6kV系统接地（精选7篇）
6kV系统接地 篇1
冶金行业6～35kV等级供电系统一般采用中性点不接地方式,当供电规模限制在一定容量,独立系统接地电容电流值较小,发生单相故障接地时,电弧能自行熄灭。若系统规模扩大,接地电容电流值超过规定范围,一旦发生单相接地故障,故障点形成的电弧不能自行熄灭,间隙电弧产生的过电压将可能造成系统过电压,轻者造成部分电气元件损坏,重者使电力供电中断,系统瘫痪。
2000年后,韶钢一二总降6kV系统的架空线路逐渐改造为电缆线路。改造后,系统的接地电容电流越来越大,到2006年底已达100A左右,而按有关规定:当3～10kV系统电网电容电流大于30A时,必须进行补偿。因此对一二总降6kV系统接地方式进行改造已势在必行。
1 一二总降6kV系统接地方式的选型
1.1 技术方案设计思路
一二总降6kV系统主接线示意图如图1所示。根据电力系统中性点接地方式的技术现况、运行效果并结合韶钢的实际情况,韶钢6kV系统接地方式的改造方案有如下几个:
方案一,中性点谐振(消弧线圈)接地。在6kV系统各段母线上经中性点转换加装消弧线圈与大地连接,由消弧线圈的稳态工频感性电流对电网稳态工频容性电流进行调谐。
方案二,中性点高阻器接地。在6kV系统各段母线上经中性点转换加装大电阻器接地,将接地故障电流限制在10A以下;同时在各高压出线柜加装零序保护,实现灵敏而有选择性的可故障定位接地保护。
方案三,中性点中阻器接地。在6kV系统各段母线上经中性点转换加装中电阻器接地,将接地故障电流限制在50～100A;同时在各高压出线柜加装零序保护,实现灵敏而有选择性的可故障定位接地保护。
方案四,中性点高阻接地与中阻接地同时使用。中性点高阻接地长期运行,出现接地故障后自动切除部分接地电阻使系统变为中阻接地。
1.2 技术方案对比
根据中性点各接地方式的特点,结合韶钢电网的具体情况,对以上4个方案的优缺点进行对比分析。
(1)方案一。优点:绝缘闪络瞬时故障可自动清除,无需跳闸;发生金属性接地故障时,允许继续运行一段时间,供电可靠性较高;工频容性电流可调谐;降低了最大弧光接地过电压的建弧概率。缺点:产生的过电压高,对弱绝缘击穿概率大;间隙性电弧接地故障时产生的高频振荡电流大,可能引发相间短路;故障定位难,无法准确选线;投资大,设备占地面积大。
(2)方案二。优点:降低谐振过电压和间隙性电弧接地过电压至2.5P.U以下;减小了电压升高;接地故障可不立即切除,供电可靠性较高;设备投资较小。缺点:使用范围有限,仅用于某些小型配电网;很难准确而又迅速地切除故障线路。
(3)方案三。优点:降低谐振过电压和间隙性电弧接地过电压至2.5P.U以下;减小了电压升高;接地故障选线准确;设备投资较小。缺点:需立即切除故障线路间断供电,降低了供电的可靠性;故障损失较大。
(4)方案四。优点:降低谐振过电压和间隙性电弧接地过电压至2.5P.U以下;减小了电压升高;接地故障可不立即切除,供电可靠性较高。缺点:投资大,设备占地面积大。
1.3 接地方式选型
从韶钢目前电网的具体情况来看,主要是弧光接地对电网弱绝缘设备的损害,造成弱绝缘设备击穿从而引起事故扩大。因此,改造首先考虑降低电网的过电压水平;其次,一二总降目前的容量已非常大,出线回路数达40多回,接地电流实测数达到100A左右,电网已不允许接地故障后再连续运行太长时间,故选线也是此次改造重点考虑的问题。
经过技术对比和考查,最终选用了以方案一为基础的更加优化的方案——“快速消弧+快速选线跳闸”的接地方式,即选用KD-XH型配电网智能化快速消弧系统。
2 快速消弧加快速选线跳闸系统
采用快速动作的消弧线圈作为接地设备,使配电系统能在瞬时性单相接地故障时自动恢复;对非瞬时性单相接地故障,消弧线圈在补偿的同时能在短时间(小于10s)内正确判断并将故障线路切除(可选可不选,韶钢目前暂时选择了不切除),从而提高配电网的供电可靠性。系统若采用80%避雷器作为过电压保护,则设备的绝缘要求可以与低阻接地方式相同。这种新方式适用于任何容量、结构的配电网。在一二总降各安装了2套一拖二消弧系统,同时对近40个出线柜进行零序保护改造,即可达到选线目的。
KD-XH型消弧系统由接地变压器、高短路阻抗变压器式消弧线圈、控制柜和中心屏组成。对于6kV配电网,因主变压器绕组为Δ接法,故需要用接地变压器制造中性点,以便加装消弧线圈。为降低零序阻抗,接地变压器一般采用Z形接线,并可带适当的二次容量以代替站用变。中心屏内含KD-XH型消弧系统控制装置和单相接地故障检测装置等,系统控制器实现对配电网单相接地故障的全过程智能化处理。
该消弧系统有以下技术特点:
(1)采用短路阻抗而不是励磁阻抗作为工作阻抗,因而其伏安特性可在0～110%额定电压范围内保持极佳的线性度。
(2)采用可控硅控制,因而响应速度快,且输出电流可在0～100%额定电流间连续无级调节。
(3)与传统的调匝式、直流偏磁式及调气隙式等相比,其结构简单、噪音小,不带任何转动或传动机构,无有载开关和接触器。
该消弧系统的先进性:响应快、接地点残流小;单相接地后成套装置可动态调整;无需设置阻尼电阻;多台消弧线圈间可实现并联运行;控制器技术先进、性能优越、跟踪速度快;采用“并行”选线方式,选线与补偿同时进行,保障快速消弧效果。
3 改造前后效果对比
改造前,发生接地故障时的拉闸选线具有盲目性,准确性不高,故障处理时间长,影响用户的正常生产。
改造后,按消弧系统选线结果有依据地进行拉闸选线,提高了拉闸成功率,缩短了查找接地线路的时间,极大提高了供电的可靠性、连续性、安全性,减小了对用户的影响。系统于2008年7月投运,截止2009年8月,一二总降共发生15次单相接地故障,系统的选线准确率达到了86.7%,消弧启动率达80%。
4 结束语
改造后,采用KD-XH型配电网智能化快速消弧系统及其DDS型选线设备,不仅妥善解决中性点接地技术存在的问题,而且获得巨大的经济和社会效益。该产品技术领先、运行经验成熟丰富,是配电网中性点接地的理想设备,在韶钢得到较为成功的应用。
摘要：分析韶钢一二总降6kV系统接地方式的选型,介绍KD-XH型配电网智能化快速消弧系统在韶钢的应用情况。该系统在配电网中能妥善地解决中性点接地技术存在的问题,在供电领域具有推广意义。
关键词：小电流接地,电容电流,消弧,补偿
参考文献
[1]要焕年,曹梅月.电力系统谐振接地[M].北京:中国电力出版社,2000
6kV系统接地 篇2
关键词：小电流,接地,单相接地,分析,处理
0 引言
太原古交发电厂6 kV母线共有2段, 正常运行时由各自的高压厂变带。机组停运或故障的情况下自动切至高压备变带。根据中压电网的设计原则, 只要系统发生单相接地故障, 若对地电容电流不超过30 A, 可采用中性点不接地系统, 即小电流接地系统, 古交发电厂1号, 2号机组的6 kV系统就采用这种运行方式。
当6 kV系统发生单相接地故障时, 由于故障点的电流很小, 且三相之间的线电压仍然对称, 对负荷的供电没有影响, 因此, 在一般情况下允许运行2 h, 不必立即跳闸。但是, 单相接地发生以后, 其他两相对地电压升高了31/2倍。为防止故障进一步扩大成两点或多点接地短路, 应当及时发出信号, 提示运行人员立即采取措施予以消除。当发生单相接地时, 1号, 2号机组的6 kV系统采用母线PT的开口三角来监视母线绝缘, 另外, 还可以各个辅机和变压器的综合保护的I0来判断支路故障[1]。
1 中性点不接地系统单相接地的特点
为分析方便, 通常对中性点不接地的简单系统。假定系统负荷为零, 并忽略电源和线路上的压降。系统各相对地的3个电容相当一对称负载, 其中性点就是大地。所以正常运行时, 电源中性点对地电压等于零。
即，
因为忽略了电源和线路上的压降, UN所以各相对地电压即为相电势。各相电容在三相对称电压作用下, 产生三相电容电流也是对称的, 并超前相应电压90°。三相对地电压之和与三相电容电流之和都为零, 所以, 电网正常运行时无零序电压和零序电流。
若某相 (A) 发生单相接地时, 这相对地电压变为零。此时中性点对地电压就是中性点对故障相的电压。
即，
各相对地电压和零序电压分别为:
上式说明, 故障相接地后其他两项对地电压升高31/2倍, 此时三相电压之和不为零, 出现了零序电压。
两非故障相在电压作用下, 出现超前相电压90°的电容电流
由此可见, 流向故障点的电流 (零序电容电流) 为:
对于中性点不接地系统。当线路上某个位置发生单相接地故障后, 系统中这相电容被短接, 因而各元件故障相对地电容电流为零。各元件的其他的对地电容电流, 都要通过大地、故障点、电源和本元件构成的回路。
此时, 非故障线路保护安装处的零序电容电流为:
而发电机保护安装处流过的零序电容电流为:
故, 若仍以由母线流向线路作为假定正向时, 则障线路保护安装处流过的零序电容电流为3I0Ⅱ。
综上所述, 可得出:
a) 发生接地后, 全系统出现零序电压和零序电流。
b) 非故障线路保护安装处, 流过本线路的零序电容电流。容性无功功率是由母线指向非故障线路。
c) 故障线路保护安装处, 流过的是所有非故障元件的零序电容电流之和。而容性无功功率是由故障线路指向母线, 即其功率方向与非故障线路方向相反。
这些特点和区别, 构成对中性点不接地电网单相接地分析判断的根据。
2 接地保护
根据中性点不接地系统的特点, 配备古交发电厂6 kV厂用电系统的接地保护。
2.1 无选择性绝缘监视装置
中性点不接地系统正常运行时无零序电压, 一旦发生单相接地故障就会出现零序电压。因此, 利用有无零序电压来实现无选择性的绝缘监视装置。在发电厂的母线上装设1台三相五柱式电压互感器, 在其星形接线的二次侧接入3只电压表, 用以测量各相对地电压, 在开口三角侧接入1只过电压继电器, 以反应接地故障时出现的零序电压。
2.2 零序电流保护
利用故障元件的零序电流大于非故障元件的零序电流的特点, 区分出故障和非故障元件, 从而构成有选择性的保护。根据需要保护可动作于信号, 也可以动作于跳闸。
据此, 当发现集控室发出“6 kV系统接地”光字报警时, 应立即赶往母线室进行查看, 并按以下步骤进行处理:
a) 至6 kV母线PT面板上, 看是否有零序电压继电器掉牌。若能手动复归, 则为瞬时性单相接地;若复归不了, 则判断为永久性接地故障。
b) 利用万能表测量PT低压侧的各相对地电压, 及线电压和开口三角电压, 以此判断是哪一相接地, 另外, 还可肯定是否为金属接地。
c) 根据各辅机及变压器的综合保护的I0是否有动作来判断是哪路负荷发生了接地故障。
d) 查看母线屏后面的带电监视器, 若三相对地电压正常时, 则其3盏灯同时点亮, 且其亮度一致, 否则就可结合前面的各种现象加以辅助判断。
e) 查找接地时, 首先应怀疑刚刚切换或联动过的设备, 应尽快停用有可疑现象的设备。停用负荷开关时, 应先停对负荷无影响的, 如, 凝泵 (一用一备) , 给泵 (二用一备) 等, 然后才是磨煤机 (影响负荷) 等。
f) 利用高压备变倒换厂用电的供电方式, 并且可判断是否为高压厂变的低压侧发生接地。
g) 不得已将母线停用测绝缘。
h) 以上寻找接地点的时间不得超过2 h。
参考文献
[1]中国电力百科全书编辑部.中国电力百科全书火力发电卷[M].北京:中国电力出版社, 2001.
6kV系统接地 篇3
1 直流接地故障的事件实例介绍
某电力单位的220V直流电源发生直流控制1段发生电源负极金属性接地故障, 工作人员使用绝缘监测仪和故障接地查找装置都没有查找到接地故障点, 因此决定采用瞬时断电法对此电源负极金属性接地故障进行进一步的精确查找。开始时采用不不停电切换查找的方法, 对直流充电器进行不停电的切换查找时, 没发现故障点。对集控室220k V线路控制直流电源进行不停电切换的过程中, 将电源控制换切到220V直流控制的2段后, 在其1段仍然表现负极金属性接地状况。接下来有将控制电源换切会到1段上来, 在切回操作的瞬间, 6k V开关发生跳闸。工作人们马上对开关进行检查, 检查结果没有异常, 绝缘检查也表现正常。对6k V开关的二次航空插头检查发现, 其插针发生插歪搭接, 怀疑可能原因在此, 于是将此开关的电源断开, 停电后接地报警现象消失。工作人员对于开关的二次航空插头进行了修正处理, 排除了其基地缺陷, 供电系统恢复正常工作。
2 直流电源系统检查情况总结和原因分析
当故障发生后, 对直流电源系统进行故障检查, 具体检查工作如下:首先, 对于开关保护器进行检测, 发现不存在保护动作的信号;其次对控制电源的小开关进行检查发现, 将其电源切断以后, 负极金属性接地现象消失, 负极电源有大幅度升高的现象, 由此确定直流接地点存在于此开关处;第三, 检查二次航空插头, 发现插针插歪搭接。最后对开关的二次回路的其它部分进行检测均未发现异常。
从上面的检查结果来看, 此直流接地故障的主要原因来自于直流开关的二次航空插头插针压歪搭接到开关回路正极性端而产生接地。工作人员在对直流接地故障点进行查找时, 使用了瞬时断电法。此种方法的使用导致接地状态变化引起负极电压发生升高的现象。在220k V线路控制屏直流信号电源使用的电源开关为传统的刀闸开关, 这种开关在进行合闸的瞬间很容易出现接触不严的情况, 如果有拉弧放点产生, 则导致开关继电器保护装置进行跳闸动作, 从而产生电源开关跳闸的情况发生。
3 从此直流接地过程跳闸事件中存在的问题分析
3.1 直流接地不易察觉, 接地点不易发现
因为开关的二次航空插头插针的插歪搭接, 使在通电状态下的负极金属性接地一直表现为存在的情况。但是因为其所处故障段线的绝缘检测装置同时发生了故障, 没有及时的对其威胁, 因此对绝缘的检查结果不够准确和理想, 阻碍了直流接地故障的报警信号的发出, 使直流接地故障没有被及时的发现, 从而没有得到及时的解决排除, 给维护工作带了困扰。如果除了开关因为回路的短接, 发生了越级跳闸的现象, 那么故障的程度将会有所增加, 带来更大的损失。
3.2 二次插头质量不过关
经过就事故原因的检查发现, 此开关的二次插头存在较严重的问题。其插针无论是横向的活动范围还是纵向的活动范围都很大, 即使是正常的操作, 其插针也很容易发生压坏的现象, 从而导致很容易出现直立接地的故障。因此, 这批二次插头的质量具有很大问题, 有必要对其进行更换。
3.3 瞬时断电方法的使用方式不合理
在进行直流接地点的查找时, 使用瞬时断电法, 先将6k V工作段的直流总电源进行断开, 但是接地现象仍然存在。经检测发现, 母线电源和6k V母线电源间的联络开关处于闭合连接的状态, 也就是说开关的直流电源并没有断开, 因此使用此方法没有达到理想的效果, 这和使用方式不当有直接的关系。
4 跳闸故障的防治措施
对直流接地过程中6k V开关的跳闸进行纠正和预防, 可采用以下几点方法:
1) 在直流控制母线的正、负两极分别进行直流低电压继发挥高科技设备的技术长处, 拓展思路。电视编辑依靠科技创新是一种潮流也是电视事业发展的必经之路, 倘若不依靠科技发展电视事业, 那么编辑的再精彩也是徒劳, 也是终究会被淘汰掉的, 被市场潮流淹没。所以科技创新是电视编辑的另一个重要核心。
5 结论
信息时代的电视编辑需要有创新, 这是一个永垂不朽的讨论话题。定位创新、栏目策划创新、包装创新以及科技手段创新是信息时代电视编辑创新的四部曲, 参照了这四部曲井井有条地发展着电视事业是当前最主要也是最重要的工作, 只有这样, 在信息时代才不会被市场所抛弃, 被观众所放弃。
参考文献
[1]刘立凭.吨视编辑Ⅱ[J].电视字幕、特技与动画,
[2]崔文影.信息时代电视编辑的思维创新浅析[J].华章,
[3]王刚.数字时代电视编辑的创新思路[J].山西煤炭管理干部学院学报, 2008, 21 (3) .
(上接第30页)
电器的装配, 这样可对低电压的情况下进行故障报警, 以使直流接地的故障及时被察觉和发现, 从而采取有效的检查和维修措施。另外, 可以跟厂家的进行技术协调, 将开关插针容易错搭的X0:40接地点去掉, 这样对开关的功能来说没有任何的影响, 但是却有效的避免了插针在X0:40与X0:41直接的错搭, 从而减少了此种原因引起的直流接地故障。
2) 工作人员在开关二次航空插头的运行工作时要做好检查工作, 尤其对插针是否正常进行必要的仔细检查, 如果有抽针抽插的问题存在要注意及时的对其进行处理。另外注意对整个直流系统的运行方式进行检查, 如果是双电源回路的负荷, 要注意断开二者间的联络开关, 这样以防止故障发生串联, 造成大的影响, 同时也为直流接地故障的查找提供方便。
摘要：直流电源系统一点如果发生接地, 需要及时对接地点进行及时的故障查找并采取适当的方法进行故障消除, 以防止因直流系统接地导致电力系统发生更加严重的故障。但是常用的瞬时断电的故障查找方法通常会导致跳闸事件的发生, 造成电力负荷的损失。本文以某一直流接地故障为事件背景, 分析跳闸事件产生的原因, 并对其中存在的问题提出纠正的意见和建议。
关键词：6kV开关,直流接地,跳闸
参考文献
[1]毛锦庆, 等.电力系统继电保护实用技术问答.北京:中国电力出版社, 2012.
[2]孙成宝, 等.直流设备检修.北京:中国电力出版社, 2011.
6kV系统接地 篇4
1 电力系统继电保护的特点分析
继电保护装置主要具有选择性、速动性、灵敏性和可靠性四个基本特点。其中选择性是指当电力系统中的设备或线路发生短路的时候, 继电保护将出现故障的线路或设备移出电力系统, 其切除可以由故障设备、线路保护或者断路器来执行。而当这些设备不能完成时可由相邻的设备或者线路来辅助执行。速动性主要是指故障的切除要快, 这样可以提高系统的运行稳定性, 并减少设备的损坏。灵敏性主要是指电气设备或线路在被保护范围内发生短路故障或不正常运行时, 保护装置的反应能力。而可靠性则是对继电保护最根本的要求, 正是这些特点才使电力系统能够正常运行[1]。
2 关于6KV低电压供电系统的工作原理和问题分析
总变6KV供电系统的接线方式采用单母线分段 (I、II段) , 两段母线的接线采用路断器645互为备用, 母线为外界提供电源, 其方式为单回路配电, 电源受体包括各个变压器、高压电机或厂外架空线路等。由此可见6KV高压电在实际生活中有非常广泛的应用, 具有分布广、电缆数量多的特点。电压互感器在三相电路中的常见接线方案主要有四种, 这四种接线方案各有特点, 类型分别为:一个单相电压互感器的接线、两个单相电压互感器的V/V形接线、三个单相电压互感器Y。/Y。形接线还有一个三相五芯柱三绕组电压互感器Y。/Y。/△ (开口三角形) 接线。其中第一种接线方式主要应用于三相线路上某两相之间线电压的测量, 用于连接电压表、频率表及电压继电器等。第二种接线方式不仅可以用于三个线电压的测量, 同时还可以用于供仪表、继电器接于三相三线制电路等进行线电压的测量。第三种接线方式主要用于仪表和继电保护装置中作为电压和线电压保护的形式, 并且在一定环境下还可以装用绝缘监察电压表[2]。第四种接线方式主要用于10k V中性点不接地系统中线电压的测量, 同时还可以供单相接地保护。当系统正常运行时开口三角形两端的电压接近于零, 而一旦发生异常则会使电压继电器吸合, 发出接地预告信号。
6KV电压互感器低电压保护系统的电压接线方式根据电力系统稳定性的需要而具有自身的特点, 一般线电压的接线方式主要选择图1所示的方法。在这个接线结构中, 如果供电系统处于正常运行的状态, 那么则有FV1/FV2/FV3电压继电器动作, 常闭点打开, 常开点闭合, 由高厂变低压侧经6KV共相母线通过工作段进线开关向工作段供电, 不启动电机跳闸回路。而KAI用于监视进线电压和提供同期用的电压信号、保护用的电压信号。如果某个分变的6KV电缆发生电压互感器一次侧熔断器有一相或两相熔断时, 一定会出现3~3.5倍额定电压的过电压, 励磁电流急剧增加。此时KA1动作, 其常闭点打开, 电机跳闸回路无动作[3]。而如果出现供电母线电压低于设定值的现象, 或者是电压互感器三相保险同时熔断的状况时, 则会引起该段主变压器低电压保护跳闸, 此时则有FV1/FV2/FV3的常闭点闭合, 常开点打开, 并延时发出变压器跳闸信号。这些事故的发生都会对电厂长周期稳定产生不良影响。因此必须要对6KV低电压保护和接地信号回路进行改进, 以预防事故的发生, 降低由于类似事故造成的经济损失和财产损失。
3 改进措施以及改进之后的效果
针对上面所说的继电保护中存在的问题, 我们对6KV低电压保护和接地信号回路进行改进。其改进措施为在6KV电压互感器柜上个增加一个电压型中间继电器, 符号定为KA3, 采用DZ-15型中间继电器, 与报警铃HA并联在一起[4]。见图1虚线所示, 接地信号回路的改造也与之相同。改进之后, 当供电系统中发生单相接地时, 若有两相熔断器同时熔断, 或者三相熔断器同时熔断的状况, 那么FV1/FV2/FV3的接点以及变压器的接地信号继电器全部动作, 常闭接点闭合, 常开接点打开, 接地继电器FE1的常开点闭合, 启动预告信号回路, 电流从正极到达负极, 并使FP1接点闭合, KA2动作闭合。进而使报警铃HA通电报警, 中间继电器KA3线圈带电, 继电器KT1所在的回路切断。这样一方面是为了避免KA5带电, 另一方面是为了避免该段高压电机误跳闸[5]。另外, 在跳闸回路中, 当回路切断的时候, KA1的另一对常闭接点也动作, 这样就可以有效防止主变压器误跳闸。KA1作为常开点, 其线圈保持带电, 这样可以有效防止维修人员在更换FV1/FV2/FV3的接点动作后KA1线圈失电造成变压器和高压电机跳闸。经过改造之后, 我厂没有再发生过继电保护系统低电压误动的事故, 没有再在这方面出现经济损失, 供电系统的稳定性、安全性和可靠性得到了有效的提高, 为企业的稳定生产以及人员生命、财产安全提供了良好的保障, 改造效果显著[6]。
4 总结语
在今后的发展中, 企业要充分利用先进的计算机技术, 并将其运用于电力系统继电保护中, 使其具有计算机化、网络化、智能化等特点, 更好地为未来继电保护技术发展提供服务。总的来说, 6KV低电压保护和接地信号回路的改进效果很好, 随后还要认真观察其电压互感器的运行情况, 对其中存在的问题要及时发现, 并探讨相应的解决方式, 以提高低电压保护改造的运行效率和运行质量。
摘要：随着社会的发展和进步, 我国大型工业也获得了较快的发展, 人们的用电需要也日益增加, 而由于电力系统稳定性不足而导致的大面积停电问题也越来越受到人们的重视, 需要进一步完善电力系统的继电保护系统。电力系统继电保护是保证电力系统安全运行、提高经济效益的有效技术, 在实际应用的过程中要求保护动作要具有选择性、灵敏性、可靠性以及快速性等特点, 只有这样才能够为电力系统的安全运行提供技术支持。而在这个过程中保护一旦误动, 将会打破电力系统的安全性和稳定性, 可能会造成企业大面积停电, 给人们的生活带来不便。而在化工企业甚至还会因为处理不当而引发爆炸, 这些都将会对企业造成巨大的经济损失, 严重的甚至还会导致人员的伤亡。本文主要分析了电力系统继电保护的特点以及6KV低电压供电系统的工作原理和存在的问题, 并提出相应的改进措施。
关键词：6KV,低电压保护,接地信号回路,改进措施
参考文献
[1]冯伟, 沈虹.6KV低电压保护和接地信号回路有待改进[J].科技风, 2013, (16) :75-75.
[2]张永梅, 刘国福.关于6KV电气系统低电压保护和信号回路的改进方案[J].科技风, 2011, (22) :98.
[3]金敏, 陆健, 陈济杰, 等.基于一起断路器误跳闸的行为分析及对策[J].电力系统装备, 2012, (9) :71-74.
[4]巢蒸.SEL-749M低电压保护误动作的分析与改进[J].电力系统保护与控制, 2009, 37 (20) :117-119.
[5]张健康, 索南加乐, 粟小华, 等.交直流混联电网发电机失步保护与直流低电压保护协调[J].电力系统自动化, 2012, 36 (8) :92-97.
电厂6kV系统级联保护方案 篇5
关键词：快速母线保护,电厂供电,反馈电流,母线故障
0 引言
在电厂6 kV供电系统中,由于瓷瓶闪络、电缆头爆炸、污秽闪络、单相弧光接地等各种原因,母线短路时有发生[1,2,3,4,5],引发开关爆炸、母线扭曲、全站失电、起火等严重情况,造成巨大的经济和财产损失。而我国发电厂的6 kV母线一般不装设专用的母线保护。当发生母线故障时,要靠厂用变压器或启动备用变压器低压侧的后备过流保护来切除。
根据IEC298标准附录AA中的规定,开关柜内部燃弧时间是100 ms。也就是说,开关柜可以承受的电弧燃烧时间为100 ms。表1为国外对各种燃弧持续时间下进行试验得出的对设备造成的损害程度[6]。
电弧燃烧的持续时间等于保护动作时间加上断路器分闸时间之和。由于一般后备过流保护动作时间整定值为1.1～1.6 s,所以如果厂用6 kV发生母线短路故障,其现有的保护方案将使电弧燃烧的持续时间达到1.2～1.7 s。这么长的燃烧持续时间显然不能满足厂用6 kV设备不受损坏,更无法迅速恢复设备的正常运行。因此,如果能够实现对6 kV厂用母线的快速保护,在100 ms内切除故障,对提高供电可靠性和保证安全具有重要意义。
在电网系统,一种简易母线保护(或称为母线快速保护,简称快母)得到越来越多的应用[7]。快母是用现有保护装置增加快母功能来实现。其主要思想是用馈线保护装置来闭锁母线速断保护。如果母线故障,则各馈线不会发闭锁信号,快母快速出口跳开进线开关;如果馈线故障,则对应馈线会发闭锁信号闭锁快母。闭锁信号的传输主流趋势是采用GOOSE,具有速度快、可靠性高、不需躲触点抖动等优点。
但电厂6 kV系统应用这种保护的还很少。主要问题在于电厂6 kV供电系统有其特殊性。
1)电厂6 kV系统有大量的高压电动机,带来以下一些不利影响:
a.反馈电流问题。当母线故障时,电动机转子绕组的磁通不能突变,从而产生幅值很高的反馈电流。如果电动机保护定值较低的话,会误发闭锁信号,造成母线保护失去速动性。
b.启动问题。电动机的启动电流数值大、启动时间长,可能会使得电动机保护误发闭锁信号。
c.自启动问题。当电动机正常运行时,由于外部回路瞬时故障、电压波动等各种原因,可能会造成电动机短时失去电源。而当电源恢复时,电动机将经历一个类似于启动的过程,电流可达很高的数值,容易引起电动机保护误发闭锁信号。
2)6 kV厂用母线段很多,并且常常采用多级串联方式(见图1)。涉及到各级保护如何配合等复杂问题。
3)闭锁信号的可靠传送问题。电厂负荷分散,出线回路非常多,现地层通信都是用现场总线(LONWORKS,CAN.,PROFIBUS-DP,RS-485,etc),近几年内不会大量使用以太网通信,难以应用61850,从而不能拷贝电网的GOOSE方案。而如果使用电信号就需要使用闭锁通道。如何监视闭锁通道的完好、以及闭锁信号的抗干扰问题都需要认真考虑。否则,将会带来灾难性后果。
上述这些问题都给使用母线快速保护带来一定的困难。本文根据电厂的特殊性,特别设计了一种母线快速保护,这里称之为级联保护。该保护具有动作速度快、稳定可靠的优点,可广泛应用于电厂供电系统和厂矿企业供电系统。
1 级联保护的设计原则
为解决电厂供电方式特殊性给快母带来的这些问题,特提出级联保护的设计原则如下:
1)级联保护功能分散设在各个综保装置上,在各装置上设置级联保护专用段。
2)如果未能可靠闭锁而造成级联保护误动将可能带来严重后果。因此,级联保护出口段宁可拒动,但绝不允许误动,要有足够的冗余措施防止误动。
3)为防止级联保护被误闭锁使得整个保护装置拒动,需要保留装置常规保护功能,并至少投入一段限时电流速断保护作为级联保护的后备保护,以确保母线故障时能够可靠切断故障。
4)正确传送闭锁信号是级联保护能否正确动作的关键。因此,为确保闭锁信号的可靠性,需要对闭锁通道进行监视。
5)尽量简单、易实现、易操作。对现有保护装置的改动尽量小;对运行的要求尽量小。
6)可靠性要尽量高,故障损失最小。
2 级联保护的原理
级联保护要用馈线保护装置来闭锁电源进线母线速断保护。当下级馈线故障时能可靠闭锁上级速断保护,且闭锁出口速度要足够快;而当下级馈线没有故障时,要排除干扰,不误闭锁。
2.1 闭锁信号的处理
根据电厂的现场条件,闭锁信号传输的主要方式目前还是电缆传输硬接点方式。这种方式容易受到干扰。另外,硬接点信号必须去抖,这就必然要增加保护出口时间。如果采用中间继电器重动的办法或者用光缆传输,虽然提高了抗干扰能力,但需要增加很多继电器或敷设光缆,施工和运行都复杂化了,同时去抖时间仍然是不可省略的环节。
本文提出的办法是立即闭锁、自动展宽、保护冗余的综合解决方案。当上级保护收到闭锁信号后,立即闭锁,同时自动展宽20 ms,防止误动;下级保护启动后立即发出闭锁信号,并自动展宽100 ms。这样,当没有收到闭锁信号时,保护可放心地快速出口,最快可在100 ms内出口。由于省去了对闭锁信号进行去抖、确认环节,提高了出口速度和可靠性。
2.2 电动机起动与反馈电流
电动机负荷的特殊性在于其具有起动、自启动、反馈电流等特殊工况。电动机起动电流可达7～8Ie[9];自启动可达6Ie[8];反馈电流可达6～7Ie[8]。如果电动机保护定值较低,就会误闭锁级联保护。这些问题可通过定值与方向元件来解决。
微机电动机保护装置的速断保护一般设为高定值与低定值。电动机起动时,自动取高定值;在电动机正常运行时自动取为低定值。因此,可以将电动机保护的高定值按躲过电动机起动电流来整定,保证在电动机起动时不发闭锁信号;低定值按躲过电动机自启动电流来整定。如果低定值不能躲过电动机反馈电流,须投入方向元件,方向元件指向电动机为正方向。这样,在电动机自启动或母线故障时,电动机保护不会误发闭锁信号。
由于方向判别需要用到母线电压,如果PT断线,会影响方向元件的正确动作。因此,投入方向元件后,必须考虑PT断线后的策略。PT断线后一般有两种选择,一是退出方向元件,二是退出方向元件所闭锁的保护功能。如果选择PT断线退保护,则意味着电动机回路故障不发闭锁信号,级联保护将会误动,造成整个母线失电,后果不堪设想。因此,PT断线后应退出方向元件,直接用电流元件来闭锁。虽然有可能会误闭锁级联保护,但比起级联保护误动切除整条母线来说,后者故障损失更小。
2.3 闭锁方式与闭锁通道监视
闭锁方式的选择与闭锁通道的监视是级联保护能否可靠运行的关键问题,需要认真考虑。闭锁方式可选择允许式或闭锁式。
1)允许式
各馈线闭锁触点采用动断触点,并串联在一起构成一个闭锁信号(开入)送至母线速断保护装置中。正常时各馈线总是发送允许信号,可随时监视此允许信号;馈线故障时,停止发送允许信号,母线速断保护收不到允许信号则闭锁。
其优点是,正常运行时,可随时检查闭锁通道的完好性。如果在一定时间内收不到允许信号,则说明闭锁通道有故障,立即发出告警信号。其另一好处是,如果发信回路故障级联保护不会误动。如果在通道故障期间突发母线故障,其最大故障损失也不过是误闭锁了母线速断保护而已,母线限时速断还能正确动作。
其缺点是,需要保护装置输出两路动断触点,并且该触点不经过启动继电器(QDJ)闭锁。而一般来说,保护装置的触点都是常开的,并大多是经QDJ闭锁的,因此,需要修改原有保护装置的硬件。更重要的是,在馈线检修退出运行时,需要将允许(闭锁)触点短接;而在馈线恢复供电时,需要将允许(闭锁)触点短路片打开。这就给运行增加了额外负担,一旦操作失误或疏忽大意,就会使级联保护失去其速动性。
2)闭锁式
各馈线闭锁触点采用动合触点,并且并联在一起构成一个闭锁信号(开入)送至母线速断保护装置中。正常时不发闭锁信号,馈线发生故障时,发送闭锁信号。正常运行时监视此闭锁信号,保护启动后再判是否有闭锁信号。此开入有上跳沿为闭锁信号。
其优点是,不需要修改原有保护装置的硬件,因为一般来说保护装置都有备用的动合触点可供使用;对运行没有特殊要求。正常情况下,传送电缆不带电,安全性好。
其缺点是,闭锁通道故障会造成级联保护误动,从而造成重大事故。而且正常时无法直接监视闭锁通道的完好性。
根据以上分析,两种闭锁方式各有优缺点。本文采用闭锁式,同时增加了闭锁通道监视功能,以消除此方式的缺陷。
闭锁通道监视在正常运行(保护未启动)时进行,每天在某一确定的时间开始检查一次。
1)检查开始时,各馈线保护装置依据其485地址顺序依次闭合其闭锁触点,脉宽100 ms。各装置之间间隔10 min。各馈线保护装置在闭合其闭锁触点的同时,产生一个虚拟SOE变位信息。
2)在馈线闭锁触点闭合时,进线保护装置应收到闭锁开入,并产生SOE变位信息。
3)后台监控软件可分析馈线保护装置和进线保护装置的SOE变位信息,如果二者同时有,则闭锁通道完好。否则,如果馈线有SOE而进线没有SOE,则说明闭锁通道故障,立即告警;
4)如果进线保护装置总有闭锁开入,则报闭锁通道异常。
3 级联保护的实现
3.1 构成
级联保护不设单独的保护装置,而是将其功能设在各个保护装置上(见图1),在各个保护装置上增加级联保护专用段。专用段有单独的保护定值和压板、单独的出口,不影响保护装置的原有功能。专用段分为快速发信闭锁功能和快速出口功能两部分,所有保护装置均设置快速发信闭锁功能,快速出口功能仅线路保护装置(CSC-211)配置。级联保护可分别通过控制字投退,可选择投入闭锁功能或投入出口功能,也可二者都选择投入。闭锁功能和出口功能共用“级联压板”。
进线处装设的线路保护装置原有功能中的限时速断保护建议投入,作为级联保护的后备保护。
3.2 原理框图
3.2.1 快速出口段
图2中,闭锁信号为下级各馈线送来的闭锁触点信号;KG1.1为级联出口投退控制字。有闭锁信号后,立即闭锁级联保护出口段,并自动展宽20 ms。
3.2.2 快速闭锁段
图3中,KG1.2为级联闭锁段投退控制字。保护启动后后,立即发出闭锁信号,并自动展宽100ms。如果投入方向元件,逻辑图如图4。
4 整定原则
4.1 进线保护
进线保护投入快速出口功能(KG1.1=1),但不需要投入发信闭锁功能。级联快速出口段的电流定值可按母线短路整定,不需要与下级保护配合,以实现母线故障快速出口的目的。
进线保护装置的原有其他保护基本保持不变。但为了确保母线故障能可靠、快速切除,建议投入一段限时速断作为母线故障的后备保护,并按常规方式整定。
4.2 馈线线路保护
1)馈线线路如果处于级联的最末端(例如图1中的2612),则其线路保护装置级联专用段只需投入快速发信段(KG1.2=1),不需要投入出口段。级联快速发信段的电流定值应按躲过其连接的母线短路时的最大反馈电流整定。不带方向时建议按速断定值整定,带方向时可按过流定值整定。
2)馈线线路如果处于级联的中间(例如图1中的612、2601),则需要将快速发信段和出口段都投入。整定原则如下:
出口段电流定值应按躲过下级所连接最大负载的速断电流整定,也可按所连接下级电缆或母线短路时能可靠动作整定。
级联快速发信段的电流定值整定同1)。
4.3 所用变保护
所用变保护装置的级联专用段只需投入快速发信段(KG1.2=1),不需要投入出口段。级联快速发信段的电流定值应按躲过其连接的母线短路时的最大反馈电流整定。不带方向时建议按速断定值整定,带方向时可按过流定值整定。
4.4 电动机保护
电动机保护装置的级联专用段只需投入快速发信段(KG1.2=1),不需要投入出口段。
级联快速发信段的电流定值应按躲过其连接的母线短路时的最大反馈电流整定。不带方向时建议按速断定值整定,带方向时可按过流定值整定。当采用过流定值时,须投入方向元件,方向元件指向电动机为正方向。建议PT断线后退出方向元件(如果选择PT断线退保护,则意味着电动机回路故障不发闭锁信号,级联保护将会误动,造成整个母线失电),此时当母线短路时会误闭锁,可由限时速断保护切除故障。
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6kV系统接地 篇6
1 现状分析
在中国铝业兰州分公司的供电系统中, 除电解槽这些纯电阻负载外, 还包括一些电动机、电力变压器和工频变压器这些感性负载, 在运行中电网需要向其输送相应的无功功率。据统计, 电动机在建立并维持三相旋转磁场所消耗的无功功率约占线路输送的全部无功功率的60%, 变压器在建立并维持交变磁场所消耗的无功功率也约占30%。若在电网中装设无功补偿装置, 就可以提供感性电抗所消耗的无功功率, 减少了无功功率在线路中的流动, 从而降低了线路和变压器因输送无功功率造成的电能损耗。此外, 无功还要保持平衡, 我公司为响应中铝公司节能降耗的号召, 关停了产能低, 耗能高的80KA老系列电解槽, 与其配套的一些附属电机、变压器也相继停电, 这样原供电系统参数发生了改变, 与原系统配套使用的6KV无功补偿装置无法再正常投入使用。若补偿退出运行, 将会使系统功率因数和电压降低, 使电气设备得不到充分利用, 促使网络传输能力下降, 损耗增加;若补偿投入运行, 系统功率因数将会达到96%以上, 在这种状态下长期运行, 供电系统极易发生振荡, 该安全供电带来隐患。因此, 重新计算补偿容量, 合理调整补偿的参数成为我们急需解决的问题。
2 无功补偿的原理、作用及6KV补偿主回路图
2.1 补偿原理
通过电力电容器输出的容性无功功率平衡系统感性负荷所需的感性无功功率, 达到提高功率因数的目的 (见图1) 。
(a) 等效电路 (b) 相量图
2.2 作用
提高功率因数, 消除力率电费;增加设备出力;降低功率损耗;改善电压质量, 抑制电压闪变。 (见图2)
3 无功补偿系统容量的计算及验证
3.1 基本情况
中国铝业兰州分公司厂用电6KV系统补偿电容器如果不投入运行, 功率因数将保持在0.89~0.90之间, 这将不能达到供电局和公司下达的供电指标;如果投入运行, 功率因数将会达到0.96以上左右。
经查变电所运行记录, 6KV供电系统日平均负荷按9000KW计算, 无功电量为1800Kvar。
3.2 计算方法
补偿容量是根据用电情况来确定的, 可用下面的公式计算得到:
其中:P-最大负荷月平均有功功率;
COSφ1-补偿前功率因数
COSφ2-补偿后功率因数
Q-所需无功补偿容量
3.3 具体参数计算
(1) 原始运行数据:
单相Qc=600Kvar;Qle=36Kvar
(2) 改造后数据计算:
功率因数从0.91提高到0.94, 日平均负荷按9000KW,
则需补偿容量为:Q补=P (tg￠1-tg￠2) =837Kvar
单相补偿容量为:Q单=279 Kvar
实际单相电容量为100 Kvar, 故只需3块电容。
(3) 谐振验证:
(1) 当F=50HZ时, Xc不等于Xl。
(2) 当F=3×50HZ时, XC=1÷ (314×3×67) =15.8Ω;XL=314×3×4.65=4.380Ω, Xc不等于Xl。
(3) 当F=5×50HZ时, Xc=1÷ (314×5×67) =9.5Ω;XL=314×5×4.65=7.3Ω, Xc不等于Xl, 但存在谐振的可能性。
4 需调整的补偿系统组成接线
并联电容器成套装置通常由主电容器、串联电抗器、放电线圈、熔断器、断路器、断电保护和控制屏等部分组成。为避免电容器击穿造成相间短路而引发箱壳爆炸的恶性事故发生, 高压并联电容器装置通常采用星形结线, 选用单相、额定电压为线电压的电容器作为主电容。低压并联电容器装置经常分散装设在负载附近, 在电容器内连接成三角形, 带内部熔丝。高压并联电容器装置中加入串联电抗器主要是为了防止输配电系统中因直接投入并联电容器组引起谐波分量放大。此外, 还能有效地抑制电容器投入电网时产生的涌流, 以及有助于防止和减轻开断电容器组时发生重燃。其容量可按下式选取:
式中Qc——电容器组容量;
n——高次波谐次数。
从安全以及限制涌流和过电压的要求出发, 在并联电容器内部应设置放电电阻, 此电阻能在10min内把电容器上的残留电压自降到75V或更低。当电容器可能在很短的时间间隔内投、切时, 在电容器组的端子上应并接放电线圈, 使电容器再次接入时, 端子上的电压不高于其额定电压有效值的10%。放电线圈的二次线圈还可作电压测量和继电保护用。电容器组投入时, 电容器两端会产生暂态过电压和电容器流过数倍额定电流的涌流;电容器组开断时, 如果断路器触头间发生重燃, 电容器要经受高倍数的过电压。因此, 选取断路器时要求触头间绝缘恢复时不发生重燃, 能耐受合闸时的高频涌流
5 结束语
通过计算和按其接线重新调整容量后的6KV补偿电容器系统满足了供电的要求, 充分发挥了降损节能的作用, 改善电能的质量, 提高输变电设备的有功出力, 使电气设备在最佳经济状态下运行, 为公司的节能降耗工作做出了应有的贡献。
摘要：本论述分析了中铝兰州分公司6KV供电网络现状和运行情况。结合实际需求, 对6KV补偿系统补偿容量进行了重新计算, 合理调整了补偿容量, 从而达到了供电系统功率因数的指标, 提高了供电质量, 为公司节能降耗工作做出了贡献。
关键词：供电系统,供电质量,节能降耗,无功补偿
参考文献
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6kV系统接地 篇7
随着变频技术的迅速发展, 开关元器件在发电厂中大量使用, 比如变频调速装置、励磁装置、直流充电机等。这些装置使得控制更方便, 但由于电力电子器件工作在开关状态, 属于非线性负载, 它会给厂用电带来谐波污染, 谐波对厂用电的威胁越来越不能够忽视。越来越多人对谐波监测与治理展开研究。本文从厂用电谐波的来源、监测方法以及治理措施进行了研究和探索。
1 谐波的来源
1.1 谐波源的概述
在厂用电系统中, 谐波产生的原因为其电力设备具有非线性特性, 其主要包括两类, 即电磁饱和类以及电子开关类。电磁饱和类电力设备具有铁芯, 当出现铁磁饱和后会产生较大的谐波。电子开关类包括整流装置和逆变装置。在厂用电系统中, 通常包括变频调速设备、软启动设备、U PS、励磁装置、直流充电机等。上述设备可以视为非线性负荷, 其施加电压基本不变, 其非线性造成电流波形畸变, 所造成的谐波占一定的比例, 所以一般这些设备可以视为谐波电流源。
1.2 发电机
往发电机励磁绕组中施加直流电流时, 磁极会产生磁场, 发电机的定子绕组将感应出电压, 若磁极磁场为正弦分布, 则定子绕组将感应出正弦规律变化的电动势[1]。可是在发电机的运行的过程中, 磁极磁场并不是完全呈正弦分布, 因此感应电动势波形会有一定程度的畸变, 具有谐波成分。发电机输出的谐波与其设计和状态相关, 在制造发电机时, 会采取很多限制谐波的方法, 因此其占总谐波的较少。
1.3 变压器
变压器具有铁芯。当铁芯没有饱和时, 变压器绕组中的电压和电流波形都为正弦, 当忒心饱和后, 电流电压波形就会发生畸变变压器的谐波都为奇次谐波, 主要成分为3次谐波, 谐波的含量与变压器的结构以及铁芯的饱和程度有关[2]。在正常运行情况下, 变压器的铁芯没有饱和, 谐波不多;在变压器轻载时, 随着饱和程度加大, 产生的谐波会更多。
1.4 整流电路
三相全控桥式整流电路应用最为广泛, 本文以其为例进行分析。设整流电路电源三相电压分别如下。
在忽略换相和直流电流脉动时, 对A相电流进行傅里叶展开, 其公式如下。
式中, Id指的是纹波为零的直流。
由上式可见电流中既含有基波, 又包含6k±1次谐波, 其中k为正整数。
2 谐波监测的方法
2.1 采用模拟滤波器测量谐波
模拟滤波器测量谐波的原理如图1所示。输入量放大后进入滤波器, 各个滤波器的中心频率f1、f2…fn是设置好了的, 并且f1<f2<…<fn。信号最后输出到显示器, 谐波的成分以及幅值将显示出来。这种原理的方法结构简单, 数据容易控制。但是这种方式容易受环境影响, 而且在电网发生波动时数据不准确。另外这种方式生产的运行损耗也比较大。
2.2 基于快速傅里叶变换的测量谐波
这种方式是目前应用最为广泛的方法, 它利用离散的信号用快速傅里叶变换 (FFT) 处理后, 就可以得到信号各次谐波的相位、幅值以及频率值。首先要得到离散的信号, 设采样频率为fs。则为了避免频谱混叠, 若信号的最高谐波的频率为fc, 则必须有fs>fc, 这样才能得到所有的各次谐波频谱。监测点也是采样的关键因素之一, 一般谐波的监测点选在谐波源在厂用电系统的公共连接点上。为了准确监测系统谐波水平, 为谐波源供电的电压母线和电网内部应作为监测点。由于谐波变化具有一定程度的随机性, 对谐波的评价应采用统计的方法。在实测中取概率超过95%的测量值, 选三相中谐波最大的值为该监测点在这一时间段的谐波值。
3 谐波的治理
3.1 增加换流装置的脉动数
换流电路产生的谐波含量与脉动数密切相关。当脉动数增加时, 换流电路产生的谐波次数会增加。而谐波的次数越高, 其含量越少。
3.2 在谐波源处安装交流滤波器
通过在谐波源出安装交流滤波装置, 可以就近吸收谐波电流, 能够有效抑制谐波污染。目前常用的无源型交流滤波器。它利用电容器、电抗器和电阻器组成电路, 与谐波源并联。它结构简单, 可靠性高, 便于维护, 因此应用范围广。
4 总结
电厂中的谐波污染现象严重, 对电厂中电力设备的安全运行造成了威胁。本文分析了电厂中谐波的来源, 对谐波的监测与治理展开了研究, 为厂用电的谐波污染整治提供参考。
摘要：由于变频装置应用越来越广泛, 变频装置工作时带来的谐波给电厂厂用电系统安全运行带来了威胁, 供电系统的电能质量不断下降, 给电厂的安全、经济运行造成不良影响, 所以研究厂用电系统谐波问题受到越来越多的重视。本文分析了厂用电系统中谐波的来源, 并阐述了谐波监测的方法, 对谐波的综合治理措施进行了研究和探索。
关键词：厂用电系统,谐波,来源,监测,治理措施
参考文献
[1]杨建军.变频器的谐波分析及治理[J].电气时代, 2007.