故障测距培训讲义1.docx
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故障测距培训讲义1
故障测距培训讲义
一、故障测距定义:
1、故障测距的几种方式简介
按照故障测距原理,输电线故障测距一般可分为阻抗法、故障分析法和行波法。
阻抗法利用故障时测量到的工频电压和电流量来计算故障回路的阻抗值,是基于线路长度与阻抗值成正比的原理而求出观测点到故障点的距离在系统运行方式已确定和线路参数已知的条件下,输电线路发生故障时,装置处的电压和电流是故障点距离的函数。
故障分析法是利用故障时记录下来的电压、电流值对故障进行分析计算,实时求出测量点到故障点的距离。
行波法是根据行波传输理论实现对输电线故障测距的方法。
由于行波在线路中有比较稳定的传播速度,且测量到的时间差不受线路类型、故障电阻及系统运行参数等影响。
我段采用的微机馈线保护测控装置利用测得的牵引网馈线电抗,采用线性电抗逼近法得出馈线故障点,距该馈线断路器的距离称为故障测距。
二、故障测距原理:
WXB—65A型微机馈线保护测控装置,在输入计算好的定值后,当接触网出现短路故障时,保护出口使馈线断路器跳闸,保护装置根据采集到的数据,自动测出故障距该馈线断路器的电抗值并换算出故障公里数。
故障测距装置原理接线如图所示:
DLRDXD
YH
WXB-
65A
L
图1
图1为故障测距装置原理接线图,其中RD、XD分别代表故障点的电阻和导线的接地过渡电阻,WXB—65A代表我管段内各所亭采用的馈线保护装置。
当供电方式及接触网的悬挂方式确定后,接触网的单位电抗Xo就成为一个常数,接触网断路故障时,其回路电抗XD=Xo·L,因此根据测得的XD值,便可以准确地确定出故障点的位置。
三、故障测距的重要性:
接触网因为故障或某种原因跳闸后,我们工区巡视查找故障点的依据是变电所的故障测距或者路内人员的反馈信息,而故障测距是我们查找故障点的主要依据,因此了解和提高故障测距的精度,对工区在抢修时缩短故障查找时间显得尤为重要。
四、简单的跳闸分析:
1、跳闸后跳闸报告中各种数据的识别:
(1)流水号:
是保护装置对此次跳闸的编号,和跳闸报告中的参数没有必然联系。
(2)重合闸:
如果重合闸项注有“重合闸启动”信息,说明此次跳闸重合闸成功;如果重合闸不成功,重合闸项注有“重合闸失败”信息。
(3)故障时刻:
此项表明故障发生,保护装置对开关发出跳闸命令的具体时间。
(4)动作类型:
此项表示保护装置中保护动作的类型,通过此信息可以看出,到底是那种保护出口使开关跳闸。
(阻抗1、2段;过流保护、高阻保护、阻抗2段后加速、过流后加速)
(5)出口时间:
与上面的“动作类型”中显示的此次跳闸所动作的保护有关,此时间为该保护项目的固有整定时间。
(6)U:
为“故障时刻”减去“出口时间”所得的时刻,保护装置所采集到的线路的基波电压。
基波:
周期为Ts的信号中有大量正弦波,其频率分别为1/THz、2/THz、…、n/THz,称频率为1/THz的正弦波为“基波”。
在电力系统中谐波产生的根本原因是由于非线性负载所致。
当电流流经负载时,与所加的电压不呈线性关系,就形成非正弦电流,从而产生谐波。
(7)l1:
故障时刻保护装置所采集到的基波电流。
(8)U2:
AT供电方式用。
(9)l12:
为二次谐波电流。
(10)l13:
为三次谐波电流。
(11)l15:
为五次谐波电流。
(12)l17:
为七次谐波电流。
(13)电阻:
为保护装置将采集到的数据经过计算得出.
(14)电抗:
为保护装置将采集到的电阻值与阻抗角进行计算的电抗值。
(15)阻抗角:
为跳闸时保护装置所采集到的电压和电流的夹角。
2、跳闸后故障性质的初步判定:
(1)、根据阻抗角来判定:
由于整流型电力机车自身功率因数较低,形成了牵引网负荷功率因数角较小为36.9°(电流滞后电压,感性负荷),牵引网阻抗中的电抗成分较大,故在接触网发生短路接地时跳闸报告中阻抗角较大。
在线路大负荷出现时,跳闸报告中阻抗角略大于36.9°但接近于负荷阻抗角则可初步判定为机车过负荷引起,若跳闸报告中的阻抗角接近于短路阻抗角(70°),则可初步判定为接地故障。
(具体分析见特例跳闸分析1)
(2)、根据跳闸报告中的基波电压、基波电流判断故障性质:
如在发生近端短路接地时,跳闸报告中的基波电压下降较多一般低于8千伏,基波电流则会达到3000安以上,可由此判断为该供电臂靠近变电所端发生了接地故障,当这种情况发生时一般变电所馈线保护装置的阻抗1段出口。
(具体分析见特例跳闸分析2)
(3)、根据跳闸报告中的谐波电流来判断故障性质:
一、外界上跨接触网的电线等物搭到网上时,接地电流不但是通过该物体接地,若该物耐压等级低于27.5KV时,还会在该物体表面产生大电弧,此时故障电流中不但有接地电流成分还含有通过电弧接地的电流成分。
因为有电弧产生,所以还会有谐波电流产生,其中电弧产生的谐波主要为2—7次谐波,其中以2、3次谐波最大,其平均值一般达到基波分量的5—10%。
二、京沪线运行的多为SS型电力机车和少量的和谐型机车,根据电力机车采用的参数得知,电力机车正常运行时主要产生三、五次谐波,其中三次谐波含量超过15%。
另外,电力机车在启动与过分区亭空载投入时会产生远高于额定电流的励磁涌流,它不仅含有奇次谐波,还含有丰富的偶次谐波,其中以二次谐波含量最大,高达72%。
另外根据SS型电力机车的功率可以得知,SS系列机车在网上取流最小为174.5A、最大为316.36A。
而京沪线目前运行的功率最大的和谐型货车额定工作电流为349.1A。
根据以上条件得知机车在正常运行时也会产生谐波,但因保护装置具有谐波闭锁保护功能,所以正常运行时不跳闸,只有在机车出现故障时才会跳闸,所以根据跳闸报告中的谐波电流进行计算就可以初步判断是机车故障还是异物搭接在接触网上。
(具体分析见特例跳闸分析3)
(4)、过电流跳闸:
过电流保护作为阻抗保护的后备保护,保护线路的全长,整定时要躲过馈线上的最大负荷电流。
由于我管段内各所亭馈线保护装置中整定的过流定值为设计院所给原始定值,随着电力机车行车密度增大后,尤其动车组重联连发开行,有可能引起过流跳闸。
下面讲一下过电流跳闸的判断方法:
一、跳闸时基波电压接近馈线的额定电压。
二、基波电流略大于馈线整定的过流定值。
三、出口类型中为“过流出口”,阻抗保护不动。
四、跳闸报告中的阻抗角较小,一般小于20度或者为负值。
另外过流保护原理是线路正常运行时流过的是负荷电流,线路发生故障时,电源向故障点提供比负荷电流大很多的短路电流,系统的正常运行遭到破坏,利用线路短路故障时电流增大的特点,构成过流保护。
有时在线路末端存在故障时过流保护也会出口,但是这种情况较少,且一般电压都会低于25KV,所以如果跳闸报告中的各种数据满足以上条件,则基本可以判定为过电流跳闸。
只有过电流保护跳闸一般不会是接触网故障。
(具体分析见特例跳闸分析4)
(5)机车带电过分相:
相间短路特征短路电流一般都很大,能达三千多安,a\b相对地短路电压较高为Ue/√2左右。
因为根据故障电流如此大,可以判断为近端短路,如果单相近端短路,短路电流达到三千多安时,电压会下降很多(一般情况下保护装置采集到的故障电压在10000伏以下),由短路时的短路电压很高接近于19.4千伏、短路电流达到3000安左右,就可以初步判断为分相短路。
(具体分析见特例跳闸分析5)
(6)、避雷器击穿或爆炸:
我管段各工区管内接触网所装避雷器均为氧化锌避雷器。
氧化锌避雷器主要由氧化锌压敏电阻构成。
每一块压敏电阻从制成时就有它的一定开关电压(叫压敏电阻),在正常的工作电压下(即小于压敏电压)压敏电阻值很大,相当于绝缘状态,但在冲击电压作用下(大于压敏电压),压敏电阻呈低值被击穿,相当于短路状态。
然而压敏电阻被击状态,是可以恢复的;当高于压敏电压的电压撤销后,它又恢复了高阻状态。
因此,在电力线上如安装氧化锌避雷器后,当雷击时,雷电波的高电压使压敏电阻击穿,雷电流通过压敏电阻流入大地,使电源线上的电压控制在安全范围内,从而保护了电器设备的安全。
(具体分析见特例跳闸分析6)
7、分段击穿:
分段击穿一般发生在”V”停作业时,因为一条供电臂停电,所以分断两段有压差存在,分段质量不好就有可能发生分段击穿。
作业时因为地线封好后,都有人监护,所以当分段击穿后一般距离分段最近的地线都会有打火现象,同时因为接地引起断路器跳闸。
若再区间作业巡视时应先巡视邻近的分段;在站场作业时应对与相邻供电臂有连接的分段同时巡视。
(具体分析见特例跳闸分析7)
以上所述7种为馈线跳闸原因的简易判断方法,当然在某种特殊情况下,可能会有上述情况中两种或多种情况同时出现,这时就需要进行全面地分析,但是一般情况下的跳闸故障,可以用以上所述7种方法进行故障的初步判断,结合跳闸报告中的故障测距值确定重点进行巡视,以缩短故障查找时间。
五、特例:
1、特例跳闸分析1:
机车故障引起跳闸,因为管段内各变电所馈线还未出现过因为机车故障跳闸记录,只有南京东开闭所因机车故障,因南京东开闭所馈线没有压互采集不到故障电压,所以数据不作为参考。
机车故障时阻抗角比负荷阻抗角略大,一般在40°—50°之间,故障电压、故障电流一般短路接地时的值相似。
2、特例跳闸分析2:
近端短路引起跳闸,如六摆渡变电所2007年2月13日00:
19:
33:
242,212馈线断路器跳闸报告如下:
流水号:
137
重合闸:
重合闸失败
故障时刻:
2007年2月13日00:
19:
33:
242
动作类型:
阻抗1段、阻抗2段出口
U:
6627V
I1:
4617A。
I12:
37A。
I13:
81A。
I15:
31A。
I17:
0A
电阻:
1.2Ω。
电抗:
0.78Ω。
阻抗角:
33.1°。
故障测距:
2.69公里。
具体分析:
跳闸时装置采集到的故障电压为6627V,故障电流为4617A,阻抗1段出口。
满足上述故障性质判断标准的第2条,所以由上述第2条既可判断此类跳闸为近端短路引起。
3、特例跳闸分析3:
异物搭接在接触网或供电线上引起的跳闸,如六摆渡变电所2007年3月14日16时27分32秒962毫秒,214馈线断路器跳闸报告如下:
流水号:
138
重合闸:
重合闸失败
故障时刻:
2007年3月14日16:
27:
32:
962
动作类型:
阻抗1段出口
U:
18612V
I1:
3584A。
I12:
6A。
I13:
81A。
I15:
25A。
I17:
0A
电阻:
5.18Ω。
电抗:
0.3Ω。
阻抗角:
3.4°。
故障测距:
2.34公里。
具体分析:
造成此次跳闸原因为江苏交通公司在施工期间,挖掘机碰到供电接地线(3-4)型号LG-185造成短路接地引起。
接地电流为3584A符合近端短路条件,另外因为是金属性永久接地,所以线路近似于纯电阻型,因此保护装置测得的电阻值较大、电抗值较小。
另外因为挖掘机机械臂在碰触供电线瞬间有电弧产生,就会有谐波电流产生,在电弧产生时2、3次谐波电流最占基波分量的5—10%,所以在此次跳闸时装置会采集到谐波电流属于正常。
4、特例跳闸分析4:
过电流引起跳闸,(以南京东变电所211馈线断路器的一系列跳闸为例),跳闸情况汇总如下:
2007年07月12日08时13分35秒509毫秒,南京东变电所211断路器(南京下行)跳闸,重合闸成功,过流保护出口,出口时间485ms,故障电压27648V,故障电流744A,电阻37.04Ω,电抗-0.83Ω,阻抗角358.70,故障测距0KM。
2007年07月23日08时00分07秒555毫秒,南京东变电所211断路器(南京下行)跳闸,重合闸成功,过流保护出口,出口时间485ms,故障电压27181V,故障电流744A,电阻36.4Ω,电抗-1.23Ω,阻抗角358.10,故障测距0KM。
2007年7月29日10时49分22秒674毫秒,南京东变电所211断路器(南京下行)跳闸,重合闸成功,过流出口,出口时间485ms,故障电压26721V,故障电流752A,电阻35.17Ω,电抗4.43Ω,阻抗角7.20,故障测距13.33KM。
2007年07月29日16时35分33秒459毫秒,南京东变电所211断路器(南京下行)跳闸,重合闸成功,过流出口,出口时间485ms,故障电压27579V,故障电流784A,电阻34.98Ω,电抗-1.96Ω,阻抗角356.80,故障测距0KM。
2007年8月16日11时43分54秒841毫秒,南京东211断路器(南京下行)跳闸,重合闸失败,过流出口,出口时间485ms,故障电压27524V,故障电流808A,电阻33.91Ω,电抗0.13Ω,阻抗角0.30,故障测距0.52KM。
2007年8月23日11时42分57秒669毫秒,南京东211断路器(南京下行)跳闸,重合闸成功,过流出口,出口时间485ms,故障电压27326V,故障电流776A,电阻35.12Ω,电抗0.33Ω,阻抗角0.50,故障测距1.16KM。
2007年8月24日11时43分46秒725毫秒,南京东211断路器(南京下行)跳闸,重合闸成功,过流出口,出口时间485ms,故障电压25188V,故障电流816A,电阻29.84Ω,电抗8.16Ω,阻抗角15.30,故障测距18.38KM。
对以上数次跳闸具体分析:
(1)、出口类型,全是由于过流保护出口而跳闸,过流保护原理是线路正常运行时流过的是负荷电流,发生故障时,电源向故障点提供比负荷电流大很多的短路电流,系统得正常运行遭到破坏,利用线路短路故障时电流增大的特点,构成过流保护,在我们变电所内馈线保护有阻抗Ⅰ、Ⅱ保护投入,过流保护投入,高阻接地I段保护投入。
(2)、故障电压,这几次跳闸故障电压都是27.5KV左右,都是额定电压。
(3)、故障电流,故障电流在744A-816A之间,尤其是两次744A跳闸,根据定值过流保护定值为0.93A,流互变比为800,电流正好为744A。
(4)、在这几次跳闸当中阻抗保护未动。
原因:
阻抗保护的原理是利用线路的电流增大、电压下降,阻抗继电器所测量的阻抗减小,当Zj 而这几次跳闸,跳闸时电压基本上维持在额定电压,电流超过最大负荷电流不多,所以阻抗保护未动而过流出口,属于过流保护的正常出口。 (5)、昆山变电所过流跳闸也属于此类型。 5、特例跳闸分析5: 分相短路引起跳闸(以六摆渡变电所2007年12月23日19时37分分相短路跳闸为例)跳闸报告如下: 213断路器跳闸报告: 流水号: 324 重合闸: 重合闸成功 故障时刻: 2007年12月23日19: 37: 53: 861 动作类型: 阻抗一段出口 出口时间: 485ms U: 21799V I1: 3181A。 I12: 12A。 I13: 37A。 I15: 12A。 I17: 0A 电阻: 6.84Ω。 电抗: -0.42Ω。 阻抗角: 356.4°。 故障测距: 0.00公里。 214断路器跳闸报告: 流水号: 484 重合闸: 重合闸成功 故障时刻: 2007年12月23日19: 37: 54: 20 动作类型: 阻抗一段出口 出口时间: 485ms U: 22335V I1: 2312A。 I12: 6A。 I13: 6A。 I15: 6A。 I17: 0A 电阻: 9.48Ω。 电抗: 1.92Ω。 阻抗角: 11.5°。 故障测距: 6.96公里。 具体分析: 一、总体分析: 本次一系列跳闸从现象上分析,可认为是相间短路造成(因为213故标为0;刚出线处,六跨分相机车双弓过分相可能性最大)。 原因: 短路电流很大,达三千多安,一定是近端短路。 a\b相对地短路电压较高为Ue/√2左右。 这符合平衡变二次相间短路的特征。 1、平衡变二次绕组示意图。 2、平衡变二次电压相量图。 同上,将其中Z改为U即可。 短路电流I的计算为: (Ea-Eb)/[Za`+Zc`+(Za+Zb)∥Zc+Zc`+Zb`] 由于[Za`+Zc`+(Za+Zb)∥Zc+Zc`+Zb`]为变压器的反映到二次的折算阻抗,电感量很大,故I的方向接近于垂直Eab,Uab=I*Zdl,Zdl为短路阻抗。 由于是弧光短路,电阻分量较大,故Uab的方向与I的方向基本一致。 至于Ua与Ea的差值为I*[Za`+Zc`+(Zb+Zc)∥Za]–Ea它大部分降落在变压器的内部绕组及电力系统上。 Ub与Eb的差值与此相同。 3、短路电量相量图。 I Ub Ua Ub/ Ua/ 一、具体分析跳闸过程如下: 2007年12月23日19时37分57秒861毫秒,六摆渡变电所213断路器跳闸,阻抗1段出口,2007年12月23日19时37分54秒20毫秒,六摆渡变电所214断路器跳闸,阻抗1段出口,两次跳闸均重合闸成功。 分析: 六摆渡变电所213断路器跳闸报告中,电抗值为负值,故障测距为0,阻抗角为负值,因为馈线采用线性电抗逼近法,电抗值为负值所以馈线故障测距显示为0属于正常。 因为馈线靠分区所实现闭环,所以在213与211馈线相间短路时214断路器跳闸。 对照上面相量图,可以看出,a相电压与短路电流的方向基本相同,电流超前电压很小的角度,符合故障参数中的阻抗角指示。 由于a相电压与短路电流的方向基本相同,所以故障参数中213电阻较大、电抗较小且为负值,根据相量图完全能解释清楚。 1、镇江南271阻抗保护未动作,而是电流速断出口,可以从213的故障参数间接反映出来。 因为213跳闸是阻抗1段动作,所以短路阻抗一定大于其定值: R1+JX1,即30.61+J17.01,镇江南在213馈线供214馈线这两条馈线的中间,故其保护测得的阻抗一定大于(30.61+J17.01)/2,而271阻抗保护的定值为21.55+J4.54,略大于213阻抗一段定值的一半,所以它不会动作。 2、214断路器跳闸原因: 214断路器跳闸原因为,镇江分区所271断路器电流速断的整定时限为0.1秒,而214阻抗1段的整定时限同样为0.1秒,结合跳闸报告中数据分析214断路器阻抗1段出口属于保护正常动作。 3、六摆渡变电所211断路器不跳闸原因分析: 因为电流是从213流向211的(结合短路向量图可明显看出),也就是说流过211断路器流互的电流是逆行的,相当于流互极性接反,保护装置计算出的电阻和电抗的坐标点就落在3象限,根据短路时211馈线的电流值和电压通过欧姆定律可以计算出其电阻值,在阻抗保护的偏移电阻之外,所以211的阻抗保护不会动作。 另外213断路器为阻抗1段出口,其整定时限为0.1秒,在短路时211的电流值虽然达到其过流定值,但是因为213断路器再0.1秒后跳闸将相间短路故障切除,线路恢复正常所以211断路器保护只出口不跳闸。 6、特例跳闸分析6: 避雷器击穿或爆炸(以丹阳变电所2007年12月26日14时44分避雷器爆炸引起跳闸为例)跳闸报告如下: 流水号: 172 重合闸: 重合闸成功 故障时刻: 2007年12月26日14: 44: 24: 129 动作类型: 阻抗一段出口 出口时间: 85ms U: 11533V I1: 3892A。 I12: 52A。 I13: 75A。 I15: 15A。 I17: 0A 电阻: 2.38Ω。 电抗: 1.74Ω。 阻抗角: 36.1°。 故障测距: 7.85公里。 具体分析: 氧化锌压敏电阻在被击穿后,呈低阻值相当于短路状态,此时线路呈阻性(类似于纯电阻电路),所以跳闸后跳闸报告中阻抗角较小一般小于负荷阻抗角(小于36.9度),如果装在上网点处避雷器击穿,其故障电流一般较大(达到2500安以上),跳闸报告中除阻抗角较小外,其他与近端短路跳闸报告中各项数据相似。 7、特例跳闸分析7: 分段击穿。 以连城变电所2007年12月14日19时19分212断路器跳闸为例。 流水号: 193 重合闸: 重合闸未成功 故障时刻: 2007年12月14日19: 19: 58 动作类型: 过流出口、阻抗2段出口 出口时间: 485ms U: 18364V I1: 1410A。 I12: 0A。 I13: 7A。 I15: 7A。 I17: 0A 电阻: 5.74Ω。 电抗: 11.73Ω。 阻抗角: 64°。 故障测距: 24.09公里。 具体分析: 因为故障点分布在供电臂末端,线路的阻抗较大,线路保持较高残压为18364V,接地电流为1410A,阻抗角64°,接近于线路整定的短路阻抗。 因为跳闸时装置采集到的数据满足整定的过流定值和阻抗2段定值,又因两种保护的整定时间相同,所以两个保护同时出口,断路器跳闸。 7、因为WXB—65A型微机馈线保护测控装置的测量值不受短路点过渡电弧电阻的影响,所以棒瓷闪落时跳闸报告中的数据,与平时发生较多的跳闸报告内容相似,所以在此不再赘述。 六、公里标对照表讲解: 1、跳闸后故障查找的方向问题: 例如丹阳变电所214馈线跳闸后,故障测距显示为5.00公里。 因为214馈线的供电线长3.426公里,可以得知214馈线上网点距与214馈线分相处还有约3公里,所以当故障测距显示为5.00公里时,在214供电臂上就有两个对应点,如果发生永久性接地跳闸后,为尽快找到故障点应对这两点同时进行巡视检查。 图中故障点1和故障点2表示212馈线断路器跳闸后,故障测距为5公里时,在该条供电臂上对应的两个点。 2、公里标与故障测距的对照: 以上面特例跳闸分析5中六摆渡变电所的214跳闸故标为例: 故障测距显示为6.96公里,在公里标对照表中对应公里标为K1213+705处,对应支柱号为镇江站上行线002#支柱。 故障点公里标 具体计算方法: 去上海方向的上下行供电臂,在计算故障测距对应的公里标和杆号时用加法;去北京方向的上下行供电臂,在计算故障测距对应的公里标和杆号时用减法。 如图4: 当故障点1发生接地故障引起跳闸时,故障测距对应的公里标计算方法为,故障点公里标=上网点公里标-(故障测距-供电线长度) 上网点 上网点 故障点1 北京方向 上海方向 当故障点2发生接地故障引起跳闸时,故障测距对应的公里标计算方法为,故障点公里标=上网点公里标+(故障测距-供电线长度)。
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