继电保护误动（通用7篇）
继电保护误动 篇1
摘要：分析在系统无故障冲击情况下,一起变压器一次差动保护误动作事故的原因为变压器升高座TA的伏安特性不一致,并通过理论进行了验证。针对设备在制造、安装方面存在的问题提出了相应的防范措施。
关键词：主变,继电保护,误动,分析
0 引言
差动保护是变压器的主保护,它的误动将造成变压器的非正常停运,影响电力系统的发供电,甚至造成系统振荡,对电力系统发供电的稳定运行很不利。影响变压器差动保护动作可靠性的因素很多,除了接线不正确外,TA特性不良,整定值不合理及继电器性能不良等均会造成不正确动作。
1 事故经过
某220kV变电站1号、2号主变220、110、10kV三侧均分别经母联并列运行。在无故障冲击的情况下,1号主变差动保护动作,跳开各侧开关。对变压器及其各侧断路器范围内的电气设备、继电保护的二次接线盒保护装置本体进行检查,都未发现异常,因此初步判断为保护误动。
2 原因分析
1号主变型号为SFPSZB-150000-220/110/10.5,1987年保定变压器厂产品,配备了2套微机保护,均为南瑞RCS-978型。
2.1 保护动作原因分析
由于1号主变高压侧塔式TA绕组不够,B柜差动电流引自升高座TA。为提高负荷能力,将2个变比相同的TA二次绕组串联后接入回路,其接线图如图1所示。
保护动作前,主变所带负荷为12.6万kW,高压侧电流为359A,负载率达到91%。事故发生后,对差动保护范围内的所有一、二次设备进行了全面的检查,结果显示均无异常缺陷,进一步对保护回路进行检查,发现高压侧A相升高座TA二次电缆被击穿。
翻阅该变压器的运行记录,发现在2003年校验工作中,本次击穿的电缆未使用1000V摇表进行绝缘测试便直接更换,并且同一根电缆在3年内反复被击穿。于是,对该回路的所有元件进行检查,结果发现A相串联连接的2个TA二次绕组中,2K1-K6的伏安特性与其它绕组不同,其饱和电压仅为72V,而其它接入差动回路的各绕组饱和电压均在240～245V。A相2个绕组串联形成的电路原理图如图2所示。
A相绕组伏安特性如图3所示。当变压器一次电流较小时,因2个绕组变比相同,即I1=I2,故运行不会出现问题。但当一次电流较大时,因2个绕组伏安特性不同,相当于将2个输出电流不同的电流源串联在一起,故饱和程度较深的绕组输出的电流较小,即I1
2.2 理论验证
为验证这一理论,用一只10kV,400/5电流互感器进行模拟试验,其保护绕组1K1-1K2的饱和电压为164V,计量绕组2K1-2K2的饱和电压为26V,2个绕组串联后进行短接,不同的一次电流下Uab值见表1。
从表1可知,负载率大于70%后,随着一次电流的增加,Uab迅速上升,当一次电流升至350A,负载率达到87.5%时,电压已达到1 648V,接近普通二次电缆的额定耐压值2 000V。二次电缆在这一电压的长期作用下就会发生绝缘击穿。
3 事故暴露出来的问题及相关防范措施
本次故障反映出设备制造、安装方面存在一些问题:
(1)设备制造。对变压器厂来说,升高座TA仅是一个很小的零部件,厂家普遍对其重视程度不高,配备的技术力量以及工艺质量控制不严,尤其是伏安特性这种“软”指标,即使发现存在不一致,也未引起重视,仍然正常出厂。但如果升高座是由专业配套厂家生产,那么情况就会好得多。
(2)设备安装。在实际工作中,为提高TA二次负载能力而将不同绕组串联连接的做法相当普遍,无论在供电单位还是专业电力施工单位,二次绕组连接均由继电保护专业人员完成,而继电保护人员大多对伏安特性这一参数认识理解不够,在选择用于串联的绕组时,未引起足够重视。
为防止此类事故的再次发生,需做到:
(1)加强与设备厂家的沟通,严把产品质量验收关;
(2)差动保护用电流互感器的相关特性一致。
继电保护误动 篇2
电力变压器是电力系统的重要设备, 它承担着电压变换、电能分配和传输, 并提供电力服务。因此, 变压器的正常运行是对电力系统安全可靠、优质经济运行的重要保证。差动保护是变压器的主保护, 它的误动将造成变压器的非正常停运, 影响电力系统的发供电, 甚至是造成系统振荡, 对电力系统发供电的稳定运行是很不利的。影响变压器的差动保护动作可靠性的因素很多, 除了接线不正确外, 电流互感器特性不良, 整定值不合理及继电器性能不良等, 均会造成不正确动作。因此本文对变压器差动保护误动原因进行分析, 并提出了防止变压器差动保护误动的方法。
1 事故经过
故障发生前, 某220kV变电站的1号主变和2号主变运行, 220 kV、110 kV及10kV三侧均分别经母联并列运行。在系统无故障冲击的情况下, 故障发生, 1号主变差动保护动作, 跳开各侧开关。对变压器及其各侧断路器范围内的电气设备进行检查, 一切正常;对继电保护的二次接线盒保护装置本体进行试验, 也没有发现异常情况, 初步判断为误动。
2 原因分析
2.1 变压器的差动保护动作原理
差动保护能正确区分被保护元件保护区内、外故障, 并能瞬时切除保护区内的故障。变压器差动保护用来反映变器绕组、引出线及套管上各种短路故障, 是变压器的主保护。变压器差动保护互感器二次侧采用环流法接线, 并广泛用在三绕组和多绕组变压器上。
差动保护装置为了活动动作的选择性, 差动继电器KD的动作电流I op, r必须大于在差动回路中出现的不平衡电流Iunb, max。由于变压器各侧电压等级不同, 绕组接线方式不同, 电流互感器型式及变比也不同, 以及变压器的励磁涌流等原因, 使变压器差动保护的不平衡电流较大。图1为变压器差动保护单相原理接线图。
2.2 保护动作原因分析
由于1#主变高压侧塔式电流互感器CT绕组不够, B柜差动电流引自升高座CT, 为提高负荷能力, 将2个变比相同的CT二次绕组串联后接入回路, 其接线图如图2所示。
保护动作前主变所带负荷12.6×104kW, 高压侧电流359A, 负载率达到91%, 事故发生后对差动保护范围内所有一、二次设备进行了全面的检查, 结果显示均无异常缺陷, 进一步对保护回路进行检查, 发现高压侧A相升高座CT二次电缆击穿。
在该变压器的运行记录中, 发现在年校验工作中, 本次击穿的这根电缆未通过使用1000V摇表进行的绝缘测试而直接更换, 同一根电缆在3年的时间内反复击穿, 这里面应该存在某种系统性的原因。对该回路的所有元件进行检查, 结果发现A相串联连接的两个CT二次绕组中, 2K1-K6的伏安特性与其它绕组不同, 其饱和电压仅为72V, 而A相的1K1-K6以及B、C相接入差动回路的各绕组饱和电压均在240~245V之间, A相两个绕组串联在一起, 将形成以下的电路原理图, 如图3所示。
如图4所示, 当变压器一次电流较小时, 因两个绕组变比相同, 即I1=I2, 运行起来不会出现问题, 但当一次电流较大时, 因两个绕组伏安特性不同, 饱和程度较深的绕组输出的电流较小, 相当于将两个输出电流不同的电流源串联在一起, 即图3中的I1<I2, 按照电路理论, 因电流源的内阻无穷大, 即使I1与I2相差很小, 也会在a、b、c三点间造成很大的电压, 一次电流越大, 电压就越高, 因b点接地, a、c点会形成较高的对地电压。
2.3 理论验证
用一只10 kV、400/5 A电流互感器进行模拟试验, 其保护绕组1K1-1K2的饱和电压为164V, 计量绕组2K1-2K2的饱和电压为26V, 2个绕组串联再进行短接。
从试验结果可以看出:在负载率大于70%以后, 随着一次电流的增加, Uab迅速上升, 在升至350A, 即负载率87.5%时, 电压已达到1648V, 接近普通二次电的额定耐压值2000V, 二次电缆在这一电压的长期作用下就会发生绝缘击穿。
对二次回路进行了改动, 将A相升高座里伏安特性基本相同的1K1-K6与3K1-K6串联后接入保护回路。
3 事故暴露的问题及相关防范措施
故障反映出设备制造、安装方面存在一些问题。
3.1 设备制造
对变压器厂来说, 因升高座CT仅是一个很小的零部件, 厂家对其重视程度普遍不高, 配备的技术力量以及工艺质量控制不严, 尤其是伏安特性这种“软”指标, 即使发现存在不一致的现象, 也未引起重视, 仍然正常出厂。在本例中, 厂家误将用于计量的绕组接为保护绕组, 但如果升高座为专业配套厂家生产, 这种情况就会好很多。
3.2 设备安装
在实际工作中, 为提高CT二次负载能力而将不同绕组串联连接的做法相当普遍, 无论在供电单位还是专业电力施工单位, 二次绕组连接均由继电保护专业人员完成, 而继电保护人员大多对伏安特性这一参数认识理解程度不够, 在选择用于串联的绕组时, 未引起足够重视。
3.3 防范措施
1) 加强与设备厂家的沟通, 严把产品质量验收关。2) 应严格执行《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》的相关要求, 差动保护用电流互感器的相关特性应一致。
4 结语
近年来, 随着我国电力系统的进一步改善, 保护装置硬件水平不断的提高, 微机保护装置的应用日益广泛, 但是变压器主保护的误动原因仍是多方面的。工程技术人员一定要了解保护装置和被保护的电气设备的性能和特点, 把握好安装调试过程中每一环节, 按照检验条例和有关规程规定, 积极采取相应措施, 可以提高变压器差动保护的可靠性, 或者完全可以避免变压器在运行中差动保护的误动作。
摘要：继电保护在我国电力系统中占有重要的位置, 差动保护是变压器的主保护, 它的误动将造成变压器的非常停运, 影响电力系统的发供电, 甚至是造成系统振荡, 对电力系统发供电的稳定运行是很不利的。对一起在系统无故障冲击的情况下, 变压器一次差动保护误动作的事故, 介绍了事故的经过及保护的理, 分析了事故产生的技术原因, 其主要是由变压器升高座CT的伏安特性不一致造成的, 进行了理论证, 并提出相应的防范措施。
关键词：电力系统,继电保护,原因,防范措施
参考文献
继电保护误动 篇3
2008年9月17日, 黔东电厂600MW1号机组开机前, 因水泵凝结事故按钮进水, 造成110V直流系统正极接地, 发电机励磁调节器的增磁、减磁、逆变灭磁等多个开入接口继电器误动作, 且在接地故障未消除时不返回, 对机组安全稳定运行威胁极大。
2 故障原因分析
2.1 继电器技术参数
黔东电厂励磁装置开入继电器采用的是菲尼克斯PLC-RSC-120UC/21产品, 这是一种直接安装在端子排导轨上的小型继电器。通过查找菲尼克斯公司产品资料, 该型号继电器在额定电压下的直流功率只有0.462W (或交流0.540VA) , 其动作功率按70%额定功率计算, 将会小于0.323W, 返回功率按20%额定功率计算, 约0.1W左右。另据现场测试, 继电器的动作时间大多小于10ms。
2.2 继电器误动作原因分析
直流系统负极有大量电缆, 负极对地电容大。上述励磁系统开入量均通过2根电缆芯从DCS系统引入励磁装置。根据电工原理, 任何2导体之间都存在一定的分布电容, 各开入量在同一电缆中的2电缆芯之间也存在一定的电容C。当直流系统绝缘正常, 各开入量控制接点未闭合时, 直流电源对电容C充电。当直流系统正极接地时, 因直流系统负极对地存在电容, 接地故障发生时就会通过电容和继电器线圈构成回路, 各开入量的2根引入电缆之间的电容将瞬间放电, 见图1。从继电器参数可见, 只要放电电流达到2.94mA (按65%的额定电流) 以上, 开入继电器就可能动作。
2.3 继电器不返回原因分析
该型号继电器动作电流小, 其保持电流就更小, 约0.42mA左右。并且, 该型号继电器是交直流两用的, 直流系统中的电容与继电器线圈的电阻、电感构成了交流通路。由于直流电源也不全部都是直流成份, 存在5%以下的纹波成份, 该纹波即为交流量。黔东电厂直流充电装置采用的是高频模块, 纹波成份中交流量的频率也较高, 直流系统中的电容对高频交流量呈现的阻抗相对较小。因此, 一旦上述开入继电器动作, 因存在交流分量和通路, 且继电器返回电流太小, 直流电源的纹波电流将使继电器长期保持, 必须将继电器拔出后才能返回。
3 解决措施
在直流正极接地时, 通过长电缆电容放电, 造成黔东电厂励磁系统动作功率较小的开入继电器误动作。解决该问题的办法有2个:
(1) 更换较大功率的中间继电器。考虑到现场安装位置有限, 且对励磁厂家原有设计变动较多, 暂未采用。
(2) 参照发变组保护重瓦斯开入回路的做法, 在继电器线圈回路并联反向二极管。
按照《反措要点》, 在继电器线圈回路并联反向二极管, 可以构成继电器的消弧回路。另外, 并联反向二极管后, 当发生直流正极接地故障时, 直流系统电容放电电流通过反向二极管旁路, 能较好地避免继电器误动作。由厂家选型并在各开入继电器线圈加装反向二极管, 改造后的接线图见图2。
变压器瓦斯保护误动分析 篇4
瓦斯保护是根据变压器内部故障产气和油流设计的非电量保护,它是变压器内部故障的主要保护,能反应变压器内部几乎任何故障,如各种短路故障、绝缘击穿故障,包括绕组的匝间、铁心和开关等变压器内部所有部位的过热性故障和放电性故障,以及油面严重降低等。它具有差动保护无法替代的作用。
瓦斯保护虽然能反映变压器内部的各种故障,灵敏度高,动作迅速,安装简单,但运行中因为各种原因有时会发生误动。
1 瓦斯保护工作原理
当在油浸式变压器油箱内部发生故障(包括轻微的匝间短路和绝缘破坏引起的经电弧电阻的接地短路)时,由于故障点电流和电弧的作用,将使变压器油及其它绝缘材料因局部受热而分解产生气体,因气体比较轻,它们将从油箱流向油枕的上部。当故障严重时,油会迅速膨胀并产生大量的气体,此时将有剧烈的气体夹杂着油流冲向油枕的上部,使气体继电器的接点动作,接通指定的控制回路,并及时发出信号或自动切除变压器。气体继电器利用这些气体和油流实现的继电保护叫瓦斯保护,包括轻瓦斯保护和重瓦斯保护。
瓦斯保护由测量比较元件(气体继电器)、逻辑判断元件(保护装置)、执行输出元件(主要指其二次控制回路)组成,其灵敏度主要取决于气体继电器整定值(流速),其正确性、可靠性取决于保护装置及二次回路,易受一些外界因素干扰而误动作。瓦斯保护动作后,一方面应取油样、气样进行色谱分析,判断是否正确动作;另一方面要调查运行、检修情况,查找动作原因。
2 变压器瓦斯保护误动事故
2.1 瓦斯保护二次回路故障
2006年7月18日某35kV变电站2#主变重瓦斯保护动作,运行人员对变压器外观、油温、油位、检查,未发现异常,气体继电器内未取到气体。安排试验人员进行色谱和电气试验,保护人员检查继电保护装置、保护二次回路绝缘和直流电源情况,检修人员检查呼吸器、压力释放阀和各阀门。经检查,变压器外观无任何异常,各项试验数据也正常。
根据检查结果对瓦斯保护可能动作的原因进行了逐一排查,最后确定了瓦斯保护动作原因:
(1)首先依据变压器试验结果和外观检查排除变压器瓦斯保护正确动作,确定为误动。
1)变压器内部故障(比如变压器匝间和层间短路、铁心故障、套管内部故障、绕组内部断线及绝缘劣化)产生大量的热能,使油分解出可燃性气体,向储油柜方向流动,当流速超过气体继电器的整定值时,气体继电器的挡板受到冲击,跳闸结点闭合。
直阻、变比试验正常排除变压器匝间和层间短路和绕组内部断线;油温、油色、油位正常、气体继电器内无气体且色谱分析烃类气体无增长排除内部过热和放电性故障;绝缘电阻和吸收比、介损、泄漏结果正常,排除绝缘劣化。
2)当环境温度骤然下降或本体严重漏油造成变压器油位降低,引起气体继电器动作。
油位正常,不存在漏油现象。
3)呼吸器堵塞造成呼吸不畅或油位过高造成油枕真空,当变压器油温度上升膨胀时将造成气体继电器动作。
呼吸器检查透气孔畅通,油位正常。
(2)其次,逐一排除瓦斯保护误动可能,确定真正的误动原因。
1)变压器外部发生穿越性短路故障,故障电流使绕组动作发热,当故障电流倍数很大时,绕组温度上升很快,使油的体积膨胀,造成气体继电器误动作。
穿越性故障伴随着其它保护动作和明显的外部故障,此两者均不存在,可排除。
2)误碰气体继电器探针,使重瓦斯接点闭合,造成跳闸。
当时无人员检修巡视,不存在误碰可能。
3)外力(比如地震)使变压器振动,产生较大的油流涌动,使重瓦斯接点闭合,造成跳闸。
从变压器外观看不存在强大外力可能。
4)变压器某些检修工作(如更换呼吸器或净油器吸湿剂、带电滤油或加油、处理假油位放气等)因未将重瓦斯改接信号而又操作不当造成重瓦斯动作。
当时无人员检修巡视,不存在操作不当可能。
5)气体继电器内部件损坏(比如挡板或平衡弹簧损坏)造成气体继电器跳闸结点永久闭合。
外观看气体继电器无问题,瓦斯信号复归后正常,不存在永久闭合。
6)保护及直流等二次回路原因:气体继电器防雨帽缺失,顶盖不严实进水造成跳闸结点短接(防雨帽完好,运行人员检查时在气体继电器接线柱处未见有水);瓦斯保护二次缆因某种原因(如老鼠咬坏、电缆绝缘被油或水浸蚀等)绝缘损坏造成跳闸的两根线短接(保护人员检查二次回路时未发现单根缆接地,两根线也未短接);瓦斯保护回路某个继电器损坏或跳闸的两根线在保护盘端子排上短路,造成瓦斯保护跳闸(保护人员检查保护盘端子排未发现异常);变压器二次端子箱渗漏雨造成跳闸的两根线在端子排上短路(端子箱内湿度挺大,还在滴水,不能完全排除此可能);直流接地造成重瓦斯误动作,直流存在一点接地,同时瓦斯保护回路某处绝缘不好形成两点接地造成瓦斯保护动作(查监控记录当时无直流接地信号)。
通过逐一排除法确定变压器瓦斯误动原因:变压器二次端子箱渗漏雨造成跳闸的两根线在端子排上短路。采取措施:将主变端子箱内瓦斯保护跳闸的两根线结线端子拉开距离,并修复端子箱防雨密封。
2.2 穿越性故障
2010年1月19日10:18:50,某110kV站2#主变所带一条35kV出线发生短路故障,2#主变重瓦斯保护动作,主变三侧开关跳闸,35、10kV侧分段开关自投,10:18:55,1#主变重瓦斯保护动作,主变三侧开关跳闸,造成全站停电事故。经油色谱试验和电气试验,两台变压器均无异常。
这是一起典型的穿越性短路故障引起瓦斯保护误动,应从两方面查找原因:保护装置回路抗干扰能力差,故障过程中,母线上巨大的故障电流,在瓦斯保护的控制回路产生感应电流,引起动作;气体继电器动作流速整定偏小,在穿越性故障电流作用下,绕组或多或少产生辐向位移,将使一次和二次绕组间的油隙增大,油隙内和绕组外侧产生一定的压力差,加速油的流动,当压力差变化大时,气体继电器就可能误动。穿越性故障电流使绕组发热,虽然短路时间很短,但当短路电流倍数很大时,绕组温度上升很快,使油的体积膨胀,油内溶解的空气,因油膨胀逐出形成气泡上升,造成气体继电器误动。
检查保护装置回路抗干扰能力:检查回路绝缘,看两台主变重瓦斯保护二次缆是否为屏蔽缆,电缆屏蔽层是否接地良好,屏蔽层与电缆芯线是否绝缘良好;做微机瓦斯保护装置的抗干扰试验,检查微机重瓦斯保护装置的开入,测量其动作电压及驱动功率是否过小(电网重大反事故措施中规定所有涉及直接跳闸的回路应采用动作功率不低于5W的中间继电器)。
对气体继电器主要是检查瓦斯保护流速整定值。
通过检查,确定瓦斯保护误动原因是瓦斯保护流速整定值偏小,未能躲过穿越性故障时变压器内部振动和油流涌动的共同冲击。这类误动作,可用调整流速定值来躲过。
2.3 变压器呼吸回路异常
某110kV新投变电站两台变压器送电后频繁发有载调压轻瓦斯报警信号(投运仅半年一台报警3次,一台2次)。
两台变压器投运后负荷较重,但调压很少,轻瓦斯也不是在调压后报警,轻瓦斯动作与调压没有必然联系。每次报警后气体继电器内均有少量气体聚集,为无色无味不可燃气体,采用平衡判据法进行判断,判别气体继电器中气体是由于溶解气体过饱和而从油中析出(即平衡条件下释出),还是由于油和固体绝缘材料突发严重的损坏事故,而突然形成的大量裂解气体所引起的。
平衡判据的计算公式[3]:
式中,qi为气体组分;Cig为气体继电器中气体某组分的体积分数;Ci L为油中溶解气体某成分的浓度,ki(T)为温度为T时的溶解度系数,即奥斯特尔德系数。
判据:在平衡条件下释放气体时,qi在0.5~2之间;突发故障释放气体时,qi>2。
通过平衡判据法分析,确定有载轻瓦斯保护动作不是分接开关内部故障引起,确定为误动。
误动原因起初怀疑两台变压器是有载开关气体继电器与油枕连管升高角度不合理(如果升高坡度趋于合理,当有载分接开关产生少量气体时,气体会从油箱顶盖上方的连管顺着气体继电器排向油枕),但测量升高坡度发现达到了规程规定的2%~4%;后来怀疑呼吸器呼吸不畅,运行中产生的少量气体不能与外界平衡,聚集在有载气体继电器内,造成轻瓦斯发信号,但查呼吸器呼吸很通畅。比较有载呼吸器与本体呼吸器发现有载呼吸器产生气泡较快,而本体呼吸器基本无气泡产生,经仔细检查发现有载储油柜与本体储油柜连通阀门没有关闭,如图1所示。变压器整体抽真空处理时,阀门打开,使本体储油柜和有载储油柜连通,便于同时抽真空,缩短变压器注油后的静放时间,改善有载开关的工作环境。但运行中该阀门必须关闭,否则就会导致本体储油柜通过该阀门与有载呼吸器相通,变压器本体油箱由于空负载损耗,温度变化较快,本体呼吸强度大大强于有载油室,导致变压器本体无论是呼气还是吸气,有载气体继电器均处于负压状态,有载油室的气体不能排往储油柜,造成有载气体继电器气体积聚,有载轻瓦斯无动作。
这类误动说明气体继电器动作与呼吸回路密切相关,变压器投运前要仔细检查各阀门,运行中应打开的和该关闭的均要仔细检查。
2.4 运行管理不当
某220kV变压器当天停电放油检修,由于少量放油,将储油柜与油箱连接阀门关闭,油直接排入储油柜,检修完毕后打开储油柜与油箱连接阀门进行补油。恢复送电时发生重瓦斯保护动作,变压器跳闸。
该变压器采用排油注氮灭火系统,气体继电器与油枕之间装有断流阀。断流阀的作用是在火灾时会立即切断储油柜与变压器油箱间的油路,使储油柜不再给油箱补油,防止“火上浇油”。工作原理与挡板式气体继电器类似,只是两者接点动作时的油流方向正好相反。
当天检修完毕后,储油柜给油箱补油时,断流阀达到关闭流速,切断了储油柜与变压器油箱间的油路,导致气体继电器缺油。气体继电器如果采用单浮子加挡板结构,气体继电器缺油只会造成轻瓦斯报警,但该变压器采用的气体继电器是进口双浮子带挡板结构,特点是下浮子与挡板动作均能造成跳闸节点闭合,当气体继电器缺油时,下浮子下降,造成重瓦斯动作跳闸。
这类误动作主要是运行管理上存在问题,通过制定相应的运行检修规定即可避免。检修时必须遵守排油注氮装置的相关规定,当变压器从油枕往油箱注油时,应将断流器挡板闭锁,直到注油结束阀门两端充满油为止,以防止补油时自动关闭;变压器检修完毕及验收时,均应检查油位,观察气体继电器、断流阀是否充满油;不管是停电检修还是带电检修均要监视相应的保护信号,不要以为是停电检修就可以不用监视保护报警信号(当时在送电前气体继电器内因为没油就处于报警状态,运行人员未发现该报警信号)。
3 结语
瓦斯保护误动原因主要有气体继电器本身误动、保护装置及其控制回路异常、变压器呼吸回路不畅、变压器油道异常等,只有掌握了一定的分析方法和判断经验,才能快速找到动作原因。
参考文献
[1]董其国.电力变压器故障与诊断[M].北京:中国电力出版社,2001
[2]黄家兵.主变压器瓦斯保护误动分析及防范措施[J].安徽电力,2009,26(3):15
[3]蒋体浩.1号主变压器有载轻瓦斯频繁告警分析处理[J].南方电网技术,2009,(3)
基于波形仿真的保护误动分析 篇5
继电保护装置动作后,检修人员通常先检查一次设备是否正常。若确定是保护误动,一般从电流互感器(电流型保护)、保护二次回路、继电保护装置3个方面来查找误动的原因。若电流互感器的伏安特性试验、二次回路负载测试、保护装置校验,以及跳闸回路传动试验等的结果均正常,而送电后又能正常运行的保护误动往往只能定义为“原因未明”的保护误动。如果故障波形真实存在,那么就可根据波形的成因推导故障原因。本文介绍了一起“原因未明”的保护误动事故,通过波形分析推测故障原因,并用Matlab仿真模拟出故障波形,验证了推论。
1 事故经过
某电厂机组正常运行中,运行人员投用6kV 1A母线上的1台电机负载(循环水泵1A),循环水泵1A开关合闸后,6kV 1A母线的常进开关跳闸,造成母线失电。一次系统如图1所示。
机组SOE记录显示:循环水泵1A合闸后约400ms,1 A母线常进开关跳闸,跳闸原因为高厂变A相电流差动保护动作。
由于故障发生在负载启动后的极短时间内,故首先推测为马达一次系统故障,由母线常进开关越级跳闸引起。但循环水泵1A电机的直流电阻和三相绝缘测量结果均正常,摇测1A母线绝缘也无异常。检查微机保护装置内故障电流记录和故障录波器,两者波形显示一致:变压器高压侧电流一直为正常运行电流,无显著变化;变压器低压侧A相电流波形异常,故障电流负半波接近正常波形,正半波波形随机缺失,呈现单向的畸变状态,如图2所示。由此推断:缺失的半波使保护装置检测到的变压器低压侧电流减小,差动电流增大,达到动作值,从而使保护跳闸出口。
微机保护装置与故障录波器两者波形记录一致,说明保护装置采样真实可信。高压侧电流正常,说明一次系统并未出现故障,显然这是一起保护误动事故。
对1A母线常进开关A相TA做伏安特性检查发现,TA特性曲线没有变化,结果正常;对变压器保护低压侧电流回路做送负载试验,电流回路负载约为1Ω,属于正常范围。至此,常规继电保护试验均无法确定误动原因。
2 故障波形分析与仿真
电磁式TA输出畸变的波形往往是由于其铁心饱和造成的。饱和一般有两种:一种是故障稳态对称电流太大,使得TA进入了饱和区域,称作稳态饱和;另一种是短路电流中存在非周期分量以及铁心中存在剩磁,使得TA进入饱和区域而引起饱和,称作暂态饱和。一般TA饱和波形类似励磁涌流或正负半波对称畸变。本次继电保护误动事故出现的单侧波形正常,另一侧半波随机缺失的单向畸变波形较为少见,需要根据电磁型TA原理推导分析。
2.1 铁心励磁曲线与输出波形的关系
变压器低压侧采用带铁心的电磁型TA。忽略铁心的铁损,采用简化的TA等值电路,如图3所示。
图3中,I1、I2分别为一次、二次电流;I0为励磁电流;L0为励磁电抗;R2、L2分别为二次回路的等效电阻和电感。以上参数均折算到一次侧。
由TA等效电路可知其磁链方程为:
由式(1)可知,铁心磁链的微分与输出电流I2成正比。TA正常运行时,铁心磁链在线性区域内,磁通曲线与输出电流波形都为正弦波,电流曲线相位滞后磁通曲线π/2,两曲线幅值成正比。当磁链增大到TA铁心饱和区域时,磁链的变化减弱,不再与一次电流保持线性增长,dΨ/dt减小,因此二次电流不再维持正弦波形。铁心进入饱和区,此时二次电流将呈现波形截止状的畸变。深度饱和时磁链不再变化,此时二次输出电流截止。
TA铁心饱和时可出现波形缺损现象,铁心饱和维持到一次电流换向后,若铁心内磁链返回到线性区域,则又能正确传变另一半波的二次电流。间歇性的TA单向饱和会出现间歇性的半波缺损。对式(1)两侧分别积分得:
因I2=I1-I0,故有:
由式(3)可知,TA铁心剩磁可以产生单向饱和的畸变波形,但考虑到本次故障之前TA正常工作,排除此可能性,故障中Ψ(0)=0。若TA一次绕组中存在直流分量,则经过积分将使磁通一直增加,直至饱和,但由于本次事故中一次系统无故障,一次电流为正常运行负载电流,因此排除一次电流中非周期分量导致的TA饱和。
继电保护电流回路的负载主要以电阻为主,忽略TA二次侧回路中的L2,并将Ψ(0)=0代入式(3)得:
由式(4)可知,一次绕组中的稳态交流分量使得TA的磁链在电流正负半周总是可以相互抵消,磁链不会持续增加而饱和。但是,当短路电流中存在的稳态交流分量峰值很高时,TA可能会随电流增大而达到饱和。在铁心接近饱和时,由于I0很小,有。进入饱和区之前,Ψ(t)与R2和I1成正比,即对于TA铁心中磁链而言,一次稳态短路电流过大引起的饱和等效于二次负载过大引起的饱和。
故障电流负半波波形正常,其对应的铁心激磁曲线正半波应当在线性区域内。出现波形缺失的正半波对应的铁心激磁曲线应该是在负半波饱和区域,故障电流正半波回零的点对应激磁曲线进入饱和区域,如图4所示。
本次事故中的TA一次电流稳态、暂态,铁心剩磁等可能引起铁心饱和的原因均被排除后,则只能是二次负载引起的饱和了。
2.2 故障波形仿真
采用Matlab Simulink仿真故障电流,仿真系统选用铁心可饱和TA,其变比为2 500/5,额定容量为25VA。其中,电压源接RL负载,模拟TA一次侧正常运行的负荷电流;TA二次侧接1Ω电阻,模拟正常的二次回路负载;二次回路中串接3组可控开关,初始状态均为闭合,由脉冲控制呈断开状态,断开时呈现10～17Ω阻值。仿真系统如图5所示。
二次回路负载的大小会影响铁心磁链的变化速度,适时地触发脉冲配合恰当的开断电阻,使TA铁心的磁链间歇地偏向负半周饱和,可获得截止程度不一的正半波电流。励磁曲线换向后,需要通过调节回路负载控制磁通曲线返回线性区域的速度,才能保证磁通曲线所有的正半波都处于线性区域,从而满足故障波形负半周波形完整的特点。
仿真得到的铁心激磁曲线波形与故障波形对比如图6所示,两波形非常相似,表明一个随机变化的二次负载在巧合时可以产生单侧畸变的故障电流。
2.3 故障经过推测
根据试验结果对低压侧电流A相接线回路做细致排查,结果发现该相电流回路中一Phoenix URTK/S电流型试验端子的中间连接片固定螺丝未旋紧。由此推测事故经过为:正常运行中,1A母线常进开关相邻位置的6kV开关(循环水泵1A)收到DCS指令合闸,开关机构的合闸动作引起振动,使得常进开关仓内接线端子的连接片也发生振动;高厂变低压侧TA的连接端子没有旋紧,导致接触电阻发生随机变化,影响其二次负载;在一定的巧合下,该TA的A相发生单向饱和,产生了如故障录波器所记录的波形;从保护启动到跳闸出口经历了17个畸变周波,这与SOE记录的循环水泵合闸后约400ms母线失电的记录相吻合;跳闸后机械振动消失,此时连接片处于虚接状态,接触电阻又恢复正常,导致常规的二次回路负载试验检查无法发现异常。
3 结束语
本文的仿真结果证明,二次负载的变化可引起TA出现少见的半波畸变饱和波形,此类畸变由回路中接触电阻的变化造成。技术人员通常以现场试验来查找继电保护误动的原因。对于瞬时恢复的故障,常规的检查试验往往无法检测到异常,最终只能定性为“原因未明”的误动。这类误动送电后可恢复正常,但故障很可能重复出现,而通过分析故障波形,推测故障原因,并用仿真软件验证推论,是确定保护误动原因的有效方法。
摘要：某变压器运行中差动保护出现误动,故障录波器记录到负半波正常、正半波随机缺失的故障波形,而常规继电保护检验结果均未现异常。通过分析电流互感器(TA)铁心磁链和输出电流波形的关系,推测二次侧变化的负载可以导致TA间歇性单向饱和,从而输出单向畸变的电流。采用Matlab Simulink仿真得到了相似的故障波形,验证了该推论,并根据仿真结果找到了故障点。
电流互感器饱和引起保护误动经验 篇6
关键词：变电互感器,饱和,保护误动作
1引言
过去农村中的变电站, 它们往往远离电源, 系统阻抗较大, 10kV线路出口处短路电流一般都较小。近年来, 随着城、农网改造项目的不断实施 , 随着系统规模的不断扩大, 电力系统中10kV系统的规模也不断扩大, 其系统出口短路电流亦随着增大, 根据现场的测试情况, 最大时可达电流互感器一次额定电流的十几倍, 甚至达到几十倍, 造成许多小电流接地系统的一些出线在线路故障后, 自身保护不动作, 而靠母联断路器或主变后备保护来切除故障。原因就是在线路短路故障时, 造成原有的线路变比较小的电流互感器在故障时严重饱和, 不能正确反应一次侧故障电流, 感应到二次侧的电流会很小或接近于零, 使保护装置拒动。
在小电流接地系统中常见l0kV线路故障情况下, 无时限速断保护不能正确动作, 主要是电流互感器饱和问题引起。近年来, 很多农村35KV变电站采用了户外真空断路器, 由于该断路器结构简单, 安装面积小, 成本低而得到广泛应用。但是由于采用的是内置式电流互感器容易饱和, 短路倍数偏低, 造成线路故障而越级到主变限时速断保护动作, 切除主开关。2005年我局河口变发生了3起10KV线路故障而越级到主变限时速断保护动作, 因此对其电流互感器、二次电缆和保护装置的二次负担进行了测试, 计算出了CT短路电流倍数并采取了对策。
2电流互感器饱和原因和电流互感器的10%误差曲线
电流互感器的工作原理与变压器基本相同, 可采用变压器的等值电路分析电流互感器 (如图1所示) 。
其中:Z1为电流互感器原方漏抗, Z2为电流互感器副方漏抗, ZL为电流互感器二次回路的负载阻抗, 中I1、Im、Z1、Zm、E1均为归算到二次侧的参量。
电流互感器饱和的原因有两种:一是一次电流过大引起铁心磁通密度过大;二是二次负载 (即ZL) 过大, 在同样的一次电流下, 要求二次侧的感应电动势增大, 也即要求铁心中的磁通密度增大, 铁心因此而饱和。
如图2所示, 电流互感器的10%误差曲线, 是指当变比误差在10%时, 一次电流倍数与二次负载的关系曲线。所谓变比误差是电流互感器的额定电流比减去实测电流比, 再除以实测电流比;一次电流倍数是指电流互感器一次电流与其一次额定电流的比值。由电工基础知道, 电流互感器铁芯具有一定限度的导磁能力, 当铁芯未饱和时电流互感器的二次电流随着一次电流按线性变化, 当电流互感器二次电流增大时, 二次电势必然升高, 导致铁芯饱和, 一次电流中有大部分的电流通过励磁支路, 形成励磁电流, 而不能传变到二次侧。即当发生短路故障时, 一次电流与二次电流的变化并不是直线关系, 如图2所示, 电流互感器10%误差曲线与电流互感器二次负载和一次电流大小有关。利用10%误差曲线, 对给定的电流互感器, 可计算通过一次侧的短路电流与额定电流之比, 找出这个倍数m1, 然后从10%误差曲线上找出与m1所对应的二次负载阻抗ZY, 当实测二次负载Z
3确定电流互感器饱和点的方法
3.1 试验原理
要研究电流互感器的工作特性, 确认其在保护外部故障通过大电流时是否会饱和而影响保护动作的正确性, 可通过一些试验方法进行检测。显然, 最直接的试验方法就是二次侧带实际负载, 从一次侧通入电流, 观察二次电流找出电流互感器的饱和点。但是, 对于保护级的电流互感器, 其饱和点可能超过15～21倍额定电流, 当电流互感器变比较大时, 在现场进行该项试验会有困难。除此之外, 还可通过伏安特性试验测出电流互感器的饱和点。如前所述, 电流互感器饱和是由于铁心磁通密度过大造成的, 而铁心的磁通密度又可通过电流互感器的感应电动势反映出来。因此由伏安特性曲线上的饱和电压值, 通过计算出电流互感器的饱和电流。
3.2 电流互感器伏安特性试验
电流互感器原方开路, 从副方绕组通入电流。测量副方绕组上的电压降。试验接线如图3所示。
将电流互感器的一次侧开路, 二次侧加入交流电压, 试验时调压器的电压从零开始缓慢增加 (中途不得退回, 否则必须重新从零开始调压) , 一直加到电流迅速增大而电压增加不多时为止, 即电流互感器的铁芯已趋于饱和。记下各点的二次电压和电流。并以电流为横坐标, 电压为纵坐标将各点连接起来即得伏安特性曲线如图4所示, 数据见表1。
从图4可知, 饱和电动势E约为16V。亦即该电流互感器在带约0.8Ω负载时, 未计电流互感器内阻Z, 其饱和电流为16V/0.8Ω=20A。由上述试验可知, 通过伏安特性试验找到电流互感器的饱和电势E后, 可算出饱和电流, 此时ZL为电流互感器二次回路上实际的负载阻抗, Z可近似看成是电流互感器的内阻。该内阻数据可由生产厂家提供, 也可按变压器短路阻抗的试验方法测得。显然, 对于同样的电流互感器参数, 负载阻抗越大, 其饱和电流的倍数就越小。
4二次电缆和保护装置的二次负担测量
从机构箱端子排处用电流电压法测量二次回路阻抗。从机构箱端子排加工频交流电压, 试验时电压从零开始增加, 缓慢上升, 记下各点的二次电压和, 利用公式Z=U/I计算出工频阻抗, 如表2所示。
5电流互感器饱和对电流速断保护的影响
根据对该类电流互感器变比200/5计算, 以A相为例来进行分析。从图4可知, 此电流互感器饱和电动势 E约为16V, 二次电缆和保护装置的二次负担约为0.8Ω。电流互感器能传变的最大二次电流为I=U/Z=16/0.8=20A, 以变比200/5计算, 则能传变的最大一次电流为800A, 其他电流传变为励磁电流。依据继电保护整定原则, 小电流接地系统无时限电流速断保护作为小电流接地系统的有效辅助保护, 是按照最大运行方式下可靠躲过线路末端母线故障的最大短路电流来整定的, 河口变312线路电流速断保护按躲过线末故障最大短路电流计算, I=1031/40=25.8, 实际整定取值25A。因此, 该线路末发生故障时, 最大传变电流为20A, 而速断保护的整定值为25A, 速断保护必然拒动, 只能靠过流保护动作, 过流保护定值为6A, 1S, 而主变的限时速断保护定值为300/5, 13A, 0.6S, 所以线路故障必然越级到主变主开关。
6改进措施
原河口变线路采用的CT变比为200/5, 根据以上分析, 其末线路故障, 只能靠主变限时速断保护动作切除, 后将该类CT全部更换为300/5, 容量为25KVA的CT, 此后再也没有发生越级跳闸的故障。但当一时无法更换CT的情况下, 可用以下解决办法:
①降低保护定值, 使电流定值小于饱和电流, 以保证线路故障可靠切除, 但其保护范围将延伸到配电变压器低压部分。
②增大CT变比, 可减小电流倍数或二次电流值, 使铁芯不易饱和;增加绕组以便电流互感器串联使用, 使每组电流互感器的二次电压降为原来的一半, 相当于容量增加一倍。
③减小二次回路阻抗使其满足目前电流互感器l0%误差曲线要求:即敷没一根电缆, 与原电缆并联使用。
7结论
对于电流互感器饱和的问题, 要实行变电运行人员和调度员共同监管监视, 规划设计部门要长远考虑, 继电保护整定人员专职管理模式, 实行动态管理;同时对现有的运行电流互感器进行全面调整:建议采取选取较大变比的电流互感器, 缩短二次电缆长度, 增大二次电缆截面等措施。在继电保护整定方面必须充分考虑电流互感器的10%误差曲线, 确保继电保护正确动作, 相信能基本满足小电流接地系统的安全、可靠、经济运行。
参考文献
[1]方旭初, 陈晓东.确定电流互感器10%误差特性的试验方法[J].浙江电力, 1994, (3) :39-41.
微机保护装置误动的原因分析 篇7
在电力系统实际运行中,微机保护装置故障动作的概率较小,但往往会出现不可预料的动作情况,因此,总结并分析故障发生的原因,对电力系统电气运行人员分析判断并迅速处理故障具有十分重要的意义。下面就我公司发生的一起线路跳闸故障为例进行分析探讨。
我公司一总降变电站,有二台容量为31.5 MVA、电压为110/6.3KV的电力变压器,主要向压缩、尿素等10个6KV区域变电所供电(见主接线图1)。2008年4月110KV变电站内压缩出线出现跳闸事故。因为化工生产的连续性,故导致全公司大面积停车停产。
2 故障情况介绍
2008年4月5日23时52分,我公司110KV变电站2#压缩出线及6KV区域压缩变电所2#进线同时跳闸,运行人员立即进行检查,发现110KV变电站2#压缩出线柜微机保护装置上发“遥控及手动跳闸”的报文;压缩变电所2#进线柜微机保护装置上发“0m s位置不对应”及压缩变电所6KV母联柜备自投保护装置上发“0ms出口2动作失败”的报文。值班人员没有查出跳闸原因,便将装置上报警信号灯复归了,复归后,一次试送电成功。是什么原因引起该微机保护装置跳闸的呢?
3 故障分析
经分析,压缩变电所2#进线柜保护装置及母联柜备自投保护装置为正确动作。动作原因均是因为110KV变电站2#压缩出线开关跳开,造成对侧6KV压缩变电所Ⅱ段母线失压,母联柜备自投装置启动,通过2#进线柜保护装置跳开2#进线开关,合母联开关,但母联开关没有在工作位置,故导致母联柜显示“0ms出口2动作失败”。(2#进线柜保护装置上的“0ms位置不对应”,是指没有保护信息的动作)
由110KV变电站2#压缩出线柜保护装置上发“遥控及手动跳闸”的报文并跳开关这一现象,初步判断是跳闸回路内部的手跳继电器STJ动作导致开关跳闸的(见跳闸回路原理图2)[2]。STJ正常启动的条件为(1)遥控跳闸断电器CKJ3启动造成跳闸;(2)断路器上的手动分合闸按钮KK启动跳闸。因为现场及后台均无人进行操作,故以上二种情况都可以排除。后来我们在后台上查到,在23时52分时压缩车间正在起动一台5000KW的2#压缩机,可以初步分析:由于外部负载的变化导致控制电源的波动,从而造成对STJ回路的干扰,最终使STJ误动作。
为了证实分析的正确性,我们对该装置进行了模拟试验,试验结果与以上的分析相符。
4 处理措施[1]
于是我们与生产厂家进行了联系,通过对该保护装置的试验,确诊跳闸的原因是干扰对STJ回路产生了影响。经过测试发现,该装置的抗干扰能力执行的是老的国家标准(对于他们的产品来说抗干扰能力偏小)。
为了提高该保护装置的抗干扰能力,我们对STJ回路电阻阻值进行了抬高,以使STJ在回路达到60%电压以上才可动作,尽可能地避免外部软击穿故障对跳闸回路的影响。具体方法是:原STJ采用的是ST2-DC100V继电器,其电阻为32.5KΩ,所配电阻R1为39KΩ;现为了使STJ在继电器启动电压降为45V时外部回路电压需达到140V以上才动作的要求,根据推算选择R1标称电阻阻值为68KΩ,此时在STJ启动电压45V时回路启动电压为140V,从而达到回路额定电压的63%来满足要求。
5 结束语
通过本次故障的教训,为了避免发生其它线路保护装置误动的现象,经与生产厂家商量,决定对同一型号同一批装置进行S T J回路电阻值的提高,并用起动5000KW大电机进行模拟试验,试验证明,没有出现跳闸现象。现运行一年多以来再也没有发生此类似事故,彻底消除了故障隐患。
参考文献
[1]张举.微机型继电保护原理[M].北京:中国水利水电出版社出版,2004.