非全相保护应用分析

非全相保护应用分析（精选6篇）

非全相保护应用分析 篇1

某电厂按照发电厂设备定期检修规范的规定, 于2012年3月15日起对2号发电机变压器组 (以下简称2号机组) 进行了C级检修, 历时半个月, 检修组顺利完成了C级检修任务, 检修任务结束后该机组处于备用状态, 择时再申请并网发电。检修结束的半个月后, 电厂向所在地区的“中调”申请对2号机组进行并网发电, 但是在首次并网过程中, 该机组发生了非全相保护动作而导致并网不成功的事件。下面针对这次事件的前因后果进行初步分析, 找出事件发生的可能原因, 提出预防措施, 避免此类事件的再次发生。

1 事件经过

2012年4月15日, 某电厂向所在地区的“中调”申请, 准备对C级检修后处于备用的2号机组进行并网发电。该机组运行人员严格按照操作规程对2号机组进行了冷态启动, 并让2号起备变 (厂用电电源变压器) 带62A、B段试运行, 机组试运行一切正常。当晚20时15分, 得到“中调”同意机组并网发电的调度指令后, 2号机组带主变升压, 升压成功准备并网。21时05分, 运行人员使用顺控方式对2号机组进行并网操作后, 发生了2号机组MK开关跳闸, Ⅱ阳春1并网开关仍处于断开状态 (并网成功该开关应处于合闸状态) 的事件, 即机组首次并网失败了;同时, 2号发电机变压器组保护的A、B柜内的“高压侧非全相保护”动作出口。运行人员查看了该次保护动作的事件记录, 保护事件记录如下:

高压侧非全相保护t1动作, 动作时间为103 ms。A相电流:0.32∠138。A;B相电流:0.32∠39。A;C相电流:0.01∠141。A;负序电流:0.07 A;零序电流:0.42 A。

现场技术人员经过短暂分析讨论后确定了故障排查的方向和重点:开关合闸机构及其控制回路, 并于21时50分, 向“中调”申请拉开Ⅱ阳春1甲刀闸, 以保障故障排查工作的安全性。上述保护事件记录数据显示, Ⅱ阳春1开关C相负荷电流为零, 表明Ⅱ阳春1开关的C相没能与A、B相同步合上, C相没有带上负荷, 相当于开关发生了非全相合闸。因此, 现场技术人员按照如下步骤进行了检查:首先对Ⅱ阳春1开关的C相合闸线圈进行检查测量, 各项参数检测结果正常;然后检查Ⅱ阳春1开关控制柜及电流互感器CT接线回路情况, 未发现异常;最后远方2次试合跳Ⅱ阳春1开关均正常。经过上述排查处理后, 运行人员再次向“中调”申请合上Ⅱ阳春1甲刀闸, 并于22时22分, 2号机组再次并网成功。

2 原因分析

2.1 机组非全相保护动作正确性分析

该电厂发变组保护A、B柜内的非全相保护原理相同, 是用于发电机变压器组的断路器非全相运行时保护, 其电流分别取自Ⅱ阳春1开关线路侧的18CT (A柜) 及17CT (B柜) 。保护动作后经0.1 s延时跳开发变组主开关及MK开关等。动作逻辑为同时满足下述条件后保护动作: (1) 非全相判别回路的断路器位置触点闭合; (2) 负序或零序电流大于定值。

根据前述保护动作事件信息, 保护动作原因分析如下:2号发电机组首次并网时, Ⅱ阳春1开关A、B相合闸成功, 但C相未能合上, 所以A、B相电流的二次值均为0.32 A, 而C相电流为0, 即2号发电机组短时处于非全相的异常运行状态。发电机组非全相运行时会产生负序及零序电流, 方向由发电机指向系统[1,2]。零序电流大小等于三相电流矢量和, 即I0=IA+IB+IC。因C相电流为0, 则可计算出此时机组产生的I0, I0=IA+IB=0.32∠138。+0.32∠39。=0.42 A, 大于保护零序电流定值0.32 A, 满足动作条件2;同时, 因开关C相未合上, 开关控制柜内非全相判别回路的断路器位置触点是闭合的 (开关合上后该触点断开) , 满足了动作条件1。因保护动作的两个条件同时满足, 故非全相保护动作出口正是保护正确动作的结果, 也说明该保护功能正常可靠。

2.2 开关C相未合上的原因分析

根据事件后的检测排查结果及相关信息分析判断, Ⅱ阳春1开关C相未能合上的可能原因分析如下。

2.2.1 开关合闸控制回路的继电器触点接触不良

该电厂Ⅱ阳春1开关三相操作机构独立, 通过电气联动对开关三相同时进行分合闸操作。合闸控制局部电路如图1所示。由图1可见, 开关三相合闸线圈分别串联接于合闸继电器K5的3对常开触点的后面, 当合闸指令发出后, 合闸继电器K5线圈得电励磁吸合, 其3组常开触点闭合, 使开关的三相合闸线圈同时得电励磁, 开关的3组常开触点闭合, 从而实现了开关的合闸;三相合闸线圈回路还分别串接了自身的辅助常闭触点, 保证开关合闸后迅速断开合闸线圈电源, 防止线圈长时间带电烧毁;为消除辅助触点接触不良、提高合闸的可靠性, 控制电路中还采用了2组辅助触点并联的冗余设计方法。

通过对合闸控制电路分析, 可得出造成开关第一次合闸C相未能合上, 而随后3次合闸均正常的可能原因: (1) 合闸继电器K5接C相合闸线圈的触点第一次闭合时接触不良, 使C相合闸线圈未能带电励磁; (2) C相合闸线圈回路中串接的开关自身的2组辅助常闭触点 (如图1中的QFC1、QFC2) 均接触不良。显然, 发生上述第2条的可能性不大, 故倾向于第1种原因。图2为改进后合闸控制回路局部示意图[2]。

2.2.2 开关液压操作机构油回路堵塞

由于机组运行时间较长, 开关液压操作机构油回路会产生杂质沉淀, 从而堵塞高压油合闸管路, 造成合闸不成功。随着第一次合闸操作后油泵的启动, 杂质被油流冲开, 高压油合闸管路畅通, 于是随后的几次合闸均能成功[2]。

3 防范措施

本次2号发电机组C级检修结束后, 虽然按照规程的规定对并网开关进行了传动试验检查, 且试验结果正常。但随后发电机组备用了半个月, 在重新启动机组前并未对开关再次进行传动试验检查, 未能及时发现、排除开关合闸过程中可能存在的隐性故障, 从而导致因开关的C相未合上而引起机组非全相保护动作跳闸, 最终造成机组并网失败的不利事件发生。根据上文对该事件发生的可能原因分析, 提出如下防范措施:

(1) 改进设计合闸控制回路。因该合闸继电器K5才更换不久, 故器件自身老化原因可以排除, 建议首先计算合闸时合闸线圈回路中冲击电流的大小, 再与合闸继电器触点额定电流相比较, 若大于其额定电流, 则更换为能满足冲击容量的合闸继电器;其次, 原设计中合闸继电器K5的3对常开触点是分别控制开关的三相合闸线圈的 (如图1) , 当合闸继电器K5出现任一对触点接触不良时, 均会造成开关的非全相合闸。鉴于此, 可考虑修改设计方案, 即将合闸继电器K5的3对常开触点从下口短接 (如图2所示) , 这样只要合闸命令发出, 合闸继电器K5线圈得电, 只要其3对常开触点中任何一对能正常闭合, 则可保证开关的三相合闸线圈均能可靠带电励磁。显然, K5的3对常开触点同时接触不良的概率很低, 从而消除因合闸控制继电器触点接触不良引起开关非全相合闸的可能。 (2) 开关液压操作机构油回路堵塞问题。需及时联系生产厂家进行液压操作机构的大修, 并更换航空液压油, 保障开关液压操作机构油回路的畅通, 消除开关合闸不畅的隐患。 (3) 利用机组检修机会测量开关分合闸时间及分合闸同期性, 掌握开关分合特性的变化趋势。如果同期性误差大, 应及时进行调整, 避免因开关分合闸同期性误差大 (导致机组非全相保护动作) 可能对机组并网带来的不良影响。 (4) 补充、规范开关传动试验要求, 完善相应管理制度。每次机组冲转前, 均对开关进行传动试验, 尽早发现分合闸控制回路存在的故障, 及时消除隐患。

参考文献

[1]夏文武.发电机非全相运行分析及处理[J].江西电力, 2007 (3) :6-8.

[2]张正源.发电机非全相运行安全技术探讨[J].科技创新与应用, 2012 (32) :151-152.

非全相保护应用分析 篇2

断路器汇控柜是电气设备的附属设备,也是二次电缆和元器件汇集的地方。汇控柜设计不合理,就会造成内部通风不良、元器件损坏、二次电缆绝缘降低,甚至造成事故[1]。本文分析一起500kV HGIS断路器跳闸事故,并提出治理方案。

1 事故经过

某年,运行中的500kV变电站500kV HGIS 5011断路器跳闸,监控显示5011断路器非全相保护动作。经现场检查,保护装置、断路器本体和机构正常,但汇控柜内有大片水迹,顶部通风格栅处有水滴。当时为大雾天气,能见度仅为5m,温度为0℃。

2 现场故障原因查找

2.1 二次回路检查

检查结果表明,二次回路和保护装置无异常,故障录波器显示跳闸前的电压和电流波形均正常。

2.2 一次设备检查

经检查,断路器机构、本体无异常,机构油位、SF6气体压力均正常,SF6组分符合要求。

2.3 汇控柜检查

对汇控柜内部(如图1所示)进行重点检查,发现汇控柜内的非全相继电器接线处有水迹,该继电器上方汇控柜顶部通风孔栅格处有水滴。由此初步判断格栅上的水滴到非全相继电器(在通风孔正下方)上部接线端子处,造成两接线端子短接,继电器线圈带电吸合,分闸回路接通,导致断路器动作跳闸。

3 汇控柜进水原因

汇控柜顶部出现水滴的原因有以下几种。

3.1 汇控柜顶部密封不严

该汇控柜顶部有6个通风孔,孔内装有格栅,格栅内有棉丝,用于防尘。汇控柜顶部有防雨罩,防雨罩下部无积水,通风孔周围的尘土也较干,因而排除了汇控柜顶部密封不严导致进水的可能性。

3.2 汇控柜内潮气形成凝露,

在阴雨天,如果汇控柜底部密封不严,那么电缆沟内的潮气就会沿着缝隙进入汇控柜内。在通风不良的情况下,潮气会长期集结于汇控柜顶部、四壁或元器件上形成凝露。

然而,检查汇控柜内壁和其它元器件均没有发现凝露现象。断路器跳闸时,汇控柜内风扇(有3个通风孔加装了排风扇)处于启动状态,2个200W的加热器也处在加热状态,汇控柜内部不存在产生凝露的条件[2]。所以,汇控柜内潮气形成凝露的可能性也可排除。

3.3 汇控柜外部潮气形成凝露

检查发现,该汇控柜顶部排风扇通风孔格栅处有水滴,汇控柜侧面下部的通风孔外侧也有水滴。这表明,虽然在潮湿的天气下,排风扇和加热器能排除汇控柜内潮气,防止产生凝露,但排风扇功率较大,汇控柜外的大量潮气从两侧的通风孔吸进汇控柜内,并从顶部风扇的格栅处排出,潮气在遇到顶部格栅内的棉丝后便形成凝露,如图2所示。

4 故障处理

根据汇控柜内凝露形成原因分析,对5011断路器汇控柜及剩余的9个同类型汇控柜采取了如下措施:

(1)更换5011断路器的非全相继电器,检查其它继电器和二次线的进水受潮情况,并对汇控柜进行清洁、烘干。

(2)封堵全部10个汇控柜顶部最右侧的通风孔(在非全相继电器正上方)。

(3)拆除全部汇控柜内的排风扇,防止其在低温潮湿天气下将大量潮气抽进汇控柜。

(4)为了解决拆除排风扇后的通风问题,增大了两侧通风孔的尺寸,同时在汇控柜前门上增加了3个通风孔。

5 结束语

汇控柜的通风防潮是汇控柜设计、制造、验收等环节都要重点考虑的问题,应给予高度重视。在采取以上措施的基础上,在雨后及大雾等容易出现凝露的天气,各变电站应对汇控柜进行凝露专项检查,发现问题时及时处理,防止事故发生。

参考文献

[1]陈枰.110kV GIS汇控柜改造[J].水电厂自动化,2007,6(2): 21～25

非全相保护应用分析 篇3

2008年1月19日11时37分, 某220kV变电站2724断路器跳闸, 监控系统发“2724断路器控制回路断线”信号, 保护装置除2724断路器、继电器操作箱内A、B、C三相OP运行灯灭, 无其它信号, 重合闸亦未动作, 220kV线路故障录波器只有启动信号无其它任何信息。12时09分, 省调下令试送该变电站2724断路器, 2724断路器在合上2s左右后又复跳, 监控系统仍发“控制回路断线”信号, 保护装置同样无其它动作信息, 现场再次检查仍未发现异常。

打印220kV线路故障录波器录波图, 发现11时37分三相电流同时变为零;12时13分试送电, 经2.2s后三相电流又同时变为零。

2 事故原因

(1) 按照图纸对二次回路进行检查分析, 重点检查手跳继电器 (STJ) 动作和断路器机构内的非全相保护动作。经测试保护二次跳闸回路正常:+KM与33之间的绝缘为77MΩ, 符合大于10MΩ的要求;同时模拟了保护动作, 其信号正常。 (2) 对2724断路器非全相保护进行检查, 发现保护延时继电器K7启动, 线圈A1、A2两端电压为3.4V (正常为0V) 。将K7继电器拆下, 发现其启动线圈A1端子与其延时辅助触点15号端子有类似放电痕迹, 并存在小蜘蛛网及小蜘蛛肢体。对K7继电器进行启动电压及启动延时测试, 启动电压下降为6.8V, 启动延时时间为2.01s, 同时发现其绝缘电阻下降。断路器保护回路如附图所示。

对照附图, 通过分析得知, 本次跳闸是由于小蜘蛛的进入, 造成非全相保护延时继电器K7上辅助触点15号端子 (带110V正电) 对启动线圈A1端子短路, 进而引起延时继电器K7启动 (本应在断路器非全相状态时由串在回路中的断路器常开、常闭辅助触点启动K7) , 延时继电器K7辅助触点启动中间继电器K2, K2辅助触点最终启动出口继电器Y2, 造成断路器误动事故。

3 事故暴露的问题

(1) 运行人员日常巡视不到位, 小蜘蛛在断路器机构中长期存在甚至结网, 以致小蜘蛛肢体搭接端子, 造成端子间短路, 直接导致此次事故的发生。 (2) 《火力发电厂、变电所接线设计技术规定》第6.4.7条规定:正、负电源之间以及经常带电的正电源与合闸或跳闸回路之间的端子排, 宜以一个空端子隔开, 而该断路器机构内继电器的线圈A1和正电源15之间距离过近, 约2mm左右, 且没有空端子隔开, 不满足继电保护接线设计技术规定, 为事故的发生埋下了隐患。 (3) 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业中规定:所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围以内的中间继电器, 而生产厂家选用的断路器本体的三相位置不一致, 保护延时继电器K7线圈启动电压过低 (一般约8V左右) , 不满足继电保护反措要求。

4 事故防范措施

(1) 选用满足继电保护接线设计技术规定的新型继电器, 继电器启动线圈和正电源之间应有空端子隔开。 (2) 更换断路器三相位置不一致跳闸继电器, 提高继电器的动作电压, 满足继电保护反措要求, 降低因继电器绝缘老化、性能老化造成的误动概率。 (3) 在技改过程中, 将断路器非全相保护信号接入监控系统, 监测断路器非全相保护跳闸情况。 (4) 进一步加强断路器机构的运行维护管理工作, 在日常巡视、停电检修中, 加强对机构工况的检查, 避免有小动物进入机构内, 发现隐患缺陷应及时消除。

非全相保护误动的原因及解决方法 篇4

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拉德线非全相运行分析 篇5

1 110kV拉德线故障经过

2008年5月9日07时51分, 德胜变110kV拉德线113开关相间二段保护动作跳闸, 重合成功, A、B相故障, 测距16.62km, 雷雨雨天。拉浪电厂在110kV拉德线130、132动作跳闸后自行恢复130、132开关运行 (当时汇报无保护跳闸, 过后补汇报为距离保护动作, AB相故障, 测距3.3km) , 故障后调度立即通知输配电管理所带电巡线。

输配电所对110kV拉德线进行故障巡视, 09时12分输电汇报110kV拉德铝29号杆B相引流烧断, 申请将线路停电进行抢修。13时27分110kV拉德铝线由冷备用转检修, 15时38分输配电所汇报工作结束, 设备缺陷已处理, 线路具备送电条件。17时20分110kV拉德铝线由检修转运行。

2 110kV输电网发生单相断线时故障分析

1110kV线路断线高压侧各序电压分析在线路单相断线后, 该线路形成非全相运行。此时对于电源来说, 由于110kV母线上带有其它大量负荷, 单相断线线路的不对称运行不会引起电源及T接于正常线路变电站母线电压较大的变化。断线点后的断线相电流接近于0, 两健全相电流相等;在电源端, 电压变化不大;负荷端接有变压器且带有负荷, 等同于三相星形不接地系统。

在110kV配网降压变电站C的高压侧发生单相断线故障时 (注:低压侧无电源) 接线如图1所示。

本次单相断线的故障相为B相, 则断开处的边界条件为:

根据对称分量法有:

所以:

为了限制零序电流和简化继电保护配合, 河池电网110kV线路正常情况下开环运行, 负载侧110kV变压器中性点正常运行时不接地, 无法构成零序网络, 即:

则有IB1=-IB2

建立复合序网如图2所示。

由此得出:

其中1Z、Z2分别为从断开口看进去的系统正序阻抗、负序阻抗。根据河池配电网的实际情况, 一般认为Z1=Z2, 则有:

因系统电势对称, 即:EB1=EB, EB2=EB0所以:

由以上分析可知, 110kV线路发生B相断线时, 负荷由A、C两相继续供电, 系统处于非全相运行状态, 110kV线路侧故障相电压为正常时相电压反向的1/2, 正常相及正常相间线电压仍为正常值, 断线相与正常相问线电压为1/2正常线电压。

3 结语

非全相运行是不对称运行的特殊情况, 将导致电流和电压对称性的破坏, 因而会出现负序电流, 使电能质量变坏, 对用户产生不良影响。在严重的情况下, 负序电流和零序电流可以在非全相运行的线路中流通, 也可以在与之相连接的线路中流通, 可能影响这些线路的继电保护的工作状态, 甚至引起不正确动作。此外, 在长时间非全相运行时, 网络中还可能同时发生短路 (包括非全相运行的区内和区外) , 这时, 很可能使系统的继电保护误动作。零序电流长期通过大地, 接地装置的电位升高, 跨步电压与接触电压也升高, 故接地装置应按不对称状态下保证对运行人员的安全来加以检验, 不对称运行时, 各相电流大小不等使系统损耗增大, 同时, 系统潮流不能按经济分配, 也将影响运行的经济性。

摘要：本文通过对河池电网110kV拉德线非全相运行的事故案例分析, 应用对称分量法, 绘制等效阻抗图, 计算出非故障相电流的变化, 为今后出现类似故障时运行人员的判断和处理提供了参考依据, 对电网的安全可靠运行十分有益。

关键词：非全相运行,零序电流,非故障相电流

参考文献

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[6]姜彤, 郭志忠, 陈学允.线路断线条件下的一种故障计算新方法[J].继电器, 2003 (2) .

非全相保护应用分析 篇6

乐园站220k V乐凤线主I保护配置南瑞继保光纤差动保护,型号RCS 931 BM,主II保护配置南瑞继保允许式光纤纵联保护,型号RCS902CB,辅助保护配置南瑞继保辅助保护,型号RCS923A。保护的正确动作对系统的稳定运行起着非常重要的作用。

1 事故经过

2008年7月10日凌晨2点52分,220k V乐凤线发生A相接地故障,,主I(RCS-931BM)电流差动保护出口,主II(RCS-902)纵联零序方向、纵联距离保护出口,A相开关跳闸。但重合闸未动作,三相不一致保护未动作,220k V乐凤线A相开关缺相运行。5点11分中调下令合上乐园站侧乐凤线A相开关。5点52分220k V乐凤线再次发生B相接地故障,乐园站侧主I(RCS-93IBM)电流差动保护出口,主II(RCS-902CB)纵联零序方向、纵联距离保护出口,B相开关跳闸。但重合闸还是未动作,开关三相不一致保护仍未动作,220k V乐凤线B相开关缺相运行。5点56分220k V乐凤线再次发生C相接地故障,主I(RCS-931BM)电流差动保护出口,主II(RCS-902CB)距离保护加速出口,开关三跳不重合。

2 事故调查与原因分析

2.1 调查过程

对保护动作报文及线路故障录波图进行分析:

(1)本侧(乐园站)220k V乐凤线主I保护(RCS-93IBM)和主II屏(RCS-902CB)保护动作信息分别如表1、表2所示。

(2)对侧(凤凰站)220k V乐凤线主I屏(RCS-93l BM和主II屏(RCS-902CB)保护动作信息分别如表3、表4所示。

2.2 分析过程

分析动作报文发现有一个开入异常,即“三跳起动重合0一l”,正常来说A相(单相)故障,应该是“单跳起动重合0一l”。而“三跳起动重合0一l”意味着重合闸是不能正常动作的,因为广东省反措要求,220k V及以上线路均采用“单重”方式,“三跳”会导致重合闸“放电”。再检查装置录波,确实有三跳启动开入,将现场接线与设计竣工图纸对应,未发现接线错误,紧接着核对厂家图册RCS-931BM第8页发现1D38为三跳开出,l D39端子为单跳开出,与设计竣工图纸标识相反。

原来,设计人员将主I保护(RCS-931BM)和主II保护(RCS-902CB)的单跳及三跳开出分别接入到主II(RCS-902CB)和主I保(RCS-93l BM)的三跳启动重合闸和单跳启动重合闸的回路中。线路故障时,主I保护(RCS-931BM)和主II保护(RCS-902CB)的单跳接点同时启动了对侧的外部三跳启动重合闸开入,因为220k V线路保护采用单相重合闸,上述错误接线同时闭锁了两套重合闸,导致重合闸未动作。并且由于当时负荷电流只有0.04A,3Io<0.1A(三相不一致启动定值),三相不一致保护未能动作跳开三相开关(开关本体三相不一致保护并未投入),导致开关非全相运行。

2.3 原因分析

2.3.1 设计原因

设计人员根据以往设计习惯画出原理图,而这次南瑞厂家图1D38(三跳开出)、l D39(单跳开出)端子与以往习惯顺序相反,而开入1D6l(单跳启动重合闸)、1D62(三跳启动重合闸)端子与以往习惯顺序没有改变,主I保护(RCS-93l BM)和主II保护(RCS-902CB)外部启动重合闸开入全部接反,为本次事故埋下了种子。

2.3.2 施工验收

主I保护(RCS-931BM)、主II保护(RCS-902CB)各有一套重合闸,当试验主I保护重合闸时由于主II保护未加故障量,主II保护没有单跳开出就无法闭锁主I保护重合闸,同样主II保护重合闸试验时也存在相同情况,试验保护单跳单重、开关单相偷跳重合都是能正确动作而不会被对方闭锁,这样的试验方法是发现不了接错线的。开入量的试验由于使用设计错误的原理图及接线图进行短接开入,试验结果与图纸标示符合,施工验收未能发现问题所在。

2.3.3 其它原因

当时如果线路负荷大些(当时负荷电流只有0.04A,满足无流I<0.06In),即使有外部三跳起动重合开入,本装置也会因为健全相不满足无流判别元件而不认可外部三跳开入(认为是误开入),而采用本保护单跳固定开入,开关就会重合成功,本次事故也可避免。

3 事故教训

(1)应熟悉并结合相关最新反措要求,对比相关回路典型设计,提高技术人员审图水平。

(2)应严格把好工程质量验收关,严格按照中国南方电网有限责任公司企业标准《继电保护及安全自动装置检验条例》(Q/CSG 1 0008-2004)第16项“整组试验”。

摘要：分析220kV乐凤线重合闸拒动引起开关非全相运行事故的原因,并提出相应的解决措施。