变电站综合自动化第六章VQC

第六章变电站综合自动化系统的智能装置第一节电压、无功综合自动控制装置一、无功补偿装置在系统中的作用电力系统的运行电压水平取决于无功功率的平衡，系统中各种无功电源的无功输出

系统负荷网络损耗电力系统的实际运行中---无功过剩或无功不足无功补偿装置在平衡500KV电网的无功功率，提高输电线路的静态稳定水平起着重要作用

二、无功补偿装置的原理

利用并联电容器产生无功功率，并联电抗器吸收无功功率。三、无功补偿装置分类

主要有并联电容器、并联电抗器、静止补偿装置和同步调相机等四种。

1.开关控制投切无功补偿装置2.无功静止补偿装置

利用可控硅元件同步控制电容器和电抗器的投切，向系统发出或吸收连续可变的无功功率，其响应速度比同步调相机和断路器控制的电容器电抗器要快得多一、变电站调压的主要手段

电压是衡量电能质量的一个重要指标，保证用户处的电压接近额定值是电力系统运行调整的基本任务之一。电压偏移过大不仅对用户的正常工作产生不利影响，还可能使网损增大，甚至危害系统运行的稳定性。长期的研究结果表明，造成电压质量下降的主要原因是系统无功功率不足或无功功率分布不合理，所以电压调整问题主要是无功功率的补偿与分布问题。作为变电站调压的主要手段，一般都采用有载调压变压器和补偿电容器。有载调压变压器可以在带负荷的条件下切换分接头，从而改变变压器的变比，可起到调整电压、降低损耗的作用。而合理地配置无功功率补偿容量，可改变网络中无功功率补偿容量，可改变网络中的无功潮流，改善功率因数，减少网损和电压损耗，从而改善用户的电压质量。以上两种措施虽然都有调整电压的作用，但其原理、作用和效果是不同的。在利用有载调压变压器分接头进行调压时，调压本身并不产生无功功率，因此在整个系统无功不足的情况下不可用这种方法来提高全系统的电压水平;而利用补偿电容器进行调压，由于补偿装置本身可产生无功功率。因此这种方式既能弥补系统无功的不足，又可改变网络中的无功分布。然而在系统无功充足但由于无功分布不合理而造成电压质量下降时，这种方式却又是无能为力的。因此只有将两者有机结合起来才有可能达到良好的控制效果。在传统的控制下，这两种控制方式使运行人员根据系统调度部门下达的电压无功控制计划，根据运行情况进行调整。这不仅增加了值班人员的劳动强度，而对双参数调整难以达到最优的控制效果。随着无人值班变电站的建立和计算机技术在变电站控制系统中的应用，为了提高电压合格率和降低能耗，目前各种电压等级的变电站中普遍采用了电压，无功综合控制器。就是在变电站中利用有载调压变压器和并联电容器组。根据运行情况进行本站的电压和无功自动调整，以保证负荷侧母线电压在规定范围之内及进线功率因数尽可能高的一种装置。变电站就地电压、无功综合自动控制（VQC）调节有两种方法:第一种方法采用硬件装置，采样有载调压变压器和并联补偿电容器的数据，通过控制和逻辑运算全站的电压和无功自动调节，以保证负荷侧母线电压在规定的范围之内及进线功率因数尽可能高，有功损耗尽可能低的一种装置。这种装置具有独立的硬件，因此它不受其他设备的运行状态影响，可靠性较高。这种装置适合在电网网架结构尚不太合理、基础自动化水平不高的电力网的变电站内使用。第二种方法是软件VQC，它是在就地监控站利用现成的遥测、遥信信息，通过运行控制算法，用软件模块控制方式来实现变电站电压和无功自动调节。用这种方法可以发展为通过调度中心实施全系统电压与无功的综合在线控制。这是保持系统电压正常、提高系统运行的可靠性的最佳方案。当然这种方法的实施前提条件是电网网架结构合理、基础自动化水平高，尤其适用于综合自动化的变电站中。在这种系统中最明显的优点就是变电站全站硬件资源共享、信息共享，能采集到齐全的信息，不需要为综合控制电压和无功专门设置硬件装置。二、对电压、无功综合自动控制装置的基本要求

（1）自动监视识别变电站的运行方式和运行状态。从而正确地选择控制对象并确定相应的控制方法。（2）对目标电压、电压允许偏差范围和功率因数上下限等应能进行灵活整定。（3）变压器分接头控制和电容器组投切应能考虑各种条件的限制。（4）控制命令发出后应能自动进行检验以确定动作是否成功;若不成功，应能做出相应的处理;每次动作应有打印的记录。（5）对变电站的运行情况，如各断路器状态、主接线运行方式、变压器分接头位置、母线电压、主变压器无功等参数应能清晰地予以显示，并设置故障录波器。（6）应具有自检、自恢复功能，做到硬件可靠、软件合理、维修方便且具有一定的灵活性和活应性。三、电压、无功综合自动控制策略1.电压、无功综合自动控制的原理如图6－1所示，由于负荷RL＋jXL的存在，由系统经变电站到用户的线路上均有电流流过，该电流一方面在线路上产生电压损失，另一方面在线路和变压器中引起功率损耗，即网损。各段线路和变压器上的电压损耗随着流过电流的变化而变化，也就随着负荷RL＋jXL的变化而不同。电压无功综合控制所要达到的目的：一是使负荷端UL电压与额定电压ULN的偏差最小即|UL－ULN|=△ULmin;二是使系统的功率损耗最小。要达到上述调节目的，目前常采用以下两种方法。（1）调整变压器的变比KT。当负荷增大，引起线路电压损失增加，从而导致负荷端电压下降时，可减小变比KT以提高变压器低压侧电压UD,，从而提高负荷端电压UL;当负荷减小导致负荷端电压上升时，可增加变比KT，以降低变压器低压侧电压UD

，从而降低负荷端电压UL

。变压器变比价的变化一般靠调节有载调压变压器的分接头来实现。

(2)改变补偿电容器组发出的无功功率QC。当补偿电容器组不存在，即QC＝0时，负荷所需的无功功率QL均需通过线路传送。当补偿电容器组发出的无功功率为QC

时，则系统只需向负荷提供QL

－QC

大小的无功功率即可，即线路上传送的无功功率为QL

－QC比无补偿电容器组存在时明显减少，因此沿线路的电压损失将减小，从而可提高变电站的母线电压。同时线路上传送无功功率数量的减小，将导致线路上电流减小，线路上的功率损耗(网损)将随之降低，变电站的功率因数也随之改善。

2.变电站运行方式的识别大型变电站中一般拥有多台有载调压变压器，系统运行过程中这些变压器可能有多种运行方式。如在某种运行过程下，某些变压器可能处于运行状态，而另一些变压器可能处于停运状态;参加运行的变压器之间可并列运行，也可独立运行。在对变电站的电压、无功进行综合控制过程中，为了确定控制对象并进一步确定控制对策，首先必须对变电站中各变压器的运行方式进行识别。对于具有两台主变压器的变电站，其运行方式比较简单。实际上只有四种运行方式:两台主变压器均运行时：两台主变压器并列运行;两台主变压器独立运行;只有一台主变压器运行时：一号主变压器运行，二号主变压器停运;二号主变压器运行。一号主变压器停运。但对于主变压器台数较多的大型变电站，其运行方式就比较复杂。如对于具有三台主变压器的变电站，就有14种运行方式。目前实际采用的识别方式有人工设置和自动识别两种。人工设置就是主站的运行人员根据上传至主站的有关状态信息对变电站的运行方式进行判断，然后再通过通信系统将该运行方式通知电压无功综合控制系统。自动识别是电压、无功综合控制系统根据主接线的断路器状态，如变压器的高中低侧断路器状态、母联和旁路的断路器状态等，自动进行分析判断，以确定当时的运行方式。

3.变电站运行状态的检测和识别所谓变电站的运行状态是指变电站的各种电气量所处的状态。只有正确地掌握变电站的运行状态，才能正确地选择控制对策，从而达到自动控制的目的。

作为变电站电压、无功综合控制装置，由于其控制对象主要是变压器分接头和并联电容组，控制目的是保证主变压器二次电压在允许范围内，且尽可能提高进线的功率因数，故一般选择电压和进线处功率因数(或无功功率)为状态变量。目标电压的确定U0预测日负荷曲线U--t

实现容易偏差不易控制实测负荷，建立数学模型U0=f(s)自适应强频繁调节--设置控制死区多输入多输出闭环自动控制系统电压、功率因数、当前运行方式

根据状态变量的大小，可将变电站的运行状态划分为九个区域，如图6-2所示，简称‘“九区图”。图中纵坐标为电压U。，横坐标为功率因数cosφ。

电压、无功综合控制装置实质上是一个多输入多输出的闭环自动控制系统。从控制理论的角度上来说，它又是一个多限值电压上下限、功率因数(无功)上下限、主变分接头断路器调节次数、并联电容器组日投切次数及用户特殊要求等多目标(电压及功率因数合格)的最优控制问题。尽管该控制问题的目标函数是明确的，但实际上其中许多因素是难以解析描述的，因此控制规律很难用一个统一的数学模型来表示，目前实际装置多采用结合工程的实用控制法。当变电站运行于0区域时，电压和功率因数均合格，此时不需要进行调整；(1)简单越限情况当变电站运行于1区域时，电压超过上限而功率因数合格，此时应调整变压器分接头使电压降低。如单独调整变压器分接头无法满足要求时，可考虑强行切除电容器组。当变电站运行于5区域时，电压低于下限而功率因数合格，此时应调整变压器分接头使电压升高，直至分接头无法调整(次数限制或档位限制)。当变电站运行于3区域时，功率因数低于下限而电压合格，此时应投入电容器组直至功率因数合格。当变电站运行于7区域时，功率因数超过上限而电压合格，此时应切除电容器组直至功率因数合格。

(2)双参数越限情况当变电站运行于2区域时，电压超过上限而功率因数低于下限，此时如先投入电容器组，则电压会进一步上升。因此先调整变压器分接头使电压降低，待电压合格后若功率因数仍越限再投入电容器组。当变电站运行于4区域时，电压和功率因数同时低于下限，此时如先调整变压器分接头升压，则无功会更加缺乏。因此应先投人电容器组，待功率因数合格后若电压越限再调整变压器分接头使电压升高。当变电站运行于6区域时，电压低于下限而功率因数超过上限，此时如先切除电容器组，则电压会进一步下降。因此应先调整变压器分接头使电压升高，待电压合格后若功率因数仍越限再切除电容器组。当变电站运行于8区域时，电压和功率因数同时超过上限，此时如先调整变压器分接头降压，则无功会更加过剩。因此应先切除电容器组，待功率因数合格后若电压仍越限再调整变压器分接头使电压降低。动态无功补偿动态无功补偿发生装置，即静止同步补偿器，又名静止无功发生器。由于其开关器件为IGBT，无功补偿装置以其较低谐波，较高的效率，较快速的动态响应，成为现代柔性交流输电系统中的重要设备。用来补偿电网中频繁波动的无功功率，抑制电网闪变和谐波，提高电网的功率因数，调压装置SVC响应速度很快，但由于呈恒阻抗特性，使得在电压低时，无法提供所需的无功支持，因此应付突发事件的能力较弱，并且为了抑制谐波，必须装设滤波器，占地面积较大，此外，过多的SVC装置容易引发系统振荡。新型无功补偿装置STATCOM则是较为有效的调压手段，它的无功电流输出可在很大电压变化范围内恒定，在电压低时仍能提供较强的无功支撑，并且可从感性到容性全范围内连续调节。四、电压、无功综合自动控制方式前面已经提到，变电站中对电压、无功的综合控制，主要是自动调节有载调压变压器的分接头位置和自动控制无功补偿设备(电容器、电抗器、调相机等)的投、切或控制其运行工况。在实际应用中，其控制方式有如下三种。

(1)集中控制方式。集中控制方式是指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。

(2)分散控制方式。这是我国当前进行电压、无功调节控制的主要方式。分散控制是指在各个变电站或发电厂中，自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备，以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。(3)关联分散控制方式。所谓关联分散控制，是指电力系统正常运行时，由分散安装在各厂、站的分散控制装置或控制软件进行自动调控；而在系统负荷变化较大或紧急情况或系统运行方式发生大的变动时，可由调度中心直接操作控制，或由调度中心，修改下属变电站所应维持的母线电压和无功功率的定值，以满足系统运行方式变化后新的要求。关联分散控制最大的优点是:在系统正常运行时，做到责任分散、控制分散、危险分散;紧急情况下，执行应急任务，因而可以从根本上提高全系统的可靠性和经济性。动态无功补偿（1）并联电容补偿。它的主要作用是就近向负荷供给无功，在提高用电功率因数、改善电压质量、降低线路损耗。它具有运行简便、经济可靠等优点。

（2）同步补偿器。又称调相机，它实质上是空载运行的同步电动机，在过励磁运行状态下，向电力系统供给无功，在欠励磁运行状态下，从电力系统吸取无功功率。

（3）电力电容器成套补偿装置。这种装置将电力电容器及其控制、保护电器按一定接线连接起来的成套装置，具有安装方便、建设周期短、造价低、投资少、运行维护简便、损耗小等优点。

（4）静止无功补偿装置。简称静补，用于补偿系统动态工作情况下所需无功功率。五、电压、无功综合自动控制装置举例1.微机型电压、无功综合控制装置的主要特点微机型电压、无功综合控制装置一般可适用于各种电压等级的变电站，可同时分别控制1－3台有载调压变压器分接头位置和1－12组无功补偿电容器的投、切。不论变电站采用何种接线方式和运行方式，装置均能自动判断，并能执行正确的调控命令。2.微机型电压、无功综合控制装置的硬件原理结构3.微机型电压、无功综合控制装置软件流程第二节备用电源自动投人装置备用电源自动投人装置是电力系统故障或其他原因使工作电源被断开后，能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作，使原来工作电源被断开的用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置，简称AAT装置。

备用电源自动投入是保证电力系统连续可靠供电的重要措施。一、备用电源的配置方式备用电源的配置一般有明备用和暗备用两种基本方式。系统正常时，备用电源不工作，称为明备用；系统正常运行时，备用电源也投入运行的，称为暗备用。暗备用实际上是两个工作电源互为备用。

（1）明备用的控制。有一个工作电源和一个备用电源1L为工作电源，1QF合上；2L为备用电源，2QF断开。备用电源自动投人装置控制的是备用电源进线的2QF

，即当变电站正常运行时，由1L进线供电，当1L因故障被切除即1QF跳开时，备用进行2QF自动合闸，保证变电站的继续供电。

(2)暗备用的控制。有两个工作电源的变电站，两回进线同时对变电站供电，有两种正常运行方式。

1）高压分段断路器3QF断开。备用电源自动投人装置控制的是高压母线分段断路器，称为暗备。当一个工作电源发生故障被切除后，例如:进线2L故障，2QF跳开后，高压母线分段断路器3QF自动合闸，由一个工作电源1L供给变电站的负荷。

2)正常运行时，低压母联断开。变电站正常运行时，其低压母联是分开的。即低压侧I段和II段母线上的负荷分别由1号变压器和2号变压器供电，两台主变压器中有一台发生故障而跳开时，备用电源自动投入装置则发出控制指令，使低压母联断路器5QF合上，保证I,II段母线的负荷供电。这种备用电源的配置也属暗备用配置。二、备用电源自动投入装置的特点

(1)工作电源确实断开后，备用电源才投入。工作电源失压后，无论其进线断路器是否跳开，既使已测定其进线电流为零，但还是要先断开该断路器，并确认是已跳开后，才能投人备用电源。这是为了防止备用电源投入到故障元件上。

(2)备用电源自动投入切除工作电源断路器必须经延时。经延时切除工作电源进线断路器是为了躲过工作母线引出线故障造成的母线电压下降，因此延时时限应大于最长的外部故隆切除外时间。但是在有的情况下，可以不经延时直接跳开工作电源进线断路器，以加速合上备用电源。例如工作母线进线侧的断路器跳开，且进线侧无重合闸功能时，当手动合上备用电源时也要求不经延时直接跳开工作电源进线断路器。（3）手动跳开工作电源时，备用电源自动投入装置不应动作。在就地或遥控跳断路器时，备用电源自投装置自动退出。（4）应具有闭锁备用电源自动投入装置的功能。每套备用自动投入装置均应设置有闭锁备用电源自动投入的逻辑回路，以防止备用电源投到故障的元件上，造成事故扩大的严重后果。（5）备用电源不满足有压条件，备用电源自动投入装置不应动作。（6）工作母线失压时还必须检查工作电源无流，才能启动备用电源自动投入，以防止TV二次三相断线造成误投。（7）备用电源自动投入装置只允许动作一次。微机型备用电源自动投人装置可以通过逻辑判断来实现只动作一次的要求，但为了便于理解，在阐述备用电源自动投入装置逻辑程序时广泛用电容器“充放电”来模拟这种功能。备用电源自动投人装置满足启动的逻辑条件，应理解为“充电”条件满足;延时启动的时间应理解为“充电”时间到后就完成了全部准备工作;当备用电源自动投入装置动作后或者任何一个闭锁及退出备用电源自动投人电源条件存在时，立即瞬时完成“放电”。“放电”就是模拟闭锁备用电源自动投人装置，放电后就不会发生备用电源自动投人装置第二次动作。这种“充放电”的逻辑模拟与微机自动重合闸的逻辑程序相类似。三、微机型备用电源自动投入装置举例(一)备用电源自动投入装里的硬件结构(二)软件原理AAT的每个动作逻辑的控制条件可分为允许条件和闭锁条件两类。当允许条件满足，而闭锁条件不满足时，备自投动作出口。为防止AAT重复动作，借鉴保护装置中重合闸逻辑的做法，在每一备用电源自投动作逻辑中设置一个“充电”计数器。

计数器“充电”的条件是:不是所有允许条件都满足且时间超过10s以上条件同时满足后为“充电”满状态。

计数器“放电”的条件是:①任一闭锁条件满足;②备用电源自投动作出口。以上条件满足任一个，立即对该计数器“放电”。第三节自动按频率减负荷装置电力系统的频率是电能质量重要的指标之一。电力系统正常运行时，必须维持频率在50±0.1---0.2Hz的范围内。系统频率偏移过大时，发电设备和用电设备都会受到不良的影响。轻则影响工农业产品的质量和产量;重则损坏汽轮机、水轮机等重要设备，甚至引起系统的“频率崩溃”，致使大面积停电，造成巨大的经济损失。一、频率偏移对电力系统的影响

1.电流系统频率偏移的原因电力系统的频率是反映系统有功功率是否平衡的质量指标。

电力系统所有发电机输出的有功功率的总和，在任何时刻都将等于此系统各种用电设备所需的有功功率和网络的有功损耗的总和。但由于有功负荷经常变化，其任何变动都将立刻引起发电机输出电磁功率的变化，而原动机输入功率由于调节系统的滞后，不能立即随负荷波动而作相应的变化，此时发电机转轴上的转矩平衡被打破，发电机转速将发生变化，系统的频率随之发生偏移。

2.电力系统频率偏移的危害

(1)频率偏移对发电机和系统安全运行的影响。①频率下降时，汽轮机叶片的振动会变大。②频率下降到47---48Hz时，厂用机械的出力随之下降，从而使火电厂发电机发出的有功功率下降，使电力系统频率下降到不能允许的程度，严重时出现频率雪崩会造成大面积停电，甚至使整个系统瓦解。③在核电厂中，反应堆冷却介质泵对供电频率有严格要求。当频率降到一定数值时，冷却介质泵自动停运，使反应堆停止运行。④电力系统频率下降时，异步电动机和变压器的励磁电流增加，使异步电动机和变压器的无功消耗增加，从而使系统电压下降。严重时出现电压雪崩会造成大面积停电，甚至造成系统瓦解。（2）频率偏移对电力用户的不利影响。①电力系统频率变化会引起异步电动机转速变化，这会使得电动机所驱动的加工工业产品的机械转速发生变化。有些产品(如纺织和造纸行业的产品)对加工机械的转速要求很高，转速不稳定会影响产品质量，甚至会出现次品和废品。②电力系统频率波动会影响某些测量和控制用的电子设备的准确性和性能。③电力系统频率降低使电动机的转速和输出功率降低，导致所带动机械的转速和出力降低，影响电力用户设备的正常运行。二、电力系统负荷的静态频率特性电力系统正常运行时，总有功负荷∑PL与频率f的关系，称为负荷的静态频率特性。不同类型负荷消耗的有功功率，随频率变化的敏感程度不一样，它与负荷的性质有关。电力系统的负荷，一般可分为如下三类:

第一类:负荷消耗的有功功率与频率无关，如电热、照明和整流器负荷等。第二类:负荷消耗的有功功率与频率的一次方成正比，如碎煤机、金属切削机等负荷。第三类:负荷消耗的有功功率与频率二次方、高次方成正比，如通风泵、水泵等负荷。第四节小电流接地系统单相接地

自动选线装置

我国电力系统中性点的运行方式主要有三种:中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点直接接地。前两种接地系统统称为小电流接地系统，后一种接地系统又称为大电流接地系统，这种区分方法是根据系统中发生单相接地故障时接地电流的大小划分的。美国和加拿大根据自己国情规定，单相接地短路电流值处在三相短路电流的0～25%范围内，为小电流接地系统；我国早期《接地技术规程》规定：不论电力系统中性点的接地方式如何，只要单相接地电流或同点两相接地时的入地电流小于500A的属于小电流接地；后来修订时删除；改为凡是单相接地电弧能够瞬间自行熄灭者属于小电流接地方式。小电流接地方式中，主要1、中性点谐振接地方式；2、中性点不接地方式；3中性点经高阻接地方式；我国10--35kV电网中，普遍采用中性点不接地或中性点经消弧线圈接地方式，在这些电网中单相接地故障是最常见的故障之一。当小电流接地系统中发生单相接地故障时，故障电流很小，对供电设备不致造成很大的危害。此时，故障相电压降低(金属性接地时为零)，非故障相电压升高(最大为线电压)，但线电压仍然保持对称，此时允许电网继续运行一段时间，而不影响正常的供电。但单相接地故障如果不作及时处理，很有可能发展成为两相接地短路故障，因此正确而及时地把单相接地故障检测出来，对提高供电可靠性具有重要的实际意义。对于单相接地故障，传统的检测方法是利用二次侧接成开口三角形的三相五柱式电压互感器。当系统发生单相接地故障时，开口三角形端将出现将近100V的零序电压，使过电压继电器动作，启动中央信号回路的电铃和光字牌，即可反映出是哪一级电网上发生了单相接地故障。但这种方法并不能确定究竟是哪一条线路发生了故障，通常还需要通过“顺序拉闸法”寻找故障线路，这不仅操作复杂，对断路器寿命也有影响，而且会造成不必要的停电损失。变电站实现无人值班后，上述接地检查方法就不适用了。需要有一种新的接地检查方法和达到下述主要技术要求的装置。来完成中性点不接地系统配电线路接地检查。（1）装置的工作不受系统运行方式和接地点过渡电阻的影响。（2）装置能用于中性点不接地或经消弧线圈接地方式（小电流）系统。（3）装置使用时，调试应简单，维护量小，不用进行定值整定。（4）装置应能适应长、短不同的线路、架空线路及电缆线路，对线路多少不限。（5）在系统发生单相接地时，能自动区分是变电站母线接地还是配电线路接地，自动选择显示线路编号、名称及母线段号。（6）瞬时接地记忆、存储。（7）配有通信接口，能与RTU通信。目前，在较先进的计算机监控系统中，都配置有单相接地自动选线装置，用于在不停电的情况下寻找故障线路。一、小电流接地系统单相接地分析

(一)中性点不接地系统的正常运行状态中性点不接地的三相系统在正常运行时，各线路经过完善的换位，三相对地电容是相等的，因此各相对地电压也是对称的。如图6－14所示，线路上A相电流等于负荷电流IAL和对地电容电流IAC

的相量和，当三相负荷电流平衡，对地电容电流对称时，三相电容电流相量和等于零，所以地中没有电容电流通过，中性点电位为零。但是实际上三相对地电容是不可能绝对平衡的，这就引起中性点对地电位偏移，这个偏移的电压称为中性点的位移电压。

当电网发生单相接地故障后，为了分析方便，设线路为空载运行，忽略电源内和线路上的压降，则电容电流的分布如图所示。(二)单相接地故障时接地电流与零序电压的特点如A相直接接地UA=0，非故障相电压UB和UC均升高√3倍，即变为线电压值，中性点位移电压U0

＝－EA

。非故障相电容电流IBC和ICC的相量和就是该线路的电容电流，即IBC十ICC＝IC3，其相量图如图6-16(c)所示。因为故障线路的零序电流可用下式所示，其相量图如图6-16(b)所示。由以上相量分析，可得出如下几个结论:①中性点不接地系统，单相接地故障时，中性点位移电压为－EA

。②非故障线路电容电流就是该线路的零序电流。③故障线路首段的零序电流数值上等于系统非故障线路全部电容电流的总和，其方向为线路指向母线，与非故障线路中零序电流的方向相反。该电流由线路首段的TA反应到二次侧。以上三点结论就是中性点不接地系统基波零序电流方向自动接地选线装置软件工作原理。

(三)中性点经消弧线圈接地系统的接地电流特点中性点经消弧线圈接地的系统，当在线路XL-3的A相发生单相接地时，电容电流的分布如图所示。二、小电流接地自动选线装置的软件原理

中性点不接地系统单相接地时.产生零序电压、零序电流的大小及相位，接地过渡电阻的大小与系统运行方式之间的关系十分复杂，对小电流接地选线装置的正确工作影响很大，是研究小电流接地选线装置的一大难题。（一）零序功率方向原理中性点不接地系统在正常运行时，各相对地电压是对称的，中性点对地电压为零，电网中无零序电压。如果线路各相对地电容量相同，在各相电压作用下各相电容电流相等并超前于相应相电压900。

当系统发生单相接地故障时，故障相对地电压为零，非故障相对地电压变为电网线电压。这时电网中出现零序电压，其大小等于电网正常工作时的相电压。同时，故障线路和非故障线路出现零序电流，非故障线路零序电流大小