变电站直流接地故障范文

变电站直流接地故障范文第1篇

关键词：变电站;直流系统;故障处理

中图分类号：TM862文献标识码：A文章编号：1674-7712 (2014) 08-0000-01

对于人们的日常生活来说，变电站是十分重要的存在，他影响着人们的正常生活。在我们生活中的电源的供应就是经过变电站运输而来的，由此可知变电站对于我们生活的重要性，一个没有电源的城市将会是什么样的城市，我想没有人是愿意过着那样的生活的。因此，变电站对于现代人来说是一个必不可少的设备，只有拥有了变电站，才可以使得直流电源进行正常的供应从而保障人们的生活。

一、变电站直流系统中存在的问题

(一)直流系统设备故障

变电站中存在着绝缘老化、破损的现象是运行多年的直流系统中常见的问题，这种情况下很容易出现接地的现象，从而引起直流系统设备发生故障。

(二)气候因素

这种意外情况的发生是由于气候原因产生的。当当地的气候为雷雨季节或者空气过于潮湿的时候，就会使得变电站内部充满了水汽，从而导致设备上存在着积水，这对于电力设备的影响是极大的，这种现象就可能造成接地，从而使得变电站无法正常的进行工作。

(三)工作人员的操作失误

工人在施工时工艺不严格，造成裸线、线头接地等，引起接地。

(四)零件掉落

小金属物件掉落在直流系统裸露的原件上造成的接地故障。

由于多种多样的原因导致的接地故障的类型也不尽相同：按接地的极性可以分为正、负接地。而在所有的接地事故中，两点接地的危害最为严重，造成的经济损失和人身伤害也最为严重。不同原因造成的事故产生的结果也不相同，比如正接地可能会导致断路器跳闸，而负接地可能导致断路器拒绝跳闸。在直流系统的过程中，如果只有一个变电站的系统发生了故障，那么所造成的影响还是可以控制的，一旦两个或者多个变电站在同一时间发生了接地故障，那么所带来的影响也是极大的，会严重的影响人们的正常生活。

二、变电站直流系统接地故障的解决方法

根据发生故障时设备的运行方式和相关设备的操作情况以及要考虑当天的天气因素来判断可能发生接地事故的地点，而在查找时我给出以下三点建议来提高检查的效率：

(1)先从信号和照明部分开始，然后是操作部分。

(2)先在室外排查然后排查室内，先用电负荷后电源。

(3)有需要切断直流回路的，切断时间不得超过3s。

接地故障定位是整个工作过程中最重要，也是最基础的操作，对于整个操作有着十分重要的影响。接地故障定位指的就是通过对于发生接地故障的地区进行定位从而排除变电站直流系统的接地故障。接地排查过程中故障点时要注意故障点往往不只一个，而有可能是多个，甚至是一片，只是通过一个属点去接地的情况是非常少见的!不同原因造成的事故产生的结果也不相同，比如正接地可能会导致断路器跳闸，而负接地可能导致断路器拒绝跳闸。在直流系统的过程中，如果只有一个变电站的系统发生了故障，那么所造成的影响还是可以控制的，一旦两个或者多个变电站在同一时间发生了接地故障，那么所带来的影响也是极大的，会严重的影响人们的正常生活。接地故障报警的原因有很多比如由于潮湿，尘土粘结，电缆破损或绝缘降低，等等。发生的接地故障并不稳定，经常会不断发生变化。所以在现场查找直流接地是非常复杂的问题。为了简便排查故障点的步骤，我们经常会使用拉回路法、直流接地选线装置监测法和直流接地故障定位装置定位法。三者各具特色，为了使大家有一个全面的了解下面我们就具体分析。

(1)拉回路法

其原理路就是断掉该回路的直流电源(时间不能超过3s)。拉断回路的顺序依次是信号回路、照明回路，再操作回路等等。但由于设备复杂程度越来越大使用拉回路法来确定接地故障点，不但大大增加了查找的难度，而且导致了回路接线的不确定性，所以目前拉回路法基本已经不再用了。

(2)使用直流接地选线装置监测法

这种方法存在着一定的缺点，比如说无法对于出现故障的地点进行准确的定位工作并且在安装的过程中也不是很方便。

(3)使用便携式直流接地故障定位装置故障定位法

这种装置能够精确定位故障发生的点，操作简单易于工作人员上手。

在查找过程中有以下几点注意事项：

(1)发生单点接地故障时，禁止在二次回路上展开工作。

(2)为了避免发生误判断，值班人员在对接地故障是否消失进行观察时，要通过信号、光字牌及绝缘监察表计指示情况等多个方面进行综合判断，保证判断的可靠性。

(3)避开用电负荷高峰期进行检查工作。

(4)防止短路或另一点接地，引起的跳闸。

(5)严格按照准确的设备接线图纸进行操作。

三、结束语

在日常生产生活中，想避免直流系统接地故障的发生是不可能的，我们能做的只能是尽最大的努力去减少接地事故的发生，当故障发生时，我们可以利用最新的技术手段尽快的消除故障影响，保障系统的稳定运行。当然值班人员对直流系统的巡检维护的意识也是很重要的，为了防患于未然，我们要定期对直流系统进行绝缘测量。

参考文献：

[1]颜丽渊.变电站直流系统接地故障查找与处理方法研究[A].云南电网公司､云南省电机工程学会.2011年云南电力技术论坛论文集(入选部分)[C].云南电网公司､云南省电机工程学会,2011:3.

[2]耿星.变电站直流系统接地故障查找与处理方法思考[J].广东科技,2013(14):79-80.

变电站直流接地故障范文第2篇

方利祥

(首钢京唐钢铁联合有限责任公司，河北 唐山 063200)

摘

要：介绍了首钢京唐一冷轧110 kV变电站直流系统接地的事故概况，分析了交流串入直流回路及直流系统环路对直流系统绝缘监察的影响及解决方案。

关键词：交流串入直流;接地报警;事故原因

0 引言

直流系统是电力系统一次设备的操作、监控、保护、信号回路等综保装置的稳定不间断供电电源，直流供电的中断将造成二次设备的停运，使一次设备失去保护和监控，极端情况下将有可能造成变电站一次设备烧毁和供电系统瓦解。保证直流系统的正常运行是电力系统运行人员的重要职责。

1 事故概况

一冷轧110KV变电站直流系统运行方式为两组100Ah蓄电池各带一段直流母线分裂运行，保护及控制直流负荷按照对称原则分别由两段母线供电，如图1所示。变电站投入以后发现，直流接地检测开关打到检测仪表侧，直流屏偶尔报直流接地，并能及时自动恢复;直流接地检测开关打到继电器侧，直流屏一直报直流接地，无法恢复。

图1 110 kV变电站直流系统图

2 原因分析

2.1 直流接地监测原理

绝缘监察继电器由平衡电阻和监测电路组成，如图2所示。当两侧直流母线对地电阻值相等时，无电流流过监测电路，继电器不动作。当某一侧母线的绝缘电阻值下降时，不平衡电流流过监测电路，测量电路监测并显示电流的数值和方向，正母线接地时数值为正，负母线接地数值为负，当此电流大于设定的动作阀值时，继电器动作，发出报警信号。 +R1R2R1R2+R+KSRKS(a)原理图(b)等效电路图

图2 直流接地监测原理

2.2 直流系统环路及交流串入直流系统

两段直流母线分裂运行时，直流屏一段控制母线电流达到5A以上，二段控制母线电流基本为零，调高二段控制母线电压后，二段控制母线电流增加，一段控制母线电流降低。另测量直流母线对地电压时，均检测出90V左右交流分量。由此可以推断，变电站直流系统存在环路及交流串入直流系统现象，并打破了直流系统绝缘监察装置电桥平衡，导致直流系统报接地。

3 解决方案

3.1 直流系统环路问题

变电站直流系统由两组充电机带两段直流母线，两段母线间设置母线联络开关。其中Ⅰ段直流母线供10kVⅠ、Ⅲ开关柜直流电源，Ⅱ段直流母线供10kVⅡ、Ⅳ开关柜直流电源。 10kV开关柜Ⅰ、Ⅱ柜内直流电源通过柜内小母线直接相连，中间没有设置联络开关。Ⅲ、Ⅳ开关柜亦是如此，如图3所示。

图3 直流系统环路问题

由上图可见直流屏Ⅰ、Ⅱ段直流母线通过10kV开关柜ⅠⅡ段、ⅢⅣ段柜内小母线分别构成两条环路。分别解开10kVⅠⅡ段、ⅢⅣ段柜内小母线连接处，即可解决直流屏两段直流母线环路现象，直流屏Ⅰ、Ⅱ段控母电流均与分配。 3.2 交流串入直流系统问题

变电站10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段开关柜共4路交流电源分别引至低压配电屏2DP-

4、9DP-

4、2DP-

5、9DP-5。拉开10kVⅡ段开关柜交流电源9DP-4开关。测量10kV开关柜内直流电源端子X11:

3、

4、

5、6均无交流分量;测量直流屏Ⅰ、Ⅱ段直流母线亦均无交流分量;测量开关柜内交流电源端子X11：

1、2发现均存在负110V直流分量。由此可以推断直流系统里交流分量通过10kVⅡ段开关柜串入。分别查10kVⅡ段开关柜交流端子X11：

1、2接线，查至13GⅡ段滤波器2#柜时，发现X11：

1、2端子较其他开关柜多出3颗接线，X11：4端子较其他开关柜多出1颗接线。查看设计图纸及其他滤波器柜接线，发现滤波器柜X11：

1、2端子应该多出4颗接线，分别供滤波补偿装置2台隔离柜交流电源。13G柜内X11：4直流电源端子多出的一颗线应该改接至X11：2交流端子。完成改接后，测量X11：

1、2交流端子无直流分量。端子接线如图4所示。完成二次线改接后，直流系统接地报警消除。

图4 端子接线图

4 结语

(1)直流-直流串电。本文中直流系统环路现象就是两套直流系统发生直流-直流串电，即两套直流电源有一点连在一起。该故障属于变电站中常发生的直流接地报警故障。由于变电站中直流回路比较多，有的综保装置本身就有几组直流电源，还要给其它一次设备提供操作电源。这样就可能造成几组本应该相互独立的直流电源之间发生串接，打破直流绝缘监察装置电桥平衡，装置误报直流接地。直流串电使相互独立的直流回路之间发生关联，一组直流接地扩大到两组、三组直流接地，甚至造成整个变电站直流系统全部接地，扩大事故。所以，在变电站二次接线安装调试程中，直流电源一定要从直流馈线屏根源处分开，最好采用目前使用较多的辐射式馈电，避免产生电气联系而影响继电保护。

(2)交流串入直流。本文中交流串入直流只是引起直流系统接地报警，然而交流串入直流危害性远不止如此。由于二次接线中跳闸回路电缆较长，对地分布电容较大，一旦直流回路串入交流电压，将会引起开关误跳。因此，在变电站二次接线中一方面一定要杜绝交直流混接现象，另一方面可以在跳闸回路中加装大功率继电器，能够提高继电器交流电压的动作门槛，进而防止了跳闸继电器的误动。

[参考文献] [1] 朱声石.高压电网继电保护原理与技术[M].电力工业出版社，2005 [2] 韩天行.微机型继电保护及自动化装置检验调试手册[M].机械工业出版社，2004 [3] 国家电网生技400号文 国家电网公司十八项电网重大反事故措施[S]，2005

变电站直流接地故障范文第3篇

在变电站中广泛采用的直流控制电源是由蓄电池组和充电装置等设备构成，是一种在正常和事故状态下都能保持可靠供电的直流不停电电源系统。交流控制电源通常是采用由蓄电池组、充电装置和逆变装置构成的交流不停电电源系统，即UPS。通信电源是由模块化的通信专用DC/DC变换器，它是从站内直流控制电源系统的蓄电池组取得直流电，经高频变换输出满足通信设备要求的48 V控制电源。

从90年代开始的变电站综合自动化技术的推广应用，对直流系统提出了更高的技术要求。近年来直流系统的技术和设备发展迅速，阀控铅酸蓄电池、智能型高频开关充电装置等，具有安全可靠、技术先进和性能优越等特点，促进了直流系统的发展。

以下就变电站设计中对直流系统设计有直接影响的因素和变电站直流系统设计方案的选择进行探讨。本文便是以220KV变电站为例设计的变电站直流系统设计。

变电站直流系统功能及重要性

为供给继电保护、控制、信号、计算机控制、事故照明、交流不间断电源等直流负荷供电，220～500 kV变电站应装设由蓄电池等供电的直流系统。直流系统的供电负荷极为重要，对供电的可靠性要求也较高。直流系统的可靠是保障变电站安全运行的决定性条件之一。

目前，变电站的直流相对比较复杂，电源容量需求比较大，因此直流系统所需要费用亦比较高，少则几万，多则几十万人民币，并且由于运行环境、维护工作等方面的原因，蓄电池组的寿命亦有所限制，难以达到设计寿命，通常寿命在5～8年左右，比设计寿命少约40%以上。若蓄电池质量、运行环境、日常维护等不当则3～5年蓄电池组容量则急剧下降，难以满足设备安全生产运行，给变电站的安全生产带来极大隐患。

直流电源系统在变电站中具有以下重要作用。

(1)变电站的直流电源是全站作为控制、信号、继电保护的操作电源，也是重要设备的保安电源及事故照明电源。监视和维护直流设备的完好性对变电站以及整个电力系统的安全可靠运行十分重要。 (2)各类变电站直流电源系统必不可少。对于不同电压等级的变电站往往设计不同电压的直流输出，以满足设备运行的需要。 (3)在变电站中，直流电源系统应满足各类负荷中双重化配置的要求。在变电站内由于被控制设备多，提高直流网络的安全可靠性至关重要。一个变电站的直流控制回路十分庞大，所以网络是否清晰和具有独立性亦十分重要。 (4)阀控密封式铅酸蓄电池和高频开关整流电源(本设计中应用到)在直流系统中的应用可提高直流电源系统的安全可靠性，降低直流系统设计的复杂性，并减小了维护的工作量。

2 直流系统接线

随着科学技术的不断发展，直流系统的接线方式、采用的设备也在逐年的改进和更新。在满足供电可靠的前提下，直流系统的接线应尽可能的简单、运行灵活、经济合理。

直流系统的接线方案具体要求：

(1)在满足供电可靠的前提下，接线尽可能简单，设备尽可能简化; (2)直流系统中选用的设备应是先进、可靠、经济合理; (3)选用的设备其维护工作量尽可能小; (4)供电范围明确以及操作方便。 要保障直流系统可靠地运行，首先必须有一个可靠的直流系统接线方案。其中包括直流母线的接线、直流电源的配置和直流供电网络的构成。其次，要合理地选择直流系统中采用的设备，包括蓄电池、充电和浮充电设备、开关设备、保护设备、动力和控制电缆等。 2.1 直流母线接线

220～500 kV变电站常用的直流母线接线方式有单母线分段和双母线两种。

(1)单母线分段接线的特点：①每回路只需一组母线开关，设备少，投资小, 接线简单、清晰，直流屏内布线方便;②能方便的形成两个互不联系的直流系统，有益于提高直流系统的可靠性。

2.双母线接线的特点：①每回路设有两组母线刀开关(或一组切换式刀开关)，可任意接到一组母线上;②供电可靠性较高，但投资较大。 単母分段接线如图1所示。

综上所述，双母线接线比单母线分段接线，母线刀开关用量大，直流屏内设备拥挤，布线困难，检修、维护也不方便。故220KV变电站采用单母线分段接线。 2.2 直流系统的电源配置

直流系统中的主要电源是蓄电池组，其次是充电和浮充电设备。变电站中的蓄电池在正常情况下以浮充电方式运行，直流负荷实际上由浮充电设备供电，蓄电池处于浮充电状态。合理的配置蓄电池及充电浮充电设备有利于提高直流系统的可靠性。

220V和110V直流系统应采用蓄电池组;48V及以下直流系统可采用蓄电池组,也可采用由220V或110V蓄电池组供电的电力直流电源变换器(DC/DC变换器)。 直流系统为单母线分段接线时，蓄电池组及充电装置的连接方式如下: (1)一组蓄电池一套充电装置时，二者应接入不同的母线段;

(2)一组蓄电池两套充电装置时，两套充电装置应接入不同的母线段，蓄电池组应跨接在两段母线上;

(3)两组蓄电池两套充电装置时，每组蓄电池及其充电装置应接入不同的母线段; (4)两组蓄电池三套充电装置时，每组蓄电池及其充电装置应接入不同的母线段，第三套充电装置应经切换电器可对两组蓄电池进行充电。 2.3 直流馈线网络

直流馈线网络有两种供电方式: 辐射供电和环形供电。

为简化设备，220KV变电站直流系统一般采用环形供电网络，即直流动力负荷和控制负荷都采用环形供电网络。在变电站内设动力和控制小母线，在各直流负荷之间形成环形供电网络，每个环的电源回路接到两段母线上。若220KV变电站为全户内式，220 KV及110KV配电装置均采用气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)，二次设备置于GIS室内，则直流馈线应分别引至各配电装置处各自形成环网。由于GIS二次回路所需直流电源较多，故在设计时应考虑足够的直流馈线数量。

500KV变电站对直流供电网的可靠性要求更高，结合对控制电源双重化的要求，一般采用辐射状供电。为了简化供电网络，减少馈线电缆数量，可在靠近配电装置处设直流分屏，每一分屏由2组蓄电池各用1条馈线供电。

3 直流系统工作电压

220～500KV变电站的强电直流电压为220V或110V,弱电直流电压为48V。强电直流电压选220V还是110V,应根据变电站的具体情况及通过技术经济比较，找出影响直流系统额定电压选择的主要因素。

以往设计的220KV及以下电压等级的变电站，大多数为带电磁操作机构的断路器，需要直流动力合闸电源，在这种情况下，满足直流动力回路电压的要求，降低直流动力电缆的投资，成为影响直流系统额定电压选择的主要因素，因此，以往设计的变电站中多数采用了220 V的直流系统。20世纪80年代以来，在220～500KV变电站中，110KV及以上电压等级的断路器多采用气动或液压操作机构，10KV断路器采用弹簧操作机构，这样就不需要直流系统提供动力合闸电源了，因此，满足直流动力回路电压的要求和降低直流动力电缆投资，就不再是确定直流系统额定电压的主要因素。

但是，根据现在220～500KV变电站的发展及其特点，由于220～500KV变电站占地面积大，被控对象远，控制回路电缆长，所以满足控制回路电压的要求，降低控制电缆的投资就成为确定500KV变电站直流系统额定电压的主要因素。在相同操作功率下，220V控制电缆中的电流比110V控制电缆中的电流要小一倍，同时也降低了控制电缆中的电压降，从而也降低了电缆截面的要求，减少了控制电缆的投资。 由此可见，对于采用220V的直流系统工作电压，不仅可以选用较小的电缆截面，降低电缆的投资，还可以节省有色金属。故对于本系统220KV变电站采用220V的直流系统工作电压。 4 蓄电池选择及容量计算 蓄电池是一种储能装置，它把电能转化为化学能储存起来，又可把储存的化学能转化为电能，这种可逆的转换过程是通过充、放电循环来完成的，而且可以多次循环使用，使用方便且有较大的容量。

4.1 220KV变电站直流系统蓄电池组数的确定 近年来，随着电力系统对直流电源可靠性要求的进一步提高，虽然直流系统在接线方式、网络布置及充放电设备性能要求等方面进行了完善和加强，但现行规定不能满足目前220KV变电站对提供高可靠性直流电源的要求，对掌握蓄电池工作状态及运行、维护不利，在交流失电状态下，可能因蓄电池电源瓶颈问题，而扩大事故。

l. 220KV变电站要求具备高可靠性直流电源的原因

(1)现在大部分220KV变电站建设规模比较大，且为枢纽站。

(2)220KV变电站主保护亦实现双重化，采用两套不同原理、不同厂家装置;断路器跳闸回路双重化;且均要求取自不同直流电源。

(3)线路的两套纵联差动保护、主变压器的主保护和后备保护均分别由独立的直流熔断器供电。

(4)所有独立的保护装置都必须设有直流电源故障的自动告警回路。

(5)变电站综合自动化水平提高，监控系统高可靠运行要求。 2. 目前单组蓄电池运行、维护存在的主要问题

(1)事实证明：要掌握蓄电池运行状态，做到心中有底、运行可靠，必须进行全容量核对试验;然而直流系统配置一组蓄电池，给运行维护造成了极大困难。

(2)就对各发供电单位已运行的各型式蓄电池统计表明，使用寿命一般为7年到10年;且这期间尚需对个别落后电池维护处理才能够保证整组蓄电池使用年限。对于仅一组蓄电池而言，整个更换期间同样要承担风险运行。 3. 220KV变电站直流系统配置两组电池的必要性及优点

(1)由于单组蓄电池不能很好的满足220KV变电站运行可靠性要求，且运行维护困难,故此 220KV变电站直流系统配置两组蓄电池是必要的。

(2)220KV变电站直流系统配置两组蓄电池，完全满足运行要求,采用该系统对增加控制保护设备运行的可靠性有较重要的意义。

(3)220KV变电站配置两组蓄电池组后，从简化母线结构、减少设备造价、节约能源、避免降压装置故障开路造成母线失压，减少了电网事故和更大设备事的发生，使直流系统进一步简化、可靠。

因此， 根据现在220KV变电站对直流电源可靠性要求进一步提高，及蓄电池运行、维护的需要，并考虑220KV变电站直流系统网络与蓄电池直流电源可靠性匹配要求，220KV变电站直流系统应配置两组蓄电池，虽在经济上多投入，但其运行可靠性却得到了大幅度提高，且运行方式灵活、维护简便。 4.2 蓄电池的分类

目前，我国投入运行的变电站中，绝大多数都是采用铅酸蓄电池，也有采用碱性蓄电池。

1.铅酸蓄电池

铅酸蓄电铅酸蓄电池是电力工程中广泛采用的直流电源装置。

它具有适用温度和电流范围大，存储性能好，化学能和电能转换率高，充放电循环次数多，端电压高，容量大，而节省材料,铅资源丰富、造价较低等一系列优点。

铅酸蓄电池又分为防酸隔爆式、消氢式及阀控式密封铅酸蓄电池三大类。阀控式密封铅酸蓄电池与防酸隔爆式和消氢式铅酸蓄电池相比较有很大的优点：阀控式密封铅酸蓄电池在正常充放电运行状态下处于密封状态，电解液不泄露，也不排放任何气体，不需要定期的加水或加酸，维护工作也比较少;防酸隔爆式铅酸蓄电池是属于半封闭型的，当在充电运行状态下产生的气体较多时，会使电池室中才能在爆炸的危险，而且需要定期的往电池中加纯水及维护;消氢式铅酸蓄电池也需要定期进行维护与加水，比较麻烦。 2.碱性蓄电池

采用的碱性蓄电池主要是镉镍蓄电池。

由于单个蓄电池在各种运行状态下电压变化的相对值大于直流母线电压允许变化的相对值，才引起加装端电池，用来调节母线电压。然而，镉镍蓄电池充电末期电压与放电末期电压相差比较大，约1.8～1.9倍，为保持直流母线电压不超过允许的变动范围，镉镍蓄电池组必须采取调压措施，如:加端电池,在蓄电池组与母线之间加调压设备。而铅酸蓄电池的单个蓄电池在各种运行状态下电压变化的相对值小于或等于直流母线电压允许变化的相对值，也就保持了直流母线电压在允许的变化范围之内，故就不需要加装端电池了。由于镉镍蓄电池必须设置调压措施，与无端电池的铅酸蓄电池相比，增加了投资和运行维护的复杂性，特别是蓄电池组容量较大时更为突出。

因此，镉镍蓄电池与铅酸蓄电池相比，在相同容量、相同额定电压下，镉镍蓄电池投资较高，随着容量的增大，投资的差额也增加。这就是影响镉镍蓄电池在工程上大量采用的主要原因。

综上比较，选用铅酸蓄电池中的阀控式密封铅酸蓄电池。 4.3 阀控式密封铅酸蓄电池组的电池个数的选择

1.阀控铅酸蓄电池一般有初充电,浮充电,和均衡充电三种充电方式。

(1)初充电。新安装的蓄电池组进行第一次充电,称为初充电.初充电通常采用定电流,定电压两阶段充电方式。

(2)浮充电。正常运行时,充电装置承担经常负荷电流,同时向蓄电池组补充充电,以补充蓄电池的自放电,是蓄电池以满负荷的状态处于备用。单体阀控电池的浮充电压为2.2～2.3V,通常取2.25V，浮充电流一般为(1～3) /Ah。

(3)均衡充电。为补偿蓄电池在使用过程中产生的电压不均匀现象,为使其恢复到规定的范围内而进行的充电,称为均衡充电。阀控电池的均充电压2.3～2.4V,通常取2.35V均衡充电电流不大于(1～1.25)I10 Ah。 2.电池个数的选择

蓄电池正常按浮充电方式运行，为保证直流负荷供电质量，考虑供电电缆压降等因素，将直流母线电压提高5%Un，蓄电池个数设为N，则

式中 -蓄电池个数;

-直流系统的额定电压;

-单体蓄电池的浮充电电压，阀控蓄电池浮充电电压为2.23～2.27V，一般取2.25。 3.蓄电池放电终止电压校验

在确定蓄电池的个数以后，还应验算蓄电池在事故放电末期允许的最低端口电压值 不应低于蓄电池放电终止电压 (1.75～1.8V)。根据有关规定，动力负荷母线允许的最低电压值不低于87.5% 。考虑直流母线到蓄电池间电缆压降在事故放电时按1% 计算，因此，对于动力负荷专用蓄电池组，事故放电末期允许的最低端口电压值

对于控制负荷专用蓄电池组，事故放电末期允许的最低端口电压

4.4 蓄电池容量的计算 1.铅酸蓄电池的电气特性 (1)铅酸蓄电池的容量特性

电池的容量是表示蓄电池的蓄电能力。充足电的蓄电池放电到规定终止电压(低于该电压放电将影响电池的寿命)时，其所放出的总电量，称为电池的容量。若蓄电池以恒定放电电流I(A)放电，放电到容许的终止电压的时间为t(h)，则对应容量C(Ah)为

C=It 反应蓄电池放电到规定的终止电压的快慢称为放电率，放电率用时率(h率)和电流率(I率)表示。

蓄电池的实际容量并不是一个固定不变的常数，它受许多因素的影响，主要有放电率、电解液密度和电解液温度。电解液温度高，容量就大;电解液密度大，容量就也大;放电率对容量的影响更大，例如，某一铅酸蓄电池，当以10A率(10h)进行放电时，到达终止电压1.8V所放出的容量 为100Ah;当以25A率(3h率)进行放电时，到达终止电压1.8V所放出的容量 为75Ah;当以55率(1h率)进行放电时，到达终止电压1.75V所放出的容量 为55Ah。可见,放电电流大,放电时间短,放出电量少,故电池容量少.这是因为放电电流过大时,极板的有效物质很快就形成了硫酸铅,它堵塞了极板的细孔,不能有效地进行化学反应,内阻很快增大,端电压很快降低到终止电压。

我国电力系统常用温度在25摄氏度,10h率放出的容量 作为铅酸蓄电池的额定容量,那么,上述那一铅酸蓄电池的额定容量就是100Ah。 按有关规定蓄电池的额定容量有: 10,20,40,80,100,150,200,250,300,350,400,500,600,800,1000，2000,3000Ah。 蓄电池容量的这种特性用容量系数 表示

式中 -任意时率放电的允许放电容量; -蓄电池的额定容量。 (2)放电特性. 1)持续放电特性.为了分析电池长期使用之后的损坏程度或充电装置的交流电源中断不对电池浮充电时,为核对电池的容量,需要对电池进行放电.阀控电池不同倍率的放电特性曲线如图1-1所示。

图1-1 从图1-1出,蓄电池放电初期1h内的端压 降低缓慢,放电到2h之后端电压降低速率明显增快,之后端压陡降.端电压的改变由于电池电动势的变化和极化作用等因素造成的。 一般以放出80%左右的额定容量为宜,目的使正极活性物质中保留较多的 粒子,便于恢复充电过程中作为生长新粒子的结晶中心,以提高充电电流的效率。 图1-1中I10为10h率放电电流,可见 ～ 放电曲线比 ～ 放电初期端压和中期端压变化速率变化大,其原因是电池极化作用随电流增加而变大。

2)冲击放电特性.冲击放电特性表示在某一放电终止电压下,放电初期或1h放电末期允许的冲击放电电流。冲击电流一般用冲击系数表示,冲击系数表示式 为

式中 -冲击系数;

-冲击放电电流; -10h率放电电流。

图1-2 图1-2中浮充曲线是指电池与充电装置并联运行时,承受短时间冲击放电电流时蓄电池的端电压,其中实线为电池未脱离浮充电系统的端电压,虚线为电池刚脱离浮充电系统的电压。

图1-2中持续放电曲线是指不同放电电流时,立即承受短时间冲击的电压变化曲线,冲击放电曲线的冲击时间为10～15s.曲线中“0”曲线是电池完全充足电后,脱离充电系统,待每个电池电压下降且稳定在2.06～2.10V时,进行冲击放电的电压变化曲线。

从图1-2中可以看出,浮充电状态下放电端电压变化较慢,断开浮充电源立即放电端电压变化较快,而以 电流持续放电下冲击放电电压变化更快,大放电率冲击放电端电压变化最快。

2.220KV变电站蓄电池个数的选择及容量计算

某城区220KV有人值班变电站为集控中心站，主变为4240MVA，220KV电气主接线为双母线三分段接线，出线10回;110KV电气主接线为双母线双分段接线，出线16回。该变电站继电器室布置在主控楼二层，设有专用蓄电池室，布置在主控楼一层，二者距离约30m，该所直流负荷统计如下： 经常负荷：8KW 事故照明负荷：3KW UPS不间断电源：10KW 断路器合闸：220V,2A 断路器跳闸：220V，2.5A

(1)直流负荷按功能分，有控制负荷和动力负荷。

控制负荷：电气和热工的控制、信号装置、自动装置以及仪表等负荷;

动力负荷：各类直流电动机、断路器操动机构的合闸机构、交流不停电电源装置和事故照明等负荷。

(2)该所直流负荷统计表如下：

序号 负荷名称 计算容量 KW 计算电流A 经常电流A 事故放电时间电流A 随机或事故末期

初期 0-1min 1-60min 1 经常负荷 8 36.4 36.4 36.4 36.4 2 事故照明负荷 3 13.6 13.6 13.6 3 UPS不间断电源 10 45.5 45.5 45.5 4 断路器合闸

2 5 断路器跳闸

2.5

2.5 6 电流统计(A)

=95.5 =95.5 =4.5

7 容量统计(A)

95.5 8 容量累计(Ah)

=95.5 解：1) =1.05220/2.25=103

为保证蓄电池供电的可靠性，故选N=103+1=104个单体电池。

2)假设该蓄电池组仅带控制负荷，事故放电末期允许的最低端口电压

=0.86220/104=1.82V

只要对控制负荷专用蓄电池组最低端口电压满足要求，对于动力负荷专用蓄电池组的最低端口也满足要求，因为动力负荷的 ,即其电压系数比较大。

由于蓄电池在事故放电允许的最低端口电压 不应于蓄电池放电终止电压 (1.75～1.8V)，即 大于或等于 。又1.82>1.8V，满足大于蓄电池终止放电电压的要求。

3)由事故持续放电1h及放电最低电压1.82查图，可得容量系数 =0.56 ， 是以额定容量 为基准的放电容量的标么值,即 。 故蓄电池的容量为

式中： -蓄电池10h放电率计算容量，Ah;

-可靠系数，取1.4;

-事故全停状态下持续放电时间x(h)的放电容量;

-容量系数。

=1.495.5/0.56=238.75Ah

所以，选择蓄电池的额定容量 =250Ah。 4)电压校验

① 首先校验事故放电初期(1min)承受冲击放电电流时，蓄电池所保持的电压。

-事故放电初期(1min)冲击放电电流值，A;

-事故放电初期(1min)冲击放电系数;

-蓄电池10h放电率标称电流，A; I10=250/10=25A =1.1095.5/25=4.2

计算出的 在图1-2的“0”曲线查出的单体电池的放电电压值 ， =2.02V，计算蓄电池组出口端电压 为

N-蓄电池组的单体电池个数;

-承受冲击放电时的单体电池的放电电压，V。

=1042.02=210.08V,为额定电压的95%。故满足86%～111% 蓄电池端电压的要求。

② 校验事故放电末期承受冲击放电电流时蓄电池所能保持的电压。

-任意事故放电阶段，10h放电率电流倍数，即放电系数;

-x事故放电容量;

x-任意事故放电阶段时间，h; t-事故放电时间，h;

-x事故放电末期冲击放电系数;

-x事故放电末期冲击放电电流值，A =1.1095.5/125=4.

2=1.104.5/25= 0.2

计算出的放电系数 和冲击放电系数 ，在图1-2中可根据 ，即 值查出相应的曲线，在该曲线上再用 =0.2值，查出单体电池放电电压值 =1.83V，计算蓄电池组出口端电压为

=1041.83=190.32(V)，为额定电压的86.5%,故满足86%～111% 蓄电池端电压的要求。

计算出的端电压值应不小于负荷允许的要求值。如不能满足要求，将蓄电池的容量加大一级，继续校验，直到母线电压满足为止。

第五章 直流充电模块的选择 5.1 充电装置的配置

充电装置的型式有高频开关和晶闸管两种。高频开关自1992年问世以来，技术技能逐步提高，体积小、重量轻、效率高和使用维护方便，并且可靠性和自动化水平高，已得到广泛应用;晶闸管电装置，接线简单，价格也比较便宜，也同样得到应用。设计中可根据具体情况选用。 1.充电装置的配置的要求：充电装置应按蓄电池组配置当变电站仅设一组蓄电池时，应配置两套充电装置;当变电站设有两组相同电压、相同容量的蓄电池时，应配置两套或三套充电装置。 2.充电装置的配置的原则：如果采用晶闸管充电装置，原则上可配置1套备用充电装置，即：1组蓄电池配置2套充电装置,2组蓄电池可配置3套充电装置;高频开关充电装置，其可靠性相对较高，且模块冗余、可更换，所以，原则上不设整套装置的备用，即：1组蓄电池配置1套充电装置，2组蓄电池可配置2套充电装置。

3.充电装置是保证蓄电池可靠运行的主要设备，特别是阀控式蓄电池对充电装置性能的要求更高。以往的变电站的充电装置多采用晶闸管整流装置，近年来越来越多的变电站采用智能型高频开关充电装置，且运行情况良好。智能型高频开关充电装置具有技术先进、性能优越和体积小等优点。

故选用两组高频开关充电装置。 5.2 高频开关充电模块工作原理

高频开关充电模块由交流输入滤波、整流单元、高频逆变单元(DC/AC)、直流输出滤波、PWM脉宽调制单元和监控单元等组成。

交流工作原理：交流电输入到模块后首先进入输入滤波电路，去除交流电上的干扰，然后经过全波整流电路交换成高压直流电(500V左右)，再由DC/AC高频逆变电路变换成20KHz可调脉宽的高频脉冲电，经过主功率变压器的降压，再由高频整流电路整流成直流电，最后经过滤波处理输出稳定的直流电。 5.3 充电装置高频开关电源充电模块数量选择

高频开关电源充电模块额定电流有多种规格，220V有

5、

10、

15、20、

25、30、40A。充电装置由多个模块并联组成，一般采用N+1备份冗余方式，这是因为一个模块故障不影响整组充电设备的正常工作。 充电模块数量与充电装置输出电流有关，充电装置最大输出电流满足均衡充电和直流系统经常负荷的供电要求。

本变电站设计配置两组蓄电池和两套充电装置，两套充电装置的容量相同。则有

-每组充电装置的计算电流;

-经常负荷电流; N-电源充电模块数量;

-电源充电模块额定电流;

n-电源模块冗余量，一般模块少于或等于6块时，n=1;大于6块时，n=2。 据以上公式得 =1.4[1.25*25+36.4]=94.71A;N=94.71/20+n=5+1=6。 220V直流系统单母分段接线图，如下所示：

第六章 UPS不停电电源的选择

交流不间断电源系统的英文缩写为UPS(Uninterrupted power supply)，以下简称为UPS系统。

6.1 UPS的构成与工作原理

UPS的构成：它由整流器、逆变器、旁路隔离变压器、静态开关、手动切换开关、控制及同步电路、直流输入电路、交流输入电路、交流输出电路等部分构成。

UPS的工作原理：平时由交流工作电源供电，经整流、逆变后提供交流220V恒频、恒压电源;当交流电出现故障时由直流提供能量。因此，只要UPS电源的交流输入和直流输入有一路供电正常，UPS就可输出高品质交流电源为负载提供可靠供电。

6.2 变电站UPS的配置方式

变电站UPS的配置方式：有分散和集中两种配置方式。分散配置，就是根据需要，变电所的计算机监控装置、远动装置、自动化仪表、继电保护等分别设置小容量的UPS，各种装置的UPS之间没有联系;集中配置，就是全所设一套公用的UPS，为所有设备提供不间断的交流电源。这两种配置方式，在实际工程中都有应用。

分散配置的优点：(1)接线简单，投资小;(2)UPS装置故障时影响小。 分散配置的缺点：(1)UPS供电的可靠性不高;(2)小容量(2KW以下)的UPS往往内部自备蓄电池，事故时一般只能保证15min全负荷的供电，不能满足事故供电0.5h的要求;(3)互为备用性差。

集中配置的优点：其容量较大，供电的可靠性较高。对UPS系统的各项技术要求容易满足，整体的可靠性较高。

集中配置的缺点：UPS系统接线复杂。投资较大。

采用哪种配置方式要视工程的具体情况而定。一般情况下，对220KV变电所UPS负荷较大，宜设置全所集中公用的大容量UPS系统，并按双重化原则配置。 6.3 UPS容量选择

在选择UPS的额定容量时，除了按负荷的视在功率计算外，还要计及动态(从0～100%突变)稳压和稳频精度的要求，以及温度变化、蓄电池端电压下降和设计冗余要求等因素的影响。

考虑到以上影响UPS容量的因素，则

式中： -UPS计算容量(KVA);

-动态稳定系数，取1.1～1.15;

-直流电压下降系数，取1.1;

-温度补偿系数，取1.05～1.1;

-设备老化系数及设计裕度系数，取1.05～1.1;

-全部负载的计算功率(KW);

-负载功率因数，为0.7～0.8(滞后)。

则可靠系数 = =1.33～1.530,取可靠系数平均值 =1.43和 =0.7，由公式可得

=2.04 =2.0410=20.4KVA 6.4 UPS电源系统接线方案

UPS电源依据不同的负载及用户要求，可以组成单机及各种冗余备份电源系统，保证系统运行稳定、可靠，给负载提供优质的不间断电源。

结合220KV系统UPS负载的实际情况以及供电可靠性问题，选用UPS多机N+1并联冗余配置。多个UPS模块按N+1配置，输出并联后接至旁路切换模块，正常时由并联的UPS模块向负载供电，并平均分担负荷电流。当其中一台UPS模块故障时会自动退出运行，不影响其他模块的正常输出;当两台以上UPS模块故障退出，且其余工作模块出现过载时，自动切换到旁路供电。 根据UPS的容量及其接线方案，选择3台型号为SWB15KT/DC220(3/1)的UPS。(SWBB系列 ;15K容量为15KVA; T直立式架构;DC220直流输入电压为220V;3/1输入输出形式为三入单出)

第七章 通信直流变换器的选择

由于本220KV变电站的直流负荷中没有通信负荷，故不需要进行选择，仅是对通信部分进行了解。 发电厂、变电站必须装设可靠的通信直流电源系统，以确保通信设备的不间断电源，尤其要保证在电网或发电厂、变电站发生事故时不中断通信供电。 发电厂、变电站的通信负荷主要是：

(1)生产行政电话机、网络控制室、单元控制室、调度呼叫转移系统等; (2)电力载波机、光纤通信设备、微波和其他通信设备。

根据《220KV500KV变电站设计技术规程》规定：为保证重要变电所通信设备不间断供电，应根据通信设备的供电电源要求，设置通信专用的蓄电池或由交流不停电电源供电。

通信电源系统主要由四部分构成：交流配电单元、整流单元、直流配电单元、蓄电池直流电源单元。

采用由蓄电池组构成的直流电源系统，具有很高的可靠性，但代价是设备投资增加，并需要专业人员维护。随着变电站综合自动化技术的发展，模块化的通信专用DC/DC变换器在变电站中已得到广泛应用，模块化的通信专用DC/DC变换器是从站内直流控制电源系统的蓄电池组取得直流电，经高频变换输出满足通信设备要求的48V控制电源。

第八章 直流系统中各自开关额定容量的选择

根据有关规定，蓄电池出口回路、充电装置直流侧出口回路、直流馈线回路和蓄电池试验放电回路等，应装设保护电器。 8.1 直流断路器的选择

直流断路器应具有速断保护和过电流保护功能。可带有辅助触点和报警触点。 直流断路器的选择: 原则一：额定电压大于或等于回路的最高工作电压。 原则二：额定电流应大于回路的最大工作电流。

(1)对于此220KV变电站，直流断路器的额定电压大于或等于220V即可。 (2)直流断路器的额定电流 1)充电装置输出回路

断路器的额定电流按充电装置额定输出电流来选择，即

式中 -直流断路器的额定电流，A; -可靠系数，取1.2;

-充电装置额定输出电流。

=1.2100=120A

故选择型号为GMB225125A，即额定电流为125A的壳架等级额定电流代号为225的三段保护的固安详微型断路器。 2)蓄电池组出口回路

① 断路器的额定电流按蓄电池的1小时放电率电流选择，即

式中 蓄电池1小时放电率电流，A，铅酸蓄电池可取5.50I10 =5.525=137.5A

② 按保护动作选择性条件，即额定电流应大于直流馈线中断路器额定电流最大的一台来选择，即

式中 -直流馈线中直流断路器最大的额定电流，A; -配合系数，一般可取2.0，必要时取3.0。

=2.025=50A 取以上两种情况中电流最大者为断路器额定电流，因此取 =137.5A。 故选择型号为GMB225140A，即额定电流为140A的壳架等级额定电流代号为225的三段保护的固安详微型断路器。 3)直流馈线回路

对于直流负荷按平均分配于两段母线的原则。

①经常负荷 选择型号为GM520A，即额定电流为20A的设计序号为5固安详微型断路器。

②事故照明负荷 选择型号为GM510A，即额定电流为10A的设计序号为5固安详微型断路器。

③UPS不间断电源 选择型号为GM525A，即额定电流为25A的设计序号为5固安详微型断路器。

4)断路器电磁操动机构的合闸回路和跳闸回路

式中 -直流断路器额定电流，A; -配合系数，取0.3;

-断路器电磁操动机构合闸电流或跳闸电流，A。 ①合闸回路 =0.32=0.6A ②跳闸回路 =0.32.5=0.75

故合闸回路和跳闸回路都选择型号为GM51A，即额定电流为1A的设计序号为5的固安详微型断路器。 8.2 刀开关的选择

原则一：额定电压应大于或等于回路的最高工作电压。 原则二：额定电流应大于回路的最大工作电流。 直流母线联络电器(隔离开关)的选择: (1)对于此220KV变电站，直流母线联络电器(隔离开关)的额定电压大于或等于220V即可。

(2)直流隔离开关，额定电流按以下原则计算

按较大电流的母线上供电的负载工作电流选择，即

(1-24)

式中 -较大电流的母线段上全部负载的工作电流之和; -同时系数，取0.5～0.6。

=0.550=25A

故选择型号为GMG125A，即壳架等级额定电流为125A的固安详隔离开关。

第九章 结论

变电站直流接地故障范文第4篇

关键词 变电站;直流系统;改造;问题;方案

中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2011)101-0099-02

直流系统是变电站的动力核心，为继电保护设备、自动装置、监控系统、远动系统等电气设备的正常运行和遥控操作提供直流电源保证。伴随着电力、通信、计算机技术的飞速发展，微机型保护装置和安全自动装置被广泛应用于变电站，这就对站用直流电源提出了更高的要求。目前而言，大部分110kV常规变电站的直流系统为电磁型直流设备(相控硅整流电源)，这种直流系统在精准性、可靠性、稳定性、纹波系数、效率等方面都已不能满足电网的发展趋势，以及二次设备的应用要求，变电站直流系统的改造将是不可避免的趋势，也是电力系统持续发展的需要。

1 变电站直流系统运行及改造存在的问题

随着电力技术的发展，许多110kV常规变电站被改造成综合自动化变电站以实现了无人值班，原有直流系统的缺陷逐渐显现出来，这些缺陷是不能适应电网的发展趋势的，所以必须对其进行改造。当前大多数110kV变电站仍采用单电单充直流系统供电模式。传统的变电站直流系统主要呈现出以下几个方面的问题：

1)工作母线结线布置复杂。控制屏中直流母线水平置于屏的中部，屏顶还设有多根小母线主要是控制信号音响等，因结构复杂和设备间距比较小，在设备出现接触不良等与之相关的问题时而难以处理

解决。

2)灯光信号和仪表维护困难。传统的直流屏，由于其屏的正面不使用活动门的方式，这样就不能更换装于屏面上损坏后的仪表、信号等设备。

3)绝缘监察装置动作灵敏度不高。传统的直流系统虽能能正确反映单极明显接地现象，但无法反映出正确的接地回路，因为它主要是采用电磁式绝缘监察装置反映直流系统的接地，才会导致这种现象发生。

4)通讯接口与微机进行联接时无法提供数据。随着电力系统自动化的不断深入，以及电网规模的扩大，必须对存在以上缺陷的变电站直流进行改造，但供电模式下的110kV综合自动化变电站的改造也面临着一些问题：①在一些变电站中，因为服役时间较长，需要日常维护的铅酸蓄电池和直流电源系碱性蓄电池组，已不能适应电力系统继电保护装置，尤其是不能适应微机保护装置对直流电源的安全技术标准。②在更换过程中，如果发生断线、短路或者接地等问题时，都极有可能致使保护装置误动或拒动造成大面积停电发生，更为严重的能造成电网事故。为了保证供电的安全可靠要求在全站不失去直流电源的情况下更换，也就是不停电进行直流系统更换。③直流改造时旧直流屏不能带电移出，新直流屏不能带电就位，以确保设备及人身的安全。新、旧直流屏电路割接的难度大，在旧屏转换为新屏的过程中，如何确保继电保护及开关操作所需的直流电源安全可靠，成为了110kV变电站直流系统改造工程需要解决的关键问题。

2 变电站直流系统改造方案

直流系统改造的目的就是提高直流系统运行的可靠性和供电质量，这是衡量直流电源的重要指标，所以需要综合性、科学性的制定改造

方案。

在变电站直流系统改造过程中对于合闸电源及控制电源需要做出以下情况说明：

1)变电站断路器合闸电源仅在断路器合闸时使用，因为平时空载，所以允许短时的停电，因此在更换过程中不再对合闸电源进行说明，停用各馈线重合闸就可以了。

2)要保证电力设备的安全运行，控制、保护电源及信号电源至关重要，绝不允许中断。因此，主要对控制电源进行情况说明。对原有直流系统馈线网络进行认真的核查后，才能制定更换方案，总体的更换方法是：利用临时系统转接负载来搭建一个简易的临时直流系统，如图1所示。用临时电缆将馈线支路直流，是由这条支路的受电侧电源接入点而引至空气开关的下侧。此时，就相当于把原来的直流电源引至空气开关的下方向。在它具体的实施方法上面临以下两个方案：①先把原来的直流系统断掉，然后把上图中的空气开关和上，这样做的有利之处是两套直流系统间的转换过程简单化。虽然在这种转换过程比较快，但是瞬间的变化直流电压，很容易产生一些严重的后果，例如：电源插件损坏、保护装置误发信号等。为了避免这些问题要提前申请退出全站的保护出口压板，等到直流系统转换完成后再恢复压板，而且必须在新的直流系统安装调试完成后，再重复一次上述的过程，然后拆除临时直流电源。这样至少需要2h左右的操作过程，这是不能允许的，因为在这段时间内，就相当于变电站在没有保护的情况下运行。②首先把空气开关闭合，把临时直流电源合并入系统拆去原来的直流电源，等新的直流屏安装和调试完成后，然后重复以上的方法拆掉临时直流系统就可以。这样做的缺点在于容易导致不同直流系统间产生压差，而且因为蓄电池的内阻较小致使容易产生较大的环流。同时这样做也有很多优点：第一，确保了在更换直流的过程中可以保持对外的直流供电;第二，更换过程中避免了对保护设施压板的操作，所以选用这种方法。避免产生环流，可以调整临时直流系统的电压来把两套直流系统间的电压差缩小，并缩短两套直流系统并联时间，这样就把环流的影响降到了最低程度。

根据上面成功的实验方案，制定了下面直流屏更换“旧直流屏一临时直流电源系统一新直流屏”供电转换施工方法：用临时充电机和电池组搭建一个临时的系统，将直流馈供支路转到临时直流系统空气开关下面;在临时直流系统中引出一组直流电源，然后接到空气开关上方，再把原直流系统的充电机停止使用;切断原来直流屏的馈供支路并合上临时充电机的交流输入电源，合并空气开关，这样负载转到临时直流电源供电;这样使临时直流系统工作正常;切断旧直流屏交流输入电源拆除旧直流屏;新直流屏回到原来的位置，然后安装电池，连线接交流，并调试正常;重复上述方法，就可以把负载接入新的直流屏;核对检查一下各馈供支路极性是否正确，新屏是否运行正常。

3 变电站直流系统改造注意事项

1)事先熟悉现场直流系统设备实际接线图纸、负荷电缆出线走向，核实原直流接线合闸正母线与控制母线是正极还是负极共用，仔细查看工作地点与其他设备运行是否相互联系。

2)更换前，需要对作为临时系统的蓄电池组进行仔细检查，将电池组充好电，测量其输出电压是否满足要求，以保证临时供电系统的可靠性。直流系统大多采用辐射型供电，负载线路多，在切改过程中为了防止出现漏倒的现象，要求我们提前做好负载线路的标识工作，将出线名称与电缆一一对应清楚，并标识明确。

3)临时接线时考虑引线截面，各连接头接触良好、牢固。由于一般的临时充电机只有一路交流电源输入，这样为了不让失去交流电带来的一些问题发生，在更换之前就应对站用低压备用电源自动投入功能进行检查试验。

4)电池容量选择和模块的配置。首先电池容量在选择时要进行直流负荷的整理统计，直流负荷按性质通常分为经常负荷、冲击负荷、事故负荷。经常负荷的作用是保护、控制、自动装置及通信的设置。冲击负荷是指极在短时间内，增加大电流负荷。冲击负荷是指在瞬间时间内来增加的大电流负荷，例如合闸操作、断路器分等。事故负荷是指在停电后，必须采用直流系统供电的负荷，比如：通信设置、UPS等。针对以上三种直流负荷统计分析，就可以把事故状态下的直流放电容量整理计算出。一般直流系统的蓄电池(220kV的变电站)要选用两组电池的容量是150AH～200AH。直流系统的蓄电池(110kV的变电站)要选择一组电池容量是100AH～150AH。直流系统的蓄电池(35kV的变电站)要选择一组电池容量是50AH～100AH。模块数量的配置是要全部模块出额定电流总值要大于或等于最大经常负荷加蓄电池充电电流。例如：100AH的蓄电池组，它的充电电流是0.1c100=10A，在没有计算经常负荷时，选用两台额定电流5A电流的模块就可以满足对蓄电池的充电，要实现N+1冗余总共选择3台5A模块。

5)尽量避免在更换过程中对变电站设备进行遥控分、合闸操作。如必须操作，只能在变电站手动分、合闸。更换过程中密切监视直流系统电压情况。

6)直流系统改造过程中为了确保设备及人身的安全，旧直流屏不能带电移出，所以在拆除旧直流屏前应确保设备不带电。

4 结束语

通过对变电站直流系统改造及对显示模块、告警模块、手动调压、控制方式等方面的测试，各个部分的操作和功能都得到了改善，满足相关技术要求，且蓄电池组放电容量充足，池电压均衡、平稳。改造后的直流系统满足变电站设备对直流系统可靠性、安全性、稳定性等方面的要求。为保证五常变设备的安全运行起到至关重要的作用。

参考文献

[1]贺海仓,朱军.变电站直流系统配置应注意的几个问题[J].铝加工,2011,1.

变电站直流接地故障范文第5篇

7月中旬，编辑部收到读者提供的整改文件图片共7页。这份由广西电网公司生技部便函发出的《关于加强变电站接地网质量监督检查的紧急通知》涉及到两家承包单位：广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司和广西南宁雷电防护有限公司(南宁地凯科技有限公司)。

起初我们认为，广西电网公司的整改体现了抓安全生产、重工程质量的积极姿态，也正好契合了本刊正在着手进行的防雷接地工程质量的调研采访。为此，我们先后查询到了广西电网公司的行政事务部、总经办、生技部等部门电话，希望对事情有更直接准确的了解。遗憾的是，我们多次拨通广西电网公司有关部门的电话，大多数无人接听，偶尔有人接听，也对我们想了解的情况茫然不知。无奈之下，我们分别向“通知”中涉及的两家公司了解情况，结果却出乎我们的预料。

地凯：与我无关

广西地凯防雷工程有限公司及时做出了回应，该公司在回函中指出：“通知”中所针对的公司应为广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司，“提到对我公司曾施工的工程进行测量，曾于2006年进行普查过，在我公司承接的二十多个工程中，只有柳州供电局220kV静兰变电站的电阻出现了回升，我公司已对现场进行勘测，因为地网地面全部种有甘蔗，无法检查地网是否遭受人为破坏或盗窃。我公司针对现场情况已向广西电网公司提交了整改方案。一旦广西电网公司同意该方案，我们将免费整改，直到满足客户要求为止。基于当地施工现场农民较难协调的情况，柳州供电局拟要求将接地电阻降至1Ω即可(原合同要求为接地电阻为R0.5Ω)。”

记者查阅了广西电网公司生技部便函“通知”，附件中列举了几个变电站接地网改造工程情况，其中第四项这样表述： “静兰变(电站)的接地网在施工投运前接地电阻为2.5Ω，后经广西南宁雷电防护工程有限公司(与电力开发公司签订协议)加装DK接地棒后，于2002年11月1日进行了接地电阻的测试，接地电阻试验结果为：0.274Ω，测试报告变为符合设计要求。

2004年11月9日，广西电力试验研究院与柳州供电局共同对静兰变接地电阻进行了测试，测试得到的接地电阻为1.4Ω。

静兰变地网降阻协议书中，广西南宁雷电防护工程有限公司保证10年，柳州供电局向开发公司(黄瑜)反映过，但不见回复。

柳州供电局于2006年自行安排资金约20万元对接地网进行了改造。”

迪祥雷：疑遭“暗算”(小题大做?)

记者也与广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司总经理杨丹取得联系。杨总起初对本刊记者对此事的关注非常吃惊，“这点事情值得在杂志上报道吗?”他怀疑是有人在幕后指使，借题发挥，恶意炒作。他认为，如果仅仅是几个工程质量未达到合同指标而要求整改，事情何至于这么复杂?“一个生技部的便函文件，按理说只针对内部整改，为什么湖南电网公司和海南电网公司也都收到?”杨丹说，“我们做了上百个工程都验收合格了，有两个工程还没验收怎么就叫质量不好?施工质量差?即使是一两个工程有问题，也只占总数的1~2%，何况还没整改!”

因为这份便函“通知”作怪，导致参与竞标的地凯公司和迪祥雷公司在海南电网公司文昌宝邑110kV变电站地网投标中，双双落马。

与此同时，在与迪祥雷公司合作的广西来宾东糖纸业有限公司也先后六次收到便函“通知”文件(只有正文，没有附件)，但并未损害与迪祥雷公司的信任和合作。

东糖公司收到的便函摘录，另一版本的便函摘录

在杨总看来，发函者用意很明显，就是要毁掉信誉，阻碍其业务开展。他说：“我们竞争来的工程已竣工，接地电阻是0.28Ω，而设计要求阻值是1Ω。东糖公司领导认为这个结果是相当好的，历年来均无这样低的阻值。半年来下雨打雷均没有雷害事故。”杨丹认为，良好的接地电阻，给客户带来了经济效益，东糖公司领导表示，“二期工程还是用我们的产品”。杨总坦言，目前在工程中采用的关键产品离子接地棒是自主专利产品，在许多工程项目中运用，效果非常明显。目前在国内的防雷接地方面，地凯和迪祥雷两家是很好的。

迪祥雷有话要说

8月10日，广西迪祥雷防雷工程有限公司给本刊发来回函“说明”，对“通知”的指责进行了申辩。

“说明”指出，广西电网公司生技部便函[桂电生函(1007)41号]《关于加强变电站接地网质量监督检查的紧急通知》中所列出的“广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司在公司系统多个变电站接地网建设、改造工程中施工不规范、施工质量差的事实”只有附件中的4个工程，而其中第4个工程是由广西地凯防雷工程公司施工的，“是真正的不合格，是柳州供电局花20万帮他们整改”!

回函对涉及迪祥雷公司的三个变电站接地网改造工程情况一一作了申辩。 (1)关于北海供电局110kV翁山变电站接地改造情况 “通知”附件：

翁山变电站是2004年8月投运的110kV变电站，原设计的接地网的接地电阻设计值0.5Ω，实测值1Ω，不符合设计要求。南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司在原地网外围采用电解地极组成新的接地网与主地网连接以达到设计要求，但经查，竣工后的接地网没有提供地网改造竣工图。

2006年5月，南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司对翁山变电站使用了电解地极的接地网进行了开挖并做了处理，2006年6月申请进行验收。该公司提供的试验数据表明地网接地电阻已低于设计要求的0.5Ω，并要求北海供电局按照其提供的测试方向进行测试，北海供电局测试人员未予以采纳。测试前，北海供电局对整个翁山变电站的防雷设备进行了导通测试，结果发现电解地极与主地网没有连接，反而有两基独立避雷针与主地网连接了。南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司随时后再次对地网进行处理，处理后北海供电局组织了接地电阻复测，结果0.95Ω，仍未符合要求。”

迪祥雷公司的说明：

北海翁山110kV变电站2004年8月21日验收测试报告实测接地电阻0.48Ω小于设计要求0.5Ω，合格验收。2006年5月28日北海供电局实测，在验收合格方测试结果为0.463Ω，同时又在电流级与电压极的另一方向测电阻为0.691Ω，他们只认电阻大的方向(的结果)，这与验收方向不一致。

2007年7月11日上午9时，由北海供电局测试队测试，结果是在三个方向测了四个点，第一点R=0.375Ω，第二点0.263Ω，第三点0.287Ω，第四点0.6105Ω，他们说他们自己测的不准，请以中试所测量为准。

(2)关于柳州供电局阳和变电站接地网改造情况 “通知”附件：

110kV阳和变接地工程由2个施工单位完成，建筑部分为博阳公司施工，完成后初步测试的接地电阻值为2.5Ω。之后由广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司进行的DXL离子列阵电解地极深埋施工(与电力开发公司签的合同)，施工过程有监理见证，事后迪祥雷公司说没得0.56Ω(未见报告也没有监理人员证明)。

2007年1月20日由广西电力试验研究院、柳州供电局、迪祥雷公司、监理单位共同选择测试路径并进行测试，测得接地电阻值为1.89Ω，和迪祥雷公司自测数据相比差别很大，对此迪祥雷公司认为是测试的方位(向)不同造成的。启委会要求迪祥雷公司合同进行整改施工。

几天后迪祥雷公司说已整改完毕复测，监理人员询问迪祥雷公司进行了什么内容的整改，是如何进行的。回答是对DXL离子列阵电解地极进行了浇水。监理人员认为整改不力，没必要安排复测。但柳州供电局和试研院还是在2007年2月8日再进行测试，测试结果与20日数据没有实质性的变化。启委会要求迪祥雷公司与设计部门联系后按设计修改意见进行整改施工。

迪祥雷公司的说明：

阳和110kV变电站6月26日测得接地电阻0.86Ω、0.87Ω、0.88Ω。他们没再组织测量。

(3)关于河池供电局100kV寻田变电站接地网改造情况 “通知”附件：

“河池供电局进行新建110kV寻田变电站常规地网的中间验收及调试时发现主地网及独立避雷针接地网敷设均满足有关要求，变电站接地电阻2.1Ω，随后南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司对该站进行电解地极的安装(其隐蔽工程及接地网测量均未通知河池供电局参加验收)。

2007年3月12日，河池供电局在进行寻田变电站的竣工验收时发现变电站的四基独立避雷针针均与主地网接通，检查发现电解地极安装单位(南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司)没有按照主地网设计图纸施工，擅自将四基独立避雷针接地网与主地网接通，施工前未将设计施工方案报送有关单位审查确认。”

迪祥雷公司的说明：

6月27日，我们对寻田110kv变电站进行接地电阻自测，两个方向分别测得0.91Ω、0.84Ω。他们朝第三个方向测出1.7Ω，因为第三方向是上坡而且加大了对角线长度由100m135m，电流极是650m，电压极400m，增大了n值(n = 0.615 > 0.5~0.6)。

是有意刁难还是方法差异?

迪祥雷公司的“说明”中还表达了对广西电网公司在地网验收测试中的不满。“电流极长度，电压极长度，上坡方向并没有征求我们意见，我们认为这样挑剔是很难共事的”，迪祥雷公司主张验收时只测一个方向，也就是验收报告中所提到的方向，或是建设时甲方测的接地电阻方向，也就是接地工程中土壤改良方向。在一个地网工程中，四周的土壤电阻率不一样，为了降低工程造价，必然选择土壤电阻率较低的地方进行地网改造。

从上面的对照中不难发现，双方的分歧主要集中在接地电阻的测量方法和接地电阻的数值选取上。迪祥雷公司认为，接地电阻的测量，应该在地网改造的方向进行，不应该四个方向都测量如果在地网改造的方向测量是合格的，就应该验收合格。但广西电网公司在测量上要求在不同的方向进行，“接地电阻测量时不要按照指定的方向进行测量，宜进行两个以上不同方向布线的测量”。

为此，记者请教了几位在防雷接地方面的资深人士。 专家评述

梅忠恕(云南电力公司原副总工程师)：

甲方的要求是有点不合情理。要在四个方向上测量，不知这四个方向是指东南西北四方?是90度正方向，还是允许小于90度或大于90度?如果某一方向由于地质原因无法打辅助接地极，又如何办?因此，我认为，这样的要求是不切实际的，不能接受的。我从来也没有见到过如此要求的。

如果严格按测量接地电阻的要求测量，应该说，在任何方向的测量结果的误差都是在允许范围以内的。

对于使用三极直线法的测量方法和数值选取，我们摘取梅忠恕先生在《如何准确测量接地电阻》一文中有关论述：

三极直线法是接地电阻测试中使用最多和最普遍的方法，测试时被测接地网

1、电压辅助极

2、电流辅助极3三点(极)按一直线布置，如图1所示。

E 测试电源 A 电流表 V 电压表 1 被测接地装置，2 电压极， 3 电流极 D 接地网最大对角尺寸， d13 接地网到电流极的距离 d12 接地网到电压极的距离， d23 电压极与电流极的距离

图1 三极直线法测量接地电阻的接线

怎样获得准确的零电位点，是测准接地电阻的关键。

通常是采用试探法找寻大地零电位点的准确位置。其方法就是在三极连成的直线上，在比表1所列α的范围稍大的区域内，例如(0.5～0.7) d13范围内，以d13的3%为间距，连续打5～7个电压辅助极，进行5～7个点的测量。在具体操作上，可以打一点测一点，拔起电压极再打下一点位，测下一个数据。对于电压极的每一个点位，可以测得一个接地电阻值。

表1 在不同的d13距离下满足测量允许误差的α值范围 允许测量误差δ%下列d13距离下的α值范围 5D

3D

2D 50.56～0.670.59～0.650.59～0.63 100.50～0.710.55～0.680.58～0.66 注：D为接地装置最大对角长度。 接地电阻测试结果的判断方法是：以接地电阻为纵坐标，以距离为横坐标，将测得的几个接地电阻值描绘在一张坐标图上，形成一条接地电阻的曲线。如果其中有至少三个电阻值的连线趋势走平，那这个位置对应的接地电阻值就是其准确值。不绘图也可直接判断，在所有测得值中，如果有三个以上电阻值之间相对误差小于3%时，就取这几个值的平均值为最后的测量结果。

要准确测量接地电阻，辅助电流极距被测接地装置的距离d13不能太小，至少应大于接地装置最大对角尺寸的3倍以上。电压极的位置在0.618倍d13处，但测量时应前后移动电压极5～7个点位，测得5～7个接地电阻的数值，选择其中至少三个相互误差小于3%的数据，取其平均值为最后的测量结果。

潘忠林(福州大学客座教授、硕士导师)：

接地电阻的测量，在条件许可的情况下，宜进行多点测试，然后取几个点的测试结果平均值作为接地电阻的值。“如果是真正合格的地网，正常情况下，无论从哪个方向测试，测试结果的误差都应该在允许范围之内。至于地网外的土壤电阻率高低对地网的接地电阻影响不会太大，因为我们测量的是改造过的接地网的接地电阻。在多点测量中，对于某个测试点偏差很大的特殊情况，可能是测试方法(仪表)、地下有异物等因素造成，解决的办法是在该点附近重新测量一次”。

测量应该避开附近的电磁干扰，尽可能在夜深人静的时候测量。 谢琦(湖南电信电磁防护支撑中心主任)：

接地电阻的测量没有绝对的实际意义。在实际工作中。测量接地电阻值只是作为每年的测试比对数据，如果没有突变，认为地网是可靠的。因此，在测量接地电阻时，没有必要斤斤计较从几个方向测试。

对于接地电阻值较小(小于1欧)的地网测试，利用通信现有的摇表、钳表都不能测试其准确值，必须采用大电流注入法。如果是要我来评判，我会先利用数学计算的办法进行评估，如果评估结果在任何一个方向上得到测试验证，则认为是符合要求的。

另外还有一个折中的办法，就是在地网的几个不同方向分别测试，将其算术平均值作为地网的接地电阻值也是可行的。

后记

广西电网公司生技部便函《关于加强变电站接地网质量监督检查的紧急通知》不仅对接地网工程承包方提出了严厉的指责，而且宣布暂停这两家单位在广西电网公司所属系统承包防雷接地工程资格。作为当事者，迪祥雷公司认为：即使取消其承包资格，也是迪祥雷公司与电网公司之间的事情;但电网公司内部下发的便函，按理只能在本公司内部发行，那么是谁将这一便函(甚至篡改)到处传播发布，把一件小事的负面影响甚至扩大到了省外?迪祥雷公司感到非常不解，并希望通过第三方检测机构对整改通知中提到的有关变电站地网改造工程进行检测，以求得客观公正的结论。

变电站直流接地故障范文第6篇

7月中旬，编辑部收到读者提供的整改文件图片共7页。这份由广西电网公司生技部便函发出的《关于加强变电站接地网质量监督检查的紧急通知》涉及到两家承包单位：广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司和广西南宁雷电防护有限公司(南宁地凯科技有限公司)。

起初我们认为，广西电网公司的整改体现了抓安全生产、重工程质量的积极姿态，也正好契合了本刊正在着手进行的防雷接地工程质量的调研采访。为此，我们先后查询到了广西电网公司的行政事务部、总经办、生技部等部门电话，希望对事情有更直接准确的了解。遗憾的是，我们多次拨通广西电网公司有关部门的电话，大多数无人接听，偶尔有人接听，也对我们想了解的情况茫然不知。无奈之下，我们分别向“通知”中涉及的两家公司了解情况，结果却出乎我们的预料。

地凯：与我无关

广西地凯防雷工程有限公司及时做出了回应，该公司在回函中指出：“通知”中所针对的公司应为广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司，“提到对我公司曾施工的工程进行测量，曾于2006年进行普查过，在我公司承接的二十多个工程中，只有柳州供电局220kV静兰变电站的电阻出现了回升，我公司已对现场进行勘测，因为地网地面全部种有甘蔗，无法检查地网是否遭受人为破坏或盗窃。我公司针对现场情况已向广西电网公司提交了整改方案。一旦广西电网公司同意该方案，我们将免费整改，直到满足客户要求为止。基于当地施工现场农民较难协调的情况，柳州供电局拟要求将接地电阻降至1Ω即可(原合同要求为接地电阻为R0.5Ω)。”

记者查阅了广西电网公司生技部便函“通知”，附件中列举了几个变电站接地网改造工程情况，其中第四项这样表述： “静兰变(电站)的接地网在施工投运前接地电阻为2.5Ω，后经广西南宁雷电防护工程有限公司(与电力开发公司签订协议)加装DK接地棒后，于2002年11月1日进行了接地电阻的测试，接地电阻试验结果为：0.274Ω，测试报告变为符合设计要求。

2004年11月9日，广西电力试验研究院与柳州供电局共同对静兰变接地电阻进行了测试，测试得到的接地电阻为1.4Ω。

静兰变地网降阻协议书中，广西南宁雷电防护工程有限公司保证10年，柳州供电局向开发公司(黄瑜)反映过，但不见回复。

柳州供电局于2006年自行安排资金约20万元对接地网进行了改造。”

迪祥雷：疑遭“暗算”(小题大做?)

记者也与广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司总经理杨丹取得联系。杨总起初对本刊记者对此事的关注非常吃惊，“这点事情值得在杂志上报道吗?”他怀疑是有人在幕后指使，借题发挥，恶意炒作。他认为，如果仅仅是几个工程质量未达到合同指标而要求整改，事情何至于这么复杂?“一个生技部的便函文件，按理说只针对内部整改，为什么湖南电网公司和海南电网公司也都收到?”杨丹说，“我们做了上百个工程都验收合格了，有两个工程还没验收怎么就叫质量不好?施工质量差?即使是一两个工程有问题，也只占总数的1~2%，何况还没整改!”

因为这份便函“通知”作怪，导致参与竞标的地凯公司和迪祥雷公司在海南电网公司文昌宝邑110kV变电站地网投标中，双双落马。

与此同时，在与迪祥雷公司合作的广西来宾东糖纸业有限公司也先后六次收到便函“通知”文件(只有正文，没有附件)，但并未损害与迪祥雷公司的信任和合作。

东糖公司收到的便函摘录，另一版本的便函摘录

在杨总看来，发函者用意很明显，就是要毁掉信誉，阻碍其业务开展。他说：“我们竞争来的工程已竣工，接地电阻是0.28Ω，而设计要求阻值是1Ω。东糖公司领导认为这个结果是相当好的，历年来均无这样低的阻值。半年来下雨打雷均没有雷害事故。”杨丹认为，良好的接地电阻，给客户带来了经济效益，东糖公司领导表示，“二期工程还是用我们的产品”。杨总坦言，目前在工程中采用的关键产品离子接地棒是自主专利产品，在许多工程项目中运用，效果非常明显。目前在国内的防雷接地方面，地凯和迪祥雷两家是很好的。

迪祥雷有话要说

8月10日，广西迪祥雷防雷工程有限公司给本刊发来回函“说明”，对“通知”的指责进行了申辩。

“说明”指出，广西电网公司生技部便函[桂电生函(1007)41号]《关于加强变电站接地网质量监督检查的紧急通知》中所列出的“广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司在公司系统多个变电站接地网建设、改造工程中施工不规范、施工质量差的事实”只有附件中的4个工程，而其中第4个工程是由广西地凯防雷工程公司施工的，“是真正的不合格，是柳州供电局花20万帮他们整改”!

回函对涉及迪祥雷公司的三个变电站接地网改造工程情况一一作了申辩。 (1)关于北海供电局110kV翁山变电站接地改造情况 “通知”附件：

翁山变电站是2004年8月投运的110kV变电站，原设计的接地网的接地电阻设计值0.5Ω，实测值1Ω，不符合设计要求。南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司在原地网外围采用电解地极组成新的接地网与主地网连接以达到设计要求，但经查，竣工后的接地网没有提供地网改造竣工图。

2006年5月，南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司对翁山变电站使用了电解地极的接地网进行了开挖并做了处理，2006年6月申请进行验收。该公司提供的试验数据表明地网接地电阻已低于设计要求的0.5Ω，并要求北海供电局按照其提供的测试方向进行测试，北海供电局测试人员未予以采纳。测试前，北海供电局对整个翁山变电站的防雷设备进行了导通测试，结果发现电解地极与主地网没有连接，反而有两基独立避雷针与主地网连接了。南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司随时后再次对地网进行处理，处理后北海供电局组织了接地电阻复测，结果0.95Ω，仍未符合要求。”

迪祥雷公司的说明：

北海翁山110kV变电站2004年8月21日验收测试报告实测接地电阻0.48Ω小于设计要求0.5Ω，合格验收。2006年5月28日北海供电局实测，在验收合格方测试结果为0.463Ω，同时又在电流级与电压极的另一方向测电阻为0.691Ω，他们只认电阻大的方向(的结果)，这与验收方向不一致。

2007年7月11日上午9时，由北海供电局测试队测试，结果是在三个方向测了四个点，第一点R=0.375Ω，第二点0.263Ω，第三点0.287Ω，第四点0.6105Ω，他们说他们自己测的不准，请以中试所测量为准。

(2)关于柳州供电局阳和变电站接地网改造情况 “通知”附件：

110kV阳和变接地工程由2个施工单位完成，建筑部分为博阳公司施工，完成后初步测试的接地电阻值为2.5Ω。之后由广西南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司进行的DXL离子列阵电解地极深埋施工(与电力开发公司签的合同)，施工过程有监理见证，事后迪祥雷公司说没得0.56Ω(未见报告也没有监理人员证明)。

2007年1月20日由广西电力试验研究院、柳州供电局、迪祥雷公司、监理单位共同选择测试路径并进行测试，测得接地电阻值为1.89Ω，和迪祥雷公司自测数据相比差别很大，对此迪祥雷公司认为是测试的方位(向)不同造成的。启委会要求迪祥雷公司合同进行整改施工。

几天后迪祥雷公司说已整改完毕复测，监理人员询问迪祥雷公司进行了什么内容的整改，是如何进行的。回答是对DXL离子列阵电解地极进行了浇水。监理人员认为整改不力，没必要安排复测。但柳州供电局和试研院还是在2007年2月8日再进行测试，测试结果与20日数据没有实质性的变化。启委会要求迪祥雷公司与设计部门联系后按设计修改意见进行整改施工。

迪祥雷公司的说明：

阳和110kV变电站6月26日测得接地电阻0.86Ω、0.87Ω、0.88Ω。他们没再组织测量。

(3)关于河池供电局100kV寻田变电站接地网改造情况 “通知”附件：

“河池供电局进行新建110kV寻田变电站常规地网的中间验收及调试时发现主地网及独立避雷针接地网敷设均满足有关要求，变电站接地电阻2.1Ω，随后南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司对该站进行电解地极的安装(其隐蔽工程及接地网测量均未通知河池供电局参加验收)。

2007年3月12日，河池供电局在进行寻田变电站的竣工验收时发现变电站的四基独立避雷针针均与主地网接通，检查发现电解地极安装单位(南宁迪祥雷防雷工程有限责任公司)没有按照主地网设计图纸施工，擅自将四基独立避雷针接地网与主地网接通，施工前未将设计施工方案报送有关单位审查确认。”

迪祥雷公司的说明：

6月27日，我们对寻田110kv变电站进行接地电阻自测，两个方向分别测得0.91Ω、0.84Ω。他们朝第三个方向测出1.7Ω，因为第三方向是上坡而且加大了对角线长度由100m135m，电流极是650m，电压极400m，增大了n值(n = 0.615 > 0.5~0.6)。

是有意刁难还是方法差异?

迪祥雷公司的“说明”中还表达了对广西电网公司在地网验收测试中的不满。“电流极长度，电压极长度，上坡方向并没有征求我们意见，我们认为这样挑剔是很难共事的”，迪祥雷公司主张验收时只测一个方向，也就是验收报告中所提到的方向，或是建设时甲方测的接地电阻方向，也就是接地工程中土壤改良方向。在一个地网工程中，四周的土壤电阻率不一样，为了降低工程造价，必然选择土壤电阻率较低的地方进行地网改造。

从上面的对照中不难发现，双方的分歧主要集中在接地电阻的测量方法和接地电阻的数值选取上。迪祥雷公司认为，接地电阻的测量，应该在地网改造的方向进行，不应该四个方向都测量如果在地网改造的方向测量是合格的，就应该验收合格。但广西电网公司在测量上要求在不同的方向进行，“接地电阻测量时不要按照指定的方向进行测量，宜进行两个以上不同方向布线的测量”。

为此，记者请教了几位在防雷接地方面的资深人士。 专家评述

梅忠恕(云南电力公司原副总工程师)：

甲方的要求是有点不合情理。要在四个方向上测量，不知这四个方向是指东南西北四方?是90度正方向，还是允许小于90度或大于90度?如果某一方向由于地质原因无法打辅助接地极，又如何办?因此，我认为，这样的要求是不切实际的，不能接受的。我从来也没有见到过如此要求的。

如果严格按测量接地电阻的要求测量，应该说，在任何方向的测量结果的误差都是在允许范围以内的。

对于使用三极直线法的测量方法和数值选取，我们摘取梅忠恕先生在《如何准确测量接地电阻》一文中有关论述：

三极直线法是接地电阻测试中使用最多和最普遍的方法，测试时被测接地网

1、电压辅助极

2、电流辅助极3三点(极)按一直线布置，如图1所示。

E 测试电源 A 电流表 V 电压表 1 被测接地装置，2 电压极， 3 电流极 D 接地网最大对角尺寸， d13 接地网到电流极的距离 d12 接地网到电压极的距离， d23 电压极与电流极的距离

图1 三极直线法测量接地电阻的接线

怎样获得准确的零电位点，是测准接地电阻的关键。

通常是采用试探法找寻大地零电位点的准确位置。其方法就是在三极连成的直线上，在比表1所列α的范围稍大的区域内，例如(0.5～0.7) d13范围内，以d13的3%为间距，连续打5～7个电压辅助极，进行5～7个点的测量。在具体操作上，可以打一点测一点，拔起电压极再打下一点位，测下一个数据。对于电压极的每一个点位，可以测得一个接地电阻值。

表1 在不同的d13距离下满足测量允许误差的α值范围 允许测量误差δ%下列d13距离下的α值范围 5D

3D

2D 50.56～0.670.59～0.650.59～0.63 100.50～0.710.55～0.680.58～0.66 注：D为接地装置最大对角长度。 接地电阻测试结果的判断方法是：以接地电阻为纵坐标，以距离为横坐标，将测得的几个接地电阻值描绘在一张坐标图上，形成一条接地电阻的曲线。如果其中有至少三个电阻值的连线趋势走平，那这个位置对应的接地电阻值就是其准确值。不绘图也可直接判断，在所有测得值中，如果有三个以上电阻值之间相对误差小于3%时，就取这几个值的平均值为最后的测量结果。

要准确测量接地电阻，辅助电流极距被测接地装置的距离d13不能太小，至少应大于接地装置最大对角尺寸的3倍以上。电压极的位置在0.618倍d13处，但测量时应前后移动电压极5～7个点位，测得5～7个接地电阻的数值，选择其中至少三个相互误差小于3%的数据，取其平均值为最后的测量结果。

潘忠林(福州大学客座教授、硕士导师)：

接地电阻的测量，在条件许可的情况下，宜进行多点测试，然后取几个点的测试结果平均值作为接地电阻的值。“如果是真正合格的地网，正常情况下，无论从哪个方向测试，测试结果的误差都应该在允许范围之内。至于地网外的土壤电阻率高低对地网的接地电阻影响不会太大，因为我们测量的是改造过的接地网的接地电阻。在多点测量中，对于某个测试点偏差很大的特殊情况，可能是测试方法(仪表)、地下有异物等因素造成，解决的办法是在该点附近重新测量一次”。

测量应该避开附近的电磁干扰，尽可能在夜深人静的时候测量。 谢琦(湖南电信电磁防护支撑中心主任)：

接地电阻的测量没有绝对的实际意义。在实际工作中。测量接地电阻值只是作为每年的测试比对数据，如果没有突变，认为地网是可靠的。因此，在测量接地电阻时，没有必要斤斤计较从几个方向测试。

对于接地电阻值较小(小于1欧)的地网测试，利用通信现有的摇表、钳表都不能测试其准确值，必须采用大电流注入法。如果是要我来评判，我会先利用数学计算的办法进行评估，如果评估结果在任何一个方向上得到测试验证，则认为是符合要求的。

另外还有一个折中的办法，就是在地网的几个不同方向分别测试，将其算术平均值作为地网的接地电阻值也是可行的。

后记

广西电网公司生技部便函《关于加强变电站接地网质量监督检查的紧急通知》不仅对接地网工程承包方提出了严厉的指责，而且宣布暂停这两家单位在广西电网公司所属系统承包防雷接地工程资格。作为当事者，迪祥雷公司认为：即使取消其承包资格，也是迪祥雷公司与电网公司之间的事情;但电网公司内部下发的便函，按理只能在本公司内部发行，那么是谁将这一便函(甚至篡改)到处传播发布，把一件小事的负面影响甚至扩大到了省外?迪祥雷公司感到非常不解，并希望通过第三方检测机构对整改通知中提到的有关变电站地网改造工程进行检测，以求得客观公正的结论。