两点接地故障

两点接地故障（共6篇）

两点接地故障 篇1

摘要：本文针对印尼中加里曼丹2×60MW燃煤电站#1机组在运行中出现的一起发电机转子两点接地保护动作而跳机的事故, 分析其故障产生原因, 结合具体处理方法提出几点参考建议。

关键词：燃煤电站,发电机,转子两点接地,故障分析

1 概述

印尼中加里曼丹工程为新建2×270t/h循环流化床锅炉, 2×66MW高温高压凝汽式汽轮发电机组, 采用山东济南发电设备厂提供的型号为50WX18Z-05LLT发电机, 于2016年1月1日凌晨正式并网投运, 完成相关试验后正常停机维护。

2月7日08点, 机组负荷为22.23MW, 运行中控室监控系统上“转子一点接地”第一次闪报, 立即对发电机保护装置 (南瑞继保RCS-985RS/SS) 进行检查, 发现转子两点接地保护测量值Rg在13.16Ω附件宽幅波动;对励磁系统 (湖北南银TDWLT-01S型静态励磁系统) 可见部分进行逐一检查, 无异常破损、松动及烧焦气味等现象出现。根据运行经验, 发电机发生一点接地故障后, 通常并不形成电流通路, 励磁电流仍保持正常, 对发电机并无直接伤害, 故没有采取立即停机检查的措施。2月8日14点20分, 发电机“转子两点接地”保护动作跳闸停机, 在此期间综保装置出现过多次转子一点接地闪报, 立即安排停炉检查。

2 事故分析与处理

发电机发生接地故障通常可分为三类:瞬时性接地故障、断续性接地故障以及永久性接地故障。根据上述转子一点接地保护信号频繁触发、转子对地阻值跳变的特点, 可初步排除永久性接地故障的可能。本工程所使用的保护装置为“乒乓”式原理, 输入端与发电机大轴和转子绕组的负极相连, 其动作反应的是发电机转子对大轴绝缘电阻的下降。汽侧与励侧各一套接地碳刷, 其中转子接地保护二次线经励侧接地碳刷连接大轴, 而大轴的本身接地是由汽侧的接地碳刷通过引线与发电机基座相连接形成接地点, 此碳刷是供转子接地保护和测量转子绕组正、负对地电压使用, 通过正、负对地电压值来计算对地电阻, 依此来检测整个回路对地绝缘情况。

2.1 励磁系统静态、动态检测

在回路电缆绝缘无破损、接线螺丝紧固的前提下, 对灭磁开关出线进行绝缘检查。首先将励磁电刷拆除, 同时拆启励、过压、灭磁回路线, 采用万用表分别测量正对地、负对地以及正负极间绝缘电阻, 测量结果均大于18.44MΩ (国家标准≥0.5 MΩ) 。依次接入上述功能回路并测试绝缘, 结果满足标准规定。同样, 以直流汇流母排为切入点, 分别对#1、#2励磁柜各部分进行正对地、负对地以及正负极间绝缘电阻进行测量, 未出现异常情况。

基于上述测试结果, 励磁变高压侧搭接临时电源, 由励磁回路对发电机转子施加直流电压, 进行对地电压测量。在升压期间, 测试转子负极对地直流电压约为93V, 正极对地直流电压为225V, 大轴对地电压约为6V, 当切换至交流档测试电压约为120V, 且极不稳定, 波动幅度大。据此分析, 可排除励磁系统接地故障的可能性。若该系统存在接地情况, 必然会出现一极电压为零, 另一极升至全电压的情况。

2.2 二次回路检测

在外电路检查正常的基础上, 分别对故障录波和保护装置回路极间绝缘电阻进行测试, 正负对地绝缘电阻最小值为150MΩ, 其中故障录波装置“电压、电流”通道和保护装置“一点接地”通道对地电阻均显示为无限大, 该回路正常。

2.3 发电机转子回路直流电阻检测

在隔离所有外部回路的情况下, 测试发电机转子绝缘数值为50MΩ, 并在停机盘车状态下, 采用直流电阻测试仪 (LTCA-10) , 对转子进行直流电阻测试, 测试结果为167.0mΩ, 与发电机出厂前 (179.3mΩ) 及投用前 (154.2mΩ) 相比较, 变化幅度小于2%, 未见异常, 符合规范要求。另外, 采用兆欧表2500V档, 测量转子线圈对地绝缘为26.41MΩ, 可判定转子不存在接地情况, 若存在, 则会放电击穿。

2.4 结果分析及事故处理

针对上述检测及分析结果, 在排除励磁系统、发电机转子接地的可能性的情况下, 初步判断为保护装置误动作。对汽侧碳刷接触电阻进行测试, 测试结果呈现不均匀跳变趋势, 这一点与继保装置一点接地多次闪报相一致。进而对汽侧与励侧碳刷接触处进行外观检查, 发现汽侧大轴表面锈蚀十分严重, 表面凸凹不平, 碳刷间存在明显间隙。针对这一现象, 采用颗粒度较小的水砂纸, 在盘车的状态下对其接触面进行均匀打磨, 保证碳刷与大轴有良好接触。经此处理后, 发电机再次并网运行期间未再出现发电机一点接地故障报警信号, 整个运行情况良好。

3 总结分析

发电机转子回路一点接地是发电机较常出现的故障形式, 系统仍可保持正常运行状态。但是如果转子一点接地故障不能及时排除, 使得转子绕组对地已经产生电压, 同时励磁回路对地电压有所升高, 当系统出现各种扰动时, 电压可能出现较大值, 极易造成另外一点接地, 进而形成两点接地。此时流过故障点的短路电流将大幅增加, 严重时会导致转子绕组及励磁回路过热而损坏, 同时, 转子两点接地也会破坏整个磁场的对称性, 造成整个机组强烈震动。因而, 根据本次跳机事故可总结经验:

(1) 由碳刷接触面不均匀引起的接地保护装置动作的实例较少, 同时由于该项目#1机组为新投运机组, 并且正常停机检修时间不长, 未考虑当地雨季持续降雨的气候特点, 起机前忽视了碳刷接触面的检查和清理工作。

(2) 普遍采用的非注入式接地保护原理依靠励磁绕组本身的电气量构成判断依据, 使得故障排查时容易局限在励磁回路上。并当出现碳刷接触电阻不稳定时, 保护装置会多次发出一点接地动作信号, 进而触发两点接地动作。

(3) 根据NR RCS-985RS/SS系列保护装置原理, 在发电机运行中, 还应注意轴承的绝缘情况, 定期对碳刷进行检查和维护, 经常清理轴承座周围绝缘处的赃物, 防止赃物形成导电回路, 使轴承失去绝缘。

参考文献

[1]李军.发电机转子一点接地保护误动的原因分析及处理[J].广西电业, 2005 (105) :96.

[2]林跃.300MW汽轮机转子两点接地故障的处理[J].贵州电力技术, 2016 (5) :36.

[3]杜宗轩.电气设备运行技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2003.

两点接地故障 篇2

TV二次电压回路的异常,如二次回路多点接地、中性线不接地或不可靠接地将可能导致保护装置的闭锁(失效)、误动或拒动,还会造成二次系统向一次系统反充电,严重危害电网的安全运行和检修人员的人身安全。因此,《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施》规定:电流、电压互感器二次回路中有且只能有一点接地。由于保护实际测量的各相电压是相对于接到保护中性线的,当接到保护中性线的电位不等于中性点电位时,直接会影响保护对各相电压的测量,从而影响保护的电压测量精度,引起保护的不正确动作[1,2,3,4,5,6,7]。

目前,虽然大多数220 kV及以上电压等级变电站已安装了交流电压两点接地在线监测装置,能够巡检变电站二次侧是否存在除主控室外的第二个接地点,但由于该装置在实际运行中并不是特别稳定,常常出现误报或不报两点接地信号的情况。因此,就需要继电保护人员定期对TV二次回路的接地点进行检查,及时排除因施工、扩建、绝缘损坏等原因造成的多点接地,保证变电站TV二次侧中性线(N600)—点可靠接地。

1 TV二次回路一点接地的必要性

电压互感器的任务主要有两点:一是把高电压按比例变换成低电压,以便提供测量和继电保护所需的信号,并使测量仪表和继电保护装置标准化;二是把电力系统处于高电位的部分与处于低电位的测量仪表和继电保护部分分开,以保证运行人员和设备的安全。

若TV二次回路没有接地点,接在TV上的高电压将通过互感器一、二次线圈间的分布电容和二次回路的对地电容形成分压,将高电压引入二次回路;若TV二次回路有一点接地,则二次回路对地电容为零,从而达到保证安全的目的[8,9]。

2 TV二次回路两点接地故障分析

图1为变电站TV二次两点接地示意图,TV二次中性点N600在开关场端子箱直接接地,保护室电压切换屏将站内各电压等级的N600连接在一起进行接地(TV中性点与地网连接的公共接地点),形成TV中性线两点接地。当m至n有电流流过时,这两点间将产生一个电压,计为Umn,于是,保护测量到的电压为:

其中,Uan、Ubn、Ucn分别为保护装置测得的a、b、c三相电压,3U0为保护装置自产。正常运行时,地线中没有电流流过,Umn与3U0为零。当系统发生接地故障时,两个接地点间将有电流流过(Umn的大小取决于流过的电流大小),产生一定的电压,保护测量到的相电压不再真实反映系统的一次情况,Umn将与保护测得的零序电流同相或反相。

当发生母线或线路单相出口接地故障时(以c相为例),故障c相电压应基本为零,而a、b相电压近似不变,故障电流超前原c相电压约100°～120°或滞后约60°～80°,故TV二次两点接地而产生的附加电压也将超前原c相电压约100°～120°或滞后约60°～80°。图2与图3分别为这两种情况的电压相量图,故障时c相电压,a、b相电压叠加了Umn后分别为U'a与U'b。

图2中,b相电压升高,a相电压降低,故障相电压幅值与相位变化较大;图3中,a相电压升高,b相电压降低,故障相电压幅值与相位亦变化较大。由此可以得出结论:母线或线路发生接地故障时,TV二次两点接地产生的附加电压将使健全相中一相电压明显升高另一相降低,故障相电压幅值、相位变化明显,这样的后果将导致保护不正确动作。

3 TV二次两点接地判断方法

3.1 录波图分析

图4为现场实录的TV两点接地在出口发生c相金属性接地故障时母线三相电压的波形。从上至下分别为a、b、c三相电压波形,由图4可看出,故障前三相电压对称,故障后非故障相b相电压明显增大,a相电压减小,而故障相c相电压理应接近为零,但却有较大值。这与图2的分析结果一致。

3.2 测量判断

理论上讲,若TV二次负载平衡(三相电压平衡),中性线(N600)电位为零。当中性线(N600)在控制室一点接地,自开关场引来的中性线(N600)经交流电压两点接地在线监测装置接地的二次线电流应为零。但是,实际运行中这种理想状态是不多见的,由于变电站的接地网并非绝对的等电位面,因而这两点之间实际存在着很小的电位差,这个电位差造成TV中性点的微小偏移,并在两个接地点构成的回路中产生电流,但对正常运行未造成影响,保护TV断线检测功能也不会发告警信息。

从近年来多次事故调查与分析的结果看,TV二次接地点越多,接地点空间距离越远,正常运行时接地点中的电流也越大,一般该接地线中常常存在着10 mA左右的电流(运行中使用钳形电流表测量的经验值)。如果中性线(N600)在控制室外还有接地点,那么,第二接地点电位将与主控制室接地点产生电位差,此电位差在地网电阻上产生的电流将远远大于10 mA。因此,在定期检查中,只需要用钳形电流表测量实际TV公共接地点二次线上流过的电流值的大小(远远大于10 mA),就可以判断出TV二次中性线(N600)是否存在多点接地的现象。

4 实例验证

某500 kV变电站,共有3个电压等级,分别为500 kV采用3/2接线、220 kV采用双母接线、35 kV采用单母接线,保护小室5个,分别为31、32、21、51、52小室,线路及母线电压互感器15套,TV二次中性点公共联络点在32小室,其他小室分别用一根控制电缆连接于32小室,且每组TV二次中性点N600均安装放电间隙1只,全站安装交流电压两点接地在线监测装置1台,所有TV—点接地点位置在该监测装置屏上显示。

事故现象:变电站交流电压两点接地在线监测装置发出TV二次接地信号。

分析判断:1)在交流电压两点接地在线监测装置上,现场手动测试TV二次接地情况,报TV二次接地信号;2)使用钳形电流表在主控室两点接地监测装置屏上测量公共接地点TV二次中性线(N600)有145 mA的电流,据此判断TV二次中性线确实存在两点以上接地点。

故障点排查思路是分段查找,逐个排查:

(1)如图5所示,根据全站N600连接示意图,在32保护小室使用钳形电流表检查连接31、32、21、51、52小室的N600回路中的电流。

(2)实际测量电流值31线为78 mA、21线为31mA、51线为36 mA、32保护小室至主控室N600总线存在120 mA的电流,初步判断31小室保护设备、35 kV I段TV二次N600回路存在两点接地。

(3)使用钳形电流表逐个检查35 kV I段TV端子箱中放电间隙是否被击穿。实测放电间隙中没有电流,则排除放电间隙被击穿造成接地。

(4)将35 kV I段TV端子箱至31号保护小室1号主变保护屏端子排上的N600二次线断开,公共接地点中性线电流降为12 mA,“TV两点接地信号”消失。

(5)检查此端子箱至TV二次回路的L600、N600电缆和接地情况,发现TV刀闸辅助接点盒处L601电缆芯外皮破损与铁盒相接,造成TV两点接地,如图6所示。

5 结论

变电站在扩建、改造以及运行环境发生改变时(如绝缘降低等),往往会造成TV二次回路多点接地,有些能及时发现并处理,有些则不易发现,需要检修人员定期对中性线进行测试。线路发生故障引起保护跳闸后,有必要对故障录波图的电压情况进行分析研究,及时排除多余的接地点,确保继电保护装置正确动作以及系统安全运行。

参考文献

[1]梁雨林,黄霞,陈长材.电压互感器二次回路异常的原因及对策[J].电力自动化设备,2001,21(11):73-74.

[2]韩潇,张道乾,杨素梅,等.PT二次电压回路薄弱环节及改进措施[J].电力系统保护与控制,2009,37(5):89-92.

[3]张颖.N600断线对保护装置动作行为的影响[J].陕西电力,2007,35(9):52-54.

[4]电安生[1994]191号.电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点[S].

[5]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护规定汇编[M].北京:中国电力出版社,1997.

[6]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问??答[M].北京:中国电力出版社,2000.

[7]孟恒信,成健,侯娥.电流及电压互感器一点接地方式思索与探讨[J].山西电力,2009,2:12-14.

[8]陈慈萱.电气工程基础(上册)[M].北京:中国电力出版社, 2003.

两点接地故障 篇3

最近,某500k V扩建工程在试运行时,发生了一起CT两点接地引起的保护误动作,其经过如下:

我局某500k V网络采用3/2接线,但其第3串原为不完全串,为了增加出线,此次扩建工程便是将其扩建为完全串,即在其中间增加联络开关。

试投产前,一次设备的状态:5031开关运行,5032、5033开关在热备用,其出线2线路保护在原不完全串时采用的电流为5031CT与5033CT的电流和,保护采用南瑞的RCS931D。现工程改造人员需要将5033CT电流撤出,将出线2保护采用的电流改为5031CT与5032CT的电流和。于是工程改造人员为了安全,在端子箱里将5033CT电流回路短接,撤出去往电流和回路电流线,将5032CT电流回路接入到电流和回路中。这时候,出线2 RCS931保护动作。经查看,保护显示报文零序反时限动作,动作时间为3608ms。

2 保护动作的原因分析

保护人员立即调用了保护事件报告,并查看了保护装置动作时的电量采样情况,初步排除了保护误动的可能。因为保护试运行前已经经过了资深继保人员都仔细调试,而且从保护动作的结果来看,一切都符合保护的逻辑。

首先,事件报告显示:零序反时限动作,动作时间3213ms。

其次,我们分析零序反时限的原理。

RCS-931D是在RCS-931A的基础上将原零序Ⅲ段定时限改为零序反时限过流保护。

在零序反时限保护动作逻辑如下:

为了满足以上逻辑,我们验证了以下两点:

(1)根据国际电工委员会标准(IEC255-4)的规定,本装置采用其标准反时限特性方程中的正常反时限特性方程(normal IDMT.):

其中:IP为电流基准值,对应“零序反时限过流”定值;

TP为时间常数,对应“零序反时限时间”定值;

当时,按定值单整定,IP=0.2A,TP=0.5s,套入公式,可得t(I0)=3.556s,与保护时间基本一致。

(2)接地零流方向保护通过3I0与3U0构成,动作灵敏角为245度(3U0超前3I0),保护动作灵敏角(按定值单整定)为75度(-3U0超前3I0),方向元件在相差75度灵敏角位置动作电流最小,随着电流相位的增大/减小,方向元件的动作电流逐步增加。试验电流愈大,正反相动作区域愈大,反之则越小。可知,电流3I0滞后极化电压(3U0)的相角等于零序电源阻抗角。当3I0COS(∮-75)≥IN>Dir时正方向测量元件动作:其中,∮为3I0与3U0之间的相角(如果3I0滞后3U0则为正):IN>Dir为设定的动作值。而装置动作判3U0的值很小,3U0=2V就可以满足判据的要求,所以从上述保护动作时装置所采集到数值显示完全能满足装置反时限零序过流保护动作条件,因此本次保护动作的原因是保护正常采集电气量后的正确动作。

3 电气量来源分析

既然保护是正确动作,那现在的问题的焦点就集中在电气量的来源了,考虑到当时保护动作时第三串的设备状态是,5032、5033开关在热备用,5031是在运行状态,可能出线2的线路PT受感应电压比较大,因此二次侧一直有电压存在,实际上保护动作发生后,继保人员看了装置中的电压采样情况,基本上和分析的一致,感应电压比较大,而且自采3U0值完全能达到动作值。

再分析串入电流的来源,当时的状态,一次不可能有那么大的电流通过,从故障录波上也看不出一次有电流通过,录波器也没启动过,那么这个电流肯定是二次产生的。从上面电流的数值和相位看,这个电流产生肯定和当时的操作有关,结合当时的保护电流回路分析当时的操作。

当时保护动作之前用5033开关CT已进行过一次带负荷试验,试验结束后,第七串的设备状态是,5033、5032开关在热备用,5071是在运行状态,运行人员进行出线2线路保护电流由5033CT电流改成5032开关CT电流。因为是热备用状态,运行人员考虑到人生安全,在进行CT切换操作的过程中,先将5033CT回路短接,然后在取下去保护的回路;先将5072CT回路接入保护,然后再取下CT短接回路。由于此次设计5032CT时,短接为了安全在端子箱接了地,之前5031CT是在端子箱电流和后才在保护装置接地,于是操作中引起了保护电流回路的两点接地,且两个接地点距离比较远,他们之间的电位差比较大,当把各相电流切进去的时候,这个电位差就会在各相通道上形成二次电流。为确定上面的分析结果,继保人员重新试验了各种接线,结果跟分析的完全一致,保护装置又一次动作了,因此可以得出结论本次反时限零序过流保护动作的原因是由于CT回路两点接地引起的误动作。

4 防止措施

可以把电流回路的接地点统一在端子箱接地,这样即便在CT切换过程中,发生CT保护接地和CT短接接地同时发生。也不会产生二次电流,因为他们的接地点都在同一个端子箱处,不可能有明显的电位差。如果不改变CT保护的接地点,就得避免在操作中造成保护电流回路的两点接地,考虑到人身安全,必须在冷备用状态下操作,因为在冷备用下操作,线路PT的感应电压就没有那么大。

5 结束语

通过这起500k V线路反时限零序过流保护动作的分析结果,大家可以发现保护电流回路一点接地是很重要的,因此在施工生产过程中要特别注意检查。另外,继保调试人员也要能在预先的操作步骤中发现危险点,这样才能更好的为生产服务。

摘要：本文介绍了在一起变电站500kV扩建施工投产过程中,发生了线路反时限零序过流保护动作行为。作者通过研究保护动作时设备的运行状态,仔细分析了反时限零序过流保护的动作条件,发现了回路存在的问题并提出了解决措施。

两点接地故障 篇4

1 供配电系统介绍

供配电系统布置见图1。其中, 163和164进线为分列式运行, 1号和2号主变处于分列运行, 即正常运行方式下101和501开关处于断开状态。10k V的Ⅰ段与Ⅱ段没有连接点, 10k V系统采用中性点不接地方式。

2 事故介绍及分析

因裸露的架空线极易被放炮产生的飞石砸中, 因此矿山架空线路容易发生接地故障。2013年9月6日13:31矿山上山线路北出线发生接地, 总降后台机报2号主变测控10k VⅡ段母线绝缘低, 水泥磨站小电流接地系统报A相接地。14:20后, 10k VⅡ段依次连锁跳停。

通过总降后台报警信息, 判断动作过程如下:总降10k VⅡ段首先报绝缘低, 当时10k VⅡ段三相电压报不平衡, 三相电流平衡基本正常 (中性点不接地系统中, 如果A相发生单相接地, 这时B、C两相电流不会变化, 只是对地电压升高到线电压) 。在收到接地信息后, 值班人员查找原因期间, 发生了另一点接地, 造成10k VⅡ段电流突增, 电压陡降, 发生过负荷5级联切保护动作, 设备连锁跳停。

事故发生时, 总降10k VⅡ段电压曲线记录信息见图2。

从图2中可看出, 矿山出线接地事故发生期间 (13:30~14:20) , 10k VⅡ段母线上三相电压 (A、B、C) 分别显示约为5.4k V、6.5k V和11.7k V, 且零序电压3U0约为10k V (曲线图略) , 因保护装置采用2个单相电压互感器的VV型接线方式, 计量值Ub为二相合成值 (星型接法则直接显示接地相) , 因此实际Ub=5.4+6.5=11.9k V, Ua=0V, 因此可断定是A相接地。

14:20由于水泥磨站辊压机电动机线包划伤后绝缘低被击穿, 造成10k V系统两点接地, 引起三相电压显示值分别突变为11.7k V、5.2k V和6.5k V, 此时实际上Uc=0V, Ub=11.7k V。即C相接地。

A、C两相构成两点接地, 10k V系统相当于相间短路, 总降主变低压侧发生电压突变, 电流突升引起10k V各出线电流过高, 矿山出线564分闸。同时所有10k V配电站电压降低, 电流增大, 因矿山站、水泥磨站、厂前区站当时设备未开, 负荷低, 高压进线柜未达速断值;而低压开关柜因电压低, 失压脱扣全部跳停;由于烧成站满负荷运行, 10k V电压降低后, 电流猛增达到速断值, 引起烧成561、562及所带高压电动机跳停。跳停瞬间, 10k VⅡ段负荷直降趋于零负荷, 由于发电机正常发电, 发电负荷远大于用电负荷, 造成逆功率保护动作, 使得2号并网线566分闸, 2号发电机由高负荷直降零负荷, 超速跳停。在检查当时跳闸情况时, 我们发现除去1号生料磨没发生速断, 所有未经变压器缓冲的设备全部速断跳停。

3 解决办法

总结以上信息:矿山上山线路发生单相接地为本事故导火索, 单相接地引起其他绝缘薄弱环节接地形成两点接地为主因。因此, 采取下列方法来防止两点接地故障的发生。

1) 当发生单相接地时要及时处理或采取故障分路切除措施, 防止引起两点接地。

2) 有条件时将经常发生接地分路的线路增加变压器隔离, 以缓冲电流, 以避免大面积故障发生。

3) 定期保养高压电动机。由于长时间存在震动情况, 内部线圈槽内压线竹签极易脱落划伤线包, 造成绝缘损伤, 埋下隐患。

4) 将变压器室内隔离开关处加装绝缘隔离挡板, 防止相间发生弧光短路。

4 总结分析

1) 三相电压、电流在单项接地故障时所用仪表因供货厂家不同所采用原理不同, 不一定直接显示某项接地信息, 需对实际情况进行分析, 最好将三相电压、电流均采集完整分析。

2) 许多绝缘老化现象不易被巡查到, 最好采用定期保养设备减少隐患。

两点接地故障 篇5

前段时间河南省南阳市水泥厂10 kV变电所, 在多次出现6 kV水磨1柜保护跳闸的同时, 10 kV进线电源柜蒲水2也出现误跳闸的情况, 造成全站失压、全厂停电的严重事故。

南阳市水泥厂为一条龙生产线, 如果全厂停一次电, 企业要损失上百万元, 虽经多次检查处理, 但问题并没得到有效解决。让检修人员费解的问题是, 2台高压开关柜相距较远, 控制保护回路也没有联系, 经检查也不是因振动而引起的进线柜误动作。在半年内, 全厂多次停电造成巨大的经济损失。

2 原因分析

该厂变电所为单电源供电, 分10 kV和6 kV两个电压等级, 有5台额定电压10 k V和6 kV额定容量为2 500 kV·A的变压器。10 kV电源由蒲山110 kV变电站蒲水1线供电。高压开关柜分南、北两排布置, 南边一排是含10 kV蒲水2进线在内的10 kV高压开关柜;北边一排为6 k V高压开关柜, 供厂内6 kV动力设备用电。

因该变电所内电气设备均为早期产品, 供6 kV水磨1高压电动机的高压电缆为油浸电缆。由于电缆和电动机老化, 维护又不到位, 高压电缆和高压电动机绝缘降低或其他故障经常发生, 多次使6 kV水磨1柜保护装置动作跳闸, 且每次跳闸都要误跳10 kV进线柜, 造成全厂停电事故。经查找, 直流两点接地是造成事故的主要原因。

图1为6 kV水磨1柜保护回路原理接线图, 图2为10 kV蒲水2柜保护回路原理接线图。

为判断是何原因造成进线柜误动跳闸, 笔者用1 000 V兆欧表分别对6 kV水磨1柜和10 kV蒲水2柜保护回路电气元件进行绝缘摇测。发现6 kV水磨1柜保护回路连接片1LP端子 (2) 对地电阻为零。再对10 kV蒲水2柜保护回路各电气元件对地绝缘摇测, 过流保护连接片2LP端子 (1) 对地电阻也为零。因6 kV水磨1柜设有速断、过流和接地保护, 任何一种保护动作, 均可使该柜断路器跳闸。假若是接地保护动作, 零序继电器KAZ触点闭合, 使保护正极电源+220 V经KAZ触点、接地信号继电器1KS、连接片1LP至出口中间继电器KC跳6 kV水磨1柜;这时正极电源又同时经过1LP端子 (2) 、开关柜金属面板、接地网、10 kV蒲水2柜金属面板、连接片2LP端子 (1) , 通过连接片接通10 kV蒲水2出口中间继电器KC电源而动作, 10 kV蒲水2进线柜断路器跳闸, 全站失压。

分析检查得知:两柜保护连接片接地的原因是安装工艺不规范, 连接片的接线端子通过金属面板的孔开得太小, 接线端子与面板孔之间的绝缘隔垫材料不是绝缘胶木, 而是用黄腊管代替, 连接片经过多次投切后移位, 将黄腊管磨破, 形成金属性接地, 造成一台保护装置动作时, 2台断路器同时跳闸。

3 防范措施

两点接地故障 篇6

为保证人身和二次设备的安全[1,2,3], 电压互感器 (TV) 二次回路必须接地, 而当TV二次回路出现两点甚至多点接地时, 将导致继电保护装置在系统发生故障时测量电压受到干扰, 可能引起保护的误动或拒动, 因此, 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》 (以下简称《反措要点》) 中明确提出“经控制室零相小母线联通的几组电压互感器二次回路, 只应在控制室将小母线一点接地, 各电压互感器二次中性点在开关场的接地点应断开”。虽然有了反措要求, 但由TV二次回路两点接地造成的保护不正确动作还是屡有发生, 原因很多, 但有一点不容忽视, 就是故障期间TV二次侧中性点放电间隙或氧化锌阀片短时导通造成故障期间TV二次回路短时两点接地。故障后该接地点又消失, 事后往往无法寻找第2个接地点。《反措要点》8.4条规定“已在控制室一点接地的电压互感器二次线圈, 如认为必要, 可以在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地, 其击穿电压峰值 (单位为V) 应大于30Imax, Imax为电网接地故障时通过变电所的可能最大接地电流有效值, 单位为kA” 。放电间隙或氧化锌阀片是为了保护TV的二次绕组, 其设计目标更多地针对雷电波、冲击过电压等, 对于工频电压, 反而不是考虑重点。因此, 在放电间隙或氧化锌阀片设计选型过程中, 若没有充分考虑工频分量电流造成的压降, 很可能在严重故障时放电间隙击穿或氧化锌阀片导通, 形成短时内TV二次回路的两点接地。这个问题是比较普遍的, 若能从零序方向元件上解决, 将对系统安全可靠运行很有好处。

两点接地可能造成接地距离保护、突变量距离保护和零序方向元件等不正确动作, 尤其以零序方向元件受影响最为严重, 其直接结果就是导致纵联零序保护不正确动作[1,2,3,4,5,6,7,8,9]。本文针对单相接地故障, 提出了不受两点接地影响的零序方向元件算法, 可以解决纵联零序保护因此造成拒动和误动的问题。

1TV二次回路两点接地的识别

1.1两点接地情况

双端输电系统如图1所示。

若变电站M母线TV二次侧存在两点接地, 发生故障后在二次回路将产生一个叠加电压, 如图2中的$\text{Δ}\dot{U},$这个电压将叠加到各相中去, 因此保护测量的各相电压为故障电压和叠加电压之和。假设正常情况下K点 (或者F点) 发生单相接地故障后保护安装处三相电压为$\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}},\dot{U}{}_{{\rm M}\text{B}},\dot{U}{}_{{\rm M}\text{C}}$, 在两点接地的情况下发生相同故障时三相电压分别为$\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}´,\dot{U}{}_{{\rm M}\text{B}}´,\dot{U}{}_{{\rm M}\text{C}}´$, 有如下关系:

$\{\begin{array}{l}\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}´=\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}+\text{Δ}\dot{U}\\ \dot{U}{}_{{\rm M}\text{B}}´=\dot{U}{}_{{\rm M}\text{B}}+\text{Δ}\dot{U}\\ \dot{U}{}_{{\rm M}\text{C}}´=\dot{U}{}_{{\rm M}\text{C}}+\text{Δ}\dot{U}\end{array}(1)$

$\text{Δ}\dot{U}$的幅值大小与二次回路流过的电流成正比, 其相位可能超前于故障相电压100°～120°, 也可能滞后于故障相电压60°～80°。前一种情况零序方向元件能正确动作;后一种情况零序方向元件则可能不正确动作[4]。以后的分析均针对第2种情况展开。图2所示的相量图简单示意了此种情况下各电气量之间的相位关系。其中$\dot{U}{}_{{\rm M}0}$和$\dot{U}{}_{{\rm M}0}´$分别为正常情况下故障的零序电压和保护实际测量的零序电压。若故障点在反方向, 如图1中F点, 则M侧保护测量的零序电流相位如图2中$\dot{{\rm I}}{}_{{\rm M}0}$, 落后$\dot{U}{}_{{\rm M}0}$约70°。只有当$|\text{Δ}\dot{U}|$很大, 导致$\dot{U}{}_{{\rm M}0}´$落于第一象限才有可能将反方向故障误判为正方向。A相测量电压也受$\text{Δ}\dot{U}$的影响进入第一象限, $\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}´$与$\dot{U}{}_{{\rm M}0}´$之间的相位差小于90°;若故障点在正方向, 如图1中K点, 则M侧保护测量的零序电流相位如图2中$\dot{{\rm I}}{}_{{\rm M}0}´$所示, 超前$\dot{U}{}_{{\rm M}0}$约110°, 若$|\text{Δ}\dot{U}|$较大, 零序方向同样将出现误判, 将正方向故障误判为反方向, 而出现此情况时$\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}´$与$\dot{U}{}_{{\rm M}0}´$之间的相位差同样也比较小。

下面分析正常情况下发生单相故障时故障相电压与零序电压之间的相位差, 若两者相位差大于90°, 则可以用故障时$\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}´$与$\dot{U}{}_{{\rm M}0}´$之间的相位差的大小来实时判别是否出现两点接地。

1.2正常情况

如图1所示K点发生单相接地故障 (以A相故障为例进行说明) , 根据故障分析可知, 故障后保护安装处的故障相 (A相) 测量电压为:

$\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}=\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}[0]}-\frac{2C{}_1{\rm Z}{}_{{\rm M}1}+C{}_0{\rm Z}{}_{{\rm M}0}}{3R{}_{\text{g}}+2{\rm Z}{}_{{\displaystyle \sum 1}}+{\rm Z}{}_{{\displaystyle \sum 0}}}\dot{U}{}_{{\rm K}\text{A}[0]}(2)$

零序测量电压为:

$\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}0}=-\frac{C{}_0{\rm Z}{}_{{\rm M}0}}{3R{}_{\text{g}}+2{\rm Z}{}_{{\displaystyle \sum 1}}+{\rm Z}{}_{{\displaystyle \sum 0}}}\dot{U}{}_{{\rm K}\text{A}[0]}(3)$

式中:$\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}$为M侧保护测量到的A相电压;$\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}[0]}$和$\dot{U}{}_{{\rm K}\text{A}[0]}$分别为故障前保护安装处和故障点的A相电压;ZM1和ZM0分别为M侧系统的正序和零序阻抗;C1和C0分别为正序和零序电流在M侧的分配系数;Rg为故障点的接地电阻;Z∑1和Z∑0分别为从故障点看系统的正序综合阻抗和零序综合阻抗。

因此,

$\frac{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}0}}{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}}=\frac{-C{}_0}{k\angle \delta \frac{3R{}_{\text{g}}+2{\rm Z}{}_{{\displaystyle \sum 1}}+{\rm Z}{}_{{\displaystyle \sum 0}}}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0}}-\frac{2C{}_1{\rm Z}{}_{{\rm M}1}+C{}_0{\rm Z}{}_{{\rm M}0}}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0}}}(4)$

式中:$\delta =\arg (\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}[0]}/\dot{U}{}_{{\rm K}\text{A}[0]})$;$k=|\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}[0]}/\dot{U}{}_{{\rm K}\text{A}[0]}|$。

1.2.1 经小过渡电阻接地故障

经小过渡电阻接地故障时可忽略式 (4) 中的Rg。假定全系统零序阻抗角相同, 正序阻抗角也相同, 则

$\begin{array}{l}\frac{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}0}}{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}}=\frac{-C{}_0}{k\angle \delta (\frac{2{\rm Z}{}_{{\displaystyle \sum 1}}}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0}}+\frac{{\rm Z}{}_{{\displaystyle \sum 0}}}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0}})-(2C{}_1\frac{{\rm Z}{}_{{\rm M}1}}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0}}+C{}_0)}=\\ \frac{-C{}_0}{k\angle \delta (k{}_1\angle \alpha +k{}_2)-(k{}_3\angle \alpha +C{}_0)}=\\ \frac{-C{}_0}{kk{}_1\angle (\alpha +\delta )+k{}_{2}k\angle \delta -k{}_3\angle \alpha -C{}_0}(5)\end{array}$

式中:α=arg (ZM1/ZM0) ;k1=2|Z∑1/ZM0|;k2=|Z∑0/ZM0|;k3=2C1|ZM1/ZM0|。

令θ=arg (kk1∠ (α+δ) +k2k∠δ-k3∠α-C0) , 有

$\arg \frac{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}0}}{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}}=180°-\theta (6)$

正常运行时两侧电源的相位差不会太大, 即使线路MN较长, δ也约在10°[10];系统的正序阻抗角和零序阻抗角一般认为相差很小, 即α很小。因此, 正常情况下应该满足|θ|<90°, 有

$90°＜\arg \frac{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}0}}{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}}＜270°(7)$

1.2.2 高阻故障

高阻故障时, 可认为Rg远大于线路阻抗和系统阻抗。因此,

$\frac{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}0}}{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}}\approx \frac{-C{}_0}{3k\angle \delta \frac{R{}_{\text{g}}}{{\rm Z}{}_{{\rm M}0}}}=-{\rm K}\angle (-\delta +{\rm Z}{}_{\text{k}\text{j}0})(8)$

式中:K=C0|ZM0|/ (3kRg) ;Zkj0为零序阻抗角。

因此,

$\begin{array}{l}\arg \frac{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}0}}{\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}}}=\arg [-{\rm K}\angle (-\delta +{\rm Z}{}_{\text{k}\text{j}0})]=\\ 180°-(\delta -{\rm Z}{}_{\text{k}\text{j}0})(9)\end{array}$

若δ>0, 即M端为送电侧, -90°<δ-Zkj0<0°, 则$180°＜\arg (\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}0}/\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}})＜270°$。

若δ<0, 即M端为受电侧。若零序阻抗角较大, δ-Zkj0<-90°, 则$270°＜\arg (\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}0}/\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}})＜360°$, 两者相位差小于90°;否则, -90°<δ-Zkj0<0°, 有$180°＜\arg (\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}0}/\dot{U}{}_{{\rm M}\text{A}})＜270°$, 其相位差大于90°。

1.3TV二次回路两点接地判据

假设故障相电压和零序电压之间的相位差为β, 根据前面的分析可以得出如下结论:

1) TV二次回路两点接地情况下发生单相故障, 在β<90°时零序方向元件会误动, 而β较大时零序方向不会误动。因此只需要关心β<90°这种情况。

2) 正常情况下发生单相接地故障, 送电侧保护测量的β将大于90°;对于受电侧, 一般情况下保护测量的β也将大于90°, 但在高阻接地故障时β可能小于90°。高阻接地情况下零序电压很低, 而两点接地时由于叠加分量的影响, 零序电压往往比较高, 以零序电压幅值的大小可以区分高阻故障和两点接地。

此处提出两点接地的实时判据如下:

$\left|\arg \frac{\dot{U}{}_0}{\dot{U}{}_{\phi }}\right|<90°(10)$

式中:$\dot{U}{}_0$和$\dot{U}{}_{\phi }$分别为保护装置测量的零序电压和故障相电压。

对于送电侧来说, 满足式 (10) 就可以判定TV二次回路存在两点接地。

对于受电侧来说, 满足式 (10) 后还需判别零序电压的幅值。若同时满足式 (11) 则判定TV二次回路存在两点接地, 否则认为是高阻接地故障。

$\left|\dot{U}{}_0\right|>U{}_{{\rm M}{\rm K}}(11)$

式中:UMK为电压门槛, 可设定在10 V。

2TV二次回路两点接地情况下的零序方向元件

如1.1节中的分析, TV二次回路两点接地的情况下发生单相接地故障时保护测量的零序电压$\dot{U}{}_{0^{\prime }}$是故障引起的零序电压$\dot{U}{}_0$和由两点接地引起的附加分量$3\text{Δ}\dot{U}$的叠加量, $\dot{U}{}_{0^{\prime }}$相对于$\dot{U}{}_0$其相位有了较大的偏移, 以致用$\dot{U}{}_{0^{\prime }}$判别零序方向可能误判。若能在两点接地情况下找到一个与$\dot{U}{}_0$同相位的相量, 以此代替$\dot{U}{}_{0^{\prime }}$计算零序方向则可正确判别故障方向。假设图1中K点 (或F点) 发生A相接地故障, 健全相相间电压为:

$\begin{array}{l}\dot{U}{}_{{\rm M}\text{B}\text{C}}´=\dot{U}{}_{{\rm M}\text{B}}´-\dot{U}{}_{{\rm M}\text{C}}´=(\dot{U}{}_{{\rm M}\text{B}}+\text{Δ}\dot{U})-\\ (\dot{U}{}_{{\rm M}\text{C}}+\text{Δ}\dot{U})=\dot{U}{}_{{\rm M}\text{B}}-\dot{U}{}_{{\rm M}\text{C}}(12)\end{array}$

由式 (12) 可知, 系统发生单相故障健全相相间电压不受TV二次回路两点接地影响。由故障分析可知, 正常情况下发生单相接地故障健全相相间电压超前零序电压90°, 因此存在两点接地的情况下$\dot{U}{}_{\text{B}\text{C}}´$也超前$\dot{U}{}_0$为90°, 可利用$\dot{U}{}_{\text{B}\text{C}}´\text{e}{}^{-\text{j}90°}$代替$\dot{U}{}_{0^{\prime }}$计算零序方向。在TV二次回路两点接地的情况下发生单相故障时, 零序正方向元件的动作方程如下:

$-190°＜\arg \frac{\dot{U}{}_{\phi \phi }\text{e}{}^{-\text{j}90°}}{\dot{{\rm I}}{}_0}＜-30°(13)$

式中:$\dot{U}{}_{\phi \phi }$为保护测量的健全相相间电压。

系统发生单相接地故障后, 继电保护装置首先利用1.3节中的方法判别是否存在TV二次回路两点接地情况。若存在, 则以式 (13) 判别零序方向, 否则采用常规的方法判别零序方向。

3现场事故数据的分析验证

某地区220 kV输电系统如图3所示, 甲站各条出线均配有高频零序保护。2009年7月9日7时7分, 丁站母线发生B相接地故障, 甲乙线、甲丙Ⅰ线和甲丙Ⅱ线高频零序保护均动作跳开B相, 后重合成功;甲丁线高频零序保护未动作虽行为正确, 但事后从录波看甲站的保护零序方向判反方向, 属误判。总的来说, 甲站母线上相连的4条线路纵联零序方向均误判。

此次是典型的TV二次回路两点接地造成纵联零序保护误动的事故。图4为甲站母线电压录波数据, 故障从60 ms开始。

故障期间故障相 (B相) 电压与零序电压之间的相位差如图5所示。故障后B相电压超前零序电压45°左右, 零序电压幅值达到17 V, 因此, 根据式 (10) 和式 (11) 能准确判别出甲站母线TV的二次回路存在两点接地。

令$\dot{U}{}_0^{\text{A}},\dot{U}{}_{\text{C}\text{A}}^{\text{A}}$分别为甲站母线的零序电压和健全相相间电压, $\dot{{\rm I}}{}_0^{\text{A}X}$为连接在甲站上的任意一条线路的甲站侧保护测量的零序电流。令

$\{\begin{array}{l}\alpha =\arg \frac{\dot{U}{}_0^{\text{A}}}{\dot{{\rm I}}{}_0^{\text{A}X}}\\ \beta =\arg \frac{\dot{U}{}_{\text{C}\text{A}}^{\text{A}}\text{e}{}^{-\text{j}90°}}{\dot{{\rm I}}{}_0^{\text{A}X}}\end{array}(14)$

图6 (a) 为甲乙线路流过甲站保护的故障电流波形。图6 (b) 为计算所得的α和β值。

从α和β的计算结果可以看出, 常规的零序方向元件确实是误判为正方向的, 而新的零序方向元件能正确判别故障方向。甲丙两回线类似。

对于甲丁线上甲站的保护而言是正方向故障, 该线甲站保护测量的故障电流波形和α, β的计算结果如图7所示。

从图7可以看出, 甲丁线上甲站侧测量的零序电压与零序电流之间的相位差在0°左右, 常规零序方向元件判反方向;而β在-110°左右, 在新的零序方向元件正方向灵敏角附近, 可以正确判别出故障点在正方向。

4结语

本文提出了一种识别TV二次回路两点接地的方法, 即使是故障期间由于TV二次侧中性点空气间隙或者氧化锌阀片击穿所造成的短时两点接地也能很好地识别。在此基础上提出了适用于该情况下的零序方向元件, 解决了传统的零序方向元件误判造成纵联零序保护拒动和误动的问题。现场录波数据验证了本文所提出的方法的有效性。

摘要：电压互感器二次回路出现两点接地情况 (简称“两点接地”) 下再发生单相故障, 若引起零序方向元件误判, 零序电压和故障相电压之间相位差较小, 而正常情况下故障零序电压与故障相电压之间的相位差一般较大, 文中据此提出了电压互感器二次回路两点接地的实时识别方法。根据两点接地再故障时附加电压分量对各相电压影响的特点, 提出用健全相相间电压替代零序电压的零序方向算法。将两点接地的实时识别和零序方向新算法结合形成一种不受两点接地影响的零序方向元件, 可有效防止纵联零序保护不正确动作。现场事故录波数据的分析验证了该方法的有效性。

关键词：电压互感器,二次回路,两点接地故障,零序方向元件

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