交流失压

交流失压（共7篇）

交流失压 篇1

0 引言

距离保护由于其受系统运行方式影响小,保护范围稳定,相邻线路间保护容易配合等优点而在高压电网中得到广泛应用。但在实际应用中,很多因素会影响距离保护的动作性能,如电网闪断、串补电容、过渡电阻、故障限流器、系统振荡、系统谐波、特殊接线形式、电压互感器接线、PT断线等电压回路异常会导致测量阻抗不能真实反映故障点与保护安装处的距离,使得距离保护的选择性和灵敏性出现问题。国内不少文献[1,2,3,4,5,6,7,8,9]对距离保护影响因素开展了研究,提出了防范措施。

仅针对PT断线来说,微机保护在正常运行时已具备断线检测功能,并闭锁距离保护,但在保护启动后,PT断线判别功能将退出运行。此时若再发生PT断线,测量阻抗落在原点附近。当距离保护采用方向特性或偏移特性时,保护会误动。本文通过一起实际案例分析了PT断线对距离Ⅲ段保护的影响,并从电压回路冗余设计和改进保护动作特性两个方面提出了防范措施。

1 故障案例分析

微机保护在保护未启动前若二次回路失压,可以综合利用电压量、电流量、开关量进行PT断线检测,及时发出告警信号并闭锁距离保护,减少保护误动的可能性。常用的PT断线判据为

(1) 不对称失压判据

(2) 对称失压判据

式中:Ua ,b,c代表了三相电压;I代表了任一相电流(此条件也采用断路器在合位的识别)。

但在实际运行中,微机保护因PT断线而误动的事件屡有发生。2007 年,某电网220 k V变电站由于现场施工人员走错工作地点,误将钢丝绳投入相邻的110 k V线路间隔,先后造成线路和母线故障,线路保护、母差保护正确动作。180 ms后,110 k V母差保护中央信号光字灯端子短路,直流馈线屏上小开关越级跳开,PT切换屏直流电源消失,导致220 k V交流小母线失压(如图1 所示),该变电站多条220 k V电源进线距离Ⅲ段保护误动跳闸[10]。该变电站线路后备保护配置三段接地距离保护、四段零序电流保护。

根据电压和电流,可得保护安装处的测量电阻R和测量电抗X。由于PT对称断线,三相电压均为0,理论上:R=0/X=0。根据装置记录显示,三条线路的阻抗实测值分别为:R=0/X=0;R=0/X=0;R=0/X=-0.01,位于保护动作区内。于是距离III段保护动作行为符合设计要求。但这对电力系统的安全运行带来隐患。国内其他地方也曾发生过保护启动后再发生PT断线,导致距离III段保护误动作的事件,严重时有可能造成变电站母线全停。

2 距离Ⅲ段保护误动原因分析

从故障案例看,相比距离Ⅰ段、距离Ⅱ段保护,距离Ⅲ段保护更容易误动。这主要取决于距离保护的动作特性。以CSC-101A的多边性特性为例,在重合或手合到故障线路时,距离保护动作特性在原多边形特性的基础上加上一个包括原点的小矩形特性(见图2),以保证PT在线路侧时也能可靠切除出口故障,称为阻抗偏移特性动作区。考虑到距离Ⅲ段保护的后备性能,距离Ⅲ段保护始终采用阻抗偏移特性动作区(包含原点)。这正是距离Ⅲ段保护更容易误动的原因。

尽管各厂家距离保护动作特性设计不完全相同,但距离Ⅲ段保护普遍采用阻抗偏移特性。试验结果表明(具体见表1):保护启动未复归时发生PT断线,若断线前保护判别为正方向故障,则所有主流保护厂家的距离Ⅲ段保护均会动作;若失压前保护判别为反方向故障,大部分厂家的距离Ⅲ段保护会动作。

而距离Ⅰ段、距离Ⅱ段保护动作区经方向元件把关,不易受PT断线的影响。为解决距离保护出口故障的死区问题,CSC-101A在距离保护中设置了专门的方向元件,对于对称故障,采用记忆电压,即以故障前的记忆电压同故障后电流比相来判别故障方向。对于不对称故障,采用负序方向作为方向判别依据。此外,相间I段、距离Ⅱ段还需经突变量方向元件把关。距离Ⅰ段保护的动作条件:方向元件判为正方向,且计算阻抗在整定的四边形范围内;距离Ⅱ段保护的动作条件:方向元件判为正方向动作或非反方向,且计算阻抗在整定的四边形范围内;距离Ⅲ段保护的动作条件:不对称故障,方向元件判为正方向动作或非反方向,且计算阻抗在整定的四边形范围(包括原点)内;三相对称故障,计算阻抗在整定的四边形范围(包括原点)内。

注1、2:PSL602 G、PRS-752距离Ⅲ段保护采用记忆方向元件,PT断线前反方向故障保护不动作。

故障案例中PT断线时区外故障已经切除,虽然电压有突变,但电流基本没有变化。距离Ⅰ段保护、距离Ⅱ段的突变量方向元件不满足要求,保护不会动作。而距离Ⅲ段保护判为三相对称故障,且测量阻抗落在四边形范围内,满足动作条件。这正是故障案例中距离Ⅲ段保护误动的原因。

3 距离Ⅲ段保护防误措施

国家电网公司2015 年发布的变电站防全停反措[11]要求提高双母线接线方式母线电压互感器二次回路的可靠性,防止因母线电压互感器二次回路原因造成相关线路的距离保护在区外故障时先启动后失压,距离保护误动导致全站停电事故。因此,需要从源头上提高交流电压公共回路可靠性,并提高距离保护对PT断线的容错能力。

3.1 交流公共电压回路冗余设计

传统变电站220 k V系统交流电压一般采用母线PT方式,在双母线接线方式下存在交流电压公共切换回路。正常情况下交流电压回路通过PT隔离闸刀辅助触点重动回路接入交流小母线,其目的是实现隔离、防止反充电,同时通过母联开关及其隔离开关的辅助触点的重动回路实现两段母线电压并列(如图3 所示)。早期220 k V变电站大多采用这种方式。这种方式采用单路直流供电,重动采用普通的中间继电器,如一组重动继电器损坏,该组交流电压将失去;在直流电源消失时,将造成全所交流电压失去。

目前新工程设计已经对切换回路进行改进[12],重动采用双位置继电器,采用单路直流供电,在直流电源消失时,双位置继电器触点可以保持原来的状态,交流电压可正常接入。但在一组PT检修,电压回路并列拉开PT闸刀时,如操作不当可能造成反充电,使运行PT空气开关跳开造成全所交流电压失去。

为进一步提高交流公共电压回路的可靠性,直流电源、重动回路及切换回路均采用双重化设计,其中重动继电器采用普通中间继电器,两个继电器触点采用并联方式接入电压回路(如图4 所示)。当一路直流电源消失或重动继电器损坏时,确保不失去交流电压。

3.2 距离Ⅲ段保护自适应阻抗偏移特性

电压回路采取双重化设计从源头上减少交流失压的可能性,但并无法彻底消除距离Ⅲ段保护误动的风险。如双母线接线的一组母线PT检修时,往往维护接线型式不变而PT二次回路进行并列。若PT正常运行的母线发生故障,另一条母线电源线路的距离Ⅲ段保护会误动而导致母线全停。因此,有必要从距离Ⅲ段保护动作特性本身提高对PT断线的容错能力。

PT断线与出口处故障时距离保护的测量电压和测量阻抗相同,但测量电流却存在明显差异。PT断线时测量电流为负荷电流,而出口处故障时测量电流为故障电流。根据电流特征,在距离Ⅲ段保护中增设有条件开放阻抗偏移特性的功能(可以通过控制字投退),即采取自适应阻抗偏移特性。若不满足式(3)的条件则保留原阻抗偏移特性,若满足式(3)的条件则采用“反”阻抗偏移特性,即原多边形特性的基础上扣除小矩形特性部分(不包含原点),见图5 所示。

式中,IΦ为测量阻抗进入图2 的小矩形区内时的测量电流,In为线路额定电流。Tcx为电流小于1.2 倍额定电流的持续时间,tdz为门槛值,按躲过区外故障切除时间整定,可取60 ms。

若区外故障伴随PT断线,测量阻抗进入小矩形区后测量电流均为正常负荷电流,不满足阻抗偏移特性开放条件,距离Ⅲ段保护不会动作。

若线路正方向出口故障,假设距离Ⅰ段、Ⅱ段保护均不动作。在正常运行方式下满足阻抗偏移特性开放条件,距离Ⅲ段保护延时出口。在弱电源运行方式下,若故障电流小于1.2 倍额定电流(见式(4)),不满足阻抗偏移特性开放条件,距离Ⅲ段保护不会动作,由相邻线路后备保护切除故障。对弱电源线路可退出阻抗偏移特性的有条件开放功能。

式中: E为系统电势;XS为系统阻抗。

综上所述,距离Ⅲ段保护在故障时仍采用阻抗偏移特性,保证正方向出口处故障能可靠动作,而PT断线时采用“反”阻抗偏移特性,可以有效防止保护误动。此设计思路也同样适用于采用圆特性的距离保护。

4 结论

现行规程规定[10]:距离Ⅲ段保护作为本线和相邻线路的后备保护。但距离Ⅲ段保护的保护范围大,更容易受过负荷和直流偏磁[13,14]的影响导致保护误动。此外,微机保护采用主后一体化设计,距离Ⅲ段保护在实际运行中基本没有正确动作的机会,但误动的风险却很大。因此,需要从设备选型、回路设计、动作特性等方面提高距离Ⅲ段保护的可靠性:

1) 新建变电站220 k V线路采用线路PT,减少电压公共回路。传统变电站交流电压切换回路的直流电源、重动回路及切换回路均应按双重化配置。

2) 强化主保护、弱化后备保护,新改建220 k V及以上线路配置双套光纤差动保护,降低对后备保护的依赖性[15]。

3) 距离Ⅲ段保护采用自适应阻抗偏移特性,若测量阻抗位于原点附近,根据电流值确定是否带阻抗偏移特性(包含原点),以避免区外故障同时伴有PT断线时距离保护误动。

摘要：距离III段保护作为本线和相邻线路的后备保护,动作区往往采用阻抗偏移特性。由于保护在启动后退出PT断线判别功能,非故障线路距离III段保护在区外故障伴随交流失压时容易误动,严重时会引发变电站母线全停。为防止距离Ⅲ段保护误动,从电压回路和动作特性两个方面提出防范对策:1)公共电压的直流电源、重动回路及切换回路均按双重化设计,从源头上避免交流失压;2)根据电流值有条件开放阻抗偏移特性,提高距离III段保护的容错能力。

关键词：交流失压,距离III段,误动,阻抗偏移,双重化设计

交流失压 篇2

1 保护装置TV断线判别逻辑

WXB-11微机保护TV断线告警判据的逻辑如图1所示。

当TV二次发生非对称性断线,即一相或者任意两相失压时,保护装置的自产3 U0有电压,但是由于此时系统没有发生不对称故障,保护的外接3U0没有电压,如果满足保护自产的零序电压减去外接零序电压大于7 V,保护启动元件不动作,经过装置设定的延时发出TV断线告警信号,并且闭锁与电压相关的保护,如纵联、距离、定值单设定的方向零序保护等,TV不对称断线判据表达式:

当TV二次电压发生三相都失压时,保护装置检测到压变二次三个相电压都低于8 V,如果此时A相电流大于0.04倍额定电流,在系统没有故障,启动元件没有动作的前提下,也是延时发出TV断线告警信号,而且闭锁与电压相关的保护装置,三相失压判据中加入A相电流大于0.04倍额定电流的条件,是防止保护使用线路压变二次电压时,开关没有合上保护一直处于告警状态。但是加入了A相电流判据后,也给保护带来一些负面的影响,装置在一些比较特殊的系统运行方式下交流电压三相消失后不能及时报警,这些特殊的运行方式包括开关的热备用;开关虽然在运行状态但是线路空载;旁路开关空充旁母;2台开关并列运行而其中一个回路没有电流等。

TV三相失压判据为(4个条件与门关系):

引起保护装置压变二次三相失压的原因有:

(1)压变二次空开跳闸;

(2)压变刀闸辅助接点接触不好;

(3)本间隔母线刀闸辅助接点接触不好;

(4)本保护屏后交流电压二次空开跳闸;

(5)切换继电器线圈断线。

上述5个因素中本保护屏后交流电压空开跳闸发生概率最高。

2 距离保护出口跳闸的条件

首先是保护启动元件要动作,只有保护的启动元件动作装置才能执行故障处理程序,在故障处理程序中进行各种算法计算,保护的启动元件有2个作用:

(1)开放保护出口继电器负电源;

(2)使保护装置执行故障处理程序,由此可以看出,要使保护装置出口,启动元件必须动作。

该保护的主启动元件为相电流突变量,表达式为:

A、B、C三相任意一相电流突变量连续3次超过整定的突变量门坎值时,保护装置启动,对于距离保护启动元件动作后,还短时开放震荡闭锁元件。

其次保护装置的阻抗测量元件的测量阻抗要在整定的阻抗多边形内,保护的阻抗特性多边形如图2所示。

如果发生出口三相短路,保护的测量阻抗为0,刚好位于整定多边形的边缘,保护装置可能拒动,所以当发生近区或者手合于故障线路上时,整定阻抗特性在图2的基础上叠加图3所示的小矩形,使动作特性包含原点,这样就克服了保护安装处出口三相短路保护动作不可靠的问题。

当保护屏后压变二次交流电压空开跳闸,保护装置接入的三相电压都为0,按照阻抗的计算公式,这种情况下保护装置感受到的测量阻抗为0,一定小于保护的整定阻抗,所以距离元件处于动作状态。

再次是保护装置没有检测出TV断线,因为保护如果检测到TV断线,无论是对称断线还是不对称断线保护都发出TV断线告警,且闭锁和电压回路相关的保护,比如纵联保护、距离保护等,所以距离保护在保护装置检测出TV断线时就不会动作。

综上所述,案例中的保护动作需要满足3个条件:没有发生TV断线告警,阻抗元件的测量阻抗在整定值形成的动作区内,保护的相电流突变量启动元件动作。

3 事故案例中保护动作过程分析

出现保护误动的变电所主接线为双母线带旁路母线的接线方式,由于需要更改一条220 kV出线的计量流变变比,调度发令用原来空充旁母的旁路2650开关代需要停电的2645开关运行,调度发令操作后运行人员首先拉开旁路2650开关,合上2645的旁路母线26456刀闸,然后合上旁路2650开关,当拉开2645开关时,旁路2650开关距离I段动作,开关三相跳闸,运行人员根据系统没有出现故障特征,判断是保护误动引起开关跳闸,于是强送旁路2650开关,但是2650开关合上后,距离手合加速保护又动作,开关再次跳闸,紧急强送出线本身的2645开关,送电成功,系统送电正常后,运行人员检查发现旁路2650开关保护屏后压变二次电压空开跳开。

现在对上面操作过程中保护装置的动作过程和误动原因作详细分析,旁路2650开关带出线开关运行之前是空充旁路,其负荷电流微乎其微,可以近似认为是0,在这种情况下,2650开关保护屏后的空开ZKK因为某种原因跳开,造成保护装置使用的压变二次电压三相失压,Ua、Ub、Uc相电压都小于8 V,但是由于2650开关的电流为0,TV三相断线告警的另外一个条件Ia大于0.04倍额定电流不能满足,因此TV断线告警信号不能发出,距离等保护不会被闭锁,运行人员也不能及时发现保护屏后空开跳闸。

当操作到本身2645开关和旁路2650开关并列运行的时候,由于这2个回路阻抗不一样,电流还是从2645开关本身回路流过,因此旁路2650开关保护因为启动元件没有动作,所以这种情况下旁路2650开关保护虽然三相交流电压消失,保护还不会出口跳闸。拉开本身的2645开关后,线路的所有负荷瞬间都转移到旁路2650开关上,其保护的相电流突变量启动元件动作,由于三相电压失压,所以保护测量阻抗为0,因此距离I段动作,开关三相跳闸。强送旁路2650开关时,保护的相电流突变量启动元件再次动作,又因为保护还是三相失压,保护装置又是检测出开关跳开一定时间后启动量动作,判定为手合于故障线路,距离手合加速动作,开关永跳。

4 预防同类事故发生的对策

前文已经把保护装置误动的原因分析清楚了,关键是针对这种类型的保护装置采取有效措施,防止这种事故再次发生。

可以采取的第一种对策是修改保护软件,把TV三相失压告警中的0.04倍额定电流判别条件取消,使保护装置在压变二次回路三相失压时都能发出告警信号,并且保护能及时闭锁失压后可能误动的保护,也能使运行人员能及时发现及时处理,能有效防止保护误动作事故发生。

可以采取的第二种对策是保护屏后的空开加一付常闭辅助接点,当屏后交流电压空开跳闸后,单独发一个“ZKK开关跳闸”信号,这样改造以后就会出现以下几种情况:

一是保护装置单独发“TV断线”信号,这说明接入保护的交流电压出现异常,而且这种异常不是由于屏后空开跳闸造成的,此时装置已经闭锁了失压后会误动的保护。

二是保护装置发“TV断线”信号的同时,“ZKK开关跳闸”的信号也发出,此时保护装置发出失压信号是由于屏后空开跳闸造成的,并且线路负荷电流也大于0.04倍额定电流,这种情况下保护也已经作出相应处理,闭锁了误动保护。

三是保护装置的“TV断线”信号没有发出,而“ZKK开关跳闸”信号发出,出现这种情况时,运行人员应立即赶到现场,停用失压会误动的保护,试送屏后的ZKK开关。

可以采取的第三种对策是配置这一类型保护的开关由热备用转为运行前,或者2台开关并列运行拉开其中一台开关之前,详细检查保护屏后压变二次交流电压空开,发现交流电压空开跳闸,立即停止操作,检查空开跳开的原因,待空开跳开异常处理好,试送正常后再接着进行倒闸操作。

5 结束语

保护装置三相失压判据中加入有流检测条件时,在一些特殊的运行方式下,接入保护的三相电压失压后,不能及时发出“TV断线”信号,遇到倒闸操作或者系统区外故障时,这类保护装置的距离保护可能误动,在保护没有更换之前可以采用上面3种对策进行补救。

摘要：介绍一起微机保护装置因为交流三相失压造成保护误动的事故,着重分析该型号微机保护不对称和对称电压互感器(TV)断线告警的判据、距离保护出口动作跳闸的条件、事故案例中保护装置的动作过程,最后提出了防止这一类型事故再次发生的对策。

关键词：失压,保护,误动,分析

参考文献

交流失压 篇3

关键词：REL511,失压闭锁,电压切换,反措

0 引言

REL511距离保护广泛用于500kV主变(包括主变500、220kV侧),其220kV三相失压闭锁,特别是外部开入保护的闭锁回路,各变电所采取的方式不同。若闭锁方式设计不当,在运行方式发生改变时易闭锁主变220kV距离保护,或当交流空开跳开时引起保护误动、开关跳闸,造成严重的停电事故。

1 失压闭锁方式

500kV变电站220kV电气设备接线一般采用双母双分段形式,主变220kV侧REL511距离保护的闭锁方案主要有以下类型:

(1)通过电压切换回路进行闭锁,外加电压继电器RXEDK,构成电气量闭锁。

(2)通过电压切换回路进行闭锁,外加TUV/DLD+TOC编程。

(3)通过电压切换回路进行闭锁,另外失压闭锁逻辑中有突变量检测(DU/DI),并通过TUV/DLD+TOC逻辑来构成。

由此可知,在REL511距离保护的闭锁方案中,电压切换回路是共有且必备的回路。目前,电压切换回路从单位置电压切换继电器YQJ发展到双位置接线,而位置继电器复归线圈接线方式多样;YQJ的直流电源也从专用电压切换小母线过渡到本间隔开关控制电源KM。因此,不同类型的电压切换回路产生了不同形式的失压闭锁回路。

2 接线分析及反措

2.1 案例一

某变电所发生直流系统接地,在查找接地过程中,取下直流控制熔丝,造成1GWJ失电,其常开接点打开,压变二次电压无法送至正母I段电压小母线。由于原设计中REL511距离保护外部开入的失压闭锁回路存在缺陷,因此在采不到三相交流电压的情况下,REL511距离保护没有闭锁而误动作出口,造成主变三侧跳闸。母线压变二次回路图如图1所示。

如图2所示,增加1个回路。当控母失压时.1GWJ和3GWJ或2GWJ和4GWJ同时失磁,其常闭接点闭合,使REL511距离保护失压闭锁回路有开入电压,从而闭锁装置。

2.2 案例二

某变电所进行正常倒母线(热倒,即先合后拉闸刀)操作,合上该主变另一把母线闸刀时,主变REL511距离保护报“失压闭锁”故障信号。检查回路(如图3所示)发现,101与301电压切换继电器复归线圈达不到设计要求。倒母线操作时,合上副母闸刀后(正常运行方式下.该主变接于220kV正母),101继电器提前返回,而301继电器尚未励磁,从而使REL511距离保护失压闭锁回路有开入电压,导致装置报警。

根据该双位置继电器特点,将正母闸刀常开和常闭接点分别接入X217:4和X217:5端子,副母闸刀常开和常闭接点接入X217:6和X217:7端子,如图4所示。倒母线操作时,101和301继电器由各自正母或副母闸刀动作复归,这样就不会因动作复归时间不匹配而导致失压闭锁报警。改进后的接线如图4所示。

2.3 案例三

某变电所正常停220kV正母母线压变,当断开母线变压二次小空开时,主变REL511距离保护报“失压闭锁”故障信号。检查回路(如图5所示)发现,该主变运行于正母,正母压变停役时,主变二次电压通过压变二次并列回路使用副母压变(一次通过母联并列)二次电压。由于正母压变停役时二次空开ZKK1断开,而主变正母闸刀合上,因此造成1ZJ励磁,其常开接点闭锁220kV侧REL511距离保护。

根据回路特点,增加2块压板1LP、2LP(图5中虚线框内)。正常运行时,投入1LP、2LP压板;当母线压变停役时,因为先跳开二次侧ZKK将闭锁距离保护,所以在断开ZKK前要先退出压板,复役后再放上压板。这样就可解决运行母线压变停役而用另一个母线压变工作的问题。

3 结束语

交流失压 篇4

直流接地危害很大, 有造成保护误动的可能。在变电站现场发生直流接地不及时处理, 发生两点接地有时造成断路器误跳闸或拒跳, 导致严重事故。下面以笔者工作维护检修管辖范围内的变电站为例, 对直流接地导致跳闸进行详细分析。

1 220k VA变电所运行情况概述

220k VA变电所内使用了国电南京自动化股份有限公司PST1200主变保护、许继电气股份有限公司WXH-811A线路保护、南京电力自动化设备总厂PSR662测控装置、国电南京自动化股份有限公司YQX-12P电压并列装置、南京南瑞继保电气有限公司RCS9651进线备自投装置、无锡斯达电器公司GZDW直流系统等二次设备。

2 直流接地拉路情况及110k V失电分析

2.1 直流接地拉路情况

2009年8月16日14时20分, XX变值班员接到调度员电话:A变二号直流屏绝缘降低报警, 通知人员至现场处理。

15时00分:值班员汇报调度员:绝缘监察装置提示为K1支路接地, 现场为“监控电源”回路 (主变、线路、公用测控等测控装置及电压并列装置直流电源) , 他们直接拉直流Ⅱ屏上K1支路出线空开, 看在线绝缘监测装置直流接地还是在报警, 送上K1支路出线空开 (拉开空开已经超过3秒时间) 。随后拉直流Ⅱ屏上K2支路出线空开 (1#主变第二路直流电源) , 此时听到电度表屏有报警声音, 送上K2支路出线空开。

15时17分:发现现场保护装置“PT断线”信号打出, 检查发现1号主变保护屏上操作箱中压侧开关在“跳位”, 所有110k V主变及线路电度表无压, 立即汇报调度员:1号主变701开关跳闸, 主变保护装置只有开关变位信号, 没有保护动作信号.然后接调度员命令:合上1号主变701开关。合上后“PT断线”信号消失, 运行正常。

2.2 处理直流接地情况

保护人员到变电所, 先查直流接地, 用万用表测量直流“+”对地显示为0V, 分路拉测控装置电源空开, 当拉开公用测控装置1ZK电源空开时, 万用表测量直流“+”对地显示为+110V, 送上1ZK电源空开。分别解开信号公共端800, 解开至220k V正母线PT端子箱电缆信号公共端800时, 直流电压恢复正常, 接好电缆线头;检查2147接地刀机构箱电缆, 查出至挂地线接地锁电缆有接地, 发现由于基础下沉导致镀锌管压破电缆芯线绝缘皮, 电缆芯线搭接到机构箱外壳上造成直流“+”接地。

2.3 开关跳闸检查

根据运行人员报告的情况:拉直流Ⅱ屏上K2支路出线空开 (1#主变第二路直流电源) 时, 1#主变701开关跳闸, 也听到室外开关动作的声音, 这样说明电源回路有问题。先检查主变保护两路电源, 从直流屏至屏顶, 到主变两套保护, 检查无异常无寄生回路;再检查跳闸回路, 外部跳701开关的有110k V母差保护和110k V汪浩线进线备自投, 110k V母差保护装置上无动作信号;检查110k V汪浩线进线备自投保护装置上跳闸和合闸灯都亮;再检查110k V汪浩线WXH-811A保护装置面板无动作信号灯亮, 汪浩线开关在跳位。

2.4 开关跳闸分析

2.4.1 220k VA变备用电源自投说明及动作原因

运行采用拉路法查直流接地时, 当拉开直流屏监控电源时, 变电所PT并列装置失去控制电源, 110k V压变二次电压回路断开, 备自投检测正负母线均无压, 开始启动, 由于当时主变110k V侧负荷很轻 (0.03A) , 负荷电流小于备自投有流闭锁定值, 备自投经3.1s正确动作跳开701开关后, 合上763开关。

2.4.2 事故整个过程

运行采用拉路法查直流接地时, 当拉开直流屏监控电源时, 变电所PT并列装置失去控制电源, 由于PT二次电压重动继电器为单位置型, 当直流消失时继电器返回, 110k V压变二次电压回路断开, 备自投检测正负母线均无压, 开始启动, 由于当时主变110k V侧负荷很轻 (0.03A) , 负荷电流小于备自投有流闭锁定值, 备自投有流闭锁不起作用, 3.1s备自投动作跳开701开关后, 合上763开关, 由于二次电压还没有恢复, 763开关合上后, 距离加速动作又跳开763开关, 造成变电所110k V失电。

3 整改方案

3.1 规范采用拉路法查找直流接地时拉路的方法

使用拉路法查找直流接地时, 至少应由两人进行。首先根据接地检测装置提示的支路, 先拉该支路的各分路开关, 再拉总开关, 不得直接拉停直流屏上的各支路开关;先拉先信号电源, 后控制电源。

拉路前一定要先清楚本路电源断开后, 会造成的保护和安全自动装置的不正常运行状态, 如可能造成保护及安全自动装置误动, 应做相应的安全措施后才能进行, 不能盲目的实施;压变的控制直流电源禁止拉停;雷雨天气时, 禁止拉路查找直流接地。

排查全市所有变电所, 对直流馈线支路拉路后是否会引起保护装置及安全自动装置误动进行一次排查和分析, 并在变电所运规中增加相应条款, 明文规定拉路的顺序并对运行和检修人员进行宣贯, 使运行和检修人员能熟练掌握。

当运行人员仍查找不出直流接地点时, 报一类缺陷, 由检修人员用仪器仪表进一步查找。

3.2 PT电压重动继电器宜改为双位置继电器方式

A变PT电压重动继电器采用的是单位置继电器, 当直流电源电压消失后, 继电器返回, PT二次电压回路断开, 110k V母线二次失压是造成本次事故的一个原因。

为防止发生类似事故, A变PT电压重动继电器宜改为双位置继电器方式, 但必须保证双位置继电器及PT刀闸辅助接点质量可靠, 并满足刀闸合闸时, 其常闭辅助接点应先断开, 常开辅助接点再闭合;刀闸分闸时, 其常开辅助接点应先断开, 常闭辅助接点再闭合。

4 结论

新上220k V变电所, 若采用和A变相同的备自投方式, 在投运后主变没带上大负荷之前, 如果压变回路有问题, 电源跳开, 均会造成备自投误动作。

为了避免类似二次失压情况, 现将进线保护退出。同时退出其他变电所的所有进线备自投备用进线的保护, 当该线路改做出线运行时, 再投入保护。

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.继电保护培训教材.北京:中国电力出版社, 2009.

交流失压 篇5

1 电容式电压互感器二次失压情况

1.1 110kV泉新变电站5×14TV二次失压情况

5×14TV设备为型电容式电压互感器, 其额定电容为0.02μF, 额定中间电压为20kV, 2007年生产并投运。投运一年多后的2009年9月份, 运行人员发现该电压互感器的C相输出电压为零。检修人员立即到现场检查, 断开TV二次快分空气开关后, 发现C相电压互感器的两个二次绕组电压出口无任何电压输出, 高压部分外观正常。

1.2 110kV洪家坡变电站5×24TV二次失压情况

110kV洪家坡变于2008年5月增容扩建, 新上5×24TV于8月投运。该设备为型电容式电压互感器。2009年10月17日下午, 运行人员发现其中A相电压互感器输出电压为零。技术人员当即赶到现场检查, 断开TV二次快分空气开关后, 发现A相电压互感器的两个二次绕组出口无任何电压输出, 高压部分外观正常。

1.3 220kV峡山变电站电压互感器缺陷情况

220kV峡山变峡长I线516线路T V为型电容式电压互感器, 2007年8月出厂, 2008年6月投运。2008年8月9日, 峡山变运行人员发现516线路TV二次绕组电压输出无显示。于是立即安排检修人员对该互感器进行初步测试, 分别测量了主电容和分压电容的介质损耗和电容量, 总电容为10270pF, tgδ为0.06%, 测量结果正常。

2 现场试验检查情况

2.1 220kV峡山变电站110kV峡长I线516线路TV现场检查情况

2008年8月9日分别测量了该电压互感器的高压电容、分压电容的绝缘电阻和中间变压器的绝缘电阻、直流电阻, 发现中间变压器的绝缘电阻很低, 故将故障锁定在电磁单元上。随后对该电压互感器的电磁单元进行了空载特性试验, 分别在一次端加压10kV和15kV, 二次端均无电压输出。可以肯定电磁单元存在问题, 于是将该互感器进行解体检查, 发现中间变压器铁心上端面大面积因聚集水分而锈蚀, 中间变压器线圈绕组 (为油浸式) 引线端头有放电痕迹 (外皮已发黑) , 油箱壁有放电痕迹, 同时存在过热现象 (线圈表面绝缘材质沿面外流、凝结) 。电抗器线圈绕组也存在过热现象 (线圈表面绝缘材质沿面外流、凝结) 。观察绕组内, 发现匝间和层间均已烧穿。

2.2 原因分析

(1) 电容式电压互感器的结构。型电容式电压互感器是由电容分压器、电磁单元 (包括中间变压器和电抗器) 和接线端子盒组成。该类型互感器是分体式结构, 其分压器和电磁单元分别为一单元, 中压连线外露 (便于现场试验) 。图1为电容式电压互感器接线图。

C1—主电容;C2—分压电容;L—电抗器;P—保护间隙;T1—中间变压器;Z—速饱和电抗型阻尼器;K—接地开关;J—载波耦合装置;δ—C2分压电容低压端;XT—中间变压器低压端

(2) 情况分析:由于分压电容器C2和电磁单元正常状态下承受的为额定电压13kV, 而整台互感器承受的电压为当电磁单元对地短接时, 其二次将无电压输出, 对该相CVT承受电压的能力影响较小;当电容分压器C1、C2的其中之一存在缺陷, 该部分将承受较低电压, 而其他部分承受的电压将会升高, 使整台互感器运行异常, 二次有输出但不是正常值;如果中间变压器一次断线, 电压不能正常传递, 二次没有输出;如果C2的电容量变大, 二次虽有输出但会降低。

(3) 由上可知:二次无压输出与电容量的变化无关, 因而二次失压原因一般可归纳为, 电磁单元中间变压器一次引线断线或接地;分压电容器C2短路;电磁单元烧坏、进水受潮等其它故障。

(4) 分析结论:峡山变110kV互感器中绝缘油长期未处理, 水分侵入绝缘油中, 使得绝缘油绝缘性能下降, 导致中间变压器主接头对地发生火花放电, 即将一次主绕组短路, 则二次主绕组和辅助绕组均无电压输出, 这与互感器的异常运行是一致的。由于中间变压器初级绕组被短接, C2上电压全部加于电抗器, 使电抗器两端电压升高, 电流增大, 这就造成电抗器的匝间和层间短路。因此, 水分侵入绝缘油中是造成中间变压器铁心锈蚀、一次绕组短路的主要原因。

3 110kV泉新变电站5×14TV现场检查情况

3.1 检查情况

(1) 由于二次无电压, 首先把二次线全部解开后对二次线圈进行了直流电阻、绝缘电阻测量, 测试结果与A、B两相对比无明显差异, 说明二次线圈良好, 不存在开路或短路接地现象。

(2) 变比测试。对CVT的变比分别进行了测试, 变比均为13000左右, 与标准变比1100相差较大, 考虑仪器量程、适用性等问题, 对该变比数据暂不做分析。

(3) 该类型互感器测量电压先由C1、C2分压, 再通过中间变压器变换到二次。所以又对分压电容C2进行了绝缘电阻、电容量和介质损耗测试。绝缘电阻40GΩ, 电容量63010pF, 介质损耗角正切 (正接法) 1.07%, 通过这些可以判定分压电容C2绝缘良好, 无击穿现象。

(4) 最后用自激法从二次绕组加压时, 仪器显示高压无信号, 说明一二次之间的电磁关系已被破坏, 没有构成电磁回路, 同时得知所测变比为不可信数据, 由此判断为电磁单元一次烧损。鉴于故障情况, 暂时退出5×14TV设备。

3.2 处理建议

(1) 由于电磁单元 (中间变压器和电抗器) 损坏严重, 建议将互感器全部更换。

(2) 如果从二次侧反向加压, 在CVT高压引线处直接测量一次电压, 但由于实际上中间变压器二次侧电流急剧上升, 该测量点并不能直接测到电压。这说明分压电容器C2或中间变压器短接, 电压不能反向传递。

(3) 从CVT高压引线处加压测量电容量和介质损耗角, 因现场的电磁场干扰, 采取故障相和非故障相比较来说明测试情况, 根据测试结果, 得出故障相电容量大于非故障相电容量, 但介质损耗角情况正常。这就说明二次无电压输出与分压电容器电容量的变化及其断线无关, 而是由中间变压器一次接地引起。而这个接地情况在新投运不久即出现, 在其间运行、维护情况没发生过什么意外的前提下, 只能是厂家在制造工艺和选用绝缘材质方面存在问题。

4 预防措施

(1) 电容式电压互感器, 如发现渗漏油, 或油位下降时, 应停电检查, 必要时更换密封圈, 确保中间变压器密封良好。

(2) 加强运行中红外测温试验, 当中间变压器内部过热时应及时停电处理;电容式电压互感器介质损耗增长时, 应尽快处理或更换。

(3) 定期对互感器中的绝缘油进行绝缘强度试验和油色谱分析, 当发现油中气体或组分超标时, 应及时处理或更换;做到定期更换绝缘油, 保证铁心不锈蚀。

(4) 对电磁单元部分进行认真检查, 当阻尼器未接入时不得投入运行;当采用电磁单元做电源测量电容分压器的电容量和介质损耗时, 应注意电磁单元和C2的δ端的绝缘水平, 控制试验电压不超过3kV, 同时应控制二次辅助绕组的供电电流不超过10A, 以防过载或因试验电压过高而损坏绝缘。

(5) 严格注意二次侧的短路或开路, 以免因短路或开路冲击产生的大电流、高电压造成绕组过热而损坏绝缘。

(6) 除了进行常规的试验外, 还应定期测量中间变压器高低压绕组间的绝缘电阻和介质损耗因数。对于220kV及以上的电容式电压互感器, 必要时进行局部放电检测, 同时还应进行二次绕组绝缘电阻和直流电阻测量。

5 结语

交流失压 篇6

煤矿开采过程中普采工作面采用普通单体液压支柱进行顶板支护, 以保证开采过程中人员安全。所采用的单体液压支柱是采用外部供液方式的恒阻式单体液压支柱, 是机械化普采工作面的配套设备, 也是综采工作面的端头支护设备。因其结构简单, 便于井下恶劣环境下操作, 价格低廉且因其可重复使用等优势而广泛使用于煤矿回采工作面的顶板支护和端头顶板支护。其承载能力大、抗偏载能力强、工作行程大、使用范围广, 可应用于薄煤层、中厚煤层及较厚煤层工作面。但在使用过程中, 如果设备出现渗漏或异常将致使内部工作介质流失, 导致泄液失压, 工作面失去保护作用, 出现意外。

针对井下工作性质和工作条件, 为改善劳动强度, 提高安全可靠性, 则产品设计了泄液低压指示装置, 可提前进行预示报警。产品设计吸取了活塞式单体液压支柱的优势, 采用耐氧化、抗溶解, 并具有防锈、密封、润滑作用的工程机械润滑油, 对油缸内表面密封工作面进行油缸与活柱体之间的动态密封, 密封工作面在油缸内壁不暴露, 不会因工作环境导致工作面锈蚀、划伤、磕碰等问题导致密封工作面失效致使支柱报废。该支柱具有工作行程大、结构重量轻、可不用乳化液、使用寿命长、维修方便等特点。

1 结构设计

为防止液压支柱泄液失压导致危险发生, 可在支柱设置压力异常后显示, 提前预警, 并显示液压支柱压力异常, 以防止灾害发生。

压力异常报警显示装置可采用螺旋弹簧压力显示装置, 具体设计主要以弹簧的K值系数和压力变化范围的有效位移距离, 指示压力变化范围。

如图1所示, 压力报警显示装置主要以柱头和顶盖为配合体, 内部设置压力弹簧, 弹簧外径置于柱头和顶盖闭合空间, 柱头与顶盖配合为滑动并有限位槽配合结构, 初始状态为预设报警工作压力。

低压显示装置组成:单体液压支柱低压指示装置安装于柱头内部, 主要工作部件为圆形压力弹簧、柱头、顶盖。

2 参数设计

如设置初始压力为50 k N预设报警工作压力, 或工作介质压力为5 MPa, 显示报警工作行程为10 mm, 液压支柱油缸工作压力F油缸为:

式中p—显示介质压力报警, MPa

D—工作油缸直径, mm

而弹簧预紧工作压力F弹簧为:

式中x—为弹簧的压缩行程

k—弹簧的弹性系数

则弹簧预紧力F弹簧即为报警显示压力低于工作压力时, 报警显示压力可自行设定。也就是设定显示出工作压力低于设定值, 显示液压缸没有在工作压力下工作。

3 预警压力设定

现有矿用单体液压支柱工作压力为28.5 MPa;工作上限压力安全阀开启压力为31.5 MPa;支柱额定工作阻力为300 k N。假设液压缸压力低于5 MPa, 显示液压缸处于低压报警工作压力, 对于直径100 mm液压缸工作举升力F为:

则弹簧系数:

即设计采用弹簧系数k范围3000~4000 k N/mm即可, 保证在弹簧工作阻力范围内。

装配时, 首先将预紧力设置为F=30 k N, 该设置初始力克服弹簧压力并变形, 压缩力将顶盖压入时把连接钢丝嵌入, 此时状态如图2所示。

其作用是, 在装配时采用一定的压力将弹簧以设计初始预紧力进行装配, 也是液压缸非工作时的压力, 这时柱头及顶盖处于伸长时放松的无压力状态, 报警显示暴露外部。

当注入高压工作介质时, 内部呈现高压状态, 由于压力的作用下, 这时柱头及顶盖处于最小的行程, 将报警显示部分藏于顶盖内部, 如图3所示。

4 试验验证

液压缸工作大于预先设定的报警压力。当工作压力大于预先设置的压力范围时, 活柱顶端与顶盖内部结合, 消除间隙, 弹簧受力不再增加, 工作力以顶盖与活柱顶端接触面积工作, 可达到更大的支撑力, 而此时弹簧不再受更大的压力。

实验室模拟试验验证, 该装置可及时预警显示单体液压支柱泄漏失压。该装置简单可靠, 不需进行防爆试验等测试内容。

该指示装置简单可靠, 较适合中、低单体液压支柱的泄液报警指示, 在光线照度较低环境下不便于观察压力变化警示, 工作后单体液压支柱在巷道内拖动会污染报警指示工作面, 警示作用不会很明显, 也将增加检测人员的工作强度。

5 改进设计及优势

针对实验室模拟试验和分析实际应用中可能出现的问题, 可将高强度弹簧采用压力活塞变速器替代, 实现压力报警并开启低压开关, 驱动频闪报警。

实验室模拟试验曾采用蜂鸣器报警进行泄液低压报警, 但井下环境在远距离无法听到, 同时内置电源的容量限制可能会导致电能很快消耗殆尽, 压力报警将失去作用。因此改进型将采用电能消耗较低的LED频闪报警装置, 并结合单体液压支柱的工作特点, 设计更完善的报警系统。

目前设计的单体液压支柱不仅具有压力频闪报警装置, 便于井下远距离观察, 同时采用分隔装置将工作介质和工作密封面分离, 避免了工作介质中的泥沙造成密封工作面锈蚀而导致设备失效, 目前新产品不仅具有报警功能, 还具有环保等优势:

(1) 相比于同高度活塞式支柱, 重量轻、伸缩行程大;

(2) 柱头内置泄液报警装置, 一旦压力泄漏, 报警灯即闪烁;

(3) 活柱外表面为非密封工作面, 炮崩、磕碰、锈蚀不影响支柱使用性能和寿命;

(4) 排放的水介质无污染, 达到环保要求, 并降低使用成本;

(5) 油缸内表面为工作密封面, 内涂防锈润滑油, 工作时更加灵活, 延长了支柱的维修周期;

(6) 工作介质为纯水, 井下工作不需乳化液泵站, 采用不锈钢防爆高压泵及过滤装置即可实现井下单体液压支柱的工作需要。

未来的产品设计应满足安全、环保等特点, 并将人机工程应用到产品设计开发中。

摘要：煤矿井下开采过程中巷道及采掘工作面的安全至关重要, 如果没有可靠的防护设备的保护就可能发生灾害。单体液压支柱一旦泄漏失去支撑压力, 将导致其它支柱受力不均甚至失效出现意外。为尽早发现单体液压支柱泄液失压不能正常工作, 设计了弹簧预警检测装置, 可根据工作过程中的压力变化情况检测出单体液压支柱工作是否正常。本文以弹簧压力系数范围选择及压力设定范围的计算方法和安装结构做了详细的分析与计算, 并进行了模拟样机制作, 试验验证该装置可以及时反应出单体液压支柱工作压力低于设定值时, 可在支柱顶端观察到警示区域显示并起到预警作用。

交流失压 篇7

备用电源自投装置 (以下简称:备自投) 是电力系统中为了提高供电可靠性而装设的自动装置, 对提高多电源供电负荷的供电可靠性, 保证连续供电有重要作用。随着电网容量的扩大和用电负荷的增加, 电力用户对电网运行水平和供电可靠性的要求愈来愈高, 这种趋势使得备自投装置在电网中的使用数量大量增加。本文通过对工作原理的详细分析, 阐述了备自投装置在故障期间的算法及出口逻辑。

1 工作原理

双T型接线是牵引变电所目前采用比较普遍的一种接线方式, 它在变电所要求有两回进线时采用。一般情况下, 其中一回引自电源点的专用间隔, 另一回进线可从电力系统的各供电线路 (应保证可靠性) 上T接。双T型接线方式比较简单, 见图1。

对于双T型接线, 共有6种运行方式, 备自投装置根据现场开关的位置状态能够自动识别出当前的运行方式, 如果不满足上述的任何方式则发出运行模式异常信号。备自投装置能够自动检测出进线失压故障, 并根据当前的运行方式自动操作隔离开关或断路器, 完成备用电源的自动投切功能。

备自投的6种运行方式及各个隔离开关或断路器的状态:

2 进线失压情况下的自动投入操作

对每一种运行方式下, 当出现失压情况, 装置根据允许投入相应的开关, 从而进入另一种运行方式, 以保证整个供电系统正常工作。

2.1 运行方式1进线失压

当1#进线失压, 跳开3QF、5QF、1QF、1QS、7QF、8QF, 然后检查2#进线是否有压, 如有压, 再合上2QS、5QS、9QS、1QF、3QF、5QF, 再分断9QS。运行方式由1#进线带1#主变运行转换为2#进线带1#主变运行。

2.2 运行方式2进线失压

当1#进线失压, 跳开4QF、6QF、2QF、5QS、1QS、7QF、8QF, 然后检查2#进线是否有压, 如有压, 再合上2QS、10QS、2QF、4QF、6QF, 再分断10QS。运行方式由1#进线带2#主变运行转换为2#进线带2#主变运行。

2.3 运行方式3进线失压

当2#进线失压, 跳开5QF、3QF、7QF、8QF、1QF、5QS、2QS, 然后检查1#进线是否有压, 如有压, 再合上1QS、9QS、1QF、3QF、5QF, 再分断9QS。运行方式由2#进线带1#主变运行转换为1#进线带1#主变运行。

2.4 运行方式4进线失压

当2#进线失压, 跳开4QF、6QF、7QF、8QF、2QF、2QS, 然后检查1#进线是否有压, 如有压, 再合上1QS、5QS、10QS、2QF、4QF、6QF, 再分断10QS。运行方式由2#进线带2#主变运行转换为1#进线带2#主变运行。

2.5 运行方式5进线失压

当1#进线失压, 跳开7QF、8QF、3QF、5QF、1QF、1QS, 然后检查2#进线是否有压, 如有压, 且2#主变无故障, 再合上10QS、2QF、4QF、6QF, 再分断9QS、10QS。运行方式由1#进线带1#主变运行 (2#进线热备用) 转换为2#进线带2#主变运行。

2.6 运行方式6进线失压

当2#进线失压, 跳开7QF、8QF、4QF、6QF、2QF、2QS, 然后检查1#进线是否有压, 如有压, 且1#主变无故障, 再合上9QS、1QF、3QF、5QF, 再分断9QS、10QS。运行方式由2#进线带2#主变运行 (1#进线热备用) 转换为1#进线带1#主变运行。

3 结论

随着新技术的发展, 备自投装置已经走出厂用电的局限, 可以有效地提高供电的可靠性, 因为备自投装置本身的实现原理简单, 费用较低, 所以在发电厂和变电站及配电网中得到了广泛的应用。

参考文献

[1]DL/T769-2001, 电力系统微机继电保护技术导则[S].

[2]李宏任.实用继电保护[M].机械工业出版社, 2002.