旁路开关保护（精选5篇）
旁路开关保护 篇1
0 引言
近年来,随着平潭岛上升为国家综合实验区,作为平潭电网仅有的两回110kV联络线路之一的高前线,其供电可靠性显得尤为重要。为了实现对高前线的不间断供电,110kV高山变电站内一次运行方式变换复杂,给保护配置及二次回路接线带来较大困难。本文结合高山变综自改造过程,总结出一种合理的母分兼旁路170开关旁带高前线时电压、电流回路改造方案,提高了高前线的供电可靠性。
1 变电站主接线方式
110kV高山变电站110kV系统主接线为单母线分段带旁路,110kVⅠ段母线接华高I路、高前线和#1主变运行,110kVⅠ段母线接华高Ⅰ路和#2主变运行,如图1所示。
2 运行中存在的问题
2.1 运行方式分析
(1)正常运行时,华高Ⅱ路对110kVⅠ段母线供电,经175开关供高前线负荷。
(2)当175开关处于检修时,华高Ⅱ路对110kVⅠ段母线供电,并经1701、170、1704带旁母,通过高前线旁路1757刀闸向高前线供电。
(3)当110kVⅠ段母线转检修时,110kVⅡ段母线通过1702、170、1703带旁母,通过高前线旁路,1757刀闸向高前线供电。
2.2 保护配置及TA回路存在的问题分析
母分兼旁路170开关装设一组TA,配置一套微机型线路保护装置,装置只能接入一组TA电流。在运行方式(2)下,母分兼旁路170开关带路保护处于TA正方向状态;运行方式(3)下,母分兼旁路170开关带路保护处于TA反方向状态。
2.3 解决方案
当110kVⅠ段母线转检修时,通过等电位法合上1737、1757刀闸实现华高Ⅱ路对高前线继续供电,同时华高Ⅱ路对侧需更改保护装置定值。
该方案存在的不足:对侧线路保护定值对高前线线路末端故障灵敏度不足;需要上级单位保护人员对华高Ⅱ路对侧的保护定值进行更改。
3 改造方案分析
3.1 改造目的
(1)实现110kVⅠ段、Ⅱ段母线分别旁带高前线。
(2)实现110kVⅠ段母线旁带华高I路、110kVⅡ段母线旁带华高Ⅱ路。
(3)要求母分兼旁路170开关保护装置在运行方式改变时能正确判断保护方向;母分兼旁路170开关作为平潭电源的计量关口,电度表也需实现I母旁带正、反向计量,Ⅱ母旁带正、反向计量。
3.2 实现方案
由于母分兼旁路170开关只设置了一组TA,保护装置只能接入一组电压、一组电流,这给正确判断I母旁带正反方向计量、Ⅱ母旁带正反方向计量带来困难。
方案一:在母分兼旁路170开关处加装一套线路保护,即在170开关TA中再抽取一组方向TA接入新的保护装置。110kVⅠ段母线旁带时,抽取正方向的TA二次端子;110kVⅡ段母线旁带时,抽取反方向的TA二次端子;110kVⅠ段母线旁带时,退出110kVⅡ段母线旁带的保护;110kVⅡ段母线旁带时,退出110kVⅠ段母线旁带的保护。
方案一存在的问题:TA本体只有三组保护级端子,在TA的抽取上存在困难;加装一套保护装置会再产生一组操作回路,增加了二次回路的复杂性,存在寄生回路风险;增加了设备投资;提高了运行人员操作难度,增加出错几率;增加了无人值守站的人力、物力投入。
方案二:在母分兼旁路170开关只有一组TA的基础上,设法通过二次回路的调整达到既能实现I母旁带所有线路,又能实现Ⅱ母旁带所有线路的运行方式。通过深入研究,在电压、电流二次回路上作了如下变更。
(1)电压二次回路。
①在母线电压回路上,取用切换后的电压。当1704刀闸在合位时,取110kVⅠ段母线电压;当1703刀闸在合位时,取110kVⅡ段母线电压,如图2所示。
②在线路电压上,取用1737、1747、1757旁路刀闸辅助触点并联后串在各线路TV的电压,接入170线路保护装置,如图3所示。
(2)电流二次回路。在TA电流上,通过加装大电流切换端子,在110kVⅠ母旁带时将母分兼旁路170开关TA电流切换到110kVⅠ段母线旁带电流接线盒SH1,实现电流经A432、B432、C432、N432流进保护装置,同时将保护装置流出的电流在电流接线盒SH2处相互短接,即将A433、B433、C433、N433相互短接;Ⅱ母旁带时实现电流经A433、B433、C433、N433流进保护装置,同时将保护装置流出的电流在电流接线盒SH1处相互短接,即将A432、B432、C432、N432相互短接,如图4所示。
方案二存在的问题:对于无人值守站,保护装置未能自适应地随一次运行方式的改变而改变,造成运行方式改变时需运行人员到现场进行切换。
4 注意事项
第二种方案中虽涉及到两次大电流端子的切换,但从设备投资及二次回路的复杂性上来看,该方案更为可行。但需要强调的是,大电流端子的切换一定要在母分兼旁路170开关合上前进行,以防止电流回路开路。另外,改选时还应注意以下几点:
(1)大电流切换端子在切换到各种运行方式时应保证与一次方式对应,并且变比、极性正确,有且只有一点接地。
(2)旁路断路器的带路操作中任何一台断路器都要视作运行设备,无论其处在合闸状态还是分闸状态。
(3)在运行规程中对切换操作进行明确要求,并加强对运行人员的现场培训。
5 结束语
110kV高山变110kV系统主接线复杂,运行方式多样,通过本文的方案设计,可实现母分兼旁路170开关旁带所有的线路,提高了线路供电的可靠性。
旁路开关保护 篇2
关键词：母线,旁路母线,保护死区,问题,方法
一、运行方式及现状介绍。
广安220KV代市变电站是四川电网的重要枢纽变电站之一, 是川渝电网、广安电厂、华蓥山电厂与四川电网, 广安电网与达州电网的汇接点, 电气规模较大, 也是广安电业局辐射网络的主要电源点。
目前代市站120MVA有载调压主变2台;220KV接线方式为双母加旁母, 220KV出线7条, 旁路1回, 母联1回;110KV接线方式为双母加旁母, 110KV出线7条, 旁路1回, 母联1回;35kV双母, 35kV出线8条, 母联1回。该站在正常运行方式下, 两台主变并列运行, 一台主变中性点直接接地, 另一台主变间隙接地。本站110kV侧有小电源 (最大出力可达19.85万千瓦) 可经过110kV代西线、代分I、II回、代卫线、代双线上网。为了提高供电的可靠性, 本站在建站时装设了旁路母线、旁路开关, 按线路保护方案配置旁路保护。由于变压器的特殊性, 线路保护不能承担保护变压器的任务。当旁路开关代变压器开关运行时, 为了不失去变压器差动保护, 代市站是将差动电流回路接入变压器套管侧电流互感器二次电流回路, 这样就形成了一段无主保护的死区, 为了解决消除死区的办法, 目前我局代市站在建站时已采用将旁路保护的距离保护和零序保护投入跳闸位置, 而将高频保护、重合闸等退出, 一旦发生主保护死区内故障, 保护出口跳旁路开关。如图1, 在虚框1或虚框2内发生故障, 旁路290障, 旁路290 (或115) 开关距离保护或零序保护迅速出口跳旁路290 (或115) 开关。
二、存在的问题。
根据我局电网去年一次系统接线阻抗归算, 运行方式按系统 (220kV和110kV系统) 最大运行方式, 同时考虑代市一台主变运行 (主变中性点须直接接地) , 一台主变停用情况考虑。相关计算参数如下:系统基准容量取Sb=100MVA, U=Un (各电压等级的额定电压:220kV额定电压为230kV, 110kV额定电压为115kV) ;归算到220kV母线的等值阻抗 (标幺值) :正序阻抗Z21=0.0119, 零序阻抗Z20=0.014;归算到110kV母线的等值阻抗 (标幺值) :正序阻抗Z11=0.0726, 零序阻抗Z10=0.0285;代市站主变压器电抗 (标幺值) :正序电抗Z1=0.10992, 零序电抗Z0=0.10992 (变压器电阻值可忽略不计, 变压器电抗也即阻抗) ; (一) 虚框1内故障旁路290#开关跳开后 (故障未消失) 按三种短路情况计算:
三相短路故障:Ik=[1/ (Z11+Z1) ]*100/ (1.732*230) =[1/ (0.0726+0.10992) ]*100/ (1.732*230) =1375安;单相接地短路故障:Ik=[3/[2 (Z11+Z1) + (Z10+Z0) ]]*100/ (1.732*230) =[3/[2 (0.0726+0.10992) + (0.0285+0.10992) ]]*100/ (1.732*230) =1496安;两相接地短路故障:Ik=[3/[ (Z11+Z1) +2 (Z10+Z0) ]]*100/ (1.732*230) =[3/[ (0.0726+0.10992) +2 (0.0285+0.10992) ]]*100/ (1.732*230) =1639安。
取两相接地故障最大短路电流Ik=1639安
(二) 虚框2内故障旁路115#开关跳开后 (故障未消失) 归算阻抗按三种短路情况计算:三相短路故障:Ik=[1/ (Z21+Z1) ]*100/ (1.732*115) =[1/ (0.019+0.10992) ]*100/ (1.732*115) =4122安;单相接地短路故障:Ik=[3/[2 (Z21+Z1) + (Z20+Z0) ]]*100/ (1.732*115) =[3/[2 (0.019+0.10992) + (0.014+0.10992) ]]*100/ (1.732*115) =4096安;两相接地短路故障:Ik=[3/[ (Z21+Z1) +2 (Z20+Z0) ]]*100/ (1.732*115) =[3/[ (0.019+0.10992) +2 (0.014+0.10992) ]]*100/ (1.732*115) =4074安;
取三相短路故障最大短路电流Ik=4122安;由以上计算得知:虚框1内故障时短路电流可达到1639安左右, 为主变额定电流5.5倍;虚框2内故障时短路电流约为4122安左右, 为主变额定电流6.9倍, 显然在虚框1、2内出现故障短路电流是比较大的。虚框1 (或虚框2) 内故障既不在主变差动保护范围内, 也不在母差保护范围内, 靠主变后备保护4.5或5.0秒来切除故障, 按照整定规程要求:当短路电流大于变压器热稳定电流 (6倍额定电流) 时, 变压器保护切除故障的时间不应大于2秒, 可见目前在虚框2内故障时靠主变后备保护长延时切除故障已不满足整定规程要求。而且随着主网系统容量日益增加, 短路电流不断增大, 由于其主变后备保护动作时限过长, 如果依靠它来切除故障, 势必会造成变压器损坏, 无论是在虚框1 (或虚框2) 内故障都将对代市站主变乃至广安电网系统都有很大的危害, 也就是说目前我局代市站旁路代主变开关运行仍然存在主保护死区问题。
三、解决方案
目前, 消除代市站旁路代主变开关运行时主保护死区的方法大致有两种:一是完善从旁路保护屏跳主变三侧的二次回路;一是将旁路电流互感器再启用备用绕组切换到主变差动保护电流回路;前者在保持现状并利用旁路代路保护死区故障时只跳旁路开关, 增加旁路及主变保护屏相关二次回路。虽然具有投资小, 易操作, 但在本次工程中不宜采用。后者整改措施优点是:一旦发生虚框1、2内故障, 主变差动保护快速出口跳各侧开关, 且对整定、操作回路及调试等无特别要求。但投资大, 因为旁路290与115#开关原电流互感器要换掉;旁路代主变开关运行时, 变电站运行人员要切换电流回路。我们根据本工程的实际情况决定采用该方案。采用该方案需具备以下条件:
(一) 、旁路CT要有多余的作保护用的二次绕组。 (二) 、主变保护屏上要有电流切换端子。在主变正常运行时主变保护装置必须用本路开关CT电流回路, 在旁路代路时必须采用流经旁路开关CT电流回路。因此保护屏上必须备有切换的电流端子, 随着方式的变化可随时切换。 (三) 、主变压器数量不多于2台。220kV旁路CT目前至少需具备的二次绕组:母差2组, 保护1组, 计度1组, 测控1组, 故障录波1组, 已经需要6组, 如果考虑切换到主变差动, 主变两台按一台一组考虑, 就需要8组, 将故障录波和保护电流回路相串合并用一组, 对旁路电流互感器二次绕组要求也至少是7组。超过两台主变, 电流互感器二次绕组必然超过7个, 对220kV及以下电压等级电流互感器要求二次绕组超过7个, 生产厂家很难办到, 电流切换回路过于复杂也不可取。110kV旁路CT同理。
经过分析比较代市站2、3条件满足要求, 条件1可以完善。代市站两台主变保护均已实现主变微机保护双重化, 该方案只需要旁路开关CT增加两个保护绕组, 代市站两台主变一台用一个保护绕组分别用于两台主变的1号差动保护中, 方法:先分别将两台主变1号差动保护原用套管CT电缆拆除, 再分别将旁路开关CT引出至主变保护屏电流回路电缆接入拆除后的保护屏腾空的电流端子, 其它不变。即代市站每台主变1号差动保护采取旁路电流互感器与主变开关间隔电流互感器二次电流回路在主变保护屏上切换, 而主变2号差动保护仍采用主变套管电流互感器与主变开关间隔电流互感器二次电流回路在主变保护屏上切换。
目前用于代市站220kV旁路290开关CT二次绕组 (现为五个绕组) 在本次综自改造中将更换为七个绕组的电流互感器, 满足要求;其中110kV旁路115开关CT二次绕组为四个, 不满足要求, 需更换为六个绕组的电流互感器。将旁路电流互感器二次绕组如虚框3、4内所示增加1、2号主变的差动绕组, 这样虚框1、2内 (图1) 的死区就纳入了主变差动的保护范围内, 从而解决了旁路代主变开关运行时出现的主保护死区问题。
结论
快速切除旁路开关代主变开关运行时的主保护死区对整个电网有重要意义, 解决死区的两种措施都存在优、缺点, 这就需要根据实际情况来取舍。对于不多于两台主变的变电站建议采用第二套方案;对于多于两台主变的变电站建议采用第一套方案。为了消除代市站旁路代主变开关运行主保护死区问题, 我局目前采用第二套方案在本次代市变电站综自改造中一并实施。旁路代主变开关虽为一种特殊运行方式, 但此方式下一旦发生引线部分故障 (相当于母线故障) , 其短路电流是相当大的, 设备破坏力也可想而知, 所以此方式下的主保护死区问题的解决无论是在新建、扩建还是改造等工程项目设计中不容忽视
参考文献
旁路开关保护 篇3
云广特高压直流输电工程是世界上第一个±800 kV特高压直流工程,是南方电网“十一五”西电东送的主要输电通道。工程额定电压±800 kV,额定电流3 125 A,双极额定功率5 GW,投运后对南方电网的安全稳定运行起着举足轻重的作用[1,2,3]。工程一次主回路采用双12脉动阀组串联结构,如图1所示,为了尽量减少由于设备故障所带来的功率损失,高低端阀组均配置了高速旁路开关(Q93)和旁路刀闸(Q1、Q2、Q3)以增加系统运行的灵活性。为适应特高压系统高可靠性的要求,控制保护的软硬件设计应满足:1)任一阀组发生故障时,控制保护系统应快速将相应阀组退出运行;2)任一阀组的控制保护设备故障不应造成直流系统单极停运[3,4]。
本文详细分析了云广特高压直流输电工程中
不同情况下ESOF顺序的实现方式和ESOF顺序执行过程中旁路开关的控制策略。研究成果对特高压直流工程控制保护功能的设计以及设备的运行维护具有实际的指导意义。
1 ESOF顺序启动
直流输电系统在运行中发生严重故障后,由控制保护系统启动的快速停运称为紧急停运,ESOF顺序需要以最快速度将断路器跳闸,使交流系统与直流系统隔离[3]。云广特高压直流系统的ESOF顺序逻辑如图2所示。
ESOF顺序的启动可以分为以下几种情况:
1)由极控/阀组控制系统本身启动的紧急停运,主要由控制系统内部监视功能启动,如大角度监视或保护系统的故障等。控制系统在发出跳进线开关指令的同时启动ESOF顺序。
2)由直流极/阀组保护系统、换流变保护系统、VBE系统、阀冷系统、火灾系统、运行人员紧急停机按钮等启动的紧急停运,这些系统通过单独的进线开关跳闸回路汇总至保护接口屏,最后由换流变保护屏内重动继电器的一副触点启动进线开关的跳闸,另一副触点返回给阀组控制系统启动ESOF顺序。此时控制系统不需要发出进线开关跳闸指令。
3)对站启动ESOF顺序后通过极控系统的站间通信发至本站的ESOF顺序请求。这时控制系统需要首先快速降低直流电流和直流电压,然后闭锁换流器,不需要跳开本站的进线开关。
2 ESOF顺序控制策略
ESOF顺序包括极ESOF和阀组ESOF顺序。极ESOF是指整个极的紧急停运,包括本极双阀组运行时两个阀组同时ESOF和本极单阀组运行时的运行阀组ESOF两种情况;阀组ESOF是指本极双阀组运行时其中一个阀组故障导致的单阀组紧急停运[4]。
2.1 极紧急停运
特高压直流系统极ESOF顺序和常规±500kV直流输电系统相似。对于整流站的极ESOF,如图3所示,首先执行强制移相,将触发角移相至120°,待直流电流降到5%时移相至160°,直流电流下降到3%以下时闭锁点火脉冲;对于逆变站的极ESOF,如图4所示,先投旁通对,通过高速的站间通信发送ESOF请求到整流站,整流站收到请求信号后执行强制移相,电压下降到10%时发合旁路开关指令,最后闭锁点火脉冲。
站间通信故障时,如果由逆变站启动ESOF,整流站通过低电压保护闭锁换流器;如果整流站启动ESOF,逆变站通过零电流监视功能闭锁换流器。
逆变侧极层的个别保护(如87HV极高压母线差动保护)动作时禁止投旁通对。由这些保护启动的逆变侧极ESOF顺序不能立即投入旁通对,逆变侧将ESOF请求信号送往整流侧,整流侧收到请求信号后执行降电流闭锁,逆变侧检测到直流电流接近于零后闭锁换流器。
2.2 阀组紧急停运
双阀组运行时某些单阀组相关的故障只需停运单个阀组,启动阀组ESOF并跳交流断路器,投旁通对和闭合旁路开关。多数情况下故障阀组能成功投入旁通对,其高速旁路开关可以正常闭合。设计阀组紧急停运顺序时,必须保障阀组隔离操作时的设备安全,不造成设备过应力,不中断双阀组系统的运行。如果必须中断双阀组系统的运行,应该在最短的时间内恢复正常。
由阀组故障而引起的阀组ESOF,其旁通对可能会无法成功投入。此时为了保障设备的安全,需要暂时将整个极的电流降低至零。具体的实现方法是:相应的阀组保护动作时发出强制移相请求到整流站极的双阀组,通过瞬时移相来降低直流电流,瞬时移相之后健康阀组自动重启继续运行。云广工程中,经过仿真试验确定的强制移相时间是150 ms。健康阀组的强制移相对以下两种情况意义重大:
1)如果故障时有直流电流流过变压器的二次侧线圈,应该避免直接跳交流断路器,通过旁路换流器或强制移相健康阀组可以保证设备的安全。
2)整流站的某些严重故障需要立即闭锁VBE的点火脉冲,此时不可能成功投入故障阀组的旁通对。同时由于高速旁路开关闭合比跳交流断路器慢,在完成开关操作前可利用强制移相来暂时熄灭阀组的电流。
整流站阀组ESOF时序如图5所示,逆变站阀组ESOF时序如图6所示。整流站和逆变站阀组ESOF控制策略的不同之处:整流站在跳进线开关的同时投入阀组旁通对、发出合旁路开关的指令;逆变站跳进线开关的同时发ESOF请求信号给整流站,延时20 ms后投入旁通对,直流电压降到10%发出合旁路开关的指令。延时20 ms是为了补偿站间通讯的延时时间,逆变侧投旁通对与整流侧强制移相同步可以减小直流电流的突变值。
在站间通信故障时,无论是整流站还是逆变站的阀组ESOF,均由直流低电压保护停运对站预选择的阀组[5]。
3 紧急停运顺序中旁路开关的控制策略
阀组控制系统对高速旁路开关Q93的分合操作有两种控制途径。一是接收到运行人员在人机界面下发的分合指令后,阀组控制系统通过现场总线驱动就地接口装置执行。二是在阀组的解锁和停运顺序中通过控制回路直接控制其分合。控制回路如图7所示,Q93的合闸回路包括由两个继电器(图中K411D、K421D)常闭触点串联后的出口回路,这两个继电器分别由两套冗余的控制系统切换逻辑(COL)模块的“No ESOF”信号驱动。当两套控制系统均故障,或COL模块处于手动模式且主系统发生故障时,“No ESOF”信号变为低电平,继电器失磁,常闭接点闭合,Q93的合闸回路接通。这种设计保证了阀组控制系统软硬件故障导致本阀组失去控制时能够可靠的合上旁路开关,隔离故障阀组,降低停运健康阀组的风险。
特高压直流输电工程中各种ESOF顺序的投旁通对和闭合旁路开关Q93的逻辑是一致的。极ESOF时只有逆变站的Q93需要闭合,阀组ESOF时两站相关阀组的Q93均需要闭合[6]。
通常ESOF顺序总会将直流系统带到STANDBY状态。在阀组ESOF执行过程中,首先闭合Q3,然后打开旁路开关Q93及隔离刀闸Q1、Q2。如果是极ESOF,本极没有电流通过,不再需要闭合旁路隔刀Q3。
4 功能及动态性能试验验证
上述紧急停运和旁路开关的控制策略以及两者之间的协调配合逻辑已经通过了云广工程功能及动态性能试验的验证。通过整理分析相应的试验数据,特别是一百多项保护跳闸试验的录波资料,可以得出以下结论:该策略能够保证所有设备安全,过程合理,对系统扰动小,提高了整个系统的可用率,完全满足云广特高压直流输电系统的设计要求。
整流站极1高端阀组ESOF波形如图8所示,高端阀组保护请求ESOF,控制系统立即投入旁通对并发出合旁路开关的指令,同时健康的低端阀组强制移相150 ms,重启后直流电压降为故障前的一半,电流增加到故障前的两倍以保证输送的功率值不变。
逆变站极1高端阀组ESOF波形如图9所示。高端阀组故障请求ESOF,控制系统将触发角限制值移到90°,在20 ms后投入旁通对并发出合旁路开关的指令。整流站接收到阀组ESOF信号后,高低端阀组同时强制移相,预选择优先停运的低端阀组投入旁通对并发出合旁路开关的指令。在电流降到最小值后闭锁故障阀组的触发脉冲。
5 结论
本文详细分析了云广±800 k V特高压直流工程ESOF顺序的各种启动方式和实现流程。深入研究了紧急停运和旁路开关的控制策略以及两者之间的协调配合逻辑。结论如下:
1)阀组紧急停运顺序是特高压直流输电工程的关键技术,关系到整个系统的安全稳定运行,其有关控制策略的设计必须正确、合理,必须通过功能性能试验和动态性能试验的严格验证。
2)阀组紧急停运时,整流站和逆变站的ESOF阀组首先把触发角限制值移到90°,然后投旁通对,闭合旁路开关。两站阀组ESOF的不同之处在于:逆变站需要考虑站间通讯延时,等整流侧强制移相时再投旁通对,尽量减小直流电流的突变值。
3)有些保护动作会请求整流侧健康阀组暂时强制移相降电流,强制移相150 ms之后,健康阀组自动重启继续运行。
4)站间通信故障时,逆变站启动极ESOF,整流站通过低电压保护闭锁;整流站启动极ESOF,逆变站通过零电流监视闭锁。对于阀组ESOF,无论是整流站还是逆变站均由直流低电压保护停运对站预选择的阀组。
5)需要设计特殊的硬件回路,保证阀组控制系统软件或硬件故障导致本阀组失去所有控制时能够可靠地合上旁路开关,隔离故障阀组,降低停运健康阀组的风险。
参考文献
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旁路开关保护 篇4
当220 kV旁路代主变运行时,偶有发生旁路开关失灵或主变电路发生其他故障的状况。尽管这种故障出现的概率非常小,但由于在这种情况下220 kV母差保护将发生拒动,因而会导致事故范围扩大等一系列严重后果,所以,相关部门必须对这一潜在危险给予足够重视。
1 220 kV旁路代主变运行,主变差动保护死区
在变电站的运行中,220 kV高压侧主变差动保护通常采用“大小差动”模式作为其差动保护的标准配置,其中大差的差动保护区由主变各侧开关之间的TA组成,小差的差动保护区则由主变高、中压侧套管TA和低压侧套管或开关TA组成,保护范围比大差小。
在电网正常运行时,大小差动保护所用TA在装设位置上相互交叉,并不存在保护死区问题。当主变断路器高压侧需要检修时,由于继电保护选择性要求,必须退出主变的大差动保护,而只保留小差动保护。这样一来,主变差动保护一般会由原先的开关TA保护范围缩减到套管TA保护范围附近,主变套管至旁路开关TA之间的设备既不在母线差动保护范围内,也不在主变差动保护范围内,保护死区问题相应出现。虽然也有部分学者认为,主变有后备保护,即使出现死区,在这一范围内出现故障的概率也非常小。主变的后备保护动作有2种,一种是靠主变本身的后备保护来断开主变开关,达到切除故障点的目的;另一种是利用时限保护切断主变电流,这种方式必然会导致全站停电。通常后备保护并不能有效排除故障,这主要有3点原因:(1)主变后备保护的时限要长于220 kV侧线路保护;(2) 220 kV侧复合电压由于闭锁过流的原因,一般无法启动运行;(3)母差保护机制在这一死区范围内失效,无法发挥其作用。综合这3点来看,死区名副其实。
解决死区问题有3种常见措施:(1)旁路代主变运行时,将主变开关差动保护中的电流回路切换至旁路开关;(2)保留大小差TA接线,对旁路开关进行定值设置,同时更改二次接线;(3)对大小差动的TA配置方案进行改动并对旁路开关进行定值设置,在此基础上增设联跳主变其他侧开关的功能。这3种措施各有利弊,通常在旁路开关TA有备用二次线圈时,第一种措施为首选,第二种措施一般在缺少二次线圈时使用,而第三种措施由于缺点较多很少使用。在采取以上措施的基础上,还可以通过软件设计,利用先进的微机装置,将失灵启动回路的切换功能优化,从而更好地消除保护死区。
2 220 kV旁路代主变运行失灵保护
当220 kV系统中母线、变压器或输电线发生故障,故障元件做出保护动作而使得断路器操纵失灵拒绝跳闸时,可通过故障元件的保护作用于变电站相邻断路器跳闸,在条件满足时,还可利用通道使远端断路器同时跳闸,这样的接线方式即断路器失灵保护。在220 kV线路和主变保护中,失灵保护被广泛配备,是220 kV断路器跳闸的近后备保护。在通常情况下,220 kV输电线路输送距离大且功率大,多采用快速保护和分相断路器来提高线路的输送能力和系统的稳定性。若线路故障的同时断路器拒动,电网的安全运行将受到严重威胁。失灵保护可有效缩小停电范围,减少设备的损坏量,提高系统运行的安全稳定性。在同时满足保护动作出口和电流2个条件时,断路器失灵保护装置会启动失灵保护,主变失灵保护的典型逻辑框图如图1所示。
失灵保护TA的选择、保护类型和母线判别这3个方面的因素决定了主变高压侧开关代路运行时能否正确启动失灵保护。当失灵保护启动时,对应母线所接断路器将跳闸并伴以警报,同时拒跳断路器仍保持在合闸位置;保护屏中显示相应信号继电器掉牌或失灵保护动作指示灯亮,并伴有主变、线路等保护动作信号发出;断路器如有拒动故障,将出现“分闸闭锁”“控制回路断线”“压力异常”等光字牌异常现象。
在实际运行时,一般有2种主变失灵保护电流的改进方法,一种是采用独立TA的方法,另一种是升高柱TA的方法。
采用独立TA的改进方法时,在旁路失灵保护的TRIP插件上,除失灵接点外,可以在插件上再引一副由失灵继电器启动的接点。新增回路的作用显而易见:在新增回路之后,主变失灵继电器的启动不需再经电流判别,只需要旁路的失灵接点闭合即可,在接点闭合之后,主变送至母差的“解锁失灵复压闭锁”接点也将闭合。当然,母差保护的程序也需要做出相应的改进,与主变保护相同,旁路失灵保护也改为当“解锁失灵复压闭锁”和“失灵保护”2个逻辑条件同时满足时,允许解除电压闭锁。这一方法在实际运行时需要注意以下几点:(1)在旁路代主变运行时,不应退出旁路失灵保护(下转第5页)送至母差的失灵启动回路压板;(2)即使采用旁路代主变运行,主变失灵保护仍然需要一直启用,此时将“解锁母差”压板代替“失灵启动”压板投入使用;(3)新增回路中应当设置一个压板,该压板随着旁路代主变的运行而投入,而当线路停用时则相应退出。
当采用升高柱TA这一改进芳法时,关键问题在于如何让主变220 kV侧及时准确判断出是否正在使用旁路代主变运行。一般来说,在母差屏增设“旁路代主变”开入压板即可解决这一问题,当然,程序也需作相应的改动。在实际运行时,“旁路代主变”开入压板需要由维修人员进行人工投入,而为了使得故障所在母线能被失灵动作出口正确切除,母差保护需要相应改为检测旁路间隔的刀闸位置和电流。这一方法使用时需要注意以下几点:(1)如果使用旁路分别替代2台主变,在保护校验时需要对2块压板分别进行校验,保证2块压板相互之间不会产生任何影响,同时,为了防止操作时产生判断失误,在母差屏上应当对2块压板分别进行标注;(2)在使用旁路代主变运行时,应当停用旁路本身的失灵保护装置;(3)为了避免“旁路代主变”开入压板误、漏投退,相应的投退操作应当写入运行操作规程。
3 结语
如本文文首所说,在当前的电网运行中,使用220 kV旁路代主变运行的概率很小,且代运行的时间一般不长。尽管如此,由于现今的电网容量已经相当大,运行方式也越来越多样化,尤其近几年来,随着超高压技术的运用,中国的电网技术已经获得了迅猛发展,短路电流也随之增大,一旦电网发生问题,便会造成巨大经济损失。因此,出于电网安全平稳运行,尽可能减少损失的考虑,对电网的设计应当考虑周全,不可以对任何潜在危险放松警惕。总的来说,在旁路代主变运行时,现场首先应当注意主变差动保护死区的问题,并结合具体情况采取恰当的处理方案;其后,应当根据主变和旁路TA切换后电流来决定是否启动失灵保护,而在失灵回路中应当增加“旁路代主变”压板。当然,解决问题的方案并不绝对,维修人员需要充分考虑,具体问题具体分析,只有这样才可以有效解决220 kV旁路代主变运行中开关失灵的问题。
摘要：当主变断路器需要检修时,维修人员有时会采用旁路代主变电路运行的方式,即用旁路断路器代替主变断路器运行。现对220 kV旁路代主变运行时开关失灵的情况进行了具体分析,指出了由于主变差动保护范围缩小而引起的保护死区问题,并结合实际情况提出了对失灵保护的改进方案和对相关保护程序的完善建议。
关键词：旁路断路器,主变断路器,220 kV,开关失灵
参考文献
[1]杨波.220 kV旁路开关代主变压器高压侧开关时保护问题的探讨[J].广东电力,2000(4)
[2]潘志敏,罗志平,孙惠.220 kV主变保护在旁路代运时的若干问题探讨[J].继电器.2006(5)
[3]梁勇超,罗志平,熊迪.220 kV主变保护在现场应用中应考虑的若干问题[J].广西电力,2006(1)
[4]戴建峰.张颖.220 kV旁路代主变开关失灵的探讨[J].江苏电机工程,2011(1)
旁路开关保护 篇5
关键词：旁路,切换,MPC8308,心跳信号
根据《宽带网络基础设施“十二五”规划》,我国宽带建设将以网络能力全面提升为主线,以加快城域网、部署大容量的DWDM系统为着力点,逐步进行城域网上联骨干网的扁平化改造,增加骨干网络核心节点的数量,提升宽带网络保障能力。而节点一般接入到两个或多个网络中,一旦出现设备故障,将造成极大的冲击和损失。因此,针对节点的旁路保护显得至关重要。
基于10G传输的光纤旁路保护器[1]是专门针对当前DWDM系统接入节点的旁路保护设备。当节点出现硬件故障、电源故障、软件死锁时快速、自动跳过该节点切换到直通状态进行通信,形成网络自愈,保证网络可用性,不影响网络稳定性,让网络维护更加得心应手。
1 总体设计
本设计的主要目的是利用MPC8308 丰富的内部资源,配合基于10G传输的以太网交换芯片BCM56334、物理芯片BCM8705 以及精密的光学元件,设计出一种性价比较高的旁路保护器。该旁路保护器通过镜像端口与被保护设备的防火墙相连,实现了光纤网络安全的完美保护。旁路保护器硬件原理示意图如图1 所示。
旁路保护器硬件上采用飞思卡尔的MPC8308[2 - 3]作为主处理器,通过数据采集模块与被保护设备相连,通过RJ - 45 进行管理操作,通过RS - 232 串口进行配置和软件升级操作,通过判断接收返回的心跳信号是否异常来控制WDT驱动光开关,切换光路。数据采集模块主要由BCM8705 和光模块( XFP) 组成,通过配对使用,构成独立的接收或转发电路,提高了系统效率。数据采集模块示意图如图2 所示。
2 硬件电路设计
2. 1 控制模块电路设计
旁路保护器主要用于10G传输的设备保护,信息吞吐量大,而且是主动外置保护设备,要发送和接收心跳包,对响应实时性要求较高,因此本设计采用飞思卡尔的MPC8308 作为主处理器。MPC8308 中的Power PC e300c带有16 kbyte的指令cache和16 kbyte的数据cache,实现了Power PC的用户指令集系统结构,并提供了硬件和软件调试支持,主频最高可达333/226 MHz。另外,MPC8308 提供了2 个三速( 10110011000) Mbit/s的Ethernet控制器、1 个DDR / DDR2 SDRAM存储器控制器、1 个灵活的本地总线控制器、1 个PCI连接器、5 个千兆以太网端口、1 个通信I/O端口、2 路UART等资源。此控制芯片开发成本低、开发周期短。控制模块和交换芯片连接示意图如图3 所示。
在具体连接上,MPC8308 通过PCIe接口对以太网交换模块的交换芯片BCM56334 进行业务配置,通过连接一块1G PHY( BCM5461) 芯片实现RGMII到COFFER接口的转换。
2. 2 以太网交换模块内部电路设计
系统中以太网数据处理部分主要由以太网交换芯片、数据采集模块两部分构成。以太网交换芯片和物理层芯片分别采用了博通的BCM56334 和BCM8705,二者均支持10G的数据传输。BCM56334 通过4 个1. 0G/2. 5G/10G /12G /13G栈端口与4 块BCM8705 相连,实现了物理层数据向MAC层的传输。XFP是一种可热插拔的且独立于通信协议的光学收发器,在系统中主要用于光电转换。连接电路如图4 所示。
2. 3 旁路保护器切换电路设计
旁路切换电路主要由MPC8308、WDT和光开关组成。设计中使用微机械光开关从物理上切换光路。光开关选用2 ×2 的单模/多模微机械光开关。光开关支持两路光路同时切换。同时,此光开关具有损耗小、切换寿命长,切换时延小于4 ms等特点。
2. 4 RS - 232 串口和RJ - 45 网口设计
出于安全性考虑,旁路保护器使用串口在XP系统的超级终端下设置参数。用MPC8308 自身的DUART端口配置,来完成RS -232 串口设计; 出于设备可扩展和管理要求考虑,MPC8308 通过对RGMII接口的配置,连接一块物理芯片BCM5461 来完成RJ -45 网口设计。
3 软件实现
3. 1 指令执行流程
光开关将光信号引入旁路保护器内部。控制模块监听防火墙返回的心跳信号,一旦在预先设置的门限值( ms) 内未收到返回信号,则发送喂狗信号控制看门狗,看门狗接收到指令后驱动光开关,切换到旁路电路; 反之,则说明以太网交换电路和防火墙均工作正常,便将防火墙接入网络并返回心跳包,控制模块同时进行心跳计时并通过判定心跳信号是否超时来进行下一步工作电路判断。旁路保护器在网络中工作指令流程如图5 所示。
3. 2 软件平台的构建
旁路保护器软件功能的实现依赖于嵌入式Linux平台的构建。平台构建流程如图6 所示。
3. 3 交叉编译环境的搭建
嵌入式系统的开发一般需要交叉编译开发环境[4 - 6]。主机系统工作在Centos环境下,将飞思卡尔针对开发板提供的嵌入式开发套件BSP源代码包挂载到/opt /freescale目录下。执行. / install完成安装,最后生成项目开发所需的交叉编译工具: powerpc - e300c3 - linux - gnu -gcc、powerpc - e300c3 - linux - gnu - g + + 、powerpc -e300c3 - linux - gnu - ar。
3. 4 U - BOOT移植
移植工作主要针对不同的目标板进行一些配置修改。以MPC8308RDB作为目标板,首先确定目标板上的系统资源映射,在此基础上通过修改配置文件和代码完成U-BOOT的移植,如果移植后无法满足外部设备的一些功能需求,还需要添加一些驱动程序。本平台的地址空间映射如表1 所示。
在移植过程中,需要对MPC8308ERDB. h文件做一些修改,比如:
设置正确的输入时钟:
注销CONFIG_VSC7385_ENET,因目标板不包含此交换芯片,否则U-BOOT会一直重启:
/ / #define CONFIG_VSC7385_ENET / * VSC7385 ethernet support * /
由于系统中要挂载JFFS2 文件系统,还需对archpowerpcbootdtsmpc8308erdb. dts文件中JFFS2 定义部分进行内存大小设置。最后,将编译好的u-boot. bin通过JTAG烧录到Flash中,再通过tftp将内核( u Image) 、文件系统( rootf. gz. ext2. u-boot) 加载到Flash中,完成U-BOOT和内核移植工作。
3. 5 SDK移植
SDK源代码包从博通官网上下载。
1) 首先在/ opt / share / broadcom目录下解压出SDK源代码。
2) 进入sdk - all - 5. 10. 1systemslinuxkernel,建立目录mpc8308,选择合适的目标平台( bmw - 2_6) ,将该平台下的makefile复制到mpc8308 目录下,打开/mpc8308 下的makefile,找到platform,将bmw - 2_6 替换为mpc8308。
3) 进入sdk - all - 5. 10. 1make目录,复制当前文件Makefile. linux - bmw - 2_6,并重新更名为Makefile. linux -mpc8308。要顺利向后执行代码,必须先设置环境变量,这里建立一个setenv. sh脚本文件,录入如下代码:
上述变量中,PATH为交叉编译环境的路径,CROSS_COMPILE为编译工具,即U - BOOT移植过程中所生成的交叉编译工具,SDK为sdk安装目录,KERNDIR为U-BOOT源代码所在目录。针对目标芯片,对当前环境做适当修改。注销掉WRS_LINUX_VERSION =2. 0,将CFGFLAGS + = -DBCM _ PLATFORM _ STRING = ”BBMW _ MPC8245 /PPC603e”编译环境变量替换为CFGFLAGS + = - DBCM_PLATFORAM_STRING = ”BMW__MPC8308”,ARCH = ppc替换为ARCH = powerpc,最后再将KFLAGS重新设置为目标参考值。
4) 执行source setenv. sh,导入脚本文件,进入sdk -all - 5. 10. 1systemslinuxkernelmpc8308 执行make命令。编译成功后,在/sdk - all -5.10. 1 生成build目录,在/build目录下生成7 个文件,如表2 所示。
最后将用到的模块加载。执行过程如下:
4 测试分析
经过测试,系统响应时间如表3 所示。
初始上电后,看门狗的LED呈浅黄色,CPU每隔5 ms发送一次心跳数据包。当被保护设备掉电时,看门狗的LED呈红色,系统自动切换到旁路模式,切换时延小于20 ms。光路切换时延是指心跳包通过内部电路绕过防火墙情况下,从防火墙返回心跳信号到光路切换完成所需要的时间。
5 小结
经以上分析测试,旁路保护器具有响应快、自动检测、功耗低、可扩展性强等特点,能支持10G单模和多模数据传输,具备很好的实用价值,该旁路保护器已实现产品化,逐步推向市场。