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常見問題

變壓器零序過壓保護的誤動分析

  2.1FT二次間tt性矩路引起零序過壓保護誤動2.1.1故障現象2001年5月3日13時22分,昌變3主變在更換微機保護裝置過程中,發生屏頂llOkVB相小母線B630間性接地現象,4主變保護110kV側零序過壓保護動作,4主變三側開關跳閘。 

  2.1.2保護動作情況分析4主變動作報文為:502msVomCK110.5V,對采樣報及波形圖分析:1101cVPT二次B相接地時,保護裝置采樣感受B相電壓降為4.5V,A相和C相電壓升高為76.8V,自產3U為110.IV.錄波圖同樣反映出AC相電壓升高,B相電壓降低,開口3U沒有電壓。 

 ?。?〉從電壓相位來看,AC相電壓相位角由12(f變為85°左右,電壓回路異常的示意如,等效電路回路如等效電路回路由上面分析可知,由于FT二次B相接地造成FT二次繞組4加了一個與B相同相位的偏移電壓,引起AC相端圖中:L(電纜芯長度)=180m p(電導系數)=578(電芯截面軹)=2.5 110kV電壓互感器B相繞接地短路時110kV電壓互感器B相熔斷器未熔斷,其熔斷器熔斷電流為15A,可見UOfcV電壓互感器B相接地短路后短路電流小于15A.從采樣值可知:UB在控制小母線處為4.5V,則接地電阻:i2根據錄波圖比例尺可知故障前系統電壓EB:因B相短路在N‘600處產生了偏移電壓,其相位與B同相位,則FTAC相控制室小母線處的端電壓為:C相電動勢)電壓幅值升高,相位發生了變化,而造成4主變自產3U達到零序過壓定值。 

  2.2FT回路兩點接地引起零序過壓保護課動2.2.1事故現象生接地故障,昌亞二線保護裝置425m距離段、428ms零序段動作出口跳閘,經1491m重合閘出口,重合成功,與此同時,昌變110kV 1、2主變302m*高壓側零序過壓保護第一時限(定值為104V/0.38)出口,跳開35kV昌熱一、二線,502ms高壓雩序過壓保護第二時限(定值為104V/t)。58)出口,跳主變三側開關,造成熱電廠從系統解列,昌吉變10kV、35kV母線失壓。 

  2.2.2從錄波圖和報文信息分析1、2主變跳閘的報文104.00V⑵錄波圖分析計算4745.96A⑶數據分析存在兩個問埋系統故障二次開口零序電壓為84.75V(換算到自產零序電壓為48.9V),沒有達到1、2主變芩序過壓保護定值104V,而保護裝置動作記錄的電壓值為109.5V和l(M.00V在昌亞二線開關跳閘以后,也就是故障量持續到473i后消失,并沒有達到1、2主變高壓側零序過壓時間定值0.5S,1、2主變高壓側零序過壓不應出口跳1、2主變三側開關。 

  2.2.3保護裝置檢及原因根據以上存在的兩個問題,著重對裝置的零序過電壓保護和電壓回路進行了檢,分析情況如下:故障消失保護未返回2主變保護裝置高壓側零序過壓保護定值進行檢中,發現當過壓故障量的持續時間(比定值時間少25ms左右)并沒達到時間定值500ms,但零序過壓保護依然會延時25ms左右動作出口,而保護故庠報文均為502ms.具體測試方法如下:用昂立(ONLLY)試驗臺加人故障量持續時間為475ms,之后故障量返回(裝置時間定值500ms),但保護裝置并沒有返回,依然以5021118時限動作出口,相應地改變零序過壓保護時間定值和故障持續時間,均發現零序過壓保護的第一時限和第二時限均有25ms左右延時動作現象,同時第一時限動作后沒有點亮面板保護動作信號燈。 

  針對該裝置零序過壓保護動作存在25ms延時的現象,把保護試驗情況對廠家進行了反映,廠家在試驗室試驗中也發現了此現只是告訴有lOmg左右的延時,有關保護動作延時的程序問題,廠家在進行研究找。 

  保護自產3U采樣值與PT開口3U不相符問題。 

  在主變保護裝置電壓回路檢過程中,發現10kVn段FT的N600接地現象,停電檢發現10kV段FT的二次小套管Xd處由于瓷套松動、破裂與箱壁接觸,絕緣破壞造成接地,該點與電壓回路N600唯一接地點(昌變10kV、35kV、110kV、220kV電壓互感器二次N600在220kV控制室―點接地)之間形成了PT兩點接地。 

  通過計算分析主變保護自產3U =57.8V,考慮向量計算可知:也就是說,因PT二次N600兩點接地,在昌亞二線故障時,在考慮相位影響下,只要兩點之間的偏移電位差在215~51.代之間,就可能造成1、2主變自產311達到故障報文信息的109V.根據國際大電網會議工作組數據,橫向電位差可能最大值為10V/kA,在昌亞二線4745A故障電流下可能產生偏移電壓為47.45V. 2.2.4談動原因⑴CST231型主變保護裝置在零序過壓保護時間定值的程序設計上存在嚴重缺陷,造成故障持續時間與保護動作時間存在25ms延時,使保護動作時間不能夠K合。 

 ?、芇T的二次N600按反措要求是一點接地,但由于10kVFT的N600引出線接地,形成FT兩點接地,在系統故障大電流穿越下,形成兩點電位差。 

  2.3保護裝置配線N600開路引起零序過壓保護謾動2.3.1事故現象保護工作人員在電壓切換屏進行PT二次電壓線工作時,造成1主變保護裝置的N600瞬時開路,引起1主變302ms高壓側零序過壓保護第一時限(定值為104V/0. 3s)出口,502ms高壓側零序過壓保護第二時限(定值為104V/0.5S)出口,跳主變三開關。 

  2.3.2保護動作信息分析⑴保護動作報文為:從動作信息可以看出,110kVFT二次電壓回路異常持續了502ms,自產零序過壓3U(3U=UA+UB+uC)達到115.50V,大于定值104V,保護動作達到定值。 

 ?、茝墓收喜蓸又导斑€原波形來看:a、自產3U基本與UB電壓同相位,相差18°。b、UA、UB、UC電壓的相位發生了變化,之間相角不再為120,Ub= 2.3.3動作原因分析誘發因素是保護人員在接電壓切換屏N600端子時發生1主變N600端子松動,保護裝置的N600瞬時開路,裝置二次電壓回路中性點因斷線而懸浮。因110kV母線電壓(二次側不平衡)和裝置UA、UB、UC電壓變換繞組負載不可能完全平衡,在N600上產生電壓偏移,保護裝置對電壓采樣的基準點是以CN600對地0V為基準,裝置N'600感受的電壓Un,為:+(。+0c.Zc)/(ZA+知+Zc)⑴保護裝置采樣感受的電壓為:裝置采樣零》檢,i主變4vrc插件的CUP2(高壓側后備保護)零漂值如下:采樣篼高離高中通道零漂其電壓、電流零漂超出技術規范要求,離標準要求偏差較大(電壓<0.5電流《0.2),而保護裝置的電流電壓求和自檢功能投人,在裝置采樣不平衡狀態下沒有報瞥。 

  模擬保護裝置N600斷線,對零漂異常和零漂正常VFC插件的采樣值進行計算分析。 

  由于110kVPT的母線電壓、保護負載與棋擬時有所變化,棋擬過程中零漂異常的VFC零序過壓保護未動作(98V),如1主變110kV電壓回路負載中性點不平衡電壓再增加5.7V即可達到31故障電壓值(115.5V)。通過零灌異常與正常VFC插件的對比來看,因零瀟正常的VFC插件,在相同試驗模擬條件下,其自產3UQ電壓值相差達到33V左右,即使母線電壓及電壓回路負載發生變化,3U不可能達到過壓定值。 

  電壓偏移的原因分析:對保護裝置UhUhUc回路棋擬不同的負載情況下,由采樣數據可以看出:偏移電壓相位與負載重的一相同方向偏移,造成采樣后的負載重的一相電壓低,負載與電壓的不平衡度決定了中性點電壓的偏移度和相位。 

  FT電壓不平衡度決定中性點電壓的偏移度,中性點最大偏移電壓為1/2.在中性點斷線情況下,自產31最大電壓為160. 72V,此時發生回路異常,自產零序過壓3U就可能有如下動作:發生一相斷線(如A相斷線,Ua VTC電壓通道零漂偏移導致3U電壓合成后,誤差大,而該裝置正常PT回路斷線報警門檻為20V,導致零漂異常而保護裝置未警。 

  因裝置N600開路懸浮,在裝置N600上產生偏移電壓,造成裝置感受到的電壓相位發生變化,產生了自產3U電壓。 

  繼電保護現場電壓回路工作,在N600中性線開路的情況下,發生任一相電壓回路短路或開路,保護裝置中性點將最大偏移57/2V(自產3U=160.72V),變壓器零序過壓保護裝置將在這種狀態下誤動,這點對保護現場工作人員尤其要引起注意。 

  3零序過電壓保護存在的問題及應對措施3.1從保護裝置的技術完善角度分析從這幾起零序過壓保護誤動情況來看,(21系列變壓器微機保護在原理上和軟件程序細節上,有下列問題需要解決與完善:主變零序過壓保護應取自FT開口3U,以PT開口3U為整定值動作判據,以自產3U為啟動與閉鎖條件,兩條件同時滿足時零序過電壓保護才動作,可靠地防止因PT二次回路異常而造成零序過壓保護誤動。從昌變1 -4主變改為開口3U0的運行情況來看,運行是穩定可靠的。 

  PT斷線報替門應與110kV線路相同,從丨0A+0B+(IC|>20V調整為丨(IA+0B+(IC|>8V,同時取開口3U0做比較,可靠地發現因FT二次電壓波動異常而報警閉鎖保護誤動出口。 

  零序過壓保護在故障未消失的情況下有25n*提前動作出口現象,廠家應在進行動棋試驗中找程序邏輯判斷處理。 

  變壓耨保護VFC采樣零漂異常應具有與門檻比較的報警功能,以便于VFC采樣回路偏置電壓回路出現異常時能夠及時發現。 

  3.2從運行維護的檢與管理角度分析3.2.1變壓器零序過壓保護應采用PT開口3U0,目前仍采用自產31的變壓IS零序過壓保護裝置,應盡快改造。 

  3.2.2加強微機保護裝置電壓電流回路求和自檢功能的全面測試,把保護裝置零漂、刻度的檢作為保護定檢的重要項目,確保采樣回路異常時能夠及使報警,對發現異常的裝置及時進行零漂的調整及其校驗,防止因零漂引發采樣誤差。 

  3.2.3應加強PT二次回路的安全措施,嚴禁PT二次回路相間和相對地短路,對110kV以上電壓回路且保護有自產31過壓保護的裝置,采取PT回路工作退出相應過壓保護的強制性措施。應隨著保護裝置改造與換型工作,年定期測試FT的二次交流負栽,檢FT保險熔斷器分級配置是否合理,確保電壓系統故障時熔斷器能夠正確動作,防止故擴大。 

  3.2.4應認真執行和落實(繼電保護反措要求〉中有關FT回路的反故措施要求,加強FT―點接地的維護與管理,嚴禁兩點或多點接地。開口三角的N600與L630應與星端分開,從開關現場到控制室應單獨布置在一根電纏內,且開口N600在室內與星端N600―點接地,防止感應載流分壓而造成L630電壓和星端電壓異常而引發保護裝置誤動和拒動。 

  3.2.5應加強開口L630的維護,定期測試L630與N600的完好性,防止因L630與N600短路而正常運行發現不了,造成零序過壓保護(110kV及以上線路保護)拒動和誤動。在L630上檢修維護工作,應嚴防交流電壓施加到L630端造成二次電壓反送而引發電壓異常造成保護誤動。 

  3.2.6變壓器零序過壓保護及110kV及以上線路保護定檢與安裝中,應測試裝置電壓回路負載阻抗,相間平衡度應在5%范圍以內,模擬裝置在系統運行電壓下N600回路斷線情況下,檢測保護裝置電壓采集及動作與報罾是否正常,及時發現裝置N600回路影響的程度安全與否。3.2.7加強保護動作時間的檢ft,在新裝置安裝檢驗中采取類似ONLY試驗儀具有故障持續時間精確控制功能的儀器,在0.9TDZ和1.05TOZ棋擬故障置下保護裝置出口動作情況,檢測裝置時間邏輯及程序控制的正確性和可靠性。 

  4結束語變壓器零序過壓保護從現場運行可靠性來看,應采用FT開口3U,同時應加強PT二次回路的維護與管理工作,特別是要認真執行繼電保護反措要求,防止PT中性線斷線及FT兩點接地、短路,避免引發PT回路異常造成的保護誤動,同時特別注意加強采樣回路完好性的日常檢工作。 

  根據(新炻維吾爾自治區十一五“規劃及2020年遠景目標>,我區計劃在”十五“后期開工建設一座100MW整裝風力發電廠,力爭在”十五“末投運;結合目前我區風力發電前期工作進展情況,十一五”期間再建設2座100MW整裝風力發電廠。到2010年,我區風電總裝機將達到405MW,約占總裝機容量的3.2%.“十二五”期間新增風電裝機200MW,“十三五”期間新增風電裝機400MW,到2020年,新疆風電總裝機容量達到1005MW,約占總裝機容量的4.1%.達坂城風區風能資《量表風區風區面積有效風能密度年平均風速有效風速時間淘藏量可裝機容董(km)(千瓦h/m2)(m/s)(h/年)(億千瓦K/年)(MW)達坂城谷地風區15001500 -30005.0-6.25500-65002504200整裝100MW風電廠分別由國電集團、華電集團和北京國投節能公司投資建設。 

  6結束語達板城風區距烏魯木齊核心電網最近,而且日風速變化曲線和風電廠日發電曲線變化規律與新疆主電網日負荷曲線很相似,具有一定的自然調峰能力,開發條件較好,是近期新疆風電開發的主要基地。目前,國電集團、華電集團及北京國投節能公司等幾家均計劃在風區內相繼建近年來,風力發電在世界范圍內得到了迅猛的發展,設規棋不等的風電裝機容量,并初步規劃了風場建設范圍技術的進步使得新裝的機組大部分為變速恒滔風力發電及規模。風電一場計劃2004年底裝機容量達到39.1MW,機組,其中絕大多數又是雙饋感應發電機系統。作為電網風電二場裝機89MW,風電三場計劃2004年開工建設30MW裝機,國電公司計劃2004年申請30MW裝機容量,于電網系統的影響就凸現出來,還有待不斷的進行深人的探討。




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