500kV刀闸拉开母线环流和T接短线能力的分析
500kv及以上输电线路瞬时人工接地短路试验导则
500kv及以上输电线路瞬时人工接地短路试验导则摘要：1.概述2.试验目的和意义3.试验设备和材料4.试验方法5.试验数据处理和分析6.试验结果和结论7.安全措施和注意事项正文：一、概述500kv 及以上输电线路瞬时人工接地短路试验导则是针对高压输电线路在进行瞬时人工接地短路试验时所遵循的规范。
该试验旨在检验输电线路在瞬时人工接地短路情况下的性能，以评估其安全运行能力。
二、试验目的和意义瞬时人工接地短路试验是为了模拟输电线路在实际运行过程中可能出现的瞬时接地故障，通过这一试验可以了解输电线路在故障条件下的响应，为线路的安全运行和故障处理提供依据。
三、试验设备和材料1.高压输电线路：500kv 及以上的输电线路；2.试验变压器：用于施加试验电压；3.短路电流表：用于测量短路电流；4.短路电压表：用于测量短路电压；5.试验数据采集系统：用于采集试验数据；6.其他辅助设备：如接地线、绝缘子等。
四、试验方法1.试验前准备：确保试验设备完好，检查接地系统连接是否可靠；2.试验接线：将试验设备连接到输电线路上；3.施加试验电压：通过试验变压器施加试验电压；4.瞬时人工接地：在试验过程中，对输电线路进行瞬时人工接地；5.测量试验数据：使用短路电流表和短路电压表测量试验数据；6.试验结束：试验结束后，对试验设备进行检查和维护。
五、试验数据处理和分析1.对试验数据进行整理，计算短路电流和短路电压；2.分析试验结果，与设计要求和相关标准进行对比；3.根据分析结果，评估输电线路在瞬时人工接地短路情况下的性能。
六、试验结果和结论根据试验数据处理和分析结果，得出输电线路在瞬时人工接地短路情况下的性能评估结论，为线路的安全运行和故障处理提供依据。
500kV变电站220kV母线单相短路电流问题分析
500kV变电站220kV母线单相短路电流问题分析摘要：根据河南存在500kV枢纽变电站220kV母线单相短路电流超标现象，本文从自耦变压器原理入手，指出单相短路电流超标的原因，提出降低短路电流措施，并分析了自耦变中性点加装小电抗措施的可行性。
0 引言随着河南电力需求的快速增长，电网规模日益扩大，电网的短路电流也持续上升。
2013、2014水平年河南电网的短路电流计算表明，存在500kV变电站220kV 母线单相短路电流大于三相短路电流现象，且已经逼近断路器的额定遮断能力。
由于单相短路发生的概率很高（约占全部短路故障的70%），因此必须加以重视，采取措施加以抑制。
1 500kV变压器设备特点河南500kV变电站主变压器均采用三绕组自耦变压器。
同容量的变压器相比，自耦变压器的体积和重量都要比普通变压器小。
自耦变压器体积小、重量轻、造价低，在500kV系统中得到了广泛应用。
自耦变压器高、中压侧之间不仅有“磁”的联系，还有“电”的联系，为了减少一侧出线扰动扩散到另一侧，比如高压侧发生单相接地短路引起低压侧过电压从而破坏绝缘，自耦变压器中性点在通常情况下都是严格接地的。
2 单相短路电流大于三相短路电流分析（1）发电机虽有零序阻抗，但其出口升压变压器为D/Y0接线，零序电流不流过发电机，零序网络中一般不包括发电机零序阻抗。
（2）某个短路点相关电网接地支路越多，零序等值网的并联支路越多，短路点的总的零序阻抗就越小，有可能形成总的零序阻抗小于总的正序阻抗，因此单相短路电流大于三相短路电流。
（3）架空线和电缆的零序阻抗都是大于其正序阻抗的。
一般取零序电抗为正序电抗的3倍，所以如果线路长，则对于某短路点贡献的零序阻抗是比较大的。
（4）负荷的中性点通常不接地，且其连接的降压变低压侧为三角形接线，零序电流没有通路，所以在零序网络中一般也不包括负荷。
河南500kV变电站主变全部为三绕组自耦变压器，自耦变压器中性点必须直接接地运行，一般220kV变电站至少一台主变中性点也直接接地运行，这样零序等值网的并联支路比较多，结果某些短路点的零序阻抗小于正序阻抗，造成单相接地短路电流值不断增大，个别地方单相接地电流值超过了三相短路电流值。
500kV变电站介绍
两台断路器、一条线路（或一组变压器）组成的“串”，叫做 “不完整串”。每一串的中间断路器称为联络断路器（中开关 ），两边断路器称为母线断路器（或边开关）。
由于500kV电网已较以前有很大的发展，网络联络大大加强， 由于500kV电网已较以前有很大的发展，网络联络大大加强， 500kV系统已实现了环网，不再装配线刀，不配置短线保护，线 500kV系统已实现了环网，不再装配线刀，不配置短线保护，线 路或主变停役时，不要求合环运行。
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500kV变电站主接线 500kV变电站主接线
2、500kV变电站电流互感器的配置情况 500kV变电站电流互感器的配置情况 每个完整串配三组独立CT，存在三处保护“死区”。( 每个完整串配三组独立CT，存在三处保护“死区”。(与220kV 母联开关死区类似) 母联开关死区类似) 500kV变电站保护的电流回路： 500kV变电站保护的电流回路： 500kV一个半开关的主接线，线路所有的电流量保护均为和电 500kV一个半开关的主接线，线路所有的电流量保护均为和电 流接线。开关失灵保护不采用和电流接线。
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500kV变电站主接线 500kV变电站主接线
12、与220kV双母线双分段比较优缺点： 12、与220kV双母线双分段比较优缺点： 优点： 1）、有高度供电可靠性，每一回路有两台断路器供电，发生 母线故障或断路器故障、母线检修、断路器检修时均不会导致 出线停电。 2）、运行调度灵活。正常运行时两组母线和所有断路器都投 入工作，从而形成多环路供电方式。 3）、倒闸操作方便。刀闸一般仅作检修用，使检修设备有了 一个明显的断开点。检修断路器时，不用带旁路的倒闸操作。 检修母线时，回路不需要切换。
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500kV变电站主接线 500kV变电站主接线
500kV变电站直流系统接地故障的分析与处理杨宝峰
500kV变电站直流系统接地故障的分析与处理杨宝峰发布时间：2021-08-02T07:49:53.746Z 来源：《中国科技人才》2021年第12期作者：杨宝峰[导读] 直流系统为变电站中各种控制、自动装置、继电保护、信号装置、断路器等设备提供可靠的工作电源，同时也可以作为站用电的备用电源，为变电站的安全稳定运行提供电源保障。
因此，直流系统的正常运行关系到通信、远动和继电保护运行的安全性和稳定性。
直流系统在500 kV变电站内供电网络分布广，涉及回路众多，同时电缆多且长，外露部分多，易受自然因素、环境因素、人为因素等的影响，使某些元器件的绝缘性能降低，甚至绝缘被破坏造成直流接地。
杨宝峰国网山西省电力公司检修分公司山西省太原市 030000摘要：直流系统为变电站中各种控制、自动装置、继电保护、信号装置、断路器等设备提供可靠的工作电源，同时也可以作为站用电的备用电源，为变电站的安全稳定运行提供电源保障。
因此，直流系统的正常运行关系到通信、远动和继电保护运行的安全性和稳定性。
直流系统在500 kV变电站内供电网络分布广，涉及回路众多，同时电缆多且长，外露部分多，易受自然因素、环境因素、人为因素等的影响，使某些元器件的绝缘性能降低，甚至绝缘被破坏造成直流接地。
关键词：500kv；变电站；直流系统1 500 kV变电站直流接地产生原因及危害分析 1.1 直流接地产生的原因（1）直流系统、电气设备及二次回路所处环境严重污秽或运行在阴雨潮湿的环境下，电气设备对地绝缘强度严重下降，易诱发直流接地。
如大雨天气，雨水飘入户外二次接线盒，使接线头和外壳导通，引发直流接地。
（2）二次回路、二次设备绝缘材料不合格、绝缘性能低，或年久失修、严重老化，或存在某些损伤缺陷，如磨伤、砸伤或过流引起的烧伤。
（3）小动物爬入或者小金属零件掉落在元件上造成的直流接地。
（4）电气设备和二次回路由于设计、安装、维护及运行不合理或错误，可产生平时不易发现的潜在的接地故障。
500kV母线跳闸事故的分析
500kV母线跳闸事故的分析目前，电力系统普遍采用的微机型母线保护装置可实现母线差动保护、母联充电保护、母联过流保护、母联失灵（或死区）保护及断路器失灵保护出口等功能。
在实际应用中，为了方便运行人员灵活操作和防止母差保护频繁操作引起误动等，往往配置独立的母联充电（过流）保护，作为母线、主变、线路充电的临时性保护，而停用母线保护中的母联过流保护。
标签：500kv;母线;跳闸事故1事故过程某日17时08分，某500 k V变电站500 k VⅠ段母线跳闸。
具体情况如下：1.1事故前变电站运行方式1号主变5031开关、2号主变5013开关、B线5023开关、A线5011开关、C线5021开关，第一串联络5012开关、第二串联络5022开关、第三串联络5032开关在运行状态，500 k VⅠ、Ⅱ段母线在运行状态，D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
详见图1。
1.2事故后变电站运行方式1号主变5031开关、C线5021开关、第二串联络5022开关、A线5011开关、第一串联络5012开关在运行状态，500 k VⅠ段母线在运行状态;2号主变5013开关、B线5023开关、第三串联络5032开关在热备用状态、500 k VⅡ段母线5227地刀A、B相在合闸位置;D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
1.3事故经过12时23分，配合D线综自改造及5042开关测控屏更换工作，运行人员向省调申请拉开D线504127地刀、第四串联络504217地刀。
12时58分，省调下令拉开D线504127接地刀闸、第四串联络504217地刀。
13时00分，运行人员操作拉开D线504127地刀。
13时10分，操作完毕。
13时12分，运行人员操作拉开500 k V第四串联络504217地刀。
13时21分，操作完毕。
15时10分，检修人员完成新更换的5042开关测控屏二次接线、二次电缆整理、悬挂电缆吊牌工作。
探讨500kV变电站变电运行中的故障分析和处理技巧
探讨500kV变电站变电运行中的故障分析和处理技巧发布时间：2021-07-26T11:10:15.093Z 来源：《科学与技术》2021年3月第9期作者：田鹏[导读] 近些年来，我国电力系统高速发展田鹏国网山西省电力公司长治供电公司，山西省长治市046000摘要：近些年来，我国电力系统高速发展，电网建设规模逐渐扩大，给500kV变电站变电运行提出了更高的要求。
然而一旦500kV变电站产生故障，将严重威胁到电力系统的安全可靠供电，给电力工作人员的安全带来威胁，导致严重的安全事故产生。
所以要高度关注500kV 变电站变电运行过程中产生的故障，利用科学合理的故障处理方法，保证可以在最短的时间里将变电运行故障处理好，从而提高500kV变电站安全稳定运行水平。
关键词：500kV变电站；变电运行；故障分析；处理技巧 1 500kV变电站运行故障类型1.1倒闸操作故障倒闸操作的作用是在电力维修过程中，为了增加维修人员的操作安全，把电力设备的工作状态转变成维修状态。
其中倒闸操作是通过相关的元件或者构件，促使三种状态进行转化的过程。
倒闸操作经常出现的故障表现在四个方面。
1.1.1断路器作用失灵如果电力设备构件或仪器中的断路器没有发挥应有的作用，就算是把电力设备转化成维修状态，对维修过程的危险系数还是没有降低，在技术人员在维修检查时候，会严重威胁到其人身的安全。
1.1.2高压隔离开关的分合状态不佳如果高压隔离开关的分合存在故障，即使实施了分离，线路上也依旧有电荷存在，隔离开关就不能具备阻断电弧的作用，势必对维修人员造成伤亡。
1.1.3接地短路故障接地短路故障时有发生，主要原因还是接地隔离开关的分合时机不对，具体表现在两个方面：①功能失灵所致的线路中还有电流；②虽然隔离开关起到了阻断功能，但又使断路器启动了功能。
1.1.4越闸故障此故障发生的因素是漏投漏退的压板失去原有的功能，不能起到应用的保护作用。
1.2变压器绕组故障变压器绕组事故有两种形式，即匝间短路故障和相间短路故障。
【国家电网 变电运维培训】500kV倒闸操作-开关线路实训
四、500kV开关操作练习
操作任务：邹泰线5043开关由运行转为检修 实际操作：
五、500kV线路操作练习
操作任务：500kV邹泰线停电操作
实际操作：
操作任务： 500kV邹泰线由运行转检修 操作票填写思路：
6、现场倒闸操作为监护操作，要在监护人的监护下进行。现 场操作一般由三人进行，其中两人持票在监控机上操作，另一 人在设备现场进行位置检查和刀闸操作电源、单一压板的投切 （由监护人下令）。 7、在监控机上进行倒闸操作注意事项： （1）在监控机上进行倒闸操作时，必须至少两人一起进行， 操作过程中必须执行监护、复诵制。 （2）在监控机上进行的倒闸操作项目，操作画面宜切入被操 作间隔的小画面进行，防止误操作。
8、无人值班变电站“远控/就地”开关操作要求： （1）正常情况下，变电站所有运行或热备用状态的断路器 “远控/就地”位置开关，必须置于“远控”位置。变电站设 备检修时，需做“远控”试验时，应由工作负责人事前通知监 控中心及操作队值班人员，相互配合进行。试验完成后应立即 恢复至试验前状态； （2）设备停电检修时，由操作人员将需停电的设备置于“就 地”位置，按调度指令进行就地操作。设备检修结束送电后， 操作人员应将“就地/远控”开关切至“远控”位置；
程序化操作（顺控操作）要求
1、程序化操作（顺控操作）是指在一个操作任务中有多步操 作的倒闸操作任务，由调控系统或变电站监控系统自动判断设 备状态和操作条件、按顺序自动完成的系列操作。 2、实施程序化操作的变电站应明确自动判断设备状态的具体 检查要求；现场运行规程还应明确程序化操作过程中断时的处 置方法（步骤）和安全管理要求。 3、程序化操作的典型操作票和常规典型操作票应尽可能保持 操作步骤的一致性，以方便两种操作模式的转换，且程序化操 作的典型操作票更新时，应不改变其余间隔典型操作票的相关 内容。
500_kV_GIS管母外壳三相短路排温度过高分析及处理
119第45卷 第07期2022年07月Vol.45 No.07Jul.2022水 电 站 机 电 技 术Mechanical & Electrical Technique of Hydropower Station0 引言在巡视某运行中的500 kV 出线场设备时，发现气体绝缘金属封闭开关设备（以下简称GIS ）管母外壳三相短路排严重过热，温度最高点在GIS 外壳法兰面与刀型铝板连接螺栓处（见图1）。
红外测温结果显示最高温度达145℃，该型号GIS 母线外壳管母设计温升为60 K （环境温度40℃），外壳最高温度不能超过100℃，显然该出线GIS 管母法兰与刀型短路板连接处温度已明显超过外壳设计温升。
GIS 母线外壳材料为铝合金，其导热系数较高（138~147 W/m ·K ）,长期温度高将使法兰面橡胶密封圈加速老化，最终导致法兰面密封不严，隔室内SF 6气体泄漏，影响出线设备正常运行。
该型号500 kV GIS 母线外壳三相短路排结构如图2所示：每相外壳法兰面上用2颗非穿心式螺杆固定一块刀型铝板，然后通过1根铝合金排（60×10 mm 2）连接三相外壳，再通过1根60×8 mm 2的接地扁铜入地。
设备满负荷运行情况下进行红外热成像，同时测量短路排电流，如图3所示，其流过刀型铝板最大电流为1 132 A。
1 GIS 外壳感应电流产生的机理该电站GIS 设备外壳采用多点接地方式接地。
多点接地方式是在GIS 设备的每个分段处用导体连接外壳和大地，而且每个分段处都用导体连接，形成收稿日期： 2022-06-01作者简介： 付 鹏（1989-），男，工程师，从事电力系统及高压试验工作。
500 kV GIS 管母外壳三相短路排温度过高分析及处理付 鹏，龙子琦（中国长江电力股份有限公司三峡水力发电厂，湖北 宜昌 443133）摘 要： 针对一起GIS 外壳短路排连接螺栓严重过热事故，分析其发热的具体原因，针对性地作出有效处理后，解决了此类GIS 外壳接地相关的过热问题，保障GIS 设备的安全稳定运行。
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500kV刀闸拉开母线环流和T接短线能力的分析
摘要：针对某电厂500kV开关站六氟化硫（SF6）封闭组合电器刀闸拉开母线环流和T接短线能力，通过500kV刀闸相关技术参数及型式试验报告和500kV刀闸拉开母线环流和T接短线能力计算，刀闸具备一定的拉开母线环流和T接短线能力。
对开关本体SF6压力低、操作机构液压压力低等异常处理减少停电范围有重要的意义。
关键词：500kV刀闸；拉开；母线环流和T接短线
1.引言
某电厂500kV开关站主接线3/2接线方式，设备是SF6封闭组合电器，刀闸型号均为500-GR/GL。
开关站运行中，可能由于开关本体SF6压力低、操作机构液压压力低等原因，闭锁开关，即开关不能进行分合操作，在进行此类异常处置时，可能需要采用拉开异常开关两侧刀闸，来进行拉开母线环流的操作。
按照国调调度运行规程要求“未经试验不允许用刀闸进行拉开母线环流或T接短线操作”。
为预控此类风险相关处置工作，需核算断路器两侧刀闸是否具备拉开母线环流的能力，这将成为异常处置中调度的事故处理依据。
3/2接线因为其灵活性和可靠性而得到广泛应用。
在3/2接线方式下，某一开关因故不能操作，而故障开关两侧线路（变压器）由于潮流较大或其它原因不能停电时，在母线有两个及以上串环并运行且刀闸是电动三相联动操作的情况下，可以采用拉开故障开关两侧刀闸的办法将故障开关停电（经试验允许时）。
本文以三菱GIS设备为基础，分析某500kV3/2接线方式开关站中刀闸拉开母线环流和T 接短线的能力。
2.刀闸拉开母线环流和T接短线操作说明
（1）刀闸拉开母线环流操作。
举例说明：500kV开关站第一串合环运行，其它至少2
串合环运行中，其中5012开关出现异常闭锁无法进行操作时，若将5012开关退出运行，按正常操作要将5011和5013开关停电，这样操作的话会导致1号主变和第一串出线停电，影响范围大。
若刀闸具备拉开母线环流能力，可以采用拉开5012开关两侧刀闸50121和50122的办法将5012开关退出运行，这样1号主变和第一串出线无需停电，刀闸在断口两端电压接近的条件下，带负荷分、合闸，这和我们平时所说的“严禁带负荷分合隔离刀闸”的情况不相同。
（2）刀闸拉开T接短线操作。
举例说明：1号主变停电检修，1号主变侧隔离刀闸50136分位，第一串合环运行，第一串出线正常运行，5012开关出现异常闭锁无法进行操作时。
此时，可以先拉开主变侧边开关5013，再拉开5012开关两侧刀闸50122和50121，将5012开关退出运行。
图1某3/2接线方式的500kV开关站
注：该500kV开关站正常运行时，每台机组的最大进线电流为1140A，根据潮流分布，第四串出线的最大输出电流为700A。
3.500kV刀闸相关技术参数及型式试验报告
（1）该500kV开关站刀闸生产厂家为日本三菱电机株式会社，刀闸型号均为500-GR/GL。
根据三菱厂家提供的资料及型式试验报告，500-GR/GL型刀闸，额定电流3000A，开合母线
转换电流能力为1600A，100V，可合分100次；开合电容电流能力为318kV（相电压），2A，分合各50次。
执行标准为GB1985-2014《高压交流隔离开关和接地开关》。
（2）开关站主回路阻抗值各串基本一致，第一二串合环时，A/B/C三相回路阻抗中B相较大，B相的实测参数为1585μΩ。
（3）图1中所标示1号机组进线T接线为该开关站中最大电容的T接线，实测电容值
为337+509+982=1828pf。
4.500kV刀闸拉开母线环流和T接短线能力计算
4.1现场刀闸500-GR/GL型，开合母线转换电流能力（1600A 100V）
4.1.1、母线转换电流
当隔离开关将负荷从一个母线系统转换到另一个母线系统时隔离开关能够开合的电流。
根据GB/T1985-2014《高压交流隔离开关和接地开关》的规定，其额定值应为80%的额定电
流（3000A*0.8= 2400A）。
不论隔离开关的额定电流多大,额定母线转换电流通常不超过
1600A。
两者取较小值1600A与现场母线转换电流进行比较。
（1）考虑到用刀闸拉开母流环流时的等电位操作，需保证500kV
开关站至少有3串及以上环并运行。
现场按照4台机组运行，第二串线路停电开环运行，即
开关站站内只有第一、三、四串合环运行，受线路潮流影响，第四条出线按照输送700A电
流计算。
该工况现场能够达到的最大转换电流工况。
此时第一、三串出线上每条线路电流为（4*1140-700）/2=1930A，即线路两个断路器合流到线路上1930A，按照现场运行经验，每
个断路器的分流小于1600A；
（2）核实实际运行的极端工况。
考虑500kV开关站在只有两个完整串情况下用刀闸拉
开母线环流，这种情况为极端工况，建议操作时将两个完整串的断路器直流短时断开，操作
后再投入直流。
该电厂极端工况计算举例：该电厂因所处电网位置的安全稳定策略限制，当
第1-3串出线输电线路有停运时，需停运一台机组，第四出线的潮流最大输出为700A。
该电
厂的极端工况为第1-3串出线有一条停运，同时3台机组满发，按照第一台机组停电及第二
串出线停电共两个完整串在运计算，第三出线的两个断路器最大合流为（1140*3-700）
/2=1360A，每个断路器的分流小于1600A；
综上理论计算，所使用刀闸1600A的转换电流可以覆盖实际各种运行工况，通过测控系
统记录的数据，实际通过刀闸的运行电流。
4.1.2母线转换电压计算
母线转换电压指隔离开关开断母线转换电流之后或关合母线转换电流之前出现在隔离开
关断口上的工频电压。
根据GB/T1985-2014《高压交流隔离开关和接地开关》附录B中表B.1
的要求，额定电压为550kV的气体绝缘隔离开关的额定母线转换电压为100V（有效值）。
厂家提供的母线转换电压为100V，满足国标要求，现场按照100V进行验证。
因接线的
环路串数越多，环路阻抗越低，拉开母线环流操作越安全，正常情况需要3串以上环并操作，此处取极端工况，计算双串接线的刀闸拉开母线环流时的母线转换电压，设操作时两侧的断
路器电流均为最大限制电流1600A，刀闸最大断口电压△U=1600A*1585μΩ=2.536V，远小于100V。
经计算可知，500kV开关站刀闸具有开合母线转换电流的能力。
4.2刀闸切T接短线时的电容电流计算
如图1中所标示1号机组进线T接线为该开关站中最大电容的T接短线，实测电容值为1828pf，该T接短线的电容电流Ic=U/X= 535kV*2*3.14*50*1828pf=0.3A，小于刀闸的开合电容电流能力2A。
5.结论
根据厂家的型式试验报告的数据，满足国标的要求，通过设备实测的直阻和电容参数以及现场机组和线路的实际运行工况的电流分布进行计算可知，计算数据在型式试验报告允许范围内，500kV开关站刀闸具有拉开母线环流或T接短线的能力。
但在实际操作中需要提醒的注意事项：1、现场操作时使用远方分闸操作，流过刀闸电流不大于1600A；2、现场需保证至少3串环并运行；3、要临时解除操作间隔的五防闭锁。
参考文献
[1]GB/T1985-2014《高压交流隔离开关和接地开关》。