短路故障（精选10篇）
短路故障 篇1
摘要：介绍两起110kV变压器遭受出口短路冲击后,绕组变形的典型案例。通过分析案例,提出变压器内部结构设计不合理是造成事故的主因,并提出预防措施和改进建议。
关键词：变压器,出口短路,绕组变形,色谱分析
0 引言
电力变压器是电网的核心设备,其是否安全稳定可靠运行对电力系统影响很大。北京电网事故统计显示,出口短路故障已成为影响变压器安全运行的重大隐患。因此,本文通过分析两起变压器外部短路事故来提出改进措施,以防范此类事故再次发生。
1 事故案例介绍
1.1 事故案例一
某日,某110kV变电站35kV出线电缆终端三相短路。由于线路保护装置未能正常动作,因此站内#1主变在短路电流下运行二十几秒后才在变压器差动保护动作下停运。
该变压器产于20世纪90年代末,型号为SFSZ-31500/110,中压侧采用无励磁调压方式。
事故发生后,对变压器进行了工频耐压试验,绕组绝缘电阻、铁心绝缘电阻、绕组直流电阻、绕组变形测量,油中溶解气体色谱分析等。事故后与事故前一次的色谱分析数据见表1。
μL/L
测试结果显示:各绕组及铁心绝缘电阻都在10 000MΩ以上,绕组直流电阻高、中、低压三相平衡,符合标准要求;各绕组均通过了绕组工频耐压。由此可知,变压器绕组绝缘在短路事故中未损坏。
在测量变压器绕组变形度时,发现A相中压绕组明显变形,B相中压绕组严重变形。
鉴于变压器绕组绝缘并未损坏,在更换变压器到位前,此变压器又挂网运行了近1周才退运进行检修。
吊罩解体检查变压器时,发现中压A相、B相绕组各有2个撑条格在整个轴向严重挤压变形,低压a相、b相绕组也变形,变形线圈上端部层压木板开裂起层,其中,B相绕组变形最严重。B相绕组变形侧视图如图1所示。
1.2 事故案例二
某110kV变电站外大块金属板材被风卷起搭在输电线路上,造成35kV线路近距离出口短路故障。过流、速断保护先后动作,重合闸失败,使#1主变再次受到短路电流冲击,重瓦斯掉闸。
该变压器产于20世纪80年代初,型号为SFSZLB-31500/110,绕组为铝线圈弱绝缘结构,中压侧采用无励磁调压方式。
事故发生后,对此变压器进行了油中溶解气体色谱分析、绕组绝缘电阻和绕组变形测量。事故后与事故前一次的色谱分析数据见表2。
μL/L
绝缘电阻试验结果显示,35kV中压侧、10kV低压侧绝缘电阻为零,说明中、低压绕组间主绝缘已被击穿。绕组变形测量发现35kV中压侧、10kV低压侧绕组明显变形,其中B相最为严重。综上分析可知,变压器内部因绕组变形而出现电弧放电故障。
吊罩解体检查变压器发现,中压B相、C相绕组在辐向上出现多边形扭曲变形,而B相较C相变形更甚。B相绕组变形图如图2所示。
B相中压绕组第34线饼调压段向内凹陷严重,最内侧靠近低压侧的4匝导线表面有电弧烧蚀痕迹;中、低压绕组间的主绝缘纸板上有长约90mm、宽约10mm的烧穿炭化痕迹;在紧邻该烧穿炭化痕迹处,对应的低压线绕组饼最外侧也有电弧烧蚀痕迹。
2 事故原因分析
根据两起事故的检查情况,对事故原因进行分析。
(1)根据变压器订货技术条件,110kV变压器系统短路视在容量为8 000MVA,要求在最大短路峰值电流持续0.5s时,线圈无变形、位移和松动。虽然两台事故变压器的实际系统短路容量均在订货技术条件要求范围内,但事故检查情况表明,两台事故变压器达不到订货技术条件要求的抗短路能力,在较长时间的短路电流作用下,线圈出现较严重变形,甚至烧毁。
(2)内线圈临界失稳应力主要由导线的径向宽度和坚硬度来决定。连续式线圈的导线宽厚比(即导线宽度与厚度之比)一般在2.5～5(铝导线应更小),而案例中的两台变压器的中压线圈宽厚比均超过5,接近6;经测试,中压导线坚硬度较标准半硬铜导线低。由此可知导线辐向强度较低。案例一中变压器为铜线圈,案例二中变压器为铝线圈,因铜导线的坚硬度强于铝导线,故案例一中绕组仅变形,而案例二中绕组不仅严重变形还出现了电弧放电。
(3)变压器线圈绕制没有采用内外撑条结构,且线圈的撑条间距较常规大,撑条数量较常规少,一些有效部位的横向绑扎不够,因此降低了线圈的辐向支撑强度。
(4)变压器中压侧为无励磁调压方式,在中压基本线圈中串入调压线圈,且调压段为非独立调压线圈,运行时由于不是满分接运行,因此中压线圈与高压线圈存在着安匝不平衡情况。这使得横向漏磁通加大而产生一个很大的轴向电动力,导致中压线圈沿轴的方向窜动,加剧线圈变形。
(5)变压器绕组端部采用分裂半圆压板,而未采用整圆的高密度层压纸板,这在一定程度上降低了线圈的轴向压紧强度。
3 预防措施与建议
针对事故原因,提出以下措施与建议。
(1)设备选型时应优先选用经短路型式试验合格的产品。要求厂家提供抗短路能力计算书,且应采用动态机械力学计算方法计算;安全系数需调整到响应较高的数值,以满足实际生产中径向、轴向抗短路能力要求。
(2)应采用优质半硬无氧铜导线绕制变压器线圈,并增加导线截面,以提高导线屈服强度。连续式线圈的导线宽厚比应在2.5～5,采用组合式换位导线的线圈应使用自粘型换位导线,且导线宽厚比尽量小。电网内运行的铝线圈变压器,因导线坚硬度低,抗短路能力差,故应考虑更换。
(3)在辐向结构方面,要求变压器高、中、低压线圈和调压线圈采用内衬硬纸筒(最好使用硬纸筒),且纸筒厚度应不小于5mm。线圈采用内外撑条结构并用热缩带进行牢固绑扎。撑条和垫块应垂直、均匀布置,内线圈撑条数需增加。
(4)在轴向结构方面,要求端部压板采用整圆的高密度层压纸板,结构允许时,厚度应尽量增加。变压器线圈的上压板应采用整圆的高密度层压木压板或高密度层压纸板,绝缘材料的上下压板最小厚度应不小于80mm(压板为进口材料时其最小厚度不小于60mm),以使A相、C相线圈的外侧及上铁轭下部的线圈也得到有效压紧,并在下部支撑线圈位置和上部压钉(压紧装置)位置增加辅助压板,以尽可能使线圈下部的支撑面及上部的压紧面积足够大。
(5)对于系统短路容量较大的110kV三圈变,在其中压侧母线加装母差保护,以消除保护“死区”,达到快速切除变压器中压侧出口短路故障的目的。对于出线的速断保护,其动作时限应整定到最小,以便快速切除故障,避免短路延时造成变压器损坏。
(6)运行部门应采取措施降低变压器出口和近区短路故障概率;发生出口和近区短路故障后,运行部门应及时通知变压器管理单位,以便通过绕组变形试验和油中溶解气体色谱分析来查找变压器故障。
(7)对于系统短路容量较大的三圈变,在条件允许的情况下,在中压侧加装串抗以降低短路电流。
(8)在三圈变高压侧安装有载调压线圈,中压侧下级变电站变压器具备有载调压功能的情况下,若条件允许,则建议取消三圈变中压侧调压线圈。
4 结束语
为防止变压器在长时间的出口短路后绕组出现严重变形甚至烧毁,除电网运行部门需采取措施减少出口短路故障发生外,还应从变压器的设计、制造方面入手,提高变压器的抗短路能力。在变压器遭受近区出口短路后,应对故障变压器进行绕组变形试验和油中溶解气体分析,综合两个试验项目的结果,评估变压器受损程度。
参考文献
[1]DL/T 596—1996电力设备预防性试验规程[S]
[2]DL/T 911—2004电力变压器绕组变形的频率响应分析法[S]
短路故障 篇2
作者：未知 文章来源：中国电力网 点击数：41 更新时间：2007-11-20 23:26:17 【字体：小 大】
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据统计，鸟害、绝缘子融雪闪络、大风刮上的异物这3种原因造成的输电线路短路跳闸故障一直居高不下，给电网安全可靠运行带来了严重的安全隐患。对此，笔者认为应采取以下措施。
(1)输电线路主管领导应高度重视线路跳闸故障，应根据不同季节的气候特点，及时制定线路的定期巡视和特殊巡视制度，并认真执行。所制定的制度要任务明确，责任到人。运行人员若发现绝缘子破损、裂纹、有放电痕迹、有鸟窝或导线上挂有异物，要及时报告并排除。
(2)运行单位要认真研究和分析线路故障的原因和特点，从中吸取教训，并在本系统内经常开展安全大检查活动，提高各级人员的安全意识。做到防微杜渐，警钟长鸣。
(3)设计、生产部门要根据线路所处的污秽区域情况，做好绝缘子的爬距配置工作，使其适应所处自然环境污秽等级的要求。在污秽严重的地区，对爬距不能满足要求的线路，要换成防污型绝缘子或复合型绝缘子，以提高输电线路的防污闪能力。
(4)结合春、秋检工作，利用多种形式定期对输电线路绝缘子进行污秽清除，并健全定期清扫、巡视制度，保证清扫、巡视责任制的落实。
船舶电力系统3相短路故障仿真 篇3
(上海海事大学物流工程学院，上海 201306)
0 引言
随着船舶向超大型方向发展，其电力系统的复杂程度越来越高，尤其是全电力推进船舶的出现，使船舶电力系统容量和发电机单机容量不断提高.［1-3］船舶电力系统的数字仿真成为其设计、调试和各种故障试验所依赖的一种有效且经济的手段，而船舶电力系统的建模是其系统仿真的基础.
针对船舶电力系统的建模与仿真，国内外均有相当多的研究.王淼等［4］研究全电力推进船舶电力系统的数学模型并进行系统仿真，但没有研究船舶电力系统故障状态下的特性;DIAMANTIS等［5］研究船舶电力推进电机的DTC特性;ARENDT［6］建立的船舶电力系统仿真模型考虑柴油发电机的特性、轴模型、变螺距模型;陆金铭［7］对船舶推进装置进行仿真研究;夏永明［8］介绍的分布式船舶电站多种发电方式联合运行仿真系统构成嵌入式物理-数学仿真;谢卫等［9］对船用多相无刷直流推进电动机进行分析建模与仿真;沈爱弟等［10］根据电力推进系统的特性，对推进电机运动控制、推进系统运行状态控制和船舶电网谐波治理进行研究，设计出内河船舶电力推进系统;刘崇等［11］设计的船舶电力推进试验平台由发电机组、推进变频器、推进电机、负载变频器和负载电机组成，能够模拟船舶电力推进试验，是实物结合软件的模拟仿真;刘昭等［12］设计异步电动机模拟负载能量回馈方式的交流传动试验平台，为港航领域大功率交流传动系统的研制开发提供试验环境，这是硬件实物方式的仿真.本文基于发电机及负载的动态特性，搭建船舶电力系统动态数字仿真平台，并在此基础上对船舶主推进电机3相短路故障进行仿真和分析.
1 船舶电力系统动态数字仿真平台
本文建立的船舶电力系统动态数字仿真平台，其模型中包含同步发电机及其励磁系统子模型、柴油发电机组控制系统子模型、感应电动机子模型和静态负荷子模型等.
1.1 同步发电机建模
船舶电力系统的特性很大程度上取决于同步发电机子系统的特性，船舶大功率发电机组具有频率与电压相互作用的特性及非线性特性.本文的船用同步发电机模型采用凸极发电机，由柴油机驱动.在船舶电力系统动态仿真中，依赖于频率的同步电机模型是基于标准IEEE 2.1同步发电机模型发展起来的，文献［13］给出其数学模型.
1.2 船舶柴油发电机组控制系统建模
建模考虑发电机电压与频率间的相互作用.系统负载变化时，发电机的电枢反应会导致发电机端电压的变化.这一关系用隐极发电机的电压平衡方程式描述为
式中:f为发电机频率;N为发电机绕组匝数;Φm为发电机磁通.由式(1)和(2)可见，发电机频率与端电压之间存在相互关系，在控制中须予以考虑.
船舶柴油发电机组由柴油原动机、发电机、调速器和相复励调压装置组成.船用柴油发电机控制系统结构框图见图1.转速反馈子系统检测发电机的转速，励磁反馈子系统的相复励调压装置检测发电机的端电压和输出电流两个信号.转速控制器控制油门执行器，油门执行器控制柴油机输出相应的机械功驱动发电机旋转，调节有功分量.励磁机接收励磁控制器的信号以控制发电机输出符合要求的电压，调节无功分量.
图1 船用柴油发电机控制系统框图
建模还考虑发电机与柴油机之间的轴转矩模型.所建立的同步发电机组轴转矩模型见图2.
图2 同步发电机组轴转矩模型示意图
柴油原动机转动方程为
联轴器转动方程为
发电机转动方程为
式(3)～(5)中:ωT为原动机转速;ωC为联轴器转速;ωG为发电机转速;ωRef为发电机参考转速;θ1为原动机角位移;θ2为联轴器角位移;θ3为负荷角位移;HT为原动机转动惯量;HC为联轴器转动惯量;HG为发电机转动惯量;D为发电机阻尼系数;D1为原动机与联轴器间的阻尼系数;D2为联轴器与发电机间的阻尼系数;K1为原动机的联轴器间的弹性系数;K2为联轴器与发电机间的弹性系数;TT为原动机转矩;TG为发电机转矩.
1.3 负载模型
船舶电力系统负载包含各种设备，如照明灯、制冷空调、电热器、压缩机、变压器、感应电动机和同步电动机等，因此负荷模型的建立相当复杂.一般将负荷模型分为两大类:静态负荷模型和动态负荷模型.
对于静态负荷模型，任意瞬时的负荷特性是该瞬时母线电压幅值和频率的代数函数.分别考虑静态负荷模型的有功和无功功率分量.对于动态负荷模型，电动机消耗的能量占电力系统总能量的70%～80%，电动机的动态特性常常是系统负荷动态特性的最重要方面.因此，在船舶电力系统建模研究中单独考虑电动机负载.［14-15］
1.4 感应电动机负载模型
感应电动机驱动的负载是船舶电力系统中的主要负载之一，这类负载所占比例很大，其动态特性严重影响电力系统的暂态过程.感应电动机的数学模型也有多种形式，本文仿真建模所用模型是依赖于频率的动态模型，文献［1］给出其数学模型.
1.5 船舶电力系统总体模型
综合以上建模分析，针对某大型全电远洋运输船舶建立船舶电力系统模型结构，见图3.该模型由发电机组、电网与配电屏、动态感应电动机负载及静态负载构成.发电机的输出转速反馈至柴油原动机的调速器.
图3 船舶电力系统模型结构
依据图3在MATLAB/SIMULINK SimpowerSystems环境下建立船舶电力系统仿真平台.该平台考虑船舶电力系统各子系统的特性，特别是发电机和推进器的动态负载特性，还考虑发电机与柴油机轴传动之间的动态特性.此仿真平台中有3台主船舶柴油发电机组和1台应急柴油发电机组，每台发电机组由同步发电机模块、柴油机和控制系统模块构成.船用同步发电机电气参数及标准参数:Pn=3.125×106W，Vn=2400 V，fn=60 Hz;Rs=0.0036(pu)，p=4;Xd=1.56(pu)，Xd'=0.296(pu)，Xd″=0.177(pu)，Xq=1.06(pu)，Xq'=0，Xq″=0.177(pu);Xl=0.052(pu)，Td'=3.7 s，Td″=0.05 s，Tq″=0.05 s.船舶侧推器由感应电机通过蜗轮蜗杆机构驱动，感应电动机电气参数及标准参数:Pn=2200 kW，Vn=3000 V，fn=60 Hz;Rs=0.029 Ω，LIs=0.6 × 10－3H;Rr'=0.022 Ω，LIr=0.6 ×10－3H，Lm=34.6 ×10－3H.船用主推进器由感应电机驱动，电动机电气参数及标准参数:Pn=4 MW，Vn=2400 V，fn=60 Hz;Rs=0.00859 Ω，LIs=0.5178 × 10－3H;Rr'=0.00709 Ω，LIr=0.3753 ×10－3H，Lm=10.822 ×10－3H.
2 主推进器输入电缆3相短路故障仿真
大功率主推进器输入电缆3相短路故障仿真如下:3台发电机组并网稳定运行10.1 s，主推进器在10.1 s时启动，主推进器在10.2 ～10.5 s发生输入电缆3相短路故障，10.4 s时因短路电流过大，3台发电机组的主开关跳闸，停止对电网供电.
主推进器输入电缆3相短路故障时主推进器转速、定子电流变化曲线见图4.
图4 主推进器输入电缆3相短路故障时主推进器转速、定子电流变化曲线
由图4可见，主推进器在10.1 s时启动加速，10.2 s时发生3相短路故障，启动电流大幅减少，转速开始下降;3台发电机组10.4 s时全部跳闸;此后主推进器定子电流变为0，转速在10.6 s时下降至10 r/min，随着时间的推移转速继续下降，最终在11.2 s时变为0.
主推进器输入电缆3相短路故障时，3台发电机组端电压及母线电压变化曲线见图5.
图5 主推进器输入电缆3相短路故障时3台发电机组端电压及母线电压变化曲线
由图5可以看出:10.1 s时大功率主推进器的启动使得3台发电机组端电压及母线电压减小到额定电压的58%，这是由该电力系统仿真平台中4 MW的静态负载所致;10.1～10.2 s因主推进器启动，电压一开始下降较为厉害，随后有小幅增加;10.2 s时因主推进器输入电缆发生3相短路故障，3台发电机组端电压及母线电压进一步减小;因短路电流太大，10.4 s时3台发电机组全部跳闸，此后3台发电机组端电压开始逐步恢复到额定值，而母线电压则变为0.
主推进器输入电缆3相短路故障时，3台发电机组及母线的a相电流变化曲线见图6.
图6 主推进器输入电缆3相短路故障时3台发电机组及母线的a相电流变化曲线
从图6可以发现:10.1 s时因主推进器启动，3台发电机组及母线的a相电流都增加;10.2 s时因主推进器发生3相短路故障，3台发电机组及母线的a相电流进一步增加;因短路电流太大，10.4 s时3台发电机组的主开关跳闸，此后3台发电机组及母线的a相电流全部变为0.
主推进器输入电缆3相短路故障时，3台发电机组转矩功率、励磁电压、端电压、转速和励磁电流曲线见图7.仿真记录的1，2，3号发电机组的柴油机输出功率Pmec，转速、励磁系统反馈电压Vf，端电压Vt，励磁电流ifd都使用标幺值 (pu).
从图7可以看出:10.1 s时因主推进器的启动，3台发电机组输入的Pmec开始增加，Vf上升到饱和值，转速有少量跌落，ifd有所增加;10.2～10.5 s因主推进器输入电缆3相短路故障，3台发电机组输入的Pmec进一步增加至1后波动衰减，Vf保持在饱和值6，转速跌落至98%，ifd增加到饱和值6;10.4 s因短路电流过大，3台发电机组的主开关跳闸，3台发电机组输入的Pmec继续波动并减小为0，Vf保持在饱和值6，转速开始逐步回升到额定值1，ifd开始逐步减小到额定值1.可以看出，3台参数相同的发电机组在主推进器输入电缆3相短路故障发生的整个过程中动态变化趋势基本一样.
3 结束语
根据全电力推进船舶电力系统的数学模型，利用MATLAB/SIMULINK SimpowerSystems建立其动态数字仿真平台，依托此仿真平台对船舶电力系统进行主推进器输入电缆3相短路故障仿真.该数字仿真平台可以对船舶电力系统故障进行有效动态及稳态仿真模拟，为船舶电力系统的设计、测试和故障试验提供一种有效且经济的手段.
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一起反送电引起的短路故障分析 篇4
某低压电力用户已停电半年多, 后申请恢复用电。在集表箱处查验计量装置完好后, 恢复接线送电至用户侧, 在用户配电箱内检查各相电压正常后, 于是逐合闸送电。合闸后, 断路器有轻微的嗡嗡声, 笔者以为是断路器陈旧、老化或长久不使用内部受潮所致, 也没很在意, 然而七八秒后, 浓烟从断路器内部冒了出来。笔者迅速去拉断路器手柄, 可怎么也拉不开, 即没有拉开、合上断路器清脆的响声, 也没有拉合到位的手感, 于是赶紧跑到相距约130m远的集表箱处, 去断开电源侧断路器, 发现断路器已跳闸。
2 故障分析
(1) 用户配电箱断路器型号为DZ20L-160/4300漏电断路器, IN=100A, 系某公司生产;集表箱电源侧断路器型号为DZ20L-160/4300, IN=160A, 系浙江某电器公司生产。经过询问和查找, 该用户虽然半年多没生产, 为了看家防盗, 在相邻单位内私自接入单相临时照明用电, 并把临时电源接在某处胶盖刀闸的进线侧, 导致该相在整个用户端均带电。
(2) 事后测量证实临时电源为C相, 用户侧断路器在合闸瞬间, 正向送电的A相与反向送电的C相通过断路器短接。由于导线长、线径细、阻抗大、短路电流小, 达不到集表箱断路器瞬时脱扣器动作电流, 而是经过一定的延时后由断路器的热脱扣器断开故障电流。用户侧断路器从型号上看同样具有复式脱扣器, 流过故障电流时没有动作, 反而造成上级断路器越级跳闸, 分析可能是断路器内根本没装设保护用复式脱扣器;其外壳表面没有3C认证标志, 可能是假冒伪劣产品。
3 反思
(1) 短路故障如不能及时被切除, 电流迅速增大, 导体严重过热, 会引起绝缘层燃烧、烧毁设备甚至引发火灾。该用户私自引入电源, 送电前未做认真检查, 断路器失去保护功能, 是集表箱断路器越级跳闸的根本原因。虽未造成严重后果, 但确是一起典型的违章用电。
当今, 电已与人们的工作和生活息息相关, 因故停电后, 用户就会另接其他电源, 且大部分没有联锁装置, 极易发生事故。笔者提醒广大用户必须购置合格电气材料, 雇用专职电工规范安装, 避免私拉乱接, 且送电前仔细检查电路, 千万不能马虎大意。供电企业应提供业务咨询和技术指导, 加强监督与管理, 切实杜绝类似故障的发生。
短路故障 篇5
关键词：500 kV变压器;绕组;短路;分析
中图分类号：TM406 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）35-0080-02
20世纪80年代末，单相自耦变压器的设计受限于当时的工艺和设计验证水平，变压器普遍抗短路能力不强的缺陷，尤其是变压器近区短路，其特性主要表现在：线圈未采用高强度半硬铜和自粘性换位导线，未采用整体套装和恒压干燥工艺，无内衬硬纸筒。受限于当时国内无大型成套计算软件，变压器抗短路强度设计时对漏磁分布、绕组轴向和幅向受力及导线应力计算结果与实际变压器受力情况存在较大差异。未采用撑条加倍、垫块加密等提高变压器抗短路能力的措施，导致轴向和幅向抗短路能力不足。下文通过一起20世纪80年代生产并运行至今的老旧变压器近区短路造成的故障案例，对变压器的返厂检修与处理进行了分析。
1 故障案例
1.1 故障基本情况
2012年5月29日21时33分，某500 kV变电站220 kV近区（该站附近开关站启备变，故障点距离#1主变约800 m）发生故障，故障持续50 ms，在区外故障过程中，#1主变C相高压侧电流为3.34 kA（有效值），中压侧电流为11.52 kA（有效值）。在区外故障切除后10 ms，C相本体发生故障，#1主变差动保护、油压速动继电器、压力释放、轻重瓦斯相继动作，切除故障。
1.2 变压器基本信息
该变压器为三绕组500 kV自耦变压器，有20年的运行经历。根据历史运行记录，该变压器自20年以来在运行期间经受了多次大小不一的短路电流冲击。按照规程要求，定期对该变压器开展了预防性试验，在此故障之前近三年内运行状况良好，无异常现象。2010年进行大修后交接试验、2011年、2011年开展了预防性试验，试验结果合格;历次油化试验及油色谱在线监测装置历次数据合格。故障变压器相关基本参数见表1。
2 故障分析及处理
2.1 变压器返厂后解体检查情况
①内外压板有高低不平现象。
②中压线圈Ⅱ上部角环有炭黑。
③中压线圈Ⅱ上部角环局部有变形损坏，端圈垫块错位。
④中压线圈Ⅱ上部导线扭曲变形，端圈有炭黑颗粒。
⑤中压线圈Ⅱ外侧围屏有撕裂现象。
⑥中压线圈Ⅱ外侧第一层围屏有严重炭黑痕迹，如图1所示。
⑦中压线圈Ⅱ线饼发生严重扭曲变形，匝绝缘破损露铜。
⑧中压线圈Ⅱ油隙垫块、撑条严重窜位，整个线圈发生扭曲。
⑨中压线圈Ⅱ导线发生严重烧蚀、变形断股，如图2所示。
⑩中压线圈Ⅱ导线向内严重凹陷、变形。
{11}铁心、油箱未发现异常。
2.2 变压器短路能力核算及对比分析
在该变压器的设计生产时期，受当时技术水平的限制，没有专门的变压器短路附件强度计算软件，计算手段只能是进行手算校核，不能反映变压器短路时的实际情况。
运用专用变压器短路强度计算软件对该台故障变压器在2012年5月29日的短路故障进行分析，该变压器C相高压侧电流为3.47 kA，中压电流9.29 kA，按单相对地短路工况进行计算，该变压器（原结构）是不安全的。
①在变压器的解体过程中可以发现，高压线圈、中压1线圈、低压线圈、调压线圈没有发生损伤。中压2线圈破坏严重，其中虽然中压1线圈端部线饼轴向抗倒伏强度计算值是不安全，但由于采取了加强措施，没有发生破坏。
以线饼翻转破坏情况为例，如图3所示，破坏段号是E1，该段径向压曲强度最小安全系数1.31，径向压应力39.7 MPa，小于允许的最小安全系数。该段轴向抗倒伏强度最小安全系数0.87，小于允许的最小安全系数。由于该段径向及轴向都失稳，因此该段线饼发生翻转破坏。
②再以另外一种线饼翻转破坏情况为例，如图4所示，破坏段号是E2（共66段），该段径向压曲强度最小安全系数1.13，径向压应力45.8 MPa，小于允许的最小安全系数。该段轴向抗倒伏强度最小安全系数0.48，小于允许的最小安全系数。由于该段径向及轴向都失稳，因此该段线饼发生翻转破坏。
③线饼径向失稳变形破坏情况如图5所示，破坏段号是E2（共66段），径向压曲强度最小安全系数1.13，径向压应力45.8 MPa，小于允许的最小安全系数。由于发生破坏位置E2段线圈轴向压力较小，轴向抗倒伏强度是安全的，因此这些线饼只发生了径向失稳变形。
④径向弯曲变形如图6所示，径向弯曲变形如图7所示，破坏段号是E2（共66段），由于其位于线圈下端部，径向压力不是最大值位置，但其径向压力已足以使线饼发生径向弯曲变形。
针对该台变压器短路如上短路受损情况，采取加强措施，中压线圈采用半硬自粘性换位导线（径向受压线圈），其余线圈采用半硬铜导线。采用改进结构后，变压器可承受11 700 A的短路电流冲击。
2.3 返厂检修处理措施
①更换全部绕组，包括：高压、中压、低压、调压绕组，并对原设计进行优化，导线采用半硬铜和自粘换位导线以加强线圈的支撑;线圈绕制在5 mm特硬纸筒上，以提高绕组的抗失稳能力，增强绕组抗短路能力;按照原图纸生产全新地屏。
②更换全部绝缘件，包括：线圈垫块、铁心垫块、端圈、压板、角环、成型件、撑条、围屏纸板等，并按照原图纸生产。
③更换引线和支架，并按照原图纸生产。
④更换全部紧固件，包括：绝缘螺杆、螺母、金属螺栓、螺母，压钉及压钉及钉碗等，并按照原图纸生产。
⑤更换全部密封胶垫，包括：箱沿胶条、升高座胶圈等，并按照原图纸生产。
⑥对油箱、升高座、金属管件和等进行清理，重新喷表漆（外漆颜色）。
⑦对无载分接开关、开关操作箱、齿轮盒进行检查、清理，包括更换易损件，重新调试合格后方可使用。
⑧对所有套管和套管CT进行检查和试验，处理合格后方可使用。
⑨对存放在变电站的储油柜、主控制箱、端子箱、桥架以及绕组温度计、温度控制器、瓦斯继电器、压力继电器、吸湿器等，由柳州局进行妥善保管并进行全面检查和校验，确认合格后方可使用。
⑩绝缘装配、引线装配并进行器身半成品试验。
{11}器身入炉干燥并整理器身后二次回炉干燥。
{12}器身出炉、总装配、抽真空、注油、热油循环、静放。
{13}全部出厂试验。
{14}拆卸附件、附件包装。
{15}主体压油、排油充氮。
{16}主体和全部附件发运。
2.4 预防措施
根据如上变压器近区短路情况，运行单位特针对20世纪80年代生产的老旧变压器进行了排查，并根据DL/T 1093-2008《电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则》中要求的短路电流的大小、持续时间、累计次数决定，对变压器进行绕组变形试验。
根据GB 1094.5-2008 GB 1094.5-2008《电力变压器第5部分：承受短路的能力》的要求，利用设备厂家提供的技术参数进行核算变压器最大穿越电流与变压器受到冲击时的短路电流进行对比，根据冲击情况进行油色谱分析，并根据分析情况进行预防性试验，判断变压器运行情况，并根据变压器专项状态评价适当的缩短预防性试验周期。
3 结 语
近年来，随着电网容量的不断增加，系统短路容量越来越大，20世纪80年代生产的老旧变压器设备普遍面临着绝缘老化，运行工况差的问题，而近年来随着设备全生命周期管理，这些变压器由于未到报废年限，净值率较高等因素，还未达到报废条件，老旧变压器的抗短路已成为一个突出问题。提高变压器本体的抗短路能力是防止外部短路引发变压器损坏事故的关键。工厂化检修逐渐成为目前变压器检修的一种趋势，加强变压器状态专项评估，根据评估情况进行工厂化检修，是预防电网外部短路引发变压器事故的有效途径。
参考文献：
[1] 邓勇，王剑，刘勇.一起220 kV主变故障案例分析[J].变压器，2013，50（4）：69-72.
[2] 仇炜，吴伟文.110 kV变压器事故分析及处理[J].变压器，2013，50（12）：67-70.
[3] 刘胜军.突发短路造成220 kV变压器损坏原因分析及处理[J].变压器，2013，50（12）：75-78.
[4] 王健.基于计算校验的变压器短路事故分析及建议措施[J].变压器，2013，50（4）：65-68.
[5] 李强，胡东，孙昭昌.一台220 kV变压器短路故障分析[J].变压器，2014，51（2）：74-75.
[6] 尹克宁.变压器设计原理[M].北京：中国电力出版社，2003.
③更换引线和支架，并按照原图纸生产。
④更换全部紧固件，包括：绝缘螺杆、螺母、金属螺栓、螺母，压钉及压钉及钉碗等，并按照原图纸生产。
⑤更换全部密封胶垫，包括：箱沿胶条、升高座胶圈等，并按照原图纸生产。
⑥对油箱、升高座、金属管件和等进行清理，重新喷表漆（外漆颜色）。
⑦对无载分接开关、开关操作箱、齿轮盒进行检查、清理，包括更换易损件，重新调试合格后方可使用。
⑧对所有套管和套管CT进行检查和试验，处理合格后方可使用。
⑨对存放在变电站的储油柜、主控制箱、端子箱、桥架以及绕组温度计、温度控制器、瓦斯继电器、压力继电器、吸湿器等，由柳州局进行妥善保管并进行全面检查和校验，确认合格后方可使用。
⑩绝缘装配、引线装配并进行器身半成品试验。
{11}器身入炉干燥并整理器身后二次回炉干燥。
{12}器身出炉、总装配、抽真空、注油、热油循环、静放。
{13}全部出厂试验。
{14}拆卸附件、附件包装。
{15}主体压油、排油充氮。
{16}主体和全部附件发运。
2.4 预防措施
根据如上变压器近区短路情况，运行单位特针对20世纪80年代生产的老旧变压器进行了排查，并根据DL/T 1093-2008《电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则》中要求的短路电流的大小、持续时间、累计次数决定，对变压器进行绕组变形试验。
根据GB 1094.5-2008 GB 1094.5-2008《电力变压器第5部分：承受短路的能力》的要求，利用设备厂家提供的技术参数进行核算变压器最大穿越电流与变压器受到冲击时的短路电流进行对比，根据冲击情况进行油色谱分析，并根据分析情况进行预防性试验，判断变压器运行情况，并根据变压器专项状态评价适当的缩短预防性试验周期。
3 结 语
近年来，随着电网容量的不断增加，系统短路容量越来越大，20世纪80年代生产的老旧变压器设备普遍面临着绝缘老化，运行工况差的问题，而近年来随着设备全生命周期管理，这些变压器由于未到报废年限，净值率较高等因素，还未达到报废条件，老旧变压器的抗短路已成为一个突出问题。提高变压器本体的抗短路能力是防止外部短路引发变压器损坏事故的关键。工厂化检修逐渐成为目前变压器检修的一种趋势，加强变压器状态专项评估，根据评估情况进行工厂化检修，是预防电网外部短路引发变压器事故的有效途径。
参考文献：
[1] 邓勇，王剑，刘勇.一起220 kV主变故障案例分析[J].变压器，2013，50（4）：69-72.
[2] 仇炜，吴伟文.110 kV变压器事故分析及处理[J].变压器，2013，50（12）：67-70.
[3] 刘胜军.突发短路造成220 kV变压器损坏原因分析及处理[J].变压器，2013，50（12）：75-78.
[4] 王健.基于计算校验的变压器短路事故分析及建议措施[J].变压器，2013，50（4）：65-68.
[5] 李强，胡东，孙昭昌.一台220 kV变压器短路故障分析[J].变压器，2014，51（2）：74-75.
[6] 尹克宁.变压器设计原理[M].北京：中国电力出版社，2003.
③更换引线和支架，并按照原图纸生产。
④更换全部紧固件，包括：绝缘螺杆、螺母、金属螺栓、螺母，压钉及压钉及钉碗等，并按照原图纸生产。
⑤更换全部密封胶垫，包括：箱沿胶条、升高座胶圈等，并按照原图纸生产。
⑥对油箱、升高座、金属管件和等进行清理，重新喷表漆（外漆颜色）。
⑦对无载分接开关、开关操作箱、齿轮盒进行检查、清理，包括更换易损件，重新调试合格后方可使用。
⑧对所有套管和套管CT进行检查和试验，处理合格后方可使用。
⑨对存放在变电站的储油柜、主控制箱、端子箱、桥架以及绕组温度计、温度控制器、瓦斯继电器、压力继电器、吸湿器等，由柳州局进行妥善保管并进行全面检查和校验，确认合格后方可使用。
⑩绝缘装配、引线装配并进行器身半成品试验。
{11}器身入炉干燥并整理器身后二次回炉干燥。
{12}器身出炉、总装配、抽真空、注油、热油循环、静放。
{13}全部出厂试验。
{14}拆卸附件、附件包装。
{15}主体压油、排油充氮。
{16}主体和全部附件发运。
2.4 预防措施
根据如上变压器近区短路情况，运行单位特针对20世纪80年代生产的老旧变压器进行了排查，并根据DL/T 1093-2008《电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则》中要求的短路电流的大小、持续时间、累计次数决定，对变压器进行绕组变形试验。
根据GB 1094.5-2008 GB 1094.5-2008《电力变压器第5部分：承受短路的能力》的要求，利用设备厂家提供的技术参数进行核算变压器最大穿越电流与变压器受到冲击时的短路电流进行对比，根据冲击情况进行油色谱分析，并根据分析情况进行预防性试验，判断变压器运行情况，并根据变压器专项状态评价适当的缩短预防性试验周期。
3 结 语
近年来，随着电网容量的不断增加，系统短路容量越来越大，20世纪80年代生产的老旧变压器设备普遍面临着绝缘老化，运行工况差的问题，而近年来随着设备全生命周期管理，这些变压器由于未到报废年限，净值率较高等因素，还未达到报废条件，老旧变压器的抗短路已成为一个突出问题。提高变压器本体的抗短路能力是防止外部短路引发变压器损坏事故的关键。工厂化检修逐渐成为目前变压器检修的一种趋势，加强变压器状态专项评估，根据评估情况进行工厂化检修，是预防电网外部短路引发变压器事故的有效途径。
参考文献：
[1] 邓勇，王剑，刘勇.一起220 kV主变故障案例分析[J].变压器，2013，50（4）：69-72.
[2] 仇炜，吴伟文.110 kV变压器事故分析及处理[J].变压器，2013，50（12）：67-70.
[3] 刘胜军.突发短路造成220 kV变压器损坏原因分析及处理[J].变压器，2013，50（12）：75-78.
[4] 王健.基于计算校验的变压器短路事故分析及建议措施[J].变压器，2013，50（4）：65-68.
[5] 李强，胡东，孙昭昌.一台220 kV变压器短路故障分析[J].变压器，2014，51（2）：74-75.
短路故障 篇6
目前环网配电系统短路故障的保护主要通过负荷开关-熔断器组合电器、断路器-微机( 或电磁继电器) 两种保护方式加以实现[1],所提供的保护相对于故障发生时刻均有一定的滞后,尤其是断路器从故障发生到故障切除一般需经历几十毫秒、甚至上百毫秒。随着电力系统容量不断增大,断路器保护应用随之增加,短路容量及短路电流也不断上升,这些对线路、设备及开关本身的动热稳定性提出了越来越高的要求。显然,无限度地提高设备的动热稳定性是不经济也是不实际的,如何在短路故障发生后限制短路电流的发展或快速切断短路故障成为研究热点。
装设故障电流限制器( Fault Current Limiter,FCL) 是一种有效的限制短路电流的技术措施,它可以在不改变电网潮流分布的情况下限制电网的短路容量,提高电能质量,减轻断路器等电气设备的动、热稳定负担,具有良好的应用前景[2,3,4,5]。而如何快速准确地识别出短路故障是影响FCL使用效果的关键因素之一[6]。
文献[6]在中高压系统中,针对故障发生后线路电流的突变特性,提出一种基于电流波形曲率的故障快速识别方法,但该方法存在某些情况下波形曲率不够大的问题。文献[7]根据三相三线不接地小容量电网中,短路发生时电压跌落、电流增大的明显特征,提出一种通过实时检测电网电压幅值和瞬时有功功率判断短路故障的快速检测方法,较常规的短路电流检测方案在检测速度上有较大的提高。文献[8-10]提出了短路故障早期辨识的问题,利用形态小波对短路故障电流信号加以滤波及早期辨识,算法较简单、实时性好、实用性强; 但对短路故障电流奇异性特征不明显的相角区间,该算法鲁棒性不足,影响了全相角范围短路故障判断的准确性与快速性; 此外,上述文献只考虑了单条负载线路短路故障,其他相邻线路受短路影响未加以分析,可能引起非短路故障线路的误动作保护。
本文提出环网系统短路故障早期辨识技术,为智能配电网的控制与保护提供了新的思路和方法,与传统继电保护相比,对短路故障判断不仅在时间上从原有的数百毫秒提前到毫秒内,而且由此大幅度地降低了分断保护的短路电流瞬时值。此外,本文提出一种小波包细节分解算法,解决全相角范围短路电流故障特征的有效提取,并对短路线路及其相关线路故障特征加以对比分析,实现环网配电系统短路故障早期检测及其故障线路快速定线技术。
2 短路电流信号小波包细节分解
简化的短路故障等效电路图如图1 所示。其全电流瞬时值表达式为:
式中,i*( t) 为标么值,其基准值为正常运行时电流幅值; α 为短路时刻电源电压的相位,且
从式( 1) 可以看出,短路故障电流是由周期分量与非周期分量组成。其中,非周期分量是一个按指数规律衰减的直流分量,其初值大小与短路发生时刻有关,即与故障初相角有关。因此,在分析短路电流特性与检验短路故障早期检测有效性时,需将短路故障初相角作为一个重要因素加以考虑。
图2 为短路电流小波包细节分解图。根据电流的突变特性来实现短路故障辨识是现有方法的共同特点,短路全电流的变化规律与短路瞬间电源电压或电流相位( 即故障初相角) 有密切关系,存在有个别相角范围的短路电流波形较为光滑( 如图2 中Signal*) 的情况。近年来,小波分解算法在检测信号突变特征方面应用较为成功,其能在有效滤波的基础上,通过分析信号的突变特性提取故障特征值[11,12,13]。但由于短路电流特性,采用多尺度小波分解算法来实现短路故障早期检测时,将存在个别初相角范围的短路故障特征不是十分明显的问题( 如图2 中d4*) 。
本文提出小波包细节分解方法,在输入信号S20f( n) 进行第四尺度小波分解的基础上,对第四尺度细节分量W24f( n) 进行再分解,得到W241f( n) 作为短路故障特征值,其原理如图3 所示。其中,前三尺度的分解有效地滤除了信号中的干扰噪声[12,13];第四尺度细节分量W24f( n) 与光滑分量S23f( n) 的差分成正比,反映了原始信号的变化率; W241f( n)是W24f( n) 的再次差分,对原始信号的突变更加敏感。式( 2) 为采用三次B样条的小波包细节分解数学模型[14,15]:
从式( 2) 可以看出,小波包细节分解算法主要是移位和加减运算,计算量较小,便于硬件实现,可满足短路故障早期辨识的实时快速性。
为了便于说明,在后续分析中将小波分解第四尺度细节分量W24 f( n) 及其高阶细节分量W241f( n)的标幺值分别表示为d4*和dd5*。
对图2 中突变特征不明显的短路电流信号( Signal*) 进行小波包细节分解,可得到如图2 所示的dd5*波形。比较d4*和dd5*波形易看出,dd5*能进一步放大故障特征,具有更好的故障辨识能力,可有效解决小波变换存在个别故障初相角范围的早期检测鲁棒性不强的问题。
3 环网配电系统短路建模与分析
3. 1 环网配电系统短路故障仿真模型
环网配电系统中,各段线路由环网柜连接,环网柜成为监测终端的理想载体[16],因此,本文利用环网柜汇聚配电线路运行与故障信息。
最基本的环网开关柜由三个间隔组成,包括两个进线间隔和一个出线间隔。进线间隔连接环网母线,出线间隔从环网中引出出线到用户。理论上,一台环网柜可提供多路出线,但在实际应用中,为了便于用户分布,环网柜的路数宜为4 路( 2 进2 出) ,且路数太多也将造成出线电缆过长[17]。因此,本文以2 进2 出的环网柜为研究对象,建立其仿真模型,如图4 所示。
图4 中仿真模型的电源为10k V无穷大功率电源,采用Y型接法,中性点不接地[18]。环网柜模型有二进二出共四条线路,从上到下依次是进线J1、出线C1、出线C2 和进线J2,且均为电缆线路。其中,进线J1 长5km,连接电源; 进线J2 长2km,连接下一环网柜,负载功率为2MW,功率因数为0. 975;出线C1 和C2 长1km,连接至负载,负载功率都是1MW且功率因数为0. 97。将故障模块设置在出线C1 处,通过设置不同的故障类型,就可得到相应的仿真电流波形。
3. 2 故障相关线路短路特性分析
在中性点不接地系统中,短路故障主要是两相短路、两相接地短路及三相短路。两相短路、两相接地短路为环网配电系统常见的短路故障,但其三相短路危害性更为严重,限于篇幅,本文以三相短路为例加以分析研究。
考虑到发生三相对称短路时三相电流存在明显的相位关系,且故障初相角0 ~ 180°波形反向即为180° ~ 360°的电流波形。后续分析主要针对故障初相角在0 ~ 180°区间的三相短路故障的A相电流加以讨论。
当系统在出线C1 处发生三相短路时,四条线路上的电流波形如图5 所示。其中,故障点位于出线C1 上距离环网柜1km处,故障发生在正常运行后的83ms时刻。从图4 中可以看出,短路电流的流通路径为电源、进线J1、出线C1 直至故障点,因此进线J1 和出线C1 的电流很大。然而,短路故障还导致环网柜母线上的电压跌落,所以出线C2、进线J2 上的电流降到接近于0。
小波包细节分解算法是根据电流信号的剧烈变化信息来提取短路故障信息,进而达到故障辨识的目的。由图5 可以看到,当出线C1 发生短路故障时,不仅C1 的电流发生剧烈变化,而且其它线路的电流也受其影响发生相应的变化。如果不对这些线路电流的剧变信息加以区别,那么环网配电系统的短路故障早期辨识将不能达到目的,甚至会引起误判短路故障线路等更为严重的问题。为此,在3. 3节和3. 4 节,首先分析出线C1 故障电流信号的特征,然后对环网系统各线路短路故障的相关性进行分析。
3. 3 小波包细节分解的故障早期辨识分析
在环网配电系统中,故障初相角对短路故障电流动态过程影响较大,在某些故障初相角下,传统的斜率算法甚至多尺度小波变换的故障检测原理将遇到困难。如图4 仿真模型,当故障初相角在- 5° ~+ 10°区间时,由于电流变化比较平滑,采用常规小波变换法,因信号奇异性不明显则其特征值较小,不能与正常运行状态明显区分开来,而采用dd5*作为故障特征值能够很好地解决这一问题。当故障初相角为0°时,这一现象较为明显,其电流信号i*、d4*、dd5*的波形比较如图6 所示。故障后极短时间内i*、d4*、dd5*随时间t变化的情况如表1 所示。
从图6( a) 可以看出,在该相角下,故障发生瞬间,其电流变化不是十分剧烈。由图6( b) 及表1 都可看出,在故障发生后的极短时间内,d4*表现出的故障特征并不明显。而dd5*把这一故障信息加以放大,如表1 所示,在故障后0. 28ms时,dd5*值达到88. 97,且此时电流仅为正常运行时的0. 28 倍,其在故障辨识时间上已达到了早期检测辨识的要求。因此,相对于d4*,dd5*表现出了更明显的故障特征,尤其在故障特征不明显的相角下,dd5*更有利于辨识短路故障及其早期检测。
3. 4 环网配电系统短路故障相关性分析
在环网配电网络中,当某条线路发生故障时,会对网络上的其它线路造成影响,使其负载电流发生增大或减小的变化,且这种影响是相当大的,它可能会导致线路单独检测时发生误判断。因此,有必要对这种影响进行分析,以助于正确判断故障点,为环网柜短路故障的早期辨识及继电保护提供准确可靠的依据,避免非故障线路误动作。
本文以图4 所示的环网拓扑结构为基础,分析当线路C1 发生短路故障时,线路J1、J2 和C2 故障特征值的变化情况,研究故障线路与非故障线路的故障特征值相关性,实现对故障点的准确辨识。
( 1) 对J1 的影响分析
当线路C1 发生短路故障时,短路故障电流的流通路径是电源、进线J1、出线C1 直至故障点,因此,此时J1 上的电流信号会骤然变大。根据故障特征的提取算法,得到故障发生前后线路J1 电流信号故障特征值( dd5*) ,并与线路C1 的故障特征值进行比较,结果如图7 所示( 图中为故障特征值的绝对值) 。
如图7( a) 所示,正常运行时,线路J1 和线路C1的故障特征值都比较小,保持在8 以下。另外,正常运行时,由于J1 上流过的电流比C1 大,导致J1 电流的变化率大于C1,所以J1 电流信号的dd5*值大于C1 的dd5*值。
图7( b) 和图7( c) 给出了在发生短路故障后的极短时间内( t = 0. 08ms、t = 0. 18ms、t = 0. 28ms) ,线路J1 和C1 的dd5*随时间变化的情况。由于在未发生故障时,线路C1 的电流比J1 小,而在短路故障发生后,线路C1 与J1 的电流急剧变为相近的短路电流值,即C1 的突变程度更剧烈,因此,不论故障初相角为何值,故障特征是否明显,线路C1 的dd5*值均比线路J1 的大,表现出更显著的故障特征。
( 2) 对C2 和J2 影响分析
当线路C1 发生短路故障后,由于环网柜内母线电压跌落,线路C2 和J2 的电流骤然变小,因此在C1 发生故障瞬间,C2 和J2 电流的故障特征值也较大。线路C2 和C1 的故障特征比较如图8 所示,线路J2 和C1 的故障特征比较如图9 所示,且两图均给出短路故障极短时间内( t = 0. 08ms、t = 0. 18ms、t= 0. 28ms) 的故障特征值变化分析。
如图8 所示,在未发生故障时,由于仿真模型中线路C1 与C2 的参数是一致的,因此两者的特征值也是相同的,最大值不超过2。当线路发生故障时,C1 的电流急剧变大,C2 的电流急剧变小,它们的故障特征值都变得比正常运行时大得多。但C1 的变化更为剧烈,故障特征更为明显。
图9 中展示的现象与图8 类似,可以看出,由于电流的突然变小,故障瞬间线路C2 与J2 也表现出故障特征,但其特征值比C1 的小。
3. 5 基于短路早期检测的环网配电故障线路判定
根据3. 4 节环网配电系统短路故障相关性分析,可以得出以下结论。
( 1) 当有线路发生短路故障时,在故障发生瞬间,电流信号会发生突变,使得电流信号的dd5*的绝对值大于正常运行时的最大值,且在短路故障早期( 如短路故障发生后0. 28ms内) 的全相角范围内,均表现出较为明显的故障特征。为此,可选定一个阈值,当故障特征值大于阈值时,可以判定短路故障发生,以实现短路故障的早期辨识。
( 2) 故障线路及受影响线路的电流信号都会发生突变,均呈现出相应的故障特征,所以当线路单独实现早期辨识时,可能会发生误判。因此,环网配电系统的短路故障早期检测,应将相关线路同时加以故障检测辨识及分析比较。在全相角范围内,故障线路本身电流信号的变化比其它相关线路大得多,即早期故障特征最明显的线路是发生故障的线路,以此为依据,可准确实现基于早期短路辨识的故障线路判定。
综上所述,本文提出短路早期辨识的环网柜故障线路判定流程,如图10 所示。通过在线监测采集电流信号,对各路电流信号进行滤波预处理,并根据小波包细节分解算法得到故障特征值; 判断故障特征值是否大于阈值,如果是,则有短路故障发生,进一步确定短路故障所在线路,从而实现基于早期短路辨识故障线路的判定。
4 结论
通过环网配电系统模型的仿真研究,分析了短路故障发生时相关线路的电流信号特征,提出判别故障线路与非故障线路的分析依据,取得了以下研究成果。
( 1) 引入早期检测方法,提出环网柜配电系统短路故障的早期检测辨识技术,为智能配电网的控制与保护提供了新的思路和方法。
( 2) 采用小波包细节分解法,可有效实现环网柜线路短路电流全相角范围的故障识别,解决了小波变换法存在的短路电流个别相角范围故障特征不明显的问题。
( 3) 提出基于短路故障早期检测的环网配电故障线路的判定方法,为环网柜短路故障早期检测与控制保护提供了有益的探索。
摘要：短路故障早期发现,将有利于提高环网柜配电系统运行可靠性,为此,提出环网配电系统短路故障早期辨识方法研究。基于小波包细节分解算法,研究环网柜系统全相角范围的短路故障早期辨识方法;以三相短路故障为例,建立环网配电系统短路故障仿真模型,分析短路故障及其相关线路的早期故障信号特性,提出基于短路故障早期检测的环网柜故障线路判定方法。仿真实验验证了环网柜配电系统短路故障早期检测及其故障线路判别方法的有效性,为环网配电系统保护研究提供了有益的探索。
配电网接地短路故障定位技术综述 篇7
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.
牵引供电系统直流侧短路故障分析 篇8
近年来, 我国经济飞速发展, 城市化进程逐步加快。城市轨道交通在节约空间、客运质量、节约能源、空气质量、景观质量等方面有显著的优势, 逐步成为许多城市交通发展的首选。
目前, 我国城市轨道交通系统普遍采用DC750V或DC1500V供电, 直流牵引供电系统是城市轨道交通系统重要组成部分。牵引供电系统直流侧易出现短路故障, 短路电流过高, 对城市轨道交通系统的安全运营造成严重的影响。所以就城市轨道交通系统的安全运行而言, 研究牵引供电系统直流侧短路故障具有十分显著的现实意义。
直流牵引供电系统
在直流牵引供电系统中, 高压交流电通过牵引变电所变成机车运行所需的低压直流电。低压直流电在接触网上传输, 机车通过受流器与接触网接触而获得电能。牵引供电系统主要由牵引变电所和接触网构成。牵引供电系统结构示意图如图1所示。
牵引变电所通过接触网向机车供电, 电流驱动机车运行后经走行轨返回变电站负极。在实际运行中, 牵引供电系统直流侧易出现短路故障, 会对系统运行造成影响。
直流侧短路故障分析
城市轨道交通系统中, 牵引供电系统直流侧短路故障主要有正极对负极短路与正极对地短路两种类型。正极对负极短路指的是接触网对走行钢轨短路, 正极对地短路指的是接触网对地短路。
正极对地短路故障
直流牵引供电系统中, 直流供电设备除了采用对地绝缘安装方式外, 在设备金属外壳与地之间还需设置直流框架泄漏保护。当供电设备的电流泄漏到设备柜体上时, 牵引变电所正极与设备柜体外壳发生短路, 形成牵引网正极对地短路故障。另外, 使用接触轨 (第三轨) 馈电方式系统运行中后期, 绝缘支座发生绝缘老化等情况, 会造成接触轨与地发生短路故障。此外, 对于高架段接触网, 由于这段线路接触网是露天的, 在雷雨天气, 雷击可能会造成接触网绝缘部件闪络放电, 造成接触网与架空地线短路, 即正极对地短路。正极对地短路故障示意图如图2所示。
正极对走行轨短路故障
正极对走行轨短路, 即馈电接触网对走行轨短路, 主要是由机车故障等外部原因引起的。接触网对走行轨发生短路故障时, 短路电流随短路故障点离牵引变电所的距离不同, 表现出的特性有很大不同。当离牵引变电所较近处发生短路故障时, 线路中产生的冲击电流会很大, 且短路电流上升变化率很大;随着短路故障点离牵引变电所越来越远, 短路电流曲线近似于指数函数曲线, 且电流上升变化率较小, 电流幅值也较小, 这个过程的电流情况一般与多机车同时取流时相似, 这就造成实际运行中远端发生短路故障时难以区分短路电流与机车启动电流的情况, 造成短路故障修复的延时。接触网对走行轨短路示意图如图3所示。
直流侧短路故障电流仿真
牵引供电系统直流侧发生短路故障时, 接触网上出现的短路电流由该供电区间上的所有牵引变电所提供, 其中, 短路故障点所在区间的2个牵引变电所馈给电流最大, 其次是离短路故障点所在区间两侧较近的2个牵引变电所。
牵引供电系统直流侧供电模型
搭建模型的过程中, 由于短路故障发生是瞬时的, 导致电流变化率很大。由于暂态参数的存在, 系统中必然会出现一个暂态的过程。根据文献和文献选取模型中的基本参数。
走行轨对地模型如图4所示。
直流侧短路故障电流仿真
在Matlab/Simulink仿真环境下, 搭建牵引供电系统直流侧短路故障仿真模型。仿真模型中主要参数设置如下:走行轨单位内阻为30 mΩ/km, 走行轨单位内电感为1.75m H/km;接触网单位电阻为28 mΩ/km, 接触网单位内电感为2.6m H/km;走行轨对地过渡电阻取3Ω⋅km, 小电阻Rf取0.001Ω。
当0.1s时距离变电所A 500m、1000m、1.5km处发生短路故障时, 牵引所A、B侧的短路电流波形如图5~7所示。
通过搭建模型与仿真, 得到直流侧短路故障电流波形。根据短路电流波形可知, 当供电区间发生短路故障时, 线路上会产生很大的暂态电流, 短路电流上升变化率很大, 短路电流稳态值也很大;随着短路故障发生点离相邻变电所越来越远, 短路电流上升变化率随之减小, 短路电流稳态值也逐渐减小。此外, 当短路故障点离两侧牵引所的距离相近时, 两侧牵引所的电流波形也相近。
总结
本文首先对城市轨道交通牵引供电系统直流侧短路故障类型进行分析, 在该基础上, 利用Matlab/Simulink软件建立了直流侧短路故障电流的仿真模型, 进而分析了短路故障电流与故障发生点所在位置的关系。
一起短路故障引起孤网运行分析 篇9
目前, 国内有很多小型自备发电厂受生产成本等多方面因素影响而采取脱离大电网孤网运行的特殊运行方式, 此种方式下电网运行不稳定, 抗冲击能力差。大连西咀热力有限公司在2005年采用孤网运行至今, 曾出现过多次短路故障, 通过公司技术人员不断总结优化, 孤网运行安全性大大提高。
孤网运行系统方式
孤网时, 1#、2#发电机均开机, 分别并于10k V主母I段和主母II段, 分段开关255闭合, 所有厂用电及10k V厂用I、II、III段均接在主母I段和主母II段运行, 向港区供电通过1#联络线送至北良变电所总变10.5k V I段, 总变分段155开关和1#主变二开关151均断开, 曹北左线带1#主变热备用运行。外网系统电由曹北右线通过2#主变带总变10.5k V II段向北良部分分变电所供电, 同时2#联络线作为热电厂两台发电机备用电源, 213甲开关闭合, 213乙开关断开。如图1。
孤网系统全厂停电事故原因及过程分析
事故前运行方式
故障前电气系统运行方式即为前述运行方式, 当时系统电压为10.45k V, 1#发电机电负荷10MW、电流为600A, 2#发电机电负荷5.8MW、电流为360A, 通过1#联络线送到北良变电所负荷为12MW、电流为720A, 为2台发电机组总出力的76%, 电流互感器变比:20005。
事故现象和事故分析
2009年6月28日14日50分, 北良变电所10k V分变电所中装船机馈线发生单相接地和相间短路, 经340ms事故切除 (保护装置记录) 。热电厂故障录波仪记录了故障全过程, 如图2, 现将全过程描述如下:2009年6月28日14日50分45秒起始在事故发生的200ms内, 发电机出口母线电压波形突变, 出现较大的零序电压, 1#发电机、2#发电机、1#联络线的电流基本不变, 说明10k V系统发生单相接地 (小电流选线装置已检测到1#联络线瞬间接地) 。在故障发生200ms时, 1#联络线B、C相电流先达到10k A, 240ms时三相电流均达到8.9k A, 之后短路电流逐步衰减, 1#、2#发电机电流的变化趋势与1#联络线相同, 此时相电压降到4.3k V。在故障发生540ms时, 1#联络线电流从880A降为0, 此后, 10k V电压逐渐升高, 在故障发生后1s升到额定电压, 从故障发生到故障切除的时间是340ms, 此时负荷断路器全部跳闸, 而1#联络线两端断路器并未跳闸, 故障切除后2.8s, 1#、2#发电机过频保护动作停机, 造成全厂停电。当时汽轮机超过额定转速10%关主汽门, 但转速仍升至3450转/min。通过对继电保护定值和配置的核查, 分析认为保护动作是正确的, 而且考验了机组经励磁变压器的自并励静态励磁系统在340ms故障期间内提供的短路电流使电流保护装置能切除故障。
扩大事故主要原因分析
北良变电所10k V分变电所中装船机馈线发生单相接地和相间短路, 经340ms切除故障, 在相间短路期间造成10k V系统整体电压降低, 因为北良变电所10k V负荷馈线断路器装有失压脱扣装置, 而大量的380V电动机也采用接触器供电, 当10k V三相短路电压降低时, 电动机自行失压脱扣, 故障录波图显示, 在故障发生540ms时, 1#联络线电流从880A降为0即1#联络线12MW负荷已全部甩掉, 因而引起1#、2#机组出力远大于负荷, 造成汽轮发电机超速, 过频保护动作跳机, 导致扩大事故造成全厂停电。
在此次故障期间, 热电厂厂用电系统一直正常运行, 直到全厂停电为止, 其原因在于发电厂厂用电系统有一套符合运行要求的低压保护系统, 对影响机组运行的重要电动机在厂用电低电压时, 经过9s跳闸或不跳闸 (如引风机) , 对不影响机组运行安全供电的不重要电动机 (输煤系统) , 在厂用电低电压0.5s即跳闸, 以保证对重要厂用电动机的可靠供电。
总之, 本次故障扩大以致全厂机组停电的主要原因即为低电压甩负荷造成过频保护动作停机所致。
缩小事故范围, 尽量避免全厂事故停电的对策措施
优化保护配置, 缩短故障跳闸时间, 维持系统电压稳定, 防止负荷开关失压脱扣
具体方案如下:由北良变电所供电的分变电所, 采用单母线分段运行方式, 直接接在母线上的负荷馈线断路器的电流速断保护动作时间由0.3s改为0s, 负荷馈线的串联断路器保护不设级差, 母联断路器保护动作时间由0.6s改为0s。定值如此配置之后, 可以保证故障几率最高的负荷线路, 在发生故障时快速切除。北良分变电所曾在2009年10月16日的负荷线路故障中, 因0s切除故障未发生断路器失压脱扣, 系统仍稳定运行。说明优化保护配置是解决防止全厂停电的有效手段。
提高汽轮机调速系统可靠性, 甩负荷后不超速跳闸
当前大型汽轮发电机组具有甩负荷不超速跳闸维持带厂用电的功能, 但小型机组无此功能, 热电厂与汽轮机制造厂及调速器厂家联系后, 对汽轮机及调速系统进行了完善, 尽量控制机组在甩负荷汽轮机转速不过高, 从而达到降低周波的作用。
改善负荷侧回路低电压保护配置
热电厂所有10k V高压负荷及380V负荷包括北良各变电所负荷都可按照凡不重要回路可以考虑设置0.5s低电压跳闸, 对于重要回路可以考虑设置3s以上低电压跳闸, 这样可以在负荷侧发生故障时, 即使发生低电压, 并不马上甩负荷, 如果短期内切除故障电压恢复, 所有非故障线路均可恢复正常运行, 并不会发生全厂停电事故。
改善发电机励磁系统的性能
热电厂两台发电机已采用机端励磁变压器的静态励磁方式从此次故障证明北良变电所10k V支路短路故障, 依靠机组静态励磁系统提供的逐步衰减短路电流, 仍然保障了故障经0.34s及时切除, 但故障切除后从系统电压恢复较慢, 同时原励磁系统为单通道单可控硅系统, 相对孤网系统而言, 此种励磁调节器安全性差, 当励磁调节器本身异常很容易出现电网电压波动, 对系统运行安全十分不利, 通过上述分析, 将原励磁系统升级改造为双通道双套可控硅励磁系统, 电压响应速度也大大提高, 从而为故障切除后系统电压迅速恢复提供保障。
结束语
短路故障 篇10
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。