发电厂继电保护故障诊断策略研究

滕 亮

(国能寿光发电有限责任公司)

0 引言

当发电厂或变电所内母线连接两台或两台以上的变压器时, 如果一台变压器进行空载合闸, 在变压器绕组中将会出现励磁涌流, 在与其并联运行的其他中性点接地变压器绕组也将出现浪涌涌流, 称为和应涌流。和应涌流和励磁涌流密切相关、交替产生。当变压器的励磁涌流处于峰值附近时, 母线电压的瞬时值较低, 此时不会产生和应涌流; 当变压器的励磁涌流处于间断期间, 励磁涌流为零; 母线电压恢复到额定电压附近, 变压器在励磁涌流的直流分量和高电压共同作用下将产生和应涌流。和应涌流不仅取决于变压器是否空载, 还与变压器中性点是否接地有关, 中性点不接地时, 将只产生励磁涌流, 不产生和应涌流。

1 案例分析

2022 年8 月22 日上午按照《电气整套启动调试措施》要求计划开展启动调试工作, 通过对背压发电机进行短路试验、空载试验、励磁系统、同期系统调试, 检查背压发电机及隔离变保护、控制、测量、信号回路及同期装置、励磁调节器的功能满足运行要求; 考核启动范围内一次设备的绝缘耐受能力; 掌握背压发电机及励磁系统等有关设备的参数特性, 为今后背压发电机组的运行和维护提供原始的资料。

通过机组的启动试验, 及时发现并解决设备可能存在的问题, 消除由于各种原因可能造成的设备和系统中存在的缺陷, 检验和考核机组的制造、安装、设计质量和性能, 通过不断地调整试验, 保证验评表合格率达到100%, 最终使背压发电机组能以安全、可靠、稳定、高效的状态移交试生产。

调试单位组织进行隔离变送电前运行状态: 背压机房10kV A 段及B 段由母联开关连接, 正常运行,机组10kV 公用0A 段供电。

2022 年08 月22 日下午14: 32 分, 在相关监护人员就位后, 对隔离变进行首次带电冲击, 14: 35分由运行人员按照操作票远方合10kV A 段背压发电机进线开关(JOBBJ03GSOOO) 带电第一次冲击。

1.1 直接原因

供汽背压机隔离变进行首次全电压下空载合闸试验达到超过高公变差动保护定值, 引起1 号机组高公变比例差动保护动作。高公变差动保护动作启动全停出口继电器(动作持续时间3ms), 由于本次全停继电器信号持续时间3ms 后返回, 除发变组保护E 屏内5001 断路器操作箱接收到全停信号外, 其余均未接收到跳闸脉冲。发变组500kV 断路器5001 分闸, 高压调门、中压调门全关, 主汽压力增高, 小机供汽流量、压力降低, 给水流量低触发锅炉MFT 保护。

1.2 间接原因

1 号机高公变与背压机隔离变属于级联运行方式, 而高公变10kV 侧中性点经电阻接地, 当背压机隔离变空载合闸时, 会在高公变变压器绕组内产生和应涌流。背压机隔离变的初始涌流对于高公变是穿越性的, 差动保护的制动量早于动作量出现, 三个周波后由于和应涌流以及两侧CT 时间常数不一致(高压侧CT 为1000/5 5P30, 低压侧CT 为2500/1 5P30) 的影响, 导致差动保护二次谐波制动量降低, 而实际差流值高于差动动作值, 符合差动保护动作逻辑, 差动保护动作。(和应涌流是当电网中空投一台变压器时,在相邻的并联或级联运行变压器中产生的。和应涌流在合闸变压器涌流持续一段时间后产生, 该涌流波形特征不明显且持续时间很长, 容易导致变压器的涌流闭锁环节失效, 造成运行变压器差动保护达到定值动作。)

采取措施包括, 1) 组织相关专家对背压机隔离变全电压下空载合闸试验方案、背压机隔离变运行方式重新进行审查评估。2) 将隔离变全电压下空载合闸试验对机组的风险隐患纳入控降非停措施。3) 制定培训计划, 组织各级技术人员深入学习、熟知供汽增容改造项目相关设备、系统、定值、逻辑等, 组织现场教学, 切实提高人员理论知识水平和实际工作能力。

2 远程通信要求

在电力线载波、无线电或光纤介质上运行的电信设备中, 4kHz 的标称带宽/信道从一端连续传输到另一端, 以确保通信介质的准备就绪[3-5]。这通常被称为语音频率信道。一旦检测到故障, 例如, 继电器R1, 该继电器闭合特定触点, 以允许在载波频率上调制不同频率的另一个信号, 如图1 中所示。另一端的解调电路提取频率, 用于指示跳闸信号是必要的。所提出的设置策略使用了八个频率, 而不是在传统方案中调制一个频率, 如图2 所示, 在P-SS 中, 调制频率的值是根据一端计算的修改后的故障区域类别选择的, 随后由远端的继电器解释为故障区域类别。

图1 典型调频

图2 改进调频

通过关闭与需要传输的区域类别相对应的特定联系人, 仅将八个频率中的一个频率传输到另一侧。另一侧的解调电路提取该频率。根据接收到的频率值,激活继电器的特定数字输入。导频方案的典型通信电路配有四个频率卡(四个模块), 其中一个使用, 其余被视为备用。在P-SS 中, 总共需要八个频率, 因此, 使用市售模块添加了四个额外的频率模块。这是保护系统硬件所需的唯一微小修改。根据表1, 断层带类别与频率值有关。

图2 所示的修改后的调频方案能够在远端传输继电器的状态, 而无需传输大数据或使用同步设备。

3 仿真分析

为了研究P-SS 的性能, 使用模拟程序模拟了220/110 kV 输电网络的实际部分。该程序提供了与输电线路(和电缆) 和继电器相关的真实数据。仿真程序还提供了安装的继电器的实际特性以及这些继电器使用的实际设定值。因此, 仿真结果反映了已安装继电器的实际性能。

对于本文研究网络, 有不同长度的地下电缆和传输线。对于长传输线, 主要采用距离保护。对于短输电线和地下电缆, 线路差动保护用作主1, 距离保护用作主2。选择网络的这一部分是因为它包括一个复杂的传输网络, 其中可以研究大多数困难的设置问题。在下面的小节中, 为了更好地说明, 只重新绘制了受故障影响的网络部分。

3.1 保护并联电缆

考虑SALM W 和JABR W 站之间四条平行地下电缆之一中间的故障F1, 图4 中进行了新绘制。故障由JABR W 和SRRD W 站提供。使用传统设置规则的距离继电器的实际响应如图所示。图4 中观察到两个设置问题。图4 中观察到的第一个设置问题与W2 站处的继电器J4、J5 和J6 有关。这些继电器错误地将故障估计为(Z4, 正向)。这是因为故障电流的大部分通过故障, 而较小的部分被分配给其余三个并联电路。然而, 使用表2 中总结的P-SS, 故障在2 区而不是4 区的清除时间内被正确清除。

表2 在W1 站和W2 站之间数据

考虑继电器J4 和M2。两个继电器的自我预估故障区域如表2 中的第1 组所示。来自其他本地继电器的信息如第二组所示。来自第1 组和第2 组的信息直接从图5 所示的模拟结果中获得。同样, 该信息代表了已安装继电器的实际性能(具有常规设置规则),因为一线模拟程序提供了实际的常规继电器设置。

修改后的断层带在表的第三组中确定。根据制定的规则1, 确定为第1 组和第2 组中列出的所有本地继电器的较小区域编号。根据本文的规则, 每侧修改故障区的方向与变送器继电器(J4 和M2) 的方向相同。两个修改后的故障区类别及其故障方向在两个末端继电器之间交换: M2 和J4, 使用图2 中解释的调制频率系统。根据规则, 通过比较这两个修改的故障区获得最终故障区类别。

通过应用这些规则, 最初将故障定位为 (Z4,正向) 的继电器J4 现在将其正确定位为 (Z2, 向前), 如表2 中的第4 组所示。另一个继电器M2 将持续看到反向(Z2, 反向) 故障。为了与已知的设置规则一致, 根据之前设置的规则, 继电器M2 处的(Z2, 反向) 将重置为Z4 反向。可以对其他相应的继电器(J5 -M3) 和(J6 -M4) 重复先前的分析。

3.2 保护长短线

从图3 中观察到的第二个设置问题与W1 站的继电器(D1 和D2) 有关。模拟程序的结果(使用传统设置规则) 显示, 这两个继电器错误地将故障定位在3 区, 而不是2 区。这是因为W1 和W2 站之间的线路是一条短线路(4.25km), 而W1 和W2 站之间的线(9.1km)。表3 显示了针对该问题的P-SS 分析。继电器J7 (在W2 处) 和D1 (在W1 处) 是这种情况下感兴趣的两个继电器。表中的第一组和第二组显示了从传统继电器读数中获得的预估阻抗。

表3 各站记录的W1 和W2 数据

修改后的断层带在表的第三组中确定。根据本研究制定的规则1, 它被确定为第1 组和第2 组中列出的本地继电器的较小区域数量。根据制定的规则, 每侧修改故障区的方向与变送器继电器(J7 和D1) 的方向相同。

4 结束语

本文通过实际案例分析, 并且介绍了一种新的距离继电器整定策略。通过所提出的设置策略对故障区域的确定是基于与同一站点的其他距离继电器本地共享的数据, 以及使用任何现有远程保护系统传输的来自受保护线路另一端的距离继电器的命令, 继电器决定正确的故障区域。P-SS 中的区域-1 覆盖受保护线路的总长度, 而区域-2 覆盖跟随受保护线路而不管其长度如何的任何线路的全长。

类似地, 区域-3 覆盖第二个区域之后的任何线路的全长。在P-SS 中共享数据消除了电压和电流测量误差的影响。P-SS 成功地解决了许多距离继电器备份设置问题(例如, 长线路跟随短线路的问题, 反之亦然, 以及高阻抗故障、低馈电等)。新策略不需要复杂的要求。与传统的实际距离继电器设置相比, 使用模拟程序的模拟系统验证了使用所提出的策略的保护性能的提高。新战略的应用将提高远距离保护的性能。