零序电荷-零序电压

2024-06-17

零序电荷-零序电压（精选七篇）

零序电荷-零序电压篇1

我国的3~60 k V配电网络多采用小电流接地方式, 此方式允许系统故障后运行1~2 h, 大大提高了系统的可靠性[1]。然而随着电力电缆在城市配电网中的大量使用, 配电网的对地电容电流迅速增大, 单相接地电弧难以自行熄灭[2], 而中性点经消弧线圈接地的谐振接地方式, 可以有效避免接地电弧的重燃, 达到彻底熄弧的目的, 所以在配电网中广泛使用。由于在配电网中单相接地故障占线路总故障的70%~80%, 而中性点经消弧线圈接地的小电流接地系统发生单相接地故障时存在故障电流微弱、故障特征不明显、接地电弧不稳定等特点, 使得接地故障选线判据特征一直没有得到很好的解决, 致使谐振接地系统选线问题始终是研究和工程应用中的热点和难点。

根据所利用信号特征的不同, 现有选线方法主要可分为基于稳态电气量和基于暂态电气量的两大类。基于暂态的方法凭借故障零序电流的暂态分量远远大于稳态分量的特征, 成为了研究的热点[3,4]。常见的基于暂态分量的选线方法有首半波法、小波分析法、能量法、Prony算法等。首半波法利用了发生接地后的第1个半周期内故障线零序暂态电流和正常线零序暂态电流极性相反的特征进行选线, 但故障发生在相电压过零点附近时, 首半波电流的暂态分量很小, 加上过渡电阻的影响, 易引起方向误判[5];小波分析法选用适当的小波基对瞬时零序电流进行小波变换, 通过比较特征频带内各线路小波分解系数的幅值与极性特征实现选线, 但是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, 它与暂态信号的特征息息相关[6,7,8,9,10], 故其缺点是选线结果受暂态信号特征影响较大;能量法利用了能量函数的方向和大小的特征实现选线, 此方法不受暂态过程和负荷谐波源的影响, 但是由于系统有功分量所含比重小, 对暂态信号的利用不充分, 且积分函数易引入固定误差累计[11];Prony算法[12,13,14]是一种通过指数函数线性组合拟合信号的时频分析方法, 利用了故障线路与非故障线路暂态主频导纳幅值和相位的不同特征进行选线, 缺点是计算量大, 不适于制造对简易性和快速性要求较高的选线装置。

虽然选线方法研究很多, 但在实际工程中一直存在选线不可靠的问题。因此寻找表征谐振接地系统单相接地故障特征, 为故障选线提供可靠的依据具有重要意义。本文在文献[15-16]的基础上深入研究了不同接地电阻、不同故障距离、电缆架空线混合线路以及存在噪声干扰等各种故障情况下, 电荷-电压 (q-u) 之间的关系特征, 分析了其产生的原因及特征的适应性, 为有效的故障选线提供依据。

1 单相接地时q-u关系特征分析

本文以四馈线的小电流接地系统为例, 分析谐振接地系统单相接地故障暂态特征。中性点经消弧线圈接地的小电流接地系统在发生单相接地短路时, 其零序等效网络如图1所示, A相接地故障发生在馈线一上, 可以得出健康馈线和故障馈线零序电流的相量表达式[17,18]。

健康馈线和故障馈线的零序电流分别为

式中:U0为母线零序电压u0的相量;C01~C04分别为各条馈线的等效接地分布电容;C010~C040分别为各条馈线负荷侧等效电容;R01~R04分别为各条馈线零序网络等效电阻;L01~L04分别为各条馈线线路电感;为故障点零序电压uf的相量;fR为故障接地电阻。

由于负荷侧电容可看作开路, 即视为C010~C040均为0, 因此式 (1) 、式 (2) 可简化为

对式 (3) 、式 (4) 在时域进行等号两边的同时积分得到零序电荷0q与零序电压u0之间的关系:

由式 (5) 可以看出, 健康馈线的零序电压与零序电流的积分 (即零序电荷) 呈线性相关关系。而从式 (6) 可以看出, 故障馈线的零序电压与零序电流的积分 (即零序电荷) 呈非线性相关关系。

据此可以通过测量各条馈线的零序电流的积分 (即零序电荷) 与零序电压的关系, 从而在坐标平面上绘制q-u关系图, 根据图形来区别健康馈线和故障馈线。

在仿真分析时, 由于谐振接地系统发生单相接地故障时故障信息集中在故障发生后0.5~1个周期内, 因此将采样的时间窗长度选择为故障发生后的半个工频周期, 通过测量每条馈线上每相电流、电压的瞬时值, 利用式 (7) 、式 (8) 求得每条馈线零序电流、电压的瞬时值。

式中, i A、i B、iC和u A、u B、uC分别A、B、C各相的瞬时电流和电压值。

假设故障发生后的半个周波的时间段为t1~t2, 求取零序电流在这段时间的积分即零序电荷, 在时间离散的情况下, 零序电荷由式 (9) 计算[16]。

式中, Δt为采样的时间间隔。

以u0为横坐标, 0q为纵坐标, 建立直角坐标系, 绘制每一时刻的u0 (t) 和0q (t) 构成q-u图, 考查健康馈线和故障馈线的q-u图的特征关系。

2 仿真分析

2.1 接地电阻对q-u关系的影响

采用图1的模型, 在PSCAD/EMTDC仿真软件中搭建一个四馈线的谐振接地系统模型, 假设四条馈线均由架空线路组成, 其长度分别为30 km、15 km、14 km和6 km, 主变压器变比为220/35 k V, 消弧线圈均处于8%的过补偿状态, 以考查在各种工况下谐振接地系统发生单相接地故障时q-u关系的特征。

假设A相单相接地故障发生在馈线一上距母线15 km处, 对10次不同故障接地电阻情况进行仿真, 接地电阻取值及q-u特征如表1所示。

这里给出R=0.01Ω、R=500Ω、R=5 000Ω时的q-u关系如图2所示。可以看出, 在接地电阻为R=0.01Ω、R=500Ω等较小值时, 健康馈线的q-u关系并不是严格的直线, 而有一定程度的“扭曲”, 但是这种“扭曲”与故障馈线明显是非直线的q-u图相比可以忽略, 故在2.1~2.4节的仿真中均忽略了这种“扭曲”而认为健康馈线的q-u特征是直线。由图2可以看出当故障接地电阻由金属性接地的0.01Ω逐渐过渡到高阻抗接地的5 000Ω时, 健康馈线的直线性程度逐渐明显, “扭曲”现象逐渐减弱甚至消失, 这说明了在高阻接地故障时健康馈线和故障馈线的q-u关系特征区别更加明显。

2.2 故障距离对q-u关系的影响

仿真模型与2.1节相同, 假设A相接地故障发生在馈线一上, 且设故障距离d为故障点距母线的距离, 对金属性接地 (R=0.01Ω) 和高阻接地 (R=5 000Ω) 两种情况分别做7次不同故障距离的仿真, 故障距离取值及q-u特征如表2所示。

这里给出d=5 km、d=18 km和d=29 km时的q-u关系如图3、图4所示。可以看出, 无论是金属性接地还是高阻抗接地, 故障距离对于健康馈线的直线程度都没有太大影响, 和故障馈线仍有明显区分, 说明故障距离并不影响q-u关系的特征。此外, 在高阻抗接地时不同故障距离下的q-u图变化程度较金属性接地时的变化程度更小, 几乎看不出有变化, 再次说明了在高阻抗接地故障时健康馈线和故障馈线的q-u关系特征区别更加明显。

2.3 混合线路对q-u关系的影响

以上仿真均是以架空线路为模型搭建的, 而实际中存在电缆-架空线混合线路, 因此还需考虑在电缆与架空线路混合的工况, 这里搭建的模型参数与2.1节相同, A相接地故障发生在馈线一上距母线15 km处, 将四条馈线的架空线换为混合线路, 线缆组成及q-u特征如表3所示。

在金属性接地 (R=0.01Ω) 和高阻抗接地 (R=5 000Ω) 时的仿真结果如图5所示。可以看出混合线路下健康馈线的直线程度远好于纯架空线路, 在金属性接地时几乎看不出有“扭曲”现象。这说明在电缆与架空线组成的混合线路上, 健康馈线和故障馈线的q-u关系特征区别更加明显。

2.4 噪声干扰对q-u关系的影响

上面的仿真均是在无噪声的理想环境下进行的, 若存在噪声干扰, 则可能对q-u关系产生一定的影响, 因此需要考查q-u关系特征的抗噪能力。在2.1节的高阻抗接地 (R=5 000Ω) 工况下, 针对健康馈线二, 利用Matlab的awgn函数对采集到的原始信号加入高斯白噪声, 使信噪比SNR从70逐渐降到20。信噪比的选取及q-u特征如表4所示。

这里选取信噪比SNR为50、40、30的情况绘制馈线二的q-u图如图6所示。可以看出在信噪比为50时q-u图的直线程度比较明显, 当信噪比下降到40时直线程度有所减弱, 但还能看出是一条直线, 当信噪比下降到30时已基本不成直线。这说明q-u关系特征具备一定的抗噪声干扰能力, 在信噪比大于40时健康馈线的q-u关系仍能保留较为明显的直线特征。在更高信噪比的高噪情况下, 可以与其他有效的信号处理手段结合加以识别, 达到理想的选线效果。

3 结论

谐振接地系统发生单相接地故障时, 故障暂态内健康馈线和故障馈线的电荷-电压关系理论上分别为线性相关和非线性相关, 区别明显;反映到直角坐标系上, 则分别表现出直线和非直线的特征。根据电荷-电压关系特征可以明显地区分健康馈线与故障馈线, 从而达到可靠、简单、高效的选线目的。本文通过分析验证, 得出了如下结论:

1) 电荷-电压关系在高阻抗接地故障时的特征比金属性接地故障时更明显, 更易区分健康馈线和故障馈线, 且故障接地电阻越高, 特征越明显。

2) 电荷-电压关系特征不受故障距离的影响, 在不同故障距离下均能很好地被加以利用来达到选线目的。

3) 对于由电缆与架空线路组成的混合线路, 电荷-电压关系特征更加明显, 健康馈线与故障馈线的区别更显著于纯架空线路。

4) 电荷-电压关系特征具备一定的抗噪声干扰能力, 当信噪比大于40时健康馈线的电荷-电压关系均能保留较为理想的直线特性。

摘要：首先从理论上分析了中性点经消弧线圈接地的小电流接地系统 (谐振接地系统) 发生单相接地故障时, 故障暂态持续时间内健康馈线和故障馈线的零序电荷与零序电压的关系特征。其次通过仿真分析了不同接地电阻、不同故障距离、混合线路和噪声干扰等各种工况对零序电荷-零序电压关系特征的影响。仿真结果表明, 健康馈线零序电荷-零序电压呈直线关系, 故障馈线则不满足直线关系。利用零序电荷-电压关系特征可以快速明显地区分健康馈线和故障馈线, 为选线提供有效依据。

关于零序电压保护的方法分析篇2

从目前的统计数字来看, 国内已发生多起匝间短路故障, 造成了巨大的经济损失。从电机设计和制造的角度来看, 在大型汽轮发电机上增加中性点出线端子, 虽然在技术上是可行的, 但也不是一个简单的问题。在当前技术情况下, 为了保护大型汽轮发电机的安全运行, 避免和减小由于定子匝间故障引发的事故, 有必要加强和完善定子绕组匝间故障的保护研究。

发电机定子绕组匝间保护作为主设备发电机故障的主保护之一, 其重要性是不言而喻的。一般来说, 定子绕组匝间绝缘较对地绝缘强度高, 但往往会因为线棒变形、振动造成长期受热和绝缘老化而引起匝间短路。匝间短路时, 就会出现纵向零序电压和纵向负序电压。另外, 匝间短路时短路处的电流非常大, 可能会超过机端三相短路电流。因而, 大中型发电机组装设匝间短路保护显得尤为重要。

匝间保护目前主要包括横差保护和纵向零序电压匝间保护。国内的大中型发电机由于定子绕组的接线原因大部分仍采用纵向零序电压匝间保护。分析及统计表明, 大型汽轮发电机由于两定子绕组之间的绝缘电阻远高于其对地的绝缘电阻, 虽然发生匝间短路故障的概率较小, 但对于大型发电机而言, 由于结构复杂、线棒固定的缺陷、运行中应力损伤、线棒内冷水回路的堵塞等原因, 发生匝间短路故障是可能的, 事实上也发生过。因此, 装设匝间保护是必要的。纵向零序电压保护是汽轮发电机匝间短路的一种可靠选择。

2 纵向零序电压保护构成及基本原理

纵向零序电压原理构成的匝间短路保护可应用于各种发电机组, 尤其是中性点没有引出三相六端子的发电机。当前的保护方式大都为由负序功率方向闭锁的纵向零序电压匝间短路保护。其原理接线图, 如图1所示。

在图1中, TV0是专用的全绝缘电压互感器, TV1是普通的电压互感器。TV0的一次绕组中性点与发电机中性点通过高压电缆连接起来而不接地。所以, TV0的二次绕组不能用来测量相对地电压, 其开口三角绕组接具有三次谐波滤过器的高灵敏零序过电压继电器。在发电机内部发生匝间短路或中性点不对称的各种相间短路时, 会产生对中性点的纵向零序电压, 当开口三角绕组输出电压达到整定值时, 保护动作出口。

3 纵向零序电压保护定值整定

纵向零序电压匝间保护的定值在现场整定中一般包括纵向零序电压定值、专用TV0断线闭锁元件的定值、负序功率方向元件的定值三个部分。纵向零序电压定值实际的整定中, 国产的125MW汽轮发电机组, 可取5~10V, 国产的200MW及300MW的汽轮发电机, 可取2.5~3V。三次谐波滤过器滤过比要大于80。专用TV0断线闭锁元件的定值主要指专用TV0与普通TV同名相之间的二次电压差值ΔUAB, ΔUBC, 通常整定为:压差ΔUAB=ΔUBC=10;负序电压 (相电压) U2=8~10V。负序功率方向元件的定值一般指动作行为是允许式或禁止式, 外部系统不对称短路时负序功率由系统流入发电机 (反向功率) , 内部和匝间短路负序功率由发电机流向系统。国内微机型的纵向零序电压匝间保护, 由于动作灵敏度高, 负序功率方向元件一般采用允许式, 可防止任何原因 (如TV0三次回路出现问题) 造成保护误动。GE公司的发变组保护中负序功率方向元件为闭锁元件, 由于在切除外部不对称短路时, 机端负序功率的突变会引起负序方向元件误动, 为安全起见, 增设0.1s延时元件。

4 纵向零序电压保护的方法

零序电压保护误动的原因及保护方法主要包括以下五个方面:

一是发电机外部发生短路故障的暂态过程出现误动, 这一点在一些没装设负序功率方向闭锁的零序电压匝间保护的机组上误动比例较高。防止措施:增设负序功率方向闭锁功能或将保护改为性能可靠动作灵敏度高的微机保护, 同时, 还应注意在外部故障切除时负序方向元件与纵向零序电压元件之间的触点返回时间不一致的问题。

二是专用互感器TV0的一次或二次熔丝发生熔断或接触不良导致误动。防止措施:必须使用性能良好的断线闭锁继电器及熔丝。同时, 在现场要加强对熔丝的维护, 开机前应该先测量一下熔丝上、下端电阻, 看三相是否平衡及接触是否良好, 开口三角绕组二次侧装有旋式熔丝及快速小开关的应该取消。

三是专用互感器TV0中性点与发电机中性点的电缆连接线接触不良或者是绝缘发生击穿造成定子绕组单相接地, 现场中常常会忽略这一段电缆。一旦电缆接头出现松动, 使二组PT的中性点不能可靠连接或者绝缘击穿导致定子绕组单相接地, 将会使纵向零序电压保护误动出口或造成定子绕组接地保护动作, 这些现象都是现场不允许出现的。防止措施:该段电缆必须使用高压绝缘电缆 (现场往往会忽略这一点, 只使用一段普通的引线连接了事) , 并且要定期检查该段电缆的绝缘性能、紧固电缆的联接螺丝。

四是专用互感器TV0开口三角绕组的2根引出线不正确而造成误动。在现场实际接线中, 常常会利用两端的接地线来代替其中的1根连接线。如图2。

2个不同接地端会由于其他使用接地线的电源通过大电流而在2个接地点之间产生电位差, 使保护误动 (如使用低频大功率电焊机、带地线的试验电源等) 。防止措施:正确的接线方式应该将开口三角绕组与二次绕组的N线分开, 同时, 用2根连接线直接放到保护屏上。再将开口三角绕组L, N用2根线引入装置或零序电压继电器上。

五是电压断线闭锁继电器的动作时间与零序电压匝间保护的动作时间配合不当。由于匝间保护动作无延时, 故前者的动作时间在实际中往往要大于后者的动作时间。使得在出现断相时, 断线闭锁继电器来不及闭锁保护出口。防止措施:给匝间保护增加150~200ms的延时。特别是对于模拟式的保护, 增加150~200ms的延时不但确保可靠闭锁保护出口, 而且还有利于躲过暂态过程中的三次谐波的影响。

结束语

在上述的论述中, 对纵向零序电压匝间短路保护的认识, 也许只是管中窥豹。但值得一提的是, 由于纵向零序电压匝间保护构成比较复杂, 且灵敏度不高, 容易发生误动。因而在不能装设单元件横差保护的情况下, 应尽量使用程序完善、性能可靠的纵向零序电压匝间微机保护, 确保发电机安全稳定的运行, 减少不必要的经济损失。

参考文献

[1]李玉海.张小庆.徐敏.关于纵向零序电压型发现及匝间保护的几个问题[J].西北电力技术, 2000.

[2]谢勇.马晶晶.纵向零序电压保护及其误动原因简析[J].华电技术, 2010.

零序电荷-零序电压篇3

电力系统中,电压互感器(PT)反充电事故时有发生,造成保护测控装置失去电压,危害电力设备及电网安全运行,甚至导致人身事故的发生[1]。反充电事故大多在母线停、送电操作时因二次电压切换回路存在设计或接线错误、一次刀闸操作不到位或继电器二次节点粘死、倒闸操作顺序错误等原因引起[2]。2015年某日,常州供电公司110 k V农场变电站发生一起10 k V系统电压互感器反充电事故,此次反充电事故具有一定的特殊性:由10 k V电压并列回路误接线引起,在10 k V系统Ⅰ段母线出线间隔单相接地时发生,导致10 k VⅡ段母线二次电压失电,10 k VⅡ段母线所有出线间隔保测计量等装置失去电压。

1 电压并列回路

农场变电站10 k V二次电压并列回路如图1所示。电压并列回路涉及到3个屏柜:10 k VⅠ段电压互感器PT柜、10 k VⅡ段PT柜、10 k V电压并列屏。10 k VⅠ段PT柜、10 k VⅡ段PT柜位于10 k V开关室,10 k V电压并列屏位于二次保护小室,各屏柜间二次电压通过电缆连接。10 k V电压互感器采用4星形接线形式电压互感器,相PT变比为,零序PT变比为。1ZKK、2ZKK为4P空气开关,其3极串接于相电压回路,另外1极串接于零序电压回路。ZJ1、ZJ2分别为Ⅰ段PT刀闸、Ⅱ段PT刀闸扩展节点。A630~L630为10 k VⅠ段母线二次相电压及零序电压,A640~L640为10 k VⅡ段母线二次相电压及零序电压。3YQJ为电压并列装置内部并列节点,当并列条件满足且启动并列功能后,3YQJ节点闭合。

2 事故处理经过

2015年事故当日,常州110 k V农场变电站后台监控系统报:10 k VⅠ段母线接地告警动作,10 k VⅡ段母线接地告警动作,10 k VⅡ段电压空气开关2ZKK跳开告警。当运行人员试图合上10 k VⅡ段电压空气开关2ZKK时,该空气开关合不上,一合即自动跳开。

因10 k VⅠ段母线接地告警、10 k VⅡ段母线接地告警信号一直处于动作状态,于是利用监控系统接地试跳功能查找接地线路,顺利找到了接地线路:10 k VⅠ段馈出线果林线接地。安排线路检修人员巡线后,确认了该线路A相接地。因此后台系统报10 k VⅠ段母线接地动作属于正确报警。但是,10 k VⅠ段母线与10 k VⅡ段母线分列运行,10 k VⅡ段母线所有馈出线均正常运行,那么后台监控系统报“10 k VⅡ段母线接地”,“10 k VⅡ段电压空气开关跳开”的原因需要进一步分析。小电流接地系统在发生单相接地时允许继续运行1~2 h,继续让10 k VⅠ段果林线保持单相接地状态。在电压并列屏内测量图1中82D19电压端子,测得57 V交流电压。因此时2ZKK为断开状态,正常情况下该端子电压应该是0 V。初步怀疑该电压并列回路存在缺陷。经仔细排查,发现存在误接线情况:在二次保护室电压并列屏82D19端子处一根二次小线直接与10 k V开关室内10 k VⅠ段PT柜电压小母线L630连接,如图1中虚线所示。由于该根二次小线的存在,3YQJ1并列节点被直接短接,导致零序电压回路存在反充电的可能。将该多余线(虚线)拆除后,监控系统10 k VⅡ段母线接地告警信号立即返回,10 k VⅡ段电压空气开关2ZKK成功合上。于是,拉开10 k V馈出线(果林线)断路器,隔离接地馈线,10 k VⅠ段母线接地告警信号立即返回。10 k V二次电压回路恢复正常运行。

3 事故分析

3.1 反充电分析

110 k V农场变10 k V电压实际并列回路如图2所示。由于存在一根误接线(灰实线),虽然并列节点3YQJ1在分位,但该节点被灰实线短接。正常运行时,1ZKK、2ZKK均在合位,ZJ1、ZJ2均处于闭合状态,因此,10 k VⅠ段零序电压与10 k VⅡ段零序电压一直处于联络状态。在正常情况下,因零序电压几乎为0,该联络状态不会对二次电压回路运行产生影响。

在10 k VⅠ段母线发生A相接地故障时,10 k VⅠ段零序压变二次侧零序电压将通过“误接线”跨过3YQJ1接点,向10 k VⅡ段零序PT反充电,导致10 k VⅡ段零序PT一次侧产生5.7 k V左右的零序电压分量,该零序分量叠加在10 k VⅡ段母线三相正常电压分量上,使得10 k VⅡ段母线出现“假单相接地”情况:各相电压状态类似于A相发生接地,但10 k VⅡ段母线实际并未发生接地事故。此时,10 k VⅡ段母线各相电压,如图3所示,对地为0 V,上升为系统线电压10 k V,二者相差60°。

此时,110 k VⅡ段4星形电压互感器中的零序PT一次侧将流过零序电流,该零序电流为110 k VⅡ段B相、C相所有出线对地电容电流之和。折算到零序PT二次侧,一次侧很小的电容电流将使得二次零序电压联络回路产生较大电流,导致空气开关1ZKK或2ZKK跳开[3]。本事故中2ZKK容量小于1ZKK,所以先行跳开,人为再次合上2ZKK空开,该空气开关将依然会跳开,因为再次合上2ZKK后,反充电现象将再次发生。

另外,当空气开关2ZKK跳开后,10 k VⅡ段母线一次电压恢复正常。由图2可知,即使2ZKK已经跳开,在不拆除错误接线的情况下,L630与L640一直处于联络状态,L640将一直带有57 V电压,由于10 k VⅡ段接地报警继电器零序电压取自电压小母线L640,接地报警继电器将一直处于动作状态,所以后台监控系统持续报“10 k VⅡ段母线接地告警动作”为正常报警。

3.2 误接线原因分析

为什么该站零序电压联络回路会出现错误接线情况,该变电站主接线为内桥接线,如图4所示,2号主变(灰实线框内部分)为后来扩建,投运时间晚于1号主变,但10 k VⅠ段母线、10 k VⅡ段母线与1号主变同期建成投运,100母联开关长期合位运行。当时,10 k VⅠ段母线装有PT,10 k VⅡ段母线未装PT,10 k V电压并列装置未启用,10 k VⅡ段母线二次电压全部通过电缆从10 k VⅠ段电压小母线跨接,如图5所示。扩建并启动投运2号主变后,启用10 k V电压并列装置,却未将原零序电压跨接回路(灰实线)拆除干净。

正常运行时,二次电压回路零序电压为0,该缺陷难以得到暴露。在系统出现接地故障情况下,二次电压回路出现零序电压,该缺陷通过“反充电事故”得以暴露。

4 防范措施

1)对于类似农场变这种运行方式的变电站,当10 k VⅡ段母线通过100母联开关合位供电运行时,即使10 k VⅡ段母线未装设PT,建议二次电压回路依然应启用电压并列装置。直接通过硬电缆跨接10 k VI段、Ⅱ段二次电压小母线的方式将给变电站安全运行带来一定的隐患:当母联开关在分位后,10 k VⅡ段电压小母线依然带电,二次电压回路将不能正确反映一次系统运行状态。并且,在以后的扩建施工过程中,极容易造成施工人员漏拆线或误接线。

2)零序电压回路中,一般不串接空气开关。本案例中,由于零序电压切换回路串接有空开,发生反充电事故时,空开及时跳开避免了事故扩大影响。其不利影响是空开跳开后,由于4P空开联动效应,10 k VⅡ段电压小母线也同时失压,使得10 k VⅡ段母线保护测控、计量等装置失去相电压,好在空开辅助接点及时发信,确保空开跳开后运维人员能够及时发现告警信号。建议对于4星形电压互感器电压切换回路,零序电压回路采用1P独立空开,相电压回路采用3P独立空开,二者独立无联动效应,避免互相影响。同时2个空开通过各自独立辅助接点发信使得空开跳开后能够及时告警。

5 结语

目前,4星形接线电压互感器在35、10 k V系统中得到了广泛应用。本文所述的4星形电压互感器零序电压反充电事故具有一定的特殊性,对于4星形电压互感器二次电压回路的调试及事故分析具有一定的参考价值。同时,考虑到该事故因变电站扩建时误接线(漏拆线)引起,对该类似扩建工程二次电压回路施工提出了合理施工方案以供借鉴。

参考文献

[1]韩潇,张道乾,杨素梅,韩洁.PT二次电压回路薄弱环节及改进措施[J].电力系统保护与控制,2009,37(5):89-92.

[2]孙亚辉,陈志强,蔡衍.电压互感器二次回路反充电的原因分析及防范措施[J].电力系统保护与控制,2010,38(9):126-129.

零序电荷-零序电压篇4

小电阻接地系统具有单相接地故障时过电压水平低、保护简单等优点[1]。自20世纪80年代末广州、深圳将不接地或经消弧线圈接地系统改为小电阻接地系统[2,3]至今,小电阻接地方式在越来越多的大型城市配电网(包括一些架空线路网络)中得到应用[4,5]。受自然环境、线路架空距离低等因素影响,配电网中常发生经非理想导体的单相高阻接地故障。研究和实验数据表明,一般而言,高阻接地时故障电流介于0~75A[6]。文献[3]中给出的实例表明,当10kV馈线跌落池塘中,故障点电流仅为14.6A,但故障点功率已高达85kW;若人体接触导线,流过人体的电流约为3.8A,已远远大于人体所能承受的安全电流。由于此时故障电流可能小于传统零序过电流保护的整定值,保护容易拒动,故障不易被切除,从而引发故障点火灾、设备损坏以及人畜伤亡等[7]。

目前,现场常用的零序过电流保护方法,其整定值需躲过区外线路发生金属性接地故障时流过区内线路的对地电容电流[8],定值较高,如文献[3]给出的广州地区出线保护定值为60A。利用零序功率方向的保护方法[8]反应于故障零序电压、电流对应的零序功率方向而动作,将系统的耐高阻能力进一步提高。但由于需要对零序电压、电流的极性进行校验,操作较复杂,且高阻接地故障时用于判断功率方向的零序电压幅值较小,存在保护死区。

文献[9,10,11]针对故障电流存在非线性畸变的特点,提出的谐波算法利用快速傅里叶变换、小波变换提取故障电流中各次谐波含量,根据谐波电流大小识别高阻接地故障。文献[12]给出一种利用固体介质电击穿原理建立的非线性精确电弧模型。文献[13]根据故障点电压电流波形对应的伏安特性,进一步提出了基于伏安特性畸变的高阻接地故障检测新型算法,比基于谐波的方法具有更高灵敏性和可靠性。上述两类方法仅在间歇性电弧放电的情况下有较好的检测效果,应用受到一定限制[13]。

本文研究了各出线出口处零序电压、零序电流与接地电阻的关系,提出了零序电压比率制动保护新原理,并通过仿真验证其正确性。

1 小电阻接地方式配电网单相接地故障特征

图1为配电网单相接地故障示意图,图2为图1对应的复合序网。分别为电网三相电压,设各出线单位长度线路单相对地电容均为C0,出线F1至Fn的对地零序电容分别为C01至C0n,线路Fn发生A相接地故障,Rf为故障点接地电阻。以下分析均以10kV系统为例,已知中性点电压即系统母线处零序电压为0,中性点接地电阻RN(本文分析中设定为现场常用的阻值10Ω)上流过的电流为:

图2中:f=-A,为故障点虚拟电源,,为故障相电压;Z1,Z2,Z0分别为对于短路点的正序、负序、零序等值阻抗。在系统中,正序、负序阻抗远小于零序阻抗,可忽略。不计线路阻抗,只考虑零序网络时,图2可表示为图3。

图3中:为线路Fi对应的对地零序电容电流;,为流过中性点接地电阻的零序电流;中性点零序电阻3RN与各条出线的对地零序电容C0i(i=1,2,…,n)并联得到零序阻抗Z0:

式中:,为系统对地零序电容;ω为工频。

此时根据分压原理得零序电压为:

故障点电流(方向为由线路指向大地)为:

健全线路Fi(i=1,2,…,n-1)的零序电流等于本线路对地零序电容电流:

故障线路零序电流0M为所有健全线路零序电流与的矢量和:

式中:,为所有健全线路对地零序电容。

由式(3)和式(4)可以看出,接地电阻越大,零序电压与故障点电流越小。式(5)和式(6)反映出故障线路和健全线路出口处零序电流与零序电压成正比,两者均会随着接地电阻的增加而相应减小。

2 小电阻接地系统零序电压比率制动保护

2.1 基本原理

为了管理方便,现场常用统一的整定值,即传统零序过电流保护的整定值需要躲过各线路最大的对地电容电流(10kV系统极端情况下可能达到50A左右)。以文献[3]中给出的10kV系统保护整定值60 A为例,此时系统的耐接地电阻能力仅为86Ω,当接地电阻超出86Ω时,保护将拒动。

根据式(3),零序电压随着接地电阻的增大而减小。特别是考虑到3RN>|Z0|,当Rf>10RN时,式(3)可简化为:

即高阻接地时,系统零序电压近似与接地电阻成反比。因此零序电压幅值间接反映了故障点接地电阻的大小。

以单出线对地电容电流极限值50A为例,其对应的线路对地容抗约为115Ω,远大于中性点接地电阻阻值(一般10Ω)。根据式(5)和式(6),有

高阻接地时,尽管故障线路、健全线路零序电流会大幅度减小,但在任何情况下,故障线路零序电流仍远远大于健全线路,存在明显的故障特征。如果能够根据系统零序电压幅值(即根据故障点接地电阻大小)设定浮动的门槛值,零序过电流保护仍将正确动作。

根据具有制动特性的电流继电器的特点[14],可以在传统零序过电流继电器中引入一个能够反映出接地电阻大小的制动量(零序电压U0)。此时,继电器的整定值不再按躲过区外金属性接地故障情况下线路流过的电流来整定,而是根据制动电压自适应调整,保证在区内发生不同接地电阻的情况下保护能够正确动作,而区外故障时保护始终不动。

2.2 电压比率制动保护判据

按比率制动[15]的一般方法,采用电压比率制动的零序过电流保护整定值可表示为:

式中:Iset.min为最小动作整定值;U0.g为拐点电压;K为制动系数。

区内接地故障判据为:保护安装处零序电流幅值I0大于等于调整后零序过电流保护整定值Iset。

图4中两折线(ABC)即为电压比率制动特性曲线,BC反向延长线过原点。A点表示正常运行时电流继电器的最小动作整定值为Iset.min,B点所对应的U0.g为拐点电压,曲线的斜率即为制动系数K=Iset/U0。C点对应了系统所能达到的最大零序电压U0.max与最大零序电流I0.max。

制动系数K、拐点电压U0.g及最小动作整定值Iset.min的设定原则,应保证金属性接地或故障点接地电阻较小时有足够的保护灵敏度系数,高阻接地故障时能可靠动作,同时在存在一定干扰电流或区外线路接地时不误动。

2.3 制动系数K的设定

保护整定值应满足条件:①小于区内接地故障时流过保护的零序电流幅值;②大于区外接地故障时流过保护的零序电流幅值。从而制动系数应满足:

对于区内故障而言,零序电流与零序电压(即制动电压)关系曲线的斜率为:

对于区外故障而言,零序电流与零序电压(即制动电压)关系曲线的斜率为:

考虑技术实用性,应设C0ΣH和C0i未知,且K的取值与C0ΣH和C0i无关。由于KΣH和KH存在一定变化范围,K应在KH的上限与KΣH的下限之间取值。

根据式(11),KΣH的下限出现在C0ΣH=0时(对应系统只有一条线路且发生单相接地故障):

目前常用的系统中,各条出线对地电容电流不超过50A,得KH的上限值为:

综合以上分析,并考虑动作可靠系数Krel=1.3,得到K的取值范围为:

由以上分析知,K实际是一个与导纳具有相同量纲的值,K(U0-U0.g)实则为电流量。电压比率制动法的实质为,在最小动作整定值的基础上增加了一个随零序电压成比例变化的电流值,自适应调整整定值,实现对保护的制动。

为兼顾金属性接地和低阻接地故障时保护的灵敏性(金属性接地时灵敏度Km≥2)和高阻接地故障时保护的可靠性,本文中设定制动系数为K=0.01。

2.4 最小动作整定值Iset.min的设定

为提高系统耐高阻能力,原则上要求最小动作整定值越小越好。但由于需要躲过系统中不对称运行工况的影响,该值又不能过小。当10kV系统发生经1 000Ω电阻接地时,不计线路阻抗,此时流过故障线路的零序电流为:I0M≈EA/[3(Rf+RN)]≈1.9A。为使算法检测到1 000Ω左右的接地电阻,考虑动作可靠系数后,保护整定值应设定为Iset=I0M/Krel≈1.5A,进而可将最小动作整定值设定为1.33A。保护装置一般接入3倍零序电流信号,对应整定值为4A。

2.5 拐点电压U0.g的设定

在最小动作电流Iset.min、制动系数K两者数值确定的基础上,得拐点电压为:

10kV系统下,相应的拐点电压U0.g为133V,即拐点坐标为(133V,1.33A)。

最终确定的整定值公式为:

系统工作流程图见附录A图A1。

3 性能分析

本方法适用于变电所出线保护,也可适用于能获得零序电流和零序电压信号的分段保护、分支线保护、配电变压器保护以及配电网自动化终端(根据开关类型及逻辑要求,可作用于发信或动作)。

一方面,由于接地故障电流较小对系统危害有限,中性点接地电阻热容量要求易于实现[3];另一方面,保护需要躲过三相合闸(考虑不同期)、空投变压器等操作时的不对称电流,以及与下游分段保护、分支线保护等配合,接地故障保护一般不采用速断方式。如文献[3]给出,广州10kV出线零序过流Ⅰ段的延时为1s,过流Ⅱ段延时为1.2s。因此,尽管本文方法需要测量故障后数个周期信号,但不会影响保护的动作速度。延时可通过装设时间继电器KT实现,延时时间可与原有零序过流保护相同。

当故障点过渡电阻较大,故障电流小于30 A时,易发生间歇性电弧接地现象。对于仅在故障电流过零瞬间短暂熄弧的故障,由于其对故障工频电压电流的影响较小,本文方法将正常工作。对于电弧熄灭周期较长(周期级及以上)的故障,只要电弧持续时间大于故障检测所需的几个周期时间,本文方法仍将正常工作;如果电弧持续时间较短,不能形成稳定的工频信号,则本文方法将受到一定影响。

当采用三相电流互感器(TA)合成零序电流时,可能受三相TA不平衡电流的影响而误动,因此应采用零序电流互感器。

架空线路换位欠佳、线路三相参数不相等等情况,也会产生不平衡零序电压和不平衡零序电流[16]。相对于中性点不接地系统,经消弧线圈接地系统由于谐振作用,不平衡零序电压会被放大,小电阻接地系统由于接地电阻的阻尼作用,不平衡零序电压会减小。

小电阻接地系统的不平衡零序电压0R可表示为:

式中:,为额定相电压幅值;为经消弧线圈接地系统的不对称度;d为阻尼率;v为失谐度;为小电阻接地系统的不对称度。

设系统对地电容电流最大达200A,ωC0Σ最大为0.011 5S,按《交流电气装置过电压保护和绝缘配合》规程,最大取为15%。设d上限为5%,v上限为10%,代入式(18)得,即小电阻接地系统最大不平衡零序电压为31.6V,小于保护设定的拐点电压。

第i条线路的不平衡零序电流unbi为:

式中:为第i条出线的不对称度,取决于该线路三相对地导纳的不平衡度。

10kV系统三相电缆幅值一般远小于1%,设该出线对地电容电流最大为50A;架空线路幅值一般小于5%,但其对地电容远小于电缆线路,设该出线对地电容电流最大为20A。幅值均取两种情况下的上限值且与反极性,代入式(19),得电缆和架空线路最大不平衡零序电流分别为0.26A和0.37A。从而,不论电缆线路还是架空线路,不平衡零序电流均远小于保护设定的最小动作整定值1.33A。

综合以上分析,除故障外,系统产生的不平衡零序电压、零序电流不会影响保护正常工作,保护方案性能较稳定。

4 仿真分析

按图1搭建仿真模型,取n=5,线路F1至F5长度分别为12,9,5,14,10km,对应出线保护为R1至R5。线路的参数值:正/负序参数R=0.27Ω/km,L=0.255×10-3H/km,C=339×10-9F/km;零序参数R0=2.7Ω/km,L0=1.109×10-3H/km,C0=280×10-9F/km。故障线路分别设为F5(故障点A距母线3km)和F4(故障点B距母线7km),流过相应线路的零序电流(不是现场测量的3倍零序电流)分别为IM01至IM05。图5和图6反映了A点发生金属性接地、经1 000Ω电阻接地故障下保护整定值与出线F4和F5零序电流的变化情况(为了与电流峰值对比,其中保护整定值取为实际的倍)。不同故障情况下的MATLAB仿真结果见附录A表A1。

综合附录A中的仿真数据与图5和图6,分析得到如下结论。

区内故障情况下,当接地电阻不超出保护允许范围(≤1 000Ω)时,零序电流始终大于保护整定值,均能可靠动作。如图5(a)和图6(a)中,线路F5的零序电流分别为152.74A和1.98A,大于保护的最小动作整定值1.33A,R5启动。经一定延时(如20ms)后获得出口处零序电压分别为4 556.60V和59.01V,计算得到自适应调整后的动作整定值分别为45.57A和1.33A,均小于F5的零序电流,R5动作;并且在动作范围内,当接地电阻较小时,均满足保护灵敏度Km>2的要求,在接地电阻较大(但不超过1 000Ω)时动作可靠系数Krel始终大于1.3,兼顾了低阻接地故障和金属性接地故障时的保护灵敏度和高阻接地故障时保护的可靠性。

反之,当接地电阻大于1 000Ω(如为1 300Ω)时,虽然流过区内线路的零序电流仍大于保护整定值,但此时Krel已小于1.3,在工程应用中不能保证保护的动作可靠性;当流过区内线路的零序电流进一步减小并低于最小动作整定值(如接地电阻为1 600Ω)时,R1至R5将由动作性能不稳定变为不动作。

区外故障情况下,当接地电阻较小时,R1至R5中可能存在启动又复归的情况。如图5(b)中,线路F4的零序电流为5.64A,大于1.33A,R4启动,经一定延时后小于调整后的保护整定值45.57A,R4复归;随着接地电阻的增大,R1至R5均不启动,如图6(b)中,F4的零序电流为0.07A,小于1.33A,R4不启动。

选取不同故障位置、接地电阻值并改变系统参数,经过大量的仿真实验,保护均能正确动作,验证了算法的可靠性。

5 结语

对于小电阻接地系统,传统固定整定值的零序过电流保护方案需要躲过各线路最大的对地电容电流,定值较高,在高阻接地时容易拒动。单相接地时,故障线路零序电流、健全线路零序电流均与零序电压成正比,而零序电压可反映接地电阻的大小。利用零序电压构造电压制动型零序电流保护,可以根据接地电阻大小自适应调整零序电流保护定值,保证了区内发生高阻接地(可达1 000Ω左右)故障时保护能够可靠动作,同时区外发生任何故障时保护可靠不误动,兼顾了低阻接地故障和金属性接地时保护的灵敏性和高阻接地故障时保护的可靠性。且保护参数整定可独立于系统结构和参数,不受系统不平衡零序电压和零序电流影响,具有较好的工程应用前景。

零序电荷-零序电压篇5

1 案例分析

如图1所示, 某500 k V线路和220 k V线路同杆架设, 故障前500 k V系统正在启动, 处于单侧充电状态, 在充电500 k V线路的过程中, 在500 k V线路末端发生短路故障, 220 k V线路纵联零序保护动作。相应线路两侧故障录波如图2和图3所示。

从图2、图3可以看出, 两侧的零序电压出现了反相的特征, 且零序电流超前零序电压90°, 出现了区内故障的特征, 导致纵向零序方向保护误动。

2 相邻线路流过零序电流时的故障特征

若平行架设的两回线路电气上完全没有联系, 如两条线路分排运行, 或两回线分别属于不同的电压等级 (本案例) , 当相邻线上流过零序电流时 (发生单相接地故障) , 由于互感的影响, 将会在本线路上产生零序感应电流, 并使电网各点出现相应的零序电压, 如图4所示。AB与MN为有互感且无电气联系的线路, 当AB线路区外故障或首端发生单相接地短路时, AB线路流过零序电流, MN线路上将会感应零序电压, 相当于MN上叠加了一个大小为I觶0X0m的零序电压源, ZMs0与ZNs0为线路MN两侧背后的等值零序阻抗。

线路MN各点的零序电压分布如下:

式 (1) 中:a为线路从M侧开始计算的距离百分比。

其中AB为Ⅰ回线, MN为Ⅱ回线, MN线路上各点电压和电流分布如图5所示。

由互感引起的零序电压在线路的电气中点为0, 在保护安装处达到最大, 并在变压器接地阻抗的末端又变为0, M侧、N侧的零序电压相位相反, M侧、N侧的零序电流实际为同一个穿越性环流, 但由于两侧参考方向都由母线指向线路, 因此两侧的零序电流大小相等方向相反。由此得到M点、N点的电压为:

式 (2, 3) 显示, 当理想情况忽略线路电阻分量时, MN线M侧和N侧测量到的零序电流均超前零序电压相位90°, 如图6所示。与下面分析的本线路内部接地故障情况一致, 从而妨碍零序方向继电器正确判断故障, 只要当MN线的零序电流超过保护零序停信值, 就会造成纵联零序保护误动。

3 内部故障时的电压电流分布

内部故障时, 等效为在故障点并联一个零序电压, 零序电流的分布是沿着故障点向两侧流动, 故障点的零序电压最高, 各电压电流的相量如图7、图8所示。

对于发生故障的线路, 零序电流超前零序电压, 两端零序功率的方向同时指向线路。

从上面的分析比较可以看出: (1) 内部故障时零序电流是注入性的, 分别向线路两侧注入并入地, 因此两侧零序电流同相, 零序电压也同相, 且电流超前电压, 零序功率方向指向线路内部; (2) 互感引起的零序电流是穿越性的环流, 因此两侧零序电流反相, 零序感应电压可以视为串联于线路, 因此线路两侧的零序电压极容易反相, 两侧零序电流同样也超前零序电压, 零序功率方向为指向线路内部, 纵联零序保护误判为线路内部故障。

内部故障零序电流超前零序电压的原因是两侧的零序电流都是流入母线所致, 而零序互感引起的误动, 电流是穿越型的, 因此两侧电流反相, 但电压也反相了, 负负得正, 虽然线路内部没有发生故障, 但从两侧零序功率方向的角度看, 后果和内部故障相同。

4 结束语

随着电力系统的快速发展和电网结构的越趋复杂, 某些特殊的系统工况相继出现, 当500 k V发展成省级电网的主干网后, 220 k V的电网逐步辐射状运行, 出现弱电联系运行方式变多, 本文结合现场事故案例, 从理论上分析了同杆架设多回线路零序互感引起纵联零序保护误动的机理, 为电网故障分析提供依据和借鉴, 同时由于光纤电流差动保护从原理上对零序互感具有免疫力, 建议在新上线路和老线路保护改造时优先采用。

摘要：文中分析了一起500 kV和220 kV同杆并架线路, 在500 kV线路末端发生故障时, 220 kV线路纵联零序保护误动的原因, 并从一般性原理上分析同杆架设双回路零序互感引起纵联零序保护误动的机理。分析表明在弱电耦合的情况下由于零序互感的存在, 在相邻线路发生接地故障时, 由于本线路两侧零序电压出现反相, 使得纵联零序方向保护误判为线路内部故障, 引起保护装置误动, 为同类事故的分析提供了参考。

关键词：不同电压等级,同杆并架,零序互感,纵联零序保护

参考文献

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[6]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].2版.北京:中国电力出版社, 2004:142-152.

零序电荷-零序电压篇6

本文通过虎滩变虎滩变10k VII段零序电压互感器未接地故障分析,为大家在以后的变电运行工作中提供参考。如有不正之处,恳请批评指正。

1 虎滩变 10k VII 段零序电压互感器未接地查找过程

2006年10月12日,新起屯变电所10k V绝缘监察装置动作发接地信号,选择为共庆线C相接地,查找出故障点后,将接地故障段电缆停电处理,将非故障段负荷倒入联络线虎滩变春阳线带送。接地故障段电缆处理好后送电,将共庆线负荷恢复新起屯变本所带送时,新起屯变电所10k V绝缘监察装置动作,又出现接地信号(春阳、共庆线环并倒负荷),而虎滩变没有接地信号,春阳、共庆线解列后,新起屯变电所接地信号消失。由此分析,虎滩变春阳线线路上也有接地故障,虎滩变10k V绝缘监察装置一定有问题。

对此,我们经过分析研究,决定进行逐项排除查找。首先,在虎滩变10k VII段母线三相验电,发现对C相验电声光验电器不发声不闪光的现象,进一步证明虎滩变10k V绝缘监察装置有问题。随后,通知远动、继电、仪表各专业人员到虎滩变进行查找,三个专业检查结果各自管辖设备均正常。

进一步分析,确定故障点应该在电压互感器上。有可能是10k VII段零序电压互感器未接地或接地不良造成10k V绝缘监察装置不动作。

联系调度将10k VII段电压互感器进行停电,10k VII段电压互感器手车自柜内拖出后,发现零序电压互感器一次N端接地松动,将端子拧紧后恢复了送电。此时,现场巡线已找到接地点,故障段已退出运行,所以10k VII段电压互感器送电后没有接地信号,但可以证明虎滩变10k V绝缘监察装置整套设备已无故障。

2 虎滩变 10k VII 段零序电压互感器 N端未接地分析如下

虎滩变具有零序电压互感器的绝缘监视系统原理接线图如图1所示。分析计算表明,当10k V系统发生单相接地时,非接地相电压互感器约为相电压的1.15倍左右,与正常运行的电压差不多,没有加装10k V零序TV时,非接地相TV承受的电压是1.73倍的相电压。目前使用的TV在如此高的电压下,大多已严重饱和,容易引起铁磁谐振。10k V母线接零序TV后,当系统发生单相接地时,非接地相TV铁芯就不易饱和,从根本上消除了铁磁谐振问题。

图 :1 TV高压中性点串接单相电压互感器的实际接线图

TV1 - 3主电压互感器(P1为一次绕阻,P2为辅助绕阻, P3为二次绕阻);

TV4零序电压互感器(P4为一次绕阻,P5为二次绕阻);KV -电压继电器

根据图1对具有零序TV的绝缘监视系统的运行状态分析如下 :

(1) 网络对称。

在对称网络中,电压互感器高压侧中性点与地同电位,低压侧中性点与地也是同电位 ;绝缘监视用相电压表指示对称电压 ;短路三角形电压之和为零 ;零序电压互感器不承受电压。“系统”反映与中性点接地绝缘监视系统一样。

(2) 网络C相单相接地。

如图2所示,零序电压互感器的高压侧与三相电压互感器的接地相(例如C相)绕阻并联接地,中性点对地有零序电压ù0其大小为接地相电压,方向与接地相电压相反,即ù0 =- ùC,零序电压互感器二次绕阻感应出零序电压U0,约58V。但是,电压互感器高压绕阻还是承受网络对称相电压,所以电压互感器低压侧所承受的电压与正常运行没有什么两样,线电压表指示正常电压。显然,相电压表由于叠加了零序电压ù0,才正确反映了网络绝缘的变化。

但是,在短路三角形里,由于加在电压互感器上的电压对称,所以电压之和为零。这点,与中性点接地的绝缘监视系统大不一样。

(3) 虎滩变零序TV一次线圈N端未接地

由于虎滩变零序TV一次线圈N端接地不良,零序电压互感器的高压侧,与三相电压互感器的接地相C相绕阻未并联接地,中性点对地没有零序电压,ù0大小为零,二次ùLn也接近零,所以虎滩变10k V绝缘监察装置整套设备不动作。电压互感器高压绕阻还是承受网络对称相电压,所以电压互感器低压侧所承受的电压与正常运行没有什么两样,线电压表指示正常电压,相电压表由于叠加零序电压ù0=0 ,所以也无变化。。

3 结论

(1)当变电所内采取新的技术措施、增添设备或变更接线时,对有关人员进行技术培训工作,熟悉设备正常运行和事故异常情况。

(2)电压互感器在安装、检修、试验后应严格检查核对设备接线的正确性

(3)加强对运行人员的培训,目的是让变电运行人员高度重视设备的验收工作,提高对零序电压互感器的认识。

摘要：本文通过虎滩变春阳线C相发生接地,而10kV绝缘监察装置未动作发信号,进而进行接地故障查找、判断、分析,总结出零序电压互感器异常如何判断、查找,以及今后如何进行电压互感器检修后的验收等进行分析,目的是让变电运行人员高度重视设备的验收工作,提高对零序电压互感器的认识。

零序电荷-零序电压篇7

目前在我国的各级电网中一般安装并联电容器,并联电容器能向系统提供感性无功功率,改善系统功率因数,提高受电端母线电压水平,同时,它还减少了线路的电压和功率损耗,因而提高了线路的输电能力,具有投资少、回报高、见效快、运行维护方便等特点。但在实际运行中有许多并联电容器由于设计时仅从补偿系统无功的角度选定电容器的参数,往往会在随电网负荷变化而分组投切电容器的过程中发生谐波谐振,使谐波电流和电压放大几倍甚至数十倍,施加到电容器、互感器、断路器等设备上,引起高压电气设备绝缘损坏,甚至破坏系统的正常运行［1 － 2］。

1 概述

该变电站有220 kV、110 kV、35kV三个电压等级,220 kV采用3/2接线方式,110 kV采用双母线带旁路接线方式,10 kV采用单母线分段接线方式,每段母线配置4组电容器组,其中521、522电容器支路串抗率4.5%,523、524电容器支路串抗率12%。站内配置主变2台,主变容量120 MVA,接线组别:Yn,Yn0,d11,变电站一次接线示意图(图中以#1变压器为例)如图1所示。

在对10 k V I段母线进行电能质量测试过程中发现10 k V I段母线电压总谐波畸变率较大［3］,其中以3 次谐波电压为主,测试结果如表1、表2 所示,10 k V I段母线PT一次接线图如图2 所示。

单位:%

在进行电能质量测试时,10 k V I段母线PT二次回路只有A、B、C三相信号电压,没有N回路,只能将电能质量测试分析仪的N端子接到屏柜的接地端。测试接线方式示意图如图3 所示。

2 并联电容器简介

2. 1 并联电容器的滤波作用

电容器组主要是用于补偿基波电流,由于电感和电容组成了串联谐振回路,所以也有滤波作用［4 － 5］。

根据电路原理,对于RLC串联电路,等效阻抗:

Z随频率 ω 的变化而变化,当:

当时,回路等效阻抗最小,流过的电流最大,这时ω0称为电路的固有频率,它只与电路参数有关。用这样的回路可以滤除频率为ω0的谐波电流,减少了谐波对系统中其它设备的影响。

根据需要滤除掉的谐波次数和电容器的容量可计算出相应的电抗器容量。设电抗器容量为SL,电容器容量为SC,电抗率为SL/SC=XL/XC。基波角频率为ω,则h次谐波角频率为不难得到:

通过上述推导可以看出,当串联电抗器容量为1 /h2倍电容器容量( 工频容量) 时可滤除系统中的h次谐波电流。例如,要想将系统中的3 次谐波滤除,那么电抗率应设为11. 1% 。

2. 2 谐波对电容器的影响

电容器滤波的代价就是自身要承受较多的谐波电流,也就是对谐波电流进行了放大,谐波电流叠加在电容器的基波电流上,使电容器的电流有效值增大,温度升高,甚至引起过热而降低电容器的使用寿命。被放大的谐波电流又会引起电容器谐波电压的放大,谐波电压叠加在电容器的基波电压上,不仅使电容器电压有效值增大,并可能使电压峰值大大增加,使电容器在运行中发生局部放电不能熄灭。

谐波电流的存在不利于电容器投切,电容器在投切时要承受数值较大的合闸涌流,如果系统中存在谐波,那么由于电容和电感对谐波的放大作用,使谐波电流叠加在电容器合闸涌流之上,使流过电容器电流的有效值进一步增大,这很可能导致保护装置在合闸时出现速断跳闸而使电容器无法投切甚至导致电容器出现损坏烧毁［6 － 7］。

3 录波数据分析

根据电容器支路串抗率大小不同,逐个投入524、523、522、521 电容器支路,每次间隔时间5 分钟,以521 支路为例,521 电容器支路投入时的电压、电流波形如图2 所示。由图4 可以看出,521 电容器支路投切对系统冲击影响不大,未出现谐波放大现象。

3. 1 10 k V I段母线电压间谐波分析

间谐波可以引起滤波器谐振、对过零点监测产生误差,因此对10 k V I段母线电压录波数据进行间谐波分析,判断间谐波是否造成三次谐波电压含有率偏大,表3 ~ 表7 中所列均为A相电压数据分析结果,结果表明未发现10 k V I段母线电压含有较大间谐波分量,并且随着电容器的投入变化不大,可以得出3 次谐波电压含有率偏大与间谐波无关。

3. 1. 1 4 组电容器未投入时的电压间谐波分析( 见表3)

3. 1. 2 524 电容器支路投入后的电压间谐波分析( 见表4)

3. 1. 3 523 电容器支路投入后的电压间谐波分析( 见表5)

3. 1. 4 522 电容器支路投入后的电压间谐波分析( 见表6)

3. 1. 5 521 电容器支路投入后的电压间谐波分析( 见表7)

3. 2 10 k V I段母线零序电压分析

在电容器组投入录波试验过程中发现10 k V I段母线零序电压为500 V左右,并且随电容器投入该零序电压幅值逐渐减小。以10 k V I段母线为例进行计算分析,PT零序电压测量值如表8所示,通过零序电压阻抗计算值如表9 所示。

在PT开口角处现场实际测量电压值大约为9 V,在电容器组放电线圈开口角处现场实际测量电压值大约为0. 5 V。

4 结束语

( 1) 通过PT所测得的10 k V I段母线零序电压,4 组电容器未投入时为471. 15 V,随着电容器组的逐步投入该零序电压幅值逐渐减小,4 组电容器均投入后为8. 70 V( 折算到开口角二次侧) ,这与现场实测数据相吻合。

( 2) 通过电容器组支路的零序电流和电容器组的阻抗计算得到10 k V I段母线零序电压,随着电容器组的逐步投入该零序电压幅值变化不大,约0. 3 V左右,这与现场实测数据相吻合。

( 3) 通过对录波数据的分析,未发现10 k V I段母线电压含有较大间谐波分量。