故障大电流范文

故障大电流范文（精选8篇）

故障大电流 第1篇

某厂电动机配电系统采用三相四线制中性点直接接地方式(RJ≤4 Ω),其单相接地故障的保护措施是接零保护。该厂4台Y355-8 220 kW的循环泵电动机均从20 m外的低压室引来两路95 mm2×3+35 mm2的地埋电缆,将两根截面为35 mm2电缆的接零专用芯线分别接于电动机外壳的两处不同位置的接地螺栓上,并在其中一个螺栓上引接接地引下线构成重复接地,在低压室一侧,再把这两根截面为35 mm2的电缆芯线合并在一起接于S-1250/10变压器中性线的母排上,另外6根截面为95 mm2的电缆芯线及其他连接线,则将电动机、自耦降压变压器通过交流接触器连接,组成降压启动和全压运行的主接线。

2 事故现象

2008年4月24日,工作人员对1号循环泵更换电动机,试运行时发现,电动机进入正常转速后,噪声稍大,20 min后,又发出近似连续的“吱吱”声,于是工作人员在用听音棒保持监听的情况下切断电源,“吱吱”声迅即消失。反复几次试验,情况大体一致,很显然电动机“吱吱”声与电动机轴承及其他机械部分关系不十分密切,于是初步判定,问题可能出在电磁部分,所以进行以下检查。

先打开电动机接线盒,解开联片,用万用表“R×1”档检查三相绕组的完好情况,结果显示正常;再用500 V兆欧表摇测三相绕组之间的绝缘电阻,结果是:A、B相间40 MΩ;B、C相间50 MΩ;A、C相间35 MΩ;复装联片,并摇测带负载线的电动机相对接零机壳的绝缘电阻,结果是47 MΩ,显然未见异常。随后把电动机移至机修分厂空载试验台上,希望通过试验发现故障原因,但长达1 h的空载试验中,除感到电动机声音稍大外,未见其他异常,“吱吱”声也一直没有出现。于是,在现场复装电动机,再一次带载试运转,结果三相电流正常,而“吱吱”声再度响起。当工作人员不经意地用钳形电流表去卡测零线时,结果发现保护零线上出现40 A的大电流,这显然与绝缘摇测的结果相矛盾。在随后近10 d的运行监视中,该电动机除温度偏高以外,并未发现新的异常。

3 故障原因及分析

对故障电动机进行拆卸,以寻找故障原因。在拆卸端盖时,工作人员发现电动机定子铁芯相对机壳有松动,抽出转子后,又闻到有一种特殊的气味释出。外协专业单位对该台电动机进行全面检查后明确指出:电动机定子铁芯存在多处细微裂痕且与机壳内压装结合部分存在异常“气隙”;铁芯与机壳内压装结合面形成“夹层”,其上存在放电渍痕;经检测,电动机的热性能、机械性能、防潮性能、理化性能等多项指标,均存在着不同程度下降。

电动机铁芯悬浮电位对外壳故障放电的故障电流形成的回路如图1所示。图1中:Re为电动机重复接地电阻;R0为S-1250/10变压器的工作接地电阻;Ik1为保护接零回路故障电流;Ik2为重复接地回路故障电流,其值很小可以忽略不计;PE为保护接地线;PEN为保护接地线与中性点共用一线。

针对故障的现象,可以对故障原因作以下分析。

1) 电动机空载试验及带载试运转时噪声稍大的原因,一方面是由于机壳与铁芯出现气隙,而产生的机械性质的附加噪声;另一方面是由于定子铁芯的裂痕使磁阻增大,所产生的电磁噪声伴随着温升增大。

2) 保护零线上出现的40 A反常大电流也是由于上述原因,使机壳与铁芯等电位的紧密结合体,变成类似“开路”的两部分。三相定子绕组在正常运行时,不仅存在着交变电流所产生的旋转磁场,而且还存在着由交变电势所产生的电场,那么定子铁芯必然处在电力线覆盖的范围之内,并由静电感应使定子铁芯产生静电电荷,而静电电荷在无放电通道的情况下愈积愈多;另一方面,因定子铁芯多处存在裂痕或断层,电场强度又表现出一定的不均衡性,静电电荷也呈现不均衡的分布态势,当电荷积累至某一临界,铁芯上某点的电荷一定存在着先导放电的趋势。此时电动机外壳一旦进行保护接零,则放电通道也随之形成,电荷在电场作用下击穿气隙对外壳放电,放电电流随即沿保护零线与变压器中性点构成通路,零线上40 A的大电流因此出现。

3) 电动机稳定运行时发出“吱吱”声,是因为放电本身是伴随声、光、热的电荷定向移动。电动机在空载试验中“吱吱”放电声突然消失的原因,是因为机修分厂试验台是绝缘的,在具体操作中,工作人员由于疏忽大意,并未对电动机采取保护接零措施,即无法形成放电的通道,放电的必要条件失去了,放电过程也就无法完成,放电所伴随着的“吱吱”声当然也就消失了。

综上所述,本次故障的现象、原因及相互之间形成的因果关系已十分清楚。

4 结语

1) 本次故障中保护零线上的大电流,不是故障情况下因单相接地而产生的零序电流,故不能用零序电流的原理进行解释。

2) 放电电流与电动机三相定子电流没有确定的函数映射关系,故无法通过三相定子电流表计的示值增量来间接地反映。

3) 电动机发生轻微放电现象,一般不会影响其电动机特性,但如果故障进一步扩大,随时都可能发生设备损坏的不良后果。

4) 通过本次故障分析,暴露出了现场检修人员专业技术知识的局限性和习惯性的思维定势。因此,在今后工作中应认真总结、加强学习、逐步提高自己的理论水平和解决较复杂问题的实际能力。

摘要：阐述了循环泵电动机在试运行中出现异常声音及保护零线上的反常大电流的故障现象,从现场测量、空载试验,以及拆卸后的检测情况,对电动机的故障原因进行了深层次的分析,说明对故障要做全面的分析,注意避免思维定势。对专业技术人员解决现场实际问题具有一定的指导意义。

小电流接地系统特点及故障分析 第2篇

关键词：小电流;接地系统;零序电流

中图分类号：TM713     文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2016）26-0088-02

1  概  述

对于中性点直接接地系统，我们常熟知就是对于这样的方式出现的各种不同的问题，通常在这样的系统中都有经小阻抗接地，一旦发生单相接地故障这样的问题，在此类情况之下，它的接地电流就会随之发生变化，一般表现在数值上，会稍稍显大，也是因为这个原因，大电流接地系统产生了。

在系统里，有不同的电压，如果电压一直处在110 kV及以上，通常采取接地电流相对偏大的系统，它还有另一个称号，大电流接地系统。除了刚才介绍的系统之外，还有一个中性点不接地系统。它跟前面介绍的系统就有一定的区别，它包含中性点经消弧线圈接地方式系统，这样的系统会在一定的情况下有所改变，比如，接地故障电流的数值与负荷电流的数值相比较，是前者数值偏小，正因如此，也称之为小电流接地系统。标准规定X0/X1>4～5的系统是小电流接地系统。它有两个特点，第一是供电可靠性高;第二是对绝缘要求偏高。

相比之下，在系统中，电压等级破偏高，在设备总价格里面，绝缘费用占据的比例偏高，减低绝缘水平，其产生的经济效益尤为明显，一般来说，这样的情况采取中性点直接接地方式，用不同的方式去提高供电的可靠性来达到理想的目标。

2  小电流接地系统特点

2.1  中性点不接地系统

对于中性点不接地系统在稳态情况时，由于三相电压以及各相线路参数都是相等的，因此容性电流也相等。各相电流等于负荷电流和对地电容电流之和。

2.2  经消弧线圈接地方式

一般来说，电力系统常见的短路故障为单相对地短路故障，在发生了单相对地故障时，一般情况下还可以继续带负荷运行一段时间，但是故障处对地电流一般比较大。可以设计消弧线圈的参数，从而使得在故障时的容性电流可以被消弧线圈的感性电流补偿，这样就可以到达降低故障电流的效果，减轻了故障后果以及影响。

2.3  中性点直接接地

对于10 kV以下的中低压电力系统，经消弧线圈接地的方式是比较常用的，但是在高压配电网中，一般情况之下中性点都是直接接地。一旦发生接地故障后，电网不能再继续运行供电，如果再继续供电，其短路电流此时会显得特别大。因为，继电保护设备应瞬时动作，使开关跳闸，切除故障。中性点直接接地系统有缺点有有点，但大部分看中的是它在单相接地的时候，其点位与零非常的靠近，对地电压也会出现与相电压十分相近的情况。

3  小电流接地系统的优缺点

3.1  小电流接地系统的供电可靠性和优点

可靠性高。出现单相接地故障这样的情况，一般来讲，是系统出现了一定的不可避免的问题，通常是其在很短的时间之内，没有办法形成一个回路，所以此时它的接地电流在数值上相对偏小，如果再与负荷数值相比较，那么其数值一样的偏小。在这样的情况之下，还能保证对称的只有它的线电压，也正因如此，负荷供电不会受到一点影响，系统继续运作1～2 h的时间，不需要马上除接地相，断路器的道理也不尽相同，这样对设备短时间内不会有任何影响，进而确保对用户的不间断连续供电，相对来说，提高供电可靠性。

3.2  小电流接地系统的缺点

小电流接地系统也存在缺点，大体表现在发生单相接地故障的时候，没有办法快速认定故障发生在哪条线路之上。因为此类故障导致的结果就是相电压升高，而这样的结果对系统性能产生十分显著的影响，所以需要快速的找到问题所在，同时加以解决。

在较为复杂局域网中，特别是经消弧线圈接地的电网，在接地的情形里，要怎么准确快速的找到出现故障的线路格外重要，主要表现在实现配电自动化问题上。

4  小电流接地系统与大电流接地系统出现故障的   区别

4.1  中性点不接地电网的接地保护

系统接地绝缘监视装置。首先，对于绝缘监视装置的定义需要有一定程度上的理解，其主要表现在是否存在零序电压的问题上，利用这个问题实现监视，此类监视本质上属于不接地系统。为了实现相对地电压，通常会采取电压表的监视，当然，如何才能实现监视，一般通过变电所母线电压互感器其中一个绕组接成星形，通过这样的方式去实行监视。而关于零序电压，除了刚才被我们所知道的绕成星形一种方式以外，另一个方式就是将其接成开口三角形，通过这样的方式让其产生零序电压，而中间需要的步骤则是需要接入过电压继电器。一旦发生异样的情况，比如单相接地故障，其会发出一定的接地信号，通过继电器动作。

但是这样的保护只能够知道出接地的问题，相对来说，它的缺点是无法知道是哪条线路的接地。如果要知道出现问题的是线路，就必须通过拉线去证明。相对于只有一条线路出现问题，两条线路发生问题才更不易解决，一旦出现此类情况，装置可能发生误发或拒发接地信号，导致这样的情况的产生通常是因为电压互感器的铁磁谐振、熔断器的接触不良等。

零序电流保护。它的特点主要表现在零序电流上，即非故障线路比故障线路的零序电流小。此类的选择性保护有它独特的地方，比如它一般会处于其互感器线路之上。

在电网中，如果出线太多，反而能显出它的特点，能够有效合理的保护它的灵敏度和选择性。除去以上所说的关于零序电流的相关保护，对于我们熟悉的互感器，也有一定的特点，在互感器上，是存在一定的误差，而这样的误差是允许的，也不可避免的，但存在这样的误差有一个缺点，它导致线路接线方面会比较复杂。

零序功率保护。 零序功率方向保护主要通过零序电流相差180 °的特点来实现，表现表现在非故障线路与故障线路上。零序功率方向保护无死区，而对零序电压零序电流回路接线等要求偏高。

4.2  接地保护安装调试注意事项

对于保护装置和零序功率，在各个方面都有特别的地方值得注意，如果零需电压宝华装置在特性上是处于无选择性的。电压互感器在这里显得一定是可靠接地，无论是一次又或是二次中性点。

一次绕组中性点接地表现在两方面，第一是安全接地;第二是工作接地。对于可靠性偏低的中性点接地，那么其二次系统就会产生一次系统出现的各种问题，特别是在接地故障方面，一旦出现这样的情况，其结果是没有办法去得知关于不平衡电压零序功率的方向，也因如此，对于开口三角形的电压极性有着高要求高标准，而且一定是最准确的，以防出现以上的情况。

以上的情况除了特别注意以外，如果我们需要使用其装置，那么必须得了解其的特性，在使用的过程中，一旦发生了接地故障，可能会导致其电流发生变化，体现在它的流向上。为了避免这样的情况发生，在使用时，一定要按着电缆的方向，通过LH在线路测接地。这样的方法有效的避免了以上的鹅问题，但是在做步骤的时候，也应特别注意，零序互感器下方电缆皮接地可以不通过其互感器，不会产生短路环。为了有效合理的减小互感存在的误差，可以通过以下几个方面进行，正确的调整电缆固定夹头与电缆外壳、极性误差等。

在电网单相接地保护里，如果有经消弧线圈接地，那么我们通常会采取一定的方法去实现其选择性，比如我们通过两个保护，第一个是反映谐波的电缆电容的五次谐波分量保护，第二个是暂态电流速动保护。对于电容器自投切系统来说，补偿电容器应接成中性点不接地Y或D接法。

而接地之后，其三相负载会保持对称运行，对于零序电流来说，不会产生一点影响，反而可以保证其受到保护，第一点是灵敏性;第二点是正确性。

5  结  语

电力系统接地方式关系到电网的许多方面，主要是体现在它的特定上。所以要怎样让电力系统接地，又通过什么方式方式去接地，要综合分析比较后才能做出选择。

对于500 kV、330 kV系统，现有的接地方式是直接接地或经小电抗接地，不允许有部分变压器的中性点不接地，一般采用直接接地方式。对于66 kV系统主要采用不接地和经消弧线圈接地，除此之外，还有经电阻接地和经自动补偿消弧线圈接地。33 kV采取不接地和经消弧线圈接地，现在除此之外还有采用中性点经电阻接地，经跟踪补偿消弧线圈接地。10 kV的系统则是采取不接地或经消弧线圈接地。对于6 kV的系统也大同小异，它是通过中性点不接地或中性点经消弧线圈接地。

参考文献：

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[4] 李天友，陈彬，谢菁，等.小电流接地故障分界新技术[J].电网与清洁能

浅析电流互感器故障 第3篇

电流互感器的一次绕组串联于被测的一次回路, 二次绕组与测量仪表或继电器的电流线圈串联。电流互感器的运行方式接近于短路状态。运行中的电流互感器二次回路不准开路, 二次绕组必须可靠接地。

1 电流互感器的特点

1) 电流互感器二次线圈所接仪表和继电器的电流线圈阻抗都很小, 所以正常情况下, 电流互感器在近于短路状态下运行。

2) 一次线圈串联在电路中, 并且匝数很少, 因此, 一次线圈中的电流完全取决于被测电路的负荷电流;而与二次电流无关。

电流互感器一、二次额定电流之比, 称为电流互感器的额定互感比:kn=I1n/I2n

因为一次线圈额定电流I1n已标准化, 二次线圈额定电流I2n统一为5 (1或0.5) 安, 所以电流互感器额定互感比亦已标准化。kn还可以近似地表示为互感器一、二次线圈的匝数比, 即kn≈k N=N1/N2, 式中N1、N2为一、二线圈的匝数。电流互感器的作用就是用于测量比较大的电流。

事实上, 电流互感器即CT一次绕组匝数少, 使用时一次绕组串联在被测线路里, 二次绕组匝数多, 与测量仪表和继电器等电流线圈串联使用, 测量仪表和继电器等电流线圈阻抗很小, 所以正常运行时CT是接近短路状态的。CT二次电流的大小由一次电流决定, 二次电流产生的磁势, 是平衡一次电流的磁势的。若二次开路, 其阻抗无限大, 二次电流等于零, 其磁势也等于零, 就不能去平衡一次电流产生的磁势, 那么一次电流将全部作用于激磁, 使铁芯严重饱和。磁饱和使铁损增大, CT发热, CT线圈的绝缘也会因过热而被烧坏, 还会在铁芯上产生剩磁, 增大互感器误差。最严重的是由于磁饱和, 交变磁通的正弦波变为梯形波, 在磁通迅速变化的瞬间, 二次线圈上将感应出很高的电压, 其峰值可达几千伏, 如此高的电压作用在二次线圈和二次回路上, 对人身和设备都存在着严重的威胁, 所以CT在任何时候都是不允许二次侧开路运行的。

2 故障现象

迎水桥变电所运行人员在做月度计量月报时, 发现110KV母线电量不平衡, 经与前几个月的电量相比较, 发现11113电铁I回线的电量明显减少, 初步判断11113电铁I回线的一相电流互感器二次开路。

3 故障查找

经过运行人员的认真查找, 发现11113电铁I回线的电流互感器开路发生在计量回路上。根据接线图可以看出, 110KV电流互感器放一根电缆至电能表屏, 并且电缆接进电能表端子盒后, 要把电能表回路的端子尾巴相连并短接至N相, 而施工人员却将某一项的空端子短接, 从而导致此电流互感器一相开路。

那么我们怎样发现CT二次开路故障呢, 一般可从以下现象进行检查判断:

1) 回路仪表指示异常, 一般是降低或为零。用于测量表计的电流回路开路, 会使三相电流表指示不一致、功率表指示降低、计量表计转速缓慢或不转。如表计指示时有时无, 则可能处于半开路状态 (接触不良) ;

2) CT本体有无噪声、振动不均匀、严重发热、冒烟等现象, 当然这些现象在负荷小时表现并不明显;

3) CT二次回路端子、元件线头有放电、打火现象;

4) 继保发生误动或拒动, 这种情况可在误跳闸或越级跳闸时发现并处理;

5) 电度表、继电器等冒烟烧坏。而有无功功率表及电度表、远动装置的变送器、保护装置的继电器烧坏, 不仅会使CT二次开路, 还会使PT二次短路。

以上只是检查CT二次开路的一些基本线索, 实质上在正常运行中, 一次负荷不大, 二次无工作, 且不是测量用电流回路开路时, CT的二次开路故障是不容易发现的, 需要我们实际工作中摸索和积累经验, 尤其在进行设备停电检修时, 相关人员要提高工作责任心, 大力提高检修质量。

4 故障处理

当发生电流互感器有开路现象时, 应做好以下几项:

1) 发现电流互感器二次开路, 应先分清故障属哪一组电流回路, 开路的相别, 对保护有无影响, 汇报调度, 解除可能误动的保护。

2) 尽量减少一次负荷, 若电流互感器严重损伤, 应转移负荷, 停电检查处理, 如有旁路, 可采用旁路供电, 保证供电的可靠性。

3) 尽量在就近的试验端子上, 将电流互感器二次短路, 再检查处理开路点, 短路时应使用短路专用短接线, 短路应妥善可靠, 禁止采用熔丝或一般导线缠绕, 并按图纸进行。

4) 注意短接时的现象, 若短接时有火花, 则说明短接有效, 故障点就在短接点以下的回路中, 可进一步查找, 若短接时无火花, 可能是短接无效。故障点可能在短接点以前的回路中, 可以逐点向前变换短接点, 缩小范围。

5) 在故障范围内, 应检查容易发生故障的端子及元件, 检查回路有工作时触动过的部位。对检查出的故障, 能自行处理的可立即处理, 然后投入所退出的保护, 若开路点在互感器本体的接线端子上, 应停电处理。若是不能自行处理的或不能自行查明的故障, 应汇报上级, 派人检查处理。此时应先将电流互感器二次短路, 或转移负荷, 停电处理。

6) 在短接二次回路时, 工作人员一定要坚持操作监护制, 一人操作, 一人监护;与带电设备保持适当的安全距离;操作人员一定要穿绝缘靴、戴绝缘手套和使用带绝缘把手的工具;禁止在电流互感器与短路点之间的回路上进行任何工作。

7) 运行人员自己无法处理, 或无法查明原因, 应及时汇报上级领导派人处理。如条件允许, 应转移负荷后, 停用故障电流互感器。

5 结束语

电流互感器如果二次开路, 在二次线圈上将感应出很高的电压, 其值可达几千伏甚至上万伏, 这么高的电压作于二次线圈及二次回上, 将严重威胁人身安全和设备的安全, 甚至线圈的绝缘因过热而烧坏, 保护可能因无电流而不能反映故障, 对于差动保护和零序电流保护则可能因开路时产生不平衡电流而误动作。

两相短路故障电流限制研究 第4篇

统一潮流控制器 (UPFC) , 能方便地改变电力系统的状态。图1为在线路S端安装了UPFC的输电线路简单模型, UPFC通过逆变器2和串联变压器在线路S 端提供一个幅值和相位都可调

节的串联电压undefined与线路之间交换的功率由并联变压器经逆变器1提供, 它与线路交换的无功功率可由直流侧电容单独提供, 也可由直流侧电容和并联变压器经逆变器1共同提供。

图2为线路两端均安装了UPFC的线路三相简化模型。其中undefined和undefined (下标N分别为A、B、C, 表示A、B、C相对应的参数, 下同 ) 为线路两端系统的等效电源, undefined和undefined为UPFC向线路提供的串联电压。

如果线路在F点发生两相短路 (假设B、C相短路) 时, 其对应的正序等效电路、负序等效电路和零序等效电路见图3。故障点的边界条件为:

两相短路故障电流undefined为:

调节UPFC, 控制线路两端串联电压的零序分量, 使undefined

根据图3 (c) , 故障电流的零序分量为0, 故障线路上传输的零序电流也为0。根据式 (1) 的边界条件, 在该状态下故障电流的正序分量和负序分量均为0, 故障电流undefined也就为0。调节UPFC, 控制线路两端串联电压的负序分量, 使

根据图3 (b) , 此时故障电流的负序分量为0, 同时故障线路上传输的负序电流也为0。根据式 (1) 的边界条件, 在该状态下故障电流的正序分量也为0。至此, 通过调节UPFC, 使得故障电流的正序分量、负序分量和零序分量均为0, 因此故障短路电流也为0。控制线路两端串联电压的正序分量, 使

为了叙述方便, 我们假设undefined和undefined为相等的实数-k, 则式 (5) 变为

当undefined时, 根据图3 (a) 和式 (6) , 故障点电压的正序分量为:

根据两相短路的边界条件及式 (4) , 线路两端串联电压的负序分量为:

式 (3) 、式 (6) 和式 (8) 确定了线路两端串联电压的零序分量、正序分量和负序分量, 发生两相短路时, 线路两端A、B、C相串联的电压分别为:

由图3 (a) 可知, 在故障电流正序分量为0的条件下, 故障线路上传输的正序电流为:

从上面分析可知, 当线路发生两相短路时, 控制UPFC, 给线路两端提供串联电压, 该电压由式 (9) 、式 (10) 决定, 不仅能使故障短路电流的正序分量、负序分量和零序分量均为0, 还能使故障线路上传输的负序电流和零序电流为0, 保持故障线路继续运行。虽然故障电流为0, 但故障线路上传输的正序电流 (线路潮流) 却不为0, 该正序电流仍由式 (11) 决定, 故障线路两端的系统仍可有功率交换, 故障线路可继续运行。

2 UPFC限制单相接地故障电流仿真

以图1所示的简单电力系统为例, 该模型由两端系统以及它们之间的一条输电线路组成 (该系统两端均装设有UPFC) 。在短路点两侧的线路和两端系统分别用戴维宁定理等效为无穷大容量三相对称电源和阻抗的串联。对于由调节系统两端装设的UPFC而产生的串联电压用单相理想电压源等效。该系统额定电压为500kV, 短路点左侧等效的三相电源参数为:线电压525kV, 相移undefined;短路点右侧等效的三相电压源参数为:线电压500kV, 相移undefined;阻抗参数为:短路点左侧等效阻抗ZSA=ZSB=ZSC= (10+j100) Ω, 短路点右侧等效阻抗ZRA=ZRB=ZRC= (10+j100) Ω。没有故障时, S端传输到R端的A、B、C三相电流仿真波形如图4所示:

线路在F点发生两相 (B、C相) 短路时, UPFC未作用时两相短路电流和R端三相电流仿真波形见图5。

UPFC作用时, 要使线路上传输的功率不变, 即传输到R端的三相电流不变, 根据式 (11) , k=0;再由式 (9) 和式 (10) , 得到

调节UPFC, 使undefined;undefined。

此时得到的短路电流和传输到R端的三相电流波形见图6。

由仿真波形易观察到, 两相短路故障时, 若UPFC不动作, 与故障前相比, 出现了很大短路电流, R端三相电流也出现了严重的不对称 (表现为A相电流几乎不变, 而B、C相电流增加了很多, 主要是往短路点送入了大量电流, 尤其C相较为严重) 。若UPFC迅速动作, 在S端和R端产生合适的串联电压后, 短路电流为0, R端三相电流几乎与故障前无异, 说明传输至R端的功率仍保持原有值, 且系统运行正常。

3 结束语

文中对利用UPFC限制单相接地故障电流进行了仿真研究。验证了利用UPFC限制单相接地故障电流理论的正确性, 对于线路两端均装设有UPFC装置的系统, 在线路发生单相接地故障时, 让UPFC迅速动作, 在线路两端产生适当的串联电压, 使单相接地短路电流为0, 同时使故障线路能正常传输功率。该研究对于增强电力系统的稳定性和提高供电的可靠性具有重要的意义。

摘要：针对两相短路故障提出了利用统一潮流控制器 (UPFC) 限制两相短路故障电流的新型策略。对于两端均装设有UPFC装置的线路, 当出现两相短路时, 利用UPFC向线路两端提供串联电压, 消除或抑制负序和零序电流, 使故障电流为0, 同时使故障线路能够继续传输功率。

关键词：两相短路,UPFC装置,串联电压,电流,故障线路

参考文献

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小电流接地系统故障选线综述 第5篇

我国中压配电网普遍采用小电流接地系统, 该系统的故障选线问题一直以来没有得到彻底的解决。现有的选线方法按信号类型大体可分为稳态分量法和暂态分量法和注入信号法。其中稳态分量法包括零序电流比幅比相法、谐波法、零序电流有功分量法、负序分量法等。但这些方法需要集中比较各条出线的测量量, 使接线复杂, 可靠性降低, 难以与馈线保护合为一体, 并且在间歇性电弧接地情况下会出现误判。基于此, 文章最后提出了一种HHT与TEO结合的故障选线方法。

1 小电流接地系统分析

如图1是谐振接地系统, 线路N在k点发生单相接地短路故障。流经消弧线圈的感性电流为, 全系统对地电容电流为I

所以从接地点流回的总电流为:

配电网发生单相接地故障后, 稳态工频分量和暂态自由振荡分量两部分组成了暂态电容电流, 经过拉氏变换运算可得:

消弧线圈的暂态电感电流由感性稳态工频分量和感性衰减直流分量组成, 其表--达t式为:

式中:时间常数为, 电感电流幅值为。

当ϕ=0时, 即相电压过零, 如果此时发生单相接地, 消弧线圈暂态电感电流为最大, 为暂态稳定接地电流主要组成部分, 方向同母线电流, 基于零序电流方向的办法不能作为选线的判断依据。

当ϕ=π/2时, 即故障发生在相电压最大值附近时, 暂态电容的电流最大, 此事频率较大, 但消弧线圈暂态电感的电流最小, 且补偿作用几乎很小。暂态电容电流决定电流故障主要特性, 方向为由线路流向母线。

2 小电流接地系统各种选线原理的分析与比较

2.1 基于稳态分量的选线方法

(1) 零序电流比幅法:设Ifault为所有故障元件的零序电流总和, Iright所有非故障元件的零序电流总和。如果Ifault数值上等于Iright, 所以依据比较零序电流的幅值大小方法, 就可以查找判断故障线路。任何一种方法都存在局限型, 以下因素都会对判断结构产生不良的影响, 即过度电阻值、系统运行方式、CT不平衡以及线路唱段等, 并且也不适用于经消弧线圈接地的小电流接地系统。

(2) 零序电流相对相位法。该种选线方法的故障线路零序电流和非故障线路零序电流分别为:Ifault、Iright, 出现故障时, Ifault与Iright流动具备方向相反特征, 利用此特征找出故障线路的方法为零序电流相对相位法。在线路较短时, 零序电压、电流均较小, 电流方向判断困难, 方法不太适用;同样也收到CT不平衡、过渡电阻大小的影响。

(3) 零序谐波分量法:主要利用5次谐波大小和方向来判断的方法。发生单相接地故障时, 故障电流中谐波信多以5次为主。

2.2 基于暂态分量的选线方法

2.2.1 首半波法

当相电压接近最大值的瞬间发生接地故障时会向故障点放电, 故障线路存在呈衰减振荡特性的电感与电容, 该电流并不会流过消弧线圈, 因此暂态电流的最大值相应于接地故障发生在相电压过零瞬间, 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, 所以称该种方法为首半波法。

此原理不能用于相电压较低时的接地故障, 且受接地电阻的影响, 存在工作死区。

2.2.2 PRONY算法

PRONY算法是一种利用指数项拟合模型的频谱分析方法, 在接地故障电流的分析中具有很高的准确性。利用此算法分析高频分量的频率和直流分量的阻尼来实现的故障定位, 此方法是有效和准确的。虽然PRONY算法的准确度相对较高, 但是算法的计算量非常大, 必须采用计算机进行计算, 适用范围相对较小。

2.2.3 暂态能量法

暂态能量法定义为故障线路的能量函数, 非故障线路负序电流相对较小, 由于该函数表现为单调上升, 则能量函数也相对较小, 但是在一个周波内故障线路的计算能量为负。由此可知, 当线路发生故障后其计算能量比非故障线路的计算能量大, 并且故障线路计算能量为正值, 费故障线路计算能量为负值。对线路暂态能量的符号以及大小进行比较, 就能够判断线路是否发生故障, 然后决定是否进行接地保护。在相电压过零附近故障或过渡电阻较大时, 暂态过程较为微, 暂态分量不足, 选线失效。

2.3 最大原理选线方法

该种选线方法的本质表现为:通过选取缓大零序无功率突变量的代数值, 将导致电流互感器出现电流不平衡的现象消除。小电流接地系统在实际运行过程中并不会出现负荷突变的现象, 根据中间参考正弦信号能够准确的找出线路故障前零序电流故障后零序电压的相位关系。基于此, 将每条线路故障前以及故障后的零序电流投影至故障线路零序电流上。对所有线路故障前与故障后的投影值之间的差值进行计算, 寻找最大的差值。如果△I0k>0, 确定k为故障线路;如果△I0k<0, 则表明母线发生故障。该种方法在实际应用过程中存在两个问题, 其一, 在计算时需要中间参考信号, 如果该信号存在问题, 则该种算法将失效;其二, 需要对相关量的相位关系进行计算, 运算量相对较大。

3 结语

目前比较常用的方法在前面已经汇总分析, 但绝大部分的判别方法都受到过渡阻抗、故障合闸角的影响而出现误判的现象, 存在一定的局限性。笔者在此基础上提出一种HHT与TEO结合的小电流接地选线方法。TEO是Teager能量算子的简称。TEO是一种非线性算子, 能够准确跟踪信号的瞬时能量, 不仅能够反映幅值的变化, 还能反映频率的变化。因此对于非线性非平稳故障信号的突变情况可以用TEO的大小来反映。

通过HHT与TEO结合的方法对经EMD分解后得到的单分量信号IMF1, 求出其TEO值, 并标定取得暂态极大值的时刻为特征时刻, 通过比较特征时刻各线路对应的TEO值选出故障线路。

摘要：现阶段, 我国66kv以下的配电网中广泛的推广和应用小电流接地系统, 但是该系统在实际运行的过程中经常发生单相接地的故障, 影响配网运行的安全性和稳定性, 如何准确的检测小电流接地系统是否存在故障, 已经成为电力系统继电保护研究的重点。本文介绍了小电流接地系统, 并对小电流接地系统各种选线原理的分析与比较进行了分析, 在文章最后提出了HHT与TEO结合的故障选线方法, 并给出了其实现的步骤。

关键词：小电流接地系统,故障选线,单相接地故障

参考文献

[1]杨丽娜, 周敏.改进希尔伯特黄变换理论在配电网故障选线中的应用与研究[J].东北电力大学学报, 2011 (2)

故障大电流 第6篇

近年来,中国风力发电正步入高速发展阶段。大规模风电机组的接入,对电网的安全稳定运行带来了许多新的问题,特别是风电机组的故障电流特性与传统同步发电机存在较大差异,其故障电流计算模型不能以恒定电压源串接恒定阻抗的形式表征,使得传统的电网故障计算方法难以满足含风电机组的电网故障分析和保护整定计算的要求[1,2,3]。因此,深入开展风电机组故障电流特性分析,研究建立风电机组的故障电流计算模型,具有重要的理论和现实意义。

在各类风电机组中,双馈风电机组(doubly-fed induction generator,DFIG)以其所需变流器容量小、能量转换效率高、易于控制和调速范围宽等优点得到了广泛应用[4,5]。由于DFIG结构复杂,且馈出的故障电流特性与机组本体保护(撬棒保护)的动作行为、所采用的低电压穿越(low voltage ride through,LVRT)运行控制策略以及故障类型等诸多因素有关,其故障电流特性和计算模型的研究一直受到广泛关注。目前,对DFIG故障电流计算模型的研究主要针对的是撬棒保护动作后的简单情况,此时,DFIG可等效为修正的异步电动机模型[6,7]。但当撬棒保护未动作时,DFIG的励磁调节特性将直接影响故障电流特性,导致其故障电流分析更为复杂。文献[8]通过时域仿真,对DFIG故障电流的基本组成、衰减特性和波形特征等进行分析。在此基础上,文献[9]建立了电网三相对称故障条件下基于空载励磁电势和阻抗串联的DFIG故障等效模型,但该模型直接采用最大励磁电流进行计算,忽略了励磁电流的变化过程,导致其理论计算值和实际仿真值之间存在较大的误差。文献[10]考虑到DFIG在电网故障期间需向电网提供无功功率的低电压穿越需求,对DFIG的故障电流进行了深入分析,并推导了电网三相对称故障条件下DFIG的定、转子电流的解析表达式。但以上研究并不适用于电网不对称故障情况,且均忽略了网侧变流器(gridside converter,GSC)交流侧电流对DFIG故障电流的影响。

当电网发生不对称故障时,DFIG的故障电流特性与所采用的控制策略密切相关。电网不对称故障使得DFIG定子绕组产生不均衡发热,转矩产生脉动,输出功率发生振荡等[11]。为保证DFIG的运行安全,增强其低电压穿越运行能力,国内外学者提出了多种不同形式的控制方法。为降低定子电流负序分量对DFIG造成的不利影响,文献[12]提出了消除定子电流负序分量的控制策略;在此基础上,文献[13]提出了考虑转子侧变流器(rotor-side converter,RSC)和GSC协同控制的平衡DFIG定子电流的控制策略;文献[14]为抑制不对称故障下DGIG输出有功功率的波动,提出了消除定子输出有功功率二倍频分量的控制策略;文献[15,16]则重点针对消除DFIG电磁转矩二倍频分量的控制策略及其实现方法进行了研究分析。上述不同控制策略将直接影响DFIG的故障电流特性,相关研究工作还有待开展。

基于此,本文根据DFIG在电网故障条件下的低电压穿越运行要求,针对上述几种典型控制策略,分别建立了不同控制策略下DFIG定子电流和GSC电流的等值模型,提出了计及GSC电流和控制策略影响的DFIG统一的稳态故障电流计算模型,并在此基础上分析了GSC电流对DFIG故障电流的影响。最后,利用PSCAD/EMTDC搭建仿真平台验证了本文所建立的DFIG故障电流计算模型的正确性。

1 DFIG的数学模型

1.1 DFIG定、转子电压及磁链方程

图1为DFIG的结构示意图,DFIG定子绕组直接与电网相连,转子绕组通过“交—直—交”变流器与电网相连,实现其变速恒频的目的。由DFIG的基本结构可知,DFIG馈出的故障总电流由定子电流和GSC的交流侧电流两部分组成,且定、转子绕组均采用电动机惯例以规定定、转子电流的参考正方向。

考虑到实际工程中DFIG机组采用三相三线制与电网相连,且DFIG是一个三相对称、中点隔离的系统,电路系统中无零序分量通路,因此,分析中可认为不存在零序分量[12,13,17]。为分析电网对称及不对称故障下DFIG定子电流的故障特性,建立正、反转dq坐标系下DFIG定、转子电压和磁链方程分别为[15]:

式中:ω1为同步角速度;ωslip+=ω1-ωr,其中ωr为转子转速;分别为正转dq坐标系下定转子电压、磁链、电流的正序d,q轴分量;为反转dq坐标系下的负序d,q轴分量;Rs为定子绕组;Rr为转子绕组;Ls,Lr和Lm分别为dq坐标系中定子绕组自感、转子绕组自感和定、转子绕组互感;p为微分算子。

1.2 网侧变流器电压方程

为分析电网故障期间GSC交流侧电流对DFIG故障电流的影响,电流ig以电网流向GSC方向为正方向,DFIG定子电压us和GSC交流侧电压即电网电压ug,如图1所示。忽略GSC交流侧电阻的影响,建立正、反转dq坐标系下GSC交流侧电压方程和直流母线电压方程为[16]:

式中:u+gd+,u+gq+,v+gd+,v+gq+,i+gd+,i+gq+分别为正转dq坐标系下电网电压、GSC交流侧电压、交流侧电流的正序d,q轴分量;为反转dq坐标系下的负序d,q轴分量;Lg为交流侧的纹波电感;C为直流母线电容;udc为直流侧电压;Pr为DFIG转子绕组向GSC输出的有功功率;Pg为GSC向电网输出的有功功率。

2 计及GSC电流和控制策略影响的DFIG稳态故障电流计算模型

当撬棒保护未动作时,电网故障期间DFIG故障电流计算模型受RSC和GSC所采用的控制策略的影响。在实际电网的故障计算中,主要关心的是故障电流的基频分量,而DFIG馈出的基频电流分量一般保持不变[18],因此,故障电流计算可简化为稳态基频分量的计算。为准确分析故障情况下计及GSC电流的DFIG故障电流特征,根据RSC和GSC不同的控制策略,分别建立相应的故障电流计算模型。

2.1 DFIG定子电流等值模型

2.1.1 平衡定子电流控制策略下DFIG定子电流等值模型

当电网发生不对称故障时,为避免DFIG定子绕组不均衡发热,转子侧变流器采用消除DFIG定子电流的负序分量的控制策略,即。且本文采用在传统的锁相环中嵌入一个两阶100Hz谐波器的锁相方式,在电网不对称故障情况下,对机端正、负序电压进行锁相和分解[19]。故障稳态运行时,[15]。将和联立式(2)、式(4),且故障期间DFIG定子输出的有功功率的直流分量为,可得正、反转坐标下转子电流d轴分量参考值为:

故障期间DFIG需发出无功功率以支撑电网电压[20],因此,控制系统将根据电压跌落程度对无功电流指令进行自适应调节,若u+sd+<0.9,则无功电流i+sq+=1.5(0.9-u+sd+),且DFIG定子无功功率的直流分量为,将+ψsq+,i+sq+代入式(3),得到正转坐标系下转子电流q轴分量参考值为:

为防止转子过流,转子电流限值为Irset,若转子电流幅值,则正转坐标下转子电流d轴分量参考值为:

因此,电网不对称故障条件下,采用平衡定子电流的控制策略时,将式(6)—式(8)代入式(3)、式(4)中,得到DFIG定子电流的等值模型为:

当电网发生三相对称故障时,DFIG馈出的故障电流无负序分量,且机端电压无负序分量,即u-sd-=0,在上述控制策略下,可得式(6)中i-rd-=0,i-rq-=0。因此,电网发生三相对称故障时,DFIG定子电流的等值模型为:

2.1.2 消除定子有功功率二倍频分量控制策略下DFIG定子电流等值模型

当电网不对称故障时,定子有功功率的直流分量及二倍频分量为:

为消除DFIG定子有功功率中的二倍频分量,即Pssin2=Pscos2=0,转子电流的参考值为:

故障期间DFIG需向电网提供无功电流,此时,若u+sd+<0.9,令DFIG定子输出无功功率的直流分量为,则无功电流为。将代入式(3),得到正转坐标系下转子电流的正序q轴分量参考值为:

同样,若转子电流参考值幅值,为防止转子过流,正转坐标下转子电流正序d轴分量参考值为:

因此,电网不对称故障条件下,采用消除定子有功功率二倍频分量的控制策略时,DFIG定子电流的等值模型为:

当电网发生三相对称故障时,机端电压负序分量,在上述控制策略下,亦可得式(6)中。同时,由于,式(13)可简化为,与式(7)相同。将的值代入式(15)中,可得到与式(10)相同的表达式,即电网发生三相对称故障时,DFIG定子电流等值模型仍可用式(10)表征。

2.1.3 消除电磁转矩二倍频分量控制策略下DFIG定子电流等值模型

当电网发生不对称故障时,DFIG电磁功率的直流分量及二倍频分量为:

为消除DFIG电磁转矩的二倍频分量,令Pesin2=Pecos2=0,控制系统中转子电流的参考值为:

同样,故障期间DFIG需向电网提供无功电流,若u+sd+<0.9,令DFIG定子输出的无功功率的直流分量为Qs0=1.5(0.9-u+sd+)u+sd+,则定子无功电流为:i+sq+=1.5(0.9-u+sd+)u+2sd+/(u+2sd++u-2sd-)。将ψ+sq+,i+sq+代入式(3),得到正转坐标系下转子电流正序q轴参考值为:

若转子电流参考值的幅值,则正转坐标下转子电流正序d轴分量参考值为:

因此,电网不对称故障条件下,采用消除电磁转矩二倍频分量的控制策略时,DFIG定子电流的等值模型为:

当电网发生三相对称故障时,在上述控制策略下,可推导DFIG定子电流等值模型仍可用式(10)表征。

2.2 网侧变流器电流等值模型

现有文献在对DFIG的故障电流进行分析和计算时,通常忽略GSC交流侧电流的影响。但由DFIG的结构可知,DFIG的故障电流由定子电流和GSC电流共同构成,因此,精确的故障电流计算宜考虑GSC馈出的故障电流的影响。本文针对GSC不同的控制策略,分别建立相应的GSC电流的等值模型。

2.2.1 平衡定子电流控制策略下GSC电流等值模型

当电网发生不对称故障时,文献[13]提出了考虑RSC和GSC协同控制的平衡定子电流的控制策略,其中,RSC以消除定子电流负序分量为控制目标,GSC以消除其交流侧电流负序分量为控制目标,即i-*gd-=0,i-*gq-=0。此时,GSC向电网输出有功功率的直流分量为:

故障稳态时,忽略变流器、直流侧电容的功率损耗,由式(5)可知,GSC和RSC间有功功率平衡,即。同时,故障稳态时有pφ+rd+=pφ+rq+=0,将式(3)、式(4)中的转子磁链表达式代入式(1)、式(2)中,且忽略转子电阻的影响,可得正、反转坐标系下转子电压为:

可得GSC向电网输出有功功率为:

因此,电网不对称故障条件下,采用平衡定子电流的控制策略时,GSC电流等值模型为:

式中:Pg0如式(23)所示。

分析式(24)可知,GSC电流不仅与机端电压正、负序分量有关,还与转子转速ωr有关。

当电网发生三相对称故障时,DFIG定、转子电压、电流均为负序分量,即,可得,且。因此,电网发生三相对称故障时,GSC电流的等值模型可表示为:

2.2.2 消除定子有功功率二倍频分量控制策略下GSC电流等值模型

当电网发生不对称故障时,文献[14]在RSC采用消除定子有功功率二倍频分量的控制策略的情况下,为消除DFIG系统总有功功率的二倍频分量,GSC以消除其交流侧输出有功功率二倍频分量为控制目标。在此控制策略下,GSC交流侧的有功、无功功率的直流分量及有功功率的二倍频分量为:

为消除GSC交流侧有功功率的二倍频分量,即Pgsin2=Pgcos2=0。此时,GSC电流的等值模型为:

式中:Pg0如式(23)所示。

当电网发生三相对称故障时,GSC交流侧电压无负序分量,即,则式(27)可简化为式(25)。因此,电网发生三相对称故障时,式(25)所示的GSC电流等值模型仍然成立。

2.2.3 消除电磁转矩二倍频分量控制策略下GSC电流等值模型

当电网发生不对称故障时,文献[16]提出了消除电磁转矩二倍频分量的控制策略,并在此基础上,考虑到DFIG定子无功功率的二倍频分量为:

比较式(15)和式(28)可知,RSC在消除DFIG电磁转矩二倍频分量的同时,亦能够消除DFIG定子无功功率的二倍频分量。因此,RSC采用消除DFIG电磁转矩二倍频分量的控制策略时,GSC以消除其交流侧无功功率二倍频分量为控制目标以消除DFIG系统总的无功功率。此时,GSC交流侧的无功功率的直流分量及二倍频分量为:

令Qgsin2=Qgcos2=0,可得GSC电流等值模型为:

当电网发生三相对称故障时,不难证明,GSC电流等值模型仍可采用式(25)表征。

2.3 DFIG统一的稳态故障电流计算模型

图1中,DFIG的故障电流iDFIG=-is-ig,且GSC和RSC均采用电网电压d轴定向矢量控制,二者的d轴电流分量和q轴电流分量可分别相加。在电网不对称故障条件下,综合DFIG在3种不同控制目标下定子电流和GSC电流等值模型可知,DFIG故障电流计算模型可等效为压控电流源,用相量表示,故障期间DFIG馈出正序电流、负·序电流与机端正序电压、负序电压均有关,其中,机端正序电压幅值VDFIG(1)=u+sd+,机端负序电压幅值。因此,计及GSC电流和控制策略影响的DFIG稳态故障电流的正序分量可表示为,即

计及GSC电流和控制策略影响的DFIG故障电流负序分量可表示为,即

式(31)、式(32)中,DFIG定子电流和GSC电流在正、反转坐标下的dq轴分量由DFIG控制系统的控制策略决定。针对不同控制策略,将定子电流和GSC电流等值模型代入式(31)、式(32)即可得到DFIG在不对称故障情况下故障电流计算模型。

当电网发生三相对称故障时,由前述推导可知,DFIG定子电流和GSC电流的等值模型不受控制策略的影响,均可分别用式(10)和式(25)表征。因此,在不对称故障下的计算模型中,只需令:,则可得到三相对称故障条件下DFIG的故障电流等值计算模型。综上所述,DFIG在故障网络中的等效电路可采用受控电流源模型表示,如图2所示。

3 仿真验证

为验证本文所提出的DFIG故障电流计算模型的正确性,利用PSCAD/EMTDC软件搭建图3所示含DFIG的简单电网模型。图3中,各线路型号相同,各序参数为r(1)=r(2)=0.17Ω/km,x(1)=x(2)=0.394Ω/km,r(0)=0.19Ω/km,x(0)=0.43Ω/km,线路L1,L2,L3的长度分别为2km,3km,0.2km,接入电网的DFIG容量为1.5 MW,额定线电压为690V;定子漏电抗为0.124 5(标幺值下同);转子漏电抗为0.124 5;定转子互感为2.176 7;转子转速为0.8;DFIG的转子电流限值Irset为1.2。双绕组变压器T1的容量为2 MVA,变比为0.69kV/36.75kV,联结组别为Yd,漏电抗为6.5%,负荷LD的等效阻抗为(120+j39.1)Ω。

在仿真对比分析中,假设在不同故障点发生不同类型的金属性短路故障,针对不同控制策略,对DFIG的故障电流进行仿真计算,并与理论分析结果进行对比,以验证本文提出的DFIG故障电流计算模型的正确性。此外,在故障电流计算中,分别计算了计及GSC电流和不计GSC电流的DFIG故障电流,以评估GSC电流对DFIG故障电流的影响。现以f点分别发生三相对称故障和BC相间故障为例进行说明。仿真对比示例见表1和表2,表中:控制策略A为平衡DFIG定子电流;控制策略B为消除DFIG定子有功功率的二倍频分量;控制策略C为消除DFIG电磁转矩的二倍频分量。

表1为故障前DFIG满载、f发生三相对称故障时,不同控制策略下DFIG故障电流理论计算值和仿真值的对比结果,表中各电流正向假设见图1,下同。表2为故障前DFIG满载,f点发生BC相间故障时,不同控制策略下DFIG故障电流的理论计算值和仿真值的对比结果。

由表1和表2可知,当电网发生对称或不对称故障时,在3种控制策略下,DFIG故障电流的理论计算值与仿真值,包括幅值和相角,均非常接近,验证了本文所提出的DFIG故障电流计算模型的正确性。此外,分析结果表明,对称及不对称故障情况下,GSC电流对DFIG故障总电流均有一定影响,在精确故障电流计算中不能直接忽略。

由前述导出GSC电流表达式可知,GSC馈出的故障电流大小与DFIG转速ωr有关,本文假设DFIG转子转速ωr(标幺值)分别为0.7,0.9,1.1,1.3,进一步分析了不同控制策略下,转子转速ωr对DFIG故障电流的影响。现以DFIG采用控制策略C,即消除DFIG电磁转矩的二倍频分量,且f点分别发生三相对称故障和BC相间故障为例进行分析和说明。

表3、表4为故障前DFIG满载,f点分别发生三相对称故障和BC相间故障时,不同转速下GSC电流IGSC、DFIG定子绕组电流Is和DFIG故障电流IDFIG的理论计算值和仿真值的对比结果。

由表3和表4可知,电网发生对称或不对称故障时,不同转速下IGSC,Is和IDFIG的理论计算值和仿真值的幅值和相位非常接近,验证了理论分析的正确性;同时,在不同转速下,定子绕组电流Is始终保持不变,说明转子转速对DFIG的定子绕组电流的幅值和相位没有影响。

表3和表4表明,转子转速不仅影响GSC电流IGSC的大小,也会导致电流相位(方向)发生变化。比较不同转速下电流IGSC,Is和IDFIG可知,无论是电网发生对称故障,还是不对称故障,当转子转速ωr小于同步角速度ω1时,IGSC产生外汲作用,使得DFIG馈入电网的总故障电流IDFIG降低,且ωr越小,IGSC的外汲作用越大;反之,当ωr大于ω1时,IGSC对IDFIG有助增作用,将导致IDFIG增加,且ωr越大,IGSC的助增作用越明显。

4 结论

本文针对DFIG的几种典型低电压穿越控制策略,分别建立了DFIG定子电流和GSC电流的等值模型,提出了适应不同控制策略的DFIG统一的稳态故障电流计算模型,得到的基本结论如下。

1)在不同的控制策略下,电网发生三相对称故障时,DFIG故障电流计算模型均相同;电网发生不对称故障时,其故障电流计算模型受到控制策略的影响而不同。

2)计及GSC电流和控制策略影响的DFIG在故障网络中可等效为受控电流源模型。在平衡定子电流的控制策略下,无论电网发生对称或不对称故障,DFIG均等效为受控正序电流源。在其他控制目标下,当电网发生对称故障时,DFIG等效为正序受控电流源;在不对称故障条件下,DFIG等效为正序和负序受控电流源。

3)GSC电流对DFIG故障电流有一定的影响,且其电流的大小和相位与转子转速有关。对含DFIG的电网进行精确故障分析和整定计算时,GSC电流不能直接忽略。

故障大电流 第7篇

相对于主网,10k V中压配电网线路故障频发,其中造成配电线路停电相当一部分原因(可能高达30%)是分支用户侧发生故障[1]。各用户出口处一般安装负荷开关、熔断器等简易设备用于正常分、合线路负荷电流并隔离电源,不具备自动隔离用户侧故障的功能。而考虑到投资成本,配电自动化系统一般不安装在分支干线,因此一旦发生故障则可能波及到主干线,造成馈线停电,影响非故障用户正常供电,甚至造成供电公司和非故障用户之间的法律纠纷[2,3]。

近年来,安装在用户和供电企业责任分界点处(T接)的分界开关(俗称“看门狗”)已大量应用,当事故产生时及时进行封锁,从而最大限度降低事故影响,将供电损失降低到最低限度。但当发生小电流接地故障时实际效果有待提高,信号微弱、噪声大、干扰强、消弧线圈补偿作用破坏故障特征信息等因素在一定程度上降低了分界可靠性[4,5]。

本文研究 基于广域 测控系统(WAMCS)下的单相接地分界方法,综合分析不同接地情况下故障暂态分布特征,研究其获取方法。该方法只需利用分界开关的线电压幅值与零序电流相位关系,在原有硬件装置上引入零序电压测量模块,有效利用现有硬件条件,为新方法采用提供了可能。当线路故障不对称时,设定线路线电压故障阀值即可实现故障的快速判断,依据改进的流入分界开关的零序电流和电压相位判据实现分界[6,7]。该方法检测灵敏度显著提高,检测点精确同步,具有实际应用价值。最后通过仿真验证了该方法的正确性和可行性。

1 分界开关处小电流接地故障特性

1.1 中性点不接地方式

接地故障发生在分界开关下游负荷侧时,电路原理图如图1所示。ΣCu为系统侧包含架空和电缆的相对电容值总和。Cf为负荷侧相对电容值总和。则分界开关检测的零序电流为:

式中:U0为系统零序电压,ω为工频频率。

接地故障发生在分界开关上游系统侧时,电路原理图如图2所示。

则分界开关检测到的零序电流为下游线路对地分布电容电流总和,即:

1.2 中性点经消弧线圈接地方式

由于过补偿流过接入点的电流为电感电流,熄弧后故障相电压恢复速度减缓,接地电弧不易重燃,因此系统广泛采用中性点经消弧线圈接地运行在过补偿方式下。即当ωL>1/3ωC,IC-IL<0(IC为电容电流,IL为电感电流)时,电感电流大于电容电流。

接地故障发生在分界开关下游负荷侧时,电路原理图如图3所示。则分界开关检测到的零序电流为分界开关上游所有线路对地分布电容电流和消弧线圈补偿电流之和。

接地故障发生在分界开关上游系统侧时,分界开关检测到的零序电流与不接地方式检测到的零序电流一致。

根据上述工频稳态故障特征,负荷侧故障时,中性点不接地(NUG)系统比中 性点经消 弧线圈接 地(NEG)系统分界开关检测到的零序电流大。而无论何种接地方式,接地故障在用户界内时检出的零序电流很大,而接地故障在用户界外检出的零序电流很小,综上所述,流过分界开关的零序电流相位与系统中性点接地方式有关。如图4所示:NUG系统中,分界开关上游系统侧故障时检测到零序电流考虑有功分量超前零序电压略小于90°,下游负荷侧故障时检测到零序电流滞后零序 电压略大 于90°;NEG系统中,分界开关上游系统侧故障时零序电流仍超前零序电压略小于90°,而分界开关下游负荷侧故障时由于消弧线圈的阻感作用,含有一定有功分量 , 并且考虑补偿方式脱谐度关系,则相位介于超前大于90°与滞后大于90°间。

2 广域测控系统原理

基于配电网广域测控技术,采集模拟信号如相电流、线电压、零序分量经滤波和信号调理后经故障判据处理。配电网WAMCS由智能终端、对等通信网络与主站组成,能够基于本站点就地控制的测量信息和相互站点交互对等实时数据控制,将所有站点设计在同一个网段内,传输延迟不大于10ms,保护控制操作100ms, 为智能电网分界开关供电可靠性提供支持。

近年来分界开关已经实现遥控分合闸和就地手动分合闸功能,可主动上传主站信号,采用广域测控系统技术实现小电流接地故障自愈控制技术[8,9,10],为分界开关小电流接地分界技术提供技术支持。通过GPRS组网实现信息传输,通过GPS定位卫星确保各测点数据的同步性,实时采集各分界开关的线电压突变量阀值,超过界限则启动暂态零序相位判据,通过三角函数算法处理,实现故障的界定。

在该测控系统中,选择处理各分界开关之间接地故障时测量的工频信号,实现责任分界点分界功能,如图5所示。当然 由于故障 分界速度响应时间完全来的及,也可由WAMCS主站集中采集处理分界开关送上来的故障信号,最大限度优化配电网设备系统结构,避免资源重复建设,实现故障分界。同时随着分布式电源大量接入,基于WAMCS平台也为提高有源配电网的分界提供可靠技术支持。

3 单相接地故障分界方法

3.1 线电压启动判据

分界开关大多配套线电压互感器,提供电压测量信号的同时为该设备供电,因此线电压信号方便获取,无需增加设备,为本文判据提供硬件条件。配电网发生小电流接地故障时,线电压由于暂态电容电感充放电作用发生突变,通过监测突变量作为故障启动判据,与传统的监测较小零序电流幅值导致误判相比,准确率有一定的提升。

线电压突变量为:

式中:uxy(t) 为零序电压监测值;λ为时间间隔;ξ为故障阀值,一般取15%,当监测到超过阀值时,确定发生单相故障,若没有超过界限,则认为是系统扰动。

3.2 零序电流相位判据

设I0和U0的夹角为θ,通过三角函数关系,NUG系统,用户界内故障时sinθ<0;对于NEG系统,用户界内故障时cosθ<0。

工程上一般对于小电流接地系统,采用零序电流幅值作为判据,但其最大幅值也可能小于1A,导致误判概率增大,所以本方法不采用零序电流幅值法作为判据。

3.3 故障分界过程

如图6所示,本分界方法采用基于WAMCS远方主站控制,具体步骤如下:

1)各分界开关采样,数据实时采用,判断线电压是否超过临界阀值,作为故障发生前提判据。

2)若超过阀值,判断三角函数值是否符合要求,即中性点不接地系统sinθ<0,经消弧线圈接地系统cosθ<0;若符合则进入第(3)步,若不符合,则为系统扰动影响。

3)超过阀值,且满足三角函数关系时,则界定为用户侧故障,否则判别为用户分界外故障。

4 仿真验证

用Matlab的simulink工具箱对配电网进行仿真验证,仿真含有5条出线的缆线混合接地系统,如图7所示。

其中 :Q为架空线路长度;C为电缆线路长度;Rf为接地电阻;5%过补偿;线路参数如表1、2所示。

通过仿真分析不同接地系统负荷侧和系统侧故障时的特征,验证本文所提算法适应于不同接地系统。同时,针对故障分界受零序电流幅值影响较大,本文考虑故障合闸角、接地电阻等因素对算法影响加以仿真,从而验证分界算法准确性,具体方案如下:

1) 方案1为不接地 方式负荷侧故障,不同接地电阻与合闸角情况下,故障点位于分界开关5下游1km;

2) 方案2为谐振接地方式系统侧故障,不同故障条件下,故障点位于分界开关5上游1.5km;

3) 方案3为谐振接地方式负荷侧故障,不同故障条件下,故障点位于分界开关2电缆线路下游4km。

经过仿真,负荷侧和系统侧故障时分界开关5检测的零序电流如图8所示。

负荷侧故 障时分界 开关检测到的零序电流比系统侧故障检测到的 零序电流 大, 且由于电 感分量的影 响, 扰动幅度 也较大。通 过MATLAB中labview调用函数 求得负荷侧故障时零序电流超前零序电压相角100°以上,而系统侧故障时超前零序电压相位接近90°,以上仿真结果验证了理论的正确性。

不同接地电阻条件对零序电流的影响如图9所示。

当系统处于不同接地电阻影响时,分界开关上零序电流变化的幅度也相当大。接地电阻越大,零序电流越小,甚至小于1A,此时幅值可能低于电流互感器检测极限,在实际应用中使检测效果受到较大的影响。因此,本文采用相位法进行比较,很好地保证了检测的准确性,提高了分界效率。目前,我国现场小电流接地故障实验时接地电阻一般选择1250Ω以下,再增大则相对较困难。

不同故障合闸角对零序电流的影响如图10所示。

当故障合闸角为0°时,感性电流具备较大的直流分量,时间常数小,衰减速度快;反之,当过了相电压峰值时刻合闸时感性电流具有较大交流分量,时间常数大,衰减速度慢。

方案1、2、3对应不同故障条件及影响因素下的分界结果如表3所示。

通过仿真不同接地电阻、不同合闸角情况下,负荷侧故障和系统侧故障时分界开关两端电气量均有明显差异,均能够实现分界开关准确定位,只有当零序电流小于1A时,分界开关两端电气量差异明显,导致分界错误发生。因此基于新故障判据的仿真试验分界正确率较高,使分界开关具备了准确分界小电流故障的技术。充分利用现有分界开关上携带的TV进行故障判据,可以很好地分配资源,其突变量实时存在且容易得到,具有比判断零序电流幅值明显的优势。

5 结语

本文提出了一种基于线电压与零序电流相位的小电流接地分界新方法。该方法基于现有分界开关硬件进行分界,不受中性点运行方式、接地电阻、过渡电阻及线路复杂度影响,与传统零序电流幅值法相比,检测准确率高,并且该方法运用故障后短周期数据作为判据,利用了故障暂态量最丰富的特征频段,又避开了饱和间断角,此外通信系统使用广域测控实现配电网实时准同步,该方法对提高小电流接地故障分界技术具有较好的应用价值。

此外,本文仅限于仿真研究,大量数据都是仿真得来,可能与现场实验有一定差异,还需要日后进行更进一步的研究。

摘要：针对用户内部小电流接地故障波及公共电网事故频发,现有分界开关单相接地分界可靠性不高的情况,提出了基于广域测控系统的线电压和零序电流相位的分界新方法。综合分析比较故障时不同接地系统工频分量幅值与相位特征,加入对不同故障合闸角、不同接地电阻影响因素的判别。该方法不受接地系统类型、合闸角、接地电阻等因素影响,解决了小电流接地故障分界遇到的判别困难问题,实现了责任分界点的准确定位。

小电流接地系统单相接地故障分析 第8篇

小电流接地系统发生的故障中,单相接地故障占的比例很高。对接地故障相的正确判别非常重要,它是尽快找到接地点并及时处理的关键。但实际系统中发生金属性接地的概率很小,一般都会经过过渡电阻接地,这种情况下,系统电压的变化特征与金属性接地时的情形有较大区别,调度员或运行人员依据电压最低相别即为接地相的传统判别方法往往无法准确判断故障相。目前,由于大量电缆线路的存在,使得小电流接地系统中电容电流水平不断提高,为了降低接地电流,变压器中性点往往会配有消弧线圈,消弧线圈的存在又使接地故障情况下故障电压和故障电流的情况变得更为复杂,因此很有必要对上述各种不同情况下发生单相接地故障时的电压电流特征进行进一步分析研究并总结出特点,为配电网的安全可靠运行提供科学准确的依据。

1 中性点不接地系统单相金属性接地故障分析

如图1所示小电流接地系统,三相输电线路之间及对地都存在分布电容,但由于小电流接地系统中发生单相接地故障时,并不破坏线电压的对称性,因此线间电容对单相接地故障没有影响,分析时可不用考虑。

1.1 简要故障分析

当该系统中某条出线A相在K点发生金属性接地故障,那么在K点会集中该系统中所有线路非故障相的电容电流之和并流回系统,然后重新分配,如图1所示。当该系统电容电流很小时(如只有单回出线),K点所集中的电流幅值较低,即使K点为非金属性接地,故障点也很难产生电弧。但当该系统电容电流达到一定水平时(如城市变电站,配网线路数量多且多采用电缆出线),K点所集中的电流幅值很大,故障点极易产生电弧,而且电弧很难熄灭,从而使故障进一步恶化。

1.2 相量图分析

当K点发生金属性接地故障时,A相对地电压降为0,B、C两相对地电压升至线电压,如图2中所示。该系统中各条线路B相电流之和为,其相位超前90℃;各条线路C相电流值和为,其相位超前90℃。故障线路A相电流为,相位与B、C相电流之和的相位相反。

2 中性点不接地系统单相经过渡电阻接地故障分析

当A相经过渡电阻接地时,我们先把系统图等效简化为图3所示,图中,CA、CB、CC分别代表系统各相对地综合等效电容且假设CA=CB=CC=C。为系统中性点O与接地点K之间的电压。

2.1 简要分析

图3所示,由基尔霍夫电流定律有

而三相电流分别有为

其中分别为系统三相对地导纳,且

将(2)式代入(1)式,得,整理后得

U觶OK=-E觶AYA+YAE+觶B+YYB+B+YEC觶C+YC,(4)

然后再将(3)代入(4)式,得

整理后,得

其中θ=arctan(3ωCR),又因为,

所以

2.2 相量图分析

从式(6)可知,当R从0向∞变化时,θ从0°～90°变化,相量K点的轨迹是以为直径的半圆弧,当R=0时,θ=0°,即为金属性接地,接地点K就回到了的顶点,和图2一样;当R=∞时,,θ=90°,相当于系统没有发生接地,故障点三相电压又回到对称状态。

我们还可以通过EXCEL的图表工具方便地得到当θ从0°～90°变化时,故障点三相电压的变化情况,如图5所示。从这张图我们可以清晰地看到,当系统发生经过渡电阻单相接地故障时,并不是我们想象中的接地相电压最低,在一定区域内,故障相的滞后相B相电压比故障相电压还要低,这说明如果我们按照传统的方法判断是哪一相故障,那么结果可能是错误的。

3 经消弧线圈接地系统单相经过渡电阻接地故障分析

3.1 简要分析

当小电流接地系统中性点配置消弧线圈时,其系统等效简化为图6所示,相应K点的基尔霍夫电流表达式可写成。

电流表达式分别为

且

将(8)式代入(7)式,得

整理后得,然后再将(9)代入该式,得

整理后,得

其中,。又因为

,所以

3.2 全补偿、欠补偿、过补偿情况下的相量图分析

可以看出式(11)和式(6)形式是相同的,那么其相量图也应该基本一致,但是由于决定θ角的C=3C-(ω2L)-1,与系统等效电容和消弧线圈电感两个因素有关,因此,我们要综合考虑当消弧线圈处于全补偿、欠补偿、过补偿三种情况下,发生单相经过渡电阻接地故障的相量图。

3.2.1 全补偿状态(3C=(ω2L)-1)

当系统处于全补偿状态下,θ=0°,此时由式(11)可得,,无论R如何变化,与发生金属性单相接地故障情况一致,相量图如图2所示。

3.2.2 欠补偿状态(3C>(ω2L)-1)

当系统处于欠补偿状态下,C’为正值,当R从0向∞变化时,相应的θ从0°～90°变化,相量K点的轨迹是以为直径的右侧半圆弧,与中性点不接地系统单相经过渡电阻接地时的相量图相同,如图4。

3.2.3 过补偿状态(3C<(ω2L)-1)

当系统处于过补偿状态下,C’为负值,当R从0向∞变化时,相应的θ从0°～-90°变化,相量K点的轨迹是以为直径的左侧半圆弧,如图7。

我们同样还可以通过EXCEL的图表工具方便地得到当θ从-90°～0°～90°变化时,故障点三相电压的变化情况,如图8所示。图中,我们能够找到几个特点:

a)当处于全补偿时,三相电压特征和发生单相金属性接地故障时三相电压特征完全一致的;

b)当处于过补偿时,B相电压始终最高,C相电压在一定区域内比故障相还要低;

c)当处于欠补偿时,C相电压始终最高,B相电压在一定区域内比故障相电压还要低。

4 结语

当中性点不接地系统中发生单相金属性接地时,接地相电压降为0,非接地相电压升高为线电压,中性点电压为相电压,由此我们很容易判别故障相,这也是众多课本及参考书中都有的知识点。但通过上述分析,我们了解到,中性点不接地系统与中性点经消弧线圈接地系统中,发生经过渡电阻单相接地故障的情况又是不一样的,尤其更正了我们传统观念中“接地相的电压最低”的错误概念。