领导和技术人员，会同进行分析确认，并报告有关部门，请求进行带电测试，情况严重时，应提请调度将避雷器停电检查。

500kV变电设备 篇6

【关键词】电气设备；发热故障；处理措施

1.电气设备发热故障

1.1故障情况

铁损发热：铁损是电磁学的专用名词，它是指变压器运行时由于内部的铁芯导致的能量损失。如果出现不合理的设计，不正常的启动运行就会出现铁损发热情况，如果铁芯的质量达不到要求或者绝缘的铁芯之间出现损失情况，则会让局部过热或者短路造成的铁损发热情况，与此同时，如果变压器出现漏磁现象也将导致铁损发热。

电阻损耗发热：我们知道，电力系统的运行中肯定是有电流通过的，而电流的产生又将伴随电阻的发生，时间久了或者电阻大小与预期电阻大小存在差异时就会出现电阻发热现象，不过如果其产生的热功率不是很大的话，不会造成什么重大纰漏和影响。但是电阻间如果因为接触不良而导致电阻与预期计算的电阻不合，此时就会造成电阻发热情形。

漏电发热：由于电压分布的不规律或者异常导致电流增大以致泄露的情形都会引起发热现象。正常情况下，避雷器和绝缘子的高压设备工作时都会有特定的泄露电流情形的发生，但控制在一定范围内是不会出现问题的，可是当这些高压设备出现故障或无法正常工作时，其电压的分布就会受到影响，还会加大电流的大小，由此致使设备表面温度过高引起发热现象。

介质损耗发热：当绝缘介质性能出现故障时，会引起绝缘的介质损耗增大，因此导致介质损耗发热功率增加，设备运行温度升高。主要原因有：固体绝缘材料材质不佳或老化；液体绝缘介质性能劣化、受潮以及化学变化（如绝缘油的受热与氧化）。除了以上列举的发热情形，设备或者电力系统的不合理也会引起发热现象，也要注意对设备进行冷却和散热。

1.2故障处理措施

提高检查质量：在各个环节的检查中要加大设备的检查，完善其检察制度和结构，针对不同的情况作出合理有效的安排，招揽高素质的人才进行审查巡视，将检查人员的作用发挥到最大，加大对各个环节的巡回和管理，严格要求审查人员，严格按照规定进行实施执行。在检查中，会遇到各种各样的情形，有些发热现象可以直接观测到，不用借助其他仪器，所以可以及时有效的对其进行处理。但是有些现象是不能直接用肉眼观察的，此时就需要管理检察人员严格要求自己，摆正自己的工作太多，不能有丝毫的懈怠，将检查的质量提高，及时发现问题及时解决问题。并且特殊情况下，要特殊对待，学会分情况处理问题。这样才可以有效避免甚至杜绝因发热现象带来更重要的问题隐患，减少不必要的损失。

提高维修质量：（1）提高金属质量。注意选用维修时的金属物品，要使用质量上乘的优质产品，性能与载流量等要符合设计的要求，制止劣质产品进入电网系统并进行运行调试。（2）对接触面做好光滑处理。不得使接触面的接头地儿存在任何不平或毛刺的地方，已经发现，要用质量优质的锉刀将其磨平，保持接触免得光洁。但应注意母线加工后的截面减少值；铜质不超过原截面的3%，铝质不超过5%。（3）防治被氧化。因为店里系统的设备常年暴露于空气中 ，由于化学因素在它和大气的接触中会发生氧化现象，这就要求我们对出现的现象进行处理，但是不能盲目运用试剂，应该用导电膏进行防氧化抗氧化处理而不是选择常用的凡士林来增强抵抗。

加强验收环节管理：在验收环节工作的人员一定要坚持立场，有较强的专业素养，严格按照检查的结果说事，要有责任心，制定严格的制度与流程，并且严格按照流程执行工作，不能徇私舞弊，保证电力系统质量。

运用红外检测技术：通过红外成像仪的使用，可以对变电设备进行实时在线监测，发现设备表面的温度出现异常就会提前发出预警信号，然后采取相应的控制处理措施，避免了因为设备出现故障才对其进行维修的缺点，减少了故障发生率，节省了大部分成本。在实际的应用中已经得到了很好的印证，由于其快速准确并且不用接触的特点，在使用的过程中可以及时的发现问题，避免了事故的发生，为电网的稳定运行提供了保障。

2.电流互感器故障

2.1故障情况

电流互感器二次回路开路后，一般会有如下现象：（1）互感器内部出现放电声，交流互感声变大，有振动感；（2）电流回路端子排有烧伤或烧焦现象，同时可嗅到焦糊味；（3）电流表指示异常，功率表示不正确，电能表不转或较正常时转得慢。根据以上象征，可初步判定电流互感器二次回路出現开路。电流互感器二次回路开路后，电流互感器开路后产生的不平衡的电流，可能引起继电保护装置误动或柜动；电流互感器二次开路后，铁芯严重饱和，使温度升高，可能烧坏电流互感器；电流互感器二次开路后，二次侧出现高电压，其峰值可达几千伏，威胁人身安全，或造成仪表，保护装置、互感器二次绝缘损坏。严重时会把二次设备绝缘击穿，损坏设备，另一方面原绕组磁化力使铁芯磁通密度过度增大，可能造成铁芯强烈过热而烧坏电流互感器。

2.2故障处理措施

尽量设法在就近的试验端子上，将电流互感器二次短路，再检查处理开路点，在短接二次回路时，工作人员一定要坚持操作监护制，一人操作，一人监护。与带电设备保持适当的安全距离。操作人员一定要穿绝缘靴，戴绝缘手套和带绝缘把手的工具。禁止在电流互感器与短路点之间的回路上进行任何工作。若是不能自行处理的故障或不能自行查明的故障，应汇报上级，派人检查处理，此时应先将电流互感器二次短路，或转移负荷，将高压侧停电，在进行处理（把开路点恢复为正常回路状态），但是这样会造成非计划停电。

3.电容器故障

3.1故障情况

电力电容器分为串联电容器和并联电容器，它们都改善电力系统的电压质量和提高输电线路的输电能力，是电力系统的重要设备。并联电容器运行中出现的异常现象有：渗漏油；外壳膨胀；电容器温升高；电容器瓷瓶表面闪络放电；异常声响；电容器爆炸等。

3.2故障处理措施

在处理故障电容器前，应先拉开断路器及断路器两侧的隔离开关，然后验电，装设接地线. 由于故障电容器可能发生引线接触不良，内部断线或熔丝熔断等，因此有一部分电荷有可能未放出来，所以在接触故障电容器前，还应戴上绝缘手套，用短路线将故障电容器的两极短接并接地，方可动手拆卸.对双星形接线电容器组的中性线及多个电容器的串联线，还应单独放电。处理时：如电容器外壳渗漏油不严重时，可将渗漏部位除锈，焊接，涂漆。如电容器室的室温高，应改善通风散热条件。发现异常声响，要注意观察和判断，严重时应立即停止运行，更换电容器。

4.结束语

变电设备，作为电网运行的基础设施，对电力系统的重要性不言而喻，若是其中出现了故障，会影响电力质量的供应。如果没有可靠的运行水平和高质量的管理能力，就没有稳定的供电保障，大多数事故都是运行人员操作不当造成的，所以我们要提高运行人员的各项素质，作为处理事故的方法和应变能力，不断提高变电运行的管理水平，保障用电安全。 [科]

【参考文献】

[1]李瑞荣.用户变配电站电气运行技术问答，2012.

[2]李树海.北京市特种作业安全技术培训教材电工，2011.

[3]冯伟，赵李鹏.变电运行中的隐患及解决措施，2010.

[4]陈家斌.电气设备运行维护及故障处理，2011.

500kV变电设备 篇7

变电站高压设备在线监测系统于2009年3月在通辽电业局科尔沁500 k V变电站安装运行。3年来系统运行稳定可靠,在不改变变电站高压设备原有接地及运行方式的情况下,连续监测、记录高压设备绝缘参数及站内环境数据。系统的投运能克服定期维修的盲目性,减少检修次数,降低检修费用,最大限度地延缓检修周期。该系统以国家智能电网指导思想为出发点,以设备的实际运行状况为基础,实行缺陷检修。通过对设备的在线、离线、预试数据的录入和获取,对设备的故障部位、故障程度、发展趋势进行判断和预测,诊断结果可用来进行检修计划的制定和调整。该系统是国内领先的基于变压器油色谱、套管、铁芯、断路器、避雷器的环境在线监测数据及分析管理系统,系统同时具有融合在线监测数据及设备静态数据分析、图形化界面、实时告警、设备缺陷管理和用户权限管理等功能。

1 系统架构设计

本项目选用的新型高压设备在线监测系统设计,采用分层分布式结构:即实现过程层、间隔层、站控层三层技术架构。该系统以设备的实际运行状况为基础,通过对设备的在线、带电测试、离线和预试数据的初步分析,为运行、维护和管理技术人员提供决策依据。

1)过程层包括变压器/电抗器、断路器/GIS、容性设备、氧化锌避雷器及绝缘子等一次设备在线监测装置,实现相关变电设备状态信息自动采集、测量、就地数字化等功能。过程层与间隔层采用现场总线或以太网通信方式。

2)间隔层包括变压器/电抗器综合监测单元、断路器/GIS综合监测单元、容性设备/避雷器综合监测单元,是站内监测装置和站端监测单元数据交互和节点控制装置,实现监测数据的汇集、数据标准化处理、数据通信代理/转发等功能,并具有初步分析(如阀值比较)和预警等功能。间隔层设备具有保存监测数据的能力,在网络失效或站控层退出运行的情况下,仍能独立完成本设备的就地监控功能,且保证数据不丢失。间隔层与站控层采用DL/T860(IEC61850)通信规约。

3)站控层主要由站端监测单元组成,提供人机界面,实现全站在线监测系统的运行控制、通信管理、数据收集、数据处理、数据展示、数据存储、综合分析、故障诊断、监测预警以及标准化数据转发等功能。站端监测单元向上与局端/网省状态检修平台通信,可采用I2通信接口或DL/T860(IEC61850)2种方式,向下与各类综合监测单元通信遵循DL/T860(IEC61850)通信规约,同时实现与站内信息一体化平台的数据通信和信息互动接口。系统体系架构如图1所示。

2 系统功能设计

站端监测单元主要包括九大子系统:用户管理子系统、系统管理子系统、通信管理子系统、缺陷和检修管理子系统、数据管理子系统、告警子系统、数据分析子系统、数据交换子系统、设备管理子系统。

1)用户管理子系统:提供公司维护、部门维护、角色维护、用户维护、资源管理、权限分配、菜单维护等功能。

2)系统管理子系统:系统管理员根据本站的生产管理的特制化需求,管理系统的部门、用户资源。

3)通信管理子系统:负责过程层和间隔层的通信,接收监测装置的监测数据。

4)缺陷和检修管理子系统:提供缺陷和检修管理,以满足站端生产管理的需要,且这些离线数据也将作为数据分析和诊断的重要组成部分。状态检修管理、维修计划管理、缺陷管理提供的功能覆盖缺陷查询、缺陷登记、缺陷审核、缺陷处理、缺陷验收等各个环节。

5)数据管理子系统:包括对实时、历史、缺陷及其试验数据的直观友好的曲线、报表展示,真正做到了全景数据的不同视角展示。展示模块支持显示主变油色谱、主变铁芯、主变局放、主变冷却装置、电流互感器、电压互感器、耦合电容器、避雷器、断路器、隔离开关、GIS局放、SF6微水、蓄电池等监测装置类型的实时采集数据、历史数据和相关的波形数据。

6)告警子系统:基于实时的监测数据直观反映变电站设备的运行状况。告警分为通信告警、实时监测量三级越限告警及第三方系统产生的告警等。告警在主接线图上以颜色的闪动警示管理人员,根据告警,管理人员很方便地跟踪查看及处理告警。

7)数据分析子系统:将设备历次预防性试验数据、运行数据、在线数据进行录入和提取,进行分析和对比,给出设备状态报告、诊断报告及健康评估。

8)数据交换子系统:支持与第三方系统包括局端状态检修平台、第三方监测设备及系统的数据对接,以符合国网规范标准的I2接口或DL/T 860规约,经电力数据通信网与局端状态检修平台通信。

9)设备管理子系统:对各类高压设备基础数据和参数进行维护。

3 系统技术创新点

500 k V变电站高压设备在线监测系统在运行过程中不断完善,系统在传感器、测量方法、总线控制技术、数字化测量、微处理器、抗干扰、数据库、故障诊断、网络技术等方面采用一系列领先技术,确保了系统的先进性、有效性和可靠性,具体体现在以下几方面:

1)系统实现了真正意义上的分层分布式系统结构,完全符合国家电网公司最新的有关规范标准;

2)全数字式、一体化的就地智能监测单元,传感器与信号调理电路、CPU和通信等都集中在智能监测单元,在设备现场连续实时对监测参数就地进行信号转换、采集、处理等;

3)系统基于J2EE实现面向服务SOA架构,保证系统的稳定性和可扩展性,系统完全跨平台,在各种主流的操作系统下均能可靠稳定运行。

4 系统应用成果分析

根据变电站实际运行记录,系统投运3年来,于2009年10月期间发现1号主变铁芯接地异常现象,具体数据曲线表现如图2所示。

从图2可以看出,2009年10月1日–10月15日期间,铁芯接地电流有波动,调取每小时的间隔数据发现,每日夜间数据明显变小(20 m A左右),白天数据基本恢复正常(50 m A左右),后经停电排查,最终锁定铁芯接地电缆回路有破损,存在多点接地情况,经过消缺处理后,10月16日后系统运行正常。

5 结语

通辽电业局科尔沁500 k V变电站高压设备在线监测系统性能稳定可靠,所监测数据真实准确,实时反映了被监测变电设备的绝缘状况和健康水平,为实现变电设备状态检修提供了可靠的运行经验,其实用性在国内同类产品中处于领先水平。系统的应用可实现高压电气设备维护从传统方式向优化决策的转变,为高压设备状态在线监测的变电设备智能管理提供基础数据以及决策依据。

摘要：电力系统中安全稳定运行的高压电气设备是电网可靠供电的基本保证,变电站高压电器设备需要更先进、更直观的监测手段来实现有效的监控和监测。通辽电业局科尔沁500kV变电站应用计算机网络等先进技术对高压设备实现在线监测,几年来系统的应用对运行和维护人员提供了很大的帮助,对提升通辽电业局安全生产管理水平,实现高压设备状态检修,确保设备安全、稳定、可靠运行具有重要意义。

500kV变电设备 篇8

随着互联网、物联网、通信网与电力系统的紧密融合, 分布式电源、储能装置、智能电器等快速发展, 以及云计算、大数据、移动终端等现代信息技术的广泛应用, 传统电网向智能电网的全面升级已成必然。

根据国家电力规划研究中心日前发布《我国中长期发电能力及电力需求发展预测》报告。根据报告, 2020年以前, 我国电力需求年均增速不会低于6%, 到2020年全国需电量将达到8万亿千瓦时左右, 电力装机将达到18亿千瓦左右。为满足未来持续增长的电力需求, 到2020年国内将建成坚强智能电网的计划。

目前国内电力系统变电站已基本实现了二次保护集成系统、电力主回路监测控制系统、通信调度控制系统、故障录波系统、行波测距系统、电网实时监测系统 (PMU) , 已基本实现了主设备的单系统智能化, 但对电气主设备运行环境中的油、气监测还尚未完全实施, 而电气主设备中的主变压器在线监测、500千伏GIS设备局部放电传感器、设备SF6气体泄漏、气体压力传感器、SF6分解气体和GIS设备开关状态传感器等的监测是智能电网实施中的主要采集系统设备, 是实现智能电网的前提和基础条件, 它也是实现状态检修的基本依据。2013年, 云南电网公司在500千伏建塘变电所工程500千伏GIS设备配置了由日本三菱电机生产的智能采集终端 (在线监测系统) , 为500千伏智能化变电站的建设迈出了重要的一步。

1 500千伏GIS设备智能化配置情况

云南500千伏建塘变电站位于迪庆州香格里拉市, 海拔高度约3500m, 500千伏系统采用户内式GIS, 500k V建塘变500k V配电装置系统采用3/2接线, 本期一线一变组成一个完整串。在集中控制室配置了一套集成后台, 通过共同IEC61850协议方式, 集成了变压器油色谱系统、GIS在线监测系统、500千伏及220千伏室内配电室环境监测系统。

智能化系统由局部放电传感器、SF6气体泄漏、气体压力传感器、分解气体和开关状态传感器通过A/D转换器变成数字信号送到就地的监测IED (三菱电机型号ARMS-I) , 开关状态监视装置的信号也送到对应的监测IED。通过以太网将各监测IED的数据送到主IED (三菱电机型号ARMS-II) , 并接入变电站总线, 监测的数据实现共享, 进行设备的远程诊断。复合型传感器将气体压力传感器和分解气体传感器设置在同一个外壳内, 监视SF6的气体状态。

图1为建塘变智能化构成, 安装在GIS上的各种传感器通过监测智能电子设备 (IED) , 将数据传递给主IED来诊断GIS的状态, 诊断结果通过IEC61085向上级服务器发送。

智能化GIS将SF6气体密度及微水、断路器机械特性、局部放电等信息通过配置二次传感元件及智能电子装置 (IED) 实现了设备信息数字化, 设备集成化, 运维高效化 (如图2所示) 。

2 500千伏主变压器设备智能化配置情况

通过采集变压器油中溶解气体H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6和H2O的含量, 并经过处理和分析, 监测主变绕组放电或过热以及变压器内部绝缘受潮等异常情况。

变压器油色谱装置在现场以485通信线与智能控制器进行通信, 并对现场设备进行控制和数据采集;再将智能控制器与吉隆机电后台通过网络连接, 以IEC61850通信协议方式将数据传输给吉隆机电后台, 实现数据的上传 (如图3所示) 。

3 500千伏后台集成系统设备智能化配置情况

变电站后台在线监测与故障诊断系统 (简称集成后台系统) , 遵循IEC61850标准通信协议, 实现对变压器、断路器、GIS、室内GIS环境等设备的综合实时在线监测, 依据获得的电力设备综合状态信息, 通过在线监测各种电力设备的状态参数, 反映设备健康状况, 实现变电站设备状态的在线监测, 同时采用专家分析系统进行科学的诊断和分析, 以及时发现设备运行中的异常征兆, 发出报警, 避免发生设备事故, 并可为设备状态检修提供基础数据;系统投入实际运行后, 可以延长预防性试验的周期, 进而替代预防性试验, 辅助实现变电站设备的故障诊断。

4 智能组件功能简介

4.1 开关合闸相位控制及状态监测智能终端 (SSC)

根据断路器的电气、机械上的特性, 确定最佳的合闸相位以降低对系统的冲击, 减少开关触头的烧损。使用各种修正功能, 正确预测断路器的动作时间、环境修正:应对控制电压、周围温度、驱动压力等环境条件进行修正、停止修正:应对上次动作的经过时间进行修正、动作履历修正:对反映过去的动作结果进行修正。利用VT和CT的频率、开闭状态、控制电压、温度、断路器的驱动压力、断路器的动作时间、动作行程曲线等条件, 对断路器的状态进行综合性的监视 (如表1所示) 。

建塘变中每相操作机构中安装一只开关状态传感器, 共3只, 经安装在LCP内的开关状态监测装置SSC将数据发送至主IED。由于数据量较少, 可以与气体密度监视系统共用一台主IED。通过对检测数据的综合分析, 可以判断开关的状态以便制定相应的运行检修对策。

4.2 监测功能组

SF6气体是一种温室气体, 要限制排放到大气中。按DL/T593.2006以及GB7674-2008, 规定GIS/HGIS的年泄漏率不大于 (小于) 0.5%。该传感器具有应对此管理规格的检测能力, 通过在线监视系统对该传感器的信息进行监视, 尽早检测出SF6气体的缓慢泄漏。建塘变500k V GIS采用每个气室安装一只气体密度传感器, 共9只, 通过就地监测IED将数据发送到主IED, 气体密度监视系统与开关状态监视系统共用一台主IED。

同时, GIS/HGIS长年受使用环境 (天气, 气温) 的影响, 会发生O形密封圈的劣化, 法兰面的生锈等逐渐劣化现象, 法兰面会因此产生微小的缝隙, GIS/HGIS内部装入的高压SF6气体从该缝隙中将以非常缓慢的速度泄漏到大气中。为防止上述问题的发生, 系统配置了SF6气体缓慢泄漏监视系统, 能灵敏的检测出日常巡视检查所发现不到的微小泄漏。

若事故发生时, 该气室内部气压将上升。通过高灵敏度的压力传感器可以检测到各个气室压力的微小变化, 判断事故发生的气室, 并立即输出相关信息。发生接地事故后, 约在10秒以内就能获知事故位置的标定结果, 实时在线监测, 为运行人员准确判断提供依据。

4.3 局部放电传感器

局部放电对设备的危害依次为表面异物>针状电极>浮游金属异物>裂缝>气泡>中间电极, 通过对局部放电的分析, 可以区分不同类型的放电, 按照不同放电类型对设备的危害程度来评估设备的状态。

国家标准的要求:《额定电压72.5k V及以上气体绝缘金属封闭开关设备》 (GB 7674-2008) 中对绝缘试验做出如下要求:推荐252k V及以上GIS现场绝缘试验程序B为:1min工频耐压+局放试验。由于现场环境的影响, 符合GB/T 7354的传统方法往往因为背景噪音过大而无法进行, 因此推荐采用UHF法作为现场测试局放的方法之一。

局部放电测量分为在线式和离线式两种, 采用在线局部放电测量, 无论哪种放电都可以成功检测;而采用离线式测量, 金属异物和表面异物导致的局部放电由于其不稳定性, 可能检测不出来。因此500k V建塘变GIS采用在线局部放电测量方式 (如图5) 。

建塘变500k V GIS采用局部放电传感器分别安装在进线分支母线、中断路器和变压器分支母线处, 共9只。各处的传感器通过就地监测IED将数据发送到主控室的主IED进行数据分析。由于局部放电的数据量很大, 每台监测IED只能带3个传感器, 1台主IED可以带96台监测IED。

因UHF传感器具有最高能检测0.1p C的微小放电性能, CIGRE等国际上推荐的UHF传感器, 500k V建塘变采用最多可同时在线监视此类UHF传感器288个, 可以应对规模较大的GIS设备。通过装有自动辨别局部放电原因的人工智能, 实现对设备的局部放电进行诊断。

运行中, 考虑到GIS/HGIS内部由于内部螺栓的松动、绝缘物的逐渐劣化等各种因素, 引发内部局部放电。通过该系统实施不间断连续监视, 尽早检测出局部放电, 及时采取措施, 防止绝缘击穿导致停电的事故。

4.4 分解气体检测

传感器是由检测电极、固体电解质、对向电极组成的。在检测电极与对向电极之间利用测定量装置外加电压后, 检测电极侧分离出的氟离子 (F-) 从固体电解质中通过流向对向电极。测定该离子移动时产生的电流, 就可以换算出检测电极表面的SF6分解气体 (HF) 的浓度。 (如图6所示)

由于导体置于GIS/HGIS内部, 运行中难以检测出内部的接触状态。特别是接触不良会降低通电性能, 再由于接触电阻的发热, 导体温度的上升 (如图7所示) , 导体的局部融解, 发弧, 会分解出SO2和HF气体, 只要能有效地监测这两种气体就可以判断内部导体的接触状况。由于断路器正常分、合闸操作过程中的电弧也会分解出SO2和HF气体, HF很快就会被吸附剂吸收, 而SO2会存在很长一段时间, 这会影响测量的准确性 (见图8所示) 。

为了防止类似接触不良所引起的接地事故, SF6分解气体传感器是很有效的。采用测量HF气体浓度的方法来判断内部导体的接触状况, 测量的原理见图9。当HF气体产生时, F负离子会通过分解气体监测单元中的固体电解质而产生一个泄露电流, 通过测量泄露电流的大小可以换算出HF气体的浓度。

建塘变500k V GIS每个气室安装一只分解气体传感器, 共9只, 分解气体的产生是一个累积过程, 通过分解气体传感器能够对GIS HGIS通电状态下难以检测出的接触不良进行诊断, 实际运用中, 该项检测采用离线定期监测的方式完全可以准确地判断设备接触状况, 其中分解气体传感器检测界线为0.2ppm (体积比) 。

5 全智能化变电站发展的思考

500kV变电设备 篇9

1 35k V变电检修的内容及方式

电网稳定运行离不开变电设备检修, 实施变电设备检修工作, 才能准确地检查供电设备实际的运行状态, 同时也是保障电力系统稳定供电, 解决供电所带来的问题的关键步骤。在排查电力系统故障之时, 我们可以通过巡查或者是实地检查的方式, 开展电力设备使用状况的问题检查, 并且针对已经存在的问题, 实施技术整改, 从而避免电力故障对供电系统带来不良的影响[1]。在各类变电检修措施的整合之中, 还需要有效的控制设备运行的稳定性与安全性, 在电力事故控制的同时, 开展积极的维护, 以便让电力系统维护更加准确。就35k V变电设备检修而言, 就应该致力于电力系统设备的基本特征, 针对变电检修的实际问题, 提供检修与整改方案, 在电力系统稳定性得以保障的前提下, 确保供电系统本身的供电效率。

电力技术的革新, 使得变电检修工作变得更加高效与轻松。针对35k V变电状态检修, 主要是通过使用状态的研究, 从而对35k V变电系统的实施数据进行监测与分析, 以便满足环境监测前提下对于电力设备的有效干涉。就实际的变电数据分析, 在制定变电计划时, 需要合理的调整与优化其设备的实际使用状况。由于传感器的作用, 供电设备可以进行有效的数据传送, 并且通过计算机模拟的过程来实现有效的设备检修[2]。如35k V变电设备的检修工作, 就可以利用噪声检修、震动检修等方式, 监测其实际的运行工作状态是否合理有效, 同样, 对于35k V供电系统而言, 其供电效益也需要控制在一定的稳定运行范围之内, 才能满足其根本要求。

2 35k V输变电设备雷击事故分析

为了更好地讲述35k V输变电设备的检修, 我们从35k V输变电设备的雷击事故出发, 对其事故经过、初步的分析、问题的查找以及最后的整改做出详细的分析, 希望能够对后续的35k V变电检修有一定的帮助作用。

2.1 故障经过

2012年1月12日, 由于雷雨天气的影响, 在变电站附近先出现了一声雷响, 接着在35k V的高压室之内就传出了“砰砰”的异常声响, 在控制室内的后台机报告35k V线路开关过流的I、II、III出现了保护工作, 进而出现了开关跳闸的现象。当时的值班人员巡视了35k V高压室, 发现有明显的弧光短路的放电痕迹出现在高压开关柜之内, 于是将当时巡视的情况上报给调度所。在调度所指挥下, 变电所组织相关的人员将故障设备隔离, 及时恢复变电所的对外供电。在1月13日, 变电高试一、安监、二次班的有关人员前往故障现场对故障设备进行更细致的检查与测试分析, 希望找到故障的定位所在, 从而及时整改故障。

2.2 初步分析

(1) 定位第一故障点, 根据后台机上锁的数据分析, 在35k V线路开关的过流I段上出现了保护动作, 这就表明在线路上存在故障点, 考虑到出现故障之时, 在其附近存在雷电现象, 而在其同杆架设的铁塔都有架空地线对其实施保护, 所以初步判断:在距离35k V架空地线之外的某一处就是故障的第一点, 当时发生的直击雷现象造成了线路相间击穿。

(2) 定位第二故障点, 由于直击雷所造成的线路相间击穿, 通过线路, 行波侵入到变电站之内, 其35k V线路开关过流I出现了保护动作跳闸, 在开关分闸出的共频电压与大气过电压相互的叠加, 出现开关瓷瓶拉弧导通的现象出现 (这一情况导致II与III段继续启动) , 另外出现了对地放电, 就形成了谐振并且出现了三相的对地短路, 这时就对开关动作跳闸进行冲击, 出现电弧熄灭的情况。整个弧光短路共持续了2s的时间, 也就是开关动作出现的延时。所以判定本次出现的故障为直击雷造成的相间短路, 通过线路, 雷电行波侵入到变电站内部, 导致开关损坏。

2.3 存在的问题

对于110k V变电站的35k V配电装置的防雷设施, 开关间隔的保护装置都选择了相应的过电压组合电器, 通过对厂家过电压组合电器使用说明书的了解, 本装置主要是用于相间操作过电压的防止, 同时也附带有防雷功效。

2.4 整改意见

2.4.1 管理方面, 在管理方面则应该做到, 第一, 做好设备选型、设计审查以及工程验收关卡的把握, 尤其是要监督避雷器的质量。

第二, 做好继电保护的“四查”工作, 严格禁止出现保护拒动的现象发生。第三, 对于避雷器的泄漏电流需要变电运行人员每天进行检查, 并且做好一一的记录 (主要是利用在线的检测表进行记录) , 线路运行检修人员在定期的巡查以及雷电灾害现象发生后, 通过避雷器泄漏电流的记录, 就可以开展横向与纵向两个方面的比较, 这样才能确保避雷器正常的运行。第四, 对于该区域历年以来的雷云走向、雷电发展以及设备的实际运行等情况做好详细的记录分析, 并且通过资料的积累, 针对系统防雷的薄弱环节以及雷电活动的实际规律, 从而针对性地防范雷电带来的灾害[5]。

2.4.2 技术方面, 第一, 35k V线路。

在变电站进线1~2km加装接地线, 限制雷电波侵入变电站, 防止雷击损坏变电站内设备, 缺点是易使线路遭受反击。第二, 35k V变电站。在长期备用的35k V出线线路侧加装避雷器, 防止雷击损坏变电站设备。第三, 低压侧安装避雷器。为有效限制正变换过电压, 可在低压侧 (10k V线路在变压器、电容器、开关两侧、电缆两端) 安装避雷器, 防止雷击损坏其他电气设备。一旦雷击低压线路或低压线路有感应过电压时能起到保护作用, 同时还能有效限制低压线圈两端的过电压值, 保护配电变压器高、低压线圈的绝缘, 防雷效果十分显著。通过上述技术措施与管理措施的运用, 对于雷电行波强度的消减应该尽可能从线路的两端进行, 这样就可以减少变电站因为行波的侵入而出现设备损坏的事件发生, 同时, 这样也可以确保设备安全、可靠的运行。

3 结束语

随着科学技术的进步与发展, 在变电检修中逐渐开始利用各种新技术。因此, 在35k V变电检修时, 应当合理地运用所有的检修方法, 不断地提高变电检修技术水平, 确保35k V变电检修质量不会受到任何影响。

参考文献

[1]张云英.分析35k V变电运行管理的要点[J].科技与企业, 2015, 1:62.

[2]王向伟.基于35k V以下变电检修的探究[J].电子测试, 2014, S2:175-177.

500kV变电设备 篇10

关键词：220kV变电站,110kV设备改造,施工,分析

变电站设备改造是一项十分重要的工作, 如何进行设计优化, 提高设备的可靠性, 降低改造成本, 在有限的改造资金下实现更完善的变电站综合自动化改造, 尽快向“无人值班”变电所靠近。任何变电站经过一定时期后, 设备不可避免要出现绝缘老化, 设备陈旧, 设备故障率上升, 安全稳定性下降, 同时也存在不适应新的实际需要的情况。随着科学技术的不断发展, 新设备和新技术的应用不断广泛, 旧设备不断被新设备所淘汰, 也是时代发展的趋势。所以变电站每隔一定时期后, 都要进行设备改造。要怎样才确保改造质量, 既符合现代需要, 又满足各项指标, 使变电站各项设备都成为性能优良、可靠性强、自动化水平高。

1 施工设计方案的考虑

220k V变电站大多采用双母线带旁路的接线方式, 配电装置采用普通中型布置;110k V采用双母带旁路线的接线方式, 配电装置采用双列半高型布置, Ⅰ段及Ⅱ段母线与旁路母线、母线主设备为上下2层布置, 布置和接线较为复杂, 特别是母线侧隔离开关布置在10m以上的高台上, 机构操作杆太长, 增加了现场操作的难度和危险性, 给运行人员的设备巡视和维护带来一定的安全隐患。影响以后电力工程的建设和电力规划的发展。110k V设备区改造设计方案的优劣、改造过程的转接电方案可靠与否, 以及设备安装施工质量的好坏都至关重要。

将110k V设备区改造成紧凑型布置的封闭式GIS设备成为了首选的改造方案。, 根据标准化设计要求对电气接线方式稍作改变, 即取消旁路, 将原来双母线带旁路的接线方式改为双母线带母联的接线方式。本期工程无需全部安装备用间隔设备, 但考虑到以后扩建的方便, 需安装备用间隔的母线刀闸。由于110k V设备区无法再进行新间隔的扩建, 因此选用紧凑型布置的封闭式SF6 GIS设备。而且, 考虑到尽量缩短施工时间和保证设备安装时间的可控性和稳定性, 设备首选室内布置方式。

2 施工过程的控制分析

2.1 110k V设备拆除期间的问题

在旧110k V设备拆除期间, GIS新设备投产之前, 如何最大限度地保持110k V线路之间的联络显得尤为重要。新建GIS设备配电装置楼要建设在拆除远离进站大门的#2主变的110k V主变间隔、4个110k V出线间隔、母联间隔的位置上, 考虑到共用构架及保持施工与运行设备的安全距离问题, 旁路间隔仅拆除连线停用设备, 不拆除设备及构支架。

2.2 GIS设备安装

SF6 GIS设备 (气体绝缘组合电器) 是将变电站内一次设备, 包括断路器、隔离开关、检修开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、电缆终端、进出线套管等组合为一个封闭整体, 它占地面积小, 检修维护少, 是较理想的一次设备, 但其对施工工艺的各个方面要求极为严格, 每一环节和小项都必须认真细致进行, 任何一个微小的疏忽, 都有可能造成极为严重的后果。

(1) 土建工程的施工。土建工程开工之前要与电气专业做好充分的技术衔接, 做好相应的预留孔和预埋管, 保证土建施工的一步到位, 避免电气施工时的重复返工。而且, 土建工作必须全部结束, 包括楼房的地面、墙面、预埋管、开孔、门窗等工作应全部完成, 附属设施如吊车、照明、通风等也要全部安装完毕, 配电楼附近的电缆沟和构支架都应该修建完成和安装好, 以确保GIS设备安装期间良好的洁净度不受影响。土建工程结束后GIS设备安装前, 土建和电气专业必须进行严格的交接验收工作, 确保所有土建及涉及电气专业的土建工作全部完成, 如未完成必须先完成并在条件允许的条件下才能进行电气安装工程, 切不可土建工程与电气工程同时施工。

(2) 严格控制GIS设备安装的洁净度。保证清洁度是GIS总装和现场安装最重要的任务, 安装前应将作业区内的杂物、尘土清扫干净, 并用水冲洗场地, 使工作面洁净无灰尘, 洁净度小于0.03mg/cm2, 环境温度在-5~40℃之间, 湿度不大于80%。

元件装配前首先进行以下检查:瓷件无裂纹, 绝缘件无受潮、变形、剥落及破损, 元件的接线端子、插件、清洁、无锈蚀, 各分隔气室的压力值和含水量应符合产品的技术规定, 密度继电器、压力表应经检验合格。清点附件、备件、规格符合设计要求。

(3) 安装的质量控制。对GIS罐体法兰与盆式绝缘子的联接, 罐内导体与绝缘件的联接应使用力矩扳手紧固螺栓, 避免螺栓紧固过度或不足, 对于竖直安装的盆式绝缘子, 紧固螺栓时应该遵循左、右、上、下有顺序地中心对称紧固的原则。当拧紧2个以上螺栓时, 螺栓不能一次拧紧, 应反复多次拧紧, 具体的安装细节按照厂家说明书详细规定进行。

设备密封。GIS设备的漏气点主要有以下部位:管道焊缝、动触头的拉杆密封部位、法兰交接面、套管与法兰的密封部位、阀门、密度继电器等。在各部元件连接前, 除去盆式绝缘子的保护罩, 并用无毛纸蘸丙酮仔细擦洗盆式绝缘子表面及内嵌导体的表面, 以保证其连接的密封及导体的可靠接触, 并装上密封圈。密封圈的安装, 先拆下密封面的保护罩, 检查密封面和密封槽的表面粗糙度是否有磕碰损伤。如果是轻微损伤, 用1000号细砂纸或油石仔细打磨。如果情况严重, 必须更换新件。检查密封圈有无制造质量问题, 如果有变形、开裂、损伤等现象, 必须更换。因此, GIS设备充气后应进行严格泄漏检测, 以消除隐患, 保证设备安全运行。

温度补偿型伸缩节的调整。有时GIS设备安装时达到平衡, 但因安装基础不平或安装孔距超差造成的误差需调整伸缩节。因此, 要提前按厂方或设计单位提供GIS安装基础图纸, 严格检查GIS安装基础建造是否符合图纸要求, 并做好各基础测量点的标高记录, 严格控制GIS与主变压器联接的伸缩节的调节量不超过±10mm (包括高度与水平方向) , 因此, 基础基准点的选择是否合理至关重要。水平偏差应小于3mm, 并在地面上对安装点进行标识, 做好记录。

SF6气体含水量的控制。SF6气体中水分造成的危害一方面是高温下发生化学反应产生HF6等腐蚀性的剧毒物, 另一方面使绝缘件表面出现凝露降低绝缘性能, 产生放电。GIS设备充气前抽真空是控制SF6含水量的重要保证措施, 它不仅能减少SF6气体本身的水分, 也减少了罐内其他物质内所含的水分。充入六氟化硫气体之前, 应先检查六氟化硫气瓶里的水分, 其水分含量应小于8×10-6。

充气24h后再做微水试验, CB气室应小于150×10-6, 其他气塞应小于250×10-6, 经微水合格24h后再用检漏仪检漏。

3 结论

要顺利完成一个运行中的220k V变电站110k V设备的改造, 除了要具有一个科学合理的设计方案外, 还要保持过渡期间电网的安全可靠运行, 做好相关的事故预想, 同时还要控制好GIS设备安装的质量, 加强GIS设备在生产及安装各环节的管理, 这样才能真正保证改造工程的顺利进行。

参考文献

[1]水利电力部西北电力设计院.电力工程电气设计手册 (电气一次部分) [M].北京:中国电力出版社.

[2]冯世岗, 高瑞斌, 郭晓玉, 等.调度综合自动化管理信息系统的研究与实现[J].电力系统通信, 2006 (7) .