發(fā)電廠(chǎng)繼電保護(hù)故障診斷策略研究

滕 亮

(國(guó)能壽光發(fā)電有限責(zé)任公司)

0 引言

當(dāng)發(fā)電廠(chǎng)或變電所內(nèi)母線(xiàn)連接兩臺(tái)或兩臺(tái)以上的變壓器時(shí), 如果一臺(tái)變壓器進(jìn)行空載合閘, 在變壓器繞組中將會(huì)出現(xiàn)勵(lì)磁涌流, 在與其并聯(lián)運(yùn)行的其他中性點(diǎn)接地變壓器繞組也將出現(xiàn)浪涌涌流, 稱(chēng)為和應(yīng)涌流。和應(yīng)涌流和勵(lì)磁涌流密切相關(guān)、交替產(chǎn)生。當(dāng)變壓器的勵(lì)磁涌流處于峰值附近時(shí), 母線(xiàn)電壓的瞬時(shí)值較低, 此時(shí)不會(huì)產(chǎn)生和應(yīng)涌流; 當(dāng)變壓器的勵(lì)磁涌流處于間斷期間, 勵(lì)磁涌流為零; 母線(xiàn)電壓恢復(fù)到額定電壓附近, 變壓器在勵(lì)磁涌流的直流分量和高電壓共同作用下將產(chǎn)生和應(yīng)涌流。和應(yīng)涌流不僅取決于變壓器是否空載, 還與變壓器中性點(diǎn)是否接地有關(guān), 中性點(diǎn)不接地時(shí), 將只產(chǎn)生勵(lì)磁涌流, 不產(chǎn)生和應(yīng)涌流。

1 案例分析

2022 年8 月22 日上午按照《電氣整套啟動(dòng)調(diào)試措施》要求計(jì)劃開(kāi)展啟動(dòng)調(diào)試工作, 通過(guò)對(duì)背壓發(fā)電機(jī)進(jìn)行短路試驗(yàn)、空載試驗(yàn)、勵(lì)磁系統(tǒng)、同期系統(tǒng)調(diào)試, 檢查背壓發(fā)電機(jī)及隔離變保護(hù)、控制、測(cè)量、信號(hào)回路及同期裝置、勵(lì)磁調(diào)節(jié)器的功能滿(mǎn)足運(yùn)行要求; 考核啟動(dòng)范圍內(nèi)一次設(shè)備的絕緣耐受能力; 掌握背壓發(fā)電機(jī)及勵(lì)磁系統(tǒng)等有關(guān)設(shè)備的參數(shù)特性, 為今后背壓發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行和維護(hù)提供原始的資料。

通過(guò)機(jī)組的啟動(dòng)試驗(yàn), 及時(shí)發(fā)現(xiàn)并解決設(shè)備可能存在的問(wèn)題, 消除由于各種原因可能造成的設(shè)備和系統(tǒng)中存在的缺陷, 檢驗(yàn)和考核機(jī)組的制造、安裝、設(shè)計(jì)質(zhì)量和性能, 通過(guò)不斷地調(diào)整試驗(yàn), 保證驗(yàn)評(píng)表合格率達(dá)到100%, 最終使背壓發(fā)電機(jī)組能以安全、可靠、穩(wěn)定、高效的狀態(tài)移交試生產(chǎn)。

調(diào)試單位組織進(jìn)行隔離變送電前運(yùn)行狀態(tài): 背壓機(jī)房10kV A 段及B 段由母聯(lián)開(kāi)關(guān)連接, 正常運(yùn)行,機(jī)組10kV 公用0A 段供電。

2022 年08 月22 日下午14: 32 分, 在相關(guān)監(jiān)護(hù)人員就位后, 對(duì)隔離變進(jìn)行首次帶電沖擊, 14: 35分由運(yùn)行人員按照操作票遠(yuǎn)方合10kV A 段背壓發(fā)電機(jī)進(jìn)線(xiàn)開(kāi)關(guān)(JOBBJ03GSOOO) 帶電第一次沖擊。

1.1 直接原因

供汽背壓機(jī)隔離變進(jìn)行首次全電壓下空載合閘試驗(yàn)達(dá)到超過(guò)高公變差動(dòng)保護(hù)定值, 引起1 號(hào)機(jī)組高公變比例差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作。高公變差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作啟動(dòng)全停出口繼電器(動(dòng)作持續(xù)時(shí)間3ms), 由于本次全停繼電器信號(hào)持續(xù)時(shí)間3ms 后返回, 除發(fā)變組保護(hù)E 屏內(nèi)5001 斷路器操作箱接收到全停信號(hào)外, 其余均未接收到跳閘脈沖。發(fā)變組500kV 斷路器5001 分閘, 高壓調(diào)門(mén)、中壓調(diào)門(mén)全關(guān), 主汽壓力增高, 小機(jī)供汽流量、壓力降低, 給水流量低觸發(fā)鍋爐MFT 保護(hù)。

1.2 間接原因

1 號(hào)機(jī)高公變與背壓機(jī)隔離變屬于級(jí)聯(lián)運(yùn)行方式, 而高公變10kV 側(cè)中性點(diǎn)經(jīng)電阻接地, 當(dāng)背壓機(jī)隔離變空載合閘時(shí), 會(huì)在高公變變壓器繞組內(nèi)產(chǎn)生和應(yīng)涌流。背壓機(jī)隔離變的初始涌流對(duì)于高公變是穿越性的, 差動(dòng)保護(hù)的制動(dòng)量早于動(dòng)作量出現(xiàn), 三個(gè)周波后由于和應(yīng)涌流以及兩側(cè)CT 時(shí)間常數(shù)不一致(高壓側(cè)CT 為1000/5 5P30, 低壓側(cè)CT 為2500/1 5P30) 的影響, 導(dǎo)致差動(dòng)保護(hù)二次諧波制動(dòng)量降低, 而實(shí)際差流值高于差動(dòng)動(dòng)作值, 符合差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作邏輯, 差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作。(和應(yīng)涌流是當(dāng)電網(wǎng)中空投一臺(tái)變壓器時(shí),在相鄰的并聯(lián)或級(jí)聯(lián)運(yùn)行變壓器中產(chǎn)生的。和應(yīng)涌流在合閘變壓器涌流持續(xù)一段時(shí)間后產(chǎn)生, 該涌流波形特征不明顯且持續(xù)時(shí)間很長(zhǎng), 容易導(dǎo)致變壓器的涌流閉鎖環(huán)節(jié)失效, 造成運(yùn)行變壓器差動(dòng)保護(hù)達(dá)到定值動(dòng)作。)

采取措施包括, 1) 組織相關(guān)專(zhuān)家對(duì)背壓機(jī)隔離變?nèi)妷合驴蛰d合閘試驗(yàn)方案、背壓機(jī)隔離變運(yùn)行方式重新進(jìn)行審查評(píng)估。2) 將隔離變?nèi)妷合驴蛰d合閘試驗(yàn)對(duì)機(jī)組的風(fēng)險(xiǎn)隱患納入控降非停措施。3) 制定培訓(xùn)計(jì)劃, 組織各級(jí)技術(shù)人員深入學(xué)習(xí)、熟知供汽增容改造項(xiàng)目相關(guān)設(shè)備、系統(tǒng)、定值、邏輯等, 組織現(xiàn)場(chǎng)教學(xué), 切實(shí)提高人員理論知識(shí)水平和實(shí)際工作能力。

2 遠(yuǎn)程通信要求

在電力線(xiàn)載波、無(wú)線(xiàn)電或光纖介質(zhì)上運(yùn)行的電信設(shè)備中, 4kHz 的標(biāo)稱(chēng)帶寬/信道從一端連續(xù)傳輸?shù)搅硪欢? 以確保通信介質(zhì)的準(zhǔn)備就緒[3-5]。這通常被稱(chēng)為語(yǔ)音頻率信道。一旦檢測(cè)到故障, 例如, 繼電器R1, 該繼電器閉合特定觸點(diǎn), 以允許在載波頻率上調(diào)制不同頻率的另一個(gè)信號(hào), 如圖1 中所示。另一端的解調(diào)電路提取頻率, 用于指示跳閘信號(hào)是必要的。所提出的設(shè)置策略使用了八個(gè)頻率, 而不是在傳統(tǒng)方案中調(diào)制一個(gè)頻率, 如圖2 所示, 在P-SS 中, 調(diào)制頻率的值是根據(jù)一端計(jì)算的修改后的故障區(qū)域類(lèi)別選擇的, 隨后由遠(yuǎn)端的繼電器解釋為故障區(qū)域類(lèi)別。

圖1 典型調(diào)頻

圖2 改進(jìn)調(diào)頻

通過(guò)關(guān)閉與需要傳輸?shù)膮^(qū)域類(lèi)別相對(duì)應(yīng)的特定聯(lián)系人, 僅將八個(gè)頻率中的一個(gè)頻率傳輸?shù)搅硪粋?cè)。另一側(cè)的解調(diào)電路提取該頻率。根據(jù)接收到的頻率值,激活繼電器的特定數(shù)字輸入。導(dǎo)頻方案的典型通信電路配有四個(gè)頻率卡(四個(gè)模塊), 其中一個(gè)使用, 其余被視為備用。在P-SS 中, 總共需要八個(gè)頻率, 因此, 使用市售模塊添加了四個(gè)額外的頻率模塊。這是保護(hù)系統(tǒng)硬件所需的唯一微小修改。根據(jù)表1, 斷層帶類(lèi)別與頻率值有關(guān)。

圖2 所示的修改后的調(diào)頻方案能夠在遠(yuǎn)端傳輸繼電器的狀態(tài), 而無(wú)需傳輸大數(shù)據(jù)或使用同步設(shè)備。

3 仿真分析

為了研究P-SS 的性能, 使用模擬程序模擬了220/110 kV 輸電網(wǎng)絡(luò)的實(shí)際部分。該程序提供了與輸電線(xiàn)路(和電纜) 和繼電器相關(guān)的真實(shí)數(shù)據(jù)。仿真程序還提供了安裝的繼電器的實(shí)際特性以及這些繼電器使用的實(shí)際設(shè)定值。因此, 仿真結(jié)果反映了已安裝繼電器的實(shí)際性能。

對(duì)于本文研究網(wǎng)絡(luò), 有不同長(zhǎng)度的地下電纜和傳輸線(xiàn)。對(duì)于長(zhǎng)傳輸線(xiàn), 主要采用距離保護(hù)。對(duì)于短輸電線(xiàn)和地下電纜, 線(xiàn)路差動(dòng)保護(hù)用作主1, 距離保護(hù)用作主2。選擇網(wǎng)絡(luò)的這一部分是因?yàn)樗ㄒ粋€(gè)復(fù)雜的傳輸網(wǎng)絡(luò), 其中可以研究大多數(shù)困難的設(shè)置問(wèn)題。在下面的小節(jié)中, 為了更好地說(shuō)明, 只重新繪制了受故障影響的網(wǎng)絡(luò)部分。

3.1 保護(hù)并聯(lián)電纜

考慮SALM W 和JABR W 站之間四條平行地下電纜之一中間的故障F1, 圖4 中進(jìn)行了新繪制。故障由JABR W 和SRRD W 站提供。使用傳統(tǒng)設(shè)置規(guī)則的距離繼電器的實(shí)際響應(yīng)如圖所示。圖4 中觀(guān)察到兩個(gè)設(shè)置問(wèn)題。圖4 中觀(guān)察到的第一個(gè)設(shè)置問(wèn)題與W2 站處的繼電器J4、J5 和J6 有關(guān)。這些繼電器錯(cuò)誤地將故障估計(jì)為(Z4, 正向)。這是因?yàn)楣收想娏鞯拇蟛糠滞ㄟ^(guò)故障, 而較小的部分被分配給其余三個(gè)并聯(lián)電路。然而, 使用表2 中總結(jié)的P-SS, 故障在2 區(qū)而不是4 區(qū)的清除時(shí)間內(nèi)被正確清除。

表2 在W1 站和W2 站之間數(shù)據(jù)

考慮繼電器J4 和M2。兩個(gè)繼電器的自我預(yù)估故障區(qū)域如表2 中的第1 組所示。來(lái)自其他本地繼電器的信息如第二組所示。來(lái)自第1 組和第2 組的信息直接從圖5 所示的模擬結(jié)果中獲得。同樣, 該信息代表了已安裝繼電器的實(shí)際性能(具有常規(guī)設(shè)置規(guī)則),因?yàn)橐痪€(xiàn)模擬程序提供了實(shí)際的常規(guī)繼電器設(shè)置。

修改后的斷層帶在表的第三組中確定。根據(jù)制定的規(guī)則1, 確定為第1 組和第2 組中列出的所有本地繼電器的較小區(qū)域編號(hào)。根據(jù)本文的規(guī)則, 每側(cè)修改故障區(qū)的方向與變送器繼電器(J4 和M2) 的方向相同。兩個(gè)修改后的故障區(qū)類(lèi)別及其故障方向在兩個(gè)末端繼電器之間交換: M2 和J4, 使用圖2 中解釋的調(diào)制頻率系統(tǒng)。根據(jù)規(guī)則, 通過(guò)比較這兩個(gè)修改的故障區(qū)獲得最終故障區(qū)類(lèi)別。

通過(guò)應(yīng)用這些規(guī)則, 最初將故障定位為 (Z4,正向) 的繼電器J4 現(xiàn)在將其正確定位為 (Z2, 向前), 如表2 中的第4 組所示。另一個(gè)繼電器M2 將持續(xù)看到反向(Z2, 反向) 故障。為了與已知的設(shè)置規(guī)則一致, 根據(jù)之前設(shè)置的規(guī)則, 繼電器M2 處的(Z2, 反向) 將重置為Z4 反向?？梢詫?duì)其他相應(yīng)的繼電器(J5 -M3) 和(J6 -M4) 重復(fù)先前的分析。

3.2 保護(hù)長(zhǎng)短線(xiàn)

從圖3 中觀(guān)察到的第二個(gè)設(shè)置問(wèn)題與W1 站的繼電器(D1 和D2) 有關(guān)。模擬程序的結(jié)果(使用傳統(tǒng)設(shè)置規(guī)則) 顯示, 這兩個(gè)繼電器錯(cuò)誤地將故障定位在3 區(qū), 而不是2 區(qū)。這是因?yàn)閃1 和W2 站之間的線(xiàn)路是一條短線(xiàn)路(4.25km), 而W1 和W2 站之間的線(xiàn)(9.1km)。表3 顯示了針對(duì)該問(wèn)題的P-SS 分析。繼電器J7 (在W2 處) 和D1 (在W1 處) 是這種情況下感興趣的兩個(gè)繼電器。表中的第一組和第二組顯示了從傳統(tǒng)繼電器讀數(shù)中獲得的預(yù)估阻抗。

表3 各站記錄的W1 和W2 數(shù)據(jù)

修改后的斷層帶在表的第三組中確定。根據(jù)本研究制定的規(guī)則1, 它被確定為第1 組和第2 組中列出的本地繼電器的較小區(qū)域數(shù)量。根據(jù)制定的規(guī)則, 每側(cè)修改故障區(qū)的方向與變送器繼電器(J7 和D1) 的方向相同。

4 結(jié)束語(yǔ)

本文通過(guò)實(shí)際案例分析, 并且介紹了一種新的距離繼電器整定策略。通過(guò)所提出的設(shè)置策略對(duì)故障區(qū)域的確定是基于與同一站點(diǎn)的其他距離繼電器本地共享的數(shù)據(jù), 以及使用任何現(xiàn)有遠(yuǎn)程保護(hù)系統(tǒng)傳輸?shù)膩?lái)自受保護(hù)線(xiàn)路另一端的距離繼電器的命令, 繼電器決定正確的故障區(qū)域。P-SS 中的區(qū)域-1 覆蓋受保護(hù)線(xiàn)路的總長(zhǎng)度, 而區(qū)域-2 覆蓋跟隨受保護(hù)線(xiàn)路而不管其長(zhǎng)度如何的任何線(xiàn)路的全長(zhǎng)。

類(lèi)似地, 區(qū)域-3 覆蓋第二個(gè)區(qū)域之后的任何線(xiàn)路的全長(zhǎng)。在P-SS 中共享數(shù)據(jù)消除了電壓和電流測(cè)量誤差的影響。P-SS 成功地解決了許多距離繼電器備份設(shè)置問(wèn)題(例如, 長(zhǎng)線(xiàn)路跟隨短線(xiàn)路的問(wèn)題, 反之亦然, 以及高阻抗故障、低饋電等)。新策略不需要復(fù)雜的要求。與傳統(tǒng)的實(shí)際距離繼電器設(shè)置相比, 使用模擬程序的模擬系統(tǒng)驗(yàn)證了使用所提出的策略的保護(hù)性能的提高。新戰(zhàn)略的應(yīng)用將提高遠(yuǎn)距離保護(hù)的性能。