发电机-变压器-线路组单元接线的特殊问题

发电机-变压器-线路组单元接线的特殊问题

近年来，该装置的新建和扩建项目通常采用一台机车-分离器连接装置的形式。这种主接线方式具有接线简单,开关设备少,操作方便等优点。有些电厂从将来扩建3/2接线方式考虑亦将新建机组设计为发电机-变压器-线路组单元接线的方式。在这种接线方式下主断路器既是线路断路器又是发变组断路器,因此在继电保护及安全自动装置的配置和控制回路的设计方面都有其特殊性。在满足保护双重化配置的前提下,目前发电机-变压器-线路组单元接线的保护配置一般有以下几部分组成:a.两套完全独立的发变组保护(含发变组非电量保护)。b.两套完全独立的线路保护。c.一套断路器保护(包括非全相、失灵、过流、充电保护等)。如果线路上有并联电抗器的话还要配备两套独立的电抗器保护。以上这些保护现在都有相应的微机型保护装置。对于发变组保护与线路保护来讲,单元接线的形式对保护并没有很大的影响,需要注意的是在CT二次绕组的选取上要使保护范围有交叉,避免出现保护死区。一般情况下CT二次绕组的选取如图1所示。按图1的配置基本上可以满足线路和发变组主保护对保护方向和保护无死区的要求。而对于断路器失灵保护、非全相保护、五防闭锁、重合闸回路等方面单元接线有其特殊性,而且在一定程度上还存在争议。1对断裂带的损失进行保护1.1故障模式和一般逻辑断路器失灵保护定义为被保护设备发生故障时,当保护发出跳闸命令后,而断路器由于机械方面的原因不能跳闸。而断路器失灵保护是指在断路器失灵时重跳本断路器和跳开相邻断路器的近后备保护。对于单元接线方式来说,在线路发生故障而断路器又失灵时,断路器失灵保护瞬时重跳本断路器,延时启动发变组保护系统联跳功能关闭主汽门跳开灭磁开关、同时通过线路保护发远传信号到线路对侧,跳开对侧断路器。发电机故障时,瞬时重跳本断路器,延时启动发变组保护系统联跳功能关闭主汽门跳开灭磁开关、同时通过线路保护发远传信号到线路对侧,跳开对侧断路器。目前广泛采用的微机型断路器失灵保护一般采用以下逻辑:a.故障相失灵。按相对应的线路保护跳闸接点和失灵过流高定值都动作后,先经“失灵跳本开关时间”延时发三相跳闸命令跳本断路器,再经“失灵动作时间”延时跳开相邻断路器。b.非故障相失灵。由三相跳闸输入接点保持失灵过流高定值动作元件,并且失灵过流低定值动作元件连续动作,此时输出的动作逻辑先经“失灵跳本开关时间”延时发三相跳闸命令跳本断路器,再经“失灵动作时间”延时跳开相邻断路器。c.发、变三跳启动失灵。由发、变三跳启动的失灵保护可分别经低功率因素、负序过流和零序过流三个辅助判据开放。三个辅助判据均可由整定控制字投退。输出的动作逻辑先经“失灵跳本开关时间”延时发三相跳闸命令跳本断路器,再经“失灵动作时间”延时跳开相邻断路器。微机型失灵保护逻辑框图如图2所示。1.2保护跳闸的信号a.远传跳闸问题。在发电机-变压器-线路组单元接线方式下断路器失灵需延时跳开线路对侧断路器,在以前的保护配置中由于通道质量问题,为防止误发远方跳闸信号在对侧变电所都要设故障就地判别装置,而对于单元接线回路在发电机或变压器发生故障时故障就地判别装置往往不能启动从而造成断路器拒动,而一旦将就地判别装置的定值降低则在线路重负荷或相邻线路故障时判别装置会开放,失去了闭锁的意义。目前线路保护基本上都采用光纤纵差保护做为主保护,光纤通道的质量和稳定性远远超过了原有的通讯通道。因此可以直接应用线路保护的远传功能,使本侧断路器失灵保护直跳对侧,取消就地判别功能来更好地保护发电机和主变压器。b.发变组保护启动失灵的问题。因为发变组保护采用的是三相跳闸方式,在一般的设计中用发变组保护跳闸出口启动辅助操作箱中的TJR继电器进行三相跳闸,同时TJR继电器接点为失灵保护提供“三相跳闸的”保护动作信号(即图2中的“发变三跳”信号)。由图2可以看出“发变三跳”要分别经过“失灵电流高定值动作”和“失灵电流低定值动作”两个条件判别或经过“低功率因数”与“低功率因数过流”或“负序电流”、“零序电流”等条件判别才能发出保护跳闸信号。可以看出失灵保护本身的逻辑已经很完备,但发变组保护本身却有一些问题。发电机的热工保护、逆功率保护、变压器非电量保护是否应该启动失灵保护?以前认为热工保护跳闸后,由于其接点不返回降低了失灵保护的安全性,因此,不建议热工保护启动失灵。而实际上热工保护动作后,接点虽然没有返回,但如果断路器正常跳开后,电流辅助判据都不会满足,因此不会引起失灵保护误动;而如果断路器没有跳开则“低功率因数过流”条件满足可以跳开对侧断路器,以防止发电机长期逆功率运行。逆功率保护也一样,有些文章提出由于逆功率动作延时很长而失灵保护动作延时短,在逆功率过程中如果发生故障易引起失灵误动造成故障范围扩大,其实由于应用的是TJR继电器接点而非逆功率启动接点所以不存在上面所担心的问题。而且由于逆功率保护是目前大型发电机组停机时采用的主要方式,因此更应该保证其可靠断开发电机与系统的连接。变压器非电量保护由于必须人工手动复位,所以按现行规程非电量保护均不启动失灵保护,目前比较合适的做法是将非电量保护单独出口启动辅助操作箱出口单设的跳闸中间继电器即在原有133Q、133R的基础上再增加一个133K的回路,该回路只出口跳闸而不启动失灵。那么变压器非电量保护能否参照发电机热工保护的模式来启动失灵保护呢?由于发电机的热工保护信号在机组启动过程中会返回,而变压器的非电量信号必须人工复位如果忘记复位的话则失灵保护就变成了一个过流保护,在相邻线路故障或线路重载情况下误动跳闸(绝大部分失灵保护误动均为类似情况)。但是如果变压器瓦斯保护动作而断路器没有跳开则会对变压器造成很大的损害,而目前由于微机型保护的普遍采用,电流判别回路与保护启动回路只有逻辑上的联系而无硬接线联系,且非电量保护的信号和出口回路的可靠性也大大提高,因此可以建议在规程中取消非电量保护不能启动失灵的要求,而要求在对信号和出口回路进行检查后投入该保护。2助保护屏非全相保护在对断路器进行分合操作时,如果断路器有一相或两相拒动将造成发电机非全相运行,因此,必须跳开断路器,一般在断路器辅助保护屏和断路器本体操作箱都设有断路器非全相保护。断路器辅助保护屏的非全相保护一般引用断路器辅助接点或TWJ接点辅以相电流再与负序电流和零序电流条件进行判别来完成。断路器辅助保护屏非全相保护逻辑框图如图3所示。断路器本体非全相保护要简单得多,它仅仅判断断路器辅助接点的状态,条件满足后经延时跳闸。断路器本体非全相保护见图4所示。图4中虚框内为断路器辅助接点连接方式,SJ为时间继电器,KL为中间出口继电器,其接点直接接入就地跳闸回路中。目前根据调度要求基本上都采用断路器本体的非全相保护,这样就带来了一个问题,因为断路器非全相本身就是断路器失灵的一种方式,可是如果是在手动操作分合时断路器一相或两相拒动,大多数情况是由于机械方面的原因造成的(如压力不满足等)那么非全相保护也不一定能跳开断路器(尤其是手分断路器时),而手动回路还不启动失灵保护,则只有等发电机后备保护(如负序电流保护)动作才能启动失灵跳开相邻断路器。而后备保护的延时比较长已造成发电机损毁。因此对于发-变-线单元接线方式来说,最好采用辅助保护屏的非全相保护,因为它的出口可以直接启动失灵保护,但是一定要将图3所示的TWJ接点改为断路器辅助接点,原因我们后面要提到。3检同示范装置出现于机床由于架空线路的故障绝大多数是瞬时的,所以线路一般采用自动重合闸,可以提高供电的安全性,减少停电损失。但在发变线组的接线方式下,如果发生线路三相跳闸这时发电机已与系统解列,发电机的电压和频率都将发生变化,与系统产生压差和滑差。现在现场实际应用的微机型重合闸装置一般采用自适应检同期原理,这种同期方式根本不能用于给发电机并网,因此在这种情况下,不能采用三相重合闸。而单相重合闸不存在检同期问题,随着现代工业技术水平的提高,现在的发电机可以在短时内缺相运行,所以可以考虑采用单相重合闸方式。但是有两个条件必须满足:a.必须满足发电机负序热稳定要求。b.必须满足电网稳定要求。4防锁测试装置的改进建议根据反措的要求,断路器、隔离开关、接地刀闸必须装设电气或微机五防闭锁。目前由于微机型五防闭锁不存在二次接线问题(直接取监控系统中的状态量)且调试简单,运行可靠,获得了广泛的应用。但微机型五防闭锁一般采用现成的程序和闭锁公式,所以对单元接线这种特殊形式有些闭锁还不完善,主要问题有以下两个方面,见图5。06甲接地刀闸应与发电机灭磁开关互相闭锁。16甲接地刀闸应加入线路电压检测判据。而这两个问题在现有应用的微机性五防闭锁装置中都没有设计,造成了五防闭锁不完善,留下了很大的安全隐患,因此建议设备厂家和设计部门增加以下逻辑设计:首先在五防系统中引入发电机灭磁开关状态,加入06甲接地刀闸闭锁逻辑中;其次,在线路PT处加装低电压继电器并将其接点状态引入监控系统,在五防系统中引入该状态量加入到16甲接地刀闸闭锁逻辑中。5twj合闸误动在前面所提到的断路器辅助保护和重合闸回路中一般都用到了TWJ接点作为判据,由于断路器辅助保护与断路器辅助操作箱一般设在同一块屏内,因此,设计和接线都比较简单。但实际上却容易发生一些问题,因为TWJ的状态并不能完全反映断路器的状态。因为一般情况下,运行人员操作都是先送保护直流再送控制直流,在操作直流没送的时候,TWJ不动作,而保护装置就会误判断路器在合位,从而造成保护逻辑的混乱和误动。有些现场发生过重合闸误动的情况即因为重合闸回路充电后,再送操作直流TWJ闭合,保护误判断路器偷跳,造成断路器误