发电机差动范文（精选6篇）
发电机差动 第1篇
1 事故经过
国投罗钾自备电厂电气一次主接线图如下图所示。2010年9月9日9时59分, 1号发电机对1号主变进行冲击合闸的过程中突然停机, 监控系统显示“1号发电机差动保护动作”, 辅助控制屏“1号发电机主保护动作”光子牌亮, 去就地检查发现发变组保护屏报发电机差动保护动作报文。调取事故动作报告, 发现发电机差动保护动作时刻, 差动电流确实已经远超过了整定值, 说明在冲击合闸时刻差动回路确实存在很大的不平衡电流。随后保护人员调取录波图进行分析, 发现故障时刻发电机中性点电流及发电机机端电流波形严重畸变且均偏向时间轴的一侧。经过计算, 发电机中性点电流与发电机机端电流之差正好等于装置采样的差流值。
与此同时为验证发电机差动回路内一次设备是否有故障, 将发电机中性点软连接打开, 对发电机绕组及其一次母线进行对地及相间绝缘检查, 未发现异常。证明发电机等一次设备未发生故障, 本次停机是由于发电机差动保护误动引起的。重新对保护装置本身的调试质量和二次回路连线可靠性及差动极性正确性进行检查均未发现有误之处。保护人员怀疑是由于1号发电机对1号主变进行冲击合闸的过程中产生的励磁涌流造成了发电机差动保护误动。但是, 我们知道发电机升压至并网是不会产生励磁涌流的, 因此发电机差动保护一般不配备防止励磁涌流影响的二次谐波制动功能的;就算在冲击合闸的过程中产生了励磁涌流对发电机差动回路来说也应该是一个穿越性电流, 不应该对发电机差动保护产生影响。为此我们应该重新了解一下励磁涌流产生的原理。
2 励滋涌流
对变压器切除外部故障后进行空载合闸, 电压突然恢复的过程中, 变压器可能产生很大的冲击电流, 其数值可达额定电流的6~8倍, 将这个电流称之为励磁涌流。产生励磁涌流的原因是变压器铁芯的严重饱和和励磁阻抗的大幅度降低。
3 励磁涌流的特点
励磁涌流数值很大, 可达额定电流的6~8倍。励磁涌流中含有大量的直流分量及高次谐波分量, 其波形偏向时间轴一侧。励磁涌流具有衰减特性, 开始部分衰减得很快, 一般经过0.5~1s后, 其值通常不超过0.25~0.5倍的额定电流, 对于大容量变压器, 其全部衰减时间可能达到几十秒。
从录波图上可以看出, 故障时刻发电机中性点及机端电流波形发生严重畸变, 负半轴波形完全消失, 其波形偏向时间轴一侧, 符合励磁涌流的特点。从励磁涌流产生的原理可以看出, 无论对空载变压器的高压侧或低压侧进行冲击, 均有可能产生励磁涌流而国投罗钾自备电厂的并网方式正好是这种情况, 因此产生了励磁涌流。
4 下面分析一下为什么穿越性的励磁涌流会对发电机差动保护造成影响
由录波图可以看出, 故障时刻发电机中性点的电流与发电机机端电流在同一时刻的相位及幅值均不相同, 说明励磁涌流对发电机中性点电流互感器和发电机机端电流互感器造成的影响不同。查看设计图发现, 发电机机端侧采用10k V开关柜内的电流互感器, 而发电机中性点侧则采用发电机穿墙CT, 二者只有变比一致, 生产厂家、设备型号、额定容量及短路倍数均不相同, 因此即使通过同一谐波电流的情况下, 电流互感器二次侧所反映的二次电流也不会相同, 从而使发电机差动回路中产生不平衡电流造成发电机差动保护误动。保护人员对发电机中性点电流互感器及发电机机端电流互感器进行伏安特性试验, 发现二者饱和曲线完全不同, 从而进一步验证了保护人员猜测。
5 临时处理措施
为了防止发电机对主变低压侧充电导致发电机差动保护误动的再次发生, 保护人员根据当地情况采取了临时处理措施。在电厂对侧110k V负荷站主变低压侧增设一台柴油发电机, 由柴油发电机带对侧110k V负荷站主变及电厂本侧主变一起进行零起升压至额定, 然后由发电机送电至10k V配电装置I段, 最后在主变低压侧进行同期并网。此时并网未发现发电机差动保护误动现象, 又经过多次试验均为发现异常。
6 改进意见
针对国投罗钾自备电厂这种孤立小电源系统, 建议对发电机差动保护进行改进, 增加发电机差动保护二次谐波制动功能, 同时为防止区内严重故障二次谐波制动闭锁差动保护, 还应增设差流速断保护。另外进行技术改造将发电机中性点电流互感器及发电机机端电流互感器选用型号相同、设备参数相同的电流互感器, 使两侧电流互感器的伏安特性曲线基本保证一致或相近, 减小穿越性的励磁涌流对发电机差动保护造成影响。
摘要：针对一起发电机差动保护误动问题进行研究及测试分析, 找出了差动保护误动作的主要原因, 并提出了解决方法, 可供继电保护人员参考。
发电机差动 第2篇
【关键词】行波理论；行波电流；水轮发电机；定子接地；差动保护；故障选相
随着现代科学技术理论研究的不断深入，暂态行波技术在工程项目中的应用越来越广泛。近年来，电力系统中关于行波故障分析的研究越来越多，行波故障分析将行波信号与信号处理技术进行了整合，行波故障信号属于暂态故障信息，在电力系统、发电机、变压器等设备中普遍存在，暂态行波故障在线检测与外加高频检测具有一定差别，但实质上都是利用行波故障信号进行的故障分析。大型水轮发电机经常出现定子绕组单相接地的故障，传统的双频式保护稳定性差、反应周期长，已经难以满足我国水轮发电机的快速发展。
1.水轮发电机行波故障检测的应用
大型水轮发电机定子绕组接地瞬时电流远远大于稳态电流，通过采集瞬时电流的暂态行波，可以有效提高故障检测的灵敏度，除此之外，对暂态行波信号进行分析处理，有利于快速实现故障定位，对提高设备稳定性具有实际意义。目前，我国关于行波故障分析在传输电路中的应用已经十分成熟，很多理论研究成果已经用于实际工程项目中，但水轮发电机的绕组结构更加复杂，影响行波故障分析的因素太多，建立行波故障分析模型的难度较大，需要保证模型的准确度，避免发出错误故障信息，造成设备运转中断。
2.水轮发电机行波故障检测的理论基础
根据已有的文献，行波故障分析领域已有的成果包括行波功率信息故障检测、外用高频脉冲故障检测等，但这些研究都具有一定局限性。（1）行波功率信息故障检测理论主要针对了电机定子绕组接地保护，该理论充分利用了故障行波的功率方向信息对发电机组中的选择性，利用故障行波的功率方向信息区分接地故障的区域，基于行波功率信息故障检测理论建立的波阻模型以及行波网格图可以模拟出行波的特征，利用这一模型可以区分故障位于机外或者机内，同时可以记录现场实验数据。但该理论仍然存在较大的漏洞，建立的数学模型没有基于实际波动，导致与实际应用存在较大差距，不能直接用于行波故障分析。（2）外用高频脉冲故障检测利用外部施加的行波信号检测电动机定子的绝缘性，同时可以将电机转子绕组的短路检测纳入故障分析中，外用高频脉冲故障检测理论已经用于实际项目中，并取得了较好的实验效果，该理论证实了行波故障信号分析的可行性。
本文将以电压理论中的电机定子绕组内部暂态行波信号特征为基础，在已有的传输线行波故障信号分析模型基础上进行改进，建立针对水轮发电机定子绕组接地的行波故障信号分析模型。具体的研究手段包括：（1）利用MATLAB模拟大型水轮发电机定子单相绕组接地，通过数学模型取得相关的行波故障信号。（2）利用Karebauer矩阵对采集的数据进行处理，具体处理包括相模转换。（3）利用小波多分辨分解器，提取模量数据中的高频暂态部分，将行波零模拟信号的高频暂态部分作为继电器保护的动作信号，同时利用模量的波动特征进行故障定位分析。
3.水轮发电机定子绕组的行波信号模型
3.1 行波故障信号传播的电路模型
水轮发电机定子绕组的电路模型可以简化为分布参数电路模型，大型水轮发电机的定子绕组单相接地模型类似三相输电线路的单相接地，可以将大型水轮发电机的定子绕组单相接地的模型直接等效为分布参数电路模型。大型水轮发电机定子绕组采用了波绕组形式，由若干规律排布的电气元件组成，所有的电气元件均由定子内槽与端头组成，大型水轮发电机定子绕组的电磁载荷较大，因此绕组的形式为单匝双层线棒结构形式，单匝绕组的电阻较小，但线棒的电阻却很大，可以忽略线棒的电阻。对水轮发电机定子绕组线棒参数进行傅里叶转换，行波故障信号传播的电路模型如图1所示。
图1 水轮发电机定子绕组的行波故障信号传播电路模型
3.2 行波故障信号的数学模型
将水轮发电机定子绕组的单位长度记作，可以推导出电压、电流的行波故障信号的数学模型，具体数学模型如下：
（1）
（2）
经过拉普拉斯变换可以得到：
（3）
（4）
其中为行波阻抗，行波的传播速度为，行波的正向电压波为，行波的负向电压波为，数学模型的具体解需要给定边界条件或者初始值。图2是行波故障信号的传播示意图
图2 行波故障信号的传播示意图
4.利用行波故障信号进行故障定位
4.1 差动保护的数学模型
行波的差动保护与故障选相是本文的研究重点，也是水轮发电机定子绕组单相接地故障分析的基础理论，由表达式3、4可以导出长度为L的绕组的前行波与反行波式。如果参数已经确定则可以得出Bergeron方程组：
（5）
（6）
其中，、为t时刻n 端的行波电流、电压；、为t时刻m端的行波电流、电压；τ为在绕组mn间波的行进时间，。通过式5、6可以判断行波从绕组一端传导到另一端的变化情况，由此可以导出：
（7）
（8）
有上述模型可以得出水轮发电机定子绕组故障的判断依据， 时，水轮发电机定子绕组无故障。根据数据模型，原理相当于在水轮发电机定子绕组发生故障前接入了大小相同、方向相反的虚拟电源，可以作为行波故障信号分析的判断依据，将原有的三相绕组模拟成为三个独立的绕组，每个绕组都有相应的模量。
4.2 故障选相的数学模型
假定水轮发电机定子绕组发生故障时的短路电路为，可以建立模量数据转换矩阵，如下：
（9）
其中，α、β、0代表了模分量，a、b、c代表了相差。Bergeron模量变换矩阵为：
A相接地时、、都不等于零，B相接地时、都不等于零，C相接地时、都不等于零，由此可以接地故障的绕组，B、C绕组的故障分析也可以按照上述流程进行，但故障不是绕组接地造成的，则零模分量的数值为零，该数学模型不再适用。
5.小波变换的多分辨率分析
小波变换的多分辨率分析可以为行波保护提供准确的参数，包括行波极性、幅值等，除此之外，小波变换的多分辨率分析具有较好的适应性，可以同时对时域与频域进行分析，小波变换小波函数位移后在不同尺度下与信号进行内积。小波变换的多分辨率分析可以根据实际分析要求对行波信号进行细化，逐步观察信号特点。频域方面，可以简化为基本频率的带通滤波器在不同尺度下的信号滤波过程，选择合适的尺度对于小波变换的多分辨率分析十分重要，综合本文的研究需求选择db1型小波作小波变换的多分辨率分析，db1型小波具有较好的分频能力，同时具备局域性，在仿真模拟分析中运用较多，小波变换的多分辨率分析可以准确描述出行波信号的幅值，为继电器差动保护提供动作信号。
6.利用数学模型的仿真分析
本文选择了我国西北某水电站的大型水轮发电机作为分析对象，该大型水轮发电机的参数如下，，每相有六个分支绕组并联，每个分支绕组有27匝线圈组成，每匝线圈的槽内长度为5766mm，端部的长度为644mm，每个分支绕组的长度为173.07m，水轮发电机的详细参数如表1所示。
表1 水轮发电机的详细参数
利用MATLAB对已经建立的数学模型进行仿真，仿真时间0.05s，数据采样频率为200kHZ。首先提取暂态高频行波信号，对行波进行差动保护分析，之后采集接地模量信号，判断故障位置。需要注意的是由于信号来着单元接线的变压器，必须将变压器的波阻数值设置偏大，采集的行波电流没有实际意义。实际应用中行波信号容易被反射，必须在电压器前侧采集数据，一般情况下会使电压器短路。本文的数学模型属于定性分析，与具体数值无关，因此简化了数值因素对模型的影响，保证了数学模型的准确性。
7.总结
基于行波的故障分析已经成为电力系统的发展趋势，基于行波的故障分析可以根据行波故障信息对大型水轮发电机定子绕组进行过继电保护，同时快速定位故障。将现有的传输线行波故障检测理论应用于大型水轮发电机定子绕组接地故障检测，以定子绕组接地瞬时的暂态行波模分量为差动保护触发依据。本文建立了行波传播的电路模型、行波故障信号的数学模型，同时利用行波差动保护原理与行波故障选相原理进行故障定位，最后结合实际案例模拟分析了数学模型的准确性，希望本文的研究有利于我国水轮发电机故障检测领域的快速发展。
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采用加强制动的新型发电机差动保护 第3篇
在中小型电厂中, 当变压器空投时往往会导致相邻运行变压器或发电机的差动保护误动。对于变压器差动保护误动均归结为和应涌流所致, 已经有相当多的文献对此进行了分析研究[1,2,3,4,5,6], 但是和应涌流暂态过程对发电机差动保护的影响及改进保护性能尚缺乏深入研究, 且针对变压器差动保护误动所提出的空投变压器中性点不接地和适当提高差流门槛定值的同时降低制动电流门槛定值[3,4]等措施会导致设备安全系数降低和降低保护的灵敏度。目前发电机差动保护的制动功能均位于制动电流拐点值上方区域, 在大电流情况下保护一般能可靠制动。但在和应涌流暂态过程中发电机流过的电流并不是很大, 保护大多在制动电流拐点值下方区域出现误动。文献[6]提出发电机差动保护原因为和应涌流引起电流互感器 (TA) 饱和导致差流增大, 但没有给出具体解决方案。和应涌流暂态过程中发电机差动保护误动的原因一方面是TA饱和或发电机两侧TA暂态特性不一致而导致差流增大, 另一方面是保护方案本身不够完善。
本文在和应涌流前期研究基础上[7,8,9], 通过分析研究发电机差动保护现场误动录波数据和故障记录, 基于目前广泛应用的两段折线比率制动差动保护提出了一种新的加强制动型发电机差动保护。该保护在易误动区增加新的制动判据, 并结合传统比率制动判据, 从而加强了整个动作区内的制动功能, 能有效防止保护在和应涌流暂态过程中的误动, 但又不降低保护的灵敏性和速动性。
1 问题描述
某水力发电厂主接线如图1所示, 单机容量19.9 MVA, 出口电压10.5 kV。主变容量50 MVA, D, y11接线, 发电机差动保护采用P级TA, 变比为1 600/5。差动保护特性为直线加折线比率制动, 二次侧额定电流3.81 A, 差流门槛值0.80 A, 制动电流 (两侧电流模值和的一半) 拐点值3.8 A, 比率制动系数0.36。当主变T1、电站A或B的主变充电空投时, 发电机差动保护会误动。
2次误动记录见表1。图2中的P1和P2为误动点, 括号内为误动时的差流和制动电流值。
由上述数据计算可知, 差流门槛标幺值为0.2, 规程范围为0.1～0.2, 制动电流拐点标幺值为1.0, 规程范围为0.8～1.0。误动记录中差流标幺值最大为0.22, 制动电流标幺值最小为0.69。可见即使再增大差流门槛值或减小制动电流值, 仍不可能保证保护不误动, 且会降低保护的灵敏度, 故应当分析保护误动原因, 并从其他方面来寻求解决对策。
2 加强制动型发电机差动保护
2.1 误动原因分析
针对误动案例将图1所示的系统简化为图3进行研究。
当T1进行空投时, 对于电源1而言, T1和T2为并联型, 系统中会出现并联型和应涌流;对于发电机而言, T1和T2为级联型, 系统中会出现级联型和应涌流。在2个电源同时作用下, T2的和应涌流是组合型, 与2个电源均有关系。需要指出, 在发电机电势作用下, 在变压器低压侧也会产生和应涌流, 其具有偏向于时间轴一侧, 幅值先缓慢增大、后逐渐衰减的特征, 但没有该变压器高压侧和应涌流特征明显, 实测结果已证实了这一现象。发电机两侧TA受和应涌流影响会出现暂态饱和或因工作特性不一致而引起差流增加, 但是该差流越过差流门槛值不是很大, 且制动电流较小, 保护没有进入比率制动区域, 比率制动功能不起作用, 保护工作点位于差流门槛直线段上方区域, 保护出现误动。图4为发电机G4录波波形。
为清晰展现差动保护误动原因, 提取保护逻辑出口前后波形数据, 并采用与保护相同的算法进行差流二次谐波与基波计算, 差流基波有效值及二次谐波百分比 (差流基波/差流二次谐波100%) 如图5所示。
从图5可以看出, 开始阶段基波和二次谐波均较小, 但随之增大并保持一定大小, 随着时间的推移呈下降趋势, 但是, 二次谐波百分比在50%处波动, 差流较大期间二次谐波百分比位于[33.51%, 70.18%]区间, 而前期或正常运行时该值小于10%。由于保护误动时三相电流值并不大, 故进一步研究两侧电流相位测量误差与差流间的关系, 计算结果如图6所示。
从图6可以看出, 在开始阶段两侧电流相位差与正常运行标准差 (180°) (电流方向以流入发电机为正方向, 差流为两侧电流相量和) 的偏差较小, 此时差流也较小。随着相位差不断偏离标准差, 差流开始增大, 当相位偏差达到最大值19.87°时, 差流达到1.016 8 A, 已经越过差流门槛值0.8 A, 保护在该过程中误动。随后两侧电流相位差出现波动, 但总体上呈减小趋势, 不断接近标准差, 该特征与和应涌流特征一致。进一步研究二次谐波百分比与相位差关系如图7所示。
由上述可知:①在和应涌流暂态过程中TA相位测量误差明显增大, 从而引起差流增大;②差流增大时二次谐波百分比也随之增大, 并在一定范围内波动;③差动保护误动发生在制动电流拐点值以下区域, 而该区域没有制动功能。由于历史因素和成本问题, 更换TA (如采用TPY型) 在现场实际行不通, 只能从差动保护方案本身着手来解决问题。因此, 可在制动电流拐点值以下区域利用和应涌流暂态过程中的二次谐波百分比特性和差流与制动电流大小关系来构成新的制动判据, 并结合制动电流拐点值以上区域的比率制动特性来加强保护的制动性能, 同时保证在内部故障下出现二次谐波时保护能可靠开放, 快速切除故障发电机。
2.2 加强制动型差动保护的实现
加强制动型差动保护判据如下:
1) 当IrIres.0时, 保护动作条件为:
式中:ΔId为差流基波值;ΔI2为差流二次谐波值;K2为谐波百分比定值;Ir为制动电流基波值;Iop.0为差流门槛值;Ires.0为制动电流门槛值;ΔI2>K2ΔId为二次谐波制动判据;Ir≥ΔId为发电机内部故障保护开放保护或外部扰动辅助制动判据。
2) 当Ir>Ires.0时, 保护动作条件为:
ΔId≥Iop.0+S (Ir-Ires.0) (2)
式中:S为比率制动系数。
差流ΔId和制动电流Ir计算公式为[10]:
式中:
动作特性如图8所示。在电流未超过制动电流拐点值加强制动功能, 制动电流拐点值上方区域仍采用比率制动, 这样整个动作区均有制动功能, 但并不影响速动性和灵敏性, 故称为加强制动型发电机差动保护。A3为动作区, A2为含有加强制动功能的动作区, A1和A4为非动作区。
2.3 加强制动型差动保护动作行为分析及整定
1) 正常运行。
差流为不平衡电流, 制动电流等于相电流, 保护工作在A1。
2) 内部发生故障。
此时机端和中性点电流近似同相, 无论机端和中性点电流大小如何变化, 条件Ir≥ΔId不成立。注意该结论是由式 (3) 和式 (4) 直接推导得出, 故障类型和故障点位置对其影响很小, 具体原因可用图9来说明。
在图9中,
3) 外部故障或大负荷扰动。
此时制动电流会越过制动电流拐点值, 此时保护工作在A4, 由比率制动来保证保护不误动。
4) 和应涌流暂态过程。
此时保护流过穿越性电流, 由2.1节可知谐波制动条件ΔI2>K2ΔId满足。如图11所示,
加强制动型差动保护与传统差动保护整定计算唯一不同的是谐波系数K2的整定计算。该值的计算不同于变压器二次谐波闭锁计算, 目前只能根据现场实际情况整定, 推荐值为区间[15%, 25%], 典型值取20%。
3 试验及结果
为验证加强型差动保护是否能有效解决上述现场问题及其正确性和可靠性, 对其进行了如下试验。
1) 静模试验和录波数据回放试验。
结果如下:①速动时间小于25 ms。②暂态误差满足5%精度要求。③录波数据回放试验11项均没有出现过误动, 但差流越限均出现报警, 差流记录值位于[0.84 A, 1.12 A]区间, 已经超过差流门槛值, 加强制动功能有效。
2) 现场操作试验。
需要做的试验有4项:①试验1:G1, G2, T1投运, G3和G4停运, 对T2进行充电;②试验2:G1, G2, T1停运, G3, G4, T2投运, 对T1进行充电;③试验3:G1, G2, T1, G3, G4, T2均投运, 电厂带满负荷运行, 由0.6 km外的变电站主变充电;④试验4:G1, G2, T1, G3, G4, T2均投运, 电厂带满负荷运行, 由17 km外的电厂主变充电。试验3和试验4涉及到电网调度问题, 现场不能及时进行试验, 因此采取考核形式进行试验, 即当相邻变电站和电厂进行充电操作时考核保护性能。而且试验1和试验2对实际的影响比试验3和试验4要大, 如果前两者试验结果正确, 可以认为后两者也会有相同的结果。因此现场只进行了试验1和试验2, 每次试验重复3次, 每次间隔5 min。试验中加强制动型差动保护的反应及其数据记录见表2。
由表2可见, 在和应涌流暂态过程中差流均超过了门槛值, 但是加强制动功能可靠制动了保护。新保护投运3个多月以来, 试验3和试验4情况已经出现过10余起, 且110 kV线路出现过1次短路故障, 但是均没有出现过误动现象。
4 结语
本文提出的采用加强制动的新型发电机差动保护以制动电流拐点值为界, 低于拐点值由加强制动闭锁保护, 高于拐点值则由比率制动闭锁保护, 有效解决了现场误动问题。保护的灵敏性、速动性和可靠性在理论与实践上都得到了验证。由于和应涌流产生的时机和大小与系统运行方式、电厂接线方式、变压器和发电机均有关系[10,11], 导致其对差动保护的影响具有一定的差异性。因此需结合不同元件特性综合分析研究内部故障、外部故障与扰动、谐波比值的精确整定计算问题, 以达到更好的保护效果。
摘要：针对和应涌流暂态过程中发电机差动保护误动问题, 通过理论研究和实际数据分析发现此时发电机两侧电流相位偏差较大, 差流中存在较大的二次谐波分量, 制动电流较小, 导致保护没有进入传统差动保护制动区而误动。提出了一种加强制动型发电机差动保护新方法, 其动作特性仍为两段折线, 以制动电流拐点值为分界点, 下方区域采用二次谐波百分比结合差流与制动电流幅值关系来实现加强制动功能, 而上方区域仍采用比率制动, 从而实现整个动作区域上均有制动功能。各项试验数据和结果证明了该方法的正确性和可靠性。
关键词：和应涌流,差动保护,加强制动,饱和,二次谐波
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发电厂的母线差动保护 第4篇
母线是将发电厂中的发电机、变压器以及各种电气设备连接起来的导线, 是电能集中和供应的枢纽, 是电力系统中的一个重要组成元件。运行时, 由于母线热效应影响, 绝缘不断老化, 相间短路故障和单相接地故障时有发生, 因此不仅要根据现场要求选用合理的母线材料、横截面积, 而且还要装设相应的母线保护装置。
1 发电厂的母线故障
1.1 母线故障的原因与危害
造成母线故障的原因如下:母线绝缘装置发生闪络或者损坏, 闪络达到一定条件时将绝缘击穿;母线电流互感器二次侧断线引起的断路器误动;母线型号或横截面选择不符合要求, 热效应加速绝缘老化, 长期运行必定会造成绝缘击穿;人为的误碰和误操作, 导致母线保护误动, 扩大了停电面积。母线发生故障, 使故障母线连接的所有断路器都将动作, 所有支路被迫停电或连接到无故障母线恢复供电。与此同时, 母线故障严重时, 破坏系统稳定性, 有可能扩大停电面积, 危及电气设备安全, 严重影响正常生产, 因此, 必须采取行之有效的措施预防母线故障和减小故障所造成的损失。
1.2 母线故障的解决方法
(1) 利用相邻电气设备的保护装置切除母线故障:由于母线保护线路繁多, 结构复杂, 一旦人为的误碰、误操作都极容易使与母线保护相连的线路被切除, 造成大面积停电和经济损失。对于保护速动性要求不严格的场合可以不设专门的母线保护, 而是利用母线相邻元件的保护将故障切除。 (2) 装设专门的母线保护:利用母线相邻元件的保护切除母线故障虽有一定效果, 但继电器动作时间较长, 速动性较差, 电压下降比较严重, 有可能导致电压崩溃, 破坏了电力系统的稳定运行, 因此当系统的稳定性和供电可靠性无法保障时, 需要装设专门的母线保护。为了满足继电保护的选择性和速动性要求, 双母线和分段单母线都应分别装设母线保护装置, 快速有选择性地切除故障母线。对速动性有严格要求的发电厂也要装设相应地母线保护装置。
2 母线差动保护
2.1 母线差动保护的原理和分类
为了满足继电保护的可靠性、选择性、灵敏性、速动性要求, 母线保护多采用差动保护原理。差动保护的原则是:正常运行和母线区外故障时, 流入差动继电器和流出差动继电器的电流相等;母线故障时, 母线所连接的支路向短路点输送短路电流, 支路电流为零;正常故障和母线区域外故障时, 至少有一条支路电流和其他支路电流相反, 母线故障时, 电流都是流向故障点, 相位相同。母线差动保护分为母线电流差动保护和电流相位比较式差动保护。母线电流差动保护按照保护范围分为完全差动和不完全差动, 完全差动保护其动作电流按照躲开短路故障时的最大不平衡电流整定, 由于母线差动保护电流回路线路繁多, 因此电流互感器二次侧断线几率较大, 动作电流还应该躲开最大负荷电流。不完全差动保护是将有源支路和无源支路区分对待, 只将连接在母线的有源电路的电流接入差流回路, 无源支路的电流不接入差流回路, 故无源支路故障是母线差动保护范围内的故障, 其动作值整定有特殊要求, 动作值大于最大负荷电流之和时, 这样保护才不会误动。
2.2 双母线同时运行时的母线差动保护
当供电系统单母线运行时, 一旦发生故障所有支路无法向负荷正常供电, 或者全部转接到其他母线恢复供电。为了保证负荷的连续运作, 重要的发电厂都采用双母线方式运行, 母线断路器处于投入状态双母线差动保护包括:双母线固定连接方式的完全电流差动保护和母线电流相位比较式差动保护。双母线固定连接方式的完全电流差动保护按照运行时的要求, 两条母线各自承担一半的电源和负荷, 工作原理是其由三组差动保护组成, 每一组由电流互感器和差动继电器组成, 每一组的电流互感器和差动继电器负责相应地故障, 通过判断二次故障电流和不平衡电流进行动作, 单独反映一条母线故障的差动称之为小差动, 同时反映两条母线故障的差动称之为大差动。双母线固定连接方式的完全电流差动保护原理简单, 接线方便, 其具有不错的选择性, 但其灵活性受一定限制。母联电流相位比较式差动保护在灵活性上是对双母线固定连接方式的完全电流差动保护的更好的完善, 因此得到了广泛的应用, 尤其适合应用在双母线连接支路运行方式经常改变的母线上。母联相位差动保护的核心是总电流差动继电器, 电力系统正常运行保护外故障时, 其不会启动, 不发出跳闸信号, 母联保护不会误动, 流过总电流差动继电器的电流相位不随母线故障而变化, 但母线故障决定了电流流过母联的方向, 因此故障线路可以根据流过总差流继电器和母联上的电流相位而判断。母联相位差动保护母线上的支路连接方式灵活多变, 克服了灵活性不足的缺点。
2.3 微机母线差动保护
微机保护作为最前沿的继电保护, 凭借其强大的数据采集能力, 处理能力, 存储能力得到了飞速发展和广泛应用。微机保护的核心是微处理器, 当前微处理器主要包括单片机和DSP, 单片机优越性体现在体积小、功耗低、控制能力强;DSP有点是具有强大的计算量力和超快的运算速度。两者的结合是微处理器主流的发展趋势。微机保护的软件部分包括主程序和中断服务程序, 主程序包括初始化、全面自检、开放及等待中断程序;中断服务程序包括数据采集、处理、存储以及动作的判定。母线保护中也采用微机母线差动保护, 其原理是通过采集母线上的三相电流, 再经过各自模拟量输入接口、数据处理单元, 数字量输出接口, 最后按照主程序的设定完成各自的母线保护功能。微机母线差动保护采用比率制动特性的母线电流差动保护, 动作值躲开母线外部故障时电流互感器引起的不平衡电流, 同时保障内部故障时的动作的灵敏性。220k V以上的微机母线保护采用双重化配置, 110k V的微机保护一般配置一套保护装置, 35k V以下的不配置微机母线保护。
微机母线差动保护也有很多急需解决的问题:电流互感器饱和的检测, 故障母线外部发生故障时, 由于故障电流较大, 电流互感器二次侧发生饱和现象, 导致差动回路的电流不为零使保护误动, 为了防止这种现象的发生, 需在电流互感器二次侧装设电流互感器饱和检测元件;复合电压闭锁元件, 当人为误碰差动保护或者开关失灵保护出口回路时, 会导致母线保护误动, 为防止母线保护误动, 每一段母线须装设复合电压闭锁元件, 只有满足母线差动保护判断出故障母线和复合电压闭锁元件动作条件时, 断路器才将故障母线切除;母线运行方式的切换和自动识别, 根据电力系统运行的需要, 母线以双母线运行时, 其所连接的所有支路需要在两条母线之间进行切换, 为了保障母线差动保护的可靠性, 必须能正确识别母线的运行方式, 微机母线差动保护利用自检和逻辑处理功能, 使隔离开关辅助触点的位置信号正确反映母线的运行方式。
3 结论与展望
综上所述, 为了保证电厂的安全高效生产, 保障电力系统运行的稳定性和供电的可靠性, 母线保护必不可少, 同时微机母线保护凭借其独特的优势得到了广泛的应用, 但也存在不少急需解决的问题, 因此, 要想完全解决母线保护的不足仍任重而道远。
摘要：电力是我国经济快速发展、人民生活水平提高的重要保障, 发电厂又是电力系统的关键环节。主要针对发电厂的母线故障的原因与危害, 探讨了母线差动保护在发电厂的重要性, 介绍了微机母线保护的优越性, 分析了双母线同时运行时的母线差动保护和微机母线差动保护。
关键词：发电厂,母线故障,微机母线保护,母线差动保护
参考文献
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[2]罗姗姗, 贺家李, 王荣琴.母线保护中电流互感器饱和检测新判据[J].电力系统及其自动化, 1996.
高压异步电机差动故障分析与处理 第5篇
2014年4月7日, 某气源厂房#10高压异步电机 (10k V、2 500k W) 高压配电柜改造完成后, 在进行动态调试过程中出现差动故障, 导致电机综合保护装置差动保护动作, 造成电机运行柜真空断路器自动跳闸。由于纵联差动保护是电机定子绕组及其引出线的相间短路主保护, 差动保护出现误动等故障将直接影响系统设备的安全运行。本文针对该次事故处理进行技术总结, 并对类似情况进行进一步分析探讨。
1 故障现象
某气源厂房#10机组在动态调试过程中, C相差动电流随负载增加而增加 (差动电流只与机端及机尾互感器的误差精度有关, 理论上不会随负载的变化而变化) , 并在加载过程中出现了差动保护跳闸现象, 其它参数显示正常。
2 差动保护原理
#10机组采用EDCS7000系列微机综合保护装置, 其差动保护电流有两路电流输入 (采用分相对应式输入) , 一路从机端 (#10机组电机运行柜) 电流互感器的三相电流输入, 一路从机尾 (#10机组电机尾部) 电流互感器的三相电流输入, 由综保装置分别对这两路输入电流进行相应的转换、计算并完成幅值及相位显示, 再按照差动保护策略完成保护判断及输出。其接线对相位有严格要求。
3 差动故障分析及处理
3.1 电机差动保护原理图
由于机端及机尾输入均为三相交流电流, 对于每相而言, 差动电流采用差流法输入方式, 差动保护原理如图1所示。
图1中, LH1、LH4分别为机端及机尾电流互感器;L1、L2、K1、K2分别对应互感器一次和二次接线端;6) Ias、6) Ibs、6) Ics、6) Iam、6) Ibm、6) Icm分别为机端及机尾的电流向量;6) IΔa、6) IΔb、6) IΔc为输入综合保护装置的差动电流。
根据相关标准, 电流互感器二次侧均采用减极性标注, 即当一次电流从L1流向L2 (L1、L2为一次侧标注) 时, 对应二次侧的减极性端 (通常用K1表示) 为电流流出侧, 才能保证一次与二次电流的相位相同。当差动保护接线符合图1所示的接线规则时, 机端二次电流6) Ias、6) Ibs、6) Ics与机尾二次电流6) Iam、6) Ibm、6) Icm在同一瞬时大小相同、相位相差180°, 各相输入的差动电流为机端电流与机尾电流的向量和, 即6) IΔa=6) Ias+6) Iam、6) IΔb=6) Ibs+6) Ibm、6) IΔc=6) Ics+6) Icm。在正常情况下, 其差动电流6) IΔa、6) IΔb、6) IΔc基本为零。
3.2 电流相位关系
设备正常运行时, 一次电流相位互差120°, 设一次A相电流6) Ia=6) Im∠0°, 则B相电流超前A相120°, 即6) Ib=6) Im∠120°;C相电流超前A相240°, 即6) Ic=6) Im∠240°。若接线正确, 则向量关系如图2所示。
根据综保的显示规则, 其中向量的角度以机端A相电流6) Ias为基本零点, 其它向量按照顺时针进行旋转的角度, 即为电流相位的显示值。按照以上规律, 在接线正确的情况下, 各电流向量正确相位关系如下:机端电流6) Ias、6) Ibs、I6) cs相位分别为0、120、240°, 机尾电流6) Iam、6) Ibm、6) Icm相位分别为180、300、60°。由此可以看出, 机端电流与机尾电流向量从相角上相差180°, 同时A、B、C三相间无论是机端还是机尾都互差120°。
3.3 差动保护规律
为了保证保护的快速性, 一般大型电机均采用比率制动式纵联差动保护, 其保护特性图如图3所示。其中, Icdqd为差动保护门坎定值;K为比率制动系数;Igd为制动拐点电流;Icd为差动电流;If为系统运行电流。
综合继电保护装置对差动保护采用分项式, 即A、B、C任一相保护动作均出口。下列判据均以一相为例, 当满足条件时比率差动保护动作:If
3.4 差动电流的分析
差动电流理论值为零, 但由于机端与机尾电流互感器的误差精度不可能完全一致, 因此差动电流总是存在的, 但数值很小, 在正常运行状态下应保持不变, 并不会出现随负载 (即定子电流) 变化而变化的情况。调试时, 综合保护装置记录的电流幅值及电流相位如下。
空载时, 电流幅值:Ias=1.19A, Ibs=1.15A, Ics=1.12A;Iam=1.10A, Ibm=1.13A, Icm=1.09A;IΔa=0.09A, IΔb=0.02A, IΔc=2.21A。
空载时, 电流相位关系:6) Ias、6) Ibs、6) Ics分别为0、124、247°, 6) Iam、6) Ibm、6) Icm分别为177、303、245°。
保护跳闸时, 电流幅值:Ias=2.09A, Ibs=2.11A, Ics=2.08A;Iam=2.06A, Ibm=2.08A, Icm=2.11A;IΔa=0.03A, IΔb=0.03A, IΔc=4.19A。
保护跳闸时, 电流相位关系:6) Ias、6) Ibs、6) Ics分别为0、120、240°, 6) Iam、6) Ibm、6) Icm分别为181、301、241°。
根据以上机端、机尾电流幅值及电流相位与正确的相位关系进行分析比较可以看出, 机端电流互感器电流幅值与相位正确, 而机尾C相实际的电流相位与正确的相位相差约180°, 并且差动电流是机端与机尾电流幅值叠加之和 (正常情况下机端与机尾电流幅值的差值) 。由于机端与机尾电流同相, 并随负载变化而变化, 因此输入的差动电流也随着负载的增加而增加。根据保护规律, 当差动电流增加到跳闸点时, 故障跳闸输出, 即当系统加载到一定时间时, C相差动电流为4.19A, 超过了差动保护门坎定值3.5A, 因此出现C相差动保护跳闸现象。由此可初步判断可能是C相接线或电流互感器的极性接线错误造成的。
为此, 先检查线路接线是否正确。从机端和机尾电流互感器至相关电站中控室综保装置的线路均为独立线路, 即图1中的电缆1、电缆2。通过检查确认该接线正确无误, 由此可判断为电流互感器的极性接线错误导致差动电流异常。由于电流互感器的一、二次具有明显的标识, 因此对互感器进行了仔细检查, 结果发现互感器C相二次侧电缆K1'和K2'端接反, 不符合正确的接线规则, 将其改为图4所示接线后, 差动电流正常。
4 结束语
大型高压异步电机配套的配电高压柜经改造后, 由于机端新配置的电流互感器极性有可能与改造前相反, 而机尾的电流互感器未进行配套更换时, 经常会出现因极性接反而使差动保护跳闸的现象。为此, 用于差动保护的A、B、C相在接入继电保护装置时, 应严格检查机端电流及机尾电流的相位关系, 即对各分相而言, 要求输入综保装置的机端电流与机尾电流的相位差为180°。
摘要：针对某气源厂房#10高压异步电机高压配电柜改造完成后, 在进行动态调试过程中出现的差动保护故障, 通过分析故障现象及综保显示参数, 指出差动故障的原因为互感器C相二次侧电缆K1'和K2'端接反, 更改接线后差动电流恢复正常。
关键词：差动保护,高压异步电机,互感器,极性
参考文献
[1]李兆丰.继电保护技术[M].北京:化学工业出版社, 2000
发电机差动 第6篇
某日,按正常启车程序对某气源厂房#5机组的机械、电气系统进行预检后,启动#5机组。在电机启动约3min时,电机三相电流间相差约为40%,差动保护动作,相应信号继电器掉牌,气源厂房中控室上位机显示主机事故信号,相关电机运行柜真空断路器跳闸。
2 纵联差动保护整定原则及基本原理
2.1 纵联差动保护整定原则
#5电机采用的纵联差动保护是电机内部相间短路的主保护,它能快速、灵敏地切除电机内部故障,在正常运行及外部故障时应保证其动作的选择性和工作的可靠性。大型高压异步电机的纵联差动保护动作电流是按躲过电机启动时的不平衡电流整定的,当不平衡电流差值达到10%时,差动继电器便发出信号并动作。
2.2#5电机纵联差动保护的基本原理
5#电机纵联差动保护的基本原理图如图1所示。在线路的始端(电站#7高压柜)和末端(#5机组电机尾部)装设有特性和变比完全相同的电流互感器,且两端电流互感器的一次回路正极均靠近母线侧,二次回路的同极性端子相连;差动继电器则并接在电流互感器的二次端子上。
3 差动保护动作原因查找与处理
造成纵联差动保护动作的原因一般有电机本体故障、一次连接电缆接触不良、电流互感器二次回路断线、电流互感器故障、构成差动保护的电流继电器损坏。于是,针对引起该纵联差动保护动作的可能原因进行分析、排查。
3.1 对电机本体进行检查
(1)测量#5电机绕组的直流电阻。测得AB线间直流电阻为0.157Ω,BC线间为0.158Ω,AC线间为0.157Ω。按照规范,电机各相绕组的直流电阻相差不应超过最小值的2%。经核算,#5电机绕组的直流电阻均符合要求。
(2)对#5电机进行交流耐压试验。对电机施压13kV/1min的试验电压,测得相间绝缘电阻A相为400MΩ,B相为400MΩ,C相为400MΩ,符合技术要求。
通过以上两项检查试验可排除差动保护动作是因电机本体故障引起的可能。
3.2 检查一次连接电缆
检查#5机组电机尾部电缆与互感器、互感器与母排连接处,发现电流互感器接线端子松动,有虚接现象。更换接线端子后,重新进行连接。
3.3 检查电流互感器二次回路
机组正常运行时,如果电流互感器二次回路发生断线,那么在负荷电流的作用下,差动保护可能误动。检查电流互感器二次回路,接线正常。
3.4 检查电流互感器与电流继电器
(1)检查#5机组运行柜(#7柜)电流互感器。电流互感器为LQJC-10型,10kV/0.6Ω,电流比为400/5,频率为50Hz。#5电机运行柜电流互感器测试数据见表1,结果显示柜内电流互感器符合技术要求。
(2)检查#5机组电机尾部电流互感器。电流互感器为LFCD-10型,10kV/0.6Ω,电流比为400/5,频率为50Hz。在其二次回路中串入电流表(用于监视二次电流),并在一次回路输入模拟信号进行模拟试验。输入模拟信号接线图如图2所示。
测量电流互感器二次电流(带差动继电器)为:
A相5.9A(120%)差动保护动作
C相5.18A(102%)差动保护动作
综上所述,只有电流互感器或构成差动保护的电流继电器损坏,差动保护才可能动作,于是分别对电流互感器和电流继电器进行试验。
对电流互感器进行性能检查,正常。
对电流继电器进行性能检查。当电机容量小于5 000kW时,一般采用DL-11 10A型电流继电器组成两相式纵联差动保护接线。因#5电机的容量为2 500kW,故采用DL-11 10A型电流继电器。测得电流继电器参数为:
A相6.1A动作C相5.2A动作
因原电流继电器整定值为5.25A,故A相电流继电器达不到要求,说明A相电流继电器已损坏。更换A相电流继电器,重新测量电流继电器参数。
A相5.25A动作,4.25s返回,返回系数为0.83
C相5.25A动作,4.4s返回,返回系数为0.84
测试结果满足技术要求;重新进行模拟试验,差动保护在5.25A动作。
4 结束语
综上所述,是电流继电器损坏引起的电机纵联差动保护动作。经故障排除、系统恢复等工作后,投入电机试运行,运行状况良好,其保护、控制安全、可靠。
参考文献
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