10kV母线

10kV母线（精选十篇）

10kV母线篇1

为防止变电站10kV母线短路故障时对开关柜和主变产生严重危害, 设计了10kV母线快速保护。常德地区10kV母线故障时, 其保护功能由主变低后备保护 (先跳10kV母线分段, 再跳主变10kV侧, 通过时间的长短选择) 实现, 而本方案针对单个线路发生故障时, 闭锁了10kV母线保护;另外, 通过复合电压、电流闭锁的方式对10kV母线保护构成闭锁, 实现了有条件跳分段和主变低压侧保护, 提高设备运行的安全可靠性。

2 两种10kV母线快速保护方式的原理比较

2.1 电流闭锁式10kV母线快速保护

电流闭锁式10kV母线快速保护系统 (以下简称10kV母线快速保护) 不是单独的保护装置, 它由两部分组成, 即嵌入在主变变低10kV侧后备保护装置中的动作元件和嵌入在10kV出线 (包括10kV馈线、站用变、接地变、电容器等, 下同) 保护装置中的闭锁元件组成。10kV母线快速保护动作逻辑关系如图1所示。

动作元件是反映流经主变变低开关电流增大而动作的, 10kV母线上发生任何相间短路, 都能够反应。闭锁元件是反应10kV出线电流增大而动作瞬时发出闭锁信号, 该信号被瞬时传送到变低后备保护装置中10kV母线快速保护的逻辑回路中, 以闭锁10kV母线快速保护。

10kV母线快速保护功能设置为投入和10kV分段开关处于断开状态时, 10kV母线故障时, 动作元件动作, 无10kV母线快速保护闭锁信号输入, 则10kV母线快速保护经延时T1跳开主变变低开关, 同时闭锁10kV备自投。10kV分段开关投入时, 闭锁10kV母线快速保护。

当10kV出线保护范围内故障时, 闭锁元件瞬时发出闭锁信号并传送至变低后备保护装置, 闭锁10kV母线快速保护。要求10kV出线保护装置中的故障判别元件 (闭锁元件) 具有足够高的灵敏度。

2.2 复合电压闭锁过电流式10kV母线快速保护

10kV简易母差保护为复合电压闭锁过电流保护, 电压取自10kV母线TV的三相电压, 可实现复合电压闭锁 (低电压、负序电压) 。三相电流取自变压器10kV侧总开关及10kV分段开关TA外部差接形成的差电流。

线路保护闭锁条件要求:10kV线路保护 (包括电容器、所用变、电抗器) 的电流三段 (如果电流二段带方向, 电流三段也带方向) 启动时, 输出一对瞬动接点去闭锁本段母线的简易母差保护 (注意不能用线路保护动作出口接点闭锁简易母差保护) 。当10kV线路 (包括电容器、所用变、电抗器) 保护的电流三段返回时, 瞬动接点应立即返回, 解除对简易母差的闭锁。

当简易母差接到10kV线路保护 (包括电容器、所用变、电抗器) 的闭锁接点信号, 简易母差立即闭锁动作出口, 当10kV线路保护闭锁信号解除后, 简易母差的闭锁动作出口也应立即解除 (即当线路与母线同时发生故障时, 线路保护动作切除故障后, 线路保护解除对简易母差的闭锁, 此时简易母差应能正确动作切除母线故障) 。

3 两种10kV母线快速保护方式的应用比较

(1) 第一种电流闭锁式10kV母线快速保护的原理在实践中有广泛应用, 但是在分段处于合位时, 闭锁了10kV母线快速保护, 且变低的电流定值的取值存在不确定性, 有一定的缺陷。在东莞地区10kV母线的保护基本采用此种原理的保护, 比如东莞某110kV变电站增加10kV母线保护需对#1、#2、#3主变低压侧后备保护增加简易母差启动元件, 10kVⅠ段、10kVⅡ甲段、10kVⅡ乙段、10kVⅢ段母线上所有出线单元的保护增加瞬时动作的电流元件作为闭锁元件。该站保护采用深圳南瑞科技有限公司ISA-300F系列产品, 10kV保护装置内部增加一独立的瞬动的闭锁元件, 当10kV线路故障时, 瞬时出口闭锁母线速断保护。10kV母线保护在变压器低后备保护装置ISA-388F上实现, 保护动作时, 出口跳变压器低压侧开关, 同时闭锁10kV备自投。分段断路器辅助接点的合位与所有10kV闭锁元件出口分段并接后, 接到ISA-388F的闭锁母线速断开入, 即若分段断路器在合闸位置, 则闭锁母线速断保护。所有10kV闭锁接点分段就地并接后, 经电缆送到ISA-388F装置的闭锁回路。在改造的过程中, 需停电对保护装置的闭锁接点或元件引出;在投入运行时, 需检查的项目比较多;在检修过程中, 进行带电模拟试验比较困难。

(2) 第二种复合电压闭锁过电流式10kV母线快速保护的原理在实际应用中更具灵活性, 考虑了各种情况下10kV母线故障, 另外, 分段处于合位时也可以很好的判断, 而且, 变低的定值取值是变低的额定负荷值。在天津部分地区10kV母线的保护采用此种原理的保护, 比如天津某220kV变电站10kV母线保护装置为许继公司CSC-211保护装置和许继公司CSC-246分段备投装置组成。该站保护采用许继公司CSC系列产品, 10kV保护装置内部增加一独立的瞬动的闭锁元件, 当10kV线路故障时, 瞬时出口闭锁母线速断保护。10kV母线保护由许继公司CSC-211保护装置和许继公司CSC-246分段备投装置组屏实现, 保护动作时, 出口跳变压器低压侧开关, 同时闭锁10kV备自投。所有10kV部分保护装置闭锁元件出口分段并接后, 接到CSC-211保护装置的闭锁母线速断开入。在施工过程中, 需停电对保护装置的闭锁接点或元件引出;在实际检修、运行中, 因为母线保护装置是采取单独的保护装置组屏方式, 不牵涉到主变后备保护, 运行维护方面简单明了, 进行带电模拟试验比较方便, 拥有很好的推广价值。

10kV母线篇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

简议10kV母线的继电保护篇4

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。

10kV母线篇5

1、#2母线送电启动方案

验收启动委员会：

批准：

调度机构（文昌地调）：

审核：

设备部（文昌供电局）：

审核：

安监部（文昌供电局）：

审核：

运行单位（文昌局变管所）

审核：

编制单位：濮阳市三源建设工程有限公司日期：2016年1月4日

送达：文昌供电局调度台、110kV文昌变电站、文城巡维中心

一、工程概况

1.文昌变电站原运行的35KV母线为单母线接线方式。35KV出线线路共5回。依据海南威特电力设计有限公司的《110KV文昌变电站35KV母线增加分段间隔及35KV出线二次回路改造工程施工图设计》，现已把35KV单母线接线改造为35KV单母线分段接线。本工程具备送电条件。

2.本次投运设备为35KV母联开关、35KV#

1、#2母线侧刀闸、35KV#1母线电压互感器刀闸、35KV#1母线电压互感器。

二.启动范围

1.35KV#

1、#2母线。

2.35KV母联开关及35KV#

1、#2母线侧刀闸。

3.35KV#1母线电压互感器刀闸及35KV#1母线电压互感器。4.调度命名与编号：

★ 35KV母联3512开关；

★ 35KV母联开关#1母线侧35121刀闸；

★ 35KV母联开关#1母线侧351217接地刀闸；

★ 35KV母联开关#2母线侧35122刀闸；

★ 35KV母联开关#2母线侧351227接地刀闸；

★ 35KV#1母线电压互感器3519刀闸；

★ 35KV#1母线电压互感器母线侧351917接地刀闸；

★ 35KV#1母线电压互感器侧35197接地刀闸；

★ 35KV#2母线电压互感器3529刀闸；

★ 35KV#2母线电压互感器侧35297接地刀闸。

三、启动组织指挥关系

启委会：

负责工程启动前及启动过程中的组织、指挥和协调，审批启动方案及调整方案，确认工程是否具备启动条件，确定启动时间，对启动中出现的重大情况作出决定。启委会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。启动总指挥：

根据启委会的授权，负责启动期间启动范围内设备的事故处理，协调启动操作与调试试验的衔接，向启委会汇报启动工作有关情况。值班调度员：文昌局调度值班调度员

负责运行系统的操作指挥与事故处理，并在系统允许的条件下为新设备启动工作提供所需的系统条件。启动操作指挥：

在启动总指挥的指挥下，根据启动方案指挥启动范围内设备的操作，发布操作指令或许可操作指令，向启动总指挥和值班调度员汇报操作有关情况，协助启动总指挥处理启动范围内设备的异常与事故。调试试验指挥：

在启动总指挥的指挥下，负责启动过程中所有调试、试验工作的组织、指挥和协调，落实有关调试、试验的安全措施，向启动总指挥汇报调试、试验的有关情况。调试小组组长：

在调试试验指挥的指挥下，负责组织完成本小组负责的调试、试验工作，落实有关调试、试验的安全措施，向调试试验指挥汇报本小

组调试、试验有关情况。现场安全监督及事故应急小组：

在启动总指挥的指挥下，负责启动调试过程中各种安全监督及事故和突发事件的应急处理。现场操作：110kV文昌站当值值班员

启动过程中新设备的操作由110kV文昌站当值值班员执行，110kV文昌站当值值班员在接到启动操作指挥的综合指令后，根据启动方案和有关操作规定拟定具体操作票，在监护人的监护下完成有关操作。

四、启动前应具备的条件

1.本次投产的新设备按国家《电气装置安装工程施工及验收规范》要求安装完毕，35KV#

1、#2母线一次设备核相正确，调试结果符合交接验收标准要求，并经质检验收签证，具备投运条件。2.启动范围内场地平整、通道畅通，电缆沟盖板齐全并密封良好，临时接地线已拆除。

3.本次投产的开关、刀闸设备均已标明正确的名称、编号，与计算机监控及主控室模拟图相符。

4.站内带电设备部分均应有围栏或警告牌，非带电部分均应已隔离。5.电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵，门窗防止小动物的措施完善。

6.站内配备足够的消防设施及绝缘用具。站内照明、事故照明、直流系统、通信系统均正常。

7.本次待投运的开关、刀闸已完成分合闸保护传动试验，并与调度

部门的通信正常。遥控、遥信、遥测、远动信息能正常传送到调度和监控部门，并核对无误。

8.本次待投运的开关、刀闸、接地刀均在分闸位置。

9.所有待投运设备的保护按继保定值通知单要求整定好，压板投退符合要求。

10.启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底。操作人员应按启动方案填写好操作票并经监护人员审核。

11.启动当天，负责设备操作任务的人员为变电站值班人员，操作第一监护人为工程施工单位人员，操作第二监护人为变电站值班人员。

12.以上各项检查符合要求后，由各小组负责人向启动委员会汇报，经启动委员会批准方可进行启动。

13.启动委员会确认上述启动条件均已满足后，签署《文昌站35KV#

1、#2母线送电启动通知书》并传真到文昌局调度台，同时授权给文城巡维中心向文昌局值班调度员汇报：文昌站35KV#

1、#2母线设备具备启动送电条件。文昌局值班调度员依据该通知书和文城巡维中心申请，指挥启动操作。

五、启动前设备运行状态

1.110kV母线运行方式：

按系统正常方式运行。2.35kV母线运行方式：

35kV#

1、#2母线退出运行。35KV母联开关在冷备用状态。35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线3553开关间隔、35kV清澜线3554开

关间隔均在冷备用状态。35KV#

1、#2母线电压互感器退出运行状态。#1主变3501开关在冷备用状态。#2主变3502开关在冷备用状态。35KV站用变退出运行。3.10kV母线运行方式

10KV母线分段运行，10KV母联1012开关处在热备用状态。#1主变1001开关带10KV#1母线负荷、#2主变1002开关带10KV#2母线负荷。

4.按35kV母联3512开关继保定值通知单（编号___）和现场运行规程要求投入35kV母联3512开关保护。

5.启动前110KV文昌站值班员应认真确认上述一、二次设备在规定位置。

六、启动顺序

本次启动顺序分三个阶段：

第一阶段：冲击35KV#1母线及新安装的35KV母联开关#1母线侧35121刀闸、35KV#1母线电压互感器3519刀闸、35KV#1母线电压互感器。

第二阶段：冲击35KV#2母线3512开关、两侧隔离开关及#

1、2主变

第三阶段：核相、恢复送电。

七.安全措施

1.启动过程中务必加强35kV#

1、#2母线特巡，加强现场安全监督和风险点防控。

2.加强35kV#

1、#2母线倒闸操作的监护，遵章操作，严防35kV母

线失压。做好事故预想，做好事故应急处理的准备。

3.启动期间，现场操作过程中易发生相邻间隔、相邻设备误操作现象。严格落实操作票制度及五防操作规范，杜绝麻痹大意引起的误操作现象。

八、启动操作步骤（用35kV东阁线电源作为新设备冲击电源）

(一)第一阶段：

1、东阁侧：35kV东阁线执行wenc2015-250定值单，投入保护出口跳闸压板；

2、文昌侧：35kV东阁线执行临时wenc2015-252定值单，投入保护出口跳闸压板；

3、4、文昌站35kV母联开关执行wenc2015-245定值单；

文昌站#1主变执行wenc2015-241定值单，作废wenc2013-076定值单；5、6、7、8、9、确认35KV母联3512间隔在冷备用状态；确认35KV#1母线电压互感器间隔在冷备用状态；确认35KV站用变3510B1刀闸在冷备用状态；确认35KV#2母线电压互感器间隔在冷备用状态；

确认35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线3553开关间隔、35kV清澜线3554开关间隔均在冷备用状态；

10、确认#1主变3501开关间隔在冷备用状态；

11、确认#2主变3502开关间隔在冷备用状态；

12、合上35kV#1段母联#1电压互感器35121刀闸；

13、合上35kV东阁线线路侧35536刀闸；

14、合上35kV东阁线母线侧35531刀闸刀闸；

15、合上35kV东阁线3553开关，对35KV#1母线电压互感器及3519 刀闸充电3次。每次带电5分钟，间隔停电5分钟。

16、断开35kV东阁线3553开关；

17、断开35KV#1母线电压互感器3519刀闸;

18、第一阶段冲击结束。(二)第二阶段：

1、确认#1主变3501开关间隔在冷备用状态；

2、确认#2主变3502开关间隔在冷备用状态；

3、合上35KV母联开关#1母线侧35121刀闸；

4、合上35KV母联开关#2母线侧35122刀闸；

5、合上35KV母联3512开关；

6、合上35kV东阁线3553开关，对母联3512开关、35121刀闸、35122刀闸及35kV进线电缆充电3次。每次带电5分钟，间隔停电5分钟。

7、断开35kV母联3512开关；

8、拉开35kV母联开关#1母线侧35121刀闸；

9、拉开35kV母联开关#2母线侧35122刀闸；

10、断开35kV东阁线3553开关；

11、拉开35kV东阁线3553开关母线侧35531刀闸；

12、拉开35kV东阁线3553开关线路侧35536闸

13、第二段阶段冲击结束。(三)第三阶段：

1、确认35kV母联3512开关间隔、35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线35

53开关间隔、35kV清澜线3554开关间隔、#1主变3501开关间隔及#2主变3502开关间隔均在冷备用状态。

2、合上 #1母线电压互感器侧3519刀闸；

3、合上 #2母线电压互感器侧3529刀闸；

4、合上#1主变3501开关主变侧35016刀闸；

5、合上#1主变3501开关母线侧35011刀闸；

6、合上#2主变3502开关主变侧35026刀闸；

7、合上#1主变3501开关母线侧35021刀闸；

8、合上#1主变3501开关；

9、合上#1主变3502开关；

10、在35kV母联开关#1母线侧35121刀闸刀口处及35kV母联开关#2母线侧35122刀闸刀口处用核相仪对35KV#1母线、#2母线进行一次核相，确认三相相序正确；

11、在保护屏电压并列装置端子对35kV#1母线电压互感器、35kV #2母线电压互感器进行二次核相，确认三相相序正确；

12、文昌站侧：35kV东阁线恢复wenc2015-163定值单；

13、文昌站35kV母联开关恢复wenc2016-001定值单；

14、退出东阁站35kV东阁线保护出口跳闸压板;15.恢复35kV#

1、#2段母线正常运行方式。

（35KV母线运行方式，按文昌局调度指令执行。35KV文潭线、东阁线、清澜线、石壁线、昌文线执行文昌局调度指令恢复送电。35KV#

1、#2母线电压互感器运行方式按文昌局调度指令执行）。

十、收尾工作

1.按文昌局调度要求调整运行方式，并检查确认一次设备在调度规

定的运行状态。

2.检查确认已按继电保护定值通知单要求及现场运行规程，正确无误地投、退有关保护。确认临时修改的定值已全部恢复完毕。3.新安装设备具备投运条件后，按有关要求移交运行部门管理。附件：启动方案时间安排说明

1.35KV母线停电工作：

当天停电时间：2016年1月6日07时00分至20时30分。

停电工作内容：35KV单母线Ⅰ、Ⅱ段分段解口。分段开关接入。

·#2主变3502开关母线侧35021刀闸改由电缆连接上35KV#2母线；

· 35KV母联开关#1母线侧35121刀闸用电缆连接上35KV#1母线；

· 35KV母联开关#2母线侧35122刀闸用钢芯铝绞线连接上35KV#2母线；

· 35KV#1母线电压互感器3519刀闸用钢芯铝绞线连接上35KV#1母线。以上工作必须在当天下午14时前完成。2.启动送电方案：

启动时间：当天2016年1月6日14时10分。35KV#

1、#2母线改造设备验收后，启动送电方案。

10kV母线篇6

关键词：谐振过电压；中性点不接地系统；电磁式电压互感器；弧光接地；铁芯饱和文献标识码：A

中图分类号：TM451 文章编号：1009-2374（2016）18-0152-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.18.075

中性点不接地系统中，当电压互感器突然合闸时，一相或两相绕组会出现涌流以及发生传递过电压时可能使得电压互感器三相电感程度不同产生严重饱和，形成三相或者单相共振回路，导致激发各次谐波谐振过电压。为了防止谐振过电压，本质上需要破坏激发谐振过电压的条件，目前常常使用母线电压互感器高压绕组中性点串接一个单相电压互感器接线方式，但是在实际中发现由于设计和工艺的问题，存在三相电压互感器中性点绝缘薄弱导致对地放电，起不到防止谐振的作用，因此需要对其进行深入分析探讨。

1 事件概述

某220kV GIS变电站，220kV、110kV均采用双母线接线，35kV采用单母线分段接线，金属封闭式开关柜设备。某日，后台监控人员收到35kⅦ段母线接地信号，A、B、C相线电压轮流升高变化，最高达到38.5kV，B相最低到0.3kV，之后监控看不到母线三相电压数值。运维人员按照调度指令对35kⅦ段母线PT开关柜进行检查，发现母线PT三相高压熔断器均已熔断，拉出刀闸手车后，发现互感器壳体开裂。检查过程中发现，A、B两相的互感器的二次接线外绝缘烧熔，三相中性点端子连接处对地有放电痕迹。现场试验人员对电压互感器进行诊断性试验，试验数据正常，但其伏安特性曲线变形较差。伏安特性不合格，

常视为中性点不接地系统引发谐振过电压的重要证据。

2 现象分析

谐振过电压对于设备绝缘具有极大的破坏性，谐振过电压持续时间长，对于电压互感器的铁芯材料而言，由于其磁化曲线与电流的关系不是完全的线性关系。当电压升高时，磁通就增加，到一定程度后，电压再提高而磁通却不会再增加，这就是铁芯饱和。铁芯饱和后，互感器二次输出的电压波形将发生变化，使得励磁电流增加，绕组绝缘破坏发生层间短路或匝间短路，发热损坏。其中分频谐振为最常见，现象是使得三相电压轮流升高或同时升高，一般在1.2～1.4倍相电压间做低频摆动。此次事件中，三相对地电压轮流升高说明系统中可能有弧光接地或谐振。中性点不接地系统中，电磁式电压互感器产生谐振的根本条件是其线路对地的容抗值刚好等于感抗值。为了破坏这一条件，常在电压互感器高压绕组中性点串接一个单相电压互感器或消谐装置。

现场检查发现该事故母线电压互感器采用串接单相电压互感器的方式。

3 4TV法的原理

对于母线电压互感器，一般还有3个绕组，1个高压绕组、1个二次侧绕组、1个开口三角绕组。如图1所示：N1为电压互感器一次高压绕组，N2为二次绕组，N3为辅助绕组（开口三角绕组，用于测量零序电压）单相互感器由于磁阻较之之前的三相电压互感器大，绝缘水平高，可以将与三相电压器一次绕组中性点连接处N，看成对地是绝缘的。因此可以避免谐振，这就是4TV接线的原理（如图1）。

4 存在的疑问

然而在此次事件中并没有起到应有的作用，现场发现用于隔离母线电压互感器和单相电压互感器的金属隔板上有放电痕迹，且有三相母线电压互感器高压侧绕组中性点端子至单相电压互感器的连接铝排对金属板（相当于对地）有放电痕迹。该铝排外包有绝缘护套且穿过上，下隔离的金属板。现场发现，在发现非永久性故障的接地短路时，三相电压互感器中性点的引出点N。将承受很高的电压（不得大于15%的绕组正常相电压），而在高电压下，包裹在铝排外面的绝缘护套被击穿，导致铝排对金属板放电，此时串接在中性点上的单相电压互感器相当于被电弧短接（见图2），三相电压互感器中性点直接接地，单相电压互感器不能起到避免谐振过电压的作用。根据现场掌握的情况，认为是B相线路某处发生了非永久故障的接地短路，引发传递过电压导致中性点电压位移，击穿绝缘使得单相电压互感器短接，发生了谐振，产生的过电压使得A、C绝缘损坏。

5 改进方案

可以看出造成此次事故的实质原因是铝排距离不够对金属板放电，这是设备出厂前设计上存在问题所遗留下来的。针对该事件，笔者经过梳理，提出具体的改进方案为：由于NO点是绝缘最容易破坏的风险点，因此结合现场实际加强绝缘成为改进的目的。最切实可行的方法就是增大空气间隙，使得绝缘很好配合。具体如下：（1）增大三相电压互感器一次侧绕组中性点引出线与金属板的距离，距离增大到3～4cm；（2）将三相电压互感器中性点至单相电压互感器的连接铝排改为软铜线，增大连接线的载流量，缩小连接线的半径增大与金属板的距离；（3）在三相电压互感器輔助绕组开口三角绕组间并联阻尼电阻，消耗能量；（4）选用励磁特性饱和点较高的电压互感器，满足在1.9倍最高线电压下不发生铁芯饱和；（5）在三相电压互感器一次侧绕组中性点引出和串接消谐电阻。经过改进后，电压互感器出现因励磁电流增加引起铁芯饱和而诱发的铁磁谐振过电压的风险明显降低，极大地提高了电网安全稳定运行的可靠率和持久性。

6 结语

谐振过电压对于整个电网的安全稳定运行，供电质量的可靠性，电气设备、人员的安全无疑危害巨大，本文通过对中性点不接地系统中一起电磁式电压互感器烧损事件的现象分析，提出对其的疑问，通过探讨分析还原事件过程，提出了改进措施，即增大空气间隙，强化中性点绝缘，从而破坏谐振过电压激发的条件，提高电网的稳定性。

参考文献

[1] 中华人民共和国住房与城乡建设部.交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范（GB/T 50064-2014）[S].2014.

[2] 弋东方.电力工程电气设计手册（一次部分）[M].北京：中国电力出版社，1987.

[3] 帅军庆.国家电网公司十八项电网重大反事故措施

[M].北京：中国电力出版社，2012.

[4] 艾新法.变电设备异常运行及故障分析图册[M].北京：中国电力出版社，2014.

[5] 范孝运.电磁式电压互感器引起的谐振过电压及对其防止措施的几点认识[J].电气开关，1998，22（4）.

作者简介：曾文（1986-），男，贵州金沙人，国网广元供电公司助理工程师。

浅析10kV封闭母线绝缘加强处理篇7

关键词：变压器,封闭母线,缺陷处理,绝缘材料

1 设备简介

1.1 封闭母线基本数据

表1所示为封闭母线的基本数据。

1.2 封闭母线设备介绍

笔者所在电厂的10 k V共箱封闭母线自高厂变、高公变、启备变的10 k V套管端子到10 k V高压开关配电装置进线柜母线共包括三相母线、母线可伸缩接头、绝缘子和支持金具、铝制外壳及其导电和不导电伸缩补偿器、厂用变压器过渡接头;采用电加热 (智能恒温伴热电缆60℃型) 方式, 并提供一套移动式热风保养装置。

2 10 k V封闭母线的绝缘事故

该电厂2014-07曾发生过因共箱母线绝缘损坏造成接地故障, 最终导致机组跳闸事故。事故原因:2014-02, 在对某机组高厂变低压侧共箱母线检修期间, 检修外委承包商作业人员在更换B分支共箱母线检查口盖板内侧局部破损密封条时, 因密封条回装工艺不正确, 造成补粘的密封条错位脱落, 搭接在A相母线与外壳内壁之间, 形成搭接桥, 投运后, 经过长时间的运行, 绝缘下降, 导致A相接地故障。

3 故障处理方法

3.1 支撑绝缘子绝缘加强处理

为了提高支撑绝缘子防污闪能力, 对共箱封母所有绝缘子喷涂了PRTV涂料。该涂料已被用于500 k V和220 k V升压站设备上。投运后, 绝缘子运行效果良好。由此可见, 该方案成熟、可靠。

3.2 母线绝缘加强处理

采用母排及裸露导体绝缘涂料喷涂处理方案。具体操作时, 采用阻燃导热型硅橡胶绝缘涂料对母线作全绝缘处理。该涂料具有良好的绝缘性、包覆性、耐老化性和导热性。实践表明, 该方案在电网中应用较广。

3.3 箱体密封及绝缘加强处理

箱体进水多发生于垂直部分的检查孔盖板密封处和箱体连接部位。为了提高箱体整体绝缘水平, 在喷涂母线和绝缘子时, 将箱体的四壁喷涂了防污闪涂料, 如图1所示。

3.4 母线穿墙处、进盘柜处的绝缘处理

原封母穿墙处为环氧树脂板, 进盘柜处为金属隔板, 当结露或有其他外因存在时, 容易造成短路事故。为消除隐患, 将金属隔板更换为憎水性更强的DMC隔板, 并将穿墙套管更换为DMC绝缘子, 以提高整体绝缘水平, 具体如图2所示。

3.5 伴热电缆绝缘加强处理

因对母线、箱体、支撑绝缘子都作了绝缘加强处理, 共箱封母起到了防尘、防潮、防水作用, 伴热电缆已无存在的必要。为了防止伴热电缆在短路或烧损时影响共箱封母的安全运行, 大修中应拆除所有的伴热电缆, 如图3所示。

4 处理后的效果

将封母下面的所有密封条更换, 且上述绝缘加固处理全部完成后, 按照试验规程要求, 对封母进行淋水试验和交流耐压试验。结果显示全部合格, 通过了整体验收。

为了防止母线喷涂阻燃导热型硅橡胶绝缘涂料后, 会因散热问题影响母线运行, 我们进行了红外成像测温, 表2所示为测量结果。从温度对比数据看, 母线喷涂后温度有所上升, 但远小于其运行温度限值, 不影响母线安全运行。

5 结论

综上所述, 通过对10 k V封闭母线作绝缘加强处理, 不仅保证了封闭母线的绝缘强度, 也提高了封闭母线的绝缘可靠性, 消除了由于绝缘强度降低而发生短路放炮的隐患, 避免了因电气设备绝缘故障导致机组跳闸事故的发生, 从而保证了发电机组的安全、稳定运行。

参考文献

手车式10kV母线隔离柜操作解析篇8

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。

10kV母线篇9

该变电站1994年投运,至2006年,Ⅰ期建设的设备运行已接近15年。从变电站运行安全稳定考虑,我局决定在2006年大修技改工程中,对变电站10kVⅠ段母线开关柜进行更换。

1 工程现状及要求

变电站原10kVⅠ段母线开关柜采用GG-1型成套开关柜。#1主变10kV变低侧采用铝排母线架空进线,经总进线断路器,通过限流电抗器,再由双断路器分别接10kVⅠ段A、10kV I段B母线,开关柜户内单列布置,馈线电缆出线。工程要求:更换变电站10kVⅠ段母线GG-1型开关柜,#1主变10kV进线桥更换。

2 开关柜选型

方案一,选用金属铠装固定式开关柜,柜体1100/1200(宽)×1200(深)mm。特点:性能安全可靠,维护检修方便,能布置的馈线回路数与原GG-1型一样(能满足运行需要),柜体(/面)价格适中,与原GG-1型开关柜柜体尺寸(1218(宽)×1200(深)mm)基本一致,只需对原设备基础稍微改造,就能适应工程需要,所需施工停电时间短,同时,因柜体尺寸基本一致,新开关柜布置时可按原有平面布置方式考虑,工程后,只需更换馈线电力电缆头,馈线电缆不需更换。

方案二,选用金属铠装移开式开关柜,柜体尺寸800/1000(宽)x1500(深)mm。特点:性能安全可靠,维护检修方便,能布置的馈线回路数较多,柜体(/面)价格略高,与原GG-1型开关柜柜体尺寸差别较大,需新建设备基础,所需施工停电时间较长。

对比以上两个方案:两种开关柜性能方面都安全可靠,同样维护检修方便;移开式开关柜方案能布置的馈线回路数较多,但固定式开关柜方案能布置的馈线回路也能满足运行需要;经济性方面,选用固定式开关柜方案较经济;施工停电时间方面,选用固定式开关柜方案施工停电时间短得多;同时结合本站现状,运行中的10kVⅡ段母线开关柜采用汕头正超XGN2B-12(Z)型固定柜,新的Ⅰ段母线开关柜若选用固定式开关柜,整体上更加协调。

综合对比两种方案的优缺点,新的10kV I段母线选用固定式开关柜。经设备招投标,本工程10kV开关柜选用汕头正超XGN2B-12(Z)型固定柜。

3 基本参数选择

电气主接线:沿用原接线方式,#1主变10kV变低侧经总进线断路器,通过限流电抗器,再由双断路器分别接10kVⅠ段A、10kVⅠ段B母线。电气平面布置为户内单列型布置。

根据地区电网系统现状,以2010年作为设计水平年,对变电站10kV侧进行短路电流计算,计算结果如下表(限流电抗器Ⅰ期工程中已安装):

主变进线柜:现#1主变容量为150MVA,10kV侧50%容量,即75MVA,根据公式I=S/(√3×V)=75×1000/(√3×10)=433025(A),考虑到10kV变低侧经限流电抗器后,再通过双断路器各进一段母线。总进线柜参数选择:额定电压为10kV,额定电流为4000A,短路电流为63kA。分支进线柜:额定电压为10kV,额定电流为3150A,短路电流为40kA。

馈线柜:根据市场部反馈,工程前Ⅰ段母线馈线8回,最大回路负荷约7000kVA,考虑到负荷发展的需要,新的馈线柜参数选择:额定电压10kV,额定电流1250A,短路电流31.5kA,CT变比为150～600/5A。

电容器柜:10kVⅠ段母线带电容器四组,容量4×7800kVar,所以电容器柜参数选择为额定电压10kV,额定电流1250A,短路电流31.5kA,CT变比为600/5A。

4 主变10kV变低侧进线选择

方案一:选用铜排母线。

方案二:选用绝缘铜管母线。

铜排母线和绝缘铜管母线对比如下表(额定电流选择4000A):

通过以上对比,我们可以发现,虽然绝缘铜管母线一次性投资较高,但它集肤效应低,交流电阻小,因此母线上的功率损失小,在工作大电流的情况下,长期运行经济性显著;同时绝缘铜管母线在维护周期和使用寿命方面,也有着巨大的优势。因此,虽然一次性投资较高,但对比铜排母线,不论从长期运行经济性角度考虑,还是从运行维护方面比较,都是选用绝缘铜管母线较佳,所以主变10kV变低侧进线选用绝缘铜管母线。经设备招投标,本工程10kV进线选用广州日昭JTMZ-12/4000型绝缘铜管母线。

5 二次保护

变电站当时为常规控制有人值守站(现阶段正进行全站综合自动化改造),10kV单元保护装置安装于开关柜上,线路采用微机保护(两段定时过流、零序过流及过负荷保护);10kV电容器组采用微机保护(过压、失压、过流、不平衡电流保护或不平衡电压保护);站用变压器采用微机保护(电流速断、过流、零序过流),根据运行需要对高压室的照明和通风设施改造。

6 结束语

电网运行中的GG-1型开关柜,大部分为80年代末至90年代初开始投运,已达到或者接近要求更换的年限,迫切需要进行更换改造,我市某变电站新的Ⅰ段母线开关柜投运已有一年多,一直运行良好,达到了预期的效果。

摘要：本文通过对我市某变电站10kVⅠ段母线开关柜的更换工程,提出本人对GG-1开关柜更换的一些体会,希望借此能对同行有参考作用。

关键词：变电站,开关柜二次保护

参考文献

10kV母线篇10

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