中性点经小电阻接地

中性点经小电阻接地（精选7篇）

中性点经小电阻接地 篇1

电网中性点的接地方式涉及电网的安全可靠性、经济性;直接影响系统设备绝缘水平的选择、过电压水平及继电保护方式、通讯干扰等。

1 中性点接地方式的分类及特点

我国现时电网中性点接地方式主要分为有效接地 (大电流接地) 、非有效接地 (小电流接地) 、谐振接地、电阻接地, 其中110kV及以上电压等级的电网一般采用中性点直接接地方式;6kV～35kV电网一般采用中性点不接地或者经消弧线圈接地的方式。

其中我国10kV配网的中性点接地方式多数为中性点不接地系统及经消弧线圈接地系统。

(1) 中性点不接地方式的优点是当10kV配网系统在运行中发生单相接地故障时, 故障电流为线路对地电容电流, 若故障电流限制在10A以下时, 接地电弧一般能够自动熄灭, 当大于10A时, 有时会发展成单相金属性接地, 此时健全相对地电压升高, 但是考虑到部分地域单相接地常常由断线故障引起, 有时会危及人身安全, 一般发现单相接地, 则应该予以断开。

(2) 中性点经消弧线圈接地方式的优点是由于安装了消弧线圈, 接地相电流中增加了一个感性电流与接地点的容性电流相抵消, 一方面减少了接地点电流, 使得电弧易于熄灭, 从而提高了供电的可靠性;另一方面, 由于消弧线圈-接地变系统对地阻抗远小于电压互感器的零序阻抗, 在抑制铁磁式电压互感器磁饱和引发的铁磁谐振亦有重要作用。

对于过去以架空线为主、线路对地电容较小的情况下, 以上两种接地方式均取得较好的效果, 在保证供电可靠性同时, 配网系统的安全性及经济性也能得到足够的保证。

(3) 近年来, 随着我国城市建设的发展, 城市的10kV配网已更多的采用地下电缆, 使得对地电容电流越来越大, 电网结构由单电源、辐射型供电发展为多电源环网结构, 并且逐步实现配网自动化, 以提高供电可靠性。这样的前提下, 中性点不接地方式由于中性地对地是绝缘的, 当发生单相接地故障时, 对地电容电流的能量较难释放, 从而引发间歇性弧光接地过电压, 对于电气设备的绝缘造成威胁;由于10kV电网敷盖范围大, 且深入到用户, 对于判断接地点的位置相当困难, 而电缆线路的增加, 使这一困难加剧, 当需要人工拉闸断电检查故障点时, 可能会对非故障线路造成不必要的停电。而中性点经消弧线圈接地方式尽管能够有效减小接地点的对地电容电流但是需要较大的补偿容量, 现时故障点定位的准确率还不高, 可能需要采用逐段试拉馈线的方法判断, 因此经济上和操作上存在不足。

2 中性点经小电阻接地方式的探讨

下面对于10kV配网采用中性点经小电阻接地的方式进行探讨说明。

中性点经小电阻接地方式, 即在中性点与大地之间接入一定阻值的电阻, 用于释放线路上的过剩电荷, 来限制弧光接地过电压。一般选择电阻的值较小 (工程上一般选取10Ω～20Ω) 。在系统单相接地时, 控制流过接地点的电流在10A～500A之间, 通过流过接地点的电流来启动零序保护动作, 因此可快速切除线路单相故障。

2.1 单相接地电容电流的计算

2.1.1 架空线路的单相接地电容电流值的计算

式中:Ue为线路的额定电压 (kV) ;

l为电缆的长度 (km) 。

2.7～3.3的取值原则为:

(1) 对没有架空地线的采用2.7;

(2) 对有架空地线的采用3.3。

2.1.2 电缆线路的单相接地电容电流值的计算

式中:Ue为线路的额定电压 (kV) ;

l为电缆的长度 (km) 。

从 (1) 、 (2) 式比较得出电缆线路的接地电容电流是同等长度架空线路的37倍左右, 随着10kV配网中电缆线路占的比例增大, 系统的单相接地电容电流值是相当大的, 发生间歇性弧光接地故障造成健全相的过电压值几率增大。

2.2 中性点经小电阻接地方式在运行中体现的特点

(1) 中性点接地电阻是一个耗能元件当发生单相接地故障时, 通过接地电阻的电流较大, 可以通过继电保护监视迅速切断故障线路, 使设备耐受过电压的时间大幅减短, 有效地对设备绝缘保护, 增加系统运行的可靠性。

(2) 通过与线路零序保护的配合, 可以迅速准确地判定出故障线路, 避免为了检查故障点而拉、合闸产生过电压, 影响非故障线路的正常运行。

(3) 系统发生接地故障时, 因为中性点经小电阻接地, 中性点电位通常较相电压低, 使得非故障相的电压升高比中性点不接地或者经消弧线圈接地的方式低。

(4) 当故障点接地电弧熄灭后, 残余电荷会经过中性点接地电阻释放掉, 再发生下一次燃弧时, 其过电压值与正常情况下发生单相接地故障时的电压值相同, 而不会因为燃弧、熄弧的过程使得电压过高。

(5) 由于故障时能够及时切断电源, 减少了发生人员安全事故的机会。

现时肇庆城区变电站的10kV线路的中性点接点方式一般采用经消弧线圈接地, 随着电缆线路使用比例的增加, 有必要对于中性点使用小电阻接地方式的可行性进行研究。由于电缆线路故障约有一半为永久性故障, 可对故障线路不投入重合闸, 通过线路零序保护监测而直接断开故障线路;注意到, 有时数条电缆排列在电缆沟中敷设不规范, 发生单相接地故障时, 拉合闸会导致事故的扩大。应用中性点小电阻接地方式能够快速切断故障相而不影响相邻线路的正常运行。

3 中性点经小电阻接地方式存在的问题

对于原有城区变电站10kV线路中性点接地方式的改造则存在一些问题。

(1) 中性点经消弧线圈接地方式改为经小电阻接地后, 需改造用户内部接地方式。

(2) 由于有时发生单相接地时多接地电阻影响, 小电阻接地方式故障点的电流可能很小, 需要重新对零序保护电流值整定, 而且架空线路和电缆线路的保护整定值不同, 注意整定值误整定。

(3) 零序电流配置存在线路零序保护定值误整定或开关拒动的情况, 接地变保护动作跳闸, 造成变电站母线失电现象。

(4) 采用小电阻接地方式, 当线路发生单相接地时, 继电保护动作, 中止供电, 对单回供电的用户降低了供电可靠性。

因此中性点经小电阻接地方式仍需进一步进行探讨和科学论证。

4 结语

综上所述, 基于城区10kV配网中电缆线路的增加, 导致电容电流增大, 补偿困难, 尤其是接地电流的有功分量扩大, 导致消弧线圈难以使接地点电流小到可以自动熄弧, 此时, 相比中性点不接地或经消弧线圈接地方式, 中性点经小电阻接地方式有更大的优越性。

参考文献

[1]纪雯.电力系统设计手册[M].中国电力出版社, 2005, 5.

[2]平绍勋, 石健.10kV配网小电阻接地运行分析[M].高电压技术, 2002, 9.

中性点经小电阻接地 篇2

关键词：小电阻接地,单相接地,总后备,误动

0 引言

电力系统中性点的接地方式有很多种,主要分为两大类,大电流接地方式和小电流接地方式。其中,大电流接地包含中性点直接接地和中性点经小电阻接地两种方式;小电流接地包含中性点不接地、中性点经高阻接地和中性点经消弧线圈接地三种方式。经过长期的变迁,目前我国10~35 k V电网采用较多的是中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点经小电阻接地三种方式[1]。

中性点不接地方式单相接地时非故障相对地电压为3~(1/2)倍相电压,故障电流为三相接地电容电流之和,不跳闸,允许电网带故障运行不超过2 h。单相接地故障时电容电流小于10 A,但是当电容电流大于一定数值时,会产生电弧间歇性过电压,持续时间长,发展成多重故障的可能性大。中性点不接地方式中性点不需要任何附加设备,投资省,但系统变压器为全绝缘,系统中的设备绝缘水平按线电压选择。

中性点经消弧线圈接地方式单相接地时非故障相对地电压也为3~(1/2)倍相电压,故障电流经消弧线圈感性电流补偿,较中性点不接地方式要小,且不跳闸,允许电网带故障运行不超过2 h。单相接地故障时电容电流在10~150 A范围内,但是有产生谐振的可能性。中性点经消弧线圈接地方式中性点需接消弧线圈,价格比较高,系统变压器也为全绝缘,但系统中的设备绝缘水平按线电压选择。

中性点经小电阻接地方式单相接地时非故障相对地电压也为相电压,故障电流由中性点电阻的阻值决定,接地即跳闸,通过重合闸来纠正瞬时故障。单相接地故障时电容电流大于150 A,几乎不会发展成多重故障。中性点经小电阻接地方式中性点所接的小电阻价格比较高,系统中的设备绝缘水平按线电压选择。因故障电流较大,会在通信线路上产生较大的感应电压,对通信和信号系统的电磁干扰较大[2]。

本文主要从中性点经小电阻接地方式下的线路单相接地时电流流向和保护的整定方式及存在问题等方面出发,对10 k V配电网中性点经小电阻接地方式进行了分析,并分析了一起由于线路保护和接地变总后备整定值的配合问题造成的线路高阻接地时接地变总后备误动的案例,对线路和接地变零序电流整定值的配合方式提出建议。

1 小电阻接地系统线路单相接地时电流流向分析

小电阻接地系统线路单相接地时的故障电流和电容电流流向分布合成图见图1。

图1 小电阻接地系统线路单相接地时电流流向分布图

线路单相接地时故障电流(图1中实线箭头)及其流向:3I0从线路的接地相的母线(A相)分成三路,一路进入接地变A相,一路Iob经主变压器的低压侧AB绕组,再流入接地变B相,一路Ioc经主变压器的低压侧AC绕组,再流入接地变C相;三路电流合成3I0流入接地变中性点O,再流经接地变Rg,再由接地变接地点流入大地;经大地流入线路A相故障点,进入A相线路后直接流向A相母线。

线路单相接地时电容电流(图1中虚线箭头)及其流向:电容电流从母线的非接地相(B相、C相)分成若干路,分别流入各条线路的非故障相,并从各条线路的非故障相经对地电容流入大地;经大地流入线路A相故障点,再流入A相母线,再流入主变压器的低压侧A相,分成两路,分别经主变压器的低压侧AB绕组和AC绕组,流向母线的非接地相(B相、C相)。

2 小电阻接地系统继电保护的整定方式及存在问题

2.1 小电阻接地系统线路零序保护的整定方式

定值要满足以下条件:

(1)按单相接地故障可靠性系数大于2整定;(2)按躲各种情况下的可能的最大不平衡电流整定;(3)按架空线路全线路55~60Ω高阻接地时有大于1.3灵敏度整定;(4)动作时间可根据系统设备情况及运行要求来选择,一般可与相应的电流Ⅰ、Ⅱ段配合。

2.2 小电阻接地系统接地变零序保护的整定方式

接地变的零序过流保护主要作为线路零序保护的后备,躲正常不平衡电流,并按系统中经60Ω高阻接地时有大于1.5灵敏度整定,时间与出线配合。

当线路接地时,先由线路的零序保护动作,启动跳闸,隔离接地点;当线路开关拒动,则接地变的零序过流保护越级动作,首先跳母分开关,若母分开关原来在运行状态,母分跳开后接地电流消失,则接地线路接于另一条母线,故障被隔离;若接地电流没有消失,出口跳该母线所连主变低压侧开关和接地变开关。

2.3 存在的问题

目前,较多馈线没有安装零序电流互感器,其零序电流取三相电流之和。但由于电流互感器在正常运行时就因计算变比与实际变比不一致、伏安特性不一致、传变误差等原因产生不平衡电流,且该不平衡电流与线路电流大小成正比,影响了保护整定。

当一条线路单相高阻接地,接地电流尚未达到保护整定值,但当高阻接地发生在同一母线上的两条线路,且接地相相同时,两条线路的接地电流叠加,超过接地变设置的整定值,将造成整个母线失电[3]。即使是一条线路长期高阻接地,也不利于安全运行。

接地变高压零流定值与10 k V出线Ⅱ段零序保护定值应相互配合,之间留有一定的死区,但电流互感器难免会有误差,当接地变与出线互感器的误差方向相反,可能造成死区消失,存在交叉地带,当线路高阻接地,故障电流处在交叉范围内,将会造成接地变保护越级动作[4]。

3 小电阻接地系统接地变越级跳闸案例分析

3.1 背景介绍

某110 k V变电站是一座全户内布置综合自动化变电所,10 kV部分采用金属铠装中置柜设备。目前变电所拥有主变压器3台,总容量120 MVA;110 k V系统拥有线路3回,开关3台,采用线变组接线方式;10 k V系统拥有线路36回,开关45台,电容器3组,采用单母线分段接线,小电阻接地方式,中性点电阻10Ω。

部分接线方式如图2所示。

故障前#3主变供Ⅳ段母线运行,130母联开关热备用。141~150线路均运行,故障前Ⅳ段母线有功21 MW。

1X3#3接地变电流取自接地电阻套管流变,变比200/5,高压侧零流一次整定值60 A、1.6 s。接地变或母线接地故障,出口闭锁130母联备自投,跳#3主变10 kV开关和本身开关。

10 kV出线零序保护采用三相电流的和电流。变比400/5,Ⅰ段一次整定值160 A、0.3 s;Ⅱ段一次整定值80 A、1.3 s。

3.2 事件经过

2014年3月13日19:27,110kV某变电站10 kVⅣ段母线接地,1X3#3接地变保护动作(高压零序电流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段动作)跳接地变开关,连跳104#3主变开关,10 kVⅣ母线失电。

20:05操作班现场检查141铜元线保护启动未出口,接地变保护动作跳闸连跳主变开关,其他未发现异常,监控已拉开各分路配网倒负荷,变电站操作接地变改冷备用,备投停用。

22:00检修建议用104#3主变开关冲母线,但是,141铜元线在未明确线路无接地前不得送电。

22:08母线充电正常,接地变改检修。

接地变检查正常,23:00调度发令接地变改运行,送电正常。

3.3 原因分析

检查Ⅳ段母线上所有出线间隔线路保护,故障发生时,141铜元线有零序电流保护启动录波,未出口。调取141铜元线启动时波形分析:电流波形电压波形平滑无畸变,3I0与UA基本同相位,A相电压比正常运行下降约3 V,可认定本线上发生A相电阻性高阻接地;零序电流二次有效值约为1 A,折算到一次值为80 A,本线路保护零序Ⅱ段定值也是80 A,保护处于临界状态。

1X3#3接地变动作时波形分析:母线上发生A相稳态接地,A相母线电压下降少许,前半段零序电流折算到一次值为58.2 A,保护处于临界状态。故障发展到后半段,零序电流略有增大,折算到一次值为63.2 A,接地保护零序Ⅱ段定值是60 A,经1.6 s延时保护动作。

根据接地变零序电流录波值计算,本次接地故障零序阻抗约为96Ω,扣除接地电阻约10Ω及接地变阻抗,推算本次接地故障过渡阻抗达80Ω以上,属于超过10 k V小电阻接地系统架空线正常的故障。

110 kV某变各出线零序保护定值按两段配置,零序Ⅰ段整定为160 A/0.3 s动作,零序Ⅱ段整定为80 A/1.3 s动作,80 A这个数值考虑了可靠躲过三相CT合成零序电流在各种情况下的可能的最大不平衡电流,该定值在采用三相流变合成零序电流的接线方式下,不具有进一步减小的空间。

由对图1小电阻接地系统线路单相接地时电流流向分布图的分析可知,接地变中性点电阻上仅流过接地故障电流,所以在A相故障时,存在线路保护零序电流采样值比接地变大的情况,也是在同样灵敏度要求下,接地变零序定值比线路小一点的原因。

结果表明:本次故障是由于单相故障过渡电阻过大,过渡电阻约80Ω,电流恰在线路零序保护、接地变零序的定值附近,保护处于可动可不动临界状态,导致越级跳闸。80Ω的过渡电阻也是超出接地保护整定计算的防卫条件,属小概率事件。

4 结语

中性点经小电阻接地系统中,接地变高压零序电流为整个10 k V系统的总后备,正如主变低后备为整个10 k V系统的总后备一样,总后备与出线Ⅱ段零序保护定值之间必须要存在一个死区,若有交叉,当线路故障时故障电流在交叉部分,未达到线路整定值就会造成总后备误动作。建议线路零序电流尽可能采用专用零序流变可以将线路保护零序Ⅱ段定值降到60 A以下,解决与接地变零序总后备的配合问题。

参考文献

[1]吴世平.北京电网10 kV小电阻接地系统运行方式研究[D].北京:华北电力大学,2011.

[2]李甜甜.20 kV配电网中性点接地方式与继电保护改造的研究[D].北京:北京交通大学,2010.

[3]袁勇,李凌.浅析10 kV小电阻接地系统线路零序保护改进[J].华东电力,2003,31(6):31-33.

中性点经小电阻接地 篇3

关键词：故障指示器,小电阻接地系统,架空线路

前言

在我国电力系统中, 架空线路故障指示器通过采样线路电流与电压对故障进行判断, 这就使得架空线路故障指示器直接关系着我国电力系统的安全与稳定。在我国电力系统发展初期, 架空线路故障指示器存在着普遍动作精度不高的问题, 但随着我国经济与科学技术的不断发展, 更高科技水平的架空线路故障指示器早已应用于我国电力系统中, 而对于这一架空线路故障指示器来说, 想要较好的发挥自身职能, 就必须保证其自身整定的较好实现, 而这也正是本文就10k V中性点经小电阻接地系统电网的架空线路故障指示器整定展开研究的原因所在。

1 10k V中性点经小电阻接地系统电网特点

为了较好的完成本文就10k V中性点经小电阻接地系统电网的架空线路故障指示器整定展开的研究, 我们首先就需要深入了解10k V中性点经小电阻接地系统电网的特点, 而据笔者调查得知, 我国当下很多城市的10k V中性点经小电阻接地系统一般会通过10k V中性点完成接地, 而接地过程中也往往需要应用5.7Ω电阻[1]。

在了解了这一电网的接地特点后, 我们还需要对电网系统内10k V架空线路较为容易出现的短路故障、接地故障和断线故障的特征进行描述。对于这类故障来说, 单相接地故障短路与两相接地故障短路是这一电网中最常见的故障形式, 短路电流保持在800~1200A区间代表的是单相接地故障短路, 而3000~6500A区间则代表两相接地故障短路, 此外两相接地故障短路还会出现故障相电压下降50%的特征, 这点同样需要我们予以高度重视;在这一电网中, 系统重合闸或正常合闸时冲击电流较大也是较为常见的故障形式, 这一冲击电流很多时候会达到1600A, 并对电力系统造成一定破坏。之所以会出现这类故障, 主要是由于我国当下10k V中性点经小电阻接地系统电网的架空线路故障指示器整定还存在着不能采集零流、不能设置两阶段及以上的整定等局限所致, 而为了解决这一问题, 笔者将在下文中对相关整定的原则进行详细论述[2]。

2 故障指示器的整定设置

为了最大程度上避免电力系统中各类故障的发生, 较好的完成10k V中性点经小电阻接地系统电网的架空线路故障指示器整定, 笔者选取了阶梯型整定制定了这一架空线路故障指示器整定原则, 图1对这一原则进行了较为全面的表示。结合图1我们能够发现, 这一阶梯型整定原则在设计的过程中考虑了一定裕度, 并设置了动作门槛是最大负荷电流的2倍, 这就使得动作电流能够随采样负荷电流的变化而进行阶梯型调整[3]。

对于10k V中性点经小电阻接地系统电网的架空线路来说, 笔者在上文中提到了其主要面临着短路、接地以及断线相关的故障侵扰, 而结合这三类故障的特点我们能够发现, 这类故障总体上可以归类为永久、半永久、瞬时故障三类, 由于瞬时故障是指断路器没动作前就已消除的故障, 为此本文就10k V中性点经小电阻接地系统电网的架空线路故障指示器整定展开的研究将主要针对于永久故障和半永久故障[4]。

2.1 永久故障的整定

在对10k V中性点经小电阻接地系统电网的架空线路故障指示器的永久故障整定中, 想要断定永久故障, 我们需要结合上文中提到的固定阶梯型整定原则, 达到阶梯型整定动作门槛的故障电流就是这一故障断定的最好判据。在对这一永久故障的具体整定中, 图2为这一永久故障的整定逻辑图。

2.2 半永久故障的整定

在对10k V中性点经小电阻接地系统电网的架空线路故障指示器的半永久故障整定中, 我们同样需要对这一故障进行判断, 而想要判断半永久故障, 我们还是需要结合上文中提到的固定阶梯型整定原则, 满足永久故障的条件、重合闸重合成功、检测到正常电压、正常电压持续180s是这一故障断定的最好判据。在对这一半永久故障的整定中, 图3为这一半永久故障的整定逻辑图[5]。

2.3 冲击负荷制动整定

除了永久故障的整定与半永久故障的整定, 我们还有必要对冲击负荷制动整定进行研究, 这一整定主要针对装有重合闸的架空线路发生故障时, 故障点下侧的故障指示器在重合闸合闸电流的冲击下可能会误动的问题, 而在对这一故障的整定中, 笔者设计了如图4所示的冲击负荷制动整定逻辑图, 结合这一逻辑图我们能够发现, 在对这一故障的解决中, 笔者对指示器进行了闭锁, 并待电压正常后将闭锁状态解除, 而在这一机制中, 指示器闭锁与闭锁解除的判据条件就是重中之重, 这里笔者将这一条件设置为:“检测到电流消失;未检测到电流突变;检测到电压消失;电流、电压消失持续一段时间”。而指示器闭锁解除的判据条件为:“检测到正常电压;正常电压持续一段时间;最小闭锁时间达到”[6]。

3 RTDS仿真

为了验证笔者上文论述10k V中性点经小电阻接地系统电网的故障指示器整定原则的可行性, 我们还需要结合上文内容开展RTDS仿真, 图5为这一仿真实验的模型。在这一仿真实验中, 我们需要实验仿真小电阻接地系统中的一条10k V架空线路等值参数与实际系统保持一致, 在这一实验中笔者通过这一模型模拟了各类故障的电流电压波形, 并利用RTDS将这一故障电流电压波形放大输出至故障指示器, 这样我们就能够对故障指示器进行观察, 以此判断其是否能够完成自身工作。为了保证这一实验的准确性, 笔者选择了能够较好满足本文论述要求的某型号故障指示器, 并对故障发生时重合闸成功和失败情况下的故障指示器动作进行了记录, 而通过仿真结果, 验证了笔者在上文提到整定策略的有效性。

为了对非金属型单相接地故障时故障指示器整定原则的可行性进行验证, 图6反映了这一模型的三相电流、电压情况, 结合该图我们能够清楚发现A相电流为500A, 故障持续时间40ms, 电源侧断路器动作, 700ms后再重合, 重合不成功。当时间轴为0.4s时, 通过这一模型模拟A相接地, 而40ms后的A相电压为0且持续时间超过100ms, 我们就可以断定永久故障整定的判据条件达到, 永久故障实现触发。

4 结论

对于10k V中性点经小电阻接地系统电网的架空线路故障指示器来说, 其本身能否正确动作受到很多方面的制约, 采样精度、本体防护等级、故障特征、天气环境情况等因素, 都有可能影响架空线路故障指示器的正确动作, 不过对于架空线路故障指示器正确动作影响最大的, 还要属整定原则。在本文就10k V中性点经小电阻接地系统电网的架空线路故障指示器整定展开的研究中, 笔者详细论述了10k V中性点经小电阻接地系统电网特点、故障指示器的整定设置以及RTDS仿真, 而结合这一系列论述, 笔者较好的验证了自身提出整定原则的正确性。据笔者调查得知, 我国当下架空线路故障指示器本身在整定设置方面还存在着一些缺陷, 而为了解决缺陷我国相关部门必须加大对这一领域研究的投入力度, 这样才能够较好的推动我国电力事业的进一步发展。

参考文献

[1]于盛楠, 冯蓓艳, 张嘉旻, 谢海宁.中性点经小电阻接地配网系统的故障定位[J].电力与能源, 2011, 03:206~209.

[2]聂鹏晨, 殷立军, 谢海宁, 张嘉旻.架空线路故障指示器的整定原则与仿真验证[J].电力与能源, 2011, 05:364~366.

[3]苏继锋.配电网中性点接地方式研究[J].电力系统保护与控制, 2013, 08:141~148.

[4]要焕年, 曹梅月.论城乡中压电网的中性点接地方式[J].电力设备, 2001, 03:5~21.

[5]高亚栋, 杜斌, 赵峰, 施围.中性点经小电阻接地配电网中弧光接地过电压的研究[J].高压电器, 2004, 05:345~348.

中性点经小电阻接地 篇4

本文分析了单相短路引起部分接地方式下非接地变压器失地时, 对中性点绝缘的影响;确定了变压器中性点接入小电抗的取值原则和计算方法, 并对比分析了接入小电抗后降低过电压和限制短路电流的效果。

1 110KV变压器中性点绝缘的耐压水平

110KV以下变压器, 由于电压等级低, 绝缘要求容易达到, 并且在变压器的成本中, 绝缘投资所占比例也不大, 故110KV以下变压器采用全绝缘。110KV及以上变压器, 绝缘投资占变压器成本的比例很大, 且电压等级越高, 绝缘投资越大。因此, 考虑安全性的同时兼顾经济性, 我国110KV及以上等级变压器采用分级绝缘。

限制单相接地短路电流、防止通信干扰和满足继电保护整定配置等要求, 我国110KV系统通常采取部分接地的方式, 即变电站并联运行的多台变压器, 通常采用一半变压器接地, 其余均不接地的运行方式。这样才能使本站对外等效零序阻抗不因变压器运行台数而改变。

接地故障造成三相不对称运行, 在变压器中性点上必然会产生过电压。在断路器跳开单相接地故障之前, 变压器中性点产生过电压值大小与K=X0/X1有关 (其中:X0为零序阻抗, X1为正序阻抗) 。

部分接地方式可以将减小接地变压器中性点绝缘强度, 节约投资。发生单相短路故障时, 如果超过保护整定值, 先切除非接地变压器, 然后接地变压器带故障运行一段时间, 争取抢修, 带故障运行时间不宜过长。但是, 实际运行表明, 常常出现短路故障时, 保护装置误动作, 先切除接地变压器, 使非接地变压器带故障运行, 导致非接地变压器失地。此时的中性点过电压值更高, 其值近似为相电压值, 即:Uomax=Uxg。

目前, 我国大多数110KV系统采用部分接地方式, 而随着110KV系统规模的扩大, 短路故障发生将会更频繁, 非接地变压器失地对变压器中性点绝缘威胁的问题也会更加突出, 已经引起了人们的重视。

2 变压器经小电抗接地

2.1 小电抗阻值的确定

变电站的变压器中性点都经小电抗接地后, 该站的等效零序阻抗会发生改变, 这样会影响该站母线的短路电流及变压器承担的短路电流, 还可能影响整个系统继电保护整定值的选择。为限制短路电流, 变压器中性点所接小电抗的阻值应根据系统参数及预定的短路电流计算得出。接地电抗值越大限制短路电流的效果就越好, 但应注意要使变压器承担的短路电流在变压器允许的范围内。同时, 变压器中性点电压取决于通过中性点的3倍零序电流乘以电抗值, 电抗值增大时中性点绝缘也会相应提高。综合考虑继电保护、限流和中性点过电压后, 小电抗的阻值最好按照变电站等效零序阻抗不变的原则选取。

通常110KV变压器采用的是Y/Δ接线方式, 中性点经小电抗接地后, 其零序阻抗值为:Z0+3Zn, 其中Z0为变压器的零序阻抗, Zn为小电抗阻值, 若要变压器中性点经小电抗接地前后的变电站零序阻抗保持不变, 则要满足下式:Z0=Z0+N。

2.2 小电抗性能的要求

接地小电抗应该具有良好的性能, 最重要的性能是良好的线性伏安特性。当系统发生单相接地时, 接地阻抗的随机性导致变压器中性点的电压也随机变化, 且该变化范围很大。因此, 小电抗必须具有线性伏安特性, 变压器甚至变电站的等效接地阻抗值才能保持一定。同时, 小电抗应具备良好的承受短路电流的能力 (即应具有良好的热稳定性和动稳定性) , 因为小电抗连接在变压器的中性点上, 故它与变压器承受短路电流的水平应该相同。

为获得良好的动稳定性, 小电抗采用干式结构, 因为线圈浇注成固态整体结构后, 线圈内的导线具有良好的抗幅向力、抗轴向力的性能, 同时采用加强线圈紧固件防止转动和轴向位移。

3 算例分析

结合某变压器技术参数, 建立系统仿真模型, 分别计算部分接地和中性点经小电抗接地的情况下, 发生短路时变压器中性点电压和短路电流。变电站有两台变压器并联运行, 它们的基本参数如下:

连接方式:YN, d11

额定电压:10.5/121 (KV/KV)

额定容量:16 (MVA)

空载损耗:19 (kW)

负载损耗:65.4～78.5 (kW)

短路阻抗:10.5%

空载电流:0.7%

变压器的短路阻抗为:Zt=10.5%×1212/16=96.082 (Ω)

由式 (3) 、式 (4) 、式 (6) 得121

IT==1.089 (kA) (9)

3 (96.082+15.125)

其幅值为1.54kA

ip=1.089×1.82=2.772 (kA)

仿真模型采用集中参数模型, 变压器的零序阻抗为62.1Ω, 由式 (7) 得, 小电抗取值为20.7Ω。

4 结论

部分接地方式下, 单相短路在中性点的稳态和暂态过电压不会引起变压器绝缘的击穿, 但如果同时存在其他过电压时, 很可能会造成中性点绝缘的击穿。部分接地方式下, 继电保护跳开接地变压器会造成非接地变压器失地;若不跳开接地变压器, 单相短路电流接近变压器的承受短路电流的限度。随系统容量的增加, 单相短路电流很可能超过变压器的动稳定和热稳定限度。中性点接地小电抗的选取应保持零序网络不变或微变的原则, 一般情况下选取单台变压器零序阻抗的1/3作为接地小电抗值。110KV变压器中性点经小电抗接地后, 可以避免失地过电压, 减小变压器绝缘的投资;并可以有效地限制短路电流。

参考文献

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中性点经小电阻接地 篇5

目前500 k V变电站内大量使用的降压型自耦变压器,多采用中性点经小电抗接地的方式[1],该方式既能满足零序保护的要求,又能有效地解决系统短路容量超过断路器额定遮断容量的问题,而且有材料省、造价低、损耗小、质量轻等优点。但由于自耦变压器与普通变压器结构原理上的差异,自耦变的保护配置有不同的特点,整定计算时虽然正序及零序拓扑网络相同[2],但短路电流计算和部分定值整定需要区别于普通变压器。500 k V中性点经小电抗接地自耦变压器已得到广泛应用[3],而对500k V自耦变压器的整定计算还没有一个系统化的阐述。本文主要基于自耦变压器与普通变压器的结构差异,介绍500 k V中性点经小电抗接地自耦变压器零序短路参数及公共支路零序短路电流计算公式,根据《继电保护和电网安全自动装置技术规程》、《220~750 k V电网继电保护装置运行整定规程》、《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》以及各网调、省调实际整定经验[4,5,6,7,8,9,10,11],分析一般500 k V自耦变压器保护的构成特点,重点讨论如何简化其后备保护配置及其整定计算过程。

1 三绕组自耦变压器

三绕组自耦变压器与双绕组自耦变压器类似,高、中压侧相当于双绕组自耦变,低压侧与高、中压侧之间只有磁的联系。

如图1所示,高压、中压侧公用绕组W2,高压、中压侧既有磁的联系,又有电的联系,而普通变压器高、中、低压侧之间只有磁的联系。

自耦变压器高中压之间有电的联系,高电压易传递于中压侧,为了防止所连高压网络单相接地故障时,中压侧绕组出现过电压,所以自耦变中性点必须接地;为限制短路电流,500 k V自耦变中性点大多数经小电抗接地,其零序短路参数及短路电流计算与普通变压器不同。

2 中性点经小电抗接地自耦变压器零序参数及公共支路零序电流计算

2.1 零序电抗值计算

500 k V自耦变压器一般采用Y0/Y0/△型接线,其短路电压试验与普通变压器的短路电压试验相同,零序等值电路如图2所示。

高、中压绕组变比为NNU/Uk21(28),中性点经小电抗接地的自耦变压器归算到高压侧的高、中、低压侧等值零序电抗为

式中:Xn为接地电抗;X 1-2、X 1-3、X 2-3为绕组3开路,折算到高压侧的高、中压侧等值零序电抗;绕组2开路,折算到高压侧的高、低压侧等值零序电抗;绕组1开路,折算到高压侧的中、低压侧等值零序电抗;X1 X、2X、3为中性点直接接地归算到高压侧的高、中、低侧等值零序电抗;I(5)10、I(5)20、I(5)GG0为高、中压侧及公共支路零序电流;I(5)20、I(5)30为折算到高压侧的中、低压侧零序电流。

由式(1)可以看出,中性点经小电抗接地自耦变压器与普通变压器不同,它的零序等值电路中,各侧等值电抗均含有中性点电抗附加量,而普通变压器只有中性点接入侧增加附加量。

2.2 公共支路电流及中性点零序电流计算

由图2可知,2节点到中性点n为公共支路,该相公共支路零序电流为

中性点零序电流为

需要注意的是,因为自耦变压器绕组间有直接电的联系,从等值电路中,不能直接求取公共支路零序电流和中性点的入地电流,必须先算出一、二次侧的电流有名值I(5)10、I(5)20,才能求出。

同理,可以求出公共支路正序、负序以及各相电流。

3 500 k V自耦变压器后备保护整定计算

500 k V自耦变压器装设数字式保护时,除非电量保护外,应采用双重化保护配置。对变压器的内部、套管及引出线的短路故障,配置纵联差动保护作为主保护。为提高切除自耦变压器内部单相接地短路故障可靠性,可增设只接入高、中压侧和公共绕组回路电流互感器的星形接线电流分相差动保护或零序差动保护,作为纵联差动保护的辅助保护。500 k V自耦变压器后备保护一般有:高、中压侧配置带偏移特性距离保护、复合电压闭锁过流、零序电流保护、断路器失灵保护、过负荷保护、过激磁保护;低压侧配置复压闭锁过流保护、过负荷保护;公共绕组增设零序过电流保护和过负荷保护。

通常变压器正常运行时,不考虑其两套主保护同时拒动,基于“加强主保护,简化后备保护”的原则,本方案简化掉500 k V自耦变压器高、中压侧的零序方向电流保护配置,同时对其他后备保护的整定也进行了简化,下面具体阐述500 k V自耦变后备保护的简化整定方法。

3.1 距离保护

距离保护配置在自耦变压器高、中压侧,采用一段带偏移特性的阻抗保护,正向阻抗保护方向指向变压器内部,作为变压器的后备保护;反向指向本侧母线,作为本侧母线的后备保护。对于单套保护有:

Ⅰ高压侧

a)正向阻抗

按中压侧母线故障有1.5倍灵敏度整定。

b)反向阻抗

按正向阻抗定值的10%整定。

c)时间

按不超过变压器制造规程中要求的热稳定允许时限2 s。

Ⅱ中压侧

a)正向阻抗

按高压侧母线故障有1.5倍灵敏度整定。

b)反向阻抗

按正向阻抗定值的10%整定。

c)时间

按不超过变压器制造规程中要求的热稳定允许时限2 s。

对于目前采用双重化配置的主变距离保护,根据国网公司《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》标准化设计要求,允许500 k V线路距离保护与主变后备距离保护在定值和时间上不配合,正向阻抗按主变高中压侧阻抗的70%整定,时间统一按热稳定要求取2 s。

由于500 k V距离保护利用反向偏移阻抗作为母线的后备保护。原则上,当高、中压侧母差退出时,其同侧距离保护时间均改为1 s。距离保护双重化配置的主变两套同侧阻抗保护均改为1 s。对于主变正方向阻抗伸出对侧母线的主变,由于主变距离保护的正方向阻抗和反方向偏移阻抗时间同时改为1 s,因此若此时正方向侧母线或出线发生故障,若1 s内母线或线路后备保护不能可靠切除其故障,则主变距离保护会越级跳闸。因此,当母差退出时,其相邻线路纵联保护至少有一套必须运行。

3.2 过电流保护

从3.1节可以看出,当采用标准化设计的双套自耦变压器阻抗保护,对其他侧相间故障没有灵敏度,即使对按其他侧有灵敏度整定的单套阻抗保护,对低压侧也未必具有灵敏度。因为,对于自耦变压器,经过仿真计算,高压侧、中压侧单相接地、匝间短路,低压侧匝间短路几乎全部位于变压器短路阻抗为半径的圆以外,有一部分测量的阻抗还落到负荷阻抗之外,因此阻抗元件不能作为变压器各侧绕组内部短路的近后备保护,只能作为变压器引线、母线或线路保护的后备。所以,低压侧需增设过电流保护。

主变的低压侧采用三相过流保护作为变压器低压侧后备保护及低压母线的主保护,对不能消除区外故障零序电流的保护,若主变低压过流保护CT一次取自主变套管相电流,则该CT二次回路应接成∆形接线,以消除区外故障零序电流的影响;若主变低压过流保护CT一次取自主变套管线电流或采用开关独立CT,则该CT二次回路应接成Y形接线。

整定值按躲过变压器低压侧额定电流整定,同时应满足在主变低压侧故障有灵敏度。主变没有低压开关,保护动作直接跳主变高、中压侧;若主变有低压开关,则分两阶段跳闸,第一阶段(短延时)跳低压开关;第二阶段(长延时)跳主变三侧。

3.3 中性点零序过流保护

根据文献[12],自耦变压器中性点零序电流大小和方向随中压侧系统阻抗变化而变化,不能明确反映故障方向及严重程度,故零序过电流保护须分别装设在高、中压侧,为满足选择性要求,可增设零序方向元件,根据保护方向不同分别作为线路、变压器接地故障的后备保护。

然而无论变压器高、中压侧是否装设零序电流保护,为了避免高压侧或中压侧跳开之后,中、高压侧零序电流保护灵敏度不够问题,都要在中性点装设零序过流保护。

在实际整定计算中,高、中压侧和中性点都装设零序电流保护,为了满足配合关系,反而延长了保护动作时间;同时,已经配置了距离保护,解决接地故障后备保护问题;另外,500 k V自耦变压器加强了主保护,一般有两套快速保护,内部发生接地故障时一般不考虑两套同时拒动,这样也能快速切除故障;同样,对于500 k V自耦变压器高、中压侧所连线路来说,也有双套快速保护,基于简化后备保护的原则,也不用考虑变压器与线路的配合。

基于上述原因,在接地故障的后备保护简化整定中,直接取消变压器高、中压侧的零序电流保护,直接在中性点装设零序过电流保护,作为线路、变压器接地故障的总后备。

变压器中性点零序电流保护作为变压器及出线的总后备,时间与线路的方向零流配合。若两台及以上变压器并列运行,变压器的中性点零流动作时间一般按相差一个∆t(0.5 s)整定。

3.4 过负荷保护

500 k V自耦变压器与普通变压器在过负荷保护方面的不同:通过计算可知,当自耦变压器的低压侧接有电源或无功补偿设备时,变压器高、中压侧未达到额定运行时,公共绕组已有过负荷的现象。所以在这种情况下,自耦变压器除了一般的三侧均装过负荷保护外,还必须在公共绕组处装设过负荷保护。

高、中、低压侧过负荷保护定值按普通变压器整定,固定按各侧额定电流1.1倍整定,延时1 s发信;公共绕组过负荷保护定值按躲主变公共线圈额定电流整定,延时1 s发信。

4 仿真分析

根据现场实例,本文采用继保故障分析整定管理及仿真软件对系统进行建模,计算中性点经小电抗接地自耦变压器公共绕组零序短路电流,配置简化的后备保护并进行整定计算,最后仿真验证其动作行为。为了便于计算分析,将500 k V电网简化如图3所示,图中包含变电站内设备、500 k V出线,将出线母线外侧系统简化,等值成外部系统1、2和等值联络线,500 k V出线及自耦变压器各侧正序及零序阻抗标幺值在图中已显示,自耦变中性点电抗均为j12,按上文的保护配置对3#主变配置变压器后备保护,并进行整定计算。

设置系统参数:采用CT变比为5000/1,PT变比高压侧为500/0.1,中压侧为220/0.1,设置计算结果精度为小数点后4位,整定结果精度为小数点后2位,误差0.01。

以整定变压器中性点零序电流为例,按出线末端故障有灵敏度整定,高压侧出线故障零序电流最小值出现在小方式高压侧出线5913线末端故障,流过该系统的零序电流有名值如图3所示,变压器中压侧母线故障最小值在小方式下,其有名值为387A,中性点零序过流保护高压侧出线故障时灵敏度不够,按小于300 A整定;时间按与出线的方向零流配合,出线的方向零流最长时间为2 s(其整定过程略),则其时间整定为2.5 s。#3变高、中压侧母线三相短路时中、高压侧的测量阻抗有名值分别为j77.1283Ω、j401.8612Ω。对3#变配置变压器后备保护,按双套保护整定结果如表1所示。

整定结束,对保护动作行为进行仿真,仿真试验证明在变压器内部发生故障时保护均可正确动作,区外发生各种短路故障保护均不动作。该保护动作可靠,逻辑简单、易于实现,满足简化后备保护的要求。

5 结论

本文基于500 k V自耦变压器与普通变压器的差异,阐述了500 k V自耦变压器后备保护的简化整定方案,这一方案已成功应用在某些网调、省调的整定计算方案中,运行效果良好。

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中性点小电阻接地系统方案分析 篇6

目前电力系统6~63电网中大部分则采用中性点经消弧线圈接地或小电阻接地系统。根据地区电网运行情况, 对于电缆线路出线较多、高耗能企业较多、运行电流变化大等负荷性质的变电站, 大部分中性点经消弧线圈接地系统在运行中存在诸多问题, 为降低单相接地时的暂态过电压、消除弧光接地过电压和一些谐振过电压, 并能采用简单的继电保护装置迅速选择故障线路, 切除故障点, 减少设备损坏事故, 提高电网的安全运行水平, 需要将中性点由消弧线圈接地改造为经小电阻接地的方式。本文通过实例对中性点经电阻接地系统原理进行简要阐述, 希望对工程设计中合理选择中性点接地方式有所帮助。

1 中性点经电阻接地方式的基本原理

1.1 接线方式

1.2 基本原理

中性点接入电阻Rn能有效抑制接地过电压。当系统发生单相接地故障时, 不接地相的瞬时过电压不超过2.6倍额定相电压, 并尽可能限制接地故障电流不超过10~15A。如将电阻Rn通过配电接地变接入中性点, 将会使中性点接地电阻的一次值R增加N2倍, 从而减少实际装设的R值, 电力系统中大部分采用本接线方式。

2 实例分析

2.1 实例分析中性点接地电阻特性

某变电站站内共计主变四台, 1、4号主变容量分别为180MVA, 2、3号主变容量分别为150MVA。站内35k V已投运线路20回, 出线方式大多为电缆。所带负荷主要用于中小型焦化厂、水泥厂、硅铁厂、氯酸钠厂等, 使用的变压器大多数为大型整流变。主变35k V侧中性点分别经消弧线圈接地, 1#、4#主变35KV侧中性点消弧线圈容量分别为2400KVA, 2#、3#主变35KV侧中性点消弧线圈容量分别为1500KVA。

目前该站原来延用的经消弧线圈接地方式有些不适应, 主要表现为:

(1) 采用中性点经消弧线圈接地的方式, 在切合电缆线路时, 电容电流变化较大, 需要及时调整消弧线圈的调谐度, 操作麻烦, 并要求有熟练的运行维护技术, 现有的消弧线圈容量不合适, 调节档少不能适时准确的补偿电容电流, 起不到很好的补偿消弧作用。随着电缆线路的增多, 消弧线圈的补偿容量也需增大, 使投资也增大。

(2) 35k V侧所带负荷为电石、硅铁等高载能负荷, 运行电流变化大, 线路故障较多, 大部分故障是产生于电缆上的不可自行恢复的永久性故障。发生单相接地故障后, 由于线路不跳闸, 其绝缘一般不能自行恢复, 在接地过电压的作用下, 扩大了故障范围, 使开关柜内的电气设备绝缘水平下降。

(3) 35k V出线接地后, 绝大多数情况下, 在拉路过程中产生过电压, 造成设备损坏事故。

(4) 35k V系统历次事故反映出, 90%的事故都是由线路接地引起, 系统接地拉路时又产生过电压, 又因35k V设备大部分为室内开关柜形式, 绝缘耐压水平不高, 加之开关柜厂家存在避雷器的质量问题, 开关柜爆炸事故频频发生, 存在很大的安全隐患。

综上所述该变电站主变35k V侧中性点经消弧线圈接地运行方式存在缺陷, 因此通过方案论证将该站主变35k V侧中性点由消弧线圈接地改造为经小电阻接地的方式。改造后的系统大大降低了单相接地时的暂态过电压、消除了弧光接地过电压和一些谐振过电压, 并能采用简单的继电保护装置迅速选择故障线路, 切除故障点, 减少设备损坏事故, 提高了电网的安全运行水平。改造后系统现已正常运行3年以上。

3 结束语

综上所述, 对于以电缆为主的配电网络, 由于电缆对地电容电流较大, 如采用中性点经电阻接地系统可以有效降低PT铁磁谐振的发生几率, 从而保障系统稳定运行。中性点经电阻接地后, 单相接地故障电流增大, 并有零序电流产生, 这对接地故障选线及提高继电保护的选择性、可靠性提供了有利条件。

参考文献

中性点经小电阻接地 篇7

1 10k V配网中性点小电阻接地技术简析

10k V配网中性点小电阻接地技术是一项系统性的技术, 以下从技术特性、系统构成、现存问题等方面出发, 对于10k V配网中性点小电阻接地技术进行了分析。

1.1技术特性

10k V配网中性点小电阻接地技术有着鲜明的技术特性。众所周知小电流接地系统本身具有着较为明显的长时间带单相接地点运行的特性, 这实际上表现出了对于用户不间断供电的良好一面。其次, 10k V配网中性点小电阻接地技术虽然稍微缺乏对于单相接地故障的保护能力, 但是其能够有效的减少相间短路故障, 因此实际上具有良好的持续供电能力。与此同时, 10k V配网中性点小电阻接地技术能够有效的避免人身单相触电, 因此实际上具有较为良好的技术稳定性与安全性。1.2系统构成

10 k V配网中性点小电阻接地技术的系统构成相对较为复杂。10k V配网中性点小电阻接地技术的构成通常包括了接地变、小电阻等组成部分, 在这一过程中由于主变10k V侧为三角接线, 因此需要通过接地变提供系统中性点。其次, 10k V配网中性点小电阻接地技术在接地变压器容量的选择过程中应当与中性点电阻的选择相配套, 从而能够在此基础确保激磁电流不会过高。与此同时, 10k V配网中性点小电阻接地技术本身能够对于零序电流呈现低阻抗和良好的漏抗性能, 因此这使得其组成模式更加的合理与可靠。

1.3现存问题

10k V配网中性点小电阻接地技术的应用现在还存在诸多的问题。10k V配网中性点小电阻接地技术虽然具有很多优越的特性并且构成也较为合理, 但是在技术应用的过程中仍旧存在着许多不容忽视的问题。例如间歇性接地故障的存在经常会引发系统过电压, 最终使得烧毁电气设备事故发生的概率增加。其次, 0k V配网中性点小电阻接地技术在接地电弧长时间作用下可能使得设备出现非常严重的损坏, 最终会非常严重的影响到系统的安全运行。

2 10k V配网中性点小电阻接地技术应用

10k V配网中性点小电阻接地技术的应用需要把握住要点, 以下从优化接地选线功能、合理选择中性点电阻、保证继电灵敏度等方面出发, 对于10k V配网中性点小电阻接地技术的应用进行了分析。

2.1优化接地选线功能

10k V配网中性点小电阻接地技术的应用可以有效的优化接地选线功能。工作人员在优化接地选线功能的过程中可以合理的通过流过接地点的电流启动线路零序保护来更加准确快速切除故障线路, 并且在此基础上有效的缩短故障排查时间。其次, 工作人员在优化接地选线功能的过程中可以通过减少单相接地造成人身触电及相间短路发生, 来有效的提高了供电可靠性电缆为主配电网的单相接地故障发生的概率。与此同时, 工作人员在优化接地选线功能的过程中还应当对于故障点所在线路的检出, 并且通过试拉手段的合理应用, 来达到更好的技术应用效果。

2.2合理选择中性点电阻

10k V配网中性点小电阻接地技术应用的关键是合理选择中性点电阻。工作人员在合理选择中性点电阻的过程中首先应当考虑到是否存在着大用户将接入的情况, 如果有的话则应当将其电容电流量都进行一定程度的提升。其次, 工作人员在合理选择中性点电阻的过程中还应当合理的用小电流接地选线装置或保护装置内工频量零序电流来提升选线的灵敏度。与此同时, 作人员在合理选择中性点电阻的过程中如果考虑到单相接地故障可能发展为相间或三相故障, 则应当在统筹厂站实际运行诸多因素的基础上合理的采用中性点经小电阻接地方式。2.3保证继电灵敏度

10k V配网中性点小电阻接地技术应用需要在保证继电灵敏度的基础上进行。工作人员在保证继电灵敏度的过程中首先应当在考虑接地过渡电阻的基础上确保继电保护的灵敏度有效的提升。其次, 工作人员在保证继电灵敏度的过程中应当于当过渡电阻不是很大的情况下, 确保保护灵敏度能够处于一个适度的区间内, 从而能够在此基础上确保继电保护装置的选线准确率可以接近100%。与此同时, 工作人员在保证继电灵敏度的过程中还应当考虑到继电保护灵敏度和接地过渡电阻的影响, 来优先的选择较大的电阻电流。在这一过程中工作人员应当考虑对通信的影响从降低对通信的干扰考虑, 并且在此基础上确保危险影响电压不得大于430V并且高可靠线路要求不大于630V, 卒子能够保证技术应用效率与经济效益的不断提升。

3结束语

通过10k V配网中性点小电阻接地技术的应用和推广, 其能够有效的减少设备的损坏和安全事故的发生, 因此对于提升人民群众的生命安全有着非常大的帮助。

参考文献

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