同期合闸

同期合闸（精选4篇）

同期合闸 篇1

0 引言

随着能源政策的调整,一些与主电网并网的地方小电源(如小水电厂、自备电厂等)日益增多,10 k V配电网结构日益复杂。 电网对10 k V线路保护、测控装置的功能配置要求越来越多,性能要求越来越高[1,2,3,4]。 其中,实现同期合闸已是10 k V线路保护测控装置的必备功能之一。

文献[5-6]分析了变电站测控装置的硬件结构设计及同期点预报算法,但并未具体介绍同期合闸原理及软件实现流程。 文献[7]提出并实现了一种新型微机自动准同期装置,采用频率差和电压差的自适应控制方法,以及单向频率差和单向相角差并列原则,但该方法测量精度较低,并且运行不够稳定,在较大冲击下容易发生并列的情况。

本文说明了同期合闸方式,给出了实现同期合闸的详细条件约束及实现方案,介绍了所研发的以CPU STM32F407 为核心的线路保护测控装置硬件系统,包括主CPU处理器系统模块、模数采集与处理模块、开入/ 开出量模块、人机接口模块、通信模块及电源模块等,它也是实现同期合闸功能的硬件平台。同时,本文说明了同期合闸中所采用的频率测量方法及实现方案,确定了完整的同期合闸软件流程,采用C++ 开发语言完成了软件开发。 通过微机继电保护测试实验和动模实验验证了同期合闸功能的准确性。

1 同期合闸原理

对带有地方电源的10 k V线路,为了满足运行方式的需要,线路保护测控装置中需配备同期合闸功能,实现电网互联[8,9]。 进行同期合闸操作时,必须考虑两侧频率、电压之间是否满足同期条件,避免冲击电流给电网带来的振荡和冲击[10]。

理想同期合闸条件为断路器两侧电压幅值相等、频率相同,断路器合闸的瞬间相角差为0°。 但实际同期合闸操作并不能完全满足上述条件。 本文结合电网运行情况,具体分析同期合闸方式及所需满足条件。

1.1 自动检无压合闸

检无压合闸即断路器两侧均没有电压或其中任意一侧没有电压,需要测量母线侧电压Um和线路侧电压Ux,同时判断是否有电压互感器(TV)断线闭锁信号。 自动检无压合闸分为以下2 种情况。

a. 当线路侧电压Ux与母线侧电压Um都小于无压定值,且电压互感器断线没有发出闭锁信号时,满足同期合闸条件。

b. 当线路侧电压Ux与母线侧电压Um有且只有一侧有电压,且电压互感器断线没有发出闭锁信号时,满足同期合闸条件。

在两侧都有电压的情况下,同期合闸程序自动识别是同频并网还是差频并网。 由于测量过程中两侧的频率存在误差,因此,当时就认为是同频并网,否则就认为是差频并网。

1.2 同频并网

同频并网即断路器两侧是同一系统的两部分,合上断路器后电网在此处增加1 个联络点,并网时应同时满足以下3 个条件:

a. 母线电压、线路电压、母线侧频率和线路侧频率在正常范围内,并且满足;

b. 母线侧电压和线路侧电压的差值小于最大允许电压差值;

c. 母线侧电压相角与线路侧电压相角差小于最大允许相角差。

1.3 差频并网

差频并网是2 个无联系的系统并网或发电机组并网,并网时应同时满足以下5 个条件。

a. 母线电压、线路电压、母线侧频率和线路侧频率均在正常范围内。

b. 母线侧频率和线路侧频率的差值满足式(1):

其中,为最大允许频率差。

c. 母线侧电压和线路侧电压的差值小于最大允许电压差值。

d. 母线侧电压与线路侧电压的相角差逐渐减小。

e.,其中ф为导前角测量值,фda为导前角,ε 为误差精度。 导前角计算公式如式(2)所示:

其中,tda为导前时间。

2 同期合闸实现方案

2.1 频率计算方法

频率测量是同期合闸的重要内容之一,本装置采用周期法计算频率。 周期法是一种基于硬件电路测频的方法,容易实现,而且电力系统的频率变化具有一定惯性。 因此,周期法测频在精度和时间上均满足要求[11,12]。 周期法测频原理如图1 所示。

时间闸门的开放时间为被测信号的周期T,高频时钟信号每隔tCLK发1 次信号,记录时间T内所发高频信号的个数N,则周期T可用式(3)进行计算,测量频率如式(4)所示。

周期法只需1 个周期就可以测量频率,高频信号频率越高,测量就越准确。

2.2 同期合闸软件程序流程

本装置中同期合闸程序按照图2 编写。

3 硬件系统设计

3.1 硬件系统构成

同期合闸功能是在线路保护测控装置的统一硬件平台上实现的。 硬件电路采用模块化设计,主要由主CPU处理器系统模块、数据釆集与处理模块、开入/ 开出量模块、人机接口模块、通信模块及电源模块等组成,如图3 所示。

系统CPU为MCU STM32F407 芯片,采用STM32F系列的ARM-cortex4 内核,具有浮点运算能力和增强的数字信号处理(DSP)指令,新增信号处理的功能,提高了运行速度。 另外,以MCU STM32F407 芯片为核心的硬件系统主要负责人机对话的管理以及与内/ 外部进行通信联络的任务,其主要硬件设计电路包括2 路DM9000A以太网接口、3 个串行接口和1个对时接口。

线路保护测控装置需要对三相电压、三相电流、不平衡电压、不平衡电流及零序电流等进行12 路交流采样,为保证数据采样的速度和精度,采样电路选用了外部模数转换芯片AD7606。

3.2 开关量输入/ 输出板

开关量输入电路主要完成外部信号状态的输入任务,主要包括断路器与隔离开关的辅助触点及跳合闸的位置、继电器的接点输入等。 本装置接收DC 24 V开入信号,共有20 路开关量输入。 开关量输入信号经过光耦隔离,再通过74HCT245 驱动传入CPU。

开关量输出板的输出继电器采用高容量型继电器,节点容量高达AC 220 V、16 A,可保证硬件输出回路的可靠性。 继电器驱动采用24 V驱动,并具有完善的防误闭锁功能。

3.3 模拟量输入板

模拟量输入板共有12 路交流输入,即:三相电压、三相电流、三相测量电流、1 路零序电流、1 路不平衡电流、1 路不平衡电压。 电压互感器输入采用300 V / 7.07 V电压互感器,电流互感器输入采用50 A /7.07 V电流变换器将电压和电流分别转化为小电压信号传输至CPU板,供AD7606 采样。 同期合闸母线电压、线路电压都通过该模块选择、转换。

3.4 通信接口

本装置共有2 路以太网接口,其中1 路为CPU自带,另外1 路通过并行总线扩展。 选用DM9000A芯片作为以太网的物理层接口芯片。

3.5 频率测量电路

线路保护测控装置测频原理如图4 所示。 测频电路将电压正弦波信号经过光耦隔离输入互感器和比较电路,最终输出与正弦波频率相等的方波信号。

4 同期合闸实验测试

利用PW30AE型继电保护测试仪对线路保护测控装置进行了测试,为检验同期合闸功能的实现,主要测试内容如下。

a. 线路侧检无压元件定值校验。

测试方法:投入同期功能和检无压合闸功能,设置无压检测时间定值为0 s。 A、B、C三相电压正常,按照表1 数据设置线路侧电压,测试装置动作行为。表中测量值分别取0.975Uset和1.025Uset,Uset为相电压整定值。

分析表1 测试结果可知,当测量电压小于整定值时,满足检无压合闸条件,发出同期合闸命令;反之,装置不动作,与所编写程序的逻辑相符合。

b. 同频检测元件定值校验。

测试方法:两侧电压有效值均在正常范围内,电压差为0,初始相位差为0°,按照表2 数据设置电压频率,测试装置动作行为。

由表2 测试结果可知,当频率差小于设定频率差0.05 Hz时,能够实现同频并网;大于等于设定频率差时,装置不动作。 测试结果与理论分析相符。

c. 差频检测元件定值校验。

测试方法:两侧电压有效值均在正常范围内,电压差为0,两侧频率在正常范围内,按表3 设置频率值,初始相位差设置为较大数值,测试装置动作行为。

由表3 测试结果可知,当频率差大于设定频率差0.05 Hz时,能够实现差频并网;小于等于设定频率差时,装置不动作。 测试结果与理论分析相符。

5 动模实验

为了进一步验证线路保护测控装置的同期合闸性能,搭建如图5、 图6 所示的测试系统进行动模实验。 本文装置接在QF1处。 设置最大允许频率差为1 Hz。 以下波形图中Ux表示线路侧电压,Ua表示A相母线电压。

a. 检无压合闸。

采用图5 所示系统,在QF2、QF4闭合,QF1、QF3断开的情况下接入同期合闸开入,此时母线侧有电压,线路侧没有电压。 利用DF1024 录波仪进行录波,试验波形如图7 所示。

由图7 可知,母线侧有电压,线路侧没有电压时可以合闸。

b. 差频合闸。

采用图5 所示系统。 令QF2、QF3、QF4闭合,QF1断开。

调节发电机转速,使发电机侧频率在同频检测门槛值(0.05 Hz)和最大允许频率差之间,接入同期合闸开入,实验波形如图8 所示。

调节发电机转速,使发电机侧频率大于最大允许频率差,接入同期合闸开入,实验波形如图9 所示。

由图8、图9 可知,频率小于最大允许频率差时可以在合适时刻发出合闸命令,对应合闸时刻的相位差很小;频率大于最大允许频率差值时不会发出合闸命令。

c. 同频合闸。

采用图6 所示系统,QF2、QF3、QF4闭合,QF1断开。 设置最大允许相位差为30°,并联线路带较轻负荷,测试线路断路器两侧电压相位差小于最大允许相位差时,接入同期合闸开入,实验波形如图10 所示。

设置最大允许相位差为10°,并联线路带较重负荷,测试线路断路器两侧电压相位差大于最大允许相位差时,接入同期合闸开入,实验波形如图11 所示。

由图10、图11 可知,并联线路轻载且相位差小于定值时会发出合闸命令,重载时不满足合闸条件,故没有发出合闸命令。

动模实验波形表明本文所提同期合闸方案能够快速准确地识别同期合闸方式,实现预期目标。 相较文献[7-8]中所提方法,本文方案细化了同期合闸程序流程,全面考虑了同期合闸的不同方式,降低了装置的误动及拒动概率,保证配电网安全可靠运行。

6 结论

本文分析了同期合闸方式,细分了同期合闸条件,利用线路保护测控装置硬件平台实现了同期合闸功能。

本装置CPU模块采用MCU STM32F407 芯片,可准确完成数据采集和信号处理任务,提高了系统运行速度。 利用硬件电路测频,易于实现,频率及频率滑差误差较小。 微机继电保护测试和动模实验结果表明,装置能够正确完成同期合闸功能,具有良好的实用价值。

同期合闸 篇2

随着电网的快速发展,逐渐形成了以220 kV线路为主供电网络的电力系统新格局,为了满足运行方式的需要,220 kV及以上线路投切操作时有发生。为了保证系统稳定运行,对断路器进行合闸操作时,必须考虑两侧电压之间是否满足同期条件,以避免可能会给电网带来的振荡和冲击[1],因此,同期合闸装置和同期合闸回路的完好性就显得尤为重要。河南省电力公司继电保护处曾在2010年4月份下达专项核查令,对全省同期装置的配置、功能、回路、使用、缺陷等情况进行逐一排查、整改。

1 同期合闸功能

1.1 同期功能的分类

同期功能包括手动同期功能和重合闸同期功能。在综合自动化变电站中,手动同期合闸功能设置在测控装置中[2],运行人员可以在测控装置上或者在变电站后台机上,实现手动就地同期合闸或远方遥控同期合闸。重合闸同期功能设置在保护屏上,当线路瞬时性故障保护跳闸后,可以实现重合闸装置的同期合闸。本篇重点叙述手动同期合闸功能常见问题及对策。

1.2 手动同期合闸功能的原理

对于线路间隔来说,若实现同期合闸功能,首先要有抽压PT,一般安装在线路地刀闸外侧A相导线上。抽压PT能够把线路侧一次电压转变成二次电压,二次绕组有两个电压值可选,一个为100 V(da,dn),一个是57.7 V(1a,1n)。同期合闸时,将该间隔母线电压A相二次值与抽压PT二次电压值进行比较,如果满足同期定值中对电压、频率和相角的要求,测控装置开出触点导通,开关同期合闸。其原理如图1所示。

1.3 同期条件的整定原则

根据最新下发的《河南省电力公司调度规程》第13.5条“同期装置管理”中“同期装置整定原则”可知,同期合闸要满足如下条件[3]:

(1)允许频率差为≤0.5 Hz;

(2)允许电压差为≤10%;

(3)允许相角差为≤30°。

1.4 手动同期合闸功能的二次回路原理分析

如图2所示,这是目前综合自动化变电站的测控装置中,典型的手动同期合闸功能的二次回路原理图[4],在满足五防条件的前提下,可以实现断路器的同期或非同期遥控及手动分、合闸。在“远方”状态时,9ZK的(3)、(4)触点导通,如果9LP2“遥控投入”压板在合位,则可以在后台机上对断路器进行遥控分合,合闸时219与220之间的触点导通,分闸时,219与221之间的触点导通,从而实现远方分合。在“就地”状态时,9ZK的(1)、(2)触点和(5)、(6)触点导通,可在测控屏上对断路器进行就地手动分合。当需要手动同期合闸时,将同期转换开关9TK打在“同期”位置,其(1)、(2)触点导通,在满足同期条件的情况下,测控装置内的222端子和223端子之间的同期判别触点导通,同期合闸成功。

2 手动同期合闸失败常见原因分析

运行人员对开关进行同期合闸时,有时候会导致失败,常见的原因有以下几个。

2.1 由于抽压PT电压引接不正确,造成同期合闸失败

在同期条件比较中,要对母线PT和线路PT的同相二次电压进行比较,不但要满足电压差的要求,还要满足相角差的要求。因此,线路PT二次电压的相别、大小和方向均要正确,才能保证同期合闸成功。造成线路侧PT二次电压引接不正确的原因有以下几点:

1)线路侧PT与母线侧PT进行比较的二次电压相别不同。压差及角差均过大,造成同期合闸失败。一般情况下,抽压PT安装在A相,假如不是A相,就要对测控装置内的组态参数进行修改,才能同期合闸成功。

2)线路侧抽压PT引出的二次电压是100 V,而母线侧二次电压是57.7 V,并且在同期定值中没有对这一情况进行调整,压差过大,造成同期合闸失败。

3)线路侧抽压PT引出的二次电压极性反接,即与母线侧二次电压相角相差180°,角差过大,造成同期合闸失败。矢量图如图3所示。

2.2 由于同期合闸二次回路问题,造成同期合闸失败

综合自动化变电站中,测控装置对断路器进行分、合闸的操作电源,是从保护屏取来的的控制电源,开关位置的红绿灯指示,是从保护屏操作箱上引来的TWJ和HWJ的组合。在一次对220 kV线路定检的过程中,保护人员发现该间隔无法实现手动同期合闸,随后检查发现,测控装置端子排上6D29处“控制负”端子102线芯的电压值为0,负电没有引接至测控装置来,导致测控装置中的同期判别元件无法启动,造成合闸失败,如图4所示。

经进一步检查发现,该线芯在保护屏端接在了端子排空端子上,没有接至负电源端子。测控屏没有负电,为什么红绿灯指示正常呢,这是因为保护屏处TWJ和HWJ的公共端是4D32与4D33端子,而该间隔负电102是4D49端子,由于4D32与4D49之间有一短接线,如图5圆圈括住的部分所示,使得红绿灯指示回路取到正电,红绿灯指示正常。

2.3 由于定值及参数整定的不合理,造成同期合闸

失败

某220 kV间隔投运时,同期合闸失败,经检查发现定值及参数设置不合理。该测控装置的型号为PSR662,其同期定值项定值数据如下:

1)同期控制字

05、低压闭锁百分值:70

根据以上定值数据,“1)同期控制字”的第14项“抽取侧电压”和第15项“系统侧电压”整定均整定为1(100 V),而实际上母线电压A相为57.7 V,抽压PT电压为57.7 V,两者均应整定为0(57.7 V),如果整定为100 V,根据“2)同期定值项目”的“第05项:低压闭锁百分值”,100×70%=70 V,即电压值低于70 V时,闭锁同期合闸功能,造成同期合不上。

将定值项“抽取侧电压”和“系统侧电压”分别改成0(57.7 V)后,同期合闸成功。

3 结束语

通过以上分析,不难看出,造成同期合闸失败的原因主要有线路电压大小及极性问题、二次回路问题、定值整定问题等各个方面,因此,在进行测控装置安装和检验时,尤其要注意同期二次回路和同期定值项的核查,并尽量模拟实际运行情况对装置进行同期模拟测试,在新设备投运时,尽量进行断路器假同期试验,在投运后,进行母线及线路电压二次回路的电压值及极性的检查,确保同期合闸回路的正确完好。

参考文献

[1]陈乃鹏,董兴泉,岳文科.发电机DCS同期并网的问题及对策[J].电力系统保护与控制,2009,37(15):124-127.CHEN Nai-peng,DONG Xing-quan,YUE Wen-ke.Problems and countermeasures of generator DCS synchronization[J].Power System Protection and Control2009,37(15):124-127.

[2]赵昕,韩潇,王春雨.220kV测控装置在变电站中的应用及检测[J].电力系统保护与控制,2009,37(22):146-148.ZHAO Xin,HAN Xiao,WANG Chun-yu.Application and test of220kV measure and control device in substation[J].Power System Protection and Control,2009,37(22):146-148.

[3]国家电力调度通信中心.电力系统继保护规定汇编[M].二版.北京:中国电力出版社,2001.State Power Dispatching and Communication Center.Regulations collection on relaying protection of electric power system[M].Second edition.Beijing:China Electric Power Press,2001.

同期合闸 篇3

某电厂2号发电机变压器单元由于高压侧断路器损坏,在小修过程中完成对该断路器更换,在启机试验时监控系统报三相合闸不同期,现地检查到断路器本体引到发变组保护接点动作正常,断路器三相在合位,主变高压侧无负序电流。次日该发变组单元并网后监控系统报三相合闸不同期,且信号未复归。经初步检查汇控柜接线端子排发现,将B相接点回路拆除后,监控系统上报的信号复归,初步确定问题可能发生在断路器B相辅助接点上。

1 事故发生的过程

某电厂开关站主变高压侧断路器为新东北电气SF6断路器,主变保护采用国电南自凌伊DGT-801C变压器保护装置,高压侧开关操作机构采用FX33操作箱控制。2011年5月22日2#主变高压侧断路器在开机并网过程中监控系统下位机报高压侧断路器三相合闸不同期报警,但变压器保护装置未动作,现地检查保护装置中的开入发现三项不一致接点在断开状态。从计算机监控系统一览表中各事件的时间顺序及其表达可知:监控系统上位机发开机命令,LCU同期装置进行同期判断后,发合闸命令至主变高压侧断路器,70ms后高压侧断路器合闸,从监控系统系统反映的电流值来看,并网时负序电流基本没有,且保护装置中的三项不一致接点并未开入,所以保护装置动作正确,当发变组解裂停机时三相合闸不同期信号复归。

2 事故的分析及处理过程

2.1 第一次的事故分析

2011年5月22日的这起事件虽然未对电力生产带来重大影响,而且现场对开关进行了同步测试、分合闸时间测试,试验结果正常,开关没有任何问题。

由于问题是在模拟开停机过程当中出现的,而且当时主变保护并未动作且三相不一致接点未开入,认为可能是由于刚更换的新型断路器在合闸的过程触头行程不一致,导致监控系统报三相合闸不同期。

2.2 第二次的事故分析

2011年6月1日,2G执行正常发电流程,监控系统同期合202高压侧断路器时监控系统报三相合闸不同期且未复归,现地检查三相送出电流正常,保护三相不一致未动作。为查清事情原因,解决隐患,随后向调度申请该出线间隔转冷备。

2011年6月3日错过晚高峰后,现场对开关辅助接点状态转换进行了同步测试,试验结果正常,开关辅助接点没有任何问题。于是检查汇控柜内监控系统用的三相合闸不同期接点,发现只要开关在合位,三相合闸不同期回路就会导通,开关站现地控制单元及上位机就会报三相合闸不同期报警。于是怀疑开关辅助接点回路之间有短路或者接地现象,由于监控系统开入回路的电压为24V,属于低压,因此直接用万用表测量导体对地电阻值,导线绝缘正常。随后甩开断路器辅助触点所带的外回路,测试触点的导通状况发现,在断路器分、合状态下断路器的辅助触点的常开、常闭触点的转换正常,基本能够排除断路器辅助触点的问题。于是考虑断路器辅助触点的分合不同期的问题,由于202开关合闸后监控系统报断路器三相合闸不同期,在断路器合闸长时间后并不能自行复归,所以认定接线错误的概率较大。三相不一致报警的电路如图一所示。

在之前的初步检查中,发现问题出在B相上面,于是着重对B相辅助接点的送出回路接线进行检查。首先把监控系统使用的三相不同期回路的短接线打开(X2:78、X4:78),然后把开关三相分别合上,发现监控所用的三相不同期回路导通,拆除B辅助接点的(X3:80)接点后报警复归。由此确定问题出在202开关辅助接点的回路上面。接着分别测量202开关辅助接点的常开、常闭触点回路,发现常闭触点开关无论在分位还是在合位,常闭辅助触点均导通,随后虽将开关本体到汇控柜的引出线拆除,但通过对线发现202开关B相辅助接点的常开常闭触点的一侧互换,结果形成如图二所示的回路。

图二所示的电路刚好满足开关在合位时监控三相不同期回路导通。202开关合闸,三相不同期回路导通,上位机报主变高压侧断路器三相合闸不同期。随后将常开、常闭两侧的引出线互换断路器,分合试验正常。

3 防范措施

(1)通过对该问题的处理,我们应该重视对新投入设备的二次、继电保护控制及操作回路的检查。对重要的回路,应定期检查回路绝缘,检查回路中接点有无黏连、接触不良等现象,同时尽可能地在设备投入前检查回路正确无误,消除或尽量减少由于接线错误对电力生产的影响。

(2)重视行业间的信息交流,同行间应多沟通,事故原因多通报。这样可以减少同类事故的发生,加快同类事故处理的速度。

(3)加强对开关本体的引出线标识的维护。特别是在设备的改造过程中容易忽视,应该特别引起注意。

参考文献

[1]高士涛,朱莹,张俊波.监控后台遥信信号误报的分析及处理[J].继电器,2007,35(20):80-81.

[2]严昌锋,胡作新.高坝洲电厂220kV高压开关三相不一致事故的分析和处理[J].湖北水力发电,2007,(05):19-21.

同期合闸 篇4

变压器保护中采用二次谐波制动原理防止变压器差动保护因励磁涌流而发生的误动, 当断路器经过长期运行, 部件老化、机械故障、触头烧损等问题导致三相合闸不同期超标, 合闸不同期时会产生很大的励磁涌流, 对变压器二次谐波制动闭锁原理的差动保护产生影响。

1二次谐波制动原理的差动保护存在的问题

二次谐波制动原理比较简单, 国内变压器微机保护大都采用该原理。但是采用该原理的变压器差动保护存在以下2个问题: (1) 励磁涌流是暂态电流, 不适合傅里叶级数的谐波分析法, 将导致错误结果; (2) 很难选择制动比。

在变压器内部故障不对称的情况下, 尤其是在变压器附近装有无功补偿设备时, 会在故障电流中产生较大的二次谐波分量, 使差动保护被迫制动, 直至二次谐波分量衰减后才能动作, 从而耽误了切除故障的时间。

随着电力系统的不断发展, 变压器单机容量不断增大, 大容量变压器内部严重故障时, 谐波使短路电流中的二次谐波含量增大, 有可能使二次谐波制动, 引起差动保护延时动作。

基于以上原因, 为使变压器空载投入时差动保护可靠不动作、变压器内部故障时差动保护能可靠快速动作, 二次谐波制动系数的选取至关重要。制动系数选取太小, 容易导致变压器内部故障时差动保护拒动;而制动系数选取较大, 又易引起变压器空投时励磁涌流导致的差动保护误动。应结合空充变压器时的二次谐波含量和变压器长期运行数据取值。

2断路器三相合闸不同期对励磁涌流的影响

空载投入三相变压器时, 任一相初相角φu=0, 都会产生较大励磁涌流。断路器三相合闸同期和合闸不同期情况下, 变压器励磁涌流引起差动保护动作的几率有较大区别。

(1) 合闸时三相同期。在三相外施电压t=0时, 一相初相角φu=0, 该相产生较大励磁涌流, 其他两相初相角分别为2π/3和4π/3, 它们不会产生较大励磁涌流, 所以变压器励磁涌流不易引起差动保护误动作。

(2) 合闸时三相不同期。我国电网电压的频率为50 Hz, 则周期为20ms, 三相电压相位差120°, 三相电压间达到幅值时间差为6.6ms, 对于断路器, 两相行程差最多达7ms, 时间上相差9ms, 该时间远大于三相电压间达到幅值的时间差6.6ms, 所以三相合闸不同期时将会有两相或三相在合闸时产生较大励磁涌流, 励磁涌流加倍叠加, 很容易引起差动保护误动。

基于以上原因, 为了防止断路器三相不同期合闸时产生较大的励磁涌流使差动保护误动, 二次谐波制动系数不宜取太大。

3以某110kV主变断路器三相不同期合闸的波形数据为例进行分析

某110kV变压器在现场进行过高压侧开关检修后, 送变压器时差动保护动作, 动作报文:102ms B相差动保护动作, 动作电流2.39A。对断路器开关特性同期试验后发现:不同期20.4ms, 合闸不同期不满足要求 (≤5ms) 。

3.1现场录波数据分析

波形图如图1所示 。

注 : 黑色曲线为 A 相 , 灰色曲线为 B 相 , 虚曲线为 C 相 , 黑色直线为门槛 。

102ms时刻差动电流数据如表1所示。

3.2装置动作原因分析

保护装置为二次谐波闭锁原理, 基本闭锁逻辑为任一相差流的二次谐波含量大于闭锁定值即闭锁差动保护。另外, 早期变压器差动保护更多考虑空充于故障变压器时保护的可靠性, 如波形对称涌流闭锁原理只闭锁本相差动;而二次谐波闭锁原理为防止空充于故障变压器时非故障相的二次谐波误闭锁故障相, 从可靠性及采样精度等方面考虑, 在某相的差动电流小于动作门槛时, 该相将不再参与谐波闭锁的判别。

从故障量分析可知, 102 ms时刻差动电流的特征为:A、C相差动电流小于动作门槛, 没有参与谐波闭锁的判别;而B相差动电流大于动作门槛, 同时谐波含量小于20%的闭锁门槛, 满足保护动作条件, 故现场B相差动保护动作出口。

3.3应对措施

通过以上分析, 为避免发生类似事件, 可采取降低差动保护二次谐波制动系数 (15%) 和加强断路器开关特性同期试验的措施, 使断路器合闸不同期满足要求 (≤5ms) 。

4结语

断路器三相不同期合闸, 容易引起主变差动保护误动作, 所以在差动保护中二次谐波制动系数应结合主变充电时的二次谐波含量合理取值;同时应考虑三相不同期时励磁涌流的影响, 目前国内变压器差动保护二次谐波制动系数普遍取15%, 部分变压器根据运行经验可取12%。双套配置的变压器保护除了二次谐波制动原理外应配置一套利用波形判别原理识别涌流的差动保护。同时, 断路器合闸时三相不同期, 对变压器也会带来较大危害, 为保证变压器安全及减少差动保护的误动, 须在断路器安装投入运行前、断路器检修后重新投运前认真调试, 使三相合闸同期性符合产品技术条件的规定, 减少因断路器不同期合闸而对电力设备及电网带来的危害。

摘要：国内110kV变压器普遍采用二次谐波制动特性的比率差动保护, 在实际运行中断路器三相不同期合闸往往会影响差动保护动作特性。现结合某次事故探讨了三相不同期合闸产生的励磁涌流对二次谐波制动原理闭锁差动保护的影响及解决方案。

关键词：三相不同期合闸,差动保护,二次谐波

参考文献

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