不完全接地故障（精选七篇）
不完全接地故障 篇1
电力系统中变压器的中性点如果不接地,则称该系统为中性点不接地系统。一般电压等级在35 kV以下的配电网路大都采取这种接线方式,因此对于该系统仅设置绝缘监测保护,故不可能根据保护设定的短路电流大小来判断接地点离电源点距离的远近,即使是加装小电流微机保护装置也会因气候的变化和接地系统的复杂性而失去意义[1]。正因为如此,10 kV线路不接地电网,特别是山区不接地电网,一旦发生单相接地,查找接地点费时费力又效果不佳,有时找出一个接地点会因人力不足,线路长花上好几天,这在大多数供电所都是个令人头痛的问题。下面结合作者多年来同配网高级技术人员的交流探讨,将中性点不接地系统接地故障查找方法(含线路)作一简述。
1.1 不接地系统发生接地故障的时间和几率
据统计,不接地电网发生单相接地故障的几率占整个不接地电网故障率的70%～80%,而雷雨季节是室外不接地电网接地故障的高发期。就地区来讲,湿度越大的地方,不接地电网接地的几率越大,山区比平原地区线路容易发生接地,四川盆地气候潮湿,线路发生接地的几率也就更大。
1.2 接地故障点性质
不接地系统(或电网)接地故障点按其接地介质可分为金属性接地和非金属性接地两种[2]。按其接地相可分为单相接地和两相(或三相)接地,而两相(或三相)接地会形成接地短路启动线路短路保护,故不在本文讨论之列。金属性接地又称全接地(或直接接地),非金属性接地又称非全接地(或经介质接地),非金属性接地为单相接地故障的大多数,查找起来也非常困难。本文仅讨论单相接地。
1.3 不接地系统单相接地相量图
从理论上讲,不接地系统(或电网)中发生金属性单相(假设为B相)接地时,接地相对地电压()为零,系统变压器中性点对地电位()升高为相电压(),其他两相对地电压升高为线电压,如图1所示。
图1中,如果B相为非金属性接地,则变压器中性点;其他两相在相电压至线电压之间。变电站判断接地相及性质的方法,就是根据上述电压关系。
2 变电运行人员判别故障线路方法
变电站值班人员判断单相接地故障是变电值班的基本技能。变电站值班员判断接地故障常用的方法有点熄瞬停法和线路拉路法。
2.1 点熄瞬停法查找接地
点熄瞬停法具体操作:当变电站发出接地信号后,根据调度指示,迅速拉开有接地故障的线路开关判断接地故障。该法在查找故障线路时,无论线路上有无故障,均应立即合上,瞬停时间应小于10 s。所以拉合开关时候多借助开关柜上的重合闸自检装置。
点熄瞬停法在早期的变电站值班中,被值班人员采用比较多。但是这种方法缺点比较明显:(1)这种拉合断路器开关的操作是现场就地进行,对操作人员的安全没有远方控制好;(2)断路器短期内拉合对开关寿命等有一定影响。
2.2 线路拉合法查找接地
线路拉合法其实和点熄瞬停法同一原理,是在其基础上根据值班人员的运行经验总结出来的。这种方法对人员和设备更加安全。本文以西部某变电站10 kV系统接线图为例,详细说明这类方法。变电站10 kV系统接线图如图2所示。
图2中任何一条线路发生接地时,母线上的接地保护都会发出告警信号,运行人员听到警铃响后,先是判断接地相和接地性质,然后用拉、合断路器法判断出发生接地的线路(如果各线路装有小电流零序保护,则保护装置可以直接判断出接地线路来)。具体方法如下:
(1)计算机监控系统发出警报,信息窗口弹出“10 kV母线发生小电流接地”,信息光字牌接地灯亮。变压器低压侧U0值升高。此时,值班人员应马上复归音响,作好记录,迅速报告当值调度汇报接地时间、相别、零序电压。根据信号、表计指示、天气、运行方式等情况,判断故障性质,并按当值调度员的命令寻找接地故障。
(2)当值调度人员应根据值班人员的回报迅速作出判断,采用线路拉合法原理,发出命令,如:“拉开XX站10 kV腾龙路XX开关。”
(3)变电站(监控中心)运行值班人员应按照调度人员命令,拉开XX站10 kV腾龙路XX开关。并观察接地信号是否消失,并将情况回报调度。
(4)调度人员接到情况回报,若拉开线路后,接地信号未消失,应立即命令值班人员合上刚才所拉开的线路。并命令值班人员拉开另外一条线路。以此法类推,直到拉开某条线路后接地消失为止。当然这里有特殊情况,当采用拉、合断路器方法对每条线路都用过后,如线路接地信号还是不消失,这时就不是线路接地,而应判定为母线接地,应通知变电站人员查找接地。
(5)找到发生接地的线路后,调度人员应通知线路管理所(或供电所)线路班巡视线路排除故障。
3 供电所电网班判别排除故障方法
配电线的管辖权限在供电所,更进一步说供电所涉及的是变电站某一电压等级下的具体线路。线路发生接地时,变电运行人员电话通知供电所对某一线路进行巡线。供电所抢修班可根据变电运行人员提供的线路接地相及接地电压的大小、线路的实际连接情况,采用经验积累分析法、支路停/送电法或绝缘测试法来进一步缩小故障范围。
3.1 经验积累分析法
经验积累分析法,就是根据本所历史的或收集的电力系统故障典型案例,特别是本所建立的故障档案具有特别参考价值,如:根据某线路易发故障接地范围、线路环境情况等来判断可能出现的接地点,然后去现场进行确认[3]。
经验积累分析法存在一定的不足点:
(1)对供电所的管理要求较高,台账资料详实准确,工作人员必须积累有丰富经验。
(2)因为是经验,当然存在不确定性。在白天,由于接地现象不明显,带电巡视接地故障存在漏查等安全隐患。
对意外情况,经验积累分析法不适用。
3.2 支路停/送电法
支路停/送电法同变电运行人员查找故障点方法一样,由不接地电网运行人员对线路分支线开关(一般为高压柱上断路器)进行开断操作,并同时用电话与变电站进行联系,根据操作前后线路接地信号是否消失来确定接地点的所在范围。下面以某山区线路如图3所示为例来说明:
(1)506为变电站某一线路出口总开关,在03#电杆上有T型接线,102#和103#为安装在03#电杆上的高压柱上断路器。02#至03#杆之间为直线连接。
(2)电话联系,通知03#杆处管理员拉开103#高压柱上断路器,查询变电站接地信号是否消失。如果没有消失,则合上103#高压柱上断路器;再拉开102#高压柱上断路器,查询变电站接地信号是否消失。如果没有消失,则合上102#高压柱上断路器,继续下一步。
(3)通知拉开02#杆处101#高压柱上断路器,查询变电站接地信号是否消失,如果接地信号没有消失,则判断为01#杆至03#杆的主线路范围内接地;如果接地信号消失,则接地点在02#杆上101#高压柱上断路器的后端。
支路停/送电法也存在明显的不足:由于线路单相接地时运行时间不超过2 h。往往出现接地原因尚未查清,变电站就已经拉闸停电,使查找工作很难一次完成。
3.3 绝缘摇测判断法
在上述办法不能直接查出线路接地点时,采用绝缘电阻摇测法来判断是解决问题的最好办法。通过对不接地电网接地故障的分析和研究,并结合数年运行数据统计分析后发现,如何快速有效地发现线路某元件绝缘不良成为线路接地故障查找的关键[3]。
3.3.1 全线路绝缘摇测法
全线路绝缘摇测法适用于长度较短、配电变压器数量较少、没有交叉跨越的10 kV及以上电压等级线路。
全线路绝缘摇测法步骤如下:首先采取安全措施,确保无向试验线路送电的可能性,特别是要保证工作线路两端不能挂短路接地线时的人身安全。在线路的最大分段点(能将线路分成前后长度最接近的断点)两侧(如图3中,在拉开506QF后,选择在03#杆上拉开102#和103#高压柱上断路器后,对两支线而言,线路分成两段)绝缘子出线头处进行绝缘电阻摇测(如图3中,可先在03#杆上103#、102#高压柱上断路器出线处摇测绝缘,然后反向对02#杆上设备进行绝缘测试)。当然,也可以将符合以上条件的某一支线视作整体线路进行绝缘电阻摇测。
采用全线路绝缘摇测法查找线路接地故障时,将摇测点两侧绝缘值(图3中,03#杆上测试的结果应是3个绝缘值)进行比较,较低的一侧应为故障段。在判断故障段的故障相前,应确保线路配电变压器和电容器均被可靠断开,否则,绝缘摇表分别摇测的三相绝缘值其实是一个绝缘值(通过变压器连通),比真正的单相绝缘值要小许多。由于在正常情况下同一侧A、B、C三相的绝缘值大体相同,所以摇测后将所有摇测故障段的三相绝缘值进行比较,绝缘值最低应为故障相。按此法依次在全线路内查找故障,直至找到故障点。由于每次可将故障范围大致缩小1/2,故一般5次以内(用数学折纸可以验证)即可将故障范围缩小到线路总长的1/32长度,总可以找到故障点。该方法的查找原理实质上是利用数学优选法,这会大大缩小查故障范围、缩短停电时间。
在线路预防性试验中,摇测绝缘电阻的经验值晴天大于100 MΩ为合格,低于40 MΩ为不合格。若摇测中配电变压器跌落式开关没有被拉开,则经验值大于50 MΩ为合格,低于30MΩ即为不合格。每次测试应与最近一次预防性试验的绝缘值进行纵向比较,若绝缘值有较大幅度的下降(下降幅度在40%以上),则可确定为绝缘损坏。对于具体的某条线路的某段,应在线路投运时测量并详细记录当时的绝缘电阻值及环境温度,建立完善的线路绝缘档案,这是比较判定线路绝缘是否良好的基础工作。另外,对于线路分断点较少的线路,可在线路中间解开耐张杆引流线,将悬式绝缘子两侧视作开断点,分别在两侧摇测绝缘来判断接地故障点。
3.3.2 绝缘抽样测试法
如果线路存在交叉跨越或有距离较近的其他平行带电线路等,不挂短路接地线不能保证作业人员安全的线路,可采用绝缘抽样测试法。具体的做法是,通过对线路运行时间的长短和事故分析结果,对可能出现故障的线路的绝缘子进行绝缘抽样摇测检查,即将可疑段的绝缘子分批抽样,现场更换下来后就地进行绝缘测量用绝缘子的合格率来判断该条线路的绝缘状况。绝缘抽样摇测的重点是避雷器和针式瓷瓶。悬式瓷瓶由于在设计中采取了最少两片,降低电压使用的双保险方案,只要外观良好,绝缘故障的几率极少。
线路绝缘抽样测试具体方法:将避雷器及针式瓷瓶拆下,放在比较潮湿的土上,针式瓷瓶要倒放,将瓷裙埋入湿土最少2～3 cm,用绝缘摇表线的L端接避雷器或针式瓷瓶的金属端,将E端插入湿土中,根据需要接屏蔽G后,即可测试。注意所用的湿土应是比较松软的,针式瓷瓶要倒放,否则,摇表电流引线只能采集到瓷件泄漏电流的一部分,会使测量的绝缘电阻值比实际的高许多。用绝缘抽样测试法既可以对单个绝缘子进行测量,也可用于测试一批绝缘子,这样可以大大提高检测效率。对一批绝缘子进行测量时,若发现绝缘值偏低,仍然需逐个判断,一直到找出低值绝缘子为止。准确判断出支线的绝缘状况后,可综合评价整条线路的绝缘状况,以便及时采取更换瓷件等措施,提高线路绝缘水平,确保线路安全运行。
4 结语
综上所述,雷雨季节采用传统方法查找10 kV线路接地故障有较大的困难,而采用整体绝缘摇测法可达到预期的效果。而且操作简便,速度快,比传统的处理方法要容易得多,值得推广。
中性点不接地电网,尤其是山区不接地电网发生接地的现象是比较多的,这就要求供电所应加强管理,确保定时检修和安装设备质量,制定行之有效的管理措施和应急处理方案,从而可以大大减少雷雨季节线路接地故障概率,减低停电带来的损失。
参考文献
[1]严凤,葛廷利.农村配电网单相接地故障定位方法研究[J].电网与清洁能源,2010,26(4):16-20
[2]刘辉.10 kV配电网线路单相接地故障的查找及改进方法[J].宁夏电力,2009,1(1):10-11
不完全接地故障 篇2
在电网中性点不接地系统的运行过程中, 出现接地故障会给电力企业带来十分严重的后果, 它不仅会影响电力客户的正常供电, 而且对电力设备和线路也会造成十分严重的危害。因此, 调控人员需要尽快的找出单相接地故障出现的原因, 并提出解决这些问题的措施, 以保证电力系统能够正常运行。
1.1 判断接地故障性质错误
在对接地故障进行判断的过程中, 需要正确判断故障相、非故障相的电压具体发生的变化, 究竟电压是升高还是降低。只有正确掌握了电压的变化, 才能对接地故障进行判断、分析;另外, 在进行接地故障的判断过程中, 中性点发生的位移也是同样重要的, 因为在电网中性点不接地系统正常运行过程中, 中性点的对地电位为零, 而出现接地故障之后, 对地电位就不再为零了, 而是发生了改变。在进行接地故障的判断过程中和在测试电压及中性点的变化过程中, 由于运维人员的工作疏忽, 极易对接地故障判断错误, 在出现接地故障的时候, 还有一种现象就是可能出现假接地的现象, 比如说电压互感器二次回路虚接或电压继电器接触不良等情况, 都会导致系统绝缘监察装置误发信号, 出现接地现象, 在判断过程中, 若仍按照原来的判断方式进行判断, 就会出现判断错误, 这也是出现判断接地故障性质错误的一个原因。
1.2 判断接地相错误
调控人员在对接地故障进行分析、判断的过程中, 有时会出现对接地相判断错误的可能, 而导致这种情况发生的一个重要原因就是对线路不了解, 对故障分析不仔细。电力系统运行方式和故障发生的过程复杂多变, 调控人员在进行故障分析时, 首先要确定故障发生的位置和方向, 然后确定故障接地相, 找出故障原因并进行消除, 以保证电网中性点不接地系统的正常运行。
2 接地故障的判断分析
调控人员要想正确的对电网中性点不接地系统的接地故障进行判断分析, 首先要检查系统运行的各种设备, 保证设备正常运行, 确保系统不是发生的假接地现象。调控人员在确定系统不是假接地现象以后, 要对具体的接地故障进行分析, 电网中性点不接地系统运行过程中出现的接地故障主要有完全接地、不完全接地、弧光接地, 等等, 要正确快速的判断系统接地故障原因。首先在进行判断接地故障的过程中, 要注重判断系统电压变化和中性点位移变化情况。如果发生的是完全接地, 则故障相的电压降为零, 非故障相的电压升为和线电压一致, 然后绝缘监察装置发出接地信号;如果发生的是不完全接地, 则中性点会发生位移, 故障相的电压降低, 但是没有降低为零, 非故障相的电压升高, 但是升高之后的电压还要低于线电压, 然后跟发生完全接地一样, 绝缘监察装置发出接地信号;如果发生的是电弧接地, 则故障相的电压会降低, 但是不会降低为零, 非故障相的电压升高, 升高为线电压, 绝缘监察装置发出接地信号。然后, 根据发生故障后出现的具体现象, 判断出在电网中性点不接地系统中出现的具体故障, 针对不同的故障提出不同的解决方案和措施, 才能使电网中性点不接地系统正常运行, 保证电力系统的稳定。
3 发生接地故障时对接地相的判断
3.1 对接地故障严重程度的判断
接地程度即接地故障发生的严重性, 接地程度对于系统故障查找和制定解决方案具有十分重要的指导意义。因为即使系统出现了同样的接地故障, 接地严重程度不同, 具体制定的解决对策也会有所不同, 只有正确的判断出接地程度严重程度与否, 才能够尽快地针对出现的故障找出最合适的解决对策, 然后保证电力用户正常用电需求, 以保证电网中性点不接地系统正常运行。而出现了接地故障之后, 设备、线路, 甚至是用户, 都会受到一定的危害, 因此要尽快的解决发现的问题。
3.2 判断接地相的规律
调控人员要判断接地相, 首先要进行三相电压的测定, 找出最大相的电压, 并将测定的电压按照从大到小的顺序排列, 最大相电压往下推移一相的则为故障相。
4 改进接地保护回路的对策
为了保证电网中性点不接地系统能够正常运行, 减少系统接地故障出现的几率, 首先, 运营维护管理人员就要对设备、线路进行定期的运营维护、检修, 随时观察系统线路中的各种运行数据, 要高度重视电网运营中出现的细微变化, 分析变化的原因, 快速判断故障点, 尽快解决故障线路, 保证电力系统正常运行。另外, 运维值班人员要加强对系统线路的监控, 通过监控装置随时随地对线路电压、电流等出现的变化进行监控, 在接地故障发生的初期状态就能及时发现并及时消除, 从而防止故障进一步扩大, 避免造成更严重的后果。只有这样, 电力系统才能够正常运行。
摘要：介绍电网中性点不接地系统接地故障误判断原因, 在发生单相接地时出现的各种现象以及假接地的几种现象。调控人员如何依据表计的指示、信号情况判断接地相错误, 并据此作出正确的判断, 发生接地故障时, 对接地相的正确判断将大大缩短故障的处理时间, 避免由于长时间不能排除故障可能造成的故障扩大化。
关键词：电网中性点不接地系统,单相接地,故障
参考文献
[1]王博.使用单端数据进行线路单相接地故障定位[J].宁夏电力, 2012, (S1) :73-74.
不完全接地故障 篇3
谷物联合收获机能够高效完成农作物的收割、脱粒、分离、清选及秸秆处理等一系列任务, 是现代农业生产中常见的一种大型自动化设备[1,2,3]。其中, 轴承部件在该设备的传动、行走和控制等装置中被大量地使用, 是一类影响设备运行状态的重要部件。尤其在脱粒装置上用到的滚筒轴承, 不仅影响脱粒的效果, 而且由于在恶劣工况下工作, 属于设备中的易损件。因此, 有效监测滚筒轴承部件的运行状态, 对联合收获机的正常运行具有重要意义[4]。目前, 轴承故障诊断的一个重要方法是通过识别其组成部件 (滚动体、保持架、内圈、外圈) 之间相互碰撞而产生的特征频率来完成识别;但在实际监测过程中, 得到的振动信号中并非总是可以找到对应的特征频率, 而是表现为时有时无的情况。造成这一情况的原因主要有两方面:1传感器只能在轴承表面获取信号, 整个联合收获机设备中存在的干扰信号也比较大, 使得特征频率对应的信号时常被淹没;2轴承中的滚动体在运行过程中容易发生滑失, 使得与其余部件碰撞而产生的特征频率缺失, 使得特征频率不显著的信号片段难以被识别, 从而影响了整体的诊断效果。
信号中特征频率显著的片段实际是可以用来帮助提高整体诊断效果的[5]。因为其对应的故障状态易于判别, 从而可将它们作为状态已知的先验信息, 然后与未知状态的信号片段混合, 再利用常见的频域特征来进行识别, 这是一种半监督的聚类或分类方法, 目前已有一些学者进行了相应的探索和研究[6]。毕锦烟等人[7]提出一种半监督模糊核聚类算法用于齿轮轻微点蚀故障的检测。徐超等人[8]则提出一种半监督模糊聚类算法用于发动机磨损故障的检测。他们均是直接对目标函数进行改造, 但特征空间中各个特征对数据识别的作用通常是不一的, 不能很好利用距离机制来评价样本的相似程度。为此, 提出了一种基于不完全信息的聚类方法 (Clustering Approach based on Partial Information, CAPI) 用于轴承故障的识别。该方法在两方面利用了已知样本的信息:1利用已知样本对特征空间进行变换, 从而实现距离机制的学习, 以便更好地评价各个样本之间的相似程度;2利用近邻原则先对已知样本进行扩充, 再将扩充后的已知样本用于目标函数的设计。最后, 在某型小麦联合收获机滚筒轴承的滚珠轻微损伤故障及滚珠损伤和外圈损伤复合故障的识别中, 验证了所提方法的有效性。
1 基于先验信息的距离学习方法
将监测得到的信号分为若干段, 每段信号即对应一个样本, 假设一共有n个样, C类状态。其中, 第i个类有nil个已知样本、niu个未知样本。CAPI首先对数据集X中的已知样本进行相关成分分析[9], 得到变换矩阵W, 从而将所有样本取值进行转换, 即xnew, j=Wxj, xj= (xj 1, xj 2, …, xjd) , d为特征总数。其具体步骤如下:
1) 计算第i个类已知样本的均值vil, 则
2) 计算各类已知样本对应的协方差矩阵Cor, 有
3) 计算变换矩阵W, 则
变换矩阵是一个将有用特征显现的过程。它给一些特征赋予大的权重, 因为这些特征对类的区分有重要作用;而在其余特征上样本取值的变化主要是由于各类内部取值波动引起的, 对类的区分并无贡献, 则赋予小的权重。
2 改进的半监督聚类算法
改进的半监督聚类算法是在转换后的特征空间下进行的, 它在目标函数中融入了已知样本的约束, 还在求解过程中利用粒子群算法克服了K均值聚类易陷入局部极值的缺点。
2.1 近邻扩展策略
近邻扩展策略是根据相邻样本的状态很可能相同的原理设计的。其具体操作步骤为:
1) 对于数据集Xnew中的每一个已知状态的样本, 按照欧式距离的取值找出其k个近邻样本;
2) 若近邻样本y本身即为已知样本, 则不做任何操作;
3) 否则, 若近邻样本y只是一个已知样本的近邻, 则令其所属的类标号与已知样本的类标号相同;
4) 若近邻样本y同时是多个已知样本的近邻, 则计算各个已知样本与近邻样本y的欧式距离, 找出其中最小距离对应的已知样本, 记为x*, 近邻样本y的类标号, 即与x*的类标号相同。通过近邻扩展策略, 使得已知样本的信息得以尽可能地被发掘, 从而加强已知信息对聚类结果的影响[10]。
2.2 目标函数惩罚机制的设计
由于已知部分样本的类别标记, 本文在设计的目标函数中引入了惩罚机制。若已知样本被错误的划为其它类别, 则增大目标函数值, 否则不影响函数取值。又由于近邻扩展策略中得到的已知样本具有一定的不可靠性, 为了规避该风险, 若扩展所得已知样本被错误划分时, 则依据k近邻的次序给出不同程度的惩罚。设计的目标函数为
其中, uij取值为1或0, 表示第j个样本是否被划分到第i个类;vi为第i个类的中心;L表示未扩展时已知样本构成的集合;KL为扩展过程中产生的已知样本构成的集合。当样本属于集合L且被错误划分时, D1 (xnew, ij) 取值为1, 否则取值为0;当样本属于集合UL时, D1 (xnew, ij) 按相同方式取值。其中, k值表示样本xnew, ij在近邻扩展策略中所对应的近邻顺序。若为最近邻, 则k值为1, 次近邻则为2, 依次增大。
每次迭代后所有样本的划分按照欧式距离最近的原则进行, 则
其它各类中心向量的更新为
2.3 基于粒子群算法的聚类过程实现
利用粒子群算法来优化所提目标函数, 并采用聚类中心的实数编码方式, 个体zi= (zi 1, zi 2, …, zim) 。其中, m为总的编码长度, 取值为m=Cd, 即每d个基因位对应一个类的中心向量, 一共有C个类。个体zi中每个基因位的取值均为0和1之间的实数, 所以在计算前所有样本均要归一化到0, 1范围内。粒子群算法的算子为
其中, vectij表示个体zi在基因为j上的速度;t表示代数;zi*表示个体zi在其进化历史中所发现的目标函数值最小时所对应的个体;zgt表示目前种群中已发现的目标函数值最小的个体, wI为惯性权重;c1、c2、r1和r2则为权重系数。
此外, 为了抑制种群早熟和提高种群的多样性, 本文采用了每间隔一定代数t0即选择一定比例的较差个体并重新生成。其具体操作方式为:将种群按照目标函数取值降序排列, 选取前q个个体, 令其每个基因位的取值在0, 1之间随机生成。
基于上述改进, CAPI的运行流程为:
1) 将正常工况下样本标记为已知样本, 并找出监测信号中特征频率显著的样本, 对应到相应故障状态中, 也标记为已知样本, 而剩余样本则为未知样本;
2) 利用所有已知样本进行相关成分分析, 从而将所有样本在特征空间中进行转换;
3) 将已知样本进行近邻扩展;
4) 对扩展后的样本进行基于粒子群算法的聚类, 目标函数值最小个体对应的即为聚类的最终结果, 根据未知样本和扩展所得已知样本被划分的聚类标号, 即得到它们对应的故障状态。
3 实验结果与分析
实验采用雷沃谷神4LZ-2.5E系列自走小麦联合收获机为研究对象, 测试其滚筒轴承径向的振动加速度信号。一共测试了3种状态:正常状态、滚珠有轻微凹坑的状态及外圈和滚珠均有轻微凹坑的状态。每种状态均得到了60个样本, 正常状态在设备早期使用过程中获得, 全部为已知的样本;而后两种状态通过包络谱分析, 找出特征频率显著的样本分别有22个和29个, 即为已知样本, 其余则为未知样本。图1~图4是两种故障状态中未知样本的时域和频域图。
从图1~图4中可以看出:这些样本在时域信号中难以区分, 而在频域信号中尽管缺乏特征频率, 但其频谱仍然存在一些不同。所以, 本文按照文献[11]提出的7个频域特征来构建相应的特征空间, 用以识别未知样本。这7个频域特征具体是平均频率、波形穿过时域信号平均值的平均频度、波形的稳定系数、变异系数、频域偏斜度、峭度和均方根比。
为了更好地说明所提各项改进的性能, 本文设置了3个对比算法, 分别为:
1) 先对数据进行主成分分析, 然后按照贡献率超过85%的标准构建新的投影空间, 再对其按照本文所提目标函数和粒子群方法来进行聚类, 该方法称为PCACA;
2) 目标函数中不加入关于已知样本的惩罚项, 其余保持和CAPI方法一致, 称为CAPI1;
3) 不进行已知样本的近邻扩展, 其余保持和CA-PI方法一致, 称为CAPI2。
本文将所有算法中所需参数设置为:近邻扩展策略中的k值设为1, 种群大小为50, 一共进化80代, 惯性权重设为0.79, c1为2, c2为1.6, r1和r2为0和1之间的随机数, 速度vec的最大和最小值为2.1和-2.1, 每隔10代选取目标函数值最差的5个个体重新随机生成。表1给出了各种算法将所有样本进行分类的正确率和虚警率 (正常样本判为故障样本的比率) , 以及将未知样本分类的漏报率 (未知故障样本判别为正常样本的比率) 和误报率 (将未知故障样本的故障类型判别为其它故障类型的比率) 。
%
由表1的测试结果可知:CAPI具有最高的正确率, 其正确率相比其它3种算法分别提高了2.78%、7.22%和5.55%。CAPI还具有最低的虚警率、漏报率及误报率, 其与另外3种算法相比, 虚警率、漏报率和误报率最多降低了2.22%、5.79%和5.80%, 并且CAPI所得虚警的样本个数为0。CAPI与PCACA的对比结果表明:基于已知样本信息的特征空间转换方法比无监督的PCA方法更有效力:而CAPI与CAPI1、CAPI2的对比结果说明:本文对目标函数的改进及提出的近邻扩展策略对未知样本的正确识别有显著的促进作用。
4 结论
提出了一种针对联合收获机滚筒轴承故障的半监督聚类识别方法。其中, 在先验信息的利用中, 提出了两种具体实现方式, 分别为用已知样本对数据特征空间进行变换和对目标函数进行改造, 还提出在样本利用中可借助近邻概念扩充已知样本的数量。所提方法的有效性在小麦联合收获机的轴承故障识别实验中得以验证。它们对提高故障识别的正确率, 降低虚警率、漏报率和误报率具有重要作用。同时, 实验结果表明:基于相关成分分析的特征空间重构方法显著提高了算法的性能, 为半监督聚类算法中已知信息的利用提供了一条有效的途径。
参考文献
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不完全接地故障 篇4
关键词：配电网,故障定位,中性点不接地系统,单相接地,区段划分,在线定位
0 引言
国内配电网中,3~10kV电网以中性点不接地方式为主。这类电网的优点是发生单相接地故障时,接地故障电流小,单相接地故障容易自行消失,从而提高了运行的可靠性;缺点是由于故障电流小,所以很难快速找到故障点,故障时三相线路对地电压不平衡可能引发其他更为严重的故障。因此,在实际电网运行中,当发生单相永久接地故障时,要尽快在选线的基础上完成对故障点的定位[1,2]。
近年来,国内在线判定小电流故障的理论研究不断深入,典型的方法有零序电流法、功率方向法、比幅比相法、负序电流法、注入法[3,4,5,6,7,8,9]等。但由于测量手段、数据实时通信等限制,有些方法的现场定位效果并不理想;有些方法要与人工巡线相配合,定位效率不够高。因此,小电流接地系统的实时在线定位问题尚未得到很好的解决。
为了提高配电网的可靠性,配电网建设的趋势是采用分段闭环设计、开环运行、分段控制的方式。这种结线方式不同于以往母线连接多条出线的结线方式,其结线比较复杂,无法通过在变电站处测量各条出线上零序电流的方式来确定故障线路。但由于这类配电网实际上往往采用开环运行的方式,可以看成母线连接着辐射状的运行配电线路,故障点前后的零序电流特性有明显区别,因此可利用辐射线路上零序电流的特性进行故障区段的判断。若能在线智能判断哪一个区段故障,则可实现配电网的隔离与重构,减少故障的危害,利于故障点的定位和排除[3,4]。
本文提出故障区段在线远程定位法(ORLMFS),可直接解决中性点不接地系统单相接地故障区段定位问题。ORLMFS采用线路固定测点划分开环运行的配电线路区段,借助通用分组无线服务(GPRS)技术将零序电压/电流固定测点和线路实时数据处理中心连为一体,基于比相原理,利用图论和信息融合刻画同一时刻零序网络的零序电流相量分布,给出判断线路单相接地故障区段的算法和规则。ORLMFS是不接地系统选线和定位的综合与发展。
1 中性点不接地系统单相接地故障分析
中性点不接地系统发生单相接地故障时,三相对地通路的对称性遭到破坏,中性点电压发生偏移,如图1所示。
零序电压仅与零序网络接地电阻R以及所有线路的对地电容之和有关[7,8],即
式中:为相电压;为零序电压;ω为系统频率;Ci为线路i的对地电容。
由于线路的感抗较小、线路上的零序电流较小,故全网的零序电压近似相等,都近似等于在故障点处产生的等效零序电压源[7]。
发生单相接地故障时,故障路径流过故障点的零序电流为:
式中:C为故障路径及其分支与各非故障线路的对地电容。
由节点零序电流制约关系可知:从变电站沿故障路径到故障点,零序电流幅值越来越大,故障路径零序电流相位滞后零序电压相位90°;沿非故障路径至负荷终端,零序电流幅值越来越小,非故障路径零序电流相位超前零序电压相位90°[7,8]。
2 故障区段定位基础知识
2.1 比相判据
定义1:故障区段特指配电线路出现单相接地故障的区段。
定义2:若从母线经故障路径到达故障点前经过某些测点,则称故障点在这些测点的下游,否则称故障点在这些测点的上游。
根据前面的单相接地故障分析,结合故障点与固定测点上、下游的关系,采用比相法进行故障点位置判断:若零序电流相位滞后零序电压90°,则说明此测点在故障路径中,故障点在测点的下游;若零序电流相位超前零序电压90°,则说明此测点不在故障路径中,故障点在该测点的上游。
零序电流相量比较法具有以下特点。
1)零序电流的幅值和线路分布电容大小成正比,故障路径及其分支与非故障线路长度之和远大于故障点下游支线长度,故障路径上距离故障点最近的测点最有利于检测零序电流的幅值和相位。
2)测点直接测量单相接地故障产生的工频信号故障特征明显,信号经滤波放大整定后,应用效果可达到检测要求。
为了确定故障区段,需要测量零序电压和线路上一些测点的零序电流。零序电压采自变电站开口三角形电压互感器。零序电流测点分布在配电网线路上,它们构成线路区段的划分点。如图2所示线路,可在A点后、C点前、D点前进行测量,这样3个测点可将这条线路划分为4个段,根据这3个测点零序电流的大小和方向,可以确定故障发生的具体区段。
2.2 配电网线路区段描述方法
图3所示的线路为河北省保定市祝泽站的配电线路,由双电源1,2,3分别通过断路器与其他变电站线路相连,可构成闭环设计。虽然结线方式是闭环结构,但是实际运行时往往开环运行,断开双电源1,2,3之后,构成一条辐射状的配电线路。对图3整条配电线路进行简化,结果如图4所示。
母线上每条线路具有最小生成树的特点,用图G表示一条线路,则
式中:V为图的节点;E为图的边线。
某线路有编号为0到n的共计n+1个节点,则记
如图4所示,n为16,对应的图G为一棵最小生成树,用树T表示其所有节点集合,根节点是变电站母线节点0。配电线路区段划分算法描述如下。
第1步:树T去除固定测点节点后形成的子树的子孙节点得到集合W0。
第2步:找到m个固定测点为根节点的子树,分别去除其中固定测点节点形成的子树的子孙节点后,得到m个不同的节点集合W1,W2,…,Wm;m+1个节点集合W0,W1,W2,…,Wm分别包含m+1个区段内的节点元素。显然,
且有:
式中:Ep={(a,b)|a,b∈Wp};p=0,1,…,m。
图4中节点0是变电站电压测点,节点3,8,13是电流固定测点。根据配电线路区段划分算法,由于节点3,8,13是电流固定测点,可得4个线路区段G0=(W0,E0),G1=(W1,E1),G2=(W2,E2),G3=(V3,E3)。其中,W0={0,1,2,3,5,6,7,8,11,12,13};W1={3,4};W2={8,9,10};W3={13,14,15,16};E0={(0,1),(1,2),(2,5),(2,3),(1,6),(6,7),(7,8),(7,11),(6,12),(12,13)};E1={(3,4)};E2={(8,9),(9,10)};E3={(13,14),(14,15),(14,16)}。
3 ORLMFS的步骤
基于图论的ORLMFS有以下3个步骤。
步骤1:标识节点与故障点上下游关系。
步骤2:若测点位于故障路径上,则该测点不在非故障区段,否则,测点在非故障区段,进而推导出非故障区段的测点。
步骤3:确定故障区段边界测点节点和故障区段内所有节点。
3.1 节点故障信息的标识
标识节点与故障点上、下游关系算法描述如下。
步骤1:图G具有最小生成树结构,用树T表示图G的所有节点集合。根节点是变电站母线节点0,将其数据项故障点标志赋值1,标识线路故障在其下游;其他所有节点的故障路径标志初始化赋值为2。
步骤2:遍历各节点,对于固定测点节点,当零序电流相位超前零序电压相位-90°时,故障点标志赋值1,标识故障点在测点的下游;当零序电流相位超前零序电压相位90°时,故障点标志赋值0,标识故障点在测点的上游。
步骤3:寻找故障点标志赋值1的固定测点节点,以其为子孙的节点故障点标志都赋值1,标识它们都在故障路径上,故障路径标志为1。以故障点标志赋值0的固定测点节点为根的子树节点的故障点标志都置0。
需要强调的是,上面提到的相位值都是理论值,在实际测量中考虑弧光、高阻和测量精度等因素的影响,测量值都有一定的误差允许范围,设计ORLMFS系统误差允许上限为45°。当某个固定测点相量测量值超过误差允许范围,则需要重新划分路段,然后再重新执行ORLMFS。当某个点长时间出现测量误差过大,需要报警检修。
假设图4节点13测量误差超出允许范围,修正过的线路区段数会减少一个,具体划分如下:G0=(W0,E0);G1=(W1,E1);G2=(W2,E2)。其中,W0={0,1,2,3,5,6,7,8,11,12,13,14,15,16};W1={3,4};W2={8,9,10};E0={(0,1),(1,2),(2,5),(2,3),(1,6),(6,7),(7,8),(7,11),(6,12),(12,13),(13,14),(14,15),(14,16)};E1={(3,4)};E2={(8,9),(9,10)}。
3.2 确定非故障区段
对图G可标识的节点标识故障点标志后,就可以得到非故障区段零序网络电流分布,确定非故障区段。确定非故障区段算法描述如下。
步骤1:在树T中,从根节点开始,沿故障路径寻求故障路径标志为1的最远固定测点节点Tc。如果存在这样的Tc,测点节点Tc在故障点的上游,因此,变电站至该节点前的区段为上游非故障区段,其节点集合为Vup,Vup为T与Tc子孙节点集合的差集。如果不存在这样的Tc,则令。
步骤2:在树T中,寻求所有故障路径标志为0且故障点标志赋值0的固定测点节点Td,它们在故障点的下游,其子孙节点构成下游非故障区段节点集合Vunder的元素。
3.3 确定故障区段
确定故障区段算法描述如下。
步骤1:计算故障区段的节点集合Vfault=V-Vnormal。
步骤2:计算故障区段边线Efault={(a,b)|a,b∈(V-Vnormal)}。
进一步,根据ORLMFS导出其推理规则。根据零序电流相位的不同组合,判断出故障区段,并给出故障区段所有边线和零序电流分布情况。
如果图4零序电流测点数据项故障点标志组合为(0,0,0),根据故障区段推理规则判断故障点在所有电流测点的上游,则
同理,当零序电流测点数据项故障点标志组合为(1,0,0),故障点在节点3电流测点的下游,可得Efault={(3,4)};当零序电流测点数据项故障点标志组合为(0,1,0),故障点在节点8电流测点的下游,可得Efault={(8,9),(9,10)};当零序电流测点数据项故障点标志组合为(0,0,1),故障点在节点13电流测点的下游,可得Efault={(13,14),(14,15),(15,16)}。
4 ORLMFS的实现
ORLMFS的实现内容有:(1)采用广域测量系统(WAMS),获取零序电压、零序电流相量信息;(2)基于无线传感器网络的数据通信技术,解决配电网数据传输问题;(3)监控中心基于图论理论的故障区段定位法,解决配电网线路信息表示和处理问题,定位中性点不接地系统中单相接地故障区段,并实现单相接地故障区段的远程实时演示。ORLMFS系统结构框架如图5所示。
4.1 LMS自适应滤波
配电网络在实际运行时,存在零序不平衡电流、非对称电容电流以及系统随机产生的固有噪声等干扰信号。当接地电阻较大时,产生的零序电流信号微弱,信噪比低,为保证测量的精确性需对其进行有效滤波。
传统的经典滤波器是假定信号中有用成分和需要去除的成分各占有不同的频带,但是当信号和噪声的频谱相互重叠时,经典滤波器已经很难对其进行滤波。现代滤波器可以从含有噪声的时间序列中估计出信号的某些特征或信号本身,估计出的信号将比原信号有较高的信噪比。ORLMFS系统采用一种基于LMS自适应滤波器的去噪方法,可以最大限度地还原故障零序电流。
该滤波器无须知道信号的结构和先验知识,根据输入信号特征自动调节数字滤波器的参数,通过跟踪外部环境的非平稳随机变化,最终逼近最佳滤波性能。该滤波器主要由参数可调的数字滤波器和自适应算法构成,其结构如图6所示。
4.2 电压/电流相量测量模块
零序电压测量模块安置在变电站,对变电站提供的零序电压进行测量,在各线路分支的监测节点安装零序电流测量模块。
零序电压/电流采集模块的核心采用ARM微控制器,具有功耗低、体积小、32bit运算处理性能及优异的控制能力等特点。电压和电流相量同步测量采用全球定位系统(GPS)秒脉冲作为同步时钟控制采样。GPS同步时钟模块是实现同步相量测量的关键模块之一,它为各个相量测量节点提供同步时钟。GPS秒脉冲延时误差小于1μs,可以保证采集的同步性。利用微控制器的NVIC中断控制捕获GPS秒脉冲的上升沿,并产生中断信号,微控制器通过GPS中断信号来启动采样程序,实现广域测量的时间同步。
根据电力系统自身特点,系统频率在短时间内通常是一种慢速蠕变的过程,若按传统定间隔采样方法,由于频率泄露,必然会导致快速傅里叶变换(FFT)的计算误差。本文采用软件定时器实时跟踪信号频率并调整采样间隔,以确保FFT算法每个采样数据窗的完整性,避免频率泄露带来的影响。
各测量模块在完成64点采样后进行FFT相量计算,计算出相角和幅值同时打上GPS时标,最后组帧通过GPRS网络传到服务器端。
4.3 GPRS网络的接入
为了实现1个零序电压采集模块、3个零序电流采集模块和线路实时信息处理服务器间的相量数据通信,选择带有TCP/IP协议的KB3000 GPRS通信模块组建GPRS网络。在组网之前先通过上位机的配置软件完成KB3000的初始化和其他相应设置,设置波特率为115 200bit/s,组帧数据位为8bit、停止位为1bit,配置服务器的IP地址和所开端口。KB3000上电后会自动完成GPRS附着规程和PDP激活规程以接入到GPRS网络,并与指定IP地址的服务器建立网络连接。通信指示灯均为常亮状态,即表明该GPRS通信模块已经接入到GPRS网络。各采集模块只要和服务器建立了网络连接就能够实现两者的双向数据传输,各模块之间也能够通过服务器彼此通信。
4.4 线路实时信息处理
监控中心的线路实时信息处理软件通过GPRS网络获取零序电压/电流相量数据,基于故障区段计算定位的推理规则,判断故障区段,采用基于图形建模的方法显示故障区段的边线、各个固定测点相量数据和故障报警信息,故障区段显示界面见附录A图A1。
5 故障定位物理模拟实验
在新能源电力系统国家重点实验室10kV配电网物理模拟平台上对研发的故障定位系统进行单相接地故障模拟实验。该模拟平台以380V三相电压作为供电电源,通过升压变压器将其升压到10kV,然后连接到母线上。模拟实验电路见图7。
1号和2号位置分别安装2个零序电流测量装置,这样线路2就被分为3个区段(图7中虚线圈部位),它们的边界节点集合分别为{0,1},{1,2},{2,3}。零序网络电压通过开口三角电压互感器获取,由一个零序电压测量装置测得。
ORLMFS的核心内容是:如果一个测点零序电流相位滞后零序电压相位90°,则故障点在其下游,母线至该测点区段为非故障区段;如果一个测点零序电流相位超前零序电压相位90°,则故障点在其上游,测点下游区段为非故障区段;配电线路各个区段除去非故障区段即为故障区段;故障区段内节点间支线都可能出现故障点。
在f1,f2,f3点做瞬间接地实验,共9组数据,实验结果如表1所示。表1前3组实验中,1号和2号测点电流相位都超前零序电压相位约90°,表明1号测点下游为非故障区段,故障发生在母线与1号测点间;后3组实验中,1号和2号测点电流相位都滞后零序电压相位约90°,表明2号测点上游为非故障区段,故障发生在2号测点下游;同理,中间3组实验中,1号测点上游为非故障区段,2号测点下游为非故障区段,则故障点在1号和2号测点间区段。
通过表1可以看出物理模拟实验测得的相位差的误差基本都在10°以内,远小于设定的45°误差允许上限。事实上,只要能够根据相位的测量值判断出测点与故障点的超前或滞后关系,就能够按照比相法完成故障定位。
6 结语
本文针对中性点不接地系统单相接地故障区段在线定位问题,提出了一整套配电线路区段划分和描述方法,能够有效地组织和重构配电线路信息。给出的故障区段计算定位法及其推理规则,可判别非故障区段和故障区段,准确地定位出故障区段边线。算例及物理模拟实验结果表明,故障区段计算定位法和推理规则判定法定位准确、算法有效、易于编程实现,为实现智能配电网馈线自动化,完成馈电线路的监测、控制、故障隔离、网络重构提供了必要的理论基础。
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不完全接地故障 篇5
1 单相接地故障的稳态等值分析
1.1 中性点不接地系统单相故障的特性分析
在正常情况下, 各相将产生一超前相电压90°的电容电流, 方向为从线路流向大地, 并且三相电容电流之和等于零。故障点流回系统的电容电流的有效值为三相对地电容电流之和。根据分析, 中性点不接地系统发生单相接地故障的稳态特点包括[3]:1) 系统将出现零序电压, 故障点的零序电压有效值等于正常运行的相电压;故障相电压降为零, 非故障相对地电压有效值升高至√3倍。2) 系统由接地点回流电容电流, 方向自非故障相经故障点流向故障系统, 电容电流的有效值为三相对地电容电流之和。
1.2 单相接地故障暂态过程分析
稳态等值分析可知故障系统将产生电容电流, 为抵消该电流, 通常在系统中加装消弧线圈。Lk为消弧线圈的等效电感, r为消弧线圈的等效电阻。电压回路方程为:
当 时, iC不具备周期性, 经非周期衰减而趋近于稳定值。
当 时:可得暂态过程的电容电流的最大值:
可知, iCmax将达到远大于稳态电流IC的数值, 故障点的总暂态电流id由暂态电容电流iC和暂态电感电流iL叠加而成, 两者叠加起到抵消作用, 总暂态电流id初始值相对减小。
2 Matlab仿真模型及实现
2.1 输电线路模型及实现
M atlab SPS模块提供了等值分布集中参数模型和分布参数模型两种线路模型。在假设三相平衡的情况下, 线路参数R、L、C分别为考虑三相线路之间、三相线路与地之间互耦的电容和电感之间的正序、零序参数。考虑到10k V输电线路一般在10km左右, 输电距离较近, 本文选择利用三相“Π”形集中参数等值电路模拟三相输电线路。
2.2 故障点模型及实现
三相故障模型可设置系统故障 (包括单相接地短路、两相短路、三相短路等) 、短路点阻抗, 并可通过添加控制信号控制故障启动和停止时间。
2.3 系统集成后的模型
为突出主要因素, 将系统电源端等效为无穷大容量的三相电源。
3 仿真算例
3.1 算例说明
本文利用M atlab SPS仿真模块模拟某条10k V出线发生单相接地故障时, 故障相电流和电压变化情况。母线带3条出线, 线路1、2为电缆出线, 线路3为架空线。线路3距离母线6.5km处发生A相单相接地故障。
在仿真开始前, 选择离散算法, 仿真的结束时间为0.2s, 利用Pow ergui模块设置采样时间为1×10-5s, 系统在0.04s时发生A相单相接地。
3.2 仿真结果及分析
为研究消弧线圈的作用, 本文在取消消弧线圈后, 对线路电容、电感稍加改变, 选择了线路接近谐振的极端情况。仿真将故障时间定义为0.04s至0.2s (0.2s后故障切除) , 仿真结束时间设置为0.4s (在实际电路中, 此时PT保险已经烧坏) 。
仿真结果对应了之前进行的电路分析, 通过仿真结果可以得出:系统发生单相接地时, 故障点的暂态电流包含两个不同频率的分量;暂态电流大于稳态电流值, 但持续时间较短;单相接地故障消失后, 如果系统达到谐振的条件, 将出现远大于其额定值的过电流和过电压, 必然损坏电网设备 (电压互感器保险熔断) ;消弧线圈对于电网接地电容电流和消除谐振具有显著作用。稳定时接近全补偿方式运行具有良好效果, 但暂态过程必须保证消弧线圈在过补偿方式使用, 以保护电网设备。
4 结语
本文主要分析了系统经消弧线圈接地的故障情况以及系统不经消弧线圈接地、发生谐振的电流、电压特性得出了故障电流和线路电容电流、电感电流的数值关系, 验证了在10k V电网中使用消弧线圈装置确实能够有效保护电网设备。
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不完全接地故障 篇6
1中性点不接地系统单相接地原理
中性点不接地电网在正常运行时, 三相对地电压呈对称性, 中性点对地电压为零, 无零序电压。由于各相对地电容均相同, 故各相电容电流相等, 并超前于各相电压90度。可得出下列结论[1]:
(1) 中性点不接地电网发生单相接地后, 中性点电压UN上升为相压电 (-EA) , A、B、C三相对地电压:
冷轧薄板厂发生此类故障后, 读取各相相电压, 故障相相电压平均在0.6k V, 其余两相相电压平均在9.8k V。各相相电压情况也是我厂单相接地故障报警是否真是的最终判断标准, 即为电网线电压。
同时电网出现零序电压:
(2) 所有线路都出现零序电流, 故障线路的接地电容电流等于所有其他线路的接地电容电流的总和。根据历史统计, 冷轧薄板厂单相接地电流一般在40至60安培之间。
(3) 故障线路零序电流相位滞后零序电压90度, 非故障线路的零序电流相位超前零序电压90度两者之间相差180度。
2冷轧薄板厂单相接地短路的保护状况
2.1小电流接地选线装置的工作原理
中性点不接地系统发生单相接地故障时, 故障线路零序电流等于其他线路的对地电容电流和。线路对地电容电流的大小可通过线路对地电容和故障发生时的零序电压计算出。将小电流系统所有出线引入装置。当装置检测的三相不平衡电压超过20V时, 通过零序电流的方向来判断线路, 选取电流最大的3条线路, 进行方向比较, 从而判定故障线路[2]。
2.2小电流接地选线装置的工作现状
冷轧薄板厂小电流接地选线装置投运至今已10年有余, 误报警平均5.2次/年, 报警准确率23%。总体评价效果不佳。由于供电网络的复杂, 目前理论上仍然不存在可靠地小电流接地选线装置。任何选线报警装置只能起到参考作用, 过分地相信报警内容只会耽误故障处理时间。因此, 此类故障要根据现场情况判断, 如发现选线装置出现无规则的乱报警现象, 应对此装置进行检察, 不能轻信。
3单相接地故障的预防
(1) 定期巡视配电线路, 检查导线与绝缘子的固定情况是否良好, 螺栓和横担、拉线螺栓等否松脱。 (2) 对所有配电电缆、互感器、 绝缘子、开关及避雷器等设备应按照周期进行绝缘测试试验, 绝缘不合格的应及时更换。 (3) 对线路上的变压器按周期进行电气试验, 及时维修或更换。
4单相接地故障的处理
单相接地故障处理方法相当重要。处置不当会发生故障扩大, 严重的还会发生人员伤害。通过对我厂近6次接地故障的总结, 得出以下最优处理方法:
4.1管理层面
由于我厂10k V电网十分庞大, 共220多台10k V开关柜。当查找单线接地故障点时十分困难, 因此应急预案的得当与否以及执行情况对故障处理至关重要。当10k V网络的任何一点发生单相接地故障时, 均会影响到整个厂部各个部门的正常供电, 且很难在第一时间查处故障线路。任何一个部门的配合不力都将会影响到整个网路的正常供电。接地故障的处理必须由各个部门紧密配合, 协力完成。针对各部门如何配合, 我厂结合之前经验, 专门制定了应急预案。预案中将各个负荷按照重要程度分为四个等级。第一等级5分钟内停电;第二等级10分钟内停电;第三等级20分钟内停电;第四等级45分钟内停电。当发生接地故障时, 供电部门将负荷分类, 并通知各个部门在对应的时间内做好停电准备。各部门启动各自停电预案, 并在规定时间内做好停电准备。到规定时间后, 供电部门将介绍逐一拉闸停电, 以便查询故障。通过多次演练, 验证了此预案的重要性。当发生故障时, 在保证各个部门的安全的基础上, 可以确保在2小时内切除故障线路, 最小程度地影响其他负荷的设备与供电。
4.2技术层面
(1) 发生单相接地故障报警后, 值班人员应马上检查故障母线各相相电压, 如果一相接近为零, 其余两相电压上升至线电压, 确认发生故障。 (2) 检查变电所内的电气设备是否有明显的故障, 如异味、异音等。若无异常, 再进行线路接地的查找。 (3) 将母线改为分段运行, 将平时并列运行的变压器改为分列运行, 方便判定单相接地区域。 (4) 断开补偿电容器回路及空载的线路。 (5) 根据小电流选线装置的报警指示, 对相应的负荷线路进行拉闸。对多电源线路, 可以转移负荷, 通过改变供电方式的方法来寻找故障点。 (6) 用“一拉、一合”的方式查找故障线路, 当断开某线路断路器后接地现象相应消失, 便可判断此路为故障线路, 接下来继续对故障线路的断路器、隔离开关及电缆等设备做进一步检查。 (7) 确认故障线路后, 在查找故障点过程中采排除法及绝缘摇测等办法相结合。如果仍然找不到故障点, 可以对故障线路试送电一次。送电后若正常, 则可能是其它的不明的偶然原因造成;若仍然不正常, 那么继续用排除法查找故障, 一直到找到并且消除故障为止[3]。 (8) 查找和处置单相接地故障时, 应该做好安全措施, 确保人身安全。当设备接地时, 若在室内不得靠近故障点4m以内, 若在室外不得靠近故障点8m以内。若要进入上述区域, 工作人员必须穿绝缘靴, 戴绝缘手套[4]。
5结束语
10k V系统单相接地故障对供配电设备及电网的安全、经济运行危害较大。为尽量减少危害, 运行人员应在实践中不停总结经验, 不断改善规程, 逐步提高处理问题的能力。除此之外, 还应陆续消除设备隐患, 提高设备的安全水平, 积极预防单相接地故障的发生。同时还需做好紧急预案, 以便故障后尽快查找和消除故障, 尽快恢复供电, 提高供电可靠性。
参考文献
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不完全接地故障 篇7
由于架空线路暴露在旷野中,易受外界因素影响,引起各类断线故障,特别是目前绝缘导线的覆盖率较高,而绝缘导线雷击断线故障依然较为频繁,因此如何判断线路上有无断线故障并尽快找到断线故障点已经成为影响电网安全运行的一个重要环节[1,2,3]。断线后兼有接地故障特征的故障识别方法有很多,例如:文献[4]根据在树形分支电网中发生单一断线兼接地故障时,真故障点的固有特征是故障位置诊断值误差与故障相及两非故障相起端电压、电流相位差的偏差量均成正比,根据此规律对各等效短路点进行特征识别,正确识别真故障。文献[5]针对树形配电线路特点,建立分布参数电路模型,提出了将始端相量逐分支向后传递,故障点逐分支搜索,并利用双拼法区别真伪故障点实现故障测距的方法。但以上两种方法对于断线后未接地故障,因没有明显的故障特征,故难以处理,而在实际运行中,绝缘导线雷击断线时,由于内部铝芯熔断后收缩进绝缘层内,使得与地面接触的为导线绝缘层而非铝芯导线,因此容易造成断线不接地故障。文献[6]利用梯形模糊数模拟配变负荷变化范围,进行断线非接地故障的判别及确定故障区间,但该法受运行方式的影响较大,可靠性较差。文献[7]提出将负序电流和故障相电压乘积并对其进行前向积分,将积分值作为能量测度进行故障选线,该方法能有效辨识出断线不接地故障,但不能对其进行故障定位。本文通过计算辐射状馈线发生单相断线不接地故障时的负序电压分布,提出了一种基于负荷监测仪采集的负序电压幅值结合其树形网络最小供电路径拓扑的单相断线不接地故障区域的定位方法,通过馈线上每一台负荷监测仪采集的负序电压幅值及其到电源点的最小供电路径[8]发生单相断线不接地故障的可能区域及不可能区域,从而计算出发生断线不接地故障点的最小区域,能极大地提高线路巡视人员的巡查效率。
1 基于负序电压幅值的单相断线判据
1.1 基于对称分量法的单相断线故障分析
假设某一5节点馈线如图1所示。
其中1-2为变压器支路,其他为线路支路,3、4、5节点接有三相平衡负荷。假设线路3-4段发生单相断线故障,根据对称分量法[9],假设故障断线点位F、F'则可以画出断线故障时的负序网络图,如图2所示。
其中:Xt2为变压器的负序阻抗;Xl 2(2-3)、Xl2(2-5)、Xl2(3-4)分别表示线路2-3、线路2-5和线路3-4的负序阻抗;X2load3、X2load4、X2load5分别表示节点3、节点4和节点5的负序阻抗。由于每条线路长度一般都较小,而负荷的负序阻抗却很大,远大于线路自身的负序阻抗,因此,其负序网络可简化为如图3所示。
由图3可得负荷节点3和负荷节点5的负序电压幅值大体相当为
负荷节点4的负序电压幅值为
根据单相断线故障的边界条件,可以得出式(3)、式(4)。
其中:EF为断线点故障发生前的电压;ZF1、ZF2、ZF0分别为从断线点等效的系统正序、负序和零序阻抗,一般由于10 k V配网多为小电流接地系统[10],所以ZF0很大,故ΔZ可近似等于ZF2。
1.2 基于负序电压幅值的单相断线不接地故障判据
由式(1)和式(2)比较可以得出,断线点之前的负荷节点3和负荷节点5的负序电压幅值远小于断线故障点之后的负荷节点4的负序电压幅值。这可由如下说明:不失一般性,假设任一10 kV辐射状馈线含有负荷点m(10)n个,其中断线点之前的负荷点为m个,断线点之后的负荷点为n个,忽略线路阻抗的影响,则发生单相断线后的负序网络图如图4所示。
图4中Xt2为供电变压器的负序阻抗,Xeq A2为断线点之后n个负荷点的等效负序阻抗,为n个负荷负序阻抗的并联阻抗,Xeq B2为断线点之前m个负荷点的等效负序阻抗,为m个负荷负序阻抗的并联阻抗。因为Xt2//Xeq B2较之Xeq A2要小很多,所以可得如下基于负序电压幅值的单相断线故障判据。
(1)存在负荷节点负序电压幅值>Uzd(负序电压幅值整定值),整定值按躲过三相负载不平衡引起的最大负序电压幅值整定,并考虑一定的裕度。
(2)当发生单相断线故障时,到电源点的最小供电路径经过故障点的负荷点负序电压幅值>Uzd(负序电压幅值整定值),而最小供电路径不经过故障点的负荷点负序电压幅值
2 基于负荷监测仪的架空线单相断线故障区域判定方法
根据上节得出的基于负序电压幅值的单相断线判据,分析可得基于负荷监测仪的架空线单相断线故障区域判定方法,该方法原理如下。
1)首先,对所检测的架空线进行数据采集及拓扑分析,遍历该线路上所有的负荷监测点,计算每一个负荷监测点到电源点的最小供电路径,根据负荷监测仪采集的三相电压幅值和相角数据计算该负荷点的负序电压幅值,若大于整定值,则将该负荷点到电源点的最小供电路径划入故障点的可能区域iL;否则,则划入故障点的不可能区域iR。
2)对可能区域中的所有Li求交集,计算断线故障点可能发生区域的最小范围。
3)对不可能区域中的所有Ri求并集,计算断线故障点不可能发生区域的最大范围。
4)将故障点可能发生区域的最小范围对故障点不可能发生区域的最大范围作差集运算,就可以得出单相断线故障发生的最小定位范围,即:。
该算法流程图可由图5表示。
3 仿真与试验验证
采用PSCAD软件针对上海市某区一条10 kV馈线典型负荷下单相断线不接地故障进行仿真,见图6所示。
为了说明该方法的普遍适用性,仿真选取了两个场景来验证,线路参数如表1所示。
m
场景1:针对同一个故障点的不同典型运行方式,故障点选取为L5,运行方式分轻载、普通和重载三种情况,具体负荷参数见表2。
场景2:针对同一运行方式的不同故障点,故障点分别选取线段L1,L2,L3和L5,运行方式为某一实际场景,如表3所示。
场景1的仿真结果其波形见于图7,具体数值如表4所示。
k V
场景2的仿真结果其波形见于图8,具体数值如表5所示。
k V
由表5数据可得,当断线点发生在线段L1时,所有负荷点到电源点的最小供电路径都经过断线点,故所有负荷点的负序电压幅值都较大且大于整定值(典型负荷下由最大不平衡负荷引起的负序电压幅值在低压侧一般为10 V左右,换算到高压侧为263 V,考虑一定裕度,整定值可选为400 V)。当断线点发生在L2时,由于只有文华西庄浜北负荷点到电源点的最小供电路径经过断线点,故只有文华西庄浜北负序电压幅值(1.941 18 kV)大于整定值,其他均远小于整定值。同理可以验证断线点发生在L3和L5时,各负荷点的负序电压幅值均满足前述所提的判据。反之,依据各负荷点的负序电压幅值数据,采用上文所提的断线故障区域判定方法可以计算得出最小断线故障区域。例如,依据表1中L5断线时的负序电压幅值数据,可以得出负荷点新浜申新、横楼村、文华横楼负序电压幅值大于整定值,由这些负荷点到电源点的最小供电路径求取其交集,可以得出故障点可能发生区域的最小范围为:L1,L3,L4,L5。而由负荷点文华西庄浜北、文华西庄浜、申新标牌至电源点的最小路径并集为不可能发生区域的最大范围,为:L1,L2,L3,L4。将上述取得的可能区域与不可能区域作差集运算,可得断线故障最小区域为L5,与实际断线点区域一致。此外,表4数据的显示表明对于不同的运行方式该方法依然有效,证明了该方法的普遍适用性,受系统运行方式的影响较小。
4 结论
本文对10 kV辐射状馈线的单相不接地故障进行了分析,提出了基于馈线各负荷点负序电压幅值结合负荷点最小供电路径分析的断线区域判定方法,该方法具有如下特点:
1)该方法原理简单,以基于对称分量法的不对称故障分析为原理。仿真的结果以及供电公司现场所做的断线试验数据均表明该方法的准确性。
2)该方法判据基于负荷点负序电压幅值,受系统运行方式的影响小,可靠性高。
3)该方法以现有负荷监测设备采集的数据为基础,无需另外配置新设备,只需开发相应的软件组件,实施成本低。
4)该方法不仅能检测出单相不接地故障,还能计算出故障点发生的区域,能极大地提高巡视人员的巡查效率。
该方法也有自身的局限性,方法的精确性依赖于馈线负荷监测点的广泛布局,但由于上海市已基本建设完成了负荷监测系统,负荷监测点基本覆盖了大部分的10 kV网络,故此方法在上海能体现出很好的适用性。
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