变电站母线故障处置方案（精选7篇）
篇1：变电站母线故障处置方案
变电站母线故障处置方案 总则
1.1 编制的目的
为了提高广西桂东电力股份有限公司（下称桂东电力）供电公司（下称公司）对母线故障的处理能力，建立能统一指挥、协同作战的快速有效处理机制，控制事态发展，保证设备安全减少财产损失，保证正常生产经营，根据本站实际情况制定本方案。1.2 编制依据
依据桂东电力《安全生产工作规定》、《电力企业现场处置方案编制导则》、《火灾事故应急救援预案》制定本方案。1.3 适用范围
本处置方案适用于桂东电力供电公司所辖变电站母线故障现场应急处置工作。2事故特征
2.1 事件类型及危险性分析
2.1.1 母线故障可分为单相接地和相间短路故障
2.1.2 母线故障由于高电压、大电流可能造成设备损坏及母线全停事故，也能造成变电站全停电事故，对外少送电。2.2 事故发生的区域、地点
变电站220kV、110kV、35kV、10kV母线 2.3 造成母线故障的可能原因 a）母线绝缘子绝缘损坏或发生闪络故障； b）母线上所接电压互感器故障；
c）各出线电流互感器之间的断路器绝缘子发生闪络故障； d）连接在母线上的隔离开关绝缘损坏或发生闪络故障； e）母线避雷器、绝缘子等设备故障； f）误操作隔离开关引起母线故障；
3、应急组织及职责
3.1 供电公司应急指挥领导小组 总指挥：供电所所长
副总指挥：供电所副所长、生产科科长
成员：生产科副科长、客户中心、物资科、检修与运行等部门负责人。3.1.1应急管理工作办公室
公司应急指挥部下设办公室，设在生产科，负责日常应急管理工作。主任：生产技术科科长 副主任：安全监察科科长
成员：供电所副所长、安全监察科专责、生产科副科长、办公室副主任。3.2应急管理工作领导小组主要职责
a)负责事故发生时的救援指挥工作，采取紧急措施限制事故的扩大，及时隔离故障设备和区域；负责运行设备的监视、隔离工作，保证正常设备的安全稳定运行。
b)负责及时、准确地将紧急事故发生的性质、时间、地点汇报上级单位，并根据指挥小组命令果断采取有效措施展开事故处理工作。
c)加强与调度联系，及时、准确汇报现场事故情况，并根据其调度指令严格执行有关操作。
d)积极配合故障设备的抢修工作。
e)全面记录事故发生的现象、设备运行状态和事故应急处理经过。f)组织现场恢复工作，尽快恢复非故障设备正常运行。g)参与事故预案演练和预案的修订工作。4 应急处置
4.1 应急现场处置程序
当母线故障后当班人员立即根据保护动作和安全自动装置动作情况，开关信号及事故现象（如火光、爆炸声音等）判断事故情况（母线本身故障，母线引出设备故障），与此同时立即汇报所长和调度，迅速赶赴事发现场。若是导致全站失压，应按现场处置规程或相关规定快速处置并报告。4.2 报警
所有运行人员应熟悉报警程序，发现母线故障，现场第一发现人员应立即报告值长，值长根据情况汇报所长，由所长下令启动处置方案，严重时向上级汇报请求启动《电力生产设备事故应急救援预案》，供电所到现场人员协助进行事故处理。4.3 接报
相关人员接报后，立即到达事故现场了解情况，组织人员进行事故处理。4.4 现场恢复
故障处理完毕，做好现场保护工作，待有关部门对事故情况调查后，经同意，做好事故现场的清理工作。5应急现场处置措施
a）运行人员要根据保护动作和安全自动装置动作情况，开关信号及事故现象（如火光、爆炸声音等）判断事故情况（母线本身故障，母线引出设备故障），汇报调度及供电所主管领导。记录开关跳闸时间情况、保护动作信号；
b）母线或多电源联系的变电站全站失压后，现场可不等待调度命令立即将双电源线路的开关和母联开关断开，以防止突然来电造成非同期合闸。
c）当母线故障停电后，现场运行人员应对停电母线进行外观检查，并把检查情况及时汇报调度。
d）找出故障点并能迅速隔离，在隔离故障点后应在调度的指令下对停电母线进行送电。
e）找出故障点但不能迅速隔离的。如双母线，一组母线故障时，应对故障母线上各无故障设备转到运行母线上，操作时严防将故障点带到正常运行母线上。f）若现场检查找不到明显的故障点，应根据母线保护回路有无异常情况、直流系统有无接地，判断是否保护误动引起，若系保护回路故障引起，应汇报调度及上级有关部门处理；若保护回路也查找不出问题，应按调度令进行处理，可考虑由对侧变电站对故障母线试送电，进一步查找；
g）对双母线变电站，当母联断路器或母线上电流互感器故障，可能造成两条母线均跳闸，此时，运行人员立即汇报调度，迅速查找出故障点，隔离故障，按调度令恢复设备正常供电。6 事件报告流程
6.1 当值值长应立即向桂东电力调度、供电所主管领导汇报母线故障情况及现场采取的措施情况。6.2 事件报告要求：事件信息准确完整、内容描述清晰。事件报告内容主要包括：事件发生的时间、地点、事故性质、先期处理情况等。报告突发事件信息，应当做到及时、客观、真实，不得迟报、谎报、瞒报、漏报。7 注意事项
a）使用安全工具前，检查使用安全用具的电压等级是否合适，检验是否过期，有无损坏等问题。
b）在事故处理中，严格执行倒闸操作规定，防止人员走错间隔，发生误操作及触电事故，造成事故扩大化。
c）夜间进行事故处理时，应有足够的照明，以便事故处理，避免意外事故。d）危险区设好警戒线，并挂好标示牌。无操作权限的人员不得乱动现场设备。
篇2：变电站母线故障处置方案
1总则 1.1编制目的
为贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，坚持以人为本、预防和救援相结合的原则，在生产过程中，以危急事件的预测、预防为基础，以对危急事件过程处理的快捷准确为重点，在全力保证人身、电网和设备安全为核心，以建立应急处理机制为根本，提高快速反应和现场应急处理能力，减轻伤员痛苦，保障伤员生命，将危急事件造成的损失和影响降低到最低程度，特制定本方案。1.2编制依据
根据《中华人民共和国安全生产法》等有关法律、法规以及长江电力《安全生产工作规定》、《电力企业现场处置方案编制导则》和《BHT变电站运行规程》制定本方案。1.3适用范围
本方案适用于BHT工区变电站生产现场管辖范围内触电人身伤亡事故的现场处置工作，本方案可以独立使用也可结合各站相关《专项应急预案》、《综合应急预案》使用。2事故风险分析 2.1危险性分析
2.1.1在电气设备的检修运维过程中，缺少电气危险警告标志。2.1.2检修、检查或操作过程中忽视安全措施。
2.1.3电气工作人员技术水平低、责任心不强、粗心大意、玩忽职守。2.1.4非电气人员或其他人员缺乏电气安全常识，乱接错接电源，易造成触电人身伤亡事故。2.2事故类型
触电人身伤亡事故类型有：因电弧烧伤或电击造成人身伤害或人身死亡。
2.3事故发生的区域及地点
触电人身伤亡事故易发生在电气设备检修维护的作业场所包括：配电室、配电房和临时搭接电源的地方。2.4事故发生的季节
该事故四季均有发生，特别是雷雨天气进行电气设备的检修和运维工作，容易引发触电人身伤亡事故。2.5危害程度
发生触电人身伤亡事故时，由于电流通过人体和发生电弧，往往使人体烧伤，心脏、呼吸机能和神经系统受伤，严重时将导致呼吸停止，心脏活动停顿造成死亡。2.6事故前可能出现的征兆
2.6.1无人监护情况下从事电气作业； 2.6.2没有挂接地线就进行检修工作； 2.6.3电气设备检修不办理工作票；
2.6.4作业人员不遵守安全操作规程，使用不合格的劳动防护用品； 2.6.5作业人员精神状态不佳；
2.6.6电气设备检修未严格执行监护制度；
2.6.7作业人员在未切断电源或做好安全措施的电气设备上工作； 2.6.8电气设备检修时扇子扩大工作范围； 2.6.9作业现场私自乱接临时电源；
2.6.10安全距离不足违章蛮干，有可能误碰带电设备； 2.6.11作业时走错间隔或私自移开遮拦； 2.6.12停电设备检修未验电便进行工作。3应急组织及职责 3.1.1现场应急指挥小组
组 长： 副组长：
成 员：各站负责人 现场处置指挥：当班值长 现场处置成员：当班成员 3.1.2指挥小组职责
组长的职责：全面指挥触电人身伤亡事故的救援工作。副组长的职责：组织、协调本部门人员参加应急处置和救援处置工作。
值长的职责：汇报有关领导，组织现场人员进行先期处置。当班成员职责：发现异常情况，及时汇报，做好触电伤亡人员的先期急救处置工作。
3.2应急救援组织机构及主要职责
3.2.1当值班组负责事故发生时的生产指挥工作，采取紧急措施限制事故的扩大，负责组织指挥全班人员进行触电人身伤亡事故应急救援和现场处置，并对触电人身伤亡事故发生后所可能造成的事故预想，以及触电人身伤亡事故发生后的汇报和触电人身伤亡事故升级扩大的报警。
3.2.2负责及时、准确的将晋级事故发生的性质、发生的时间、发生的地点向应急指挥小组或应急办公室汇报，并根据指挥部命令果断采取有效措施展开事故处理工作。
3.2.3加强与中心变电站的调度联系，及时、准确的汇报现场事故情况，并根据调度指令严格执行有关操作。
3.2.4当班运行值班员负责根据当班值班长的指挥，进行现场救援所需相关设备的倒闸操作。
3.2.5全面记录事故发生和事故应急处理经过。
3.2.6组织现场恢复工作，尽快恢复受影响设备的正常运行。3.2.7参与事故预案演练和预案的修订工作。4应急处置程序 4.1现场应急处置程序
4.1.1任何人发现触电人身伤亡事故后，应立即向运行人员报警。4.1.2运行值班长接到报警，立即汇报应急救援指挥小组和报告应急办公室，并指派人员到现场核实，要求其反馈现场情况，并根据实际情况作救援处理。
4.1.3待现场应急救援人员赶到现场后，应向应急救援指挥人员说明情况并按指挥人员的命令执行。4.2现场应急处置措施
4.2.1发生触电人身伤亡事故后，为了解救触电人，现场人员可以即行断开有关设备的电源，或迅才用干竹竿、干木棍、木椅等绝缘器具使触电者脱离电源，为保障伤员的生命，减轻伤员的痛苦，现场人员报警后可以进行现场救援：
4.2.1.1触电者未失去知觉时，应安放在空气流通处安静休息； 4.2.1.2触电者失去知觉时，但呼吸及脉搏均未停止时，应安放在平地通风处，解开衣裤使其呼吸不受阻碍，同时用毛巾摩擦全身，使之发热；
4.2.1.3触电者失去知觉呼吸困难，应立即进行人工呼吸，切不可向触电者注射强心剂或泼冷水；
4.2.1.4如触电者呼吸及心脏跳动均已停止时，将伤员仰卧在平地上或平板上立即进行人工呼吸或同时进行体外心脏按压；
4.2.1.5急救时触电者的头部应尽量仰卧，鼻孔朝天，使舌根不阻碍气流，便于吹气急救；
4.2.1.6待急救人员赶到后应尽快将受伤人员送往医院救治。4.3事件报告流程
4.3.1发生触电人身伤亡事故时，现场人员应立即向中控室运行人员报警。4.3.2中控室24小时值班接警电话是：（各站电话）
4.3.3当值班长接到报警后，立即汇报应急救援指挥小组或应急办公室。
4.3.4若接到报警的部门不是运行人员，接到报警的部门必须立即告知报警人员向中控室运行人员再次报警，并同时发出求救信号。4.3.5报警和接警时要清楚如下信息：
4.3.5.1事故的性质、发生的时间、发生的地点；
4.3.5.2人员受伤的程度，典型症状等，受困人情况、人数等； 4.3.5.3已采取的控制措施及其他应对措施； 4.3.5.4现场救治所需的专业人员及设备； 4.3.5.5报警单位、联系人员及通讯方式。5注意事项
5.1在未脱离电源时，切不可用手去拉触电者；
5.2事故发生时要以抢救伤员为先，可不经许可即行断开有关设备的电源；
5.3要求心肺复苏要坚持不断的进行（包括送医院的途中）不随便放弃；
5.4联系医疗单位救治时必须以就近为原则；
5.5如伤者在不易救援的地方，要有可靠地防护措施之后才能接近进行救援，避免救援者发生事故；
5.6应保护好事故现场，设置警示标志，防止无关人员进入破坏事故现场，以便有关部门人员进行事故调查。
篇3：变电站母线故障事故处理分析
1 变电站母线故障形成的主要原因
结合变电站母线事故产生的原因,需要对母线实际的故障原因特点进行合理的分析,充分掌握母线发生故障的实际处理办法,根据电力系统的运行标准,对母线实际的生产运行标准进行合理的分析,提出适合电力运行系统的母线控制标准,对实际的生产基础水平进行判断,明确供电可靠性的技术手段和技术标准。同时,结合变电站母线的故障特点,合理地分析母线设备可能产生的各种故障隐患问题,对供电终端、停电问题等进行分析,对电力系统可能出现的各种设备损坏问题进行分析。母线故障问题可能会对电力系统造成严重的损坏问题,甚至会对变电站的整体造成严重的经济负担和经济损失。根据实际母线故障问题和故障类型,准确地分析母线故障的各种类型、解决办法等。变电站母线产生故障的主要原因是出现污染、短路、接地故障、断路、金属干扰等问题。具体来说,变电站母线故障形成的原因可以归纳为以下2方面。
1.1 客观原因
客观原因是受电流、互感器、母线等设备的质量影响,容易出现设备相互干扰的问题,引发社会故障,甚至出现爆炸的风险。这是引起母线故障的客观原因。主要原因是在短路情况下,母线的绝缘子与套管之间会出现闪络现象,在母线与断路器连接过程中,电流互感器与母线之间产生的电压互感操作,需要进行准确的切换处理,防止隔离开关与系统之间产生断路,造成绝缘问题,引发母线故障。线路断路是保护的动作,会造成母线失电事故的发生。外部原因是受天气因素的影响,容易引发母线出现严重的故障问题,其中受雾闪的影响出现故障的概率较高;工业污染对母线的稳定运行也具有一定的影响。外部实际的设备运行环境复杂,可能发生多种问题,受外部因素的不确定性影响,需要对外部环境进行及时的巡查和保护。
1.2 人为原因
人为因素主要是受变电站操作人员误操作的影响,容易造成母线故障。这类故障占变电站母线故障比例的20%左右。在实际的运行过程中,需要根据系统的运行标准,准确分析母线负载带动情况下母线隔离开关标准,对误操作可能产生的各种影响因素进行判断,准确地分析母线电弧实际操作中出现的各种现象,从而准确分析母线故障问题。在实际中,变电站运行人员往往受误操作的影响,使得母线产生严重的事故,其多发生在三相设备中。在配电装置的设置过程中,如果采用较高层的形式处理,变电站系统就会产生一组母线故障情况。采取有效的配电装置设置方式,可以对电气系统进行合理的故障问题分析,明确实际停电事故产生的主要原因,结合电气系统设备的爆炸点和实际运行环境,准确分析天气因素、环境因素等,并对可能产生的各种变电站母线事故处理方式进行有效的转换处理,提升母线变电设备处理的合理性。
2 变电站母线事故处理分析要点
2.1 母线无保护的问题
在110 k V的变电站中,母线多采用主变方式,控制实际差动的范围,明确母线的保护标准。按照母线实际的保护装置和缺乏的保护标准,对母线的保护范围进行合理的分析,明确造成停止使用情况的基本原因,根据母线的故障情况,准确地分析母线故障产生的原因,对母线的实际运行过程进行诊断和处理。
如果因母线上的设备和元器件引发故障问题,需要对设备或元器件进行切除处理,尽快恢复母线的基本供电运行标准。按照母线实际的故障情况,对继电保护装置的实际动作状况进行处理,明确爆炸事故的现象,正确判断母线事故产生的位置和原因,采用有效的调度处理方式进行准确的处理。如果故障受线路问题影响产生跳闸问题,引发母线故障,需要明确母线的实际位置,对母线可能存在的突出短路现象进行判断,准确分析母线故障线路的开关,对母线进行快速的恢复送电。如果线路开关或10 k V母线发生故障,需要立即采用有效的隔离方式进行故障线路处理。在故障处理过程中,如果不及时辨析,就会对线路故障的判定造成影响。鉴于此,可以对开关出现的方式进行处理,以外界媒体电源为基础,冲击母线,确保母线实际运行的合理性和有效性。对于单主变电站而言,其母线无保护情况故障发生时,需要采用拉开相关分段,对实际的故障母线开关进行处理,采用非主变的旁路电闸实施方式处理,控制母线的分差开关范围;采取有效的主变旁路方式,对非故障母线进行倒供,保证高压侧向电源开关的闭合程度,逐步恢复故障母线的整体负载供给水平;采用有效的主变频电源控制系统,对变电站进行合理的运行分析,处理母线故障时,需要采取准确的故障判断方式隔离,避免负载情况下母线供电的有效恢复效果。
2.2 母差误操作故障问题的处理分析
在母差保护误操作的处理过程中,需要对母差实际的保护方式进行合理的调整和控制,确保开关的状态,保证系统连接母线差保护的恢复水平。在母线故障处理过程中,需要对实际的母线故障问题进行判断,明确母线可能产生的各种负载续压状态,对电压实际的趋近值进行分析,运用电压闭锁方式,对差流较大或保护状态存在异常的电压进行处理。运用电压闭锁保护的方式,明确实际的差流范围,对可能出现的母差保护误动进行处理。在运行过程中,一旦出现母差保护提示,就需要对信号进行准确的检查和分析,采用交叉流变次级的方式进行母差保护,防止压变情况的发生,并去除母差的二次端子,对开关U形状态和差动保护故障问题进行准确的分析。在退出时,首先需要对流变短接的位置进行再次判断,明确实际避免开路的问题。在故障处理过程中,首先需要充分考虑误动的情况,对拉开容器的开关标准和保护停止工作范围进行准确的分析,确定故障保护退出后需要对母线充电的运行方式。
3 结束语
综上所述,母线对电力系统的综合运行和保护具有重要的意义,一旦发生故障,就需要对其进行及时处理。故障产生的原因可能是人为原因、环境原因,也可能是设备原因等。因此,需根据故障发生情况,准确地判断母线故障的特点,对故障产生的原因和故障类型进行合理的分析,进而提升故障隔离判断切除的处理效果,逐步恢复设备的有效运行标准,确保母线故障的及时处理,提高母线技术事故处理技术水平,保证变电站供电的合理性和稳定性。
摘要：母线是变电站实际运行中不可缺少的电气设备元器件,良好的母线可以保证变电站的有效、稳定运行。对变电站系统中可能出现的各种事故问题进行分析,明确其可能产生的各种问题,对变电站的可靠性水平进行判断;分析造成供电中断问题的原因,对大面积断电问题进行分析,从而对可能产生的各种严重损失进行明确的判断。按照这种技术研究标准,明确变电站母线的操作处理流程,对可能存在的各种母线事故产生的原因进行判断,分析处理要点分析过程,保证变电站实际供电的稳定性和有效性。结合实际的变电站母线处理标准,合理地分析实际变电站母线事故处理过程,确定变电站母线事故处理的准确要点内容。
关键词：变电站,母线故障,运行标准,事故处理
参考文献
[1]王学求,王柳,王小军.靳岗110 k V变电站母线事故的原因分析[J].河南电力,2001(01).
[2]胡成群,刘强.变电站母线电量不平衡的原因分析及解决方法[J].上海电力,2008(03).
篇4：变频器故障处置方案
1.故障确认：变频器出现报警信号停止运行；远程无法控制变频器，信息反馈不准确。
2.检查运行情况：确认现场变频器具体情况，初步判断故障原因。
3.通知与汇报：联系维修车间，说明故障现象并将具体情况向上级汇报。
4.故障查找：技术人员根据故障现象逐一排查引起故障的原因，并修复；必要时向设备供应商请求支援。
5.故障排除：对查出的故障逐一进行排除修复，试运行，必要时联系生产厂家派人员支援。
6.就地模式运行：故障排除后，技术人员开展现场就地控制模式试运行。
7.恢复正常运行：通知现场运行人员，故障已排除，运行状态已转接到远程模式，现场运行稳定。
8.汇报：汇报领导简要说明故障原因及处置状况。
篇5：浅谈变电站的母线保护动作故障
关键词：母线,故障,母差保护
母线正常运行对于电力系统安全运行非常重要, 如果母线保护动作, 容易引起大面积停电, 造成十分严重的后果[1]。由于各种原因的影响, 母线故障不可能安全杜绝, 因此, 当母线保护动作后, 根据继电保护报文及故障现象等, 及时进行故障处理, 尽快恢复母线供电, 以及采取相应的措施, 提高母线的安全水平, 尽量减少母线事故发生率, 对电力系统的安全稳定运行是十分必要的。
1 母线保护动作的原因
母线一旦发生故障, 常见的表现形式主要有单相接地故障、两相短路故障、三相短路故障等, 造成母线保护动作的原因是多种多样的, 具体如下。
(1) 设备自身问题。比如当母线本身有质量问题, 或者当连接母线的设备本身有质量问题, 容易造成母线、断路器、电压互感器、电流互感器、避雷器等长期运行后, 由于材料老化导致爆炸事故, 造成母线保护动作[2]。比如所选的设备不匹配时, 例如所选的电流互感器磁滞饱和曲线不合格, 当短路电流很大时, 二次电流不合格, 容易使母差保护误动。对于GIS母线, 比如当导体部分接触不良、母线表面有毛刺和突出的尖角、绝缘子表面有气泡或裂纹、筒内有导电微粒等, 很容易造成电场强度不均匀, 导致在过电压冲击下造成击穿故障, 进而引发母线保护动作。
(2) 自然环境因素。恶劣自然天气容易造成母线保护动作, 比如大风容易引起母线设备变形, 造成母线短路;也容易把漂浮物刮到母线上, 造成母线短路。比如连续阴雨天气容易造成雨水进入电流互感器, 造成电流互感器内部故障, 也容易引起户外端子箱、机构箱受潮和凝露, 造成二次回路故障, 引起母差动作。比如雷电容易造成电流互感器端子箱电缆绝缘击穿, 引起母差保护电流回路两点接地, 使电流产生分流, 造成母线保护动作。比如工业污染和雾霭, 容易造成母线的支撑绝缘子和断路器套管发生闪络, 造成母线保护动作。
(3) 日常运维不到位。由于运维人员技术不熟练, 再加上安全意识也比较淡薄, 在日常运维工作中, 容易造成不能及时发现设备缺陷, 给母线保护动作埋下隐患。除此之外, 就算运维人员发现缺陷后, 也容易因为粗心大意造成消缺工作不彻底, 还容易将工具误落在母差保护回路上, 导致母线检修后送电时再次跳闸。
(4) 现场违章施工作业。现场施工时也容易造成母线保护动作, 由于施工人员水平参差不齐, 执行安规时不彻底, 容易导致工具误碰母线, 造成母线绝缘损坏, 也容易造成连接在母线上的隔离开关、断路器、避雷器、互感器、支持绝缘子损坏, 当母线送电时, 造成母线发生接地或短路故障, 引起母线保护动作。
(5) 误操作误整定。误操作误整定也是造成母线保护动作的一个原因, 如果运行人员误投切压板, 或者工作人员不了解现场接线方式, 违规使用五防解锁钥匙, 擅自操作设备, 合上断路器、隔离开关、接地刀闸等, 会造成母线故障。除此之外, 当保护人员误整定时, 也容易造成母线差动保护动作。
(6) 越级跳闸。当下级线路发生故障, 断路器拒动时, 造成越级跳闸, 引起母差保护误动。除此之外, 当上下级开关的保护定值配合不合理时, 也会越级跳闸, 造成母差保护动作。
2 母线保护动作的处理方法
当母线保护装置暂时停止使用时或者保护装置失灵时, 母线及其连接的设备上发生故障时, 母线保护不会动作, 而由对侧开关跳闸造成母线失压时, 应该联系调度, 等待对侧对母线恢复供电。
当安装有母线差动保护且保护装置正常运行, 当母线保护动作时, 现场工作人员应根据仪表指示、故障录波、事件打印, 继电保护动作状况及设备外观, 及时判断出故障发生的原因及地点, 特别要认真检查母差保护范围内的设备, 有无爆炸、击穿、起火、冒烟、异物等。如果经判断是母线本身故障所引起的, 对于非GIS设备, 应将故障母线上的所有开关和刀闸拉开, 将故障母线上元件倒至备用的母线上恢复送电, 然后联系调度送电。如果经判断是连接在该母线上的元件故障所造成的, 首先要把故障元件进行隔离, 然后才能恢复对该母线送电。
考虑到母线故障时, 由于故障电流很大, 故障录波装置必然启动, 如果经查看, 故障录波装置上没有明显的故障电流电压波形, 微机打印报告也无明显的故障电流电压波形, 可以认为是母差保护误动。如果母差保护动作信号能够复归, 此时运行人员可暂时停用母差保护, 然后请示调度后, 对母线试送电, 然后再对各个馈线逐一送电。如果母差保护动作信号不能复归, 此时运行人员应检查母差保护装置有无异常、直流母线绝缘是否良好等[3]。
当母线差动保护动作时, 如果站内未发现任何问题, 当能够确定是由于下级开关拒动引起母线越级跳闸时, 应立即切除拒动的回路, 然后恢复对母线恢复送电。在这个过程中, 对单电源供电的母线, 经调度同意后, 可以强送一次;对于一用一备电源供电的母线, 可以用备用电源对母线供电;对两个或多个电源供电的母线, 应立即拉开母线上的所有开关, 联系调度后, 由检修人员进行处理[4]。
如果母线保护动作后, 经查找是运行人员误动误投切压板引起的, 此时应立即停止手头的操作, 经调度同意后, 把保护回路和压板恢复到操作前的运行状态。
对于GIS设备, 考虑到GIS设备的特殊性, 当母差保护动作时, 一般都是永久性故障造成的, 而且也无法快速查找出故障点, 此时, 为了避免处理母线故障时扩大停电范围, 在进行倒闸操作时, 应将故障母线上所有的馈电线路退出运行, 禁止通过母联开关对故障母线充电, 这是因为当充电到故障点上时, 对GIS设备冲击太大, 容易损坏设备。除此之外, 当母线发生故障时, 还应对母差保护范围内的气隔用化学检测法进行测试, 根据测得的SF6气体的分解情况, 从而判断出到底是哪个气隔发生了故障, 将故障气隔隔离后, 把其它间隔倒至备用的母线运行。
3 减小母线保护动作发生的措施
要使母线保持安全运行, 就要采取相应的措施, 为了减少母线保护动作发生的概率, 我以为应该采用下列措施。
(1) 严格把关设备质量。一定要严把设备质量关, 对于哪些不合格的设备, 应禁止设备入网, 对于设备制造安装过程中存在的问题, 在投运前应进行试验, 试验合格后才能送电, 对于设备使用过程中存在的问题, 应结合检修间隙进行消除, 对那些不合格的设备应进行更换, 确保不会因为设备质量问题造成母线故障。
(2) 强化日常运维。运维人员应认真做好巡视工作, 缩短巡视周期, 提高巡视质量, 白天巡视时, 应认真观察设备有无放电声、有无渗漏油、有无膨胀现象等;夜间巡视时, 应熄灯巡视, 观察设备有无放电声、有无连接部位烧红现象等, 碰到恶劣自然天气, 还应做好特巡工作。除了做好巡视外, 也要确保检修质量, 比如确保母线连接部位连接可靠和接触面达到要求等。对于GIS设备, 由于其特殊性, 要做好红外测温外, 还要做好SF6气体分解物测试、微水测试、局部放电测试等, 并且通过和以前的数据进行对比, 看看是否发生了故障, 如果发生了轻微故障, 要尽早消除, 一定要避免因运维不到位引起的母线保护动作。
(3) 加强反违章力度。针对施工队违章施工现象, 除了要求施工队按照安全生产规章制度进行施工, 做好各种防护措施防止误伤设备外, 还应派一个运维人员作为现场监督负责人, 在项目开工、项目施工、项目完工阶段全程跟踪, 确保施工人员能够严格够按规章制度要求施工。针对运维人员违章操作的情况, 应对防误闭锁解锁钥匙严格管理, 使用解锁钥匙一定要经过防误专责批准, 并且要有登记制度, 在进行解锁时, 现场还要有人监护。
(4) 做好安全生产预控。为做到事故防患于未然, 以及出现事故后能快速恢复母线供电, 应树立安全第一的理念, 认真执行安全规章制度, 针对母线运行中的危险因素, 做好事故预想, 并加强事故事故预想的可操作性, 要通过演练, 加强生产现场人员事故处理的反应能力, 使生产现场人员对危险点及处理措施有全面的认识, 迅速恢复母线供电。
(5) 加强培训力度。随着母线及其相连的设备技术越来越先进, 生产人员的技术水平和管理水平如果跟不上, 稍有不慎可能造成严重的事故。特别是GIS设备, 由于处于封闭金属壳内, 一旦出现故障, 生产人员根本无法按照常规的方式查找故障点。为了保证生产人员能掌握这些新设备, 能在母线发生故障时, 做出正确的判断, 就必须加强培训, 提高员工的岗位技能, 减少工作中的盲目性。在进行培训时, 要请厂家进行讲解, 培训时要将理论与实际故障查找结合起来, 这样不但可以提高生产人员的理论知识, 而且可以使员工进一步熟悉设备内部结构, 提升他们的操作水平和故障处理能力。
4 结语
母线对电力系统非常重要, 当母线故障发生后, 生产人员应该能根据各种信息量正确的判断出母线故障原因及故障范围, 隔离故障点后恢复母线供电, 为了确保母线安全, 保证电网的安全稳定运行, 还应该采取一定的措施减少母线故障发生的概率。
参考文献
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[3]陈家斌.变电设备运行异常及故障处理技术[M].北京:中国电力出版社, 2010.
篇6：变电站母线故障处置方案
目前,变电站事故分析系统以其功能强大全面、分析结果可靠等优点在电力系统中得到广泛应用[1,2,3,4,5,6]。随着站内事故分析要求的提高,该系统的故障测距、故障选相、阻抗分析、频谱分析、变压器故障分析、励磁涌流分析等[6,7,8,9,10]功能愈加完善。然而,变电站事故分析系统在母线分析功能上存在如下问题:
(1)现有的变电站事故分析系统缺省专门的母线事故分析,分析结果不直观。
(2)母线没有配备专门的故障录波装置,因此,分析的数据源较线路事故分析、变压器事故分析少,数据的冗余不够。
(3)母线事故分析结果受母线运行方式影响较大,如果分析过程中未能及时调整算法,那么母线分析的可靠性就会变差。
1 母线事故分析模块总体方案设计
为弥补子站事故分析系统功能的不足,本文设计开发了一套变电站事故分析系统母线事故分析模块。该模块充分利用系统提供的数据源,采用多种算法对母线事故进行分析;可单独显示母线模拟特征矢量值、开关量值;绘制了母线特征量波形,可清楚直观地显示母线差动特性曲线;建立了母线事故算法库,可以有选择地利用母线主保护、后备保护分析算法来分析各种故障情况。该模块最大特点是可以根据母线运行方式的不同,实时调整母线故障分析算法,自动算出与运行方式相对应的母线差动电流、制动电流,使得母线事故分析功能具有很强的自适应能力。母线事故分析模块总体框图如图1所示。
2 数据预处理
通过变电子站数据通信,将站内配备的所有母线保护录波文件、参数信息、保护定值都保存在数据库中。分析母线故障时,只需从数据库中调用所需数据即可。录波文件包括头文件、置文件、数据文件、信息文件,这里只需配置文件和数据文件。数据文件通常以ASCII、BINARY两种方式存储。
ASCII方式存储的数据文件可通过调用VC++中读文本文件函数、读字符串函数来直接逐行、逐个读取。读取BINARY方式存储的数据文件则较为复杂,首先要求出数据文件每一行总的字节数,然后逐个字节读取。二进制数据文件中包括采样编号、时标、模拟量、开关量四种数据类型,每行字节总数为:
式中,AK为模拟量通道数;SM为开关量通道数;INT(SM/16)表示状态通道数量除以16后,按进“1”法取整;4+4分别代表采样编号和时标的各4个字节。
不同的保护装置,其数据文件存储的格式可能不同。这就需要在读取数据时,首先通过读取录波配置文件来确定录波数据文件的存储格式,然后进入相应的数据文件读取程序。数据预处理流程如图2所示。
3 母线事故分析自适应算法
母线故障分析同时采用复式比率差动和故障分量复式比率差动综合判据,提高了母线故障分析的可靠性和准确性。另外,该分析模块采用非固定方式求取母线特征量,能根据母线运行方式的不同自动采取相应的算法。
3.1 分相复式比率差动判据
分相复式比率差动判据动作表达式为[10]:
式中,Id,set为差电流门坎定值;Kr为复式比率系数(制动系数);Ir为和电流,是母线上所有连接元件电流的绝对值之和,(Ij为母线上第j个连接元件的电流);Id为差电流,是所有连接元件电流和的绝对值,。相对于传统的比率制动判据,由于复式比率差动判据在制动量的计算中引入了差电流,使其在母线区外故障时有极强的制动特性,而在母线区内故障时无制动,因此能更明确地区分区外、区内故障。复式比率差动元件的动作特性如图3所示。
3.2 分相故障分量复式比率差动判据
由电流故障分量分相差动构成的复式比率差动判据,能有效地减小负荷电流对差动保护灵敏度的影响及故障前系统电源功角关系对保护动作特性的影响,提高保护切除经过渡电阻接地故障的能力。故障分量的提取算法如下:
Δi(k)=i(k)-i(k-N)
式中,i(k)为当前电流采样值;i(k-N)为一个周波前的采样值。在故障发生后的一个周波内,其输出能较为准确地反映包括各种谐波分量在内的故障分量。复式比率差动判据动作表达式为[10]:
式中,ΔId为故障分量差电流,(为第j个连接元件的电流故障分量);ΔIr为故障分量和电流,;ΔId,set为故障分量差电流门坎,由Id,set推得;Kr为复式比率系数(制动系数)。分相故障分量复式比率差动特性如图4所示。
3.3 自适应算法
为了准确调用算法,以适应母线运行方式的改变,下面分别对不同接线方式下的差电流进行分类。制动和电流与差电流分类方法类似。
3.3.1 双母线接线
以I1,I2,…,In表示各元件电流,以I1k表示母联电流,以S11,S12,…,S1n表示各元件I母刀闸位置(0表示刀闸分,1表示刀闸合),以S21,S22,…,S2n表示各元件Ⅱ刀闸位置,以S1k表示母线并列运行状态(0表示分列运行,1表示并列运行),则差流计算公式为:
3.3.2 母联兼旁路形式的双母线接线
若以Ⅱ母带旁路,母联TA装于I母侧,则差流计算公式为:
若以I母带旁路,母联TA装于II母侧,则差流计算公式为:
3.3.3 旁路代母联形式的双母线接线
定义第4单元为旁路单元,旁母到Ⅰ母(或Ⅱ母)有跨条。
若跨条接于Ⅰ母,当跨条刀闸和旁路单元的Ⅱ母刀闸处于合位时,则差流计算公式为:
若跨条接于Ⅱ母,当跨条刀闸和旁路单元的Ⅰ母刀闸处于合位时,则差流计算公式为:
4 母线事故分析功能展示
变电站事故分析系统对事故作业预判断后,转到母线分析模块;再对数据进行预处理,详细分析母线事故,并通过可视化界面展示。母线事故分析模块具有如下功能。
(1)母线特征量分析。可计算和显示母线电压,母联电流,大差动、小差动电流及各次谐波。
(2)母线特征量波形。直观反映特征量波形的变化情况。
(3)母线故障特性分析。展示母线故障特性曲线,直观反映曲线处于制动区还是动作区。
(4)母线保护动作行为分析。通过整定的继电器动作区域和计算得到的特征量,分析继电器的动作情况,并建立保护动作行为算法库。
(5)母线故障报告。母线故障报告包括事故时间、事故类型、发生事故的元件等重要信息。
5 结束语
本文介绍的母线事故分析模块采用多判据对母线故障进行分析,建立了事故分析算法库,丰富了母线故障分析的功能,弥补了现有变电站事故分析系统缺省专门的母线事故分析的不足。该模块能根据母线不同的运行方式及时调整算法,具有一定的自适应性,增强了母线分析的可靠性。
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篇7：变电站母线故障处置方案
遵循IEC61850标准智能变电站的建设日新月异,电子式互感器以其优良的特性被广泛使用,IEC61850标准体系规定了采样值的传送采用IEC61850-9-2采样值服务,其最大的特点是通过过程层网络可以使全站数据共享。2010年4月国家电网公司颁布了《Q/GDW441—2010智能变电站继电保护技术规范》,规范5.4条规定:“母线保护直接采样、直接跳闸,当接入元件较多时,可采用分布式母线保护”。本文首先分析了典型变电站中母线保护的采用IEC61850-9-2规约传输SV(Sampled Value采样值)的需求,对比了集中式母线保护与分布式母线保护的优缺点;其次介绍了IEEE 1588时钟同步系统的特点;最后提出了一种满足技术规范要求的分布式母线差动保护实现方案。
1 SV基于9-2规约采集的母线保护
IEC61850-9-2在对象模型方面充分体现了自我描述、灵活配置的特点。采用IEC61850-9-2的合并单元,其逻辑设备、逻辑节点、数据集和采样值控制块均可以根据实际需要进行配置和选择,并通过配置文件进行描述。采用IEC61850-9-2实现采样值传输的示意图如图1。
为了提高智能变电站中继电保护系统的安全可靠性,规定SV的采集必须是点对点形式,不允许通过网络[1]。下面分析集中式和分布式的母线保护完成SV直采的方案。
1.1 集中式母线保护
集中式的母线差动保护需要直采各个间隔元件的电流及母线电压值,以双母线单分段主接线形式为例,按照元件数为24计算,则母线保护需要接收24组电流和3组电压的SV数据集,共需要设置27个以太网接口。一般智能变电站中的过程层以太网通信介质采用多模光纤,母线保护装置如果安装27个光纤以太网收发器则对整个装置的功耗及散热性构成极大的挑战。从网络流量角度考虑,集中式母线保护装置仅对SV的数据接收处理能力必须达到100 M/s以上,这对继电保护装置的CPU处理能力要求非常高,同时处理能力更强的CPU也将加重整个装置的功耗。
1.2 分布式母线保护
为了减少母线保护的SV接收端口的数量,将几个间隔的SV采样数据在子单元进行集中合并,然后几个子单元再次将合并后的SV数据传输至主单元进行保护计算这就是分布式母线保护的基础模型[1]。
分布式子单元向主单元传输的SV采样数据有两种方式:一是按照每周波80点的频率直接转发合并器的采样值,其次是进行二次插值重采样并以合适的采样频率发送给主单元进行差动保护计算。方式一分布式子单元的存在仅是减少了主单元的光纤收发接口数量,降低了装置的功耗,并不能解决保护装置的数据流量大的问题;方式二不仅可以减少母线保护装置的光纤收发接口数量,还能减小主单元的数据流量,减小CPU的任务负担,这种方式下,以增加6个子单元为例,二次采样频率为每周波24点,主单元的数据流量计算公式如式(1)。
由式(1)可知,分布式的母线保护主单元需要接收及处理的数据流量与集中式相比已经大为降低。
需要注意的是保护装置对各个通道的数据同步要求较高,因此如何使子单元按照同一个采样脉冲进行重采样是保证数据同步的关键。
一般做法是使用外部同步时钟保证各个子单元的重采样的同步[2],也可以使用母线保护装置内部CPU触发同步时钟编码作为外部GPS同步时钟的备用[3]。从安全可靠性出发,母线保护装置是不能依赖外部同步时钟源的,并且装置主单元与子单元之间也不允许有单独的对时脉冲连线。子单元之间的同步必须借助主单元完成,而且只能通过SV直连网络实现,目前常用的通过以太网进行同步对时的方法是SNTP协议,采用软件实现对时,误差较大,不能用于采样同步。
2 IEEE1588精密时钟同步协议
IEEE1588的全称是“网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准”,属于PTP(精确时钟同步协议)的一种[4]。IEEE1588对时基本原理可如图2所示。
IEEE1588对时基本原理为在每个节点之间的收发延时一致情况下,利用乒乓算法计算两个节点之间的传输延时,最后在从端进行修正。
IEEE1588对时精度依赖于时间戳生成的位置[5],一般应用层软件实现时间戳受操作系统机制等多种因素影响,精度大概在1 ms以上。网络驱动层时间戳通常受到中断响应方式、中断精度、中断优先级等因素影响,精度大概在1~500μs之间。而硬件回路生成时间戳,精度可以高达亚微秒。因此在继电保护装置上利用支持IEEE1588对时的硬件模块实现精确网络对时是比较理想的选择。
具体实现方式可以在分布式母线保护的主单元中增加例如DP83640等型号的对时芯片作为高精度时钟发生器,采用1588对时协议给各个子单元进行同步对时。
各个子单元在完成时钟同步后,在每个整秒时间设置为重采样的基准时间,并且按照时间间隔T(重采样周期)设置下一个重采样基准时间,依次下去。子单元读取所连接的每个接收口SV数据到达的绝对时间,并将各个SV通道的固定延时进行修正,根据修正后最后一个SV达到的时间进行插值重采样,做出归一化处理后使重采样基准为整秒中断时刻的采样序号为0,这样就达到了各个子单元之间采样数据的同步性。归一化重采样方法见图3。
3 分布式母线保护实现方案
分布式母线保护需要解决的是各个子单元之间的采样同步问题,如果利用主单元作为同步时钟源,并向各个子单元进行同步对时,就可以达到所有子单元的采样脉冲为同一个源的要求。
因为分布式母线保护的主单元和子单元之间是通过光纤直接相连的,并且收发光路的延时完全对等,因此可以利用主子单元间的直连网络作为实现IEEE1588对时协议的链路。
基于IEEE1588对时的数字化分布式母线保护的实现结构如图4所示。
图4中主单元主要完成母线保护的保护逻辑处理功能,同时也兼做分布式母线保护内部的对时服务器。按照此方案设计的智能变电站分布式母线保护主单元和子单元间无外接的对时连线,解决了以往分布式保护需要依赖的外部时钟问题,提高了整体保护装置的可靠性。
在国内某个220 k V变电站内,66 k V的出线远期规模为26回,包括电容器及所用变在内66 k V母线共有33个单元组成,按此设计的分布式母线保护设有一台主单元装置,另外还设有6个子单元装置,每个子单元通过点对点方式连接6个间隔的合并单元和智能终端,主单元与子单元也通过点对点直接连接,达到了直采要求。另外每个子单元还兼做执行单元,收到主单元发出的跳闸GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event,面向变电站事件的通用对象)命令后发送给智能终端,达到了直跳的目的。
4 结论
智能变电站中基于电子式互感器采样的母线保护具有其采样数据量大、参与计算的元件数多的特点,分布式母线保护是发展趋势,本文成功将IEEE1588对时标准应用在分布式母线保护的各个子单元的采样同步方案中,可靠性高,满足国家电网公司的《智能变电站继电保护技术规范》的相关要求。
摘要：IEEE1588是关于网络测量和控制系统的精密时间协议(Precision Time Protocol,PTP)标准,其网络对时精度可达亚μs级。提出一种利用主单元中IEEE1588对时芯片的高精度时钟发生器,采用1588对时协议实现各个子单元采样数据同步,构建出智能变电站分布式母线差动保护的实现方案,描述了采样数据的同步处理及功能分布等。该方案的特点是差动保护不依赖于外部时钟的影响,可靠性高,符合国网公司的技术规范要求。
关键词：IEEE1588,采样同步,分布式母线保护,智能变电站
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