主变开关范文

主变开关范文（精选8篇）

主变开关 第1篇

国家电网十八项反措第4.8.3点要求:220kV及以上电压等级变压器的断路器失灵时, 除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外, 还应跳开本变压器连接其他电源侧的断路器。应此反措的做法:母线保护引出一对失灵保护跳闸接点至主变非电量保护, 由主变非电量保护动作出口跳主变三侧开关, 实行快速切除故障。

1 主变220kV开关失灵跳主变三侧开关的必要性

近年来, 福建省的电网网架日益完善, 特别是500kV的大环网实现了主网架从220kV电网向500kV超高压等级电网的飞跃, 同时110kV系统与220kV系统联系紧密, 接入的电源日益增多, 短路电流水平也不断增加。下面说明主变220kV开关失灵跳主变三侧开关的必要性:

对于某220kV变电站, 其一次接线简图如图1所示, 正常运行方式为#1主变、273接Ⅰ母;#2主变、274接Ⅱ母运行。

在母线发生故障时, 如图1所示中的故障点F1, Ⅰ母差保护动作且27A开关失灵时, 274线路通过220kVⅡ母、#2主变、110kV母联开关、#1主变27A形成的通道, 同时110kV系统也将倒送, 向220kVⅠ母线的故障点注入短路电流。此时虽可依靠#1主变后备保护动作隔离故障点, 但是由于其保护带有延时 (如主变高后备保护:过流Ⅰ段保护4.1S跳三侧;过流Ⅱ段第一时限为3.8S跳110侧开关, 第二时限为4.1S跳三侧。) 故可能会产生不良后果:1) #1主变延时承受110kV系统倒送的较大短路电流而损坏;2) #2主变的后备保护达到定值, 切除#2主变三侧开关, 扩大事故。

因此在主变220kV侧开关失灵时, 尤其是500kV变电站直供的220kV变电站, 由于电气距离较近, 发生故障时主变220kV开关拒动时, 短路电流将增大, 对主变的损坏程度将显著增加。应缩短主变三侧开关切除的时间, 隔离故障点, 避免出现不良后果。

2 主变220kV侧开关失灵保护的原理

目前福建省电力有限公司南平电业局的220kV母线保护均采用双重化配置, 每套母线保护都包含失灵保护功能。失灵保护电流判据与母差共用。主变220kV侧开关失灵保护包括失灵启动开入回路、电流判别元件、解除失灵复压闭锁回路、失灵保护逻辑判别出口等。以RCS-915AB为例, 其原理图如图2所示。

主变保护动作接点开入至母线保护解除失灵保护电压闭锁, 同时利用主变保护及母线保护动作后操作箱的TJR接点开入至母线保护起动失灵 (主变保护的电气量保护和母差保护动作跳闸均会启动主变220kV侧失灵保护, 原理图可见图3) , 结合母差保护中电流判据实现跳闸。但是对主变220kV侧开关失灵并无采取跳主变三侧开关措施, 在母线故障时仅仅依靠失灵保护动作切除母联开关和接于同一母线上的出线开关, 无法有效隔离故障点, 也无法满足反措的要求, 因此必须采取措施加以防范。

3 实现主变220kV侧开关失灵跳主变三侧开关的方式

在福建省电力系统继电保护反事故措施 (2010年度) 的3.2.5点中指出220kV及以上电压等级变压器 (发变组) 的断路器失灵时, 除应跳开相关联母线的全部断路器外, 还应跳开本变压器连接的各侧电源的断路器。

在工程应用上, 我局即采用的方案以RCS-974A为例, 保护原理图如图3:

对每套母差保护出口接点采用“一对一”方式接入变压器本侧断路器的两路跳闸回路及变压器失灵判别保护, 经电流判别带延时跳各侧断路器。既是实现主变220kV侧开关失灵跳主变三侧开关采用以下方法跳主变三侧开关:保护动作判断、失灵电流判据和延时出口的功能将在220kV母差保护内实现, 每套母线保护引出一对失灵保护跳闸接点至主变非电量保护, 通过主变非电量保护并借用非电量保护出口跳主变三侧开关, 实行快速切除故障。

4 结论

通过主变非电量保护并借用非电量保护出口跳主变三侧开关, 实行快速切除故障, 解决故障母线上的主变220kV侧开关失灵延时切除故障的问题, 避免其它主变同时造成损伤;同时也避免非故障母线上的主变的后备保护达到定值, 切除改主变三侧开关, 相对缩小故障范围, 减少负荷损失。

摘要：本文主要分析了在发生母线故障时, 保护动作跳主变220kV开关且开关失灵时, 跳主变三侧开关的必要性。以及利用220kV母线保护动作启动220kV主变非电量保护, 实现跳主变三侧开关, 同时满足反措的要求。

关键词：主变220kV侧开关,故障,非电量保护,跳主变三侧

参考文献

[1]国家电网公司十八项电网重大反事故措施 (试行) .继电保护专业重点实施要求.

[2]南瑞继保.RCS-915AB型微机母线保护装置技术和使用说明书.

主变开关 第2篇

【关键词】设备故障；控制保险；开关误跳

1.事故简况

2012年05月24日，110kV木棠站#1主变110kV开关、35kV侧开关正常运行，10kV侧开关热备用。而#1主变110kV侧开关由于机构原因，液压值降到闭锁分、合值以下，开关分、合闸控制回路被断开。检修人员到现场处理缺陷，过程中需要运行人员拉开#1主变110kV侧控制电源保险。运行人员在操作过程中，欲按照先正后负的顺序拉开保险，而就在拉开控制保险正电源的瞬间，#1主变35kV侧开关跳闸。造成35kV电压等级母线失压。

2.事故现场调查分析

事故发生后，首先检查现场保护装置及监控后台记录信息：

（1）检查#1主变保护装置及后台监控系统均没有任何保护动作信号。

（2）检查后台监控系统有#1主变35kV侧开关变位信息。

（3）#1主变中后备保护装置只有开关变位信息：

（4）查看故障录波装置，发现有因开关量变位引起的启动报告，但从电压、电流波形上看，并无故障现象。

由此可初步判断开关跳闸与#1主变110kV侧机构压力低闭锁有关，而与35kV侧后备保护装置无关。且与本体保护装置可能有较大关系。

接下来第二步，我们开始排查开关跳闸电源的来源。通过逐根拆线排除的方式，我们最终锁定了，接通35kV开关跳闸回路的接点，正是零序联跳主变中压侧的跳闸接点。该接点只有通过接通非电量保护装置中的零序联跳继电器才能动作于闭合。而零序联跳功能并未投入，压板均在退出状态。

把#1主变零序联跳插件拆出检查，未发现明显异常点。把该插件放置在外面（不插入装置，以便观察插件及继电器动作情况），恢复其凤凰端子及接线，再次模拟拉开110kV侧正端控制保险。能清晰地听到继电器动作声音，并且插件板上的回路伴随有明显的火花放电现象。

为验证以上推测，继续做以下测试：

2）如果以上推论正确，则当低压侧开关在合位时，模拟触发原始故障条件，低压侧开关也应会跳闸。于是合上低压侧开关进行试验。结果正如推论，当拉开高压侧正端控制保险的同时，主变中、低压侧开关均同时跳闸。

到此，故障原因基本明确。后来将故障插件返厂检验，如上所述，插件内部确有绝缘损坏。

3.结论

（1）由于主变非电量保护装置中的零序联跳F插件内部绝缘损坏，于是在高压侧开关机构压力低闭锁情况下，拉开高压侧正端控制保险，导致高压侧控制负电源串至零序联跳继电器52K、53K的正端，而低压侧控制正电源经损坏的绝缘部分串至零序联跳继电器52K、53K的负端，导致该两个继电器动作，接通了中压侧开关的跳闸回路，出现主变中压侧开关无故障跳闸。

（2）该案例属于特殊现象，集合了三个方面的诱因，共同触发了一起无故障跳闸事件。针对该类现象，个人觉得设备绝缘损坏现象通常难以发现，要防范此类故障，人为操作上可以采取一些措施。将保险改造为空开最为妥当，如因某种原因暂不能进行改造的，在进行投退保险过程中，为防范电源反串，建议正、负保险不分先后顺序，而同时投退。

主变开关 第3篇

发电机在准备并网前, 断路器断口电压随待并发电机与系统电压之间角度差δ的改变而产生电压滑差, 当δ=180°时, 最容易发生断口闪络事故。特别是在冰闪、浓雾等恶劣的环境条件下进行并网, 更容易发生闪络事故。断口闪络不仅对断路器本身造成损坏, 还可能引起短路、接地故障, 造成事故扩大, 破坏系统的稳定运行。而且断口闪络的断路器并非三相全部闪络, 闪络过程产生的负序电流分量会使发电机产生局部过热、绝缘受损, 并对发电机产生有危害的冲击转矩。因此, 为迅速排除断口闪络故障, 必须在大机组上装设断口闪络保护。

随着我国高压电网的迅猛发展, 超高压线路网作为了电能传输的骨干网络, 而高压断路器闪络保护限于各方面的原因, 目前在实际应用方面缺少一致认可的方式。本文通过相关闪络保护动作实例分析, 阐述了500 k V 3/2接线断路器断口闪络保护设计方案及在实际应用中应注意的事项。

1 保护动作过程及分析

1.1 事故案例1

某厂1号机5021开关进行冷备用转热备用操作, 远方操作合入5021-2刀闸时, 5021开关C相发生故障, 断口闪络保护动作后160 ms, 1号发电机灭磁开关跳闸, 420 ms, 闪络电流减小, 闪络保护随后返回, 518 ms后闪络电流再次增大, 闪络保护此时再次动作, 977 ms时失灵保护再次起动, 经101 ms延时后失灵保护动作, 跟跳本开关。在1.297 s闪络保护返回, 由于未达到断路器失灵保护跳相邻开关的延时400 ms, 断路器失灵保护再次返回。经多次反复, 闪络保护一直未达到断路器失灵保护跳相邻开关时间, 4.5 s后, C相断路器垂直绝缘子支柱顶端由于闪络高位发生爆裂, 电弧吹至B相断路器母线侧均压环, 造成BC相间短路, 500 k VⅠ母线保护随后动作切除故障。

故障过程中, 由于系统带发电机单相运行, 电流是一振荡的波形, 周期在800 ms左右, 闪络保护超过定值的时间几次为460 ms左右, 没有达到可以出口时间 (800 ms) , 多次启动、返回, 始终未能动作出口。

1.2 事故案例2

某厂1号机组启动, 5011、5012开关在热备用状态。手动起励机端电压升至18 k V时, 由于500 k V升压站浓雾较大, 5012开关C相发生闪络, 延时0.24 s, 1号机发变组保护A、B柜闪络保护动作, 励磁系统逆变灭磁, 约0.4 s时灭磁完成, 闪络保护返回。再经0.24 s延时后, 闪络保护第二次动作, 并经延时0.6 s去启动5011、5012断路器失灵保护。5012开关断路器失灵保护经0.2 s延时后动作跳开相邻开关, 总历时约1.4 s。

从以上保护动作过程可以看出, 断路器断口闪络现象具有一定的周期振荡规律。即使在第一个动作周期内完成灭磁, 由于线路侧电压存在, 励磁电压也不能很快下降。闪络现象不仅不能自然消失, 而且还可能使故障情况进一步加剧。在保证设备安全, 减小事故影响范围的指导原则下, 应在闪络保护动作的第一个周期内将故障切除。此时由于机组未并网, 事故影响可以控制在最小范围内。

2 保护逻辑设计分析

根据国际高压讨论年会提供的资料, 断口闪络的断路器并非三相全部闪络。在已知的国内外冰闪、绝缘下降、雷击等原因引起闪络事故中, 也未见三相闪络事故。断路器断口闪络时不仅对开关本身造成损坏, 此时灭弧室绝缘水平下降, 有可能诱发成为接地、短路故障, 若不能及时切除故障, 将会导致事故扩大, 造成不必要的损失。所以断口闪络保护应能灵敏判断事故发生, 并首先动作与灭磁, 然后快速起动失灵保护, 将故障迅速切除。

2.1 保护动作逻辑

断路器断口闪络保护的最大特点是发生在开关分闸状态下, 闪络过程中存在负序分量, 所以设计逻辑如下:

2.2 保护逻辑说明

采用负序电流元件作为闪络保护的起动元件, 可以很好反映闪络现象。本逻辑采用断路器位置接点 (三相位置接点并联) 闭锁保护出口, 使保护在动作时间整定上可不考虑断路器三相不一致合闸时间, 能更快切除故障, 可靠防止保护误动。更可以避免常规闪络保护逻辑中只靠一对接点闭锁保护的不安全性。对于一个半断路器接线方式, 每个断路器应单独设置闪络保护。

采用断路器跳位且任一相有流或断路器合位且三相无流经10 s延时报开关位置异常, 可以有效监视断路器位置接点异常状态。

断路器发生断口闪络时, 即使闪络保护动作灭磁, 由于发电机电压下降有一定过程, 而且闪络处需要一定的去游离时间, 闪络处不可能自然停止闪络。为防止事故进一步扩大, 应由失灵保护动作立即切除故障。设置0.1 s延时经发变组三跳起动断路器失灵保护。根据《220-750 k V电网继电保护装置运行整定规程》, 在一个半断路器接线方式下, 断路器失灵保护装置可整定为:0.13 s跟跳本开关, 0.2 s跳相邻开关。这样, 在闪络故障发生0.3s后可完全切除故障。

2.3 保护定值整定

闪络保护相电流元件的整定计算:相电流元件作为有流判别元件, 取值如下:

式中:K为百分系数, 参考取0.02-0.1;Ign为发电机额定电流。

闪络保护负序电流元件的整定计算:负序电流整定值按躲过发电机长期允许的负序电流, 如下:

式中:I2∞*为发电机长期允许负序电流的标幺值, Krel为可靠系数, 1.15-1.20;Kr为返回系数, 0.85-0.95;Ign为发电机额定电流。

闪络保护动作后应立即灭磁, 在理论上应不再设置延时。但为了动作可靠, 设置0.1 s延时。

3 结语

大型发电机组一般不装设出口断路器, 机组在并网过程中, 主变高压侧断路器承受高电压, 容易发生闪络事故。闪络保护的作用是防止设备损坏和事故扩大。这就要求在选择保护起动电气量时一定要能灵敏、全面反映故障。定值整定应保证足够灵敏、迅速消除故障。这在另一方面是加大了误动的概率, 因此, 不能简单地再去用断路器位置接点闭锁保护。本文尝试采用断路器三相位置接点并联输出闭锁保护出口, 这样不仅可以让动作时间更短, 而且还能有效防止保护误动。让闪络保护可靠、快速切除故障。除完善保护外, 在并网及停机过程中应避免长时间使开关处于热备用状态, 避免在恶劣环境下进行并网操作, 定期检查相关设备绝缘等。减少断路器发生闪络事故的概率, 进一步提高机组安全稳定运行。

摘要：介绍了大型发电机-变压器组开关装设断路器闪络保护的必要性, 并通过对闪络保护动作情况分析, 给出了闪络保护逻辑及定值整定计算原则。

关键词：闪络保护,保护逻辑,保护定值

参考文献

[1]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].北京:中国电力出版社, 1996.

主变开关 第4篇

某年8月, 某变电站330kV#1主变3301断路器A相跳闸, 后台机打出光字牌3301开关重合闸动作, 3301控制回路断线, 3301辅助保护装置异常、直流消失, 3301开关操作箱重合闸出口。CSI121A数字式断路器控制装置显示闭锁三相不一致, 重合闸充电, 重合闸动作并告警;FCX-22J分相操作箱显示重合闸动作, 但重合闸动作不成功。断路器控制装置三相不一致使保护闭锁, 导致变压器非全相运行, 随后断开高压侧断路器B、C相。

2 事故原因分析

2.1 事故检查

事故发生后, 对变压器、开关一次部分及二次回路进行全面试验检查, 具体情况如下。

(1) 在后台进行3301开关合闸试验不成功, 在3301开关测控装置合闸不成功, 在3301开关机构箱合闸不成功。

(2) 检查二次回路, 发现3301开关机构箱至端子箱控制回路电缆芯正电“1” (蓝色线) , 合闸电缆芯“7” (蓝色线) , 主跳37A (绿色线) 、37B (蓝色线) 、37C (红色线) , 负电“2” (蓝色线) , 副跳正电“1” (蓝色线) 、37A (蓝色线) 、37B (蓝色线) 、37C (绿色线) , 负电“2” (蓝色线) 对地电压异常。打开电缆两端线芯进行绝缘检查, 发现芯对芯绝缘值最低为0.35MΩ, 最高为2MΩ, 判断电缆绝缘损坏。接着对电缆芯进行核对检查, 发现主跳正电1、副跳37A电缆芯断。

经初步分析, 认为3301开关A相跳闸是3301开关端子箱至开关机构箱电缆整体绝缘降低, 造成副跳电缆芯37A带正电所致;重合闸动作不成功是电缆绝缘降低使正电对地电压消失所致。为此, 对该二次电缆进行解剖检查。

异常二次控制电缆为带钢铠非屏蔽14×2.5电缆, 芯线为铜导线, 绝缘层为塑料护套, 使用11芯, 分别为正电“1” (蓝色线) , 合闸电缆芯“7” (蓝色线) , 主跳37A (绿色线) 、37B (蓝色线) 、37C (红色线) , 负电“2” (蓝色线) , 副跳正电“1” (蓝色线) 、37A (蓝色线) 、37B (蓝色线) 、37C (绿色线) , 负电“2” (蓝色线) , 备用3芯 (均为蓝色线) 。对该电缆进行绝缘测试, 发现芯线之间绝缘值均有不同程度下降, 最低小于0.1MΩ, 最高为1MΩ, 其中2根蓝色芯线断线。

从端子箱侧电缆头开始解剖, 共解剖55cm, 发现距电缆头5cm处有放电痕迹;2根蓝色线芯熔断, 1根绿色线芯有明显烧伤痕迹, 其余线芯有不同程度烧灼痕迹, 如图1所示。将该处绝缘隔离后, 电缆绝缘恢复, 芯线之间绝缘值在5~10MΩ, 其中2根蓝色芯线的断线情况也消失。

由解剖检查可知, 该异常二次控制电缆存在以下问题: (1) 电缆安装工艺存在质量问题, 电缆头制作起不到密封作用; (2) 电缆外层绝缘护套和电缆芯线之间存在水迹, 表明电缆密封不良, 受运行环境影响, 潮气侵入电缆内部; (3) 电缆质量存在问题, 电缆芯绝缘护套多处龟裂, 造成绝缘下降。

2.2 事故原因分析

3301开关A相跳闸原因为3301开关端子箱至开关机构箱控制电缆整体绝缘降低, 造成副跳电缆芯37A带正电使A相跳闸, 如图2所示。更换前电缆为14×2.5 (使用11芯) , 用500V绝缘摇表对该电缆进行线间、线对外绝缘、线对地绝缘试验, 均为500MΩ;更换后为KVVP22-14×2.5电缆。

重合闸动作失败后, CSI121A断控装置闭锁造成三相不一致, 但三相不一致未达到启动定值 (三相不一致启动定值为0.1A, 故障时A相二次电流为0.085A) , 故三相不一致未启动。重合闸动作不成功是由于电缆绝缘降低, 正电1对37A放电使两芯均烧断, 从而导致正电消失, 如图3所示。

3 暴露问题

(1) 二次控制电缆存在质量问题, 老化严重、绝缘降低, 一直未进行检查更换, 是本次开关跳闸的主要原因。

(2) 3301断路器端子箱未使用防潮除湿措施, 二次电缆安装验收质量不高, 是本次开关跳闸的次要原因。

(3) 3301断路器本体的三相不一致回路未投入使用, 导致在3301开关断控装置三相不一致不能动作时不能正确跳开开关;同时, 保护定期校验、验收、隐患排查不细不深, 未及时发现开关三相不一致存在的问题。

(4) 该站综合自动化系统于2006年9月改造完毕投运, 为NS2000系统, 版本号为V2.4.3, 该版本过低, 系统老化, 误发信息较多。3301开关跳闸前, 曾频繁出现SF6气体压力降低、直流异常、控制回路断线等信号, 运维人员判断处理时间较长, 事故处理不及时, 造成主变非全相运行时间长。

4 防范措施

(1) 选用技术先进、工艺成熟、质量可靠的控制电缆, 控制电缆头制作安装时要做好密封处理, 防止电缆芯线划伤破坏绝缘, 在安装完成后要对控制电缆绝缘进行测量。

(2) 利用停电检修机会对控制电缆进行全面核实检查, 对不符合反措及绝缘老化的电缆安排更换。

(3) 对开关三相不一致回路从使用情况、定值情况进行全面核实检查, 对不符合要求的立即整改, 断路器本体的三相不一致保护必须按照反措要求完善并投运。

(4) 加强人员培训, 提高运维、检修人员对异常情况的判断、事故应急处理的能力。

(5) 对自动化缺陷进行全面梳理, 对后台系统频繁误发信号影响监控的情况及时安排消缺。

(6) 对不符合防凝露、通风措施的端子箱进行排查并限期整改, 未改造前应采取相应防护措施。

摘要：针对某变电站#1主变高压侧开关单相跳闸、重合闸动作不成功、三相不一致保护闭锁, 导致变压器非全相运行故障, 全面分析了造成开关跳闸的原因及运维方面存在的不足, 并制定了相应的整改及防范措施, 可为预防此类事故提供参考。

主变开关 第5篇

1 使用本侧断路器时失灵保护的动作原理

当主变220 k V故障且本侧断路器失灵时,主变失灵保护装置将通过“保护动作”、“有流判别”等条件来启动失灵动作接点。主变失灵保护典型逻辑框图[3]如图1所示。其中电流判别元件的电流回路有采用变压器独立的电流互感器(TA),也有一些变电站采用主变压器220 kV侧套管TA。

“失灵启动”接点闭合将作为开入量送至母差保护,若母差保护同时检测到故障所在母线电压下降到闭锁定值以下,即根据220 kV侧刀闸位置正确切除该主变所在母线上的所有断路器元件。当故障发生在主变低压侧断路器与主变本体之间时,主变差动动作跳三侧断路器,若主变220 kV侧断路器失灵,则故障电流还继续存在。由于主变阻抗较大,220 kV母线的电压下降不多,使得电压闭锁灵敏度有可能不够,母线保护因其电压闭锁不开放出口,最终不能切除,从而扩大停电范围。在这种情况下,母差保护针对主变间隔增设了“解除失灵保护复合电压闭锁”开入,其功能是当母差保护主变间隔的“失灵启动”和“解除失灵保护复合电压闭锁”同时开入时,母差即解除电压闭锁,并出口跳开故障所在母线的所有元件,其逻辑接线回路如图2所示。

2 旁代时母差保护拒动的原因

(1)主变失灵保护电流取自220 kV断路器的独立TA,其现场一次接线如图3所示。

将主变失灵保护电流回路接在主变第一套主保护(简称A屏保护)电流回路[4]之中。当旁路替代时主变失灵保护由于采不到电流只能停用(退压板),旁路的线路保护停用(退压板)但失灵保护继续使用。当旁路断路器与主变之间发生故障同时旁路断路器失灵,其保护动作情况如下:主变保护动作联跳旁路启动旁路保护的永跳回路(TJR),TJR接点与旁路失灵保护电流接点持续闭合满足了失灵启动的条件。母差旁路间隔失灵开入启动出口,并根据26201和26202刀闸位置正确切除主变所在母线。所有保护均能可靠动作出口,一切正常。当旁路断路器失灵与主变低压侧故障同时发生时,由于主变失灵保护已退出(即使不退出也会因无失灵电流而不动作)即“解除失灵保护复合电压闭锁”接点不会动作,母差保护的电压闭锁可能不开放,从而导致母差保护不能出口跳闸。

(2)主变失灵保护电流取自主变本体升高柱TA,其现场一次接线如图4所示。

采用这种接线方式时,无论主变220 kV是使用本侧断路器或是旁路断路器,都可以使用主变保护自己的失灵保护,从而避免了使用旁路失灵带来的诸多不便。但是当故障发生在220 kV断路器与主变本体之间时,采用这种接线方式可能导致主变失灵保护的误动及拒动,因此在电网反事故措施中规定凡采用该接线方式的均需整改,即失灵电流取主变220 kV侧独立TA。

由图4可知,当220 kV旁路替代主变且失灵时,主变失灵保护动作,母差保护主变间隔的“失灵启动”和“解锁失灵复压闭锁”接点同时有开入,母差即判断主变220 k V侧发生了失灵故障,但由于主变间隔没有电流,且26011和26012刀闸也都在断开状态,在动作条件不满足的情况下母差拒动。

3 解决方法

3.1 主变失灵保护电流采用独立TA的改进方法

3.1.1 方法1

在旁路失灵保护的TRIP插件上,除了失灵接点外再引一副由失灵继电器启动的接点(若插件板不能提供第二副接点则需更换插件板),该接点通过二次电缆送至主变失灵保护,如图5所示。

以ABB保护为例,将主变失灵保护接线做一定的增加修改,如图6所示。

将旁路失灵保护送来的失灵接点接入启动主变失灵保护失灵继电器的回路。通过图6很容易发现新增回路的作用:只要旁路的失灵接点闭合,主变失灵继电器无需经过有流判别即可启动,从而使得主变送至母差的“解锁失灵复压闭锁”接点闭合。

还要在母差保护的程序上做一定的改动,原本只有主变“失灵启动”接点与“解锁失灵复压闭锁”接点同时闭合开入时母差保护才会解除电压闭锁开放失灵出口,现在将这一特权也赋予旁路间隔即旁路失灵保护的“失灵启动”接点和“解锁失灵复压闭锁”接点(主变失灵保护的)同时开入时,也允许解除电压闭锁。

在实际运行中,旁代时主变发生其他侧短路故障且旁路失灵,旁路失灵保护2对失灵接点动作,一对作为母差失灵开入,另一对去启动主变失灵保护。当旁路失灵保护的“失灵启动”和主变失灵保护的“解锁失灵复压闭锁”接点开入后,母差保护通过判断旁路间隔的电流及刀闸位置由失灵动作出口有选择地切除故障所在母线。在实际运行中需要注意的是:

(1)旁路送至主变的失灵接点回路应设一压板,在旁路代主变时该压板投入,在旁路代线路或停用时该压板应退出;

(2)旁代时旁路失灵保护本身送至母差的失灵启动回路压板不应退出;

(3)旁代时主变失灵保护仍启用,其“失灵启动”压板应退出,“解锁母差”压板应投入。

目前,南通500 kV三官殿变2号主变220 kV旁路替代主变时,其失灵回路是按照方法1进行改造的,现场试验证明该方法完全可行。

3.1.2 方法2

主变及旁路失灵保护接线回路如图7所示。

图7中在旁路失灵保护的TRIP插件上,除了失灵接点外再引一副由失灵继电器启动的接点,将该接点通过二次电缆并至母差的“解复压闭锁”开入回路。并将母差保护程序作一定更改,即旁路间隔的“失灵启动”和“解锁失灵复压闭锁”同时开入时,也允许解除电压闭锁。具体的动作情况与主变失灵动作基本相同。采用该方法需要注意的是:

(1)代主变时,旁路失灵保护的“失灵启动”与“解锁母差”压板应投入。而主变失灵保护的2块压板应退出。

(2)旁路替代线路时,应仅投入旁路失灵保护的“失灵启动”压板,“解锁母差”压板应退出。

3.2 主变失灵保护电流采用升高柱TA的改进方法

该接线方式下,如何让母差知道主变220 kV侧正在使用旁路替代是关键问题。解决的方法是在母差屏增加1块“旁路代主变”开入压板,并在程序上做相应的改动。其实际运行中,旁路替代主变时由运行人员将该压板投入,当主变其他侧发生短路故障且旁路开关失灵时,主变失灵保护动作“失灵启动”和“解锁失灵复压闭锁”接点同时开入母差保护,母差保护因为“旁路代主变”开入的存在,所以改为检测旁路间隔的电流及刀闸位置,从而使得失灵动作出口能正确地切除故障所在母线。在实际运行中需要注意的是:

(1)旁路替代主变时,旁路本身的失灵保护应该停用。

(2)若旁路可以分别替代2台主变时,母差屏上应设“旁路代1号主变”、“旁路代2号主变”2块压板。在保护校验时要分别试验这2块压板,保证当旁路代1号主变时,母差投入“旁路代1号主变”压板应不会对2号主变间隔产生任何影响,反过来亦然。

(3)“旁路代主变”开入压板的投退操作应写入运行操作规程,避免误、漏投退。

4 结束语

近几年随着电网迅猛发展、超高压技术的运用,潮流运行日趋复杂,电网容量不断增大,短路电流也随之增大。当主变220 kV侧使用旁路替代运行,又发生主变其他侧故障且旁路开关失灵的特殊情况时,220 kV母差保护将拒动,从而扩大事故范围。2008年,国家电网公司对失灵保护的电流回路提出了采用由220 kV母差保护装置上实现的方案,线路、主变保护只提供保护动作的出口接点给220 kV母差保护装置的失灵保护回路,共同构成220 kV失灵保护装置[5]。这样在解决旁代问题时只要在母差保护程序上做小小修改就可以了,从而大大简化了二次接线。

参考文献

[1]GB/T 14285继电保护和安全自动装置技术规程[S].2006.

[2]220～750 kV电网继电保护装置运行整定规程[S].2007.

[3]韩冰,孟菊芳.220 kV变压器保护启动失灵回路接线分析及探讨[J].广西电业,2008(7):94-96.

[4]汤大海,李静,徐捷,等.双重化主变保护TA二次电流回路的接入与运行[J].江苏电机工程,2008,27(3):23-25.

主变开关 第6篇

在220 k V母线发生故障而220 k V主变变高侧开关拒动的情况下, 主变低压侧及中压侧将通过拒动的变高开关持续向220 k V母线提供故障电流, 为了应对这种情况, 现220 k V变电站都设有220 k V主变变高侧失灵联切主变三侧开关启动回路, 在主变变高失灵的情况下, 通过该回路启动220 k V母差兼失灵保护, 220 k V母差兼失灵保护结合具体的电气量判别主变变高开关失灵后通过出口启动主变间隔的非电量出口继电器联切主变三侧开关。因此, 220 k V主变变高侧失灵联切主变三侧开关启动回路是220 k V变电站内极其重要的回路, 若该回路设计出错, 变高开关失灵时, 将无法及时切除主变中、低压侧开关, 导致事故范围扩大。

1 220 k V母差兼失灵保护装置判别变高开关失灵原理

1.1 RCS-915AB型母差兼失灵保护变高开关失灵判别原理

如图1所示, RCS-915AB型母差兼失灵保护判别主变变高开关失灵的逻辑需经主变变高开关元件提供的三跳接点Ts启动, 当失灵保护检测到主变变高开关元件的三跳接点动作时, 若主变变高开关的任一相电流大于失灵相电流定值或零序电流大于零序电流定值、或负序电流大于负序电流定值, 则经过失灵保护电压闭锁启动失灵保护, 失灵保护出口通过启动主变变高操作箱内的TJR跳闸出口继电器切除主变变高开关。

1.2 PCS-915AB型母差兼失灵保护变高开关失灵判别原理

1.2.1 主变保护动作节点启动变高开关失灵逻辑

与RCS-915AB型母差兼失灵保护相同, PCS-915AB型母差兼失灵保护判别主变变高开关失灵的逻辑可经主变变高开关元件提供的三跳接点Ts启动, 当失灵保护检测到主变变高开关元件的三跳接点动作时且主变变高开关的任一相电流大于失灵相电流定值或零序电流大于零序电流定值、或负序电流大于负序电流定值, 经过失灵保护电压闭锁启动失灵保护, 失灵保护出口启动主变变高操作箱内的TJR跳闸出口继电器切除主变变高开关。

1.2.2 母差兼失灵保护启动变高开关失灵逻辑

PCS-915AB型母差兼失灵保护动作后启动主变断路器失灵功能, 采取内部逻辑实现, 在母差保护动作跳开主变所在支路的同时, 启动该支路的断路器失灵保护, 如图2所示。

2 RCS-915AB与PCS-915AB母差兼失灵保护变高开关失灵启动回路的设计差异

由于RCS-915AB型母差兼失灵保护不能采取内部逻辑实现动作后启动主变断路器失灵功能, 所以RCS-915AB型母差兼失灵保护的主变变高开关元件提供的三跳接点应由主变保护动作触点及母差兼失灵保护动作切除主变变高开关时启动的变高开关操作箱内的TJR出口继电器常开触点并联组成, 如图3所示。使用TJR出口继电器的常开触点启动母差兼失灵保护的意义在于当220 k V母线发生接地故障RCS-915AB型母差兼失灵保护切除主变变高开关而变高开关拒动时, RCS-915AB母差兼失灵保护装置通过检测TJR接点动作以启动主变变高开关的失灵判别, 若缺少了TJR常开触点的开入, 在发生母线接地故障且主变变高断路器失灵时, RCS-915AB自身将不启动主变变高开关的失灵判别逻辑, 也将不出口联切主变三侧开关, 主变的中、低压侧将持续向高压侧母线提供短路电流, 造成故障范围扩大的严重后果。

相比之下, PCS-915AB型母差兼失灵保护动作后启动主变断路器失灵功能, 采取内部逻辑实现, 主变变高开关失灵启动回路只需要采集主变保护装置的保护动作接点启动失灵, 如图4所示。

3 结语

在南方电网最新的标准设计中, 已经取消了变高开关操作箱TJR出口继电器常开触点启动失灵的回路, 但需要明确的是, 最新的标准设计是针对新型的母差兼失灵保护装置制订的, 对于RCS-915AB型母差兼失灵保护装置而言, 该回路应保留。设计单位在设计变高开关失灵启动回路时必须要核实现场母差兼失灵保护的型号, 若为RCS-915AB型保护装置, 不应取消变高操作箱TJR常开触点启动失灵的回路。

参考文献

[1]宋启威, 高柳明, 王世祥.220 k V主变失灵保护装置改造及工程实践[J].电力安全技术, 2014, 16 (9) :10-12.

[2]梁雄.220 k V赤坎站主变失灵联跳三侧回路反措分析[J].中国高新技术企业, 2014 (35) :119-120.

主变开关 第7篇

一、变电所运行方式及接线

2010年2月1日, 某竖井变电所发生一起开关保护拒动主变越级跳闸事故。事故发生时, 变电所运行方式是1#主变、2#主变受35 k V电源, 1#主变带6 k VI段母线负荷, 2#主变通过505#II段母联带II段母线负荷, I段母联504开关和3#主变热备用。变电所接线方式如图1所示。

二、跳闸及送电主要经过

2月1日22时26分, 2#主变两侧开关3544、502跳闸;22时27分, 3#主变送电, 同时跳闸, 未送出去;22时28分, 拉开II段所有分盘开关, 3#主变送电成功;22时30分, 6 k V各分盘依次试送电, 送到538#开关时, 3#主变两侧开关同时跳闸;22时32分, 3#主变送电, 带除538开关的6 k V II段负荷

2月2日0时10分, 538#开关经抢修, 线路排除故障后送电成功事故后, 抢修人员到达变电所后, 立即检查538#整套保护装置, 经检查538#保护继电器外观完好, 继电器线圈、接点无烧毁现象。确认538#甲、乙刀闸已拉开后合上538#开关, 进行继电保护试验, 发现时间继电器 (DS–21C型) 启动跳跃, 判断时间继电器外敷电阻断路。经检查电阻外观良好, 拆除电阻后进行检查测量, 测量阻值无限大, 确认外敷电阻内部断路。更换备用电阻后, 试验继电保护正常。

三、原因分析

DS–21C时间继电器外敷电阻接线如图2所示。

DS–21C时间继电器外敷电阻动作过程如下:启动元件 (电流继电器) 动作后, 通过常闭接点启动时间继电器线圈, 线圈启动后常闭接点打开, 经电阻R使线圈保持, 时间继电器延时接点动作, 经延时开关保护跳闸。此次由于继电器外敷电阻R内部断路, 时间继电器常闭接点跳跃 (重复打开、闭合过程) , 线圈无法保持, 致使继电器不能达到保护整定的延时时间, 保护无法动作。

四、防范措施

1. 加强对检修、维护、试验人员的培训。

提升检修、试验人员的专业技能、加强工作人员对规程的理解和应用, 提升工作人员的专业技能水平, 培养工作人员在工作中的责任心和认真的态度, 对每一个试验环节, 每一个内容都不能放过。

2. 对老旧设备进行更新改造。

利用现代科技手段、应用先进设备, 对矿区各变电站老旧设备进行更新、改造, 避免重复发生此类事故, 确保矿区电力系统安全运行。

3. 加强管理。

在继电保护的日常试验、维护工作中, 加强细节管理, 加强试验质量。利用相关法律、法规指导人员工作, 规范工作人员行为, 并建立、完善有关规章制度。

主变开关 第8篇

2007年某供电局330 kV主变压器(主变)调压瓦斯保护动作,主变三侧开关跳闸,滤油机动作。现场检查一次设备,发现330 kV主变B相调压瓦斯动作;主变本体油位油色正常,调压油箱油位油色正常。B相调压的泄漏电流试验、直流电阻试验、绝缘电阻试验等各项电气试验均为合格,未见异常。主变本体色谱分析合格,本体化验结果和上次结果比较没有明显变化。切换开关的动、静触头无异常放电灼伤痕迹;切换开关绝缘部件完好,无异常放电痕迹;B相调压内部切换开关均压罩等上端面有较多粉末和颗粒状异物,通过油品检测和对粉末的成分分析,找出故障产生的原因。

2 油质检测与分析

2.1 主变三相油质检测及分析

对330 kV主变各相油样、有载调压做对比试验,检测结果见表1[1],结果分析如下。

(1) B相油样外观不透明,有大量黑色游离碳悬浮于油中,油样底部有大量灰白色颗粒状物质。黑色悬浮物质为游离碳,油中游离碳通常是设备内有电弧放电,使绝缘油裂解所致。A相、C相油样透明、颜色正常。

(2) B相油样水溶性酸(pH值)的测试,检测值为6.6,新油的水溶性酸(pH值)通常在5.8～6.2之间,B相有载调压运行年限较长,长期运行中必然会劣化产生酸性物质,水溶性酸(pH值)应有所下降,但B相油样水溶性酸(pH值)明显偏大,结果异常。A相、C相油样水溶性酸pH值均为5.2,与B相油样水溶性酸相比相差较大。B相油样水溶性酸(pH值)大的原因与油样中有大量破碎的滤芯材料有关。

经检测,滤芯材料的组成为SiO2占43.4%、Al2O3占34.8%、Na2O占21.6%、CaO占0.077 6%、K2O占0.053 1%、S占0.012 1%。其中SiO2、Al2O3是吸附剂高铝微球的主要材料,其他的成分Na2O、CaO、K2O及Al2O3是常用吸附剂分子筛的主要成分。其中A12O3、Na2O、CaO、K2O这些物质为碱性氧化物,遇水均生成碱,其反应方程式如下。

反应生成物Al(OH)3、Ca(OH)2、NaOH、KOH均为碱性。

滤芯材料溶于油中,在做水溶性酸试验时使用水作为萃取剂,水与滤芯材料发生反应生成碱,使B相油水溶性酸(pH值)比其他2相高很多。此后为了验证此想法,将B相油用定性滤纸过滤,对过滤后的油样检测水溶性酸(pH值),测试结果为5.6,水溶性酸值降低。

(3) B相油样闪点为142℃,A相油样闪点为153℃、C相油样闪点为151℃。B相油样闪点降低较多,说明油中放电使绝缘油裂解产生大量可燃气体。

2.2 油品颗粒污染度检测及分析

对330 kV主变有载调压A相油样、有载调压B相油样做颗粒污染度对比试验,检测结果见表2。

注:表中数字系100 mL液体中的颗粒数。

B相油品颗粒度检测结果为大于NAS12级,A相油品颗粒度检测结果为NAS7级,A相、B相颗粒度检测结果与目测结果相符,说明B相油样颗粒污染严重。

2.3 油品电气强度检测与分析

由于有载调压B相油样上、下两层油样的差别加大,上层比下层油样颗粒少,较透明,故取有载调压B相油样上、下两层油样与有载调压A相油样、有载调压C相油样做电气强度对比试验,检测结果见表3。

B相上部油样击穿电压为50 kV、B相下部油样击穿电压为34.2 kV,而A相油样击穿电压为56.2 kV、C相油样击穿电压为57.7 kV。说明B相油样击穿电压低于A、C两相,B相上部油样的击穿电压优于下部,油中掺入的灰白色物质和游离炭等杂质颗粒大大降低了油承受电压的能力[2]。

2.4 油中溶解气体色谱检测与分析

取330 kV主变A、B、C三相有载调压油做色谱检测,结果见表4。

从三相的色谱数据可以看出B相较乙炔、总烃含量较其他两相明显增大,说明油中有放电故障[3]。

3 结论及建议

通过以上分析,可以看出330 kV主变B相有载调压开关故障的原因,是滤芯内吸附剂破损进入油中使油品的击穿电压降低,发生放电造成的。滤油机内滤芯为复合滤芯,外侧是纸,内装吸附剂,纸滤芯有破损现象,吸附剂本来呈小球状,部分破碎呈小颗粒和粉末状,与开关油箱底部的粉末状物质外观相同。因此最终导致事故发生的原因是滤油机滤芯材料的破损。

通过本次事故,建议在有载调压开关滤油机使用时注意滤油机滤芯材料的使用寿命,一旦到期立即更换。同时建议生产厂家改进滤油机的结构,防止因滤芯或吸附剂破损后进入切换开关油箱引起故障。

参考文献

[1]GB7595—2000,运行变压器油质量标准[S].

[2]电力用油[Z].西安:西安热工研究院,1996.