三相短路故障论文（精选7篇）
三相短路故障论文 篇1
1 故障基本情况概述
1.1 故障概述
8月26日0时5分, 500k V蒲丹线ABC相故障, 三相跳闸, 1时20分强送良好。丹东北站:测距29.73km, 故障电流13864A。宽甸县地区为雷雨天气。
1.2 故障区段基本情况
(1) 线路长46.416km, 投运时间为2009年8月18日, 辽宁电力设计院设计、辽宁省送变电工程公司施工、检修分公司委托辽宁省送变电工程公司运行维护, 属于辽宁省电力有限公司资产。故障杆塔为33号、36号, 导线、地线型号分别为LGJ-400/35、OPGW、GJ-80。
(2) 33号塔经纬度坐标为124°31′26″, 40°21′52″, 杆塔型号为5B-ZBC1-36 (直线塔) , 绝缘子配置为FC160P/155×30×2, 接地电阻实测值为9Ω, 季节系数取1.8, 接地电阻值为16.2Ω, 故障杆塔相邻五基杆塔的设计接地电阻值均为30Ω, 相邻五基杆塔的接地电阻值实测值 (换算后) 为25.2Ω、18Ω、16.2Ω、19.8Ω、14.4Ω, 雷害等级二级, 距离丹东北站31.23km, 故障区段主要地形为山地, 杆塔位于山地的山顶上, 地面倾斜角为35°, 边线导线保护角为12°。
(3) 36号塔经、纬度坐标为124°30′29″、40°21′30″, 杆塔型号为5B-JC1-30 (耐张塔) , 绝缘子配置为FC210/170×32×2, 接地电阻实测值为12Ω, 季节系数取1.8, 接地电阻值为21.6Ω, 故障杆塔相邻五基杆塔的设计接地电阻值均为25Ω, 相邻五基杆塔的接地电阻值实测值 (换算后) 为19.8Ω、14.4Ω、21.6Ω、19.8Ω、16.2Ω, 雷害等级二级, 距离丹东北站29.721km, 故障区段主要地形为山地, 杆塔位于山地的山顶上, 地面倾斜角为32°, 边相导线保护角为12°。
故障区段耐张段长度3.883km, 采用的防雷措施为避雷线。
(4) 填写表1。
1.3 故障时段天气
根据故障时段气象数据, 8月26日, 故障区段天气情况为:雷阵雨, 气温在16~22℃间, 西南风2级, 相对湿度为98%, 降水量60mm。
2 雷电定位系统查询情况
故障区段雷电活动频繁, 故障时刻雷电定位系统显示多条雷电信息, 其中系统显示距离线路较近的雷电流幅值为73.1k A (如图1) 。
3 故障巡视及处理
8月26日, 接到调度命令后, 立即查看天气情况及雷电定位系统并根据故障录波信息初步判断是雷击造成, 随即组织巡视人员紧急赶赴现场, 对故障区段线路进行巡视。根据故障测距数据, 到达现场后, 登检人员发现33号B相 (中线) 导线、导线防振锤、杆塔上均有放电痕迹, 36号塔A相 (右边线) 、C相 (左边线) 引流线和耐张串第1片绝缘子均有放电痕迹 (如图2~10) 。
4 故障原因分析
4.1 故障原因排查
综合分析故障区段的地理特征、气候特征、故障时段的天气情况等, 结合雷电定位系统、故障录波信息和故障杆塔闪络放电痕迹等信息, 判定本次故障为雷击故障。
4.2 雷电定位系统数据分析
根据雷电定位系统的数据, 结合故障录波信息和现场巡视情况, 结合落雷的时间、落雷的幅值、落雷位置等方面进行分析:当时为雷雨天气, 故障区段有较密集的落雷, 故障时刻, 探测到的雷电流幅值为73.1k A, 距离33~34号塔较近。
4.3 雷电定位系统数据分析
从丹东北侧保护装置动作报告、故障录波进行初步分析, 线路为A、B、C三相故障, 三相同时均有故障电流。A、C相同, 都在68ms时保护跳开, B相在70ms时保护跳开, 与现场实际A、C同在36号塔放电、B相在33号塔放电相符, 没有零序电流, 只是在分闸时出现零序电流和零序电压, 是由于断路器分闸不同期造成的, 典型三相同时短路特征。
4.4 雷击原因分析
当时雷雨天气, 根据现场照片及雷电定位系统查询结果, 判定为雷击故障, 雷击到33~36号段附近塔顶或架空地线处, 从地形图上看, 33号塔所处地势最高, 遭雷击的可能性最大。33~36号段附近铁塔地电位瞬间升高, 33号塔顶电位最大, 36号塔接地电阻相对较大, 同时33号塔B相, 36号塔A、C相空气间隙相对较小, 强大的雷电流造成三相绝缘同时被击穿, 属于反击雷。
雷电定位系统显示故障时间、故障段附近最接近的雷电流幅值为73.1k A, 经咨询国网电科院南瑞公司有关专家:这个雷不易引起500k V线路反击, 怀疑雷电定位系统监测、显示的数据存在误差, 目前雷电定位系统只能捕捉到80%雷电, 定位精度1000m, 在同一时间、不同地点, 可能有更大的雷没有探测到, 此次故障可能是由发生在同一时间更大雷电流引起的。另外, 也可能是两个很大的雷同时击到33号、36号杆塔上, 还可能是一个很大的雷分叉同时击到33号、36号塔上。
故障发生后笔者围绕遭受的是一个雷, 还是两个雷?是直击雷, 绕击雷, 感应雷, 反击雷, 滚地雷进行了比较系统的分析, 查阅资料, 向有关人员咨询和寻求技术支持, 就该雷为什么没有击中避雷线而是直接击中铁塔?如果是直击雷为什么没有直接击中地面而是击在了铁塔身上?因为天空中雷云的高度与铁塔之间的距离和天空中雷云的高度与地面之间的距离误差可以忽略不计, 笔者和鞍山市气象局防雷办公室有关专家也进行了交流, 在气象方面只有直击雷和感应雷两种说法, 没有绕击雷, 反击雷的说法, 绕击雷和反击雷是电力系统提出的说法。可以说雷电现象, 特征, 种类还是当今人类没有完全认识了解的一种物理现象, 还需要我们不断的去研究探讨, 防止雷电给电网造成危害。
经测量:33号为ZBC1-型酒杯塔, 中导线距离塔身4.2m;36号为JC1-30型耐张塔, 右边线引流距离第1片绝缘子4.2m, 左边线引流距离第1片绝缘子3.8m, 均满足设计要求, 但与相临7基铁塔导线距离塔身相比较, 距离最短, 见表2。
经测量:33号杆塔的实测接地电阻值为16.2Ω, 36号杆塔的实测接地电阻值为21.6Ω, 接地电阻值均满足设计要求, 但33、36号杆塔接地电阻值与故障区段其它杆塔相比较接地电阻偏大, 见表3。
4.5 丹东北500k V变电站故障录波报告分析
第一套纵联PSL602GW保护故障报告:0ms启动CPU启动, 0ms纵联保护启动, 0ms距离零序保护启动, 0ms纵联保护启动, 50ms相间距离I段动作, 50ms保护永跳出口, 57ms故障类型和测距:三相故障, 29.73km, 57ms测距阻抗值0.657+j6.549Ω, 57ms故障相电流:电流=3.466A, 5116ms纵联保护整组复归, 5118ms距离零序保护复归, 5332ms启动CPU复归。
第二套纵联PSL603GAM保护故障报告:0ms启动CPU启动, 0ms距离零序保护启动, 0ms差动保护启动, 39ms相间距离I段动作, 39ms保护永跳出口, 40ms差动保护A跳出口, 46ms差动永跳出口, 46ms故障类型和测距:三相故障, 29.80km, 46ms测距阻抗值0.667+j6.564Ω, 46ms故障相电流:电流=3.463A, 63ms故障类型双端测距:三相故障, 32.5km, 6009ms差动保护整组复归, 6014ms距离零序保护复归, 6225ms启动CPU复归。
5031断路器PSL632C保护故障报告:0ms断路器保护起动, 1ms综重电流起动, 68ms失灵重跳A相, 70ms失灵重跳B相, 68ms失灵重跳C相, 71ms失灵重跳三相, 5102ms综重电流整组复归, 10062ms开关量变位低气压闭锁重合由分到合, 15106ms断路器保护复归。
5032断路器PSL632C保护故障报告:0ms综重电流起动, 0ms断路器保护起动, 70ms失灵重跳A相, 70ms失灵重跳B相, 70ms失灵重跳C相, 70ms失灵重跳三相, 5095ms综重电流整组复归, 10081ms开关量变位低气压闭锁重合由分到合, 15098ms断路器保护复归。
分析此次雷击造成三相接地短路故障, 重合闸方式单重, 相间故障不重合, 保护动作正确。
分析第一套纵联PSL602GW保护故障报告50ms相间距离I段动作, 第二套纵联PSL603GAM保护故障报告39ms相间距离I段动作, 查阅了PSL602GW和PSL603GAM说明书, 线路近处故障动作时间小于10ms, 线路70%处故障典型动作时间达到12ms, 线路远处故障小于25ms, 本次故障中两套保护的相间距离I段动作时间分别是39ms和50ms, 保护动作时间稍长, 延缓了故障的切除时间, 技术支持解释为是由于程序版本较早运算速度慢, 说明书中的动作时间是在实验室做动模实验的数据。此次故障是发生在500k V蒲丹线空载状态, 如果发生在跨地区, 输送大功率的联络线断面上, 从故障发生时刻到80ms后故障切除, 故障电流13864A, 将破坏500k V系统的静态稳定, 后果将变得非常严重。
4.6 蒲石河抽水蓄能电站故障录波报告分析
第一套纵联PSL602GW:0ms距离零序保护启动, 0ms纵联保护启动, 1ms启动CPU启动, 0ms纵联保护启动, 5024ms距离零序保护复归, 5024ms纵联保护整组复归, 5026ms纵联保护整组复归, 5241ms启动CPU复归。
第二套纵联PSL603GAM:0ms差动保护启动, 25ms差动保护A跳出口, 31ms差动永跳出口。
54ms故障类型和双端测距:三相故障, 165.01km, 6006ms差动保护整组复归。
5051断路器RCS921A:故障时故障电流未达到保护动作值, 未动作, 开关量变位正确, 符合故障特征。
5052断路器RCS921A:故障时故障电流未达到保护动作值, 未动作, 开关量变位正确, 符合故障特征。
分析此次雷击造成永久性故障, 31ms永跳出口, 闭锁了重合闸, 保护动作正确。
第一套纵联PSL602GW主保护未动作的原因是故障是, 正常运行时蒲石河抽水蓄能电站侧为强电侧, 不需要投入弱馈, 故障时恰好500k V蒲丹线在空载状态, 是弱电源侧, 此时蒲石河抽水蓄能电站需要在定值中需要投入弱馈, 主保护才能动作, 本次故障中蒲石河抽水蓄能电站没有投入弱馈, 导致没有给丹东北站发信, 两侧主保护未动作的原因是符合允许式保护动作原理的。
第二套纵联PSL603GAM保护故障报告显示, 故障双端测距165.01km, 而线路全长46.416km, 测距不准确, 分析是由于故障时线路空载电流很小, 线路电压瞬时接近为零的情况下导致的故障测距不准确。
4.7 已采取防雷击措施效果分析
杆塔接地电阻现场测量结果尽管符合规程规定, 但相对偏高, 防雷治理工作需要改进。
从照片上看玻璃绝缘子很干净, 该地区处在山区没有污染, 污秽等级也不高。由于照片是故障后所拍摄的, 刚刚受到大雨的冲洗, 客观上讲也不能反应出雷击前一时刻的污秽程度, 防污工作还需要进一步跟踪, 切实掌握线路绝缘子污秽情况。
5 下一步工作计划
(1) 对33号、36号塔进行接地电阻改造, 降低杆塔接地电阻, 加深接地埋设深度。
(2) 按照避雷器安装原则对33号、36号杆塔及其前后一基杆塔加装线路避雷器。
(3) 增加线路外绝缘水平。
6 结论
复杂故障分析要综合继电保护、输电线路、高压试验、设计等多个专业的知识进行全面系统的分析, 这样才能得出正确的结论, 减少误判断, 少走弯路, 需要专业人员不光要熟悉本专业, 还要熟悉相关专业, 多问几个为什么, 有时一次故障会暴露出多个问题交织在一起, 分析会陷入僵局, 要求我们要有抓住疑问不放松, 各个击破, 要有非弄明白不可的精神, 这样才能解决问题, 提高技术水平。在技术上要踏踏实实, 来不得半点虚假和骄傲。
500k V线路遭受雷击故障跳闸, 直接影响功率的输送, 同时也对电网的安全稳定运行构成了重大威胁, 此次雷击导致的500k V线路三相同时短路故障, 在国内十分罕见, 误操作导致的500k V线路三相短路以前有发生过, 笔者多方查阅资料, 都没有找到运行中500k V线路三相同时短路故障跳闸实例, 笔者将这次跳闸实例写成论文供业内同行进行参考交流, 由于本人经验和理论水平有限, 出现错误和不妥之处, 恳请读者和专家批评指正。
摘要：2014年8月26日丹东北500kV变电站500kV蒲丹线遭遇了雷击故障, 三相跳闸, 重合闸方式单重, 三相跳闸不重合, 负责维护丹东北500kV变电站的二次检修一班人员, 辽宁省送变电工程公司, 国网电科院南瑞公司, 东北电力科学院, 鞍山市气象局, 蒲石河抽水蓄能电站人员共同分析了此次故障的原因, 保护动作过程, 线路维护人员对故障点进行了巡检和登塔检查确认了故障, 提出了解决问题的方法。
关键词：雷击故障,跳闸,雷电定位,故障录波,故障杆塔,闪络放电,三相接地短路
参考文献
[1]薛峰.怎样分析电力系统故障录波图.北京:中国电力出版社, 2014, 12.
[2]张全元.变电运行现场技术问答 (第三版) .北京:中国电力出版社, 2013, 2.
[3]马钊.500kV输电线路雷击跳闸原因分析及防范措施.保定:河北电力技术, 2010, 4.
[4]赵彤.输电线路的防雷保护.山东:山东大学教学课件, 2010, 9.
[5]赵智大.高电压技术.北京:中国电力出版社, 1999, 5.
[6]宋执成.高电压技术.北京:中国电力出版社, 1995, 3.
三相短路故障论文 篇2
在电力线路上工作的安全技术措施包括停电、验电、挂接地线, 停电时应断开发电厂、变电所 (包括用户) 线路断路器和隔离开关, 断开需要工作班操作的线路各端断路器、隔离开关和熔断器, 断开危及该线路停电作业, 且不能采取安全措施的交叉跨越、平行和同杆线路的断路器和隔离开关, 断开有可能返回低压电源的断路器和隔离开关。
但是在实际工作中, 由于配电网的规划、设计和建设不规范, 技术装备水平不高, 继电保护和自动装置不完善, 各类人员 (包括客户电气操作人员) 安全意识淡薄, 安全生产管理基础薄弱, 存在误操作和用户侧返送电的风险很大。本试验的目的为强化人们对严格装设接地线重要性的认识, 模拟工作人员在10kV停电配电线路上工作时, 在工作地段相邻电源侧杆塔可靠和不可靠装设三相短路接地线后, 工作过程中电源侧意外来电时, 工作人员是否会受到触电伤害, 即通过对线路相间电压、相对地电压和跨步电压三项参数进行测试分析, 评估工作人员在工作过程中意外来电的人体安全风险。
2 试验方案
2.1 试验地点和内容
1) 试验地点:
选择试验地点时应考虑试验地点的敏感性、代表性、安全性等因素, 合理选择试验线路和变电站。经过对现场认真勘察和风险评估后, 最终选定昆明供电局110kV长坡变电站10kV长坡线作为测试线路, 测量地点为10kV长坡线5号杆。
2) 试验内容:
在110kV长坡变电站10kV长坡线5号杆测量点外1米处 (靠电源侧) 装设三相短路接地线一组, 从110kV长坡变电站10kV长坡线070断路器送电, 通过送电前对10kV长坡线2号杆 (电源侧) 新装单相隔离刀闸拉开、合上操作, 模拟线路三相、两相和单相来电, 在可靠安装三相短路接地线时, 测量10kV长坡线5号杆处三相线路相间电压、相对地电压和杆塔接地点周围的跨步电压;在可靠安装三相短路线, 短路线不接地时, 线路三相合闸, 测量10kV长坡线5号杆处三相线路相间电压、相对地电压和杆塔接地点周围的跨步电压。
2.2 试验期间设备运行方式
为降低试验的安全风险, 进行试验前, 将110kV长坡变电站10kV II段母线所有出线停运, 10kV长坡线070断路器根据试验需要送电, 10kV母联备自投装置退出运行, 110kV 2号主变35kV侧302断路器处冷备用, 110kV 1号主变暂供全站35kV负荷, 10kV长坡线12号杆 (靠用户侧) 断路器及后段线路处冷备用。
2.3 测试方法及接线
线路短路电流采用110kV长坡变电站2号主变低压侧进线电流互感器及10kV长坡线070断路器柜便携式故障录波仪进行测量;线路对地电压使用分压器 (Tektronix P6015x高压探头) 及Genesis数字波形记录仪进行测量;由于试验线路杆塔无固定接地引下线及接地装置, 本次试验使用的是临时接地体 (接地桩) , 实测接地电阻为2.7Ω (≤30Ω) , 使用三根接地桩模拟人体跨步, 其间距为0.8m。
3 降低试验风险的措施
1) 根据试验期间110kV长坡变电站的运行方式, 完成对10kV长坡线5号杆处分别发生三相接地短路、三相不接地短路、两相接地短路的短路电流及单相接地电流计算, 并根据计算的短路电流及试验期间运行方式, 对110kV长坡变电站全站保护及自动装置定值重新进行了校核, 保证发生接地后, 能在预订时间迅速切除故障。
2) 实施试验前, 对10kV长坡变电站与试验有关的断路器、保护等一、二次设备、10kV长坡线1～7号杆进行了全面检查、测试和传动试验, 确保一次设备处于健康状态, 二次设备能够可靠投入及正确动作。
3) 进行试验前制定了详细的试验和测试方案, 并根据方案提前制定了系统、现场安全反事故措施和事故处理应急预案。同时, 要求昆明供电局相关专业所根据本方案制定了各自的现场应急处置方案, 准备好抢修备品及工器具, 以应对可能发生的设备损伤事故。
4) 根据试验期间的运行方式安排, 对可能受到影响的重要用户落实防范措施, 制定保供电应急预案, 发电车现场待命, 保证重点用户供电, 避免试验可能带来的供用电纠纷。
4 试验数据分析
4.1 三相短路接地三相合闸
1) 母线电流波形及数据见图2。
图2为三相短路接地三相合闸, 合闸母线电压、电流波形;表1为三相合闸后母线短路电流有效值。由图2可看出三相电流波形发生严重畸变, 这是由于短路电流导致电流互感器铁芯饱和而造成的。结合图1及表1可见三相电流不平衡, 这是由于电源及配电线路三相阻抗不对称、三相电流互感器参数差异所致。
2) 线路电压波形及数据见图3, 图4。
图3为三相短路接地三相合闸, 接地点处线路对地电压波形;图4为三相短路接地三相合闸, 接地点处线路对地电压滤去高频分量后的波形。由图3可以看出, 三相线对地合闸、分闸时, 有上千伏的高频电压脉冲, 这是由于短路电流造成磁场突变引起的, 属于干扰脉冲。图3波形中含有高频分量 (1kHz左右) , 高频分量在整个测试过程中均存在, 由此可以判断该高频分量为干扰信号, 滤去高频分量后的接地点处线路对地电压波形如图4所示。滤波后的合闸稳态电压数据如表2所示。
3) 跨步电压测试值:
从测试数据波形来看, 较高的脉冲电压只在合分闸瞬间出现, 且其展开波形与合分闸时的电压脉冲波形一致, 可判断为感应干扰。在合闸后的相对稳定过程中, 测试电压值小于1V。
4.2 三相短路不接地、三相合闸
1) 母线电流波形及数据中:
可看出三相电流发生严重畸变, 短路电流导致电流互感器铁芯饱和。这是由于电源及配电线路三相阻抗不对称、三相电流互感器参数差异所致。
2) 线路电压波形及数据:
由于线路三相参数不对称, 合闸后存在零序电压, 在分闸时电荷通过线路电容、电感、电阻形成阻尼衰减放电, 该放电以指数衰减, 并叠加在感应电压波形上, 该指数衰减分量起始幅值约600V, 该衰减过程续时间约500 ms。由于该线路周围有带电线路, 且试验线路不接地, 合闸前、分闸后有感应工频电压分量约128V。
3) 跨步电压测试值:
从测试数据波形来看, 较高的脉冲电压只在合分闸瞬间出现, 且其展开波形与合分闸时的电压脉冲波形一致, 可判断为感应干扰。在合闸后的相对稳定过程中, 测试电压值小于1V。
4.3 三相短路接地、两相合闸
1) 母线电流波形及数据:
可看出电流波形严重畸变, 这是由于短路电流导致电流互感器铁芯饱和而造成的。
2) 线路电压波形及数据:
三相线路对地合、分闸时, 有上千伏的电压脉冲, 这是由于短路电流造成磁场突变引起的, 属于干扰脉冲。
3) 跨步电压测试值:
从测试数据波形来看, 较高的脉冲电压只在合分闸瞬间出现, 且其展开波形与合分闸时的电压脉冲波形一致, 可判断为感应干扰。在合闸后的相对稳定过程中, 测试电压值小于1V。
4.4 三相短路接地、单相合闸
1) 母线电流波形及数据:
由于10kV系统是中性点非有效接地系统, 没有电流回路, 则三相电流为零。故障录波器录到的三相电流均为零。
2) 线路电压波形及数据:
三相线对地合闸时, 有上千伏的电压脉冲。合闸后线路接地点测量基本无电压, 开关分闸时波形记录也无明显过电压。
3) 跨步电压测试值:
从测试数据波形来看, 较高的脉冲电压只在合分闸瞬间出现, 且其展开波形与合分闸时的电压脉冲波形一致, 可判断为感应干扰。在合闸后的相对稳定过程中, 测试电压值小于2V。
5 安全性分析
5.1 人体安全电压限值
GB/T 3805-2008《特低压 (ELV) 限制》中规定了在不同状态下及不同条件下的人体安全电压限值。
1) 单故障发生后的电压限值 (15～100Hz稳态交流与直流) 与故障的持续时间有关。当持续时间不大于100ms时, 在皮肤阻抗和对地电阻降低 (潮湿的环境中) 或皮肤阻抗和对地电阻均不降低 (干燥的环境中) 两种情况下, 保证人体的安全电压均为300～350V;当故障时间在1～10s时, 在皮肤阻抗和对地电阻均不降低 (干燥的环境中) 情况下人体的安全电压为65～55V, 在皮肤阻抗和对地电阻降低 (潮湿的环境中) 时人体的安全电压为分别为40～33V。
2) 当正常状态下 (无故障发生) , 在皮肤阻抗和对地电阻均不降低 (干燥的环境中) 情况下稳态交流 (15～100Hz) 人体安全电压为33V (和皮肤接触面积也有关系, 当接触面积小于1cm2时, 此值增大为66V) , 直流为70V;在皮肤阻抗和对地电阻降低 (潮湿的环境中) 境况下稳态交流 (15～100Hz) 的人体安全电压为16V, 直流为35V。
5.2 人体安全风险分析
依据本次试验所测的数据, 结合GB/T 3805-2008《特低压 (ELV) 限制》对人体不同条件、不同状态下保证人体安全的电压的规定, 对10kV配电线路意外来电的人体安全风险做如下分析。
1) 10kV配电线路三相短路接地时, 线路意外来电, 当三相来电、两相来电时, 由于人体安全电压和故障持续时间有关, 考虑故障点的远近, 一般故障切除时间不大于10s, 而故障时间为10s时保证人体安全的最低电压为55V (干燥环境) , 故障时间短时保证人体安全的最低电压更高。根据本次10kV长坡线试验情况, 三相、两相突然来电切除故障时间为70～80ms, 所测得的线路相对地、相间电压均小于55V。当线路三相短路接地单相合闸时, 此时合闸后线路上基本无电压, 远小于人体安全电压33V (正常状态、干燥环境) 。所以在10kV配电线路三相短路接地线路突然三相来电、两相来电 (三相、两相突然来电切除故障时间不超过10s) 、单相来电时, 因线路上的电压均低于人体安全电压, 人体相对安全。当10kV配电线路三相短路接地, 线路突然三相来电、两相来电后故障切除时间大于10s时, 人体安全不能确保。
2) 10kV长坡线三相短路不接地情况下, 由于该线路周围有带电线路, 合闸前、分闸后在被测试线路上均有工频感应电压, 其幅值约128V, 在此情况下该电压值已超过GB/T 3805-2008中对人体安全电压的限制值33V。在三相合闸后, 三相线路对地电压工频值的最小值为105.2V, 不超过100ms时间时保证人体安全的最低电压限制300V, 但大于1～10s的保证人体安全的电压值。线路分闸时, 分闸脉冲上叠加有一指数衰减的直流分量, 此分量是线路三相参数不对称, 合闸后存在零序电压, 在分闸时电荷通过线路电容、电感、电阻放电所致 (为阻尼衰减波形) , 起始幅值约600V, 其衰减时间约500ms, 衰减发生前100ms内的值大于GB/T 3805中对人体安全电压的最低值300V。综合以上三相短路不接地情况下线路从合闸前到分闸后的三个阶段, 在10kV线路上工作时, 仅在线路工作点进行三相短路而不接地的方式是不安全的。
3) 试验线路属于中性点非有效接地系统, 入地电流只有线路对地或是相间的电容电流, 该值正常情况下不允许超过30A。本次试验验证了四种工况下短路点周围无短路电流流过, 所测得跨步电压值均远低于安全要求值。
6 结论
1) 电力配网线路有人工作时, 线路突然来电, 在线路短路接地点的跨步电压小, 远低于安全要求值, 在接地点周围地面的工作人员因跨步电压遭到伤害的风险极低, 地面工作人员安全。
2) 电力配网线路有人工作时, 当短路电流小于8kA, 杆塔接地电阻满足要求, 线路装设三相短路接地线时, 若线路突然三相来电、两相来电 (故障切除时间不大于10s) 、单相来电, 在这种情况下线路有人工作, 工作人员因线路意外来电遭到伤害的风险较低, 工作人员安全。
3) 电力配电网配电线路有人工作时, 当线路装设三相短路线, 但不接地时, 线路突然来电, 由于线路三相参数不一致, 此时合闸后存在零序电压, 在分闸时电荷通过线路间电容、电感、电阻释放形成起始值较大的阻尼衰减放电, 衰减放电时间较长。同时由于线路不接地, 线路上可能存在不同幅值的感应电压。本次试验验证了线路上存在大于人体安全电压值的电压, 故在这种情况下线路有人工作, 工作人因线路意外来电遭到伤害的风险较高, 工作人员不安全。
通过10kV配电线路人工三相短路接地试验, 证明了可靠装设接地线对保障工作人员人身安全极其重要。在进行线路停电作业前, 工作人员必须在工作地段两端和有可能送电到停电线路的分支线 (包括用户) 可靠装设三相短路接地线, 接地线应接触良好, 连接可靠, 不能使用缠绕的方法进行接地或短路, 接地点接地电阻应满足要求, 接地导通应良好, 在此种情况下, 线路意外来电带来的人身安全风险较低, 相反若工作人员没有可靠装设接地线, 人体面临的安全风险较高。当然, 本次试验只是众多意外情况中的一种, 不能代表全部, 人体安全风险还与工作地点电源容量、短路电流、作业环境、故障持续时间等因素有关, 因此, 工作人员在实际工作中应严格执行保证安全的各项组织措施和技术措施, 从源头上杜绝工作地点意外来电的可能性。
参考文献
[1]王钢, 陶家琪, 徐兴伟.东北电网500kV人工三相接地短路试验总结[J].电网技术, 2007, 31 (4) :43~48.
三相短路故障论文 篇3
在单一发电机供电系统或简单的系统网中, 阻尼绕组能对同步发电机的振荡起稳定作用, 提高系统的动态稳定性[4]。但是, 阻尼绕组的存在会影响发电机短路电流的大小。文献[3-4]分析了同步发电机不同负载下, 突然三相短路时定/转子电流、电磁转矩和扭矩的变化规律;文献[5]指出电机对称短路时, 最大短路电流发生在短路发生后的后半个周期左右, 并与短路发生时的相位有关。但以上文献均没有考虑阻尼绕组对短路电流的影响。文献[6]分析了阻尼绕组采用不同连接形式和不同材料对削弱负序磁场、降低电压波形正弦畸变率的影响;文献[7]仿真分析了不同短路类型下发电机阻尼绕组的负面影响, 指出阻尼绕组的存在会导致短路电流的增加和高次谐波问题, 但文中只是对仿真现象进行了总结, 并没有从影响机理的角度进行深入分析。
本文从磁势与电流关系的角度, 分析了同步发电机三相短路的物理过程和阻尼绕组对同步发电机定转子短路电流的影响机理, 并基于MATLAB/Simulink搭建了仿真模型。
1 原理
1.1 同步电机基本方程
在静止坐标系下, 由于转子的旋转, 使得直流磁势对应的磁阻不同。为了使得磁阻恒定, 方便于对电流进行求解, 需要将转子“静止”, 也即采用同步坐标系, 并将电机参数变换到dq坐标系下。
具有阻尼绕组的同步电机在dq坐标下电压方程为[2]
磁链方程为
式中:ud、uq为d、q轴定子电压;id、iq为d、q轴定子电流;ψd、ψq为d、q轴定子绕组磁链;ufd为励磁绕组电压;ifd为励磁绕组电流;ψfd为励磁绕组磁链;i1d、i1q为d、q轴阻尼绕组电流;ψ1d、ψ1q为d、q轴阻尼绕组磁链;r为定子绕组电阻;Rfd为励磁绕组电阻;R1d、R1q为d、q轴阻尼绕组电阻;p为微分算子;w为转子电角速度;xd、xq为d、q轴同步电抗;xad、xaq为d、q轴电枢反应电抗;Xffd为励磁绕组电抗;Xf1d=X1fd为励磁绕组与d轴阻尼绕组间的互电抗;X11d、X11q为d、q轴阻尼绕组电抗。
当不计及阻尼回路时, 变量ψ1d、ψ1q、i1d、i1q及其所在的方程不存在。无阻尼和含阻尼绕组时的磁路分布如图1所示。从图1中可以看出, 阻尼绕组的存在改变了定子直流磁链的磁路, 使其仅仅通过气隙, 很少部分通过转子锻件。由于气隙的磁导远小于铁磁材料, 对应的电感和电抗就小很多, 因此, 含阻尼绕组的次暂态过程中, 磁路为定子漏抗、气隙阻抗、阻尼绕组漏抗和转子漏抗。无阻尼绕组的暂态过程中, 磁路为定子漏抗、气隙阻抗和转子漏抗。二者对比, 含阻尼绕组时磁路更长。
1.2 同步电机空载突然三相短路过程分析
同步发电机空载突然短路过程中, 原有的电压平衡、磁链平衡被打破。
突然短路导致机端电压突变, 电枢中产生空间位置不变、大小随时间衰减的突变磁势。根据电压与磁势的关系, 可知与该磁势对应的电流正比于磁势与磁阻的比值。电枢直流磁势通过极靴和气隙与定子构成磁路, 根据转子的物理结构, 对于凸极机来说, 交直轴磁路的磁阻不同, 电枢中的直流在不同时刻、不同转子位置是不一样的。综上, 电枢电流可以分解为一个衰减的直流和一个倍频变化的交流。二者由定子直流磁势产生, 所以持续的时间都为定子的时间常数。
根据磁链守恒原理, 转子中突变出与电枢直流磁势大小相等、方向相反的磁势, 该磁势与转子相对静止, 相对定子做工频旋转。转子直流磁势与转子转速同步, 大小随时间衰减, 会在定子电枢中因相对运动产生工频交流电流, 且其幅值也随时间衰减。而转子中也会相应产生一个衰减的直流, 二者的衰减时间常数都为转子时间常数。
定子直流磁势相对于转子表面产生相对运动, 所以会在转子绕组中产生工频交流分量, 其衰减时间常数亦为转子时间常数。
1.3 定子电流的计算
在分析突然三相短路时, 可以利用叠加原理, 认为不是发生了突然短路, 而是在电机机端突然加上了与电机短路前端电压大小相等、方向相反的三相电压。这样考虑时, 同步电机的突然三相短路问题就变成了两种工作情况的综合问题:1) 与短路前一样的稳态运行状况;2) 突然在电机机端加上与短路前的端电压大小相等、方向相反的三相电压[3]。
电机突然三相短路后的定子电流可分为两部分来计算。将它们合并后, 即得同步发电机突然三相短路后的实际电流为
阻尼绕组会导致x″d<xd, yd变大, iq变小。
变换到uvw坐标下, 令短路前空载, 有δ=0, U=E。
有阻尼时u相电流为 (初始值为E″/x″d, 稳态值为E/xd)
无阻尼时u相电流为 (初始值为E'/x'd, 稳态值为E/xd)
式中:δ为同步发电机功角;T″d为纵轴超瞬变电流的衰减时间常数;T'd为纵轴瞬变电流的衰减时间常数;Ta为定子非周期电流的衰减时间常数;U为同步发电机机端的相电压有效值。
1.4 转子电流的计算
突然三相短路后, 电机转子中的电流也可分成两部分来计算:1) 原来稳态三相对称运行时的转子电流;2) 突然在电机机端加上与短路前的端电压大小相等、方向相反的三相电压所引起的转子电流[3]。
有阻尼时励磁绕组短路电流为
无阻尼时励磁绕组短路电流为
2 仿真分析
2.1 仿真模型
利用MATLAB/Simulink仿真软件搭建如图2所示的仿真系统, 电机设置如图3所示。
选择恒转速模式, 以模拟突然短路过程中转子转速因惯性来不及变化;Rotor type选择round, 为隐极机。在parameters选项中, 对于含有阻尼的同步电机, 从上文看出xd″<xd', 对于隐极机, 二者近乎相等, 更改该参数可以模拟阻尼绕组的效果。
阻尼绕组实际结构如图4所示, 是以铜条或铝条在转子端部将转子大小齿加以连接。
未加阻尼绕组时, D轴方向也就是大齿上可近似为多条导体构成的导电网, 该网作用与D轴阻尼绕组近似。加阻尼绕组之后, Q轴方向也就是小齿之间通过阻尼导条构成了导电通道, 此时有了Q轴阻尼绕组。根据上述特点可以判定:无阻尼机组Q轴时间常数很大, 近似开路;含阻尼机组Q轴时间常数与D轴时间常数处于同一数量级, 但是要大于后者。因此, 在DQ轴时间常数中, D轴开路 (open circuit) 为无阻尼, DQ均短路 (short circuit) 为含阻尼。
2.2 含阻尼绕组的同步电机突然三相短路仿真分析
含阻尼绕组的同步电机在突然短路的暂态过程中, 定子电流中包含如下4个分量:
1) 以定子时间常数衰减的直流分量;
2) 以定子时间常数衰减的倍频分量;
3) 不衰减, 持续到故障消失的工频分量;
4) 以转子时间常数衰减的工频分量。
转子电流中包含如下2个分量 (排除正常的励磁电流) :
1) 以转子时间常数衰减的直流分量;
2) 以定子时间常数衰减的工频分量。
仿真3 s时同步电机突然三相短路, 定子短路电流和转子短路电流仿真曲线如图5所示。
从图5中可以看出, 定子短路电流的dq分量中都存在直流分量, 这是因为定/转子都在短路暂态过程中产生随时间衰减的直流磁势, 定子直流磁势相对定子静止, 而转子直流磁势相对转子静止, 相对定子为额定转速。直流磁势周期性地经过不同的磁路产生定子倍频电流。而短路瞬间的直流磁势为直轴磁势, 周期性变化的磁阻也仅有直轴磁阻, 所以可以看出倍频分量仅存在于d轴, 运行结果与原理相一致。根据dq坐标变换, 工频分量、倍频分量的dq分量为直流, 而直流经过dq坐标变换为工频电流。
2.3 含阻尼和无阻尼同步电机突然三相短路对比分析
有阻尼和无阻尼的短路电流对比如图6所示。初步对比两个电流, 含有阻尼绕组时, 短路电流幅值更大, 符合理论分析。
电流中各个分量的变化情况, 还需要进一步分析。静止UVW坐标系下, 有无阻尼绕组U相短路电流衰减工频分量、倍频分量、直流分量对比如图7—图9所示。
由图7—图9可以初步验证, 阻尼绕组的存在会使短路电流暂态最高值增大, 但基本不影响短路电流稳态值。具体的影响过程需要借助dq0坐标系下, d轴与q轴的相互作用进行分析。
含阻尼绕组时定子dq轴短路电流和磁势的变化曲线如图10所示。
对比图10波形中d轴电流和d轴磁势, 波形走势相同, 说明电流的变化源于磁势的衰减和变化。定子电流衰减的时间, d轴约为1.32 s, q轴约为0.34 s, 等于定子磁场衰减的时间, 取决于定子时间常数。这与电机的参数是相互吻合的, 印证了上文的物理过程。
含阻尼和无阻尼下的励磁绕组短路电流对比如图11所示。
由图11可以看出, 含阻尼绕组的情况下, 电流ifd中按时间常数Td衰减的部分一般为负值, 因此其非周期分量曲线的开始阶段具有下弯的特点。这是因为阻尼绕组分担了一部分转子感应电流, 使得转子初始短路电流与无阻尼时相比经历了大幅降低过程, 暂态电流的恢复时间与阻尼绕组的时间常数有关。
3 结论
1) 对定子短路电流来说, 阻尼绕组改变了暂态磁通对应的磁路, 使磁路拉长、磁阻增大, 形成的磁路对应的次暂态电抗小于暂态电抗, 造成短路电流直流分量、倍频分量的增大。在dq坐标系上, 阻尼绕组的存在增大了d轴磁路的磁阻, 其定子短路电流d轴分量明显提高。短路暂态直流磁势的空间位置固定在d轴, 所以未在q轴发现直流分量, 这与短路初始状态相关, 若短路前同步电机不处于空载状态, 短路后q轴也将出现直流分量。
2) 对转子短路电流来说, 阻尼绕组的存在使得转子暂态电流有了很大的变化。由于阻尼绕组分担了一部分转子感应电流, 使得转子初始短路电流与无阻尼时相比经历了大幅降低过程, 暂态电流的恢复时间与阻尼绕组的时间常数有关。
3) 阻尼绕组与转子绕组并联, 构成了定子暂态磁势、暂态电流的衰减通道, 与单纯的转子绕组相比, 阻尼绕组的存在不仅降低了转子绕组中的电流, 还加速了能量的衰减。
参考文献
[1]李光琦.电力系统暂态分析[M].第三版.北京:中国电力出版社, 2007.LI Guangqi.Analysis of power system transient state[M].3rd Version.Beijing:China Electric Power Press, 2007.
[2]胡虔生, 胡敏强.电机学[M].第二版.北京:中国电力出版社, 2009.HU Qiansheng, HU Minqiang.Electromechanics[M].2nd Version.Beijing:China Electric Power Press, 2009.
[3]高仕红.同步发电机突然三相短路的仿真研究[J].湖北民族学院学报:自然科学版, 2008, 26 (1) :36-40.GAO Shihong.Simulation study of synchronous generator on sudden three-phase short circuit[J].Journal of Hubei Institute for Nationalities (Natural Science Edition) , 2008, 26 (1) :36-40.
[4]童旭松, 李桂芬, 孙玉田.大型汽轮发电机并网运行机端突然短路的仿真分析[J].黑龙江电力, 2006, 28 (2) :101-104.TONG Xusong, LI Guifen, SUN Yutian.Simulating analysis of short circuit in a sudden for a parallel-operated large-capacity turbine generator[J].Heilongjiang Electric Power, 2006, 28 (2) :101-104.
[5]乔鸣忠, 张晓锋, 任修明.多相永磁同步电动机突然对称短路的分析[J].电工技术学报, 2004, 19 (4) :17-22.QIAO Mingzhong, ZHANG Xiaofeng, REN Xiuming.Research on sudden symmetrical short circuit of the multi-phase permanent magnet synchronous motor[J].Transactions of China Electrotechnical Society, 2004, 19 (4) :17-22.
[6]杨静, 王维俊, 江渝, 等.小型单相同步发电机阻尼绕组作用分析[J].重庆大学学报, 2009, 32 (3) :269-272.YANG Jing, WANG Weijun, JIANG Yu, et al.Damper winding in small single phase synchronous generators[J].Journal of Chongqing University, 2009, 32 (3) :269-272.
三相短路故障论文 篇4
关键词：三相短路,磁链初值平衡电路,频率成分,解析计算模型,双馈感应发电机
0 引言
由于双馈感应发电机(DFIG)之间的控制策略和控制参数不同,导致DFIG电磁暂态过程的特性分析没有统一的结论,因此,考虑采取极限分析的方法来研究DFIG的电磁暂态过程。电网电压跌落后,从DFIG转子侧电压的控制效果来看,存在2种极限运行方式:(1)转子侧电压不发生改变;(2)转子侧电压的调整速度非常快,瞬间实现了转子侧电流的调整。一般运行方式下,DFIG的电磁暂态过程都将介于这2种方式之间。
目前的研究成果中,较多文献研究了转子侧电压保持不变、定子侧三相短路故障后的电磁暂态过程,涉及的研究方法有时域仿真法、频域分析法和物理过程分析法。文献[1-2]通过时域数值计算的方式求解DFIG的微分代数方程,这类求解方法精确度最高,也最为常用,同时也是检验其他分析方法所得结论是否有效的常用方法;文献[3-4]在“转子侧端电压不变”条件下,通过频域分析得到了短路电流在时域的解析解,由于四阶符号矩阵不便于用解析的方式进行求逆,文献[3]得到的解析解中并未给出各频率分量幅值和初相位的计算方法,而文献[4]的解析解中各频率分量幅值和初相位的计算方法太过繁琐和复杂;在物理过程分析法中,有关“短路瞬间磁链保持不变”引起的电流分量之间的对应关系基本上是明确的,但有关“转子侧电压保持不变”时对短路暂态电流频率成分及其对应关系的看法却分歧较大,有关短路电流频率成分的论证与频域分析法所得结论也不统一;文献[5]忽略了转子侧电压对电流暂态分量的影响;文献[6]认为转子侧电压产生的电流的暂态分量在dq坐标系下表现为衰减的直流,这与频域分析法得到的结论不一致;文献[7]的分析结论中,定、转子绕组之间短路电流的频率成分不同,这与频域分析得到的结论有较大差异。物理过程分析法的研究成果中存在的不全面之处还表现在:文献[8]定量分析了空载条件下的短路电流,但对负载条件下的短路电流了只作了定性的分析;文献[9]的结论忽略了DFIG转差频率对暂态电流的影响。
频域分析法用于求解各频率分量幅值和初相位的解析表达式存在不足,而物理过程分析法对DFIG电磁暂态过程的分析又存在分歧,为了统一DFIG定、转子侧电流电磁暂态过程的研究结论,本文在现有的研究基础上,推导了DFIG三相短路电流的解析计算模型。分析过程中为了便于考核模型的适用性以及与现有成果进行对比分析,仍然以三相短路故障和“转子侧电压保持不变”为研究条件。
1 DFIG三相短路故障后的物理过程分析
1.1 基本模型
DFIG模型的基本假设为:(1)dq坐标系的q轴领先d轴90°;(2)定子侧和转子侧的相电压和相电流遵循电动机惯例;(3)定、转子绕组中正向电流产生正向磁链;(4)DFIG在d,q轴方向上对称。根据上述假设,DFIG的标幺值模型如下式所示:
式中:usd,usq,urd,urq分别为定子侧和转子侧电压的d,q轴分量;isd,isq,ird,irq分别为定子侧和转子侧电流的d,q轴分量;φsd,φsq,φrd,φrq分别为定子侧和转子侧磁链的d,q轴分量;s为转子转差;ω0为同步转速;Lσs,Lσr分别为定子侧和转子侧的漏感;Lm为定子与转子之间的互感;Ls=Lσs+Lm,Lr=Lσr+Lm分别为定子侧和转子侧的自感。
由式(1)和式(2)可得DFIG在d,q轴方向上的动态等效电路[10,11],如图1所示。
1.2 三相短路后的物理过程分析
DFIG转子侧逆变器通过馈送频率为转差频率(转差乘以同步频率)的交流励磁电流,实现DFIG的同步化运行,因此,DFIG三相短路故障后的物理过程与同步发电机的物理过程相似。突然短路时,定、转子绕组中的短路电流由3个部分组成:(1)定子侧磁链初值引起的电流;(2)转子侧磁链初值引起的电流;(3)转子侧电压产生的电流。将短路电流的响应过程按照零输入响应和零状态响应划分,则部分(1)和(2)的响应过程为零输入响应,而部分(3)的响应过程为零状态响应。
短路时刻,部分(1)和(2)的响应过程将分别在dq坐标系下感应出频率为ω0和sω0的交流分量,文献[3,6]研究这个问题时给出了分析思路,但有关转子侧电压的零状态响应过程却存在分歧。这里采用文献[3-4,6]的假设———转子侧电压幅值和初相位保持不变,对转子侧电压的零状态响应进行分析。
一阶电路任意激励下的三要素法如下式所示:
式中:fp(t)为三相短路故障后的稳态解;f(0+)为三相短路前状态量;fp(t)|0+为稳态解在t=0+时刻的值;τ为衰减时间常数。
因为这里考虑的是转子侧电压的零状态响应,因此f(0+)=0,此时式(3)化简为:
DFIG为了保持同步运行,转子侧绕组中施加电压的频率为转差频率。在转子侧三相静止坐标系中,幅值和初相位不变、频率为sω0的转子电压最终将形成稳定的频率为sω0的电流,不妨设此电流具有如下形式:
根据式(4)描述的零状态响应过程可知,此时fp(t)=i∞sin(sω0t+δ),而fp(t)|0+=i∞sinδ。由于fp(t)|0+=i∞sinδ为常数,因此可以得到如下结论:在三相静止坐标中,转子侧电压将产生稳定的转差频率分量i∞sin(sω0t+δ)和衰减的直流分量-i∞e-τtsinδ;三相静止坐标系中稳定的转差频率分量在dq同步坐标系下表现为稳定的直流分量,而衰减的直流分量表现为转差频率的衰减分量。
综上所述,DFIG发生三相短路故障后,定、转子磁链初值将分别激发衰减的工频感应电流和衰减的转差频率感应电流,而转子侧电压将同时产生稳定的直流和衰减的转差频率电流,详细的频率大小和依存关系见附录A表A1。
1.3 衰减时间常数分析
相互耦合的电感线圈的自由电流衰减时间常数由电路的代数微分方程组的特征根确定,由于DFIG定、转子之间的耦合关系复杂,用严格的数学方法进行计算较为繁琐,为了确定自由电流分量的衰减时间常数,这里采用简化原则[12]:(1)在短路瞬间,为了保持本绕组磁链不变而产生的自由电流,按照本绕组的衰减时间常数衰减;(2)一切与该自由电流发生依存关系的其他自由电流均按同一时间常数衰减。根据这2个简化原则分析可得:dq轴电流中与定子侧磁链初值相关的自由分量的衰减时间常数分别为Tsd和Tsq,而与转子侧磁链初值以及转子侧电压相关的自由分量的衰减时间常数为Trd和Trq,详细的时间常数描述见附录B表B1。
由于DFIG在d,q轴方向上对称,因此,d,q轴方向上自由电流分量的衰减时间常数相同,即Tsd=Tsq=Ts,且Trd=Trq=Tr。
综合文献[4]中电流分量的频率模型可知:在确定Ts时,应计及短路转子绕组的影响;在确定Tr时,应计及短路定子绕组的影响。确定Ts和Tr的等值电路如图2所示。
根据图2可得定、转子回路的衰减时间常数为:
式中:M=LsLr-Lm2。
2 三相短路电流计算
2.1 短路电流的零输入响应
零输入响应包含定、转子磁链初值引起的感应电流。设三相短路故障后定、转子绕组的磁链初值分别为φsd0,φsq0,φrd0,φrq0,则由图1可知,定、转子磁链平衡电路如图3所示。
图3(a)中,isd(q)1,0和Δird(q)1,0分别为定子侧磁链初值d(q)轴平衡电路中定子侧和转子侧的电流初值;图3(b)中,Δisd(q)2,0和ird(q)2,0分别为转子侧磁链初值d(q)轴平衡电路中定子侧和转子侧的电流初值。根据图3(a)所示磁链平衡电路,求解定子侧磁链初值不变引起的感应电流的初值,如下式所示:
由于isd1,isq1,Δird1,Δirq1的振荡频率为ω0,衰减时间常数为Ts,因此,定子侧磁链初值不变引起的感应电流量的时域解析式为:
式中:φs0和δ1分别为定子侧磁链初值的幅值和相位,
φsd0和φsq0的计算过程见附录C。
根据图3(b)所示磁链平衡电路,求解转子侧磁链初值不变引起的感应电流的初值,如下式所示:
由于ird2,irq2,Δisd2,Δisq2的振荡频率为sω0,衰减时间常数为Tr,因此,转子侧磁链初值不变引起的感应电流量的时域解析式为:
式中:φr0和δ2分别为转子侧磁链初值的幅值和相位,
φrd0和φrq0的计算过程见附录D。
2.2 短路电流的零状态响应
短路电流的零状态响应由转子侧电压产生,转子侧电压回路如图4所示。
设定子侧稳态电流的幅值和相位分别为is∞和δsu,转子侧稳态电流的幅值和相位分别为ir∞和δru,则
式中:isd∞,isq∞,ird∞,irq∞的计算过程见附录E。
此时,短路电流的零状态响应为:
2.3 三相短路电流解析计算模型
DFIG发生三相短路故障后,定、转子绕组中电流的解析表达式由1.2节中的3个部分电流叠加而成,如下式所示:
计算过程中需要的输入量只有短路前转子侧电流、定子侧电压和转子的转速。
2.4 暂态电流频率分析
由式(21)和式(22)可知,在短路发生时刻,定、转子绕组中的电流只有稳定的直流分量和频率分别为ω0,sω0的衰减的交流分量,与频域分析法的结论相同,统一了物理过程分析法与频域分析法关于短路电流频率成分的结论。又由文献[12]可知,同步发电机的短路电流含有稳定的直流分量、衰减的直流分量以及衰减的频率为ω0的交流分量,与同步发电机短路电流相比,DFIG的短路电流中新增了频率为sω0的衰减的交流分量,而缺少了衰减的直流分量。产生这一变化的本质原因是同步发电机采用直流进行励磁,而DFIG采用转差频率进行励磁。
2.5 简化计算模型
式(21)和式(22)中的直流项是定子侧和转子侧电流的强迫分量,而交流项则表示了定子侧和转子侧电流的自由响应分量。自由响应分量中,频率为ω0的分量由定子侧磁链变化引起,而频率为sω0的分量则由转子侧磁链变化产生。根据解析计算模型的推导假设可知:三相短路故障后,转子侧磁链变化相对较小,因此,频率为sω0的分量的幅值较小。此时式(21)和式(22)可以简化为:
3 仿真分析
3.1 仿真条件和测试
以1.5 MW DFIG的机端三相短路故障为测试算例,验证模型中短路电流解析式的有效性。DFIG的基本参数见附录F,测试中风速保持为14 m/s,齿轮传动比率为100.48,稳态时转子转速为1.163 5rad/s。仿真过程中,经典模型采用MATLAB时域仿真进行求解。
t=2s时,DFIG机端发生三相短路故障,定子d,q轴电流和转子d,q轴电流见图5。
定子侧发生三相短路故障后,定、转子电流经过0.5s后进入稳态。从仿真结果来看,解析计算模型能够准确描述DFIG定子侧发生三相短路故障后,定、转子绕组中短路电流的变化过程。
3.2 频率分析
由2.4节可知,定、转子短路电流中含有直流分量、50Hz的同步频率分量和转差频率分量,当转子转速为1.163 5 rad/s时,转差频率sω0为8.175Hz。对MATLAB的时域仿真计算得到的定、转子电流分量进行快速傅里叶变换分析,验证定子侧和转子侧电流的幅频特性,结果如图6所示。
图6中,定、转子电流的频率分量为直流分量、50Hz和8.1Hz的交流分量,这与解析计算结果一致。由于8.1Hz交流分量的幅值相对于50 Hz交流分量的幅值较小,因此,可以忽略转子侧磁链变化引起的自由分量,实现解析计算模型的简化。
4 结语
2种极限条件下的电磁暂态过程分析确定了DFIG电磁暂态过程的边界。本文分析了“转子侧电压保持不变”这一条件下的电磁暂态过程,以三相短路故障为分析对象研究了DFIG短路电流的解析表达式,并仿真验证了解析式的有效性。相对于经典模型在时域求解微分代数方程或者在频域求解高维代数方程的复杂过程,本文提出的短路电流解析计算式能较为简单地计算短路电流各频率分量的幅值和初相位;相对于物理分析法在频率成分和衰减时间常数分析上存在的分歧,本文推导的解析式统一了这2个方面在频域分析与时域分析的结论。本文提出的解析计算模型具有物理概念清晰和明确、计算速度快、计算精度高的特点,且对分析电磁暂态过程中过电流的大小和影响因素也有借鉴价值。
参考文献
[1]MORREN J,de HAAN S W H.Ridethrough of wind turbineswith doubly-fed induction generator during a voltage dip[J].IEEE Trans on Energy Conversion,2005,20(2):435-441.
[2]ZHANG Yang,LIN Li,YANG Yihan.Study on transientcharacteristics of grid-connected wind power generators[C]//Proceedings of the 8th International Power EngineeringConference,December 3-6,2007,Singapore:520-525.
[3]杨淑英,张兴,张崇巍,等.电压跌落激起的双馈型风力发电机电磁过渡过程[J].电力系统自动化,2008,32(19):85-91.YANG Shuying,ZHANG Xing,ZHANG Chongwei,et al.Electro-magnetic transition of doubly fed wind turbines initiatedby voltage dip[J].Automation of Electric Power Systems,2008,32(19):85-91.
[4]VICATOS M S,TEGOPUIOS J A.Transient state analysis ofa doubly-fed induction generator under three phase short circuit[J].IEEE Trans on Energy Conversion,1991,6(1):62-68.
[5]MORTEZAPOUR V,LESANI H,ABBASZADEH A.Shortcircuit current calculation of doubly fed induction generator[C]//Proceedings of International Conference on ElectricPower and Energy Conversion Systems,November 10-12,2009,Sharjah,The United Arab Emirates:1-5.
[6]LI D D.Analysis of short circuit current of wind turbine-doublyfed induction generator[C]//Proceedings of IEEE Conferenceon Industrial Electronics and Applications,May 24-26,2006,Singapore:1-5.
[7]ZHANG Luhua,CAI Xu,GUO Jiahu.Dynamic responses ofDFIG fault currents under constant AC exitation condition[C]//Proceedings of Asia-Pacific Power and Energy EngineeringConference,March 28-31,2009,Wuhan,China:1-4.
[8]张学广,徐殿国,李伟伟.双馈风力发电机三相短路电流分析[J].电机与控制学报,2008,12(5):493-497.ZHANG Xueguang,XU Dianguo,LI Weiwei.Analysis ofthree-phase short circuit current of doubly fed inductiongenerator[J].Electric Machines and Control,2008,12(5):493-497.
[9]关宏亮,赵海翔,刘燕华,等.风力发电机组对称短路特性分析[J].电力自动化设备,2008,28(1):61-64.GUAN Hongliang,ZHAO Haixiang,LIU Yanhua,et al.Symmetrical short circuit analysis of wind turbine generator[J].Electric Power Automation Equipment,2008,28(1):61-64.
[10]胡家兵,贺益康,郭晓明,等.不平衡电压下双馈异步风力发电系统的建模与控制[J].电力系统自动化,2007,31(14):47-56.HU Jiabing,HE Yikang,GUO Xiaoming,et al.Modeling andcontrol of the DFIG based wind-power generation system underunbalanced grid voltage conditions[J].Automation of ElectricPower Systems,2007,31(14):47-56.
[11]尹明,李庚银,周明,等.双馈感应风力发电机组动态模型的分析与比较[J].电力系统自动化,2006,30(13):22-27.YIN Ming,LI Gengyin,ZHOU Ming,et al.Analysis andcomparison of dynamic models for the doubly fed inductiongenerator wind turbine[J].Automation of Electric PowerSystems,2006,30(13):22-27.
三相短路故障论文 篇5
近年来,负荷的动态特性对系统运行稳定性特别是电压稳定性的影响引起了广泛关注,但负荷动态特性对短路电流的影响还没有引起足够的重视。
传统上,在对输电网进行短路电流计算时,大多不考虑负荷特性,而仅在电气设备选型时,考虑负荷特性,且以恒定阻抗为主;而考虑负荷近端故障时,才会考虑负荷的动态特性[1,2,3]。
随着电力系统的发展,受端电网日益加强,使之形成了紧密型的受端电网结构,主要表现在系统短路容量增大,当主网发生短路且继电保护尚未切除故障时,会造成系统电压普遍大幅下降。这从2009年3月7日上海电网外高桥二厂500 kV母线发生三相金属性短路中可见一斑,短路时上海电网大多数负荷节点电压均在0.3～0.7(标幺值)之间,甚至更低。在这种情况下,占负荷主要成分的电动机会产生反馈电流,部分反馈电流流向短路点,增大了短路电流。因此,有必要考察负荷的动态特性对受端电网短路电流的影响程度。
1 短路电流常规计算方法
电力系统发生短路后,短路全电流中包含周期分量和非周期分量。非周期分量是自由分量,将衰减为0,一般不详细计算,只近似估计其对短路全电流影响最严重的情况。短路电流周期分量既包含自由(暂态、次暂态)分量又包含强制(稳态)分量,是电力工程实践中需重点计算的,下文如无特殊说明,短路电流即指短路电流周期分量。
现国内输电网的短路电流计算一般采用BPA,PSASP,PSS/E等电力系统分析软件的短路电流计算模块,基于或不基于潮流计算,但均未考虑短路电流的衰减,即只计算短路瞬间的短路电流周期分量,本文称其为常规短路电流计算。
常规短路电流计算符合现行国家标准[1],不基于潮流计算时忽略负荷,基于潮流计算时将负荷等效为静态模型,均未考虑负荷的动态特性。
2 负荷模型对短路电流影响的仿真
一般用上述电力系统分析软件的机电暂态仿真模块来计算电力系统的功角稳定和电压稳定性。实际上机电暂态模块也可用于计算短路电流,虽然准备数据的工作量要远大于常规短路电流计算,但存在以下优点:①可考虑不同的负荷模型,包括负荷动态模型对短路电流的影响;②可计算出短路发生后任意时刻的短路电流周期分量有效值。如果采用与常规短路电流计算模块相同的静态负荷模型,两者计算出的短路瞬间的短路电流周期分量完全相同。
本文选用PSS/E电力系统分析软件的机电暂态分析模块对华东电网2008年底正常方式进行不同负荷组合模型下的短路电流计算和对比分析。该方式系统模型包含整个华东电网110 kV及以上的相关母线、线路、变压器及其接入的发电机,有4 000多条母线、800多台发电机、3 300多条线路、3 000多台变压器、1 300多个等效负荷。图1中只画出了本文重点说明的母线与支路关系。
2.14种负荷组合模型
PSS/E机电暂态分析模块可将负荷处理为静态恒阻抗—恒电流—恒功率(ZIP)模型和动态等值电动机模型的不同组合。本文采用表1所示的4种不同负荷组合模型,其中动态负荷模型参数采用文献
[4]中某220 kV变电站低压侧负荷实测模拟数据,其性质(如主要影响定子周期分量衰减速度的转子电抗、电阻)与IEEE动态负荷特性工作组推荐的负荷模型6(工业和居民用户综合负荷特性)[5]相当,也与文献[6]所用负荷模型相当。华东电网在进行日常稳定性校核例行计算时使用负荷模型组合③。
针对现有的华东电网仿真数据中负荷在220 kV变电站高压侧建模的实际情况,进行了考虑220 kV变压器漏抗的灵敏度分析,即负荷模型采用组合④,负荷分别接于220 kV变压器高压侧和低压侧,用机电暂态模块分别计算短路电流。负荷接于220 kV变压器低压侧时统一考虑华东电网220 kV变压器漏抗0.1(标幺值,以所在节点负荷视在功率为基值,考虑到变压器容量应大于此视在功率,所以实际参与计算的变压器漏抗大于0.1)。2种情况下所得结果相差1%左右。鉴于是否考虑220 kV变压器漏抗对计算结果影响不大,所以下文分析时负荷仍接于220 kV变电站高压侧。
2.2 不同负荷模型下系统短路电流仿真结果
在上海电网中选取数个短路点,在不同的负荷模型组合下用机电暂态模块进行计算,其中当三相短路发生在南桥500 kV和220 kV母线时的计算结果如图2所示。
观察图2可知,不同的静态负荷模型组合(组合①～③)所得的计算结果相差不大,其中又以组合①的数值最大,而组合①是100%恒阻抗模型,这表明因为考虑了静态负荷模型下最严重的情况,一般电力系统分析软件的短路电流计算模块基于潮流的计算将静态负荷等效为恒定阻抗是适当的。同时,含有动态负荷的组合④在短路后的100 ms内其短路电流明显大于静态负荷组合①～③的短路电流计算结果,到近100 ms时则接近静态负荷组合①的计算结果。更改短路点作类似计算,所得不同负荷模型下短路电流大小比较规律不变。
2.3 仿真结果的机理分析
为对上述现象作机理分析,设电力系统接线见图3(a),其中
假设在短路过程中电源提供的电流总量相同,则由于短路后负荷端电压小于正常工作电压,在静态负荷组合①～③中,组合③(恒功率负荷)的分流效果将最大,其次是组合②(恒电流负荷),最后是组合①(恒阻抗负荷),因此,采用静态模型时负荷组合①计算所得短路点的短路电流最大。
对于动态负荷,在短路瞬间及其后续短暂的暂态过程中,不考虑其机械特性仅考虑其电磁特性,可将其等效为带有内电抗的衰减电势源。如果短路后系统电压下降不明显,其端电压将大于其内电势,此时动态负荷仍起分流作用;但如果短路后系统电压下降较大,则其端电压将小于其内电势,此时动态负荷对短路点电流将起增流作用,直到内电势衰减到端电压以下,负荷电流重新起分流作用。短路暂态过程中动态负荷端电压越低,其增流作用越明显。
当前输电网由于继电保护和断路器性能不断改善,短路故障持续时间小于50 ms的情况已占相当的比例[7],如前述的2009年3月7日发生的事故是在40 ms内切除故障的。因此,计算短路电流时若将动态负荷也等效为静态的,则所得断路器需开断的短路电流将因偏小而过于乐观,实际的短路电流有可能会超过断路器的开断能力,埋下隐患。
3 故障录波数据与仿真结果的对比分析
上述理论计算和分析结果得到了2009年3月7日事故故障录波数据的证实。
3.1 从故障录波数据中提取周期分量
故障录波器所记录的是短路全电流瞬时值,由于短路电流中含有周期分量和非周期分量,后者又与短路瞬间的电压相位密切相关,因此故障录波电流瞬时值与机电暂态仿真计算出的周期分量电流有效值之间没有可比性。因此,需先从故障录波电流数据中提取出周期分量,并求出其有效值,再与计算数据相比较进行分析。
本文采用快速傅里叶变换从故障录波的短路全电流中提取短路电流周期分量有效值,所取时间窗口为一个周期(20 ms)。从短路瞬间开始,逐步移动时间窗。一个时间窗内所得结果是该时间窗中点对应时刻的短路电流周期分量有效值。该方法经典型短路电流理论波形验证,在短路后40 ms内的误差不超过3%。由于本次故障持续时间不超过40 ms,所以分解所得短路后10～30 ms内的短路电流周期分量值可以采信。
由录波数据分解只能得到10～30 ms内的短路电流周期分量值,但用10 ms和20 ms的值可线性外推出短路瞬间的周期分量值。由于周期分量指数衰减的时间常数远大于插值间隔10 ms,所以这种由线性外推得到的值可以用于近似实际值,且应略小于实际值。同理可得40 ms时的实际值。表2中的“录波值”是录波数据分解出的周期分量的三相平均值。
注:相对误差=[(录波值-计算值)/录波值]×100%。
3.2 仿真用原始数据说明
本文第2节的计算针对华东电网2008年底正常方式,但2009年3月7日事故发生时,网络结构发生了一些变化。为与该事故故障录波数据进行对比分析,需针对2009年3月7日故障前的网络结构和运行状况进行计算,但由于种种原因,3月7日数据的详细程度只能用于进行常规短路电流计算。
简单网络的理论分析和复杂网络的大量计算实践表明,常规短路电流计算是否基于潮流对计算结果有影响,但影响并不显著。本节对2009年3月7日事故时网络结构数据进行不基于潮流的常规短路电流计算,这样所得的短路电流值大体相当于静态负荷模型下机电暂态仿真所得的短路瞬间的短路电流周期分量有效值,见表2中的“计算值”。
3.3 录波数据与仿真结果对比分析
对比表2可知,短路点的短路电流周期分量初始有效值(即表中“初始有效值”行)的计算值比录波分解值小11.97%。为找到产生上述现象的原因,考察短路时典型支路电流分布。
各典型支路电流中,计算值比录波值大的有外二厂G5支路、由石洞口二厂通往杨行的5103支路,都是电源支路,其计算值比录波值大的原因在于其发电机的次暂态电抗计算值小于实际值,不构成短路点初始有效值的计算值比录波值小的原因。
表2列出的其他各典型支路的计算值都比录波值小,这应该是短路点初始有效值中,计算值显著小于录波值的原因。虽然不能排除其他原因,如设备模型误差、设备参数误差、录波数据误差、录波分解方法误差等,但本文认为这些支路有显著差别的主要原因是其连接了大量的动态负荷,而常规短路电流计算时未考虑动态负荷对短路电流的贡献。而实际上事故时动态负荷对短路电流的增流作用不能忽视,因为事故时短路未切除前上海电网中各电压等级的残压都偏低,即负荷端电压过低。
当动、静负荷比例相差不大时,同类型支路上计算值小于录波值的程度与短路故障时该支路相关节点的残压有关。支路相关节点残压越小,支路计算值小于录波值的程度就越高,这正与动态负荷在短路瞬间的等值电路所揭示的规律相符,即负荷端残压越小,动态负荷的增流作用就越强。例如:杨行220 kV母线残压为0.543(标幺值),小于泗泾220 kV母线残压(0.687),则表2中杨行联络变压器(简称联变)计算值比录波值小35.4%,而泗泾联变计算值仅比录波值小28.95%。再如:杨行500 kV母线残压为0.226,顾路母线残压没有录波数据,但据数字仿真分析,该点残压明显比杨行残压小,表2中来自顾路的支路(外顾5119)的计算值比录波值小14.59%,大于来自杨行支路(桥行5110)的对应结果8.56%。
为了充分利用事故录波数据,多方面考察动态负荷对短路电流的影响,表3同时列出了录波数据分解所得的短路电流周期分量的衰减趋势和2008年底正常方式用机电暂态模块在负荷组合①和④下分别计算所得的短路电流周期分量的衰减趋势。由于录波数据和仿真计算数据基于不同的运行方式,所以2种情况下计算所得的绝对值没有可比性,但其变化率或变化趋势具有一定的可比性。
由表3可知,在短路电流周期分量的衰减速度方面,除纯电源支路外二G5外,录波数据的衰减最快,负荷组合①即100%恒阻抗时最慢,而负荷组合④即有40%动态负荷时介于前两者之间。由此可见,考虑动态负荷后的短路电流周期分量的衰减速度与录波分解所得短路电流周期分量的衰减速度更接近。
因此,当对上海这样的大负荷中心的输电网进行短路电流计算且故障切除时间较短时,动态负荷对三相短路电流周期分量的影响值得考虑。
4 动态负荷特性对断路器部分性能指标校核的影响
考察表2,常规短路电流计算所得短路点周期分量电流初值为46.36 kA,比录波数据分解所得周期分量的初值小11.97%;再考察表3可知,录波数据分解所得30 ms时短路电流周期分量已衰减掉14.57%(衰减到45.24 kA)。从本事故案例可知,常规短路电流计算所得短路电流值小于实际有动态负荷时短路电流周期分量的初始有效值,但大于短路后30 ms左右衰减到的数值。若高压输电网的断路器在短路后40 ms时开断短路电流,则常规短路电流计算所得结果仍可用来校验断路器的开断能力。
但需注意断路器性能的其他方面,如关合电流。断路器的关合电流通常与动稳定电流数值相等,须大于其安装处短路冲击电流,即短路电流最大可能的瞬时值,该冲击电流一般出现在短路后10 ms。
冲击电流iim与短路电流周期分量初始有效值I″的关系为:
式中:Kim为冲击系数,与短路电流直流分量衰减的时间常数有关。
当直流分量衰减时间常数为45 ms,冲击系数为1.8时,冲击电流与短路电流周期分量的比值
若系统中现有的某断路器的开断能力已用到极限,即常规短路电流计算所得短路电流已等于其最大开断能力,又恰好在某一相电源电压过零时发生三相短路,这个关合电流与开断电流比值为 2.5的断路器就有可能在短路后10 ms左右出现机械损坏而影响其后的正常工作,因为此时的冲击电流是 2.5倍的短路电流周期分量初始值,大于 2.5倍的断路器开断电流,即大于断路器动稳定电流。
综上所述,从2009年3月7日事故来看,由于动态负荷的增流作用,常规短路电流计算只能用来校核断路器的开断电流,而不能用来代替短路电流周期分量的初始有效值参与断路器动稳定校核。否则会给断路器及其他在短路时承受大电动力的设备(如隔离开关、电流互感器等)的安全带来隐患。
5 结论
1)常规短路电流计算值相当于负荷采用静态模型时计算所得的短路电流周期分量的初始有效值。
2)各种负荷模型下的理论计算与录波数据的比较证明,考虑动态负荷后,短路电流周期分量的初始有效值明显大于常规短路电流计算所得短路电流周期分量初始有效值,在短路后100 ms内这种差别逐渐减小,100 ms以后,可认为两者趋于一致。
3)在大负荷中心联系紧密的输电网中发生三相短路时,如上海电网的500 kV母线三相短路,应适当考虑上海地区的负荷动态特性计算短路电流周期分量的初始值。
4)从2009年3月7日事故的计算结果上看,现有常规短路电流计算所得短路电流值大于考虑动态负荷后短路电流周期分量在30 ms左右衰减到的数值。若高压输电网的断路器在短路30 ms后开断短路电流,则常规短路电流计算所得结果仍可用来校验断路器的开断能力。
5)为使断路器的开断容量得到充分利用,建议提高断路器关合电流与开断电流的比值。
参考文献
[1]GB/T 15544—1995三相交流系统短路电流计算标准[S].1995.
[2]IEEE Std C37.010—1999 IEEE application guide for AC high-voltage circuit breakers rated on a symmetrical current basis[S].1999.
[3]IEC 60909-0:2001 Short-circuit currents in three-phase ACsystems:Part 0 calculation of currents[S].2001.
[4]贺仁睦,徐衍会,马进,等.人工三相短路试验数据验证的负荷实测建模方法[J].电网技术,2007,31(4):59-64.HE Renmu,XU Yanhui,MA Jin,et al.Measurement-basedload modeling proved by the data recorded during artificial threephases ground tests in the power system[J].Power SystemTechnology,2007,31(4):59-64.
[5]IEEE Task Force on Load Representation for DynamicPerformance.Standard load models for power flow and dynamicperformance simulation[J].IEEE Trans on Power Systems,1995,10(3):1302-1313.
[6]张红斌,李黎,贺仁睦.动静态负荷模型在电网暂态稳定计算中的应用[J].电力自动化设备,2003,23(6):49-53.ZHANG Hongbin,LI Li,HE Renmu.Dynamic and static loadmodel application in power system transient stability calculation[J].Electric Power Automation Equipment,2003,23(6):49-53.
三相短路故障论文 篇6
1 事故经过及继电保护动作情况
1.1 事故发生经过
2010年5月31日5时47分31秒,某110 k V变电站2号主变35 k V后备保护动作启动,648 ms后35 k V侧复压过流一段出口,跳开主变中压侧302开关;在保护启动时35 k V小电流接地选线系统报368线路接地。故障发生后,经现场检查一、二次设备,各保护设备经试验无异常,35 k VⅡ段母线查无异常,后经巡线发现368线路B相接地。处理好接地故障后系统恢复正常运行方式。
1.2 事故时系统运行方式
故障前系统一次接线如图1所示,110 k V 730线路供2号主变,700开关热备用,35 k V母线分列运行,302开关供35 k VⅡ段母线。
2 短路电流和保护动作行为分析
如果故障点在母线及主变中压侧引线上,那么主变保护的动作行为正确。但经现场认真检查母线及主变中压侧引线,排除了此处发生故障的可能性,并且线路接地处理好后系统恢复正常。
2.1 保护装置动作录波图分析
为什么单相接地,主变35 k V侧复压过流一段动作跳闸,而35 k V出线保护没有跳闸呢?故障发生后,继电保护专业人员立即赶往现场,调阅了2号主变保护装置动作记录,装置动作报文显示:
5:47:31:121后备保护启动01
5:47:31:731复压过流11出口02
打印故障时2号主变中压侧后备保护录波图,如图2所示。
根据录波图,B相二次故障电流7.175 A明显达到并超过中压侧复压过流Ⅰ段定值6.9 A(二次值),2号主变中压侧后备保护装置动作正确。由于35 k V出线录波数据很小与负荷电流差不多,故没有参考价值。取故障时某一时刻相关录波矢量值(二次值),如表1所示。
2.2 保护TA配置分析
本变电站35 k V出线安装两相TA,采用两相两继电器方式接线,且所有TA接于出线A相、C相;主变后备保护电流采用三相星型方式接线。这样接线方式满足规程要求,是可行的。
2.3 保护定值配合正确性分析
保护装置无异常,那么是不是保护配置存在问题?且查阅相关定值单。
(1)2号主变35 k V侧配置后备保护(TA变比为1 500/5)。复压过流Ⅰ段整定电流6.90 A(一次值为2 070 A),时间0.6 s,跳2号主变35 k V侧302开关;复压过流Ⅱ段整定电流3.90 A(一次值1 170A),时间1.7 s,跳2号主变35 k V侧302开关;其中2号主变35 k V复压过流Ⅰ段主要按35 k V母线故障有≥1.5倍的灵敏度整定[1]。
式(1)中:IⅠdz为2号主变35 k V复压过流Ⅰ段整定值;Ik(2,)min为在系统最小运行方式下35 k VⅡ段母线两相短路电流;Klm为灵敏系数,一般取1.5。
(2)35 k V各出线保护。电流速断保护整定电流最大1 800 A,时间为0 s;延时电流速断保护整定电流最大1 780 A,时间为0.3 s;过电流保护整定电流最大700 A,时间为1.4 s。其中电流速断保护主要按躲过出线上最大供电变压器低压母线故障流过本保护的最大短路电流整定;延时电流速断保护主要按线路末端故障有一定的灵敏度整定;过电流保护主要按躲过出线上最大负荷电流整定[1]。
以上保护定值完全按DL/T 584—2007规程进行整定,符合逐级配合的整定原则,正常情况下,当线路上发生了短路故障时,线路保护一般能先于主变后备保护动作,所以保护TA配置及相互配合上是没有问题的。
2.4 短路故障计算分析
通过上面保护动作行为分析,发现不管是保护装置,还是保护定值及定值之间的配合,都符合规程规定的要求,那为什么B相单相接地,主变35 k V侧复压过流一段动作跳闸,而35 k V出线保护却没有跳闸?通过对录波数据分析,发现三相均有电流,且不对称,其中B相电流最大,由此可见,这是一起典型的单相接地引起的非金属性三相短路。
假设35 k V电源系统三相对称,则EA=a EB=a2EC,其中a=ej120°。该35 k V系统发生非金属性三相短路的等值电路如图3所示。
图3中,E觶A,E觶B,E觶C分别为等效三相电源电势;U觶A,U觶B,U觶C分别为35 k VⅡ段母线各相对地电压;ZA,ZB,ZC分别为故障时35 k VⅡ段母线以下部分各相对地等值阻抗(以下简称各相对地等值阻抗);Z0为系统等效电源阻抗;U0为电源中性点对地电压。根据录波图某一时刻故障矢量值(二次值),求出相关录波量的一次值(TA变比为1.5 k A/5 A,电压互感器(TV)变比为35 k V/100 V),如表2所示。
表2中35 k VⅡ段母线各相对地等值阻抗由各自35 k VⅡ段母线电压和主变35 k V侧各相电流算出。由图3可得方程:
将表2数据代入方程式(2—4),得到下列方程:
由于35 k V系统中性点不接地,零序电流为系统的电容电流,在进行短路电流计算时可以忽略不计,由故障时的等值电路图可以得出:I觶A+I觶B+I觶C=0。同时通过主变保护录波量可验证得到:I觶A+I觶B+I觶C=0.014 1e-j123°。这就是说母线上的零序电压等于故障点的零序电压,即该电网中的零序电压处处相等,与故障点的位置无关[4]。于是有:
将U0结果代人方程式(5,6),得:
解式(8,9)得到短路时,EA=20.449e j1143.82°k V,电源线电压为35.41 k V,Z0=3.784e j84.41°Ω。其中,Z0与理论短路电流计算用的35 k V母线的系统电源等值阻抗3.45~5.48Ω的结果很接近,且角度也接近90°,证明上述假设与电网实际发生的情况是一致的。由短路电流分析与录波图可以得出,这是一个典型的非金属性三相短路[2,3]。
2.5 保护动作行为分析
由ZB=1.649 4Ω可以确定,B相接地点离母线较近,查阅线路资料,B相接地的368线路的首端线路为电缆,长度为0.512 km,短路阻抗和角度均符合该电缆发生短路的情况;同时由ZA=15.589 7Ω,ZC=31.704 6Ω可以确定,A相和C相对地等值电阻较小,联系到此变电站地处化工园区,35 k V出线较多;同时根据小电流接地系统单相金属性接地,另外两相对地电压升高为线电压的特性,进一步加剧A相和C相对地绝缘下降,由此可判断这是一起由于小电流接地系统B相接地,A相和C相对地整体绝缘下降,由多条35 k V出线A相和C相多点提供短路电流的一起非典型短路故障。据此可画出如图4所示的B相接地时的电网图。
由于本变电站35 k V线路保护采用A相和C相两相不完全星型电流接线,根据2号主变35 k V后备保护录波图可以看到,A相和C相两相最大电流为A相4.93 A(二次值),虽然368线路B相故障电流很大,但B相没有装设TA,不能反映本线路发生故障了;同时本线路和其他线路A相和C相两相各自分得的电流却很小(共有7条线路,假设每条线路均相等,则每条线路分得的电流为1 481/7=212A;即使每条线路不均衡,但每条线路分得的电流也不是很大,可以肯定,线路越多,每条线路分得的电流就越小,由35 k V出线保护录波证明了这一结论),加上该线路负荷电流后可以看出远小于线路延时电流速断保护定值(最小1 200 A,0.3 s),因此线路保护不会动作。
而主变保护采用了三相电流完全星型接线,B相故障电流7.175 A(二次值)大于主变中复压过流Ⅰ段6.9 A(二次值)的定值,因此故障达到2号主变35 k V复压过流Ⅰ段时间定值后动作跳闸,该保护动作行为是正确的。
3 关于35 k V线路保护TA配置的探讨
由上述分析可知,非金属性三相短路时,单相接地线路的B相故障电流很大,但由于35 k V出线保护没有配置TA,而无法判断故障的发生,那么可以通过改进线路保护TA接线方式解决此问题。
3.1 两相三继电器方式
在线路开关只有两相TA的情况下,是否可利用线路保护采A相、C相电流之和为-B相(即两相三继电器方式),将A相、C相电流短接反方向接入B相的采样回路,此时若一条线路发生B相接地,在A相、C相绝缘降低的情况下,B相采样电流是否能够反映本线路短路故障由线路保护快速切除故障呢?
如图4所示,由于B相短路电流是由多条线路的A相、C相提供,本线路的A相、C相短路电流却很小,故两相三继电器方式还是不能完全避免在这种情况下的保护越级跳闸,但此接线方式仅能提高线路保护的灵敏度。
3.2 三相三继电器方式
如果线路保护采用三相完全星型电流接线,则发生B相接地的线路会因为B相电流大于线路保护动作值而正确动作,而不会由主变后备保护动作而越级动作扩大停电范围。
但是该接线方式缺点是不仅每条线路增加了1只TA,原理上还存在一定的缺陷,即不同线路异相单相接地故障会造成2条线路同时跳闸,增加了负荷损失。
4 结束语
根据录波图提供的数据和系统短路电流反演分析计算结果可以得出:
(1)由于变电所地处化工区,B相单相接地而引起其他两相电压升高造成这两相整体绝缘下降,引发非金属性三相短路造成的;
(2)由于35 k V出线B相无TA不能反映故障的发生,所以2号主变35 k V后备保护的动作行为是正确的;
(3)对于化工工业园区和污秽等级较高的变电所,条件许可情况下,建议小电流接地系统出线保护TA接线方式应接成三相三继电器方式,防止由于发生非金属性三相短路时出线保护无法动作而由主变后备保护动作跳闸来切除故障;
(4)化工园区或污秽等级较高的电力线路,应提高线路的防污等级设计;
(5)根据计算,该小电流接地系统接地电容电流已超过了规程规定的小于10 A要求(短路电流分析中显示的实际电容电流已达14.1 A),需在该系统变压器中性点加装消弧线圈。
摘要：根据某110 kV变电所35 kVⅡ段母线发生了一起B相接地造成110 kV主变35 kV后备保护越级跳闸的现象,以变电所设备参数和保护装置实际故障录波为参考,通过假设性推理和短路电流的故障反演计算分析,得到事故原因是由于B相单相接地而引起其他两相电压升高造成这两相整体绝缘下降引发了非金属性三相短路引起的,但35kV出线保护由于B相无电流互感器(TA),无法判断故障发生,从而证实了110 kV主变35 kV后备保护的动作行为是正确的,并提出相应的改进意见。
关键词：35kV不接地系统,单相接地,非金属性三相短路,继电保护,动作行为分析
参考文献
[1]DL/T 584—2007,3 kV～110 kV电网继电保护运行整定规程[S].
[2]江苏省电力公司.电力系统继电保护原理与实用技术[M].北京:中国电力出版社,2006.
[3]崔家佩,孟庆炎,陈永芳,等.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算[M].北京:中国电力出版社,2000.
变压器出口短路故障分析 篇7
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]
【三相短路故障论文】推荐阅读：
短路故障07-24
两相接地短路故障07-14
路灯线路短路、断路故障的排查浅析05-22
中压开关柜内部弧光短路故障的危害及防护措施(完整含图片)09-28
节能三相交流电机论文07-03
三相GIS母线优化设计论文11-12
短路保护07-14
短路检测06-08
短路问题06-13
短路监测06-22