变电运行培训复习资料技能部分.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流变电运行培训复习资料技能部分.精品文档.一、 35kV母线电压互感器高压熔丝熔断事故现象及处理步骤是什么？ 答：(1)故障现象如下。 1)熔断相相电压降低或接近于0，完好相相电压不变或稍有降低，断路相切换至好相时线电压可能下降(实际运行在似断非断时)，电压互感器有功、无功功率表指示降低，电能表走慢。 2)主变压器35kV“电压回路断线”。电压互感器“电压回路断线”(保护接母线电压互感器)、“母线接地”告警。 3)检查高压熔丝时，可能有吱吱声。 (2)处理方法如下。 1)向调度汇报。可用电压切换开关切换相电压或线电压，以判别哪相故障。 2)停用

2、该母线上可能误动保护(距离、低频)的跳闸出口连接片。 3)断开故障电压互感器二次空开或熔断器，拉开电压互感器隔离开关，做好安全措施后，更换相同规格的高压熔丝。试运不成功，连续发生熔断时，可能为互感器内部故障。应汇报调度，并查明原因。4)检查是否为电压互感器内部故障时，可在停役后手摸高压熔丝外壳绝缘子部分以查明是否为内部过热，也可用摇表摇测绝缘电阻加以判断。确认为互感器内部故障时，应汇报工区及调度。二、 电压互感器熔断器熔断及二次回路断线处理（一）故障现象当中央信号屏发出“电压回路断线”的信号，同时光字牌亮，警铃响，值班员检查电压表可以发现，未熔断相电压指示不变，熔断相电压指示为，与该项有关的线

3、电压表指示为相电压。与此无关的电压表指示正常。（二）电压互感器高压侧熔断器熔断的原因：）电力系统发生单相间隙性电弧接地。）电力系统发生铁磁谐振。）电压互感器内部出现单相接地或相间短路。）电压互感器二次发生短路，而二次侧熔断器未熔断。（三）处理方法）退出电压互感器所带可能误动的保护与自动装置，防止保护误动。）检查电压互感器二次保险是否熔断，如已熔断，应立即更换，若再次熔断，应查明原因，且不可将其容量增大。如熔断器完好，可检查电压互感器二次回路接头有无松动，断头现象，切换回路有无接触不良现象，若发现断线处，应立即处理。）如电压互感器二次回路正常，则应检查一次熔断器是否熔断，更换一次熔断器应用隔离开

4、关将电压互感器退出运行，在做好安全措施后方可进行，如合闸后再次熔断，则应再次将电压互感器退出运行，向主管部门和调度汇报，听候处理。（四）电压互感器高压熔断器熔断应迅速断开一次侧隔离开关（刀闸）、断开二次侧空开取下二次侧熔断器，将需通用电压互感器的二次侧负荷转移到另一组电压互感器供电。三、 中性点直接接地系统和中性点不接地系统的短路有什么特点？答：在中性点直接拉地的电力系统中，以单相接地的故障最多，约占全部短路故障的70%以上，两相短路和两相接地短路分别约占10%，而三相短路一般只占5%左右。在中性点不直接接地的电力系统中，短路故障主要是各种相同短路故障，包括不同两相接地短路。在这种中性点不直接

5、接地电力系统中，单相接地不会造成故障，仅有不大的电容性电流流过，对电气设备基本无影响，但中性点发生偏移，对地具有电位差，其相间电压不平衡，而线电压仍保持不变，即三相线电压仍为平衡的，故仍可允许运行一段时间（一般为2h）。四、10kV中性点不接地系统铁磁谐振原因分析及消谐措施探讨摘要：本文就中性点不接地系统10 kV配电所中由于接入三相五柱电压互感器产生铁磁谐振原因进行分析，并对各种消谐措施进行探讨。关键词：配电所铁磁谐振消谐1 10 kV配电所电压互感器运行及出现谐振情况我段管内10KV配电所均为中性点不接地系统（小电流接地），各配电所的每一段母线上均接有一台三相五柱式电压互感器（PT），其一

6、次线圈中性点直接接地。由于电网对地电容与PT的线路电感构成谐振条件，在运行中经常出现铁磁谐振现象，引起过电压，出现“虚幻接地”或烧断PT高压保险，甚至在运行中出现过PT一次侧零相瓷瓶内部引线烧断的现象。下面仅列举岱岳配电所2000年出现谐振过电压及PT保险熔断的部分事例： 2000年3月5日13：15，岱岳配电进线一开关跳闸，段母线PT高压保险熔断3相。跳闸原因是线路瞬间故障。 2000年3月18日20：50，岱岳配电段母线PT高压保险B相在运行中熔断。 2000年3月23日8：51，岱岳配电自闭一、自闭二开关跳闸，发“电压回路断线”、“10KV系统接地”光字牌，自闭母线PT高压保险熔断。原因

7、是自闭线路故障。 2000年6月11日，岱岳配电所全所停电春防试验，在作业结束后送电合电源进线开关时，发“10KV系统接地”光字牌，出现“虚幻接地”现象，馈线送电后复归。2 铁磁谐振过电压产生原理 在中性点不接地系统中，为了监视系统的三相对地电压，配电所内10 kV母线上常接有Y/Y/接线的三相五柱电磁式PT，其电气结线见图1。图1 10KVPT未装消谐装置时电气示意图 正常时PT的励磁阻抗很大，系统对地阻抗呈容性，三相电压基本平衡，中性点的位移电压很小。但在系统出现暂态过程时，如单相接地的发生和消失等，都会使PT中暂态励磁电流急剧增大，感值下降，于是三相电感值有所不同，在PT的开口三角处出现

8、零序电压。 设L0为PT三相并联的零值电抗，当L0与3C0回路达到固定振荡频率0时，将会在系统中产生谐振现象。随着线路的延长，依次发生1/2次分频谐振、高次谐振。当发生谐振时，由于PT感抗显著下降，励磁电流急剧增大，可达到额定值的数十倍，造成PT烧毁或保险熔断。2.1 分频谐振当系统发生1/2次谐波时，会使PT开口三角处呈现电压，这可以从PT二次侧开口三角的接线原理分析，其原理接线如图1所示。正常运行时电压相量如图2所示，图中：mn=a+b+c=0 考虑PT误差以及三相系统对地不完全平衡，在开口三角处也可能有数值不大的不平衡电压输出，但不足以使接在其上的电压继电器动作。当系统出现低频谐振时，电

9、压的正弦波形中含有1/2次谐波分量，如以B相为参考相量，则开口三角处的电压为：mn=a+b+c =mSin(t+120o)+mSint+mSin(t-120o)=m Sin(t+60o)+ Sint+Sin(t-60 o)=2m Sint=2b 其相量如图3所示。可见当发生1/2次谐波谐振时，在PT二次侧开口三角处所显现的电压是相电压中1/2次谐波分量的2倍，当这个分量足够大时，就会使接在开口三角处的电压继电器动作，造成单相接地假象。2.2 三次谐波谐振当系统出现高次谐波谐振时，以三次谐波谐振为例，此时电压的正弦波形中含有三次谐波分量，仍以B相为参考相量，则PT开口三角处的电压为：可见当发生三

10、次谐波谐振时，在PT二次侧开口三角处所显现的电压是相电压中三次谐波分量的3倍，当这个分量足够大时，就会使接在开口三角处的电压继电器动作，造成单相接地假象。3 常用消谐措施的探讨通过有关研究及在实践中应用证明：在PT的一次侧中性点串接复合电阻消谐器，随着R的增大，谐振的范围缩小，当满足R6%Xm时可消除一切铁磁谐振；在PT开口三角绕组接入电阻，相当于在PT的励磁电感之中并入电阻，能够限制和消除谐振。3.1PT中性点经消谐器接地从各配电所安装消谐器运行情况来看，消谐器抑制谐波的效果较为明显。原理图见图4。图4 10KVPT一次侧中性点经消谐器接地时电气示意图PT一次侧中性点串入的消谐装置是一种特别

11、配置的非线性复合电阻，它的接入相当于在PT一次侧每相对地都接入电阻，能够起到抑制PT过电压、过电流、阻尼和抑制谐波的作用。3.1.1消谐器的消除谐振作用安装消谐器后，系统感容等效电路可用图5表示。图5 安装消谐器后系统感容等效电路及分析示意图回路的电势平衡方程式为：其中：E系统等效电势就其绝对值而言，存在下列关系：此式可转化为：令=E ，则式（3）可转化为：E 而E 与I的关系也可转化为：此系一个焦点为（，0）的椭园。式（5）可用图5所示求解。UL与UC+E / 的交点有a1、a2、a3三个点。a1点在UL的线性范围，为稳定工作点；a2点在互感器的饱和区域，为不稳定工作点；a3点为谐振点（由于

12、UC-E / 偏向于第四象限，与UL仅在线性范围有一交点，不在此讨论。）当不存在消谐器即R=0时，式（4）可化简为：UL=UCE UL与UC+E的交点a4、a5分别为稳定工作点和不稳定点。而UL与UC-E的交点a6即为谐振点。由图5可见，无消谐器R时，谐振点a6处过电流和过电压均增大。当消谐电阻R足够大，UC+E/ 的曲线如图5中虚线所示。这时，UC+E/ 与UL只在线性范围内有交点，可以消除铁磁谐振。根据以上分析，可以看出，安装消谐器有利于防止过电流，阻尼铁磁谐振的发生。3.1.2 消谐器的限制过电压、过电流作用PT中性点接入消谐器后，可以限制系统在一相接地或弧光接地时流过PT另两相的高压绕

13、组的过电流。如图4PT接线示意图中，当系统C相（或A、B相）发生单相接地时，C相对地电压：UCX=0，在此情况下，若没装消谐器，则：UAX=UBX=UAC=UBC=U此时流过A、B两相高压绕组的电流为：式中：XLEPT的单相感抗即I为正常值的3倍。因此，即使系统不发生过电压，单相接地时也可能烧坏另两相的高压绕组。若系统因单相接地而引起过电压，则此电流会更大。当PT高压侧中性点上安装消谐器后，在C相单相接地时，流过A、B两高压绕组的电流为：只要当6R2-RXLE0，即:时，式中电流值就小于式(1)中的电流值，即通过A、B两相高压绕组的电压受到消谐器R的限制。而实际上消谐电阻的阻值与感抗之比（R/

14、XLE）远大于0.28。因此消谐器的接入，削弱了单相接地时流过非故障相互感器高压绕组的电流，可有效地防止PT过电压和过电流。3.2其它消谐措施3.2.1 PT开口三角绕组接电阻PT开口三角绕组接电阻的电气原理图见图6。图6 10 kV PT开口三角接电阻的电气示意图由于电阻接在开口三角绕组两端，必然会导致一次侧电流增大，也就是说PT的容量要相应增大。从抑制谐波方面考虑，R值越小，效果越显著，但PT的过载现象越严重，在谐振或单相接地时间过长时甚至会导致保险丝熔断或PT烧毁。一般来说接入10 kV PT开口三角绕组的电阻取16.533。3.2.2 PT开口三角绕组接分频消谐装置配电所采用的开口三角

15、绕组接可控硅分频消谐装置的原理图见图7。图7开口三角绕组接可控硅分频消谐装置的原理图在电网出现雷电过电压或操作过电压时，该电路VSO端电压和触发脉冲反相，VSO不能导通。当发生单相接地故障时，VSO虽有工频电压但无触发脉冲，仍不能导通。仅当电网中发生分频铁磁谐振时，VSO才会导通，三角绕组被短接，铁磁谐振在强烈的阻尼作用下迅速消失，当谐振消失后，VSO恢复到阻断状态。在实际运行中，上述两种装置仍不能有效避免谐振的发生及保险熔断。在谐振发生或线路单相接地时PT一次侧电流显著增大及因本身元件故障而失去消谐作用是上述两种装置的主要缺陷。3.2.3采用抗谐振型PT或在PT中性点串单相PT采用抗谐振型P

16、T和在PT中性点串单相PT原理相同，电气原理见图8。图8抗谐振型PT的电气原理图假设L0与L1、L2、L3具有相同的伏安特性，则此时PT的励磁电抗Xm=XL1+XL0 ，所以L0的接入主要有以下三个优点：1) Xm显著增大，比较易实现XC0/Xm0.01这个条件，使系统扰动时不致于发生谐振。2) L0接入后，加在非故障相PT绕组的电压下降至接近相电压，不会饱和，从而杜绝了谐振的发生。3) 由L0二次绕组电压继电器作接地指示装置，在单相接地时其输出电压为75V，可按此值进行整定计算，从而保证了接地指示装置的灵敏度。若中性点串入PT的励磁电抗XL0远大于XL1值，则效果更佳。此时加在非接地相L1和

17、L2、故障相L3、中性点PT的L0绕组的电压全部等于相电压5.77 kV，肯定不会饱和，而且接地指示装置可获得的输出电压可达100V。4. 结论通过前面的讨论，我们可知道在PT中性点加消谐器、采用抗谐振型PT或在中性点串单相PT的方法，在线路单相接地时能够使PT各相绕组电压均能保持在正常相电压附近而不会饱和，从而很好地抑制铁磁谐振，降低PT一次侧电流，同时亦保持了接地指示装置对零序电压幅值和相位的灵敏度，其优点较为突出。我段于2000年8月份对10KV配电所母线PT进行了改造，在其一次侧中性点上加装了消谐器，改造后效果明显，运行至今未出现过PT保险熔断与“虚幻接地”现象。参考文献:1沈宗阳.中

18、性点不接地系统中电磁式电压互感器引起的铁磁谐振一些消谐措施装置的比较使用，广东省10 kV绝缘及过电压研讨会，19922康栋才.中性点不接地电力系统中消谐器及其应用注意事项，电世界，1997.1五、 不接地系统产生谐振的原因及措施电子学论文摘要：在实际的变电运行管理中，有时由于中性点不接地系统的线路发生单相接地或单相接地消失的瞬间，经常造成电压互感器一次侧熔断件熔断。或者是在进行正常的倒闸操作中，通过投入空载母线时，往往发现母线电压指示不正常或出现接地信号，但却没有发生明显的接地迹象,主要是由于电压互感器的铁磁谐振造成的。这种情况经常会使值班人员误判为电压互感器故障或是变电所内母线系统发生接地

19、故障，影响了正常的运行管理。 关键词：不接地系统 产生谐振 原因及措施 1前言 在实际的变电运行管理中，有时由于中性点不接地系统的线路发生单相接地或单相接地消失的瞬间，经常造成电压互感器一次侧熔断件熔断。或者是在进行正常的倒闸操作中，通过投入空载母线时，往往发现母线电压指示不正常或出现接地信号，但却没有发生明显的接地迹象,主要是由于电压互感器的铁磁谐振造成的。这种情况经常会使值班人员误判为电压互感器故障或是变电所内母线系统发生接地故障，影响了正常的运行管理。 2电压互感器产生谐振的原因分析 (1)在中性点不接地系统中，虽然电源侧的中性点不直接接地，但电压互感器的高压侧中性点是接地的，若Ca，C

20、b，Cc为各回线路(包括电缆出线和架空线路)三相对地的等值电容，而La，Lb，Lc则为母线电压互感器的一次侧三个线圈的对地阻抗(忽略其线圈电阻)，假设系统发生单相接地(如A相)，其接线图如图1所示。图1接线图 此时，电压互感器的铁心线圈相当于与电容器并联，构成了可能产生谐振的并联电路，由于相对地电压升高倍，有可能使得电压互感器的铁心出现饱和或接近饱和，阻抗变小，电路中出现容抗和阻抗相等的情况，从而产生了并联谐振，此时互感器一次侧的电流最大，这样有可能使电压互感器的高压侧熔断件熔断，或者烧坏电压互感器。此种情况往往在变电所投产初期(线路出线回路少)不是很明显，但随着线路出线回路的增多(各回线路对

21、地的等值电容量增大，容抗增大)出现谐振的情况较多。 (2)倒闸操作时，由于电压互感器的谐振而造成母线电压不平衡。此种情况往往是在设备进行关合空载母线时发生，如图2所示。当系统，投入501断路器，由于10kV母线处于空载状态，其等值电路图可由图3表示。图2示意图图3等值电路图 图3中L是电压互感器一次线圈的电感，C是各相母线对地电容，由于电压互感器的中性点是接地的，且各相对地电容的一端也是接地的，在正常情况下，三相电容是对称的，但当用501断路器向10kV母线充电时，就存在着以下两种情况： 由于合闸瞬间的三相触头不同期性，此时最慢接触的一相在触头间相当于串联上一个电容(如A相)。 当电容的容抗等

22、于互感器的感抗时即产生谐振，但该状态下只是使中央信号装置的电铃响了一下，仪表摆动一下，但随着操作的完成该现象随之消失。 由于合闸过程中产生操作过电压，此时假设断路器在合闸操作过程中A相出现过电压，则有可能使A相电压互感器铁心出现饱和，使A相电压互感器线圈感抗变小，从而三相的总阻抗出现不平衡，使电压互感器的中性点对地电压发生位移现象。 3消除铁磁谐振的措施和方法 (1)采用质量好，技术性能优，铁心不易饱和的电压互感器。 (2)提高断路器的检修质量，确保合闸操作的同期性，减少操作过电压。 (3)必要时可采用改变操作顺序，以避免操作过程中产生谐振的条件。 (4)对在空载母线的充电中产生的谐振，可以采

23、用投入空载线路的方法，以改变其谐振的条件。 (5)传统采用消谐的措施是在电压互感器的开口三角侧接上一个灯泡，该方法属于较为原始的方法，随着系统容量的增大和电缆线路的增加，实践运行表明该方法的消谐效果不是很明显。 (6)另一种方法是采用在电压互感器二次侧的开口三角上加装一种可控硅多功能消谐装置的方法，但该方法需要采用外加交流电源，有时由于装置的电子器件发生短路也会影响消谐效果。 (7)目前使用的另外一种消谐装置是在电压互感器的一次侧中性点上串接LXQ型非线性电阻，以限制其产生谐振的方法，由于该方法具有安装简便、结构简单、消谐效果明显的特点，目前得到广泛的应用，具有较高的推广使用价值。 4结束语

24、中性点不接地系统发生谐振的直接因素是系统过电压，其根本原因是电压互感器出现饱和，造成互感器的感抗改变，至于采用何种消谐方法，应该根据实际情况，结合系统的运行方式，分别采取措施，以达到预期的目的。 六、 小电流接地系统单相接地故障处理小电流接地系统发生单相接地故障时，由于线电压的大小和相位不变（仍对称），而且系统的绝缘又是按线电压设计的，因此允许短时间运行而不立即切除故障，带接地故障运行时间，一般10 kV、35 kV线路允许接地运行不超过2 h，这主要是受电压互感器和消弧线圈带接地允许运行时间的限制。 1 接地故障的判断电压互感器一相高压保险熔断，报出接地信号。 区分依据：接地故障时，故障相对

25、地电压降低，非故障相对地电压升高，线电压不变，而电压互感器一相高压保险熔断时，对地电压一相降低，另两相电压不变，线电压指示则会降低。 用变压器对空载母线合闸充电时，断路器三相合闸不同期，三相对地电容不平衡，使中性点发生位移，三相电压不对称，报出接地信号。 区分依据：这种情况在操作时发生，只要检查母线及连接设备无异常，即可判定。投入一条线路或投入一台所用变，接地信号即可消失。 系统中三相参数不对称，消弧线圈的补偿度调整不当，在倒运行方式操作时，报出接地信号。 区分依据：这种情况多发生在系统中有倒运行方式操作时。经汇报调度，在相互取得联系时，可以了解到。可先恢复原运行方式，将消弧线圈停电调整分接头

26、，然后投入，再进行倒运行方式操作。 在合空载母线时，可能发生铁磁谐振过电压，报出接地信号。 区分依据：电压表有一相、两相、三相指示会超过线电压或以低频摆动，表针会打到头。可分为基波谐振、高频谐振、分频谐振三种。 2 单相接地故障的查找处理方法2.1 判明故障性质和相别根据接地故障的判断所述依据，首先判明故障性质和相别，待确定为接地故障后，采取措施，进行查找处理。 2.2 分网运行缩小范围分网运行包括系统分网运行和变电站内分网运行，系统的分网应在调度统一指挥下进行，并考虑各部分之间功率平衡、继电保护的相互配合、消弧线圈的补偿度是否适当。对于变电站，分网就是将母线分段运行，缩小范围，找出仍有接地信

27、号的一段母线。2.3 检查站内设备确定故障范围后，应对故障范围以内的站内一次设备进行全面的外部巡视检查。主要检查设备瓷质部分有无损坏、放电闪络，设备上有无落物、小动物及外力破坏现象，各引线有无断线接地，检查互感器、避雷器、电缆头等有无击穿损坏等。 2.4 检查站内设备故障处理故障点可以用断路器隔离。检查发现电流互感器、出线穿墙套管、出线避雷器、电缆头、耦合电容器、线路侧隔离开关等断路器外侧的设备有故障。应汇报调度，转移负荷后，断开断路器隔离故障。拉开故障设备的两侧隔离开关，汇报上级有关领导，做好安全措施，等待修试人员检修故障设备。 故障点只能用隔离开关隔离。此时绝对不能用隔离开关拉开接地故障和

28、线路负荷电流。应汇报调度，根据本站一次系统主接线及运行方式，利用倒运行方式将故障点隔离。对不能倒运行方式的，可用人工接地法转移故障点，再用断路器断开故障点。 故障点在母线上。检查发现隔离点在母线上，无法隔离，应将隔离母线停电检修，双母线接线的，可将全部负荷倒至另一条母线上供电，其它情况，应先将用户负荷转移，再进行停运母线。 2.5 检查站内设备未发现异常汇报调度，利用瞬停的方法查出故障线路，确定带接地故障的线路。以上是对有人值班变电站发生小电流接地系统单相接地故障的处理，随着电力系统自动化水平不断提高，远动技术快速发展，以及电气设备更新换代，越来越多的变电站实行无人值守。石嘴山供电局除了四座2

29、20 kV变电站外，其余所有110 kV及以下电压变电站均实行无人值守。对于无人值守变电站，当发生小电流接地系统单相接地故障时，根据调度工作站语音报出的远动告警信息和远动机所显示遥测值的变化，做出准确的判断。查找处理的方法在具体处理过程中与有人值班变电站的处理方法有许多不同之处。主要区别在判明故障的性质、相别后，通过远动遥控操作，在分网运行缩小故障范围的基础上，利用“瞬停法”查找出接地故障的线路。 发生单相接地故障时，通过调度工作站远动告警信号和远动机所显示电压值，记录接地的时间和相别，以及远动机所显示电压遥测值，待接地故障持续5 min后不消失，根据运行方式、天气状况、系统操作、远动告警信号

30、、远动机所显示电压遥测值，以及远动、通信、保护等班组当天工作情况，做出判断，进行查找处理。 判明故障的性质、相别。 分网运行缩小范围。 利用“瞬停法”查找出有接地故障的线路。 对在接地故障母线上供电的重要负荷，在运用远控拉路选线时，应先通知各供电分局值班人员和重要用户。 3 查找处理过程中的特殊情况遇有其它断路器跳闸可强送一次。 消弧线圈有故障，应先投入备用变压器，将变压器停运后，拉开消弧线圈隔离开关（将变压器重新投入运行），或先切除故障线路，再拉开消弧线圈隔离开关。严禁在有接地故障时，拉合消弧线圈隔离开关。 当某一出线跳闸，同时出现接地信号，一般是由于两条出线不同相接地，但只有一回出线断路器

31、跳闸，而另一回出线仍然接地的缘故。此时，发生故障线路不再强送，按照接地选线序位表，寻找接地线路。 系统发生接地故障时，同时有两条出线断路器跳闸，跳闸后，接地现象消失，一般判断为两条出线异相接地短路，应轮流强送断路器，鉴别永久性接地点，将非接地线路投入运行。如果两点永久性接地，可强送较重要的线路。如两条线路都很重要，可倒至不同母线上，将母线分段运行。 4 查找处理单相接地故障时的注意事项有重合闸装置的断路器，拉路寻找时，应利用重合闸装置进行选线。 有人值班变电站和无人值班变电站，在拉路选线时，均应至少两人进行操作。系统接地时，检查站内设备，应穿绝缘靴，接触设备外壳、构架及操作，应戴绝缘手套。发现

32、明显接地时，室内不得接近故障点4 m以内，室外不得接近故障点8 m以内。 随时监视远动装置，保证“四遥”正确性和完好性，即遥测、遥信、遥控、遥调。发生接地故障，如远动装置异常，应立即通知操作队值班员到达现场。 无人值班变电站所有运行设备的“就地/远控”开关应切至“远控”位置。 有“瞬停法”查故障线路，无论线路上有无故障，均应立即合上。 小电流接地系统，发生单相接地故障，在处理过程中，一定要及时发现（尤其无人值班变电站），判断准确，处理果断。防止发生另一相接地，或不同线路不同相接地，形成相间接地短路，造成出线断路器或母线断路器跳闸的事故，确保系统的安全稳定运行。七、 10kV出线接地，后转换为相

33、间短路，保护动作出口断路器拒动，主变后备保护动作切除故障运行方式：110kV水中线供110kVII母经110断路器带110kVI母负荷，110kV杉中线充电备用，I主变（分头I档）带10kVI母负荷，II主变（分头I档）带10kVII母负荷，I站用变带本站低压侧负荷，II站用变带消弧线圈运行，10kV母联010断路器热备。18：30，地调吴道伟预告：将10kV钟山西I回005开关保护定值由小定值改为大定值，将II主变由运行状态转换为热备用状态。操作票将II主变由运行状态转换为热备用状态；1、合上II主变1120中性点接地隔离开关，并检查确已合好。2、合上10kV母联010断路器3、检查10kV

34、母联010断路器确在合闸位置4、检查I、II主变10kV侧确已并列运行5、投上I主变保护跳010断路器压板6、拉开II主变012断路器7、拉开II主变112断路器8、检查II主变012断路器确在分闸位置9、检查II主变112断路器确在分闸位置10、拉开II主变1120中性点接地隔离开关，并检查确已断开。 18：37，地调吴道伟令：将10kV钟山西I回005开关保护定值由小定值改为大定值，将II主变由运行状态转换为热备用状态。18：42，执行调令，将将10kV钟山西I回005开关保护定值由小定值改为大定值。 18：43，操作完毕，汇报地调吴道伟。18：47，开始执行操作票。18：59，操作完毕，

35、汇报地调吴道伟。19：00，铃响，事件通知栏发：10kVI母接地，10kVII母接地，10kV水窑东线接地，10kV水城西II回接地。三相电压：Ua：0 Ub：10.6 Uc：10.8 3U0：28V消弧线圈中性点电压520V，直流吸合告警，交流吸合告警，阻尼请求调档发生，预测电容电流29A。 19：16，记录时间，复归音响。 19：20，检查本站设备，未发现异常。 19：22，汇报地调吴道伟。 19：25，铃响，喇叭叫，事故照明灯亮，I后台机事件通知栏发：I主变低压侧复流I段I时限、I段II时限动作，011断路器、010断路器由合到分，I电容器031断路器、II电容器032断路器欠压保护动作

36、，10kV水窑东线008断路器过流保护动作、速断保护动作。主接线图上011断路器、010断路器、031断路器、032断路器绿灯闪光。 19：31，检查I主变保护屏：告警灯亮、后备动作灯亮、保护动作灯亮，011断路器、010断路器绿灯亮。复归信号。 检查10kV水窑东线008断路器时发现断路器在合闸位置，红、绿灯不亮，保护装置上告警灯、保护动作灯亮。 19：40，在后台机上拉开10kV水窑东线008断路器时拉不开，遥控超时。 19：41，手动打掉水窑东线008断路器。 19：43，汇报地调吴道伟。 19：44，调令：自行处理，抓紧时间复电。 19：45，事故处理：合上I主变1110中性点接地隔离

37、开关，合上011断路器、010断路器，拉开I主变1110中性点接地隔离开关。恢复对本站10kV侧供电。 19：47，汇报地调吴道伟。 19：48，检查水窑东线008断路器保护动作却未掉闸的原因，其合闸、控制保险完好、控制回路无异常、操作机构正常。 19：50，汇报地调吴道伟。八、 35kV母线电压互感器高压绕组单相接地故障处理运行方式： 110kV:滥北线经母联110断路器带北钢线负荷，西北线充电备用，I号主变（分头I 档）运行带35kV、10kV系统负荷，II号主变（分头I 档）热备用，中性点接地隔离开关1110、1120均在断开位置。35kV：301、302断路器运行，母联310断路器在合

38、闸位置，303、304、305、306断路器均在冷备用状态。10kV：水钢I 回001断路器、水钢II 回002断路器运行，母联010断路器在合闸位置，其它断路器均在实验位置。1号站用变带全站站用电负荷，2号站用变热备用。 题目(现象)：铃响，事故通知栏发：35kVI、II母线接地发生，打开I号主变细节图 ,遥测量 ,查看中压侧三相电压分别为：Ua=0 、Ub=37.5kV、Uc=37.6kV、3U0=38V 参考处理步骤： 1、记录时间， 复归音响。2、检查35kV所有设备，除 I、II 电压互感器声音较平时略大外其余均无异常，汇报调度。 3、将II号主变由热备转运行：合上II号主变1120

39、中性点地刀，合上II号主变112、312断路器，拉开II号主变1120中性点地刀。检查35kV侧确已并列运行后，拉开35kV母联310断路器，35kVI母线接地消失，II母线仍然 发接地信号。 4、汇报调度：监视运行（1小时50分钟后）接地仍未消失, 汇报调度 , 调度令35kV302断路器负荷已倒出，拉开35kV302断路器。操作后，35kV II母线接地未消失。5、汇报调度，调度令自行处理。拉开II 号主变312 断路器，拉开3022 隔离开关，合上 312 断路器，35kV II母线接地未消失。6、拉开II号主变35kV侧312 断路器，母联3102 隔离开关，合上312 断路器，35k

40、V II母线接地未消失。7、拉开II号主变35kV侧312 断路器，拉开3122 隔离开关，合上35 kV母联3102 隔 离开关，合上母联310断路器，35kVI、II母线接地发生。8、此时，判断为非35kVII PT接地或为35kVII 母线接地。拉开35kV母联310 断路器，拉开35kVII PT3524 隔 离开关，取下35kVII PT二次保险。合上35kV母联310 断路器，35kVI、II母线接地均消失。确定为35kVII PT接地。 9、汇报调度，令隔离故障点做好安全措施，将站内设备恢复正常运行。 10、合上35kV电压互感器二次并列小开关。将35kVII号电压互感器转为检修

41、状态。 11、汇报调度，令合上35kV3022隔离开关，302 断路器 检查无异常后。将II号主变由运行状态转换为热备用状态。 12、操作后，汇报调度，做好相关记录。 九、 连接I母的线路单相接地短路，该线路断路器拒动故障处理运行方式：220kV盘水线、水滥线经1号、2号主变与110水水双回、水石线并列运行，1号、2号主变分头均在6档运行，1号主变中性点接地;220kV：201开关、211开关在I母运行，203、212开关在II母运行，270开关在I母热备，210开关在合闸位置;110kV：101、102、104、106、108、131、111开关在I母运行，170开关在I母热备，103、10

42、5、107、109、134、132、112开关在II母运行，110开关在合闸位置;10kV：母联010开关在分闸位置，038开关冷备，1号站用变运行，2号站用变热备。题 目：110kV水威线故障，开关拒动，造成1号主变110kV零序方向过流I段I、II时限动作出口，1号主变220kV复压方向过流I、II段动作出口， 211、110开关掉闸，同时110kV IPT二次保险熔断。参考处理步骤：1、灯灭，事故铃响，复归。后台机发“1号主变110kV零序方向过流I段1、II时限动作出口，1号主变220kV复压方向过流I、II段动作出口，1号主变211开关分闸，110kV 母联110开关分闸”.主接线图

43、上211、110开关变位、101、102、104、106、108、131无负荷、110kV1母无电压指示.检查主变及线路遥信发现：1、2号主变发“电源1故障、电源2故障、冷却器故障、交流控制电源故障、两路电源全停、电源断相故障、211、110断路器位置变位、101、102、104、106、108、131、111发“控制回路断线”.检查1号主变保护屏发现：“告警、保护动作、跳闸位置A、跳闸位置B、跳闸位置C、保护1跳闸”灯亮，记录后立即复归。2、将检查情况汇报调度。拉开1号站用变001、031开关、1号主变011开关，检查111开关未掉闸原因，手动拉开或手动打掉，合上2号主变1120、2120接

44、地隔离开关，合上012断路器，对10KV 2母线充电无问题后，合上002、032开关，（灯亮，2号主变风扇运转正常）。汇报调度。3、根据主变是110kV零序方向过流和220kV复压方向过流保护动作，211、110短路器掉闸的情况，首先应拉开101、102、104、106、108、131断路器。然后，一方面详细检查保护范围内的设备有无故障（重点在110kV部分，因主变及10kV部分有差动和10kV复压保护），另一方面检查110kV 1母线上的出线有无保护发信号。发现108开关保护屏距离II、III段、零序II、III段动作。4、将检查情况汇报调度：A、发现108开关保护屏距离II、III段、零序

45、II、III段动作，开关未掉，则拉开108断路器，如拉不开则将KK把手打到近控后拉开，如不行则手动打掉，然后立即合上211、111断路器（如有明确原因引起111开关未掉闸，且已经排除，可以考虑送111开关，否则应考虑用110对110kV 1母线充电），对110kV 1母线充电无问题后，合上101、104、106、108、131、110断路器，联系调度后合上102断路器。B、如检查设备没有发现有线路保护动作，而有1母线上出线断路器拉不开的情况，则应将该断路器KK把手打道近控后拉开，如不行则手动打掉，然后立即拉开102断路器，合上211 111断路器，对无问题后，合上已经拉开的断路器（没有拉开的断

46、路器则不再拉开，102断路器除外），合上110断路器，联系调度合上102断路器。C、如检查设备没有发现问题，又没有出现110kV 1母线上出线断路器有拉不开的情况，则应合上211、111断路器，对110kV 1母线充电无问题后，逐条试送104、106、108、131、101断路器，联系调度合上102断路器，当出现合上某一断路器而造成主变1号主变110kV零序方向过流，1号主变220kV复压方向过流保护动作， 211、110开关再次掉闸时，立即拉开该断路器，合上211、111断路器后，继续逐条试送下面的断路器 ，并联系调度合上102断路器和母联110断路器。5、合上211、111断路器后，检查110kV 1母线无电压指示，立即检查二次空开和保险，发现二次保险熔断，更换后正常。6、拉开001开关、汇报调度，现2号站用变运行。十、 35kV母线相间短路运行方式：110kV：水杉线在母线供全站负荷，杉中线在母线热备用，杉双线在母线运行，#主变在母线带35 kV所有负荷，#主变在母线带10 kV所有负荷，母联110在合闸位置；35kV：311、301、303、307、309断路器在母线运行，302、304、305、306断