中性母线过电压保护

中性母线过电压保护（精选五篇）

中性母线过电压保护 篇1

关键词：母线保护,失灵,跳闸,差动保护

0 引言

母线保护及断路器失灵保护对电力系统的安全、稳定运行至关重要。母线保护一旦投运,就很难有全面停电机会进行检验,因此无论新建工程还是扩建和技改工程,都应保证母线保护不留隐患投运。针对母线保护工作技能水平要求高、验收标准高的特点,本文对110、220、500kV母线保护配置、结构、原理及线路支路保护启动失灵回路、跳闸回路异同点进行比较分析。

1 母差保护比较

1.1 保护配置比较

110、220、500kV母差保护装置型号不同,但都可实现母差保护、断路器失灵保护功能。本文所比较的3个电压等级母差保护装置均具有失灵相电流判别、失灵开入判别、刀闸位置判别(双母接线情况下)功能。保护配置见表1。

1.2 保护原理比较

(1)母联极性朝向。南瑞继保母差保护母联CT同名端在I母侧,如PCS-915装置。长园深瑞母差保护母联CT同名端在II母侧,如BP-2C装置。

(2)电压闭锁。110、220kV母差均经母线电压闭锁、CT断线闭锁、CT饱和闭锁;500kV母差只经CT断线闭锁、CT饱和闭锁。

(3)差动保护原理。南瑞继保比率差动元件动作特性曲线横坐标为Ir,纵坐标为Id;长园深瑞比率差动元件动作特性曲线横坐标为Ir-Id、纵坐标为Id。其中,“Ir”是母线上所有连接支路电流的绝对值之和;“Id”是所有连接支路电流和的绝对值。

1.3 硬件结构比较

保护装置的DSP插件、CPU插件构成和工作特点不同,见表2。

2 线路支路失灵改造方案比较分析

2.1 线路支路改造原则

3个电压等级典型线路保护装置的线路支路改造原则,见表3。

2.2 线路支路启动失灵回路

110kV母差保护110kV线路RCS941B、RCS943B保护装置典型启动失灵回路,如图1所示。

220kV母差保护220kV线路保护装置典型启动失灵回路,如图2所示。

500kV母差保护500kV线路断路器典型启动失灵回路,如图3所示。

2.3 线路支路启动失灵及跳闸回路特点分析

本文涉及的母线保护启动失灵回路均由母线保护装置判别失灵电流、母线运行方式(单母线接线方式除外)。

2.3.1 500kV母线保护

500kV母线一次接线为3/2接线方式,母线保护无需进行母线运行方式判别。500kV断路器失灵保护RCS-921具有断路器失灵判别功能,当断路器失灵保护动作条件(“A、B、C相跳闸开入”,“发变三跳”)和失灵电流等条件满足时,“失灵动作跳相邻断路器”的出口接点1SLJ1-1、1SLJ1-2、2SLJ3-1、2SLJ3-2闭合,启动500kV母线保护失灵,如图3所示。

500kV母线保护失灵经母差跳闸出口共有3个逻辑。

(1)失灵双开入启动跳闸(30ms)逻辑。

(2)失灵单开入+灵敏失灵大电流(任一相电流大于6 000A)判据启动跳闸(30ms)逻辑。

(3)失灵单开入+跟跳本间隔(30ms)+灵敏失灵小电流(任一相电流大于0.04In)判据启动跳闸(150ms)逻辑。

由以上逻辑可知,500kV母线保护失灵出口跳闸需经两次失灵判别:第一次由断路器失灵保护进行判别,跳闸出口接点既跟跳本间隔边断路器、跳联络断路器、失灵联跳主变三侧或失灵启动线路远跳,又作为启动失灵开入到母线保护;第二次由500kV母线保护进行失灵判别,失灵经母差保护跟跳本间隔断路器以及联跳母线上所有断路器。

2.3.2 220kV母线保护

220kV母线一般为双母线接线方式。当220kV母线所连断路器失灵时,失灵经母差保护跟跳本间隔断路器、联跳母线上所有断路器及失灵联跳主变三侧。

与500kV母线保护相比,220kV母线保护失灵出口跳闸只经过一次启动失灵判别;220kV母线保护启动失灵需判断母线运行方式,主变间隔有“主变动作解复压”开入母差保护;220kV母线保护失灵动作均由母差保护屏出口,所跳断路器除线路和主变间隔外还有母联断路器。

2.3.3 110kV母线保护

110kV母线一般为单母线接线方式。110kV线路保护装置无独立操作箱,保护跳闸不分相,设置跳闸出口接点作为启动失灵回路。

与220kV母线保护相比,110kV母线保护每个间隔只有一组启动失灵回路和跳闸回路,启动失灵无需判断母线运行方式;由于110kV间隔保护动作接点不分相,因此110kV母线保护启动失灵回路均接且只接在各间隔“三跳接点Ts”开入上;110kV母线保护跳闸出口均接在各间隔“保护跳”接点。

3 结束语

本文对110、220、500kV母线保护装置功能、回路接线、动作逻辑进行了比较分析,以期对母线保护更换、验收工作有所帮助。

参考文献

[1]唐卓尧.广东省电力系统继电保护反事故措施[M].北京:中国电力出版社,2008

中性母线过电压保护 篇2

随着我国经济社会与科学技术的不断进步和发展, 人们对电力的需求量越来越大, 电力行业随之得到了迅速发展, 110KV变压器中性点过电压保护的完善已经成为业内外人士高度关注的话题。但是, 110k V变压器在实际运行过程中, 其中性点过电压保护仍然还存在着一些问题, 必须采取相关措施解决这些问题。

2 110k V变压器中性点过电压保护的主要问题

第一, 遭受线路雷击之后, 变压器中性点过电压的防雷接地引下线会被烧断。究其原因, 主要是雷击对变电站产生冲击之后, 变压器中性点过电压的防雷接地引线会遭受到较大的雷电流, 从而导致防雷接地引下线断裂。

第二, 接地主变出现失地问题, 致使避雷器缺乏足够的通流能力, 进而引发爆炸。究其原因, 主要是线路处于单相接地状态时, 变压器中性点会迅速跳闸, 此时, 故障切除设备还未能及时作出反应。同时, 假使开关不是全相操作, 就会形成工频谐振, 变压器中性点也会产生工频过电压, 且该过电压的持续时间非常漫长, 导致避雷器不能达到灭弧目标, 且缺乏足够的通流能力, 进而引发爆炸[1]。

第三, 在选择中性点的间隙距离时, 所选距离的精确度不高, 因此在遭受间隙击穿之后, 促使继电保护作出反应, 主变压器和线路会及时退出运行, 严重的情况下会使变电站内出现全站失压的问题。究其原因, 主要是中性点有效接地系统出现单相接地问题时, 变压器中性点在间隙距离的选择方面相对较小, 且变压器中性点实际电压大于间隙放电的电压, 间隙形成保护动作之后, 会引发主变压器和线路出现保护动作。

第四, 变压器中性点过电压的间隙放出大量电流, 致使主变压器中性点过电压的匝间出现绝缘故障。

3 110k V变压器中性点过电压保护的完善

为了达到完善110KV变压器中性点过电压保护的目标, 可以选择使用变压器中性点棒型间隙保护装置。在此情况之下, 中性点上过电压保护的配置方式有两种, 分别是棒型间隙并联氧化锌避雷器保护、单独棒型间隙保护[2]。由于棒型间隙并联氧化锌避雷器保护在参数选择与配合方面具有较大的困难性, 因此并未得到真正的普及与推广。笔者将详细介绍变压器中性点棒型间隙保护措施的具体应用策略。

3.1 变压器中性点棒型间隙保护的基本选择原则

当高幅雷电波对不接地的中性点产生冲击之后, 会对中性点的绝缘性造成严重影响, 因此必须采取相关防护措施。而在选用变压器中性点棒型间隙保护时, 必须满足以下几个条件:第一, 如果电网的运行方式为有效接地形式, 当其出现单相接地问题之后, 中性点的电位会明显升高。此时, 棒间隙应当保持原有工作状态, 防止继电保护基本动作受损。第二, 严格控制棒间隙工频闪络击穿电压, 严禁超过变压器中性点工频耐压的一定值[3]。第三, 单相接地出现故障之后, 会使系统发生转变, 变为不接地孤立系统。当该系统无法实现全相运行时, 中性点上出现的电压值往往会升高, 此时, 棒间隙必须及时发出可靠动作, 对线段设备、变压器中性点起到保护作用。第四, 针对变压器中性点棒型间隙保护的雷电冲击电压, 禁止其超过中性点的绝缘耐压水平。

3.2 变压器中性点棒型间隙的距离选择

在选择变压器中性点棒型间隙的距离时, 必须结合变电站的具体情况, 一般情况下, 棒间隙以12cm左右为最佳。再结合气象影响因素, 将气象系数的偏差设置为5%。由于棒型间隙放电具有分散性特征, 所以放电偏差 (σ) 应取2.5%, 而2σ放电率则取97.7%。在具体操作环节, 必须严格把握好以下几个步骤:

(1) 对棒型间隙工频的放电限值进行校验。 (1) 若该棒型间隙的距离为12cm, 其放电电压的下限值可通过公式54.2×0.95× (1-2) =54.2×0.95× (1-2.5%×2σ) 计算得出, 其下限值为48.9KV。而当其下限值超过k=3时, 中性点的稳态过电压为U0 (38.1KV/43.8KV) , 该下限值能够满足实际需求。 (2) 若该棒型间隙的距离为12cm, 其放电电压的上限值可通过公式54.2×1.05× (1+2σ) =54.2×1.05× (1+2.5%×2) 计算得出, 其上限值为59.7KV。当变压器中性点过电压短时工频的耐受电压值是80.75KV时, 已明显超过12cm棒型间隙工频的放电上限值, 同样能够满足变电站的实际需求[4]。

(2) 对棒型间隙的冲击放电压进行校验。一般情况下, 如果电网运行通过有效接地的形式实现, 若出现单相接地问题, 就会形成高频振荡, 而中性点的工频暂态过电压则可视作标准操作冲击波, 且该操作冲击波的波头值在15-25μs之间。此时, 中性点的工频暂态过电压的最大值可达到Uom=92.9KV与80.8KV。12cm棒型间隙等值电压可达113KV。此时, 12cm棒型间隙的冲击放电压的下限值可通过公式113×0.95× (1-2σ) =113×0.95× (1-2.5%×2) 计算得出, 其下限值为102KV。由此可见, 在暂态过程当中, 棒型间隙并不会动作, 可以满足单相接地要求。

(3) 对不同距离的棒型间隙放电压进行校验。以10cm棒型间隙、11cm棒型间隙、12cm棒型间隙与13cm棒型间隙作为实验对象, 分别校验计算其放电压, 校验结果见表1。

由表1可知, 若将棒型间隙距离设置为12cm, 比较符合实际操作需要。而除了要保证裕度之外, 应适当扩大间隙的距离, 以此方式减少其动作总次数。

3.3 棒型间隙动作时所产生的截波的实际影响

尽管棒型间隙能有效防护工频、雷电以及操作过电压等, 但受雷电冲击之后, 通常会产生高幅值的截波, 该截波可能会威胁变压器中性点基本绝缘性。同时, 受冲击电压的影响, 变压器会形成一些电容, 连接线也存在着对地电容与电感。因此当雷电波发生作用之后, 棒型间隙会放出一定电流, 且出现高频振荡现象。此时, 如果未将接地电阻和连线电阻进行连接, 所形成的截波会高于放电电压的两倍以上[5]。而根据表1中的测试值发现, 若将棒型间隙距离设置为12cm, 其放电压上限值是118.3KV, 截波最大幅值则为189.3KV (118.3×1.6) 。此时, 中性点绝缘处于相对安全的环境中, 但是安全裕度整体有限。鉴于此, 为了提升其安全性能, 可以采取串联电阻的形式, 加强棒型间隙对震荡的总阻尼, 以此方式控制截波幅值。必须强调的是, 在串联电阻时, 其阻值不能太大, 以防出现高残压的情况。

4 结语

110KV变压器中性点过电压保护的完善已经成为国内电力行业高度关注的话题和追求的目标, 提升110KV变压器中性点过电压保护的整体质量与安全性, 不仅是保证人民生命财产安全的关键性措施, 而且还是推动变电站及国家经济又好又快发展的重要对策。鉴于此, 相关部门与机构必须严格把握110KV变压器的配电工作, 结合变电站与当地电力资源的供需情况, 重视每一个操作环节, 防止出现各种不利因素, 确保110KV变压器能够真正发挥其功效。

参考文献

[1]王杰, 肖清明, 陈小龙, 等.110kV电力系统变压器中性点保护用触发控制间隙[J].哈尔滨理工大学学报, 2013 (02) .

[2]雍福全, 蔡晓波.一起110kV变压器事故分析以及中性点过电压保护[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2011 (22) .

[3]易雪松.赣州电网110kV分级绝缘变压器中性点过电压保护探讨[J].城市建设, 2012 (32) .

[4]李海燕, 李勇.110kV主变压器中性点过电压保护研究[J].宁夏电力, 2011 (21) .

中性母线过电压保护 篇3

500kV变电站主变有500、220、35kV 3个电压等级。35kV系统属于中性点不接地系统,“35kV中性点偏移保护动作”短时间内并不影响系统正常运行,根据现场规程允许继续运行2小时,但如果不能在规定时间内排除异常,就会导致500kV主变被迫停电,严重影响地区电网的发、供电平衡和供电可靠性,所以应尽可能在有限的时间里消除故障,恢复系统正常运行。

1 异常现象

2009年2月18日20时36分,某500kV变电站SCADA系统“35kV侧中性点偏移保护动作发信”光字牌亮,告警信息窗显示“#1主变35kV侧中性点偏移保护动作”,#1主变+RC22保护屏有“中性点电压偏移保护动作”掉牌,绝缘监察装置各相电压:Ua为3kV,Ub为34kV,Uc为33kV。检查发现#1主变#2低抗3121隔离开关A相导线与支持瓷瓶连接处有冰凌,造成A相接地,将该处冰凌处理后,异常信号消失。该站35kV系统电气接线图如图1所示。

2 原因分析及处理

交流绝缘检查装置的原理接线图如图2所示,TV为母线电压互感器,正常情况下,其一次中性点接地,二次星型绕组每相电压为,二次开口三角形绕组每相电压为100/3V。若一次系统发生单相(以A为例)接地,则一次A相绕组电压降为0,其它两相绕组的电压升高至线电压;二次星型绕组的A相绕组电压降为0,其它两相绕组电压升高至100V;二次开口三角形的A相绕组电压降为0,另两相绕组电压升高至,开口三角形两端电压从0升高至100V,电压继电器KV动作发出信号。若母线电压互感器A相高压熔丝熔断,除另两相电压表指示不变,开口三角形两端电压升高至外,表现出的情况与一次单相接地相同。

本案例中,500kV主变低压侧电压偏移保护(RAGEK)是通过测量35kV零序电压来判断是否发生异常,该保护电压接自35kV母线压变二次开口三角电压线圈。当发生单相接地或高压熔丝熔断时,二次开口三角电压线圈将出现零序电压,该保护整定为:当3U0>15V时,保护动作并延时1s发“35kV中性点偏移保护动作”信号。

2.1 单相接地引起

发生单相接地故障时,理论上接地相电压降为0,另两相电压升高至线电压,但实际情况是三相电压除因金属性接地会出现理论值情况外,多数情况下由于存在接地电阻和电容电流等因素,接地相电压降到2～4kV左右,而另两相电压略低于线电压。不论接地相电压是否降为0,接地相与非接地相的电压差都较大,通常接地相电压不超过非接地相电压的30%。

绝缘监察装置显示故障相电压为0或者接近于0,另外两相电压升高至线电压(35kV左右)时,如果故障点容易排除,那么应尽快排除故障点;如果故障点不容易发现并排除,因500kV变压器的35kV系统母线上接有所用变,那么应首先考虑将该母线上的所用变停电,投入备用所用变(即现场所说的倒所用变),待故障点消除后,再恢复正常运行方式。需要注意的是:现场运行人员在处理故障时要做好防护措施,如穿上绝缘靴,戴上绝缘手套。

(1)故障点明显且易处理。如导线或母线上有悬挂物、支持瓷瓶外挂冰凌等导致对地放电,可根据现场规程规定,做好安全防护措施后进行排除。

(2)故障点明显但不易处理。如支持瓷瓶破裂、支持瓷瓶内部被击穿但放电声音较大等导致对地放电,应根据接地位置分别处理。如果接地点在35kV总开关前(3510开关与主变35kV侧之间),那么应将主变停电后由检修人员处理;如果接地点在35kV总开关后(3510开关与31#开关间),那么应将3510开关改为冷备用后由变检人员处理,此种情况主变不用陪停。

(3)故障点不明显。如支持瓷瓶内部被击穿但无明显放电声音等情况,应先通过拉合主变35kV侧总开关3510来判断故障范围后再进行处理。如果3510开关拉开后,“35kV中性点偏移保护动作”信号消失,那么可以判定故障点在3510开关与低抗开关之间,应将3510开关转冷备用后处理;如果3510开关拉开后,信号仍未消失,那么故障点在3510开关与主变之间,应将主变停电后处理。

(4)故障点在低抗与低抗开关间。因华东电网500kV变电站低抗开关大部分为后置式布置,低抗开关末端三相短接一起,正常时三相负载对称,中性点电位为0,即使在低抗与低抗开关范围内某一相接地时,也是没有零序电压。因此,当故障点在低抗与低抗开关之间时,只有当对应的低抗开关拉开(相当于母线单相接地)时,零序电压才会出现,于是发“中性点偏移”信号。此种情况应该汇报网调拉开3510开关,然后拉开故障间隔对应的刀闸,将故障隔离。至于3510开关是否合上,其它低抗是否继续运行,应根据当时500kV电压情况而定。

2.2 电压互感器高压熔丝熔断引起

35kV母线压变(电压互感器)高压熔丝熔断,也会产生零序电压,压变次级开口三角绕组反映该零序电压,发“35kV中性点偏移保护动作”信号。

电压互感器高压熔丝熔断引起“35kV中性点偏移保护动作”与单相接地引起不同的是,绝缘监察装置所反应的各相电压除一相为0外,其余两相并没有较大的变化,因此可以根据这一现象准确判断。现场运行人员做好防护措施后进行仔细巡查。

(1)故障点明显且易处理。如压变出口与电网连接导线有异物悬挂,可在做好安全防护措施后,用相应电压等级绝缘棒将异物取下;若因支持瓷瓶外部污闪造成熔丝熔断,则更换相同熔丝即可。

(2)故障点明显但不易处理。如因压变支持瓷瓶破裂,支持瓷瓶内部被击穿但放电声音较大,应将相应母线停电后处理。

(3)故障点不明显。如支持瓷瓶内部被击穿(无明显放电声音),压变内部故障(相间短路、绕组绝缘破坏)等情况,不能找到具体故障点,根据现场规定,在调度的允许下可以更换同容量的熔丝试送一次,如果试送不成功,那么应将相应母线停电,然后由专业检修部门处理。

(4)特殊情况。系统发生谐振过电压,也会导致35kV母线压变高压熔丝熔断。通过三相电压同时升高,表计指针有节奏的摆动等现象可判断系统发生谐振过电压。通过破坏谐振条件即可解决该问题。

摘要：针对一起500kV变压器“35kV侧中性点电压偏移”异常情况,分析发生偏移的原因,并介绍如何根据不同现象对该异常进行判断和处理。

中性母线过电压保护 篇4

关键词：110kV,220kV,变压器中性点,过电压,保护

0 引言

目前, 我国电力系统通常会使用避雷器并联棒间隙的方式对系统变压器中的中性点绝缘进行保护, 其运行原理为:当雷电波施加在变压器时, 变压器中性点会产生动作以保证中性点绝点不会受到损坏;而在系统产生单项接地故障时, 中性点的棒间隙则会产生动作使变压器中性点不会受到电压损坏。但是对于这种方式来说, 在运行过程中并没有对变压器的过电压情况进行充分考虑, 并因此可能使中性点在保护配合方面存在一定的缺陷, 在实际使用中经常会出现由于配合不良而发生系统故障。其中, 单相接地故障是经常出现的一类故障, 变压器中性点棒间隙发生动作, 会使变压器出现误切除的情况, 并因此出现变压器甩负荷的问题。为此, 需要对过电压情况进行研究与分析。

1 变压器雷电过电压模型

目前, 变压器中性点在保护配合参数方面所依据的是避雷器同棒间隙的工频放电电压以及雷电放电电压值, 但由于受到变压器中性点避雷器以及变压器绕组的作用, 当外界雷电进入到变压器时, 变压器中性点过电压波的波形非标准波形, 此时棒间隙在中性点作用下标准类型电压值与放电电压值可能存在较大的差异。因此, 中性点保护配合参数应当根据中性点实际过电压情况进行选择。

对该种雷电波侵入变压器所产生的过电压情况进行研究, 需要建立变压器的绕组模型。目前, 不同变压器厂家所产生的变压器绕组在参数以及结构方面往往存在着较大的差异, 因此, 以独立电感、电阻以及电容链的方式对变压器进行模拟, 并将三相绕组以独立的方式进行标示。

在仿真模型中, 变压器入口为:

式中, S表示三相容量, Cr代表示入口电容。

在等值绕组模型中, 变压器等值电容存在纵向串联电容K以及横向对地电容C。

在链式模型中, 可以通过变压器漏感计算获得电感参数。

2 变压器中性点不装避雷器过电压仿真计算

变压器母线或者入口处都安装有线路避雷器, 以避免雷电波在侵入之后使变压器遭受到损害。因此, 应保证变压器入口雷电波电压小于避雷器残压值。

中性点不装避雷器电压仿真模拟如图1所示, 避雷器安装在变压器入口位置。在实际仿真中, 雷电波设为500k V、50μs的电压波, 并将100k V电压器参数的额定容量设置为30MVA, 电路电压为10.5k V, 仿真得到中性点电压波形如图2所示。

图2中, 变压器中性点的过电压幅值接近变压器入口避雷器残压值的两倍, 且标准雷电波与波形间有较大的差距, 波头时间也很长。

根据变压器容量, 对变压器链式电容的参数进行设置, 则可以求得变压器中性点电压波变化范围:对于100k V变压器, 雷电波侵入后中性点位置电压波时间为23~50μs, 单相雷电波侵入时幅值为161~170k V、三相雷电波侵入时幅值为480~510k V;对于220k V变压器, 电波侵入时, 中性点波头停留时间为30~64μs, 单相雷电波侵入时幅值为320~330k V、三相雷电波侵入时幅值为950~1000k V。

3 中性点避雷器雷电过电压仿真计算

当变压器不直接接地时, 往往会使用中性点接避雷器的方式对中性点位置的过电压进行限制, 在这种情况下, 变压器中性点位置的过电压波形会随之发生变化。

而该系统中, 当三相雷电波侵入时, 变压器中性点位置会出现过电压, 电压仿真模型及波形分别如图3、图4所示。

当不接地变压器中性点与避雷器相接时, 电波的作用会使避雷器动作, 且在此过程中中性点的波形会随之产生变化, 过电压幅值会降低到残压水平。在该电压作用下, 中性点间隙非常容易发生动作。

对于100k V变压器, 中性点过电压最大幅值为166k V, 当单相雷电波进入后, 峰值持续时间为50~66μs;当三相雷电波进入, 峰值持续时间为170~190μs。

对于200k V变压器, 中性点过电压最大幅值为290k V, 当单相雷电波进入后, 峰值持续时间为42~60μs;当三相雷电波进入之后, 峰值持续时间为140~170μs。

4 结语

当雷电波进入变压器之后, 无论中性点位置是否存在避雷器, 实际雷电波与过电压波之间都存在较大的差异, 因此将放电电压作为中性点保护方式的依据是不准确的。

参考文献

[1]于化鹏, 陈水明, 杨鹏程, 等.220k V变压器中性点经小电抗接地方式[J].电网技术, 2011, (01) :55-57

[2]汪小明, 刘涤尘, 吴军, 等.电力系统暂态稳定分析广义负荷模型[J].电网技术, 2011, (03) :23-26

[3]李永健, 韩光华.变压器中性点不接地的事故危险分析[J].江西煤炭科技, 2010, (02) :77-78

中性母线过电压保护 篇5

母线上发生短路故障的机率虽然比输电线路少,但由于母线是多元件的汇合点,一旦发生故障不能快速切除,就会使事故扩大,甚至危及整个系统的安全运行。在双母线双分段系统中,若故障发生在分段、母联断路器刀闸处,母线保护可能拒动,特殊充电方式下还可能由于条件不满足造成充电保护拒动。此时,必须采取相应措施——引入另一段母线的复合电压开放,使故障母线迅速正确动作,切除故障点,保证系统的安全运行。

1 母线差动保护原理

母线差动保护的动作原理是建立在基尔霍夫电流定律的基础上,把母线视为一个节点,正常运行和外部故障时流入母线的电流之和为零;在内部短路时为总短路电流。假设母线上各引出线电流互感器的变比相同,二次侧同极性端连接在一起,则在正常及外部短路时流入继电器的电流为零。母线差动保护与其它类型的差动保护的区别在于母线差动保护的范围会随母线倒闸操作的进行、母线运行方式的改变而变化,母线差动保护的对象也可由于母线元件的倒换操作而改变。

2 特殊故障点时母线差动保护的动作分析

由于双母线双分段接线单元数较多,因此BP-2B微机母线保护装置一般考虑用两套装置配合实现各段母线的保护:一套装置保护分段开关左侧的两段母线;另一套装置保护分段开关右侧的两段母线。在差动逻辑中,将分段开关作为该段母线上的一个元件。双母双分段实现示意图如图1所示。

2.1 TA极性定义

各元件TA的极性端必须一致:装置默认1母联L1的TA极性与2母各元件TA的极性一致,2母联LK2的TA极性与6母各元件TA的极性一致;1分段L4靠左侧的TA极性与5母各元件TA的极性一致,1分段L4靠右侧的TA极性与1母各元件TA的极性一致;2分段L7靠左侧的TA极性与6母各元件TA的极性一致,2分段L7靠右侧的TA极性与2母各元件TA的极性一致。

TA极性若以线路流向母线为正,则定义母联与分段TA的极性为:电流从甲1母流向甲2母为正;电流从乙5母流向乙6母为正;电流从5母经1分段L4右边TA流向1母时为正(1分段L4右边TA归属为1母的元件),电流从1母经1分段L4左边TA流向5母时为正(1分段L4左边TA归属为5母的元件);电流从6母经2分段L7右边TA流向2母时为正(2分段L7右边TA归属为2母的元件),电流从2母经2分段L7左边TA流向6母时为正(2分段L7左边TA归属为6母的元件)。

运行方式为1母与5母通过1分段IA断路器合位并列运行,2母与6母通过2分段L7断路器合位并列运行;1母与2母分列运行(1母联L1断路器在分闸位置),5母与6母分列运行(2母联LK2断路器在分闸位置)。

2.2 特殊故障点分析

2.2.1 特殊故障点在分段断路器两侧

图2为1分段L4断路器左侧刀闸发生断裂造成接地故障(故障点不在1母上,而实际在5母上),故障电流经1分段L4断路器右侧TA向左侧TA流向故障点。

(1)对1母来说,1分段L4右边TA归属为1母的元件,1母的小差电流从0突变为流经1分段L4断路器右侧TA的故障电流;1母的大差电流亦从0突变为流经1分段L4断路器右侧TA的故障电流,1母的大、小差均满足动作条件。但由于实际故障点并非在1母上,1母的母线电压未发生变化,因此1母差动复压未动作,闭锁1母线差动保护出口,即1母差动保护不能动作出口,故障点未能切除。

(2)对5母来说,1分段L4左边TA归属为5母的元件,故障电流从线路流入5母后经1分段L4断路器左侧TA流出5母,5母的大、小差电流始终为0,即大、小差均未动作。但故障点使5母的母线电压发生变化,5母差复压动作。由于5母只有差动复压动作,大、小差动均未动作,不能同时满足母差动作3个必要条件,因此,5母差动保护未能动作出口,故障点仍然未能切除。

2.2.2 特殊故障点在母联断路器两侧

图3为1母联L1断路器靠1母侧刀闸发生断裂造成接地故障(故障点不在1母上,而实际在2母上),故障电流从2段母线经1母联L1断路器TA流向故障点。

(1)对1母来说,1母的小差电流为流向故障的电流,大差电流为流入2母的故障电流,即为流向故障点的电流;甲装置的大差、1母小差均动作。由于实际的故障点并非在1母上,1母的母线电压未发生变化,因此1母差复压未动作,闭锁1母线差动保护出口,即1母差动保护不能动作出口,故障点未能切除。

(2)对2母来说,2母的小差电流为0,大差电流为流入2母的故障电流,即为流向故障点的电流;甲装置的2母小差未动作。由于实际的故障点在2母上,因此2母的母线电压发生突变,并满足母差复压动作,但是甲装置的2母小差未动作,因此2母差动保护不能动作出口,故障点未能切除。

同理,当1分段L4断路器右侧刀闸断裂接地故障,2分段L7断路器左侧或右侧刀闸断裂接地故障,1母联L1断路器靠2母线侧刀闸断裂接地故障,2母联LK2断路器靠5母侧、6母侧刀闸断裂接地故障时,1、2母差保护及5、6母差保护都不能正确动作,故障点不能迅速切除,使故障范围扩大,对电网的安全运行造成极大的影响。

3 引入大差动作跳分段、跳母联逻辑解决上述故障时母差保护拒动问题

3.1 大差动作跳分段分析

双母双分段接线的母差保护BP-2B装置设置大差动作跳分段逻辑,其动作逻辑框图如图4所示。

当图2所示的甲装置1母侧刀闸接地故障时,甲、乙装置的差动保护均不能满足动作出口条件,但乙装置的5母差复压动作,此时由乙装置提供“5母线差动复压动作”接点给甲装置。根据图4逻辑框图,故障发生时,“5母线差动复压动作”接点闭合,且:

(1)大差满足动作条件、差动保护没有出口。

(2)1母差动保护不出口、1母小差满足动作条件、1分段电流大于差动门槛值、1分段L4断路器在合位并列运行。

以上条件均满足大差动作跳1分段L4断路器的动作逻辑,保护动作延时50ms切除1分段L4断路器,从而切除故障点。同理,乙装置还需提供“6母线差动复压动作”接点给甲装置,以配合甲装置完成大差动作跳2分段L7断路器的动作逻辑。根据双母双分段接线的对称性,甲装置也需提供“1母线差动复压动作”及“2母线差动复压动作”接点给乙装置。

3.2 大差动作跳母联分析

双母双分段接线的母差保护BP-2B装置设置大差动作跳母联逻辑,其动作逻辑框图如图5所示。

当图3所示的甲装置1母侧刀闸接地故障时,甲装置的1母差动保护均不能满足动作出口条件,但甲装置的2母差动复压动作,根据图5逻辑框图,故障发生时有:

(1)大差满足动作条件、1母或2母差动不出口。

(2)1母小差满足动作条件。

(3)母联电流大于差动门槛值。

(4)2母线差动复压动作。

(5)母联断路器并列运行。

以上条件均满足大差动作跳1母联L1断路器的动作逻辑,保护动作瞬时切除1母联L1断路器,从而切除故障点。

4 特殊充电方式分析及解决方法

4.1 充电保护逻辑分析

母联(分段)充电保护的启动需同时满足3个条件:

(1)母联(分段)充电保护压板投入。

(2)其中一段母线已失压,且母联(分段)开关已断开。

(3)母联(分段)电流从无到有。充电保护逻辑框图如图6所示。

图1运行方式为1、2母通过1母联L1断路器并列运行,2、6母通过2分段L7断路器并列运行,空出5段母线由1母通过1分段L4断路器对新线路进行充电。由于甲保护屏无法采集与分段L4相连的5段母线电压,因此不满足分段充电保护逻辑(2)这个条件,当被充电线路发生故障时,将造成充电保护拒动。同理,相应的运行方式改变后,由5母向1母新线路进行充电,由2母向6母新线路进行充电或由6母向2母新线路进行充电时,都不满足分段充电保护逻辑(2)的条件,当被充电线路发生故障时,造成充电保护拒动。

4.2 解决方法

对于分段单元,由于一面保护屏无法采集与分段(L4或L7)相连的两段母线电压,因此在投入分段充电保护时需引入分段开关的手合接点,取代标准充电保护逻辑中的“一段母线失压”判据。但在实际工程运用中,因操作箱所提供的SHJ接点比较少,采取如下方案取代分段手合开入:增加“对侧电压开放接点开入”,采集分段另一侧母线电压状态(失压接点状态)。

为了使甲、乙保护装置相互配合,由甲保护装置采集1、2母的电压状态,如母线电压满足电压开放条件,则输出失压接点至乙保护装置;反之乙保护装置也采集5、6母的电压状态,输出失压接点至甲保护装置。这样,分段两侧母线电压状态都可采集,此方案减少对外部手合接点的依赖,减少二次电缆接线,仅增加2面保护屏间的4条连线,实现了双母双分段接线分段充电与母联充电保护逻辑的一致性。

5 结束语