变压器TA（共3篇）
变压器TA 篇1
摘要：文章结合长期实际工作中的体会, 对变压器零序保护电流互感器TA及其联接的若干问题进行探讨。通过模拟电力系统的实际故障和TA、TV接线极性的分析, 简单可靠地对零序保护的正确性进行检验, 在设备验收和日常定检工作中起到事半功倍的作用。
关键词：变压器,零序保护,TA
一、引 言
变压器的零序电流保护、间隙电流保护与零序电压保护一起构成了反映零序故障分量的变压器零序保护, 是变压器后备保护中的重要组成部分, 同时也是整个电网接地保护中不可分割的一部分。它作为相邻元件及变压器内部故障的后备保护, 在防止故障范围的扩大、保障系统安全运行方面起着重要的作用。其方向性的正确与否, 和电流互感器的一次、二次接线、电压互感器的二次接线及保护装置的二次接线都有关系, 这些问题处理得不好会直接影响变压器零序保护的可靠工作, 降低保护性能。在实际运行当中, 很容易由于接线极性的错误而造成误动或拒动。
二、变压器的零序保护
我国电力系统中性点接地方式有3种:中性点直接接地、中性点经消弧线圈接地和中性点不接地方式。110kV及以上电网的中性点均采用第一种接线方式, 在这种系统中发生单相接地故障时接地短路电流很大, 故称其为大接地电流系统。在大接地电流系统中发生单相接地故障的概率很高, 可占总短路故障的70%~90%左右, 而且其他的故障也往往是由单相接地发展起来的。因此要求其接地保护能灵敏、可靠、快速地切除接地短路故障, 以免危及电气设备的安全。
零序保护方向的正确性, 可以通过对保护的电压、电流接线极性来检查, 但是对于现场的实际装置, 二次线繁多、接法复杂, 难以理清各线的走向, 容易出错。而对于广泛应用的微机变压器保护, 方向保护的方向指向一般通过软件控制字整定, 方向性的确定是在保护软件模块默认系统的电压电流接线极性正确的条件下, 由保护计算软件来控制确定的。比如, 对于一般带方向的微机变压器保护, 方向的确定必须在以下极性接线方式下:TA极性是当一次电流流入变压器时, 装置的感应电流为正极性电流流入装置;TV极性为正极性接入装置。这样, 就无法和分立元件保护一样地通过检查保护电压电流接法的极性来检查零序方向保护的方向性。比较简单可靠的方法是结合保护的整组试验, 依据保护的整定和TA、TV的接线极性, 模拟出系统的正、反方向故障, 给保护加入模拟的故障电压和电流, 检验其动作的角度和灵敏性。
零序功率方向是零序保护中的关键环节。在运行实践中, 因方向保护接线错误而造成的保护误动时有发生。因此, 做好零序功率方向的校验和接线正确性的判定至关重要。
三、零序功率方向保护的接线
零序功率方向保护的正确接线, 应使其动作特性为:当被保护线路或元件发生正方向接地故障时, 零序电压和零序电流的相位关系应可靠进入保护的灵敏动作区, 而反方向接地故障时, 保护可靠不动作。
传统习惯规定电流正方向为母线流向线路, 同时取母线电压为电压升。当发生正方向接地故障时, 零序电流超前零序电压。
传统的零序功率方向保护, 其动作最灵敏角有电流超前电压和电流滞后电压两种, 一般采用后者。对于选用后者的保护, 由于其动作特性与故障情况相反, 现场接线方式上考虑将零序电压的极性反向接入, 零序电流正极性接入, 这样就能够使保护正确反映故障状态了。
对于微机零序保护装置, 其零序电流电压的接入分自产和外接两种情况。微机线路保护装置的零序电压电流均为自产, 三相电压电流正极性接入即可。微机变压器保护中不同厂家的产品对零序电压电流的接入有不同要求, 其中需要外接零序电压的, 必须是正极性接入, 这是和传统保护的区别。
变压器断路器处零序电流保护只能对安装处母线两侧的故障进行区分, 变压器中性点处的零序电流保护只能对变压器高压侧与低压侧故障进行区分。如果采用断路器处的零序电流保护, 则与线路的零序保护概念上基本是相同的。采用主变中性点处的零序电流保护, 根据主变中性点零序电流互感器的极性接线可以将中性点零序电流保护分为指向母线或主变, 一般采用指向本侧母线, 整定配合较清晰方便。
四、零序电流互感器的极性的校验
一般220kV变压器零序功率方向保护正方向的整定都是指向母线的, 零序电压通过TV开口三角取得, 其接线采用-3U0接线, 即一次零序电压和二次零序电压反相位。如图1所示。零序电流取套管TA二次中性线上流过的零序电流时, 当TA一次侧L1指向母线, 二次侧从K1引出接至保护, 可认为一次零序电流与二次零序电流同相位;反之, 当TA一次侧L1指向母线, 二次从K2引出接至保护, 可认为一次零序电流与二次零序电流反相位。
一般地, 对零序功率方向保护进行校验时, 首先查明TV、TA的接线方式, 再模拟故障的情况, 在保护端子上加入二次零序电压UK2和二次零序电流IK2, 检查保护动作的情况, 确定保护的动作区和灵敏角。如果在正方向故障时保护能够正确动作, 反方向故障时保护应不动作, 则表明保护接线正确, 功能完好。值得注意的是TV开口三角的接线方式, 采用-3U0和3U0的不同接法时结果正好相反。变压器保护按照有关规定在保护投运前要严格检查输入保护装置的电流互感器接线电路的相序和极性, 确保变压器保护的正确工作。运行实践表明, 由于各种原因, 现场确有因接错变压器电流互感器的接线而导致极性错误的情况发生, 造成变压器保护不应有的误动。虽然微机型保护装置本身可以直观地显示输入的变压器各侧电流量的相角、幅值, 观察输入电流量的测量情况, 对变压器零序保护的各侧电流互感器接线的相序和极性检查会有很大的帮助, 给变压器保护的安全稳定运行又多加了一份保证。但对于接在变压器中性点套管电流互感器的零序保护, 其极性显然是无法用电流二次回路短接人为制造零序电流来检验接线极性正确与否的, 因而整组极性试验就显得极为重要。
在设备验收和日常定检工作中有必要对已组装的变压器复测其中性点套管式电流互感器的极性。工作中普遍采用的方法是在变压器出线与中性点之间加直流电。加电瞬间, 利用直接励磁冲击, 在电流互感器线圈二次侧产生的直流响应, 在电流互感器二次侧用直流毫安或微安表观察指针摆动来确定极性关系的直流感应法。但对于容量较大的变压器, 当套管安装完毕以后, 由于变压器线圈具有很大的电感阻抗, 利用直流感应法无法测量套管式电流互感器的极性。在实践中, 利用将变压器高压侧A、B、C三相短路起来降低变压器线圈合成电感阻抗方法, 对其中性点加直流电压来测定电流互感器的极性。
试验方法及分析如下:
(一) 220k V三卷变
试验接线如图3:
如图4, 高压侧2013刀闸, 中性点20100刀闸断开, 将高压侧套管A、B、C三相短接, 在高压侧套管与零序套管间接线。其中, 实践经验表明, 直流电池采用大容量电池试验效果很好。当开关K合上瞬间, 如果直流毫安表指针正偏, 则K1与O为同名端;若直流毫安表指针反偏, 则K1与O′为同名端。感应电流的大小只取决于电源电动势和回路阻抗的大小, 由于电感阻抗的降低, 试验中必须注意电池的正负极性和毫安表的正负极性, 并且高压侧套管A、B、C之间的短接线不得碰及外壳或地。
(二) 自耦变
自耦变试验接线如图6所示, 试验条件方法同三卷变没有太大区别, 但有几个问题必须特别注意。因自耦变内部结构的原因, 在短接高压侧试验时必须将中压侧1013刀闸断开, 使中压侧A、B、C三相断开不相连。如中压侧1013刀闸与主变套管之间装有接地线, 条件许可的情况下要拆除接地线后再进行试验;如条件不许可, 则要将中压侧套管引流拆除再进行试验, 否则在试验过程中因中压侧的自励磁会造成较大的误差, 甚至引起毫安表反偏。特别要注意的是自耦变中性点是固定接地, 即所谓的死接地, 在试验前必须将中性点套管与接地扁铁连接断开, 即在中性点套管桩头处将接地扁铁拆除, 试验结束后恢复。
这种降低电感阻抗作用测量法经实践证明, 测量结果准确无误, 简单、可靠, 给工作带来了很大方便, 提高了变压器保护的安全稳定运行。
五、结 论
对系统正、反方向故障时分析的正确性是建立在TA、TV接线极性正确判定的基础上, 因此, 保护动作的正确性也是建立在这个基础上。
变压器TA 篇2
在西北地区,绝大多数330 kV联络和降压变压器为三相一体自耦变压器,目前配置了零差或分差保护,但是在主变空充时该保护时有误动。自耦变压器投运时通常用高压侧断路器给变压器充电,充电时各侧电流分布如图1所示。由于这时高压侧断路器电流互感器(TA)和公共绕组套管TA感受同一电流,如果TA传变正确,分差(零差)保护的差流仅为TA传变误差产生的不平衡电流,因此该保护理论上不受主变励磁涌流影响,不会误动。
1.1 东塬变主变空充分差保护误动分析
陕西330 kV东塬变2台主变均为国产三相一体自耦变压器,2006年10月21日对这2台主变从高压侧充电时主变保护装置分差保护动作出口跳闸。
1)1号主变分差保护动作分析
主变保护装置电流采样的幅值、相位见表1、表2。装置启动第1周期,高压侧三相电流幅值、相位正确反映主变空投情况,而公共绕组的三相电流严重异常,不但电流幅值无故严重增大,而且相位基本相同;保护动作出口时刻,高压侧三相电流幅值有衰减,其幅值、相位基本正确,公共绕组的三相电流也有衰减,但幅值、相位仍严重异常。从装置动作报告看,分差保护三相差流均超过定值动作出口。
2)2号主变分差保护动作分析
由表3、表4分析,保护启动第1周期,高压侧三相电流幅值、相位基本正确,公共绕组侧A相、B相电流幅值和相位虽然正确,但C相电流幅值变大、相位异常;动作出口时刻,高压侧三相电流幅值有所衰减,幅值、相位也基本正确,公共绕组A相、B相幅值、相位正确,但C相电流幅值比其第1周期幅值严重变小,相位反常。根据装置动作报告,分差保护C 相差流元件超过差流定值动作出口跳闸。
1.2 黄陵变主变空充分差保护误动分析
陕西330 kV黄陵变2号主变同为国产三相一体自耦变压器, 2006年10月24日对新建2号主变充电时,主变保护装置分差保护动作出口跳闸,高压侧和公共绕组侧电流波形如图2所示。
主变高压侧(图2中二侧)、公共绕组侧(图中六侧)三相电流均为电流幅值偏向时间轴一侧的空充励磁涌流波形,但是公共绕组侧三相电流幅值均比高压侧幅值大,其中公共绕组C相电流幅值最大,根据装置采样有效值计算,约为高压侧C相电流的5.4倍,相位也与正确相位反相,使差流超过速断电流定值,根据装置动作报告,分差保护在启动后23 ms,C相差流速断保护动作出口。
1.3 聂刘变主变空充分差保护误动分析
陕西330 kV聂刘变2台主变均为国产三相一体自耦变压器,2007年6月26日对新投的2台主变空充时主变分差保护动作,其中1号变空充6次,有2次分相差动保护动作;2号变空充6次,有1次分相差动保护动作。限于篇幅,只对其中1号主变一次空充保护误动的波形进行分析,如图3所示。公共绕组的B相、C相电流峰值是高压侧电流峰值的3倍以上, B相电流相位偏离正常约180°(反相),其中IH为高压侧电流,IG为公共绕组侧电流。
2 公共绕组TA传变异常分析
以上空充的主变内部都没有故障,从分差(零差)保护误动分析发现,均为公共绕组TA传变异常所致,而且主变均为三相一体自耦变压器,进一步研究发现,不仅国产一个变压器制造厂的产品存在该问题,甘肃张掖黑河330 kV变压器为另一国产主变厂家生产的三相一体自耦变压器,2007年8月30日,在空充时也发生了分差(零差)保护误动,分析结果与以上空充误动类似。
虽然零(分)差保护在多次主变空充误动时公共绕组电流幅值、相位出现差异的电流相别各有不同,但是一般具有2点特征:一是公共绕组TA电流幅值比高压侧TA电流严重偏大,较实际值大了几倍;二是其电流相位也变化很大,有的甚至完全反相。根据TA传变特性,TA饱和时电流波形畸变前一周期内仍然会有一部分线性传变区,而且主要特征是幅值减小,相位可能有一定程度偏移。但是,如果TA传变异常的主要特征是幅值变大而不是变小,且相位完全反相,则不可能是TA饱和引起[1,2]。
在合资厂家如西门子和ABB生产的330 kV三相一体自耦变压器多次空充的电流波形中没有发现公共绕组 TA传变异常的现象,其公共绕组三相电流幅值和相位特征与理论分析结果一致,如图4所示,其中IH为高压侧电流,IG为公共绕组侧电流。因此,分(零)差保护是不会误动的。
对不同厂家变压器的结构进行对比分析,发现正常和异常空充波形的变压器内部结构不同,如图5、图6所示。有2点主要区别:一是公共绕组TA在变压器内部的安装位置不同,图5中A相、B相、C相TA都安装在A相、B相绕组之间,且靠变压器上部的位置,图6中A,B,C三相TA分别安装在各自绕组的下部;二是在图6中,公共绕组三相TA和整个变压器的主磁路之间增加了一块挡板,而图5中却没有这块挡板。从图5看出,当正常运行时,由于流过变压器磁路的三相磁通完全对称,相互抵消,内部漏磁通很小,因此对公共绕组TA影响很小,能够正常传变。当空充时,三相的磁通
3 分差(零差)保护改进措施
防止该保护误动的根本办法是改变国产三相一体自耦变压器的内部结构,使公共绕组TA传变特性不受主变空充时漏磁通的影响。但对于已投运的主变,也可通过在保护装置中采取措施,防止主变空充保护误动。
由于公共绕组TA传变异常电流具有涌流的特征(间断和偏于一侧),含有丰富的2次谐波和3次谐波[3,4],为防止分差(零差)保护主变空充误动,如果采用判别差流为涌流,闭锁保护的措施,则实际上放弃了分差(零差)保护不受励磁涌流影响的优点,特别是当区外故障时并不具有涌流的特征时,还是有可能误动,但是目前尚未发现任何区外故障误动的案例。因此,采用公共绕组TA的电流2次谐波比基波加上3次谐波比基波大于一定的门槛则闭锁保护的措施,这是针对TA传变异常的处理,既保留了优点,又能防止误动。当然,后者实现方法更复杂一些。当发生区内、外故障时,由于故障电流的性质与主变空充的涌流特性不同[5,6],对保护动作行为没有影响。目前无法对漏磁通导致TA传变异常进行定量分析,也没有误动的事例,无法获得区外故障TA传变异常的电流波形。
该判据在某厂家的保护装置上实现了保护的逻辑,并且在RTDS上进行了详细全面的试验,空充波形,特别是TA严重饱和、TA传变特性等通过修改互感器的模型参数,模拟现场实际情况,保护动作行为正确。随后采取以上措施改进了变压器保护判据,通过多次空充,在多次出现不正常的波形情况下,保护没有误动,目前运行中尚未发现保护装置在区内、外故障时的任何不正确动作。
4 结语
自耦变压器配置的分差(零差)保护在原理上不受励磁涌流影响。通过对330 kV国产三相一体自耦变压器空充时的零、分差保护多次误动分析,发现其原因并非保护原理、TA特性和饱和等问题,而是公共绕组TA传变异常引起。其原因是国产主变结构、公共绕组TA布置有差异,使主变空充时的励磁涌流产生内部漏磁通导致TA传变异常,因此提出了防止保护误动的措施。建议国产主变厂家进一步研究变压器本体结构及磁路,优化变压器内部结构,从根本上解决公共绕组TA传变异常的问题。
摘要：自耦变压器的分差(零差)保护原理上不受励磁涌流影响,但是国产330kV三相一体自耦变压器在空充时分差(零差)保护时有误动。通过对多起保护误动分析发现,误动原因不是保护原理问题,而是公共绕组电流互感器(TA)传变异常。比较国产和合资的自耦变压器空充电流波形数据,发现其原因并非公共绕组TA特性和饱和等问题,通过对主变内部结构分析得出,国产变压器内部公共绕组TA没有考虑防止主变空充时漏磁通对公共绕组TA的影响。提出了防止保护误动的改进措施,建议国产主变制造厂家研究改进三相一体自耦变压器内部结构,从根本上解决公共绕组TA传变异常问题。
关键词：三相一体自耦变压器,空载合闸,分差(零差)保护,TA传变异常
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变压器TA 篇3
中性点直接接地电网的变压器应装设零序(接地)保护作为变压器主保护的后备保护。35kV及以下电压等级的配电变压器主保护一般为过流保护,辅以零序电流保护为后备保护。正常运行和相间短路时,系统中不会出现零序电流和零序电压,由此零序电流保护整定值可以较小,且Y侧零序保护动作时限不需与△侧保护配合而可取较短时限。因此,相对于过流保护,零序保护有先天的优势,零序TA的正确安装则是零序保护正确动作的必要条件。
1 站用变概况
某35kV站用变压器发生了一起因零序TA的错误安装而导致变压器保护误动的事故,致使全站低压系统失压。该站安装两台35kV变压器(电源分别引自两110kV变电站),其变比均为35(+4,-2)×2.5%kV/400V,接线方式均为Dyn11,容量为2×1 250kVA。正常方式下,两台35kV变压器分别带400V#1、#2母线分列运行;任一电源故障时,都可由另一台变压器带两段400V母线并列运行。
保护配置情况:35kV高压侧Ⅰ、Ⅱ段为过流保护,400V低压侧仅投入零序过流保护。两台35kV变压器保护配置相同。
2 故障现象及分析
2.1 故障现象
2012年4月,#1、#2变压器均保护动作出口。#1、#2变压器保护动作报告显示,#1变压器高压侧过流Ⅱ段保护动作,低压侧零序过流保护动作,#2变压器仅低压侧零序过流保护动作。故障波形分别如图1、图2所示。
其中,IA、IB、IC为35kV变压器高压侧电流;I0H为高压侧自产零序电流;I0L为低压侧外接零序电流。由波形图1、图2可以看出,#1变压器高压侧A、B相有明显的故障电流,C相为正常的负荷电流,低压侧有较大的零序电流;#2变压器高压侧三相电流为正常的负荷电流,低压侧有较大的零序电流。由于变压器低压侧三相电流未接入保护装置,因此无法直接判断故障点是在变压器的哪侧。
2.2故障点分析
#1变压器高、低压侧均有明显的故障电流,由此故障点可能位于#1变压器系统。而#2变压器高压侧无故障电流,由此基本可以判断#2变压器系统无故障,低压侧存在的IOL零序电流可能为#1变压器系统的零序电流混入#2变压器系统所致,从而导致#2变压器低压零序保护误动。
该用户变压器为降压变,400V低压侧无电源。若#1变压器35kV高压侧发生故障,则不可能导致400V低压侧产生较大的零序电流。这是因为#1变压器高压侧过流I段和本体非电量保护均未动作(现场检查本体压力释放阀无动作,瓦斯集气盒无气体),可以排除#1变压器内部故障的可能性。
综上所述,保护动作是#1变压器400V低压侧故障所致,而#2变压器为低压零序保护误动。
2.3 波形分析
35kV变压器接线方式为Dyn11,低压yn侧发生故障时的故障电流特征及转变关系有以下几种:
(1)若低压yn侧发生单相接地故障,则低压yn侧有零序电流IOL,高压D侧将会出现两相故障电流。
(2)若低压yn侧发生两相相间短路故障,则低压yn侧无零序电流I0L,高压D侧将会出现三相故障电流。
(3)若低压yn侧发生两相接地短路故障,则低压yn侧有零序电流IOL,高压D侧将会出现三相故障电流。
(4)若低压yn侧发生三相短路故障,则低压yn侧无零序电流IOL,高压D侧将会出现三相故障电流。
根据#1变压器录波波形和以上故障类型特征,判断为35kV#1变压器400V低压侧出现单相接地故障比较合理。
2.4 相量分析
35kV变压器联结组别为Dyn11,以yn侧发生A相接地故障为例,接线原理如图3所示,yn侧电流相量如图4所示。
根据序量经变压器传递原理,yn侧正序电流向D侧传递时,将顺时针移动30°;负序电流向D侧传递时,将逆时针移动30°;yn侧的零序电流不会出现在D侧的线电流中。据此,D侧电流相量如图5所示,高压侧仅A、B相出现大小相等、相位相反的故障电流,这与本次事故的#1变压器录波波形一致。由此可证明判断的正确性,即本次故障的#1变压器为典型的低压侧A相接地短路故障。现场检查发现35kV#1变压器400V低压母线某配电盘内发生了A相接地短路故障。
3 故障点查找及#2变压器误动原因分析
3.1 故障点查找
由以上分析可确定本次事故为35kV#1变压器400V低压侧出现A相接地故障所致,35kV#2变压器系统无异常。
3.2#2变压器误动原因分析
#2变压器高压侧无故障电流,仅低压零序TA流过较大电流,而且故障点是在#1变压器系统,故误动一定是#2变压器的零序回路不正常所致。现场检查发现,两台变压器低压零序TA安装原理错误,其接线如图6所示。
两台变压器分列运行,400V A、B、C相母排经母联断路器开断(无电气联系),中性线N不经断路器,因此两系统为同一N线。中性线套管引出两铜排:一为N线至400V母线;一为接地排,在变压器本体处直接接于地网。TA1和TA2分别为#1、#2变压器的零序TA,均只装设于N线。
当#1变压器yn侧发生A相接地故障时,接地点出现的零序电流经中性点后有两个支路。一个支路经N线至#2变压器中性点,再经大地回路至故障点;另一支路经#1变压器接地线,再经大地回路至故障点。故障点零序电流为两回路的合流。这就造成两个严重后果:
(1)TA1反映的并不是故障点零序电流,而是小于实际的故障电流,这可能造成#1变压器低压零序保护拒动。
(2)正常运行的#2变压器零序TA2出现了较大的零序电流,可能造成#2变压器低压零序保护误动。
本次事故中误动的#2变压器即为原因(2)。由图6可知,TA1、TA2中流过的零序电流幅值相等,相位相反,#1、#2变压器低压零序电流录波与此完全一致。由此可以得出,该零序TA的安装存在原理性错误,也暴露出该站变压器施工、验收和调试环节均存在漏洞。
3.3 零序TA的正确接线
结合本次故障暴露出的问题,该站变压器零序TA的安装至少违背了两个原则:零序TA应能反映本系统接地点零序电流的全部信息,即本系统接地故障时零序保护不应拒动;一台变压器接地故障不应造成另一台变压器零序保护误动。据此,正确的零序TA接线原理应为图7或图8所示方案。
图7方案:当#1变压器低压A相接地时,TA1流过的是故障点的全部零序电流,零序保护不会拒动;故障点零序电流虽流经TA2,但合流为零,#2变压器的零序保护不会误动。
图8方案:当#1变压器低压A相接地时,TA1流过的是故障点的全部零序电流,零序保护不会拒动;故障点零序电流不流经TA2,#2变压器的零序保护不会误动。
据此原理,对该站变压器的TA安装方式进行了更正,消除了用电系统安全运行的隐患。
4 结束语
仅能反映零线或接地线电流的零序TA安装方式是错误的。yn接线方式的零序TA应装设在中性点引出线上,这样零序TA才能反映三相系统真实的零序电流,保证继电保护装置不误动、不拒动。
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