35kV线路故障处置环网操作分析
环网柜故障问题及操作注意事项全套
环网柜故障问题及操作注意事项全套一、环网柜常见故障及原因分析1、CT及PT故障具备自动化接口的环网柜一般都配备CT和P1r,但是在长期的使用柜体中PT及CT由于质量、环境等因素可能发生故障，小编通过各种故障原因搜集分析发现一般都是厂商提供的PT和CT质量问题而导致的。
2、避雷器故障环网柜避雷器可能发生击穿和保障等情况，一般造成这种故障的原因是环网柜内部短路或电缆对柜体外壳放电所导致的。
3、操作机构故障在一些空气潮湿的地方由于环网柜长期不操作，可能导致操作机构弹簧、触点发生锈蚀而导致故障的发生，因为潮湿造成操作机构故障需要优化其工作环境（或对空气进行除湿）。
4、二次回路故障环网柜二次回路故障一般都是因为内部各种导线、零部件接触不良导致的。
5、电缆搭接处发生故障环网柜电缆搭接处发生故障一般都是因为电缆头质量差、搭接方法工艺不合格等原因造成的，并且一般大规格的电缆在搭接完成后会逐步释放应力（这也是搭接处故障的原因）。
二、环网柜操作使用注意事项请务必严格按照下列步骤操作，否则易造成损害。
1负荷开关的操作顺序a:合闸：当负荷开关处于分闸状态时，将操作手柄插入负荷开关操作孔内顺时针转动（约180度）、使其合闸。
b:分断当负荷开关处于合闸状态时，可由手动脱扣按钮或脱扣电磁铁操作使负荷开关分闸，对配有带撞击器的熔断器的负荷开关，熔断器熔断后，其撞击器也可使负荷开关分闸。
2、停电操作顺序a:将负荷开关分闸，使它与隔离和接地开关之间的联锁解除。
b将操作手柄插入隔离和接地开关操作孔内，按顺时针方向转动（约90度），隔离刀被打开。
c:再按顺时针方向转动（约90度），接地开关速闭合。
d:插入绝缘隔板，使门联锁解除。
e:开门检修。
3、送电操作顺序a:关闭柜门。
b:抽出绝缘隔板，柜门锁住。
c：将操作手柄插入隔离和接地开关操作孔内，逆时针转动（约90度），使接地开关分断d:将操作手柄沿逆时针方向转动（约90度），使接地开关分断。
一起35kV高压电力电缆安装缺陷的分析和处理
产品与应用年第期5一起35kV 高压电力电缆安装缺陷的分析和处理庄义国谢文焜（福建省工业设备安装有限公司，福州350002）摘要通过对一起35kV 高压电缆安装缺陷的分析和处理,用矢量法分析讨论了电缆线路敷设、安装过程中护套采用完整的交叉互联换位接地方式下,电缆金属护套中的感应电势和环流幅值变化，提出并实施科学的同轴电缆接线方式,快捷有效地降低感应电势和环流幅值,排除了运行故障。
关键词：高压电缆安装；交叉互联接地；环流Analysis and Processing on the Installation Defects of 35kV High V oltage Power CableZhua ng Y iguo Xie W enkun（Fujian Industrial Equipment Installation Co.,Ltd,Fuzhou 350002）Abstr act At analysis and processing on the installation Defects of 35kV high voltage power cable,he magnitude of inductive potential and current through metallic sheath at cross connecting models of the installation of high voltage power cable were analyzed and discussed by V ector Analysis Method in this paper.Some renewing models of cross connection grounding had been proposed and carried out and the magnitude of inductive potential and current through metallic sheath were reduced greatly.Key words ：the installation of high voltage power cable ；cross connection grounding ；circulated current1引言福建炼油乙烯项目厂区至新油库供电线路改造工程中，从福联乙烯项目220kV 中心变电站35kV 开关柜引两条35kV 高压电缆到新油库配电中心。
基于35kV变电站单相接地故障的分析讨论
基于35kV变电站单相接地故障的分析讨论摘要：单相接地是电力系统常见的一种故障，表示三相系统中的其中一相和大地发生了短路。
35kV变电站常采用小电流接地系统，在发生单相接地故障时，由于线电压值和相位保持不变，故允许一定的时间内带故障运行，大大提高了系统的供电可靠性。
本文就其单相接地故障进行分析讨论。
关键词：变电站故障处理35kV单相接地一、概述在35kV变电站小电流系统中，经常会出现单相接地故障的情况。
发生单相接地后，故障相对地电压降低，非故障两相的相电压升高，但线电压却依然对称，因而不影响对用户的连续供电，系统可运行1～2h。
但若发生单相接地故障时电网长期运行，因非故障的两相对地电压高倍，可能引起绝缘的薄弱环节被击穿，发展成为相间短路，使事故扩大。
还可能使电压互感器铁心严重饱和，导致电压互感器严重过负荷而烧毁。
同时弧光接地还会引起全系统过电压，进而损坏设备，破坏系统安全运行。
因此，值班人员一定要熟悉接地故障的处理方法，及时找到故障线路予以切除。
二、单相接地故障综合现象及判断小电流接地选线装置检测站内所有母线的电压互感器开口三角电压即母线零序电压，及所有的出线回路的零序电流，计算出母线零序电压和出线零序电流的大小和相位，通过判断零序电压的大小、零序电流的大小、及电压和电流之间的相位关系，对发生单相接地故障的线路进行选择。
1）单相接地时，微机后台监控系统和小电流接地选线装置发出声光报警。
2）发生金属性接地时，故障相对地电压为零，非故障相对地电压上升为线电压；发生经高阻或电弧接地时，故障相电压低于相电压，但不为零，非故障相电压高于相电压，但达不到线电压。
3）电压互感器开口三角电压增大。
发生金属性接地时为100V；发生经高阻或电弧接地时接近l00V。
4）开关柜带电显示装置接地相指示灯灭，或变暗。
5）如发生接地不稳定或放电拉弧，会重复间歇性发生上述现象。
6）小电流接地选线装置对发生单相接地故障的线路进行选择。
一起35kV电力电缆缺陷事故的分析及处理
２ 查找和分析所 测 出的缺 陷
初步 分析 ， 环流偏 大的原 因有两个 ： 由于第 二个交叉 互 ① 联单元 内的电缆金属护套接地线交叉换位方式有误， 导致 电缆 金属护套 内本应中和 的三相感 应电流未中和 ； ②在第二个 交叉
互 联 单 元 内 三 段 电缆 不 等 长 ，最 短 的 电缆 和 最 长 的 电缆 相 差 １０ 运 行 时各 段 电缆 金 属 护 套 上 的 感 应 电 流 幅 值 不 等 ， 使 ０ ｍ， 即
（ 电缆 段 长 分 别 为 １０ ｍ、２０ １０ ｍ、８ ｍ、０ ０ ９ ０ ） ２ ０ １０ ｍ、２ ０ ９ ０ １ ８ｍ、９ ｍ ，
交 叉 互 联 接 线方 式正 确 ， 三相 感 应 电流 也 不 能完 全 中和 。
２１ 交叉互 联原 理 ．
将 每 大 段 电缆 分 为 长 度 相 等 的三 小 段 每 段 之 间 装 绝 缘 接 头 ， 头 处 护 层 三 相 之 间 用 同轴 电缆 引 线 经 交 叉 互 联 箱 及 保 护 接 器 进 行 换 位 连 接 ， 想 条 件 下 ， 大 段 电 缆 上 的感 应 电压 幅 值 理 各 相 等 ， 位 相 差 １０ ， 感 应 电压 的 向量 和 为 零 ， 此感 应 电流 相 ２ ￣总 因
１ 概 况
某 电力工程线路改造 中，从某 ２ ０ Ｖ变 电站 ３ ｋ ２ｋ ５ Ｖ开关柜 引 两 条 ３ ｋ 高压 电 缆 到某 配 电 中心 。 电 缆编 号 为 Ｍ Ｓ Ｈ０ — ５Ｖ ＳＧ ２
２Ｓ Ｈ １０ ９ Ｇ Ｏ — １和 ＭＳ Ｇ ０ —９ Ｇ Ｓ Ｈ ２ ２ Ｓ Ｈ叭 一 ２ ０ 。电缆 每 回 路 长 ６ ３ ｍ ４Ｏ
图 １ 护 套 交 叉互 联 的 电缆 线 路 示 意 图
35kV及以下小接地电流系统发生接地故障时的故障现象分析、处理步骤、具体方法及注意事项
4）三相对地电压都升高，且表计指针不稳有
摆动现象，判断为系统发生谐振； 5）一相或两相电压降为零，其他相电压不升 高，判断为PT二次保险熔断； 6）一相或两相电压降低但不为零，其他相电 压不升高，判断为PT一次保险熔断或一次断 线。
请大家多提宝贵意见 谢 谢！
一、35 kV及以下小电流接地系统 系统中性点接地方式有哪些？
课前思考
目前，我国电力系统中性点接地方式有哪些？ 答：我国电力系统中性点的接地方式可分为两大类： 一类是有效接地系统，即中性点直接接地系统（大 电流接地系统），包括中性点直接接地和中性点经 小电抗接地系统；另一类是中性点非有效接地系统， 即小电流接地系统，包括中性点不接地、中性点经 消弧线圈接地以及中性点经电阻接地系统。
我国35kV及以下系统多采用小电流接地系统的接地 方式，高村运维班管辖的13个变电站的35kV及以 下系统全部采用这种系统接地方式。
小电流接地系统的运行特点
当发生电力系统单相接地时，由于不能构成短路回 路，接地故障电流往往比负荷电流小的多。在小电 流接地系统中，单相接地故障是配电系统最常见的 故障，多发生在潮湿、多雨天气。由于树障、配电 线路上绝缘子单相击穿、单相断线以及小动物危害 等诸多因素引起的。单相接地不仅影响了用户的正 常供电，而且可能产生过电压，烧坏设备，甚至引 起相间短路而扩大事故。运行人员会经常接触和处 理这类故障。下面我们就分析一下小电流接地系统 单相接地故障的判断方法及处理步骤：
2、35 kV及以下系统发生谐振故障的检查处理
1） 有运行电容器时，切除运行电容器；没有 运行电容器时，投入一组电容器； 2） 以上措施无法消谐时，切除该母线所有电 容器，向调度申请投入部分馈线，最好是先投长 线路。
环网运行中的异常现象及分析
环网运行中的异常现象及分析环网运行中的特别现象及分析环网运行中的特别现象及分析摘要：电磁环网是指不同电压等级运行的线路，通过变压器电磁回路的连接而构成的环路。
广东乳源县110kV鹰峰变电站和35kV候公渡变电站10kV馈线构成了一个电磁环网，如图1所示。
平常10kV 候公渡线柱上油断路器QF断开，系统处于开环运行。
关键字：环网特别现象分析电磁环网是指不同电压等级运行的线路，通过变压器电磁回路的连接而构成的环路。
广东乳源县110kV鹰峰变电站和35kV候公渡变电站10kV馈线构成了一个电磁环网，如图1所示。
平常10kV候公渡线柱上油断路器QF断开，系统处于开环运行。
1 运行中消失的特别状况近年来，乳源县供电部门为提高供电牢靠性，拟将10kV候公渡线柱上油断路器QF合上，使环网闭环运行。
为此，采纳核相仪在柱上油断路器QF两侧进行核相试验，试验结果（以35kV候公渡站侧相序为参考相序记录）记录如下：1.1 相对地电压候公渡变电站侧：鹰峰变电站侧：a相对地6400V a'相对地6300Vb相对地6600V b'相对地6400Vc相对地6400V c'相对地6300V1.2 相间电压见表1。
正常状况下，相间电压试验结果应为表2数值（允许有少量的偏差）：相同两相间的电压差接近为零，不同两相间的电压差应接近电网的线电压12kV，由于乳源县35kV候公渡变电站和110kV鹰峰站系统主要用于地方小水电上网，因此，母线电压比电力系统额定电压10kV要高。
明显，试验结果与正常状况相差很大，相同两相间存在很大的电压差。
因此10kV候公渡线柱上油断路器QF合不上，不能闭环运行。
3 特别状况的分析用Ua、Ub和Uc分别表示油断路器QF候公渡站侧线路的a相、b相和c相对地电压，用Ua'、Ub'、和Uc'、分别表示鹰峰站侧线路的a'相、b'和c'相（以35kV候公渡站侧相序为参考相序）对地电压。
35kV开关柜常见故障及预控措施分析
35kV开关柜常见故障及预控措施分析摘要：随着人们的生活水平不断的提高和进步，工业的发展也越来越好，导致地球上可利用的常规能源日益稀缺。
为实现能源的可持续发展，保障经济的可持续发展和社会的不断进步，新能源和可再生能源的发展已成为世界各国的重大课题。
十年来，我国建设了大量风力发电站，创造了风力发电行业的历史记录。
风电场风力发电机组到升压站的电力传输大多采用35KV架空集电线路或电缆线路；同时，35KV金属铠装开关柜已成为电压最高的开关柜。
开关柜在风电行业应用广泛，也是环节数量最多的设备。
一旦发生故障，后果非常严重，往往一个开关柜发生故障，会影响整个母线或相邻的开关柜，造成区域性停电或大面积停电。
关键词：35kV开关柜；故障；预控措施引言35kV高压开关柜位于变压器低压侧，连接变压器和负载用户，可以控制和保护用电设备。
但是，由于目前的设计和控制问题，35kV高压开关柜还存在绝缘水平不足的问题，部分设备的保护水平不能满足用户的要求。
35kV高压开关柜带电检测可有效检测设备局部放电，为电力系统安全运行做出贡献。
因此，有必要认真研究用于检测35kV高压开关柜局部放电的技术，以有效促进35kV高压开关柜的稳定运行。
1开关柜绝缘下降原因分析1.1设备制造质量和工艺缺陷高压开关柜的装配工艺和制造质量将极大地影响其完整性和耐压性。
1#35kV变电站所有35kV开关柜均受空间限制。
所有开关柜均为非标产品，现场测量。
母线在安装过程中发生偏移或在运行过程中振动位置发生偏移。
母线与套管之间的气隙分布不均匀，相应的电场分布不均匀。
会发生放电。
随着时间的推移，母线表面热缩套管的绝缘层会损坏；其次，支撑陶瓷柱的紧固位置没有绝缘，不仅集中电场的局部场强受到影响，而且相互之间的绝缘距离也受到影响。
1.2空气绝缘间隙过小空气绝缘一般是指高压开关柜中带电体之间的绝缘，也包括带电体与大地之间的绝缘。
根据《高压配电设备设计技术规程》（DL/T5352-2018），35kV空气绝缘最小间隙为300mm，10kV空气绝缘最小间隙为125mm。
35KV环网电缆发生差动保护动作跳闸应急预案
35KV环网电缆发生差动保护动作跳闸应急预案一、编制目的：为贯彻“安全第一，预防为主”的方针，及时、有效处理35KV环网电缆发生差动保护动作跳闸，尽快恢复各变电所失电回路的电源，缩短停电时间，尽可能减少事故对运营造成的损失，制订本预案。
二、差动保护动作原理差动保护把被保护的电气设备看成是一个节点，那么正常时流进被保护开关柜的电流和流出开关柜的电流相等，差动电流等于零。
当35KV环网出现故障时，流进被保护设备的电流和流出的电流不相等，差动电流大于零。
当差动电流大于差动保护装置的整定值时，保护装置报警保护出口动作，将被保护35KV环网两侧断路器跳开，使故障线路断开电源。
三、处理流程(1)确认故障电缆两端的开关是否已分闸，没有分闸的立即分闸。
(2)确认以故障电缆为进线的变电站35kV母线无电。
(3)合上以故障电缆为进线的变电站35kV母联开关。
(4)确认所有受影响变电站的35kV母线都已恢复有电。
(5)恢复所有受影响变电站的低压负荷。
(6)通知供电中心立即处理。
(7) 故障排除后，恢复对电缆的充电备用，待非行车时间恢复正常运行方式。
35kV 环网有电缆因差动保护动作跳闸故障处理流程确认：35kV 环网有电缆因差动保护确实出口动作跳闸 差动保护动作的电缆两端断路器是否都已断开 逐一断开：差动保护动作的电缆两端断路器 确认：35kV 环网过电流保护未动作或者虽然动作但未出口 以跳闸电缆为35kV 进线的变电所的35kV 母联断路器是否已自投 确认：跳闸电缆两端的35kV 断路器在分位 合上：以跳闸电缆为35kV 进线的变电所的未自投的35kV 母联断路器 逐一确认：所有受影响的相关变电所恢复送电正常 恢复所有受影响的相关变电所的因失压跳闸的负荷 通知设调派抢修人员立即到现场查找故障原因并处理否 是 否 是在找出原因并处理后，待非行车时间恢复正常运行方式。
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35kV
线路故障处置环网操作分析
发表时间：
2019-01-07T17:10:13.723Z 来源：《电力设备》2018年第24期 作者： 孟结
[导读] 摘要：随着电网建设的快速发展，固镇电网架构日趋复杂，延续以前故障处置的经验性、随意性及简单的处置已经不能满足故障处
置快速反应的要求。
（国网安徽省电力有限公司固镇县供电公司）
摘要：随着电网建设的快速发展，固镇电网架构日趋复杂，延续以前故障处置的经验性、随意性及简单的处置已经不能满足故障处置
快速反应的要求。在
35kV线路发生故障时，如何迅速有效地进行环网操作恢复送电，更好地确保安全、可靠、稳定地供电，提高供电可靠
性，获取更多的经济效益，是调控及变电运维人员迫切需要解决的问题。本文针对方式核对、环网方案确定、现场环网定值调整及压板投
切用时较长等要因进行深入分析，并提出了解决措施。
关键词：35kV；线路故障；环网；操作；分析
1
选题背景
35kV
线路故障处置环网操作是调控及变电运行的一项基本工作，同时也是关乎电网安全的重要工作之一。环网操作时间长，会延误环
网操作的及时性，给电网的安全运行带来隐患，或是使得停电时间跨度大，延误送电，造成少供电量，影响企业效益。在环网操作工作
中，其工作流程和技术手段是可控的，可以通过整合来缩短时间，从而缩短环网操作时间，提高供电可靠性和企业的经济效益。
2
现状调查
2.1
调查一 35kV线路故障处置环网操作流程：通过调查得知：35kV线路故障处置环网操作流程分为七步，其中故障分析判断、远控隔
离故障设备操作、核对方式确定环网方案、现场环网定值调整及压板投切四项步骤所用的时间是调控人员可以控制的，故本课题中的
35kV
故障处置环网操作时间是上述四项步骤操作的合计用时。
2.2
调查二35kV变电站环网接线情况：通过调查、统计和分析35kV变电站基本环网情况得知：公司主网电网架构日趋复杂，35kV电网
架构已形成了
6个环网。
2.3
调查三35kV线路故障处置环网操作情况：通过对公司所辖35kV线路近两年故障处置环网操作情况进行统计，并取35kV线路故障处
置可控环网操作四项步骤时长为样本，算出平均值为
17.8分钟，各项操作步骤时间平均值统计表（见表1）。通过调查得知：环网操作占用
时间过长的主要问题是核对方式确定环网方案、现场环网定值调整及压板投切。
表1 环网操作四项步骤时长平均值统计表
通过现场调查我们发现：随着公司主网构架日趋复杂，如何通过优化操作方案缩短35kV线路故障处置环网操作过程中的核对方式确定
环网方案、现场环网定值调整及压板投切时间是需要解决问题的关键。
3
设定目标
针对现状调查结果，经小组成员反复讨论，结合调度及变电运行工作实际，我们把活动目标确定为35kV线路故障处置环网操作时间由
以前的平均用时
17.8分钟下降至11.2分钟。
目标值分析：根据以上调查分析，结合工作实际情况，小组成员认为若能解决两个主要问题的50%，则能较大程度地缩短环网操作时
间，达到理想的目标值。在抽样的
35kV线路故障处置环网操作样本中，有1项时长在目标值11分钟之内，说明设定目标值是可以实现的。
目标值估算为：17.8-（4.9+8.4）×0.5= 11.2（分钟）
4
原因分析
为了实现活动目标，小组成员运用头脑风暴法对造成核对方式确定环网方案、现场环网定值调整及压板投切时间长的各种原因进行了
分析总结，并制作了关联图。如图
1所示。
图1 环网操作时间长原因分析图
通过分析得知：造成核对方式确定环网方案、现场环网定值调整及压板投切时间长的5个末端因素。其中35kV线路故障处置环网方案编
制不全面、少数环网开关定值未按事故处置情况下最大负荷整定计算、现场压板投切未考虑故障处置快速性是造成环网操作时间长的主要
原因。
5
制定对策
找出要因后，我们小组结合现场实际情况，针对要因展开分析并制定对策表。见表2。
表2要因对策表
6
对策实施
6.1
对策实施1：结合电网结构实际，完善35kV环网故障应急处置预案
经过分析讨论，并结合电网结构和实际，梳理35kV线路故障处置环网操作流程及六个环网接线共12个35kV环网故障应急处置预案。
6.2
对策实施2：重新梳理35kV线路环网操作开关及线路资料
为确保35kV线路环网操作开关定值整定的准确性，小组成员重新梳理35kV线路环网操作开关及线路技术参数。
6.3
对策实施3：35kV环网开关按照事故处置情况下最大负荷整定计算
根据收集来的35kV线路环网操作开关及线路相关技术参数，小组安排保护专责对环网操作涉及到的开关定值进行精确计算，并按程序
进行审批。
6.4
对策实施4：科学合理投切保护压板
以往35kV环网线路正常运行方式安排，未考虑故障应急处置下的远控环网操作，受电侧环网开关压板未投入，在上级联络变电站进线
电源跳闸全所失电后，需操作人员赶赴现场投入保护压板后对失电变电站环网送电，延长了故障处置时间。
为了提高电网合环操作快速性，通过本次QC小组活动分析认为，在不违背故障处置原则的前提下，可将环网开关的受电侧保护压板投
入，线路两侧保护在短时间同时运行，遥控操作环网事故处理后，人员到现场退出受电侧保护压板，提高了事故处置的快速性及电网运行
可靠性。
6.5
对策实施5：制定保护压板实时状态一览表，确保压板状态准确
根据固镇公司35kV网架结构特点，小组成员对35kV环网开关压板投切状况建立专门台帐，制定保护压板实时状态一览表。通过实施确
保了压板状态准确无误，提高调控人员在
35kV线路故障处置环网操作的效率。
7
检查效果
为验证QC活动的实施效果，我们对**电网2018年1-10月份共3次35kV线路故障处置环网操作进行了统计分析，并制作了影响35kV线路
故障处置环网操作时间在对策实施前后对比图。如图
2所示。
图2 35kV线路故障处置环网操作对策实施前后时间对比图
经过本次QC小组攻关，35kV线路故障处置可控环网操作时间由原来平均每次17.8＇减少到7.4＇，完成了预定11.2＇的目标。
通过此次QC活动，小组人员不仅重新梳理和刷新了35kV线路故障环网操作的各种典型预案，并且结合**电网的结构特点，采用了小方
式运行模式，并按照事故处置情况下最大负荷进行定值计算和方式安排，为提高供电可靠率，缩短环网操作时间提供了依据。
效益分析
7.1
经济效益
按全年35kV线路故障处置环网操作5次，每次操作时间由17.8分钟减少至7.4分钟，35kV线路故障停供负荷平均为15000千瓦，
全年可多供电量
（17.8-7.4）/60×5×15000=13000千瓦时
每度电按0.55元计算，共可为公司多收入
13000×0.55=7150
元
7.2
社会效益
缩短了停电时间，减少了因停电造成的负面影响和经济损失，提高了用户供电可靠性。
7.3
安全效益
通过此次QC活动课题，解决了事故处置环网操作时间较长的难题，一方面提高了电网运行的安全系数，另一方面由于工作量的减少，
对人身的安全系数也相应提高。
8
结束语
为进一步巩固小组成果，我们制定了《**电网35kV线路故障处置环网操作管理规定》，结合电网架构变化和环网操作实际，及时调整
和刷新系统运行方式和压板登记表，确保状态一致性。缩短
35kV线路故障处置环网操作时间的目标虽已实现，但是其仍有较大的改进空
间，今后仍是调控及变电运行专业关注的重点。