定子单相接地

2024-06-13

定子单相接地（精选7篇）

定子单相接地篇1

所谓单相接地, 就是电动机的定子绕组, 某一相因绝缘损坏使导体与铁芯或电机外壳 (机座) 相通, 统称为定子单相接地。下面分别对电动机定子绕组单相接地、单相接地危害和原因以及接地后的检查方法加以论述。

1 接在不同电压系统的电动机发生单相接地时情况分析

1.1 低压电动机接在中性点接地系统

对于380V的低压电动机, 若接在中性点接地系统, 发生单相接地时, 接地相电流显著增大, 电动机振动并发出不正常响声, 还发热。可能一开始就使该相熔断器熔断, 也有可能使绕组过热损坏。为什么会出现这种情况呢?因为电动机外壳都接地, 其接地网一般与供电变压器中性点接地的接地网是同一个, 电动机定子绕组发生单相接地后, 依靠地线可形成电流回路, 如图1所示 (图中k点表示接地点, 变压器还带着其他负载, 没有画出) 。

由于接地相的绕组匝数减少, 该相电流即增加, 于是有两种可能:一种可能是该相熔断器熔断, 如图2所示。

此时, 与正常情况相比, 在两个方面起了变化。其一, 由于c相绕组甩开了一部分, 仅ko部分绕组起作用, 使三相绕组变得不对称了。其二, 加在电动机绕组上的三相电压不对称了。Uab仍为原来的相电压, Ubk和Uka变为电源B相和A相的相电压了。而此时加在a相和b相绕组的电压低于正常的相电压, 加在ko上的电压仅是两个中性点间的电位差。另一种可能是熔断器没有熔断, 如图3所示。

此时, 与正常情况比较, 也在两个方面起变化。一是c相绕组被k点分成两部分, ck部分仍算做c相, ko部分变成a相和b相绕组的公共部分, 这也破坏了三相绕组的对称性。另一方面, 也使加在三相绕组上的电压变得不对称了。在图3中Uab、Ubc、Uca仍是原来的线电压, 而加在a相绕组和b相绕组的电压是各自相电压与ko一段绕组上电压降的向量差, c相ck段绕组上的电压是c相相电压。总的来说, 不论是熔断或不熔断, 都会造成三相绕组不对称和三相电压不对称。由于电压不对称, 会造成电动机电磁力矩降低, 损耗增大, 绕组发热。由于三相绕组不对称, 即其中接地相绕组分成几部分, 或三个相电流方向与正常的不一致, 会使旋转磁场失掉均匀性, 变成一个幅值和速度都可能变化的旋转磁场, 它每转一周, 对转子的拉力时大时小, 因而造成电动机的振动和发出不正常的响声。如果接地点k在某相绕组的端部, 如图4所示。

假设c相端部接地, 大部分情况下, 该相熔断器会熔断, 因为这相当于电源c相短路。这是一个极端情况, 这时若外加负载不变, 三相电功率现在由两相供给, 此时未断熔断器的两相电流都将大增, 接于中性点的地线也将流过电流, 这时电动机声音很响, 振动也很厉害。

1.2 低压电动机接在中性点不接地系统

对于380伏的低压电动机, 若接在中性点不接地系统 (或虽接在中性点接地系统, 但电动机外壳接地不良) 。当发生单相接地后, 均会使电动机外壳带电, 这对人有触电危险。这时用验电笔测试外壳, 会发亮。因为在变种情况下, 机壳电位与地不一样, 带有与其连通的绕组的该点的电位, 人的手若触摸电动机外壳, 就会有接触电压作用于人身, 这时由于线路和地之间存在电容C, 故人手就会有电容电流流过, 但接在这种系统的电动机, 发生单相接地时, 因为形不成短路电流回路, 故仍可继续运行。

1.3 3000V或6000V高压电动机中性点接地

对于3千伏或6千伏的高压电动机, 由于其系统是中性点不接地的, 发生单相接地的现象和后果与上述380伏电动机接在中性点不接地系统的情况差不多, 只是3千伏和6千伏矿用系统母线有绝缘监察装置, 从三个对地电压表的指示中, 可以及时发现该系统有无接地故障。

2 绕组接地的危害及原因

电动机定子绕组一旦接地, 会造成机壳带电, 可能导致人身触电事故;造成电动机的控制线路失控;使绕组发热而短路, 导致电动机无法正常运行。

分析绕组接地的原因很多, 但主要的有以下几种:

(1) 绕组受潮;

(2) 绕组长期过载或局部高温, 使绝缘焦脆、脱落。

(3) 制造或维修时留下隐患, 如下线时擦伤、槽绝缘位移、掉进金属末等;

(4) 铁芯硅钢片松动, 有尖刺, 割伤绝缘;5、绕组引线绝缘损坏或与机壳相碰等。

3 绕组接地的检查方法

检查绕组接地故障的方法很多, 这里谈几种常用的方法:

(1) 直接观察:绕组接地故障通常发生在绕组端部或铁芯槽口附近, 而且绕组发生接地故障后, 绝缘常有破裂或烧焦发黑的痕迹。

(2) 兆欧表检查:先将星形接线或三角形接线的各相绕组的连线拆开, 然后根据电机电压选择兆欧表的容量。测量时, 兆欧表析一支表笔接电机绕组, 另一支表笔接电机机壳, 按120转/分的速度摇动兆欧表的手柄, 若指针指在“0”位, 则表明该相绕组存在接地故障;若指针摇摆不定, 则表明绝缘已被击穿。

(3) 万用表检查:先将三相绕组之间的连接线拆开, 使各相绕组互不相通, 然后将万用表的旋钮转到R×10K档, 将一支表笔与绕组的一端相接, 另一支表笔与机壳相接, 若测得的电阻值很小或为零, 则表明该相绕组存在接地故障。

(4) 冒烟法检查:在铁芯与线圈之间加一低电压, 并用调压器来调解电压, 限制电流在5安以内, 以免烧坏铁芯。当电流通过接地点时, 烧损的绝缘便会冒白烟, 甚至出现火花。

找出故障点后, 无论故障点在槽内、在槽口附近还是在端部, 必须将故障处垫好绝缘, 使之恢复到未接地前的状态, 达到使用要求, 保证人身安全。

摘要：从安全角度阐述了电动机定子绕组单相接地的现象和后果。电动机绕组一旦接地, 会造成机壳带电, 可能导致发生人身触电事故;造成电动机的控制线路失控;使绕组发热而短路, 造成电动机严重烧毁, 导致电动机无法正常运行。绕组接地可通过直接观察;兆欧表 (或万用表) 检查;试灯检查;冒烟法检查、淘汰法检查等方法去检查, 及时排除因绕组接地而造成的各种危害, 迅速排除隐患。绕组单相接地的后果易发展成两相短路, 造成电动机严重烧毁。要做到电动机安全运行, 电气工作人员必须掌握电动机运行基本知识, 以便及时发现和消除事故隐患。

关键词：定子绕组,单相,接地,电动机

定子单相接地篇2

中小型水电站的发电机一般采用并联接线方式[1]。定子接地故障是发电机的一种主要故障类型,如不及时检测和处理,易引起故障点局部过热,烧毁定子线棒及铁心,影响发电机正常运行[2,3]。并联运行的多台发电机需要有选择性地检测故障点位置,判断故障发电机,便于有选择性地停机处理。现有的发电机定子接地保护方法一般采用零序基波电压[4,5,6]、3次谐波电压[7,8,9,10]、注入信号测量法实现[11]。这些方法均不具备选择性,不能判断故障发电机,需“试探性”地从电网中解裂发电机,查找故障点。行波保护是现行的一种具有选择性的定子接地保护方法[12],但是由于发电机所对应的行波首半波持续时间相应很短,使该保护的测量和判定有较大困难;而且在工频相电压瞬时值过零点附近发生定子单相接地时,该保护根本不能反应,行波保护难以推广应用[13]。因此急需研制并安装高灵敏度选择性定子接地保护,提高水电站的运行可靠性和经济指标。

现研究一种有选择性的定子接地保护原理,比较各发电机对地泄漏电流(即3倍中性点侧零序电流与机端出线侧零序电流之差),来判断单相接地点是否在本发电机定子绕组内部。

1 发电机定子对地泄漏电流分析

图1为机端共母线的3台发电机组供电系统。假定各发电机型号相同,图中i01S、i02S、i03S分别表示流过各发电机机端侧的零序电流,i01N、i02N、i03N分别表示流过各发电机中性点侧的零序电流。发电机定子绕组对地有分布电容,当发电机系统发生接地故障时,有故障分量电压(基波零序和3次谐波电压故障分量)产生,便产生对地泄漏电流。故障机组G1的泄漏电流是其所在电压网络(即与发电机有直接电联系的各非故障元件)对地电容电流之总和,方向是由发电机流向母线。当发生外部接地故障时(发电机G1发生定子接地故障,相当于发电机G2、G3是发生外部接地故障),非故障发电机G2、G3的泄漏电流方向相同,由母线流向发电机,大小为发电机本身对地电容电流。

因此,可以通过比较发电机定子单相接地故障时各发电机泄漏电流的大小或方向进行接地保护。

由于零序电压及泄漏电流均随发电机内部接地点的位置而改变,当发电机定子在靠近中性点附近发生单相接地时,零序基波电压与零序基波泄漏电流数值很小(趋于0),基于基波泄漏电流的保护不起作用。但故障点接近于中性点时,3次谐波电压及3次谐波泄漏电流的故障分量大,基于3次谐波泄漏电流保护的灵敏度高。因此,采用基波分量和3次谐波故障分量分别进行保护判断,可以实现100%定子接地保护。

2 泄漏电流定子接地保护

如上所述,利用泄漏电流基波分量可以反应发电机绕组中机端侧的单相接地故障,且当故障点越接近于发电机出线端时,保护的灵敏性越高;而利用泄漏电流3次谐波故障分量可以反应中性点附近的单相接地故障,且当故障点越接近于中性点时,保护的灵敏性越高。利用泄漏电流的基波分量和3次谐波故障分量的组合,构成选择性100%定子绕组接地保护。

2.1 泄漏电流保护启动

将基波与3次谐波电压分开处理,由发电机机端和中性点零序电压计算相应的基波故障分量(ΔU0)和3次谐波电压故障分量(ΔU3S、ΔU3N),用相量有效值描述启动判据为

其中,Uset为门槛电压;β为可靠性系数。发电机中性点及机端3次谐波电压故障分量分别为ΔU3N、ΔU3S。

2.2 泄漏电流保护判据

将基波与3次谐波电流分开处理。由发电机零序电压以及机端和中性点零序电流计算相应的基波分量和3次谐波故障分量。以基波分量为例提出保护判据。

a.泄漏电流大小保护。分析第k台发电机的接地保护,整定值应躲过外部单相接地时,发电机本身的电容电流I0kg,以及由于零序电流互感器一次侧三相导线排列不对称,而在二次侧引起的不平衡电流I0ub。取动作判据为

式中k为可靠系数;I0XL为泄漏电流基波分量。

b.泄漏电流方向保护。理想条件下,故障发电机的泄漏电流滞后零序电压90°,非故障发电机超前零序电压90°。以零序电压作为参考矢量,比较发电机的泄漏电流与零序电压(U0)的相位进行保护。考虑发电机定子绕组泄漏电阻的影响,取动作判据为

c.泄漏能量保护。当发电机定子接地时,零序电流由故障发电机流向非故障发电机,经定子绕组对地电容及中性点对地阻抗流回大地。考虑定子绕组对地泄漏电阻及中性点对地阻抗,将产生能量损耗。定义泄漏能量为泄漏电流与零序电压的积分,泄漏能量由故障发电机传向非故障发电机。泄漏能量函数为

故障发电机的泄漏能量函数呈单调上升,绝对值等于故障发电机故障电阻和对地泄漏电阻消耗的能量总和;而非故障发电机的泄漏能量函数仅为对地泄漏电阻消耗的能量,其值相应很小。因此,故障发电机的泄漏能量值远大于非故障发电机,通过比较发电机泄漏能量的大小可进行定子接地保护[14]。

d.泄漏电流方向比较保护。通过采用两两发电机泄漏电流相应的瞬时值相乘再积分的方法来进行保护[15]。非故障发电机泄漏电流方向相同,电流同为正或同为负,i0XLi(t)·Δi0XL j(t)≥0(i≠j)。故障发电机k与非故障发电机泄漏电流之间夹角在180°左右,Δi0XL j(t)·Δi0XLk(t)≤0(j=1,2,…,j≠k)。定义泄漏电流乘积的积分函数S0 jk(t)为泄漏电流方向比较函数。考虑一定的灵敏度范围,取动作判据为

式中 Sdz为保护动作出口的门槛整定值,它是为提高保护动作可靠性而设置的;t0为故障开始时刻。

2.3 泄漏电流保护可行性分析

上述保护方法都适用于基波分量保护和3次谐波分量保护。

所提保护判据适用范围不同。当仅为2台发电机并列运行或故障发电机对地电容较其他发电机小很多时,保护判据a、d失效;但保护判据b、c具有方向性,能可靠动作。当发电机台数在2台以上且各台发电机对地电容相差不多时,保护判据均可动作。因此采用泄漏电流及能量组成的综合发电机定子接地保护,可以完成低阻、高阻等各种接地故障的准确检测。

判据c、d采用瞬时采样值进行计算,由此构成的保护有可能超高速动作出口切除故障。通过求积分,提高了保护的可靠性,减少了分布电容、干扰等因素的影响。

发电机正常运行时,系统中包含3次谐波电压及电流,利用3次谐波故障分量进行接地保护,可以排除正常3次谐波电流的影响,充分反映系统的故障特性,从而保证保护的可靠性和准确性。由于单相接地故障前后电流变化不大,电流互感器一直工作在磁饱和曲线的线性区,所以该保护方法不受电流互感器饱和影响。为提高保护精度,可采用14位或16位AD采样。

3 仿真波形及结果分析

仿真实验中,以3台发电机并列运行为例,如图1所示。各项参数取值如下:发电机额定电压13.8 k V,各发电机每相对地电容分别为0.577μF、0.560μF、0.560μF,发电机外部系统每相总电容0.15μF。以发电机中性点不接地为例,根据故障点位置、过渡电阻Rf等不同情况,分别进行仿真测试。对于基波分量:零序电压有效值为U0,能量函数为E0,发电机1、2的泄漏电流分别为ΔI0XL1、ΔI0XL2。对于3次谐波故障分量:能量函数为E3,发电机1、2的泄漏电流分别为ΔI3XL1、ΔI3XL2,发电机中性点及机端3次谐波电压故障分量分别为ΔU3N、ΔU3S。

3.1 基波分量保护仿真

图2及表1为发电机1定子绕组A相发生单相接地故障时泄漏电流基波分量能量函数波形图及仿真结果,其中α表示中性点到故障点的绕组占全部绕组的比例,图3及表2同。

由波形图及仿真结果可知4点。

a.故障发电机的泄漏电流大于非故障发电机的泄漏电流;而非故障发电机对地泄漏电流大小基本相同,对地电容大的非故障发电机泄漏电流较大。因此,泄漏电流大小保护具有较高的准确度。

b.故障发电机与非故障发电机泄漏电流的相位基本相反,因此泄漏电流方向保护及泄漏电流方向比较保护具有较高的准确度。

c.故障后故障发电机的泄漏能量单调上升,且数值较大;非故障发电机的泄漏能量在一个周期内为负,且数值很小。因此采用泄漏能量函数进行定子接地保护具有较高的准确度。

d.当发电机中性点附近发生故障时,泄漏电流基波分量很小,保护不动作。

3.2 3次谐波故障分量保护仿真

发电机1定子绕组A相发生单相接地故障时泄漏电流3次谐波故障分量保护仿真结果如图3及表2所示。

由波形图及仿真结果可知5点。

a.发电机发生定子单相接地故障后,机端和中性点侧的3次谐波电压增量是近似相等的,包括幅值与相位相等。当系统运行方式变化或其他原因引起机端和中性点侧的3次谐波电压变化时,一般表现为机端和中性点侧的3次谐波电压变化量的比值近似不变,且它们变化量的相角差将接近180°(近似于正常运行时的规律)。因此,启动判据具有较高的可靠性。

b.故障发电机的泄漏电流3次谐波故障分量大于非故障发电机;而非故障发电机对地泄漏电流3次谐波故障分量大小基本相同,对地电容大的非故障发电机泄漏电流较大。因此,泄漏电流大小保护具有较高的准确度。

c.故障发电机与非故障发电机泄漏电流3次谐波故障分量的相位基本相反,因此泄漏电流方向保护及泄漏电流方向比较保护具有较高的准确度。

d.故障发电机泄漏能量函数数值较大,非故障发电机泄漏能量函数数值较小。因此采用泄漏能量函数进行定子接地保护具有较高的准确度。

e.正常运行条件下定子绕组3次谐波零电位附近故障时,泄漏电流3次谐波故障分量很小,保护灵敏度低。

4 结论

提出了利用比较各发电机对地泄漏电流(即3倍中性点侧零序电流与机端出线侧零序电流之差)而构成的定子接地保护原理。理论分析和仿真结果都表明,该保护原理不仅能够较好地检测发电机系统定子接地故障,还可较好地区分故障发电机与非故障发电机,具有如下特点:

a.发电机定子单相接地故障产生的零序电流由故障点流向整个系统,通常故障发电机泄漏电流大于非故障发电机,且方向相反,能够用于接地保护;

b.利用泄漏电流的基波分量和3次谐波故障分量的组合,构成选择性100%定子绕组接地保护;

定子单相接地篇3

定子单相接地故障是发电机组比较常见的故障形式。目前在现场得到广泛应用的定子单相接地保护原理包括基波零序电压定子接地保护、3次谐波电压型定子接地保护和注入式(20 Hz或12.5 Hz)定子接地保护原理,这些保护原理均不具备故障定位功能。以往进行故障排查时,只能作如下简单判断:①当机端基波零序电压接近100 V时,判断接地故障位置在发电机机端侧;②当3次谐波电压比率型定子接地保护动作时,判断接地故障位置在靠近发电机中性点侧。对于定子绕组经过渡电阻接地的故障,则难以实现故障定位。

文献[1]提出了一种发电机定子绕组单相接地故障定位方法,并且通过动模试验验证了其正确性和有效性。该方法由注入式定子接地保护原理计算出接地过渡电阻值,再利用接地故障位置与发电机零序电压、故障相相电压、对地电容及接地故障过渡电阻之间的关系,计算出具体的故障位置。文献[2]也提出了类似思路。该类方法需要借助于注入式定子接地保护,而现阶段注入式定子接地保护一般只在特大型机组上得到应用,因此,该类方法的应用范围受到了限制。

本文提出一种不依赖于注入式原理的定子单相接地故障定位方法,针对中性点接地电阻值不大于定子三相对地容抗的发电机,通过比较机端三相对地电压的大小判断接地故障相,进一步求得定子接地故障过渡电阻,进而求得定子接地故障位置。

1 定子单相接地故障分析

假设发电机三相绕组对地电容相等,以定子绕组A相经过渡电阻rf接地为例,如图1所示,分析定子单相接地故障时的电气特征。图中:RN为发电机中性点接地变压器二次负载电阻折算到一次侧的电阻值;rf为定子接地过渡电阻值;CgΣ为发电机电压系统每相对地总电容值; $\dot{U}_{n 0}$ 为发电机中性点零序电压;α为定子接地故障位置值(以百分比表示,为故障点到中性点的匝数占一相串联总匝数的百分比); $\dot{E}_{A}, \dot{E}_{B}, \dot{E}_{C}$ 分别为发电机定子A,B,C三相的电动势。

由图1可得:

$\begin{array}{l} \frac{\dot{U}_{n 0}}{R_{Ν}} + \frac{α \dot{E}_{A} + \dot{U}_{n 0}}{r_{f}} + \\ (\dot{E}_{A} + \dot{E}_{B} + \dot{E}_{C} + 3 \dot{U}_{n 0}) j ω C_{g Σ} = 0 (1) \end{array}$

当发电机三相电动势对称时,有

$\dot{U}_{n 0} = - \frac{α \dot{E}_{A}}{\frac{r_{f}}{R_{Ν}} + 1 + j 3 ω C_{g Σ} r_{f}} (2)$

令发电机电压系统三相对地总容抗XC=1/(3ωCgΣ),则由式(2)可得:

$\dot{U}_{n 0} = - \frac{α \dot{E}_{A}}{\frac{r_{f}}{R_{Ν}} + 1 + j \frac{r_{f}}{X_{C}}} (3)$

当忽略发电机定子绕组上的压降时,将机端各相对地电压用故障相(A相)电动势 $\dot{E}_{A}$ 表示,则发电机机端三相对地电压幅值计算式为:

$| \dot{U}_{a g} | = | \dot{E}_{A} + \dot{U}_{n 0} | = | \dot{E}_{A} | \sqrt{(1 + A^{2} + B^{2}) - 2 A} (4)$

$\begin{array}{l} | \dot{U}_{b g} | = | \dot{E}_{B} + \dot{U}_{n 0} | = \\ | \dot{E}_{A} | \sqrt{(1 + A^{2} + B^{2}) + (A - \sqrt{3} B)} (5) \end{array}$

$\begin{array}{l} | \dot{U}_{c g} | = | \dot{E}_{C} + \dot{U}_{n 0} | = \\ | \dot{E}_{A} | \sqrt{(1 + A^{2} + B^{2}) + (A + \sqrt{3} B)} (6) \end{array}$

$A = \frac{α (\frac{r_{f}}{R_{Ν}} + 1)}{(\frac{r_{f}}{R_{Ν}} + 1)^{2} + (\frac{r_{f}}{X_{C}})^{2}} (7)$

$B = \frac{α (\frac{r_{f}}{X_{C}})}{(\frac{r_{f}}{R_{Ν}} + 1)^{2} + (\frac{r_{f}}{X_{C}})^{2}} (8)$

显然A和B均不小于0,因此,比较式(4)—式(6)可知,当存在一定的过渡电阻时(当过渡电阻rf或接地位置α为0时, $| \dot{U}_{b g} |$ 和 $| \dot{U}_{c g} |$ 相等,由于中性点附近的接地故障由3次谐波电压比率判据来定位,此处不考虑α很小的情况), $| \dot{U}_{c g} |$ 最大,即C相电压最高。

由式(9)可知,接地故障相对地电压未必最低,与XC、接地故障位置、RN及过渡电阻的大小有关。

$\begin{array}{l} (A - \sqrt{3} B) - (- 2 A) = (3 - \sqrt{3}) α \frac{r_{f}}{R_{Ν}} + \\ 3 α + \sqrt{3} α r_{f} (\frac{1}{R_{Ν}} - \frac{1}{X_{C}}) (9) \end{array}$

以定子绕组A相α=50%处接地故障为例,按RN和XC大小接近、RN远大于XC这2种情况进行分析,发电机机端三相对地电压与过渡电阻的关系如图2所示。由图2(a)可见,当RN和XC大小接近时, $| \dot{U}_{a g} |$ 和 $| \dot{U}_{b g} |$ 变化曲线没有交叉点, $| \dot{U}_{a g} |$ 最低, $| \dot{U}_{b g} |$ 介于 $| \dot{U}_{a g} |$ 和 $| \dot{U}_{c g} |$ 之间。由图2(b)可见,当RN远大于XC时, $| \dot{U}_{a g} |$ 和 $| \dot{U}_{b g} |$ 变化曲线在过渡电阻为4.1 kΩ处有交叉点,在过渡电阻小于4.1 kΩ时, $| \dot{U}_{a g} |$ 最低,而当过渡电阻大于4.1 kΩ时, $| \dot{U}_{b g} |$ 最低。

目前,国内大型发电机大多采用中性点通过接地变压器接地的方式,为了限制2.6倍动态过电压,通常按照RN≤XC来设计[3],因此,式(9)恒大于0,即 $| \dot{U}_{b g} |$ 大于 $| \dot{U}_{a g} |$ 。

可见,对于RN≤XC的发电机,定子绕组A相接地故障时,A相电压最低,当过渡电阻较大时,C相电压最高,B相电压大小介于A,C相之间。

同理,B相接地故障时,B相电压最低,当过渡电阻较大时,A相电压最高,C相电压大小介于A,B相之间;C相接地故障时,C相电压最低,当过渡电阻较大时,B相电压最高,A相电压大小介于B,C相之间。

综上所述,对于RN≤XC的发电机,定子单相接地故障时,故障相的机端对地电压最低。

2 定子接地过渡电阻计算

同样以A相接地故障为例,分析接地过渡电阻的计算方法。

最高相电压(C相)与故障相电压(A相)的平方差为:

$\begin{array}{l} | \dot{U}_{c g} |^{2} - | \dot{U}_{a g} |^{2} = (3 A + \sqrt{3} B) | \dot{E}_{A} |^{2} = \\ \frac{\sqrt{3} α [\sqrt{3} + r_{f} (\frac{\sqrt{3}}{R_{Ν}} + \frac{1}{X_{C}})]}{(\frac{r_{f}}{R_{Ν}} + 1)^{2} + (\frac{r_{f}}{X_{C}})^{2}} | \dot{E}_{A} |^{2} (10) \end{array}$

最高相电压(C相)与次高相电压(B相)的平方差为:

$\begin{array}{l} | \dot{U}_{c g} |^{2} - | \dot{U}_{b g} |^{2} = 2 \sqrt{3} B | \dot{E}_{A} |^{2} = \\ \frac{\frac{2 \sqrt{3} r_{f} α}{X_{C}}}{(\frac{r_{f}}{R_{Ν}} + 1)^{2} + (\frac{r_{f}}{X_{C}})^{2}} | \dot{E}_{A} |^{2} (11) \end{array}$

令

$k = \frac{| \dot{U}_{c g} |^{2} - | \dot{U}_{b g} |^{2}}{| \dot{U}_{c g} |^{2} - | \dot{U}_{a g} |^{2}} (12)$

则由式(11)与式(10)相除可求得接地过渡电阻rf为:

$r_{f} = \frac{\sqrt{3}}{\frac{(\frac{2}{k} - 1)}{X_{C}} - \frac{\sqrt{3}}{R_{Ν}}} (13)$

同理,对于B相接地故障,式(13)中k的计算式为:

$k = \frac{| \dot{U}_{a g} |^{2} - | \dot{U}_{c g} |^{2}}{| \dot{U}_{a g} |^{2} - | \dot{U}_{b g} |^{2}} (14)$

对于C相接地故障,式(13)中k的计算式为:

$k = \frac{| \dot{U}_{b g} |^{2} - | \dot{U}_{a g} |^{2}}{| \dot{U}_{b g} |^{2} - | \dot{U}_{c g} |^{2}} (15)$

当过渡电阻很小时,式(8)可能接近于0,非故障相的电压可能比较接近,考虑各种误差环节,理论上的最高相和次高相不一定成立,k的分子可能为负,此时可直接将k和rf置为0。

3 定子接地故障位置计算

由式(3)可得接地故障位置α的计算式为:

$α = - \frac{\dot{U}_{n 0}}{\dot{E}_{A}} (\frac{r_{f}}{R_{Ν}} + 1 + j \frac{r_{f}}{X_{C}}) (16)$

由于接地故障位置α为一个百分数(实数),因此,为了简化计算,接地故障位置可直接取式(16)的模值,即

$α = \frac{| \dot{U}_{n 0} |}{| \dot{E}_{A} |} \sqrt{(\frac{r_{f}}{R_{Ν}} + 1)^{2} + (\frac{r_{f}}{X_{C}})^{2}} (17)$

式中: $| \dot{U}_{n 0} |$ 为发电机中性点零序电压基波幅值。

忽略发电机定子绕组上的压降, $| \dot{E}_{A} |$ 以定子额定相电压UφN代替,则定子接地故障位置计算式为:

$α = \frac{| \dot{U}_{n 0} |}{U_{φ Ν}} \sqrt{(\frac{r_{f}}{R_{Ν}} + 1)^{2} + (\frac{r_{f}}{X_{C}})^{2}} (18)$

对于发电机中性点附近的定子接地故障,零序电压值可能很小,无法启动故障定位,需要借助于3次谐波电压比率型定子接地保护,此区域为3次谐波电压比率型原理的保护范围,根据3次谐波电压比率型定子接地保护的动作行为,即可判断故障位置在中性点附近。

4 现场录波数据验证

利用本文方法对多个电厂(包括火电和水电机组)实际发生的发电机定子接地故障进行定位,接地位置计算结果也与实际故障位置基本吻合。下面以江苏某电厂的1台330 MW火电机组为例,介绍录波数据的分析情况。

该机组中性点接地变压器的变比为20 kV/230 V,二次负载电阻为0.51 Ω,XC为4 534.3 Ω,RN为3 856.3 Ω。2004年12月,该发电机组发生了一次定子绕组C相经过渡电阻单相接地故障,2套基波零序电压定子接地保护均正确动作并且记录下了故障时的相关电压波形。

保护动作时的机端三相对地电压和中性点零序电压波形如图3所示。可见,C相电压最低,B相电压略高于C相,因此,可以判断故障相为C相,与实际故障相别完全吻合。

图4—图6均由图3波形数据求得,第1个周期的数据无效,直接置为0,3个多周期后的计算结果产生波动的原因是由于定子接地保护已经动作,将发电机从系统中切除并开始灭磁。

经现场故障排查,定子接地故障点在定子C相第33号线棒,大致估算的接地位置为距中性点80%左右处,考虑配电变压器短路阻抗、发电机定子绕组压降、定子对地电容误差等因素的影响,图6所示的计算结果与实际故障位置基本吻合,验证了本文定子单相接地故障定位方法的正确性。

5 结语

本文提出了一种定子单相接地故障定位方法。可求得定子接地故障过渡电阻及定子接地故障位置,为故障排查提供定性参考。现场定子接地故障录波数据验证了该方法的正确性。

该方法不依赖于注入式定子接地保护原理,且不受发电机结构、绕组磁势分布的影响,与3次谐波电压比率型定子接地保护配合即可实现整个定子绕组的单相接地故障定位。目前,国内发电机大多按照RN≤XC的原则来设计,因此,本文方法可广泛推广应用。

参考文献

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单相异步电动机定子绕组的制作篇4

关键词：单相异步电动机,绕组制作

随着家庭生活、工作场所电气化的普及, 单相异步电动机的应用也越来越显得重要。电冰箱、空调、洗衣机、电风扇等电气设备都是用单相电动机驱动的, 这些电器一旦出现故障, 多数是电动机绕组烧毁, 这也是电机维修中较复杂的一门维修技术, 但只要掌握了规律, 问题就会变得简单易学, 下面就定子绕组的绕2PZ1制方62法4作一介绍。

一、单相异步电2动机定子绕组概述Z1

单相异步电动机是利用单向电源供电的一种小容量交流电动机, 为了使单相电源通入单相绕组后产生旋转磁场, 并形成转矩, 实际上单相异步电动机的定子绕组, 由两套结构基本相同的绕组组成, 即定子铁心上放两套绕组, 一套为工作绕组 (或称主绕组) , 长期接通电源工作;另一套为启动绕组 (或称副绕组、辅助绕组) , 以产生启动转矩和固定电动机转向。同时还应做到:两套绕组在定子铁心的排放位置保证空间上相差90°电角度、通入两套绕组中的电流在相位上相差90°, 两绕组产生的磁通势相等。

单1相异步2电动机的定子绕组从结构上、形式上与三相定子绕组一样, 也有单层及双层之分。单层绕组有链式、同心式、交叉式以及正弦式等几种。对于电阻或电容启动式电动机, 大多采用同心式或链式绕组, 工作绕组占总槽数的2/3, 启动绕组占总槽数的1/3。启动绕组匝数少, 一般为工作绕组匝数的1/2～1/3, 而且启动绕组导线的截面积通常为为工作绕组的1/2～1/3, 因为启动结束后, 工作绕组就断开电源不参与工作, 所以启动绕组的电流密度设计的比较高。对于电容运行式电动机, 因启动绕组长期接在电源上参与运行, 为了产生理想的磁场, 启动绕组与工作绕组各占定子总槽数的一半, 各绕组所用导线的截面积和匝数也相等或很接近。

二、绕组的制作方法

绕组的大小和漆包线的直径依据拆下的旧绕组确定。单相异步电动机定子绕组的嵌线形式有两种, 一种是分层嵌法 (如同心式绕组) , 先嵌完工作绕组, 再嵌启动绕组;另一种是工作绕组和启动绕组同步嵌法。分层嵌法比较简单, 端部占用空间较大。同步嵌法有规律、占用空间小, 这里只介绍该方法。

1. 单层链式绕组 (以6极24槽为例) :

将24槽分成6个极, 极距;按电容运行式电动机分布, 工作绕组LZ和启动绕组LF各占一半, 每槽占电角度 (即槽距角) 。采用短距绕组, 节距y<τ=3槽, 由以上数据, 可画如下展开图。图中直线表示线圈有效边, 序号表示定子槽号, 也代表相应的线圈边号。该绕组的制作方法:沿定子铁芯圆周排好序 (1～24) , 从1号槽开始, 左绕的线圈边空, 右绕的线圈边嵌, 中间段是规律的嵌和收, 最后是连收。所以该绕组嵌入规律1是, 开2头:空1、嵌1, 空1、嵌1, 收1;中间:嵌1、收1, …… (重复10次) ;结尾:收1。

所有定子槽线圈全部嵌完后, 进行端部接线。从最先嵌入的线圈边2号槽 (该槽要定在靠近接线盒的位置) 引出线作为LZ1, 然后按照相邻线圈首首相接P次, 尾尾相接P次, 最后一个线圈的剩余端线引出作为LZ2。确定启动绕组的一端LF1, 因为槽距角是45°, 而LZ1和LF1应相

差90° (两个槽) , 所以2+2=4, 应从4号槽线圈边引出线作为LF1, 同工作绕组相邻线圈首首相接P次, 尾尾相接P次, 最后一个线圈的剩余端线引出作为LF2。LZ2和LF2也是相差2个槽 (即90°) 。

2. 单层交叉式绕组 (以4极24槽为例) :

按电容运行式电动机分布, 工作绕组LZ和启动绕组LF各占一半。绕组的嵌入方法是:开头:空1、嵌2, 空2、嵌1, 收2;中间:嵌1、收1, 嵌2、收1, 嵌2、收2, 嵌1、收2;嵌1、收1, 嵌2、收1, (嵌、收6次) ;结尾:收2。工作绕组和启动绕组的引出线参照链式方法。

3..同心式绕组 (以4极24槽为例) :该绕组按电容 (或电阻) 运行式电动机分布, 工作绕组LZ占总槽数的2/3, 启动绕组LF占1/3;嵌入方法:开头:空2、嵌2, 空1、嵌1, 收2;中间:嵌2、收1, 嵌1、收2, ……大循环再重复2次 (嵌、收6次) ;结尾:收1。绕组引出线方法同上。

三、注意事项

(1) “收”:是指线圈的其中一个边已经嵌入槽内, 它的另一边再嵌入槽时即为收, 所有“收”边, 必须从其前面所有线圈的内圈穿过收入槽中。

小电流接地系统单相接地选线方法篇5

关键词：小电流接地系统,单相接地,线路故障,选线方法

在发生线路故障时,小电流接地系统单相接地依旧具有对称的接线电压,对用户的供电造成的影响相对较小,甚至可以忽略不计,同时根据有关规定和规程可知,故障线路依旧可以在短期内继续运行,对于供电可靠性以及安全性的提高有着重要的意义。不容忽视的是,系统运行方式、线路长短以及CT不平衡等一系列因素对选线方法的正确率、准确性造成的影响较大。所以,对小电流接地系统单相接地选线方法进行研究,有着十分重要的意义。

1 国内外研究现状

中性点非有效接地方式在前苏联国家的应用十分广泛,而美国的接地方式为大电流接地,对于故障线路而言,有着较大的电压和电流,这种接地方式以零序电流有功分量以及无功分量为基础,可提高选线的速度。德国孕育了中性点经消弧线圈接地方式并实现了其深入发展和广泛应用,在20世纪30年代其保护原理建立在接地故障暂态过程的基础上,现阶段谐振接地方式的应用十分广泛,而以扰动原理为基础的选线方法也在众多领域具有较为美好的发展前景。中性点经电阻接地系统在法国的应用时期长达几十年,目前已经被谐振接地系统所取代。以有功分量法为原理的精心设计的DESIR保护装置在解决线路不平衡问题方面具有较强的针对性,其选线方法主要是以零序电流变化量为基础,在高阻接地方面的识别率较高。20世纪90年代以后,接地选线保护更多地应用了专家系统以及人工神经网络等。

我国从20世纪50年代开始就对接地选线方法展开了较为深入的研究,微机型接地选线装置研制成功并实现了普遍应用,而以不同原理为基础设计而成的选线装置也实现了深入的发展。一般而言,在采用零序电流比幅比相法的情况下,中性点不接地系统以及中性点经电阻接地系统在故障线路的检测方面均具有较高的准确性,能够取得良好的应用效果[1]。

2 小电流接地系统单相接地常见选线方法

2.1 基于稳态分量的选线方法

零序电流比幅法可以将故障原件零序电流和非故障原件电容电流总和进行有效的对比,当前者数值较大时,可以对零序电流幅值高低展开对比分析,进而探索出故障线路所在。但是这种选线方法取得的效果要受很多复杂因素的影响,如不平衡的CT、系统运行方式以及线路长短等,所以该选线方法对于经消弧线圈接地系统而言,其广泛应用受到了很大的限制。

零序电流相对相位法可以根据非故障以及故障线路零序电流流动方向特点为依据,对故障线路进行有效地分析。然而需要重视的是,这种选线方法在判断故障线路位置时,极易在同互感器距离较大、线路长度不够以及零序电压不高的影响下产生偏差。同时,系统运行方式、过渡电阻以及电流的不平衡也会在一定程度上对故障线路的判断产生干扰,所以在中性点经消弧线圈接地系统中,这种选线方法的效用很难实现最大化的发挥。

群体比幅比相法可以首先系统地分析故障线路零序电流幅值,进而根据科学合理的判断剔除幅值不高的电流,最后可以此为基础比较相位,故障线路即方向同其他线路存在差异的线路。然而在干扰以及噪声的消极作用下,零序电流的相角以及幅值可能与判断依据有很大的矛盾,判断错误和判断缺漏的出现往往难以避免,影响因素还包括过渡电阻及CT不平衡等,并且在相位的判断过程中,死区和盲点的存在也在一定程度上对故障线路的查找造成影响。

2.2 基于暂态分量的选线方法

首半波法假设了接地故障在相电压接近最大值的瞬间发生。选线方法是以故障以及非故障线路中暂态零序电流首半波方向的差异性特征为依据的,然而这种方法原理在面对接地故障相电压相对较小时很难进行全面、准确的反映,并且接地过渡电阻容易对这一方法造成一定的干扰,工作死区的存在也会对故障线路的判断产生不同程度的影响。

暂态能量法可立足于能量观点对系统故障全过程进行有力的解释,这种选线方法充分参考了零序能量函数,对电流参考方向有着全面综合的考虑[2]。在单相接地故障线路中,故障电流以及电压的暂态过程并不会持续很长的时间,其特征信息具有丰富性特点,所以暂态信息的系统分析可以利用一系列科学合理的分析方法及手段,对故障选线有着重要的意义。小波变换特点具体体现为时频的同时局部化,可以对故障暂态特征进行深入了解并加以提取。

在小波分析过程中,可以通过分析其变换的多分辨率,在一定的频率空间中分解暂态信号,将非故障线路电流特征与故障线路暂态零序电流特征分量幅值展开对比分析,同时选线依据应充分考虑故障线路、非故障线路差异化的特征分量相位。需要注意的是,小波分析法在查找故障线路的过程中,突变信号的干扰深受干扰信号及过渡电阻的影响,因而要想使其得以广泛应用可谓是任重道远。

2.3 综合法

模糊神经网络法能够有效处理模糊信息,可以有机结合能量函数法以及连续电流群体比幅比相法,同时实现这两种方法效能的最大化发挥,合理地改进算法同时获取有关样本,然后充分地利用模糊神经网络的功能,在极大、极小神经网络的作用下,展开一系列的训练活动。选线方法的选择依据主要为经过多层训练的收敛结果,该方法赋予了系统运行方式以及电网结构较高的独立性,有着鲜明的比较特征量。除此以外,同其他的选线方法相比,在选线准确率方面也具有较为突出的优势[3]。

多层前溃神经网络法以及模式识别充分运用了统计模式,其选线依据立足于人工神经网络方法以及贝叶斯的决策方法,能够以故障模式视角系统分析故障线路零序电流,而故障模式的判断同人工神经网络的学习及训练有着紧密的关联,这种具有较高准确率和较低错误率的选线方法在故障选线中扮演着重要角色。同时,要对故障选线具体特点有全面的了解和深入的掌握,对选线识别框架分配函数进行科学的构建,可通过证据理论模型的构建对故障选线问题进行科学合理的判断,为选线方法的判定提供有力的支撑,这种选线方法中综合选线策略的制定立足于信息的融合。

3 结语

总之,在电网规模逐渐扩大和电缆线路不断增多的现代化社会,随着单相接地电容电压的增加,难以规避的线路故障的出现也给线路、电网安全埋下了较大的隐患,对设备的维护和线路保护工作的推进造成了诸多影响。为此,要对小电流接地系统单相接地选线方法进行更深入的研究,从线路故障的具体实际情况出发,有选择地借鉴并适当引进国外先进科学技术及手段,并对电缆、线路运行状况展开严密的监控与检测,以更好地发现、分析和解决线路故障问题。

参考文献

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[5]郭清滔,吴田.小电流接地系统故障选线方法综述[J].电力系统保护与控制,2010,38(2):146-152.

定子单相接地篇6

小电流接地方式主要有中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点经高阻抗接地等方式, 其中中性点经消弧线圈接地系统又称为谐振接地系统。单相接地故障是配电网中的常见故障[1], 当发生单相接地故障时, 故障相电压会降低, 非故障相电压会升高, 但线电压仍然保持对称, 所以不影响供电, 可继续运行1～2 h, 不需要立即跳闸, 短时间内不影响用户供电, 提高了供电的可靠性, 这是小电流接地系统的一个优点。但如果发生永久性单相接地故障而长时间不排除, 会导致线路的绝缘水平降低, 容易引发更严重的故障, 如相间短路或多点接地;当发生弧光接地时会导致全系统过电压, 进而损坏设备, 影响安全生产, 降低供电的可靠性, 因此必须在最短的时间内找出故障线路并排除故障。对于谐振接地系统来说, 由于消弧线圈的补偿作用[2,3], 发生单相接地故障时故障线路的电流很小且方向不确定, 使得选线难度很大。因此, 笔者采用Matlab软件中的电力系统工具箱搭建了谐振接地系统单相接地故障模型并对其进行了仿真分析, 为进一步研究选线方法提供了依据。

1 谐振接地系统单相接地故障分析

1.1 零序电压变化规律

图1为谐振接地系统单相接地故障的等值电路, 其中RN≠∞, L≠∞, 线路l2的A相发生单相经过渡电阻接地故障。

设谐振接地系统的零序电压为undefined, 由节点电压方程可知

undefined

则有

undefined

式中:R为电网各相对地总绝缘电阻;C为电网各相对地总电容; L为消弧线圈补偿电感;Rd为故障点过渡电阻;μ为消弧线圈补偿脱谐度, μ=1-1/ (3ω2LC) ;θ为功率角, θ=arctan{-3RdωCμ/[1+Rd (3RN+R) / (RNR) ]}。

可见, 谐振接地系统的零序电压大小与相电压、相对地绝缘电阻、故障相接地电阻、相对地电容、消弧线圈补偿脱谐度和消弧线圈并联电阻的大小有关。当电网参数固定时, 零序电压的大小只与消弧线圈补偿脱谐度和故障点接地电阻值有关。

根据式 (2) 可画出U0随Rd变化的偏移轨迹, 如图2所示。

从图2可看出, undefined随Rd的变化存在两种情况: (1) 当μ>0, 即系统处于过补偿状态时, undefined末端随Rd的增大按虚线1逆时针移动; (2) 当μ<0, 即系统处于欠补偿状态时, undefined末端随Rd的增大按虚线2顺时针移动。当Rd=0, 即A相发生金属性接地故障时, undefined;当Rd→∞时, undefined, 即系统处于正常运行状态。谐振接地系统与中性点不接地系统一样, 无论故障点过渡电阻和补偿程度如何变化, 系统线电压一直保持对称。

1.2 零序电流变化规律

在谐振接地系统中, 假设线路lk的A相发生单相金属性接地故障, 流经非故障线路li (i=1, 2, …n, 且i≠k) 上电流互感器的零序电流为

undefined

流经故障线路lk上零序电流互感器的零序电流为

undefined

式中:undefined为消弧线圈电感上产生的电流;undefined为消弧线圈并联电阻上产生的电流。

从式 (4) 可看出, 故障线路上的零序电流等于所有非故障线路上的零序电流、消弧线圈电感产生的电流和并联电阻产生的电流之和, 其大小和方向由消弧线圈补偿电感电流决定。故障线路零序电流性质及方向判断原则:

(1) 当系统处于欠补偿状态, 即undefined时, 故障线路的零序电流与消弧线圈补偿电流、补偿脱谐度和电网各对地电容电流的分布有关。当undefined时, 故障线路上测量的零序电流方向为由线路流向母线;当undefined时, 故障线路上测量的零序电流为纯有功电流, 方向为由线路流向母线;当undefined时, 故障线路上测量的零序电流为感性电流, 方向为由线路流向母线。

(2) 当系统处于全补偿状态, 即undefined时, 接地点处的电容电流与电感电流大小相同, 正好完全补偿, 接地点处的电流只有有功部分。在故障线路上测到的零序电流有两部分, 即本线路产生的容性无功电流, 方向由母线流向线路, 和由消弧线圈并联电阻与各相对地绝缘电阻产生的有功部分, 方向为由线路流向母线。

(3) 当系统处于过补偿状态, 即undefined时, 故障线路上的零序电流包括感性电流和有功电流两部分, 方向都为由线路流向母线。

2 基于Matlab的谐振接地系统仿真

2.1 小电流接地系统仿真模型

在Matlab软件中建立小电流接地系统仿真模型, 如图3所示。该系统是由5条电缆组成的辐射状网络, 采用无限大电源[4,5,6], 主变压器采用Three-Phase Transformer模型, 变比为110 kV/10 kV, 联结组别为YY0, 容量为31.5 MVA; Y0侧有中性点不接地、中性点经随调式消弧线圈接地和中性点经预调式消弧线圈接地三种接地方式, 图3采用中性点不接地方式。输电线路采用贝杰龙数学模型, 线路正序电阻R=0.17 Ω/km, 正序对地电感L=1.21 mH/km, 正序对地导纳为C=9.7 nF/km, 线路零序电阻R0=0.23 Ω/km, 零序对地电感L0=5.48 mH/km, 线路零序对地导纳C0=6 nF/km。整个出线总长度为40 km, 各线路的长度:l1=11 km, l2=6 km, l3=8 km, l4=10 km, l5=5 km。

2.2 系统故障分析

设线路l1发生单相接地故障, 故障相为A相, 故障点距离母线5 km, 故障时刻为t=0.015 s, 即A相电压达到最大值时发生金属性接地故障。此时分别对中性点不接地系统和谐振接地系统进行仿真研究。

中性点不接地系统的仿真波形如图4所示。从图4可看出, 当单相接地故障发生在故障相电压峰值附近时, 故障线路和非故障线路在故障起始时刻都有较高的高频振荡频率, 暂态过程在半个周波至一个周波内衰减为零, 之后零序电流中只有稳态信号, 故障线路和非故障线路的零序电流的暂态高频信号和稳态信号方向都相反。故障线路零序电流和接地电流的暂态高频部分和稳态工频基波部分方向相同, 但接地电流值比故障线路零序电流值大, 二者的差值即为故障线路本身对地电容产生的电容电流。故障线路和接地点处零序电流的稳态基波分量的相位超前于零序电压90°, 非故障线路零序电流的稳态基波分量的相位滞后于零序电压90°。零序电压经过一个短暂的暂态过程升高, 暂态振荡频率幅值较小。

全补偿状态下谐振接地系统的仿真波形如图5所示。从图5可看出, 系统在故障相电压峰值附近发生单相接地故障时, 其暂态过程与中性点不接地系统基本一致, 即刚开始时都有较高的振荡频率, 然后在半个到一个周波内衰减为零, 之后只有稳态信号。故障线路的稳态零序电流只有本身线路产生的对地电容电流, 远远小于中性点不接地系统的零序测量电流, 而非故障线路的零序电流与中性点不接地系统相同。故障线路和非故障线路零序电流的稳态工频分量具有相同的相位, 均滞后于零序电压90°。接地电流的暂态过程与中性点不接地系统一致, 而稳态接地电流非常小, 几乎接近于零, 这是消弧线圈全补偿的结果。

过补偿15%的谐振接地系统仿真波形如图6所示。从图6可看出, 系统在故障相电压峰值附近发生单相接地故障时, 其暂态过程与中性点不接地系统基本一致。故障线路零序电流的稳态基波分量相位与非故障线路零序电流的稳态基波分量相位相同, 都滞后于零序电压90°。过补偿时的稳态接地电流较全补偿时大, 为感性电流, 相位与零序电压相反。

欠补偿15%的谐振接地系统的仿真波形如图7所示。从图7可看出, 系统在故障相电压峰值附近发生单相接地故障时, 其暂态过程与中性点不接地系统基本一致。而故障线路零序电流随着欠补偿度的增大有可能呈现感性、纯阻性和容性三种情况。接地电流为容性, 方向为由线路流向母线。

3 结语

在Matlab环境下对谐振接地系统进行了仿真分析, 可得分析结果与理论分析结论一致, 由此得出小电流接地系统的特点:中性点不接地系统发生单相接地故障时, 故障线路和非故障线路的零序电流在幅值和方向上差别较大, 可利用幅值和方向等稳态分量进行选线;谐振接地系统发生单相接地故障时, 故障线路和非故障线路的零序电流在幅值和方向上差别不大, 无法采用幅值和方向等稳态分量进行选线;中性点不接地系统和谐振接地系统发生单相接地故障时具有相同的暂态特性, 故障线路的零序电流幅值等于所有非故障线路零序电流幅值之和, 且方向相反, 因此可利用同一种暂态方法进行选线。该结论为后续的选线方法研究提供了依据。

参考文献

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定子单相接地篇7

中国配电网大多为小电流接地系统,其中经消弧线圈接地方式(谐振接地)由于具有减小短路电流、便于系统熄弧以及减小过电压危害等优势,在中低压配电系统中被广泛应用。但这种小电流接地系统会导致配电网故障零序电流减小[1],故障特征不易辨别,使得此类系统的继电保护和故障选线变得更加困难。目前,已提出多种谐振接地系统故障选线方法,根据所用信号特征的不同可分为稳态法和暂态法两大类[2]。暂态法依据故障零序电流的暂态分量远远大于稳态分量的特点,具有更高的可靠性。文献[3]利用小波模极大值提取故障后各馈线暂态行波信号的特征,判别故障馈线。文献[4-6]捕捉系统健全相暂态电流最集中的频带作为特征频带,通过比较特征频带内零序电流与零序电压的极性关系进行选线。文献[7-8]利用特征频带内故障相与健全相电流暂态分量的幅值能量关系实现故障选线。

在特征频带的选取方面,文献[9]提出在中性点不接地系统中选定为0~1 250 Hz,在谐振接地系统中选定为156.25~1 250 Hz。文献[6]采用能量最大原则确定特征频带,分别给出了各线路特征频带一致与不一致时的选线方案。然而,最能反映故障特征的频带是随系统接线方式、故障模式的不同而漂移不定的[5,7],与暂态信号的特征息息相关。目前,对各种故障条件下谐振接地系统暂态信号的特征进行分析的研究很少[10,11]。

鉴于目前暂态信号选线方案具有良好的应用前景以及电缆线路大量引入配电系统造成故障条件变化更加多元化的情况,本文结合理论分析与仿真建模方法对谐振接地系统发生单相接地故障后的暂态过程以及暂态分量的频谱特征进行了详细分析,以利于暂态信息的有效提取。

1 单相接地等值回路

谐振接地系统发生单相接地瞬间,分析系统暂态电流所用等值回路如图1所示[12]。

图中:C0为补偿电网的对地电容;L0为三相线路和电源、变压器等在零序回路中的等值电感;R0为零序回路中的等值电阻,其中包括故障点的接地电阻和弧道电阻;RL和L分别为消弧线圈的有功损耗电阻和电感;u0为零序电源电压。

暂态接地电流由暂态电容电流与暂态电感电流叠加而成,分析电容电流的暂态特性时,在其自由振荡频率较高的前提下,考虑到L>>L0,一般忽略L和RL,将图1简化为图2。

根据图2可得微分方程式:

对式(1)进行时域分析,可求出暂态电容电流分量。暂态电感电流可根据非线性电路的基本理论,由暂态过程中消弧线圈的铁芯磁通表达式导出。暂态接地电流为[12]:

式中:ω为工频;φ为零序电压的初始相位;τL为电感回路的时间常数;ωf为自由振荡电流分量的自振角频率,τC为电容回路的时间常数,τC=2L0/R0。式(2)等号右侧第1项为接地电流稳态分量,等于稳态电容电流和电感电流的幅值之差;其余为接地电流的暂态分量,等于电容电流暂态分量与电感电流暂态直流分量之和。

由式(2)可知,若接地故障发生在相电压过π/2时刻,暂态零序电流中的电容分量出现最大值,电感电流几乎为0,暂态零序电流主要是电容分量。若接地故障发生在相电压过零点附近,暂态电感电流出现最大值,暂态电容电流出现最小值。若接地故障发生在相电压0<φ<π/2时刻,暂态零序电流中既包含暂态电容电流又包含暂态电感电流,随故障时刻的不同,二者比例存在差异。

由谐振接地系统单相接地故障零序网络中的电流分布情况可知[12],暂态电感电流只流经故障线路,主要表现为衰减直流分量,暂态电容电流既流经故障线路又流经非故障线路。因此,暂态电容电流对各馈线零序电流的分布特征影响更大。

2 单相接地暂态特性分析

2.1 故障电阻较小时的暂态特性

对于图2所示的等效电路,当故障电阻较小时,即满足时,系统处于欠阻尼状态。由于L>>L0,故零序电容C0充电速度较快,C0与L0不断地交换能量,即电场能量与磁场能量互相转换频繁,同时少部分能量经R0转换成热能。因此,各条馈线零序电流的暂态过程具有周期性的振荡及衰减特性,又因暂态电容电流的衰减时间常数τC与故障电阻成反比,故此时暂态电容电流衰减速度与故障电阻成正比。

2.2 故障电阻较大时的暂态特性

当故障点接地电阻增大到时,依据前述忽略消弧线圈支路时的等效电路,系统将过渡到过阻尼状态,暂态电容电流将不存在振荡过程,而呈现非周期性的衰减特性。但是,仿真结果与此相悖,这是因为在零序电容充电速度放慢的情况下,不能忽略消弧线圈对C0的影响,但可忽略线路自身L0及RL的作用。图1所示的单相接地故障等值电路可看成是L与C0的直接并联,用图3所示电路等效[4]。

由图3可得电路方程:

解此方程可得自由振荡电流分量的自振角频率:

因此时故障电阻故系统又将处于欠阻尼状态。暂态零序信号振荡衰减,振荡频率接近工频值。在时域中表现为暂态自由振荡分量与零序稳态分量相抵消,使得零序电流幅值缓慢上升,持续时间达数个周期。

故障电阻的变化对谐振接地系统的暂态特性有很大影响。故障电阻较小时可忽略消弧线圈支路来分析系统的暂态响应特性,此时系统处于欠阻尼振荡状态;随着故障电阻的增大,消弧线圈的影响将不可忽略,系统时域响应状态过渡到另一种等效电路形式的欠阻尼状态,系统自振角频率显著降低。

3 单相接地故障电流仿真分析

3.1 仿真模型

本文结合一条实际运行线路,在PSCAD/EMTDC软件中建立了包含4条馈线L1至L4的谐振接地系统分布参数模型,其拓扑结构见图4。

图中:RL和L分别表示消弧线圈的电阻和电感;L1和L2为纯架空线路,长度分别为15km和30km;L3为电缆—架空线混合线路,架空线路长12km,电缆线路长2km;L4为纯电缆线路,长6km。架空线路的正/负序阻抗Z1=Z2=(0.255 42+j0.372 94)Ω/km,零序阻抗Z0=(0.516 64+j1.485 16)Ω/km;正/负序导纳Y1=Y2=(j3.080 3×10-6)S/km,零序导纳Y0=(j1.475 743 26×10-6)S/km。电缆的阻抗矩阵Z和导纳矩阵Y为:

消弧线圈按8%过补偿整定时,计算得出RL=27.071 1Ω,L=0.861 7H。

3.2 暂态信号获取

实际系统在正常运行时,由于导线的换位情况欠佳,三相对地电容互不相等,中性点对地存在一定数值的位移电压,因此,各条线路的零序电流不为0。

同时,从式(2)可看出,暂态接地电流中包括接地电流稳态工频分量与暂态分量,根据叠加原理,故障后的网络可等效为正常运行与故障附加网络的叠加。各条线路的故障暂态零序电流中含有的稳态工频分量是由故障前的不对称分量和故障稳态工频分量叠加而成。又因实际谐振接地系统中,一般在故障发生5~6个周期后,其暂态分量已很小,可认为电磁暂态过程基本结束。根据上述特征,得到零序电流暂态分量:

式中:i0k(t)为第k条馈线的零序电流;T为采样周期。

图5为L1在距线路首端7km处,相电压最大时发生金属性接地故障时,流过L4的实际零序电流幅值和纯故障暂态电流幅值。可以看出经过上述处理后,能很好地滤除故障电流稳态分量。

3.3 电缆对频谱特征的影响

因电缆线路的电感远小于架空线路的电感,而对地电容却较后者大几十倍,故电缆的引入对系统中各馈线零序电流的分布及其频谱特征有很大影响。为了验证这种影响,将图4所示仿真模型中的所有电缆线路转换成架空线,仍按8%过补偿度整定消弧线圈参数。同样故障条件下,2种模型中故障线路L1的故障暂态电流与频谱分布情况如图6和图7所示。

从图6和图7可得以下结论。

1)在含有电缆的谐振接地系统中,故障线路零序电流暂态分量幅值明显增大。因为电缆线路对地电容电流大,故障线路流过的电容电流是所有健全线路电容电流之和,因此故障线路零序电流变大。

2)2种系统中,暂态分量在1~2个周期内均已衰减至0,这与故障条件有关。

3)含电缆系统较全架空线系统,其故障暂态电流衰减过程短。因为电缆线路的电感较架空线路小,依据零序网络的形成过程,零序等效电路的电抗由各条馈线零序电抗并联形成,等效电路中零序电感L0小于任一条馈线的零序电感,故全架空线系统中零序电感较大,衰减时间常数变大,自由分量衰减过程较长。

4)全架空线路谐振接地系统暂态分量的频谱主成分在1 900Hz左右,而含电缆线路的暂态分量频谱主成分在730Hz左右,故可知电缆线路的引入使暂态分量的主成分向低频段移动,这也可由ωf的定义加以解释。

因目前大部分配电系统中均含有一定长度的电缆,故下文的讨论中采用含电缆馈线的模型。

4 各种故障工况对频谱特征的影响

4.1 故障初相角对频谱的影响

为研究故障初相角对零序暂态电流频谱的影响,对距L1首端7km处,A相电压在相角分别为0°,30°,60°,90°,接地电阻为1Ω时发生接地故障时的情况进行仿真,所得各馈线零序电流暂态分量的频谱见附录A图A1。从中可以得出以下结论。

1)各条馈线中,各频段频谱分量的幅值差别很大,故障线路频谱幅值最大,正常线路中,架空线的频谱幅值较混合线路和电缆线路低很多。

2)故障初相角较小时,故障线路中含有很大成分的直流分量,即电感电流分量,而非故障线路中直流分量很小,即不含电感电流。

3)随着故障初相角的增大,直流分量的含量逐渐减小,即电感电流分量逐渐减小,这与第1节的理论分析结论一致。

4)暂态分量的频谱主要集中在730Hz附近,其所占比重随故障初相角的增加而增大。

4.2 故障距离对频谱的影响

对架空线路L1分别在距离母线1km,4km,10km和14km处发生A相金属性接地故障时的情况进行仿真,所得各馈线零序电流暂态分量的频谱变化规律见附录A图A2。从仿真结果可以看出,在其他故障条件相同的情况下,故障点越靠近母线,暂态电流频谱主成分越低,故障点在线路末端时,频谱主成分为700 Hz左右,靠近首端时降低为300Hz左右。当线路首端故障时,纯架空线路L2的频谱主成分向高频段移动;故障距离缩短,频谱主成分的幅值略有下降。

4.3 故障电阻对频谱的影响

实际故障发生时,故障电阻一般为0~2kΩ。对含电缆的谐振接地系统在距线路L1首端7km处A相电压达到峰值时发生接地故障且故障电阻为1~2kΩ时的情况进行仿真,附录A图A3给出了故障电阻变化时各馈线零序暂态电流的时域波形,附录A图A4为对应的频谱分布情况。

由附录A图A3的仿真波形结合第2节的理论分析可得出如下结论。

1)针对此谐振接地系统,故障电阻对零序电流的暂态特性影响很大。暂态电流的幅值与故障电阻成反比;当故障电阻较小时,系统等值电路处于欠阻尼状态,暂态电流振荡衰减,衰减过程的时间长短与故障电阻成反比(如附录A图A3(a)和图A3(b)所示)。因为故障电阻增大后,暂态电容电流自由振荡分量的时间常数减小,自由振荡分量的衰减系数增大,故自由振荡分量衰减很快。

2)故障电阻进一步增大后,暂态电流将不存在明显的振荡过程(如附录A图A3(c)和图A3(d)所示),电路进入过阻尼状态。

3)故障电阻进一步增大后,暂态电流衰减变慢,故障电阻越大,衰减时间就越长,根据故障电阻的不同,衰减过程可持续2~6个周期(如附录A图A3(e)和图A3(f)所示)。因为故障电阻增大到此种程度后,消弧线圈支路对电路状态的影响作用变大,需要充分考虑消弧线圈的影响,此时系统处于欠阻尼状态,这与对图3所示等效电路暂态响应的理论分析结果一致。

从附录A图A4中不同故障电阻下各馈线零序暂态电流的频谱特征可得出以下结论。

1)故障电阻较小时,暂态电流频谱主要由730Hz左右的高频分量组成。

2)故障电阻增加,暂态零序电流频谱向低频段移动,幅值逐渐变小。

3)故障电阻增加,消弧线圈电感支路无法忽略时,零序暂态电流频谱接近工频。针对此谐振接地系统,故障电阻达到2kΩ时,频谱主成分趋于工频,在时域中表现为各馈线零序电流幅值缓慢上升。

故障电阻为2kΩ时,各条馈线实际零序电流波形如图8所示。

可知,零序电流幅值具有一个缓慢上升的过程,持续数个周期,这与2.2节的理论分析结论一致。

5 结语

电缆线路的引入将使各馈线零序暂态电流的衰减时间变短,频谱主成分向低频段移动。本文分析了各种工况下含电缆线路的谐振接地系统的暂态分量频谱分布,得出以下结论。

1)小故障角故障时,故障线路零序暂态电流中含有很大的衰减直流分量。同一故障电阻下,故障角增大,频谱主成分幅值增加。

2)故障点越靠近线路末端,频谱主成分频率越低,幅值略有下降。线路近端故障时,各馈线频谱主成分所在频段不一致。

3)故障电阻变化时,系统经历了从欠阻尼振荡到过阻尼状态再到另一种等效电路形式的欠阻尼振荡的过程。

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