不完全接地故障（共7篇）
不完全接地故障 篇1
1引言
在工业企业、农业、生活保障等各领域,6(10)k V中性点不接地供电系统的应用非常广泛,主要用于电源能量传输和接用电气负荷使用。但是在实际运行过程中经常会发生系统单相接地短路故障, 以及由于接地短路发生联锁性的电气事故造成危害,进而发生停电、电气设备损坏等,造成较大的经济损失。这其中涉及到电气设计、选型、安装、检修试验、运行维护等方方面面存在的问题,导致电缆超压击穿、接地短路电流过大弧光不能自熄,引起系统过电压损坏设备,系统发生铁磁谐振引起过电压损坏设备,接线错误发生短路烧毁电压互感器等事故。本文针对这些问题深入分析研究,提出了必要的处理方法和防范措施。
2不接地系统电压电流矢量分析
2.1正常运行电路
图1所示是中性点不接地系统电路图,为系统电源电势,理想情况下6k V系统三相对地电容等同为C0,TV是三组单相电压互感器组成Y0/ Y0/ △开口三角型接线电压互感器。以6k V系统为例,电压变比为, TV中性点接地端PE。理想情况下电压互感器一次电感等同为L。图2所示是忽略了电压互感器电阻三相对地电抗电路,每一相是系统对地电容和电压互感器电感并联组成,电压互感器对地感抗很大,并且电压互感器的感抗 ωL垌1 / ωC0,为此在忽略电压互感器三相对地电感的情况下,三相对地只有电容电流IC0。图3所示是三相对地电容对称时电压电流矢量图,单相对地电容电流相位超前相电压90°。电压互感器一次、二次接线方式为Y0/ Y0接线, 二次电压和一次电压的频率、相位相同。系统正常运行时三相对地相电压为,三相线电压为6k V。开口三角是三组电压互感器二次辅助线圈首尾相连接,正常运行时三相电压矢量和为0,当出现一相金属性接地时开口三角零序电压为100V。
2.2单相接地短路
图1中系统C相发生金属性接地不对称短路故障,短路点的边界条件为:接地点处C相U觶C=0, 不接地相A、B对接地点电流为I觶f A= I觶f B=0。下面采用对称分量法进行分析。
(1)系统对短路点的阻抗由于系统的变化, 阻抗值也在变化,设系统对短路点的正序阻抗为X1∑、负序阻抗为X2∑、零序阻抗为X0∑,静止元件的正序、负序阻抗相等。
(2)单相接地时短路点电压U觶C各序电压和短路点电流I觶f C各序电流的关系为［1］:
式中:为C相接地短路点的正序、负序、零序电压;为C相接地短路点的正序、负序、零序电流。
(3)单相接地短路与同一点三相短路电流大小比较。
设正序电抗等于负序电抗:
接地点处的三相短路电流为:
C相单相接地短路电流为:
上述公式,当X0∑<X1∑时单相接地短路电流大于同一点的三相短路电流,对于大型发电变电站电力系统变压器中性点直接接地点越多,在中性点附近接地短路就会出现上述情况。当X0∑=X1∑时单相接地短路电流等于同一点的三相短路电流。 当X0∑>X1∑时单相接地短路电流小于同一点的三相短路电流。对于中性点不接地系统,当X0∑→∞ 时,单相接地短路电流相对于同一点的三相短路电流很小或者接近0值。
(4)短路点处A、B、C三相对地电压
图1中C相接地对地电压U觶C=0,非接地相A、B对地电压为:
图4所示是单相接地电压矢量图,其中两条竖直线表示非接地相A、B对地电压各序矢量变化关系:
a)当直接接地系统X0∑=0时,图4中电压为非故障相A、B对地电压:
上述接地点处的非接地相对地电压小于电源电势。
b)当X0∑=X1∑时,非故障相A、B对地电压与电源电势相等,图4中。
c)对于中性点不接地系统X0∑→∞ 时,非故障相A、B对地电压为:
上述接地点处的非接地相对地电压大于相电源电势,并且升高为线电压,电压之间的夹角为60°。
d)图4中系统单相接地,而且X0∑→∞ 时,三相对地电压矢量和为零序电压:
电压互感器二次辅助开口三角电压:
不接地系统单相金属性接地时,非接地相电压升高为线电压,开口三角电压为100V。图1中TV二次辅助开口三角接有小电流接地选线装置XDL,用于判断母线接地还是馈出线接地。
e)中性点不接地系统电力电缆绝缘水平选择
上述论证分析了单相接地故障,三相系统不接地相电压升高到线电压,因此在电缆设计选型时,对于3k V-35k V系统,按照电缆单相接地故障持续1min-2h之间考虑,电缆单相对地电压按表1数据选择［2］。不接地系统选择相对地电压U02是正确的,比如系统线电压6k V,相电压为3.47k V,电缆选择相对地电压U02是6k V。当系统单相接地后, 不接地相电缆耐受电压为姨3 ×3.47≈6k V,所以电缆对地相电压应当选择U02=6k V,选择U01=3.6k V是错误的。这类工程事故案例比较多,应引起设计人员、建设单位的重视。
3多馈线单相接地短路电流分析
在上文图1中分析了系统三相存在对地电容C0,系统馈出线较多时,每组馈出线三相都存在对地电容,并且容抗远大于其它阻抗。在系统C相金属性接地,忽略线路及其它元件阻抗后,系统对接地点的正序和负序电抗X1∑=X2∑=0。系统C相接点短路电流为:
式中:Cn代表每个馈出回路相对地电容。
通过上述分析,系统单相接地时,接地电流为系统馈出所有对地电容电流之和,并且馈出回路越多,单相接地电流越大。当接地电流过大时接地电弧不易自熄,将产生较高弧光间歇接地过电压。 因此在规程规范要求6(10)k V系统接地电流大于30A时,设计应采用经消弧线圈的接地系统。对于工矿企业,6(10)k V高压电动机相对较多,而且现场存在防爆区和非防爆区,设计手册要求电动机单相接地电流大于5A装设单相接地保护,一般接地电流大于10A动作于跳闸,当5A-10A时可作用于跳闸或信号。
4不接地系统铁磁谐振
中性点不接地系统因较容易发生铁磁性谐振而产生系统过电压,对于6(10)k V系统,采用铁磁性电压互感器较多,而电压互感器激磁饱和是发生铁磁谐振的主要原因,设计上采取防谐振措施。 图1系统图中的TV开口三角接有XDL装置,通常带有消谐功能。如果没有消谐功能,就要单独安装消谐装置XXQ,或者接消谐电阻。某变电所设计安装采用的是XDL装置MLA196X型,装置本身只有接地选线功能没有消谐功能,空送母线发生多次铁磁谐振。
4.1谐振机理
图1中系统设备和线路对地有电容、电感存在,系统正常运行时,电压互感器的感抗很大,所以系统对地电抗呈现容性［3］。三相电压基本平衡, 中性点O的位移电压很小。当系统发生变化,在没有发生系统接地短路的情况下,中性点O发生位移,即系统三相电压不平衡,中性点对地出现电压,此时三相电压互感器饱和程度不同,激磁饱和的电压互感器感抗降低,容易发生铁磁谐振。电源电压不变,而电压互感器三相电压有的高、有的低,中性点O出现位移,对地出现了零序电压,而实际上并没有发生单相接地故障。试验表明,在二次电压k V电压互感器加上额定电压时电流为0.15A,当加上1.9倍额定电压时,电压互感器饱和电流升到2.25A,接近15倍的电流。这就是为什么发生铁磁谐振熔断器熔断或者电压互感器烧毁的原因。
4.2谐振过电压的现象及排除
某工厂变电所为6k V单母线分段,Ⅱ段母线检修完毕送电,小电流接地选线装置报出Ⅱ段母线接地故障,TV二次电压表显示A、C相对地电压6k V, B相电压为0V,开口三角零序电压为70V。估计B相接地有问题,停电后检查TV中性点接地完好,并做耐压试验,没有发现接地故障点。再次送空母线, TV二次电压表显示A、C相对地电压4.5k V,B相电压为2.5V,开口三角零序电压为40V。通过检查小电流装置,咨询厂家后得知,该装置不具备消谐功能。在开口三角加装600W、25Ω 电阻,反复试验没有出现谐振过电压现象。
5电压互感器二次辅助绕组接线错误损坏
电压互感器二次带有保险或者空气断路器短路保护,二次一般接用电压表、微机保护继电器等。如果接线错误会发生短路保险熔断或者开关跳闸,或者电压表及微机保护器电压显示异常,可以及时被发现改正。在DL / T516-2012《火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》中7.2.6条,要求电压互感器二次辅助绕组接成开口三角的二次绕组不应装设熔断器或自动开关。对于开口三角一般接用零序电压表、XDL或者XXQ装置,系统正常运行时电压平衡开口三角电压为0,即使接线错误短路也不容易被发现,当开口三角出现电压时就容易烧坏电压互感器。
5.1接线错误及后果
图5所示是单母线分段系统,1TV、2TV为电压互感器。一般设计两段电压互感器二次带有并列切换装置。图6所示是电压互感器二次并列切换装置及TV二次小母线负荷电路,K1、K2、K3是切换装置内部继电器,引入到电压小母线,TV二次接用微机保护继电器WJBH、消谐器XXQ1(2)、小电流接地选线装置XDL,其中接入WJBH的三相电压带有分相断路器,当一相短路跳闸时,微机保护判断TV断线。其中XDL装置有4组通道,每段TV开口三角电压接入对应的零序电压通道。图中正确接线是1TV接入U1-N通道,2TV接入U2-N通道。按照规程的要求,开口三角二次电压小母线及负荷不设断路器或者保险。当系统I段母线系统有单相接地点时,U1dc-N母线有电压,U2dc-N母线没有电压输出。如果辅助绕组接线有错误短路就会烧毁TV,例如图7和图8所示,图中TV辅助绕组连接XDL装置接线出现了错误。图7中1TV、2TV辅助绕组dc端错误接入XDL装置N端,1TV、2TV辅助绕组N端错误接入XDL装置U1、U2端子,TV辅助绕组出现零序电压时,相当于1TV、2TV辅助绕组并接在一起短路,后果是1TV、2TV都烧毁。图8中1TV辅助绕组dc端错误接入XDL装置N端子,1TV辅助绕组N端错误接入XDL装置U1端子,2TV辅助绕组N端接入XDL装置N端、dc端接入U2端子。1TV辅助绕组出现零序电压时,相当于1TV辅助绕组接地短路,后果是1TV烧毁。现场此类问题导致TV烧毁、误动、拒动等的情况时有发生,所以在设计、制造、安装、检修试验等要特别关注,防止接线错误导致事故发生。
5.2 TV切换并列装置接线问题
另外需要提一下,在图6中TV二次输出经过并列装置内部K1、K2继电器接入电压小母线。图9所示是TV切换并列装置控制电路图,K1励磁的条件是图5中断路器手车位置或者隔离开关辅助点1G闭合,K2励磁的条件是断路器手车位置或者隔离开关辅助点2G闭合。当出现直流接地需要选线时,断开直流母线KM后,继电器K1、K2或者K3失电,电压小母线失压。容易发生微机保护继电器判断错误误动。所以建议操作时要采取措施,或者修改TV并列装置控制电路,防止断开直流时误断电压小母线而发生误动作跳闸。
6结论
中性点不接地系统发生单相金属性接地,接地相对地电压为0V,接地短路电流为接地相正序、负序、零序电流矢量和,当系统馈出线较多、对地容抗很大时,忽略系统线路、元件阻抗,系统单相接地电流变为全部对地电容电流矢量和。并且在接地电容电流大于30A时,要求采取限制接地短路电流措施,安装消弧线圈。非接地相对地电压升高为线电压,防止电缆击穿,电缆对地电压按照线电压选择。为防止系统铁磁谐振过电压,确认TV中性点接地可靠,并且在开口三角安装消谐装置或者消谐电阻。TV二次接线错误容易造成电压互感器损坏, 尤其开口三角不允许短路,安装、校线、试验必须正确。TV切换并列装置接线、控制方式要合理,防止小母线失压误动作跳闸。
不停电处理直流系统接地故障 篇2
如图1所示, 河南中州铝建设有限公司直流系统正常供电方式为一条直流母线带全部负载, 另一条母线空载备用。母线联络开关K0合, 各直流分支环路运行。正常运行时, K0、K1、K3~K6合, K2断, 直流电源由1#锅炉、经联络开关到2#锅炉和3#锅炉, 形成环网。当直流回路出现接地故障时, 直流Ⅰ段母线会出现直流接地信号, 判断方法如下。
(1) 断开K0, 合上K2, 直流Ⅱ母也应出现直流接地信号。断开K1, 如果接地点在K1所带支路, 则直流Ⅰ段母线直流接地信号会消失, 否则两段直流母线上直流接地信号仍然存在。这样在保证支路直流电未断开情况下, 通过直流接地信号从Ⅰ段母线转移到Ⅱ段母线, 快速判断出故障点所在回路。
(2) 当查出故障点在K1所带回路后, 使用同样方法进一步缩小故障范围。合上K1、此时K2~K6在合、K0在断, 这时直流两段母线均出现直流接地信号。断开K6, 如果直流Ⅱ段母线接地信号消失, 则故障点在K6之前, 排除故障在3#锅炉;合上K6, 断开K4, 如果直流Ⅰ段母线接地信号消失, 直流Ⅱ段母线接地信号仍存在, 表明接地点在K4与K6所带回路之间, 这就准确将故障点锁定在2#锅炉所带设备。
中性点不接地系统故障分析 篇3
中性点不直接接地系统包括中性点不接地系统和中性点经消弧线圈接地系统。当这类系统发生单相接地故障时,由于不能构成低阻抗短路回路,接地短路电流很小,因此这类系统也叫小电流接地系统。从长期的运行经验来看,单相接地故障在配电网中出现频率最高,且一般会自行消除,因此采用中性点不直接接地方式可以提高供电的可靠性。
1 背景
首钢京唐公司#2 110kV变电站LF炉供电系统属于中性点不接地系统。系统中出现电压不平衡情况时,往往会因未能及时处理而影响安全可靠供电。系统电压不平衡的原因主要有TV熔断器熔断和发生单相短路接地故障。
1.1 TV熔断器熔断
由于TV中有一定的感应电压,因此故障相电压降低(但不为零),非故障相电压正常(向量角为120°),同时高压熔断器熔断使得一次侧电压不平衡,造成开口三角形有电压,即有零序电压出现。
(1)单相高压熔断器熔断。例如C相高压熔断器熔断时,零序电压3U0等于相电压,如图1所示。
(2)两相高压熔断器熔断。例如A、C相熔断,零序电压3U0等于相电压,如图2所示。
1.2 单相接地故障
小电流接地系统中,经过渡电阻(包括弧光电阻、杆塔电阻、接地装置电阻等)接地称为不完全接地故障。在实际的小电流接地系统故障中,单相接地故障约占70%,而单纯的金属性完全接地故障是很少的,更多的是不完全接地故障。
当A相发生接地故障时,电压向量如图3、图4所示。其中,A相对地电压UAd在0～UA间变化,但不为零;B相对地电压UBd在UB～UBA间变化,其始端沿图4半圆NdA运动;C相对地电压UCd在UC～UCA间变化,其始端同样沿图4半圆NdA运动。在一定范围内,UBd是降低的,UCd总是升高的,甚至会超过线电压,而UAd不是最低的,因此不能用对地电压最低作为判断接地相的判据。超出一定范围,UBd会升高,但不会超过线电压。
综上所述,当A相发生接地故障时,UCd总是大于UAd,也大于UBd。由此可知,当系统发生单相接地故障时,以正相序(A→B→C→A)为基准,相对地电压最高的下一相为接地故障相。发生单相接地故障时,故障电流很小,90%以上的单相接地电弧都能自行熄灭,且三相线电压依然对称,不影响对负荷进行连续供电,规程规定可继续运行1～2h。但是,系统带单相接地故障运行时,故障相对地电压降为零,非故障相电压可升为线电压,由此引起的过电压会危害电网的绝缘水平,可能导致事故扩大,影响系统安全可靠供电,因此需要尽快排除。
2 事故分析
2012年2月15日,首钢京唐公司#2 110kV变电站主控室后台报“#4主变零序过压报警”。现场检查发现,35kV TV柜电压表显示A相电压为零,B、C相电压均为35kV,312柜、301柜带电显示器A相为无压指示,B、C相为有压指示,变电站后台及#4主变低后备保护装置显示“#4主变零序过压报警”。后申请停电检查,在停电操作准备过程中,炼钢LF炉主电室某开关跳闸,故障消失,系统恢复正常。
3 数据分析
该变电站LF炉35kV系统故障录波显示,2012年2月15日1时37分08秒452.170毫秒,35kV系统A相电压瞬态降至8.8kV(一次有效值,后同),同时B、C相分别抬高至30.2kV、36kV。经历703.2ms暂态过程后,A相电压继续降低并维持在1kV左右,此时B、C相电压稳定在35kV左右,并伴有35kV左右的零序电压。
以上故障暂稳态过程持续约114min,至当日3时31分07秒863.049毫秒,B相电压瞬态降至0.7kV左右,与A相电压相近,而C相电压则略降至33kV;同时,炼钢LF线路312间隔A、B相电流由约120A突增至约7kA(相位差为180°),C相电流略有增加。故障电流持续约70ms后消失,同时35kV系统电压恢复正常,三相电压均在22kV左右。
该变电站35kV系统为中性点不接地系统,其线路出现单相接地故障时,故障线路相电压接近零(越接近故障点电位越低),非故障相电压因中性点电位偏移而抬高至1.732倍。因系统中无零序通路,接地故障电流仅为系统电容电流,在有负荷的情况下可忽略不计。由于三相电压不平衡,开口三角绕组感应产生零序电压3U0。
根据炼钢LF炉故障录波,并结合35kV中性点不接地系统特点分析可知,本次故障具有中性点不接地系统单相接地的典型特征,且A、B相电流大小相等、相位相反,属相间短路故障波形特征。
综上,2012年2月15日1时37分08秒452.170毫秒,LF炉35kV系统A相某处绝缘水平严重降低,经过703.2ms暂态过程后,该处绝缘几乎完全破坏;此单相接地故障状态持续约114min,至当日3时31分07秒863.049毫秒,故障发展为A、B相间短路,炼钢LF炉主电室速断保护动作跳闸,切除该故障点,系统恢复正常。
4 调查核实
现场全面检查设备、线路后,发现LF炉SVC室一电缆头存在明显的放电击穿,现场特征与故障诊断基本吻合。
5 结论
5.1 35kV系统单相接地故障
系统单相接地若为金属性接地,其中一相与大地同电位(电压为零),其它两相电压数值上升为线电压,则电压为零的相为故障相;若为非金属性接地,其中一相电压降低但不为零,其它两相升高但不相等,且有一相略高于线电压,则电压降低相为接地相。
不接地系统因其特殊性,在发生单相接地故障时,由于系统中未形成通路,不会产生大的短路电流,短时间内不会对电气设备造成危害。但此时大地和短路相是等电位,若检查过程中发现35kV系统电压出现严重不平衡(单相电压接近零,另两相电压接近35kV),且有零序过电压报警信息出现时,则应迅速组织停电检查事宜。检查过程中严禁触及设备外壳,若需进入开关室则须小步慢行,以避免跨步电压对人身造成危害。
5.2 35kV系统TV—次保险熔断故障
当TV单相高压熔断器熔断时,故障相电压降低(但不为零),非故障相电压正常,且有零序电压。当TV单相低压熔断器熔断时,一次侧电压正常,三相电压仍处于平衡,且无零序电压,其它现象与单相高压熔断器熔断时相同。
不完全接地故障 篇4
在我国的中低压系统中大多数都采用小电流接地方式。当系统发生不对称接地故障时, 中性点电压会有一定的偏移, 不过三相线电压仍然还是保持对称, 不需要急切的切除故障, 这样的中性点接地方式使得供电的可靠性有所提高。不过为了事故进一步扩大为两点或者多点接地, 还是需要尽快找到发生故障的线路, 因此有必要进行故障选线技术的研究。目前常用的故障选线方法主要包括基于故障稳态信息的选线方法以及基于故障暂态信息的选线方法两大类, 基于稳态的选线技术包括群体比幅比相法、有功分量法以及能量函数法;基于暂态的选线技术包括首半波原理以及小波分析法。本文在融合了传统的几种选线方案的基础上, 结合权值整定方法, 提出了基于多种信息量融合的选线技术, 有效解决了单一选线方案带来的误差, 由于引入了线路故障分量隶属度以及每一种选线方法准确度的权重分配问题, 通过判断故障时每一种方案的选线结果接近理论分析的程度来确定权重, 调用了能够反映故障的所有信息, 因此必然能够提高选线准确度。通过仿真软件和现场运行情况充分验证了该方法具有可靠、准确的选线结果。
1零序点电流幅值、相位比较法
通过比较各条馈线的零序电流幅值和相位信息, 从而达到故障选线的目的。该方法的原理是先比较每一条馈线支路的零序电流幅值, 挑选出若干条零序电流幅值比较大的馈线作为可疑接地馈线, 随后深入的去比较这几条线路的零序电流相位信息, 进而确定最终的故障线路。由于接地线路零序电流的相位与正常运行线路的相位相反, 因此, 上述判断中如果某一条馈线的零序电流相位与剩余运行线路的相反, 确定这条线路为故障线路;但是在所有可疑线路的相位相同的情况下, 就判断母线出现了接地故障。
∆ib, max表示∆ibi的最大值, 电网中各条线路的故障测度隶属函数值都通过计算∆ib, max实现, 这样做意味着馈线故障测度值随着馈线的暂态变化量增大而加大, 接地线路凸显出来的可能性更大。
尽管零序电容电流暂态分量复杂度高于稳态分量, 但其中包含着很多的故障信息量, 这可以作为利用暂态变化量法来计算的重要理论支撑, 是否将变化量融入到综合选线中, 我们可以根据馈线中带有的暂态信息情况来决定。
2零序电流有功分量比较法
通过比较馈线之间的零序电流有功分量的大小和方向的不同点, 达到实现准确选线的目的。正常运行中馈线零序电流有功分量方向与母线的零序电压方向一致, 本支路对地电阻流过的电流构成了零序电流的有功部分;接地馈线零序电流有功分量方向与PT开口三角处电压方向相反, 所有不接地线路对地电阻流过的电流构成了该故障线路的零序电流有功部分。通过上述分析, 因此可以通过识别故障时候各条馈线零序电流有功分量方向和大小来构建选线方案, 接地线路的零序电流有功部分数值最大, 而且与其它线路馈线的方向不同, 适用于中低压电缆的小电流接地系统。
通过上述分析, 可以依据线路的有功功率向量来识别接地线路。我们可以根据这种机理来定义第i条馈线的故障测度隶属函数, 采用的函数表达式如下:
由公式 (2) 可以得到, 在比较所有线路的零序有功功率过程中, 其它线路的故障测度隶属函数值由其中的最大值来决定, 这样做的意义是突出零序有功功率最大的馈线, 这样正好满足了我们构思故障测度隶属函数的设计。鉴于零序有功分量的计算只受基波分量的影响, 因此采集到的零序电流的畸变率和各次谐波对计算结果的准确度有较大影响, 因此我们可以得出这样的结论, 当电网的电能质量不符合规程要求的时候, 单一的这种方案会导致计算的结果不准确, 从而出现了误选。
3 能量函数法
把线路的瞬态功率 (瞬态电压乘以瞬态电流) 的积分当作能量函数, 在有接地故障发生之前, 不计绝缘电阻的影响, 馈线的电流和电压相位互差900, 因此此时馈线的能量函数恒为零;当有接地故障发生后, 线路的电流和电压失去了正交性, 接地线路与正常运行线路的能量数值符号相反, 同时接地线路能量值等于非接地线路能量总和, 对于中性点经消弧线圈接地系统而言, 接地线路能量值等于消弧线圈与正常运行线路的能量总和。对于中性点不接地系统而言, 能量函数法等效为基于零序电流方向的选线技术;另外, 电阻元件零序能量函数单调上升, 有利于通过能量函数法实现选线;而电感和电容元件的零序能量是周期性波动的, 其能量函数也是波动的, 不利于实现选线。
设置零序电压的相位为900。接地线路的零序电流相位近似270°, 正常运行馈线的零序电流相位近似为900。可以采用一定的方式把零序电压与零序电流相角差转移到[0°, 180°]上, 转换方式如下:
式中:ϕ5i——馈线i中5次谐波的零序电流相对于零序电压的相位差;
基于上述原理的分析, 采用谐振接地系统时, 配电网某条馈线的一相发生接地, 接地馈线的5次谐波零序电流的相位相比其它没有发生接地的馈线, 呈相反的关系。即理想状态下只有接地馈线的5次谐波零序电流的相位出现在第三或者第四象限 (假设零序电压的相位为0°的情况下) , 同时非接地馈线的相位落在y轴正半轴的一、二象限。但是受实际网络拓扑结构的影响, 现场情况有时候并不一定呈现上述结论, 如互感器相位偏差这样的情况, 都能够使两条以上线路的5次谐波零序电流相位出现在第三或第四象限。基于上述的情况, 提高了这种单一的方案出现误选的可能性。
4融合多种特征信息的选线技术
由于上述3种选线方案是在相互孤立的基础上分析的, 为了实现多种故障特征信息的融合, 需要转化到统一的表达式。首先, 将现场采集到的信号处理过后计算每一种方案的故障测度;然后估测每一种算法在故障选线方面的权重;最后, 依据计算到的测度值和权值计算出每一条线路的故障概率, 选取概率最大的为故障线路。
5 结语
不完全接地故障 篇5
1 典型事故叙述
例:2009年, 我葑门变10k VII母线接地A 0.9 k V, B 1 0.7 k V, C 1 1.3 k V, 操作人员到现场, 检查现场设备正常后, 试拉线路, 试拉至121富华线拉开后母线电压A9.7k V B0.7k V, C10k V, 接地信号由A相转变为B相接地信号。合上开关后A:0.9k V, B10.7k V C11.3k V, 接地信号由B相转变为A相接地信号, 我们初步分析: (1) 121富华线存在单相接地故障。 (2) 母线接地信号出错或121富华线开关存在异常, 不存在母线异相接地的可能, 两条线异名相接地时, 两条线同时跳闸或只有一条线跳闸, 跳闸时电网有单相接地现象, 需要进一步判断, 因此拒绝操作人员再拉其余线路的要求, 通知配电将121富华线架空线切除, 以便于确定121富华线存在故障, 架空线切除后, 葑门变接地消失, 电压A6.0B6.0C6.0, 确定121富华线存在接地故障并隔离, 同时母线接地信号出错也可以排除, 检修进一步检查确定121富华线开关中相拒分, 121富华线路A相接地故障, 原先在拉开121富华线存在的B相接地信号应确定为用户通过用户变返送至葑门变10k VII母线引起。
2 故障现象分析、总结
从上述事故中, 我们可以认识到, 只要我们可以从繁多的现象中, 抓住事故的本质, 那么就可以迅速隔离、消除故障。如何抓住事故本质, 那就需要我们找出关键性事故现象。
发生不平衡故障时, 我们首先要通过故障现象判断是变电设备故障, 还是线路故障。只有判断出故障设备, 才能迅速处理故障。
2.1 绝缘监视装置自身故障现象分析
(1) 其故障现象从电压表反应为一相电压大幅度降低, 其他两相电压有不同程度的降低时, 可判断为高压侧一相熔断器熔断, 其熔断相为电压表反应为一相电压大幅度降低相。
(2) 其故障现象从电压表反应为一相到零或有一点指示, 另外两相电压正常时, 可判断为二次侧断开一相, 其断开相为电压表反应为一相到零或有一点指示相。
(3) 其故障现象从电压表反应为两相相电压很小或接近于零, 一相的相电压接近于正常相电压时, 可判断为高压熔断器两相熔断, 或二次侧断开两相。不宜判断出是高压侧或低压侧, 需检查。
2.2 线路接地故障现象分析
(1) 其故障现象为一相对地电压降低, 金属性的完全接地时降为零, 非故障相对地电压升高, 金属性的完全接地时升为线电压, 可判断为线路单相 (相电压降低相) 接地。
应注意, 当单条线路所带配电变压器烧损接地时, 其表现为单相接地。但当选切带有此变压器的线路时, 电网接地消除;当送出这条线路时, 有时也不出现接地, 有时间出现接地, 因为配变故障在不断发展中, 由于配电网电容电流的改变, 接地有时也随之消除, 过一段时间又出现接地, 这样的接地显然发生得不多, 但不易分析、判断。
(2) 其故障现象为电网三相对地电压不平衡, 出现电网接地信号, 但与线路单相接地的区别是, 电网三相对地电压一相升高 (断线相) 另两相降低, 配变出现缺相时, 可判断为线路断线不接地, 而线路单相接地, 则电网三相对地电压表现为两相升高, 一相降低。
(3) 其故障现象为三相对地电压表指示不平衡, 出现接地信号。变电所值班员按规定顺位逐条选切线路时, 三相对地电压指示有变化, 但接地未消失, 可判断为两条配电线同相发生单相接地故障。若全选切一遍, 三相对地电压指示没有变化, 则考虑其他变电设备接地。
(4) 其故障现象为是同一母线供电的两条线同时跳闸或只有一条线跳闸, 跳闸时电网有单相接地现象。若两条线都跳闸, 电网接地现象消除;若两条线只有一条跳闸时, 电网仍有接地现象, 但单送其中一条时电网单相接地相别发生改变时, 可判断为两条配电线异相发生单相接地故障。
2.3 谐振过电压
如中性点不接地电网发生单相断线, 其中一相接地, 另一端则有可能出现很高的谐振电压, 如对空载母线充电时, 由于开关三相合闸不同步, 三相对地电容不平衡, 可能使中性点发生位移, 三相电压不对称, 产生谐振, 也会发出接地信号, 其现象为三相电压可能一相升高、另两相降低或两相升高、另一相降低, 并不断变化, 此时一旦投入一条线路或投入一台所用变压器, 破坏谐振条件, 此现象消失。
3 事故处理几点经验
3.1 扎实的基本功
调度员首先要牢固掌握地区电网各种运行方式, 熟悉管辖系统潮流分布情况, 对电网薄弱方式、特殊点心中有数, 通过各种接地现象掌握故障本质, 熟悉接地故障处理步骤, 只有具备这些业务技能才能在突发事故面前思路清晰, 正确判断、处理, 及时、合理调整好方式。
3.2 养成良好的习惯
在事故处理过程中调度员一定要沉着、冷静, 考虑周到。对各种信号、汇报情况, 应详细了解, 综合判断。养成良好工作习惯, 例如有变电站电容器室与开关室不在一处, 值班员检查时容易遗漏, 需特别强调其检查是否正常。
3.3 积累运行经验
调度运行工作创新之处并不多, 更多在于平时不断积累运行经验, 特别是事故处理经验, 包括发生的一些典型电网事故及其处理方法, 甚至误调度、误操作事故, 都可以从中吸取经验、教训, 供自身积累提高。还可以通过开展事故预想, 分析电网薄弱方式, 提高事故处理能力。
3.4 处理事故时相互监护
不完全接地故障 篇6
对于不接地系统，单相接地故障选线无论是稳态法还是暂态法，研究成果已经很多，方法也已经较为成熟且在实际应用中取得了较好的效果[1,2,3,4]。而对于配电网单相接地选相，研究成果不多。不接地系统发生单相接地故障时，按规程可继续运行1～2 h。如果发生永久性故障，故障电流的存在可能会引发人身安全。如果能选出故障相，转移故障电流，便能避免安全事故的发生。实际上，现在一些矿用电站在发生单相接地故障时，会采用故障电流转移装置，钳制故障点电压，防止故障点燃弧。这就要求在故障时准确选出故障相，否则容易造成相间接地短路故障。
对地参数的测量主要有三个方向。一是通过在中性点进行测量，主要针对系统参数不对称电网。有研究者提出通过在中性点外接阻抗支路，通过调节电感实现对地参数的精确测量[5]。二是偏置法，如偏置阻抗法，偏置阻抗法存在安全隐患且无法实现在线监测[6]。三是注入信号法，通过电压互感器二次侧向系统注入一定频率的信号实现对地电容的精确测量[7]，但无法测量对地电导。
一般认为发生单相接地故障时，电压最低相为故障相，实际上这种情况只在接地故障电阻较小或为金属性接地时才成立，在此情况下可通过比幅法直接选定电压最低相为故障相[8]。线路发生高阻接地时，有研究者认为在顺序情况下发生单相接地时，电压最高相的滞后相为故障相，但是没有考虑系统电导不对称的情况，在实际应用中并不可靠[8]。也有研究者通过跟踪零序电压轨迹，完成接地故障相的判定，但在工程实际中无法实现在线判定[9,10,11]。
本文提出通过跟踪中性点电压变化，从而实现对地参数的在线测量，电压变化时在中性点短暂投入适当阻值电阻，测量投入电阻前后中性点电压可计算出系统对地参数。电网发生单相接地故障时，只有故障相对地参数发生改变，因此提出通过准确跟踪测量系统对地参数的变化，通过计算λ值，选出故障相。Matlab仿真表明本文所提方法能准确测量对地参数并正确选相。
1 中性点外加电阻跟踪测量对地参数原理
中性点不接地系统正常工作时对地参数测量原理简化如图1所示，EA、EB、EC为三相电源电压，CA、CB、CC为三相对地电容，GA、GB、GC为三相对地电导，R1为测量电阻，K1为电阻投切开关。
1.1 中性点不接地系统正常运行时对地参数计算
现实中，电网三相线路对地参数不平衡是普遍存在的，架空线路电网的不对称度通常为0.5%～1.5%，理论极限达到3.5%，电缆线的不对称度相比架空线要小[11]。因此配电网正常运行时，中性点将有一定的工频位移电压，中性点未接电阻时中性点电压为
式中：幅值为U0；相位角为φ0。
投入阻值为R1的电阻时，中性点电压为
式中：G1=1/R1；电压幅值为U1；相位角为φ1。将两次测量的电压相比，有
由方程(3)得
将GΣ代入方程(4)中可得
由式(5)、式(6)可分别求出系统对地电容和对地电导。
1.2 中性点不接地系统发生单相接地故障时对地参数计算
中性点不接地系统发生单相接地故障后，其等效测量电路如图2所示，设C相某馈线发生单相接地故障。故障时对地电容为，对地电导为，对地导纳为，投入中性点电阻前后中性点电压幅值分别为相位分别为测得对地电导为、对地电容为
将1.1节中分析得到的式(1)～式(6)中各参数做相应替换，解得
将代入方程(8)得
由式(8)、式(9)可分别求出单相接地故障情况下系统对地电容CΣ和对地电导ΣG。
1.3 对地参数跟踪测量
中性点不接地系统运行方式的改变或者系统线路故障都会引起系统对地参数的变化，参数的变化最终反映在中性点电压的改变上。系统正常时，由于系统参数并不完全对称，因此可通过中性点电压的变化跟踪测量系统对地参数。中性点电压变化时启动测量装置，利用1.1、1.2节的测量方法，即可实现对地参数的跟踪测量。
2 单相接地故障选相原理
图3为对地电容为0.3μF，不考虑系统对地电导且系统完全平衡情况下，10 kV中性点不接地系统C相接地故障时三相电压及中性点电压随过渡电阻变化趋势图。图中虚线为故障相，由图可知故障电阻不足2 000Ω时，电压最低相已不再是故障相。
配单网发生单相接地故障时，只有故障相对地参数发生改变，通过准确跟踪测量出系统对地参数后，可利用每两次测量数据结合中性点电压，判断出单相接地故障相。实际上，通过对前面的分析可以知道，若中性点电压发生变化，在电压变化前由式(1)可得
电压发生变化后有
若发生单相接地故障，故障发生前后只有故障相的对地参数发生变化其值为令
由式(10)～式(12)可知，若B相发生接地故障，则有λ=EB。因此只要能够跟踪测量电压变化前后中性点电压幅值与相位，计算出系统对地参数，依据式(12)便可判断单相接地故障的发生并准确选出接地故障相。
对于有单相负载的配电网，单相负载电路的投切同样会使得单相负载所在相对地参数发生变化，而其他两相则保持不变，此时按照式(12)将会误认为单相接地故障的发生并选出故障相。单相负载的投切，相较于单相接地故障状态，其明显不同之处在于，系统发生高阻接地情况时，其系统对地绝缘电阻仍将远小于系统投切线路时的对地绝缘电阻。由式(8)可得系统对地绝缘电阻RΣ=1/GΣ，通过测量系统最大工作方式下的对地绝缘电阻RMIN，若电压变化后测得，此时方可判定系统发生单相接地故障。因此在存在单相负载的电网中，应当结合式(8)、式(12)，综合判断单相接地故障的发生并正确选相。
3 仿真验证
利用Matlab/Simulink软件模拟10 kV配电网不接地系统。采用10 kV理想电压源，以集中电容和集中电导替代线路分布参数，且选用三相并联RLC模型，系统频率设置为50 Hz。共设置4组出线，每组出线对地电导设置为13 M，对地电容分别为0.3μF、0.4μF、0.5μF、0.3μF。为模拟系统参数不对称，在A相上并联一个26 M电导和0.1μF的电容值；在B相上并联一个26 M电导和0.05μF的电容值。系统正常运行时对地总电容为4.65μF，系统对地电导为1.0μs。中性点接入阻值为1000Ω的电阻。通过开关K2控制电阻在0.1 s投入，0.2 s退出，0.6 s再投入，0.8 s退出；设置单相接地故障发生时间为0.2～0.8 s，分别模拟系统经10 000Ω、50Ω过渡电阻接地情况。
图4为基于Matlab/Simulink仿真软件的中性点不接地系统模型电路图。图5为A相经4000Ω接地故障电阻时三相电压仿真波形图，由图5可知故障相A相电压反而比非故障相B相电压高，非故障相C相电压最高。仿真所得数据如表1至表3所示，其中表2分别对应表3中的故障顺序，各表中电压均为幅值。
分析表1数据可知，在中性点短暂投入1000Ω的电阻可测量系统对地参数，仿真中电容误差为0，电导误差为1.4%，具有非常高的精度。由表3可知，仿真结果λ的值就是故障发生相电源的幅值与相位。通过仿真证明了本文提出方法对地参数测量的精确性及故障选相的正确性。
由仿真可以看出，经50Ω过渡电阻接地时，在中性点投入电阻前后中性点电压相位变化非常小，在实际应用中可能会造成测量误差。而且在接地故障电阻较小时，投入电阻将会引起故障点电流进一步增大，可能会引起燃弧。因此在实际应用中，当过渡电阻小于一定值时，直接选最低相，当过渡电阻大于临界值时再采用本文提出的方法。
4 应用问题分析与解决措施
应用本文提出的方法进行故障选相，关键在于对地参数的准确测量，由第1、2章节中的推导过程可知，对地参数以及λ的计算过程中不存在省略项，因此理论测量精度非常高。但是考虑到系统正常运行时中性点位移电压较小，在实际运用时可能存在以下几种情况造成较大测量误差以至于选相结果不正确。
(1)系统正常运行时中性点电压远小于故障时电压，此时采用大变比电压互感器时，测得系统正常时中性点电压可能存在较大误差，从而使计算结果不准确。
(2)正常运行时中性点电压较小，中性点投入大电阻时，由于电压的改变不明显，可能因此造成测量误差。
(3)由于对地电导远小于在中性点投入电阻的电导，因此所投切电阻的温漂、钝化等因素造成电阻自身的测量误差，将对电导测量结果产生较大影响。
考虑以上几点，可采用以下方法减小测量误差。1)当大变比电压互感器测得中性点电压较小时，此时可投入小变比电压互感器测量精确电压值，减小测量误差。2)中性点投入的大电阻采用小电阻串联的形式，中间接分接开关，根据中性点电压的大小选择投入适当阻值的电阻，使之满足测量要求。3)中性点投切的电阻支路，设计阻值自矫正电路，使得每次测量前更新电阻自身阻值。
5 结论
本文提出通过跟踪测量对地参数的变化，并根据前后两次测量的参数以及不投入电阻时中性点电压的幅值与相位，通过一定的计算出单相接地故障相。采用本文提出的方法准确选出故障相，指导消弧柜等其他装置正确动作，防止误操作造成故障扩大，提高装置可靠性。由于需要测量中性点电压，因此该方法适用于具有一定不平衡度的不接地系统。
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不完全接地故障 篇7
配电系统故障频繁,尤其是单相接地故障发生概率最大[1],因此研究配电系统单相接地故障定位问题很有必要。
目前,配电系统离线定位已经取得重大进展,其中“直流定位法”能够克服配电系统故障定位存在的难题,具有良好的故障路径辨识性能,但是离线定位需要先停止故障线路的供电再进行定位操作,降低了供电可靠性,与电网发展方向相悖。国外配电自动化系统的一个重要内容就是故障区域的自动指示,即在配电系统中装设电流互感器,故障时根据各互感器的输出信息判断故障区域,但该系统只能将故障锁定在一定区域,具体故障点也需要人工巡线查找,且该系统投资大,国内较少采用。
本文通过分析中性点不接地系统零序电流、电压,利用零序功率角度判断故障路径,解决了零序电压、电流相角同步检测以及数据通信问题,从而实现了故障定位。
1 基于零序功角检测在线故障定位的可行性分析
1.1 零序功角分析
首先定义从变电站指向线路末端的方向为电流参考正方向,如图1中的方向。三相电源电动势分别为,中性点电压为,故障接地电阻为R。在故障点前后分别任取一点观测其三相电流相量。
设线路单相对地电容C=C10+C11+C20+C21,C1=C11+C20+C21。因为
而由基尔霍夫电流定律有:
结合式(1)、式(2)得:
故障点前观测点的三相电流为:
零序电流为:
将式(4)带入式(5)得:
同理可得故障点后观测点的零序电流为:
由式(6)和式(7)知,故障点前零序电流滞后零序电压90°而故障点后超前90°,两者相角相差180°;零序电流大小取决于零序电压以及检测点距离线路首端或者末端的距离(距离决定电容大小)。由此可知,利用零序功角对单线进行故障定位是可行的。下面对采用该方法辨识故障分支与非故障分支的可行性进行分析。
定义故障路径为从变电站故障线路出口到故障点的最短路径,如图2中o—a—b—故障点。
采用与单线配电系统相同的分析方法,并且取与之相同的电流正方向,对故障线路第一个分支点a下游两分支的零序功率方向进行分析。设B相接地电阻为R,a点左侧系统单相电容为C1,观测点1右侧系统单相电容为C2,观测点2右侧系统单相电容C3。系统零序电压为:
观测点1三相电流为:
零序电流为:
同理得观测点2零序电流为:
对比式(8)、式(9)可知,故障分支零序电流滞后零序电压90°,非故障分支超前90°,并且由于正常线路的存在,电容电流较大(C1远大于(C2和C3),因此理论上故障路径上的零序电流远大于非故障路径的。
1.2 负荷对零序功角的影响
图3是带负荷配电系统,其中C代表各相对地电容,Z为负荷集中等效参数,R为故障接地电阻,负荷中性点电压为。
对负荷中性点应用基尔霍夫电流定律有:
整理式(10)可得:
对变压器中性点应用基尔霍夫电流定律有:
整理式(11)得:
对比式(3)和式(12)知,无论有无负荷都不影响零序电压大小。又因为有负荷和无负荷情况下的零序网络完全相同,所以负荷不影响零序电流相角。
以上分析表明,对于中性点不接地配电系统,通过检测零序功角可以辨识故障路径。
2 零序功率方向检测
虽然已经证明基于零序功角检测进行故障定位的可行性,但是如何实时得到检测点的零序功角却是个难题,因为在检测点只能够检测零序电流,而无法通过在检测点安装零序电压互感器来检测零序电压(零序电压只能够在变电站内部进行检测)。零序电流、零序电压异地检测存在两个问题:一是同步检测问题,只有同步检测的数据才能进行相角比较;二是通信问题,需要将一端检测到的数据传送到另一端进行相角比较从而得知零序功角。
2.1 基于GPS的同步相角检测
对于同步相角检测问题,本文采用基于GPS秒脉冲的同步方法。目前,GPS卫星接收模块的授时精度已经到达微秒级,相对于电力系统50Hz的频率,角度误差大约是0.018°,完全满足定位要求。
如图4所示,两个采样点分别装设同样的GPS接收模块,给异地采样单片机提供同步信号。当GPS秒脉冲到来时,记录下此时的UTC时间(即通用协调时,同一时刻全球各地的UTC时间相同)并启动两地单片机采样,采样完成后分别求出相对于UTC时刻的绝对角度,即零序电压绝对角和零序电流绝对角。
2.2 数据通信
由于配电系统结构复杂,零序电压和零序电流检测点相差可能几千米甚至几十千米,因此将一端的检测数据传送到另一端从而求取零序功角就显得比较困难。
基于有线网络和自组无线网络的方法需要增加设备,成本高,为此本文采用基于GPRS的无线数据通信平台进行数据传输。首先将测得的绝对相角打上UTC时标,而该时标就是其采样时刻,其数据格式为:起始字符angle_u0(i0)UTC结束字符。
然后将该数据送到GPRS发送模块,通过GPRS网络传送到另一端GPRS接收模块并解码,最后与本地同一UTC时刻的绝对角度进行比较即可得到该时刻零序功角。
3 配电系统模型实验
现场进行在线定位研究非常困难,为此搭建了配电系统模型,如图5所示。模拟线路不带负荷,线路按π型参数等值,单相接地电阻为3kΩl,变压器中性点采集零序电压,线路分支点装有3个零序电流互感器输出零序电流信号。
因为只有电压信号才能被采样,所以零序电流互感器出口接电流电压转换器。图6为采样波形图(为了能够将零序电压和零序电流波形进行直观的比较,已将零序电压采样数据除以2 000)。
由图6可知,#5、#6互感器都在故障路径上,波形图上其零序电流滞后零序电压约90°;#7互感器在非故障路径上,其零序电流超前零序电压约90°;另外#5、#6互感器采集的零序电流大小基本相等,且大于#7互感器。由此可知实验结果与理论分析一致。
4 结束语
理论分析和模拟实验证明:对于中性点不接地配电系统,利用零序功角的差异可以有效实现故障路径辨识,而解决了异地同步采样和数据传输问题后可以很容易得到零序功角。
虽然理论推导以及配电系统物理模型实验都证实该方法的可行性和有效性,但还需要通过现场实验进行改进。另外,在线路上装设零序电流互感器以及采样单元将增加现场的维护工作量,因此还应解决如何在不改变配电系统现状的条件下实现在线定位的问题。
基于零序功角检测进行在线定位的方法仅适用于中性点不接地配电系统,而目前国内配电系统中性点多接有消弧线圈,消弧线圈会补偿线路的容性电流,使得该方法失效。对于含有消弧线圈的配电系统如何有效进行在线定位将是以后研究的方向。
参考文献
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