母差保护范文

母差保护范文（精选10篇）

母差保护 第1篇

一、母线差动保护的基本原理

母线差动保护由分相式比率元件构成, TA极性要求支路TA同名端在母线侧, 母联TA同名端在I母侧。差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路。母线大差是指除母联开关和分段开关外所有支路电流所构成的差动回路。某段母线的小差是只该段母线上所连接的所有支路 (包括母联和分段开关) 电流所构成的差动回路。母线大差比率差动用于判别母线区内和区外故障, 小差比率差动用于故障母线的选择。

1. 启动元件。

1) 电压工频变化量元件, 当两段母线任一相电压工频变化量大于门坎 (由浮动门坎和固定门坎构成) 时电压工频变化量元件动作, 其判断为:

△u>△UT+0.05UN

其中:△u为相电压工频变化量瞬时值;0.05UN为固定门坎;△UT是浮动门坎, 随着变化量输出变化而逐步自动调整。

2) 差流元件, 当任一相差动电流大于差流起动值时差流元件动作, 其判据为:

Id>Icdzd

其中:Id为大差动相电流;Icdzd差动电流起动定值。

母线差动保护电压工频变化量元件或差动元件起动后展宽500ms。

2. 比率差动元件。

1) 常规比率差动元件。

动作判据为:

其中:K为比率制动系数;Ⅰj为第j个连接元件的电流;Ⅰcdzd为差动电流起动定值。

其动作特性曲线如图1所示。

为防止在母联开关断开的情况下, 弱电源侧母线发生故障时大差比率差动元件的灵敏度不够, 大差比例差动元件的比率制动系数有高低两个定值。

2) 工频变化量比例差动元件。

为提高保护抗过度电阻能力, 减少保护性能受故障前系统功角关系的影响, 本保护除采用由差流构成的常规比率差动元件外, 还采用工频变化量电流构成了工频变化量比率差动元件, 与制动系数固定为0.2的常规比率差动元件配合构成快速电动保护。其动作判据为:

其中K′为工频变化量比例制动系数, 母联开关处于合闸位置以及投单母或刀闸双跨时K′取0.75, 而当母线分列运行时则自动转用比率制动私塾低值, 小差则固定取0.75;△Ij为第j个连接元件的工频变化量电流;△DIT为差动电流起动浮动门坎;DIcdzd为差动起动的固定门坎, 由Icdzd得出。

二、母差保护的调试方法

对于微机保护系统, 其调试工作是大大少于传统的继电保护, 但微机保护由于主要功能采用软件实现, 在调试中有别于传统调试方法, 其中有些方面还要特别注意。

以山西关铝220KV变电站为例, 该变电站主母线接线方式如下:

采用南瑞RCS915AB型装置实现母差保护的全部功能。

母差保护装置需要根据实际情况整定相应的参数与控制字, 如下参数需调整:

1. 中性点不接地系统控制字。当用于中性点不接地地系统时需要设此控制字为1﹔

2. 单母主接线、单母分段主接线、双母主接线等母线运输方式的控制字选择;

3. TA调整系数。TA调整系数为母线上个支路TA变比不同的

情况而设。一般取多相同TA变比为基准变比, TA调整系数为1, 其他TA按比例设定, 没有用到的支路TA调整系数为0。例如在山西关铝220KV变电站, 母线上有11个回路, TA变比分别有1250:1 (2路) , 750:1 (1路) , 300:1 (6路) , 150:1 (2路) 则将300:1调整系数整定为1, 其余分别为:4.167 (1250:1) , 2.5 (750:1) , 0.5 (150:1) 。

4. TV二次额定电压, 固定取57.7V。

5. TA二次额定电流, 在微机保护的条件, TA二次额定电流一般为1A, 这需要根据现场实际安装TA为准。

1) 模拟区外故障。

短接1#进线的I母刀闸位置接点及馈线1的Ⅱ母刀闸位置接点, 模拟1#进线送点到工母, 再通过母联送到Ⅱ母, 由Ⅱ母向馈线1供电。

此时将馈线1的TA与母联TA同极性串联, 再与1#进线TA反极性串联, 模拟母线外部故障, 通大于差流起动高定定值的电流, 并保证母差电压闭锁条件开放, 保护应该动作。

2) 模拟区内故障。

短接1#进线的工母刀闸位置及馈线1的Ⅱ母刀闸位置接点。

将1#进线的TA、母联的TA和馈线1的TA同极性串联, 模拟工母故障。

通入大于差流起动高定值的电流并保证母差电压闭锁条件开放, 保护动作跳II母。

3) 比率制动特性。

短接元件1及元件2的I母刀闸位置接点。

向元件1TA和元件2TA加入方向相反、大小可调的一相电流, 则差动电流为|I1&+I2&|, 制动电流为K (|I1&|+|I2&|) 。分别检验差动电流起动定值IHCd和比率制动特性。

4) 电压闭锁元件。

在满足比率差动元件的条件下, 分别检验保护的电压闭锁元件闭锁元件中相电压负序和零序电压定值, 误差应在±5%以内。

5) 投母联带路方式。

将“投母联兼旁路主接线”控制字整定为1, 投入母联带路压板, 短接元件1的I母刀闸位置和I母带路开入。

将元件1TA和母联TA反极性串联通入电流, 装置差流采样值均为零, 将元件1TA和母联TA同极性串联通入电流, 装置大差及I母小差电流均为两倍试验电流;投入带路TA极性负压板, 将元件1TA和母联TA同极性串联通入电流, 装置差流采样值均为零, 将元件1TA和母联TA反极性串联通入电流, 装置大差及I母小差均为两倍试验电流。

按类似试验方法检验母联II母带路时的差流情况。

6) 母联充电保护。

投入母联充电保护压板及投母联充电保护控制字。

短接母联TWJ开入 (TWJ=1) , 向母联TA通入大于母联充电保护定值的电流, 同时将母联TWJ变为0, 母联充电保护动作跳母联。

7) 母联过流保护。

投入母联过流保护压板及投母联过流保护控制字。

向母联TA通入大于母联过流保护定值的电流, 母联过流保护经整定延时动作跳母联。

8) 母联失灵保护。

按上述试验步骤模拟母线区内故障, 保护向母联发跳令后, 向母联TA继续通入大于母联失灵电流定值的电流, 并保证两母差电压闭锁条件开放, 经母联失灵保护整定延时母联失灵保护动作切除两母线上所有的连接元件。

9) 母联死区保护。

(1) 母联开关处于合位的死区故障。

用母联跳闸接点模拟母联跳位开入接点, 按上述试验步骤模拟母线区故障保护发母线跳令后, 继续通入故障电流, 经整定延时Tsq母联死区动作将另一条母线切除。

(2) 联开关处于跳位时的死区故障。

短接母联TWJ开入 (TWJ=1) , 按上述试验步骤模拟母线区内故障, 保护应只跳死区侧母线。 (注意:故障前两母线电压必须均满足电压闭锁条件)

10) 母联非全相保护。

投入母联的非全相保护压板及投母联非全相保护控制字。

保证母联非全相保护的零序或负序电流判据开放, 短接母联的THWJ开入, 非全相保护经整定时限跳开母联。分别检验母联非全相保护的零序和负序电流定值, 误差应在±5%以内。

11) 断路器失灵保护。

投入断路失灵保护压板及投失灵保护控制字, 并保证失灵保护电压闭锁条件开放。

对于分相跳闸接点的起动方式:短接任一分相跳闸接点, 并在对应元件的对应相别TA中通入大于失灵相电流定值的电流 (若整定了经零序/负序电流闭锁, 则还应保证对应元件中通入的零序/负序电流大于相应的零序/负序电流整定值) , 失灵保护动作。

12) 交流电压断线报警。

(1) 模拟单相断线, 母线电压3U2大于12V, 即断线相残压<44V时, 延时1.25秒报该母线TV断线。

(2) 模拟三相断线, |Ua|=|Ub|=|Uc|<18V, 并在母联TA通入大于0.04IN电流.延时1.25秒报该母线TV断线。

13) 交流电流断线报警。

(1) 在电压回路施加三相平衡电压, 向任一支路通入单相电流>0.061n, 延时5秒发TA断线报警信号。

(2) 在电压回路施加三相平衡电压, 向任一支路通入三相电流>IDX, 延时5秒发TA断线报警信号。

14) 输出接点检查。

(1) 短接支路01的刀闸位置, 将装置定值“系统参数”中“线路01TA调整系数”整定为1, 在支路01TA中通入大于差流起动高定值的电流, 元件01的两对跳闸接点应由断开变为闭合 (应根据屏图检查到相应的屏端子上, 下同) 。短接支路02的刀闸位置, 仍在支路01TA中通入故障电流, 元件02的两对跳闸接点应由断开变为闭合。按此方法依次检查所有的跳闸接点。

(2) 装置直流电源, 装置闭锁的远动、事件记录和中央信号接点应由断开变为闭合。

(3) 模拟交流回路断线, 交流断线报警的远动和事件记录信号以及报警中央信号接点应由断开变为闭合。

(4) 改变任一刀闸位置开入, 刀闸位置报警的远动和事件记录信号以及报警中央信号接点应由断开变为闭合。

(5) 短接任一有效失灵接点, 以10秒装置发“保护板DSP2长期起动”、“管理板DSP2长期起动”报警信息, 其它报警的远动、事件记录和中央信号接点应由断开变为闭合。

(6) 投入母差保护压板及投母差保护控制字, 模拟I母故障, 保护动作跳I母, 母差跳I母的远动和事件记录信号以及差动动作中央信号接点应由断开变为闭合。

(7) 按6所述方法检查母差跳II母的远动和事件信号接点。

(8) 投入母联充电保护压板及投母联充电保护控制字, 模拟母联充电到故障电线, 母联充电保护动作跳母联, 母联保护的远动、事件记录和中央信号接点应由断开变为闭合。

(9) 投入断路器失灵保护压板及投失灵保护控制字, 模拟I母连接元件断路器失灵, 失灵保护动作, 失灵跳I母的远动、事件记录和中央信号接点应由断开变为闭合。

(10) 按9所述方法检查失灵跳II母的远动、事件记录和中央信号接点。

(11) 模拟失灵保护动作, 线路跟跳的远动、事件和中央信号应由断开变为闭合。

15) 开关传动试验。

投入母差保护压板及投母差保护控制字, 投入跳闸出口压板, 模拟母线区内故障进行开关传动试验。

三、母差保护应注意的相关问题及运行维护

1. 母线上各支路的TA极性必须符合支路TA同名端在母线侧,

母联TA同名端在Ⅰ母侧的原则。

例如湖南常德创元铝220KV变电站, 采用双母线分段运行, 投入运行一段时间后, 出现母差动作引起线路跳闸事故, 经检查, 母线一切正常, 并无短路接地故障。但中央信号及故障录波屏上均反映母差保护动作。经分析判断, 问题应该出现在TA极性上, 在正常情况下, 母线各支路 (进线、母联、馈线) 任一相电流的矢量和趋向为零, 现在母差保护动作, 有

说明各支路电流矢量和大于起动电流值。作进一步检查发现, 在设计蓝图中, 每个回路母差保护所用的电流互感器绕组未注明同名端在母线侧的原则, 接线时以为在微机保护条件下, 能通过算法实现馈线支路的同名端在母线侧的功能。这样, 差动元件的各支路矢量和实际等同各支路电流值的绝对值之和, 随着投入负荷的逐步增加, 矢量和 超过启动元件, 引起母差保护动作。

2. 输入定值时, 电流值均要归算至基准TA的二次侧;

3. 电流互感器二次回路仅在保护柜内接地。

4. 用于母联兼旁路主接线系统时, 投退母联带路功能过程中必须保证母联开关处于分闸位置;

5. 母差保护装置的控制字 (软压板) 和对应压板 (硬压板) 之间均为“与”关系。

只有控制字与压板同时投入时, 相应的保护功能才能投入。

摘要：综述在微机保护时代母差保护的原理, 并介绍微机母差保护的调试过程以及运行中的一些问题。

关键词：母差保护原理,调试,运行维护

参考文献

[1]《继电保护与自动装置》中国电力出版社2002年11月

[2]《电力工程师手册》中国电力出版社2002年

母差保护 第2篇

关键词：保护死区;母差保护

中图分类号：TM77     文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2014）35-0100-01

如今，大部分220 kV变电站在主接线方式方面通常采用的是双母线带旁路或者是并列运行双母线，仅仅将一组CT装设于母联断路器的一侧。因为继电保护装置自身的而一些局限性，如果有故障发生于某一特定的小范围内，由延时的后备保护切除掉被保护元件，我们用死区故障称呼这一类故障。虽然死区故障并不会经常发生，但是在飞速发展的今天，电网规模逐渐增大，人们对电力系统运行的可靠性和安全性提出了更高的要求，如果无法及时切除死区故障，那么就会在较大程度上影响到系统的稳定运行。

本文就母差保护死区故障存在的问题进行探讨，提出在母联断路器两侧各装设一组CT的基础上，保护加入低电压闭锁功能，分段跳开相应断路器切除死区故障的对策;以及通过保护装置的改造及保护定值的重新整定，两小差都加入低电压闭锁功能（电压取自220 kV母线PT），分时段跳开母线上的断路器，进而比较两种方法的优劣。

1  常规保护逻辑

对现在大多数220 kV变电站而言，母联单元一般只安装一组电流互感器，当故障发生在母联断路器和电流互感器之间时，依靠母差保护的动作原理将故障母线上的所有断路器第一时限跳开，若故障点在母联断路器与母联CT之间则不能有效切除故障，如图1所示。

在图1中，如果有故障发生于G点，Ⅱ母差动保护会将其判断为外部故障，Ⅱ母差动保护，此时由Ⅰ母差动保护动作跳开母联断路器及Ⅰ母上的连接元件，但是无法切除故障。因此，如果有故障发生于母联断路器和母联CT之间，从母差保护的角度上来讲，就有死区故障出现。

为了解决这个问题，国内的一些保护厂家通常将其设置为启动母线差动继电器，如果母联断路器和母联TA侧母线小差的死区，对母联死区保护进行了设置，这样保护动作速度就可以得到大大的提升。对于母联死区保护存在着这样的情况，差动保护将母线跳令发出去之后，虽然已经断开了母联断路器，但是依然有电流存在于母联TA上，并且不返回大差比率差动元件及断路器侧小差比率差动元件，经死区动作延时跳开另一条母线。为了避免在母联跳位时，有死区故障发生，切除掉全部的母线，当两母线都有电压且母联在跳位时母联电流不计入小差，在这种情况，最好的方法是对相应的断路器分别断开，一般将其划分为两个阶段。通过上文的叙述我们可以看出，如果有死区故障发生于G点，理想情况是将母联和Ⅱ母上所有间隔的断路器给切除掉，不需要对Ⅰ母进行切除，但是现在却将Ⅰ母给切除掉了，之后对Ⅱ母上所有间隔的断路器进行切除，需要引起人们的重视，积极创新。

2  改进保护逻辑

2.1  改进保护逻辑一

在母联断路器两侧各安装一组CT，如图2所示。其中CT1接入Ⅰ母小差，而CT2接入Ⅱ母小差，并且两小差都加入低电压闭锁功能（电压取自220 kV母线PT）。死区故障时，流过CT1和CT2的电流的矢量和较大，从而母差保护动作分段跳开相应断路器切除死区故障。非死区故障时，CT1和CT2的电流的矢量和几乎为零，母差保护的动作将故障母线上的所有断路器第一时限跳开，在此不展开讨论。

①当H点故障，先跳开母联断路器后，Ⅰ母上电压恢复正常，闭锁了Ⅰ母差动保护，由Ⅱ母差动保护第二阶段跳开Ⅱ母上所有间隔的断路器，隔离故障。

②当F点故障，先跳开母联断路器后，Ⅱ母上电压恢复正常，闭锁了Ⅱ母差动保护，由Ⅰ母差动保护第二阶段跳开Ⅰ母上所有间隔的断路器，隔离故障。

2.2  改进保护逻辑二

在常规保护逻辑的基础上，通过保护装置的改造及保护定值的重新整定，两小差都加入低电压闭锁功能（电压取自220 kV母线PT），并且分时段跳开母线上的断路器。死区故障时，第一时间跳开母联断路器后进行低电压闭锁判断，电压恢复正常的母线差动保护闭锁，电压未恢复正常的母线差动保护动作，如图3所示。

当CT与母联断路器之间K点发生故障时，母线差动继电器均启动，这时分两阶段分别断开相应断路器，具体如下：

①首先跳开母联断路器。

②Ⅰ母电压恢复正常，闭锁Ⅰ母差保护，由Ⅱ母差保护跳母线上所有间隔的断路器来隔离故障。

3  两种改进保护逻辑比较

改进保护逻辑一能够保证非死区故障瞬时切除，当发生死区故障时，通过有选择性地切除母联断路器，进而进行低电压保护闭锁判断以使电压未恢复正常的母线差动保护动作。该方法在新建站较易实现，可从设计入手，增加一组CT，特别是使用GIS设备的变电站，因其CT占用空间较小，可行性较高;但该方法也存在保护动作时限配合问题、增加一组CT设计问题，特别是较老的带有旁路的变电站，因其间隔设计已相对固定，若再新增一组CT，将会造成没有空余空间安装或新装的CT与旁路安全距离不足等问题。

改进保护逻辑二能够在现有一次设备的基础上通过采用分时段跳开母线上的断路器的方法，有效切除死区故障，但时限上的配合给保护装置及定值整定提出了更高的要求。特别是改变了母差保护动作立即切除本母线上的所有断路器的设置，该由先跳母联断路器再进行判断，给保护装置及定值整定提出了更高的挑战，在二次问题上增加了工作量。

4  结  语

通过关于保护死区中常规保护逻辑及两种改进保护逻辑的研究发现，两种改进的保护逻辑均能够保证有一段母线正常运行。但两种改进保护逻辑各有千秋：改进保护逻辑一能够保证非死区故障瞬时切除，在新建站较易实现，特别是使用GIS设备的变电站，但设计上需增加一组CT;改进保护逻辑二由于采用分时段跳开母线上的断路器，时限上的配合给保护装置及定值整定提出了更高的要求。这两种改进保护逻辑均能在一定程度上有效降低事故的影响范围。

参考文献：

[1] 王梅义.电网继电保护应用[M].北京：中国电力出版社，1999.

[2] 杨奇逊.微机继电保护基础[M].北京：水利电力出版社，1988.

摘  要：通过调查研究发现，如今往往会将一组CT装设于220 kV母联断路器中，这样就很容易出现保护死区，无法保证电网的正常稳定运行。针对这种情况，文章提出了相应的方法来对保护死区进行消除，方法一是将一组CT各装设于断路器的两侧，并且将低电压闭锁功能增加于两侧保护;方法二通过保护装置的改造及保护定值的重新整定，两小差都加入低电压闭锁功能，分时段跳开母线上的断路器;最后比较两种方法的优劣。

关键词：保护死区;母差保护

中图分类号：TM77     文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2014）35-0100-01

如今，大部分220 kV变电站在主接线方式方面通常采用的是双母线带旁路或者是并列运行双母线，仅仅将一组CT装设于母联断路器的一侧。因为继电保护装置自身的而一些局限性，如果有故障发生于某一特定的小范围内，由延时的后备保护切除掉被保护元件，我们用死区故障称呼这一类故障。虽然死区故障并不会经常发生，但是在飞速发展的今天，电网规模逐渐增大，人们对电力系统运行的可靠性和安全性提出了更高的要求，如果无法及时切除死区故障，那么就会在较大程度上影响到系统的稳定运行。

本文就母差保护死区故障存在的问题进行探讨，提出在母联断路器两侧各装设一组CT的基础上，保护加入低电压闭锁功能，分段跳开相应断路器切除死区故障的对策;以及通过保护装置的改造及保护定值的重新整定，两小差都加入低电压闭锁功能（电压取自220 kV母线PT），分时段跳开母线上的断路器，进而比较两种方法的优劣。

1  常规保护逻辑

对现在大多数220 kV变电站而言，母联单元一般只安装一组电流互感器，当故障发生在母联断路器和电流互感器之间时，依靠母差保护的动作原理将故障母线上的所有断路器第一时限跳开，若故障点在母联断路器与母联CT之间则不能有效切除故障，如图1所示。

在图1中，如果有故障发生于G点，Ⅱ母差动保护会将其判断为外部故障，Ⅱ母差动保护，此时由Ⅰ母差动保护动作跳开母联断路器及Ⅰ母上的连接元件，但是无法切除故障。因此，如果有故障发生于母联断路器和母联CT之间，从母差保护的角度上来讲，就有死区故障出现。

为了解决这个问题，国内的一些保护厂家通常将其设置为启动母线差动继电器，如果母联断路器和母联TA侧母线小差的死区，对母联死区保护进行了设置，这样保护动作速度就可以得到大大的提升。对于母联死区保护存在着这样的情况，差动保护将母线跳令发出去之后，虽然已经断开了母联断路器，但是依然有电流存在于母联TA上，并且不返回大差比率差动元件及断路器侧小差比率差动元件，经死区动作延时跳开另一条母线。为了避免在母联跳位时，有死区故障发生，切除掉全部的母线，当两母线都有电压且母联在跳位时母联电流不计入小差，在这种情况，最好的方法是对相应的断路器分别断开，一般将其划分为两个阶段。通过上文的叙述我们可以看出，如果有死区故障发生于G点，理想情况是将母联和Ⅱ母上所有间隔的断路器给切除掉，不需要对Ⅰ母进行切除，但是现在却将Ⅰ母给切除掉了，之后对Ⅱ母上所有间隔的断路器进行切除，需要引起人们的重视，积极创新。

2  改进保护逻辑

2.1  改进保护逻辑一

在母联断路器两侧各安装一组CT，如图2所示。其中CT1接入Ⅰ母小差，而CT2接入Ⅱ母小差，并且两小差都加入低电压闭锁功能（电压取自220 kV母线PT）。死区故障时，流过CT1和CT2的电流的矢量和较大，从而母差保护动作分段跳开相应断路器切除死区故障。非死区故障时，CT1和CT2的电流的矢量和几乎为零，母差保护的动作将故障母线上的所有断路器第一时限跳开，在此不展开讨论。

①当H点故障，先跳开母联断路器后，Ⅰ母上电压恢复正常，闭锁了Ⅰ母差动保护，由Ⅱ母差动保护第二阶段跳开Ⅱ母上所有间隔的断路器，隔离故障。

②当F点故障，先跳开母联断路器后，Ⅱ母上电压恢复正常，闭锁了Ⅱ母差动保护，由Ⅰ母差动保护第二阶段跳开Ⅰ母上所有间隔的断路器，隔离故障。

2.2  改进保护逻辑二

在常规保护逻辑的基础上，通过保护装置的改造及保护定值的重新整定，两小差都加入低电压闭锁功能（电压取自220 kV母线PT），并且分时段跳开母线上的断路器。死区故障时，第一时间跳开母联断路器后进行低电压闭锁判断，电压恢复正常的母线差动保护闭锁，电压未恢复正常的母线差动保护动作，如图3所示。

当CT与母联断路器之间K点发生故障时，母线差动继电器均启动，这时分两阶段分别断开相应断路器，具体如下：

①首先跳开母联断路器。

②Ⅰ母电压恢复正常，闭锁Ⅰ母差保护，由Ⅱ母差保护跳母线上所有间隔的断路器来隔离故障。

3  两种改进保护逻辑比较

改进保护逻辑一能够保证非死区故障瞬时切除，当发生死区故障时，通过有选择性地切除母联断路器，进而进行低电压保护闭锁判断以使电压未恢复正常的母线差动保护动作。该方法在新建站较易实现，可从设计入手，增加一组CT，特别是使用GIS设备的变电站，因其CT占用空间较小，可行性较高;但该方法也存在保护动作时限配合问题、增加一组CT设计问题，特别是较老的带有旁路的变电站，因其间隔设计已相对固定，若再新增一组CT，将会造成没有空余空间安装或新装的CT与旁路安全距离不足等问题。

改进保护逻辑二能够在现有一次设备的基础上通过采用分时段跳开母线上的断路器的方法，有效切除死区故障，但时限上的配合给保护装置及定值整定提出了更高的要求。特别是改变了母差保护动作立即切除本母线上的所有断路器的设置，该由先跳母联断路器再进行判断，给保护装置及定值整定提出了更高的挑战，在二次问题上增加了工作量。

4  结  语

通过关于保护死区中常规保护逻辑及两种改进保护逻辑的研究发现，两种改进的保护逻辑均能够保证有一段母线正常运行。但两种改进保护逻辑各有千秋：改进保护逻辑一能够保证非死区故障瞬时切除，在新建站较易实现，特别是使用GIS设备的变电站，但设计上需增加一组CT;改进保护逻辑二由于采用分时段跳开母线上的断路器，时限上的配合给保护装置及定值整定提出了更高的要求。这两种改进保护逻辑均能在一定程度上有效降低事故的影响范围。

参考文献：

[1] 王梅义.电网继电保护应用[M].北京：中国电力出版社，1999.

[2] 杨奇逊.微机继电保护基础[M].北京：水利电力出版社，1988.

摘  要：通过调查研究发现，如今往往会将一组CT装设于220 kV母联断路器中，这样就很容易出现保护死区，无法保证电网的正常稳定运行。针对这种情况，文章提出了相应的方法来对保护死区进行消除，方法一是将一组CT各装设于断路器的两侧，并且将低电压闭锁功能增加于两侧保护;方法二通过保护装置的改造及保护定值的重新整定，两小差都加入低电压闭锁功能，分时段跳开母线上的断路器;最后比较两种方法的优劣。

关键词：保护死区;母差保护

中图分类号：TM77     文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2014）35-0100-01

如今，大部分220 kV变电站在主接线方式方面通常采用的是双母线带旁路或者是并列运行双母线，仅仅将一组CT装设于母联断路器的一侧。因为继电保护装置自身的而一些局限性，如果有故障发生于某一特定的小范围内，由延时的后备保护切除掉被保护元件，我们用死区故障称呼这一类故障。虽然死区故障并不会经常发生，但是在飞速发展的今天，电网规模逐渐增大，人们对电力系统运行的可靠性和安全性提出了更高的要求，如果无法及时切除死区故障，那么就会在较大程度上影响到系统的稳定运行。

本文就母差保护死区故障存在的问题进行探讨，提出在母联断路器两侧各装设一组CT的基础上，保护加入低电压闭锁功能，分段跳开相应断路器切除死区故障的对策;以及通过保护装置的改造及保护定值的重新整定，两小差都加入低电压闭锁功能（电压取自220 kV母线PT），分时段跳开母线上的断路器，进而比较两种方法的优劣。

1  常规保护逻辑

对现在大多数220 kV变电站而言，母联单元一般只安装一组电流互感器，当故障发生在母联断路器和电流互感器之间时，依靠母差保护的动作原理将故障母线上的所有断路器第一时限跳开，若故障点在母联断路器与母联CT之间则不能有效切除故障，如图1所示。

在图1中，如果有故障发生于G点，Ⅱ母差动保护会将其判断为外部故障，Ⅱ母差动保护，此时由Ⅰ母差动保护动作跳开母联断路器及Ⅰ母上的连接元件，但是无法切除故障。因此，如果有故障发生于母联断路器和母联CT之间，从母差保护的角度上来讲，就有死区故障出现。

为了解决这个问题，国内的一些保护厂家通常将其设置为启动母线差动继电器，如果母联断路器和母联TA侧母线小差的死区，对母联死区保护进行了设置，这样保护动作速度就可以得到大大的提升。对于母联死区保护存在着这样的情况，差动保护将母线跳令发出去之后，虽然已经断开了母联断路器，但是依然有电流存在于母联TA上，并且不返回大差比率差动元件及断路器侧小差比率差动元件，经死区动作延时跳开另一条母线。为了避免在母联跳位时，有死区故障发生，切除掉全部的母线，当两母线都有电压且母联在跳位时母联电流不计入小差，在这种情况，最好的方法是对相应的断路器分别断开，一般将其划分为两个阶段。通过上文的叙述我们可以看出，如果有死区故障发生于G点，理想情况是将母联和Ⅱ母上所有间隔的断路器给切除掉，不需要对Ⅰ母进行切除，但是现在却将Ⅰ母给切除掉了，之后对Ⅱ母上所有间隔的断路器进行切除，需要引起人们的重视，积极创新。

2  改进保护逻辑

2.1  改进保护逻辑一

在母联断路器两侧各安装一组CT，如图2所示。其中CT1接入Ⅰ母小差，而CT2接入Ⅱ母小差，并且两小差都加入低电压闭锁功能（电压取自220 kV母线PT）。死区故障时，流过CT1和CT2的电流的矢量和较大，从而母差保护动作分段跳开相应断路器切除死区故障。非死区故障时，CT1和CT2的电流的矢量和几乎为零，母差保护的动作将故障母线上的所有断路器第一时限跳开，在此不展开讨论。

①当H点故障，先跳开母联断路器后，Ⅰ母上电压恢复正常，闭锁了Ⅰ母差动保护，由Ⅱ母差动保护第二阶段跳开Ⅱ母上所有间隔的断路器，隔离故障。

②当F点故障，先跳开母联断路器后，Ⅱ母上电压恢复正常，闭锁了Ⅱ母差动保护，由Ⅰ母差动保护第二阶段跳开Ⅰ母上所有间隔的断路器，隔离故障。

2.2  改进保护逻辑二

在常规保护逻辑的基础上，通过保护装置的改造及保护定值的重新整定，两小差都加入低电压闭锁功能（电压取自220 kV母线PT），并且分时段跳开母线上的断路器。死区故障时，第一时间跳开母联断路器后进行低电压闭锁判断，电压恢复正常的母线差动保护闭锁，电压未恢复正常的母线差动保护动作，如图3所示。

当CT与母联断路器之间K点发生故障时，母线差动继电器均启动，这时分两阶段分别断开相应断路器，具体如下：

①首先跳开母联断路器。

②Ⅰ母电压恢复正常，闭锁Ⅰ母差保护，由Ⅱ母差保护跳母线上所有间隔的断路器来隔离故障。

3  两种改进保护逻辑比较

改进保护逻辑一能够保证非死区故障瞬时切除，当发生死区故障时，通过有选择性地切除母联断路器，进而进行低电压保护闭锁判断以使电压未恢复正常的母线差动保护动作。该方法在新建站较易实现，可从设计入手，增加一组CT，特别是使用GIS设备的变电站，因其CT占用空间较小，可行性较高;但该方法也存在保护动作时限配合问题、增加一组CT设计问题，特别是较老的带有旁路的变电站，因其间隔设计已相对固定，若再新增一组CT，将会造成没有空余空间安装或新装的CT与旁路安全距离不足等问题。

改进保护逻辑二能够在现有一次设备的基础上通过采用分时段跳开母线上的断路器的方法，有效切除死区故障，但时限上的配合给保护装置及定值整定提出了更高的要求。特别是改变了母差保护动作立即切除本母线上的所有断路器的设置，该由先跳母联断路器再进行判断，给保护装置及定值整定提出了更高的挑战，在二次问题上增加了工作量。

4  结  语

通过关于保护死区中常规保护逻辑及两种改进保护逻辑的研究发现，两种改进的保护逻辑均能够保证有一段母线正常运行。但两种改进保护逻辑各有千秋：改进保护逻辑一能够保证非死区故障瞬时切除，在新建站较易实现，特别是使用GIS设备的变电站，但设计上需增加一组CT;改进保护逻辑二由于采用分时段跳开母线上的断路器，时限上的配合给保护装置及定值整定提出了更高的要求。这两种改进保护逻辑均能在一定程度上有效降低事故的影响范围。

参考文献：

[1] 王梅义.电网继电保护应用[M].北京：中国电力出版社，1999.

两种母差保护回路的分析 第3篇

变电所的母线是电力系统的一个重要组成元件, 当母线故障不能迅速切除, 将会造成或扩大事故, 破坏电力系统的稳定运行, 甚至造成电网的瓦解。因此当母线发生故障时, 母线保护的正确动作对于电网的稳定运行起着重要的作用。目前220kV枢纽变电所的220kV母线一般均采用双母线分段接线, 其母差保护广泛采用中阻抗和微机型母差保护, 当母线上的连接元件倒闸操作过程中, 两条母线经母线侧刀闸互联时, 母差保护要通过互联回路调整连接元件的正确接入, 确保母差保护正确动作。本文对中阻抗和微机型母差保护的互联回路的运行进行分析比较, 并对运行和维护中重点问题提出改进措施和注意事项。

1 概述

220kV变电站的220kV母线一般均采用双母线分段接线, 双母线接线方式下母差保护早期采用固定连接式电流差动保护、母联相位差动保护、电流比相式母线保护, 随着母线保护的不断发展, 目前广泛采用的是BP-2B微机型母差保护和中阻抗母差保护。

2 中阻抗和微机型母差保护的原理及特点

B P-2B微机型母差保护采用了复式比率差动原理, 由于在制动量的计算中引入了差电流, 使其在母线区外故障时有极强的制动特性, 在母线区内故障时无制动。它对TA饱和具有独特的检测方法, 抗TA饱和能力强, 采用同步识别法来克服TA饱和的影响, 通过判别差动动作与故障发生是否同步来识别饱和情况, 以分相瞬时值复式比率差动电流保护与“和电流突变量”和“差电流越限”两个判据构成, 并采用自适应全波暂态监视器的方法可以准确检测饱和发生的时刻, 因此BP-2B母差保护的灵敏度及可靠性大为提高。

中阻抗母差保护将高阻抗的特性和比率制动特性两者有效结合, 显著降低了母差回路的负载阻值, 在处理TA饱和方面具有独特的优势, 基于电流瞬时值比率制动原理, 动作速度快, 可躲开TA饱和的影响, 较好地保证了区外故障TA饱和不误动, 区内故障正确快速动作。它以电流瞬时值作测量比较, 当母线内部故障时, 动作速度极快, 如REB103型母差保护整组动作时间为10~13ms。

中阻抗母差保护在充分利用了TA的暂态过程时, 还考虑了TA稳态过程, 其原理保证了保护装置快速动作和较好的抗TA饱和性能, 并且装置实现简单、可靠。而BP-2B微机型母差保护可通过单片机实现各种先进算法并具有自检功能, 可靠性进一步得到提高, 同时具有通信接口, 可方便地与监控系统互联, 完成信息的远传与远控, 实现自动化。从调试和整定的角度来看, 微机型母差保护优势明显。

3 双母线接线方式下母差保护回路分析

3.1 双母线接线方式下母差保护回路

BP-2B微机型和中阻抗母差保护均采用了辅助变流器, 解决了TA变比不一致的问题, 并且实现了电流切换在辅助变流器的二次侧进行, 避免了电流切换时TA回路的开路。刀闸接点采用常开、常闭接点的双输入方式作为刀闸运行方式的判据, 在双母线接线方式下, 将各单元刀闸的辅助接点引入了电流切换回路, 各单元的电流回路随着刀闸位置自动进行切换, 在提高保护可靠性的同时实现了运行方式的灵活变化。

当某一单元的两把母线刀闸均被拉开时, 电流回路被短接退出差动回路;当某一单元的两把母线刀闸同时跨接在两段母线上时, 母差保护互联回路启动, 实现两段母线互联。

3.2 中阻抗母差保护回路

如图1所示, 当两把母线刀闸同时合上时, 刀闸辅助接点变位, 同时启动母差保护屏上该单元刀闸两只双位置继电器的上线圈, 将该单元电流回路同时接入两段母线, 同时断开Ⅰ段母线差动继电器, 并启动两只跳闸出口中间继电器将两段母线跳闸出口回路均短接, 形成了只用Ⅱ段母线母差保护来同时保护Ⅰ、Ⅱ段母线的运行方式, 同时Ⅰ—Ⅱ母互联继电器掉牌, 并发“Ⅰ—Ⅱ母刀闸双跨信号”。

3.3 BP-2B微机型母差保护回路

BP-2B引入母线刀闸的辅助接点来实现对母线运行方式的判别, 同时采集各支路电流和电流分布情况来校验刀闸辅助接点的正确性。当发现刀闸辅助接点状况和实际不符时, 发“开入异常”告警信号, 在状态确定的情况下可自动修正错误的刀闸辅助接点。

当两把母线刀闸同时合上时, 刀闸辅助接点变位, 并经光耦将其状态传输到微机保护, 保护装置内部进行状态字判别, 确认后经内部逻辑自动转入母线互联方式 (非选择方式) , 如图2所示, 当Ⅰ—Ⅱ母互联回路接通后, 不经故障母线的选择, 母线范围内一旦发生故障同时切除两段母线。

当运行方式需要时, 如母联操作回路失电, 也可以设定保护控制字中的强制母线互联软压板, 强制保护进入互联方式。

4 母差保护回路运行及维护中的注意事项

4.1 母差保护电流切换回路

中阻抗和微机型母差保护的电流回路的切换均是随刀闸辅助接点的切换进行的, 实际运行中, 遇到以下几个问题:

1) 刀闸辅助接点质量问题

刀闸辅助接点在长期运行后可靠性下降, 较早的变电所母线刀闸所配用的辅助接点大多采用机械摩擦接触式, 普遍存在接触不良、转换不到位、环境适应性差、防护等级低和使用寿命短等缺点。电网中出现过因刀闸辅助接点与主触头动作配合与该母差保护的要求不一致而造成装置误动的例子, 这一点特别是对于本身不具有电压闭锁功能的母差保护装置显得尤为突出。

2) 微机型母差保护光耦插件故障

微机型母差保护是通过光耦元件来采集开入、开出量, 它的优点是实现了强电和弱电的隔离, 但光耦元件自身质量和运行环境因素对其影响较大, 一旦装置不能正确采集一次设备状态, 很容易造成保护装置不正确动作。

根据以上分析, 可采取如下措施:

1) 采用性能优良的真空辅助接点, 保证其动作准确性和抗干扰性能, 对存在质量问题的刀闸辅助接点及时进行更换。

2) 微机型母差保护可通过定期对刀闸辅助接点自检, 判断其刀闸状态和电流采样值是否同时存在 (如BP-2B采用各支路电流和电流分布来校验刀闸辅助接点的正确性) , 及时发出告警信号;同时保护中应具备刀闸状态的强制定位功能, 以便于运行人员采取紧急措施。

3) 对于无人值班变电所, 母差保护应开放软压板功能来实现强制定位, 或者通过具备刀闸状态的记忆功能, 保证运行人员未到达处理前, 母差保护记忆住刀闸原始状态, 防止保护误动。

4) 微机型母差保护的光耦插件应具备闭锁功能, 如装置故障或电源消失应立即告警, 并且对光耦元件应建立可靠的故障检测手段。

5) 倒闸操作中, 对刀闸辅助接点以及双位置继电器加强检查, 配合各类信号进行综合判断。

4.2 微机型母差保护互联投入压板的操作

BP-2B微机型母差保护一般设有互联投入压板, 供运行检修人员强制母差保护进入互联方式。

母线倒排前, 可先投入母差保护互联压板, 再将母联开关改为非自动方式, 这样可以防止倒排操作时母线故障而母差保护拒动。但这样一来, 母差保护就提前失去了选择性, 而倒闸操作中发生母线故障的机率远比正常运行时大, 所以该方式一般在母线刀闸辅助接点存在缺陷时可以使用。

正常运行时, 如发现母联开关出现缺陷异常时, 如控制回路断线、开关闭锁分闸等, 应及时汇报, 并投入互联压板, 强制母差保护进入互联方式。同样, 当一段母线压变回路故障和检修时, 应将互联压板投入并将母联开关改为非自动。

4.3 母联开关位置对母线保护的影响

母联开关的位置对比率差动元件的比率制动系数是采用高值还是低值都有着直接的影响, 因此当母线分列运行时, 为防止检修母联开关而频繁分合开关, 进而影响母差保护的正常运行, 可以通过强制开入母联开关跳闸位置的方法避免不利情况的发生。

因此在保护屏上的设置“母联分列”压板, 运行人员在母线分列运行的过程中, 需投入相应母线保护的强制开入母联开关跳闸位置的压板, 来防止母差保护的误动。

4.4 其它注意事项

1) 对于双母线分段接线方式, 当母差保护处于互联方式时, 母线应开环运行, 以避免母差保护拒动和母联分段开关拒动, 扩大事故。

2) 采用中阻抗母差保护的变电站, 如存在重负荷线路, 二次电流较大, 对于继电器正常运行有危害。

3) 母差保护检修维护时, 需对互联回路进行详细校验, 包括:各单元手动互联、自动互联电流切换功能;母差互联回路启动后对差动回路的校验等。

5 总结

变电站母差保护装置是变电站最重要的保护之一, 也是变电运行人员需要着重掌握的难点、重点。因此日常运行、操作和维护中, 必须加强对母差保护互联回路的巡视和检查, 特别是涉及母差互联回路操作, 做好针对性事故预想, 及时发现操作过程中遇到的异常现象, 尽快处理, 确保设备安全运行。

摘要：在介绍BP～2B微型机和中阻抗型母差保护原理基础上, 对双母线分段接线方式下两种母差保护回路进行了比较。论文接着分析该回路存在的问题, 最后提出一些改进措施和运行中应注意的问题。

关键词：中阻抗,微机型,母差保护,互联回路

参考文献

[1]吴怀诚, 王巍.变电站运行方式对母差保护的影响.

[2]柳海龙, 刘春.谈杏全中阻抗母线保护的应用.电网技术.2000年第10期

[3]于子重, 张俊山, 赵世斌.微机母线保护运行方式自适应方案分析

[4]BP-2B微机母线保护装置说明书.国电南瑞.2002

母差保护 第4篇

关键词：WMZ-41B型母差保护；失灵开入回路；动作功率

中图分类号：TM773 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2012） 18-0018-01

一、引言

失灵保护是防止因断路器拒动而扩大事故的一项有效措施，当断路器拒动时，失灵回路启动母线保护将该断路器所在母线上所有断路器跳开。西宁电网330kV系统出现了一次交流电压窜入直流系统，WMZ-41B母差失灵开入重动继电器反复动作，造成母差误动出口的重大事故。经事故后检查，发现该型母差保护失灵开入回路存在一定的缺陷，专业人员通过理论分析、继电器性能试验，最终提出了可行性改造方案及建议。

二、存在的问题及改造的关键

（一）设备改造的必要性

2007年，WMZ-41B母差保护因失灵回路造成了一次误动。事故后检查发现该WMZ-41B母差保护装置，其主机失灵开入启动元件为继电器，从机失灵开入启动元件为相同特性的光隔，失灵重动继电器的返回时间大于10ms（失灵开入的确认时间为10ms）。因此，在交流电压作用下，失灵开入重动继电器反复动作，失灵保护误动出口。暴露出现运行的WMZ-41B母差保护抗干扰性能不完善，存在如下问题：

1）重动继电器动作功率较低，仅为0.4W左右，不满足反措5W的要求，抗干扰性能较差；

2）失灵开入确认延时较短，不能躲过失灵重动继电器的返回时间，失灵保护抗干扰措施不完善，抗干扰延时未能起到应有的作用，无法躲过短时干扰。

（二）设备改造的关键点

针对WMZ-41B保护装置失灵回路存在的问题，应从以下关键点改造：

1）加大失灵开入重动继电器的动作功率，由目前的0.4W提高到5W，满足反措规定的失灵开入继电器动作功率大于5W的要求；

2）将失灵开入确认延时由目前的10 ms延长至30-50 ms，以加强失灵保护的抗干扰能力。

具体改造方法是将原有的失灵开入启动元件（包含继电器和光隔）由外加的大功率继电器代替，并将失灵开入的防抖动时间适当延长。

三、继电器性能分析

从上述可知改造的关键是失灵开入继电器的功率大小及确认延时是否满足要求，为保证改造后回路的可靠性，对拟替代原继电器的两只大功率继电器（型号：EDP01-RD1）进行了全面的测试及仿真计算验证。

整组时间测试数据分析：当失灵出口延时T1整定为10ms时，软件中包含了10ms的防抖时间；当T1整定为20ms时，防抖时间并不是固有的10ms；当T1整定为短延时（10～20ms）情况下，有防抖时间；当T1整定为长延时（大于30ms）情况下，无防抖时间；当T1整定值大于100ms时，测得的T2值等于T1时间减去出口继电器动作时间。

（三）内部接线原理

由EDP01-RD1型重动继电器的原理图（见图一）可以看出：

1）该型号继电器内部回路串有二极管，所以继电器动作具有方向性，保证了只在正方向下的可靠导通。在加入50Hz交流电压时，可靠不动作，它对防止交流窜入直流回路后造成继电器误动是十分有效的。

2）该继电器在没动作状态下，常闭节点接通R6支路，由于其回路阻值较小，当出现直流接地时可以通过R6电阻构成的回路快速充放电，继电器对于回路绝缘下降有较好的防误动功能。

（四）仿真计算验证

测试后对继电器进行了仿真计算验证：当开入回路金属性接地时，失灵保护的开入继电器不会误动；当直流电压在242V运行时正极绝缘下降至96V即负极对地上升至146V，此时开入回路金属性接地，失灵保护的开入继电器处于动作边界。

（五）测试结论

通过测试、仿真计算验证、内部原理分析：该EDP01-RD1型重动继电器的动作功率大于5W，满足反措规定的失灵开入继电器动作功率大于5W的要求；具有较好的防止因交流窜入直流回路、回路绝缘下降造成误动的功能；这种大功率继电器与光隔或快速中间继电器相比，能够满足回路改造的要求。

四、改造方案

确定了替代原继电器的大功率继电器后，对失灵开入回路接线进行了設计：

原WMZ-41B母差保护的失灵启动是双接点开入（见图二），将两对外部失灵开入接点分别接入其支路的输入端，并将失灵开入回路串接大功率重动继电器，然后利用大功率重动继电器接点启动装置内部的失灵开入继电器，延用原有的逻辑回路实现出口跳闸。（见图三）

该方案在增加大功率继电器基础上，仍利用原有装置内部的继电器失灵开入板，装置内部回路改动较少，原失灵开入板的接入，增加了一个防误动环节，设备运行更为可靠，但也相应增加了失灵开入继电器的动作时间，增加了失灵出口拒动的几率。

五、结束语

装置改造后，在今后的运行中还应：

1）加强版本升级的管理工作

版本升级要有相关管理部门的正式文件或通知，通知中应详细说明程序升级的原因和必要性；版本升级应做好实施备案工作，记录好原有程序与升级后程序的具体区别；为了防止程序升级的随意性，厂家应对升级后的程序在版本显示上加以区别。

2）加强版本升级检测， 完善版本升级的确认

版本升级后的新程序在投入使用前一定要经过相关部门的严格测试，特别是对改动的部分要严格把关，对测试结果应有专人确认。

[作者简介]

闫秋善（1968-），男，河南新乡，工程师，从事电力客户服务工作。

中性线断路造成母差保护误跳闸 第5篇

发电厂和变电站的母线,是汇集和分配电能的重要部件,母线差动保护是确保快速而有选择性地切除母线故障,保障系统安全稳定的重要保护。母差保护牵涉到母线上运行的各个一次元件,它的可靠性关系到系统的安全运行。若不是母线故障却引发母差保护误动造成母线全停的后果是非常严重的。

华北油田水电厂任东220 k V站110 k V母线型式为双母线单分段带旁路,主接线简图见图1,母线差动保护装置为BP-2A型。

2005年5月27日15点35分,110 k V 4乙母差保护突然动作,运行在该母线上的102、145、116、117、103断路器跳闸,造成油田大面积停电。

1 事故时的运行方式

1#主变110 k V侧断路器101、出线120、111、112、115运行于110 k V 4甲母线,2#主变110 k V侧断路器102、出线116、117、103运行于110 k V 4乙母线,110 k V 5母线与110 k V 4乙母线通过母联145相联,出线113运行于110 k V5母线,分段断路器144在断开位。

2 一次、二次设备检查

⑴当时天气很好,检查、试验110 k V 4乙母线上的一次设备没有发现任何问题。

⑵检查110 k V 4乙母线二次设备时,发现在母差保护动作同时,出线116微机保护装置发出了距离1段保护动作信号,根据这一信息,安排线路维护人员进行巡线检查。

⑶从BP-2A微机母差保护装置提取了故障录波图见图2,L13_A、L13_B、L13_C为102断路器电流,L14_A、L14_B、L14_C为116断路器电流,ID_A、ID_B、ID_C为差动电流。

3 原因分析及故障点查找

差动保护是利用基尔霍夫电流定律工作的,流入母线的电流与流出母线的电流大小相等,方向相反,母差保护不会动作,反之动作。

102断路器三相电流为流入110 k V 4乙母线的电流,145、116、117、103断路器的三相电流为流出110 k V 4乙母线的电流。从图中看ID_A=0、ID_B=0,说明流入母线的A相、B相电流与流出母线的A相、B相电流抵消了,而流入母线的C相电流与流出母线的C相电流不等,产生峰值为15 A左右的差流,远远大于差动定值3.57 A,致使110 k V 4乙母差保护动作。

从录波图上看102 A、C相电流均突然增大,且大小相等,方向相反,但116只有A相突增,非常可能为116线路发生A、C相短路故障,但C相电流不知什么原因没有变化,从而在母差保护装置内产生了差流。故障值达到了116距离1段保护和母差保护动作值,且距离1段保护、母差保护跳闸时间均为0 s,所以同时动作跳闸。

线路发生故障,该线路距离保护跳闸是正确的,但对母差保护来说,线路故障是区外故障,母差保护动作行为是错误的。造成母差保护误动作原因可能为:

(1)116穿越性故障电流使电流互感器饱和而引起不平衡电流。

(2)相关电流互感器二次接线极性有错误。

(3)116 C相电流互感器故障,不能进行电流的传变或C相电流回路在某处开路。

(4)116 C相母差电流回路C310与中性线N310在某处短路,使电流不能流入母差保护装置内。

(5)BP-2A微机母差保护装置的116单元电流模块、A/D转换回路有故障。

参与现场分析的人员通过细致的工作排除了上述几种可能,同时巡线人员报告了检查结果:116线路发生A相对地短路故障,不是A、C相短路。

在上述检查均未找出母差保护动作真正原因的情况下,决定母差保护暂时退出运行,恢复102、145、116、117、103原运行方式,带负荷进行电流互感器性能及其回路测试分析。即测量母差保护各电流互感器的二次电流大小、方向及其端口电压降,比较各电流互感器的二次负载,分析电流互感器二次回路的工作状态。

通过检查,发现102电流互感器的母差保护二次负载异常,进一步检查回路接线发现该电流互感器二次侧中性线N310在母差保护屏电流端子排处断路了,原因终于找到了。

经分析,中性线断路后二次侧就没有了零序回路。线路A相故障时A相二次故障电流因无零序回路而从B、C相二次回路返回,此过程中的二次电流的分布与A相发生区外故障而B、C相发生区内故障的状况相同,B、C相的差动保护均有可能动作。本次事故C相差动误动作而B相未动作与B、C相电流互感器的暂态特性、二次回路阻抗、差动保护动作特性等因素有关。

母差保护中性线断路,隐蔽性极强,在系统正常运行时,运行维护人员查看装置的电流显示是发现不了的,咨询过几个生产微机母线差动保护设备的厂家,均没有检测中性线断路的功能。

通过这次事故,用户和母线差动保护设备生产厂家,必须充分认识到中性线断线的潜在危害性,加强母差保护的生产、运行维护的技术工作,制定相应措施并严格落实,以防范类似事故的发生,保证动作的灵敏性、可靠性,提高电力系统的稳定性。

4 防范措施

(1)举一反三,全面检查母差保护各电流回路的接线是否存在类似问题,以消除事故隐患。

(2)众所周知,母差保护投入运行很难停下来检修,加强对母差保护二次回路定期检查,不但要查看显示的数据是否正常,还有重点检查二次线是否有开路、虚接的现象,在运行时进行细致的检测,必要时停运母差保护装置进行检修。

(3)母差保护比其他保护具有更高的安全性,建议生产厂家研发检测技术,在中性线断路时能够及时报警,提醒维护人员马上处理,杜绝区外故障引发母线差动保护误动作。

摘要：110kV母差保护误动作跳闸后,排查了相关电流互感器饱和、损坏、极性接线错误、二次回路短路及母差保护装置本身故障等原因,采用带负荷进行回路测试分析,发现2#主变电流互感器二次负载异常,进一步检查出中性线在母差保护屏电流端子排处断路,二次侧没有了零序回路,使区外故障造成了误动作跳闸。中性线断路隐蔽性极强、潜在危害性极大,对此提出了加强二次回路的细致检查、生产厂家研发检测技术等措施,以防范类似事故的发生。

母差保护改造现场施工常见问题分析 第6篇

220kV输电网是福州地区的主干输电网,而220kV北郊变电站是福州电业局早期的枢纽变电站,建于20世纪80年代中期,主要为福建省政府、福建省电力调度大楼以及福州商业中心地带重点单位供电,因此其供电安全性和可靠性要求很高。

1 提出问题

北郊变电站主接线220kV采用双母线带旁路(专用)接线方式(如图1所示),共有220kV出线5回,2台主变,1个母联、1个旁路,共9个间隔。原220kV母差保护为单一的RADSS继电器型母差保护,检修时必须退出。为提高供电可靠性,增强系统处理突发事件的能力,按照反措要求,对北郊220kV变电站进行母差保护双重化改造,即将原单一的RADSS继电器型母差保护,改造为双重化的2套RCS-915AB母差保护。

2 施工步骤

与其它主设备保护相比,母线保护要求有高度的安全性和可靠性,一旦拒动或误动都将造成严重后果。为了确保在母差保护双重化改造过程中母线发生故障时仍能得到保护,总的原则是在整个施工过程中全站220kV母差保护至少有一套处于运行状态。为此,制定了母差保护改造过程中的几个操作步骤:

(1)在各间隔停电前完成2套220kV RCS-915AB母差保护的单体调试。2套220kV RCS-915AB母差保护屏至各间隔相关回路电缆测得屏内接线对线正确(指从母差屏至各间隔的保护屏、开关端子箱、刀闸机构箱的电缆芯线折好到需接入的位置),屏内调试、母差保护屏至各间隔未接入的电缆芯线开出/开入传动正确。

(2)各间隔依次停电,接入2套母差所有开出、开入量及第1套RCS-915AB母差保护电流回路,两套母差与依次停电间隔带开关传动试验正确后,各间隔依次带负荷测得第1套RCS-915AB母差保护电流相量正确后,投运。

(3)确认第1套RCS-915AB母差保护正常运行后,停用原220kV RADSS/S母差保护,将原接至RADSS/S母差保护的各间隔TA回路不停电接入第2套RCS-915AB母差保护,测得第2套RCS-915AB母差保护相量正确后投运。

3 常见问题及解决办法

3.1 双重化配置的直流电源问题

母差保护的双重化配置要求每套母差保护都能独立工作,包括失灵起动回路、开关TA回路、跳闸回路。北郊变220kV线路均已采用双重化配置。为了简化母差失灵起动回路,2套母差与各间隔失灵起动回路采用一对一的方式,以简化回路、减少压板数量和简化运行人员操作、减少误操作机会,实现失灵回路的双重化配置。需要特别注意的是,为防止直流母线故障造成的失灵拒动,要求每个间隔的第1套保护装置的电源与母差第1套保护的装置电源必须在同一段直流母线上,且每个间隔的第2套保护装置的电源与母差第2套保护的装置电源也必须同在另一段直流母线上,如图2所示。

3.2 TA回路的极性问题

RCS-915AB系列母差保护要求各接入间隔TA的极性端必须一致。一般母联只一侧有TA,装置默认母联TA的极性与I母上的元件一致,因此,通常要求各支路TA同名端在母线侧,母联TA同名端在母线1(即I母)侧(装置内部只认母线的物理位置,与编号无关),同时将TA二次的极性端接入母差保护。若某支路TA同名端不在母线侧,或母联TA的极性同名端在Ⅱ母侧,则应将该支路的TA二次非极性端接入母差保护。

3.3 TA绕组之间发生故障时死区的避免

母差保护用TA绕组的选择应与各间隔的保护配合,尽量避免死区,下面分两种情况说明如何选择TA绕组。

(1)线路、旁路、主变间隔TA绕组的选择。

线路、旁路、主变间隔TA绕组的选择相似,本文以线路间隔为例进行说明。如图3所示,为消除死区,靠近母线的绕组应给线路保护用,靠近线路的绕组应留给母差保护用,这样在绕组间发生故障时,仍能通过线路保护或母差保护切除故障。

(2)母联间隔TA绕组的选择。

对于母联TA绕组,应特别注意:按当前运行规程,母联投运时并未投入母联保护。图4为当前母联TA绕组的接线图,当故障发生在k1和k2点时,由于接入母差保护,母联TA绕组中的电流由Ⅰ母流向Ⅱ母,母线保护判断II母有差流,I母小差为零,因此跳开母联和Ⅱ母;但是,由于一次接线的实际情况,当母联及II母上所有元件被切除后,故障点仍存在,故障电流由I母继续提供,则母联TA中的故障电流不消失,即大差和小差的比率差动元件均不返回。这时启动母联死区保护,经延时切除另一条母线,即I母所有元件。两段母线均被切除后,故障点消失,母线失压,停电范围扩大。因此,对母联TA绕组配置进行改接(如图5所示),当故障发生在k1、k2、k3点,即TA各绕组之间时,由于接入母差保护,因此母联TA绕组中的电流由Ⅱ母流向I母,母差保护判断Ⅱ母无差流,I母有差流,跳开I母和母联,切除故障,避免了停电范围的扩大。在选择母联TA绕组时,母差保护用绕组应尽量靠近母联开关。

3.4 母差所取母联开关位置问题

当故障发生在母联开关与母联电流互感器之间时,断路器侧母线保护动作跳闸出口无法切除该故障,而电流互感器母线保护的小差元件不动作,这种故障称为死区故障。RCS-915母差保护通过判断母联开关位置来决定是否将母联电流计入小差,从而起到切除死区故障的作用。因此,母联开关位置量在微机母线及失灵保护装置的母联死区保护中相当重要。

RCS-915母线保护装置仅在母联常闭接点合且常开接点断时才认为母联开关分列运行,此时母联电流不计入小差回路。若母联开关为分相断路器,由于RCS-915母线保护是分相计算差流,母联开关各相都得断开才能将母联电流退出小差。因此,须将母联开关的常闭接点串联、常开,接点并联接入母差,才能保证母联开关有一相合都为合,必须三相都断开才为断,如图6所示。

3.5 主变低压侧故障高压侧断路器失灵时母差保护应注意的问题

当主变低压侧母线发生故障时,反映到高压侧的故障电压下降很小。当低压侧后备保护作用于高压侧断路器失灵时,将启动220kV失灵保护。失灵保护由于出口回路被复合电压闭锁将拒动。按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》的继电保护专业重点实施要求,在母差技改中增加了主变解除复压闭锁回路。这样当主变低压侧母线发生故障高压侧复合电压灵敏度不能满足要求时,就可通过主变保护解除复压闭锁回路开入,使失灵保护出口解除复压闭锁,大大提高了母差保护的正确动作率。

4 危险点分析与控制

4.1 各间隔接入母差时应防止误动

(1)旧母差保护装置运行时,停电改造间隔的旧母差电流回路必须用专用短接线短接,严禁进行任何操作,以防差动回路电流不平衡导致旧母差保护误动。

(2)新母差失灵保护只能传动停电间隔开关,各间隔开关必须轮流停电。因此传动时接入停电改造间隔的跳闸线以及新失灵保护起动回路;传动后必须退出压板,解开本次调试临时接入的跳闸线和新失灵保护起动回路,以防人为误切调试后处于运行中的开关;接回旧失灵起动回路线,以保证双母线改造期间失灵保护仍起作用。

4.2 不停电接入TA回路易造成TA开路或极性错

由于220kV线路的重要性,因此通常母差改造只允许停电一次,在原RADASS母差停用时,其TA回路需要带电接入新上母差保护。为防止带电接入造成TA开路,应按以下步骤操作:

(1)接入前,先核对新上母差保护至端子箱的TA回路接线,然后接入母差保护屏侧的电缆芯,用万用表从端子箱侧测量无开路。

(2)对端子箱内靠近TA侧的端子进行短接(注意使用短接片或专用短接线,切忌使用导线缠绕的方法),用钳表测量引接至RADASS母差的电缆,确认A、B、C、N均无电流后解除电缆,接入新上母差保护电缆,要确保接线正确后再打开短接线。

(3)每个间隔接入后均需测量其相序和电流值,并与另一套母差保护比较,确认是否正确。当所有间隔均接入后,应确认无差流方可投运。

应特别注意,在各间隔TA回路正确接入前,该套母差应退出,所有跳闸回路应解除。

4.3 原母差至各间隔的跳闸回路解除注意事项

RADSS母差保护退出运行后,需要拆除该保护至各间隔的跳闸回路。如果先拆除旧母差保护屏上至各间隔的跳闸回路芯线,并假设任一间隔两跳闸芯线不慎相碰,那么会立即引起该间隔开关跳闸,严重影响220kV电网安全稳定运行。解决方法:在各间隔停电时,先在各间隔保护屏上将旧母差的跳闸芯线接到独立的跳闸回路端子排上,并做好记录;待旧母差退出运行时,应先拆除各间隔保护屏上该独立的跳闸芯线,再确认旧母差该芯线上确无电位,接线正确后拆除。

5 结束语

母差及失灵保护双重化改造是一项涉及范围广、技术复杂的工作,应在改造施工前对现场TA绕组等相关回路进行核查,并做好危险点分析,制定相应的安全措施。

摘要：指出北郊变220kV母差双重化改造过程中存在的直流电源配置、TA绕组分配、母联开关位置接法等问题,分析改造过程中的母差保护误动、TA回路开路等危险点,提出相应的解决方案。

关键词：双重化,母差保护,失灵保护,TA绕组

参考文献

[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护技术问答[M].第2版.北京:中国电力出版社,1999

[2]GBT 14285—2006继电保护和安全自动装置技术规程[S]

[3]DL/T 559—2007 220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程[S]

[4]贺家李.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社,2000

母差保护 第7篇

1 故障前运行方式

1.1 220 k V部分运行方式

如图1所示,220 kV 1号主变2801、2791、2821断路器运行于220 kV I号母线,220 kV 2号主变2802、2792、2822断路器运行于220 kVⅡ号母线。2800断路器并列双母线运行,2810断路器及旁母冷备用。

1.2 110 k V部分运行方式

220 kV 1号主变110 kV侧101、131、137断路器运行于110 kV I号母线,220 kV 2号主变110 kV侧102、132、130、138断路器运行于110 kVⅡ号母线,135、139断路器热备用于110 kV I号母线,136断路器在110 kVⅡ号母线热备用,100断路器热备用,110断路器冷备用。

1.3 35 kV部分运行方式

220 kV 1号主变35 kV侧301、305、306、307、309断路器运行于35 kV I号母线,300断路器热备用,220 kV 2号主变35 kV侧302、311、312、314、316断路器运行于35 kVⅡ号母线。

2 设备故障和继电保护动作情况

2.1 现场一次设备故障检查情况

现场设备检查发现在LH变220 kV 1号主变101断路器B相电流互感器靠断路器侧、B相电流互感器靠1013闸刀侧、B相电流互感器靠导线侧有多处放电痕迹,造成多点不同时故障。其他设备无异常。

2.2 现场继电保护动作检查情况

110 k V I母线差动保护首先动作出口,跳开了110 kV I号母线上所有断路器。随后约1 100 ms后220 kV 1号主变保护A柜差动保护动作;1号主变保护B柜差动保护没有动作,B柜110 kV过流段Ⅱ时限保护动作出口,跳开主变三侧断路器。

2.3 保护动作情况疑问

正常情况下母差和主变保护的差动保护范围是有着公共重叠区的,在非重叠区外发生故障,主变、母差动作是应具有明确的选择性的;在重叠区发生故障,主变、母差保护将同时动作切除故障,而本例却是母差保护动作1 100 ms之后,主变保护才相继动作,这是一个应该深入研究的问题。

按照国网设计规范要求,本站主变2套保护是双重化配置的微机差动保护,通常情况下是2套差动同时动作,本次故障中LH变的主变A柜差动保护动作,主变B柜差动保护没有动作,而是B柜110 kV延时复合电压过流Ⅱ段保护动作,这是一个值得研究的问题。

3 保护动作行为分析

通过对现场SOE以及故障录波器的分析,发现本次故障是复合故障,在不同时间和设备的不同部位发生了多次故障。

3.1 110 k V母差保护动作分析

110 kV母差保护为WMZ-41A母差保护,从现场的故障点分析,如图2所示,现场第1次故障发生在K1位置,是位于1号主变110 kV侧101断路器和B相独立电流互感器(TA)之间,而位于110 kV母差保护范围内,110 k V I母线B相差动保护动作,跳开运行于110kV I母线的所有断路器。

3.2 220 k V主变保护动作分析

220 kV主变保护配置为PST-1200主变保护,是由2套不同原理的电气量保护构成的双重化保护,是主、后备一体保护。

3.2.1 220 k V主变A柜保护动作分析

220 k V主变A柜差动保护取自变压器110 kV侧断路器的独立TA,故障点K1如图2所示,此故障点位于主变差动保护范围之外,故障现场录波图如图3所示,其中Ib1为主变220 kV侧B相电流,Ib2为主变110 k V侧B相电流,二者相角差180°,是典型的区外故障,从保护录波图明显看出此时对于主变保护属于区外故障,主变保护没有动作。

从现场情况得知,K1点发生的故障,事后发现是塑料薄膜所致,在110 kV母差立刻动作切除1号主变110 kV侧101断路器后,实际这个故障点依然是存在的,其故障电流通过主变高压侧断路器继续提供。

由于是复合故障,在K1故障发展到一定时候,其独立TA内部又发生故障K2,如图2所示,现场第2次故障点K2位于主变110 kV侧B相独立电流互感器内部的主变侧差动TA绕组和母线差动TA绕组之间,即位于主变差动保护范围之内。

K2点故障在主变A柜差动保护范围之内,故障现场录波图如图4所示,主变差动保护动作(CDB-CDCK),出口跳开主变三侧断路器。

3.2.2 主变B柜保护动作分析

220 kV主变柜差动保护取自变压器110 kV侧的套管TA,故由图5可知,第1次故障发生的K1故障,属于主变B柜差动保护区外故障,虽然110 kV母差动作,跳开101断路器,但此时故障点并没有被隔离,此时110 kV复合电压过流保护启动,随即又发生K2故障,仍然是B柜差动保护区外故障,主变B柜110 kV复合电压过流保护,跳开主变三侧断路器。

3.3 对保护动作疑问的分析

由于在本次故障中,故障发生在K1点正属于在主变、母差非重叠区外发生故障,因此是110 kV母差保护先动作,随着故障的进一步发展,独立TA内部发生K2故障,因此主变保护又随即动作,因此出现了母差、主变相继动作的情况。

本站220 kV主变A柜差动保护取自变压器110 kV侧断路器的独立TA,因此在本故障中K2故障点对A柜差动保护而言是差动保护内部故障,差动保护正确动作;B柜差动保护取自变压器110 kV侧断路器的套管TA,而K2故障点对B柜差动保护而言是区外故障,在K1、K2故障点的作用下,经过时延B柜保护的110 kV复合电压过流保护动作,跳开主变三侧断路器。

因此通过上文分析,本例继电保护动作行为全部正确。

4 结论

按照最新国网典设以及技术规程要求,主变的2套差动保护TA应分别取自主变各侧的独立TA的不同次级绕组。对一些早期投运的变电站,通常存在着独立TA次级绕组不够的情况,所以早期的变电站通常采用的主变保护技术方案是一套差动保护取自独立TA次级绕组,另一套差动保护取自变压器的套管TA,这样势必造成了2套差动保护的保护范围不一致,在某些极端情况下对主变套管至独立TA之间仅有1套差动保护的情况[1,2,3,4,5,6,7]。

因此对于变压器差动保护,严格按照国网典设,分别取自主变各侧的独立TA的不同次级绕组,同时对一次设备的独立TA绕组配置提出相应的技术要求。

摘要：针对一起变电站的110 kV母差保护和220 kV主变保护相继动作跳闸事件展开了分析,通过事故调查发现其存在2个实际故障点,分别位于110 kV母差保护动作区,以及110 kV母差和220 kV主变保护动作的重叠区。当第1次故障发生时,110 kV母差保护动作跳开101断路器;第2次故障导致主变A柜差动保护动作,B柜110 kV复合电压过流保护动作,跳开主变三侧断路器。从继电保护设计的角度出发,对提高继电保护动作可靠性提出了建议。

关键词：母线差动保护,主变差动保护,拒动,误动,复合故障

参考文献

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母差保护 第8篇

浙江电网中220 kV及以上电压等级的线路保护、主变电气量保护基本实现了双重化配置, 但220 kV母差保护双重化配置率仍较低, 按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》的要求, “十二五”期间220 kV母差保护的双重化率要达到100%。

1 220 kV母差保护单重化配置的弊端

220 kV系统保护采用近后备原则。当220 kV母差保护正常运行时, 可实现近后备保护功能。但220 kV母差保护因缺陷退出运行或计划检修时, 只能采取远后备保护方式。此时, 需将所有220 kV出线对侧变电站的线路保护灵敏段时间定值临时改为0.5 s, 以保证母线故障能以较短时间切除故障, 引起变电运行操作工作量大大增加, 许可变电检修工作票推迟, 有效工作时间大大缩短, 同时也不利于快速切除母线故障。

2 220 kV线路保护新老设计标准对比

2.1 原设计标准线路断路器失灵启动原理

失灵判别元件配置在线路保护屏中, 接入本间隔三相电流。如图1所示, 断路器失灵启动原理一为:单相故障失灵判别元件La (Lb、Lc) 动作不返回, 且第一 (二) 套线路保护1TJ (2TJ) 动作不返回, 按相启动母线失灵保护;相间故障时失灵判别元件Labc动作不返回, 且三跳TJQ或永跳TJR接点动作不返回, 启动母线失灵保护。原理二为:第一套保护动作接点与第二套保护动作接点按相并联, 接入失灵保护装置;保护动作接点不返回, 失灵保护判别元件动作不返回, 启动母线失灵保护。失灵保护与母差保护共用出口回路。

2.2 原设计标准线路远跳/停信功能

220 kV母差保护是单重化配置, 线路保护是双重化配置。如图2所示, 220 kV母差保护提供两付跳闸接点接入断路器操作箱的第一、第二永跳回路, 实现断路器双跳圈的跳闸功能。原理一可通过永跳继电接点TJR启动重动继电器3ZJ, 利用3ZJ提供的两付接点去实现相关功能;缺点是无法实现完全独立的双重化功能, 一旦3ZJ继电器损坏或直流电源失去, 两套远跳/停信功能将同时失去。原理二可将操作回路印刷版稍作处理 (操作板未提供单独的两套TJR并接接点) , 将三跳接点TJQ断开, 只接入第一组、第二组永跳接点TJR去实现相关功能;缺点是运行过程中如需更换新操作板件, 容易忘记割断印刷板中的TJQ连接线, 导致断路器三跳时误启动远跳或误闭锁高频保护停信, 造成事故范围扩大。

2.3 新设计标准断路器失灵启动回路

第一 (二) 套线路保护分相动作接点分别对应接入第一 (二) 套母差保护装置失灵开入端子, 第一 (二) 套母差保护跳闸、启动远跳/停信分别接入第一 (二) 套线路保护操作箱。

3 220 kV主变保护新老设计标准对比

3.1 原设计标准主变断路器失灵启动原理

两套主变电气量保护动作接点并接, 与主变220 kV断路器失灵判别元件动作接点串接, 开入母线失灵保护装置, 启动220 kV母线失灵保护;两套主变电气量保护动作接点并联, 开入母差保护装置, 作为解除母差保护复压闭锁用。

3.2 原设计标准失灵联跳三侧开关功能

如图3所示的变电站, 220 kV正母线D1点故障, 220 kV母差保护动作, 220 kV母联断路器、正母线上所有出线断路器跳闸, 若#1主变220 kV断路器拒动, 大系统2通过#2主变、110 kV母联断路器、#1主变形成的通道向220 kV正母线的故障点持续注入短路电流, #2主变110 kV复压过流保护动作, 第一时限3.2 s跳110 kV母联断路器, 故障点才被隔离, 短路电流已对#1主变、#2主变冲击很大, 并损失110 kV正母线全部负荷, 存在较大存在安全隐患。

3.3 新设计标准线路断路器失灵启动回路

线路保护、主变保护动作一一对应启动一套母线失灵保护, 失灵电流判别功能由母差保护实现。线路保护分相动作接点接至母差保护相应间隔“分相跳闸启动失灵开入”, 主变保护一副动作接点接至母差保护相应主变间隔“三相跳闸启动失灵开入”, 另一副主变保护动作接点同时接入母差保护相应主变间隔“解除复合电压闭锁开入”。母差保护一一对应各启动线路保护柜中操作箱的“三相跳闸不启动重合闸、启动失灵回路 (TJR) ”;采用操作箱中跳闸重动继电器 (TJR) 的一副接点作为光纤保护启动远方跳闸输入或高频距离 (方向) 保护的其他保护停信输入。

由软件实现母差保护动作且主变220 kV断路器失灵时的失灵联跳判别逻辑, 母差保护均为每个主变支路各提供一路经电流判别和延时逻辑的失灵联跳开出, 一一对应接入主变保护的“220 kV失灵保护动作联跳开入”, 由主变保护最终出口联跳各侧, 解决上述存在的安全隐患。

4 220 kV母差保护双重化改造方案

4.1 对CT次级数量的要求

母差保护双重化配置, 对220 kV独立CT次级数量提出了新要求。若原独立CT只有3个保护用的次级, 则需要更换CT;若原开关CT有4个保护用的次级, 2个次级用于2套线路保护, 另外2个CT次级用于2套母差保护, 将故障录波器电流改接串至第一套线路保护之后。CT次级分配应满足线路保护与母差保护范围交叉的要求。

4.2 母差保护双重化改造方案

220 kV母差保护双重化改造, 若全站220 kV系统保护同步改造可直接按照新设计标准执行;若新投产2套母差保护, 可参考新设计标准, 但主变220 kV断路器失灵联跳主变三侧开关等功能无法实现。

若只是增加1套新标准母差保护屏及大电流切换端子屏, 而其他运行二次设备不改造, 则必须改动站内220 kV线路、主变保护的相关二次回路接线。线路保护改动如图1中新设计标准双母差失灵启动原理所示, 在原失灵启动回路中取消第二套保护动作回路, 将其改接至第二套母差保护中, 优点是失灵电流回路不改动, 二次回路简单;缺点是第一套母差保护失灵判别元件在第一套线路保护中, 第二套母差保护失灵判别元件在第二套母差保护中, 回路原理不同、二次回路不同、运行操作不同, 不利于运行、检修安全。也可启用失灵保护装置的第二组动作接点、操作箱的第二组三跳TJQ、永跳TJR接点, 优点是2套保护失灵启动原理及二次回路相同, 运行操作相同;缺点是二次回路较为复杂, 环节多。每套母差保护的第一组接点用于跳闸、第二组接点用于启动远跳/停信, 可避免通过共用的1个断路器操作箱启动, 提高二次回路独立性。

主变保护需将第二套动作接点单独改接至第二套母差保护;或者启用失灵保护启动装置的第二组动作接点, 与主变第二套保护动作接点串接输入第二套母差保护。2套主变保护的解除复压闭锁接点一一对应分别接入2套母差保护装置。

若要解决图3所示的安全隐患, 需同步改造主变、母差保护, 实现220 kV断路器失灵联跳主变三侧开关功能。

5 结语

220 kV母差保护双重化改造涉及面广、工作量大、技术难度高、二次回路复杂、安全风险高, 实施前需要制定完整、详细的施工方案, 针对各地区的实际情况不同, 解决方案也会存在差异。本文主要针对本地电网的实际情况, 提出了220 kV母差保护双重化改造方案, 望能对即将大规模开展的220 kV母差保护双重化改造起到参考作用。

参考文献

母差保护 第9篇

1.前言

中石化股份天津分公司热电部降压站主要担负着天津石化公司芳烃部、聚酯部、动力部、空分厂等生产厂的生产、生活供电任务。其中110kV系统采用单母线分段主接线方式，接入系统线路为110KV115热纤2线，116热纤1线，2台油浸风冷有载调压双绕组变压器，2台油浸风冷无载调压双绕组变压器，电压等级110kV/6kV，系统采用中性点经间隙接地方式。母线是电力系统最重要的电气设备之一，所属的母线保护对电网的安全稳定运行起着十分重要的作用。当母线故障时，快速可靠地切除故障母线是电力系统稳定的重要方面。老的110KV母差保护装置已运行近11年了，此保护装置为超期运行的电子类设备，原母差电子元件老化和备件缺乏，严重影响老母差保护的正常运行。鉴于上述原因热电厂决定对110KV降压站110KV母差保护装置进行改造。采用南瑞RCS-915AB型微机母线保护装置。新装置原理先进，运行稳定、可靠性高，为安全生产提供了有利保障。

2.改造前概况

热电部降压站110kV老母差保护装置为老式电子类设备，母差电子元件老化和备件缺乏，2000年投运，2005年随老6kV改造整体迁移装置。现已运行12年之久。在近年度的保护校验中，出现定值漂移等现象，无法彻底处理，很容易造成保护装置误动。

3.110KV微机母差保护的原理

母线差动保护根据除母线上所有支路的电流值计算差动电流。差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路。母线大差是指除母联开关和分段开关外所有支路电流所构成的差动回路。构成大差元件作为差动保护区内区外的故障判别元件。某段母线的小差是指该段母线上所连接的所有支路（包括母联和分段开关）电流所构成的差动回路。根据各连接支路的刀闸位置开入计算出每条母线的各自的差动电流，构成小差元件作为故障母线的选择元件。当分段开关刀闸跨越在母线上时，装置自动识别为单母线运行，不选择故障母线。任何一条母线故障则将连接在母线上所有支路同时切除。由于，热电部降压站110kV系统采用单母线分段主接线方式，所以此装置内部由控制字设定刀闸位置，不需引入刀闸位置开入接点。

本装置的差动保护由分相式比率差动元件构成。TA 极性要求支路TA 同名端在母线侧，母联TA同名端在母线1（即I 母）侧，热电部降压站110KV系统主接线示意图如下，母线I、II母分别为4、5母.

参考文献

母差保护 第10篇

1确定技术改造方案

为了保障母线不失去电路保护, 在220kv母差保护检修维护时, 不改动母线差动保护装置, 同时保障系统的稳定性。对母线保护实现双重化保护安装。根据我国有关变电设备的的规定变电继电器有着明确的技术规定:

1.1当母差保护与失灵保护重叠线路出口时, 建议采用两套的保护措施, 就是为断路器设计两个跳闸线路装置。

1.2母差保护的继电器和闸刀触电, 以及相应的回路装置应该相互独立, 互不影响工作。同时辅助变流装置和其他的一些电路保护装置都能独立的工作。

1.3在安装时注意母差保护装置与互感电流器进行两次的绕组处理。防止电路保护异常。

1.4因为电路的断路器失灵保护是一种备用的电路保护装置, 一般情况不会发生作用, 但是如果不小心对其处理失误将造成严重后果, 因此不适应两重保护的方案。

该变电所设备为BP—2C的母差保护, 工作特点就是电流回路与绕组相互独立, 闸刀位置也相对独立。同时母线运行不受其他的干扰。电流器能正确的纠正闸刀的错误, 失灵保护相应时间快小于15毫秒, 同时各组跳闸回路只会启动一组。

现在要对其进行技术改造和升级, 就要把正在运行的母差保护关闭, 让其增加解除复压的功能。所以需要把所有电器设备和回路核查清楚, 并把220kv母差保护改装在第一线圈上, 同时升级各个电流回路的控制。同时让第二套线圈的具有母差保护。以及拥有控制线路的信号的能力。第二母差保能够对第二线圈的跳闸线圈工作。

2技术改造的相应技术难点和相关措施

母线是变电所的核心元件之一, 在实际使用时输电线的故障要很多, 母线故障的概率较低, 但是母线在变电工作中有着重要的意义, 所以不能忽视母线的故障。母线故障的影响力很大, 如果不能及时解决母线故障, 通过连锁反应可能对系统造成巨大的损害, 甚至引发整个变电系统的崩溃。因此快速处理母线故障能够保障系统的稳定性, 同时减少了长时间较大面积的停电。母差保护是母线的唯一保护措施, 有着反应速度快, 可靠性高的特点。因此母差保护是电力能够正常输送到千家万户的保障, 在变电安全中起到了至关重要的地位。在母差保护中要结合设备和实际情况, 做好技术改造方案。

2.1 220k V变电站是1982年以前投运的变电站。近年来, 各个间隔改造参差不齐, 设备型号各不相同。针对各220k V单元由于技改不同期, 母差跳闸回路接线不一致的问题, 首先, 根据各220k V间隔的图纸进行认真分析, 把型号为BP- 2B的母差及失灵保护接于各间隔的跳闸回路核清, 并统一将型号为BP- 2B的母差及失灵保护跳各间隔出口接于第一个跳闸线圈。将第二套RCS- 915AB型母差保护各跳闸出口分别作用于第二跳闸线圈。同时将两套母差保护跳闸用直流电源, 合理地分配在不同的直流馈电屏。

2.2要完善主变失灵回路。在第一套BP- 2B母差保护中增加 “主变失灵解除复压闭锁”功能, 并在主变保护屏加装一套南自厂生产的DPT- 530断路器失灵保护装置, 完善主变失灵回路。

2.3电流互感器绕组均已占满。各间隔电流互感器共有6个绕组。其中, 保护用绕组只有4个, 同时220k V各单元保护都是双重化配置, 经过认真的技术分析与比较, 最终采用失灵保护组与第一套保护电流回路合并, 将第二套母差接于原失灵绕组。6个电流互感器绕组分配如下:双套保护分别占两个绕组, 双套母差保护分别占两个绕组, 测量计量占一个绕组。

3 220k V微机母线保护双重化配置的现场应用

220k V微机母差及失灵保护双重化配置的很多的优越性。由于两套母差同时运行, 使保护功能更加完善可靠, 抗电流互感器饱和性能更加优越, 同时允许互感器型号变比不同, 具有现场调试和维护方便等优越性。但在实际应用过程中, 仍需注意所引入的母联开关位置量的问题, 以及保护屏中运行设备母线刀闸位置的转换问题等, 只有对这些问题有了充分的认识, 才能保证双重化配置这一先进技术可靠应用于现场, 并确保其动作的正确性。

3.1母线保护在现场所取母联开关位置量问题。母联开关位置量在微机母线及失灵保护装置的母联死区保护中相当重要。若母线分列运行, 母联在跳位时, 发生死区故障, 如母联开关位置量开入错, 若母联断路器和母联电流互感器之间发生故障, 断路器侧母线跳开故障后故障仍然存在, 正好处于电流互感器侧母线小差的死区, 为提高保护动作速度, RCS- 915AB保护专设了母联死区保护。 母联死区保护在差动保护发母线跳令后, 母联断路器已跳开而母联电流互感器仍有电流, 且大差比率差动元件及断路器小差比率差动元件不返回的情况下, 经死区动作延时, 跳开另一条母线。为防止母联在跳位时发生死区故障将母线全切除, 当两母线都有电压且母联在跳位时母联电流不计入小差。RCS- 915AB型保护装置将母联TWJ三相常开触点串联作为母联断路器位置量同时引入装置。

3.2在变压低压侧故障引发的高压短路器故障。根据变压器效应, 在变压器低电压出出现了问题, 间接的影响了电路的高压部分。 所以高压监测电路电流较小, 当高压的的备用保护出现故障时, 就会引发220kv母差保护的启动, 同时回路保护电压锁装置启动。造成了220kv母线故障, 在检修时要按照我国的有关规定在母差电路增加闭锁装置, 保护母差的主体装置不会损坏, 也不会出现安全事故等。这样的设置会使当低压故障时母线高压侧不会因为灵敏的电流效应解除闭锁装置, 同时闭锁装置解除了相应的闭锁, 这样大大提高了母差保护的正确操作, 不会因为低压端造成母线系统误报, 减少了维修的步骤。

4结论

由此可见220kv母差保护能良好的保护母线系统, 为变电所输电的稳定提供了重要保障, 在技术改造中, 要严格按照相应的国家技术规定处理, 为母差保护系统增加双重性, 提高系统的稳定性和可靠性。安装双重性保护后可以更加良好的保护电路, 减少了以为一个元件故障或者误报造成的系统停电现象, 也减少了低压端对高压母线的影响, 为电力工人对设备的维修提供了便利, 同时完善后的系统得安全性能更好, 更能符合现在变电设备发展的需求, 是未来变电设备和电路保护系统的一个发展方向。

参考文献

[1]李嘉逸, 刘汉伟, 吴冲, 罗彬.应用分布式母差保护应考虑的因素[J].电力系统保护与控制, 2009 (12) .

[2]郭忠, 陈启银.单母差保护改双母差保护的实践[J].电力安全技术, 2009 (7) .