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变电运行培训复习资料(技能部分)


母线电压互感器高压熔丝熔断事故现象及处理步骤是什么? 一、 35kV 母线电压互感器高压熔丝熔断事故现象及处理步骤是什么?
答:(1)故障现象如下。 1)熔断相相电压降低或接近于 0,完好相相电压不变或稍有降低,断路相切换至好 相时线电压可能下降(实际运行在似断非断时), 电压互感器有功、 无功功率表指示降低, 电能表走慢。 2)主变压器 35kV“电压回路断线” 。电压互感器“电压回路断线”(保护接母线电压 互感器)、 “母线接地”告警。 3)检查高压熔丝时,可能有吱吱声。 (2)处理方法如下。 1)向调度汇报。可用电压切换开关切换相电压或线电压,以判别哪相故障。 2)停用该母线上可能误动保护(距离、低频)的跳闸出口连接片。 3)断开故障电压互感器二次空开或熔断器,拉开电压互感器隔离开关,做好安全措 施后,更换相同规格的高压熔丝。试运不成功,连续发生熔断时,可能为互感器内部故 障。应汇报调度,并查明原因。 4)检查是否为电压互感器内部故障时,可在停役后手摸高压熔丝外壳绝缘子部分以 查明是否为内部过热,也可用摇表摇测绝缘电阻加以判断。确认为互感器内部故障时, 应汇报工区及调度。

二、 电压互感器熔断器熔断及二次回路断线处理
(一)故障现象 当中央信号屏发出“PT电压回路断线”的信号,同时光字牌亮,警铃响,值班员 检查电压表可以发现,未熔断相电压指示不变,熔断相电压指示为0,与该项有关的线 电压表指示为相电压。与此无关的电压表指示正常。 (二)电压互感器高压侧熔断器熔断的原因: 1)电力系统发生单相间隙性电弧接地。 2)电力系统发生铁磁谐振。 3)电压互感器内部出现单相接地或相间短路。 4)电压互感器二次发生短路,而二次侧熔断器未熔断。

(三)处理方法 1)退出电压互感器所带可能误动的保护与自动装置,防止保护误动。 2)检查电压互感器二次保险是否熔断,如已熔断,应立即更换,若再次熔断,应 查明原因,且不可将其容量增大。 如熔断器完好,可检查电压互感器二次回路接头有无松动,断头现象,切换回路有 无接触不良现象,若发现断线处,应立即处理。 3)如电压互感器二次回路正常,则应检查一次熔断器是否熔断,更换一次熔断器 应用隔离开关将电压互感器退出运行, 在做好安全措施后方可进行, 如合闸后再次熔断, 则应再次将电压互感器退出运行,向主管部门和调度汇报,听候处理。 (四)电压互感器高压熔断器熔断应迅速断开一次侧隔离开关(刀闸) 、断开二次侧 空开取下二次侧熔断器, 将需通用电压互感器的二次侧负荷转移到另一组电压互感器供 电。

中性点直接接地系统和中性点不接地系统的短路有什么特点? 三、 中性点直接接地系统和中性点不接地系统的短路有什么特点?
答:在中性点直接拉地的电力系统中,以单相接地的故障最多,约占全部短路故障 的 70%以上,两相短路和两相接地短路分别约占 10%,而三相短路一般只占 5%左右。 在中性点不直接接地的电力系统中,短路故障主要是各种相同短路故障,包括不同 两相接地短路。在这种中性点不直接接地电力系统中,单相接地不会造成故障,仅有不 大的电容性电流流过,对电气设备基本无影响,但中性点发生偏移,对地具有电位差, 其相间电压不平衡,而线电压仍保持不变,即三相线电压仍为平衡的,故仍可允许运行 一段时间(一般为 2h) 。

四、10kV 中性点不接地系统铁磁谐振原因分析及消谐措施探讨
摘要: 摘要:本文就中性点不接地系统 10 kV 配电所中由于接入三相五柱电压互感器产生 铁磁谐振原因进行分析,并对各种消谐措施进行探讨。 关键词:配电所 关键词: 铁磁谐振 消谐

1 10 kV 配电所电压互感器运行及出现谐振情况

我段管内 10KV 配电所均为中性点不接地系统(小电流接地) ,各配电所的每一段母 线上均接有一台三相五柱式电压互感器(PT) ,其一次线圈中性点直接接地。由于电网 对地电容与 PT 的线路电感构成谐振条件,在运行中经常出现铁磁谐振现象,引起过电 压,出现“虚幻接地”或烧断 PT 高压保险,甚至在运行中出现过 PT 一次侧零相瓷瓶内 部引线烧断的现象。 下面仅列举岱岳配电所 2000 年出现谐振过电压及 PT 保险熔断的部 分事例: ① 2000 年 3 月 5 日 13:15,岱岳配电进线一开关跳闸,Ⅰ段母线 PT 高压保险熔 断 3 相。跳闸原因是线路瞬间故障。 ② 2000 年 3 月 18 日 20:50,岱岳配电Ⅰ段母线 PT 高压保险 B 相在运行中熔断。 ③ 2000 年 3 月 23 日 8:51,岱岳配电自闭一、自闭二开关跳闸,发“电压回路断 线”“10KV 系统接地”光字牌,自闭母线 PT 高压保险熔断。原因是自闭线路故障。 、 ④ 2000 年 6 月 11 日, 岱岳配电所全所停电春防试验, 在作业结束后送电合电源进 线开关时,发“10KV 系统接地”光字牌,出现“虚幻接地”现象,馈线送电后复归。 2 铁磁谐振过电压产生原理 在中性点不接地系统中,为了监视系统的三相对地电压,配电所内 10 kV 母线上常 接有 Y/Y/接线的三相五柱电磁式 PT,其电气结线见图 1。

图1

10KVPT 未装消谐装置时电气示意图

正常时 PT 的励磁阻抗很大,系统对地阻抗呈容性,三相电压基本平衡,中性点的 位移电压很小。但在系统出现暂态过程时,如单相接地的发生和消失等,都会使 PT 中 暂态励磁电流急剧增大,感值下降,于是三相电感值有所不同,在 PT 的开口三角处出

现零序电压。 设 L0 为 PT 三相并联的零值电抗,当 L0 与 3C0 回路达到固定振荡频率ω0 时,将会在 系统中产生谐振现象。随着线路的延长,依次发生 1/2 次分频谐振、高次谐振。当发生 谐振时,由于 PT 感抗显著下降,励磁电流急剧增大,可达到额定值的数十倍,造成 PT 烧毁或保险熔断。 2.1 分频谐振 当系统发生 1/2 次谐波时,会使 PT 开口三角处呈现电压,这可以从 PT 二次侧开口 三角的接线原理分析, 其原理接线如图 1 所示。 正常运行时电压相量如图 2 所示, 图中: mn= a+ b+ c=0 考虑 PT 误差以及三相系统对地不完全平衡,在开口三角处也可能有数值不大的不 平衡电压输出,但不足以使接在其上的电压继电器动作。 当系统出现低频谐振时,电压的正弦波形中含有 1/2 次谐波分量,如以 B 相为参考 相量,则开口三角处的电压为: mn= a+ b+ c = mSin ω(t+120o)+ mSin ωt+ mSin ω(t-120o) = m [Sin( ωt+60o)+ Sin ωt+Sin( ωt-60 o)] =2 m Sin ωt =2
b

其相量如图 3 所示。可见当发生 1/2 次谐波谐振时,在 PT 二次侧开口三角处所显 现的电压是相电压中 1/2 次谐波分量的 2 倍,当这个分量足够大时,就会使接在开口三 角处的电压继电器动作,造成单相接地假象。 2.2 三次谐波谐振

当系统出现高次谐波谐振时,以三次谐波谐振为例,此时电压的正弦波形中含有三 次谐波分量,仍以 B 相为参考相量,则 PT 开口三角处的电压为:

可见当发生三次谐波谐振时,在 PT 二次侧开口三角处所显现的电压是相电压中三 次谐波分量的 3 倍,当这个分量足够大时,就会使接在开口三角处的电压继电器动作, 造成单相接地假象。 3 常用消谐措施的探讨 通过有关研究及在实践中应用证明:在 PT 的一次侧中性点串接复合电阻消谐器, 随着 R 的增大,谐振的范围缩小,当满足 R≥6%Xm 时可消除一切铁磁谐振;在 PT 开口 三角绕组接入电阻,相当于在 PT 的励磁电感之中并入电阻,能够限制和消除谐振。 3.1 PT 中性点经消谐器接地 从各配电所安装消谐器运行情况来看, 消谐器抑制谐波的效果较为明显。 原理图见图 4。

图 4 10KVPT 一次侧中性点经消谐器接地时电气示意图

PT 一次侧中性点串入的消谐装置是一种特别配置的非线性复合电阻, 它的接入相当 于在 PT 一次侧每相对地都接入电阻,能够起到抑制 PT 过电压、过电流、阻尼和抑制谐 波的作用。 3.1.1 消谐器的消除谐振作用

安装消谐器后,系统感容等效电路可用图 5 表示。

图5

安装消谐器后系统感容等效电路及分析示意图

回路的电势平衡方程式为:

其中:E——系统等效电势 就其绝对值而言,存在下列关系:

此式可转化为:



=E ` ,则式(3)可转化为: E `

而 E `与 I 的关系也可转化为:

此系一个焦点为(±

,0)的椭园。

式(5)可用图 5 所示求解。UL 与 UC+E / 的交点有 a1、a2、a3 三个点。a1 点在 UL 的线性范围,为稳定工作点;a2 点在互感器的饱和区域,为不稳定工作点;a3 点为谐 振点(由于 UC-E
/

偏向于第四象限,与 UL 仅在线性范围有一交点,不在此讨论。 )

当不存在消谐器即 R=0 时,式(4)可化简为: UL=UC±E

UL 与 UC+E 的交点 a4、a5 分别为稳定工作点和不稳定点。而 UL 与 UC-E 的交点 a6 即 为谐振点。由图 5 可见,无消谐器 R 时,谐振点 a6 处过电流和过电压均增大。 当消谐电阻 R 足够大,UC+E/ 的曲线如图 5 中虚线所示。这时,UC+E/ 与 UL 只在线性 范围内有交点,可以消除铁磁谐振。 根据以上分析,可以看出,安装消谐器有利于防止过电流,阻尼铁磁谐振的发生。 3.1.2 消谐器的限制过电压、过电流作用

PT 中性点接入消谐器后,可以限制系统在一相接地或弧光接地时流过 PT 另两相的 高压绕组的过电流。如图 4PT 接线示意图中,当系统 C 相(或 A、B 相)发生单相接地 时,C 相对地电压:UCX=0,在此情况下,若没装消谐器,则: UAX=UBX=UAC=UBC= Uφ

此时流过 A、B 两相高压绕组的电流为:

式中:XLE——PT 的单相感抗 即 I 为正常值的 3 倍。因此,即使系统不发生过电压,单相接地时也可能烧坏另两 相的高压绕组。若系统因单相接地而引起过电压,则此电流会更大。 当 PT 高压侧中性点上安装消谐器后,在 C 相单相接地时,流过 A、B 两高压绕组的 电流为:

只要当 6R2-

RXLE>0,即:

时,式中电流值就小于式(1)中的电流值,即通过 A、B 两相高压绕组的电压受到消 谐器 R 的限制。而实际上消谐电阻的阻值与感抗之比(R/XLE)远大于 0.28。因此消谐器 的接入,削弱了单相接地时流过非故障相互感器高压绕组的电流,可有效地防止 PT 过 电压和过电流。
3.2 其它消谐措施

3.2.1

PT 开口三角绕组接电阻

PT 开口三角绕组接电阻的电气原理图见图 6。

图 6 10 kV PT 开口三角接电阻的电气示意图

由于电阻接在开口三角绕组两端,必然会导致一次侧电流增大,也就是说 PT 的容 量要相应增大。 从抑制谐波方面考虑, 值越小, R 效果越显著, PT 的过载现象越严重, 但 在谐振或单相接地时间过长时甚至会导致保险丝熔断或 PT 烧毁。 一般来说接入 10 kV PT 开口三角绕组的电阻取 16.5~33Ω。 3.2.2 PT 开口三角绕组接分频消谐装置

配电所采用的开口三角绕组接可控硅分频消谐装置的原理图见图 7。

图7

开口三角绕组接可控硅分频消谐装置的原理图

在电网出现雷电过电压或操作过电压时,该电路 VSO 端电压和触发脉冲反相,VSO 不能导通。当发生单相接地故障时,VSO 虽有工频电压但无触发脉冲,仍不能导通。仅 当电网中发生分频铁磁谐振时,VSO 才会导通,三角绕组被短接,铁磁谐振在强烈的阻 尼作用下迅速消失,当谐振消失后,VSO 恢复到阻断状态。 在实际运行中,上述两种装置仍不能有效避免谐振的发生及保险熔断。在谐振发生 或线路单相接地时 PT 一次侧电流显著增大及因本身元件故障而失去消谐作用是上述两 种装置的主要缺陷。 3.2.3 采用抗谐振型 PT 或在 PT 中性点串单相 PT

采用抗谐振型 PT 和在 PT 中性点串单相 PT 原理相同,电气原理见图 8。

图8

抗谐振型 PT 的电气原理图

假设 L0 与 L1、L2、L3 具有相同的伏安特性,则此时 PT 的励磁电抗 Xm=XL1+XL0' , 所以 L0 的接入主要有以下三个优点: 1) Xm 显著增大,比较易实现 XC0/Xm≤0.01 这个条件,使系统扰动时不致于发生谐 振。 2) L0 接入后,加在非故障相 PT 绕组的电压下降至接近相电压,不会饱和,从而杜 绝了谐振的发生。 3) 由 L0 二次绕组电压继电器作接地指示装置,在单相接地时其输出电压为 75V, 可按此值进行整定计算,从而保证了接地指示装置的灵敏度。 若中性点串入 PT 的励磁电抗 XL0 远大于 XL1 值,则效果更佳。此时加在非接地相 L1 和 L2、 故障相 L3、 中性点 PT 的 L0 绕组的电压全部等于相电压 5.77 kV, 肯定不会饱和, 而且接地指示装置可获得的输出电压可达 100V。

4.

结论
通过前面的讨论,我们可知道在 PT 中性点加消谐器、采用抗谐振型 PT 或在中性点

串单相 PT 的方法, 在线路单相接地时能够使 PT 各相绕组电压均能保持在正常相电压附 近而不会饱和,从而很好地抑制铁磁谐振,降低 PT 一次侧电流,同时亦保持了接地指 示装置对零序电压幅值和相位的灵敏度, 其优点较为突出。 我段于 2000 年 8 月份对 10KV 配电所母线 PT 进行了改造,在其一次侧中性点上加装了消谐器,改造后效果明显,运 行至今未出现过 PT 保险熔断与“虚幻接地”现象。
参考文献: 参考文献 [1]沈宗阳.中性点不接地系统中电磁式电压互感器引起的铁磁谐振一些消谐措施装置的比较使用, 广 东省 10 kV 绝缘及过电压研讨会,1992 [2]康栋才.中性点不接地电力系统中消谐器及其应用注意事项,电世界,1997.1

五、 不接地系统产生谐振的原因及措施电子学论文
摘要:在实际的变电运行管理中,有时由于中性点不接地系统的线路发生单相接地或单相接地消失 的瞬间,经常造成电压互感器一次侧熔断件熔断。或者是在进行正常的倒闸操作中,通过投入空载 母线时,往往发现母线电压指示不正常或出现接地信号,但却没有发生明显的接地迹象,主要是由于 电压互感器的铁磁谐振造成的。这种情况经常会使值班人员误判为电压互感器故障或是变电所内母 线系统发生接地故障,影响了正常的运行管理。 关键词:不接地系统 产生谐振 原因及措施 1 前言

在实际的变电运行管理中, 有时由于中性点不接地系统的线路发生单相接地或单相接地消失的瞬间, 经常造成电压互感器一次侧熔断件熔断。或者是在进行正常的倒闸操作中,通过投入空载母线时, 往往发现母线电压指示不正常或出现接地信号,但却没有发生明显的接地迹象,主要是由于电压互感 器的铁磁谐振造成的。这种情况经常会使值班人员误判为电压互感器故障或是变电所内母线系统发 生接地故障,影响了正常的运行管理。 2 电压互感器产生谐振的原因分析

(1) 在中性点不接地系统中,虽然电源侧的中性点不直接接地,但电压互感器的高压侧中性点是接 地的,若 Ca,Cb,Cc 为各回线路(包括电缆出线和架空线路)三相对地的等值电容,而 La,Lb,Lc 则 为母线电压互感器的一次侧三个线圈的对地阻抗(忽略其线圈电阻),假设系统发生单相接地(如 A 相),其接线图如图 1 所示。

图 1 接线图 此时,电压互感器的铁心线圈相当于与电容器并联,构成了可能产生谐振的并联电路,由于相对地 电压升高 倍,有可能使得电压互感器的铁心出现饱和或接近饱和,阻抗变小,电路中出现容抗和

阻抗相等的情况,从而产生了并联谐振,此时互感器一次侧的电流最大,这样有可能使电压互感器 的高压侧熔断件熔断, 或者烧坏电压互感器。 此种情况往往在变电所投产初期(线路出线回路少)不是 很明显, 但随着线路出线回路的增多(各回线路对地的等值电容量增大, 容抗增大)出现谐振的情况较 多。 (2) 倒闸操作时,由于电压互感器的谐振而造成母线电压不平衡。此种情况往往是在设备进行关合 空载母线时发生,如图 2 所示。当系统,投入 501 断路器,由于 10kV 母线处于空载状态,其等值 电路图可由图 3 表示。

图 2 示意图

图 3 等值电路图 图 3 中 L 是电压互感器一次线圈的电感,C 是各相母线对地电容,由于电压互感器的中性点是接地 的,且各相对地电容的一端也是接地的,在正常情况下,三相电容是对称的,但当用 501 断路器向 10kV 母线充电时,就存在着以下两种情况: ①由于合闸瞬间的三相触头不同期性,此时最慢接触的一相在触头间相当于串联上一个电容(如 A 相)。 当电容的容抗等于互感器的感抗时即产生谐振,但该状态下只是使中央信号装置的电铃响了一下, 仪表摆动一下,但随着操作的完成该现象随之消失。 ②由于合闸过程中产生操作过电压,此时假设断路器在合闸操作过程中 A 相出现过电压,则有可能 使 A 相电压互感器铁心出现饱和, A 相电压互感器线圈感抗变小, 使 从而三相的总阻抗出现不平衡, 使电压互感器的中性点对地电压发生位移现象。

3

消除铁磁谐振的措施和方法

(1) 采用质量好,技术性能优,铁心不易饱和的电压互感器。 (2) 提高断路器的检修质量,确保合闸操作的同期性,减少操作过电压。 (3) 必要时可采用改变操作顺序,以避免操作过程中产生谐振的条件。 (4) 对在空载母线的充电中产生的谐振,可以采用投入空载线路的方法,以改变其谐振的条件。 (5) 传统采用消谐的措施是在电压互感器的开口三角侧接上一个灯泡, 该方法属于较为原始的方法, 随着系统容量的增大和电缆线路的增加,实践运行表明该方法的消谐效果不是很明显。 (6) 另一种方法是采用在电压互感器二次侧的开口三角上加装一种可控硅多功能消谐装置的方法, 但该方法需要采用外加交流电源,有时由于装置的电子器件发生短路也会影响消谐效果。 (7) 目前使用的另外一种消谐装置是在电压互感器的一次侧中性点上串接 LXQ 型非线性电阻,以 限制其产生谐振的方法,由于该方法具有安装简便、结构简单、消谐效果明显的特点,目前得到广 泛的应用,具有较高的推广使用价值。 4 结束语

中性点不接地系统发生谐振的直接因素是系统过电压,其根本原因是电压互感器出现饱和,造成互 感器的感抗改变,至于采用何种消谐方法,应该根据实际情况,结合系统的运行方式,分别采取措 施,以达到预期的目的。

六、 小电流接地系统单相接地故障处理
小电流接地系统发生单相接地故障时,由于线电压的大小和相位不变(仍对称) , 而且系统的绝缘又是按线电压设计的,因此允许短时间运行而不立即切除故障,带接地 故障运行时间,一般 10 kV、35 kV 线路允许接地运行不超过 2 h,这主要是受电压互感 器和消弧线圈带接地允许运行时间的限制。 1 接地故障的判断 电压互感器一相高压保险熔断,报出接地信号。 区分依据:接地故障时,故障相对地电压降低,非故障相对地电压升高,线电压不

变,而电压互感器一相高压保险熔断时,对地电压一相降低,另两相电压不变,线电压 指示则会降低。 用变压器对空载母线合闸充电时,断路器三相合闸不同期,三相对地电容不平衡, 使中性点发生位移,三相电压不对称,报出接地信号。 区分依据:这种情况在操作时发生,只要检查母线及连接设备无异常,即可判定。 投入一条线路或投入一台所用变,接地信号即可消失。 系统中三相参数不对称,消弧线圈的补偿度调整不当,在倒运行方式操作时,报出 接地信号。 区分依据:这种情况多发生在系统中有倒运行方式操作时。经汇报调度,在相互取 得联系时,可以了解到。可先恢复原运行方式,将消弧线圈停电调整分接头,然后投入, 再进行倒运行方式操作。 在合空载母线时,可能发生铁磁谐振过电压,报出接地信号。 区分依据:电压表有一相、两相、三相指示会超过线电压或以低频摆动,表针会打 到头。可分为基波谐振、高频谐振、分频谐振三种。 2 单相接地故障的查找处理方法 2.1 判明故障性质和相别 根据接地故障的判断所述依据,首先判明故障性质和相别,待确定为接地故障后, 采取措施,进行查找处理。 2.2 分网运行缩小范围 分网运行包括系统分网运行和变电站内分网运行, 系统的分网应在调度统一指挥下 进行, 并考虑各部分之间功率平衡、 继电保护的相互配合、 消弧线圈的补偿度是否适当。 对于变电站,分网就是将母线分段运行,缩小范围,找出仍有接地信号的一段母线。 2.3 检查站内设备 确定故障范围后,应对故障范围以内的站内一次设备进行全面的外部巡视检查。主 要检查设备瓷质部分有无损坏、放电闪络,设备上有无落物、小动物及外力破坏现象, 各引线有无断线接地,检查互感器、避雷器、电缆头等有无击穿损坏等。 2.4 检查站内设备故障处理 故障点可以用断路器隔离。检查发现电流互感器、出线穿墙套管、出线避雷器、电 缆头、耦合电容器、线路侧隔离开关等断路器外侧的设备有故障。应汇报调度,转移负

荷后,断开断路器隔离故障。拉开故障设备的两侧隔离开关,汇报上级有关领导,做好 安全措施,等待修试人员检修故障设备。 故障点只能用隔离开关隔离。 此时绝对不能用隔离开关拉开接地故障和线路负荷电 流。 应汇报调度, 根据本站一次系统主接线及运行方式, 利用倒运行方式将故障点隔离。 对不能倒运行方式的,可用人工接地法转移故障点,再用断路器断开故障点。 故障点在母线上。检查发现隔离点在母线上,无法隔离,应将隔离母线停电检修, 双母线接线的, 可将全部负荷倒至另一条母线上供电, 其它情况, 应先将用户负荷转移, 再进行停运母线。 2.5 检查站内设备未发现异常 汇报调度,利用瞬停的方法查出故障线路,确定带接地故障的线路。 以上是对有人值班变电站发生小电流接地系统单相接地故障的处理, 随着电力系统 自动化水平不断提高,远动技术快速发展,以及电气设备更新换代,越来越多的变电站 实行无人值守。石嘴山供电局除了四座 220 kV 变电站外,其余所有 110 kV 及以下电压 变电站均实行无人值守。 对于无人值守变电站, 当发生小电流接地系统单相接地故障时, 根据调度工作站语音报出的远动告警信息和远动机所显示遥测值的变化, 做出准确的判 断。查找处理的方法在具体处理过程中与有人值班变电站的处理方法有许多不同之处。 主要区别在判明故障的性质、相别后,通过远动遥控操作,在分网运行缩小故障范围的 基础上,利用“瞬停法”查找出接地故障的线路。 发生单相接地故障时,通过调度工作站远动告警信号和远动机所显示电压值,记录 接地的时间和相别,以及远动机所显示电压遥测值,待接地故障持续 5 min 后不消失, 根据运行方式、天气状况、系统操作、远动告警信号、远动机所显示电压遥测值,以及 远动、通信、保护等班组当天工作情况,做出判断,进行查找处理。 判明故障的性质、相别。 分网运行缩小范围。 利用“瞬停法”查找出有接地故障的线路。 对在接地故障母线上供电的重要负荷,在运用远控拉路选线时,应先通知各供电分 局值班人员和重要用户。 3 查找处理过程中的特殊情况 遇有其它断路器跳闸可强送一次。

消弧线圈有故障,应先投入备用变压器,将变压器停运后,拉开消弧线圈隔离开关 (将变压器重新投入运行) ,或先切除故障线路,再拉开消弧线圈隔离开关。严禁在有 接地故障时,拉合消弧线圈隔离开关。 当某一出线跳闸,同时出现接地信号,一般是由于两条出线不同相接地,但只有一 回出线断路器跳闸,而另一回出线仍然接地的缘故。此时,发生故障线路不再强送,按 照接地选线序位表,寻找接地线路。 系统发生接地故障时,同时有两条出线断路器跳闸,跳闸后,接地现象消失,一般 判断为两条出线异相接地短路,应轮流强送断路器,鉴别永久性接地点,将非接地线路 投入运行。如果两点永久性接地,可强送较重要的线路。如两条线路都很重要,可倒至 不同母线上,将母线分段运行。 4 查找处理单相接地故障时的注意事项 有重合闸装置的断路器,拉路寻找时,应利用重合闸装置进行选线。 有人值班变电站和无人值班变电站,在拉路选线时,均应至少两人进行操作。系统 接地时,检查站内设备,应穿绝缘靴,接触设备外壳、构架及操作,应戴绝缘手套。发 现明显接地时,室内不得接近故障点 4 m 以内,室外不得接近故障点 8 m 以内。 随时监视远动装置,保证“四遥”正确性和完好性,即遥测、遥信、遥控、遥调。 发生接地故障,如远动装置异常,应立即通知操作队值班员到达现场。 无人值班变电站所有运行设备的“就地/远控”开关应切至“远控”位置。 有“瞬停法”查故障线路,无论线路上有无故障,均应立即合上。 小电流接地系统,发生单相接地故障,在处理过程中,一定要及时发现(尤其无人 值班变电站) ,判断准确,处理果断。防止发生另一相接地,或不同线路不同相接地, 形成相间接地短路,造成出线断路器或母线断路器跳闸的事故,确保系统的安全稳定运 行。

出线接地,后转换为相间短路,保护动作出口断路器拒动, 七、 10kV 出线接地,后转换为相间短路,保护动作出口断路器拒动,主变后备保护动 作切除故障 运行方式: 运行方式: 110kV 水中线供 110kVII 母经 110 断路器带 110kVI 母负荷, 110kV 杉中线充电备用, I#主变(分头 I 档)带 10kVI 母负荷,II#主变(分头 I 档)带 10kVII 母负荷,I#

站用变带本站低压侧负荷,II#站用变带消弧线圈运行,10kV 母联 010 断路器热备。 18:30,地调吴道伟预告:将 10kV 钟山西 I 回 005 开关保护定值由小定值改为大 定值,将 II#主变由运行状态转换为热备用状态。 操作票将 II#主变由运行状态转换为热备用状态; 1、合上 II#主变 1120 中性点接地隔离开关,并检查确已合好。 2、合上 10kV 母联 010 断路器 3、检查 10kV 母联 010 断路器确在合闸位置 4、检查 I#、II#主变 10kV 侧确已并列运行 5、投上 I#主变保护跳 010 断路器压板 6、拉开 II#主变 012 断路器 7、拉开 II#主变 112 断路器 8、检查 II#主变 012 断路器确在分闸位置 9、检查 II#主变 112 断路器确在分闸位置 10、拉开 II#主变 1120 中性点接地隔离开关,并检查确已断开。 18:37,地调吴道伟令:将 10kV 钟山西 I 回 005 开关保护定值由小定值改为大定 值,将 II#主变由运行状态转换为热备用状态。 18:42,执行调令,将将 10kV 钟山西 I 回 005 开关保护定值由小定值改为大定值。 18:43,操作完毕,汇报地调吴道伟。 18:47,开始执行操作票。 18:59,操作完毕,汇报地调吴道伟。 19:00,铃响,事件通知栏发:10kVI 母接地,10kVII 母接地,10kV 水窑东线接地, 10kV 水城西 II 回接地。三相电压:Ua:0 Ub:10.6 Uc:10.8 3U0:28V

消弧线圈中性点电压 520V,直流吸合告警,交流吸合告警,阻尼请求调档发生,预测电 容电流 29A。 19:16,记录时间,复归音响。 19:20,检查本站设备,未发现异常。 19:22,汇报地调吴道伟。 19:25,铃响,喇叭叫,事故照明灯亮,I#后台机事件通知栏发:I#主变低压侧 复流 I 段 I 时限、I 段 II 时限动作,011 断路器、010 断路器由合到分,I#电容器 031

断路器、 II#电容器 032 断路器欠压保护动作, 10kV 水窑东线 008 断路器过流保护动作、 速断保护动作。 主接线图上 011 断路器、 010 断路器、 031 断路器、 032 断路器绿灯闪光。 19:31,检查 I#主变保护屏:告警灯亮、后备动作灯亮、保护动作灯亮,011 断路 器、010 断路器绿灯亮。复归信号。 检查 10kV 水窑东线 008 断路器时发现断路器在合闸位置,红、绿灯不亮,保护装置 上告警灯、保护动作灯亮。 19:40,在后台机上拉开 10kV 水窑东线 008 断路器时拉不开,遥控超时。 19:41,手动打掉水窑东线 008 断路器。 19:43,汇报地调吴道伟。 19:44,调令:自行处理,抓紧时间复电。 19:45,事故处理:合上 I#主变 1110 中性点接地隔离开关,合上 011 断路器、010 断路器,拉开 I#主变 1110 中性点接地隔离开关。恢复对本站 10kV 侧供电。 19:47,汇报地调吴道伟。 19:48,检查水窑东线 008 断路器保护动作却未掉闸的原因,其合闸、控制保险完 好、控制回路无异常、操作机构正常。 19:50,汇报地调吴道伟。

八、 35kV 母线电压互感器高压绕组单相接地故障处理 运行方式: 运行方式: 110kV:滥北线经母联 110 断路器带北钢线负荷,西北线充电备用, I 号主变(分头 I 档)运行带 35kV、10kV 系统负荷,II 号主变(分头 I 档)热备用, 中性点接地隔离开关 1110、1120 均在断开位置。 35kV:301、302 断路器运行,母联 310 断路器在合闸位置,303、304、305、306 断路器均在冷备用状态。 10kV:水钢 I 回 001 断路器、水钢 II 回 002 断路器运行,母联 010 断路器在合闸 位置,其它断路器均在实验位置。1 号站用变带全站站用电负荷,2 号站用变热备用。 题目(现象) 题目(现象): 铃响,事故通知栏发:35kVI、II 母线接地发生,打开 I 号主变细节图 ,遥测量 , 查看中压侧三相电压分别为:Ua=0 、Ub=37.5kV、Uc=37.6kV、3U0=38V

参考处理步骤: 参考处理步骤: 1、记录时间, 复归音响。 2、检查 35kV 所有设备,除 I、II 电压互感器声音较平时略大外其余均无异常, 汇报调度。 3、将 II 号主变由热备转运行:合上 II 号主变 1120 中性点地刀,合上 II 号主变 112、312 断路器,拉开 II 号主变 1120 中性点地刀。检查 35kV 侧确已并列运行后,拉 开 35kV 母联 310 断路器,35kVI 母线接地消失,II 母线仍然 发接地信号。 4、汇报调度:监视运行(1 小时 50 分钟后)接地仍未消失, 汇报调度 , 调度令 35kV302 断路器负荷已倒出,拉开 35kV302 断路器。操作后,35kV II 母线接地未消失。 5、 汇报调度, 调度令自行处理。 拉开 II 号主变 312 断路器, 拉开 3022 隔离开关, 合上 312 断路器,35kV II 母线接地未消失。 6、拉开 II 号主变 35kV 侧 312 断路器,母联 3102 隔离开关,合上 312 断路器, 35kV II 母线接地未消失。 7、 拉开 II 号主变 35kV 侧 312 断路器, 拉开 3122 隔离开关, 合上 35 kV 母联 3102 隔 离开关,合上母联 310 断路器,35kVI、II 母线接地发生。 8、此时,判断为非 35kVII PT 接地或为 35kVII 母线接地。拉开 35kV 母联 310 断 路器,拉开 35kVII PT3524 隔 离开关,取下 35kVII PT 二次保险。合上 35kV 母联 310 断路器,35kVI、II 母线接地均消失。确定为 35kVII PT 接地。 9、汇报调度,令隔离故障点做好安全措施,将站内设备恢复正常运行。 10、 合上 35kV 电压互感器二次并列小开关。 35kVII 号电压互感器转为检修状态。 将 11、汇报调度,令合上 35kV3022 隔离开关,302 断路器 检查无异常后。将 II 号主变 由运行状态转换为热备用状态。 12、操作后,汇报调度,做好相关记录。

母的线路单相接地短路, 九、 连接 I 母的线路单相接地短路,该线路断路器拒动故障处理
运行方式: 运行方式 220kV 盘水线、水滥线经 1 号、2 号主变与 110 水水双回、水石线并列运行,1 号、 2 号主变分头均在 6 档运行,1 号主变中性点接地;

220kV:201 开关、211 开关在 I 母运行,203、212 开关在 II 母运行,270 开关在 I 母热备,210 开关在合闸位置; 110kV:101、102、104、106、108、131、111 开关在 I 母运行,170 开关在 I 母热 备,103、105、107、109、134、132、112 开关在 II 母运行,110 开关在合闸位置; 10kV:母联 010 开关在分闸位置,038 开关冷备,1 号站用变运行,2 号站用变热备。 题 目:110kV 水威线故障,开关拒动,造成 1 号主变 110kV 零序方向过流 I 段

I、II 时限动作出口,1 号主变 220kV 复压方向过流 I、II 段动作出口, 211、110 开关 掉闸,同时 110kV IPT 二次保险熔断。 参考处理步骤: 参考处理步骤: 1、灯灭,事故铃响,复归。后台机发“1 号主变 110kV 零序方向过流 I 段 1、II 时 限动作出口,1 号主变 220kV 复压方向过流 I、II 段动作出口,1 号主变 211 开关分闸, 110kV 母联 110 开关分闸”. 主接线图上 211、110 开关变位、101、102、104、106、108、131 无负荷、110kV1 母无电压指示. 检查主变及线路遥信发现:1、2 号主变发“电源 1 故障、电源 2 故障、冷却器故障、 交流控制电源故障、两路电源全停、电源断相故障、211、110 断路器位置变位、101、 102、104、106、108、131、111 发“控制回路断线”. 检查 1 号主变保护屏发现: “告警、保护动作、跳闸位置 A、跳闸位置 B、跳闸位置 C、保护 1 跳闸”灯亮,记录后立即复归。 2、将检查情况汇报调度。拉开 1 号站用变 001、031 开关、1 号主变 011 开关, 检查 111 开关未掉闸原因,手动拉开或手动打掉,合上 2 号主变 1120、2120 接地隔离 开关,合上 012 断路器,对 10KV 2 母线充电无问题后,合上 002、032 开关, (灯亮,2 号主变风扇运转正常) 。汇报调度。 3、根据主变是 110kV 零序方向过流和 220kV 复压方向过流保护动作,211、110 短 路器掉闸的情况,首先应拉开 101、102、104、106、108、131 断路器。然后,一方面 详细检查保护范围内的设备有无故障(重点在 110kV 部分,因主变及 10kV 部分有差动 和 10kV 复压保护) ,另一方面检查 110kV 1 母线上的出线有无保护发信号。发现 108 开

关保护屏距离 II、III 段、零序 II、III 段动作。 4、将检查情况汇报调度: A、发现 108 开关保护屏距离 II、III 段、零序 II、III 段动作,开关未掉,则拉 开 108 断路器,如拉不开则将 KK 把手打到近控后拉开,如不行则手动打掉,然后立即 合上 211、111 断路器(如有明确原因引起 111 开关未掉闸,且已经排除,可以考虑送 111 开关,否则应考虑用 110 对 110kV 1 母线充电) ,对 110kV 1 母线充电无问题后,合 上 101、104、106、108、131、110 断路器,联系调度后合上 102 断路器。 B、如检查设备没有发现有线路保护动作,而有 1 母线上出线断路器拉不开的情况, 则应将该断路器 KK 把手打道近控后拉开,如不行则手动打掉,然后立即拉开 102 断路 器,合上 211 111 断路器,对无问题后,合上已经拉开的断路器(没有拉开的断路器则 不再拉开,102 断路器除外) ,合上 110 断路器,联系调度合上 102 断路器。 C、如检查设备没有发现问题,又没有出现 110kV 1 母线上出线断路器有拉不开的 情况,则应合上 211、111 断路器,对 110kV 1 母线充电无问题后,逐条试送 104、106、 108、131、101 断路器,联系调度合上 102 断路器,当出现合上某一断路器而造成主变 1 号主变 110kV 零序方向过流,1 号主变 220kV 复压方向过流保护动作, 211、110 开关 再次掉闸时,立即拉开该断路器,合上 211、111 断路器后,继续逐条试送下面的断路 器 ,并联系调度合上 102 断路器和母联 110 断路器。 5、合上 211、111 断路器后,检查 110kV 1 母线无电压指示,立即检查二次空开和 保险,发现二次保险熔断,更换后正常。 6、拉开 001 开关、汇报调度,现 2 号站用变运行。

35kV 十、 35kV 母线相间短路 运行方式: 运行方式: 110kV:水杉线在Ⅰ母线供全站负荷,杉中线在Ⅱ母线热备用,杉双线在Ⅱ母线运 行,Ⅰ#主变在Ⅰ母线带 35 kV 所有负荷,Ⅱ#主变在Ⅱ母线带 10 kV 所有负荷,母联 110 在合闸位置; 35kV:311、301、303、307、309 断路器在Ⅰ母线运行,302、304、305、306 断路 器在Ⅱ母线运行,308 断路器在Ⅱ母线冷备用,母联 310 运行;

10kV:除 003 线路检修,007 断路器热备用,024 断路器冷备用外,其余线路均运 行,母联 010 运行;Ⅰ、Ⅱ#消弧线圈冷备用。Ⅰ#站用变运行,Ⅱ#站用变热备用。



35kV 水泥厂Ⅱ回线 3062 隔离开关母线侧支柱瓷瓶爆炸, Ⅰ#主变 35kV 复压过 目:

流 I 段 I 时限动作;310 断路器掉闸;

后台机: 后台机: 铃响,喇叭叫;Ⅰ#主变 35kV 复压过流 I 段 I 时限动作出口;310 断路器由合到 分; 钢城线装置告警; 钢城线交流失压; 水泥厂 I 回装置告警; 水泥厂 I 回交流失压; 金河线装置告警;金河线交流失压;水泥厂Ⅱ回装置告警;水泥厂Ⅱ回交流失压;I#主 变装置告警,中压侧交流失压; 站用电失电。

I#主变保护屏: 主变保护屏: 保护屏 35kV 侧三相操作箱“保护动作”、“告警”灯亮,CST231B 装置“后备保护” 灯亮、310 断路器绿灯亮; 屏幕: 屏幕: 10:34: 031029 10:34:55 2109 Im1CK1 PTDX

十一、 主变后备保护动作后如何值班人员处理? 十一、 主变后备保护动作后如何值班人员处理?

答案: 答案: (1)当主变压器中,低压侧后备保护动作后,应检查有无越级跳闸及各 出线保护的动作情况。若查明是某一线路保护或断路器拒跳造成,则应断开该线路断路 器。然后合上主变断路器,恢复对其它线路的供电,若各出线均未查出问题,应检查母 线有无故障痕迹,对于双母线,可转移到正常母线供电。对分段单母线,则通过调度转 移负荷,停用故障母线,非故障段母线带重要负荷。 (2)若后备保护动作使主变各侧断路器均跳闸,而外部无故障,则应检查主变 主保护足否正常,检查主变本体有无异常,套管引出线有无放电痕迹。不查清原因不允 许对主变试送电。

十二、 变压器过流保护动作跳闸时如何处理? 十二、 变压器过流保护动作跳闸时如何处理?
答:1)变压器过流保护一般包括零序过流、过流、低电压闭锁过流。低电压闭锁方 向过流,复合电压闭锁过流,复合电压闭锁方向过流、零序方向过流等,不同类型的变 压器配有一种或几种过流保护。 各变电站应根据本站变压器配置的保护种类在现场规程 中明确过流保护动作跳闸后的处理方法。 2)变压器低压侧或中压侧过流保护动作跳闸时,应检查低压侧或中压侧母线及所属 设备有明显故障,各线路开关有无越级情况。母线送电前,应拉开各线路及电容器断路 器,测量母线绝缘电阻,必要时做耐压试验。母线送电正常后,按调度指令分别送出无 故障的线路或投入需投入的电容器组。 3)变压器电源侧过流保护动作跳闸时,应检查包括差动保护范围在内的各侧母线及 所属设备和线路保护,重合闸,开关状态等有无明显反映故障的异常现象。若故障发生 在负荷侧引线、母线桥、母线及线路近处等,在对变压器送电前,应测量变压器绝缘、 直流接触电阻或根据情况做其他试验和取样做色谱分析。 4)变压器零序过流(含方向)保护动作跳闸时,应根据保护动作行为,重点检查站内 零序保护范围内,瓷瓶有无破损,避雷器有无击穿、有无断线、各线路零序保护有无动 作征象等,并将检查结果汇报调度,听候调度指令处理。

5) 过流保护动作跳闸后,经检查无明显故障,变压器测试合格,并证实属保护回路故障引起误动, 可在消除缺陷后,将变压器投入运行。

母线失压事故应当如何处理? 母线失压事故应当如何处理? 答(1)根据事故前的运行方式,保护及自动装置动作情况、报警信号、事件打印、 断路器跳闸及设备外状等情况判明故障性质,判明故障发生的范围和事故停电范围。若 站用电失去时,先倒站用电。夜间应投入事故照明。 (2)将失压母线各分路断路器、变压器断路器断开,并将已跳闸断路器的操作把 手复位。注意,首先断开电容器组断路器(装有电容器组时) 。 (3)若因高压侧母线失压、使中、低压侧母线失压。只要失压的中,低压侧母线 无缝隙象征(如母差保护动作、失灵保护动作使高压侧母线失压,无变压器保护动作信 号,在中、低压侧母线上各分路无保护动作信号) ,就可以先利用备用电源,或合上母 线分段(或母联)断路器,先在短时间内恢复供电,再处理高压侧母线失压事故。 (4)采取以上措施以后,根据保护动作情况,母线及连接设备上无故障,故障能否 迅速隔离等不同情况,采取相应的措施处理。

十三、 铁磁谐振过电压现象和消除办法是什么? 十三、 铁磁谐振过电压现象和消除办法是什么? 答:现象:三相电压不平衡,一或两相电压升高超过线电压。 消除办法:改变系统参数。 (1)断开充电断路器,改变运行方式。 (2)投入母线上的线路,改变运行方式。 (3)投入母线,改变接线方式。 (4)投入母线上的备用变压器或所用变压器。 (5)将 TV 开口三角侧短接。 (6)投、切电容器或电抗器。

十四、变电站发生全站失压事故应当如何处理? 十四、变电站发生全站失压事故应当如何处理? 失压事故应当如何处理 答: (1)根据事故前的运行方式,保护及自动装置动作情况、报警信号、事件打印、断 路器跳闸及设备外状等情况判明故障性质,判明故障发生的范围和事故停电范围。若站 用电失去时,先倒站用电。夜间应投入事故照明。

(2)将失压母线各分路断路器、变压器断路器断开,并将已跳闸断路器的操作把手复 位。注意,首先断开电容器组断路器(装有电容器组时) 。 (3)若因高压侧母线失压、使中、低压侧母线失压。只要失压的中,低压侧母线无缝 隙象征(如母差保护动作、失灵保护动作使高压侧母线失压,无变压器保护动作信号, 在中、低压侧母线上各分路无保护动作信号) ,就可以先利用备用电源,或合上母线分 段(或母联)断路器,先在短时间内恢复供电,再处理高压侧母线失压事故。 (4)采取以上措施以后,根据保护动作情况,母线及连接设备上无故障,故障能否迅 速隔离等不同情况,采取相应的措施处理。

1、某 110kV 线路装有距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护和零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护,断路器因 该线路故障跳闸,请你根据录图分析: (1)是什么故障? (2)应由是那种保护动作出口跳闸?故障点发生在什么范围? (3)还有那些保护会启动?

(1)发生 C 相单相接地故障。 (2)由于故障切除时间约为 0.065S,说明是零序Ⅰ段保护动作跳闸,那么,故障 点应该在零序Ⅰ段范围内。

(3)还有零序Ⅱ、Ⅲ段保护启动。

十五、 十五、 接地故障专题分析

根据近年来工作中暴露出的问题,就变电站对中性点非直接接地系统发生“接地” 时不同的处理情况,将 35kV 及以下系统接地部位,常见处理方法综述如下,供大家参 考。 第一部份 一、高压系统接地时应: 高压系统接地时应: 1、经常对接地系统所属设备巡视检查,巡视时应着重检查: (1) 预防性试验不合格和未做预防性试验的设备; (2) 存有缺陷和受污染严重的设备; (3) 避雷器、绝缘子、套管等有无明显裂纹和放电现象; (4) 电压互感器是否有异常响声。 当本站设备有较强放电声、炸裂声和其他异常声响时应立即用开关断开故障点,避 免事故的扩大,然后报告地调值班员。 高压系统接地的处理: 调规第一七 0 条 高压系统接地的处理: 1、根据表计指示,判明接地相别和性质; 2、检查接地系统所属设备有无明显异常,首先应检查本站设备有无异常,如本站 设备有异常(有较大的放电、爆炸声和其它异常) ,应立即用断路器(开关)切除故障 点,避免事故扩大。若未发现异常,根据一次接线方式,分割电网,判明接地范围; 3、设备无问题,应立即汇报调度,根据调度指令试拉送电线路, 其顺序为: a) 充电备用线路; b) 负荷性质不重要的线路; c) 线路长、质量差、故障频繁的线路; d) 负荷重要的线路(拉前应首先通知用户) 。 寻找接地故障,一般按下列顺序进行: 调规第一百五十七条 寻找接地故障,一般按下列顺序进行: 1、通知有关厂、站检查; 相关规程

2、试拉空载线路; 3、分割电网 4、试拉改变结线不影响供电的线路或设备 5、用重合闸试拉可疑线路或按先长后短,先次要,后重要的原则试拉; 6、将系统解列 7、试拉其他线路; 8、试拉母线系统; 9、试拉电源设备。 调规第一百五十八条 在处理接地故障的过程中, 试拉无开关设备时, 应充分考

虑不造成带电用刀闸拉接地故障。 调规第一百五十九条 意: 1、网或系统解列后各部分的电力平衡及电压情况; 2、有关设备过负荷情况; 3、继电保护和安全自动装置的定值及使用是否需要变更; 4、消弧器的补偿值是否恰当; 5、是否能够迅速恢复并列。 第二部分 2.1 地系统的特点 分析、 分析、处理 在处理接地故障的过程中,分割电网及系统解列时应注

小电流接地系统一相接地时,任可短时继续运行而不切除故障点。若为金属 性接地,接地相电压降低为零,非接地相电压升高为相电压的√3 倍;若为非金属性接 地,接地相电压降低,但不为零,非接地相电压升高,升高的数值视接地程度而定,不 到相电压的√3 倍。 系统接地后,由于未接地相电压升高,可能使其中一相的绝缘被击穿发生第二相接 地,出现两点接地短路。对于这种短路有选择地切除是不太成功的,因为第二点接地可 能离第一个接地点很远,也可能在另一条线路上或其它配电设备上。因此,在小电流接 地系统中,发现有接地时,应迅速寻找故障点,争取在未发展成两点接地短路故障前将 其切除。值班员应按调度员的命令寻找故障点。 电网允许带接地故障运行的时间为:

1、在经消弧线圈接地的电网中,其允许运行的时间决定于消弧线圈的运行条件, 但不得超过 2 个小时(连续时间) ; 2、在不接地的电网中,其允许运行的时间不得超过 2 个小时。 2.2 地系统寻找故障点的方法

当小电流接地系统发“接地”信号时,说明发生了接地故障,这时应仔细查看接地 系统的三相电压,接地相电压降低或为零,非接地相电压升高,开口三角电压 3U0 升高; 综自设备后台机上接地母线显示“接地”信号,可以根据电压情况,判明故障性质、相 别。 值班员根据上述现象判断已发生接地故障,应迅速按照下列方法寻找接地点: 1、按《调规》第一百五十七条寻找接地点,此时的注意事项如《调规》第一百五 十八条、 《调规》第一百五十九条所述; 2、在短时选切联络线或环状线路时,两侧开关均应拉开,在拉开之前应考虑负荷 分配;切断用户线路应事先与调度取得联系,事先通知用户,以免造成不必要的损失; 当系统发生接地后,值班人员检查接地点时应穿绝缘鞋,戴绝缘手套, 当系统发生接地后,值班人员检查接地点时应穿绝缘鞋,戴绝缘手套,切勿碰构 架及接地线等。发现明显接地时, 米以内, 以内。 架及接地线等。发现明显接地时,室内不得靠近 4 米以内,室外得靠近 8 以内。 2.3 接地位置的

目前各变电站实现综合自动化后,对于信号较全,若母线和某一线路都报出接地 信号,应检查故障线路的站内设备有无问题,此时多为线路接地。 若只报出母线接地信号,应先检查母线及连接设备、变压器有无异常,排除站内 设备接地的可能。如果经检查,站内设备无问题,则有可能是某一线路有故障,而因某 种原因其接地信号未发出。 1、接地的各种位置分析 从“接地”的位置而言,接地可以分为可以用线路自身断路器隔离的故障和用改 变运行方式的方法来隔离故障位置两大类: (1)可以用线路自身断路器隔离的接地故障 如检查发现以下位置有故障,如电流互感器、出线穿墙套管、出线避雷器、电缆 头、刀闸(线路侧) 、耦合电容器、支柱瓷瓶、开关外侧(出线侧)的设备等等。此类 接地可以用线路自身断路器隔离,处理较方便,根据现场实际情况结合调度要求,转移 负荷以后,断开故障线路(设备)的断路器。

(2)

改变运行方式的方法可以隔离的故障

故障点在母线上(包括各线路断路器到母线侧隔离开关,连接导线,铝牌、支柱瓷 瓶、母联靠运行母线侧的隔离开关,电压互感器刀闸,站用变高压侧刀闸等等) 。此故 障点在母线上未经过断路器,无法隔离,此时应充分利用现场的接线方式(如故障母线 为双母线的,可将负荷倒另一条母线上供电后处理,其他情况,先让用户转移负荷后处 理)据实处理。 2、接地各种处理概述 双母线接线,可将负荷倒至一段母线上,故障设备倒至另一段母线上,让接有故障 设备的母线和母联开关串联运行, 用母联开关断开故障点, 再断开故障设备开关 (刀闸) , 拉开其各侧刀闸。 有旁母的接线,可以用倒旁母运行,转移负荷并转移故障点的方法,用开关隔离故 障点。 如接线方式对处理接地不是很灵活,用瞬停的方法(接地按钮) ,查出有故障的线 路。依次短时断开故障所在母线上各分路开关时,如果接地信号消失、电压表的指示恢 复正常,即可证明所瞬停的线路上有接地故障。 如用重合闸试拉可疑线路可按先长后短,先次要,后重要的原则试拉。试拉的顺 序为 充电备用的线路; 负荷性质不重要的线路; 线路长、质量差、故障频繁的线路; 试拉负荷性质重要的线路,应尽量和调度联系通知用户,若用户为双回路并列供 电,发生接地故障试拉前应通知用户,将双回线路解列运行。接地故障点查出后,应通 知有关单位进行处理。 分割电网 对于分割电网缩小范围查找接地的方法,分割电网包括:系统分网运行和站内分 网运行。系统的分网,应在调度统一指挥下进行。应考虑各部分之间功率平衡、继电保 护的配合消弧线圈的补偿度适当。 对于变电站,分割电网是使母线分段运行,缩小范围。只对仍有接地信号的一段 母线进行查找处理。

若经上述方法查不出故障点,则可能是两点接地,按现场接线方式进行查找,直至 查到故障点为止。 故障点在母线上(包括各线路断路器到母线侧的隔离开关,连接导线,铝牌、支 柱瓷瓶、母联靠运行母线侧的隔离开关,电压互感器及刀闸,站用变高压侧刀闸等等) 。 此故障点在母线上未经过断路器,无法隔离,此时应充分利用现场的接线方式(如故障 母线为双母线的,可将负荷倒另一条母线上供电后处理,其他情况,先让用户转移负荷 后处理,根据本站一次系统主接线及运行方式,用倒运行方式的方法,隔离故障点。如 可利用母联断路器、主变断路器等等断开故障点。 )据实进行处理。 不论在任何情况下处理接地,必须注意:切记不可用刀闸拉开接地故障和线路负 荷电流。 第三部分 过电压问题

从 2002 年以来,局属 35kV、10 kV 配电系统变电站侧时有电压互感器在接地时烧 毁的现象,或者电压互感器高压侧熔断器频繁熔断等,如杨梅变 35kV 电压互感器频繁 烧毁,双水变电压互感器高压侧熔断器频繁熔断,沙坡变 10 kV 电压互感器一星期内两 次烧毁,水帘洞变 10 kV 电压互感器几次烧毁等。联系近年来局属 35kV、10 kV 配电系 统变电站侧开关柜爆炸事故,分析认为多是过电压所至。 35kV、10kV 系统在发生单相接地时,使未接地的其它两相电压升高,相应相的电 压互感器运行在非正常电压下,以致铁芯趋于饱和,一次电流增大,致使未接地相电压 互感器过载而烧毁,或者高压侧熔断器熔断,更换后又熔断。就其原因与现在的电压互 感器越作越小有关,电压互感器体积越小其铁芯相应就小,有效磁路截面积就越小,相 同电压下就越容易饱和,当系统在发生单相接地时,未接地的其它两相电压升高(最大 为线电压) ,铁芯趋于饱和,一次电流增大,而有以上的结果。 因此,在中性点不接地系统中,要解决这一问题,除须进一步研究本系统或变电 站发生过电压的原因外,电压互感器在选型时,并不是越小越好,单相电压互感器(不 具有三相五柱式电压互感器的优点) 至少要能承受线电压的作用运行两小时而不至于被 烧毁。对安装有消弧线圈的变电站,如没有特殊原因,应长期投入运行,以消除中性点 不接地系统单相接地时的间歇电弧引起的谐振过电压。

十六、 十六、 母线充电时发生铁磁谐振

一起变电所母线电压互感器铁磁谐振事故的分析
袁 毅 佛山电力工业局,广东省佛山市,528000

1 引言
目前,我国电力系统变电所母线上的电压互感器绝大部分是电磁感应型的,110kV 及以上等级的断路器大部分都带有断口均压电容器。这些母线上的设备运行中,当达到 某种参数条件时,就会发生电压互感器铁磁谐振,产生过电压,损坏设备,造成事故。 220kV 佛山站 110kV 侧母线电压互感器发生的铁磁谐振事故就是一个典型的例子,类似 的事故在国内有不少报导。因此,有必要对此类事故进行分析和研究,以采取有效的防 范措施,杜绝此类事故的发生。

2 事故过程
220kV 佛山变电站位于广东珠江三角洲区域的佛山市市区内,是一个有 30 多年历 史的枢纽变电站。该站现有 150MVA 的三线圈变压器 2 台,220kV 出线 3 回,110kV 出线 9 回,110kV 配电装置的电气结线为双母线带旁路专用母联结线。 1997 年 5 月 3 日,佛山变电站 110kV 配电装置技改工程竣工投产。启动投产前的 运行方式如图 1 所示:空出 110kVⅡ段母线及 2 号主变压器准备对 110kV 佛城线、佛张 线、佛庄线充电,母联开关 B5 处于分闸位置,1 号主变压器接在 110kVⅠ段母线上带其 余 110kV 出线供电。

图1

谐振时等效回路

开始操作时,电源通过 2 号主变压器对 110kVⅡ段母线、12PT、佛城线、佛庄线、 佛张线充电,充电完成后切断 2 号变中开关 B1、佛城线开关 B4、佛庄线开关 B2、佛张 线开关 B3。上述开关两侧的刀闸没有拉开,12PT 刀闸没有拉开。 14 时 56 分,对侧 110kV 站通过佛庄线充电至本站 110kVⅡ段母线,准备 12PT 电压

互感器与 11PT 电压互感器核对相序,此时发现Ⅱ段母线电压表指针大幅度摆动,UAB、 UBC 电压达 150kV 以上,12PT A 相电压互感器的金属膨胀器盖弹出。立即切断佛庄线开 关 B2, 启动委员会研究认为 12PT 电压互感器可能受到过电压冲击, 决定停止启动操作, 将 2 号变中开关 B1 转至 110kVⅠ段母线备用,操作顺序是先合上 2 号变中 1021 刀闸后 拉开 1022 刀闸。 15 时 35 分,合上 2 号变中 1021 刀闸时发现Ⅱ段母线电压表指针剧烈摆动,12PT 电压互感器爆炸起火,立即手动切断 1 号主变三侧开关后事故消除。此次事故使 8 个 110kV 变电站失压。 事故后检查发现:12PT A 相电压互感器 JCC6-110 爆炸损毁,其内部线圈有短路 痕迹; 相和 C 相电压互感器内部线圈的绝缘也遭破坏, B 局放试验测量结果大于 1000PC; 1 号主变变中侧中性点接地软铜线熔断; 12PT 电压互感器上方的架空线 B 相与 C 相有短 路痕迹,烧毁了多只绝缘子;12PT 避雷器 FCZ-110 的 B 相和 C 相计数器各动作 1 次;1 号主变变中 101 开关 SW4-110 B 相和 C 相的断口油呈碳黑色;1 号主变变中零序过流 保护和相间过流保护动作;故障录波器动作,录取到过电压和故障电流。

3 事故分析
事故发生的当日天气晴朗,不存在雷暴过电压击毁 12PT 电压互感器的可能性;佛 山变电站的 110kV 出线线路长度仅为 3~15km,也不存在切除空载长线路过电压的可能 性。因此,极大可能是 12PT 电压互感器发生铁磁谐振而产生过电压。 因为 2 号变中 102 开关对 3 回 110kV 出线间隔充电完成后, 均未拉开开关两侧刀闸, 使开关断口的均压电容器与 12PT 电压互感器并联在一起。佛庄线的对侧变电站充电至 本站 110kVⅡ段母线时,很明显 12PT 电压互感器发生了谐振,因为从母线电压表上读 到的过电压达 1.4 倍的额定电压,A 相电压互感器的膨胀器盖弹出证实了其受到了过电 压的冲击。本来决定停止启动操作是正确的,但是 2 号变中 102 开关转换至 110kVⅠ段 母线备用过程中操作顺序错误,致使 1 号主变的电源电压过通 2 号变中的 1021 刀闸和 1022 刀闸充电至 110kVⅡ段母线上时,12PT 电压互感器再次发生谐振,使 A 相电压互 感器爆炸引发了本次事故。 事故时回路的等效电路图如图 2 所示。由图 1、图 2 可知,12PT 电压互感器的电感 L 与开关断口的均压电容器 C 形成并联回路(线路对地的分布电容很大、主变的电感很 小均可忽略不计)。在额定电压下,电压互感器的一次侧电流约为 26~78mA,母线上 4 个开关断口电容器对地电流约为 72mA,当
e

接近或等于

L

时,并联谐振发生。过电压

使电压感互器铁芯磁路饱和,励磁电流大增,过电流烧毁了线圈的绝缘,引起线圈匝间 短路,最终扩大到接地短路,接地短路电流和巨大的热量使 A 相电压互感器发生爆炸。

E*:电源电压 V*N;L 电压互感器电感:C 开关断口电容 900PF 图 2 谐振时等效回路 由于 A 相接地而使 B 相和 C 相电压升高, 这一升高的电压与谐振过电压叠加在一起, 促使避雷器放电间隙动作,因此,避雷器计数器各动作 1 次。 A 相电压互感器爆炸的火球(金属性电弧)上窜至 B 相和 C 相架空线之间, 触发了 B、 C 相间短路,烧毁多只架空线的绝缘子瓷瓶。 A 相电压互感器接地相当于母线接地,巨大的接地短路电流在继电保护动作切闸之 前将过流容量不足的 1 号主变 110kV 侧中性点接地铜软线熔断, 接地故障电流随之消失。 1 号变中 101 开关 B 相和 C 相切断故障电流,开关断口油呈碳黑色;由于接地点熔 断,A 相开关无切断过故障电流。 1 号主变变中零序过流保护动作,在延时 4s 的动作过程中因接地故障电流消失而 返回,最后由相间过流保护动作使 101 开关跳闸。 从故障录波图分析,可以清楚地看到由谐振过电压引发的 A 相电压互感器接地短 路,继而扩大至 B、C 相间短路的事故全过程,从而证实了上述的分析。

4 防止电压互感器发生谐振的措施
为了防止运行中电磁感应式电压互感器发生谐振,关键要是防止运行母线上 LC 并 联回路的生成。采取下列措施之一就可以防止电压互感器谐振的发生。 (1)选用电容式电压互感器替代电磁感应式电压互感器。 (2)选用不带断口电容器的断路器。 (3)母线倒闸操作时,切断开关后随即拉开开关的两侧刀闸。 (4)在谐振初期,当发现母线电压突然升高时,迅速拉开电压互感器刀闸,或迅速 切断电源回路的开关。 (5)母差保护动作切除母线上开关元件后,迅速拉开电压互感器刀闸。 (6)中性点非直接接地的电网的电压互感器经消谐器接地。

5 结语
(1)本次电压互感器谐振事故的发生,是由于启动方案的操作步骤中没有考虑 防止电压互感器谐振的措施,谐振发生后操作处理又不当而引发了事故。 (2)目前电力系统中多使用电磁式电压互感器和带断口电容器的断路器。 一般来说, 母线电压互感器与 3 个以上断路器断口电容器并联运行就有可能发生铁磁谐振。 (3)由于电压互感器的电感是非线性的,这种铁磁谐振的特点是产生的过电压不算

很高,约 1.5 倍 UN,但产生的过电流却很大,足以烧毁电压互感器内部线圈的绝缘而引 发事故。 (4)只要采取本文第 4 点中介绍的一些措施, 就能防止电压互感器谐振事故的发生。


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