下载文档原格式
IOOOMW机组检修文件包XXXX-XX-XXXzYY# ______ 主变压器______ 级检修设备编码：_____________________设备专业主管：_________________工作负责人：___________________检修单位：_____________________计划检修时间：—月—日一一—月—日XXXXX发电有限责任公司年月日检修文件包编审表三检修工序卡质量标准检修工序步骤及内容工序1.准备工作 人员培训□ 1.1.1参加检修的人员已经过现场安规考试。
□ 1.1. 2参加检修人员经过安全和技术交底。
所有的工具准备齐全、淸点淸楚□ 1.2.1试验仪器已准备齐全，并且经过校验合格，贴有标签，淸点淸楚。
□ 1.2.2所用工具准备齐全，淸点淸楚。
所用的备品备件及消耗材料已准备齐全，淸点淸楚。
□ 1.3.1备品备件准备齐全，淸点淸楚。
□ 1.3.2所用消耗材料准备齐全，淸点淸楚。
现场安全隔离措施做好、脚手架应经检验合格。
□ 1.4.1所用脚手架准备齐全，淸点淸楚。
□ 1.4.2脚手架搭设完毕，必须经过检验合格后，投入使用。
工序2.修前检查 安健环风险：1、 工作票所列安全措施不全或错误。
2、 工作组成员误入间隔。
3、 工作前准备工作不全面。
风险控制措施：开工前检査安全措施，核对检修设备 工作前验电工作票措施核实□2. 1.1检查工作票所载的安全措施是否齐全。
□2.1.2工作票所载的安全措施，是否全部落实。
检查设备髙、低压出线是否带电□2. 2. 1按工作票要求检查髙、低压出线已经隔离，并且已 做好相应措施。
□2. 2. 2相应的其他安全措施已做，已核实完。
检查以前运行中的缺陷情况，检修中重点检査。
□ 2. 3. 1以前运行中的缺陷已整理完毕。
□ 2. 3. 2检修中重点检查项目已确左。
□变压器本体绝缘油的试验油耐压＞50KV油微水≤15(m g ∕l) tg δ ≤2%□ 4. 2.5卸下轴承挡圈，取出轴承，检査前端盖有无破损，淸除轴承室内的润滑脂并清洗干净，检查轴承室的磨损情况。
木垒110kV变电站2#变增容保护调试报告批准：审核：调试人员：吴书慧、王彦军、杜晓宇杨斌、刘俊林日期：年月日1# 进线一、二、1、屏体上的标签与图纸相一致。
2、接线与实际图纸相符。
3、拔出所有插件,检查各插件上的元件无松动、脱落现象，无机械损伤及连线无被扯断等现象。
4、绝缘电阻测试合格（2000V），接地符合要求，屏蔽措施符合规程要求，接线与反措细则一致。
5、通过测CT极性，检查保护、测量、计量电流二次回路均正确。
三、装置通电检查：将插件按顺序全部插入，分别给上直流电源后各装置面板上的工作指示灯点亮，面板上其它指示灯不亮。
四、回路检查：1）手合、手跳装置及回路反映情况正确，红绿灯指示正确。
2）当地监控系统跳合闸操作反映情况正确，报文正确。
３）开出、开入传动核对正确。
（具体详见大纲）4）保护压板核对正确。
五、装置调试1、零漂检验：）、UC、UN加在PT对应的端子上。
2）、相间距离的测试3）、接地距离的测试：(1) 定值的测定七、结论试验合格，可以运行八、试验仪器：凯旋KD8302# 进线一、铭牌：二、1、屏体上的标签与图纸相一致。
2、接线与实际图纸相符。
3、拔出所有插件,检查各插件上的元件无松动、脱落现象，无机械损伤及连线无被扯断等现象。
4、绝缘电阻测试合格（2000V），接地符合要求，屏蔽措施符合规程要求，接线与反措细则一致。
5、通过测CT极性，检查保护、测量、计量电流二次回路均正确。
三、装置通电检查：将插件按顺序全部插入，分别给上直流电源后各装置面板上的工作指示灯点亮，面板上其它指示灯不亮。
四、回路检查：1）手合、手跳装置及回路反映情况正确，红绿灯指示正确。
2）当地监控系统跳合闸操作反映情况正确，报文正确。
３）开出、开入传动核对正确。
（具体详见大纲）4）保护压板核对正确。
五、装置调试1、零漂检验：）、UC、UN加在PT对应的端子上。
2）、相间距离的测试3）、接地距离的测试：六、光纤通道联调:1、差动保护:八、结论试验合格，可以运行九、试验仪器：凯旋KD8301#变压器保护调试报告主变差动保护，厂家：SIEMENS，SIPROTEC 7UT61主变高、低后备保护，厂家：南京中德，NSP772主变非电量保护，厂家：南京中德，NSP10一．通电前检查1.检查装置的型号，各电量参数与订货一致。
110KV变电站检修作业施工方案第一部分主变吊芯检修及试验方案本次需检修的电力变压器型号为SF7-80000/110kV—8000KVA ，该变压器已运行多年，需对其进行停电吊芯检修和相关性能试验。
为保证检修试验工作的安全顺利实施，特编写此方案，参照执行。
一、编制依据：1、GBJ148-90《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》。
2、DL 408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）3、GBJ 147—1990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范4、DL 5009.3—1997 电力建设安全工作规程（变电所部分）5、DL/T 639—1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则6、Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程7、Q/CSG 1 0004—2004 电气工作票技术规范8、变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。
二、吊芯检修环境的选择：变压器吊芯场地周围的环境应清洁，为防止天气的骤变，可搭设防风防雨帆布棚。
变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架（上铺跳板）。
抽芯要选择晴朗、干燥的无风天气进行。
周围环境温度不低于0℃，器身温度不得低于环境温度，否则易将器身加热至高于环境温度10℃。
在空气湿度为75%时，器身的露空时间不超过16小时。
时间计算应在开始放油时开始。
空气湿度或露空时间超过规定时，采取相应的可靠措施。
调压切换装置的检查调整的露空时间如下表：三、安全质量保证措施：1、现场应准备灭火器和消防器材，20米以内严禁烟火。
2、检查器身时所用的器具应有防止坠落的措施，如：搬手上应以白布带套在手上，防止滑落。
3、起吊用的倒链、钢丝绳等应预先检查良好。
绳扣应挂于变压器专用吊耳上，夹角合适。
4、供器身检查用的脚手架应绑扎牢靠，跳板固定，上下方便，四周应有防坠落的栏杆及上下的防滑装置。
非检查人员不得登上脚手架，以防超载。
5、器身检查时，工作人员应着干净的工作服、手套及而耐油胶靴。
油浸式电力变压器（含消弧线圈）检修质量标准1、检修周期和项目：（1）检修周期(见表1)表1 检修周期注：①变压器冷却装置的检修周期为：水冷器每1～2年检修1次；风冷却器随本体大修或有必要时进行；风扇、油泵、水泵及其电动机每年检修1次；操作控制箱的检修结合主变大小修时进行。
②60kV及以上电压等级的高压套管的检修周期，应根据电气试验及密封材料老化情况自行规定。
③新投入的有载调压变压器的分接开关，在达到制造厂规定的操作次数后，应将分接开关取出检修，以后可按设备运行情况自行检修。
（2）检修项目(a)小修项目➢检查并拧紧套管引出线的接头；➢放出储油柜中的污泥，检查油位计；➢净油器及放油阀的检查；➢冷却器、储油柜、安全气道及其保护膜的检查；➢套管密封、顶部连接帽密封衬垫的检查，瓷绝缘的检查、清扫；➢检查各种保护装置、测量装置及操作控制箱，并进行试验；➢检查有载或无载分接开关；➢充油套管及本体补充变压器油；➢检查接地装置；➢油箱及附件检查防腐；➢检查并消除已发现而就地能消除的缺陷；➢进行规定的测量和试验。
(b)大修项目(见表2)表2 大修项目2、检修质量标准（1）吊芯要求(a)吊芯工作不应在雨雪天气或相对湿度大于75%的条件下进行，事先做好铁芯的防潮、防尘措施。
(b)吊芯时周围空气温度不宜低于0℃，变压器器身温度（即上铁轭测得温度）不宜低于周围空气温度，当器身温度低于周围空气温度时，宜将变压器加热，使其器身温度高于周围环境温度10℃左右，方可吊芯。
(c)为防止受潮，应尽量缩短铁芯在空气中暴露的时间。
从放油开始时算起，至注油开始为止，铁芯与空气接触时间不应超过下列规定：➢空气相对湿度不大于65％时为16h；➢空气相对湿度不大于75％时为12h。
（2）铁芯检修(a)铁芯表面清洁、无油垢、无锈蚀，铁芯紧密整齐，无过热变色等现象。
(b)铁芯接地良好，且只有一点接地。
(c)所有穿芯螺栓应紧固，用1000V或2500V兆欧表测量穿芯螺栓与铁芯以及轭铁夹件之间的绝缘电阻(应拆开接地片)，其值不得低于最初测得的绝缘电阻值的50％或其值不小(d)穿心螺栓应做交流1000V或直流2500V的耐压试验lmin，无闪络、击穿现象。
110kV变电站10kV消弧线圈改造分析发布时间：2023-02-07T03:10:19.705Z 来源：《中国电业与能源》2022年9月17期作者：王祉殷[导读] 在110kV变电站中，10kV消弧线圈发挥着重要的作用王祉殷广东威恒输变电工程有限公司 528200摘要：在110kV变电站中，10kV消弧线圈发挥着重要的作用，其对于变电站的运行稳定性和运行效果起到至关重要的影响。
但在10kV 消弧线圈运行的过程中，很容易出现故障问题，导致消弧线圈本身受到损坏，甚至影响整个变电站系统的工作质量。
因此，加强对10kV消弧线圈的运行问题分析并采取针对性的改造措施尤为重要。
对此，文本以变电管理三所110kV敦厚站10kV消弧线圈为主要研究对象，分析了10kV消弧线圈运行中存在的问题及原因，并重点探究了110kV变电站10kV消弧线圈改造方案，希望能够对相关工作提供一定帮助。
关键词：110kV变电站；10kV消弧线圈；改造引言：在工作阶段，针对于变电管理三所110kV敦厚站系统设备的检查和故障隐患排查工作中，发现了其中10kV系统常常出现故障问题，经过检查和记录发现，其中的问题主要体现在接地线不准确、补偿度有限、谐振过电压以及阻尼电阻切除不准确等方面。
根据小电流接地系统中，消弧线圈发挥的作用，判断消弧线圈存在的问题并针对如何使得系统正常运行加以探究。
因此，在工作研究中，重点对变电管理三所110kV敦厚站10kV消弧线圈的运行和改造加以分析探究，从技术层面，加强对消弧线圈的优化，维持变电设备的安全运行。
1.10kV消弧线圈运行中存在的问题及原因为了保证10kV消弧线圈的改造方案的准确性，必须加强对10kV消弧线圈在运行中存在的问题加以分析，并研究其运行异常的主要原因，有针对性地对其加以改造。
以变电管理三所110kV敦厚站10kV消弧线圈的运行情况为主要研究对象，在其运行过程中，主要出现的异常问题包括一下：1）10kV系统在接地时不能实现高效的自动装置切除阻尼电阻的效果，导致阻尼电阻箱在此过程中出现严重发热甚至损坏配件问题。
设备/项目作业名称发电机检修文件包编制（修改）审核批准签名日期签名日期签名日期目录设备/项目作业名称序号内容1 检修工作任务单2 修前准备3 检修工序卡4 检修项目局部及检修工序、工艺修改记录5 检修数据记录表6 缺陷处置单7 不符合项处理单8 检修项目完工报告单9 附件一检修任务单设备名称发电机设备代码检修计划设备检修类别□A级检修□√B级检修□C级检修□ D级检修□事故抢修□其它计划工作时间本次检修第日至第日计划工日工日主要检修项目1 发电机抽转子, 发电机定子、转子检查, 测点检查，励磁刷架、接地刷架检查,出线套管、CT检查2 发电机定子全台槽楔更换3 定子绕组水路密封性试验、定子绕组内冷水分路流量测试、发电机整体密封试验4 定子绕组绝缘、直阻、交直流耐压、定子绕组端部手包绝缘表面对地电位试验、定子绕组端部模态试验；转子绝缘、直阻、交流阻抗、通风试验、密封试验；发电机空载、短路试验、轴电压试验5 发电机中性点柜内设备、发电机出线PT、避雷器、PT中性点至中性点柜电缆清扫检查预试6 发电机绝缘过热装置、射频监测仪清扫检查修后试运计划：工作许可□√电气一种工作票□电气二种工作票□电气继保工作票热力机械工作票□仪控工作票其它工作许可条件□动火工作票□√脚手架□拆除保温□封堵打开□设置围栏□安全网□其它工作票编号修后目标：确保一个检修周期内无非停质检点分布：W点工序质检内容1 7 抽转子2 8.3 检查、校验测温元件3 8.6.1 全台定子槽楔更换及弹性波纹板深度测量4 9.6 转子中心孔泄漏试验5 9.7 转子通风道检查6 18 安装汽励侧风扇7 22 出线盒内检查8 23 发电机接线及中性点变柜内设备检查9 25 刷架及隔音罩安装10 26 发电机内部检查封人孔H点工序1 1 发电机修前试验2 8.6.9 发电机铁芯损耗试验3 8.8 检修中发电机定子绕组试验4 9.9 检修中发电机转子绕组试验5 14 穿转子6 24 发电机修后试验、出现PT柜、中性点变压器柜内设备预试7 27 整体密封试验验收人员确认W点H点签字签字文件包签字方电厂方施工方（一式两份，电厂方项目专责人留存一份，另一份存文件包中。
一起 110kV变电站消弧线圈成套装置故障原因分析摘要：消弧线圈是变电站内的常用设备，根据事故情况进行故障原因分析，提出选型、制造、运行等方面应该注意事项，保障电力系统的安全稳定运行。
关键词：消弧线圈成套装置故障分析1.现场情况某日某110kV变电站2#接地变121#开关跳闸，变电运行人员现场查看发现开关室内有大量烟雾，系2# 消弧线圈成套装置（700/100-630kVA）发生故障，柜内烧损严重，运维单位组织抢修的同时联系设备生产厂家成立专门的技术小组进行排查分析处理。
1.并联中电阻达到退火后变色，虽未被烧毁，但已无法再次使用（图片一）；2.氧化锌避雷器及电压互感器烧毁严重（图片一）；3.阻尼电阻烧毁严重（图片二）；4.零序电流互感器烧毁严重（图片三）；5.柜内二次线烧毁严重（图片四）；6.电压互感器烧毁严重（图片五）；7.靠近电阻处的二次电缆绝缘层及二次电线均被烧毁（图片六、七）；8.接电压互感器的铜排熔蚀（图片八）；1.初步原因分析经过检修人员和设备厂家技术分析，做出初步判断：1.控制并联中电阻投切的真空接触器KM1的控制电源与控制阻尼电阻投切的真空接触器KM3的控制电源接反；2.并联中电阻投入超时跳闸回路连接板LP1未闭合；后来运维人员又和设备厂家专人多次到现场查看原因，否定了初步判断，并最终确认此次事故的主要原因如下：1.由于避雷器设计位置不合理，促使避雷器炸裂燃烧后导致避雷器在上端口受软连接的作用自然下垂，连通并联中电阻接地；2.由于热空气夹带有金属蒸气或碎屑，导致电压互感器及消弧线圈A相接线柱位置对地放电；3.由于二次控制回路崩溃失电而导致阻尼电阻被串入消弧线圈接地补偿回路，促使阻尼电阻长时间发热，直至烧毁；1.现场的情况分析1、附图（现场情况一）。
连接片的作用：“实现对并联中电阻非正常运行的保护跳闸功能（即并联中电阻未能在规定时间内切断时，触发接地变开关柜输出跳闸命令）” 。
而根据“现场一”图片中反馈的信息可知：“连接片目前处于断开状态”；并联中电阻的延时保护跳闸功能不能实现。
隔离开关修规程1.本规程适用范围:本规程适用我站110kv变电所Gw4-126dwiii/1600型隔离开关, GW5-126D/1250A型主变中性点隔离开关检修。
3.1 检查刀闸有无过热、烧损现象.3.2 检查刀闸的引线接头有无过热现象.3.3检查刀闸绝缘瓷瓶有无断裂、是否清洁,有无电晕放电现象.4. Gw4-126dwiii/1600型隔离开关检修4.1 主要技术数据额定电压 110KV最高工作电压 126KV额定电流 1600A动触头回转角90°导电杆横担回转角90°操动机构型号:1期CGTKB型4.2 检修周期4.2.1小修:1年两次.结合春秋检进行4.2.2大修:5年一次,与相应的断路器大修周期同4.3检修项目4.3.1小修项目4.3.1.1固定及可动触头擦油泥除锈清扫4.3.1.2引线接头检查有无过热现象4.3.1.3各部螺丝紧固,重点是动触头螺丝紧固4.3.1.4转动轴部注润滑油4.3.1.5瓷瓶清扫,合、断闸调整4.3.2大修项目4.3.2.1固定触头分解检修,必要时进行局部或整体更换4.3.2.2可动触头片分解检修,必要时进行更换4.3.2.3回转轴承分解检修,必要时进行更换4.3.2.4接地刀闸及传动轴分解检修4.3.2.5操作机构转动轴、齿轮电机分解检修4.3.2.6基座及法兰刷漆4.3.2.7合、断闸调整4.4大修程序4.4.1固定触头分解检修4.4.1.1拆下防雨罩上部固定螺丝并取下防雨罩4.4.1.2松开触指架回转轴顶丝松开固定螺丝,将触指架连同触指一起拔出4.4.1.3用汽油清洗触指及轴,涂以薄薄一层凡士林油(不合格的弹簧、触指应进行更换)4.4.1.4用汽油布擦净固定触指接线座上的油泥,用细平锉或砂布打光被触指磨起的毛刺,深度超过1毫米的应进行更换4.4.2可动触头片分解检修4.4.2.1松开触头片夹紧螺丝,取下触头片4.4.2.2用细砂纸打光触头片内外接触部分并涂凡士林油4.4.2.3打光导电横担接触片部分并装上触头片拧紧螺丝4.4.2.4合闸试验调整水平的接触情况4.4.3回转瓷套轴分解检修4.4.3.1在回转瓷套旁立一单抱杆或人子杆,用倒链下钩挂在回转瓷套上节的下半部4.4.3.2拆下回转轴上的小拉杆,松开螺母或顶丝取下小拐臂4.4.3.3边吊边注意回转盘下的滚珠粒和下部的推力轴承防止掉落到下面4.4.3.4将吊下的瓷套用木方垫起,立于一边,四周用绳子绑好,进行其它检修工作4.4.3.5用汽油清洗轴承,除去油泥和锈迹,在轴承和滚珠槽涂上黄油然后装回转瓷套4.4.4操动机构分解检修4.4.4.1如果垂直拉杆是焊死的,机构轴可不拆下来,应先用汽油在轴承上部缝隙浸洗然后注机械油,边转动边注油直到灵活4.4.4.2如果垂直拉杆是活动的,应将机构分解清洗并涂机械油然后再装上4.4.5接地刀闸检修4.4.5.1检查刀闸三相接触情况4.4.5.2传动轴部注润滑油,固定座螺丝紧固4.4.5.3检查分闸加速弹簧,检查接地片是否完整4.4.5.4检查机械闭锁是否灵活有无卡塞4.4.6合、断闸调整4.5检修质量标准4.5.1 触指无烧伤，弹簧无过热，触指接触部分磨损不超过1毫米；弹簧及触指活动灵活不卡滞4.5.2 触头片无烧伤、接触处光滑无毛刺磨损深沟不大于1毫米,夹紧螺丝紧固零件齐全4.5.3 回转瓷套转动灵活,轴端螺母挡调整适当,瓷套不晃动4.5.4 操动机构转动灵活,润滑良好,操作轻便4.5.5 接地刀闸接触良好,分闸位置正常,机械闭锁可靠,操作轻便灵活4.5.6 三相合闸基本同期,两个边相合闸允许稍提前于中相10至15毫米4.5.7 合闸后固定触头应与横担在一条线上。
- 49 -工 业 技 术０ 前言在我国电网系统中所广泛分布的6kV、10kV 以及35kV 规格的中低压配电变电站中多采用的是小电流接地系统，即变电站中的系统中性点是不接地系统。
以35kV 变电站运行为例其在运行过程中如系统发生单相接地故障时所产生的故障电流值将无法自行熄灭为了保障变电站的安全运行在变电站设计中常常在变电站系统的中性点和大地之间加入消弧线圈用补偿电流对变电站系统进行动态补偿用以熄灭变电站运行时因故障所产生的电弧。
本文将对如何做好变电站系统消弧线圈的故障处理进行分析阐述。
１ 变电站系统消弧线圈运行时动作故障的处理在35kV 变电站系统运行时如发生单相接地故障，在故障线路中所产生的故障电流将导致变电站系统的中性点电压超过变电站系统所允许的值，从而影响变电站系统运行的安全性。
当这一现象发生时变电站系统将控制消弧线圈动作用以对变电站系统进行保护。
并将变电站系统消弧线圈动作反馈至控制系统中，此时，变电站系统消弧线圈中性点的位移电压和其所产生的补偿电流值对于其正常运作时的电压电流要明显大得多。
在变电站系统发生单相接地故障时，通过监控显示变电站系统接地相的相电压为零，而非接地相的相电压则升高达到线电压的水平。
此时，为保障变电站系统能够安全的运行需要及时采取相应的措施来对故障进行处理，在分析变电站系统中的保护装置所显示的变电站系统运行信息的基础上分析变电站系统接地故障的相别以及单相故障的类型（持续性故障、临时性故障、间歇性故障）等，并及时地将变电站系统中所显现的相关信息与变电站调度中心进行沟通反馈，并对变电站系统中的母线、交配电设备以及变电站系统消弧线圈所连接变压器当前的运行情况进行检查，确保其正处于正常运行状况，如在检查过程中发现变电站系统中与消弧线圈相连的各设备中存在明显的异常状态，则需要停机进行检查。
如变电站系统消弧线圈所显示的单相故障持续的时间较长达到15min 时间以上的，应立即对变电站系统消弧线圈的运行情况进行检查，观察变电站系统消弧线圈是否存在运行异常状况（诸如变电站系统消弧线圈上的油温是否超温、是否存在冒烟喷油等的现象、查看变电站系统消弧线圈套管上是否有明显的电弧烧痕等），如变电站系统的单相故障持续且在对变电站系统消弧线圈进行的定期观测中发现变电站系统消弧线圈的运行油温超过95℃时需要及时的反馈至变电站调度室停用出现异常的变电站系统消弧线圈。
110KV变电站消弧线圈改造应用及分析摘要：随着国家一带一路建设倡议实施，带动港口装卸量增长迅速，不断有更多变电站投运，使集控站系统电容电流迅速增加，单套消弧线圈设备补偿容量也存在一些局限性。
为保障供电的安全、可靠和持续性，港口一般采用中性点经消弧线圈接地系统来降低故障点电容电流、熄灭电弧。
关键词：消弧线圈、港口、中性点接地方式、并运引言：日照港集团某110KV变电站是该生产区域的电力供应枢纽，由于新增用电设备和电缆较多，使系统电容电流增长迅猛，如何有效保障供电安全、可靠是港口供电的头等大事。
本文就110KV变电站供电系统电容电流实际情况，分析了接地方式选择依据、调节方式选择依据、消弧线圈并运协调等实际问题及解决方法。
一、接地方式根据国家电网Q GDW 10370—2016 配电网技术导则，其中5.8中性点接地方式中5.8.4描述：按单相接地故障电容电流考虑，10kV 配电网中性点接地方式选择应符合以下原则:1、单相接地故障电容电流在 10A 及以下，宜采用中性点不接地方式; 2、单相接地故障电容电流超过 10A 且小于 100A~150A，宜采用中性点经消弧线圈接地方式;3、单相接地故障电容电流超过 100A~150A 以上，或以电缆网为主时，宜采用中性点经低电阻接地方式;4、同一规划区域内宜采用相同的中性点接地方式，以利于负荷转供。
二、接地方式的选择1、不接地系统，适用于电容电流小于10A，港区内很多开关站电容电流均大于10A，整个供电所容量远超10A，这种情况下出现接地不能有效降低接地点电容电流而导致拉弧和过电压，从而扩大事故，排除这种接地方式。
2、经低电阻接地，其工作机理是，当出现接地时迅速投入低电阻，从而产生大电流，使接地线路过电流保护动作切除故障线路，现实港口变电站很多线路馈出线负荷均为一个开关站，这样容易整个开关站的某条线路出现接地而导致整个开关站供区均停电，从而事故扩大降低了供电可靠的保障。
110kV宝凡变电站消弧线圈系统改造方案分析【摘要】阐述了系统10kV母线侧接入电抗器接地装置与消弧线圈共同作用，在发生单相接地故障时钳制弧光电压，限制短路电流，快速消除故障的原理。
分析了10kV系统中单相接地故障时，只依靠消弧线圈经中性点接地来限制短路电流的局限性及弊端，并提出了相应的改善措施，对比分析了抑制过电压和限制短路电流的情况。
并对线路发生单相接地故障时提高对故障相的选线准确率进行了分析，同时提出了改善措施。
【关键词】110kV变电站10kV系统单相接地故障消弧线圈经中性点接地方式电抗器接地装置中性点电阻装置广东省大宝山矿业有限公司的110kV宝凡变电站是该生产区域的电力供应枢纽，随着矿区不断发展壮大，区域内的用电设备和电缆线路也与日俱增，出线数量的增加使单相接地电容电流急剧增大，因接地弧光不易自动熄灭，容易产生间隙弧光过电压，进而造成相间短路，使事故扩大，如何有效保障供电安全，是矿区供电的头等大事。
接地方式的选择（1）不接地系统，适用于电容电流小于10A，矿区内很多配电站电容电流均大于10A，整个变电站容量远超10A，这种情况下出现接地不能有效降低接地点电容电流而导致拉孤和过电压，从而扩大事故，排除这种接地方式。
（2）经低电阻接地，其工作机理是，当出现接地时迅速投入低电阻，从而产生大电流，使接地线路过电流保护动作切除故障线路，现实中矿区变电站限多线路馈线负荷均为一个配电站，这样当配电站的某条线路出现接地而导致整个配电站供区均停电，从而事故扩大，降低了供电可靠性。
（3）经消弧线圈接地，当发生单相接地时，消弧线圈能够及时，有效的产生电感电流补偿系统电容电流，抑制电弧接地的过电压，从而让电网安全运行，能为相关工作人员提供足够的反应时间和实施解决方案，最大优点是接地后在满足规定时间要求下持续为用户供电。
为提高供电可靠性，110kV宝凡变电站10kV侧接地变中性点安装了消弧线圈，采取了经过消弧线圈接地的补偿方式。
附件710kV～66kV消弧线圈装置检修规范国家电网公司二○○五年三月目录第一章总则 1第二章引用标准 1第三章检查项目及处理 2第四章检修基本要求 3第五章检修前的准备 6第六章大修内容及质量要求 7第七章小修内容及质量要求 9第八章油浸式消弧线圈及接地变压器大修关键工序质量控制 . 10 第九章试验项目及要求 13第十章检修报告的编写 .15第十一章检修后运行 15附录A: 消弧线圈装置大修检查报告 17附录B：消弧线圈大修试验报告 17附录C：接地变压器大修试验报告 18附录D：油试验报告 20附录E：使用工具和设备一览表 21第一章总则第一条为了保证电网安全可靠运行，提高消弧线圈装置的检修质量，使检修工作制度化、规范化，特制定本规范。
第二条本规范是依据国家、行业有关标准、规程和规范，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行分析以及现场运行经验而制定的。
第三条本规范规定了消弧线圈装置运行和日常维护所必须注意的事项。
第四条本规范适用于国家电网公司系统的10kV66 kV消弧线圈装置的检修工作。
第二章引用标准第五条以下为本规范引用的标准、规程和导则，但不限于此。
GB1094.1-1996 电力变压器第1部分总则GB1094.2-1996 电力变压器第2部分温升GB1094.3-2003 电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1094.5-2003 电力变压器第5部分承受短路的能力GB1094.10-2003 电力变压器第10部分声级测定GB6451-1999 三相油浸电力变压器技术参数和要求GB6450-1986 干式电力变压器CEEIA104-2003 电力变压器质量评价导则GB/T14549-1993 电能质量公用电网谐波GB/T17626-1998 电磁兼容试验和测量技术GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T 573-1995 电力变压器检修导则DL/T 574-1995 有载分接开关运行维修导则第三章检查项目及处理消弧线圈装置的检查周期取决于消弧线圈装置性能状况、运行环境、以及历年运行和预防性试验等情况。
110千伏变电站10千伏（20千伏）消弧线圈接地方式改造为小电阻接地方式的改造实践与探讨摘要：本文以笔者近几年在工作中遇到的江苏省连云港市110千伏新村变电站和南通市阿里巴巴江苏云计算数据中心110千伏变电站接地系统方案设计案例为依据，简单介绍了110千伏变电站10千伏（20千伏）中性点经小电阻接地系统实例，希望与大家一起探讨。
截止目前，我单位累计已在连云港改造十几座变电站，改造为小电阻接地系统后运行状况良好，达到了预期目标。
关键词：中性点消弧线圈小电阻1、连云港市110千伏新村变电站20千伏接地系统改造1.1项目背景根据电容电流实际测量值，连云港供电公司发现近几年来投入运行的消弧线圈额定补偿电流与实际系统电容电流增长速度不符，实际系统电容电流的增速远远大于额定补偿电流的投入速度，补偿率从2013年的53.63%，增长到2017年的69.14%，并且还有继续增长的趋势。
1.2 110千伏新村变电站概况电气一次：2015年变电站电容电流实测情况：新村变20千伏Ⅰ、Ⅱ段母线125安，新村变20 千伏Ⅲ、Ⅳ段母线175安。
目前在运1200千伏安补偿容量的接地变,最大补偿电流不能满足补偿要求。
且将来还要新上50公里左右3×400平方毫米电缆，新增电容电流约292安(计算公式参考电力工程电气一次设计手册P81页)，通过消弧线圈改造来解决消弧补偿容量不足问题已经很困难。
电气二次：现有总控装置和主变保护装置的保护采样板故障率高，保护稳定性差，保护板件老化。
20千伏出线保护测控装置无零序保护，不能满足本次小电阻系统改造要求。
1.3 改造规模变电一次：在运2套20千伏接地变继续做所用变；退役2套20千伏消弧线圈保留并处于备用状态，平常没事的时候与系统断开；新购买2套20千伏小电阻成套装置，安装在原预留的空的位置处，接地变高压侧分别通过电缆直接从#1主变和#2主变低压侧套管处的母线桥处引接过来。
更换20千伏出线开关柜内的零序电流互感器。
