110kV变电所线闭锁逻辑表单母分段精选
浅谈变电站双母线单分段接线方式隔离开关电气闭锁回路
浅谈变电站双母线单分段接线方式隔离开关电气闭锁回路隔离开关电气闭锁回路是变电站二次回路的重要部分，是保证工作人员不发生恶性电气误操作的有效手段，因此电气工作人员必须熟悉隔离开关电气闭锁回路的原理，才能正确实现倒闸操作、异常处理，防止误操作的发生。
标签：隔离开关，闭锁回路，防止误操作1、前言《中国南方电网有限责任公司电力事故事件调查规程》中定义恶性电气误操作，包括以下三种情况：（1）带负荷拉（合）隔离刀闸（电力调度管理规程、电气操作导则等规程制度允许的情况除外）；（2）带电挂（合）接地线（接地刀闸）；（3）带接地线（接地刀闸）合开关（刀闸）。
近年来，公司不断出现恶性误操作事件，不断冲击着电网的安全运行。
其中有解除隔离开关闭锁回路，短接隔离开关闭锁回路等跳过隔离开关闭锁回路进行操作，导致的恶性电气误操作事件。
2、隔离开关电气闭锁回路2.1、220kV隔离开关控制回路的闭锁关系（以双母线单分段接线方式为例，图一）。
2.1.1Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ母隔离开关闭锁小母线（N I、N II、N III）根据接地开关分布情况，构成220kV隔离开关闭锁小母线（N I、N II、N III），以母线形式经各间隔断路器端子箱，供各间隔隔离开关使用。
2.1.2正常线路（主变）间隔操作1G（2G、3G）需满足条件：a、正常操作线路（主变）间隔1G隔离开关送电需满足条件：①取交流电（～220V）→②MCB3（控制电源空气开关）→③线路（主变）间隔DLA、DLB、DLC断路器处断开位置，常闭辅助触点闭合→④线路（主变）间隔1GD、3GD1接地开关在拉开位置，常闭辅助触点闭合→⑤线路（主变）间隔2G隔离开关在拉开位置，常闭辅助触点闭合→⑥1G操作机构箱→隔离开关闭锁小母线N I（N II）（1G在I段母线时接N I，1G在II段母线时接N II）。
N I、N II→⑦1GD2在拉开位置其常闭辅助触点闭合→⑧IGD在拉开位置其常闭辅助触点闭合→⑨2GD2在拉开位置其常闭辅助触点闭合→⑩IIGD在拉开位置其常闭辅助触点闭合→⑩接零线N，以下N I、N II都与零线N接通，不再讲述导通回路。
110Kv变电所母线保护
母线是电力系统变电站最重要的设备之一。
母线保护是保障母线安全和可靠运行的保护设备. 获取保护性能和可靠性更高的母线保护是变电所继电保护所要达到的目的。
母线保护由过去的固定连接式母线完全差动保护、电流相位比较式母线差动保护，发展到现在的中阻抗比率制动母线差动保护和微机母线差动保护，在类保护中，经多年的经验总结，分相电流差动原理构成的比率制动式母差保护效果最佳。
随着我国电网电压等级的提高，新型传感器的应用以及IEC-61850标准(变电站通信网络与系统)的推行，母线保护技术也必将提高到一个新的水平，中阻抗比率制动母线差动保护和集中式微机母线差动保护以其良好的性能在目前的市场占据主导地位，分布式微机母线保护将是未来的主要发展方向。
1.1 母线保护的重要性变电所的母线是电力系统的重要组成部分，是汇集和分配电能的枢纽。
母线保护是保证电网安全、稳定运行的重要系统设备，它的安全性、可靠性、灵敏性和快速性对保证整个区域电网的安全具有决定性的意义。
随着电网微机保护技术的普及和微机型母差保护的不断完善，以中阻抗比率差动保护为代表的传统型母差保护的局限性逐渐体现出来。
尤其是随着变电站自动化程度的提高，各种设备的信息需上传到监控系统中进行远方监控，使传统型的母差保护无法满足现代变电站运行维护的需要。
母线故障大部分是由于绝缘子对地放电引起，母线故障开始阶段很多表现为单相接地故障，而随着短路电弧的移动，故障往往发展为两相或三相接地短路。
绝缘子污秽老化、电流互感器损坏或爆炸、运行人员误操作是造成母线故障主要原因。
虽然母线发生故障的几率很低，但母线故障的后果十分严重，它将使连接在故障母线上所有元件在母线故障修复期间或切换到另一组母线所必需的时间内被停电，尤其发生母线多相短路而不能瞬间切除时，可能破坏整个电力系统的并列运行稳定性。
1.2 母线保护的装设原则由于母线在电力系统中的地位和母线发生故障造成的后果的严重性及其母线保护在电力系统中的重要性，因此必需装设相应的保护庄主，以便快速、有选择性地切除故障母线。
QCSG 110032-2012 南方电网10kV-110kV元件保护技术规范
下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的 修改单或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的 最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。
GB/T 14285-2006
继电保护和安全自动装置技术规程
4.5 保护配置及二次回路通用要求 4.5.1 保护配置及组屏要求
a) 应遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行保护配置； b) 两台及以上保护装置安装在同一保护屏内时，应方便单台保护装置退出、消缺或试验。 4.5.2 操作箱（插件）设计要求 a） 操作箱（插件）的防跳功能应方便取消，跳闸位置监视与合闸回路的连接应便于断开，端子按
a） 电压切换回路采用保持继电器的接点； b） 切换继电器同时动作信号，应采用保持继电器接点；切换继电器回路断线或直流消失信号，应
采用隔离刀闸常开接点启动的不保持继电器接点。
4.5.4 转换开关及按钮设置原则
a） 保护屏的门轴应在左侧（正视屏体），按钮设置原则如下： 1） 集中组屏，每层布置 1 台装置时：按钮布置在装置右侧； 2） 集中组屏，每层布置 2 台装置时：左侧装置按钮布置在其左侧，右侧装置布置在其右侧；
Q/CSG10011-2005
220 kV～50过规范 10 kV～110 kV 系统的变压器保护、母线保护、母联（分段）保护、站用变 保护(接地变保护)、电容器保护、电抗器保护及辅助装置的技术原则、配置原则、组屏方案、端子排设 计、压板设置和二次回路设计，提高继电保护设备的标准化水平，为继电保护的制造、设计、运行、管 理和维护工作提供有利条件，提升继电保护运行、管理水平。
4.3 保护装置技术要求 10 kV 保护装置内部的零序电流互感器应能满足不同二次额定电流的要求，不需用户设置相关参
110kV变电站110kV母线故障与备自投相关问题 探讨
[3]邓军.小水电集中上网对变电站母线电压合格率的影响及对策[J].通讯世界,2015,(17):167-167,168.
[4]陈云彪,史会磊,黄金鹤等.“拆断旁母、分段转供”方案在变电站母线设备检修时的应用[J].浙江电力,2014,(9):30-32.
关键词：110千伏；变电站；母线故障；备自投；探讨
母线在变电站中的作用不可或缺，而母线以及母线上的设施故障通常被称作母线故障。母线故障较小，会致使设施超负荷运转；故障较棘手之时，会导致变电站电能供应中断，给用电方带去不必要的损失。因此，一旦发现母线有安全隐患，应迅速排除，尽量让停电停产的情况不再发生；而这也是未来一段时间内电力领域的关键课题。笔者在下文中将参考某市的110千伏变电站的情况，讨论母线故障导致的难题并给出实用性强的建议。
一、110千伏变电站110千伏母线故障实例分析
（一）慈城变电站概况
慈城变电站电气线路图如下：（忽略10千伏馈线）
图1慈城变电站电路简图
慈城变电站的常规运转模式是：慈城1线配置有110千伏I母、#1主变；慈城2线配置110千伏Ⅱ母、#2主变。110千伏母分开关与10千伏母分开关都满足热备用条件。#1、#2主变全分列工作，主变中性点接地闸刀都位于分位。装备有110千伏母分以及10千伏母分预备电源自投设备，缺少110千伏母差保护，两回进线都没有电路保护。#1、#2主变装备主变差动、重瓦斯、有载调压重瓦斯、轻瓦斯、两端后备保护等等。
关于加装110千伏母分过流保护模式：当母线出现问题，110千伏备自投动作以后，另有一种较为可行的保护能够比电源端开闭合器排除故障更快，可以预防全站失去电能供应，规避停电范畴扩充；其缺陷是增多了变电站投资以及运维成本，要阻碍系统平稳运转。
110kV变电所线闭锁逻辑表(单母分段)
其 它
主变110kV 母线闸刀
0
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主变110kV 主变闸刀 主变110kV 开关母线侧 地刀 主变110kV 地刀 主变110kV 开关主变侧 地刀
关联 设备 操作 设备
母分开关I 母分开关II 主变低压 主变低 主变低 主变 主变 主变 主变110kV 主变 主变110kV 压变 I段母 110kV 110kV母 110kV主 开关母线 110kV 开关主变 段母线侧 段母线侧 侧隔离手 压侧开 压侧开 地刀 线地刀 开关 线闸刀 变闸刀 侧地刀 地刀 侧地刀 地刀 地刀 车 关 关手车
其 它
主变110kV 母线闸刀
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主变110kV 主变闸刀 主变110kV 开关母线侧 地刀 主变110kV 地刀 主变110kV 开关主变侧 地刀
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母分开关I 母分开关II 主变低压 主变低 主变低 主变 主变 主变 主变110kV 主变 主变110kV 压变 I段母 110kV 110kV母 110kV主 开关母线 110kV 开关主变 段母线侧 段母线侧 侧隔离手 压侧开 压开 地刀 线地刀 开关 线闸刀 变闸刀 侧地刀 地刀 侧地刀 地刀 地刀 车 关 关手车
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主变110kV 母线闸刀
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主变110kV 主变闸刀 主变110kV 开关母线侧 地刀 主变110kV 地刀 主变110kV 开关主变侧 地刀
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母分开关I 母分开关II 主变低压 主变低 主变低 主变 主变 主变 主变110kV 主变 主变110kV 压变 I段母 110kV 110kV母 110kV主 开关母线 110kV 开关主变 段母线侧 段母线侧 侧隔离手 压侧开 压侧开 地刀 线地刀 开关 线闸刀 变闸刀 侧地刀 地刀 侧地刀 地刀 地刀 车 关 关手车
谢桥煤矿110KV变电所高压开关柜继电保护整定方案
谢桥煤矿110KV变电所6KV高压开关柜继电保护整定方案系统参数计算：系统参数：张集220KV变电所110KV母线参数：最大运行方式正序阻抗标么值：Xmax=0.106最小运行方式正序阻抗标么值：Xmin=0.2862最大短路容量：943.31MV A最大短路电流：4.74KA计算参数：基准容量：Sj=100MV A基准电压：Uj=1.05Ue110KV线路：LGJ 3*185 平均电抗Xl=0.4Ω/km长度：18.5km110KV变压器: 三圈变:型号: SSZ10-31500/110短路电压百分数: Uk1-2%=10.30Uk2-3%=6.31Uk1-3%=17.56两圈变:型号: SZ10-31500/110短路电压百分数:Uk%=17.27一次接线图：一次接线图阻抗图：阻抗图各元件参数标么值：110KV架空线：X2=X4=0.40*L*Sj/(Uj*Uj)=0.43*L*0.00756=0.06110KV两圈变：X6=Uk%/100*Sj/Se=0.548110KV三圈变：X5=X7=1/100*Uk1-3%*Sj/Se=0.558综合考虑系统的运行方式，得出6KV母线参数：最大运行方式阻抗标么值：Xlmax=X1+X2+X5=0.106+0.06+0.548=0.714 最小运行方式阻抗标么值：Xlmin=X1+X2+X5 =0.2862+0.06+0.558=0.9042 则6KV母线短路电流：Id3max=1/Xlmax*Sj/1.732/Uj=12835AId3min=1/Xlmin*Sj/1.732/Uj=10135AId2min=0.866* Id3min =8777A井下7路1、井下七路主要参数：柜号：609、617、621、2619、643、655、657互感器变比：600/5电缆型号：MYJV22-6KV 3*185长度：1000m最大负荷电流：400A2、各元件电抗标么值：110KV变电所6KV母线：最大运行方式：X1max=0.714最小运行方式：X1min=0.90426KV电缆线路：查表得YJV42-6KV 3*120 单位电抗x=0.06Ω/km 单位电阻r=0.179Ω/km此时电缆电抗标幺值XL=0.1512 Xr=0.451MYJV42-6KV 3*185 单位电抗x=0.06Ω/km 单位电阻r=0.116Ω/km此时电缆电抗标幺值XL=0.1512 Xr=0.2921、阻抗图：阻抗图K点短路标幺电抗值与电阻值：XLmax= X1max + XL=0.714+0.1512=0.8652XLmin= X1min + XL =0.9042 +0.1512= 1.0554Xr=0.292K点短路阻抗与电流：Zmax = 0.9131Zmin = 1.095Ikd3max=1/Zmax*Sj/1.732/Uj=10036AIkd3min=1/Zmin*Sj/1.732/Uj=8369AIkd2min=0.866* Ikd3min =7247A（一）瞬时电流闭锁电压速断定值整定：为保证线路末端设备故障时线路保护不越级动作，应按躲开本线路末端母线故障整定，定值计算如下：（1）电流元件按保证线路末端故障灵敏度整定，即：Idz= Ikd2min /Klm=7247/1.5/120=40.26A 取Idz=40A（2）电压元件按躲线路末端故障整定，即：Udz= Ucy.min/Kk=0.3/1.3=0.2308A 则二次定值为0.2308*6300/60=24.23 V ( 式中Ucy.min=Zxl/(Xlmin+Zxl)=0.329/1.095=0.3 )因电流元件一般起闭锁作用，而电压元件主要控制保护区并保证选择性，故电压元件保护区间校验：Lu=Udz/6.3/(1-Udz/6.3)*(X1ma x～Xlmin)/Zxl=0.3/ 0.7*(0.714～0.9042)/0.329=93%～100%符合要求。
110kv变电站安全自查表
c.电缆线路发生运行故障后，应检查接地系统是否受损，发现问题应及时修复。
五
安全文明生产情况
1
物品放置及标识情况
a.物品放置规范化和物品可视化；
b.现场无杂物，过道通畅；
2
图册编制和修订
a.核查是否有系统图册；
b.核对系统图册是否依据设计图纸、资料和设备厂家图纸、资料；
c.核对系统图册是否符合变电站运行实际。
3
站内工作人员操作管理
a.运行人员在运行、检修操作时应严格执行运行规程、规定；
b.操作前认真核对接线方式，设备状况；
c.操作中严格执行“两票三制”，严禁出现跳项、倒项、添项和漏项。
1
防范电缆绝缘击穿措施落实情况
a.运行在潮湿或浸水环境的110千伏及以上电缆应有纵向阻水功能，电缆附件应密封防潮；
b.主绝缘、单芯电缆的金属屏蔽层、金属护层应有可靠的过电压保护措施；
c.运行部门应加强电缆线路负荷和温度的检（监）测，防止过负荷运行，多条并联电缆应分别进行测量；
d.严禁金属护层不接地运行。
2
现场各方安全责任落实情况
建设单位应负全面管理责任，施工单位对施工现场安全生产负责，监理单位应对施工安全生产承担监理责任，项目实行总包的，承包单位应按合同约定，履行建设单位对工程的安全生产责任，建设单位应监督工程总承包单位履行对工程的安全生产责任
3
现场安全管理及考核
应按照“六打六治”打非治违专项行动要求，加强现场文明施工管理，严格现场安全监督管理，严肃“三违”考核
4
从业人员安全技能培训
110kV单母分段备自投闭锁方式分析与研究
110kV单母分段备自投闭锁方式分析与研究摘要：备自投装置应用的目的在于提高电力系统供电可靠性。
在主供电源失电时通过备自投装置自动投入备用电源，来保证母线不失去电压。
备自投装置准确动作可以及时恢复供电，在各电压等级电网中得到了广泛的应用。
为防范备自投的不正确动作，避免将备用电源再次投入到故障元件中，扩大事故范围，闭锁条件显得尤为重要。
关键词：备自投，可靠性，闭锁0前言随着我国人民生活水平的不断提高，人们对电力的需求越来越大，依赖程度越来越强，对电能质量的要求也更加严格，供电可靠性成为供电考核的重要指标，因此利用各种电气设备保证电源的不间断供电和提高供电可靠性成为供电企业的重要工作。
为保证备自投装置能够准确动作，避免将备用电源再次投入到故障元件中，扩大事故范围，应采取一定的闭锁条件，闭锁条件必须要能适应系统一次接线的变化合理的接入，在不该闭锁的情况下应可靠动作，该闭锁的情况下必须可靠闭锁，才能保证供电可靠性和电网的安全运行。
本文将110kV 某变电站110kV备自投装置外部闭锁开入接线进行分析，并提出改进措施。
1 某110kV变电站单母分段主接线示意图图1 110kV某变电站单母分段接线方式示意图站内保护配置情况如下：序号一次设备保护型号主要功能备注1110kV线路A PCS-943N光纤电流差动、距离、零序2110kV线路B CSC163AN光纤电流差动、距离、零序3110kVⅠ、Ⅱ组母线BP-2C-NWC母线差动保护、母联充电及过流保护4110kV1#主变CSC-326FN分相差动、复压过流、零序、间隙5PRS-778S分相差动、复压过流、零序、间隙6110kV2#主变CSC-326FN分相差动、复压过流、零序、间隙7PRS-778S分相差动、复压过流、零序、间隙安自方面110kV部分配置PCS-9651D备自投一套110kV备自投的几种方式如下：（1）备自投方式1为110kV某变电站110kV进线A为主供电源，分段断路器QF3在运行状态，110kV进线B为备用电源。