35kV变压器缺相运行的分析（共10篇）
摘要：用对称分量法来分析不同接线组别的变压器高压侧缺相运行时其低压侧电压反映的不同情况，并找出其规律，得出结论，为调度人员及时根据故障现象特征隔离故障点，调整运行方式，从而确保了地区电网供电的质量和可靠性。
关键词：变压器；缺相运行；接线组别；对称分量法
如皋是一个以农业为主的县级市，35 kV变电所共有14座，其中有2座是农村小型变电所，主变高压侧采用高压熔丝保护，而其余35 kV 变电所为了节约投资和减少设备故障几率，大部分35 kV母线均未安装电压互感器。因此，当高温高负荷期或雷雨季节，主变一相熔丝熔断或35 kV线路缺一相运行时，经过接线组别均为Yd11的主变和YY0的电压互感器变换后，在10 kV母线反映出异于正常运行时的故障现象。此现象与10 kV母线电压互感器高压熔丝熔断有点相似，容易引起调度人员误判断而延误了事故处理时间。
kV线路缺相运行或主变高压熔丝熔断一相，虽在一般情况下没有危险的大电流和高电压产生，但输送给用户的却是不合格的电能，因此，需调度人员根据故障现象快速判断，隔离故障点并调整运行方式；同时及时通知设备主人有针对性地进行查寻并相应地处理故障。
为了调度人员能够根据10 kV母线电压情况，很快区分出是主变高压侧缺相运行还是电压互感器高压熔丝熔断（因电压互感器也属变压器，只是和一般主变接线组别有所不同），对在生产过程中运用较多的接线组别Yd11和YY0的变压器进行了分析研究。Yd11变压器高压缺相运行
以35 kV江安变为例，正常运行时，35 kV石江线供江安变全所负荷，35kV龙常线作备用，并启用35 kV备用电源自投装置。其主接线图如图1所示。
其中，江安变2台主变接线组别均为Yd11，10 kV母线电压互感器接线组别为YY0，表示运行状态，表示开关在热备用状态。若35 kV石江线B相断线，假设变压器为无损耗变压器，正常运行时高压侧相电压值为UA，低压侧电压值为Ua，则当35 kV石江线B相断线后，变压器高压侧IB＝0，根据戴维宁定理，则IA＝-IC。根据变压器的接线组别，变压器连接方式如图2所示。
运用对称分量法进行分析，将IA,IB,IC分解成3组对称分量，即正序分量电流IA1IB1IC1；负序分量的电流IA2IB2IC2；零序分量电流IA0IB0IC0；设I0A=A0则, IB=0；IC=A1800则I13II2A13ABIC3A300 式中-12j32 2-12j32
IA11I23AIBICA30033I13IAOAIBIC0 同理 I30B1A-90；I303B23A-90；IB0=0 IC133A-1500；I30C23A-150；IC0=0 假设变压器高压侧绕组为纯感抗，数据为j1,其电流、电压相量图如图（3）所示。
因变压器接线组别为Yd11，无零序电压与电流，在正序电压作用下，低压侧相电压相量则超前高压相应相电压30o，在负序电压作用下，低压侧相电压相量则滞后高压相应相电压30o。则低压侧各相电压相量图如图4所示。
由图（4）中（b）图可得出当35 kV线路或变压器高压侧B相缺相运行时，反应至10 kV母线电压为a相电压等于b相电压，数值为正常运行电压的/3，c相电压为a相或b相电压的两倍，ab线电压为零，ca、bc线电压相等且等于a相或b相电压值的3倍。3种缺相运行状态下各参数见表1。YY0变压器高压缺相运行
一般10 kV母线压变接线组别为YY0,其连接方式如图5所示。
假设故障情况同35 kV缺相一样，同样运用对称分量法进行计算，具体计算方法和上例一样，结果得出一次侧电压矢量图如图6所示，因其接线组别为YY0接线，其转换至二次侧相量图如图7所示。
由图6和图7可出当10 kV电压互感器高压侧熔丝熔断时，反应至二次侧电压为a相电压等于c相电压，b相电压为零，ab、bc线电压等于a相或c相电压值，ca线电压升高。3种相运行状态下各参
数见表2。在实际工作中的应用
2004年7月25日21:33石庄变汇报：石江线343开关电流III段保护动作，开关跳闸重合成功，同时监控中心汇报：江安变10 kV母线电压不正常，当时江安变10kV母线电压为Uab＝0.2 kV，Ubc＝ 9.5 kV，Uca＝ 9.5 kV，Ua＝ 3 kV；Ub＝3 kV，Uc＝6.5 kV（故障前电压为5.9 kV）；由于江安变主变是正常的差动保护，主变高低压侧均有开关，对照上表，当值调度员迅速判断出35 kV石江线B相缺相运行，然后即通知线路工区负责人组织人员带电巡线。当35 kV江安变转移至另一电源35 kV龙常线供电后，江安变10 kV母线电压恢复正常。7月26日7：13线路工区负责人汇报：石江线巡线发现81号杆B搭头线烧断，与调度员判断结果完全吻合。整个事故处理过程快而稳，保证了对用户提供优质的电能质量。结束语
在生产过程中据可预见的故障进行分析、总结，找出其一般规律。当发生类似故障时，值班人员能够有所依据迅速判断故障性质，隔离故障点，及时调整系统运行方式，从而给用户提供更为优质的电能质量。相似地，对于10 kV 线路上的配电变压器或变电所的所用变高压侧缺相运行等，同样可找出其规律，以方便值班人员判断故障。参考文献：
[1] 李光琦.电力系统暂态分析[M].北京：水利电力出版社。
1 故障变压器基本参数及结构
1. 1 基本参数
变电站内有2 台35 k V主变, 由2 条独立的35 k V架空电源线供电, 其中311 某电源线带35 k V - 4 母线, 经301 -0 带1 号主变, 经201 供10 k V - 4 母线;312 某电源线带35 V - 5 母线, 经302 - 0 带2 号主变, 经202 供10 k V -5 母线。2 台变压器分列运行。
10 k V系统布置在室内, 采用单母线分段运行方式。事实上, 35 k V - 4 母线、35 - 5 母线均只接有一条电源进线, 故障变压器与母线之间仅有隔离开关301 - 0, 故障变的实际运行方式为线路变压器组接线, 35 k V母线未装设避雷器。2 条电源进线开关线路侧装设有避雷器, 避雷器型号为YH5WZ -52 /134。110 k V母线处装有避雷器, 避雷器型号为YH5WZ - 17 /45。2 台变压器分列运行, 故障变压器为YNd11 接线, 中性点不接地, 未安装避雷器。35 k V变电站的避雷针及接地网的安装配置均符合变电站设计规范的要求。
故障变压器为站内1 号主变, 为35 k V油浸式无励磁调压变压器, 其基本参数如表1 所示。
1. 2 结构与工艺
故障变压器的高、低压线圈均以连续式绕制方式绕制成圆筒状, 高压绕组的主体结构包括上部主包、调压包和下部主包。分接开关的接线位置在绕组中部。
对于35 k V等级容量为10 000 k VA的变压器, 高压线圈一般采取连续式的绕制方式, 其绝缘工艺为将线圈绕制成线饼后包裹上纸或布等绝缘材料, 线饼之间留有油道, 并加塞绝缘垫块。油道中的油流带走变压器绕组散发的热量, 并起到绕组匝间绝缘的作用。连续式绕制方式的优点是结构紧凑, 节省材料, 变压器的体积相对较小, 运输安装方便。与其他绕制方式相比, 线饼之间的电容较小, 绕组的抗雷电冲击能力相对较弱[2]。
更应该值得关注的是, 目前某些生产厂家为了节省成本, 在变压器的设计方面精益求精。某些厂家将线圈饼间油道做到仅1 mm, 为改善线圈端部的绝缘状况, 仅在1 ~ 5 线饼间的油道垫加绝缘垫块或绝缘纸板, 变压器的结构更加紧凑, 但绝缘裕度变小[3]。虽然符合变压器设计相关规范, 但变压器绕组抗雷电波冲击的能力将进一步减弱。
2 变压器故障过程与处理
2. 1 故障基本情况
2013 - 08 - 27, 故障发生地点出现雷雨天气, 凌晨00: 34: 46, 事故站1 号主变差动保护动作, 35 k V变压器电源侧311 开关、10 k V母线侧201 开关跳闸, 10 k V母线分段开关245 开关自投动作成功。检查后台及保护装置信号发现, 1 号主变两套比率差动保护动作, 本体轻瓦斯保护动作。
变压器故障跳闸后检查差动保护范围内断路器、隔离开关等一次设备及二次设备, 未发现异常情况。35 k V电源侧进线、10 k V侧负荷线路均无故障记录。站内检查相关设备发现, 311 电源进线避雷器计数器显示C相有2 次动作记录, 视频监控系统显示设备区有2 次落雷, 初步判断为雷击引起的变压器内部故障。
2. 2 故障后诊断性试验结果分析
变压器两套差动保护动作, 且保护范围内其他设备未发现异常, 说明变压器内部发生了短路故障。对变压器进行了相关电气试验, 试验项目包括绝缘电阻测试、全分接直流电阻测试、变压器绕组变形测试、电容量及介质损耗测试等。高压绕组直流电阻测试结果如表2 所示。
绝缘电阻测试、变压器绕组变形测试、电容量及介质损耗测试均合格, 表明变压器的主绝缘未被破坏, 或变压器遭受雷击时间较短, 主绝缘未遭受不可逆损坏而很快恢复了绝缘能力。
绕组直流电阻测试中, 第3 分接处的C相直流电阻不合格, 三相直流电阻的不平衡率为2. 6% , 超过规程2%的规定。但各相绕组电阻值的变化趋势没有变化, 且直流电阻的不平衡率相差较小。因此, 仅凭直流电阻测试结果无法判断变压器内部故障情况。
2. 3 油色谱分析
变压器本体轻瓦斯保护动作, 说明变压器内部绝缘油分解产生气体, 油色谱测试结果如表3 所示。
故障后与故障前试验结果相比, 油中溶解气体中乙炔和总烃含量明显增多, 其中乙炔含量为155. 5 u L / L, 总烃含量达到231. 6 u L / L。
根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》, 三比值法油中溶解气体分析的编码组合为2, 0, 1。故障类型为电弧放电, 故障原因为线路匝间和层间短路、相间闪络、分接头引线间闪络、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧和引线对其他接地体放电等。
乙炔的生成一般在800 ~ 1200 ℃ 的温度, 而且当温度降低时, 反应被迅速抑制, 作为重新化合的稳定产物而积累。因此, 在电弧弧道中会产生大量的乙炔。
3 雷电冲击故障分析
3. 1 吊罩检查
将故障变压器吊罩解体, 检查发现变压器高压侧A、B、C三相绕组从底部向上数第5 饼至第6 饼间存在较严重的击穿损坏情况, 变压器底部击穿损坏情况如图1 所示。
击穿损伤的部位位于高压绕组的下部主包, 距离中性点较近。变压器低压绕组和高压绕组其他部位未发现变形等异常。三相绕组在大致相同的位置发生匝间绝缘击穿损坏, 且损坏的绕组匝数大致相同, 因此故障后测试三相绕组的直流电阻值相差不大。结合油色谱的分析结果, 可以初步判断该故障为雷电波侵入变压器造成三相高压绕组匝间绝缘击穿损坏的事故。
3. 2 雷电波侵入变压器绕组过程分析
按照雷电波侵入变压器的不同进波方式, 在变压器中性点不接地的情况下, 有关研究结果归纳出了雷电波侵入变压器的4 种典型的方式[4,5,6,7], 如表4 所示。
故障变压器35 k V电源线路没有接地信号或跳闸, 且三相避雷器中只有C相避雷器动作, 基本排除了线路三相全部遭受雷击的可能, 否则, 如果变压器电源进线的三相同时遭受雷击, A、B两相的避雷器也应该动作。雷电波侵入变压器绕组电位分布如图2 所示。
由于三相绕组在相似的位置同时发生匝间绝缘击穿, 结合表4 和图2 的内容可以确定, 雷电波应该是在变压器中性点侵入, 雷电波在以中性点为起点的线圈端部位置坡度比较陡, 电位落差较大, 从而造成匝间绝缘击穿。
3. 3 故障结论
变压器中性点电位在雷电入侵波的作用下升高, 在变压器的绝缘薄弱处造成放电使变压器损坏。变压器中性点处匝间放电主要是因为中性点处电压的升高使电位陡度增加, 当变压器的匝间绝缘水平低于入侵波的电位陡度时, 就会发生匝间绝缘击穿。
雷电波冲击造成变压器内部绝缘击穿, 冲击电流造成变压器两套差动保护动作, 变压器绕组虽流过较大电流, 但冲击时间较短 ( 故障录波图显示雷击后15 ms保护即发出跳闸信号) , 未造成变压器绕组变形和进一步的绝缘损伤, 因此, 变压器绕组的直流电阻以及绕组变形测试均未出现异常。
4 措施及建议
1) 在变压器设计过程中, 考虑变压器的中性点运行方式, 应适当增大油道的距离, 增加变压器绕组匝间绝缘裕度, 增强抗雷电冲击能力。
2) 严格按照变压器的抽检作业规范, 加强线端雷电全波冲击耐受电压、线端雷电截波冲击耐受电压等项目的执行力度。从变压器的制造出厂环节提高变压器的抗雷电冲击能力。
3) 装设避雷器时, 应尽量靠近变压器, 减小连接导线的距离, 确保变压器在避雷器的保护范围之内, 必要时在变压器高压侧引线处装设避雷器。
4) 对于中性点不接地的变压器, 可在变压器中性点处加装避雷器, 避免雷电冲击及感应雷对变压器中性点处绝缘的损坏。
5) 对于雷电活动频繁地区, 在按照设计规范要求, 完善35 k V变电站避雷措施的基础上, 应在进线区安装多针型避雷针, 防止雷电直接落到进线上的小概率事件对变压器的冲击。
6) 变压器架空电源进线的防雷措施应按照输电线路在电网的重要程度、线路走廊雷电活动强度、地形地貌及线路结构的不同, 进行差异化配置。应综合采取减小地线保护角、改善接地装置、适当加强绝缘措施来降低线路雷害风险。
参考文献
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关键词：地铁35 kV环网；接地变压器；故障分析；防护设计
中图分类号：TM246 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）02-0088-01
地铁环网接地变压器在整个地铁系统运行中起到至关重要作用，在设计中要科学分析、统筹考虑，结合具体实际进行电器故障分析与处理，提升变压器的稳定性，保障整体线路的正常运行。
1 地铁35 kV环网接地变压器的结构及工作原理
地铁35 kV环网接地变压器是一项人为在连接系统中设计的中性点转接技术，它是在中间点另加设接地电阻接地设备，一旦发生线路单相接地短路故障时，能够重新构成新的通路，产生零序电流，将故障问题控制在标准范围之内，从而对变压器起到保护作用。近时期常用的接地变压器多数为“Z”字型结构模式，有人称这种结构模式为“千鸟接法”的接线方法，这种Z型结构的接地变压器在结构上与普通三相芯式变压器相比，有许多相同的之处，只是在每相铁芯上的绕组方式上有所差异，但这结构所发挥的效能是普通变压器达不到的，它从上、下两面进行相等匝数曲折形连接。在接线的方式采用ZN、YN两种形式， 采用油浸式和干式绝缘两种进行，Z型接地变压器零序阻抗低，而空载阻抗高，安全性能更高、动力效果相對强等优点，由于现在地铁接地变压器多以干式绝缘变压器为主，以下围绕干式绝缘变压器为主题展开论述与分析。
2 地铁35 kV环网接地变压器的常见故障分析
地铁35 kV环网接地变压器在电路整体设计及运行中，出现的故障一般分为内部故障与外部故障两类。外部故障是环网接地变压器中最常出现的故障，多数是指在接地变压器的外部及连接的线路接口及线体等处出现问题，可能会出现单相接地或短时间的短路现象。干式绝缘变压器的内部故障多数是指在变压器的内部铁芯及，以及线圈绕组部位中间出现的线路损坏等发生故障问题，多数分为“初始”故障和电气故障两大类。
2.1 “初始”故障分析
接地变压器“初始”故障是变压器的内部常见问题，是在电路运行初期发生的问题，最初可能不会产生一些大的电器损伤，也可能在短时间内不会有明显的外在表现，但长时间会造成大的故障问题发生，这种初始的小故障也要引起我们高度重视。
首先要弄清造成初始化故障的原因，通过实践表明，以下几种因素是造成初始化故障的主要因素：
①内部分接开关产生问题，并联的变压器或内部中的并联元件在运行时，出现负荷分配不合理，往往会产生环流，造成变压器线组产生热过多损伤元件，从而造成故障。
②变压器内部的导体中的铁芯或线圈及连接不良等问题，从而造成在变压器内部产生间歇性电弧，对变压器内容的部分元件造成损伤，出现初始化故障。
③变压器内部的冷却介质不足或降温效果不良，造成内部热量越积越多，使内部的温度升高，时间久了容易造成部分线体或元件损坏，从而出现故障。
实际表明，初始化故障可以从最初一些现象呈现，并及时得到有效处理，由于短路而引发中性点过电流及过电压，冷却故障出现变压器温度升高等。
2.2 电气故障分析
接地变压器在内部出现故障，造成线路不能正常供电，主要有以下几种原因造成的：首先是由于中性点位置直接接地、侧单相线路接地造成短路引起内部电路故障；其次是高压线组或低压绕组相互间影响造成的短路现象；再次是由于高压绕组或低压绕组匝间引发的短路现象。如果是由于以上三种原因造成的电气故障，可以利用专业仪器对变压器的不平衡电流和电压进行检测，通过相关数据分析、与相关技术标准进行比对，从而找到故障的真正问题所在，有针对性进行解决处理。
2.3 仿真平台模型构建分析
在环网接地变压器出现问题后，可以通过进行仿真平台模型构建来有效分析、处理，从而更好发现故障，及时采取有效措施进行解决。
通过利用现代高科技仿真软件MATLAB等的图像处理优势，结合具体实际，在平台中建立一个由几个单相多绕组的故障模型变压器，同时建立一个10 kV的不接地谐振系统，围绕故障常出现问题进行仿真分析验证，通过相关数据的分析、处理及比对，更准确的找到故障所在，从而有针对性进行制订解决方案，确保电路高效得到解决。
3 地铁35 kV环网接地变压器的保护设计
造成地铁35 kV环网接地变压器的故障因素有许多，有配件质量、技术难题等客观因素，也有许多人为方面的因素，在对变压器防护设计及运营中要加强保护设计，也能降低故障发生率，保证系统的正常运行。
3.1 增强变压器保护配置
在变压器的配置方面加强保护措施，可以有效加强对变压器的保护，将损失度降低到最低化。同时国家在质量安全生产相关规定中也明确指出，当变电装置的总容量超过有着规定的标准时，要配置相关的继电器等系列的保护措施，确保变压器的正常运行。
首先采用自断式防护措施。一般有熔断式及切断式，这种措施相对便宜、操作方法简单、防护效果好，在配电变压器容量不超过规定标准的电量时，采用自断式熔断设备作为防护措施，可以很好的进行高压侧短路的保护以及低压侧过负荷保护，实践证明效果比较理想。其次负荷开关与自断式保护器组合。这种二者结合防护可以在短时间内断开瞬间产生的高压电流，优点是可以对单相、两相、三相短路进行维护，当短路故障中任意一处都能起到保护作用，从而能在最短时间内触发负荷开关，及时将故障问题隔断。再次采用断路器与继电器组合，它具有开断容量大、分断次数多且功效明显，组合使用可以加强对电变压器短路保护能力。
3.2 优化零序保护方案
在对变压器的防护设计中，优化零序保护不失是一种比较理想的措施，主要从以下几个方面展开：
①外部故障的异步划分。当发生外部的接地故障时变压器的中性点电流会发生增加，随着发展会出现比较大的差电流，可以根据中性点电流与差电流的变化进行判定，如果中性点电流增加同时差电流变就，可以判定出现了外部接地故障，如果二者同时出现，可以判定不是外部外故障。
②分布判定。电流变压器发生外部及内部故障时，电流的呈现不同的分布状态，通过专业仪器检测出数据分析计算比对可以判定区外与区内的故障。还可以进行二次谐波闭锁判定。通过对变压器中的中性点电流的二次谐波的含量不同，进行对中性点侧的饱和程度，采用零序防护措施在特定的时间段内使用闭锁判定，可以有效的防止中性点饱和程度造成的误动现象，可以有效进行故障的分析与处理。
3.3 规范操作技术流程
环网接地变压器的防护一方面要靠硬件方面质量的保障，还要加强技术方面人为因素，在变压器的各配件的技术标准、安装参数以及在外部具体安装过程等方面要严格遵循操作流程，确保各项安全指标参数均符合国家的相关质量安全标准，以保证电力整体系统的安全稳定运行。
4 结 语
地铁35 kV环网接地变压器的稳定性，关系到整个地铁系统的安全运行，也事关人们生活、生产的和谐有序。我们要在具体实践加大研究力度，不断总结出故障分析与防护的更成熟的经验与做法，不断推动地铁电力系统的更好发展。
参考文献：
[1] 黄建莹.配电系统用接地变压器的论证[J].广东输电与变电技术，2008，=（1）.
一、倒闸操作的概念：倒闸操作是指按预定实现的运行方式，对现场各种开关（断路器及隔离开关）所进行的分闸或合闸操作。它是变电站值班人员一项经常性的、复杂而细致的工作，同时又十分重要。
二、设备操作状态的分类：
电气设备的工作状态通常分为以下四种：
（１）、运行中。隔离开关和断路器已经合闸，使电源和用电设备连成电路，则设备是在运行中。
（２）、热备用。某设备(如变压器)的电源由于断路器的断开已停止运行，但断路器的两端的隔离开关仍接通，则该设备处与热备用状态。
（３）、冷备用。某设备的所有隔离开关和断路器均已断开，则该设备便处于冷备用状态。（４）、检修中。设备的所有隔离开关和断路器已全部断开，并悬挂标示牌和装设遮栏、接好地线，则该设备处于检修状态。
三、倒闸操作的要求：
（１）、变电站的现场一次、二次设备要有明显的标志，包括命名、编号、铭牌、转动方向、切换位臵的指示以及区别电器相别的颜色等；
（２）、要有与现场设备标志和运行方式相符合的一次系统模拟图；
（３）、要有考试合格并经领导批准的操作人和监护人；（４）、操作时不能单凭记忆操作，应在仔细检查了操作地点及设备的名称编号后，方能进行操作；
（５）、在进行倒闸操作时，不要做任何和操作无关的工作或者是闲谈；
（６）、处理事故时，操作人员应沉着冷静，切不要惊慌失措，要明确果断的进行处理。
（７）、操作时应有确切的调度命令、合格的操作票；（８）、要采用统一的、确切的操作术语；
（９）、要使用合格的操作工具、安全用具和安全设施。
四、倒闸操作的步骤：
（１）、接受调度人员的预发命令。值班人员接受调度人员的操作任务和命令时。一定要记录清楚调度人员所发的任务或命令的详细内容，明确操作的目的和意图。并将记录内容向调度人员复诵，核对其正确性。
（２）、填写操作票。值班人员根据调度人员的预发令，核对模拟图，核对实际设备。
（３）、审查操作票。操作票填写后，写票人自己应进行核对，认为确定无误后再交监护人审查。监护人应对操作票的内容逐项审查。
（４）、接受操作命令。在调度人员发布操作任务或命令时，监护人和操作人应同时在场，仔细听清调度人员所发的任务或命令，同时要核对操作票的任务与调度人员所发的是否一致。并由监护人按照填写好的操作票向发令人复诵。经双方核对无误后在操作票上填写发令时间，并由操作人和监护人签名。这样，这份操作票方合格可用。（５）、预演。操作前，操作人、监护人应先在模拟图上按照操作票所例的顺序逐项唱票预演，再次对操作票的正确性进行核对，并相互提醒操作的注意事项。
（６）、核对设备。到达操作现场后，操作人应先站准位臵核对设备名称和编号。监护人核对操作人所站立的位臵、操作设备名称及编号应正确无误。检查核对后，操作人穿戴好安全用具，取立正姿势，眼看编号，准备操作。（７）、唱票操作。监护人看到操作人准备就绪，按照操作票上的顺序高声唱票，每次只准唱一步。严禁凭记忆不看操作票唱票，严禁看编号唱票。此时操作人应仔细听监护人唱票并看准编号，核对监护人所发的命令的正确性。操作人认为无误时，开始高声复诵并用手指编号，做操作手势。严禁操作人不看编号瞎复诵。严禁凭记忆复诵。在监护人认为操作人复诵正确，两人一致认为无误后，监护人发出“对，执行”的命令，操作人方可进行操作并记录操作开始时间。（８）、检查。每一步操作完毕后，应由监护人在操作票上打一个“√”号。同时两人应到现场检查操作的正确性，如设备的机械指示、信号指示灯、表计变化情况等，以确定设备的实际分合位臵。监护人勾票后，应告诉操作人下一步的操作内容。（９）、汇报。操作结束后，应检查所有操作步骤是否全部执行，然后由监护人在操作票上填写操作结束时间，并向调度人员汇报。对已执行的操作票，在操作票登记薄上进行登记和值班记录薄上作好记录。并将操作票存档。（１０）、评价、总结。完成一个操作任务后，均应对已执行的操作进行评价，总结经验，便于不断的提高操作技能。
五、变电站倒闸操作的方法和注意事项：
（一）、隔离开关的操作方法和注意事项：
（１）、在手动合隔离开关时必须迅速果断，在合到底时不能用力过猛，以防合过头和损坏支持绝缘子。在合隔离开关时如发生弧光或误合，则应将隔离开关迅速合上。隔离开关一经合上，不得再行拉开，因为带负荷拉开隔离开关会使弧光扩大，使设备损坏更加严重。误合后只能用断路器切断该回路，才允许将隔离开关拉开。
（２）、在手动拉开隔离开关时，应按“慢－快－慢”的过程进行。刚开始时应慢，其目的是：操作连杆一动即要看清是否为要拉的隔离开关，再看触头刚分开时有无电弧产生。（３）、隔离开关经操作后必须检查其“开”、“合”位臵。因有时间会由于操作机构有故障或调整得不好，而可能出现操作后未全部拉开或未全部合上的现象。
（二）、断路器的操作方法及注意事项：
（１）、一般情况下，凡电动合闸的断路器，不应手动合闸。（２）、断路器经操作后，应查看有关的信号装臵和测量仪表的指示，判别断路器动作的正确性。但不能只以信号灯及测量仪表的指示来判断断路器的分、合状态，还应到现场检查断路器的机械位臵指示装臵来确定其实际所处的分、合位臵。
（３）、断路器合闸前，应确认继电保护已按规定投入。
（三）、主变压器的操作：
（１）、倒换变压器时，应先将备用变压器送电，证实已带负荷，然后再将运行的变压器停电。
（２）、更换并列运行的变压器或进行可能使相位发生变动的工作时，必须经过核相器核对，正确无误后，方能并列运行。
（四）、装、拆接地线操作：
（１）、装接地线应先接接地端，装设接地线前必须在停电设备上验明确无电压，然后挂上接地线。挂接地线时应戴绝缘手套。在设备上挂接地线时应先接靠近人身的那一相，然后在接其他两相。拆除接地线时顺序相反。（２）、验电前必须检查验电器本身是否良好。对电容器、电缆线路接地前应注明接地设备的名称。（３）、操作票上应填写接地线编号。
（４）、接地线应有编号，并存放在固定的地点。存放的位臵也应编号以便对号入座。
（五）、电容器的操作：
（１）、正常情况下，全站停电操作时，应先断开电容器断路器，后断开各出线断路器。
（２）、正常情况下，全站恢复送电时，应先合上各出线断路器，后合上电容器组的断路器。
（３）、电容器断电后，需再次合闸时，必须在断路三分钟之后进行。
六、送电和停电的操作步骤：
（一）、送电操作
（１）、送电时，一般从电源侧的断路器合起，依次合到负荷侧的各断路器。按照这种步骤进行操作，可使断路器的合闸电流减至最小，比较安全。且万一某部分存在故障，该部分一合闸，便会立即出现异常情况，使故障容易被发现。（２）、变电站在运行过程中进线突然没有电压时，多数是因外部电网暂时停电。这时总断路器不必拉开，但出线断路器必须全部拉开，以免突然来电时各用电设备将同时起动，造成过负荷及电压骤降，影响供电系统的正常运行。当电网恢复供电后，再依次合上各路出线断路器恢复送电。（３）、当变电站内出线发生故障而使断路器跳闸时，如断路器的断流容量允许，则可试合一次，争取尽快恢复供电。由于许多故障属暂时性的，所以多数情况下试合成功。如果试送失败断路器再次跳闸，说明线路上的故障尚未消除，这时应立即向调度汇报，对故障线路隔离检修。
（二）、停电操作：
（１）、停电时应将断路器拉开，其操作步骤与送电时相反，一般先从负荷侧的断路器拉起，依次拉到电源侧断路器。按这种步骤进行操作，可以使断路器的实际断流量减到最小，故比较安全。
（２）、限电的操作程序：调度员命令本站值班员对某线路限电时，只对该断路器分、合闸操作。
（三）、停送电操作时拉合隔离开关的次序，操作隔离开关时，绝对不允许带负荷拉或合。故在操作隔离开关前，定要认真检查断路器所处的状态。为了在万一发生错误操作时能缩小事故范围，避免人为扩大事故，停电时应先拉线路侧隔离开关，送电时应先合母线侧隔离开关。
七、保障安全措施的实施流程：变电站电气设备检修时，必须按照《电业安全工作规程》的有关规定，严肃认真地执行。其中，也必然牵涉到应实行正确的倒闸操作，同时必须采取各项保障安全的措施。
八、设备故障及事故处理：
（一）、事故处理的原则与注意点，（１）、发生事故时，值班人员必须沉着、迅速、正确地进行处理。其处理原则是：①、迅速限制事故的发展，寻找并消除事故的根源，解除对人身及设备安全的威胁；②、用一切可能的办法保持设备的继续运行，对重要负荷应尽量可能做到不停电，对已停电的线路及设备则要能及早的恢复供电；③、改变运行方式使供电尽早的恢复正常。
（２）、处理事故时除领导和有关人员外，其他外来人员均不准进入逗留在事故现场。
（３）解除触电人员、扑灭火灾及挽救危急设备等工作，值班员可有权先行果断处理，然后报告有关领导及调度。（４）、事故处理过程中，值班人员应有明确分工。（５）交接班时发生事故，应由交班人员负责处理，接班人员全力协助。待处理完毕恢复正常后再行交接。
（二）、单相接地故障的处理和注意事项：
（１）、当系统发生单相接地时，值班人员应根据当时的具体情况穿上绝缘鞋，详细检查站内设备，若站内有接地点，则运行人员不得靠近。若不是站内设备接地，则应考虑是输电线路接地问题。此时应按事先规定的拉路顺序，逐条线路进行拉、合。若在断开断路器时，电压恢复正常，即证明断开的该这条线路发生了单相接地。
（２）、当发生单相接地时，应严密监视电压互感器。（３）、不得用隔离开关断开单相接地点。
（三）、线路断路器跳闸及处理：
（１）、线路故障时，出现断路器跳闸，应立即检查是何保护动作。
（２）、检查断路器及出线部分有无故障现象，并向调度汇报。
（３）、凡分段柜断路器跳闸，值班人员一律不得强送，汇报调度等待指令。
（四）、全站停电事故及处理：
（１）、造成全站停电的几种原因：①单电源、单母线运行时发生的短路事故；②本站受电线路故障；③上一级系统电源故障；④主要电气设备故障；⑤二次继电保护拒动，造成越级跳闸。
（２）、由于变压器内部故障使重气体保护动作。主变压器两侧断路器全部断开。如是单列运行，只改变主变的运行方式即可。
（３）、对于断路器拒动或保护失灵造成越级跳闸而使全站停电的事故，要根据断路器的分、合位臵和事故现象，准确判断后向调度汇报。根据调度命令将拒动断路器切除，或暂时停掉误动的继电保护装臵，然后恢复供电。
（五）、配电线路的故障及处理：
（１）、供电线路故障跳闸后，应查明继电保护动作情况，并对断路器外部观察和检查。若无喷油、冒烟情况，可改为冷备用状态，并向调度汇报。查明情况后，根据跳闸原因，决定是否再进行试送电。
（２）、故障跳闸的线路若强行送成功后又转为单相接地故障时，应立即拉闸，以验证是否确系该线路接地。（３）、误拉或误碰开关引起跳闸时，若该断路器的控制电路无并列电路，则可立即合上。
（４）、若误合备用的断路器，可立即拉闸后再进行汇报。若误拉或误合了隔离开关，应立即停止操作，检查设备是否受到了损坏，并立即向领导汇报。
九、变电站设备的巡视及其规定：
（一）、电气设备巡视期限与巡视路线，对变电站设备（尤其是户外装臵设备部分）的巡视期限，一般有如下规定：（１）、35KV变电站要求每班（三班制）巡视一、二次。（２）、确定巡视路线的原则是：根据本站室内外变配电设备与装臵的具体布局，应能够巡视到全部设备而没有或少有重复路线。为提高工效，巡视路线要以最短为宜。
及应急措施
I电月线路原通道改造，施工单位电务厂修饰公司。目前I电月线路改造不需停电部分工作已结束，下步停电工作需12天，为保证改造的有效时间，Ⅰ电月线路在改造期间不再进行停送电操作。
一、停电时间
2012年3月1日7:00－3月12日18:00
二、工作内容
1.组立5#－17#铁塔(共11基);
2.放7#-11#导线及架空地线；
3.拆除5#-17#旧杆导线。
三、改造期间运行方式
Ⅱ电月线路运行经矸石电厂带十二矿6kV北母；Ⅰ月十线带十矿6kV南母经十二南线路带十二矿6kV南母；十二北线路做十二矿紧急备用电源。
四、应急措施及注意事项
1.通知十矿、十二矿做好事故预想及应急措施。尤其十二矿6kV南母是由十矿串供所带，其供电可靠性较矸石电厂直供时有所下降，应做好防范措施。
2.改造期间这种特殊的运行方式，使得十二矿6kV南、北母运行在不同的两个系统中，正常运行时，严禁擅自合十二矿各级联络开关(包括十二60)；事故状态下，联络开关的操作依照电调命令。
3.月台、十二矿、十矿运行值班人员加强设备巡视及负荷监控，加强值班力量，管理到位。
4.外线加强对Ⅱ电月线路的巡视，保证线路供电可靠性。
5.Ⅰ电月线路改造期间，每日工作必须履行工作许可、工作终结手续；当天工作结束后，线路必须具备运行条件。
6.恶劣天气，线路改造工作停止，根据实际情况，Ⅰ电月线路充电备用或带负荷运行。
7.电网异常运行，需Ⅰ电月线路带负荷时，施工单位应尽快拆除地线及杂物，清理现场，保证线路最短时间内具备送电条件。
随着我国经济水平的迅速发展, 人口日益增加, 用电和供电矛盾日益突出。为了解决用电问题, 提高用电效率, 减少资源浪费, 电网的建设受到了越来越多的关注。作为电网系统中的重要组成部分, 变电站迎来了数量的激增。随着迅速增长的建设要求和缓慢发展的建设水平形成的矛盾, 又给变电站的运行管理造成了问题。
1.1 运行管理制度化意识薄弱
在变电站的日常运行和管理中, 需要有具体完善的运行制度和管理制度, 这样才可以保障变电站正常运行和有效管理。但是, 在实际操作中, 很多工作人员对这些规章制度不够重视, 不能认识其重要性, 给变电站的正常运行带来一定隐患。而管理人员由于对于管理制度的执行力度不够, 不能严格将管理制度落实到实处, 使之未能对变电站实行有效完善的管理。同时, 由于对制度规章意识薄弱, 对制度的履行没有进行有效的考核, 也造成了变电站运行管理效果不好的问题。
1.2 安全管理制度混乱
许多安全管理的细节, 由于其琐碎性和看似的不必要性, 往往没有引起相关工作人员的重视, 而相关管理人员也不断弱化管理的要求, 这种不依照安全制度履行工作的行为给变电站的运行造成严重的安全隐患。
1.3 安全教育力度不够
在对变电站工作人员的培训中, 培训人员往往只关注理论上的内容, 对于实践知识的传授不是很重视, 针对性不强, 直接造成工作人员的应变能力不足, 在有突发情况时变得有些束手无措;同时, 在培训中对于安全制度的教育力度也远远不够, 使得被培训的工作人员安全意识不够, 安全生产素质较低, 给变电站的日常运行带来安全隐患。
1.4 防范措施不到位
在变电站的运行管理中, 对某些操作的安全防范措施规定不到位, 使操作人员不能杜绝安全隐患;而有的时候, 尽管规章制度里已经明确了安全防范措施, 但是, 操作人员由于安全意识薄弱, 常常忽视一些安全细节, 导致严重问题的发生。同时, 如果管理人员对安全防范措施不重视, 任留这些安全隐患的存在, 也将会给变电站的运行带来极大的威胁。
2 35 k V变电运行的模式
变电运行的主要管理模式是无人值班模式。这是一种基于自动化和数字控制技术的现代通信技术的先进管理模式。可以有效地提高管理效率和设备的可靠性。管理人员可以借助监测系统和控制系统对设备进行实时的监测与管理, 使之大大降低了运行管理成本, 提高了管理效率。
2.1 无人值班管理模式
以自动化技术和先进控制技术的无人值班管理模式可以实现远程的管理和控制, 但并不意味着变电站的运行和管理不需要任何管理人员。恰恰相反, 无人值班管理模式对管理人员的技术和管理素质提出了更高的要求, 要求管理人员熟练掌握对控制中心的操作技术, 并借助先进的控制系统对变电站的运行实现良好有效的监测和管理, 并及时发现问题, 解决问题。只要管理人员具备优秀的管理素质, 便可以借助先进的管理模式, 提高管理效率, 降低管理成本。
自动化变电站系统尽管拥有高度现代化的技术设备, 但对于一些操作流程复杂、经验依赖较多的设备仍然无法达到完全的自动化管理。所以无人值班的管理模式并不是意味着完全意义上的没有人, 仅仅是相比传统的管理模式来说, 自动化程度大大提高了。在先进的无人值班管理模式中, 仍然需要一两名经验丰富的管理人员, 对变电站自动管理系统不能监测管理到位的系统需要格外的重视, 同时, 还要注意一些细小的安全隐患。
2.2 运行管理职责的分工
在变电站的运行管理模式之中, 另一个重要的方面是运行管理职责的分工。责任分配不明确可能会导致运行管理上的真空, 只有做好职责的明确划分, 并严格履行自己的职责, 才可以保证运行管理模式的真正实现, 达到运行管理的目标。
具体来讲, 在变电站的运行过程中, 调度人员有职责保障调度工作的顺利完成, 按要求完成开关操作、监视操作, 并要对设备工作状态进行详细的记录;检修人员有职责按章程对自己负责的设备进行周期性的细致检修, 并严格按照检修的要求和规定进行, 对于发现的问题要及时上报并进行处理;现场操作人员有职责履行自己的安全视察工作, 对变电站运行过程中的每一个细节都不能放过, 负责管理好倒闸操作等相关任务, 并做好记录。只有所有工作人员都严格履行自己的职责, 变电站的运行管理工作才能够顺利安全的进行。
3 35 k V变电的运行管理
对于35 k V变电站的运行管理, 不仅要建立健全管理制度, 明确规定工作人员的职责, 还应该做好监管工作、审查工作、教育工作, 确保规章制度的严格执行。
3.1 建立规范的运行管理制度
一套完善有效的运行管理制度应该包含变电站运行管理的各个方面, 不能放过任何一个细节。小到一个设备的维修检测, 大到电网之间的调度, 任何程序和操作都应该有明确的操作性强的流程制度。如果发生设备、技术更新等变化情况, 相应的流程标准也应该及时更新, 确保变电站运行管理顺利进行。同时, 完善有效的管理制度要求所有工作人员职责到位, 比如每一次换班的交接, 还有对于特定设备的使用和维护, 职责应该具体可行, 并严格落实到相关责任人。所有的工作人员在明确自己的职责时, 也应该注意相互配合, 相互提醒, 共同维护变电站的运行管理工作。
3.2 加强安全教育
变电站运行管理过程中, 事故的发生经常是由于人为疏忽或者没有按制度标准操作所造成的。可见, 提高工作人员的专业水平和安全意识, 是保证变电站运行管理安全进行的关键。为了达到这样的目的, 应该加强安全意识和运行管理专业水平的教育。教育过程中, 不仅要加强理论知识的教育, 更应该注重实际操作过程中的要点和关键点, 应多结合实际问题, 加强工作人员解决问题的能力, 切实提高其专业素质。
4 35 k V变电的安全管理
4.1 提高管理人员的安全意识
安全管理是保障变电站稳定运行的重要环节。在变电站的安全管理中, 主要以提高管理人员的安全意识和安全管理素质为主。应从基本的培训入手, 全面地分层次地落实安全教育, 以实际操作为基础, 切实提高管理人员的管理素质。同时, 应多开展实践活动, 着重提高安全管理人员的应变能力, 使其可以做到遇到突发事故沉稳有效地进行处理, 尽量缩短事故处理时间, 减少损失。
4.2 落实安全管理责任
使安全管理人员具有高度责任感, 不断保持警惕, 不放过任何安全隐患, 保障变电站的安全运行。
4.3 具备安全技术管理水平
在变电站的运行管理当中, 安全管理人员应当具备一定的技术管理水平。只有掌握各个技术环节和设备的操作原理和流程, 才能够从根本上提高安全意识, 保障设备的安全运行。同时, 应该进行定期的审核, 确保效果。
参考文献
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[5]刘冉杰, 杨洁, 刘军娜.电力系统变电运行安全管理对策研究[J].中国科技纵横, 2013 (17) :262.
摘要：在变电站的日常运行过程中，主变压器对于保证设备运行稳定，确保人民生命财产安全有重要作用，运行中跳闸故障的原因分析及处理，是电力正常供应的重要保障，这要求变电运行系统的工作人员要有责任心和较强的专业技能。本文将以儋州木棠站为例，对一次35kv主变压器侧开关跳闸的事故展开详细分析。
关键词：变电站；35kv主变压器；跳闸；原因；措施
一、事故概况
2012年05月24日，110kv木棠站#1主变110kv侧开关机构压力降到闭锁值（开关机构厂家为：平高；型号为：LW6A-110 I；投运时间：1994年），三都集控中心运行人员与检修人员赶到现场处理该项缺陷。为配合检修人员处理缺陷，运行人员于10时47分拉开#1主变110kv侧控制电源保险，在拉开#1主变110kv控制保险正电源的同时，#1主变35kv侧开关跳闸。造成35kv光村站、新州站、东成站、加平站、西庆站失压。
二、事故后相关检查情况
1、检查#1主变保护装置及后台监控系统均没有任何保护动作信号（保护装置及后台监控系统均为海南威特电气有限公司产品）。
2、检查后台监控系统有#1主变35kv侧开关变位信息。
3、#1主变中后备保护只有开关变位信息
10时47分0秒260毫秒开入1合→分（35kv侧开关合位）
10时47分0秒335毫秒开入2分→合（35kv侧开关跳位）
4、查看故障录波装置有启动报告，但无故障现象。
5、检查#1主变本体及附属设备、#1主变35kv侧开关、35kv母线、各出线间隔等一次设备均无异常。
6、木棠站#1主变上次保护定检时间为2010年9月份，未发现异常。
三、#1主变35kv侧开关跳闸原因查找及分析
1、故障还原：
模拟当时事故的情况，发现有以下的现象及得出以下的结论：
合上#1主变110kv侧开关、35kv侧开关，10kv侧开关在冷备用。#1主变110kv侧开关机构压力降低至合闸或分闸闭锁值，拉开#1主变110kv侧控制电源保险的正电源时，#1主变35kv侧开关分闸，同时本体保护装置有继电器动作的声音。经仔细辨认，继电器动作的插件为本体保护装置的零序联跳插件，经多次模拟现象均一致。
把#1主变零序联跳插件拆出检查，未发现异常。把该插件放置在外面（不插入装置，以便观察插件及继电器动作情况），插入凤凰端子及接线，再次模拟拉开110kv侧控制电源保险的正电源。发现插件的继电器动作，并且继电器的管脚、电阻等元器件有闪火花的现象。
初步判断#1主变中压侧开关跳闸与零序联跳插件及#1主变110kv侧机构压力闭锁回路有关联。
2、零序联跳插件说明及动作情况：
本体保护装置一共有5块插件，其中本体重瓦斯、有载重瓦斯、压力释放、温度高4块插件实现主变本体保护功能。还有1块插件为零序联跳插件，该插件实现的功能为#2主变零序过流保护联跳#1主变三侧开关。实际该回路并未投入，压板及保护功能均未投入。
#1主变零序联跳插件有5个继电器，每个继电器的13、14为线圈，9和5、12和8为两对常开接点，9和1、12和4为两对常闭接点。其中J1、J2为信号继电器，其四对常开接点并联用于零序联跳动作时动作信号开入，实际外部线未接。J3、J4为跳闸继电器，J3的两对常开接点分别用于跳高压侧和中压侧，J4的两对常开接点并联用于跳低压侧开关。J5为备用继电器（具体见图1：零序联跳插件印刷电路版图）。
说明：C1至C16现场实际为F1至F16。J1为51K、J3为32K、J4为33K。
拆出零序联跳插件，插入凤凰端子，在机构压力达到闭锁值的情况下拉开投入110kv侧控制回路正电源保险观察。在拉开保险时零序联跳继电器动作。正常情况下，#2主变高后备零序过流联跳#1主变保护功能未投入，切#1主变保护屏零序联跳压板未投入，所以零序联跳插件继电器不应该动作。但实际上继电器动作，说明有寄生回路的存在使得在拉开110kv控制回路正电源保险时，以上几个继电器动作。
3、“寄生”回路查找：
经过查找发现投入#1主变10kv侧控制电源的正电源保险时，有100V左右的正电串至主变110kv侧控制回路。断开#1主变10kv侧控制电源的正电源保险时，无正电串至110kv侧控制回路。判断寄生回路的产生为10kv侧正电源接进零序联跳插件后，由于插件绝缘不良，导致10kv控制回路正电源串至110kv侧控制回路。
图1 零序联跳插件印刷电路版图
从#1主变零序联跳回路原理图可看出，10kv侧控制电源的正电接进零序联跳插件的F11号端子，初步判断为F11号端子与F1、F2、F3、F7中的某一个端子绝缘不良。拆出零序联跳插件，用万用表量F11分别对F1、F2、F3、F7的电阻，其中F11对F1的电阻为5.81K，F11对F2的电阻为26.49K，F11对F3的电阻为0.58K，F11对F7的电阻为无穷大（F1和F7为外部短接线）。其中F1和F2之间为20.68K，F1和F3之间为5.23K，F2和F3之间为25.91K。用500V的兆歐表分别摇F11对F1、F2、F3、F7的绝缘，其中F11对F1、F2、F3都归零，F11对F7是无穷大。
4、#1主变35kv侧开关跳闸原因：
由于F11与F3点绝缘不良，有100V左右的正电串至F3点，当#1主变就地开关机构压力降低至合闸闭锁值和分闸闭锁值时，触点闭合，合闸闭锁继电器KL3和分闸闭锁继电器KL2动作。当拉开#1主变110kv侧控制回路正电源保险时，110kv侧控制回路负电源由机构压力闭锁回路倒至零序联跳插件F1点。此时零序联跳插件继电器动作，其三对接点分别接通#1主变三侧跳闸回路。因为当时#1主变110kv侧机构已达到分闸闭锁值，10kv侧开关在热备用状态，所以只有35kv侧开关跳闸。
四、整改意见及防范措施
第一，要求威特厂家对此块零序联跳插件进行检测，并提供测试报告。
第二，目前结合威特主变差动保护更换或保护定检机会，对主变本体保护零序联跳插件进行检查，避免类似事故的再次发生。第三，另外一个解决方法是拆掉威特主变本体保护装置的零序联跳插件（儋州片区所有主变保护零序联跳功能均未投入）。
参考文献：
[1]王梦云.2002-2003年国家电网公司系统变压器类设备事故统计与分析（一）[J].电力设备，2004，10：20-26.
中图分类号：TW343 文献标识码：A 文章编号：1002-7661（2015）17-0023-02
随着现代制造业的发展，电动机的种类越来越多，应用十分广泛，但是在企业生产过程中电动机因缺相及容量选择不当而造成烧毁的事故，在生产中占有很大的比例。如何减少这些问题的发生，全面提高电动机的使用效率，延长电机使用寿命是一个值得认真思考的问题，我根据自己的工作实际和有关资料，现提出预防电动机单相运行的改进措施。
一、电动机缺相运行产生的原因及预防措施
（一）熔断器熔断
1.熔断器熔断原因
图（e）
（1）故障熔断：主要是由于电机主回路单相接地或相间短路而造成熔断器熔断，熔断部位见图（e） FU1。
预防措施：选择适应周围环境条件的电动机和正确安装的低压电器及线路，并定期加以检查，加强日常维护保养工作，及时排除各种隐患。
（2）非故障性熔断：主要是熔体FU1容量选择不当，容量偏小，在启动电动机时，受启动电流的冲击，熔断器发生熔断。熔断器非故障性熔断是可以避免的，不要片面认为在能躲过电机的启动电流的情况下，熔体的容量尽量选择小一些的，这样才能够保护电机。要明确一点那就是熔断器只能保护电动机的单相接地和相间短路事故，它绝不能作为电动机的过负荷保护。
2.预防措施
（1）正确选择熔体的容量。一般熔体额定电流选择的公式为：额定电流=K€椎缍亩疃ǖ缌？
① 耐热容量较小的熔断器K值可选择4～6。
② 耐热容量较大的熔断器（有填料式的）K值可选择1.5～2.5。
对于电动机所带的负荷不同，K值也相应不同，如电动机直接带动风机，那么K值可选择大一些。如电动机的负荷不大，K值可选择小一些，具体情况视电机所带的负荷来决定。
此外，熔断器的熔体和熔座之间必须接触良好，否则会引起接触处发热，使熔体受外热而造成非故障性熔断。
（2）在安装电动机的过程中，应采用恰当的接线方式和正确的维护方法。
① 对于铜、铝连接尽可能使用铜铝过渡接头，如没有铜铝接头，可在铜接头出挂锡进行连接。
② 对于容量较大的插入式熔断器，在接线处可加垫薄铜片（0.2mm），这样的效果会更好一些。
③ 检查、调整熔体和熔座间的接触压力。
④ 接线时避免损伤熔丝，紧固要适中，接线处要加垫弹簧垫圈。
（二）主回路方面易出现的故障及预防措施
（1）使用环境恶劣。如潮湿、振动、有腐蚀性气体和散热条件差等，造成触头损坏或接线氧化，接触不良而造成缺相运行。
预防措施：选择满足环境要求的电气元件，防护措施要得当，强制改善周围环境，定期更换元器件。
（2）接触器的动静触头接触不良。其主要原因是：接触器选择不当，触头的灭弧能力小使动静触头粘在一起，三相触头动作不同步，造成缺相运行。
预防措施：选择比较适合的接触器。
（3）热继电器选择不当，使热继电器的双金属片烧断，造成缺相运行。
预防措施：选择合适的热继电器，尽量避免过负荷现象。
（4）安装不当，造成导线断线或导线受外力损伤而缺相。
预防措施：在导线和电缆的施工过程中，要严格执行“规范”，严细认真，文明施工。
（5）电器元件质量不合格，容量达不到标称的容量，造成触点损坏、粘死等不正常的现象。
预防措施：选择适合的元器件，安装前应进行认真的检查。
（6）电动机本身质量不好，线圈绕组焊接不良或脱焊；引线与线圈接触不良。
预防措施：选择质量较好的电动机。
（7）没有定期检查，接触器触头磨损严重，表面凸凹不平，使接触压力不足而造成缺相运行。
预防措施：根据实际情况，确定合理的检查维护周期，进行严细认真的维护工作。
二、缺相运行的电路分析
根据电动机接线方式的不同，在不同负载下，发生缺相运行的电流也不同，因此，采取的保护方式也不同。造成电动机缺相运行的原因无非是以下几种原因造成的：
1.环境恶劣或某种原因造成一相电源断相。
2.保险非正常性熔断。
3.启动设备及导线、触头烧伤或损坏、松动，接触不良，选择不当等造成电源断一相。
4.电动机定子绕组一相断路。
5.新电机本身故障。
6.启动设备本身故障。
只要我们在施工时认真安装，在正常运行及维护检修过程中，严格按标准执行，一定可以避免由于电动机缺相运行所造成的不必要的经济损失。
三、电动机容量的选择
电动机的选择主要是容量的选择，如果容量选小了，一方面不能充分发挥机械设备的能力，使生产效率降低，另一方面电动机长时间在过载的情况下运行，会过早损坏，同时还可能出现启动困难、经不起冲击负载等。容量选大了，不仅使设备投资费用增加，而且电动机经常在轻载情况下运行，运行效率和功率因数（对异步电动机而言）都会下降。电动机容量的选择应根据以下三项原则进行。
1.发热
电动机在运行时，必须保证电动机的实际最高温度等于或者小于电动机绝缘允许的最高温度。
2.过载能力
电动机在运行时必须有一定的过载能力。即所选电动机的最大转矩或最大允许工作电流必须大于运行过程中可能出现的最大负载转矩和最大负载电流。
3.启动能力
由于鼠笼式异步电动机的启动转矩一般比较小，所以电动机必须有可靠的启动负载转矩。
四、结束语
作为一名电工，在日常的生产过程中应加强对于电气设备的维修及保养，及时巡检、及时发现、及时保养、及时维修，认真对待出现的问题。这样不仅有利于企业正常生产，减少经济损失，而且更有利于我们自身素质和业务水平的提高。
目前在全国各地区的电网中,正在运行的电力变压器大部分都是十几年前生产的无励磁调压变压器,俗称无载调压变压器。无载调压变压器转接电压时,必须停电进行,因此不可以频繁操作。调压不方便和不能够及时进行调整电压,因此就必须对其改造更新。但近年来,铜材、硅钢片价格大幅提升,更新为有载调压变压器不但需要大量资金,而且淘汰后的无载调压变压器的可利用价值大大减小。如果将现运行的无载调压变压器直接改造成有载调压变压器,则无需购置新的有载调压电力变压器,便可以达到采用有载调压变压器的目的和效果,这样既节约了资金又更新了设备,是电力系统和用电单位技术改造时节约资金的较为理想的方法。下面对35 kV级无载调压变压器改有载调压变压器的可行性技术方案和经济效益予以说明和分析。
1 可行性技术方案
35 k V级无载调压变压器的调压范围一般为±5%。对调压绕组在线圈中部的变压器可根据调压绕组所占位置计算调压范围,一般情况下都可满足5级调压范围,即35(1±0.05)kV。要将一台无载调压变压器改为有载调压变压器,必须对油箱、线圈及其一些零部件进行改造,并增加有载开关设备。
1.1 线圈的改造
1.1.1 铜导线线圈的改造
在35 kV级变压器无载改有载的过程中,由于分段的增多使得高压线圈的总匝数增加,如果按常规办法,必须将高压线圈重新绕制,这必然使得改造成本增加,如果将原线圈充分利用,那么将极大的降低改造成本。在原线圈的结构形式不变的情况下,改造调压段线圈,是利用原变压器线圈上的无载调压分接区直接改造成有载线性调压。按照计算的匝数和外形尺寸及线圈型式进行绕制,并引出相应调压范围,要处理好线圈的绝缘和紧固程度。下面以S7d-3150/35变压器为改造实例进行说明,表1为S7d-3150/35变压器改造前的电压比测量及电压矢量关系校定,表2为室温为20℃时,改造前直流电阻测量值,表3为负载损耗及阻抗电压测量值,其中假定变压器的参考温度为75℃。表4为空载损耗及空载电流测量值。
通过试验得出了该产品的基本数据,但还不能够确定高压线圈各部分匝数。为了得到线圈的匝数,采用临时线圈法:首先,在需测量的线圈所在铁心柱上,增加一个临时线圈(设为5匝),通过测量高压线圈各段与临时线圈的变比值,推算出高压匝数[1]。通过试验得出了试验数据,如表5所示。
通过试验可知,高压线圈各部分匝数。由于分段的增多使得高压线圈的抽头数增加,如将变压器S7d-3150/35改SZ7-3150/35,原高压线圈最大分接匝数为883匝,额定分接匝数为841匝,最小分接匝数为799匝,如图1所示。
改造后需在最大分接和额定分接及额定分接和最小分接之间各抽出一个分接头,匝数简图如图2所示。
但是原线圈采用连续式绕制方法(分接段采用二段纠结绕法),如图3所示。
而该绕法是无法满足改造后分接抽头要求的,则必须改变分接段的绕制方法来满足抽头需要。经过分析验证,部分纠结的绕法可满足要求,如图4所示。
这种绕制方法一般用在大型变压器的调压线圈上,优点是在分接出头过多时可以有效的降低轴向高度,这样可以利用原线圈调压段的空间,将重新调整后的调压段线圈绕制出来。
采用以上方法经过实际生产,产品总装完工后进行试验,试验数据如下表6、7所示,表6为变压器SZ7-3150/35的电压比测量及电压矢量关系校定,表7为室温为20℃时,直流电阻测量值。可以看出该方法完全可以解决35 kV级无载调压变压器改为有载调压变压器的线圈改造难题。
1.1.2 铝线圈改造
铝线圈变压器一般都是20世纪70年代和80年代初的产品,使用寿命也基本达到了使用年限,因此铝线圈必须由铜线圈替代,因铜导体的电导特性大大优于铝导体,所以铝改铜是完全可实现的。由于铜导线电流密度的提高,可以节省线圈在变压器铁心窗口内占有的空间,利用这一空间,在铝线圈改铜线圈时实现提高变压器的性能水平,即降低变压器的空载和负载损耗指标,同时还可以结合性能指标高低,将旧变压器改造增容[2]。
1.2 选择分接开关型号及容量
根据原变压器的电压等级、额定电流选择有载开关型号及容量,有载开关应满足等级电压差2.5%,在带负载的情况下实现调压要求,各部分的绝缘试验电压应符合有关规程的规定[3]。有载开关已为开关生产厂的定型产品,为无载调压变压器改有载调压变压器提供了可靠的技术条件。
1.3 油箱的改造
有载调压变压器分接开关应安装在变压器油枕对侧,油箱要进行相应的改造。加装有载开关的油箱,改造部分的箱体与原箱体焊接牢固,必要时要重新加工油箱。为了使改造后的外壳不易变形,外壳主筋在副油箱尺寸符合的情况下不动,否则考虑加固,并对副油箱底部加筋,提高副油箱强度。尽管油箱改造的工作量相对较大,但油箱改造是完全可以按照相应的技术条件而实现。
1.4 其它改造
根据引线的布置情况,适当的改制铁心夹件尺寸和零部件。根据引线图的分布情况,制作相应尺寸、数量的木件。分接开关引线采用电缆线,用支架固定引线要求排列整齐,绝缘处理符合技术标准,使引线满足其机械性能和电气性能要求。
2 经济性分析
2.1 改造费用及工期
由SJL型号改造为SZ型号,改造所需费用大约为每台12万元,改造工期大约为20天;SJ型号改造为SZ型号,改造所需费用大约为每台8万元,改造工期大约为20天;S型号改为SZ型号,4 000～5 000 kVA/35 kV变压器改造所需费用大约为每台8万元,改造工期大约为20天;3150 k VA/35 k V及以下变压器改造所需费用大约为每台6万元,改造工期大约为18天。
2.2 改造后直接经济效益
以一台SJL7-5000/35举例,改造成有载调压变压器大约需要12万元,而更换一台新的同样容量的有载调压变压器大约需要30多万元,更换下来的旧变压器按废品处理,也只可卖几万元,同时又造成了环境污染。并且铝线圈变压器一般都是20世纪70年代和80年代初的产品,使用寿命也基本达到了使用年限,而变压器的使用寿命主要指的就是线圈的使用寿命。更换一台变压器线圈的费用大约在变压器售价的50%。即把一台快要淘汰的变压器花一半的费用就可变成一台新变压器。
2.3 改造后运行经济效益
电网电压降低时,输送同容量的电能,电流要增大,而电能的损失与电流的平方成正比。电网的运行电压对变压器的损耗影响很大,变压器过电压5%左右运行时,一般铁损将增加15%,若过电压10%时铁损将增加50%以上;过电压运行还会使变压器空载电流大幅度增加[3]。因此变压器在运行中,应随时观察电网的运行电压水平,及时调整变压器的电压,避免过电压运行,降低铁损和励磁损耗。在日负荷曲线低谷时刻或年负荷曲线非高峰季节,端用户电压过高时,采用调整变压器有载调压,不仅改善了供电质量,而且减少了损耗。
现以S7d-3150/35主变为例进行经济效益计算:
设未使用有载调压前10 k V母线电压为9.5 k V,电流为I1。使用有载调压后10 kV母线电压为10.3 kV,电流为I2,则输送同容量的电能,电流比的关系为:n=I1/I2=U2/U1=10.3/9.5=1.084。改有载调压后减少的电能损失为:ΔW=I12R-I22R=I22R(1.0842-1)=0.176I22R。
可以看出输送同容量电能,使用有载调压后电能损失可减少17.6%,考虑7%的电网损耗(含6%配网理论线损和近似l%主变损耗)则输送3150 kVA容量(设cosφ=0.85),日减少的电能损失为:3 150×0.85×7%×17.6%×24=791.68 kW·h。全年减少损失为:791.68×365≈28.9×104k W·h。
如每千瓦时(以居民用电为例)按0.51元计算,仅一台3 150 kVA产品一年就可产生14.739万元利润。如果将现运行的所有无载调压变压器全部改为有载调压,全年可节省的电量和可获得的经济效益将是相当可观的。
3 结语
上述35 k V无载调压变压器改有载调压变压器的技术方案造价适中,经济效益可观,特别在当今电力供需矛盾突出,且对电能质量要求愈来愈高的形势下,对无载调压变压器的改造是十分必要的。
参考文献
[1]赵家礼.配电变压器修理手册[G].北京:中国电力出版社,2004.
[2]方大千,方立.实用变压器维修技术[M].北京:金盾出版社,2005.
关键词：保护测控装置,运行分析,检修策略
35 kV及以下的保护测控设备检修工作特点有:(1)设备数量多。在经济发达地区如苏、锡、常地区35 k V及以下电压等级的保护设备数量众多,成为检修单位每年检修的大项目。(2)检修保护测控设备时需对外停电。常规检修方式下保护测控装置的检修工作需一次设备停电。由于35 kV及以下电压等级的线路基本都直接面向用户供电,一旦设备检修就需配网调整运行方式或者对外停电,增加了配网的工作量。(3)实际检修工作时间短。35 kV及以下保护测控设备的检修工作较简单,一般只有1～2 h工作量,而一次设备配合停电的相关工作却很多。按传统检修的方法,一天工作时间内勉强可以进行2～3个间隔的保护测控装置的设备检修工作,检修效率不高。(4)35 kV保护测控装置在同一变电站站内型号统一一般为一个生产厂家的产品,便于发现设备的家族性和成批性缺陷。针对上述情况,如何在大量的35 kV及以下保护测控设备的检修工作中,找到一条合适的检修途径以提高检修效率、减少对外停电时间,适应电网迅速发展的需求。
1 运行现状
苏州市区目前共有82座110 kV及以下电压等级的变电站,配备了国电南自、南瑞继保、四方亿能等厂家的保护测控设备。对其中41座站共计960套保护测控装置从2000—2007年的运行异常故障情况进行了统计,共计297项,发现主要问题还是存在在通信插件(MMI插件)和电源插件上(见图1)。
其中使用最多的某厂家装置异常缺陷统计见图2。
2 抽样检修
2.1 抽检方案
为了对目前运行中的保护测控装置本身运行情况有个深入的了解,特别是目前尚在运行早期的综自设备。尽早发现成批性、家族性缺陷,更好地开展年度检修工作,对娄门、南门、星红、齐门、联星、珠江、跨塘7个110 k V及以下电压等级的变电站内,所使用的同一生产厂家的137套微机保护装置进行了抽样调查。为使抽样样本尽可能地反映现场运行情况和针对性,抽样方法基于抽检设备的数量不低于本变电站本年应检修二次设备总量的30%。抽检样本的选取上,以长期没有动作过的保护设备、近期有过缺陷处理但未进行传动的保护设备为主。
结合保护测控装置运行异常故障发生的统计情况,将通信插件、电源插件和操作插件作为体现保护测控装置运行情况的重点检查对象。对发现问题设备及时进行相应的硬件更换处理,保证设备正常运行。
2.2 抽检情况
(1)影响到保护装置正确动作的操作板,在整个检查测试过程中都表现出较好的情况,虽然部分设备已经运行了接近7年但操作插件运行情况良好,操作插件上各继电器所测数据,特别是TBJ和HBJ等重要继电器测试数据都满足要求。
A
以110 k V珠江变为例,该变电站10 kV开关设备分/合闸线圈为330Ω,分合闸电流≈220/330=0.67,取灵敏系数为2,操作插件中HBJ和TBJ的动作电流不应大于0.67/2=0.335 A。
(2)通信插件(MMI插件)检查结果不是很满意。(1)检查过程中发现部分型号装置的通信线(MMI插件与CPU插件之间的通信线)有绝缘老化的问题,绝缘老化的通信线容易造成短路现象,引起通信芯片的损坏,使装置与后台、监控间的通信中断。(2)由于老变电站和新变电站投运时期的不同,对二次抗干扰措施的要求也存在差异。老站的二次抗干扰措施比新站要差,如果抗干扰措施不是很完善,那么干扰会通过保护装置之间的通信连线(如综自方式采用现场总线结构)侵入装置,破坏装置的通信芯片,造成通信中断。尤其是在雷雨天气,该现象特别明显。(3)设备运行时间也是影响通信板运行状况的原因之一,根据对在2000—2007年之间保护测控装置通信板故障统计(见图3),装置出现通信问题的高峰期在设备投运后4～6年。
(3)本次进行抽样调查的保护测控设备都是在1999—2003年间投运的设备。为分析保护装置电源插件的运行情况,对现场更换下来的抽样电源插件进行了检查。通过模拟实际现场运行的情况,在更换下来的电源插件的输入端加上直流220 V电源,检查电源插件各级电压的输出(24 V用情况于驱动继电器及开入电源,±15 V用于各VFC芯片,5 V用于各CPU),发现2000年前投运电源插件输出存在偏差,特别是24 V和±15 V的输出,大部分电源插件都与标称输出存在差别,而5 V输出电源只有少数不满足标称输出。2000年以后出厂的电源插件基本都与标称输出一致。此外主变保护的电源插件虽然也是2000年以前的产品,但测试结果比线路保护的电源插件情况好,未发现输出电压有太大差别的。1999—2003年保护测控装置电源插件情况比较见图4。
2.3 抽检分析
(1)操作插件由于其组成主要是线圈类器材,相对于电源插件和通信插件等由电子元器件组成的设备,运行良好情况相对较高。这也证明了在缺陷故障中与操作插件有关的缺陷很少。
(2)保护测控装置电源插件的使用寿命在5～7年,为避免同时出现大量电源插件损坏情况,影响设备运行的可靠性,因此在有必要对电源插件的更换时间适当考虑一定前提量。
(3)提高二次设备的抗干扰能力,对延长保护相关插件的使用寿命有益。从苏州公司35 kV及以下保护测控装置缺陷统计,引起通信插件损坏的原因除了插件本身的使用寿命,还由于保护装置的抗干扰措施不到位和通信连线损坏引起的问题。一方面可通过在老站改造时完善二次系统抗干扰措施延长通信插件的使用寿命,另一方面可参照电源插件的处理方法在运行了4～5年后进行硬件更换。
(4)虽然只是选取了某一生产厂家设备,但比较图1和图2可看出保护测控设备的生产厂家不同,但各厂家产品的运行情况还很相似,第一类缺陷异常问题都是通信问题,第二类问题是电源问题。
3 检修策略建议
(1)基于同样型号保护测控设备的可比性,对同一变电站、同一生产厂家、同一批次产品,可通过抽样检查的办法对保护测控装置进行运行情况分析。同时根据抽检结果的好差,来确定其他未检产品检修方式,是直接进行插件更换而不进行常规检修还是依旧进行常规检修。
(2)抽样检查、成批更换的方法主要针对拆卸更换插件方便的装置设备,这样无需对外停电只要暂时的退出保护5～10 min就可以完成一套线路保护测控设备的硬件更换。当然在实施工作之前需要做好充分的安全措施,防止突发性事件。
(3)应充分利用装置自身所具备的监视检查条件对设备的运行情况进行密切监视,例如装置CPU的自检功能、控制回路的监视功能等。做好设备运行状况的统计和分析,避免家族性异常情况的发生。
(4)合理利用春秋季安全检查的辅助手段,配合抽样检查和成批更换检修策略的执行。如利用红外测温技术对二次交流回路的检查,防止出现电流互感器(TA)开路的现象;通过后台机调取装置定值的方法检查设备运行和通信状况是否良好。
4 结束语
利用统计抽样等科学的手段,通过对部分设备抽样检查了解整个变电所设备运行情况或者同批次同时期投运设备运行情况,并以此为据,对设备进行检修更换工作,做到防患于未然,提高设备运行情况掌控的主动性,缩短检修工作时间,适应电网快速发展的需要。
参考文献
[1]CSL200/CST200系列数字式保护装置技术说明书[S].
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