10kV母线桥（精选九篇）
10kV母线桥 篇1
根据现场调查,正常运行过程中大电流母线桥的工作噪声主要为电磁噪声和通风噪声。本文研究了母线桥噪声的产生机理,并提出合理的降噪措施。
1 10 kV母线桥系统结构
母线桥系统主要由箱体、三相母线排、环氧树脂绝缘金具及各种支撑构件组成。为便于安装和拆卸,箱体各部分均由铁质封板拼接而成,板与板之间用螺栓连接,箱体封板及其他支撑用板件如角铁、槽板等的厚度均为2.5 mm。箱体理论上应开有百叶窗形式的散热通风口。母线的断面为矩形,材质为铜,尺寸为100 mm×10 mm。由于电线桥传输的电流经常达到几千安培以上,每相母线均为双层,并由绝缘金具支撑。
2 10 kV母线桥系统噪声产生原因分析
母线桥的噪声包括电磁噪声和通风噪声。封闭母线桥大多采取自冷方式,通风噪声比电磁噪声要小得多,因此电磁噪声是母线桥系统中最主要的噪声类型。大电流母线桥周围强大的交变电磁场使母线与母线之间以及母线与箱体之间产生周期变化的电磁力,电磁力使得母线桥结构振动,并由箱体封板向外辐射噪声。
下面以淄博供电公司某110 kV变电站10 kV母线桥为例,具体分析母线桥噪声产生的原因。
1)由于母线桥箱体为薄铁板封装而成,面积大、内阻尼小、刚度差,母线桥箱体盖板上的紧固螺栓过少,使箱体盖板在电磁力的作用下与箱体的边缘进行碰撞,振动强烈,从而引起了机械噪声。箱体各个封板的振动情况不一,其中桥端侧板的振动相对剧烈。母线桥箱体噪声处理前,立面密封盖板只有6个螺栓固定,存在箱体密封不紧,盖板相互碰撞易产生噪声。
2)由于母线桥距离过长,在箱体上可以安装绝缘支柱的位置又过于稀少,致使母线桥在2个绝缘支柱之间的部分过长,而这些过长的部分容易在电磁力的作用下,相互吸引发生振动。
3)一般发出噪声比较大的母线桥,所承载的主母线都是双母线。当有电流流过时,由于是双母线,所以总电流就等于两根母线流过的电流之和;由于是交流电,两条母线之间的吸引力是周期性变化的,因此母线桥发生振动,产生噪声。而异相母线发出的噪声要比同相母线发出的噪声小得多。由于母线桥箱体和母线桥箱盖距母线距离更远,所以发出的噪声会更小。因此,母线桥所发出的噪声主要来自同相两根母线的相互引力。
4)经过检查发现在用电负荷大时,母线电流急剧增加,并且在用电高峰时发出的噪声要比用电负荷小时大很多。例如,某变压器间隔开关柜的额定电流是3 150 A,在中午用电高峰期时,用电负荷比较大,此时母线桥承载的电流A相达到了2 429.08 A,C相达到了2 424.32 A,这时母线桥发出的噪声比较大。
5)通风噪声。由于母线桥的密封性比较好,当流过母线的电流较大时,母线发热量较大,引起箱体内气体对流强烈而产生的微风振动;同时,这也是母线桥所产生的热量来源,如果过多的热量得不到散发,从而引起母线桥箱体温度过高。
6)如果母线的长度太长,那么作用在母线铜排之间的相互作用力就过大,也是引起母线桥噪声的关键因素。
综上所述,导致母线桥产生噪声的主要原因可以归结成3点:①交变电流通过时产生的交变电动力引起的母线和箱体的振动;②大电流母线桥中发热量较大,引起母线桥箱体内气体对流强烈而产生的微风振动;③母线桥系统中的导磁部分在较强的交变磁场中磁滞伸缩引起的振动。
3 防止母线桥产生噪声的改造措施
1)在母线桥箱体封板原有的6个螺栓的基础上,又增加了6个螺栓,平均分布在封板的边角。为防止箱体内过高温度的上升,在立面箱体及顶部封板增加了百叶窗,这不仅因冲压形式的百叶窗使箱体的平薄板结构有了断面突变,提高了结构刚度,而且增开百叶窗后从母线桥内泄漏到外部空间的磁场增加,母线桥内部磁场能量减小,从而使得箱体各板上的电磁力相应减小,从而降低箱体各板间噪声。为尽可能降低噪声,在封板与箱体间还添加了绝缘垫,一方面可防止磁路的产生,尽可能地减弱箱体间的电磁场强度,从而降低作用力;另一方面可起到隔声降噪的作用。改造后的母线桥箱体立面封盖板布局如图1所示。
2)为防止母线太长产生的巨大相互作用力,首先在立面方向增加固定母线金具的数量,使母线的跨度减小。另外,在箱体外侧焊接更多的角铁,分别用绝缘支柱固定支撑。三相母线支柱使用一种特殊的双层母线夹具,用两个M12的螺栓,将母线夹把两层母线夹紧,这样两层母线就不会因为相互交变的吸引力而发生上下振动,从而降低噪声。安装过程中追加两组固定支撑母线支柱如图2所示。
3)由于变压器间隔箱体过高,在穿越箱体的当中需要母线套管,而原来运行中使用的母线套管(见图3),中间有间隔,母线从其中穿过的散热效果不佳,长时间大电流运行箱体温度会偏高。为提升散热效果,新更换了母线套管(见图4)有利于热量从百叶窗散发,达到了箱体降温的效果,减少了箱体内气体因受热产生对流的振动。
4 结语
本文分析了变电站10 kV母线桥的噪声情况和产生噪声的主要原因。针对这些原因,采取了改造措施。通过对变电站10 kV母线桥的改造实践的验证,取得了良好的降低噪声的效果。
摘要：大电流母线桥在正常运行中,普遍存在较大噪声的问题。从10 kV母线桥系统的结构入手,分析了10 kV母线桥噪声产生的原因,并制订了相应的改造措施。所提出的对问题的分析思路和改造措施,可对工作中类似问题的处理提供参考。
关键词：10 kV母线桥,噪声,箱体结构
参考文献
[1]许莎,金先龙,庞峰.低压母线系统振动与声辐射特性分析[J].振动与冲击,2007,23(5):95-98.
[2]马有粮.关于消除母线桥噪音的探讨[J].建筑电气, 2003(4):35-36.
10kV母线桥 篇2
10kV开关柜安装方案
二○一三年十二月
批准：
审核：
编写：
年 年年
日月 日月 日
月
一、施工任务 1.1设备概况：
10kV中心配电室 I、II段开关柜共13面，现以投入运行；10kV I、II段各一面开关柜共2面，为本次新上设次备。主母线均采用封闭式母线室。1.2施工内容：
本次安装过程中需要将I段1#开关柜（运行设备）与14#开关柜（新上设备），II段13#开关柜（运行设备）与15#开关柜（新上）并柜和安装联络母线及二次小母线，要将1#开关柜、13#开关柜侧柜板拆除和1#开关柜、13#开关柜后柜门及母线室盖板。
二、组织措施 2.1计划施工日期
第一天10kVI段早晨8：00至当日晚18:00；第二天10kV段早晨8：00至当日晚18:00 2.2施工方式
10kV中心配电室采用分段分时停电，第一天10kVI段停电II段正常供电，将I段14#开关柜（新上设备）安装完成并入10kVI段后正常供电，第二天10kVII段停电I段正常供电，将II段15#开关柜（新上设备）安装完成并入10kVII后正常供电。2.3施工人员 工作负责人： 安全员： 工作班成员：
2.4施工人员职责 2.4.1 工作负责人职责：
严格按照施工技术措施要求布置现场、组织好施工，有针对性的进行技术交底工作，不随意改变施工方案及要求，同时督促他人按安全技术措施施工。遇有特殊问题，不擅自作主，应及时报告项目部妥善处理。2.4.2安全员职责：
安全员对本作业点安全施工（生产）负监督、监察、监护、检查的职责。1.认真宣读安全工作票，并监督执行，与工作负责人密切配合，共同搞好现场安全、文明施工。
2.负责监督检查现场总体布置应和施工技术措施相一致，监督作业人员对机械、设备、工器具在使用前进行认真检查。3.督促工作人员正确使用安全防护用品、用具。
4.坚决制止违章指挥、违章作业和违反劳动纪律的行为，遇有严重不安全情况时，有权命令先行停止施工（生产），对违章人员有权采取罚款措施，劝阻不听者，有权暂停其工作，并将情况及时报告班长解决。2.4.3工作班成员：
1.认真学习有关安全健康与环境保护的规程、规定、制度和措施，自觉遵章守纪，不违章作业。
2.作业前检查工作场所，做好安全防护措施，以确保不伤害自己、不伤害他人、不被他人伤害。作业中自觉遵守有关安全施工与环境保护的规定，严格按安全操作规程及安全施工措施施工。下班前及时清扫整理作业场所，做到工完、料净、场地清。
3.施工中发现不安全问题应妥善处理或向上级报告。对无安全施工措施和未经安全交底的施工项目，有权拒绝施工并可越级报告。有权制止他人违章；有权拒绝违章指挥；对危害生命安全和健康的行为，有权提出批评、检举和控告。
4.正确使用、精心维护和保管好所使用的工器具及劳动防护用品、用具，并且使用前进行可靠性检查。
5.不操作自己不熟悉的或非专业使用的机械设备及工器具。
6.在施工前及施工过程中，对施工场所要进行认真检查，做好安全措施，以确保个人施工安全和不影响他人的安全作业。对设有安全警告标志的危险场所（区域）不得随意进入。
7.正确使用与爱护安全设施，未经安全员批准，不得拆除或挪用安全设施。
三、技术措施 3.1、施工准备
3.1.1、安装负责人对安装高压开关柜所用的材料、工器具进行检查并登记编号，现场领用手续齐全，收工时，对原登记的材料、工器具进行清点，不得短缺遗漏。3.1.2、施工现场用隔离带分隔，不准闲杂人员进入，确保施工安全。3.1.3、施工人员应熟悉了解10kV高压开关柜安装的技术文件，有关规程。3.1.4、会同监理工程师、土建专业技术人员检查基础槽钢。3.1.4.1屏柜型刚基础水平误差<1mm/m，全长水平误差<2mm。3.1.4.2屏柜型刚基础不直度误差<1mm/m，全长不直度误差<5mm。3.1.4.3屏柜位置型钢基础误差及不平行度全长<5mm。3.1.4.4屏柜型钢与主接地网连接牢靠。
3.2标准化作业要求
3.2.1 高压开关柜设备的检查
3.2.1.1 高压开关柜设备运到现场后的检查应符合下列要求：
1、包装应无残损.2、所有元件、附件、备件及专用工器具应齐全，无损伤变形及锈蚀。
3、瓷体及绝缘体应无裂纹和破损。
5、出厂证件及技术资料齐全。
3.2.1.2 高压开关柜设备装配前，应进行下列检查：
1、高压开关柜设备的所有元件应完整无损。
2、瓷件应无裂纹，绝缘件应无受潮，变形、剥落及破损。
3、高压开关柜元件的接线端子，插接件及载流部分应光洁，无锈蚀现象。
4、各元件的紧固螺栓应齐全，无松动。
5、母线和母线筒内壁应平整无毛刺。3.3、屏柜就位、固定
3.3.1进行保护。户内运输宜采用液压铲车或专用小车等机械。3.3.2相邻柜间连接螺栓紧固力矩应符合规范要求。
3.3.3柜顶部误差<5mm，柜面误差应满足相邻两盘边<1mm，成列盘面<5mm，盘（柜）间接缝<2mm。
3.3.4柜体安装牢固，外观完好，无损伤，内部电器元件固定牢固。
3.3.5、装配工作应在空气相对湿度小于80%的条件下进行，并采取防尘、防潮措施。
3.3.6、应按制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。
3.3.7、母线筒应清洁、完好。3.3.8、所用吸附剂应按规定定期更换。
四、质量通病防治施工措施
1、屏、柜安装要牢固可靠，主控制屏、继电保护屏和自动装置屏等应采用螺栓固定，不得与基础型刚焊死。安装后端子箱立面应保持在一条直线上。
2、电缆较多的屏柜接地母线的长度及其接地螺孔宜适当增加，以保证一个接地螺栓上安装不超过2个接地线鼻的要求。
3、配电、控制、保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架和底座应接地或接零。防治措施
1、主控制屏、继电保护屏和自动装置屏等应采用螺栓固定。
2、接地螺栓上安装不超过2个接地线鼻的要求。
3、配电、控制、保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架和底座全部接地。
五、安全措施
5.1开关柜在拆箱时，必须将箱板等杂物清理干净，以免阻碍通道或钉子扎脚。5.2移动开关柜时，必须有足够的人力，统一指挥，防止倾倒伤人，狭窄处要防止挤手。
5.3开关柜就位时，不可将手伸入柜底，多面开关柜并列时要防止挤手。5.4对重心偏移严重的屏柜，在未安装好以前，必须有防止倾倒的措施。5.5施工现场使用电焊机等电气设备时，必须设独立三级电源箱控制，并由专人接拆电源，每天工作结束后，必须断开电源，将电气设备收回材料库房保存。5.6施工现场孔洞及未盖盖板的电缆沟较多，施工人员必须搭设专门的施工过道、过桥，以防止摔倒伤人。
5.7现场使用撬杠开箱及就位时，必须找准合适的着力点，防止撬杠滑脱损坏设备及伤人。
5.8现场使用梯子时，必须使梯脚搁置牢固，梯子上端与开关柜搭靠稳固，并且使用绝缘梯。
5.9现场焊接作业时要保证有足够通风，防止焊接的烟气和高温熏烤室内施工结束的土建成果及伤害施工人员。5.10 14#柜施工时的安全措施
5.10.1将母联隔离柜及母联分段柜断路器手车拉至实验位置。5.10.2将10kVI段所有运行柜断路器及PT手车拉至试验位置。5.10.3断开10kVI段二次小母线电源。
5.10.4对10kVI段母线进行验电并挂设一组接地线。5.11 15#柜施工时的安全措施
5.11.1将母联隔离柜及母联分段柜断路器手车拉至实验位置。5.11.2将10kV II段所有运行柜断路器及PT手车拉至试验位置。5.11.3断开10kV II段二次小母线电源。
10kV母线桥 篇3
关键词：电量平衡；运行方式；负荷分流
根据基尔霍夫电流定律，电路中流入任意一节点（断面）的电流之和必然等于流出该节点（断面）的电流之和，即任意节点（断面）的电流代数和必然为零，也就是说在电路中任意节点或断面能量保持守恒。实际运行中，由于母线电阻热效应和电晕效应，母线上也会消耗一定的电能。因此，母线电量并不是完全平衡的。根据运行经验，不同电压等级下母线电量不平衡率在以下是合格的：
220kV及以上电压等级不大于±1%；
110kV及以下电压等级不大于±2%。
1 故障情况
某变电站运行人员向计量中心反映，近1个月以来该站10kV母线电量平衡率均在90%以下，不平衡率远大于2%，达不到供电局对变电站母线平衡率的考核要求。计量人员现场查看该变电站运行方式为：1号、2号主变并列运行，110kV侧Ⅰ、Ⅱ段母线分段运行，10kV侧Ⅰ、Ⅱ段母线并列运行。
2 问题分析
造成变电站母线电量不平衡的原因有很多种，大体通过以下方面进行分析查找：
（1）依次对该变电站10kV主变和Ⅰ、Ⅱ段母线各出线电能表进行现场校验，电能表误差均在合格范围内。
（2）查看电能表更换记录，确定近2个月计量所是否对该变电站10kV线路和主变的电能表进行更换，是否发生电能表底码传递错误。
（3）经过询问该变电站运行值班人员，了解到运行人员在对10kV主变电能表和Ⅰ、Ⅱ段配电室各间隔电能表进行电量抄录时，采用的是2人同时进行抄表，这样就杜绝了由于抄表时间不同步，造成电量出现差异的可能。
（4）把周电量报表上的倍率和计量装置运行台帐上电流、电压互感器变比进行核对，报表和台帐上的倍率一致，为了进一步核验倍率是否有误，计量人员用钳型电流表测出10kV 各间隔出线二次电流，然后再对照计量表屏上各电流表显示的一次电流，结果显示电流互感器变比没有错误。
（5）由于10kV主变和各出线无法停电，所以不能对各间隔电流互感器和电压互感器进行现场检定，经查阅2010年至2012年该变电站10kVⅠ、Ⅱ段各间隔出线互感器周期检定原始记录，各间隔互感器的误差均在合格范围内，所以在运行中的10kV各间隔电流、电压互感器误差合格。
（6）经查阅该变电站近2个月的设备运行记录和巡视记录，得知该变电站设备运行正常，未发生过因为母线瓷瓶或电气设备绝缘水平低、泄漏电流增大引起的母线接地故障。
（7）根据DL/T448-2000规程规定，Ⅰ、Ⅱ类用于贸易结算用电能计量装置中电压互感器二次压降应不大于其额定二次电压的±0.2%，其它类电能计量装置电压互感器二次压降应不大于其额定二次电压的±0.5%，对10kV主变和Ⅰ、Ⅱ段各间隔出线运行中的电压互感器进行二次压降测试，各间隔二次压降均在合格范围内，不会影响母线电量不平衡。
（8）通过对10kV主变和各出线间隔电能表进行相量测试，看出各间隔电能表接线正确。
（9）计量人员把近1个月抄见电量进行对比，未出现电量多抄或少抄现象，抄录数据正确无误。
（10）由于计算出的母线电量不平衡率为正，即：进母线电量多于出母线电量：（501主变电量+502主变电量）大于各出线间隔电量之和，说明并没有由于负荷降低使得主变电流互感器变比过大造成漏计电量现象。
（11）该变电站1号、2号主变运行方式如图1所示：110kV侧Ⅰ、Ⅱ段母线采用分段运行方式，10kV侧Ⅰ、Ⅱ段母线采用并列运行方式。
（12）从该变电站1号、2号主变技术参数中了解到，1号主变容量S1e=50000kVA，2号主变容量S2e=31500kVA；高压-低压短路阻抗1号主变UId（%）=18，2 号主变U2d（%）=17.2。2 月8日～3月12日1号、2号主变10kV侧和110kV侧抄见电量统计见表1。
从表1可以看出2号主变110kVⅡ段负荷一直太重，其承担的负荷反而比1号主变多很多，这与理论的负荷分配情况相反。对502主变电能表进行现场校验时发现该电能表的电流Ia、Ic均为反向电流，502 2号主变相量图如图2所示。
用钳型电流表现场测得502主变电能表电流Ia、Ic均为反向电流，Ia=Ic=-0.226 A，此时主控室保护屏上的电流表显示502主变一次电流为0 A，该电流表为单方向电流表，可以进一步说明502电能表二次电流为反向电流，所以判定有反向电量流入2号主变。由此确定该变电站10kV母线电量不平衡是由于2台并列运行的主变110kVⅠ、Ⅱ段母线分段运行，10kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行，由于2号主变额定容量较小，而实际中110 kVⅡ段负荷远大于Ⅰ段负荷，造成负荷分配不均，2号主变的反向电流由10kV母线倒送过来，流入110kVⅡ段母线，使2台主变之间产生环流，这直接影响到10kV母线电量平衡率。
3 解决措施及可行性分析
3.1 改变运行方式
（1）闭合110kV侧母联开关300，使110 kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行。如果2台主变110kV侧并列运行，短路电流较大，所以110kV侧母线上的出线开关不能选用轻型开关，根据变电站提供的短路电流计算表可知，各出线开关短路电流较小，所以闭合110 kV 侧母联开关300不可行。
（2）利用313旁路转移一部分负荷至110kVⅠ段母线上。由于近期正好处在供电局春季检修期间，所以313旁路不能长时间带电，因此利用313旁路转移负荷不可行。
（3）断开10kV侧母联开关500，使10kVⅠ、Ⅱ段母线分段运行。由于该变电站10kV母线带有电铁负荷，该条线路是铁路信号电源，除此之外还带有10多家大工业用户，为提高供电可靠性和安全性，必须将Ⅰ、Ⅱ段母线并列运行，因此断开500母联开关不可行。
3.2 更换电能表，计量502电能表反向电量
计量所将该变电站502电能表更换为多功能双向计量电能表，取代了原有有功无功组合表。在计算10kV母线平衡率时，抄录502电能表反向电量计入10kV出母线电量中。更换电能表后跟踪统计10kV母线电量不平衡率均在±2%以内，达到规程要求，同时满足供电局对母线电量平衡率考核要求。
根据流入2号主变的电量等于流出2号主变的电量加上变损，验证2号主变高、中、低压三侧电量，满足公式：102正向电量+502反向电量=302正向电量+502正向电量+变损。（由于2 号主变高压侧没有装表，所以102主变电量是由110kVⅡ段母线电量推算出来的，变损忽略不计），说明502电能表反向电量流入2号主变内。
采用转移负荷的方法，将110kVII段母线上部分负荷倒至110kVI段母线，使主变负荷分配更加合理，便于运行管理。更换502电能表为正、反向计量电能表后，虽然能准确计算出10 kV 母线电量平衡率，但考虑到主变潮流分布，建议供电局最优方案是尽快将110kVII段母线上的部分负荷转移至110kVI段母线上。
4 结束语
10kV母线桥 篇4
1 运行方式
1.1 双主变运行
内桥接线变电站接线图如图1所示, 当主变无工作, 且进线无故障未退出运行情况下, 内桥接线变电站有两种运行方式:第一种是进线A接110 k VⅠ段母线运行, 进线B接110 k VⅡ段母线热备用, 110 k V母分运行, 110 k V线路备自投投入 (进线B运行, 进线A热备用, 110 k V母分运行, 110 k V线路备自投投入的运行方式情况相同) 。第二种是进线A接110 k VⅠ段母线运行, 进线B接110 k VⅡ段母线运行, 110 k V母分热备用, 110 k V母分备自投投入。
1.2 单主变运行
当110 k 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站负荷, 另一回进线开口热备用, 110 k V备自投装置投入的方式。当1号主变运行, 2号主变停役检修时, 有两种运行方式:第一种是进线A接110 k VⅠ段母线运行, 进线B接110 k VⅡ段母线热备用, 110 k V母分运行, 110 k V进线备自投投入。第二种是进线A接110 k VⅠ段母线热备用, 进线B接110 k VⅡ段母线运行, 110 k V母分运行, 110 k V线路备自投投入。
2 母线故障后保护动作情况
2.1 运行方式一
进线A运行, 进线B热备用, 110 k V母分运行, 110k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 进线B线路有压, 110 k V线路备自投充电。
(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开进线A断路器、110 k V母分断路器及1号主变低压侧断路器, 因110 k VⅠ, Ⅱ段母线失压, 进线A无流, 进线B有压, 110 k V备自投动作合上进线B断路器, 保证对2号主变的供电。
(2) 当110 k VⅡ段母线故障时, 2号主变差动保护动作, 跳开进线B断路器、110 k V母分断路器及2号主变低压侧断路器, 此时110 k VⅠ段母线有压, 110 k V备自投不动作, 保持由1号主变供全站负荷。
2.2 运行方式二
进线A运行, 进线B运行, 110 k V母分断路器热备用, 110 k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 110 k V母分备自投充电。
(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开进线A断路器及1号主变低压侧断路器, 并闭锁110 k V母分备自投装置, 由2号主变供低压侧全站负荷。
(2) 110 k VⅡ段母线故障时同上。
2.3 运行方式三
当2号主变停役检修时, 2号主变保护跳110 k V母分断路器及进线B断路器的跳闸压板已取下。进线A运行, 进线B热备用, 110 k V母分断路器运行, 110 k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 110 k V线路备自投充电。
(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开进线A断路器、110 k V母分断路器及1号主变低压侧断路器, 此时110 k VⅠ, Ⅱ段母线无压、进线A无流、进线B线路有压。110 k V备自投动作, 合上进线B断路器, 110 k VⅡ段母线带电, 但此时2号主变停役, 已造成该变电站低压侧失电。
(2) 当110 k VⅡ段母线故障时, 因110 k VⅡ段母线不在2号主变的差动范围内, 且不在1号主变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, 110 k VⅠ、Ⅱ段母线失压、进线A无流, 进线B线路有压, 此时110 k V备自投动作, 经延时跳开进线A断路器后合上进线B断路器, 恢复对110 k 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, 全站失电。
2.4 运行方式四
当2号主变停役检修时, 主变保护跳110 k V母分断路器及进线B断路器的跳闸压板已取下。进线B运行, 进线A热备用, 110 k V母分断路器运行, 110 k VⅠ, Ⅱ段母线有压, 110 k V线路备自投充电。
(1) 当110 k VⅠ段母线故障时, 1号主变差动保护动作, 跳开110 k V母分断路器及1号主变低压侧断路器。此时110 k VⅡ段母线仍有压, 110 k V线路备自投失电, 但全站低压侧已失电。
(2) 当110 k VⅡ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110 k VⅠ, Ⅱ段母线失压、进线B无流、进线A有压, 110 k V线路备自投动作, 跳开进线B断路器, 合上进线A断路器, 恢复对110 k V母线的供电。由于故障点仍未隔离, 进线A对侧保护动作跳闸, 重合失败, 全站失电。
3 故障分析及处理建议
由以上分析可以看出, 在双主变运行时, 110 k 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110 k V备自投装置正常方式投入情况下, 在110 k V母线发生故障后会造成全站失电, 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。下面就110 k V内桥接线变电站110 k V母线故障处理过程中注意事项及对运行方式三、四情况下备自投方式调整提出整改建议:
(1) 母线故障后, 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断路器进行 (修改定值及停用重合闸) 或使用配置有过流保护的母分断路器进行, 避免事故范围扩大。
(2) 运行方式一、二, 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。
简议10kV母线的继电保护 篇5
1.1 继电保护装孟的设要求
按照工厂企业10k V供电系统的设计规范要求, 在10k V的供电线路、配电变压器和分段母线上一般应设置以下保护装置: (1) 线路应配置的继电保护线路一般均应装设过电流保护。当过电流保护的时限不大于0.5s~0.7s, 并没有保护配合上的要求时, 可不装设电流速断保护自重要的变配电所引出的线路应装设瞬时电流速断保护。当瞬时电流速断保护不能满足选择性动作时, 应装设略带时限的电流速断保护。 (2) 配电变压器应配置的继电保护。 (1) 当配电变压器容量小于400k VA时:一般采用高压熔断器保护; (2) 当配电变压器容量为400k VA~630k VA, 高压侧采用断路器时, 应装设过电流保护, 而当过流保护时限大于0.5s时, 还应装设电流速断保护;对于车间内油浸式配电变压器还应装设气体保护; (3) 当配电变压器容量为及以上时, 装设过电流保护, 而当过流保护时限大于时, 还应装设电流速断保护对于油浸式配电变压器还应装设气体保护另外尚应装设温度保护。 (3) 分段母线应配置的继电保护。对于不并列运行的分段母线, 应装设电流速断保护, 但仅在断路器合闸的瞬间投入, 合闸后自动解除另外应装设过电流保护。如采用的是反时限过电流保护时, 其瞬动部分应解除对于负荷等级较低的配电所可不装设保护。
1.2 继电保护装的设
(1) 主保护和后备保护。10V供电系统中的电气设备和线路应装设短路故障保护。短路故障保护应有主保护、后备保护, 必要时可增设辅助保护。当在系统中的同一地点或不同地点装有两套保护时, 其中有一套动作比较快, 而另一套动作比较慢, 动作比较快的就称为主保护而动作比较慢的就称为后备保护。即为满足系统稳定和设备的要求, 能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护, 就称为主保护当主保护或断路器拒动时, 用以切除故障的保护, 就称为后备保护。后备保护包括近后备和远后备, 当主保护或断路器拒动时, 由相临设备或线路的保护来实现的后备称为远后备保护由本级电气设备或线路的另一套保护实现后备的保护, 就叫近后备保护。 (2) 辅助保护。为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护, 称为辅助保护。另外, 10k V系统中一般可在进线处装设电流保护在配电变压器的高压侧装设电流保护、温度保护 (油浸变压器根据其容量大小尚应考虑装设气体保护) ;高压母线分段处应根据具体情况装设电流保护等。
2 10k V线路的过电流保护
2.1 三段式过电流保护装
由于瞬时电流速断保护只能保护线路的一部分, 所以不能作为线路的主保护, 而只能作为加速切除线路首端故障的辅助保护略带时限的电流速断保护能保护线路的全长, 可作为本线路的主保护, 但不能作为下一段线路的后备保护定时限过电流保护既可作为本级线路的后备保护当动作时限短时, 也可作为主保护, 而不再装设略带时限的电流速断保护。还可以作为相临下一级线路的后备保护, 但切除故障的时限较长。一般情况下, 为了对线路进行可靠而有效的保护, 也常把瞬时电流速断保护或略带时限的电流速断保护和定时限过电流保护相配合构成两段式电流保护。
对于第一段电流保护, 究竟采用瞬时电流速断保护, 还是采用略带时限的电流速断保护, 可由具体情况确定。如用在线路一一变压器组接线, 以采用瞬时电流速断保护为佳。因在变压器高压侧故障时, 切除变压器和切除线路的效果是一样的。此时, 允许用线路的瞬时电流速断保护, 来切除变压器高压侧的故障。也就是说, 其保护范围可保护到线路全长并延伸到变压器高压侧。这时的第一段电流保护可以作为主保护第二段一般均采用定时限过流保护作为后备保护, 其保护范围含线路一变压器组的全部。
2.2 零序电流保护
电力系统中发电机或变压器的中性点运行方式, 有中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点直接接地三种方式。10k V系统采用的是中性点不接地的运行方式。
(1) 系统运行正常时, 三相是对称的, 三相对地间均匀分布有电容。在相电压作用下, 每相都有一个超前90°的电容电流流入地中。这三个电容电流数值相等、相位相差120, 其和为零中性点电位为零。 (2) 10k V中性点不接地系统中, 当出现一相接地时, 利用三相五铁心柱的电压互感器 (PT) 的开口三角形的开口两端有无零序电压来实现绝缘监察。它可以在PT柜上通过三块相电压表和一块线电压表 (通过转换开关可观察三个线电压) 看到“一低、两高、三不变”。接在开口三角形开口两端的过电压继电器动作, 其常开接点接通信号继电器, 并发出预告信号。采用这种装置比较简单, 但不能立即发现接地点, 因为只要网络中发生一相接地, 则在同一电压等级的所有工矿企业的变电所母线上, 均将出现零序电压, 接有带绝缘监视电压互感器的电力用户都会发出预告信号。也就是说该装置没有选择性。为了查找接地点, 需要电气人员按照预先制定的“拉路序位图”, 依次拉路查找, 并随之合上未接地的回路, 直到找到接地点为止。当网络比较复杂、出线较多、可靠性要求高采用绝缘监察装置是不能满足运行要求时, 可采用零序电流保护装置。 (3) 零序电流保护一般使用在有条件安装零序电流互感器的电缆线路或经电缆引出的架空线路上。当在电缆出线上安装零序电流互感器时, 其一次侧为被保护电缆的三相导线, 铁心套在电缆外, 其二次侧接零序电流继电器。当正常运行或发生相间短路时, 一次侧电流为零。二次侧只有因导线排列不对称而产生的不平衡电流。当发生一相接地时, 零序电流反映到二次侧, 并流入零序电流继电器, 使其动作发出信号。
不难理解, 当某一条线路上发生一相接地时, 非接地线路上的零序电流为本身的零序电流。因此, 为了保证动作的选择性, 整定时, 保护装置的启动电流Iop (E) 应大于本线路的电容电流, 即:
式中, 为保护装置的启动电流;为可靠系数, 如无延时, 考虑到不稳定间歇性电弧所发生的振荡涌流时, 取4~5;如延时为0.5s时, 则取1.5~2;Up为相电压值;Co为被保护线路每相的对地电容;Io为被保护线路的总电容电流。按上式整定后, 还需校验在本线路上发生一相接地时的灵敏系数Sp, 由于流经接地线路上的零序电流为全网络中非接地线路电容电流的总和, 可用3Up.ω (Cs-Co) 表示, 因此灵敏系数为:
上式可改写成:
式中Cs为同一电压等级网络中, 各元件每相对地电容之和;Ios为与Cs相对应的对地电容电流之和。对电缆线路取大于或等于1.25;架空线路取1.5;对于架空线路, 由于没有特制的零序电流互感器, 如欲安装零序电流保护, 把三相三只电流互感器的同名端并联在一起, 构成零序电流过滤器, 再接上零序电流继电器。其动作电流整定值中, 要考虑零序电流过滤器中不平衡电流的影响。
摘要：本文针对电力系统中继电保护的现状进行了分析, 对系统中应配置的继电保护及过电流保护装置进行了说明, 提出了采用零序电流保护来进行单相接地保护。
10.5kV母线单相接地故障处理 篇6
某厂曾多次出现“10.5kVⅡ段母线单相接地故障”的信号, 但每次又都能复归信号 (显示故障已消除) , 而与Ⅱ段通过2个刀闸相连的10.5kVⅠ段母线却没有这种情况。因此, 未能引起技术人员的重视, 认为是掉牌信号继电器受到振动而掉牌。当发生10.5kVⅡ段母线单相接地故障的信号时, 中控室微机监控系统立即语音报警“10.5kVⅡ段母线单相接地动作”, 同时光字牌“10.5kVⅡ段母线单相接地动作”亮红灯, 公用屏信号继电器掉牌。
2 运行处理
该厂的10.5kVⅠ、Ⅱ段母线, 采用并联的运行方式, 如果发生10.5kV单相接地时, 会有“10.5kVⅠ段母线单相接地动作”“10.5kVⅡ段母线单相接地动作”2个信号同时报警。如果只有其中一个动作报警信号, 一般是可复归的。
由于该厂每年都有1~2次“10.5kVⅡ段母线单相接地动作”信号, 而且每次都能复归, 因而没有引起运行人员的特别重视, 运行人员将这个情况反应给笔者时, 也只是简单地进行了检查, 发现TV二次开口三角接线绕组“L”与“N”之间确无电压 (用万用表检查开口三角接线绕组“L”与“N”之间低于3V) , 因此, 怀疑是单相接地信号继电器误动。为了验证这种判断, 经运行人员许可后, 将Ⅱ段与Ⅰ段的过压继电器和单相接地信号继电器一起对调。但是经过2个月后, 又发生了“10.5kVⅡ段母线单相接地动作”信号, 现象与以前一样。
于是办理相关手续后, 对Ⅱ段母线TV柜和10kV公用屏进行全面检查, 对TV的二次接线进行详细地检查后发现:Ⅱ段母线TV柜二次星形接线绕组的“N”与开口三角接线绕组的“N”共用一根电缆芯引入控制室10kV公用屏。而且, 在Ⅱ段母线TV柜内“N”接线端子还有松动现象。对这种接线, 在相关的事故通报和规程中都明确规定TV的二次回路和三次回路必须相互独立。对常规保护而言也未发现有不妥之处, 且一直在系统内应用, 为什么该厂TV的二次回路接线未执行这项“反措”的要求, 就不行了呢?
3 故障分析
根据《湖南省发电机组并网安全性评价管理实施细则》TV二次星形接线绕组与开口三角接线绕组的“N”必须分开引入控制室, 不能共用一根电缆芯引入控制室。该厂正着手将TV二次星形接线绕组与开口三角接线绕组的“N”分开引入控制室的整改工作。
在小电流接地系统中发生单相接地故障, 虽然短时间对供电没影响, 但因非故障相对地电压升高到线电压, 可能引起对地绝缘击穿而造成相间短路。故发生单相接地后, 不允许长期带接地运行。该厂10kV中性点是不接地系统, 母线电压互感器由3台具有两组二次绕组的单相电压互感器组成, 电压互感器原边中性点接地, 正常时每相绕组加相对地电压, 故副边星形每相绕组电压是, 开口三角形每相绕组电压是100/3V。当一次系统中A相发生接地时, 原边A相绕组电压降到零, 其他两相绕组的电压升高至线电压, 副边星形绕组的A相绕组电压降到零, 其他两相绕组的相电压升高到100V。当系统发生单相接地故障时, 接在母线上的电压互感器TV的开口三角接线两端的过电压继电器动作, 通过信号继电器发出接地信号。这种现象如果加上某“N”接地不好, 将会更加严重, 在外界系统接地时导致过电压继电器动作。
4 结束语
手车式10kV母线隔离柜操作解析 篇7
1母线隔离柜组成
如图1所示, 母线隔离柜0001隔离开关位于Ⅰ段母线与000断路器之间;隔离柜屏面上一般有电压并列装置、并列/解列切换开关、开关柜状态指示器等;柜内有上、下两组触头, 手车上连接可拉出的为动触头, 母线上固定连接的为静触头, 上、下触头之间铜、铝排连接不经断路器, 另外还有二次插件和二次接线等插件和回路。
2母线隔离柜作用
(1) 起返线柜作用。10 k V母线一般采用单母线分段接线方式, 手车式断路器柜不像室外软母线连接接线那样, 母联断路器两侧各有一组隔离开关, 中间将断路器直接接入即可将母线返至上面。一般手车式断路器柜母线也在柜内上部, 硬质铝排或铜排连接, 母联断路器将母线从上部引下, 连接下一段母线时需要将母线再引至上面, 而母线隔离柜就起到一个返线柜的作用。由于手车式母联断路器本身带有一组隔离开关, 所以另外只接一组母联隔离开关即可。
(2) 起到检修时安全隔离作用。当检修母联断路器附近设备时, 如母联断路器静触头等, 无母线隔离柜时则可能安全距离不够, 需要将两段母线停电, 增加隔离柜后只需将一段母线停电, 母联断路器停电或母线隔离柜再停电情况下, 即可进行检修, 无需将另一段母线停电。
3母线隔离柜有关操作
10 k V母线隔离柜内部没有灭弧装置, 和其他隔离开关一样, 不能用来拉、合负荷电流和短路电流, 操作必须与母联断路器配合, 具备“五防”联锁功能。当母联断路器在断开位置, 手车拉至试验位置, 隔离柜内机械闭锁方自动解除, 此时可操作此柜。
停电操作步骤。如图1所示某110 k V终端变电站接线, 10 k VⅠ段母线检修停电操作: (1) 1号电容器组停运, 011断路器解除备用; (2) 两条线路康居Ⅰ路和太湖线负荷转移或停电, 003和005断路器解除备用; (3) 1号站用变压器 (本文简称站用变) 所带负荷转移, 断开站用变总开关, 拉出3FU手车; (4) 1号主变压器停运, 001断路器解除备用; (5) 检查000断路器负荷潮流为0, 断开000断路器, 检查000断路器确已断开, 将000断路器手车拉至试验位置, 将0001隔离开关手车拉至试验位置, 打开000柜前柜门, 拔出000断路器手车二次插件, 拔出0001隔离开关手车二次插件; (6) 断开1TV二次电压开关, 拉出1TV手车; (7) 验明Ⅰ段母线确无电压, 做安全措施。Ⅰ段母线由运行转检修停电操作完毕。
4母线隔离柜二次原理
0001母线隔离柜“五防”逻辑为:判别母联断路器在断开位置 (如图2所示) , 当000断路器在合位时, 断路器动断辅助触点QF失磁打开, 用于闭锁0001母线隔离柜操作二次回路, 闭锁电磁铁YO失磁, 闭锁装置处于锁定状态。反之, 操作时断开000断路器, 断路器动断辅助触点闭合, 接通闭锁电磁铁回路, 解除闭锁, 此时可将0001隔离开关手车拉出。另外, 在母联断路器合闸回路串接隔离开关手车工作位置接点, 即当隔离开关手车在试验或检修位置, 母联断路器合闸回路不通, 不能进行合闸操作。
5操作注意事项
(1) 母线隔离柜隔离开关手车有三个位置, 即工作位置、试验位置和检修位置, 手车式断路器 (隔离开关) 无论是在何种位置, 均应用机械连锁将手车锁定, 以防止手车式断路器 (隔离开关) 移动位置。运维人员操作每个项目后均应仔细检查, 确认手车是否已固定牢靠。每次退出或推入手车时, 均应保持垂直缓缓拉出或推入, 不可用力过猛或过大。
(2) 虽然手车式断路器 (隔离开关) 操作程序有连锁设计, 但是运维人员进行操作时仍然要严格按照正确步骤进行, 每一步操作完成后, 必须确认开关柜及手车部件处于正常状态后, 方能进行下一步操作。在操作过程中, 遇到操作受阻, 应首先检查操作程序是否正确, 排除故障后方可继续操作, 不得随意动用解锁钥匙或破坏闭锁装置。否则, 强行操作, 可能造成设备损坏, 严重者可能引起事故。
(3) 手车式开关柜操作时应检查断路器、隔离开关的实际位置。断路器通过保护测量装置的分、合闸指示灯和开关柜状态指示器显示, 以及断路器机械分、合闸指示判断实际位置。母线隔离开关手车推入后, 除了通过以上方法检查外, 还应通过手车机械闭锁声音和操作者的手感情况进行判断;只有检查开关柜状态确已发生变化, 确认本步操作正确无误后, 操作方可继续进行。
(4) 二次插件在手车式开关柜内的作用是接通和断开控制信号等二次回路, 拔出和插入二次插件时应用力均匀, 垂直操作, 不许左右或上下晃动, 以防损坏, 操作完毕检查确认信号指示正常, 机械闭锁锁止。
如何降低10kV母线电量不平衡率 篇8
母线的不平衡电量主要是指母线的输入电量与输出电量之差, 这其中一方面包括母线导体本身电阻正常消耗的电量, 以及导线、电压互感器、电流互感器消耗的电量;另一方面由于电压互感器、电流互感器、电能表计量装置本身存在的误差产生的不平衡, 母线电量不平衡率=不平衡电量/输入电量×100%=[ (A+B) - (a+b+x+y+z) ]/ (A+B) ×100%, 一般要求母线电量不平衡率小于2%, 否则为不正常。如图1所示:
1 母线不平衡电量产生的原因
如果母线电量不平衡率在2%以内则为正常的不平衡, 但是如果不平衡率大于2%, 则为母线电量非正常不平衡, 引起“母线”非正常不平衡主要有以下几个方面的原因:
1) 电能计量装置不准确。电能计量装置不仅指电能表, 还包括计量用的电压互感器、电流互感器及其二次回路, 这种不准确包括计量装置本身存在的误差过大, 还有二次回路导线截面小, 电阻消耗了过多的电量。
2) 母线瓷瓶或电器设备绝缘水平低, 有漏电现象发生, 从而引起二次压降增大。这里面主要是由于端子排老化, 接触电阻过大, 导线截面小等因素造成的。
3) 电量出现少计现象。引起电量少计的现象可能是由于电流互感器变比错误;电流互感器二次回路出现两点接地现象;有分流现象等。
4) 工作人员责任心不强。这里面表现为在更换计量器具、操作机构时引起计量回路接线错误;抄表时出现抄表错误;计量装置更换时, 倍率和表底数没有进行折算。
5) 没有采用合适变比的电流互感器。当负荷变化较大时, 没有及时改变电流互感器的变比, 造成电流互感器经常运行在其额定电流的120%以上或30%以下, 从而增大电流互感器的误差。
2 降低母线电量不平衡率的措施
针对母线不平衡电量产生过大的原因, 降低母线电量不平衡率主要采取以下措施:
1) 在配备和使用电能计量器具时, 应严格根据计量检定规程的规定, 对新购入的电能计量装置, 电流互感器, 电压互感器等应进行首检合格后方能使用, 避免由于电能计量装置不准确而造成超误差。
2) 每年对母线进行检修时, 特别要做好母线绝缘水平遥测和耐压试验, 发现绝缘有问题的要及时进行处理, 避免由于母线瓷瓶或电器设备绝缘水平低, 有漏电现象发生, 从而引起二次压降增大。
3) 针对母线上的负荷变化情况, 选择合适变比的电流互感器。另外在每年年检时对电流互感器二次负荷进行测试, 发现超负荷的二次回路及时检查处理。因为电流互感器如果在实际运行中所接的二次负载大于互感器名牌所标注的额定负荷或者比铭牌上的额定负荷小很多, 都不能保证电流互感器的测量准确度。
4) 规范计量二次回路的导线的选择, 采用符合要求截面的导线, 一般要求电流互感器的二次回路导线截面积大于4 mm², 电压互感器的二次回路导线截面积大于2.5 mm², 如果导线线径太小, 也会出现在接线端子压接中压接不紧导致互感器二次阻抗增大, 从而引起互感器误差变大。另外每年在对设备进行年检时, 应重视对计量二次回路的检查和维护, 对导线出现接触不良、或者接线端子有氧化的现象时应及时处理, 对端子排老化的, 可以选择低阻抗, 防腐蚀的菲尼克斯端子排, 并且加装联合接线盒。
5) 定期对电流表或功率表电流线圈的电流线圈进行检查, 如果这些线圈出现故障烧断、氧化接触不良问题, 以及检查端子排电流回路试验端子有没有出现氧化接触不良现象, 这些都会引起电流互感器二次阻抗增大, 使电流表或者功率表的误差增大, 导致计量装置少记电量。
6) 有些变电站的电能计量回路和指示仪表测量回路还混在一起, 因此要对计量二次回路和指示仪表共用的变电站进行改造, 从而减小二次回路引起的误差。
7) 加强工作人员的职业素养培养, 提高工作人员的责任心。工作人员在更换计量器具、操作机构时要认真对计量回路进行接线;抄表时认真查看表的度数和认真记录, 避免出现抄表错误;在对计量装置更换时, 倍率和表底数要进行折算。
8) 根据工作需要设置专职的电量平衡检测员。全面负责电量的平衡工作, 避免母线电量不平衡率过大。
3 结语
10kV母线桥 篇9
1 10 kV母线电流闭锁式快速保护原理
10 kV母线电流闭锁式快速保护由嵌入在主变压器10 kV侧后备保护装置中的动作元件和嵌入在10 kV出线(包括10 kV的馈线、站用变压器、接地变压器、电容器等)保护装置中的闭锁元件组成,原理框图如图1所示。
保护的动作元件依据主变压器10 kV侧电流达到预设整定值时动作,闭锁元件则依据10 kV出线电流达到预设整定值时动作。当10 kV出线发生短路故障时,闭锁元件瞬时动作,发出闭锁信号并瞬时传送到变压器10 kV侧后备保护装置中的 10 kV母线快速保护的逻辑回路中,以闭锁10 kV母线快速保护;而当10 kV母线故障,动作元件动作,在整定时间内若未收到来自10 kV出线保护的闭锁信号,则10 kV母线快速保护动作出口,完成相应动作。
2 基于GOOSE的10kV母线快速保护构成
GOOSE(generic object oriented substation event)是一种通用面向对象的变电站事件的报文结构,支持由数据集组织的公共数据交换。采用GOOSE传输机制可以实现快速、安全的数据交换,其典型应用是变电站过程总线(process bus)上保护跳闸命令和闭锁信号的传输。基于GOOSE的分布性特点及信息快速交换的优势,可以利用GOOSE网络联络10 kV母线快速保护的各组成部分,快速传递闭锁信号。
2.1 GOOSE网络结构
为了确保GOOSE闭锁信息的实时性和可靠性,各间隔单元的10 kV母线快速保护闭锁元件通过独立的按母线配置的GOOSE网来传递、交换闭锁信息。为确保通信的可靠性,GOOSE网采用光缆布置,网络结构如图2所示。
2.2 相应保护的配合
1) 在馈线保护装置内部设置的瞬时动作母线快速保护闭锁元件,动作定值按躲过该线路正常运行时的最大负荷电流整定。当馈线上有故障时,闭锁元件动作,发送GOOSE信息闭锁母线快速保护。闭锁元件可通过馈线保护装置的软、硬压板投退。
2) 站用变压器、接地变压器、电容器保护在网络中的作用和设置与馈线保护相同。
3) 利用变压器后备保护的一段作为母线快速保护,动作定值按躲开正常运行最大负荷电流来整定。母线快速保护启动后,若经延时未接收到本段母线上的闭锁跳闸的信号,就判断为母线故障,跳开主变压器10 kV侧断路器并闭锁备用电源自投装置。
4) 为避免分段断路器投入时10 kV母线快速保护动作失去选择性,在分段保护投入时就闭锁母线快速保护。
2.3 GOOSE 网络交换机
由于GOOSE网络按母线配置,因此,每一段母线配置一台GOOSE网络交换机。
3 GOOSE报文设置
3.1 闭锁信号发送机制
各间隔的闭锁信号通过GOOSE报文按GOOSE机制进行发送传递。在10 kV馈线均无故障的情况下,各间隔装置按固定的时间间隔发送本间隔闭锁信号的状态。在闭锁信号发生变化时,立即发送最新的状态信息,并以1、2、4、8、16 ms……的间隔重复发送直至达到正常运行时的发送间隔(自行设定,一般在100 ms之内)。
3.2 通信中断闭锁机制
变压器后备保护装置,对GOOSE网络的通信状态进行实时监视。若在固定时间内收不到母线上任何装置的GOOSE信息,则认为是GOOSE网络通信中断,此时闭锁母线快速保护并告警,待正确收到相关报文后即时开放。
3.3 间隔保护单元检修时的处置
各间隔保护单元实时检测检修压板的状态。在间隔检修停运时,所发送的GOOSE信号均置“Test”品质描述标志,或者屏蔽所有间隔保护装置状态信号的发送,从而确保正常运行的间隔保护不受任何影响。
4 方案的优缺点
1) GOOSE网络使得所有配置好的信息(如跳闸、互锁、断路器状态)在同一网络上可靠传输,不仅简化了二次接线,而且大幅降低了设备投资成本。
2) 从馈线保护启动至主变压器10 kV侧后备保护被闭锁,仅需20 ms,保护动作时间大大缩短。
3) 当GOOSE网络通信发生故障时,系统将失去闭锁功能,因此,一旦检测到网络通信故障时,需闭锁10 kV母线快速保护。
5 结语
基于GOOSE的10 kV母线快速保护原理简单,不存在与线路保护的时间配合问题,而且由于GOOSE报文的快速优势,保护可以在极短的时间内切除故障。该方案已于2009年11月成功应用于东莞供电局110 kV厦岗变电站的10 kV母线保护。现场运行情况表明,该方案切实可行。
摘要：目前,国内变电站10 kV母线一般都没有装设专用的母线保护,以致不能及时切除母线故障。介绍了基于GOOSE的10 kV母线快速保护的原理、构成、GOOSE网络结构及报文设置,并分析了此保护方案的优缺点。
关键词：母线保护,通用面向对象的变电站事件(GOOSE),电流闭锁
参考文献
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