二次电压母线范文

二次电压母线范文（精选9篇）

二次电压母线 第1篇

关键词：继电保护,TV二次电压回路,继电器误动

发电厂、变电站电气网控室内的TV二次电压小母线多为测量仪表和继电保护及安全自动装置共用, TV二次电压小母线的安全与否, 不仅仅严重影响电能测量的准确性, 同时也直接威胁继电保护及安全自动装置动作的正确性。在现场实际运行中, 严禁TV二次电压小母线发生接地、相间短路、失电等情况。概括地说, TV二次电压回路故障时对保护主要有以下影响:

(1) 接入继电器电压线圈的TV二次电压完全消失, 对于反映电压降低的保护装置来说就好像高压系统发生短路一样, 此时低电压继电器、阻抗继电器会发生误动作;

(2) 接入继电器的TV二次电压在数值和相位上发生了畸变, 对于反映电压和电流相位关系的保护如方向保护装置可能会误动作。

TV二次电压小母线的接线通常为从开关场的TV二次端子箱由二次电缆引到电气网控室中央继电器盘, 经切换后由二次电缆引到继电保护装置盘盘顶TV二次电压小母线, 再经TV二次电压小母线的引下线接入各继电保护装置电压端子。为了提高TV二次电压小母线的稳定性, 通常情况下TV二次电压小母线必须环网运行, 不允许停电, 以保证继电保护及安全自动装置在一次设备故障时正确采集故障量, 快速切除故障设备, 保障电力系统安全可靠运行。

1 TV二次电压小母线运行现状

电气网控室T V二次电压小母线用10 mm2圆铜安装在继电保护装置盘顶, 相邻继电保护装置盘用二次电缆过度连接。

近年来继电保护装置随着不断更新改造的实施, 由于TV二次电压小母线是公用系统, 不能停电, 在改造拆除旧继电保护装置盘过程中需要采取严密的安全措施, 但仍然难免发生TV二次电压回路接地短路, TV二次电压小母线部分或全部失电, 造成正常运行中设备的继电保护装置采集到的电压量不正确, 瞬时开放相应继电保护装置中的电压元件, 如果此时电流发生变化, 极易使继电保护装置发出跳闸命令, 跳开正常运行中的开关, 停止对用户或系统的供电。为避免发生TV二次电压接地短路导致保护误动, 在拆除旧继电保护装置盘时需停用与其同在一条TV二次电压小母线上的线路、主变、发电机等带有电压元件的各类继电保护跳闸压板如:距离保护、复合电压过流保护、零序电压 (电流) 保护等, 但这样一来, 在系统设备发生故障时, 运行中的继电保护装置由于跳闸压板停用而拒动, 造成机组越级跳闸、系统解列、重要用户停电的恶性事故, 对电力系统和用户造成灾难性后果。

2 由电压小母线故障引起的事故

(1) 90年代初, 某市一变电所在主变继电保护改造的施工过程中, 由于施工人员不慎, 将一根TV二次电压线误碰倒运行中的相邻主变继电保护盘的出口跳闸回路, 造成该主变的误跳闸, 导致大面积停电恶性事故。

(2) 某35 k V变电所在新安装工程结束后, 系统进行送电调试, 在开关刚投运不久, 即听到35 k V开关室一声轰响, 随即母差保护动作, 开关跳闸。值班人员到现场后, 只见室中浓烟滚滚, 经检查, 发现W相TV爆炸。事后分析发现, 在施工的过程中, 误将U、W相二次电压小母线短路, 引起母差保护动作。35 k V变电所停电事故。

3 TV二次电压小母线接线改进探讨

根据现状及继电保护保护要求, 对TV二次电压小母线改进如下:

(1) 110 k V、220 k V (TV) 制作二次电压分配盘, 接线端子采用NJD-7S-10型试验端子 (中间可断开) 。

(2) TV二次电压接线方式改为:TV二次电压由中央继电器盘用二次电缆接到110 k V、220 k V (TV) 二次电压分配盘端子, 内侧并联, 外侧分路到各继电保护装置盘, 形成独立回路。

(3) 将原来的铠甲电缆全部更换为新型屏蔽电缆, 提高继电保护抗干扰能力, 确保继电保护装置采集电压量的精确性

(4) 逐步利用线路及主变停电机会, 将所有元件的电压量由以前的公用TV二次电压小母线移至110 k V、220 k V (TV) 二次电压分配盘, 完工后拆除原TV二次电压小母线。

4 结语

二次电压母线 第2篇

关键词：过电压；铁磁谐振

1 概述

铁岭发电厂220kV变电所安装的断路器均为LW—220H型六氟化硫断路器，每台断路器有两个断口，为提高其开断能力每个断口均有一支2500PF的均压电容器与其并联。所安装的母线电压互感器为JCC5—220串级电磁式电压互感器。每台电压互感器外侧并联一台防止过电压性能较好的Y10W—220型氧化锌避雷器。

在一次操作中，当由220kV铁调线向220kV I段母线充电时，曾发生一起断路器均压电容与母线电磁式电压互感器所引起的铁磁谐振过电压事故。现将事故的经过、现象、原因分析及有关抑制铁磁谐振的措施简述如下。

2 事故经过及其现象

此次操作，准备由调兵山一次变经铁调线220kV线路向铁岭电厂220kV I段母（空母线）充电。操作过程中，先将220将kV I母线PT一次刀闸合上。17时25分，将铁调线线路侧隔离刀闸合上。17时30分，在将铁调线I母线侧隔离刀闸合上瞬间（当时断路器在开位），母线电压表指示满刻度（330kV），变电所出现强烈的弧光，并伴有异常响声，待充电的I母线（管形铝母线）发生较大幅度较长时间的抖动。

17时33分，将铁调线母线侧刀闸拉开，母线电压指示回零，异音消失，母线抖动减弱。17时35分，到现场检查设备，发现I母A相PT顶部有微弱渗油现象。次日对断路器、CT、I母PT进行了高压试验，所试项目均合格，有色谱分析结果各气体组分亦均合格。

3 事故原因分析

根据上述操作程序及异常现象，可以确认本次事故属一起铁磁谐振过电压事故。更确切地说这是一起由断路器断口均压电容器抗与I母线上的电磁电压互感器一次绕组非线性激磁感抗的不利组合而产生的铁磁谐振过电压。

本次铁磁谐振过电压的产生是由于当合上铁调线线路侧和母线侧刀闸后，带电的铁调线通过合位刀闸将220kVI段母线对地电容、母线PT一次绕组电感与待合处于热备用状态的断路器均压电容、铁调线对地电容均接入系统构成电气回路。一旦其回路中的容抗和感抗匹配（不利组合），即便引起了铁磁谐振。

铁磁谐振一旦发生，便产生比较高的过电压，励磁电流也很大，有关资料介绍220kV的电磁电压互感在发生铁磁谐振时，其励磁电流最大可以达额定空载电流的70多倍。如此巨大的过电流在较短时间内就可以使互感器损坏。

由于三相电磁式电压互感器的励磁特性分散较大，在发生谐振时，互感器二次侧三相电压大小不同。因此，过电流大小及其后果也不相同。同时，互感器开口三角也反映有相当高的电压。铁岭厂发生的该次铁磁谐振，设备之所以没有遭到损坏，一是本次谐振消除得及时持续时间短，二是保护性能较好的Y10W—220氧化锌避雷器发挥了良好的作用。

上述所发生的谐振是断路器开断状态接受充电时发生的。反之，若上述系统已带电，准备停电时，在断开已合的断路器时，也有可能发生类似的谐振过电压，所以也必须引起高度的重视。

4 谐振一旦发生所采用的应急措施

凡是没有采用任何抑制谐振措施的系统，在操作过程中一旦发生铁磁谐振，必须采取应急措施，以便在短時间内有效地消除，确保系统稳定和设备安全。因此，首先应能正确地判断所发生的异常现象是否为铁磁谐振。为此，在投切母线（特别是空母线）操作过程中，必须监视母线三相电压，这种电压有可能在一相、二相或三相中发生，各相的过电压幅值也不尽相同，所以必须同时监视三相电压是否出现异常升高的现象。

一旦确认发生的异常为谐振，此时必须严禁合电源断路器向母线充电。否则会造成严重的不良后果。轻则会使虽然谐振的威胁而没有损坏的设备遭到损坏。重则会使已因经谐振有可能受损的互感器的损坏程度扩大，以至造成互感器爆炸。

一旦系统发生谐振，并得以确认，必须及时采取有效的应急措施，破坏其谐振条件，使谐振予以消除。可供采用的有效应急措施如下：

①向已谐振的系统投入空载变压器或空载长线路；

②拉开处于谐振系统之断路器两侧的隔离刀闸（采用远方操作）。

5 抑制铁磁谐振过电压的技术措施

目前，在电力系统中已被采用的有效措施大致有下述几种。

①对新建的或扩建的变电所，宜采用电容式电压互感器，有经济条件的可将原电磁式电压互感器更换为电容式电压互感器。

②对采用电磁式电压互感器的，应选用伏安特性（即饱合特性）较好，且三相近于相同的。

③对于系统原有的电磁式电压互感器，必须持定期检测其伏安特性和感应耐压试验，对于特性差的和试验结果不好的及时予以更换特性好的产品。

④对于可能造成处于热备用状态的断路器和带电磁电压互感器的空母线串联工况的（即感抗和容抗匹配的工况），应采取合理的操作程序，即采用带电投切电压互感器的方式，避免形成谐振回路。

⑤在电压互感器二次侧开口三角处加装非线性电阻，如消谐灯，高瓦数白炽灯，对谐振加以阻尼。

⑥在电磁电压互感器二次测或一次侧串联或并接阻尼电阻，使其在正常运行时推出运行，只有操作时才投入，以免增大系统有功损耗。

⑦设法增大母线对地电容量。如采用投空变，投空线路或加装移相电容。

⑧安装微机型自动消谐装置，实现自动消谐。

参考文献：

[1]要焕年，曹梅月.电力系统谐振接地[M].中国电力出版社.

作者简介：

二次电压母线 第3篇

广东电网公司某500 k V变电站扩建#2变压器,增加变压器三侧开关间隔。工程完工后,新设备投运。该500 k V变电站220 k V侧母线为双母线双分段接线方式,其中#2变压器220 k V侧可供I号母线或II号母线。为防止#2主变启动影响其它运行中的设备,将其它设备倒闸至220 k V I母运行,腾出220 k V II母,通过母联2012来对#2主变充电。在合上#2变压器变中II母刀闸时,后台监控机发220 k V I母失压信号,220 k V线路保护报PT断线。检查发现电压二次回路没有电压,并且220 k V I母PT二次空气开关跳闸。

1 失压事故原因分析

为什么合#2变压器变中Ⅱ母刀闸,220 k V I母PT二次空气开关会跳闸?首先怀疑是变压器保护屏变中侧切换后电压二次回路短路,用万用表测量切换后电压二次回路直流电阻,相间和相对地回路直流电阻都正常。其次,怀疑是不是电压切换箱的切换问题?于是分别模拟I母刀闸和II母刀闸操作,电压切换箱都正确动作。最后,核对电压切换箱的接线是否正确?在核对接线过程中,发现电压切换箱按设计只用了一对I母刀闸的动合触点和一对Ⅱ母刀闸的动合触点,就怀疑是否由I母和Ⅱ母切换不同步引起的故障?于是检查电压切换箱的原理图,详细分析它的电压切换的原理。发现电压切换箱带自保持回路,在I母和Ⅱ母的切换过程中,为了保持电压不消失,I母电压和Ⅱ母电压会短时并列。电压切换箱的原理接线图见图1。

由图1可见,电压切换箱的切换回路是I母动作,Ⅱ母复归;Ⅱ母动作,I母复归。为了保证在I母和Ⅱ母的切换过程中,切换后电压不会消失,电压切换回路应带自保持。如线路挂Ⅰ母运行,则电压切换到I母,1YQJ动作,720切换到630;如线路要倒闸至Ⅱ母运行,则2YQJ应先动作,1YQJ后断开,这样720才不会失压。因此,2YQJ动作,1YQJ未断开时,630、640和720都接通,相当于Ⅰ母和Ⅱ母短时并列。

在#2变压器充电前曾进行过电压回路检查,电压回路检查时,短接了I母刀闸触点,将其切换到了I母;电压回路检查完后,断开I母刀闸触点,未短接Ⅱ母刀闸触点将其复归,因此电压切换箱还是保持在I母状态。而此次充电是从变中充变压器,空出Ⅱ母,Ⅱ母无电,I母运行。在变中I母刀闸和Ⅱ母刀闸都没有合闸的时候,如前所述,电压切换箱保持在I母状态,切换后电压720是I母电压630。当合变中Ⅱ母刀闸时,正常来说,电压切换箱应该切换到Ⅱ母电压,将I母电压切换复归。在这个电压切换过程中,由于电压切换箱先接通Ⅱ母触点,后断开I母触点,I母和Ⅱ母电压短时并列,因此630经过I母触点和Ⅱ母触点,使Ⅱ母的二次电压回路640带电,II母电压互感器的一次高压反充II母母线,引起I母二次电压回路供出很大的电流,I母二次电压回路空气开关过载跳闸。为了证实这个推论,断开220 k VⅡ母PT电压空气开关,手动短接Ⅱ母刀闸触点,将I母电压切换回路复归。再次合上220 k VⅡ母PT电压空气开关和#2变压器220 k V侧Ⅱ母刀闸,合母联2012开关对220k VⅡ母充电,I母和Ⅱ母二次电压正常。可见,上述推论是电压二次回路失压的原因。

2 解决办法

由上面分析可知,此种电压切换回路的设计存在原理性的缺陷。在I母和Ⅱ母电压切换过程中,I母和Ⅱ母电压会短时并列。建议厂家更改电压切换回路原理,将I母、Ⅱ母刀闸的动合和动断触点都引入电压切换回路,其原理接线图如图2所示。

当I母刀闸合上时,切换到I母,I母刀闸分开时,复归I母;Ⅱ母刀闸合上时,切换到Ⅱ母,Ⅱ母刀闸分开时,复归Ⅱ母。这样,就不会将I母和Ⅱ母并列,防止产生上面的事故。

3 结论

由上面的分析可知,此次电压二次回路失压是由于电压切换回路在电压切换过程中,I母和Ⅱ母电压短时并列,导致I母电压倒送到II母PT,过电流引起二次空气开关跳闸引起。改进电压切换回路的原理接线,消除I母和Ⅱ母电压短时并列,避免此类事故的发生。

摘要：介绍了一起扩建工程在500kV新变压器充电时220kV侧电压二次回路失压的事故。经详细分析,此次事故是由于220kV母线电压切换回路原理上的缺陷引起的,指出了这种缺陷并提出了解决的办法,以避免以后发生同样的电压二次回路失压事故,供同行借鉴。

关键词：变压器,充电,电压二次回路失压,母线电压切换

参考文献

二次电压母线 第4篇

摘 要：自动跟踪消弧线圈成套装置阻尼电阻箱在消弧系统中是一个十分关键的部件，它的运行情况、参数设置，对系统母线电压具有直接的影响。检修人员往往不能透过母线电压异常的现象看到影响其原因的本质，因而觉得中性点消弧系统比较复杂难懂。文章通过原理分析，并结合实例解释了自动跟踪消弧线圈成套装置阻尼电阻箱中元器件、参数的设置对系统电压的影响，提高检修人员的判断能力。

关键词：消弧线圈；阻尼电阻；母线电压

中图分类号：TM475 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）23-0081-02

在6-66 kV电网中，当系统接地电容电流大于10 A时，中性点一般采取谐振接地方式（即中性点经消弧线圈接地），当采用自动跟踪消弧线圈并且为预调谐方式时，因为可以在欠补、全补、过补多种状态下运行，一般为过补状态残流控制在一个级差之内，也就是运行在谐振点或接近谐振点运行，为防止由此引起的串联谐振过电压，在消弧线圈接地回路中串接了阻尼电阻，将中性点的位移电压控制在相电压的15%以下（规程规定）。

在发生单相接地故障时，为避免阻尼电阻上的有功电流使接地残流增大，影响消弧线圈的补偿效果，特别设计了阻尼电阻短接控制回路，并且为了在发生单相接地时提高短接动作可靠性，采用自触发可控硅的方式快速短接电阻器，此种工作方式无需引入电源及其它二次线，因此可以更好地保护控制系统。

1 消弧线圈接地系统中的位移电压与消弧线圈补偿回路的阻尼率的关系

U0为中性点位移电压；E0为系统不平衡电压；d=R/？棕L阻尼率；υ=IC-IL/IC脱谐度。

这表明中性点位移电压U0是一个向量，它与不对称电压向量E0，补偿电网的阻尼率d及消弧线圈脱谐度有关。当电网运行方式确定时，中性点位移电压U0将主要随阻尼率d及消弧线圈脱谐度变化。而现场消弧线圈定值中脱谐度定值已给定，那么中性点位移电压就只能通过阻尼率的改变而改变了。那么到底存在怎样的变化关系呢？

我们可以把消弧线圈装置看作一个整体，其阻抗角由它的感性分量和阻性分量合成。不论内部的电感和电阻是并联还是串联，只要阻抗角相同、阻抗模值相同就是等效的。实际工作中为了方便采用不同的计算方法。

1.1 串联阻尼电阻

1.2 并联阻尼电阻

注意：并联时公式中的R是从实际的阻尼电阻折算到一次以后的数值。X为消弧线圈尾端；R为阻尼电阻；KKG为可控硅。并联谐振电路，如图2所示。

1.3 并联阻尼和串联阻尼可以等效

从以上分析可知，并联阻尼和串联阻尼是可以等效的（注意二者的效果有差异，不是相等的）。

因此，若位移电压U0较大，可适当调大阻尼电阻。但阻尼电阻并不是越大越好，阻尼电阻越大，通过接地点的电流就越大，越不利于灭弧。

2 实例分析

2.1 消弧线圈投入前后母线电压不平衡

xx变#1接地变成套装置投产后发现10 kV I段母线电压3 U0偏大，达到了3.8 V，10 kV I段母线电压8.5 V，均超过了系统允许值。在确认新投产一次、二次设备无问题的情况下，退出接地变消弧线圈，母线电压恢复正常。消弧线圈投入时的母线电压实图，如图3所示。

根据上述分析，检修人员安排#2接地变停役，在现场更改了阻尼电阻连接方式。更改前阻尼电阻值为5.4 Ω，更改后为10.7 Ω。

再次将#1接地变成套装置投入运行，母线电压恢复正常。当然，引起母线电压不平衡的原因有很多方面，本例中是针对投入前后的不平衡综合考虑了以后作出的检修策略。阻尼电阻如图4所示；消弧线圈再次投入时母线电压实图，如图5所示；电阻箱的原理图，如图6所示。

2.2 运行中母线电压不平衡

某110 kV变电站1#接地变消弧线圈投入运行时10 kV母线电压不平衡，根据安排，变电检修班、电气试验班现场进行检查；检查发现消弧线圈本体直阻正常，绝缘正常，但是对阻尼箱进行检查时发现可控硅绝缘板上有熏黑痕迹，测量可控硅阻值发现，可控硅处于导通状态，如图7所示。因此，判断该故障由可控硅击穿短路引起。询问运行人员并查阅装置记录发现，该消弧线圈故障前存在接地补偿动作记录。

若KKG-可控硅处于导通状态，则阻尼电阻R未接入运行，根据分析，中性点位移电压U0自然要增大。

3 结 语

阻尼电阻箱作为一个重要部件其运行维护需要引起足够的重视。在运行中，当系统发生接地，流过电阻器的电流超过一定数值（启动值为5 A），可控硅便可无延时短接电阻器，同时箱体上的短接指示灯亮，所以应定期进行巡检，及时发现问题及时处理。特别是有接地动作后应进行停电检查，并检验动作是否可靠。

参考文献：

[1] 陆国庆，等.应用自动跟踪补偿消弧装置系统中残流稳定时间的探讨[J].南方电网技术，2007，（1）.

[2] 高云贵，任尚伟，成志.消弧线圈自动跟踪补偿技术分析研究[J].电网技术，2013，（3）.

[3] 李晓波，张长彦，王崇林.一起消弧线圈控制装置异常动作事件分析及改进措施[J].电力系统保护与控制，2011，（10）.

母线电压不平衡研究 第5篇

本文对某中性点不接地变电站35kV侧母线电压不平衡问题进行了探讨, 通过理论研究和仿真分析, 得出了造成电压不平衡的原因并提出了整改措施。

2简介

该变电站有两台变压器, 35kV侧采用单母线分段接线方式, 每段母线上各有三条出线, 出线均采用上字塔型且全线都未换相。正常运行情况下该变电站35kV母线只带3条出线, 35k母线I段带2条出线:天歌线, 天青线;35k母线Ⅱ段带1条出线:天钢线。由于夏季负荷原因, 将Ⅱ段母线的天接线投入运行时, 出现不平衡电压, 1～5五种工况下的不平衡电压情况如下:

(1) 35kV母线采取典型并列运行方式, 消弧消弧线圈运行于1#主变, 35kV母线电压A、C相为24kV, B相为18kV, 相差6kV, 电压不平衡;

(2) 35kV母线采取并列运行的方式, 消弧线圈运行于2#主变, 35kV母线电压A相为24kV、B相为18kV、 C相为23kV, 电压不平衡;

(3) 天马山站35kV母线采取并列运行的方式, 退出消弧线圈, 35kV母线电压A相为21kV、B相为23kV、 C相为20kV, 最大相差3kV, 电压不平衡;

(4) 天马山站35kV母线采取分开运行的方式, 消弧线圈运行于1#主变, 35kV母线电压A、B相为22kV, C相为20kV, 电压基本平衡;

(5) 天马山站35kV母线采取分开运行的方式, 消弧线圈运行于2#主变, 35kV1段母线电压A、B相为22kV, C相为20kV, 2段母线电压A相为22kV、B相为21kV、 C相为22kV, 电压基本平衡。

在分裂运行情况下, 2#主变带两条出线过负荷情况严重不允许长期运行。

3不平衡电压分析

在中性点绝缘的电力系统中, 由于各相对地电容不相等, 引起了中性点对地的位移电压。这个位移电压引起了三相电压的不对称, 并在开口三角形回路产生一个不平衡电压。中性点不接地系统的等效接线如图1。

根据以上等效电路, 在忽略线路及设备对地电导时可得下列方程:

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解方程并引入相因子α=ej120°可得:

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其中Ux为系统相电压值。由式 (1) 可知如果Ca=Cb=Cc=C0时, 则上式分子:Z= (1+α+α2) =0, Up0=0, 即忽略线路对地电导时, 在系统三相线路对地电容相等情况下, 系统电压偏移为零。引入两个物理量:线路不对称度和阻尼率。

不对称度:undefined

系统的阻尼率:undefined

式中:gc为线路对地电导。将p、d带入式 (1) 有:

undefined (3)

由以上分析知:中性点绝缘系统中中性点偏移电压升高主要由不对称度p和系统阻尼率d决定, 对于正常绝缘的架空电网的阻尼率一般不超过3%～5%, 当绝缘普遍采用硅橡胶长期涂料时, 阻尼率可降到1%以下, 所以通常而言系统阻尼率对于三相电压偏移影响并不是很大。对6 kV～10 kV系统来说电缆线路电容量占的比例较大, 三相对地电容基本平衡, 中性点位移电压较低。35kV输电线路由于输电线路相对较长, 杆塔设计中若采用上字塔型且全线都没有换相, 较长的线路和三相不对称位置的布置就会造成三相线路对地电容相差较大, 而且随着35kV变电站出线线路的增多三相对地参数不对称性越大即系统不对称度p越大, 这是造成了35kV系统三相电压不平衡的主要原因。

4消弧线圈不平衡电压的影响

消弧线圈的工作原理:当系统发生单相接地故障时等效电路如图2, 此时中性点电位Up0=-UA, 流经消弧电弧的感性电流undefined, 感性电流IL和线路容性电流IC相位相反, 所以流经故障点电流I=|IC-IL|, 消弧线圈起到了减小故障电流的作用。

消弧线圈对不平衡电压的放大作用:为了表示消弧线圈L接入后系统的工作状态, 引入补偿度v:

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结合式 (1) , (2) , (3) , (4) 可得在经消弧线圈接地系统中中性点偏移电压:

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由式 (5) 可以看出, 即使在系统正常运行时, 由于线路的不对称, 也会产生中性点偏移电压, 而且在同一不对称度下, 中性点经消弧线圈接地后会有较大的中性点位移, 脱谐度v越小, 中性点偏移电压越大, 极限情况下, v=0, 即使很小的不对称度也会导致极高的中性点位移电压。

该变电站35 kV侧共有出线6条, 其中长期运行线路有天哥线 (长13.5 km) 、天青线 (长9.96 km) 、天钢线 (长17.2 km) , 其它天接、天凤等线路作为备用线路。投入天接线 (22.68 km) 给35 kV接龙站供电时, 由于在接龙站35 kV出线中:五一线 (长16.12 km) 、五二线 (长14.12 km) 、接西线 (长10.86 km) 和天接线同挂在一条母线上, 从对地参数考虑可看作为天马山站所带出线。在天接线投入前后, 该变电站35kV系统架空线对地电容电流分别为:

I01=3.010-3 (13.5+9.56+17.2+22.62) 351.3=8.6A

I02=3.010-3 (16.12+14.12+10.86) 351.3+8.52=14.16A

该变电站35kV中性点消弧线圈型号为:XDJ-550/35, 分接档位设置如表1:

无论天接线投运与否, 天马山站35kV侧系统电容电流都远小于12.5A, 消弧线圈都应工作在1档位, 投入天接线后电容电流为14.16A, 消弧线圈工作在3档, 补偿电流分别为12.5A和14.8A, 对应的脱谐度分别为:

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可见天接线的投运增大了35侧系统不对称度p的同时大大降低消弧线圈的脱谐度, 结合式 (3) , (5) 可知此时无论系统是否带消弧线圈运行都可能出现较大的中性点偏移电压, 导致母线三相电压不平衡, 而且接入消弧线圈后母线电压不平衡现象更加严重。35kV分裂运行状况下, 35kV侧系统相当于是分割成了两个子系统, 每个系统各带两条出线, 对于每个单独系统, 系统电容电流和不对称度大大减少, 脱谐度增大, 所以此时消弧线圈无论处于那台变压器运行, 系统母线的不平衡电压都相对较小。这就是天接线接入前后, 该变电站35kV系统不平衡电压变化很大的原因。

5仿真验证

仿真基于目前世界上使用最广泛电磁暂态分析ATP-EMTP仿真程序进行。基于以上建立的仿真模型分别对天接线投入后系统在1～5种工况下的不平衡电压进行了仿真。35kV母线采取并列运行方式, 消弧线圈无论运行于1#主变还是2#主变, 母线A、B、C三相电压幅值相同, 分别为:30.8kV、24.2kV、34.2kV, 对应电压有效值分别为:21.8kV、17.2kV、24.2kV, 最大相差7kV, 见图3。母线采取并列运行的方式, 不带消弧线圈时, A、B、C三相电压幅值分别为:29.8kV、30.5kV、28.4kV, 对应电压有效值为:21.1kV、22.0kV、20.1kV, 最大相差1.9kV, 见图4。天马山站35kV母线采取分列运行的方式, 消弧线圈运行于1#主变时, I段母线A、B、C三相电压幅值在29.5 kV大致相等, 对应电压有效值21.1kV。Ⅱ段母线电压三相幅值分别为:29.3kV、30.5、28.2kV左右, 对应电压有效值分别为:20.7kV、21.6kV、20.0kV, 最大相差1.6kV见图5, 消弧线圈运行于2#主变时情况与此大致相同。

6解决措施

由以上理论和仿真分析可得:造成天该站35kV出线母线电压不平衡的原因就在于该侧出线线路采用上字杆塔, 线路三相位置不对称且全线未换相造成了系统对地参数严重不对称, 在投入消弧线圈以后又进一不放大了中性点偏移电压, 引起了母线三相电压的严重不平衡。针对对地参数不对称情况, 目前可采用换相, 改变塔型或装设三相对地电容来解决。 [ID:4689]

参考文献

二次电压母线 第6篇

新疆生产建设兵团第四师电力公司某110 k V变电站, 35 k V母线运行方式为单母线分段, 一、二段电压互感器采用的是消弧柜 (如图1所示) , 投入运行后连续两次烧坏电压互感器和过电压保护器, 同时烧坏对侧火电厂 (电源端) 35 k V电缆头和电压互感器。

2故障原因分析

根据故障现象, 经过初步判断, 可能是由于下述的几个原因所致: (1) 谐振过电压。谐振过电压有多种, 有线性谐振过电压、参量谐振过电压和铁磁谐振过电压。 (2) 电压互感器的负载过重。基于该110 k V变电站35k V母线单母线分段, Ⅰ段有1×25 MW火电厂和15MW水电站接入, Ⅱ段有2×25 MW火电厂接入, 供电容量过大造成了一、二次电流的过大, 二次电流的总和超过了额定值, 造成了发热的现象。 (3) 避雷器和互感器不匹配, 导致雷击或过电压损坏设备。 (4) 质量问题。如产品本身绝缘、铁心叠片及绕制工艺不过关等, 均可能导致电压互感器发热过量, 使设备绝缘长期承受高温, 从而导致绝缘加速老化, 出现击穿, 使电压互感器烧毁。

根据上述分析, 结合35 k V母线Ⅱ段火电厂运行接线情况:1号、2号机组2×25 MW汽轮发电机组, 发电机出口电压为10 k V;机组高压厂用电源的接线方式为10 k V单母线不分段;电源一路由发电机出口经变压器升压至35 k V;35 k V单母线分段, 电压互感器同样采用消弧柜, 再通过35 k V电缆接入公司110 k V变电站35 k V侧。通过分析判断, 排除了谐振、电压互感器负载过重、避雷器和互感器不匹配、质量问题这4种情况。两次事故的主要原因是两端35k V电压互感器都是采用的消弧柜, 也就是说, 有一端出现单相接地的同时, 另一端同样会出现单相接地。而且火电厂机组的长期运行, 对线路电缆维护不到位发热等因素, 也引起绝缘损伤、老化等, 造成设备绝缘水平的下降, 并引发35 k V系统接地事故 (两端消弧同时作用于弧光接地转为金属接地) , 后发展为相间短路, 使110 k V变电站35 k V电流速断保护动作跳闸的同时, 引起35 k V电压互感器和过电压保护器严重烧坏, 同时使火电厂35 k V母线电流互感器高压侧2相熔断器熔丝烧断, 电缆放炮和电压互感器烧毁, 严重威胁电网的安全运行。

根据消弧柜一次原理:为了抑制系统过电压, 提高电网运行的安全可靠性, 当系统出现弧光接地故障时, 消弧柜通过快速接触器在故障相投入专用限压器, 限制弧道恢复电压, 破坏电弧滋生条件, 使接地电弧在电流过零时不再重燃, 从而达到抑制弧光过电压的目的。但随着公司电网和网络的快速发展与变化, 系统本身的复杂性对过电压也产生越来越重要的影响, 个人认为消弧线圈降低了故障相恢复电压的速度, 易于使故障相电弧重燃, 且在对地电压最大时发生, 这又使过电压数值增加。这就是说消弧线圈不仅不能消除过电压, 反而会加大过电压数值, 而且弧光接地本身伴有高频振荡, 由于消弧线圈和电网电容两者频率特性相差悬殊, 两者是不可能互相补偿或调谐的, 有时还恰恰相反, 消弧线圈加剧了高频振荡, 从而加大了系统的过电压。

3解决办法及教训

(1) 鉴于公司110 k V变电站和电厂目前的设备状态, 退出电厂端消弧柜内微机控制器WZK和快速接触器K, 改为常规当系统有操作过电压或大气过电压时, 由组合式过电压保护器KOV将过电压限制在系统绝缘允许的范围内; (2) 加强和提高运行人员判断和处理事故的能力。

二次电压母线 第7篇

在母线未投运时或母线检修或母线PT检修时,PT均完全失压,对于母线PT相关的电压告警逻辑均动作。但对于一条固定停运的母线或者PT,用户又不希望电压一直处于告警状态,以免对运行的母线的电压信号造成干扰[1,2]。如果能够识别出母线确实处于停运状态或者PT处于检修状态(未配置PT并列装置时),则可以闭锁该段母线的复合电压动作或PT断线逻辑。

对于母线停运状态,包括两种情况:一种是母线检修,一种是终期和近期母线的分段数不同,而保护又要按照终期配置,但目前又按照近期的方式运行的情况[3]。

本期和终期的变化主要体现在运行方式和出线数量的变化上。一般对于220 kV的变电站有可能近期双母线而终期双母单分。保护装置通过判断进线刀闸、负荷电流等能够很容易判别出出线的运行/退出状态。但对于母线系统其某条母线是否运行则需要根据母线上所有元件的负荷、刀闸、开关、PT数据等特征来综合判别。

1 自动识别的意义

1.1 本期与终期

对于按照终期配置但运行在本期的母线保护有很多是需要考虑运行方式上的变化的。以终期单母分段,本期单母线为例简要说明母线运行状态自动识别的意义。在如图1所示的系统中,左边为I母,为本期工程;右边II母,用虚线表示,表示终期工程,其中分段开关也属于终期工程。

在图1所示的系统中,尽管本期只有I母运行但实际上保护是按照单母分段运行,由于II母未运行,所以保护装置的II母无法采到II母的电压量值,则此时II母的复合电压会开放,II母会报出“PT断线”报文,并点亮保护装置面板上的告警灯且上送后台遥信信息。此时,对于本期而言,保护本来属于正常运行保护状态却有告警信息,点亮了面板上的告警灯且无法返回,这样如果正常运行的母线(I母)发生了故障,I母的复合电压动作信号则无法在面板上直接观测到(因之前一直处于点亮状态)。如果母线保护对于长期按照本期运行的运行方式能够自动判别出II母是停运的,则可以不再判断II母的复合电压开放和PT断线逻辑,使运行人员能够复归复合电压动作和PT断线告警信号,这样更有利于运行人员发现装置的一些异常告警信号[4]。

1.2 母线检修

对于两条母线或者三条母线中因安排检修而修停运某一条母线,停运后同样也存在复合电压动作信号和PT断线告警的问题;如图2所示,当II母检修时,II母复合电压及II母PT断线动作,由于母线检修也需要1～2天的时间,在此期间也不希望因为母线检修而误发告警信号,因此也希望在这种状态下能够判别出母线停运状态。

1.3 PT检修

在母线PT检修时也会存在电压相关信号动作的问题。如果PT检修时考虑使用PT并列装置使母线保护的电压取另外一条母线的电压,则不会存在问题。如果未配置PT并列装置或者母线分列运行无法并列时则同上面的分析,在这种情况也不希望保护装置发出告警信号,也要求保护能够识别出PT检修状态。

2 自动识别方案

正常情况下,我们可以认为在某条母线上所进线的刀闸全部退出且所有进线均无流时即可以认为该段母线停运,这些条件可以作为判别母线停运状态的必要条件,但某些特定的情况下这并不是充分必要条件。下面给出几种能够识别出母线保护停运状态的方案。

2.1 基于母线检修压板的识别方案

作为一种最简单的方式就是按母线设置各母线检修压板,通过该压板告诉保护目前母线的运行状态;当投入检修压板时,保护不再需要处理该段母线上的任何逻辑。

但是,设置了母线检修压板对运行人员会带来一些麻烦,需要在母线检修时投入压板,检修完毕之后再退出母线检修压板操作相对复杂。再者,从各电力公司推出的相关典设中并未涉及到母线的检修压板,目前各继保厂家的保护装置一般均未设计母线保护检修压板。

2.2 基于开关量、电气量特征的识别方案

一般情况下,当母线PT无压、所有线路的刀闸为分位且该段母线的“和电流”为0时该母线可以认为是退出状态,这些也是我们判断母线PT停运状态的主判据。但有以下两种情况虽然不符合母线PT停运状态的判据我们同样也希望能够按照母线PT在停运状态处理。

1)空充线路

线路空充的过程中,需要反复分合母联开关,所以此时母线可能会有时带电,有时不带电,这时也不希望带路母线的复合电压、PT断线反复地动作和返回;这种情况下根据母联手合开入来判别,此外考虑到线路空充时一般会退出差动保护投入过流保护,所以还可以根据差动和过流的压板状态作为辅助判据。

2)母联开关热备用

在母线开关热备用,此时不满足所有刀闸均退出状态,所以母联单元不能根据刀闸状态判别。这里引入母联开关位置判据,如果开关是在分位则必定是母联开关热备用状态,此时可以认为母线在停运状态;如果母联开关在合位,则有可能是在母线充电状态,此时应该瞬时开放母线停运状态,投入该段母线的复压逻辑,如图3。

其中:母线和电流为该段母线上所有连接元件的电流的幅值之和;,n为母线上连接的元件个数;所有进线的刀闸指除母联元件之外的所有母线连接元件的刀闸。母线无压,指该段母线三相均无压。

2.3 基于记忆量特征的识别方案

电压互感器检修时,母线PT退出运行,若不配置电压并列装置,母线上的复合电压也将一直处于开放状态;在这种情况下若保护装置能够识别出PT处于检修,则可以屏蔽该段母线的复合电压开放及PT断线逻辑。

利用PT检修前后电压的变化量关系可以识别PT检修状态,如检修之前PT有压,母线有负荷电流,检修时母线PT无压。考虑母线上发生故障或者母线退出运行时也可能无压,可以使用母线上的负荷电流及大差电流作为辅助判据,详细逻辑图如图4。

在图4的逻辑图中当前电压为保护实际采到的母线PT电压,之所以引入了无大差电流的判别是为了防止母线故障时母线电压降低。判据中之所以引入了有负荷电流的判别是为了认定母线是在运行状态只不过是母线PT无压。

如果一次系统的PT确实处于检修,当前电压一定小于无压门槛,所以记忆电压的数据值一定不会刷新,一定为0,所以我们可以认为在记忆电压为0时PT处于检修状态。

此外,在判出PT检修以后,只要当前电压不上升到正常电压我们就可以认为母线PT仍然处于检修状态之中,即上面的PT检修状态的保持逻辑只使用当前电压不大于50 V(有压门槛)即可。此外,在判出PT检修之后的保持逻辑只考虑当前电压大于无压门槛是基于考虑在母线故障时,差动保护跳开母线上的所有连接元件后,电流判据不满足,PT检修状态返回的情况。

2.4 解决方案

在判断母线停运状态之后,就可以闭锁该段母线的复合电压动作和母线PT断线逻辑,见图5所示。

PT检修时,在母线并列运行的情况下,复合电压还可以取另外一段与之并列运行的母线的电压互感器的电压回路,如图6。

3 结语

在上面提出三种方案中,方案1为设置母线PT检修压板的方案,考虑实际使用时操作的复杂性,目前未见应用。

方案2为基于开关量、电气量特征的母线停运状态的识别方案相对复杂,可以解决按照本期和终期运行方式不一致的问题,但该方案对运行方式的依赖性较强。

方案3为基于记忆量特征的PT检修识别方案相对简单,可以解决PT检修时母线PT停运的问题。该方案只涉及到母线PT的电压和母线电流,不会因为运行方式的变化带来影响。

我们应综合考虑母线停运状态或者母线运行母线PT检修状态,在母线保护软件的设计中应考虑方案2和方案3同时投入进行母线停运状态的判别。

摘要：针对在母线未投运、母线检修、母线电压互感器(PT)检修时保护装置因采不到电压数据而造成复合电压动作、PT断线动作的问题,提出几种自动识别母线电压互感器停运状态的几种方案,包括基于电压检修压板的简易识别方案、基于开关量电气量特征母线停运状态识别方案、基于记忆量特征的PT检修识别方案。其中,基于电压检修压板的识别方案简单且实用,但检修时对于保护的运行有一定要求;基于开关量、电气量特征的方案逻辑设计较为严谨,对开关位置的依赖性较高;基于模拟量的记忆特征的方案完全自适应于系统状态,对操作人员也无特殊要求,便于推广运行;指出了各种方案应用的场合及解决的问题。

关键词：电压互感器,停运,检修,识别

参考文献

[1]贺家李,宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社,1994.HE Jia-li,SONG Cong-ju.Principle of power system protective relaying[M].Beijing:China Electric Power Press,1994.

[2]贺家李.电力系统继电保护技术的现状与发展[J].中国电力,1999,32(10):38-40.HE Jia-li.Current situation and development of relayprotection of power system technology[J].Electric Power,1999,32(10):38-40.

[3]宋方方,王增平,刘颖.母线保护的现状及发展趋势[J].电力自动化设备,2003,23(7):66-68.SONG Fang-fang,WANG Zeng-ping,LIU Ying.Status quo and development tendency of busbar protection[J].Electric Power Automation Equipment,2003,23(7):66-68.

二次电压母线 第8篇

1 事故经过

某220k V××变电站110k V系统为双母线接线方式 (见图1) , 某日按计划将在110k VⅠ母运行的设备倒至Ⅱ母运行, 将110k VⅠ母停电检修。当倒母线操作完成后, 在拉开母联100断路器时, 110k V系统所有保护装置发"PT断线"告警信号, 经检查发现110k VⅠ、Ⅱ母电压互感器二次空气开关跳闸。初步分析, 判断可能是发生了电压互感器二次反充电, 故迅速检查全站电压二次回路设备及110k VⅡ母电压互感器无明显异常的情况下对110k VⅡ母电压互感器二次空气开关进行试送成功 (110k VⅠ母电压互感器二次空气开关在分位, 已切断了反充电回路) , 110k V系统所有保护恢复了正常运行。

2 事故分析

(1) 经检查发现110k V寿×线保护装置电压切换插件显示已拉开的1661刀闸仍在合位, 即两母线电压互感器的二次电压通过110k V寿×线保护装置电压切换插件实现了并列。对110k V寿×线保护装置电压切换插件及1661刀闸进一步检查后, 发现110k V寿×线保护装置电压切换插件无异常, 而已在拉开位置的1661刀闸其中一组常闭辅助接点应通未通, 导致了1661刀闸一次已拉开而在二次电压切换箱未返回。这是发生这起反充电事故的直接原因。

(2) 在倒母线操作过程中, 当1662刀闸合上时, 监控机正确发出了“切换继电器同时动作信号”, 拉开1661刀闸后该信号并未消失, 而运行人员未发现, 也未按规定检查保护、测控、计量等回路电压切换装置是否正确动作, 未能及时阻止反充电事故的发生。

(3) 110k V寿×线保护装置电压切换回路采用双位置启动方式, 即采用母线隔离开关的常开辅助接点串联双位置电压继电器的动作线圈, 而母线隔离开关的常闭辅助接点串联双位置电压继电器的复归线圈。双位置电压继电器的动作原理是, 动作线圈带电后动作并自保持, 动作线圈失电也不会返回, 直到复归线圈带电时电压继电器才会返回。当1661刀闸拉开后, 其常开辅助接点断开, 电压继电器动作线圈回路失电;但其常闭辅助接点未能正确闭合, 未能接通电压继电器的复归线圈回路, 造成电压继电器接点一直保持在合位, 使两母线电压互感器的二次电压在110k V寿×线保护装置的电压切换继电器接点处并列。

(4) 运行操作人员在倒母线后对母线进行停电操作时, 采用的是带母线电压互感器拉母联断路器对母线进行停电的操作方式, 即先拉开母联断路器将母线及母线电压互感器停电, 再拉开不带电的电压互感器二次空气开关和一次隔离开关。在母线电压互感器采用电容器电压互感器, 倒闸操作时不会发生谐振时, 这种操作方式的优点是, 不带电压拉合电压互感器隔离开关, 减小操作人员在操作电压互感器刀闸时的操作危险性, 而缺点就是在某些情况下有可能发生电压互感器二次反充电。

3 从运行维护和倒闸操作的角度提出改进和防范措施

(1) 如母线采用电磁式电压互感器, 为防止操作过程中断路器断口并联电容器与母线电压互感器间发生谐振, 则操作母线停电时必须采用不带电压互感器进行停送电的操作方式, 即停电时先停电压互感器, 后停母线, 送电时相反。当母线采用电容器电压互感器, 对母线停送电操作不会引起谐振时, 如需采用带母线电压互感器对母线进行停送电的操作方式, 则可采取以下操作顺序:

停电:

倒母线--拉开待停电母线电压互感器二次空气开关--拉开母联断路器--拉开待停电母线电压互感器一次隔离开关--拉开母联断路器两侧隔离开关。

送电:

合上母联断路器两侧隔离开关--合上待停电母线电压互感器一次隔离开关--合上母联断路器--合上待停电母线电压互感器二次空气开关--倒母线

以上操作顺序在电压互感器二次空气开关处切断了反充电的回路, 即使发生上文所述故障或其它可能造成反充电的故障时, 也能可靠的防止电压互感器反充电事故的发生。

(2) 运行操作人员在倒闸操作过程中应严格遵守相关的调度规程和运行规程进行倒闸操作, 认真仔细检查倒闸操作后一、二次设备的运行状况, 确认每一步操作都达到操作目的后方可进行下一步操作。在双母线接线方式下对母线隔离开关进行操作后, 都必须检查刀闸二次接点的切换情况。双母线电压切换回路往往在保护、测控、计量等回路都有不同的电压切换设备, 检查时必须一一检查到位, 任一一处疏忽, 都可能会留下隐患造成电压异常并列引起的电压互感器二次反充电事故。

(3) 双母线接线方式, 单母线及其电压互感器停电检修试验后送电时, 也应严格防止电压互感器反充电事故的发生。由上文叙述可知, 双位置启动方式的电压切换回路试验后有可能造成电压切换继电器动作未及时复归的情况发生, 此时如采取带母线电压互感器送电的倒闸操作顺序进行送电操作, 在不带电合上电压互感器一次隔离开关后再合上电压互感器二次空气开关时, 就会发生电压互感器反充电事故。故在倒闸操作前除应检查各电压切换回路与一次设备状态相符合外, 可在合母线电压互感器二次空气开关前测量空气开关下端头, 确定其不带电压后方可合上。但应在合上母线电压互感器一次隔离开关后进行测量, 否则会由于电压互感器隔离开关切换回路的存在导致测量该处没有意义。

(4) 加强对母线隔离开关辅助接点的维护, 保证其动作正确可靠。检修人员对母线隔离开关操作检修后, 运行人员应严格验收, 检查母线隔离开关合、分时其辅助接点及相应电压切换回路动作的正确性和可靠性。

结语

电压互感器反充电事故具有较为严重的危害性。本文在对反充电事故发生的原因进行分析的同时, 从运行维护和倒闸操作的角度提出了改进和防范措施, 可以避免电压互感器反充电事故的发生。

摘要：文中对某220kV变电站发生的一起110kV系统双母线电压互感器反充电事故经过及其发生的原因进行了详细分析, 从运行维护和倒闸操作的角度提出了一些改进和防范措施。

关键词：双母线,电压互感器,反充电

参考文献

二次电压母线 第9篇

1 问题背景

110kV母线电压这个参数在110 kV复压保护、计量、测量等相关装置中都较为重要。母线电压互感器的测量可以在传统变电站中得到此数据, 还可以通过线路电压进行切换的方法得到。在之前的数字化变电站中, 母线PT测量可以获得母线电压, 但是对于此变电站来说, 母线电压获取方式可能不太适用。所以, 本文主要探讨了相关的数字化变电站母线电压获取的问题。

在母线上安装光电PT, 这种方法是在目前已经建好的数字化变电站常为采用的母线获取方式, 即母线电压是通过光电PT来测量。此110 kV变电站改造前并不存在母线电压互感器, 对于改造后的数字化变电站来说, 一般有下述三种方法来获得母线电压:

第一, 通过购买数字化变电站的PT切换装置来获取母线电压。其缺点就是投资比较大, 扩大变电站占地面积这是必然, 因为满足新增设备后的安全距离这是肯定的, 相比于原来的110 kV进线区域, 其进线区域面积必然有所增大。考虑到此110kv变电站具有三面紧靠民房的特点, 而唯一的南面则是控制室和10kv开关室, 这样要想增加110kv进线区域面积确实存在很大苦难, 因此, 这种实现途径可行性不大。

第二, 通过光电式电压互感器安装母线上来获取母线电压。相比于上述方法, 此方法由于节省了光电PT, 同时还不需要增加变电站面积, 具有较大的节省优势, 具备操作方便的特点。但是, 由于还不太成熟的数字化变电站技术, 相关满足此变电站性能要求的PT切换装置还不太好寻找, 这样这种方法的可行性也存在一定问题。

第三, 在利用现有设备的基础上, 利用新方法来获取母线电压。这种方法由于是利用现有设备的新方法, 肯定不需要扩大变电站面积, 节约建设成本, 具有经济实用特点, 也具有很强的应用性。但是, 由于变电站工程周期的有限性问题, 现成可以分析案例还比较少, 具有一定的工作难度。考虑到其应用的前景十分广阔, 具有很高的应用价值, 下面就相关的解决思路进行一定分析。

2 解决思路分析

对于数字化变电站来说, 相比于传统变电站, 进线的一次结构并没有多大的变化, 只不过将原常规PT换成了光电PT。这样, 在理论上说, 对于只有线路PT而没有母线PT的数字化变电站来说, 就像传统变电站的母线电压获取方式一样, 母线电压的获取可以通过线路电压进行电压切换后获得。

因此, 通过电压切换的方式在数字化变电中而获得母线则是该问题的关键所在。但是, 针对数字化变电站的电压切换装置专门应用还非常少, 这就需要实现在数字化变电站中的电压切换。相比于传统变电站中的电压切换方式, 考虑到数字变电站的结构和特点, 这里要实现在数字化变电站中实现切换方式而获得母线电压, 其关键存在于以下三个方面:第一, 涉及到电压切换的方法以及电压切换主体相关问题;第二, 如何获取电压的切换逻辑问题, 就要弄清楚电压电压执行的依据;第三, 电压切换的方式获得母线电压如何在数字化变电中得以实现。

3 解决方案的分析选择

3.1 电压切换主体的选择

首先应该明确数字化变电站线路电压获得过程, 先通过光电PT测量线路电压, 然后经过光纤传给PT合并器, 而后通过光纤介质电压数据由PT合并器传给其他设备进行使用。

在此过程中, 测量得到的电压值通过光电PT, 按照光信号的形式输出, 判断及对数据的处理能力则是有所欠缺;接收数据和处理数据能够在PT合并器中实现, 并且根据相关要求进行数据输出。对于PT合并器来说, 为了满足数据输出的需要, 输出多组数据可以通过多路输出接口、每路接口得以实现。所以, 电压切换的主体选择为PT合并器较为合适。

3.2 电压切换逻辑方案选择

对于电压切换逻辑问题来说, 利用PT合并器如何进行母线电压和哪路进线线路电压相同判断, 这里选择采用更为适合数字化的电站电压切换的新逻辑方法。

对于统变电站电压切换逻辑来说, 其中的逻辑1和逻辑2依然适用于数字变电站中, 所以, 在新逻辑中依然采用逻辑1和逻辑2。母联开关及刀闸的合位虽然能表示两条母线并列, 但是不能明确表示出有电的是哪条线路, 考虑到以数字信号的形式进行则是数字化变电站中电压切换的主要特点, 这样对于PT合并器进行“电压并列”则存在很大困难。所以, 增加表示带电线路的逻辑在传统并联回路的基础上就显得尤为必要。

3.3 使用PT合并器获取电压切换逻辑的方案分析

对于PT合并器获取电压切换逻辑来说, 主要包括两个方面的内容:一是分析判断电压切换逻辑的运算在PT合并器的完成方式, 是在其内部还是外部完成;二是相关的电压切换逻辑引入PT合并器方法。

电压切换逻辑的运算在PT合并器内、外部完成的分析

这里选择在PT合并器外部完成电压切换逻辑的运算, 先进性相关的逻辑运算, 然后就可以通过把逻辑运算结果送给PT合并器, 并进行使用, 这是比较合理的做法。

在PT合并器外部完成电压切换逻辑的运算时, 相关的逻辑运算并不需要在PT合并器中进行, 这样就一般具有电压切换实时性好的特点, 数据处理速度也比较快。而对于外部接线须进行逻辑运算的情况来说, 则存在较为复杂的接线情况。

(2) 电压切换逻辑中送给PT合并器信号的介质选择

电缆和光纤则是电压切换逻辑中送给PT合并器信号的两种介质, 这两种介质各有其优缺点。这里选择的是光纤介质, 尽管成本教高一点, 也需要较高的施工技术, 但是结合项目情况, 具有性能好和接口操作方便的特点, 另外, 外观上也符合数字化变电站的总体需要, 所以, 这里选择应用光纤传输电压切换逻辑。

4 结语

本文主要探讨了新的110kV母线电压的获取方法, 为了保证了数字化变电站的顺利建设和按期投运, 还解决了数字化变电站110kV母线电压的获取的问题。本文主要探讨了在已经建成的数字化变电站中, 没有使用母线PT而成功获得母线电压, 希望能够对于后续的数字化变电站改造具有一定借鉴作用。

参考文献

[1]丁书文, 史志鸿.数字化变电站的几个关键技术问题[J].继电器, 2008, 36 (10) .