越级跳闸:原因分析

越级跳闸:原因分析（精选9篇）

越级跳闸:原因分析 第1篇

近年来, 变电所系统经改造更新设备质量, 性能显著提高, 为安全运行, 优质供电奠定了基础。电力部门的正确领导, 各级领导严格要求使员工业务素质显著提高, 为预防越级跳闸起到了关键作用。但造成越级跳闸的不确定因素, 时时刻刻检验着设备质量, 从业人员的业务素质及常抓不懈对待工作严细认真的工作态度。当电力系统发生故障后, 断路器是否能准确地断开事故点是至关重要的, 一旦发生越级跳闸事故, 势必造成事故扩大, 设备损坏等严重后果。了解事故起因, 对预防越级跳闸至关重要。

1 多条线路相继故障

电力线路在自然灾害, 人为因素及设备缺陷都会造成事故发生。特别是恶劣天气 (如风、雷、电等) 极易造成多条线路的故障。如果同一变电所的两条以上的线路相继故障, 很容易造成上一级断路器跳闸, 如一条线路时间为0.3秒两条相加是0.6秒大于上级保护的阶梯差时就可能造成越级跳闸。

2 变电所直流电源故障

2.1 当变电所某一线路控制电源熔断器熔断时, 线路出现短路故障, 必然造成越级跳闸。

熔断器通过电流与熔断时间呈反时限特性, 简称安秒特性。有的熔断器的熔丝经过长时间运行, 特性变差, 当线路故障, 保护动作时, 跳闸脉冲出现过电流时, 使熔断器熔断。熔断器经多次操作, 基座卡片松动, 造成虚接, 影响跳闸。

2.2 变电所直流总电源失电。

变电所直流电源是变电所的心脏, 如果失去了直流电源, 就等于失去了控制各回路的动力, 当变电所任一回路发生故障时, 该回路由于失去动力而保护拒动, 就会造成越级跳闸事故。

2.3 电源连线故障。

接线的松动、虚接, 都可能造成越级跳闸。

3 继电保护失灵

变电所对继电保护的要求是:“选择性、快速性、灵敏性”。如果满足不了这些要求, 就可能造成越级跳闸。如整定值计算错误、检修调试错误、接线错误、装置定值的漂移。机械联动故障, 如继电器接点烧损、接触不良、设备连片松动、机械传动不灵活、微机插件故障烧损接触不良等。保护定值整定不当, 特别是上下级保护定值配合不当, 当下级发生故障时本级保护不动作或上下级保护同时动作, 就会造成越级跳闸事故。

4 过电压引起的越级跳闸

6千伏线路是中性点不接地运行方式, 发生单相接地后, 允许故障持续一段时间, 但在发生单相接地故障时, 会出现瞬间电弧放电, 引发电能磁性的震荡, 产生弧光过电压, 使变电所的电压互感器一次励磁电流急剧增大, 可能造成电压互感器烧损, 使过电压保护失灵, 烧损保护元件而造成越级跳闸。

5 开关机构故障

线路的控制保护最终由高压断路器来执行, 它的性能好坏, 直接决定变电系统是否能正常运行。因为开关结构复杂, 联动机构互相制约, 所以很容易出现拒动。

5.1 开关机构故障

机构的三连点过低, 不到位, 挚子过低, 跳闸顶杆卡滞和脱落, 或跳闸铁芯卡滞, 机构动作不灵活。

5.2 辅助开关故障

辅助开关接触不良, 连接杆松动, 底座固定保险松动, 接点烧损, 活动行程不到位。

6 跳闸铁芯磁化

断路器在合闸位置时, 跳闸线圈始终在通电状态中运行, 原来常规变电所用的是白炽灯加电阻、电机回路, 两只指示灯并联。由于长时间运行, 使回路阻值减小, 线圈电流增大, 电流到一定值时, 跳闸铁芯处于半吸合状态, 铁芯不能返回到原来释放位置, 当线路故障时, 由于跳闸铁芯行程小, 降低了铁芯的冲击速度, 使断路器不能跳闸, 造成越级跳闸。

跳闸线圈低电压动作不合格, 在直流电压低时, 故障情况下跳不了闸, 造成越级跳闸。

7控制保护回路故障

(1) 变电所的控制、保护、计量、数据采集需要电缆导线与相关设备连接。电缆导线断线、接点松动、连接片松动、虚接等都可能造成越级跳闸。

(2) 检修查找故障下的隐患。检修实验时所拆的连接片, 试验端子查故障时拆解的连线在恢复时漏接或接错, 使回路失去保护功能而造成越级跳闸。

8 误操作事故

误操作有两种因素造成:

(1) 电力调度下达的操作指令的正确性。

(2) 变电值班员是否按倒闸操作规程操作, 是否严格按调度指令操作, 操作中是否严细认真, 操作人员的业务素质都直接关系到倒闸操作是否正确无误。

9 微机故障

微电子元件组成复杂, 元器件耐过电压能力弱, 经长时间运行易损坏且不易发现, 为越级跳闸埋下了隐患。

10 结束语

通过分析, 对越级跳闸的起因有了了解。工作中针对可能造成越级跳闸的因素高度重视, 认真对待, 搞好电力系统的本质安全, 把隐患消除在萌芽之中, 只有保证电力系统少出故障, 才能真正保证电力系统的安全和生产的稳定, 预防越级跳闸保证电力系统的安全运行。

参考文献

[1]高凤岗孙金钰等《发电厂变电所电气设备》水利电力出版社1989年6月

越级跳闸:原因分析 第2篇

【摘要】全封闭组合电器（GIS设备）因其占用空间小、开断容量大、运行可靠性高的优点，在电力系统得到了广泛的应用，尤其是新建的110kV及以上变电站设备几乎全部采用全封闭组合电器。但GIS设备的运行维护与传统设备相比有诸多不同点。本文以一起全封闭组合电器断路器在汇控柜就地合闸，线路故障GIS断路器拒动引起主变后备保护越级跳闸的事故为例，详细分析了造成此次事故的原因，深入分析了GIS断路器二次回路的相关原理，并提出解决方法和整改措施。

【关键词】全封闭组合电器；变电运行；越级跳闸；二次回路

引言

六氟化硫全封闭组合电器设备，是一种体积更小、容量更大、电气开断性能更好的电气设备，用它组成的“气体绝缘成套变电站”-Gas Insulation Substastion-简称“GIS”，是由断路器、隔离开关、接地刀闸、PT、CT、避雷器组成的成套装置，对高电压深入工况、城市用电负荷中心，具有很高应用价值，越来越为世界各国的制造、设计及使用部门重视。[1]

本文以某地区220kV变电站，110kVGIS断路器汇控柜就地合闸对线路送电时，因线路电缆中端杆中相避雷器爆炸引线对塔体放电，GIS断路器拒绝跳闸引起主变中后备保护越级跳闸，造成1号主变110kV侧开关跳闸，110kV甲母线失压为例，深入分析了造成此次事故的原因，进一步分析了GIS断路器二次回路的原理及设计中存在的缺陷，并针对这一设计缺陷提出具体的、可行的整改措施。

1.事故发生过程

该220kV变电站的110kV全封闭组合电器型号为ZF10-126。正常情况下，GIS断路器的操作应在主控制室的后台机遥控进行，禁止在GIS汇控柜（就地控制柜）就地操作断路器。

事故经过：2013年7月2日，天气晴。08时46分，110kV故障线路113开关因线路故障跳闸，重合失败；10时44分，调度命令110kV故障线路113开关由热备用转冷备用，线路由冷备用转检修。线路检修开始。

14时50分，线路检修结束，调度通知线路送电。在送电过程中因后台机死机，当值变电站值班员在后台机没有恢复正常的情况下，擅自到该线路110kV汇控柜进行就地操作，将汇控柜上断路器“远方/就地切换开关”由“远方”切至“就地”位置，就地合上110kV故障线路断路器，因线路电缆中端杆中相避雷器爆炸对地造成短路，线路保护动作而线路断路器拒动，导致1号主变中后备动作越级跳开1号主变110kV侧101总开关，导致110kV甲段母线失压。因下级变电站备自投装置动作正确，未造成对外停电，未造成较坏的社会影响。

2.事故原因分析

根据《青岛供电公司GIS设备运行规程》规定：“GIS断路器可通过后台机或测控屏遥控操作，禁止在汇控柜就地操作。”[2]

正常运行时，断路器“远方/就地切换开关”应切至“远方”位置，此时允许主控制室进行遥控分、合闸。

遥控分闸操作：主控制室――测控屏――断路器操作箱――分闸回路――遥控分闸接点接通――接通分闸回路。遥控合闸操作：主控制室――测控屏――断路器操作箱――合闸回路――遥控合闸接点接通――接通合闸回路。

当断路器“远方/就地切换开关”切至“就地”位置时，遥控接点断开，遥控分闸、合闸回路断开，就不能进行遥控分、合闸操作，同时也切断了保护跳闸回路。此时若线路发生故障，线路保护正确动作，断路器将拒动，将造成变压器后备保护动作，越级跳闸。[2]

在本次事故中，工作人员在变电站站端后台机死机的情况下，现场将GIS汇控柜断路器“远方/就地切换开关”切至就地位置，合上断路器。恰巧送电电缆中端杆中相避雷器爆炸，线路保护动作发出断路器跳闸指令，而此时断路器“远方/就地切换开关”在就地位置，跳闸回路断开，线路断路器拒动。经过一定延时后，主变后备保护动作，跳开#1主变中压侧101断路器，110kV甲母线失压，造成此次事故。

3.整改措施

针对此次事故，提出以下可行的整改措施。

1）修改GIS断路器控制回路，使保护回路与手动回路分离，保护回路不经断路器“远方/就地切换开关”，直接接入GIS操作机构。[3]

此修改不改变GIS断路器操作机构内部接线的情况下，而只是将主控室测控装置发送的保护跳闸指令与手动跳闸指令分开，成为独立的两个回路。手动跳闸回路不做修改，只更改保护回路，使之不经断路器“远方/就地切换开关”，直接短接至GIS断路器操作机构。

这种修改方法可以保证手动回路功能全部正常，可以正常的进行遥控（或就地）的分、合闸操作，同时可以保证当断路器“远方/就地切换开关”切至“就地”位置时，保护指令可以不经断路器“远方/就地切换开关”，正常动作于断路器操作机构，使断路器正常分、合闸操作，可以从根本上解决这一设计缺陷。

2）对GIS汇控柜“远方/就地切换开关”本身进行改造，加入钥匙控制功能，将解锁钥匙纳入防误闭锁装置管理。

ZF10-126型GIS汇控柜中“解锁/联锁操作把手”是使用钥匙控制，只有插入钥匙解锁，才能将把手切至“解锁”位置。同样的原理，我们可以讲断路器“远方/就地切换开关”也加入此功能。

正常运行时，解锁钥匙应取下，并封存于智能解锁钥匙箱，在现场运行规程中进行明确规定，GIS断路器严禁汇控柜就地操作。当遇到特殊情况必须在汇控柜就地操作时，应严格履行解锁流程，由运行管理部门的专责人批准进行解锁。通过加入强制性闭锁，也可以避免此类事故的发生。

3）制作操作提示卡，对汇控柜就地操作的风险进行提示，从运维管理方面加强控制。

上述两种方法虽然可以从根本上避免GIS断路器汇控柜就地操作的风险，然而二次回路的改造需要结合停电检修进行，无法在短时间内完成整改；而且，对现有的变电站GIS设备，也无法进行“远方/就地切换开关”的改造，加入闭锁功能。因此，要在短时间内避免此类事件的发生，加强运维管理是相对快捷和有效的方式。

我们的做法是，制作“GIS断路器就地操作提示卡”，提示卡以深黄色为底色，显得醒目。对GIS断路器就地操作的风险进行说明，并粘贴在汇控柜断路器操作把手旁，使操作人员可以一目了然。

4.总结

综上所述，我们通过对此次事故的深入分析，充分认识到GIS断路器“远方/就地切换开关”的重要性，又通过对GIS断路器控制回路的分析，发现GIS断路器控制回路存在的重大设计缺陷。只有将保护回路与手动回路分离，才能从本质上消除断路器控制回路的缺陷。另外，对于新投运的设备应尽量要求厂家对断路器“远方/就地切换开关”加装强制闭锁锁具，并加入防误管理。同时，对于现有的GIS设备，我们也可以通过设计提示卡等方法加强运维管理，从管理层面避免此类事件的发生。

参考文献

[1]林丕纶.六氟化硫全封闭式组合电器的特点及应用[J].电气工程应用，1986，3：48-51.[2]侯延?H.浅谈SF6全封闭组合电器的维护、检修与管理[J].水力发电，2006，10：36-37.[3]赵志鸿.探究110 kVGIS电气二次回路中存在的问题[J]，科技资讯，2014，33：98-99.[4]苏东亮.220kVGIS断路器跳闸回路缺陷探讨[J]，山东电力技术，2014，98（2）：54-56.作者简介

井下防越级跳闸技术的研究与应用 第3篇

【关键词】越级跳闸；供电系统；综合保护装置；通信；自动化；应用

引言

随着煤炭工业的快速发展，矿井电网的规模也越来越大，各种重装备、新设备的不断投入，使矿井电网的运行环境更为复杂。因而，矿井电网的可靠运行对于井下安全、高效开采具有重要意义。由于煤矿特殊的生产环境，受矿井供电负荷增长、供电距离延伸及井下多级供电结构的特殊性等因素的影响，井下电网基本不能应用传统的三段式电流保护，而只能使用速断、过电流两段电流保护作为井下电网的主保护和后备保护，以致电网保护系统的选择性和灵敏性不能兼顾，当系统出现短路故障时，造成继电保护越级跳闸，影响井下电网的供电可靠性。越级跳闸不仅造成井下区域性的停电事故，更影响矿井各大系统的正常运行，如通风系统、运输系统等，威胁着井下的安全生产和从业人员的人身安全。因此，研究井下防越级跳闸技术对于保障矿井安全生产和提高煤炭行业效益具有重要意义。

1、越级跳闸原因分析

由于井下环境较为复杂，造成井下越级跳闸事故的因素较多，主要有继电保护方式原因、短路电流值较大、开关机构配置不当、电压波动和电气干扰等。

1.1继电保护方式原因。电力行业常用的三段式过流保护方法并不适用于煤矿供电系统，而煤矿井下使用的逐段延时跳闸的时间级差整定方法存在较多问题，该方法级数多、短路保护动作耗时较长，当发生过流事故时，开关会同时启动跳闸功能，造成上级开关越级跳闸。现有的纵差保护方法一般适用于长距离线路的短路保护，煤矿供电系统不仅需要保护变电所电源线路不发生越级跳闸，更需要在支路发生短路故障时避免总开关越级跳闸，造成其他非故障支路停电，而纵差保护不适用于煤矿供电系统一条进线多支路的情况，不能避免支路故障时总开关越级跳闸。

1.2短路电流值较大。由于煤矿供电系统的线路长度普遍较短，线路的电阻值小，出现了始端和终端电流差值较小的现象，由于上、下级的短路电流很难区分，速断保护范围基本为零，此时速断保护作用不大。当系统发生短路故障时，短路电流值超过上级开关所设设置的最大电流值会导致上、下级保护同时启动，甚至上级抢先动作而造成越级跳闸。

1.3开关机构配置不当。随着煤矿产量的不断提高和负荷的不断增加，煤矿井下所选用的高压防爆开关也在不断的更换，因此在选型上很难做到与地而变电所的供电设备合理配合。煤矿井下目前使用的高压防爆开关动作时间由两部分组成，一部分为继电保护装置的动作时间，包括采样时间、单片机的处理时间以及继电器信号输出时间；另一部分为高压防爆开关的同有动作时间，包括跳闸电磁铁的动作时间、跳闸机构动作时间和真空断路器动作时间。由于井下环境潮湿，很容易造成高压防爆开关机构卡涩、不灵活，以至于增加开关的固有动作时间，加之开关质量不佳、机构复杂、部件较多容易出现机构动作不灵敏的现象，造成当发生短路故障时，地面的高压开关柜动作快于井下的高压防爆开关，造成了井下越级跳闸现象。

1.4电压波动和电气干扰。煤矿电气设备运行环境潮湿，空间狭小，目前煤矿使用变频器、软启动器等非线性设备较多，电网中的谐波、浪涌等干扰，会通过电源和通信线路干扰保护器的工作，目前煤矿开关的保护器抗干擾和电磁兼容性设计不完善，抗干扰能力差，多数没有经过国家级的电磁兼容检验，外界干扰极易造成保护器的误动跳闸，保护器对外的干扰输出也会造成同一线路上的保护器误动跳闸，这是造成突发越级跳闸的主要原因之一。同时，由于供电系统扰动、大设备启动、雷击干扰、接地等原因都会造成供电系统瞬时电压波动，当瞬时电压波动范围低于额定电压65%，由于失压脱扣器的动作特性，系统中的开关失压保护动作跳闸，造成不确定位置的开关跳闸。

2、矿井防越级跳闸技术的应用

2.1矿井防越级跳闸技术。为了解决井下越级跳闸问题，通过综合保护装置的专用防越级跳闸通信接口及专用通信网络，采用线路光纤差动保护技术及基于网络智能识别的保护技术，解决矿井电网的继电保护越级跳闸问题。为实现试验系统的继电保护选择性动作，保护装置设计专用的防越级跳闸光纤通信接口，采用光纤差动保护和基于网络智能识别的保护技术实现继电保护的选择性动作。该防越级跳闸技术应具有高实时性，采用专用的保护通信网络传递保护故障信息，实现系统故障定位。防越级跳闸技术利用综保设备间的信息联系简单、可靠的解决常规矿井供电中普遍存在的“故障越级跳闸、操作越级跳闸、失压群跳”等严重影响供电安全的问题，通过先定位后隔离手段缩小事故情况下的停电范围。防越级跳闸的关键技术之一是矿井的防越级跳闸网络建设，安装于煤矿井下高压防爆柜中的保护终端必须具备高速光纤数据通信接口，采用光纤网络通信技术，通过上下级保护间的信息快速交互，实现故障定位，满足保护选择性及速动性要求，保护技术基于电流、时间、网络互操作等要素综合分析，实现故障定位，起到防止越级跳闸的功能，减小故障时的停电范围。在开关设备出现故障导致开关拒动时可实现逐级快速后备保护，简化保护配置，消除保护死区，电网中的所有保护装置均设置为零时限，防越级跳闸系统网络必须保证实时可靠性，不能影响保护固有性能。保护终端需配置完善的功能，在防越级跳闸网络未建成或光纤通信中断时不影响系统的安全运行。防越级跳闸网络可实时在线监视，在网络故障时通过电力监控接口实现故障报警。

2.2防越级跳闸技术展望。考虑到继电保护系统传输快速性的要求，按照数字化变电站建设网络的要求，在同一个井下变电所内保护终端与防越级通信服务器采用点对点光纤通信，变电所间的保护信息交互可以借用环网设备敷设的光缆中的备用光纤芯进行数据交互，在环网设备光缆建设时需要充分考虑系统扩展的需求。此外，防越级跳闸技术还需采用新型可靠的选择性漏电保护原理，自适应中性点不接地或者经过消弧线圈接地方式，实现漏电保护的可靠动作，解决由于漏电保护功能不可靠影响矿井电网的供电可靠性的问题；井下防爆柜采用可靠的后备电源系统，实现失压保护的准确动作，防止系统电压瞬变时出现的失压群跳现象，确保系统失压、近端故障时能可靠断开开关并完成与监控平台的信息交换。

3、结论

综合保护装置的专用防越级跳闸通信接口及专用通信网络，采用线路光纤差动保护技术及基于网络智能识别的保护技术，能在最短的时间内选择出系统内的故障，并切除故障线路，有效解决了目前煤矿常出现的越级跳闸的现象，保证了煤矿供电系统的安全性、可靠性、经济性，具有显著的社会效益和经济效益。

参考文献

[1]乔淑云，李德臣.矿井高压电网防越级跳闸保护系统设计[J].徐州工程学院学报（自然科学版），2011（04）.

[2]李德臣.煤矿井下高压电网防越级跳闸装置的研究[J].煤炭技术，2012（05）.

[3]毛卫清.煤矿供电系统防越级跳闸技术应用探讨[J].煤炭工程，2013（06）.

越级跳闸故障的原因及处理方法 第4篇

1) 一次设备出现短路或各种不同故障时, 因断路器拒动、保护拒动或保护整定值的不匹配, 造成上级断路器跳闸。本级断路器不动作, 导致较大范围停电, 故障的负面影响扩大, 经济损失较大, 即越级跳闸。

2) 越级跳闸主要有线路故障越级、母线故障越级、主变压器故障越级和特殊情况下发生的二级越级等形式。

3) 越级跳闸的主要动作行为。a.线路故障越级跳闸, 本线路断路器拒分, 保护动作, 如果装有失灵保护, 启动失灵保护, 要切除此线路接母线上的全部断路器;如果本线路保护未动作, 失灵不能启动跳闸, 失灵不动作或未装设失灵保护时, 把由本站电源对侧或主变压器后备保护切除电源, 这时故障切除时间延长, 主变压器后备保护通常由零序过流或复合电压闭锁过流动作, 对侧通常由零序二、三段或距离二、三段动作跳闸。b.母线故障越级跳闸, 如果装有母线保护, 母线差动保护拒动或断路器拒动, 会造成上级断路器跳闸, 通常也是由电源线对侧或变压器后备保护动作跳闸。如果母线上未装设母线保护如终端变电站母线, 母线故障, 由电源线对侧跳闸, 不归为越级, 是正确动作。c.变压器故障越级, 如果是由断路器拒动造成, 要由上级保护动作或由电源线对侧保护动作跳闸。

2 越级跳闸的主要表现现象

2.1 线路故障越级跳闸

1) 警铃、喇叭响, 中央信号盘发出“掉牌未复归”信号, 并有断路器跳闸。

2) 失灵保护启动跳闸情况。

3) 未装设失灵保护或装有失灵保护而保护拒动, 由主变压器一侧断路器跳闸, 如果是双绕组变压器两侧均跳开;如果是为双母线接线形式, 母联断路器和变压器断路器跳闸, 就是主变后备保护一段时限跳母联断路器, 二段时限跳本侧断路器;通过母线接电源对侧保护动作跳闸。

4) 跳闸母线失压, 母线上所接回路负荷为0, 录波器启动。

2.2 母线故障越级跳闸

1) 警铃、喇叭响, 有断路器动作跳闸, 中央信号盘发出“掉牌未复归”信号。

2) 母线未动作或未装设母线保护 (10k V母线) , 接在故障母线的主变压器后备启动跳本侧断路器;如果是双母线接线方式, 主变压器后备保护先跳母联断路器, 再跳主变压器一侧断路器, 故障母线上接电源线由电源对侧保护动作切除。

2.3 主变压器越级跳闸

变电站内全部停电, 各母线、各馈线负荷为0, 故障录波器动作, 变电站电源对侧断路器跳闸。

3 级跳闸的主要原因

3.1 保护出口断路器拒跳

诸如断路器电气回路故障、机械故障、分闸线圈烧损、直流两点接地、断路器辅助触点不通、液压机构压力闭锁等原因造成断路器拒跳。

3.2 保护拒动

交流电压回路故障、直流回路故障及保护装置内部故障等造成保护拒动。

3.3 保护定值不匹配

如上级保护整定值小或整定时小于本保护等而造成保护动作不正常。

3.4 断路器控制熔断器熔断, 保护电源熔断器熔断

4 级跳闸的处理方法措施

4.1 线路故障越级跳闸的处理

1) 查找断路器拒动的原因, 重点检查拒跳断路器油色、油位、气压是否正常, 是否喷油, 拒跳断路器至线路出口设备是否有故障。经批准后, 拉开拒动断路器两侧隔离开关。

2) 把事故现象和检查结果汇报调度, 按调度令送出跳闸母线和其他非故障线路。如果调度许可, 可用旁路代拒动断路器给线路试送电一次。

3) 要依次对故障线路的控制回路, 如直流熔断器、端子、直流母线电压、断路器辅助触点、跳闸线圈、断路器机构及外观等进行外部检查, 查找越级跳闸的原因, 如果查出故障, 马上排除, 恢复送电;如果未排除, 要把事故汇报上级, 组织专业人员对断路器越级故障进行检查处理。

4.2 主变压器或母线故障越级跳闸的处理

1) 查找断路器拒动的原因, 重点检查拒跳断路器油色、油位、气压状况有无异常, 是否喷油, 拒跳断路器至线路出口设备是否有故障。经批准后, 拉开拒动断路器两侧隔离开关。

2) 如果有保护动作, 要按保护动作情况判断某条母线某台变压器故障导致越级, 并对相应母线或主变压器一次设备进行认真检查;如果无保护动作信号, 要对所有母线和主变压器进行全面检查, 判明故障的范围和原因。把失压母线上断路器全部断开, 把故障母线或主变压器三侧断路器和隔离开关拉开。

3) 按调度的指令逐步恢复没有故障设备的运行, 并把故障母线或主变所带负荷转移至正常设备供电, 联系相关专业部门对故障设备检修。

参考文献

[1]吴东升等.几种典型接线方式闭锁断路器的隔离操作.东北电力技术, 2007.

[2]孙国彬等.小火电机组关停后面临的问题及处理措施.安徽电力科技信息, 2008.

[3]朱县盛.10kV越级跳闸事故原因和处理过程探讨.中国高新技术企业, 2011.

[4]马芳.变电站电气设备常见故障及事故处理.农村电工, 2007.

越级跳闸:原因分析 第5篇

煤矿井下发生短路故障时, 地面35/6 kV变电站高压开关柜发生动作, 但井下普遍使用的配有智能综合保护器的BGP系列高压防爆开关却不发生保护瞬动跳闸, 而是在上一级电源短路保护速断跳闸后, 才导致高压防爆开关失压跳闸, 这种现象在井下电网中频繁出现。同时, 井下供电系统发生漏电故障时漏电保护因不能准确地判断故障线路, 造成高压防爆开关误动或拒动等现象。由于越级停电跳闸影响范围大, 给故障的查找和供电的恢复带来麻烦, 直接影响安全生产。为此, 深入分析越级跳闸保护机理, 对煤矿井下连续供电、确保安全生产具有十分重要的意义。

1 煤矿井下电网越级跳闸的原因及分析

1.1 煤矿井下电网越级跳闸的原因

(1) 煤矿井下目前使用的高压防爆开关在选型上没有与地面变电所的供电设备合理配套, 特别是没有合理地整定保护器的配合。由于煤矿井下供电的特殊性, 即速断保护的无时限特性, 更给保护器的选用和整定带来了技术难题: 目前国内的短路保护要求动作时间小于0.2 s, 也就是直接向煤矿井下供电的最上一级开关的短路保护动作时间为0.2 s, 在如此短的时间内实现保护器时间上的配合, 无论在理论上还是在现有设备的制作水平上都很难实现。

(2) 选择性漏电保护出现选线不准主要与以下情况有关:① 接地方式非常复杂: 接地方式可分为瞬时性接地、稳定性接地方式, 其中每种方式又包括直接接地、电阻性接地、电弧性接地等类型, 从而造成故障信号的复杂性。② 零序电流互感器特性不一致以及互感器遇到极小信号、极大信号和奇异信号时的严重失真, 给信号识别造成困难。③ 电网系统本身含有大量不确定谐波, 对基于谐波原理的保护造成影响。④ 电网系统参数的影响:主要包括系统对地电容的大小、系统的平衡程度、电网补偿程度、变电所线路的多少以及线路的长短等参数。

1.2 煤矿井下电网越级跳闸的分析

煤矿井下目前使用的高压防爆开关动作时间=保护器动作时间+高压防爆开关固有动作时间。

保护器动作时间=保护采样时间+单片机处理时间+继电器输出时间=0.04 +1/∞+0.02=0.06 (s)

高压防爆开关固有动作时间=24 V跳闸电磁铁的动作时间+跳闸机构动作时间+真空断路器动作时间=0.08+0.1+8/ (1 000×1) =0.188 (s)

当发生短路时总的速断动作时间为

保护动作时间=保护器动作时间+高压防爆开关动作时间=0.06+0.188=0.248 (s)

就开关和保护器本身来讲, 动作时间均满足要求, 但当开关和保护器一起配套使用时, 保护动作时间却大于 0.2 s, 即0.248 s。

目前, 煤矿地面向井下供电的最上一级开关即普遍使用的GGI-A型高压开关柜总的速断动作时间小于0.2 s。

由于煤矿地面的高压开关柜和井下的高压防爆开关在一起配套使用, 当井下发生短路故障时, 地面的高压开关柜动作快于井下的高压防爆开关, 因而造成煤矿井下越级跳闸现象。

2 煤矿井下电网越级跳闸的解决方法

2.1 高压供电速断越级跳闸的解决方法

(1) 对BGP系列高压防爆开关动作时间进行改造:

缩短保护动作时间, 将井下高压防爆开关的智能综合保护器的采样、处理、输出等冗余环节作为后备保护, 加以直接的电流速断保护, 电流继电器采用比GL型动作时间更快的电流继电器。即将高压防爆开关原电流互感器2K1、2K2去电流源部分不用, 新增加2个DL-32型电流继电器作为短路保护的主保护, 原高压防爆开关短路保护作为后备保护。改造后的BGP系列高压防爆开关原理如图1所示。

改造后的BGP系列高压防爆开关由于短路保护直接作用于电流继电器, 缩短了开关短路保护速断的跳闸时间, 增大了井下高压防爆开关的动作几率, 大大减少了越级跳闸的几率。

(2) 完善保护整定:

优化煤矿地面与井下的配合方案, 在满足保护可靠系数的条件下, 地面可适当放大速断保护定值, 同时尽量缩小过流保护时限定值, 使入井回路电缆与采区保护实现分段保护;在满足设备运行的前提下, 井下尽量缩小速断保护定值, 并且保证保护配合不存在死区。

2.2 选择性漏电保护的解决方法

在高压防爆开关中原有漏电保护只有零序电流型和零序电流无功功率型漏电保护, 这2种漏电保护在理论上只适用于中性点不接地的电网。但是, 现在煤矿电网的电容电流一般远大于20 A, 电网大都安装消弧线圈, 上述2种漏电保护无法保证漏电保护的准确性。中性点经消弧线圈接地电网的漏电保护包括零序电流有功功率法、5次谐波法、零序电流增量法。因此, 为解决高压防爆开关漏电保护的准确性, 高压防爆开关中的漏电保护应增设相关的保护方法, 以解决中性点经消弧线圈接地的电网漏电保护的不准确性。

煤矿660 V和1 140 V电网中, 总馈电开关和分支馈电开关分别采取以下漏电保护方法解决漏电保护的不准确性:

(1) 总馈电开关处的漏电保护装置可采用附加直流电源的漏电保护原理, 负责总馈电开关至各分支馈电开关间电网的漏电保护、以及各分支馈电开关漏电保护的后备保护, 如图2所示。

图2中, 检测电流I可由式 (1) 求得:

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式中:R (L) 为三相电抗器每相线圈的直流电阻;R为零序电抗器的直流电阻;Rs为取样电阻;RE为接地电阻;r∑为三相电网对地总绝缘电阻。

若一相 (如C相) 绝缘电阻降低, 其余两相为无限大, 则r∑=r;若A、B两相绝缘电阻同时降低, 其余一相为无限大, 则r∑=r/2;若三相绝缘电阻同时降低, 则r∑=r /3 。由式 (1) 可看出, 当直流电压U和∑R一定时, 检测电流I只与r∑有关, 所以, 可以通过检测电流I来反映电网的对地绝缘电阻r∑。由于仅r∑为变量, 故检测电流I直接反映了电网的绝缘情况。

取样电阻上的电压Us可表示为

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三相电网对地的总绝缘电阻为

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电网正常运行时, 按式 (3) 可实现对电网绝缘电阻的连续监测;当人身触电或发生漏电故障、r∑达到装置动作设定值时, 可迅速将电源切除。另外, 即使r∑均匀下降, 仍可检测出漏电故障现象, 这是附加直流电源漏电保护原理的一大优点。该种漏电保护装置需经延时后才具备选择性功能, 但对总馈电开关而言, 已经满足了漏电保护的要求。

(2) 分支馈电开关漏电保护原理可采用有功功率方向原理、谐波原理、首半波原理、信号注入原理、能量原理、零序导纳原理以及与小波分析、神经网络相结合的原理等, 但考虑到分支线路无法实现变电所选择性漏电保护的群体比幅、比相, 同时相比较线路较少、线路较短, 且电网中性点经电抗补偿接地, 并且补偿程度不确定, 因此, 在分支馈电开关漏电保护中对基于导纳增量原理的漏电保护原理进行改进, 即采用有功导纳增量的漏电保护原理, 则故障线路与非故障线路的有功导纳增量绝对值为

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式中:ΔYk、ΔYj分别为第k、j条线路的导纳增量;Ydk·0、Ydj·0分别为经过转换后的第k、j条线路的零序导纳;Yk·0、Yj·0分别为第k、j条线路的零序导纳;rj为第j条线路的各相对地电阻;n为分支线路的个数。

采用有功导纳增量法可减少接地电阻对漏电保护的影响, 使漏电保护的动作值更加确定, 且不受运行方式的影响。

3 结语

本文主要分析了煤矿井下发生越级跳闸的原因, 并提出了解决方法。实际运行表明, 经改造后的BGP系列高压防爆开关有效地改善了因越级跳闸造成的大面积停电事故, 减少了安全隐患, 提高了生产效率;漏电保护的改造基本上满足了漏电故障准确跳闸的要求, 提高了供电的安全性和可靠性。

摘要：文章介绍了目前煤矿井下供电系统的现状, 针对井下短路故障时越级跳闸和漏电故障时非选择性误跳闸的原因进行了详细分析, 并给出了解决方法:对于短路故障时越级跳闸提出了一种将井下高压防爆开关的智能综合保护器的采样、处理、输出等冗余环节作为后备保护, 加以直接的电流速断保护的改造方案;对于漏电故障时非选择性误跳闸提出了一种对总馈电开关和分支馈电开关分别采用不同保护方式的改造方案。实际运行表明, 经改造后的BGP系列高压防爆开关有效地避免了因越级跳闸造成的大面积停电事故, 减少了安全隐患, 提高了生产效率;漏电保护的改造基本上满足了漏电故障准确跳闸的要求, 提高了供电的安全性和可靠性。

关键词：矿井,供电系统,高压防爆开关,越级跳闸,选择性漏电保护,动作时间

参考文献

[1]要焕年, 曹梅月.电力系统谐振接地[M].北京:中国电力出版社, 2001.

[2]曾祥君, 尹项根, 张析, 等.零序导纳法馈线接地保护的研究[J].中国电机工程学报, 2001, 21 (4) .

[3]LUBICH D H.High Resistance Grounding and FaultFinding on Three-phase Three-wire Power Systems[C]//IEEE 1997 Annual Textile Fiber and FilmIndustry Technical Conference, 1997:10~15.

[4]胡天禄.矿井电网的漏电保护[M].北京:煤炭工业出版社, 1987.

越级跳闸:原因分析 第6篇

随着电子技术的发展,继电保护装置已从电磁式发展为现在普遍运用的微机型,这使得电网安全运行的鲁棒性越来越高[1]。但是,对于电网的安全稳定运行,一次设备工作的可靠性同样重要。本文就一起越级跳闸案例进行分析,通过相关波形和试验数据查出故障原因。

1 事故描述

某日3点46分,某110kV变电站124安定线速切保护动作跳开该出线开关,2s后重合闸。因该出线故障未消失,故后加速保护动作再次跳开124出线开关。约3.3s后,#2主变过流Ⅱ段保护动作,跳开1738开关,#2主变失压。

2 事故前系统接线

该变电站10kV母线主接线为单母线分段形式,正常运行时,分段开关100热备用,两台主变分别带两段母线运行,124安定线接于Ⅱ段母线。124出线开关为真空开关,ZN28E-12型,弹簧操动机构,额定电压为12kV,额定电流为1 250A,额定开断电流为25kA。事故前系统接线如图1所示。

3 原因分析

124出线为架空线路,首次故障时,保护动作跳开该出线开关,2s后重合闸。由于故障在此期间未消失,因此保护动作再次跳开124出线开关。此时124开关虽在分位,但某种原因导致该出线仍有故障电流通过。主变102开关因低后备保护未出口而拒动,最终,主变高后备保护出口跳开1738开关和102开关,导致#2主变失压。

3.1 102开关拒动原因分析

102开关和1738开关的主要定值数据见表1。

由表1可知,在整定电流达到启动值后的1.1s先跳102开关,到1.4s再跳1738开关,时间配合没有问题;但102开关动作的前提条件还包括复合电压闭锁出口开放,而1738开关动作没有该前提条件。

由高后备和124开关继电保护故障录波图可知,短路故障电流已超过过流保护启动值,那么102开关拒动只能是复合电压闭锁出口没有开放导致。124保护故障录波图后半部分显示,短路故障已发展为三相短路故障,而对称短路故障中是不含负序分量的。因此,复合电压(负序电压)闭锁出口不会开放;同时,三相短路点距变电站较远,母线电压降不大,达不到复合电压闭锁低电压定值。综上可知,102开关不动是正确的。

按定值单对102开关保护装置进行校验,均无误。查阅故障记录,低后备故障电流Ia=9.35A,Ib=9.53A,Ic=8.22A,UL≈80V。这说明102开关未动的原因是复压闭锁信号未能开放。

3.2 124出线故障电流未断的原因分析

故障后,对124开关进行诊断性试验,相关试验数据见表2。

表2中,开关耐压和机械特性测量数据均没有问题,但在现场无法测量开关真空包的真空度,故有必要探讨开关在极短时间内的灭弧恢复能力。124开关相关故障告警记录见表3。

由表3可知,124开关第1次切除故障从开关在分闸位到速切保护复归历时13ms,而重合于故障后开关再次跳开,从开关分闸位到过流保护复归历时1.7s,灭弧时间长,故怀疑此时的真空包绝缘恢复能力已欠佳,真空包绝缘可能已处于软击穿状态;在过流保护复归150ms后,开关在分位再次出现速切保护和过流保护动作信号,这说明此时的真空包已被击穿。因102开关未动,故在1738开关达到整定值后动作切除故障,20ms后124速切保护复归,35ms后124过流保护复归。这再次证明,若回路中没有故障电流,则相关保护都能在20ms左右复归。而过流保护经1.7s才复归,且复归后150ms又出现故障信号,这说明124开关真空包在开关重合于故障并加速分闸后已被软击穿,失去了清除故障的能力。事后检查124开关外观,未见任何异常。

4 结束语

本次10kV系统故障保护越级跳闸的原因是,124出线发生了永久性三相短路故障,保护装置重合闸并分闸后,因124开关真空包被软击穿而导致该开关失效,此时本应由主变低后备动作切除故障,但由于低后备保护的复压闭锁信号未开放,因此102开关未动,最终由主变高后备在达到整定时限后动作切除各侧开关,隔离故障。故障后,检查主变外观无异常,对主变进行诊断性试验,并取变压器油试验,各项数据均在合格范围内,于是按调度要求恢复了#2主变及其它出线的供电。

参考文献

供电系统越级跳闸类型分析与预防 第7篇

1 越级跳闸的类型分析

越级跳闸是指电力系统故障时, 本应由保护整定优先跳闸的断路器来切除故障, 但由于另外一些原因而由其他断路器跳闸来切除故障的跳闸行为。越级跳闸的种类很多, 根据引起越级跳闸事故原因来划分, 主要可以分为以下几种。

1.1 由供电系统短路引起的越级跳闸

供电系统短路是造成越级跳闸的直接原因。考虑到电机的正常启动, 工作量的大小, 生产效率的高低, 一般的企业生产都会选择在保证电机启动端电压和过流保护灵敏度的前提下, 尽量延长供电的距离。当这种供电方式使得短路电流值较大时, 由于供电设备容量的限制, 在选择性差的供电系统中, 越级跳闸事故就会频繁发生。

例如:2009年10月23日9时45分, 某化肥厂110k V站全站停电。1号、2号主变两侧开关保护未动作, 造成系统站110k V 152开关距离Ⅲ段动作掉闸。该站6k VⅡ段母线PT柜爆, I段母线PT柜高压侧C相保险熔断部分6k V开关柜过电压保护器爆。次日16时32分该用户站恢复正常状态运行。对该事故分析时发现, 两台主变保护低压PT断线在故障时处于非正常运行状态, 保护功能存在缺陷, 两台主变保护均未动作。高压侧电压降低未达到低电压动作值, 高压后备保护负压闭锁过流保护不动作, 造成保护越级跳闸。

1.2 由电缆线路较短引起的越级跳闸

线路越长, 其始端和末端的短路电流差别就越大, 此时短路电流的变化趋势较陡, 因而保护范围相对较大。当线路比较短时, 由于线路短路电流的变化平缓, 速断保护的整定值在考虑可靠系数后, 其保护范围就会变得很小甚至等于零。

例如:一些煤炭企业在实际作业中, 其井下的电缆长度大约只有500m~600m, 上下级的短路断流很难区分, 有的电缆长度虽然较长, 但因大功率设备的应用以至电缆使用截面较大, 使得短路电流也很大。而此时保护装置的档位只有2倍、3倍、4倍、5倍、6倍、8倍、10倍, 根据档位的选择, 所选的上一级的整定值可能偏大而导致灵敏度校验通不过, 没有最小的保护范围, 但若选择较小的档位, 使得值偏小而造成越级跳闸。

1.3 由电容器故障引起的越级跳闸

电容器是一种静止的无功补偿设备, 它利用无功补偿原理来减少输电线路输送电流, 起到减少线路能量损耗和压降, 改善电能质量和提高设备利用率的重要作用。但是, 在使用过程中, 如果对电容器的保护配置不当或运行管理不当, 就会给系统供电安全带来极大的影响, 甚至出现越级跳闸事故。

1.4 由运行方式的差异引起的越级跳闸

当系统的最大最小短路容量和系统运行方式存在较大差异时, 就会使得最大最小短路电流差异较大, 这样用最大短路电流计算得到的整定值很难通过灵敏度校验。即使是在线路的始端加装了限流电抗器, 也不能改变由系统运行方式差异而引起的最大最小短路电流之间的较大差别。

2 预防越级跳闸的措施

频繁的越级跳闸, 不仅会增大停电范围, 给安全生产造成很大的冲击, 而且较大的短路电流还会对用电设备造成很大的冲击, 减少设备的使用寿命, 给人身和财产带来无法挽回的损失。笔者在对越级跳闸这一现象进行分类的基础上, 还进一步提出了相应的预防措施。

(1) 为有效杜绝因短路故障引发的供电系统越级跳闸, 可以在一些设备借鉴地面光纤纵联电流差动保护的原理, 在供电系统中, 通过对有上下级供电关系的高开保护器之间建立纵向联机通信网路, 当短路发生时, 通过快速识别区内、区外故障, 由短路点就近开关跳闸达到迅速切除故障, 防止越级跳闸, 保证系统供电可靠性的目的。

(2) 安装限时电流速断保护可以有效防止瞬时电流速断保护的范围与线路本身长度及运行方式的变化引起的灵敏度不高保护范围为零的问题。

(3) 在原保护装置的基础上, 可以采用供电企业通用的一些型号的电流继电器和数字式时间继电器来更换原电磁型反时限继电器, 从根本上解决保护动作时间问题, 从而消除预计故障的发生。同时, 采用这一措施还可以不用改建配电室, 不增加间隔, 不用敷设电缆, 且原运行人员也可以立刻上手, 极大的节约了企业的资金和时间, 提高了效率。在选择继电器时, 建议选用供电企业广泛应用的高密度集成块数字式js系列时间继电器和ac220V, 功率消耗15W, 这样既降低了费用, 同时又达到可靠、精准的保护装置动作时间的目的。

(4) 继电保护装置被用于各种安全生产中, 但也常常由于老化等问题带了极大的安全隐患。针对这一问题, 需要运行维护人员及时淘汰老式继电保护装置, 更改为微机型保护。待发生故障或者有大的启动电流时, 先切断该电动机, 不影响其他设备的正常供电, 力争把企业的损失降低到最低。

(5) 加强对供电系统及设备的维护和管理也是十分必要的。检查维护和管理工作若不到位, 同样也会影响到继电保护及断路器的可靠动作。因此, 要求运行人员严格执行设备定期维护制度和设备巡回检查制度, 管理人员也应及时抓好监督和落实, 使设备始终处于一个良好的状态下。

此外, 还需要加强人员培训, 提高机电保护整定人员技术水平;注重年度整定导则和年度机电保护方案的编制, 确保日常整定工作有章可依;加强对原始资料的管理;将强新设备的验收工作, 排除因设计问题或厂家设备质量问题导致保护误动或拒动, 等等。

3 结语

防止供电系统发生越级跳闸事故涵盖了供电系统设备运行维护的全过程, 我们要加强对供电设备运行的管理。同时还要提高运行人员的安全意识和技能水平, 防止继电保护越级动作, 确保电网安全稳定的运行。

参考文献

[1]李小军, 张鹏.一起过电压引起的越级跳闸事故分析[J].科技情报开发与经济, 2010, 20 (3) :216～217.

[2]卢喜山, 张祖涛, 李卫涛.煤矿供电系统基于纵联差动保护原理的防越级跳闸技术研究[J].煤矿机械, 2011, 32 (4) :71～73.

10kV线路保护越级跳闸故障分析 第8篇

近年来,永磁机构真空开关越来越多地应用于变电站10kV出线,它具有动作过程简单、动作噪声小、维修工作量少等优点。但个别部件尤其是传感器元件的质量问题,造成开关动作不可靠的现象时有发生,即在线路发生故障时,不能及时有效地跳闸起到隔离故障部分的作用。

1 事故经过及原因分析

某35 kV变电站发生了一起故障,此站是终端站,10 kV电压等级部分采用了单母线分段的一次接线方式,故障线路所在的母线共有4条出线,所有10 kV电压等级开关均采用永磁机构真空断路器。站内10kV部分接线方式如图1所示,10 kV两段母线并列运行。

2011-07-27T07:47:57,443线路速断保护动作,跳开443开关,重合闸动作后443开关跳闸失败,2号主变低压侧后备保护动作,跳开501开关及512开关,隔离故障点。经过对10 kV线路的巡视,发现分支线路由于倒树原因形成了永久性短路故障。

512开关跳闸后,现场检查了后台机信号,显示信息如表1所示。

根据以上遥信信号,我们对保护动作过程进行了如下分析:

2011-07-27T07:47:57,10 kV 443线路速断保护动作,443开关动作分开;重合闸于07:47:58动作,443开关合上;由于443线路上存在永久性短路故障点,07:47:58速断保护再次动作,但是443开关跳闸失败,未能将故障及时切除,导致过流及限时速断均动作出口;此时1#、2#主变并列运行,07:47:59,1#主变低后备复压过流1段第一时限动作,跳开501开关,将1#主变与故障点隔离;2#主变低后备复压过流1段第二时限动作跳开512开关,将故障点隔离。

根据“443开关控制回路断线”信号的提示,我们组织运行、检修人员一起到达现场,将443开关转检修状态。首先恢复其他线路供电,随后对443开关本体进行了初步检查,发现开关本体有明显的烧焦气味,并且分闸电容连接的二次线外层绝缘烧焦,又对其他元件进行检查,未发现异常,初步判断是由于分闸电容损坏引起443开关跳闸失败,从而发生越级跳闸。更换443开关分闸电容后,对443开关保护进行了整组传动试验,动作可靠,未发现异常。

事后,我们针对本次故障进行了认真分析:根据永磁机构的原理,永磁操作机构中的分、合闸电容上充以恒定的DC220V操作电压,可为操动机构的分、合闸线圈激励提供所需的脉冲电能。但它每提供一次分闸或合闸线圈激励所需的脉冲电能,如果不及时切断分、合闸线圈中的脉冲电流,电容器模件分闸或合闸一次功耗就会很大,电容器模件上的电压就会下降到不能再为下一次合闸或分闸提供所需的脉冲电能,即不能完成一次分、合闸操作。

配永磁机构的真空断路器采用电子接进开关来检测开关的分、合闸位置状态,其分、合闸位置采样模件示意图如图2所示。

采样模件将电子接进开关检测到的分、合闸位置信息输入CPU模件,通过逻辑分析后分别送至分、合闸逻辑驱动电路,从而及时切断分、合闸线圈中的脉冲电流。而合闸位置传感器、分闸位置传感器均安装在开关本体上,由于开关切断故障电流的过程中会产生很大的扭矩力,比一般分、合闸动作产生的振动要大,CPU就会因为较大的振动而不能准确采集到开关的分、合闸位置,造成不能及时切断分、合闸线圈中的脉冲电流,电容器模件上的电压就会下降到不能再为下一次合闸或分闸提供所需的脉冲电能,即不能完成一次分、合闸操作。

鉴于上述原因,443开关重合闸动作后,将开关合上,但线路存在永久性故障,由于继电保护的动作出口,开关再次切断故障电流,且没有及时切断合闸线圈的脉冲电流,造成合闸过程功耗过大,故开关分闸时电容模件不能提供所需的脉冲电能,导致443开关跳闸失败,只能通过1#、2#主变的低后备保护动作切断故障点。

2 相关措施及建议

(1)结合停电,对所有配有永磁开关的10 kV线路保护定值进行调整。由于电网发生短路故障时电压瞬间降低、电流逐渐增大,所以将线路保护的定值取下限,即将保护定值适当地减小,短路电流较小时切断故障。

(2)提高验收把关力度。该变电站2008年投运后运行中发生过2次烧坏储能电容器的事件。在设备检修后,验收的过程中,运行人员一定要严格按照设备生产厂家的要求及数据进行验收,确保数据在合格的范围内,尤其是对于合闸位置传感器、分闸位置传感器等关键部件,要测量合一分闸过程的切换时间,确保在合格的范围内。

(3)调整该区域的电网规划,将重要用户调整到其他供电区域。由于电容只有在频繁使用下寿命可保证,而长久搁置则对电容器的使用寿命有影响。长期搁置的电容器,技术指标会发生变化,漏电流会增大,所以要加大该变电站运行方式的调整力度,每半月进行一次倒闸操作,确保永磁操作机构储能电容能在良好的状态下运行。

3 结语

永磁操作机构是一种新设备、新技术,它具备结构简单、零件数量少、可靠性高的特点,非常适合于操动真空断路器,但它也对设备管理、运行、维护水平提出了较高的要求。随着科技的发展,永磁机构必将走向成熟,性能将更加完善。

摘要：10kV线路和设备发生故障不但会给供电企业造成经济损失,影响广大居民的正常生产和生活用电,而且在很大程度上也反映出服务不到位。现主要依据现场一次、二次故障现象对保护越级动作原因进行初步分析,最后得出结论并提出解决的方法和改进措施。

关键词：10kV线路,故障,分析

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护典型故障分析[M].北京:中国电力出版社,2001

越级跳闸:原因分析 第9篇

2011 年12 月23 日,某220 kV变电站,在220kV设备全停,110kV母线分列运行,由甲站双回线分别对两段母线供电时,甲北线在乙站母线出口侧发生转换性故障,造成带有大量电动机负荷反馈的乙线越级跳闸及乙站1号主变压器(简称主变)110kV过压保护跳闸。本文分析了故障过程中的保护动作行为,并运用仿真证明了保护动作行为,为今后分析此类故障提供了参考,并指出了用户负荷性质对保护定值计算的意义[1-3]。

1 故障前运行方式

1.1 一次设备运行方式

图1为甲站通过甲北线对乙站一次系统供电接线示意图。

因改造需要,乙站220kV设备全停,110kV母线分列运行,分别由来自甲站的甲北线和甲南线供电。乙站1号主变101断路器、110kV甲北线121断路器及乙线124断路器(对侧为某碱氮厂,以电动机负荷为主)等运行在1号母线,母联备用,2号主变102断路器、甲南线122断路器及其他负荷线运行在2号母线。

1.2 继电保护运行情况

甲北线甲站166断路器保护正常投入,甲北线乙站121断路器保护退出运行,其他保护正常投入。

2 保护动作及断路器跳闸情况

2011年12月23 日02 时07 分,甲、乙两站保护动作情况如下:0 ms时,甲北166 断路器、乙线124断路器的保护装置启动;253ms时,乙线124断路器的保护装置LFP941距离Ⅰ段动作出口,两相短路,故障测距0km;509 ms时,甲站甲北线166断路器的保护装置PSL621C距离Ⅱ段动作出口,两相接地短路,故障测距3.63km;1 823 ms时,乙线124 断路器的LFP941 装置重合闸动作成功;2 180ms时,甲站甲北166 断路器的保护装置PSL621C重合闸动作成功;2 463 ms时,乙站1号主变零序过压启动;2 994 ms时,乙站1 号主变零序过压保护动作,1号主变101断路器、901断路器跳闸;3 018 ms时,乙线124 断路器的保护装置LFP941距离Ⅰ段动作出口。

3 跳闸原因分析

3.1 甲北线保护动作情况分析

甲站甲北166断路器故障录波波形见附录A。图中对应的时段是故障前40ms至甲北166断路器保护启动后2 206ms。可见,甲站相关电气量在不同时段呈现出不同变化特征。

0~94ms:BC两相电压降低,110kV母线无零序电压;甲北线甲侧BC两相电流相位基本相反,无零序电流。BC相间电压超前BC相间电流约70°,近似等于甲北线线路阻抗角。上述电气量变化特征表明:在这个时段内,甲北线发生了BC两相短路故障。

94~509ms:BC两相电压进一步降低,母线有零序电压;甲北线甲侧BC两相电流进一步增大,BC两相电流相位基本相反,有零序电流;BC相间电压超前BC相间电流约70°,近似等于甲北线线路阻抗角;母线零序电压滞后甲北线零序电流约110°。上述电气量变化特征表明:在这个时段内,甲北线发生了BC两相短路接地故障。

在甲北166 断路器跳闸后的时段内,甲站110kV母线三相电压基本正常,无零序电压。乙站因保护退出运行,故未动作跳闸。

3.2 乙站1号主变保护动作情况分析

在甲站甲北166 断路器跳闸前,乙站110kVⅠ段母线三相电压变化情况如图2所示。

0~94ms:乙站110kV Ⅰ段母线B,C相电压降低,B,C相电压幅值基本相同并为A相电压幅值的一半,B,C相电压相位基本相同并与A相电压相位基本相反。

94ms至甲北166断路器重合前,B,C相电压接近于0。

甲北166断路器重合成功后至2 463ms左右,如图3所示:乙站110kV Ⅰ段母线A,B相电压基本正常,而C相电压幅值为其他两相电压幅值一半左右,C相电压相位滞后A相电压约60°。结合这些变化特征,以及线路检查情况,可判断甲北线C相发生了断线。

2 463~2 994ms:乙站110kV Ⅰ段母线C相电压恢复正常,幅值相位与B相基本相同,此时A,B相电压正常,结合线路检查情况,可判断2 463ms后C相断线并搭接在B相上,如图4所示。

2 463ms时,1号主变零序过压保护启动,各相二次电压值分别为:。相电压电压互感器(TV)变比N=1 100。

因主变零序过压保护所取电压为母线TV开口三角绕组电压,又母线TV开口三角绕组电压变比,故母线开口三角电压各相二次绕组相量为:。相量图如图5所示。

根据余弦定理计算开口三角电压有效值为:

故此时乙站1号主变110kV侧零序过压保护启动,在延时500ms后,2 994ms时乙站1号主变零序过压保护正确动作。

3.3 乙线保护动作情况分析

乙线124断路器保护在253 ms时距离Ⅰ段动作出口,并导致乙线124 断路器跳闸,重合成功后,3 018ms时再次跳闸,造成碱氮厂全站失电。但故障巡线未发现乙线故障,下面对乙线保护动作情况进行分析。

3.3.1 故障点判断

对乙线保护动作原因存在2个疑问:1若乙线故障,距离 Ⅰ 段应瞬时动作,而实际动作时间为253ms;2若甲线故障,属乙线反方向故障,按继电保护满足选择性的要求,乙线保护不应动作。

因此,根据故障录波数据,如图6所示,对乙线是否发生故障进行分析。乙站110kV Ⅰ 段母线BC相间电压与乙线BC相间电流的相位差如图7所示。从图7可以看出,Ⅰ段母线BC相间电压与乙线BC相间电流的相位差并不近似等于乙线的线路阻抗角72°,因此,排除乙线发生两相短路或两相接地短路故障的可能性。

3.3.2 保护动作行为分析

1)在故障开始时刻,乙线124断路器保护装置采取的母线电压与电流向量如表1所示。

工作电压为:

式中:ZZD1=0.3∠72°Ω。

极化电压为:

式中:下标1表示正序分量。

不满足距离保护动作方程:

保护装置不会动作。

2)由3.1节分析可知,94ms时,故障发展成两相接地故障,且在发展过程中,乙线电流幅值、相位均发生变化,在乙线距离保护动作时,乙线电压、电流向量如表2所示。

工作电压为:

因为此时UB和UC电压接近于0,则正序极化电压主要由UA决定,故极化电压为:

满足距离保护动作方程:

故乙线保护动作行为正确,第2 次动作行为与第1次类似,在此不再累述。

3.3.3 保护动作原因分析

根据故障录波数据,方向阻抗继电器极化电压的相位在距离Ⅰ段动作前基本未发生变化(如图8所示)。这说明方向阻抗继电器之所以满足比相动作方程,源于其工作电压的相位变化。

因乙站Ⅰ段母线处于BC两相短路状态,方向阻抗继电器工作电压的相位变化主要由线路BC相间电流的相位决定。

乙线BC相间电流相对于乙站110kV Ⅰ段母线A相电压的相位差如图9所示。可以看到,线路BC相间电流的相位随时间的推移变化明显。综合乙线故障电流波形与甲北线故障电流波形(图2),可以看出:负荷电流频率随着故障的演变,发生了变化,由故障前的50.09 Hz减少到48Hz左右,故障电流的相位发生不规律的变化,且三相电流的幅值不对称的发生变化,这表明乙线124断路器保护距离Ⅰ段动作的原因与乙线用户侧的负荷响应相关。

3.3.4 乙线负荷反馈仿真分析

根据乙线碱氮厂用户提供的资料,乙线用户变电站6kV母线带有10台高压同步电动机负荷,总容量为13.6 MW;1台高压异步电动机负荷,容量为1.45 MW;Ⅱ,Ⅲ段母线所带站用变分别向若干低压异步电动机供电。碱氮厂变电站运行示意图如图10所示。

根据乙站110kV Ⅰ 段母线电压故障录波数据,用仿真法分析乙线负荷变电站对乙线电流在故障发展阶段的响应。仿真结果表明,乙线BC相间电流与Ⅰ段母线A相电压的相位仿真曲线与故障录波所录曲线一致(如图9 与图11 所示);且200ms后,方向阻抗继电器工作电压与极化电压满足方向阻抗继电器动作方程(如图12所示),故乙线保护正确动作。

4 结语

本文介绍了一起110kV线路发生转换性复杂故障造成主变和反方向110kV线路越级跳闸的事件,分析验证了线路保护、主变过压保护的动作行为,具有工程现场借鉴意义。同时根据分析结果,建议带有大量异步电动机负荷的线路保护,定值计算时应考虑在负荷反馈的情况下不误动。