消孤线圈学习.docx

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消孤线圈学习

是消弧线圈的作用及原理

在变压器的分类中，没有消弧变压器这一说法，你说的消弧变压器可能是在变压器上并联消弧线圈起到消弧作用。

消弧线圈的作用：

一个电网的存在必然存在着漏电.从那里漏的电呢?

电缆对地的电容!

我们知道,我们采用的是50Hz的频率.而且在传输的过程中是没有零线的,主要的目的是为了节约成本!

代替零线的自然就是大地.三相点他们对大地的距离不一样也就是对大地的电容也不一样!

既然电容不一样,那么漏电流也不一样.漏掉的电流跑到那里去了呢?

这要取决于那条线路距离大地最近.因为漏调的电流要跑到另外的线路中!

假如A失去电流,那么B或者C就得到电流!

容性电流=A-B|A-C

线路越长容性电流就越大!

容性电流越大,当发生接地的时候弧光就不容易熄灭!

通过引入消弧线圈来保证整个变电站的接地时候的电流<5A就可以消灭接地弧光!

当然:

引入消弧线圈后,变电站的系统有可能是过补（电感电流大于电容电流）或者是欠补（电感电流小于电容电流）但绝对不能相同（电感电流等于电容电流）!

消弧线圈接地系统小电流接地选线

1选线原理

　　⑴绝缘监察装置。

绝缘监察装置利用接于公用母线的三相五柱式电压互感器，其一次线圈均接成星形，附加二次线圈接成开口三角形。

接成星形的二次线圈供给绝缘监察用的电压表、保护及测量仪表。

接成开口三角形的二次线圈供给绝缘监察继电器。

系统正常时，三相电压正常，三相电压之和为零，开口三角形的二次线圈电压为零，绝缘监察继电器不动作。

当发生单相接地故障时，开口三角形的二次端出现零序电压，电压继电器动作，发出系统接地故障的预告信号。

其优点是投资小，接线简单、操作及维护方便。

其缺点是只发出系统接地的无选择预告信号，不能准确判断发生接地的故障线路，运行人员需要通过推拉分割电网的试验方法才能进一步判定故障线路，影响了非故障线路的连续供电。

　　⑵零序电流原理。

在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时，非故障线路零序电流的大小等于本线路的接地电容电流。

故障线路零序电流的大小等于所有非故障线路的零序电流之和，也就是所有非故障线路的接地电容电流之和。

通常故障线路的零序电流比非故障线路零序电流大得多，利用这一原则，可以采用电流元件区分出接地故障线路。

　　⑶零序功率原理。

在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时，非故障线路的零序电流超前零序电压90°，故障线路的零序电流滞后零序电压90°，故障线路的零序电流与非故障线路的零序电流相位相差180°。

根据这一原则，可以利用零序方向元件区分出接地故障线路。

　　2消弧线圈接地系统的特点

　　随着国民经济的不断发展，配网规模日渐扩大，电缆出线日渐增多，系统对地电容电流急剧增加，接地弧光不易自动熄灭，容易产生间隙弧光过电压，进而造成相间短路，使事故扩大。

为了防止这种事故，电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定；3~10kV架空线路构成的系统和所有35kV、66kV电网，当单相接地故障电流大于10A时，中性点应装设消弧线圈，3~10kV电缆线路构成的系统，当单相接地故障电流大于30A时，中性点应装设消弧线圈。

根据这一规定，潮州供电分公司对系统进行改造，采取中性点经消弧线圈接地的运行方式，但是造成了采用零序电流原理、零序功率方向原理的接地选线装置的选线正确率急剧下降。

其原因是中性点经消弧线圈接地系统单相接地时，电容电流分布的情况与中性点不接地系统不一样了，如图1所示。

　　由图1可知，中性点接入消弧线圈后，发生单相接地时，非故障线路电容电流的大小和方向与中性点不接地系统是一样的；但对故障线路而言，接地点增加了一个电感分量的电流ILo从接地点流回的总电流为：

　　由于与的相位相差180埃  将随消弧圈的补偿程度而变，因此，故障线路零序电流的大小及方向也随之改变。

　　当全补偿时，即，接地电流接近于零，故障线路零序电流等于线路本身的电容电流，方向由母线流向线路，零序功率方向与非故障线路完全相同。

　　全补偿时，wL=1/3wC∑，正是工频串联谐振的条件，如果由于系统三相对地电容不对称或者断路器三相不同期合闸时出现零序电压，串接于L及3C∑之间，串联谐振将导致电源中性点对地低压升高及系统过电压，因而不采用这种补偿方式。

　　当欠补偿时，即分两种情况：

　　如果补偿以后的接地电流大于本身线路电容电流，且方向由线路流向母线，故障线路零序电流将减少。

　　如果补偿以后的接地电流小于本身线路电容电流，故障线路零序电流不但大小变化，且方向也变为由母线流向线路。

　　上述情况表明，在欠补偿方式下，故障线路零序电流（功率）的方向是不固定的。

同时，考虑到因运行方式变化，系统电容电流IC∑减少时，有可能又出现串联谐振。

因此，这种补偿方式很少采用。

　　当过补偿时，即，这种补偿方式没有发生过电压的危险，因而得到了广泛的应用，采用过补偿后，通过故障线路保护安装处的电流为补偿以后的感性电流，它与零序电压的相位关系和非故障线路电容电流与零序电压的相位关系相同，数值也和非故障线路的容性电流相差无几，因此不接地系统中常用的零序电流选线原理和零序功率方向选线原理已不能采用。

　3接地选线原理比较

（1）插入有效电阻法。

发生接地故障时，在消弧线圈上短时并上一个有效电阻，使接地点产生一个有功分量电流，再利用此有功分量电流作为选线依据，经一定延时后，再把电阻切除。

只要电阻选择合适，就能使接地点的有功分量电流足够大，从而达到选线的目的。

（2）5次谐波原理。

在电力系统中，电源感应电势中本身就存在高次谐波分量，此外由于变压器、电压互感器等设备铁心非线性的影响，电网中必然包含一系列高次谐波分量，其中主要为5次谐波分量。

对中性点经消弧线圈接地的系统，由于消弧线圈对5次谐波呈现的感抗为基波的5倍，而线路容抗为基波1/5，和线路容抗相比，消弧线圈近似于开路状态。

因此，5次谐波感性电流可以忽略，系统单相接地时，5次谐波容性电流分布与中性点不接地系统中基波容性电流几乎相同，籍此可进行故障选线。

　　（3）首半波原理。

该原理是基于接地故障发生在相电压接近最大值这一假设，利用单相接地瞬间，故障线路暂态零序电流第1个周期的首半波与非故障线路相反的特点构成。

暂态电容电流中包括自由分量和强制分量，它具有以下几个特点：

　　在相电压接近最大值瞬间单相接地过程中，暂态电容电流比流过消弧线圈的暂态电感电流大很多，暂态电感电流可忽略不计。

因此，在同一电网中，即使中性点经消弧线圈接地，其过渡过程与中性点不接地情况下近似相同。

　　故障线路暂态零序电流和暂态零序电压首半波方向相反。

非故障线路暂态零序电流和暂态零序电压首半波方向相同。

　　首半波电容电流幅值比稳态电容电流大几倍到几十倍，对总线路长度较短的系统，暂态过程更加明显。

　　由上述特点可知，对短线路而言，其稳态电容电流小，暂态电容电流大，该原理比其它各类反映接地稳态量的原理灵敏度高，对单相接地反应迅速。

　　（4）注入信号寻踪法。

该原理是通过运行中的电压互感器向接地线注入信号，利用信号寻踪原理，实现故障探测。

该装置由主机和信号电流探测器两部分构成，主机发出的信号通过电压互感器副边二次端子接入，并由故障线路接地点流回。

信号探测器插在主机内部或安装在各条出线绝缘距离以外探测选线。

由于故障选线是通过注入信号实现，无需使用零序电流互感器，也与电流互感器的接线方式无关。

装置还具有测距定位功能，寻踪选线以后，必要时可停电进行测距定位。

　　4接地选线装置现场注意事项

（1）零序电流互感器穿过电力电缆和接地线时的接法问题。

不论零序电流互感器与电缆头接地线的相对位置如何，零序电流互感器与接地线的关系应掌握一个原则：

电缆两端端部接地线与电缆金属护层、大地形成的闭合回路不得与零序电流互感器匝链。

即当电缆接地点在零序电流互感器以下时，接地线应直接接地；接地点在零序电流互感器以上时，接地线应穿过零序电流互感器接地。

同时，由电缆头至零序电流互感器的一段电缆金属护层和接地线应对地绝缘，对地绝缘电阻值应不低于50kΩ。

以上做法是为了防止电缆接地时的零序电流在零序电流互感器前面泄漏，造成误判断；经电缆金属护层流动的杂散电流由接地线流入大地，也不与零序电流互感器匝链，杂散电流也不会影响正确判断。

（2）接入选线装置的线路数量问题。

一般来说，线路路数至少不少于3路才能保证正确判断，一般变电所都能满足此要求。

当出线路数少，母线有防止电压互感器铁磁谐振或防止过电压的接地电容时，接地选线判断比较准确。

另外，凡是接在母线上的各馈电线路包括补偿无功功率的电容器等的电缆都必须经过零序电流互感器接入选线装置，否则未接入选线装置的线路接地时采用幅值比较法的装置可能误判断，采用方向比较法的则可能判为母线接地。

　　（3）零序电流互感器型号统一问题。

幅值比较的前提是变电所各出线的零序电流互感器的特性必须一致，否则可能因特性不一致而造成误判断，这一点，尤其在变电所扩容新增加配电线路时一定要注意。

新增线路的零序电流互感器必须与原有其它线路的零序电流互感器型号、生产厂家保持一致。

对于开合式零序电流互感器，开合接触面应无灰尘，确保面接触。

对有架空出线的线路，虽然可以用三只测量用电流互感器滤出零序电流，但由于与电缆出线零序电流互感器特性不一致，架空出线也应改为一段电缆出线，以便于用同型号零序互感器。

　　（4）零序电流互感器的极性问题。

各配电线路的零序电流互感器的极性必须一致，并满足厂家要求（一般沿配电盘柜向线路方向流出为正）。

　　（5）某些线路出线为双电缆时。

为保证线路零序电流的准确测量，每条出线电缆应尽可能采用一根电缆，对负荷较大的线路可采用大截面铜心电缆，不得不采用双电缆并列时，应尽可能选用内径较大的零序电流互感器，将两根电缆同时穿入零序互感器。

　　5系统调试

　　施工完毕，必须做好系统调试，及时发现施工中存在的问题，具体调试的方法如下：

解开TV开口三角的零序电压引入线，用调压器模拟零序电压，加入装置，此时加入的电压应与装置显示的电压一致，同时用升流器在TA一次侧模拟系统单相接地电流，穿过TA一次时，一条线路反穿，其余线路正穿，所加入电流应大于20mA，此时装置能正确选线，说明该装置回路可以投运。

　　6结束语

　　现有的接地选线方法，在中性点改为经消弧线圈接地后，有的已不能使用，有的虽然能用但有较大的局限性，选线效果不理想。

根据潮州供电分公司的应用经验，要提高小电流接地选线装置选线的正确率，除了装置采用好的原理外，电力部门自身的安装、调试、运行、维护都至关重要。

只有各环节的工作均做好了，接地选线装置选线的正确率才能达到较高的水平。

变电站自动化的功能设计原则

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    随着电力工业的迅速发展，电力系统的规模不断扩大，系统的运行方式越来越复杂，对自动化水平的要求越来越高，从而促进了电力系统自动化技术的不断发展。

微机保护、故障录波器、计算机监控系统、计算机调度自动化等都已成功运用到电力系统中。

与自动化程度相适应，对电力系统继电保护装置的要求也随之提高。

目前传统的电工式继电保护测试装置已很难对继电保护装置的各方面特性进行全面测试，不再适应技术发展的需要。

为避免重复投资，提高信息资源共享的水平，须对变电站自动化系统的信息采集、处理、传输加以规范，对站内功能配置予以综合考虑。

目前变电站自动化系统一般采用以SCADA为基础的站端计算机网络，通过综合设计，减少了二次设备的重复配置，减少了二次回路，减少了电流互感器及电压互感器的负荷，从而简化了二次回路设计，并保证了数据的一致性，在可靠性的基础上尽可能做到了软硬资源的共享，提高了变电站的运行及管理水平，达到变电站减人增效，提高安全运行水平的目的。

  2变电站综合自动化的功能

  2.1继电保护功能［１］

    变电站综合自动化系统要具备常规变电站系统保护及元件保护设备的全部功能，而且要独立于监控系统，即当该系统网各软、硬件发生故障退出运行时，继电保护单元仍然正常运行。

微机保护除了所具有的继电保护功能外，还需具有其它功能。

（1）　模拟量的显示功能。

系统应能显示电流、电压、有功、无功、电度等模拟量参数，当通信网退出运行时仍能满足运行监视。

（2）　故障记录功能。

系统应能显示故障时间、电流、电压大小、开关变位、保护动作状态等。

    （3）　能储存多套定值，并能当地修改定值和显示定值。

    （4）　与监控系统通信，能接收监控系统命令，选择并修改定值，发送故障信息、保护动作情况、当时整定值及自诊断信号等。

    除当地外，还需能实现远方查询和整定保护定值，此功能还具有远方/就地闭锁，操作权限闭锁等措施。

    （5）　系统内各插件具有自诊断功能。

  2.2信息采集功能［２］

    分布式自动化系统的变电站，信息由间隔层I/O单元采集。

常规四遥功能的变电站，信息由RTU采集。

电能量的采集宜用单独的电能量采集装置。

系统对安全运行中必要的信息进行采集，主要包括以下几个方面。

  2.2.1遥测量

（1）主变压器：

各侧的有功功率、无功功率、电流，主变压器上层油温等模拟量，模拟量均采用交流采样，以提高精度。

主变压器有载分接开关位置（当用遥测方式处理时）。

（2）线路：

有功功率、无功功率、电流。

    （3）母线分段断路器相电流。

    （4）母线：

母线电压、零序电压。

    （5）电容器：

无功功率、电流。

    （6）消弧线圈零序电流。

    （7）直流系统：

浮充电压、蓄电池端电压、控制母线电压、充电电流。

    （8）所用变：

电压。

    （9）系统频率，功率因数，环境温度等。

  2.2.2遥信量

（1）断路器闸刀位置信号。

（2）断路器远方/就地切换信号。

    （3）断路器异常闭锁信号。

    （4）保护动作、预告信号，保护装置故障信号。

    （5）主变压器有载分接开关位置（当用遥信方式处理时），油位异常信号，冷却系统动作信号。

    （6）自动装置（功能）投切、动作、故障信号，如：

电压无功综合控制、低周减载、备用电源装置等。

（7）直流系统故障信号。

    （8）所用变故障信号。

    （9）其它有全站事故总信号、预告总信号；各段母线接地总信号；各条出线小电流接地信号；重合闸动作信号；远动终端下行通道故障信号；消防及安全防范装置动作信号等。

    根据设备特点及确保安全运行需要，可增加相应的特殊信号或对一些遥信量进行合并。

  2.2.3遥控量

（1）断路器分、合。

（2）主变压器有载分接开关位置调整。

    （3）主变压器中性点接地闸刀分、合。

    （4）保护及安全自动装置信号的远方复归。

    （5）有条件的变电站高压侧备用电源远方投停。

    （6）有条件的变电站电压无功综控的远方投停。

    （7）有条件的变电站直流充电装置的远方投停。

  2.2.4电能量

（1）主变压器各侧有功电能量、无功电能量及其分时电能量。

（2）各馈电线有功电能量、无功电能量。

    （3）用户专用线有功电能量、无功电能量及其分时电能量和最大需量。

    （4）所用变有功电能量。

  2.3设备控制及闭锁功能

（1）　对断路器和刀闸进行开合控制。

（2）　投、切电容器组及调节变压器分接头。

    （3）　保护设备的检查及整定值的设定。

    （4）　辅助设备的退出和投入（如空调、照明、消防等）。

    以上控制功能可以由运行人员通过CRT屏幕进行操作。

在设计上保留了手动操作手段，并具有远方/就地闭锁开关，保证在微机通信系统失效时仍能够运行和操作，包括可手动准同期和捕捉同期操作。

在各间隔的每个断路器设置按钮或开关式的一对一“分”、“合”操作开关和简易的强电中央事故和告警信号。

    为了防止误操作，操作闭锁主要包括：

    ①操作出口具有跳、合闭锁功能和具有并发性操作闭锁功能。

    ②CRT屏幕操作闭锁功能，只有输入正确的操作命令和监控命令，才有权进行操作控制。

    ③当站内通信网退出运行时，能满足非CRT屏幕操作、五防闭锁功能和适应一次设备现场维修操作的五防闭锁功能。

    ④根据一次设备的实际运行状态，自动实现断路器、隔离开关操作闭锁功能。

  2.4自动装置功能

（1）　根据系统潮流进行无功自动调节控制，也可人工控制（人工操作可就地、可远方）。

自动控制时可根据电压、潮流和无功负荷、变压器抽头位置信号由装置进行自动控制调节变压器抽头位置或投退电容器组。

（2）　低周减载。

110kV、10kV线路可由各自的保护装置实现，不用单独配置低周减载装置。

整定值由各条线路装置自行整定。

    （3）　同期检测和同期分闸。

同步检测断路器两侧电压的幅值、相位和频率，并发出同期合闸启动或闭锁信号。

此功能可进行检无压同期，亦能进行手动准同期和捕捉同期。

既能满足正常运行方式下的同期，亦能满足系统事故时的同期。

    同期功能有手动和自动两种方式供选择，同期装置与通信网相互独立。

    （4）小电流接地选线功能。

可通过采取3I0、3U0及其增量来判断是否有接地故障，也可用5次谐波方式分析接地故障，小电流接地选线功能与通信网相互独立，不依赖通信网的后台机检测。

否则当通信网故障时该功能即失去检测报警功能。

而规程规定小电流系统当单相接地后允许2h带故障运行，2h后要立即切除故障线路。

    据有关综合自动化站的运行记录，在雷雨季节时雷击曾击坏过站内的通信网。

若此时雷击又同时造成10kV线路单相接地，则运行人员不能及时发现线路单相接地故障。

时间长了，若不及时处理，则有可能造成故障线路由单相接地发展成为两相或三相接地短路故障。

因此，小电流接地选线功能要独立于通信网。

    （5）事故录波。

对于220kV变电站的主变、220kV线路除了保护装置自带故障录波外，还设置了一套独立的微机录波屏，而110kV线路则用本身装置记录。

  2.5报警功能

    对站内各种越限，开关合、跳闸，保护及装置动作，上、下行通道故障信息，装置主电源停电信号，故障及告警信号进行处理并作为事件记录及打印。

输出形式有：

音响告警、画面告警、语音告警、故障数据记录显示（画面）和光字牌告警（光字牌报警回路采用编码设计，主要是为了保证当通信网故障退出时站内仍能正常运行。

光字牌数量控制在20多只）。

  2.6设备监视功能

    其中包括一次设备绝缘在线监测、主变油温监测、火警监测、环境温度监测等内容。

当上述各参量越过预置值时，发出音响和画面告警，并作为事件进行记录及打印。

  2.7操作票自动生成功能

    根据运行方式的变化，按规范程序，自动生成正确的操作票，以减轻运行人员的劳动强度，并减少误操作的可能性。

  2.8数据处理及打印功能

    中调、地调、市调、运行管理部门和继保专业要求的数据可以以历史记录存档，包括：

（1）　母线电压和频率、线路、配电线路、变压器的电流、有功功率、无功功率的最大值和最小值以及时间。

（2）　断路器动作次数及时间。

    （3）　断路器切除故障时故障电流和跳闸次数的累计值。

    （4）　用户专用线路的有功、无功功率及每天的峰值和最小值以及时间。

    （5）　控制操作及修改整定值的记录。

    （6）　实现站内日报表、月报表的生成和打印，可将历史数据进行显示、打印及转储，并可形成各类曲线、棒图、饼图、表盘图，该功能在变电站内及调度端均能实现。

  2.9人机接口功能

    具有良好的人机界面，运行人员可通过屏幕了解各种运行状况，并进行必要的控制操作。

人机联系的主要内容包括：

（1）　显示画面与数据。

（2）　人工控制操作。

    （3）　输入数据。

    （4）　诊断与维护。

    当有人值班时，人机联系功能在当地监控系统的后台机上进行，运行人员利用CRT屏幕和键盘或鼠标器进行操作。

当无人值班时，人机联系功能在上级调度中心的主机或工作站上进行。

  2.10远程通信功能

    将站内运行的有关数据及信息远传至调度中心及设备运行管理单位，其中包括正常运行时的信息和故障状态时的信息，以便调度中心人员及时了解设备运行状况及进行事故处理。

    可实现四遥和远方修改整定保护值、故障录波与测距信号的远传等。

变电站自动化系统可与调度中心对时或采用卫星时钟GPS。

  2.11其它功能

（1）　具有完整的规约库，可与各种RTU通信，满足开放性系统的要求。

（2）　可在线设置各设备的通信参数及调制解调器参数。

    （3）　可进行多种仿真（遥信变位、事件记录、远动投退）。

    （4）　在线诊断功能、在线帮助。

    （5）　强大的数据库检索功能。

3二次设计原则

    变电站二次设备按功能分为四大模块：

①继电保护及自动装置。

②仪器仪表及测量控制。

③当地监控。

④远动。

四大模块功能的各自不同的发展及其功能的相互渗透，为变电站自动化提供了多种多样的实现模式，可概括为两种基本实现模式：

①保护加集中RTU模式，面向功能。

②保护加分散RTU模式，面向对象。

零序电流保护在运行中需注意哪些问题答：

（1）当电流回路断线时，可能造成保护误动作。

这是一般较灵敏的保护的共同弱点，需要在运行中注意防止。

就断线概率而言，零序电流保护比距离保护电压回路断线的几率要小得多。

如果必要，可以利用相邻电流互感器零序电流闭锁的方法防止这种误动作。

（2）当电力系统不对称运行时，会出现零序电流，例如变压器三相参数不同所引起的不对称运行、单相重合闸过程中的两相运行、三相重合闸和手动合闸时的三相断路器不同期、母线倒闸操作时断路器与隔离开关并联过程或断路器正常环并运行情况下，由于隔离开关或断路器接触电阻三相不一致而出现零序环流（图），以及空投变压器时产生的不平衡励磁涌流，特别是空投变压器所在母线有中性点接地变压器正在运行情况下，可能出现较长时间的不平衡励磁涌流和直流分量等等，这些都可能会引起零序电流保护起动。

　　（3）地理位置靠近的平行线路，当其中一条线路故障时，可能引起另一条线路出现感应零序电流，造成反方向侧零序方向继电器误动作。

如确有此可能时，可以改用负序方向继电器，来防止上述方向继电器误判断。

　　（4）由于零序方向继电器交流回路平时没有零序电流和零序电压，回路断线不易被发现，当继电器零序电压取自电压互感器开口三角侧时，也不易用较直观的模拟方法检查其方向的正确性，因此较容易因交流回路有问题而使得在电网故障时造成保护拒绝动作和误动作。

220kV双回线由双回改为单回运行或由单回还原成双回运行时，为什么零序保护的定值需要更改?

答：

当双回线路由双回改为单回运行时，不停电线路的零序保护定值应由双回改为单回运行；当线路由单回改为双运行时，先前未停电的零序保护定值应由单回还