一起110kV变电站遥控失败的分析与处理

一起雷击引起的 110kV变电站直流系统故障分析及处理摘要：变电站直流系统是独立于主网架之外的电源系统，直流系统运行方式不受一次设备运行方式的影响。

直流系统在变电站中承担着重要角色，一般为保护装置、隔离开关等设备的控制回路提供电源，也常用于变电站站内事故照明逆变电源部分提供直流电源。

直流系统电压是否正常、两极绝缘是否良好关系到保护装置能否正确动作，严重时甚至会导致保护出现闭锁、控制回路失去作用、断路器操作电源失效等。

关键字：雷击；110kV变电站；直流系统；故障分；处理1、直流系统概述直流系统的作用就是为上述电力元件的正常运行提供必要的保障与维护。

变电站直流系统可以为其内部的每一个电力元件提供平稳、长久的直流电源，避免突发事故对于系统的危害。

一旦外界的正常供电出现问题，直流系统内部的蓄电池就会发生供电效用，维持整个系统的正常运行。

1.1直流系统的特性1.1.1免受外界影响：变电站直流系统在通常情况下不会受到外界系统运行状态的影响，无论外界系统运行情况的好与坏，直流系统都能在突发事故发生的瞬间给与电力设备必要的保护，提供直流电源的稳定供应。

1.1.2可独立操作：简单来说，变电站直流系统是其他一切电力设备运行维护的保障性基础。

这一工作特性也就表明了其可以独立操作于检修，在实际工作原理上，直流系统与其他设备并不存在十分密切的联系，只是必要的保护。

变电站直流系统是正常运行的基础，是其他电力设备正常运行的必要保障性工具。

1.2直流系统组成变电站直流系统主要由蓄电池组、绝缘检测装置和高频开关电流模块组成。

在实际的工作调研中我们发现，变电站蓄电池经常采用阀控铅酸蓄电池，并且都安装着高灵敏的智能充电式电流模块。

但我们也在大量的数据中发现，极少一部分直流系统的蓄电池采用的是相控式充电电流模块。

除此之外，绝大部分的变电站直流系统内部线路连接方式都是采用单母线分段式的双充电连接方式，这种连接方式可控性高、实用性强、便捷性大。

一起110kV线路开关遥控同期合闸不成功处理事例及防范措施110kV東城变电站110kV阳东线开关近年出现两次遥控同期合闸不成功的情况，文章主要从运行人员的角度分析了该事件的原因及存在问题，以及针对存在问题从技术上和组织上提出了防范措施，希望能减少供电企业此类事情的发生。

标签：同期；定值设置；防范措施1 110kV东城变电站110kV阳东线开关遥控同期合闸不成功的事情经过2013年11月5日7时，调度要求对110kV东城变电站110kV阳东线进行同期遥控合闸操作，运行人员在后台执行同期操作不成功，检查无异常告警信号，同期选择把手确已打至“同期”位置后再次合闸不成功，运行人员选择在测控屏执行同期合闸操作，也不成功，执行过程中装置发“同期1动作超时”的报文。

运行人员主要检查一、二次设备状况，无异常告警信号，开关选择把手在远方位置，在测控装置查看线路电压与母线电压幅值正常，电压差小于30V，频率差小于0.2Hz，相角差小于30度，测量控制回路也正常。

运行人员打电话联系继保人员，核对同期参数设置没有问题。

因调整方式要求，调度要求对侧实现同期合闸。

后来继保人员到现场对110kV阳东线测控装置进行检查，发现测控装置管理主模块CPU定值项中“控制字一”设置有误。

该控制字现场整定为0334，按照说明书控制字对照表进行计算，该控制字“bit6/bit5/bit4”二进制值为“011”，对应的功能为同期电压相别取Uab，而现场接线实际为Ua，因此需要将“bit6/bit5/bit4”二进制值改为“000”。

于是继保人员将上述情况反馈给调度继保专责，并将控制字“0334”整定改为“0304”。

但由于110kV阳东线已经送电，方式已经调整好，没有条件进行试验。

2013年12月18日调度再次要求对110kV东城变电站110kV阳东线进行同期遥控合闸操作，运行人员在后台执行同期合闸操作不成功，在测控屏执行同期合闸操作还是不成功，装置还是发“同期1动作超时”的报文。

某110kV变电站站用变消弧线圈控制器调档失败缺陷分析及处理作者：李晶来源：《建筑工程技术与设计》2014年第04期【摘要】消弧线圈自动控制器的主要作用为是进行消弧线圈的自动调谐，按电网电容的变化来调节消弧线圈的电感，使单相接地时电容电流得到电感电流的有效补偿。

一般是在单相接地故障发生之前，即正常运行状态下预先调节消弧线圈电感，使其与电网对地电容形成串联谐振。

【关键词】消弧线圈控制器调容式缺陷处理1.缺陷情况某110kV变电站#1站用变消弧线ZGML-C104型调容控制器异常报警，报文显示：残流超标，调档失败。

2.变电站运行情况该110kV变电站为双卷变，低压侧为10kV单母分段运行方式，10kV#1、#2母线上各挂一台站用变压器，接线方式为Zn，Yn11方式，中性点上各装设一组消弧线圈。

每套消弧线圈都配置一台消弧线圈自动控制器，型号为河北旭辉公司的ZGML-C104。

3.消弧线圈自动控制器的结构及原理3.1 功能消弧线圈自动控制器的主要作用为是进行消弧线圈的自动调谐，按电网电容的变化来调节消弧线圈的电感，使单相接地时电容电流得到电感电流的有效补偿。

一般是在单相接地故障发生之前，即正常运行状态下预先调节消弧线圈电感，使其与电网对地电容形成串联谐振。

3.2 分类消弧线圈控制器一般分为调匝式、调气隙式与调容式。

调匝式主要是通过调节消弧线圈的分接头来改变消弧线圈的电感量，而调容式则是通过调节与消弧线圈并联的电容量来改变消弧线圈的电感。

调气隙式、调匝式调节速度慢，调励磁式二次系统电源结构复杂，可靠性不高，因此现在广泛使用的为调容式，该站正是使用调容式。

3.3 结构（1）电容器调节柜由控制器根据电网对地电容的大小自动跟踪调节二次侧电容器的容量，得到理想的补偿效果。

该站电容器调节柜装有5只电容，容量配置原则为C1：C2：C3：C4：C5=1：2：4：8：16。

根据二进制组合原理，5只电容器可实现32级调节即有32个档位，级差电流Id= QC1/ U相。

电力110KV变电站继电保护的问题分析与处理随着电力系统的发展和变电站规模的不断扩大，变电站继电保护作为电力系统中的重要组成部分，其作用日益凸显。

继电保护的稳定性、可靠性和准确性对电力系统的安全稳定运行起着至关重要的作用。

在实际运行中，110KV变电站继电保护面临着一些问题和挑战，因此需要对其问题进行深入分析并寻求有效的处理方法，以确保变电站继电保护系统的可靠运行。

一、问题分析1. 人为操作失误：在变电站运行过程中，由于操作人员的疏忽、忙碌等原因，可能会导致对继电保护的误操作，导致继电保护设备的误动作或失效。

2. 装置老化和设备故障：随着设备的使用时间的增加，继电保护装置也会发生老化，可能导致设备的性能下降或故障，影响继电保护的可靠性。

3. 通信故障：110KV变电站继电保护系统通常采用远动通信系统进行数据传输，如果通信系统发生故障，会导致继电保护设备之间无法正常通信，进而影响保护的准确性和可靠性。

4. 参数设置错误：继电保护的参数设置是保证其准确动作的关键，但是由于参数设置错误或者误差较大，会导致继电保护动作不准确或者失效。

5. 环境因素：在变电站继电保护运行过程中，环境因素如温度、湿度等也会对继电保护设备产生影响，可能引起设备失效或误动作。

二、处理方法1. 加强操作人员培训：针对人为操作失误的问题，变电站管理部门应加强对操作人员的培训和管理，提高其综合素质和技能水平，增强其对继电保护设备操作的准确性和规范性。

2. 定期维护检测：针对装置老化和设备故障问题，变电站应建立完善的维护保养制度，对继电保护设备进行定期的维护检测工作，及时发现并处理设备的故障和老化问题，确保设备的性能稳定和可靠。

3. 备用通信系统：针对通信故障问题，变电站可以建立备用通信系统，当主通信系统发生故障时，能够及时切换到备用通信系统，保证继电保护设备之间的正常通信。

4. 参数设置优化：针对参数设置错误的问题，变电站可以委托专业的技术人员对继电保护的参数进行优化调整，在设备投运后进行定期的参数检核和调整，确保参数的准确性和合理性。

科技资讯 SC I EN C E &TE C HN O LO G Y I NF O R MA T IO N 工 业 技 术电网调度自动化遥控分为遥控预置、遥控命令、遥控执行三种进程,在具体工作中工作人员要求能够对设备的反馈信息提示有专业的分析和处理能力,一般在调度自动化遥控的维护中通常遇到的问题有:遥控返校超时、遥控返校错误、遥控执行失败三种信息提示,下面我们就具体问题具体分析。

1 遥控返校超时原因分析:致使遥控返校超时的一个主要原因是通道误码率高。

由于出现误码的频率高也就增加了错误信息多,导致信息的拒收率增大,对于信息的处理和传输出现了遏制,使其速度减慢。

电力载波通信的数据传输使用的通信介质是电力线,电力线介质自身就对传输数据存在阻抗变化、信号衰减和信号干扰等问题,而且有些地方的变电站载波通信线路的传输距离长、路桥多、建筑物结构复杂,引起载波通信信号传输的信号弱,导致载波机接收电平出现问题。

如果出现恶劣天气(雷雨、大风、雾、冰雹等),这时微波和载波通道都会受到不同程度的干扰,尤其是雷电会导致通信设备的损坏,就会出现遥控返校超时的现象。

调度自动化遥控返校超时,也有上行通道接收正常而下行通道不正常的情况,导致不能下发遥控命令。

其主要包括:远动通道故障、变电站通信管理机故障和主站设备故障[1]。

判断通道误码率的方法如下。

(1)首先依据自动化主站系统自带检查功能进行基本检查。

通过在前置机监控模块上的RT U通道统计数据得到主通道当日通信次数,主通道当日误码次数和辅通道统计数据等信息,根据所得到的数据信息能够判断出误码率是否正常,如果误码率高的话,进行逐一检查找到问题所在。

(2)人工置入数据检查。

对主站端、分站端进行维护人员的安排,断开RT U上传数据、综合自动化设备,查看通道有没有其他信号渗入干扰。

通过主站端向分站发一组校时命令或者从分站端送信号到主站进行测试,分站端通道输出接口接收到的数据一定要与主站保持一致。

一起110kV SF6 高压断路器控制回路断线的原因分析与处理摘要:110kV SF6高压断路器控制回路完好与否对于电力系统的安全、可靠运行有着重要作用，运行中的高压线路开关一旦控制回路发生故障，开关就变为死开关或开关合闸回路不通，此时若线路上发生故障或者其他保护跳该开关时，开关将会拒动或重合闸不动作，导致停电范围扩大，影响系统稳定运行。

本文介绍了一起110kV SF6高压断路器控制回路断线故障处理情况，分析了导致该故障的原因，并提出了相应的防范措施。

关键词：SF6高压断路器、继电器、控制回路断线、防范措施0引言高压断路器作为电力系统的主要设备，其运行安全可靠性直接关系到电力系统的安全与稳定，因此现在的变电站大多采用性能优良的SF6高压断路器，其主要特点是检修周期长，性能好，表现在断路器的本体方面，但影响短路器正常运行状态还是时有发生，近来出现在断路器机构箱内的继电器上，主要由于这些继电器跟开关一起运行时间长发生老化，因继电器产生回路问题造成开关油压电机不起动，使压力降低造成开关分、合闸闭锁，断路器重合闸闭锁等时有发生，现对220kV高明变电站110kV FS6高压断路器发控制回路断线信号进行分析，使今后对设备的维护、巡视有一定的帮助。

1故障的介绍及处理过程220kV高明站SF6断路器是德国西门子公司生产的设备，和已往多油或少油断路器比较是在开关的机构箱内的有9个继电器，每个继电器都构成独立二次回路，如分、合闸回路、油压、N2气体及SF6气体压力等回路，220kV高明站按调度停电检修单对110kV高仙线线路进行停电的时候，当调度遥控执行断开126开关后，开关发控制回路断线信号，遥控执行屏110kV高仙线126开关分位灯不亮。

出现告警信号后值班员立刻到110kV高仙线保护屏检查断路器操作电源开关1DK在合闸位置，到110kV高仙线测控屏检查发现110kV高仙线126开关分位灯不亮，在保护屏后端子排处检查发现跳位监视继电器无负电源，逐一排查发现原因是开关机构箱合闸回路送至保护屏处的负电源消失，值班人员在110kV高压场地高仙线开关机构箱处检查发现：图1开关分位时其常闭辅助接点-S1是导通无问题，测量合闸线圈电阻阻值是155Ω，也无问题，因此可排除开关辅助接点、合闸线圈问题，正常时合上开关的操作电源，相关回路正常导通时K12继电器励磁，K12常开接点闭合，在箭头A处、B处测量到有负电位正确。

110kV变电运行的常见故障与解决方法分析摘要：负责对各电网进行连接的枢纽即为变电站，在电能分配、电流流向控制和电压转换中发挥了显著作用，这就证明了，电网的稳定、安全运行会直接受到变电站的安全稳定运行影响，然而，一些故障即将无可避免的出现在110kv变电运行中，这部分故障的存在在一定程度上会使有关设备损坏，甚至会使整个电网的正常运行受到影响，所以，我们有必要深入分析110kV变电运行中的常见故障，并以此为基础对有关解决方式进行探讨。

鉴于此，文章对110kV变电运行的常见故障和解决方法进行了详细的论述，旨在能够为相关业内人士提供有价值的借鉴与参考。

关键词：110kV变电运行；常见故障；解决方法前言最近一些年来，随着我国社会经济日新月异的飞速发展，人们的生活水准也获得了大幅度提升，从而导致生活生产用电量日渐增多，这就使得电力系统的安全运行成了人们生活质量备受影响主要因素，鉴于此种背景，最重要的是做好电力系统运行的安全管理。

110kV变电运行过程中，因安全管理问题、设备问题、技术问题、外部环境影响等原因，都会使得110kv变电站运行出现故障，轻则影响正常生活、生产用电，重则威胁人身安全，所以，有必要充分保证110kv变电站的安全运行。

1 110kV变电运行常见故障1.1变电运行的跳闸故障1.1.1主变开关跳闸故障通过检查断路器的合闸状态和监控系统的提示信息，可以判断主变开关跳闸故障。

确认是主变开关跳闸引起的故障后，一定要向上级主管部门报告，核实主变开关跳闸前的运行情况，如核实变压器油温值，观察是否有喷油或冒烟现象。

与此同时，工作人员也需要将直流系统的运行情况加以核实，需要我们重视的是，只有在排除故障原因并完成故障排除后，才能执行动力传动操作，电力系统急需进行强送电作业，一定要通过主管部门批准后再去实施。

1.1.2主变三侧开关跳闸故障电气设备自身保护误动将会使主变三侧开关出现跳闸故障，与此同时，主变中低压侧后备保护、主保护发生范围短路，主变电源侧母线故障，保护拒动，也会发生主变三侧跳闸故障。

一起变电站遥控操作失败引发的思考【摘要】在无人值班变电站运行中，保护及自动化装置的运行状况直接关系到变电站的安全运行，往往一个很小的故障或异常现象，隐藏着重大的安全隐患。

二次系统运维人员对设备的故障和缺陷不要轻易的相信别人的分析，要学会独立思考和有自己的分析判断能力，日积月累逐步提高自己业务技术水平和判断能力，为电网的安全提供技术保障。

【关键词】遥控操作；变电站2010年11月X号监控人员汇报某220kV变电站3K4电容器开关无法遥控，厂站自动化人员到现场发现3K4电容器操作回路控制回路断线，导致开关无法遥控操作。

随即检查发现，3K4开关控制回路断线后，当地后台监控系统和调度端OPEN-3000调度自动化系统中“控制回路断线”信号均在复归状态，检查保护装置装置液晶面板上报“控制回路断线”，但装置内部遥信开入显示为“0”。

为判断保护装置是否死机，对其它遥信开入进行试验，KK把手位置、压板投切等遥信信号均能正确上送，后对装置进行掉电处理，掉电重启后“控制回路断线”信号又正常上送了。

至此遥控操作失败的原因已经找到，由于开关控制回路断线造成，控制回路断线若不及时处理，当开关、机构或线路发生故障，将造成开关拒动，保护越级跳闸，扩大事故范围，必需引起重视，根据现场实际已经排除了保护装置死机原因，必需查找到“控制回路断线”遥信信号为何与实际位置不一致的原因。

此后我们会同设备厂家对保护装置进行现场模拟，以便原因分析，但经过现场模拟试验，没有出现上述遥信不一致现象，厂家技术人员认为之所以出现这种情况的唯一可能性是此装置在调试阶段曾经使用过装置的“保护信号码表测试”功能（这是一些保护装置为方便现场调试遥信及保护告警信息而设置的一种功能，它不需外部回路加故障量而直接由保护内部继电器或接点分合模拟出相关保护动作或告警信号），而在装置发出虚拟“控制回路断线”动作信号后未进行复归操作，从而未清除装置内保护信号测试标志位。

这种情况下装置投入运行后真正产生控制回路断线遥信时，如果再进行复归操作的话，会将控制回路断线的遥信当作保护测试虚拟遥信SOE信号复归，而此时实际控制回路断线并未返回。

2016 NO.05SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION动力与电气工程21科技资讯 SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION 备用电源自动投入(简称备自投)装置对于提高供电可靠性和保证供电连续性具有重要作用。

目前常规110kV内桥接线变电站高、低压侧各配置一套备自投装置,利用动作延时配合,将高压侧备自投动作延时设置为小于低压侧备自投,使得高压侧备自投先于低压侧动作。

该文通过分析一起110kV线路跳闸后变电站高低压侧备自投动作失配事件,指出存在的问题,提出定值设置方面的解决办法。

同时总结了常规变电站和智能变电站实现站域或广域备自投配合的诸多方式。

1 备自投动作经过1.1 变电站运行方式该110kV变电站是一个内桥接线的智能变电站,为负荷终端变电站。

变电站运行方式如图1所示,110kV母联110断路器、①作者简介:崔金兰(1981—),女,汉,山东青州人,硕士,工程师,现从事电网调度工作。

DOI:10.16661/ki.1672-3791.2016.05.021一起110kV 变电站高低压侧备自投动作失配事件的分析①崔金兰 陈力 王娟 司瑞芹 秦莉敏 杨铮 时慧军(国网河南省电力公司郑州供电公司 河南郑州 450052)摘 要:介绍了河南电网某110kV内桥接线智能变电站因一条电源线路故障跳闸,高、低压侧备自投装置未按照整定配合关系由高压侧备自投先动作,而是两侧备自投同时动作,导致出现非正常运行方式的一起事件。

结合线路保护定值、重合闸设置及备自投装置定值对该事件进行了详细分析,发现是由于两侧备自投装置失压计时算法不同导致定值整定中所设置的时间裕度不足引起的。

针对事故原因提出了定值整定方面的解决方案。

并提出基于智能电网的广域备自投控制系统是未来的发展方向。

关键词:备自投 失配 计时算法 智能变电站 广域中图分类号:TM772文献标识码:A文章编号:1672-3791(2016)02(b)-0021-02图1 110kV内桥接线变电站10kV母联ⅠⅡ0断路器在热备用状态,其他断路器均在运行状态。