变压器跳闸

变压器跳闸（精选8篇）

变压器跳闸 篇1

2012年7月, 湖北省通城县塘湖供电所某集镇在原有一台250 k VA配电变压器的基础上新增一台100k VA配电变压器。在新台区投运时, 因旧线路未进行整改, 原有的一条路灯照明线由一个电源变成两个电源进行供电, 其中性线则是两台区串接在一起进行使用。但新台区通电后却不能正常运行, 并发生多次跳闸事故。供电所在检查原250 k VA配电变压器线路时发现, 该台区使用刀开关控制, 且未安装剩余电流动作保护器。当将其从线路上断开后, 新增台区恢复正常运行。

1 原因分析

老台区没有安装剩余电流动作保护器, 当两条路灯照明线共用一个中性线 (接地体) 时, 一旦用户出现中性线断裂或相间短路, 其短路电流大于三相平均负荷电流时, 容量250 k VA无剩余电流保护的配电变压器就会将电流输送至新增台区配电变压器, 从而导致其跳闸。

2 解决方案

(1) 断开两台区配电变压器共用的中性线, 并使其成为两个独立的电源供给点。

(2) 检查原有250 kVA配电变压器所辖用户中性线有否断线或相间短路现象, 有则修复。

(3) 将原有250 kVA配电变压器刀开关更换为或增装剩余电流动作保护器。

变压器跳闸 篇2

摘要：电力变压器是电力系统的有机组成部分，是非常重要的设备，为了保障电力系统运行的稳定性，就需要应用灵敏度高、原理简单的分相电流差动保护或者零序电流差动保护。零序电流差动保护对于接地短路故障反应灵敏度非常高，不会受到变压器调压分接头因素的影响，励磁涌流对于其影响也非常小，因此，零序电流差动保护是现阶段最为简单、可靠的装置。本文主要分析变压器零差保护相关技术探讨及主变跳闸的原因和注意事项。

关键词：变压器零差保护相关技术；主变跳闸；分析

电力变压器是电力系统的有机组成部分，是非常重要的设备，如果电力变压器出现故障，将会给电力系统的安全带来极为不利的影响，为了避免变压器的运行出现问题，变压器需要设置差动保护与瓦斯保护，其中，差动保护属于电气量保护的一种。

变压器差动保护区中有原绕组与副绕组磁耦合，各种类型的差动保护都存在过激磁工况与励磁涌流下防止误动问题，励磁涌流是非常复杂的，其内部数据分散，在近年来电力系统静止补偿电容器的影响之下，导致内部短路暂态的电流常常与励磁涌流出现混淆。有关数据显示，我国电力系统变压器差动保护正确率不足70%，为了保障电力系统运行的稳定性，就需要应用灵敏度高、原理简单的分相电流差动保护或者零序电流差动保护。

1 变压器零序电流差动保护特征分析

与同等容量的普通变压器相比而言，自耦变压器有很多优势，目前我国大多数高电压等级大容量变压器都是应用自耦变压器，为了提升接地故障保护动作灵敏度与准确度，就必须要配置好相应的零序电流差动保护措施。

零序电流差动保护对于接地短路故障反应灵敏度非常高，不会受到变压器调压分接头因素的影响，励磁涌流对于其影响也非常小，因此，零序电流差动保护是现阶段最为简单、可靠的装置。但是，零序电流差动保护也存在着一定的不足，其中最大的弊端就是零序电流差动保护负荷电流与工作电压检验存在一定的困难，如果电流互感器或者二次接线出现极性错误，就很容易出现电流差动保护误动作的问题。

2 主变零差保护的应用分析

双绕组变压器是应用范围最广的变压器，如果一侧出现了单相接地短路的问题，其比率差动保护的灵敏度就会受到严重的影响，实际上，变压器零序差动保护动作电流并不会受到变压器调压分接头因素的影响，这就可以有效提升保护灵敏度。传统零差保护是应用了零序电流门槛跳闸的原理，从变压器中性点位置接入，在运动以及启动时，中性点位置大都没有电流的，在投产检测时基本上不存在误差问题。就现阶段来看，常用的零序比率差动保护零序电流都是装置自产，二次零序电流由软件负责调整，这就能够避免系统出现接线问题，可以保障系统运行的有效性。

3 某主变启动过程跳闸方式

2013年3月11日，某120MVA主变220KV侧开关在从热备用转到主变充电过程中，主变开关出现了跳闸的问题，A、B保护柜中故障显示为：“零序比率差动动作”，系统未启动故障录波，检查主变本体的外管显示无异常，实施绝缘高压试验、变比实验、直流电阻实验，均无异常，油样色谱分析结果正常，因此可以断定并非主变故障。

3.1 主变空投波形与TA暂态误差

下图图1是I侧电流与公共绕组侧电流波形示意图，其采样速率为24点/周期，从图中可以得出，公共绕组电流在空投阶段就发生了畸变的问题，但是持续的时间并不长，约为半个周期。I侧C相电流波副约为0.5A，其公共绕组侧电流出现严重的畸变，在空投初期，就出现暂态饱和的问题。

图1

3.2 TA等值电路分析

TA等值电路详见图2。

图2 TA等值电路

其中，I1、Z1分别为二次侧一次电流与一次线圈阻抗，IU与ZU1属于励磁电流与励磁阻抗，I2与Z2属于TA二次电流与二次线圈阻抗，E2与ZL分别指感应电势与二次负载阻抗。

3.3 二次负载阻抗

如果主变公共绕组TA比值误差共计10%，那么励磁电流占比10%，二次电流I1与I2共计占比90%，公共绕组TA二次电流是5A，如果TA一次流入电流是TA一次电流的m倍，那么根据比例可以计算出m=2IU，实际测量结果显示，主变公共绕组差动变比数值是600/5，ZL为0.7Ω，R2为0.32Ω。

根据如上的计算结果可以得出，如果出现外部故障或者内部故障，且公共绕组TA传变在正常范围中，TA稳态误差控制在10%之内即可满足要求。

4 主变跳闸原因与对策探讨

零差保护中的所有保护对象都是用电路进行连接的，除了磁耦合独立绕组，从原则上进行分析，变压器空载合闸产生的励磁电流对于零差保護来说属于穿越性电流，并不会产生不平衡电流。就现阶段来看，初始运行阶段，为了提升微机差动保护的运行可靠性与灵敏性，需要将差动保护比率与最小动作值设置在较小的范围中，如果变压器在运行过程中出现了区外故障问题，变压器剩磁与空充阶段数据不一致，就会导致TA的稳态特性与暂态特性发生变化，就会出现误动作的问题。

对于系统的运行而言，TA暂态特性会直接影响主变零差保护运行的可靠性，为了避免主变跳闸问题的发生，对于主变零差保护侧TA需要应用同样类型的设备，本系统主变零差保护使用的是10PTA，这与公共绕组中的LRD-35型TA存在着很大的差异，因此，主变空载合闸冲击的过程中，就会出现TA暂态特性不同的问题，在这一因素的影响下，主变励磁电流中产生的直流分量会致使公共绕组TA过于饱和，形成零差保护出口，因此，必须要将TA更换。

在接线方式上，一般的自耦变压器零序电流差动保护都是利用变压器的中压位置与高压位置，公共绕组中的电流互感器高压侧与中压侧电流互感器表现的是负值，公共绕组的电流互感器也为负值，该种接线方式是适宜的。

5 结果

本研究与具体的工程结合，分析了变压器零差保护的相关技术已经主变跳闸的原因，结果显示，本系统主变零差保护使用的是10PTA，这与公共绕组中的LRD-35型TA存在着很大的差异，因此，出现了主变跳闸问题。为了保障系统运行的安全性与可靠性，应该定期进行检验，如果发现异常，要及时进行解决，避免由于跳闸给人们的生活与生产带来损失。此外，电力企业还要加强对技术人员的培训与教育，提升他们的检修水平与责任意识，改善他们的待遇水平，为他们提供进修的机遇，将各种安全故障消除在萌芽，只有采取这种多元化的措施，才能够真正提升电力系统运行的安全性。

参考文献：

[1]王志恩，索南加乐，焦在滨，秦琴. 基于ANSYS的三相一体自耦变压器分差零差保护误动分析[J].电力系统自动化.2013（05）

[2]S.R.Tambay，Y.G.Paithankar.A new adaptive loss of excitation relay augmented by rate of change of reactance.Power Engineering Society General Meeting IEEE.2005

变压器跳闸指示器设计与应用 篇3

目前, 电缆芯线校对工作繁琐而且要求认真细致, 稍一疏忽将损害设备或造成事故。本文介绍了一种电缆芯校对和变压器跳闸出口校对用指示器的设计及校对方法。

2 指示器设计方案

2.1 设计思想

该指示器主要目的是电缆芯校对时, 可以直接看电缆芯通断及与其它线芯绝缘情况;变压器跳闸矩阵测试中, 可以观看外部指示面板的指示灯即可直观准确的判断动作结果。

2.2 基本构成

根据设计主导思想, 该指示器设计了内部检测电路和外围设备两个部分, 内部检测电路由N个相同的继电器动作保持模块并联组成, 各个继电器动作保持模块之间相互独立, 每个继电器动作保持模块都包括继电器动作部分和开关控制保持部分;外围设备包括电源输入部分和操作指示部分;电源输入部分包括了电源插头、电源指示和设备复归按钮;操作指示部分包括具有N对插口和指示灯的操作面板, 用于接线并指示继电器动作后接点的闭合情况, 插口的对数与继电器动作保持模块数量相匹配。指示器的构成示意图1所示。

2.3 工作原理

继电器动作保持模块结构示意图2所示。

2.3.1 继电器动作部分

如图2所示, 继电器动作部分包含继电器线圈、三极管Q1、继电器JP1和输出端子CN1;继电器线圈正极性端一直通有+5V电源, 负极性端与作为开关管的三极管Q1相连, 当三极管Q1导通时, 继电器线圈得电, 其常开触点闭合, 继电器JP1用短接片连接, 5V正电即通过继电器JP1、常开触点、输出端子CN1的1号端子接通到操作面板上的指示灯D2;此时对应的插口J1如果接通后断开, 这个曾经闭合过的状态也可通过该回路保持下来。继电器动作部分还具有并联电容C1和二极管D4, 并联电容C1和二极管D4起稳压缓冲作用。

2.3.2 开关控制保持部分

如图2所示, 开关控制保持部分包含三极管Q1、输出端子CN2、电阻R1、电阻R2、发光二极管D1和电容C2, 在操作指示部分导通的瞬间, 作为开关管的三极管基极有大约1V的正电 (控制端输入CN2的3端取自发光二极管的阳极, 故与D2阳极等电位) , NPN型三极管集电极电位约+5V, 发射极接地, 所以此时三极管导通;电阻R1、R2起限流作用, 分别保护发光二级管及三极管;发光二极管D1作为开关管导通指示;电容C2起稳压作用, 保护三极管不受电压冲击。

3 指示器的校对方法

3.1 电缆芯的校对方法

将校对用指示器通电检查无问题后, 取任意一对空插口的一端接于电缆屏蔽层, 多个电缆芯线分别接入相应插口的另一端;在电缆的另一侧, 人为将电缆的某一芯线与屏蔽层进行对接测试, 在校对用指示器上观察指示灯的接通指示, 确定电缆芯线的唯一性, 并在两侧相同的电缆芯标注编号, 逐一进行试验, 直至多个电缆芯全部确定, 试验完毕拆除电缆芯线后将校对用指示器复位, 为下一次校芯做好准备。

3.2 用于跳闸出口的校对方法

将校对用指示器通电检查无问题后, 将变压器保护装置所有跳闸接点在保护屏端子排处所连接的回路, 用试验端子断开, 确保试验过程中不会对运行的设备造成影响。将每一对跳闸接点对应的接于校对用指示器的一对空插口位置, 并在空插口处标明所监视的跳闸回路运行号;进行保护装置传动试验时, 观察指示灯的指示, 判断保护装置出口的动作性, 每一次试验完毕后复归试验装置, 为下一次做准备。

4 结语

总之, 该指示器从根本上解决了传统电缆芯校对工作繁琐, 以及传统变压器跳闸矩阵测试工作的效率低、准确度低、需多人协作等问题。

摘要：现场变电站改造和基建过程中, 使用大量的控制电缆, 电缆线是否良好导通、电缆线芯的一一对应性是否正确, 直接影响到电器设备的正常运行。针对目前电缆芯校对和变压器跳闸出口校对的空白, 本文介绍了电缆芯校对和变压器跳闸出口校对用指示器的设计及其校对方法。实际应用证明, 该指示器可直观准确的判断动作结果, 操作简单、使用方便、检测校对快速准确, 建议在全国电力行业推广应用。

变压器跳闸 篇4

当今电网建设快速发展,电网规模日益庞大,高电压、跨大区互联成为发展趋势,500 k V变电站势如雨后春笋。对地区电网而言,500 k V变压器的安全稳定运行十分重要,本文分析了一起500 k V变压器非电量保护动作跳闸案例,从多角度思考问题,提出工作改进措施,希望对同行业工作者有帮助作用。

1 跳闸经过

某年3月25日12时34分,500 kV浉河变35 kV浉3号电抗器试运工作完毕后,在进行“浉1号站变恢复备用加入运行,浉0号站变停止运行”的操作过程中,浉1号主变非电量保护“冷控失电C相动作”,浉1号主变三侧开关跳闸。浉1主变第一套保护屏上的RCS974FG非电量保护装置:“冷控失电”C相灯亮,“非电量延时跳闸”灯亮;液晶面板显示“主变冷控失电C相动作”;后台机报文:“浉1号主变冷控失电信号动作”。

2 故障前500 kV浉河变电站的运行方式

500 kV浉河变电站共有1台500 kV主变,5条500 kV线路,4条220 kV线路。

站用电系统运行方式:浉0号站变运行,浉1号站变备用。尤浉2开关、383I、380开关运行,浉1ZB开关、381开关备用,浉383Ⅱ开关解备。备自投装置退出运行。站用电系统如图1所示。

说明:站用电系统正常运行方式为:浉0号站变备用,浉1号站变运行。由于当天进行35 kV浉抗3试运工作,需将方式改为浉0号站变运行,浉1号站变备用。

3 浉1号主变冷控失电延时跳闸回路原理简介

电气原理图如图2所示,主变风冷回路两路交流进线电源同时失去时,KM1、KM2接触器同时失磁,常闭触点导通,启动6KT、7KT延时继电器线圈,7KT延时触点经20 min后导通,串接油温高闭锁触点去启动非电量保护“冷控失电”动作,跳变压器三侧开关,同时报信号;6KT延时触点经60 min后导通,不经油温闭锁直接去启动主变非电量保护“冷控失电”动作,跳变压器三侧开关,同时报信号[1]。

4 现场检查情况

4.1 设备检查

对浉1号主变C相风冷回路控制电源、二次回路接线、非电量保护装置进行了检查,没有发现异常。

4.2 试验情况

对浉1号主变非电量保护“冷控失电”C相跳闸回路进行试验,在长延时回路时间继电器整定在60 min的情况下,现场模拟主变C相风冷电源失电,检查非电量保护“冷控失电”的动作情况。检查发现,“冷控失电”C相跳闸回路接线正确,但长延时时间继电器动作情况不稳定,前两次试验均能正常动作,第3次试验时,发现该时间继电器在20 s左右即动作,后又将时间继电器整定值改为1 min、5 min、10 min,也偶尔出现以上异常现象。

5 故障原因分析

在35 kV浉3号电抗器试运工作完毕后,准备将浉1号站变恢复备用加入运行。在浉0号站变停止运行的操作过程中,由于380 V站用电备自投装置无互备功能,在浉0号站变倒至浉1号站变运行时,全站交流电源会短时失去,主变风冷电源短时失电。由于主变C相风冷控制箱内“冷控失电”跳闸回路的长延时继电器有隐性缺陷,未按照整定值(60 min)动作,在主变风冷电源失去20 s左右就动作,沟通冷控失电跳闸回路,浉1号主变三侧开关跳闸。

综上分析:

(1)在站用变倒闸操作过程中,全站交流电源短时失去,是造成本次故障的诱因。

(2)主变C相风冷控制箱内“冷控失电”跳闸回路的长延时继电器有隐性缺陷,稳定性差是造成本次故障的直接原因。

6 暴露问题及整改措施

6.1 暴露问题

通过分析和试验,变压器附属产品质量问题是造成本次故障的直接原因,但也暴露出变压器本体保护相关元器件的检验、二次回路原理设计、低压系统运行方式等还存在缺陷和薄弱环节。

(1)变压器本体保护元器件设备质量和运行环境问题

本次存在质量问题的JS3S数显时间继电器,为变压器厂家成套供货产品,其运行稳定性能差,抗干扰能力差。由于为变压器厂家外购产品,生产厂家、型号不一、产品质量无法保证。厂家只提供有变压器风冷控制箱检验合格证,无出厂单体检验报告。

变压器本体保护元器件在室外风冷控制箱内运行,温度、湿度等不易控制,运行环境差。

(2)设计问题

根据设计图纸原理,主变冷控失电的长延时继电器延时触点未经任何闭锁,触点导通会直接造成主变三侧开关跳闸,存在隐患。

主变冷控失电信号回路存在缺陷,在主变冷控失电非电量出口跳闸时才报“主变冷控失电”信号,运行人员无法及时从后台监视风冷失电情况。

(3)站用变系统运行方式的问题

在现有运行方式及备自投装置不完善的情况下,进行浉0号站变倒至浉1号站变运行的操作过程中会造成全站交流电源短时失去。

(4)设备检验、验收问题

在基建施工阶段施工单位未严格按照相关规定,对主变非电量保护就地风冷控制箱内二次回路的相关控制元件进行检验,只进行了整组传动试验。

在交接验收时,验收人员对主变非电量保护及冷控失电延时跳闸回路进行了多次传动试验,并针对该延时时间继电器整定设置和动作情况进行了现场多次检查,当时并未发现异常。但未检查风冷控制箱内元器件是否有出厂检验报告。

6.2 整改措施

(1)站内同批次、同型号的时间继电器全部进行更换,更换为性能稳定的继电器,并检验合格,提供出厂检验报告和现场试验报告。

(2)设计单位、施工单位限期对主变冷控失电信号回路进行完善,在主变“冷控失电”时即报信号至后台,便于运行人员监视。鉴于主变风冷控制箱内相关二次回路元器件质量无法保证且冷控失电涉及重要的跳闸回路,要求设计单位将主变冷控失电延时跳闸回路更改为采用保护装置内延时触点和闭锁逻辑实现。

(3)变电站运行人员加强风冷系统巡视检查,监视主变温度及监控后台“1#、2#风冷交流进线电源故障信号”。

(4)在今后的大修、技改工作中对非电量保护装置的二次回路应结合变压器保护装置的定检工作进行检验,中间继电器、时间继电器、冷却器的控制元件及相关信号元件等也应同时进行检验。基建新安装阶段也应按照有关要求做好全部检验工作。

摘要：电网快速发展的今天,500kV变电站成为地区电网枢纽变电站,500kV变压器的安全运行对地区电网意义重大。介绍一起500kV变压器非电量保护动作跳闸的案例,通过现场图纸分析和回路检查,并结合传动试验,最终找出跳闸原因所在。作者对工作的全过程从不同专业角度进行深入分析和思考,对发现的问题提出了具体整改措施,对同行业工作者有很好的借鉴作用。

关键词：500kV,变压器,跳闸,分析,思考

参考文献

变压器跳闸 篇5

关键词：变压器,跳闸,低压母联,反送电

我站新投入运行的变压器在保护动作跳闸后,仍然带电。此变压器下侧是泡沫间低压室,而泡沫间低压室下侧又带了一个冷凝水低压室。如图1。

1 故障现象

2009年10月26日,值班人员巡检发现罐南2#变开关柜上位置指示灯绿灯亮,开关在分位,综保装置显示“重瓦斯保护动作”。维修人员立即检查罐南2#变,发现变压器有运行的嗡嗡声,使用万用表测量低压侧电压AB相、BC相、AC相电压都在380V左右。随即进入罐南变所带泡沫间低压室检查,发现泡沫间403母联开关在分位,泡沫间低压室2#进线402开关仍然在合位,2#进线电压表显示三相电压都在220V左右。

2 故障查找及分析

首先检查母联备自投转换开关在自动位置,手动拉开泡沫间低压室2#进线402开关,此时母联403开关未自动合环,手动合上母联403开关。再次检查罐南2#变无运行嗡嗡声,测量低压侧电压0V。

手动拉开泡沫间低压室母联403开关,合上2#进线402开关,此时2#进线402开关合不上,母联403开关自动合上(备自投转换开关在自动位置)。说明罐南2#变高压侧开关已经跳开,变压器带电来自低压侧负荷的反馈电。

查找泡沫间低压室负荷,在泡沫间低压室Ⅰ、Ⅱ段各出一回路作为下一级低压室的进线电源,即冷凝水低压室电源。检查冷凝水低压室进线电源情况,发现1#进线401开关,2#进线402开关、母联403开关均在合位,3个开关的位置指示灯均是红灯亮。很显然罐南2#变带电是通过冷凝水低压室母联403开关反送过去的。

但出现了2个问题:1、泡沫间低压室2#进线402开关本身具有失压保护,为什么在失电后没有跳开2、冷凝水低压室进线开关和母联开关为什么会同时合闸。

经过试验后发现:冷凝水低压室进线开关和母联开关不具备失压跳闸功能,这三个开关可以手动跳闸,但失电时不能自动跳开。当任何一路进线失电时,母联柜内综保仪检测到进线没有电压后,自动合上母联开关,给失电侧负荷供电。母联开关在设计上要求,自动合环,手动解环。因此,当进线来电后,母联不能自动跳开,同时进线开关因失电也没有跳开,造成来电后低压侧合环。当罐南2#变因保护动作跳闸后,泡沫间低压室2#进线402开关检测到有电压,所以未跳开开关,发生了变压器反送电现象。

3 故障处理

经与施工单位联系,冷凝水低压室进线开关在失电时不能自动跳开是母联柜内综保仪程序设置问题,更改了综保仪的自投程序,这样当任何一路进线失电时,进线开关首先跳开,然后自动合上母联开关,给失电侧负荷供电,不会再发生反送电现象了。

结论

在带有母联的低压室,进线开关必须要带有失压保护,即:失电时自动跳开,否则易发生低压侧合环及反送电现象,威胁设备和人身安全。另外,第二级低压室不适宜采用母联开关,应在进线柜安装自动转换开关,两条进线自动投切。

参考文献

变压器跳闸 篇6

随着电力系统的不断发展以及各种先进技术在电网中的广泛应用,智能化已经成为电网发展的必然趋势,而智能变电站作为智能电网中的一个节点也将逐步取代传统变电站。变压器保护一般根据一定的整定原则与相邻保护进行配合,并采用时间等步长增加的方式逐级跳开相应的开关;但这种跳闸方式不能根据变电站运行情况适时调整,在变电站运行方式发生改变或相邻保护动作异常时,一些保护仍按原整定方式跳闸,就不能尽快切除故障。为此,本文提出在智能变电站中利用过程层网络的断路器位置及相邻保护启动和动作信息来智能调整变压器后备保护跳闸方式的策略,从而达到更可靠、快速切除故障的效果。

1 传统变压器后备保护跳闸整定说明

图1为某2某220kV变电站的典型设计方案,现以过流保护为例,介绍某地区变压器后备保护整定原则。

(1)低压侧复压过流保护作为低压侧母线及出线相间故障的后备保护,其时间定值应配合低压侧出线保护最长时间,1时限2s跳低压侧分段(BRK4),2时限跳低压侧开关(BRK3),3时限跳主变三侧(BRK1、BRK2、BRK3),时限级差为0.3s。

(2)中压侧复压方向过流保护作为中压侧出线及母线故障的后备保护,其定值按照变压器额定容量整定,时间配合中压侧出线距离三段保护时间。假设中压侧出线距离三段保护时间为TZ3,保护过流整定时间级差为0.3s,则有:

其中,1时限跳主变中压侧母联分段开关(BRK5、BRK6、BRK7、BRK8),2时限跳主变中压侧开关(BRK2)。

(3)高压侧复压方向过流保护作为变压器内部故障、中低压侧母线故障的后备保护,其定值按照变压器额定容量整定,时间配合中压侧复压方向过流保护和低压侧复压过流保护时间,保护过流整定时间级差为0.3s,则有:

其中,1时限跳主变中压侧开关(BRK2),2时限跳主变三侧开关(BRK1、BRK2、BRK3)。

2 传统变压器后备保护跳闸方式的局限

(1)故障点位于K1处时,若低压侧分段在分位,则低压侧复压过流保护仍按既定逻辑1时限2s跳分段开关,2时限2.3s才能跳低压侧开关来切除故障,这无形中就牺牲了0.3s的切除故障时间。

(2)故障点位于K1、K2处时,低压侧复压过流保护仍要躲过低压侧出现的最长动作时间2s,即延时2s后才能切除故障。

(3)故障点位于K3处时,若中压侧母联、分段在分位,则中压侧复压过流保护仍按既定逻辑1时限躲过中压侧出线距离三段时间跳母联、分段开关,2时限Tset2M才能跳中压侧开关来切除故障,这也牺牲了0.3s的切除故障时间。

(4)无论故障点位于K1或K3,高压侧复压过流保护都始终按照中、低压侧复压过流时间的最大值延时,无法动态地根据中、低压侧复压过流保护动作行为来调整时间。

(5)故障点位于变压器内部时,若主保护拒动,则高压侧复压过流保护只应与主保护配合,0.3s后跳三侧开关。在传统跳闸方式下,高压侧复压过流保护按既定方案需要延时Tset2H=max(Tset2M,Tet3L)+0.6s才能跳变压器三侧开关来切除故障。

3 运行方式及相邻保护信息获取

要实现变压器后备保护的智能跳闸,变压器保护需要获取相关开关位置(低压侧分段开关、中压侧母联开关以及中压侧分段开关)和相配合保护的信息。以上述过流保护为例,需要获得低压侧出线过流保护的启动信息以及中压侧出线线路保护启动元件和方向元件的信息。

智能变电站中二次设备的采样及跳闸等对时效性要求高的信息均通过面向对象通用事件(GOOSE)网络传输。现行智能变电站中的过程层GOOSE网一般按照电压等级组网,而变压器保护作为跨电压等级的保护能够获取全站各电压等级过程层网络的信息。GOOSE网络采用发布/订阅的通信机制,在现行智能变电站中各开关位置均已在过程层网络中发布,主变保护只需订阅相应的信息即可。对于相邻保护的信息,由于现有线路保护并未将启动元件和方向元件信息发布,因此就需要线路保护将启动元件和方向元件信息在各自的过程层网络中发布。

4 智能跳闸方案

变压器保护可通过发布/订阅机制获取变电站各开关的位置及状态信息,同时变压器后备保护也可获得与其配合的相邻保护的启动、动作信息,再对所获得的信息进行综合分析,就可以大幅优化变压器的后备保护,智能调整后备保护的跳闸方式,缩短切除故障的时间。下面同样以过流保护为例介绍智能跳闸逻辑。

(1)低压侧复压过流跳闸方式智能调整逻辑如图2所示,智能跳闸方案见表1。低压侧复压过流启动满足动作条件后,首先监测低压侧出线保护启动状态,当低压侧出线保护未启动时,故障点位于低压侧母线至低压侧TA之间,强制延时0.3s,在分段开关位于合位时跳开分段开关,在分段开关位于分位时直接跳低压侧开关。若出线保护启动,则故障点位于低压侧出线,强制延时2s,在分段开关位于合位时跳低压侧分段开关,在分段开关位于分位时直接跳低压侧开关。

(2)中压侧复压过流跳闸方式智能调整逻辑如图3所示,智能跳闸方案见表2。中压侧复压过流保护的智能跳

闸方案与低压侧类似,即通过过程层网络获取中压侧出线线路保护启动元件和方向元件信息来区分故障点位置。若中压侧线路保护启动且方向元件指向线路,则故障点位于中压侧出线,中压侧复压过流1时限强制为TZ3+0.3s;若线路保护均未启动或方向元件指向母线,则故障点不在中压侧出线上,复压过流1时限时间不需与线路保护配合,1时限强制为0.3s。接着再判别中压侧母联分段位置,若母联分段位于合位,则1时限跳母联分段开关;若位于分位,则直接跳中压侧开关。

(3)高压侧复压方向过流跳闸方式智能调整逻辑如图4所示,智能跳闸方案见表3。保护监测低压侧复压过流以及中压侧复压方向过流保护,当中压侧复压过流未启动或方向元件指向主变,同时低压侧复压过流未启动时,故障点位于主变内部,此时强制延时0.3s跳变压器三侧开关。当低压侧复压过流启动,而中压侧复压过流未启动或方向元件指向主变时,故障点位于低压侧,则延时Tset1H=Tset3L+0.3s。当低压侧复压过流未启动,而中压侧过流启动且方向指向母线时,故障点位于中压侧,则延时Tset1H=Tset2M+0.3s。若低压侧复压过流启动,中压侧复压过流启动且方向指向母线,则按照整定时间延时,1时限跳中压侧开关,2时限跳主变三侧开关。

5 试验仿真

通过EMTDC/PSCAD建立220kV变电站仿真模型(如图1所示),变压器各侧复压过流保护仿真结果如下。

(1)低压侧复压过流:Tset1L为2s,Tset2L为2.3s,Tset3L为2.6s。故障切除时间见表4。

(2)中压侧复压方向过流:Tset1M为2.9s,Tset2M为3.2s。故障切除时间见表5。

(3)高压侧复压方向过流:Tset1H=3.5s,Tset2H=3.8s。故障切除时间见表6。

由此可知,试验结果与分析一致,采用智能方案后既没有失去原有保护之间的配合关系,在一些情况下还能够大幅加快故障故障切除时间,提高了系统的稳定性。

6 异常处理及方案推广

由于智能变电站过程层网络基于网络通信,过程层网络的传输可靠性依赖于交换机、设备GOOSE通信模块的性能,因此在信息传输过程中会出现诸如GOOSE断链、G(X)SE告警等情况,且相邻的线路保护也会存在异常、装置告警等情况。当出线GOOSE异常以及相邻线路保护异常时,变压器保护将退出智能跳闸模式,恢复为传统跳闸模式。

本文仅对变压器后备保护中的过流保护进行了分析,该方案可推广至零序以及阻抗保护,只需要获取零序或阻抗保护配合的相邻保护的信息(如零序保护获取相邻线路保护中零序保护的启动和方向信息,阻抗保护获取相邻线路保护的阻抗Ⅱ段信息)。

7 结束语

本文分析了传统变压器后备保护定值和跳闸方式整定原则,指出了该方式在某些故障情况或变电站运行方式发生改变时会延长后备保护切除故障时间,提出了在智能变电站内利用继电保护装置通过间隔层和过程层得到开关和相关保护的信息来实现智能调整跳闸方式的策略。通过理论分析和仿真试验可知,智能调整变压器后备保护的跳闸方式可以在不失去原有配合关系的情况下加快切除故障,为今后站域保护提供了解决思路和技术储备。

摘要：分析传统变压器后备保护跳闸方式的整定原则,指出当系统运行方式发生改变或相邻保护动作异常时,传统变压器后备保护不能相应地改变保护跳闸方式,仍按整定的时间及相应的跳闸方式进行跳闸会增加故障切除时间的问题。为此,提出了在智能变电站中利用过程层网络的断路器位置以及相邻保护启动和动作信息来智能调整变压器后备保护跳闸方式的策略,有效缩短了故障切除时间,提高了系统稳定性。该方案也为新一代智能变电站层次化保护中站域保护的研究提供了新的思路。

关键词：智能跳闸,变压器后备保护,智能变电站,电力系统

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变压器跳闸 篇7

xxxx年4月19日, 雨夹冰雹, 风力5~6级。许田站分列运行, I龙许2开关带许1#变运行, II龙许2开关带2#变运行, 许110开关热备用, 许100开关热备用, 许351断开, 许350合位, 许2#主变带35k V两段母线运行, 两台主变中性点均不接地。110k V侧为进线备自投, 35k V侧和10k V侧为分段备自投, 并且均在投入位置。龙井站侧付龙2开关断开。事故发生前三侧电网运行方式如图1所示。

2. 保护动作情况

2.1 付村站侧保护动作情况:

付龙1线路保护零序II段、III段动作跳闸、付龙1接地距离II段动作跳闸、故障相为C相, 故障测距8.6km;付龙1线路重合闸动作, 不成功。故障录波图如图2所示。

2.2 许田站侧现场及保护动作情况:

I I龙许2开关零序I I段保护动作跳闸, 故障相为C相, 实测零序电流9.692A。

许2#主变放电间隙零序过流I、II保护启动未出口。

II龙许2开关动作后, 许2#主变低压侧母线失压, 10k V分段备自投动作, 首先断开许102开关, 然后合上许100开关, 许田站10k VII段母线恢复供电。故障录波图如图3所示。

3. 故障检查情况

事故发生后, 现场对相关设备进行了全面检查, 经巡线人员调查发现:4月19日14时17分, 在付龙线下施工的吊车曾误碰付龙线路。运维人员现场检查, 发现许2#主变110k V中性点放电间隙电流互感器瓷裙有炸裂现象, 放电间隙也有明显放电击穿的痕迹, 并且, 中性点CT末屏接地线烧断。

4. 保护动作行为分析

4.1 付龙1线路保护跳闸

付龙1线路保护零序II段、III段、接地距离II段动作跳闸、故障相为C相, 故障测距6.84km也与实际故障点相符, 龙许1保护动作行为正确。付村站侧零序等效网络图如图4所示。

零序电流为:

式中:

EΣ——电源的合成电动势;

Z0T1、Z0T2——变压器的零序阻抗;

Z01、Z02——短路点两侧线路的零序阻抗。

4.2 龙许2线路保护跳闸

许田站侧现场及保护动作情况分析:一般来讲, 付龙线发生接地故障时, 付村站侧付龙1线路保护零序II段、接地距离II段动作跳闸切除故障即可。许田站侧由于主变中性点没有接地, 构不成零序电流回路, 许田站侧付许2线零序保护不会动作。其电流分布图及相量图如图5所示:由于C相接地时, C相对地电容C0被短路, 中性点电压UN上升为相电压 (-EA) , 由图5 (b) 可见, A、B、C三相对地电压为

零序电压为

则保护安装处各相电流 (未计负荷电流) :

其有效值为:

式中:Uph为相电压。

但由于付龙线发生接地故障的同时, 许2#主变110k V中性点放电间隙击穿后, 主变中性点实际形成了接地, 零序网络发生了变化, 有零序电流流过许田站侧, 许田站侧龙许2保护采集到零序电流, 现场故障报告显示, 故障时二次侧零序电流为9.692A (定值为6.5A/0.3S) , 故障相别为C相, 因此, 龙许2零序II段保护动作行为正确。

由于实际故障点距离许田变较近, 从距离上看, 应属于I段保护动作范围, 但由于零序I段按规定退出, 接地距离保护从原理上抗过渡电阻能力就差, 在加上接地距离I段动作定值相对较小, 抗过渡电阻能力更低, 故I段保护未能动作。过渡电阻问题将在下面详细分析。

龙许2开关作为终端负荷侧, 且主变中性点不接地时, 正常情况不向故障点提供短路电流, 但间隙击穿时, 零序网络发生变化, 构成零序回路, 存在零序电流, 达到动作条件。

4.3 许2#主变保护高后备保护未出口

许2#主变保护高后备保护未动作出口的原因:查阅保护装置动作记录和许2#主变保护高后备保护定值, 发现间隙过流保护动作时间为0.5s, 其他后备保护动作时间均大于0.5s, 龙许2零序II段保护动作时间为0.3s, 因龙许2保护快速动作跳开开关, 切除故障, 许2#主变高压侧后备虽然启动, 但达不到动作时间就已返回 (经过370ms后) 。

4.4 许2#主变间隙保护未出口

间隙保护未出口的原因:间隙保护启动后, 由于间隙CT已经损坏, 难以正确反映电流情况, 且间隙保护动作时间为0.5s小于龙许2零序II段保护动作时间0.3s, 达不到间隙保护动作条件。

间隙保护虽然在变压器高后备中设置, 但其作用是保护变压器中性点设备, 不与其他保护配合, 是变压器中性点设备的主保护。

5. 间隙击穿原因分析

110k V变压器中性点过电压水平计算:

对于各种不同接线类型的网络, 从接地故障复合序网可知, 单相接地故障时, 故障点稳态零序电压为

两相接地故障时, 故障点稳态零序电压为

从上两式可以看出, 不对称接地故障时产生的零序电压取决于系统零序阻抗Z0与正序阻抗Z1之比。当Z0/Z1增大时, 接地故障时产生的零序电压亦相应增大。在电力系统中, 有效接地系统的划分标准为:在各种条件下, 应使零序阻抗与正序阻抗之比为正值且小于3;当Z0/Z1≥3甚至Z0=∞时, 则成为非有效接地系统。对于某一具体电网而言, 在不对称接地故障时, 如果零序电流无法形成通路, 亦即在该网络中所有变压器同时失去接地中性点时, 这个网络就成为局部不接地系统, 从上两式可知, 不接地系统发生单相接地故障时, 故障点零序电压等于系统故障前相电压。

通过对不对称故障正序、零序网络进行简单的分析可知, 在110k V系统中, 只要保证电源端变压器中性点有效接地, 那么在各种条件下, 零序阻抗与正序阻抗之比一定小于3。具体到该地区, 只要保证220k V变压器110k V侧中性点有效接地, 那么该变压器配出的110k V网络就一定是有效接地系统, 即Z0/Z1<3。若以Z0/Z1=3、系统相电压U=73.0k V代入式中可以算出

在单相接地故障时, 故障点零序U0为43.8k V。因此, 在110k V有效接地系统中, 不接地变压器中性点最大对地偏移电压小于43.8k V, 小于分级绝缘变压器中性点的设计耐压值。

由此可以得出结论:对于目前110k V系统, 在保证220k V变压器110k V侧中性点有效接地的情况下, 各110k V终端变压器中性点是否接地与系统及变压器本体的安全运行没有关系。

110k V变压器放电间隙应为10.5cm~11.5cm (许2#主变110k V中性点放电间隙实测为11cm) , 理论击穿电压为3.8k V/cm~5.36k V/cm, 按此计算放电间隙击穿电压在39.9k V~61.64k V。当时许田站侧龙许2保护采集到零序电压为78.23/1.414=55.325V, 折算到一次为60.85k V, 达到击穿条件 (故障时许田站正在下雨, 绝缘降低) 。

6. 间隙CT损坏原因分析

根据记录数据, 利用计算软件中模拟计算, 发生故障时, 故障点 (吊车碰线处) 过渡电阻为4Ω、间隙击穿点对地电阻13.5Ω时, 计算数据与记录数据基本吻合。

龙许2保护采集到的零序电压反应的是110k V母线3U0, 在间隙击穿前, 间隙电压与此相同, 间隙击穿后, 零序电压按照欧姆定律分配, 正常情况下, 由于间隙下端直接接地, 间隙又被击穿, 间隙两侧电压 (即间隙CT两侧) , 仅由弧光电阻和间隙CT阻抗分压。由于弧光电阻仅有几个欧姆, 正常电流互感器本身阻抗也很小, 他们之和 (应小于13.5Ω) 远远小于变压器零序阻抗, 故间隙击穿后, 间隙两侧电压并不高, 这也是间隙CT选择绝缘等级10k V的原因。所以, 间隙CT正常时, 承受电压不会大于设计能力, 间隙CT不应该损坏。

去年发生过一次间隙击穿, 该互感器那时已有“内伤”, 间隙再次击穿时阻抗特性发生突变, 造成该CT承受电压增大, 超过其承受能力, 发生损坏。

结论

一起看似普通的输电线路单相接地故障却因负荷侧主变间隙被击穿演变成主变跳闸、间隙CT损坏等相互交织的复杂故障, 在对此类复杂故障进行原因分析时, 单单依靠故障录波数据往往难以探究出故障的原因, 在故障录波数据的基础上采用相量分析法再与保护整定计算相结合才能清晰地还原出整个故障演变过程, 找出故障真正原因。此次故障也再次提醒我们, 当主变间隙发生击穿时, 应及时对间隙CT及其二次回路进行仔细检查, 不能只以外观检查作为判读依据, 应通过相关试验尽可能反应出设备内部的工作状态, 做出客观的评估, 以免类似事故再次发生。

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变压器跳闸 篇8

变压器是一种静止电器, 它利用电磁感应作用将一种电压、电流的交流电能转换成同频率的另一种电压、电流的电能。变压器是电力系统中的重要电气设备。众所周知, 输送一定的电能时, 输电线路的电压越高, 线路中的电流和损耗越小。为此, 需要升压变压器把交流发电机发出的电压升高到输电电压, 通过高压输电线将电能输送到用电地区。因此, 我厂的两台主变压器都是升压变压器, 低压侧分别接至6 k VⅠⅡ段母线, 高压侧接至35 k V母线。

1 主变压器的运行特征

1.1 基本技术参数

主变压器基本技术参数见表1。

1.2 一般运行条件

1) 变压器的运行电压不应高于运行分接头额定电压的105%。

2) 变压器在额定电压±5%范围内改换分接头位置时, 其额定容量不变。

3) 变压器的上层油温不应超过95℃, 为防止变压器油恶化过快, 上层油温不应经常超过85℃。

4) 变压器三相负荷不平衡时, 应监视最大的一相电流值不超过允许值。

1.3 运行方式

我厂的2台变压器采取并列运行, 即符合以下条件。

1) 变压器的接线组别相同。

2) 变压器的一、二次额定电压相等, 即变比相等。

3) 变压器的短路电压相差不得>10%。

1.4 负荷能力

变压器的负荷能力, 是指变压器在某段时间内允许输出的容量, 与变压器的额定容量、负荷持续时间、环境温度等条件有关。变压器在运行中所带的负荷, 很少是恒定不变的。我厂的两台主变压器正常过负荷可经常使用, 一般可根椐过负荷前上层油的温升来确定过负荷时间 (见表2) 。

1.5 冷却系统

变压器的冷却系统与变压器的负荷有着重要关系, 冷却系统的正常运行是保证变压器各部分的温度在规定的范围之内。变压器的冷却系统有油自热循环冷却系统和强迫油循环冷却系统, 油自热循环冷却系统又分为油自然循环空气自然冷却系统 (ONAN) 和油自热循环强迫空气冷却系统 (ONAF) 。我厂的主变压器采取油自然循环强迫空气冷却系统, 这种系统的变压器是在散热器中加装1~2台风扇, 用风扇吹风的方式强迫散热器散热, 这种散热方式较自然循环方式散热的散热系数可提高0.5~1倍, 当变压器上层油温超过55℃时启动风扇, 低于45℃时停止风扇。

2 变压器跳闸后的处理办法

在确定变压器跳闸后, 首先应检查有无明显的异常现象, 如有无外部短路、线路故障、过负荷、明显的火光、异常响声、喷油等。如确实查明变压器两侧断路器跳闸不是由于内部故障引起, 而是由于过负荷、外部短路、保护装置二次回路误动造成, 则变压器可不经内部检查, 待外部异常因素消除后重新投入运行。

如果不能确定变压器跳闸是由上述外部原因造成的, 则必须对变压器内部进行检查处理。

2.1 瓦斯保护动作后的检查处理

变压器运行中如果出现油箱内局部发热, 在很多情况下不会发生电气方面的异常, 而是首先表现出油气分解的异常, 即绝缘材料和油在局部高温作用下分解产生大量的气体, 气体逐渐集聚在变压器顶盖上端及瓦斯继电器内, 引起瓦斯保护动作。根据气体产生的速度和产气量的大小, 可找出变压器跳闸的原因, 进而进行相应的检查处理。

运行中的变压器发生瓦斯保护动作, 或者瓦斯信号和瓦斯跳闸同时动作, 则首先考虑变压器有内部故障的可能性。对这种故障的处理应谨慎, 所以可根据气体集聚的多少、速度和气体性质来判断变压器的内部故障的严重程度。若集聚的气体是无色无味且不可燃, 则瓦斯动作的原因是因从油中分离出来的空气引起的, 可判定是非变压器故障原因, 变压器可继续运行;若气体是可燃的, 则极有可能是变压器内部故障所致, 对这类变压器未经检查且试验合格前, 不允许投入运行。

变压器的气体保护动作是变压器的一种内部故障的前兆, 或本身就是一次内部故障。因此, 对这类变压器的试送、运行监视, 都应特别小心, 事故原因未查明前不得强送。

2.2 差动保护动作后的检查处理

差动保护是为了保证变压器安全可靠地运行, 即当变压器本身发生电气方面的故障 (如绕组相间、匝间短路) 时尽快将其退出运行, 从而减少在事故情况下变压器损坏的程度。当差动保护动作时, 则变压器三侧的断路器同时跳闸。按照有关规程, 对容量较大的变压器, 如并列运行的6 300 k VA以上、单独运行的10 000 k VA及以上的变压器, 要设置差动保护装置。与瓦斯保护相同之处是这两种动作都比较灵敏、迅速, 都是变压器本身的主要保护。与瓦斯保护不同之处在于瓦斯保护主要反映变压器内部过热引起油气分离的故障, 而差动保护则是反映变压器电气方面的故障。

运行中的变压器, 如差动保护动作引起变压器跳闸, 技术人员应采取如下措施: (1) 拉开变压器各侧闸刀, 对变压器本体认真检查, 如油温、油色、防爆玻璃、绝缘套管、绝缘子等, 确定有无明显异常。 (2) 对变压器差动保护范围内所有的一次设备进行检查, 即变压器高压侧、低压侧断路器之间的所有设备、引线、母线等, 以便发现差动保护范围内有无异常。 (3) 对变压器差动保护回路进行检查, 确定有无短路、击穿及有无接地等情况。 (4) 对变压器外部进行测量, 以判断变压器对地绝缘有无损坏。

2.3 过电流保护动作后的检查处理

对于主变压器来说, 装设有带时限的过电流保护。如果过电流保护的动作时间>0.5~0.7 s时, 还有电流速断保护。

当变压器过电流保护动作跳闸, 技术人员采取以下措施检查处理: (1) 检查母线及母线上的设备是否有短路。 (2) 检查变压器及各侧设备是否短路。 (3) 检查低压侧保护是否动作, 各条线路的保护有无动作。 (4) 确认母线无电时, 应拉开该母线所带的线路侧闸刀。 (5) 如是母线故障, 应检查母线设置情况, 用倒母线或转带负荷的方法处理。 (6) 经检查确认是否越级跳闸, 如是, 应试送变压器。 (7) 试送良好, 应逐路检查故障线路。

3 结语

变压器是电厂电气主系统中的重要设备, 它的安全运行直接关系到电厂的安全供电和稳定运行, 特别是大容量变压器一旦损坏, 造成的损失将会更大。因此, 技术人员要正确分析处理变压器的跳闸现象, 这对于电厂的安全运行起着非常重要的作用。

参考文献

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