变电站旁路断路器代路时三相电流不平衡原因分析

110kV变电站SF6断路器回路电阻超标原因及处理措施探讨 李国玉

110kV变电站SF6断路器回路电阻超标原因及处理措施探讨李国玉 发表时间：2019-07-09T13:38:07.163Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：李国玉[导读] 摘要：回路电阻超标问题是变电站SF6断路器面临的一大故障性问题，科学分析断路器主回路电阻超标成因，同时采取科学而有效的解决对策，才能最大程度地排除故障、解决问题，从而维护并推动变电系统的安全、高效、合理运转。 （国网山西省电力公司运城供电公司山西运城 044000）摘要：回路电阻超标问题是变电站SF6断路器面临的一大故障性问题，科学分析断路器主回路电阻超标成因，同时采取科学而有效的解决对策，才能最大程度地排除故障、解决问题，从而维护并推动变电系统的安全、高效、合理运转。回路电阻超标的原因较多，要通过科学试验方法进行测试、检查，从而有针对性地排除故障。 关键词：110kV变电站；SF6断路器回路；电阻超标原因；处理措施前言 根据电力系统的运行需要，在正常状态下，运行人员通过断路器的操作来使部分或全部电力设备或线路投入或退出运行。例如，计划性检修、倒负荷等。在保护方面，当非正常状态下，即线路或电气设备发生故障时，保护装置自动将故障部分从电网中快速切除，保证电网无故障部分正常运行，避免事故扩大化。另一方面，当断路器等设备发生故障不能正确动作、需要消缺等工作时，人的因素就突显出来，其检修水平是考验电网是否坚强的一个隐含指标。文章分析了110kV变电站SF6断路器回路电阻超标原因以及解决对策。 1、SF6断路器运行原理与特征分析 1.1 SF6断路器运行原理剖析 该断路器主要将SF6气体当作灭弧介质、绝缘介质，其运行原理为：断路器内部的SF6气体压力急剧降低，跌至某一极限值时，继电器就会立即发出警报信息，如果气体压力接连降低，会继续闭锁信号，从而切断断路器的分闸、合闸回路。 1.2 SF6断路器特征分析 质地较轻、体积较小、构造简单、运转中噪音较小，能够长期使用，方便维修与保护，同时具有较高的安全性能，这是因为SF6气体是一种惰性气体，没有任何毒害功能，且较为稳定不易燃烧，最主要有着超强的灭弧功能，且绝缘性良好，气压度较高，同时具有热传导优势，绝缘性较好，适合用在电气系统，由于其体积较小，方便安装，而且能够用来消灭火灾，维护电力系统安全、高效地运转，其最优特征为：能长期使用，因为SF6气体实际运转过程中即便遭到电弧放电冲击，会发生分解反应，但是电弧消失时则又重新回归到稳定的SF6气体。 2、110kV变电站SF6断路器回路电阻超标原因分析 2.1断路器主回路电阻测量数据统计 通过最近一年预试或检修对62台110kV SF6断路器进行回路电阻测试，得出的数据，其中3台110kV SF6断路器中出现了回路超标现象，测试的结果显示110kV 1XX1断路器、110kV 1XX3断路器、110kV 1XX5断路器的回路电阻超出了厂家的规定值（厂家规定值为小于45μΩ），3台断路器的各相回路电阻都超出厂家的规定值，其中110kV 1XX5断路器的B相的电阻最大，达到109μΩ，远远超出了厂家的规定。断路器回路电阻超标会带来多方面的问题，对设备本身的安全运行尤为严重，也会影响到电网等的安全运行、可靠供电，同时地域性的电网调节、控制也难以保证。 2.2主回路电阻超标成因分析 为了发现电阻超标的原因，需要深入故障现场进行深入排查，经测试检查看出，断路器的动触头、静触头颜色出现误差，二者间有明显的灼烧痕迹，由此可以判断正是因为接触电阻持续上升而导致了这一现象，根据现场测试数据以及专业人士的分析诊断，最终认为无论是触头灼烧，还是主回路电阻超标都与断路器本身的质地、性能与质量存在联系，也就是断路器工作中的长期反复运转，使得动触头、静触头无法牢固连接，逐渐发生松动、脱落等现象。通过逐步控制停电影响范围，可以选择备份性断路器来重新调换故障断路器，对110kV 1XX1断路器、110kV 1XX3断路器、110kV 1XX5断路器全部进行返修，通过剖析逐步分析问题产生的原因。 SF6断路器所处环境及其灭弧室内部定会出现大量具有导电性能的杂质，这些杂质将给断路器带来不良影响，SF6侵入杂质，其击穿电压会下降，达到高纯度SF6气体击穿电压的1/10，同时侵入杂质的电压也同杂质具体方位、尺寸、材质、形态等有着紧密联系。 SF6断路器实际运转中，由于受到电场、SF6气体等的重压，杂质则会活动于电场中，这样则可能出现击穿电压下降现象，出现击穿问题，而且不良杂质的入侵还可能导致断路器电弧燃烧现象，使得灭弧无法正常进行。 3、SF6断路器回路电阻超标故障的处理措施 制造商对断路器实施解剖分析后，证实了故障问题的初始状态诊断结果，也就是110kV断路器主回路电阻超标是因为动触头、静触头之间未能牢固连接造成的，导致无法紧密牢固接触，从而出现了主回路电阻超出规定标准的现象。要想完全解除这一故障，首要方法就是调换动静触头，同时对SF6进行补气试验，并实施检漏处理，等到各项功能、性能都达到了规定的标准后再装配起来，向工地输送。各个断路器返修以后，再重新装配断路器，这其中要确保各项数据达标，能够达到正常投运效果，同时也要对断路器的工作状态实施全天候、全过程的检测、检查与监督。 通过观察各方运转数据、信息，高压断路器经过再次修缮，其主回路电阻都达到了规定的标准数值，实际测量得出的数值为25～33μΩ，再次投运后，主回路电阻未出现任何超标问题，电阻处于相对稳定状态，从而意味着电阻超标故障能够得以恢复和控制。 3.1科学控制SF6中水分 SF6断路器内部气体水分含量直接影响着其安全运行，所以必须重视SF6气体中的水分检查，重点检查其纯度，一般要达到99.8%以上，而且添加到断路器后，气体纯度也需要达到97%以上，同时做好水分、酸性等的检测，要达到规定的合格指标。 同时，气体填充过程中，必须选择科学合理、正确填充操作方式，有效控制水分的带入，先进行瓶内压力测试，确保达到规定水平基础上再进行充气操作，而且确保各个管路无杂质、无污染，接头部分一般采用电吹风来烘干处理，实际充气操作中应先打开控制阀，用SF6将连接管彻底冲洗，并同断路器连接起来，从而控制水体的渗入。此外，还要细致、深入地检查SF6断路器的瓷套、线圈等部位，要达到牢固密封、安全保管等状态，控制断路器受潮、破损等现象。同时必须强化密封件的质检，确保其密封度达标，控制水分的渗入，检查断路器是否存在泄漏点。

变电运行倒闸操作(二次继电保护操作-旁路代路-500kV接线要点

二次操作要点分析 一、母线操作（220kV、110kV双母线方式） 1、BP－2B保护配置及简单原理介绍 BP－2B包含母线差动、母联充电、母联过流、母联失灵（死区）保护。。另外，同样以BP-2B组屏可以实现断路器失灵保护。 几个概念： 大差：所有支路电流向量和，不含母联CT，作用是判断是否区内故障 小差：某段母线上所有支路电流向量和，含母联CT，作用是选择哪段母线故障和电流：制动电流，绝对值之和 差电流：动作电流，和的绝对值 死区 2、倒母线操作的两个关键点

例：110kV I段母线所有设备倒至II段母线供电，110kV I段母线由运行转换为检修 母联控制电源 “互联压板” （1）“互联压板”和母联控制电源的操作顺序有何规定？ 倒母操作各间隔刀闸前，先投“互联压板”，再断母联控制电源；操作完毕，先恢复母联控制电源，再退出“互联压板”。 （2）两种操作的作用 断母联控制电源的作用：把母联变成死开关，防止在操作刀闸时,母联开关偷跳，出现用刀闸解合环的误操作事故。所以，断母联控制电源要在倒母操作各间隔刀闸前。 “互联压板”的作用：微机型母线差动保护中：“双母线互联时，两段母线经隔离刀闸实际联为单母线运行，小差自动退出，母线总差动作后则将所有元件跳开”。相当于把把两段母线看作一段，此时任一段母线发生故障，都能可靠切除两段母线上所有开关。虽然两组母线刀闸同时合上时，装置可以自动判别为母线互联状态，但是手动投入硬压板是优先的，并且是最可靠的。 （3）两者之间的顺序为什么要这样？ 若在先断开母联控制电源后，未投互联压板之前，发生任一母线故障，切除故障母线所有支路开关后，都要启动母联失灵，跳开非故障母线，延误了母线故障切除时间，有可能造成系统稳定破坏，对系统安全不利。虽然发生这种事故的概率极小，但还是需要从操作上去避免的，因此应先投互联压板，再断母联控制电源。也可以这样想，断开控制电源后，母联变为死开关后，则相当于两段母线物理连接在一起，形成某种意义上的互联。所以，投“互联压板”要在断母联控制电源前。 3、其他注意事项 （1）注意：操作完毕，要手动复归保护屏刀闸“开入变位”灯，并检查液晶显示屏的一次接线图上显示的刀闸位置是否与现场一次情况一致。尤其是刀闸“开入异常”灯不能复归时，则有可能是刀闸辅助接点切换不良，电流修正判断不一致报警，此时应在运行方式上把刀闸强行挂在运行母线上，并检查处理。 （2）双母双分段接线时主变倒母选跳分段压板切换：如＃1主变变中原来在 220kV 1母，倒至2母，原来主变保护跳分段2015的压板，就要改跳2026的压板。

变电所断路器紧急分合闸规定 (1)

变电所断路器紧急分合闸规定 1.变电所值班人员要熟悉所管辖变电所断路器机构内紧急分合闸的位置及操作方 法。 2.变电所紧急操作杆、手动储能杆均应放在合适位置，并贴上标签、不得缺失。 3.各集控站和变电所在有设备停电检修工作时，培训值班员断路器的紧急分合闸操 作。 4.变电所在远方和就地电动操作失效、变电所直流系统电源消失的情况下，申请调 度许可后，方可采用紧急分合闸操作。 5.当使用电磁机构、永磁机构等非弹操机构紧急合闸时（此时为慢合），必须确认 线路侧、母线侧均无电；手动合闸后，再申请上级电源送电。 6.对出线进行手动紧急合闸时，需确认线路侧无故障才可以操作；如无法确定线路 侧是否存在故障，必须确认保护动作时开关可以正常跳闸。 7.机构紧急分闸前需要先将重合闸退出，防止偷跳重合。 8.对于断路器储能已释放，需要手动储能的断路器，在手动储能前必须将本机构的 合闸电源（储能电源）断开，方可进行手动储能。 9.在机构上进行紧急分合闸操作时，不得用手在机构内敲击分合闸线圈，要借用其 他带绝缘的工具进行，防止伤手和碰触到带电部位。 10.对机构内没有明显分合闸标识的，在机构箱的门上张贴图片和说明。 11.变电所机构有专用紧急分合闸操作杆合手动储能杆的要做好标识，并存放好。

变电所直流系统放电规定 1.变电所每月进行一次直流系统电池组放电检查。 2.直流放电工作应选择天气状况良好的时间段进行；刮风、雨雪、打雷等恶劣天气 不得进行直流系统放电工作。 3.放电前检查电池组电压正常，有内阻监测的还要检查内阻值并做好记录。放电后 也要记录电压和内阻值，便于前后对比。 4.电池放电后电压低于11V、蓄电池内阻大于10mΩ的电池要上报工区。 5.110kV变电所有两组电池组的，要检查电池组联络开关位置： 1)如果两组电池都带有负荷，则正常运行时联络开关在分位； 2)如果两组电池只有一组带负荷，则将母联开关置于合位； 3)如两组电池容量不一致，则联络开关置于分位。 6.电池组放电检查按照以下步骤进行： 1)检查电池端电压、单电池电压、电池内阻正常，并做好记录 2)打开事故照明电源开关或检查在断开位置； 3)合上直流系统母联联络开关（单电池组忽略此步骤）； 4)断开逆变系统交流电源（逆变系统交流电源已在断开位置，忽略此步骤）断 开直流系统1#交流电源、断开直流系统2#交流电源。 5)放电30分钟后，再次检查电池端电压、单电池电压、电池内阻正常，并做好 记录。如有异常，立即汇报工区 7.直流放电时，值班员不得远离直流屏，发现电池馈电，及时合上直流屏交流电源， 并立即汇报工区。 8.变电所两组电池中有一组电池馈电不能放出电时，应先断开馈电电池组空开，再 将直流系统母联联络开关合上，使另一组带全部负荷。 9.值班员在每月直流放电时，还应检查蓄电池的正负极接线柱有无泛碱情况。 变电工区 2018年9月20日

变电站旁路代路步骤

专旁开关代线路开关 1、检查旁路母线无异常，无接地 2、检查所有间隔旁路刀闸在断开位置 3、将旁路保护定值区切至代相应线路定值区，核对保 护定值正确，检查旁路保护投入与被代线路一致 4、检查旁路保护屏投主保护压板、重合闸在退出位置， 投入失灵保护 5、合上旁路开关两侧刀闸（注意与所代线路在同一段 母线），投入旁路充电保护，合上旁路开关对旁路母 线充电，充电正常后退出充电保护，断开旁路开关 6、合上被代线路旁路刀闸对旁路母线充电，合上旁路 开关（合环），检查旁路开关有分流 7、退出被代线路开关重合闸，投入旁路开关重合闸（注 意重合闸方式） 8、断开被代开关 9、将保护通道由本线切至旁路 10、投入旁路保护屏投主保护压板 11、将被代线路开关由热备用转检修

专旁开关代主变开关 1、检查旁路母线无异常，无接地 2、检查所有间隔旁路刀闸在断开位置 3、将旁路保护定值区切至代相应主变定值区，核对保护 定值正确，检查旁路保护屏投主保护压板、投距离保 护、投零序保护、重合闸在退出位置，投入失灵保护，4、合上旁路开关两侧刀闸（注意与所代主变在同一段母 线），投入旁路充电保护，合上旁路开关对旁路母线充 电，充电正常后退出充电保护，断开旁路开关 5、投入被代主变保护启动失灵跳高压侧旁路、非电量跳 高压侧旁路、高后备跳高压侧旁路压板，退出取独立 CT电流那套主变保护（一般是第一套）的差动保护6、合上被代主变旁路刀闸对旁路母线充电，合上旁路开 关，检查旁路开关有分流 7、将主变保护屏电压回路切换把手由切至旁路 8、断开被代主变开关 9、将被代主变开关由热备用转检修

母联兼旁路开关代线路开关 1、检查母联开关及两侧刀闸在合位 2、投入母差保护投单母运行压板，将母联开关设为死开 关（断开控制电源） 3、选择一条负荷相对小的线路将两断母线硬连接（母线 侧刀闸双跨） 4、合上母联开关控制电源，断开母联开关 5、检查旁路母线无异常，无接地 6、检查所有间隔旁路刀闸在断开位置 7、将母联保护定值区切至代相应线路定值区，核对保护 定值正确，投入母联保护与被代线路一致 8、检查母联开关保护屏投主保护压板、重合闸在退出位 置，投入失灵保护 9、拉开母联开关其中一个母线侧刀闸（注意保留与所代 线路同一段母线侧刀闸），合上母联旁路刀闸，投入 母联充电保护，合上母联开关对旁路母线充电，充电 正常后退出充电保护，断开母联开关 10、合上被代线路旁路刀闸对旁路母线充电，合上母联开 关合环，检查母联开关有分流 11、退出被代线路开关重合闸，投入母联开关重合闸（注

断路器控制回路基本原理

1、控制回路的基本要求 开始学习控制回路之前，我们先了解一下控制回路需要具备哪些基本的功能： （1）能进行手动跳合闸和由保护和自动装置的跳合闸； （2）具有防止断路器多次重复动作的防跳回路； （3）能反映断路器位置状态； （4）能监视下次操作时对应跳合闸回路的完好性； （5）有完善的跳、合闸闭锁回路； 2、典型的控制回路 根据控制回路的几点基本要求，我们以10kV的PSL641保护装置为例，分为五个步骤，一步步搭建基本的控制回路，并了解每个部分的作用。 （1）跳闸与合闸回路 首先，能够完成保护装置的跳合闸是控制回路最基本的功能。这个功能的实现很简单，回路如下图所示。 假定断路器在合闸状态，断路器辅助接点DL常开接点闭合。当保护装置发跳闸命令，TJ闭合时，正电源-> TJ-> LP1-> DL-> TQ-> 负电源构成回路。跳闸线圈TQ得电，断路器跳闸。合闸过程同理。 分闸到位后，DL常开接点断开跳闸回路。DL常闭接点闭合，为下一次操作对应的合闸回路做好准备。 利用DL常开接点断开跳闸电流，一是为了防止TJ粘连造成TQ烧坏（因为TQ的热容量是按短时通电来设计的）；二是因为如果由TJ来断开合闸电流，由于TJ接点的断弧容量不够，容易造成TJ接点烧坏（HJ也是一样的道理），这就为下一次保护跳闸（或合闸）埋下了隐患且不易被发现。 （2）跳闸/合闸保持回路 为了防止TJ先于DL辅助接点断开（如开关拒动等情况），我们增加了“跳闸自保持回路”。该回路可以起到保护出口接点TJ以及可靠跳闸的作用。增加的部分用红色标记，R 在Ω左右。当分闸电流流过TBJ时，TBJ动作，TBJ1闭合自保持，直到DL断开分闸电流。这时无论TJ是否先于DL断开，都不会影响断路器分闸，也不会烧坏TJ。 （3）防跳回路 TBJ我们有时也叫它“防跳继电器”。这是因为它有另一个非常重要的功能：防跳。 防跳的概念：所谓的防跳，并不是“防止跳闸”，而是“防止跳跃”。当合闸于故障线路时，保护会发跳令将线路跳开。如果此时HJ接点发生粘连，断路器就会在短时间内反复跳、合、跳、合。。。这就是“跳跃现象”。（断路器跳闸时间需要30-60ms，合闸时间需

断路器控制回路讲义_secret

断路器控制回路 在发电厂和变电站中对断路器的跳、合闸控制是通过断路器的控制回路以及操动机构来实现的。控制回路是连接一次设备和二次设备的桥梁，通过控制回路，可以实现二次设备对一次设备的操控。通过控制回路，实现了低压设备对高压设备的控制。 一、控制信号传送过程 （一）常规变电站控制信号传输过程 某线路高压开关控制信号传递过程 由上图可以看出，断路器的控制操作，有下列几种情况： 1主控制室远方操作：通过控制屏操作把手将操作命令传递到保护屏操作插件，再由保护屏操作插件传递到开关机构箱，驱动跳、合闸线圈。 2就地操作：通过机构箱上的操作按钮进行就地操作。 3遥控操作：调度端发遥控命令，通过通信设备、远动设备将操作信号传递至变电站远动屏，远动屏将空接点信号传递到保护屏，实现断路器的操作。 4开关本身保护设备、重合闸设备动作，发跳、合闸命令至操作插件，引起开关进行跳、合闸操作。

5母差、低频减载等其他保护设备及自动装置动作，引起断路器跳闸。 可以看出，前三项为人为操作，后两项为自动操作，因此断路器的操作据此可分为人为操作和自动操作。 根据操作时相对断路器距离的远近，可分为就地操作、远方操作、遥控操作。就地通过开关机构箱本身操作按钮进行的操作为就地操作，有些开关的保护设备装在开关柜上，相应的操作回路也在就地，这样通过保护设备上操作回路进行的操作也是就地操作，保护设备在主控室，在主控室进行的操作为远方操作，通过调度端进行的操作为遥控操作。 （二）综自站控制信号传输过程 某线路高压开关控制信号传递过程Array 操作方式与常规变电站相比，仅在远方操作和遥控操作时不同。 在主控室内进行远方操作，一般是通过后台机进行，操作命令传达到测控装置，启动测控装置跳、合闸继电器，跳、合闸信号传递到保护装置操作插件，启动操作插件手跳、手合继电器，手跳、手合继电器触点接通跳、合闸回路，启动 断路器跳、合闸。当后台机死机或其它原因不能操作时，可以在测控屏进行操作。

35KV变电站用哪种高压真空断路器

35KV变电站用哪种高压真空断路器 陕西泰开高压开关制造有限公司（简称“泰开高压开关”原西安高压开关厂分支）是一家专业 从事高压真空开关及相关高压产品的研发、生产及销售于一体的重点高新技术企业，高压电 器设备骨干企业，从事高压电力设备生产已有三十余年，拥有宽敞的净化生产区，拥有先进 的生产设备和完善的高压试验、检测设施，以其优越的性能、技术、精湛的工艺、可靠的质量、优质的服务赢得了广大用户的赞誉，并跟多家合资企业、外资企业建立了长期稳定的合 作伙伴关系，我厂专业生产12-40.5KV户内外高压断路器，永磁真空断路器，智能、预付费、小型化、双电源、看门狗等真空断路器，六氟化硫断路器，负荷开关，隔离开关，高压熔断器，避雷器，变压器，高低压成套，电缆分支箱，充气柜，自动化设备电器等高低压电器。 自创建以来一直本着“服务至上“的经营宗旨。不折不扣做好售前，售中，售后，服务各处细节之点，本顾客之所想，为在电气行业中而努力奋斗不止。

陕西泰开高压开关厂是中国高压开关行业定点生产厂家，已成为我国高压开关设备的研发和 生产基地，特别在城网、农网改造和电站改造中一站式供应单位，是国家经贸委城乡电网建设、改造所需设备***的生产企业，坚持走高新技术之路，坚持高新技术产品的研发，近年来陆续开发了10KV智能永磁快速真空断路器，高压智能双电源自动转换装置等，并针对智能 电网的新要求，高压断路器本体能更快速地动作，具有更小的分散性、更高的可靠性，终达 到同步关合的要求，而随着我国电网不断扩大及用电负荷的迅猛增长，原有10KV电压等级 配电网难以满足供电要求，公司适时开发出了24KV户外永磁快速真空断路器，特别是在小 型化断路器上有全新的发展，针对35KV真空断路器取得了突破性的成功。公司将结合对电力设备市场导向的分析，继续并努力开发高新产品。 ZW7-40.5的主流型号有： ZW7-40.5/1250-25ZW7-40.5/1250-31.5ZW7-40.5/1600-25ZW7-40.5/1600-31.5 ZW7-40.5/2000-20ZW7-40.5/2000-25ZW7-40.5/2000-31.5 以及产品对应的ZW7-40.5/t1250-25等产品 概述 35KV变电站用哪种适用于三相交流50Hz、额定电压为40.5kV的户外设备。附装电动弹簧操动机构或电磁操动机构，可实现远程操控电动分、合闸功能，也可就地手动储能、手动分、 合闸。 设计性能符合CB1984-89《交流高压》国家标准的要求。并满足IEC—56《交流高压断路器》 国际电工委员会标准的要求及规范。 35KV变电站用哪种高压总体结构为瓷瓶支柱式；上瓷瓶内装，下瓷瓶为支柱瓷瓶。能满足频繁操作的需要。并具有密封性好、抗老化、耐高压、不燃烧、无爆炸、寿命长、安装维护 方便等优点。主要用于户外40.5KV供电系统的控制与保护，也可适用于城、乡电网及工矿的 正常分断、合闸与短路保护之用。 35KV变电站用哪种高压使用环境条件: 海拔高度不超过2500米； 高原型不超过海拔4000米； 环境温度较高温度不超过+40度，较低温度不低于-30度。 相对空气湿度：日平均不大于95%，月平均不大于90%（25℃）；

变电站常用知识 2

变电站基本知识 1 、变电站 在电力部门将电能传输到用户的过程中，要经过降压后才能输送到用户处，而降压和控制电能量输送大都在变电站内完成。目前变电站按电压等级分为：500 千伏变电站、220 千伏变电站、110 千伏变电站、35 千伏变电站、10 千伏变电站。电压等级表示该变电站变压器的等级，变电站所属计量点的最高电压为电压等级所标示的电压。 2 、线路 电能量传输的硬件线路，电能量通过线路供给用户或下一级变电站，线路按电压等级分为500 千伏线路、220 千伏线路、110 千伏线路、35 千伏线路、10 千伏线路 6 千伏线路。 硬件线路中电能量的走向在两个方向上都有可能，计量这种线路的电度表有可能为多块机械表或一块多功能数字表（能够计量正反向电量），这样在一条线路上挂不定个数的电度表在计算上不好处理，那么本系统中将实际线路中计量正反向电量和反向电量的表计分开处理，即：一条线路中最多挂两块机械表（多功能数字表一块当四块处理），这样实际中的一条线路在本系统中成为两条线路分别计量正反向电量。 3 、电度表 用于计量用户用电量的计量设备。分为机械表和多功能数字表，机械表一块表只能计量一种电量，要计量正反向有无功电量需四块电度表，数字表可同时计量正向有功、正向无功、反向有功、反向无功四种电量，故在本系统中只要电力部门计量反向电量数字表即当成四块电度表处理，不计量反向电量则当量两块表处理。 4 、CT 变比 变电站线路上电流互感器的变比值，一般为某一数值比5 （互感器输出端额定电流为 5 安培），CT 变比针对于计量点而言，同一计量点上所属的电度表拥有相同的CT 变比。 5 、PT 变比 变电站线路上电压互感器的变比值，一般为母线电压比100 （互感器输出端额定电压为100 伏），PT 变比针对于计量点而言，同一计量点上所属的电度表拥有相同的PT 变比。 6 倍率 倍率=CT 变比*PT 变比，倍率同CT 变比、PT 变比一样也是针对计量点而言的。 7 、线损 电能通过线路传输过程中，由于线路发热、电磁场干扰等原因造成的电能量损失称为线损，损失的电量称为线损电量。线损电量= 线路输入电量- 线路输出电量 实际进行统计时的线损包括线路损耗和变压器损耗。 由于计量点电量都是双向的，主题点的正反向电量始终上相反的。因此在定义线损的时候，只需要按照正向电量的方向定义。如果一个计量的正向电量是向线路供电的，那么其反向表码一定是线路输出电量。反之，也是这样。如果一个计量点

断路器的控制原理

断路器的控制原理 在发电厂和变电站中对断路器的跳、合闸控制是通过断路器的控制回路以及操动机构来实现的。控制回路是连接一次设备和二次设备的桥梁，通过控制回路，可以实现二次设备对一次设备的操控。通过控制回路，实现了低压设备对高压设备的控制。 一、控制信号传送过程 （一）常规变电站控制信号传输过程 某线路高压开关控制信号传递过程 由上图可以看出，断路器的控制操作，有下列几种情况： 1主控制室远方操作：通过控制屏操作把手将操作命令传递到保护屏操作插件，再由保护屏操作插件传递到开关机构箱，驱动跳、合闸线圈。 2就地操作：通过机构箱上的操作按钮进行就地操作。 3遥控操作：调度端发遥控命令，通过通信设备、远动设备将操作信号传递至变电站远动屏，远动屏将空接点信号传递到保护屏，实现断路器的操作。 4开关本身保护设备、重合闸设备动作，发跳、合闸命令至操作插件，引起开关进行跳、合闸操作。 5母差、低频减载等其他保护设备及自动装置动作，引起断路器跳闸。

可以看出，前三项为人为操作，后两项为自动操作，因此断路器的操作据此可分为人为操作和自动操作。 根据操作时相对断路器距离的远近，可分为就地操作、远方操作、遥控操作。就地通过开关机构箱本身操作按钮进行的操作为就地操作，有些开关的保护设备装在开关柜上，相应的操作回路也在就地，这样通过保护设备上操作回路进行的操作也是就地操作，保护设备在主控室，在主控室进行的操作为远方操作，通过调度端进行的操作为遥控操作。 （二）综自站控制信号传输过程 某线路高压开关控制信号传递过程 操作方式与常规变电站相比，仅在远方操作和遥控操作时不同。 在主控室内进行远方操作，一般是通过后台机进行，操作命令传达到测控装置，启动测控装置跳、合闸继电器，跳、合闸信号传递到保护装置操作插件，启动操作插件手跳、手合继电器，手跳、手合继电器触点接通跳、合闸回路，启动断路器跳、合闸。当后台机死机或其它原因不能操作时，可以在测控屏进行操作。 遥控操作由调度端（或集控站端）发送操作命令，经通讯设备至站内远动通讯屏，远动通讯屏将命令转发至站内保护通讯屏，然后保护通讯屏将命令传输至测控屏，逐级向下传输。 需要指出，有些老站遥控命令是通过后台机进行传输的，如虚线图所示，但由于后台机死机

变电站代路操作几种类型的分析

编号：AQ-JS-00303 ( 安全技术) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 变电站代路操作几种类型的分 析 Analysis of several types of substation substitution operation

变电站代路操作几种类型的分析 使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科 学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。 〔摘要〕代路操作是变电站常见的倒闸操作形式，由于涉及二次回路等方面的要求，稍有不慎，即 有可能导致误操作。结合实际对变电站几种常见的代路倒闸操作中应引起重视的相关环节进行了分析，指出其中容易出现的差错，介绍了正确的操作步骤及注意事项。 〔关键词〕变电站；代路操作；注意事项 变电站电气设备的倒闸操作类型有很多，其中代路操作是较常见的一种倒闸操作形式。这类操作要求运行人员对一些中间环节,特别是涉及继电保护二次回路方面的要求必须搞清楚,这方面如果出现问题，可能导致误操作事故的发生，直接威胁人身及设备的安全运行。现就变电站几种常见的代路倒闸操作应引起重视的相关环节分析如下。 1配电开关之间的代路操作

1.1同一电源母线上配电开关通过旁路母线的代路操作 配电开关之间的代路操作，通常在10kV配电系统较为常见，即当开关遇有检修、预试、保护校验等工作且线路不允许停电时，常采用通过旁路母线代路操作的方法将有工作的开关停下。 如图1所示，进行“621由623带路，621开关由运行转检修”的正确操作顺序如下：(1)检查10-6母线正常；(2)合上623-6刀闸； (3)取下623开关控制保险；(4)取下621开关控制保险；(5)合上621-6刀闸；(6)检查621、623负荷分配正常；(7)给上621开关控制保险；(8)给上623开关控制保险；(9)拉开621开关；(10)拉开621-2刀闸；(11)拉开621-4刀闸；(12)在621开关二侧分别验电、封地。 实际操作中，容易出现以下几种不正确的操作顺序，由此对设备的安全运行和线路的可靠供电带来不同程度的隐患。具体分析如下： (1)在合上代路开关的旁路倒闸之前，就已将代路开关的控制保险或控制开关取下，即上述操作项(2)，(3)顺序颠倒。这种倒闸操作

断路器控制回路原理

第5章断路器控制回路 教学目的：掌握断路器控制方式、断路器控制回路的基本要求、断路器的基本跳、合闸控制回路、灯光监视的断路器控制回路、灯光监察液压操作机构操作断路器控制回路复习旧课：操作电源概述、蓄电池组直流操作直流、硅整流电容储能装置直流系统、复式整流装置直流系统、直流系统的绝缘监察与电压监察装置； 重点：掌握断路器控制方式、断路器控制回路的基本要求、断路器的基本跳、合闸控制回路、灯光监视的断路器控制回路、灯光监察液压操作机构操作断路器控制回路； 难点：掌握断路器控制方式、断路器控制回路的基本要求、断路器的基本跳、合闸控制回路、灯光监视的断路器控制回路、灯光监察液压操作机构操作断路器控制回路； 引入新课： 第一节概述 一、断路器控制方式 断路器是电力系统中最重要的开关设备，在正常运行时断路器可以接通和切断电气设备的负荷电流，在系统发生故障时则能可靠地切断短路电流。 断路器一般由动触头、静触头、灭弧装置、操动机构及绝缘支架等构成。为实现断路器的自动控制，在操动机构中还有与断路器的传动轴联动的辅助触头。断路器的控制方式有多种，分述如下。 1．按控制地点分 断路器的控制方式接控制地点分为集中控制和就地（分散）控制两种。 （1）集中控制。在主控制室的控制台上，用控制开关或按钮通过控制电缆去接通或断开断路器的跳、合闸线圈，对断路器进行控制。一般对发电机、主变压器、母线、断路器、厂用变压器35kV以上线路等主要设备都采用集中控制。 （2）就地（分散）控制。在断路器安装地点（配电现场）就地对断路器进行跳、合闸操作（可电动或手动）。一般对10kV线路以及厂用电动机等采用就地控制，可大大减少主控制室的占地面积和控制电缆数。 2．按控制电源电压分 断路器的控制方式接控制电源电压分为强电控制和弱电控制两种。 （1）强电控制。从断路器的控制开关到其操作机构的工作电压均为直流110V或220V。 （2）弱电控制。控制开关的工作电压是弱电（直流48V），而断路器的操动机构的电压是220V。目前在500kV变电所二次设备分散布置时，在主控室常采用弱电一对一控制。 3．按控制电源的性质分 断路器的控制方式按控制电源的性质可分为直流操作和交流操作（包括整流操作）两种。 直流操作一般采用蓄电池组供电；交流操作一般是由电流互感器、电压互感器或所用变压器提供电源。

变电站灯光监视断路器控制回路

变电站灯光监视断路器的控制信号回路 灯光监视断路器的控制信号回路具有结构简单；合闸与分闸位臵有红绿灯指示；自动跳闸或自动合闸时有明显的闪光信号；能监视控制电源熔断器的工作状态及分合闸回路的完好性，是变电站常用的控制电路，控制原理图(弹簧储能手车断路器)如图1-1所示。 1、控制开关、行程开关。 +W C-W C 图1-1 断路器控制回路 控制开关是断路器控制回路中的主要元件，运行人员利用控制开关，发出操作命令，对断路器进行手动合闸或分闸操作。变电站中常用的控制开关为LW2系列。这种控制开关除了结构封闭、不受外界影响外，还有一个优点，即在控制过程中有预备位臵。当控制开关在预备位臵时，信号灯能发出闪光信号，提醒运行人员最后一次检查所操作的设备是否正确，以减少误操作的机会。本图控制开关1Q T的型号为LW2-Z-1a〃4〃6a〃40〃20/F8，共有六个位臵状态即：“预备分闸”、“分闸”、“分闸后”、“预备合闸”、“合闸”、“合闸后”。其中“分闸后”和“合闸后”为两个固定位臵，即手柄在水平和垂直位臵。“预备合闸”和“预备

分闸”为两个预备位臵，虽然手柄也在垂直或水平位臵上,但在操作过程中仅为一种过渡位臵，并不长久停留在该位臵上。“合闸”和“分闸”为两个自动复归位臵，即操作人员将手柄自预备位臵顺时针旋转45°或逆时针旋转45°，当操作人员松手后手柄即自动复归至固定位臵。触点位臵见图１－2 所示。图中“×”表示触点为接通状态，“－”表示触点为断开状态。 SQ2为手车行程开关，手车在工作位臵接通;SQT3为手车断路器的弹簧储能机构行程开关，弹簧储能完成后接通，弹簧未储能时断路器不能进行合闸操作;中间继电器常开接点1KM由自动回路来；中间继电器常开接点2KM由保护回路来;+WC,-WC为正、负控制母线;(+)MF为闪光信号小母线。 2、分、合闸回路 断路器合、分闸回路是由红、绿灯监视的，红、绿信号灯是由断路器的辅助接点QF进行切换的，当断路器在合闸位臵时其辅助接点常开闭合，HR红灯亮，准备好的是跳闸回路；断路器在分闸位臵时其辅助接点常闭闭合，HG绿灯亮，准备好的是合闸回路。断路器在合闸位臵状态，HR红灯亮，其通路为+WC→1FU →1QT16-13→HR→R2→KCV→QF→YT→2FU→-WC,红灯串接在分闸线圈回路中，它不仅监视断路器在合闸状态，而且监视分闸回路的完好性。此时，分闸线圈中虽然有电流流过，但并不引起断路器分闸，因为分闸线圈的电阻比起信号灯的电阻（包括其附加电阻）相比小的多，大部分压降在信号灯上。为了避免灯泡引出线上短路时，引起分闸线圈误动作，在信号灯上还附加了一个附加电阻。同理断路器在分闸状态时，HG绿灯亮，其通路为+WC→1FU→1QT11-10→HG→R1→SQT3→QF→YC→2FU→-WC, 绿灯串接在合闸线圈回路中，它不仅监视断路器在分闸状态，而且监视合闸回路的完好性。若运行中红、绿灯不亮，则说明分、合闸回路断线、灯泡坏或控制电源熔断器熔断。在这种情况断路器进行分、合闸时将会拒绝动作，因此必须即时检查修复。信号指示灯HR、HG是由控制回路

代路操作注意事项

代路操作应遵循以下原则 所谓代路操作，是指当线路或主变开关需要停电检修，但又不能使线路或主变压器失电时，而采用旁路开关代替线路或主变开关所进行的一系列操作。因为220kV母联兼旁路200开关操作比较复杂，代路操作特要求如下： 1 220kV母联兼旁路200开关所代出线或主变开关原来在哪条母线运行，220kV母联兼旁路200开关一般也应在那条母线上运行； 2 220kV母联兼旁路200开关所代出线开关时，旁路开关保护定值应调至被代出线保护定值； 3 220kV母联兼旁路200开关代主变开关时，线路保护及重合闸停用，纵差保护和母差保护用电流互感器二次切换至一次方式对应，主变压器保护跳220kV 母联兼旁路200开关的连接片投入等； 4 220kV母联兼旁路200开关代线路开关前，如旁路母线在充电状态，则220kV母联兼旁路200开关断开后即可进行代路操作，如旁路母线不带电，则应对旁路母线充电，并检验旁路母线的完好性，然后将该220kV母联兼旁路200开关断开后，进行以220kV母联兼旁路200开关代线路开关操作； 5 220kV母联兼旁路200开关代主变开关，应特别注意主变压器纵差保护及母差保护在该侧所用的电流互感器是主变压器套管电流互感器还是本身电流互感器，以免差流分量不平衡而引起保护误动作； 6如线路主保护为两套高频保护，首先退出线路两侧高频方向保护；如主保护为一套光纤差动、一套高频闭锁保护，那么在代路前也应把光纤差动保护退出。在220kV母联兼旁路200开关合环前，将220kV母联兼旁路200开关的代路保护按所代线路的定值整定好，投入运行正常后（断开代路开关后），将高频闭锁保护切换至旁路位置。恢复被代路开关运行，在线路开关合环正常、220kV母联兼旁路200开关断开后，才将高频闭锁保护切换回线路开关本线位置； 7若高频保护不能切换至旁路位置：在220kV母联兼旁路200开关合环前，将220kV母联兼旁路200开关的代路保护按所代线路的无高频保护运行的定值整定好，重合闸时限置长延时，并投入运行正常；同时应将线路对侧的保护按无高频保护运行的定值整定、重合闸时限置长延时。 8 被代路开关恢复运行后，测试本线路的高频方向保护通道正常，则由值班

变电站开关的种类

变电站装用的高压开关主要包括高压断路器、高压负荷开关和高压隔离开关。高压开关的作用就是用以完成电路的转换； 1)高压断路器 高压断路器是高压开关设备中最重要、最复杂的开关设备。高压断路器有强有力的灭弧装置，既能在正常情况下接通和分断负荷电流，又能借助继电保护装置在故障情况下切断过载电流和短路电流。 断路器分断电路时，如电弧不能及时熄灭，不但断路器本身可能受到严重损坏，还可能迅速发展为弧光短路，导致更为严重的事故。 按照灭弧介质和灭弧方式，高压断路器可分为少油断路器、多油断路器、真空断路器、六氟化硫断路器、压缩空气断路器、固体产气断路器和磁吹断路器。 高压断路器必须与高压隔离开关串联使用，由断路器接通和分断电流，由隔离开关隔断电源。因此，切断电路时必须先拉开断路器后拉开隔离开关；接通电路时必须先合上隔离开关后合上断路器。为确保断路器与隔离开关之间的正确操作顺序，除严格执行操作制度外，10 kv系统中常安装机械式或电磁式连锁装置。 油断路器是有爆炸危险的设备。为了防止断路器爆炸，应根据额定电压、额定电流和额定开断电流等参数正确选用断路器，并应保持断路器在正常的运行状态。运行中，断路器的操作机构、传动机构、控制回路、控制电源应保持良好。 2)高压隔离开关 高压隔离开关简称刀闸。隔离开关没有专门的灭弧装置．不能用来接通和分断负荷电流，更不能用来切断短路电流。隔离开关主要用来隔断电源，以保证检修和倒闸操作的安全。 隔离开关安装应当牢固，电气连接应当紧密、接触良好；与铜、铝导体连接须采用铜铝过渡接头。

隔离开关不能带负荷操作。拉闸、合闸前应检查与之串联安装的断路器是否在分闸位置。 运行中的高压隔离开关连接部位温度不得超过75℃。机构应保持灵活。 3)高压负荷并关 高压负荷开关有比较简单的灭弧装置，用来接通和断开负荷电流。负荷开关必须与有高分断能力的高压熔断器配合使用，由熔断器切断短路电流。 高压负荷开关的安装要求与高压隔离开关相似。 高压负荷开关分断负荷电流时有强电弧产生．因此，其前方不得有可燃物。

变电所中高压断路器控制回路设计

变电所中高压断路器控制方式及选择. 1 变电所中高压断路器控制方式及选择 断路器的控制方式选择与变电所的控制方式、变电所的规模等因素有关。变电所的控制方式不同、规模不同，断路器的控制方式也相应而异。 按控制回路的工作电压，断路器的控制方式可分为强电控制和弱电控制两种。按操作方式，可分为一对一控制和选线控制两种。 所谓强电控制，就是从发出操作命令的控制设备到断路器的操动机构，整个控制回路的工作电压均为直流110V或220V。根据控制地点，分为集中控制与就地控制两种；按跳、合闸回路监视，分为灯光监视和音响监视两种；按控制回路接线分为控制开关具有固定位置的不对应接线与控制开关触点自动复位的接线。 弱电控制分为以下两种情况。 （1）断路器控制回路的工作电压分成弱电和强电两部分，发出操作命令的控制设备工作电压是弱电一般是48V）。命令发出后，再经过中间强弱电转换环节把弱电命令信号转换成强电信号，送至断路器的操动机构。中间转换环节和断路器之间的回路结构与强电控制相同。这种弱电控制，实质上只是把布置在控制屏（台）上的控制设备弱电化了。来源:输配电设备网 （2）从控制设备到断路器的操动机构全部回路的工作电压均为弱电。这种方式的命令信号传输距离较近，断路器的操动功率又比较大，它不适用于220500kV变电所。 弱电选线控制的接线比较复杂，操作步骤较多，其可靠性难以保证。220－500kV变电所的断路器，不推荐采用弱电选线控制。 弱电控制的共同特点是由于在控制屏（台）上采用了小型化的弱电控制设备，控制屏（台）上单位面积内可布置的控制回路多。在相同数量的被控对象情况下，与强电控制相比，可以减少控制屏（台）的面积，方便运行人员监视和操作；减少了主控制室的建筑面积，降低土建工程投资。这是采用弱电控制的主要优点。但是弱电设备也存在着不足，弱电端子和弱电设备中的电气绝缘距离较小，怕积灰尘，特别是灰尘中含有导电物质的情况下更危险；弱电设备的端子和屏后的弱电连接端子与软线的连接多采用焊接，由于端子间距离较近，在查线和清扫时特别注意防止端子间的短路；另外，还有机械强度低，触点断开的容量小，抗干扰性能差等缺点。 强电控制分为强电一对一直接控制和强电选线控制。后者在实际工程中应用的很少。强电一

10kV旁路代路操作步骤

一、旁路断路器代供操作 以旁路断路器QF1带双回线路为例，以图1-1来说明如何进行旁路代供操作。 （一）、操作前应考虑的事项 1、确定旁路断路器QF1应接到那条母线。为了保持双母线的标准运行方式，被带线路原来在那条母线运行，旁路断路器QF1就应放在那条母线上。同时，使旁路断路器的母线差动保护交直流回路及跳闸连接片与该母线相对应。如线路L1的断路器QF原来接在母线Im上运行，那么旁路断路器就应该合母线隔离开关QS5,使QF1也接到Im上运行，并由Im的母线差动保护出口中间继电器动作跳闸。 2、检查旁路断路器的保护，应按被带线路的保护定值整定好，并切换相关保护的交直流回路及保护连接片、另外，重合闸装置是否投入，采用何种检定方式，这些均由调度决定。（二）、旁路代供操作方法 1、转移法：用QF1经旁路母线IIIm与L1并列，断QF转移负荷。具体作法是：合隔离开

关QS5、QS7、合QF1充电，断开合QF1，合上QS3充电，合QF1与QF并列；断开QF，负荷电流全部转移到QF1上；拉QS4、QS1。 2、等电位法：用线路旁路隔离开关QS3经IIIm与L1并列，断QF转移负荷。具体作法是：合隔离开关QS5、QS7，合QF1；合QS3，合QF1与QF并列；断QF，负荷电路器全部转移到QF1上，断QS4、QS1。 注：一般多采用转移法，因等电位操作法虽避免了用线路旁路隔离开关QS3向IIIm充电，但是如果合QS3并列时QF跳闸，将造成带L1负荷合隔离开关。倒闸时，不管采用哪种方法，事先都必须用QF1对IIIm充电加压，确证旁路母线具备带电条件。 （三）、旁路断路器QF1带路的具体操作步骤 1、投入QF1的保护装置及其连接片。 2、合上QS5、QS7。 3、合QF1，对IIIm充电正常后，断开QF1。 4、合QS3,对IIIm充电。 5、合QF1，查QF1已有电流，投入重合闸装置。 6、断QF，拉QS4、QS1。 （四）、10kV旁路断路器带线路倒闸操作实例