线路变压器组（共7篇）
线路变压器组 篇1
摘要：根据哈地区电网的特点, 线路变压器组的变电所设备检修短时停电倒负荷损失较大的问题, 提出改进方法, 拟在其变电所低压侧母线分段开关处实行电磁合环倒负荷, 从而提高电网安全稳定性, 降低电量损失, 满足用户需求, 进一步为哈局增供扩销, 电量指标完成提供有力保障。
关键词：电网,电磁合环,环流,过载,线路变压器组,循环功率
1 概述
随着电力系统的不断发展, 哈地区电网结构不断扩大, 近几年来, 新上了许多变电所, 其主框架结构为线路变压器组的变电所日益增多。例如, 河松变、中央变、人各变、市场变等等。可以说线路变压器组这种线路模式已经逐渐成为一种趋势。
2 哈局电网现状及情况需求:
电力改革进入新的阶段, 对电力系统安全、优质、经济运行提出了更高的要求, 电力市场化运营机制亦建立并逐步完善。目前, 我局正处于增供扩销的重要阶段。我局制定了全年电量超百亿的供电目标, 这同时也给电网管理者-调度机构提出了更高的要求, 保证电网安全稳定运行, 进一步养活电能损失势在必行。然而线路变压器组的变电所都担当着哈地区的重要负荷的供电任务, 设备检修短时停电倒负荷损失较大 (目前, 有些变电所只能按照局里认可的规定, 通过短时并列倒负荷。但是, 在此过程中一旦发生故障, 将扩大事故造成无法估量的经济损失。)
3 线路变压器组变电所低压侧电磁合环的条件:
鉴于上述上述问题, 因此应经详细计算, 对此类变电所10KV母线分段开关实行电磁合环方式倒负荷。
对系统进行电磁合环必须具备下列三个条件:
3.1 合环点相序、相位一致
3.2 系统保护应适应环网的方式
3.3 合环后, 各元件不致过载, 电压不超出规定
目前, 10KV分段开关两侧相序、相位均一致, 因此哈地区系统来说, 条件1自然符合。
对于条件2, 哈地区有些10KV分段开关没有快速保护, 应加装电流速断保护 (已加装电流速断保护的10KV分段开关应对保护定值进行校验) , 合环前电流速断保护投入, 解环后停用。以保证在电磁合环时, 环内任一线路故障时, 10KV分段开关解环, 可以保证有选择地切除故障线路。只是10KV分段电流速断保护定值须根据合环后计算出合环点处环流后才能确定。同时, 合环后各元件是否过载也须经过环流计算后校验。
4 环流计算:
4.1 设备参数:
4.1.1 66KV线路参数
4.1.2 线路变压器组, 各主变参数:Uk%PO IO%Pk Se Ue
4.2 环流计算满足条件
环流计算是在下列条件下进行的
4.2.1 带变压器组的两条66kv线路应在同一条母线上, 或不在同一条母线上但母联开关在合位, 其电压相等。计算中设为66∠0°kv。
4.2.2 如果低压侧有并网发电机, 电磁合环时, 其发电机与系统解列
低压侧变电所或电厂的各发电机容量, 最大有功出力, 直配负荷, 从而计算出其负荷最大值和最小值。电磁合环时最大负荷, 不大于低压侧变电所或电厂单台主变的容量。
4.2.4 低压侧变电所、低压侧Ⅰ、ⅠⅠ段负荷相等, 每台主变二次电流, 不超过二次电流, 不超过规定值
4.3 计算及结果 (理论计算推导)
用环网潮流回路电流法计算出线路变压器组的变电所, 低压侧分段开关合环时通过的流。
如下:
在图1所示的最简单两端供电网络中, 设两端电压不相等, 根据重叠原理可得:
由式 (1) 、 (2) 可见, 每个电源点送出的功率都包含两部分, 第一部分由负荷功率和网络参数确定, 它们分别与电源点至负荷点间的阻抗共轭值成反比。第二部分与负荷无关, 它可以在网络中负荷切除的情况下, 由两个供电点的电势差和网络参数确定, 通常把这部分功率称为循环功率。
单电源环网可以看作是供电点电压相等的两端供电网络, 在计算时令式 (1) 、 (2) 中的循环功率等于零即可。因此, 本项目所研究的供电网络图 (图2) 的计算公式可得:
对于线路变压器组来说, 线路阻抗一般都是相等的, 变压器阻抗有可能不相等, 因此根据式 (3) 、 (4) 可以分为两种情况对图2所示的网络图对10KV分段开关进行潮流分析:
4.3.1 当两个变压器的阻抗不等时, 即Z1≠Z2, 则
10KV分段开关上的负荷
10KV分段开关上的电流
4.3.2当两个变压器的阻抗相等时, 即Z1=Z2, 可得S1=S2, 则
10KV分段开关上的负荷
10KV分段开关上的电流IO= (SO/U)
根据以上潮流分析, 设线路变压器组电源端运行电压已知, 对于线路变压器组上的电压损耗可用公式 (5) 计算
则10k V母线上的电压V=Va1-ΔV
通过以上对线路变压器组并列时的潮流计算结果, 根据相关要求可以对其进行静态、暂态稳定的分析以及继电保护及自动装置的调整。
5 应用情况及效益
哈地区电网已逐步对此项成果进行实施, 已有4座变电所采取低压合环倒负荷, 应用情况及社会效益突出, 本年度节约电量3.5万度。
结束语
电网发展技术将随着社会对电力市场深入发展而不断拓展和提高, 电力调度技术人员必须随着电网发展和用户需求与时俱进, 不断学习和更新知识。随着线路变压器组运行方式不断发展, 低压电磁合欢倒负荷已逐步完善提高了哈电业局在用户心中的信誉度。
私自T接变压器造成线路故障 篇2
某变电站出现10 kV母线非金属性接地故障, 10kV母线U, V, W三相电压分别为8.0, 7.6, 2.5 kV, 拉开10 k V工业Ⅱ线, 故障消失, 确定为10 kV工业Ⅱ线出现非金属性接地故障。调度所通知供电所配电班查线。配电班在经过3次查线后, 仍未发现线路异常, 工业Ⅱ线仍然存在接地故障, 试送电仍然不成功。经过分析, 供电所扩大检查范围, 对所有用户高压设备进行全面检查。最后, 查线二组人员报告说开发区机械厂一10kV电缆下线处边相对厂房顶部放电接地, 已拆除故障点。调度所对10 kV工业Ⅱ线送电, 接地故障消失, 一切正常。
2 故障分析
经过现场检查得知, 开发区机械厂年初由于生产任务增加需增容, 将原来315 kV·A配电变压器更换为800 k V·A配电变压器, 安装在新生产车间, 并采用新的下线电缆和开关设备T接于10 kV高压线上。后来, 机械厂为了减少配电变压器损耗, 私自利用原来的旧下线电缆, 在原来的配电变压器位置安装了一台30kV·A配电变压器, 作为800 kV·A生产用配电变压器停用时的照明电源。该厂电工重新制作了电缆头, 由于电缆较短, 就用低压绝缘导线连接至下线开关设备, 连接导线较长且无中间支撑点, 距离车间顶沿仅5 cm左右, 对地距离小于规程要求。刚开始运行时, 导线绝缘较好, 导线没有发生对地击穿接地故障。但时间一长, 导线绝缘老化, 遇到雨雪天气, 导线对地绝缘降低, 造成对地击穿放电形成单相接地事故。由于该用户是高供高计用电户, 在高压计量设备后还有三档线引入厂区, 供电所只管理到计量分界点, 所以机械厂用电设备改变后供电所并不知道。供电所开始查线时只巡查到高压计量分界点, 对厂区内线路也没有进行巡查, 所以未查出机械厂对地击穿放电故障。由此造成停电时间较长, 浪费了人力物力, 影响供电可靠性。
3 整改及预防措施
(1) 对该用户私自增加的违章配电设备进行了拆除, 并对其所属高压电气设备进行了全面检查和缺陷整改验收, 使机械厂高压电气设备安全水平有了很大提高。
(2) 对用户高压设备要全部纳入供电所管理。电力生产特点是发供用一体同时完成, 电网上任何一个部分出现问题都会造成停电事故发生。所以在电力生产上要妥善处理好产权所有和电力生产安全要求的矛盾, 一切服从电网安全生产要求。供电企业要利用代维代管和其他各种委托协议形式理清关系, 对于影响电网安全运行的设备, 一定要纳入统一生产管理。
(3) 对高供高计用户同样要加强管理, 不能只管理到高压计量分界点, 要按照供用电协议要求做好相应的用电管理工作, 以利于用电负荷管理和电网安全运行管理, 以防用户私自改变高压设备, 形成安全隐患, 造成电网安全事故。
线路变压器组 篇3
对于变电站接线模式来说, 根据它在整个电力系统里面的作用及其重要性进行分类, 主要包括中间、枢纽、终端变电所等诸多类型。要是不存在Ⅰ、Ⅱ级负荷, 那么, 终端、支接变电所等的供电往往通过1 台降压变压器、1 条线路的单元接线模式来实现。尤其今年国家加大基础设施建设, 电网投资急速攀升, 一年的电网投资相当于过去三年的电网投入, 且很多变电站都是终端变电站, 一期单台主变采用都是线变组接线模式, 研究线变组接线经济运行问题对降低网损具有最要的意义。所以, 研究线路变压器单元接线的经济运行方式是一个十分重要的课题, 事关节能技术, 而且还能够有助于网损的进一步减少。本文主要通过数学极值法探讨了其经济运行方式, 希望能够与业内同仁一起探讨这一问题, 为具体实践工作提供一些参考。
1 线路变压器单元接线经济运行分析
1. 1 等值电路
在这里, 将其参数归算于同级下的等值电路之中, 具体我们通过图1 进行描述。此处, 主要是引入了 Γ 形等值电路, 相关参数具体如下: X1 和X2 是串联感抗, R1 和R2 是串联电阻, B与G分别是并联电纳和电导。通过下面的图形我们能够得知, 这一个线路属于 Γ 形等值电路, 单元接线等效总电阻 ( R) 是R1 与R2 两者之和, 单元接线的空载损耗电导是其并联电导, 如图1 所示。
1. 2 经济运行功率
详细来说, 其总损耗主要包括两部分内容, 也就是固定与负载损耗两部分内容, 在这里, 后者主要负荷电流通过导线电阻过程中形成的损耗, 值得关注的是, 负荷电流始终在不断改变, 正是因为这样, 所以, 其还被叫做可变损耗。对于前者来说, 其主要涉及到两方面, 也就是电晕损耗与沿绝缘子的漏电损耗, 具体能够通过并联电导参数进行描述。
其总损耗具体可以通过下面的公式进行描述:
ΔP=GU2+3I2R=GU2+S2/U2R (1)
上面的公式里面, U与I分别指线路运行电压与电流, R是变压器与线路两者电阻的串联等效电阻, S是线路传输的视在容量, G是其并联电导, 需要指出的是, G = ΔP0 /UN2, 此处, UN是额定电压, ΔP0是空载损耗。
把公式 ( 1) 里面的 ΔP视为U的函数, 在这种情况下, 它的一、二阶导数依次通过下面的式子进行描述:
ΔP'=2GU-2S2RU-3, ΔP″=2G+6S2RU-4 (2)
要知道, 此时二阶导数永远为正值, 因此, ΔP一定具有最小值, 令 ΔP' = 0, 那么则有
S2=G/R·U4 (3)
当其输送功率根据上面的公式 ( 3) 工作的时候, 线路具有最低的损耗, 这样, 这个时候的输送功率就是其经济运行功率 ( Sj) 。
1. 3 最小损耗与最大传输效率
1) 最小损耗。把公式 ( 3) 带进公式 ( 1) 之中, 可以得到:
通过上面这一个公式我们能够看出, 当其可变损耗与其固定损耗两者相等的时候, 此时, 整个线路具有最低的损耗, 另一方面, 线路损耗与并联电导G两者之间存在正相关性, G的数值愈小, 那么损耗相应愈小。
2) 最大传输效率。具体而言, 效率可以通过下面的式子进行描述:
这样, 我们把公式 ( 3) 与 ( 4) 里面的S与 ΔPmin带进公式 ( 5) 之中, 于是就能够得出以下公式:
经过上面的公式我们可以看出, 当其按经济功率运行的时候, 具有最大的输电效率, 与此同时, 对于其最大输电效率来说, 其只是和指标G、R与cos 存在一定的联系, 总的来讲, 也就是串联电阻与并联电导愈小, 功率因数与输电效率愈大, 相应的输电效率则将会愈大。
1. 4 线损率 α 和效率 η 两者之间的联系
对于电力网输入 ( 用P1表示) 、输出有功功率用P2表示) 及其有功损耗 ( 用 ΔP来表示) , 三者之间的联系, 我们可以通过下面的图形进行描述。按照能量守恒定律我们可以得知, P1= P2+ ΔP。此时, 我们这样对线损率 α 进行描述: α = ΔP / P1, 这样对效率 η 进行描述: η = P2/ P1= ( P1- ΔP) / P1= 1 - α, 因而, 我们能够得出: η + α = 1, 也就是说效率和线损率两者的和是1, 如图2 所示。
2 算例分析
此处, 我们以某电力网为例进行研究, 其变电所通过一条110 k W输电线路供电给某公司变电所一台主变压器, 整个线路总共长为98 km, 全程所使用的导线为LGJ - 300 型, 同时, 一定要注意线路每千米的电阻r0= 0. 107 Ω / km, 此外, 其主变压器为SFZ10 - 50000 /110 型, 除此之外, 其短路损耗 ΔPK =183. 60 k W, 空载损耗 ΔP0= 41. 79 k W, 变电所总的负荷SC =40 MVA, 功率因数cos = 0. 92。
2. 1 等值电路参数
电导:G=ΔP0/UN2=0.04179/1002=3.45×10-6S;
线路电阻:R2=r01=10.486Ω;
主变电阻:R1=ΔPK·UN2/SN2=0.89Ω;
单元接线的经济运行功率:Sj=6.66 MVA;
单元接线串联总电阻:R=R1+R2=11.375Ω。
2.2最小有功损耗 (ΔPmin) 与实际运行功率损耗 (ΔP)
通过计算可以得知: ΔPmin= 2GU2= 0. 083 49 MW;
通过计算可以得知:ΔP=GU2+S2/U2·R=2.3 MW。
2.3最大效率 (ηmax) 与实际运行效率 (η)
通过计算可以得知:
通过计算可以得知:η= (1-ΔP/P1) ×100%=94.9%。
2.4最小 (αmin) 和实际运行线损率 (α)
通过计算可以得知:αmin=1-ηmax=1.3%;
通过计算可以得知:α=1-η=5.1%。
经由上面的具体算例, 我们能够获得以下两方面启发: 第一, 其经济运行功率 ( Sj) 非常小, 仅仅为6. 66 MVA, 只占 ΔP的13. 6% , ΔP愈发接近Sj, 那么就具有愈大的运行效率。第二, 线路和变压器电阻分别是10. 486 Ω 与0. 89 Ω, 经过比较可以看出, 前者为后者的十一倍, 通过这一个数据我们能够得知, 其Sj与 ηmax基本上是由线路电阻所决定, 也就是说, 线路长度越长电阻愈高, 在这样的情况下, 那么则Sj的数值就愈小, ηmax相应的就愈小, 最小线损率相应愈大。
3 结语
综上所述, 通过细致的研究, 我们将线路变压器单元接线的经济运行相关参数的求解方法推出来, 本文的研究具有非常深远的实践意义。总体上, 本文主要取得下列两方面结论。
1) 当其按经济运行功率运行的时候, 其具有最低的电耗, 同时具有最大的输电效率。
2) 其经济运行功率和线路运行电压的平方成正比, 伴随前者的不断变化, 后者出现非常明显的改变, 因此, 必须注重电压调整所带来的干扰。
参考文献
[1]肖艳萍.发电厂变电站电气设备[M].北京:中国电力出版社, 2008:330-331.
线路变压器组 篇4
1 变压器数字技术概述
根据相关的资料可以了解变压器数字技术的工作原理, 同时也了解到变压器数字技术在空载运行状态时具有的特性是, 变压器数字技术一、二次侧绕组具有的电压比值与一、二次绕组的匝数比值是相同的。根据相应的公式可以明确, 一台良好的变压器数字技术具有多个绕组, 如果绕组工作的电压值较高, 那么绕组具有的匝数也就较多, 对经过绕组的电流进行测试, 如果电流值越小那么导线具有的横截面积也就很小, 导线具有的直径也就越小。同样若绕组工作的电压值较低, 那么绕组具有的匝数值也就不多, 同时对经过电流进行测试, 如果进过电流很大, 就代表着导线的横截面积很大, 同时导线的直径也就越高。对于一台变压器数字技术而言, 变压器数字技术内部具有的各个绕组, 其电压等级不同那么绕组具有的额定电流也会存在一定的差异, 电压等级小绕组具有的额定电流大。变压器数字技术在实际工作状态中, 要将各个绕组的电流控制在其额定电流之内。变压器数字技术本身具有的电容总量是所有的二次侧容量的总和, 对变压器数字技术的容量进行选定时, 不仅仅需要考虑总容量, 还需要将所有电压级别的实际容量都要涵盖。要想使得变压器数字技术保持正常的工作状态, 而不是过载工作, 那么就要求变压器数字技术的总容量需要大于需要负载的容量, 同时还需要注重的是使得变压器数字技术二次测个电压级别的容量大于该电压级别的负载容量。
2 变压器数字技术负载的确定
想要科学的、合理的、准确的选定机床电器控制线路中变压器数字技术具有的容量, 机床控制线路设计人员首先需要做的就是对变压器数字技术承担负载的总容量进行计算。在实际的计算工作中, 不能只是将各个负载容量进行直接的相加, 或者是对其具有的总容量进行估算。设计人员需要依据机床电气控制线路的实际需求, 也就是机电控制系统每一个构成电器的运作情况和动作顺序, 在全面了解的基础之上对电容进行相应的计算工作。设计人员考虑问题需要全面, 对于各个电器在实际运作时对于其它的电器可能造成的干扰也需要有所考虑, 最终确定在机床电器控制线路中应用的变压器数字技术的容量。
3 机床控制电器负载分析
本文以一台CA6140机床电气控制线路中变压器数字技术容量的选定为例, 进行相关问题的详细阐述。 (1) 主轴控制。对CA6140机床电气控制线路以及CA6140型普通车床电气元件明细表进行深入分析, 可以了解到4k W主轴驱动电动机运行的接触器CJ10-10/110V一只。接触器线圈功率吸合瞬间为65VA, 持续吸合为11VA。当电动机运行时KM接触器工作, 即瞬间吸合功率65VA, 吸持功率11VA。 (2) 冷却泵与快速移动控制。控制90W冷却泵电动机和250W快速移动电动机, 采用的是两只JZ7-44的中间继电器。每只中间继电器线圈启动功率68VA, 吸持功率10VA。机床在正常加工运行时最多两只同时工作, 即两只中间继电器启动最大功率136VA, 吸持功率为20VA。
4 变压器数字技术的选择和容量分配
根据以上机床控制电器负载功率的要求, 在选定变压器数字技术时, 如果将所有负载电源由一台变压器数字技术提供, 可以计算出这台变压器数字技术总的负载容量是11+20+60.15=91.15VA。再乘以1.1的安全系数得出负载容量是100.2VA。根据变压器数字技术产品目录选定为JBK2-100VA。
5 变压器数字技术的选择和容量分配应注意的问题
如果机床电器控制线路十分的复杂, 那么对于变压器数字技术容量的选择也需要更加的慎重, 严谨。若应用一台变压器数字技术承担所有负载电源的供应, 那么必定会导致变压器数字技术具有的容量上涨, 使得变压器数字技术本身具有的体积会增加, 在此背景下对于控制柜电器的安装也会造成极其不利的影响, 对于排线工作会造成很大的阻碍。并且因为由一台变压器数字技术承担所有的负载, 极易导致不同的负载之间会形成不良的干扰因素。为了对此问题进行有效的改善, 可以选用两台或者是多台变压器数字技术共同承担所有的负载, 使得各个变压器数字技术成为独立的个体分开为电路提供电能。将干扰性很强的电感性负载与容易受到干扰的电子系统进行相应的隔离处理。举一个较为简单的例子, 在由两台变压器数字技术承担负载时, 一台变压器数字技术承担接触器和继电器等电器设备的负载, 将单片机和控制系统的负载分布在另一台变压器数字技术上, 当然对于变压器数字技术容量的计算工作也要分开进行, 不能够相互混淆, 这样才能够保证机床电气控制线路中变压器数字技术容量的选定具有合理性、科学性、适用性和规范性, 保证机床电器控制线路能够在最佳的运行状态中, 提升机床工作的稳定性和可靠性。
结语
机床电气控制线路中变压器数字技术容量的选定是非常重要的, 与机床电气控制系统的可靠性有着最为直接的影响, 同时与机床控制系统运行的经济性也有着直接的联系。机床电器控制线路设计人员对此必须要给予高度的重视, 要充分的了解机床控制系统的工作原理, 在此基础之上对变压器数字技术的负载进行确定, 同时还需要对机床控制电器负载进行深入的分析, 最终才能够确定变压器数字技术容量的数值。设计人员对于变压器数字技术容量的选择要多方面的考虑, 要对机床电器控制线路进行全面的了解, 综合的分析之后, 才能够确定变压器数字技术的容量。
参考文献
线路变压器组 篇5
2007年3月15日4时07分36秒,某110 kV变电站10 kV用户出线开关遭受雷击过电压冲击,出线电缆头和母线避雷器因质量原因爆裂放弧引起相间短路,主变10 kV低后备保护启动但未出口,导致上级110 kV线路接地距离保护Ⅲ段以0.9 s时限动作跳闸,致使110 kV变电站全站失压[1]。事故发生后,技术人员对主变10 kV低后备保护及开关进行了现场检查,均未发现异常。究竟是何原因导致保护越级动作,从以下两个方面进行分析。
1 保护整定配合分析
现场一次主接线为单回110 kV线路带2台变压器并列运行,10 kV分段开关在合位,分段保护不投。根据保护整定配合原理,10 kV相间故障应由主变低后备动作按照定值1.2 s时限跳开10 kV分段开关、1.5 s跳开主变低压侧开关,从而切除故障。而本次故障低后备保护启动却未出口。如果主变低后备保护由于定值灵敏度不够或者保护装置有问题或者开关失灵等原因导致拒动,也应该是由上级110 kV线路的相间距离保护动作切断故障,而不应该是线路接地距离保护动作。按照国家电力调度通信中心编制的《电力系统继电保护规定汇编》之规定:110 kV线路相间距离保护Ⅲ段应与相邻变压器过流保护配合,110 kV线路接地距离保护Ⅲ段应与相邻线路接地距离Ⅱ段配合[2]。故现场定值整定时没有考虑接地距离保护与相邻变压器过流保护配合,实际上接地距离Ⅲ段保护范围却已经延伸到主变低压侧,时限未与主变高后备配合。按保护原理来说接地距离保护是反映接地故障的,相间距离保护是反映相间故障的,对于本次相间故障接地距离保护不应该动作。
2 距离保护动作行为分析
本微机保护装置以光纤差动作为主保护,三段相间距离、三段接地距离和四段零序保护作为后备。从保护装置原理入手并结合主变接线(变压器为Y/△-11接线),分析变压器低压侧两相短路时线路接地距离保护的测量阻抗[3](见图1)。
只考虑单侧电源,不计负荷电流影响。如图1所示,ZL为线路阻抗,ZT为折算到保护安装侧的变压器阻抗。用对称分量法,取A相为特殊相,设低压侧序分量为I1'、I2'、U1'、U2',保护安装处的电压为U1,序分量电压为U',则有:
I1'=-I2'
将三角形侧的量值折算到星形侧,则保护安装处的正序电流I1、负序电流I2、正序电压U1、负序电压U2(变压器为Y/△-11接线)如下:
式中:α为算子。
则保护安装处的各相电压、电流为:
则保护安装处各相和相间测量阻抗为:
式中:为故障点看出的系统正序等值阻抗。
各阻抗元件测量到不同的阻抗,图2为相间距离和接地距离的测量阻抗示意图,可见,经Y/△接线变压器角度转换后,相间距离测量阻抗已不能准确反映故障阻抗,但两个故障相中的滞后相的接地距离测量阻抗可以准确反应故障点到保护安装处的总阻抗。
由上述分析本装置原理可见,当在Y/△接线变压器低压侧发生两相短路时,由于Y/△的相位转换,接地距离和相间距离的测量阻抗与纯线路两相故障时不再相同,相间距离继电器不再能够准确反映故障点阻抗,但接地距离测量阻抗可以准确反映故障点到保护安装处的总阻抗。因此,在Y/△接线的变压器高压侧装设的线路保护,对变压器低压侧两相短路故障而言,如果接地距离保护范围延伸到变压器低压侧,接地距离保护就起到了远后备作用。相间距离保护按规定要求做相邻变压器的远后备,但对本装置保护原理而言,它仅对变压器低压侧的接地故障能够准确反映。
在线路末端或下一级有Y/△接线变压器的情况下,现场的整定原则却仍是按纯线路的方式,即接地距离Ⅲ段和下一级的接地距离Ⅱ段配合,相间距离Ⅲ段和下一级的相间距离Ⅱ段配合。这样上级接地距离Ⅲ段的定值保护范围延伸到了变压器低压侧,当低压侧发生相间故障时,造成了上级接地距离保护越级动作。这种越级动作虽然不满足选择性要求但仍具有积极的一面,由于动作时限比变压器低后备时限短,在一定程度上减轻了变压器的烧损。
3 改进措施
(1)增加保护配置。按照常规保护配置,主变低后备保护以复合电压过流作为本侧母线及出线的后备,电流定值按躲变压器负荷电流整定,低电压取70 V,负序电压取7 V,时限与出线最长时限配合这样母线短路主变后备切除故障时限较长,对设备造成损害。建议配置速断作为快速保护瞬时切断母线故障。
(2)接地距离Ⅲ段加零序电流闭锁。这样,在整定计算时就能够按照目前整定规程的要求进行相同原理之间的保护定值配合,在变压器低压侧发生相间故障时由上级的相间距离保护动作。但通过上述距离保护动作行为分析,10 kV母线故障110 kV线路保护的相间距离Ⅲ段可能不能正确反应,接地距离Ⅲ段因110 kV侧无零序电流也被闭锁,若低压侧的保护拒动,故障可能无法切除。
(3)在整定计算时为了适应本装置保护原理,当线路保护距离Ⅲ段作为相邻变压器远后备保护范围延伸到主变低压侧时,不论接地距离保护还是相间距离保护都要完全与主变保护配合,时限上比主变保护最长时限多一个级差,严防保护越级跳闸。
参考文献
[1]周荣光.电力系统故障分析[M].北京:中国电力出版社, 1988.
[2]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护规定汇编》(第二版)[M].北京:中国电力出版社,2000.
线路变压器组 篇6
1 一次距离保护的超越动作
某输变电系统接线如图1所示。
图1中M和N 2个变电站之间由7.116 km的220 kV同杆并架线路连接,由于为馈供线路,仅在M侧配有线路保护,为保护220 kV线路全长且将M侧线路保护作为N侧降压变压器内部故障的后备保护用,M端距离保护阻抗定值伸入变压器内部,但未伸出变压器。
该输电系统参数如下:
(1)220 kV线路参数
线路长度:7.116 km
线路全长阻抗Z1=0.605 7+j 3.061 8Ω,Z0=1.784 5+j 6.148 25Ω
(2)变压器参数
容量:180 000/180 000/60 000 kV·A
电压:220×(1±8×1.25%)/115/10.5 kV
联结组别:YN,a0,d11
变压器短路阻抗:
Uk 1-2=13.18%,Uk 1-3=51.34%,Uk 2-3=35.65%
(3)110 kV线路参数
线路长度:2.65 km
线路全长阻抗:
Z1=0.141 5+j0.505 2Ω,Z0=1.623 6+j2.447 5Ω
2008年4月20日凌晨,N侧变电站110 kV出线F点发生C相接地故障,故障点距离N侧1.4 km,故障后50 ms左右110 kV线路保护切除故障,几乎与此同时M侧I线220 kV线路保护距离I段动作。M侧故障电压电流录波如图2所示。
2 动作行为分析
距离保护的动作范围主要由阻抗定值决定。对于接地距离保护,由于线路上发生接地故障时,故障相的电压不等于故障相电流与其正序阻抗的乘积,为使接地距离保护正确反映正序相阻抗值,接地距离保护需引入零序电流补偿系数进行修正,因此,零序补偿系数的整定值对于接地距离保护的阻抗测量乃至动作特性都有直接的影响。下面就从阻抗定值和零序补偿系数两方面来分析此次距离保护超越动作的问题。
此次事故,距离I段的整定值为3.93Ω,保护的测量阻抗为3.42Ω。仅从测量阻抗来分析,保护动作行为是正确的,为了校验保护定值首先计算线路和变压器的相关参数。
将变压器中低压侧阻抗及110 kV线路参数分别归算到220 k V线路侧,并折算到二次侧。TA变比为1 200/5。
因此:
220 k V线路参数为二次值为:
式中:z1和z0分别为220 k V线路折算到二次侧后的正序及零序参数。
变压器等值电路见图3。
由于变压器电阻很小,为简化问题模型,分析时忽略。变压器中低压两侧侧阻抗均归算到高压侧,然后再折算到二次侧后等值的正序和零序参数为:
式中:ZI1、Z1II和Z1III分别为变压器高中低三侧折算到二次侧后的正序阻抗;ZI0、Z0II和Z0III分别为变压器高中低三侧折算到二次侧后的零序阻抗。
先不考虑110 kV线路的参数,可得简化故障网络如图4所示。
可以计算出M侧220 kV保护安装处至110 kV母线处总的阻抗为:
因此,距离I段的定值3.93Ω确实没有伸出变压器,问题的关键就在于为何测量阻抗没能正确反应实际的故障回路阻抗。
若保护所采到的电流、电压量均没有问题,那么跟故障回路阻抗测量相关的就只有零序补偿系数了。一般来说,零序补偿系数按Z∑=(Z0-Z1)/3Z1整定,此处零序补偿系数定值为0.56,按Z0=2.7Z1考虑。对于阻抗定值按常规线路考虑的保护来说这是没有问题的。对于阻抗定值伸入降压变压器内部的线路距离保护来说,在变压器前故障,甚至在变压器高压侧母线故障也是没有问题的,但若在变压器中低压侧故障,故障回路包含变压器阻抗,由于变压器的正序和零序阻抗接近相等,因此按Z0=2.7Z1考虑的零序补偿系数就不再合适。
从简化的故障网络可以看出:
常数C为零序电流分流系数,为110 kV侧零序电流和220 kV侧零序电流的比值。变压器三次侧零序阻抗远大于一次和二次,此处为简化问题的分析暂时忽略三次流过的零序电流,即假设C=1。
令:
又Z1=Z2,
因此:
可得零序补偿系数为:
由式(3)看出,在110 kV线路各点故障Kz的整定值都应不一样。将此次事故具体参数代入式(3)可得KZ=0.062-j0.035,可看出实际的零序补偿系数和整定值相比要小得多。由此看出,零序补偿系数整定过大,零序过补偿,导致保护测量阻抗较实际故障回路阻抗偏小是此次距离保护超越动作的主要原因。
令KZ=0.062-j0.035,离线进行故障回路的阻抗计算,计算阻抗为4.65∠87.6 o,和实际的故障回路阻抗基本一致,不在距离I段保护动作区内,这也再次说明此次距离保护超越动作的主要问题在于没有考虑到变压器的影响,零序补偿系数仅考虑线路参数时在变压器后故障零序过补偿。
3 线路保护作为变压器后备的运行方式
利用线路距离保护作为变压器后备保护的情况较多,但距离保护定值的整定一定要合适。
尤其需要注意的是零序补偿系数,若按线路变压器组来考虑,补偿系数定值接近于零,高压侧线路故障时候保护的测量阻抗将被放大,距离保护灵敏度下降;零序补偿系数的整定若仅按线路来考虑,在高压侧线路故障时保护能正确测量故障回路阻抗,但变压器中低压侧故障时测量阻抗将缩小,距离保护有超越的风险。
变压器本身带有专门的快速保护,因此一般可以不要求作为其后备的线路距离保护在故障后第一时间切除故障,只要保证在变压器保护或者相应的断路器拒动后可以可靠地切除故障,断开电源即可。因此最好的方法仍然是利用带延时的距离II段或者距离III段作为变压器的后备保护,其定值可以伸入变压器内部,甚至伸出变压器也没有问题。
对于要求单侧距离保护保护线路全长的馈供线,因为需要快速切除区内故障,距离I段的保护范围必须覆盖线路全长。这种情况线路往往比较短,线路阻抗较变压器阻抗来说小得多,因此可以考虑将线路的距离I段整定为线路全长阻抗,且适当考虑裕度。为了在线路区内故障时候正确测量故障回路阻抗,在零序补偿系数整定的时候仍然仅考虑线路阻抗。例如,上述发生超越的保护,其保护线路全长的阻抗为0.34Ω,考虑放10%的裕度,定值可整定为0.37Ω,这样即使在110 kV母线上故障M侧220 kV线路距离保护也不会超越动作。
4 结束语
线路保护的安全可靠运行和合理的定值是分不开的。距离保护的定值整定较为复杂,同时保护的动作特性也最容易受定值的影响。变压器阻抗,分支线路,同杆并架线路零序互感等对距离保护动作范围均可能产生影响,整定的时候需要综合考虑,平衡好保护的灵敏性和选择性之间的关系。
参考文献
[1]李光琦.电力系统暂态分析[M].北京:中国电力出版社,1995.
[2]陈杰云,王跃强.线路距离保护对Y/Δ-11变压器后短路故障的远后备问题的研究[J].水利电力机械,2007,29(7):94-96.
线路变压器组 篇7
一、单相接地故障产生的主要原因
通常情况下, 发生单相接地故障的主要原因有:导线在绝缘子上绑扎或固定不牢, 脱落到横担或地上;导线断线落地或搭在横担上;配电变压器高压引下线断线;导线风偏过大, 与建筑物距离过近;配电变压器高压绕组单相绝缘击穿或接地;配电变压器台上的避雷器或熔断器绝缘击穿;同杆架设导线上层横担的拉线一端脱落, 搭在下排导线上;导线上的分支熔断器绝缘击穿;绝缘子击穿;线路落雷;树木短接等。
二、单相接地故障造成的危害
1. 对配电设备的危害。
单相接地故障发生后, 可能产生间歇性弧光接地, 造成谐振过电压, 产生几倍于正常电压的过电压, 过电压将进一步使线路上的绝缘子绝缘击穿, 造成严重的短路事故。
2. 对配电网的危害。
严重的单相接地故障, 可能破坏区域电网系统稳定, 造成更大事故。
3. 对变电设备的危害。
10 k V配电线路发生单相接地故障后, 电压互感器铁芯饱和, 励磁电流增加, 如果长时间运行, 将烧毁电压互感器, 造成更大事故。
4. 对供电可靠性的影响。
发生单相接地故障后, 要进行人工选线, 对未发生单相接地故障的配电线路进行停电, 中断正常供电, 进而影响供电可靠性。
5. 对线损的影响。
发生单相接地故障时, 由于配电线路接地直接或间接对大地放电, 将造成较大的电能损耗, 如果按规程规定运行一段时间 (不超过2 h) , 将造成更大的电能损耗。
6. 对人身的危害。
对于导线落地这一类单相接地故障, 如果接地配电线路未停运, 可能发生人为触电伤亡事故。
三、单相接地故障预防及处理办法
1. 预防方法。
采用以下几种方法可以预防单相接地故障发生:对配电线路定期进行巡视, 主要是看导线与树木、建筑物距离, 导线在绝缘子中的绑扎和固定是否牢固, 绝缘子固定螺栓是否松脱, 横担、拉线螺栓是否松脱, 拉线是否断裂或破股, 导线弧垂是否过大或过小等。在农村配电线路上加装分段开关, 缩小故障范围, 减少停电面积和停电时间。对配电变压器定期进行试验, 对不合格的配电变压器进行维修或更换。对配电线路上的绝缘子、分支熔断器、避雷器等设备进行绝缘测试, 不合格的及时更换。在配电线路上使用高一级电压等级的绝缘子, 提高配电网绝缘强度。
2. 接地故障处理办法。
配电线路发生单相接地故障后, 运行维护单位应立即组织人员巡视线路, 查找故障点, 在查找过程中采取分片、分段、分设备的排除法, 并结合绝缘摇测、蹬杆检查等办法, 尽快找到故障点并消除故障。
四、配电变压器雷害原因及防雷措施
雷击对配电变压器造成损坏的情况也是非常严重的。2009年某公司10 k V配电变压器共损坏12台, 其中因雷击损坏8台, 占66.6%;因高低压侧熔丝配备过大损坏2台, 占16.7%;因其他原因损坏2台, 占16.7%。数据表明, 雷击是配电变压器损坏的主要原因。
1. 配电变压器的安装位置不合适, 易遭雷击。
众所周知, 高地势是最易受雷击或感应放电的高发地带。因此, 一般山区选择10 k V配电变压器的安装位置时, 除考虑用电负荷中心、便于高压侧电源接线和低压侧出线等因素外, 还要考虑尽量避开雷击区, 尽可能不要将配电变压器安装在制高点处, 并严格按照有关规程的规定做好防雷措施。
2. 接地极接地电阻阻值偏大, 造成雷击。
配电变压器损坏在山区高地势地带, 土壤的电阻率一般比较高, 安装避雷器接地装置时若不做特殊降阻处理, 且接地体埋深不够, 势必造成接地电阻不合格;如果接地装置日常无人维护, 长年失修, 也会导致接地电阻超过规定值。这样当雷电电流通过避雷器沿接地极向大地释放时, 由于接地极接地电阻阻值过大, 致使雷电电流释放受阻, 强大的雷电电流一部分被迫向配电变压器或线路方向释放, 造成配电变压器损坏。
3. 避雷器未做交接试验或损坏后发现不及时, 造成雷击配电变压器损坏。
在安装之前, 必须首先核对避雷器铭牌, 其规格是否与安装地点的要求相符合, 同时应对避雷器认真进行交接试验, 验证其性能是否符合出厂标准和《电力设备预防性试验规程》的相关规定, 各种部件应完整, 瓷绝缘无损伤。
4. 避雷器的接地引下线不符合规程要求, 雷电电流不能泄入大地。
目前, 避雷器接地引下线主要存在下列问题:有的未按照规程规定进行正确安装, 而采用简单捆绑的方法, 经过一段时间, 捆绑部位将会松动脱落;有的接地引下线受外力破坏发生断裂、丢失;有的接地引下线连接点紧固不牢, 存在虚接现象等。
5. 正、反变换过电压的产生, 损坏配电变压器。
大部分10 k V配电变压器高压侧都装有避雷器, 但低压侧未装设避雷器或击穿保险, 装设的避雷器或击穿保险未投入等, 同时防雷接地与工作接地共用一套接地装置。在这样的配置下, 配电变压器很容易产生变换过电压。当10 k V配电变压器低压侧线路遭受雷击时, 通过变压器二次绕组的冲击电流产生的感应电动势, 将按配电变压器的变压比即25倍作用于高压绕组上, 瞬时冲击电压高达200 k V, 远远超过变压器高压绕组的允许冲击电压75 k V, 由于配电变压器中性点的绝缘水平较低, 很可能发生高压侧绕组绝缘击穿故障。因此, 在10 k V配电变压器的低压侧加装避雷器或击穿保险, 既可以有效地保护配电变压器低压侧绕组, 同时还能保护高压侧绕组免遭变换过电压影响, 这对减少配电变压器事故, 提高供电可靠性, 具有重要的意义。
五、结论