主变改造方案（通用7篇）
主变改造方案 篇1
0 引言
2008年4月9日7时49分54秒248毫秒，110 kV某变电站同杆架设的10 kV线路8、线路9线近端发生A、C两相短路永久性故障，线路保护动作跳闸、重合、再跳;7时49分54秒517毫秒,1#主变保护柜差动保护“故障分量差动保护B相动作”，跳开主变中压侧351开关、低压侧101开关，高压侧111开关因压力低闭锁控制回路未跳开。
1 故障前110 kV某电站的运行方式
110 kV某变电站共有2台主变，4条110 kV线路，3条35 kV线路，18条10 kV出线;110 kV、35 kV、10 kV母线均为单母分段。故障前，运行方式为110 kV线路1带本变电站全站负荷。两台主变并列运行,35 kV、10 kV两段母线并列运行。110 kV某变电站部分电气一次设备联络如图1所示。
2 事故原因分析
事故发生后，收集保护装置、故障录波和后台机的信号和数据，对跳闸的10 kV线路8、线路9和1#主变等一次设备、保护装置及二次回路进行了详细的检查，进行了保护动作的原因分析。
(1）信号收集
保护装置信号：线路8过流I段，线路8重合闸动作，线路8过流I段;线路9过流I段，线路9重合闸动作，线路9过流I段动作;1#主变低压侧后备保护复合电压动作，1#主变中压侧后备保护复合电压动作，1#主变差动保护故障分量差动B相动作，1#主变差动出口跳闸信号灯亮，1#主变低压侧开关跳闸信号灯亮，1#主变中压侧开关跳闸信号灯亮。
后台机信号：线路8过流I段，线路8重合闸动作，线路8过流I段;线路9过流I段，线路9重合闸动作，线路9过流I段;1#主变差动保护动作;线路8开关跳闸;线路9开关跳闸;101开关跳闸;351开关跳闸。
(2）设备检查
对10 kV线路8、线路9全线巡查，发现在本变电站外出线终端塔处，同杆架设的两条线路之间AC相间永久性短路故障，可以认定线路8、线路9保护动作正确。
对1#主变进行仔细检查，未发现故障点;对1#主变二次回路的接线、绝缘进行检查，均未发现异常;主变投运后，运行状况良好，没发现异常情况。由此，可以确认1#主变的“故障分量差动保护B相动作”是误动。
(3)111开关拒动检查
现场对111开关跳闸回路的检查，回路接线正确。在对111开关闭锁回路检查中发现开关液压降低闭锁操作(编号为125)的电位为-97.6 V，经过对现场液压操作机构的检查发现操作机构压力降低闭锁操作的压力接点(4YLJ)为闭合状态，检查机构压力为31 Mpa，该接点闭合压力应为26 Mpa，说明该压力接点粘接闭锁操作回路是111开关拒动的根本原因。
(4)1#主变差动保护录波分析
打印出的故障录波上显示，在10 kV线路8、线路9保护动作过程中，1#主变测到A相差动电流为0.41 A，制动电流0.4 A;B相差动电流为0.72 A，制动电流0.68 A;C相差动电流为0.31 A，制动电流0.28 Aㄢ
(5)1#主变故障分量差动保护误动原因分析
故障分量差动保护主要解决变压器轻微的匝间故障，高阻接地故障。它不受正常运行负荷电流的影响，较比率差动具有更高的灵敏度。由于比率差动保护的制动电流的选取包括正常的负荷电流，变压器发生弱故障时，比率差动保护由于制动电流大，可能延时动作或者不动作。所以保护厂家在主变保护装置中增加了故障分量差动保护。
故障分量差动动作方程
根据现场变压器参数：
高压侧额定电流为3.5 A，故障分量差动最小动作电流为0.7 A,B相差流为0.72 A(动作时装置打印的数据)，B相差流大于故障分量差动最小动作电流，满足公式(1)，同时最大为制动电流0.68 A(动作时装置录波打印的数据)，也满足公式(2)，所以故障分量差动保护B相动作[1,2,3,4]。
(6）事故分析结论
(a)10 kV线路故障时，由于保护级CT(P级)在经受暂态电流的冲击时，会明显影响到CT的传变特性，造成差动保护各侧CT相位传变和幅值传变误差增大。由于故障分量差动保护中差流的计算实际是各侧相电流故障分量矢量和的计算，因此在CT传变特性不良时，就会有较大的差流产生。
(b)由于故障分量差动保护的灵敏度很高，无任何闭锁条件;对于外部故障过程中的不平衡电流增量，装置内部的处理措施不够完善。所以，主变保护装置故障分量差动保护的设计原理缺陷是造成本次误动的根本原因。
3 防止故障分量差动保护误动技术措施
事故发生后，我们及时和保护生产厂家的专家联系,分析事故发生的原因，研究防止增量差动保护再次误动的方法，决定对1#主变差动保护进行软件升级。升级后，软件的逻辑回路(见图4)增加了故障分量差动保护2周前无差流判据和稳态量低比率制动辅助判据，可以有效防止故障分量差动保护误动作[4,5,6,7]。
参考文献
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主变10KV侧刀闸操作拉杆改造 篇2
停电和检修的操作顺序为:分断路器→手柄旋到分断闭锁位置→分下隔离 (101丙刀闸) →分上隔离 (101甲刀闸) →合上地刀→合下地刀 (停电操作结束) →手柄旋到检修位置→开启前门→开启后门 (此时开关柜处于检修状态) ;送电的操作顺序为:关后门→关前门→手柄旋到分断位置→分下地刀→分上地刀→合上隔离 (101甲刀闸) →合下隔离 (101丙刀闸) →手柄旋到工作位置→合断路器。
1、存在的问题
由图1可看出, 如10KV母线要撤运, 按前面开关柜所配机械闭锁装置的操作程序, 应先断开101开关, 将手柄旋到分断闭锁位置, 再拉开101丙刀闸, 最后拉开101甲刀闸, 假如由于某种原因造成拉开101丙刀闸时101开关在合闸位置 (根本未断开、非全相断开或误合) , 将在d1点处由于带负荷拉刀闸而产生电弧, 可能造成接地或相间短路, 由于短路点在主变侧, 此短路位置必须在主变停电后才能切除。这样就会导致原本没有故障的35KV母线失压, 扩大了事故的停电范围。如果先拉开母线侧的101甲刀闸, 即使在开关误合的情况下发生带负荷拉刀闸, 在d2点引起的弧光接地或相间短路, 只要主变后备保护动作断开101开关, 就可以切除故障, 而不必使主变停电, 这样仍可以保证3 5 K V母线正常运行, 从而减小了事故的停电范围, 而且101甲刀闸烧坏后只要将10KV母线停电就可维修或更换, 而101丙刀闸的维修和更换必须将主变停电后才可进行。这样就扩大了维修或更换的停电范围。
2、改造方案
根据101甲、丙刀闸当前的实际操作顺序和操作机构杆件的实际位置, 只须将101甲、丙刀闸的操作拉杆靠操作手柄端互相调换, 并稍做折弯 (因两刀闸操作盘间的距离只有30mm, 不做折弯也不影响刀闸操作的灵活性) 即可使101甲、丙刀闸的操作顺序颠倒过来, 且不影响101甲、丙刀闸操作的灵活性。改造前后刀闸的机构简图 (刀闸均在分闸状态) 如图2～3。
注:1—主轴2—拐臂3—操作拉杆4—刀闸操作盘5—刀闸操作手柄孔6—固定支点
摘要：通过对某110KV变电站1号主变10KV侧刀闸操作顺序的分析, 阐明了事故隐患, 并对其提出了改造意见和方案。
主变改造方案 篇3
关键词：变压器,电磁式保护,微机保护
随着变电站综合自动化的发展, 微机保护器已成为保护采用的主流趋势。本厂共有4个综合自动化变电站均采用SEL微机保护器, 1998年开始采用SEL保护器至今, 通过时间证明了SEL微机保护器在二次系统供电的安全可靠性。随着供电网络的复杂化, 自发电并网后, 对保护系统的精度要求越来越高, 因此对传统的变电站进行改造更换为SEL微机保护器。
1 主变差动保护现状
在采用BCH-1型差动继电器时, 变压器一次接线为:Y/Y/△, 电流互感器二次接线为△/△/y, 采用这样的接线形式主要是为了相位补偿。
BCH-1型差动继电器是带有一个制动绕组, 当被保护变压器外部故障不平衡电流较大时, 能产生制动作用, 但躲过变压器励磁涌流的性能不好。
BCH-1型差动继电器是普通电磁式继电保护, 所用继电器元件多, 接线复杂。继电器本体机械附属、中间环节及转动部分多, 特性分散, 导致可靠性不高;调试复杂, 使用、检修周期短, 并且正在逐渐被淘汰。
2 改造的原因
(1) 投运多年, 保护组件日趋老化陈旧, 备品严重缺乏。设备问题引起保护动作跳闸占有一定比例;例如:1999年1号主变差动保护误动, 经查实是由于差动继电器背后的接线柱断裂引起保护误动, 给供电安全运行带来了很大影响。究其原因, 是主变保护存在原理性缺陷, 因此必须对其进行微机化改造。
(2) 保护动作精度不高;曾发生过主变保护动作引起上一级主变保护动作, 由于上下级保护动作的精度和梯度上已经不能适应现在的系统需求。SEL微机保护器在精度上能满足要求。
(3) 部分继电器备件已经无生产厂家, 且使用过程中经常发生继电器线圈烧毁, 接点粘连, 开路等缺陷, 设备陈旧、老化严重, 继电器运行极不可靠, 容易发生误动。加大了运行、维护的工作量。
(4) 早期整流型、电磁型的保护组件多、原理复杂、调试困难、校验易出错, 不利于继电保护的工作。
3 制定技术改造方案
3.1 保护配置简介
保护选用美国SEL公司生产的微机继电器, 保护配置如图1。其中:主变压器保护屏包括SEL-387电流差动保护 (包括主变差动保护、110kV侧复合电压闭锁过流保护) 和两台SEL-351A后备保护 (分别是35kV侧过流保护、中性零序电流保护;6kV侧过流保护以及间隙零序过流保护) 。
3.2 采用SEL保护器的理由
励磁涌流是变压器合闸送电的暂态过程中产生的。在并联性故障清除后, 电压恢复至正常值时也会流过类似的涌流。对变压器差动保护来讲, 励磁涌流可视为一差动电流。暂态涌流并非故障状况, 在暂态涌流期间, 保护仍需保持不动作, 这是变压器差动保护设计时需考虑的主要因素。随着电力变压器制造中新型矽钢片性能的改进, 励磁涌流现象变得更为突出。
当变压器空载投入和外部故障切除后电压恢复时, 则可能出现数值很大的励磁电流又称励磁涌流。这是因为在稳态工作情况下, 铁芯中的磁通滞后于外加电压90°, 如果空载合闸时变压器的铁芯严重磁通饱和, 这样励磁电流将剧烈增大。其数值最大可达额定电流的6～8倍。同时励磁涌流包含有很大成分的非周期分量和大量的高次谐波, 以二次谐波为主。为了防止励磁涌流影响的方法大多有:鉴定短路电流和励磁涌流波形的差别和利用二次谐波制动等, 而二次谐波制动是避免电力变压器合闸电源时出现误动的一种有效方法。
原采用的BCH-1型差动继电器是利用制动绕组消除外部故障时含有非周期分量的不平衡电流, 然而这类继电器随着时间的推移性能慢慢下降, 保护的可靠性已达不到要求。
SEL-387微机保护器包含大量的保护元件和控制逻辑, 可用于两端、三端、或四端电力变压器、电抗器、发电机和其它电力设备的保护。可适应各种联结组别的电力变压器, 具有精确的表计能力, 可测量各侧绕组电流瞬时值, 差动元件差动量和制动量, 2次及5次谐波, 自动进行电流互感器二次电流的相位及幅值的校正, 使差动动作量达到平衡, 可明显区分故障和涌流的特征, 提高保护动作的可靠性。因此主变改造中我们应用于差动保护。
4 SEL-387在主变差动保护技术改造中的应用
原理图如图2。图中变压器一次接线为:Y/Y/△, 在采用SEL-387保护器后, 电流互感器二次接线为Y/y/y, 这是因为保护器能通过设定值进行自动补偿。极性的标记为面对互感器。带极性的输出端都接到继电器电流输入的极性输入端, 继电器的非极性端接CT的中性接地端, 只用一个安全接地端。
5 保护调试
5.1 变压器差动保护带负荷测试
为了验证同一组电流互感器三相电流之间的相位是否正确;差动保护中不同组别电流互感器的电流相位是否正确;电流互感器变比是否正确。因此, 要测差动保护向量六角图。SEL-387的向量六角图的查看是通过在工作站安装SEL-5030软件来查看的。安装接线完毕后通过软件查看其向量六角图如3所示, 其中图3只画出A相三侧二次电流相位关系。从图中可以看出其主变保护的向量六角图正确。
5.2 差动保护整组试验
通过整组试验可以判断变压器三侧开关是否正确按照整定值动作, 其测试方法是通过在电流互感二次回路加上整定的启动电流值和无制动速断电流值, 实际试验结果如表1。
通过实际的整组试验, 可以看出保护达到预期效果。
6 社会效益和经济效益分析
SEL-387微机保护器三台, SEL-351A微机保护器六台, 改造成本60万元。保护调试工作量可以减少60%, 运行、维护工作量减少50%以上, 运行安全、可靠性大大提高。年创造经济效益预计为1000万元以上 (误动跳闸一次将造成1800万元的损失) , 投资较少, 效益高。
7 结语
在取得2#主变变压器过继电保护成功应用的基础上, 对1#、3#主变变压器的继电保护也进行了相应的技术改造, 通过这些工作, 整个继电保护装置的外围元件, 二次接线极大的优化、减少。自2010年4月改造完成以后, 1#、2#、3#变压器分别进行了多次切换, 均未发生保护误动, 而且二次回路中间环节得到了很大程度的简化。
由于微机保护装置具有测量精度高、编写逻辑灵活、保护定值修改方便、环境适应性强、检修周期长、可实现远距离计算机数据管理等优点, 该装置投用来使我厂供电的可靠性得到有效提高。实现了电气保护正确动作率100%的目标, 避免了因用电系统断电而造成的停产等重大事故, 确保了连续稳定供电的要求, 值得在电气系统改造中推广。
参考文献
[1]贺家李.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社, 2005, 6.
[2]许建安.电力系统微机继电保护[M].北京:中国水利水电出版社, 2008, 7.
主变改造方案 篇4
1.1 主变传统冷却器控制系统的结构原理和基本功能
主变传统冷却器控制系统是由交流接触器、中间继电器、时间继电器、负荷电流继电器和温度继电器等独立元件通过导线连接在一起实现逻辑控制的。基本功能有以下几点:
1) 在工作状态的冷却器, 其控制回路的交流接触器始终处于励磁状态, 油泵、风扇运转。2) 当主变负荷电流或油温达设定值时, 负荷电流继电器或温度继电器励磁, 使处于辅助状态冷却器的油泵、风扇运转。3) 当运行中冷却器 (包括工作状态、辅助状态) 电机故障 (油流继电器动作或热继电器动作) 及工作电源消失时, 故障冷却器退出, 自动投入备用冷却器。4) 实现油泵和风机双路交流电源供电切换、交流供电电源故障告警发信、控制系统故障告警发信功能。5) 当冷却器发生故障时, 发信或跳闸。
1.2 主变传统冷却器控制方式的问题和不足
传统冷却器控制系统主要存在以下问题和不足, 不能满足无人值班变电站的要求:1) 由继电器、接触器等独立元件构成的控制回路, 逻辑功能简单, 不能实现冷却器工作电源的自动定时轮换投切, 在无人值班后, 仍需运行人员到现场进行人工手动切换, 增加运行人员的维护量。2) 控制回路接线复杂, 元件繁多, 当回路故障后, 查找故障点十分麻烦, 运行人员需从监控站赶到事故站后才能查找故障点, 增加了消除故障的时间, 不利于主变的安全运行。3) 上传信号仅限于诸如风扇故障等简单信号, 在监控站无法实现对冷控系统各个电机、油泵运行工况的实时监测。4) 不具备智能接口, 无法实现远程在线监视功能, 一旦冷却器发生故障, 运行人员无法第一时间判断故障性质, 且在运行人员无法第一时间赶到现场时, 增加了安全运行的危险。另外, 控制回路中的接触器存在着触点易烧结及因长期通电而易烧毁的问题, 为主变的安全运行带来隐患。
2 主变冷却器智能检测控制系统
2.1 冷却器智能控制系统工作原理
智能冷却器控制系统采用冗余双PLC结合人机界面技术实现主变冷控系统的智能检测和控制。冗余双PLC, 两PLC相互监测互为备用, 其中一个故障PLC故障时冷却器控制系统仍可以正常工作, 大大提供高了系统的可靠性[1]。系统根据主变油温、负荷电流信号, 以一定的逻辑关系, 给复合开关发送通断指令, 来控制冷却器的投切, 并实时监测其运行状态, 及时发现潜在故障。其工作原理图如图1。
2.2 智能冷却器控制系统可以实现如下功能
智能冷却器控制系统采集主变油温、负荷电流信号、断路器辅助接点通断、电源工作状态、油泵风机运行状态等信号, 通过PLC逻辑编程控制, 可以实现冷却的投退、状态切换、工作电源故障发信及自动切换、冷却器故障发信或跳闸等传统冷却器控制方式的所有基本功能。另外还能实现人机交互、远程报警功能。
智能冷却器控制系统相较传统控制方式有以下优点:
1) 可通过PLC编程整定实现冷却器工作电源的定时 (按月) 轮换投切, 减少维护量, 满足变电站无人值班要求。
2) 智能冷却器控制系统由PLC给复合开关发送通断指令, 实现控制功能, 省去了繁杂的元件和复杂的接线, 大大降低了回路故障率, 提高了主变运行可靠性。
3) 有备智能接口, 在监控站能实现对冷控系统各个电机、油泵运行工况的实时监测, 一旦冷却器发生故障, 运行人员可以第一时间判断故障性质, 为故障处理赢得了时间, 提高了主变运行可靠性, 符合无人值班要求。
4) 智能冷却器控制系统可以实时检测冷却器的运行状态, 及时发现潜在故障。极大的提高了主变运行的可靠性和经济性, 并满足变电站无人值班要求。
5) 系统采用复合开关代替接触器进行冷却器投切, 利用复合开关投切瞬间, 可控硅过流接通, 而正常运行时采用磁保持触点导通的特点, 限制涌流, 解决了接触器触点易烧结及线圈因长期通电而易烧毁的问题。
另外, 智能冷却器控制系统可以通过人机交互设定、修改各种整定数值, 方便操作。
3 主变冷却器智能检测控制系统存在的不足
主变冷却器智能检测控制系统的应用, 大大减少了运行人员的设备维护工作量, 满足无人值班的要求, 加快了无人值班改造的进度。但在运行中也发现了它自身的不足:
1) 可能出现意外动作, 当运行人员同时触摸显示屏的多个点时, PLC会同时执行多个指令, 导致程序紊乱, 出现意外动作。建议厂家改良触摸屏, 只能用触摸笔实行单点触控。
2) 智能接口只有远程通信功能没有远程控制功能, 无法实现监控站都无人站的远程控制。建议增加远程控制功能。
4 结语
主变冷却器智能监控系统的低故障率、少维护量等优点不仅提高了主变运行的可靠性和经济性, 而且能更好地满足变电站无人值班的需求, 在浙江省超高压变电站无人值班改造中得到了广泛应用。
参考文献
主变改造方案 篇5
备自投装置是一种用于提高供电可靠性的安全自动装置。它的设计简单,运用灵活,可以适应不同的电网运行方式,在电网中得到广泛应用,特别是应用在内桥接线的变电站中。在实际应用中,一般考虑到主变故障的性质和后果比较严重,如果备自投不慎再次充电到故障主变上,不仅会对设备造成进一步损坏,而且会对电网造成又一次短路冲击,稳定运行受到威胁。因此,主变保护动作对备自投装置的影响往往被回避。有的备自投装置在实际设计中干脆直接设计成主变保护动作闭锁备自投装置,降低了供电可靠性。
本文分析了主变保护对备自投装置的影响,改进了备自投装置的逻辑回路,提高了备自投装置对主变保护的识别能力,提高了供电可靠性。
1 内桥接线的备自投装置
内桥接线的备自投装置其自投方式大致分为三种(如图1所示):
自投方式1:1DL、3DL在合位,2DL在分位。自投方式2:1DL在分位,2DL、3DL在合位。自投方式3、4:1DL、2DL在合位,3DL在分位。
下面就各种自投方式在计及主变保护后的改进方案进行分析。
2 备自投装置回路改进及动作逻辑分析
2.1 自投方式1
在自投方式1下,两台主变高低压侧均为并联运行。充电过程和放电过程都无需改动,只要将动作过程的逻辑回路进行改进即可实现备自投装置对主变保护的自适应。改进后的动作过程逻辑回路如图2所示。CD12为备自投装置(自投方式1或2)充电条件标识。在自投方式1下,CD12为“1”表示装置处于充电状态,为“0”表示放电状态。
a.当#2主变差动(或瓦斯)保护动作时跳开#2主变高低压侧断路器,高压侧跳开3DL。与门3输出“1”,或门输出“1”,但与门1输出“0”,因此备自投装置正确不动作。而且,由于3DL的断开,充电回路无法接通,充电过程不能维持,CD12变为“0”,备自投装置在#2主变跳闸后经延时处放电状态。此时即使进线1再故障跳闸,备自投装置也不会动作合上2DL,避免了充电至故障设备上。
如果3DL由于失灵未能跳开,则由#1主变高后备保护动作跳开1DL和#1主变低压侧断路器来切除故障。此时,与门3由于3DL在合位而输出“0”;由于进线1有压,所以或门输出“0”。虽然与门1输出“1”,但与门2的输出仍为“0”,备自投装置也不会动作合上2DL,同样避免了充电至故障设备上。
b.当#1主变差动(或瓦斯)保护动作时跳开#1主变各侧断路器,高压侧跳开1DL和3DL。此时,与门3、或门输出“1”,与门1也输出“1”,所以与门2输出“1”,进而与门4输出“1”,备自投装置动作发跳1DL的命令,再合上2DL。不仅可靠隔离了故障点,也保证了对低压侧供电的连续性。之后,备自投装置经延时处放电状态,同样不会再对1DL进行备自投。
如果3DL由于失灵未能跳开,或门输出“0”,闭锁了备自投装置,避免了2DL合闸后通过3DL充电到故障设备。
2.2 自投方式2
与自投方式1的逻辑回路对称,分析过程相同,不再详细叙述。
2.3 自投方式3、4
在自投方式3、4中,由于主变高压侧的运行方式为分列运行方式,断点在3DL,则主变低压侧母线也必然采取分列运行的方式,断点在母联(或分段)断路器。当任一台主变的差动(或瓦斯)保护动作后,跳开主变各侧断路器,这时不允许高压侧备自投装置动作合上3DL对主变及低压侧的失压母线供电,以免再次充电到故障主变或其他故障设备上而造成设备损坏或电网失稳。因此,在自投方式3、4下,主变保护动作应直接闭锁高压侧备自投装置,开放低压侧备自投装置,由低压侧备自投装置动作恢复对失压母线的供电。
3 结语
综上所述,通过对备自投装置的动作过程逻辑回路进行改进,使计及主变保护后的备自投装置具有更强的适应性,做到了既能够可靠隔离故障点,又能够最大程度的提高供电可靠性,方法简单,实用性强,在内桥接线的变电站中具有广泛的应用价值。
摘要：内桥接线的变电站一般配备完善的备自投装置,以弥补由于接线方式而造成供电可靠性下降的不足,但是却忽略了主变保护的动作行为与备自投装置之间的配合,使其成为了盲区。分析了主变保护对备自投装置的影响,改进了备自投装置的逻辑回路,提高了备自投装置对主变保护的识别能力,提高了供电可靠性。
关键词：内桥接线,备自投装置,主变保护,可靠性,适应性
参考文献
主变改造方案 篇6
随着IEC 61850标准的推广和应用, 智能变电站将成为变电站主要的应用模式, 而基于IEC 61850标准的继电保护装置也将越来越多地应用于电力系统[1,2]。与传统继电保护装置相比, 基于IEC 61850标准的继电保护装置在模拟量采样和保护动作方式方面都发生了根本性变化, 这些变化直接影响到继电保护装置的研发、生产、调试、运行等环节[3,4]。基于IEC 61850标准的继电保护装置投运后, 受诸多因素影响, 数字化电气量测系统的稳定性、可靠性对于智能变电站显得至关重要, 光电传感器和光纤二次回路通信网络的可靠性、稳定性直接影响到数据采集的稳定性。
1 系统简况
2007年建成的某智能变电站一期共有110、35、10kV三个电压等级, 110kV主变2台, #1主变是容量为10 000kVA的无载调压变, #2主变是容量为20 000kVA的有载调压变。每台主变有双套保护, 保护装置采用主后一体、保测一体配置。#1、#2主变高压侧均为双CT, 第一套保护装置从光CT经合并器获取高压侧SV量;第二套保护装置从常规CT经光电信号转换装置、合并器获取高压侧SV量。
整站建立在IEC 61850通信技术规范基础上, 按分层分布式来实现站内智能电气设备间的信息共享和互操作。过程层主干网为环网设置, 保护、测控、计量等设备通过交换机从过程层以太网获取SMV及GOOSE数据, 并使用GOOSE进行开关及刀闸的操作。模拟量传输采用61850-9-2规约, 与GOOSE共同组网, 开关及刀闸操作采用GOOSE规约。
系统结构如图1所示。
2 故障简介及分析
2014年6月7日10点41分, #1主变第二套保护装置的差动保护动作, 但现场未发现变压器有内部故障, 初步判断本次跳闸为误动作。
2.1 动作原因分析
故障录波图显示, #1主变高压侧常规互感器的Ic突然消失, 采样值为0, 相当于常规保护的CT断线, 导致差动保护动作。
2.2 主变保护动作行为分析
下面分析主变保护装置对采集回路出现的各种异常情况采取的处理方案。
2.2.1 光纤通道自检
主变保护装置实现对光纤通道的检测功能, 通道检测异常后, 发告警并闭锁保护, 见表1。
2.2.2 模拟量通道自检
(1) CT异常逻辑判据如图2所示。
(1) 电压通道品质因数为0, 立即闭锁保护, 延时100ms发CT异常信号, 展宽10s。
(2) CT反序判据:负序电压 (U2) 大于4倍正序电压 (U1) 且负序电压 (U2) 大于12V。此判据带100ms延时, 报CT异常, 展宽10s。
(3) CT断线判据:正序电压小于30V, 任一相电流大于0.04In或断路器处于合位状态;负序电压大于4V。满足上述任一条件且保护未启动, 延时10s报该侧母线CT异常, 发CT异常告警信号。
(2) CT异常逻辑判据如图3所示。
(1) 电流通道品质因数为0, 立即闭锁保护, 延时100ms发CT异常信号, 展宽10s。
(2) CT反序判据为:负序电流 (I2) 大于4倍正序电流 (I1) 且3倍负序电流 (3I2) 大于0.2In。此判据带100ms延时, 报CT异常, 展宽10s。
2.3 事故分析
(1) 现场排查高压侧电流二次采样回路, 确认是光电信号转换器故障引起高压侧C相电流消失, 而合并器未将前端的异常采样回路SV通道品质因数置0, 这便是导致主变保护装置误动作的原因。
(2) 由于主变保护程序设计时考虑到智能变电站采集回路经合并器上送SV量, 对于合并器前端的异常, 应由采样回路置SV通道品质因数为0, 出现CT断线时可以闭锁保护, 因此差动保护未设常规CT断线的异常处理, 这是差动保护误跳闸的另一个原因。
3 改进措施
此次事故是由常规CT后的光电信号转换器故障后相应SV通道品质因数未置0引起的, 建议合并器厂家对此进行整改。
考虑到运行安全, 建议保护装置厂家增加差动保护CT断线判据, 并可由控制字选择是否闭锁差动保护。通过定值“CT断线闭锁差动保护”控制CT断线判别出后是否闭锁差动保护。当“CT断线闭锁差动保护”整定为0时判别出CT断线后不闭锁差动保护, 整定为1时判别出CT断线后闭锁差动保护, 但差动电流大于1.2Ie时开放差动保护。增加CT断线判据的差动保护逻辑如图4所示。
4 结束语
变电站事故发生后, 对事故原因的调查极其重要。根据保护装置的动作情况进行分析, 找到其误动作的真正原因, 并积极采取防范措施, 从电力系统各个环节提高管理水平, 逐步减少保护装置误动作几率。
参考文献
[1]唐涛.电力系统厂站自动化技术的发展与展望[J].电力系统自动化, 2004, 28 (4) :92~97
[2]姚致清.继电保护测试发展方向的思考[J].继电器, 2008, 36 (11) :76~79
[3]徐天奇, 尹项根, 游大海, 等.兼容IEC61850标准的智能电子设备测试[J].电子自动化设备, 2009, 29 (03) :132~137
主变改造方案 篇7
1 电站运行方式
电站老厂房装有四台单机容量为50MW的一至四号水轮发电机组, 新厂房装有一台100MW的五号水轮发电机组。湖南镇电站电气一次主接线如下图1所示。该站220k V系统正常运行方式为220k V正、付母线经母联开关联络的双母线运行方式, 一、三号主变、仙乌2393线接至正母线运行, 二号主变、衢乌2282线接至付母线运行。
2 厂用及近区系统
2.1 厂用电系统运行方式:
厂用电正常采用分段运行方式:一号厂变供400VⅠ段, 二号厂变供400VⅡ段;三号厂变供400VⅢ段, 四号厂变供400VⅣ段。400VⅠ、Ⅱ段联络开关3ZKK在分, 400VⅢ、Ⅳ段联络开关QF3在分;400VⅢ、Ⅳ段母线闸刀在合。
2.2 近区系统正常运行方式:
近区系统由近区变Ⅰ段开关或Ⅱ段开关供电。坝区线带坝区联络变、1号坝顶变运行;大楼线带1号大楼变、2号大楼变运行;坝后厂用线带4号厂变、2号坝顶变、水工变运行。迪青线带迪青2号厂变运行;坝区联络变分别供运行、检修办公楼、金工车间用电;1号坝顶变供坝区400VⅠ段母线用电, 2号坝顶变供坝区400VⅡ段母线用电, 坝区400VⅠ、Ⅱ段母线分段运行。近区一次主接线如图2。
乌厂8054线运行方式:每年4—10月防汛汛期, 乌厂8054线我厂侧开关改为冷备用状态, 线路对侧开关运行, 作为我厂汛期防汛外接电源。其余时间我厂侧开关改为运行状态, 线路对侧开口。
坝顶保安电源 (柴油发电机电源) 作为坝区400VⅠ、Ⅱ段母线失电时的备用电源, 只允许对大坝弧形闸门启闭机、大坝中孔闸门启闭机、大坝廊道水泵、电梯井照明、进水口照明进行供电。
3 A、B塔改造停役方案
3.1 厂用近区用电倒换
1) 乌厂新厂厂用电由“分段运行”改“#3厂变单供”;2) 确认迪青厂用电由迪青#1厂变单供电;3) 通知: (1) 电梯值班人员, 坝顶将短时停电。 (2) 物业公司:生活区将短时停电。 (3) 运行检修办公楼将短时停电;4) 近区系统由“近区Ⅰ段开关供”改“乌厂8054线供” (停电倒换) ;5) 乌厂新厂厂用电由“#3厂变单供”改“分段运行” (停电倒换) ;6) 通知电梯值班人员检查坝区各电源恢复情况。
3.2 110KV系统操作
1) 乌南1766线开关、乌江1768线开关改非自动, 合上乌南1766线旁路闸刀、乌江1768线旁路闸刀, 乌南1766线开关、乌江1768线开关改自动;2) 乌厂110k V母线由“运行”改“检修”;3) 乌江1768线经110k V旁路母线对乌南1766线供电。
3.3 220KV及机组操作
1) 湖站1#、2#主变及220k V、110k V开关改检修;2) 湖站一、二、三、四号机改检修。
4 改造期间的厂用电运行方式
4.1 新厂厂用电运行方式
新厂厂用400VⅢ、Ⅳ段母线分段运行。坝区电源作为新厂厂用电备用电源, 坝顶柴油发电机电源作为新厂厂用电应急备用电源。
4.2 老厂厂用电及近区系统运行方式
老厂厂用电、坝后厂用线、坝区线、大楼生活用电由乌厂8054线供电, 1#、2#厂变低压开关改冷备用。迪青线开关改冷备用。迪青厂用电作为老厂厂用电备用电源, 老厂柴油发电机作为老厂厂用电应急备用电源。
4.3 坝区系统运行方式
坝区400VⅠ、Ⅱ段母线分段运行。厂用400VⅢ段作为坝区备用电源, 坝顶柴油发电机电源作为坝区应急备用电源。
4.4 迪青运行方式
迪青400VⅠ、Ⅱ段母线由迪青1#厂变供电, 双用户电源倒至迪青400VⅠ段。迪青2#厂变低压开关对迪青2#厂变和迪青线充电, 迪青线开关改冷备用, 迪青线作为迪青厂用电备用电源。
5 厂用电和近区用电应急预案
5.1 新厂厂用电消失应急预案
厂用400VⅢ或Ⅳ段母线失压, 监视新厂BZT动作成功, 检查3#或4#厂变低压开关在分, 拉开3#或4#厂变低压闸刀, 全面检查厂用电用户恢复情况。
厂用400VⅢ、Ⅳ段母线同时失压, 拉开3#、4#厂变低压开关、低压闸刀, 此时, 若坝区有电, 拉开厂用400VⅢ、Ⅳ段母线用户, 合上坝区备用电源闸刀, 合上厂用400VⅢ、Ⅳ段母线联络开关, 恢复对新厂厂用电供电。若坝区失电, 启动坝顶柴油发电机恢复对坝区供电。拉开1#、2#坝顶变低压开关、低压闸刀, 拉开坝区400VⅠ、Ⅱ段母线用户, 拉开厂用400VⅢ、Ⅳ段母线用户, 启动坝顶柴油发电机恢复对坝区供电, 合上坝区备用电源闸刀, 合上厂用400VⅢ、Ⅳ段母线联络开关, 恢复对新厂厂用电供电。此时, 供电电流不得超过200A, 要求切除5#机1#、2#压油泵, 3#、4#高、低压气机, 3#、4#检修水泵, 新厂检修、渗漏井联络阀打开, 只对3#、4#渗漏水泵和新厂直流系统、照明系统供电。加强对5#机油、气系统油压、气压的监视, 必要时手动启动, 不允许两台泵同时手动启动。
5.2 老厂厂用电消失应急预案
老厂厂用电消失, 由迪青线恢复对老厂厂用电供电。拉开乌厂8054线开关、坝区线开关、坝后厂用线开关、大楼线开关, 大楼线开关改冷备用, 检查1#、2#厂变低压开关在改冷备用, 拉开厂用400VⅠ、Ⅱ段母线联络开关, 检查迪青400VⅠ、Ⅱ段母线电压正常, 迪青线供电正常, 恢复迪青线对近区母线供电, 取下坝区线跌落熔丝, 合上坝区线开关对厂用400VⅡ段母线供电, 合上厂用400VⅠ、Ⅱ段母线联络开关, 恢复对厂用400VⅠ、Ⅱ段母线供电。此时, 老厂厂区、迪青厂房空调和淋浴器禁止使用, 运行检修办公楼及水厂停电, 严密监视迪青1#、2#厂变负荷情况, 防止其过负荷。
若迪青厂用电消失, 无法对老厂厂用电供电时, 启动老厂柴油发电机恢复对老厂厂用电供电。乌厂8054线开关、坝区线开关、坝后厂用线开关、大楼线开关改冷备用, 拉开坝区厂用联络电源闸刀, 拉开坝区联络电源开关, 检查1#、2#厂变低压开关在改冷备用, 拉开厂用400VⅠ、Ⅱ段母线联络开关, 拉开厂用400VⅠ、Ⅱ段母线各用户电源开关, 检查老厂柴油发电机电源闸刀、电源开关在拉开, 启动老厂柴油发电机恢复对老厂厂用电供电。此时, 供电电流不得超过300A, 要求切除1#~4#机1#、2#压油泵, 主阀备用压油槽1#、2#压油泵, 1#、2#高、低压气机, 只对1#、2#检修水泵, 1#、2#渗漏水泵和老厂直流系统、照明系统供电。加强对老厂油、气系统油压、气压的监视, 必要时手动启动, 不允许两台泵同时手动启动。
5.3 坝区电源消失应急预案
若新厂厂用电正常, 拉开1#、2#坝顶变低压开关、低压闸刀, 拉开坝区400VⅠ、Ⅱ段母线用户, 合上坝区备用电源闸刀, 恢复对新厂厂用电供电。若新厂厂用电消失, 拉开1#、2#坝顶变低压开关、低压闸刀, 拉开坝区400VⅠ、Ⅱ段母线用户, 启动坝顶柴油发电机恢复对坝区供电。此时, 按运行规程要求进行限制负荷。
5.4 迪青厂用电消失应急预案
迪青厂用电消失, 若近区母线供电正常, 尽速恢复迪青线对迪青400VⅠ、Ⅱ段母线供电。迪青厂用电消失应尽速联系衢州用调, 恢复南迪3532线供电, 恢复迪青1#厂变运行。
6 结语
湖南镇电站厂用近区接线复杂、涉及面广、倒闸操作步骤繁琐, 操作前要全面分析的检查, 拟写好设备检修和倒换电源的操作票, 并到现场进行核对和模拟操作, 倒换电源提前通知有关人员。方案要做到新运行方式安全性和经济性, 确保厂用电稳定、可靠。运行人员应加强设备改造试验方案、预案的学习, 做好事故预想, 确保在厂用电消失情况下能迅速、准确的恢复, 保证系统安全、稳定运行。
参考文献
[1]袁章福.湖南镇电站机组增容改造一次设备可行性分析[J].小水电, 2011 (04) :37-39.