误动原因（精选8篇）
误动原因 篇1
1 引言
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.
[2]用户手册PSL640系列数字式线路保护装置说明书[z].2003.
误动原因 篇2
关键词：汽机ETS；电缆电容；保护信号；电跳机
中图分类号：TK269 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）17-0072-02
某电厂2×135MW汽轮机危急遮断系统（ETS）保护装置由上海汽轮机有限公司（STC）提供ETS电跳机保护工作原理示意图，当主PLC（MPLC）和辅助PLC（BPLC）输入通道同时扫描到电跳机回路触点闭合，主PLC（MPLC）和辅助PLC（BPLC）经过逻辑运算后由其输出通道断开AST电磁阀的电源，使AST电磁阀失电动作。
1 事件经过
某电厂#2机组并网后投入ETS电跳机保护的瞬间机组误跳闸。查#2机组DCS的SOE记录，发现#2机组跳闸情况很奇异，甚至可以说跳闸得有些不符合逻辑，具体情况
如下：
12时13分56秒841毫秒（推算为投K1时间）ETS装置发汽轮机主汽门关闭、MFT指令；56秒940毫秒发变组出口开关2201跳闸；57秒10毫秒发电机灭磁开关跳闸；57秒22毫秒汽机主汽门关闭；58秒867毫秒（推算为投K2时间，因为正常情况下此时间与两外一路发变组）ETS装置发出发电机出口开关跳闸信号。查ETS跳闸首出逻辑画面显示“电跳机”（说明：主汽门关闭信号不进ETS首出逻辑，所以即便是汽轮机先跳闸也不会在首出画面显示），检查汽机跳闸前后各参数正常，检查#2机ETS未发现问题。后联系电气专业检查#2发变组出口开关2201辅助触点及就地端子箱，联系机务专业重点检查EH油、润滑油系统有无泄漏。电气和机务专业检查后未发现设备异常。后向中调申请空载合2201开关，试投电跳机保护正常。#2机组重新并网，再次投入ETS电跳机保护正常。
2 原因分析
从热工控制的方向分析，要让AST电磁阀失电跳机只有三方面的原因：（1）AST电磁阀双路110VAC电源在投入保护过程中恰好故障，导致汽机跳闸。但测量双路电源都正常，排除这种可能；（2）ETS开关量双路输出卡件（通道）在投入保护过程中恰好故障，导致汽机跳闸。通过检查和测试卡件工作正常，所以也排除这种可能；（3）在投入保护过程中恰好输入回路瞬间扫描到电跳机接通信号，通过ETS输出卡件发出AST电磁阀失电指令，跳闸汽机，排除了以上两种可能性，只有这种原因导致跳机。
调查当时投保护的三人已确认2201开关在合闸状态，且操作完全按照操作票正常执行，排除误操作的可能。排除人为因素，就只剩下保护回路自身的问题。由于电跳机回路电缆总长有300米，存在电容效应，在投入电跳机保护时有导致信号通道电压瞬间拉低的可能，以致ETS系统误判，进而误跳机。
因此本次离奇的跳机的原因锁定在电跳机回路设计缺陷。
3 电跳机回路电容效应分析及试验
通过分析确定跳机原因之后，还要证实分析是否正确。下面通过理论和试验来分析验证。
3.1 理论分析
3.1.1 图1是电跳机输入回路的工作原理图，当K1、K2闭合的情况下（即保护投入状态）只要现场发电机出口开关辅助接点S闭合，光耦的正负极之间有电流流过，并电流大于2.5mA足够接通光耦，则认为S闭合。
图1
3.1.2 那么该回路是否有误认S闭合可能性，如果将K1、K2到S间的信号电缆看作是一个电容，实测电容容量为49nF。K1本身也可以看作是一个电容，在K2投入的瞬间，即使在K1没有投入的情况下，实际上电源的正负极之间有电流流过，所以可造成瞬间误判导致跳机。
3.2 投保护试验
3.2.1 用CAAP2000录波仪分别测量PLC的I/O通道24VDC电源电压、电跳机DI通道电压、电跳机信号电缆电压，观察在K1、K2开关投入瞬间PLC通道电压变化情况。发现在电跳机保护投入的瞬间PLC通道电压瞬间降到11.46VDC，持续1ms后恢复正常。经过反复试验，PLC通道电压在每次投保护时谷值都有不一致，范围在11.13～12.46VDC。在不接地线情况下测得PLC通道最低电压为10.15VDC，这说明接地线对通道压降有一定影响。
3.2.2 甩开发变组出口开关至ETS柜的电缆，只测量发变组保护屏至ETS柜的电缆在保护投入瞬间电压，此段电缆长度约为50米。结果发现PLC通道电压下降幅度不大，谷值在19.97VDC附近。
3.2.3 甩开发变组保护屏至ETS柜侧信号电缆，只测量2201开关至ETS电缆在投入保护瞬间电压，此段电缆长度约为250米。结果发现PLC通道电压下降幅度很大，谷值在13.47VDC附近。
从以上试验可以判定，在投入电跳机保护瞬间，PLC通道在给电缆进行充电，导致PLC通道电压突降，但不是每次都会降至I/O通道判断的门槛值，所以不是每次投保护时都会导致保护误动。
4 解决方案
证实原因分析正确后下一步就是采取措施进行防范。我们在投切开关间采用充电电阻，对电缆进行充电，以提高在保护投切的瞬间PLC通道扫描电压的稳定性。
具体措施如图2所示，在K1、K2上并接合适的电阻，使其在K1、K2断开时对电缆进行充电。在闭合K1、K2后充电电阻被旁路掉，不影响PLC对2201开关辅助接点信号的扫描。
图2 电跳机保护回路增加充电电阻R1、R2示意图
此方案的关键问题在于找出一个合理的电阻值。我们通过在PLC输入回路里串入滑线变阻器（R1、R2）试验电跳机保护回路的方法来寻求此电阻值。初步试验发现串入电阻值在4490Ω以下时PLC还可以扫描到开关量的状态，电阻值大于5190Ω时PLC认为外回路处于断开状态。进一步改变滑线变阻器（R1、R2）的阻值，观察信号电缆在合闸状态下的电压值。我们发现R1、R2阻值越大外回路分压越小。说明长电缆有自放电现象，放电电流在1mA左右。为保证外回路电压大于20VDC，最后选用R1、R2阻值为50KΩ、功率0.5W的电阻。
5 实施效果
确定电阻后，观察接入电阻后投入电跳机保护时PLC通道、信号电缆电压波形。发现在接入电阻的情况下投入电跳机保护，对通道电压影响非常小，消除了在投保护瞬间电缆充电对通道的影响。
增加充电电阻后进行开关分闸试验，分闸后电压降时间为0.2ms，保护回路动作时依然可以实现快速可靠。
6 结语
根据试验数据分析，加装保护回路充电电阻对保护装置和保护逻辑无影响。满足保护的快速性，巧妙解决长电缆充电导致PLC误判的问题。又不违反ETS设计标准和二十五项反措要求。实施起来方便，成本可以忽略不计。此方法适用于所有PLC、单片机的开关量长电缆输入信号投切保护回路。
参考文献
[1] 国电发（2000）589号.防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则[S].
[2] 邱关源.电路[M].北京：高等教育出版社，1999.
[3] 火力发电厂热工控制系统设计技术规范（DL/T5175-2003）[S].
电流保护装置误动的原因分析 篇3
关键词：电流保护,饱和,误差,工作原理
1 电流互感器工作原理简述
电流互感器的工作原理与变压器基本相同，因此可以使用变压器的等值电路分析电流互感器。
正常运行时，漏抗Z1和Z2很小，负载阻抗ZL也很小，而励磁阻抗Zm因为电流互感器铁心磁通不饱和而很大。因此，可忽略励磁电流Im。根据磁势平衡原理，原、副方电流成固定的比例关系为i1N1+i1N2=0其中N1和N2分别为原、副方绕组匝数。
当铁心磁通密度增大至饱和时，励磁阻抗Zm会随着饱和的程度而大幅下降。此时Im已不可忽略，即I1与I2不再是线性的比例关系。
电流互感器饱和的原因有两种[1]：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。
2 确定电流互感器饱和点的方法
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15～20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。
3 电流保护装置的故障处理
按照有关规程的规定在新设备投入运行前以及二次回路检修后，认真做好保护装置的检验工作，是预防事故的有效措施。当发生保护误动、拒动时，应及时对该保护装置进行检验，以免发生重复事故。从运行经验得知，电流极性端子接错而造成的保护误动、拒动的事故为多。在检查接线和灵敏度角后，在动作区测试中发现元件仍在工作在非动作区。这可能是因为按照测量仪表的极性来连接元件的电流极性造成的。测量用的电流互感器的极性是根据计量所需来设定的。
4 造成电流保护误动的原因分析
4.1 电流互感器的饱和
前面我们讲到电流互感器的误差主要是由励磁电流Ie引起的。正常运行时由于励磁阻抗较大，因此Ie很小，以至于这种误差是可以忽略的。但当CT饱和时，饱和程度越严重，励磁阻抗越小，励磁电流极大的增大，使互感器的误差成倍的增大，影响保护的正确动作。最严重时会使一次电流全部变成励磁电流，造成二次电流为零的情况。引起互感器饱和的原因一般为电流过大或电流中含有大量的非周期分量，这两种情况都是发生在事故情况下的，这时本来要求保护正确动作快速切除故障，但如果互感器饱和就很容易造成误差过大引起保护的不正确动作，进一步影响系统安全。因此对于电流互感器饱和的问题我们必须认真对待。
互感器的饱和问题如果进行详细分析是非常复杂的，因此这里仅进行定性分析。
所谓互感器的饱和，实际上讲的是互感器铁心的饱和。我们知道互感器之所以能传变电流，就是因为一次电流在铁芯中产生了磁通，进而在缠绕在同一铁芯中上的二次绕组中产生电动势U=4.44f*N*B*S×10-8。式中f为系统频率，Hz;N为二次绕组匝数；S为铁芯截面积，m2;B为铁芯中的磁通密度。如果此时二次回路为通路，则将产生二次电流，完成电流在一二次绕组中的传变。而当铁芯中的磁通密度达到饱和点后，B随励磁电流或是磁场强度的变化趋于不明显。也就是说在N,S,f确定的情况下，二次感应电势将基本维持不变，因此二次电流也将基本不变，一二次电流按比例传变的特性改变了。我们知道互感器的饱和的实质是铁芯中的磁通密度B过大，超过了饱和点造成的。而铁芯中磁通的多少决定于建立该磁通的电流的大小，也就是励磁电流Ie的大小。当Ie过大引起磁通密度过大，将使铁芯趋于饱和。而此时互感器的励磁阻抗会显著下降，从而造成励磁电流的再增大，于是又进一步加剧了磁通的增加和铁芯的饱和，这其实是一个恶性循环的过程。铁芯的饱和我们一般可以分成两种情况来了解。其一是稳态饱和，其二为暂态饱和。
4.2 电流互感器的误差
在理想条件下，电流互感器二次电流Is=Ip/Kn，不存在误差。但实际上不论在幅值上（考虑变比折算）和角度上，一二次电流都存在差异。实际流入互感器二次负载的电流Is=Ip/Kn-Ie，其中Ie为励磁电流，即建立磁场所需的工作电流。这样在电流幅值上就出现了误差。正常运行时励磁阻抗很大，励磁电流很小，因此误差不是很大经常可以被忽略。但在互感器饱和时，励磁阻抗会变小，励磁电流增大，使误差变大。考虑到励磁阻抗一般被作为电抗性质处理，而二次负载一般为阻抗性质，因此在二次感应电势Es的作用下，Is和Ie不同相位，因此造成了一次电流Ip=Is+Ie与二次电流Is存在角度误差δ，且角误差与二次负载性质有关。对互感器误差的要求一般为：幅值误差小于10%，角度误差小于7度。
5 结论
继电保护装置是电力系统的重要组成部分，是保证电网安全稳定运行的重要技术手段，保护工作人员必须严格执行各项保护工作技术要求和反事故措施，确保电流保护的正确，可以保证电力设备和电网安全运行。
参考文献
[1]程浩忠.电力系统无功与电压稳定性[M].北京:中国电力出版社,2004.
[2]刘学军.继电保护原理[M].北京:中国电力出版社,2004.
施工现场漏电保护器误动原因分析 篇4
1 施工现场漏电保护器误动作的原因
由于施工现场所具有的特殊性, 如电工素质差、接线错误、线路破损、开关箱内漏电保护器损坏、部分设备接线没有经过开关箱以及漏电保护器本身不可避免的误动和拒动, 再加上施工中没有按照工地的实际情况对漏电保护器进行布置, 造成了漏电保护器频繁跳闸。
1.1 外界干扰
施工现场临时用电的漏电保护器受外界干扰是造成其误动作及拒动作的原因之一。而外界干扰又分为过电压干扰、故障电流干扰及周围环境影响等多种因素干扰。
(1) 过电压干扰。雷击时正逆变换过程引起的过电压, 通过架空线路、绝缘电线、电缆和电气设备的对地电容, 产生对地泄漏电流, 这足以使剩余电流保护器发生误动作, 甚至直接损坏。中性点过电压主要是由电源阻抗不对称、负载不对称、三相对地绝缘电阻不对称及中性线内阻过大或中断等原因引起的三相不平衡, 使中性线对地电位升高。过高时将造成保护器的电源及电子电路的损坏、带有失压脱扣器的自动开关脱扣线圈烧坏;过低时会引起失压脱扣线圈开关跳闸、合闸控制回路不能启动、带有机械闭锁装置的电磁开关因吸跳功率不足, 使脱扣速度缓慢或拒动。
(2) 线路和用电设备干扰。施工现场有的照明线路乱拉乱接现象严重, 导线老化、线路和用电设备绝缘电阻低、泄漏大、甚至接地, 致使漏电保护器频繁动作或不能投入运行。由于漏电开关输出端中性线绝缘不良或接地接零保护, 安装保护器时, 电源侧中性点未接地。发生触电时, 保护器被旁路而使灵敏度下降或拒动。
开关箱内的末级漏电保护器是用电设备的主保护, 如果末级漏电保护器不装、损坏或选型不当, 将可能导致上级漏电保护器频繁跳闸。施工现场移动设备比较多, 如振捣棒、手电钻、小型切割机、打夯机、小型电焊机等随机使用性比较强, 有时候使用这些设备时没有接入开关箱, 这也增加了总漏电保护器频繁跳闸的几率。只有在每个保护范围内形成有效的二或三级漏电保护模式, 才能有效地减少漏电保护器的频繁跳闸。
(3) 环境条件变化干扰。剩余电流保护器受环境条件变化的影响, 主要是指使用环境条件恶化, 如夏季出现的高温, 雨水季节出现的潮湿, 保护器附近安装有强烈振动冲击的电气机械设备, 有害腐蚀性气体的侵蚀等, 使保护器的电子元件电磁线圈或机构等元器件产生锈蚀、霉断, 以致引起保护器的误动作或拒动作。
1.2 漏电保护器接线错误
漏电保护器在安装中往往因接线错误或安装方式与线路结构不相适应而引起误动作、拒动作或达不到最佳效果。使用单相负载, 而中性线未穿过漏电保护器, 当接通单相负载, 漏电开关就动作;中性线穿过漏电保护器后, 直接接地或通过用电设备等接地, 漏电保护器将保护跳闸;中性线穿过漏电保护器后, 同其他漏电保护器的中性线或与其他没有装设漏电保护器的中性线连在一起, 中性线断线或接触不良致使中点电位偏移零电位, 增加了中性线漏电和引发其他故障的几率。
1.3 漏电保护器选型不合理
使用额定漏电动作电流超过了30mA或者是超过用电设备额定电流两倍以上的漏电保护器, 或是选用了带延时型的漏电保护器, 由于额定漏电动作电流的提高或保护灵敏度的下降, 发生漏电故障时, 末级漏电保护器没有动作, 上级漏电保护器就可能动作。施工现场电焊机比较多, 电焊机的漏电保护器按电焊机的额定电流选用, 在电焊机起焊时的大电流可能会使漏电保护器跳闸, 这是部分电焊机漏电保护器跳闸的原因。对于这类用电设备一般应选用对浪涌过电压、过电流不太敏感的电磁型漏电保护器;或选用比电焊机额定电流大1.5~2倍的电子式漏电保护器, 但作为末级漏电保护, 额定漏电动作电流不应大于30mA。塔吊配电箱和配电线路处于高空中, 长年日晒雨淋, 绝缘难免有一定的损伤, 导致漏电流相应增大, 这些因素都可能造成塔吊的漏电保护器频繁跳闸。
1.4 漏电保护器本身的问题
(1) 漏电保护器固有的局限性。目前的漏电保护器, 不论是电磁型还是电子型均采用磁感应电压互感器拾取用电设备主回路中的漏电流。在施工现场有较多的电焊机等双相或单相负荷, 三相电流不可能完全平衡, 甚至会相差很大。在大电流下或较高的过电压下, 在有很高导磁率的磁环中感应出一定的电动势, 这个电动势大到一定程度, 就会导致漏电保护器跳闸。又由于额定电流越大的漏电保护器采用相对较大的磁环, 产生的漏磁通也相对较大, 且漏电流要克服磁环本身的磁化力, 导致实际使用的漏电保护器额定电流越大, 灵敏度越低, 误动或拒动率也越大。
(2) 质量差、参数配置不当。现场未按相关规范及标准制定的方案参数要求购买及安装漏电保护器, 以及由于产品质量低劣, 内部实际整定参数与铭牌参数不符合要求, 刚出厂的产品就出现误动作。
2 如何科学使用漏电保护器
造成上述故障的主要原因是某些工地电工受知识水平限制, 对漏电开关的原理及使用不了解, 从方案编制到施工, 对规范理解不深, 不按规范要求实施, 电工对建筑临时用电安全技术规范不熟悉, 不具备处理和应付建筑工地由于环境恶劣和生产条件的特殊所带来的安全用电问题, 除了加强施工现场的管理及对电工加强培训外, 需要从技术的角度, 制定相应的预防措施。
2.1 避免外界干扰
(1) 避免过电压干扰。对于雷电过电压干扰引起误动作的, 除在架空线路上安装避雷器或击穿间隙, 以及在总配电箱处安装150mA、0.2s的延时型漏电断路器。为了防止中性点位移过电压损坏或降低漏电断路器的灵敏度, 应调整负载, 使之尽可能均匀地分布在三相线上, 调换分支线相序, 减小三相绝缘电阻不平衡电流, 交换中性线, 使导线截面不小于各相线的导线截面。
(2) 做好干扰屏蔽。漏电保护器安装地点附近如有流经大电流的导体, 如磁性元件或较大的导磁体时必须要做好漏电保护器装置的屏蔽, 避免在漏电保护器互感器铁芯中产生附加磁通量导致漏电保护器误动作。
2.2 正确选配和安装接线
(1) 选配必须与线路相适应。漏电开关的额定电压、额定电流、分断能力等性能指标应与线路条件相适应。电源干线保护用漏电保护器与终端设备保护用漏电保护器的耐受电压有所不同。电源干线和终端发生金属性接地故障时所产生的故障电流可相差几倍。所以为确保漏电保护器能够正常使用, 漏电保护器在选择使用上必须与线路条件相适应。
为防止因电气线路和设备的正常泄漏电流造成漏电保护器的误动, 影响正常供电, 所选用漏电保护装置的额定不动作电流应不小于电气线路和设备的正常泄漏电流最大值。当电气线路和设备因老化绝缘下降, 正常泄漏电流超过其规定值时, 必须更换绝缘良好的电气线路和设备。
(2) 实行多分级、多分区保护。在一些住宅楼工地、工业项目等比较大的施工现场, 需要将整个工地按专业或不同的施工队划分为若干个小的漏电保护范围, 在每个保护范围内形成二级漏电保护, 必要时形成三级漏电保护, 这样可以提高每个保护范围内二或三级漏电保护的灵敏度, 提高保护范围内故障漏电时的漏电保护器的动作率, 减少总漏电保护器跳闸。
(3) 要严格区分工作零线与保护零线。漏电保护器标有负荷侧和电源侧时, 应按规定安装接线, 不得反接。三极四线式或四极式漏电保护器的中性线应接入漏电保护器。经过漏电保护器的工作零线不得作为保护线、不能重复接地或接设备外露可导电部分。负荷侧的中性线, 不得与其它回路共用。
(4) 合理设计漏电保护器参数。工地进线总电源上的漏电保护器, 可主要做为施工现场防止电气火灾隐患和电气短路的总保护, 兼做每个小的漏电保护范围的后备保护, 它的额定漏电动作电流可根据施工现场的大小在200~500mA之间选择, 额定漏电动作时间可选择0.2~0.3s, 可极大地减少浪涌电压、电流、电磁干扰对总漏电保护器的影响, 提高总漏电保护器动作的选择性和可靠性。如果能通过加强对工地漏电保护器的管理, 使每个漏电保护范围内的二级漏电保护处于有效保护状态, 就可以大大地减少工地总漏电保护器的频繁跳闸几率。
3 结束语
110kv主变保护误动原因分析 篇5
关键词：110kv,主变保护,误动作
主变 (generator step-up transformer) 是主变压器的简称。主变保护的主要功能有相瞬时速断电流保护、相限时速断电流保护、相过电流保护、反时限过流保护、非电量保护、零序保护、控制回路异常保护、PT断线保护[1]。早期的电力系统改造存在不少缺陷, 其中主变保护误动问题越来越突出, 亟需加强对110kv主变保护误动原因的探究, 以使主变保护误动问题得以解决, 从而使电力系统的应用功能得到全面提升。
1 主变压器功能
从一般情况来看, 变电站主变压器有变压和调配两方面的功能。从主变压器的变压功能来看, 变电及转变原始电能, 使所转换的电能能够与日常用电设备的需求相适应[2]。从而使供电状态处于安全稳定的状态。在变电站对变压器进行设置, 能够使电能符合用户的实际需求, 使电压流通量处于线路所能承受的范围之内, 从而避免过载造成的一系列破坏。譬如说, 在电能输入用电设备之前, 通过变压器对电能等级进行调整, 从而使电压荷载和设备所能承受的范围相符合。从主变压器的调配功能上看, 主变压器调配功能是升降压控制的综合应用, 电能控制是以用电设备的要求为参照, 使低压变电站内的变电设施的运行状态处于安全范围。譬如说, 主变压器的控制需要以实际生产需求为参照, 通过对变电系统的有效调控, 能使供电结构更为稳定, 使主变电流能够实现传输的高效性。由此说来, 主变保护器在电网改造中具有重要地位, 应加强对主变保护误动原因的探究, 使主变保护器能够发挥其正常功用。
2 110KV主变保护误动原因分析
误动作是指在电力系统在未出现故障或异常的情况下, 或者有故障和异常情况, 但出现的故障或异常情况没有达到保护装置需要动作时, 而主变保护器动作。造成变电保护误动作的原因有很多, 主要都有变电站的故障原因、现场操作原因和系统保护原因等[3]。首先, 从变电站故障原因来看, 由于变压器发生了故障使主保护功能受到影响, 再加上故障没有得到及时有效的处理, 使主变保护的性能受到了较大的损害, 这样就很容易导致主变保护发生误动作。譬如说, 由于雷击使主变发生故障, 从而使变压器内部接线的有效性受到极大影响, 进而造成主变保护误动作。从现场操作上看, 由于变电站安排的操作人员受到自身素质的制约, 在对一些先进的变电设备进行操作时, 往往不能按照设备规定的操作进行, 从而容易引发主变保护产生误动作。譬如说, 值班人员由于对运行信号的错误判断, 导致原先编制的操作指令不能及时输入, 使变压器的运行调控出现失误, 进而出现主变保护误动作。从系统方面来看, 110KV主变保护误动作容易受到变电站控制系统的影响, 在变电站智能化改造中, 很多系统问题没有得到根本有效的解决, 导致变电系统使用的程序代码与操作人员输入的程度指令相冲突, 使变电保护产生误动作。
3 避免110KV主变保护误动措施
发电站输出原电能后要经过很多个级别的电能转换, 从而使所输出的电能与实际需求相适应, 进而实现供配电设施的正常运转。在转换电能的场所中, 变电站占据重要地位, 而变电站转换电能主要是通过主变压器来实现[4]。加强主变保护的保护, 使主变保护尽可能不出现误动作, 对变电站的正常运行大有裨益。在对110KV变电站进行改革的期间, 要加强设备的保护与管理。
3.1 加强日常检修工作
要使110KV变电保护误动作尽可能减少, 加强对变电站的日常检修工作势在必行。通过有力的日常检修工作, 能使变压器的过载运行情况发生的几率降到最低, 进而使主变保护发生误动作的几率也得到有效降低。变电器长时间处于过载运行的状态, 往往会导致线圈过热, 使线圈的绝缘体渐渐老化, 进而造成匣间短路、相间短路或对地短路等情况。加强日常检修工作, 能有效避免线圈老化, 使主变保护线圈或绝缘套管得到良好的维护。
3.2 注意对设备的更新
对于老化、破损的设备, 应加强对设备的改造更新, 从而使导线接触良好, 使其正常功能得以有效发挥。譬如说, 线圈内部接头接触不良, 线圈之间的连接点, 高、低压侧套管的接点, 以及分开关上各支点接触不良, 这样就会到局部产生过多的热量, 使绝缘部分遭到破坏, 进而出现短路或断路的现象。对于这类现象, 则可以设置旁路保护结构, 实现对主变压器的综合保护作用。
3.3 规范主变技术操作
主变压器使110KV变电站日常作业的重要设备, 主变压器对电能具有重要的调控功能, 通过对发电厂输出电压进行升降处理, 使电力系统能够正常运转, 实现其良好的经济效益和社会效益。对于变电站的操作人员来说, 要加强对专业技术的巩固与学习, 熟练准确掌握各项操作规范和操作流程, 使主变压器的调控更加准确、规范, 从而使系统运行作业状态得到及时有效的调整, 将主变保护误动作降低到最低程度。
4 结语
随着我国经济发展速度越来越快和城市化进程日益推进, 人们对电能的需求越来越高, 对用电的稳定和安全也越来越高。主变保护作为变压器主要的保护装置, 对人们安全稳定的用电具有重要影响, 加强主变保护误动作的原因的探究, 并提出积极有效的改进措施, 能有效避免主变保护误动作的发生, 从而实现电力企业的经济效益和社会效益。
参考文献
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[2]蒋陆萍, 任浪, 罗志平, 胡国新, 周炎.CD-1集成电路主变保护误动分析及改进措施[J].高电压技术, 2010 (11) :328-329.
[3]姬希军, 黄生春, 樊平, 赵哲.一起主变保护误动作事故的分析与处理[J].电力自动化设备, 2010 (01) :177-179.
非全相保护误动的原因及解决方法 篇6
随着电力系统二次技术的日益成熟以及国网标准化设计的贯彻执行, 各保护设备和断路器厂家的二次回路亦有了统一、正确的规范设计。本文就某变电站发生的非全相误跳事故, 简要分析断路器跳合闸回路存在的缺陷, 以及断路器二次回路各功能 (防跳、非全相、跳闸、合闸等) 不能正确实现的原因, 并就二次回路及操作要求方面存在的问题提出解决方案。
1 事故简介
某变电站220kV部分为双母双分段接线, 采用GIS设备。当220kV部分投运至#2母线分段开关204时, 204断路器合闸后瞬间跳开。现场检查开关无异常, 查看录波信号时发现断路器A、B相正常合闸, C相拒合, 非全相动作跳开A、B相;后台监控信号报“断路器就地操作”、“第一组控制回路断线”、“非全相动作”。根据后台信号, 在操作合闸前将断路器汇控柜204断路器远方/就地把手打至就地位置。此后, 对现场情况进行模拟:拉开204-1、204-2刀闸, 在汇控柜对开关进行合闸。结果204开关A、B相合闸成功, C相拒合, 非全相跳开204开关, 事故得以重现。
2 非全相动作原因分析
断路器合闸时, 若两相合上, 一相拒合, 则该断路器处于非全相运行状态, 机构非全相保护会动作跳开合上的两相。断路器汇控柜就地操作与测控装置操作存在差异, 其中汇控柜操作合闸时可能导致某相拒合, 或导致各相合闸时间不一致。
如图1所示, 断路器通过汇控柜进行就地操作合闸时, 43LR1远方/就地把手打至远方位置, 保护装置合闸信号107A、107B、107C被43LR1隔离, 只能通过3-52把手三副不同接点分别对A、B、C三相进行就地合闸, 由于人为因素或把手质量原因, 会存在拧3-52把手时三副接点不同时合闸或某副接点合不上的现象, 而此次非全相误动即由3-52把手C相合闸接点拒合或接触不良引起。
图1断路器汇控柜合闸二次回路简图
断路器通过测控装置操作合闸时, 可分别经遥控或在测控装置拧合闸把手来进行。这两种方式均是通过闭合测控装置内一副合闸接点给断路器操作箱发合闸令, 之后操作箱1SHJ手合继电器闭合, 同时分别给断路器三相本体发出合闸令, 不会存在单相合闸令发不出或不同时发出的现象, 如图2所示。
3 存在的安全隐患
3.1 非全相运行
断路器处于非全相运行状态时, 系统也处于非全相运行状态, 系统中出现的零序、负序分量将在一定程度上危及电气设备, 并可能使一些保护处于启动状态。就目前常用的微机线路保护而言, 当系统由全相变为非全相运行时, 如果保护装置的突变量元件启动, 那么在判断无故障后, 若该线路零序分量数值大于零序辅助启动元件定值, 则程序将处于振荡闭锁状态, 在达到时间定值时, 保护将报TA断线, 整套保护中仅余少数保护功能起作用, 这将严重影响保护的可靠性。此外, 系统中的零序、负序等分量还可能使一些保护装置误动。
3.2 控制回路断线引发断路器拒动
在某些断路器跳闸回路的设计中, 第一、第二组跳闸回路会经过43LR1远方/就地把手接点, 当断路器处于运行状态时, 该把手需打至远方位置, 两组跳闸回路就处于控制回路未断线状态。若这种设计的断路器间隔在汇控柜进行就地操作, 43LR1打至就地位置后, 第一、第二组控制回路均断线, 线路 (或主变) 合于故障, 即使保护正确动作, 断路器也无法跳开, 这会导致跳闸范围扩大, 从而对系统造成极大危害。
该变电站操作204断路器时, 后台发“第一组控制回路断线”, 而未发“第二组控制回路断线”信号, 说明第一组跳闸回路经过汇控柜断路器远方/就地把手接点, 即断路器远方/就地把手打至就地位置时, 第一组跳闸回路处于断线状态, 失去跳闸功能, 而第二组跳闸回路未经过远方/就地把手接点, 仍保有跳闸功能。
3.3 在断路器汇控柜就地操作可能使防跳失效
断路器防跳回路可由断路器操作箱或断路器本体提供, 两套防跳在实际运行中只使用一套, 取消一套。若两套防跳均投入使用, 则会造成寄生回路, 也会影响操作箱的位置监视。若采用操作箱防跳回路, 且断路器本体防跳回路已拆除, 那么在汇控柜就地操作时, 该断路器将会失去防跳功能, 断路器合于故障, 此时若合闸把手未能及时返回, 则会造成断路器跳跃, 降低其绝缘, 严重时会发生开关爆炸事故, 危及人身和设备安全;此外, 该断路器在检修时, 若保护动作未返回, 在汇控柜就地合开关时, 亦会发生开关跳跃现象。因此, 在检修断路器时, 各专业人员应紧密配合, 认真检查装置及开关状态, 以防患于未然。
3.4 在断路器汇控柜就地操作会使某些保护重合闸或备自投保护失效
目前, 某些变电站仍然保留部分旧型号保护。这些旧型号线路保护 (如LFP901) 在重合闸充电时, 需要判定操作箱KKJ位置, 在操作箱操作合闸时, KKJ不能动作, 导致LFP901保护不能充电, 从而使重合功能失效。
操作站用变合闸时, 只有在备自投合闸或I/O单元 (后台机或测控屏) 合闸断路器后, 将保护装置合后继电器KKJ置动作, 才能使保护正确动作。而就地操作合闸不能使KKJ动作, 备自投保护将拒动, 会扩大事故范围。
4 改进措施
4.1 改进汇控柜合闸回路
通过事故分析可知, 汇控柜合闸把手接点拒合是引发非全相误跳204开关的直接原因, 可通过更换合闸把手来解决。为防止汇控柜合闸时出现把手各接点合闸不同期现象, 可将汇控柜合闸回路改为把手单接点控制合闸, 即由把手接点控制2SHJ继电器励磁, 再由2SHJ三个接点分别控制三相合闸, 如图3所示。但该方案存在以下缺点:若2SHJ继电器某接点粘连, 即使把手返回, 亦会造成开关合闸线圈长时间励磁不返回。因此, 方案对2SHJ继电器质量要求很高, 即要求接点不粘连, 并能及时返回。
4.2 跳闸回路不经远方/就地把手接点
为了防止控制回路发生断线, 断路器跳闸回路不应经过汇控柜远方/就地把手接点。采用该设计时, 各专业人员务必注意在开关检修状态操作断路器本体时配合默契, 因为特别是在保护小间对保护装置进行回路传动时, 很可能发生意外而对就地操作人员造成人身伤害。
4.3 防跳回路的选择
操作箱防跳只能防住由操作箱发出的合闸令导致的开关跳跃, 防不住由断路器汇控柜操作合闸致使的开关跳跃。但开关本体防跳对各种可能出现的开关跳跃均能有效控制, 故应优先采用。当采用开关本体防跳时, 应注意TWJ监视不能与合闸信号 (107) 短接;另外, 需增加操作箱至开关本体位置的监视回路。然而, 目前某些地区变电站仍优先采用操作箱防跳, 这主要是从简化回路、节约成本方面考虑的。
4.4 规范操作
运行人员在操作时应严格执行变电站倒闸操作规范, 严格杜绝就地分合断路器。只有从思想上加强教育与监督, 从技术上加强相关知识培训, 才能有效杜绝违规操作, 保证设备和人身的安全。
5 结束语
开关分合闸、非全相保护、防跳等功能是断路器的基本功能, 也是系统稳定运行的必要保障。其技术已经成熟, 但各功能间的相互配合因产品质量、厂家不同、人为操作等原因而不能达到预期的效果。为此, 在新建或改造变电站时, 应综合考虑各种情况, 使开关各功能配合良好, 避免出现误跳或拒合等现象。
摘要：简要分析某变电站发生的非全相误动跳开关现象, 通过阐述汇控柜与操作箱合闸断路器的区别, 揭示断路器就地操作可能造成的严重后果, 并提出相应的解决方案。
关键词：非全相,汇控柜,控制回路,开关,拒动,断路器
参考文献
[1]李明.500kV开关防跳功能异常的分析及解决方案[J].广东输电与变电技术, 2009 (6) :30~33
[2]宋宇, 崔绍军, 胡一峰.就地操作断路器对重合闸及备自投装置的影响[J].电气工程与自动化, 1999 (4) :7~9
[3]赵毅, 李傲.高压断路器防跳回路的应用[J].高电压技术, 2006 (2) :120, 121
[4]李东晖.论断路器非全相运行的成因及对策[J].北京电力高等专科学校学报, 2012 (04) :137
110kV主变保护误动原因分析 篇7
1 主变压器功能
正常情况下, 主变压器具有变压、调配等双方面的功能, 与变电站实际作业相符合。
1) 变压功能。变电即转换原始电能, 使其更符合日常用电设备的需要, 保持了供电状态的安定。变压器设置于变电站中, 能够按照用户的要求调整电能, 控制电压流通量以免过载造成的损坏。如:电能输入用电设备前, 通过变压器对电能等级进行调配, 以确保电压荷载与设备承受范围相符合。
2) 调配功能。主变压器调配功能是升降压控制的综合运用, 按照不同用电设备进行电能控制, 使10k V变电站内的变电设施处于安全状态, 如图1。如:主变压器根据实际生产需要, 对变电系统进行有效的调控, 实现了供电结构的稳定性。协调了主变电流的高效传输。主变保护器也是电网改造的重点对象。
2 主变保护误动原因
主变保护误动作是指在电力系统没有任何故障或异常情况, 或虽有故障或异常情况但规定保护装置不应当动作时, 保护装置所发生的动作。通常与变电站的故障处理、现场操作、系统保护等方面因素相关。
1) 故障原因。变压器故障直接影响了系统的主保护功能, 面对现有的故障问题未能及时处理, 极大地损坏了主变保护的性能, 这也是误动作现象发生的因素。如:自然界雷击引起的变压器故障, 扰乱了变压装置内部接线的有效性。
2) 操作原因。变电站安排的操作人员在专业技能上缺乏, 一些先进的变电设施未能按照标准操作, 人为性失误引起了主变保护的误动作。比较常见的人为失误:值班人员错误地判断运行信号, 原先编制的操作指令没有及时输入, 错误地调控变压器运行。
3) 系统原因。110k V主变保护误动作也易受到变电站控制系统的影响, 尽管变电站倡导自动化改造, 但系统依旧存在着种种问题。当变电系统使用的程序代码与值班人员输入的程序指令不相符合, 系统便会出现误动作情况, 产生的动作效果不理想。
3 主变保护的措施
发电厂输出原电能后要经过不同级别的转换, 这样才能适应用电设备的需要, 保证供配电设施的正常运转。变电站是转换电能的主要场所, 其变电功能基本上都由主变压器完成。为了避免主变保护误动作现象的发生, 110k V变电站改革期间要注重设备的保护与管理。
1) 日常检修。加强变电站日常检修工作, 综合防范防止变压器过载运行, 降低误动作的发生率。如果长期过载运行, 会引起线圈发热, 使绝缘逐渐老化, 造成匣间短路、相间短路或对地短路及油的分解。防止检修不慎破坏绝缘, 变压器检修吊芯时, 应注意保护线圈或绝缘套管。
2) 设备更新。通过设备改造处理, 保证导线接触良好以发挥理想的功能。如:线圈内部接头接触不良, 线圈之间的连接点、引至高、低压侧套管的接点、以及分接开关上各支点接触不良, 会产生局部过热, 破坏绝缘, 发生短路或断路。可设置旁路保护结构, 如图2, 对主变压器进行综合保护。
3) 规范操作。主变压器是110k V变电站日常作业的重要设备, 其利用装置具有的调控功能, 对原始电压进行必要的升降处理, 从而维持了电力系统的灵活运转。变电站工作人员要规范操作流程, 按照标准规定完成主变压器的调控, 及时调节系统运行的作业状态, 严格防范误动作事故的发生。
4 结论
总之, 造成110k V主变保护误动作因素较多, 应深入分析误动作原因且提出有效的处理方案。
摘要：主变压器具有变压、调配等双方面的功能, 与变电站实际作业相符合。主变保护误动作是指在电力系统没有任何故障或异常情况, 或虽有故障或异常情况但规定保护装置不应当动作时, 保护装置所发生的动作。通常与变电站的故障处理、现场操作、系统保护等方面因素相关。变电站是转换电能的主要场所, 其变电功能基本上都由主变压器完成。为了避免主变保护误动作现象的发生, 110kV变电站改革期间要注重设备的保护与管理。文章对此进行研究。
关键词：110kV主变保护,误动,原因分析
参考文献
[1]叶东印, 贺要锋, 库永恒.110kV某变电站1#主变保护误动分析及改造方案的研究.电力系统保护与控制, 2009.
[2]夏俊.一起220kV变电站主变保护误动事故分析.华北电力技术, 2009.
[3]蒋陆萍, 任浪, 罗志平, 胡国新, 周炎.CD-1集成电路主变保护误动分析及改进措施.高电压技术, 2006.
[4]姬希军, 黄生春, 樊平, 赵哲.一起主变保护误动作事故的分析与处理.电力自动化设备, 2007.
[5]姬希军, 黄生春, 樊平, 赵哲.一起主变保护误动事故的分析与处理.电工技术, 2006.
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