间歇性接地（共3篇）
间歇性接地 篇1
0 引言
中国中压供电系统 (6 k V或10 k V电压等级) 多采用中性点不接地或中性点经消弧线圈等非有效接地运行方式, 并且中压系统中均装有电压绝缘监察装置, 当系统发生间歇性单相接地故障时, 绝缘监察装置的电压表指示故障相在相电压至零之间偏摆波动, 另两相电压在相电压至线电压之间偏摆波动, 而系统的线电压大小和相位不变, 同时系统的绝缘等级是按线电压设计的, 因此可以不用立即切除故障, 允许系统继续运行但不能超过2 h[1]。在中性点不接系统中, 如果发生间歇性单相接地故障, 接地点会伴随有电弧出现。在现实应用中, 发生间歇性单相接地故障的原因主要有以下几种[2]:绝缘子发生污闪;由雷击或因大风天气造成树木瞬间接触导线;配电变压器内部发生一、二次绕组对外壳瞬时闪络;杆塔上有鸟窝接近导线表面等。本篇将运用MATLAB中Simulink仿真平台对中性点不接地系统间歇性接地故障进行仿真, 分析在间歇性单相接地故障状态下零序电压与零序电流等零序分量参数及特征。
1 仿真模型建立和实现
利用Simulink平台建立一个10 k V中性点不接地系统仿真模型, 如图1所示。
1.1 模型中主要系统元件参数设置
1.1.1 电源
选用“Three-phase source”模型, 输出电压为10.k V, 频率50 Hz, 内部接线方式为Y形联结, 其它参数为默认值。
1.1.2 输电线路
选用“Three-Phase Pl Section Line”模型。频率为50 Hz;Line1输电线路长度100 km, Line2输电线路长度150 km, Line3输电线路长度2 km, Line4输电线路长度160 km;其它参数为默认值。
1.1.3 负荷
选用“Three-Phase Series RLC Load”模型。负荷构造采用Y型 (浮地) ;额定电流电压10 k V;频率为50Hz;Load1有功负荷分别为0.8 MW, Load2有功负荷分别为0.4 MW, Load3有功负荷分别为0.6 MW;其它参数为默认值。
1.1.4 故障模块
选用“Three-Phase Fault”模型。设置A相短路故障, 开始时间0.06 s, 持续时间0.14 s (间歇时段) , 其它参数为默认值。
1.2 模型中测量及分析模块
测量及分析模块如“Three-Phase V-I Measurement”“Multimeter”“Form”“Add”“Discrete3-phase sequence analyzer”等不再介绍, 可参考有关书籍。
2 仿真结果及分析
仿真平台参数设置:在进行仿真前, 选择离散算法, 仿真开始时间为0 s, 结束时间取0.3 s;求解程序类型为可变步长, 求解器选择ode23tb (stiff/TR-BDF2) ;利用Powergui模块设置采样时间为1×10-5s, 其它参数全设自动 (auto) 。设置好上述参数, 运行如图1所示的仿真模型。
2.1 发生故障时各条线路上零序电压比较
如图2所示, 仿真得到的故障线路Line3与非故障线路Line1、Line2的零序电压幅值相等, 相位 (初相) 相同, 各线路零序电压的幅值为U0=8.5 k V, 有限值为 (约等于系统额定相电压) ;相位 (初相) 为+180°。
2.2 发生故障时各线路的零序电流比较
如图3所示, 仿真得到的非故障线路Line1和Line2的零序电流的幅值为I01=2.1 A, I02=3.2 A;故障线路Line3的零序电流I03=5.3 A。存在I03=I01+I02的关系式, 即故障线路Line3的零序电流值为非故障线路Line1与Line2的零序电流值之和。仿真得到的非故障线路Line1和Line2的零序电流的相位均为-90°, 而故障线路Line3的零序电流的相位为+90°。Line3的零序电流与非故障线路Line1、Line2的零序电流相位相差180°。
2.3 发生故障时各线路的零序电流与零序电压相位比较
由图2与图3中每条线路的零序电流和零序电压相互对照可知, 非故障线路Line1和Line2的零序电流超前其自身零序电压90°, 表征零序电流是由母线流向线路;故障线路Line3的零序电流滞后其自身零序电压90°。表征零序电流是由线路流向母线[3]。
2.4 故障线路零序电流理论值与仿真值比较
2.4.1 理论值计算
非故障线路Line1线路始端的零序电流有效值为:
式 (1) 中, Uφ为系统相电压, k V;C0为线路零序电容, 默认值7.751e-9F/km;ω为角频率, r/s;L1为线路长度, km。
同理可得到非故障Line2线路始端的零序电流有效值为3I02=6.64 A;故障线路Line3线路始端的零序电流有效值为3I03=3I01+3I02=11.07 A。
2.4.2 仿真值计算
由图3中可得发生故障时故障线路Line3零序电流的幅值为I0=5.3A, 则3I觶0的有效值为。与理论值相比, 仿真结果稍大, 误差为1.54%, 本次仿真有效。
3 结语
通过MATLAB中Simulink仿真平台建立中性点不接地系统仿真模型, 得出发生间歇性单相接地故障时的零序电压与零序电流的参数及特征[4]:a) 全系统都会感应到零序电压, 且各线路的零序电压有效值相等 (约等于系统额定相电压) , 而且相位 (初相) 相同;b) 故障线路的零序电流等于其它非故障线路零序电流之和。故障线路的零序电流和其它非故障线路的零序电流相位相反 (相差180°) ;c) 非故障线路的零序电流方向是由母线流向线路的, 其相位超前自身零序电压90°;故障线路的零序电流的方向是由线路流向母线, 其相位滞后自身零序电压90°。以上所得出的中性点不接地系统间歇性单相接地故障时零序电压与零序电流参数及特征对中性点不接地系统的安全运行及小电流接地选线等方面都有重要意义。
参考文献
[1]张志涌.精通MATLAB6.5[M].北京:北京航空航天大学出版社, 2006.
[2]于群, 曹娜.电力系统微机继电保护[M].北京:中国电力出版社, 2008.
[3]王忠礼, 段慧达, 高玉峰.MATLAB应用技术—在电气工程与自动化专业中的应用[M].北京:清华大学出版社, 2008.
[4]吴天明, 谢小竹, 彭彬.MATLAB电力系统设计与分析[M].北京:国防工业出版社, 2004.
间歇性接地 篇2
某110 k V变电站后台多次发10 k VⅠ段母线接地信号;19 s后,某10 k V线路开关过流速断保护动作,开关跳开后重合闸不成功;3 min后,10 k VⅠ段母线又发接地告警信号;3 s后,#1主变过流保护动作,跳开低压侧开关,10 k VⅠ段母线失电。经检查,10 k V高压室电压互感器柜内的三只电压互感器烧毁。
2 10 k V柜式母线间歇性接地故障分析
2.1 10 k V柜式母线接地事故经过及保护动作分析
事故是由于某10 k V线路发生单相接地故障,其中发生故障的某相电压接近0,而非故障相相电压升为线电压。在发生电弧放电的情况下,线路的相电压最大可达3.5倍正常的相电压。接地处电弧不断重燃,接地过电压导致该线路上配电变压器内部绝缘薄弱处发生击穿引起三相短路,造成该开关过流速断保护动作。由于故障为永久接地故障,因此保护重合闸失败。而该线路发生三相短路故障过程中,引起10 k V系统发生接地过电压,该电压幅值过大,导致10 k V高压室电压互感器柜内绝缘受损。当系统继续运行2 min后,电压互感器柜内发生绝缘击穿导致间歇性接地故障,产生的弧光造成三只电压互感器烧毁而引发三相短路。由于10 k V母线侧一般没有配置母差保护,因此在发生母线故障后,一般采用主变后备保护延时动作隔离故障,所以最终#1主变过流保护动作,跳开低压侧开关。
2.2 母线故障原因及其危害
在发生接地故障并产生电弧时,电弧多次发生并熄灭引起的过电压会改变电网运行状态,非故障相电压为时高时低。电弧放电过程中,非故障相对地电容和线路电感之间充电与放电这个过程反复发生,产生弧光接地过电压。变电站内大量使用10 k V柜式母线,在长时间运行之后,柜内复合绝缘子、电缆头、绝缘挡板等元器件老化,绝缘性能大大降低,容易出现绝缘薄弱点。当10 k V系统发生间歇性接地过电压时,母线绝缘被击穿发生故障的风险很大。一旦发生母线短路故障,由于10 k V系统一般不配置专门的母线保护,而是依靠主变后备保护动作来切除故障,而主变后备保护的动作时间较长,因此巨大的短路电流将在系统内持续较长时间。如此大的短路电流将产生较大的热量及电应力,过高的温度可能使得部分绝缘材料的绝缘性能大大降低,绝缘使用寿命缩短,甚至遭受永久性破坏。巨大的电应力也可能使电力设备变形,导致某些部位的绝缘距离变小,甚至低于安全距离。因此,母线故障埋下的安全隐患有可能造成更大的事故,将对电力系统稳定性造成较大的冲击。
3 间歇性电弧接地过电压的形成及分析
间歇性电弧指的是接地处电弧断断续续存在的过程,每一次放电都会有大量电荷移动并形成很高的过电压。这种电弧接地过电压持续时间较长,破坏范围很大,对绝缘薄弱处威胁极大。对于中性点不接地系统,其等值电路如图1所示。
当故障线路长度比较短时,具有较小的对地电容,因此接地电流不大,一般出现故障时电弧能在较短时间内自动熄灭。但是如果线路的长度比较长,线路对地电容变大,故障电流也大,发生弧光接地故障时电弧就难以熄灭,处于熄灭与重燃相互交替的状态。这种间歇性接地现象会导致电网极不稳定,在线路中产生过电压。假设A相发生弧光接地,此时B、C对地电压不会突然发生变化,在震荡过程中电压逐渐变大,之后迅速衰减。当短路电流通过零点时电弧熄灭。然而在断弧的瞬间,B、C相对地电容上聚集了大量电荷,对地仍然具有较高的电压。这些电荷将重新在三相电容之间流动,形成电流,则断弧后导线对地电压等于各相电源电动势与直流电压分量之和。A相加上直流分量后对地电压可达2倍电源相电压,可能造成电弧重新燃起,形成高频震荡过电压,其断续发生且幅值较高。从许多现场实践来看,弧光接地的过程非常复杂,与许多方面都密切相关,可能会发生更严重的过电压。
4 防止间歇性接地过电压的措施
4.1 中性点经消弧线圈接地
消弧线圈是配网中大量应用的一个重要元件。通过将消弧线圈接在变压器的中性点上,经过消弧线圈的感性电流与故障处的电容性电流相抵消,能大大限制接地电流的幅值大小。当短路电流过零后电弧熄灭,消弧线圈抑制了故障相电压,使电弧很难重燃,这就大大减少了电弧重燃的次数。因此,接入消弧线圈后,幅值过高的弧光接地过电压出现的可能性大大降低。配电网短路电流较小,但是当线路发生断线故障时,在满足条件的情况下,可能导致串联谐振,需引起注意。消弧线圈补偿方式一般为过补偿,以减小中性点位移的过电压。
4.2 中性点经电阻器接地
中性点经电阻接地方式是在变压器中性点与地之间接入一个电阻,根据阻值大小可分为两种方式:低电阻接地方式一般将短路电流限制在500 A左右,而中电阻接地方式一般将短路电流限制在100~200 A范围内。采用经电阻接地方式,发生接地故障时该线路的断路器将立即跳闸。中性点经电阻接地切除故障线路动作快,但是采用这种方式容易导致跳闸停电次数过多,断路器的维护工作量较大,通过故障选线装置的应用能够弥补它的不足之处。
4.3 加强10 k V母线设备绝缘性能
母线设备的预防性试验应引起足够重视,根据规范测得各项绝缘试验数据,发现存在异常后要对数据进行分析得到可靠结论,及时发现安全隐患并彻底排除。应确保环网开关柜的质量,要求10 k V母线与其他金属部件的安全距离足够,符合相关标准。在10 k V母线带电前,还需测量并验证其电气安全距离是否足够,防止由于设计或安装问题导致绝缘安全距离不够引发绝缘故障。对最容易出现绝缘问题的部位重点检查,必要时可加装绝缘套管,提升接口处的绝缘性能。
5 结语
本文分析的是一起10 k V母线绝缘遭到破坏后,在运行过程中对地放电形成间歇式电弧,最终烧毁电压互感器造成母线三相短路的故障。从该事故可以看出,间歇性接地故障对电网安全运行具有极大的威胁。随着中低压电网愈加复杂,其短路电流水平也不断增加,接地点产生的电弧熄灭与重燃会引起间歇性弧光接地过电压,其持续时间较长,破坏范围很大,对绝缘薄弱处而言是极大的安全隐患。应采取有效措施限制间歇性接地过电压,从而提高供电可靠性。
参考文献
[1]陈维贤,陈禾.配电网中电压互感器消谐、单相消弧和单相永久性故障切线问题的解决方案[J].高电压技术,2012,38(4):776-781.
[2]唐军,段明才,周宇,等.东堂变35 kV母线短路故障原因分析[J].湖南电力,2016,36(4):55-58.
[3]黄遵响.10 kV母线接地故障的分析处理[J].价值工程,2015(12):136-139.
间歇性接地 篇3
2008.8.15 01:04,#62机事故跳闸,ETS首出原因为“发电机跳闸"。运行人员检查发现发变组保护”高厂变分支零序过流”动作,62机6kV2A段失电,#62机跳闸,#62炉MFT动作,6kV0B段电源由664开关切换至分段开关665开关供电。同时还发现接于公用段0B段的施工电源Ⅱ路6099开关跳闸,该开关保护装置上显示“2008-08-15 01:04:57高侧零序保护”,因6kV微机综合保护装置无GPS对时功能,此时间与发变组保护动作时间可能存在误差。系统图如下:
二、事故检查及分析
1电气检修人员得到通知后立即前往6.9m保护室查看发变组保护屏A、B、C柜,发现发变组保护装置柜上动作信号为“2008-08-15 01.04:56 304高厂变A分支零序过流t1”“2008-08-15 01:04:56 627高厂变A分支零序过流t2”;发电机出口202开关的操作箱上“出口跳闸I”及“出口跳闸I”,灯亮;6kV2A快切装置“闭锁”,6kV2B段快切装置“动作”灯亮;故障录波器启动。再到6 kV配电室检查发现6kV2A、0A、0B段均报“PT接地及谐振”信号;根据保护动作原理可知,高厂变分支零序过流t1时限动作后,在跳开分支开关621的同时,应闭锁2A段的快切装置;高厂变分支零序零序过流t2时限动作后作用于全停,与现场发生的各种情况完全吻合。针对此种情况,为查找此次机组停运的原因,决定对相关的一、二次设备进行了一次全面的检查,具体检查项目及结果如下:
1)对6kV2A段母线、2A分支进线PT62116、6kV2A段母线PT、高厂变2A分支621开关至高厂变2A分支共箱母线(带CT)、662开关至664开关之间的共箱母线进行了耐压试验,所有试验数据均在合格范围内。
2)二次回路用500V摇表对高厂变A分支中性点两组CT及电缆进行测量:对地50 MΩ,相间60MΩ,绝缘情况良好。不存在绝缘不好击穿,造成误启动的可能性。
3)从高厂变A分支两组零序CT按保护定值加入电流,A、B柜高厂变A分支零序过流t1、t2保护正确动作,排除由于保护装置故障的误动可能性。
4)为真正确定高厂变是否存在故障,将高厂变高低压三侧的连接拆除后,对高厂变三侧进行绝缘及直流耐压试验(高压侧按25000V,低压侧按10000V电压标准),试验绝缘合格,高压侧泄漏电流为16μA,低压侧泄漏电流为3μA。属合格范围。对高厂变A分支中性点电缆进行耐压试验也合格。另外油务班对高厂变进行油取取样进行色谱分析合项指标正常。
5)根据以上静态试验对高厂变A分支以所属二次回路检查后基本确认其无异常,对启备变及2A分支603、621开关的定值临时整定后,采取由启备变通过603开关先对6kV2A段母线充电,当充电正常后,通过621开关对高厂变A分支进行两次冲击试验成功。现场对高厂变进行监视,其变压器运行声音及温度完全正常。彻底判定了高厂变A分支正常,具备送电条件。
2在以上检查中,同时发现接于公用段0B段的施工电源116099开关保护装置上显示“2008-08-15 01:04:57 (因6kV微机综合保护装置无GPS对时功能,此时间与发变组保护动作时间存在误差)高压侧零序保护”动作跳开此开关。立即对此保护装置的回路及定值进行检查确认,保护能正确动作并作用于开关跳闸,对6099开关的电缆进行绝缘检测仅有05Mf,立即组织人员对电缆进行检查,在巡线过程中发现从公用段6099开关敷设至#3箱变的一根3×185的电缆在与10kV的3×50电缆的并接处被盗且电缆A相上有明显被刀片划伤造成电弧放电痕迹,开关零序保护动作属正确动作。6099开关电缆接地为此次事故发生的直接原因。
3我们根据事发当日对设备检查及保护动作情况分析:
1)6099开关的零序保护动作值为15A,05S,高厂变A分支零序过流t1保护动作值为36A,0.8S,高厂变A分支零序过流t2保护动作值为36A,1.1S,从高厂变保护装置的事件记录上得之动作时的零序电流已达至79A,可见以上三套保护的启动值可能均已达到,但以上三套保护的动作时限是按保护整定原则进行阶梯配置的,而6099及621开关为真空开关,其开关跳闸时间一般为40mS左右,03S的时限级差是足够保证开关可靠跳闸。
2)若我们假定6099及621开关已跳闸,但从故障录波波形上可见,此段03S内的零序电流仍然存在,正是此电流造成高厂变A分支零序过流t2动作后最后作用于全停。为什么在所有电源开关都跳开后还会存在零序电流?为找到其存在的真正原因时,再次对录波波形及DCS上所记录的开关历史数据进行了仔细的分析后发现,故障录波装置未接入621开关电流及跳位信号,而DCS上的跳位信号为秒级仅能作为动作参考,故障录波装置上的录波文件的启动方式是开关量启动,开关量为高厂变低压侧A分支零序电流保护,从记录的故障前的500ms的波形和采样数据中发现,高厂变高压侧电流基本上未变化,维持故障前的600A左右,设想若我们设定621开关在0.8S动作,那么高厂变在A分支电流(故障前约1100A,折算到高压侧300A左右)应减小约一半。同时从波形上还发现,在记录的高厂变分支A零序电流保护动作后约102mS后,发电机202开关跳位返回信号动作,由以上分析,肯定了621开关跳闸应该是在高厂变A分支零序过流t2时限。
4另一方面我们对6099电缆被损坏的程度发现,其A相电缆在被刀片割破时并没伤到芯线,仅仅是电缆绝缘层遭到破坏,产生的弧光造成了间歇式接地短路,在这一暂态过程中,间歇式弧光放电产生的强电磁干扰作用下(电流电压波形中有较大的谐波分量)对保护装置采样值有一定影响,即可能故障发生时保护装置实际采样值较小,还未达到6099开关保护动作值或动作后尚未达到动作时限使其跳闸,但此时却引起接入到公用段6kV0B及6kV2A段的母线A相接地,从这两段母线上安装的6kV的消谐装置上记录的故障发生时的数据发现,其母线开口零序电压已达到40V,同时17Hz、25Hz及150Hz均出现电压,说明6kV系统发生接地故障同时又伴随有谐振出现,造成三相电压严重不平衡(如下图所示)
这样就造成高厂变A分支的三相电流不平衡,由于大量的不平衡电流使得其中性点的零序电流急剧加大,再迭加上6099处接地产生的接地电流,最终使得高厂变A分支的中性点零充电流达到79A超过保护定值动作。621开关跳闸后,公用段6kV0B通过分段开关665由公用段6kV0A段供电,此时由于6099开关还未跳开,在合闸瞬间公用段6kV0B、0A段均再次发生了接地,同时在电源切换时的冲击电流,此时6099开关的A相电缆的接地使其零序电流保护动作跳闸切除故障。
三、存在问题及采取措施
1、目前存在的问题是621开关为什么在高厂变A分支零序过流t1时限未跳闸,却在A分支零序过流t2时限才跳闸,为进一步确认故障原因,和DGT801系列数字式发变组保护装置国电南自凌伊厂家人员技术人员取得联系,对现场故障录波器的录波数据进行深入分析后,进一步确认了当时的高厂变A分支零序电流由于电缆裸露对地间断性放电,放电的零序电流波形是不连续的,其最大值有3.95A,有效值也在0.1～1.5A之间变化,
高厂变A分去零序电流保护T1、T2的电流起动定值是057A,延时0.8S,1.1S。该保护装置动作必须是cpuA、cpuB同时动作才能出口跳闸,由于现场发生的故障是间断性的,即产生的零序电流是不连续的,而保护相应的计算值出现离散性,结果就发生了CPUA的T1、T2时间动作时,CPUB的T1时间刚动作,造成保护装置满足CPUA与CPUBt1时限和12时限同时动作的情况。一旦t2时限出口就跳开作用于全停造成了解列停机。
2、针对故障零序电流的间断、不连续性,我们认为保护厂家应该针对上述的现象改进保护装置,尽快升级以避免不必要的停机事故。
3、为避免今后6kV系统接地时会产生较大的不平衡电流,从保护时限上显而易见是不可能完全躲过的,因分支零流保护配置涉及到高厂变、启动变、脱硫变,为避免上述情况再次发生,我们建议能否考虑保护在满足动作灵敏度时,在保护整定的允许范围内,将零序保护定值适当调整,以从定值上最大限度躲过暂态时的最大不平衡电流来保证设备的安全稳定运行。
按6kV系统单相接地后的灵敏度整定K0.sen=3Ik0min/3I0opmaxln≥2 (启动变6kV侧中性点接地电阻:182Ω)3Ik0min kV厂用出线最小单相接地电流=6300/1.732/182=199A,取3I0opmax=199/2/60=100/60=1.70 A(二次)经过灵敏度的效验,目前我们已将高厂变、启动变、脱硫变分支零序电流定值更换为100A(—次)来满足运行要求,。
结语
综上所述,本次事故是由电缆对地间歇性放电引起的6kV不接地系统接地故障,由于高厂变保护装置设计存在缺陷,造成保护越级跳闸引起机组全停,目前只能暂时采取放大零序电流定值的办法处理类似故障,但希望能在保护原理上有所突破,在保证较高灵敏度的情况下有选择性跳闸。由于本人理论水平有限,不妥之处望予指正。
参考文献