110kV母差（精选七篇）
110kV母差 篇1
1 母差保护动作情况
2012年3月14日,某220k V变电站发生一起110 k V母差保护误动事件,事件前运行方式见图1。
110 k V、1M、2 M母线并列运行,水马线、水凤线、水港线、#1主变中压侧挂1M母线运行,水金线、水秀线、水谷线、#2主变中压侧挂2M母线运行。
23时21分18秒770毫秒,110 k V母差保护第1次动作跳开母联开关和2 M母线上水金线、水秀线、水谷线、#2主变中压侧4个间隔开关,60 ms后,110 k V母差保护第2次动作跳开1 M母线上水马线、水凤线、水港线、#1主变中压侧4个间隔开关,现场110 k V母线故障报告如表1所示。
事故后,运行人员在高压场地检查发现,2 M母线电压互感器(PT)的B相引下线支柱瓷瓶有明显的电弧闪络痕迹,可以解释母差保护第1次B相差动动作跳开母联开关和2 M母线上所有间隔开关。问题在于2M母线故障切除后,为什么母差保护会第2次动作跳开1M母线上所有间隔开关,且故障相别依然是B相。接下来结合现场数据分析母差保护的动作行为。
2 母差保护动作原理及行为分析
2.1 WMH-800型母差保护动作原理
该站110 k V母差保护采用的是许继电气WMH-800型母差保护装置,其动作原理(以1 M母线为例)如图2所示。
图中,Id为大差电流;If为总制动电流;Id1为1 M母线小差电流;If1为1 M母线制动电流;Idd为大差定值;Idx为小差定值;K为比率制动系数;Ubs为复合电压开放条件。母差保护要求内部故障时快速切除故障,一般要求保护装置动作时间在10~20 ms之间[3]。正是由于快速性的要求,WMH-800型母差保护采用瞬时值差动算法,同时为了提高可靠性和抗干扰性,采用多点判别法,每周波采样16个点,必须6个连续采样点满足母差保护动作条件。结合图2所示母差保护原理不难看出,正常投入“差动保护硬压板”及“差动保护控制字”后,每周波必须6个连续采样点满足以下3个条件才判为区内故障发跳闸命令:
(1)满足差动门槛和制动方程。
差动保护设置大差及2段母线小差,大差作为小差的起动元件,用以区分母线区内外故障,小差为故障母线的选择元件。大差、小差均采用具有比率制动特性的瞬时值电流差动算法,大差不计入母联电流,其动作方程为:
式中,Id为某一时刻差动电流瞬时值,If为同一时刻制动电流瞬时值,。
同理,以1 M母线小差为例,其动作方程可以表示为:
式中,Id1为某一时刻1 M母线差动电流瞬时值,计入母联电流瞬时值,;If1为同一时刻制动电流瞬时值,同样计入母联电流瞬时值,
当大差和某段小差同时满足动作方程,判为母线内部故障。
(2)Ubs电压闭锁开放,低电压开放条件为:
式中,Uφ为母线相电压;Uset为母线低电压定值。
(3)不满足CT饱和检测闭锁条件。当母线外部发生故障特别是母线近端发生外部故障时,由于非周期分量的影响,CT可能发生饱和,使CT的二次电流发生畸变,不能真实反映系统的一次电流,差动保护就会误动,因此,在母线差动保护中引入对CT饱和采取相应的闭锁措施。
2.2 母差保护动作行为分析
现场跟母差保护装置动作条件相关的部分定值(二次值)如表2所示,表中UNL为额定线电压。
以1 M母线为例,将表2中相关定值代入式(1)、式(2)合并后写成如下比值形式:
2M母线B相故障时,母差保护动作行为分析:2M母线B相故障时的电流、电压数据如图3、图4所示,不难看出,2 M母线连续22个采样点满足小差差动门槛和制动方程,电压闭锁开放且不满足电流波形识别闭锁条件。结合2 M母线PT的B相引下线支柱瓷瓶有明显的电弧闪络痕迹这一事实,从故障点所处位置及保护动作定值判断,母差保护第1次动作跳开母联开关和2 M母线上4个间隔开关动作正确。
2 M母线B相故障时,对1 M母线而言为区外故障,虽然有差流出现,但是区外故障产生的制动量很大,只存在2个连续采样点满足动作方程,故无法动作,如图5所示。
2M母线差动动作切除母联开关后,1M母线不再需要通过母联向2M母线故障点提供穿越性的接地短路电流,1M母线制动电流减小,同时由于2M母线故障时,1 M母线各间隔CT饱和,CT二次存在衰减的非周期分量,1M母线差动电流依然存在,且在数值上满足了差动门槛(2.8 A)和制动方程(Id1>0.6If1),如图6所示。
2 M母线B相故障切除后,1 M母线电压条件如图7所示,1 M母线电压不存在6个连续采样点满足低电压开放条件,但2 M母线故障时,1 M母线通过母联开关向2 M母线故障点提供接地短路电流,1 M母线电压随之降低,与2 M母线电压呈现出几乎一致的波形曲线。在原理设计上,WMH-800母线保护在某段母线电压闭锁条件开放后无条件展宽500 ms,这样,2 M母线B相故障切除后,1 M母线电压恢复不足20 ms,此时正处于开放1M母线电压闭锁的展宽时间内,故满足了1 M母线电压闭锁开放条件。
WMH-800的电流波形识别闭锁条件在区外故障时投入,在区外故障切除后立刻退出。本次2 M母线故障切除后,1 M母线电压恢复,WMH-800母线保护判定区外故障已切除,立刻退出电流波形识别闭锁判据,导致1 M母差失去闭锁。
综上所述,2 M母线故障切除后,1 M母线电压恢复不足20 ms时,处于开放1 M母线电压闭锁的展宽时间内,1 M母差因自动退出电流波形识别而误动作。当2 M母线B相故障切除,1 M母线电压恢复后,WMH-800母线保护立刻退出电流波形识别闭锁判据这一逻辑缺陷是1 M母差保护误动作的根本原因。
3 母差保护逻辑缺陷改进
当发生区外故障时,能使CT饱和的电流必然达到启动元件越限定值,但电流在过零点有3~4 ms的真实传变区,也叫线性传变区[4],即使故障电流达到额定电流的100倍以上,CT仍有不低于2 ms的线性段可传变一次电流[5],在这段CT线性传变区内差流很小。因此,在区外故障CT饱和的情况下,启动元件和差流动作元件两者都动作但不同步;在区外故障不存在CT饱和的情况下,启动元件动作而差流动作元件不动作;当发生区内故障时,启动元件越限和差流增大将同时发生[6]。WMH-800采用的波形识别法就是利用这一特点来识别区外故障,在判为区外故障CT饱和后将差动保护闭锁一段时间,避免保护误动作。
该方法的采用基本上保证了差动保护在经历区外故障的安全性。但在何时解除闭锁的问题上,WMH-800选择的是区外故障切除后立刻退出电流波形识别闭锁判据,开放差动保护。这样可以保证母差保护区外转区内故障时无延时动作出口,但区外故障切除后,在衰减过程中的非周期分量影响下,该缺陷可能导致母差保护误动。
为解决这一问题,可以从以下两方面进行改进:
(1)保持波形识别判据至CT饱和消失,区外故障是否切除不作为退出波形识别判据的条件,以保证区外故障切除后,在衰减过程中的非周期分量影响下,母差保护不误动。
(2)考虑到每一过零点CT都有一段3~4 ms真实传变区,故每一过零点重启波形识别判据,重新判别CT饱和,每一次CT饱和闭锁差动保护一个周波时间,之后重新开放保护,以保证在闭锁周期内可靠识别出CT饱和的同时,防止发生转换性故障时差动保护拒动或动作时间过长,如图8所示。
需要指出的是,当由区外故障转换为区内故障时,如果在转换中间电力系统恢复正常时间大于20 ms,在转换为区内故障时保护可以瞬时跳闸;如果直接由区外故障转换为区内故障或者由区外故障转换为区内故障中间电力系统恢复正常的时间不大于20 ms,此时满足区外故障CT饱和判据,则在转换为区内故障时保护有可能存在0~20 ms的延时,具体延时长短和区外故障时间长短有关。另外,在母联死区故障的情况下,要求一段母差保护瞬时跳闸,另一段母差保护延时跳闸,延时时间一般为150~250 ms,此时第二段母差保护有可能多延时0~20 ms。但为了能够正确地判别出CT饱和,在故障几率不大的转换性故障中牺牲较短的时间应该是允许和值得的。
4 结语
在母线差动保护中引入CT饱和闭锁判据至关重要。本文从母差保护原理出发,结合现场数据分析某220 k V变电站110 k V母差保护的动作行为,得出本次误动的根本原因,并有针对性地提出了相应的改进方案,确保母差保护区内部故障时可靠动作,区外故障时可靠不动作。
摘要：分析了某220kV变电站发生的一起110kV母差保护误动事件,得出了本次误动的根本原因在于外部故障切除后,母差保护立刻退出电流波形识别闭锁判据这一逻辑缺陷。考虑到电流在电流互感器(CT)饱和后每一过零点都有一段3～4ms真实传变区,提出过零点重启波形识别判据,直到波形识别出CT饱和消失,以解决区外故障切除后,在衰减过程中的非周期分量影响下,母差保护误动问题。
关键词：母差保护,CT饱和,误动,波形识别,非周期分量
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110kV母差 篇2
关键词：变电站；技术改造；母线保护；双重化；失灵回路
中图分类号：TM773 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）11-0089-02
220 kV滨河变电站全站规模为3台主变，容量为3x180 MVA。220 kV配电装置采用双母单分段接线，有2回220 kV出线。220 kV母线目前仅配置单套母差保护，型号为RCS915C，由南瑞继保有限公司生产，失灵保护借助母差保护出口跳闸。当母差失灵保护因缺陷或定检等工作退出时，220 kV母线将失去主保护，220 kV线路和变压器将失去近后备保护，仅能将站内所有线路对侧的相间及接地距离II段保护（远后备）的动作时间缩短为 0.2 s（无纵联保护临时定值区），不满足《南方电网电力系统继电保护反事故措施2014版（修改稿）》（调继[2015]5号）中“在 220 kV及以上母线应采用双重化保护配置”的要求。 为解决上述问题，需要对220 kV滨河站进行220 kV母差保护双重化改造，将单套旧母差屏更换为双套母差及失灵保护屏，本文对此改造进行分析和总结。
1 施工方案分析
1.1 CT调整
220 kV滨河变电站各220 kV间隔的4个保护级CT二次绕组均已使用，因此实现母差失灵双重化改造需要对保护CT二次绕组进行调整，并改造原有启动失灵回路。CT绕组调整采用以下原则：
①母差保护与线路（主变）保护范围交叉，确保任一保护退出后无保护死区；
②母差保护和主变保护差动绕组不应串接任何其他装置；
③失灵保护功能电流判据宜在母差保护中进行判别；由开关保护实现失灵电流判别的CT保护绕组应位于线路（主变）与母差保护之间；
④CT绕组二次不应超过额定负载，同一个CT二次绕组接入装置的数量不宜超过3个；主变变高的备自投、减载、录波装置宜选用主变套管CT；
⑤同一站内各间隔CT绕组布置顺序宜相同；
⑥断路器非全相保护应选用开关CT。因此本次对220 kV线路间隔CT及主变高压侧CT二次绕组作如下调整，如图1（a）（b）（c）（d）所示。
1.2 直流及跳闸回路的配置
为了保证回路的可靠性，双套配置的母线保护的直流供电电源必须取自不同蓄电池组供电的直流母线，2组直流之间不允许直流回路采用自动切换。同一套保护装置的保护和控制电源必须取自同一组直流电源。本次母差保护改造必须严格按照以上规范进行设计，具体做法，如图2所示。
220 kV母差保护型号分别为南瑞继保的PCS-915NC型和长园深瑞的BP-2C型。PCS-915NC的保护及操作电源取自I段直流母线，动作跳闸第一套断路器跳闸线圈。BP-2C的保护及操作电源取自II段直流母线，动作跳闸第一套断路器跳闸线圈。
1.3 失灵启动
近三年的南方电网保护动作数据表明，开关失灵已成为一种常见故障。220 kV滨河变电站改造前的失灵电流判据是在主变断路器辅助保护装置中实现，而且全站只配置了一套断路器失灵保护。为提高失灵保护动作的可靠性，根据深圳供电局有限公司继电保护反事故措施汇编2014版要求，220 kV配置双套断路器失灵保护，按间隔区分起动失灵，并且失灵启动的电流判别在220 kV（母差）失灵保护装置中实现，有利于简化二次回路。（母差）失灵保护装置在主变220 kV开关失灵时，除出口跳母线上相关开关外，还需开出接点啟动主变非电量跳闸回路联跳主变各侧开关。
此次改造220 kV母线失灵保护已采用南网新技术规范的装置，故要求采用保护动作接点开入至装置PCS-915NC及BP-2C。
2 母线双重化改造中的可靠性研究
2.1 间隔区分
改造配置的双套断路器失灵保护可按间隔区分起动失灵。主变和母联间隔仅接入三相跳闸接点，220 kV线路间隔同时接入三相和分相跳闸接点，用于区别不同间隔的220 kV断路器，实现不同间隔的失灵跳闸功能。
2.2 主变解复压闭锁
构建主变失灵回路时，考虑到变压器中、低压侧故障时高压侧开关失灵，变压器内部阻抗引起高压侧残压过高，而母线保护中的失灵电压闭锁元件灵敏度不够，此时虽然主变保护动作同时启动了母差保护，但母差保护由于受到电压闭锁控制不能出口。因此，高压侧开关启动失灵需同时解除电压闭锁，逻辑如图3所示。
3 停电施工方案
为确保改造过程中各间隔的母差失灵功能至少具备一套母差失灵功能，可采取连个阶段各间隔轮停接入的方式：
①立新母差失灵屏，各间隔交、直流电缆布置到位；
②各间隔轮停接入新母差失灵屏，并进行CT绕组调整；
③结合旧母差保护技改工作，各间隔轮停改造第一套母差失灵保护。
过渡阶段及终期保护配置表，见表1。
过渡阶段旧220 kV母线保护装置RCS915C保留运行，装置不具备失灵电流判据的功能，失灵启动的电流判别由主变及220线路断路器辅助保护实现，同时将保护动作接点开入至断路器辅助保护装置。失灵电流逻辑判断后，主变断路器辅助保护装置应能提供接点用于启动220 kV断路器失灵保护。为了保证可靠性，在相应失灵启动、解除复压、联跳主变各侧回路中电流判别接点还应串接保护动作接点，以实现双重式把关。
本期改造过渡阶段保留第一套母差保护的此种失灵回路，如图4、图5所示。同时将220 kV线路保护、主变保护动作接点接入新增的第二套母差失灵屏。待第二套母差失灵屏接线完成并且投运，继而拆除站内原有的220 kV母线保护屏。
4 结 语
笔者结合深圳地区220 kV滨河变电站220 kV母线保护改实例，针对改造工程中遇到的CT配置、直流回路及跳闸回路等问题，提出了相应的解决方案，并总结了220kV母线保护改造的一些技术原则。通过改造，220 kV滨河变电站实现配置了220 kV双母差失灵保护，提高了全站运行的安全性，保障了电网安全稳定运行，希望此次改造能为南方电网其他220 kV母线保护改造提供一定的技术参造。
参考文献：
110kV母差 篇3
母差保护[1]在电网的安全稳定运行中起着十分重要的作用。母差保护装置运行年限基本达到设备生命周期的更换期时,其内部难免会出现老化损坏现象,这必将引发一系列故障隐患[2]。某年11月26日,某220kV变电站110kV母差保护装置面板操作电源指示灯熄灭,而其余指示灯指示正确,母差保护装置、后台监控机均无装置异常告警信号。
1 缺陷检查处理情况
1.1 装置、回路检查情况
现场检查发现,母差保护装置各间隔电流、电压、刀闸开入量及保护大差、小差电流等状态量显示正常;除操作电源指示灯熄灭外,其它面板指示灯均指示正常;母差保护装置及后台监控机均无装置异常告警信号。
检查二次回路接线正确,端子排端子无螺丝、线耳松动现象,CT变比接线均正确。
1.2 逻辑试验检查分析
针对现场实际情况,对该站110kV 1M、2M母差保护进行多次模拟母线区内故障逻辑试验。母差保护装置液晶界面能正确显示母差保护动作信息,但母差保护装置指示灯无动作信号。测量保护出口压板无输出,由此确认母差保护功能失效。
更换母差保护装置面板插件,操作电源指示灯仍熄灭。再次进行模拟母线区内故障试验,母差保护装置指示灯仍无动作信号,保护出口压板也无输出,由此排除母差保护装置面板插件损坏引起操作电源指示灯熄灭的可能。
1.3 保护装置故障原因分析确认
逐个插拔排查单元板,母差保护装置差动动作指示灯长亮,失灵动作灯长亮,保护异常灯长亮,开入异常灯长常亮,功能投退灯长亮,且都不能复归。用昂立试验器输入电流,间隔5电流幅值1A、相位0°,间隔11电流幅值1.2A、相位0°,而实际装置采样为间隔5电流幅值0.6A、相位28°,间隔11电流幅值0.8A、相位52°,很明显,间隔5、11采样有误且采样值出现“零飘”现象。
通过排查测试发现装置BP333信号3插件损坏,导致24V工作电压变为零,操作电源指示灯熄灭。由此将故障原因锁定在母差保护装置电源插件BP360、BP361。
更换BP333信号3插件后,操作电源指示灯恢复正常,但面板差动动作、失灵动作、互联动作及保护异常指示灯亮,且母差保护装置显示有差流以及显示的第5、11间隔刀闸位置与实际不一致。
针对开入与实际不对应现象进行逐项排查,最终确定BP330(单元3)开入、出口插件损坏。更换插件后,母差保护装置恢复正常指示,定值、逻辑功能、出口均正确。
2 技术分析与探究
检查BP333板件,可见其24V电压回路的滤波电容FC1烧毁。滤波电容FC1表面有明显颜色变化和裂痕,用万用表检查其引脚间已短路,由此可判断BP333的24V电源短路是由该电容短路引起的。
2.1 BP330板件故障定位
用单板调试台测试BP330板件,发现其总是报开入2、4通道错误。用示波器和万用表依次检查110V开入回路、数据总线,发现开入2、4通道所对应的的数据总线波形异常。开入第三通道波形如图1所示。
由图1可知,开入异常通道所对应的数据总线上的波形发生了严重畸变,其电平在开始时有一个不稳定状态。这种不稳定状态可能导致CPU对开入状态检测错误。
沿着数据总线回路往后级检查,发现BP330板和总线板的一片接口缓冲芯片U21异常,其15、17脚对引脚20(电源Vcc)的阻值分别为2、180Ω,而正常应在1MΩ以上;并且其15、17脚正好对应开入回路的2、4通道。
因为U21的15、17脚对引脚20基本呈短路状态,所以对应数据总线EBUSD1/EBUSD3被拉至高电平不能变化,而数据总线为开入、开出、交流采样共用总线,这就导致了开入、开出、交流采样都出现异常,母差保护装置产生了差动电流。
2.2 BP330板件故障深入分析
对芯片内部进行进一步失效分析。U21芯片引脚间阻值减小,怀疑由长时间工作过程中塑封分层、水气入侵导致漏电或过电冲击导致烧毁引起。拆除BP330板件上的U21问题芯片,对其进行超声扫描(检测塑封分层)和开封检查(检查过电冲击痕迹)。
(1)BP330板件上的滤波电容FC1短路,导致装置的24V出口电源消失。由于现场所用程序版本较老,因此母差保护装置自检未能报出该异常。
(2)BP330板件总线数据缓冲芯片U21(74HC245D)的第15、17脚与20脚(+5V电源)间击穿漏电造成数据总线通信异常、装置开入异常、交流采样异常。
3 处理与防范措施
(1)在调试大纲中,从未要求对保护装置内部板块的芯片进行特殊检查,从而存在不能被及时发现的安全隐患。为此,应逐步采用带有较强自检功能的微机型母差保护[3~6]。
(2)加强技术培训,加深对保护装置内部插件的认识,避免人为因素导致定检质量下降事件的发生,并进一步加强对母差保护等二次设备的技术管理,从精益化管理制度上实现保护装置的可控、在控。
(3)务必对继电保护进行生命周期内的定检工作,特别是保证母差等保护正确无误动;规划、选择和优化安全自动装置、母差失灵保护,对保护装置进行程序升级,以完善装置自检功能。
(4)结合保护定检项目,对运行超过8年的保护装置,进行电源插件更换,梳理定检台账,建立完整的设备健康档案,落实设备责任到人制度,保证保护装置稳定、可靠运行。
4 结束语
继保自动化[4~6]是继保专业发展的一个重要方向,它综合应用监控、计算机和网络通信技术,借助通信网络的可靠性和实时性以及系统的稳定性,实现对二次设备的全方位监控,同时结合各项反事故措施,可不断提升装置自身的性能。
摘要：针对某220kV变电站110kV母差保护装置面板操作电源指示灯熄灭缺陷,通过检测分析,确定导致指示灯熄灭的根本原因是差动保护装置电源插件BP360、BP361故障,最后通过对该保护装置进行程序升级,完善了装置自检功能。
关键词：110kV母差,操作电源,指示灯,电源插件,程序版本,自检功能
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110kV母差 篇4
关键词：差动保护；带负荷测量；差流；中间变流器
中图分类号：U224.2+7 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）23-0129-01
1 设备情况简介
四平热电厂66 kV母线采用双母线接线，母联兼旁路形式，除1、2、3号发电机外还有6条线路和高备变接入母线。其中3号发电机出口是三卷变，正常方式向220 kV系统供电，不与66 kV系统联系。
1.1 故障前系统运行情况
故障前系统运行情况：1、2号发电机分别经1631、2631开关接至66 kV北、南母线，热中甲，热海甲，热平甲线接至北母线，热中乙，热海乙，热平乙接至南母线，6300开关做母联运行，南、北母线经6300开关环并。
1.2 保护情况
66 kV母线保护采用比相式母差保护，由差动元件和比相元件构成。差动元件采用BCH-2/型差动继电器，比相元件采用LXB-1A电流比相继电器。此外还有低电压闭锁和电流断线闭锁元件用于闭锁母线保护。差动定值为10 A，低电压定值65 V，电流断线闭锁定值0.5 A。电流互感器变比1500/5，电压互感器变比66/0.1。
2 故障过程
2002年4月16日早，母差保护动作，母线上所有元件均跳闸。运行人员和继电班立即到现场检查，发现母差保护屏XJL、XJI、XJII信号继电器掉牌，“母差保护动作”光字牌亮，同时在开关场没有发现故障点。当时母差保护投无选择位置。由于一次设备未发现异常，也没有发现故障点，怀疑是保护误动做，请示总工同意后恢复送电，系统恢复正常的运行方式。
3 检查过程
①在系统恢复正常后，首先在母差保护屏测量了母差保护的差流：A310：45 mA，C310：45 mA，N310：40 mA。
②在开关场各设备端子箱处测量各设备310（母差电流编号）电流相位和幅值，由于开关场各设备端子箱间距离较远，所以选择油泵电源作为参考量以获得同一基准值。
测量结果如下：
#1主变：
A310：1.1 A，146 ℃、C310：1.09 A，25 ℃、N310：266 ℃
2主变：
A310：0.7 A，144 ℃、C310：0.4 A，27 ℃、N310：266 ℃
母联开关：
A421：0.2 A，341 ℃、C421：0.2 A，221 ℃、N421：99 ℃
热平甲线：
A310：0.41 A，343 ℃、C310：0.4 A，215 ℃、N310：91 ℃
热平乙线：
A310：0.47 A，340 ℃、C310：0.46 A，211 ℃、N310：93 ℃
③通过对上面数据的分析可以看出，1、2号发电机为电源，其电流相位与各负荷线相位相反，说明差动回路电流相位正确。各电流回路的电流幅值也和一次设备电流基本对应，由于测试时间较长，虽然运行人员尽力保证机组工况和负荷的稳定，但是也不能排除测试过程中的机组工况和负荷变动的影响，所以说以上数据还不能认为是同一时间的精确测量，不能用来对电流的幅值进行量的比较，还不能因此保证差流回路没有任何问题，但至少能说没有接错极性等大的错误。
④由于带负荷测量没有发现问题，同时电业局方面说热海乙线4月16日发生过短路，所以怀疑热海乙线电流回路存在错误导致差动保护区外故障误动作的可能性很大，决定热海乙线停电仔细检查其电流互感器及差动电流回路。4月17日热海乙线停电检查。
热海乙线电流互感器变比为600/5，差动电流回路接有中间变流器，变比为5/2，这样折算到母差保护屏的变比为1 500/5。
首先进行了电流互感器的试验，试验时为了能取得更加准确的结果，采用大电流发生器做变比试验，一次加600 A，二次电流测得5 A，测得变比完全正确。随后进行的极性，伏安特性，绝缘和二次负担试验结果都正确，没有发现任何问题。
然后进行了中间变流器的试验，在进行到A相中间变流器变比试验时发现变比不对，起初怀疑是中间变流器损坏，可是在拆除二次线后测量变比却正确，原来问题出在二次接线上。结论是由于中间变流器接线错误导致实际变比与设计变比不符，而在以前定检时测变比时都是拆开接线进行的，所以这一问题没能及时发现。
⑤保护定值存在的问题。原一次定值为1 500 A，是由电业局试验所于1997年5月27日下发的（母差保护定值由电业局计算）。我们对其进行了重新核算，与原定值有较大差别。
母差保护定值整定原则主要考虑要躲过外部最大短路电流，防止在外部短路时误动。取#1、2机运行，热平甲乙线运行，66 kV线路出口三相短路电流（最大外部短路电流）为11 438 A，则：
Idz=Kk（Fi+Fi'）Idmax=1.5（0.1+0.05）11 438=2 573 A
Kk为可靠系数，取1.5。
Fi为CT误差取0.05～0.1。
Fi'为中间变流器误差，取0.05。
Idmax为最大穿越性故障电流。
可以看出，新算的定值为2 573，与原定值1 500相差很大。考虑到1997年5月时四平热电厂只有1台机运行，所以该定值应该是按照1台机运行整定的，没有根据四平热电厂的实际情况及时修改。由于定值较低，可能在外部故障时躲不过不平衡电流，造成母差保护在区外故障时误动做。
我们将这一情况及时通知了电业局，后者又重新下发了定值通知单，将母差保护的定值改到了3 000 A/10 A。
4 检查结论
从上面的检查过程可以看出，母差保护误动作有两个原因。4.1 变流器接线错误
热海乙线差电流回路用中间变流器接线错误，导致变比错误，将变比从1 500/5变成了600/5。当热海乙线线路发生短路故障时，巨大的短路电流流过热海乙线，由于变比错误导致不平衡电流增大，达到动作值引起母线差动保护误动作。
4.2 母差保护定值低，不能躲过外部故障的不平衡电流
母差保护定值低，不能躲过外部故障的不平衡电流是保护误动的一个重要原因。尤其当热海乙线变比错误，导致故障时不平衡电流增大，较低的定值更是无法躲过不平衡电流，于是就发生了保护误动作的情况。
5 教训及防范措施
①从母差保护的带负荷测差流过程可以看出，由于负荷电流比较小，相应的反映在二次的电流就更小了，再加上测试过程中负荷电流变动的影响，所以一些小的错误在带负荷测量时并不能发现。尤其对于母差保护，因为所带的元件多，所以可能由于正、负误差互相抵消的影响恰好导致问题被掩盖了，于是在带负荷测量时无论是差流还是电流相位和幅值都没能发现错误。可见，带负荷测量并不能发现差回路的一切问题，最基本的方法还是应该仔细检查元件及彻底的校线。
②由于中间变流器采用自偶变的形式，所以在接线时一定要分清公共端和出线端，如果将出线端接成公共端，正好将变比变成了1，失去了中间变流的作用。同时在电流互感器试验时也不应只是单纯的把互感器和中间变流器单独测试一下就完事，还应仔细检查回路，并且可以将电流互感器和中间变流器整体做一下变比，防止存在类似的错误或极性错误等，避免检验的死区存在。
参考文献：
110kV母差 篇5
双母线运行时, 母差保护需要正确跟随母线运行方式的变化才能保证母线保护的正确动作, 即通过每个间隔#1M或者#2M侧刀闸的分合位来判断其连接在哪条母线, 并决定当母差保护动作时跳开哪些间隔开关, 或者有间隔开关失灵时跳开哪条母线。而刀闸的分合位信息是通过其辅助接点来实现, 当辅助接点与刀闸的实际位置不一致时, 母线保护无法对运行方式做出正确判断从而造成保护拒动或误动。下面以宝安站为例, 对上面现象进行说明。
1 位置不对应异常情况
宝安站220kV母线采用双母双分段接线方式, 简化图如上。每两条互联母线配置2套深圳南瑞公司的BP-2B微机母线保护和1套BP-2B微机断路器失灵保护。某次一次设备正常运行时, 失灵保护屏报“开入异常”告警, BP-2P装置上报文显示“刀闸位置变化000565 00029B 07”和“刀闸位置变化000561 00029B 07”。后经检查为送刀闸辅助接点至失灵保护屏的一根电缆绝缘异常所致。
BP-2B装置引入隔离刀闸的辅助接点实现对母线运行方式的自适应, 同时用各支路电流和电流分布来校验刀闸辅助接点的正确性, 当发现刀闸辅助接点状态与实际不符, 即发‘开入异常’告警信号, 在状态确定的情况下自动修正错误的刀闸接点。但由于断路器失灵保护没有接入电流模拟量, 所以装置无法使用支路电流和电流分布进行修正。
BP-2B装置有两种方法来判断隔离刀闸的位置, 第一种是设为自动, 即上述所说的刀闸辅助接点自适应, 第二种是强制设定, 即在装置中将刀闸位置强制设为1 (合位) 或0 (分位) 。
母线上的刀闸状态用一系列的编码来表示, 编码又分为刀闸变位和刀闸错误的编码。刀闸变位报文编码记录的是刀闸改变后母线上各元件的刀闸位置及其他开入的状态, 由2组6位16进制数和1组2位16进制数组成。前2组数中靠右代表I母刀闸, 靠左代表II母刀闸, 翻译为二进制后代表母线保护刀闸辅助接点的开合状态, 1表示闭合, 0表示断开;后1组数翻译为二进制数后代表母联状态和其它开入记录。刀闸错误报文的编码记录的是位置错误的刀闸, 表示方法与刀闸表示相同[1]。
具体以上述报文来说明。失灵屏内显示“刀闸位置变化000565 00029B 07”和“刀闸位置变化000561 00029B 07”报文, 三组数字中, 左边 (000565或者000561) 为II母, 中间 (00029B) 为I母。靠左边 (II母) 的六位数值有变化, 将其转成二进制量为:
可看出:II母上间隔3的刀闸位置 (从右往左看) 发生了变化, 正因此才导致了失灵保护屏频发刀闸切换信号。间隔3正常连接在II母, 也即是说该间隔G2刀闸由正常的合位变成了分位。
2 位置不对应对失灵保护的影响
断路器失灵保护与母线保护公用跳闸出口。当母线所连的某断路器失灵时, 由该线路或元件的失灵启动装置提供一个失灵启动接点给BP-2B装置。BP-2B装置检测到某一失灵启动接点闭合后, 启动该断路器所连的母线段失灵出口逻辑, 经失灵复合电压闭锁, 按可整定的“失灵出口延时1”跳开母联开关, “失灵出口延时2”跳开该母线连接的所有断路器。
由于电缆绝缘异常导致失灵保护屏BP-2B装置判断间隔3刀闸变位, 即本应在合位的G2刀闸变成了异常的分位: (1) 若#2M上有其他开关失灵动作开入到失灵保护屏, 由于判断该间隔3未连接在任一母线上, 失灵保护将无法跳开该开关而造成拒动。 (2) 若该间隔3的开关失灵动作, II母失灵出口将无法启动, 母线失灵保护会发生拒动, 最后由母联开关失灵保护切除故障, 这样延时增大, 无法快速切除故障。
同样, 假如正常在分位的#1M刀闸G1与实际位置不对应, 变为异常的合位, 那么: (1) 若#1M上其他断路器失灵动作开入到失灵保护屏, 该间隔3的开关将误动, 事故范围扩大; (2) 若该间隔3的开关失灵动作, 将同时跳两条母线, 使#1M误动, 事故范围扩大。
3 位置不对应对母差保护的影响
与断路器失灵保护一样, 刀闸位置不对应时母差保护BP-2B装置同样会拒动或误动。当本应在合位的刀闸变成了异常的分位时, 装置判断该间隔未连接在任何母线, 若母差保护动作, 将无法切除该间隔。倒母线过程中, 两条母线经刀闸相连时若刀闸变成异常的分位, 装置将不会自动判别互联状态, 由于此时已将母联开关设为死开关, 如果任一条母线故障, 将不会跳另一条母线, 而是由母联开关失灵启动跳开另一条母线, 延误了母线故障切除时间, 有可能造成系统稳定破坏。当正常在分位的刀闸变位异常的合位时, 装置判断两条母线经刀闸相连, 装置自动转入“母线互联方式”——不进行故障母线的选择, 一旦发生故障同时切除两段母线, 造成事故扩大。
与失灵保护不同的是母差保护BP-2B装置同时用各支路电流和电流分布来校验刀闸辅助接点的正确性并自动修正, 而断路器失灵保护并没有接入电流模拟量, 无法使用支路电流和电流分布进行修正, 这也是此次异常只有失灵保护BP-2B装置发“刀闸变位”报警, 而母差保护装置未发的原因。但如果多个刀闸辅助接点同时出错, 母差保护BP-2B装置则可能无法全部修复。另外对刀闸位置的校验或修正是在判别支路有电流的情况下进行的, 如果该单元只有极小负荷或空载运行, 那么即使该单元的刀闸位置不对应, 微机母线差动保护装置也会因为二次电流分布近乎平衡, 大差、小差电流几乎为0, 而无法修正[2]。
造成刀闸位置不对应的原因主要是辅助接点质量不良, 如接点不良造成误断开, 接点粘连导致误闭合。另外受潮、电缆绝缘能力降低等都可能造成导致位置不对应。
4 结语
当出现刀闸位置不对应时应尽快处理, 如不能及时处理, 可采取强制设定的临时措施, 即在BP-2B装置中将变位异常的接点强制设定为1或0, 即本来的位置。但此措施又将产生新的问题和隐患:若此期间出现倒母线操作, 由于已强制设定, 保护装置中该刀闸位置将不会跟随一次设备变化, 位置不对应现象将再次发生, 并发“开入异常”报警, 而倒母线时正常会发“开入变位”信号, 如果未能正确区分这两个信号, 并根据倒闸后的刀闸位置再次强制设定, 仍可能造成保护误动或拒动, 所以最好是在倒母线操作前取消强制设定, 恢复自动。因此运行过程中要高度重视辅助接点异常造成的刀闸变位、位置不对应等异常, 充分认识其对母差保护、失灵保护造成的影响, 出现异常时尽快处理予以消除。
摘要：双母线运行时, 各连接元件经常在两段母线间切换, 母差保护及相应的失灵保护需要正确跟随母线运行方式的变化才能保证母线保护的正确动作。一般采用刀闸辅助节点来判断当前的运行方式, 当刀闸辅助接点状态与实际不对应时, 可能造成保护母差保护及失灵保护误动或拒动。本文针对一起BP-2B装置发“刀闸变位”的异常分析刀闸位置不对应对母线保护及失灵保护的影响。
关键词：位置不对应,母差,误动
参考文献
[1]深圳南瑞科技有限公司.BP-2B微机母线保护装置技术说明书V1.04[M/CD].深圳南瑞科技有限公司, 2005
110kV母差 篇6
关键词：失灵启动,失灵保护,验收方法,安全措施
当系统发生故障, 故障线路 (元件) 的继电保护装置动作, 对故障线路 (元件) 断路器发出跳闸命令, 而断路器操作失灵而拒绝跳闸时, 利用故障线路 (元件) 的保护作用于本变电站相邻断路器跳闸, 有条件的还可以利用通道, 使远端有关断路器同时跳闸的接线称为断路器失灵保护。断路器失灵保护是近后备保护中防止断路器拒动的一项有效措施。目前220kV变电站一般配置一套或两套220kV母差失灵保护, 实现断路器失灵保护的功能。
母线保护对系统安全、稳定运行至关重要。母线保护一旦投入运行后, 就很难有全面停电的机会进行检验。在工作实际中, 故对母线保护可靠性要求很高。而失灵回路相对较复杂, 往往误动次数多于正确动作的次数, 因此本文认为有必要加强对失灵启动回路完整性的理解认识, 并提出了定期校验中失灵启动回路安全措施和验收检验方法。
1 失灵启动回路
1.1 电力系统220kV双母接线方式线路、主变保护失灵启动方式
(1) 线路 (元件) 的失灵保护启动装置中的电流判别元件接点 (SL接点) 与保护动作触点 (TJ触点) 或操作箱的三相跳闸触点 (TJR触点) 串联后, 再串联用于判别母线运行方式的重动的电压切换触点 (YQJ触点) 后, 提供给失灵保护, 失灵保护判定失灵断路器所在母线满足失灵保护电压闭锁条件后, 经较短时限 (一般整定为0.2S) 跳开母联断路器, 再经一个时限 (一般整定为0.5S) 后, 切除失灵断路器所在母线的各个连接元件。如下图1、图2所示的是早期的失灵启动回路:
(2) 线路 (元件) 的失灵保护启动装置中的电流判别元件接点 (SL接点) 与保护动作触点 (TJ触点) 或操作箱的三相跳闸触点 (TJR触点) , 提供给失灵保护保护, 经过母线失灵保护中线路 (元件) 的刀闸辅助接点判定失灵断路器所在母线, 满足失灵保护电压闭锁条件后, 经较短时限 (一般整定为0.2S) 跳开母联断路器, 再经一个时限 (一般整定为0.5S) 后, 切除失灵断路器所在母线的各个连接元件。如下图3、图4所示:
(3) 线路 (元件) 保护装置向母线失灵保护提供保护动作触点 (TJ触点) , 与母线保护中的相 (三相) 电流启动接点构成“与门”, 经过母线失灵保护中线路 (元件) 的刀闸辅助接点判定失灵断路器所在母线, 满足失灵保护电压闭锁条件后, 经较短时限 (一般整定为0.2S) 跳开母联断路器, 再经一个时限 (一般整定为0.5S) 后, 切除失灵断路器所在母线的各个连接元件。如下图5, 图6所示:
从回路的连接上看, 上述第 (3) 种启动方式, 采用母线保护装置内部的失灵电流判别功能, 线路 (元件) 保护与母线保护一一对应, 更符合双重化的要求。而第 (1) 、 (2) 种启动方式, 失灵电流判别需要在线路保护的辅助保护装置中实现, 并不是完全意义上的一一对应的双重化, 而且回路比较复杂。而且根据《广东省电力系统继电保护反事故措施及释义 (2007版) 》规定, 220kV母线差动保护, 应采用母线保护装置内部的失灵电流判别, 主要是考虑到双套配置的失灵保护经由同一个电流元件把关不符合可靠性的要求, 而内含有失灵保护功能的微机型母线差动保护也可实现电流判别功能。采用母线差动保护装置内部的失灵电流判别功能, 还可以有效简化外部失灵启动回路, 降低失灵保护误动作风险。
《广东省电力系统继电保护反事故措施及释义 (2007版) 》规定线路支路应设置分相和三相跳闸启动失灵开人回路, 元件支路应设置三相跳闸启动失灵开人回路。如图1、图2中, 线路保护设置了分相跳闸触点——A相跳闸触点 (TJA触点) 、B相跳闸触点 (TJB触点) 、C相跳闸触点 (TJC触点) , 三相跳闸触点 (TJR/TJQ触点) 。主变保护动作不分相, 所以只设置了三相跳闸触点 (TJ/TJR触点) , 如图2、图4。
第 (2) 、 (3) 种启动方式中判别母线运行方式的开关量输入触点采用开关场地母线隔离开关和断路器的辅助接点 (分段或母联失灵判别母线保护需接入其断路器的辅助接点) , 不采用经过重动的电压切换触点 (YQJ触点) 。一方面可防止重动继电器发生故障时, 导致母线差动或失灵保护发生误动;另一方面可有效的简化母线保护外部回路, 提高双重化配置的两套母线保护之间回路的独立性。故按反措要求, 近年来新建变电站、扩建技改工程的保护设备, 都采用方式 (3) , 而对现有运行中的保护设备启动失灵回路不作改动。
对于启动方式 (3) 中, 《广东省电力系统继电保护反事故措施及释义 (2007版) 》规定, 为了防止单套母线差动保护与单套线路 (元件) 保护退出后造成失灵启动回路交叉退出的情况, 每套线路 (元件) 保护动作后应同时启动两套失灵保护, 如图5。但2011年, 《南方电网一体化电网运行智能系统技术规范》中规定新的设计规范中, 每套保护动作后只启动一套失灵保护。考虑到单套母线差动保护与单套线路 (元件) 保护交叉退出的情况很少, 而且完全可以从运行方式操作上杜绝这种情况的出现, 为了简化回路, 故今后新建变电站中, 都执行《南方电网一体化电网运行智能系统技术规范》, 每套保护动作后只启动一套失灵保护, 见图6。
1.2 用于启动失灵保护
(1) 线路的主保护、后备保护动作, 启动分相跳闸继电器, 经分相动作触点启动失灵保护。母线失灵保护动作, 启动三相跳闸继电器 (TJR) , 经三相跳闸触点 (TJR触点) 启动失灵保护;辅助保护 (包括过流保护、充电保护等) 动作, 启动三相跳闸继电器 (TJR) , 经三相跳闸触点 (TJR触点) 启动失灵保护。而断路器三相不一致保护不应启动失灵保护;220kV备自投装置备自投动作跳220kV线路也不启动失灵保护。
(2) 主变失灵的应用:变压器的电气量保护, 均启动变压器失灵保护。非电量保护动作后因不能快速自动返回, 容易造成误动, 因此非电量保护不启动失灵保护。
2 母线失灵保护动作逻辑及回路
220kV母线保护的动作逻辑图如图7 (a、b) 所示:
2.1 解决失灵保护复合电压闭锁问题
为了防止失灵保护继电器误动作或误碰出口中间继电器造成母线保护动作, 故母线保护都采用了电压闭锁元件。为了解决变压器变低故障, 主变高压侧开关失灵时, 断路器失灵保护复合电压闭锁元件灵敏度不足的问题, 广东电网一般采用主变电量保护动作接点解除复合电压闭锁, 解除失灵复压闭锁回路, 由变压器电量保护动作接点串接压板直接开入失灵保护, 不经电流判据闭锁。而且解除闭锁所用的保护动作触点与启动失灵所用的保护动作触点必须是来自不同继电器的动作触点, 以防止继电器故障时因取自同一继电器造成两个回路同时导通的严重后果。
2.2 解决变压器变高开关失灵问题
变压器变高开关失灵时, 母线失灵保护应切开主变各侧开关。近年来, 广东电网内发生220kV母线故障和220kV断路器失灵的事故数量呈不断上升的态势, 110kV系统与220kV系统联系紧密, 而电源点也不断增多, 可提供的短路电流容量不断增加。如果此时母线发生故障而主变变高开关失灵拒动, 此时仍可通过110kV系统向主变提供短路电流, 如果此时依靠主变后备保护以一定的延时去切除主变各侧断路器, 可能会出现以下两个严重后果:主变保护因受110kV系统倒送过来的短路电流冲击而损坏;或相邻主变的后备保护因达到动作定值和时间而动作, 造成事故范围扩大。因此广东省电力系统继电保护反事故措施规定, 变压器变高开关失灵时, 母线失灵保护应切开主变各侧开关。目前220kV母线故障主变断路器失灵联切主变各侧断路器的逻辑采用以下方法:母线保护动作判断、失灵电流判据和延时出口的功能在220kV母线保护内实现, 每套母线保护引出一对失灵保护跳闸触点至主变压器非电量保护, 非电量保护只负责收到失灵跳闸开人信号后联切主变压器各侧断路器。220kV主变失灵联跳回路如下图8:
2.3解决线路保护远跳问题
当母线故障发生在线路电流互感器与断路器之间时, 对于故障线路纵联保护来说, 是反方向故障, 母线保护虽然正确动作, 跳开了本侧线路开关, 但故障点依然存在, 此时依靠母线保护动作触点去启动线路操作箱的三相跳闸继电器TJR, 然后TJR启动远方跳闸或其他保护停信/发信, 使对侧保护动作快速切除故障, 减少故障对系统的影响。
3 验收、校验失灵启动回路方法
母线差动保护一旦投入运行后, 就很难有全面停电的机会进行检验。因此对母线差动保护, 在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理, 技术监督。失灵启动回路中, 分相启动失灵回路中各个保护装置动作接点和压板在回路中形成“与”的条件, 即所有条件符合时回路导通, 任意一个条件不符合时回路不导通;三跳启动失灵回路中各装置动作接点和压板的关系也为“与”的关系, 最后三跳启动失灵回路与分相启动失灵回路形成“或”的关系, 即任一启动失灵回路导通即可启动失灵。为了防止接点粘死、接错线等情况, 本文结合日常的工作经验, 提出了完整的失灵启动回路的验收方法 (在此以最复杂的失灵启动回路为例, 见图1) 。
3.1 检验每个接点的动作情况及每个接点动作时回路的导通情况
例如在图1中, 断路器辅助保护RCS923装置A相失灵启动电流元件动作时001和05之间回路导通, 001和021、001和024、001和025均不导通;RCS923装置A相失灵启动电流元件和RCS902装置A相跳闸接点动作时 (所有压板投入) 001和021回路导通, 001和024、001和025不导通;RCS923装置A相失灵启动电流元件和RCS902装置A相跳闸接点以及1YQJ4接点都动作时001和024导通, 001和025不导通。其他支路试验方法以此类推。
3.2 检验每个压板在回路中的作用
某个启动回路各保护动作接点均满足条件时, 通过投退压板检验该压板的作用。
4 验收、校验失灵启动回路的安全措施
1) 工程验收时, 接入失灵启动回路并进行失灵联跳开关时, 应确保联跳其他运行中开关的出口压板在退出位置, 并用绝缘胶布封好压板上端;
2) 保护校验时, 若保护启动失灵回路如图1、2接线时, 应退出失灵启动总压板LP1, 并用绝缘胶布封好压板上端及024、025回路的端子, 通过检查电位变化判断回路的导通情况;也可以解开024、025电缆进行试验。若保护启动失灵回路如图3、4接线时, 应退出失灵启动总压板LP1, 并用绝缘胶布封好压板上端及024回路的端子, 通过检查电位变化判断回路的导通情况;若保护启动失灵回路如图5、图6, 应退出所有的失灵启动压板, 包括分相启动失灵压板、失灵启动总压板、三相启动失灵压板, 并用绝缘胶布分好压板的上端及端子回路03、05、07、09的端子。
5 结论
断路器失灵保护对系统安全、稳定运行至关重要, 母线保护一旦投入运行后, 就很难有全面停电的机会进行检验。为了提高断路器失灵保护的可靠性, 应在实践中不断总结经验, 加强对失灵回路的质量管理和技术监督, 保证母线保护不留隐患地投入运行。
参考文献
[1]贺家李, 宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社, 1994.
[2]贺家李, 电力系统继电保护技术的现状与发展[J].中国电力, 1999, 32 (10) :38-40.
[3]宋继成, 200～500kV变电所二次接线设计[M].北京:中国电力出版社, 2004.
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110kV母差 篇7
2007年10月27日至11月3日, 某Á220kV变电站计划停电, 对母联间隔开关及CT进行更换。27日上午将变电站所有线路倒至1M运行, 断开母联开关220kV 2M停电开始检修工作。当时变电站运行方式见图1。
11月3日, 母联开关及CT更换工作完成, 开始恢复220kV 2M送电工作, 下午14时52分合上2M 222PT刀闸, 15时05分01秒, 合上浪小甲线2725开关, 220k V 2M带电, 15时06分38秒, 站内220k V母差失灵保护RCS-91A动作, 切除220kV 1M、2M母线上所有开关, 造成220kV变电站全站失压, 事故损失负荷300MW。
2 事故点查找
事故发生后, 对全站一次系统和二次系统设备进行全面检查, 检查结果一次系统设备完好, 二次系统发现浪小乙线线路保护 (RCS-931) 屏上CZX-12R1操作箱电压切换插件与C相动作出口插件烧毁, 进一步检查发现浪小乙线2M母线刀闸, 用于监视母线电压切换回路的辅助开关常闭接点不通。
3 失灵保护动作原因分析
通过对故障设备的进一步分析, 从中找到引起失灵保护的动作原因为, 10月27日, 在进行220kV 2M母线停电操作过程中, 220kV浪小乙线的2M母线刀闸辅助转换开关常闭接点, 因接触不良而未能接通 (见图2) , 在厂家典型设计接线情况下, 2YQJ4-2YQJ7等4个双位置继电器不能复归, 而1YQJ4-1YQJ7处与动作状态, 使220kV 1M PT二次电压经浪小乙线的电压切换回路送至2M PT二次小母线 (见图3) 因2YQJ1-2YQJ3继电器失压, n223-n224回路不能发出“切换继电器同时动作”信号 (见图4) , 致使运行人员无法发现。
11月3日14时52分在恢复2M送电过程中, 当合上222PT刀闸后, 220k V 1M PT二次电压通过浪小乙线的电压切换回路反充至220kV 2M PT及220kV 2M母线, 导致浪小乙线保护CZX-12R1操作箱电压切换回路承担充电电流而发热。
11月3日15时05分01秒, 合上浪小甲线开关2725, 220kV 2M母线带电。但此时母联开关2012未合, 1M、2M处于分列运行状态, 且2M由浪小甲线空充。由于浪小甲线对侧变电站与本站1M之间存在电势差, 而本站2M在空充下也与浪小甲线对侧变电站存在电势差, 因此本站1M、2M之间存在较大的电势差。又由于此时220kV 1M PT、2M PT二次侧在浪小乙线电压切换回路直接短接, 因此在此回路中产生了很大的短路电流。导致浪小乙线保护CZX-12R1操作箱切换回路发热加剧, 迅速将电压切换插件与C相出口插件绕毁, 电压切换继电器绕熔后, 电压切换回路的直流电源间歇窜入失灵启动回路, 造成失灵保护间歇收到失灵开入信号。同时, 由于220kV 1M、2M PT二次侧短路, 导致PT二次电压三相不平衡。录波显示PT二次电压出现不平衡电压约8-12V, 大于失灵保护的零序闭锁电压定值6V, 造成电压闭锁元件开放, 待延时满足后失灵保护动作, 出口跳闸将1M、2M上所有开关跳开。
4 改进措施
由上述分析, 说明传统电压切换回路设计存在缺陷, 若母线刀闸辅助开关常闭接点故障而不能接通 (常开接点正常) , 可能造成1M、2M电压切换回路中的双位置继电器同时动作, 致使1M、2M母线PT于二次侧并接。若此时1M、2M存在电势差, 将在电压切换回路中形成很大的短路电流, 烧毁电压切换继电器, 甚至可能导致失灵保护动作。而传统的"电压切换继电器同时动作"信号采用串接于电压切换常开接点的常规继电器, 不能准确反映母线刀闸位置接点状态, 在某些特定条件下将无法对切换继电器同时动作准确报警。为了消除这一故障隐患, 避免同类事故的再次发生, 可采用下列改进措施。
4.1 在新建变电站或线路的回路设计时将保护屏中采用的传统电压切换继电器同时动作信号改用双位置继电器接点, 以便监视双位置切换继电器工作状态。当保护屏的切换电压回路采用双位置继电器接点时, 如遇刀闸位置异常或双位置继电器本身故障引起了接点粘死, 导致两组电压非正常并列的情况, 以上信号会保持直至故障排除 (见图5) 。
4.2 对于已投运的设备, 若原有回路利用单位置继电器接点发信的, 可利用本屏内已有的备用双位置继电器接点, 并接到原有的单位置继电器同时动作的信号上, 按图6粗实线所示增加屏内端子间的配线。
4.3 母线运行方式的判别应有断路器失灵保护完成。
4.4 新建变电站断路器失灵保护功能应包含在母线保护内, 此时电流检测由母差装置提供, 判别启动功能有断路器失灵保护完成。
摘要：针对某220kV变电站母差失灵保护误动分析, 发现传统电压切换回路存在设计缺陷, 找出当发生母线刀闸辅助开关常闭接点故障而不能接通 (常开接点正常) 时, 会造成Ⅰ、Ⅱ母电压切换回路中的双位置继电器同时动作, 致使Ⅰ、Ⅱ母PT于二次并接, 发生电压切换继电器烧毁, 导致失灵保护动作, 造成220kV变电站全站失压的原因, 提出了改进及预防措施, 皆在更好地完善母差保护的运行和维护。
关键词：220kV母线,失灵保护,误动分析,对策
参考文献
[1]国家电力调度通信中心编.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.