误动分析

误动分析（精选11篇）

误动分析 篇1

0 引言

瓦斯保护是根据变压器内部故障产气和油流设计的非电量保护,它是变压器内部故障的主要保护,能反应变压器内部几乎任何故障,如各种短路故障、绝缘击穿故障,包括绕组的匝间、铁心和开关等变压器内部所有部位的过热性故障和放电性故障,以及油面严重降低等。它具有差动保护无法替代的作用。

瓦斯保护虽然能反映变压器内部的各种故障,灵敏度高,动作迅速,安装简单,但运行中因为各种原因有时会发生误动。

1 瓦斯保护工作原理

当在油浸式变压器油箱内部发生故障(包括轻微的匝间短路和绝缘破坏引起的经电弧电阻的接地短路)时,由于故障点电流和电弧的作用,将使变压器油及其它绝缘材料因局部受热而分解产生气体,因气体比较轻,它们将从油箱流向油枕的上部。当故障严重时,油会迅速膨胀并产生大量的气体,此时将有剧烈的气体夹杂着油流冲向油枕的上部,使气体继电器的接点动作,接通指定的控制回路,并及时发出信号或自动切除变压器。气体继电器利用这些气体和油流实现的继电保护叫瓦斯保护,包括轻瓦斯保护和重瓦斯保护。

瓦斯保护由测量比较元件(气体继电器)、逻辑判断元件(保护装置)、执行输出元件(主要指其二次控制回路)组成,其灵敏度主要取决于气体继电器整定值(流速),其正确性、可靠性取决于保护装置及二次回路,易受一些外界因素干扰而误动作。瓦斯保护动作后,一方面应取油样、气样进行色谱分析,判断是否正确动作;另一方面要调查运行、检修情况,查找动作原因。

2 变压器瓦斯保护误动事故

2.1 瓦斯保护二次回路故障

2006年7月18日某35kV变电站2#主变重瓦斯保护动作,运行人员对变压器外观、油温、油位、检查,未发现异常,气体继电器内未取到气体。安排试验人员进行色谱和电气试验,保护人员检查继电保护装置、保护二次回路绝缘和直流电源情况,检修人员检查呼吸器、压力释放阀和各阀门。经检查,变压器外观无任何异常,各项试验数据也正常。

根据检查结果对瓦斯保护可能动作的原因进行了逐一排查,最后确定了瓦斯保护动作原因:

(1)首先依据变压器试验结果和外观检查排除变压器瓦斯保护正确动作,确定为误动。

1)变压器内部故障(比如变压器匝间和层间短路、铁心故障、套管内部故障、绕组内部断线及绝缘劣化)产生大量的热能,使油分解出可燃性气体,向储油柜方向流动,当流速超过气体继电器的整定值时,气体继电器的挡板受到冲击,跳闸结点闭合。

直阻、变比试验正常排除变压器匝间和层间短路和绕组内部断线;油温、油色、油位正常、气体继电器内无气体且色谱分析烃类气体无增长排除内部过热和放电性故障;绝缘电阻和吸收比、介损、泄漏结果正常,排除绝缘劣化。

2)当环境温度骤然下降或本体严重漏油造成变压器油位降低,引起气体继电器动作。

油位正常,不存在漏油现象。

3)呼吸器堵塞造成呼吸不畅或油位过高造成油枕真空,当变压器油温度上升膨胀时将造成气体继电器动作。

呼吸器检查透气孔畅通,油位正常。

(2)其次,逐一排除瓦斯保护误动可能,确定真正的误动原因。

1)变压器外部发生穿越性短路故障,故障电流使绕组动作发热,当故障电流倍数很大时,绕组温度上升很快,使油的体积膨胀,造成气体继电器误动作。

穿越性故障伴随着其它保护动作和明显的外部故障,此两者均不存在,可排除。

2)误碰气体继电器探针,使重瓦斯接点闭合,造成跳闸。

当时无人员检修巡视,不存在误碰可能。

3)外力(比如地震)使变压器振动,产生较大的油流涌动,使重瓦斯接点闭合,造成跳闸。

从变压器外观看不存在强大外力可能。

4)变压器某些检修工作(如更换呼吸器或净油器吸湿剂、带电滤油或加油、处理假油位放气等)因未将重瓦斯改接信号而又操作不当造成重瓦斯动作。

当时无人员检修巡视,不存在操作不当可能。

5)气体继电器内部件损坏(比如挡板或平衡弹簧损坏)造成气体继电器跳闸结点永久闭合。

外观看气体继电器无问题,瓦斯信号复归后正常,不存在永久闭合。

6)保护及直流等二次回路原因:气体继电器防雨帽缺失,顶盖不严实进水造成跳闸结点短接(防雨帽完好,运行人员检查时在气体继电器接线柱处未见有水);瓦斯保护二次缆因某种原因(如老鼠咬坏、电缆绝缘被油或水浸蚀等)绝缘损坏造成跳闸的两根线短接(保护人员检查二次回路时未发现单根缆接地,两根线也未短接);瓦斯保护回路某个继电器损坏或跳闸的两根线在保护盘端子排上短路,造成瓦斯保护跳闸(保护人员检查保护盘端子排未发现异常);变压器二次端子箱渗漏雨造成跳闸的两根线在端子排上短路(端子箱内湿度挺大,还在滴水,不能完全排除此可能);直流接地造成重瓦斯误动作,直流存在一点接地,同时瓦斯保护回路某处绝缘不好形成两点接地造成瓦斯保护动作(查监控记录当时无直流接地信号)。

通过逐一排除法确定变压器瓦斯误动原因:变压器二次端子箱渗漏雨造成跳闸的两根线在端子排上短路。采取措施:将主变端子箱内瓦斯保护跳闸的两根线结线端子拉开距离,并修复端子箱防雨密封。

2.2 穿越性故障

2010年1月19日10:18:50,某110kV站2#主变所带一条35kV出线发生短路故障,2#主变重瓦斯保护动作,主变三侧开关跳闸,35、10kV侧分段开关自投,10:18:55,1#主变重瓦斯保护动作,主变三侧开关跳闸,造成全站停电事故。经油色谱试验和电气试验,两台变压器均无异常。

这是一起典型的穿越性短路故障引起瓦斯保护误动,应从两方面查找原因:保护装置回路抗干扰能力差,故障过程中,母线上巨大的故障电流,在瓦斯保护的控制回路产生感应电流,引起动作;气体继电器动作流速整定偏小,在穿越性故障电流作用下,绕组或多或少产生辐向位移,将使一次和二次绕组间的油隙增大,油隙内和绕组外侧产生一定的压力差,加速油的流动,当压力差变化大时,气体继电器就可能误动。穿越性故障电流使绕组发热,虽然短路时间很短,但当短路电流倍数很大时,绕组温度上升很快,使油的体积膨胀,油内溶解的空气,因油膨胀逐出形成气泡上升,造成气体继电器误动。

检查保护装置回路抗干扰能力:检查回路绝缘,看两台主变重瓦斯保护二次缆是否为屏蔽缆,电缆屏蔽层是否接地良好,屏蔽层与电缆芯线是否绝缘良好;做微机瓦斯保护装置的抗干扰试验,检查微机重瓦斯保护装置的开入,测量其动作电压及驱动功率是否过小(电网重大反事故措施中规定所有涉及直接跳闸的回路应采用动作功率不低于5W的中间继电器)。

对气体继电器主要是检查瓦斯保护流速整定值。

通过检查,确定瓦斯保护误动原因是瓦斯保护流速整定值偏小,未能躲过穿越性故障时变压器内部振动和油流涌动的共同冲击。这类误动作,可用调整流速定值来躲过。

2.3 变压器呼吸回路异常

某110kV新投变电站两台变压器送电后频繁发有载调压轻瓦斯报警信号(投运仅半年一台报警3次,一台2次)。

两台变压器投运后负荷较重,但调压很少,轻瓦斯也不是在调压后报警,轻瓦斯动作与调压没有必然联系。每次报警后气体继电器内均有少量气体聚集,为无色无味不可燃气体,采用平衡判据法进行判断,判别气体继电器中气体是由于溶解气体过饱和而从油中析出(即平衡条件下释出),还是由于油和固体绝缘材料突发严重的损坏事故,而突然形成的大量裂解气体所引起的。

平衡判据的计算公式[3]:

式中,qi为气体组分;Cig为气体继电器中气体某组分的体积分数;Ci L为油中溶解气体某成分的浓度,ki(T)为温度为T时的溶解度系数,即奥斯特尔德系数。

判据:在平衡条件下释放气体时,qi在0.5~2之间;突发故障释放气体时,qi>2。

通过平衡判据法分析,确定有载轻瓦斯保护动作不是分接开关内部故障引起,确定为误动。

误动原因起初怀疑两台变压器是有载开关气体继电器与油枕连管升高角度不合理(如果升高坡度趋于合理,当有载分接开关产生少量气体时,气体会从油箱顶盖上方的连管顺着气体继电器排向油枕),但测量升高坡度发现达到了规程规定的2%~4%;后来怀疑呼吸器呼吸不畅,运行中产生的少量气体不能与外界平衡,聚集在有载气体继电器内,造成轻瓦斯发信号,但查呼吸器呼吸很通畅。比较有载呼吸器与本体呼吸器发现有载呼吸器产生气泡较快,而本体呼吸器基本无气泡产生,经仔细检查发现有载储油柜与本体储油柜连通阀门没有关闭,如图1所示。变压器整体抽真空处理时,阀门打开,使本体储油柜和有载储油柜连通,便于同时抽真空,缩短变压器注油后的静放时间,改善有载开关的工作环境。但运行中该阀门必须关闭,否则就会导致本体储油柜通过该阀门与有载呼吸器相通,变压器本体油箱由于空负载损耗,温度变化较快,本体呼吸强度大大强于有载油室,导致变压器本体无论是呼气还是吸气,有载气体继电器均处于负压状态,有载油室的气体不能排往储油柜,造成有载气体继电器气体积聚,有载轻瓦斯无动作。

这类误动说明气体继电器动作与呼吸回路密切相关,变压器投运前要仔细检查各阀门,运行中应打开的和该关闭的均要仔细检查。

2.4 运行管理不当

某220kV变压器当天停电放油检修,由于少量放油,将储油柜与油箱连接阀门关闭,油直接排入储油柜,检修完毕后打开储油柜与油箱连接阀门进行补油。恢复送电时发生重瓦斯保护动作,变压器跳闸。

该变压器采用排油注氮灭火系统,气体继电器与油枕之间装有断流阀。断流阀的作用是在火灾时会立即切断储油柜与变压器油箱间的油路,使储油柜不再给油箱补油,防止“火上浇油”。工作原理与挡板式气体继电器类似,只是两者接点动作时的油流方向正好相反。

当天检修完毕后,储油柜给油箱补油时,断流阀达到关闭流速,切断了储油柜与变压器油箱间的油路,导致气体继电器缺油。气体继电器如果采用单浮子加挡板结构,气体继电器缺油只会造成轻瓦斯报警,但该变压器采用的气体继电器是进口双浮子带挡板结构,特点是下浮子与挡板动作均能造成跳闸节点闭合,当气体继电器缺油时,下浮子下降,造成重瓦斯动作跳闸。

这类误动作主要是运行管理上存在问题,通过制定相应的运行检修规定即可避免。检修时必须遵守排油注氮装置的相关规定,当变压器从油枕往油箱注油时,应将断流器挡板闭锁,直到注油结束阀门两端充满油为止,以防止补油时自动关闭;变压器检修完毕及验收时,均应检查油位,观察气体继电器、断流阀是否充满油;不管是停电检修还是带电检修均要监视相应的保护信号,不要以为是停电检修就可以不用监视保护报警信号(当时在送电前气体继电器内因为没油就处于报警状态,运行人员未发现该报警信号)。

3 结语

瓦斯保护误动原因主要有气体继电器本身误动、保护装置及其控制回路异常、变压器呼吸回路不畅、变压器油道异常等,只有掌握了一定的分析方法和判断经验,才能快速找到动作原因。

参考文献

[1]董其国.电力变压器故障与诊断[M].北京:中国电力出版社,2001

[2]黄家兵.主变压器瓦斯保护误动分析及防范措施[J].安徽电力,2009,26(3):15

[3]蒋体浩.1号主变压器有载轻瓦斯频繁告警分析处理[J].南方电网技术,2009,(3)

[4]钟天翔,金树军.500kV变压器瓦斯继电器误动作原因分析[J].高压电器,2011,47(5):16

误动分析 篇2

变压器在运行的过程中，很容易受到励磁涌流的影响而出现差动保护误动的问题，这样就会使得变压器的运行质量下降，变压器的电压调节作用就会大打折扣。因此，就需要采取有效的解决方案，针对出现误动的变压器进行有效的整改，从而保障变压器运行的有效性，使得其不会因为励磁涌流的影响，而出现误动的问题。下面本文就主要针对变压器差动保护励磁涌流误动进行深入的分析，并提出相应的解决方案。

1、变压器差动保护动作情况分析

1.1某220KV变压器差动保护动作原因分析。以某220KV变电站为例，针对其在充电的过程中，因为励磁涌流的影响，而使得变压器出现差动保护误动的情况进行分析。在励磁涌流的影响下，使得该变电站的2号主变出现了差动保护动作，从而使得变压器的三个侧面的断路器均出现了跳开的问题。具体可见图1。

从上述图中就可以了解到，当220KV变电站2号主变在充电的过程中，出现了空冲的情况，那么会使得C相差电流二次谐波量在9%上下波动。而这时候断路器所出现的跳闸电流也会随之消失一段时间，在这一时间段内，C相差电流二次谐波量会出现一定的增长，会增长到14%。在220KV变电站的2号主变中，主要采用的保护装置就是RCS-978型保护装置，该装置受到励磁涌流影响的主要判断依据就是分相制动原理。这种保护装置中采用的保护程序主要是利用的最早的一个版本，该保护装置中的相关软件在受到励磁涌流的影响下，虽然已经采用了浮动门槛进行保护，但是也使得C相差电流二次谐波量相应的减少，只占到整个装置二次谐波量的15%左右。如果继续维持这样的状况，那么就会使得二次谐波的闭锁性能被影响，从而使得该功能被大大的放开，这样就会使得变压器出现误动的问题。

1.2110KV良村变差动保护动作原因。下面以某110KV变压器为研究实例，针对该110KV变压器的差动保护动作出现的原因进行分析。110KV变压器的望良线6号杆中的B相在接地上出现了故障问题，导致114断路器无法进行接地保护，与接地之间的距离为1个动作，在出现接地故障后，114断路器的27ms范围内出现了严重的三相跳闸问题。同时导致了在1358ms范围内出现了重合闸口，使得144断路器能够实现有效的重合。另外，该变压器中的1号主变在受到励磁涌流的影响下，使得其比率制动的动作出现了迟缓，无法有效的避开励磁涌流的冲击，导致在1358ms路段上，1号主变器三个侧面的断路器的跳动动作均受到了影响，从而就会形成误动问题。详情可见图2。

从图2可以看出，110kV变在区外故障切除及恢复过程中，1号主变高压侧三相电流呈现励磁涌流特征，二次谐波百分比分别为66%、17%、75%。CST231A型保护装置励磁涌流的判据采用的是“或”制动原理。早期的CST231A装置，因为采样精度不高，为避免误闭锁保护，当某相差流小于icd门槛值后就不再参与谐波闭锁的计算，所以虽然A、C两相的谐波含量很高，但因为差流小于icd，所以没有闭锁保护；而B相的谐波含量为17%小于保护装置整定的20%闭锁定值，且处于动作区内，所以变压器差动保护动作。

2、励磁涌流造成差动保护动作的原因分析

根据相关的定律可以了解懂啊，在没有受到励磁涌流的影响下，或者是在没有出现差动保护动作的时候，如果变压器出现故障等问题，那么电流的和也只会表现为0。也就是说，无论电流波形是否出现变化，当输入电流与输出电流相等的情况下，差动保护电流都会是0，并不会出现误动的问题。通常而言，变压器保护都是由保护绕组以及铁芯所构成的。在变压器出现空载合闸情况的时候，或者是其出现了短路问题的时候，就会使得变压器的励磁电流相应的增大，而这样的励磁电流就可以被称作是励磁涌流。励磁涌流在流入到变压器中后，就会使得变压器出现差动保护动作，在一些特殊条件下，变压器就会出现误动的情况。所以，在对励磁涌流导致的差动保护动作进行有效的解决的过程中，就需要从保护定制以及保护原理这两个角度来制定相应的对策，从而防止误动问题的出现。

3、变压器差动保护二次谐波制动门槛整定值

3.1影响励磁涌流大小的因素。影响三相变压器空载合闸励磁涌流的因素很多。根据实践经验，在变压器进行变压器绕组变形和绕组直流电阻试验时，由于向变压器绕组注入了直流分量，其衰减时间较长，也会造成励磁涌流中二次谐波分量的减少。

3.2整定时应考虑的问题。现场和动模大量数据表明，一些正常变压器励磁涌流情况下的二次谐波分量往往比空投到变压器内部故障情况下的差电流中的二次谐波分量还要低。因此，需要从防误动和防拒动两方面综合考虑二次谐波制动门槛值的问题。

4、提高变压器差动保护躲避励磁涌流能力的措施

4.1差动保护定值整定。要想使得变压器在受到励磁涌流影响下，能够保持保护动作不变，就需要将差动保护的二次谐波制定定值设定为15%。而针对一些较为特殊的变压器，可以利用空充的方式来对变压器的二次谐波进行判明，在将变压器中的录波图二次谐波控制在15%以下的时候，则需要将变压器的差动保护二次谐波系数控制在12%左右，这样可以防止误动问题的出现。

4.2RCS-978型保护装置的整改措施。为了能够减少变压器差动保护误动的出现，就需要合理的对相关的保护软件进行升级处理。在对变压器进行空冲的时候，需要合理的利用保护装置来对将上下浮动的励磁涌流谐波所定到具体的值上，然后在空充开始的一段时间内到二次谐波系数降低到设定的值后，在时间逐步推移的过程中，使得二次谐波值尽可能的接近整定值，另外，要针对二次谐波定值的变化进行合理的分析，并且要采取辅助性的手段来对励磁涌流的影响进行判断，从而使得变压器的差动保护躲避能力可以相应的得到提升。

4.3CST231A型保护装置的整改措施。对保护软件进行升级：将原设计中当某相差流小于icd门槛值后就不再参与谐波闭锁的逻辑修改为分3个不同的二次谐波制动区域，并参与谐波闭锁的计算，以增强躲避励磁涌流的能力。

5、结语

本文针对2起变压器励磁涌流引起差动保护误动作的原因进行了分析，提出了提高变压器躲励磁涌流能力的相应措施，实施结果证明措施是有效的，明显降低了由于受变压器励磁涌流的影响造成变压器差动保护动作情况的发生。

变压器差动保护误动分析及对策 篇3

关键词:差动保护误动动作特性电流互感器

0 引言

电力变压器是电力系统中最关键的主设备之一,它承担着电压变换,电能分配和传输,并提供电力服务。因此,变压器的正常运行是对电力系统安全、可靠、优质、经济运行的重要保证。作为主设备主保护的微机型纵联差动(简称纵差或差动)保护,虽然经过不断的改进,但是还存在一些误动作的情况,这将造成变压器的非正常停运,影响电力系统的发供电,甚至是造成系统振荡,对电力系统发供电的稳定运行是很不利的。因此对新建或设备更新改造的发电厂和变电站的变压器差动保护误动原因进行分析,并提出了防止变压器差动误动的对策。

1 变压器差动保护

变压器差动保护一般包括:差动速断保护、比率差动保护、二次(五次)谐波制动的比率差动保护,不管哪种保护功能的差动保护,其差动电流都是通过变压器各侧电流的向量和得到,在变压器正常运行或者保护区外部故障时,该差动电流近似为零,当出现保护区内故障时,该差动电流增大。现以双绕组变压器为例进行说明。

1.1 比率差动保护的动作特性 比率差动保护的动作特性见图1。当变压器轻微故障时,例如匝间短路的圈数很少时,不带制动量,使保护在变压器轻微故障时具有较高的灵敏度。而在较严重的区外故障时,有较大的制动量,提高保护的可靠性。

二次谐波制动主要区别是故障电流还是励磁涌流,因为变压器空载投运时会产生比较大的励磁涌流,并伴随有二次谐波分量,为了使变压器不误动,采用谐波制动原理。通过判断二次谐波分量,是否达到设定值来确定是变压器故障还是变压器空载投运,从而决定比率差动保护是否动作。二次谐波制动比一般取0.12～0.18。对于有些大型的变压器,为了增加保护的可靠性,也有采用五次谐波的制动原理。

1.2 差动速断保护的作用 差动速断保护是在较严重的区内故障情况下,快速跳开变压器各侧断路器,切除故障点。差动速断的定值是按躲过变压器的励磁涌流,和最大运行方式下穿越性故障引起的不平衡电流,两者中的较大者。定值一般取(4～14)Ie。

2 变压器差动保护误动作原因分析

根据变压器差动保护误动作可能性的大小,大致分为新建发电厂和变电站、运行中发电厂和变电站、设备更新改造的发电厂和变电站三个方面进行说明,这种分类方法并不是绝对相互区别,只是为了便于在分析问题时优先考虑现实问题。

2.1 新建发电厂和变电站变压器差动保护误动作原因分析 新建变电站的变压器差动保护误动作,在变压器差动保护误动作中占了较大的比例,但这种情况的误动作,一般大多在变压器投运带负荷试运行的72小时就会被发现。根据现场经验,可以总结以下几方面:

2.1.1 整定值不合理造成变压器差动保护误动作 差动速断定值和二次谐波制动的比率差动定值选择不正确造成误动作。差动速断是在较严重的区内故障情况下,快速跳开变压器各侧的断路器,切除故障点。差动速断的定值是按躲过变压器的励磁涌流和最大运行方式下,穿越性故障引起的不平衡电流,两者中的较大者。定值一般取(4～14)Ie。对于保护定值的计算部门,特别是非电力系统的定值计算部门,往往根据运行经验,将差动速断定值取为(5～6)Ie。这样,就会造成变压器在空载合闸时断路器出现误跳。特别是励磁涌流对保护的影响,广东某发电厂在变压器保护设备更新改造后由于空合变压器产生的励磁应涌流曾出现过以上误跳现象。比率差动是当变压器内部出现轻微故障时,保护不带制动量动作跳开各侧的断路器,使保护在变压器轻微故障时具有较高的灵敏度;而在区外故障时,通过一定的比率进行制动,提高保护的可靠性;同时利用变压器空载合闸时,产生的二次谐波量来区别是故障电流还是励磁涌流,实现保护制动。一般差动电流和制动电流都在额定情况下计算得到,但现场变压器却在一般运行方式下,由于电流互感器变比、同时系数、计算误差的影响,就会导致变压器实际运行时形成一定的差电流,导致比率差动保护误动作。二次电流互感器(TA)接线方式整定值选择不正确造成误动作。对于微机保护来说,实现高、低压侧电流相角的转移由软件来完成,不管高压侧是采用Y型接线还是采用△型接线,都能得到正确的差动电流,和传统的常规继电保护比较,实际运用更方便、灵活,但也是由于这种灵活性、方便性,往往导致现场的差动保护误动作。对于变压器差动保护来说,如果二次电流互感器(TA)接线方式整定值选择不正确,就不能实现高压侧相角的转移,高低压侧差电流在正常运行情况下就不能平衡,从而造成差动保护误动作。

2.1.2 接线错误造成变压器差动保护误动作 电流互感器(TA)极性接反导致误动作。对于微机保护来说,实现差动电流的计算由软件来完成,不管是采用加的算法还是采用减的算法都能得到差动电流。从电磁感应知道,电流互感器(TA)有极性,也就是同名端,变压器差动回路电流互感器(TA)的同名端指向母线侧还是指向变压器,将對差动电流的计算结果正确与否有直接影响。相序接反导致误动作。电力系统正常的相序为正序,也就是以A相为基准,B相比A相超前120°,C相比A相滞后120°。如果变压器任意一侧的电流互感器(TA)出现相序接错的情况,就会形成差电流,导致变压器差动保护误动作。电流互感器(TA)中性线没有按照一点接地原则接线导致误动作。差动保护的二次电流回路接地时,包括各侧电流互感器(TA)的二次电流回路,必须通过一点可靠接于接地网。因为一个发电厂和变电站的接地网各点并非绝对等电位,在不同点之间有一定的电位差,当发生区外短路故障时,有较大的电流流入接地网,各点之间将会产生较大的电位差。如果差动保护的二次电流回路在接地网的不同点接地,接地网中的不同接地点间的电位差,产生的电流将会流入保护二次回路,这一电流将可能增加差动回路中的不平衡电流,使差动保护误动作。高低压侧断路器操作回路存在寄生现象导致误动作。对采用两套独立运行的双直流系统的变电站,当高低压侧断路器操作回路存在寄生现象,亦即两套直流系统之间存在寄生回路时,容易造成保护误动。

2.2 发电厂和变电站变压器运行中差动保护误动作原因分析 发电厂和变电站变压器运行中出现差动保护误动作的也不少见,但对于一个发电厂和变电站来说,这种误动作情况不是经常性的出现,而是要满足一定的条件,甚至正常运行是很长时间以后才会出现,现就根据现场经验,总结以下几个方面原因:P类电流互感器(TA)的暂态饱和特性导致差动保护误动作。电流互感器(TA)的饱和实际就是铁芯中的磁通达到饱和,电流互感器(TA)分为P和TP两大类。P类电流互感器(TA)要求在稳态情况下不饱和,而TP类电流互感器(TA)则要求在稳态和暂态的情况下都不饱和。当采用P类电流互感器(TA)时,当外部存在故障,外部故障切除瞬间,外部存在间歇性的短路情况等,均容易导致变压器差动保护误动作。从国内多起变压器差动保护误动作的实例,也得到进一步证明。变压器低压侧真空断路器绝缘性能不良时,会导致差动保护误动作。

2.3 设备更新改造的发电厂和变电站变压器差动保护误动作原因分析 电流互感器(TA)变比提供不准确造成差动保护误动作。更换电流互感器(TA)后,变压器各侧电流互感器(TA)不匹配,造成差动保护误动作。为使变压器差动回路选用的电流互感器(TA),均是能躲过暂态饱和特性,然而在发电厂和变电站改造更换电流互感器(TA)的过程中,忽视了这一点,将电流互感器(TA)更换成P类或者同时将两侧电流互感器(TA)更换为P类的,这样在外部故障存在时,当满足一定条件时,必然将导致变压器差动保护误动作。

3 防止变压器差动保护误动作的对策

对于新建或设备更新改造的发电厂和变电站的那些原因造成的变压器保护误动情况,应严格按照国家相关标准、文件或者厂家说明书执行,每一个流程均需要严格把关。特别是变压器初次投运,一定要带负荷查看差电流,根据现场负荷情况再适当调整定值。由于变压器的励磁涌流或和应涌流造成变压器差动保护误动作的,可采用调整差动保护启动门槛定值和调整差动保护二次谐波制动系数定值。对于P类电流互感器(TA)的暂态饱和特性造成变压器差动保护误动作,可采用以下几点改进方法:采用D类、PR类带气隙的或者是TPY类的,或者是电流变换器等抗暂态饱和的电流互感器(TA);提高微机继电保护装置抗饱和的能力,特别是抗暂态饱和的能力。

4 结论

基于波形仿真的保护误动分析 篇4

继电保护装置动作后,检修人员通常先检查一次设备是否正常。若确定是保护误动,一般从电流互感器(电流型保护)、保护二次回路、继电保护装置3个方面来查找误动的原因。若电流互感器的伏安特性试验、二次回路负载测试、保护装置校验,以及跳闸回路传动试验等的结果均正常,而送电后又能正常运行的保护误动往往只能定义为“原因未明”的保护误动。如果故障波形真实存在,那么就可根据波形的成因推导故障原因。本文介绍了一起“原因未明”的保护误动事故,通过波形分析推测故障原因,并用Matlab仿真模拟出故障波形,验证了推论。

1 事故经过

某电厂机组正常运行中,运行人员投用6kV 1A母线上的1台电机负载(循环水泵1A),循环水泵1A开关合闸后,6kV 1A母线的常进开关跳闸,造成母线失电。一次系统如图1所示。

机组SOE记录显示:循环水泵1A合闸后约400ms,1 A母线常进开关跳闸,跳闸原因为高厂变A相电流差动保护动作。

由于故障发生在负载启动后的极短时间内,故首先推测为马达一次系统故障,由母线常进开关越级跳闸引起。但循环水泵1A电机的直流电阻和三相绝缘测量结果均正常,摇测1A母线绝缘也无异常。检查微机保护装置内故障电流记录和故障录波器,两者波形显示一致:变压器高压侧电流一直为正常运行电流,无显著变化;变压器低压侧A相电流波形异常,故障电流负半波接近正常波形,正半波波形随机缺失,呈现单向的畸变状态,如图2所示。由此推断:缺失的半波使保护装置检测到的变压器低压侧电流减小,差动电流增大,达到动作值,从而使保护跳闸出口。

微机保护装置与故障录波器两者波形记录一致,说明保护装置采样真实可信。高压侧电流正常,说明一次系统并未出现故障,显然这是一起保护误动事故。

对1A母线常进开关A相TA做伏安特性检查发现,TA特性曲线没有变化,结果正常;对变压器保护低压侧电流回路做送负载试验,电流回路负载约为1Ω,属于正常范围。至此,常规继电保护试验均无法确定误动原因。

2 故障波形分析与仿真

电磁式TA输出畸变的波形往往是由于其铁心饱和造成的。饱和一般有两种:一种是故障稳态对称电流太大,使得TA进入了饱和区域,称作稳态饱和;另一种是短路电流中存在非周期分量以及铁心中存在剩磁,使得TA进入饱和区域而引起饱和,称作暂态饱和。一般TA饱和波形类似励磁涌流或正负半波对称畸变。本次继电保护误动事故出现的单侧波形正常,另一侧半波随机缺失的单向畸变波形较为少见,需要根据电磁型TA原理推导分析。

2.1 铁心励磁曲线与输出波形的关系

变压器低压侧采用带铁心的电磁型TA。忽略铁心的铁损,采用简化的TA等值电路,如图3所示。

图3中,I1、I2分别为一次、二次电流;I0为励磁电流;L0为励磁电抗;R2、L2分别为二次回路的等效电阻和电感。以上参数均折算到一次侧。

由TA等效电路可知其磁链方程为:

由式(1)可知,铁心磁链的微分与输出电流I2成正比。TA正常运行时,铁心磁链在线性区域内,磁通曲线与输出电流波形都为正弦波,电流曲线相位滞后磁通曲线π/2,两曲线幅值成正比。当磁链增大到TA铁心饱和区域时,磁链的变化减弱,不再与一次电流保持线性增长,dΨ/dt减小,因此二次电流不再维持正弦波形。铁心进入饱和区,此时二次电流将呈现波形截止状的畸变。深度饱和时磁链不再变化,此时二次输出电流截止。

TA铁心饱和时可出现波形缺损现象,铁心饱和维持到一次电流换向后,若铁心内磁链返回到线性区域,则又能正确传变另一半波的二次电流。间歇性的TA单向饱和会出现间歇性的半波缺损。对式(1)两侧分别积分得:

因I2=I1-I0,故有:

由式(3)可知,TA铁心剩磁可以产生单向饱和的畸变波形,但考虑到本次故障之前TA正常工作,排除此可能性,故障中Ψ(0)=0。若TA一次绕组中存在直流分量,则经过积分将使磁通一直增加,直至饱和,但由于本次事故中一次系统无故障,一次电流为正常运行负载电流,因此排除一次电流中非周期分量导致的TA饱和。

继电保护电流回路的负载主要以电阻为主,忽略TA二次侧回路中的L2,并将Ψ(0)=0代入式(3)得:

由式(4)可知,一次绕组中的稳态交流分量使得TA的磁链在电流正负半周总是可以相互抵消,磁链不会持续增加而饱和。但是,当短路电流中存在的稳态交流分量峰值很高时,TA可能会随电流增大而达到饱和。在铁心接近饱和时,由于I0很小,有。进入饱和区之前,Ψ(t)与R2和I1成正比,即对于TA铁心中磁链而言,一次稳态短路电流过大引起的饱和等效于二次负载过大引起的饱和。

故障电流负半波波形正常,其对应的铁心激磁曲线正半波应当在线性区域内。出现波形缺失的正半波对应的铁心激磁曲线应该是在负半波饱和区域,故障电流正半波回零的点对应激磁曲线进入饱和区域,如图4所示。

本次事故中的TA一次电流稳态、暂态,铁心剩磁等可能引起铁心饱和的原因均被排除后,则只能是二次负载引起的饱和了。

2.2 故障波形仿真

采用Matlab Simulink仿真故障电流,仿真系统选用铁心可饱和TA,其变比为2 500/5,额定容量为25VA。其中,电压源接RL负载,模拟TA一次侧正常运行的负荷电流;TA二次侧接1Ω电阻,模拟正常的二次回路负载;二次回路中串接3组可控开关,初始状态均为闭合,由脉冲控制呈断开状态,断开时呈现10～17Ω阻值。仿真系统如图5所示。

二次回路负载的大小会影响铁心磁链的变化速度,适时地触发脉冲配合恰当的开断电阻,使TA铁心的磁链间歇地偏向负半周饱和,可获得截止程度不一的正半波电流。励磁曲线换向后,需要通过调节回路负载控制磁通曲线返回线性区域的速度,才能保证磁通曲线所有的正半波都处于线性区域,从而满足故障波形负半周波形完整的特点。

仿真得到的铁心激磁曲线波形与故障波形对比如图6所示,两波形非常相似,表明一个随机变化的二次负载在巧合时可以产生单侧畸变的故障电流。

2.3 故障经过推测

根据试验结果对低压侧电流A相接线回路做细致排查,结果发现该相电流回路中一Phoenix URTK/S电流型试验端子的中间连接片固定螺丝未旋紧。由此推测事故经过为:正常运行中,1A母线常进开关相邻位置的6kV开关(循环水泵1A)收到DCS指令合闸,开关机构的合闸动作引起振动,使得常进开关仓内接线端子的连接片也发生振动;高厂变低压侧TA的连接端子没有旋紧,导致接触电阻发生随机变化,影响其二次负载;在一定的巧合下,该TA的A相发生单向饱和,产生了如故障录波器所记录的波形;从保护启动到跳闸出口经历了17个畸变周波,这与SOE记录的循环水泵合闸后约400ms母线失电的记录相吻合;跳闸后机械振动消失,此时连接片处于虚接状态,接触电阻又恢复正常,导致常规的二次回路负载试验检查无法发现异常。

3 结束语

本文的仿真结果证明,二次负载的变化可引起TA出现少见的半波畸变饱和波形,此类畸变由回路中接触电阻的变化造成。技术人员通常以现场试验来查找继电保护误动的原因。对于瞬时恢复的故障,常规的检查试验往往无法检测到异常,最终只能定性为“原因未明”的误动。这类误动送电后可恢复正常,但故障很可能重复出现,而通过分析故障波形,推测故障原因,并用仿真软件验证推论,是确定保护误动原因的有效方法。

摘要：某变压器运行中差动保护出现误动,故障录波器记录到负半波正常、正半波随机缺失的故障波形,而常规继电保护检验结果均未现异常。通过分析电流互感器(TA)铁心磁链和输出电流波形的关系,推测二次侧变化的负载可以导致TA间歇性单向饱和,从而输出单向畸变的电流。采用Matlab Simulink仿真得到了相似的故障波形,验证了该推论,并根据仿真结果找到了故障点。

误动分析 篇5

关键词:励磁涌流 不平衡电流 接线错误 TA误差 设计缺陷

中图分类号:TM772文献标识码:A文章编号:1674-098X(2012)01(a)-0078-01

1 问题的提出

微机比率制动式差动保护作为变压器的主保护,能反映变压器内部相间短路故障,高压侧单相接地短路及匝间层间短路等故障。它较常规保护具有灵敏度高,选择性强,接线简单等优点,因此得到广泛应用。但是,由于种种原因使差动保护投入运行后又误动,严重影响了变电站安全运行。

2 差动保护误动原因的分析及措施

2.1 励磁涌流造成的误动

当变压器空载投入和外部故障切除后电压恢复时,因铁心饱和及存在剩磁会出现很大的励磁电流即励磁涌流,其特点是含有很大成分的非周期分量、含有大量的高次谐波分量且以二次谐波为主、波形之间有间断,对于三相交流变压器,由于三相之间相差120°,所以任何瞬间合闸至少有两相出现不同的励磁涌流,容易在合闸瞬间引起变压器差动保护误动,而在稳态运行及差动范围外发生故障时则影响不大。变压器微机差动保护中常用的涌流闭锁方法有二次谐波制动、间断角闭锁、波形对称原理等,基本能够有效解决励磁涌流造成的误动。

2.2 不平衡电流造成的误动

从理论上讲,变压器在正常运行和区外故障时,应该有Ij=I1"- I2"=0(Ij:二次计算电流;I1"、I2"为变压器高低压侧二次电流)。然而,由于变压器在结构和运行上的特点,实际运行中很多因素使Ij=Ibp≠0,(Ibp为不平衡电流),即当保护范围内无故障时也存在不平衡电流,这些不平衡电流有可能引起保护误动。

2.2.1 因各侧绕组的接线方式不同造成电流相位不同而产生不平衡电流

我国规定的五种变压器标准联结组中,35kV Y/D-11双绕组变压器常被使用。这种联结方式的变压器两侧电流相差30O,要使差动保护不误动就要设法调整CT二次回路的接线和变比以进行相位校正,使电源侧和负荷侧的CT二次电流相差180 O且大小相等,这样就能消除Y/D-11变压器接线对差动保护的影响。其它方式依此类推。

2.2.2 因CT计算变比与实际变比不同而产生不平衡电流

由于各侧的CT变比都是标准的,如:600/5、800/5、1000/5、1200/5等,变压器的变比也是一定的,很难完全满足(nl2/nl1)-nb或nl2/nl1√3=nf的要求,即Ij≠0,产生Ibp,此时差动回路就有不平衡电流流过使保护可能误动。现在变压器微机保护通常采用差动平衡系数来平衡或减小这个差值,从微机保护装置内部计算弥补实际变比与理想值之差,使差动两臂电流差接近零,从而消除或尽量减小不平衡电流。

2.3 接线错误造成的误动

差动保护电流回路接线,要求变压器一侧TA为正极极性接线:TA一次和二次侧同极性两个线头排在同一面的接线;而变压器另一侧TA为负极极性接线; 把TA一次和二次不同极性的两个线头排在同一面的接线。

若把变压器两侧TA极性都接成正极极性接线。变压器在正常负荷和差动保护范围以外发生短路故障时,流进差动保护内A相、B相、C相的电流方向相同,差流为两侧TA电流叠加之和。当差电流值大于差动保护定值时,必然引起差动保护误动作,使变压器两侧开关跳闸。

将一侧极性修改为负极极性后,在变压器正常负荷和差保范围外发生短路故障时,流进差动保护的电流为两侧TA 的A相、B相、C相电流方向相反,差流为侧TA电流之差,差电流仅为不平衡电流,小于差动保护定值,所以差动保护不会发生误动作。只有当变压器内部和两侧TA范围以内发生短路故障时,差动保护才会有选择性动作,跳开变压器两侧开关。

2.4 TA误差造成的误动

用于差动保护的TA,应保证在变压器正常负荷和差动保护范围以外发生短路时,TA变比误差、角差符合要求,使流进保护的差电流近似为零。但实际上即使选用相同型号的TA,其特性曲线也总是存在某种程度的差异。这是由于钢导磁体特性不同及装配的情况不同所致。因此,使导磁体的磁阻改变,并使励磁电流改变,这就出现了TA的电流比误差和角差。选用不同型号不同容量的TA,在二次负载Z和磁饱和程度不同时,对TA误差影响更大。

差动保护应选用TA的准确等级为D级(具有较大的铁芯截面),同时对所选TA应作极性和伏安特性的变比试验,保证变比误差和角差在规定范围内,并按10%误差特性条件进行校验。

2.5 微机保护程序设计缺陷造成的误动

一般对于Y/D型双绕组变压器,微机差动保护设计程序中因为考虑高低压侧之间存在30o的相角差,高压侧参与差动计算电流一般为IA‘=IA-IB、IB‘=IB-Ic、Ic‘=Ic-IA,低压侧参与差动计算电流一般为Ia‘=Ia-Ib、Ib‘=Ib-Ic、Ic‘=Ic-Ia,而差动电流的计算公式则为Icda=IA‘+Ia‘、Icdb=IB‘+Ib‘、Icdc=Ic‘+Ic‘,这种计算方法可以有效地滤去由于接地、不完全相短路造成的零序电流;但对于Y/Y型双绕组变压器,由于高低压侧同相位,因此有些微机保护装置未考虑到以上因素,高压侧参与差动计算电流一般为IA‘、IB‘、Ic‘,低压侧参与差动计算电流一般为Ia‘、Ib‘、Ic‘,而差动电流的计算公式则为Icda=IA‘+Ia‘、Icdb=IB‘+Ib‘、Icdc=Ic‘+Ic‘,这种计算方法只考虑到了各相正序分量,而忽视了零序分量,因此在实际运行中出现了中性点接地运行变压器在差动保护范围外故障引起变压器差动保护误动跳闸的事故,经过修改保护装置程序软件后隐患消除,变压器运行正常。

2.6 二次线安装质量引起的误动

二次线安装质量较差。差动保护电流回路二次线在电流端子、设备端子处接触不良,差动保护在投入运行前没有认真检查。差动保护投入运行后,差动电流突变大时,造成TA二次回路断线,闭锁功能退出时,造成差动保护误动。

3 结语

提高变压器保护的可靠性对电网的安全稳定运行有极其重要的作用,有效地采用各种方式方法,减少和杜绝变压器误动,同时结合当前微机保护的迅速成熟和应用,变压器保护的灵敏度和鉴别各种故障的能力必将大大提高,变压器保护的可靠性也必将大大提升。

关于PT断线误动的事故分析 篇6

1 PT断线的含义

电压互感器 (potential transformer或voltage transformer) 断线, 俗称PT断线或VT断线, 是指电压互感器的一次侧 (高压) 或二次侧 (低压) 的三相电压回路中发生任意类型的回路断线故障。

按电压级别, PT断线一般可以分为PT一次侧 (高压) 断线和二次侧 (低压) 断线;按电压相别, PT断线一般可以分为PT单相断线、两相断线和三相断线 (又叫三相失压) 。

如果发生PT一次侧断线, 一种情况是三相全部断线, 此时二次侧电压全无, 开口三角也无电压;另一种情况是不对称断线, 即某一相断线, 此时对应相的二次侧无相电压, 没有断线的相的二次电压不变, 开口三角有电压。

不论发生何种类型的PT断线故障, 都将会使PT二次回路的电压产生异常, 影响继电保护及自动装置的正确动作, 以致造成继电保护及自动装置误动事故的发生。所以, 工程应用中, 一般将PT断线用来作为继电保护及自动装置的辅助功能, 闭锁保护出口, 防止装置误动。

2 PT断线的判别

PT断线主要是作为对低电压保护的辅助识别, 防止低电压保护元件误动。目前很多保护及自动装置都装设有低电压保护元件, 如线路距离保护、断路器失灵保护、发变组复压过流和阻抗保护、低厂变和电动机欠压保护等都要求有低电压元件, 线路重合闸、备用电源自投装置和厂用电快切装置等自动装置也需要进行无压判别。这些装置就需要具有PT断线检查功能, 如装置检测到PT断线时, 发出告警信号, 并闭锁保护和出口。而各个厂家的保护及自动装置识别PT断线与低电压元件动作的方法却不尽相同, 没有一个统一的标准正确判断PT断线, 但这些方法也大同小异。

下面是几种常用的PT断线的判别方法:

1) 无零序电压的单组电压互感器PT断线判别[1]

本判据可用于闭锁相关保护。满足下述任一条件后延时发出PT断线信号。

undefined (或undefined或undefined, 且三相电流都小于Iset (本条件适用于单相、两相断线) ;

②三相电压都小于8V, 且任一相电流大于0.06倍额定电流且三相电流都小于Iset (本条件适用于三相断线) 。

2) 零序电压型的单组电压互感器PT断线判别

本判据可用于闭锁相关保护。满足下述任一条件后延时发出PT断线信号。

undefined, 且三相电流都小于Iset (本条件适用于单相、两相断线) ;当接地方式为1 (PT开口三角变比为100) 时, K=0.5773;当接地方式为0 (PT开口三角变比为100/3, 用于中高压侧) 非直接接地时, K=1.732。

②三相电压都小于8V, 且任一相电流大于0.06倍额定电流且三相电流都小于Iset (本条件适用于三相断线) 。

3) 电压平衡式PT断线判别

电压平衡式PT断线判别比较两组电压互感器二次侧的电压, 当某一PT失去电压时继电器动作, 瞬时发出断线信号, 其逻辑框图如图1所示。本判据可用于闭锁相关保护。

4) 无零序电压的单组电压互感器PT断线判别

本判据仅用于发出信号, 不作保护闭锁判据用。满足下述任一条件后延时发出PT断线信号。

①正序电压小于30V, 且三相电流都大于0.06倍额定电流;

②负序电压大于8V。

3 PT断线的误动

识别PT断线的主要任务是在三相PT断线的时候能正确闭锁低电压元件。单相或两相不平衡PT断线是不会影响低电压判据的[2], 因为一般装置的低电压判据都使用线电压, 在不对称断线时, 健全相的电压还是正常的, 不会造成误动。因此, 有些保护及自动装置的闭锁回路对单相断线、两相断线这种不对称断线很有效果, 而对电压互感器二次侧发生三相完全断线就失去了作用, 不能有效防止误动的发生。

例如, 目前电厂所用的微机厂用电快速切换装置采用的PT断线功能, 大都为厂用电母线PT一相或二相断线时装置将闭锁报警并进入等待复归状态, 而在电压互感器二次侧发生三相完全断线时, 就会被误认为是厂用母线失电, 当厂用母线三相电压均低于整定值, 时间超过整定延时, 则装置通过不正常情况切换功能根据选择方式进行串联或同时切换。

因此, 针对当前大多数电厂6kV母线电压互感器的二次侧电压回路的空气小开关设计均是三相联动方式的情况, 如果在其负载侧发生接地或短路 (包括人为误碰) 时, 电压回路的空气小开关三相均被同时跳开 (包括人为误断空气小开关) , 造成二次侧三相完全失压。厂用电快切装置将会通过不正常情况切换功能检测到三相完全失压情况后自行起动单向将厂用电源由6kV工作电源切换至备用电源, 造成厂用电快速切换自动装置不应有的误动作。

4 PT断线的防误

对于这些因无法引入电流量且只设计了单组电压互感器而无法有效判别三相PT断线 (对称断线) 的装置, 我们可以采取以下方法进行改善。

1) 对于二次侧电压回路的空气小开关设计是三相联动方式的情况, 最好将其改成三个单相操作的空气小开关 (或分相操作开关) , 这样在其负载侧发生接地或短路时, 只有故障相开关跳开, 减少了三相同时失压的机率。而且电压回路真正三相完全失压的可能性很小, 大都是由于人为误操作拉开空气小开关造成的。这就可以有效地避免因三相PT失压引起的保护及自动装置误动作。

2) 对于微机厂用电快速切换装置, 还可以考虑将电压互感器二次侧三相联动小开关更换为带辅助接点的三相联动小开关, 再把辅助接点引入厂用电快切装置闭锁回路 (或者装置直流电源回路) 里, 当不管任何原因造成三相联动空气小开关跳开, 其辅助接点动作, 实现闭锁厂用电快切装置。但此方法会使回路改动稍大, 而且又相应的增加了辅助接点失灵造成装置拒动或误动的事故隐患。

3) 对于6kV每个母线段上只设计了单组电压互感器, 还可以考虑再增加一组电压互感器, 采用电压平衡式PT断线判别原理进行有效的对比判别, 但此方法会使回路改动更大, 投资也大, 相应的快切自动装置的厂家也需要增加电压平衡式PT断线判别的逻辑软件。因此, 现在电厂设计里基本没有这种两组6kV母线电压互感器的设计应用。

4) 在判别三相PT断线 (对称断线) 时, 还可以按照三相无压, 线路有流进行判别。因此, 也可以考虑将6kV母线段上的电流量 (例如进线开关的三相电流) 引入厂用电快切装置, 通过加装电流闭锁条件, 就可防止装置误发告警信号。但这也需要保护装置厂家进行设备改造, 并且会使回路改动稍大, 投资也增大。

5) 在装置还无法判别PT三相失压的情况下, 当母线PT检修或工作时牵连PT二次回路时, 可以让运行人员切断保护和自动装置的工作电源或退掉装置的出口压板, 从而起到临时闭锁装置的作用。在此情况下, 为方便运行人员“投上或退出”该装置的PT三相失压判别功能, 可以考虑在保护柜上配置PT投切开关。

5 结束语

随着电压互感器 (PT) 断线作为保护的辅助功能受重视程度的日益提高, 许多保护装置在设计时都考虑了PT断线闭锁回路。然而, 电厂运行人员和继电保护工作人员往往对保护装置里的逻辑很重视, 而对线路重合闸、备用电源自投装置和厂用电快切装置等自动装置的PT断线这一辅助保护功能容易忽视或了解不深, 从而比较容易产生人为误操作而造成PT断线误动的情况。

一组电压互感器的二次回路牵连的设备很多, 比如一个典型的厂用电6kV母线电压互感器的二次电压回路就同时连接有绝缘检查装置、各个保护装置、故障录波装置、厂用电快切装置、同期合闸装置以及远动AVC装置等。所以, 对于PT断线时对各个装置产生的影响都要一一考虑清楚, 并采取相应的措施加以防范。

对于各个继电保护和安全自动装置里的PT断线闭锁的辅助功能的应用, 需要我们各方人员 (继电保护工作人员、装置厂家和设计单位等) 共同努力, 加以不断地实践应用, 才能更好地对其进行改进和完善。

参考文献

[1]贺家李, 宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社, 2001.

微机保护装置误动的原因分析 篇7

在电力系统实际运行中,微机保护装置故障动作的概率较小,但往往会出现不可预料的动作情况,因此,总结并分析故障发生的原因,对电力系统电气运行人员分析判断并迅速处理故障具有十分重要的意义。下面就我公司发生的一起线路跳闸故障为例进行分析探讨。

我公司一总降变电站,有二台容量为31.5 MVA、电压为110/6.3KV的电力变压器,主要向压缩、尿素等10个6KV区域变电所供电(见主接线图1)。2008年4月110KV变电站内压缩出线出现跳闸事故。因为化工生产的连续性,故导致全公司大面积停车停产。

2 故障情况介绍

2008年4月5日23时52分,我公司110KV变电站2#压缩出线及6KV区域压缩变电所2#进线同时跳闸,运行人员立即进行检查,发现110KV变电站2#压缩出线柜微机保护装置上发“遥控及手动跳闸”的报文;压缩变电所2#进线柜微机保护装置上发“0m s位置不对应”及压缩变电所6KV母联柜备自投保护装置上发“0ms出口2动作失败”的报文。值班人员没有查出跳闸原因,便将装置上报警信号灯复归了,复归后,一次试送电成功。是什么原因引起该微机保护装置跳闸的呢?

3 故障分析

经分析,压缩变电所2#进线柜保护装置及母联柜备自投保护装置为正确动作。动作原因均是因为110KV变电站2#压缩出线开关跳开,造成对侧6KV压缩变电所Ⅱ段母线失压,母联柜备自投装置启动,通过2#进线柜保护装置跳开2#进线开关,合母联开关,但母联开关没有在工作位置,故导致母联柜显示“0ms出口2动作失败”。(2#进线柜保护装置上的“0ms位置不对应”,是指没有保护信息的动作)

由110KV变电站2#压缩出线柜保护装置上发“遥控及手动跳闸”的报文并跳开关这一现象,初步判断是跳闸回路内部的手跳继电器STJ动作导致开关跳闸的(见跳闸回路原理图2)[2]。STJ正常启动的条件为(1)遥控跳闸断电器CKJ3启动造成跳闸;(2)断路器上的手动分合闸按钮KK启动跳闸。因为现场及后台均无人进行操作,故以上二种情况都可以排除。后来我们在后台上查到,在23时52分时压缩车间正在起动一台5000KW的2#压缩机,可以初步分析:由于外部负载的变化导致控制电源的波动,从而造成对STJ回路的干扰,最终使STJ误动作。

为了证实分析的正确性,我们对该装置进行了模拟试验,试验结果与以上的分析相符。

4 处理措施[1]

于是我们与生产厂家进行了联系,通过对该保护装置的试验,确诊跳闸的原因是干扰对STJ回路产生了影响。经过测试发现,该装置的抗干扰能力执行的是老的国家标准(对于他们的产品来说抗干扰能力偏小)。

为了提高该保护装置的抗干扰能力,我们对STJ回路电阻阻值进行了抬高,以使STJ在回路达到60%电压以上才可动作,尽可能地避免外部软击穿故障对跳闸回路的影响。具体方法是:原STJ采用的是ST2-DC100V继电器,其电阻为32.5KΩ,所配电阻R1为39KΩ;现为了使STJ在继电器启动电压降为45V时外部回路电压需达到140V以上才动作的要求,根据推算选择R1标称电阻阻值为68KΩ,此时在STJ启动电压45V时回路启动电压为140V,从而达到回路额定电压的63%来满足要求。

5 结束语

通过本次故障的教训,为了避免发生其它线路保护装置误动的现象,经与生产厂家商量,决定对同一型号同一批装置进行S T J回路电阻值的提高,并用起动5000KW大电机进行模拟试验,试验证明,没有出现跳闸现象。现运行一年多以来再也没有发生此类似事故,彻底消除了故障隐患。

参考文献

[1]张举.微机型继电保护原理[M].北京:中国水利水电出版社出版,2004.

干扰引发的DCS保护误动分析 篇8

国华徐州发电有限公司采用南瑞GKS-9000分散控制系统,实现对机组的监视、自动控制和联锁保护。该系统配置了4个操作员站、1个工程师站、6个过程处理单元(PCU),它们由一条高速冗余的令牌网Modul-Bus连接。其中,6个过程处理单元包括了数据采集DAS站、模拟量控制1 MCS1站、模拟量控制2 MCS2站、顺序控制1 SCS1站、顺序控制2 SCS2站、汽机保护和事故顺序记录ETS站。

2 事故发生经过

某年9月30日6时2分,机组突然跳闸,主控室内“主汽门关闭”光字牌亮,机组保护盘“主汽门关闭”灯亮,“直流220V负极接地”光字牌亮;集控室内“主油开关跳”光字牌亮;机侧各“主汽门关”声光报警;炉侧MFT动作。事故发生前机组满负荷运行,各运行参数均正常。

检查DCS操作记录,无操作。检查SOE记录,发现跳机时“发电机主开关保护”动作信号——“2604开关跳闸”信号(%ZJ32)多次出现,最终使DCS系统启动了事故处理程序,从而跳机。采取临时处理措施,更换了“2604开关跳闸”信号所在的DCS板件(增强型标准离散量模件SDM+),并暂时解除了“发电机主开关保护”功能,对信号回路做了进一步检查后将机组并网。

3 原因查找

为查明事故原因,结合SOE记录、报警记录、操作记录等进行检查、分析。

(1)检查SOE记录,从当年7月28日至9月30日5时前,“644开关跳闸”、“2604开关跳闸”假信号均未出现;但从9月30日5时5分起,“644开关跳闸”假信号便频繁出现,至跳机前,“2604开关跳闸”假信号共出现了5次,并导致了跳机。这些信号出现的周期为20ms,即以50Hz的频率出现,故怀疑假信号频繁发送是由交流电源窜入信号回路引起的。

(2)检查发现644开关控制电源负极在644开关辅助接点处,因导线绝缘损坏与DCS采样电缆光电耦合器输入端连通,如图1所示。当644开关跳闸后,其辅助接点闭合,644开关控制电源与DCS 220V直流访问电源正极相连,主控室即发出直流接地报警信号;当644开关合上(644开关辅助接点断开)或将连接点断开后,直流接地报警信号消失。经分析,此时DCS 220V直流访问电源正极处于接地状态或窜入交流电,当644开关辅助接点闭合后,就会造成主控直流系统负极接地。

利用机组调停机会,对电气、热控DCS设备进行了全面检查,并对各种情况进行了模拟试验。

(1)用1 000V摇表检查%ZJ32、D644信号电缆,结果显示绝缘良好。电缆均为钢甲电缆,屏蔽线均在DCS柜单端接地。

(2)为了分析信号周期性出现的原因,搭建了一套DCS小系统。用调压器给光电耦合器端子送交流信号,当交流信号达到98V左右时,光电耦合器导通,导通时间为1ms,信号翻转周期为20ms;随着交流信号电压的升高,导通时间增加,交流信号达到160V以上时,光电耦合器导通时间达到6～7ms,信号翻转周期仍为20ms,与现场%ZJ32、D644信号类似。由此可确定交流电源窜入DCS直流访问电源系统导致了这两个虚假信号的产生。

(3)为了检查交流电源从何处窜入,对DCS柜的220V直流访问电源进行了检查,未发现DCS柜内有正、负端接地及串入交流220V电源等情况,DCS柜正、负端间的交流分量约为80mV,对地间的交流分量约为18V,不会对信号造成影响;用1 000V摇表对2个电源模块的交流220V输入端和直流220V输出端进行绝缘检查,电阻均大于500MΩ,证明交流电源不是从电源模块的输入端窜入的;对140个电动门设备进行开关操作,也未发现窜入交流电源。

(4)针对交流电源窜入直流访问电源回路只对%ZJ32、D644信号回路产生影响,在现场做了模拟试验。

①如图2所示,将交流220V电源通过调压器接入DCS 220V直流访问电源正端。当将电压调到220V左右时,S()E中即产生了周期为20ms,导通时间为1～2ms的%ZJ32信号。

②将此电缆从主控室端子排处断开,即将长约350m的电缆缩短到200m,再采用①的方式做试验。此时即使将电压调到230V,光电耦合器仍不导通,SOE中未产生%ZJ32信号。

③从集控室到主控室,%ZJ32信号与“电气主保护”信号共用1根电缆。对“电气主保护”信号做同样的试验,SOE中未产生电气主保护信号。两根信号电缆的不同之处是“电气主保护”信号只到达主控室,而%ZJ32信号还要通过约150m电缆到达升压站。

④针对644开关回路模拟跳机前的故障情况,将主控220V直流负极与644开关的光电耦合器端子输入端短接,然后再采用①的方法进行试验。当交流信号约在20V左右时,SOE中就出现644开关的信号翻转,周期为20ms,导通时间为Ims;60V左右时,导通时间为2ms;100V左右时,导通时间为4ms;180V左右时,导通时间为6ms;220V左右时,导通时间为8ms。这与跳机前SOE记录到的644开关信号相同。断开主控220V直流负极与644开关的光电耦合器端子输入端后,再做同样的试验,不再产生虚假信号(此信号电缆长约60m)。

通过排查,最终找到导致故障的真实原因。

(1)本次跳机的直接原因是DCS的220V直流访问电源正极窜入了交流电源,造成%ZJ32信号回路产生虚假的发电机2604开关跳闸信号。

(2)由于DCS的220V直流访问电源的400V、6 000V开关触点正极并在一起,通过分路保险送到各DCS模件,因此外回路只要有一个窜入交流电源,即会引起220V直流访问电源正极窜入交流电源。在停机期间未发生交流电源窜入情况,则说明此故障点是软接触点,具有偶然性、随机性;同时排除DCS直流访问电源本身窜入交流电源的可能。

(3)交流电源窜入直流访问电源后会对%ZJ32信号产生影响。该信号电缆很长,且是一根总屏电缆,因此与2604辅助触点的2根电缆形成较大的分布电容;同时屏蔽线在DCS柜内接地。当正极存在约为220V的交流电源后,就会形成交流回路:交流220V电源窜入直流电源正极一直流电源的负极一%ZJ32光电耦合器负端—%ZJ32光电耦合器正端一2604辅助触点的回线—对屏蔽线的分布电容—屏蔽线一DCS柜内接地点。该交流回路的存在使光电耦合器在交流电的负半周导通(光电耦合器导通电流约需2mA)。这通过将屏蔽线从接地端解开后,光电耦合器不导通,将屏蔽线接入接地端后,光电耦合器即导通得以证实。其它长电缆的信号也可能存在此情况,但没有SOE记录,无联锁逻辑,故未被发现。

(4)直流访问电源窜入交流电源后会对644开关信号产生影响。主控220V直流负极与644开关信号光电耦合器端子输入端短接,由于主控的直流220V电源与DCS的直流220V访问电源是完全独立的2个直流电源系统,两电源的负极间,即644开关光电耦合器的正、负端间(如图2所示)存在80～90V左右的直流电位差,因此只要窜入的交流电达到20V左右,回路即导通,并随着电压的升高,导通时间会增长,可达到7～8ms。

4 解决办法

由于在现场很难杜绝交流电源窜入220V直流访问电源,因此为防止%ZJ32假信号再次引起跳机,在此信号回路加装直流继电器隔离。从主控室取220V直流电源,经2604开关辅助触点到继电器的驱动线圈;DCS从继电器的触点取信号。继电器采用动作时间为17ms的快速继电器,为了提高可靠性,采用两个继电器并联的方式,安装在DCS柜内。接点回路的信号电缆很短,即使窜入了交流电源,也不会产生虚假信号。对于驱动回路,由于继电器的驱动功率约为3W,比光电耦合器的驱动功率(约0.3W)高10倍,且采用直流220V驱动,因此可满足现场抗交流干扰的要求。

改造后,SOE中不再产生虚假的%ZJ32信号,该机组也未发生类似误动事故。

摘要：以某运行机组“发电机主开关保护”动作信号误发引起DCS系统保护误动为例,分析热控系统干扰信号产生原因,并提出相应解决措施。

刘庄变电站备自投误动分析 篇9

35 k V刘庄变电站35kVⅠ段母线 (母线电压互感器、533断路器) 检修, 534断路器带2号主变压器 (本文简称主变) 运行, 10 kV104, 105, 108断路器检修, 106断路器刘庄丁线运行。该站一次系统图如图1所示。

2 事故经过

8时35分操作人员完成35 kVⅠ段母线转检修后, 按照调令将10 kV104, 105, 108断路器转检修。在操作完108断路器后, 发现10 kV母线无电压, 遂停止操作进行检查, 发现8时39分17秒将104断路器转检修后, 8时39分26秒534断路器刘杨线手动跳闸, 8时39分33秒35 kV备自投装置动作, 533断路器拒动, 备自投自投失败, 全站失电。8时46分操作人员合上534断路器, 全站恢复运行。期间造成全站失电7 min。

3 事故原因

(1) 经现场模拟试验发现该备自投装置没有投入检运行断路器的线路有压闭锁功能, 此项功能为厂家设置, 但未投入。施工人员图方便, 未接入线路电压互感器电压, 检无压接入35 kV母线电压互感器电压, 由于工作内容35 kVⅠ段母线检修, 造成电压为零, 备自投无法让533断路器正确动作。

(2) 534断路器跳闸前, 备自投装置检测35 kV母线无电压。当10 kV负荷逐渐减少, 仅剩108及106断路器时, 此时负荷为349 kW, 转换到35 kV侧电流为0.096 A (备自投保护定值:检有压70 V、检无压20 V、检无流0.15 A、保护动作延时8.5 s) , 检无压和无流达到备自投动作条件, 534断路器跳闸。手动跳闸原因是保护装置接线时接入手动出口, 造成误认为是误操作。

(3) 该备自投装置2008年投运时, 仅对正常运行方式 (534线路电压互感器检无压) 进行模拟试验, 设备动作正常, 当时由于没有全站停电条件, 无法模拟非正常运行状态下备自投装置动作的所有可能性。

4 防范措施

误动分析 篇10

关键词：变电断路器 防误动 安装改进

断路器是提升电力系统安全系数、降低故障危害的重要零部件。它在电力系统中充当“把关者”的角色，致力于延長变电站使用寿命、将安全事故发生几率降到最低。但变电断路器在日常运行过程中，也或多或少存在一些问题，对变电站的顺利运转造成阻碍。如何有效完善变电断路器的防误动安装，帮助其规避风险，将安全隐患扼杀于萌芽状态、进一步提升变电站的安全系数与工作效率成为当前各技术人员及相关管理者探讨的重难点问题。

1 变电断路器误动原因

1.1 人为因素 人为因素导致的变电断路器误动可大致分为两类，其一是施工操作人员未严格按照相关标准作业，导致设备意外闭合或终止运作；其二是管理人员未加强巡查管理力度，使得设备长期处于超负荷运转状态，寿命缩短、误动几率提升。

1.2 回路短路故障 回路短路故障导致的变电断路器误动也可以大致分为两种情况，一是直流两点接地故障，对继电保护系统、自动装置系统、信号管理系统等运作不利，严重时可能造成直流保险丝融化断裂、继电器短接或越级跳闸等安全事故，对电力系统平稳运行不利；二是红灯短路故障，主要以监视灯、跳闸线圈等零部件电流、电压分配不均引起。

1.3 误跳闸机构故障 变压断路器挂钩滑脱、操动机构跳闸、跳闸线圈电压低于正常运转值等均为变压断路器误跳闸机构故障的重要组成因素，皆易造成断路器误动，从而引发安全事故，对变电站的运行不利。

1.4 继电保护装置故障 部分变电断路器的误动由继电保护装置故障引起，一旦继电保护装置出现故障，则可能在突发状况下使各电路长时间处于非正常运行状态，不能起到良好的防护效果。

2 变电断路器误动处理措施

2.1 加强人员管理，规范操作流程 变电断路器安装技术人员应当从细节处着手，在安装过程中严格遵守相关规定，按照标准的施工流程作业，降低人为因素引起的误动几率，以达到延长设备使用寿命的目的。为了提高操作的规范性，首先应该加强人员管理，借助培训的机会提升操作人员的操作技能，并在培训实践中强化自己的实践经验。还需要制定详细以及全面的规章制度，为工作人员的操作提供一定的依据，与此同时，管理者也应当做好本职工作，加强人员与设备的管理。

2.2 回路短路故障处理措施 对于回路短路故障，技术人员应当根据实际情况，选择最佳的电阻零部件，并实现各电路电压、电流的合理优化配置，降低回路内直流两点接地故障及红灯短路故障的发生几率。

2.3 误跳闸机构故障处理措施 对于误跳闸机构故障导致的误动事故，技术人员要时刻关注断路器挂扣连接情况，加强人员巡查力度，随时留意操动机构的跳闸动向，稳定变电断路器的跳闸线圈最低电压值，将其控制在低于60%的范围内。

2.4 继电保护装置故障处理措施 技术人员在处理继电保护装置故障导致的变电断路器误动事故时，应先检查晶体管装置运行状态，确保其不受直流电压干扰；然后调整继电器起始电压值，将其控制在超过直流电压值一半的范围内。

3 变电断路器防误动安装的改进思路

本次研究，笔者以WMZ-41A母线保护装置为例，对该类型的变电断路器防误动安装改进方法进行探讨，具体内容如下。

3.1 WMZ-41A母线保护装置的缺陷 通常情况下，技术人员要想保证WMZ-41A母线保护装置时刻保持正常运行状态，减少误动几率，就必须确保接地电压低于失灵继电器起始电压，尽可能避免母线失压现象的发生。经过笔者多次试验对比，发现该型号母线保护装置具有DI插件电压不足、失灵保护缺乏必要的闭锁条件且启动条件过于简单等缺陷，对设备的正常运行不利，需要相关技术人员与管理人员不断探索、改进，降低变电断路器误动几率，以达到延长电力系统的使用寿命、提升其安全系数的目的。

3.2 WMZ-41A母线保护装置的改进思路 针对上述问题，笔者提出相应的改进意见，具体如下。①改进DI插件电压不足的思路。对于母线保护装置中DI插件电压不足的问题，需要技术人员及时发现、及时更换，做好详尽的换前准备工作，必须将电压始终控制在140伏-150伏之间，保证设备的顺利运转。②改进失灵保护缺乏必要闭锁条件的思路。技术人员在解决失灵保护闭锁问题时，可以适当参考双开入法，改变失灵启动回路的开入方式，达到相互闭锁的目的。③改进失灵保护启动条件过于简单的思路。技术人员在完成相互闭锁需求后，可以采用化联合为独立的方法，确保保护装置中边开关的两组失灵启动接点独立开入主从机，以此达到出口跳闸的需求。

4 结束语

综上所述，技术人员加强变电断路器误动安装改进力度，能有效满足当前部分变电断路器的内在缺陷，降低其误动几率，提升安全系数，为进一步延长电力系统使用寿命、确保其运转效率与质量奠定坚实的基础。

参考文献：

[1]陶松，施利波，陈劲松等.变电断路器防误动安装的改进方法[J].华人时刊（中旬刊），2013（6）.

[2]桂萍，宫杨非.一起220kV断路器本体非全相保护误动事故分析[J].安徽电气工程职业技术学院学报，2009，14（3）.

误动分析 篇11

某年某月某日, 某电网发生一起保护误动事故, 线路1 (104-172) 发生C相接地故障, 安装于A站103开关的保护装置接地距离Ⅲ段于323 ms动作跳闸。故障前运行方式如图1所示:110 k V A站1#、2#主变并列运行, 2台主变中性点刀闸均在断位, 110 k VⅠ、Ⅱ段母线并列运行, 105、106开关在热备用状态, 104开关运行, 线路2 (104-172) 充电运行, 103开关在运行状态, 并带A站全站负荷, 线路2 (182-103) 与220 k V B站相连, B站110 k V中性点接地。保护配置:103、104保护配置相同, 接地距离继电器均是靠比较继电器工作电压和极化电压的相位来工作的。

事故发生后, 保护人员查看现场定值单如下:104开关接地距离定值分别为, Ⅰ段:0.44Ω0 s;Ⅱ段:1.68Ω0.6 s;Ⅲ段:1.68Ω0.6 s;K=0.7。103开关接地距离定值, Ⅰ段:2.51Ω0 s;Ⅱ段、Ⅲ段定值均为5.45Ω0.3s;K=0.7 (由于A站下级没有电源, 故103保护平时不投, 只有在系统合环时短时投入, 保护不需要配合, 为保证合环运行时保护可以速切本线故障, 所以定值整定范围伸入B站主变) 。通过保护动作报告和录波图得知, 本次故障C相故障电流达到29.4 A, 零序电流为29.97 A。103开关0.3 s跳开切除故障, 由于104接地距离Ⅱ段延时为0.6 s, 故104保护没有动作。保护人员现场按定值检验保护装置及二次回路均未见异常。

2 事故发生原因及分析

事后通过对事故时的故障信息及保护原理进行分析并向厂家求证, 得出故障时误动原因如下:

系统简图如图2所示。

当K点发生接地故障时, B站182保护和A站104保护均判为正方向, 103保护判为反方向, 由于K点对182保护来说是区外故障, 延时较长, 所以182保护没有动作;K点落在104接地距离Ⅱ段范围内, 根据定值保护在0.6 s后动作。对于103保护来说, K点在保护反方向上, 103保护应当可靠不动作。

下面来分析103和104保护的动作行为。103和104的接地距离继电器的原理都是比较继电器工作电压和极化电压的相位来工作的, 动作方程如下:

工作电压:Uop=U- (I+K3I0) Zzd

极化电压:Up=-U1

比向方程:-90°

极化电压采用了正序电压, 非记忆量。因为在发生接地故障时, 正序电压主要由非故障相形成, 基本保持了故障前的正序电压的相位。作为工作电压要与它来比相, 起着参考标准的极化电压正需要这种相位始终不变的特性, 故用正序电压作为极化电压可以使接地距离继电器有着很好的方向性。

根据现场定值和保护工作原理, 对于104保护的C相接地距离继电器而言, I方向是由母线流向线路, 而零序电流的方向是线路流向母线, 由于单相接地故障时I与3I0近似相等, 根据比相方程知, Uopc=Uc- (Ic+K3I0) Zzd, (Ic+K3I0) Zzd的物理意义是定值保护范围末端故障时的母线电压, 而此时母线电压Uc所代表的保护范围在定值整定之内, 所以一定有 (Ic+K3I0) Zzd>Uc, 故Uopc与Uc方向相反, 且与Upc同相, 保护测量阻抗在动作区内, 所以故障相接地距离继电器可靠动作。104保护C相接地距离继电器测量阻抗如图3所示。

对于非故障相A (或B) 而言, 由于I很小 (忽略负荷电流时可以近似认为是零) , 而零序电流的方向与故障相相同, 即由母线流向线路, 当保护整定范围超出整定范围时, 对于103非故障相接地距离继电器来说, 非故障相 (I+K3I0) Zzd有可能很大, 有可能使得Uop=U- (I+K3I0) 反向而落入动作区, 从而使保护发生误动。对于本次事故, 非故障相Ia很小, (Ia+K3I0) Zzd可以认为是3倍零序电流在整定阻抗上的压降, 如图5所示。在此情况下, 单相接地故障时正序电压的相位很明确, 保持故障前的相位, 以至于arg (Uopa/Upa) 在C相发生接地故障时落入动作区, 所以非故障相的接地距离继电器Ⅲ段动作。定值整定超出本线范围是本次线路保护误动的原因之一。

后经询问厂家, 厂家的解释如下:本次故障时的最大电流达到29.4 A, 零序电流是29.97 A, 通过以上数据可以计算出本次故障点到电源中性点的全部阻抗为Zj=57.74/[ (1+0.7) ×27.4]=1.16Ω, 103保护装置距离整定值最大不应大于到对侧中性点阻抗Zs (Zs

通过以上分析可知, 本次误动是由于保护定值整定范围出错引起的。后经询问整定计算人员, 整定人员解释说, 103定值只是一个合环定值, 由于线路较短, 且上级变电站即为110系统电源, 故整定范围不需与其他保护配合, 为了使合环时的本线故障可以速动切除故障, 所以定值整定范围伸入了对侧变压器。后经整定人员重新整定, 将距离Ⅲ段定值时限改为2.3 s, 靠延时躲过此类故障, 确保继电保护的选择性。

同理, 对于103保护的C相接地距离继电器而言, 由于电压与104的保护电压取自同一段母线PT, 故两保护电压量完全相同;两开关之间不存在任何其他支路, 但由于两CT指向相反, 所以两保护所感知的二次电流相位相反, 造成保护的比相继电器感知的方向与104保护完全不同, 所以103保护C相接地距离继电器可靠不动。103保护C相接地距离继电器所测量的阻抗如图4所示。

3 结语

本次误动最直接的原因是运行人员误投保护出口压板, 103保护在正常运行方式时应在退出状态, 只在系统合环时短时投入。本次保护的另一个原因是保护逻辑欠妥, 保护厂家只考虑到故障相元件的方向闭锁, 而对非故障相元件的方向性选择考虑不周。所以, 保护不仅要考虑定值配合, 而且要增加非故障元件的反方向闭锁元件。确保类似故障不会重现于电网, 保证电网安全稳定运行。

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].北京:中国电力出版社, 1997

[2]贺家李, 宋从矩.电力系统继电保护原理[M].第2版.北京:水利电力出版社, 1985

[3]LFP-941A型高压线路成套保护装置技术说明书[Z]