35kv电阻接地系统

35kv电阻接地系统（共10篇）

35kv电阻接地系统 篇1

0 引言

选择电网中性点的接地方式是一个综合性问题。它与电压等级、单相接地短路电流、继电保护配置、过电压水平等有关, 直接影响电网的绝缘水平、供电可靠性和连续性、继电保护、系统稳定以及对通信线路的干扰等。电力网中性点的接地方式有中性点有效接地和中性点非有效接地两种类型。其中, 中性点非有效接地方式可分为中性点不接地方式、中性点低电阻接地方式、中性点高电阻接地方式和中性点谐振接地方式。

以往光伏电站35k V及以下系统采取中性点经消弧线圈接地或不接地方式运行。消弧线圈接地方式的缺点是降低了小电流选线装置的灵敏度、容易发生串联谐振过电压、在非正常运行方式下, 无法抵消弧光接地时的全部高频分量, 可能引起很高的弧光接地过电压。

近几年, 光伏电站建设规模逐年快速扩大, 大型光伏电站面积较大, 各子系统的间距较远。光伏场区通常将逆变器的出口电压经过箱式双分裂升压变压器升压到35k V, 通过35k V汇集线送往升压站, 经升压站主变升压后接入系统。光伏电站35k V汇集线线路较长, 一般采用电缆或架空方式, 这导致35k V系统电容电流的数值大幅度增加。据统计, 全国已出现多起因单相接地故障不能快速切除导致故障扩大并成为光伏发电大规模脱网的主要原因。当前, 并网安全问题始终是悬在光伏产业头顶上的一把剑。因此, 对于35k V系统电容电流数值较大的光伏发电站, 接地方式的选择将直接影响到光伏电站电气设备的安全运行。

1 中性点低电阻接地方式的原理及特点

1.1 原理

中性点低电阻接地方式即在系统中性点与大地之间串联接入一定阻值 (0.1~1500欧) 的电阻。当发生单相接地短路故障时, 由于电弧在重燃--熄灭--再重燃的过程中积累了大量的能量, 当中性点接入电阻器后, 电阻器泄放了燃弧后的能量, 使中性点的电位降低, 且故障相电压恢复速度减慢, 电弧重燃的可能性就降低了。由于电阻吸收了故障时的弧光能量, 有效限制了弧光过电压倍数, 也基本消除了系统谐振过电压。

当电网发生单相接地故障时, 流过故障点的接地电流等于电阻电流和电容电流的向量和, 在接地电阻数值选择合理的条件下, 采用零序电流保护选择故障线路并迅速切除故障线路, 保证了人生设备安全。

1.2 特点

(1) 发生单相接地故障时, 非故障相工频过电压可限制在1.7倍以下, 暂时过电压可限制在2.6倍以下。

(2) 发生单相接地故障电弧从重燃、熄灭、再重燃所积累的电荷通过电阻器泄放, 控制了弧光过电压的倍数。

(3) 由于电阻器为一阻尼原件, 基本消除了谐振过电压。

(4) 低电阻接地就是为了获得较大的故障电流, 利用这一特点, 可利用零序保护装置快速切除故障线路, 防止事故进一步扩大, 提供了电网的安全水平并保证了人生安全。

(5) 电缆线路发生故障一般为永久性故障, 保护整定中不对故障线路进行重合闸, 因此不会引起操作过电压

2 光伏电站中性点小电阻接地方式基本理论

2.1 低电阻接地方式

光伏场升压站主变压器低压侧采用低电阻接地方式, 发生单相接地故障时可通过配置的零序保护快速切除故障线路。目前采用两种常用的方式:

(1) 光伏电站升压站主变压器采用Y/Y+Δ接线方式, 主变压器高压侧和低压侧均采用星型接线 (带平衡绕组, 能为3、6、9···次谐波提供通道, 改善波形) , 低压侧中性点引出加小电阻接地。

(2) 光伏电站升压站主变压器采用Y/Δ接线方式时, 在35k V侧采用Z型接地变压器人为制造一个中性点后经小电阻接地。

2.2 单相接地电流计算

当A相发生单相接地故障时, 忽略故障点接地电抗后由对称分量法可得A相单相接地电流为:

式中:Z1、Z2、Z0---------网络的正序、负序、零序电抗, 欧姆;

Rd---------故障点过渡电阻, 欧姆;

Ua---------A相电压, k V;

2.3 中性点接地电阻阻值计算

(1) 计算电阻电流中性点接地电阻器的阻值计算应先确定故障电流。当接地电流为550A时, 接地电弧可以稳定燃烧, 不会发生因燃烧、熄灭、再重燃过程所引起的弧光过电压, 也有利于继电保护装置的正确动作。

中性点电阻电流计算:

式中:IN为电阻电流, A;Id为接地电流, A;Ic为系统电容电流, A电缆线路电容电流计算:

式中:UE为系统额定线电压, V;L为电缆长度, km;

架空线路电容电流估算:

式中:2.7为适用于无架空地线的线路;3.3为适用于有架空地线的线路;同杆双回线路的电容电流为单回路的1.3~1.6倍。

(2) 接地电阻阻值及接地变容量按10S热稳定原则进行计算

式中:UE为系统额定线电压, V;IN为电阻电流, A;IR为小电阻额定电流;

RN为电阻器阻值, 欧姆;S为接地变容量, k VA

(3) 计算实例。以河北张家口某100MW光伏发电项目为例, 每1MW为一个子系统, 每个子系统安装一台1000k VA的升压变, 每10个子系统均T接到1回35k V汇集线, 本站共10回汇集线, 均为电缆汇集方式, 电缆长度共计22公里, 本站的主变压器接线形式为Y/Δ接线方式, 其电容电流估算为:

则电阻电流为:IN=Id2-IC2=544A (取Id=550A)

电阻值为:RN=U3IN=37.14欧姆, 选择37欧姆的电阻, 则接地电流大于550A。

按照10S热稳定计算, 接地变压器绕组的容量为:S=110.5×353×544=1047KVA

因此, 选择容量为1250k VA、接线组别为ZN, yn1的曲折型接地变压器;选择电阻为37欧姆的小电阻柜。

3 低电阻接地方式的保护配置及整定原则

3.1 35k V接地变压器的保护配置及整定原则

接地变压器配置电流速断及过电流保护作为接地变内部故障及外部相间短路故障的主保护和后备保护;并配置零序过流I段、零序过流II段作为接地变单相接地故障时的主保护和后备保护。

当采用升压站主变压器低压侧中性点引出加小电阻接地方式时, 零序I段保护第一时限跳低压侧母联开关, 第二时限跳主变低压侧进线开关、零序II段保护动作跳主变各侧开关;当采用接地变压器中性点接小电阻接地方式时, 零序I段保护第一时限跳低压侧母联开关, 第二时限跳主变低压侧进线开关。

3.2 35k V汇集线线路的保护配置及整定原则

光伏电站的35k V汇集线为双侧电源线路, 应装设带方向或不带方向的电流速断及过电流保护作为相间短路故障的主保护和后备保护;并配置零序电流保护, 零序电流保护设二段, 第一段为零序电流速断保护, 时限与相间电流速断保护相同、第二段为零序过电流保护, 时限与相间过电流保护时限相同, 也可配置零序加速段增加保护可靠性。

3.3 现有配置方式及隐患

低电阻接到方式下零序电流保护在具体工程中运用时, 保护装置零序电流采样一般采用独立的零序电流互感器, 很少是装置通过接入的三相电流而自产的零序电流。当采用独立的零序电流互感器时, 需注意一个原则, 电缆端部的金属护层及接地线不能穿越零序电流互感器, 接地线应在零序电流互感器以下直接接地。

在光伏电站扩建时, 汇集线进线间隔的零序电流互感器特性必须与前期工程的零序电抗互感器特性一致, 避免不一致造成的保护误动。

4 结论

随着光伏电站规模的不断扩大, 光伏电站35k V侧主要由电缆线路构成配电系统, 由于电缆使用量的增多使得配电系统的电容电流急剧增加, 当单相接地故障电容电流较大时, 选用中性点低电阻接地可以快速切除故障线路, 降低工频过电压水平, 提供光伏电站运行可靠性。中性点电阻接地方式对系统电容电流变化的适应范围较大, 尤其当光伏电站扩建时, 可以不改变接地电阻值。本文根据光伏电站集电线路的特点提出了35k V系统接地方式, 同时给出了接地电阻阻值及接地变容量计算的方法, 并对工程中遇到的继电保护整定原则进行了归纳总结, 对光伏电站设备采购、规范建设和顺利投产具有十分现实的指导意义。

参考文献

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35kv电阻接地系统 篇2

a.多芯电缆：应对每盘电缆的所有导体(包括同芯绞合屏蔽进行测量)，

b.在测量之前，将被试品置于一间适当恒温的试验室内至少12h，若怀疑导体温度与室温有差异，放置时间应延长到24h，也可把一段导体试样置于可控温的油浴中进行至少1h 的条件处理后，再测量其电阻，

根据IEC288 的公式和系数将所测电阻换算到20℃和1km 长度时之值。

35kv电阻接地系统 篇3

关键词：发展故障；电机负荷；主变差动保护

引言

电力系统配电网在电力网中起到分配电能的重要作用，是给城市里各个配电站和各类用电负荷供给电源的通道[1]。由于电动机的特性，在电力系统发生故障时，就应考虑在实际情况下电动机是否仍然作为负荷来使用，还是由于短路的影响，电动机此时不再是作为负荷，而是作为一个电源向短路点提供短路电流的问题[2]。由此可能对故障的发展造成影响。

1.现场保护配置及事故过程

1.1 系统运行方式

故障前XX110kV变电站双母线接线，两条110kV进线均来自同一220kV变电站。两台YNynd11接线主变，3号主变35kV侧无母线且仅313线一条出线负荷，即313断路器既是线路断路器又是3号主变35kV侧断路器，所带负荷为水泥厂电动机负荷；10kV侧没有引出线，实际当做两绕组变压器使用。3号主变容量31.5MVA，313断路器故障前负荷电流为425A，损失负荷25.9MkW。

3.电动机负荷反馈故障电流特征

对于电动机反馈短路电流而言，较为关注其冲击电流、周期分量初值电流、以及直流分量电流。通过分析表明，电动机反馈短路电流呈如下特性：

3.1电动机反馈短路电流衰减速度随容量增大而减慢。

随着电动机容量的增大，其次暂态电抗XD减小、时间常数 TD增大。XD、TD的变化将导致电动机反馈的冲击电流ip增大并且衰减较慢。对于小容量电动机而言，其定子绕组端点三相短路反馈电流的峰值较小，经历3～4个周波左右的时间即衰减完毕；大容量电动机的反馈电流峰值较大，需经历6～8 个周波左右的时间，其反馈电流逐渐衰减[5]。

3.2 考虑磁路饱和特性导致反馈短路电流增大。

为降低感应电动机的空载电流和提高电机的功率，气隙应尽可能小。在电动机反馈短路电流的计算中，基本假设忽略磁路饱和的影响，这样的假设对于中小型电动机而言是符合实际情况的。对于大容量电动机，当电流瞬时值较大，部分漏磁被迫穿过漏磁路的铁芯部分闭合，从而使磁路饱和，饱和后的电动机次暂态电抗XD电抗比未饱和时小得多。电动机短路反馈电流的周期分量初值与次暂态电抗成反比。因而，次暂态电抗的减小将造成电流的增大。对于较大容量的电动机，考虑磁路饱和特性会导致计算的反馈电流增大[5]。

3.3 并非所有电动机均提供短路电流。

感应电动机作为主要的电力系统负荷，其使用功能各不相同，接入系统的电压等级也有所不同。对于大型工业负荷，电动机多接入10kV；对于商业、民用负荷，电动机多接入400V。当系统中主网的某条线路发生三相短路故障后，配电网电压的变化要经具体计算才可求得。当短路瞬间，如马达与短路点之间的电气距离较近，电动机处于发电机状态，可视为附加电源，向短路点反馈短路电流；反之，如马达与短路点之间的电气距离较远，仍处于电动机状态，不向系统反馈短路电流[5]。

4. 问题分析及处理

随着钢铁产能的增加，越来越多的大容量异步电动机在钢铁厂投运，大容量异步电动机在发生三相对称短路时，其反馈的短路电流与系给的短路电流叠加，其反馈冲击电流会对供电系统中配电设备的动稳定等参数产生影响， 其反馈开断电流会对断路器额定短路开断电流产生影响。[6]

4.1配置纵联差动保护，联络线两侧能同时快速切除线路故障，保证全线速动，需同时配置电流保护做后备保护。[7]

4.2容性电流超过20A的10kV或超过10A的35kV（应为3-10kV电缆线路）不接地系统，应装设有自动跟踪补偿功能的消弧线圈，防止单相接地发展成相间短路。[8]

4.3大容量异步电动机反馈的次暂态电流数值较大因此在选择电气设备时不仅应 考虑反馈电流对力稳定的影响还应考虑对开断电流和热稳定的影响。[9]

参考文献：

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[6]高压大容量电动机对断路器开断电流的影响.

[7]小电源并网35kV城市配电网保护及安全自动装置配置.

[8]預防110-500kV变压器（电抗器）事故措施.

[9] 康家义.大容量异步电动机的短路反馈电流.

作者简介：

谢浩（1984-），男，汉，河北省廊坊市，工程师，主要从事电力系统继电保护调试及检修工作。

李小虎（1985-），男，汉，河北省廊坊市，工程师，主要从事电力系统继电保护调试及检修工作。

35kv电阻接地系统 篇4

本文利用PSCAD仿真软件, 以某风电场35 k V电网为例建立电磁暂态仿真模型, 针对电网中变压器中性点不同接地方式对系统发生单相接地故障时的过电压进行了详细仿真, 仿真结果验证了风电场经电阻接地的优越性。

1 中性点接地电阻分析计算

1.1 中性点引入

在中国风电场35 k V小电流接地的电力系统中, 变电站中的电源变压器35 k V侧绕组为三角形接线, 所以无中性点引出。中性点的引入一般有两种方法:一是在主变的35 k V侧采用yn0型接线;二是在35 k V母线侧设置Z型接地变。

本文采用第二种方法, 因为Z型变压器具有系统发生单相接地故障时, 正、负序呈现高阻抗, 零序呈现低阻抗 (一般小于10Ω) , 空载损耗小, 变压器容量利用率在90%以上等特点, 所以, Z型变压器是作为接地变压器的一种比较好的选择[4]。Z型变压器接线方式如图1所示。

1.2 接地电阻的选择

接地电阻值的选择原则[5]:

1) 发生故障时向保护装置提供足够大的电流, 能够使保护装置快速可靠地动作。

2) 电阻的阻性电流一般为容性电流的1~1.5倍, 将暂态过电压限制在2.6倍相电压以下。

3) 在规定的时间内, 系统电流要小于热稳定极限电流。

1.2.1 按限制故障过电压倍数选择

架空线路的单相接地电容电流计算公式为

式中:U为线路额定电压, k V;L为线路长度, km。

电缆线路的单相接地电容电流计算公式为

式中:S为电缆芯线截面积, mm2。

通过中性点电阻的电流IR为

则接地电阻R'为

式中:Ue为电网相电压, V。

1.2.2 按热稳定要求选择

根据热稳定要求, 以允许电流和持续时间为依据, 计算中性点接地电阻为[6]

式中:IM为允许电流, A。

综合以上两个方面考虑, 中性点接地电阻RN的取值范围为R″≤RN≤R'。

1.3 案例分析

某风电场总装机容量为40.5 MW, 每台风电机组出口电压为575 V, 频率为50 Hz, 经升压变压器升压至35 k V, 经单回35 k V电缆出线接入到了220 k V变电站的35 k V母线。电缆长30 km, 截面积为240 mm2, 接地变压器采用Z型变压器。

1.3.1 按限制故障过电压倍数选择由式 (1) 得

则接地电容电流IW=0.24×30×35=252 A。当IR=1.5IW=378 A时, 接地电阻为

由上述分析可知, 中性点接地电阻R'≤53.5Ω。

1.3.2 按热稳定要求进行选择

系统中性点接地电阻的热稳定按500 A、10 s考虑, 由式 (2) 知, 中性点接地电阻为

故中性点接地电阻R″≥40.4Ω。

因此, 中性点接地电阻的取值范围为40.4Ω≤RN≤53.5Ω, 本例中接地电阻取50Ω。

2 风电场35 k V电网建模仿真

以1.3节中的风电场为例搭建PSCAD模型, 如图2所示。当接地变压器所连接的开关闭合时, 为中性点经电阻接地系统;当开关断开时, 为中性点不接地系统。本文对这两种方式进行仿真。

2.1 单相接地引起的工频过电压仿真研究

单相接地故障是最常见的故障形式。发生故障时, 由于相间的电磁耦合, 可能使健全相工频电压升高。在不对称接地中, 以单相接地时非故障相过电压升高最为严重。

据统计, 单相接地故障占高压线路总故障次数的70%以上, 占配电线路总故障次数的80%以上, 而且绝大多数相间故障都是由单相接地故障发展而来的。因此, 单相接地故障的研究对于电力线乃至整个电力系统安全运行至关重要[7]。

在图2的仿真模型中, 设置220 k V变电站35 k V母线出口发生A相接地短路故障, 观察故障时的过电压变化情况 (注:, UM为系统最高电压。对35 k V电网, 1p.u.=31.43 k V) 。

中性点不接地和中性点接入50Ω电阻后系统的仿真波形如图3、图4所示。当系统的中性点未接地时, 在220 k V变电站35 k V母线发生单相接地时故障相电压降为0, 系统非故障相的暂态过电压峰值为2.4 p.u.。系统的中性点经电阻接地后, 系统非故障相的暂态过电压峰值为2.0 p.u., 相比中性点未接地, 暂态过电压峰值下降0.4 p.u., 降幅达16.7%。由此可见系统中性点经电阻接地能够有效降低工频过电压。

2.2 间歇性电弧过电压仿真研究

电力系统常见的内部过电压一般分为弧光接地过电压、操作过电压和电磁式电压互感器饱和引起的铁磁谐振过电压[8]。弧光接地过电压具有过电压大, 持续时间长, 对避雷器的危害大等特点, 所以对弧光接地过电压的研究非常必要。

到目前为止, 在分析电弧过程方面有三种理论, 即高频熄弧理论、工频熄弧理论和熄弧恢复抗电强度理论。与系统实测值相比较, 工频理论分析所得过电压值比较接近实际情况[9]。因此, 本文以工频熄弧理论为基础, 其数值仿真过程如图5所示。

在仿真中, 用断路器的开合模拟电弧的熄灭和重燃。在故障相和地之间设置一个断路器, 断路器闭合表示电弧重燃, 反之, 断路器断开代表电弧熄灭, 电阻R为模型弧道电阻[10]。不同接地方式下, 故障点过渡电阻R为0.5Ω。间歇性电弧仿真模型如图6所示。

工频熄弧理论认为当接地电流工频分量过零时, 电弧熄灭, 则在故障点U相电压达正或负峰值时刻, U相发生单相接地故障。在半个工频周波附近时, 接地短路电流很小, 则认为是工频电流过零, 电弧熄灭。熄弧后在故障相 (U相) 的第一个电压峰值时刻电弧重燃。从时间上来看, 工频熄弧是每隔一个工频周波重燃一次[9]。因此, 本文中线路末端在3.675 s时发生U相接地故障短路, 此时U相电压为负最大值, 产生间歇弧光接地过电压, 故障持续的时间为3个工频周期。

系统的汇集线路末端接地时, 系统的弧光接地过电压如图7—图10所示。从图7—图10中可以看到, 当系统的中性点未接地时, 系统的汇集线路末端接地时故障相电压降为0, 系统非故障相的弧光过电压峰值为3.2 p.u., 系统中性点弧光过电压峰值为2.2 p.u.。

当系统中性点经50Ω电阻接地后, 系统非故障相的弧光过电压峰值为2.5 p.u., 系统中性点弧光过电压峰值为0.7 p.u.。相比中性点未接地系统, 弧光过电压峰值分别下降为0.7 p.u.和1.5 p.u., 降幅分别达21.8%和68.2%。中性点经电阻接地能够有效抑制电网弧光过电压的幅值。

严重的弧光过电压是系统中的能量积累造成的, 若在变压器中性点串接一电阻器后泄放间歇性弧光过电压中的电磁能量, 可使中性点电位降低, 故障相恢复电压上升速度减慢, 减小电弧重燃, 进而抑制过电压幅值[10]。

综合上述仿真结果, 相对于中性点不接地系统, 当中性点电阻为50Ω时, 一相工频过电压的最大值不超过2.0 p.u., 降幅达16.7%。当系统发生单相故障时, 继电保护装置能够迅速切除故障, 弧光接地过电压最大降幅为1.5 p.u.。因此中性点经电阻接地可以有效地限制工频过电压和弧光接地过电压的幅值。

3 结论

1) 通过对某风电场35 k V电网中性点接地电阻值的选取进行理论分析和仿真计算, 给出了该风电场中性点电阻值宜取50Ω。但中性点接地电阻值的上限受过电压的限制, 下限受热稳定要求的限制。所以为风电场35 k V电网选取的中性点电阻值并非绝对的。对于不同风电场的35 k V电网, 应根据其具体情况和侧重点灵活选取合理的中性点电阻值。

2) 中性点电阻泄放了对地电容的零序电荷, 中性点电位降低, 故障相恢复电压上升速度减慢, 减小了电弧重燃, 进而抑制了过电压的幅值。因此中性点经电阻接地可以有效地限制工频过电压和弧光接地过电压的幅值。

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35kv电阻接地系统 篇5

20世纪90年代，秦皇岛地区35kV、10kV配电网络线路以架空线路为主，系统对地电容电流较小，因此配电网多采用中性点不接地方式运行。当系统发生一点接地时，保护不跳闸，仅发出接地信号，可带故障运行1～2小时。由于早期供电网络结构比较简单，输电线以架空线为主，单相接地故障是配电网中出现概率最大的一种故障，并且往往是可恢复性的故障。因而采用中性点不接地方式运行，即使发生单相金属性永久接地或稳定电弧接地，仍能不间断供电，这是这种电网的一大优点，因此对供电的可靠性起到了积极作用。

而其缺点是系统具有中性点不稳定的特点，当单相接地电弧自行熄灭后，容易导致电压互感器的铁芯饱和激发中性点不稳定过电压，引起电压互感器烧毁与高压熔丝熔断等事故。

随着城市规模的发展，城市的各大街道纷纷将架空线路改为电缆入地。电缆的电容电流远大于同等长度的架空线路，约为架空线路的63倍，这将引起电容电流的增大，从而导致接地电弧无法熄灭，严重影响系统的可靠性，影响人身及设备的安全。根据当时我国电力行业标准SDJ7—79的规定，(3～10)kV、35kV配电网中单相接地电容电流大于10A，又需在接地故障条件下运行时，应采用消弧线圈接地方式。

因此，在20世纪90年代以后，公司各变电站逐步将35kV、10kV系统由不接地运行方式改造成经消弧线圈接地方式运行。

二、消弧线圈的应用

1.消弧线圈的工作原理

消弧线圈是1台带有间隙的分段铁芯的可调电感线圈。其伏安特性组对于无间隙铁芯线圈来说是不易饱和的，消弧线圈的铁芯和线圈均浸在绝缘油中，外形与单相变压器相似。

图1为补偿电网单相接地故障图，其中gx、Lx分别表示消弧线圈的电导和电感，g1、g2、g3分别代表三相对地电导，C1、C2、C3分别代表三相对地电容。图2为单相接地的等值电路图，其中的Id为接地点D处的接地电流。图3为单相接地相量图，其中的Ic为电网电容电流，IL为消弧线圈补偿电流。由于消弧线圈是一个电感元件，因此相量图中Ic和IL为方向相反的电流。如忽略导纳的影响，根据以上分析可以得出Id的数值。

Id=j[ω(C1+C2+C3)-]UA=IC+IL （1）

由此可得：│Id│=│Ic+IL│ （2）

当Id=0时，电网电容电流全部被消弧线圈补偿。

消弧线圈的脱谐度v表征偏离谐振状态的程度，可以用来描述消弧线圈的补偿程度。

式中：Ic——对地电容电流，A；

IL——消弧线圈电感电流，A。

2.消弧线圈的种类

（1）老式手动调节分接头的调匝式消弧线圈。这种消弧线圈的特点是结构简单，便于安装和维护；缺点是当系统电容电流发生变化需要改变消弧线圈补偿电感值时，只能停下电后进行手动调节，一方面操作比较麻烦，另一方面当系统电容电流发生变化时不能及时改变补偿电感值，容易出现参数谐振等问题，对系统造成影响。

（2）自动跟踪补偿消弧线圈。成套装置自动跟踪补偿消弧线圈装置可以自动、适时地监测、跟踪电网运行方式的变化，快速地调节消弧线圈的电感值，以跟踪补偿变化的电容电流，使失谐度始终处于规定的范围内。

自动跟踪补偿消弧线圈。从结构上分为调匝式、调气隙式、磁阀式、调容式四种形式。根据系统情况的不同，我地区对消弧线圈的选择情况如下：

由于35kV系统在我地区不是主配网系统，网络结构变化不大，系统电容电流相对稳定，变化不大，消弧线圈不需要频繁调节，同时又由于消弧线圈需要安装在户外主变压器中性点上，因此根据结构简单、运行维护方便的特点，选择了老式手动调节分接头的调匝式消弧线圈。

10kV系统是我公司主配网系统，系统结构复杂，网络变化较大，因此选择了自动跟踪补偿消弧线圈，并且根据当时制造厂的情况，我们认为调匝式自动跟踪补偿消弧线圈结构上比较成熟，因此10kV配电网选择了调匝式自动跟踪补偿消弧线圈，并且使用至今。

三、目前存在的问题

通过多年来的运行实践，目前网上运行的两种消弧线圈存在如下问题。

1.35kV系统消弧线圈参数谐振问题

（1）系统如果存在同杆并架线路，在消弧线圈投入的情况下，其中一条母线接地，由于同杆并架线路之间存在耦合电容，将导致另一条母线中性点电位升高，消弧线圈动作，系统出现虚幻接地现象。

（2）当消弧线圈运行在某个分头，将产生高幅值的耦合串联谐振，危及系统安全运行。

（3）在系统参数改变的情况下（新增或减少线路），需要重新计算出产生高幅值的耦合串联谐振条件，并加以避免。

2.10kV系统自动调节补偿消弧线圈存在的问题

（1）目前，在接地故障电流比较大的情况下，网上运行的小电流接地选线装置选线较准确；而在如此小的故障电流下检测灵敏度降低，因此选线极不准确，无法达到工程要求的精度，在系统上有消弧线圈进行接地补偿的情况下，小电流接地选线装置无法使用。

（2）在串联到消弧线圈一次回路中的阻尼电阻阻值选定的情况下，如果系统中性点不对称度增高，系统中性点位移电压就会升高，当超过系统电压互感器零序过压信号回路整定值（一次电压900V，二次电压15V）时，系统发出接地信号，出现虚幻接地现象，影响10kV系统正常运行。反之，在系统中性点不对称度降低时，系统中性点位移电压就会降低，导致自动调节消弧线圈无法正常工作。

（3）由于阻尼电阻箱内用于短接阻尼电阻的交、直流接触器动作不可靠，我公司已经几次出现烧毁阻尼电阻箱的故障。

（4）在局部地区，配网运行方式变化非常灵活，导致系统电容电流变化非常大。如北戴河地区，在崔各庄、海滨、赤土山三个站连网运行的情况下，整个系统的电容电流将达到617A，即使在理想情况下，系统处于全补偿的情况，仍然有5%即30A左右的阻性接地电流无法被补偿掉，30A的接地电流很难自动熄灭。在这种情况下，消弧线圈将失去作用。因而在系统电容电流很大的系统中，选用中性点经消弧线圈补偿的方式是值得重新考虑的。

（5）在电网初期规模较小、在短时间内发展很快的情况下，调匝式消弧线圈受调流范围的限制，需要频繁更换。

四、对电容电流比较大的配电网接地方式选择的再讨论

根据多年来的实际运行经验，目前我公司35kV、10kV配电网运行的多套消弧线圈存在着诸多问题，因此，有必要对配电网接地方式的选择再进行一次调查和讨论。

1.自动调节接地补偿装置技术的发展

目前，随着科技的发展，出现了一种新型自动调节接地补偿装置，称为高短路阻抗变压器式消弧系统。该消弧系统主要由高短路阻抗变压器式消弧线圈和控制器组成，同时采用小电流接地选线装置为配套设备。由于采用了晶闸管调节，因此响应速度快，可以实现零至额定电流的无级连续调节。此外，由于是利用变压器的短路阻抗作为补偿用的电感，因而具有良好的伏安特性。其特点如下：

（1）补偿电流调节范围很宽，适应电网的不断发展。

（2）由于在非接地故障情况下，消弧线圈可以工作在远离谐振点的区域，因此小电流接地选线容易实现。

（3）在非接地故障情况下，消弧线圈可以工作在远离谐振点的区域，因此不会导致中性点位移电压升高、系统频发接地信号的问题。

2.中性点经电阻接地技术的发展概况和现状

20世纪90年代初期，国内部分大城市采用了中性点经低电阻接地的方式。采用中性点经低电阻接地，主要的问题是电阻值的选取。从限制过电压角度考虑，当选取阻值为10Ω时，弧光接地过电压则可降至1.9p.u.以下。从对通信线路干扰的角度考虑，以电缆为主的配电网，电阻值在7～14Ω范围内对通信线的干扰问题不大。从保证继电保护动作可靠性考虑，对于电缆线路，单相接地时的过渡电阻一般都比较小，对继电保护的灵敏度影响不大。最后从限制谐振过电压的要求考虑，在电缆线路特别长时，有可能出现谐振，若中性点接入适当电阻，则健全相上的异常电压可以得到限制。

中性点经低电阻接地的方式，特别是以架空线为主的配电网单相接地时，跳闸次数会大大增加，降低供電可靠性，而对电缆为主的配电因其故障率极低，这个问题不突出。

目前，北京等城市配网系统已经逐步采用中性点经低电阻接地的方式，以电缆为主的电容电流达到150A以上的配电网采用低电阻接地方式，相应的故障电流水平为400～1000A。对10kV系统，中性点接地电阻值可取RN=10～20Ω。

五、结束语

第一，35kV系统由于是采用老式消弧线圈，中性点无阻尼电阻，对于同杆并架线路较多的配电网，容易出现参数谐振过电压，因此在调整消弧线圈脱谐度时应尽量远离谐振区域。

第二，对于10kV系统，在电容电流不超过150A的情况下，仍然选择中性点经消弧线圈接地的运行方式，但在今后的新建、扩建工程中应选择原理比较先进的高短路阻抗变压器式消弧系统，而不再选择调匝式消弧线圈。

第三，在电容电流很大、变电站全部为电缆出线、配网网架比较强的北戴河地区，应考虑改造为中性点经电阻接地系统运行。

第四，对于今后的新建、扩建工程，如果经过测算，系统电容电流达到150A以上，也可考虑中性点经电阻接地方式运行。

35kv电阻接地系统 篇6

1. 红外检测数据分析及缺陷消除

1.1 红外检测数据分析

22∶34∶00红外检测热像图 (图1、表1) 分析, 热像图分析数据表明, 35k VⅡ段母线电压互感器C相套管上部温度24.7℃, 与B相同位置温差6.1K。C相电压互感器下油箱上部温度35.7℃, 相间同位置温差16.5K。电压互感器二次结线盒侧面上部温度41.1℃, 比35k VⅠ段电压互感器二次结线箱 (图2和表2) 高22.9K。

对35k VⅡ段电压互感器二次结线盒做详细红外检测, 结线盒温度最高位置为结线盒底部中央固定夹件处, 最高热点温度90.7℃, 比两侧盒壁温度高出48.3K~54.5K (图3和表3) 。

依据红外检测分析, 判定35k V系统Ⅱ段接地故障为母线电压互感器二次结线盒内二次线发生非常正常接地。

1.2 二次结线盒检查及缺陷处理

打开35k VⅡ段电压互感器二次线结线盒检查, 发现下端二次引出线由于地层沉降, 一棵二次线绝缘被损坏, 线芯裸露与结线盒下端金属板搭接造成电压互感器二次线接地短路。将绝缘损坏的二次线抬起, 包裹绝缘, 35k VⅡ段接地故障消除。

2. 红外跟踪检测

接地消除系统恢复正常运行, 每两个小时安排一次红外跟踪检测。

第一次红外跟踪检测:

01∶45∶02, 35k V母线接地故障消除后2小时, 第一次红外跟踪检测 (图4和表4) , 二次结线盒温度16.0℃, 无异常发热点, 为正常运行温度。电压互感器套管上部相间最位置温差3.9K, 比故障时下降了2.2K。电压互感器套管下部油箱相间最位置温差7.6K, 比故障时下降了8.9K。C相电压互感器本体温度在快速下降。

第二次红外跟踪检测:

03∶53∶14, 35k V母线接地故障消除后4小时, 第二次红外跟踪检测 (图5、表5) , 二次结线盒温场正常。电压互感器套管上部相间最位置温差2.3K, 比第一次跟踪检测下降了1.6K。电压互感器套管下部油箱相间最位置温差3.8K, 比第一次跟踪检测下降了3.8K。C相电压互感器本体温度仍在下降。

第三次红外跟踪检测:

06∶26∶20, 35k V母线接地故障消除后6小时, 第三次红外跟踪检测 (图6和表6) 。电压互感器套管上部相间最位置温差0.8K, 比第二次跟踪检测下降了1.5K。电压互感器套管下部油箱相间最位置温差1.7K, 比第二次跟踪检测下降了2.1K。C相电压互感器本体温度仍在下降。

经过3次红外跟踪检测, 35k VⅡ段电压互感器C相本体温场分布接近于正常值, 二次结线盒再无异常发热点, 接地故障已可靠消除, 停止红外跟踪。

结语

小电流接地系统允许发生单相接地状态下受控的时间内运行, 期间接地点无论是高阻接地还是低阻接地, 接地点均会严重发热, 即使在强日光辐射条件下, 小电流接地系统接地点的发热会很容易检测到, 这给利用红外检测手段快速查找和确定接地点提供了条件。红外检测应当成为电网小电流接地系统在带接地故障运行时查找接地故障点的重要技术手段。

参考文献

[1]王帅, 张扬.红外检测技术在电气设备热故障预测与处理的应用[J].广东科技, 2014 (2) :38-39.

35kv电阻接地系统 篇7

近年来, 随着变频调速设备、可编程逻辑控制器、各种自动生产线以及计算机控制系统等敏感性用电设备的大量使用, 电压暂降已成为一个重要的电能质量问题, 频繁发生的电压暂降给用户造成了难以估量的经济损失[1,2]。国内110kV系统一般采用中性点直接接地方式, 发生单相接地这种最常见的短路故障时, 会使变压器负荷侧电压出现明显不对称, 造成严重电压暂降/暂升 (最严重时仅为额定电压的10%) , 难以满足敏感性用电设备对系统供电质量的要求[3,4]。

文献[5-6]分析总结了系统在不同中性点接地方式下, 不同短路故障引起的同电压等级的相电压和线电压暂降类型及电压表达式, 并研究了这些暂降特征在不同电压等级, 即变压器之间的传递规律, 以及实际电压暂降的监视对象在变压器之间的传递矩阵。文献[7]运用不同绕组连接的变压器对于不对称潮流的传变特征和序网络分析理论, 研究了电阻接地系统降压变压器的电压传递矩阵, 提出了一种抑制和消除接地故障电压暂降/暂升的方法, 给出了接地电阻值的选择约束条件, 并进行了数字仿真验证。文献[8]对110kV中性点经电阻接地系统的工频过电压水平进行了全面的理论分析和数字仿真, 结果表明:与中性点直接接地系统相比较, 电阻接地系统的工频过电压会升高一些, 但不会超过2.0 (标幺值) 。文献[9]分析了中性点接地电阻对系统零序网络和参数的影响, 给出了中性点经电阻接地系统的零序电流、电压的大小和分布规律, 提出了110kV电阻接地系统接地保护的配置原则和整定计算方法。

在上述理论研究的基础上, 本文进一步开展了国产110kV电气设备用于中性点经电阻接地系统的适应性研究, 提出了设备选型中必须注意的问题和解决方案, 并在湖北某变电站进行了现场试验, 验证了国内110kV配电网采用中性点经电阻接地方式的可行性和国产110kV电气设备的适应性。

1 110kV电气设备的适应性分析

通过对中性点经电阻接地系统内、外部过电压的仿真分析, 与国产110kV电气设备的绝缘水平相比较, 断路器、隔离开关、电流互感器等设备都能直接用于110kV中性点经电阻接地系统, 但避雷器、电压互感器以及变压器110kV侧中性点放电间隙的有关参数必须进行调整。

1.1 避雷器选型

中性点直接接地的110kV系统, 其母线和线路避雷器一般采用Y10W-100/260型, 额定电压为100kV。当该型号的避雷器直接用于中性点经电阻接地系统时, 由于单相接地故障时非故障相对地电压可能上升为线电压, 甚至还略高[8], 即高于该型号避雷器的额定电压。按照有关规程[10], 避雷器可耐受与额定电压值等同的暂时过电压10s, 如果暂时过电压的时间短, 耐受的电压幅值就高, 反之就可能低, 其对应关系由避雷器的工频电压耐受时间特性曲线给定, 如图1所示。

根据文献[9]提出的接地保护配置方案, 中性点经电阻接地系统的接地故障, 线路近后备保护的动作时间约为0.5s。由图1可见, 该避雷器0.5s时的耐受电压约为123kV, 已低于该系统单相接地故障时可能出现的126kV电压, 为了保证避雷器工作的安全性, 建议将原型号更换为额定电压提高、残压基本不变的Y10W-126/266型避雷器 (价格略高于原型号避雷器) 。

根据实际参数和结构尺寸在ATP-EMTP中建立仿真模型, 对中性点接入电阻后的系统各种操作过电压、雷电过电压进行了仿真计算。发现内部过电压以空载分闸过电压最为严重, 最高可达3.6 (标幺值) , 超出了电气设备的绝缘水平。为降低系统操作过电压水平, 建议在110kV出线两端加装避雷器 (该系统改造前出线未装避雷器) 。同一线路加装Y10W-126/266型避雷器前、后的空载分闸过电压仿真结果如表1所示。其中中性点接地电阻RN=200Ω;各电压采用标幺值表示, 其基准值为系统最高相电压的峰值

由表1可以看出:110kV出线上加装避雷器后, 由于氧化锌避雷器无续流, 其氧化性阀片具有很强的通流能力, 明显降低了系统的内部过电压水平, 使其均在2.2 (标幺值) 以下, 完全满足中国电气设备绝缘水平的内部过电压要求。

同一线路加装避雷器前、后的系统各设备处雷电过电压仿真结果如表2所示。其中, 雷电流幅值取为120kA;RN=200Ω;Kp为绝缘裕度, 可表示为:

式中:Up=UBIL/K, K=1.15, 其中UBIL为电气设备基准冲击绝缘水平;Um为雷电过电压峰值。对于110kV电气设备, UBIL=450 kV;对于变压器110kV侧中性点, UBIL=250kV[11]。

注:CVT, TA和QF分别为实际系统中电容式电压互感器、电流互感器和断路器;T和Ne分别为变压器110kV侧首端和中性点。

当Up≈Um时, Kp为0, 表明电气设备的绝缘水平尚有15%的裕度;而当Up<Um时, Kp<0, 表明电气设备的绝缘裕度不足15%或为0。

由表2的仿真结果可以看出, 线路加装避雷器后, 有效提高了系统的防雷水平, 明显增加了变电站内设备的绝缘裕度。还有一点值得指出的是, 由于中性点经电阻接地系统发生单相接地故障时, 中性点的过电压水平与中性点不接地系统相当, 因此110kV中性点的Y1W-73/176型避雷器不必更换。

1.2 变压器中性点放电间隙调整

按照有关规程[12], 目前在变电站内变压器110kV侧中性点一般采用放电间隙与避雷器并联的保护方案。其中避雷器型号为Y1W-73/176;额定电压为73kV;动作电压为112kV;放电间隙长度为15~16cm;间隙工频放电电压为69~71kV (工频峰值为97.6~100kV) , 要求间隙保护因接地故障形成局部不接地系统时应动作, 而系统以有效接地方式运行, 发生单相接地故障时, 间隙不应动作。

然而在系统中性点经200Ω电阻接地后, 发生单相接地故障时, 中性点的最大工频稳态电压为1.0 (标幺值) , 约66kV, 这与中性点不接地的情况相同, 而且变压器中性点内部过电压的暂态幅值一般比稳态值高。工程计算中, 峰值最高可达1.08Uφ (Uφ为相电压峰值) , 表示为:

这时, 可能出现中性点工频过电压等于或高于间隙工频放电电压的情况, 导致放电间隙被击穿, 将中性点的接地电阻短接, 丧失电阻接地系统抗电压跌落的优势。因此, 必须考虑适当增大中性点的放电间隙。为获取合理的放电间隙长度, 在高压实验室进行了间隙工频放电试验, 记录3次试验所得数据, 并换算至标准大气条件下[13], 如表3所示 (表中电压均为有效值) 。

由表3可见, 当将间隙长度调整为17~18cm时, 其间隙击穿电压有效值达到75~81kV, 则其峰值为106~115kV, 高于本系统单相接地故障时中性点的最高电压暂态值101~111kV, 即调整后的棒间隙能在这时不发生击穿, 使中性点接地电阻能可靠接入系统发挥作用。并且这一间隙击穿电压远低于变压器中性点的短时工频耐压值 (140kV) , 即如此调整后, 既能保护变压器中性点的绝缘, 又能保证中性点接地电阻的可靠接入。

1.3 电容式电压互感器选型

目前在国内110kV中性点直接接地系统中, 广泛使用型电容式电压互感器, 其原理电路如图2所示。图中:C1, C2分别为高、中压电容器;J为结合滤波器;T为中间变压器;L为补偿电抗器;R为保护电阻;Z为阻尼器;P为保护间隙。

因为CVT是经由C1和C2组成的电容分压器与电网连接, 对系统而言不存在非线性电感, 因此不会与电网发生铁磁谐振。但在CVT内部, 因有电容分压器、带铁芯的补偿电抗器和电磁式中间变压器, 具有产生铁磁谐振的条件, 当电磁单元二次回路短路又突然清除、或一次侧电压突然变化的暂态过程中可能发生铁心饱和, 从而与并联的分压电容发生内部铁磁谐振。为了消除CVT内部的铁磁谐振, 通常在中间变压器的二次附加绕组出线端子间装设阻尼器。速饱和电抗型阻尼器对瞬变响应效果良好, 能满足系统快速保护装置的要求, 因而得到广泛应用[14]。

这种阻尼器是靠电抗器铁心的快速饱和而将阻尼电阻接入CVT回路的。在CVT正常运行条件下电抗器的电抗很大, 通过阻尼器的电流仅为几十毫安, 其功耗及储能均很小;而当CVT发生铁磁谐振时, 在过电压作用下电抗器的电感值急剧下降, 将电阻接入回路消耗足够的功率来阻尼CVT的铁磁谐振[15]。

当110kV系统采用中性点经电阻接地后, 发生单相接地短路时, 非故障相对地电压为额定相电压的倍, 暂态过程中可能上升得更高, 经中间变压器感应到互感器的辅助绕组后, 会使阻尼器的电抗器迅速饱和, 电抗变小, 致使串联电阻上的电压和消耗的功率更大, 可能出现阻尼器电阻发热崩溃的情况。

因此建议将原型号CVT换为适用于中性点非有效接地系统的国产型。

2 现场试验准备

2.1 试验方案

现场试验在湖北黄石某220kV变电站进行, 其系统试验接线如图3所示。

A站主变压器110kV侧中性点经200Ω电阻接地;B站110kV侧中性点不接地。两站间通过线路1 (长度为16.5km) 连接, 在A站由开关012断开的110kV空载线路2上挂上A相接地线, 合上开关012模拟110kV系统发生A相单相接地故障, 由该线路的保护动作切除故障。分别通过接入A站110kV母线电压互感器和B站10kV母线电压互感器二次侧的2台示波器, 同时测量单相接地故障时高、低压侧的三相电压。并利用变电站现有的故障录波装置和微机保护装置同时记录A站主变压器220kV侧、110kV侧、B站10kV侧三相电压和故障电流的大小及相位, 以及继电保护的动作情况和电气设备绝缘情况。

2.2 修改保护定值

按照文献[9]提出的中性点经电阻接地系统接地保护的配置原则和整定计算方法, 对本试验系统的110kV线路和主变压器110kV侧零序电流保护进行了整定计算, 并按照计算值调整了试验系统有关保护装置的整定值, 结果如表4所示。

2.3 中性点接地电阻选型

按照文献[7]提出的中性点接地电阻值的选择约束条件, 计算确定的本系统中性点接地电阻值约为200Ω, 这样无论系统是在最大还是最小运行方式下, 都能很好地抑制单相接地故障引起的电压暂降/暂升, 并使系统的各种过电压不超过国产电气设备的绝缘水平, 同时可提供继电保护装置正确动作的电流。除此之外, 还应考虑试验电阻的绝缘水平应不低于变压器中性点的绝缘水平, 且要求电阻材料的温度稳定系数较高, 能在接地电流通过时保证电阻值基本不变。经过综合调研比较后, 选取了国内某公司生产的型号为FNGR115kV-332 A-10s的中性点接地电阻柜, 其各项技术参数均能满足试验系统的要求。

为使接入电阻的中性点能够根据系统要求灵活地切换工作方式, 保留了原中性点的所有设备, 只是将接地电阻RN通过单相隔离开关接入原零序电流互感器的N2端, 如图4中虚线框所示, 其中所加电流互感器用于连接电阻器的监测装置。

3 现场试验及结果

为全面验证本课题研究提出的中性点接地电阻的选择约束条件、接地保护的整定计算方法和电气设备设计选型的正确性, 按图3方案进行了现场试验。试验前将110kV母线避雷器更换为Y10W-126/266型, 线路1首末两端加装了同型号避雷器, 并对线路杆塔接地电阻进行了降阻处理 (Rg=5Ω) 。

3.1 现场试验

第1次试验:将A站主变压器110kV侧中性点保护间隙调整至175 mm (其工频击穿电压约为79kV) , 投入中性点200Ω电阻;B站变压器110kV侧中性点 (不接地) 放电间隙未调整 (原间隙为155mm, 其工频击穿电压约为72kV) 。当线路2出线开关 (012) 合上后, 系统发生A相接地短路, B站110kV中性点放电间隙马上击穿, 导致A站主变压器中性点接地电阻几乎被短接 (接近于中性点直接接地) , 零序电流通过故障线路2与接地电阻RN以及线路1和B站的中性点放电间隙构成回路, 线路2零序保护立即动作跳闸, 线路1保护亦动作跳闸 (后重合成功) ;故障时110kV侧A相对地电压接近于0, 非故障相对地电压基本不变, 系统三相电压严重不对称, 10kV负荷侧电压跌落严重, 电容器失压保护动作跳闸 (整定值为50%Ue) 。试验系统的高、低压侧完全呈现出中性点直接接地系统发生单相接地故障的特征, 故障录波和继电保护装置完整记录了上述故障数据。本次试验表明:若系统中存在着未经适当调整增大的中性点放电间隙, 则在单相接地故障发生时, 由于中性点的过电压, 它将首先击穿放电, 短接中性点的接地电阻, 导致系统的抗电压跌落能力丧失。

将B站主变压器110kV中性点放电间隙也调整至175mm, 其他条件不变, 进行了第2次现场试验。

3.2 试验结果分析

3.2.1 高、低压侧电压变化情况

试验所用2台示波器采样频率相同, fs=5kHz, 电压互感器变比分别为110kV/100 V和10.5kV/100 V。图5所示为2台示波器记录的高、低压侧三相相电压波形 (二次值) 。

将各侧相电压两两相减, 可得对应的高、低压线电压波形 (二次值) 如图6所示。

分别取正常时和故障时各电压采样数据求均方根值, 并以110kV侧A相相电压为参考相量, 计算得故障前后的各侧电压相量如表5所示。

从现场试验的波形图和计算结果可以得出如下结论。

1) 110kV侧发生单相接地故障时, 本侧故障相相电压降为0, 非故障相相电压上升为线电压, 但三个线电压波动很小, 且基本对称。

2) 10kV侧三个相电压、线电压略有改变, 其电压幅值的最大变化量不足4.4%, 相位最大变化量为1.8°, 且三相基本对称;消除了高压侧单相接地故障在低压侧造成的电压暂降/暂升, 将负荷侧电压控制在0.9~1.1 (标幺值) 之间, 满足敏感负荷对供电质量要求。

这一结果与ATP-EMTP数字仿真结果基本一致, 各对应电压相量幅值差别很小, 而相位的差别主要缘于参考相量的选取不同。

3.2.2 保护动作情况

A站的故障录波装置和线路保护装置记录了试验系统保护的启动和动作情况:

1) 110kV线路2断路器012合上后, 该线路的纵差保护 (18 ms) 、距离Ⅰ段 (38 ms) 、零序Ⅰ段 (43ms) 相继启动跳开本线路开关, 零序保护动作电流为1.36A (该线路TA变比为1 200/5) , 折算到一次侧动作值为1.36A×1 200/5=326.4A, 与理论计算的单相短路电流332A很接近, 其误差是由于理论计算忽略了线路和变压器阻抗造成的。

2) 1号主变压器110kV侧零序电流保护故障后启动返回;110kV线路1零序保护未启动。

3.2.3 电气设备绝缘情况

试验过程中, 系统中各电气设备运行正常;试验结束后, 对参与试验的各变压器进行了绝缘检查, 并投入运行, 未发现有参试设备绝缘破坏的现象。

3.2.4 对220kV侧系统的影响

第2次短路试验过程中, A站220kV侧故障录波装置未启动, 而在第1次短路试验中, 该装置启动记录了本侧的相电压和零序电流波形, 这也证明了中性点经电阻接地系统发生接地故障时对220kV高压侧的影响, 远小于中性点直接接地的系统。

4 结语

国产110kV电气设备用于中性点经电阻接地系统时, 在选型和设计时必须注意以下几点.

1) 110kV母线和出线避雷器的额定电压应根据单相接地故障时的最高工频过电压值确定, 同时出线两端还需加装避雷器[16], 这样既能保证避雷器的可靠工作, 又能有效提高系统的防雷水平, 明显降低内部过电压。

2) 为保证母线电压互感器的可靠工作, 应采用适合于中性点非有效接地系统的型CVT (价格与原型号CVT相差无几) , 或在改造时仅更换原型号CVT中的阻尼器。

3) 110kV中性点放电间隙长度需调整至17~18cm, 使其既能保护中性点的绝缘, 又能保证单相接地故障时中性点电阻能可靠接入。中性点耐压水平为66kV的半绝缘变压器可直接用于中性点经电阻接地系统。

本课题研究结论和现场试验结果表明:中性点经电阻接地系统能消除或有效抑制单相接地故障引起的电压暂降/暂升, 但同时也使变压器的110kV侧中性点和非故障相对地电压升高。若采取上述措施, 能使系统的内、外部过电压程度均不超过现有国产110kV电气设备的绝缘水平。与中性点直接接地系统比较, 仅增加了中性点接地电阻柜的投资, 即系统能在基本不增加电气设备制造成本的前提下, 有效提高供电质量, 相对于频繁发生的大面积电压暂降给用户造成的巨大经济损失而言, 该投资是非常值得的。并且中性点经电阻接地还大大降低了系统的单相短路电流水平, 提高城市电网中主要埋入地下的电缆运行的安全性。因此, 建议在国内110kV配电网 (尤其是电缆供电的城市电网或要求供电可靠性较高的工业园区) 的新建或改造中, 推广和应用这种接地方式。

35kv电阻接地系统 篇8

(1) 中性点直接接地方式。优点:安全性好, 正常情况下中性点电压为三相不平衡电压, 幅值非常小;当系统发生单相接地故障时, 故障相电压降低, 非故障相电压仍为相电压, 电压幅值不升高, 不会产生单相接地弧光过电压, 也不会发生系统谐振过电压, 保护装置可以快速切除故障。缺点:系统供电可靠性差, 在发生单相接地故障时继电保护装置动作直接切除故障。 (2) 中性点经消弧线圈接地方式。优点:供电可靠性高, 当系统发生单相接地故障时消弧线圈自动补偿装置自动调整线圈的电感量产生等值感性电流以补偿接地容性电流, 使补偿后的接地故障点残流很小, 可有效降低故障点弧隙恢复电压, 限制弧光接地过电压并消除谐振过电压, 降低故障跳闸率。缺点:由于消弧线圈成本较高, 容量不宜过大, 另外由于采用自动跟踪补偿, 对装置机械性能、响应时间等均有较高要求, 适用性较差。 (3) 中性点电阻接地 (即接地变压器加电阻接地简称“接地变组合”) 方式。优点:选择性高, 中性点接地电压被限制在较小范围, 对设备绝缘等级要求较低。发生单相接地故障时, 电网容性电流经电阻流入大地, 可有选择性地跳闸, 提高保护装置的灵敏性, 有效降低弧光过电压, 消除谐振过电压。缺点:对于瞬间接地故障均作用于跳闸, 对单电源用户供电可靠性稍差。 (4) 中性点不接地系统。优点:供电连续性好, 在发生单相接地故障时, 故障点只有系统电容电流, 一般较小, 允许运行一段时间, 保护只发信号不跳闸。缺点:安全性较差。在发生单相接地故障时, 故障相电压有所降低, 非故障相电压将升高, 在系统外绝缘薄弱环节, 易发生绝缘闪络或击穿, 造成两相接地短路或引起弧光接地过电压;由于线路参数变化引起高频谐振, 形成谐振过电压。

2 35kV系统中性点接地方式的选择与比较

2.1 35kV中性点接地方式的选择依据

不同电压等级中性接地方式的选择要充分考虑系统供电可靠性与故障范围及稳定性, 系统绝缘配合、过电压水平、对继电保护装置的影响、经济性等诸因素, 主要依据电力行业标准DL/T620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》。

风电场多采用分散布置、集中输出方式, 所有风电机组分成多组, 每组10~14台风机, 每台风机经690V/35kV箱式变压器升压至35kV, 经电缆、架空线或两者混联而成的集电线路送往升压站, 由35kV/110 (220) kV变压器升压后送至公共电网。

根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》要求:所有35kV系统, 当单相接地故障电容电流不超10A时, 应采用不接地方式;当单相接地故障电容电流超过10A又需在接地故障条件下运行时, 应采用消弧线圈接地方式 (3.1.2款) ;35kV主要有电缆线路构成的送、配电系统, 单相接地故障电容电流较大时, 可采用低电阻接地方式 (3.1.5款) 。

2.2 35kV系统电容电流的计算

由上文可知, 35kV中性点接地方式的选择与风电场系统电容电流大小有着密切关系, 因而35kV系统电容电流计算至关重要。风电场单相接地电容电流主要有电缆、架空线路两部分。

(1) 电缆线路电容电流 (Ic) :与系统电压 (Ue) 和电缆长度 (L) 成正比。

Ic=0.1×Ue×L

(2) 架空线路电容电流 (Ic1) :与系统电压 (Ue) 和架空线长度 (L) 成正比。

Ic1= (2.7~3.3) ×Ue×L/1 000

其中, 系数2.7适用于无架空地线的线路, 系数3.3适用于有架空地线的线路。

(3) 同杆双回架空线电容电流 (Ic2) :与单回架空线电容电流 (Ic1) 成正比, 双回架空线存在耦合电容, 需考虑系数。

Ic2= (1.3~1.6) Ic1

其中, 系数1.3对应10kV线路, 系数1.6对应35kV线路。

(4) 若需对风电场集电线路各支路接地电流进行精确计算, 可采用以下公式:

Ic3=181.3×C0×Ue1×L

式中, Ic3为对地电容电流 (A) ;C0为电缆或架空线单相对地电容 (F/km) ;Ue1为电网线路电压 (kV) ;L为电缆或架空线长度 (km) 。

3 中性点接地方式的选择

3.1 中性点不接地方式

对于集电线路以架空线为主的风电场, 单相接地故障多是瞬时的 (如雷击、大风飘浮物、树木碰触等) , 约占总故障数的60%~70%。单相接地电容电流小于10A, 故障点电弧可自行熄灭, 熄弧后绝缘可自行恢复, 对系统损伤较小, 允许带电运行一段时间 (不超过2h) 。从投资与运行维护角度, 可采用中性点不接地方式。

3.2 经消弧线圈接地方式

(1) 当风电场集电线路采用架空线路或电缆线路, 瞬时单相接地故障较多, 电容电流大于10A且需在接地故障条件下运行时, 35kV中性点宜采用消弧线圈接地方式, 且应:1) 消弧线圈必须工作在过补偿状态, 避免因系统参数发生变化引起系统谐振产生谐振过电压危及电网安全;经消弧线圈接地能有效限制弧光接地过电压。2) 考虑单相接地故障以瞬时性为主的特点, 消弧线圈应采用自动跟踪补偿装置, 可实时跟踪、动态快速可调, 以使消弧线圈产生的感性电流足以抵消单相接地电容电流, 令残流很小, 以减少对系统供电可靠性的影响。

对于系统中永久性接地故障, 通过消弧线圈的补偿作用可有效减小接地点电流, 降低故障扩大几率;同时, 配合可靠的自动选线装置, 正确选出故障线路并作用于跳闸, 可提高系统的安全性、可靠性。

(2) 消弧线圈的补偿容量计算:

式中, Q为补偿容量 (kVA) ;K为系数, 过补偿取1.35, 欠补偿按脱谐度确定;IC为集电线路的电容电流 (A) ;Ue2为集电线路的系统标称电压 (kV) 。

3.3 经电阻接地方式

(1) 当35kV集电线路以电缆线路为主时, 单相接地故障时单相接地电容电流较大, 根据工程经验, 有时可达150A以上 (故障电流水平为400~1 000A) , 若使用消弧线圈接地则需要消弧线圈容量很大, 消弧线圈设计困难、制造成本高、运行功耗大、不经济, 宜选用中性点经电阻接地方式:1) 采用电阻接地方式时宜选用成套接地电阻装置, 且接地电阻值的选择要充分考虑继保技术要求、故障电流对电气设备的影响、供电可靠性、人身安全等;2) 中性点接地电阻装置应满足DL/T780—2001《配电系统中性点接地电阻器》要求;3) 中性点接地电阻装置的绝缘水平应与相应的电压等级匹配;4) 接地电阻回路中应装设中性点电流监测装置或接地电阻温升监测装置。

(2) 接电阻装置中性点引出方式可采用接线为Zn型接地变压器加接地电阻或带平衡绕组的Yy0接线变压器加接地电阻, 目前两种方均有使用, 现以前者为例介绍如何选择接地电阻和接地变压器的参数。

1) 接地电阻的选择:在中性点经电阻接地方式中, 接地电阻的选择直接会影响到系统单相接地时流经接地点的电流。结合工程实践, 一般将单相接地时流过接地点的电流控制在300~600A。

电阻的额定电压:

电阻值:RN=Ue2/IR

接地电阻的功率:PR=IR×Um

式中, RN为中性点接地电阻值;Ue2为系统标称电压;IR为选定的单相接地电流, IR>KIC, 其中K为系数, 取1~2, IC为集电线路电容电流 (A) 。

2) 接地变压器的型式及参数选择:中性点电阻接地系统用接地变压器不兼所用变压器时, 容量按照接地故障时流过接地变压器电流对应容量的1/10选取, 接地变压器兼用所用变压器时其容量还应加上所用负荷容量。考虑到接地变压器“长时间空载, 短时间过载”的特点, 接地变压器容量的选择应充分利用变压器的过负荷能力。

4 结语

风电场中性点接地方式的选择应结合集电线路接线方式、35kV侧电容电流大小进行综合考虑。对于架空线、电缆混联线路组成的35kV系统, 中性点接地方式建议优先考虑经电阻接地。

参考文献

[1]水利电力部西北电力设计院.电力工程电气设计手册[M].北京:中国电力出版社, 1989.

35kv电阻接地系统 篇9

1 目前35k V变电站接地系统中容易产生的问题

1.1 电网的扩大造成原接地引下线热容量不足

目前主要运行的为35KV和110KV变电站, 大多数接地网主网采用25mm×4mm或40mm×4mm的扁钢, 接地引下线采用直径8mm或10mm的圆钢。随着短路容量的不断增加, 已很难满足热稳定的要求。当系统发生短路时, 接地引下线将承受全部的入地短路电流, 这样, 接地引下线以较小的截面积承受全部短路电流, 无疑是地网的一个薄弱环节, 尤其是接地引下线入地的一段, 由于土壤的腐蚀, 截面积会逐渐减小。当事故发生时可能将接地引下线烧断, 危及设备的安全运行, 导致事故扩大。因此对运行多年的变电站在所接入的系统容量增大时, 有必要校核其接地网的接地引下线短路容量。

1.2 接地装置防腐措施不力

由于接地体直接埋入土壤中, 土壤的盐碱作用使接地装置逐渐氧化锈蚀, 由于设计时接地网未作任何防腐处理, 致使接地网腐蚀严重, 有的变电站接地网几乎不能安全运行。一旦出现过电压或短路情况, 其二次设备的安全运行会受到严重影响。

1.3 接地装置施工质量问题

由于接地网是变电站中的隐蔽工程, 质检部门若把关不严, 施工单位就有可能不按设计要求进行施工。其中, 焊接接头不良或未做防腐处理等问题都会给今后的设备运行留下事故隐患。

2 解决上述问题的方法

以上问题的存在, 严重威胁着电力系统的安全运行, 须尽快加以解决。从改造方式上可大致分为全面改造和局部加强两种方式。全面改造就是对整个接地网进行重新设计和敷设;局部加强就是增大接地引下线截面积或在接地网中增加均压带和接地极。

2.1 降低接地电阻保持整个地网电位均衡

变电站接地网干线均应采用外缘闭合、内部敷设方孔型均压带的型式。特别是故障电流高度集中的区域, 应采用加强的接地装置, 即在周围加装垂直接地极和水平地埋线。采取的措施:一是尽量降低接地电阻值, 利用建筑基础深的优势, 在挖建筑基础时把接地网打在基础以下0.2m处 (基本能与地下水接触) , 降低接地电阻值;二是要有效地解决均衡电位问题, 减少接触电势、跨步电势和转移电势, 克服故障大电流作用下电网可能形成的高电位差。具体做法是:

2.1.1 均压:

在高压配电装置地面下设置水平接地网, 使其外缘闭合。内部敷设均压带, 并利用建筑物的钢筋与地网可靠连接, 形成通路。这是一种十分有效的均压措施。由于均压带的存在, 配电装置区域内的电位分布比单独接地体和简单的环路接地体要均匀的多, 所以接触电压和跨步电压的数值大为降低, 实现了均衡电位接地。

2.1.2 分流:

除新规定的带二次的设备接地需2根引下线分别与主网连接外, 对可能通过大故障电流的设备, 如主变的中性点、避雷器底座等设备均用2根接地引下线与电网的不同电位连接, 以保证故障时短路电流通畅。尽量缩短接地引下线的长度, 避免在大故障电流时形成高电位, 对二次设备造成威胁。

2.1.3 为防止高压配电装置接地点的高电

位经二次电缆进入主控室, 造成直流和二次回路损坏, 并减小接地故障点与主控室接地环网间的电位差, 可采取下列措施:

a.在故障电流集中的变压器中性点等处采用加强接地装置。即在周围加装垂直接地极和水平地埋线, 降低地电位。

b.在高压配电装置的接地网与变压器中性点之间, 变压器中性点与主控制室接地网之间, 增加若干条直接连接的接地线。

c.敷设与二次电缆平行的均压接地扁铁, 均压接地扁铁两端需与电缆进入的配电箱及设备接地线端可靠连接, 电缆隧道和电缆沟可敷设几条和电缆平行走向的接地扁铁, 直埋式电缆必须要用电缆管, 电缆管的一端和配电箱及设备的接地线可靠焊接, 另一端与主接地网连接。

2.2 重新校核接地引下线的截面积

目前运行的变电站接地引下线的截面积小于主网干线的截面积是不合理的, 通过前述对接地引下线受入地短路电流影响的分析, 地网导体的分支最大只承受入地短路电流的50%, 所以接地引下线除满足热稳定要求外, 其截面积至少应是主网干线截面积的2倍。另外, 接地引下线应有良好的导电性能, 在大故障电流的作用下不产生明显的电位差, 接地引下线要有足够的截面积, 而且其长度尽可能地短, 对可能通过较大故障电流的部位应用2根以上的接地引下线与地网的不同部位连接, 保证故障电流由更多的途径。由于系统容量增大, 早期设计的变电站有的接地引下线截面积已不能满足热稳定的要求, 需按系统短路电流进行热容量的验算, 增大接地引下线的截面积。

2.3 接地极截面的选择

通过对变电站的地网开挖检查来看, 圆钢的腐蚀截面要小于扁钢。因为在相同的的导电截面积下, 圆钢的表面积要小于扁钢, 即在同样潮湿的土壤中, 同样截面积的圆钢与土壤接触的面积要小于扁钢, 受土壤的腐蚀程度要小于扁钢。在接地网的设计、施工、技术改造中建议使用圆钢。

2.4 单项接地故障

分割电网, 将母线分段运行、并列运行的变压器分列运行, 以判断接地区域, 分网时, 应注意分网后各部分的功率平衡、保护配合、电能质量和消弧线圈的补偿等情况。穿绝缘靴、戴绝缘手套对故障范围内的站内一次设备进行全面的外部巡视检查。主要检查引线是否断落, 设备瓷质套管有无放电闪络、设备上有无杂物、互感器、避雷器、耦合电容器、隔离开关、断路器等设备有无故障。再拉开母线无功补偿电容器断路器以及空载线路。对多电源线路, 应采取转移负荷, 改变供电方式来寻找接地故障点。

故障点可以用断路器隔离的, 应汇报调度, 断开断路器隔离故障, 拉开两侧隔离开关, 做好安全措施。故障点只能用隔离开关隔离的。严禁用隔离开关直接拉开接地故障点。应利用倒运行方式与接地点并联转移接地故障电流后拉开隔离开关隔离故障点;不能倒运行方式时, 应采取人工接地法隔离故障点;或用上一级断路器断开故障点。

检查站内设备未发现异常。汇报调度, 利用接地选择按钮瞬停的方法依次短时断开故障所在母线上各出线断路器, 并监视接地光字牌、电压表的指示。如果在断开某一回路断路器时, 接地信号消失、电压表的指示恢复正常, 就可确定该线路上有接地故障, 将其停运解备。同时对故障线路的断路器、线路侧隔离开关、穿墙套管等设备做进一步检查。

若故障母线出线全部停完, 三相对地电压指示没有恢复正常, 说明是变电站内母线及所属设备接地。检查发现故障点在母线上, 无法隔离的, 应将重要线路倒至旁母, 用上一级断路器将故障母线停电检修。

参考文献

[1]孙正来, 余传兵.变电站35kV线路终端塔顶安装构架避雷针的可行性分析[J].安徽电力职工大学学报, 2001 (3) .

[2]郑伟峰.35kV变电站如何进行安全管理工作[J].民营科技, 2010 (4) .

[3]康静, 王.35kV变电站电压互感器故障分析及处理[J].河北工程技术高等专科学校学报, 2009 (3) .

[4]尹瑞更.35kV变电站常见故障分析及对策[J].科技资讯, 2009 (22) .

35kv电阻接地系统 篇10

随着计算机技术、自动控制技术及通信技术在供配电系统中的应用,35 k V及以下变电站已逐渐实现了综合自动化。计算机监控、微机继电保护及数据的远程传输等功能在此类变电站也已成为主要的技术手段。35 k V及以下的用户变电站系统是小电流接地系统,常见的故障是单相接地。以往对出线回路接地故障的检测是通过小电流接地选线装置,而目前厂家生产的小电流选线装置至少有Ⅳ段零序电压的接入端和12~60路出线回路的零序电流接入端。对中小用户变电站来说,电气主接线大多采用单母线分段的方式,出线回路较少。采用小电流接地选线装置利用率往往不高。再者35 k V及以下系统一般采用屋内开关柜结构,一个间隔配置一个保护装置,应用小电流选线装置实现接地选线二次电缆多、占用空间大,而且大量二次电缆长距离并行排列易受电磁干扰,影响选线的正确性。针对以上问题本文提出利用微机保护装置实现小电流接地选线的检测原理,给出以Modbus为总线的变电站监控系统的选线方案。

1 基于微机保护装置实现小电流接地系统选线功能

35 k V及以下的微机保护装置一般集保护、测量、监视、控制、人机接口、通信等多种功能于一体。作为一个完整系统,各保护装置在软、硬件设计上是完全独立的,即具有独立的电源、CPU及独立的操作回路[1]。一台保护装置一般即可完成一个保护间隔内所有的自动化功能,这种结构形式可以解决接地系统数据采集的同步问题,实现微机保护装置检测小电流接地选线的功能。其实现方案如图1所示。

小电流接地系统一相接地时,将出现零序电流与零序电压。为了检测出接地故障线路,必须要采集线路的零序电压与各出线回路的零序电流[2]。微机保护装置采集零序电压、零序电流见图1。图中微机继电保护装置的零序电流来自于每一路电缆出线的零序电流互感器,通过此将采集的零序电流送入微机保护测控装置,零序电压来自于接于母线上的电压互感器开口三角形两端取得,采集后进入微机保护测控装置。

1.1 实现零序电压保护的逻辑原理

微机保护装置实现零序电压保护的逻辑原理如图2所示。在变电站系统中如果发生了接地故障,则电压互感器开口三角形将出现接近100 V的电压(启动值设为30 V),此时启动零序电压保护,通过该保护装置给出零序电压告警信号。零序过压保护中设有“零序电压选择”控制字,“零序电压选择”是否投入,由控制字决定。当控制字为高电平时,表示零序电压保护投入;当控制字为低电平时,表示该保护退出。

1.2 实现零序电流保护的逻辑原理

微机保护装置实现零序电流保护的逻辑原理如图3所示。在不接地或小电流接地系统发生接地故障时,故障线路将出现较大的零序电流,通过检测零序电流的大小,可以判断接地线路。由于不接地系统出现一相接地故障时不影响负载的运行,因此对接地故障大多给出报警信号。但在经小电阻接地系统中,接地零序电流相对较大,一般采用直接跳闸方法。在某些不接地系统中,电缆出线较多,电容电流较大,也可采用零序电流保护直接跳闸方式。

2 基于监控系统实现小电流接地选线功能

35 k V以下的供配电系统主接线简单,电压等级不高,运行模式灵活,在实现智能化供电的过程中一般是通过Modbus总线将供配电系统中的高低压智能开关设备、微机保护装置等设备互联通信,为企业供配电系统提供一种开放、灵活和标准的监控系统[3]。通过监控系统获得各出线零序电流及零序电压的实现方案如图4所示,各出线回路的零序电流接入就地分散布置的保护测控中,保护测控装置接入变电站Modbus总线系统,监控系统从Modbus总线获取各个支路的零序电流。由于数据通过总线传送,因此可以在监控计算机上获得所有间隔的零序电压和零序电流数据,并通过分析计算选出故障线路[4]。该方法的优点是:小电流接地选线可以在通过监控系统实现,无需增加硬件设备。

3 基于小波变换的接地选线算法

35 k V变电站系统一般经消弧线圈接地或不接地系统。相关的研究表明,该系统由于单相接地的稳态故障电流比较小,有可能接近于或低于电流互感器容许电流的下限值,测量误差较大,同时稳态故障电流在数值上可能与零序电流互感器的不平衡电流值接近,很难区别[5]。对消弧线圈接地系统,由于感性电流补偿,使故障线路稳态故障电流更小,甚至出现反相,给故障选线增加困难。小电流接地系统单相接地时故障电流的暂态分量比稳态故障电流大几倍甚至更大,而且暂态量的频率比较高,消弧线圈接近开路,补偿感性电流对暂态分量的影响比较小[6]。因此基于单相接地故障暂态分析的接地选线方法得到应用。

对35 k V的变电站系统一般一条馈出线放置一个有CPU的采集装置,独立针对于该馈出线的零序电流进行采集。这样,就可以解决数据采集不同步的问题。而且,微机保护装置多CPU结构的应用,使得数据采集不仅能实现同步性,同时也能够达到实现暂态过程的数据精度,适合基于暂态原理进行判线的软硬件标准。

对35 k V的变电站系统而言,可以应用小波变换方式从暂态故障电流中提取故障特征,实现对信号进行精确分析。特别是对暂态突变信号或微弱信号的变化,小波变换的方式可以可靠地提取出故障特征,显著地提高故障选线的精度和可靠性。小波分析法利用接地初始时的一段波形来分析。35 k V线路,由于长短不一,阻抗值不同导致暂态过程中零序电流所含的谐波分量不同,线路越短,高频分量越多。小波分析法提取某一频率段的谐波分量后,各支路的零序电流分布也满足上述结论,这种方法能克服消弧线圈和CT不平衡的影响,提高接地选线的准确性[7]。

4 结束语

小电流接地故障选线需要利用所有线路的零序电流和母线的零序电压,具有间隔多、数据实时性要求高、数据通信量大等特点。35 k V中小变电站系统,由于出线回路少,采用出线间隔的微机保护装置及监控系统实现小电流选线,可以减少选线装置与出线间隔之间的二次电缆,节省空间,提高接地选线的正确性,使变电站自动化系统的结构更加优化。

摘要：对于小电流接地系统的35 kV及以下的变电站系统,由于综合自动化的应用,其接地选线可以采用微机保护装置及监控系统实现。提出了利用微机保护装置实现小电流接地选线的检测原理,给出了以Modbus为总线的变电站监控系统的选线方案。应用小波变换方式从暂态故障电流中提取故障特征,可以提高故障选线的精度和可靠性。可以优化变电站的结构,减少二次电缆,节省空间,提高接地选线的正确性。