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1、,220kV变电运行知识分享,220kV变电站GIS设备,2.,倒闸操作与事故处理,5.,1 .220kV潞城开关站新建工程简介本开关站位于百色市田林县潞城乡旺吉村境内，围墙占地面积21.38亩，135米*100米; 新建进站道路约200米。新建主控通信楼一栋,220kVGIS室一栋，消防水泵房级消防水池，户外构支架基础，高压电抗器基础一组，场平，公路等构筑物。,220kV变电站概况,2.变电工程本期高压侧采用双母线单分段，远期中压侧采用双母线，远期低压侧采用单元接线。变压器远期为2180MVA，本期无。220kV出线：远期10回，本期6回（至百色坡阳2回、百色者保2回、百色瓦弄2回），预留4
2、回。110kV出线：远期8回，本期无。高压电抗器15MVA：本期一台，远期2台；,220kV变电站概况,220kV变电站GIS设备,2.,倒闸操作与事故处理,5.,六氟化硫封闭式组合电器，国际上称为“气体绝缘开关设备”（Gas-Insulation Switchgear ）简称（GIS）-SF6全封闭组合电器。它将一座变电站中，除变压器以外的一次设备包括由断路器、母线、隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、接地开关、出线终端等，经过优化设计有机地组合成一整体，内部充有一定压力的SF6气体，SF6气体也是它的绝缘和断路器消弧介质。,220kV变电站GIS设备,220kV变电站GIS设备,（1
3、）断路器。目前运行着的早期产品广泛使用单压式变开距灭弧室，现在生产的产品大多采用变开距“自能”式灭弧室，也有一些制造厂家在145kV及以上电压等级断路器中采用定开距灭弧室。在较高电压等级中使用双断口灭弧室。（2）隔离开关与接地开关。在一般情况下，隔离开关与接地开关组合成一个元件，接地开关的静触头装在隔离开关上，而动触杆则安装在与接地外壳等电位的壳体内。负荷开关是在隔离开关断口上加装了灭弧装置，其结构尺寸基本上与隔离开关相同。 接地开关可分为工作接地开关、快速接地开关等。 （3）电流互感器。GIS中的电流互感器可以单独组成一个元件，或与套管、电缆头联合组成一个元件。单独的电流互感器放在一个直径较
4、大的筒内，或者放在母线筒外面，它可以根据需要放置46个单独的环形铁芯，并选择不同的变比。（4）电压互感器。363kV及以下电压等级中，一般采用环氧树脂浇注的电磁式电压互感器，550kV及以上电压等级中，普遍采用电容式电压互感器。,GIS主要元件结构如下：,220kV变电站GIS设备,（5）母线。母线有两种结构形式：一种是三相母线封闭在一个筒内，导电杆采用条形（盆形）绝缘子固定，它的优点是外壳涡流损耗小，相应地载流容量大。但是，三相母线布置在一个筒内，不仅电动力大，而且存在三相短路的可能性。另一种是单相母线筒，即每相母线封闭在一个筒内。它的主要优点是杜绝三相短路的可能性，圆筒直径较同电压等级的三
5、相母线的小。但是，存在着占地面积较大、加工量大、外壳涡流损耗大等缺点。（6）避雷器。目前广泛采用的是氧化锌（ZnO）避雷器，也有采用磁吹避雷器的。氧化锌避雷器具有残压低，尺寸及质量小，伏秒特性好，保护性能稳定等优点。（7）连接管。各种用途的连接管有90度弯管、三通、四通、转角管、直线管、伸缩节等，一般选择定型规格的连接管。,GIS主要元件结构如下：,220kV变电站GIS设备,（8）电缆终端。SF6电缆终端是GIS与高压电缆出线的连接部分。（9）SF6充气绝缘套管。SF6充气绝缘套管是GIS与高压架空线路的连接部分，套管内充入SF6气体。（10）汇控柜。汇控柜（或称监控箱）的主要作用是起监视和
6、控制作用。监控的主要内容包括：气体压力监视、气体密度监视、状态监视、故障监视、电压监视、电流监视、控制等。汇控柜内的主要元件有：SF6气体密度继电器，SF6气体压力表和压缩空气压力表、充气及取气口等。在汇控柜的正面可以设置模拟母线、控制开关、状态指示器、故障指示器、电压表、电流表等。根据用户的要求，可分为分散安装和集中安装两种。分散安装是按每个间隔将各气室用的压力表、密度表、各种控制阀门、控制开关等都集中安装在一个汇控柜内，通过气管与气室连接；集中安装是将几个间隔分散控制的各种元器件，集中安装在与GIS分离设置的独立的汇控柜内。,GIS主要元件结构如下：,220kV变电站GIS设备,220kV
7、变电站GIS设备,隔离开关静触头,接地开关静触头,动触头,快速接地开关的开断和关合性能,在母线较长时，为了防止由于热胀冷缩和安装误差或基础形变造成设备破坏，常在母线之间配置波纹管，此外，在GIS与外界振动源直接相连时，为了吸收振动，也常配置波纹管，本站的波纹管为不锈钢材质，使用寿命为30年或10000次伸缩。,220kV变电站GIS设备,220kV变电站GIS设备,220kV变电站GIS设备,(1) 结构小型化：采用性能卓越的气体作绝缘和灭弧介质，大幅度缩小变电站的容积，实现变电站的小型化。 (2) 可靠性高：带电部分全部密封于惰性气体SF6中，与盐雾、积尘、积雪等外部影响隔离，大大提高了运行
8、的可靠性。此外还具有优良的抗地震能力。 (3) 安全性好：带电部分密封于接地的金属壳内，因而无触电危险；SF6气体为惰性气体，所以无火灾危险。(4) 杜绝了对外部的不利影响：因带电部分全封闭在金属壳体内，对电磁和静电实现屏蔽，不会产生噪音和无线电干扰等问题。(5) 安装周期短：由于结构小型化，可以在制造厂实现整机装配，试验合格后，以单元或整个间隔的形式运达现场，因此可以缩短现场安装的工期。 (6) 维护方便，检修周期长：因结构布置合理，灭弧系统先进，延长了检修周期，提高了产品的使用寿命。又由于其结构的小型化，安装位置距地面近，使维护更方便。,GIS特点：,220kV变电站GIS设备,SF6作为
9、一种绝缘气体，具有很多优点，是一种无色、无味、无毒、不可燃的惰性气体，并有优异的冷却电弧特性，特别是在开关设备有电弧高温的作用下产生较高的冷却效应，避免局部高温的可燃性。SF6气体的绝缘性能远远超过传统的油、空气绝缘介质。其用于电气设备中，可以缩小设备的尺寸，提高设备绝缘的油、空气绝缘介质。其用于电气设备中，可以缩小设备的尺寸，提高设备绝缘的可靠性。 其缺点是在电弧放电时分解形成硫的低氟化合物不但有毒，且对某些绝缘材料和金属具有腐蚀作用。,为什么选用SF6气体而不是液体（油）？,SF6气体的毒性问题：SF6是重气体，特别在室内有可能引起窒息。新气体出厂生物试验合格不应含有毒杂质。在电弧高温作用
10、下，SF6分解物与水分等杂质反应可能产生有毒物质。,220kV变电站GIS设备,什么是GIS设备的气隔？设置气隔有什么好处？,GIS内部相同压力或不同压力的各电器元件的气室间设置的使气体互不相通的密封间隔称为气隔。设置气隔有以下好处： (1)可以将不同SF6气体压力的各电器元件分隔开。 (2)特殊要求的元件(如避雷器等)可以单独设立一个气隔。 (3)在检修时可以减少停电范围。 (4)可以减少检修时SF6气体的回收和充放气工作量。 (5)有利于安装和扩建工作。,220kV变电站GIS设备,由于断路器气室内SF6气体压力的选择要满足灭弧和绝缘两方面的要求，而其他电器元件内SF6气体压力只需要考虑绝
11、缘性能方面的要求，两种气室的SF6气压不同，所以不能连为一体。断路器气室内SF6气体在电弧高温作用下可能分解成多种有腐蚀性和毒性的物质，在结构上不连通就不会影响其他气室的电器元件。断路器检修的几率比较高，气室分开后，要检修断路器时就不会影响到其它电气的元件气室，因而可缩小检修范围。注：上海思源220kVGIS设备断路器室额定0.62/报警0.58/闭锁0.55；其它气室额定0.58/报警0.53。,GIS中断路器与其他元件为什么必须分为不同的气室？,220kV变电站GIS设备,（1）按安装部分分： 根据就近原则在总体布局上连接在一起的几个气室，就可组成一个独立气隔单元。如断路器和CT组成一个独
12、立气隔气室。（2）按试验要求分： 由于试验要求不同，PT、避雷器、电缆终端等一般均为独立气室单元。根据安装运行要求，气隔单元一般不宜过大。,220kV变电站GIS设备,GIS采用分散控制后，SF6监控装置直接安装在每个气隔单元上. 即SF6密度计。,4、SF6气体监控装置,220kV变电站GIS设备,带有SF6压指示和报警触头的SF6密度继电器。在密度计上直接读出所连接气室的SF6压力，而通过引线将报警触点接入就地控制柜。当气室内SF6气体降低时，则通过控制柜上光子牌指示灯或报警继电器发出SF6压力降低报警信号，或是断路器室SF6压力降低的报警信号及断路器操作闭锁信号 。,220kV变电站GI
13、S设备,GIS系密集型结构方式，对其接地问题要求很高，一般要采取下列措施： 1、接地网应采用铜质材料，以保证接地装置的可靠和稳定，而且所有接地引线端都必须采用铜排，以减少总的接地电阻。 2、由于GIS各气室外壳之间的对接地均设有盆式绝缘子或者橡胶密封垫，两个筒体之间均需另跨接铜排，切其截面需按主接地网截面考虑。 3、正常运行时，特别是电力系统发生短路接地故障时，外壳上会产生较高的感应电势。为此要求所有金属筒体之间要用铜排连接，并应有多点与主接地网相连，以使感应电势不危及人身和设备（特别是控制保护回路设备）的安全。 一套GIS外壳需要几个点与主接地网相连接。,220kV变电站GIS设备,（1）检
14、查并记录各气室的SF6压力，机构弹簧储能正常。（2）注意辨别有无异音（放电、励磁）、异味。（3）外壳有无发热、变形、脱漆，外部连接和接地有无松动、锈蚀。（4）操动机构联板、连杆有无变形，开口销是否脱落。（5）开关、刀闸分合指示器与指示灯显示是否正确，符合实际位置。计数器的指示和动作情况是否一致。,GIS设备的巡视检查项目：,220kV变电站GIS设备,（6）汇控柜内线路带电显示器指示正确，VD指示灯指示正常。（7）各切换开关操动把手与实际运行位置相符；控制、操作电源开关在正常位置；连锁位置指示正常。（8）GIS设备的接地连接线、接地螺栓表面无锈蚀，压接牢固。（9）套管应完好、无裂纹、无损伤、无
15、放电现象。（10）基础无下沉、倾斜。,GIS设备的巡视检查项目：,220kV变电站GIS设备,1.大负荷或过负荷时，用红外测温设备检查内部、引线接头发热情况。2.大风扬尘、雾天、雨天外绝缘有无闪络。3.冰雪、冰雹外绝缘有无损伤。4.雷雨过后检查避雷器的动作情况。5.特殊天气下应做下列检查：,GIS设备的特巡,220kV变电站GIS设备,（1）大风时检查室外架空线无剧烈摆动，上面无搭挂落物；（2）雨天和雾天时，检查GIS室外架空线无电晕放电及闪络现象；（3）下雪时，GIS室外架空线接头处积雪有无明显溶化过快及放电闪络现象；（4）气温骤冷时，检查就地控制柜内加热器的投运情况，检查表计压力，检查有无
16、漏气；检查操作机构油位是否正常。,220kV变电站GIS设备,1、运行中GIS所属机构箱、现场汇控柜内加热驱潮器应始终投入。现场汇控柜门应关紧。2、运行中禁止打开或关闭GIS气体管路的任何阀门。3、GIS因故障造成大量SF6气体泄漏时，要注意远离泄漏点，站在上风口，必要时带防毒面具，穿防护服。4、在GIS上正常操作时，任何人禁止触及外壳，并保持一定距离。,GIS设备的运行规定,220kV变电站GIS设备,5、GIS设备停电检修，实行气体及电气的可靠隔离时，特别注意GIS的放气隔室内不能有带电部位存在；6、开关、刀闸“就地/远方切换”开关切至“远控”位置，当需要进行就地操作时将其切至“就地”位置
17、，操作完毕后及时切回到“远方”位置；7、GIS设备汇控柜内闭锁切换钥匙应取下由防误专责人保管，正常切至“联锁”位置，严禁随意切动。如果遇到特殊情况，需要进行解锁操作时，在完成防误解锁相关的审批许可手续拿到解锁钥匙后方可解锁操作。,GIS设备的运行规定,220kV变电站GIS设备,220kV变电站GIS设备,2.,220kV变电站继电保护,3.,倒闸操作与事故处理,5.,220KV线路保护的配置原则220kV线路保护装置必须按双重化配置，即配置两套完全独立的主保护，它们宜有不同的保护动作原理、不同硬件结构构成。每套保护除了全线速断的纵联保护外，还应具有完整阶段式相间距离、接地距离以及防高阻接地故
18、障的零序后备保护。两套独立的快速保护装置应安装在各自独立的柜内，并分别接自两组独立的TA次级绕组，直流电源、通道设备、跳闸线圈等完全独立。两套保护之间不宜有电气联系，当运行中一套保护异常而需要退出或检修时，不应影响另一套保护的正常运行。,220kV变电站继电保护,220kV线路的重合闸配置220kV线路均需要进行自动重合，重合闸按断路器配置。一般采用单相重合闸。对单侧电源线路（终端变）：电源侧采用任何故障三跳，仅单相故障三合的特殊重合闸，且采用检无压方式；非电源侧保护和重合闸停用。对多级串供的单侧电源线路重合闸采用单相重合闸，纵联保护应具备弱电源选相跳闸功能。 失灵保护按断路器配置。断路器的失
19、灵出口回路可与母差保护出口回路合用。开关三相不一致保护采用断路器机构内本体的三相不一致保护。,220kV变电站继电保护,220kV潞城变220kV开关采用双重化设计：1、断路器均采用双跳圈双操作回路。正常情况下，两组操作电源空开都应合上。2、线路保护和主变及高抗保护也设计为双重化，A保护的跳闸出口接至第一组操作回路，B保护的跳闸出口接至第二组操作回路。3、220kV母差保护也采用双重化设计。4、直流操作电源双重化设计，全站采用两套直流充电屏，分别对两段直流母线供电。A保护柜接于第一组直流电源，B保护柜接于第二组直流电源。,220kV变电站继电保护,由后备保护切除母线故障，一般时间较长，有些情况
20、下不能满足系统稳定性和供电可靠性的要求。220kV母线一般装设专门的保护，即母线差动保护。母线差动保护的保护范围为各元件母差保护用电流互感器之间的设备。,110、220kV母线保护配置,220kV变电站继电保护,母差保护的保护范围,220kV变电站继电保护,差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路。母线大差是指除母联开关和分段开关外所有支路电流所构成的差动回路。某段母线的小差是指该段母线上所连接的所有支路（包括母联和分段开关）电流所构成的差动回路。母线大差用于判别母线区内和区外故障，小差用于故障母线的选择。（可按以下方式理解，实际原理请参见相关保护资料）,母线保护原理简介,220kV变电站继
21、电保护,I1,I0,I2,I3,I4,大 差（紫色框所示）：I母线=0，即 I1+I2-I3-I4=0母小差（蓝色框所示）：I母=0，即 I1+I2-I0=0母小差（绿色框所示）：I母=0，即 -I3-I4+I0=0,I1,I0,I2,I3,I4,大差（紫色框所示）：I母线=0，即 I1-I2+I3+I4=0 大差不启动,1、区外故障,I1,I0,I2,I3,I4,2、区内故障,大 差（紫色框所示）：I母线0，即 I1+I2+I3+I40，大差起动母小差（蓝色框所示）：I母0，即 I1+I2+I00，母小差起动跳母母小差（绿色框所示）：I母=0，即 I3+I4-I0=0， 母小差不起动,断路器
22、失灵保护，是指110kV以及以上系统，输电线路、变压器、母线发生故障，保护动作切除故障时，故障元件的断路器拒切，即断路器失灵而安装的保护。220kV失灵保护及回路讲解双母双分段接线中母联和分段失灵及死区故障时母差保护动作行为分析,断路器失灵保护,220kV变电站继电保护,继电保护压板,220kV变电站继电保护,近年来，随着科学技术的发展，成熟的数字化、智能化继电保护设备已经在电力系统中推广应用，变电站保护配置功能更趋完善，使继电保护动作可靠性、成功率大大提高，但同时也对传统的继电保护运行管理模式、操作流程带来较大冲击，由于对一些新增的保护功能不理解、保护间配合不熟悉，现场误投或漏投保护压板造成
23、的保护误动或拒动事故时有发生，对电网的安全稳定运行造成了极坏影响。,220kV变电站继电保护,保护压板是保护装置联系外部接线的纽带，关系到保护功能和动作出口能否正常发挥作用，因此非常重要。变电运行人员应了解各类保护压板的功能和投、退原则，特别是当现场运行方式发生变化时，有些保护的压板也要作相应的切换，避免由于误投或漏投压板造成保护误动或拒动等人为误操作事故的发生。,运行人员对于相关继电保护压板原理、作用不了解，机械照搬典型操作票中的压板投、退要求，知其然而不知其所以然。运行方式一旦改变，就容易出现误投或漏投保护压板。同类继电保护装置不同的厂家在功能设置及二次回路上可能有所不同，同一个名称的压板
24、，不同的继电保护厂家会有不同的动作配合方式，不认真理解说明书，就会出现误投或漏投保护压板。不会看“继电保护定值通知单”，或不认真核查核对“继电保护定值通知单”备注说明，出现误投或漏投保护压板。设备验收不规范，现场压板标示不准确，造成“典型操作票”、“设备运行规程”编写不详尽、不准确。,误投或漏投保护压板主要问题分析,220kV变电站继电保护,压板按照接入保护装置二次回路位置的不同，可分为保护功能压板和出口压板两大类。,压板,功能压板,出口压板,作用于跳闸或合闸,保护投入以及作用于信号,220kV变电站继电保护,串于保护开入回路的功能压板，也就是常说的保护功能硬压板，这类压板可以方便运行人员投退
25、保护功能或选择跳闸还是发信号。保护功能压板实现了保护装置某些功能(如主保护、距离保护、零序保护等的投、退)。该压板一般为弱电压板，接直流24V。也有强电功能压板，接直流220V或110V。出口压板：串于出口回路，通过投退此类压板来控制回路的通断。,220kV变电站继电保护,220kV变电站继电保护,一、关于跳闸出口压板规律：1、压板上边对地有-110V左右，下边对地有+110V左右：则保护有出口，此时绝对不能投入压板；2、压板上边对地有-110V左右，下边对地有0V：则保护没有出口，此时压板可以投入；3、压板上边对地有-0V，下边对地有0V，则跳闸回路断线不通；4、压板上边对地有+110V左右
26、，下边对地有+110V左右：则保护有出口，且跳闸回路不通（适用于有操作箱例如主开关）。,关于压板的说明,220kV变电站继电保护,二、关于保护功能压板规律： 保护功能压板一般为为弱电压板，接直流24V，装置的里面的电源模块，不接地，所以上下对地没有电压，上下之间有24V； 三、非常规压板投退建议： 由于各种保护的原理不同，在压板的回路上也有很大的区别，为了投退各种机理不同的压板即使掌握不了规律也不至出错，所以，可在退出该压板之后，立即测量一下压板两端的电压，做好记录，投入压板时以便参考。因为退压板一般都在正常情况下，保护也没有动作跳闸等等，这时压板的电压记录下来，再投压板时，对比压板电压只要和
27、退压板时一致，则属正常情况，这时投入压板不会导致跳闸等等。,关于压板的说明,220kV变电站继电保护,运行中的继电保护及自动装置需要停用时，应先退出相关保护压板后，再断开装置的工作电源。投运时，应先检查相关保护压板全部在退出位置后，再送上装置的工作电源，检查装置工作正常，方可投入相应的保护压板。正常运行方式下所有保护功能压板按定值整定要求投、退，出口压板按保护设计要求投入。当一套保护装置的主保护和后备保护共用跳闸出口时, 退出这套保护装置中的某些保护功能时只能退出其对应功能压板, 而不能退出口压板, 否则该套保护装置中的其他保护将失去作用。,220kV变电站继电保护,220KV保护压板投退注意
28、事项,倒母线操作时母差保护压板的配合倒母线操作时，应根据母差保护配置的具体类型，或投互联压板或投单母运行压板。这样做是为了保证在整个倒母线过程中，母线有故障时可以不经选择，直接跳开两条母线，确保人身设备安全。 注意：一定要在退出母联开关操作电源空开（保险）之前将母差保护改为单母方式。否则任一条母线故障，都将延长故障切除时间，有可能造成系统稳定破坏。,220kV变电站继电保护,220KV保护压板投退注意事项,220KV线路重合闸功能的使用 220KV线路都配有两套线路保护，具备两套重合闸，正常运行时两套重合闸都使用，重合闸方式开关切换位置一致且合闸出口均应投入。如果一套保护装置的重合闸故障需退出
29、运行，另一套保护的重合闸可以满足重合要求，但只能退出对应故障重合闸装置的重合出口压板，不能将其重合闸方式开关切至“停用”，否则线路发生故障，本屏保护将直接跳开三相不再重合。,220kV变电站继电保护,220KV保护压板投退注意事项,保护投入操作顺序：,首先查看监控后台机及保护面板有无异常信号及报文，如主变差动有无差流，指示灯是否正常等，无异常后投入功能压板；投入功能压板后，需再次检查保护面板有无异常信号及报文；检查正常后测量出口压板对地电压是否正常，测量出口压板电压正常无异常后投入出口压板；（详见万能表测试方法）操作完毕检查保护面板有无异常信号及报文，查看后台机有无异常报文信号。,220kV变
30、电站继电保护,操作压板前，需确认保护屏名称，及压板在标签的上方或下方，以免误操作。,220kV变电站继电保护,万能表测试方法：,将万能表旋转开关转到直流电压档，表笔的负端接地，表笔的正端分别测试跳闸出口压板上端和下端无异常电位。测试结果正常时是一端应无电位，另一端为负电位（测试结果：220V直流系统为110V，110V直流系统为55V）。如测量一端有正电位，严禁将压板投入！立即检查并上报缺陷。注意不得用万用表跨接压板的上端和下端测量及发生误碰。在测试前应检查直流系统没有接地信号，如果该站直流有接地现象，不得进行测试。在测量时发现压板两端无电位，应检查所选择的地端是否接触良好，重新检查万能表是否
31、正常，必要时到直流屏测试一极对地电压，检测万能表是否正常。一般情况下，开关在分闸位置，跳该开关出口压板应无负电压。,220kV变电站继电保护,若直流系统有,测量！,信号,特别注意：,禁止,220kV变电站继电保护,严禁打在电阻档位,必须打在直流电压档位,特别注意：,220kV变电站继电保护,禁止误碰！,220kV变电站继电保护,特别注意：,正确测量方法,寻找良好接地点,220kV变电站继电保护,正确测量方法,良好的测量手势,220kV变电站继电保护,误投、漏投压板的危害,不发信号误发信号保护拒动保护误动,220kV变电站继电保护,误投压板事故案例分析,时间：2014年1月27日12点05分地点
32、：110kV某变电站现象：2#主变“调压轻瓦斯”动作， 2#主变高、低侧开关跳闸。,？,主变控制屏,2#主变调压轻瓦斯动作,检查结果：,一次设备检查发现#2主变外观异常。对二次设备检查，发现2#主变保护屏上存在疑点。,主变压器有载调压瓦斯压板,接跳闸,接信号,主变压器有载调压瓦斯压板,接跳闸,接信号,主变保护展开图分析：,101,102,BCJ,4XJ,5XJ,OWSJ1,OWSJ2,5R,QP2,有载调压瓦斯压板QP2接跳闸时,主变保护展开图分析：,101,102,BCJ,4XJ,5XJ,OWSJ1,OWSJ2,5R,QP2,有载调压瓦斯压板QP2接信号时,主变保护展开图分析：,101,10
33、2,BCJ,4XJ,5XJ,OWSJ1,OWSJ2,5R,QP2,有载调压瓦斯压板QP2同时接跳闸和信号,防范措施：,投切压板时前，看清保护屏名称和压板名称、编号；双层压板的上、下层投切必须一致；相关软硬压板投切状态应一致；定期核对并测量压板。,双母线双母联双分段接线方式 主变运行方式改变时应切换相应压板。以右图为例，当主变接于220kV母线运行时，主变后备保护跳母联212压板，跳分段213压板应投入，跳分段224压板应退出。若倒母线，当主变接于母线运行时，应退出跳分段213压板，投入跳分段224压板，若忽略压板的切换，会造成主变后备保护动作时跳错了开关。,保护压板投、退,220kV变电站继电
34、保护,母联(分段)过流保护压板 母联(分段)过流保护压板正常应退出，当一段母线通过母联(分段)向另一段母线充电时，该压板应投入，其保护功能在充电全过程中均起作用，充电完毕应退出。母联(分段)分列运行压板 在母联(分段)开关断开后，该压板应投入。 在合母联(分段)开关前，应退出该压板。母联互联压板 母线上连接元件倒闸前或母联操作回路失电后，应投入母联互联压板。正常运行时退出。,保护压板投、退,220kV变电站继电保护,双母双分段接线方式 对于双母双分段接线方式，母线保护实际由2套双母差保护来完成。当任何一套母差保护退出运行时，要把该套分段、分段启动失灵压板退出。投检修状态压板 为了防止在保护装置
35、进行试验时，向监控系统发送相关信息，干扰正常运行，在装置检修时，将该压板投入，在此期间进行试验的动作报告不会上送，运行时应将该压板退出。,220kV变电站继电保护,保护压板投、退,220kV及以上开关都配有失灵保护，当开关停运后应退出失灵启动压板。防止线路或开关保护定检和试验时失灵保护动作，误跳运行中的断路器造成大面积停电。 保护压板的投退不是固定的，不能凭在一个或几个变电站总结的保护压板投退经验确定其它变电站的保护压板投退。 要根据变电站二次回路设计、调试变更、调度保护定值整定方案等等最终确定该变电站保护压板投退。,220kV变电站继电保护,保护压板投、退,220kV变电站GIS设备,2.,
36、220kV变电站继电保护,3.,倒闸操作与事故处理,5.,4.,220kV变电站直流系统,220kV郑屯变、清水河变均使用深圳市泰昂能源技术股份有限公司的高频开关直流电源系统。 阀控全密封铅酸性蓄电池：DJ400(400Ah/2V)，数量：104只/组，共2组； 直流系统倒母线操作方法,220kV变电站直流系统,220kV变电站GIS设备,2.,220kV变电站继电保护,3.,5.,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,GIS 设备组合开关可远方或就地控制,现场一般规定由远方控制。 监护操作的GIS等封闭设备，由于无法直接观察到其明显的断开点，按“二元变化”原则，可通过设
37、备机械位置指示器、电气信号指示、仪表及各种遥测、遥信信号等（至少应有两个及以上已同时发生对应变化）来确认设备已操作到位。 对于GIS等封闭设备，因无法进行直接验电，可以采用间接方式验电，但必须符合二元变化确认设备操作状态的原则。即检查断路器、隔离开关的机械指示位置、电气指示、仪表及带电显示装置指示的变化，至少应有二个及以上的指示或信号已发生对应变化；若进行遥控操作，则应同时检查隔离开关（刀闸）的状态指示、遥测、遥信信号及带电显示装置的指示进行间接验电。,倒闸操作与事故处理,倒母线的方法：热倒、冷倒热倒母线操作（先合后拉）是指母联断路器在运行状态下，采用等电位操作原则，先合一组母线侧隔离开关，再
38、拉另一组母线侧隔离开关，保证在不停电的情况下实现倒母线。正常倒闸操作一般采用热倒母线方法。冷倒母线操作（先拉后合）是指各要操作出线断路器在热备用情况下，先拉一组母线侧隔离开关，再合另一组母线侧隔离开关。当母联开关在分位时，常使用此种方法，一般用于事故处理中。,倒闸操作与事故处理,倒母线前应先投入母差保护“投单母”（或母线互联）压板、拉开母联开关控制电源倒母线前必须检查两条母线确在并列运行状态，这是实现等电位操作倒母线必备的重要安全技术措施。另外，应投入母差保护手动互联压板或单母线压板（若母线配两套母差保护，则两套母差的互联压板均应投入）。还要拉开母联断路器的操作电源，使母联开关成为“死”开关，
39、、母线强制成为一条母线，保证倒母线操作过程中母线隔离开关等电位和防止母联断路器在倒母线过程中自动跳闸而引起带负荷拉、合刀闸。倒闸操作结束后，再合上母联断路器的操作电源，退出母差保护屏上的手动互联压板或单母线压板。,倒闸操作与事故处理,倒母线前应先投入母差保护“投单母”（或母线互联）压板，然后拉开母联开关控制电源情况1： 若已断开母联开关控制电源，而未投入“单母线”压板，此时发生母线故障，则先选跳故障母线的所有单元（包括母联），母联跳不开，需要启动母联失灵，跳非故障母线所有连接单元。情况2： 若已投入“单母线”压板，尚未断开母联控制电源，此时发生母线故障，则直接跳母及母所有连接单元（包括母联开关
40、）。 注意：一定要在退出母联开关操作电源空开（保险）之前将母差保护改为单母方式。否则任一条母线故障，都将延长故障切除时间，有可能造成系统稳定破坏。,倒闸操作与事故处理,（1）逐一单元倒换方式。即将某一倒出线的运行母线侧隔离开关合于运行母线之后，随即拉开该线路停电母线侧母线隔离开关； （2）全部单元倒换方式。即把全部倒出线的运行母线侧隔离开关都合于运行母线之后，再将停电母线侧的所有母线隔离开关拉开。 在现场，两种方法均有使用。具体采用哪种倒换方式，可根据操作机构位置和现场规定决定。,倒闸操作与事故处理,母线侧隔离开关的倒换方式,(1)母线检修后送电前应检查母线上所有检修过的母线隔离开关确在断开位
41、置，防止向其他设备误充电。 (2) 经母联开关向另一条母线充电，应使用母线充电保护（若母线配两套母差保护，则两套母差的充电保护压板均应投入）。 充电保护投入方法：检查母联开关跳闸出口压板在投入位置； 投入充电保护压板。 (3)充电良好后，应立即解除充电保护压板。 (4)进行倒母线操作，恢复固定连接方式。,倒闸操作与事故处理,母线恢复送电的操作注意事项,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操
42、作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,倒闸操作与事故处理,断路器SF6压力低报警时，断路器仍可运行，应立即汇报调度，安排断路器SF6气体补气。当发出SF6压力低闭锁信号时，闭锁断路器分合闸，应立即汇报调度，将该断路器停电后处理。 当SF6断路器发生爆炸或严重漏气等事故，接近设备时应尽量选择上风侧，必要时要带防毒面具、穿防护服。,倒闸操作与事故处理,事故处理,1、根据监控系统报警信号（开关跳闸及保护动作情况）判断故障范围及故障性质，汇报调度及有关领导；2、立即到达现场检查保护装置动作情况与监控系统报警信号是否相符，故障范围内设备有无异常现象，根据规定要求打印事
43、故报告，将检查情况汇报调度及有关领导，并做好记录。有两人在场确认方可复归信号；3、母线保护动作跳闸后，特别是220kV母线保护动作跳闸后，检查有关运行主变是否过负荷，并将中性点未接地的变压器接地，按规定相应改变零序保护的运行方式；,倒闸操作与事故处理,事故处理,母线故障，2号主变开关未跳闸,倒闸操作与事故处理,4、若发现明显故障点且可以隔离，将故障点隔离后，恢复母线送电及正常运行方式；5、若故障点不能隔离，将无故障元件倒至运行母线；,倒闸操作与事故处理,事故处理,6、试送母线应尽可能使用外来电源（送至故障时减小故障电流及对本站供电影响），使用母联开关试送时必须投入母线充电保护，110kV母线可用该侧带有充电保护的主变试送；,倒闸操作与事故处理,事故处理,7、未发现明显故障点，根据调度指令试送母线，无异常后恢复变压器及线路运行，主变送电应避免形成大环路的电磁环网；,倒闸操作与事故处理,事故处理,8、试送线路时母差保护再次动作，则可能为该线路开关至电流互感器间故障，或该线路母差用电流互感器故障；9、母差保护误动作跳闸（CT断线、出口误动等），根据调度指令停用误动的保护，恢复母线送电；10、未发现故障点，不应急于将故障停电的线路倒至运行母线，防止将故障点送入运行母线；11、值班人员应做好记录，将处理情况汇报有关领导。,倒闸操作与事故处理,事故处理,
