变电站综合自动化第六章.ppt

1、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、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

2、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

3、。,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

4、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

5、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

6、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61所示，由于负荷RLjXL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RLjXL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

7、最小即| ULULN |= 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。 当无补偿电容器组不存在，即QC0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

8、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

9、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

10、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。,根据状态变量的大小，可将变电站的运行状态划

11、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cos。,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肯次数、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

12、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

13、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。,四

14、、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

15、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。,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

16、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

17、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

18、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

19、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

20、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

21、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

22、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: 任一闭锁条件满足; 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. 2 Hz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

23、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。 频率下降时，汽轮机叶片的振动会变大。 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

24、时出现频率雪崩会造成大面积停电，甚至使整个系统瓦解。 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。 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。 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。 电力系统频率波动会影响某

25、些测量和控制用的电子设备的准确性和性能。 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

26、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025%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，

27、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

28、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

29、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

30、电容是相等的，因此各相对地电压也是对称的。 如图614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

31、 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: 中性点不接地系统，单相接地故障时，中性点位移电压为EA 。 非故障线路电容电流就是该线路的零序电流。 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

32、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

33、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等于本线路接地电容电流且超前零序电压900;,故障线路的零序电流大小等于所有非故障线路零序电流之和，且滞后零序电压900 。所以故障线路与非故障线路出现零序电流相差1800 。零序功率方向原理的小电流接地装置，就是利用在系统发生单相接地故障时，故障与非故障线路零序电流反相，由零序功率继电器判别故漳与非故障线路。 在实际应用时，由于零序电流互感器(或三相电流互感器构成零序电流滤过器)二次侧波形畸变、电流互感器测量误差、信号干扰、线路长短

34、差别悬殊、接地电阻的影响以及电压互感器的非线性特性等影响，将造成零序方向继电器存在死区。虽然装置本身都设置了排序法和采用相对相位法概念，在现行运行方式下取前三个最大的进行比较鉴别，但误判是难免的，对装有消弧线圈的中性点不接地系统更为明显。,（二）谐波电流方向原理 当中性点不接地系统发生单相接地故障时，在各线路中都会出现零序谐波电流。由于谐波次数的增加，相对应的感抗增加，容抗减小，所以总可以找到一个m次谐波，这时故障线路与非故障线路m次谐波电流方向相反，同时对所有大于二次谐波的电流均满足这一关系。 这种判断谐波电流方向原理构成的接地选线装置不受系统运行方式变化及过渡电阻的影响，谐波电流相位关系与

35、幅值无关，只要计算机能识别即可。对相位容差大，即相位大于900即认为反相，小于900认为同相。,（三）外加高频信号电流原理 当中性点不接地系统发生单相接地时，通过电压互感器二次绕组向母线接地注入一种外加高频信号电流，该信号电流主要沿故障线路接地相的接地点入地，部分信号电流经其他非故障线路接地相对地电容入地。 用一只电磁感应及谐波原理制成的信号电流探测器，靠近线路导体接收该线路故障相流过信号电流的大小（故障线路接地相流过的信号电流大，非故障线路接地相流过的信号电流小，它们之间的比值大于10倍）判断故障线路与非故障线路。,高频信号电流发生器由电压互感器开口三角的电压起到。选用高频信号电流的频率与工

36、频及各次谐波频率不同，因此工频电流、各次谐波电流对信号探测器无感应信号。 在单相接地故障时，用信号电流探测器，对注入系统接地相的信号电流进行寻踪，还可以找到接地线路和接地点的确切位置。,(六)利用五次谐波判别的软件原理 在电力系统中，由于发电机的电动势中存在着高次谐波，某些负荷的非线形也会引起高次谐波，所以系统中的电压和电流均含有高次谐波分量，其中以五次谐波分量数值最大。 前边分析过，中性点经消弧线圈接地的系统中，在单相接地时消弧线圈的电感电流补偿接地电容电流是指基波零序电流而言的，对于五次谐波来说，情况就大不相同了。对于五次谐波来说，由于消弧线圈的电抗(wL.)增大到原来的5倍，通过消弧线圈

37、的电感电流减小到原来的1/5;而线路容抗减小到1/5，电容电流增大到五倍。所以消弧线圈的五次谐波电流相对于非故障相五次谐波接地电容电流来说是非常小的，即对于五次谐波而言，相当于中性点不接地系统，IL5并不起补偿作用。,以上表明: 中性点经消弧线圈接地系统，在发生单相接地故障时，故障线路首端的五次谐波零序电流在数值上等于系统非故障线路五次谐波电流的总和。 其方向与非故障线路中五次谐波零序电流方向相反。该结论与中性点不接地系统中基波零序电流的规律完全相同。 因此，在发生单相接地时，故障线路的首端五次谐波零序电流方向从线路指向母线，落后于五次谐波零序电压900，非故障线路首端的零序电流为本线路五次谐

38、波零序电容电流，方向从母线流向线路，超前于五次谐波零序电压为900 。 以上结论是中性点经消弧线圈接地的单相接地选线的判别依据，即五次谐波判别法。,第五节故障录波装置,故障录波装置是当电力系统发生故障时，能迅速直接地记录下与故障有关的运行参数的一种自动记录装置。 当电力系统发生故障时，电力系统潮流计算、短路电流计算的理论值与实际值的差距有多大，继电保护、自动装置的实际动作情况如何。电气设备受冲击的程度怎样，这些在理论上很难模拟，又不能通过实验获得的瞬间信息，对电力系统安全稳定运行具有十分重要的意义，而利用故障录波装置就能获得这些信息，所以故障录波装置就好像是电力系统故障时的“黑匣子”，是电力系

39、统十分重要的安全自动装置。,电力系统继电保护和安全自动装置技术规程规定： 在主要发电厂、220kV及以上变电站和220kV重要变电站，应装设故障录波装置。其记录的电网参数除对一般参数(电压、电流、开关量)的记录外，还对有关元件的有功、无功、非周期分量的初值电流及其衰减时间常数、系统频率变化及各种参数变化的准确时间进行记录。 分析电网故障主要是指分析系统动态过程参数量的变化规律。故障录波装置必须设置故障录波的专用传输接口，以便远传调度作进一步数据分析处理。,一、故障录波装置的作用 （1）正确分析事故原因，为及时处理事故提供重要依据。根据所录故障过程波形图和有关数据，可以准确反映故障类型、相别、故

40、障电流和电压等数据、断路器调合闸时间和重合闸动作情况等，从而可以分析和确定事故原因，研究有效的对策，为及时处理事故提供可靠的依据。 （2）根据录取的波形图和数据，可以准确评价继电保护和自动装置工作的正确性，也是十分难得的实验数据，特别是在发生转换性故障时，更是如此。,（3）根据录取的波形图和数据，结合短路电流计算结果，较准确地判断故障地点范围，便于寻找故障点。加速处理事故进程，减轻巡线人员劳动强度。最新微机型故障录波装置，判断故障准确度误差在2%以内。 （4）分析研究振荡规律。从录波图可以清楚反映振荡发生、失步、同步振荡、异步振荡和再同步过程以及振荡周期、振荡频率、振荡电流和振荡电压特性等，为

41、研究防止振荡对策、改进继电保护和自动装置提供依据。,（5）分析录波图，可以发现继电保护和自动装置的缺陷及一次设备的缺陷，可及时消除事故隐患;可提供转换性故障和非全相运行再故障的信息;还可反映电力系统内部过电压的情况等。 （6）借助录波装置的录波资料提供的波形和数据，不仅可反映用于核对系统参数和短路计算值，而且还可实测系统参数，对理论上计算的系统参数作必要修正。,故障录波装置的主要部分是录波器，根据录波原理的不同，可分为光线式录波器和微机型录波器。 如较早投入运行并被广泛采用的PGL型故障录波装置就是采用光线式记录原理构成的。输入电信号通过振动子的动圈(吊在张丝上的线圈)，使其在恒定磁场作用下随电信号的强度和方向偏转，连接在线圈附近的小反光镜使光源射来的光