一次母线（共8篇）
一次母线 篇1
主题词：
变压器;母线;一次跳线;杆塔;构架;
0 引言
GIS设备拥有电气性能好、占地面积小、现场安装工作量少等优势, 使得其近年来的投资规模不断增大, 且成为未来新变电站设备的重点投资方向。但也有很多缺点, 最突出的就是故障影响范围广, 检修难度大、时间长。在某站GIS母线检修期间, 通过对110k V某站GIS母线检修实践, 采用一次架设临时杆塔跳通、保护二次回路改造的技术方案, 成功解决GIS母线检修存在停电范围广、时间长, 影响用户供电可靠性的难题。
1 发现问题
2014年7月, 变电所高试班在某站对GIS设备进行局部放电试验时, 发现110k V GIS 1M存在局部放电信号, 经电科院测试确认, 最终确定故障点在110k V 1M侧母线刀闸与母线筒连接的6个间隔处。该站1M的GIS设备于2003年投运至今, 达到运行12年大修期限的条件, 且110k V GIS 1M存在局部放电信号, 如果不及时处理, 有可能发生三级以上事件。为了提高设备健康水平、延长设备使用寿命, 变电所决定对110k V 1M的GIS设备进行解体检查。
2 分析问题
变电站一次接线如图1所示, 按照当前某站的接线方式, 按照常规的检修方式, 要对110k V 1M的GIS设备进行检修, 将造成10k V各馈线无法对用户供电, 导致全站停电。
而该站是城区的主供电源之一, 供城区约40%的负荷, 全站停电将影响近40MW负荷、约2万用户供电, 且涉及医院、水厂等多个重要用户。
如果采取减少检修范围或者分部分检修, 即缩小母线检修停电范围, 会造成工作人员的人身安全无法保障, 且不能满足检修质量要求。另外, 按照GIS检修规程, 对存在局部放电信号的母线检修作业大概需要15至20天时间, 且全段母线都必须转为检修状态, 直接影响到变电站运行方式, 对于接线方式简单的该站, 如果配网无法完全转供将造成区域性长时间停电, 影响用户平均停电时间指标, 降低客户满意度, 对社会造成相当大的负面影响。
3 方案制定
通过广泛沟通, 讨论, 变电所初步确定了两套方案:
(1) 方案一, 在某站母线检修期间, 负荷通过另外两个站转供。但此方案存在三方面问题:转供受限, 只能保证部分重要负荷正常供电, 每天影响约7千用户的供电;转供会使10k V配电系统运行复杂化、导线设备过载和负荷损失风险增大;该站供电缺口达12MW, 占供电总负荷的30%。
(2) 方案二, 在该站架设临时杆塔将110k V乙线线路直接跳通到#3主变变高套管, 如图2所示。这种检修方式下, 110k V乙线能保障某站10k V所有负荷供电, 保证该站供电片区用电持续供应, 且110k V 1M母线被隔离, 有利于开展检修工作。但是, 如果采取本方案, 需要搭建临时杆塔。
针对这两个方案, 变电所多次召开专题协调会和进行现场勘查, 并与设备部、安监部、市场部、调控中心等部门充分协调, 从电网安全、设备安全、客户服务等多方面统筹考虑, 认为第二种方案更能够保障用户供电可靠性, 所以优先选取该方案。
4 具体实施
在方案敲定后, 变电所制定了《施工方案》、《应急预案》, 并按照方案启用紧急抢修流程, 迅速调拨抢修队伍和检修所需物资, 针对临时运行方式启动前、后存在的风险进行管控, 安全有序开展检修工作。
经过半个月的检修作业, 完成了GIS母线检修任务, 且比原计划多完成了两个间隔的维护, 整个过程不影响用户供电。
5 实施效果
(1) 贯彻落实“应修必修、修必修好”。
该方案通过一次跳通方式为GIS母线检修提供充足时间, 确保了检修质量。在网公司大力推广设备检修的背景下, 贯彻落实了“应试必试、试必试全, 应修必修、修必修好”的工作原则。
(2) 提高供电可靠性。
该方案避免了7千多无法转供的城区用户停电14天, 消除了因配网转供带来的运行风险, 确保用户用电需求, 减轻了与用户沟通、做好宣传和危机公关的压力。增加供电量约300万k Wh, 减少年平均用户停电时间1.179h。
(3) 经济性优势突出。
西门站所用材料 (包括杆塔、电缆、线材等) 不超2万元, 且在其它GIS站母线检修时还可重复使用, 成本低, 见效快。
(4) 案例可复制、可推广。
通过总结案例, 编制了《GIS母线检修方案》模板, 该方案不仅可以应用于其它110k V GIS变电站, 还可以应用于其它电压等级GIS变电站的母线检修或基建扩建等需要母线长时间停电的工作, 易实现、可复制、可推广的特点非常突出, 对于系统GIS变电站母线检修具有较好借鉴意义。且可推广到常规站的检修及工程, 解决母线检修造成的长时间停电问题。
(5) 模板可延伸、形成典设。
在变电站进行一次跳通时, 存在另一种可能, 即线路进线与主变不在同一侧, 此时需在变电站高压室上搭建门型构架, 供线路跳接至主变的门型构架, 实现跳通。
6结语
实践证明, 采用一次线路跳通至主变的特殊运行方式, 能够解决GIS母线停电检修的难题, 有较好的借鉴作用。
参考文献
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[6]肖峰.硬跳线降低线路风偏故障的分析及应用[J].今日科苑, 2009, (06)
析母线倒闸操作 篇2
关键词：倒闸操作；母线；电气设备；操作；隔离开关
中图分类号：TM 文献标识码：A 文章编号：1671-864X（2015）12-0289-02
电能的特点是发电、输电、配电、用电同时完成的，基于电能的这一特点，倒闸操作在电力生产中必须准确安全地进行，因此就要求电力工作人员是操作中掌握相关的操作原则，严格遵守安全操作规程，避免和杜绝事故的发生。
什么是倒闸操作呢？倒闸操作就是指将电气设备由一种状态转换成另一种状态的所有动作，包括一次系统运行方式变更，继电保护定值调整，装置的启停用，二次回路切换，自动装置投切、试验等所进行的操作执行过程的总称。
那么在电力系统中运行的电气设备，为什么要进行倒闸操作？具体原因如下：
1.设备检修、调试的需要。
2.电网方式变化的需要。
3.设备 缺陷、异常、事故处理的需要。
为了正确安全地进行倒闸操作，作为操作人员必须得熟悉倒闸操作的操作术语。下面以母线的倒闸操作为例，解析母线倒闸操作相关知识点。
一、母线倒闸的操作术语
母线是由导线、绝缘子、架构（支杆）接地装置、金具。导线形式有软导线（钢芯铝导线）、硬导线（管型和矩形铝或铜导线）组成。母线的作用就是汇集和分配电能，在进出线较多的情况下，为便于电能的汇集和分配，应设置母线，这是由于安装时，不可能将很多回进出线安装在一点上，而是将每回进出线分别在母线的不同点连接引出。一般具有四个以上间隔时，就应设置母线。
1.倒母线：是指双母线接线方式的变电站（开关站），将一组母线上的部分或全部开关倒换到另一组母线上运行或热备用的操作。
2.倒负荷：是指将线路或变压器负荷转移至其他线路或变压器供电的操作。
3.并列：是指通过人工操作，使两个电气元件连接到相同的电网运行节点上或电网与电网之间在相序相同，且电压、频率允许的条件下并联运行的操作。
4.解列：是指通过人工操作，使两个电气元件从相同的电网运行节点上分离或电网与电网之间解除并联运行的操作。
5.合环：是指将电气元件构成的网络闭合运行的操作。
6.同期合环：是指通过自动化设备或仪表检测同期后自动或手动进行的合闸操作。
7.解环：是指将电气元件构成的闭合网络开断运行的操作。
8.充电：是指使空载的线路、母线、变压器等电气设备带有标称电压的操作
9.代路：是指用旁路开关代替其他开关运行的操作。
二、母线操作的原则
1.母线操作时，应根据继电保护的要求改变母线差动保护运行方式。
2.母线停、送电操作时，应防止电压互感器二次侧向母线反充电。
3.用母联开关对母线充电时，应投入母联开关充电保护，充电正常后退出充电保护。
4.倒母线前，应将母联开关的直流控制电源断开，使母联开关置死连接位置，再进行逐个倒换，倒换完毕、检查停电母线无出线刀闸后，最后接通母联开关直流控制电源、拉开母联开关。
5.对母线充电的操作，66kV及以下带电压互感器进行，220kV电压互感器为电容式的，可带电压互感器进行，并有以下几种方式：
（1）用母联开关进行母线充电操作。
（2）用主变压器开关对母线进行充电。
（3）用线路开关或旁路开关对母线充电。
三、母线刀闸操作后的检查
1.母线刀闸操作后要检查母差保护刀闸位置指示正确，特别是送电时母线刀闸操作后，应检查：
（1）母差保护装置刀闸位置指示和一次设备相对应。
（2）该线路保护电压切换继电器动作正确。
母线刀闸操作后，如果母差保护刀闸位置与一次位置不对应，可能会导致保护不正确动作。
2.倒母线的方法。
（1）热倒母线操作（先合后拉）是指母联断路器在运行状态下，采用等电位操作原则，先合一组母线侧隔离开关，再拉另一组母线侧隔离开关，保证在不停电的情况下实现倒母线。正常倒闸操作一般采用热倒母线方法。
（2）冷倒母线操作（先拉后合）是指要操作出线断路器在热备用情况下，先拉一组母线侧隔离开关，再合另一组母线侧隔离开关。当母联开关在分位时，常使用此种方法，一般用于事故处理中。
四、倒闸操作主要流程
1.预先接受操作任务。
2.由操作人填写操作票。
3.由正值（监护人）审票。
4.由调度发布正式操作命令。
5.监护人与操作人相互对操作风险进行分析。
6.开始操作前，应先在模拟图上进行核对性模拟预演，无误后，再进行操作。
7.对安全、操作工器具的准备和检查。
8.操作前應先核对设备名称、编号和位置，操作中应认真执行监护复诵制度，宜全过程录音。
9.操作过程中应按操作票填写的顺序逐项操作。每操作完一步，应检查无误后做一个“√”记号，全部操作完毕后进行复查。
10.完成操作后全面检查。
11.汇报调度并填写记录。
12.总结操作全过程的正确性，并作出评价。
五、操作类型定义
1.远方遥控操作：指从调度端或集控站发出远方操作指令，以微机监控系统或变电站的RTU当地功能为技术手段，在远方变电站实施的操作。
2.就地操作：指在变电站内的主控室（或设备操作机构处）通过后台监控机、操作把手、操作机构、绝缘杆等进行的操作。操作人员和所操作的设备均在一个变电站内。
3.单一操作：是指一个操作项完成后，不再有其他相关联的电气操作。
4.程序操作：是遥控操作的一种，是通过批命令实现的操作。
5.监护操作：由两人进行同一项操作。监护操作时，其中一人对设备较为熟悉者作监护。特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的运行人员操作，值班负责人监护。
6.单人操作：由一人完成的操作。
六、母线恢复送电的操作注意事项
1.母线检修后送电前应检查母线上所有检修过的母线隔离开关确在断开位置，防止向其他设备误充电。
2.经母联开关向另一条母线充电，应使用母线充电保护（若母线配备两套母差保护，则两套母差的充电保护压板均应投入）。【母联有独立充电保护装置时，可不用母差保护的充电功能】。
3.充电保护投入方法。
（1）检查母联开关掉闸出口压板在投入位置；
（2）投入充电保护压板。
（3）充电良好后，应立即解除充电保护压板。
以上对母线倒闸操作做了概述与分析，意在指导大家在实际操作中严格遵守操作程序，保证母线正常投运，避免出现电气误操作而引发事故，这对于电气作业人员正确进行母线倒闸操作是尤为重要的，希望通过笔者的解析，帮助电气作业人员正确进行母线倒闸操作。
参考文献：
[1]变电运行专业220kV技能竞赛复习大纲[OL]，2012.
[2]电气操作导则 （QCSG10006—2004） [A]，2015.
一次母线 篇3
关键词：220kV变电站,母线差动,误动分析
在变电站设备中, 虽然母线是较为可靠的部件, 但仍可能因母线绝缘子、母线电压互感器、避雷器等设备闪络或操作不当等原因, 使母线发生短路故障, 这是供电设备最为严重的故障之一, 如不能及时切除故障, 将严重破坏电力设备, 使电力系统无法运行。为了断开母线上的短路故障, 必须装设相应的保护装置, 母线差动保护即专为变电所母线故障而装设的保护装置。
1 母线差动保护
1.1 母线差动保护原理
母线差动保护的动作原理建立在基尔霍夫电流定律的基础上。把母线视为一个节点, 在正常运行和外部故障时流人母线电流之和为零, 而内部短路时为总短路电流。假设母线上各引出线电流互感器的变比相同, 二次侧同极性端连接在一起, 则在正常及外部短路时继电器十电流为零。母线差动保护与其它类型的差动保护的区别在于:母线差动保护的范围会随母线倒闸操作的进行, 母线运行方式的改变而变化, 母线差动保护的对象也可以由于母线元件的倒换操作而改变。
1.2 母线差动保护分类
母线差动保护可有五种类型:母线完全差动;固定连接的双母线差动保护;电流比相式差动保护;母联相位差动保护;比率制动式母线差动保护。
1.3 装设专用的母线保护的条件
在双母线同时运行或具有分断断路器的双母线或分断单母线, 由于供电可靠性要求较高, 要求快速而又有选择性地切除故障母线时, 应考虑装设专用母线保护;由于电力系统稳定的要求, 当母线上发生故障必需快速切除时, 应考虑装设专用母线保护;当母线发生故障, 主要电站厂用电母线上的残余电压低于额定电压的50%~60%时, 为保证厂用电及其它重要用户的供电质量时, 应考虑装设专用母线保护。
1.4 对母线保护的基本要求
对母线保护的基本要求应能快速、灵敏而有选择地将故障部分切除。对于中性点直接接地电网的母线保护, 应采用三相式接线, 以便反应相间短路和单相接地短路;对于中性点非直接接地电网的母线保护。
2 事故经过
2008年10月27日至11月3日, 某220kV变电站计划停电, 对母联间隔开关及C T进行更换。27日上午将变电站所有线路倒至1M运行, 断开母联开关220kV 2M停电开始检修工作。当时变电站运行方式见图1。
11月3日, 母联开关及C T更换工作完成, 开始恢复220kV 2M送电工作, 下午14时52分合上2M 222PT刀闸, 15时05分01秒, 合上浪小甲线2725开关, 220kV 2M带电, 15时06分38秒, 站内220kV母差失灵保护R C S-91A动作, 切除220kV 1M、2M母线上所有开关, 造成220kV变电站全站失压, 事故损失负荷300M W。
3 事故原因调查
事故发生后, 对全站一次系统和二次系统设备进行全面检查, 检查结果一次系统设备完好, 二次系统发现浪小乙线线路保护 (R C S-931) 屏上C ZX-12R 1操作箱电压切换插件与C相动作出口插件烧毁, 进一步检查发现浪小乙线2M母线刀闸, 用于监视母线电压切换回路的辅助开关常闭接点不通。
4 失灵保护动作原因分析
通过对故障设备的进一步分析, 从中找到引起失灵保护的动作原因为, 10月27日, 在进行220kV 2M母线停电操作过程中, 220kV浪小乙线的2M母线刀闸辅助转换开关常闭接点, 因接触不良而未能接通 (见图2) , 在厂家典型设计接线情况下, 2YQ J4-2YQ J7等4个双位置继电器不能复归, 而1YQ J4-1YQ J7处与动作状态, 使220kV1M PT二次电压经浪小乙线的电压切换回路送至2M PT二次小母线 (见图3) 因2YQ J1-2YQ J3继电器失压, n223-n224回路不能发出“切换继电器同时动作”信号 (见图4) , 致使运行人员无法发现。
11月3日14时52分在恢复2M送电过程中, 当合上222PT刀闸后, 220kV 1M PT二次电压通过浪小乙线的电压切换回路反充至220kV 2M PT及220kV 2M母线, 导致浪小乙线保护C ZX-12R 1操作箱电压切换回路承担充电电流而发热。
11月3日15时05分01秒, 合上浪小甲线开关2725, 220kV2M母线带电。但此时母联开关2012未合, 1M、2M处于分列运行状态, 且2M由浪小甲线空充。由于浪小甲线对侧变电站与本站1M之间存在电势差, 而本站2M在空充下也与浪小甲线对侧变电站存在电势差, 因此本站1M、2M之间存在较大的电势差。又由于此时220kV1M PT、2M PT二次侧在浪小乙线电压切换回路直接短接, 因此在此回路中产生了很大的短路电流。导致浪小乙线保护C ZX-12R 1操作箱切换回路发热加剧, 迅速将电压切换插件与C相出口插件绕毁, 电压切换继电器绕熔后, 电压切换回路的直流电源间歇窜入失灵启动回路, 造成失灵保护间歇收到失灵开入信号。同时, 由于220kV 1M、2M PT二次侧短路, 导致PT二次电压三相不平衡。录波显示PT二次电压出现不平衡电压约8-12V, 大于失灵保护的零序闭锁电压定值6V, 造成电压闭锁元件开放, 待延时满足后失灵保护动作, 出口跳闸将1M、2M上所有开关跳开。
5 改进措施
由上述分析, 说明传统电压切换回路设计存在缺陷, 若母线刀闸辅助开关常闭接点故障而不能接通 (常开接点正常) , 可能造成1M、2M电压切换回路中的双位置继电器同时动作, 致使1M、2M母线PT于二次侧并接。若此时1M、2M存在电势差, 将在电压切换回路中形成很大的短路电流, 烧毁电压切换继电器, 甚至可能导致失灵保护动作。而传统的“电压切换继电器同时动作”信号采用串接于电压切换常开接点的常规继电器, 不能准确反映母线刀闸位置接点状态, 在某些特定条件下将无法对切换继电器同时动作准确报警。为了消除这一故障隐患, 避免同类事故的再次发生, 可采用下列改进措施。
1) 在新建变电站或线路的回路设计时将保护屏中采用的传统电压切换继电器同时动作信号改用双位置继电器接点, 以便监视双位置切换继电器工作状态。当保护屏的切换电压回路采用双位置继电器接点时, 如遇刀闸位置异常或双位置继电器本身故障引起了接点粘死, 导致两组电压非正常并列的情况, 以上信号会保持直至故障排除 (见图5) 。
2) 对于已投运的设备, 若原有回路利用单位置继电器接点发信的, 可利用本屏内已有的备用双位置继电器接点, 并接到原有的单位置继电器同时动作的信号上, 按图6粗实线所示增加屏内端子间的配线。
3) 母线运行方式的判别应有断路器失灵保护完成。
4) 新建变电站断路器失灵保护功能应包含在母线保护内, 此时电流检测由母差装置提供, 判别启动功能有断路器失灵保护完成。
参考文献
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一次母线 篇4
在讨论各种中低压母线保护方案的基础上,结合具体工程实践对复杂中低压母线提出按母线段配置母线保护的完全差动方案,并对该方案可能存在问题提出了相应解决方法。
1 中低压母线保护方案
1.1 快速母线保护
快速母线保护是完全有别于电流差动的保护方案,保护原理有多种。
其一是馈线过流闭锁式母线保护,利用各馈线综合保护提供的故障信息(硬接点或通信信号),经汇总后进行综合分析和逻辑判别,以实现母线短路故障的快速保护[2]。快速母线保护功能常嵌入在有电源元件(进线及分段)的综合保护装置内,区外故障时馈线综合保护动作闭锁快速母线保护,区内故障时由于馈线综合保护不发闭锁信号,快速母线保护将经一短延时动作出口。对于并列运行的单母分段母线,进线保护通过分段保护传送的功率方向或电流矢量进行计算和判断,可以选出故障母线段,提高动作的选择性[3]。
这种保护原理借助现有中低压综合自动化系统的网络功能实现,即便是采用硬接点方式提供故障信息,增加的投资也不多,但是由于该原理依赖有电源元件和馈线保护的逻辑配合,如果某馈线保护通信故障,将有可能使保护误动,保护可靠性略显不足。
其二是电弧光母线保护,检测开关柜内部发生弧光短路故障产生的电弧实现快速母线保护[4]。此原理保护在国外已有应用,国内应用较少。
1.2 母线不完全差动保护
当母线所连接的元件较多,且每一元件的功率相差较大时,为了减少投资,只需将连接于母线上的有电源元件的电流互感器接入差动回路,而无电源元件的电流互感器不接入差动回路[5]。这样构成的母线不完全差动保护,实质是一种过电流保护,在母线和无电源元件上发生故障时,保护将动作跳开母线上所有元件,这对于发生在无电源元件上的区外故障情况,无疑使得保护失去选择性,扩大了停电的范围。为了提高母线保护的选择性,采用馈线过流闭锁的方法,将母线上各馈线保护的过电流无延时启动信号作为闭锁母线不完全差动保护的信号,区内故障母线保护及时动作,区外故障馈线过流动作闭锁差动保护[6]。
1.3 母线完全差动保护
带制动特性的母差保护能够自适应运行方式,其差动回路包括大差回路和各段母线小差回路,母线大差用作保护起动元件来判别母线区内和区外故障,母线小差用作故障母线段的选择元件。该保护原理简单,动作迅速可靠准确,在我国220 kV电压及以上系统已得到广泛应用,相信在中低压母线保护上值得推广。
常用的母线差动保护装置基于简单电气接线配置,比如单母线或双母线,可扩展性不强,对于中低压多母线段接线形式,目前国内没有厂家提供单套装置满足。
根据中低压母线接线特点,按照母线段配置,由若干套保护装置一起协同配合实现整个母线的保护。中低压母线保护配置的基本要点是:(1)按母线段配置保护;(2)发电机、变压器和负荷,接入保护装置的正常支路;(3)联络开关比较特殊,需具体情况具体分析。对于单母分段接线的联络开关,比如电厂带电抗器联络开关,可以接入保护装置的正常支路;对于双母接线的联络开关,则可以接入相对应保护装置的母联支路。
各套保护装置怎样协同配合以及配合工作是否可靠有效,重点需要研究系统运行方式对协同配合的影响,从而找到协同配合的方法。
2 典型应用
2.1 保护配置
某电厂10 k V电气主接线采用的是单母三分段带备用母线的形式,各间隔经1台断路器和2组隔离开关分别连接到工作母线与备用母线上,接线示意如图1所示。
按照前述保护配置基本原则,由图1可知,I段母线或III段母线与备用母线可以构成一次接线双母线的母线保护,II段母线与备用母线可以构成一次接线双母线双母联的母线保护,3台微机母线保护装置配合实现整个低压母线的保护。
2.2 系统运行方式对保护协同配合的影响
(1)正常运行方式,10 kV系统母线分3段通过分段电抗器并列运行,每段接1台发电机,主变压器接在60 MW发电机母线上。
(2)当1台60 MW发电机停运时,投1台母联开关,10 k V母线3段变2段运行,每段1台主变压器和1台发电机。
(3)18 MW发电机停运时,投入1台母联开关,10 kV母线3段变2段运行,每段1台主变压器和1台发电机。
(4)当I、II、III段任一段母线停运时,由备用母线来代替,是单母线分3段。若有机组停运时,3段变2段,每段1台主变压器和1台变电机。
由运行方式(1)可知,分段开关电流同发电机、变压器和负荷一样接入保护装置正常支路,可以保证各保护装置差流计算的正确。对于运行方式(2)和(3),如果母联开关电流引入保护装置正常支路,可以保证各保护装置差流计算正确,但对于运行方式(4),存在工作母线停运转备用母线的操作过程,由于母联开关接入正常支路,使得其电流计入大差,保护装置差流计算将不正确,可能会引起差动保护误动。
以I段母线停运转备用母线为例,系统方式见图2。转备用母线前,隔离开关G11和G21处于合位,G12和G22处于分位,母联开关BC1处于跳位。
转备用母线开始,其大致步骤如下。
(1)I段母线通过母联开关BC1对备用母线充电。此时I段母线保护装置和II段母线保护装置的差流计算结果都与充电电流相等。如果备用母线存在故障,两装置差动保护将误动作跳开I段和II段母线上所有支路。
(2)备用母线充电结束,确定母联开关BC1处于合闸位置后,分别合上间隔1、2隔离开关G12和G22。此时母联开关BC1流过间隔1、2的部分电流,I段母线保护装置和II段母线保护装置的差流计算结果都与母联开关电流相等,可能导致两装置差动保护误动。
(3)确定间隔1、2隔离开关G12和G22在合位后,拉开间隔1隔离开关G11。同理,两装置差动保护可能误动。
(4)拉开间隔2隔离开关G21,转备用母线工作结束。此时母联开关电流基本为零,两装置差流计算正确。
2.3 保护协同配合方法
解决保护协同配合的关键是让倒闸过程中母联开关流过的电流不再计入大差从而保证大差平衡。为此,可以将母联开关电流引入保护装置母联间隔。对于运行方式(1)、(2)和(3),将保护装置母联间隔代路功能投入,母联开关作正常支路使用,可以保证差流计算正确。对于运行方式(4),仍以I段母线停运转备用母线为例,逻辑参考图3。
I段母线转备用母线时,万能开关切换到“I母转备”位置,隔离开关G01R处于分位,两保护装置都退出母联间隔代路功能,而II段母线保护投入母线互联功能。这样确保在I段母线停运转备用母线过程中,I、II段母线保护装置相互不受影响(母联BC1跳闸回路同时做相应处理)。一旦转备用母线操作结束,万能开关切换到“正常运行”位置,系统恢复正常的运行方式,两保护装置母联间隔代路功能投入,同时解除II段保护的母线互联功能。
另外一种解决方法是将母联开关电流引入保护装置正常支路,对于备用母线,在三分段母线对应的位置各增加一组电流互感器(TA),该TA电流也引入保护装置正常支路。这两电流大小相等,只要母联开关TA和新增TA的极性设置相反,两电流将相互抵消,确保倒闸过程中装置大差计算平衡,具体如图4所示。
方法一充分利用了保护装置母联间隔功能的特殊性,实现逻辑稍显复杂;方法二改变了一次设计,增加了设备投资,实现逻辑简单。
3 结束语
微机母线差动保护性能可靠,功能齐全,完全能够满足中低压母线保护的要求。针对中低压复杂的电气主接线和较为灵活的运行方式,提出了母线保护配置的基本原则,结合具体实践,详细地分析了这种保护配置方案存在的保护协同配合问题,为此给出了2种可靠的解决方法。这种保护配置方案值得其他工程借鉴。
参考文献
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[5]李坚.电网运行及调度技术问答[M].北京:中国电力出版社,2004.
一次母线 篇5
1 双母线运行方式的出错类型
在双母线保护装置及其外部接线经校验正确投入运行后,由于刀闸一次设备、引入电缆和端子或装置内部开入通道的原因[3],使微机读入的运行方式与实际运行方式不一致,称为刀闸辅助接点出错。其出错类型归纳为3种:(1)刀闸主接点已闭合而辅助接点仍开断(读入为0),可称为接点异常;(2)刀闸主接点已开断而辅助接点仍闭合(读入为1),可称为接点粘连;(3)读入值在0,1间翻转不定为接点抖动。
通过对现场刀闸出错的统计,一般现场运行方式出错,属于第(1)种情况的居多[4]。第(2)种较少,第(3)种一般为装置开入有问题,如光耦软击穿等。
2 双母线运行方式的出错影响分析
2.1 接点异常对母线保护的影响
接点异常表现为2种情况。
(1)某一单元已投入运行,而保护未将其电流互感器电流加入相应差流回路。若该单元是电源或对侧是有电源的负荷,则可能造成保护拒动(故障就发生在这段母线上)或失去选择性。若该单元是空载或轻载负荷,则对保护无大的影响[5]。
(2)某一单元倒闸过程中,2把刀闸都已闭合,而保护装置没有切换入互联状态。由于此时2条母线已经将2把刀闸连在一起,部分电流流过刀闸而不经过母联电流互感器,如果仍然判小差电流选择切除母线,将降低保护灵敏度或延长故障切除时间。
2.2 接点粘连对母差保护的影响
接点粘连也分2种情况。
(1)倒闸过程结束,拉开其中一把刀闸而其接点粘连,保护装置仍处在互联方式,一旦发生区内故障,将扩大故障切除范围。
(2)某一单元开关断开,退出运行,刀闸拉开而接点粘连。在该单元下一次投入前不影响保护运行,但当该单元再次投入于另一条母线上时,母差保护误认为互联方式,其结果为(1)情况。
2.3 接点抖动对母差保护的影响
接点抖动是由触点接触不良或装置光耦软击穿原因造成。如不能及时发现,它对保护的影响就取决于故障发生时辅助接点的状态,如果恰好此时与主接点不符,其现象就是接点异常或接点粘连中的一种。通过以上分析可知,辅助接点的错误虽然不会造成保护误动,但将导致拒动或扩大故障切除范围。为防止上述情况发生,应充分发挥微机保护计算与自检的优势,及时发现并纠正接点的错误。
3 双母线运行方式自适应方案的提出
基于一个新硬件保护平台(CPU主频达到300MHz,采样点数96点,此平台已在国电南自SGB750母线保护上应用)的基础,母线保护以刀闸辅助接点为主,以各单元负荷电流的计算来校验刀闸辅助接点的正确性并自动纠正其错误。每副刀闸引入一对常开接点(母联单元额外引入TWJ),由微机实时计算电流瞬时值,根据电流判据,将稳态与暂态判断相结合,实时发现并纠正辅助接点的错误,减轻运行人员的负担,提高母差保护动作的正确率。
对于可以判出的错误方式,采用刀闸补入的方法加以纠正,对于暂时无法判出的错误方式,采用故障后刀闸补跳的方法加以纠正。母线保护在采用最新硬件平台后,高分辨率的A/D可以精确测量10mA量级的电流。故大多数轻载单元的电流都足以被检测到,对于空载单元,误切或不切对系统或设备没有影响。一般刀闸补入的方法基本上可解决绝大多数的运行方式出错。对于极个别的刀闸无法判出的情况,保护用刀闸补跳完成。
4 自适应方案
微机母线保护中一般对刀闸变位的情况作以下限制:不允许两次刀闸变位时间的间隔在60 ms以内;不允许一次刀闸变位有两路或以上的刀闸变位。如果上面条件有一条不满足,则不认新刀闸的位置,记忆原刀闸位置。以上条件对刀闸变位的限制主要是预防所有的刀闸位置接点在同一时间内丢失(如电源丢失等),接点抖动,人为操作失误等[6]。若刀闸变位的情况满足以上条件则可进一步进行刀闸校验。
4.1 刀闸校验
(1)计算每一条支路是否存在有电流无刀闸的现象,如果此现象存在,即为接点异常,则新刀闸的位置不能确认,保护记忆原刀闸的位置,并给出告警信号。
(2)若(1)不存在,此时计算在新刀闸位置情况下的2个小差差流的情况。如果无差流,则保护认入新的刀闸位置方式,否则记忆原刀闸的位置,保护给出告警信号。由于刀闸辅助接点是用来计算小差电流的,所以可用小差电流的计算结果来校验运行方式的正确性。稳态情况下小差电流应处于平衡状态。
但校验(2)有其局限性,所有下列情况该判据都不适用:发生区内故障时,小差电流不平衡;发生区外故障且电流互感器饱和时,小差电流不平衡;电流互感器断线时,也使小差电流不为0;倒闸过程中两条母线经刀闸相连,而刀闸上有电流。刀闸校验一般在无故障时计算比较真实,故障发生时由于系统有差流(大,小差差流可能均有)一般很难计算正确。
综上所述,新的刀闸位置只有不存在有电流无刀闸现象(支路有电流但没有对应的刀闸位置),外部隔刀互联或2个小差差流较小的情况下才可记入。
通过对现场刀闸出错的统计,一般现场运行方式出错,属于刀闸丢失的情况居多,为此本文研究了刀闸补入的方法。
4.2 刀闸补入
当线路处在轻负荷(一般小于10 m A的电流)的情况下,同时发生刀闸掉刀的现象,此时保护很难作出正确的判别,保护会误认为是正确的刀闸变位,记入新的刀闸位置。在此种情况下刀闸的位置会与实际的不相符。
当轻负荷线路的负荷增大时,二次电流互感器的电流也会变大,当二次电流达到一定程度时(一般为大于10 m A),保护能很快地判别是哪个单元有电流无刀闸,此时保护会自动补入此单元并发出告警信号提醒运行人员处理。
当装置判出有一路单元有电流无刀闸的同时,对应双母线2个小差中会有一个不平衡出现差流,而大差无差流。此时如果I母差流不平衡,II母差流平衡,则把有电流无刀闸单元的电流放入I母中计算,如果计算出I母差流平衡,经一段延时确认I母差流确实平衡,则认为该单元为I母上的单元。反之类同。如果都不平衡则保护认为现场运行方式可能有两路或以上的单元有电流无刀闸,此时保护强制进入互联状态,并发出告警信号提醒运行人员处理。
当等电流元件和轻负荷单元较多时,刀闸补入判别极易判错;刀闸补入的单元越多计算量将呈几何倍数上升;且现场实际的倒闸操作时间间隔很长,当有某一个刀闸单元出错后,现场运行人员不会进行下一步操作。综上所述,目前只考虑对一路刀闸进行补入完全可行。
4.3 刀闸补跳
对于正常运行时无法识别与补入的单元只有等待故障后进行刀闸补跳判别,以尽可能减少因运行方式所造成的不良影响。
保护刀闸补跳分2种:小差差动后补跳和大差补跳。
4.3.1 小差差动后补跳
前提条件为当母线发生故障前,存在有电流无刀闸单元且没有校入到运行方式里。
当母线上发生区内故障后,保护发出跳闸命令后一段时间(考虑继电器动作时间和操作机构的跳闸及灭弧时间,一般取150 ms左右)仍然存在有电流无刀闸单元且故障没有返回,此时可再切除有电流无刀闸单元。
此方法实行的基础为有电流无刀闸单元的对侧有电源,在发生母线故障时其电流也足够大,才可以正确切除故障母线上的有电流无刀闸单元并防止误切除正常母线上的有电流无刀闸单元。如果此时有电流无刀闸单元在故障时不提供故障电流(即为一空载线路),误切或不切对系统或设备都没有影响,对那些开关已断开的单元也是同一个道理。
4.3.2 大差补跳
如图1所示,正常运行时I母上就2条支路,母联未合;支路1与支路2没有负荷;支路1与大系统相连,支路2为一纯负荷支路;支路1发生了刀闸丢失,但由于支路1负荷太小,保护未能识别出来,即认为I母上就支路2处于运行状态,支路1未投。
当母线故障发生时由于支路1与大系统相连,故支路1可以向母线故障点提供故障电流,由于支路2为纯负荷支路,故故障时一般不会向母线故障点提供故障电流,由此可知:大差差流I=I1+I2,小差差流I=I2,此时可以看出只有大差有差流而并无小差差流。
由于大差有差流故而保护可以启动,但因为小差为零,保护无法跳闸出口,此种情况持续一段时间后大差补跳启动切除有电流无刀闸单元(即支路1),同时切除故障。此方法可防止当提供故障电流的线路在故障前负荷较小,支路掉刀没有判出来,故障后别的支路又不能提供故障电流的情况。此时对系统来说有大差无小差,故先把提供故障电流的支路切掉,然后再决定是否切除母线。
以上研究仍然没有解除母线保护装置为实现运行方式自适应对刀闸辅助接点的依赖,刀闸出错后仍需要现场运行人员做相应处理[7]。刀闸补跳逻辑能否提前到故障发生时处理,还有待进一步研究。
5 结束语
针对母线保护中双母线运行方式,当运行方式出错时,有可能对母线保护的正确动作造成影响的问题,传统的微机母线一般只能在小范围内作出选择。对此本文给出了故障前对运行方式采取补入措施,故障后再对运行方式进行二次确认,最后用补跳的方式确保由于运行方式出错而对母线保护造成的影响降至为零。
参考文献
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[6]DL/T 587—1996,微机继电保护装置运行管理规程[S].
一次母线 篇6
1、双母线同时运行时的母线保护原理
在电厂以及变电所需要的高压母线上,为了提高供电可靠性,一般采用双母线运行的方式。母线差动保护的动作原理建立在基尔霍夫电流定律的基础上,把母线视为一个节点,比较各支路电流瞬时值的正、负,即相位。为提高保护灵敏度,采用综合判据。
目前在市局的220千伏等级变电站的母线上都已配置了双重微机母线差动保护来作为母线的主保护。虽然微机母线保护的构成比较复杂,但其基本工作原理仍然可以用普通继电器构成的母线保护进行描述。其接线原理如图1所示。
根据图1分析,电流差动保护原理接线图由三组组成。第一组由L1、L2、母联及差动继电器KD1组成;第二组由L3、L4、母联及差动继电器KD2组成;第三组由所有线路、母联及差动继电器KD3组成,作为整个保护起动元件。Ⅰ和Ⅱ母线各接二回出线(QF1、QF2和QF3、QF4),母联QF5合上。KD1、KD2分别为Ⅰ母和Ⅱ母的小差动继电器,KD3为大差动继电器。其中全部出线的TA二次回路(即L1～L4)与大差动继电器KD3构成大差动回路;Ⅰ母所属的出线L1、L2及继电器KD1与母联QF5构成Ⅰ母小差动;Ⅱ母所属的出线L3、L4及继电器KD2与母联QF5构成Ⅱ母的小差动。大差动用来判断全站是否存在母线短路,而小差动则用来判断故障在哪段母线。
2、差动保护功能调适
2.1 模拟母线区外故障。
条件:不加母线电压,使“差动开放”灯亮。任选同一条母线上的两个变比相同的元件,在这两个元件的电流回路里同时加入单相电流(同一相),电流大小相等(1-10A)方向相反。此时观察面板显示中:这条母线的大差电流和小差电流应等于零。这条母线差动保护不应动作。
2.2 模拟母线区内故障。
条件:不加母线电压,使“差动开放”灯亮。任选一段母线上的一个元件,在该元件的电流回路中施加任意相电流,电流值大于差动门槛定值时;母线差动保护应瞬时动作,切除母联及该元件所在母线上的所有元件,母线差动动作信号灯亮。
2.3 模拟双母线倒闸操作过程中母线区内故障。
条件:不加母线电压,使“差动开放”灯亮。任选一条母线上的一个元件,合上该元件的Ⅰ母隔离开关及Ⅱ母隔离开关。在该元件的电流回路中施加单相电流,电流值大于差动门槛定值;母线差动保护应瞬时动作,切除母联及母线上所有的支路元件Ⅰ母、Ⅱ母差动动作信号灯点亮。
2.4复合电压闭锁在Ⅰ母PT二次回路中
任选该段母线上的一个元件,在其电流回路中加载单相电流,电流值大于差动门槛定值,此时Ⅰ段母线差动保护不会动作。若电压回路中不加电压,也就是说只要在母线失压的情况下,便满足了差动保护开放的先题条件。
2.5 CT断线告警及闭锁差动保护。
在两段母线PT二次回路加载正常三相对称电压,任选一段母线上的一个元件在其电流回路中加载单相电流,电流值大于CT断线门槛值,大于差动门槛定值。母线差动保护不会动作,经延时,装置报“CT断线告警”信号,保持加载电流不变,将母线电压降至0V,此时母线差动保护还是不会动作。
根据上图2～图5可知:(1)固定连接未破坏,区外短路故障时,保护不起动;内部故障时保护动作具有选择性;(2)固定连接破坏,外部短路故障时,保护不会误动;(3)固定连接破坏,且内部发生短路故障时,保护将失去选择性。
3、微机母线保护在不同主接线方式下实现方案
3.1 差动回路及出口逻辑表示方法的假设
在微机母线保护差动回路的计算和出口回路的动作逻辑都与刀闸位置有着密切关系,为了下面表述的方便,我们用表示N单元Ⅰ母刀闸位置,用表示N单元Ⅱ母刀闸位置,其值为0或1(0表示刀闸分,1表示刀闸合),用表示母联的运行状态,其值为0或1(0表示母联分,1表示母联合),用表示N单元的电流数字量,表示母联的电流数字量,表示N单元的动作情况(0表示动作,1表示不动作)。分别表示Ⅰ母和Ⅱ母的故障情况(0表示不故障,1表示故障),出线单元在这里我们把它都看成可倒单元。
3.2 双母线接线方式
双母线接线方式是比较常见的一次接线方式。也是一种比较典型的一次接线方式。在微机母线保护中,对正常的出线单元通过刀闸辅助接点的判断来确定本单元的电流处于哪一差动回路,出口回路也是通过刀闸辅助接点来判断是否处在故障母线。在双母线中,母联是特殊单元,通过对母联电流互感器的极性的特殊约定,母联可以作为Ⅰ母的单元也可以作为Ⅱ母的单元。假定母联极性与Ⅱ母单元极性相同,我们可以通过一定的表达式来表示电流回路电流和出口回路的动作逻辑。
结语
为保证电力变压器等重要电力元件的安全稳定运行,保证快速切除故障,怀化电网220KV母线装设了母差保护,随着大容量变压器在电网中逐步推广,流变变比的更新要求迫切,应用能够灵活调整流变变比不一致的微机母差保护势在必行。
参考文献
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一次母线 篇7
1 两变三母线式站点介绍
110千伏两主变三母线站点中一条10千伏母线无法通过母联开关转移至另一台主变供电, 在上级电源停电时10千伏三段母线只能通过倒送的形式保证其供电, 参见图1, 在运行过程中存在一定的弊端:
1) 10千伏线路过载, 低互联区域停电;
2) 电压难以合格;
3) 保护配合有难度。
2 低压并空载主变送母线方式可行性研究
2.1 低压并空载主变送母线运行方式
针对两变三母线站点结构特点, 根据电网运行特点, 以图1为例考虑采取的低压并空载主变送母线接线方式, 其中2号主变由低压倒送空载运行, 即升压空载运行模式。
2.2 主变过电压问题
正常运行时2号主变空载, 且高压侧中性点接地, 低压电源通过电磁回路交变过来仅有正序、负序分量, 零序谐波无法传递, 且受变比影响, 高次谐波向上传递时衰减, 主要为工频正序电压, 而中性点已接地, 不存在过电压问题。当10千伏单相接地时, 相电压上升为线电压, 中性点偏移至接地相, 但由于高压侧接地, 也不存在过电压问题。
2.3 保护配合
2号主变限时速断保护作为Ⅲ母的主保护以及其出线近区相间故障后备保护。
1号主变限时速断保护作为上级保护, 两者动作时间配合。2号主变复压闭锁过流保护作为Ⅲ母出线全线相间故障的后备保护, #1主变复压闭锁过流保护作为其上级保护, 两者动作时间配合。
1号主变高压侧复压闭锁过流保护与1号主变复压闭锁过流保护在动作时间、灵敏系数上均配合。
2.4 谐振条件
低压并空载主变送母线运行方式下, 类似在10千伏母线上并联了一个电感, 仍然过补偿, 达不到谐振条件。
2.5 损耗分析
按图2网络建模进行网损计算, 结果如表1所示。
从计算结果来开, 虽然采取低压并空载主变方式下多出一台主变损耗, 但仍较低压倒送方式损耗偏少。
3 总结与展望
针对110千伏两变三母线结构变电站, 在上级电源停电时, 采取低压并空载主变方式是可行的, 利用现有保护能够配合, 并具有一定的经济效益。但该方式下运行操作特别是保护配置方面需特别注意, 故障特征较为复杂, 在实际应用中应予以重点考虑。
摘要：城市电网存在部分不完全接线的110千伏两变三母线结构变电站, 其中一台主变停电时一段10千伏母线无法转供。通过低压并联空载主变送10千伏母线方式, 合理调整继电保护整定值, 优化电网操作模式, 可实现一台主变带供全部母线, 提高供电可靠性。
关键词：两变三母线,并联空载主变,保护配合,供电可靠性
参考文献
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母线快速切换原理特点 篇8
关键词：母线切换原理,特点
1 前言
双母线接线是每一元件通过一台断路器和两组隔离开关连接到两组母线上, 两组母线间通过母线联络断路器连接, 根据需要, 每一元件可通过母线隔离开关连接到任一条母线上, 具有供电可靠、检修方便、运行调度灵活等优点。但由于保护装置用的电压取自母线电压互感器二次侧, 需要进行电压切换, 电压回路接线复杂, 所以电压切换回路的可靠运行将关系到保护装置的运行安全, 必须重视。
以往母线用电切换大都采用工作电源的辅助接点直接 (或经低压继电器、延时继电器) 起动备用电源投入。这种方式未经同步检定, 电动机易受冲击。若经过延时待母线残压衰减到一定幅值后再投入备用电源, 电动机组的自起动电流很大, 母线电压将可能难以恢复, 从而对生产设备的稳定性带来严重的危害。故6KV工作母线采用了备用电源快速切换装置。该装置可避免备用电源电压与母线残压在相角、频率相差过大时合闸而对电机造成冲击, 如果失去快速切换的机会, 则装置自动转为同期判别或判残压及长延时的慢速切换, 同时在电压跌落过程中, 可按延时切去部分非重要负荷, 以利于重要设备的自起动。提高母线切换的成功率。
2 快速切换、同期判别切换、残压切换、长延时切换的原理及关系
图1所示为母线系统的某一段接线图, 图2为电动机切换时的等值电路图。图中Us-电源电压;Ud-母线上电动机的残压;Xs-电源等值电抗;Xm-母线上电动机组和低压负载的等值电抗 (折算到高压母线压) ;ΔU-电源电压与残压之间的差拍电压。
由图1所示, 正常运行时, 母线电源由发电机端经高压工作变压器提供, 备用电源由高压母线或由系统经起动/备用变提供。当工作电源侧故障时, 工作分支开关1DL将被跳开, 此时连接在母线上的旋转负载部分电机将作为发电机方式运行, 部分电机将惰行, 此时母线上电压 (残压) 的频率和幅值将逐渐衰减, 此时如备用电源2DL及3DL合上, 不可避免地将对母线上的电机造成冲击, 严重威胁旋转负载的自起动及安全运行。
图2所示为电动机重新接通电源时的等值电路图和相角图, 从图中可以看出, 不同的θ角 (电源电压和电动机残压二者之间的夹角) , 对应不同的ΔU值, 如θ=180o时, ΔU值最大, 如果此时重新合上电源, 对电动机的冲击最严重。根据母线上成组电动机的残压特性和电动机耐受电流的能力, 在极坐标上可绘出其残压曲线, 如图3所示。
电动机重新合上电源时, 电动机上的电压Um为:
式中:Xm-母线上电动机组和低压负荷折算到高压母线压后的等值电抗;Xs-电源的等值电抗;ΔU-电源电压和残压之间的差拍电压;令Um等于电动机起动时的允许电压, 即为1.1倍电动机的额定电压UDe:
则:
假设K=0.67, 计算得到△U (%) =1.64。在图3中, 以A点为圆心, 以1.64为半径绘出A'-A圆弧, 其右侧为备用电源合闸的安全区域。在残压特性曲线的AB段, 实现的电源切换称为“快速切换”即在图中B点 (0.3秒) 以前进行的切换, 对电机是安全的。延时至C点 (0.47秒) 以后进行同期判别实现的切换称为“同期判别切换”此时对电机也是安全的。等残压衰减到20%~40%时实现的切换, 即为“残压切换”。该切换可作为快速切换及同期判别功能的后备。为确保切换成功, 当事故切换开始时, 装置自动起动“长延时切换”作为事故切换的总后备。
3 母线残压特性曲线的影响因素
由于厂用母线上电动机的特性可能有较大差异, 合成的母线残压特性曲线与分类的电动机相角、残压曲线的差异也较大, 因此安全区域的划定严格来说需根据各类电动机参数、特性、所带负荷等因素通过计算确定。实际运行中, 可根据典型机组的试验确定母线残压特性。试验表明, 母线电压和频率衰减的时间、速度和达到最初反相的时间, 决定于试验前该段母线的负荷。根据残压特性可确定允许备用电源合上的最大相角差, 考虑断路器的合闸时间, 可进而整定出允许合闸前的最大相角差和频率差。
假定事故前工作电源与备用电源同相, 并假定从事故发生到工作开关跳开瞬间, 两电源仍同相, 则若采用同时方式切换, 且分合闸错开时间 (断电时间) 整定得很小 (如10 ms) , 则备用电源合上时间角差也很小, 冲击电流和自启动电流均很小。若采用串联切换, 则断电时间至少为合闸时间, 假定为100 ms, 对600 MW机组, 相角差为20°~30°。备用电源合闸时的冲击电流也不很大, 一般不会造成设备损坏或快切失败。有关数据表明:反相后第一个同期点时间为0.4~0.6 s, 残压衰减到允许值 (如20%~40%) 为1~2 s, 而长延时则要经现场试验后根据残压曲线整定, 一般为几秒, 自启动电流限制在4~6倍。可见, 同期捕捉切换, 较之残压切换和长延时切换有明显的好处。目前所用的真空开关, 合分闸时间很短, 这为实现快速切换提供了必要条件。
参考文献