PT空开跳闸引起备自投误动作的事故案例分析520剖析.docx
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PT空开跳闸引起备自投误动作的事故案例分析520剖析
复位PT二次开关引起备自投误动作事故案例分析
骆耀锦
(中海石油化学股份有限公司,海南东方,572600)
摘要:
备自投能否正确启动直接关系到供电的可靠性。
本文通过对6KV配电室备自投误动作进行分析,指出了其存在的缺陷,并提出了相应的改进措施,试验及现场运行表明这些措施是可靠有效的。
关键词:
备自投;PT断线;有流闭锁;改进措施
AaccidentanalysisofautomaticbustransferfalseactionwithresettingPTsecondarypowerswitch
LUOYaojin
(ChinaBlueChemicalLtd.,Dongfang572600,China)
Abstract:
Whethertheautomaticbustransferdevicestartcorrectlyornotisdirectlyrelatedtothereliabilityofthepowersupply.Byanalysisofautomaticbustransferfalseactionin6KVdistributionroom,itdiscussestheexistingproblemsandgivesthecorrespondingtechnologyimprovementmeasures.Thetestandrunningexperienceshowthattheimprovementmeasureiseffectiveandreliable.
Keywords:
automaticbustransferdevice;PT-breaking;currentblocking;improvementmeasure
0引言
近年来,随着用户对供电可靠性的不断提高以及电网规模的不断扩大,电网结构多采用环形电网,由于电磁环网运行对电力系统的安全稳定运行有一定的威胁[1,2],所以对于110KV及以下电压等级的系统,多采用环网结构开环运行的方式保证安全稳定,同时采用备用电源自动投入装置(以下简称备自投)来提高系统的供电可靠性。
如果备自投工作原理或者动作判据对运行中可能的情况考虑不足,就会导致备自投的不正确动作,从而对电网的安全稳定运行造成不良影响[3]。
本文的目的主要是通过总结本公司二期总变6KV电压等级备自投运行经验及误动作原因进行分析,指出了现有备自投存在的缺陷,并提出了相应的技术解决措施。
1.备自投原理
备自投有分段备自投、进线备自投、变压器备自投,中海化学二期总变6KV配电系统采用的是单母线分段备自投。
其主接线图如图1,正常运行时分段运行,1#进线带I段母线,2#进线带II段母线,当某路进线失电时,跳开相应的进线开关,合母联开关。
该6KV系统进线和母联柜采用的都是厦门ABB产的REF542plus继电保护器,通过在进线继电器里编写相应的备自投逻辑来实现备自投动作。
图16KV主接线图
1)1#进线继电保护器中备自投跳进线逻辑翻译成中文如图2,即当备自投开关投入、PT完好、1#进线断路器合位、1#失压、2#进线电压正常都成立时,延时20ms,跳1#进线;其中PT完好信号连接的是PT小车空开辅助触点,1#失压的判据是当PT二次三相电压都小于30%额定值时动作。
合母联逻辑翻译成中文如图3,即备自投开关投入、PT完好、1#失压、1#进线断路器分位、无备自投闭锁信号、2#进线电压正常都成立时,母联合闸;其中闭锁信号为手动分进线断路器、远控分断路器、保护跳闸及保护器内部故障跳闸信号。
图2备自投1#进线跳闸逻辑图3备自投1#进线合母联逻辑
2)备自投2#进线跳闸逻辑及合母联逻辑与1#进线逻辑类似,分别如图4和图5。
图4备自投2#进线跳闸逻辑图5备自投2#进线合母联逻辑
2事故经过
1)2012年7月4日11点整,中海化学二期总变当班作业监督在拆除6KV某馈线柜继电保护器背后端子PT二次线时,线头碰到了保护器的外壳,导致6KVI段PT二次开关跳开。
2)11点09分,在继电器二次线全部拆除并包好情况下,将6KVI段PT二次开关进行恢复,在未合到位时,6KV1#进线断路器跳开,操作人员松手,PT二次开关分开,引起6KVI段母线失电,母联未动作。
3)11点27分,再次合6KVI段PT二次开关,在未合到位时,6KV母联断路器合上,操作人员松手,PT二次开关分开。
4)11点31分,备自投开关退出,合上6KVI段PT二次开关。
12点16分,合上6KV1#进线,分开母联,恢复正常运行方式。
3事故分析
3.1故障录播分析
11点09分,6KV1#进线断路器跳闸故障录波如图6,该录播对应事故经过
(2),从录播可以看出在11:
09:
14.929+280ms=11:
09:
15.209时刻三相电流从正常变为0,说明1#进线跳闸。
从-100ms到280ms三相电压正常,说明跳闸前三相电压至少建立了100ms+280ms=380ms。
电压从280ms时刻衰减,说明进线跳闸后,PT二次开关尚未分开,现场电机产生的失电残压经PT二次开关送到了综合保护器。
三相电流变为0
图61#进线断路器跳闸故障录播
11点27分,6KVI段PT未合到位母联断路器自动合故障录波如图7,对应事故详细经过(3),该录波显示了PT二次开关送上又分开的整个过程,三相电压从无到有,再从有到无,整个过程持续820ms。
图7母联断路器自动闭合故障录播
6KV1#进线11点31分故障录波如图8,对应事故详细过程(4),该录波说明合PT二次开关时存在抖动,电压建立100ms后失去,600ms后电压才真正建立
图811点31分1#进线故障录播
3.2事故原因技术分析
综述:
事故原因从PT二次开关跳闸原因、1#进线跳闸原因、母联未合闸、1#PT完好信号报警问题四个方面进行分析。
其中1#进线跳闸原因是重点。
3.2.1PT二次开关跳闸原因
图9PT原理图
PT二次线接触外壳接地,一点接地不能引起PT二次开关跳开,但出于安全上的考虑,PT一次侧、二次侧绕组中性点接地。
这样做的目的是当一次、二次侧绕组间绝缘被高压击穿,一次侧高压窜到二次侧时,能确保人员和设备的安全,图9是PT原理图。
所以当PT二次线接触到接地的设备外壳时,导致两点接地短路,PT二次开关断开。
3.2.26KV1#进线跳闸原因
复位PT二次开关,却引起6KV1#进线跳闸,经分析跳闸原因为1#进线继电保护器备自投逻辑不严密:
在PT二次开关送电瞬间,PT二次开关辅助触点的“PT完好”与PT二次开关送电后的“1#失压”信号在状态转变上存在快慢,导致1#进线跳闸。
将备自投1#进线跳闸逻辑转化为真值表如表1
表1备自投1#进线跳闸逻辑真值表
输入
输出信号
PT二次开关
状态
正常
运行
跳开
合上瞬间
(理想情况)
合上瞬间
(实际情况)
备自投开关投入
1
1
1
1
PT完好
1
0
1
1
1#失压
0
1
0
1
1#进线合位
1
1
1
1
2#电压正常
1
1
1
1
1#进线跳闸输出
0
0
0
1
根据PT二次开关运行状态,将表1分为四个状态,在理想情况下,PT二次开关合上瞬间,“PT完好”信号从0变1与“1#失压”信号从1变0同步,1#进线跳闸条件不成立,跳闸输出为0。
实际情况是,PT二次开关合上瞬间,“1#失压”信号从0变1,而“1#失压”信号一段时间后由1变0,即两个信号不同步,造成与门输入信号存在全部为“1”的时刻,跳闸条件成立,1#进线跳闸。
“1#失压”信号与“PT完好”信号不同步原因:
“1#失压”信号是模拟量信号,需经模拟量板卡转化为数字信号后才能运算,模拟量的采集一般是需要几百毫秒的时间;“PT完好”信号是直接光耦转化为数字信号,只有几毫秒的抗干扰延迟。
图10是电压的模拟量采集模块界面图。
图10电压模拟量采集模块界面
从图12可以看出该模块相当于失压延时继电器,电压低于30%Un(即图中TR<0.30*ULE),“1#失压”信号延时0.9s输出1;当电压恢复到高于70%Un(即图中TR>0.70*ULE)时,“1#失压”信号要延时0.5s才由0变为1,该时间远远大于“PT完好”信号的光耦合转化时间。
3.2.31#进线跳闸后母联未合闸及再次复位PT二次开关母联合闸原因分析
将11点09分1#进线断路器跳闸故障录播分解成三个阶段,如图11,第一阶段为1#进线跳闸前,时间为-100ms到280ms;第二阶段是1#进线跳闸后到PT二次开关分开,时间为280ms到980ms;第三阶段是PT二次开关分开后,时间为980ms后(由录播软件录播时间限制,图中未能清楚显示);11点27分合PT二次开关独立为第四阶段。
将1#进线合母联逻辑做成真值表如表2。
图111#进线断路器跳闸故障录播分解图
第二阶段
第一阶段
表21#进线合母联逻辑真值表
信号
运行状态
第一阶段
第二阶段
第三阶段
第四阶段
备自投开关投入
1
1
1
1
PT完好
1
1
0
1
1#失压
1
0
1
1
1#进线分位
0
1
1
1
备自投闭锁信号
1
1
1
1
2#进线电压正常
1
1
1
1
母联合闸
否
否
否
是
第一阶段“1#进线分位信号”为0。
第二阶段,1#进线电压已建立500ms,“1#失压信号”已经从0-1,这时1#进线跳开,需要电压小于30%Un,并且持续0.9S.“1#失压信号”才从1-0,所以第二阶段“1#失压信号”为0。
第三阶段“PT完好信号”为0。
在11:
27时刻,即第二次合上PT二次开关时,母联合闸条件都具备,母联合闸。
4、事故教训
在PT二次开关跳开后,技术人员应根据备自投逻辑充分评估PT二次开关复位的风险,不允许在备自投开关投入位置盲目的复位PT,从而可以避免事故的发生。
5、备自投存在的缺陷及整改措施
二期总变为2002年建设的项目,当时的备自投逻辑是厂家工程师现场设计,边试边改,虽然备自投试验成功,但由于未经周密的测试,存在逻辑不严密问题,在极端情况比如本次事故状态下,就会出现备自投误动。
近年来变电站项目建设的备自投逻辑都为厂家设计好的标准程序,然后根据客户的需求适当修改,这样的逻辑程序更加的严密。
现在备自投逻辑都增加了有流闭锁,即进线失压情况下,检测电流是否存在,无压无流备自投才动作,无压有流说明是二次回路故障备自投不动作,所以在备自投进线跳闸逻辑增加有流闭锁,如图12,有流信号取进线电流互感器三相电流。
图12增加有流检测的备自投进线跳闸逻辑
6、结束语
现场试验表明增加有流闭锁措施是可靠有效的,通过两年的运行,二期总变6KV备自投无误动作产生,表明改造是可行的、成功的。
电力系统现有的备自投装置,部分存在本文所提到的缺陷,按照本文提出的方法逐步进行改造,将会提高备自投的可靠性,减少不正确动作,提高了供电的可靠性和稳定性。
参考文献:
[1]电网调度运行实用技术问答.国家电力调度通用中心[M].北京:
中国电力出版设,2000.
[2]李坚.电网运行及调度技术问答[M].北京:
中国电力出版设,2004.
[3]马力,宋庭会,库永恒.防止母线PT断线引起备自投不正确动作的研究与改进[J].继电器,2008
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