失压故障诊断（共5篇）
失压故障诊断 篇1
0 引言
电压互感器是输电线路中最基本和最重要的检测设备之一,不同于电磁式电压互感器,电容式电压互感器具有结构简单、重量轻、绝缘可靠性高、维护工作量少和抗电磁干扰等多方面的优势,所以在电力系统中得到了广泛应用。但在实际运行过程中,电容式电压互感器也比较容易出现二次绕组失压故障,以至于给电力系统的安全运行带来了一定的威胁。因此,有必要对该类故障的诊断问题展开分析,以便更好的进行电容式电压互感器的应用推广。
1 失压故障现象
以江西九江某电站为例,电站运行值班在巡检的过程中发现,其220k V线路的母线A相电容式电压互感器的二次绕组电压为零。电站办理工作票,安排检修试验人员对该互感器进行初步测试发现,其主电容和分电容的实测电容与设备名牌上的初始值的变化量不超过2%,并且介损正切值不超出0.5%。在此基础上,将实测数据与设备投入运行前数据相比较发现,设备运行数据相比变化不大,因此可以认为电容式电压干互感的主电容和分压电容正常[1]。
2 故障的诊断分析
2.1 故障的电气诊断分析
(1)诊断过程。为分析互感器的二次绕组失压故障,电站与厂家技术人员共同对互感器进行分析,利用自激法对分压电容器的电容量和介损进行了测量。在电容器升压的过程中,二次绕组电流在较短时间内达到了整定值10A,而电压此时为0.2k V。在电流达到整定值后,电压将保持不变。但是,设备的试验电压为0.5k V。在常规测试中,当电压达到0.5k V时,电流应该为4A。所以可以认为,A相中间变压器可能存在一定的问题。为进一步进行故障的排查,还要对A相中间变压器开展变比试验和电阻测量[2]。
(2)诊断结果。通过测试发现,A相中间变压器一次对二次及地的绝缘电阻为0.9MΩ。但是检测B相则发现,其绝缘电阻为400MΩ。所以,结合出厂试验报告的绝缘电阻数据,从检测结果可以看出,A相中间变压器的绝缘电阻已经被击穿。再从变比试验结果上来看,A相实际测量变比为3849,而额定变比则为1270,所以A相变比产生了较大的偏差。对比分析B相可以发现,其变比为1257,与额定变比接近。因此可以确定,A相中间变压器的电磁路失效。为不影响正常供电,对现场故障电压及时进行了更换,故障互感器则返厂进一步分析。根据返厂进行的测试,结果与现场分析基本一致。
2.2 故障的油化试验分析
(1)试验过程。为进一步分析导致A相中间变压器失效的原因,对A相的电容式电压互感器的中间变压器开展油化分析试验。中间变压器由铁心、一次绕组、二次绕组等组成,作为电磁单位的一部分,与补偿电抗器及阻尼器一起放置在油箱当中。因油箱电磁单元由十二烷基苯浸渍,在试验的过程中,需要进行油样的获取,然后对油样开展耐压试验、微水含量测试和色谱分析。
(2)试验结果。观察耐压试验结果可以发现,油样的击穿电压为14.8k V,比标准规定值40k V要低,所以可知油样已经无法满足耐压需求。而分析油样微水含量可以发现,相较于标准规定值,实际测量的油样微水含量为420mg/L,是规定值的16.8倍。由此可以说明,变压器的油已经严重进水,所以油的绝缘度将有所降低。此外,用气相色谱仪观察色谱分析结果可以发现,油样中的氢气含量远远超出了标准规定值。所以,中间变压器可能出现高能量放电问题,以至于油样会在高温状态下产生大量气体。
之所以会出现高能放电问题,则可能是油受潮引起的。在油的绝缘度降低的情况下,中间变压器的二次绕组将被高电压击穿,从而导致层间短路或匝间短路的问题出现。与此同时,中间变压器也将对油箱放电,以至于造成二次绕组失压。为验证这一结论,可以观察油样中的C2H2含量。通过观察发现,油样中含有大量的C2H2,因此可以说明中间变压器产生了电弧放电问题,以至于绕组绝缘被击穿[3]。而该结论与电气试验得到的二次绕组及地绝缘降低的结论相吻合,并且油样中也含有大量的一氧化碳和二氧化碳,所以说明绕组绝缘已经在放电产生的高温下出现了碳化分解现象。
3 故障的预防对策
为对二次绕组失压故障进行有效预防,需根据原因提高产品本身性能,并且做好投运后的检测维护。
在检测维护方面,有条件的电站可定期对电容式电压互感器的电磁单元中的绝缘油样进行取样,然后对油样进行色谱分析,以便及时发现电磁单元的放电或过热问题。在平时巡检的过程中,还要加强电容式电压互感器的红外线测试,通过将测试结果与设备额定参数向比较,则能够帮助巡检人员及时发现设备存在的问题。为避免因互感器故障引发电力事故,还要做好电站运行状态的监控,及时根据监控的异常情况,结合录波图等进行分析诊断,并进行必要的巡查,一旦发现二次侧输出电压异常,就要及时采取应急措施,以确保不会出现更多的问题。在条件允许的情况下,应该及早进行设备的更换。
4 结论
总之,在对电容式电压互感器的二次绕组失压故障进行诊断分析时,可以采取电气试验和油化试验相结合的方式,以便对故障原因进行深入的分析,找出问题根源。因此,相信本文对220k V电容式电压互感器二次绕组失压故障的诊断问题展开的分析,可以为相关工作的开展提供指导。
参考文献
[1]郑云海,吴奇宝,高阿娜.一起110k V电容式电压互感器二次失压故障的诊断分析[J].电气应用,2013(09):38-40+53.
[2]易冉,梁育雄,黄启泰等.一起220 k V CVT二次失压故障的分析与试验[J].电力电容器与无功补偿,2014(05):86-91+95.
[3]胡伟,王天一.电容式电压互感器二次失压故障的试验分析[J].电力电容器与无功补偿,2011(02):59-62.
失压故障诊断 篇2
1 电容式电压互感器二次失压情况
1.1 110kV泉新变电站5×14TV二次失压情况
5×14TV设备为型电容式电压互感器, 其额定电容为0.02μF, 额定中间电压为20kV, 2007年生产并投运。投运一年多后的2009年9月份, 运行人员发现该电压互感器的C相输出电压为零。检修人员立即到现场检查, 断开TV二次快分空气开关后, 发现C相电压互感器的两个二次绕组电压出口无任何电压输出, 高压部分外观正常。
1.2 110kV洪家坡变电站5×24TV二次失压情况
110kV洪家坡变于2008年5月增容扩建, 新上5×24TV于8月投运。该设备为型电容式电压互感器。2009年10月17日下午, 运行人员发现其中A相电压互感器输出电压为零。技术人员当即赶到现场检查, 断开TV二次快分空气开关后, 发现A相电压互感器的两个二次绕组出口无任何电压输出, 高压部分外观正常。
1.3 220kV峡山变电站电压互感器缺陷情况
220kV峡山变峡长I线516线路T V为型电容式电压互感器, 2007年8月出厂, 2008年6月投运。2008年8月9日, 峡山变运行人员发现516线路TV二次绕组电压输出无显示。于是立即安排检修人员对该互感器进行初步测试, 分别测量了主电容和分压电容的介质损耗和电容量, 总电容为10270pF, tgδ为0.06%, 测量结果正常。
2 现场试验检查情况
2.1 220kV峡山变电站110kV峡长I线516线路TV现场检查情况
2008年8月9日分别测量了该电压互感器的高压电容、分压电容的绝缘电阻和中间变压器的绝缘电阻、直流电阻, 发现中间变压器的绝缘电阻很低, 故将故障锁定在电磁单元上。随后对该电压互感器的电磁单元进行了空载特性试验, 分别在一次端加压10kV和15kV, 二次端均无电压输出。可以肯定电磁单元存在问题, 于是将该互感器进行解体检查, 发现中间变压器铁心上端面大面积因聚集水分而锈蚀, 中间变压器线圈绕组 (为油浸式) 引线端头有放电痕迹 (外皮已发黑) , 油箱壁有放电痕迹, 同时存在过热现象 (线圈表面绝缘材质沿面外流、凝结) 。电抗器线圈绕组也存在过热现象 (线圈表面绝缘材质沿面外流、凝结) 。观察绕组内, 发现匝间和层间均已烧穿。
2.2 原因分析
(1) 电容式电压互感器的结构。型电容式电压互感器是由电容分压器、电磁单元 (包括中间变压器和电抗器) 和接线端子盒组成。该类型互感器是分体式结构, 其分压器和电磁单元分别为一单元, 中压连线外露 (便于现场试验) 。图1为电容式电压互感器接线图。
C1—主电容;C2—分压电容;L—电抗器;P—保护间隙;T1—中间变压器;Z—速饱和电抗型阻尼器;K—接地开关;J—载波耦合装置;δ—C2分压电容低压端;XT—中间变压器低压端
(2) 情况分析:由于分压电容器C2和电磁单元正常状态下承受的为额定电压13kV, 而整台互感器承受的电压为当电磁单元对地短接时, 其二次将无电压输出, 对该相CVT承受电压的能力影响较小;当电容分压器C1、C2的其中之一存在缺陷, 该部分将承受较低电压, 而其他部分承受的电压将会升高, 使整台互感器运行异常, 二次有输出但不是正常值;如果中间变压器一次断线, 电压不能正常传递, 二次没有输出;如果C2的电容量变大, 二次虽有输出但会降低。
(3) 由上可知:二次无压输出与电容量的变化无关, 因而二次失压原因一般可归纳为, 电磁单元中间变压器一次引线断线或接地;分压电容器C2短路;电磁单元烧坏、进水受潮等其它故障。
(4) 分析结论:峡山变110kV互感器中绝缘油长期未处理, 水分侵入绝缘油中, 使得绝缘油绝缘性能下降, 导致中间变压器主接头对地发生火花放电, 即将一次主绕组短路, 则二次主绕组和辅助绕组均无电压输出, 这与互感器的异常运行是一致的。由于中间变压器初级绕组被短接, C2上电压全部加于电抗器, 使电抗器两端电压升高, 电流增大, 这就造成电抗器的匝间和层间短路。因此, 水分侵入绝缘油中是造成中间变压器铁心锈蚀、一次绕组短路的主要原因。
3 110kV泉新变电站5×14TV现场检查情况
3.1 检查情况
(1) 由于二次无电压, 首先把二次线全部解开后对二次线圈进行了直流电阻、绝缘电阻测量, 测试结果与A、B两相对比无明显差异, 说明二次线圈良好, 不存在开路或短路接地现象。
(2) 变比测试。对CVT的变比分别进行了测试, 变比均为13000左右, 与标准变比1100相差较大, 考虑仪器量程、适用性等问题, 对该变比数据暂不做分析。
(3) 该类型互感器测量电压先由C1、C2分压, 再通过中间变压器变换到二次。所以又对分压电容C2进行了绝缘电阻、电容量和介质损耗测试。绝缘电阻40GΩ, 电容量63010pF, 介质损耗角正切 (正接法) 1.07%, 通过这些可以判定分压电容C2绝缘良好, 无击穿现象。
(4) 最后用自激法从二次绕组加压时, 仪器显示高压无信号, 说明一二次之间的电磁关系已被破坏, 没有构成电磁回路, 同时得知所测变比为不可信数据, 由此判断为电磁单元一次烧损。鉴于故障情况, 暂时退出5×14TV设备。
3.2 处理建议
(1) 由于电磁单元 (中间变压器和电抗器) 损坏严重, 建议将互感器全部更换。
(2) 如果从二次侧反向加压, 在CVT高压引线处直接测量一次电压, 但由于实际上中间变压器二次侧电流急剧上升, 该测量点并不能直接测到电压。这说明分压电容器C2或中间变压器短接, 电压不能反向传递。
(3) 从CVT高压引线处加压测量电容量和介质损耗角, 因现场的电磁场干扰, 采取故障相和非故障相比较来说明测试情况, 根据测试结果, 得出故障相电容量大于非故障相电容量, 但介质损耗角情况正常。这就说明二次无电压输出与分压电容器电容量的变化及其断线无关, 而是由中间变压器一次接地引起。而这个接地情况在新投运不久即出现, 在其间运行、维护情况没发生过什么意外的前提下, 只能是厂家在制造工艺和选用绝缘材质方面存在问题。
4 预防措施
(1) 电容式电压互感器, 如发现渗漏油, 或油位下降时, 应停电检查, 必要时更换密封圈, 确保中间变压器密封良好。
(2) 加强运行中红外测温试验, 当中间变压器内部过热时应及时停电处理;电容式电压互感器介质损耗增长时, 应尽快处理或更换。
(3) 定期对互感器中的绝缘油进行绝缘强度试验和油色谱分析, 当发现油中气体或组分超标时, 应及时处理或更换;做到定期更换绝缘油, 保证铁心不锈蚀。
(4) 对电磁单元部分进行认真检查, 当阻尼器未接入时不得投入运行;当采用电磁单元做电源测量电容分压器的电容量和介质损耗时, 应注意电磁单元和C2的δ端的绝缘水平, 控制试验电压不超过3kV, 同时应控制二次辅助绕组的供电电流不超过10A, 以防过载或因试验电压过高而损坏绝缘。
(5) 严格注意二次侧的短路或开路, 以免因短路或开路冲击产生的大电流、高电压造成绕组过热而损坏绝缘。
(6) 除了进行常规的试验外, 还应定期测量中间变压器高低压绕组间的绝缘电阻和介质损耗因数。对于220kV及以上的电容式电压互感器, 必要时进行局部放电检测, 同时还应进行二次绕组绝缘电阻和直流电阻测量。
5 结语
失压故障诊断 篇3
某110 kV变电站直流系统由4台充电机和1个蓄电池组 (由18节12 V容量为200 A·h的直流蓄电池组成) 组成。每台直流充电机最大输出电流为10 A, 整个充电机组最大输出直流电流为40 A。正常情况下, 该站直流由直流充电机和蓄电池组同时向直流母线供电。正常运行时由充电机供全站直流负荷, 全站直流负荷约为4.3 A。充电机交流失压或者故障时, 改由蓄电池供电。该站10 kV断路器机构为电磁式机构, 合闸电流较大, 约为97 A。故该站10 kV断路器合闸电流必须由直流蓄电池供给。由于该站10 kV断路器操作频繁, 对蓄电池组冲击较大, 故直流蓄电池组运行情况不佳。
二、事件经过
某日天气突变, 该站先后有多条线路遭雷击跳闸, 站内直流系统故障, 站外一条线路断线, 导致县城及附近乡镇大面积停电。该站10 kV线路多次跳闸与重合, 最终10 kV线路保护和1#主变低后备保护装置相继拒动, 造成保护越级由进线侧线路距离保护Ⅲ段动作, 切除故障, 从而导致该站全站交流失压。
三、调查情况及分析
1. 现场保护动作情况。见表1。
2. 原因分析。
由于13时36分03秒890毫秒 (即13:36:03:890) 时, 312断路器电流三段跳闸、13时36分05秒954毫秒312断路器重合、13时36分06秒160毫秒312断路器再次跳开, 综合自动化主站自13时39分50秒209毫秒起陆续收到保护装置直流消失及复位信号, 保护装置直流消失及复位信号见表2。
由表2可以得出, 在312断路器重合到再次跳开之前, 该站存在一次全站直流失压的现象。分析认为, 在312断路器重合闸时, 蓄电池组受到大电流冲击, 内部有单个蓄电池已经开路, 蓄电池组无法正常工作。312线路断路器重合于近距离永久故障, 造成10 kV母线电压畸变, 站内直流充电机三相输入故障, 充电机无输出, 故该站全站保护装置短时失电一次。
312断路器由于重合闸后加速再次跳开之后, 切除了近区短路故障点, 10 kV母线电压恢复正常, 380 V站用交流电随即恢复。充电机工作正常, 直流输出恢复。但蓄电池组内部开路, 已失去供电作用。
13时49分37秒001毫秒时, 304保护装置电流三段跳闸, 由于充电机输出电流不够, 断路器未重合。14时04分17秒290毫秒时, 314线路保护在变电站外大约30 m的地方断线, 接地短路。由于故障点距离10 kV母线较近, 导致母线电压畸变, 造成站内直流充电机三相输入故障, 导致充电机无输出。由于此时全站直流负荷仅由直流充电机供给, 故此时全站再次直流失压。
314断路器跳开之后, 由于314线路与322线路缠绕在一起, 近区短路依然存在, 充电机依旧由于站用电畸变无法正常工作, 导致全站直流电压未恢复, 造成322线路保护和1#主变低后备保护装置相继拒动, 而由该站进线对侧线路保护距离Ⅲ段动作, 切除故障, 进而导致该站全站交流失压。
四、蓄电池解体检查情况
将该站变蓄电池进行解体后, 发现2#、9#蓄电池内部极板间的连片因过热已经严重粉化, 其中2#蓄电池有一处连片已经断开。证明当时蓄电池组确已开路无输出。其余蓄电池内部极板连片也存在不同程度的粉化现象。
五、故障原因分析
根据以上分析可知, 该站全站直流失压是由于蓄电池开路无输出, 而故障时由于故障点距离10 kV母线较近, 导致母线电压畸变, 引起站用380 V交流电源不正常, 造成站内直流充电机三相输入故障, 导致充电机无输出而引起。线路保护和1#主变保护装置因失去直流相继拒动, 造成保护越级由进线侧线路距离保护三段动作切除故障, 从而导致该站全站交流失压。
六、加强蓄电池的维护
一般变电站蓄电池多为密封阀控式铅酸蓄电池, 按照《直流电源系统运行规范》的要求, 可从以下几方面加强阀控蓄电池的运行及维护。
1. 蓄电池室的温度宜保持在5～30℃, 应通风良好, 照明充足, 并应使用防爆灯;凡安装在台架上的蓄电池组, 应有防震措施。
2. 阀控蓄电池组正常应以浮充电方式运行, 浮充电压值应控制为2.23～2.28V×N (N为蓄电池组中蓄电池的个数) , 一般宜控制在2.25 V×N (25℃时) ;均衡充电电压宜控制为2.30～2.35V×N。此电压应该是从电池组正负极输出端子上测定的电压, 而不是直流电源控制屏上的设定电压。
3. 对运行中的阀控蓄电池组, 要监视蓄电池组的端电压值、浮充电流值。应定期检查蓄电池室调温设备、蓄电池室通风、照明及消防设施, 应定期对阀控蓄电池组进行外壳清洁工作。
失压故障诊断 篇4
1 事故案例简介
2012年11月13日, 乙烯厂电气操作人员错误拉开直流控制电源总开关, 造成失压脱扣保护动作。事故的原因为培训不到位, 操作人员未正确区分空开, 导致拉错空开, 配电柜的控制电源接线方式在电气设计上存在缺陷, 控制电源未分路设置。
2011年12月28日发生的新疆电网750k V巴州变12.28事故以及乌鲁木齐电业局220k V头屯河变1.29事故, 都是由于电压互感器二次电压故障, 造成了停电事故。
2010年12月10日发生的和田电力公司继电保护人员在处理直流接地故障时, 误动了电压切换继电器的端子, 致使电压重动继电器线圈断续的失去、恢复直流电源, 造成继电器接点的跳动, 造成110k V于民线和策民线保护装置的PT二次电压持续变动, 导致距离三段保护误动跳闸。
乙烯总变也发生过由于拉开直流空开而导致110k V母线PT二次失压的事件, 但由于线路装设的是微机保护, 并未造成线路开关保护的误动跳闸。
诸多的事件表明PT二次电压回路故障已严重危害了电网的安全运行, 是继电保护工作中的一个薄弱环节。因此应加强对PT二次回路的管理, 提高电网安全稳定运行。
2 此类事故发生的主要原因
(1) 电压二次回路的电气设计上存在一定的缺陷, 设计不完善与国家电网设计标准有不符之处。
(2) 各类开断设备空开、切换继电器、隔离开关辅助触点等性能缺陷引起的。
(3) 操作人员的技能水平的差距和培训不到位, 也是造成事故的一个主要原因。
3 实例分析
下面以乙烯总变的110k VPT二次接线为例, 来分析由于电气设计缺陷造成的PT二次失压对电气运行的影响。
(1) 现状及问题
乙烯总变110k V为单母线分段运行方式, 110k V进线热烯一线和一段母线PT布置在同一个间隔 (同一汇控柜) , 母线PT的二次电压经空开和重动继电器的接点送至电压小母线, 并且热烯一线断路器的控制电源和重动继电器的控制电源为同一空开。当线路停电, 需要断开断路器控制电源时, 在不了解现场具体接线的情况下, 值班人员会直接断开空开, 重动继电器线圈失电, 造成母线PT二次回路失压。此应为设计存在缺陷, 根据国家电网反事故汇编规定, 控制电源与保护电源直流供电回路必须分开。
(2) 电路分析
即使断路器的控制电源和重动继电器的控制电源是分开的, 如果直流电源失电或者直流接触不良, 也会造成重动继电器的失电, 进而造成PT二次失压。最终影响系统的正常运行。上面2010年12月10日发生的和田电力公司于民线和策民线跳闸事故, 就是由于重动继电器失电造成的。
那么重动继电器起什么作用呢?那么能否取消重动继电器呢?重动的意思是, 使用一定的控制电路使电压互感器二次绕组的电压状态 (有/无) 和电压互感器的运行状态 (投入/退出) 保持对应关系, 避免在电压互感器退出运行时, 二次绕组向一次绕组反馈电压, 造成人身或设备事故。
所谓反充电就是在倒闸操作过程中, 由于操作不认真或操作票有误, 造成双母线带电的电压互感器二次回路, 与不带电的电压互感器二次回路相并联, 其后果是使带电的电压互感器二次回路空气开关跳开, 继而造成所有运行线路的交流二次回路电压消失。
在厂矿企业中, 一般为单母线分段接线方式, 不需要进行倒母线的操作, 极少进行PT切换的操作, 没有反充电的问题。所以取消母线PT的二次回路的重动继电器, 用空开来进行PT二次电压投入和断开, 这样可以减少因直流失电而造成的PT二次失压, 提高系统的安稳运行。
加快设备的更新换代, 使变压器、母线保护的微机化, 改善电压回路的运行条件, 总结运行实际情况, 在设计选型和订货环节就使用运行情况良好的开断设备 (隔离刀闸辅助触点、空开、切换继电器) 。使用具有磁保持的切换继电器, 防止由于隔离开关辅助触点运行中接触不良而使继电器失磁。使用该继电器应注意返回的可靠性。在PT二次根部加装不同空开, 将仪用和保护用电压回路彻底分开, 避免互相影响。将保护用的电压回路的三相联动开关更换为三个单相空开, 每个单相空开均应有辅助触点, 在掉闸时发生报警信号。严格变电站二次系统的设计验收标准, 合理的进行二次回路的改造施工, 都是可以减少PT二次失压造成的保护误动的, 提高电网安全稳定运行的水平。
4 结束语
当然, 加强对电气值班人员的技能培训, 提高现场工作人员的技能水平, 针对特殊设备的特殊操作及注意事项, 提高相关人员对倒闸操作工作重视程度, 细化操作步骤, 制订完善的操作规程, 也是避免此类事故的必不可少的环节。
参考文献
失压故障诊断 篇5
2013年1月6日0时51分, 我局110k V孟关变发生一起10k V开关柜内短路故障, 造成#1、#2主变跳闸, 全站失压的事故。故障发生时保护动作情况为, #1、#2主变低压侧后备保护复压过流I段I时限动作 (I段II时限未动作) , 跳开10k V分段010开关, 接着#1、#2主变高压侧后备保护复压过流I段I时限动作、I段II时限动作, 跳开011、311、101、110、012、312开关, 孟关变失压。
2 故障前运行方式
孟关变110k V侧为内桥型接线, 35k V、10k V侧为单母分段接线, 故障前两台主变并列运行, 即:1) 1号主变在110k VI母运行, 011、311开关运行;2) 2号主变在110k VII母运行, 012、312开关运行;3) 110k V分段开关110运行, 35k V分段310开关, 10k V分段010开关运行, 全站负荷由110k V南牵孟小101断路器供电。
3 保护动作情况
3.1#1变保护动作报文如下
1) 低压侧后备保护复压过流I段I时限:1250msI 1LCK124.25A。2) 高后备复压过流I段I时限:2002ms I1HCK19.37A。3) 高后备复压过流I段II时限:2002ms I1HCK 29.37A。
3.2#1变保护动作报文如下
1) 低压侧后备保护复压过流I段I时限:1250msI1LCK124.00A。2) 高后备复压过流I段I时限:2002msI1HCK19.37A。3) 高后备复压过流I段II时限:2002msI1HCK29.37A。
3.3#1、#2主变保护相关整定
3.3.1高后备相关定值
3.3.2低后备相关定值
4 保护动作行为分析
110k V孟关变主变所配保护为北京四方公司生产的CST-31差动保护、CST-230A后备保护, 差动保护和后备保护为独立装置, 二次电流由不同的电流互感器接入。本次故障发生在0123刀闸与012开关之间, 具体位置在#2主变差动保护用CT与10k V后备保护用CT之间, 即差动保护动作范围之外, 因此#2主变差动保护未动作。故障发生时刻的故障电流流向为图二所示:
从图二可看出:从故障发生时刻到010开关跳开前, #1、#2主变高压侧后备、低压侧后备保护均有故障电流流过, 高、低后备保护启动, 进入故障保护计算, #1、#2主变低压侧后备保护感受到的故障电流相同 (24A>Iset=7.1A) , 因此两台主变后备保护同时启动, 达到I段I时限时 (1.25秒) 同时出口, 跳开010开关。010开关跳开后, 故障电流的流向发生了变化, #1、#2主变低压侧后备保护感受不到故障电流, 因此两台主变低后备保护返回, 012、011开关此时未动作。010开关跳开后, 故障电流的流向如图三所示。
从图三可看出, 010开关跳开后, 故障仍然存在, 故障电流走向发生变化, 故障电流流经高、中侧到达#2主变低压侧故障处, 两台主变高后备保护继续启动记时, 中压侧后备保护此时也启动进入故障程序, 流过#1、#2主变高后备的电流相同 (9.37A>Iset=4.63A) , 均为达到其整定延时 (I段I时限、II时限均为2秒) , 高后备保护动作, 跳开两台主变三侧开关011、311、101、110、012、312, 造成孟关变失压。因高后备保护与低后备保护同时启动, 因此从010开关跳开至全站失压经过了0.75秒延时。
因两台主变中压侧后备保护故障发生时未感受到故障电流, 010开关跳开后才有故障电流流过, 此时中后备保护才启动, 其动作延时为1.5秒, 而高后备保护在010开关跳开后0.75秒就动作出口, 此时还未达到中后备保护的动作延时 (中后备I段一时限1.5s, 跳310断路器;I段二时限1.75s, 跳311断路器) , 因此主变中后备保护未动作, 造成#1、#2主变高后备动作, 跳开主变三侧断路器, 造成全站失压。本次故障发生在0123刀闸与012开关之间, 具体位置在#2主变差动保护用CT与10k V后备保护用CT之间, 即差动保护动作范围之外, 因此#2主变差动主保护未动作, 由后备保护动作切除故障。而在010开关跳开后, 两台主变高后备保护仍有故障电流流过, 因此两台主变高后备保护同时动作, 造成孟关变失压。中后备因在010断路器跳开后, 才有故障电流流经, 启动中后备保护, 但时间延时较高后备启动晚了0.75s, 已不能达到动作延时, 高后备先于中后备动作 (如中后备动作, 可保证#1主变高后备不会动作, 全站可保留110k VI母、10k VI母运行) , 造成全站失压。经分析全站保护动作行为正确。
5 建议措施
本次故障发生在电流互感器保护死区位置, 保护行为动作正确, 但考虑到故障在#2主变范围及10k VII母, #1主变动作扩大了停电范围, 如能采取优化的保护配置方案, 将故障限定在2号主变及10k VII母范围, 即可隔离故障保证#1号主变正常运行;故建议两种措施:1) 采用差动和后备交叉CT接线, 使差动保护包络CT死区位置, 即可在死区故障时, 由主保护快速切除故障;2) 本次故障暴露出, 在保护动作将故障范围缩小过程中, 运行方式改变故障电流走向变化, 造成中后备和高后备时间上失配, 高后备先动作, 建议在有三电压等级系统中, 将中、低后备复压过流I段一时限压缩至0.5s (跳本侧分段断路器) , 将高后备复压过流I段一时限、二时限延长至2.2s, 可满足在类似故障电流走向改变, 中 (低) 后备保护晚于高后备启动的情况下, 仍能先于高后备动作, 可避免扩大停电范围, 调整时间定值并不影响对中、低压侧馈线的后备保护功能。
参考文献
[1]电力系统继电保护典型故障分析.国家电力调度通信中心.中国电力出版社, 2001.