许昌110 kV横山变电站漯河220kV董庄变电站信阳110kV滨湖

许昌110 kV横山变电站漯河220kV董庄变电站信阳110kV滨湖（共2篇）

1.许昌110 kV横山变电站漯河220kV董庄变电站信阳110kV滨湖 篇一

急

国家电网公司部门文件

基建建管〔2005〕67号

各有关单位： 关于国家电网公司220kV和110kV变电站 典型设计协调组第二次协调会议纪要

2005年8月10日，国家电网公司基建部组织，中国电力工程顾问集团公司配合，在北京组织召开了国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计协调组第二次协调会，协调组有关单位和专家参加了会议。会议对变电站典型设计的指导性意见，进度安排，各省阶段性成果的内容和形式，技术方案组合与设计分工，设计报告编制要求以及存在的问题进行了讨论，现将会议纪要如下：

一、会议重申了本次典型设计要认真贯彻落实公司集约化管理思想，始终坚持“安全可靠、技术先进、投资合理、标准统一、运行高效”的设计原则，努力做到统一性与可靠性、先进性、经济性、适应性和灵活性的辩正统一。

— 1 — 特别是要协调好统一性、适应性、灵活性和先进性之间的关系，发生矛盾时按照后者服从前者的原则进行处理。至于经济性和可靠性之间的关系，要按照公司利益最大化原则，综合考虑工程初期投资和长期运行费用,追求设备寿命期内最优的经济效益。

二、模块化设计是变电站典型设计的精髓，在设计和推广应用过程中必须始终坚持模块化设计理念

模块化设计是通过有限的技术方案组合实现变电站典型设计“适应性”和“灵活性”的必要手段。变电站典型设计各方案中，如各电压等级配电装置、主变压器、无功补偿装置、站用电、主控楼等是开展典型设计工作的“基本模块”；变电站典型设计各方案中“基本模块”的规模，如各个电压等级的出线回路、无功补偿组数及容量大小、主变压器台数及容量等，都是典型设计工作的“子模块”。具体工程可通过“基本模块”的拼接和“子模块”的调整，方便形成所需要的设计方案和投资概算。

国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计推荐方案是各省公司编制实施方案的基础。推荐方案共有220kV变电站典型设计基本方案13个和110kV变电站典型设计基本方案10个（技术方案组合见附件1、2），这些基本方案中的“基本模块”能满足公司系统内绝大部分变电站的设计要求。各省公司在编制实施方案时，首先可在推荐方案中直接选择适用于本省的方案，纳入各省的实施方案中；对于推荐方案中不直接适用的，各省应采用模块化的思想，分析推荐方案，从中找出适用于本省的“基本模块”，— 2 — 再通过“基本模块”的拼接或“子模块”的调整形成拼接方案，纳入到各省的实施方案中；由于地区特殊性和差异性，各省可根据推荐方案的设计原则和思路，设计1～2个特色模块或方案，纳入本省的实施方案中。国家电网公司推荐方案设计首先追求 “基本模块”和各方案的内部优化，在不影响“基本模块”和方案本身合理性的前提下，再考虑不同方案之间的模块拼接，各省公司在通过拼接得到实施方案时，也必须对实施方案进行整体优化。

在具体工程设计阶段，也要采用模块化设计思想，因地制宜的采用典型设计实施方案。在具体工程设计时，对于典型设计范围以内的部分，设计单位要根据实际情况，将典型设计实施方案的模块作为基本要素进行拼接组合，以满足实际工程要求；对于典型设计范围以外的部分，设计单位应因地制宜，按具体情况开展工作，确定相关外部条件。通过典型设计实施方案的推广应用，设计单位可以集中精力进行模块拼接和外部环境处理，大大提高设计质量和工作效率。

三、各省典型设计阶段性成果编制有关要求

由于本次国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计中，推荐方案和实施方案是并行开展工作的（工作流程见附件3）。为了合理有序开展工作，减少重复性工作，现将各省公司下一阶段典型设计工作要求进一步明确如下：

（一）各省典型设计技术导则

按照整体进度安排，各省公司应在8月15日之前完成各自

— 3 — 技术导则的编制和审定工作，并上报国家电网公司核备。

技术导则是变电站典型设计的输入条件，包括两部分：各专业的技术要求和各方案的技术组合，是指导设计单位开展下一步工作的基础条件。各省公司要按照《国家电网公司220 kV和110kV变电站典型设计指导性意见》的要求编制技术导则，这是贯彻国家电网公司集约化管理的过程，是集约化管理在省公司层面上的体现。

（二）各省典型设计阶段性成果

按照整体进度安排，各省公司应在9月20日之前完成各自的典型设计阶段性成果，并上报国家电网公司。

各省公司应在本省技术导则的基础上，按照国家电网公司技术导则和推荐方案（初稿）（具体见协调组第三次协调会议内容）相关要求开展工作，形成各省阶段性成果。阶段性成果主要包括以下三个部分：各省技术导则（修订版），本地区特色的方案或模块，对国家电网公司技术导则、推荐方案初稿的意见和建议。

第一部分技术导则（修订版）。各省应按照推荐方案（初稿）有关内容修改本省技术导则，将推荐方案（初稿）中的“基本模块”进行拼接，形成各省典型设计方案，并纳入技术导则（修订版）。各省技术导则（修订版）具体修改部分应用斜体下划线标出；在技术导则“方案技术条件一览表”中新加一栏：“

9、基本模块拼接”，说明该方案是采用推荐方案（初稿）中哪些 “基本模块”或“子模块”拼接、调整而成。

— 4 — 第二部分：本地区特色方案或模块。地区特色方案或模块是指在本地区具有代表性，而无法通过推荐方案模块拼接、调整得到的方案或模块。对于地区特色方案或模块，各省公司应组织力量精心设计，上报时应提供相应的设计图纸，国家电网公司将统筹考虑，认真筛选，具有典型性的方案将择优纳入推荐方案中。各省公司在上报地区特色方案或模块时，应说明这些特色方案或模块的应用情况（包括已通过审查但未投运的变电站）。

第三部分：对国家电网公司技术导则、推荐方案初稿的意见和建议。各省公司应组织基建、生产运行、调度、设计等单位对国家电网公司技术导则和推荐方案初稿进行讨论，提出建议和意见。特别针对推荐方案初稿，各省公司若有更优化、更合理的方案，应与建议和意见一起上报，必要时可附图。

四、推荐方案技术方案组合原则与设计分工

技术方案按照各个方案的典型性和各方案“基本模块”的典型性进行组合：220kV变电站典型设计有户外站和户内站两大类，其中户外站为8个方案，户内站为5个方案，共计13个方案；110kV变电站典型设计有户外站、户内站和半地下站三大类，其中户外站为3个方案，户内站为5个方案，半地下站2个方案，共计10个方案。技术方案组合与设计分工见附件1、2。

以220kV变电站典型设计推荐方案技术方案组合与设计分工一览表为例，每个方案由主变容量及台数、出线规模、接线形式、无功配置、配电装置、布置格局和负责院组成,其中：

— 5 — 主变台数及容量：例如“1/2×120MVA”是指该方案本期建设1台120MVA主变，远景2台20MVA主变。

技术方案组合中，主变台数考虑了本期1台和2台，远景2～4台的情况；主变容量考虑了120、150、180和240MVA主变的模块。

出线规模：例如“220kV：2/4回”是指该方案本期220kV出线2回，远景4回。

技术方案组合中，对于户外变电站，220kV出线规模按照终端变和中间变进行区分：终端变220kV远景出线4回，中间变220kV远景出线6回或8回；对于户内变电站，仅考虑终端变，220kV远景出线2～4回。110（66）、35（10）kV出线按主变容量和台数设定。

接线形式：例如“220kV单母线/双母线”是指该方案220kV本期采用单母线接线，远景采用双母线接线。

技术方案组合中，对于户外变电站，220kV接线形式采用双母线或双母线单分段，并考虑了在本期规模较小时采用单母线作为过渡接线的情况，110（66）kV采用双母线或双母线双分段接线，不带旁路母线，35（10）kV全部采用单母线分段接线，并考虑了低压侧仅接无功和站用变时采用单母线接线；对于户内变电站，220kV接线考虑了内桥，线路变压组和单母线分段等多种接线，110（66）kV接线考虑了双母线和单母线分段接线，35（10）kV全部采用单母线分段接线。

— 6 — 无功配置：例如“2×6Mvar（电容）/主变”是指该方案每台主变配置2组6Mvar并联电容器。

各方案的容性无功补偿装置的容量按主变压器容量10%～30%，确定单组容量和组数；感性无功补偿装置按假定条件设计。

配电装置：例如“220kV软母线改进半高型”是指该方案220kV采用软母线改进半高型配电装置。

技术方案组合中，对于AIS配电装置，220kV考虑了软母线中型，软母线改进半高型、支持管母线中型、悬吊管母线中型等配电装置型式，110kV考虑了软母线改进半高型和支持管母线中型配电装置，66kV考虑了软母线中型和支持管母线中型配电装置，35（10）kV采用户内开关柜；对于GIS配电装置,考虑了户内、户外布置，架空、电缆和架空电缆混合出线的方式。

布置格局：例如“220kV配电装置与110kV 180°或90°布置”是指该方案220kV配电装置（主变进线）与110kV配电装置（主变进线）行对成180°或90°布置。

技术方案组合中，对于户外AIS变电站考虑了220kV配电装置与110kV 180°或90°布置两种情况；户外GIS变电站考虑了220kV与110kV配电装置 180°布置的情况；户内GIS变电站考虑了建筑两列式布置，主变户外布置和全户内布置3种情况。

各省在编制实施方案时，不应拘泥于技术方案组合中单个方案的规模、接线形式、配电装置等具体条件，而应运用模块化的思想，以推荐方案为基础，以“基本模块”合理拼接和“子模块”调整

— 7 — 的方式，对拼接、调整后的方案进行整体优化，确定实施方案。

五、协调组下一阶段的典型设计工作要求

根据国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计的工作需要，协调组增加两次协调会议：

8月31日～9月2日，召开协调组第三次协调会议。主要工作是评审国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计技术导则和推荐方案初稿。推荐方案初稿包括13个220kV和10个110kV变电站典型设计方案的主接线图、总平面布置图、各电压等级配电装置主要断面图、站用电系统接线图、计算机监控系统图、直流系统接线图、二次设备平面布置图和主体建筑（主控楼）各层平面布置图。

9月22日，召开协调组第四次协调会议。主要讨论各省阶段性成果和模块拼接事宜。

六、推荐方案设计报告编制要求

为了便于变电站典型设计编制出版，各设计单位在编制相关设计文件时，图形、文字符号应参照下列标准：图形符号请参照GB/T4728.1～13-1996～2000《电气简图用图形符号》和DL5028-1993《电力工程制图标准》；文字符号请参照GB7159-1987《电气技术中文字符号制订通则》和DL5028-1993《电力工程制图标准》。推荐方案编号原则和具体要求事项见附件4。

— 8 — 附件：1．国家电网公司220kV变电站典型设计推荐方案技术

方案组合与设计分工一览表

2．国家电网公司110kV变电站典型设计推荐方案技术 方案组合与设计分工一览表

3．国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计工作 流程图

4．国家电网公司220kV和110kV变电站典型设计设计

报告编制要求

二○○五年八月十八日

主题词：电网 公司 变电站 设计 协调 国家电网公司办公厅

2005年8月18日印发

2.许昌110 kV横山变电站漯河220kV董庄变电站信阳110kV滨湖 篇二

关键词：西母气室,声响异常,放电,处理

0 引言

GIS组合电器具有绝缘性能好、占地面积和空间体积小、运行安全可靠、安装和维修方便及检修周期相对延长等优点, 但由于GIS设备封闭在罐体内, 安装精度、密封性要求严格, 设备由厂家安装、充气成功后运往现场, 使GIS设备存在隐患不易发现, 投运后发生事故不易查找故障点。因此, 加强现场启动验收、巡视检查, 建立运行中GIS故障检测的有效手段, 及时发现内部潜伏性故障等, 对此类电气设备进行监督管理显得尤为重要。

1 故障简介

山西朔州220千伏安荣变电站投运于2009年3月1日, 110千伏母线为东、西母并列运行。其中第9气室 (包括110千伏荣铝Ⅰ回线141、2号主变中压侧102间隔和一个备用间隔) 2009年3月1日投运, 期间在2014年9月份将该间隔的气体放掉, 然后向北延长扩建2个间隔。8号气室 (包括110千伏荣铝Ⅱ回线139间隔) 2009年3月1日投运。在2015年4月27日16点30分, 该公司运行专业人员巡视设备时发现110千伏西母运行声音异常, 主要集中在第9气室, 由于当时试验仪器不能测试, 无法判断西母异常声响原因, 所以在18点25分将该站110千伏负荷全部转移至东母, 西母转为冷备用状态。

2 检测情况

4月29日下午, 首先在110k V西母空载运行下进行了振动、特高频及超声波局放检测, 此时SF6气压为0.4MPa。测试结果表明振动及特高频局放检测无异常信号。其中沿九号气室由北向南选取8个点进行超声波局放检测, 检测数据记录见表1, 从测试结果可以看出1、2及3点无明显超声信号, 从4、5、6、7开始超声信号依次增大并在第七点信号幅值最大, 在第8点超声有明显的下降。此外通过测试相邻气室超声情况, 可以基本确定超声源在第7点 (102-西隔离开关处母线底部, 见图1) 。第7点超声检测脉冲见图2。同时1-8点相位模式图谱没有明显相位特征。

带负荷后, 进行振动和超声波检测。振动检测无异常。由于超声源已经基本确定, 本次超声检测集中在第7检测点附近的5、6、7、8四个检测点进行, 检测记录如表2。西母母线带负荷运行状态下, 依旧在第7检测点出现了明显峰值超声信号。同时相比较空载状态下的局放在幅值上有所回落。这一现象表明在第7检测点确实存在超声源。第7点脉冲图谱如图3。本次检测5-8点相位模式图谱没有明显相位特征。

在带负荷后检测完一段时间, 运行人员巡视时发现110k V西母九号气室异常声响没有, 随即又进行了超声检测, 检测数据表明位于9号气室的超声波消失。随后对9号气室做了SF6气体分解物组分检测, 检测结果SO2值为1.9ppm, 超过注意值 (1ppm) , H2S及HF全为0, 因此怀疑气室内部可能存有故障, 在4月30日上午的跟踪分析中, SO2值为12.1ppm, 远超过注意值 (1ppm) , 同时出现2.7ppm的CO, 并对相邻气室进行检测发现7号、10号气室SF6成分检测正常, 8号气室检测有SO2成分, 值为7.9ppm。在完成气体成份检测工作后, 9号气室又发出异常声响, 对异常声响点较近的8号气室做超声检测, 超声检测显示超声信号很微弱, 判定8号气室没有超声源。

3 检测分析及建议

3.1 分析

从整个检测过程看, 110 k V西母9号气室内部异常声响为间歇性。从超声检测结果看, 检测图谱符合国网公司Q/GDW 11059.1-2013《气体绝缘金属封闭开关设备局部放电带电测试技术现场应用导则》机械振动典型图谱, 可以判定110 k V西母9号气室7点位置内部存在机械振动。

从4月29号及30号两天的气体成份检测看, 9号气室均检测出SO2气体组分, 根据检测结果说明气室内部有低能量放电, 且30日检测结果明显比29日偏大, 说明有持续性放电。

从8号气室SF6成分检测及超声波检测情况看, 可能由于9号气室内部机械振动导致8号气室和9号气室之间的绝缘盆子有轴向贯通气隙, 导致9号气室分解的SO2成分扩散到8号气室。

综上所述, 我们认为9号气室内部存在间歇性机械振动, 机械振动同时伴随低能量放电, 低能量放电产生SO2成分, 但由于机械振动发出的超声信号把局放超声信号湮没, 导致判断不出是局部放电。同时可能由于9号气室内部机械振动导致8号气室和9号气室之间的绝缘盆子有贯通, 9号气室分解的SO2成分扩散到8号气室, 导致8号气室SO2浓度偏大。

3.2 建议

由于SO2属于酸性腐蚀性气体, 气室中如果长期存在较高浓度的SO2, 可能会对导体及金属部件产生腐蚀, 特建议:110k V西母退出运行, 防止故障进一步扩大化。同时应尽快联系厂家对110k V西母8号及9号气室试验结果进行判断并进行解体处理。

4 故障处理

2015年5月13日10点48分平高技术人员到达朔州, 朔州公司在11点召开会议商讨处理方案。5月14日下午, 对110k V西母9号气室进行气体组分测试后, 将9号气室SF6气体排出, 并对8号气室压力表表压进行记录, 标注压力指示。静置12h后, 5月15日上午, 检查8号气室压力表, 发现8号气室压力表指示位置未变化, 证明8号气室和9号气室之间密闭绝缘盆子未损坏, 随后打开9号气室检查孔, 用内窥镜对母线筒内部进行检查, 经检查9号气室102-西隔离开关与母线连接三通处C相触头上有大量粉尘, 且母线筒体底部也有大量粉尘, 有放电痕迹。见图1。

在确定放电位置后, 对9号气室母线筒进行拆解。拆开后, 发现C相母线动静触头有明显放电痕迹, 之后对粉尘进行处理, C相更换新触指, 对A、B相触指用酒精清洗, 处理后进行复装, 16日上午平高技术人员将8号气室的气体放掉, 通过检查孔, 用内窥镜对西母母线8号气室母线筒内部进行检查, 发现B相母线有放电痕迹, 详见图2。

厂家经过对母线过渡筒检查及故障过程的模拟分析, 得出以下结论:

(1) B相电连接烧蚀根本原因是:导电杆长度短了10mm, 导致电连接未能与导电杆的镀银面可靠接触所致;

(2) C相电连接放电可能原因是:包装发运过程中误包为长度2190mm导电杆所致, 致使瓣形触指与导电杆Φ59闭合圆处接触余量太小, 加上外界因素以及可能的安装误差, 最终导致瓣形触指电连接与导电杆接触不良而产生电局部放电。

最后经研究确定检修方案:将8号气室与110千伏荣铝Ⅱ回线139-西隔离开关连接铸件导体及电连接 (静触头) 、8、9号气室母线导体进行整体更换, 厂家提供相关配件。最后在6月中旬, 对8、9号气室母线筒进行拆解, 母线更换, 抽真空, 充SF6气体, 并在微水、检漏、纯度等试验合格情况下送电, 投入运行。

综上所述, 专业人员在发现设备异常声响后, 及时进行了倒负荷, 并展开局放及气体测试, 发现了内部存在的放电隐患, 避免了故障扩大, 保证了供电可靠性。证明了局部放电测试技术和SF6分解产物检测技术的联合使用是运行中GIS设备故障检测的有效手段。

5结束语

(1) 近年来, GIS运用越来越广泛, 生产厂家也越来越多, GIS由于存在设备选材和安装质量不良等问题而导致设备故障时有发生, 单靠预防性试验是远远不够的, 建立和健全有效的GIS故障检测手段、周期和标准显得尤为迫切。

(2) 结合GIS局放检测技术和SF6分解产物检测技术, 对于GIS潜伏性放电故障的及时发现和确认是行之有效的。

(3) 加强运行人员的巡视是非常必要的。日常巡视中, 要关注设备的异常状况, 一旦发现异响应引起高度重视。

(4) 制造方也应加强安装质量管理, 现场安装时, 对导电杆的长度进行核对测量, 符合要求后才能进行下一步工作;同时导电杆上激光打印编码及长度, 并做好相似品的管理。

参考文献

[1]电气设备用六氟化硫的检测与监督[M].中国电力出版社, 2008, 12.

[2]SF6气体分解产物检测技术现场应用导则[S].国家电网公司, 2014, 1.