电磁混合式消弧线圈（精选7篇）
电磁混合式消弧线圈 篇1
摘要：为治理矿井高压电容电流, 郑煤集团公司研究并使用了新型“KA2003-XH-8421型并联电抗器组合式消弧线圈自动调谐成套装置”, 该装置不但能够快速可靠熄灭电弧, 彻底杜绝弧光接地现象, 还可快速准确选出故障线路。介绍了该装置的研发技术路线, 设计方案及实现过程。
关键词：电容电流,消弧线圈,自动调谐成套装置
郑煤集团供电公司担负着集团主力矿井的供电任务, 矿区电网除华辕、白坪变电站为110 kV/10 kV外, 其他变电站全部为35 kV/6 (10) kV的中性点非直接接地系统。在电网运行过程中, 当电网中性点非直接接地系统发生单相间歇性弧光接地故障时, 在非故障相的电感—电容回路上极易引发高频振荡过电压, 最高过电压可达到系统正常运行相电压的3倍以上, 给供电系统安全运行造成严重威胁。郑煤集团公司采用中性点经消弧线圈接地, 发生单相接地故障后, 利用消弧线圈的电感电流补偿系统的电容电流, 使故障点的残流小于5 A。
该法存在的问题是:不能改变系统的电容电流, 容易发生母线两相短路, 引起母线地网过热, 对地电位升高, 增加了跨步电位差和接地电位差, 不利于系统安全运行。为此, 郑煤集团公司研究应用了新型“KA2003-XH-8421型并联电抗器组合式消弧线圈自动调谐成套装置”, 不但能够快速可靠熄灭电弧, 彻底杜绝弧光接地现象, 还解决了以前小电流选线存在的选线判据不充分、选线手段单一、不能从微弱的信号中准确提取出有用信息等诸多影响选线准确率的问题。
1研究目的及技术路线
(1) 研究目的。
①实现快速可靠地熄灭电弧, 彻底杜绝弧光接地现象。②发生单相接地后, 减小接地残流。③快速准确选出故障线路。
(2) 技术路线。
采用理论与实际相结合的技术路线, 结合现场的运行经验, 提出了具体办法:①利用1∶1物理模拟实验系统, 模拟实际电网单相接地故障现象, 检验诊断系统硬件、软件的有效性。②为诊断系统配备单相接地故障滤波功能, 记录系统故障时的各种数据, 通过数据分析, 不断改进诊断系统和分析方法。③结合现场实际情况, 设定诊断系统的最佳启动条件, 采用抗干扰措施, 保证装置不误动、拒动。④进行现场实际接地实验, 验证消弧系统运行效果。⑤采用新型的并联电抗器组合式消弧线圈自动调谐成套装置, 实现消弧、选线一体化。⑥并联电抗器组合式消弧线圈自动调谐成套装置与消弧柜共同使用, 从根本上对接地电容电流进行治理。
2方案设计
2.1消弧
2.1.1基本原理
采用消弧线圈装置与消弧柜共同使用的综合消弧方案。消弧流程如图1所示。
(1) 计算系统接地电容电流。
由消弧线圈自动调谐及接地选线控制器完成, 自动跟踪测量系统的电容电流。
(2) 使用消弧柜熄弧。
在发生单相电弧接地故障时, 首先采用消弧柜熄弧。由于消弧柜的动作时间在30 ms以内, 足可保证迅速熄灭电弧, 同时如此短的时间内不会产生过电压危害。
(3) 使用消弧线圈限制和减小接地电流。
投入消弧柜后, 采用随调式消弧线圈补偿接地电流, 保证系统安全运行。随调式消弧线圈的优点是在系统正常运行时不投入, 消弧线圈处于全部退出状态。控制器准确跟踪计算系统电容电流, 并设定最佳补偿方案。系统发生接地故障时, 消弧线圈按照控制器选定的补偿容量快速投入。
2.1.2系统构成
成套装置由Z型接地变压器 (当系统具有中性点时可不用) 、8421并联电抗器组合式消弧线圈及高压真空接触器、自动调谐及接地选线控制器、控制屏、消弧柜等部分组成。整体连接如图2所示。
(1) Z型接地变压器。
接地变压器的作用是在系统为△形接线或Y形接线中性点未引出时, 用于引出中性点连接消弧线圈。
(2) 8421并联电抗器组合式消弧线圈。
8421并联电抗器组合式消弧线圈结构如图3所示, L1、L2、L3、L4为电抗器, 其容量按1∶2∶4∶8分配;K1、K2、K3、K4为高压接触器, 当接触器闭合时, 相应的电抗器投入电网;当接触器断开时, 相应的电抗器退出电网。
(3) 消弧柜。
消弧柜应接于开关柜的出口, 消弧柜的3个真空接触器与ABC三相连接, 3个接触器分别串入熔断器, 防止出现相间短路时的过电流。
(4) 控制器。
控制器功能:①自动跟踪测量系统的电容电流;②投入消弧柜熄弧;③投入消弧线圈补偿电流;④单相接地故障选线。
2.2消弧线圈自动调谐
正常运行中系统零序等值回路如图4所示, 其中E0为系统不平衡电压, 该电压是系统的三相对地电容不完全对称形成的固有不平衡电压与接地变压器中性点产生的对地电压的合成;XL为消弧线圈电抗;XC为系统对地容抗;I0为流过消弧线圈的不平衡电流。
由图4可知, 消弧线圈与系统对地电容、系统不平衡电压E0形成串联谐振回路, 当系统对地电容固定时, 中性点电压U0与消弧线圈电抗的谐振曲线如图5所示。
应用时调节消弧线圈至某一档, 测得中性点位移电压U01;再调节消弧线圈至相邻档, 测得中性点位移电压U02。假定调档过程中E0不变, 在关联参考方向下, 则有:E0=UC+UC。
若采用标量形式, 则可建立方程组:
可得 XC= (U02-U01) / (I02-I01) (1)
如果消弧线圈提供了各档位相应的电流值IL (以Uϕ为基准) , 则式 (1) 可以变为:
IC=UϕXC= (U02IL2-U01IL1) / (U02-U01) (2)
上述计算系统对地容抗的方法称为“位移电压法”, 利用并联电抗器组合式消弧线圈的特点研制出改进的“位移电压法”。该方法利用控制高压真空接触器使消弧线圈的电感参数发生变化, 即可有效利用上述位移电压算法进行电容电流的计算。
2.3单相接地选线
装置采用多种针对暂态信号的方法进行故障选线, 每种方法都针对暂态信号的具体特点, 不同方法之间具有互补性。同时, 通过采用有效域技术, 使最终选线结果能反映出各种方法共同的支持点, 增加了选线结果可靠性。具体的方法有:①小波法;②首半波法;③暂态能量函数法;④有效域技术;⑤连续选线技术。
在技术特点方面, 该装置综合考虑了消弧问题、减小接地残流问题、选线问题, 确保完全彻底熄弧及接地残流小于5 A, 选线正确率高。
3实现过程
3.1发生瞬间弧光接地
正常运行时消弧线圈运行在热备用状态, 控制器计算出系统的接地电容电流, 根据用户指定的残流或脱谐度要求得到电抗器的组合方案。
(1) 故障发生20
ms内, 消弧线圈控制器附带的选线功能已经完成, 并显示选线结果。
(2) 故障发生30
ms, 消弧柜投入, 直接将故障母线接地, 将系统电容电流通过相母线导入地。
(3) 故障发生40
ms, 真空接触器按照计算好的组合方案将消弧线圈投入。消弧线圈几乎达到全补偿状态, 基本补偿全部电容电流, 此时接地残流不超过5 A。矿井内电缆故障点不再有电容电流流过, 确保井下供电安全。如果弧光消失并不再起弧, 消弧线圈及消弧柜均退出运行。
3.2发生金属性接地或经过渡电阻接地
接地故障发生后40 ms, 真空接触器按照电容电流将消弧线圈投入, 消弧线圈几乎达到全补偿状态, 此时残流不超过5 A。同时消弧线圈附带装置的选线功能完成选线, 并显示选线结果, 通知运行人员进行拉闸操作后, 故障信号消失, 消弧线圈退出, 回到热备用状态。发生金属接地故障时, 消弧柜无动作。
3.3发生永久性弧光接地
故障发生20 ms内, 消弧线圈装置附带的选线功能已经完成选线, 显示结果通知运行人员。故障发生30 ms, 消弧柜投入, 将故障相母线接地, 系统电容电流通过母线导入地。故障发生40 ms, 真空接触器按照电容电流将消弧线圈投入, 消弧线圈几乎达到全补偿状态, 基本补偿全部电容电流, 此时接地残流不超过5 A。井下电缆故障点不再有电容电流通过, 确保井下供电安全。如果此时故障没有消失, 消弧线圈和消弧柜均不会动作退出。如果弧光暂时熄灭, 消弧线圈在消弧柜退出120 ms后退出。此时如果再次起弧, 30 ms消弧柜重新投入, 并不再退出。真空接触器在40 ms控制消弧线圈重新投入。此时消弧线圈认为母线接地故障, 不会退出, 继续进行全补偿, 直至故障信号消失。
4应用效果
2009年2月, KA2003-XH-8421型并联电抗器组合式消弧线圈自动调谐成套装置由郑煤集团、北京丹华昊博电力科技有限公司共同进行研制、安装、试验。2009年8月, 在郑煤集团吴庄35 kV变电站6 kV母线安装消弧线圈1套, 消弧柜1 套。积累运行数据如下:
(1) 2009年9月, 试验地点为吴庄站, 接地方式为A相接地, 电抗器L1、L2动作, 接地残流小于5 A, 选线正确。
(2) 2009年12月, 试验地点仍为吴庄站, 接地方式为C相接地, 电抗器L3、L4动作, 接地残流小于5 A, 选线正确。
目前, 对大平煤矿6 kV供电线路电容电流治理取得成功, 且经济效益和社会效益显著。
5结语
KA2003-XH-8421型并联电抗器组合式消弧线圈自动调谐成套装置的应用, 使大平煤矿高压电网接地电容电流大为降低, 提高了矿井供电可靠性, 治理效果明显。郑煤集团公司准备在其他矿井发生单相接地较为频繁的6 (10) kV配电网上进行全面推广, 随着电容电流治理方案方面不断得到研究与实现, 相信重要矿井高压电网的电容电流问题能够得到有效治理。
消弧线圈补偿问题的探讨 篇2
1.1 电网的电容电流
电网的电容电流是选择消弧线圈参数的主要依据。关于装设消弧线圈时该电容电流IC的限值问题, 我国现今执行的是电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》。SDJ7-79在确定IC的限值时, 只考虑了电网的电压等级, 没有考虑线路的种类和电网的构成。关于电缆线路构成的中压电网, 根据我国的研究成果与实践经验, 对于6~10k V的全塑电缆、油纸电缆和交联电缆, 自动熄弧的上限电流分别为10A、15A和25A。石油和化工行业中的电缆网络, 对供电连续性的要求很高, 当IC>10A时, 对其危害性必须进行限制。采用自动跟踪补偿的消弧线圈将残流中的无功分量限制到5A以下, 一般是不困难的。
1.2 消弧线圈的容量
消弧线圈的容量选择, 应以现行电网的电容电流为主要依据, 同时考虑5~10年的发展。消弧线圈容量计算公式:
式中, S为容量储备系数, 一般为1.25~1.35;IC为系统对地电容电流, A;UA为系统额定电压, k V。
1.3 消弧线圈的台数及型式
在谐振接地系统中, 一般应当避免只用一台消弧线圈。这样, 可以扩大补偿电流的范围, 提高调谐的精度, 方便系统分区和增加电网运行的灵活性等。当电网的电容电流超过50A时, 应当考虑采用两台消弧线圈。电容电流更大时, 则应采用多台, 并分散安装在谐振接地系统的各结点变电所, 其益处远远超过选择大容量的消弧线圈。对于小电网及发展初期的电网, 安装一台消弧线圈即能满足运行要求, 在经济上也较合理。
为了提高消弧线圈的动作成功率, 并减轻运行人员的操作负担, 应当优先选用自动跟踪补偿的消弧线圈。虽然投资有所增加, 但可以对运行带来许多方便, 适应无人值班变电所的发展需要, 而且还能显著提高电网的供电连续性。
即使电网中预计有许多台消弧线圈并联运行, 但只需少量台数为自动调谐者, 便可满足运行方式改变时电网对自动跟踪补偿的要求, 具体台数可根据电网可能分区运行的情况来确定。
1.4 位移度允许值
正常运行情况下, 发电机和电网的中性点均有残压存在。
电网中性点的残压是由三相对地电容不对称引起的。在正常情况下投入消弧线圈时, 因电压谐振的关系, 会使中性点发生显著位移, 位移度。当运行方式确定后, u0将由失谐度v、阻尼率d和不对称度u00所确定。
在电网正常运行的情况下, 中性点位移度的最大允许值为额定相电压的15%。当某一相电压最大可能升高到1.15倍时, 则其余两相的电压各下降6.5%, 可以长期运行。对于电缆网络而言, 其不对称度很小, 在正常情况下, 即使靠近谐振点运行, u0也很难超过15%。
由于运行方式的改变或逐相操作等原因, 位移度可能会明显升高。当u0≈30%时, 允许运行1h, 但应采取措施, 设法降低到15%以下。对于自动跟踪消弧线圈来说, 则不存在这一问题。
当u0=100%时, 说明电网中发生了单相永久性接地故障。对于架空线路电网而言, 持续运行时间可视具体情况而定。对于电缆网络和混合电网而言, 最长不得超过2h。这时运行人员应当积极采取措施, 在值班调度人员的统一指挥下, 在尽可能短的时间内检出故障线路, 并及时将其清除。利用微机接地保护装置, 可在很短的时间内自动完成这一任务。
对于发电机来说, 由于采用了分布绕组和短距绕组, 三相对地电容相当平衡, 发电机的残压u00主要是3次谐波, 且其值随负荷的不同而改变。
2 消弧线圈的补偿问题
2.1 消弧线圈伏安特性对补偿效果的影响
一般情况下, 为了能达到补偿不同零序电容电流和跟踪配电网的需要, 消弧线圈都做成了分级式结构, 分级的形式多种多样, 分级的多少视消弧线圈的容量来定, 每一级都对应着额定电压下的一种额定补偿电流。目前实际运行中的消弧系统, 投档原则是, 不管单相接地时中性点电压Un为多少, 都是按照某档位额定补偿电流与额定电容电流基本相等的原则将消弧线圈调至该档位。这种投档方式, 仅当消弧线圈伏安特性接近直线时是可行的, 因为只有在此条件下消弧线圈某档位补偿电流与电容电流均与中性点电压成正比, 保证了二者额定电流相等。
但当消弧线圈伏安特性为非线性时, 这种投档方式, 仅在线路发生单相金属性接地时是较为合理的, 因为此时中性点电压接近于消弧线圈的额定工作电压, 与各档位电流实测条件相当;但当线路发生高阻接地时, 这种投档方式就不妥了。
某厂生产的消弧线圈 (标称容量为600k VA/10.5k V) 实测的伏安特性曲线数值如表1所示。
当该消弧线圈上施加额定电压6060V时, 其额定电流为98.8A;若施加的电压降为3844V, 其电流实测值为71.5A。假设某10k V电网额定零序电容电流为98.8A, 消弧线圈某档额定补偿电流为98.8A, 依据上述投档原则, 不论发生何种单相接地, 即无论中性点电压为何值, 消弧线圈都会调到该档进行补偿。当发生单相金属性接地, 中性点电压接近额定相电压时补偿较好, 接地残流较小。但若接地时中性点电压为3844V, 消弧线圈提供的补偿电流为71.5A, 而此时电容电流为IC=98.8×3844/6062=62.7A (考虑电容电流与中性点电压成正比) , 即仅仅消弧线圈非线性所带来的接地残流附加值就为8.8A, 再考虑到级差电流、电容电流测试的不准确性和零序回路有功分量的影响, 极易导致接地残流超过10A。
消弧线圈多年的运行实践表明, 绝大多数 (超过90%) 单相接地故障为弧光接地和高阻接地, 这使得单相接地故障时的中性点电压 (即消弧线圈上实际承受的电压) 并不是系统额定相电压。实际运行中, 中性点电压低于2000V的单相高阻接地大有记录。因此, 在消弧线圈伏安特性非线性的状况下, 以额定电压下补偿电流相等或相近于此时的零序电容电流来进行补偿, 则实际接地残流受消弧线圈伏安特性的影响很大。
受其工作原理的限制, 目前很多消弧线圈不易做到线性优良, 用户必须向厂家了解所购自动跟踪消弧线圈的两个特性:消弧线圈 (0~110%额定电压) 的伏安特性曲线;自动跟踪消弧线圈系统在中性点电压超过多少伏 (设为Ux) 时便进行投档。
根据这两个特性, 再结合消弧线圈所安装的配电网络的零序电容电流IC (IC=ωCUph, Uph为系统额定相电压) , 用户便可从厂家提供的伏安特性曲线计算出中性点电压为Un (Ux
2.2 接地信息显示
用户有必要知道接地时相应信息的真实情况, 一般应包括单相接地时系统中性点的电压Un及与其相应的零序电容电流 (IC=ωCUn) 、消弧线圈实际的补偿电流、发生接地时的时间等参量。其中, 消弧线圈实际的补偿电流是很重要的参数。若只提供接地发生时消弧线圈所调档位或档位的额定电流, 则由上述伏安特性的讨论可知, 它并不能反映出接地时消弧线圈所补偿的实际电流, 甚至会造成误解, 使得残流的计算脱离实际太远。
2.3 残余电流
接地残流系指经消弧线圈补偿之后流经接地点的电流。一般说来, 由于线路实际存在有功损耗及消弧线圈等设备的有功损耗的影响, 消弧线圈所补偿的电流和系统零序电容电流在接地点处并非严格反相。所以, 残流并非简单地等于补偿电流与零序电容电流数值意义上的相减。
由于各线路的有功损耗可能都不相同, 因此考虑消弧线圈补偿系统残流指标时可暂不考虑其影响。一套消弧线圈系统, 其残流指标的给出, 首先应考虑失谐度的设定值, 还应综合考虑到本套系统中直接接入零序回路的一次设备的有功损耗、控制系统零序电容电流的测量误差以及消弧线圈伏安特性的非线性的影响等。当消弧线圈容量较大 (超过400k VA) 且伏安特性为非线性时, 经该套系统补偿之后的接地点残流最大值不一定出现在中性点电压较高时, 大多数情况下, 反而会出现在当中性点电压低于4000V时。所以要较为准确地计算一套消弧系统的残流, 需综合考虑各因素的影响。若有条件, 最好进行现场人工接地试验 (尤其是高阻接地试验) 实测接地残流。在目前对确定残流尚未有明确规范的条件下, 厂家最好能提供实测值, 或提供尽量接近实际的参数并说明其相应的条件。
2.4 接地解除后消弧线圈补偿状态的退出
发生单相接地故障后, 消弧线圈将马上投运, 这时在等效零序回路中, 消弧线圈与零序电容是并联的, 因此达到了补偿的目的。大部分的单相接地故障在补偿之后都能自动解除, 这时消弧线圈与零序电容就形成串联回路。如果消弧线圈未能及时退出补偿状态, 阻尼电阻还处于被短接的状态, 这时消弧线圈就刚好与零序电容形成串联谐振, 而且谐振状态会一直维持下去, 造成较长时间的工频过电压, 因此必须设法尽快结束该状态。但是, 一般消弧系统均是以中性点电压超过一定值作为发生单相接地的判据而投消弧线圈的, 而串联谐振时中性点电压也较高 (达到了数千伏) , 会导致系统误认为单相接地故障继续存在, 所以系统将继续进行补偿, 从而导致恶性循环。失谐度设定得越小, 消弧线圈启动电压设定得越低 (如低于2000V) , 消弧线圈系统补偿得越好, 就越有可能出现这种情况。然而失谐度和消弧线圈启动电压又不能设定得太高, 前者太大, 将会导致残流过大;后者设定得太高, 将会导致有些高阻性接地故障时系统无法正常启动补偿。因此, 消弧线圈的控制系统必须具备一定的状态识别功能, 识别出系统处在单相接地状态还是谐振状态, 确保单相接地故障解除后, 消弧线圈能可靠地立即退出补偿状态。
2.5 消弧线圈的响应速度
当发生单相接地故障时, 若需经过几十毫秒甚至多达数秒的时间才能投上消弧线圈, 对于目前接地电流越来越大的系统来讲, 已经越来越不适应了。理想的对策是利用快速响应的消弧线圈将弧光接地抑制在起弧的一瞬间, 这就要求消弧系统具有极快的响应速度。同时, 实际运行中 (特别是在雷雨季节) 通常会连续发生相隔时间极短的多次单相接地故障, 消弧线圈必须具有极快的响应速度, 才能有效地补偿并消除这些故障, 保证系统的安全运行。
利用可控硅控制的消弧线圈, 可以在几个毫秒内对单相接地迅速响应, 是自动跟踪控制消弧线圈的发展方向。
2.6 电力网络补偿状态
若电网中的消弧线圈在欠补偿状态下运行, 当断路器非全相动作、线路断线或分相操作时, 因不对称明显增大, 而失谐度同时减少, 中性点的位移电压会显著升高, 导致消弧线圈异常动作, 严重时还可能引起过电压事故。
若消弧线圈在过补偿状态下运行, 当出现上述情况时, 不对称度虽然升高, 失谐度却同时增大, 这对中性点位移电压的升高起着很大的抑制作用, 此时中性点位移电压最高也不会超过相电压。消弧线圈的过补偿状态, 还可以在电网正常运行时, 限制配电变压器高压绕组接地时的过电压。
3 结语
针对自动跟踪消弧线圈系统, 着重讨论了消弧线圈伏安特性、接地信息显示、响应速度及残流等问题, 并介绍应用消弧线圈的可能性和优越性。
摘要：介绍电力组网项目中消弧线圈的参数选择, 分析消弧线圈补偿方面的若干问题。
关键词：消弧线圈,参数,补偿
参考文献
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浅析配电网消弧线圈补偿 篇3
然而, 当这类电网发展到一定规模时, 内部过电压, 特别是电网发生单相间歇性弧光接地时产生的弧光接地过电压及特殊条件下产生的铁磁谐振过电压已成为这类电网设备安全运行的一大威胁, 其中以单相弧光接地过电压最为严重。一旦系统发生单相接地故障, 较大的接地电流 (电容电流) 就会在故障点产生电弧等, 严重时会引起相间故障或造成停电事故, 尤其在电机、变压器内部发生单相接地故障, 会彻底烧毁设备, 给生产造成重大损失, 为了防止造成这些危害, 因此广泛采用消弧线圈对其进行补偿。
1 消弧线圈的作用
消弧线圈是装设于配电网中性点的可调电感线圈, 当电网发生单相接地故障时, 消弧线圈产生电感电流, 该电感电流补偿因单相接地而形成的电容电流, 使得故障点接地电流变为数值减小的残余电流;降低了接地电弧过零熄灭后故障相电压恢复的初速度, 延长了恢复时间, 并限制了恢复电压的最大值, 避免了接地电弧的重燃, 达到彻底熄弧的目的。同时由于消弧线圈的嵌位作用, 可以有效的防止铁磁谐振过电压。消弧线圈补偿效果越好, 对电网的安全保护作用越大, 所以需要跟踪电容电流变化自动调谐的消弧线圈。
2 消弧线圈作用原理及分类
2.1 消弧线圈作用原理
当消弧线圈正确调谐时, 可以有效的减少产生弧光接地过电压的机率, 和抑制过电压的辐值, 最大限度的减小了故障点热破坏作用及接地网的电压等。
所谓正确调谐, 即电感电流接地或等于电容电流, 工程上用脱谐度V来描述调谐程度
当V=0时, 称为全补偿, 当V>0时为欠补偿, V<0时为过补偿。从发挥消弧线圈的作用上来看, 脱谐度的绝对值越小越好, 最好是处于全补偿状态, 即调至谐振点上。但是在电网正常运行时, 小脱谐度的消弧线圈将产生各种谐振过电压。如在油田电网中, 当消弧线圈处于全补偿时, 电网正常稳态运行情况下其中性点位移电压是未补偿电网的10~25倍, 这就是通常所说的串联谐振过电压。除此之外, 电网中的各种操作 (如大电机的启动等) 都可能产生危险的过电压, 所以电网正常运行时或发生单相接地故障以外的其它故障时, 小脱谐度的消弧线圈给电网带来的不安全因素。综上所述, 当电网未发生单相接地故障时, 希望消弧线圈的脱谐度越大越好。
2.2 消弧线圈补偿系统的分类
(1) 固定补偿系统早期采用人工调匝式固定补偿的。固定补偿方式因很难适应变动比较频繁的电网, 这种系统已不再使用。
(2) 自动补偿系统跟踪电网电容电流自动调谐的装置, 又分为两种, 一种为动态补偿系统, 另一种为随动式补偿系统。
动态补偿系统是:在电网正常运行时, 调整消弧线圈远离谐振点, 彻底避免串联谐振过电压和各种谐振过电压产生的可能性, 当电网发生单相接地后, 瞬间调整消弧线圈到最佳状态, 使接地电弧自动熄灭。这种系统要求消弧线圈能带高电压快速调整, 从根本上避免了串联谐振产生的可能性, 通过适当的控制, 该系统是唯一可能使电网中原有功率方向型单相接地选线装置继续使用的系统。采用动态补偿方式, 从根本上解决了补偿系统串联谐振过电压与最佳补偿之间相互矛盾的问题。
随动式补偿系统是:自动跟踪电网电容电流的变化, 随时调整消弧线圈, 使其保持在谐振点上, 在消弧线圈中串一电阻, 增加电网阻尼率, 将谐振过电压限制在允许的范围内。当电网发生单相接地故障后, 控制系统将电阻短接掉, 达到最佳补偿效果, 该系统的消弧线圈不能带高压调整。缺点是不能解决暂态谐振过电压的问题, 另外由于电阻的功率限制, 在出现接地故障后必须迅速的切除, 这无疑给电网增加了一个不安全因素。
根据改变电感方法的不同, 又可分为三类:调气隙式、调匝式及偏磁式。
(1) 调气隙式调气隙式属于随动式补偿系统。其消弧线圈属于动芯式结构, 通过移动铁芯改变磁路磁阻达到连续调节电感的目的。但只能在低电压或无电压情况下进行, 电感调整范围上下限之比为2.5倍。当发生单相接地后, 必须在0.2S内将电阻短接实现最佳补偿, 否则电阻有爆炸的危险。
(2) 调匝式调匝式属于随动式补偿系统, 它同调气隙式的唯一区别是动芯式消弧线圈用有载调匝式消弧线圈取代, 即采用有载调节开关改变工作绕组的匝数, 达到调节电感的目的。该装置同调气隙式相比, 消除了消弧线圈的高噪音, 但却牺牲了补偿效果, 消弧线圈不能连续调节, 只能离散的分档调节, 补偿效果差, 存在过电压情况。
(3) 偏磁式偏磁式消弧线圈是采用避开谐振点的动态补偿方法, 根本不让串联谐振出现, 即在电网正常运行时, 不施加励磁电流, 将消弧线圈调谐到远离谐振点的状态, 但实时检测电网电容电流的大小, 当电网发生单相接地后, 瞬时 (约20ms) 调节消弧线圈实施最佳补偿。
3 消弧线圈的补偿方式
补偿方式的选择, 应视发电机电势是否对称、电网各相电容是否相等、电网正常工作时中性点电压是否等于零等情况而定, 分为三种形式:全补偿, 过补偿, 欠补偿。
(1) 全补偿消弧线圈中的电流与电容电流相等, 接地电流接近于零, 此时ωL=1/3ωC∑, 容易引起串联谐振, 谐振将导致电源中性点对地低压升高及系统过电压, 不采用。
(2) 欠补偿消弧线圈中的电流小于电容电流, 如果采用欠补偿方式, 在切除部分线路后, 也可能造成全补偿, 引起谐振, 有使电压升高的危险。很少采用。
(3) 过补偿消弧线圈中的电流大于电容电流, 这种补偿方式没有发生过电压的危险, 并且在过补偿情况下, 当电网中线路减少时, 不致成为全补偿, 一般均采用过补偿方式。
参考文献
[1]要焕年曹梅月电力系统谐振接地[M].北京:中国电力出版社, 2000 (08) .
浅谈电网中的消弧线圈 篇4
目前我国电网采用的有中性点直接接地、中性点经消弧线圈接地和中性点不接地三种运行方式。中性点直接接地的运行方式的优点是:过电压数值小, 绝缘水平要求低, 因而投资少, 经济。主要缺点是供电可靠性低。当系统发生一相接地故障时, 通过故障点和变压器中性点与大地形成短路回路, 出现很大的短路电流, 引起线路跳闸。为了减少供电线路事故停电次数, 采用中性点不接地的运行方式是有利的。在中性点对地绝缘系统中, 当出现单相接地时, 不构成短路回路, 故障线路可以继续带接地点运行。这时其它两个非故障相对地电压将升高为相电压的3倍。因此, 中性点不接地系统的电气设备对地绝缘应按线电压考虑。对于电压等级较高的系统, 电气设备的绝缘投资对总投资有很大影响, 降低对地绝缘水平的要求会带来显著的经济效益。在我国, 110千伏及以上的系统都采用中性点直接接地的大电流接地方式。对于60千伏及以下系统, 一般采用中性点不接地或经消弧线圈接地方式。
在中性点不接地系统中, 中性点对地电压因三相对地电容是否平衡而异。如果电容是平衡的, 即线路换位很好, 则中性点对地电压为零。如果三相对地电容平衡, 当发生单相接地时, 例如A相接地, 则A相对地电压UA=0;中性点对地电压将由零变为相电压;B相和C相的对地电压也因此变成了线电压。于是B相和C相的对地电容电流增大了3倍。即IB=IC=3ωC0Ux。
式中:C0为相对地电容;
Ux为相电压;
ω=2πf为工频角频率。
其方向分别超前于UBA和UCA90°。流过接地点的电容电流大小为:
即等于正相对地充电电流的3倍, 方向落后与A相正常时的相电压90°。由于接地电流和接地相正常时的电压相差90°, 所以当接地电流为零时, 加在弧隙两端的电源电压为最大值, 因此故障点的电弧不易熄灭。当线路较长、电容电流较大时, 容易形成间歇性的弧光接地或电弧稳定接地。间歇性的弧光接地能导致危险的过电压, 稳定性的弧光接地能发展成为相间短路故障。
对于中性点不接地系统, 为了防止接地故障时电容电流过大引起间歇性弧光接地造成过电压, 可以采取中性点经消弧线圈接地的方法来补偿电容电流。
所谓消弧线圈, 就是在变压器中性点与大地之间接入一个电抗线圈。下面简要说明消弧线圈的工作原理、结构、作用及选择和运行。
1 消弧线圈的工作原理
我们知道, 电容电流和其它对地导纳所造成的各种接地电流分量, 都是经过接地故障点而返回系统的, 因而接地点的总电流就等于这些分量的总和。如果在总接地电流中存在着两个数值相等而方向相反的电流分量, 则迭加后就将彼此补偿, 电容电流和电感电流的迭加就是其中一种。当中性点不接地系统中发生单相接地故障时, 经过接地点的电容电流IC比中性点电位UN (即零序电流U0) 超前90度。如果在中性点与大地之间接入一只电感为L的电抗器, 那么它在故障点所供给的电感电流IL, 将比中性点电位UN落后90°, 因而正好和电容电流互相抵消, 如果选择L之值, 使IL=IC, 就将完全中和了电容电流, 这种情况称之为全补偿 (也叫做谐振补偿) 。为了满足这个条件就应使
即:L=1/ (3ω2C0) 。
由于电网的对地电容是经常变化的, 因而接在中性点的电抗器的电感L也应随着做相应的改变, 才能达到补偿的目的。消弧线圈实质上就是这样一只可以调整电感的中性点电抗器。目前电力系统一般都采用过过补偿的方式, 即感性电流IL大于容性电流IC。
如果补偿电网中发生接地故障, 由于消弧线圈限制了故障电流, 所以电网可以带着单相接地继续运行一段时间 (一般不允许超过2小时) , 以便进行适当切换, 转移负荷, 消除故障。
2 消弧线圈的结构
消弧线圈的外形和单相变压器相似, 而内部实际上一只具有分段 (即带有间隙的) 铁芯的电感线圈。间隙是沿着整个铁芯分布的, 以便减少漏磁。铁芯与线圈均浸在变压器油中。采用带有间隙铁芯的目的是为了减小电感, 增大消弧线圈的容量, 以及使电感值比较稳定。每一消弧线圈均有调节补偿电流用的分接头。利用转换开关在一定的范围内改变线圈的匝数, 就可以获得不同数值的补偿电流。一般消弧线圈的最大补偿电流和最小补偿电流之比为2:1或2.5∶1。为了测量动作时的端电压和补偿电流, 消弧线圈内部还设有电压互感器和电流互感器。
3 消弧线圈的几种补偿方式
按照消弧线圈的补偿原理, 调整消弧线圈的分接头, 可以得到三种补偿方式。脱谐度计算公式为:
K=IL/IC=1/ (3ω2LC0) , 为补偿电网的调谐度。
经消弧线圈接地电网有三种不同的运行方式, 可以分为不同的脱谐度或调谐度来加以表示。
(1) μ>0或K<1, 电感电流小于电容电流, 电网以欠补偿的方式运行。
(2) μ<0或K>1, 电感电流大于电容电流, 电网以过补偿的方式运行。
(3) μ=0或K=1, 电感电流等于电容电流, 电网以全补偿的方式运行。
电网以全补偿方式运行时, IL=IC (ωL=1/3ωC0) 。
从消弧线圈的观点来看, 全补偿时故障点处的电流为零, 电弧自动熄灭, 效果最好。但是另一方面, 这种方式存在着严重的缺点, 因为全补偿时ωL=1/3ωC0, 正好构成串联谐振。使中性点和各相对地产生一个很高的谐振过电压, 危及电网的绝缘。因此, 实际上不采用全补偿的运行方式。
要保证一定的脱谐度可以采用过补偿方式, 也可以采用欠补偿方式, 但实际上一般采用过补偿为主的运行方式。
消弧线圈的运行主要就是调谐值的整定。经消弧线圈接地电网的线路长度是经常变化的, 在这种情况下, 就必须调整消弧线圈的分接头, 以便和电网的对地电容电流相适应。在实际选择消弧线圈的分接头时, 应该满足以下三方面的基本要求。
(1) 一相接地时通过故障点的残流应符合可靠消弧的要求, 即接地点电流最小, 对于60千伏电网一般不允许超过10A。
(2) 在电网正常运行和发生故障时, 中性点位移电压都不可升高到危及绝缘的数值。长时间不大于15%的相电压, 一小时不应大于30%相电压, 事故时不应大于100%相电压。
(3) 正常时采用采用过补偿运行方式, 特殊情况下可采用欠补偿方式运行, 脱谐度一般整定在±5%~10%范围内。
4 消弧线圈的选择与配置
消弧线圈通常装在电网中的各枢纽变电所内, 有时也装在某些发电厂内。消弧线圈的容量、台数和配置地点, 应该根据实际电网的具体情况来决定, 应使电网中每一独立部分都具有足够的补偿容量当发电厂或变电所内有两台以上的变压器可接消弧线圈时, 最好把消弧线圈通过两制刀闸分别接在两台变压器的中性点上, 但在运行中有一只刀闸是断开位置。当任何一台变压器从电网中切除时应保证消弧线圈不脱离电网。
一般来说, 消弧线圈的台数选得较多, 则系统的运行情况可较好, 而且一般系统运行方式改变时使每一部分都获得良好的补偿的可能性也较大;但是由于消弧线圈的台数越多, 设备投资和运行费用也随之增加, 并使电网的维护和管理趋于复杂。因此解决这个问题的原则是:在满足各种运行方式的补偿要求的前提下, 消弧线圈的台数应选得少一些, 以便在系统运行方式改变时, 只要进行最少的切换操作, 就能满足运行要求。在选择消弧线圈的数量极其安装地点时应注意以下几点。
(1) 在一般情况下, 应避免采用整个系统只安装一台消弧线圈的方案。 (2) 当采用数台消弧线圈时, 应尽量选用额定容量不同的消弧线圈。 (3) 在系统解列运行, 应保证每一部分都能得到应有的补偿。 (4) 无论采用几台消弧线圈, 它们都应尽可能装在电力系统或它们负责补偿的那一部分电网的送电端, 因为只有这样才能保证在某一线路发生故障时, 消弧线圈被切除的可能性为最小。 (5) 最后在选择消弧线圈的台数和安装地点时, 还应尽可能考虑系统发展的需要, 因为系统的发展必将要求增加或更换容量较大的消弧线圈。
5 消弧线圈正常巡视的内容
(1) 油温、油位和油色是否正常, 有无渗漏油和硅胶变色。
(2) 套管是否清洁, 有无破损或放电。
(3) 内部声响是否正常, 有无异味。外部各引线接触是否良好。
(4) 表计指示是否正常, 接地是否良好。
6 消弧线圈的操作规定
(1) 投入消弧线圈应在相应的变压器投运后进行。退出的操作顺序相反。
(2) 运行中或需要将消弧线圈倒至另一台变压器时, 应先退出后再投入。不得将两台变压器的中性点同时接到一台消弧线圈的中性母线上。
(3) 当系统单相接地或中性点的位移电压超过额定相电压的50%时, 禁止用刀闸投入和切除消弧线圈。
(4) 当消弧线圈有故障需立即停用时, 不能用刀闸切除带故障的消弧线圈, 必须先停用变压器。
总之, 对于消弧线圈来说, 它将系统的电容电流加以补偿, 使接地点的电容电流补偿到较小的数值, 防止弧光短路, 保证安全供电。同时, 降低弧隙电压恢复的速度, 提高弧隙的绝缘强度, 防止电弧重燃, 对电网的安全稳定运行具有重要的作用。
参考文献
[1]张全元.变电运行现场技术问答[M].中国电力出版社.
[2]万千云, 梁惠盈, 齐立新, 万英.电力系统运行实用技术问答[M].中国电务出版社.
电磁混合式消弧线圈 篇5
电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》中规定:3~10KV不直接连接发动机的系统和35、66KV系统, 当单相接地故障电容电流超过下列数值又需在接地故障条件下运行, 应采用消弧线圈接地方式。
3~10KV架空线路构成的系统和所有35KV、66KV系统, 10A;
3~10KV电缆线路构成的系统, 30A。
国家标准GB50070-94《矿山电力设计规范》规定, 当单相接地电容电流大于10A时, 必须采取限制措施。
3~66KV中压系统采用中性点经消弧线圈接地 (谐振接地) , 发生单相接地时, 由于消弧线圈产生的感性电流补偿了故障点的电容电流, 因而使故障点的残流变小, 从而达到熄弧, 这样能很好解决上面单相接地故障的问题。目前我国电网中的消弧线圈都是调匝式的, 国外绝大多数也是这种。这种消弧线圈靠改变绕组的线圈匝数来改变电感, 电感量与匝数N的平方成正比例, 用无载开关调节分接头。因此其电感不连续可调。将这种消弧线圈的无载开关换为有载开关即可实现带电调节, 加装控制装置后即可实现自动调谐。
1 消弧线圈补偿原理
图1为系统经消弧线圈接地的等效电路。等效电路中的等效电势是不接入消弧线圈时中性点n的开路电势, 也就是不对称电压U0, 等效电势的内阻抗是把原电路三相电源短路时从n点看的等值阻抗, 即CA//CB//CC。图1中L为消弧线圈电感, g L为等值于损耗的电导, gc为电容的漏电导。从图1看, 等效电路是一个LC串联电路, 当接近谐振条件时回路中电流很大, 消弧线圈上电压 (中性点位移电压) 很大。运行中规定中性点电压Un不大于15%的相电压。这一般靠在回路中加入阻尼电阻与消弧线圈串联或并联电阻, 或调整消弧线圈电感, 使LC不完全谐振来实现。
线路事故中绝大多数是单相接地, 其中瞬间故障占很大比例。只要能将故障点的瞬时性电弧熄灭, 即可消除事故, 中性点加入消弧线圈可很大程度上减小事故点的电流。
现以A相发生单相稳定接地为例, 给予说明。A相接地时, A相对地电位UA为0, B、C两相对地电位U'B, U'C上升到线电压, 中性点位移为-U'A, 即U'A=0, U'B=U'BA, U'C=U'CA, U'N=-U'A。在B相和C相电压作用下经电容流入故障点的电流为Igc=IBC+ICC, 而消弧线圈中的电感电流为 它的相位与Igc的相位相反, 故可减少故障点的电流。
2 小电流接地选线装置原理
2.1 零序电流原理。
在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时, 非故障线路零序电流的大) 小等于本线路的接地电容电流。故障线路零序电流的大小等于所有非故障线路的零序电流之和, 也就是所有非故障线路的接地电容电流之和。通常故障线路的零序电流比非故障线路零序电流大得多, 利用这一原则, 可以采用电流元件区分出接地故障线路。
2.2 零序功率原理。
在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时, 非故障线路的零序电流超前零序电压90°, 故障线路的零序电流滞后零序电压90°, 故障线路的零序电流与非故障线路的零序电流相位相差180°。根据这一原则, 可以利用零序方向元件区分出接地故障线路。
2.3 有功分量法。
发生接地故障时, 在消弧线圈上短时并上一个有效电阻, 使接地点产生一个有功分量电流, 再利用此有功分量电流作为选线依据, 经一定延时后, 再把电阻切除。只要电阻选择合适, 就能使接地点的有功分量电流足够大, 从而达到选线的目的。
2.4 5次谐波原理。
在电力系统中, 电源感应电势中本身就存在高次谐波分量, 此外由于变压器、电压互感器等设备铁心非线性的影响, 电网中必然包含一系列高次谐波分量, 其中主要为5次谐波分量。对中性点经消弧线圈接地的系统, 由于消弧线圈对5次谐波呈现的感抗为基波的5倍, 而线路容抗为基波1/5, 和线路容抗相比, 消弧线圈近似于开路状态。因此, 5次谐波感性电流可以忽略, 系统单相接地时, 5次谐波容性电流分布与中性点不接地系统中基波容性电流几乎相同, 籍此可进行故障选线。
2.5 首半波原理。
该原理是基于接地故障发生在相电压接近最大值这一假设, 利用单相接地瞬间, 故障线路暂态零序电流第1个周期的首半波与非故障线路相反的特点构成。暂态电容电流中包括自由分量和强制分量, 它具有以下几个特点:a.在相电压接近最大值瞬间单相接地过程中, 暂态电容电流比流过消弧线圈的暂态电感电流大很多, 暂态电感电流可忽略不计。因此, 在同一电网中, 即使中性点经消弧线圈接地, 其过渡过程与中性点不接地情况下近似相同。b.故障线路暂态零序电流和暂态零序电压首半波方向相反。非故障线路暂态零序电流和暂态零序电压首半波方向相同。c.首半波电容电流幅值比稳态电容电流大几倍到几十倍, 对总线路长度较短的系统, 暂态过程更加明显。
在中性点经消弧线圈接地系统中, 由于经消弧线圈补偿后的电流与零序电压的相位关系和非故障线路电容电流与零序电压的相位关系相同, 数值也和非故障线路的容性电流相差无几, 因此零序电流原理和零序功率原理已经不在适用。对于5次谐波原理, 由于5次谐波容性电流相对较小, 选线装置错选率较高。目前有功分量法在中性点经消弧线圈接地系统中应用比较广泛, 准确率相对较高
摘要：简要介绍了调匝式自动调谐消弧线圈及小电流接地选线装置应用系统加装消弧线圈的必要性。
电磁混合式消弧线圈 篇6
关键词：消弧线圈接地系统,单相接地,接地选线
0 引言
配网系统中性点经消弧线圈接地已在我国广泛应用，其优点是众所周知的。但是，由于消弧线圈接地系统的单相接地选线的困难性，使消弧线圈接地方式在配网系统的应用遭遇了障碍。目前，消弧线圈接地系统的单相接地选线方法主要有两类，一类是通过改变消弧线圈回路参数来获取接地故障特征的方法;另一类方法不通过改变消弧线圈回路参数，只依据单相接地时的自身接地故障特征。第一类方法应用得最多的是单相接地时在消弧线圈旁并接电阻，以改变接地故障线路的零序电流，通过检测各线路零序电流的改变实现接地故障线路的选择。虽然这种单相接地选线方法具有较高的选线正确率，但也存在如下的不足：
1)需要增加电阻及相应的开关控制设备，加大了设备成本，且电阻的开关控制设备是系统运行的薄弱环节;
2)消弧线圈并接电阻后，其故障线路接地点电流将大幅增加，影响系统的运行安全;
3)消弧线圈并接电阻是在判断系统稳定单相接地后进行的，其接地选线时间一般大于5 s，对小于5 s的瞬时单相接地，通常不能反应。
第二类方法不存在以上第一类方法的不足，但由于选线原理和实现手段的缺陷，其大多数单相接地选线方法的选线正确率是较低的。目前这类方法中最有潜力的是依据单相接地瞬间暂态特征的选线方法。下面就依据单相接地瞬间暂态特征的接地选线方法进行介绍。
1 瞬间暂态特征的接地选线原理
在消弧线圈接地系统未接地时，由于系统三相相电压基本上是对称的，其不对称产生的中性点零序电压较小，消弧线圈上的零序接地电流较小。在消弧线圈接地系统单相接地瞬间，由于消弧线圈上电流不能跳变，其接地瞬间的故障线路零序接地电流流向母线，即接地瞬间的故障线路零序电流与非故障线路零序电流反向，且接地瞬间的故障线路零序电流幅值最大，近似为非故障线路零序电流之和。随着消弧线圈上电流的增加，故障线路零序接地电流逐渐减小，若消弧线圈处于欠补偿状态，则故障线路零序接地电流最后减小到补偿后的稳态值，故障线路零序接地电流从线路流向母线;若消弧线圈处于临界补偿状态，则故障线路零序接地电流最后减小到零;若消弧线圈处于过补偿状态，则故障线路零序接地电流最后变到补偿后的稳态值，故障线路零序接地电流从流向母线转为流向线路。
从上面分析可知，在消弧线圈接地系统单相接地瞬间，最显著的故障特征是故障线路零序电流与非故障线路零序电流反向，故障线路零序电流近似为非故障线路零序电流之和。只要能通过不同的手段可靠获取单相接地瞬间的以上故障特征，就可判断出接地故障线路。显然，为了可靠选择接地故障线路，关键的问题是如何获取单相接地瞬间的故障特征，即如何获取接地瞬间的线路零序电流方向和线路零序电流幅值。
通过数百次的现场实际单相接地录波波形的分析，发现消弧线圈的补偿过程可在单相接地发生的5 ms内完成，也就是在单相接地发生的5 ms内，故障线路零序电流从流向母线转为流向线路(消弧线圈补偿电流大于非故障线路零序电流之和的情况)，故障线路零序电流减小到零(消弧线圈补偿电流等于非故障线路零序电流之和的情况)。由此可看出，要获取单相接地瞬间的故障特征，必须要在单相接地发生的瞬间时刻获取线路零序电流方向和线路零序电流幅值。
为了达到在单相接地发生的瞬间时刻就获取线路零序电流方向和线路零序电流幅值的目的，应解决以下两个问题。一是解决单相接地发生瞬间时刻的捕捉问题，二是解决单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流方向和线路零序电流幅值的获取问题。
解决单相接地发生瞬间时刻的捕捉问题，就是提高单相接地故障启动的灵敏度问题。显然，现有的通过零序电压幅值来进行单相接地故障启动的灵敏度是不高的，特别是在接地相电压过零点发生接地的情况下，其灵敏度更加不高。为了提高单相接地故障启动的灵敏度，文献[4]提出了一种应用自适应正弦滤波器来进行单相接地故障启动的方法，其单相接地故障启动的误差时间小于1 msㄢ
考虑到消弧线圈补偿的特征，采用现有的快速傅立叶变换(FFT)算法来求取单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流方向和线路零序电流幅值是不恰当的。采用小波变换算法可求出单相接地发生瞬间时刻线路零序电流的极性和模值，求出的线路零序电流的极性和模值可表征线路零序电流的方向和幅值。但是，在线路只有两条时，线路零序电流的极性已不能表征线路零序电流的方向。另外，小波变换算法还易受干扰的影响。文献[4]提出了一种应用瞬变信号正弦逼近方法求取线路零序电流的瞬时初相位和瞬时幅值的方法，该方法利用线路零序电流的瞬时初相位与母线零序电压的稳态初相位之间的相位差来表征单相接地发生瞬间时刻线路零序电流的方向，利用线路零序电流的瞬时幅值来表征单相接地发生瞬间时刻线路零序电流的幅值。显然，该方法可确定两条线路的零序电流方向，这已被实验室数千次的实验所验证。由于瞬变信号正弦逼近方法具有很强的抗干扰能力，该方法能在实际的现场运行环境中具有很高的稳定性，这也在多年的实际现场运行中所验证。
在获取了单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流的方向和幅值后，通过对每条线路的零序电流方向和幅值进行综合比较，就可判断选择出接地故障线路。
对于单相接地瞬间的故障线路零序电流远大于非故障线路零序电流的情况(对大多数电缆线路多的变电站是适合的)，应用单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流幅值进行选线是相当理想的，其选线准确率从原理上讲应为100%。
对于单相接地瞬间的故障线路零序电流与非故障线路零序电流相差不显著的情况，应采用单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流方向进行选线，只要单相接地发生瞬间时刻线路零序电流方向的获取是可靠的，其选线准确率应为100%。
实际上，单相接地发生瞬间时刻线路零序电流方向的可靠获取不仅是求取方法的问题，还涉足到现场零序电流互感器的安装极性问题，而现场零序电流互感器的安装极性是一个极不易解决的问题。由此看出，在现场零序电流互感器安装极性不一致的情况下，采用单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流方向进行选线是不理想的。针对这一难解决的问题，文献[4]提出了一种基于消弧线圈补偿特征的接地选线方法。
2 消弧线圈补偿特征的接地选线原理
由上面分析可知，在消弧线圈补偿阶段，故障线路零序电流一定有个幅值减小的过程，在消弧线圈调节得当的情况下，补偿后的稳态故障线路零序电流幅值应远小于接地发生瞬间时刻的故障线路零序电流幅值;对于消弧线圈补偿电流大于非故障线路零序电流之和的情况，故障线路零序电流一定会从流向母线转为流向线路。以上就是消弧线圈补偿阶段从故障线路观察到的补偿特征，显然，非故障线路上没有补偿特征出现。若能从线路上检测到消弧线圈的补偿特征，则这条线路就是接地故障线路。
由于配网中的消弧线圈通常都调节到过补偿状态，通常情况下，故障线路零序电流方向会出现反向的特征，因此，基于消弧线圈补偿特征的接地选线方法具有很高的选线准确率，且不受困于现场零序电流互感器的安装极性。
虽然基于消弧线圈补偿特征的接地选线方法是一种理想的消弧线圈接地系统接地选线方法，但是要从线路上检测消弧线圈的补偿特征是困难的，特别是检测零序电流方向反向的特征。这种困难性主要体现在消弧线圈的补偿过程有时相当短暂(小于5 ms)，目前还没有很好的方法能在这短暂时间内检测出零序电流幅值和方向的变化。
文献[4]提出的应用瞬变信号正弦逼近方法求取线路零序电流的瞬时幅值和瞬时初相位的方法，可以求取消弧线圈补偿过程中任意时间点的零序电流瞬时幅值和瞬时初相位。通过对消弧线圈补偿过程中每个采样点的零序电流瞬时幅值的检测，就可观察零序电流幅值的变化过程，若零序电流幅值有一个明显的减小过程，则这条线路就是接地故障线路。通过对消弧线圈补偿过程中每个采样点的零序电流瞬时初相位与母线零序电压的稳态初相位之间相位差的检测，就可观察零序电流方向的变化过程，若零序电流方向有一个反向的过程，则这条线路也是接地故障线路。
3 消弧线圈接地系统的现场接地选线结果
文献[4]提出的单相接地选线方法已在重庆市电力公司城区供电局消弧线圈接地配网系统应用多年，其正确选线数已达上百次，图1～图6给出了其中的6次接地选线结果的录波图。
在图1～图6中，曲线1表示接地相电压，曲线2表示零序电压，曲线3表示零序电流，纵坐标为电压和电流的采样值，横坐标为采样点数表示的时间。采样频率为1 600 Hz，即1个工频周期(20 ms)采样点数为32ㄢ
图1是储奇门变电站10 kV I段上619线在2006年9月5日4点10分5秒至9月5日4点10分49秒发生的C相瞬时接地的故障选线录波图。在图1中，接地故障线路零序电流只持续5个采样点(约3 ms)，随后接地故障线路零序电流几乎被补偿到零。
图2是储奇门变电站10 kV II段上649线在2007年11月15日4点6分11秒至11月15日17点36分16秒发生的A相长时接地的故障选线录波图。在图2中，线路零序互感器的极性接反，消弧线圈的补偿特征明显。
图3是牛角沱变电站10 kV I段上614线在2006年9月14日7点27分7秒至9月14日7点27分15秒发生的A相瞬时接地的故障选线录波图。在图3中，零序电压上升缓慢，A相电压残压较大，且零序电流先于零序电压出现，消弧线圈处于欠补偿状态，这应是一次A相电阻接地。
图4是储奇门变电站10 kV I段上635线在2007年2月20日10点17分0秒至2月20日10点17分1秒发生的C相瞬时接地的故障选线录波图。在图4中，C相电压残压较大，消弧线圈的补偿过程接近半个工频周期(10 ms)。
图5是储奇门变电站10 kV I段上613线在2007年1月25日22点19分52秒至1月25日22点38分44秒发生的A相接地的故障选线录波图。在图5中，消弧线圈的补偿过程已超过半个工频周期(10 ms)。
图6是储奇门变电站10 kV II段上632线在2006年9月6日15点9分19秒至9月6日15点9分56秒发生的C相瞬时接地的故障选线录波图。在图6中，消弧线圈处于严重的过补偿状态，其补偿电流已远远超过接地电容电流。
4 结论
就消弧线圈接地系统的接地选线问题，论文进行了详尽的分析和研究，特别是推出了文献[4]提出的单相接地选线方法，该方法采用瞬变信号正弦逼近方法求取线路零序电流的瞬时幅值和瞬时初相位，实现了基于单相接地瞬间暂态特征的接地选线原理和基于消弧线圈补偿特征的接地选线原理，其选线适应性强和选线准确率高，是一种在原理上和实现方法上都理想的消弧线圈接地系统接地选线方法。论文还给出了该方法在现场应用中的接地选线结果。
参考文献
[1]贺家李,宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社,1994.HE Jia-li,SONG Cong-ju.The Protection Principle in Power System[M].Bejing:China Electric Power Press,1994.
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[3]薛永端,徐丙垠,杜景远.谐振接地系统接地故障选线技术分析[J].电力设备,2007,8(11):10-15.XUE Yong-duan,XU Bing-yin,DU Jing-yuan.The Technology Analysis of Earth Fault Protection in Resonant Grounded System[J].Electrical Equipment,2007,8(11):10-15.
两起消弧线圈系统故障案例分析 篇7
消弧线圈自动跟踪补偿装置根据电感量的调整方式分为调匝式、高短路阻抗变压器式、调容式、直流偏磁式、调隙式等;根据运行方式又分为预调式和随调式。现场应用较多的是以思源公司为代表的预调式调匝式消弧线圈和以智光公司为代表的随调式高短路阻抗变压器型消弧线圈[4]。
1 滤波异常故障案例
110 k V芦荡变10 k V消弧线圈采用的是随调式高短路阻抗型, 其控制装置从2012年2季度开始经常报“滤波异常”故障。厂家说明书中指出“滤波异常”的含义是消弧装置检测到消弧线圈一次阻抗 (接地变压器中性点一次电压除以消弧线圈一次侧电流) 超出消弧阻抗的范围, 用于检查滤波回路及电压互感器、电流互感器回路是否正常。适时进行了停电现场处理, 用继电保护测试仪对电压互感器、电流互感器进行了检查, 测量回路正常。就地控制柜封板拆除, 对所有一次设备外观进行检查, 无异常。后在接地变压器中性点加30 V模拟电压, 控制装置马上报“滤波异常”, 此时中点电流为117.7 m A。
消弧线圈基本情况:型号KD-XH01-300/10.5, 编号090480304, 容量300 k V·A, 电压6 062 V, 电流49.5A, 出厂日期2009年4月, 本消弧线圈的中点阻抗为950±250Ω。其消弧线圈的电气简图如图1所示。
拆除消弧线圈2个二次线圈端子a1x1和a2x2与外围电路包括晶闸管和LC滤波回路的所有连接, 在消弧线圈一次侧AX加压30 V, 装置仍报“滤波异常”, 中点电流117 m A, 计算得到此时消弧线圈一次阻抗为, 而其正常空载阻抗为。其中1.63%为其空载电流百分数。对消弧线圈进行相关试验, 直流电阻试验数据如表1所示。
由于消弧线圈3个绕组均为铜导线, 3个绕组的温度应该基本一致。那么直流电阻仅随环境温度而变化, 且3个数据的增量应该基本一致。从2012年2月的试验数据看出3个绕组的增量都在-3%左右, 判断为正常。而2012年8月的数据看出, 低压2个绕组的增量均为+6%左右, 而高压绕组增量仅为不到2%, 根据铜导线直流电阻温度换算公式:
式 (1) 中:235为换算系数;R1为t1温度时的直流电阻;R2为t2温度时的直流电阻。
将t1=23℃, R1=0.003 419Ω, R2=0.003 639Ω代入式 (1) 计算得t2=39.6℃;将t1=23℃, R1=0.028 38Ω, R2=0.029 88Ω代入式 (1) 计算得t2=36.6℃;将t1=23℃, R1=1.335Ω, R2=1.36Ω代入式 (1) 计算得t2=27.8℃;当时环境温度为34℃, 而且接地变压器刚停运不久, 消弧线圈高压绕组温度不可能低于36℃, 因此可初步判定消弧线圈高压绕组直流电阻有偏小的缺陷。进一步进行了变比试验, 其额定变比为12.12, 试验数据如表2所示。
2个变比试验数据都变小5%左右, 说明要么2个二次绕组匝数都增加, 要么一次绕组匝数减少, 结合直流电阻数据, 可以初步判定一次绕组出了现匝间短路故障。
用空载试验项目进行验证, 加压侧为二次a2x2绕组, 出厂时二次绕组试验电压加到500 V, 空载电流为9.751 A。而现场试验时, a2x2绕组上的电压加到10 V时, 空载电流为5.13 A, 电压加到20 V时, 空载电流为10.352 A, 电压加到28.29 V时, 空载电流已达14 A, 在这么低的励磁电压下, 空载电流异常增大, 证明了绕组中出现了短路匝, 亦即验证了匝间短路故障的性质。至此故障原因查明, 系因为消弧线圈一次绕组出现匝间短路而导致一次交流阻抗降低, 控制装置根据采集到的电压、电流值计算得到一次阻抗超出950±250Ω范围 (现已变为250Ω) , 于是给出“滤波异常”告警。
2 接地变过流保护动作跳闸案例
由于受到台风"海葵"的影响, 常熟地区于2012年8月8日开始普降暴雨伴10级大风, 110 k V龙江变1X1站用变压器10 k V侧开关因故跳闸。作为该变电站的主要站用电源, 其工作可靠性至关重要。倘若另一站用变进线电源也因台风出现异常, 将导致全站失去交流电源的重大缺陷。该消弧线圈仍是高短路阻抗型, 电气试验人员对站用变压器和消弧线圈进行了相关试验和仔细检查, 未发现一次设备有任何异常。继电保护人员检查保护动作情况, 为B相电流Ⅱ段动作, 定值为1.5 A, 实际动作值为1.7 A。对保护定值进行检查和相关传动试验均正常。
该接地变压器开关柜中的电流互感器为不完全星形接线方式, 即和普通出线柜一样, 仅A相、C相分别装有2只电流互感器, 二次上是将a相、c相电流矢量和接入b相[5]。检查到消弧线圈控制装置时, 发现最近一次接地补偿电流是148 A, 而该电流是从中性点电流互感器测量到的, 是从消弧线圈一次绕组中通过的零序电流, 开关柜中电流互感器变比为300:5, 每相启动值与保护测量值相符。因A相、C相均未能够达到动作定值, 所以最终由B相正确动作。
保护的动作没有问题, 那如此大的补偿电流是怎么来的?在线路发生单相接地时, 控制装置应根据电容电流投入相应电感电流进行补偿, 而此次控制装置却直接投入了最大补偿电感电流, 有失控的嫌疑, 经检查发现消弧装置控制器脉冲板上R3电阻烧坏, 导致可控硅基本全开, 更换一只新控制板后, 消弧线圈投运至今均正常运行。对该问题的解决措施是考虑保护配置方面的优化, 采用全星形三电流互感器方式比较合适。
3 结束语
系统中消弧系统的运用大大降低了弧光接地过电压发生的概率。对电力系统中发生的消弧系统故障进行归纳整理, 有利于提高解决类似故障效率。在一次设备方面应加强产品质量, 特别是浇注的干式消弧线圈的首端绝缘部分应加强。保护配置方面, 主接线部分应采用三电流互感器方式, 以利于故障查找和原因分析。参考文献:
参考文献
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[4]赵小丽, 韩艾强, 王峰, 等.对消弧线圈若干问题的探讨[J].电力学报, 2007, 22 (1) :75-78.