故障特征（共8篇）
故障特征 篇1
摘要：故障特征分析是继电保护研究的基础,文中旨在通过风电机组的受控特性并结合电力电子器件的特点,揭示风电电源对电网故障响应的电气量特征,为现阶段研究含风电系统的继电保护奠定基础。文中首先从风电机组的结构出发,分析了影响风电电源故障特征的因素;然后通过对风电机组受控特性分析,并结合单台风电机组低电压穿越测试数据,给出风电电源受控下的故障特征;最后通过风电场电磁暂态仿真模型下的故障数据和现场故障录波数据,验证了所给出的一般故障特征。研究结果表明,风电电源在控制作用下和在电力电子自身特点限制下,具有弱馈、谐波、频率偏移和电源阻抗不稳定等特征。
关键词：风电系统,故障特征,低电压穿越,测试数据,仿真,现场故障录波
0引言
为缓解能源危机与环境污染,包括风电在内的可再生绿色能源的大力发展成为必然选择。中国的风力发电发展迅速,风电装机容量已居世界首位[1]。 风电的送出方式分为分布式和集中式两种。风电分布式接入配电网时,因其容量小对电网的影响不大, 而大规模风电集中接入的问题则不能忽视。继电保护是电网安全运行的第一道防线,风电电源的特殊结构使其特性与常规电源有较大差异,常规保护在风电接入系统中存在适应性问题,研究风电接入系统的继电保护问题显得尤为重要[2]。
故障特征是研究继电保护的基础,诸多文献对风电系统的故障特征展开了研究。故障特征的获取途径可分为理论分析[3,4,5,6,7]、建模仿真分析[8,9,10,11]、实际录波分析[12,13]等3种,由于风电系统实际录波数据较少且难以获得,目前主要通过前两种方法对风电系统的故障特征进行研究。文献[3-7]给出了电网故障时双馈风电机组的短路电流表达式,但其结论是在基于大量假设和特定故障情况下给出的,与实际风电机组的故障特征并不完全相符。文献[8-11] 基于仿真建模给出了风电系统短路电流的故障特征,但模型的准确性和结果的可信度需要验证。文献[12-13]对某一种实际风电系统的录波数据进行了分析,从而得出一些特征结论,但由于数据量较少,虽然真实但缺乏普遍性。综上所述,目前对风电系统的故障特征缺乏统一认识,所给出的故障特征或是由对具有特定控制策略的特定风电机组进行大量故障仿真得出,或是根据某一特定现场故障录波数据得出,该故障特征并不具有普遍性。为研究适用于风电接入系统的保护原理,研究不同控制策略和不同类型风电机组的共性故障特征十分必要。
风电机组的故障特征与其自身控制密切相关, 而控制策略的多样性使其故障特征呈现出多种变化,这也增加了研究风电系统故障特征的难度。但由于风电机组的控制目标基本相同,同时在故障期间必须满足电网低电压穿越的要求,使得风电系统具有基本的控制规律。风电的大规模集中接入方式,使得并网点既有直驱风电场又有双馈风电场接入,其送出线路表现为两种风电场的共同特征。因此,对风电系统的研究应综合考虑两种风电机组的影响,总结出风电系统的一般故障特征。同时系统发生故障时,电气量的变化只是对故障的响应,其故障本质应该为网络拓扑参数的变化[14],因此,对故障特征的分析应更多地关注系统网络拓扑参数的变化。
本文从继电保护的角度出发,基于风电机组自身的控制特点和电网低电压穿越要求,利用单机低电压测试数据、风电并网系统建模仿真和风电接入系统的现场录波数据对风电系统的故障特征进行了系统分析,获得风电系统故障时的一般规律。为研究适应于风电系统的继电保护研究奠定了基础。
1风电机组故障特征分析
1.1风电机组故障特征的影响因素
系统发生故障时,其中的源和网络拓扑决定了该系统的故障特征。在大规模风电集中接入的系统中,源发生了很大变化。因此研究风电并网系统的故障特征,首先需要明确影响风电系统故障特征的风电电源的特点。
目前应用广泛且有发展潜力的风电机组主要为基于双馈感应发电机(DFIG)的齿轮驱动型机组和基于永磁同步发电机(PMSG)的直接驱动型机组两类,其结构见附录A图A1。与常规系统中的同步发电机相比,风电机组除具有产生电能的电机外,还有含控制的变流器。
电机的作用是产生电能,其暂态特性主要受转子励磁的影响;变流器的功能是实现能量的转换和传递以及交直交间的电气隔离。变流器电路的时间常数很小,其暂态特性主要取决于控制电路的控制策略;风电并网要求[15,16]是保证供电的可靠性和连续性,在故障期间要求风电机组具有低电压穿越能力且提供一定的无功补偿。并网要求在很大程度上决定了风电系统的故障特征。
风电并网要求下的受控变流器和与变流器相连的电机构成了风电电源,其各自的特点及相互影响结果共同决定了风电电源的稳态和暂态特性。并网要求决定了变流器的控制目标;电机和变流器为满足并网的暂态要求,在稳态控制的基础上附加了暂态控制,以保护变流器的器件安全。风电电源的受控性使其在故障期间不能像同步机那样等效成恒定的源和系统阻抗的串联,而是一个时变的非线性系统。
由于变流器中交直交的电气隔离作用,双馈式风电电源的故障特征取决于接入电网的变流器和由变流器控制转子励磁的电机,而直驱式风电电源的故障特征是由受控的变流器在故障过程中的特性决定的。总之,控制决定了风电的电源特征。
1.2风电机组故障特征
本文主要基于风电电源的一般控制规律而非具体某种控制策略,并结合双馈和直驱单台风电机组低电压穿越的故障录波数据,对风电机组的故障过程进行了分析,以获得风电电源在故障时的一般规律。下面分别对双馈和直驱风电机组的故障特征进行研究。
1.2.1双馈风电机组故障特征
双馈风电机组在故障期间的控制目标为:1防止转子过流和转子变流器直流过压;2按低电压穿越要求提供无功电流。 其中前者通过主动投切Crowbar电路实现,即当超过转子过流或直流过压限值时投入Crowbar电路,投入后当转子电流和直流电压降低至设定限值时,Crowbar保护切除。在故障期间,Crowbar保护电路可能进行多次投切,因此,双馈风电机组的故障特征按投切状态的改变具有明显的分段性。同时在Crowbar一次动作过程, 可采用脉动式和持续式对多余能量进行卸放。但无论采用何种方式,其目的都是为了卸放故障过程中变流器中的过剩能量,以防止变流器过流和直流侧过压。因此在控制目标相同的情况下,即使采用的手段有所差别,其故障特征仍将相同,最多在小时间尺度上存在细微差别。
图1所示为双馈风电机组在端口电压跌至35%时的出口电压电流波形。
如图1所示,风电机组出口电压跌至35%的瞬间,Crowbar保护电路投入,并于t1时刻切除。在故障初始时刻,电压波形有明显高次谐波,同时由于电机内磁链守恒,定子中产生衰减的直流分量和基频交流分量。由于变流器中Crowbar保护的投入, 转子电流迅速衰减,即励磁电流降低,双馈风机作为异步电机运行。转子绕组中由于磁势守恒将感应出衰减的直流电流,该电流在定转子间产生与转子相对静止的旋转磁场,在定子上感应出与转子电角速度对应频率的暂态电势,从而造成定子电流频率发生偏移。Crowbar在投入一两个周期后切除,变流器控制重新投入对发电机励磁进行控制,转子侧变流器发出对称的三相励磁电流,电机中的剩磁叠加励磁电流形成新的磁势。此时风电机组按照低电压穿越的要求提供一定的无功电流以支撑出口电压, 如图1所示,此时故障电流约为额定电流。
表1所示为双馈风电机组机端发生三相故障且Crowbar保护投入过程中,用矩阵束算法提取A相故障电流的频谱。表中的电流幅值为以正常电流为基准的标幺值。
如表1所示,故障发生瞬间,双馈风电机组提供的短路电流有较大的衰减直流分量,幅值为额定电流的1.34倍;Crowbar保护投入下的双馈风电机组提供的故障电流频率偏移至了56 Hz,其幅值仅为额定电流的2.14倍,且该分量电流衰减较快。
不同于同步发电机,故障过程中,风电机组并没有稳定的暂态电势。因此,若采用叠加定理将故障网络分解为正常网络和故障附加网络,故障附加网络中的风电机组除自身序阻抗ZW1′外还有因控制产生的附加电源ΔeW,见附录A图A2。
此时风电机组的等值系统阻抗为附加电源和自身序阻抗共同作用的结果,会随着控制作用而改变, 其计算公式为:
式中:ZW1为风电机组等值正序阻抗;分别为风力机出口故障分量电压和电流;为正序附加电源。
由式(1)可以看出,由于目前风电机组多采用dq解耦控制,且该控制仅作用于正序分量,因此正序分量随控制变化而变化,相当于加入了一个受控制作用的“正序时变电源”。该正序时变电源在用叠加原理进行分析时,会造成风电电源等值正序阻抗的变化。
当双馈风电机组机端发生故障时,Crowbar保护电路投入后衰减的转子励磁电流带来了附加电源的变化,从而使双馈风电机组的等值正序阻抗不稳定。而当Crowbar切除后,转子恢复正常励磁电流,此时附加电源稳定,等值正序阻抗稳定,如图2所示。图中:ZW1和ZW2分别为双馈风电机组的单机故障录波数据按式(1)通过半周快速傅里叶变换(FFT)算法计算得到的风电机组等值正负序阻抗。
1.2.2直驱风电机组故障特征
直驱风电机组的控制目标为:1保证变流器直流电压稳定;2防止变流器电流过大;3按低电压穿越要求提供无功电流。其中控制目标1通过卸荷电路等控制电路来实现,在分析交流侧的故障特征时, 可认为直流侧电压恒定。控制目标2和3决定了直驱风电机组的故障特征。
附录A图A3为直驱风电机组端口电压跌至35%时的电压电流波形。如图所示,与双馈风电机组不同,直驱风电机组的故障特征只与变流器相关, 因此没有像双馈风电机组那样有明显的两个阶段, 同时变流器控制的快速性使得故障电压电流很快进入稳态。直驱风电机组由于变流器的限幅作用仅能提供最多1.5倍额定值的故障电流,且故障稳态的故障电流值约为额定电流的1.4倍。
直驱风电机组的等值正序阻抗仍如式(1)所示, 此时的附加电源取决于故障期间的低电压穿越控制目标。由于低电压穿越控制需要时间投入,因此在故障期间,直驱风电机组的正序阻抗呈现出从一个值到另一个值的过渡。同样若无针对负序的控制策略,负序阻抗保持相对稳定,见附录A图A4。文献[17]针对直驱风电机组提出了消除负序电流的控制方法,若按该控制方法,风电机组在故障期间的等值负序阻抗应为无穷大。
综合双馈和直驱风电机组的故障特征,可以得出风电机组的一般故障特征:1除故障瞬间,双馈风电机组可提供较大的短路电流外,总体来讲风电机组提供短路电流的能力有限;2由于变流器的控制作用,故障电流呈现出两个阶段的变化,其中在第1阶段,双馈风电机组的故障电流频率会发生偏移; 3故障电压有较大的高次谐波,且电压幅值随着低电压穿越控制的投入略有升高;4风电机组等值系统阻抗随控制不同而变化,正序阻抗有波动,正负序阻抗不相等。综上所述,风电电源具有弱馈、谐波、 频率偏移和电源阻抗不稳定等基本故障特征。
2风电接入系统建模仿真分析
2.1仿真模型
基于风电电源的特点,结合风电接入电网的网架拓扑,可以总结出风电系统具有弱馈、谐波、频率偏移和电源阻抗不稳定等基本故障特征。为验证所获得故障特征的一般性,本文利用PSCAD电磁暂态仿真软件搭建了风电系统来进行仿真验证。仿真模型如图3所示。 图中:uG,iG和uW,iW分别为G端和W端保护安装处测得的电压、电流值;线路长度为100km,正序线路参数为r1=0.053Ω/km, l1=1.081mH/km,c1=0.013 2μF/km;零序参数为r0=0.291 Ω/km,l0=2.74 mH/km,c0= 0.008 9μF/km;电网的系统阻抗(归算至220kV系统)为ZG1= (2.43+j54.35)Ω,ZG0= (1.1+ j16.6)Ω。仿真过程中的采样频率为10kHz,0s开始故障,分析故障发生后0.1s内的故障特征。
限于篇幅,模型中两种风电机组的特性参数和控制策略不再赘述,具体可参考文献[18-21],单台风电机组模型与低电压测试数据的结果进行了比对。该模型忽略了电网故障期间的风速变化,即认为风力机控制并不会对风电机组的短路过程产生影响。
如图3所示,左侧为主电网,右侧为双馈或直驱风电场。风电场由33台1.5 MW的风电机组构成,风电场出口经35kV/220kV变压器接入220 kV风电送出线GW。220kV线路两端经变压器中性点接地。仿真分析了联络线GW风电侧的故障特征,包括电压电流等电气量特征以及背侧系统序阻抗特征,以验证风电系统的一般故障特征。
2.2风电系统故障特征
通过大量的仿真试验,总结并验证了风电系统的故障特征,下面分别进行阐述。限于篇幅,每种故障特征仅给出典型的仿真结果。为便于表述,联络线GD表示双馈风电接入系统联络线,联络线GP表示直驱风电接入系统联络线。
1)弱馈特征
附录A图A5为直驱风电接入联络线中点发生三相接地故障时和双馈风电接入联络线中点发生单相接地故障时的三相电流波形。可以明显看出,直驱风电联络线中点发生三相短路时,三相电流仅略有增加;双馈风电联络线单相接地故障时,风电侧三相电流基本同相位,说明零序电流很大,而正序电流相对很小。因此风电接入联络线发生故障后,风电侧提供正负序短路电流能力较弱,表现为弱馈性。
2)频率偏移,谐波较大
Crowbar动作期间的双馈风电机组将产生与转差率相关的暂态电势,该暂态电势在网络中的分布和工频分量进行叠加,造成了联络线上风电场侧的系统频率偏移。风电中大量使用的电力电子器件本身会产生较大的谐波,在风电系统弱馈的影响下,谐波电流会对电流工频量的提取造成很大的影响。由图4所示的双馈风电接入联络线发生三相短路故障时,Crowbar动作后的故障电流iA电压uA和工频参考值的相位比较可以看出,故障电流明显偏离工频,而故障电压基本保持在工频。
3)正负序阻抗不相等,正序阻抗不稳定
从系统拓扑参数来分析故障特征,体现在系统背侧序阻抗上。由于零序只与联络线自身接地方式有关,因此零序阻抗稳定;正序阻抗由于风电系统非线性的控制作用表现为不稳定;在常规控制中没有对负序电流进行特殊控制,但已有文献和厂家限制了变流器输出的负序电流,总之控制作用使得负序阻抗与正序阻抗相差很大。图5所示为双馈风电接入联络线发生A相接地(AG)故障时,以及直驱风电接入联络线发生B相和C相短路(BC)故障时的风电侧背侧正负序阻抗比特征kZ12=ZW1/ZW2。
由图5可以看出,与分析相同,双馈风电接入系统联络线风电侧背侧正序阻抗波动较大,负序阻抗相对稳定,正负序阻抗相差较大,正序阻抗大于负序阻抗,两者最大幅值比约为4,最大相角差约为-130°;与双馈风电接入系统联络线故障特征类似, 直驱风电接入系统联络线背侧正序阻抗变化较大, 负序阻抗相对稳定,负序阻抗大于正序阻抗,两者最小幅值比为0.34,最大相角差为-140°。
3现场录波数据验证
为进一步验证所得出的风电系统故障特征的正确性,本文收集了两起山西某含风电接入系统的现场故障录波数据,并对其进行了故障特征的提取。
风电接入系统现场故障录波的电气接线如图6所示。图中:iP,uP,iD,uD分别为直驱和双馈风电场提供的短路电流、电压值;右侧为50 MW的双馈风电场,经变压器接入220 kV联络线,下方的50 MW的直驱风电场与双馈风电场经 π形接线接入220kV联络线。
2011年,如图6所示的直驱风电场内部F1处发生三相短路故障,在π形接线左侧常规系统和右侧双馈风电提供的故障正序电流见附录A图A6。 与仿真结果一致,风电提供短路电流能力较常规电网弱,表现为明显的弱馈性。
2012年,如图6所示的220kV联络线在F2处发生B相接地(BG)故障,根据联络线两端保护录波结果得出的风电系统故障特征如图7所示。其中uP和iP的采样率为10kHz,而uD和iD的采样率为5kHz,序阻抗特征采用半周FFT算法计算。
从图7(a)中可以看出,风电接入系统联络线发生B相接地故障时,系统侧和风电侧B相电压uB均发生跌落,但系统侧谐波量很少,风电侧电压波形中含有大量高次谐波。由图7(b)可以看出,与前面分析结论一致,在风电系统发生短路故障时,风电系统的正负序阻抗比有明显波动,正负序阻抗幅值比最高可达20倍左右,两者相角差在0~50°之间波动;零序阻抗很稳定如图7(c)所示。
4风电系统故障特征对保护的影响
继电保护要实现快速、准确、有选择性地切除故障,首要的一点是要能从被保护设备的各种运行参数及其变化中提取故障信息。由于输电线路各种运行参数中,电气参数在故障发生时变化最快,从快速性的要求出发,各种继电保护原理主要是通过反映被保护元件故障时电流、电压、阻抗、功率等电气量的变化特征实现保护功能的。由风电系统的故障特征,结合各种保护正确动作的条件,从理论上可以得出以下结论。
1)风电机组提供短路电流能力较弱且电流频率可能会发生变化,将严重影响电流保护和距离保护的选择性。
2)目前电网中应用的继电保护原理大都基于背侧系统正负序阻抗近似相等,即背侧系统的正负序阻抗幅值比接近1和相位差接近0。而由上述分析可知,风电接入系统联络线风电侧正负序阻抗幅值和相角相差较大,这使得基于背侧系统正负序阻抗近似相等的保护原理用于风电接入系统联络线时存在适应性问题。
3)双馈风电系统发生故障时,风电侧电流频率发生变化,同时大量电力电子器件的引入带来的高次谐波会对工频量的准确提取产生影响,从而影响频域保护的性能。
4)零序网络稳定,零序保护理论上不受影响,但实践中仍然受保护实现方法的影响,如相量提取的准确性。
5结论
风电机组种类和控制策略各不相同,本文基于风电控制理论和电网低电压穿越要求,并结合风电机组低电压测试数据,给出了不同控制策略和风电机组共有的一般故障特征。风电系统电磁暂态仿真数据和风电场实际录波数据验证了故障特征的确切一般性。总结如下。
1)风电机组中的电机、受控的变流器以及电网对风电机组的特殊要求决定了风电电源的故障特征,因此故障特征具有明显的受控特点。双馈和直驱风电机组因结构不同,其故障特征有区别,但有相同的一般规律。
2)电网故障时,风电系统提供的短路电流能力有限,表现出明显的弱馈性,且短路电流的特点按低电压穿越控制的投入分为受控前暂态和受控后稳态两个过程。
3)风电侧的故障电压由于风电系统中变流器等电力电子器件的大量存在,有较大谐波。双馈风电机组在Crowbar动作期间产生与转子频率同频的故障电流,从而造成了电网故障电流的频率偏移。
4)风电系统的等值系统阻抗随控制不同产生较大波动,不对称故障时正负序阻抗有较大差异;零序阻抗仅与线路零序网架相关,故障期间基本稳定。
5)风电系统特殊的故障特征决定了基于电流增大、基于背侧系统阻抗稳定、基于背侧正负序阻抗近似相等、基于频域的保护原理用于风电系统时存在适应性问题。
故障特征 篇2
关键词：往复压缩机；多重分形；故障提取
引言
在工业领域当中往复压缩机具有极大的适用范围，因此对其故障进行研究分析具有十分重要的意义。利用多重分形理论对往复压缩机故障进行分析可从一定程度上克服单一分形维数的缺陷从而获得更为精确的特征信息[1]。在此类压缩机出现故障的过程中一般会表现为非线性故障，而分形理论则与之相契合，因此可对故障进行准确提取从而获得理想的诊断效果。总之多重分形理论为往复压缩机的故障提取与识别提供了良好的基础，应给予关注。
1.往复式压缩机概述
往复式压缩机作为使用作为广泛的一类机械设备在交通运输、油田开采、化工生产等行业均有着较为重要的地位。在实际工作过程中它通过往复运动可对气体进行压缩，此时曲柄被电机所带动而连杆则被曲柄所带动，在这种作用下使得旋转运动被转变为往复运动。在连杆的作用下使得机器内部的其他组件如活塞以及十字头运动。单从活塞来看，活塞先处于上死点并从该点向下死点运动，此时气缸容积将不断提升，并且外界气体将顶开阀片并进入于气缸当中。在活塞反复运动过程中会使得气压不断升高，当活塞至某一位置时那么气压也会表现为某一数值，当超过临界时气体将冲开排气阀由排气管道输出直至活塞至上死点。在此期间活塞的气压水平将维持不变。而活塞从上死点再次向下死点运动时，气阀将处于关闭状态，此时将终止排气。这时候吸气阀则敞开，那么外部气体将吸入其中。基于以上所述可以看出在压缩机工作过程中实际上就是一个气体不断吸入、排出的过程。
2.以多重分形为基础的往复压缩机故障提取、识别方法分析
从分形角度上来看它具有自相似性、无标度性两大特点。所谓的自相似性就是指该形体的某个结构无论是处于何种空间或时间都是自相似的，无标度性则说明了分形结构或存在分形性质的物体对其进行局部区域放大化则可将原图的形态特性表现出来，而所反映的形态、复杂度以及不规则性均与原图相同即被称为无标度性。从算法角度来看分形与分维度具有极大的联系，一般有以下几类：改变可视化程度求取维数的方法、根据测度关系求维数的方法、根据相关函数求维数的方法、根据分布函数求维数的方法以及根据波谱求维数的方法[2]。基于上述理论及特性即可将多重分形理论运用到实际故障以及识别当中。在具体应用过程中遵循以下原则，对往复压缩机振动信号的多重分形谱和广义维数谱采取多重分形理论进行计算。在参数选择可对多个特征参数进行提取来匹配相应的数据。通过采用与向量机契合的模式识别功能对信号多重分形特征进行识别并在此基础上进行归类整合。
在实际应用过程中首先需要对数据进行预处理，也就是说现实信号中必然会存在一定量的其他信号，那么所测定的信号即为复合信号，其中涵盖了一定程度的干扰信息。为了让信号处理到较好的效果并保证数据的有效性就必然需要对数字信号进行处理。在本研究中采取小波分析手段對信号进行处理，以此来达到消噪效果。
在实际参数优选过程中先要对参数进行有效提取即从原有参数当中得到一个数量少的优良特征集合，而在本研究当中优选参数即为多重分形的特征参数。这样不但可以让向量机具备较为理想的识别率同时也能够将往复压缩机的工作情况清晰、彻底的反映出来。需要注意的是优选参数并不是以量来衡量质量，尽管可用信息是建立在特征提取之上，倘若特征数目超限时就会使得彼此间的关联性加强，这样反而会导致信息累赘，使得特征无法体现出差异性或者说部分重要特征无法充分体现反而制约了信息的有效性。在多重分形过程中主要是采取不同的 q取值让分形体转变为具有差异性的层次区域，计算时则利用函数Li（q，D）是对概率进行q次方与对概率进行q次方加权求和之商来达到目的[3]。在实际参数优选过程中由于选择的是多重分形特征参数，要保证程序计算量不大的前提下将往复压缩机的工作状态清晰地反映出来，就需要让向量机保持较高的识别率。
3.结语
多重分形为往复压缩机故障提取及识别提供了有效的理论支持，通过该方法克服了单一分形维数难以全面刻画信号特征的缺陷，让故障提取效率以及精确度均得到了提升，值得推广。
参考文献：
[1]唐友福，刘树林，刘颖慧.基于非线性复杂测度的往复压缩机故障诊断[J].机械工程学报. 2012（03）
[2]李兵，张培林，任国全.形态学广义分形维数在发动机故障诊断中的应用[J].振动与冲击. 2011（10）
串补线路故障特征分析 篇3
随着我国经济的高速发展、工业化以及城市化进程的快速推进,对能源和电力工业的发展提出了更高的要求。为了解决能源大范围远距离传输的问题,保证经济发展和社会进步,国家电网公司加快转变电网发展方式,明确提出了着力建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网的概念和发展规划。根据规划,到2015年,国家电网公司将基本建成坚强的“三华”特高压同步电网,广泛应用特高压串联补偿、可控高抗等技术。其中,串补及可控串补作为关键先进技术,将同紧凑型、同塔双回(多回)、大截面导线、动态无功补偿等先进适用输电技术重点推广[1,2,3]。
特高压长距离交流输电线路传输容量通常受其稳定极限的限制,长距离输电线路的感抗对限制输电能力起决定性的作用。通过在输电线路中间加入串联补偿电容,利用串联电容器的容抗抵消掉部分感抗,减小线路两端相角差,相当于缩短了线路的电气距离,不仅改善系统的运行电压和无功平衡条件,补偿线路的感性压降,改善电压质量,合理分配并联或环网的潮流分布,降低网络损耗,从而达到提高系统的稳定极限和增加系统输送能力的目的[4,5]。
串联补偿技术以及可控串联补偿技术在我国电网中已被广泛采用,并为提高输送能力,保障电网安全稳定运行发挥了重要作用,国家电网公司和南方电网公司已有多条串补/可控串补输电工程投入运行,其中包括我国第一个可控串补工程——南方电网天生桥至平果500 kV串补工程;我国第一套自主创新国产化可控串补工程—甘肃成碧220 k V可控串补工程;以及国家电网公司在1 000 kV晋东南-南阳-荆门特高压示范工程中加装的特高压串补装置等。目前我国已有25条输电线路上安装了33套固定串补/可控串补装置,总容量10 877.76 Mvar,未来在我国新疆联网等远距离联网工程中,为了提高输送能力和保证电网稳定,串补以及可控串补技术将大量应用[6]。
串联补偿电容器破坏了输电线路阻抗的连续性,影响目前广泛使用的继电保护基本原理的性能[7]。因此有必要分析串补/可控串补输电线路的故障特征,研究并开发出能够适用于加装串补/可控串补输电线路的继电保护装置,保障电网的安全稳定运行。
DFT等传统的谐波分析方法由于采样频率要求以及测量时间的限制很难保证电力系统中故障信号分析的精度。而矩阵束方法能够快速识别出信号中的非周期分量、工频及衰减非整数次谐波分量[8,9,10,11,12]。鉴于此,本文采用最小二乘矩阵束法,利用保护安装处的信号采样值,给出串补输电线路发生故障时的频率分布和相应的幅值占工频幅值的百分比以及信号的衰减时间常数,为分析串补输电线路保护的配置具有一定的指导意义。
1 仿真模型
为了研究带可控串补750 kV系统的电气特性,以西北750 kV特高压示范工程为原型,根据中国电力科学研究院动模系统参数,建立如图1所示的EMTP仿真系统[13]。
兰州侧系统正序阻抗:0.7792+j6.744Ω;兰州侧系统零序阻抗:0.4469+j15.709Ω。咸阳侧系统正序阻抗:0.8088+j6.3077Ω;咸阳侧系统零序阻抗:1.8527+j16.5808Ω。输电线路两侧的并联电抗器按70%来补偿,中性点小电抗按全补偿原则,XL1=XL2=1 330Ω,XN1=XN2=373Ω。串补电容位于线路中间,补偿度为50%,XC=67Ω。线路全长500 km。
2 最小二乘矩阵束法有效性验证
当输电线路发生故障的瞬间,由于线路的电感电流和电容电压不能突变,将作为一个等效电源继续参与能量的转换,这就导致了故障电压和电流中暂态分量的出现。为便于理论分析,以串补电容器后(K2点)发生三相短路故障为例,图2、图3分别给出了系统图及等效计算网络图。
线路用T回路来等效,忽略线路的电阻和电导,可以得到由故障点看到的综合导纳Yg(s)见式(1)。
因I(s)(28)Yg(s)U(s),所以故障电流中的自由频率可由解gY(s)分母的根求得。取s(28)jn,代入gY(s)的分母中,并令该分母为零,可得一个自由分量n的超越方程,因th jx(28)jtg x,可得式(2)。
如图4所示,由图解法可以得到第一自由频率1f(28)33.36 Hz,第二自由频率f2(28)375.38 Hz,第三自由频率f3(28)914 Hz,第四自由频率f4(28)1 486 Hz。
建立图1所示的EMTP仿真模型,采样频率为5 kHz,表1给出了故障电压合闸角为0°和90°时K3点发生三相短路时自由分量成分。
由表1可以看出,利用最小二乘矩阵束方法可以计算出故障信号中自由分量,并且与理论分析相一致。
3 串补线路故障谐波特征
对图1所示的电力系统模型,采用EMTP仿真软件建立输电线路分布参数模型,采样率为5 kHz。故障位置K1为串联补偿电容器之前,K2为串联补偿电容器之后,K3为输电线路末端。为了得到串补线路不同故障时刻、不同故障类型的特征,本为给处了故障合闸角分别为0°和90°、故障类型为三相短路和单相接地短路的暂态分析,数据窗长25ms。
3.1 三相短路故障谐波分析
表2～表4给出了串补线路不同地点发生三相短路故障时,当合闸角分别为0°和90°,利用最小二乘矩阵束法分析A相电流自由分量(包括衰减直流分量和谐波分量)的频率分布及对应的衰减时间常数,并且给出了各个频率分量幅值占基波幅值的百分比。
3.2 线路接地故障谐波分析
对接地故障的暂态谐波特征,主要以单相接地故障为例进行分析。
表5～表7给出了串补输电线路不同地点发生A相单相接地短路故障时,当合闸角分别为0°和90°,利用最小二乘矩阵束法分析A相电流自由分量(包括衰减直流分量和谐波分量)的频率分布及对应的衰减时间常数,并且给出了各个频率分量幅值占基波幅值的百分比。
由表2～表7可以看出:
1)串补输电线路发生故障后,故障电流的谐波是离散的。相间故障时,第1自由频率和第2自由频率最大相距大于350 Hz;接地故障时,第1自由频率和第2自由频率最大相距大于150 Hz。
2)故障后的电流中存在幅值很大的非周期分量和低频分量。非周期分量最大为基波的103.65%,谐波含量最大为基波的111.52%。
3)线路在串补电容之后发生故障,存在一个低频特征分量,频率在30 Hz左右。其幅值和衰减时间常数都比较大。
4)故障后电流中暂态分量衰减时间长。非周期分量衰减时间常数最大为68.29 ms。对谐波分量来讲,相间故障衰减最慢的时间常数为145.08 ms;接地故障衰减最慢的时间常数为291.35 ms。
4 结语
拖拉机故障与特征分析 篇4
1声音异常
拖拉机的异常响声是拖拉机故障的”信号发声器”,是判断拖拉机故障的主要依据,这是判断拖拉机故障的表现形式。拖拉机一旦发生异常响声,可以说拖拉机的技术状况发生了改变,但是对一般修理工和普通农机手来说,却很难判断异常响声是从哪里发出的,故障在什么位置是难以判断的。当很多驾驶员听见拖拉机发出异常响声时,要及时找专业修理人员修理,不能强制使用,避免造成重大经济损失。
2温度异常
如拖拉的发动机各部件过热,会反映在拖拉机机体上。发动机有一个正常的温度,这个温度一般用发动机的冷却水来表示,也就是常说的水温,用水温表控制。一般发动机正常工作时,水温都维持在80~95℃之间,这个温度参数不会有很大的差距,而是维持一个相对稳定的数值。如果水温超过90℃以上,会使机油变得过稀,发动机各润滑部位的油膜易破坏,配合运动副表面出现半干摩擦至干摩擦,会造成烧瓦、拉缸、抱轴现象。如果水温过低,会造成气缸温度过低,气缸内的蒸气凝结于缸体,与燃烧产物相遇变成腐蚀剂,并粘附在气缸壁上,使缸套表面成腐蚀坑凹。
3作用异常
作用异常是指拖拉机工作时与平常不一样,如发现发动机难启动,发电机不发电,拖拉机制动失灵,离合器不分离,转向困难等故障。造成启动困难的因素很多,低温环境可能造成发动机启动难,如果环境温度正常或在预热条件下仍然启动困难,很多故障都可能导致发动机启动困难,如燃油系统故障、进排气系统故障、启动系统故障等,其中燃油系统故障是造成发动机启动难的主要因素。
4尾气颜色异常
发动机技朮状态良好,在正常工作状态时,排气管排出的废气为淡灰色,负荷略重时为深灰色。冬天启动拖拉机时都会排放白烟,这属于正常现象。如果排气管排出的气体颜色是黑色或者蓝色,或者不是冬季时排气管排出白色气体,说明发动机有燃烧不完全,烧机油,冷却液窜入等问题,一般都比较严重,需要立即修理。
5出现异味
这里指的异味是一些焦糊味、柴油味。出现柴油味说明油路漏油;出现焦糊味的原因很多,可能是离合器烧焦,拖拉机电路短路等。拖拉机电路短路时,会产生极大的短路电流,导致电源过载,导线表皮烧坏,严重时还会引起火灾,所以出现焦糊味时一定要停下拖拉机检查,不能继续作业。电路短路的原因有:导线表皮损坏,并相互接触造成短路;开关、接线合、灯座等外接线螺丝松脱,造成与接线头相碰;接线时不小心,使两线头相碰,导致线头碰触金属部位等。
6油料消耗异常
拖拉机在性能稳定的情况下运作,油耗一般是比较稳定的,不会出现较大的波动。但是如果出现一段时间内柴油油耗突然升高,就要考虑拖拉机是不是发生故障。首先要排除驾驶员操作不当因素和道路不好等因素造成短时间油耗升高,如果驾驶员操作和道路条件都没有影响,很可能是拖拉机自身有问题。或者是发动机的控制系统工作不正常,或许是拖拉机行驶系统中发生故障増加行驶阻力,从而造成油耗升高。如果是机油消耗増加,并且排气管冒蓝烟,说明机油窜入燃烧室燃烧了。
7轮胎磨损不圴匀
轮胎是拖拉机与地面接触的唯一地方,但是为了实现各方面的安装规定,前轮有前束,后轮有后束,轮胎不可能垂直安装在拖拉机前后轴上,前后轮安装是有一定的参数值。安装前后轮的这些参数出现偏差,轮胎就会出现不正常,不圴勻的磨损,如果觉得哪一个轮胎或者轮胎的某一部分磨损特别快,那么断定是悬架系统出问题。拖拉机轮胎的气压弱也会影响轮胎的磨损,如果发现某一个轮胎气压低,要及时检查轮胎是否漏气,如果是轮胎漏气要及时修补,修补后加足气压。轮胎气压小,接触面积大,就会加剧轮胎的磨损,导致轮胎寿命缩短。如果发现轮胎单边磨损,主要是轮胎定位不正确引起。前轮的外倾角大时,轮胎的外边缘磨损,外倾角过小或没有时,轮胎的内边缘磨损。
8出现“三漏”现象
拖拉机的“三漏”是指漏气、漏油、漏水。如果出现“三漏”会使发动机的功率变低,零配件加速磨损。如果出现“三漏”时要及时检査修理。使用拖拉机时要先检查停车的地方有没有漏水、漏油;毎天出车作业前都要揭开发动机外壳检查油路各部件是否漏油。发现停车地面和拖拉机的机体上有油渍,说明漏油,要及时修理。如果发现漏水也要及时修理,避免烧干“锅”。如果发现发动机漏气,很可能是气门或气缸內活塞、活塞环间间隙过大引起,要及时修理。
摘要：拖拉机发生故障,一般表现出一个或几个预兆,同一个预兆又可能在不同的现象中发现。因此我们想迅速、准确断定拖拉机故障,就必须掌握各种故障的特征和表现。指出了各种预兆特征代表的故障,从而帮助修理工和拖拉机驾驶员及时找到故障,及时修理,减少经济损失。
关键词：拖拉机,故障,特征
参考文献
独立运行微电网的故障特征分析 篇5
微电网通过将一系列分布式的微电源有序组合起来，统一调度，精细控制，实现了可再生能源的最有效利用。这种高效率的运行，使得微电网的经济性，尤其是在一些偏远的、架设输电线路成本过高的区域，显得尤为突出：西欧地区地广人稀，小范围的微电网发展迅速[1];日本在爱知县机场附近建立了为区域负荷供电的微电网系统[2];我国亦已在浙江部分海岛、甘肃等地开展了微电网试验工程。这些地区距离主网架较远，微电网独立运行比并网运行更为经济。
目前对微电网的研究偏重于控制，对于故障特征以及保护的分析较少。文献[3,4]指出微电网故障期间电压变化特征与常规电网类似，但各电源故障电流受到限制;文献[5]指出微电网接入配电网后，相间故障会引起馈线出现更大的助增电流;文献[6]认为微电网孤岛运行及并网运行应该用同一套保护策略，保护功能应该是微电源的一部分且能即插即用。文献[7]尝试在微电网中使用行波保护作主保护，电流变化率保护作后备保护;文献[8]认为当微电网结构较复杂时，会引起过流保护误动以及出现动作盲区;文献[9]提出了一种基于微电网中心控制器的保护算法。以上文献有的只分析了故障特征，没有与保护联系;有的提出的保护原理只适用于部分特殊情况，没有普遍性;还有些思想仍需要进一步研究和证实。但其中也指出了一些值得思考的现象与问题。
本文根据浙江某海岛的微电网拓扑，建立了独立运行的微电网仿真模型。在其中的几个关键位置设置故障，分析故障特征与传统电网的不同之处，以及在这些新的故障特征下，传统保护会受到何种影响。微电源的弱电源特性会带来频率偏移、受限的故障电流以及不稳定的系统阻抗等问题，传统保护的原理并没有考虑这些情况，它们能否直接在微电网中使用是当前继电保护领域较为关心的问题，也是本文研究的重点。本文借助实际微电网系统的拓扑进行故障分析，希望能够发现微电网在故障期间存在的一些共性，为目前以及将来的微电网工程提供保护配置上的建议和参考。
1 微电网拓扑
1.1 微电网结构
本文所分析的微电网中包含直驱风机、光伏发电(PV)、柴油发电以及储能4种电源，其中储能和柴油发电装置可作为主电源，维持整个网络的电压和频率稳定，其拓扑简图如图1所示。该微电网配备了2套柴油发电装置和储能装置作主电源;2套完全相同的直驱风机，以及2组接在不同位置的光伏发电单元作电源;632线为纯负荷线，631线除负荷外还接有1套光伏发电装置。为简便起见，图1已将负荷等效为1组。这样配置的目的主要是保证供电的可靠性：检修其中一套主电源时，另一套主电源能继续运行保证微电网正常工作;当母联断路器K1因某种原因必须断开时，632和631这2个子网通过各自的主电源和电源可以分别进入孤岛运行状态。2组储能、柴油发电机和风机的类型相同，而容量不同，在进行故障分析时可以将其分别合为1组电源，这样既保留了单个微电源的故障特征，又提高了仿真速度。同时，将各条馈线、各组电源按顺序命名，以方便分析。简化后的微电网分析拓扑见图2。
1.2 微电网的运行方式
该微电网的运行方式主要考虑2种因素。
a.主电源的类型。柴油发电装置作主电源，储能装置工作在下垂控制模式以平抑负荷波动;柴油发电装置退出时，储能装置工作在U/f控制模式，单独作主电源。
b.风电、光伏的投入。考虑到微电网正常运行时的负荷情况，风电和光伏全部投入定义为运行方式1，风电和光伏均不投入定义为运行方式2。
各微电源模型均采用详细模型，建模过程主要参考了文献[10,11,12,13,14,15,16,17,18]。
1.3 微电网的保护配置建议
按照文献[19,20,21]的规定，小容量的微电源逆变器接入普通配电网无需低电压穿越能力。然而对于本文分析的系统，岛内输电线路普遍很短。如果电压低于额定值的50%时在100 ms内切断电源，则在岛上任意一点发生较严重故障时，除柴油发电机外的所有电源都会迅速脱网。下文将会提到，电流速断保护在这种情况下难以整定，唯有纵联保护能够在100 ms内切除故障，而考虑经济性因素，纵联保护不可能配置在所有线路上，这对于岛上的供电可靠性以及运行人员寻找和排除故障点都是极其不利的。因此本文认为必须将独立运行的微电网视为一个独立的电力系统，按低电压穿越的要求来整定微电源逆变器自身的保护。同时，当发生故障时，各微电源在满足自身安全的情况下，应当提供一定的故障电流供保护使用。此时，按照风电和光伏低电压穿越的标准，当发生故障导致电压跌落至额定值的20%时，线路及母线保护有625 ms的时间来切除故障，对于大部分常规保护而言已经足够。一旦发生更加严重的故障，则依靠纵联保护。只有纵联保护拒动或者故障不在其动作区时，微电源自身保护才会动作。
本文假设当故障发生，电压跌落至额定值的20%以下时，各微电源不脱网，分析此时保护的适应性。如果此时传统保护仍正确工作，那么通过一定的控制手段使各个微电源继续运行，将会大幅提高供电可靠性。同样，本文也会分析导致电压跌落至额定值的20%以上的故障发生时保护的适应性。
2 故障电流受限及对保护的影响
该微电网中的微电源，除了柴油发电机以外均通过逆变器并网，故障发生时为了不损坏电力电子开关，通过软硬件结合的方式，确保短路电流不超过额定电流的1.5～2倍[22]，短路电流的幅值与旋转电机区别较大。在含有这种电源的微电网中，线路上配置的电流保护，尤其是反映短路电流幅值增大而瞬时动作的电流速断保护的性能，是需要重新考量的。
图2中点F1发生三相短路时，各个微电源出口以及故障馈线上的短路电流(标幺值)如图3所示。
由图3可见，风电、光伏和储能的故障电流均不超过额定电流的1.5倍，这与实际情况相符。
文献[23]规定10 kV系统一般配置三段式电流保护。其中，电流速断保护价格不高且动作速度快，发生严重故障时，能在微电源自身保护动作之前切除故障，电源自身保护无需动作;故障切除后非故障网络可继续运行，由此可以提高供电可靠性，因此有必要分析微电网中电流速断保护的适应性。
电流速断保护成立的条件是线路始端保护安装处测得的短路电流，随着故障点远离线路始端而明显减小，这个条件不满足则不能整定保护范围。
在馈线1上取10个故障点，相互之间间隔10%的线路长度。分别设置故障并观察线路始端保护安装处测得的最大短路电流工频幅值，在运行方式1下分析三相短路，运行方式2下分析两相短路。短路电流(标幺值)随故障点位置的变化如图4所示，其中横坐标为故障点与线路始端的距离和线路全长的百分比。
从图4可以看出：当储能作为主电源，即电网中没有柴油发电机时，随着故障位置远离线路始端，保护安装处测得的电流几乎无变化;而当柴油发电机作为主电源时，同样的条件下短路电流幅值能够区分，但是在不同故障位置时的差距仍然不大。在这种情况下难以给出电流速断保护的整定值，配置电流速断保护也是无意义的。考虑到微电网的建设目的，不可能让柴油发电机的容量在电源的总容量中占绝对主导，因此在大部分独立运行的微电网当中，电流速断保护均不能使用。但此时短路电流与正常负荷电流有明显的区分，因此这种特性并不影响过电流保护。
3 频率偏移及对保护的影响
3.1 频率偏移的原因
采用U/f或者下垂控制的微电源在微电网中作主电源，频率参考值一般直接给定或者通过下垂特性给定，限幅比较严格，故障期间变化不大。
采用PQ控制的微电源，例如直驱风机和光伏，其并网控制器一般通过数字锁相环给定输出电流的频率，锁相环的结构如图5所示。
图5中Park变换完成了普通锁相环中鉴相器的功能[24,25,26]。输出的q轴分量与其期望值之差，经过低通滤波滤除高频分量后，由PI调节器消除静差以锁定到输出信号的频率;然后将其转变成角频率并作积分即得到了原信号的电角度。锁相环理想稳态运行下应该有Δf=0，即锁相环输出的电角度为输入信号的A相基波电角度。
仿真中观察到，故障瞬间，电网电压跌落，Uq有一个明显的突变，并且直到故障切除为止，Uq无法达到其目标值0，这就导致误差信号Δf一直非零。并且，电压降落越低，误差信号越大，最严重的情况下Δf将达到PI控制器的积分上限。此时经锁相环给定的逆变器输出频率，即为工频与误差信号之和。因此，当发生故障时，PQ控制的微电源频率的偏移量基本取决于其参数的设置。为保证锁相环正常运行时的动态性能，不能将积分上下限设定得过小。理论上，采用PQ控制的微电源在故障期间的频率偏移会较采用其他控制方式的微电源大。可以看到，当微电网发生故障时，几乎所有的电源频率都会变化，其中以PQ控制的微电源变化最为显著。
3.2 严重故障频率变化
首先考虑柴油发电机作为主电源，发生金属性故障，电压跌落到额定电压的20%以下的情况。将风电和光伏的锁相环频率偏差上限设置为2 Hz，在图2中点F1设置三相金属性短路故障，对几个电源出口以及故障馈线上的短路电流进行快速傅里叶变换(FFT)分析，采样窗长取1s，频率辨识精度为1Hz，结果如图6所示。
从图6中可以看出，故障发生后，柴油发电机和储能的频率变化较小，主要频点依然是50 Hz，而风电和光伏的主要频点已经明显地偏离了工频。PV2距离故障点较远，频率偏移程度比较小，PV1和直驱风机故障电流的主要频率均达到了设定的最大值52 Hz。此时，馈线2的故障电流中出现了50Hz和52 Hz 2个分量，并且它们的幅值差距不大。
绘出故障馈线上的故障电流，并用保护常用的全周傅氏算法提取其工频幅值，如图7、8所示。
如图7所示，由于故障馈线短路电流中有多个衰减较少的频点存在，其始端保护安装处测得的短路电流有类似振荡的波形。由图8可见，该幅值有明显的波动，波动过程最低点的值接近正常负荷电流的幅值。此时很容易出现故障电流频繁穿越电流保护动作区的情况，这对于电流保护的正确动作是不利的。
储能作为主电源时，网络中无柴油发电机，仿真中也出现了相同的情况。作为主电源的储能能够维持其故障电流频率仍然在工频，而风电和光伏的故障电流频率则偏移到了52 Hz。结合第1节的分析，这也说明当电压极低时，电流保护无法正确动作。
3.3 一般故障频率变化
考虑柴油发电机作为主电源，同样将故障设置在图2中点F1，调整过渡电阻令电压在额定值的20%以上。此时故障馈线故障电流的幅频特性分析如图9所示。
从图9可以看出，电压跌落至额定电压的20%时，各个电源的频率偏移均不大。故障馈线上的主要频点依然是工频，其他频点幅值都很小。
绘出此时故障馈线2上的A相电流的波形以及采用全周傅氏算法提取的工频幅值，见图10、11。
图10显示此时故障电流与传统电网的故障电流类似，不再有类似振荡的波形出现。用全周傅氏算法提取工频幅值也比较稳定。这种故障电流与正常负荷电流有明显区别，并且幅值波动不大，可以输入到过电流保护中进行故障判断。
大量仿真发现，频率偏移问题主要出现在电压跌落程度较高的故障中，两相短路基本无此问题。只要电源之间仍有较好的电气联系，锁相环就能准确锁住电网频率。如果让各个微电源按低电压穿越的标准来设计自身保护，发生电压跌落程度在20%以上的故障时，通过适当的整定值设置并在必要时使用低电压和负序电压的启动元件，过电流保护可以正确动作。
4 微电源阻抗变化及对保护的影响
目前基于故障分量的保护已经在电力系统中广泛运用，长期的运行实践表明，该原理在常规电网中有优良的性能。该原理认为电网是一个线性网络，可以将故障时的状态等效分解为非故障状态和故障附加状态的叠加。微电网当中含有许多通过逆变器并网的微电源，其控制系统的非线性使得故障期间的电网不能等效为一个线性网络。分析此时基于故障分量的保护能否正常工作，是很有必要的。各种基于故障分量原理的保护，其整定值的设置或者参与故障判断的电气量的获取均涉及到网络中各个元件的阻抗。下文将分析微电网故障期间微电源阻抗的变化及其对保护的影响。
在柴油发电机作为主电源条件下，在馈线2中点F2处设置BC相短路。使用目前保护普遍采用的方法来求解各个电源出口处以及故障馈线保护安装处感受到的序阻抗，其幅值(标幺值)和相角见图12。
由图12可以看出，除了作主电源的柴油发电机和储能的序阻抗比较稳定外，其他通过逆变器并网的微电源的序阻抗均有波动，并且正序阻抗和负序阻抗不相等。在这种条件下，在馈线2始端测得的系统阻抗也不是稳定的，并且此时正序阻抗的幅值与相角的波动较负序阻抗大。
由于逆变器等效阻抗的获取比较困难，计算和测量都要求很高[27,28]，并且阻抗值还随着工作点的变化而变化。尤其是电网故障期间，工作点的变化可能更剧烈，很难事先确定逆变器的序阻抗，也就无法准确地给保护设置整定值。而由前述的分析可知，用现有的方法计算出的序阻抗无法用来实时确定整定值。
基于故障分量的方向元件的动作判据如式(1)、(2)所示。
正方向：
反方向：
点F2两相故障时，除了馈线2始端的方向元件应判断为区内故障外，各个电源出口处的方向元件应该判断为区外故障。从图12可以看出，作为主电源的柴油发电机和储能的正、负序阻抗相角均正确处在反向不动作区。其他几个处于PQ控制模式的微电源，其正序阻抗的相角处于正向动作区，判断错误，而负序阻抗的相角则在反向不动作区，判断正确。而故障馈线保护安装处测得的序阻抗，其相角均在反向不动作区，判断错误。
仿真分析中发现，U/f控制或下垂控制的逆变器，其序阻抗特性类似于传统同步机，而PQ控制的逆变器，其序阻抗不稳定且正负序阻抗明显不等。在电网中有PQ控制的微电源时，馈线上的序阻抗特性，即系统阻抗也与普通电网不同，这会引起基于序分量的方向元件的误判，也会严重影响需要求解系统阻抗的保护的整定。显然在拥有直驱风机与光伏的电网当中，不宜使用基于故障分量原理的保护。
5 结论
独立运行的微电网完全依靠自身电源，本文认为应将其视为一个独立的电力系统，设计时各个微电源故障期间应当提供一定的故障电流，各个微电源自身的保护应按低电压穿越的标准来整定，以确保网络有一定的供电可靠性。综合全文的分析可得出以下结论：
a.当故障严重到电压低于低电压穿越的最低电压要求时，传统电流保护已无法满足要求，应在关键位置配置纵联保护，而不能配置电流速断保护;
b.当故障发生但是电压尚在低电压穿越要求的最低电压以上时，过电流保护仍有足够的时间可靠切除故障，微电网带来的新特性对这种保护影响不大;
c.独立运行的微电网不宜配置基于故障分量原理的保护以及方向元件。
微电网的拓扑虽各有不同，但都是以可再生能源为主体，各个微电源主要通过逆变器并网。希望通过本文的分析，能给近期进行的微电网工程提供一些保护配置方案的参考。
摘要：根据某海岛的微电网结构建立了电磁暂态仿真模型,其包含4种微电源:储能、柴油发电机、直驱风机和光伏发电单元。在模型中设置多种故障,分析相应的故障特征及故障对传统继电保护的影响,并得出如下结论:在各微电源故障期间均能提供一定的故障电流,并且其自身保护按低电压穿越要求整定的前提下,馈线上的电流速断保护受各微电源故障电流受限的影响无法使用,而过电流保护受影响很小;电网电压严重跌落时,采用PQ控制的微电源故障电流频率将偏离工频,由此可能导致故障馈线母线侧的过电流保护失效,此时只能依靠纵联保护;在包含PQ控制的微电网中,不应配置基于故障分量的继电保护装置。
故障特征 篇6
1 感应电机的轴承故障机理
轴承可以分成两种类型, 一种是滚动轴承, 另一种是滑动轴承。但在实践过程中, 使用滚动轴承的概率是比较高的, 这主要是因为相比于滑动轴承而言, 滚动轴承具有一定的优点。滚动轴承在使用的过程中产生的摩擦比较小, 运动灵敏性比较高, 这些优点的存在使得其在感应电机中具有广泛的应用。文章中由于篇幅有限, 故只介绍滚动轴承。
按照滚动轴承中滚动体的形状的不同, 还可以将滚动轴承细分成多种不同的类型。例如, 球形、球面滚子等。文章中所介绍的滚动轴承主要是深槽球轴承。在深槽球轴承中两个轨道, 分别为内轨道和外轨道。其中, 外轨道是固定的, 主要是用来支持电机转子。而内轨道则是可以进行旋转的。当滚动体在轨道内时, 会有一个保持架对其进行限制, 这样就可以保证滚动体在轨道内是均匀分布的, 从而可以减少碰撞和摩擦。
轴承振动产生的机理和轴承结构以及轴承故障有很大的关系, 可以说是他们导致了轴承振动。下文将具体介绍轴承振动产生的机理。首先, 介绍由于轴承结构所导致的轴承振动。当在固定荷载作用下, 轴承会处于运转的状态。但是其运转过程会受轴承结构的影响, 从而使得不同部位的滚动体所承受的荷载不同。通常来说, 在最上面的滚筒体做承受的荷载是最小的, 其它部位的滚动体所承受的荷载则会有所差别。在轴承运转的过程中, 这些不同位置的滚动体对轴承座所产生的激励作用是不同, 从而会使得轴心出现振动现象。其次, 介绍轴承故障导致的轴承振动现象。轴承在运转的过程中很容易受到外界因素的影响从而出现轴承故障。常见的导致轴承故障的原因有很多种, 例如轴承润滑处理不当、轴承出现腐蚀等。轴承在运转过程, 如果恰好经过的是故障所在的部位, 则会产生一个高频冲击波信号, 虽然这个信号比较微弱, 但还是会引起轴承组件出现振动现象。
导致轴承失效的原因有很多, 下文将具体介绍几种比较常见的原因。第一, 就是疲劳失效。轴承轨道在轴承运转的过程中不仅会受到荷载的作用, 同时内外轨道之间还存在相对运动。在这种情况下, 滚动体表面会很容易出现微小的裂纹, 随着时间的推移, 这些裂纹会逐渐扩大, 从而使得滚动体表面出现脱落现象;第二, 就是磨损失效。所谓磨损失效就是指滚动体在运转的过程中会和轨道产生摩擦, 从而使得滚动体表面出现磨损现象。如果在轴承运转的过程中有外物入侵到轴承中同样会造成磨损, 这种类型的磨损给轴承带来的影响更大。此外, 如果轴承润滑处理不当, 同样会造成磨损;第三, 是断裂失效;断裂失效虽然不是导致轴承失效的常见原因, 但是一旦发生断裂失效则会严重影响轴承的运行, 并且存在很大的危险性。导致断裂失效的原因有很多, 主要是因为轴承在运转的过程中所承受的荷载超过了设计的荷载或者是转速控制不当等原因引起的;第四, 是腐蚀失效。由于腐蚀导致的轴承失效也是一种比较常见的现象。腐蚀失效可以分成多种类型。首先, 是微振腐蚀。导致微振腐蚀发生的原因主要是因为轨道和其固定的位置发生了相对位移, 如果发生了腐蚀现象就会使得轨道表面生锈, 从而影响了滚动体的运动。其次, 是化学腐蚀。就是一些具有腐蚀性的化学物质侵入了轴承之中而导致的腐蚀现象。最后, 是电腐蚀。在轴承运转的过程中由于电流击穿了油膜从而使得轴承部件通过的电流瞬间增大, 进而使得轴承表面出现坑坑洼洼的现象。除了上述介绍的这几种导致轴承腐蚀的原因以外, 还有很多原因, 例如压痕失效、胶合失效等, 由于篇幅的限制, 这里就不再一一介绍了。
2 感应电机轴承故障特征研究
轴承故障可以分成两种类型, 一种是广义粗糙, 就是指由于各种因素的影响使得轴承表面出现了大面积的缺陷, 例如轴承表面金属层脱落、表面形状不规则等。另一种是单点缺陷。就是指轴承整体而言没有出现较大的问题, 但是在其表面的某一点或者某一个部位出现了缺陷。单点缺陷主要集中在内外轨道、滚动体等部位上。
感应电机轴承故障发生以后会出现一定电流特征, 相关领域的专家学者经过研究以后发现, 感应电机轴承故障发生以后会使得定子电流发生变化。而导致定子电流发生变化的主要原因就是定转子的运动导致了气隙的变化。Schoen对相关的内容进行研究以后, 给出了定子电流的故障特征频率公式。此后, 又有人对其进行了更加深入的研究, 给出了不同类型轴承故障所导致的气隙长度变化公式。还有一些专家学者经过研究以后发现, 感应电机轴承故障发生以后会导致负载转矩变化, 并将负载转矩变化的频率定为负载振动频率。现阶段, 对轴承故障进行调制的方式有两种, 这两种调制方式都是以上述的研究为依据的, 分别为幅度调制和相位调制。在不同振动频率下, 定子电流故障特征频率幅值是不同。
3 结束语
总之, 感应电机在军事生产、工业生产等众多领域中都有广泛地应用, 其能否正常运行对生产制造企业而言具有重要的意义。但在感应电机运行的过程中由于各种因素的影响不可避免地会发生一些故障, 其中发生概率最高的就是轴承故障。因此, 必须要加大对感应电机轴承故障研究的重视, 减少轴承故障对感应电机运行的影响。
参考文献
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故障特征 篇7
小电流接地方式下的配电网发生单相接地故障时,其故障电流的微弱性以及故障电弧的不稳定性和故障形式的多变性,都给故障选线带来了困难,本文通过对电力电缆运行故障模型进行建立以及对其故障特征量进行提取,并进行了归一化处理,构成了一个比较完备的用于验证选线方法的数据库。
1 基于ATP的系统仿真分析及仿真模型的建立
1.1 仿真模型建立及模型参数设置
1.1.1 采样频率的选择
信号采样频率的选取会对采集数据造成一定影响。如果采样频率过高,采集到的数据的相关程度就会增加,故障数据的特征就不是很明显,不利于辨识;而采样频率过低,采集到的数据就很少,这就可能丢失必要的信息,很容易造成故障线路的漏选。
图1为系统的仿真模型示意图,分别提取图1中各线路故障后的暂态分量,进行频谱分析,计算其幅频和相频特性。首先通过各条线路零序电流的频谱分析得到暂态信号的主谐振频率(定义暂态信号中幅值较大、能量较高的信号对应的频率为主谐振频率),进而选取适合本课题使用的采样频率。
1.1.2 仿真模型的搭建及参数设置
本文以某110k V变电站10k V母线的辐射型配电网络为模型搭建仿真平台,其仿真模型示意图如右图1所示。该系统共有6条出线,线路长度分别为5km,10km,12km,15km,20km,30km。变压器低压侧中性点通过开关K与消弧线圈接地,中性点不接地系统和经消弧线圈接地系统分别通过开关K的开合状态来表示,具体参数的设置见表1。
根据以上参数,利用EMTP/ATP仿真软件建立小电流接地系统的仿真模型如图2所示。
2 模型仿真结果及分析
2.1 谐振接地系统,正常运行时,母线端三相电压、电流波形如图3所示。
2.2谐振接地系统,发生金属性接地故障:以在t=0.05s时刻,线路L6在距离母线15km处发生金属性接地故障为例,仿真得到故障线路首端的三相电压及零序电压、零序电流波形如图4所示。
根据图3所示,得出以下结论:
(1)发生单相接地故障后,暂态电流幅值远大于稳态电流幅值;
(2)暂态过程结束后,故障相电压几乎变为零,而非故障相电压升高为线电压;系统中出现零序电压,当暂态过程结束后,其值为电网正常运行时的相电压。
3结束语
通过EMTP/ATP搭建的单母线6条馈线的110k V变电站仿真模型进行仿真试验,仿真试验了小电流接地系统在接地方式、故障初始相角、过渡电阻不同的故障模式下发生故障,同时提取了在不同工况下发生故障时的零序电流和零序电压。
参考文献
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故障特征 篇8
中国配电网大多为小电流接地系统,其中经消弧线圈接地方式(谐振接地)由于具有减小短路电流、便于系统熄弧以及减小过电压危害等优势,在中低压配电系统中被广泛应用。但这种小电流接地系统会导致配电网故障零序电流减小[1],故障特征不易辨别,使得此类系统的继电保护和故障选线变得更加困难。目前,已提出多种谐振接地系统故障选线方法,根据所用信号特征的不同可分为稳态法和暂态法两大类[2]。暂态法依据故障零序电流的暂态分量远远大于稳态分量的特点,具有更高的可靠性。文献[3]利用小波模极大值提取故障后各馈线暂态行波信号的特征,判别故障馈线。文献[4-6]捕捉系统健全相暂态电流最集中的频带作为特征频带,通过比较特征频带内零序电流与零序电压的极性关系进行选线。文献[7-8]利用特征频带内故障相与健全相电流暂态分量的幅值能量关系实现故障选线。
在特征频带的选取方面,文献[9]提出在中性点不接地系统中选定为0~1 250 Hz,在谐振接地系统中选定为156.25~1 250 Hz。文献[6]采用能量最大原则确定特征频带,分别给出了各线路特征频带一致与不一致时的选线方案。然而,最能反映故障特征的频带是随系统接线方式、故障模式的不同而漂移不定的[5,7],与暂态信号的特征息息相关。目前,对各种故障条件下谐振接地系统暂态信号的特征进行分析的研究很少[10,11]。
鉴于目前暂态信号选线方案具有良好的应用前景以及电缆线路大量引入配电系统造成故障条件变化更加多元化的情况,本文结合理论分析与仿真建模方法对谐振接地系统发生单相接地故障后的暂态过程以及暂态分量的频谱特征进行了详细分析,以利于暂态信息的有效提取。
1 单相接地等值回路
谐振接地系统发生单相接地瞬间,分析系统暂态电流所用等值回路如图1所示[12]。
图中:C0为补偿电网的对地电容;L0为三相线路和电源、变压器等在零序回路中的等值电感;R0为零序回路中的等值电阻,其中包括故障点的接地电阻和弧道电阻;RL和L分别为消弧线圈的有功损耗电阻和电感;u0为零序电源电压。
暂态接地电流由暂态电容电流与暂态电感电流叠加而成,分析电容电流的暂态特性时,在其自由振荡频率较高的前提下,考虑到L>>L0,一般忽略L和RL,将图1简化为图2。
根据图2可得微分方程式:
对式(1)进行时域分析,可求出暂态电容电流分量。暂态电感电流可根据非线性电路的基本理论,由暂态过程中消弧线圈的铁芯磁通表达式导出。暂态接地电流为[12]:
式中:ω为工频;φ为零序电压的初始相位;τL为电感回路的时间常数;ωf为自由振荡电流分量的自振角频率,τC为电容回路的时间常数,τC=2L0/R0。式(2)等号右侧第1项为接地电流稳态分量,等于稳态电容电流和电感电流的幅值之差;其余为接地电流的暂态分量,等于电容电流暂态分量与电感电流暂态直流分量之和。
由式(2)可知,若接地故障发生在相电压过π/2时刻,暂态零序电流中的电容分量出现最大值,电感电流几乎为0,暂态零序电流主要是电容分量。若接地故障发生在相电压过零点附近,暂态电感电流出现最大值,暂态电容电流出现最小值。若接地故障发生在相电压0<φ<π/2时刻,暂态零序电流中既包含暂态电容电流又包含暂态电感电流,随故障时刻的不同,二者比例存在差异。
由谐振接地系统单相接地故障零序网络中的电流分布情况可知[12],暂态电感电流只流经故障线路,主要表现为衰减直流分量,暂态电容电流既流经故障线路又流经非故障线路。因此,暂态电容电流对各馈线零序电流的分布特征影响更大。
2 单相接地暂态特性分析
2.1 故障电阻较小时的暂态特性
对于图2所示的等效电路,当故障电阻较小时,即满足时,系统处于欠阻尼状态。由于L>>L0,故零序电容C0充电速度较快,C0与L0不断地交换能量,即电场能量与磁场能量互相转换频繁,同时少部分能量经R0转换成热能。因此,各条馈线零序电流的暂态过程具有周期性的振荡及衰减特性,又因暂态电容电流的衰减时间常数τC与故障电阻成反比,故此时暂态电容电流衰减速度与故障电阻成正比。
2.2 故障电阻较大时的暂态特性
当故障点接地电阻增大到时,依据前述忽略消弧线圈支路时的等效电路,系统将过渡到过阻尼状态,暂态电容电流将不存在振荡过程,而呈现非周期性的衰减特性。但是,仿真结果与此相悖,这是因为在零序电容充电速度放慢的情况下,不能忽略消弧线圈对C0的影响,但可忽略线路自身L0及RL的作用。图1所示的单相接地故障等值电路可看成是L与C0的直接并联,用图3所示电路等效[4]。
由图3可得电路方程:
解此方程可得自由振荡电流分量的自振角频率:
因此时故障电阻故系统又将处于欠阻尼状态。暂态零序信号振荡衰减,振荡频率接近工频值。在时域中表现为暂态自由振荡分量与零序稳态分量相抵消,使得零序电流幅值缓慢上升,持续时间达数个周期。
故障电阻的变化对谐振接地系统的暂态特性有很大影响。故障电阻较小时可忽略消弧线圈支路来分析系统的暂态响应特性,此时系统处于欠阻尼振荡状态;随着故障电阻的增大,消弧线圈的影响将不可忽略,系统时域响应状态过渡到另一种等效电路形式的欠阻尼状态,系统自振角频率显著降低。
3 单相接地故障电流仿真分析
3.1 仿真模型
本文结合一条实际运行线路,在PSCAD/EMTDC软件中建立了包含4条馈线L1至L4的谐振接地系统分布参数模型,其拓扑结构见图4。
图中:RL和L分别表示消弧线圈的电阻和电感;L1和L2为纯架空线路,长度分别为15km和30km;L3为电缆—架空线混合线路,架空线路长12km,电缆线路长2km;L4为纯电缆线路,长6km。架空线路的正/负序阻抗Z1=Z2=(0.255 42+j0.372 94)Ω/km,零序阻抗Z0=(0.516 64+j1.485 16)Ω/km;正/负序导纳Y1=Y2=(j3.080 3×10-6)S/km,零序导纳Y0=(j1.475 743 26×10-6)S/km。电缆的阻抗矩阵Z和导纳矩阵Y为:
消弧线圈按8%过补偿整定时,计算得出RL=27.071 1Ω,L=0.861 7H。
3.2 暂态信号获取
实际系统在正常运行时,由于导线的换位情况欠佳,三相对地电容互不相等,中性点对地存在一定数值的位移电压,因此,各条线路的零序电流不为0。
同时,从式(2)可看出,暂态接地电流中包括接地电流稳态工频分量与暂态分量,根据叠加原理,故障后的网络可等效为正常运行与故障附加网络的叠加。各条线路的故障暂态零序电流中含有的稳态工频分量是由故障前的不对称分量和故障稳态工频分量叠加而成。又因实际谐振接地系统中,一般在故障发生5~6个周期后,其暂态分量已很小,可认为电磁暂态过程基本结束。根据上述特征,得到零序电流暂态分量:
式中:i0k(t)为第k条馈线的零序电流;T为采样周期。
图5为L1在距线路首端7km处,相电压最大时发生金属性接地故障时,流过L4的实际零序电流幅值和纯故障暂态电流幅值。可以看出经过上述处理后,能很好地滤除故障电流稳态分量。
3.3 电缆对频谱特征的影响
因电缆线路的电感远小于架空线路的电感,而对地电容却较后者大几十倍,故电缆的引入对系统中各馈线零序电流的分布及其频谱特征有很大影响。为了验证这种影响,将图4所示仿真模型中的所有电缆线路转换成架空线,仍按8%过补偿度整定消弧线圈参数。同样故障条件下,2种模型中故障线路L1的故障暂态电流与频谱分布情况如图6和图7所示。
从图6和图7可得以下结论。
1)在含有电缆的谐振接地系统中,故障线路零序电流暂态分量幅值明显增大。因为电缆线路对地电容电流大,故障线路流过的电容电流是所有健全线路电容电流之和,因此故障线路零序电流变大。
2)2种系统中,暂态分量在1~2个周期内均已衰减至0,这与故障条件有关。
3)含电缆系统较全架空线系统,其故障暂态电流衰减过程短。因为电缆线路的电感较架空线路小,依据零序网络的形成过程,零序等效电路的电抗由各条馈线零序电抗并联形成,等效电路中零序电感L0小于任一条馈线的零序电感,故全架空线系统中零序电感较大,衰减时间常数变大,自由分量衰减过程较长。
4)全架空线路谐振接地系统暂态分量的频谱主成分在1 900Hz左右,而含电缆线路的暂态分量频谱主成分在730Hz左右,故可知电缆线路的引入使暂态分量的主成分向低频段移动,这也可由ωf的定义加以解释。
因目前大部分配电系统中均含有一定长度的电缆,故下文的讨论中采用含电缆馈线的模型。
4 各种故障工况对频谱特征的影响
4.1 故障初相角对频谱的影响
为研究故障初相角对零序暂态电流频谱的影响,对距L1首端7km处,A相电压在相角分别为0°,30°,60°,90°,接地电阻为1Ω时发生接地故障时的情况进行仿真,所得各馈线零序电流暂态分量的频谱见附录A图A1。从中可以得出以下结论。
1)各条馈线中,各频段频谱分量的幅值差别很大,故障线路频谱幅值最大,正常线路中,架空线的频谱幅值较混合线路和电缆线路低很多。
2)故障初相角较小时,故障线路中含有很大成分的直流分量,即电感电流分量,而非故障线路中直流分量很小,即不含电感电流。
3)随着故障初相角的增大,直流分量的含量逐渐减小,即电感电流分量逐渐减小,这与第1节的理论分析结论一致。
4)暂态分量的频谱主要集中在730Hz附近,其所占比重随故障初相角的增加而增大。
4.2 故障距离对频谱的影响
对架空线路L1分别在距离母线1km,4km,10km和14km处发生A相金属性接地故障时的情况进行仿真,所得各馈线零序电流暂态分量的频谱变化规律见附录A图A2。从仿真结果可以看出,在其他故障条件相同的情况下,故障点越靠近母线,暂态电流频谱主成分越低,故障点在线路末端时,频谱主成分为700 Hz左右,靠近首端时降低为300Hz左右。当线路首端故障时,纯架空线路L2的频谱主成分向高频段移动;故障距离缩短,频谱主成分的幅值略有下降。
4.3 故障电阻对频谱的影响
实际故障发生时,故障电阻一般为0~2kΩ。对含电缆的谐振接地系统在距线路L1首端7km处A相电压达到峰值时发生接地故障且故障电阻为1~2kΩ时的情况进行仿真,附录A图A3给出了故障电阻变化时各馈线零序暂态电流的时域波形,附录A图A4为对应的频谱分布情况。
由附录A图A3的仿真波形结合第2节的理论分析可得出如下结论。
1)针对此谐振接地系统,故障电阻对零序电流的暂态特性影响很大。暂态电流的幅值与故障电阻成反比;当故障电阻较小时,系统等值电路处于欠阻尼状态,暂态电流振荡衰减,衰减过程的时间长短与故障电阻成反比(如附录A图A3(a)和图A3(b)所示)。因为故障电阻增大后,暂态电容电流自由振荡分量的时间常数减小,自由振荡分量的衰减系数增大,故自由振荡分量衰减很快。
2)故障电阻进一步增大后,暂态电流将不存在明显的振荡过程(如附录A图A3(c)和图A3(d)所示),电路进入过阻尼状态。
3)故障电阻进一步增大后,暂态电流衰减变慢,故障电阻越大,衰减时间就越长,根据故障电阻的不同,衰减过程可持续2~6个周期(如附录A图A3(e)和图A3(f)所示)。因为故障电阻增大到此种程度后,消弧线圈支路对电路状态的影响作用变大,需要充分考虑消弧线圈的影响,此时系统处于欠阻尼状态,这与对图3所示等效电路暂态响应的理论分析结果一致。
从附录A图A4中不同故障电阻下各馈线零序暂态电流的频谱特征可得出以下结论。
1)故障电阻较小时,暂态电流频谱主要由730Hz左右的高频分量组成。
2)故障电阻增加,暂态零序电流频谱向低频段移动,幅值逐渐变小。
3)故障电阻增加,消弧线圈电感支路无法忽略时,零序暂态电流频谱接近工频。针对此谐振接地系统,故障电阻达到2kΩ时,频谱主成分趋于工频,在时域中表现为各馈线零序电流幅值缓慢上升。
故障电阻为2kΩ时,各条馈线实际零序电流波形如图8所示。
可知,零序电流幅值具有一个缓慢上升的过程,持续数个周期,这与2.2节的理论分析结论一致。
5 结语
电缆线路的引入将使各馈线零序暂态电流的衰减时间变短,频谱主成分向低频段移动。本文分析了各种工况下含电缆线路的谐振接地系统的暂态分量频谱分布,得出以下结论。
1)小故障角故障时,故障线路零序暂态电流中含有很大的衰减直流分量。同一故障电阻下,故障角增大,频谱主成分幅值增加。
2)故障点越靠近线路末端,频谱主成分频率越低,幅值略有下降。线路近端故障时,各馈线频谱主成分所在频段不一致。
3)故障电阻变化时,系统经历了从欠阻尼振荡到过阻尼状态再到另一种等效电路形式的欠阻尼振荡的过程。
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