两相接地短路故障

两相接地短路故障（共7篇）

两相接地短路故障 篇1

0 引言

配电自动化是智能电网的重要组成部分,对于提高供电可靠性、扩大供电能力和实现配电网的高效经济运行具有重要意义[1]。

配电网故障处理是配电自动化的核心内容,它包括:故障定位、故障隔离和健全区域恢复供电,其理论方法已经有大量文献报道。

文献[2]提出了一种配电网故障区段判断的统一矩阵算法,文献[3-4]对其进行了改进。文献[5]提出了一种基于有向图的配电网故障区域判断方法,避免了矩阵相乘和规格化处理。文献[6]提出了一种适用于多电源复杂配电网的故障定位新算法,文献[7]探讨了基于多代理技术的配电网故障处理,文献[8]提出一种基于改进禁忌搜索算法且以甩负荷最小为目标的网络重构算法,并给出了一种开关操作顺序生成方法。文献[9-10]研究了基于遗传算法的配电网故障定位方法,具有一定的容错能力;文献[11-12]研究了基于贝叶斯法的配电自动化系统容错故障定位方法。文献[13]建议采用一种继电保护与配电自动化配合的配电网故障处理策略。文献[14]采用数学优化方法确定恢复供电策略。文献[15]采用启发式方法解决供电优化恢复问题。文献[16-18]采用人工智能算法求解配电网供电恢复方案。

已有文献论述的故障处理策略都是认为故障位置一定在某一个区域的范围内,对于中性点有效接地系统,考虑到一般不会同时发生多个故障(这称为“单一故障假设”),故障位置一般局限在一个区域内。但是,对于中性点非有效接地的配电网,这一认识却不一定成立,这是因为中性点非有效接地配电网当某相在某处发生单相接地后,会导致另外两相对地电压升高(理论上最高可达到额定相电压的1.73倍),严重威胁另外两相的绝缘,有可能随后这两相中的某一相又在其绝缘最薄弱的部位发生单相接地,导致两相接地短路。上述2处接地并不一定发生在同一区域中,甚至有可能在2条馈线之间发生,造成大跨距相间接地短路故障,增加了故障定位与供电恢复的处理难度。

本文讨论了配电网两相接地短路情况下的故障定位与供电恢复策略。

1 配电网两相接地短路故障区域定位

1.1 故障现象

若一个中性点非有效接地的开环运行配电网发生了两相接地短路,其故障现象如下。

1)变电站10kV母线的零序电压超过阈值。

2)对于发生接地的两相,在其接地点上游的开关会经历对应相的故障电流。

3)在发生接地的两相,其接地点上游至少有一台断路器跳闸遮断故障电流。

图1(a)至图1(d)给出了几种典型的两相接地短路情况下的故障现象。假设按照文献[13]的方法配置了继电保护方案,各级保护的整定时间在图中圆括号内标出;故障现象在尖括号内标出。

对于图1(a)的情形,因断路器S1和S2的保护整定时间相同,因此两相接地短路发生后,S1和S2同时跳闸遮断故障电流。

对于图1(b)的情形,因断路器J的保护整定时间比S1和S2短,因此两相接地短路发生后,J跳闸遮断故障电流,而S1和S2维持原状态。

对于图1(c)的情形,因断路器E的保护整定时间比S1短,因此两相接地短路发生后,E跳闸遮断故障电流,而S1维持原状态。

对于图1(d)的情形,两相接地短路发生后,S1跳闸遮断故障电流。

1.2 故障区域定位判据

1)启动条件:对于一个中性点非有效接地的开环运行配电网,若观测到1.1节中的3个现象,则可判定发生了两相接地短路故障,应启动两相接地短路故障区域定位程序。

2)两相接地短路故障区域定位判据:如果一个中性点非有效接地的开环运行配电网发生了x,y(x,y∈{a,b,c})两相接地短路故障,则x相接地发生在以最末一个监测到x相过流的开关为端点的下游区域,y相接地发生在以最末一个监测到y相过流的开关为端点的下游区域。

例如:对于图1(a)的情形,根据开关S1和A经历了a相过流而其他节点未经历a相过流,可以判定a相接地发生在以开关A为端点的下游区域,即由开关A,B,C围成的区域。类似地,根据开关S2,G,K经历了b相过流而其他开关未经历b相过流,可判定b相接地发生在以开关K为端点的下游区域,即由开关K和M围成的区域。

1.3 故障信息采集需求

为了满足1.2节描述的故障区域定位判据的需要,配电自动化系统需要采集下列故障信息。

1)地调自动化系统需向配电自动化系统传送10kV母线零序电压超阈值信息、出线断路器的分相过流信息、保护动作及断路器状态信息。

2)馈线上的馈线终端单元(FTU)、开闭所终端设备(DTU)和故障指示器需向配电自动化系统传送所监测处的分相过电流信息及所监测开关的状态信息。

目前,已建成的配电自动化系统在监测处(终端、故障指示器等)的一次电流互感器和二次电流互感器没有三相都配置,一般只配置了两相;而且终端的过流信息没有分相上报,而是合成为一个过流信息上送。这些问题都会影响两相接地短路故障定位,需要加以完善。

2 配电网两相接地短路故障处理

2.1 两相接地短路故障隔离

在发生了两相接地短路故障后,虽然有断路器跳闸遮断了故障电流,但是一般没有将接地故障隔离在最小范围内,需要由配电自动化主站根据两相接地短路故障的定位结果,采用遥控方式进行故障隔离。

为了隔离一个接地故障区域,只需将作为该区域端点的所有开关分断即可,对于图1(a)的情形,要隔离a相接地区域只需分断开关A,B,C即可。

根据相关规程,对于中性点非有效接地的配电网,允许其在单相接地状态运行一段时间,但是在此期间,另外两相对地电压升高会威胁其绝缘。

因此,在允许单相接地运行时,2处接地区域只需要隔离一个即可,究竟隔离哪一个,则需要选取供电恢复后负荷能够得到最大限度恢复的方案。

对于由于单相接地状态运行过程中,因另一相发生对地绝缘击穿而导致的两相接地短路故障的情形,则不宜再允许单相接地运行,而需要将2处接地区域全部隔离。

2.2 两相接地短路故障的供电恢复策略

两相接地短路故障的供电恢复原则是使受影响的负荷能够最大限度地恢复供电。

2.2.1 不允许单相接地运行的情形

对于不允许单相接地运行的情形,为获取供电恢复策略及开关操作顺序可执行下列步骤。

步骤1:获取当前各个开关所处的状态存入数组W1和W2中,wij=0(i=1,2)表示开关j处于分闸状态,wij=1(i=1,2)表示开关j处于合闸状态。

步骤2:将隔离2处接地区域所对应的开关在W1和W2中对应的状态设置为分闸,并将相应的待分闸开关放入开关操作队列SW中。

步骤3:若有能够由原电源恢复供电的处于失电状态的健全区域,则将对应的开关在W1和W2中的状态设置为合闸,并将相应的待合闸开关按照合闸后恢复负荷量由大到小的顺序放入开关操作队列SW中。

步骤4:若不能由原电源恢复供电的受影响区域与其他馈线间存在联络开关,则将这些联络开关在W2中对应的状态设置为合闸;否则转到步骤8。

步骤5:若目前的运行方式存在闭环,则在环路上选择分闸后不会造成孤岛的开关,将其在W2中对应的状态设置为分闸,直至不存在闭环为止。

步骤6:采用文献[8]的方法,在与两相接地短路故障馈线不能由原电源恢复供电的受影响区域相连的配电子网络中,进行以甩负荷最小为目标的网络重构,并根据结果修改W2中对应的开关状态。

步骤7:根据W1和W2中开关状态的差异,采用文献[8]的方法,生成从当前运行方式过渡到目标方式的开关操作顺序,将排列好的待操作开关按顺序放入开关操作队列SW中。

步骤8:输出开关操作队列SW并退出。

2.2.2允许单相接地运行的情形

对于允许单相接地运行的情形,为获取供电恢复策略可执行下列步骤。

步骤1:获取当前各个开关所处的状态存入数组W1和W2中。如果只存在一个单相接地区域(即2处接地发生在同一个区域中),则处理方法与2.2.1节步骤1完全相同;否则进行下一步。

步骤2:任选一处接地区域,根据步骤1中得到的W1和W2,将隔离该接地区域所对应的开关在W1和W2中对应的状态设置为分闸,并将相应的待分闸开关放入开关操作队列SW1中。

步骤3:执行2.2.1节中的步骤3—步骤7,得出一种供电恢复方案及开关操作顺序,将排列好的待操作开关按顺序放入开关操作队列SW1中,其需要甩去的负荷为L1,电源点的最大载流量为I1。

步骤4:选出另一处接地区域,根据步骤1中得到的W1和W2,将隔离接地区域所对应的开关在W1和W2中对应的状态设置为分闸,并将相应的待分闸开关放入开关操作队列SW2中。

步骤5:执行2.2.1节中的步骤3—步骤7,得出另一种供电恢复方案及开关操作顺序,将排列好的待操作开关按顺序放入开关操作队列SW2中,其需要甩去的负荷为L2,电源点的最大载流量为I2。

步骤6:若L1≠L2,则将甩去负荷少的方案作为最优供电恢复策略,并选择相应的开关操作队列;若L1=L2,则比较I1和I2,将电源点最大载流量较小的方案作为最优供电恢复策略,并选择相应的开关操作队列。

步骤7:输出开关操作队列SW并退出。

3 案例分析

图2所示为一个由3条电缆线路构成的配电网,各开关下方数字表示流过各个开关的负荷(单位均为安培)。设各条馈线的额定容量为300A,变电站出线断路器与环网柜出线断路器的过流保护设置有一级延时级差配合。

3.1 案例1

案例1为如图3所示的两相接地短路故障,不允许单相接地状态运行。

故障发生后,断路器B2立即跳闸遮断故障电流,按照2.2.1节的步骤,配电自动化主站首先获取当前各个开关所处的状态存入数组W1和W2中。

由于不允许单相接地状态运行,需要将另一个接地区域也隔离,因此,将开关A2和A3在W1和W2中的状态设置为分闸,将待分闸开关A2和A3放入开关操作队列SW中。

此时,由于接地区域上游没有失电,因此,没有能够由原电源恢复供电的处于失电状态的健全区域,不需要改变W1和W2中的开关状态。

但是接地区域下游处于失电状态的受影响区域的供电没有恢复,按照2.2.1节的步骤4—步骤7,将与这些区域相连的联络开关A6和A9在W2中的状态设置为合闸,由于存在闭环,选择分闸后不会造成孤岛的开关A9,再将其在W2中的状态设置为分闸,当前由S2和S3供电的馈线即为与两相接地短路故障所涉及的馈线相连的配电子网络。采用文献[8]的方法进行以甩负荷最小为目标的网络重构,得出的负荷分配方案是:将B5下游和B6下游负荷由S3转带,将B3下游负荷由S2转带,这样可以将全部可恢复的受影响负荷恢复供电而不必甩负荷,根据网络重构结果修改W2中对应的开关状态,再根据W1和W2中开关状态的差异,需要改变状态的开关有A4,A6,A9。采用文献[8]的方法生成的开关操作顺序为“控分A4—控合A6—控合A9”,将上述开关操作顺序放入开关操作队列SW中。

因此,配电自动化主站最终的开关操作队列SW为:“控分A2—控分 A3—控分 A4—控合 A6—控合 A9”,最终得到恢复状态下的运行方式如图3所示。

3.2 案例2

案例2为如图4所示的两相接地短路故障,不允许单相接地状态运行。

故障发生后,断路器B2立即跳闸遮断故障电流。由于不允许单相接地状态运行,按照2.2.1节的步骤,得出配电自动化主站的开关操作队列为:“控分A4—控分A5—控合 A6”,可以将全部受影响的健全区域恢复供电而不必甩负荷,最终得到的恢复状态下的运行方式如图4所示。

3.3 案例3

案例3为如图5所示的两相接地短路故障,不允许单相接地状态运行。

故障发生后,断路器S1和S2立即跳闸遮断故障电流。由于不允许单相接地状态运行,按照2.2.1节的步骤,得出配电自动化主站的开关操作队列为:“控分 A2—控分 A3—控分 A10—控分 A11—控合 S2—控合 S1—控分 B3—控合 A6—控分 B10—控分 B12—控合A9”。为了确保S3不过负荷,不得不甩去了B3下游、B10下游、B12下游负荷,最终得到恢复状态下的运行方式如图5所示。

3.4 案例4

案例4为如图6所示的两相接地短路故障,允许单相接地状态运行。

故障发生后,断路器S1和S2立即跳闸遮断故障电流。由于允许单相接地状态运行,按照2.2.2节的步骤获取供电恢复策略。

1)先考查隔离S1上接地区域的方案,得出配电自动化主站的开关操作队列为:“控分A2—控分A3—控合S2—控合S1—控分A4—控合A6—控合A9”,不需要甩负荷,L1=0,电源点的最大载流量I1=295A,最终得到恢复状态下的运行方式如图6(a)所示。

2)再考查隔离S2上接地区域的方案,得出配电自动化主站需要进行的开关操作队列为:“控分 A10—控分 A11—控合 S1—控合 S2—控分 A4—控合 A9—控合 A6”,不需要甩负荷,L2=0,电源点的最大载流量I2=290A,最终得到恢复状态下的运行方式如图6(b)所示。

比较以上2个方案,最终选择隔离S2上接地区域的方案,如图6(b)所示。

4 结论

1)在中性点非有效接地的配电网中发生两相接地短路故障的现象并不罕见,其表现为变电站10kV母线的零序电压超过阈值、各接地相在接地点上游的开关经历相应相过电流、接地点上游至少有一台断路器跳闸遮断故障电流。

2)中性点非有效接地的开环运行配电网x,y(x,y∈{a,b,c})两相接地短路故障定位判据为:x相接地发生在以最末一个监测到x相过流的开关为端点的下游区域;y相接地发生在以最末一个监测到y相过流的开关为端点的下游区域。

3)为了实现两相接地短路故障定位,需要对三相过流信息分别采集和上报。

4)两相接地短路故障隔离和供电恢复原则是使受影响的负荷能够最大限度地恢复供电,针对不允许单相接地运行和允许单相接地运行2种情形的处理策略有所区别。

摘要：为了解决配电网两相接地短路故障处理问题,对两相接地短路故障现象进行了分析,提出了一种基于接地相过流信息连贯性的接地故障区域定位判据,指出了为实现两相接地短路故障区域定位,需要对三相过流信息分别采集和上报。以使受影响的负荷能够最大限度地恢复供电为原则,针对不允许单相接地运行和允许单相接地运行2种情形,分别给出了两相接地短路故障隔离和供电恢复策略的生成方法。结合典型案例对所提出的方法进行了说明,案例分析结果表明所提出的方法可以准确定位和隔离接地故障区域,可以使受影响的负荷最大限度地恢复供电。

关键词：配电自动化,馈线自动化,接地短路,故障定位,故障恢复,网络重构

两相接地短路故障 篇2

1 配网两相接地短路故障区域定位

1.1 故障问题

当某一中性点非有效接地配网出现接地短路故障, 会有以下现象:

(1) 10k V母线的变化, 其零序电压大于阈值。

(2) 接地的两相, 接地点上游的开关出现故障性电流以及断路器跳闸现象, 会对故障性电流进行遮掩、隔断。

常见的两相接地短路故障通常选择配置继电保护的方法, 同时, 明确不同级别保护的整定时间以及具体对应的故障类型。

两相接地故障的类型:

第一, 两个断路器S1, S2具有同样的保护整定时间, 当短路故障出现后, 这两个断路器会同步跳闸, 从而遮断故障, 具体如图1所示。

第二, 同S1, S2相比, 在保护整定时间方面, 断路器J更短, 所以, 当出现两相接地短路故障, 断路器J先动作, 阻断故障电流, 其他的断路器则保持不变, 如图2所示。

第三, 同S1对比起来, 断路器E的保护整定时间更短, 所以, 当出现两相接地短路故障时, 断路器E会先动作, 阻断故障, 对应的S1保持不变。

第四, 出现短路故障后, S1会动作, 隔断故障电流。

1.2 科学定位故障位置

第一, 调动定位程序。如果是一个中性点非有效接地的开关运行配电网, 如果发现以上三种情形, 就能够预测到出现了两相接地短路故障问题。此时, 就应该启动两相接地短路故障定位系统。

第二, 短路区位的判断。假设某一中性点非有效接地的配网, 该配网处于开环工作状态, 出现了m相、n相接地短路, 其中m/n这两相属于以上三种接地情况, 那么, m相接地出现在以最末监测到m相过流开关为端点的下游位置, n相的接地位置判断同于m。

如:在接地故障类型一中, 因为只有开关S1、A通过a相过流, 就能够得出a相出现了接地短路故障, 具体定位于A为端点的下游, 也就是ABC之间的部位。同样, 也正是由于只有开关S2/G/K通过b相过流, 能够得出b相出现了接地短路故障, 具体定位于以K为端点的下游, 也就是开关K/M构成的部位。

1.3 故障信号的收集

要想达到以上故障区位定位的正确判断, 就要加强相关故障信号、信息的搜集与采集。

第一, 地调自动化系统则应朝着配自动化系统传播各类信息, 例如:断路器的状态模式、保护动作情况、零序电压值等等。

第二, 馈线终端单元、故障指示设备等都要朝着配电自动化系统传播信息, 例如:检测到的分相过流情况、开关状态等等。

现阶段, 投建使用的配网自动化系统通常只在线路故障监测的地方设置两相电流互感器, 同时, 配网线路终端的过流信息并非实行分类报告, 取而代之的是合并成统一的过流信息上报, 这种现象很可能造成两相接地短路故障。

2 配网两相接地短路故障的处理

2.1 隔离故障

当配电网出现了两相接地短路问题, 断路器会自动跳闸, 这样就掩饰了线路故障, 然而, 通常无法把接地故障隔断于最小空间内, 针对这一问题, 就应该参照具体的故障定位结论使配网主站通过遥控的方法来隔断故障。

要想将一个故障位置有效隔离开来, 只需要把故障所在区位的端口的开关分别断开, 对于第一类故障, 为了隔断a区域, 就要将开关A/B/C分断。

从相关规程中能看到:中性点非有效接地的配网, 可以让其单相接地, 工作一段, 然而, 这一过程中会导致其他两相对地电压上升, 影响整个线路的绝缘效果。所以, 单相接地工作过程中, 两个接地区域只需将一个隔离开来, 具体的隔离区域的选择标准, 应该确保恢复供电以后, 负荷同样得到恢复。

2.2 两相接地短路故障的供电恢复方法

其主体思想为:确保深受故障影响的负荷可以集中恢复供电, 达到正常的供电水平。

(1) 不易实行单相接地的情况

当出现不能实行单相接地运行的情况时, 可以从以下几步做起, 来想方设法恢复供电。

第一步:明确当时不同开关处的状态, 并将其录入数组W1、W2内, Wij=0, 意味着开关j正在分闸模式, Wij=1, 意味着j正在合闸模式。

第二步:把隔离2处接地位置的开关在W1、W2内设成分闸模式, 同时把待分闸开关装在开关操作队列SW内。

第三步:对于一些健全区位, 也就是可以借助原电源供电, 却处于失电的现象, 就要把开关在W1/W2内设成合闸模式, 同时把对应的待合闸开关根据合闸后所恢复的负荷量, 按照从大至小的规律置于开关行列SW内。

第四步:相反, 对于无法通过原电源来恢复供电的一些深受影响的部分, 同其他馈线之间设有联络开关, 就需要把W2内的联络开关设为合闸状态。

第五步:如果运行状态出现了闭环, 就应该在环路中注重开关的选型, 优选那些分闸后没有孤岛问题的开关, 并在W2内设为分闸状态, 直到消除闭环问题。

第六步:更新算法。对于两相接地短路故障馈线无法依靠原电源获取电能的配网区域, 可以实行通过甩负荷来重构网络, 同时, 相应地更正W2中的开关模式。

(2) 可以单相接地工作的状态

能够进行单相接地时, 要想达到供电恢复, 可以采取以下步骤:

第一步:明确不同开关的状态, 并将其输入数组W1/W2内, 当两处接地出现于同一位置时, 则可采取同上节中类似的方法。相反, 则开展下一步。

第二步:随便选出某一接地区位, 按照第一步中得出的W1/W2的结果, 把接地区域中的开关设成分闸模式, 同时把待分闸开关列进开关操作行列内部。

第三步:实施上一节中第一步至第七步的操作, 得到供电恢复方案, 明确开关操作顺序, 同样把排好的待操作开关依照顺序列入Sw1内。

第四步:再选择一块接地区位, 按照第一步骤得出的W1/W2, 把隔离接地区域的开关在W1/W2。

结语

配网两相接地短路故障具有自身的故障特征、状态与特点, 要科学定位故障, 通过搜集故障信号, 来明确故障发生的区域, 并采取科学的方法进行故障隔离, 并针对故障采用科学的供电恢复方法, 从而维护配网的安全运转。

摘要：配网两相接地短路故障是常见的故障, 影响了配网的安全、稳定运行, 必须采取科学的措施来分析、定位并解决这一故障问题。首先介绍了接地短路故障的现象和如何科学定位故障位置, 然后采用科学的故障处理方法使供电恢复。

关键词：配电网,两相接地短路故障,定位,供电恢复

参考文献

[1]刘健, 赵倩, 程红丽, 等.配电网非健全信息故障诊断及故障处理[J].电力系统自动化, 2010, 34 (07) :50-56.

[2]王英英, 罗毅, 涂光瑜.基于贝叶斯公式的似然比形式的配电网故障定位方法[J].电力系统自动化, 2011, 29 (19) :54-57.

配电网接地短路故障定位技术综述 篇3

1.1 故障现象

若一个中性点非有效接地的开环运行配电网发生了两相接地短路, 其故障现象如下。

变电站10KV母线的零序电压超过阈值。

对于发生接地的两相, 在其接地点上游的开关经历对应相的故障。

在发生接地的两相, 其接地点上游至少有一台断路器跳闸遮断故障电流。

图1 (a) 至 (d) 给出了几种典型的两相接地短路情况下的故障现象, 其中:假设按照建议了一种继电保护与配电自动化配合的配电网故障处理策略的方法配置了继电保护方案, 各级保护的整定时间在图中圆括号内标出;故障现象在尖括号内标出。

对于图1 (a) 的情形, 因断路器S1和S2的保护整定时间相同, 因此两相接地短路发生后, S1和S2同时跳闸遮断故电流。

对于图1 (b) 的情形, 因断路器J的保护整定时间比S1和S2短, 因此两相接地短路发生后, J跳闸遮断故障电流, 而S1和S2维持原状态。

对于图1 (c) 的情形, 因断路器E的保护整定时间比S1短, 因此两相接地短路发生后, E跳闸遮断故障电流, 而S1维持原状态。

对于图1 (d) 的情形, 两相接地短路发生后, S1跳闸遮断故障电流。

1.2 故障区域定位判据

(1) 启动条件:对于一个中性点有效接地的开环运行配电网, 若观测到1.1节中的3个现象, 则可判定发生了两相接地短路故障, 应启动两相接地短路故障区域定位程序。

(2) 两相接地短路故障区域定位判据:若一个中性点非有效接地的开环运行配电网发生了χ, y (x, y□{a, b, c}) 两相接地短路故障, 则χ相接地发生在以最末一个监测到χ相过流的开关为端点的下游区域y相接地发生在以最末一个监测到y相过流的开关为端点的下游区域。

例如, 对于图1 (a) 的情形, 根据开关S1和A经历了a相过流而其他节点未经历a相过流, 可以判定a相接地发生在以开关A为端点的下游区域, 即由开关A, B, C围成的区域, 类似地, 根据开关S2, G, K经历了b相过流而其他开关未经历b相过流, 可判定b相接地发生在以开关K为端点的下游区域, 即由开关K和M围成的区域。

1.3 故障信息采集需求

(1) 地调自动化系统需向配电自动化系统传送10KV母线零序电压超阈值信息、出线断路器的分相过流信息、保护动作及断路器状态信息。

(2) 馈线上的馈线终端单元 (FTU) 、开闭所终端设备 (DTU) 和故障指示器需向配电自动化系统传送所监测处的分相过电流信息及所监测开关的状态信息。

目前, 已建成的配电自动化系统在监测处 (终端、故障指示器等) 的一次电流互感器和二次电流互感器没有三相都配置, 一般只配置了两相;而且终端的过流信息没有分相上报, 而是合成一个过流信息上送。这些问题都会影响两相接地短路故障定位, 需要加以完善。

2 配电网两相接地短路故障处理

2.1 两相接地短路故障隔离

在发生了两相接地短路故障后, 虽然有断路器跳闸遮断了故障电流, 但是一般没有将接地故障隔离在最小范围, 需要由配电自动化主站根据两相接地短路故障定位结果采用遥控方式进行故障隔离。

为了隔离一个接地故障区域, 只需将作为该区域端点的所有开关分断即可, 对于图1 (a) 的情形, 要隔离a相接地区域只需分断开关A, B, C即可。

根据相关规程, 对于中性点非有效接地的配电网, 允许其在单相接地状态运行一段时间, 但是在此期间, 另外两相对地电压升高威胁其绝缘。

因此, 在允许单相接地运行时, 2处接地区域只需要隔离一个即可, 究竟隔离哪一个, 则需要选取供电恢复后负荷能够得到最大限度恢复方案。

对于由于单相接地状态运行过程中因另一相发生对地绝缘击穿而导致的两相接地短路故障的情形, 则不宜再允许单相接地运行, 而需要将2处接地区域全部隔离。

2.2 两相接地短路故障的供电恢复策略

两相接地短路故障的供电恢复原则是使受影响的负荷能够最大限度地恢复供电。

2.2.1 不允许单相接地运行的情形

对于不允许单相接地运行的情形, 为获取供电恢复策略及开关操作顺序可执行下列步骤。

步骤1:获取当前各个开关所处的状态人数组W1和W2中, wij=0 (i=1, 2) 表示开关j处于分闸状态, wij=1 (i=1, 2) 表示开关j处于合闸状态。

步骤2:将隔离2处接地区域所对应的开关在W1和W2中对应的状态设置为分闸, 并将相应的待分闸开关放入开关操作队列SW中。

步骤3:若有能够由原来电源恢复供电的处于失电状态的健全区域, 则将对应的开关在W1和W2中的状态设置为合闸, 并将相应的待合闸开关按照合闸后恢复负荷量由大到小的顺序放入开关操作队列SW中。

步骤4:若不能由原电源恢复供电的受影响区域与其他馈线间存在联络开关, 则将这些联络开关在W2中对应的状态设置为合闸;否则进行步骤8。

步骤5:若目前的运行方式存在闭环, 则在环路上选择分闸后不会造成孤岛的开关, 将其在W2中对应的状态设置为分闸, 直至不存在闭环为止。

步骤6:根据一种基于改进禁忌搜索算法的以甩负荷最小为目标的网络重构算法, 并给出了一种开关操作顺序生成方法。在与两相接地短路故障馈线不能由原电源恢复供电的受影响区域相连的配电子网络中, 进行以甩负荷最小为目标的网络重构, 并根据结果修改W2中对应开关状态。

步骤7:根据W1和W2中开关状态的差异, 采用一种基于改进禁忌搜索算法的以甩负荷最小为目标的网络重构算法, 并给出了一种开关操作顺序生成方法, 生成从当前运行方式过渡到目标方式的开关操作顺序, 将排列好的待操作开关按顺序放入开关操作队列SW中。

步骤8:输出开关操作队列Sw并退出。

2.2.2 允许单相接地运行的情形

对于允许单相接地运行情形, 为获取供电恢复策略可执行下列步骤。

步骤1:获取当前各个开关所处的状态存入数组W1和W2中。如果只存在一个单相接地区域 (即两处接地发生在同一个区域中) , 则处理方法与步骤1完全相同;否则进行下一步。

步骤2:任选一处接地区域, 将隔离该接地区域所对应的开关在W1和W2中对应的状态设置为分闸, 并将相应的待分闸开关放入开关操作队列S W1中。

步骤3:执行2.2.1节中的步骤3—步骤7, 得出一种供电恢复方案及开关操作顺序, 将排列好的待操作开关按顺序放入开关操作队列SW1中, 其需要甩去负荷为L1, 电源点的最大载流量为I1。

步骤4:选也另一处接地区域, 将隔离接地区域所对应的开关在W1和W2中对应的状态设置为分闸, 并将相应的待分闸开关放入开关操作队列S W2中。

步骤5:执行2.2.1节中步骤3—步骤7, 得出另一种供电恢复方案及开关操作顺序, 将排列好的待操作开关按顺序放入开关操作队列S W2中, 其需要甩去的负荷为L2, 电源点的最大载流量为I2。

步骤6:若L1≠L2, 则将甩去负荷少的方案作为最优供电恢复策略, 并选择相应的开关操作队列;若L1=L2, 则比较I1和I2, 将电源点最大载流量小的方案作为最优供电恢复策略, 并选择相应的开关操作队列。

步骤7:输出开关操作队列S w并退出。

3 案例分析总结

在以上的配电网两相接地短路故障区域定位和故障处理的分析论述下, 经进行案例分析之后, 总结出几点:

(1) 在中性点非有效接地的配电网中发生两相接地短路故障的现象并不罕见, 其表现为变电站10KV母线的零序电压超过阈值、各接地相在接地点上游的开关经历相应相过电流、接地点上游至少有一台断路器跳闸遮断故障电流。

(2) 中性点非有效接地的开环运行配电网x, y (x, y□{a, b, c}) 两相接地短路故障定位判据为:x相接地发生在以最末一个监测到x相过流的开关为端点的下游区域;y相接地发生在以最末一个监测到y相过流的开关为端点的下游区域。

结语

配电网故障处理是配电自动化的核心内容, 它包括:故障定位、故障隔离和健全区域恢复供电。经案例分析结果表明所提出的方法可以准确定位和隔离接地故障区域, 可以使受影响的负荷最大限度地恢复供电。

摘要：在智能电网中, 配电自动化对于提高供电可靠性, 增供扩能, 实现电网的高效经济运行有深远意义。为解决电网两相接地短路故障处理问题, 对配电网两相接地短路的情况下故障定位与供电恢复进行了现象分析论述。

关键词：配电自动化,接地短路,故障定位

参考文献

[1]顾秀芳.10kV配电网中性点不接地短路电流的分析[J].继电器, 2008.

两相接地短路故障 篇4

对于故障点的查找, 现在流行的办法是通过故障录波和行波测距的办法来测, 故障录波主要原理是基于工频阻抗的算法, 非金属性故障误差很大;行波测距虽然和短路的非金属性和金属性无关, 但是, 由于行波频率极高, 波头有时扑捉不到, 所以现在距离现场应用还有一段差距, 本方法采用悬挂于一次线路上的数据采集系统侦测故障电流的办法, 简单可靠, 成本低, 测距误差可控, 具有广泛的推广前景。

2 研究内容和实施方案

2.1 研究内容

(1) 研制一套接地短路故障定位系统, 它能够迅速判断10kV系统单相接地故障的接地点位置。本系统包括:采集终端、监控中心、信号发生装置。

(2) 采集终端:该装置挂装于线路上, 每个监测点的每相安装一只, 主要由信号采集判断单元和无线数据传输模块构成。

(3) 监控中心:由信息接收装置和计算机组成, 系统配备专用的监控软件。信息接收装置通过通讯接口连接计算机。通过接收装置中的GPRS (或短信) 模块, 将故障信息传送到计算机上, 计算机将接收到的数据进行分析处理。在线路图上显示故障路线及故障位置并发出声音报警通知值班人员, 向指定的手机发送告警短信。

(4) 信号发生装置:该装置应用于10kV中性点不接地系统和经消弧线圈接地系统。主要作用是在发生单相接地后给出接地信息量, 为线路接地故障定位系统提供更好的判据。

2.2 实施方案

2.2.1 采集终端的电源系统的搭建

对于在线监测系统, 电源系统是一个关键的环节。本系统采用高压取电技术, 成功地解决了在线设备的电源供应问题, 保证了在线系统的实时性, 长期性, 并采用可充电的聚合物锂离子电池辅助供电, 即使在线路停电情况下仍可以工作4-6天时间, 增加了电源系统的可靠性。

2.2.2 无线传输系统。

在选择无线产品的过程中, 测试了三种无线通信方式。

(1) 微功率无线数传模块载波频率433MHz, 经测试传输距离在无遮挡物的条件下可无误码传输200m, 且模块只能实现透明传输, 不具备自组网功能。利用控制单元编写接力通讯程序, 已通过初步测试, 但增加了软件的复杂度。

(2) GPRS方式GPRS利用现有的GSM网络, 可以24小时在线, 网络可靠。由于GSM网络覆盖范围广, 基本不受距离范围的限制。但需要的发射功率很大, 并且需要通讯费用, 运行成本高所以没有采用这种方式。

(3) J N 5 1 3 9无线模块。此模块, 采用16MHz 32位的RISC处理器, 使用2.4G频段, 兼容于IEEE802.15.4协议。内嵌ZIgBee协议。功耗小, TX current<120mA, RX current<45mA, Sleep current (with active sleep timer2μA。在空旷地带最大传输距离>2km。在普通的街道, 非空旷环境下, 经实际测量, 不激活高功率模块的情况下, 无误码传输距离可达150m, 激活高功率模块的情况下, 无误码传输距离可达680m。

2.2.3 后台软件的编制

采用基于.NET技术的开发环境, 以VS2005作为开发工具。

故障定位系统是接地采集终端的数据采集和处理平台, 它具有以下功能:

(1) 终端信息管理

系统可进行终端信息的添加, 编辑, 删除。

(2) 终端运行的监听

系统可对终端进行监听, 若终端报警, 迅速在界面上显示, 提醒用户。

(3) 数据手动召测

用户可手动对终端设定参数, 召测参数, 对时, 召集采样数据等操作。

(4) 数据查询

用户可对终端上送的波形进行查询, 显示。

3 已完成目标

(1) 研制了一套接地短路故障定位系统, 它能够迅速判断10kV系统单相接地故障的接地点位置。

(2) 采集终端:该装置挂装于线路上, 每个监测点的每相安装一只, 主要由信号采集判断单元和无线数据传输模块构成。

(3) 监控中心:由信息接收装置和计算机组成, 系统配备专用的监控软件。

(4) 信号发生装置:该装置应用于10kV中性点不接地系统和经消弧线圈接地系统。主要作用是在发生单相接地后给出接地信息量, 为线路接地故障定位系统提供更好的判据。

(5) 线路接地短路故障定位系统, 利用先进的GPRS (或短信) 通讯技术, 配合功能强大的后台主机软件, 能够迅速判断10kV线路接地短路时接地点的所在位置, 具体定位到某线杆区间。

4 合作单位或依托工程单位落实情况

一些基础技术的实验与保定钰鑫电气科技有限公司合作落实, 目前CT铁芯材质实验已经完成, 无线通讯模块通讯试验已经测试。其他的一些相关技术储备也曾经得到过实际应用。本成果已在唐山新城子变电站和周官屯变电站部分线路上得到应用, 取得满意效果。

5 结束语

两相接地短路故障 篇5

1 短路故障分类

1.1 相间短路故障:一是线路瞬时性短路故障;二是线路永久性短路故障。

1.2 接地短路故障:线路瞬时性接地故障;线路永久性接地故障。

2 故障形成原因

2.1 设备载流部分的绝缘损坏, 这种损坏可能是由于设备长期

运行、自然老化, 或由于设备本身不合格, 绝缘强度不够而被正常电压击穿, 或设备绝缘正常而被雷电过电压击穿, 或者是设备绝缘受到外力损伤。

2.2 线路施工质量存在不足, 如电杆基础不实, 应装设拉线处

未装设拉线或者拉线松弛等引起杆基下沉、电杆倾斜等造成短路接地故障, 又如施工中存在引线、线夹、刀闸连接处不够牢固, 运行一段时间后, 因烧损引发线路故障。

2.3 操作人员由于未遵守安全操作规程而发生误操作, 或者误将较低电压的设备接入较高电压的电路中, 也可能造成短路。

2.4外力破坏, 如鸟兽跨越在裸露的相线间或相线与接地物体之间, 或咬坏设备导线绝缘而造成短路, 如放风筝、向空中乱抛杂物落在线路上引发短路或接地, 如雷害及大风大雨等自然灾害引发线路故障, 如机动车碰撞电杆, 造成电杆倾斜或倒杆引发短路。

3 故障判断

3.1 相间短路故障:

线路发生故障后, 微机保护装置动作, 我们可以根据保护动作情况进行初步判断。如果线路发生的是电流速断保护动作, 则可以判断故障点一般是线路两相或三相直接短路引起, 且故障点在主干线或配电所较近的线路可能性较大。因为速断或限时速断保护动作的起动电流较大。如果线路发生的是过电流保护动作, 一般为线路末端分支线路短路引起。如果电流速断保护与过流保护同时动作, 这种情况说明故障点位置电流速断保护与过流保护的共同范围内, 故障点大多位于线路中段。

3.2 接地故障:

线路永久性接地故障, 要采用对线路隔离开关进行分段试拉的方法, 来判断故障点。如果是瞬时性接地故障, 则线路的每一点都有可能发生。

4 故障查找

4.1 短路故障的查找:

10k V电力线路一般都装设分段隔离开关, 在发生配电所断路器跳闸的时候, 对照上面提到的可能发生的各种故障进行分段查找, 直到查出故障点。例如在2008年洛湛铁路容县至大坡区间电力架空线出现接地故障, 施工人员采用分段查找的方法, 最后确定了故障发生的区段。另外10 k V线路短路的瞬间, 往往会发生巨大声音和强光, 故障点周围很大范围的群众都能听到声音、看见强光, 故查找故障时可以多问、多听沿线群众, 搜集有用的信息, 以便快速发现故障点。

4.2 接地故障的查找:

线路永久性接地故障点的查找, 可以按照上面所提的在确定接地故障段后, 根据它可能形成的原因和各种环境因素进行查找, 而对瞬时性接地故障则只能是对全线进行查找。

两相接地短路故障 篇6

1.1 故障概述

8月26日0时5分, 500k V蒲丹线ABC相故障, 三相跳闸, 1时20分强送良好。丹东北站:测距29.73km, 故障电流13864A。宽甸县地区为雷雨天气。

1.2 故障区段基本情况

(1) 线路长46.416km, 投运时间为2009年8月18日, 辽宁电力设计院设计、辽宁省送变电工程公司施工、检修分公司委托辽宁省送变电工程公司运行维护, 属于辽宁省电力有限公司资产。故障杆塔为33号、36号, 导线、地线型号分别为LGJ-400/35、OPGW、GJ-80。

(2) 33号塔经纬度坐标为124°31′26″, 40°21′52″, 杆塔型号为5B-ZBC1-36 (直线塔) , 绝缘子配置为FC160P/155×30×2, 接地电阻实测值为9Ω, 季节系数取1.8, 接地电阻值为16.2Ω, 故障杆塔相邻五基杆塔的设计接地电阻值均为30Ω, 相邻五基杆塔的接地电阻值实测值 (换算后) 为25.2Ω、18Ω、16.2Ω、19.8Ω、14.4Ω, 雷害等级二级, 距离丹东北站31.23km, 故障区段主要地形为山地, 杆塔位于山地的山顶上, 地面倾斜角为35°, 边线导线保护角为12°。

(3) 36号塔经、纬度坐标为124°30′29″、40°21′30″, 杆塔型号为5B-JC1-30 (耐张塔) , 绝缘子配置为FC210/170×32×2, 接地电阻实测值为12Ω, 季节系数取1.8, 接地电阻值为21.6Ω, 故障杆塔相邻五基杆塔的设计接地电阻值均为25Ω, 相邻五基杆塔的接地电阻值实测值 (换算后) 为19.8Ω、14.4Ω、21.6Ω、19.8Ω、16.2Ω, 雷害等级二级, 距离丹东北站29.721km, 故障区段主要地形为山地, 杆塔位于山地的山顶上, 地面倾斜角为32°, 边相导线保护角为12°。

故障区段耐张段长度3.883km, 采用的防雷措施为避雷线。

(4) 填写表1。

1.3 故障时段天气

根据故障时段气象数据, 8月26日, 故障区段天气情况为:雷阵雨, 气温在16~22℃间, 西南风2级, 相对湿度为98%, 降水量60mm。

2 雷电定位系统查询情况

故障区段雷电活动频繁, 故障时刻雷电定位系统显示多条雷电信息, 其中系统显示距离线路较近的雷电流幅值为73.1k A (如图1) 。

3 故障巡视及处理

8月26日, 接到调度命令后, 立即查看天气情况及雷电定位系统并根据故障录波信息初步判断是雷击造成, 随即组织巡视人员紧急赶赴现场, 对故障区段线路进行巡视。根据故障测距数据, 到达现场后, 登检人员发现33号B相 (中线) 导线、导线防振锤、杆塔上均有放电痕迹, 36号塔A相 (右边线) 、C相 (左边线) 引流线和耐张串第1片绝缘子均有放电痕迹 (如图2~10) 。

4 故障原因分析

4.1 故障原因排查

综合分析故障区段的地理特征、气候特征、故障时段的天气情况等, 结合雷电定位系统、故障录波信息和故障杆塔闪络放电痕迹等信息, 判定本次故障为雷击故障。

4.2 雷电定位系统数据分析

根据雷电定位系统的数据, 结合故障录波信息和现场巡视情况, 结合落雷的时间、落雷的幅值、落雷位置等方面进行分析:当时为雷雨天气, 故障区段有较密集的落雷, 故障时刻, 探测到的雷电流幅值为73.1k A, 距离33~34号塔较近。

4.3 雷电定位系统数据分析

从丹东北侧保护装置动作报告、故障录波进行初步分析, 线路为A、B、C三相故障, 三相同时均有故障电流。A、C相同, 都在68ms时保护跳开, B相在70ms时保护跳开, 与现场实际A、C同在36号塔放电、B相在33号塔放电相符, 没有零序电流, 只是在分闸时出现零序电流和零序电压, 是由于断路器分闸不同期造成的, 典型三相同时短路特征。

4.4 雷击原因分析

当时雷雨天气, 根据现场照片及雷电定位系统查询结果, 判定为雷击故障, 雷击到33~36号段附近塔顶或架空地线处, 从地形图上看, 33号塔所处地势最高, 遭雷击的可能性最大。33~36号段附近铁塔地电位瞬间升高, 33号塔顶电位最大, 36号塔接地电阻相对较大, 同时33号塔B相, 36号塔A、C相空气间隙相对较小, 强大的雷电流造成三相绝缘同时被击穿, 属于反击雷。

雷电定位系统显示故障时间、故障段附近最接近的雷电流幅值为73.1k A, 经咨询国网电科院南瑞公司有关专家:这个雷不易引起500k V线路反击, 怀疑雷电定位系统监测、显示的数据存在误差, 目前雷电定位系统只能捕捉到80%雷电, 定位精度1000m, 在同一时间、不同地点, 可能有更大的雷没有探测到, 此次故障可能是由发生在同一时间更大雷电流引起的。另外, 也可能是两个很大的雷同时击到33号、36号杆塔上, 还可能是一个很大的雷分叉同时击到33号、36号塔上。

故障发生后笔者围绕遭受的是一个雷, 还是两个雷?是直击雷, 绕击雷, 感应雷, 反击雷, 滚地雷进行了比较系统的分析, 查阅资料, 向有关人员咨询和寻求技术支持, 就该雷为什么没有击中避雷线而是直接击中铁塔?如果是直击雷为什么没有直接击中地面而是击在了铁塔身上?因为天空中雷云的高度与铁塔之间的距离和天空中雷云的高度与地面之间的距离误差可以忽略不计, 笔者和鞍山市气象局防雷办公室有关专家也进行了交流, 在气象方面只有直击雷和感应雷两种说法, 没有绕击雷, 反击雷的说法, 绕击雷和反击雷是电力系统提出的说法。可以说雷电现象, 特征, 种类还是当今人类没有完全认识了解的一种物理现象, 还需要我们不断的去研究探讨, 防止雷电给电网造成危害。

经测量:33号为ZBC1-型酒杯塔, 中导线距离塔身4.2m;36号为JC1-30型耐张塔, 右边线引流距离第1片绝缘子4.2m, 左边线引流距离第1片绝缘子3.8m, 均满足设计要求, 但与相临7基铁塔导线距离塔身相比较, 距离最短, 见表2。

经测量:33号杆塔的实测接地电阻值为16.2Ω, 36号杆塔的实测接地电阻值为21.6Ω, 接地电阻值均满足设计要求, 但33、36号杆塔接地电阻值与故障区段其它杆塔相比较接地电阻偏大, 见表3。

4.5 丹东北500k V变电站故障录波报告分析

第一套纵联PSL602GW保护故障报告:0ms启动CPU启动, 0ms纵联保护启动, 0ms距离零序保护启动, 0ms纵联保护启动, 50ms相间距离I段动作, 50ms保护永跳出口, 57ms故障类型和测距:三相故障, 29.73km, 57ms测距阻抗值0.657+j6.549Ω, 57ms故障相电流:电流=3.466A, 5116ms纵联保护整组复归, 5118ms距离零序保护复归, 5332ms启动CPU复归。

第二套纵联PSL603GAM保护故障报告:0ms启动CPU启动, 0ms距离零序保护启动, 0ms差动保护启动, 39ms相间距离I段动作, 39ms保护永跳出口, 40ms差动保护A跳出口, 46ms差动永跳出口, 46ms故障类型和测距:三相故障, 29.80km, 46ms测距阻抗值0.667+j6.564Ω, 46ms故障相电流:电流=3.463A, 63ms故障类型双端测距:三相故障, 32.5km, 6009ms差动保护整组复归, 6014ms距离零序保护复归, 6225ms启动CPU复归。

5031断路器PSL632C保护故障报告:0ms断路器保护起动, 1ms综重电流起动, 68ms失灵重跳A相, 70ms失灵重跳B相, 68ms失灵重跳C相, 71ms失灵重跳三相, 5102ms综重电流整组复归, 10062ms开关量变位低气压闭锁重合由分到合, 15106ms断路器保护复归。

5032断路器PSL632C保护故障报告:0ms综重电流起动, 0ms断路器保护起动, 70ms失灵重跳A相, 70ms失灵重跳B相, 70ms失灵重跳C相, 70ms失灵重跳三相, 5095ms综重电流整组复归, 10081ms开关量变位低气压闭锁重合由分到合, 15098ms断路器保护复归。

分析此次雷击造成三相接地短路故障, 重合闸方式单重, 相间故障不重合, 保护动作正确。

分析第一套纵联PSL602GW保护故障报告50ms相间距离I段动作, 第二套纵联PSL603GAM保护故障报告39ms相间距离I段动作, 查阅了PSL602GW和PSL603GAM说明书, 线路近处故障动作时间小于10ms, 线路70%处故障典型动作时间达到12ms, 线路远处故障小于25ms, 本次故障中两套保护的相间距离I段动作时间分别是39ms和50ms, 保护动作时间稍长, 延缓了故障的切除时间, 技术支持解释为是由于程序版本较早运算速度慢, 说明书中的动作时间是在实验室做动模实验的数据。此次故障是发生在500k V蒲丹线空载状态, 如果发生在跨地区, 输送大功率的联络线断面上, 从故障发生时刻到80ms后故障切除, 故障电流13864A, 将破坏500k V系统的静态稳定, 后果将变得非常严重。

4.6 蒲石河抽水蓄能电站故障录波报告分析

第一套纵联PSL602GW:0ms距离零序保护启动, 0ms纵联保护启动, 1ms启动CPU启动, 0ms纵联保护启动, 5024ms距离零序保护复归, 5024ms纵联保护整组复归, 5026ms纵联保护整组复归, 5241ms启动CPU复归。

第二套纵联PSL603GAM:0ms差动保护启动, 25ms差动保护A跳出口, 31ms差动永跳出口。

54ms故障类型和双端测距:三相故障, 165.01km, 6006ms差动保护整组复归。

5051断路器RCS921A:故障时故障电流未达到保护动作值, 未动作, 开关量变位正确, 符合故障特征。

5052断路器RCS921A:故障时故障电流未达到保护动作值, 未动作, 开关量变位正确, 符合故障特征。

分析此次雷击造成永久性故障, 31ms永跳出口, 闭锁了重合闸, 保护动作正确。

第一套纵联PSL602GW主保护未动作的原因是故障是, 正常运行时蒲石河抽水蓄能电站侧为强电侧, 不需要投入弱馈, 故障时恰好500k V蒲丹线在空载状态, 是弱电源侧, 此时蒲石河抽水蓄能电站需要在定值中需要投入弱馈, 主保护才能动作, 本次故障中蒲石河抽水蓄能电站没有投入弱馈, 导致没有给丹东北站发信, 两侧主保护未动作的原因是符合允许式保护动作原理的。

第二套纵联PSL603GAM保护故障报告显示, 故障双端测距165.01km, 而线路全长46.416km, 测距不准确, 分析是由于故障时线路空载电流很小, 线路电压瞬时接近为零的情况下导致的故障测距不准确。

4.7 已采取防雷击措施效果分析

杆塔接地电阻现场测量结果尽管符合规程规定, 但相对偏高, 防雷治理工作需要改进。

从照片上看玻璃绝缘子很干净, 该地区处在山区没有污染, 污秽等级也不高。由于照片是故障后所拍摄的, 刚刚受到大雨的冲洗, 客观上讲也不能反应出雷击前一时刻的污秽程度, 防污工作还需要进一步跟踪, 切实掌握线路绝缘子污秽情况。

5 下一步工作计划

(1) 对33号、36号塔进行接地电阻改造, 降低杆塔接地电阻, 加深接地埋设深度。

(2) 按照避雷器安装原则对33号、36号杆塔及其前后一基杆塔加装线路避雷器。

(3) 增加线路外绝缘水平。

6 结论

复杂故障分析要综合继电保护、输电线路、高压试验、设计等多个专业的知识进行全面系统的分析, 这样才能得出正确的结论, 减少误判断, 少走弯路, 需要专业人员不光要熟悉本专业, 还要熟悉相关专业, 多问几个为什么, 有时一次故障会暴露出多个问题交织在一起, 分析会陷入僵局, 要求我们要有抓住疑问不放松, 各个击破, 要有非弄明白不可的精神, 这样才能解决问题, 提高技术水平。在技术上要踏踏实实, 来不得半点虚假和骄傲。

500k V线路遭受雷击故障跳闸, 直接影响功率的输送, 同时也对电网的安全稳定运行构成了重大威胁, 此次雷击导致的500k V线路三相同时短路故障, 在国内十分罕见, 误操作导致的500k V线路三相短路以前有发生过, 笔者多方查阅资料, 都没有找到运行中500k V线路三相同时短路故障跳闸实例, 笔者将这次跳闸实例写成论文供业内同行进行参考交流, 由于本人经验和理论水平有限, 出现错误和不妥之处, 恳请读者和专家批评指正。

摘要：2014年8月26日丹东北500kV变电站500kV蒲丹线遭遇了雷击故障, 三相跳闸, 重合闸方式单重, 三相跳闸不重合, 负责维护丹东北500kV变电站的二次检修一班人员, 辽宁省送变电工程公司, 国网电科院南瑞公司, 东北电力科学院, 鞍山市气象局, 蒲石河抽水蓄能电站人员共同分析了此次故障的原因, 保护动作过程, 线路维护人员对故障点进行了巡检和登塔检查确认了故障, 提出了解决问题的方法。

关键词：雷击故障,跳闸,雷电定位,故障录波,故障杆塔,闪络放电,三相接地短路

参考文献

[1]薛峰.怎样分析电力系统故障录波图.北京:中国电力出版社, 2014, 12.

[2]张全元.变电运行现场技术问答 (第三版) .北京:中国电力出版社, 2013, 2.

[3]马钊.500kV输电线路雷击跳闸原因分析及防范措施.保定:河北电力技术, 2010, 4.

[4]赵彤.输电线路的防雷保护.山东:山东大学教学课件, 2010, 9.

[5]赵智大.高电压技术.北京:中国电力出版社, 1999, 5.

两相接地短路故障 篇7

某厂#7发电机采用的是山东济南发电设备厂的WX21Z系列空冷汽轮发电机组, 额定功率为135 MW, 采用静态可控硅励磁方式, 冷却方式为密闭循环空气冷却。转子线圈为同心式分布绕组, 线圈由0.1%的银铜合金导体冷拉成的矩形空心导线制成, 比一般的铜线具有更好的抗蠕变性能和更高的屈服极限。为防止轴电流, 发电机励端采用具有绝缘结构的轴承。机组在2004年投运, 各项参数均符合相关的强制性标准。2011-03-05T06:30:00, #7发电机自动励磁调节器强励动作, 光字牌亮;汽轮机本体振动异常, 三瓦振动值由正常运行的18μm突升到167μm;发电机转子一点接地报警, 光字牌亮;测量发电机轴电压值为5 V;现场观察发现, 发电机汽侧大轴接地碳刷冒烟烧红, 用钳形电流表分阶段钳测接地碳刷电流并记录, 其电流值依次为150 A、200 A、300 A、500 A、920 A, 且呈不断上升趋势。

1 故障查找过程

(1) 发电机转子交流阻抗及功率损耗试验。解列#7发电机, 由于其具备冲转条件, 因此决定测量热态发电机转子在不同转速下的交流阻抗及功率损耗, 这是判断转子绕组有无匝间短路故障比较灵敏的一种方法。测量数据显示, 转子交流阻抗值比历次测量值有所下降, 功率损耗明显增大, 虽然试验条件与历次不同, 但结合汽轮机振动异常现象, 说明转子绕组可能存在匝间短路。

(2) 确定转子一点接地的类型。转子绕组的接地故障, 按接地的稳定性, 分为稳定接地和不稳定接地;按接地阻值大小, 分为低阻接地和高阻接地。用电压等级为500 V的兆欧表分别摇测不同转速下转子绕组对大轴的绝缘电阻值并记录, 绝缘电阻值均为0。待发电机静态时, 用数字式万用表粗测正负滑环对大轴的电阻值, 测量的电阻值均<3Ω, 说明转子一点接地类型为稳定的低阻接地。

(3) 现场全面检查。拆开发电机汽励两侧端盖进行检查, 发现发电机汽侧部分转子风叶有被金属物撞击后留下的划痕。在发电机空冷器室内发现有2根发电机内端盖上脱落的螺丝和4个垫片及部分内端盖材料碎片, 螺丝已经严重扭曲变形, 且有金属碰撞痕迹。

(4) 故障点定位使用的方法。抽出发电机转子, 利用直流电阻比较法粗测转子接地的大概位置。测量直流电阻是现场比较容易实现的一项试验, 一般使用单臂或双臂电桥, 其试验接线简单直观、设备轻巧方便, 试验接线原理如图1所示。由于转子绕组的总电阻在导线电阻率和截面一定时, 绕组的总电阻与其总长度成正比, 用双臂电桥分别测出电阻R12、R1g、R2g的电阻值, 通过推算求出R1、R2的值, 这样就能基本确定接地点距滑环的大概距离。现场实测#7发电机转子绕组电阻值, 通过详细计算及数据分析, 基本判定接地点在转子绕组第3、4槽的位置。由于测量直流电阻的方法可能存在较大的误差, 其后又采用大电流法进行精确定位。大电流法是在转子本体大轴两端通入较大的直流电流, 电流越大测量灵敏度越高, 其试验接线原理及电位分布如图2所示。此时, 沿转子轴长度的电位分布如图2中曲线3所示, 而与转子轴绝缘的滑环和绕组的电位为地电位。测量时将检流计P的一端接某一滑环, 另一端接探针, 探针沿转子本体轴向移动, 来回循环测量数次, 发现探针位置在靠近汽侧大护环处时, 检流计的指示基本为0。拉开发电机汽侧大护环, 发现大护环内, 均磁环在转子绕组第4槽处有严重烧伤, 如图3所示, 同时也证明了采用直流电阻法的正确性。

2 故障现象简析

(1) 转子内部积灰严重是此次故障的根本原因。发电机长期运行中, 由于缺乏合理维护, 在大修时没有对转子进行通风通流试验, 导致发电机转子内部积灰严重, 特别在第4槽护环部位尤为明显, 如图4所示。积灰在电场力、电磁力及离心力的反复作用下, 腐蚀匝间绝缘, 并逐渐发展为匝间短路, 匝间短路所产生的放电能量又逐步使大护环绝缘劣化, 最终导致击穿接地。

(2) 转子绕组匝间短路使转子某一极的励磁绕组减少, 该极励磁磁通量的减小会直接导致发电机无功功率下降, 定子电压降低。为维持发电机无功功率不变, 励磁调节器就会强励动作, 强行增加励磁电流。同时, 转子绕组匝间短路, 使转子两极端部线圈上生成的方向相反的磁通不能完全抵消, 从而产生轴向不平衡磁通, 并在轴径和叶轮处产生单极电动势, 亦称轴电压。发电机采用的是静态可控硅整流励磁方式, 其轴电压波形中含有很高的脉冲分量, 轴电压达到一定的数值就会击穿油膜形成轴电流。由于励侧轴承座绝缘电阻几乎为0, 汽侧大轴又有接地碳刷, 因此就构成了轴流回路, 从而解释了前文所述发电机故障时汽侧接地碳刷电流突增的现象。强大的轴电流使发电机大轴产生了深度磁化, 如图5所示, 发电机励侧轴径能吸起很重的铁丝。

(3) 由于发电机转子匝间存在短路故障, 气隙磁场发生畸变, 产生不同于正常运行时的电磁力波, 从而激发了发电机径向电磁振动。电气与机械相互耦合, 导致三瓦的振动值突增, 同时引起发电机端盖高频振动, 振脱内端盖2根螺丝及相应垫片, 跌落的螺丝与高速旋转的风叶发生碰撞并相互损伤。

3 故障处理

发电机厂家技术人员对发电机转子进行了检查, 并对故障点进行了绝缘处理, 去除故障点处绝缘损坏部分, 按绝缘材料标准工艺恢复绝缘性能后, 对转子护环进行了回装。护环回装后, 对发电机转子进行了通风通流试验, 吹出转子内部积污。为防止大轴磁化给发电机运行带来危害, 对发电机转子进行了退磁处理, 利用交流去磁法使大轴的磁场强度H接近于0或达到极小值, 直至剩磁所具有的吸引力不足以吸住一根大头针为止。

4 结语

发电机转子绕组匝间短路故障, 是发电机转子的常见故障, 由于该故障发生具有隐蔽性, 因此其产生过程不易被监测。然而故障一旦发生, 其危害程度极大。此次发电机转子匝间短路故障, 迫使机组停役时间长达12天, 直接经济损失达千万元, 然而究其根本原因, 却是转子内部积灰过多所致。因此改善机组运行的环境、提高设备检修维护的质量, 是防止此类故障发生的有效措施。

摘要：某厂#7发电机发生故障, 机组强励动作、振动增大、轴电压升高、汽侧大轴接地碳刷电流突增等, 通过发电机转子绕组交流阻抗及功率损耗试验、大轴通大电流试验等试验方法, 对发电机转子匝间故障定性及故障点定位, 并对故障进行了分析, 采取了具体的处理方案。最后简要分析了故障现象产生的基本原理, 并提出了预防此类故障的措施。

关键词：转子,匝间短路,分析处理

参考文献

[1]李建明, 朱康.高压电气设备试验方法[M].北京:中国电力出版社, 2001

[2]万书亭, 李和明, 李永刚.转子绕组匝间短路对发电机定转子振动特性的影响[J].中国电机工程学报, 2005 (10)