故障电流

2024-12-01

故障电流（精选11篇）

故障电流篇1

0 引言

利用稳态信号进行小电流接地系统故障选线效果不理想[1,2,3],人工注入信号法[4]需要附加高压耦合设备且不能适应高阻和电弧不稳定故障。近年,利用暂态信号进行故障选线研究取得了很大进展[5,6,7,8,9,10],小波分析能有效处理暂态信号,在选线理论中得到了广泛的应用[7,8,9,10]。笔者曾进行EMTDC仿真试验,根据文献[5鄄6]的原理,利用小波包对各线路零序电流进行小波包分解,并通过比较选定频带SFB(Selected Frequency Band)内小波包系数进行选线,各种工况下均能得到正确的选线结果[11]。在此基础上,开发了基于线路零序频率特性的小电流接地系统故障选线装置,并做了实时数字仿真(RTDS)试验。试验结果表明,对于中性点经消弧线圈接地系统,该方法受故障电压初始角影响较大。故障电压初始角偏离90°(最大值)较远时,选线结果出现错误。主要原因有2点:第一,故障电压初始角较小时暂态信号微弱;第二,由于消弧线圈的影响,故障线路零序电流含有较强的直流分量,该直流分量引起电流互感器(TA)铁心饱和,使电流采集信号波形畸变[12]。

电压故障初始角较小时,故障线路零序电流含有较强的直流分量,在最严重的情况下,其初始值可超过所有非故障线路稳态零序电流总和的峰值(对出线较多的系统可能达数十安),该分量易引起TA铁心饱和,采集信号波形畸变,而非故障线路零序电流几乎没有直流分量,采集信号波形没有畸变,可利用该信息进行选线。由文献[13]可知非故障线路零序电流波形都是相似的,而故障线路零序电流波形与非故障线路差别很大。2个信号的互相关系数表明了2个信号的相似程度[14,15],因此比较各条线路零序电流的互相关系数可以选出故障线路。RTDS试验表明,该方法不仅能够在故障电压初始角较小时准确选出故障线路,并且在故障电压初始角较大时仍有较好的选线效果。

1 中性点经消弧线圈接地系统单相故障电流分析

中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时零序网络等效电路如图1所示。图中,U0为故障点虚拟零序电压源;R为故障点过渡电阻;Lf为故障线路到母线间的零序电感;C1~Cn为非故障线路,用其等效零序集中电容代替;L为消弧线圈电感;if为故障线路零序电流;i1~in为非故障线路零序电流。

由图1可知,中性点经消弧线圈接地系统,非故障线路受同一零序电压的作用,其零序电流波形是相似的。由于消弧线圈的补偿作用,非故障线路和故障线路零序电流工频分量相位相同,波形相似。根据文献[13],系统中暂态分量包含指数衰减的直流分量和高频分量。由于消弧线圈对直流分量相当于短路,对高频分量呈高阻抗,几乎没有补偿作用。因此故障线路零序电流含有直流分量而非故障线路几乎不含直流分量;高频分量主要经非故障线路流向故障线路,因此故障线路和非故障线路的零序电流高频分量相位是相反的。由于暂态分量的作用,故障线路零序电流波形和非故障线路有明显的区别;尤其是当故障电压初始角较小时,故障线路零序电流中直流分量很强,引起故障线路TA铁心饱和,造成采集信号波形严重畸变[12],和非故障线路零序电流波形区别更明显。

由以上分析可知,当中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时,所有非故障线路暂态零序电流波形都是相似的,故障线路和非故障线路的暂态零序电流波形有着明显的区别。利用数学方法对各线路的暂态零序电流波形进行分析,与其他线路有明显区别的线路即为故障线路;若所有线路暂态零序电流波形都没有明显区别,则为母线故障。

2 波形辨识方法

根据文献[14],2个信号x(t)、y(t)之间的统计特性可以表征它们之间的联系。

令ux=E[x(t)],uy=E y(t),则2个实信号x(t)、y(t)的互相关函数、互协方差函数、互相关系数分别定义为

可以证明,对于任意τ,总有ρxy(τ)≤1[14]。由上文定义可知互协方差函数涉及2个不同信号之间的相乘。一般,2个减去均值的信号存在共性部分和非共性部分,而共性部分相乘总是取相同的符号,使得该部分得到加强而保留下来;而2个信号的非共性部分的乘积有时取正,有时取负,通过数学期望的平均运算后,趋于相互“抵消”。所以,互协方差函数能够把2个信号之间的共性部分提取出来,并抑制掉非共性部分,因而互协方差函数描述了2个信号的相关联程度。但是这种关联程度是用绝对量来衡量的,并不方便、直观。对互协方差函数作归一化处理得到互相关系数后,2个信号之间的相关联程度就可以方便、直观地度量了。具体而言,若互相关系数越接近1,则2个信号越相似;反之,互相关系数越接近0,2个信号差异越大。由于信号中的噪声是随机的,属于信号的“非共性部分”,因此这种算法有一定的滤波作用,抗干扰能力强。ρxy(τ)中的τ表示了2个信号的延时关系,符号表示2个信号的极性关系。例如若ρxy(τ)=1,则表示2个信号波形相似但相差一个时间延迟τ;若ρxy(0)=1,则表示2个信号波形完全相似,即2个信号成正比且极性相同;若ρxy(0)=-1,则表示2个信号成正比且极性相反。

3 选线方案实现

由上述可知,当中性点经消弧线圈接地系统发生单相故障时,所有非故障线路零序电流波形是相似的。τ=0时,所有非故障线路零序电流的互相关系数应该是接近1的;故障线路和非故障线路零序电流波形有较大的差异,其互相关系数偏离1较远。因此通过比较各零序电流之间的互相关系数便可以找出故障线路。

3.1 数据窗选取

中性点经消弧线圈接地系统,由于消弧线圈的影响,非故障线路和故障线路零序电流稳态分量波形相似,因此数据窗的选取应尽量避开稳态过程。本文RTDS试验采样频率为6000 Hz,选取故障发生后的100点数据(5/6个周期)进行分析。

3.2 选线算法

由于非故障线路零序电流波形相似,故它们的零序电流互相关系数较大;非故障线路与故障线路零序电流波形相差较大,互相关系数较小。然而由于各线路零序TA的特性不可能完全一样,现场电磁环境复杂等原因,各线路零序电流互相关系数可能在一个较大的范围内波动。根据RTDS试验结果,当过渡电阻较大时,暂态信号微弱,故障线路与非故障线路零序电流互相关系数可达0.8以上;当试验结果加入较大的随机噪声时,非故障线路零序电流互相关系数也降至0.9以下。因此不能给线路零序电流互相关系数确定一个有效的阀值来判断零序电流波形是否相似以选取故障线路。尽管如此,故障线路与非故障线路零序电流的互相关系数仍明显小于非故障线路零序电流之间的互相关系数,可以根据该特征来确定故障线路。

为用计算机计算线路之间零序电流的互相关系数,需用电流采样值的均值代替数学期望[15]。例如,τ=0时,两离散信号{x(n),n=1~100},{y(n),n=1~100}的互相关函数、互协方差函数、互相关系数分别为

设系统中共有n条线路,定义零序电流互相关矩阵Pn×n,P(r,c)为第r条线路与第c条线路零序电流互相关系数,显然P为对称矩阵,且主对角线元素为1。表1列出了一次试验结果中各线路零序电流的互相关系数,其中线路1为故障线路。

设第j条线路为故障线路,根据上文分析,Pn×n中第j列元素(P(j,j)除外)均为故障线路与非故障线路零序电流的互相关系数,任一元素均不明显小于其他元素;第r(r≠j)列元素P(j,r)为故障线路与非故障线路零序电流的互相关系数,其他元素(P(r,r)除外)均为非故障线路零序电流的互相关系数,因此P(j,r)必为第r列中最小元素且明显小于其他元素(P(r,r)除外)。

对于矩阵P中第r列最小元素P(j,r)是否明显小于其他元素,可用下列方法判断,令

如果D大于某个阀值则认为P(j,r)明显小于其他元素。在文中D的阀值取0.1,实际系统中,D的阀值要根据现场的实际情况和历史经验进行选取,保证过渡电阻较大时不误选。

为第m条线路设置一个计数器C(m)(m=0~n,对于母线m=0),并设定初值为0。观察零序电流互相关矩阵Pn×n的第r(r=1~n)列,观察该列的最小值P(j,r),若P(j,r)明显小于除P(r,r)外的其他元素,则线路j可能为故障线路,C(j)加1;否则可能是母线故障,C(0)加1。零序电流互相关系数矩阵观察完毕,对应计数器计数最多的线路即为选线结果。表1中,第1列数据D<0.1,故为母线计数器C(0)加1;对于其他4列均有D>0.1,线路1计数器C(1)加4。最终结果C(0)=1,C(1)=4,C(2)=0,C(3)=0,C(4)=0,C(5)=0,选线结果为线路1。

4 RTDS试验及结果分析

这里在RTDS上模拟了一个35 kV小电流接地系统,共5回负荷出线,其长度分别为30 km、45 km、15 km、18 km、23 km。线路为架空线路,采用Bergeron模型,为了分析线路参数不对称对选线结果的影响,线路没有进行理想换位;为分析负荷不对称的影响,线路1负荷设定为不对称负荷。

针对不同的故障线路、接地电阻、故障位置、故障时电压相角、谐波源、静止无功补偿做了大量试验。RTDS试验结果表明,该选线方法在各种工况下均能正确选线,表2给出了部分试验结果。表中最后一行数据为中性点不接地系统,其余为经消弧线圈接地系统;试验数据加入了随机噪声。

注:d为故障距离,R为过渡电阻,δ为电压相角。

图2绘出了线路1在过渡电阻100Ω,电压相角60°时单相接地故障后各线路零序电流采样波形,115点为故障时刻。表1为本次试验结果。

5 结语

小电流接地系统发生单相接地故障时,故障线路零序电流波形和非故障线路有明显的差异。比较各线路零序电流的互相关系数,可准确选出故障线路,本方法有如下特点:

a.适用于中性点经消弧线圈接地系统和中性点不接地系统;

b.当中性点经消弧线圈接地系统在电压相位角较小时发生故障,由于直流分量的影响,故障线路零序电流波形畸变,本方法充分利用该信息,解决了其他方法在此情况下误选的问题;

c.利用零序电流波形的相似性而不利用幅值选线,抗过渡电阻能力强;

d.自身有滤波作用,抗干扰能力强。

故障电流篇2

0 引言

小接地电流系统单相接地故障的特点;电力系统按中性点接地方式不同,分为中性点直接接地系统(包括中性点经小电阻接地)、中性点不接地系统(包括中性点经消弧线圈接地)两种。中性点直接接地系统称为大电流接地系统。中性点不接地系统、中性点经消弧线圈接地系统,通常称为小电流接地系统。小电流接地系统发生单相接地故障时,由于线电压的大小和相位不变(仍对称),而且系统的绝缘又是按线电压设计的,因此允许短时间运行而不立即切除故障,带接地故障运行时间,一般10kV、35kV线路允许接地运行不超过两小时,这主要是受电压互感器和消弧线圈带接地允许运行时间的限制。中性点经消弧线圈接地系统有接地故障时,制造厂一般规定消弧线圈可运行两小时,作为运行人员应加强监视消弧装置PT断线、弧光接地、消弧线圈的上层油温不能超过85°C(最高限值95°C)等经消弧线圈相关接地信息。

1 发生单相接地故障

1.1 单相接地故障的原因

设备绝缘不良,如老化、受潮、绝缘子破裂、表面脏污等,发生击穿接地。小动物、鸟类及外力破坏。线路断线、恶劣天气,如雷雨、大风等、人员过失。

1.2 单相接地故障的危害

由于非故障相对地电压升高(完全接地时升至线电压值),系统中的绝缘薄弱点可能击穿,造成短路故障。故障点产生电弧,会烧坏设备并可能发展成相间短路故障。故障点产生间隙性电弧时,在一定条件下,产生串联谐振过电压,其值可达相电压的2.5~3倍,对系统绝缘危害很大。

1.3 单相接地故障的现象:

1)“10kV(接地较频繁)(35kV)I或II段母线接地”发信号。

2)电压表指示:当系统发生完全接地故障时,接地相电压表指示为零,其他两相对地电压表指示升高√3倍,线电压表指示正常,此时电压互感器开口三角形有100V输出电压;当系统发生不完全接地故障时,接地相电压表指示减小,低于相电压,其他两相对地电压表指示增加,大于相电压,线电压表指示正常,此时电压互感器开口三角形有0~100V输出电压。正常情况开口三角电压为0v。稳定性接地时,电压表指示无摆动;若指示不停摆动,观察相、线电压、3U0电压无明显无变化、一般3U0电压无法扑捉。则为间歇性接地。

3)发生弧光接地,产生过电压时,非故障相电压很高。电压互感器高压保险可能熔断,甚至可能会烧坏电压互感器。

2 接地故障的判断

在某些情况下,系统的绝缘没有损坏,而因其它原因产生某些不对称状态,例如,电压互感器高压保险一相熔断,用变压器对空载母线合闸充电,谐振过电压等,可能报出接地信号,在处理过程中,应注意加以区分判断。

2.1 电压互感器一相高压保险熔断,报出接地信号

区分依据:接地故障时,故障相对地电压降低,非故障相对地电压升高,线电压不变,而电压互感器一相高压保险熔断时,对地电压一相降低,另两相电压不变,线电压指示则会降低。

2.2 用变压器对空载母线合闸充电时,开关三相合闸不同期,三相对地电容不平衡,使中性点发生位移,三相电压不对称,报出接地信号

区分依据:这种情况是在操作时发生的,只要检查母线及连接设备无异常,即可判定。投入一条线路或投入一台所用变,接地信号即可消失。

2.3 在合空载母线时,可能发生铁磁谐振过电压,报出接地信号

区分依据:电压表一相、两相、三相指示会超过线电压或以低频摆动,表针会打到头。可分为基波谐振、高频谐振、分频谐振三种。

1)基波谐振:一相电压低,但不为零,两相电压高,超过线电压,表针打到头。或两相电压低,但不为零,一相电压高,表针打到头。

2)高频谐振:三相电压同时升高,远超过线电压,表针打到头。也可能一相电压上升,高于线电压,表针打到头,另两相电压下降。

3)分频谐振:三相电压依次升高,并超过线电压,表针打到头,三相表计在同范围内低频摆动。

3 单相接地故障的查找处理方法

小电流接地系统,发生单相接地故障时,应记录接地的时间和相别以及绝缘监察电压指示异常情况,接地故障持续5分钟后不消失,认定为永久性接地故障,汇报调度。根据信号、电压表计指示、天气、运行方式及系统操作等情况来判断故障。

3.1 判明故障性质和相别

根据接地故障的判断所述依据,首先判明故障性质和相别,待确定为接地故障后,采取措施,进行查找处理。

3.2 分网运行缩小范围

分网运行包括系统分网运行和变电站内分网运行,系统的分网应在调度统一指挥下进行,并考虑各部分之间功率平衡、继电保护的相互配合、消弧线圈的补偿度是否适当。对于变电站,分网就是将母线采取母联分段方式运行。缩小范围,找出仍有接地信号的一段母线。

3.3 检查站内设备

确定故障范围后,应对故障范围以内的站内一次设备进行全面的外部巡视检查。主要检查设备瓷质部分有无损坏、放电闪络,设备上有无落物、小动物及外力破坏现象,各引线有无断线接地,检查互感器、避雷器、电缆头等有无击穿损坏、异常声响等。

4 查找处理单相接地故障时的注意事项

4.1 故障点可以用断路器隔离

检查发现电流互感器、出线穿墙套管、出线避雷器、电缆头、耦合电容器、线路侧刀闸等断路器外侧的设备有故障。应汇报调度,转移负荷后,断开断路器隔离故障。拉开故障设备的两侧隔离开关,汇报上级有关领导,做好安全措施,等待修试人员检修故障设备。

4.2 故障点只能用隔离开关隔离

此时绝对不能用隔离开关拉开接地故障和线路负荷电流。应汇报调度,根据本站一次系统主接线及运行方式,利用倒运行方式将故障点隔离。对不能倒运行方式的,可用人工接地法转移故障点,再用断路器断开故障点。

1)双母线接线,可将故障设备倒至单独一条母线上,使其和母联断路器串联运行,用母联断路器断开故障点,再断开故障设备断路器,拉开其两侧隔离开关,汇报上级有关领导,做好安全措施,等待修试人员检修故障设备。

2)有旁母的接线,可用倒旁母运行,转移负荷并转移故障点的方法,用断路器隔离故障点。

3)不能倒运行方式时,可用人工接地法,转移接地故障点后,用断路器隔离故障点。

4)故障点在母线上。检查发现隔离点在母线上,无法隔离,应将隔离母线停电检修,双母线接线的,可将全部负荷倒至另一条母线上供电,其它情况,应先将用户负荷转移,再进行停运母线。

5)检查站内设备未发现异常。汇报调度,利用瞬停的.方法查出有故障线路。依次短时断开故障所在母线上各出线断路器,并监视接地信息、绝缘监察电压表的指示,如果在断开某一回路断路器时,接地信号消失、绝缘监察电压表的指示恢复正常,就可确定该线路上有接地故障。利用“瞬停法”查找有接地故障的线路,一般按以下步骤进行:

(1)空载线路;(2)双回路用户或有其它电源的线路;(3)分支多、线路长、负荷轻、不太主要用户的线路或发生故障机率高的线路;(4)分支少、线路短、负荷重、较重要用户的线路;(5)双母线接线,某些重要用户的线路,在两母线均有电源情况下,可以依次倒至另一条母线上,将母线分段运行,若检查原来所在母线接地信号消失,另一条母线上仍有接地信号,说明所倒换的线路上有接地故障。此方法可以准确查出两条线路发生同名相两点接地故障;(6)单母线、单台变压器及其配电装置;(7)确定有接地故障的线路,汇报调度。

以上是对有人值班变电站发生小电流接地系统单相接地故障的处理,随着电力系统自动化水平不断提高,远动技术快速发展,以及电气设备更新换代,越来越多的变电站实行无人值守。我局除三座220kV变电站外,110kV变电站24座,35kV变电站19座。41个变电站均实行无人值守。

5 对于无人值守变电站

当发生小电流接地系统单相接地故障时,根据调控监控工作站语音报出的远动告警信息和远动机所显示遥测值的变化,做出准确的判断。查找处理的方法在具体处理过程中与有人值班变电站的处理方法有许多不同之处。主要区别在判明故障的性质、相别后,通过远动遥控操作在分网、分段运行缩小故障范围的基础上,利用“瞬停法”查找出有接地故障的线路。发生单相接地故障时,通过调控监控工作站远动告警信号和远动机所显示电压值,记录接地的时间和相别以及远动机所显示电压遥测值,待接地故障持续5分钟后不消失,根据运行方式、天气状况、系统操作、远动告警信号、远动机所显示电压遥测值以及远动、通信、保护等班组当天工作情况,做出判断,进行查找处理:

5.1 判明故障的性质、相别

5.2 分网运行缩小范围

远动遥控操作断开母联断路器,使母线分段运行,据远动机所显示电压遥测值,确定接地故障所在的母线后,远动遥控操作合上母联断路器。

5.3 利用“瞬停法”查找出有接地故障的线路

对在接地故障母线上供电的重要负荷,在运用远控拉路选线时,应先通知各供电分局值班人员和重要用户,如所供负荷为城市、医院、煤矿、监狱等,得到允许后,按照接地选线序位表,通过远动遥控操作依次断开故障母线上各出线断路器,同时密切监视调控监控机处语音报出的远动告警信息和远动机所显示电压遥测值的变化,查找出有接地故障的线路,通知专线用户的停送电联系人或各供电分局值班人员,在规定的时间内查找出故障点并排除。在远动选接地过程中,如果出现遥控断路器拒分或断开出线断路器而合闸拒合现象,应立即通知区域运维站相关工作人员到达现场处理。

5.4 同一条母线上两条出线同相单相接地

1)断开母联断路器,判断出有接地故障的母线;2)合上母联断路器,根据接地选线顺序表依次选有接地故障的母线所带出线,接地不/:请记住我站域名/消失;3)断开有接地故障的母线上一条出线,选此段母线其他出线,可选出出线1;4)断开出线1,选此段母线其他出线,可选出出线2,且出线1、2为同相接地;5)通知分局、用户、运维站查线,出线1、2可运行2小时。

5.5 当10kV母线或母线至主变开关之间发生单相接地

1)待有接地故障的母线所有出线选线均未有接地时,在母联断路器断开情况下,用主变断路器分合来判定。同一条母线上两条出线不同相单相接地。

2)出线1断路器跳闸,10kVI、II母接地不消失。利用母联断路器,判断出有接地故障的母线,

3)根据接地选线顺序表选线为出线2,试送出线1,出线1跳闸,判定可能有另一相接地。断开出线2,强送出线1,有接地出现且与出线2不同相。依据所带负荷重要性,送一条重要出线,通知分局或用户查线。出线1或2可运行2小时。

4)A、出线1、2保护定值接近,可能出线1、2同时跳闸,分别试送判定。B、出线1为A或C相接地,出线2为B相,则出线1跳闸。

5.6 不同母线上两条出线同相单相接地

1)断开母联断路器,10kVI、II母均有接地出现,而且为同相。

2)据接地选线顺序表依次选线,10kVI母为出线1,10KVII母为出线1。通知分局或用户查线,出线1、2可运行2小时。待一条出线接地消失后,可合上母联断路器。

5.7 不同母线上两条出线不同相单相接地

1)出线1断路器跳闸,10kVI、II母接地不消失。断开母联断路器,判断出有接地故障的母线。

2)根据接地选线顺序表依次选有接地故障的母线所带出线,为出线2。试送出线1,另一条正常母线出现接地现象,而且与出线2不同相,通知分局用户查线,出线1、2可运行2小时。待一条出线接地消失后,可合上母联断路器。

6 处理单相接地故障时的注意事项

6.1 有重合闸装置的断路器,拉路寻找时,应利用重合闸装置进行选线。

6.2 系统接地时,检查站内设备,应穿绝缘靴,接触设备外壳、构架及操作,应戴绝缘手套。发现明显接地时,室内不得接近故障点4M以内,室外不得接近故障8M以内。随时监视远动装置,保证“四遥”正确性和完好性,即遥测、遥信、遥控、遥调。

6.3 无人值班变电站所有运行设备的“就地/远控”开关应切至“远控”位置。

6.4 用“瞬停法“查故障线路,无论线路上有无故障,均应立即合上。

6.5 系统带接地故障运行一般不超过2小时,在此期间,严密监视电压互感器运行状况。发现故障或严重异常,应断开故障线路。

6.6 如在大风、雷雨天气,系统频繁地瞬间接地,可将不重要的、经常出故障的、绝缘水平不高、分支多的线路停电10~20分钟。若观察不再出现瞬间接地,待风雨停后再试送电。以上实例结合是最擅长电力电网的实际情况,从小电流接地系统,发生单相接地故障,使电压互感器可能导致发热严重而烧坏。也可能发生另一相接地,或不同线路不同相接地,形成相间接地短路,造成出线断路器或母线断路器跳闸的故障。要求及时发现。在处理过程中,判断准确,处理果断,及时消除,以确保系统的安全稳定运行。

【参考文献】

[1]发电厂文秘站:变电所电气设备[M].水利电力出版社.

[2]变电运行岗位技能培训教材[Z].江苏省电力工业局.

[3]齐永标.无人变电站管理规定[Z].石嘴山供电局,2000.

小电流接地故障状态监测技术研究篇3

关键词：小电流接地；接地；故障状态；信号频域

1.引言

在小电流接地回路系统中，由于电流微弱、电弧不稳定等原因，一旦其回路系统出现故障，就难以对其进行检测和处理，目前常用的检测方法是基于电路处于稳定状态下的DGF法进行故障检测，但检测效果较差，有待改进。

小电流接地故障发生的瞬间会产生一个较大的暂态电流，通常该暂态电流要比稳态电流大5～6倍，目前，微电子技术的发展趋势就是引入模糊理论等数学分析方法，对该微小信号进行有效提取，本文将介绍与小电流接地故障信号特征提取的最新研究成果，在此基础上研究XJ-105型小电流接地故障选线及检测系统的关键技术。

2.小电流接地回路故障状态下信号特征

小电流接地回路故障状态下产生的信号频率范围分布极广，从数百赫兹甚至到几千赫兹，利用其短暂的故障状态来进行电路检测的前提是回路接地母线所有的线路电抗、电阻近似相等，即可用一个相等的电容来进行等效表示，不然，在正常状态下，小电流接地活路部分成电容特性，一部分又成电感特性，难以确定电流分布规律。

根据电气学基本理论，在正常小电流接地回路中，其电流网络是末端开发的传输线，其母线的输入阻抗特性随着电流频率的变化呈电感性与电容性交替更改，同时，消弧线圈的电流可以与电容电流正负抵消，影响小电流接地回路故障状态下的信号检测，在实际电网回路中，其回路电量频率超过250Hz时，故障线路电流要远大于正常回路电流，在极短的周期内，消弧圈电流的抵消影响较小，可以不予以考虑。

3.基于故障状态信号特征无功功率方向选线方法

在正常小电流接地回路中，对母线处进行功率检测，仪器所显示的主要是由等效电容吸收的无功功率，所以我们考虑测量输出状态为无功功率和瞬时无功功率的回路为故障状态下的小电流接地回路。

对于故障状态信号的检测，可根据电气学原理，假设无功功率作为电压限号与电流信号共同作用产生的平均功率，其在数值上等于瞬时无功功率与电流无功分量的乘积，选择无功功率电路作为故障电路。

4.XJ-105小电流接地故障状态监测系统

4.1 XJ-105系统结构

XJ-105系统采用了串联回路系统，其电器配件主要为由后台分析主机以及多台前置数据采集装置，加上网卡、继电器节点、串行口等组成，由串联方式组成自动监测与远程通信传输回路系统。

其中，前置机与母线相连接，对母线电压以及各输出电路电流信号进行在线实时监测，如果回路中发生故障，可自动进行数据采集，并向后台分析主机传输相关监测故障数据。

后台机主要负责运行XJ-105小电流接地故障分析系统软件，其主要任务是故障数据的读取、存储、接收、分析、输出、并将分析结果向上汇报，发出报警指令等等。前置机与后置机通过串行口进行数据传输。

通过通讯系统的联系，XJ-105可以作为电站综合系统的一部分，可将回路中故障信息即时上报，从而实现小电流接地回路状况的实时监测以及故障状态的远程传输、上报，本系统中通信协议采用DNP5.0。

4.2 XJ-105主要功能

本文自行发明的XJ-105小电流接地故障监测系统具有以下特点：

①对小电流接地回路系统进行实时监测；②故障数据、信息及时传输、上报；③故障自动选线，故障分析；④利用瞬时性故障对线路提出预警；⑤运行数据定时自动保存，以及历史数据实时调用；⑥远程事故诊断以及应对指令发送。

5.XJ-105小电流接地故障状态监测系统关键技术分析

5.1 故障选线技术

本系统详细介绍了基于故障状态信号特征无功功率方向选线方法，可灵活地根据小电流接地回路中的信号情况进行故障线路选择。

5.2 特征频段的实用化确定技术

根据电器学原理，将消弧线圈接地电路特征下限选为205Hz，对于小电流非接地电路，其频率下限为直流分量。根据文献[7]研究结论，小电流接地回路故障状态下的主谐振动频率在特征频段内，因此，其特征频段的上限可以在主振频率的基础上加上一定安全值，一般来说，其上限频率应保证在2000～3000Hz的范围内。

5.3 故障状态电压电流信号特征分量的检测

使用IIR滤波器，对小电流接地回路电流电压先进行滤波处理，再提取其特征分量。同时需要注意的是，尽管IIR滤波器的幅频特性良好，但在检测过程中会引起信号相性位移，导致故障状态信号失真，因此，必须在正向滤波后重新进行反向滤波，以保证滤波后的信号在所有频率下不会存在相性位移。

5.4 数据采集与存储

在小电流接地回路中，由于出现故障状态时，回路信号频率较高，通常对同一前置机需要监测的信号可达十几路、甚至几十路，因此必须设置高速信号收集并立即存储，这对硬盘空间、CPU处理能力以及信号传输能力要求极高。

5.5 故障类型识别技术

由于小电流接地系统较为复杂，因此故障产生原因也众多，本文自行发明的XJ-105小电流接地故障监测系统能自动进行检测该次故障是瞬时性接地故障还是永久的接地性故障，并且可根据所分析的故障类型与原因，得到相应的故障選线结果，但瞬时性的故障系统只做记录与存储，只有系统中发生永久性的故障本系统才会将监测结果上报，以节约CPU分析工作量，提高系统运行效率与运行稳定性。

5.6相电压过零故障

一般情况下，我们认为，在故障状态下对小电流接地系统选线的困难在于过零故障不会有区别与正常状态下的暂态信号。根据文献[2]分析结论，在大部分事故导致的小电流接地电路破坏时，都会产生明显的电势差，其故障状态的峰值电流也能轻松通过相关检测仪器进行捕捉。

参考文献：

[1]贺家李，宋从矩.电力系统继电保护原理北京[J]：中国电力出版社

[2]薛永端，张德龙.基于暂态特征信息的配电网单相接地故障检测研究[J].西安：西安交通大学，2005

[3]陈羽，柯振宇.连的需利用暂态信息的小电流接地电网接地故障选线系统的研制[J]北京：清华大学，2012

[4]刘建航，侯学渊.基坑工程手册[M].北京：中国建筑工业出版社，1997.

作者简介：

电气制动电流指示异常故障分析篇4

发电机组正常停机采用电气制动, 若发电机定子或出口母线有异常, 应人为切除电气制动, 电气事故时电气制动将被闭锁, 但机械制动能正常投入。电气制动投入时, 机组转速为50%nr, 整个制动过程需要3min25s, 制动电流约为 (6.3-8) kA左右, 如超过8kA, 则有损坏机组定子绝缘的危险。因此, 在停机过程中, 需要通过现地盘定子电流表或计算机通道定子电流指示值监视电气制动电流大小。

对定子电流的测量有两个途径:一是由机端CT二次回路直接送到现地盘定子电流表进行指示, 二是由机端CT二次回路送到电流变送器, 经电流变送器测量, 输出0-20mA的电流信号送到现地RTU盘和中控室模拟盘上的定子电流表, 实现对定子电流测量值的远方监控。原用的定子电流测量变送器为7kg2112型挂墙式交流电流变送器, 测量精度高, 频率范围宽, 输出的是一个对应于测量变量的0-20mA直流电流, 不受所接负载的影响, 与所接负荷无关, 输出稳定。

2 电流测量变送器改造

原用的电气制动定子电流测量变送器部分元件老化严重, 测量误差逐年增大, 决定采用7kg6000-8AB型组合式变送器进行更换, 该变送器一般应用于测量信号是经过长距离传输的电场之中, 具有安装简单, 功能强大, 无须维护等特点。它不仅能对电流量进行测量, 还可以对电力系统中的电压、有功功率、无功功率、视在功率、频率、相角等参数进行测量, 可以通过三个输出端口同时输出模拟信号, 连接到指示仪表及计算机测控单元中。若将变送器通过7kg6051-8BA电缆与运行“SIMEAS PAR”软件的个人电脑相连接, 则输入接线方式、测量参数类别以及输出量程范围均可通过电脑维护终端软件进行设置。改用新型的组合式变送器后, 对定子电流、电压、有功功率、无功功率、相角等参数的测量由原来的5个电测量变送器降为两个, 不但节约了盘内空间, 且简化了接线方式, 提高了设备运行的可靠性。

3 异常分析及改进

更换后的7kG6000-8AB组合式变送器在开机和运行过程中指示正常, 但在机组的停机过程中, 当转速低于50%投入电气制动时, 由机端CT二次回路直接送到现地盘定子电流表的指示值为6.3kA。而计算机通道和中控室定子电流表的指示值达到了8.1kA, 与更换变送器前相比, 定子电流明显偏大。如果制动电流确实达到了8.1kA, 将损害定子绝缘。

针对上述情况进行试验, 将一块测量精度为0.05级的数字万用表及一块普通电流表串入组合变送器的输出回路中, 在机组投入电气制动时观察电流值, 发现数字万用表和电流表的测量值均达到了8.1kA, 这就排除了计算机通道和中控室模拟盘电流表发生故障的可能性, 说明新更换的组合式变送器对机组制动电流的测量值确实是8.1kA.

新安装的变送器在机组电气制动的工况下, 对制动电流值的测量存在明显升高的现象。那么, 7kg6000-8AB型组合式变送器和原来安装的7kg2112型变送器到底有何不同, 为何在机组正常运行时对各种量值的测量都非常准确, 而在机组投入电气制动后, 对制动电流值的测量会产生如此大的偏差, 有必要对发电机组的电气制动做进一步分析。

电气制动的工作原理是基于同步电机的电枢反应理论。当机组与电网解列, 发电机转子灭磁后, 使定子三相短路, 同时给转子重新施加励磁, 由于此时定子线圈是纯感性负载, 因此电枢反应的结果是产生的电磁力矩使机组快速减速, 达到快速制动, 减少轴瓦磨损的目的。当发电机组投入电气制动时, 定子出线端三相短路, 从50%额定转速至停机期间投入励磁电流, 在电气制动情况下, 定子绕组中的短路电流是一恒定值, 不随机组转速的降低而变化, 但电流的频率会随着转速的变化而变化, 且会在某一时段处于低频状态, 当机组处于工频运行状态时, 进入变送器的不平衡电流主要为工频分量, 无法通过低通滤波器, 但当机组转速较低, 电流频率处在20Hz及以下时, 不平衡电流即可通过低通滤波器, 进入到变送器的电流不仅有工频分量, 还有波形发生畸变的非正弦交流分量。新安装的7kg6000-8AB组合式变送器是新一代的智能化仪表, 其内部的微处理器可达到每秒进行15次的运算, 有效的扫描速度是测量信号频率的96倍, 这不仅使变送器能够正确的测量出工频正弦交流电流, 还能够测量出叠加了不平衡畸变波形分量的制动电流值。而7kg2112型变送器仅能够测量出波形失真系数小于0.5%的正弦波制动电流值, 当机组转速降至50%额定转速时, 投入电气制动后, 随着机组转速的逐步下降, 这时的制动电流就叠加了一个畸变的非正弦交流分量, 旧的7kg2112型变送器由于测量精度的原因而不能采集到这一畸变的非正弦交流分量, 新更换的kg6000-8AB组合式变送器却能够采集到这一畸变的非正弦交流分量, 这就解释了旧的7kg2112型变送器测量电流正常, 而更换了新型组合式变送器后制动电流出现异常的故障原因。

4 结束语

通过以上分析, 找到异常的原因, 对新更换的7kg6000-8AB组合式变送器进行改造, 将定子电流测量变送器更换为扫描速度相对较慢的单相交流电流变送器, 而机组有功功率、无功功率、电压、相角等参数的测量仍然采用7KG6000-8AB组合式变送器进行测量, 将定子电流变送器更换为FPA型单相交流变送器。经多次试验, 定子制动电流显示正常, 从而解决了更换7kg6000-8AB组合式变送器后, 在停机过程中出现电气制动电流异常的问题。

摘要：对鲁布革发电机变送器输出偏大的原因做了详细的分析, 并提出消除此故障的方法。

关键词：电气制动,定子电流,变送器,波形畸变

参考文献

[1]陈尚松, 雷加, 郭庆.电子测量与仪器[M].电子工业出版社.

[2]古天祥, 习友宝, 詹惠琴.电子测量原理[M].机械工业出版社

故障电流篇5

关键词：小电流接地系统；故障选线

中图分类号：TM713 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）18-0107-02

小电流接地系统就是中性点非直接接地系统，包括了中性点不接地系统、经消弧线圈接地系统以及经高阻接地系统。由于技术水平等因素的影响，不同国家在电网建设中对中性点的处理方式具有很大差异。

在我国的3～66 kV中低压配电网中，通常采用中性点不接地系统或者经消弧线圈接地系统。据相关统计数据表明，在电网系统故障中，单相接地的故障所占比例最高，达80%以上，而在小电流接地系统中，单相接地故障的发生，不会形成短回路，三相线依然可以继续供电，但是随着电网建设的推进，由于没有可靠的选线方法，小电流接地系统单相接地故障越来越复杂，而现有的配电网自动化系统，无法定位小电流接地故障，因而影响了小电流接地系统的使用。

1 小电流接地系统单相接地的故障特征

1.1 中性点不接地系统单相接地故障

在现有的配电网系统中，电源的三相电动势相同，而电网的线电压为电源两相电动势的差。

在日常运行中，每条线路与大地之间的电容一样，中性点没有电压，当单相接地故障发生时，三相与大地之间通路的对称性被打破，中性点的电位会发生变化，使没有接地的两相电压值升高。

在单相金属性接地故障时，该相与大地直接连通，电压变为0，而中性点的电压成为相电压，其余两项电压变为原来根号的三倍，导致配电网中出现零序电压。

1.2 中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障

由于中性点不接地系统发生单相接地故障时，接地点会产生电流，如果这个电流很大，就可能会引起弧光过电压，导致其余两相对地电压变大，促使导线外表的绝缘层损坏，造成多点接地故障，严重时会导致大面积的停电事故。如果在中性点加入电感线圈，那么在发生单相接地故障时，就可以抵消接地点的电容电流，降低多点接地事故的出现，但是消弧线圈的使用会改变故障线路零序电流的方向和大小。

为了解决这个问题，人们提出了全补偿、欠补偿、过补偿三种方式，由于全补偿会导致电源中性点电压变高，损害设备的绝缘层，目前应用得很少；欠补偿会影响线路的检修等工作，应用也比较少；大多数配电网的建设中，都会采用过补偿的方式。

2 现有小电流接地系统单相接地故障的选线方法

2.1 零序电流比较法

当小电流接地系统发生单相接地故障时，故障元件中的零序电流，在数值上与全系统非故障元件的对地电流相同，因此故障线路上的零序电流最大，而且与没有故障的零序电流方向不同，这样通过比较零序电流的幅值和相位，很快就能发现故障。在实际的应用中，谐振接地系统中的消弧线圈，能够补偿零序电流，因此该方法无法发挥作用，此外零序电流比较法还会受到线路长短、电流互感器不平衡电流和过渡电阻等影响。

2.2 谐波法

受到实际因素的影响，大多电气设备都是非线性的，使得故障电流中会存在谐波。大量的实践研究发现，故障电流中以五次谐波分量为主，由于谐振接地系统中的消弧线圈会按照基波整定，对五次谐波的影响很小，可以忽略不计，因此在小电流接地系统和谐振接地系统中的五次谐波分量相同，如果利用电流的幅值和相位进行比较，就能够很好的解决选线问题。在实际的使用过程中，单相接地故障产生的谐波，受到谐波源、故障位置等因素影响较大，通常情况下，故障电流中的谐波很少，而且极其不稳定，导致检测的灵敏度较低，应用的效果较差。

2.3 能量法

经过接地后零序电流和电压构成能量函数，可以得出没有发生故障线路的能量总是在0以上，而消弧线圈的能量函数，和没有故障线路类似，因此配电网中没有故障线路的能量，都是由故障线路传递出去的，导致故障线路的能量总是在0以下。这样比较能量函数的大小和方向，就能够判断具体接地的线路，电网在实际的运行中，零序能量函数包括电感和电容能量，两者之间会不断地进行交换，使得能量函数与故障产生的能量不符，影响能量法应用的效果。

2.4 有功分量法

由于故障电流中有有功分量，没有故障线路中的有功分量，都是从故障点返回的，这样利用线路中的有功分量的大小和方向，就能够选出故障的线路。从某种意义上来说，这种方法是零序功率方法的变形，将原来的零序电流和电压比向范围，从90 ？觷增加到了180 ？觷，为选线提供了有效保障。但在实际的检测中，没有故障线路和消弧线圈产生的有功分量很小，加上间歇性接地故障等影响，有功分量法没有足够的可靠性。

2.5 残流增量法

在实际的配电网系统中，自动调谐消弧线圈应用得越来越多，在发生接地故障后，可以自动调节到最佳补偿状态，促进故障熄弧，残流增量法就是利用这种补偿度的改变，选择出发生故障的线路，但是这种方法受到间歇性接地故障和弧光接地故障的影响很大，在面对复杂的故障时可靠性不够。

3 小电流接地系统单相接地故障选线解决措施

通过分析现有小电流接地系统单相接地故障选线方法发现，目前使用的方法都存在一定的局限性，使得选线结果没有足够的可靠性，要想很好地解决这个问题，最佳的方法是结合多种选线方法，对选线进行综合性的判断，发挥不同选线方法的优势，增加正确选线的故障范围，提高选线结果的准确性。在实际的应用中，每种选线方法的使用都有前提条件，在某些特定的条件下，一种选线方法可能无法适用，但是必然会有其他的几种方法适用，利用多种方法判断故障的重复区域，必然会比一种方法判断的结果更加可靠，这是多种选线方法综合应用的最大优势。如果遇到某个故障，每种方法的应用条件都无法满足，可以对这些条件进行融合，得到一个充分可信的判断结果，如综合几种故障判断方法后，得出3个判断依据，分别对应3种选线方法，那么不符合这些判断依据的故障就可以采用除这3种选线方法之外的其他方法。

4 结语

小电流接地系统在我国中低压配电网中，得到了广泛的应用，单相接地故障选线，对于我国中低压电网运行的可靠性，具有非常重要的意义，经过了多年的研究和实践，目前有很多小电流接地系统选线的原理和方法，每种方法都有自身的优点和局限性，导致小电流接地系统单相接地故障选线，依然是影响电网稳定的一个难点。

本文根据不同选线方法的特点，提出了多判断依据的综合选线方法，结合实际小电流接地系统的工作情况，可以随意的选择多种判断依据，相信随着技术水平的提高，选线判断依据会得到不断的完善，使得不同判据之间的互补性得到增强，从而提高实际选线的效果。

参考文献：

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[2] 王耀南，霍百林，王辉，等.基于小波包的小电流接地系统故障选线的新判据[J].中国电机工程学报，2004，（6）.

[3] 薛永端，徐丙垠，冯祖仁，等.小电流接地故障暂态方向保护原理研究[J].中国电机工程学报，2003，（7）.

[4] 戴剑锋，张艳霞.基于多频带分析的自适应配电网故障选线研究[J].中国电机工程学报，2003，（5）.

小电流接地故障选线技术综述篇6

1 现状分析

到目前为止, 可以使用的小电流接地系统故障选线技术并不少, 但是, 每一种方法的有效性存在一定的差异。其中, 建立于稳态量上的故障选线技术是应用比较早的一种方法。该装置主要是由谐波信号等构成, 当小电流接地系统运行过程中出现故障时, 故障稳态信号通常都会有所减弱, 而稳态电流将会下降到20 A以下。此时, 工作人员难以判别、提取故障信号, 所以, 很多种故障选线技术在正式使用时并不能达到理想的效果。近年来, 最常用的一种方法是基于暂态量的选线技术。这种技术在使用的过程中不受消弧线圈的影响, 因此, 效果比较好。与此同时, 结合人工智能或者相关数学工具等选线技术也是一种不错的方法, 可以在很大程度上提高故障特征提取的准确性, 而且在其使用的过程中, 受多方面因素的限制, 需要在未来的研究中继续努力, 以获得更大的突破。

2 当前常用的选线技术分析

2.1 零序电流比较法

零序电流比较法可以划分为2种, 即幅值法和相位法。这两种方法都是通过零序电流幅值和方向在不同位置中的检测点定位故障的。当小电流接地系统在运行过程中因为某种原因而导致单相接地短路时, 非故障相的对地电压将会升高, 而且也会产生暂态零序故障电流。另外, 由中性点不接地系统的特征可知, 滞后零序电压为90°, 而分析显示超前零序电压同样为90°, 从这里就可以看出, 故障点两侧的零序电流方向完全不一样, 两者是相反的。从故障点同侧的情况来看, 零序电流幅值并无太大的差异, 因此, 零序电流幅值最大的检测点的下游区段即为故障区段。

2.2 零序电流有功分量法

一般来说, 当小电流接地系统发生故障时, 故障电流中会携带有一定的有功分量。同时, 非故障线路的电流方向与消弧线圈并无任何差异, 而且两者都会经过故障点返回。所以, 与故障线路有功分量的方向和大小相比较, 非故障线路的有功分量不仅比较小, 而且方向也完全相反, 此时, 工作人员就可以利用这一特点选出故障线路。在实际工作中, 在设计选线装置时, 主要是计算零序电压和电流值, 然后比较所有线路的零序有功功率, 判断其具体的方向, 以此确定小电流接地系统的故障线路。根据这一想法, 法国电力公司设计出了一种故障检测技术, 被命名为DESIRE法。这种方法具有自身的优势和劣势, 它在使用的过程中不受到消弧线圈的影响, 但灵敏度却不是很高。在实际工作中, 虽然可以利用一定的方法提高其灵敏度, 但接地电流会增大, 产生更大的绝缘破坏。

2.3 注入信号寻迹法

注入信号寻迹法主要是指发生接地故障后, 借助工具在故障线路注入信号。此时, 信号会经过一定的路线由故障点流入大地, 并借助信号探测器检测信号经过的线路。由此可以判断该线路就是故障线路, 然后再借助工具检测故障线路沿线, 获取故障点所在的具体位置。这种故障检测方法不需要用到电流互感器, 因此, 在检测过程中, 不会受到消弧线圈的影响, 但是, 需要利用工具将信号注入设备, 并且还需要检测线路沿线。这整个过程花费的时间比较长, 对于间歇性接地故障的检测有效性不高。

2.4 借助人工智能和相关数学工具的检测技术

这些年, 计算机技术发展得非常快, 涌现了出现许多新的技术方法。其中, 在配电网故障定位方面, 人工智能算法和相关数学工具陆陆续续被应用到这一领域中, 例如遗传算法、神经网络等。这种方法的应用对微弱特征信号的提取有非常关键的作用, 能够进一步提高故障选线定位的准确性。但是, 由于技术有限, 该方法还没有在实际工作中被广泛使用, 需要专家继续深入分析、研究, 相信这将会成为未来的一种新趋势。

3 结束语

随着我国供电需求的不断增大, 我国急需保证供电的可靠性, 这样才能为用户提供高质量的服务。因此, 需要尽可能减少配电网故障次数。但是, 在使用的过程中, 不可能不出现故障, 有关部门工作人员一定要及时维修。维修的关键是配电网故障选线技术, 只有利用良好的技术确定了故障点, 才能尽快解决问题。对于配电网故障选线问题, 可以根据实际情况利用零序电流比幅法、谐波法等进行检测, 以进一步提高故障点定位的可靠性。

摘要：在实际工作中, 小电流接地系统的应用是不可避免的, 但是, 在其使用的过程中, 经常出现各种各样的故障问题, 需要采取有效的方法对故障进行选线定位, 及时维修。目前, 我国一些供电部门依然采用传统的方法进行故障选线定位, 工作效率较为低下, 而且准确性也不是很高。为了能够有效提高工作效率和故障选线定位的可靠性, 在分析该系统故障选线定位现状的基础上, 提出了几种比较有效的方法。

关键词：配电网,小电流接地系统,故障选线,故障信号

参考文献

[1]施慎行, 董新洲.基于单相电流行波的故障选线原理研究[J].电力系统保护与控制, 2015, 02 (36) :107-109.

[2]王耀南, 霍百林, 王辉, 等.基于小波包的小电流接地系统故障选线的新判据[J].中国电机工程学报, 2013, 04 (26) :206-207.

[3]庞清乐, 孙同景, 钟麦英, 等.基于粗集理论的小电流接地故障选线[J].中国电机工程学报, 2014, 12 (24) :98-100.

一起大电流雷击故障跳闸分析篇7

关键词：大电流,雷击故障,分析

0 引言

架空输电线路是电网建设基础,是电力系统的重要组成部分,它将能源中心转变而来的巨大电能输送到四面八方的负荷中心,输电线路的安全稳定运行直接影响着电网的稳定性和供电的可靠性。由于架空输电线路分布在野外,绵延数千里,所经地区地形地貌错综复杂,因此极易遭受雷击引发故障。电网故障分类统计数据表明,在交流高压/超高压输电线路运行的总跳闸次数中,由于雷击引起的跳闸次数占40%~70%[1,2]。本文通过对某220k V高压输电线路的一次大电流雷击事故分析,找出存在的问题,提出改进措施,对于预防类似事故的再次发生,具有重要意义。

1 故障情况描述

2013年11月06日23时32分,某220k V线路第二套纵联保护、距离Ⅰ段保护动作,开关跳闸,A、B、C三相故障,01时35分强送良好。测距39.1公里,重点地段45~75号,重点塔号60号。该线路全长67.225公里,计151基铁塔,绝缘配置为FXBW4-2240/100合成绝缘子,地线型号为左线GJ-50、右线OPGW-24B,保护角15度。故障杆塔地形为山地,铁塔位于山坡。

2 故障调查

2.1 故障线路巡视情况

供电公司11月7日登塔巡视发现,该线59号中线(C相)上下均压环及导线有放电痕迹;左线(B相)复合绝缘子及避雷器没有发现异常现象,但避雷器表数指示发生变化(安装时表数为0,现表数为6);右线(A相)复合绝缘子及避雷器没有发现异常现象,但避雷器表数指示发生变化(安装时表数为0,现表数为1);杆塔A腿、B腿接地引上线与塔腿连接部分有轻微放电痕迹。59号塔塔型为Z2直线塔,呼称高23.7m,实测22Ω。在巡视中还发现62号左线(B相)上、下均压环均有轻微放电痕迹,右线(A相)上、下均压环均有轻微放电痕迹,其它部位无异常。62号塔型为Z2直线塔,呼称高20.7m,接地型式为环形石墨接地,实测24Ω。

2.2 雷电定位系统查询

通过查询故障线路在故障时刻前后2分钟、线路走廊半径2km范围内的落雷情况,在2013年11月6日23时32分33秒,距离60#~61#杆塔1.2km处有一幅值达520.8k A的落雷,根据59#、62#故障杆塔巡视情况和周围环境、当天天气状况,初步判断为反击雷造成线路A、B、C三相故障。

3 故障区段杆塔反击耐雷水平计算

由于此次雷击跳闸故障监测雷电流较大,超过了500k A,因此重点对59#、62#故障区段杆塔的反击耐雷水平进行计算分析。计算所采取的方法是基于电磁暂态仿真分析程序的ATP-EMTP法,在ATP中分别建立雷电电流波形和雷电通道波阻抗模型、输电线路模型、杆塔模型、绝缘子串闪络模型、接地电阻模型及感应电压模型,在考虑导线自身工作电压的情况下计算其在实际土壤电阻率及接地电阻值情况下的一相、两相和三相闪络耐雷水平,其中,雷电流源选取2.6/50.0μs的标准双指数波,雷电通道波阻抗取400Ω,输电线路模型采用频率相关(基于相域变换)模型,元件参数与系统频率相关,杆塔模型采用多波阻抗模型,可得到杆塔各部位电位分布情况,且与实际情况下的电位分布非常接近,绝缘子串闪络模型采用先导法判别,当先导长度达到间隙长度时,间隙击穿,绝缘子串闪络,接地电阻模型采用IEC推荐公式来计算有冲击电流流过时接地体的冲击阻抗值,感应电压模型采用比较符合实际情况的试验数据拟合公式[3,4]。

58#~62#直线故障区段杆塔档距、绝缘子串型号、导线及地线型号、土壤电阻率和实测接地电阻见表1。

58#~62#直线故障区段杆塔Z1及Z2塔型及参数如图1。

在ATP中建立的58#~62#直线故障区段杆塔反击耐雷水平仿真模型如图2、图3、图4。

在导线工作电压相位角分别为0°、60°、120°、180°、240°、300°,杆塔接地电阻为22Ω的情况下,计算线路的一相、两相和三相闪络反击耐雷水平,结果见表2及图5。

由表2及图5可知,在杆塔接地电阻为22Ω的情况下,59#杆塔的单回、双回及三相闪络反击耐雷水平平均值分别为101k A、114k A和163k A,且当导线工作电压相位角为60°和240°时其单回闪络及双回闪络耐雷水平一致,即受导线工作电压的影响，在工作电压相位角为60°和240°时极易发生两相跳闸故障。

在导线工作电压相位角分别为0°、60°、120°、180°、240°、300°,杆塔接地电阻为22Ω的情况下,考虑边相安装避雷器后线路中相(C相)反击耐雷水平,结果见表3及图6。

由表3及图6可知,在边相安装避雷器后故障杆塔的反击耐雷水平有较大提高,由于此次雷击故障雷电流幅值达520k A,还是超出了安装两支避雷器后的反击耐雷水平,因此造成了雷击故障。

在导线工作电压相位角分别为0°、60°、120°、180°、240°、300°,杆塔接地电阻为22Ω的情况下,考虑雷电流520k A时，59#杆塔装有避雷器的两边相(A相和B相)导线电压幅值结果见表4。

忽略导线工作电压,在杆塔接地电阻为22Ω的情况下,考虑雷电流520k A时,59#杆塔从流经避雷器的电流,A、B相电流幅值分别为30.0k A、30.3k A。

4 结论及建议

1)本次事故为大电流雷击导致的反击造成的,且故障杆塔处于山坡,属于易击杆塔,需要对其防雷性能进行评估并加强防雷措施。

2)本线路所处地区雷电活动强烈,需要对全线进行防雷措施进行检查,减少雷害风险。

3)本线路沿线土壤电阻率高,接地电阻普遍较大,需要对全线进行防雷性能评估,需要针对不同的雷害等级进行综合治理。

参考文献

[1]陈国庆,张志劲,孙才新,司马文霞.输电线路耐雷性能计算方法的研究现状分析[J].重庆大学学报:自然科学版,2003(05).

[2]陈国庆,张志劲,孙才新,司马文霞.输电线路耐雷性能计算方法的研究现状分析[J].重庆大学学报:自然科学版,2003(05).

[3]王志勇,余占清,李雨,何金良,耿屹楠,梁曦东.基于先导发展法的特高压直流输电线路绕击特性分析[J].高电压技术,2011(09).

故障电流篇8

我国配电网的特点是分支多、覆盖区段广、接地电阻大,而且多数采用中性点非有效接地方式,单相接地故障定位问题长期困扰着供电部门,没有得到很好解决。

近年来提出了许多小电流接地故障定位方法。文献[1,2]提出“S”信号注入法,其不足之处是由于线路对地的分布电容在高次谐波作用下容抗变小,使得高阻接地情况下信号能够在非故障区段流通,无法正确定位。文献[3]提出了暂态无功功率方向的定位方法,需要同时获得各检测点的零序电压和零序电流信号,如果在每个检测点安装零序电压互感器、电流互感器或三相电流互感器,不仅投资巨大,安装不便,而且还易使系统产生铁磁谐振等安全隐患。配网自动化的发展使得FTU在配网故障定位中的应用越来越广泛,文献[4,5,6]提出了故障定位的矩阵算法,根据FTU检测到的故障信息形成故障序列,对网络描述矩阵进行修改得到故障判断矩阵,再对故障判断矩阵中的元素进行逻辑判断得到故障区段。小电流接地系统发生单相接地故障时有着丰富的暂态分量,包含了大量的故障信息,文献[7,8,9]对单相接地故障时的暂态零序电流进行了研究,提出了暂态零序电流幅值比较法、暂态零序电流极性比较法、暂态零序电流方向法等选线方法,有效地解决了故障选线问题。

本文分析了中性点非有效接地系统零序网络的相频特性,提出了首容性频段的概念,分析了首容性频段内暂态零序电流的特点,提出了检测相邻FTU暂态零序电流相关性的故障定位方法。对于中性点不接地或经消弧线圈接地系统均能可靠准确地定位出故障区段,且不受故障初相角和过渡电阻的影响,检测灵敏度高。

1 零序网络相频特性分析

1.1 单条线路零序阻抗相频特性

对于低频带的线路阻抗分析,使用长线-均匀分布参数模型,见图1。图中:z1、y1分别为单位长度线路的阻抗和导纳,即z1=r1+jx1,z1=g1+jb1;分别表示距线路末端长度为x处的电压、电流;分别表示距线路末端长度为x+dk处的电压、电流;为线路末端电压、电流;dx为长度的微元。

此模型的双口网络方程为:

式中:为线路特性阻抗;为相应的线路传播系数。

关注的是零序网络,而小电流接地系统零序网络中线路末端负荷阻抗可看作无穷大,因此可以认为末端开路。经过推导得出在母线处检测到的按分布参数模型考虑的线路输入阻抗为:

式中:R0、L0、C0分别为线路单位长度的零序电阻、电感、电容;I为线路长度;ω为角频率。

以10 kV架空线路参数为例,按照式(2)计算长度为20 km的线路零序阻抗相频特性(如图2所示)。

对图2进行分析,得出如下结论:线路零序阻抗的相频特性是在±90°上交替变化的周期性曲线,随着频率升高,线路零序阻抗的容性、感性频带交替出现,且容性频带和感性频带长度相同。以第1个交变频带为首的奇数次频带都是阻抗角为的-90°容性频带,以第2个交变频带为首的偶数次频带都是阻抗角为90°的感性频带。从图中可以看出第一次交变频率为2 180 Hz,远远大于工频。

为方便下文叙述,定义第1个交变频带为首容性频带。在首容性频带内,线路模型可以用一个集中参数电容来表示。

1.2 多条线路零序阻抗相频特性

在中性点不接地系统中发生单相接地故障后,由于健全线路检测到的是本线路的零序阻抗,其相频特性只与本线路的单位距离参数、出线长度和拓扑结构有关。因此健全线路的零序相频特性与图2所示的单条线路相频特性曲线一致。故障线路检测到的背后阻抗是所有健全线路并联后的等效阻抗,该阻抗在高频段上呈现不规则的容性和感性,这是健全线路自身的串联谐振和健全线路之间的并联谐振引起的[10]。因此,故障线路的相频特性取决于其他健全线路。健全线路每一次的串联谐振都会导致故障线路发生串联谐振,故障线路首次发生串联谐振的频率也就等于所有健全线路中首次发生串联谐振的最小频率。

图3给出了一个含有4条出线(其中一条出线发生故障)的不接地系统的典型相频关系。更多的出线,其故障线路的相频特性将更为复杂。

假设ω',为所有健全线路自身串联谐振频率的最小值(ω'远远大于工频),则在0～ω',频段内,每条健全线路阻抗均呈现容性,0～ω'频段即为首容性频段。

在中性点经消弧线圈接地系统中,消弧线圈补偿参数的设计和计算一般是在电网工频分量下工作的,在高频振荡的过渡过程中,由于消弧线圈和电网电容两者的频率特性相差悬殊,是不可能互相补偿或调谐的[11]。假设消弧线圈在频率ωr(一般稍大于工频而远远小于ω')下能够完全补偿系统电容电流,则ωr～ω'为首容性频段。

2 基于暂态零序电流特征分量的配电网单相接地故障定位

2.1 首容性频段内暂态零序电流特点

在首容性频段内,每条健全线路阻抗均呈现容性,均可用一个集中参数电容等效,故障线路检测到的背后阻抗是所有健全线路并联的总体等效阻抗,也可等效为一个集中参数电容。因此,首容性频段内暂态零序电流属容性电流。

图4所示系统L3上发生单相接地故障。在首容性频段内图4的零序网络可用图5来等效表示。图5中:U0f为零序虚拟电压源;Cs、COⅠ、COⅡ分别为变压器及线路I、Ⅱ对地电容;C1、C2、C3、C4分别为线路Ⅲ上AB、BF、FC、CD段对地电容;箭头为电流的实际流向。

L3出口A点检测到的零序电流为L1和L2对地零序电容电流之和,即i0A=iOS+iOI+iOII,iOA的方向由线路流向母线,iOI、iOII的方向由母线流向线路。

在故障线路L3中A点和B点检测到的零序电流具有以下关系:iOA=iOB-iCI。其中iCI为AB区段对地零序电容电流。由于AB区段距离较短,对地电容电流相对于非故障线路的零序电容电流总和而言比例很小,可忽略不计,因此,AB区段两端监测到的零序电流近似相等,即iOA≈iOB,且方向都是由线路流向母线。

由于故障发生瞬间在故障点处产生一个故障虚拟电源,从故障点流出的零序电流实际方向如图5中箭头所示,i1自故障点流向线路上游,朝向母线,i2自故障点流向线路下游,背离母线。B点检测到的零序暂态电流与i1同向,C点检测到的零序暂态电流与i2同向,所以B点和C点的零序暂态电流方向相反,且在幅值上B点要远大于C点。

基于上面的分析,在线路上发生单相接地故障时,首容性频段内零序暂态电流有如下特征:

(1)若系统有2条以上出线,故障线路幅值大于任何一条健全线路;仅有2条出线时,故障线路等于健全线路。

(2)故障线路中的电流从线路流向母线,而在健全线路中从母线流向线路,二者流向相反。

(3)故障线路中正常区段两端的电流幅值近似相同,方向都是从线路流向母线,波形相似度很大;故障区段两端的电流方向相反,故障点上游的电流幅值远大于故障点下游的幅值,波形相似度低。

2.2 检测首容性频段内暂态零序电流相关性法

2个波形的相似性可以用相关系数描述。因此,可以通过求取相邻检测点之间暂态零序电流的相关系数判断2个波形是否相似。相邻检测点之间暂态零序电流的相关系数ρ的计算公式如下:

式中:i01和i02分别为相邻2个检测点的暂态零序电流;n为采样序列,采样起始点n=1为故障发生时刻;N为零序电流信号的数据长度。

相关系数P反映了2个固定波形i01(n)和i02(n)的相似程度[12]。2个信号一致(相等)时,p取得最大值1;2个信号完全无关时,ρ为0。对于故障区段两侧FTU检测到的暂态零序电流,波形差异较大,相关系数接近0。

接地线路中某一区段两侧FTU所检测到的暂态零序电流的相关系熟ρ,可以用来判断该区段是否是故障区段:如果ρ>θ(θ是阈值,取值在0.5～0.8之间),说明该区段两侧暂态零序电流波形相似,该区段为非故障区段;若ρ<θ,说明该区段两侧暂态零序电流波形不相似,该区段为故障区段。在实际应用中,FA控制主站接收到FTU波形数据,首先比较出线口处与第1个FTU检测到的暂态零序电流,若ρ<θ,则确定为故障区段,若ρ>θ,则为非故障区段;继续比较第1个和第2个FTU所检测的暂态零序电流,如此类推,直至找到故障区段为止。有些情况下,故障发生在线路的末端,故障点下游线路的对地电容电路微弱,下游FTU检测不到零序电流信号,此时沿线找到第1个检测不到零序电流信号的FTU,其上游相邻区段即为故障区段。

3 仿真验证

以图6所示系统为例,利用ATP电磁暂态程序进行仿真,系统参数如下。

(1)架空线路:正序阻抗Z1=0.17+j0.38Ω/km,正序对地电容C1=0.01μF/km,零序阻抗Z0=0.23+j 1.72Ω/km,零序对地电容C0=0.006μF/km,各条线路等效负荷阻抗统一选用ZL=400+j20Ω。

(2)变压器:110/10.5 kV;高压侧单相对地电阻0.4Ω,电感12.2Ω;低压侧单相线圈电阻0.006Ω,电感0.183Ω;励磁电流0.627 A,励磁磁通202.2 Wb,磁路电阻400 kΩ。变压器额定容量40 000 kVA,空载损耗35.63 kW。

(3)消弧线圈:在消弧线圈接地系统仿真时,系统设为8%过补偿,根据线路参数及长度可计算出,消弧线圈电感为LN=0.21 H。

(4)采样频率设为105 Hz,0.005 s发生故障。

图7示出了中性点不接地系统合闸角为0°,金属性接地时正常区段AB和故障区段BC两端首容性频段内暂态零序电流波形图,正常区段两端的波形因为相似度高重合在一起,故障区段两端的波形相似程度很低。中性点接地系统时波形与图7相似。

表1和表2给出了中性点经消弧线圈接地系统不同合闸角和不同过渡电阻时AB段和BC段波形相似系数,可以看出,故障初相角和过渡电阻对检测首容性频段内暂态零序电流相关性法几乎没有影响。

4 结论

(1)线路零序阻抗的相频特性是在±90°上交替变化的周期性曲线,随着频率升高,线路零序阻抗的容性、感性频带交替出现,第一次交变频率远远大于工频;小电流接地系统的零序网络相频特性存在一个首容性频段,该频段的范围与中性点接地方式和非故障线路第一次交变频率有关;在首容性频段内,暂态零序电流均为容性电流。

(2)故障线路中正常区段两端的暂态零序电流幅值近似相同,方向都是从线路流向母线,波形相似;故障区段两端的电流方向相反,故障点上游的电流幅值远大于故障点下游的幅值,波形不具备相似性。

(3)提出的检测暂态零序电流相关性的故障区段定位方法检测灵敏度高,不受中性点运行方式和故障初相角的影响,即使在过渡电阻很大的情况下也能准确定位;不需要安装电压互感器,简化了分段开关的设计和施工。但是该方法依赖于配电自动化系统,对于未实现配电自动化的配电网络不适用。

收稿日期：2011-08-02

摘要：分析了中性点非有效接地系统零序网络的相频特性,提出了首容性频段的概念,分析了首容性频段内暂态零序电流的特点,提出了检测相邻FTU暂态零序电流相关性的故障定位方法。该方法不受中性点接地方式、故障初相角和过渡电阻的影响,检测灵敏度高,不需要安装电压互感器,既提高了安全性又节省了投资。仿真验证了该方法的正确性。

关键词：小电流接地系统,零序网络,相频特性,暂态零序电流,相关性

参考文献

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小电流接地选线装置故障的排除篇9

(1) 首先查看各个开关柜内电缆是否全部套有零序电流互感器。如果是双电缆出线, 要确认全部套有零序电流互感器且二次接线开关并联。要用万用表测量零序电流互感器二次绕组是否正常, 其阻值正常情况应小于1Ω。还要查看零序电流互感器二次绕组端子到开关柜端子接线极性是否一致, 接线是否牢固。

(2) 查看各个回路零序电流互感器穿过电缆屏蔽接地软导线接地是否正确, 如不正确, 需进行更改。电缆屏蔽接地软导线接地有2种正确方法: (1) 接地软导线在零序电流互感器上方, 软导线需穿过零序电流互感器在下方接地; (2) 接地软导线在零序电流互感器下方, 可直接接地, 不需要再穿过零序电流互感器。

故障电流篇10

关键词：汽轮发电机；核电；负序；谐波特性

DOI：10.15938/j.jhust.2015.03.019

中图分类号：TM311

文献标志码：A

文章编号：1007-2683 （2015）03-0097-04

0 引言

当前，在我国的电源结构中，火力发电机仍然占居重要的地位，但根据德国西门子的经济分析，1000MW级容量的机组与600MW级容量的机组，核电的单位造价要低30%.因此，在追求经济效益最大化的今天，核电用电机已经吸引了人们的目光.

随着电机制造技术的不断发展，电机单机容量不断增加，大型发电机的电磁负荷和热负荷也随之提高.由此可导致电机各个部件的温度增高，进而影响电机的使用寿命和运行可靠性，近年来，随着通风冷却技术的不断发展，大型发电机的稳态热运行能力有了大幅提高，但是瞬态热运行能力却没有得到改善.而各种工况下负序涡流引起的温升和发热，则是考察发电机瞬态热运行能力的重要指标之一.发电机在不对称运行过程中会产生负序电流，由于集肤效应，负序电流在转子表面产生的损耗尤为明显，所以准确计算其负序能力显得特别重要，综上所述，无论从理论研究还是实际应用看，开展核电用汽轮发电机负序运行过程中的电磁及温度分布规律研究都具有重大意义.

国内外学者在关于大型汽轮发电机负序运行能力的计算及负序电流计算已做了大量有价值的研究工作，如文献通过研究表明用表示的发电机瞬态负序能力存在一定的局限性.文以一台150MW空冷汽轮发电机为研究对象，分别建立电磁场和温度场的二维数学模型.利用数值方法，计算了电机在三相负载不对称时，负序电流（稳态负序）在转子上产生的涡流损耗以及由涡流损耗引起的温升，文通过对负序运行时电磁场的解析分析法，研究了在两相对中点短路稳态下由汽轮发电机定子负序电流和零序电流转子中所感应的负序电流和零序电流，文中BACH T学者给出了阻尼条负序电流的计算方法.CHRISTOPHER等学者对汽轮发电机运行时模型的建立与边界条件的确定进行了研究，分析了阻尼条对负序运行的影响，以一台300MVA汽轮发电机为研究对象，对其两相短路工况的转子表面的涡流损耗进行了分析，以及转子槽楔的受力分布情况进行了计算，为大型汽轮发电机的设计、运行及保护均具有重要的指导意义.上述研究文献在在大型汽轮发电机负序运行时的转子温度场及负序分量电流等方面得到了很多有价值的规律和结论，但对负序运行过程的瞬态过程涉及较少，而且大部分研究文献均集中在关于两极汽轮发电机负序问题的研究，而核电半速汽轮发电机为4极结构，负序运行过程对转子的影响与两极不同，负序运行的承受能力也不一样，因此，有必要对大型核电半速汽轮发电机负序运行的瞬态负序电流及其谐波特性进行研究，从而为核电汽轮发电机的运行及保护方案的确定提供一定的参考.

本文从负序电流的形成原理进行分析，提出负序运行时瞬态负序分量的计算方法，给出了基于对称分量法的计算瞬态负序分量的数学模型，并以某APlOOO型半速汽轮发电机为例，对其不同故障状态下暂态负序能力进行分析，研究对应故障下瞬态负序分量的变化规律.

1 负序电流的产生机理

发电机在正常运行时，电枢绕组中只有正序电流而没有负序电流和零序电流，当发电机、变压器或者输电线路发生故障导致不对称运行时，便会产生负序电流.产生的负序电流和磁场相互作用将会产生2倍工频的电磁转矩，2倍工频的电磁转矩会使发电机的定子和转子产生2倍工频的机械振动，2倍工频在其转子的自然谐振频率范围内，所以很可能导致转子谐振，从而造成转轴疲劳损耗和老化，更严重的后果是对电机造成损坏.

负序电流产生的负序磁场将会在转子中产生涡流和涡流损耗，涡流损耗会引起转子过热，严重时甚至可能烧毁转子，转子上各结构部件的发热量与及时间t成正比，所以衡量转子发热与负序电流标幺值及时间t的关系式可以表示为式中：为负序电流的瞬时值；常数A与发电机结构和通风冷却方式有关.

2 故障状态瞬态负序电流的分析

几十年来，同步发电机定子绕组内部故障数字研究方法主要分为以下几种：对称分量法、相坐标法、多回路分析法和有限元法，其中对称分量法可以把三相电流看成3个对称的正序分量、负序分量和零序分量的叠加，本文将采用对称分量法对汽轮发电机进行故障分析.

2.1 对称分量法计算瞬态负序分量

发电机的不对称运行时，三相不对称电流IAIB、Ic，可以用对称分量法分成三组对称的量，正序电流、负序电流和零序电流，它们之间有如下关系：式中：分别为正序、负序和零序电流.

由（2）～（4）式可反求出正序、负序和零序电流，其中，负序电流如（5）式所示，即

发电机的负序能力是由转子表面各金属材料的最高允许温度来决定的，由转子表面上各材料部件的长期最高允许温度所决定的负序能力称为稳态负序能力，由转子表面上各材料暂态许温度限制所决定的称为暂态负序能力，

目前国内外通用的标准用I2*来表征发电机的稳态负序能力，瞬态负序能力用表示.因为目前一般是通过实验的方法测量电机的负序能力，根据正、负序电流在转子表面产生的损耗之间的关系来确定电机所能承受的最大负序电流.

2.2短路故障时的负序分量研究

以某APlOOO型半速汽轮发电机为例，分析该电机的瞬态负序分量计算，发电机部分参数如下：

设发电机起始状态为空载运行，在短路初始相位角（A相轴线与直轴垂直）时发生三相突然短路，此时的三相电流为：

由于定子三相绕组在空间排布互差120°/p，p为极对数，对于4极电机，三相的非周期分量在空间排列互差600，其在空间形成一个合成磁场，三相的非周期分量合成电流用表示：式中，

从式（8）中的幅值可知，当ao =0°和180°时最大，ao=90°和270°最小，图1为三相电流非周期分量的合成电流的在ao=0°、30°和60°时的变化曲线.

瞬态负序能力是根据计算得出，所以这里考虑用合成的非周期分量电流的平方和对时间t的积分来表示非周期分量电流的等效负序，因为定子电流在转子表面产生的损耗与频率的平方成正比，归算到与负序电流同一频率下所以乘以频率归算系数1/4，合成非周期分量产生的等效负序用A2表示：

通常用计算表征发电机的瞬态负序能力，非周期分量产生的等效负序分量A2与短路初始角的关系如图2所示.

所以表征发电机瞬态负序能力的A中除了包含由定子负序电流产生的损耗外还含有由非周期分量电流产生的损耗，分别用Ai、A2表示.

按照该电机的设计标准，要求其能承受的瞬态负序能力.负序电流在转子上产生的损耗A.与短路初始角无关，而由非周期分量电流产生的损耗A2在ao =0°达到最大，ao =90°时A2为0 s.

1）当发电机发生外部相间短路时，当an= 90°时A2=0s，此时计算的瞬态负序能力A全部由负序电流产生，瞬态负序能力A=5s时计算出t=22.5 s.当短路初始角ao分别等于0°、30°、60°时计算出的t分别为13.46s、15.72s、20.24s.负序电流的标幺值

此时计算的瞬态负序能力如果用传统算法，即只计算负序电流时得出的t值为22.5 s，而用式（9）和式（10）算出t应该在13.46-22.5 s之间，这表明瞬态负序能力有时不能准确表明实际的损害情况.

2）当发电机发生空载单相短路时，当ao=90°时，瞬态负序A=5s时计算出的t=5.63 s.当短路初始角ao分别等于0°、30°、60°时计算出的t分别为1.48s、2.5s、4.5s.负序电流的标幺值12*=1.33.

3 结语

小电流接地系统故障分析和查找篇11

1小电流系统正常及异常情况下电流电压分析

小电流接地系统包括中性点直接接地、中性点经消弧线圈接地和中性点不接地三种方式。出于保护设备、可靠供电考虑, 35KV系统接地电容电流小于10A、6-10KV系统小于30A, 中性点不接地;35KV系统接地电容电流大于10A、6-10KV系统大于30A, 应采用中性点经消弧线圈接地。

1.1中性点不接地系

1.1.1正常运行时各项分析

如图1。

1.1.2 A相接地故障时各项分析

如图2。

1.1.3中性点不接地系统单相接地的特点

从以上图示对比, 经过计算可得出以下结论:

(1) 发生单相金属性接地时, 接地相A相对地电压即为零, 中性点转移至接地点, 同时对地电压升高为相电压, 非故障相对地电压升高为线电压。故障相对地电容被短接, 非故障相B、C相对地电容上的电压和流过的电流升高至倍。系统内出现零序电压, 大小等于系统正常工作时的相电压。

(2) 非故障线路的零序电流3I0的大小与本线路的接地电容电流相等;故障线路的零序电流3I0的大小与所有非故障线路的零序电流3I0之和等值, 也就是零序电流大小值为所有非故障线路的接地电容电流之和。

(3) 各正常运行线路亦存在电容电流, 大小取决于该线路的对地电容, 而对地电容的大小与线路的结构有关, 与负荷大小及系统短路容量无关。一般的对地电容的大小与线路的长度成正比, 与线路的对地距离 (高度) 成反比。

1.2中性点经消弧线圈接地系统异常情况下电流电压分析

中性点不接地系统发生单相接地时, 接地点将通过接地线路网络的全部对地电容电流。如果接地时电容电流相当大, 就会在接地点产生间歇性电弧, 引起过电压, 从而使非故障相对地电压继续增加较大幅度, 在电弧接地过电压的作用下, 可能导致绝缘损坏, 造成两点或多点接地短路, 使事故扩大。在电容电流较大的网络, 较多采用中性点经消弧线圈接地过补偿调节调节方式, 利用消弧线圈的感性电流补偿接地故障时的电容电流, 避免系统振荡, 同时使接地故障电流减小, 以致自动熄弧, 保证继续供电。如图3所示。

与上述正常工作时各项图示对比, 经计算可知有如下结论:

(1) 在消弧线圈接地电网中发生A相单相接地故障时, 补偿原因接地各类现象类似于完全金属性接地, 故障相对地电压为零, 非故障相对地电压为电网线电压, 电网出现零序电压, 它的大小等于电网正常工作时的相电压, 消弧线圈两端电压为零序电压。

(2) 非故障线路3I0大小等于本线路的接地电容电流, 在过补偿的情况下, 故障线路3I0等于残流与本线路接地电容电流的绝对值之和。

变电运行现场实际较多采用过补偿方式, 这种方式避免谐振过电压同时亦给系统增容扩建, 日后大负荷情况下补偿留有裕量。当消弧线圈容量不足, 或者电网接地电容电流过大需要装设消弧线圈而暂时未安装时, 系统内较多做法是采用分割电网的方法以满足系统需求。

消弧线圈的安装地点一般安装在电源变电站变压器中性点;电源变电站变压器该侧为三角形接线时, 也可安装在用户变电站内;再有被广泛应用的就是装设接地变压器。小电流接地系统单相接地时不构成短路故障, 不破坏线电压的对称性, 不影响用电设备的运行。系统出现零序电压, 绝缘监察装置报警。

小电流接地系统单相接地时, 允许带接地点继续运行不超过两小时, 但应尽快消除, 以避免由于非故障相对地电压升高, 造成系统绝缘薄弱环节损坏而形成多相接地短路故障或设备损坏。接地相对地电压降低, 其他两相升高;经消弧线圈接地时, 消弧线圈两端电压升高, 电流增大;弧光接地时接地点会出现弧光和放电声, 同时较多伴随系统过电压。系统内各点电压与故障点的距离基本没有关系, 各点电压基本相同, 所以连接在系统上的各个变电站对故障的现象表现基本相同;

2异常处理

变电运维人员需根据表计或监控系统电压指示的实际情况, 判断故障相别及接地性质, 及时进行汇报获取线路对侧相关信息, 并做好记录;现场查找故障点时, 务必要穿绝缘靴, 接触构架需戴绝缘手套, 并保持规定的安全距离, 检查站内一次系统有无明显故障点。

2.1一般接地查找办法

2.1.1分割电网, 确定故障范围

双母线或单母线分段接线并列运行时, 根据调度指令拉开母联或分段开关, 将电网分割成两个独立的系统, 以确定故障点在哪一部分, 确定故障范围后应恢复原运行方式。

2.1.2试拉可疑线路, 找出故障点

根据调度指令, 按照试拉原则, 逐条试拉故障范围内的线路, 直至找出故障点。线路试拉后, 无论有无故障点, 都要立即恢复供电。变电站接某些重要用户不允许中断供电, 对这类用户不宜采用试拉的方法, 如接线未单母线且各类方法均查找不出, 可与对方调度联系, 做好推拉应急推拉准备, 重要用户线路对侧亦可配合进行倒母线、解列进行确认本线路接地情况。如在双母线接线情况下, 可采用将故障母线上的线路逐条倒至无故障母线的方法;

2.2特殊接地点的查找

小电流接地系统部门线路不装设B相电流互感器, 考虑到实际的接线再加上结合一般的查找办法就都可以找到接地查找的方式, 现就常见的四种情况做说明。

2.2.1两条线路同名相接地

如按照单条线路接地推拉无效后, 可进行单母线接线采用试拉后不再送电的方法, 双母线接线采用逐条线路倒母线的方法排除。

2.2.2母线接地

单母线分段接线需在解列运行后采用试拉所有元件后不再送电的方法查找, 双母线接线采用逐条线路倒母线的方法排除, 直至停完整条母线继续接地。

2.2.3变压器至母线间引线接地

同母线接地查找办法类似, 在推拉主变开关时, 如有重要用户则可先进行并列后再进行拉开主变压器开关后检查故障情况。

2.2.4通过接地线路环网运行

对可能构成环网运行的线路, 应与用电客户做好沟通, 进行逐段解环查找。

3单相接地与电压互感器保险熔断现象的区别

小电流接地系统电压互感器根据设备不同, 高低压侧均可装设熔断器, 当高低压熔断器熔断时, 会产生一些类似单相接地的象征, 在判断处理时用电压表即可, 还需注意区别。