电流异常（精选7篇）
电流异常 篇1
摘要：介绍了一起电流互感器电流异常故障的发现、检查和试验过程, 研究了二次绕组绝缘下降导致二次电流异常的原因, 并最后提出了类似故障的检查方法。
关键词：电流互感器,二次电流,二次绕组,绝缘电阻
1 引言
电流互感器电流异常是电流互感器的常见故障, 通常原因有系统负荷不平衡、接线错误、误差超标等, 严重影响测量的准确性及继电保护动作的正确性, 干扰电网正常运行, 除此以外, 电流互感器自身绝缘不良等问题也会引起电流异常, 但容易被忽视, 通过对500k V电流互感器结构的分析, 研究了互感器自身引起电流异常的原因, 并介绍了一起故障案例。
2 故障案例及检查
某500k V变电站5052流变B相电流存在异常, 其中A与B的1S二次绕组电流相角差为110°。该流变由上海MWB互感器有限公司生产, 生产日期2007年11月, 投运日期2013年12月。
为进一步检查5052流变B相电流异常是由流变本体缺陷引起, 将流变端子箱ABC三相电流短接后再次测量三相电流角度, A与B的1S二次绕组电流相角差仍为110°, 故判断故障位置位于5052流变本体。
5052流变停役后打开B相二次接线盒, 发现二次接线盒内潮湿有油迹, 二次引出线密封板处渗油并有放电灼烧痕迹, 如图1所示。
对流变B相二次绕组进行绝缘电阻测试, 1S绕组对地绝缘电阻为0MΩ, 其余绕组对地绝缘电阻均为0.1MΩ, 末屏对地绝缘电阻为0MΩ, 说明二次绕组和末屏绝缘存在问题。后对5052流变B相1S绕组变比极性、比差角差测试, 结果见表1, 5052流变B相介损及电容量测试结果满足规程要求。
3 测试数据判断及原因分析
流变正常运行时, 末屏接地, 由于接线盒内受潮, 末屏附近电场畸变, 并在二次接线盒引出线密封板处发生放电, 出现放电灼烧痕迹, 放电累计发热使得引出线密封板处密封性能下降, 出现渗油现象。受到引出线密封板处放电和渗油影响, 二次绕组引出线不同程度出现放电灼烧痕迹, 绕组对地绝缘也显著下降, 特别是1S二次绕组对地绝缘几乎为零。
与保护小室内该绕组的保护接地点之间形成的一容性阻抗与二次负载并联。此容性阻抗引起二次电流分流, 导致流入继电保护装置电流改变, 但使其相位有10°偏差。1S二次绕组回路图及其向量图如图2所示。其他二次绕组对地绝缘电阻为0.1MΩ, 远大于负载电阻, 分流作用对负载电流幅值和相位影响均很小, 可忽略不计。
4 结论
通过对电流互感器结构分析表明, 电流互感器本体的电流异常故障大多源于二次绕组部分, 检查此类故障时, 应将重点集中于二次绕组部分。
故障实例分析表明, 电流互感器二次绕组绝缘降低与电流互感器保护接地点之间形成分流通道, 导致进入继电保护装置的二次电流改变, 反应出电流异常现象。在日常检修工作中, 对二次绕组绝缘的测试工作应加强重视, 对尽早发现设备隐患有很大帮助。
参考文献
[1]乔立凤.330k V电流互感器电流异常故障分析[J].电子测量技术, 2013.
[2]卢志海, 刘晖, 王黎, 李伟.一起电流互感器异常的处理方法及分析[J].山东电力技术, 2009.
电气制动电流指示异常故障分析 篇2
发电机组正常停机采用电气制动, 若发电机定子或出口母线有异常, 应人为切除电气制动, 电气事故时电气制动将被闭锁, 但机械制动能正常投入。电气制动投入时, 机组转速为50%nr, 整个制动过程需要3min25s, 制动电流约为 (6.3-8) kA左右, 如超过8kA, 则有损坏机组定子绝缘的危险。因此, 在停机过程中, 需要通过现地盘定子电流表或计算机通道定子电流指示值监视电气制动电流大小。
对定子电流的测量有两个途径:一是由机端CT二次回路直接送到现地盘定子电流表进行指示, 二是由机端CT二次回路送到电流变送器, 经电流变送器测量, 输出0-20mA的电流信号送到现地RTU盘和中控室模拟盘上的定子电流表, 实现对定子电流测量值的远方监控。原用的定子电流测量变送器为7kg2112型挂墙式交流电流变送器, 测量精度高, 频率范围宽, 输出的是一个对应于测量变量的0-20mA直流电流, 不受所接负载的影响, 与所接负荷无关, 输出稳定。
2 电流测量变送器改造
原用的电气制动定子电流测量变送器部分元件老化严重, 测量误差逐年增大, 决定采用7kg6000-8AB型组合式变送器进行更换, 该变送器一般应用于测量信号是经过长距离传输的电场之中, 具有安装简单, 功能强大, 无须维护等特点。它不仅能对电流量进行测量, 还可以对电力系统中的电压、有功功率、无功功率、视在功率、频率、相角等参数进行测量, 可以通过三个输出端口同时输出模拟信号, 连接到指示仪表及计算机测控单元中。若将变送器通过7kg6051-8BA电缆与运行“SIMEAS PAR”软件的个人电脑相连接, 则输入接线方式、测量参数类别以及输出量程范围均可通过电脑维护终端软件进行设置。改用新型的组合式变送器后, 对定子电流、电压、有功功率、无功功率、相角等参数的测量由原来的5个电测量变送器降为两个, 不但节约了盘内空间, 且简化了接线方式, 提高了设备运行的可靠性。
3 异常分析及改进
更换后的7kG6000-8AB组合式变送器在开机和运行过程中指示正常, 但在机组的停机过程中, 当转速低于50%投入电气制动时, 由机端CT二次回路直接送到现地盘定子电流表的指示值为6.3kA。而计算机通道和中控室定子电流表的指示值达到了8.1kA, 与更换变送器前相比, 定子电流明显偏大。如果制动电流确实达到了8.1kA, 将损害定子绝缘。
针对上述情况进行试验, 将一块测量精度为0.05级的数字万用表及一块普通电流表串入组合变送器的输出回路中, 在机组投入电气制动时观察电流值, 发现数字万用表和电流表的测量值均达到了8.1kA, 这就排除了计算机通道和中控室模拟盘电流表发生故障的可能性, 说明新更换的组合式变送器对机组制动电流的测量值确实是8.1kA.
新安装的变送器在机组电气制动的工况下, 对制动电流值的测量存在明显升高的现象。那么, 7kg6000-8AB型组合式变送器和原来安装的7kg2112型变送器到底有何不同, 为何在机组正常运行时对各种量值的测量都非常准确, 而在机组投入电气制动后, 对制动电流值的测量会产生如此大的偏差, 有必要对发电机组的电气制动做进一步分析。
电气制动的工作原理是基于同步电机的电枢反应理论。当机组与电网解列, 发电机转子灭磁后, 使定子三相短路, 同时给转子重新施加励磁, 由于此时定子线圈是纯感性负载, 因此电枢反应的结果是产生的电磁力矩使机组快速减速, 达到快速制动, 减少轴瓦磨损的目的。当发电机组投入电气制动时, 定子出线端三相短路, 从50%额定转速至停机期间投入励磁电流, 在电气制动情况下, 定子绕组中的短路电流是一恒定值, 不随机组转速的降低而变化, 但电流的频率会随着转速的变化而变化, 且会在某一时段处于低频状态, 当机组处于工频运行状态时, 进入变送器的不平衡电流主要为工频分量, 无法通过低通滤波器, 但当机组转速较低, 电流频率处在20Hz及以下时, 不平衡电流即可通过低通滤波器, 进入到变送器的电流不仅有工频分量, 还有波形发生畸变的非正弦交流分量。新安装的7kg6000-8AB组合式变送器是新一代的智能化仪表, 其内部的微处理器可达到每秒进行15次的运算, 有效的扫描速度是测量信号频率的96倍, 这不仅使变送器能够正确的测量出工频正弦交流电流, 还能够测量出叠加了不平衡畸变波形分量的制动电流值。而7kg2112型变送器仅能够测量出波形失真系数小于0.5%的正弦波制动电流值, 当机组转速降至50%额定转速时, 投入电气制动后, 随着机组转速的逐步下降, 这时的制动电流就叠加了一个畸变的非正弦交流分量, 旧的7kg2112型变送器由于测量精度的原因而不能采集到这一畸变的非正弦交流分量, 新更换的kg6000-8AB组合式变送器却能够采集到这一畸变的非正弦交流分量, 这就解释了旧的7kg2112型变送器测量电流正常, 而更换了新型组合式变送器后制动电流出现异常的故障原因。
4 结束语
通过以上分析, 找到异常的原因, 对新更换的7kg6000-8AB组合式变送器进行改造, 将定子电流测量变送器更换为扫描速度相对较慢的单相交流电流变送器, 而机组有功功率、无功功率、电压、相角等参数的测量仍然采用7KG6000-8AB组合式变送器进行测量, 将定子电流变送器更换为FPA型单相交流变送器。经多次试验, 定子制动电流显示正常, 从而解决了更换7kg6000-8AB组合式变送器后, 在停机过程中出现电气制动电流异常的问题。
摘要：对鲁布革发电机变送器输出偏大的原因做了详细的分析, 并提出消除此故障的方法。
关键词：电气制动,定子电流,变送器,波形畸变
参考文献
[1]陈尚松, 雷加, 郭庆.电子测量与仪器[M].电子工业出版社.
[2]古天祥, 习友宝, 詹惠琴.电子测量原理[M].机械工业出版社
电流异常 篇3
1 小电流接地系统发生单相金属性接地
小电流接地系统发生单相金属性接地故障, 以A相为例, 低压侧电压相量见图1。
零序电压:
当A相金属性接地时, 负荷电流及线电流仍然对称, A相对地电压为零, B相及C相电压部分上升至线电压, U0等于相电压。
当A相部分接地时, 负荷电流及线电流仍然对称, A相对地电压部分下降, B相及C相电压部分上升, 但小于线电压, U0出现且小于相电压。
不论发生金属性接地或部分接地, 此时系统仍可继续运行, 但应尽快采取查找故障线路、隔离故障线路等措施进行处理, 确定故障线路后将其退出运行, 由线路检修人员进一步处理。当发生单相接地故障时, 应首先核查表计指示是否正常, 有条件时应和其它表计、电压传感器等校对, 确定是否真接地, 排除保护误动作可能。然后由值班员按母线、变压器、断路器、出线电缆、线路顺序依次实地检查是否存在故障点。现场检查时应至少两人一组, 并应穿绝缘靴, 发现明显故障点时不得靠近, 保持安全距离, 并派专人守候, 防止其它无关人员进危险区域。如果经值班员检查仍不能确定故障线路, 则通常采用分路停电方法排查故障线路。此时, 应根据以往运行经验、线路故障频率、用户性质等确定线路停电先后顺序, 以减少用户停电时间。一般来说, 先停故障率较高线路和穿越复杂地形、用户复杂的线路。
2 电压互感器高压熔断器熔断
2.1 电压互感器高压熔断器一相熔断
电压互感器高压熔断器一相熔断, 以A相为例, 其低压侧电压相量如图2所示
因小电流接地系统电压互感器接线方式一般采用三相五柱式, 且中性点直接接地, 二次侧此时A相对地电压E觶a=0, B、C相对地电压不变。
实际上由于电压互感器磁路互感的存在, 使二次侧A相对地电压Ea大于零, Eab、Eca较相电压均有所增大, U0下降, 但一般也大于单相接地零序电压动作值。因此, 电压互感器高压侧发生一相熔断器熔断故障时, 将发出电网单相接地故障报警信号。
如果母线采用暗备用方式, 其母线联络断路器一般装设有备用电源自动投入装置。由于其低电压启动元件一般取Eab、Eca, 且其低电压定值一般为Ue, 当高压熔断器一相熔断时, 备用电源自动投入装置装置不会动作。但更换高压熔断器时, 因需将电压互感器停电, 故应先退出母线联络开关备自投再将电压互感器退出运行, 通过测量电压互感器绝缘电阻等检查确无异常后, 更换同容量高压熔断器, 方可将备自投装置投运。
2.2 电压互感器高压熔断器两相熔断
电压互感器高压侧熔断器两相熔断, 以B、C相熔断为例, 由于电压互感器高、低压侧中性点一般均直接接地, 3U0等于相电压, 单相接地信号将会动作发信。低压侧Ua电压不变, Ub、Uc及Ubc均下降为零, Uab、Uca均等于相电压, 故由此供电的母线联络断路器的备自投装置将不会动作。此时须先退出备自投装置, 将电压互感器停电, 检查其内部确无故障后方可更换高压熔断器, 再恢复正常运行方式。
3 电压互感器低压熔断器熔断
3.1 低压熔断器一相熔断
电压互感器低压侧熔断器一相熔断, 以A相熔断为例, 当低压回路未接负载 (空载) 时, A相对地电压Ea=0, B、C相对地电压不变, 线电压Eab、Eca均为零、Ebc正常, 3U0=0。但由于二次回路均接有电压继电器、电压表、功率表等负荷, 受负荷回路倒送、反馈等影响, 使Eab、Eca、Ea仍有一定读数, 约为30~40%Ue。
如果母线采用暗备用方式, 其母线联络断路器备自投装置低电压启动元件最多只能满足一个条件, 当低压熔断器熔断一相时, 备自投装置不会动作, 此时可直接更换熔断器即可, 切忌取出正常熔断器或取错, 否则将造成备自投装置误动。
3.2 低压熔断器两相熔断
当电压互感器低压侧熔断器熔断两相时, 由此供电的母线联络断路器备自投装置将动作, 使其误动作。此时查找电压互感器低压回路确无故障后方可更换低压熔断器, 再恢复正常运行方式。
4 谐振
4.1 并联谐振
中性点不接地系统在进行近区操作、雷击或其它原因使系统电压瞬时升高时, 将导致电压互感器铁芯饱和, 使电压互感器电抗下降, 满足系统对地电容与母线电压互感器并联谐振条件而发生并联谐振, 此时也会出现接地信号, 但系统实际上并无接地点。此时三相对地电压变化与接地时不同, 并有以下3种情况:
(1) 基波谐振。此时最大过电压值不超过3Ue, 一相电压下降, 两相电压升高超过线电压, 或两相电压下降, 一相电压升高。柘溪水电厂2013年近区10k V系统曾多次发生此类谐振, 当时是两线电压升高达1.8Ue, 一线电压降至0.4Ue, 经及时停运10k V故障线路方消除谐振, 但仍造成近区10k V系统多台电压互感器损坏。
(2) 分频谐振。即谐振频率为基频分数倍的谐振。其过电压值不超过2Ue, 三相对地电压依次轮流升高, 并在 (1.2~1.4) Ue中作低频摆动, 约每秒一次。
(3) 高频谐振。过电压值不超过4Ue, 三相对地电压一起升高。
长期运行经验和实测表明, 基波和高次谐波谐振过电压很少超过3倍工频电压, 一般不会有危险。但对分次谐波过电压, 由于激磁阻抗的非线性特性, 使激磁电流大大增加, 虽然过电压倍数小于2, 但极大的激磁电流会烧坏熔丝或使电压互感器过热, 进而冒油烧坏甚至爆炸。
4.2 串联谐振
在中性点经消弧线圈接地系统, 由于系统接线方式的变化或参数选择不合理时, 消弧线圈电感L与系统总对地电容3C和50Hz工频电源U0恰好形成串联谐振回路。
由于三相对地电容不完全相等, 则电源中性点对地之间将产生电压偏移U0。当U0上升至危险数值, 将导致消弧线圈爆炸等严重问题, 因此运行中应绝对避免消弧线圈全补偿方式运行。
5 结束语
电流异常 篇4
该互感器投运以来运行正常, 没有出现过不良工况, 无过热、放电及渗漏油等缺陷。2015 年7 月18 日, 其带电介损值达到0.00709, 较2014 年增长0.00706, 油中氢气含量达到610.83μL/L, 微水含量达到16.8μL/L, 相对介损和氢气均超过注意值。之后又进行了高电压介损测试, 确认设备主绝缘存在异常。考虑到正处在多雨季节, 空气较为潮湿, 且112 间隔为该220k V变电站2 号主变压器主进间隔, 设备运行中损坏后, 直接造成2 号主变压器跳闸, 严重影响电网安全稳定运行, 故对该电流互感器进行了停电更换, 并组织专家对其进行了故障原因分析和解体检查。
1缺陷分析
1.1相对介损及电容量带电检测数据分析
以111间隔为参考设备, 对112间隔A相电流互感器进行带电测试发现相对介损值达到0.00709, 如表1所示, 2014年带电测试相对介损为0.00003, 增长为0.00709-0.00003=0.00706, 超过了国网公司电力设备带电检测技术规范规定的0.005的增量, 达到了缺陷标准。电容量比值初值差为 (0.944-0.934) /0.934=1.07%, 未见异常。
1.2油色谱数据分析
该互感器从2009年5月至2015年8月21日的油色谱试验数据如表3所示, H2和微水的发展趋势如图1、图2所示。可以看出, 该互感器油中气体含量在2015年7月之后发生突变。2015年7月18日对某220k V变电站112间隔三只电流互感器进行带电取油样分析, 油色谱数据存在异常, A相电流互感器氢气含量达到610.83μL/L, 超过了状态检修规程规定的注意值150μL/L, 之后数值逐渐增长, 烃类气体无明显变化, 微水从12μL/L增长到16.8μL/L。112间隔B、C相电流互感器试验数据无明显变化。
发现该电流互感器存在缺陷后, 为及时掌握缺陷发展情况, 每周安排一次带电取油样油色谱分析, 结果发现该设备氢气含量增加较快, 从7 月18 日610.83μL/L增长到8 月21 日939.65μL/L。
1.3 高电压介损测试数据分析
112 间隔A相CT更换后, 对其进行了高电压介损试验, 试验数据如表6 所示, 介损与试验电压关系如图3 所示。从诊断试验数据可以看出, 10k V电压下的介损值达到了0.00812, 接近《国家电网公司输变电设备状态检修试验规程》规定注意值0.01, 且与2010 年停电测试数据0.00219 相比, 增加较快。 电容量初值差为 (797.0-797.3) /797.3= -0.04%, 未见异常。测量电压从10k V到Um/√3, tanδ 的增量为0.00071, 未见异常。根据升压降压曲线来推测, 该支电流互感器可能存在受潮的现象。
对112 间隔A相电流互感器进行了局部放电试验, 在1.2Um/√3 电压下视在放电量<20p C。局放后的色谱试验数据见表3。
1.4 综合分析
综合上述状态信息整体分析, 该设备主绝缘存在缺陷, 微水含量虽略有增长, 但设备未发现渗漏点, 排除了绝缘受潮的情况, 考虑该设备氢气超标、介损增大, 判断是由于设备制造工艺不良引起的低能量放电和绝缘老化。
2 解体检查情况
2015 年8 月26 日, 对112 间隔A相电流互感器进行解体检查, 解体前设备外观良好, 无破损、渗漏等问题, 膨胀器无异常顶升情况, 具体解体检查情况如下:
2.1 解体发现U型环包绕的锡箔纸缠绕不紧, 有大量的褶皱和空隙, 尤其是S弯处和0 屏端部, 且锡箔纸搭接处有大量氧化发污的痕迹, 如图4 所示。
2.2 发现末屏的制造工艺存在瑕疵, 有大量的褶皱, 末屏边缘裁剪不整齐, 存在尖端和毛刺, 造成局部放电, 如图5 所示。
3 缺陷原因分析
综合高压带电测试数据、停电试验数据、油色谱试验数据以及解体情况进行分析, 某220k V变电站112 间隔A相电流互感器内部存在大量褶皱, 判断是由于制造工艺存在瑕疵, 在外部电场作用下, 引起薄弱部分电晕放电, 使互感器绝缘油发生劣化, 产生氢气, 并影响设备整体绝缘性能, 导致介损升高。
4 结论及防范措施
加强电流互感器带电检测, 对设备的相对介损和相对电容量进行测试和分析, 增长趋势明显的电流互感器要利用高电压介损和电容量试验进一步分析设备运行情况;加强电流互感器的油色谱数据测量, 对油中溶解气体增长趋势明显或者超出注意值的设备, 进行高频局放测试;对同厂、同类型电流互感器进行统计监测, 加强红外精确测温工作, 有效预防严重事故的发生。
参考文献
[1]国家电网公司发布.Q/GDW 1168-2013输变电设备状态检修试验规程[S].2014.
[2]刘胜军, 刘晶, 李海璇.220k V电流互感器带电检测数据异常分析及处理[J].绝缘材料, 2011, 44 (4) :70-72.
[3]燕宝峰, 郭红兵, 韩磊, 陈冬蕾, 文惠君.一起油浸式电流互感器缺陷原因分析[J].内蒙古电力技术, 2013, 31 (5) :120-122.
电流异常 篇5
我公司水泥粉磨系统于2010年10月正式投产, 水泥球磨机额定功率为3 550k W, 额定电流253A, 正常生产时电流波动只有4A。在生产中, 由于经验缺乏和维护不及时等原因, 造成多次球磨机电流异常波动, 严重时甚至出现设备事故, 给生产造成很大影响。后来经过技术人员的不断努力, 很大程度上减少了类似事故的发生。
1 电动机滑环室打火
产生原因:电动机滑环电弧拉伤, 滑环表面出现严重沟槽, 滑环室内废弃碳粉积聚, 碳刷因卡簧松动与滑环表面接触不良, 滑环打火造成弧光短路放炮。
导致结果:球磨机在正常运转时, 电动机电流突然发生无规律性较大波动, 严重时导致磨机跳停, 现场能听到放炮的声音, 降低电动机使用寿命。电流趋势见图1。
预防措施:1) 定期清理滑环室内废弃碳粉, 避免碳粉积聚。2) 定期检查碳刷长度及卡簧压力, 避免碳刷和滑环接触不良导致的拉弧放炮。3) 定期检查滑环表面光洁度, 出现坑洼毛刺及时打磨。4) 检测滑环是否失圆以尽早处理。
2 滑履瓦缺油拉伤
产生原因:油箱内的润滑油由低压泵抽出, 经过滤器、板式冷却器后一部分供给高压泵用于启停磨机, 一部分供给滑履瓦, 通过调节旁通循环阀门及供油阀门使供油压力维持在0.25~0.3MPa, 油压值通过压力变送器传给中控, 当低于0.15MPa时连锁跳停球磨机。故障时, 在开磨前各仪表及远传压力均显示正常, 之所以出现滑履瓦缺油, 主要原因是由于供油阀关的太小, 内循环旁通阀开度过大, 加之远传压力表位置安装不合理, 导致实际供油量小而远传压力表显示正常, 造成滑履瓦缺油拉伤, 远传压力表安装位置见图2a。
导致结果:球磨机开启后不久, 电流就出现小幅波动, 然后波动范围越来越大, 几分钟后波动值可达到10A以上, 电流趋势见图3。
预防措施:将压力变送器从供油阀门之前移到供油阀门之后, 确保供油压力的真实性, 改造后远传压力表安装位置见图2b。
3 电动机引出线接地
产生原因:电动机接线后, 在接线盒内未对电缆进行保护, 电动机运转时有轻微振动, 电缆与电动机外壳长时间摩擦导致电缆破皮接地。该故障点因发生在电动机盒内部, 电动机跳停后振动消失, 摩擦部位脱开, 不易查找。
导致结果:球磨机正常运转时突然跳停, 报运行故障, 电流趋势见图4。
预防措施:检修时检查电动机引出线及其他易产生摩擦的部位, 用胶皮进行保护。
4 磨内衬板上物料结大块
产生原因:因磨机防水未做好导致下雨磨机进水, 和水泥混合后物料与钢球黏结在一起附着在衬板上, 运转时这部分钢球随磨机筒体做圆周运动, 大块物料在提升和下落时导致负载波动较大。
导致结果:电动机电流呈规律性振荡, 变化周期与球磨机转动周期相吻合, 电流值最高达275A, 最低达230A, 电流趋势见图5。
预防措施:日常工作中加强设备防水, 避免雨水进入设备内部。
5 助磨剂供给中断
产生原因:因助磨剂泵故障造成助磨剂供给中断, 在配料不变的情况下磨内料球比增大, 使得物料流动性变差。
导致结果:系统稳定运转时, 球磨机电流突然缓慢降低, 但未出现剧烈振荡, 约1h电流降低15A (如图6所示150~210min) , 然后基本趋于平稳状态 (如图6所示200min之后) , 电流趋势见图6。
预防措施:加强对助磨剂系统的检查维护, 有条件的可考虑增加备用泵并改为智能计量掺加系统。
6 结束语
电流异常 篇6
某日, 某220kV变一220kV线路第一套微机电流差动保护动作, 但开关未跳闸, 第二套微机电流差动保护无任何反应;对侧电厂第一套微机电流差动保护动作跳闸。由于电厂至该220kV变为双回路运行, 因此故障未造成负荷损失。线路一次系统未发现故障情况。本文将结合保护装置相关信息及保护动作原理, 对此次保护动作行为进行分析。
1 保护动作情况
微机电流差动保护动作后检查两侧保护装置。220kV变侧 (以下称变电站侧) 该线路开关第一套微机光纤电流差动保护装置“稳态量比率差动保护”动作, 液晶面板报“板2AD基准电压出错动作”, “总报警”灯点亮, 开关实际未跳闸;第二套微机光纤电流差动保护装置无任何动作信息。电厂侧2C18开关第一套微机光纤电流差动保护装置“稳态量比率差动保护”动作, 开关三相跳闸;第二套微机光纤电流差动保护无任何动作信息。
变电站侧保护装置未能正确打印出波形, 因此提取装置信息, 绘出波形图。根据波形图信息可知, 该装置的交流量 (电流、电压) 在故障发生时均出现了严重畸变。畸变开始时, 电流幅值为0.37A并叠加2.4A直流量 (正常电流应为0.57A) , A相电压变为21.6V, B、C相电压变为38.5V (正常电压应为60V) ;持续300ms后电流、电压畸变幅度达到最大, 两侧差流达到差动保护门槛值 (1.6A) , 同时变电站侧保护装置有零序电压产生。
微机光纤电流差动保护装置可采集对侧保护装置的电流、电压信息。从波形图可知, 对侧电流、电压一直处于正常状态, 直至故障产生开关跳闸后消失。
2 保护动作逻辑分析
从波形图可知, 变电站侧的第一套微机光纤电流差动保护装置采样出现异常是导致此次保护动作的直接原因。根据电流差动保护原理, 两侧需同时满足以下条件保护才能动作:本侧保护启动元件动作;电流差动继电器动作;收到对侧“差动保护动作”允许信号。其中第一条是为了防止一侧出现电流互感器断线导致保护误动而设置的。当第一、第二条同时满足时, 本侧向对侧发“差动保护动作”允许信号。本侧保护启动元件分为电流突变量启动元件、相过流启动元件、零序过流启动元件、电压辅助启动元件[1]。
在本次故障中, 对于变电站侧:该线路第一套微机光纤电流差动保护装置采样异常后, 产生严重畸变的交流量, 导致电流突变量启动元件动作, 本侧保护启动;波形畸变到一定程度后, 两侧间差流达到差动保护动作门槛值, 电流差动继电器动作, 向电厂侧发“差动保护动作”允许信号。
在本次故障中, 对于电厂侧:该线路第一套微机光纤电流差动保护装置虽然采样正常, 但是对侧采样异常, 两侧间差流达到差动保护动作门槛值后, 电流差动继电器动作。由于电厂侧保护装置正常, 因此电流突变量启动元件、相过流启动元件、零序过流启动元件均不会动作。而电压辅助启动元件是为了保证在弱馈线路的弱馈侧和高阻接地故障的远故障侧的差动保护能可靠启动而设置的, 其判据包括两部分:条件一、差流达到稳态量差动门槛值, 且本侧低电压判据满足;条件二、差流达到稳态量差动门槛值, 且对侧存在一定的零负序电压。此时电厂侧可感受到对侧有零序电压产生, 满足了条件二, 本侧保护装置启动, 并向对侧发“差动保护动作”允许信号, 这样两侧保护均收到了允许动作信号, 电流差动保护可以动作。
变电站侧采样异常, 微机光纤电流差动保护装置出现总告警。查看变电站侧微机光纤电流差动保护装置记录, 仅保护板1有保护突变量启动及动作记录, 而保护板2报AD基准电压出错告警, 闭锁板2启动元件, 故变电站侧微机光纤电流差动保护装置无出口, 开关没有跳闸。电厂侧因微机光纤电流差动保护装置运行正常且对侧差动保护运行正常 (保护投入状态) , 故在对侧采样异常时交流量满足电压辅助启动元件动作条件, 该侧保护装置正确启动, 并在差流达到差动保护门槛后动作并出口。
3 故障原因及处理
微机光纤电流差动保护装置采用双保护CPU设计, 2块保护板的采样回路独立运行互不影响。根据现场装置2块保护板均异常可基本确定, 该装置内部电源部分出现异常, 导致AD采样基准电压不稳, 交流量受影响。
由于硬件问题定位及验证需要现场硬件支持, 因此采取以下处理措施。现场更换装置电源板、交流板、总线板及保护CPU板后进行保护整组试验及通道联调试验, 并将更换下来的板件返厂进行进一步分析;在厂内进行相关回路模拟试验, 以确定硬件异常的可能原因, 待硬件返厂后再作进一步验证。
4 结束语
此次电流差动保护动作是由变电站侧保护装置采样异常导致的, 两侧装置均感受到了差流, 并满足保护启动的条件, 电流差动保护动作。在保护装置采样异常后, 双CPU设计的保护板2启动元件被闭锁, 保护没有出口, 开关没有跳闸。如果保护装置在此故障情况下仍能闭锁允许信号的发出, 那么此次保护动作可避免, 这也是厂家下一步应该考虑设计完善的部分。
摘要：结合保护装置的动作情况及录波波形, 分析电流差动保护动作行为并论证其动作逻辑, 分析认为是变电站侧某线路第一套微机电流差动保护装置采样异常引起差流导致保护动作。
关键词：电流差动,采样异常,闭锁,电压辅助启动元件
参考文献
电流异常 篇7
1 110kV干式电流互感器主绝缘电容量变化超标情况概
电力设备预防性试验规程 (DL/T596-1996) 7.1.1条规定“电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值差别超过±5%时应查明原因”。
根据试验数据, 登峰一次变有11台电流互感器电容量变化值超过了5%, 其中110kV01002B相电流互感器电容量变化达到了10%。互感器电容量试验数据 (如表1) , 11台电流互感器电容量呈现不同程度增长的趋势。
其他试验诸如介质损失角、绝缘电阻等试验结果与历年包括出厂值比较没有变化。
110kV电流互感器现场局部放电试验显示, 设备的视在放电量都在10pC左右, 稍高于或等于背景噪音, 符合DL417-2006《电力设备局部放电现场测量导则》中干式互感器交接试验要求不大于20pC的标准范围之内[2]。
2 干式电流互感器电容值变化幅度与电场强度之间的量化关系
由于电容屏收缩变化无法精确测量和计算, 可以选择三种假设的理想状态, 估算电容值变化和电场强度变化之间的量化关系, 以此推测产品电容值变化时的安全裕度[1]。
互感器有27屏电容, 假设每屏绝缘厚度均为d, 电容值均为c, 每屏电压u, 电场强
度E=d, 27屏电容串联后, 等值电容=27
(1) 假设只有主绝缘最外层的24屏~27屏收缩, 此时可以看做主绝缘变成了24屏, 此时每屏电容值c不变, 加在主绝缘两端的总压降不变[3]。
油纸绝缘允许的各种电场强度的下限值分别乘以1.125倍, 均小于规定的上限值, 所以互感器绝缘处于安全范围内。
(2) 油纸绝缘各种电场强度的允许值, 上限值除以下限值, 最小倍数为1.67。假设主绝缘最外层有n屏收缩, 采用与前面假设同样的推算方法, 将1.67倍带入最大可取15此时可以看做主绝缘收缩后变成了13屏, 13屏电容串联后, 等值电容主绝缘如此收缩后, 互感器电容值变化量
在这种假设条件下, 电容值变化量即使达到107%, 电场强度还在允许的安全范围内。
(3) 假设各屏绝缘收缩幅度一致, 且每屏的电容极板面积s基本不变, 收缩后每屏绝缘厚度变为d’, 电容值为c’、电压u不变、电场强度。选取E’=1.67E, 根据值不变, 推算;根据电容量值不变, 推算出主绝缘收缩前、后等值电容分别为c/27和c’/27, 则互感器电容值变化量
在这种假设条件下, 电容值变化量即使达到67%, 电场强度还在允许的安全范围内。综上所述, 在三种假设条件下, 干式电流互感器的绝缘强度都在允许的安全范围内, 而且第2种、第3种假设允许的电容值变化范围非常宽松。
3 解体前后产品状态分析
3.1 产品出厂时技术数据
(1) 产品型号:LG B-110, 2×400/5A, 0.5/10P20/10P20/10P20, 输出容量30V A, 编号:0209S25-3, 出厂日期:2002年10月, 投运时间:2004年4月, 退出运行时间:2008年5月。
(2) 主绝缘试验数据。
工频耐压 (1min) :185kV, 通过;局部放电量:在148kv下局部放电量<10pC, 87kv下局部放电量2pC;介质损耗因数:在10kv和73kv下tanδ=0.037%, 电容量Cn=275pF。
3.2 产品返厂解体前复试数据 (见表1、2)
3.3 解体检查结果
(1) 热缩管端部粘接良好, 没有渗漏现象, 地线引出处环氧胶密封良好, 无渗漏现象。 (2) 地屏 (27屏铝箔) 表面有褶皱, 褶皱处电容屏有开裂现象, 25屏、24屏褶皱逐渐减少, 铝箔屏开裂现象消失。 (3) 电容屏尺寸与施工单相符, 没有发生轴向变化。 (4) 电容屏端部没有发现放电痕迹, 电容屏没有发生位移变化。 (5) 主绝缘材料聚四氟乙烯带光亮如新, 没有发现放电痕迹和绝缘击穿现象, 四氟带拉伸宽度与工艺相符。 (6) 电容屏与电容屏之间没有发现击穿现象。
4 电容量变大原因分析
(1) 因为主绝缘采用聚四氟乙烯带包绕, 在包绕过程中聚四氟乙烯带宽度从35mm宽拉伸到29mm~31mm, 外部热缩管保护, 绝缘体随着时间的延长和温度的变化每台产品均有不同程度收缩现象, 电容量Cn=εS/d, 绝缘体收缩后绝缘厚度d减小, 电容量变大[4]。
(2) 由于大庆地区温差大, 24屏以外在外层受环境温度变化和聚四氟乙烯带自身收缩特性影响, 冬季低温时向内收缩, 铝箔表面褶皱, 夏天环境温度高时由于热胀冷缩原理最外面的第27屏 (接地屏) 受温度影响热胀导致铝箔屏褶皱处发生开裂, 第26屏有大的褶皱和轻微的缝隙, 到第25屏和第24屏只有部分褶皱, 23屏开始以内的电容屏没有明显变化。局放量测试结果可以验证电容屏的局部开裂不会影响屏间的电场分布情况。
因此导致电容量变大的原因不是电容屏击穿和绝缘体发生位移变化, 主要原因是绝缘体径向收缩形成。
5 结语
通过分析建议每年例行检修时继续测量干式电流互感器电容值变化量和介质损耗因数的变化量, 跟踪数值变化趋势。当电容值变化量发生显著变化时, 可以通过局放试验辅助诊断。如果局部放电量和介损没有实质性变化, 可以确保干式电流互感器安全运行。
摘要：本文依据干式互感器解剖前各项绝缘性能指标的测试数据, 判断出干式互感器电容值变大后, 绝缘性能没有发生劣化。通过对干式互感器逐层结构进行的解剖观察, 结合干式互感器绝缘计算, 分析出引起互感器电容量显著变化的具体原因。利用理论推导的方法, 估算出干式电流互感器电容值变化幅度与绝缘性能之间的量化关系, 提出了针对干式电流互感器电容量变化的绝缘性能评价方法。
关键词：干式,电流互感器,电容量变化,原因分析
参考文献
[1]张军, 肖耀荣, 刘在勤.互感器设计[M].沈阳:沈阳变压器研究所出版, 1993.
[2]吴华杰.电流互感器的设计选择[J].唐山师范学院学报, 2004 (2) .
[3]高向军.电流互感器的误差分析及运行维护注意事项[J].中小企业管理与科技 (上半月) , 2008 (5) .