电流互感器断线（共4篇）
电流互感器断线 篇1
一、引言
因为电流互感器是电力系统诸多设备中的重要设备, 在电力系统中, 能很好的发挥具体的桥梁作用, 电流互感器及其接线的错误直接影响到了用电计量装置计量电能的准确性。而对发、供、用电三方来说呢, 计量装置的准确与否, 将直接影响用电三方的经济利益。下面我们通过例子进行一下分析, 来说说预防电流互感器二次断路及误接线的故障对电能计量装置的危害, 还有判断电流互感器二次断路的方法以及相应的解决对策。
二、电流互感器断线产生的危害
因为电流互感器二次断线会产生二次高压致使电流互感器以及相关的设备发生损坏, 严重时可能会对人造成伤害, 危及到生命的安全。所以在《安全规范》中有“电流互感器在运行中严禁开路”的规定。电流互感器的一次电流是由系统决定的, 如果二次开路, 二次回路就没有电流了, 这样的话, 一次电流就会全部都转变成励磁电流, 随之励磁电流就会快速增加, 进而导致二次电压就会快速的升高, 随后使铁芯迅速达到饱和, 当铁芯饱和后二次输出电压将会下降。即产生尖峰电压, 尖峰电压的峰值可以达到数千万伏甚至数万伏, 可见相当危险。而且高压可能引起电弧起火, 还有就是磁密太高的话就会使铁芯严重发热, 这样的后果是互感器很容易被烧坏, 而且铁芯还容易剩磁, 导致了电流互感会特别差。假如电流互感器的主绝缘被击穿了, 那么一次高压就会进入二次回路, 这样特别危险严重危及人身及设备的安全。
三、产生断线开路的原因
导致电流互感器二次开路的原因有很多, 比如说由于各种表计引出的端钮、端子排或者专用接线盒以及端钮盒内的连接螺丝没有拧紧或者松动;电缆芯线因受到机械损伤或者因为环境原因冰冻断裂;二次回路的过度端子氧化后松动。或者是因为环境因素使端子箱、接线盒受潮, 端子螺丝和垫片都生锈严重, 接触不良造成了开路。各端钮引出线脱焊、误接线等原因。这些都会导致电流互感器二次开路。还有就是电流回路中的实验端子连接片胶木头过于长, 有可能导致旋钮端子金属片没有压在连接片的金属片上, 而是压在了胶木套上, 这样也会导致二次开路。
四、下面我们说说电流互感器二次开路都会有什么表现
(1) 如果发现回路仪表指示不正常, 突然降低或者变成零了, 表计指示有时有有时没有, 就说明电流互感器可能是处在半开路的状态。如果用于电能计量装置的电流回路开路, 就会导致三相电流表指示不一样, 电能计量表则会出现转速变得很慢有时会不转的现象。如果用电工作人员看到了这种现象, 就可以采用相对应的方法比如把有关的表计进行互相对照比较, 如果发现变压器原副边负荷的指示数据相差特别大的话, 就有可能是指示偏低的一侧发生开路的故障。
(2) 在对二次回路的维护和巡查中有时可能会发现电流互感器二次回路端子、元件线头有放电、打火的现象。这种现象产生的原因是开路时, 电流互感器二次将会产生高压, 产生的高压有可能会让互感器二次接线柱或者二次元件的接头处等位置发生打火、放电的现象, 非常危险。
五、实例分析
当电流互感器二次A、B、C相电流分别断线时, 对电能计量的影响。实例:在检查中发现某面粉厂当月的用电量大幅度的减少, 是上个月的一半。检查发现变电所接在A相的用电计量装置没有指示负荷电流, 通过检查该用户的值班记录发现, 其使用的电量在当年2月26日突然减少了‘还发现该用户电能计量装置电流回路接有功率表、频率表、电力定量器等设备;经过进一步核查大工业抄表卡, 和电能计量有关专业人员进行实际接线检查时找出了原因, 出现此现象是因为定量器A相进线端钮与线圈引线脱焊导致的用电计量装置出现故障。计量用电出现较大的错误。这是A相电流断线。某厂各分表的记录电量都高于该用户有功电能表记录的电量1/2。检查发现接在B相的用电计量装置没有指示负荷电流, 经过了实际接线检查后, 故障系统接于记录装置B相电流断路导致的。这是B相电流断线。某厂在抄表时发现电量跟少月比, 竟然比之前少计了六倍, 观察发现该用户的计量装置接在C相, 电流表没有指示负荷电流, 然后进行现场接线检查后发现C相电流互感器二次接线端子K1螺丝已经松动了, 引线脱落导致了用电计量装置的故障。
六、发现故障后工作人员做出相应的对策
(1) 当工作人员发现电流互感器发生故障时应该立即查明原因, 然后详细的汇报给主管部门等候处理。
(2) 电流互感器在运行中不得超过额定容量运行, 因为过负荷运行会使误差增大、表计指示不正确, 会使铁芯饱和, 造成电流互感器误差增大, 磁密度也跟着增大后, 结果使铁芯和二次线圈过热, 绝缘老化, 可能会损坏电流互感器。
(3) 当短接二次回路的时候, 为了确保工作人员的安全, 工作人员应该离带电设备有一定距离, 工作人员在进行操作时必须要穿着绝缘靴和绝缘手套, 所用到的工具必须要有绝缘把手, 还有要注意的是, 在电流互感器与短路点之间的回路上不要进行任何操作。
七、总结
由于电流互感器断线造成的故障直接危害人身和设备的安全, 所以工作人员要有强烈的责任心, 每个故障的发生发现、故障原因以及怎样解决的过程都要详细的记录, 认真的分析。积极的去提高自己的业务水平, 预防一些隐患的发生, 及时的发现并解决已经发生的隐患。
摘要：电能计量装置主要是由电能表、互感器及其二次回路构成。在这些组成设备中, 电流互感器可以说是重中之重, 本文就电流互感器断线故障, 对电量计量装置的危害对电能计量造成的影响进行分析, 并提出了预防措施还有非电能计量专业人员判断CT二次开路的方法。
关键词：电能表,电流互感器,更正率,断线,开路
参考文献
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电流互感器断线 篇2
电流互感器 (TA) 二次回路从高压TA二次侧端子、室外端子箱、端子箱到保护小室的电缆连线, 再到保护屏柜上面的接线端子, 最后进入继电保护的交流采集回路, 整个回路上任何一点发生异常, 造成回路开路或者接触不良都可视为TA二次回路断线[1,2,3]。TA二次回路断线后一次电流全部为激磁电流, 在断路点可感应出几千伏甚至上万伏的高电压, 将产生严重的安全问题。在变电站长期运行过程中, 由于较长时间的机械振动引起绕组端子螺丝松动或焊接部分开焊等会导致TA二次回路断线的问题, 这是一种积累效果。一般而言, TA断线与安装、检修的时间有关, 时间愈长, 出现断线的可能性相对地就大些。从广义的TA断线而言, 这可能是由以下几种原因造成:室外端子箱、接线盒受潮, 端子螺丝和垫片锈蚀过重, 造成开路;交流电流回路中的接线端子排的结构和质量存在缺陷, 在运行中发生旋转螺杆与底板螺孔接触不良, 造成开路;继电保护装置小TA由于长期通流发热造成内部断线, 或者保护装置小TA引脚虚焊等。
继电保护考虑TA断线更多是侧重于差动保护, 要求两侧保护同时启动差动才允许出口跳闸, 很好地解决了TA断线差动保护误动的问题[4,5,6];另外, 零序和负序过流保护一般也都有TA断线闭锁措施, 例如加零负序电压开放判据等。而距离保护一般不考虑TA断线, 主要原因在于单纯TA断线情况下距离保护一般不会误动。然而经济和生产的发展对供电可靠性也提出了越来越高的要求, TA断线的情况下发生区内或区外故障时也要求线路保护能正确动作, 因此有必要研究在此复故障情况下距离保护的动作行为, 并针对性地提出改进措施。
1 TA断线时发生故障的情况下接地阻抗继电器的测量阻抗
TA断线情况下断线相故障距离保护不会误动, 主要是非断线相再发生接地故障时距离元件受断线相电流的影响, 不能正确测量故障回路阻抗, 容易拒动和误动。以下的分析均主要以B相TA断线情况下发生A相故障为例展开, 其他情况可类推分析, 不再赘述。为便于分析, 假设系统正、负序阻抗相等, 忽略线路的电阻分量。双侧输电系统如图1所示, 电流的正方向默认为母线流向线路。
假设线路末端 (图1中N侧) 发生A相接地故障, 保护安装处 (图1中M侧) 三相故障电流分别为[6]:
其中, IA、IB、IC分别为保护安装处故障后三相电流;Iload.A、Iload.B、Iload.C分别为线路正常运行时三相负荷电流;IFA1为故障点流过的故障电流;C0M和C1M分别为故障点向保护安装侧的零序和正序分配系数;Z鄱0和Z鄱1分别为故障点感受到的综合零序和正序阻抗;Rg为故障过渡电阻;UA[0]为系统正常运行时的A相电压, 下文中UB[0]和UC[0]分别为系统正常运行时的B、C相电压。
a.TA未断线的情况。
其中, I0为线路零序电流。
保护安装处A相故障回路测量阻抗为:
其中, Kz为线路零序补偿系数, 由线路的正序、零序阻抗决定。
b.B相TA断线的情况。
保护安装处A相故障回路测量阻抗为:
2 TA断线对距离保护的影响
2.1 对负荷侧保护的影响
假设M侧为负荷侧, A相发生接地故障情况下, M侧保护安装处各电气量之间的关系如图2 (a) 所示。
a.C1M=C0M。
当C1M=C0M时, 由式 (8) 可得:
比较式 (9) 和 (6) 可知, Z′A和ZA的区别就在于B相负荷电流的影响, 若线路空载则有ZA=Z′A, 即测量阻抗不受TA断线影响。
若线路有载, 则测量阻抗主要受B相负荷电流与故障电流之间的相位关系影响。如图2 (b) 所示, B相负荷电流与A相故障电流之间角度差大于120°, 因此有:
可知B相TA断线造成故障相A相补偿电流与TA正常情况下相比偏大, 其测量阻抗偏小, 区外故障时保护容易超越动作, 且负荷电流越大, 超越得越多。
参考图2 (c) , 同理分析可知, 若C相TA断线, 则造成A相故障回路电流与正常情况下相比偏小, 其测量阻抗偏大, 区内故障时保护容易拒动, 一般情况下负荷电流增大将导致其拒动的范围增大。
b.C1M>C0M。
当C1M>C0M时, 有:
由式 (10) 可知, B相TA断线造成A相故障回路补偿电流幅值相比正常情况下偏大, 导致A相故障测量阻抗偏小, 区外故障时保护容易超越动作, 负荷越重超越就越严重。
而C相TA断线时, A相发生接地故障后其回路补偿电流为 A相发生接地故障后其回路补偿电流与正常情况下的补偿电流︱KIFA1+Iload.A︱相对大小关系不确定。若︱K IFA1+Iload.A︱相对较大, 则保护测量阻抗偏大, 区内故障时保护容易拒动;若K IFA1+Iload.A︱相对较小, 则保护测量阻抗偏小, 保护容易超越动作。
c.C1M
如果B相TA断线, 则A相发生接地故障后, 其回路补偿电流 与︱KIFA1+Iload.A︱的相对大小关系不定。若︱KIFA1+Iload.A︱相对较大, 则保护测量阻抗偏大, 区内故障时保护容易拒动;若︱KIKA1+Iload.A︱相对较小, 则保护测量阻抗偏小, 区外故障时保护容易超越动作。
C相TA断线的情况下, A相发生接地故障后其回路补偿电流和正常情况下的补偿电流的关系为:
由式 (11) 可知, C相TA断线造成A相故障时故障回路补偿电流与正常情况下相比偏小, 其测量阻抗偏大, 区内故障时保护容易拒动。
2.2 TA断线对电源侧保护的影响
假设M侧为电源侧, A相发生接地故障情况下, M侧保护安装处各电气量之间的关系如图3 (a) 所示。
此时, 故障回路测量阻抗Z′A如式 (9) 所示, 同样, Z′A和ZA的区别主要在于负荷电流的影响, 若线路空载则有ZA=Z′A, 即测量阻抗不受TA断线影响。
若线路有载, 则主要视B相负荷电流与故障电流之间相位关系, 如图3 (b) 所示, B相负荷电流与A相故障电流之间角度较小, 一般情况下有:
可知B相TA断线造成A相故障回路补偿电流偏小, 因此测量阻抗偏大, 区内故障时保护容易拒动, 且负荷电流越大越明显。
参考图3 (c) , 同理可知, C相TA断线将造成A相故障回路补偿电流相比正常情况下偏大, 因此其测量阻抗偏小, 区外故障时保护容易超越动作, 且负荷电流越大其超越得越明显。
b.C1M>C0M。
B相TA断线的情况下, 发生A相接地故障, 此时故障回路的补偿电流为:
与正常情况下的补偿电流︱KIFA1+Iload.A︱相比, 其幅值的相对大小关系不确定。若︱KIFA1+Iload.A︱相对较大, 则保护表现为区内故障时拒动;若︱KIFA1+Iload.A︱相对较小, 则保护表现为区外故障时超越动作。
同理可知, C相TA断线的情况下, 发生A相接地故障, 此时故障回路的补偿电流和正常情况下的补偿电流的关系为:
由式 (13) 可知, C相TA断线的情况下发生A相接地故障, 其故障回路补偿电流相比正常情况下偏大, 因此测量阻抗偏小, 区外故障时保护容易超越动作, 且负荷越大超越就越明显。
c.C1M
B相TA断线的情况下发生A相接地故障, 其回路电流有如下关系:
由式 (14) 可知, B相TA断线的情况下发生A相接地故障, 其故障回路补偿电流相比正常情况下偏小, 因此测量阻抗偏大, 区内故障时保护容易拒动, 且负荷越大拒动范围越大。
同理可知, C相TA断线的情况下发生A相接地故障, 其故障回路补偿电流为:
与正常情况下的补偿电流︱KIFA1+Iload.A︱相比, 其幅值的相对大小关系不确定。若︱KIFA1+Iload.A︱相对较大, 则保护表现为区内故障时拒动;若︱KIFA1+Iload.A︱相对较小, 则保护表现为区外故障时超越动作。
2.3 TA断线对距离保护的影响小结
根据前文的分析可以看出, TA断线可能造成距离保护在区外故障时超越动作, 也可能造成距离保护在区内故障时拒动。具体保护行为与正常运行时功率流向、故障相与TA断线相之间的相序关系、负荷电流大小、故障点位置等因素有关, 如图4所示。
TA断线对电源侧与负荷侧的距离保护的影响不同, 总体而言是电源侧的保护在相对于断线相的超前相发生故障时, 接地距离保护趋于拒动, 在相对于断线相的滞后相故障时接地距离保护趋于超越动作;负荷侧的保护在相对于断线相的超前相故障时保护趋于超越动作, 在相对于断线相的滞后相故障时保护趋于拒动。
不同的故障位置有不同的正、负、零序电流分配系数, 不同的正、负、零序电流分配系数下TA断线对保护造成的影响也各不相同;总体而言, 负荷电流越大, TA断线对接地距离保护的影响越严重。
3 TA断线情况下的自适应接地距离保护方案
3.1 TA断线的识别方法
3.1.1 双端量识别方法
双端量的TA断线识别方法的基本思路是结合两侧保护的启动情况以及差电流和相电流条件进行综合判别。双端量TA断线判别条件如下:
a.线路对侧保护不启动;
b.本侧有零序电流和零序差动电流;
c.本侧任意一相有差动电流;
d.本侧对应相电流幅值减小。
上述4个条件都满足时可以判定本侧对应相TA发生断线。
3.1.2 单端量识别方法
单端量识别TA断线的条件如下:
a.线路处于全相运行状态;
b.保护检测到零序电流而无零序电压;
c.任意相电流幅值减小。
上述3个条件都满足时可判定对应相TA断线。
3.2 自适应接地距离保护算法
3.2.1 理论分析
从前文分析可以看出, TA断线后断线相的电流无法准确测量导致非断线相故障时, 其所测量的零序电流中包含了断线相电流分量, 造成接地回路阻抗无法准确测量。因此, 若能构建出故障时的断线相电流就能解决距离保护的拒动和误动问题。
正常运行情况下一次系统是平衡的, 即理论上二次侧三相电流应该是完全对称的, 因此可以根据正常的两相电流构建出故障前TA断线相的负荷电流。仍然假设B相TA断线, 正常运行时实际的零序电流为0, 即:
其中, 分别为故障前A、C两相负荷电流采样值;iload.B为理论上B相的负荷电流采样值。根据式 (15) 可得:
微机保护对于采样数据都有专门的缓存区, 一般至少可追忆5个周期以上的电气量采样数据, 这为构建断线相负荷数据提供了便利条件, 即可通过式 (16) 利用健全的两相负荷电流采样值构建出TA断线相的负荷电流采样值。
另外, 在发生单相接地故障的情况下, 理论上另外两相的相间电流应无突变量, 即A相发生接地故障的情况下B、C相间的电流突变量应该为0。因此可根据故障后的健全相 (非TA断线相且非故障相) 的电流突变量求得TA断线相的电流突变量。
根据电路的叠加原理[8,9], 故障相电流由负荷电流和故障分量 (突变量) 组成, 因此断线相的故障电流可通过其负荷电流及突变量求得。假设A相故障, 令C相电流突变量为ΔiC, 令理论上B相的突变量为ΔiB, 令理论上B相的故障电流为iB, 则有:
结合式 (15) 可得构建的B相故障电流为:
保护正常运行过程中实时地进行TA断线, 根据3.1节中所述方案, TA二次回路断线均能被可靠识别。识别出某相TA断线后, 若再发生其他相别接地故障, 便可根据式 (18) 构建出断线相故障电流, 再根据文献[8-9]中所提的传统接地距离算法便能计算出准确的故障回路阻抗, 避免保护的误动和拒动, 这即为本文所提出的TA断线情况下的自适应距离保护方案。
3.2.2 试验验证
在中国电科院组织的某次动模试验中, 在单机对无穷大系统模型中模拟了系统侧B相TA断线的情况下在电源侧出口发生A相接地故障, 系统侧接地距离保护I段发生超越动作, 动作行为与前文所分析的结果相符。保护装置的电流量录波数据如图5 (a) 所示。
根据式 (18) 所构建出的B相故障电流如图5 (b) 所示, 其与故障录波器所录的实际的B相故障电流对比如图5 (c) 所示, 可见构建的B相故障电流与实际故障电流相比误差并不大。阻抗计算结果如图5 (d) 和 (e) 所示。其中, 图5 (d) 为故障前后采用常规算法的故障阻抗变化轨迹, 可明显看出故障期间阻抗落入了四边形阻抗继电器的动作范围之内, 保护趋于超越动作;图5 (e) 中, ︱Z At︱为传统方法所测量的故障回路阻抗幅值;︱Z An︱为重构B相故障电流后计算出的故障回路阻抗幅值;线路全长二次阻抗为13.8Ω;距离I段整定阻抗为11.1Ω。构建B相电流后测量阻抗基本能反映故障回路实际阻抗, 保护可靠不动作;传统算法的接地距离I段保护将要误动, 和动模试验中保护实际动作情况一致。
3.3 保护配置及回路的改进建议
3.3.1 专用零序TA
线路保护一般均用自产零序电流, 自产的零序电流无论是通过回路上自产还是通过软件自产, 实际均为A、B和C三相二次电流之和, 均受TA断线的影响, 即任何一相TA断线均会在自产的零序电流上产生一附加分量, 导致再发生故障时自产零序电流不能真实反映故障属性。因此, 若能提供专用的零序TA接入, 保证零序电流不受TA断线的影响, 即能保证非断线相再发生故障时接地距离保护能正确动作。
3.3.2 TA回路双重化
在超高压、特高压等特别重要的线路上, 保护装置可以考虑接入同一TA的2组电流, 进行相互校验。2组电流取其中一组作为保护用, 另一组作为校验用, 当保护用TA断线时, 可将用于校验的一组电流切入做保护计算, 保证在运行人员处理前保护能正常工作。用于阳城电厂出线的ABB公司研制的REL 561型光纤差动保护装置就同时接入了同一TA的2组电流用于TA断线判别。这个方案对差动保护同样有益。
3.3.3 保护功能配置优化
不管是学术界、科研院所、运行单位还是生产制造企业的专家对继电保护的发展方向均有强化主保护、简化后备保护的共识, 因此可以考虑在TA断线的情况下允许接地距离保护退出, 以保证区外故障时保护不误动, 而区内故障可由主保护切除。近年来新建的220 k V以上电压等级线路保护绝大多数采用光纤差动保护, 通道正常的情况下其各方面性能均有优势, 且差动保护具有完整的识别TA断线方案及成熟、可靠的解决措施, 可以保证TA断线情况下, 发生区外故障时保护不误动, 发生区内严重故障时保护不拒动, 因此在TA断线情况下退出接地距离保护影响不大。
4 结语
本文从理论上分析了TA断线后接地距离保护的行为特征, 得出了受电侧和送电侧接地距离保护性能受TA断线的影响不同, 同时也受故障相与断线相的相序关系、受零序和正序分配系数等因素影响的结论;结合TA断线的识别提出自适应的接地距离保护算法, 通过实际的动模数据验证了其正确性和有效性;对保护的配置提出了改进措施。
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电流互感器断线 篇3
电力系统中某处发生一相或两相断线时, 会直接引起三相线路电流 (从断口一侧流到另一侧) 和三相断口两端间电压不对称, 系统其它各处的参数仍是对称的, 这种非全相运行称为纵向故障, 而把短路故障称为横向故障[1]。10 k V配电网架空线路易发生断线故障, 断线后兼有接地故障特征较为常见, 此类故障识别有很多方法。文献[2]根据在树型分支电网中发生单一断线兼接地故障时, 真故障点处故障位置诊断值的变化量分别与电网起端故障相及两非故障相电压电流相位差的变化量成正比;任意两个确定频率下真故障点处故障位置诊断值的变化量分别是电源端相位测试的偏差, 据此提出识别真故障点进行故障测距的方法。文献[3]针对树形配电线路特点, 建立分布参数电路模型, 提出了将始端相量逐分支向后传递, 故障点逐分支搜索, 并利用双频法区别真伪故障点实现故障测距的方法。但对于单断线后未接地故障, 因其没有明显的故障特征且故障分量难以采集分辨, 此类故障较难处理。文献[4]利用梯形模糊数模拟配变负荷变化范围, 进行断线后非接地故障判别和确定故障区间。本文通过计算线路滤波后的三相电流绝对值间隔0.01 s的差分, 比较其绝对值差分后的最大值和最小值之差。故障相电流绝对值差分后最大、最小值的差值在三相处理结果中是最大的, 可以初步判定故障相。将提取的负序电流和故障相电压乘积并对其进行前向积分, 将积分值作为能量测度进行故障选线。
1 负序电流分布
1.1 利用对称分量法分析单相断线故障
图1 (a) 中, 10 k V小电流接地系统发生单相断线故障, 把断线看作突然叠加了一个负电流源-Ia|0|进行分析, Ia|0|为正常运行时A相电流。序网图如图1 (b) 所示, Z1E、Z2E分别为变压器T到断线点E线路的正序、负序阻抗;Z0E为母线V到断线点E线路的零序阻抗;Z1T、Z2T分别为变压器T的正序、负序阻抗;Z1S、Z2S分别为电源的正序、负序阻抗;Z1F、Z2F、Z0F分别为母线W到断线点F线路的正序、负序、零序阻抗;Z1f、Z2f、Z0f分别为负荷的正序、负序、零序阻抗;Z0、Z1、Z2分别为系统零序、正序、负序总的阻抗;断线后故障点的正序、负序、零序电流分别[1]为:
由图1 (b) 可见, 当10 k V母线V不接地时
1.2 单相断线故障负序电流的分布
电力线路正常运行时, 三相电压对称, 线路三相负荷基本平衡, 系统中的负序电流很小。发生单相断线故障以后, 改变了原来的网络结构, 破坏了系统的三相对称性, 电网中的负序电流会突增。通过与正常运行时电流数据的对比分析可知, 故障后线路的负序电流变化显著, 而健全线路的负序电流相比之下变化很小。要寻找线路的故障特征, 应主要分析系统中的负序电流。
小电流接地系统单相断线故障示意图如图2所示, 其对应的负序等效电路如图3所示。图中Z2S为系统负序阻抗;Z21为正常线路1的负序阻抗;Z2n E为故障线路n母线到断线点E的负序阻抗;Z2n F为故障线路n断线点F到负荷的负序阻抗;Z21f为线路1上负荷的负序阻抗;Z2nf为故障线路n上负荷的负序阻抗;为系统的负序电流;为线路1的负序电流;为故障线路n断线点E到母线的负序电流;故障线路n断线点F到负荷的负序电流。故障点产生的负序电流流向电源和负载。流向电源负序电流和流向非故障线路负序电流的比值为
在配电网中, 系统高压侧负序阻抗折算到低压侧时数值很小, 并且随着电网的增大, 系统的负序阻抗随之变小。10 k V配电网大多为辐射结构, 经实际元件参数对比可知, 系统负序阻抗及负荷负序阻抗一般都呈感性, 每条线路负荷的负序阻抗值很大, 是系统负序阻抗的近百倍[5], 即Z21>>Z2S, Z2n E>>Z2S, Z2n F>>Z2S;另外, 由于每条线路长度一般都小于20 km, 自身负序阻抗较小, 而每条馈线负荷的负序阻抗却很大, 远大于馈线自身的负序阻抗, 即Z21f>>Z21, Z2nf>>Z2n E, Z2nf>>Z2n F等。因此, 接地故障产生的负序电流大部分由故障点经故障线路流向电源, 非故障线路的负序电流相对很小。定义负序电流参考方向由母线指向电源或馈线。单相断线故障发生后, 故障相电压升高, 且与故障线路的负序电流方向相反。另一方面, 系统负序阻抗及负荷负序阻抗一般都呈感性, 且系统负序电抗比负序电阻大数倍, 故障线路的负序电流I2n与系统的负序电流I2S反向;非故障线路的负序电流I21与故障相电压UA的相位差小于90°, 与系统的负序电流I2S相位一致。
此外, 负序电流在所用变压器及配电变压器中, 会被畸变为一组串联的负序奇次谐波源。其中三次谐波电流因系统的三相对称性, 只能在三角形闭合回路中流通, 而不会出现在10 k V线路电流中。故负序网中的谐波电流主要由5, 7, 11次等非三倍数奇次谐波, 它们的幅值在时间轴上都是先突变后衰减, 各次谐波的次数越高幅值越小[6]。断线故障的暂态谐波量都在29次以内[7], 可选用FIR数字滤波器, 通频带为 (50 Hz, 1 450 Hz) , 通过DFT算法对周期信号进行谐波分析, 对滤波后的谐波数据进行前向积分, 这种算法对单一次数谐波瞬时值, 结果是其幅值的线性函数, 频率越高那么放大的倍数就越大。则基波半波长就是各次谐波幅值的线性叠加, 可将故障特征放大, 提高此保护方案的灵敏度。
因此, 可根据单相断线故障时各线路负序电流低频谐波量及故障线路的电压进行选线。
2 单相断线故障保护
2.1 单相断线故障选线判据
1) 当线路负序电流模值大于整定值时分析馈线n, 按躲开其它馈线单相断线故障在馈线n上产生的负序电流进行整定:其中kI为可靠系数。
2) 定义流出母线的电流方向为正, 取流向系统即发电机或变压器的负序电流为极化电流, 取被保护线路的负序电流为比较电流, 当比较电流与极化电流方向相反时, 判定为正向故障。因为单相断线故障时, 故障线路的负序电流方向为线路流向母线, 非故障线路的负序电流方向为母线流向线路。考虑一定的灵敏度范围, 动作判据为
3) 通过计算线路滤波后的三相电流绝对值间隔0.01 s的差分, 比较其绝对值差分后的最大值和最小值之差。因为线路发生单相断线故障以后, 故障相的电流会降低至零。故障相电流绝对值差分后最大、最小值的差值在三相处理结果中是最大的, 可以初步判定故障相, 并启动保护。然后取半个周波内负序电流与故障相电压的乘积对时间的积分值即为能量测度。故障点能量测度定义为:
故障线路的能量测度的大小大于非故障线路, 二者符号相反:前者为负, 后者为正。通过比较线路暂态能量的大小和方向即可进行断线选线。动作判据为:按躲开其它馈线单相断线故障的最大能量测度|W2q′| (q表示任意非故障出线) 进行整定, 即Wzd≤kW|W2q′|max, kW为可靠系数, 取负值, 经反复验证, 一般取-10~-20。
2.2 故障选线判据比较
通常, 单相断线故障时, 负序电流大, 保护判据1) 、2) 灵敏度高, 但很难和单相接地故障区分开来。由于单相接地故障时, 故障相电压降低, 能量测度数量级只有105, 与非故障出线同;而单相断线故障时, 故障相电压升高;能量测度数量级为107, 所以, 断线的能量测度要远远高于接地故障, 判据3) 可使断线故障与接地故障区分。
3 仿真
采用ATP-EMTP和Matlab仿真软件对一10 k V配电网进行仿真分析, 采样频率为5 k Hz, 见图4所示。根据中性点接地方式的不同、补偿度的不同及故障点的不同和负荷的不同等几十种情况, 分别计算了负序电流的大小、方向及基于负序电流的能量测度。取得了大量的数据, 由于篇幅有限, 仅选取部分数据与波形列图5中。
图5中, Wi为线路Li的能量测度 (i=0、1、2、3、4) ;Wg1为线路L1A相金属性接地的能量测度;定值Wzd=-5×10 VA。
比较图5中的 (a) 和 (b) 、 (c) 和 (d) , 故障线路L1的能量测度W1是非故障线路L2、L3、L4的能量测度W2、W3、W4近似100倍, 且方向相反, 因此, 采用基于负序电流的能量测度选线具有较高的准确度;进线L0的能量测度W0和非故障线路L2、L3、L4的能量测度W2、W3、W4比值约等于负载负序阻抗与电源负序阻抗之比, 且方向一致, 与故障线路L1的能量测度W1方向相反, 容易区分。线路L1发生单相接地故障时的能量测度Wg1有一定的波动, 但数值很小, 可见单相接地故障不会引起保护误动。比较图5中的四张图, 10 k V侧经消弧线圈接地与否, 不会影响保护方案的可靠性。
4 结论
本文对小电流接地系统单相断线故障时负序电流的分布进行了研究, 提出了基于负序电流和故障相电压的能量测度保护。并对单相断线故障产生的负序电流分布进行了详细的仿真分析。基于负序电流的能量测度断线保护具有如下特点:
(1) 单相断线故障产生的负序电流由故障点流向整个系统, 其中绝大部分经故障线路流向电源。故障线路负序电流远大于非故障线路, 方向与故障相电压相位和与流向系统的负序电流方向都相反。
(2) 单相断线故障产生的负序电流在系统中的分配不受中性点接地方式的影响, 能量测度保护原理可以适合各种中性点接地方式。
(3) 故障线路的能量测度和非故障线路的能量测度正负相反, 大小相差很大。故障线路的能量测度是整个系统最大负值, 所提保护方案能可靠动作。
(4) 断线故障的暂态谐波量主要为低次, 利用谐波数据进行前向积分算法, 提高了保护方案的灵敏度。
(5) 线路上已存在的谐波量, 可提高保护的可靠性。
(6) 单相断线故障和单相接地故障的能量测度相差很大, 在接地故障时所提保护方案不会误动。
(7) 此保护具有很高的可靠性和灵敏度。
本文首次对基于负序电流馈线断线保护进行了理论分析。该技术有待于进一步研究, 以满足现场实际运行要求。
摘要：配电网架空线路发生单相断线不接地故障因其危害性较小而长久以来一直没有受到人们的重视, 对其故障特征也没有进行清晰的阐述。分析了配电网发生单相断线故障时负序电流的一般变化规律, 为配电网断线故障选线提供了理论依据, 并提出了基于能量测度的断线故障选线新方法。ATP-EMTP和Matlab仿真结果表明, 提出的保护方案具有良好的可靠性和灵敏度。
关键词：配电网,断线故障,故障选线,能量测度
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电流互感器断线 篇4
电压互感器(TV)断线是电力系统中较为常见的故障,TV一次断线、TV二次断线等可能直接导致保护不正确动作的故障形式引起了广泛关注,针对这些故障形式的判别方法层出不穷[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10],并且已取得了比较好的应用效果,但对于TV中线断线的危害则认识不足,相关的对策研究则相对较少。
近年来,由于TV中线断线导致保护不正确动作的事故屡有发生[11,12,13,14],逐渐引起了同行们的关注。
本文在深入研究TV中线断线电气特征的基础上,提出一种基于比率制动特性的TV中线断线判别新方法,并用现场数据验证了该方法的有效性。
1 TV中线断线时的电气特征
保护装置内小TV二次负载很大,可看作空载状态,额定运行时小TV工作在磁通饱和状态,由于小TV铁心材料特性的非线性,励磁电流含有3次谐波才能产生正弦的磁通和电动势[15]。
图1为TV二次侧与保护装置的小TV连接示意图。图中U1a、U1b、U1c、U1n为TV二次侧的电压输出端,U2a、U2b、U2c、U2n为保护装置内小TV的二次电压输出端。
TV中线连接良好时,保护装置内小TV的励磁电流呈现尖顶波形,励磁电流可分解为基波和3、5、7等一系列奇次谐波,TV的中线可为3次谐波提供流通回路,保护装置检测到的相电压波形呈现正弦波状态,几乎没有3次谐波分量;而当TV中线断线时,小TV励磁电流中的3次谐波无法流通,磁通将呈现尖顶波状态,导致保护装置检测到的三相电压中产生大量谐波分量,其中以3次谐波分量为主,并且三相电压中3次谐波的方向相同,自产零序电压的3次谐波是相电压中3次谐波的3倍。
为了研究TV中线断线情况下3次谐波电压随TV原边电压大小变化的规律,在实验室进行了TV中线断线模拟试验。由于3次谐波是由保护装置内小TV铁心非线性引起的,可直接通过PW466型继电保护试验仪给保护装置输入三相对称工频交流电压,在不同输入电压下,人为断开试验仪电压输出中线,以此来模拟TV中线断线,保护装置显示的相关电压测量值如表1所示。
注:Up为原边电压,U2为二次相电压,U′2为二次相电压3次谐波,U30为自产零序3次谐波,Umax为三相电压基波幅值最大值。
可见,TV中线断线时,相电压及自产零序电压中的3次谐波随原边输入电压增大而增大,且原边电压越大,3次谐波与相电压基波幅值的比值越大。3次谐波电压的大小与保护装置内小TV的特性有关。
2 TV中线断线判别新方法
根据TV中线断线时的电气特征,可以考虑采用TV每相电压中的3次谐波与基波幅值的比值来判别中线断线,但由于相电压中的3次谐波远小于自产零序电压中的3次谐波,并且需要同时计算三相电压中的基波幅值和3次谐波幅值,不但灵敏度低,而且运算量偏大,本文不采用该方法。
本文新方法研究的原则是能够灵敏检测TV中线断线,并且要求算法和判据运算量小,便于程序实现。基于以上原则,提出以下TV中线断线新判据:
a.没有任何保护元件启动;
b.三相电压基波最大值超过12 V,且TV自产零序电压中的3次谐波幅值与三相电压基波最大值的比值大于比率制动系数整定值。
同时满足以上2个条件,判为TV中线断线,延时动作于报警。报警延时一般整定为20~30 s。
以上判据中,TV三相电压基波幅值及自产零序电压中的3次谐波幅值计算均采用以下离散周期信号全周傅氏算法:
其中,N为工频每周期采样点数,m为谐波次数,x(k)为离散采样值,am(k)和bm(k)分别为各次谐波的余弦和正弦分量系数,Xm(k)为各次谐波的有效值。
带比率制动特性的TV中线断线判别公式如下:
其中,3U0_3ω为TV自产零序电压3次谐波幅值;Umax为三相电压基波幅值最大值;kset为比率制动系数,一般整定为0.1~0.5。
上式对应的比率制动特性如图2所示。
TV三相电压基波最大值超过12 V时,才进行中线断线判别,可防止TV无压情况下,保护装置由于零漂等因素导致的误判。
当系统发生接地故障时,TV自产零序电压中可能会产生一定量的3次谐波(比如发电机发生定子接地故障时,机端TV自产零序电压中的3次谐波分量可能增大),此时,一方面3次谐波分量幅值不大,且接地保护会启动,不会导致误判中线断线;另一方面,发生接地故障时,故障相电压会下降,而非故障相电压会上升,由于式(2)取三相电压最大基波幅值构成制动量,制动门槛在此过程中会自动抬高,也可起到防误判的作用。
当保护装置判断出TV中线断线时,应闭锁可能因此而误动的保护功能,并及时发出报警信号。
3 现场数据验证
3.1 TV中线断线数据分析
云南某电厂主变高压侧TV中线断线时,保护装置检测到的三相电压波形及基波幅值如图3所示,此时,三相电压波形严重畸变,含有丰富的3次谐波分量,每相电压中的3次谐波幅值达27.8 V左右,且方向相同。
由于全周傅氏算法计算数据窗为20 ms,图3~8中前20 ms数据没有实际意义,为便于处理,直接置为0。
主变高压侧TV中线断线时,TV自产零序电压波形及3次谐波幅值如图4所示,此时,自产零序电压3次谐波幅值可达83.5 V左右,约为相电压中3次谐波的3倍,与理论分析一致。
主变高压侧TV中线断线时,TV自产零序电压3次谐波幅值与三相电压基波幅值最大值的比值如图5所示。
可见,TV中线断线时,自产零序电压3次谐波幅值与三相电压基波幅值最大值的比值可达1.39左右。
3.2 TV正常时的数据分析
现场记录的TV正常时的三相电压波形及基波幅值如图6所示。
TV正常时,自产零序电压波形及3次谐波幅值如图7所示,此时自产零序电压3次谐波幅值只有0.7 V左右。
TV正常时,TV自产零序电压3次谐波幅值与三相电压基波幅值最大值的比值如图8所示。
TV正常时,自产零序电压3次谐波幅值与三相电压基波幅值最大值的比值在0.012左右。
可见,TV正常运行时,自产零序电压3次谐波幅值与三相电压基波幅值最大值的比值(0.012)远小于TV中线断线时的比值(1.39),两者之间差距明显,因此,新判据可以取得比较高的灵敏度。
由于3次谐波电压的大小与保护装置内小TV的特性有关,现场应用时,针对不同厂家的保护装置,比率制动系数应适当进行调整,合理整定比率制动系数,即可准确识别TV中线断线。
4 结论
本文在对TV中线断线时的电气特征进行深入研究的基础上,提出了一种基于比率制动特性的TV中线断线判别新方法,并用现场数据进行了验证。
与以往TV中线断线判别方法相比,新方法具有以下特点:
a.判别门槛随着相电压大小自适应调整,符合TV中线断线时的电气特征;
b.系统发生接地故障时,由于非故障相电压升高,判据的制动门槛会自动抬高,判据的防误判能力强;
c.算法和判据的运算量小,易于程序实现。
目前,该方法已在PCS-985系列发电机变压器组保护装置中得到应用,应用效果良好。
摘要：分析了电压互感器(TV)中线断线时的电气特征,即三相电压中将产生3次谐波分量,且大小相等、方向相同。试验结果表明,TV中线断线时,相电压和自产零序电压中的3次谐波幅值随TV原边输入电压增大而增大。在理论分析和模拟试验的基础上,提出了一种基于比率制动特性的TV中线断线判别新方法,在没有保护元件启动的情况下,当TV自产零序电压3次谐波幅值与三相电压最大基波幅值的比值大于比率定值时,判为TV中线断线,延时动作于报警。理论分析和现场数据表明:该方法能够真实反映TV中线断线的电气特征,可以准确判断TV中线断线,并且具有运算量小、易于程序实现等特点。