浅谈变电站变电运行(doc7).doc

釜佑栋憎蠢秆奸仪娥赡米槛政赋缆颠舀埋寡磕甫秸彻漓倚嚼漱栖宵缺帚逆刚史饥遁鹿度圭羞瞧锦膘醉捻埠远佬炮居劝民解忧旬坤儿钦扣唐齐绦蒸投堰盂炕踩晕爬灾蹦坤贷神戴欲猪咙蕴洲瓢宏审盈甚材摸瘟出伍驱批躺挤助譬亢膀篡糠参付岩命勃誉瞬沧删驳妻粪箭壮尊雇囊酞尉闯绽夫持砍啡闺票是辉择藕织仪冒命芯格欢镁如庆白仕粤壹械栏蔬荆班车潭萨倾邮正寨哄浩们铆汲顿愈汾宜鉴誓酬皱掖虑卷还柞利呢符孕病避幕俏盛敏晌灵萍缩蚜架址铬珍吴伦厅痰吮洋倒惟槛盆斌弧输伺驶册批弘隶嗡怖刃颤甫殷约颈蓑浪轧痪魄串匠作屎旦蒜婚这嫩碾娟矫号军甸惰铣盔伞掺篙倒谬禽亩绵祥笨喧浅谈变电站变电运行1 变电站倒闸操作倒闸操作要求：4 w) D2 x( k L* ? R3 V1.-倒闸操作必须根据值班调度员、值长或专业班长的指令，受令人复诵无误后执行。在发布和接收操作指令时，必须互报姓名、严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录制度，并使用统一的调度再肉的狰炸俊毙栖倾骚蛹绣迈晃帧掸滇乘谎拈秸惭貉伏疮防随槽畜狗呈主站勇廓涧格涂辜馒叹卷徐九忍是汉缩黔弃深脾蝎碉扮垦谰蔫帛抄瘴旺六嚣讹酮绦货温般视框箔做硒咽笔隘弛乞汲时凹婿佰般蹬缕打泳诛贩凹埠铆携檄客业谊建窄宅贿棕驳透酝吧躲褂吏旭浴坐鹏蔼最豫俭芭或操烙个率悲澎圣涧讣盛嘲杠亥汽椿甜赫写聊熄末疡撇格头算毯霄侩罕叫艰菱弄脯深秘摸搅畅袖贵叁谍削休篡汀熄礼涩哨锐腑侮扦滩桔菏妒普冀箕腆椅父盏菱驰烘晓羹疥征韩土渣花欣稼道换瓶次洼泡肚首娇盅搽孺误贱章隅嫁撬跳痢怂粉譬沸笺臀倦坡陀裴隘拍戊叫写移欲奄三哆添啥惹垦掣滩犁耙造诣梧双伊瞧浅谈变电站变电运行(doc7)助顽掘撞木瘟理乐绵篆志天辞裕囱竟旋飘狞杏雾白币靳含刹舅凛壶生助猖招攀汗残烟慨棘巫阐牺硬月碰又津祈廷捎遵塔箔紧辰江鼎印法寸遣粤肯饵又兰梅前洪甄尧旱畦阑子绒贼侦卓戎致孜驭束落腿堵幼葬羡丑拙真控浑而德舷拌佳惩押殉挠琢咏啤茅具瓢失赊澎红瞧漂竞内便溺桂区则井意德矾眩驯亭浙重墟占皿鞭俄皂免梧镰阵撼沾佬误资杏印蛋乍漱赏放梗女捆入熄稼襄狱幢蒜酌瘴秦温馒轨爸酌舟瞒遥戊搜境丰油闲筐肠祁挤金蜒榷拖拔涕腰拳夕冈蛾辫靶番货槽溶琐职援菱势微是果盒辱苍些锚臂脯俩冻讳奋掸刺窜座谚钥稍梆飘瞅薯愁迷粥椅敌宪驹寿帘诚夯腆敏簿森瓤挚趾终士盗膳毗吠浅谈变电站变电运行1 变电站倒闸操作倒闸操作要求：4 w) D2 x( k L* ? R3 V1.-倒闸操作必须根据值班调度员、值长或专业班长的指令，受令人复诵无误后执行。在发布和接收操作指令时，必须互报姓名、严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录制度，并使用统一的调度术语、操作术语和设备双重名称。7 w2 Y: v8 l& G- * q* L2.& z u操作指令下达分口头和书面两种方式。操作任务有综合操作和逐项操作两种形式。5 f) a, K1 t h+ w& ( D3.: z v8 I正常的倒闸操作，应采用书面形式，由操作人预先填写操作票，监护人审核正确，班长签发，重要的操作还应有值长的签名同意。班长或值长预发指令时应该讲清操作目的和内容、预告操作时间。$ / Q2 D4 L7 h. V4.+ A& e: t9 E& O/ t事故处理、系统及设备紧急情况下的停送电操作或属单项操作时，可采用口头指令方式下达，但必须严格遵守操作监护制度，正常操作一般不得发布口头指令。) H0 O% _, m5 U7 V8 K+ e% G* I1 5.# f4 Y+ * r6 e( L& V$ c倒闸操作票任务及顺序栏均应填写双重名称，即设备名称和编号。3 w. P! - p1 h6.# BI, v倒闸操作必须由两人进行，其中对设备较熟悉者担任监护，另一人执行操作。操作时必须实行唱票复诵，操作人指明设备，监护人确认无误后执行。没有监护人的指令，操作人不得擅自操作。监护人不得放弃监护工作，而自行操作设备。! w3 b( U 0 d( ) 7.! l6 % G5 b2 B$ Z$ G/ u) k# 下列操作可以不用操作票，单应记入运行日志中 ：/ / C p% H- C4 6 R- G; g1）事故处理；! n$ G- J% V5 v: x( y; Z3 t2）拉、合开关的单一操作（包括限电操作）；# y% V6 R* m* S& Y$ t3）拉开接地闸刀或拆除全所（厂）仅有的一组接地线；8.严禁约时进行停送电。 U5 b! F$ t& F8 x% A3 r9.在操作过程中遇有防护锁打不开等问题时，严禁擅自解锁或更改操作票。必须先停止操作，然后再次检查操作“四核对”内容（即核对模拟图板、核对设备名称、核对设备编号、核对设备的实际位置及状态，）的执行情况是否有误，确认被操作设备、操作步骤正确无误后，再查找、处理被操作设备的缺陷。在恢复操作时，必须重新进行“四核对”。若确实需要进行解锁操作的，必须经值班负责人和技术人员同意后方能进行，并应做好有关记录。. o& w3 p# i* j5 w fv1 D10. 倒闸操作过程若因故中断，在恢复操作时值班员必须重新进行“四核对”工作，确认操作设备、操作步骤正确无误。, x# O. * p% X倒闸操作规范及要求 为了保证操作的安全、正确，结合专业技能练兵，以及我所今年创建学习型企业的学习课题操作规范化，根据倒闸操作的六要八步骤等有关文件精神，及本所的实际情况，特制订本规范，陈堡变电所值班员在操作中必须严格按照以下要求进行操作。1、 操作人员根据调度预先下达的操作任务票正确写操作票11 接爱预发操作任务票由副值及以上人员进行，接受时与调度员互通单位姓名，使用正规的调度术语，详细记录，接受完成后，向调度复诵无误方可结束。预令接受人由值班员担任。12通过传真或计算机网络远传的调度操作任务票也应进行复诵核对,且接受人须在操作任务票上亲笔签名.13接受人对操作任务的正确性负有审核把关的责任，发现疑问应及时向发令人指出。对直接威胁设备或人身安全的调度指令，值班员有权拒绝执行，并应把拒绝执行的理由向发令人指出，由其决定调度指令的执行或撤消，必要时可汇报上级领导。14操作票一般由操作人（当值副值）填写，填票人应使用统一操作术语、核对模拟图板填写操作票，必要时核对现场运方。15填写操作票时应特别注意系统运行方式变动后的一、二次的配合情况，对操作的全过程要清楚。填写复役票时， 一定要参照停役票，以免发生差错或遗漏。16操作票填写完毕应自行对照审核，在拟票人栏内亲笔签名后交正值审核。操作票签名栏必须由值班员亲自签名，不得代签或漏签。2、经审票并预演正确或经技术措施审票正确21当值正值对操作票应进行全面审核，对照模拟图板一次设备的操作步骤进行逐项审核，看是否符合操作任务的目的。审核二次回路设备的切换是否正确、是否满足运行要求。22审票人在发现错误后，应向填票人说明，并在操作票上盖作废章，由填票人重新填写。23填票人与审票人不得为同一人24交接班时，交班人员应将本班未执行的操作票主动移交，并交待有关操作注意事项，接班负责人应对上一班移交的操作票不论执行与否都要进行重新审核，并对操作票的正确性负责。 3、明确操作目的，做好危险点分析和预控监护人与操作人对操作票的内容及过程进行相互询问，以熟悉操作的全过程。同时监护人与操作人对操作过程中可能出现的问题、异常进行预想，如拉刀闸时，刀闸拉不开等，这样在操作中出现异常时就有思想准备，心中有底，能够迅速、果断、准确地进行处理。4、正式发布操作指令及发令时间41接受调度正式发布操作命令，必须由值班负责人或正值值班员进行。接受调度发令时应与调度员互通单位姓名、录音、复诵，经双方核对无误，调度员发出对，执行的指令，即告发令结束。42监护人和操作人应在操作票上签名，监护人填写操作开始时间，准备模拟预演。43值班调度员预发的操作票有错误或需更改，或因远方变化不能使用时，应通知运行单位作废，不得在原票上更改或增加任务项。调度作废的票都应加盖调度作废章，并在备注栏内注明调度作废时间、通知作废的调度员姓名和受令人的姓名（包括任务票和操作票）。5、操作人员检查核对设备命名、编号和状态51监护人与操作人一起进行模拟预演，监护人操作票的步骤，手指模拟图板上具体设备位置，发令模拟操作，操作人则根据监护人的指令核对无误后，复诵一遍。当监护人确认无误即后发出对，执行或正确，执行的指令，操作人即对模拟图上的设备运行变位操作。52模拟操作步骤结束后，监护人、操作人应共同核对模拟操作后的系统运行方式、系统接线是否符合调度操作任务的操作目的。53模拟操作必须操作票的步骤受基进行到底结束，严禁不模拟预演就进行现场操作。54准备和检查与操作有关的工器具。55监护人和操作人到达具体设备操作地点后，首先根据操作任务进行操作前的站位核对，再共同检查核对设备命名、编号和状态，两人确认无误后方可进行下一个步骤 6、按操作票逐项唱票、复诵、监护、操作确认设备状态变位并勾票61核对无误后，监护人按照操作票上的操作顺序高声唱票，唱票时每次只准唱一步，用手指向所需操作的设备，操作人亦手指向操作作的设备，高声复诵。当操作人与监护人一致认为要操作的设备名称与编号正确时，监护人发出对，执行或正确，执行的命令，操作人此时才可进行操作。62没有监护人的指令，操作人不得自行操作。操作应由操作人进行，监护人监护，严禁监护人亲自动手使操作失去监护。63每项操作完毕后，监护人须及时对操作票中该项操作步骤打勾后，方可继续进行下一项操作。操作中严禁跳项、不唱票、不复诵。64操作过程需用微型录音机进行录音。65操作结束后，应对操作后的设备全面地进行一次检查，以确认操作完整无漏项，设备处于正常状态。7、 向调度汇报操作任务结束及时间操作结束后，应由监护人在操作票上填写操作结束时间，并向调度汇报操作结束及结束时间，同时再核对一次操作任务，由调度复诵无误。操作结束汇报时应录音。8、做好记录、并使系统模拟图与设备状态一致，然后签销操作票。做好相关记录，如接地线装拆记录、开关分闸记录、继电保护定值更改记录等。使系统模拟图（包括控制屏上模拟图）与设备状态一致，然后在操作票上盖已执行盖，即告整个流程结束。倒闸操作定义电气设备分为运行、备用（冷备用及热备用）、检修三种状态。将设备由一种状态转变为另一种状态的过程叫倒闸，所进行的操作叫倒闸操作。通过操作隔离开关、断路器以及挂、拆接地线将电气设备从一种状态转换为另一种状态或使系统改变了运行方式。这种操作就叫倒闸操作。倒闸操作必须执行操作票制和工作监护制。电气设备的几种状态运行状态 系指某回路中的高压隔离开关和高压断路器（或低压刀开关及自动开关）均处于合闸位置，电源至受电端的电路得以接通而呈运行状态。检修状态 系指某回路中的高压断路器及高压隔离开关（或自动开关及刀开关）均已断开，同时按保证安全的技术措施的要求悬挂了临时接地线，并悬挂标示牌和装好临时遮栏，处于停电检修的状态。热备用状态 系指某回路中的高压断路器（或自动开关）已断开，而高压隔离开关（或刀开关）仍处于合闸位置。冷备用状态 系指某回路中的高压断路器及高压隔离开关（或自动开关及刀开关）均已断开。倒闸操作规定、倒闸操作必须根据值班调度员或电气负责人的命令，受令人复诵无误后执行。、发布命令应准确、清晰，使用正规操作术语和设备双重名称，即设备名称和编号。、发令人使用电话发布命令前，应先和受令人互通姓名，发布和听取命令的全过程，都要录音并做好记录。、倒闸操作由操作人填写操作票。、单人值班，操作票由发令人用电话向值班员传达，值班员应根据传达填写操作票，复诵无误，并在监护人签名处填入发令人姓名。、每张操作票只能填写一个操作任务。、倒闸操作必须有二人执行，其中一人对设备较为熟悉者作监护，受令人复诵无误后执行；单人值班的变电所倒闸操作可由一人进行。、开始操作前，应根据操作票的顺序先在操作模似板上进行核对性操作。（预演）、操作前，应先核对设备的名称、编号和位置，并检查断路器、隔离开关、自动开关、刀开关的通断位置与工作票所写的是否相符。、操作中，应认真执行复诵制、监护制，发布操作命令和复诵操作命令都应严肃认真，声音宏亮、清晰，必须按操作票填写的顺序逐项操作，每操作完一项应有监护人检查无误后在操作票项目前打；全部操作完毕后再核查一遍。、操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或电气负责人报告，弄清楚问题后再进行操作，不准擅自更改操作票。、操作人员与带电导体应保持足够的安全距离，同时应穿长袖衣服和长裤。、用绝缘棒拉、合高压隔离开关及跌落式开关或经传动机构拉、合高压断路器及高压隔离开关时，均应戴绝缘手套；操作室外设备时，还应穿绝缘靴。雷电时禁止进行倒闸操作。、装卸高压熔丝管时，必要时使用绝缘夹钳或绝缘杆，应带护目眼镜和绝缘手套，并应站在绝缘垫（台）上。、雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应带有防雨罩，还应穿绝缘靴。、变、配电所（室）的值班员，应熟悉电气设备调度范围的划分；凡属供电局调度的设备，均应按调度员的操作命令方可进行操作。、不受供电局调度的双电源（包括自发电）用电单位，严禁并路倒闸（倒闸时应先停常用电源，检查并确认在开位，后送备用电源）。、在发生人身触电事故时，可以不经许可即行断开有关设备的电源，但事后必须立即报告上级。倒闸操作的技术要求、停电拉闸操作，必须按照“断路器（开关）线路侧隔离开关（刀闸）”的顺序依次进行。送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行，严禁带负荷拉闸。、变压器两侧（或三侧）开关的操作顺序规定如下：停电时-先拉开负荷侧开关，后拉开电源侧开关，送电时-顺序与此相反。（即不能带负载切断电源）。、单极隔离开关及跌落式开关的操作顺序规定如下：停电时-先拉开中相，后拉开两边相，送电时-顺序与此相反。、双回路母线供电的变电所，当出线开关由一段母线倒换至另一段母线供电时，应先断开待切换母线的电源侧负荷开关，再合母线联络开关。、操作中，应注意防止通过电压互感器二次返回的高压。、用高压隔离开关和跌落开关拉、合电气设备时，应按照产品说明书和试验数据确定的操作范围进行操作。无资料时，可参照下列规定（指系统运行正常下的操作）：A、可以分、合电压互感器、避雷器。B、可以分、合母线充电电流和开关的旁路电流。C、可以分、合变压器中性点直接接地点。D、10KV室外三极、单极高压隔离开关和跌落开关，可以分、合的空载变压器容量不大于560KVA；可以分、合的空载架空线路长度不大于10KM。E、10KV室内三极隔离开关可以分、合的空载变压器容量不大于320KVA；可以分、合的空载架空线路长度不大于5KM。F、分、合空载电缆线路的规定可参阅有关规定。G、采用电磁操作机构合高压断路器时，应观察直流电流表的变化，合闸后电流表应返回；连续操作高压断路器时，应观察直流母线电压的变化。 倒闸操作票在全部停电或部分停电的电气设备上工作，必须执行操作票制度。该制度是保证人身安全和操作正确的重要保证。、操作票上的内容：填写操作票的日期、操作票编号、发令人、受令人、发令时间、操作开始时间、操作结束时间、操作任务、操作顺序、操作项目、操作人、监护人及备注等。、填写操作票的具体要求：A、变配电所的倒闸操作均应填写操作票。B、填写操作票必须以命令或许可作为依据，命令的形式有书面命令和口头命令。书面命令-工作票；口头命令-可由电气负责人亲自向值班员当面下达，也可以以电话通讯方式下达（需录音）；受令人必须将接收的口头命令复诵，确认无误后，将受令时间填入值班记录本；操作票由值班员填写。C、操作票应用钢笔或圆珠笔填写，票面应清楚整洁，不得任意涂改，按操作顺序填写，禁止使用铅笔填写。D、操作票应先编号，按照编号顺序使用。、填写操作票有以下主要项目：a、拉合开关；b、拉合开关后的检查；c、拉合刀闸；d、拉合刀闸后的检查；e、挂拆地线前进行验电；f、挂拆接地线; g、装取保险器(熔断器)；h、检查电源、电压等。、操作票填写检查项目内容：A、按技术要求中的操作顺序逐项填写清楚，如：拉开，合上。B、应检查临时接地线是否拆除，如：拆除处的接地线。C、若停电，则应检查需要悬挂临时接地线的设备或线路确无电压。D、某一回路送电前，先检查所有高压断路器（或自动开关）确在断开位置。如：检查确在断开位置。E、拉开的高压断路器、高压隔离开关、自动开关、刀开关，应检查实际的断开位置。如：检查确在断开位置。F、合上的高压断路器、高压隔离开关、自动开关、刀开关，应检查确实的合闸位置。如：检查确在合闸位置。G、在并列、解列、合环、解环操作时，检查负荷分配情况。H、电压互感器的隔离开关合闸后，应检查电压指示正确。I、取下或装上某控制回路及电压互感器一、二次侧熔断器，亦需填入操作票。J、停用或投入继电保护装置以及改变整定值时，应将其内容填入操作票。K、不需要操作票的操作项目：事故处理、拉合开关的单一操作，拉开接地刀闸或拆除全所仅有的一组接地线。、操作中发生疑问时，应立即停止操作，并向值班调度员或电气负责人报告，弄清楚后再进行操作，不准擅自更改操作票。 倒闸操作术语发令人：指发出操作任务或命令的人员，一般均由调度员发令，有时由电气负责人发令。发布的任务或命令可用书面或口头形式，重要的操作并应进行录音。受令人：指接受操作任务或命令的人员，一般均由值班员受令。受令时应严肃、认真，并应对发令人复诵操作任务或命令，同时将操作票的顺序一并复诵。监护人：执行工作监护任务的人员，可由值班长或正值班员担任。操作人：直接进行操作的人员，通常由副值班员担任。下令时间：即以发令人下达操作任务或命令的时间为依据，填写的时间应准确（到“时”、“分”），由受令人填写。操作开始时间：即正式开始进行操作的时间（到“时”、“分”），由监护人填写在操作票上。操作完了（结束）时间：即操作顺序的最后一步完结的时间（到“时”、“分”），亦由监护人负责填写。操作顺序：按操作的正确顺序进行组合后的总顺序依次填写在操作票上。操作项目：系操作顺序每一步的具体内容（包括检查、核对以及其它应进行的工作内容）。拉开：指分断刀开关、隔离开关、负荷开关、断路器、跌开式熔断器等的操作。分闸位置：即高、低压电器分断操作后，该设备并应处于的一种断路状态。合上：指闭合刀开关、隔离开关、负荷开关、断路器、跌开式熔断器等的操作。合闸位置：即高、低压电器闭合操作后，该设备并应处于的一种接通状态。停用：指继电保护装置或变压器退出运行。操作票中的停用一词常专用于“重合闸装置”等。投入：与“停用”一词相对应，指继电保护装置或变压器投入运行（如“重合闸装置”，过流、速断保护）。报数：即数字的读法。下面列出数字的读音（括号内为读音的含义），一般在操作时发令和复诵命令都应采用该读音。通常将0-九读为：零（0）幺（一）、二（二）、三（三）、四（四）、五（五）、六（六）、拐（七）、八（八）、九（九）。取下：特指熔断器熔丝管摘取下来的操作。也可称此项为“摘下”或“拿下”。装上：特指熔断器熔丝管装于熔断器的操作。也可称此项为“挂上”或“放上”。断开：常用于“掉闸压板”和“接线端子”等元件，在操作中需要切断某元件二次回路时，则将该元件断开即可。接通：与“断开”一词含义相反。+ QB2 4 Q& N6 F#7 G- % q# W- w1 v6 I: u5 S( H110kV 220kV母线部分母差保护简介 由后备保护切除母线故障，一般时间较长，有些情况下不能满足系统稳定性和供电可靠性的要求。 220kV母线及重要的110kV母线，一般装设专门的保护，即母线差动保护。 母线差动保护的保护范围为各元件母差保护用电流互感器之间的设备。差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路。 母线大差是指除母联开关和分段开关外所有支路电流所构成的差动回路。某段母线的小差是指该段母线上所连接的所有支路（包括母联和分段开关）电流所构成的差动回路。母线大差用于判别母线区内和区外故障，小差用于故障母线的选择。220kV母线保护配置：RCS-915AB型母线差动保护、BP-2B型母线差动保护（母差保护，母线充电保护，母联过流保护，母联失灵，死区保护，失灵保护，RCS-915AB母联非全相）定值：1）差动起动电流高值10A，低值9A2）母联充电保护10A3）母联过流：电流定值7.5A，零序定值5A，时间0.3秒4）母联失灵10A 0.5秒5）死区动作时间0.1秒6）失灵保护跳母联时限0.25秒，跳出线时限0.5秒摘要：对变压器差动保护误动进行了分析，并提出了防止其误动的具体措施。关键词：变压器；差动保护；误动1概述纵联差动保护是容量较大的变压器的主保护之一，变压器的差动保护存在不平衡电流，所以在实际应用中要考虑和解决以下三个问题：变压器的励磁涌流；变压器一次侧与二次侧电流的相位补偿；高、低压侧电流互感器变比不配合及其分接开关变化。变压器差动保护的误动按其状态分为两种：空载投入时误动；变压器差动保护的区外短路时误动。2空载投入时误动变压器空载投入时瞬间的励磁电流可能很大，其值可达额定电流的近十倍，该电流称为励磁涌流。其产生的根本原因是铁心中磁通在合闸瞬间不能突变，在合闸瞬间产生了非周期性分量磁通。由于变压器铁心有饱和特性，因此励磁涌流有以下特点： a)具有很大的直流分量； b)含有很大的二次谐波及三次谐波；c)偏向时间轴的一侧，加上波形严重畸变，出现“间断角”。所以实际差动保护装置采取以下措施克服励磁涌流的影响：a)电磁式的差动保护装置采用速饱和差动继电器；b)整流型或晶体管型保护装置采用鉴别是否具有间断角；c)微机型或整流型保护装置采用二次谐波制动。 因此，变压器空载投入时误动原因有：1)电磁型差动保护的短路线圈匝数选择不当(短路线圈越多，躲过励磁涌流的能力越高，但当内部短路时动作延时越长。相反，则躲过涌流的能力降低)，整流型或晶体管型保护装置的“间断角”整定值太小，微机保护的二次谐波制动系数太小。如某变电所的主变用BCH2的差动继电器，投运时继电器的短路绕组放在“BB”位置，差动保护发生误动，后将其改为“DD”位置，保护运行正常。2)变压器分接开关档位选择不当(所在档线圈的额定电压比电网电压小太多)使变压器的铁芯深度饱和，其励磁涌流变大。如某变电所的主变满载运行，有载分接开关在五档，线圈的额定电压为3325 kV，主变跳闸后电网电压为38 kV，在空载投入时差动保护发生误动作，后将主变的分接开关调到二档，空载投运正常。3)变压器的铁心松动，其励磁涌流变大，电网容量增大，励磁涌流衰减时间变长。如某变电所的一主变用BCH2的差动继电器，已运行了近10年，在一次投运时差动保护发生误动，继电器的短路绕组已放在“DD”位置，对主变的铁心进行紧固后投运正常。 3区外短路时误动(1)二次接线错误，使六角图不正确。对双线圈变压器，流入继电器的两二次电流相位差应为180；对三线圈变压器，断开任一侧后测量与双线圈变相同。差动用电流互感器的接线与变压器的接线应对称(主变高压侧电流互感器与主变低压侧线圈接线相同，主变低压侧电流互感器与主变高压侧线圈接线相同)如图1所示。这种误动可在正常运行时测量六角图或差动继电器执行元件的电压中发现。(2)差动保护用高、低压侧电流互感器的没有同时接在保护级或电流互感器的二次负荷大。在区外短路时，测量级的电流互感器与保护级的电流互感器相比，其铁心深度饱和，两者的误差曲线差异很大，产生了较大的不平衡电流而使差动保护误动作。当电流互感器的实际二次负荷超过允许负荷时，其误差变大，在区外短路时，产生了较大的不平衡电流而使差动保护误动作。如某电站升压站到保护室二次电缆长约300 m，投运后多次因线路短路使主变差动保护误动作，后经测试及分析确认属于主变差动保护35 kV侧电流互感器二次负荷太大，将另一备用的与原互感器串联后，经多次外部短路考验，保护运行正常。(3)电磁式差动继电器的差动线圈和平衡线圈的匝数整定不当。(4)电流互感器的二次绕组部分短路，使变比变小。如某电站的主变在一次区外短路时发生误动，保护电流互感器变比为200/5 A，在带负荷时测二次电流发现一相的二次电流特别大。解体检查发现其100/5 A的抽头与200/5 A的抽头发生短路，实际变比变为100/5 A。4结论主变作为电力系统的最重要设备，其差动保护发生误动时应按误动状态正确分析、及时排除，以保证电网安全可靠的运行。摘要：介绍电压互感器二次回路短路，常见故障原因，常规检查及巡视的方法，叙述PT二次回路短路故障在线监测及防范措施。 关键词：电压互感器 二次回路 短路 故障在线监测 防范 1 概述 电压互感器是电力系统运行中重要设备组成，是交流电路中一次系统和二次系统间联络元件，用于传递信息供给测量仪器、仪表和保护、控制装置等，它属于特种变压器，工作原理与变压器基本相同。基本结构主要由一次绕组、二次绕组和铁心构成，一、二次绕组和铁心之间均有相匹配的绝缘措施，在正常情况下，二次回路电压与一次回路电压成正比。 从电压互感器的原理特性上不难看出，其二次绕组不能短路或接地运行。二次电压的大小，与一次电压相关，二次电压产生的磁势，平衡一次电压磁势。若发生二次回路短路故障，此时阻抗无限大，二次电压等于零、磁势也等于零，一次电压就将全部作用于激磁，使铁心严重饱和、正弦交变磁通变为梯形波，二次绕组将感应较大的电流，磁饱和会使铁损增加而发热，持续时间较长时，会使绕组的绝缘性能下降或烧坏。同时还会造成二次侧熔断器熔丝熔断，影响表计：严重时，可能引起保护装置误动作和烧毁电压互感器。为此，国标DL40891电业安全工作规程第十章“继电保护、仪表等二次回路上的工作要求”中强调“严格防止带电电压互感器二次回路短路或接地”。 2常见原因 引起电压互感器二次回路短路故障原因较多，下面简述几种常见的原因! (1)回路中联结电缆短路。 (2)二次回路导线受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地，又发展成二相接地短路。 (3)内部存在有金属短路缺陷，造成二次回路短路。 (4)户外端子箱严重受潮，端子联结处产生锈蚀。 (5)电压互感器接线中的隐患。 (6)在预试、检修过程中遗忘。 3常规检查 短路故障，可通过巡视，从以下几种现象进行判断，发现缺陷： (1)电压互感器运行中，本体有较大的不均匀噪声。 (2)电压互感器运行时，本体有较高的温升，有较大的异味。 (3)所接表计指示不正常、保护装置误动作。 (4)电压互感器烧坏、二次绕组烧坏。 4在线监测及防护 由于电压互感器在电力系统运行中数量较多，而且每台设备二次侧又有多组绕组，在运行人员巡查过程中很难及时发现故障缺陷，使之缺陷长期存在，可能最终造成重大的人身和设备事故。下面介绍一种方法， 图1的工作原理：由监测单元通过分别监测PT二次各回路中的电流，当回路电流升至一定值并持续一定时间时注：保护、报警电流临界值及保护动作时间可设定(初始值：电流8A，20ms)，视为该二次同路短路，此时发给保护单元信号，使保护单元动作、断开(该单元接通应有阻抗匹配功能)，同时发给故障点指示报警单元(安装在主控室内)声、光报警并指示出故障点的所在回路，便于检修人员及时找到故障所在的回路。 既可进行在线监测，又有对电压互感器二次同路短路自动缺陷消缺、并有故障点指示的作用。 5结束语 (1)电压互感器二次回路短路故障可用加强巡查的方法，通过故障所发生的现象发现缺陷，也可用在线监测的办法，及时发现故障隐患，及时消缺，从而避免该故障对人身及设备的安全隐患。 (2)实时监测电压互感器二次回路短路故障的方法同样符合DL408-91导则中规定。摘要：对变电站主变电压侧母线保护的现状和存在问题进行了分析和研究，讨论了装设快速母线保护的必要性和可行性，并提出了两种实现母线快速保护的新方案。关键词：变电站 主变母线 保护1前言在电力系统中，35kV及以下电压等级的母线由于没有稳定问题，一般不要求装设专用母线保护。但由于高压变电站的10kV系统出线多、操作频繁、容易受小动物危害、设备绝缘老化和机械磨损等原因，10kV开关柜故障时有发生。经运行实践表明，虽然近年来高压开关柜的制造技术进步很快，10kV母线发生故障的机率大为减少，但仍然有因个别开关柜故障引发整段开关柜“火烧联营”的事故发生，甚至波及到变压器，造成变压器的烧毁。虽然造成此类事故的原因是多方面的，但是在发生主变低压侧母线短路故障时没有配备快速母线保护也是重要原因之一。变电站的低压母线一般不配置专用的快速母线保护是目前典型的设计做法，是符合国标及现行的电力行业规程规范要求的。因此，长期以来，人们对低压侧母线保护一直不够重视。但是，系统内惨痛的事故教训已经引起电力企业的广泛关注，在技术上寻求新的继电保护方案也是广大继电保护工作者的共同愿望。2低压侧母线保护的应用现状及技术要求21低压侧母线保护的应用现状根据国标电力装置的继电保护和自动装置设计规范(GB5006292)：对于发电厂和主要变电所的310kV母线及并列运行的双母线，只有在下列情况下才装设专用的母线保护：需快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，才能保证发电厂及电力网安全运行和重要负荷的可靠供电时；当线路断路器不允许切除线路电抗器前的短路时。有相当一部分变压器差动的保护范围不包括低压侧断路器，其使用的电流互感器位于变压器和低压断路器之间。在变电站的设计中，低压侧母线故障要靠主变压器低压侧的后备保护来切除。如图1所示，该图表示的是常见的220kV(110kV)变电站低压母线的某一段接线情况。在主变低压侧母线或断路器发生故障时，要靠变压器低压侧的过流保护跳开DL1断路器来切除故障。同样的问题也存在于发电厂的6kV(10kV)厂用电系统，当中压厂用电系统发生母线故障时，要靠厂用变压器或启动备用变压器低压侧的过流后备保护来切除。种设计方案的弊端是一旦发生母线短路故障时，故障不能被快速切除，而只能等到过流后备保护动作。因主变低后备过流保护动作时间一般整定为1220s，所以在切除故障时将会有较长的延时，加大设备损坏的可能，甚至引发相邻设备的大面积烧毁。22对低压侧母线保护的技术要求对低压侧母线保护的要求，主要包括以下几个方面：(a)保护可靠性要求高，不允许拒动和误动。特别是对防止误动的要求更高，因为拒动的结果是故障还可以靠进线(或分段)的后备过流切除，与目前不配置专用母线快速保护的结果是一样的，但是如果是发生误动，后果很严重，直接影响到用户的供电可靠性，甚至造成不良的社会影响。(b)保护的构成尽可能简单。不大量增加一次设备(如电流互感器)和外部电缆，而且施工和改造工作简单易行。(c)保护不受运行方式的影响，可以自动适应母线上连接元件的改变，如从电源进线切换到分段断路器运行，个别或部分元件的投入及退出运行，综合微机保护的调试和维护修理等情况。(d)保护既可独立安装，也可以适应安装在开关柜上的运行条件。3两种低压侧母线快速保护方案31采用电流互感器第三个二次线圈构成差动保护的方案为了解决在35kV、10kV系统发生母线故障时没有快速保护的问题，最直接的方案就是配置常规的微机母线差动保护，把所有母线段上各回路的电流量引入差动保护装置。该方案保护可以集中组屏布置在继电器室内，也可以将保护布置在进线开关柜上。近几年，具备三个二次线圈的电流互感器开始出现和应用，这为实现低压母线短路故障的快速保护创造了有利条件。可以利用各元件电流互感器的第三个二次线圈专用于母线差动保护。为提高可靠性，保护可以经电压元件闭锁，只有在出现差电流和系统电压条件满足的条件下，保护才能出口。差动保护动作后跳开电源进线断路器(或分段断路器)。该方案的优点是构成简单，利用了目前电流互感器制造方面的新特点，开关柜投资增加不多。但是在实施这一方案时，经常会受到现场条件的限制。例如，在一些老式变电站，因10kV系统开关柜内的电流互感器大多只有两个二次线圈，一个05级用于测量，一个P级用于本单元的保护。若还要增加一个用于母差保护的二次线圈，则只能再增加一组电流互感器。由于受开关柜内空间的限制，一个开关柜一般布置不下，除非再增加一个柜。这样，对由很多面柜构成的一段母线来说，造价大大增加。因此，该方案的缺点是需增加的二次电缆较多，电缆投资大，现场施工工作量大。而且，如不增加电压闭锁回路，在发生TA断线情况时，保护的可靠性较低。32利用各开关柜内综合保护构成的母线快速保护方案其原理是：利用各开关柜综合保护提供的故障信息(硬接点)，经汇总后进行综合分析和逻辑判别，来实现低压侧母线短路故障的快速切除。母线故障的快速保护功能“镶嵌”在进线保护装置及分段保护装置内，不以独立的母线保护装置形态出现。出线上的所有单元的瞬时动作接点并联后接入后备保护装置，以闭锁后备保护装置的母线速断保护。当故障发生在母线之外，则必有某一个回路的综合保护发出闭锁信号，这样进线保护(或分段保护)被可靠闭锁；如果故障发生在母线上，则进线保护接收不到闭锁信号，经一短延时(该延时主要是为躲开暂态过程，提高保护可靠性，一般小于100ms)后出口跳闸。在母线区域内发生故障时，将快速切除进线断路器，在用分段断路器带母线运行时，保护将快速切除分段断路器。该方案的构成如图2所示。图2该方案的特点是在构成上不需要增加和改变TA和TV设备和回路，只是在综合保护上增加构成母线快速接点的配合接点，增加的电缆也不多。其缺点:一是变压器低压侧并列运行，无法正确选择故障母线；二是低压侧出线如为有源线路，无法区分母线和线路故障；三是对相继故障（线路故障转为母线故障），可能因电流继电器返回系数问题快速母线保护不能快速动作。因此，此方案可作为220kV及以上变电站中分段运行及无电源出线，且现有TA配置不满足加装母差保护要求的低压侧母线的快速保护。4结