PT空开跳闸引起备自投误动作的事故案例分析520剖析Word格式文档下载.docx

PT空开跳闸引起备自投误动作的事故案例分析520剖析Word格式文档下载.docx

《PT空开跳闸引起备自投误动作的事故案例分析520剖析Word格式文档下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《PT空开跳闸引起备自投误动作的事故案例分析520剖析Word格式文档下载.docx（12页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

（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:

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）

（实际情况）

备自投开关投入

1

PT完好

1#失压

1#进线合位

2#电压正常

1#进线跳闸输出

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

第三阶段

第四阶段

1#进线分位

备自投闭锁信号

2#进线电压正常

母联合闸

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