二次控制回路

2024-09-27

二次控制回路（共10篇）

二次控制回路篇1

0引言

在综合自动化变电站中, 断路器控制回路作为控制器, 是自动化系统中十分重要的环节, 是连接一、二次设备的桥梁, 是实现弱电控制强电的关键。控制回路中央信号是运行人员处理断路器控制回路故障的重要依据; 数据的正确性、准确性十分重要。由于设计、安装、接线等原因, 在某些场合下, 控制回路发信与正常逻辑不一致, 需要运行人员加以区分, 防止误判断。

1断路器控制回路原理

本文以110 k V母联110断路器为例, 在SF6断路器, 弹簧操作机构的前提下分析一般非数字化变电站的断路器控制回路的二次接线情况。

1. 1合闸回路

手动合闸时, 合闸启动回路瞬时接通, 通过自保持继电器HBJ、防跳及外部闭锁常闭触点后, 进入操作机构, 经远/ 近控切换开关S04、机构防跳触点K3、SF6继电器触点4YJJ ( 压力正常时继电器不励磁) 、储能继电器触点K13、断路器位置辅助触点BG, 使合闸线圈Y2励磁, 合闸弹簧释放能量, 使断路器合闸, 如图1所示。

合闸回路监视主要由跳位继电器TWJ和合闸回路操作机构接线部分组成。

电源监视继电器1JJ用于监视控制回路电源。

1. 2跳闸回路

手动跳闸或保护跳闸时, 跳闸启动回路瞬时接通, 通过外部闭锁分闸触点后, 进入操作机构, 经远/近控切换开关S04、 SF6继电器触点4YJJ ( 压力正常时继电器不励磁) 、断路器位置辅助触点BG, 使分闸线圈Y1励磁, 分闸弹簧释放能量, 使断路器分闸, 如图2所示。

分闸回路监视主要由合位继电器HWJ和分闸回路操作机构接线部分组成。

1. 3 “控制回路断线”信号回路

根据综合自动化变电站信号接线方式, 一般在信号回路短接信号出口, 仅发信“控制回路断线”, 如图3所示。

引起“控制回路断线”发信的因素: 1电源监视继电器1JJ失磁。2跳位继电器TWJ失磁。3合位继电器HWJ失磁。

1. 4SF6压力监视回路及其信号回路

由于使用的是SF6断路器, 预留的3组继电器1YJJ、2YJJ、 3YJJ无必要使用, 一般在压力监视回路短接端子使1YJJ、2YJJ、 3YJJ作用变为电源监视; 在信号回路短接信号出口, 仅发信 “SF6压力低闭锁”, 如图4、图5所示。

引起“SF6压力低闭锁”发信因素: SF6压力继电器4YJJ励磁; 继电器1YJJ、2YJJ、3YJJ失磁。

2断路器合闸时发信情况

110 k V母联110断路器在合闸操作时, 监控机信号如下: 1110 k V母联110断路器遥控合闸。2110 k V母联110断路器弹簧未储能。3110 k V母联110断路器控制回路断线。 4110 k V母联110断路器合位。5110 k V母联110断路器弹簧未储能复归。6110 k V母联110断路器控制回路断线复归。根据以上信号, 结合合闸回路、信号回路可发现: 在合闸弹簧释放完能量开始重新储能到储能完成过程中, 储能继电器触点K13打开, 跳位继电器TWJ失磁, “控制回路断线”发信。

储能时间一般为15 s ( 实际参见相应断路器说明书) , 在合闸弹簧储能完成后, 储能继电器K13重新励磁, 跳位继电器TWJ励磁, “控制回路断线”发信复归。

3断路器操作电源掉电时发信情况

110 k V母联110断路器在操作电源掉电时, 监控机信号如下: 1110 k V母联110断路器控制回路断线。2110 k V母联110断路器SF6压力低闭锁分合闸。

根据以上信号, 结合相关信号回路可发现: 在断路器操作电源掉电后, 电源监视继电器1JJ、跳位继电器TWJ、位继电器HWJ均失磁, “控制回路断线”发信。此外, 由于SF6压力监视回路中继电器1YJJ、2YJJ、3YJJ失磁, 使得“SF6压力低闭锁” 发信。

4运行操作注意事项

结合前面讲述, 在运行操作中必须对断路器控制回路发信的各种情况区别对待, 应注意以下几点。

1) “弹簧未储能”和“控制回路断线”同时发信时, 正常情况下, 完成储能后, 两个信号均应返回。若等待1 min甚至更长时间信号未返回, 应首先判断为合闸弹簧无法储能引起的, 检查断路器操作机构。

2) “SF6压力低闭锁”和“控制回路断线”同时发信时, 有SF6压力低和控制回路断线引起两种可能性, 不能单纯判断为SF6压力低。

这一技术缺陷可在“SF6压力低闭锁”信号回路接线时, 不短接相关端子消除。

3) 在倒母线操作时, 合上母联断路器控制电源后, 应及时检查“控制回路断线”、“SF6压力低闭锁”信号是否复归, 确保断路器控制回路、SF6压力是正常的。

5结语

断路器控制回路及其信号回路归口责任管理, 包括开关班、继电保护班、自动化班, 而运行维护归口运行班组, 欠缺管理和知识连贯性。本文旨在综合断路器控制回路及其信号回路各方数据后, 展示完整二次接线逻辑, 为运行人员分析断路器控制回路故障提供帮助。更希望通过这种综合数据方式, 为整体掌握变电站设备运行情况提供一种有效方法。

参考文献

[1]熊启新, 汪旭峰, 彭淑明, 等.变电站二次回路识图与分析[M].北京:中国电力出版社, 2010.

[2]郑新才, 陈国永.220k V变电站典型二次回路详解[M].北京:中国电力出版社, 2011.

[3]张群辉.断路器控制回路断线浅析[J].电气开关, 2014 (3) :3-7.

[4]程诗, 李思逸.浅析断路器控制回路断线处理[J].油田、矿山、电力设备管理与技术, 2013 (23) :166.

[5]北京四方继保自动化股份有限公司.JFZ-11S JFZ-12S三相操作箱说明书[Z].北京四方继保自动化股份有限公司, 2007.

继电保护及二次回路故障分析篇2

关键词：继电保护二次回路故障

1 继电保护的基本任务

继电保护的动作原理是：考虑电力系统短路或其它非正常情况时相应电气量的变化，以这些变化为依据构建继电保护动作的数学模型，再加上对其他物理量变化的综合考虑，例如当变压器油箱内发生故障时会产生非常多的瓦斯，变压器油的流速也会随之增大也可能是变压器油的压强随之增高。通常情况下，在继电保护装置中无论是基于哪种电气量的变化，其基本上都由测量部分、逻辑部分、执行部分构成。继电保护的基本任务有：

①自动、快速、有选择地切除故障原件，很快的实现非故障原件对电力系统的正常供电。如果某些电力系统中的电气原件出现短路，根据其选择性，该电气原件的继电保护装置需要及时发出跳闸命令给距离此故障电气原件最近的断路器，以最快的从电力系统中切除故障的电气元件，从而最大限度的减小故障对电气原件的损坏，降低故障对电力系统稳定性的破坏，从而保证电力系统安全稳定运行。

②除了能够反映故障情况外，继电保护装置还应该能够反映电力系统中电气设备的非正常运行状态，而且可以从非正常工作的具体情况以及设备的实际运行和维护条件来看，发出相应的信号，以便通知现场值班运行工作人员进行相应的处理，也可以通过继电保护装置自动调整，带有一定延时动作于断路器跳闸。

③另外继电保护装置还应该与供电系统、配电系统的自动装置相配合，从电网的实际运行方式来看，合理选择短路类型，分配合适的分支系数，使因事故造成的停电时间变得最少，最大可能的保证供电系统的运行可靠性。

2　继电保护与二次回路系统中常见的故障

2.1 继电保护电源故障

一般情况下是由变电所的直流电源系统或交流保安电源系统提供继电保护装置所需要的电源，然后再通过继电保护装置内部的稳压电源装置进行转换，将其转换成与装置电子电路工作相适应的专用电源。基本上所有的电源过电流、过电压保护都是在故障发生后由电源停止工作，这时输出为0，然后再由相关人员对其进行复位，才可以再开始工作；或者在故障发生后由供电电源自动停止输出，过一会儿供电电源将会自动恢复工作。当继电保护电源中断时，或者当继电保护装置的电源装置出现故障时，供电装置指示其正常工作的电源指示灯不再亮着。当继电保护装置没有供电电源时，就将无法正常工作，此时一些保护将发生自动闭锁，并且自动向对侧线路发出闭锁信号，以防止误动作。

2.2 线圈故障

线圈部分的故障主要包括：

①线圈断线：线圈断线可能由使用超声波清洗造成也可能由在线圈上施加过电压造成。

②线圈供电不足：在某些情况下线圈节点可能会不动作，其中线圈供电电压过低占很大的比重。

③线圈极性接反：在线圈内部有二极管继电器，一旦没有正确连接其极性会直接导致接点不动作。

④交流线圈、直流线圈供电错误：如果我们把交流线圈和直流线圈的供电电源接反，交流线圈会因为接上直流电而发热，进而烧毁线圈；直流线圈会因为接上交流电而使铁片发生反复振荡，不可能正常工作。

⑤如果我们给线圈长期通电，线圈将会发热，其绝缘也会极度恶化，导致继电器不能正确动作。

2.3 连接故障

连接部分故障主要是继电器接点粘连和继电器接点接触不良。导致前者出现的原因是：接点连接的负荷容量比继电器节点的额定容量大很多；继电器的开关频率比继电器的正常开关频率大很多；或者超出了继电器的有效使用日期。

造成继电器接点接触不良的因素主要有：线圈内部的电压不稳定；继电器接点表面有异物；继电器接点表面发生腐蚀；继电器接点发生机械性的接触不好；超出了继电器的正常使用周期；继电器的使用环境不好（有振动或者存在冲击）。

2.4 保护装置故障

继电保护装置故障即继电保护装置内部元件发生损坏或者其在非正常运行情况。继电保护装置在现场运行中非常容易受到周围环境的影响。当运行环境中的粉尘和腐蚀性气体很多时，或者长期运行在高温环境，继电保护装置的老化速度将会加快，随之而来的就是继电保护装置性能的恶化。

2.5 二次回路隐形故障

隐形故障即当电力系统未出现任何故障时，系统将不会受到任何影响的潜在故障，继电保护装置和二次回路元件中都可能存在隐形故障，例如：电压互感器、电流互感器、继电保护出口压板、继电保护接线的各个端子等。如果电力系统出现了故障，或者是发电设备出现了故障，隐形故障非常容易导致电力系统发生重大事故，严重损坏设备，使电网系统不能稳定运行。

有很多原因可以早场隐形故障，比如定值计算错误、定值配合不科学；电力系统元件老化、电力系统元件毁坏、电力系统插件接触不良；电力系统检修人员或者电力系统运行人员误碰、误动电力设备；没有按照标准校验保护装置；二次回路存在寄生回路；实际上，继电保护设备没有很好的运行环境；电力系统检修、运行人员并没有认真做好继电保护设备维护工作。

3 继电保护及二次回路中的故障排查及预防

3.1 确定故障回路

在进行继电保护装置检验时，最后一定要做好整组实验和二次回路电流回路升流实验。而且在以上两项任务完成以后，我们不可以再插拔插件、不可以修改装置定值、不可以修改定值区、不可以改变二次回路接线方式。在电气设备的二次回路发生故障时，我们首先可以采用观察法：我们可以先看一下交流进线保险、直流总保险，然后再对各分路熔断器进行检查，看其是不是被烧毁，在未准确找出熔断回路的故障点和故障原因，并且我们还没有将故障清除之前绝对不可以接上已经熔断的保险。当我们无法以直接观察法找出故障回路时，可以试着分别拉开线路开关，以先信号、照明部分，再操作部分，先进行室外部分，后进行室内部分的方法进行查找。我们切断用直流回路的时间要保持在3秒之内。当回路无法直接通过切断来检查时，我们首先转换一次设备的运行状态，做好安全措施，在上面的步骤做好之后我们才可以进行二次回路故障查找。找到故障回路后，我们要及时恢复其他回路，按照图纸逐个检查。

3.2 检查故障回路

在电源系统中一般都安有不少的保险器和绝缘监察系统、电容储能等设备，因此当直流系统产生故障时，我们要先检查好熔断器的完好性，检查电压有没有出现异常，接着检查交流输入、变压器、硅堆、直流输出、支路输出绝缘监察部分，最后检查电容储能回路有没有异常。当操作回路出现故障时，断路器会出现拒动或者误动，查找故障点时，包括对这几个元器件的检查：操作保险、开关辅助接点、跳合闸线圈、继电器接点、配线、机构等。

当其它回路也有故障时，我们可以动作结果为前提，以上级元件动作的条件为依据，检查是否满足动作条件，再根据图纸的要求依次检查元件，逐级分析，最终确定故障点。

3.3 故障预防措施

现在我国比较先进的继电保护设备其主保护一般都会具有自诊断功能，它可以在线检测装置的异常。预防中最重要手段就是更好的管理继电保护设备，将各项规章制度落实到底，建立健全继电保护设备的基础技术台账。使设备隐形故障的危害降到最低，保证电力系统安全稳定运行。

4 提高继电保护可靠性的建议

在没有继电保护的状态下不可以运行线路、母线或者是变压器。按照规程不小于220kV电网的全部运行设备都要采用两套交流输入、输出回路，两套直流输入、输出回路，并且应该没有任何电气联系，并且各自给不同的继电保护装置供电。无论何时，这两套继电保护装置和开关所取的直流电源均经由不同的熔断器供电。我们可以从以下几方面来提高继电保护可靠性：

①我们首先要保证继电保护装置制造源头的质量，提高装置的整体质量，我们在选用原件时可以选用发生故障概率低、并且使用寿命长的元器件，同时我们应该尽量选择售后服务比较好的厂家。②同时我们应该讲晶体管保护装置安装在与高压室相隔离的房间内，使其不遭受高电压、大电流、断路故障以及切合闸操作电弧的影响。还要注意环境给晶体管带来的污染，有条件的话可以安装空调。③继电保护整定计算人员在整定计算中要增强责任心。④变电站要了解变电站二次设备的运行环境及其工作特点，不仅要做好保护装置的运行维护工作，提高故障处理能力，还要定期检验，提高保护装置的可靠性。

参考文献：

[1]李第锋.继电保护装置的维护与试验[N].中国电力报，2003.

[2]殷柯.高压电网继电保护装置故障仿真系统研究[D].南京：南京理工大学，2003.

[3]芮新花，赵珏斐.新型继电保护及二次回路综合实验台的设计[J].南京工程学院学报(自然科学版)，2006，（02）.

电气制动装置二次控制回路改进篇3

关键词：水轮发电机组电气制动,故障,改进方案

黄龙滩电厂于2005年建成投入运行的两台170MW水轮发电机组, 该机组的制动系统采用的是常规机械制动和电气制动相结合的混合制动方式, 2014年4月28日在机组电气制动装置投入过程中出现电制动控制开关JLK分闸线圈烧坏的事件, 现就此次事件发生的问题进行分析, 提出改进的方案。

一水轮发电机组电气制动系统概述

当水轮发电机与电力系统解列后, 机组进入停机过程。由于机组的转动部件具有较大的惯性, 机组在短时间内不能停止运转。但机组轴承是不允许机组较长时间处于低速运转状态的, 这是因为机组推力轴承轴瓦的油膜形成与机组的转速有关, 机组在低速下旋转会导致油膜的破坏继而出现干摩擦, 而烧毁轴瓦。

传统的机械制动一般采用制动闸和制动环直接接触产生摩擦阻力而起制动作用, 但制动环、风闸易因机械疲劳而变形龟裂;且摩擦产生的粉尘混入发电机的循环空气中, 随油雾粘附在定子线圈端部和铁芯风沟表面, 影响发电机的绝缘和散热, 严重影响发电机的正常运行。

电气制动就是为了克服机械制动的缺点而提出来的。它的最大优点是制动转矩大。制动力矩是随机组转速下降而增大, 当转速为零时达到峰值, 这正是区别于机械制动力矩的最大优点。电气制动除了制动力矩大这个特性之外, 也比较洁净, 且检修维护方便, 满足系统调峰, 机组开停机操作频繁的要求。

电气制动的工作原理是基于同步电机的电枢反应。当机组与电网解列, 发电机转子灭磁后, 使定子三相短路, 同时给发电机加励磁电流, 使它产生一个方向与机组惯性力矩的方向相反, 具有强大制动作用的电磁力矩。励磁电流由厂用电系统经整流后的外部电源供给。

二、故障现象

2014年4月28日, 某厂按调度令要求, 将4号发电机组由发电状态转为停机状态。4号发电机变压器组采用单元接线方式, 电气制动装置采用北京一家自动化研究所生产的JZT-4/P23型可编程电气制动装置。在执行停机过程中, 上位机监控系统报“4号发电机组电气制动失败”, 运行人员立即到现场检查发现该电制动装置动作时, 其柜内制动电源交流开关ZTK应该分闸而实际未分闸。停机后现场检查制动电源交流开关ZTK跳闸继电器K3烧毁, 进一步检查发现制动电源交流开关ZTK跳闸线圈也烧毁, 其他部件均正常。

经初步分析:判定为4号发电机电气制动装置PLC流程开出去控制制动电源交流开关ZTK分闸的继电器K3接点有烧粘连现象, 引起制动电源交流开关ZTK分闸线圈回路未断开而长时间通电所致。

初步处理:①更换更换制动电源交流开关ZTK分闸继电器K3;②因该设备自2005年投运至今尚未发生过制动电源交流开关ZTK分闸线圈烧毁现象, 所以暂时没有储备配品, 协调物资部门查找已经退出设备, 从它上面拆卸分闸线圈并更换制动电源交流开关ZTK分闸线圈;③更换上述工作后, 在静态情况下经过5次整租模拟试验, 电制动动作均正常, 上位机监控系统语音及信号光字均正确并与现场实际一致。

此后, 4号机停机4次, 4号机电制动均动作正常。

2014年5月10日18:03, 据运行人员反映4号机电制动电源交流开关ZTK有糊味。维护人员现场检查发现:电制动流程动作正确, 制动电源交流开关ZTK、制动电源直流开关ZMK、发电机短路开关GNK均已经正确动作。进一步检查, 发现制动电源交流开关ZTK跳闸继电器K3烧毁、制动电源交流开关ZTK分闸线圈烧毁。

三、原因分析

2014年5月12日, 维护人员对4号发电机组电制动装置进行详细检查, 对存在的问题进行深入分析, 主要原因如下:

1、所选用开出继电器本体质量不高, 接点动作不可靠 (可能有抖动现象) ;

2、近期空气湿度较大, 影响了继电器触电灭弧;

3、PLC开出分闸脉冲时间较长, 导致制动电源交流开关ZTK分闸线圈及分闸继电器K3长期带电 (由于厂家出于技术保护, 未提供读程序软件, 故无法对此核实) ;

4、回路设计存在缺陷:

(1) 由于制动电源交流开关ZTK本身辅助接点不够, 导致其控制回路无防外部接点粘连措施, 即ZTK合闸回路中无ZTK的常闭辅助接点 (回路号909与902之间) , ZTK分闸回路中无ZTK的常开辅助接点 (回路号911与902之间) ;

(2) 分闸继电器K3是对分闸线圈回路进行切断, 但未设计消除反电动势回路, 在分开线圈回路的时候会在接点上产生较大的反电动势, 使燃弧时间延长并加剧了电弧熄灭的难度;

四、解决措施及方案

申请4号机组电制动装置停运, 对原电气制动装置二次控制回路进行改进, 具体措施如下:

1第一阶段:

(1) 因盘柜空间有限, 暂时更换原型号分闸继电器K3备品;

(2) 对4号机组电气制动装置二次控制回路进行改进引入防外部接点粘连解决措施, 在制动电源交流开关ZTK二次分闸控制回路中串联接入其自身的一对辅助接点, 这样在制动电源交流开关ZTK分闸后, 利用其自身辅助触点切断制动电源交流开关ZTK分闸回路, 此刻即使PLC开出分闸脉冲时间较长, 去执行分闸的继电器K3接点粘连, 但通过在制动电源交流开关ZTK二次分闸控制回路中串联接入其自身的一对常开辅助接点切断了整个分闸回路, 所以彻底解决了因PLC开出分闸继电器K3接点粘连烧毁制动电源交流开关ZTK分闸线圈的现象;

(3) 信号回路用的辅助开关的接点通过扩充接入;

(4) 在制动电源交流开关ZTK分闸继电器K3线圈上并联一个反向续流二极管 (型号FR256) , 在二极管回路串联一个电阻 (1KΩ) , 防止二极管烧毁时候直流短路 (详见附图) :

2第二阶段:

(1) 更换新型号继电器 (连同底座一并更换) ;

(2) 更换符合现场实际的制动电源交流开关 (多对辅助接点) 。

2014年5月15日, 对4号机组电气制动装置二次控制回路进行改进后, 4号机组电气制动装置共停机30次, 经过实际验证, 该改进措施确实可行, 再没有出现上述缺陷。水轮发电机组电气制动系统的运行情况将直接影响发电厂的安全运行, 要在工作中不断分析出现的缺陷及故障, 深入分析原因实施改进, 确保水轮发电机组的安全稳定运行, 提高电网供电的可靠性。

参考文献

二次控制回路篇4

【摘要】压板投退与设备运行方式要求一致对变电站设备安全稳定运行具有重要作用，但是压板位置的获取是个难点问题，一直没有好的解决办法。本文从二次防误的角度提出了一种全新的基于非电气接触原理的压板位置监测技术，通过可靠的获取压板位置并使融入到防误管理系统中，完成压板状态的自动监测、远传和存储以及压板操作的记录等。

【关键词】保护压板；防误；在线监测

【中图分类号】TM774【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0216-02

一、引言

压板是继电保护保护装置联系相关二次回路的桥梁和纽带，在电网运行方式改变时，会涉及到保护压板的投退，如有错投退或误投退，会直接影响继电保护功能的实现，严重时会引起保护拒动或误动，扩大停电事故范围。虽然太原公司在运行管理方面均制定了一系列的措施，但压板状态不能实时监测，不能从根本上解决压板的错投和误投问题。

目前压板的控制处于一种开环状态，关键问题是无法监测压板的运行状态，在一次系统防误技术已经相当成熟的今天，压板的管理仍然只能依靠人工，不能很好的融入防误管理系统。显然，压板的监测技术已经成为了制约压板防误发展的瓶颈。

二、压板状态监测的难点

在传统的各种保护中，压板是用来接通或断开某个回路的，压板两端的接线不可避免会有电的联系。因此，获取压板的运行状态，改造已有压板，安全性是第一位的，至少应符合以下几点要求：

1.不得与压板有电气上的接触。

2.不得产生干扰压板和继电保护装置的无线电信号。

3.不得对压板进行物理改造，不得降低压板的可靠性。

4.不得从继电保护屏上获取电源。

5.能对目前使用的各种压板状态进行在线监测。

另外，从常规角度考虑，压板只有两个状态，要么投入，要么退出，但是，压板变位时如果不到位，检测部件能否自动识别，是否会误识别，这也是必须考虑的问题。

三、压板状态在线监测功能原理

综上所述，在常规压板的基础上，采用非电量接触原理来检测压板的投退状态和是否投入到位，并将压板的状态上送给压板状态采集装置。对于此种压板，由于要通过CPU最终完成状态的识别，我们称其为智能压板，以区别于常规普通压板。

非电量接触检测原理智能压板及外形示意图如下：（见图1）

智能压板具有以下几个特点：

1.安装时的开孔尺寸与常规压板完全相同。

2.压板智能检测部分与压板本体无任何电的联结关系。

3.通过压板位置检测器件1和压板位置检测器件2来完成对压板投退状态的检测。

4.光柱与压板本体可转动部分固定在一起，其表面一半为透明，另一半不透明。导光柱将CPU板的状态指示灯的发光导到压板表面，并配合压板位置检测器完成对压板投退状态的检测。

非电量接触原理能够对压板任意位置进行采样，并且脱离了压板本体的电气部分，不和二次回路有任何联系，在保证继电保护装置安全性的同时，也使得压板防误成为了可能。

四、智能压板技术的应用模式

传统的压板主要分为两类，功能压板和跳闸压板。功能压板作为一种遥信状态可以实时反映位置的变化，而跳闸压板因为串接在二次回路中，无法采集状态，在不涉及二次防误要求的前些年，人们对此没有要求也是可以接受的。压板状态位置检测的难点已突破，而且一次设备的防误技术已经相当成熟，完全可以将其应用于压板防误操作以及监控系统，以满足电力系统对二次防误的需求。目前现场有以下几种典型应用模式。

1.独立的智能压板监控系统，监视站内设备所属各个压板位置，建立专家系统，自动判断关联压板投退的正确性，建立压板运行历史数据库，对数据库设计各种高级应用功能，实现对压板系统的预演比对。

2.接入监控系统

压板位置信息进入监控系统的实时数据库，与监控系统的其它部分有机结合，形成新的应用点。与五防系统配合，提高五防系统的性能，利用压板的位置信息，远方操作时增加辅助判断功能及其它功能，太原电网中220千伏东流变电站和110千伏柴村变电站均采用此种模式。

3.故障信息系统

主站可远方监视查询压板当前状态、历史状态。与故障信息系统的专家系统配合，提高故障简报及故障测距的有效性。将压板位置纳入故障信息系统过滤条件，大大减少上送主站的垃圾信息。完善故障信息系统的收集数据，提升故障信息系统的实用性。，式站护五、压板防误系统组成及工作原理智能压板防误操作系统主要由5部分构成：智能压板防误主机、传输适配器、电脑钥匙、智能压板控制器、智能压板。

当运行人员进行压板操作时，从智能压板防误主机上开操作票，并传送至电脑钥匙。由电脑钥匙按照操作票的顺序将操作指令传给智能压板控制器，控制器发指令给对应的智能压板，智能压板接收到操作指令后将对应的状态灯点亮，提示运行人员进行操作。如果没有经开票操作，检测到压板的状态发生改变则状态灯闪烁，智能压板控制器报警，并将告警信息上传给智能压板防误主机。

其操作流程如图2 所示：

压板防误系统实现了如下功能：

1.压板状态实时监视，采用非电量接触原理实时监视压板的投退状态，并将状态上送给压板防误系统。

2. 压板投入到位监测，在投入压板时，如果没有投到位则压板控制器报警，压板状态指示灯闪烁，提醒操作人员注意。

3.压板实时防误，在无压板操作时，压板处于闭锁状态；如果没有经智能压板防误管理系统开票而非法操作压板，智能压板控制器告警，防误管理系统给出告警信息；正常操作时，智能压板防误管理系统开票并预演成功，智能压板根据操作指令指示灯闪烁，提示运行人员操作。

4.压板投退规则逻辑及判断，压板的投退规则可以在防误管理系统中进行制定，操作预演时进行规则判断。

5.智能压板地址的自动识别，现场调试时无需对智能压板的地址进行一一整定，系统可以自动识别；当由于智能压板故障需要

更换智能压板的智能检测部件时，也无需重新进行地址整定。

6.智能压板安装时的开孔尺寸与常规压板完全相同。智能压板控制采用标准规约，可以作为综自的一个间隔层的设备接入到综合自动化系统中，实现软压板和硬压板的全面监视。

二次控制回路篇5

1 PLC控制技术及EASY介绍

PLC控制技术经过数十年的发展,目前在控制领域得到了广泛应用,以前许多采用微型计算机、单板机、单片机的场合己逐渐被可编程序控制器及其网络控制系统所替代。

PLC控制与其它控制方式相比具有明显的优势。首先,PLC的编程方法简单易学,各类PLC中都配有易于接受和掌握的梯形图语言,梯形图语言的电路符号和表达方式与继电器电路原理图非常类似,只要用PLC的20多条开关量逻辑控制指令就可以实现继电器的全部功能。其次,PLC控制的硬件配套齐全,PLC易于安装,接线也很方便,一般用接线端子连接外部接线。第三,PLC控制的通用性、适应性强,由于PLC的系列化和模块化,硬件配置非常灵活,可组成满足各种控制要求的控制系统。硬件配置确定后,可以通过编写用户程序来适应工艺要求。第四,PLC控制的可靠性高,用软件中的软触点和软连线替代继电器系统中容易出现故障的实际触点和接线。第五,PLC控制系统的设计、安装、调试简化方便。PLC用软件功能取代了继电器控制系统中大量的中间继电器、时间继电器、计数器等器件及连线,使控制系统设计、安装、接线简单方便,工作量大为减少。

EASY是德国穆勒(MOELLER)电气公司推出的一种超小型可编程控制器,也称控制继电器。它有多种功能,如常规的继电器控制和时间继电器、计数器、实时时钟、定时器、脉冲信号发生器、掉电保持等。有些型号的EASY还有现场总线通信、文本显示、扩展输入/输出口等功能。与传统的可编程逻辑控制器(PLC)相比,EASY的突出特点是不需专用编程器。EASY面板自带编程按键和液晶显示屏,可以在面板上直接编程和修改参数,使用非常方便。EASY编程方式为梯形图编程,直观且简单易学。EASY输出继电器的负载能力:阻性负载8 A,感性负载3 A,可直接控制交流接触器或电磁阀等小型负载,寿命为1 000万次。

改造低配系统所选用的EASY型号为EASY819-AC-RC。该型号EASY采用交流220 V电源,配置有12个数字输入端和6个继电器输出端。编程为4个接点和1个线圈排成l行,最多可输入256行程序。

2 改造低配系统介绍

改造低配系统为双路电源供电,两段母线(Ⅰ段和Ⅱ段)在正常运行时分段运行。当一路进线电源失电的情况下,其所带负载可以由另一路电源通过母联供电。图1为该低配电源进线及母联的主回路图。

该低配系统设计有备用电源自投(BZT)功能,即当一路进线电源突然失电时,母联断路器能自动合闸,而不需要电气人员到现场操作,从而在最短的时间内恢复对生产现场的供电,减小由于进线电源突然失电给现场生产造成的损失。

根据现场实际情况,备用电源自动投入装置的运行必须满足以下要求:

(1)当常用电源电压过低时,备用电源自动投入装置应将该电路电源切除,常用电源切除后,备用电源投入。

(2)如负荷侧发生短路、过流故障造成进线断路器跳闸时,或在备用电源无电时,备用电源自动投入装置都不应动作。

(3)由于生产或检修的原因需要将一段母线停电时,在进行了对该路进线断路器正常的停电操作后,备用电源自动投入装置不应动作,以免造成对设备及检修人员的伤害。

备用电源自动投入装置的动作过程如下:

(1)系统正常时,电源l和电源2互为暗备用运行,分别对Ⅰ段和Ⅱ段母线上的负荷供电。进线断路器QF1和QF2闭合,母联断路器QF3断开。

(2)若电源l故障失压,则备用电源自动投入装置使QF1断开,再使QF3闭合,由电源2向Ⅰ段和Ⅱ段母线上的负荷供电。电源l电压正常后,可通过人工操作闭合QF1并断开QF3,恢复电源l向Ⅰ段母线上的负荷供电。

(3)若电源2故障失压,则备用电源自动投入装置使QF2断开,再使QF3闭合,由电源1向Ⅰ段和Ⅱ段母线上的负荷供电。电源2电压正常后,可由人工操作闭合QF2并断开QF3,恢复电源2向Ⅱ段母线上的负荷供电。

3 进线、母联断路器分合闸控制分析

改造低配系统的两套进线柜二次回路的设计是相同的,因而本文只需对其中一个进线断路器的分合闸控制进行分析。

图2为1#进线柜二次回路电气原理图。该二次回路在正常情况下由电源1供电,当电源1出现异常时,通过KAA继电器的通断,可以实现由电源2进行供电。

当现场满足以下三个条件之一时,操作人员可通过按下合闸按钮1S1实现1#进线断路器QF1的合闸:

(1)QF1断路器处于试验位置,使得试验位置限位开关闭合。

(2)Ⅰ段母线负荷侧无过流、短路故障,此时继电器1KA失电,其常闭接点导通,且母联断路器QF3处于分闸状态,使得QF3合闸常闭辅助接点导通。

(3)Ⅰ段母线负荷侧无过流、短路故障,此时继电器1KA失电,其常闭接点导通,且将母联柜面上的不停电倒合闸转换开关SA3置于“Ⅱ段进线跳”或“母联跳”位置,使得SA3的1、2接点导通。

通过以下4种方式可实现1#进线断路器QF1的分闸:(1)操作人员直接按下柜面上的分闸按钮1S2。(2)当进行不停电倒合闸时,将母联柜面上的选择开关SA3置于“Ⅰ段进线跳”位置,此时SA3的3、4接点导通,当母联断路器QF3和2#进线断路器QF2都合闸后,QF1自动分闸。(3)EASY输出继电器Q1的吸合。(4)当负荷侧出现过流或短路故障时,断路器内部的脱扣器动作使断路器分闸,并通过对应的辅助接点送出过流信号。

1#进线柜盘面上5个指示灯(H1~H5)的作用为:H1指示QF1断路器已处于工作位置;H2指示QF1断路器储能结束;H3指示QF1断路器处于合闸状态;H4指示QF1断路器处于分闸状态;H5指示Ⅰ段负荷侧出现过流或短路故障。操作人员可以通过储能控制旋钮SA接通断路器内的储能电机回路,实现断路器的自动储能功能。当储能弹簧到位后,断路器内的辅助开关将自动切断储能电机的电路。在两个进线柜内分别装有电压监视仪1k V、2 k V监控母线电压。电压监视仪采用3UG4513-1BR20,该继电器可监测三相电源的相序、断相及低电压;其断电延时为0.1~20 s可调;电压迟滞为5%。图3为电压监视仪1k V、2 k V接线原理图。

1k V监控Ⅰ段母线电压,2 k V监控Ⅱ段母线电压。当Ⅰ段和Ⅱ段母线电压正常时,1k V、2 k V的常开接点闭合,当母线电压低于监视仪的设定值时,电压监视仪的常开接点断开。图4为母联柜二次回路电气原理图。该二次回路在正常情况下由电源2供电,当电源2出现异常时,通过KAA继电器的通断,实现电源1的供电。

当现场满足以下两个条件之一时,操作人员可通过按下合闸按钮3S1实现母联断路器QF3的合闸:

(1)断路器QF3处于试验位置,使得试验位置限位开关闭合。

(2)断路器QF3未发生因过流、短路故障引起的跳闸,此时继电器3KA失电,其常闭接点导通;母联柜面上的不停电倒合闸转换开关SA3置于“Ⅱ段进线跳”或“Ⅰ段进线跳”位置,使得SA3的7、8接点导通;备用电源自投转换开关S1置于“手动”位置,使得S1的1、2接点导通。

此外,EASY输出继电器Q4的吸合也能实现母联断路器QF3的合闸。

通过以下3种方式可实现母联断路器QF3的分闸:(1)操作人员直接按下柜面上的分闸按钮1S2。(2)当进行不停电倒合闸时,将母联柜面上的选择开关SA3置于“母联跳”位置,此时SA3的9、10接点导通,当1#进线断路器QF1和2#进线断路器QF2都合闸后,QF1自动分闸。

(3)当母联所带负荷侧出现过流或短路故障时,断路器内部的脱扣器动作使断路器分闸,并通过对应的辅助接点送出过流信号。

母联柜盘面上的五个指示灯H1~H5和储能控制旋钮SA与进线柜盘面上的功能相似,用于指示母联断路器相应的状态以及完成母联断路器的自动储能。

4 EASY控制系统设计

改造低配系统中所应用的超小型可编程控制器EASY安装在母联柜中。由于在任意一路进线停电的情况下,母联二次回路电源都不失电,所以EASY的电源与其公用,取自母联二次回路301#和2#端子。

图5为EASY外部接线图,备用电源自投系统共使用了EASY的7个输入端(I1、I2、I5~I9)和3个输出端(Q1、Q4、Q5)。

1#进线断路器QF1合闸时,I1输入高电平;1#进线断路器QF1过流跳闸时,I2输入高电平;2#进线断路器QF2合闸时,I5输入高电平;2#进线断路器QF2过流跳闸时,I6输入高电平;Ⅰ段母线电压正常时,I7输入高电平;Ⅱ段母线电压正常时,I8输入高电平;备用电源自投转换开关S1置于“自动”位置,其3、4接点导通,I9输入高电平。

Q1吸合,1#进线断路器QF1分闸;Q4吸合,母联断路器QF3合闸;Q5吸合,2#进线断路器QF3分闸。图6为EASY程序梯形图。EASY内部时间继电器T1、T3设置为延时闭合,延时时间为0.5 s;EASY内部时间继电器T2、T4设置为延时断开,延时时间为1 s。

5 备用电源自投新系统的动作分析

对EASY程序的分析显示:当电源1或电源2失电时,该备用电源自投系统的程序处理过程是相同的,只是采样的输入端和控制的输出端不同。下面以电源1失电为例,分析该备用电源自投系统的动作过程。

要使备用电源自投系统投入运行,首先要将转换开关S1置于“自动”位置,I9输入为高电平。

低配正常运行时,QF1、QF2处于合闸状态,I1、I5输入高电平;由于QF1、QF2的过流脱扣器未动作,1KA、2KA未吸合,I2、I6输入低电平;Ⅰ、Ⅱ段母线电压正常,I7输入高电平;从而继电器T1、T2、T3、T4均未得电,Q1、Q4、Q5继电器不动作。

当电源1失电时,Ⅰ段母线低电压引起1KV动作,I7输入低电平,I1、I2、I5、I9输入不变。此时I1、I5、I9常开接点与I2、I7常闭接点均闭合,使得EASY内部时间继电器T1、T2得电。T1常开接点延时0.5 s后吸合,使得Q1得电吸合,实现1#进线断路器QF1分闸;QF1分闸后,I1输入为低电平,I1常开接点断开使得T1、T2失电,T1接点复位,Q1失电断开QF1的跳闸回路;但T2设置为延时1 s后断开,因而T2常开接点仍然闭合,同时I1常闭接点闭合使得Q4得电吸合,实现母联断路器QF3的合闸,T2延时1 s后接点复位,Q4失电断开QF3的合闸回路。至此,完成了电源1失电时,由电源2向Ⅰ段母线负荷供电的系统动作过程。

如果Ⅰ段母线的低电压是由于负荷侧过流或短路造成QF1跳闸引起的,则QF1的脱扣器动作,I2输入高电平,使得I2常闭接点断开,从而继电器T1、T2均不得电,Q1、Q4继电器不动作,备用电源不自投。

当电源1失电时,如果2#进线断路器QF2处于分闸状态,I5输入低电平,则I5常开接点断开,使得继电器T1、T2均不得电,Q1、Q4继电器不动作,备用电源不自投。

当其中一段母线需要进行检修时,将S1置于“手动”位置,I9输入低电平,则I9常开接点断开,使得继电器T1、T2、T3、T4均无法得电,从而能够避免备用电源自动投入装置动作造成对设备及检修人员的伤害。

6 结语

仪化公司某低配系统改造前存在电气元件老化,执行机构动作不可靠等隐患,其备用电源自投系统采用继电器控制,可靠性不高,故障诊断较难,其控制功能不易修改,灵活性较差。通过此次改造,该低配系统更新了老化的电气元件,其备用电源自投系统应用超小型可编程控制器EASY实现了PLC控制,替代了原系统中的继电器控制方式,该PLC控制系统具有接线简单、控制灵活、投资小的特点,由于其功能主要用软件编程来实现,可靠性高,且容易诊断和排除故障,如须改变其控制功能也仅需修改梯形图即可,非常方便。

该低配改造施工结束后,操作人员按规定步骤分别对进线、母联断路器进行了分合闸试验和不停电倒合闸试验。试验结果表明,各断路器均能正常分合。随后在上一级供电部门的协助下,分别断开该低配所对应的两路高压出线开关,以模拟两路电源分别失电的状态,试验结果表明各断路器均能正确执行分合,备用电源能实现对失电母线的供电,新的备用电源自投装置运行正常。试验成功后,改造后的低配系统正式授电投入使用。

二次控制回路篇6

GIS电气设备近年来发展很快,由于它将断路器、隔离开关、接地开关、母线、互感器、避雷器等主要元件均装入密封的金属容器,内充以绝缘气体作为绝缘及灭弧介质,故具有体积小、占地面积少、不受外界环境影响、运行安全可靠、维护简单和检修周期长等优点,所以开始广泛应用于电力电网中。

2007年新投产的福州电业局长坪变电站和沙岭变电站的220 kV开关设备是西安西开高压电气股份有限公司与日本三菱电机株式会社合作生产的ZF9-252型GIS,其结构布置灵活,便于扩展,可满足各种主接线的要求。

虽然西开电气的GIS设备的一次部分十分先进,属于国内领先水平,但是因为其二次控制回路为直流回路,而电机回路采用的是交流回路。由于一些回路设计的不合理,造成交直流配合出现问题,可能造成开关及刀闸的误分合。

1 福州电网内GIS电气设备的应用现状

福州电网于1988年开始采用进口GIS设备,1995年起在南门变、黎明变、红山变等变电站陆续采用西安西开厂的室内GIS设备,2007年新投产的沙岭变、长坪变及将上的两个变电站采用的都是西安开关厂的室外ZF9-252型GIS设备。

沙岭、长坪及将来投运的凤坂变GIS设备均为典型的双母接线,间隔布置也是典型设计,具有很强的代表性。其主接线示意如图1,其间隔布置示意图如图2。

2 其二次控制回路、电机回路的主要特点

断路器和隔离开关、接地刀闸的二次控制回路均为直流回路,而电机回路采用的是交流回路。GIS联锁回路采用单元电气闭锁加单元间电气闭锁。控制回路中又有电机过电流工作、超时工作自动断电的功能,防止辅助触点切换不到位造成电机长期工作(如图3)。整个回路复杂,直流控制回路中还存在大量的自保持回路。如在刀闸分合闸回路中,当合闸命令下达后,CX线圈动作,通过CX的触点自保持,CX一直动作,电机也跟着动作,直到发分闸令TX动作或开关合到位后SL1断开,CX才返回,电机也停止工作。这种自保持回路设计使合闸令发出后能保证在刀闸合到位之前CX能可靠动作。分闸回路也是如此。有效地避免了跳跃性合闸和开关频繁断合,以及刀闸操作不到位等问题。

3 存在问题及解决方法

GIS的控制回路的设计当直流回路和交流回路均完好时能够可靠的工作,但是其断路器和隔离开关、接地刀闸的二次控制回路和电机回路如果其中一个回路出现异常,将会影响另一个回路的正常工作,如果没有妥善解决则会造成GIS开关误分合、误跳。具体如下:

1)所有220 kV的GIS隔离刀闸采用直流电源控制,电机回路采用交流电源(如图4所示)。

原回路中没有考虑8DC3在运行中空开跳开或8DC3空开处于运行状态而站用变交流电源失压时,如果8DC4控制回路正常,运行人员按分、合闸按钮时,刀闸电机回路没有反应,但是控制回路却产生自保持,等到运行人员合上电机电源空开送电时,刀闸会执行刚才发出的分、合闸控制命令,引起误分合。此现象在验收过程中就发生过。经建议本次工程厂家设计人员在8DC3空开的下端加装了VY电压继电器进行监视,同时在8DC4空开下串入8DC3辅助触点和VY的动作触点,保证交流空开跳开或交流电源消失时直流控制电源也能及时断开,不至于误动。(详见图4虚框内部分)

2)原来非全相保护只有一组,同时去启动两组操作回路,2006年起福建省电力公司要求必须改为两组非全相保护,分别采用两组操作电源、回路独立。沙岭变I期工程的第二组操作电源的非全相保护设计时厂家为了满足开关非全相保护动作后“非全相保护动作”信号能自保持的要求,在原开关非全相控制回路的基础上做如下修改:增加一组非全相保护回路,回路中正电(2BP)经信号复归按钮(RESET)的动断触点与非全相时间继电器(472)的动合触点的串联后,并接至非全相时间继电器(472)线圈的正电端。(见图5)

此接法存在问题及解决办法:

A.如果保护单相跳闸重合或开关合闸时三相合闸时间不同步,则非全相时间继电器(472)的线圈动作并自保持,使得非全相执行继电器(472X)长期闭合,引起非全相保护不必要的动作,造成事故。经建议第二组非全相保护二次回路改为如图6所示,开关非全相时472动作,持续2.5S后472XX动作,并自保持,启动跳闸回路;同时472X动作发信。

B.修改后的回路在开关非全相保护动作且信号未复归时,此时非全相执行继电器(472XX)因为自保持功能长期闭合,且因开关回路原因,不闭锁合闸回路,如果此时有人合开关,有可能造成开关跳跃性合闸(注:开关本体处的防跳回路已解除),造成事故。经建议本次沙岭变工程将不一致保护动作后自保持的47XX、472XX继电器的动断触点串接至开关合闸的回路上(如图7所示虚框回路中的B1A、B1B回路)。当47XX、472XX没有手动复归之前,将开关合闸回路断开,无法进行合闸操作。

3)按厂家断路器控制回路原理图,220 kV开关的第二组跳闸回路没有经远方/就地切换开关43LR1控制,这样必然产生220kV所有开关遥控合闸有经“断路器转换开关就地”闭锁,但遥控分闸没有全部经“断路器转换开关就地”闭锁,即当断路器转换开关处于就地位置时,通过第二组回路也能遥控分闸或保护跳闸,会给在就地工作的人员带来危险。经建议第二组跳闸回路也改为经远方/就地切换开关控制。

4 其他一些需要进一步优化和注意的地方

除了以上可能威胁设备正常运行的问题必须要解决外,还有一些地方出于日常检修维护的方便也需要做进一步优化,以减低生产维护的工作量。

1)断路器和刀闸的动合动断触点的编号过于简单,均用L1～L16;M1～M16来表示,不能直观的区分该触点是哪个断路器、刀闸或地刀的哪一相的触点,建议加上52D,89D,57D,A,B,C等编号加以区别。

2)用于联锁回路的触点直接引至联锁回路部分的端子排,没有先与其他触点一起接入自身的端子排再引至联锁回路部分的端子排,这样如果该付触点损坏需要换一付触点时需要重新布线,工作量较大。建议所有的触点全部引至自身的端子排,再根据需要引接至相应的回路。

3)断路器机构箱内端子排布置在内侧,打开柜门仍无法接触,需要将后盖板全部拆除,不利于检修维护,建议改为布置在外侧。

4)CT布置的位置不合理(如图8方框内所示部分),上面一层的CT接线困难,盖板打开后要整个人不带安全帽平躺着才够的着,加大维护难度,希望以后CT接线处能改为从侧面打开。

5 结束语

通过这次验收工作发现有些看似小的问题在设计制造过程中由于开关专业与继电保护专业在认识上存在的差异从而使其功能上存在不完善的地方,需要通过我们安装调试和运行维护加以发现和改进,否则会造成难以估计的损失。只有重视了二次回路的各个细节,才能消除事故隐患,实现系统的安全稳定运行。

摘要：西安西开电气的室外GIS在福州电业局新投产的220kV变电站投入使用,在安装调试过程中发现由于开关专业与继电保护专业在认识上存在的差异从而使其二次控制回路功能上存在不完善的地方,如直流控制回路和交流电机回路之间的配合、非全相控制回路问题,可能会导致开关刀闸误分合,本文将这些地方一一指出并提供了一些解决办法,同时也提出了一些可以进一步优化和改进的地方,可供其他单位安装调试时参考和借鉴。

关键词：GIS,直流控制回路,交流回路,非全相保护,辅助触点

参考文献

[1]西安西开高压电气股份有限公司252kVGIS厂家二次接线图[Z].2006

电气二次回路故障检测探析篇7

电气二次回路是电力系统安全、可靠运行的重要保障,对其故障进行有效检测非常重要。电气二次回路一旦发生故障,常常影响到电力系统的正常运行,甚至会导致不同程度的破坏。对电气二次回路的检测是一项复杂而细致的工作,检测方法正确合理,并配合使用多样化检测方法,方可正确判断故障发生点。下面笔者将结合多年的工作经验,探讨电气二次回路的若干检测分析法。

1 电气二次回路的分类、组成及读图方法

1.1 二次回路的分类

二次回路的分类如下:按功能可分为信号回路、控制回路、保护回路、测量回路、远程装置回路;按电源性质可分为交流电流回路、交流电压回路、直流电回路。

1.2 二次回路的组成

随着电力系统的不断发展,尤其是自动化程度的不断提高,二次回路的作用日益重要。二次回路是对一次回路及其设备状态进行测量、监视以及控制、保护的电路,因此,二次回路在电力系统的安全运行中起到至关重要的作用,它确保了电力系统的安全、可靠运行。

1.3 二次回路的读图方法

阅读二次回路原理图的4点基本要领如下:(1)先上后下,先左后右,屏外设备一个也不漏;(2)抓住触点不放松,一个一个全查清;(3)先交流,后直流;(4)直流找线圈,交流看电源。

掌握良好的读图方法,对检测工作的开展,电气二次回路安全性、可靠性的维护等,都具有十分重要的意义。

2 电气二次回路的故障检测

电气二次回路出现故障时,首先需要明确故障发生的具体位置,以便后续维修工作的开展。这就需要依照以下步骤,快速而准确地查找故障的发生位置。

2.1 二次回路出现故障的状况查询

相关工作人员在进行二次回路的故障检测之前,应向值班室查询故障时的一些具体情况,以便查找故障。

(1)二次回路出现故障的具体时间,是值班者在回路异常情况下的所为,还是自动跳闸所致。

(2)二次回路发生故障之后,出现哪些异常现象或情况,如声音、弧光或气味等。

(3)在故障发生时,二次回路中的各用电设备处于何种状态,以及值班人员进行了哪些操作,如值班人员按了哪个按钮等。

(4)查询二次回路设备之前的运行检修状态,之前是否出现过类似的情况,是如何进行有效处理的,为此次故障处理提供有力依据。

2.2 二次回路故障的检测分析

一旦确认二次回路已发生故障,应及时参阅电路图,全面了解二次回路中的有关电气设备,进而开展二次回路故障的查找工作。对此,笔者结合多年的工作经验,从以下几方面阐述二次回路故障检测分析方法。

(1)电位法。该法所检测的主要对象是二次回路中的电子元件故障。通常情况下,我们只知道电子元件各个集成块各脚的功能,而对其各脚的工作电位、内部结构缺乏准确的了解。此时,二次回路故障的检测困难较大,适宜使用电位法,即使用型号相同且处于正常工作状态的设备,以检测出各脚电位,进而判断二次回路电子元件的故障所在。

(2)开路法。该法检测的主要对象是二次回路中直流系统的接地故障,其在使用过程中的具体操作方法是:将疑似出现故障的电路断开,观察直流系统的对地电压是否恢复正常。

(3)代换法。该法主要运用于电子元件的检测。近年来,大量电子回路被应用于变配电站和发电厂,它是控制电路、继电保护的关键环节之一。在实际检测中,对此类硬件故障的检测查找具有较大的难度,而使用代换法检测效果较为良好。要判断二次回路的电子元件是否出现故障,可以使用相同型号的元件对其进行代换,进而查看二次回路是否恢复正常。当然,如果检测中没有相同型号的元件,可使用相似的元件进行代换。

(4)极性判断法。通常情况下,对于一些电流、电压互感器等设备,需要进行一、二次侧的同名端检查。这时,为确保检测的效果,应使用极性判断法。图1为电流互感器的极性判断电路图。

从图1中可以看出:当Q合上的瞬间,如果毫安表(μA)的指针发生正偏,且电池正极(负极)接的K1、L1(K2、L2)为同名端,便可判断极性。

(5)电阻法与开路法配合使用。这2种方法的配合使用主要针对二次回路的短路故障检测,且具有良好的查找效果,可准确查找故障之所在。在配合使用的过程中,具体操作步骤是:断开二次回路的相关工作电源,通过电阻法测量其电源两端的电阻,如果阻值很小或为0,那就说明电路已发生短路。当然,还可以通过逐步检测的方法,也就是逐步断开相关的回路并进行电阻测量,当电阻恢复正常,则说明此处即故障点。

(6)电阻法、电压法及短路法灵活使用。其实,电气二次回路的故障检测具有灵活性、多变性,通常情况下需要采用多种方法,方可有效地开展检测工作。图2为合闸回路原理图。针对此图,笔者进行这样的故障假设:通过观察,回路中的K继电器线圈是完好无损的,但当发合闸命令时,回路出现无动作的问题。

对此,故障检测判断可依照如下步骤展开:1)使用短路法。具体为:首先,将一段绝缘导线去掉两端的绝缘皮,且裸线长度为4 mm左右;然后,将其裸露的两端接入电源的1和9号端子,此时如果K发生动作,则需再对1和7号端子进行连接处理,如果此时DL无动作,那么说明故障发生点位于7～9号端子之间。2)使用电阻法。具体为:断开二次回路电源,用万用表对电阻进行测量。相关的步骤是:合上图2所示的开关S,并对1～9号端子进行电阻测量,此时如果电阻测量值为0,则说明是通路,否则便是线路不通。接下来,将开关S再次合上,对1～7号端子进行测量,此时如果测量电阻值为0,则说明故障点位于7～9号端子之间。3)使用电压法(使用万用表测量电压)。具体操作方法是:分别用万用表的黑、红表连接二次回路的2、9号端子,并将开关S合上,此时如果电压测量值为0,则需将红色表从9号端子移至7号端子上,再将开关S合上,如果此时出现有电源电压,则说明故障发生点位于7～9号端子之间。

3 结语

总之,通过科学合理的检测分析方法,及时有效地查找并处理二次回路故障,很大程度上在于对回路原理、线路等的熟悉,在于准确分析与判断。只有进行了正确的分析判断,并掌握了正确的方法,方可正确地检测并排除二次回路故障。当然,电气二次回路故障检测是一项复杂而细致的工作,要求检修人员具备良好的综合素质,在故障判断的同时,积极拓展思路,全方位考虑各方面因素,进而准确及时地处理电气二次回路故障,以确保电力系统的安全、可靠运行。

参考文献

[1]张锐.谈谈如何引导学生分析及检查电气二次回路故障[J].科技信息,2011(6)

[2]顾建军.电流互感器二次回路检测方法简析[J].中国高新技术企业,2009(10)

[3]洪灿桂.浅谈电气二次回路的干扰与抗干扰[J].企业技术开发,2012(9)

[4]陈淑浩.变电所二次回路故障的排除[J].中国石油大学胜利学院学报,2010(6)

水电站二次回路探讨篇8

发电机、变压器、断路器等发、变电设备, 电力部门习惯称为电气一次装置, 它一般是由高压或强电设备组成的。对一次装置进行监视、控制和保护的装置, 习惯上称为电气二次装置, 它一般是由低压或弱电设备组成的。在水电站里二次装置不仅是对一次设备, 而且还包括对水力机械设备、水工设施及其它机械设备等进行监视、控制和保护的装置。可以这样说, 水电站的二次装置是对整个水电站进行控制、保护和监视的装置。水电站的二次装置及其组成的系统, 即为二次回路。

2 水电站二次回路的内容

2.1 自动装置和控制系统

它包括机组和公用设备部分, 以及变电和配电系统部分的控制和自动操作。水电站按自动化程度不同, 分为下面四种类型:

1) 分散控制手动操作的水电站。

这类电站控制系统的各个分部操作, 大多由人来完成, 例如通过手轮、控制开关, 也可以通过电气器具来操作。如开、停机操作, 它通常分成很多顺序, 每个顺序都由人手动或通过按钮电动操作来完成。

2) 中控室集中控制的自动化水电站。

水电站的主要控制由中控室值班人员操作组态软件来进行, 在程序执行过程中不需要工作人员参与。例如开机操作, 在中控室点击一下开机指令, 它便可以按顺序完成下面的任务:开启蝶阀, 开启冷却水, 驱动转速调整机构, 驱动开度限制机构至空载位置, 导水叶开至空载开度, 机组转动转速到达95%额定转速时启动励磁装置, 自动同期装置通过比较发电机电压和网上电压等来确定是否做发电机出口断路器合闸动作, 合闸后开度限制机构打至全开, 机组可以带负荷。

3) 远方操作的水电站。

水电站的操作命令是由电站范围外的远方发出的, 电站的信号和运行参数也能及时反应到远方操作的地方。传送信息要设专用的通道。这类电站只留很少的值班人员, 他们主要负责维护设备的工作。

4) 具有自动操作器的水电站。

这类电站的操作靠自动装置来自动进行, 一般不需工作人员参与。例如水电站按上游流量变化或给定的负荷曲线, 自动开、停机或调整负荷等。在调度端值班人员也可以参与操作。

2.2 继电保护装置

水电站继电保护的主要功能即是水电站电气设备发生短路事故, 断路器应及时将它从电网中切除, 否则将会烧毁设备和危及电网运行安全;电气设备出现危险的不正常情况, 应及时发出信号通知值班人员, 以采取对策。它是由各种功能的继电器组成的装置, 所以称为继电保护装置。在20世纪开始建立发电厂时, 保护是由熔断器来实现的, 熔断器串接在被保护的电路内, 当电路发生短路或过载时, 电流过大, 熔件发热后自动熔断, 从而起到了避免由于过载或短路对设备的危害。这样一个简单的熔断器, 起到了感应和执行两大技能。后来出现的自动空气开关亦有相似的功用, 它们都属于一次设备的范畴。随着电站容量的增大, 电网结线的复杂, 以及短路电流的加大, 要求保护有更高的速动性、灵敏度和可靠性, 以及很好的选择性, 熔断器和自动空气开关不能满足这些要求, 因此继电保护装置得到很大的发展。继电保护装置采集二次电压和电流等, 并对采集的参数进行判断分析后做出是否分段断路器的指令, 执行的机能就由断路器和其它回路代替了。

2.3 直流系统

自动装置和控制系统以及继电保护装置等是保证电站主电源安全可靠工作的装置。供给这些装置的工作电源, 一般不应取自主电源, 而应另设独立电源, 独立电源通常是蓄电池组, 因此控制保护的工作电源系统, 称为直流系统。直流输出通常分为控制电源和合闸电源两种。

水电站通常采用从主电源取得电源, 经过整流, 加一些措施后作为电站的工作电源, 或设其它独立电源, 在这方面目前应用较多, 经济效益也较大。整流电源怎样能更好地满足小型水电站的要求, 是水电二次设计的一项重要任务。

2.4 测量仪表装置

为了可靠经济的运行, 水电站必须装设相应的仪表来反映有关的量, 以便值班人员进行监视。为了测量高压回路的参数, 还需装设相应的电流互感器和电压互感器。

2.5 信号系统

水电站的信号系统是反映设备运行状态、发出事故和故障信号的系统。事故和故障信号可以做成重复动作冲击复归的, 也可不重复;动作和不冲击复归的。

2.6 通信系统

电站为了生产调度和进行行政联系工作, 需要装设通信设备, 尤其接入系统或和几个电站联合运行的小水电站, 要求统一的调度和管理, 及时地传送信息, 因此通信设备是小水电不可缺少的组成部分。

2.7 升船机和船闸的控制及拖动装置

船只过坝一般用升船机或者船闸, 升船机形式很多, 各种形式的升船机对控制和拖动的要求也不同。关于升船机和船闸的控制及拖动的内容较多, 本文限于篇幅不作叙述, 设计者可参阅电力拖动的有关书籍和资料。

2.8 水工设施的控制和监视系统

水工建筑设施控制的对象主要有:大坝溢洪门、底孔和冲刷闸门、压力前池闸门、水轮机进水口快速闸门等。大坝溢洪门、底孔和冲刷闸门, 它们操作的机会较少, 一般是就地操作。也有装设根据上游水位按程序自动开启或关闭溢洪闸门的装置。但是闸门操作受自然的因素影响较大, 又事关重要, 所以为慎重起见, 一般都是身临现场就地操作。进水口快速门, 主要用来保护机组防止飞逸用的, 它由保护启动而自动关闭。压力前池闸门如要求保护压力水管, 则应由保护启动使其自动关闭。

参考文献

变电站继电保护二次回路的分析篇9

关键词：变电站；继电保护；二次回路

一、变电站继电保护二次回路故障原因

（一）二次回路设计不合理

二次回路的设计环节主要是对PT回路、CT回路以及直流回路进行设计，使其功能能够达到使用要求。同时，二次回路的设计需要满足相应的规范和要求，所以二次回路设计不合格的因素主要是计算机层次的，错误的设计就会导致变电站运行的危险。同时，应当对相关的设计人员进行水平能力的检测，水平较差，会使得二次回路变得复杂和不科学、不合理，为二次回路的安全运行埋下隐患。

（二）二次回路的施工过程不严谨

二次回路的施工过程非常复杂，难度也非常大，加上自身的一些特点使整个系统更加复杂化。在实际的施工过程中，如果没有对系统的电压、电流等方面的变化做好详细研究和观察，没有按照设计图纸严格施工，这些都会对二次回路的正常运行造成影响。因此，在施工时需要施工人员严格按照设计方案执行，需要施工人员依据自己的施工经验对设计图纸进行正确的理解。而施工人员的技术水平偏低造成的施工问题也会为二次回路的正常运行带来一定的影响。

（三）二次回路维护不足

维护工作也是保证变电站继电保护二次回路可靠性的重要环节，安排专门的管理人员开展定期的审核与维护，是提高二次回路持续运行能力的有效途径。但在实际的工作中，在继电保护二次回路投入使用之后，相关的维护工作就会随之减少，主要的原因是我国普遍存在重使用、轻管理的工作理念，从而影响二次回路的整体水平，甚至出现二次回路的部分线路的老化状态得不到及时更换，从而影响变电站综合运行能力。另外，二次回路維护工作不到位容易引起部分线路出现故障，从而导致变电站总体停电维修，进一步将事故扩大化，带来一定的经济损失。

（四）接地不规范，接线不正确

二次回路的接线工作将直接影响继电保护动作，因此接线工作与变电站继电保护的使用及性能息息相关。而接线不正确主要会引起线路的接触不良，也是引起继电保护误动的主要原因。以某电厂的接线工作为例，由于标识出现错误，导致该电厂的线路重合，从而在两点之间形成了电位差，影响电厂光纤线路的正常工作。而接地工作也对继电保护电流的交互起到不可替代的作用，然而在实际的工作中，变电站的接地事故屡见不鲜，导致接地事故的原因是电压互感器的串联事故，一般来说，避免由于接地线腐蚀而出现电阻过大的现象十分必要，无形之中给相关技术人员的工作量提出了具体的要求。

二、二次回路故障的解决方法

（一）优化二次回路的设计方案

二次回路一旦出现故障，将会给企业带来严重的损失，因此要不断的优化二次回路的设计方案，预防故障的发生，同时加强管理。优化二次回路的设计方案要求设计人员需要有一个长期的准备阶段，来进行考察与调研，同时各设计人员之间还要多进行交流与讨论，取长补短，设计出一套较为满意的设计方案，减少二次回路运行中的风险隐患。

需要注意的是，为了减少施工风险，应该选择较为简单直接的连接方式，作为二次回路的施工方案，一方面能够减少电力系统的故障，另一方面则会给后期的检查与维修工作提供便利。

（二）对二次回路的施工过程严谨操作

由于二次回路的施工过程非常复杂、难度非常大，所以在实际的施工中要充分考虑到各个设备之间的位置关系，对施工方案进一步优化并选择最佳的施工方案。在实际的施工过程中要严格按照施工要求以及相关规范进行。在雨水天气，对于容易进水的设备要提前做好必要的防水措施，以确保设备能够正常运行不会受到影响。比如，电缆要水平放置，以防止水沿着电缆流入运行设备。另外，要考虑温度变化对运行设备的影响，尤其是设备长期处在高温天气下，这对设备的安全运行以及寿命会造成很大影响。一些设备最好选择不宜燃烧的材料，同时与电缆相符合，以保证与电缆连接紧密。

（三）按照作业标准、作业指导书以及作业表单开展工作

在实际的工作中，要按照表单中的内容一一进行试验。比如，绝缘电阻的数据测试要定期进行，测试的结果要符合相关规定和要求。定期完成检修和维护工作以后要进行整体的传动试验，以确保二次回路的完整性。如果新安装的继电保护自动装置，要对装置的功能进行详细的检验，尤其是在装置出口位置的压板要重点检查，检查压板上的标识是否达到要求和相关规范，以免因为压板标识的不准确使保护功能不能起到预期的保护作用，以免造成电路（电网）事故，造成不必要的损失。

三、结语

变电站继电保护二次回路是整个变电站电力系统运行的基础，也是变电站能够安全运行的保障，加强对二次回路的重视与研究，从二次回路的施工、维修保护等各环节出发，提出具有参考价值的预防措施，对我国变电站的发展有着重要的促进作用。

参考文献：

[1]张艳丽.变电站继电保护二次回路故障产生的原因分析以及解决措施[J].上海交通大学，2014（08）.

交流二次回路检测方案探讨篇10

随着设备制造水平的提高、故障率的降低,交流二次回路缺陷逐渐成为电网安全的主要威胁。目前,交流二次回路多靠人工进行检测,极大地浪费了人力和时间,且检测方案不系统、不全面[1],易使交流二次回路遗留问题,导致运行中的保护误动、拒动。

1 国内外检测方案比较

在国内,送电前普遍采用的检测方法是先用万用表检查交流回路根部到装置的接线,然后对整个回路进行通电试验。国内以电流回路为基础的交流二次回路检测图如图1所示。断开保护屏上的电流连片LP1,并在连片LP1两端加入1A电流;同时在TA根部二次出线端子S1、S2并联一交流电流表。因TA二次交流阻抗很大,故电流将通过电流表构成回路,此时若电流表指示大于1A,则表示整个电流回路没有开路,连接良好,反之则有问题。这种方法的缺点是不能测出回路的极性。

国外提倡采用带负荷或外加电源的方法对交流二次回路进行实际检验,如三菱公司采用外加电源的方法对发电机回路进行检查,某些外方公司还通过带电模拟各种短路情况来校验保护。

下面结合某发电厂的电气总启动试验来比较国内外检测方案的优缺点。某发电厂电气试验图如图2所示,发变组系统包括发电机、主变、厂用变、励磁变、升压站及相应开关、刀闸、TA等,约有160个TA回路、600多个节点[2]。

中方方案:汽机稳定在3 000r,/min后,利用短路点K1做发变组短路试验。

(1)将发电机电流升至1 400A(二次为0.1A)后,检查各TA回路有无开路现象,若无开路现象,则继续增磁至发电机电流达到额定值11 327A(二次0.81A)后再减磁。在这个过程中记录下转子电压UL、三相定子电流Ia、Ib、Ic等,并绘制发变组短路特性曲线。

(2)保持短路点K1不变,将发电机电流升至2 800A(二次0.2A)后,测量有关电流回路的电流相位及幅值,验证发电机及主变TA回路的完好性,同时测试发电机差动等保护的方向。

(3)保持短路点K1不变,投入6kV高厂变A、B分支短路点K2、K3,测量高厂变高低压各侧电流回路的电流相位及幅值,验证高厂变TA回路的完好性,同时测试发变组差动、高厂变差动等保护的方向,最后拆除短路点进行空载等试验[3]。

在外方方案中,除设置中方方案中的三相短路点K1～K3外,还设置单相短路点K4～K8,用于单相接地短路试验,以检查相关接地保护。由于单项故障只有在单相短路时才能得到正确校验,因此国内的试验方案无法校验单相接地故障,也无法用一次电流检测零序TA回路和TV开口三角电压回路的完好性,为以后的带电运行留下了隐患。

通过比较国内外的方案,发现实施外方方案较中方的费时。实施中方方案,一般只需十几小时;而实施外方方案则需几天,每天试验后汽机要打闸停机,第二天试验前需重新冲转,费时费力,且造成大量油耗。从经济层面考虑,中方方案较优;而从技术层面考虑,外方方案要求进行单相接地试验,可检查零序、开口三角等回路。

2 新检测方案

由于国内外检测方案各有优缺点,因此经探索和反复实践,并借鉴国内多家公司及西门子、三菱、GE等公司的检测手段,提出新的二次回路检测方案。

送电前,在电气一次回路设置短路点,模拟系统正常和故障运行情况。在系统上外加电源,利用设备阻抗形成回路,用高精度测量仪在二次回路进行测量,捕捉外加电源在交流二次回路上形成的电流、电压信号,并加以分析比较,完成变电站、发电厂中TV/TA极性和变比的检查,差动、阻抗、失磁等保护方向正确性的检查,交流二次回路的全面检测。

新的二次回路检测方案还针对现场的不同情况,提出三种分类方案:方案一适用于变电站、发电厂的升压站电流回路;方案二适用于发电厂,用于检查所有交流发变组;方案三模拟不对称故障,检查零序回路、开口三角等回路。下面仍以图2为例进行说明。

方案一:电厂送电前,在高厂变低压侧开关柜K2、K3处设置短路点或短路小车,在开关侧K1处外加三相380V电压,利用变压器、发电机阻抗形成回路,用高精度检测仪对电流幅值、相位进行测量,以检查整个系统TA的极性和变比,测量发电机差动、发变组差动、高厂变差动、励磁变和主变差动的保护方向,实现对电流回路的检查。

方案二:电厂送电前,发电机中性点未连接时,在发电机中性点侧外加三相380V电压,在高厂变低压侧开关柜K2、K3处设置短路小车,利用发电机和高厂变阻抗形成回路,通过测量电压、电流的相位和幅值,检查失磁、低阻抗、失步等保护方向,检验电度表、录波器回路完好性,实现送电前对发电机、高厂变系统交流二次回路的检查。由于发电机额定电压通常较低,因此在TV二次实测的电压约为2V,电流约为20～50mA。

方案三:利用方案一、方案二中的方法,仅将三相380V电压变为一相或两相,即模拟系统不对称故障情况,此时在保护二次回路的零序回路中会产出相应的电压、电流。核对零序回路电压、电流幅值和实际所加的电压值,检验零序回路的正确性,实现对零序回路、开口三角回路的检查。

下面简化图2中的发电机、高厂变、励磁变、升压站等设备,以一台理想变压器通电试验为例说明交流二次回路的检测。变压器容量为6 000kVA,变比为20 000/1 000,短路阻抗为10%,高压侧TA变比为300/1,低压侧TA变比为5 000/1,接线方式为Y,d-11。

试验前先将变压器低压侧三相可靠短接,再从变压器高压侧引一根足够截面的电缆到380V电源盘,然后检查各TA端子的连片,保证TA二次回路没有开路。合上380V电源开关,给变压器高压侧加上380V电压,变压器内部将产生短路电流。从保护装置上观察变压器各侧电流的大小和相位以及和流、差流的大小,并与计算值进行比较。

高压侧额定电流为:

低压侧额定电流为:

变压器高压侧加上380V电压,低压侧短路时,高压侧一次短路电流计算值为:

Ihd1=(173A/0.1)/(20 000V/380V)=33A

折算到二次的高压侧一次短路电流计算值为:

Ihd2=33A/300=0.11A

低压侧一次短路电流计算值为:

Ild1=33A×20 000/1 000=660A

折算到二次的低压侧一次短路电流计算值为:

Ild2=660A/5 000=0.13A

若实测值与计算值基本相等,则说明TA变比、回路及变压器接线组别等完全正确。由于高低压侧电流在0.1A以上,因此保护装置能准确测量到电流。检查人员根据装置中电流差值就可判断出电流极性。

3 小结