二次并列回路范文（精选4篇）

二次并列回路 第1篇

为了能够进一步与电网电力系统的运行需求相契合, 大量的变电站开始展开增容方面的实践工作, 而扩建作为变电站增容的主要措施之一, 被广泛的应用于实践工作当中。在对变电站进行扩建的过程当中, 对于母线线路, 特别是处于同一电压等级条件下的母线线路而言, 将以分段的方式进行运行。常规意义上所运行的线路电压互感器装置仅对应有一个主二次绕组支持, 而新增设的母线线路电压互感器装置则大多配置有两个对应的主二次绕组, 以实现包括计量、测量、以及保护在内的各项功能。然而这与电压并列回路的实际性能显然存在较大的差异, 存在着安全方面的隐患。为了解决这一问题, 本文提出了一种通过对电压互感器并列回路二次接线进行改进的方法。

1 电压互感器并列回路二次接线改进的必要性

在变电站扩建工程投入运行后, 频频出现母线线路电压互感器并列回路方面的问题。导致发生问题的最主要原因就在于: (1) 变电站扩建工程中, 母线的电压回路经常存在一种电压互感器装置同时并列安装两种不同的主二次绕组的情况, 这与电压并列回路的实际性能显然存在较大的差异; (2) 变电站内母线既有互感器仅配备一个准确级为0.2级的主二次绕组, 需要同时完成包括测量、计量、以及保护在内的各项工作, 而扩建后的电压互感器无论是从绕组结构还是从性能角度上来说, 均与原互感器存在明显的差异, 由此可能导致扩建后新增的电压互感器计量性二次绕组出现失效的问题。

在对电压互感器并列回路二次接线进行改进的过程当中, 核心的改进思路与措施在于电压互感器并列回路当中增加闭锁元件, 要求闭锁元件运行满足:在未并列的状态下, 并列回路考虑使用既有二次接线段PT测量保护用电压回路面向计量用电压回路进行供电作业;而在并列状态下, 要求使用既有二次接线段母线PT时, 保障其能够同时向既有二次接线段母线PT的计量用电压回路进行供电。同时, 在使用新增二次接线段母线PT时, 要求保障其能够同时面向既有二次接线段母线PT改造后独立的计量用电压回路、以及测量保护用电压回路进行隔离处理。

2 两段母线线路独立运行

针对新增电压互感器二次接线上所对应的两个二次绕组而言, 通过改进措施的应用, 能够独立面向计量用以及测量保护用的电压回路进行分隔性供电作业。而与此同时, 对于既有电压互感器二次接线而言, 其所对应的一个二次绕组则仍然保持面向原有测量、保护用电压回路进行电能的供应作业。与此同时, 为了确保两段母线始终保持在独立的运行状态下, 还要求既有的电压互感器二次接线能够面向经过改造后, 独立计量使用的电压回路进行电能的供应作业。通过对该改进措施的应用, 能够确保变电站扩建下的电压互感器对应电压并列回路充分满足在新增电压互感器装置背景下, 并列回路的基本运行要求。由于并列回路当中的两段母线线路始终保持在独立运行的条件下, 因此使得母线断路器与隔离开关所对应的辅助动合触点始终处于断开状态。在此状态下, 导致并列回路当中继电器装置所对应的磁性及时消失。同时, 隔离开关对应的辅助动断触点则处于开启状态, 使得并列回路当中闭锁继电器装置线圈所具有的磁性性能也完全消失。而另一准确级为0.2的主二次绕组则需要向改造过的独立计量用电压回路进行供电作业。

3 两段母线线路以既有电压互感器为主体并列运行

此种方案的核心在于:在针对新增电压互感器二次接线上的电压互感器装置进行并列处理的基础条件下, 主二次绕组所对应的准确级级别为0.5级。该主二次绕组需要面向母线电压互感器测量保护使用的电压回路进行电能的供应作业。而对于准确级级别为0.2的主二次绕组而言, 则需要面向经过改造后, 独立计量使用的电压回路进行电能的供应作业。通过对该改进措施的应用, 由于隔离开关与母线断路器所对应的辅助动合触点始终处于闭合状态, 且对于并列回路当中所设置的继电器而言, 励磁因素影响下导致动合触点呈现出闭合状态。在此状态下, 导致并列回路当中闭锁继电器装置所对应的磁性及时消失, 诱发动断接点呈现出闭合状态。以此为基础, 母线电压互感器所对应的主二次绕组直接面向改造后的计量用电压回路进行供电作业。而母线电压互感器对应两个主二次绕组则面向测量保护用、或计量用的电压回路进行供电作业。

4 两段母线线路以新增电压互感器为主体并列运行

此种改进方案的核心在于:在令既有电压互感器二次接线上所对应电压互感器装置进行并列处理的前提条件下, 主二次绕组所对应的准确级级别为0.2级别。该主二次绕组需要面向既有电压互感器二次接线段母线电压互感器装置当中, 改造后独立运行的计量用电压回路进行电能的供应作业。与此同时, 还可在二次接线的条件下, 由既有电压互感器二次接线上所对应电压互感器装置完成面向新增二次接线端母线电压互感器测量保护用、以及计量用电压回路进行电能的供应作业。通过对该改进措施的应用, 由于隔离开关与母线断路器所对应的辅助动合触点始终处于闭合状态, 且对于并列回路当中所设置的继电器而言, 励磁因素影响下导致动合触点呈现出闭合状态。受到这一因素的影响, 导致隔离开关的以及与该隔离开关相对应的辅助动断触点呈现出开启状态, 由于闭锁继电器线圈励磁反应, 导致动断触点被诱导至开启状态。在以上条件作用下, 可确保既有二次接线下的电压互感器直接面向测量保护用、以及改造后独立计量用的电压回路进行电能的供应作业。依照此种方式, 通过对变电站扩建下电压互感器并列回路二次接线的改造, 能够确保增容下的并列回路运行需求得到可靠满足, 因而改进有效。

5 结束语

在充分考量电压并列回路实际性能以及实际需求的前提条件下, 认为可以按照以下几种方式, 对电压互感器并列回路二次接线进行改进: (1) 两段母线线路独立运行; (2) 两段母线线路并列运行, 以既有电压互感器二次接线母线电压互感器为主体; (3) 两段母线线路并列运行, 以新增电压互感器二次接线母线电压互感器为主体。在本文上述分析当中, 对各种改进方案下的实施措施以及主要原理进行了分析, 认为:通过上述改进措施的落实, 变电站扩建工程下的电压并列回路能够圆满的解决变电站站内不同数量配置条件下, 并列母线电压互感器主二次绕组电压回路在并列方面存在的问题, 但仍需要在有关隔离开关辅助触点等关键部件的选择中加以进一步的关注, 促使整个电压回路的运行安全性得到更有效的保障。

摘要：变电站扩建工程中, 母线的电压回路经常存在一种电压互感器装置同时并列安装两种不同的主二次绕组的情况。本文主要围绕电压互感器并列回路二次接线的改进措施展开详细分析与探讨, 望引起各方人员的特别关注与重视。

关键词：变电站扩建,二次接线,电压互感器,并列回路,改进

参考文献

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[3]张启雁.关于330kV康城变电站电压互感器二次系统长期并列的专题分析[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2012 (33) .

[4]王卉, 陈楷, 尚西华等.一起PT反充电事故的分析及改进建议[C].//2011年中国电机工程学会年会论文集, 2011:1-6.

二次并列回路 第2篇

备用电源自动投入装置的作用是当电力系统故障或其他原因使工作电源被断开后, 能迅速将备用电源自动投入工作, 或将被停电的设备自动投入到其他正常工作的电源, 是提高供电可靠性、保证供电连续性的一种有效手段[1]。目前, 为节约资源、降低成本, 扩大内桥接线方式在110k V变电站应用越来越广泛, 但也使备自投的逻辑变得相当复杂, 给检修、运行维护带来一定的困难[2,3]。讨论TV解列失败导致备自投拒动的原因及解决方法, 并总结相应的防范措施。

1 扩大内桥接线的备自投配置

图1为110k V某智能变电站站扩大内桥接线图, 为双套保护, TV1母线合并单元为A套保护提供电压, TV3母线合并单元为B套保护提供电压, 全站的计量电压由TV2母线合并单元提供电压。备自投的动作逻辑主要有两种方式[4,5]:

(1) 逻辑一:线路互为备投逻辑, 即两回进线一条运行, 另一条在热备用。当运行线路由于某种原因失压后, 自投装置根据运行母线无压和进线无流判定运行母线失压, 通过整定值延时跳开运行侧进线开关, 合上备用侧进线开关, 达到备用线路自投的目的。

(2) 逻辑二:母联自投逻辑, 即两条线路同时运行, 母联开关在分位。当其中任一条线路由于某种原因失压后, 自投装置经失压鉴定, 判断该母线失压, 其它母线有压, 经延时跳开失压侧进线开关, 合上母联断路器, 达到两分裂运行母线互为备用的目的。

2 扩大内桥接线备自投的运行方式

2.1 一线托三变的运行方式 (常用方式)

进线备投方式1:1号进线运行, 2号进线热备用, 即1DL、3DL、4DL在合位, 2DL在分位。当备投1检测到I母无压且1号进线无流, 而2号进线有压时, 备投1跳开1DL, 合上2DL。

进线备投方式2:2号进线运行, 1号进线热备用, 即2DL、3DL、4DL在合位, 1DL在分位。当备投1检测到II母无压且2号进线无流, 而1号进线有压时, 备投2跳开2DL, 合上1DL。

从以上分析可知:当两条进线互为备用时, 备自投装置功能的实现没有问题, 能满足现场需求。

2.2 一线托两变, 一线变组单独运行方式

桥备投方式1:母线分裂运行, 桥开关3DL热备用, 即1DL、2DL、4DL在合位, 3DL在分位, 当备投检测到I母无压, 1号进线无流时, 检测III母有压, 跳开1DL, 合3DL保证正常供电 (若2号进线过负荷, 可实现过负荷联切) 。

桥备投方式2:母线分裂运行, 桥开关3DL热备用, 即1DL、2DL、4DL在合位, 3DL在分位, 当备投检测到I母无压, 2号进线无流时, 检测I母有压, 跳开2DL, 合3DL保证正常供电 (若2号进线过负荷, 可实现过负荷联切) 。

桥备投方式3:母线分裂运行, 桥开关4DL热备用, 即1DL、2DL、3DL在合位, 4DL在分位。当备投检测到III母无压, 2号进线无流时, 检测I母有压, 跳开2DL, 合4DL保证正常供电 (若2号进线过负荷, 可实现过负荷联切) 。

桥备投方式4:母线分裂运行, 桥开关4DL热备用, 即1DL、2DL、3DL在合位, 4DL在分位。当备投检测到I母无压, 1号进线无流时, 检测III母有压, 跳开1DL, 合4DL保证正常供电 (若2号进线过负荷, 可实现过负荷联切) 。

从以上分析可知, 如果所有的TV正常运行, 能满足现场的要求, 但当某一台TV由于某种原因需要检修时, 假如2号TV检修, 需要II并I、III自产, 其运行方式为进线备投方式1, 即1DL、3DL、4DL在合位, 2DL在分位。当TV检修恢复正常后, 调度需要改变运行方式为桥备投方式1, 即1DL、2DL、4DL在合位, 3DL在热备用。改变方式后, 如果此时1号进线断路器发生故障跳开, 备自投动作失败, 会造成1号主变失压。经检查、分析, 故障原因为电压二次回路未能解列。

3 电压并列装置原理

根据采集到的3组电压互感器的电压输出量、两隔离刀闸开入量状态信号和母联开关、隔离刀闸开入量状态信号来控制输出并列后各段的电压, 送给保护、测控或者电能表[6]。

一台合并单元可以完成21路电压模拟量采集, 如图2所示。

智能变电站没有专门的电压并列柜, 并列功能在母线TV合并单元实现。合并单元能够通过开入板或者GOOSE接收母线刀闸的位置, 然后根据母联断路器位置和相关刀闸位置判断, 若符合条件则输出并列后的母线电压。电压并列原理如图3所示。

单母三分段接线方式TV并列逻辑如表1所示。

注:““表示无论哪种逻辑信号;TV刀闸位置“01”表示在合位, “10”表示在分位;开入量可以通过DI、GSE、MMI界面强制, 以及配置文件FRC0、FRC1实现。

从表1可知, TV自动并列装置在并列和解列时需要内桥开关有效分/合, 即刀闸与开关要在同一个状态, 同分或者同合。

经过试验验证, 当母线合并器同时接受到母联 (分段) 开关和两侧刀闸退出的GOOSE位置信号时TV解列成功, 但当母线合并器只接收到母联开关 (分段) 或两侧任一刀闸退出的GOOSE位置信号时, 逻辑判断仍为并列位置, 从而导致在母联500A在热备用的情况下, 电压解列失败造成电压二次回路实际仍在并列方式下运行。当调度由进线备投方式1改变为桥备投方式1后, 如果此时1号进线502开关由于故障跳开, 但I母仍然有压, 备自投装置放电, 造成1号主变失压。

4 解决措施

针对电压并列逻辑设计中存在的严重缺陷, 制定了以下解决措施:

(1) 并列回路:该设计中电压并列逻辑回路没有问题, 无需改动。

(2) 解列回路:原解列回路逻辑设计上存在严重缺陷, 取消解列逻辑中的母联两侧刀闸位置的GOOSE开入信号, 只判断母联 (分段) 开关DL的位置, 即只要母联 (分段) 开关因故跳开, 并列装置就解列;在不改变解列逻辑的情况下, 要求调度在改变运行方式时, 首先要同时拉开母联 (分段) 断路器和刀闸使TV解列后再改变运行方式。

5 防范措施

(1) 在变电站新投运时, 必须做备自投装置的实际带开关跳、合试验, 不能用简单的模拟试验来代替, 模拟试验只能用来检测备自投装置的一般逻辑功能。

(2) 备自投装置要完全独立于保护装置, 不能影响保护的正确动作, 其回路应避免与保护回路混杂。在进行备自投装置的逻辑试验时, 首先要通过做安全措施, 把备自投装置完全独立出来, 以免试验时误动或者拒动。

(3) 备自投逻辑试验时, 必须严格按照备自投逻辑进行, 尤其应注意对备自投闭锁逻辑的试验。

(4) 运行人员在投备自投装置时, 应注意装置的充电标志, 如有现场不能解决的异常情况, 及时反映, 以便迅速得到解决。

(5) 需要停用备自投装置时, 应先退除装置出口压板, 再退装置直流电源, 最后退出装置交流电源;装置投运时, 操作顺序恰恰相反。在此过程中, 遇有装置异常情况, 应慎重对待妥善处理。

(6) 应实现手动跳闸闭锁及保护闭锁功能。

(7) 低电压元件动作后延时跳开工作电源, 其动作时间应大于本线路电源侧后备保护动作时间和线路重合闸时间的和。

(8) 当备自投动作于永久故障的设备上, 应加速跳闸并只动作一次。优先配置有后加速电流保护功能的备自投装置。

6 结语

随着电力市场化运营改革的不断深入, 电网结构将会发生更多、更大的变化, 同时也会出现各种非常态的运行方式, 备自投与其它保护、安全自动装置之间的配合关系也将会变得更加复杂, 应根据电网的实际结构, 分析可能对备自投正确动作产生的各种负面影响, 从而找出并采取合理的、优化的解决方案, 以确保故障情况下电网自动装置能够可靠、快速地正确动作。

参考文献

[1]宋传盼, 王世祥.备自投装置误动拒动实例分析及探讨[J].电力安全技术, 2012, (10) :14-16

[2]尹志.内桥型接线中TV并列装置智能设计[J], 云南电力技术, 2012, (1) :43-44

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[4]钱玉春, 郑立.扩大内桥接线变电站自投装置配置及整定原则[J].华北电力技术, 2010, (3) :23-26

[5]方光远.探讨110kV智能变电站的继电保护配置方案[J].中华民居, 2011, (10)

二次寄生回路的危害及防范 第3篇

1 寄生回路引起的事故案例

笔者曾经在某220kV线路改造验收过程中, 在断开其220kV线路开关第一路控制电源空气开关后, 事故喇叭告警, 监控主机显示其220kV线路开关跳闸;重新模拟故障时的操作, 拉开第一组操作电源空气开关时, 用万用表测量空气开关输出电压, 发现空气开关在拉开时正极电源总是后于负极电源断开。同时, 检查保护装置操作箱回路发现存在寄生回路, 如图1所示。

为进一步分析寄生回路产生误动的过程, 将第二组控制电源投入, 第一组控制电源负极一直不加。模拟空气开关在拉开时的状态, 正极接通、负极未接通的情况, 用万用表电压档测量4D108对4D65的电压差。

由测量结果可知, 拉开第一组控制电源时, 负极电源断开, 正极电源通过操作箱内的电源自动切换继电器1JJ、电阻R2ZJ以及并接在备用跳闸继电器2ZJ上的消弧回路 (消弧回路由反向二极管串联一个电阻值为250~300Ω的电阻构成) , 接通4D108的第二组跳闸线圈2TJR, 造成220kV线路开关跳闸。

从上述案例中, 可知寄生回路的存在将严重威胁设备的安全运行。为确保设备安全运行, 必须做好消除寄生回路的管理措施和防止寄生回路发生误动的技术措施等工作。

2 消除寄生回路的管理措施

为彻查寄生回路, 南方电网公司、广东电网公司的相关管理规定要求在扩建及技改工程的验收过程中, 验收人员必须加强跳合闸回路验收, 并对跳闸回路做如下检查: (1) 只投入第一组操作电源, 确认第二组操作回路及出口压板对地没有电压; (2) 只投入第二组操作电源, 确认第一组操作回路及出口压板对地没有电压; (3) 投入本线路的所有交、直流电源空气开关, 逐个拉合每个直流电源空气开关, 分别测量该开关负荷侧两极对地、两极之间的交、直流电压, 确认没有寄生回路。经过以上三步的检查, 验收人员就能查出寄生回路的存在, 有利于寄生回路的消除。

为减少跳闸回路的交叉而引起寄生回路, 广东电网公司还对保护装置的跳闸回路接入做了明确要求。如对220kV及以上电压等级配置双重化的线路保护、母差保护要求:第一套保护装置仅跳第一组跳闸回路, 第二套保护装置仅跳第二组跳闸回路。这样规范跳闸回路的使用, 有利于从源头上杜绝寄生回路产生。因此, 设备运维班组可建立跳闸回路管理台账, 对跳闸回路的使用进行跟踪。

为进一步消除寄生回路, 继保专业人员应从源头抓起, 建立跳闸回路管理图库及跳闸回路接入管理措施;加强对双重化配置的各间隔跳闸回路进行梳理, 检查现场两组跳闸回路的使用情况;在基建及技改工程中, 涉及跳闸回路的接入, 设计单位必须在获得继保人员的许可和审批方可接入, 从而规范跳闸回路的使用, 有效杜绝寄生回路的产生。

3 防止寄生回路发生误动的技术措施

虽然有以上管理措施作保障, 大大降低了寄生回路产生的几率, 但若有管理不到位或规定执行不到位时, 仍然存在寄生回路隐患。所以, 除了要从管理上去杜绝, 还要在技术上再加以防范, 以给设备带来更全面的保护。

寄生回路存在后, 其动作情况随二次回路的不同状态而不同, 从事故案例中可以看出, 寄生回路之所以能驱动跳闸回路, 主要在于寄生回路在跳闸继电器中所产生的电压降达到跳闸电压。在本文案例中, 寄生回路通过并接在备用跳闸继电器2ZJ上的消弧回路, 为跳闸线圈2TJR提供跳闸电源。

为防止寄生回路发生作用, 只要降低寄生回路加在出口继电器上的电压, 就能杜绝寄生回路引起误跳闸。为达到降低出口继电器上的电压可采用方法如下:在备用继电器2ZJ (额定电压40V, 内阻2kΩ) 及R2ZJ (2kΩ) 电阻设备选型时, 其参数与跳闸线圈2TJR (额定电压24V) 及电阻R2TJR (10kΩ) 参数一致。这样存在寄生回路时, 加在跳闸线圈2TJR上的电压低于50%额定电压, 从而确保跳闸线圈2TJR不动作。

4 结束语

二次回路软故障的分析和处理 第4篇

1 故障分析

操作电源空气开关跳开, 可以肯定操作回路中存在短路现象, 短路时的故障电流直接导致空气开关跳开。而跳开后人工又可以合上, 说明短路故障并不是长期存在, 而具备随机性。

1.1 检查分析

由于短路故障导致的异常现象不定期出现, 首先怀疑操作回路二次线路存在接地或之间绝缘降低导致短路故障。为确认判断, 对以下包括操作回路在内的二次回路摇绝缘:

(1) 继电保护装置出口端子排到断路器操作机构端子排的跳、合闸回路;

(2) 从保护装置到测控屏间的直流回路;

(3) 从保护装置到站用直流分屏的直流回路;

(4) 断路器本体内部二次线。

但试验结果显示各二次回路对地绝缘及之间绝缘电阻均在10MΩ左右, 符合相关规程要求, 说明继电保护装置外的所有二次回路没有问题。

1.2 深入分析

排除外部二次回路故障, 将注意力转移到继电保护装置本身。重复对断路器手动分闸操作, 异常现象再次出现, 同时注意到, 操作电源空气开关跳开时, 继电保护装置内部有疑似短路电流声。

打开继电保护装置面板, 检查保护装置插件, 发现操作回路插件上的电阻R10、R13已烧黑, 处于似粘非粘状态, 分开两只电阻发现电阻外绝缘层已经击穿损坏。短路原因正是由于两只电阻间距过近, 操作过程中电阻发热, 外层绝缘下降, 导致电阻间击穿短路, 但又并不是完全短路, 似粘非粘的短路状态致使异常现象不定期出现。确定2只电阻间发生短路后, 再次查看断路器操作回路图, 如图1所示。

由图1可以看出, 断路器分闸操作时, 电阻R10、R13之间短路, 即+kM、-kM直流电源间短路, 短路时的故障电流导致操作电源空气开关3DK1跳开。

2 处理措施

更换操作回路插件。在更换新插件前, 检查板上各个电阻间距, 并将间距过近的电阻适当分开, 避免再次发生短路击穿现象。装置重新上电后, 确认装置运行正常, 进行保护传动试验, 并进行重复多次手合、手分试验, 均未出现异常现象, 确认故障彻底排除。

3 结束语