PT并列二次回路（通用5篇）
PT并列二次回路 篇1
1 故障前运行方式
故障前, 110kV普梭沙101线路运行, 母联110QF、120QF合位, 梭洋102线路运行, 110kV系统合环运行;#1、#2机组在发电状态, #3机组在检修状态;全厂总负荷为52MW。保护动作前, 110kV系统运行方式如图1所示。
2 开关跳闸及保护动作情况
某日, 发电公司根据检修工作计划, 对#3主变进行年度预试及保护定检工作。当日9时35分开始对#3主变进行运行状态转检修状态操作。11分51秒219毫秒后, 在上位机分110kV梭洋线102QF断路器, 随后操作110kV I段母线PT二次联络切换开关1BK至投入位置, 操作110kV III段母线PT二次联络切换开关2BK至切除位置, 合上#3主变中性点1130接地刀闸。17分32秒157毫秒后, 在上位机分110kV II、III段母联开关120QF断路器, 随后拉开#3主变高压侧1131G隔离开关, #3主变从运行状态转为冷备用状态。18分42秒后, 在上位机合上110kV II、III段母联开关120QF断路器。21分18秒后, 合上110kV梭洋线102QF断路器。21分18秒696毫秒后, 110kV普梭沙101线路保护 (PT断线过流II段保护) 动作, 101QF断路器跳闸, 同时110kV梭洋102线路保护 (距离I段保护) 动作, 102QF路器跳闸。由于101QF、102QF断路器保护动作, 因此#1、#2发电机甩负荷事故停机, 全厂失压。
3 保护动作原因分析
该发电公司110kV系统采用单母线分三段运行方式, 共设二回线。#1发电机保护采集的系统电压为110kV I段母线1514PT的二次电压, #3发电机保护采集的系统电压为110kV III段母线1534PT的二次电压, #2发电机保护采集的系统电压为110kV I段母线1514PT及110kV III段母线1534PT二次联络母线电压。#2主变保护装置高后备保护采集的保护电压为110kV I段母线1514PT的二次电压和110kV III段母线1534PT的二次电压经PT自动切换单元切换后的电压, 如图2所示。
#2主变保护装置为南瑞PCS-9681NH。PT自动切换单元原理如图3所示, 1YQ、2YQ为电压切换继电器, 均为自保持继电器;110QF刀闸常开、110QF刀闸常闭为母联开关110QF的辅助接点;120QF刀闸常开、120QF刀闸常闭为母联开关120QF的辅助接点。110QF刀闸常开闭合时1YQ动作, 110QF刀闸常闭闭合时1YQ返回;120QF刀闸常开闭合时2YQ动作, 120QF刀闸常闭闭合时2YQ返回。110kV II、III段母联开关120QF由闭合状态到分闸状态的过程中, 120QF刀闸常开分开到120QF刀闸常闭闭合需要一个过程。在该过程中, 由于2YQ为自保持继电器, 因此未返回, 即1YQ、2YQ均动作, 而110kV I、III段母线PT二次仍联络运行。
该日, 将#3主变由运行转检修状态的倒闸操作中, 9时46分51秒219毫秒分梭洋线102QF断路器后, 操作110kV I段母线PT二次联络切换开关1BK至投入位置, 操作110kV III段母线PT切换开关2BK至切除位置。5分40秒938毫秒后, 分110kV II、III段母联开关120QF断路器时, 110kV III段母线停电, 因110kV I段母线1514PT二次电压经#2主变保护装置PT自动切换单元给110kV III段母线二次反充电, 将用于保护的二次空开ZK1及ZK4冲开, 故110kV普梭沙101线路保护及110kV梭洋102线路保护发PT断线告警。5分42秒278毫秒后, 110kV梭洋102线路保护PT断线告警恢复, 由于梭洋线102QF断路器在分位, 保护电压 (1534PT二次电压) 无压, 线路无电流, 因此PT断线告警500ms后报警消失。9分33秒364毫秒后, 在上位机合上110kV梭洋线102QF断路器, 造成110kV普梭沙101线路潮流变化, CT二次电流突变量大于整定值 (1A) , 保护装置发PT断线告警;三相电流最大值为1.93A, 大于整定值 (1.67A) , 故110kV普梭沙101线路保护 (PT断线过流II段保护) 动作, 保护动作正确。在以上过程中, PT断线告警恢复时, 保护电压空开ZK4偷跳导致保护无压, 合上102QF断路器瞬间二次电流为1.98A, PT断线告警未发出, 无法闭锁距离保护, 所以110kV梭洋102线路保护 (距离I段保护) 动作, 保护动作正确。
综上所述, 110kV普梭沙101线路保护 (PT断线过流II段保护) 动作及梭洋102线路保护 (距离I段保护) 动作均属正确;造成保护动作的原因为110kV I、III段母线PT用于101、102线路保护的二次空开ZK1、ZK4跳闸, 而ZK1、ZK4跳闸的原因是分母联开关120QF断路器时110kV I段母线电压经#2主变保护装置的PT自动切换单元对110kV III段母线进行PT二次反充电。
4 分析证实
经地调同意, 该发电公司进行倒闸操作模拟, 具体步骤如下:拉开110kV梭洋线102QF断路器, 检查110kV I、III段母线PT应用于保护的二次空气开关ZK1、ZK4正常;拉开110kV II、III段母线联络开关120QF断路器, 检查110kV I、III段母线PT应用于保护的二次空开ZK1、ZK4跳闸;合上110kV I段母线PT应用于保护的二次空气开关ZK1;合上110kV II、III段母线联络开关120QF断路器;合上110kV III段母线PT应用于保护的二次空气开关ZK4;拆除#2主变保护装置III段母线PT二次电压输入端子;拉开10kV II、III段母线联络开关120QF断路器, 检查110kV I、III段母线PT应用于保护的二次空开ZK1、ZK4正常。
经模拟证实, 拉开110kV II、III段母线联络开关120QF断路器, 110kV I段母线二次电压经#2主变保护装置PT自动切换单元给110kV III段母线二次反充电, 是造成110kV I、III段母线PT应用于保护的二次空开ZK1、ZK4跳闸的原因。
5 整改方案
方案1:在接入#2主变保护装置的110kV I、III段母线PT二次电压回路中分别加装手动投、切空开QHZK1、QHZK2, 如图4所示。正常运行时, 任投入QHZK1、QHZK2中的一个, 确保只有一路电压输入;当运行方式发生改变时, 为确保110kV I、II、III段母线在联络状态, 先将QHZK1、QHZK2联络, 再拉开QHZK1或QHZK2电压回路空开即可。
方案2:除去#2主变保护装置PT自动切换功能。原接入的保护电压为110kV I段母线电压和110kV III段母线电压, 经PT自动切换单元自动切换的电压作为保护电压。现将保护电压改为取自110kV I段母线和III段母线二次电压的公共母线, 通过切换1BK或2BK实现电压切换, 如图5所示。
方案1虽然能用手动控制方式解决反充电问题, 但是系统运行方式发生改变时电压不能及时切换, 会造成#2主变长时间失去二次电压, 引起#2主变高后备复合电压过流保护误动。方案2中仍存在2套110kV PT切换装置 (#2主变保护装置PT自动切换单元及110kV升压站110kV I段母线及III段母线PT二次切换系统) , 操作复杂, 易造成类似的PT二次反充电现象, 引起保护误动。若方案2除去#2主变保护装置PT自动切换单元, 保留110kV升压站110kV I段母线及III段母线PT二次切换系统, #2主变保护装置保护电压采用110kV升压站110kV I段母线及III段母线PT二次切换系统公共母线电压, 操作简便, 且不会出现#2主变保护装置PT自动切换单元给110kV I段或III段母线二次充电, 引起保护误动。通过方案对比, 选定方案2作为整定方案。
6 结束语
该发电公司110kV系统有2套PT电压切换系统, 在分开母联开关110QF或120QF时会引起PT二次反充电, 冲开用于保护的PT二次空开ZK1、ZK4, 引起相关保护 (主变保护、110kV线路保护、发电机保护) PT断线, 从而导致保护误动。通过改造#2主变保护装置PT自动切换单元, 110kV系统只存在一套PT电压切换系统, 将不会再引起类似的PT二次反充电。
PT并列二次回路 篇2
近年电压异常并列屡有发生[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13],造成二次电压空开跳闸,甚至电压互感器烧毁、继电保护装置误动的严重后果。
电压并列装置是变电站重要装置,当一段PT检修时,将两段电压回路并列,保证站内二次设备,尤其是继电保护、计量装置的电压正常,对变电站的安全、可靠运行具有重要意义。传统电压并列装置,原理简单,动作可靠,但是未考虑PT电压及刀闸辅助触点的影响,存在电压异常并列的问题;微机型电压并列装置,实现并列功能同时能监视电压,但未限制并列条件,也不能避免电压异常并列。
本文结合电压并列典型操作流程,分析了电压异常并列原因及后果,提出了考虑PT二次电压、互感器刀闸辅助触点的新并列判据,并对将该判据微机化设计思路进行了探讨。分析表明,该思路能有效避免刀闸位置辅助触点、设备异常引起的异常并列。
1 并列装置原理
图1为电压并列装置原理图。1G、2G分别为I母、II母PT刀闸辅助触点,DL、1FG、2FG分别为母联开关及两侧刀闸辅助触点,YQJ为中间继电器,UI、UII分别为I母、II母PT二次电压,1YM、2YM为I段小母线电压、II段小母线电压。1G(2G)动合触点闭合1YQJ(2YQJ)动作,电压输入小母线;1G(2G)动断触点闭合1YQJ(2YQJ)复归,小母线电压消失。当DL、1FG、2FG均在闭合位置时,DL、1FG、2FG动合触点闭合,手动合控制开关QK,并列继电器3YQJ动作,I、II段电压小母线并列。当DL、1FG、2FG、QK开关任意一个在断开位置时,小母线电压自动分列。
2 电压异常并列
传统电压并列判据母联及刀闸位置在合位时允许并列,任意一个在分位就自动复归,是防止分列运行时电压并列。实际应用中,传统电压并列条件满足,也会出现异常并列事故。
2.1 设备异常对电压并列的影响
现场PT并列操作有如下两种流程:(1)正常流程。检查母联开关及刀闸位置在合位;PT二次并列;拉开待退出PT的二次电压空开;拉开PT刀闸。(2)事故流程。检查母联开关及刀闸位置在合位;拉开待退出PT的二次电压空开;拉开PT刀闸;PT二次并列。
PT一次异常时,误采用正常操作流程,造成两组互感器的二次电压空开跳闸。因无空开切除开口三角电压回路故障电流,PT并列装置可能烧毁,严重时烧坏PT,甚至是可能发展成母线故障。
图2为电压并列等效电路图,电压并列后,电压回路环流,回路环流受两端电压差及回路阻抗影响。
当I母PT一次绕组A相断线,两母PT A相电压差约57 V,并列会产生很大环流,A相二次空开跳闸。开口三角回路此时有100 V的零序电压,两母开口三角电压差为100 V,环流也很大,烧毁并列装置,甚至PT。
2.2 PT刀闸辅助触点对电压并列的影响
二次电压空开刀闸辅助触点不可靠会造成异常并列事故。拉开I母PT刀闸后,其辅助动断触点并未闭合,1YQJ未复归,电压回路未断开,如果I母二次电压空开未可靠断开,则会造成II母电压空开跳闸。
开口三角电压回路一般不设置空开或熔断器,PT并列后,电压二次回路连通。系统正常运行时,无开口电压,不影响PT的正常运行。系统电压不平衡时开口电压不为零,有一定的回路环流,长期并列运行会缩短PT使用年限。系统接地时有零序电压,对PT并列装置、PT的影响则要取决于系统故障切除的时间。系统故障切除的时间越长,回路环流持续时间越长,影响越大。110 k V系统接地,保护装置瞬时跳闸,影响较小;35 k V及以下系统,系统接地,保护装置不跳闸,可以继续运行2 h,此时开口电压约100 V,回路环流大,容易烧毁PT及并列装置。由于开口三角电压回路异常并列正常情况不易发现,隐蔽性强,危害性大。
3 考虑PT二次电压及刀闸辅助触点的电压并列新判据
3.1 并列新判据
3.1.1 并列允许
图3为电压并列新判据逻辑图。
(1)测量刀闸重动前的PT二次电压UI、UII,均有电压时,计算各相电压差值,任意一相差值小于定值。
(2)PT二次无压时,检查无电压PT的刀闸在分位。刀闸位置选取重动继电器的动合触点,不应该选择1G(2G)的辅助触点。因为当1G(2G)的辅助触点不可靠时,YQJ动作不复归,由于电压二次回路由YQJ的触点连通,YQJ的触点动作情况才能真正反应二次回路连接状态,监视YQJ的触点可有效避免刀闸辅助触点不到位造成的异常并列事故。
(3)满足以上任意一条则延时T1发并列允许信号,同时驱动中间继电器输出并列允许触点;否则发异常告警信号,并禁止并列操作。
(4)电压并列操作完成后应检查两段PT二次电压是否有压,如果一段时间后两PT有压且并列继电器3YQJ未复归则认为PT并列完成后,PT刀闸重动继电器未复归,两段PT回路依然连接,特别是开口三角回路,此时应该延时T2发告警信号,通知运行人员处理,以防止PT开口三角二次绕组的并列,影响互感器的安全运行。
3.1.2 并列复归
图4为电压并列复归逻辑图。当母联及刀闸任一在分位或并列允许条件不满足时,并列立即自动复归,并驱动中间继电器输出并列复归触点。
3.2 新判据的微机化思路
本文所提方案保留原有电压重动回路,增加对电压、刀闸微机化监视插件,并对并列回路进行简单改进。
图5为电压、刀闸监视插件简图。当允许并列条件满足时驱动中间继电器ZJ动作,并列允许。当
复归条件满足,中间继电器ZJ自动复归。
图6为新并列回路,ZJ动合触点代替原回路中1FG、2FG、DL串联的动合触点,ZJ动断触点代替1FG、2FG、DL并联的动断触点。当ZJ动作时,并列回路接通,手动合QK,电压并列。当ZJ复归,复归回路接通,电压并列自动复归。
4 结论
(1)将刀闸重动前的母线电压及重动后的互感器刀闸位置作为并列允许判据,可有效避免一次设备、刀闸位置异常造成的异常并列。
(2)微机化思路增加了并列装置的复杂性和成本,但能方便地实现新并列判据,减少异常并列的几率,对变电站安全运行有重要意义。
(3)PT正常并列后,如果刀闸断开而辅助触点未断开,为防止开口三角并列产生的环流影响PT的安全运行,仅仅采用发信的方式,通知运行人员处理。下一步需重点研究如何让装置自动处理这种情况。
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PT并列二次回路 篇3
电能计量的综合误差包括电能表、电流互 感器、电压互 感器的计量误差以及电压互感器到电能表的二次回路线路压降。根据经验,计量的准确性一般从电能表误差、电压互感器和 电流互感器误差进行 考核,从而忽略 了二次电 压线路的 压降损耗。当电能表、互感 器的计量 误差均符 合国家相 关规程规 定时,由PT二次侧到电能表端子之间二次回路线路的电压降(简称为PT二次电压 降 ),将导致电 压量测量 产生偏差。DL/T448—2000《电能计量装置技术 管理规程》规 定:“当二次回路负荷超过互感器额定二次负荷或二次回路电压降超差时应及时查明原因。”
1问题的提出
广东电科院对润洲电厂#2主变关口计量回路PT二次压降测试时数据如表1所示。
测试数据 显示本厂 #2主变PT二次压降 超差,不满足DL/T448—2000《电能计量装置技术管理规程》的要求。
本厂二期计量关口设在#1、#2主变高压侧。如 果 #1、#2主变PT二次压降合格,在相同时间段,主变电量应该略大于线路电量(220kVGIS存在损耗),由于#1、#2主变PT二次压降不合格,造成主变电量略小于线路电量。单日电量统计数据分析:#1主变高压侧电量647.625×104kW·h,#2主变高压侧电量642.4×104kW·h,220 kV润洲联线 电量627×104kW·h,220kV润虎甲线电量664.4×104kW·h,主变电量1290.025×104kW·h,线路电量1291.4×104kW·h,一日损失电量:线路电量-主变电量 =1.375×104kW·h(以线路计量电 度表值为 基准值 ),#1发电机电 量702.9×104kW·h,#2发电机电 量701.7×104kW·h,发电机总 电量:#1发电机电量+#2发电机电量=1404.6×104kW·h,厂用电率1:8.157%(以主变计量电度表值为基准值),厂用电率2:8.059%(以线路计量电 度表值为 基准值);27天 (2010年2月13日至3月12日)电量统计数据分析:#1主变高压侧电量16327.03×104kW·h,#2主变高压 侧电量16247×104kW·h,220kV润洲联线 电量15831.2×104kW·h,220kV润虎甲线电 量16772.25×104kW·h,主变电量32574.03×104kW·h,线路电量32603.45×104kW·h,27天累计损失电量:线路电量 - 主变电量 =29.42×104kW·h(以线路计量电度表值为基准值),#1发电机电量17777.94×104kW·h,#2发电机电量17671.86×104kW·h,发电机总电量:#1发电机电 量 + #2发电机电 量 =35449.8×104kW·h,厂用电率1:8.112%(以主变计量电度表值为基准值),厂用电率2:8.029%(以线路计量电度表值为基准值)。以线路侧为基准,厂用电率增加:8.112%-8.029%=0.083%。
通过以上数据的分析,由于本厂关口计量PT二次压降超差,造成计量电量损失,因此要求对本厂关口计量PT二次回路进行原因分析及改造。
2原因分析
查阅图纸并咨询广东电科院相关专家,分析发现#1、#2主变计量电压回路线路路径长约900 m,线路过长是造成PT二次压降超差的主要原因。
本厂#1、#2主变电度表屏的PT二次电缆走向为:220kVGISⅠ、Ⅱ母PT就地控制柜至网控室母线测控屏,再从网控室母线测控屏到电子设备间发变组保护屏C,经电压切换箱切换后再到#1、#2主变电度表屏,电缆总长度约900 m,所用电缆为ZR-KVVP22P24×2.5。
PT二次回路压降是影响电能计量综合误差的主要原因之一。电压切换箱安装位置不合适造成PT的二次回路电缆过长引起PT二次压降超差。
3改进措施
以上情况说明本厂 #1、#2主变电度 表的PT二次压降 不能满足规程要求的原因为:(1)二次回路电缆过长;(2)二次回路电缆截面积偏小。
综合以上分析原因,本厂电气专业立即制定了相应的解决方案:
(1)经考察现场设备位置和咨询南瑞继保厂家,拟定增加一套电压切换装置RCS-9662B,装置安装位置选定在网控室光纤配线架屏内,这种方式PT二次回路路径长约20 m,比原来的接线方式PT二次线路径短了约880m。
(2)使用电缆 型号为ZR-KVVP22P24×4,增大导线 截面积。
改造后#1、#2主变电度 表关口计 量PT二次回路 电缆走向为:220kVGISⅠ、Ⅱ母PT就地控制柜至网控室母线测控屏,再从网控室母线测控屏到网控室电压切换箱(网控室光纤配线架屏内),经电压切换后到#1、#2主变电度表屏,电缆总长度约20m。
4实施效果
在网控室光 纤配线架 屏内增加1套电压切 换装置RCS9662B。#1、#2主变电度 表关口计 量PT二次回路 电缆走向为:220kVGISⅠ、Ⅱ母PT就地控制柜至网控室母线测控屏,再从网控室母线测控屏到网控室电压切换箱(网控室光纤配线架屏内),经电压切换后到#1、#2主变电度表屏。
在新增电压切换箱(网控室光纤配线架屏内)安装2个空气开关,按照施工图纸接好线,开关处于分断状态,待两侧接线正常和新增电压切换装置输出正常,使用仪器测量开关两侧电压,在两侧压差近似0时合上开关,再拆除原来的二次回路,并包扎好。
改造完成后广东电科院对润洲电厂#2主变关口计量回路PT二次压降测试时数据如表2所示。
测试数据 显示,本厂 #2主变PT二次压降 满足DL/T448—2000《电能计量装置技术管理规程》的要求。
改造前后电量数据统计分析:
(1)改造前机 组日均负 荷300 MW,每天主变 电量较220kV线路电量约少11000kW·h。
(2)改造后机 组日均负 荷300 MW,每天主变 电量较220kV线路电量约多8250kW·h。
(3)4天电量统 计数据分 析:#1主变高压 侧电量2822.875×104kW·h,#2主变高压 侧电量2819.575×104kW·h,220kV润洲联线 电量2737.35×104kW·h,220kV润虎甲线电 量2901.8×104kW·h,主变电量5642.45×104kW·h,线路电量5639.15×104kW·h,4天累计损失电量:线路电量-主变电量=-3.3×104kW·h(以线路计量电度表 值为基准 值 ),#1发电机电 量3070.2×104kW·h,#2发电机电量3062.7×104kW·h,发电机总电量:#1发电机电量+#2发电机电量=6132.9×104kW·h,厂用电率1:7.997%(以主变计量电度表值为基准值),厂用电率2:8.051%(以线路计 量电度表 值为基准 值)。以线路 侧为基准,厂用电率减少:7.997%-8.051%=-0.054%。
(4)对比改造前、后厂用电率(以主变计量电度表值为基准值),厂用电率下降:8.112%-7.997%=0.115%,按照全年发电目标42亿kW·h,上网电价0.489元/kW·h,全年增益:42×108×0.115%×0.489=236.187万元。
5结语
PT并列二次回路 篇4
当前, 由于电压互感器二次并列回路设计没有统一规范, 种类繁多, 部分设计可能存在安全隐患, 容易出现由于设计原因导致的PT反充电事故。因此, 掌握防止反充电的设计要点意义非常重大。
1 电压互感器反充电情况分析
在正常运行的情况下, PT是一个内阻非常小的电压源, 且PT二次侧负载如表计及继电保护等的线圈阻抗很大, 此时的电流很小。另外, 若两组PT一次侧正常并列, 不存在电压差 (或很小) , 虽然PT内阻非常小, 此时也不会造成二次并列后大的环流, 不会反充电。
若一次侧没有正常并列, 直接将PT二次并列, 则由于存在较大的电压差, 且PT内阻非常小, 导致二次回路产生非常大的环路电流, 会熔断二次保险或者使二次空开跳闸, 继电保护装置失去电压, 让距离、零序、纵联距离等电压相关的保护误动, 甚至烧毁设备及威胁人身安全, 发生反充电事故。因此, 电压互感器反充电的情况主要为:一次侧未并列, 而将二次侧并列;二次侧已经并列, 一次侧解列。
2 防止反充电的PT二次并列回路分析
2.1 双位置继电器安全隐患分析
某A变电站为单母带分段接线, 正常情况下电压互感器PT1及母联断路器MDL在运行状态, 电压互感器PT2在备用状态, PT1及PT2二次侧在并列运行状态。
对应该变电站某厂家设计的电压互感器二次并列回路如图1所示。
该厂家设计的PT二次并列回路图中, MDL为母联断路器动合触点, 1QK为转换开关, 对应有 (1, 2) 手动并列位置, (3, 4) 手动解列位置, (5-6, 7-8) 远方控制位置, 在远方控制位置分别对应有远方并列和远方分列接点, J8为具有自保持功能的双位置继电器, YQJ为中间继电器, 满足起动条件后其接点闭合将二次回路并列。分析此设计图, 对于双位置继电器J8, 存在安全隐患。若A变电站需要将母联开关MDL检修, 正常的倒闸操作顺序是将备用电压互感器PT2转为运行, 然后将PT1与PT2二次侧由并列运行切换为分列运行, 最后再断开母联开关并将母联开关转检修。若操作人员将PT2转为运行后, 先断开母联开关 (中间继电器YQJ失电, PT二次分列) , 再将1QK切换为分列位置。这种情况下, 双位置继电器J8由于自保持功能仍然保持在并列位置, 当检修过程需要合上母联开关试验时, 将使PT1与PT2异常并列 (一次侧未并列, 二次侧直接并列) , 这会导致PT二次回路产生很大的环路电流, 发生反充电。若母联开关因故障跳闸, 排除故障后合上母联开关同样会由于双位置继电器J8的自保持功能造成PT二次异常并列, 发生反充电事故。
2.2 母联位置接点设计不完善的分析
分析图1, 仍存不足的地方:PT并列的条件不够充分, 即母联位置接点不够完善。图1中, 该厂家只以母联开关MDL的动合触点作为PT二次并列起动的条件, 这与现场实际明显不相符。以图1的设计回路, 非常容易造成PT一次侧未并列, 直接将PT二次侧并列的情况, 从而使PT二次回路出现极大的环流, 熔断二次保险或跳开二次空开, 继电保护失压, 让距离、零序、纵联距离等电压相关的保护误动, 若空开未跳开, 则会烧毁设备及威胁人身安全, 发生反充电事故。仅由母联断路器的位置不能确保PT一次侧已经并列, 而需要在母联开关动合触点中串入母联开关两侧隔离刀闸的辅助触点M1G和M2G, 改进后的PT二次并列回路必须满足MDL、M1G、M2G同时在合位, 其相应辅助触点在合位后才满足防止反充电的二次并列起动条件。
2.3 缺少重动回路的分析
该设计缺少重动回路, 没有PT隔离开关的辅助触点串联的重动回路。若A变电站需要将其中一组PT检修, 其操作顺序为:将两组PT一次侧正常并列, 1QK转换开关切换至二次侧并列位置, 然后将待检修PT二次空开及保险断开, 最后拉开PT一次刀闸将PT转为检修。此时, 若待检修的PT空开或保险未可靠断开, 环流反送至另一组运行PT将其空开或保险熔断, 使母线二次失压, 保护装置失压误动;若另一组运行PT空开或保险未断开, 则正常运行PT的电压将通过电压二次并列回路反送至带检修PT, 造成设备烧毁甚至危害人身安全的反充电事故。
3 防止反充电的设计
综合上述分析, 具有防止反充电的电压互感器二次并列回路需要考虑:双位置继电器的安全隐患;完善母联位置接点;增加重动回路。改善后的防止反充电的设计如图2所示。
从图2中可以看出, 母联开关位置接点进行了前移, 将并列、分列控制回路直接接到正电源处, 这样双位置继电器J8将始终处于正确的位置, 母联开关分、合后, 可以通过并列、分列控制回路将双位置继电器J8置于正确的位置;另外, 母联位置接点进行了完善, 将母联开关两侧隔离刀闸动合触点串入母联位置接点, 能够确保一次并列的情况下, 二次侧才能并列;最后增加了重动环节, 将PT隔离刀闸的辅助接点作为重动继电器启动的条件, 防止因PT空开或保险未可靠断开造成的反充电, 加入重动环节后, 由于PT电压二次回路随PT隔离刀闸的断开而可靠断开, 不会因为PT空开或保险的不可靠断开而造成反充电, PT电压二次并列回路如图3所示。
从图3可以看出, PT电压二次并列回路加入了重动继电器的辅助触点, PT二次电压不会直接送至小母线1YM、2YM, 而是经过PT隔离刀闸1G、2G起动的重动继电器的辅助触点1GWJ、2GWJ送至小母线1YM、2YM, 即PT的二次电压回路随PT一次隔离刀闸的状态而改变。当待检修PT刀闸拉开后, 该PT对应二次电压回路被可靠断开, 防止环流的产生以及反充电造成的设备和人身伤害。
结语
本文通过探讨分析电压互感器二次并列回路的设计, 总结出防止反充电的二次并列回路的设计要点: (1) 要避免双位置继电器带来的安全隐患, 将并列、分列控制回路直接接正、负电源; (2) 母联位置接点设计要完善, 避免一次未并列, 直接并列二次造成的反充电; (3) 应加入重动环节, 使PT二次并列回路及电压二次并列回路随PT一次状态改变而相应改变, 防止环流及反充电事故的发生。
摘要：根据电压互感器倒闸操作中容易出现二次侧向一次侧反充电的情况, 本文结合相关厂家设计的案例, 分析防止反充电的电压互感器二次并列回路的特点, 指出电压互感器二次并列回路防止反充电的设计要点。
关键词：防止反充电,电压互感器,二次并列回路,设计要点
参考文献
[1]焦凯亮.电压互感器二次并列回路分析及改进[J].广东电力, 2013, 26 (10) .
[2]李丹.PT并列回路二次设计的事故预防思路[J].华中电力, 2009, 22 (03) .
[3]张耀洪, 袁锋, 岑林, 袁明旭.考虑PT二次电压及刀闸辅助触点的电压并列判据[J].电力系统保护与控制, 2011, 39 (15) .
PT并列二次回路 篇5
不少的110kV变电站实施增容工程扩建,在投入运行的过程中,出现较多母线电压互感器并列问题。经过专业人员的测试、评估后,总结出的原因如下。(1)为增容而安装的电压互感器具有两个主二次绕组,其中一个是用于计量,另外一个用于保护与测量。用于测量与保护的电压回路,其二次绕组的准确级是0.5级,另外一个用于计量的电压回路;(2)次绕组的准确级是0.2级。站内母线原有的电压互感器只有一个主二次绕组,用于计量、测量以及保护。因其扩建前后母线电压互感器二次绕组结构与性能参数的差异,同一个电压等级的两段母线电压互感器,其电压回路仅能作保护、测量的二次回路并列,造成新安装的电压互感器中用于计量的二次绕组失效。这直接导致电能计量装置不能精确计量而无法适应当前电能计量的需求。针对这些问题,笔者结合理论以及自己多年的工作经验,并与运行人员以及设计人员等共同讨论改进方案,提出了电压互感器二次接线的最佳改进办法,有效地解决这一问题,为同行提供了有力的参考。
1 电压互感器二次并列原理分析
电压互感器二次并列通常是应用电压并列切换装置配以正确的二次接线,将两段母线电压互感器二次电压引至切换装置来实现,其原理是电压并列切换装置二次电压并列回路启动将两段母线电压互感器的二次电压并列。用电压并列切换装置进行电压互感器二次并列,应有预防电压互感器一次分列运行而将二次并列运行的措施。通常采取的措施是,在电压并列切换装置二次电压并列启动回路中,串接电压互感器隔离开关辅助触点与分段断路器辅助触点来实现电气闭锁。即只有母线电压互感器辅助触点与分段断路器辅助触点均在合位状态时,电压并列切换装置才能实现两段母线电压互感器二次电压的并列。换一个说法,电压并列继电器要启动,需要一次分段母线经分段断路器进行并列,且各段母线电压互感器经隔离开关处于运行状态,才能启动电压并列切换装置[1]。
2 增容变电站电压互感器的二次接线解析
2.1 增容加装的电压互感器的二次接线(定为Ⅰ段母线电压互感器)
在20世纪的80年代,阿城继电器、许昌继电器厂推广了“四统一”的典型设计图纸,之后这种图纸逐渐在110 kV的变电站广泛应用起来。即是在电压互感器的二次接线过程中,均采用两个独立的主二次绕组,一个用于计量,一个用于测量和保护。电压并列切换装置的并列回路与切换回路是相互独立设计制造的,更有利于降低二次负载,确保计量精度,实现可靠保护,测量准确。本组研究中,也参照这种接线方案,对母线原本的电压互感器进行改造,实现增容扩建目标。
2.2 原有电压互感器二次接线(定为Ⅱ段母线电压互感器)
在满足上述“四统一”图纸要求之前,电压互感器通常只有一个主二次绕组,即是母线原本的电压互感器,计量、测量、保护的作用共为一体。(如此,接入电压并列切换装置并列回路与切换回路的二次电压只能是同一组绕组电压,因其准确等级等原因而不能与另一段母线电压互感器二次电压并列)(见图1)。
2.3 两种类型的电压互感器二次回路并列问题
本研究要求,要在减轻工作人员劳动强度及工作量的情况下,实行电压回路的并列。即是要求采取自动的方式,让电压回路自动并列。例如,通过母联的断路器或者分段的断路器与隔离开关的辅助触点合位,自动实行并列状态,从而能够自动发出预告信号。
Ⅱ段母线的电压互感器在二次接线中没有单独作用的计量回路,此种接线模式缺陷很明显:就是计量、测量、保护共用一个装置,导致电压回路产生较大的压降,这样一来,就很难符合《电测量及电能计量装置设计技术规程(DL/T770-2001)》的要求,Ⅰ、Ⅱ两段母线的电能计量装置,其二次回路电压降最高标准为额定二次电压的25%。Ⅰ段母线其电压互感器是具备用于独立计量的主二次绕组[2]。这样看来,对扩建工程中电压互感器并列回路二次接线的改进过程是十分复杂的,用于电缆控制及保护的设备相应增多,却能显著地解决计量装置电压降过大的问题,电压计量装置的准确度亦能大大提升。除此之外,独立设计计量用、保护寄测量用的电压回路,能有效降低共用电压回路出现不良反应的概率,最终令继电保护电压回路的安全性提升显著。这样的方案虽解决了上述计量装置电压降过大的问题,但要将两种类型的电压互感器进行二次回路的并列,在实际的施工中,设计人员更多的是考虑当期的工程需求,而对变电站现状或远期发展缺乏充分的核实和考证。这样可能导致以后的工程中,出现较大的潜在危害。
3 对增容变电站电压互感器并列回路二次接线改进措施
3.1 两段母线分别独立运行
对Ⅰ段母线电压互感器上两个二次绕组进行改进之后,就可分开向计量用以及测量保护用的电压回路实行供电。Ⅱ段母线电压互感器原来的二次绕组,则需继续向测量、保护用的电压回路进行供电,同时对经过改造的独立计量用的电压回路供电。
3.2 两段母线并列运行
对Ⅰ段母线的电压互感器进行并列之后,一个准确级是0.5级的主二次绕组,向Ⅱ段母线电压互感器测量保护用的电压回路供电;而另一个准确级是0.2级的主二次绕组,则要向改造过的独立计量用电压回路供电。
3.3 两段母线并列运行
令Ⅱ段母线电压互感器并列之后,准确级为0.5级的一个主二次绕组向Ⅱ段母线电压互感器经过改造的独立计量用电压回路供电及向Ⅰ段母线电压互感器电压互感器的保护、测量用和计量用的电压回路进行供电[3]。
4 改进后对电压并列回路的分析
作出改进之后,电压并列回路能够符合变电站扩建增容电压互感器并列回路运行的规定,主要表现在以下方面。
(1)两段母线可以独立运行。母联断路器与隔离开关之间的辅助动合触点是断开的,这样动合触点也被打开,并列的继电器BJ1与BJ2磁性消失;ⅡG隔离开关的辅助动断触点打开,闭锁继电器的BSJ线圈其磁性也消失,其动断触点是闭合的,Ⅱ段母线电压互感器中用于测量保护的电压回路向改造过的独立性计量用电压回路供电。
(2)两段母线并列运行。主要用Ⅱ段母线的电压互感器。隔离开关与母联断路器的辅助动合触点是闭合的,而并列继电器的BJ1与BJ2励磁,动合触点闭合。闭锁继电器的BSJ线圈磁性消失,其动断接点表现为闭合。Ⅱ段母线电压互感器其主二次绕组各自向改造过的计量用电压回路供电、Ⅰ段母线电压互感器用于测量保护或者计量的电压回路供电。
(3)两段母线并列运行,用Ⅰ段母线的电压互感器。隔离开关与母联断路器的辅助动合触点呈闭合状态,并列继电器BJ1与BJ2励磁,动合触点是闭合的;ⅡG隔离开关其辅助动断触点被打开,闭锁继电器的BSJ线圈也励磁,导致动断触点亦被打开。令Ⅱ段母线的电压互感器分别向保护测量用的电压回路以及改造过的用于独立计量的电压回路供电。
综上所述,对电压并列回路进行改造,能够满足整容后并列回路运行的需求[4]。
5 应用实例分析
本组研究中,选择本市某110 kV变电站作为实践地点,将改进后的电压并列回路应用于该单位的一种增容扩建工程中,运营满一年之后,对该变电站进行回访,结果为改进后的电压并列回路符合规定,能满足正常运行的需求。因此建议110 kV变电站需要增容扩建或者无人值班的改造工程,以此为范本,广泛采纳电压互感器并列回路二次接线的改进方案,以实现更大的经济效益与社会效益。
6 结语
应用实例证明,改进之后,电压并列回路能够解决同一个变电站内部,不同数量配置的、需要实行并列的母线电压互感器主二次绕组电压回路的并列问题。然而在实践应用中,仍然反映出若干个问题需要改进。
(1)改进后,如果选择质量一般的隔离开关的辅助触点,可能造成了运行环境较差,导致故障发生率较高,严重影响运行,也降低了并列回路的安全性。建议选择质量比较好的隔离开关辅助触点,而且加强日常的维护修理,有助于提升运行环境的品质。与此同时,选择使用具备双位置的继电器,可以避免出现失去直流电源而导致并列回路功效丧失的情况,这样极大地提升了继电保护电压回路运行的安全性能。
(2)本研究提出的改进措施中,对电压互感器二次绕组的容量能否满足增容后并列的负荷要求、准确级等问题欠缺考虑,因此建议在设计的过程中,加强相关参数的设定和校正等工作。
摘要：在变电站的扩建工程中,同一电压等级的母线因扩建而将母线分段,目前新加装的母线电压互感器都有两个主二次绕组,原有的母线电压互感器只有一个主二次的绕组,集计量、测量以及保护于一体。常规的电压并列切换装置,其电压并列回路不能满足站内电压互感器同时并列安装一个主二次绕组与二个主二次绕组的母线电压回路的需求。主要对应用电压并列切换装置进行电压互感器二次并列的原理及母线电压并列的条件进行了深入分析,并从实用的角度采取策略,增加必须的闭锁继电器,改进效果理想,对解决电压互感器二次并列的问题具有重要的现实意义,值得推广应用于同类型的变电站扩建工程中。
关键词：电压互感器,并列回路,二次绕组,计量用电压回路,测量保护用电压回路
参考文献
[1]陆浩进,田辉.变电站扩建工程中电压互感器并列回路二次接线的改进措施[J].电力系统保护与控制,2008,36(22):118-119.
[2]DL/T5136-2001.火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定[S].
[3]宋继成.220～500kV变电所二次接线设计[M].北京:中国电力出版社,1998.