变电站投运中电容问题

变电站投运中电容问题（精选10篇）

变电站投运中电容问题 第1篇

离石高家山110kV变电站工程验收存在问题

变电部分：

1.110KV刀闸手动操作机构电缆孔洞未封堵

2.102开关电流互感器B相顶部外观有凹陷，应更换

3.2#PT避雷器计数器未归零

4.179-3刀闸、100-II、176-1刀闸拉合不同期

5.110KV开关柜柜门保安线未接地，柜内标识牌不规范

6.通信机柜电缆口孔洞未封堵

7.1#主变蝶阀渗油，应观察处理

8.南自光纤未固定，光缆终端盒固定不牢固

9.10kV柜门安全地线应连接可靠

10.综自柜内有杂物，施工现场未清理干净

11.油在线监测接地线未连接

12.综自二次线混乱，未整理

13.10KV开关柜安全接地线未连接

14.主变试验只做了高压侧耐压，未做中压侧及低压侧耐压，且高压侧及中性点耐压未按国标试验，试验应打76KV

15.主变绕组变形试验报告

16.10KV调节器未做油试验及耐压试验

17.放电线圈未做空载试验未出具报告

18.电容器试验报告中未写明耐压值

19.110KV母线PT、35KV母线PT、10KV母线PT没有试验报告 20.10KV电容器瓷柱应没有耐压试验报告

21.1#、2#主变低压侧直阻偏差按国标应不大于1%，报告不合格2#为5.4%

22.传动试验报告中没有

23.开关防跳跃试验报告没有

24.电流互感器伏安特性试验报告没有

25.电流回路二次回路阻抗报告没有

26.主变差动报告中没有制动特性报告

27.电能表计未贴标识，需规范标识

28.电度表柜内及电度表上积有灰尘，未清理

29.电度表采集功能未完全实现

30.没有电能表及互感器精度试验报告

31.故障录波器与对时装置时钟不一致

32.线路OPGW光缆位置未按设计进行悬挂

土建部分：

1.主变渗油池基坑鹅卵石粒径不符合规范要求

2.电缆沟盖板多块不平整

3.站区电缆沟防火墙数量不足，未按设计要求敷设封堵。缺排水

4.一楼楼梯口门未更换

5.视频安装高度不规范，需整改

6.主变固定点焊接长度不够

7、另初验提出来的问题基本未处理

变电站投运中电容问题 第2篇

一、变电站运行的新建、扩建、改建的一、二次设备加入电网前必须经过验收。设备变动修试后也必须经过验收合格，手续完备，方能投入系统运行。

二、验收按部颁标准及有关规程规定的技术标准进行。变电站验收发现的问题，变电站值班员应及时向调度和运行主管部门汇报，确保达到变电设备安全要注，一经验收合格，变电值班员应对变电设备负责。

三、在电气设备上工作结束后，有关修试人员应将工作情况详细记录在记录薄上，并写明是否可投入运行的结论，运行人员检查修试记录齐全主要数据合格后会同修试人员对修试设备进行检查、验收、检查修试单位已做到工完料净场地清，无疑后方可办理终结手续。

四、新设备投产和重要设备的大修、大范围停电检修，由电力部门或变电站站长组织和安排好设备的验收工作。

五、对检修后的开关、闸刀应进行操作检查，对调度校验后的继电保护装置应检查动过的端子、压板、切换开关位置和定值应处于正常状态，对检修试验后的设备要检查工作班装设的临时短接线、接地线、试验导线是否拆除，有无遗留物。

六、验收不合格的设备不准投入运行，如需要投入运行，应根据管辖权限，经电力主管部门或XX批准，并将意见记入值班日志。

七、设备运行前必需准备内容：

1.设备不管本期是否投运命名、编号、挂牌、标识必须齐全、醒

目。

2.站有试验时会亮的光字牌和正常运行应亮的指示灯及应测电压的出口压板明确标示，便易检查巡视和测量。

3.全部就地/远方控制开关和电压切换开关切换位置标明。站有出口压板和继电器的应标有全称的命名。

4.凡没有接地闸刀，需要对母线桥及一次设备需临时挂接地线的，接地点必须有明确的标志并固定不变，有利于值班员检查，接地点要除去油漆。

5.站有闸刀操作把手上有间隔全称标志，10kV间隔小车开关不但在柜门上有全称标示，在小车开关本体上也要有全称标示。

6.防误装置可靠完好，紧急解锁钥匙已封存。急须使用时，必须严格执行防误解锁制度。

7.设备安装符合规程要求，动作正确可靠，接触良好，指示正确，电气、机械闭锁可靠，站有密封件要求密封良好，瓷件无损坏、裂纹。站有设备拉地正确。验收中提出的消缺项目已经处理完毕。

8.备品备件、专用工具已由基建部门向生产运行部门移交。

9.电缆排放整齐美观，固定牢固，标志齐全清晰，防火封堵良好，电缆沟内无积水，无杂物。

10.盘柜安装排列整齐，固定牢固，柜内接线整齐美观，标志清晰齐全。

11.室内外设备金属部分无锈，油漆无脱落、皱纹、痕迹，充油设备无渗漏。

12.二次回路配线正确，绝缘良好，电流回路无开路，电压回路无短路，工艺美观，方向套电缆牌正确齐全，字迹清楚。

13.站有试验和调试报告真实合格、项目齐全。

八、环境及文明生产

1.投运前站内投产区施工遗留物。

2.站内清洁整齐、无卫生死角、无杂物、无乱堆放材料，设备见本色。

3.各处各类遮栏、护栏、爬梯安装牢固，符合安全规程。

4.各类沟道盖板完好齐全。

5.消防设施齐全、可靠、有效，符合设计和规程要求，并经当地消防部门的验收通过。

6.工具、资料摆放整齐。

7.场站照明符合设计要求。

8.变电站绿化符合设计标准要求完工或已落实计划和按排。

9.办公及生活用品满足运行需要。

九、安全及管理：

1.安全工器具齐全，符合安全规程要求。

2.防止误操作的措施和装置符合规程要求。

3.具备现场运行规程、典型操作票和必须的管理制度。

4.各种记录簿册、台帐报表准备齐全。

5.运行人员配置齐全，经过必要的学习或培训，掌握新设备的基本原理和性能。能胜任本岗位，经考试合格审核批准上岗。

6.各种图纸、资料已及时移交。如缺竣工图纸和试验报告，督促基建单位及时移交。

7.有颁布的经领导批准的允许单独巡视高压设备的人员、变电值班人员、工作票签发人、工作负责人、调试发令人名单。

8.各项管理制度（岗位责任制、交接班制度、巡回检查制度、定期试验切换制度、缺陷管理制度、设备验收制度、运行分析制度、现场培训制度、消防保卫制度、防误闭锁装置管理制度。文明生产管理制度、工具材料管理制度）和各个管理规范流程图（交接班流程、设备巡视检查流程、倒闸操作流程、工作票执行流程、缺陷管理流程）已制定并为操作班每个运行人员站熟悉。

9.现场放置值班记录簿、设备验收卡、操作票、工作票可供使用。

十、工作职责：

变电站投运中电容问题 第3篇

智能变电站是智能电网的重要基础和支撑，智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、控制、测量、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能。而智能变电站是近两年来新上项目，设备的应用安装、调试运行均在不断的探索中，特别是新建变电站的现场安装调试中工作不细、接线调试不到位、调试方法不正确，设备将存在极大的安全隐患，威胁智能变电站的运行安全，应该引起我们足够的重视。

问题的提出：信阳供电公司220KV宜居变电站是2014年新建的智能变电站，2015年进行新投运一年后的全站全面检验工作，在检验中发现问题如下：

1.220KV1号主变A套保护接收220kV A套母线保护联跳各侧信号不正确

1.1故障描述

现场连线为（实抓报文）：

实际应为：

1.2故障原因分析及影响

该连线用于主变高压侧失灵时，启动母线失灵保护动作切除当前母线上所有间隔，同时母线保护给主变保护发送联跳三侧信号，跳开主变三侧开关。该问题会造成母线故障时，母线保护误切主变三侧，扩大停电范围。

1.3故障处理

保护厂家修改虚端子连线，试验结果正确。

2.220kV母线测控装置接收母线零序电压SV虚端子连线与实际不符

2.1故障描述

SCD文件中220kV母线测控接收零序电压连线为：

由虚端子连线可看出，I母零序电压取自A套合并单元，而II母零序电压取自B套合并单元。经现场试验确认，220kV母线测控装置只接收一组SV数据，与SCD文件虚端子连线不一致。

2.2故障原因分析及影响

该问题影响母线零序电压的正确采集。

2.3故障处理

后经测控装置厂家修改配置后，I母、II母零序电压均取自A套合并单元，试验结果与修改后文件保持一致。

3.220kV、110kV母线测控装置无法接受母线合并单元发送的零序电压数据

3.1故障描述

经现场试验确认，通过测试仪直接加量和合并单元侧加电压，220kV、110kV母线测控装置均无法接收母线零序电压。

3.2故障原因分析及影响

经测控装置厂家确认，装置默认支持两组电压，而由虚端子连线可以看出，零序电压连到测控装置的第四组电压，装置未开放第四组电压，导致无法接收零序电压。该问题影响母线零序电压的正确采集。

3.3故障处理

测控装置修改内部参数之后，能够正常接收零序电压。

4.220kV B套线路保护PRS-753D装置检修策略处理不正确

4.1故障描述

经现场试验确认，B套线路保护PRS-753D装置在检修压板状态投入时，不论接收到的GOOSE开入是否带检修品质，装置均屏蔽接收GOOSE开入，与标准规范要求不一致。《Q/GDW 396-2012 IEC61850工程继电保护应用模型》的13.3明确规定了GOOSE报文检修处理机制如下图所示：

根据b）的文字说明可知，保护装置投入检修压板时，应识别带检修品质的GOOSE开入。

4.2故障原因分析及影响

PRS-753D装置在检修压板投入时，屏蔽接收GOOSE开入的做法对现场试验有一定的影响。但是线路正常运行时，装置均不投入检修压板，所以该做法不影响保护运行。

4.3故障处理

现场未处理，已报厂家研发人员。

结束语

智能变电站继电保护实行状态检修，在投产后1年内应开展投运后第一次全部检验，之后每隔6年至少保证开展1次例行试验，所以要求智能变电站在新安装调试期间严格按照安装调试工艺要求实施，投运前的交接验收试验中要全面细致，严格按照验收试验大纲进行，确保设备投运后的安全稳定运行。

110KV新源变电站投运方案 第4篇

批准：

会签：

审核：

编写：左小勇

电力调度中心

2006年12月12日

110KV新源变电站投运方案

110KV新源线电站输变电工程已全部竣工，经启动委员会验收组对新源线电站新安装的全站设备间隔、新建的110KV福源线线路及其两侧间隔所有一、二次设备验收合格，具备投运条件。按照《新源110KV输变电工程启动验收方案》要求，为了确保新安装的设备一次投运成功，特编制本投运方案。

一、调度命名和调度管辖划分

1、万福变至新源变新建110KV输电线路命名为“110KV福源线”，万福变间隔编号命名为“122开关”，新源变间隔编号命名为“111开关”。

2、新源变至油田变新建35KV输电线路命名为“35KV新油线”，新源变间隔编号命名为“311开关”。

3、新源变新建主变系统命名为“#1主变”。

4、35KV新油线线路属吉安县调管辖、地调许可设备。

详见附图：110KV新源线主接线图；

110KV万福变主接线图；

二、新设备投运范围1、110KV新源变电站所有新安装的一、二次设备（除10KV出线外）。

2、110KV万福变电站110KV福源线122开关间隔。

3、110KV新源变电站110KV母线、35KV母线、10KV母线及母线设备。

4、110KV新源变电站#2主变及其附件设备。

三、投运条件

1、万福变电站新安装的110KV福源线122开关间隔一、二次设备已按设计要求安装完毕，调试正确，验收合格，具备投运条件，并处于冷备用状态。

2、110KV新源变电站所有一、二次设备按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，且均处于冷备用状态。

3、110KV福源线线路按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，处于冷备用状态。

四、投运步骤

根据启动验收方案安排，整个新设备投运分二个阶段进行：

第一阶段：万福变110KV福源线122开关间隔、新源变110KV福源线111开关间隔、110KV福源线、和新源变110KV母线及其母线设备

1、万福变：检查110KV福源线122开关确在冷备用状态。

2、万福变：摇测110KV福源线122开关间隔设备绝缘，确保合格。

3、新源变：检查110KV福源线111开关确在冷备用状态。

4、新源变：检查110KV母线及母线上所有设备均在冷备用状态。

5、新源变：摇测110KV福源线111开关间隔和110KV母线及母线PT绝缘，确保合格。

6、万福变：由继保人员负责校验110KV福源线122开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。

7、新源变：由继保人员负责校验110KV福源线111开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。

8、新源变：投入110KV福源线111开关所有保护（改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸）。

9、万福变：投入110KV福源线122开关所有保护（改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸）。

10、新源变：对110KV新厦线摇测绝缘，确认合格。

11、新源变：以万福变相序为基准，采用“一对一”接地摇测法对110KV福源线线路摇测相序，确保与万福变110KV相序一致。

12、万福变：将110KV福源线122开关由冷备用转热备用。

13、万福变：合上110KV福源线122开关对福源线线路冲击三次，每次冲击时间5分钟，间隔时间1分钟。

其中：1）110KV福源线第一次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关距离保

护试跳开关。

2）110KV福源线第二次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关零序保

护试跳开关。

3）110KV福源线带上新源变110KV母线进行第三次冲击。

4）检查新源变110KV母线受电正常后，空载运行。

14、新源变：合上110KV母线PT1511刀闸。

15、新源变：测试110KVPT二次电压和相序，确认相序正确。

第二阶段：110KV新源变电站投运

（一）、#1主变投运

1、新源变：检查#1主变及三侧开关均在冷备用状态。

2、新源变：摇测#1主变及三侧开关绝缘，确保合格。

3、新源变：投入#1主变所有保护（重瓦斯接“跳闸”位臵，轻瓦斯由“信号”改接与“跳闸”位臵）。

4、新源变：将#1主变高中压侧分接头位臵调至额定电压档。

5、新源变：合上#1主变中性点1010刀闸。

6、新源变：将#1主变101开关由冷备用转热备用。

7、新源变：合上101开关对#1主变进行五次冲击合闸试验，每次冲击间隔时间5分钟。

第一次冲击正常后，用#1主变差动保护跳101开关；

第二次冲击正常后，用#1主变重瓦斯保护跳101开关；

第三次冲击正常后，用#1主变有载开关重瓦斯保护跳101开关；

第四次冲击正常后，用#1主变复合电压过流跳101开关；

第五次冲击正常后，空载试运行，并将#1主变轻瓦斯由“跳闸”改接与“信号”位臵。

8、新源变：退出#1主变差动保护。

（二）、35KV母线及35KV母线PT投运

1、新源变：检查35KV母线上所有设备均在冷备用状态。

2、新源变：对35KV母线及35KV母线PT摇测绝缘，确认合格。

3、新源变：将#1主变301开关由冷备用转热备用，投入301开关充电保护。

4、新源变：合上#1主变301开关对35KV母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后，退出301开关充电保护压板，并合上35KV母线PT3511刀闸。

5、新源变：由继保人员负责测试35KVPT二次电压和极性以及有关保护、仪表接线的正确性；测试35KV所有间隔PT二次压降。

（三）、10KV母线及10KV母线PT投运

1、新源变：检查10KV母线上所有设备均在冷备用状态。

2、新源变：摇测10KV母线及10KV母线PT绝缘，确认合格。

3、新源变：将#1主变901开关由冷备用转热备用，投入901开关充电保护。

4、新源变：合上#1主变901开关对10KV#1段母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后退出901开关充电保护压板，并合上10KV母线PT9511刀闸。

5、新源变：由继保人员负责校测试10KV PT二次电压和回路极性以及有关保护、仪表接线的正确性；测试所有出线的PT二次压降。

6、新源变：投入10KV所用变恢复站用电。

7、新源变：10KV馈线恢复送电工作由变电分公司负责进行。

（四）、10KV#1电容器的投运

1、新源变：检查10KV#1电容器917开关确在冷备用状态。

2、新源变：摇测10KV#1电容器917开关间隔绝缘，确保合格。

3、新源变：投入10KV#1电容器917开关所有保护。

4、新源变：将10KV#1电容器917开关由冷备用转热备用。

5、新源变：合上10KV#1电容器917开关，对#1电容器冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。

（五）、35KV新油线的投运

1、新源变：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。

2、吉安县调：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。

3、新源变：摇测35KV新油线311开关间隔绝缘，确保合格。

4、新源变：投入35KV新油线311开关所有保护。

5、新源变：将35KV新油线311开关由冷备用转热备用。

6、新源变：合上35KV新油线311开关，对35KV新油线冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。

7、吉安县调：将油田变负荷转接至35KV新源线上供电。

五、注意事项

1、#1主变带负荷测试前应退出主变差动保护，测试正常后再投入。

2、#1主变投运正常后，将#1主变重瓦斯保护由“跳闸”位臵改接于“信号”位臵，试运行二十四小时后，再将重瓦斯保护由“信号”位臵改接于“跳闸”位臵。

3、万福变110KV福源线122开关、新源变110KV福源线111开关二次功率方向元件须带负荷测试正常后才可投入运行。

变电站刀闸投运前的检查验收 第5篇

1.隔离开关投运前，必须具备以下条件：

(1)新装或大修后的隔离开关，投运前必须验收合格；

(2)新装隔离开关的验收项目按《电气装置安装工程施工及验收规范》及 有关规定执行。大修后的验收项目按大修报告执行。

2.工程交接验收

(1)在验收时，应进行下列检查：

1）操动机构辅助开关及闭锁装置应安装牢固，动作灵活可靠，无卡阻、冲击现象，位置指示正确；

2)合闸时三相不同期允许值应符合：110kV为10mm，10kV不大于3mm；

3)触头应接触紧密良好；

4)瓷件应表面清洁，无裂纹及破损；

5)油漆应完整，相色标志正确，接地良好；

6)有完整的铭牌参数和运行名称与编号。3.在验收时应提交下列资料和文件：

1)变更设计的证明文件；

2)制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件；

3)安装技术记录；

4)调整试验记录；

5)备品、备件及专用工具清单。

4.回路中未装设开关时，仅允许用隔离开关进行下列操作：

(1)在断路器合闸状态下，拉合与断路器并联的刀闸；

(2)拉开或合上无故障的电压互感器或避雷器；

(3)拉合变压器中性点地刀闸；

(4)拉合空载母线。

5.隔离开关投运前的检查试验：

(1)隔离开关投运前，必须经过试验合格；

(2)隔离开关拉开后之张开角度或最小距离应符合要求；

(3)接头线卡子应牢固，接触应紧密；

(4)架构底座不应锈蚀；

(5)瓷套应清洁、无裂纹；

(6)接地刀闸开合三相联动灵活，接触良好；

(7)机械闭锁应动作准确可靠；

(8)为检修所设置的安全措施应全部拆除；

在变电站投运剪彩仪式上的致辞 第6篇

在这硕果累累的金秋时节，即将迎来中华人民共和国成立56周年之际，一项惠及全县人民群众的民心工程——城北变电站建设项目正式竣工投入运行了。在此，我代表县委、人大、政府、政协四大班子向城北变电站的竣工投运表示热烈的祝贺！向奋战在变电站建设一线、付出辛勤劳动的广大电力干部职工致以诚挚的问候和崇高的敬意！向给予我县电力事业

发展大力支持的上级电业局和社会各界人士表示衷心的感谢！近年来，我县以创优投资环境工作为重点，强力打造良好的经济发展环境，招商引资、重点项目等工作取得了显著成绩，投资力度不断加大，发展步伐不断加快。随着经济快速发展，尤其是以县城为中心的工农业迅猛发展，县城电力供需矛盾日渐凸现，为有效解决这一难题，我县大力实施了县城电网建设与改造工程，并作为今年全县七件实事之一全力推进，全面优化县城电网结构，以此更好地支持全县各项事业健康快速发展。城北变电站的竣工投运，标志着我县城网建设与改造工程即将全线告捷，以县城为中心，110KV变电站为枢扭，城北、波流固、贺堡变电站为支点的县城电网结构更趋合理，供电更加安全、稳定和高效。

长期以来，在广大电力职工的辛勤耕耘下，我县供电事业得到快速发展。特别是近两年来，县电力部门紧紧围绕全县工作重心，坚持改革、发展和创新，本着“人民电力为人民”的宗旨，全力支持当地经济发展，取得了显著成效。这些成绩的取得，可谓是广大电力系统干部职工坚持求真务实、拼搏进取、优质服务的结果，凝聚了广大电力干部和职工的智慧和心血，为全县的经济发展和社会进步做出了积极的贡献。借此机会，我向奋战在电力战线上的广大干部和职工表示亲切的慰问和诚挚的谢意！

变电站投运中电容问题 第7篇

关键词：电容器；充放电；交流电路

电容元件的授课首先要介绍为什么要学习电容元件的原因，然后根据电容元件的重要性来进行分析和讲解。在授课过程中主要分为以下几个方面：

一、以背景知识介绍，激发学员兴趣

荷兰莱顿大学的教授布洛克做摩擦起电的实验时，把一支枪管悬在空中，将起电机跟通过金属链条与小铁钉相连，自己摇动起电机，无意中把一个带电的小铁钉调到玻璃瓶中去了。他以为过不了多久小铁钉的电量就会消失，当他想从玻璃瓶中把小铁钉取出来时，手碰到钉子的瞬间，突然有了一种电击的感觉。经过反复实验，他得出一个结论：把带电体放在玻璃瓶内是可以把电保存下来的，并将该瓶取名为莱顿瓶，这也就是早期电容器的雏形。原始的莱顿瓶是一个玻璃瓶，瓶里瓶外分别贴有锡箔，瓶里有金属导体组成。这就构成以一个最简单的电容器，因此，电容器其实就是一个储存电荷的装置。

二、在理论学习中，采取教员引导、学员分析的方式

为让学员更直观地了解电容器是怎样存储电荷进行工作的，可以从以下几方面分析。

先来看一个实验演示，让学员简单地了解充放电。

开关S与1相连时，电源、电阻、电容构成一个电路，此时电路会出现怎样的现象呢？在开关闭合瞬间，小灯泡最亮，亮度逐渐变暗，直至熄灭。如果电路连接状态不发生改变，灯一直处于熄灭状态。小灯泡为什么会有这样的现象呢？很显然小灯泡作为电阻元件本身没有这样的特性，产生这种现象的原因只能与电容有关。

在电路刚接通1的瞬间，因电容器上没有电荷，它两端的电压为零，这时充电电流最大。随着电路中可移动电荷的减少，电路中电流逐渐减小，电容器两极板上的电荷不断累积，电源两端的电压与电容的端电压之差逐渐减少，因此，充电电流不断减小。最后，当电容器两端的电压和电源的端相等，即UC=U时，充电电流为零，此时充电结束。可见，开始电路中电流最大，然后逐渐减小直至为零，这个过程小灯泡变化的过程。

在电路接通2的瞬间，放电电流最大。随着电路中可移动电荷的减少，电路中电流减小，电容两极板上的电荷不断减少，因此电流减小，UC减小。最后，当电路中没有可移动的电荷时，I=0，UC=0，此时放电结束。在开关闭合瞬间，小灯泡最亮，亮度逐渐变暗，直至熄灭，与电流变化过程完全一致。这就是电容器的充电和放电的过程。

通过演示看到，在直流电路中，电容器无论充电还是放电，小灯泡最终的现象都是熄灭，因此电容器相当于断路。在充放电的过程中，电路中虽然有电流产生，但是由于电容内部是绝缘介质，因此电容内部是没有电流的。

然后通过实验现象，进一步分析电容在交直流电路中的作用。

因为直流电的大小和方向都不随时间改变，所以频率等于零，容抗就等于无穷，也就意味着电容对直流电的阻碍作用为无穷大，所以电容处于的状态是开路状态。由于交流电的大小和方向都随时间改变，频率越大，容抗越小，对交流电的阻碍作用越小，电流越大。因此电容具有通交流隔直流，通高频阻低频的作用。

再由多种表示法来分析电压电流的关系。

通过观察电流的解析式发现，电压的最大值、有效值都满足交流电路欧姆定律。因为电压和电流的初相位不同，所以瞬时值不满足。通過电压、电流的解析式，我们可以直接得到电压、电流的相位关系是电流是超前电压90°。

最后结合解析式和波形图分析功率关系，记住重要结论及公式。

瞬时的电压、瞬时的电流随时间改变，在任意时间点上，功率也在发生变化，也就是瞬时功率。瞬时功率等于瞬时电压乘以瞬时电流，瞬时功率的最大值为电压、电流有效值的乘积，角频率变为电压、电流角频率的2倍。在整个变化过程中，电容时而充电、放电，进行的是一个可逆的能量变换过程，并不消耗能量，只是和电源进行能量的吞吐变换，说明电容是一个非耗能元件，因此平均功率等于零。

三、结合例题讲解，巩固理论知识，总结解题思路

举例分析：在收音机电路里，电容器在选频网络中，电容与电感组成谐振电路。在放大器电路中，可以起到耦合的作用。在放大器的基极电路中，起到滤波作用。

四、通过器件的识读、检测，提高学员动手操作的能力

XXXX光伏电站投运方案 第8篇

国网吉林省电力有限公司电力调度控制中心

二〇一七年月日

一、计划投运时间：二〇一七年月日

二、投运的新设备：XXXX光伏电站66kV变电设备及1号主变和35kV母线设备。

三、XXXX光伏电站及新设备参数、命名和编号详见附页

四、调度关系：XXXX光伏电站66kV变电设备、1号主变属白调管辖设备；XXXX光伏电站66kV变电设备、1号主变由业主公司负责维护。

五、继电保护配置情况

XXXX光伏电站：安榆线路开关为微机距离保护、1号主变保护为差动、重瓦斯、轻瓦斯、过流保护、过负荷保护，频率电压紧急控制装置。

六、新设备投运安排

XXXX光伏电站66kV变电设备及1号主变和35kV母线设备。投运前应完成的工作：

XXXX光伏电站66kV安榆线路957开关、66kV变电设备及1号主变和35kV 母线所有设备及保护、远动安装、调试工作，相位正确。66千伏安榆线路保护、频率电压紧急控制装置按定值单调试完毕，整改消缺经国网吉林省电力有限公司复查合格，具备运行条件。投运步骤

1.由启委会主任 通知白调XXXX光伏电站66kV安榆线路957开关、66kV变电设备及1号主变（1号主变分接头在9头69kV/37kV)和35kV母线所有设备及保护、自动化传试正确、高压试验合格，人员退出现场，地线全部拆除，开关、刀闸在开位，相位正确，整改消缺经国网吉林省电力有限公司复查合格，具备投运条件。

2.由XXXX光伏电站值班员汇报白调66kV安榆线路957开关、66kV变电设备及1号主变（1号主变分接头在9头69kV/37kV)和35kV母线所有设备及保护、自动化传试正确、高压试验合格，人员退出现场，地线全部拆除，开关、刀闸在开位，相位正确，整改消缺经国网吉林省电力有限公司复查合格，具备投运条件。

3.白调和XXXX光伏电站核对XXXX光伏电站1号主变已经五次充电良好，1号主变差动保护己经检测相位正确，1号主变分接开关已经调整试验合格；0.4kV厂用电并与外来0.4kV电源已经检测相位正确，35kV母线电压互感器和66kV线路电压互感器二次己经检测相位正确；安榆线路957开关的微机距离保护和电能表已经带负荷测相位正确，接地变已经在二次侧检测接线正确。

4.白调和大安220kV变电站核对远跳装置已经按照现场规程正确使用。

5.白调令XXXX光伏电站投入安榆线路957开关的保护和1号主变保护，合上安榆线路661甲、乙刀闸，合上66kV电压互感器091刀闸。

6.白调令XXXX光伏电站合上安榆线路957开关将1号主变送电。XXXX光伏电站的35kV母线设备送电的原则要求如下：

XXXX光伏电站35kV母线设备送电按现场方案执行，但原则要求如下： 35kV设备送电前必须投入保护，35kV线路送电按现场方案执行，正常后汇报白调。

XXXX光伏电站运行方式规定：

正常方式：XXXX光伏电站光伏阵列、1号主变经安榆线路与系统并列运行；大安变线路远跳装置按照现场规程使用；XXXX光伏电站频率电压紧急控制装置和远跳装置按照现场规程使用，大安变远跳装置按照现场规程使用

附件：XXXX光伏电站及新设备参数、命名和编号

变电站投运中电容问题 第9篇

关键词 变电运行；电流互感器；二次回路；开路；处理措施

中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2010)121-0011-01

电流互感器（CT）是变电运行中一种特殊的变换器，可以使电网中的一次大电流转换成和其成正比的二次小电流，输入到变电运行自动装置或测量仪表中。因此，电流互感器二次回路开路问题对于电力安全、稳定运行有很大的影响。

1 电流互感器二次回路开路的原因

根据多个工作现场的实际情况，造成电流互感器二次回路开路的原因如下：

1）交流电流回路中的电流端子， 由于结构或质量上的缺陷造成开路。例如一个220kV 变电所220kV母联电流互感器端子箱内部分电流端子的连接片出现细小的裂纹，导致B相CT 出现较大的异常声响的情况出现。后来查明这是由于该端子箱采用的电流端子的质量不过关，在用力紧固连接片螺丝的过程中，连接片出现肉眼不宜发现的裂痕，导致电流回路负载增大，CT出现异常声响。经更换合格的电流端子后，消除了上述缺陷。还出现过因电流实验端子的接线螺丝本身不带弹簧垫，导致螺丝松动，造成电流回路接触不良，使该端子片及相邻端子片严重烧损，继续运行必然造成开路。

2）外部环境的影响。由于户外端子箱、电流互感器二次端子接线盒长期处在风吹雨淋的环境下，电流接线端子易受潮，端子螺栓和垫片发生严重锈蚀，长期运行导致电流互感器二次回路开路。

3）工作人员的失误。如工作中电流端子接线螺丝未拧紧或工作后忘记恢复已打开的电流端子，造成电流二次回路开路。当电流互感器一次电流较大时，将引起开路点处电流端子绝缘击穿，端子排烧毁等情况。还有就是在运行的电流互感器二次回路上工作，误打开运行的电流回路造成开路。

2 CT二次回路不得开路和二次负载要小的原因

电流互感器一次绕组匝数少，使用时一次绕组串联在被测线路里，二次绕组匝数多，与测量仪表和继电器等电流线圈串联使用，测量仪表和继电器等电流线圈阻抗很小，所以正常运行时CT 是接近短路状态的。电流互感器在正常运行时，二次电流产生的磁通势起去磁作用，励磁电流很小，铁芯中的总磁通很小，二次绕组的感应电动势不超过几十伏。如果二次侧开路，二次电流的去磁作用消失，其一次电流完全变为励磁电流，使铁芯高度饱和，加之二次绕组的匝数较多，会在二次绕组两端产生很高（可达数千伏甚至上万伏）的电压，严重威胁二次设备及人身的安全。二次回路开路时由于铁芯磁饱和，使铁芯严重发热，二次线圈的绝缘会因过热而被烧坏。同时，还会在铁芯上产生剩磁，使电流互感器误差增大，造成仪表指示不正常，甚至烧毁设备。

电流互感器的二次负载如果很大，运行时其二次电压很高，励磁电流必然增大，从而使电流变换的误差增大。特别是在系统故障时，电流互感器一次电流可能达额定电流的数十倍，致铁芯饱和，电流变换误差很大，不满足继电保护和测量仪表的要求，甚至使保护误动，故电流互感器的二次负载要小。

3 电流二次回路开路时出现的现象

1）电流互感器二次回路端子、元件线头有放电、打火现象。电流二次回路开路会在二次开路处感应出非常高的电压，烧坏电流端子及接线头。

2）电流互感器本体有异常声响。二次开路时，因铁芯磁饱和以及磁通的非正弦性，使硅钢片振荡而且振荡不均匀，发出较大的噪声。这些现象在负荷较轻时不是很明显，当负荷较大时，由于铁芯磁通严重饱和，造成铁芯过热，使内部绝缘层受热严重，出现发热、异味、冒烟等异常现象，严重时会烧坏电流互感器。

3）电度表、继电器等冒烟烧坏。而有无功功率表及电度表、远动装置的变送器、保护装置的继电器烧坏。

4）电流二次回路某相开路时，则该回路仪表指示异常降低或为零。若此电流回路接至微机保护，则微机保护装置发出“电流回路断线”告警信号。若此电流回路接至测量表计回路，则三相电流表指示不一致，该相电流指示甚至为零，功率表指示减小。若此电流回路接至电能计量回路，则电能表转速缓慢或发出告警声音。若运行中发现测量表计指示时有时无，有可能处于接触不良状态，运行人员碰到此现象时可将有关的表计相互对照比较进行分析。如变压器原、副边负荷指示相差较大，电流表指示相差太大（注重变化的不同，电压等级的不同，可怀疑偏低的一侧有无开路故障）。

当发现以上些现象，则可判断为是电流二次回路开路。但在实际运行当中，会有一次负荷不大，二次回路无工作的情况，且不是电流测量回路开路时，那么这个时候CT 的二次开路故障是不容易被发现的，这就需要我们实际工作中不断学习和积累经验。

4 电流互感器二次回路开路的预防处理措施

1）防止电流互感器二次回路开路的措施。①为了防止电流互感器二次侧开路，电流互感器二次侧不得装熔断器，二次回路导线连接必须正确可靠。电流互感器二次线圈应可靠接地，且只允许有一个接地点。暂不用的电流互感器二次线圈应短路后接地。②电流回路的电流端子应选用质量可靠的端子， 对发现有质量问题的端子，要及时更换。③现场工作人员应加强工作责任心，严格遵守作业规程，认真执行现场工作标准化作业指导书。短接电流回路应使用短路片，短接要可靠牢固。

2）处理发生CT二次开路的方法。当发现电流互感器二次回路开路时，首先应先分清故障属于哪一组电流回路、开路的相别、对保护有无影响。汇报调度，解除可能误动的保护。

其次处理电流互感器二次回路开路故障时，尽量减小一次负荷电流，以降低开路处的电压。如果发现电流互感器本体严重损伤，则应立即转移负荷，停电进行检查处理。工作时应遵守安全工作的规定，要戴绝缘手套，使用绝缘良好的工具，并站在绝缘垫上进行。处理开路时，应尽快设法在就近的试验端子上用良好的短接线将CT 二次短路，再检查处理开路点。若短接时发现有火花，那么短接应该是有效的，故障点应该就在短接点以下的回路中，可进一步查找。若短接时没有火花，则可能短接无效，故障点可能在短接点以前的回路中，可逐点向前变换短接点，缩小范围检查。对检查出的故障，能自行处理的，如接线端子等外部元件松动、接触不良等，立即处理后投入所退出的保护。若开路点在CT 本体的接线端子上，则应停电处理。若不能自行处理的（如继电器内部）或不能自行查明故障的，应先将CT 二次短路后汇报上级。

5 结束语

可见，变电运行中电流互感器二次回路开路是一个非常严重的问题，防止二次回路开路应以预防为主。在二次回路上要以严谨细致的态度进行工作，严格执行安全工作规定，杜绝人为造成二次回路开路故障问题，以保证电力系统的安全运行。

参考文献

[1] 吴庆华.电流互感器二次线圈开路的原因与对策[N].中国电力报.

[2]杜新纲.501型电流互感器二次回路测试仪验收试验[J].东北电力技术.

变电站投运中电容问题 第10篇

关键词：备用电源自投装置 110kV变电站 运行方式

0 引言

备用电源自动投入装置（简称备自投或BZT）是工作电源因故被断开后，能迅速地将备用电源自动投入工作的一种装置。它能最大限度地保证对用户供电的连续性和可靠性，减少故障的影响范围。

高中压配电网采用闭环设计，开环运行。在开环运行的变电站中往往装设有备自投装置，常见于110kV及以下电压等级的系统中。

本论文旨在结合保定电网的特点，介绍和分析110kV和10kV（35kV）备自投的投退策略与装置逻辑，力图使备自投在多种运行方式可靠动作，确保电网的安全性和可靠性。

1 备自投的配置原则[1]

①凡具备两路及以上供电电源的110kV变电站一般均应在110kV侧配置线路及分段备用电源自投装置。②有两台及以上主变的变电站，均应在10kV侧配置备自投装置。③对两回及以上220kV线变组接线方式的变电站，在110kV母联开关加装备自投装置。④对一些重要供电负荷，运行方式条件允许的，可考虑装设备自投装置。⑤备用电源自投装置的配置，对新建或扩建的变电站应纳入基建工程规划；对已运行的变电站，应纳入技改工程计划。⑥35kV变电站BZT装置的配置可参照执行。

2　备自投的基本逻辑

2.1　备自投的技术要求

①应保证当主供电源断开后，才投入备用电源。②要正确选取BZT装置的充电、放电和启动条件，保证BZT装置只动作一次。③要充分考虑BZT装置的闭锁条件，防止BZT发生不正确动作的情况。④BZT装置的整定时间必须考虑与线路重合闸、线路后备保护和上下级BZT装置动作时间的配合，并考虑相应的延时和闭锁功能。⑤BZT动作投入备用电源，若备用电源投于故障，应具有加速跳闸功能。⑥BZT的放电条件应考虑必要的延时，以防止系统扰动、故障等短时异常条件造成BZT闭锁。

2.2　有压、无压和无流条件

母线有压指母线的三个线电压至少有一个大于母线有压定值。三个线电压有压条件相“或”可以防止PT一相或两相断线导致BZT拒动；母线无压指母线的三个线电压均小于母线无压定值。三个线电压无压条件相“与”可以防止 PT 一相或两相断线时BZT误动。

进线有压一般为一个相电压（或线电压）大于进线有压定值。进线无流指工作电源进线的一个相电流小于进线无流定值。该定值应小于最小负荷电流，以防止工作电源 PT 三相断线时备自投误动。备用电源PT三相断线时，备自投将拒动。

2.3　充电条件

装置投入工作，即装置功能硬、软压板位于投入位置；工作电源和备用电源正常，符合有压条件；工作断路器和备用断路器(母线联络断路器)位置正常，即工作断路器处于“合闸后”位置，备用断路器处于“跳闸”位置；闭锁、放电条件不成立。

在满足全部充电条件后，备自投装置应处在备投状态。

2.4 放电条件（闭锁条件）

①装置退出运行，即其功能硬(或软)压板退出；②备用电源不满足有压条件；③工作断路器由人为（就地或远控）操作跳开；④备用断路器在“合闸”位置；⑤出现工作断路器拒跳或备用断路器拒合；⑥主变后备保护动作（作用于跳开工作电源开关）。

3　110kV典型的备自投配置方式

3.1　内桥接线备自投配置方式

采用内桥接线方式的110kV变电站一次接线简图如图1所示。

对于此接线形式的110kV备自投装置，可以归纳为进线备自投和母联备自投两大类备自投方式[2]。其常规逻辑如下：

①母联备自投的运行方式和典型逻辑：

运行方式：110kV的2回进线独立运行，1QF、2QF处于合位，母联开关3QF处于分位，装置自适应投入母联备投方式。

动作逻辑：当进线I（II）失压，备自投装置检测1M（2M）失压且进线I（II）进线开关无流、进线II（I）有压，延迟跳I（II）开关，确认跳开后，合上母联开关3QF。

②使用进线备自投的运行方式和动作逻辑：

运行方式：当进线I（II）向110kV IM、2M供电，1QF（2QF）处于合位，母联开关3QF合位，2QF（1QF）处于分位，装置自适应投入进线互投方式。

动作逻辑：当进线I（II）失压，备自投装置检测1M（2M）失压且1QF（2QF）开关无流、进线II（I）有压，延迟跳进线1QF（2QF）开关，确认跳开后，合2QF（1QF）开关。

3.2　扩大内桥接线备自投配置方式

扩大桥型接线方式就是对桥型主接线的变电站增容的一种方式。采用扩大内桥接线方式的110kV变电站一次接线简图如图2所示[3]。

它主要有以下4种运行方式：

①进线I通过111开关带T1主变；进线II通过112开关、102開关带T3主变和T2主变；110 kV I、II段桥101开关在热备用。②进线I通过111开关、101开关带T1主变、T2主变；进线II通过112开关带T3主变；110 kV II、III段桥102开关在热备用。③进线I通过111开关、101开关、102开关带T1、T2、T3主变；112开关在热备用。④进线II通过112开关、102开关、101开关带T3、T2、T1主变；111开关在热备用。

4 10kV（35kV）典型的备自投配置方式

4.1　分段断路器备自投配置方式

图3为变压器低压侧分段断路器备自投一次系统简图。正常运行时，T1、T2变电器同时运行，两台主变各带一段母线，两段母线互为暗备用，分段断路器断开，作为备自投。

当T1主变故障，T1主变保护跳开511开关时，或者T1高压侧失压时，均会引起低压母线1M失压，此时由T1主变保护与备自投跳开511，确认511处于分位后，延迟合上501开关，从而保证对1M母线连续供电。同理，IIM失压时，备自投方式与之类似。

4.2　均衡负荷备自投配置方式

均衡负荷备自投对应的主接线图如图4所示。这种接线方式包括3台主变，适用于负荷比较集中，比较重要的地区。

它主要有以下4种运行方式：

①I母线备用II母线方式；II母失压，I母有压，跳512开关，延迟合501开关。②II母线备用I母线方式；I母失压，II母有压，跳511开关，延迟合501开关。确认511跳开、501合上后，跳513开关，合502开关均衡T2、T3主变负荷。③IV母线备用III母线方式；III母失压，IV母有压，跳513开关，延迟合502开关。④III母线备用IV母线方式；IV母失压，III母有压，跳514开关，延迟合502开关。确认514跳开、502合上后，跳512开关，合501开关均衡T2、T3主变负荷。

这种接线主变低双分支的方式，将一段完整的母线分为两个半段母线（一般是中间的T2主变）。这样其中一台主变停电时，使全站负荷由其余两台主变平均分配，避免了一台主变带两段完整母线时出现过负荷的情况。

5 保北电网110kV变电站备自投应用分析

5.1　保定110kV电网接线及变电站主接线方式

截止2011年8月1日，保北电网共有110kV及以上变电站69座，其中500kV站2座，220kV站13座，110kV站54座。

220kV电网采用以500kV变电站为中心分区分片的供电模式。110kV配电网采用以220kV变电站为中心，分片供电，正常运行方式下各110kV供电片区相对独立，但在事故情况下具备互相支援的能力。110kV变电站大多按“双电源”形式供电，其网架按供电要求分区，有辐射、“T”接、环网等多种接线形式。110kV变电站的主接线则以单母线接线、单母线分段接线、内桥接线为主。

5.2　保定北网110kV变电站备自投装置配置情况

以保定北网2011年8月份的数据为例，在全部54个110kV变电站，110kV、35kV、10kV（6kV）备自投装置投运情况如表1所示。

所采用的备自投装置生产厂家有北京四方、深圳南瑞、南瑞继保、国电南自等。

5.3 110kV变电站备自投装置配置情况

以安新供电区的110kV安州站和110kV老河头站为例，其电气联络图如图5所示，其备自投配置情况见表2。安州站正常运行时，淀安线112开关、桥开关145处于合位，孙安线113开关处于分位，为热备用状态。可见安州站110kV备自投为进线备自投，其动作逻辑为当淀安线失压，备自投装置检测4#、5#母线失压且112开关无流、进线孙安线有压，延迟跳淀安线112开关，确认跳开后，合上孙安线113开关。

6 结论

详细介绍了備自投设备的基本原理，对备自投配置原则和基本逻辑进行了分析，为深入研究110kV变电站备自投的动作打下了基础。

参考文献：

[1]国家电力调度通信中心编著.国家电网公司继电保护培训教材.北京：中国电力出版社，2009.

[2]郭碧媛，张丰.110kV扩大内桥接线备自投逻辑分析.电力系统保护与控制，2010，38（7）：124-128.