主变微机差动保护

主变微机差动保护（精选8篇）

主变微机差动保护 篇1

1 变压器差动保护误动原因分析

励磁涌流引起变压器差动保护误动。

众所周之,在变压器空载投入电源或外部故障切除后电压恢复过程中,由于变压器铁芯中的磁通急剧增大,使铁芯瞬间饱和,这时出现数值很大的冲击励磁电流,通常称为励磁涌流。涌流中包含有很大成分的非周期分量和高次谐波分量,并以二次谐波为主,其数值可以达到额定电流的6~8倍以上,出现尖顶形状的励磁涌流,在起始瞬间励磁涌流衰减很快,对于大型变压器励磁涌流的衰减速度较慢,衰减到不超过额定电流的0.25~0.5倍,要2~3秒时间。变压器的容量越大衰减越慢,同时励磁涌流波形出现间断,有间断角,此电流流入差动继电器,可能引起保护装置误动。

为了防止主变差动保护变压器空载投入电源或外部故障切除后电压恢复过程中误动其保护装置有如下特征:

1)采用具有速饱和铁芯的差动继电器,

2)鉴别短路电流和励磁涌流的波形,

3)利用二次谐波制动,制动比一般为15%~20%,

4)用波形对称原理的差动继电器。

其中:1)主要适用于常规电磁继电器式差动保护;

2)、3)和4)主要用于微机变压器保护,但对硬件的要求比较高,通过鉴别波形特征能够实现,这是最根本的解决励磁涌流问题的办法。

另外,在主变差动保护所用电流互感器选择时,除应选带有气隙的D级铁芯互感器外,还应适当地增大电流互感器变比,以降低短路电流倍数,这样可以有效削弱励磁涌流,减少差动回路中产生的不平衡电流,提高差动保护的灵敏度。这对避免保护区外故障,尤其是最严重的三相金属性短路而导致的主变差动保护误动作尤为有效。

同时CT二次回路断线引起变压器差动保护误动、区外故障引起的差动保护误动等等。

2 防止差动保护误动整定值要考虑因素其灵敏度比较

基于上述因素的考虑,在整定变压器的差动定值时要排除这些不平衡分量的综合影响。

2.1 电磁式差动保护

整定值:

1)躲过CT断线时最大不平衡电流

2)躲过变压器空载投运时励磁涌流

3)躲过变压器外部故障时产生的最大平衡电流。

变压器空载投运行时,由于整定值已考虑躲过变压器空载投运时励磁涌流,可以避免在差动误动。

2.2 二次谐波、波形对称、间断角原理的比率差

动保护

整定值:按躲过变压器额定电流产生的不平衡电流。其动作电流一般在(0.3~0.5)In(In为额定电流)。其定小于变压器额定电流。

显然:二次谐波、波形对称、间断角原理的比率差动保护的差动保护装置,其灵敏度性能上远优于电磁型差动保护。

主变差动保护,在变压器空载投运时,利用二次谐波或其它原理制动分为按相制动、平均值制动、相互制动。

大型变压器,设备价值所在,主要从保护设备角度考虑,许多差动保护装置采用较多的是按相制动,空投故障变压器时有利。反之无故障有可能误动。

按相制动原理的,需求出动作相的基波分量,参与制动的制动谐波量,取该相制动边界时的值,谐波量除以基波量即制动系数。变压器空投时期,常因某一相高次谐波特征不明显,不足闭锁空载投入的差动保护,使其误动。

在某局运维的变电中,先后有三次发生在变压器空载投运时,(主变无故障、外观无影响送电障碍),发生主变差动保护动作。

二次谐波制动原理动三次,波形对称原理动一次。

X X年X X月X X日:2 2 0 k V A站1号主变容量为:180MVA新投入运行时,配有两套差动保护装置设备,其中二次谐波制动原理的差动保护跳闸,另一套波形对称原理的差动未误动。从现场调取数据:B相二次谐波值仅为13%小于整定值15%。

经现场人员仔细查找未发现设备异常后,对1号主变又进行四次冲击,均未出现差动装置误动。

Y Y年Y Y月Y Y日:2 2 0 k V B站2号主变容量为:120MVA预试工作结束后送电。配有两套差动保护装置设备,其中二次谐波制动原理的差动保护跳闸,另一套波形对称原理的差动未误动。从现场调取数据:从现场调取数据:B相二次谐波值仅为6%小于整定值15%。

XX年XX月XX日220kVC站1号主变容量为:150MVA,110kV侧、B相导管更换完毕,高压试验合格。送电时,配有两套差动保护装置设备,其中二次谐波制动原理的差动保护跳闸,波形对称原理的差动均动作跳闸。从现场调取数据:C相二次谐波与基波比为6.99%。

波形对称制动判据:故障时,差流基本上是工频正弦波,而励磁涌流时,有大量的谐波分量存在,波形发生畸变,间断,不对称。具体方法为将微分后的差流波形的前半周和后半周进行对称性比较。对于励磁涌流有1/4周波以上的点不满足对称性,这样可以区分故障和涌流。波形对称制动为分相制动。

波形对称制动判据:

差流启动半个周波后,开始计算,判断半个周波中(24个点)波形的不对称点数;

不对称公式:

id(i)为滤直后的采样点差动电流,id(i-π)为滤直后的前半周波的采样点差动电流,fset为不对称度门槛,当半个周波中波形的不对称点数大于某门槛点数,则判为励磁涌流。

事后经过油化分析确认变压器内部无故障。设备外观检查无异常。并多次咨询保护

厂家,在设备无故障时,是否可能发生双套差动同时动作,回答是概率极小。只是对直阻试验后,没消磁,可能引起波形对称原理这套保护装置误动,说明了个人观点。

3 微机差动保护在变压器空载合闸时误动原因探讨

1)比率差动保护用二次谐波制动原理,采用按相制动时,可否降低二次谐波制动系数,12%是否合适?

变压器差动保护在变压器空载合闸时否是否误动,不仅与相关回路接线、整定值有关。而且还与励磁涌流谐波含量有关,同时与二次谐波制动原理有关。按照DL/T684-1999大型发电机变压器继电保护整定计算导则,二次谐波经验值:15%~20%。没有明确若为按相制动,该定值可否适当降低,否则不能躲过涌流,引起主变差保护误动。

美国西屋公司早在1976年提出励磁涌流的最小二次谐波成分为7.0%,相应要求更改过去习惯沿用的二次谐波制动比(由15%~20%降低为7.5%),前苏联在1997年又认为变压器内部故障时短路电流二次谐波成分很大(有时超过30%),根本否定了二次谐波成分的大小是区分内部短路电流和空载合闸励磁涌流的特征。

从上述三次变压器空载合闸的涌流波形某一相的二次谐波有两次,仅为6%和6.99%未超过7.0%。如果按相制动时差动保护,一是可否适当降低二次谐波定值;二是可否考虑在变压器空载投运时短时开放为了相互制动。

2)以上所述的三台变压器投运均为2008以后投运,与变压器所用材质是否有关?

变压器的空载损耗和空载电流以及几次变压器空载合闸时出现的二次谐波与基波的比值:

铁芯剩磁大小,直接关系到变压器励磁涌流的特征。铁磁物质是一种多晶体,磁晶具有各向异性的性质,当铁磁体被磁化到饱和状态时,磁畴的磁矩集中到磁场方向;当磁化场减到零时,由于各向异性作用,磁矩将转到离磁化场最近的易磁化方向,这就产生了剩磁。现代大型变压器多采用冷轧硅钢片,BS/Be比较小,而剩磁可能比较大,使进入差动继电器有某地相涌流的二次谐波成分将非常小,但是另外的二相或一相将超过20%,因此采用三相“或”回路方式的二次谐波制动原理是比较好的方案。

同样的材料,由于铁芯设计和工艺不同,其剩磁将不同,也直接关系到空载电流和空载损耗的大小。空载电流小,变压器铁芯的剩磁大。从以上表格可以看出:空载电流比较小,二次谐波与基波比也比较小。变压器空载投运时,容易引起差动保护误动。

3)对变压器做直阻试验后,没消磁,在不到2小时,变压器空载投运,是否会引起变压器投运可能引起波形对称原理主变差动误动?在今后运行中值得关注。

4 结束语

近年来,微机保护装置的应用日益广泛,但是变压器差动的误动原因仍是多方面的。在变压器空载合闸下是否误动的问题,涉及到因素很多,笔者仅从变压器几次空载合闸过程出现数据作了简单分析,主要是减少空载投入时主变差动误动。能否在规程调整二次谐波定值、制动原理上作一些改进并与规范,以便运行单位有据可依。同时对一些高压试验后对变压器二次谐波的的影响去讨论。

尽管变压器空投时差动保护装置误动对变压器本身无损害,但也会给设备正常操作带来不必要的麻烦。当变压器真有故障,引起误判断。所以在运行中,应尽量努力避免类式的问题重复发生,确保重要设备能够安全可靠的运行。

参考文献

[1]王维俭,侯炳蕴.大型机组继电保护理论基础(第二版)[M].北京:水利电力出版社,1989.

主变微机差动保护 篇2

关键词：微机型主变；差动保护；误动作；处理对策

可靠、稳定、稳定是微机型主变的主要特点，但其仍会出现一些故障问题，比如误动作。在具体的工作中，我们只有对引发误动作的常见问题有一个清晰正确的认识，我们才能采取有针对性的处理措施加以解决。

1.微机型主变差动保护调试中出现误动作的常见问题

1.1改造中的变电站

1）电流互感器的变比有误

对于投运年代较早的变电站，为了确保其能继续正常地运行下去，我们通常会对其进行升级改造，但在具体的工作中我们经常遇到设备清单不详细、电流互感器铭牌不清晰的情况，极容易因此而出现调试问题。比如错误的电流互感器变比导致的主变差动保护误动[1]。

2）电流互感器的型号、规格不匹配

根据是否考虑短路电流的暂态过程，保护用电流互感器分为TP类、P类，TP类指的是稳态和暂态时均不能达到饱，P类指的是稳态时能达到饱和。进一步细分，TP类、P类又可分为多个类型，比如TP分为TPY、TPZ、TPX等，P类分为5P20、10P20等。站点的工作人员如果没有注意到这些等级，其更换的电流互感器的型号、规格不匹配的问题，继而变压器就会发生区外故障。

1.2运行中的变电站

1）P类电流互感器的暂态饱和特性

笔者实际的工作经验表明，主变差动保护误动作常发生于P类电流互感器在发生区外清除故障和间歇性短路故障的瞬间。

2）主变低压侧真空断路器绝缘不良

在一台主变用作冷备用的情况下，如果放电现象发现于其低压侧断路器真空泡中，则可认为变压器空投，此时变压器的高压侧断是不会产生电流的，而低压侧绕组会产生励磁涌流，但这并不会激发差动保护的制动，也就不会出现闭锁现象，这是因为主变高压侧的谐波电才是差动保护的制动判断依据，这也是冷备用变压器差动保护误动作的原因之一。

1.3新投运的变电站

1）比例、二次谐波制动的定值有误

在变压器内部出现轻微故障时，主变各侧断路器被差动保护不带制动量跳开，这种制动方式称之为比例制动。比例制动有以下两种作用：区外故障时差动保护的可靠性更高；便于判断变压器空载合闸产生二次谐波时产生的是励磁涌流还是故障电流，确保工作人员在保护制动时和开关跳闸时作出正确选择。由于在运行的过程中会受到电流互感器变比、同时系数的影响，变压器实际的制动电流值、额定差动值与理想条件下计算出的数值有较大的差距，比如计算出的差动定值远低于实际的差电流，继而引发差动保护误动作。

2）没有正确连接电流互感器的中性线

通常情况下，由保护装置以及多组电流互感器组成的电流回路需要通过唯一的接地点节点，这个节点是控制室的保护屏，接地方式是经端子排接地。如果需要变更电流互感器的二次回路，则变更后应对接地情况进行检查，避免出现两点或多点接地，并确保接地良好。

3）电流互感器的接线方式选择不当

三角形接线方式、星形接线方式是微机保护的高、低压侧最常采用的两种接线方式，但无论采用何种接线方式，都可通过预设程序来实现高、低压侧电流相位角的转移，通过这种方式得出的差动电流值也较为准确，但是需要保证电流互感器是正确的，否者在变压器在正常运行时相位角转移是无法实现的，其高、低压侧的电流差也会远大于阀值，继而引发差动保护误动作[2]。

4）电流互感器的相序接反

正相序是电力系统的正常相序，这就是说变压器的电流互感器应正相序连接，而接错相序的结果是出现电流差，引发差动保护误动作。

5）电流互感器的极性接反

在电流互感器极性接反的情况下，就算变压器正常运行，其回路中也会形成差电流，继而引发差动保护误动作。

2.处理对策

2.1新投入运行的主变

1）次充电实验

对新投入的的主变进行5次充电实验，并在差动保护中引入跳闸，这样做一是为了判断差动电流回路接线是否正确，二是评估差动装置规避励磁涌

流的能力。

2）测量六角图

在退出差动保护的情况下，应测量带负荷主变压器的差动回路的不平衡电流以及各侧的电流向量，并据此绘制电流向量图。

3）分析六角图和不平衡电流

对不平衡电流和六角图进行充分的分析，确保投入运行差动保护时所有的回路均是正确接线。

2.2暂态饱和特性不良的P类电流互感器

如果电流互感器属于特性不良或暂态饱的P类，为了提高其抗暂态饱和的能力，可采用以下处理措施，一是引入最先进的光电流变换器，二是持续改进微机保护装置。

2.3电压等级小于l10kV的系统

对于电压低于l10kV的系统，可采用以下处理措施，一是设立上要留有足够的余量，确保电流互感器的容量与对应的电流互感器的电流互感器成比例，尤其要注意小容量电流互感器的传变性能[3]，二是为了减小短路电流增加电流互感器的变比。三是为了减少二次负载减低二次额定电流和二次负载阻抗。四是提高动作电流，并确保灵敏度满足要求。

2.4对YN侧零序电流影响的改进措施

如果受到YN侧零序电流的影响，可用以下处理措施，一是为了发挥YN侧的三相电流减的消零作用，把其中的一个零序电流减去，二是根据稳态零序电流来判断是否闭锁或开放差动保护，即零序比例制动差动保护系统。

结束语：

无论是微机型主变的运行还是差动保护调试，误动作均是不能完全避免的，这是本文着重论述误动作的主要原因。当然差动保护调试中遇到问题有很多，本文不能一一论述，只希望本文能提升大家对误动作的认识，以减少误动作故障对差动保护调试工作进程的影响。

参考文献：

[1]张燕.微机型主变差动保护误动原因分析及对策[J].科协论坛（下半月），2013，（11）：80-82，83.

[2]范琨，范春菊.微机型主变差动保护误动原因分析及对策[J].科技与创新，2014，（18）：12-13.

主变差动保护动作故障分析与处理 篇3

晋江某燃气电厂是福建LNG总体项目的10个子项目之一, 属于国家重点建设项目。一期建设规模为1528 MW, 配4台F级 (382 MW) 燃气———蒸汽联合循环机组, 总投资约50亿元。1#机于2009年1月投产, 一期工程于2010年10月全部竣工。晋江燃气电厂是福建“十一五”重要电源点建设项目, 它的建设有利于能源和环境协调发展, 实现能源可持续发展, 对优化福建能源结构, 改善电网电源结构和运行条件, 减少环境污染, 增强电网的调峰能力, 促进地方经济发展等, 均具有重要意义。

4台F级燃气———蒸汽联合循环发电机组, 属于GE STAG109FA SS (S109FA) 系列。每套机组由1台PG9351FA型燃气轮机、1台D10蒸汽轮机、1台390H型发电机和1台NG-109FA-R型余热锅炉组成。4台主变压器保护均配备为某国企的DGT-801B型数字式微机保护装置, 采用双重化配置。发电机采用美国通用电气GE公司技术、哈电集团制造的390H全氢气冷却发电机。励磁系统采用6 k V厂用母线供励磁变的EX2100静态励磁系统。正常运行时, 发电机出口电压为19 kV, 经发电机出口断路器GCB与主变压器相连接, 以单元制形式接入220 k V系统。在机组启动过程中, 由GE提供型号为LS2100的负荷变频器LCI将发电机作为同步电机控制机组启动。发电机与主变压器之间装设断路器和隔离开关, 厂用分支不装设断路器和隔离开关。在发电机与出口断路器之间的主封母上装设分支封母至发电机出口电压互感器柜。厂用分支接于主变低压侧, 机组正常启停通过主变压器倒送厂用电源, 发电机由GCB同期并网, 无需做厂用电切换操作, 以适应各种调峰运行方式的要求。

1故障现象

1#机组是于2009年1月投产运行, 保护装置投运已达7年之久, 自2013年后, 设备缺陷明显上升, 装置内部问题开始突出, 设备板件 (包括CPU模块损坏、板件通道异常、滤波模块故障、出口I/O板件继电器老化、大背板老化、液晶控制板故障、保护继电器老化、二极管失灵等) , 其中CPU板件故障、保护信号及出口I/O故障比例占总故障量的75%以上, 主要原因为电子元件和微型继电器老化。为此, 于2015年8月对1#机主变压器保护装置进行CPU板升级改造工作。

该项工作升级完成后, 1#机组远方监视后台分别于8月13日、21日、28日, 在1#机组发启机令瞬间报“1#主变压器保护B屏告警”信号, 检修人员现场检查保护屏无任何告警记录, 现场查看保护屏的各支路电流、电压均正常, 差动回路差流也显示正常。2问题分析

因该类故障发生时, 现场无任何告警记录, 无法及时判断故障发生的原因。初步分析有:1出口I/O板误报信号。2一些报警信号, 保护装置不会启动录波和记录功能。经与厂家沟通和分析, 初步判断为“差动启动告警”存在问题, 因该类告警发信时, 保护装置不会启动录波和自动记录。初步将该类告警信号接入机组故障录波器, 在下次发信时确保有波形数据, 便于分析与处理。

2.1后续数据及波形

(1) 变压器差动保护原始资料。厂变高压侧电压19 k V, CT变比1000/5, 一次接线角形, 二次接线星形。

厂变低压A分支侧电压6.3 k V, CT变比2500/5, 一次接线星形, 二次接线星形。

厂变低压B分支侧电压6.3 k V, CT变比2500/5, 一次接线星形, 二次接线星形。

变压器接线方式:Y/△-11, 差动保护基准侧:19 k V, 厂变低压侧平衡系数:0.479。

(2) 主变压器差动保护定值。启动电流Iq=1.52 A, 拐点电流Ig=2.13 A, 额定电流Ie=3.04 A, 速断倍数Ics=5, 比率制动系数Kz=0.4, 二次谐波制动比Kc=0.15, 差流越限定值 (1/3) ×Iq=0.507 A。

(3) 厂变差动保护故障录波波形。 (图1) 。

1厂变高压侧三相电流波形 (保护装置录波) :

厂变高压侧三相电流波形 (机组故障录波器录波) , 图2。

2厂变低压侧A分支三相电流波形 (保护装置录波) , 图3。

厂变低压侧A分支三相电流波形 (机组故障录波器录波) , 图4。

3厂变低压侧B分支三相电流波形 (保护装置录波) , 图5。

4厂变差动保护三相差流波形 (保护装置录波) , 图6。

2.2厂变差动差流越限及TA断线动作分析

(1) 工况。1#发电机在发电运行, 当1#LCI开始拖动4#发电机运行时, 1#高厂变差动保护报差流越限信号和TA断线信号。

(2) 原因。1#发电机发电运行时, 厂变A分支侧三相电流为0.4 A, 厂变高压侧三相电流为0.7 A;当1#LCI开始拖动4#发电机运行时, 厂变A分支侧出现一个类似涌流特性的电流 (含有大量的直流分量、二次谐波和三次谐波含量) , 并且三相电流严重不对称, Ia=0.6 A, Ib=3.1 A, Ic=2.9 A。同时厂变高压侧三相电流也伴随有类似的电流突变现象, Ia=1.9 A, Ib=3.1 A, Ic=1.5 A。

由于厂变A分支侧、厂变高压侧三相电流的同时突变, 并且严重不对称, 造成高厂变差动保护三相差流的出现, A相差流0.12~0.27 A, B相差流0.515~0.57 A, C相差流0.13~0.27 A, 最大差流只出现在B相, 且刚好大于差流越限定值0.507 A, 处于临界状态, 并且持续时间较短 (机组故障录波器录波时刻为10-28-7h33'17"697, 电流突变时刻为7h33'17"894, 保护装置录波时刻为10-28-7h33'18"514, 在此过程中, 整个故障电流持续时间约为600 ms) , 故保护装置报出差流越限信号和TA断线信号。3结论

此次保护装置报差流越限信号和TA断线信号是在保护程装置程序升级后不久发生的, 经厂家人员对现场录波数据分析, 确定新版本差动保护的差流越限和TA断线发信的延时都是0.5 s, 而之前版本差动保护的差流越限和TA断线发信的延时都是10 s, 所以现场装置自投运后到保护程序升级前, 差流越限和TA断线从未报过信号。为此, 需重新将该两个保护定值改回原程序的10 s, 以躲过LCI拖动机组启动瞬间的谐波含量, 确保机组能够正常运行。

摘要：GT-801B型主变保护装置差动保护动作告警情况, 分析故障原因, 为其他型号主变保护处理类似的故障提供参考。

关键词：DGT-801B主变保护,波形,差流越限,TA断线,LCI

参考文献

主变微机差动保护 篇4

我公司110k V设备采用气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) , 主变差动保护装置配置南京南瑞继保电气有限公司RCS-9671CS产品, 差动保护电流回路取主变 (主变容量:50000k VA联接组别号:YN yn0 d11) 高、中、低三侧电流, 比率差动保护整定值0.8Ie (Ie为主变额定一次电流折算到二次侧) , 比率差动制动系数0.475。变电站正常运行方式:万昆线带110k VⅠ、Ⅱ母线带1#主变和2#主变, 110k V母联1150在合位。一次系统接线图如图1所示:

2 事故经过

2013年9月6日, 变电站因处理设备线夹隐患需将2#主变由运行转检修, 当2#主变停运, 操作人员拉开2#主变110k V侧进线14012隔离刀闸时, 1#主变差动保护动作, 跳闸报告显示“13-09-06 19:14:04:245 A DI 000.84Ie比率差动动作”, 造成全公司大规模停电, 直接经济损失达百万元。

3 1#主变差动保护跳闸原因查找及分析

1#主变投运至今已经安全运行4个月, 所带负荷最高达40000k VA, 可能由以下原因引起差动保护动作:

1) 1#主变三侧电流互感器运行4个月, 电流回路接线螺栓松动、接线压接不实;

2) 1#主变高、中、低三侧电流互感器极性存在问题;

3) RCS9671CS主变差动保护装置内部存在故障;

4) 1#主变高、中、低三侧电流互感器本体有问题;

5) 主变绕组本身有问题或内部存在故障;

6) 1#主变差动电流回路与14012隔离刀闸操作回路存在必然联系。

1#主变差动保护动作后, 对1#主变本体详细检查, 发现压力释放阀正常, 无喷油现象发生, 气体继电器内无气体, 1#主变油位指示正常, 与环境温度配合正确, 无异常, 主变油常规试验报告及色谱分析报告显示主变油合格, 比率差动动作后, 1#主变强行送电成功并安全运行5天, 综合主变绕组频率响应特征曲线、相关系数分析结果显示差动电流的存在与主变本体无关。

技术人员对1#主变35k V侧进线柜和10k V侧进线柜内电流互感器本体及接线检查、紧固。公司联系当地电业局, 电业局试验人员对电流互感器做极性测量、励磁特性曲线和绕组直流电阻测量实验, 试验结果表明1#主变35k V侧和10k V侧电流互感器各项指标合格, 未发现异常。为尽快恢复生产, 降低事故损失, 公司决定投运1#主变和2#主变, 在解除1#主变差动保护压板后, 操作人员对1#主变强行送电, 并且一次性送电成功, 带负荷后差动电流一直存在。投运2#主变前, 为验证2#主变110k V侧进线14012隔离刀闸操作回路是否同1#主变差动电流回路存在必然联系, 操作人员多次分、合2#主变110k V侧进线14012隔离刀闸, RCS9671CS主变差动保护装置显示差动电流均一直存在。因1#主变已经运行, 公司逐渐恢复生产, 1#主变所带负荷一直变化, 差动电流也随负荷变化, 负荷增加, 差动电流增加, 负荷减小, 差动电流减小。因此, 可以判断2#主变110k V侧进线14012隔离刀闸操作回路同1#主变差动电流回路没有联系。

1#主变联接组别号:YN yn0 d11, 试验人员采用MG2000D型多功能双钳数字相位伏安表测量高压侧电流对中压侧电流相位角约为180o, 高压侧电流对低压侧电流相位角约为150o, 可判定电流互感器极性正确, 相位角大小符合主变连接组别。

为排除RCS9671CS主变差动保护装置问题, 首先对保护装置参数设置进行校验, 因为两台主变型号一致、采用的继电保护装置也同厂家、同型号。所以, 参照2#主变保护装置参数及设计院定值单进行对比, 1#主变差动保护参数设置合理、正确, 排除参数设置问题, 试验人员采用GYJB-C微机继电保护测试仪对1#主变的差动保护装置施加电流校验。试验结果表明RCS9671CS主变差动保护装置正常、动作可靠, 排除RCS9671CS主变差动保护装置自身问题。

当排除以上差动保护动作后经仔细审查图纸, 发现110k V侧差动电流互感器端子排上接有CTB-6系列电流互感器过电压保护器, 厂家所供差动电流互感器原理图中没有标示电流互感器过电压保护器, 其等效原理图如图二所示, 即在差动电流互感器的电流流出端并联电流互感器过电压保护器。在1#主变汇控柜内, 发现电流互感器过电压保护器指示灯已经变色, 表明电流互感器过电压保护器已经动作。我公司技术人员对电流互感器过电压保护器CTB-6手动复位后, 差动保护装置显示差动电流为0.00Ie, 差动电流消失。

我公司经与电流互感器过电压保护器厂家技术人员交流得知“CTB-6系列电流互感器过电压保护器主要用于CT二次侧异常过电压保护”。当CT二次回路开路或一次绕组出现异常过流时, 二次绕组中产生的电压高于正常运行电压时, 强制电流互感器二次绕组短路且输出长期保持。由于断路器分合闸等操作、设备故障或其他原因, 使电力系统突然变化, 系统由一种状态转换为另一种状态, 在此过渡过程中系统本身的电磁能振荡而产生过电压。经查阅相关资料, 气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 隔离开关及断路器操作会产生波头极陡并伴有高频震荡的快速暂态过电压, 当拉开2#主变110k V侧进线14012隔离刀闸时, 因110k V母联开关在合为, 110k V母线产生暂态过电压, 1#主变110k V侧差动电流互感器二次侧瞬间产生电压大于150V, 引起电流互感器过电压保护器动作, 强制将差动电流互感器二次绕组短路, 导致差动电流互感器二次侧无电流输出, RCS9671CS主变差动保护装置无法采集到1#主变110k V侧差动电流, 保护装置经内部计算存在差动电流, 当差动电流值超过0.8Ie (差动保护装置整定值0.8 Ie) 时, 差动保护动作, 1#主变跳闸, 从而引起本次差动保护动作的发生。

4 预防措施

1#主变差动保护由于电流互感器过电压保护器动作而动作, 电流互感器过电压保护器动作后, 强制将电流互感器二次绕组短路且输出长期保持。技术人员认为电流互感器过电压保护器可应用在计量电流回路等非跳闸回路中, 保护电流互感器二次侧开路引起的过压。差动电流回路中没有配置的必要性, 由我公司技术人员制定拆除方案, 择机拆除。

结束语 CTB过电压保护器在实际运行中不能躲过正常操作过电压, 动作后将电流互感器二次绕组强制短接, 造成差动保护误动作。因此, 在主变差动电流互感器回路配置过电压保护器而且仅在主变的一侧设置保护, 没有考虑到三圈主变差动保护的要求, 因此在电流回路中配置电流互感器过电压保护器的技术方案并不成熟, 在今后的应用中应引起足够的重视。

参考文献

[1]严俊长, 方建华, 陈志文.工厂供配电技术.人民邮电出版社, 2010-10-01.

[2]江文, 许慧中.供配电技术.机械工业出版社, 2011-07-01.

一起主变差动保护误动作原因分析 篇5

1 系统运行方式及保护配置情况

2号主变配置2套原理不同的差动保护, 其中A屏为二次谐波制动原理, B屏为波形对称原理。该主变保护为成熟产品, 目前在电力系统内已安全运行多年。当时系统接线方式如图1所示。

2号主变为三圈式自耦变, 高中压侧容量为180MVA, 低压侧容量为90MVA, 主变接线方式Yn/a0/yn0, 220k V及110kV侧TA变比为1200/5, 35kV侧TA变比为2000/5, 高、中、低三侧TA接线形式均为Y型接线, 2套主变差动保护动作电流整定均为0.6Ie。故障前运行状态:当时主变302开关一次负荷电流240A, 35kV故障线路开关负荷电流140A, 电容器组在停用状态。

2 保护原理分析

该误动的主变差动保护动作原理与另一套未误动的保护的区别在于躲避励磁涌流的方法不同, 该保护采用的是波形对称原理, 而后者为二次谐波制动原理。

躲避变压器空载投入或外部故障切除电压恢复时的励磁涌流是变压器差动保护的关键技术, 励磁涌流大小和衰减时间与外加电压相位、铁芯剩磁大小及方向、电源情况、变压器容量以及回路阻抗等因素有关。

3 误动原因分析

故障发生后, 即对保护装置进行了全面检查。采样检查表明A、B屏保护装置采样准确, 二者之间没有明显的差异, 满足运行要求, 对其保护动作行为检查也表明在一定故障电流下, A、B屏均能可靠动作, 且动作行为一致。另外, 还对A、B屏的差动电流回路进行了检查, 回路电阻值、绝缘强度均满足要求, TA伏安特性两者之间也没有明显区别。故可排除是由于保护装置接线错误或装置故障引起的误动作。

经现场查勘保护动作信息及故障录波报告, 本次故障是35kV线路出口三相短路, 保护过流I段正确动作后经1s重合于故障, 过流I段保护再次正确动作。但在35kV故障线路重合于故障时, 主变B柜差动保护动作跳三侧开关。从变压器差动保护动作信息中得知, 在35kV故障线路第一次故障时主变差动保护启动但未出口, 而在35kV线路重合于故障时, 却动作出口。对主变差动保护各侧电流进行分析发现:第一、第二次故障时主变220kV侧故障二次电流基本一致, 约4.7A (变比1200/5) , 而主变35kV侧二次电流在2次故障过程中却明显存在较大差异, 分别为19.2A、11.4A (变比为20005) 。重合于故障时, 主变B柜差动保护A、B、C三相分别有差动电流1.6A、2.7A、1.5A, 最大制动电流为A相, 幅值为4.9A, 该差动保护整定值为1.2A, 其动作曲线如图2所示。

从图2中可以看出, 当时的差动电流在动作区范围内, 从故障录波图看, 二次故障对变压器220kV侧电流的幅值与波形基本一致并接近为正弦波, 但35kV侧二次故障时的故障电流波形有较大差异。在第二次故障电流波形中含有较大的暂态分量, 其中A相电流波形基本正常, B、C相电流的幅值与波形明显减小并偏向于时间轴的一侧, 这是产生暂态误差的原因。在本次故障中, 该差动保护未能有效躲过上述暂态误差, 波形对称原理未能可靠制动, 由于故障电流中含有较多二次谐波, 故谐波制动的差动保护可靠制动未动作。

根据以上分析, 本次差动保护动作的主要原因是该保护在35kV故障线路重合于故障时未能躲过电流互感器暂态饱和而产生的误差。为此考虑了以下应对措施:

(1) 主变差动保护生产厂家应针对区外故障时可能产生的暂态误差采取对策, 对保护算法及程序进行改进, 以提高抗暂态误差的能力。

(2) 目前主变保护均使用P级电流互感器, 未考虑暂态特性。建议对主变保护使用电流互感器 (特别是故障电流比较大的) 的技术要求进行研究与探讨, 指导主变保护电流互感器的选型。

4 结束语

一起主变差动保护误动作原因分析 篇6

关键词：主变差动保护,误动,分析

1 故障前系统运行方式

该站为外桥接线站, 综自系统, 2台35kV主变。

306#为1#主变进线开关, 301#、101#为1#主变高低压侧开关。

304#为2#主变进线开关, 302#、102#为2#主变高低压侧开关。

300#为进线桥开关, 100#为低压母联开关。

故障前运行方式:

304#开关、302#开关、102#开关、100#开关运行, 即2#变通过低压侧母联100#开关带全部负荷运行。306#开关合位, 301#开关、101#开关热备用。

2 保护配置

1#、2#主变均配置南自PST641主变差动保护。该主变保护为成熟产品, 目前在系统内已安全稳定运行多年。

3 保护原理分析

3.1 差动速断元件

当任一相差动电流大于差动速断整定值时, 动作于总出口继电器, 用于在变压器差动区发生严重故障情况下快速切除变压器。差动速断定值应能躲过外部故障的最大不平衡电流和空投变压器时的励磁涌流, 一般为6 ～12倍的额定电流。总出口动作后输出 4 副接点分别为 (X5∶1, X5∶2) (X5∶7, X5∶8) (X5∶9 5∶10) 和 (X5∶11, X5∶12) 。

3.2 比率差动元件

采用常规比率差动原理 其动作方程如下:

Id > Icd Ir < Ir0。

Id - Icd > Kcd (Ir- Ir0) (Ir Ir0) 。

同时满足上述两个方程时, 比率差动元件动作, 其中 Id 为差动电流, Ir 为制动电流, Kcd为比率制动系数, Icd为差动电流门槛定值, Ir0为拐点电流值, 建议将元件中的拐点电流Ir0设定为1.0倍的高压侧额定电流, 以保证匝间短路在制动电流小于额定电流, 即Ir < Ie时没有制动作用, 差动电流门槛判据不宜过小建议取Icd (0.4 ～0.8) Ie, 比率制动系数的整定可按以下的公式进行:Kcd = Kk (Ktx Fwc + U + Fph) ;其中 Kk为可靠系数 取1.3～ 1.5;Ktx为同型系数取1.0;Fwc为电流互感器的允许误差取0.1;U为变压器调压抽头引起的误差, 取调压范围的一半;Fph为因电流互感器引起的电流不平衡产生的相对误差, 取0.05;比率制动系数Kcd建议取值范围为0.3 ～0.7, 对于双圈变。

Id =∣IH + IL ∣;Ir =∣ IH - IL ∣/ 2。

式中IH 、IL 分别为高压侧和低压侧电流;均以流入变压器为正方向。在差动保护装置内, 变压器各侧电流存在的相位差由软件自动进行校正, 变压器各侧的电流互感器均采用星形接线, 并且以指向变压器为同极性, 各差动元件的差电流、制动电流均可在采样值测量值菜单中实时显示, 或在主菜单实时循环显示, 以便于装置检测和运行监视。差动保护动作后共输出4副跳闸接点, 分别为 (X5:1, X5:2) (X5:7, X5:8) (X5:9 5:10) 和 (X5:11, X5:12) 。

4 保护误动原因分析

保护人员在故障发生后, 对一次设备、二次回路及保护装置进行了全面检查, 经现场查勘保护动作信息及故障录波报告, 当时的差动电流在动作区范围内, 差动保护应该动作。故障时候B相电流发生了很大的畸变, 差生了很大的差流, 造成保护误动作, 但此时系统三相电压均正常, 变压器等设备没有故障, 由此初步怀疑是装置内部故障。

将设备改冷, 对保护装置高、低压侧进行采样试验, 采样结果表明1#变保护装置高压侧采样准确, 满足运行要求, 而对低压侧采样试验时发现了问题, B项电流在拉升试验中不准确。低压侧B项采样数据如下:

根据以上分析, 本次差动保护动作的主要原因是该保护在投送变压器瞬间, 大冲击电流情况下, 由于保护采样板损坏, 采样电流误差较大, 致使保护差流大, 达到差动动作值, 造成保护误动作。为此考虑以下应对措施:

(1) 结合继电保护周期安检, 对主变差动保护采样进行细致检查, 重点检查采样电流是否平衡, 零序电流是否过大。 (2) 结合检修预试工作, 对主变差动保护进行交流采样试验, 尤其对运行时间较长设备进行电流拉升采样试验。 (3) 和厂家联系, 分析采样板故障发生的原因及预防改进措施。

5 结论

主变微机差动保护 篇7

关键词：变压器,差动保护,误动,区外故障,事故分析

变压器差动保护是一种以变压器各侧电流的大小和方向为判断依据, 用作反应变压器内部故障的电力变压器的主保护, 对保证变压器的安全运行起着极其重要的作用。为此, 变压器差动保护的正确动作率, 对供电的安全稳定性意义十分重大。

1 事故经过

2006年7月10日19点43分03秒348毫秒, 220kV仙霞变附近受到强雷击, 110kV仙山1781、仙中1780线LFP-941A保护同时跳闸, 仙山1781故障为AB相接地故障 (二次最大短路电流47.43A) , 零序I段保护与相间距离保护动作跳开本线开关, 仙中1780故障为B相接地故障 (二次最大短路电流14.73A) , 零序I段保护与相间距离保护动作跳开本线开关, 与此同时, 110kV丰足变1#主变差动保护动作跳开了主变两侧开关, 对事故进行了调查, 从保护动作情况分析, 我们认为仙中1780、仙山1781线LFP-941A保护的动作行为是正确的, 而丰足变1#主变差动保护存在区外故障误动的可能, 以下是当时的运行方式 (如图1) 。

从保护后台动作信息可以看出, 在19点43分3秒时, 1#主变差动保护动作跳闸, 同时启动的有10kV霸电线保护和陈泥线保护, 从录波图看当时丰足变10kV母线上没有故障, 10kV霸电电源通过母分开关、1#主变向仙中1780、仙山1781故障点供应短路电流, 分析1#主变差动保护录波图看出, 1#主变110kV侧电流与10kV侧电流方向相反, 存在区外故障误动的可能。

2 检查与分析

事故发生后, 我们对1#主变本体及10kV母桥进行了详细的检查, 未发现故障点存在, 与此同时重点对1#主变差动保护进行检查, 情况如下。

2.1 二次接线检查

检查差动保护二次接线与图纸一致, 接线正确, 螺丝紧固未发现异常情况。

2.2 二次通流试验

从#1主变10kV开关CT一次通大电流, 及110kV套管CT二次侧通5A电流, 对差动保护电流回路进行检查。

从检查情况看出1#主变110kV套管B相CT存在分流现象, 进行绝缘试验发现B相套管CT二次接线端子内部存在接地情况, 用1000V遥表测其绝缘电阻值为0欧。对主变本体进行放油, 并拆开B相套管CT二次接线板, 检查发现B相差动用CT端子内部3K1连线金属裸露部分和引线过长, 碰到了变压器本体外壳造成了接地, 见图2。

2.3 保护动作原因分析

1#主变110kV套管B相CT二次接线端子3K1内部存在接地后分析差动保护误动的原因如下。

区外发生AB相接地故障后, 根据差动保护的算法:高压侧:IA’=IA-IB;IB’=IB-IC;IC’=IC-IA;低压侧:Ia’=Ia;Ib’=Ib;Ic’=Ic。

在区外故障时套管CT二次引出线由于短路电流的电动力影响, 造成了110kV套管B相CT二次接线端子3K1内部存在接地, 高压侧B相电流分流后, 区外故障时, 高压侧IA′、IB′因为实际输入IB电流的变小不能抵消主变低压侧的电流, 从而产生A相、B相的差流, 从主变差动保护录波图上看出存在A相与B相的差流, 引起了主变差动保护动作。

3 事故处理

该主变为江苏南通友邦变压器厂产品, 型号为SZ9D—31500/110, 1997年4月28日安装投运, 由于该主变存在着工艺不良的隐患, 1997年9月29日15:08分发生轻、重瓦斯、主变差动保护动作跳两侧开关。同时, 主变压力释放阀动作喷油, 当时通过取气样, 取油样分析, 断定为主变内部存在高能量放电故障后返厂大修过, 运行至此次事故再次发生。

查到故障原因后, 检修人员迅速提出解决方案, 现场对#1主变B相差动用CT端子内部3K1连线以及其他接线金属裸露部分进行包扎处理, 然后对二次电缆及接线端子进行绝缘试验, 试验合格, 设备恢复正常, 处理后至今运行稳定。

4 防范措施

对我局运行的江苏南通友邦变压器厂所生产的变压器进行一次排查, 结合年检进行CT二次绝缘测试。

在主变吊罩大修和新上基建项目时, 对一些比较隐蔽的缺陷要重点验收, 把好质量关, 比如:套管CT二次引线的绝缘是否良好、瓦斯继电器的绝缘是否良好、压力释放阀的绝缘是否良好等, 以确保主变安全稳定运行。

在变压器套管CT二次接线端子渗油缺陷处理后, 需进行CT二次绝缘测试。

通过检验和分析的结果发现, 二次电缆及接线端子的绝缘对差动保护动作有着不容忽视的影响, 尤其当二次电缆较长时, 影响更加明显, 所以应当在设计、运行及检修中加以重视。在投运前一定要做完相关规程规定的试验, 因接线错误等许多问题都会在试验中发现。最后, 当差动保护装置动作后, 应立即组织人员进行有重点、有针对性的检查, 分析判断故障的大体部位, 由大到小, 逐步排查。首先判断是主回路还是二次回路, 再从其下手。这样既节约时间, 又不会对生产造成负面影响。

参考文献

[1]李军.电力系统继电保护实用技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2002.

主变差动保护误动原因分析及处理 篇8

主变压器通常配置差动保护作为主保护, 投运前必须对互感器极性、二次回路接线进行检查, 并对保护装置读取到的幅值及相位进行校验, 以避免出现保护误动或拒动事件, 影响到故障点的判断, 延长停电时间, 影响供电可靠性。

1 故障情况

某35kV变电所主变型号为SZ11-5000/35, 接线组别为Yd11, 高/低压侧额定电压为35/10.5kV, 高压侧TA变比为200/5, 低压侧TA变比为800/5, 采用PST691U型差动保护装置。

主变投运前, 用保护校验仪在主变35kV侧加单相电流对差动保护进行试验, 差动保护可靠动作;但在主变空载试投时, 差动保护动作跳闸。经查, 主变本体及差动保护范围内设备无异常;试投主变成功, 但在接带10kV负荷过程中差动保护再次动作跳闸。由此推断, 主变差动保护动作跳闸可能由二次回路异常或定值设置错误导致。

2 故障查找与处理

2.1 六角图试验

主变差动保护临时退出, 主变带负荷做六角图试验。主变六角图测试向量图如图1所示, 高低压侧电流向量符

合主变Yd11接线组别要求, 说明电流互感器一、二次绕组接线以及从互感器到保护屏柜的二次回路接线均正确。

2.2 平衡系数整定计算

PST691U数字式差动保护装置需设定平衡系数, 高压侧平衡系数为1不可整定, 低压侧平衡系数为PHLXS=IHB/ILB。其中, 高压侧二次平衡电流为:

低压侧二次平衡电流为:

则低压侧平衡系数为1.2。现场检查平衡系数设置正确。

2.3 相位校正

PST691U型差动保护装置通过内部软件校准相位, 外部保护用TA均为Y形接法。

根据保护装置说明书, 主变低压侧电流转换算法为:

主变差动保护临时退出, 主变接带10kV出线负荷运行。从PST691U型差动保护装置取出2组主变数据, 见表1。

由表1可知, 电流校正后低压侧B相电流值正确, A、C相电流值偏低, 比B相电流值小1.732倍, 导致A、C相差流值偏高。由此推断进入保护装置的低压侧A、B相电流相位正确, C相极性反向。经分析得高低压侧相位校正前后向量如图3所示。

A

2.4 屏柜接线检查

经查, 主变保护屏内低压侧保护用C相接线来自计量绕组, 且从端子排至保护装置极性接反, 导致保护装置内部采集到的电流幅值正确, 而低压侧经转换后的电流数据错误。现场整改接线后, PST691U型差动保护装置显示的三相差流值均小于0.03A, 差动保护投运正常, 未再出现误动现象。

3 结束语

(1) DL/T 995—2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》规定, 新安装装置验收检验时应进行采样值校验。在保护屏柜端子排处, 对高低压侧分别输入单相、两相、三相电流、电压量, 并改变其幅值和相位, 观察装置采样值是否正确并满足装置规定的误差要求。本次保护误动的主要原因是忽略了新装置投运前采样值的校验。

(2) 主变差动保护带负荷测试时往往仅在屏柜端子排处做六角图试验, 而忽视了对保护装置内采样值的查看。因此, 在主变正式投运前, 应按规程规定进行带负荷测试, 并测量电压、电流的幅值及相位, 以确保二次回路接线及保护装置动作正确。

(3) 继电保护和电网安全自动装置的检验应严格按照规程规范及反措要求进行, 二次回路保护绕组与计量绕组不得混用, TA三相绕组应极性一致并满足保护动作要求, 从而确保保护动作正确。

摘要：针对某35kV变电所主变投运过程中差动保护误动事件, 根据差动保护原理, 利用六角图分析、定值计算及带负荷测试等方法进行分析, 指出差动保护误动由电流回路二次接线错误引起, 并提出了防止差动保护误动的相关措施。

关键词：差动保护,二次回路接线,TA绕组

参考文献

[1]蒋爱梅.WPD2000型变压器差动保护装置动作分析及处理[J].电世界, 2013 (7) :28, 29