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变电站线路单相接地故障处理及典型案例分析摘 要 在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大比例.本文通过对某地区工典型故障案例进行分析,介绍了处理方法，并对相关的知识点进行阐述，为现场运行人员正确判断和分析事故原因提供了借鉴。 关键词大电流接地系统；小电流接地系统；判断；分析 我国电压等级在110kV 及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。说明，此案例分析以FHS变电站为主。本案例分析的知识点：（1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。（2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。（3）单相瞬时性接地故障的处理方法。（4）保护动作信号分析。（5）单相重合闸分析。（6）单相重合闸动作时限选择分析。（7）录波图信息分析。（8）微机打印报告信息分析。一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念在我国，电力系统中性点接地方式有三种：（1）中性点直接接地方式。（2）中性点经消弧线圈接地方式。（3）中性点不接地方式。110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。大电流接地系统与小电流接地系统的划分标准是依据系统的零序电抗X0与正序电抗X1的比值X0/X1。我国规定：凡是X0/X145的系统属于大接地电流系统，X0/X145的系统则属于小接地电流系统。事故涉及的线路及保护配置图事故涉及的线路和保护配置如图2-1所示，两变电站之间为双回线，线路长度为66.76km。图2-1 FT线路及保护配置三、事故基本情况2001年5月24日16时42分，FHS变电站FT一回线C相瞬时性故障，C相重合闸重合成功，负荷在正常范围内，系统无其他异常,FT一回线(FT为双回线)线路全长66.76km四、微机监控系统主要信号FT一回SF-500收发信机动作FT一回SF-600收发信机动作FT一回WXH-11X保护动作FT一回LEP-902A保护动作FT一回C相断路器跳闸FT一回WXH-11X重合闸动作FT一回LEP-902A重合闸动作FT一回WXH-11X保护呼唤值班员FT一回LEP-902A保护呼唤值班员3号录波器动作5号录波器动作1号主变压器中性点过流保护掉牌2号主变压器中性点过流保护掉牌220kV母线电压低本站220kV其他相关线路高频收发信机动作五、继电保护屏保护信号WXH-11X型微机保护：跳C、重合闸、高频收发信、呼唤灯亮。LFP-902A型微机保护：TC、CH、高频收发信灯亮，液晶屏显示：0+、Z+。六、微机打印报告信号（1） WXH-11X保护：WXH-11X保护动作1次，保护动作报告如表2-1所示。表2-1 WXH-11保护动作报告CPU号保护元件时 间含 义CPU1GBIOTX11ms高频零序方向停信GBIOCK19ms高频零序方向出口CPU21ZKJCK27ms距离段出口CPU4T1QDCH55ms单跳起动重合闸CHCK512ms重合闸出口CJ=33.5km测距（2）LFP-902A保护：LFP-902A保护动作1次，保护动作报告如表2-2所示。表2-2 LFP-902A保护动作报告CPU号保护元件时间含义CPU1Z+27ms高频距离0+27ms高频零序方向元件C27msC相跳闸CPU2CH890 ms重合闸时间CJ=33.6km测距最大电流（Imax）:2.631200（A）零序电流（I0）：2.281200（A）七、两侧保护动作情况分析1两侧保护的配置情况FT线两侧的保护配置如图2-1所示。（1） 第一套保护。WXH-11X型微机线路保护包括由4个CPU构成，其中CPU1为高频保护包括高闭距离、高闭零序；CPU2距离保护，包括三段式相间距离和三段式接地距离；CPU3零序保护，包括不灵敏的段，灵敏的、段及缩短了t的零序、段及不灵敏的段；CPU4为重合闸。（2）第二套保护。LFP-902A型线路成套快速保护由2个CPU组成。其中CPU1为主保护，由以超范围整定的复合式距离继电器和零序方向元件通过配合构成全线路快速跳闸保护，由段工频变化量距离继电器构成快速独立跳闸段，由二个延时零序方向过流段构成接地后备段保护；CPU2为三段式相间和接地距离保护，以及重合闸逻辑；CPU3为管理CPU；配SF-600集成电路收发信机，LFP-923C型失灵启动及辅助保护装置，CZX-12A型操作继电器装置。2重合闸投入方式WXH-11X型微机线路保护重合闸（CPU4）和LFP-902A型线路成套快速保护装置重合闸（CPU2）均为独立启动，独立出口。WXH-11X型微机线路保护重合闸把手在单重位置，出口连接片在停用位置。LFP-902A重合闸把手在单重位置，出口连接片在加用位置（双微机保护重合闸一般只投一套）。3单相重合闸的动作时间选择原则（1）要大于故障点灭弧时间及周围去游离的时间。在断路器跳闸后，要使故障点的电弧熄灭并使周围介质恢复绝缘强度，是需要一定时间的，必须在这个时间以后进行合闸才有可能成功。（2）要大于断路器及其机构复归状态准备好再次动作时间。在断路器跳闸以后，其触头周围绝缘强度以及灭弧室灭弧介质的恢复是需要一定的时间。同时其操作机构恢复原状准备好再次动作也需要一定的时间。（3）无论是单侧电源还是双侧电源，均应考虑两侧选相元件与继电保护以不同时限切除故障的可能性。（4）考虑线路潜供电流所产生的影响。4保护通道220kV线路采用闭锁式通道，如图2-2所示，闭锁式保护在区内故障时，两侧方向元件判断为正方向，因此保护均收不到对侧的闭锁信号。5对DZ的分析由于故障点在线路中间，不在DZ（突变量距离元件）范围内，并且两侧的保护动作相同，所以表2-1、2-2所示的保护动作属正确。八、事故分析（F侧）1大电流接地系统单相接地短路特点（1）单相接地短路故障点故障相电流的正序、负序和零序分量大小相等方向相同，因此故障相电流与大小相等，方向相同。（2）非故障相短路电流为零。（3）单相接地短路故障相电压为零。（4）短路点两非故障相电压幅值相等，相位角为，它的大小取决于之比。2保护动作情况分析故障测距反映的故障点位置如图2-2所示，为线路中间，距F站66.7km。图2-2 FT线路故障点第一套保护WXH-11X动作逻辑，线路发生故障后，线路两侧保护启动元件动作，启动高频发信机发信，同时两侧高频零序方向元件均判断为正方向（区内）故障而停信，高频零序保护出口保护速动出口跳闸；接地距离保护因故障计算程序较零序慢在故障发生后19 ms动作出口。单相故障在保护出口继电器动作出口的同时启动重合闸，在515 ms时重合闸出口。本套保护在故障时动作时序和动作逻辑正确。第二套保护LFP-902A动作逻辑，线路发生后，启动元件动作启动发信和方向元件动作停信的保护信息在保护信号中无反映属保护信号设计的没有考虑，但可以从下面的该装置的录波图中看到，CPU1所属快速跳闸保护几乎在27ms同时动作出口，同时给出保护出口“相跳闸”信号； 890ms重合闸启动，从下述的录波图分析中还得到C相断路器在85ms完全跳开，跳闸后，保护再次收、发信，闭锁两侧保护，1010ms重合成功。3单相瞬时性故障与永久性故障的判别大电流接地系统发生单相接地故障时，若线路故障为瞬时性故障，正常情况，保护或位置不对应启动重合闸重后，重合闸会合闸成功。若为永久性故障，重合闸重合将重合于故障而发生第二次跳闸，且不会再次重合。4故障录波图分析故障录波图如图2-3所示。设备名称：AA5文件名称：B50 G4213.000 故障时间：2001-05-24 16：42：21.410时标单位：毫秒启动前2个周波后3个周波有效值通道类型通道名称12345C1电流FQ二回AI0.13080.1298 0.1339 0.1395 0.1425 C2电流FQ二回BI0.1339 0.1333 0.1144 0.1101 0.1110 C3电流FQ二回CI0.1321 0.1256 0.0482 0.0808 0.0758 C4电流FQ二回NI0.0088 0.0109 0.0797 0.1023 0.1021 C5电流FH一回AI0.0736 0.0754 0.0859 0.0995 0.0971 C6电流FH一回BI0.0738 0.0803 0.1830 0.2145 0.2185 C7电流FH一回CI0.0781 0.0987 0.3911 0.4820 0.4808 C8电流FH一回NI0.0087 0.0101 0.1273 0.1624 0.1621 C9电流FT一回AI0.1598 0.1627 0.1682 0.1734 0.1819 C10电流FT一回BI0.1619 0.1633 0.2734 0.3175 0.3267 C11电流FT一回CI0.1684 0.3162 2.5205 3.1869 3.171C12电流FT一回NI0.006440.15932.17972.79022.7679图2-3 FT线C相接地故障录波图（1）从故障电流可看出，故障相为C相。（2）故障时与相位相反。（3）切除故障时间约为64ms（保护动作时间+断路器固有动作时间+跳闸回路继电器固有动作时间）。（4）1010ms C相重合闸重合成功（重合闸整定时间0.8s）。（5）TA 变比1200/1（6）故障电流折算值（有效值）：； （7）故障录波器测量值与微机保护打印报告存在误差。5LFP-902A微机保护报告分析LFP-902A微机保护报告如图2-4所示。图2-4 LFP-902A微机保护报告（1）故障初，保护有发信、收信波形（小于17ms）,停信后，25ms C相接到跳闸命令，85msC相完全跳开。C相断路器跳闸后，保护再次收、发信，闭锁两侧保护，约890ms重合闸启动，1010ms重合成功。（2）故障时故障相电流 与 大小相等，方向相同，故障电流波形持续时间85ms。（3）在故障时故障相C相电压低于非故障相电压。（4）由于是非对称故障，报告中有3。（5）报告记录故障前60ms的电流、电压波形。故障录波分析在我们的日常生产中经常需要通过录波图来分析电力系统到底发生了什么样的故障？保护装置的动作行为是否正确？二次回路接线是否正确？CT、PT 极性是否正确等等问题。接下来我就先讲一下分析录波图的基本方法：1、当我们拿到一张录波图后，首先要通过前面所学的知识大致判断系统发生了什么故障，故障持续了多长时间。2、以某一相电压或电流的过零点为相位基准，查看故障前电流电压相位关系是否正确，是否为正相序？负荷角为多少度？3、以故障相电压或电流的过零点为相位基准，确定故障态各相电流电压的相位关系。（注意选取相位基准时应躲开故障初始及故障结束部分，因为这两个区间一是非周期分量较大，二是电压电流夹角由负荷角转换为线路阻抗角跳跃较大，容易造成错误分析）4、绘制向量图，进行分析。一、单相接地故障分析分析单相接地故障录波图要点：1、一相电流增大，一相电压降低；出现零序电流、零序电压。 2、电流增大、电压降低为同一相别。3、零序电流相位与故障相电流相位同相，零序电压与故障相电压反向。4、故障相电压超前故障相电流约80 度左右；零序电流超前零序电压约110 度左右。当我们看到符合第 1 条的一张录波图时，基本上可以确定系统发生了单相接地短路故障；若符合第2 条可以确定电压、电流相别没有接错；符合第3 条、第4 条可以确定保护装置、二次回路整体均没有问题（不考虑电压、电流同时接错的问题，对于同时接错的问题需要综合考虑，比如说你可以收集同一系统上下级变电所的录波图，对于同一个系统故障各个变电所录波图反映的情况应该是相同的，那么与其他站反映的故障相别不同的变电站就需要进行现场测试）。若单相接地短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题。这里需要特别说明一下南瑞公司的 900 系列线路保护装置，该系列保护在计算零序保护时加入了一个78 度的补偿阻抗，其录波图上反映的是零序电流超前零序电压180 度左右。对于分析录波图，第 4 条是非常重要的，对于单相故障，故障相电压超前故障相电流约80 度左右；对于多相故障，则是故障相间电压超前故障相间电流约80 度左右；“80 度左右”的概念实际上就是短路阻抗角，也即线路阻抗角。二、两相短路故障分析分析两相短路故障录波图要点：1、两相电流增大，两相电压降低；没有零序电流、零序电压。2、电流增大、电压降低为相同两个相别。3、两个故障相电流基本反向。4、故障相间电压超前故障相间电流约80 度左右。若两相短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题。比如说有一条线路正常运行时负荷电流基本没有，发生故障后保护拒动。我们来分析一下由录波图绘制的向量图。对照要点分析录波图，前三条都满足，但第四条不满足，绘制出向量图以后成了故障相间电压滞后故障相间电流约110 度左右。通过分析可以看出保护的A相电流与B 相电流接反了，但由于装置正常运行时负荷电流基本为零，装置不会报警。将A、B 两根电流线交换后，第四条变成满足，证明保护装置接线不再有问题。所以再重申一遍：对于分析录波图，第4 条是非常重要的，对于单相故障，故障相电压超前故障相电流约80 度左右；对于多相故障，则是故障相间电压超前故障相间电流约80 度左右；“80 度左右”的概念实际上就是短路阻抗角，也即线路阻抗角。三、两相接地短路故障分析分析两相接地短路故障录波图要点：1、两相电流增大，两相电压降低；出现零序电流、零序电压。2、电流增大、电压降低为相同两个相别。3、零序电流向量为位于故障两相电流间。4、故障相间电压超前故障相间电流约80 度左右；零序电流超前零序电压约110 度左右。若两相接地短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题。四、三相短路故障分析分析三相短路故障录波图要点：1、三相电流增大，三相电压降低；没有零序电流、零序电压。2、故障相电压超前故障相电流约80 度左右；故障相间电压超前故障相间电流同样约80 度左右。若两相接地短路故障出现不符合上述条件情况，那么需要仔细分析，查找二次回路是否存在问题环流是合环后由于两个系统电压,频率,波形差而造成的大环流,环流大时会对系统造城一定冲击,重则损坏设备,造成设备保护误动等.实际是一种冲击电流.所以有的系统合环要注意同期并列配电网合环操作环流分析系统的开发和应用0 引言 随着国民经济的发展，双向供电成为常用的供电模式。配电网一般采用闭环设计、开环运行的供电方式。在倒负荷或线路检修时，通过合、解环操作可以减少停电时间，提高供电可靠性，但由此引起的环流，对配电网的安全运行有很大的影响1。若通过潮流计算对合环系统进行分析和计算，有助于运行人员对地区电力网络的运行方式进行适当的调整，从而保证用户利益，减少停电损失。 苏州地区电力负荷密度大，电网结构复杂，双向供电模式多，用户对电网的供电可靠性要求较高，合环操作频繁。针对这一特点，我们开发了苏州配电网合环分析系统，它结合实际合环操作的需要，对苏州地区的部分线路和厂站进行了适当的简化，对可能的合环路径进行分析，从潮流的角度给运行人员以依据，从而快速、准确地找出最佳合环路径，达到预期目的。可见，系统的开发有重要的实际意义。1 系统研制11 系统设计 苏州配电网合环分析系统的设计目的主要在于：运行调度人员在合环操作前，可以根据合环操作的需要在系统中进行潮流计算，根据合环分析系统提示的信息进行操作。为了提高计算的精确性，合环分析系统在进行潮流计算时，不仅包含了与合环线路直接相关的线路信息，而且包含了整个苏州电网，将供电网和配电网全部考虑进去。 由于苏州地区电网结构复杂，为了使用户的实际操作更为方便，在系统构建前，根据苏州电网的特点和实际可能的合环线路，在保证工程计算准确的前提下，对整个苏州地区的电力网络进行适当的简化，选择了40多个重要的厂站组成电网接线图。其中包括：望亭电厂、阳山变、金山变、狮山变、苏州变、宝带变、葑门变、寒山变、枫桥变、彩虹变、胥门变、竹辉变、园区变等。 针对配电网变化多、合环操作复杂的特点，系统引人合环模板的概念，即预先定义好几个常用的合环形式，如两条10kV馈线合环操作的模板，20kV馈线合环操作的模板等。当分析某两条馈线合环时，只要调入合环模板，选择合环馈线所在母线，输入必需的线路参数和负荷参数即可进行合环计算。这样，一个模板适用多种合环操作，用户使用十分方便。 我个1采用面向对象的方法进行系统设计。在集成的VC+602开发环境下，对系统进行编程、调试，使系统易扩充、易维护。网络所需参数及运行结果存储于Access数据库中，用户可方便地通过系统对数据库进行修改和维护。12 系统组成 苏州配电网合环分析系统主要由两个子系统组成，即绘图及系统维护子系统、合环计算分析子系统，并提供相关帮助。 a、绘图及系统维护子系统 该子系统提供了多种电力系统常用图元，如断路器、变压器、负荷等，以此绘制苏州地区系统接线图和各个厂站内部接线图。这样可以全面地反映电网的总体情况，为合环计算分析准备了必要的数据。 b、合环计算分析子系统 该子系统为用户提供了合环前校核合环电流大小的手段，给出了合环前后的电压水平和合环后的电流情况。在合环电流超过400A时，系统将提示“电流越限!”，予以警告。 合环分析系统提供了正常方式下的电网运行工况(即基本工况)。这样，用户可以将不同的运行方式存为不同的工况(如最大负荷情况、高峰负荷情况等)，调入不同的工况可计算出不同工况下的合环电流。 针对配电网合环的特点，该系统给出了常用的合环分析模板。用户可以根据需要用绘图及系统维护子系统在系统图中添加新的厂站，完善系统；也可在系统图中定义新的合环分析模板，便于进行相关馈线的合环计算。13 计算模型 配电网合环分析系统的基础是潮流计算。常规潮流计算的任务是根据给定的电力网络结构及运行条件求出整个网络的运行状态，包括系统各节点(母线)的电压、线路上的功率分布以及功率损耗等。由于潮流计算的已知量与待求量之间是非线性关系，所以，潮流计算问题在数学上是多元非线性代数方程组的求解问题，一般采用迭代方法计算。 合环计算既涉及地区电网，又涉及配电网。由于不易获得完整的配电网结构参数和运行参数，因此，如何使计算方法及结果满足工程实际的需要，是配电网合环分析系统研制的关键，也是难点。 图1所示为一种典型的合环情况。 合环前，设变压器高压侧母线电压分别为U1，U2；低压侧母线电压为UP1，UP2；变压器阻抗分别为Z1，Z2；变压器高压侧流进的功率为SH1，SH2低压侧流出的功率为SL1，SL2(分别对应低压侧母线上所接的两个负荷SL1S1+LD1，SL2S2+LD2；LD1，LD2为合环线路负荷；S1，S2为合环变压器其他线路负荷)。合环后，设变压器高压侧母线电压分别为U1，U2低压侧母线电压为UP；变压器高压侧流进的功率为SH1，SH2；低压侧流出的功率为SL1，SL2。 经过推导与计算，得出合环功率SCB和电流ICB的表达式如下： 另外。配电网合环时负荷模型的处理与配电网的特点有关。配电网运行中负荷节点多，往往呈梳状结构，而且一般无表计实时记录负荷。为了使潮流计算更好地反映实际运行情况，需对配电网负荷进行合理分析。一般为了计算方便，配电网负荷往往简单地归结于一点，这样虽简化了计算，但模型不够精确。本系统在建立负荷模型时，充分考虑了配电网负荷梳状结构的特点，让负荷均匀分布于配电网线路上，再利用数学方法进行负荷移置，便于潮流计算，也提高了精度。 以理论分析为指导并通过实际测试，可找出影响合环潮流和合环电流的实际因素，即：合环馈线所在变压器高压侧及低压侧电压，合环馈线的负电网当时的运行工况(线路参数、负荷、变压器分抽头位置)，合环馈线所在变压器的总负荷，合环前馈线所属母线电压，合环线路参数及负荷等。 通过以上数据，系统可在合环前自动进行电压调整，从而使合环前的潮流情况和电压水平与实际基本一致，保证了合环计算的准确性。并且，在合环操作之前，系统提供了合环路径的校验，从操作角度给运行人员以依据。2 系统特点21 模型合理 配电网合环分析系统建立了与合环有关的苏州地区接线图和厂站接线图，既方便了合环分析，也为计算提供了较为精确的系统参数。 通过理论分析和大量计算，本系统确定了合理的合环馈线的负荷模型，算例结果(见表1)表明，准确率较高，满足工程要求。 22 实用性强 该系统针对配电网的特点和配电人员的需求而开发。调度人员能够根据不同的配电网供电模式创建不同的模板，进行合环计算。系统计算合环潮流的结果能够有效地反映当前的运行情况，而且数据结果直观明了，不仅显示在相应的配电网合环图上，调度人员也可以通过数据表格进行浏览。 该系统的操作方式适合于调度人员及配电系统的特点。在系统数据录入时，调度人员只要输入设备的基础数据，如型号、长度等参数，电气参数计算由系统自身完成。针对配电网数据的特点，调度人员可以输入负荷电流大小、电压水平、功率因数，从而代替线路的有功、无功负荷数据进行计算。 调度人员通过方便的绘图工具及丰富的基础数据库，可以很容易地建立、维护系统数据库。而树型菜单、快捷键的设计，为分析、计算提供了有效的手段。3 算例分析 从表1的计算结果可以看出，本系统的计算准确率较高，满足工程要求。但在实际应用中，难免会有误差。误差的来源包含多个方面。31 地区电网的运行状况 由于电网运行工况断面不易获得，所以系统在很大程度上无法与实际运行状况相匹配，主要有以下影响因素： a变压器分抽头位置 变压器分抽头位置在实际运行操作中经常变动，但记录数据往往被忽视。实际上，对于合环馈线来说，其所属变压器的阻抗(由分抽头位置和变压器型号决定)对合环电流的大小有很大影响。图2所示为合环模型。 由图2可见，在变压器投运后，其阻抗大小由分抽头位置决定，合环电流的大小与分抽头位置有关。由计算分析可知，若变压器抽头位置改变一个挡位，会引起几十安的电流变化。由于无法得知实际的抽头位置，所以系统默认其在出厂参数的。挡位置，这样势必带来误差。 b电容器的投切 在实际运行中，电容器的投切往往是成组进行的，而一组电容器的大小是3000Var或3600Var，大约是160 A-190 A的容性电流，该电流与感性电流合成后形成一个矢量值，这才是参与计算的合环变压器其他线路负荷。由于系统忽略了无功补偿装置的影响，因此也会有误差产生。 c功率因数 由于在实际运行时，测得的大多是电流值，不是P，Q值，这样就需要用电流值和功率因数推导出P，Q的大小，而功率因数也非实测值，所以，功率因数的准确与否对合环计算的误差有一定影响。32 馈线负荷分布 配电网是直接面对用户的电力网络，它的负荷分布大致是均匀的，所以，系统所用的负荷模型将负荷位置置于中间。但在实际情况下，负荷位置处在靠前或靠后的地方，这就需要运行人员对实际的运行情况有所了解，从而得到较为准确的负荷位置，才能有更为准确的计算值。33 数值计算的精度 由于在该系统中，计算机处理数值部分用的是单精度的处理方法，即精确到小数点后6位，不断累加后，误差必然增加。双精度的处理方法将提高系统计算的准确度。 综上所述，影响系统计算精度的因素是多方面的。根据实际情况，该系统在计算模型上采取了一定的措施，如电压的自动调整、负荷位置的选择等，保证了实际工程的准确度，用户使用起来也很方便。4 结语 苏州配电网合环分析系统结合苏州地区的电力结构特点，从潮流的角度对合环操作进行指导。其计算模型合理，结果准确，界面友好，使用方便，为生产调度部门提供了有效的工具，在苏州调度现场投运后受到用户好评。