110kv變壓器技術協議范文第1篇
1.1 1 10 kV變壓器的組成部件
變壓器的主要部件如下。
(1) 器身:包括鐵心、繞組、絕緣部件及引線;
(2) 調壓裝置:即分接開關, 分為無勵磁調壓和有載調壓;
(3) 油箱及冷卻裝置;
(4) 保護裝置:包括儲油柜、安全氣道、吸濕器、氣體繼電器、凈油器和測溫裝置等;
(5) 絕緣套管。
1.2 電力變壓器故障、異常工作狀態及其保護方式
變壓器是電力網中重要的電氣設備, 為了電力網安全、經濟運行滿足用戶的需求及負荷調度的靈活性, 在變電站運行中一般有兩臺及以上的變壓器并聯運行;通常采用分級絕緣的變壓器, 對其中性點接地方式必須進行合理的選擇。
變壓器的故障可以分為油箱內部故障和油箱外部故障。油箱內部故障有, 繞組的相間短路、繞組的匝間短路、中心點直接接地系統側繞組的接地短路。變壓器發生內部故障是很危險的, 因為故障點的高溫電弧不僅會燒壞繞組絕緣和鐵心, 而且可能由于絕緣材料和變壓器油在高溫電弧作用下強烈氣化引起油箱爆炸。油箱外部故障主要有, 油箱外部絕緣套管, 引出線上發生相間短路和接地短路。
變壓器的異常工作狀態有過負荷;由外部短路引起的過電流;油箱漏油引起的油位下降;外部接地短路引起未接地中性點過電壓;繞組過電壓或頻率降低引起的過勵磁;變壓器油溫升高和冷卻系統故障等。
2 110kV變壓器保護的配置及相關原理
2.1 對變電站主接線的分析
鑒于二次回路繼電保護和自動裝置與一次回路接線緊密相關, 根據已知的原始資料提出主接線方案如下。
(1) 擬定方案原則。
變壓器臺數和容量的選擇直接影響主接線的形式和配電裝置的結構。它的確定除依據傳遞容量等基本原始資料外, 還應依據電力系統5～10年的發展規劃、輸送功率大小、饋線回路數、電壓等級以及接入系統的緊密程度等因素, 進行綜合分析和合理選擇。
本次設計內容是對該110kV變電站裝設的兩臺三繞組油浸強迫風冷分級絕緣主變壓器及其饋線進行繼電保護配置和整定。三種電壓等級分別為110kV、35kV和10kV。
通常變電站主接線的高壓側, 應盡可能采用斷路器數目較少的接線, 以節省投資, 隨出線數目的不同, 可采用橋形、單母線、雙母線及角形接線等。如果變電站電壓為超高壓等級, 又是重要的樞紐變電站, 宜采用雙母線帶旁母接線或采用一臺半斷路器接線。變電站的低壓側常采用單母分段接線或雙母線接線, 以便于擴建。6kV～10kV饋線應選輕型斷路器, 如SN10型少油斷路器或ZN13型真空斷路器;若不能滿足開斷電流及動穩定和熱穩定要求時, 應采用限流措施。在變電站中最簡單的限制短路電流的方法, 是使變壓器低壓側分裂運行;若分裂運行仍不能滿足要求, 則可裝設限流電抗器。
故綜上所述主接線應從以下幾個方面考慮。
(1) 斷路器檢修時, 對連續供電的影響程度。
(2) 線路能否滿足負荷對供電的要求。
(3) 經濟合理易于擴建。
(2) 方案的擬定。
通過對給定的原始資料進行分析, 結合對電氣主接線的可靠性、靈活性及經濟性等基本要求, 綜合考慮。在符合技術、經濟政策的前提下, 力爭采用供電可靠, 經濟合理的主接線方案。此主接線還應具有足夠的靈活性, 能適應各種運行方式的變化, 且在檢修、事故等特殊狀態下操作方便、調度靈活、檢修安全、擴建發展方便。
變電所110kV側采用外橋接線, 35kV采用單母線分段接線且保持一臺變壓器中性點接地同時10kV采用雙母線接線。主接線示意圖如圖1所示 (圖中只畫出斷路器, 隔離開關未畫出) 。
2.2 變電站主變壓器的繼電保護配置
(1) 差動保護:反應油箱內故障及油箱外套管、引線故障 (包括相間、對地故障) 動作于三側跳閘。
(2) 氣體保護, 反應油箱內故障, 分輕、重氣體保護:輕氣體動作于信號, 重氣體動作于三側跳閘并發信號。
(3) 相間故障過電流保護:作本身及出線的后備保護。所設計的主變為雙側電源三繞組變壓器為保證保護動作的選擇性和快速性, 三側均裝設過流保護, 動作時間短的35kV側的保護加裝方向元件:方向為指母線、跳本側同時加裝一套不帶方向的保護, 以最大時限跳三側, 作縱差保護的后備。
具體配置如下。
110kV:復合電壓過電流保護, 時限跳橋開關, 。
35kV:復合電壓過電流保護, 帶方向跳分段, 不帶方向跳三側。
10kV:兩相式過電流保護
時限原則:最短的時限t也要長于相鄰元件最長時限 (設線路后備保護為1s) 。
(4) 零序電流和零序電壓保護。
反映110kV中性點接地系統主變高壓側及饋線單相接地的后備保護, 保護分三個時限。Io保護的最短時限跳橋開關, oV保護以較長時限跳中點不接地的主變, 最后Io保護以最長時限跳開中點接地的主變。
(5) 過負荷保護:由接于單相的CT反映主變對稱過負荷, 對該雙側電源三繞組主變, 在三側均裝設, 各側過負荷保護經同一時間繼電器發延時信號 (10s) 。
2.3 保護原理說明
(1) 變壓器差動保護。
差動保護是變壓器的主保護。變壓器差動保護的工作原理與線路縱差保護的原理相同, 都是比較被保護設備各側電流的相位和數值的大小。由于變壓器高壓側和低壓側的額定電流不相等再加上變壓器各側電流的相位往往不相同。因此, 為了保證縱差動保護的正確工作, 須適當選擇各側電流互感器的變比及接線方式, 使各側電流相位的補償, 從而使正常運行和區外短路故障時, 兩側二次電流相等。三繞組變壓器差動保護的動作原理和雙繞組變壓器差動保護的動作原理是一樣的, 也是按循環電流原理構成。正常運行和外部短路時, 三繞組變壓器三側二次電流向量和為零。它可能是一側流入另兩側流出, 也可能由兩側流入, 而從第三側流出。所以, 從理論上講流過差動線圈的電流為零。其原理接線如下圖3所示。
當正常運行和外部短路時, 若不平衡電流忽略不計, 則流入繼電器差動回路的電流為零。
當內部短路時, 流入繼電器的電流則為
即等于各側短路電流 (二次值) 的總和。
必須指出的是, 由于變壓器一、二次電流、電壓大小不同, 相位不同, 電流互感器特性差異, 電源側有勵磁電流, 都將造成不平衡電流流過繼電器差動回路, 必須采用相應措施消除或減少不平衡電流的影響。這樣在正常及區外短路時, 保護不會動作, 而發生內部故障時, 保護將靈敏動作。為保證三繞組變壓器差動保護的可靠性和靈敏性, 應注意以下幾點。
(1) 各側電流互感器的變比應統一按變壓器額定容量來選擇。
(2) 外部短路時的三繞組變壓器的不平衡電流較大, 宜采用帶制動特性的BCH-1型差動繼電器, 若BCH-1型仍不滿足靈敏性要求, 可采用二次諧波制動的比率制動式差動保護。
(2) 氣體保護。
氣體保護是變壓器內部故障的主要保護, 對變壓器匝間和相間短路、鐵芯故障、繞組內部斷線及絕緣劣化和油面下降等故障均能靈敏反應。當油浸式變壓器的內部發生故障時, 由于電弧燃燒使絕緣材料分解并產生大量的氣體, 其強烈程度隨故障的嚴重程度不同而不同。氣體保護就是利用反應氣體狀態的氣體繼電器 (又稱瓦斯繼電器) 來保護變壓器內部故障的。
在氣體保護繼電器內, 上部是一個開口杯, 下部是一塊金屬檔板, 兩者都裝有密封的干簧接點。開口杯和檔板可以圍繞各自的軸旋轉。在正常運行時, 繼電器內充滿油, 開口杯浸在油內, 處于上浮位置, 干簧接點斷開;檔板則由于本身重量而下垂, 其干簧接點也是斷開的。當變壓器內部發生輕微故障時, 氣體產生的速度較緩慢, 氣體上升至儲油柜途中首先積存于氣體繼電器的上部空間, 使油面下降, 開口杯隨之下降而使干簧接點閉合, 接通延時信號, 這就是氣體保護;當變壓器內部發生嚴重故障時, 則產生強烈的氣體, 油箱內壓力瞬時突增, 產生很大的油流向油枕方向沖擊, 因油流沖擊檔板, 檔板克服彈簧的阻力, 帶動磁鐵向干簧觸點方向移動, 使干簧觸點閉合, 接通跳閘回路, 使斷路器跳閘, 這就是重氣體保護。重氣體動作后, 跳開變壓器各側斷路器, 并發重氣體動作信號。
(3) 中性點可能接地或不接地分級絕緣變壓器的零序保護。
分級絕緣變壓器, 其中性點絕緣的耐壓強度較低, 若中性點未裝設放電間隙, 為防止中性電絕緣在工頻過電壓下損壞, 不允許在無接地中性點情況下帶接地故障。因此, 但發生接地故障時, 若中性點未裝放電間隙, 則應先切除中性點不接地的變壓器, 然后切除中性點接地的變壓器。若中性點已裝放電間隙 (本設計采用) 則動作情況:
當系統發生單相接地短路時, 中性點接地 (隔離開關閉合) 運行的變壓器由其零序電流保護動作切除。若此時高壓母線上已沒有中性點接地的變壓器時, 中性點將發生過電壓, 導致放電間隙擊穿。中性點不接地變壓器將由反映間隙放電電流的零序電流保護瞬時動作切除變壓器, 如果中性點過電壓值不是以使放電間隙擊穿, 則由零序電壓元件延時將中性點不接地的變壓器切除。延時是為了躲開電網單相接地短路暫態過程的影響。
(4) 復合電壓啟動過電流保護。
工作原理:當正常運行時, 電流啟動元件由于不Kss, 可能動作, 但電壓啟動元件都不動, 故保護裝置不動作。當變壓器發生不對稱短路時, 故障相電流繼電器KA動作, 同時負序電壓繼電器KVN動作, 其動斷觸點打開, 斷開低壓繼電器KV的電壓回路, KV動斷觸點閉合, 使閉鎖中間繼電器KM動作, 其動合觸點閉合, (此時電流繼電器已動作) 啟動時間繼電器KT, 經過KT的延時, 其觸點閉合, 啟動出口繼電器KOM, 使變壓器各側斷路器跳閘。當發生三相對稱短路時, 由于短路瞬間也會出現短時的負序電壓, 使負序電壓繼電器PVN啟動, 使低壓繼電器KV動作, 當負序電壓消失后KV接于相間電壓上, 因此只有母線電壓高于KV的返回電壓方可使KV返回。但三相短路時母線電壓很低, 低于KV的返回電壓, 故KV保持動作狀態, 此時相當于低電壓啟動的過電流保護動作, 使變壓器各側斷路器跳閘。保護裝置原理接線如下圖4所示。
復合電壓的過電流保護, 采用負序電壓繼電器的整定值較小, 對于不對稱短路提高了靈敏性。對于對稱短路, KV的返回電壓為其啟動電壓的1.15～1.2倍, 因此電壓元件比低電壓過電流保護靈敏系數可提高1.15～1.2倍。
同時, 與低電壓啟動的過電流保護一樣, 由于不計電動機自起動系數Kss, 電流元件靈敏系數有較大提高。
摘要：隨著國民經濟的迅速發展, 電力需求日益增加, 安全可靠供電顯得越來越重要。用戶對電能質量及供電的可靠性更高的要求, 為了滿足這一要求, 關鍵問題之一便是要保證輸配電網中重要的電氣設備電力變壓器的安全運行, 合理選擇相應系統特點的繼電保護裝置便顯得更為突出。國內外變壓器運行事故表明, 短路事故是引起變壓器損壞, 從而影響電網供電的主要原因之一。本文首先簡要介紹了變壓器的組成以及對應一些常見的故障、異常工作狀態下所采取的保護方式, 然后對一個110kV變電所三相三繞組主變壓器及其饋線繼電保護的配置及相關的保護原理進行了詳細的討論, 作為選購相應繼電保護裝置的依據。
110kv變壓器技術協議范文第2篇
2009年10月2日20時59分, 110kV某變電站#1主變差動保護、本體重瓦斯動作出口跳#1主變三側開關, 造成35kV母線、10kVⅠ母失壓, 站用電消失。1#主變保護測控屏上發“本體重瓦斯”、“本體輕瓦斯”、“差動保護動作”、“PT回路異常”信號。
將#1主變轉檢修狀態后, 經初步檢查#1主變差動保護區設備無異常, 本體瓦斯繼電器內部存在大量可燃氣體, 為此初步判斷本次事故為主變本體內部故障引起, 保護動作正確。隨即安排全面試驗及油化驗, 油、氣采樣化驗分析結果是總烴、氫氣、乙炔等重要指標全部嚴重超標, 進一步判明主變本體內部有故障, 安排次日對該主變進行全面電氣試驗。
2 主變基本情況及故障前的試驗情況分析
(1) #1主變基本情況:型號:S S 7-40000/110, 出廠日期:1989年7月, 1990年投入運行, 強油循環冷卻方式, 制造廠家:保定天威股份有限公司。2005年對該主變進行改造性大修, 將強油循環冷卻方式改為自然冷卻方式, 同時對油枕進行改造。
該主變上次預防性試驗時間是2007年4月16日, 油化驗時間是2009年5月12日, 事故發生時均在規程規定周期內。
(2) 故障前的試驗情況:從該主變2007年4月16日預防性試驗報告分析, 沒有發現異常情況;從2007至2009年這三年油化驗報告分析, 反映油是否受潮的重要項目 (閃點、水分、擊穿電壓等) 均在合格范圍內, 反映變壓器內部主絕緣情況的總烴、氫氣、乙炔等重要數值沒有異?；蛲蛔? 且均在合格范圍內, 只有二氧化碳氣體逐年有所增長, 此項數值在規程中沒有強制性規定, 根據油、氣化驗導則總烴、氫氣、乙炔三項重要指標未超標時, 不予以進行三比值對比分析, 伴隨著固體絕緣明顯老化在油中存在的一氧化碳、氫氣等氣體均沒有增長, 故油化驗分析為固體絕緣屬正常老化, 不影響設備安全運行。2007至2009年部分油化驗 (試驗) 數據如表1。
3 對#1主變事故后電氣試驗、油氣化驗報告分析
(1) 電氣試驗:根據2009年10月3日電氣試驗報告分析, 變壓器中、低壓側各項指標沒有發現異常情況, 鐵芯對地絕緣沒有明顯降低, 但高壓側繞組直流電阻不平衡率最高達64%, 嚴重超過規程規定2%, 其原因是高壓側C繞組直流電阻比其它兩相明顯增大, 與2007年預防性試驗報告對比變化較大。進行變壓器變比試驗時, 中壓對低壓側正常, 高壓對中壓側、高壓對低壓側無法測試, 因此判定高壓側C繞組有匝間短路現象, 低壓側繞組直流電阻不平衡率達1.39%, 超過規程規定1%。如表2。
繞組直流電阻測試:實測電阻 (電阻單位:mΩ;溫度單位:℃) 。
(2) 油氣化驗。
根據2009年10月3日油氣化驗報告分析 (見表3) , 總烴、氫氣、乙炔等重要數值嚴重超標, 并經三比值對比分析, 初步分析判斷變壓器本體存在低能放電、固體絕緣之間油擊穿的情況。
4 吊罩檢查情況
由于事故前試驗、化驗報告沒有發現絕緣異常征兆, 為了進一步查清故障原因決定馬上聯系制造廠家派技術人員到現場對主變進行吊罩檢查。
2009年10月7日上午對該#1主變進行吊罩檢查, 發現在變壓器瓦斯繼電器連通管內有水流出, 連通管底部有明顯銹跡, 器身內部鐵厄上有明顯水跡, 高壓側繞組絕緣紙表面有水分, 器身大蓋靠近瓦斯繼電器連通管處內壁掛有水珠, C相高壓繞組匝間絕緣擊穿, 高壓線圈中部輻向變形, 線圈匝間紙絕緣鼓泡, 判定線圈絕緣進水受潮造成匝間絕緣擊穿。
初步分析, 水應從主油枕內流入瓦斯繼電器連通管, 主油枕可能有滲漏點。隨后對油枕進行解體檢查, 發現油枕內的氣囊底部有大量水跡及銹跡, 油枕側面大蓋箱壁處和大蓋底部有大量銹跡, 氣囊、外部連通管及連通管接口無漏點。經仔細查找, 最后發現是大蓋密封圈在裝配時, 由于裝配質量問題, 密封圈壓在枕壁突出沿邊上, 造成密封不良, 而此部位恰好在變壓器正常油面高度上方, 沒有滲漏油, 故平時無法及時發現。
5 事故原因分析
根據事故前、事故后該主變的油、氣采樣化驗結果和電氣試驗結果分析、比較, 結合主變吊罩檢查和油枕進行解體檢查情況, 本次事故原因是由于廠家在2005年9月進行該主變改造性大修對主油枕改造時在油枕側面大蓋密封圈安裝中存在安裝質量問題, 造成主油枕密封不嚴向內滲水、高壓側C相繞組匝間紙絕緣受潮而發生繞組匝間絕緣擊穿短路。
6 暴露問題
(1) 大修、改造工程驗收中存在漏洞, 對一些平時無法監控又不易發現的安裝質量問題沒有把好關。在2005年9月廠家對#1主變進行改造性大修中, 對#1主變的油枕做了相應改動, 同時也更換了油枕的密封膠圈, 可是在壓接密封膠圈時因工藝問題造成密封膠圈封閉不到位。2005年10月該主變改造完工驗收時, 因受限于現場條件, 沒有對油枕進行拆蓋檢查, 未能及時發現該事故隱患, 導致此次事故的發生。
(2) 大修、改造工程的現場驗收標準不夠規范, 有待進一步細化和表格化。
7 整改及防范措施
(1) 加強設備安裝、改造、大修工程驗收環節的管理, 特別是上述工作過程中隱蔽部分的驗收, 確保設備安全運行。
(2) 規范設備安裝、改造、大修工程的現場驗收標準, 組織相關專業技術人員編寫設備安裝、改造、大修工程現場驗收標準盡可能細化和表格化, 確保無漏項、不留下事故隱患。
(3) 總結本次事故經驗教訓, 舉一反三強化技術監督職能, 加強對試驗結果的分析管理。特別是在惡劣的氣象條件下, 可縮短周期對一些設備進行個別項目的補充性試驗和追蹤檢查, 及時發現設備隱含的缺陷、隱患, 為設備把好脈, 防止突發性事故的發生。針對近期連續多雨潮濕天氣, 對各變電站主變 (特別是運行年限較長者) 的本體絕緣油全面抽樣進行油化驗工作, 及時掌握各變壓器中反映絕緣油品質的各類氣體含量的變化情況, 避免類似事故發生。
(4) 加強主設備的狀態評價工作, 根據評價結果和現場實際情況, 必要時應縮短試驗周期。且對試驗結果雖在合格范圍, 但經比較有變化的結果、數值, 要認真加以分析和定期追蹤比對, 找出變化規律, 及時發現設備的安全隱患。
(5) 對變壓器等大型主設備加快推廣實施安全在線監測, 實時監視設備的運行情況, 及時采集故障前兆信息和判斷設備可能會發生的故障, 提前采取措施, 避免設備事故的發生。
摘要：對某變電站1號變壓器故障前后的狀態進行描述, 并對試驗數據進行了分析, 從而找出導致故障的根本原因, 提出相應的預防措施。
關鍵詞：變壓器,故障,試驗數據,原因分析
參考文獻
110kv變壓器技術協議范文第3篇
一、主接線設計
主接線在設計的過程中較為復雜, 雖然能夠具有一定的可靠性, 但是因為接線方式的復雜反而容易出現故障問題, 一旦出現故障將會難以檢測, 維護也較為困難。因此在保證供電可靠的情況下要盡量簡化主接線的設計, 然后確定變壓器的承載量, 根據電氣的特點確定變電站的主接線形式, 最常用的主接線形式就是線路-變壓器, 110kv的變電站電源進線選擇T形進行接線[1]。選擇這種接線方式是因為高壓設備少、占地面積小、接線方式簡單, 在出現電源失電時能夠通過備用自投的方式轉移負荷, 并在最短的時間內恢復電源。
二、主變壓器選擇
在安裝主變壓器之前, 需要先對整個變電站運行系統進行實地考察, 根據實際情況選擇合適的變壓器, 根據安裝的面積以及運行結構的復雜程度選擇變壓器的安裝數量。而確定安裝數量時, 需要以總容量與占地面積作為考核的指標, 比如, 當變電站的用電量在某一階段有較大的差距, 或著承載的符合很多, 應該安裝兩臺以上的變壓器, 如果變壓器能夠從低壓側電網中獲取足夠的電源, 將不需要太多的變壓器, 只需要一臺主變壓器即可。但是大多數的情況下110kv的變電站需要安裝兩臺甚至兩臺以上的變壓器, 這樣才能夠保證變壓器的正常運行, 安裝兩臺以上是為了預防其中一臺變壓器發生故障后另一臺變壓器能夠承載一定的負荷, 保證變電站的正常運行。
(一) 布置結構
110kv變電站的布線方式中, 高型的布置形式相比中型與半高型都較好, 布置形式各有特色, 高型布置需要對母線進行隔離。但是操作較為復雜, 抗震性能弱;中型布置成本較低, 抗震性能好, 維護難度小[2];半高型不適用于簡單的變電站設計, 但是能夠將裝置的距離減小, 并且增加一部分的布線面積。一個完整的變電站系統需要有良好的防震功能, 如果變電站的負荷承重較大, 不能采用淺埋的方式, 需要采用12m長的管樁作為支撐, 防止建筑物沉降, 增加設備的使用壽命。
(二) 直流系統設計
為了給變電站的一次設計的設備進行供電, 需要在變電站內設置直流系統, 直流系統的設計需要采用單母線分段的形式進行接線, 并在每一個分段位置設立開關, 每一段的母線都要有蓄電池, 還要有一套充電的裝置用于存儲電池, 每套系統采取的供電方式都是混合型的, 需要設立相應的檢測裝置, 并根據供電方式的不同采取不同的檢測形式, 比如110kv的變壓器采取的是放射型的供電形式, 方式為雙回路, 通過直流饋線屏獲取電源;而10kv需要根據實際的情況對每一段母線進行雙回路的設置。
三、110kv變壓器和線路的保護
(一) 變壓器誤動的原因
1.電纜屏蔽層接地線不正確導致變壓器誤動
110kv變電站中饋線為10kv, 采用的是帶有屏蔽層的點看, 并且電纜屏蔽層需要同時接地, 采用這種方式能夠達到抗干擾的效果。10kv饋線一般采用的是穿心式[3], 穿過電纜安裝在開關柜的出線處, 如果接地發生短路故障將會產生不平衡的電流。但是當電纜屏蔽層的兩端接地之后, 感應電流會在零序TA感應到電流, 如果不立即進行處理將會直接影響到零序保護, 從而引起變壓器的越級。
2.10kv饋線保護拒動
目前很多的電網系統大部分采用的都是微機型, 保護的性能得到了極大的提高, 但是移位型號較多, 產品的質量不一, 導致散熱的功能出現一定的差異, 裝置會時常發生故障, 根據110kv變電站保護故障進行分析, 電源插件、跳閘出口的插件最容易發生故障, 如果出現故障后沒有及時處理, 將會出現拒動。
(二) 變壓器保護的方法
(1) 防止電纜屏蔽層接地線不正確。電纜屏蔽層接地線的接線方式要正確, 必須自上而下穿過零序TA, 穿過零序TA時不能碰到地線, 需要與電纜支架絕緣, 電纜的屏蔽層需要留出頭部與尾部, 用于升流使用, 其余的部分采用絕緣材料進行絕緣, 當接地線低于零序TA時, 不能直接穿過零序TA, 要特別注意接地線的引出點。同時要加強技術人員的專業技能的培訓, 使每一位安裝人員都要清除的掌握零序TA的安裝方式, 特別是電纜專業的人員, 嚴格執行零序TA的安裝方式, 正確安裝電纜屏蔽層的接地線。驗收管理要加強, 繼電保護以及電纜安裝等需要共同掌握零序TA的安裝接地線的方法。 (2) 防止饋線開關拒動。在選擇開關設備時需要慎重考慮性能, 綜合考慮質量、可靠性、運行程度、故障率等情況, 對使用時間較長的開關設備及時更換, 對經常出現故障的設備進行維修, 要有步驟的逐漸淘汰開關柜, 更換為電動型或者彈簧型的開關柜, 對控制回路進行維護, 發現故障后立即進行處理, 采用性能良好的線圈方式燒壞, 解決線圈問題的作為開關配套設備的關鍵。
四、結束語
設計人員要遵守國家工程建設的相關制度, 考慮全局利益, 處理好安全與經濟之間的關系, 考慮實際情況, 選擇適合工程建設的標準, 利用科學化、現代化的技術與設備進行建設, 做到與時俱進。110kv變電站在日常生活以及工業中非常常見, 因此, 選擇適合的變壓器以及布線的方式, 在滿足用戶的用電需求的情況下保證供電的安全性與可靠性, 讓變電站的設計逐漸變得更加完善。
摘要：在電力系統中, 電壓的轉換與分配都需要借助變電站完成, 變電站就是將不同的電網連接在一起, 并對電能進行控制與分流。而變電站一次設計直接影響整個電網的運行效率, 因此對110kv的變電站一次設計提出了更高的要求, 本文主要針對110kv的變電站進行一次設計, 并分析變壓器以及線路的保護措施。
關鍵詞：110kv變電站,一次設計,變壓器,線路
參考文獻
[1] 梁娟, LiangJuan.城郊110kV變電站主變壓器及主線路設計[J].機械管理開發, 2015, 30 (10) :18-20.
[2] 何牧. 110kV變電站一次電氣設計探析及其對變電站智能化的要求[J].科技與創新, 2016 (20) :143-143.
110kv變壓器技術協議范文第4篇
1 存在的問題
本文主要從檢修目標不明確、工作人員負擔大、安全意識淡薄等3方面入手, 簡要分析了110 k V以下變電檢修中存在的問題。
1.1 檢修目標不明確
眾所周知, 隨著我國經濟的快速發展, 人們對電力資源的需求量越來越大。由于110 k V以下電網在人們的生產生活中發揮著非常重要的作用, 所以, 做好變電檢修工作對保證電網運行的穩定性和安全性有非常重要的意義。但是, 在日常工作中, 部分電力檢修人員沒有明確的檢修目標, 導致變電檢修工作的整體效率受到了很大的影響。
1.2 工作人員負擔較大
110 k V以下變電檢修工作很容易給工作人員造成負擔。通常來說, 110 k V以下的變電檢修工作是隨著科技的發展而不斷發展的。但是, 我國的變電檢修工作仍舊有很大的進步空間, 在先進技術手段的應用方面也有一定的發展空間。這給變電檢修工作人員帶來了極大的工作負擔, 并且或多或少地增加了變電檢修工作中存在的安全隱患和風險。
1.3 安全意識淡薄
我國許多變電檢修工作人員的安全意識淡薄。從本質上來講, 110 k V以下變電檢修工作是一項風險性比較高的工作, 工作人員在日常的變電檢修工作中面臨著許多安全隱患。在這一前提下, 如果工作人員沒有采取嚴格的安全防護和風險防范措施, 很容易引發安全事故。但是, 部分變電檢修人的安全意識淡薄, 在變電檢修工作中沒有按照相關規范操作, 沒有采取相應的安全防護措施, 嚴重影響了工作的安全性和可靠性。
2 110 k V以下變電檢修中的關鍵技術
110 k V以下變電檢修中的關鍵技術有很多, 下面從變壓器檢修工作、斷路器檢修工作、隔離開關檢修工作、設備過熱檢修等方面入手分析了110 k V以下變電檢修中的關鍵技術。
2.1 變壓器檢修工作
110 k V以下變電檢修工作首先從變壓器檢修工作入手。變電檢修人員在進行變壓器的檢修工作時, 應當采取有效的措施改變交流電數值和阻抗。同時, 在變壓器檢修工作中, 工作人員應當認真檢修其中存在的問題和故障, 比如接觸不良、觸頭燒毀等, 并且做好全面排查工作。另外, 工作人員還應當利用專業的設備和儀器, 結合變壓器的運行狀態檢修相關設備, 及時發現變壓器中存在的故障和隱患, 更好地分析故障產生的原因, 最終采取有針對性的措施解決這些故障。
2.2 斷路器檢修工作
110 k V以下變電檢修時, 要進行高效的斷路器檢修工作。眾所周知, 斷路器的主要功能是控制和保護相關的電氣設備, 并且在檢測到設備故障時能夠及時反應, 將設備從電網中隔離出來, 以確保其他線路能夠正常運行。這就意味著, 一旦斷路器出現問題, 很容易引發其他故障, 造成嚴重的損失。因此, 在檢修斷路器時, 工作人員要認真解決其中存在的設備過熱、異常響動、誤動等問題, 并且合理判定引發這些故障的原因, 在此基礎上促進斷路器檢修工作的順利進行。
2.3 隔離開關檢修工作
隔離開關檢修工作是110 k V以下變電檢修的關鍵環節之一。在電力系統中, 隔離開關最主要的作用就是隔離。由此可知, 這一設備能夠有效提升電力系統運行的安全性和可靠性。工作人員在檢修隔離開關時, 應當認真檢修開關、連桿和機構箱部分。同時, 在隔離開關檢修工作中, 工作人員應當認真查看隔離開關托架, 并且判定其是否處于水平狀態, 如果不是, 應該適當調整, 更換絕緣性較差的導線, 從而有效避免安全事故的發生。
2.4 設備過熱檢修
設備過熱檢修能夠有效延長變電設備的使用壽命。在設備過熱檢修的過程中, 工作人員應當及時排查可能影響設備使用壽命的風險因素, 從而避免設備被燒毀和火災事故的發生。同時, 工作人員應當合理設置監測設備, 并實時監測設備的運行狀態, 關注其各項運行參數的變化。另外, 工作人員還應當全面檢查發熱嚴重的設備, 并采取積極的應對措施降低發熱故障對變電運行造成的影響。
3 結束語
110 k V以下的變電檢修技術是一項系統性的技術, 技術人員只有抓住其中的關鍵環節, 才能夠進一步提升110 k V以下變電檢修的整體水平。
摘要：110kV以下變電檢修工作的順利進行需要以關鍵技術為基礎。簡要分析了110kV以下變電檢修工作中存在的問題, 闡述了110kV以下變電檢修中的關鍵技術, 以期為日后的相關工作提供參考。
關鍵詞：110kV,變電檢修,關鍵技術,安全隱患
參考文獻
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110kv變壓器技術協議范文第5篇
關鍵詞：110kV,變電檢修技術,傳感技術,可靠性評估
在當前社會發展的形勢下, 供電企業的變電檢修工作越來越重要。110 k V變電系統的檢修和維護工作隨著時代的發展取得了一定的進步。在變電系統運行中, 變電設備的不斷增加使得系統運行的復雜性和專業性大大提升, 這就給檢修技術的實際應用帶來了很大的難度, 使檢修過程中出現一系列問題, 導致變電系統的功能發揮受到影響?；诖? 在新形勢下, 加強對110 k V變電系統的檢修, 并對存在的問題采取有效的措施予以處理顯得十分重要。
1 110 k V變電檢修技術
1.1 可靠性評估
110 k V變電檢修工作較為復雜, 需要多種技術的協調支持。在檢修中, 較為常見的分析方法為數學分析法。變電檢修技術的可靠性評估分析由多個階段構成——首先對各個單元作出分析, 然后對整個系統進行驗前信息評估, 最后再對系統的可靠性進行試驗分析和評估。在評估方法不斷發展、創新的今天, 逐漸出現了一些新的技術融合信息評估方法和證據理論應用評估方法。這些方法為變電檢修技術的可靠性評估注入了新的血液。
1.2 傳感技術
110 k V變電系統應用傳感技術可以實現預測性維修, 進而提升故障判斷的科學性。傳感技術具有廣闊的應用前景, 應用該技術進行檢修和診斷時, 需要事先獲取更多有價值的信息, 為數據的診斷和決策性論證提供一定的支持。
1.3 預測估計技術
應用預測估計技術可以對變電系統中各種電氣設備的性能和使用壽命進行綜合性的科學評估, 從而為電力企業更換電氣設備提供重要的依據。當前, 應用較為普遍的預測估計方法是在經過實驗的基礎上, 通過概率、統計等相關知識來完成對電氣設備性能和使用壽命的準確評估。對于壽命的估計結果, 通常采用威布爾方式發布, 并且發電機的使用壽命也要按照指數進行合理分布。而后在此基礎上, 依據絕緣老化的程度來預測估計, 進而獲得準確、詳細的壽命信息。
2 110 k V變電檢修技術的應用問題
在110 k V變電檢修技術的實際應用中, 需要考慮到可能會引發一系列檢修問題的諸多因素。比如, 檢修人員因不具備足夠的理論知識和業務素質較低, 安裝電氣設備時出現遺漏;沒有認識到變電檢修的重要性, 忽視了接地保護, 尤其是低壓系統沒有接地, 導致變電系統運行受到了諸多因素的影響。
對于變電檢修的驗收工作來說, 存在的主要問題是工作重點模糊, 并且在二次回路中, 沒有按照科學要求對交流低壓回路進行驗收。這樣, 就會導致系統故障頻發, 并且很容易作出錯誤的調度判斷。究其原因, 主要是對低壓交流回路的重視度不夠, 同時各個環節的質量把關也不夠嚴格, 存在很多潛在隱患。
3 變電檢修技術應用問題的處理方法
3.1 強化技術應用, 重視管理措施的落實
在110 k V變電檢修工作中, 為了最大限度地滿足實際供電需求, 對于變電檢修人員來說, 需要采用“三相五線”的接線方式, 進一步強化和完善對接地技術的實際應用和分析, 并將管理的重點轉移至變電設施的安裝和驗收工作上, 確保檢修管理工作的全面性, 減少遺漏現象的出現;對關鍵性環節采用專業的驗收手段, 并對變電站中的中性點進行接地性檢查, 確保接地良好, 滿足變電系統實際運行的需求, 避免裝置性故障的出現。
3.2 重視監督和管理的作用
除了要強化變電技術的實際應用外, 還需要對出現的異常情況進行實時監督和管理, 并將其作為重點關注對象。按照繼電保護的要求, 對接地回路進行嚴格、細致的檢查, 不僅可以消除潛在的安全隱患, 還可以對交直流回路的接地設置起到優化和完善的作用, 避免其出現不規范、不合理現象。這樣, 就可以形成保護拒動, 從而有效避免二次回路出現短路故障。
3.3 加強電氣設備的維護管理
110 k V變電系統的運行離不開各種電氣設備的支持。電氣設備的性能關系著整個系統的運行質量, 在變電檢修技術的應用過程中, 要特別重視對設備的維護管理, 保證設備性能的高效發揮。變電運行維護技術作為一種關鍵性技術, 所涉及到的大多是核心系統, 在整個系統運行中占有舉足輕重的地位, 關系著電網運行的效率和質量。因此, 對于變電企業來說, 必須對電氣設備的維護管理予以足夠重視, 在日常巡視、檢修工作中多加留意, 根據電力系統運行的實際情況采取有效的維護管理措施。
3.4 落實各項規章制度
變電系統的運行除了需要各項政策的支持外, 還需要有完善的規章制度作保障。這樣, 不僅能對維護管理措施的落實起到一定的保證作用, 對于變電檢修工作中存在的違規或不良行為, 還可以起到一定的約束和管理作用。對于變電企業來說, 要制訂并執行嚴格的崗位責任制。在日常的巡視、檢修工作中, 也要制訂嚴格的規章制度, 提高變電系統運行的安全性和可靠性, 盡可能地避免電力系統在運行中出現故障。此外, 還要在日常的維護管理中, 對系統的運行狀況作詳細的記錄, 對潛在的隱患要做到事前防范, 從而將安全隱患造成的危害降到最低。
4 總結
社會經濟的快速發展使得供電企業的供電壓力進一步增加, 110 k V變電系統的運行與人們的生活息息相關。110 k V變電檢修技術的應用在當前變電系統運行中具有十分顯著的效果, 可以大大改善系統的運行狀況, 提高變電系統運行的安全性和穩定性。應用專業的變電檢修技術可以在最大程度上規避系統運行的各種風險, 并且可以及早發現檢修中存在的問題, 進而從整體上提升變電系統的運行效率。
參考文獻
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110kv變壓器技術協議范文第6篇
1 開放式的數字化變電站自動化系統
城南變數字化改造采用江蘇方天研制的PSI5000數字化變電站綜合自動化系統, PSI5000自動化系統基于IEC61850標準設計, 而IEC61850是關于變電站自動化系統的完整的標準體系, 提出了信息分層, 系統的配置、管理、面向對象建模、采用映射的方法實現通信, 符合采用網絡通信傳輸, 實現無縫通信系統的要求。
城南變數字化配置方案:變電站層和間隔層中110kV、35kV、10kV設備間通信網絡均為基于集線器或交換機的星型拓撲結構的以太網。開關室等間隔層子網與主控室站級主網之間選用光纖介質;站級五防系統、VQC系統和小電流接地選線系統的采集和執行終端分布在保護裝置上, 主功能模塊運行于當地監控主機上;全站GPS接收裝置設在通信服務器內, 通過脈沖對時網和通信網絡給各設備對時。電流互感器和電壓互感器均選用數字輸出的電子式互感器;城南變數字化改造中任采用傳統開關設備, 過程層通信中只有互感器向二次設備輸出信息, 選用點到點的100M光纖以太網 (如圖2) ;電壓切換功能由光纖電壓切換裝置實現, 該裝置接入兩個母線電壓互感器的輸出信號, 根據線路PT并列功能由二次設備智能完成, 二次設備接入兩段母線的電壓互感器的輸出信號, 根據相關刀閘位置和電壓幅值的大小選擇其中之一;脈沖對時網給需要同步采樣的電子式互感器對時。母線保護、變壓器保護和備自投等設備與多個間隔的一次設備交換信息, 通過配置通信擴展插件來滿足過程層通信口接口數量的要求。城南變站內的保護、測控控裝置直接通過以太網按IEC61850-9-1協議進行通信, 真正實現了無縫連接 (如圖1所示) 。
1.1 電子式互感器的應用
城南變電站兩個主變壓器間隔采用基于電磁感應原理的Rogowski線圈 (無鐵心) 電子式電流互感器 (ECT) 以及利用串行感應分壓器實現的電子式電壓互感器 (EVT) 。電子式互感器絕緣簡單, 體積小、質量輕, ECT動態范圍寬、無磁飽和, EVT無諧振現象, ECT二次輸出可以開路。主變壓器高壓側分別配置一臺用作線路電壓抽取的EVT和一組ECT。EVT和ECT將高電壓大電流變換成小電壓信號, 由安裝在傳感頭上的采集器經模擬一數字 (A/D) 變換成數字信號后, 通過光纜送至主控室的合并器 (如圖2所示) 。
1.2 智能單元的應用
由于采用了IEC61850標準的“變電站層、間隔層、過程層”三層結構, 通過增設智能終端, 實現110kv、35kv、10kv斷路器及隔離刀閘的智能化。其中一次設備被檢測的信號回路和被控制的操作回路采用嵌入式微處理器和光電技術設計, 機電實現一體化;開關設備的操作回路中常規的繼電器及其邏輯回路被智能可編程程序控制器代替;常規的強電模擬信號電纜和控制電纜被數字光纖代替。
變電站采用智能斷路器技術或智能控制裝置所實現的斷路器控制功能就地化后, 原來由電纜連接的復雜的跳合閘回路改由光纜來傳送操作命令, 不僅消除了二次系統與開關站電氣之間的聯系, 大大減少了高壓對低壓設備的電磁干擾, 而且降低了現場維護的工作量, 有利于實現二次系統的狀態檢修。同時可以通過智能化控制, 提高一次設備的運行壽命和降低操作帶來的對電網安全的影響。
2 總結與展望
數字化城南變電站采用現階段相對成熟的設備, 在電子式互感器、智能單元、IEC61850標準等方面對數字化變電站技術作了全面的嘗試, 初窺了第一階段數字化變電站的全貌。盡管如此, 數字化變電站技術的發展將會是一次比較長期的過程, 涉及到的新技術比較多:比如IEC61850標準體系、電子式互感器、智能斷路器技術、網絡通信技術等;以及由此給保護帶來的各種變革, 如取消了模擬量采集模塊和硬接點跳閘輸出回路后給保護算法上的改變, 各種新技術在現場的應用穩定性需要經過一定時期的實踐檢驗并需要不斷改進。同時, 數字化變電站技術的發展體現了對常規變電站自動化應用技術的繼承與突破, 因此必須在兼顧技術成熟度的前提下, 分別根據具體情況設定不同的目標值逐步推進數字化變電站的技術深度。作為數字化變電站的技術支撐, 電子式互感器、智能斷路器技術、網絡通信技術等還需要進一步的發展, 特別是電子式互感器和智能斷路器技術目前還處于實際應用的初級階段, 需要積累大量的運行經驗。
摘要：數字化變電站是智能電網的重要組成部分, 本文對江蘇首座數字化變電站——淮安110kV城南變電站的建設規模和技術方案進行了分析, 并詳細介紹了電子互感器、智能單元、GOOSE信息交換機制等關鍵技術環節, 指出了該方案的優點和不足, 并對數字化變電站技術的相關設備的下一步改進和發展提出了自己的建議, 還由此展望了數字化變電站技術的發展前景。
關鍵詞：數字化變電站,IEC61850,電子式互感器
參考文獻
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