变压器自动投切（精选6篇）
变压器自动投切 第1篇
常见配电站一般装有2~3台变压器,在配电变压器低负荷运行状态时通过低压侧母线互联的方式,用1台变压器带全部负荷,而其他变压器停运,可以有效减少配电变压器损耗[1]。为了保证该运行方式下的供电可靠性,需采用适用于该方式的备用电源自动投切(以下简称备自投)装置,在运行变压器发生故障时,首先将该变压器切除,同时自动投入未运行的备用变压器。
本文主要讨论10 k V配电站的经济运行方式以及配电变压器的自动投切原理和方法,重点分析在备用变压器投入运行时产生的空载合闸励磁涌流和有载合闸冲击电流对继电保护的影响,从而在配电站节能降损的运行方式下同时保证系统的可靠性。
1 经济运行及备自投的原理和实现
1.1 配电站变压器经济运行原理
单台变压器的综合功率损耗可表示为
其中,P0为空载损耗;Pk N为额定负载下的负载损耗;Q0为空载励磁功率;Qk N为额定负载下的负载漏磁功率;S为负荷视在功率;SN为变压器额定容量;K为变压器的无功经济当量,平均取0.1。
由式(1)可知,2台同型号配电变压器同时运行时,假设2台变压器负荷率相同,则2台变压器总损耗为
同负荷下采用低压侧互联,1台变压器运行,1台备用的经济运行方式时,变压器的损耗为
由式(2)和(3)可知,当负荷视在功率时,2种运行方式的综合损耗相当;当S>SQ时,2台变压器同时运行的方式损耗更小;当S
根据不同的负荷率确定不同的运行方式,从而实现配电站变压器的经济运行。
1.2 配电站经济运行方式
以典型的2台变压器的配电站接线为例,经济运行方式的正常运行状态如图1所示。假设进线1和变压器T1运行而进线2和T2备用,各元件状态为:QF1、QF2、QF3、QF5、QF8闭合;QF4、QF6、QF7断开;进线1和变压器T1处于运行状态带所有负荷,进线2和变压器T2处于备用状态。
配电站高压侧大都配有母联备自投,当工作进线电源故障失电时,母联备自投自动投入QF7,由备用进线电源供所有负荷。但是,在一台变压器工作,低压侧母线互联的经济运行方式下,当工作变压器发生故障或缺陷时,现有的母联备自投无法实现自动投入另一台主变的功能。一旦运行主变发生故障,只能临时手动操作,才能够将另一台备用变压器投入。这势必造成用户停电,而且还要延误时间,不利于安全生产。为了保证该运行方式下的用电可靠性,需采用适用于该方式的变压器自动投切装置,实现低压侧电源的自动切换动作,在运行变压器发生故障后,迅速将该变压器切除,同时自动投入未运行的备用变压器,以保证供电可靠性。
1.3 备用变压器自动切换装置工作原理
传统的备自投装置主要用于双电源供电的变电站[2],当工作电源因故障被断开以后,能迅速自动将备用电源或备用设备投入工作,使用户不会停电,该装置应用较为广泛。但传统的备自投装置电源处于热备用状态,与10 k V配电站采用单变压器运行方式时备用电源的工作状态不同。
低压侧电源自动切换装置主要在配电站系统一台主变运行,另一台主变和线路备用的经济运行方式下,低压母线失压时实现电源自动切换功能。如图1所示,假设进线1和变压器T1运行而进线2和变压器T2备用,自动切换装置的工作原理和基本动作逻辑如下:当运行变压器故障或两侧开关跳闸造成低压I段母线失压时,若检测10 k VⅡ段有压,自动切换装置将跳开T1低压侧开关QF5,将进线1、T1隔离,然后依次合变压器高压侧QF4和低压侧开关QF6,由进线2和T2带所有负荷。基于上述动作逻辑和原理,下面对自动切换装置的运行条件、启动判据、动作过程及闭锁和退出条件进行说明。
a.正常运行条件:QF1、QF2、QF3、QF5、QF8闭合,QF4、QF6、QF7断开;T1运行,T2备用,进线2有压;自动切换装置投入开关处于投入位置。
b.启动条件:0.4 k VⅠ段母线失压且QF5处已经没有电流,而10 k VⅡ段母线电压正常。
c.切换动作过程:经延时跳开QF5,确认后合上QF4,再确认后延时合上QF6。
d.闭锁和退出条件:自动切换装置一次动作完毕;QF4、QF6均处于合位置(切换动作已完成);T2主变保护动作信号;自动切换装置投入开关处于退出位置。以上条件任一项成立,装置自动闭锁,保证动作的选择性。
1.4 参数整定
设定母线无压为相间电压低于25 V[3],线路有压为线路TV二次电压大于25 V。同时当进线电流小于最小负荷值时,判断进线无流。
切换装置开始动作切断主运行回路开关QF5的动作时间,其延时考虑一定的裕度需躲过高压侧母联备自投的动作时间;备用变压器T2低压侧开关QF6的动作时间,其延时考虑一定裕度需大于高压侧开关QF4投入时励磁涌流稳定所需要的时间。
在双变压器正常运行模式与单变压器的经济运行模式相互切换时,以及运行变压器发生故障通过自动切换装置投入备用变压器时,均会产生较大的冲击电流。当合上备用变压器高压侧开关时,将会产生变压器励磁涌流[4,5];合上备用线路低压侧开关时,将会产生有载合闸电流。合闸操作产生的冲击电流对变压器的直接影响不大,但可能引起安装在变压器一次侧的过电流保护继电器误动作。
2 变压器合闸模型的建立
2.1 变压器空载合闸模型
三相变压器空载合闸以及有载合闸的暂态过程均可用变压器的单相等效电路进行分析。
变压器的磁路结构形式、接线方式(Y结、D结)、中性点接地与否等多种因素对励磁涌流的大小和波形有着较大的影响。
国标GB5002-95《供配电系统设计规范》第六章低压配电中6.0.7条明确阐述“在TN及TT系统接地型式的低压电网中,宜采用Dyn11接线组别的三相变压器作为配电变压器”。文中以Dyn11接线组别的三相变压器作为配电变压器进行建模。
图2为Dyn11接线的三相变压器接线图。
图3为Dyn11接线的三相变压器空载合闸的第i相的单相等效电路图(i=a,b,c),为简化分析,在研究变压器空载合闸暂态过程时,忽略铁心的损耗,认为励磁支路为纯电感支路[6,7]。图中,系统侧为正弦电压源,合闸侧电阻为Ri,电感为Li,流过的电流为ii,感应磁链为ψi;励磁支路流过的励磁电流为imi,感应磁链为ψmi;负载侧电阻为R2i,电感为L2i,感应磁链为ψ2i。
根据基尔霍夫定律结合单相等效电路图可列出方程:
对于Dyn11接线的三相变压器,D侧空载合闸,与空载的Y方绕组无关;空载二次侧接地,有uN=0;且有D侧三相绕组电压之和为0,即有
三相电源可表述为
其中,Um为电源线电压峰值,取1.1倍额定电压;α为A相空载合闸的初相角。
2.2 变压器有载合闸模型
图4为Dyn11接线的三相变压器有载合闸的第i相的单相等效电路图[8,9,10](i=a,b,c),其基本参数设置与空载合闸模型一致,其中负荷侧阻抗等效为R2i+jωL2i,感应磁链为ψ2i。
根据基尔霍夫定律结合单相等效电路图可列出方程:
对三相电路则有
2.3 合闸初相角与初始剩磁的确定
2.3.1 合闸初相角的确定
设电源电压为正弦电压[11],即
空载合闸的铁心磁通为
其中,Φm=Um/ω为对应电压Um的磁通幅值;Φsy为合闸初始条件下的铁心剩磁。
合闸瞬间t=0,可得:
当α=0°、t=0空载合闸时,经过半个周期后,铁心中的总磁通达到2Φm+Φsy,如图5所示。此时变压器的铁心严重饱和,要维持如此大的磁链就必须相应增加激磁电流,而电流和磁链的关系并非线性关系,这时变压器的励磁涌流达到最大值。
即有,当合闸初相角为α=0°时,变压器的A相励磁涌流将达到最大值。
2.3.2 初始剩磁的确定
假设变压器所处场合的温度不会突变超过铁心的居里点,且变压器所处场合的电磁噪声相对很小,不足以影响磁场的变化。在实际情况中,以上2个假设均能够被保证[12],磁通量Φr将不随时间的变化而变化,表达式如下:
其中,下标in表示切入,out表示切出。亦即铁心的剩磁在变压器切出电网后在无大扰动的情况下将保持不变,是相对于时间变量的定值函数。
考虑到我国变压器的实际性能[13],照顾到大量的中、高压变压器,剩磁的数字宜定在(0.5~0.7)Bm的范围内取值。仿真时铁心各相剩磁按Bra=-Brb=-Brc处理,原始剩磁Br取为0.7Bm。
3 数字仿真分析
3.1 空载合闸仿真结果及分析
基于以上模型对空载合闸励磁涌流进行仿真。
以上海电力公司的10 k V配电站常用的S11系列10 k V级变压器为例,其基本参数如下:额定容量1 000 k V·A,频率50 Hz,额定电压10/0.4 k V,额定电流57.7/1 443 A,接线方式Dyn11,负载损耗10 014 W,空载损耗1 155 W,空载电流0.003 2 p.u.,短路阻抗0.0435 p.u.。
当合闸初相角α=0°,初始三相剩磁为ΦAO=0.7,ΦBO=-0.7,ΦCO=-0.7时,在t=0.04 s时,也就是三相电源经过2个周期,A相电源电压再次过零点时,三相断路器合闸。空载合闸三相电流波形见图6。
从图6可见,A、B、C三相均产生了衰减的励磁涌流,且A相励磁涌流最大幅值可达300 A,B相励磁涌流最大幅值可达200 A,C相励磁涌流最大幅值可达150 A,且时间轴另一侧有少许励磁涌流,其最大幅值为50 A。
对于变压器电流速断保护[14],需按躲过变压器空载投入时的励磁涌流计算,由实际经验,一般取保护的一次动作电流的3~5倍,即Iact=(3~5)ITN。
仿真中变压器的高压侧的额定电流为57.7 A,此时A相的励磁涌流峰值接近300 A,需按额定电流的6倍整定,方可保证励磁涌流不会产生误动。
对于变压器的过流保护[15],以常见的反时限过流保护为例。反时限过流保护的整定,其启动电流必须整定得大于该线路上可能出现的的最大负荷电流IL.max。其动作时限应该按照阶梯型的原则进行整定。
仿真中变压器A相的励磁涌流峰值接近300 A,但随后励磁涌流以较快的速度衰减。对反时限过流保护的整定只需保证动作时限大于衰减速度即可。
3.2 有载合闸的冲击电流仿真结果及分析
在投入备用变压器时,需先合上变压器高压侧开关,确认后,再合上变压器低压侧开关。仿真中,变压器空载合闸部分的基本参数不变。假定在备用变压器低压侧开关合上时,仍带有一定的负荷。负荷大小为变压器容量的10%,功率因数为0.85,仿真中用一个Y型三相并联RLC负荷模型等效。
通过对3.1节中对空载合闸仿真的分析,选择在0.3 s时合上变压器低压侧开关。在避免励磁涌流的影响下,对合闸冲击电流进行仿真分析。
当合闸初相角α=0°,初始三相剩磁为ΦAO=0.7,ΦBO=-0.7,ΦCO=-0.7时,在t=0.04 s时,高压侧三相断路器合闸,在t=0.3 s时,低压侧三相断路器合闸,所得的有载合闸的高压侧三相电流波形如图7所示,有载合闸的低压侧三相电流波形如图8所示。
从图7可见,在0.3 s时合上变压器低压侧开关,当变压器低压侧所带的10%的负荷假定为稳定负荷时,有载合闸产生的冲击电流使衰减中的励磁涌流在0.3 s时发生了轻度的畸变,但其产生的叠加效应对波形的衰减趋势基本没有影响。
故有载合闸时的冲击电流对继电保护所产生的影响基本可以不需要考虑。
3.3 变压器自投对继电保护的影响及整定原则
以上海电力公司的10 k V临苏配电站为例,其配电变压器电流速断保护的整定值为720 A,反时限过流保护的启动电流为120 A,反时限动作特性为:电流为启动电流的2倍时,动作时限为1.0 s;电流为启动电流的3倍时,动作时限为0.63 s;电流为启动电流的5倍时,动作时限为0.43 s。
从图6可见,励磁涌流的最大峰值接近300 A,远低于速断保护的整定值,因此不会对电流速断保护造成不利影响。
从图7可见,A相励磁涌流经过0.3 s后就衰减至初始时的2/5。虽然主变反时限过流保护的启动电流整定值为120 A,但是其延时都较长,励磁涌流衰减较快,故励磁涌流不会对反时限过流保护产生不利影响。
通过对上述仿真结果进行分析研究,考察了励磁涌流及冲击电流对电流速断保护和反时限过流保护的影响,得出以下结论。
a.三相变压器空载合闸的励磁涌流最大值出现在合闸初相角α=0°时,此时励磁涌流对变压器的继电保护设备产生影响的可能性最大。而一般在分析励磁涌流对差动保护的影响时,考虑的是两相涌流的差值,当α=30°时,此差值达到最大。
b.在变压器的切出-切入过程中,待投入变压器的初始剩磁是一个恒定值。而改变剩磁,会对励磁涌流的波形和幅值产生很大的影响。剩磁越大,产生的励磁涌流最大幅值也越大。
c.励磁涌流的最大幅值会影响到电流速断保护。在对电流速断保护的整定计算中,需保证整定值大于励磁涌流的峰值,防止保护误动。
d.励磁涌流的最大幅值和衰减速度都会影响到反时限过流保护。在对反时限过流保护的整定中,应该同时考虑启动电流和反时限延时特性,保证延时较长,防止保护误动。
e.在一个只占变压器容量10%的稳定负荷模型下,有载合闸产生的冲击电流与空载合闸产生的励磁涌流相比,对继电保护装置的影响可以基本忽略。
4 结论
本文主要介绍了配电站经济运行方式下备用变压器自动投切的原理和逻辑,并在此项目背景下,通过对三相变压器进行数学建模,利用Matlab对三相变压器的空载合闸和有载合闸进行仿真,分析了空载合闸产生的励磁涌流和有载合闸产生的冲击电流对变压器继电保护装置的影响。研究表明,励磁涌流和冲击电流在现有的整定值下不会对变压器的速断保护和反时限过流保护产生不利影响。
本文所介绍的配电站经济运行方式下的备用变压器自动切换装置以SEL-351-51继电器为主体,利用逻辑编程实现了所需的功能,并已在上海电力公司试运行成功。
摘要：对配电变压器低压侧互联以降低配电网损耗的经济运行方式进行了研究。分析了配电站采用经济运行方式时负荷切换的原理,提出了基于损耗最小原理的负荷切换点选取原则并给出了低压侧备用电源自动投切装置的工作原理和动作逻辑。重点对三相变压器的空载合闸及有载合闸暂态过程进行数学建模,并采用Matlab仿真计算与实际分析相结合的方法,分析了三相配电变压器在切换过程中产生的空载合闸励磁涌流以及有载合闸冲击电流。结合配电变压器电流速断保护和反时限过流保护的整定原则,分析了励磁涌流和冲击电流对变压器继电保护动作特性及参数整定的影响,验证了变压器低压侧互联的经济运行方式下的供电可靠性。
变压器自动投切 第2篇
在0.4～10kV配电房建设和规划时,考虑到供电的安全性、可靠性,一般都配备两台及以上数量的配电变压器。由于变压器的数量多、容量大、电网负荷季节性突出,因此在全年多数时段变压器“大马拉小车”的现象比较普遍。虽然变压器电能损失不可避免,但是可通过技术措施和管理手段来降低损耗。而开展变压器经济运行自动投切装置的设计和应用不但可以产生巨大的经济效益,还可实现节能减排,对于建设节约型、环保性社会具有非常积极的作用。
1 10kV配网中配电变压器以及其它供电设备的特点
(1)运行设备数量多、分布面广、总容量大、负荷季节性强、峰谷差大。
(2)配电变压器及其开关柜中的一、二次设备未普遍采用自动化、通信等技术,缺乏运行数据的收集传输、设备运行状态的监测控制手段,且实施难度大。
(3)季节变换,负荷变化较大时主要靠人力凭经验进行变压器运行方式的切换,其实时性不强,缺乏数据支撑。
以上这些情况导致0.4～10kV配网系统中变压器损耗在输、配电网络损耗中占了较重的比例,且增加了人员的劳动强度。
2 变压器经济运行自动投切装置原理
变压器的技术参数是经济运行计算的基础数据。在定量计算的基础上,采用变压器经济运行自动投切装置,可使电力线路和配电变压器经济运行,通过调配负载来降低变压器损耗率。
2.1 综合功率损耗和临界负载功率
配电变压器综合功率损耗包含有功功率损耗和无功功率消耗。变压器技术特性优劣的判断是变压器经济运行的基础,其判断标准是:在相同负载条件下,损耗小者为优,损耗大者为劣。两台变压器的负荷—损耗特性曲线交点处的负载功率称为它们的临界负载功率,该点的两台变压器功率损耗相等。在负载功率小于临界负载功率和负载功率大于临界负载功率两种情况下比较两台变压器的功率损耗,损耗小的变压器的负荷一损耗特性在该负荷下优于另一台变压器。变压器功率损失和损失率的负载特性曲线如图1所示。其中,P0Z为变压器综合空载功率损耗,kW;PKZ为变压器综合负载功率损耗,kW;ΔPZ为综合功率损耗,kW;△PZ%为综合功率损耗率;ΔPb%为最低综合功率损耗率;β为负载系数;βJZ为综合功率经济负载系数。
变压器综合功率损耗及损耗率为:
式中,SN为变压器的额定容量,kVA;KT为负载波动损耗系数。
由此求极值得综合功率经济负载系数为:
变压器在综合功率经济负载系数条件下运行时综合功率损耗率最低。
2.2 经济运行区和最佳运行区的确定
配电变压器经济运行区包括了变压器额定负载在内的较大负载范围,而在这个范围的边缘,其损耗率与最低损耗率相比仍较高,因此有必要在经济运行区内确定优选段,以保证在此范围内把变压器的综合损耗率降到最低,从而达到高效降损的目地。根据GB/T 13462标准的规定,配电变压器运行区可划分为:
变压器运行区划分如图2所示。
3 低压侧采用单母线分段供电的两台配电变压器的计算和拟合曲线的分析
采用上述基本理论以及GB/T 13462标准的规定,对于两台配电变压器低压侧采用单母线分段供电的综合功率损耗和综合功率损耗率、配电变压器的负载波动及经济运行方式和区域作如下分析。
系统主接线如图3所示,根据A、B两台配电变压器铭牌上的参数标识和设定的负载状况,可得出两台配电变压器的负载功率一综合功率损耗曲线,如图4所示。其中,S为变压器负载视在功率;S1为A配电变压器和B配电变压器单台运行按综合功率经济运行的临界负载功率;S2为A配电变压器单台运行和A、B两台分列运行按综合功率经济运行的临界负载功率;S3为B配电变压器单台运行和A、B两台分列运行按综合功率经济运行的临界负载功率。
由图4可以比较出容量相同以及不相同的A、B配电变压器的优劣,从而确定变压器优先运行方式,同时必需满足配电变压器经济运行区要求。
(1)当S
(2)同时考虑临界负载功率与变压器额定容量SN的关系,确保变压器安全、经济运行。
4 变压器经济运行自动投切装置的应用
重庆某公用配电房共有两台低压侧单母线供电的变压器,#1高压出线经一台630kVA的变压器,#2高压出线经800kVA的变压器后分别由低压#1总路、#2总路供电,由联络开关进行运行方式的转换。
通过安装一套变压器经济运行自动投切装置,对高压的2台出线负荷开关及低压的3台低压智能断路器进行自动控制,以此来控制变压器单台运行或两台分段运行,达到降低变压器空载损耗、负载损耗的目的。
(1)A变压器型号为S11-M-630/10,接线方式为Y,YN0。通过查阅相关资料知:
则:
由最佳运行区间,解得0.1 756≤β≤0.75。由S=βSN可知,A变压器单台最经济运行的负荷区间为110.6kVA≤S≤472.5kVA。由经济运行区间,解得0.131 8≤β≤0.75。
(2)B变压器型号为S9-800/10,接线方式为Y,YN0。通过查阅相关资料知:
则:
由最佳运行区间,解得0.2 108≤β≤0.75。由S=βSN可知,B变压器单台最经济运行的负荷区间为168.6kVA≤S≤600kVA。由经济运行区间,解得0.158≤β≤0.75。
(3)计算两台变压器不同负荷、不同运行方式下的技术参数。
(4)A、B两台变压器不同负荷时的损耗见表1。
通过计算稳态(KT=1)情况下不同负荷率下的变压器损耗和损耗率,可得变压器最经济的运行方式:
(1)473A以下由A变压器单台运行。
(2)473～577A由B变压器单台运行。
(3)577A以上由A、B变压器分列运行。
由于公用配电房负荷季节性很强、波动较大,因此变压器经济运行装置从季节宏观的负荷变化趋势上控制了变压器的运行方式,同时考虑到设备操作寿命,避免了日负荷波动引起的频繁投切。
5 结束语
尽管这几年电网建设取得了长足的发展,但与快速增长的电力负荷相比仍略显滞后。为缓解电网配电迎峰度夏的紧张局面,应充分利用现有设备,合理、经济投切变压器,避免“大马拉小车”的现象出现,尽量使变压器在经济运行区运行,提高变压器的利用率,在降低电网损耗的同时减少人员的劳动强度,改善人为投切变压器的不确定性。
摘要：以变压器经济运行理论为基础,结合配电变压器运行区的划分,介绍两台及以上数量的变压器经济运行投切装置的原理以及在城市公用配电房中的应用。该装置可根据负荷的变化自动改变两台变压器的运行方式,使变压器始终在损耗率低的方式下运行,达到降低变压器损耗的目的,同时减少人员的劳动强度。
关键词：变压器,综合功率损耗,综合功率损耗率,经济运行区
参考文献
[1]胡景生,等.变压器经济运行[M].北京:中国电力出版社,1999
[2]方大千,等.变压器速查速算手册[M].北京:中国水利水电出版社,2004
[3]GB/T 13462—2008电力变压器经济运行[S]
变压器自动投切 第3篇
发展特高压对实现能源资源集约开发,优化配置方式,提高能源利用效率,推动电网技术升级,促进经济社会可持续发展具有重大意义[1]。1 000 kV主变压器(主变)低压侧的无功补偿装置可以提高功率因数,改善电压质量,降低电能损耗[2,3,4,5,6,7,8],因此主变110 kV侧的无功补偿设备起着非常重要的作用。其110 kV侧不接地系统的保护配置方案及其设计等方面,与常规500 kV变电站有较大差异,但是其相关设计规程的要求针对性不强,为此,结合特高压南阳站(南阳站)扩建工程,分析特高压变压器低压侧保护配置的特殊点,并针对应用新型投切设备带来的相关问题进行了分析,不仅对特高压主设备安装调试、运行维护有重要意义,也对后续特高压变压器低压侧的保护设计具有一定的参考作用。
1 特高压主变低压侧保护的特殊配置
南阳站扩建工程中,新安装1 000 kV主变2台,每台主变110 kV侧由2条分支母线分列运行,每段母线上有2组电容器、1组电抗器,以110 kV 1号母线为例,其CT配置如图1所示。
图1中无功补偿元件通过元件开关连接在110 kV 1号母线上,110 kV 1号母线通过分支母线断路器与主变低压侧汇流母线相连。
分支母线断路器TPY级的二次绕组电流用于变压器的2套差动保护,110 kV 1号母线上的CVT变比为,其二次绕组分别用于计量、监控、故障录波、保护,图中CT绕组用途如表1所示。
1.1 110 kV并联电容器保护
南阳站110 kV并联电容器共有8组,12%和5%电抗率电容器组各有4组,容量均为210 Mvar,均采用单星形双桥差中性点不接地接线方式。电容器组采用分相布置,每相2个塔架(又称双塔)结构,单相连接为12串12并,由144台电容器单元组成;每个塔架接线6串12并,共6层,每层12台电容器,侧卧布置。在电容器组左塔和右塔中间位置的两臂之间各接1个电流互感器,构成单星形双桥差不平衡电流保护[9],
电容器不平衡保护用电流由H桥中线每相CT引接,该CT二次额定电流的选取主要考虑在不同故障模式下计算得到的不平衡电流值,并应考虑谐波电流的影响。CT二次绕组与保护装置之间采用3相6线接线方式,以保证各相不平衡电流的准确传送。
南阳站电容器不平衡保护按两段式设计,当切除部分故障电容器后,引起剩余电容器元件的过电压超过1.05倍时发报警信号,当过电压超过1.2倍时发跳闸命令。为防止电容器组合闸、断路器三相合闸不同步或外部故障等瞬态过程引起的误动作,延时0.2 s跳闸出口。
不平衡电流保护为电容器组主保护,后备保护有带短时限的电流速断保护、过电流保护、过电压保护、失压保护,主、后备保护都作用于跳闸出口;仅过负荷保护带反时限功能,其功能与电容器的过载特性相配合,可延时发告警信号。
1.2 110 kV并联电抗器保护
南阳站110 kV并联电抗器采用干式空心电抗器,三相品字形布置,单星形接线,中性点不接地,与35 kV和66 kV低压并联电器的接线方案完全一致。保护的主要配置为电流速断保护和过流保护(带延时)。
电流速断定值要避开电抗器投入时的励磁涌流。南阳站的实际运行经验表明,电抗器投入时的励磁涌流不超过1.5倍额定电流,因此按照规程5～7倍额定电流整定是合理的,该定值还要保证在系统最小运行方式下电抗器端部故障时有足够的灵敏度。
1.3 110 kV母差失灵保护
根据规定,在220 kV及以上电网或110 kV电网的重要部分,当线路或电力设备的后备保护采用近后备方式,或者断路器与电流互感器之间发生故障且不能由该回路的主保护切除,而由相邻元件的后备保护切除,扩大停电范围并引起严重后果时,均应装设断路器失灵保护[10,11,12,13]。
综合考虑110 kV母线及以下元件的各种可能故障,为了尽快切除故障,最大限度减少对主变的冲击损伤,在110 kV系统每条母线上装设1套母差保护。该母差保护与常规保护有较大不同,除了母线差动保护出口以外,还增加了元件开关的失灵启动判别和出口功能,以及分支母线断路器的失灵启动判别和出口功能。
当电容器、电抗器元件内部发生轻微故障时,元件保护跳开相应的元件开关,同时启动母差保护失灵判别,若元件开关失灵,母差失灵保护出口跳开分支母线断路器。
当电容器、电抗器元件发生严重故障,且故障电流较大时,元件保护启动母差保护失灵判别后,跳开分支母线断路器;若分支母线断路器失灵,母差失灵保护出口开入至主变压器保护,跳开主变三侧开关。
当母差保护、主变压器保护动作跳开分支母线断路器时,若分支母线断路器失灵,母差失灵保护也通过主变压器保护跳开主变三侧开关。
如图2所示,当分支母线断路器失灵时,需要借用主变压器电量保护的跳闸出口。为了保证动作可靠,回路使用中间继电器重动,主变压器保护装置采用2个强电光耦输入相与的逻辑。保护跳闸的投入硬压板与差动保护的投入硬压板相同;其跳闸出口逻辑与“主保护跳闸控制字”一致。
110 kV母差失灵保护采用完全接线,有复合电压闭锁功能,各元件保护动作后均开入至母差保护,以解除复合电压闭锁来启动失灵判别。
2 新型开关投切操作的相关保护问题
由于投切开关的设计寿命与其功能有关,南阳站1 000 kV主变110 kV侧首次在投切开关使用HGIS(断路器、隔离开关-接地刀闸组合构成的单元)布置,将投切的2种功能(对电容器组正常投切和故障下切除短路电流)分别在负荷开关和开断短路电流断路器上实现,负荷开关代替常规的SF6柱式分支开关专门作为投切设备使用,具有开断短路电流功能的分支断路器专门用作切除故障短路电流。
2.1 负荷开关和分支断路器的应用
负荷开关已经通过了现场5 000次电寿命测试,虽然负荷开关不能用于开断短路电流,但是开断电流接近无功设备额定电流,这意味着如发生电容器不平衡保护动作、电抗器匝间故障等故障电流较小情况时可以使用负荷开关隔离故障的电容器或电抗器,而不影响该分支母线上的其他无功设备或站用变压器正常运行。由于上述2类故障所占的比例较高,而无功设备相间短路故障的几率又比较小,这样在特高压线路带重负荷的情况下(5 000 MW),应尽可能保证电容器处于可用状态。
负荷开关切除支路电容器组1 600 A电流、支路电抗器组2 000 A电流是安全的。因此在电容器和电抗器保护装置中增加电流闭锁判据:当110 kV电容器或电抗器故障时,若电容器支路电流小于1 600 A(电抗器支路电流小于2 000 A),则跳本间隔的专用负荷开关,若大于上述电流则跳主变低压侧分支断路器。
2.2 新型开关投切操作相关问题分析
(1)由于结构原因,HGIS中间的CT只能布置在负荷开关的母线侧,由此造成母差保护范围缩小,在CT与负荷开关之间形成死区。由于电容器(电抗器)大电流故障保护动作与母差保护动作的结果是一致的,都是跳开分支断路器,在死区发生短路故障时,经过计算电容器(电抗器)的速断保护有足够的灵敏度动作(低压母线短路电流:稳态21 kA,峰值57kA),与母差保护动作相比仅延迟100 ms,因此HGIS中的CT布置在负荷开关的母线侧是可行的。
(2)使用负荷开关后,若电容器、电抗器元件发生大电流故障,保护动作后通过母线保护出口跳闸(跳开分支断路器),切除该条母线,此时需要检查元件保护动作情况,确定发生故障的元件,拉开其负荷开关。故障隔离完成后,再根据调度要求,投入母线及其它完好的元件设备。
(3)使用负荷开关后,母差保护动作出口不跳负荷开关,仅跳开分支母线断路器。
(4)使用负荷开关后,分支断路器的重要性和可靠性更加突出。某一元件内部故障,元件保护动作跳开分支断路器时,如果此时分支断路器失灵拒动,由于故障电流不大,主变低压侧该分支的复压过流保护很可能不会动作或动作时间很长,靠主变高、中压侧后备保护动作切除主变三侧开关也需要很长的时间,这种情况下故障的低容低抗元件将加剧损坏,主变低压侧也将承受较长时间的故障电流。而此种情况下分支断路器的失灵保护可以快速动作,切除主变三侧开关。这种层级配合的失灵保护,是使用负荷开关而带来的特殊方式[14,15,16,17]。
3 结论
变压器低压侧采用110 kV等级的电压,是特高压工程的独特应用,由于其电压等级高,又带有大量的无功元件,尤其是在使用了不能开断短路电流负荷的开关后,在其保护的配置和配合上提出了新的要求。
关于应急电源自动投切的研究及应用 第4篇
1 改造的初衷
在原德国凯厂设计中, 专门为此部分负荷设计了一个单独的配电室———化产柴油发电机配电室。该配电室设计了两路正式电源, 并设计使用了应急发电机, 三路电源在事故状态下实现自动切换。由于国际焦化公司炼焦化产系统是全部采用原德国凯厂的拆迁设备进行重建的, 加上电气设备在拆迁、重建时损坏丢失严重, 工作人员并没有注意到此配电室的特殊性。随着全厂工艺开车的逐步深入, 工作人员发现重建的化产柴油发电机室并不能真正保证公司生产的安全运行, 一旦长时间断电停车将造成因集气管温度急剧增加而拉裂管道的安全事故, 从而导致焦炉后序系统的化产、甲醇系统全部停车, 甚至影响焦炉本体的使用寿命, 直接威胁到公司生产的安全与稳定。为此, 必须采用新技术对柴油发电机配电室的供电方式进行优化, 以保证该配电室不出现长时间停电的现象。
2 改造目标
2.1 正常情况下柴油发电机处于自动待机状态。
2.2 采用西门子PLC对一路电源和二路电源进行监控, 如果有
一路电源在正常供电的情况下突然失去电压和电流, PLC将发出断开信号给这一路断路器, 断开此路电源, 如果另一路电源有电, 马上让另一路断路器闭合。
2.3 当第一路和第二路都失去电源时候, PLC将断开第一路和
第二路电源, 延时闭合第三路断路器 (发电机供电回路) , 同时PLC自动转换信号给发电机组DST4600A控制器, 启动发电机组, 实现自动供电。
2.4 当第一路和第二路市电电源来电时, PLC自动转换信号给
发电机组DST4600A控制器发出停机信号, 同时发出断开信号断开第三路断路器, 合上第一路或第二路断路器, 恢复市电供电, 发电机经冷机运行3~6分钟后自动停机。
2.5 24v UPS后备电源主要是给PLC供电用, 液晶显示屏
(TP170) , 会显示出哪路供电, 指示灯也会显示出哪路供电, 显示屏全部汉字显示。
针对以上目标, 我们于2007年8月利用公司系统停车大修的机会, 完成配电室改造, 并对发电机本体拆除进行维修。2007年11月顺利完成试车, 完全达到设计目标。
3 改造后的效果
通过应用, 此次改造在供电系统的安全可靠方面取得了显著成果。具体表现为:
3.1 供电系统的可靠性有了大幅度提高。
3.2 炼焦化产系统的稳定生产达到100%。
3.3 未出现因突然断电而造成生产系统停车的事故。
3.4 大系统停电后在很短的时间内启动发电机, 恢复应急电源供电。
3.5 试验中排除各项问题后PLC程序所控制的实际动作逻辑
完全达到预期目标, 各断路器的分合闸时间均控制在1分钟之内, 真正保证了化产柴油发电机配电室不出现长时间的停电。从而实现了长周期安全可靠供电。
4 掌握的创新点
通过本项目的研究和实施, 掌握取得了以下创新点:
4.1 采用西门子PLC对一路电源和二路电源进行监控, 如果有
一路电源在正常供电的情况下突然失去电压和电流, PLC将发出断开信号给这一路断路器, 断开此路电源, 如果另一路电源有电, 马上让另一路断路器闭合;当第一路和第二路都失去电源时候, PLC将断开第一路和第二路电源, 延时闭合第三路断路器 (发电机供电回路) , 同时PLC自动转换信号给发电机组DST4600A控制器, 启动发电机组, 实现自动供电;当第一路和第二路市电电源来电时, PLC自动转换信号给发电机组DST4600A控制器发出停机信号, 同时发出断开信号断开第三路断路器, 合上第一路或第二路断路器, 恢复市电供电, 发电机经冷机运行3~6分钟后自动停机。
4.2 三路断路器的合闸电源均取自各自的主回路, 确保主回路停电的情况下, 即使误发出合闸信号也不可能合闸成功。
4.3 在控制系统中有自动和手动两种控制模式, 在手动位置时
可实现两路市电不停电倒负荷, 柴油发电机的空载试车, 以便于发电机的日常维护保养, 正常情况下都应在自动模式下工作, 以备应急之需。
4.4 PLC工作所需的电源取自供电回路的变压器, 在事故状态下由USP电源供电, 一旦恢复供电, 电源自动切换到供电回路。
4.5 在系统试车时, 为保证不出现因长时间停电造成严重后果,
我们新增一面临时配电柜, 从其他区域引电源, 单独为对环境和工艺危害最大的几台设备 (高压氨水泵、循环氨水泵等) 供电。从而确保停电试车期间这几台设备正常运行, 大大减少停电对环境和工艺的影响。
变压器自动投切 第5篇
新疆哈密南金山变电站为终端变电站,35kV进线一回,来自哈密白山泉110kV变电站。35kV侧采用变压器线路组接线,10kV母线侧采用单母线分段接线方式。该变电站建设规模:主变容量为1×16 000kVA,10kV出线18回,另加1回电容器间隔及1组并联电容器组,补偿总容量为2×1 200kvar,1回10kV电压互感器间隔。35kV配电装置采用户外中型布置,10kV配电装置采用户内布置,变电站主建筑物中设有高压室、主控室。
在进行新疆哈密南金山变电站工程事故照明自动投切装置的设计时,针对生产厂家提出的问题进行了沟通和改进。
1 变电站事故照明的原设计
1.1 设计的指导思想
事故照明供电设计是由设计人员根据变电站本身的供配条件且符合规范要求,选择适当的供电方式进行设计。事故照明的控制方式:变电站正常照明由于某些原因而停电时,事故照明自动投切装置能够迅速启动完成事故照明的功能。
1.2 事故照明应急装置自动投切的动作过程
事故照明自动投切装置元器件设备表见表1,原理图如图1所示。
事故照明自动投切装置的动作过程分析:正常时,事故照明由交流电源供电,当交流电源消失时,低电压继电器YJ的线圈断电,直流接触器KM线圈通电,其主触头闭合,事故照明回路接通,直流电源指示灯亮。试验按钮YA用于测试事故照明应急装置的投切性能是否完好。
2 生产厂家提出的问题
上海正泰电气有限公司的电气技术人员针对上述装置自动投切的动作过程提出了看法:事故照明自动投切装置原理图中的交流回路未设锁定接点,在直流电源投入照明时,交流电源如果恢复正常,将可能引起双电源并列供电,建议将影响该装置的安全隐患予以排除。
3 改进后的设计
新增元器件设备见表2,改进后的事故照明自动投切装置原理图如图2所示。
针对生产厂家的反馈意见,查阅了相关资料并作了进一步的改进:在事故照明电源切换原理图的交流回路中并接1只交流接触器KM1的线圈,将其主触头串接在交流回路中,同时还将交、直流接触器KM1、KM2的常闭辅助触头分别串接到对方接触线圈所在的支路里,实现了交直流电源投入的互锁,这样,就很好地解决了事故照明投运时交直流电源同时并列运行的情况。鉴于上述考虑,将原设计图中的低电压继电器替换为中间继电器,从设备单价、结构尺寸、具有的功能及安装接线等方面来看,采用中间继电器是一个比较好的选择,其常开、常闭辅助触头具有足够的通流能力,保证了自动投切装置的快速性和稳定性。
4 投运情况
新疆哈密南金山变电站工程自投运以来,事故照明自动投切装置能够符合可靠性、选择性和速动性的要求,运行人员能够及时、准确地对事故进行处理,对变电站的经济、安全运行十分有利。
5 结束语
变电站事故照明自动投切装置的改进,有效地防止了交流电源与直流电源的并列运行,保证了事故照明的专用性,对变电站的经济安全运行提供了有利的保障。
摘要：针对新疆哈密南金山变电站工程事故照明自动投切装置的设计反馈及存在的问题,介绍了事故照明自动投切装置的设计改进情况。
关键词：变电站,事故照明,投切装置,改进
参考文献
[1]任元会.工业与民用配电设计手册[M].北京:中国电力出版社,2005
[2]王庆明.小型水电站机电设计图集[M].北京:中国水利水电出版社,2002
BZT1-21多功能自动投切装置 第6篇
从上世纪90年代以来,随着我国建筑智能化及办公自动化的发展,建筑中的自动化及电气设备数量不断增加,如果这些设备因断电失效将会对生产生活造成巨大影响。这就对供电系统的稳定性提出了更高的要求。本世纪初开始部分配电柜生产厂家制造了一些具有400V自动投切能力的配电设备,但因其技术能力不强,规格不统一,造成使用不便故最终未能推广。BZT1-21多功能自动投切装置正是在这种背景下根据北京电力公司相关文件研制并投入使用的。BZT1-21多功能自动投切装置基于可编程逻辑控制器(PLC)和现代传感器技术,实现了输入输出信号及通讯的标准化,解决了旧式自动投切设备的不足。
1 概述
BZT1-21多功能自动投切装置(如图1所示)是基于可编程逻辑控制器(PLC)的配电系统自动投切装置,可用于630A~6300A的两主进一母联,单母线分段的400V低压配电系统,一般安装在联络柜内。
此设备用于代替传统的继电器逻辑电路,大大简化硬件数量和接线,减少了故障点,使得配电设备更加安全可靠,安装方便,更加标准化。
此设备具有远程、本地两种操作方式,还具有“自投自复”、“自投手复”、“手动”、“合环”和“停用”五种可选择投切工作方式。并可通过MOTOBUS-RTU现场总线远程联网监控,部分型号可通过短信方式发送报警信号。
2 设备介绍
BZT1-21多功能自动投切装置设有五种指示灯(电源状态、断路器状态、故障、PLC运行和故障闭锁),选择开关三种(工作方式选择、选掉选择和操作方式选择),互感器二次电流值设定装置及系统复位按钮(如图2所示)。
BZT1-21多功能自动投切装置共有-H-T型(常规控制型),-H-TK型(远程控制型),-H-TM型(常规控制短信型),-H-KM(远程控制短信型)四种型号。
3 主要功能
3.1 系统运行方式
包括“自投自复”、“自投手复”、“手动”、“合环”和“停用”五种可选择工作方式;进线、母联断路器故障脱扣式自动闭锁;合环操作时可选择多种选掉方式。
3.1.1 操作方式选择
BZT1-21设备(KM型、TK型)上设有操作方式选择开关,有就地、远方两种操作方式。当选择“就地”时,使用者须使用工作方式选择开关选择“自投自复”、“自投手复”、“手动”、“合环”、“停用”五种工作方式中的一种,并配合现场电控按钮运行。当选择“远方”时由远方操作软件选择工作方式,并配合软件指令运行。
3.1.2 工作方式选择
BZT1-21设备共有“自投自复”、“自投手复”、“手动”、“合环”、“停用”五种可供选择的工作方式。
1)停用
“停用”方式工作,只能对进线断路器及母联断路器进行分闸操作(此处操作指电动操作,下同)。此种工作方式一般用于设备已完成现场调试并通电但未投入使用时,此工作方式是为了防止现场无关人员误操作设立。
2)手动
“手动”方式工作,可对各进线断路器及母联断路器进行合闸或分闸操作,但只允许两进线断路器或一进线断路器和母联断路器同时合闸。本方式是一种较常用的工作方式,通常用于系统调试,及运行中的检修时。变电站正常使用时一般不推荐使用此工作方式,因为此方式下设备不会对进线失电事故做出反应。
3)合环
“合环”操作是不停电切换的一种功能,选定“合环”方式时,解除进线和母联断路器间联锁关系,允许同时手动接通两路进线断路器和母联断路器。当三台断路器都接通时,设备自动监测合环电流。
“合环”方式通常用于需要不停电的“倒闸”操作,在检修配电室的“主进线”和“母联”断路器时经常使用,可以有效的避免更换断路器时造成的部分回路停电。但需要指出的是在部分供电质量不好的地区“合环”状态下会出现较大的“合环”电流,这有可能造成跳闸事故。根据北京市供电局的要求“合环”电流不得大于400A。故本设备设有互感器二次电流值设定按钮,其设定值0~5A可调。合环电流超过限定值,则三台断路器中的一台将按“选掉方式”所选自动分断。其中当互感器二次电流值设定为0A时,本设备将直接进行选掉操作(选掉操作指“合环”电流超过限定值时,BZT1-21设备将分断进线及母联断路器中的一路结束“合环”状态——具体分断那一个断路器使用选掉选择开关选择)。实际使用中一些使用者比较喜欢将互感器二次电流值设定为0A,这样可以在合环操作时避免事故。
4)自投自复
“自投自复”方式,两路电源供电,当任意一台变压器失压(失压指某路进线其中两相电压降至110V以下)时,设备将延时后(延时时间事先设定)断开其主进断路器,再经一段延时后(延时时间事先设定)合上母联断路器。以上动作结束后,失压侧变压器如恢复电压,设备将延时后(延时时间事先设定)断开其母联断路器,再经一段延时后(延时时间事先设定)合上其主进断路器。
“自投自复”方式是现有用户在配电室正常使用中最常使用的一种工作模式。此工作方式可以较快的对进线失电事故做出反应,避免长时间停电。需要注意的是本设备用于400V配电室,而10KV中压设备一般也有控制失电投切的继电保护设备,这两者延时时间之间要留有足够的时差以免造成事故。
5)自投手复
“自投手复”方式,两路电源供电,当任意一台变压器失压时,设备将延时后(延时时间事先设定)断开其主进断路器,再经一段延时后(延时时间事先设定)合上母联断路器。以上动作结束后,失压侧变压器如恢复电压,设备将延时后(延时时间事先设定)允许使用者手动断开其母联断路器,而后手动合上其主进断路器。
“自投手复”方式是现有用户在比较重要的配电室正常使用中常使用的一种工作模式,使用时出现失电事故后可以在较短的时间内恢复供电,但必须在排除事故后由配电站管理人员手动操作恢复正常状态。如此操作可以避免未处理事故即恢复供电造成反复停电现象,适合较重要的位置。
3.1.3 故障闭锁
当3台主断路器进线1、进线2、母联中的任何一台因过流或短路等原因开关分断后开关本体的故障辅助接点动作。将锁定BZT1-21装置禁止以上3台主断路器做出合闸动作。同时故障闭锁指示灯(黄色)亮起,显示警告。只有在解除事故,恢复故障辅助接点后。方可按下系统复位按钮,解除警告。
故障闭锁可以有效的避免断路器发生故障后对事故断路器及其他断路器的不合理操作,从而避免二次事故及事故的扩大。
3.2 监控功能
遥信:远程实时监测低压主进、母联断路器的开关状态、故障掉闸及报警信号(失压报警、过流报警)。
遥测:远程实时监测低压断路器运行参数(进线电压,母联合换电流电流)。
遥控:远程控制400V框架断路器的接通断开。
3.3 通讯功能
通过MODBUS-RTU现场总线上传数据;接收远程控制命令。短信形设备还可通过短信发送主进、母联断路器的开关状态、故障掉闸及报警信号。
现有用户使用通讯功能时主要形式是,由现场DTU设备与与本装置通过MODBUS-RTU现场总线通讯读取所需数据。而后由DTU设备通过INTERNET网将数据上传。此外,实际应用中也有本设备直接与上位机通讯的实例。
4 结束语
传统用继电器实现自投自复方法,因为使得电路繁复,元件多,故障率高且难以降低。如果再加上合环功能则由于在设计原理上的问题存在矛盾,无法实现合环操作。BZT1-21多功能自动投切装置以可编程逻辑控制器技术和传感器技术为核心成功的克服了传统设备的缺陷。其可靠性高、性能稳定、可长时间在恶劣环境下运行,性能价格比好,产品系列齐全已在北京供电局超过1000个配电站中使用,还可以根据用户的具体要求进行定制(定制设备已在多个重要场所使用)是理想的智能配电设备。
参考文献
