谐振故障范文（精选7篇）
谐振故障 第1篇
单相接地故障现有的选线方法大体归纳为四大类见图1。同时, 相继开发了基于不同选线算法的几代选线装置。以下对其基本原理做介绍。
2 利用故障稳态量的选线方法
2.1 群体比幅比相法
原理是先进行零序电流比较, 选出几个幅值较大的作为候选, 然后在此基础上进行相位比较, 如果某条线路方向与其他线路不同, 则其为故障线路, 如果所有零序电流同相位, 则为母线故障。该方法是中性点不接地系统的常用选线方法, 被大多数选线装置所采用, 是当前国内基于系统的稳态故障分量的最好的原理。在所有中性点非直接接地系统中, 非故障线路始端的零序电流Ii0, 为其自身对地电容电流。当中性点不接地时, 故障线路始端的零序电流If0, 为所有非故障线路零序电流之和, 而方向是自线路流向母线, 即有
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但是当线路较短或者经大电阻接地时, 零序电流幅值很小, 此时零序电流的相位误差将很大, 导致选线错误。同时该方法不能排除CT不平衡电流及过渡电阻的影响, “时钟效应”仍可能存在。
2.2 五次谐波法
由于谐波电流方向原理所使用的高次谐波分量较小, 易受干扰, 实际运行中多使用五次谐波分量法。从过渡电阻的非线性可知故障点本身就是一个谐波源 (金属性接地是经电阻接地发展而来的) , 并且以基波和奇次谐波为主, 根据谐波在整个系统内的分布和保护的要求, 使用五次谐波分量为宜。谐振接地系统中的消弧线圈是按照基波整定的, 即有ωL≈1/ωC和5ωL>>1/5ωC, 可忽略消弧线圈对五次谐波产生的补偿效果。对小接地电流系统进行故障分析可以发现, 零序电流五次谐波分量在谐振接地系统中有着与中性点不接地系统中零序电流基波相同的特点。再利用前述原理, 如群体比幅、比相法等, 即可解决谐振接地系统的选线问题。但负荷中的五次谐波源、电流互感器不平衡电流和过渡电阻大小, 均会影响选线精度。
2.3 基于最大Δ ( Isinφ) 原理的选线方法
为消除电流互感器不平衡电流的影响, 可采用最大Δ ( Isinφ) 原理的选线方法。选择一中间参考信号, 使各线路故障前的零序电流对故障母线在故障后的亦能找出相位关系, 由此再把所有线路故障前、后的零序电流都投影到故障线路的零序电流) 的理论方向上, 然后计算出各线路故障前、后的投影值之差△I0, i, 找出差值最大的△I0, k, 即最大的Δ ( Isinφ) 。若△I0, k>0, 则线路k为故障线路, 否则为母线故障。此法的本质是寻求最大零序无功功率突变量的代数值, 从理论上基本消除了电流互感器不平衡的影响。但还是有两个缺陷:首先, 计算过程中需要选取一参考信号, 若该信号出问题, 将造成该算法失效;其次, 该算法在计算过程中需求出有关相量的相位关系, 计算量太大。
2.4 有功分量法
对于中性点经消弧线圈接地系统, 消弧线圈不能补偿零序电流有功分量, 因此, 故障线路零序电流有功分量与正常线路零序电流有功分量相位相反, 并且故障线路零序电流有功分量幅值最大。中性点经消弧线圈接地系统中的消弧线圈可等效为电感L和电导gL的并联, 则单相接地故障时流过消弧线圈的零序电流中含有有功分量gLUof, 即有
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而在线路中只有故障线路零序电流中才含有有功分量, 且为-gLUof, 即有
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所以, 通过提取线路零序电流中有功分量的大小和方向, 幅值最大且与其他线路相反的就是故障线路。但在实际中, 有功分量一般只占零序电流的2%～3%, 易受CT不平衡对零序电流提取精度的影响, 相角比较也容易发生误选。
2.5 DESIR法
由于线路存在对地电导以及消弧线圈存在电阻损耗, 故障电流中含有有功分量。健全线路和消弧线圈的零序电流有功分量方向相同且都经过故障点返回, 因此, 故障线路零序电流有功分量比健全线路零序电流有功分量大且方向相反。
当小电流系统发生单相接地故障时, 首先从所有线路中抽取零序电流的基波有功分量, 算出故障点的残余有功电流, 也即所有线路零序有功电流的相量和, 并选取该向量和的垂直线作为参考轴, 再对所有线路的基波零序电流在参考轴上的投影进行比较。此时故障线路的零序电流的投影与各条健全线路零序电流的投影不仅相位相反, 而且数值最大。据此便可检出故障线路。
2.6 负序电流法
当谐振接地系统发生单相接地故障时, 接地故障电流中含有基波零序电流, 又可分解为正序、负序和零序分量, 其中的基波负序电流分量具有三个特性:
1) 基波负序电流分量与负荷无关。
2) 故障线路基波负序电流分量的有效值与所有健全线路者相比, 前者不仅数值最大, 而且比后者高出许多。
3) 故障线路与健全线路的负序电流分量的相位相反。利用系统中负序电流的分布特点, 研究人员提出了基于负序电流大小和方向的接地选线方法。
负序电流受负荷不平衡的影响很大, 而配电网的不平衡度通常很高, 所以负序电流法容易发生误判。
3 基于故障暂态分量的选线方法
3.1 首半波法
原理是基于接地故障发生在相电压接近最大值瞬间这一假设, 此时故障相电容电荷通过故障相线路向故障点放电, 故障线路分布电容和分布电感具有衰减振荡特性, 该电流不经过消弧线圈, 所以暂态电感电流的最大值相应于接地故障发生在相电压经过零瞬间, 而故障发生在相电压接近于最大值的瞬间时, 暂态电感电流为零。此时的暂态电容电流比暂态电感电流大得多, 不论是NUS还是NES, 故障发生瞬间的暂态过程近似相同。利用故障线路暂态零序电流和电压首半波的幅值和方向均与正常情况不同的特点, 即可实现选线。但故障发生在相电压过零值附近时, 首半波电流的暂态分量值很小, 以及过渡电阻的影响, 易引起方向误判。
3.2 能量法
系统发生单相接地故障时, 根据叠加原理, 故障后的网络可等效为正常运行网络和故障附加网络的叠加。故障暂态分量由故障附加网络所决定。由于故障附加网络是一单激励网络, 故障附加网络中各元件上所消耗和吸收的能量都等效电源提供。
定义线路的零序电压与零序电流乘积的积分为零序能量函数:
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对于消弧线圈, 有:
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显然, s0j (t) 是故障后第j条线路上消耗的能量。由于健全线路消耗能量, 能量函数总是大于零, 消弧线圈的能量函数与健全线路的能量函数极性相同;故障线路从等效电源吸收能量, 传送给健全线路, 能量函数总是小于零, 并且其绝对值等于其它线路 (包括消弧线圈) 能量函数的总和。
在谐振接地系统中, 由于能量函数中同时存在电感能量和电容能量, 电感和电容之间存在能量的交换, 系统的能量不会很快释放完, 这对接地选线是有利的。可见, 能量法原理适用于中性点经消弧线圈接地系统, 并且不受负荷谐波源的影响。
3.3 小波法
单相接地时, 故障电压和电流的暂态过程持续时间短并含有丰富的特征量, 而稳态时数值较小, 因此在接地故障检测中选用一种适合分析其暂态分量的新理论, 将有利于故障选线。小波分析可对信号进行精确分析, 特别是对暂态突变信号和微弱信号的变化较敏感, 能可靠地提取出故障特征。根据小波变换的模极大值理论可知, 出现故障和噪声会导致信号奇异, 而小波变换的模极大值点对应着采样数据的奇异点, 由于噪声的模极大值随着尺度的增加而衰减, 所以经过适当的尺度分解后, 即可忽略噪声影响得到较理想的暂态短路信号。小波变换是把一个信号分解成不同尺度和位置的小波之和, 利用合适的小波和小波基对暂态零序电流的特征分量进行小波变换后, 易看出故障线路上暂态零序电流特征分量的幅值包络线高于非故障线路的, 且其特征分量的相位也与非故障线路相反, 这样就能构造出利用暂态信号的选线判据。但电力系统的实际运行是复杂多变的, 可能出现暂态分量小于稳态分量的情况, 这时就应对母线零序电压和各出线零序电流进行基波的小波系数提取, 然后类似地构造选线判据。
4 外施影响法
4.1 拉路法
拉路法即传统采用无选择性绝缘监视装置的方法, 此种装置仅利用母线上的电压互感器开口三角侧接入的一个零序过电压继电器构成。系统正常运行时零序电压低于额定相电压的15%。当系统发生单相接地故障时, 系统同一电压等级的所有母线及线路上将出现相同的零序电压。依靠电力系统运行人员顺次短时断开并重合各条线路, 当断开某条线路时零序电压消失, 则表明接地故障发生在该线路上。这种方法虽然可以在较短时间内准确地选出故障线路, 但是造成了用户不必要的停电损失, 降低了供电的可靠性。
4.2 信号注入法
信号注入法突破了长期以来使用故障产生信号选线的框架, 不利用故障产生的信号, 而是向系统注入外部信号进行选线。一般从电压互感器二次侧注入电流信号, 其频率取在各次谐波之间, 从而保证不被工频分量及高频谐波分量干扰。注入电流信号沿接地线路的接地相流动, 并经接地点入地, 用信号探测装置对每一条线路进行探测, 探测到注入信号的线路即故障线路。该方法的最大优点是适用于线路尚只安装两相电流互感器的系统, 利用该方法的选线装置已大量投入运行, 但效果并不理想, 这是因为该方法的缺点在于:
1) 经高阻接地时, 注入信号微弱而不易检测。
2) 弧光接地时谐波含量丰富, 注入信号极易受到干扰。
5 故障选线融合方法
5.1 D-S证据理论法
该理论将“随机不确定”与“不知道”加以区分, 能够处理由“不知道”引起的不确定性, 摆脱先验概率的限制, 对不完全信息有较好的处理能力, 可以处理不同层次属性的融合问题。
5.2 模糊理论法
这里所谓的模糊性主要是指有关事物差异的中间过度的不分明性, 这种属性也反映在小电流故障选线中。例如“某一故障特征的明显程度”、“某一方法的有效性”等等均没有精确的度量, 存在一定的模糊性。模糊理论能通过建立相应的隶属函数有效地处理这种模糊性, 将不分明性转换为确切的数值描述。
6 结束语
以上对谐振接地系统的选线方法基本原理做了分析、论述。分析了各种方法的优缺点, 为今后提出更加可靠有效的选线方法提供了建议。
参考文献
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谐振故障 第2篇
谐振接地系统因其单相接地点故障电流小,有利于电弧的自行熄灭[1],在配电网中广泛应用。但发生单相接地故障时故障线路与非故障线路的故障特征区别不明显[2],不利于故障选线和故障区段定位[3,4,5]。再加上各种干扰因素的影响,单相接地故障特征量具有很大的模糊性和不确定性[6,7]。因此,任何一种单一判据都难以保证在各种运行方式、线路形式以及故障类型下单相接地故障区段定位的有效性。
本文以稳态电参数作为故障特征量,应用模糊理论及信息融合原理,提出基于模糊信息融合的谐振接地系统单相接地故障区段定位新方法。该方法有效融合了区段零序电流比值法和并联中电阻法,并将模糊信息融合应用到故障区段定位中,在一定程度上降低了干扰信号对故障区段定位准确性的影响,适用于谐振接地系统缆—线混合等线路单相接地故障区段的定位。
1 区段零序电流比值法
1.1 谐振接地系统零序网络
含3条馈线的谐振接地系统发生单相接地故障后的零序网络如图1所示。每条馈线均安装2个故障监测终端(节点),分别编号为1～6。定义区段的编号为区段电流流入节点的编号,如节点1和节点2之间的区段,节点1为该区段的电流流入节点,则该区段的编号为“1”。
图1中,为故障点虚拟电源在零序网络上的压降;Rf为接地电阻;为故障点处的零序电流;L0i、R0i、C0i分别为区段i的零序电感、零序电阻和零序分布电容;为区段i的对地电容电流。
假设线路2的区段3发生单相接地故障,忽略线路的零序阻抗,对于非故障线路1和3的节点1、2、5、6,流过的零序电流为
定义区段i的区段零序电流为同一参考方向下,流过区段i电源侧节点的零序电流与流过区段所有负荷侧节点的零序电流
对于故障线路2,节点3、4流过的电流为
因此,非故障区段4的区段零序电流为,有效值为I0(4)=3ωC04U0。故障区段3的零序电流为
故非故障区段的区段零序电流为本区段对地电容电流,故障区段的区段零序电流为补偿后的故障点残余电流与故障区段对地电容电流之和。
1.2 区段零序电流比值法判据
假设配电网为缆—线混合线路,架空线和电缆单位长度对地电容分别为CA和CC。若区段i中,架空线和电缆长度分别为LA(i)、LC(i),则该区段对地电容为C0i=LA(i)CA+LC(i)CC。将架空线路长度LA(i)和电缆长度LC(i)归算到同一单位对地电容下的长度,本文将电缆长度LC(i)归算到单位对地电容为CA下的长度,归算后的区段i电缆长度为L'C(i)=LC(i)·CC/CA。因此,若区段i为非故障区段,则其区段零序电流为
若区段i为故障区段,区段零序电流为
区段零序电流比值法判据:对于区段i和其子区段j,若两区段的零序电流有效值比值I0(i)/I0(j)更接近于两区段长度比值L'(i)/L'(j),则区段i为非故障;若两区段的零序电流有效值比值I0(i)/I0(j)更接近于比值[PL'∑+L'(i)]/L'(j),则区段i为故障区段。
2 并联中电阻法
2.1 原理分析
并联中电阻法是在发生单相接地故障后,在系统中性点投入一定值电阻,在故障线路的故障相与系统母线之间形成一人为的故障工频电流,通过检测工频电流变化量实现单相接地故障区段的定位[8,9]。
对于永久性接地故障,假设接地电阻为Rf,在经过一定延时后,投入并联的电阻。并联电阻投入后,母线零序电压降低,其表达式为
此时,通过Rb的阻性电流为
此阻性电流主要流经故障线路故障相的故障点和母线。非故障区段零序电流仍为该区段对地电容电流,由于并联中电阻的投入,母线零序电压将降低,非故障区段的零序电流也随之降低。故障区段的零序电流为接地点残余电流与该区段对地电容电流之和,但此电流中增加了一阻性电流,并联中电阻投入后,接地点零序电流将增大,接地点过渡电阻越小,增量越大。
假设配电网发生永久性单相接地故障,并联中电阻投入前,母线零序电压为U0q,区段i的零序电流为I0q(i);投入后,母线零序电压降为U0h,区段i的零序电流降为I0h(i)。并联中电阻投入前后,母线零序电压发生变化,不能直接比较I0q(i)和I0h(i)的大小关系,需将I0q(i)和I0h(i)归算到同一电压下,将I0h(i)归算到电压为U0q下的电流I'0h(i),即I'0h(i)=I0h(i)·U0q/U0h。若区段i为非故障区段,理论上I'0h(i)应等于I0q(i);若区段i为故障区段,则I'0h(i)>I0q(i)。
并联中电阻法判据:当I'0h(i)与I0q(i)较为接近时,判定区段i为非故障区段;当I'0h(i)>I0q(i),且差值较大时,判定区段i为故障区段。
2.2 并联中电阻的取值
并联中电阻取值的原则是在不产生较大故障电流的前提下,提供足够大的阻性电流,以实现在一定接地过渡电阻范围内准确判定故障区段。10 kV谐振接地系统的最高运行电压为12 kV,发生金属性单相接地时中性点位移电压为6.9 kV,接地电流值选用20～300 A,接地电阻值范围为20～300Ω,可选取接地电阻值为132Ω,此时将产生约45 A的阻性电流[10],满足区段定位的要求。
3 模糊多判据融合故障区段定位原理
配电网馈线的长线路区段发生单相接地故障,长度比值L'(i)/L'(j)和[PL'∑+L'(i)]/L'(j)较为接近,区段零序电流比值法将无法正确判断其是否为故障区段,存在定位盲区,但并联中电阻法仍能正确定位。而若系统在母线处发生故障且过渡电阻较大,此时非故障区段的区段零序电流值较小。并联中电阻投入前后,某个非故障区段零序电流有效值可能因干扰信号的影响而产生较大的变化,并联中电阻法将会误判,但该情况不影响区段零序电流比值法的定位。运用模糊综合决策原理构成这两种方法的综合定位判据,可提高区段定位的可靠性和精确性。
3.1 区段零序电流有效值比值法隶属函数
1)故障隶属函数
定义零序电流有效值比值I0(i)/I0(j)为IR(i),长度比值L'(i)/L'(j)为LR1(i),比值[PL'∑+L'(i)]/L'(j)为LR2(i)。系统采用10%过补偿,一般线路总长L'∑>5L'(i),此时LR1(i)与LR2(i)满足LR1(i)<2LR2(i)/3。
考虑零序电流互感器的测量误差、信号干扰以及零序电流对线路单位对地电容的影响,构造式(9)所示的故障隶属度函数以描述基于区段零序电流比值法判断故障区段的可能程度。
若区段i为末梢区段,不存在子区段,则选取其父区段j作为求取比值的对象,故障隶属度函数同式(9)。
2)权系数隶属函数
区段i的长度越长,LR1(i)与2LR2(i)/3越接近,区段零序电流有效值比值法的可信度降低。当最长区段i的长度与线路总长的关系为5L'(i)>L'∑时,比值关系LR1(i)<2LR2(i)/3将不再成立,区段零序电流有效值比值法失效。因此,根据长度比率v构造区段零序电流有效值比值法的权系数隶属函数W'。
式中,v=L'max/L'∑,L'max为归算后的最长区段的长度,L'∑为归算后的线路总长度。
3.2 并联中电阻法隶属函数
1)故障隶属函数
并联中电阻投入前后,区段i的零序电流有效值变化量用ΔI0(i)表示,即ΔI0(i)=I'0h(i)-I0q(i),定义区段i的零序电流有效值变化率为u(i)=ΔI0(i)/ΔIsum。其中,,N为同一母线馈出线包含的总区段数。
构造式(11)所示的故障隶属度函数以描述基于并联中电阻法判断故障区段的可能程度。
2)权系数隶属函数
母线发生单相接地故障时,各区段零序电流突变量比值相差不明显。因此,构造并联中电阻法权系数隶属函数
式中,v=max(ΔI0)/cmax(ΔI0),max(ΔI0)为区段零序电流有效值变化量的最大值,cmax(ΔI0)为区段零序电流有效值变化量的次最大值。
3.3 模糊综合定位判据
1)综合定位判据
将各故障区段定位方法对故障决策的隶属度与该故障区段定位方法对故障决策的支持程度(模糊可信度权系数[11,12])之积的和作为故障决策总的可信度。
每种定位方法对同一母线馈出线中N个区段的每个区段都给出一个故障隶属度,假设第i个区段根据第j种算法得到故障隶属度μj(i),该算法对应的权系数隶属度为Wj,求得第i个区段在总共M种方法下的总模糊决策可信度Yf(i)为
若区段i的总模糊决策可信度Yf(i)越接近1,则该区段就越可能是故障区段,反之,若Yf(i)越接近0,那么该区段就越可能是非故障区段。因此,提出故障区段定位判据:
(1)若区段i的总模糊决策可信度Yf(i)为所有区段中的最大值,且大于等于0.5,那么判定区段i为故障区段。
(2)若所有区段的总模糊决策可信度均小于0.5,则判定为母线故障。
2)权系数
根据权系数W'和W"计算区段零序电流有效值比值法的权系数W1和并联中电阻法的权系数W2,使得W1+W2=1。
式中,∑W=W'+W"。
4 Simulink仿真
4.1 仿真模型与参数
仿真模型如图2所示,线路L1为电缆线路,共有3个区段,编号为8、9、10,长度分别为3 km、1 km、2 km;线路L2为架空线路,包含有一个分支线路,共有5个区段,编号为1、2、3、4、11,长度分别为1 km、3 km、5 km、4 km、2 km;线路L3为缆—线混合线路,共有3个区段,编号为5、6、7,区段5和7为架空线路,长度分别为2 km、4 km,区段6为电缆线路,长度为2 km。架空线路的正序参数为R1=0.17Ω/km,L1=1.21 m H/km,C1=0.009 69μF/km;零序参数为R0=0.23Ω/km,L0=5.478 mH/km,C0=0.008 6μF/km。电缆线路正序参数为R1=0.060 7Ω/km,L1=0.254 7 m H/km,C1=0.514 5μF/km;零序参数为R0=0.607Ω/km,L0=0.891 2 mH/km,C0=0.21μF/km。系统工作在过补偿度为10%的状态,L=4.919 H,消弧线圈的有功损耗电阻阻值一般为感抗的2%～5%,取3%,则有R=0.03×ωL≈46Ω。并联中电阻阻值选为132Ω,在故障发生后0.2 s投入,运行0.2 s后断开。
4.2 仿真结果与分析
对不同过渡电阻和不同接地点位置的接地故障进行仿真,分析定位算法受过渡电阻和故障位置的影响程度,验证算法是否存在定位盲区,并且对融合后与融合前的两种单一算法的定位效果进行比较,验证融合算法与单一算法相比是否存在优越性。假设线路3的区段6发生过渡电阻为2Ω的单相接地故障。单一算法及融合算法对故障区段的判定结果见表1。可见,若线路中存在一较长区段(该区段对地电容较大),此区段发生故障时,采用单一的区段零序电流有效值比值法可能发生漏判,无法正确定位。
线路2区段3发生过渡电阻为2 000Ω的单相接地故障时,融合算法和中电阻法的定位结果见表2。可见,当过渡电阻较大时,若仅采用中电阻法,中电阻投入前后零序电流变化量的阈值难以确定,该方法受区段对地电容和过渡电阻影响较大。如区段8为正常区段,由于该区段对地电容较大,区段零序电流也大,因此,其零序电流变化量也大,甚至大于故障区段3零序电流的变化量,发生误判。
在两种单一算法无法正确定位的情况下融合算法仍可正确定位,不会发生误判、漏判的情况。另外,大量仿真结果表明,在不同区段、不同接地电阻等情况下,融合算法均能正确实现故障区段的定位,算法准确有效。
应当指出,当接地电阻较大时,考虑零序电流互感器的变比以及误差后,在非故障线路靠近末端的节点测到的零序电流值很小,接近于或等于0,相应区段的区段零序电流有效值也接近0。在并联中电阻投入后,中性点电压的降低会进一步使上述零序电流减小,而零序电流有效值为0的区段不能参与有效值比值法的运算,且在并联中电阻投入前后的电流归算上也有问题。因此,若并联中电阻投入前节点i的零序电流有效值为0,则由区段零序电流有效值比值法判定其为非故障区段,μ1(i)=0;若并联中电阻投入后节点i的零序电流有效值为0,则由并联中电阻法判定其为非故障区段,μ2(i)=0。
5 结语
分析中性点经消弧线圈接地系统的零序网络,根据故障区段和非故障区段零序电流有效值与区段长度的关系,提出基于区段零序电流有效值比值的故障区段定位方法;对并联中电阻故障区段定位方法进行改进,提高了其对各种运行方式、线路类型单相接地故障区段定位的适应性。探讨两种定位方法的故障隶属函数及权系数隶属函数,提出一种新的多故障判据模糊信息融合的故障区段定位算法。大量仿真结果表明该算法可实现母线、末梢及T节点所在区段的故障区段准确定位,不存在盲区,算法适应性强且简单、易于实现。
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谐振故障 第3篇
比利时IBA公司研制的CYCLONE18/9回旋加速器为放射性药物制备系统, 是一种复杂高技术的工程设备。而回旋加速器射频系统是加速器的加速主体, 它直接影响加速器的性能, 是回旋加速器的关键部件之一。以下将介绍谐振腔中D型盒的故障分析与排除方法, 以供参考。
1 射频系统基本原理
射频系统提供电场, 将离子从离子源中引出, 并加速到所需能量。主要包括回旋加速器真空仓中的RF震荡腔、RF腔调谐装置和10 k W电源[1]。系统中的磁场峰区场强为1.9 T, 谷区场强为0.35 T, 射频频率为42 MHz, 可加速质子和氘核2种带电粒子。16 k W射频电源通过一个50Ω同轴电缆将能量耦合到回旋加速器腔。射频系统采取双D型盒系统, 2个张角30°的直边类三角形D型盒, 在中心处连接在一起, 以防止相位失配。每个D型盒的上部和底部均采用开放式结构, 以利于更好地建立真空。为了加速质子或氘核, 2个D型盒必须工作于相同的射频频率[2], 在同相位电压下, 工作在粒子回旋频率的二次谐波或四次谐波上。
2 故障现象
回旋加速器beam on后大约15 min, 靶电流从32μA突然下降至5μA, 无法正常工作。大约4~5 h后再将加速器beam on, 工作约10~20 min, 靶电流下降至2~3μA。
3 故障分析与检修
影响靶电流下降的因素可能有离子源系统、磁场系统、射频系统和真空系统。在beam on时, 靶电流下降后, 观察真空计读数是否在1.2×10-6mbar (1 mbar=100 Pa) 的正常范围内。如不在正常范围内, 说明真空系统出现微漏, 若真空不好, 则beam I损失比较大;如在正常范围内, 说明真空系统正常, 真空正常的情况下, 内靶电流到外靶电流损失在50%以内。调整离子源电流和氢气流量, 增加粒子注入量。这时观察靶电流, 如有变化, 说明离子源系统出现故障, 须重点检查离子源系统。离子源电流减小使电离粒子注入量减小, 靶电流减小说明离子源能正常调节, 处于正常状态。观察射频系统16 k W发射机入射功率为13 k W, 反射功率为1.5 k W, 将D电压从35 k V升高至38 k V, 观察发现靶电流有无变化, 无变化说明射频系统工作正常, 有变化说明发射机出现故障, 应重点检查射频系统16 k W放大器部分。发射机输出通过电感耦合方式将功率输入射频腔, 功率不够会影响靶电流下降。调整磁场电源, 观察靶电流是否有变化。将磁场电源增大或减小, 观察发现靶电流增大, 说明磁场聚焦不好引起靶电流损失过大。调整磁铁电源, 靶电流变化不明显, 说明磁铁不是直接影响靶电流减小的原因。观察调整离子源系统和射频系统。虽然磁场系统都能正常工作, 但靶电流仍然太小。回旋加速器外围电路工作正常, 最终只有将真空腔打开检查射频谐振腔。
检查射频谐振2个30°D型盒整体结构, 并未发现异常。将磁极和2个D型盒上的油污用丙酮和甲醇清洗之后, 关闭真空腔, 重新建立真空到1.2×10-6mbar, 然后beam on, 这时观察到target curren初始时为35μA, 但不到10 min就下降至3μA, 插入pop-up (内靶) 6μA。这时要将机器设置为stand-by和vacuum stand-by状态。
再次迅速打开真空腔检查射频谐振腔, 并测量2个30°D型盒的温度, 发现其中1个高于另1个, 温度相差约30~40℃。而正常情况下2个D型盒温度的差值允许温度为20℃。2个D型盒分别安装有2个流量计检测冷却水流量, 且设置有水流量连锁, 但其中温度高的D型盒冷却水没有报出水流量连锁。重新标定2个D型盒流量计后, 发现参数相同, 说明流量计正常, 判断问题出在水流量通道某处。腔中的D型板有与之垂直的无氧铜内杆, D型板通过内杆与腔体底部相连, 内杆支撑着D型板, 2个D型板在中心区连接在一起保持射频同相, 在内杆内含有冷却水管供给D型板冷却。关闭D型盒冷却水, 用压缩空气排除D型盒内的冷却水。将D型板拆下, 可看到无氧铜内杆通过D型板的冷却水管道, 把水冷系统供给D型盒进水与回水分别堵塞作饱压实验, 用氮气从内杆内进水端冲气, 内杆内进水端应有压力, 此时却发现回水端有气流流出, 因此怀疑内杆内冷却水的进水与回水之间出现短路。短路后冷却水无法供至D型盒上, 其中一个D型盒上造成D型板温度过高不加速粒子而损失粒子, 从而使靶电流减小。内杆与腔体底部相连, 腔体底部又与ODP (油扩散泵) 相连。把ODP拆下, 可看到内杆与腔体底部的连接法兰, 拆下法兰, 拿出内杆抽出内杆内的冷却水管, 发现进水与回水相通。重新加工内杆内的冷却水管, 并进行安装后, 机器恢复正常工作, 故障排除。
4 小结
影响靶电流下降的因素涉及到多个系统, 需要对每项进行检查并逐一排除。该故障的最大特点是没有任何连锁或异常参数变化, 尤其是进水与回水在流量计后面短路, 从而造成水流量正常的假象。而且2个D型盒的温度差值并不明显, 不经过仔细查找和操作是很难发现的。因此对回旋加速器的维修既需要对机器的整体结构充分了解, 又需要细致入微的分析和观察。
(收稿:2012-07-24修回:2012-12-20)
参考文献
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谐振故障 第4篇
我国配电系统大部分为经消弧线圈接地或中性点不接地系统,也称为中性点非有效接地系统或小电流接地系统[1]。随着生产技术的发展,对配电网供电的可靠性和安全性要求也随之增高,在电网中有故障发生时要求能够快速、可靠地检测出故障并且能够在较短时间内切除故障。目前,对于接地故障选线以及故障定位的研究比较多而且取得了一定的成就[2~9]。但是,引发电网零序电压升高的原因有很多,如何对这类故障进行辨识,判别故障是否属于接地故障国内外目前没有系统的研究。解决故障辨识问题是进行接地故障选线和消弧线圈控制的前提。
从故障波形的识别角度,单相接地与串联谐振故障特征相似,因此无法单纯从稳态量或某一种状态的量进行数值上的辨识。本文对两类故障发展过程进行分析,发现故障过程存在不同状态,从而提出基于状态顺序和状态量的辨识算法,并通过ATP仿真数据和10 k V系统模拟网实验数据论证该方法的正确性和可靠性。
1 单相接地与串联谐振对比分析
1.1 零序电压的稳态对比分析
如图1所示在谐振接地系统中A相发生单相接地故障,假设系统完全对称,线路每相对地电容为C,接地电阻为Rg,消弧线圈电感为L,忽略线路对地电阻影响,接地后零序稳态电压为[10]:
式中:R*g=Rg(3ωC-1/(ωL)),设为参考向量,随着R*g从-∞~+∞变化,U0 a变化轨迹是以-UA为直径的圆,当B相和C相故障时,同理得到B相C相故障时零序电压轨迹如图2所示。
在实际谐振系统电网中,三相对地电容互不相等,中性点存在一定数值的不对称电压,消弧线圈投入运行后,三相对地电容与消弧线圈的电感构成谐振回路,零序电压为:
其中:为不对称电压,d为电网阻尼率,v为消弧线圈补偿度,当电网处于谐振状态时v≈0,不对称电压由线路电容的不对称情况决定,一般为0.5%~1.5%UA[1],d一般为3%~7%[1]。由公式2得到串联谐振零序电压变化范围7%~50%UA。其轨迹是半径从7%~50%UA圆环面,如图2所示。
在向量图2中,故障电压低于50%UA的阴影部分,单相接地和串联谐振零序电压存在相等的可能,所以这部分无法单纯利用零序稳态电压条件进行辨识。
1.2 零序电压的暂态过程分析
单相接地故障暂态等效电路如图3,Le三相线路和电源变压器等在零序回路中等值电感;故障暂态自由振荡频率一般较高,所以消弧线圈电感L>>Le,可以不予考虑,得到单相接地故障零序暂态电压:
式中:u'是以电源频率ω变化的强制分量,u'是以ω1振荡的自由分量。
传统的固定补偿消弧线圈通常整定在谐振点附近过补偿运行。线路电容变化引起串联谐振暂态等效电路如图4所示。
当切除部分线路引发串联谐振,忽略消弧线圈电感等效电阻rL,零序电压为:
式中:ic0、uc0为系统初始状态,串联谐振发生时ω0=ω1,u'c是以电源频率ω变化的强制分量,'cu是以1ω振荡的自由分量。
综上单相接地故障和固定补偿消弧线圈串联谐振故障都存在电压暂态量,暂态量的大小由接地条件和故障时间有关,所以无法从暂态上进行有效辨识。
自动调谐消弧线圈接地系统中,预调式消弧线圈工作时处于全补偿状态,通过接入阻尼电阻R抑制串联谐振。单相接地故障发生后,由控制器发出信号切除阻尼电阻实现对电容电流的最佳补偿。随调式消弧线圈远离谐振点工作,单相接地故障发生后消弧线圈被调节到靠近谐振点的状态以实现对电容电流的补偿。接地故障消失后,预调式消弧线圈的阻尼电阻仍处于切除状态或者随调式消弧线圈仍在谐振点运行,则导致串联谐振[11],这种串联谐振状态与单相接地状态无法用简单的方法辨别。
1.3 零序电压故障过程对比分析
1.3.1 单相接地故障过程
单相接地故障包括:瞬时接地,短时接地,间歇性接地和永久性接地故障。
如图5所示,单相接地故障都是由接地瞬间暂态、接地故障稳态和接地故障消失的过渡态三个状态组合构成。在以上四种单相接地故障过程中,这三种状态的顺序和时间长度各不相同。
1.3.2 自动调谐消弧线圈串联谐振过程
自动调谐消弧线圈产生串联谐振的原因是接地故障消失后,消弧线圈仍然处于故障时的工作状态。预调式与随调式消弧线圈的调节方式不同,但产生串联谐振故障发展过程相同。
在单相接地故障消失后,零序电压逐渐衰减到零。由于不平衡电压的存在,消弧线圈电感与线路电容发生串联谐振,零序电压上升。由于存在消弧线圈从接地时并联谐振到接地消失后串联谐振的过渡,体现为零序电压先下降后上升,如图6所示。
1.3.3 固定补偿消弧线圈故障过程
如图7所示,消弧线圈固定补偿系统串联谐振故障过程与单相接地故障相似。由式(3)与式(4)可以看出,产生相同零序稳态电压的暂态过程不同,可以通过对暂态量的区分达到辨识的目的。
由以上分析可知,单相接地和串联谐振无法完全单纯依靠某一种状态来实现对两种故障的辨识。两种故障在发展过程不同。即两类故障过程有不同的状态顺序和状态量,所以通过识别状态顺序和状态量可以实现故障辨识。
2 基于零序电压发展过程的接地和串联谐振故障辨识
2.1 故障发展过程各状态的定义及特征描述
如图6所示,定义连续三个周波以上有相同变化规律的波形为一个状态,将故障发展过程分成四种状态:
M:故障暂态。故障发生瞬间,零序电压幅值突变,存在大量暂态分量。
N:接地故障稳态。电压幅值变化小,电压稳定,有少量谐波存在。
P:故障下降暂稳态。故障结束零序电压向正常状态下过渡,电压逐渐降低。
PX:故障上升暂稳态。串联谐振形成,零序电压经过渡过程进入消弧线圈串联谐振状态,零序电压逐渐升高。
2.2 故障发展过程各状态辨识及状态量提取
2.2.1 M状态起点确定和状态量提取
单相接地暂态突变点可以用小波分析容易地检测出来[12]。奇异点检测是小波变换的突出优点。通过小波变换,每进行一个尺度的小波分解,就会提取出一个频段的信号分量[13],本文采用紧支撑正交小波Daubechies提出的阶数为5的小波(简称db5小波)来检测:
其中:ψ(t)=2-j/2ψ(2-jt-k)为离散化的小波簇,x(t)为故障信号。小波尺度a=2j,位移b=2j k。计算尺度3中最大值WM出现的时刻tM为M状态的起始时刻,定义此时WM为M状态的状态量。
2.2.2 N、P、PX状态起点确定和状态量提取
这三种状态的不同为电压幅值的变化趋势不同。所以可以通过变化率∆的不同来划分三种状态的时间节点,找出∆相同的时间段,即作为一个状态。
用梯形法数值积分计算工频半周期电压均值Sm:
其中:fs为采样频率,m为工频周波数。对[Sm]再应用三次样条函数中计算节点导数的三转角方程,用自然边界条件计算导数数组[S'm],所以状态变化率为∆=S'm,设定变化率阈值S'0=S'n=0δ:
定义平均变化率WP=∑∆/m为P和PX状态的状态量,定义WN=Sm为N的状态量。
2.3 补偿电网接地与串联谐振辨识方法
首先通过1.3节对故障特征的分析建立故障过程特征库如表1,例如自动消弧线圈串联谐振故障状态顺序描述为:MNPPX N。间歇性接地故障描述为:等。
注:表中M···Mn(n≥1)表示多个暂态过程。
然后应用故障过程辨识算法对故障数据进行处理,辨识各个状态时间节点和状态量,将各状态按时间节点进行排序,得到故障特征顺序。最后与故障过程状态库进行比较得出故障结论。
固定补偿电网可以进一步通过状态量的比较进行辨识。通过仿真和实验数据得到:固定补偿消弧线圈串联谐振故障和单相高阻接地故障比较,当零序电压大小落在图2的阴影部分时,即稳态状态量WN<27.3,串联谐振故障的M状态的状态量远大于单相接地故障中M状态的状态量。比较公式(3)和(4)发现,固定补偿串联谐振故障是由零序回路电容的突变引起,而单相接地故障零序回路中存在大电阻,所以突变量小于前者。设定固定补偿消弧线圈串联谐振暂态M状态量范围50
3 算例
3.1 自动补偿系统串联谐振故障算例
为验证算法有效性,在上海交通大学高压实验室进行实验,实验用模拟电网由380 V/10 k V变压器和六条馈线构成,预调式消弧线圈补偿,电容电流大35 A,阻尼率6%。实验采用4.2Ω接地电阻模拟单相接地引起串联谐振,接地时间约4 s,得到的零序电压如图8所示。
数据辨识程序得到表2,故障辨识结果:单相接地故障后串联谐振故障。
3.2 固定补偿系统串联谐振故障算例
仿真数据采用上海某变电站线路数据模型,35/10 k V变压器,线路由电缆和架空线混合构成,共计对地电容电流为14.43 A,不对称度为1.5%,电网阻尼率5%,消弧线圈补偿度为欠补偿10.84%,线路电容电流减小引起串联谐振,零序电压如图9所示。
辨识程序得到表3,故障辨识结果:固定补偿串联谐振故障。
4 结论
本文提出了过程分析的故障辨识方法。通过定义故障发展过程的不同状态及状态量,计算各状态的起始时刻及其状态量,建立了单相接地故障与串联谐振故障的特征库,实现了基于故障发展过程的补偿电网故障辨识,通过实验数据及仿真数据的验证表明该方法较好地解决了单相接地故障和串联谐振故障的识别诊断问题。该方法已成功应用于小电流接地故障综合诊断系统进行接地故障诊断和选线。
摘要：针对中压配电网谐振接地系统发生单相接地故障和串联谐振故障引起的零序电压升高现象进行分析,从故障过程整体的特征入手,通过定义故障过程各个状态和状态量,提出了一种基于过程分析的辨识方法,并编写算法通过仿真数据和实验数据验证,证明该算法具有很高的识别率和可靠性,并在现有的故障选线硬件平台上实现。
谐振故障 第5篇
电力系统中性点接地方式的选择对电力系统防止事故的扩大具有重要意义,它与电力系统的供电可靠性、系统运行的安全性、短路电流大小以及继电保护配合、设备绝缘水平等关系密切[1]。针对不同中压电网的结构和运行特点,全面研究其中性点接地方式,选择与电网运行特点相适合的接地方式,对电力系统的安全稳定运行意义重大[2]。
目前国内中压电网中性点接地方式有三种,即中性点不接地、经消弧线圈接地和经电阻接地。中性点直接接地系统,若发生单相接地故障,产生的故障电流很大,对人身和设备造成严重威胁,因此继电保护装置会迅速动作切除故障线路,导致供电可靠性降低,且电力设备频繁遭受短路电流冲击严重影响其寿命,故该方式现已停止使用[3];中性点经低电阻接地的投资较小,且其阻尼衰减和限流特性明显,故发展初期应用广泛,但随着技术进步,其逐渐被谐振接地所代替。在小电流接地方式下,中性点不接地系统简便经济,系统发生单相接地故障时,在接地电容电流较小的情况下,接地电弧可自行熄灭,供电可靠性高,目前在中压电网中还大量使用[4];谐振接地方式下,系统发生单相接地故障时,故障电流很小,非常有利于电力系统的安全运行,中性点采用优化谐振接地方式,已经成为中压电网的发展潮流[5]。
1 谐振接地系统单相接地故障分析
中性点经消弧线圈接地又称为谐振接地。中性点装设消弧线圈的目的,主要是为了在系统发生瞬间单相接地故障时,用消弧线圈的电感电流补偿接地电容电流,使接地故障电流减小,同时也使接地电弧能瞬时自行熄灭,以便系统能快速恢复正常运行[6]。
单相接地故障时补偿电网的等值接线图如图1所示,图中,L,rL分别为消弧线圈的调谐电感和等值损耗电阻;r0,C0分别为相对地的泄露电阻和对地电容。
中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时,各相电压变化情况与不接地系统类似,但在消弧线圈的作用下,接地故障电流将发生变化。
图2为补偿电网的电流谐振等值回路,图中,C=3C0为电网对地电容;L为消弧线圈电感;R为全损耗电阻,由电网三相的对地泄漏电阻r=r0/3和消弧线圈的损耗电阻rL组成,若用电导G表示,则:
利用图2可求出接地残余电流:
式中:U0为中性点位移电压,U0=Uph;IL为消弧线圈的补偿电流,IL=Uph/ωL;IC为电网的接地电容电流,IC=3ωC0Uph;IR为残流中的有功分量,IR=Uph/R;d为补偿电网的阻尼率,d=IR/IC;v为补偿电网或消弧线圈的脱谐度,v=(IC-IL)/IC。
中性点位移电压
在电网运行中,通常采用过补偿方式,使IL>IC。消弧线圈的补偿度p定义为:
补偿系统的工作状态有三种:
(1) 全补偿(p=0)。因p=0,则IL=IC,消弧线圈恰好在谐振点运行,消弧线圈的电感电流与接地电容电流大小相等,相位相反,完全抵消。接地故障残流Iδ中仅含有有功分量,数值最小,且与U0同相。
(2) 欠补偿(p<0)。因p<0,则IL<IC,消弧线圈在欠补偿状态运行,故障残流Iδ中既有有功分量,也有容性无功分量,其相位比U0的相位领先。
(3) 过补偿(p>0)。因p>0,则IL>IC,消弧线圈在过补偿状态运行,故障残流Iδ中主要含有感性无功分量,其相位比U0的相位滞后。
2 谐振接地方式下单相接地故障Matlab仿真
本文对110 kV ZL变10 kV中压电网进行仿真,仿真该中压电网在谐振接地方式下发生单相接地故障时,系统的各相电压、中性点电压以及接地故障电流的变化情况。仿真模型中母线所带10条出线,均是架空与电缆的混合线路。仿真中假设在0～0.04 s系统三相对称运行,在0.04 s时第2条线路A相接地。
当中性点经消弧线圈接地,采用过补偿方式,补偿度取5%,过渡接地电阻Rg=10 Ω时,系统的接地点电流、电压、中性点电压、故障线路各相电压的变化情况分别如图3～图6所示。
3 谐振接地系统单相接地故障分析
从图3～图6可以看出,该10 kV配电网中性点经消弧线圈接地时,发生单相接地故障后,因消弧线圈的电流不能突变而在接地电流中产生了直流分量,但故障电流的周期分量幅值明显减小,从41.6 A(最大值)减小为2.5 A(最大值),有效地限制了接地点电容电流,有利于电弧的熄灭,从而限制了间歇性电弧过电压。因消弧线圈的补偿作用,接地故障电流减小,但故障点电压很小,接近为零;故障相电压也很小,接近为零;非故障相电压升高为线电压,中性点电压升高为相电压,可见,经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时,对过电压没有多大抑制作用。
在仿真过程中,改变消弧线圈电感值的大小来仿真消弧线圈的补偿度,以研究消弧线圈取不同补偿度时对电网运行特性的影响。表1给出了当补偿度分别为30%,10%,5%,0,-5%,-10%,-30%时的各电压、电流值。
注:表1的数据均为最大值,其中电压为标么值,电流为有名值。Ua′,Ub′,Uc′分别为故障线路各相电压;Iδ为故障点残流;Ug为接地点的电压;I0为流过中性点的电流;U0为中性点电压。
从表1可以看出,当消弧线圈的补偿度p从+30%～-30%变化时,流经中性点的电流,也即消弧线圈的补偿电感电流I0从53 A减小到28.70 A,故障点残流Iδ从感性电流12.38 A逐渐减小,当p=0,即全补偿时的故障残流最小,为0.95 A,此后随着欠补偿度的逐渐增大,故障残流也逐渐增大,且电流性质变为容性电流。接地点电压很小,接近为零;故障相电压也很小,接近为零;非故障相电压升高为线电压,中性点电压升高为相电压。可见,无论消弧线圈的补偿度取何值,中性点经消弧线圈接地方式对抑制过电压几乎无多大作用。
4 结 语
本文针对谐振接地系统进行仿真分析, 通过对上面的仿真波形分析,得到的结果与前面理论分析结论是一致的。中性点经消弧线圈接地,接地点故障电流最小,可消除接地点的电弧及其危害。系统发生单相接地故障时,故障电流很小,非常有利于电力系统的安全运行。
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谐振故障 第6篇
近年来,随着技术进步,各开关制造公司开始大力发展中压充气柜(C-GIS)。C-GIS也称为气体绝缘开关柜,是将母线、断路器、隔离开关、互感器等高压元件密封在充有较低气体压力的壳体内。由于该柜使用性能优异的SF6气体作为绝缘介质,因此大大缩小了柜体的外型尺寸;另外在由工厂整体组装后运达现场,安装时不涉及SF6气体的处理,从而减少了现场安装的工作量。
鉴于C-GIS的突出优点,某油田配电网于近年开始采用ABB C-GIS设备。其电压互感器采用插接式,将两段电压互感器柜并排插接在母联柜的柜顶上后直接连接到两段母线上,从而省略了高压熔断器,仅在电压互感器开口三角形处安装消谐电阻。但是,实践证明这种接线方式存在一些安全隐患。本文在对一起电气事故进行分析的基础上,指出这种接线的不足,并提出了建议措施。
1 事故分析
某油田一改建35kV炼厂变电站,35kV开关柜采用C-GIS设备,其两条电源进线炼甲线和炼乙线来自上级变电站魏变。为保证供电可靠性,炼甲线和炼乙线分别由不同电源供电,接线如图1所示。
事故前运行方式为:110kV唐魏—#2主变—35kV西母—炼乙线(接于炼厂变35kV II段母线)、魏北线;110kV麒魏—#1主变—35kV东母—炼甲线(接于炼厂变35kV I段母线)、魏恒线、化肥线运;母联断开,分列运行。
1.1 事故经过
(1)某日18:40合上化肥线开关,魏变35kV东母发生C相单相接地;1min后断开化肥线开关,C相接地消失。
(2)当日19:06魏变报炼甲线三相接地短路故障,炼甲线过流I段保护动作跳闸;6min后炼乙线BC相间短路,魏变炼乙线过流I段保护动作跳闸。事故造成炼厂变35kV两段电压互感器和母联柜烧损。
由断开化肥线开关后接地故障消失,可判定魏变35kV东母发生C相单相接地,且故障由化肥线线路故障引起。经查证,发现化肥线出线电缆头发生单相接地故障。但在切断化肥线单相接地故障时,电网系统中出现扰动,引发了炼厂变35kV I段电压互感器与系统电容间的谐振,致使35kV系统相电压最高达到38.5kV(波形如图2所示),炼厂变35kV I段电压互感器一次绕组通过相当大的电流。谐振持续25min后,I段电压互感器因过热造成本体和二次线烧损,导致35kV I段母线三相短路接地,魏岗变电站炼甲线过流I段保护动作跳闸,切除故障。但由于炼厂变35kV两段电压互感器在开关柜柜顶上的二次线捆绑在一起,因此35kV II段电压互感器二次线也受损并短路,使II段电压互感器因过热而烧损,同时造成35kV II段母线两相短路故障,魏变炼乙线过流I段保护动作跳闸。
1.2 谐振产生原因
正常情况下,电压互感器的励磁阻抗很大,网络对地阻抗仍呈容性,三相基本平衡,中性点的位移电压很小。但当系统处在操作中或有故障、受到扰动时,系统对地电压会出现低频自由分量,使电压互感器对地电压升高,电压互感器一次线圈中出现的涌流可能使铁心深度饱和,造成电感值随铁心的饱和而减小,当电感降至ωL=1/(ωC)时,就会导致铁磁谐振。铁磁谐振的发生会使得电网三相对地电压变得不稳定,并且使电压互感器的一次电流急剧增大(可达额定电流的几十倍以上),从而烧断电压互感器一次侧的熔断器或烧坏电压互感器。
1.3 事故原因
谐振过电压是电网中常见的一种过电压形式,易造成大量设备烧坏。但此次事故的发生及事故范围扩大是因为在设计、施工等方面存在问题,分析如下:
(1)电压互感器高压保护缺失。电压互感器采用插接式,两段电压互感器柜并排插接在母联柜的柜顶上后直接连接到两段母线上,省略了高压熔断器。当谐振发生时,电压互感器受到较大的谐振电流冲击,但无高压熔断器保护,致使I电压互感器烧坏。
(2)设计、施工缺陷。炼厂属于重要负荷,保护设计考虑了双回路、双电源,以保证供电可靠性。但设计施工忽略了35kV I、II段电压互感器二次回路间的隔离,致使I段电压互感器烧坏引燃了II段电压互感器二次回路,造成事故范围的扩大。
2 防范措施
(1)完善电压互感器的保护,在电压互感器高压侧装设高压熔断器。运行经验表明,在电网发生铁磁谐振过电压时,高压熔断器保险熔断,可有效避免谐振过电压造成电压互感器的损坏。有条件时,应对C-GIS开关柜进行改装,加装两组空气绝缘和自带高压熔断器的电压互感器柜;拆除原插接式电压互感器,其安装孔经高压电缆连接至新的电压互感器柜。
(2)更换伏安特性好的电压互感器,使其工作点位于伏安特性的线性部分,从而使得有激发因素时铁芯不易饱和,降低配电系统的谐振概率。
(3)在电压互感器二次回路加装微机型消谐装置。
(4)针对C-GIS开关柜,在电压互感器柜外壳装设金属护罩,二次回路线路独立布线,相互隔离。
(5)在35kV系统中性点采用经消弧线圈接地以抑制谐振。当系统单相接地电容电流大于10A时,将消弧线圈投入运行,以改变L-C回路参数,破坏谐振发生的条件,抑制谐振。
(6)加强用户及变电站值班员的学习,及时发现电网故障和异常信息。
(7)完善应急处置预案工作。在电网发生谐振时,可选择投入或切除事先规定的某些设备或线路,以改变线路参数中C与L的配合,阻碍铁磁谐振的发生。
3 结束语
在35kV及以下电压等级中性点不直接接地系统中,发生谐振过电压的概率要高于中性点直接接地系统。在易发生铁磁谐振的的系统中,在采用电压互感器不附带高压熔断器的C-GIS设备时,建议设置适当的电压互感器保护措施。另外,在施工设计时,重要负荷的双电源一二次设备间均应做到安全隔离,以防止事故范围扩大,造成不必要的经济损失。
参考文献
[1]陈化刚.电气设备异常运行及事故处理[M].北京:中国水利电力出版社,2009
谐振故障 第7篇
谐振接地系统发生单相接地故障时, 由于故障电流微弱、电弧不稳定且受故障发生时刻和过渡电阻等随机因素的影响, 一直缺乏可靠的接地故障选线方法。由于故障情况复杂以及受线路结构参数、互感器非线性特性、电磁干扰等因素影响, 故障暂态零序电流的频谱特性、能量分布和衰减特性有着很大的差异[1,2,3,4,5], 单一固定的暂态选线方法往往存在选线死区, 难以实现各种故障情况下的正确选线。有必要根据暂态特性对单相接地故障进行模式分类, 依据不同故障类型分别设计具有针对性的判据, 实现多判据选线[6,7,8]。有学者采用故障暂态零序电流信号的能量求取能谱熵, 并结合能谱熵测度及饱和熵等实现故障分类和自适应选线[9]。但故障分类的依据、用于故障类型分类的有效特征量的定义、故障类型的智能分类方法及各类型故障对应的选线判据等都有待进一步研究。
本文在分析典型接地故障的基础上, 结合HHT定义三个表征故障类型的故障特征量, 利用SVM实现故障分类, 对不同类型故障分别设计有针对性的单相接地选线判据, 提高了选线的准确性和裕度。
2 HHT时频分析法
希尔伯特-黄变换 (Hilbert-Huang Transform, HHT) 是具有一定自适应性的时频分析方法, 有良好的时频聚集性和时频分辨率, 适合于分析非线性、非平稳信号的局部动态行为和特性[10,11]。HHT需考虑采样频率、数据窗、边界条件及模态混叠等问题。通过集合经验模态分解[12,13] (Ensemble Empirical Mode Decomposition, EEMD) 方法提取各线路单相接地故障暂态零序电流的固有模态函数IMF, 对IMF进行HHT变换, 求得零序电流的瞬时频率及瞬时幅值, 进而得到其Hilbert时频谱及Hilbert边际谱。Hilbert时频谱和Hilbert边际谱分别用于生成表征不同类型接地故障的特征量:Hilbert时频熵S及频谱能量比例因子P。
对于具有非平稳、非线性特性的故障暂态零序电流信号, 其不同IMF分量在不同时刻对应的瞬时频率可能相同。若直接利用原始信号EEMD后的IMF分量做原始信号的各频带分量, 就会存在频率混乱问题。用三维Hilbert时频谱做原始信号的频带划分也因存在信号极性无法正确反映的问题, 不适用于接地选线。采用HHT滤波器[14]可准确滤出不同频带内的故障暂态零序电流分量, 获得不同频段上的故障特征量并构造选线判据。
3 单相接地故障分类
3.1 仿真模型
采用MATLAB的SPS工具箱搭建谐振接地系统仿真模型, 如图1所示。T为110/10k V主变压器, TZ为Z型变压器。架空线路正序参数为:R1=0.125Ω/km, C1=0.0096μF/km, L1=1.3m H/km;架空线路零序参数为:R0=0.275Ω/km, C0=0.0054μF/km, L0=4.6m H/km。电缆线路正序参数为:R1=0.27Ω/km, C1=0.339μF/km, L1=0.255m H/km;电缆线路零序参数为:R0=2.7Ω/km, C0=0.28μF/km, L0=1.019m H/km。消弧线圈过补偿度设为5%, 算得RL=3.59Ω, L=0.3811H。
3.2 典型故障分析
以图1所示谐振接地系统为例, 分析单相接地故障的三种典型情况, 取半个周波的故障暂态零序电流数据, 总点数为200个。
当接地故障发生在相电压过峰值附近且过渡电阻较小时, 系统零序电流暂态过程明显, 暂态零序电流在系统选定频带[5] (89~662Hz) 范围内的能量较大, 故障线路和非故障线路极性相反。
线路发生相电压过峰值的高阻接地故障时, 随着过渡电阻的增加故障暂态零序电流的主频段向低频移动。当过渡电阻较大时, 故障暂态零序电流存在一个幅值缓慢上升到稳态的过程, 其能量主要集中在低频段。由于消弧线圈的作用, 故障线路与非故障线路的故障暂态零序电流存在明显的相位偏移。
线路在相电压过零点附近发生小电阻接地故障时, 系统将产生仅流过消弧线圈和故障线路的衰减直流分量, 造成故障线路暂态零序电流发生明显的倒相, 极性判据难以使用。当母线故障时, 该直流分量直接流入消弧线圈而不流过任何线路。
3.3 故障分类方法
根据以上典型故障分析, 将谐振接地系统单相接地故障分为三类[8]。
(1) 强接地故障
当发生相电压过峰值附近的小电阻接地故障时, 线路暂态零序电流主要由暂态电容电流组成, 零序电流幅值较大, 能量主要集中在高频部分。一般认为故障初相角不小于60°, 过渡电阻不大于800Ω的单相接地故障为强接地故障。
(2) 小角度接地故障
当发生相电压过零附近的接地故障时, 线路零序电流幅值较小, 且由于消弧线圈的作用, 故障线路将流过衰减直流分量, 造成故障零序电流发生明显的倒相。一般认为故障初相角不大于30°的单相接地故障为小角度故障。
(3) 弱接地故障
强接地故障和小角度接地故障以外的故障定义为弱接地故障, 弱接地故障的故障初相角为30°~60°, 或故障初相角较大且过渡电阻大于800Ω。此时线路故障暂态零序电流幅值较小, 频率分布在多个频段上。系统发生接地初相角为30°~60°的小电阻接地故障时, 故障线路零序电流存在一定的倒相。当过渡电阻较大时, 由于消弧线圈的影响增强, 故障线路和非故障线路暂态零序电流存在明显的相位偏移。
用于故障分类的方法较多, 本文根据谐振接地系统单相接地故障的特点, 采用支持向量机 (Support Vector Machine, SVM) 对故障类别进行分类。提出了用于实现故障分类的频谱能量比例因子P、暂态因子T和Hilbert时频熵S。求P和S时, 数据窗均取半个工频周期, 求T时, 数据窗取1个工频周期。其中, 频谱能量比例因子P定义如下:
式中, 为第k条线路在系统选定频带范围内Hilbert边际谱幅值的累加;m为Hilbert边际谱在选定频带范围内的点数; 为第k条线路在全频域范围内Hilbert边际谱幅值的累加;n为Hilbert边际谱在全频域范围内的点数;Pk为第k条线路的频谱能量比例因子;l为系统线路总数;P为系统频谱能量比例因子。
频谱能量比例因子P反映了故障暂态零序电流信号在选定频带范围内的能量分布, 主要受故障初相角大小的影响。当故障初相角较小时, 故障线路零序电流主要由电感电流构成, 频率较低;随着故障初相角的增加, 电容电流影响增强, 故障电流主频段向高频带移动, 故障线路在选定频带范围内能量的比重增加。
暂态因子T定义如下:
式中, 分别为第k条线路在故障后第1个工频周波内前半周波与后半周波暂态零序电流平方和; 为第k条线路在t时刻的零序电流采样值;n为零序电流1个工频周波的采样点数;Tk为第k条线路的暂态因子;T为系统暂态因子。
暂态因子T主要受过渡电阻大小的影响。当过渡电阻较小时, 故障暂态零序电流存在一个明显的暂态过程, 第1个工频周波内前半周波零序电流幅值是后半周波零序电流幅值的几倍甚至几十倍;当过渡电阻较大时, 故障零序电流不存在明显的暂态过程, 其缓慢上升至稳态。
Hilbert时频熵S的定义如下:
式中, 为第k条线路Hilbert时频谱在第i行第j列的幅值;m为Hilbert时频谱的行数;n为Hilbert时频谱的列数;Ak为第k条线路Hilbert时频谱幅值的累加和;l为系统线路总数;Sk为第k条线路的Hilbert时频熵;S为系统Hilbert时频熵。
不同故障暂态零序电流信号的Hilbert时频谱的能量分布有较大的差异, 信息熵能够很好地反映出差异的概率分布均匀程度。Hilbert时频熵受各种不同故障条件共同影响, 可反映不同故障暂态零序电流信号在时频谱分布上的细微差异。
由图1模型仿真得到72组故障暂态零序电流波形, 其所属的故障类别:强接地故障、小角度接地故障及弱接地故障的数量均匀分布。求得72组P、T和S, 作为SVM网络的输入故障特征量。随机取出36组作为训练集, 其余36组作为测试集, 并确定训练集和测试集的故障类别。采用训练集和训练集故障类别对SVM网络进行训练, 确定网络的最优惩罚参数c和最优核函数参数g, 使得网络预测效果最好。参数选择结果如图2所示。
在c=181.0193, g=0.088388的情况下, 用SVM对测试集做故障类型分类, 准确率可达94.4444%, 如图2所示。采用测试集和测试集故障类别对SVM网络预测效果进行验证, 纵坐标类型标签“1”、“2”、“3”分别表示强接地故障、小角度接地故障和弱接地故障。其预测结果如图3所示。
由图3可知, 强接地故障测试样本数为14, 2个测试样本发生误判;小角度接地故障测试样本数为8, 1个测试样本发生误判;弱接地故障测试样本数为14, 2个测试样本发生误判;在c=181.0193, g=0.088388的情况下, 分类准确率达到86.1%。采用SVM对故障进行分类时, 在各类故障间的交界区域会发生误分类现象, 但3类故障的选线判据都有一定裕度, 在故障交界区域也能准确地选出故障线路。因此, 交接区域故障类型的误分类对选线准确性的影响可忽略不计。
4 故障分类选线方法
4.1 故障选线判据
(1) 强接地故障
当系统发生强接地故障时, 采用极性比较判据进行选线。定义系统的选定频带为特征频带, 利用HHT带通滤波器滤出零序电流在选定频带范围内的波形, 选择Hilbert边际谱在全频带范围内幅值累加和最大的三条线路作为备选线路, 幅值累加和最大的线路为故障备选线路, 极性比较判据公式为
式中, Iim为故障备选线路i暂态零序电流在选定频带范围内波形的第m个采样值;Ikm为第k条备选线路暂态零序电流在选定频带范围内波形的第m个采样值, k=[1, 2, 3];n为故障暂态零序电流采样点数。
若所有的pki<0且pii>0, 则故障备选线路i故障;若所有的pki>0, 则母线故障;若仅有第k条线路的pki<0, 则线路k故障。此为故障选线第一判据。
(2) 小角度接地故障
当系统发生小角度接地故障时, 采用幅值比较判据进行选线。提取各线路暂态零序电流的衰减直流分量, 当衰减直流分量的最大幅值小于0.1A时, 判定母线故障;当衰减直流分量的最大幅值大于等于0.1A时, 衰减直流分量幅值最大的三条线路选为备选线路, 然后判断衰减直流分量幅值最大线路的幅值是否大于其余二条线路的幅值之和, 若大于, 则衰减直流分量幅值最大的线路为故障线路, 否则母线故障。此为故障选线第二判据。
(3) 弱接地故障
当系统发生弱接地故障时, 采用能量比较判据进行选线。用HHT低通滤波器滤出0~3000Hz范围内各线路的故障暂态零序电流波形, 计算各线路滤波后暂态零序电流的平方和作为暂态零序电流能量。暂态零序电流能量最大的三条线路选为备选线路, 判断暂态零序电流能量最大线路的能量是否大于其余两条线路的能量之和, 若大于, 则暂态零序电流能量最大的线路为故障线路, 否则母线故障。此为选线第三判据。
4.2 故障分类选线方法
谐振接地系统故障分类选线方法如下:
(1) 选定频带的计算。根据系统的网架结构和线路参数, 计算谐振接地系统的选定频带。
(2) 确定接地故障发生的时刻, 记录故障发生后各条线路暂态零序电流首个工频周波的波形。启动故障选线算法, 对各条线路半个工频周波暂态零序电流波形进行EEMD分解和Hilbert变换, 求出各线路特征频带内暂态零序电流的Hilbert时频谱和Hilbert边际谱。
(3) 计算P、T和S, 采用SVM确定单相接地故障类型。
(4) 根据不同的接地故障类型, 选用相应的选线判据。
选线流程如图4所示。
5 选线方法适应性验证
利用图1所示的仿真模型, 考虑不同故障情况, 仿真验证所提选线方法的有效性。
5.1 典型故障条件
线路1在距离母线7km处发生B相接地故障, 此时相电压过峰值 (t=0.02s) , 过渡电阻2Ω。取所有线路故障后半个工频周波的零序电流进行EEMD分解, 对其各阶IMF分量做Hilbert变换, 得到各线路暂态零序电流的Hilbert时频谱和Hilbert边际谱。Hilbert时频谱将零序电流信号幅值表示为三维空间中时间与瞬时频率的函数。
计算各比例因子得P=0.7562, T=4.0866, S=6.4299, 由SVM分类方法判定系统发生强接地故障。取选定频带 (89~662Hz) 为系统的特征频带, 通过HHT带通滤波器滤出零序电流在特征频带内的波形。
由选线第一判据确定线路1、线路3和线路5为备选线路, 线路1为故障备选线路;极性判据的计算结果为:P11=3.0445×105, P31=-0.9317×105, P51=-0.9965×105, 判定线路1为故障线路。
不同线路在不同故障位置、不同过渡电阻、不同故障合闸角情况下的选线结果见表1。表1中, Lm为故障线路;Xf为故障点与母线间的距离;Rf为过渡电阻;θ为故障合闸角;C为故障类型, “强”代表强接地故障, “弱”代表弱接地故障, “小”代表小角度接地故障;R为选线结果, 数字代表线路号。
5.2 间歇性电弧故障
间歇性电弧接地是谐振接地系统中常发生的一类故障, 依据工频熄弧理论建立仿真模型, 模拟B相三次燃弧二次熄弧, 弧道电阻2Ω, 选线结果见表2。
5.3 不同的补偿度
10k V谐振接地系统消弧线圈的过补偿度p一般设为5%~10%, 用7%和10%两种过补偿度验证选线方法的准确性。线路1在距离母线14km处, 不同补偿度情况下的故障选线结果见表3。
5.4 抗干扰能力
对母线零序电压和各线路零序电流施加信噪比为30d B的高斯白噪声。线路2在距离母线11km处, 不同故障条件下的选线结果见表4。
5.5 信号采样不同步
实际工程中存在对故障信号采样不同步的问题, 使各线路故障暂态零序电流波形间存在相位差, 将影响选线。线路3、线路4滞后线路1、线路2的采样点数为10个, 线路5、线路6滞后线路1、线路2的采样点数为15个。线路3在距离母线9km处, 不同故障条件下的选线结果见表5。
6 结论