小电阻接地方式

小电阻接地方式（共8篇）

小电阻接地方式 篇1

摘要：广州配电网自20世纪90年代开始采用小电阻接地方式运行至今,通过对中性点接地电阻、接线方式的合理选择以及继电保护的合理配置与整定,实现了接地故障的快速切除,保证了系统的供电可靠性。但也存在高阻接地故障不易检测等问题需要进一步解决。

关键词：小电阻接地方式,配电网,继电保护,供电可靠性

0 引言

新中国成立初期,我国配电网主要采用不接地方式。随着系统规模不断扩大,经消弧线圈接地方式成为主流方式。在20世纪80年代初,一些沿海城市开始改为小电阻接地运行方式。再后来,随着电缆线路的大量应用,线路对地电容电流的不断增大,小电阻接地方式配电网日渐增多。目前,我国配电网主要有不接地、经消弧线圈接地和经小电阻接地3种接地方式[1,2,3,4]。

广州供电局自20世纪90年代开始将不接地或消弧线圈接地方式改为小电阻接地方式,运行至今。目前广州城区及郊区的架空线路或是电缆线路配电网均为小电阻接地方式。小电阻接地方式属于大电流接地方式,单相接地时,接地故障电流大,故障特征明显,继电保护配置简单,故障时可快速检测故障并迅速跳闸;能够有效抑制过电压(过电压水平低、持续时间短)。

本文首先介绍了广州配电网的接线方式和不同电压等级配电网中性点接地电阻阻值的选择,分析了广州配电网的继电保护配置、整定和供电可靠性问题,最后简要分析了广州配电网的高阻接地问题。

1 广州配电网接线方式

1.1 典型接线方式

目前,广州配电网典型接线方式包括辐射形、单联络、两联络接线方式。其中两联络接线方式包括三回一组和四回一组2种结构。单联络接线方式按平均每回线路不超过50%额定载流量运行,两联络接线方式按平均每回线路不超过66.7%额定载流量运行。

架空线路 每回线路 主干线分 段按照线 路长度1 ~ 3km或总容量2000 ~ 3000k VA设置,全线分段一般不超过5段。

电缆环网中设置开关站或综合房,每个开关站或综合房每段母线实际负荷电流不宜超过100A。开关站电气接线采用单母线或单母线分段,每段母线接4 ~ 6面开关柜;综合房电气接线采用单母线,接4 ~ 6面开关柜。

1.2 20k V系统“花瓣型”接线方式

广州中新知识城布局高科技产业,规划采用高可靠性20k V“花瓣型”接线方式并合环运行,目前正在建设中。“花瓣型”接线方式是指在配电网中,同母线两条出线构成一个闭环网络,非同母线的两个闭环网络之间通过一条联络线链接,形成花瓣式网络(见图1)。花瓣间的联络线L15(或母联开关)设置为花瓣间解环点,每个花瓣内预设1条解环线路,如图1中的L4、L11。全部用户实现“N-1”(双回路供电,当1条线路故障时,仍有1条线路供电),重要用户可提升至“N-2”。

2 中性点接地电阻的选择

在我国,小电阻接地方式配电网的单相接地故障电流限定为600 ~ 1000A,须有选择性地迅速切除接地故障。中性点接地电阻对接地故障电流大小起着主导作用,其阻值选择必须综合考虑过电压倍数限制、继电保护灵敏度、接触电压、跨步电压和对通信的干扰等诸多问题。中性点对地电阻的合理选择对于系统的安全稳定运行具有十分重要的意义。

广州20k V配电系统在中性点对地电阻选择时除考虑了过电压问题外,重点考虑了以下因素:

1)人身安全对接触电压的限制。在故障切除时间相同的情况下,接触电压与接地电流大小成正比,接地电流越大,对人身安全产生的威胁越大。根据变电站设计规范要求,需考虑接地故障最长隔离时间,接地电流所产生的接触电压对人身安全的影响。依据设计院提供的计算方法,按保护配合方案最长的接地故障隔离时间1.8s推算,最大接地故障短路电流应限制小于1600A。

2)人身安全对跨步电压的限制,最大接地故障短路电流应限制小于8766A。

3)曲折变压器和接地电阻等一次设备热稳定性的限制。接地故障电流增大对曲折变压器和接地电阻的热稳定性要求也相应提高。

4)保护灵敏度在发生单相接地故障时,保证零序保护有较好的灵敏度,可以比较容易地监测和切除接地线路。

广州20k V配电系统按规划未来将建设为“花瓣型”接线方式。“花瓣型”接线方式为同母线闭环结构,需要配置差动保护,考虑到双端不平衡电流保护定值较高,若故障时电流太小,将会导致差动保护灵敏度降低、后备保护配合困难,无法满足最小范围隔离故障等要求。故20k V系统中性点接地电阻的选择原则是在保证其他指标的前提下,将接地电流提高到接触电压的上限1600A。根据1600A接地电流计算得到零序回路阻抗为7.2Ω,扣除接地变压器零序阻抗,最终选择接地电阻为5Ω。

广州10k V配电系统,为开环运行、辐射型网架结构。按与20k V配电系统相同的中性点接地电阻选择原则,选取的接地电阻为10Ω,接地故障最大电流为600A,可最大限度满足人身安全对接触电压和跨步电压的限制;曲折变压器和接地电阻热稳定性要求为600A、10s容易实现,且能保证较高的继电保护灵敏度。

3 继电保护配置与整定

配电网接地保护的主要作用是检测配电网单相故障运行状态,向所控制的断路器发出跳闸命令,切除发生故障的元件(配电线路、配电变压器)或者向运行人员发出告警信号,保证配电网的安全运行和对用户的正常供电。

目前广州20k V电网“花瓣型”接线还未形成,其网架结构、保护配置及整定与10k V电网相同。广州10k V(20k V)配电网接地保护未考虑分布式电源接入带来的影响,一般采用三级保护方案,分别为:线路出口接地保护、分支线接地保护与配电变压器接地保护,见图2。

3.1 出口断路器保护

出线保护统一采用断路器保护(QF1、QF7),配置两段零序过流保护作为单相接地故障主保护,通过定值及动作时限实现与下游分支线及配电变压器保护的配合,来保证选择性。

零序过流I段动作于断路器跳闸:零序过流定值按躲过三相短路时可能的最大不平衡电流整定,取60A;动作延时取1s。

此外,为提高高阻接地故障检测灵敏度,实现对地绝缘监测,配置了零序过流II段:定值取25A,动作延时取1.2s,仅动作于发信。

3.2 分支线断路器保护

为防止分支线故障导致出线保护动作而引发整条线路停电,广州供电局配置了分支线保护。分支线保护同样统一采用断路器保护(QF2、QF3、QF5、QF6),配置了两段零序过流保护和重合闸。分支线接地保护既要与出线接地保护配合,又要与配电变压器接地保护配合。零序过流定值取为50A,动作延时取0.6s。

3.3 配电变压器保护

配电变压器保护一般采用熔断器方式。主要考虑到熔断器的结构简单、成本低,且在故障电流较大时迅速熔断,比较适用于配电变压器的保护。单相接地故障电流的大小决定熔断器的熔断速度,进而决定熔断器的开断时间(即动作时限),以及能否与上级零序保护(线路出口接地保护或分支线接地保护)进行配合。熔断器额定电流一般按照大于配电变压器额定电流1.3倍的原则进行选择,以躲开可能长期存在的最大负荷电流,一般为50 ~ 200A。发生单相接地故障时,可能有2种情况:

1)接地故障电流较大时,熔断器开断时间小于分支线接地保护或线路出口接地保护(若无分支线接地保护)的动作时限,能够实现与其上级接地保护的配合,准确隔离故障。

2)随着故障位置远离母线或过渡电阻较大时,接地故障电流较小,熔断器的开断时间可能会大于分支线接地保护或线路出口接地保护(若无分支线接地保护)的动作时限,从而出现越级跳闸。

对于额定电流低于50A的熔断器,在接地故障电流较大时可容易实现与上级接地保护的配合,但当熔断器的额定电流较大,如100A或200A时,其熔丝的熔断时间一般会比较长,基本上很难实现与其相邻上级接地保护的配合,出现越级跳闸的问题。

3.4 关于重合闸问题

配电网80% 故障为单相接地故障,而其中90% 为瞬时性接地故障,为此我国大部分地区配电系统配置了重合闸。若为瞬时性故障,则重合成功,线路恢复正常;若为永久性故障,则重合失败,切除故障线路。传统上认为架空线路瞬时性故障概率比较高,适合投入重合闸,而电缆线路的故障一般为永久性故障,不适合重合闸的投入。对此不同地区有不同的做法,2008年开始广州局无论架空线路、电缆线路或是混合线路均投入重合闸,重合闸动作时限取为1s。表1为2013年广州市各供电区的重合闸成功率统计情况。

其中越秀区为纯电缆线路,重合闸的成功率比较低,不到20%,而对于花都、增城、从化以架空线路为主的网络,重合闸成功率在90% 左右。可以看出重合闸的成功率与线路电缆率密切相关,一般为电缆率越高的线路,重合闸的成功率越低。

电缆线路重合闸的投入对于提高供电可靠性具有一定的作用。根据广州局统计数据,电缆线路的单相接地故障率为λc=0.0568[5],重合闸成功率可近似认为瞬时性接地故障的占比为0.2,即永久性单相接地故障率为ηc=0.8。单次停电时间为故障查找时间(按4h计)和故障修复时间(按5h计)之和(共9h),即tc R=9h[5];电缆线路一般为城市电网,考虑建设有配电网自动化系统,设平均单次长时停电时间用户数为Nc R=0.25N。单次短时停电用户数N′c R=N。可以得到:

1)不投入重合闸,单相接地故障导致的用户年平均故障停电次数[次 /(户·a)]为:

用户年平均故障停电时间[时 /(户·a)]为:

用户年平均故障短时停电次数[次 /(户·a)]为:

2)允许重合闸,单相接地故障导致的用户年平均故障停电次数[次 /(户·a)]为:

用户年平均故障停电时间[时 /(户·a)]为:

用户年平均故障短时停电次数[次 /(户·a)]为:

可以看出,电缆线路单相接地故障投入重合闸,用户平均故障长时停电次数和停电时间较重合闸投入前分别降低了19.7% 和20%,但用户平均故障短时停电次数增多。此外,考虑到接地故障电流一般比较小,重合不成功对设备和线路基本上也无损伤。

但是,对于相间短路故障而言,电缆线路配置重合闸在提高供电可靠性的同时会增大对线路和设备的冲击,其合理性仍需进一步分析对比。

3.5 20k V“花瓣型”环网保护的初步思路

20k V环网每段线路均配置了光纤差动保护,作为接地故障的主保护,见图1。差动保护电流按照躲不平衡电流整定,并考虑电流互感器(TA)采样误差,取为0.2倍的TA额定电流一次值,初步设定160A。

当故障点经过渡电阻接地,且接地短路电流比较小时,反映接地故障的快速主保护纵联零序电流差动保护无灵敏度,需考虑零序后备保护来隔离故障。广州20k V“花瓣型”环网内配置了零序过流保护作为接地故障的后备保护。环网内各级零序过流保护定值同10k V配电网,取60A,各级零序过流保护配合的时间级差为300ms。

零序后备保护启动后,解环线路零序过流保护最先动作将环网解列为2条辐射性线路,故障所在线路各级保护通过动作时间配合切除故障。

以图1所示的“花瓣型”环网为例,正常运行时,花瓣间联络线L15处于断开状态,甲站与乙站独立运行。当永久性接地故障点位于L2线路时,故障电流从两侧分别流向故障点,环线上所有保护均会感受到过电流。若差动保护灵敏度足够,则L2线路差动保护迅速动作,隔离故障,所有用户均不需要停电。若在规定时间内,差动保护未动作,则由后备保护动作隔离故障。解环线路L4零序过流保护最先动作,使环网解列为2条辐射性线路。线路L5、L6、L7中过电流消失,保护复归,线路正常运行。线路L3过电流消失、保护复归,L1、L2依然感受到过流。根据动作时间的配合,L2零序保护动作,并重合失败,故障点被切除。L1区间的负荷正常供电,而L2、L3区间负荷供电中断。

4 供电可靠性

中性点接地方式影响系统的单相接地故障处理过程,影响单相接地故障时的长、短时停电次数、单次停电时间长度以及单次停电用户数。由于单相接地故障占到配电网故障的80% 甚至更多,中性点接地方式与配电网的供电可靠性密切相关。配电网发生瞬时性故障的概率比较高,传统认为小电阻接地方式下,单相接地时需要立即跳闸,供电可靠性低。但重合闸的投入,仍可保证对用户的持续供电。总之,通过合理选择网架结构、合理配置自动装置及构建良好运行管理体制等措施,小电阻接地方式系统也能获得较高的供电可靠性。

2013年和2014年, 广州全市 平均供电 可靠率(RS-3)分别为99.97%、99.981%,已经远远超过电力监管的指标要求(中国电监会于2009年发布的《供电监管办法》要求城区供电可靠率不低于99.00%)。广州供电局也因此被评为2013年和2014年全国电力可靠性金牌企业。

5 高阻接地问题

高阻接地故障保护问题是小电阻接地方式配电网的一大难题。高阻接地故障时,系统接地故障电流很小,故障点电流可能仅为额定电流的10%,甚至更低,故障特征很不明显[6],检测困难。

对于10k V和20k V的辐射型配电系统,零序电流整定值为60A,按保护灵敏度为2进行计算,10k V系统最大仅耐约40Ω的过渡电阻,20k V系统最大仅耐约80Ω的过渡电阻。对于未来20k V的“花瓣型”配电系统,差动保护定值为160A,按保护灵敏度为2计算,最大仅耐约30Ω过渡电阻。随着故障点远离母线,可耐过渡电阻值不断减小。

关于人身安全问题,若人体不小心接触导线,故障点过渡电阻为人体电阻,约为1500Ω,此时流经人体的故障电流If为:

故障电流远小于零序保护定值,保护不启动,但此电流已远远大于人体所能承受的安全电流。

广州配电网自采用小电阻接地方式以来,也发生过多起因高阻接地引发的事故。其中一次为10k V馈线断落,掉入池塘中,接地故障电流小于60A的零序电流保护定值,保护未动作,因长时间流过较小故障电流而使池塘水沸腾。取水阻为400Ω,可推算接地故障点电流仅为14.6A,与零序保护定值相差甚远,但故障点功率已高达85k W。

可见,高阻接地时,虽然故障电流小,但若长时间存在,也会酿成严重后果:故障点高温(可达数千摄氏度),引发火灾,造成电气设备永久性损坏,甚至导致人身伤亡事故等[7]。因此,高阻接地检测的灵敏度亟需提高。

6 结语

广州配电网采用小电阻接地方式运行至今,积累了不少的运行经验。本文介绍了广州小电阻接地方式配电系统的典型接线方式和正建设中的“花瓣型”接线方式,及其中性点接地电阻的选择原则和继电保护的配置与整定以及重合闸问题,并分析了其供电可靠性和存在的高阻接地问题。通过各方面的不断改造与完善,广州配电网已基本实现了安全、稳定与经济运行。

参考文献

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[7]BENNERCL,RUSSELLB D.Practicalhig himpedance fault detection on distribution feeders[J].IEEE Trans on Industry Applications,1997,33(3):635-640.

小电阻接地方式 篇2

【关键词】冶金企业；中性点低电阻接地；6～10kV配电网

钢铁冶金企业电力负荷大，一般拥有相对独立的3～35kV企业配电网。厂区内大量使用电缆配电，对地电容电流较大。

国内冶金企业中6～10kV电压等级配电网中使用较普遍的是中性点不接地系统，其优点是当系统发生接地故障时，只发出接地报警信号而不马上跳闸，给维护人员一定的准备时间，保证了供电的连续性。随着生产规模的不断扩大，发生接地故障时接地电容电流也随之增大，电弧难以自熄，间歇性电弧引起的内部过电压会损坏配电设备和线路，在电缆沟内不能自熄的电弧可能引起火灾。

国外的冶金企业中，中性点经低电阻接地方式在6～10kV电压等级配电网应用较为普遍，在一些国内大型钢铁项目中，也在6～10kV电压等级采用了中性点经低电阻接地方式，本文将就中性点经低电阻接地方式在国外某烧结厂10kV系统中的应用进行探讨。

1.烧结厂中6～10kV电压等级常用的两种接地方式比较

1.1中性点不接地方式

配电网中性点不接地系统属于非直接接地系统的一种，实际上可以看作是经容抗接地系统。该容抗是由电网中的架空线路、电缆线路、电动机和变压器绕组等对地耦合电容所组成，其主要特点是：

（1）当发生单相接地时，仅非故障相对地电压升高而相间电压对称性并未破坏，故不影响三相用电设备的供电。当单相接地电容电流不大时，所引起的热效应为电网各个元件的绝缘所能承受，故允许电网带接地故障运行一段时间，通常是1～2小时。

（2）对于单相接地电容电流很小的系统（6～10kV电网在5A以下），许多瞬时性接地闪络常能自动消弧，不至于转化为稳定性故障，因而能迅速恢复电网正常运行。

（3）可能产生异常过电压，这是中性点不接地系统的主要缺点。当发生单相接地故障时，有时会产生铁磁谐振过电压，使非故障相的高电压达到运行相电压的4～4.5倍，当发生弧光接地时，由于多次反复重燃使非故障相过电压，一般为运行相电压的3倍，最高可达3.5倍，并且能量大，持续时间长，遍及全系统。这将影响设备绝缘，大大降低使用寿命，还会使接地型电压互感器产生磁饱和而引起铁磁谐振，以致使熔断器熔丝熔断甚至烧坏电压互感器；还会引起相间接地短路故障，扩大电网的故障范围。

（4）适用范围：中性点不接地系统适用于单相接地电容电流较小的系统。

1.2中性点经低电阻接地系统

当电网发生单相接地故障时，由于人为增加了一个与电网接地电容电流相位相差90度的有功电流，就使流过故障点的电流为两种电流的矢量和，这种系统的特点为：

（1）能抑制单相接地时的异常过电压。当阻性电流为容性电流的两倍以上时，可将接地时的异常过电压抑制在运行相电压的2倍以下，从而有效地防止了异常过电压对电机，电缆绝缘的危害。

（2）继电保护简单。由于单相接地电流较大，可以采用简单的零序保护作用于跳闸，迅速切断故障，有利于电缆防火。

（3）系统运行维护简单，并对企业电网发展适应性强。中性点接地电阻值按照企业最终规模选择，即使在运行过程中电网参数发生改变，也不需要调节电阻值，所以运行维护很简单。

（4）接地故障电流引起的热效应增大。由于人为地增加接地有功电流来保证零序保护的灵敏系数，从而引起电流热效应增大，保护装置应动作于跳闸断开故障线路。

（5）节省电缆投资。中性点经低电阻接地系统在发生单相接地故障时，继电保护动作，迅速切断故障，因而对电缆的对地绝缘水平要求降低，6kV和10kV系统分别可选用对地额定电压为3.6kV和6kV的电缆，从而节省了电缆的投资。

（6）适用范围：当电网接有较多的高压电动机或者较多的电缆线路时，由于它们的绝缘水平较低，瞬时性的接地故障相对较少，为了保证绝缘和减少单相接地发展为多重接地故障，宜采用中性点经低电阻接地系统。

2.中性点经低电阻接地系统在烧结厂的工程应用

2.1单相接地电容电流的计算

烧结厂中一般使用电缆配电，而中性点不接地系统的单相接地电容电流主要由电缆对地电容决定，发生单相接地故障时故障点流过单相接地电容电流，10kV系统电缆线路电容电流可按下式计算：IC=[95+1.44S]*Ur*l/[2200+0.23S]A，式中 S为电缆芯线的标称截面，mm2；Ur为线路额定线电压，kV；l为线路长度，km；IC为接地电容电流，A。简单估算时还可以采用下式：IC=0.1 Ur*lA， 即10kV系统根据电缆长度估算为1A/km。

本烧结工程中10kV电缆长度约为15km，算得单相接地电容电流约为15A。根据国外业主的使用习惯和运行经验，并综合考虑供电可靠性要求后，最终决定10kV系统采用中性点经低电阻接地方式，在35/10.5kV（D，yn1）主变压器二次侧使用的200A，10S的中性点接地电阻。

2.2接地电阻器的选择

目前常用的接地电阻器，从材质方面区分主要有铸铁、不锈钢、合金及非金属材料等几种类型。本工程采用的是不锈钢材料，具有耐腐蚀性好，温度系数小而阻值比较稳定，在温度剧烈变化时不易破裂等优点。

接地电阻器的阻值可按下式计算：R=Un/（√3*IR）*103，R为中性点接地电阻器的阻值，欧姆；Un为系统标称电压，Kv； IR为电阻电流，A。

本工程采用200A的电阻电流，带入上式可得R=10/（√3*200） *103=28.87A。

2.3零序电流互感器的选择

零序电流互感器的应用一般都选用较小变比，常用的如：50/5、75/5、100/5、150/5、 200/5、20/1、50/1、100/1、150/1、200/1，因为只有发生一次接地故障时，零序电流互感器才有输出。人们不会让接地电流很大时才使保护动作（不用考虑躲过负荷电流）。可是由于一次绕组是电力电缆，仅有一匝，这样，50/5的零序电流互感器的二次额定匝数，仅10匝，所以50/5的零序电流互感器负荷特性较差，实际负载阻抗和零序电流互感器的容量不一致时将会出现较大的误差，而且在低于额定电流时误差也会加大，所以在允许的情况下尽量选用大一些的变比。 在工程中互感器一次侧电流可按接地电阻电流的一半选择，本工程中采用200A的接地电阻器，零序电流互感器变比选择为100/5A。

2.4避雷器的选择

中性点不接地系统采用无间隙氧化锌避雷器时，发生故障较多，影响系统安全运行，因此多采用有间隙氧化锌避雷器。采用中性点经低电阻接地系统后，为无间隙氧化锌避雷器提供了良好的运行条件，由于它对浪涌过电压响应迅速，进一步降低了过电压，有利于系统安全运行。

小电阻接地方式 篇3

分布式电源(DG)具有安全可靠、清洁环保、灵活经济等优点,已在世界范围内获得广泛应用[1,2,3,4,5,6]。DG采用不同接地方式(由并网变压器接线方式和DG本身的接地方式共同决定)并网,会影响系统的零序阻抗,进而会影响到系统的单相接地故障电流特征。在选择DG的接地方式时,需要综合考虑DG并网、脱网等不同运行状态,以及单相接地时主网保护前后、孤岛保护前后等不同故障处理阶段,可能存在的接地方式转变以及继电保护、绝缘以至供电可靠性、系统安全等诸多问题[7]。特别是对于小电阻接地方式配电网,DG可采用不接地、直接接地或是小电阻接地方式[7],单相接地时故障电流特征迥异:除主网和DG通过故障相直接提供的接地电流外,还可能存在主网和DG间通过健全相交换的故障电流,将会给系统接地保护带来一系列问题。而目前国内外就DG并网对故障影响的研究,主要集中在相间短路故障[8,9,10,11,12,13,14]及其保护[14,15,16,17,18,19,20,21]。对于与DG接地方式密切相关的单相接地故障分析及其对接地故障保护的影响鲜有涉及。

当下DG按照并网 接口不同,可大致分 为两类[22]:通过同步发电机或异步发电机直接并网的旋转型DG与通过变流器间接并网的逆变型DG。其中,旋转型DG在国内应用最为广泛,是最基本的并网形式,对含旋转型DG配电网的接地故障分析是该问题的基础。

本文利用对称分量法和叠加原理,建立含旋转型DG小电阻接地方式配电网单相接地故障分析模型;就DG可能的接地方式,分别分析DG接入后小电阻接地方式配电网的接地故障点电流、线路各序电流和三相故障电流等的特征;对比DG接入前后各故障电流的变化,并以此为基础分析不同接地方式DG对系统已有接地保护的影响。

1 含 DG 配电网接地故障分析模型

图1为一典型含DG小电阻接 地方式配 电系统。DG与电网的公共连接点(PCC)与母线距离为L;F1,F2,F3表示3个不同位置故障点,其中F1位于母线和PCC之间,F2位于PCC外侧,F3位于不含DG线路。R1和R2分别为主网侧、DG侧中性点对地电阻,国内电网一般为10Ω。开关S的位置在1,2,3时,表示中性点接地方式分别为直接接地、小电阻接地、不接地。

本文利用对称分量变换和叠加原理,根据单相接地故障边界条件,建立含DG配电网的单相接地故障附加状态复合序网,进行接地故障电流分析。

故障时,旋转型DG可等效为恒压源串联阻抗模型[22],叠加原理可继续适用。附加状态复合序网仅接地点有附加电压源作用,输出电压幅值为接地点故障前电压,系统正、负、零序阻抗分别为故障点上游和下游正、负、零序阻抗的并联。以F1点A相接地为例,可得故障附加状态复合序网如图2所示。

图中:ZS(1)和ZS(2)分别为主网电源与变压器的正序、负序阻抗之和,ZS(1)=ZS(2);ZS(0)为主网接地变压器零序 阻抗;ZT为DG侧并网变 压器阻抗;ZL1(1)和ZL1(2)分别为故 障点到主 网电源的 线路正序、负序阻抗,ZL1(1)=ZL1(2);ZL2(1)和ZL2(2)分别为故障点到PCC的线路正序、负序阻抗,ZL2(1)=ZL2(2);ZL1(0)和ZL2(0)分别为故障点到主网电源、PCC的线路零序阻抗;ZDG(1)和ZDG(2)分别为旋转型DG的正序、负序阻抗;分别为主网侧和DG侧的正序、负序、零序故障电流;为故障点正(负或零)序电流,等于故障点电流的1/3;箭头表示了各电流的参考方向;Uf为故障点附加电压源;ZN为DG侧中性点对地零序阻抗,DG小电阻接地时,ZN=3R2,DG直接接地时,ZN=0,DG不接地时,|ZN|→∞。

2 故障点电流分析

DG并网影响系统的正序、负序、零序阻抗,将会导致系统故障点电流水平区别于传统配电网。以F1点故障为例,设F1点距离母线出口x,单位长度线路正、负序阻抗均为Zl1、零序阻抗为Zl0,可得主网侧正序、负序、零序阻抗Za(1),Za(2),Za(0)分别为:

DG侧正序、负序、零序阻抗Za(1)′,Za(2)′,Za(0)′分别为:

DG并网状态下的故障点电流为:

由于配电网中并网DG容量较小,并网变压器和DG自身阻抗较大,一般有:

其对相间短路电流约有10% 的影响[16,23]。但由于单相接地故障时,复合序网中包含了零序阻抗,且小电阻接地方式配电网的零序阻抗始终较大(即使DG为直接接地方式,并网变压器仍然有较大阻抗),Za(1)′和Za(2)′对接地电 流的影响 一般不超 过3%,可近似忽略。故障点电流可近似为:

当DG不接地时,Za(0)′无穷大,故障点电流为:

此时,故障点电流近似等于(实际略大于)传统小电阻接地方式配电网。随故障点远离母线,系统正、负、零序阻抗均增大,故障点电流呈减小趋势。由于3R1(一般为30Ω)远大于线路阻抗,故障点电流减小速度较 慢。 当DG小电阻接 地时,Za(0)≈Za(0)′,同时对故障点电流水平起主导作用,系统总阻抗近似为DG接入前的1/2。考虑到正、负序阻抗影响,故障点电流略小于DG并网前的2倍。即

随着故障点远 离母线,系统零序 阻抗Z0=Za(0)//Za(0)′及正序、负序阻抗 均不断增 大,故障点电流呈减小趋势,且减小速度较DG不接地方式时稍大。当DG直接接地时,ZN=0,主网侧、DG侧零序阻抗分别为:

系统零序阻抗大幅度减小,较DG小电阻接地时,系统具有 更大幅值 的故障点 电流。 由于|Za(0)|>|Za(0)′|,随故障点远离母线,系统零序阻抗减小,且其减小幅度大于正序、负序阻抗的增加幅度,故障点电流呈增大趋势。极端条件(故障点位于PCC)时,|Za(0)|=|ZS(0)+LZl0+3R1||Za(0)′|=|ZT|,故障点电流近似为:

假设PCC到母线距 离L=4km,Za(1)约为1.5Ω,ZT约为6Ω[20],故障点电流可达2kA,与配电网相间短路故障电流水平相当。

综上可知,不接地方式DG对接地故障电流的影响明显小于其对短路电流的影响。但当DG小电阻接地或直接接地时,故障点电流成倍增加甚至更大,对接地故障电流的影响将明显大于其对短路电流的影响。尤其是DG直接接地时,故障点电流大幅增加且随故障点远离母线呈增大趋势,明显区别于传统小电阻接地方式配电网。F2点和F3点故障时的分析方法与F1点一致。DG不接地方式时故障点电流水平近似等于传统小电阻接地配电网。当DG直接接地时,故障点电流增幅最大,小电阻接地次之。不同于F1点,F2点和F3点故障时,无论DG采用何种接地方式,随着故障点远离母线,故障点电流均呈减小趋势。其中DG直接接地时,减小速度最快,小电阻接地时次之,不接地时最慢。综上,不同情况下故障点电流变化情况见表1。

3 线路各序电流分析

故障点电流的正序、负序、零序分量为:

在主网侧、DG侧的分流比例均取决于两侧的正序、负序、零序阻抗之比。

3.1 F1点接地时线路正负序电流分析

主网侧线路正负序电流与DG侧线路正负序电流分别为:

式中:K1和K2分别为主网侧正序、负序电流占故障点正序、负序电流的比例,根据式(4)可知,一般情况下|K1|和|K2|均接近于1,即绝大部分故障点正序、负序电流在主网侧线路中流通。

根据式(5)和式(11)至式(14)可知,故障点正负序电流在主网侧、DG侧的分流比例与零序阻抗,即DG接地方式无关,但两侧正负序电流幅值大小与DG接地方式密切相关。

3.2 F1点接地时零序电流分析

图2中主网侧、DG侧零序电流既是各侧线路的零序电流,也是各侧中性点对地的零序电流(中性点对地电流的1/3)。

故障点电流零序分量在主网侧、DG侧的分流与DG接地方式密切相关:

式中:K0为主网侧零序电流占故障点零序电流的比例。

3.2.1 DG 采用不接地方式

近似等于(实际略大于)传统小电阻接地方式配电网的零序电流,随故障点远离母线呈减小趋势。

3.2.2 DG 采用小电阻接地方式

可知小于DG接入前的传统配电网零序电流,小于DG采用不接地方式时的零序电流。随故障点远离母线呈减小趋势,但减小幅度大于传统配电网。近似等于主网侧零序电流,随故障点远离母线也呈减小趋势,但减小幅度小于

3.2.3 DG 采用直接接地方式

此时,故障点零序电流大部分由DG侧线路经DG侧中性点注入大地。

相比于DG不接地、小电阻接地方式时:更小(一般有随故障点远离母线呈减小趋势,减小幅度大于DG小电阻接地、不接地方式时;I更大 (一般有,甚至可达传统直接接地配电网的线路零序电流水平,随故障点远离母线,零序阻抗减小幅度大于正序、负序阻抗的增加幅度,电流幅值呈增大趋势。

3.3 F2和F3点接地时故障序电流分析

参照图1,F2(F3)点故障时,故障点到PCC(母线)间线路只有故障相流过故障点电流,且该段线路的正序、负序、零序电流分别等于故障点电 流的正序、负序、零序分量。故当DG采用直接接地、小电阻接地方式时,该段线路电流较DG接入前将大幅增加。

F2(F3)点故障时,定义主网侧和DG侧分别为PCC(母线)的主网电源侧和DG侧。主网侧、DG侧各序电流的分析方法同F1点故障,分析结果总体上也相似,不再赘述。不同之处主要体现在:F2和F3点故障时,故障点电流正序、负序、零序分量在主网侧和DG侧的分流比例为定值,不再随故障点位置变化;DG直接接地时,DG侧零序电流随故障点远离母线呈减小趋势,不会出现F1点故障时的增大情况。

综上,不同情况下主网侧、DG侧零序电流变化情况如表2所示。

4 相故障电流分析

4.1 F1点接地时各相故障电流分析

主网侧、DG侧故障相(A相)电流分别为:

主网侧、DG侧健全相 (B,C相)的故障电 流分别为:

4.1.1 DG 类型对各相故障电流的影响

由式(22)和式(23)可得结论如下。

1)当,即健全相中无故障电流流通。不含DG的单电源传统配电网 符合该种 情况。若健全相中有相同的故障电流流通。DG为感应发电机(其正负序暂态阻抗近似相等)时[11],可近似为此种情况。

2)当健全相中有不等的故障电流流通。当DG为同步发电机、双馈异步发电机等时符合此种情况,考虑到其正、负序阻抗相差并不显著[24],两个健全相中的故障电流不平衡程度并不严重。

4.1.2 DG 接地方式对各相故障电流的影响

当DG为不接地 方式时,,各相故障电流分别为:

主网侧、DG侧中性点对地电流为:

鉴于一般|K1|和|K2|均接近于1,可知健全相故障电流较小,一般为几到十几安培。故障点电流均通过主网侧中性点注入大地:其中绝大部分由主网侧故障相流向主网侧中性点小部分则由DG侧故障相经健全相流向主网侧中性点。

当DG采用直接接地或小电阻接地方式时,考虑到|K1|≈1,|K2|≈1,各相故障电流可近似为:

当DG为小电阻接地方式时,主网侧与DG侧零序阻抗Za(0)≈Za(0)′,|K0|≈0.5,可知:

可近似两侧中性点均分故障点电流。各相故障电流根据式(7),主网侧故障相可达1 000A,DG侧故障相及两个健全相故障电流可达近200A,而两个中性点对地的故障电流均约为600A。

当DG采用直接接地方式时,可得即较大部分故障电流经DG侧中性点注入大地,只有较小部分流经主网侧中性点。相比于DG小电阻接地时,各相故障电流均增大。根据式(9),极端条件下(故障点位于PCC),健全相故障电流可达近600A。

此外,当DG采用直接接地或小电阻接地方式时,|K0|均明显小 于|K1|,|K2|,由式 (26)和式(27)可得出,可知,大部分故障点电流由主网侧故障相流出,其中一部分经主网侧中性点注入大地,另一部分则经健全相由DG侧中性点注入大地;小部分故障点电流由DG侧故障相流出,经DG侧中性点注入大地。

可得F1点接地时,DG采用不同接地方式下的接地故障电流分布如图3(a)所示。图中,N和N′分别为主网侧、DG侧中性点。

4.2 F2和F3点接地时相故障电流分析

分析方法与F1点故障时相似。PCC到主网电源区间(F2点接地)或者母线到主网电源区间 (F3点接地)的各相故障电流分布,与F1点接地时的主网侧各相故障电流分布规律相同;PCC到DG区间(F2点接地)或者母线到DG区间(F3点接地)的各相故障电流分布,与F1点接地时的DG侧各相故障电流分布规律相同。需要注意的是,故障点到PCC区间(F2点接地)或故障点到母线区间(F3点接地)线路,仅故障相(A相)中存在故障电流(等于故障点电流)。F2和F3点接地时,DG不同接地方式下的接地故障电流分布如图3(b)所示。

5 对接地保护的影响分析

对于小电阻接地方式配电网的接地故障,一般配置三段式零序过电流保护,由出线保护、分段保护或分支线保护、配电变压器保护构成[25,26]。

F1和F2点故障时:DG小电阻接地方式,出线零序电流较DG接入前变化不大,对出线保护没有实质性影响;DG直接接地方式,出线零序电流随故障点远离母线大幅度减小,出线保护灵敏度降低甚至拒动。

此外,无论DG直接接地或是小电阻接地方式:1F1点故障时,故障点与PCC之间线路中的零序电流会导致该段线路的分段保护或分支线保护误动作;2F2点故障时,故障点与PCC之间线路中的零序电流大于母线与PCC之间线路,将会增加出线保护与线路分段保护或分支线保护配合的复杂程度;3F3点故障时,由于增加DG零序通道提供的故障电流,故障线路零序电流较DG接入前大幅增大,三段式保护的区段范围会发生改变,使出线保护与线路分段保护或分支线保护的配合更加困难,含DG健全线路出现较大幅值零序电流,可能导致其出线保护与线路分段保护误动作;4健全相中将会出现几百安培故障电流,可能会对系统三相过电流保护产生影响。

6 仿真验证

基于MATLAB/Simulink搭建10kV含DG(双馈异步电机)小电阻接地方式配电网仿真模型。主网变压器额定容量100 MVA,变比为110kV/10.5kV,ZS(1)=ZS(2)=j0.2Ω;接地变压器额定容量2 MVA,Zs(0)=j6Ω;DG额定功率为1.5 MW,额定电压为0.69kV,定子电阻Rs=0.008 4(标幺值),定子电感Ls=0.167(标幺值),转子电阻Rr=0.008 3(标幺值),转子电感Lr=0.132(标幺值);并网变压器额 定容量2 MVA,变比为10.5kV/0.69kV,ZT=j6 Ω;线路参数Zl1= (0.17+j0.38)Ω/km,Zl0=(0.23+j1.72)Ω/km,R1=R2=10Ω,L=4km。

在DG不同接地方式下,不同位置接地时,故障点电流幅值随故障位置的变化如图4所示。

主网侧、DG侧零序电流幅值随故障位置的变化如图5所示。图4和图5中,DG不接地方式与不含DG曲线近似重合,为便于辨别,将不含DG曲线进行了适当的平移。

DG不接地、小电阻接地、直接接地方式下,不同位置故障时的三相故障电流和主网侧、DG侧中性点对地电流分别如附录A表A1、表A2、表A3所示。无论F1,F2或是F3点故障,各故障电流测量元件参考方向指向主网电源;为中性点指向大地。

通过仿真数据可以看出,不同接地方式DG在不同位置单相接地时,故障点电流、主网侧和DG侧零序电流、各相故障电流、两侧中性点对地电流的大小及随故障点位置的变化,均与理论分析相一致。

7 结语

DG采用不同接地方式时,含DG小电阻接地方式配电网接地故障电流呈现不同特征。

1)DG不接地方式下,其对系统接地故障电流分布的影响与负荷相类似,可以忽略。

2)DG直接接地、小电阻接地方式下,故障电流大幅增加,甚至达到短路电流水平。故障电流特征也更加复杂:健全相出现几百安培的故障电流;故障点电流除通过主网侧、DG侧故障相经相应侧中性点注入大地外,还有部分故障电流由两个健全相经对侧中性点注入大地。这可能会导致系统已有线路出线保护与分段保护(或分支线保护)误动或拒动,增加继电保护配合的复杂程度。

小电阻接地方式 篇4

目前中国6 k V~35 k V配电网大多数采用小电流接地方式, 即中性点非有效接地方式。近年, 中国经济社会发展和人民生活水平的迅速提高, 电容电流有很大的增加, 进而降低电力的可靠性会影响电网安全质量。单相接地故障是配电网中最主要的线路故障形式, 因而选择适当的配电网中性点接地方式是关系到电力系统运行可靠性的重要保证。近年来, 中国10k V系统电网中性点接地方式主要采用小电阻接地和消弧线圈接地两种, 本文通过分析二者的优点和缺点, 提出消弧线圈和小电阻合一接地方式的设计探讨, 阐述该接地方式优点及合理性, 之后解释消弧线圈和小电阻一体化接地系统对单相接地故障的处理过程。提出实现该接地方式的技术关键与难点, 进而论述减少了对电网的冲击, 有效提高了供电的可靠性、安全性和供电质量。证明此种接地方式的选择是合理的, 下面就相关问题进行论述。

1 消弧线圈和小电阻接地方式的论述

1.1 消弧线圈接地方式优点和缺点分析

消弧线圈是安装在变压器中性点的电感线圈, 当系统发生单相接地故障时, 其产生一个感性电流, 用来补偿单相接地故障产生的容性电流。采用该接地方式, 当线路发生单相接地时, 消弧线圈产生的电感电流对接地产生的电容电流进行补偿, 使接地点流过的电流值减小到能自行熄弧范围, 由于接地电容电流获得补偿, 系统单相接地故障还可连续运行2 h。故变压器中性点经消弧线圈接地方式的供电可靠性较高, 中性点经消弧线圈接地的特点有:

a) 单相故障发生后产生容性电流, 消弧线圈产生的感性电流会补偿该容性电流, 当感性电流补偿容性电流值10 A以下时, 故障点接地电流电弧可自行熄灭并避免重燃;

b) 接地工频电流和地电位降低, 减少了跨步电压和接地电位差, 可以大辐减少对低压设备的冲击及对信息系统的干扰;

c) 若发生单相接地故障, 非故障相对地电压升高至倍, 电容电流一旦过大且长时间运行时, 接地点电弧不能自行熄灭, 它会击穿电网中的绝缘薄弱环节, 若不及时处理, 进一步会发展为相间短路, 使事故扩大, 对整个电网绝缘都有很大危害, 当系统发生永久性接地故障时, 系统采用消弧线圈接地后, 由于迅速补偿接地电流, 使各线路的零序电流值迅速降低, 国内现有接地选线装置选线准确率不高, 影响运行人员快速隔离接地线路。

1.2 小电阻接地方式优点和缺点分析

近年来, 大城市新发展的10 k V配电网主要采用地下电缆, 使对地电容电流大大增加, 一般认为通过中性点电阻电流10 A~100 A时为小电阻接地方式, 可用以泄放线路上的过剩电荷, 降低弧光接地电压倍数, 中性点经小电阻接地的特点有:

a) 接地时, 由于流过故障线路的电流较大, 配置零序过流保护具有良好的灵敏度, 可以迅速切除接地线路;

b) 中性点接地电阻是耗能元件, 是电网对地电容中能量 (电荷) 的泄放通道, 又是系统谐振的阻尼元件, 单相接地故障时, 通过故障点的电流较大, 利用继电保护迅速切除故障线路;

c) 在小电阻接地系统中, 当接地电弧第一次自动熄灭后, 健全相电压不升高或升幅较小, 对设备尽缘等级要求较低, 其耐压水平可以按相电压来选择;

d) 当系统发生单相故障时, 无论是永久性还是瞬时性的, 均作用于跳闸, 故线路跳闸次数较多, 严重影响用户的正常供电, 使其供电的可靠性下降;另一方面, 当架空绝缘导线断线, 裸导线断线接触的是干燥地面时, 零序电流小, 零序保护灵敏度下可能保护不动作, 将使接地点及四周的尽缘受到更大的危害, 导致相间故障发生。

2 消弧线圈和小电阻合一接地方式的工作原理

2.1 消弧线圈和小电阻合一系统的结构和组成

消弧线圈和小电阻合一系统的结构和组成见图1。

接地变压器:对于10 k V配电网, 因变压器绕组为Δ, 需要用接地变压器制造中性点。为降低零序阻抗, 接地变压器采用Z形接线, 应根据需要可带适当的二次容量以代替站用变。

可控电抗器:可控电抗器可充分利用当前智能化快速消弧系统中有关可控电抗器的核心技术。可控电抗器本体为1台高短路阻抗变压器, 该变压器短路阻抗高达100%, 一次绕组接在系统中性点, 有2个二次绕组。二次绕组与控制柜相连, 控制柜内装配大功率可控硅及相应的滤波装置, 具有调节范围大, 连续可调, 在任何时候可迅速退出, 无需阻尼电阻等优点。

可控小电阻:由传统小电阻和高压开关串联而成, 小电阻由不锈钢合金制造, 可受控制屏控制。

控制屏:安装于主控室, 是可控型小电阻接地一体化装置的中心控制部分, 完成系统的各种控制指令。

2.2消弧线圈和小电阻合一接地方式的单相接地故障的处理工作原理

消弧线圈和小电阻合一接地方式对配电网单相接地故障的处理过程如下:当配电网发生接地故障时, 消弧线圈和小电阻合成一套装置检测电网电容电流值来测算出需要补偿的电感电流, 控制可控电抗器输出补偿电流。一般瞬时性接地故障由电感电流补偿后, 电弧熄灭, 接地故障自动消除, 则成套装置自动退出补偿状态, 系统恢复正常运行, 从而避免了出现小电阻接地方式中一有故障立刻跳闸使得线路跳闸率高的情况。对于可控电抗器补偿10 s后线路接地故障仍然存在的, 则该系统可认为发生了永久性接地故障, 成套装置会自动闭合高压开关投入小电阻, 此时故障电流较大, 可通过馈线零序电流保护动作, 靠开关跳闸切除故障线路。投入小电阻后, 控制可控电抗器退出补偿, 故障线路切除后, 系统恢复正常运行, 接地成套装置自动闭合高压开关退出小电阻, 电阻的投入实现了准确快速隔离故障线路, 避免了故障扩大化。

可控型电阻接地成套装置对于配电网单相接地故障的综合处理方式, 对于瞬时性线路接地故障由可控电抗器输出补偿, 使得接地电弧能够快速熄灭, 解决了小电阻接地中跳闸率高的缺点, 是对目前小电阻接地方式的重大改进。

3 消弧线圈和小电阻合一接地系统的技术关键与难点

3.1 接地电阻系统的启动条件

在10 k V的小电阻接地系统中, 保护整定值为零序电流60 A左右, 接地电阻16Ω, 折算成中性点电压应为900 V, 即系统额定电压的约15%, 可按照该值来设定可控型电阻接地系统的动作启动电压, 也可以按运行习惯设定启动电压。

3.2 瞬时性接地和永久性接地故障的界定

根据对多个地区的变电站单相接地故障统计数据来看, 配电网单相接地时间超过10 s的故障只占总接地故障的10%~15%左右, 大部分是时间短暂的接地故障, 这也从一个方面证明了小电阻接地跳闸率高的原因。因此将投入小电阻的时间应设定在接地开始后5 s~10 s为宜, 这样可避免大部分的跳闸, 达到了降低跳闸率高的目标, 同时, 由于可控电抗器工作时间短, 在保障电抗器绝缘距离的情况下, 其体积大为缩小, 与同容量谐振接地中要求的可控电抗器相比体积只有其一半左右, 能够节省变电站的用电空间, 使设备的安装布局更为紧凑。

3.3 与继保装置的配合问题

在消弧线圈和小电阻合一接地系统中, 10 k V线路的零序保护定值大小可以与采用小电阻接地方式的定值一致, 由于该装置已有效消除了瞬时性接地故障, 则线路的保护装置可以不需要投入重合闸功能, 避免重复操作断路器。

现有线路的零序保护的整定值要防止干扰及躲过一部分瞬时性接地故障, 故需设置一定的延时, 当采用消弧线圈和小电阻合一装置作为配电网接地设备时, 由于其补偿了瞬时性接地故障使其自动消除, 因而馈线零序保护的动作时间完全可设定小于1 s。小电阻流过大电流时间大为缩短, 既有效延长了小电阻的使用寿命, 又起到保护接地变压器的作用 (小电阻在工作状态时电流非常大) 。

4 结语

小电阻接地方式 篇5

配电网供电广泛使用电缆使得电网对地电容大大增加,导致系统单相接地故障时线路电容电流变大,非故障相电压升高,一次设备极易损坏。为此,城市配电网多采用小电阻接地运行方式。然而城市变电站主变低压侧多为△接线,无中性点,因此常采用接地变来实现人工接地。在实际应用中,接地变通常接在母线或主变压器△线圈引线上。本文以应用最为广泛的Y/△-11型变压器为例,分析后一种接线方式对主变差动保护的影响,并提出解决方案。

1 Y/△-11变压器差动保护传统相位校正方法

对于Y/△-11变压器的差动保护,为了校正两侧电流的相角差及消除Y侧零序电流,传统的模拟式保护是通过TA接线方式来校正——变压器Y侧差动TA按△型接线,△侧差动TA按Y型接线,经过相位校正后两侧流入差动继电器的电流分别为:

式中,为相位校正后的Y侧A、B、C相电流,为流过Y侧绕组的A、B、C相电流;为相位校正后的△侧A、B、C相电流,为流过△侧绕组的A、B、C相电流。

对于数字式保护,变压器两侧TA一般可按Y型接线,式(1)、式(2)可通过软件实现。

根据相位校正后的两侧电流得到差电流:

式中,idA、idB、idC分别为A、B、C相差电流。

2△侧区外接地故障对差动保护的影响

如图1所示,接地变接于主变△侧引线上,中性点经小电阻R0接地。

为简化分析,设变压器变比为1:1,忽略励磁电流,△侧的正序(或负序)电流是Y0侧正序(或负序)电流的倍。根据序量经变压器传递原理,Y侧的正序电流滞后△侧正序电流30°;Y侧的负序电流超前△侧负序电流30°。

设△侧母线或馈线发生A相接地故障,由于△线圈隔断了高低压侧零序电流之间的耦合,因此故障电流中的零序分量通过主变低压侧流入接地变,而Y侧TA感应不到零序电流分量。根据对称分量法原理,△侧电流等于正序分量、负序分量、零序分量之和,因此△侧各相电流为:

Y侧各相电流为:

将式(5)代入式(1),得到Y侧相位校正后电流为:

由此可看出,当区外发生接地故障时,应用传统变压器转角方式,变压器差动保护三相出现数值相等且等于流向接地变侧零序电流的差电流。

3 解决方案

为了避免主变△侧区外接地故障时差动保护误动,可在接地变一次侧配置差动TA。但该方案存在正常运行时的接地变励磁电流小,TA电流二次值几乎为零,无法判断TA极性和成本增加的缺点,因此该方案无论从可靠性还是经济性均不值得推荐,本文着重讨论以下两种方案。

3.1 软件消除△侧零序电流

由分析知,在△侧区外发生单相接地故障时,△侧有零序电流分量而Y侧无零序电流分量是产生差电流的原因,因此可采用保持Y侧转角方式不变,消去△侧零序电流分量的方法,即

式中,。

通过式(8)的处理,消去了各相电流中的零序电流分量,保留了正序和负序电流。当区外接地故障时,△侧和Y侧差动回路均无零序电流分量,而两侧正序、负序电流相互平衡,从而有效消除了接地故障时的差电流。对于相间故障,△侧零序电流理论上为零,式(8)与式(2)等效。

3.2 差动启动定值躲过最大接地零序电流

除了采用软件来滤除△侧零序电流分量外,还可通过调整差动保护启动电流定值来保证区外接地故障时差动保护不误动,即整定差动保护启动电流定值时除了考虑躲过正常运行时的最大不平衡电流外,还须躲过单相接地故障时的最大零序电流。差动保护启动电流定值整定为:

式中,krel为可靠系数,可取1.3～1.5;Io,max为△侧最大接地零序电流;Iunb,max为正常运行时最大不平衡电流,一般整定为(0.30～0.50)IN,IN为变压器额定电流。

我国10kV、20kV系统选择中性点接地小电阻的原则是把接地故障电流限制在600A以内,即零序电流I0,max最大为200A;而35kV系统选取的原则是把接地故障电流限制在1 000～2 000A,以1 500A为例,零序电流I0,max最大为500A。下面对10、20、35kV系统分别加以讨论。

对于10kV或20kV小电阻接地系统,若取可靠系数为1.5,则krelIo,max为300A,而一般110kV/10kV(20kV)变压器低压侧额定电流(以变压器总容量为基准容量)大于1 000A,因此启动电流定值按躲过正常运行最大不平衡电流整定就能躲过区外最大接地零序电流。

对于35kV小电阻接地系统,若取可靠系数为1.5,则kreIIo,max为750A,而一般110kV/35kV变压器低压侧额定电流小于1 500A,因此启动电流定值按躲过区外最大接地零序电流整定,一般大于0.50IN,与按单纯躲过不平衡电流相比,抬高了动作门坎,降低了区内故障时差动保护的灵敏度。

4 单相接地故障灵敏度分析

系统发生区内A相接地故障时,可利用对称分量法将其分解为正、负、零序系统的叠加,如图2所示。

△侧A相电流(未消零)为:

按式(8)消除零序电流分量,有:

Y侧A相电流经式(1)转角后为:

式中,CM1、CN1、CM2、CN2分别为变压器两侧正序、负序电流分配系数。

根据式(3)、式(9)、式(11),△侧未消零时的差电流为:

根据式(3)、式(10)、式(11),△侧消零后差电流为:

系统发生单相接地故障时,有:

将式(14)、式(15)分别代入式(12)、式(13)有:

由式(14)～(17)得到差流向量图,如图3所示。

为限制接地时的弧光过电压,一般单相接地故障时,流向接地电阻的零序电流是电容零序电流的1～4倍。根据图3,推导出不同电容电流时的差流值,见表1。

由表1知,分布电容电流越大,单相接地故障时差流值也越大;差动保护△侧消除零序电流后差流i'dA小于未消除零序电流时差流idA。

不考虑制动特性,仅从差流与启动定值的比例关系来考察保护的灵敏度。为方便定量分析,设i0C/i0R=1/2;10kV或20kV小电阻接地系统最大接地电流为600A;35kV小电阻接地系统最大接地电流为1 500A;△侧消零,差动保护启动值按躲过最大不平衡电流整定,取0.30IN;若△侧不消零,差动保护启动定值需大于0.30IN与1.5i0R中的大者。不同容量、不同电压等级变压器区内单相接地故障时的灵敏度见表2。

从表2可看出:

(1)对于10kV小电阻接地系统,无论△侧消零与否,差动保护灵敏度均小于1,即差动保护不能反映△侧区内单相接地故障。

(2)对于20kV小电阻接地系统,容量在50MVA以下的变压器,△侧区内单相接地故障时差动保护有一定灵敏度,在△侧消零后的差动保护灵敏度略有降低;而对于容量在50MVA以上的变压器,差动保护不能反映区内单相接地故障。

(3)对于35kV小电阻接地系统,△侧区内单相接地故障时差动保护有较高的灵敏度,在△侧消零后,差动保护灵敏度要远大于未消零时。

5 结束语

变压器△侧引线经小电阻接地系统发生区外接地故障时,传统变压器差动保护会出现大小相等的三相差流,可能会引起差动保护误动;而采用△侧消零后的差动保护有效消除了区外接地故障时的不平衡差流,提高了差动保护的可靠性。

摘要：变压器△侧引线经小电阻接地系统在本侧区外接地故障时,传统差动保护会因差电流而误动。对比了差动保护△侧消零和差动启动定值按躲过接地故障最大零序电流两种解决方案,并分析了△侧消零对△侧电压等级为10～35kV的变压器差动保护灵敏度的影响。

小电阻接地方式 篇6

城市电网中电缆的使用很大程度上提高了配电网供电可靠性, 但是同时会导致导致电力系统电容电流过大的问题, 严重时会影响配电设备的安全运行以及整个电网的正常供电功能。为了解决该问题, 目前我国在35k V配电网中主要采用中性点不接地方式、小电阻接地方式、经消弧线圈接地方式三种较传统的方法以及方法中性点经消弧线圈加并联选线电阻的接地方式这一比较新的方法。

1 不同接地方式的特点

1.1 中性点不接地方式

中性点不接地方式能够保证系统的对地电容电流控制在10A以下, 结构简单, 发生单相接地故障时还能不间断供电而且对低压电网的反击和通信影响比较小。但过电压水平高, 对弱绝缘击穿概率大而且因为难以准确排查故障发生点, 不能迅速切从而发生短路。因此这种接地方式仅适用于电容电流较小的农村配电网。

1.2 中性点经消弧线圈接地方式

消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后, 消弧线圈提供电感电流对故障点流过的电容电流进行补偿, 使其降低至10A以下, 防止弧光过零后重燃, 使电弧很快熄灭, 从而防止事故更加严重。同时当消弧线圈电感电流接地或等于电容电流时, 可以减少产生弧光接地过电压的机率, 还可以抑制过电压的辐值, 减小故障相电压的恢复速度, 同时也最大限度的减小了故障点热破坏作用等。这种接地方式的优势在于消弧线圈使电弧自熄后, 接地故障可以自动被清除;在故障存在的条件下可以正常运行2h等。但是中性点经消弧线圈接地方式对设备绝缘水平要求较高;系统有可能因运行方式改变造成欠补偿从而引发谐振过电压;集中补偿容量不够;选线复杂、控制回路可靠性差, 实际运行差强人意。这种接地方式主要适用于电容电流较大、架空和电缆混合的城市配电网。

1.3 中性点经小电阻接地方式

顾名思义, 中性点经小电阻接地方式是中性点经过一个很小的电阻接地, 这种方式一般用在10k V的电缆线路、不容易发生瞬时性单相接地故障的、系统电容电流比较大的城市配电网、发电电厂用电系统以及大型的工矿企业。其原理是在电弧过零熄灭以后, 利用电阻的阻尼和耗能的作用将零序残压通过电阻提供的通路排放掉, 从而当下一次的电弧的过电压幅度值和正常情况下发生单相接地故障的情况相同, 不会产生很高的过电压。该种接地方式的优势在于可以降低工频过电压, 单相接地故障时非故障相电压小于3相电压, 而且持续地时间非常短;可以有效限制弧光接地过电压, 当下一次燃弧时不会产生很高的过电压;能够有效地消除系统中的各种谐振过电压;降低操作过电压;提高系统安全的水平、降低人身伤亡事故等等。但是缺点有:接地电位由于接地故障的大电流上升地比较高;切除接地故障的线路会切断供电。

需要注意的是这种接地方式的电阻值要根据系统电容电流来确定和选择, 必须要根据电网的实际运行情况, 综合考虑继电保护灵敏度、对通信和人身安全等方面的影响等等因素。

1.4 中性点经消弧线圈并联电阻接地方式

消弧线圈并联电阻接地方式的元件主要包括自动调谐消弧线圈、控制器、可调电阻器和检测元件等。当系统运行不正常时, 例如发生单相接地故障时, 开始时并联电阻不接入系统, 消弧线圈充分发挥作用, 延迟一段时间后若零序电压仍然存在, 则控制器发出指令接入并联电阻, 此时电阻上会产生较大的电流流过接地点和接地线路, 并且经过零序电流互感器进入到继电器中, 使其动作跳开接地线路。这种接地方式主要应用于电容电流较大、架空和电缆混合的城市配电网, 以及电容电流不太大但以架空为主的农村配电网, 还有以电缆和架空混合城市配电网。接地方式如图1所示。

2 中性点经消弧线圈并联电阻接地方式的优点

2.1 安全可靠性

在单相接地中, 永久性接地必须在停电以后才能排除, 瞬时接地则不需要。而中性点经小电阻接地系统若采用单相接地, 不论是瞬时接地还是永久性接地, 就会马上切除掉故障的线路, 这样会影响供电的可靠性, 因此就需要建设双回路或是环网供电, 还要求配备质量性能等比较好的开关设备和备用电源, 防止频繁地跳闸。中性点经消弧线圈接地系统单相接地后可以彻底消除故障, 但是对于一些永久性的故障却起不了任何作用。将这两种方法结合起来不仅可以在瞬时接地时用消弧线圈消除电弧, 从而消除故障;还可以检测出永久性故障, 接入小电阻利用其瞬时切除故障的特性消除故障, 减少故障电网的运行时间, 并且减少在处理的时候所发生的一些短路的事故, 因而能够保障电网和设备的安全和可靠性。

大多数认为该种接地方式不能用于电缆线路, 因为电缆线路的故障要么是永久性故障要么就是相见短路, 消弧线圈不能起到任何消除故障的作用。但事实上, 根据一些研究数据分析可得出在电缆中经常会发生一些瞬时单相接地故障, 而且主要发生在电缆接头和一些连接的地方, 而且由于施工质量比较差, 接头处很容易进水导致水树枝故障, 而经消弧线圈接地方式能够有效地控制这些故障的破坏程度, 防止其发生瞬时短路;此外还能于是一些开始于电缆内部的接地故障, 便于工作人员及时发现和处理, 从而避免一些事故的发生。

2.2 设备和线路的绝缘水平

中性点经消弧线圈接地系统在发生永久故障时, 接地故障电流是非常小的, 电流太小会造成快速排出故障点的难度增大, 因此系统设备就可能会长时间承受过电压, 这样可能会造成更加严重的事故;中性点经小电阻接地方式单相接地时, 故障点和中性点产生的电弧过电压可能会超过一些低压设备和线路的绝缘水平;消弧线圈串联或者并联电阻的接地方式在电路上都会有效果, 但是经过试验验证并联的方式更能有效抑制电弧光的过电压。

2.3 继电保护的选择性和灵敏性

采用零序过电流保护方式时, 中性点经消弧线圈接地时小电流选线会存在一定程度的难度, 而小电阻接地时可以立即切除掉故障线路, 继电保护的选择比较好, 这样一来, 二者结合就可以扬长避短;在采用零序有功功率方向保护时, 中性点景消弧线圈并小电阻接地方式在不发生故障线路的零序电流就是本线路的电容电流, 而在发生故障处线路的零序电流是电容电流和电阻并联回路电流的矢量和, 因此通过检测各线路零序电流的有功分量是否为最大, 就可判断该线路是否是接地线路, 从而可以快速地切除故障线路。

2.4对通信系统的影响

一般10k V架空下线路中性点的电阻值选择在28~58Ω左右, 中性点电阻中电流为100~200A时对通信系统是没有干扰的。如果电阻值选得比较低, 那么单相接地电流就会比较大, 会对通信系统产生比较大的干扰;但是如果电阻值选得比较小的话, 那么继电保护的动作可靠性会降低, 因此根据一些国家的实验得到配电网若是以电缆为主的话, 一般电阻中过得电流为400~800A左右时不会对通信系统产生太大的干扰, 这样的话配电网中性电阻值就应该是7.3~14.5Ω。

3 中性点经消弧线圈及小电阻接地方式的具体应用

这种接地方式主要用于架空线路配电网或者是电缆和架空线路同时包括的配电网。单相接地时故障检测并联电阻值在400~800之间比较合适, 消弧线圈可以根据配电网的规模来进行选择:若配电网电容电流为10~100A之间, 消弧线圈的容量和可调谐范围可以根据配电网的规划的最大的电容电流值来选择;若配电网的电容电流小于10A, 那么消弧线圈应该选择10A和15A两级可调谐的形式。当电网电工电流小于5A时, 消弧线圈选择10A;如果配电网的电容电流在5~10A之间, 那么消弧线圈就为15A。若配电网的电容电流大于100A, 那么就要使用组合的可调谐消弧线圈和固定电阻的方式, 固定电阻的大小可以根据电网的运行规模来确定。

4 结束语

虽然中性点经消弧线圈及小电阻接地方式的具体运行模式并没有完全被人们研究清楚, 但是该种接地方式的优势是显而易见的:不仅充分发挥了消弧线圈利用电感电流补偿电容电流、提高单相接地故障自动恢复的能力的作用, 又结合了并联电阻检测永久故障, 解决了单相接地的故障选线和定位以及降低过电压的优势, 因此是一种功能比较全的接地方式, 而且和其他接地方式相比适用性也更加广泛, 因此虽然中性点经消弧线圈及小电阻接地方式的运行模式需要进一步的研究但是我们可以看到其在配电网中的应用具有广阔的前景。

摘要：本文首先介绍了中性点不接地方式、中性点睛消弧线圈接地方式、小电阻接地方式的简要原理和优缺点以及应用, 然后重点介绍了中性点经消弧线圈及小电阻接地方式的作用原理、特点、优势以及适用的范围。中性点经消弧线圈及小电阻接地方式综合了消弧线圈接地方式和电阻接地方式二者的优势部分:适用范围增大了, 而且能够提高配电网的安全可靠性等等。扬长避短, 因此这种接地方式在配电网系统中的应用前景广阔, 但是还需要进一步的实验研究。

关键词：配电网,消弧线圈,小电阻,接地方式

参考文献

[1]盛晔.配电网中性点经消弧线圈加并联选线电阻接地方式的运行安全可靠性探讨[J].能源工程, 2011 (05) .

小电阻接地系统断线状况分析 篇7

关键词：小电阻,接地系统,断线

小电阻接地系统在上海10 kV配电网运行已有较长的时间,随着架空绝缘导线的推广应用,会发生当架空绝缘导线断线落地时(可能是电源侧或负荷侧)小电阻接地系统可能出现较小的接地电流。依据现有已经安装的微机继电保护装置的整定设置,该接地电流无法为运行人员提供准确的报警信号,致使接地不能及时被发现,可能造成不必要的人员伤害和设备损坏。本文通过建立模型计算,对这个问题进行分析。

1 线路模型的建立和计算说明

本文以110/10 kV,35/10 kV的两种不同供电方式,结合10 kV线路不同参数回路和不同长度,建立两种基本方式的计算网络。对小电阻接地系统单相断线金属性接地和经过渡电阻接地,借助上海市电力试验研究所PSS/E仿真工具,构建详细的10 kV配电系统计算模型。对获得计算数据,进行小电阻接地系统的单相断线接地技术分析,为开发、利用现有微机保护装置中的功能资源,为完善小电阻接地系统的继电保护后期配置提供依据。

仿真网络模型如图1所示。以下用图1所描述的网络为蓝本进行模拟分析,对表1所描述的5类故障方式,以及3类不同故障位置下的3种电气量进行模拟计算。

在计算中,由于未接地的单相断线与三相负荷不平衡极为类似,而两相短路接地时,保护主要依靠过流,因此对单相断线和两相短路接地这两种故障方式,在本文中不作详细描述。本文主要针对未断线的单相接地和单相断线的负荷侧、电源侧接地进行计算和分析。

2 计算结果的分析

计算用的基本数据如表2所示。

2.1 零序电压

按35/10 kV及110/10 kV供电,计算10 kV母线的零序电压与负序电压。

1) 未断线的单相接地。当过渡电阻为0~50 Ω时,母线零序电压为5 651~530 V;如线路为空载母线,零序电压为5 918~561V。即零序电压应在530V以上,折算至电压互感器二次侧开口三角输出值为9.17 V。

2) 单相断线电源侧接地,情况与线路未断线的单相接地相同。

3) 单相断线负荷侧接地,母线零序电压为490~49 V;如线路为空载母线零序电压为26~2 V,可以认为基本与三相不平衡时产生的零序电压相当。

2.2 接地电流数值变化:

1) 单相接地。

通过模拟计算数据,接地电阻为0 Ω时,故障线路零序电流I0为195.59 A。负序电流为159.3 A;当接地过渡电阻为50 Ω时,故障线路零序电流I0最小值为31.18 A,负序电流不小于25 A。可利用零序电流或负序电流检测出故障线路。

2) 单相断线电源侧接地。

发生故障位置在线路干线末端、单相位置在线路电源侧接地,过渡电阻为0 Ω时,零序电流为197 A以上;过渡电阻为50 Ω时,零序电流为31.06 A以上。

3) 单相断线负荷侧接地,电源端电流变化情况:

(1) 由数据模拟计算,单相断线负荷侧接地、过渡电阻小于50

Ω时,变压器为110/10 kV供电的方式时,电源端电流仅为3.35 A;变压器为35/10 kV供电的方式时,变电站出口上杆电缆支接点、架空线干线中段断线负荷侧接地(25%负荷)时,零序电流为5.14 A;线路干线末端断线负荷侧接地的零序电流最小。

(2) 当过渡电阻为50

Ω、110 kV变压器供电时,在干线断线负荷侧接地,最小的负序电流是23.65 A,首端为44.25 A。35 kV变压器供电时,线路干线末端断线负荷侧接地时故障线路的负序电流最小;变电站出口上杆电缆支接点、架空线干线中段断线负荷侧接地时的最小负序电流为42.90 A。

根据计算结果,对于断线负荷侧接地,用零序电流进行判断是非常困难的。如果采用负序电流进行判断,根据计算结果非故障线路的最大负序电流为为21.87 A,因此故障线路需要防止在最大负序电流时误动的数值必须大于21.87 A。而根据计算结果,故障线路的最小负序电流可以达到23.65 A,因此对于采用负序电流进行判断也较为困难。

2.3 单相断线负荷侧接地受端三相导线电气量情况

当单相断线负荷侧接地,在电源端进行判断非常困难,因此对与这种情况增加了对受端电气量的计算。

由模拟计算数据得出,受端三相线路的负序电流受到受端负荷大小影响很大。在该处以800 kVA配电变压器为例,在85%负荷时,负序电流一般可达到近20 A,当负荷下降到25%时,负序电流分量降低到7 A及以上,所以采用受端线路的负序电流启动,在一定的场合可以采用,并非各种场合均可使用。

因此, 对较大型配电变压器或负荷,如果在受电节点处安装负序电流检测装置,可以在一定程度上检出单相断线负荷侧接地的事故。根据本文中的数据,对于800 kVA的变压器或相当于该容量的供电接点,在负荷为25%及以上时,实现可能性为60%左右;当负荷很小时,将无法实现。

3 统计结果的分析

3.1 单相接地时零序电流与负荷的关系

无论在负荷多大的数值下,在单相接地时,同一点的接地电流的变化不大于6%~10%,不同变压器供电及不同方式下的接地电流变化不大于10%,对于保护如果按照可靠性系数为1.5考虑,在进行保护计算中可不考虑线路负荷的影响。

线路干线末端接地时,零序电流随过渡电阻的变化情况见图2。

图2中,方式1为系统容量为1 000 MVA、85%负荷;方式2为系统容量为1 000 MVA,0负荷;方式3为系统容量为250 MVA,25%负荷。

通过模拟计算数据结果得出,在单相断线负荷侧接地时,事故线路的零序电流非常小,不足以采用零序电流保护进行启动。

3.2 单相断线负荷侧接地时负序电流与负荷的关系

事故线路的负序电流在单相断线负荷侧接地时,架空线路首端与末端由于所经过的负荷电流的比例不同,因此得到以下结论。

1) 事故线路在同一方式下线路不同事故点的负序电流的变化非常大。

2) 事故线路在同一事故点,由于负荷电流的不同而出现的事故线路经过的负序电流变化非常大。

3) 在同一方式与同一事故点下,不同过渡电阻对于事故线路的负序电流影响极小。

3.3 分析在不同接地方式下,流过接地电阻的电流

一般在线路首端与末端单相接地时、在金属性接地时电流可达586 A以上;在过渡电阻达到20 Ω时,电流可达190 A以上;在过渡电阻为50 Ω时,电流可达93 A以上。因此对于原来采用的480 A零序电流作为主变压器的后备保护时,在金属性接地时有灵敏度。

在首端断线负荷侧接地、过渡电阻为50 Ω时,最大流过电流仅仅为30.091 A,最小为4.554 A(负荷为0)。在25%负荷时,流过的电流为22 A以上。对于采用480 A动作电流没有动作的灵敏度。

在中段断线负荷侧接地、在过渡电阻为50 Ω,流过最大电流为30.091(85%负荷),最小电流为2.279 A(负荷为0),25%负荷时的流过电流为15 A以上。

因此,可结合本计算的结果数据作研究,降低保护的动作电流到合适的数值,达到在长延时情况下报警的目的。

3.4故障线路与非故障线路的负序电流分析

同一事故点,故障线路与非故障线路的负序电流比较如图3所示。

图3中,方式1为系统容量1 000 MVA,85%负荷;方式2为系统容量1 000 MVA,50%负荷;方式3为系统容量1 000 MVA,25%负荷;方式4为系统容量1 000 MVA,10%负荷;方式5为系统容量1 000 MVA,0%负荷;方式6为系统容量250 MVA,25%负荷。

由图3可见,单相接地时非故障线路的负序电流最大可达21.87 A,所以如果采用负序电流作为检测,则必须躲过这一最大电流值或负序带方向。

4 结论

1) 配电线路单相断线电源侧接地及未断线单相接地时,在0~50 Ω接地过渡电阻内,无论在线路始端与末端,故障线路的零序电流均大于30 A;而对于首端上杆电缆支接点、支接点、干线中端负荷侧断线接地,当负荷大于50%及以上时,其最小零序电流大于5 A(3I0大于15 A)。因此,此分量作为故障线路的检测。

2) 对于首端上杆电缆支接点、干线中段单相断线负荷侧接地,当负荷大于25%时,其最小负序电流达41.98 A(35 kV供电)及23.65 A(110 kV供电)以上,所以,此分量用可作故障线路的检测。如采用SEL-351保护装置,其最小整定值为0.05 A,则相当于对于600/5 的电流互感器,一次最小动作电流6 A。所以,线路接地检测零序动作电流可取整定为12 A(二次值0.1 A)。对于600/5 的电流互感器,一次最小动作电流30 A,则负序动作电流可整定为30 A(二次值0.25 A) ,目前暂用作发信。考虑负荷不平衡因数,为避免保护误发信,适当提高定值,以躲过零序不平衡电流10~15 A为基础及非故障线路出现的最大负序电流21.87 A。

目前,仅考虑电源侧接地检测。取零序过电流定值一次值30 A为宜 ,负序电流定值一次值30 A为宜。

3) 对于负荷低(小于25%)时,如发生单相断线负荷侧接地故障的情况较为复杂。无论从电压还是电流上目前尚无较好的办法确保对这种故障有效。

4)对于电压保护,如果取3U0动作值(二次值)1.2 V动作发信、对于线路首端负荷侧断线接地或干线中段负荷侧断线接地:当负荷大于25%及以上时,输出值与动作值有1.25倍灵敏度;对于负荷小于25%以下时的负荷侧断线接地、任何方式下的线路末端负荷侧断线接地,则不能保证动作。

考虑到实际运行中的三相不平衡因数,为防止误发信,需适当提高动作整定值。因目前仅考虑电源侧断线接地检测,故3U0动作发信整定值可设置为(二次值)3 V,这相当于动作的一次值U0为173.4 V。按照本文2.1中对单相接地与断线电源侧接地情况的计算,可具有3倍的灵敏度。

但是对于任何方式下的断线负荷接地侧均没有动作的灵敏度。

5) 电流保护。按照受端电流的分布看,在高负荷情况下一般在25%及以上负荷,才可采用负序电流检测。但是由于受端配电变压器一般容量不大,约(400~800 kVA),配置的电流互感器,一般为50/5~30/5,故采用配电变压器的高压侧或在一定的供电接点加装综合变流器或负序电流检测设备作为辅助设施有一定效果。辅助设施包括保护检测,负荷开关,电流互感器等。但因需安装的面极广,不易推广,尚可考虑在一定的地点进行试点。

小电阻接地方式 篇8

关键词：20kV电压等级,电阻接地方式,电缆,架空线路

目前江苏省电力公司正在积极推广配电网应用20 kV电压等级供电,要求各供电公司在新建供电区域时(如新建的开发区)优先采用20 kV电压等级供电,20 kV供电的配电网接地方式推荐优先采用小电阻接地方式。

镇江10 kV配电网主要采用中性点不接地或经消弧线圈接地的运行方式,自上世纪90年代才开始先在用户变电所的厂用供电网络中采用中性点经电阻接地方式。本文对镇江电网中4个用户变电所供电网络中性点经电阻接地方式的实际运行情况进行了研究,用以对20 kV配电网采用小电阻接地方式的设计与运行提供借鉴。

1 中性点经电阻接地方式的分析

因城市景观美化等方面的需要,城市供电的架空线路已逐步被电缆线路所取代,镇江市区10 kV供电系统采用中性点经消弧线圈接地方式,南京在部分市区10 kV供电系统中性点采用了中电阻接地方式,不少城市的配电网也采用了中性点经小电阻接地运行方式。

1.1 中性点经电阻接地方式的优点

电阻是耗能元件,又是电容电荷的释放元件,同时也是系统谐振的阻尼元件,因此中性点经电阻接地运行方式具有如下优点。

1) 可以将弧光接地过电压限制在较低的水平,且从根本上抑制系统谐振过电压,也可以在该系统中使用具有良好伏秒特性和绝缘强度、自恢复能力强的无间隙氧化锌避雷器,进一步降低雷电过电压幅值。由于降低了系统内过电压水平和雷电过电压幅值,可以大大提高系统运行的可靠性和电气设备的运行寿命。

2) 中性点经中值电阻、低值电阻接地方式对电容电流变化的适应范围很大,在电网有较大发展时,其限制各种过电压的作用也基本不变,也不需要改变接地电阻值,只需改变保护定值。利用继电保护可方便地检测出故障线路,隔离故障线路和故障点。

3) 采用中性点经电阻接地运行方式可限制系统中性点电位偏移,有利于降低系统的绝缘水平。

1.2 中性点经电阻接地方式的分类

按电网对限制单相接地故障电流大小的要求不同,中性点经电阻接地方式分为高值电阻接地方式、中值电阻接地方式、低值电阻接地方式,其电阻值与相应单相接地故障电流限值的范围见表1。

2 中性点经电阻接地方式应用实例分析

2.1 应用实例基本情况

本文研究实例为镇江京阳水泥厂的110 kV厂区变电所和110 kV矿区变电所(下称厂区变电所和矿区变电所),联合水泥厂110 kV联合变电所(下称联合变电所),35 kV大桥变电所(下称大桥变电所)的10 kV系统。这4个变电所的基本情况如表2所示。

2.2 各实例厂用供电系统中性点接地电阻

1) 110 kV厂区变电所的1号、2号主变压器低压侧中性点采用5Ω的接地电阻,3号主变压器低压侧中性点采用6 Ω的接地电阻;110 kV矿区变电所主变压器的低压侧中性点采用5 Ω的接地电阻,单相接地电流分别限制在700 A和600 A左右。二者均属于低值电阻接地或小电阻接地方式。其5 Ω的接地电阻的热稳定时间为30 s。

2) 110 kV联合变电所主变压器低压侧中性点采用100Ω的接地电阻,单相接地电流限制在35 A左右,属于中值电阻接地方式。

3) 35 kV大桥变电所在2000年变电所建设之初,10kV侧采用了中性点不接地方式,主要是供润扬大桥的施工用电。2005年5月,大桥启用时,接地方式改为电阻接地方式,并装设了两台接地变压器。接地变压器中性点经15 Ω的接地电阻接地,将10 kV系统单相接地电流限制在400 A左右,属于低值电阻接地或小电阻接地方式。接地电阻的热稳定时间不同,一般为10 s或20 s。

2.3 继电保护配置与整定情况

1) 继电保护配置。

电阻接地系统的继电保护除配置了两段或三段相间保护外,还配置了一段或两段零序电流保护。在供电的线路上有开关站时,开关站出线线路需按上述配置要求配置相间保护和零序电流保护。

2) 零序电流保护电流互感器的配置。

4个变电所电阻接地系统的出线线路上均配置了三相电流互感器,零序电流保护均采用了由三相电流互感器二次电流和的电流构成的3倍零序电流回路来完成零序电流的采集。

3) 零序电流保护的整定。

零序电流元件按最小运行方式下该系统发生单相接地故障时,该保护有足够的灵敏度整定。出线零序电流一段保护灵敏系数klm一般取2～4,时间需考虑线路上配电变压器的励磁涌流的影响,一般取0.3～0.5 s;出线零序电流二段保护klm一般取4～6,时间需考虑多次连续故障的累积效应对接地电阻的影响,一般取0.5～1.5 s;主变压器的零序电流一段保护与出线零序电流一段保护定值配合,klm一般可取1.5～3,主变压器的零序电流二段保护与出线零序电流二段保护定值配合,klm一般取3～5。若出线线路上接有开关站,开关站也有出线线路,则变电所的出线线路零序电流保护和主变压器的零序电流保护的电流定值和时间定值应相应提高。

2.4 电阻接地系统出线线路故障情况

4个变电所的电阻接地系统的出线线路均采用了电缆线路,厂区变电所、联合变电所的出线线路未发生过故障,但开关站出线线路分别发生过两起单相接地故障(原因是电缆终端故障),由开关站出线的零序电流保护切除故障;大桥变电所的电缆线路未发生故障,但在2005年至2006年,由于长江中的世业洲的供电电缆损坏,借用了大桥变电所的间隔进行供电时,曾发生14起故障,故障位置均在架空线路上或配电变压器上。

3 可供20 kV配电网借鉴的经验

总结镇江4个实例变电所的运行经验,可给20 kV配电网建设提供借鉴。

3.1 20 kV配电网中性点接地方式的选择

1) 20 kV配电网若采用电缆线路供电,由于电缆线路故障的几率是比较低的,因此,宜采用电阻接地方式,例如采用小电阻接地方式,这样可降低一次设备的造价和绝缘配合。

2) 20 kV配电网若采用架空线路或电缆和架空线混合线路供电,这种线路故障的几率是比较高的,特别是单相接地引起故障跳闸的几率也是非常高,因此,采用电阻接地方式,会使供电可靠性大大下降。例如:江苏省电力公司在淮安供电公司进行试验的20 kV供电系统中性点经电阻接地,接地电阻采用20 Ω。在出线采用架空线路进行单相接地试验时,出现了导线落在干燥的水泥地面上(经高阻接地时),即使继电保护整定值放在40 A、0.3 s,由于单相接地故障电流小于40 A,无法启动继电保护动作切除故障,最后人工拉开故障线路。因此,采用架空线路或电缆和架空线混合线路供电的20 kV系统宜采用中性点经消弧线圈接地方式或不接地方式。

3.2 变压器联结组别的选择

1) 电阻接地方式的变压器联结组别。

由于20 kV供电的变电所在主变压器低压侧中性点接接地电阻是比较方便且投资小的,所以主变压器的联结组别推荐采用YNynod11联结组别,其中第三绕组为补偿绕组。但镇江电网实际运行变电所的主变压器的联结组别也有采用了Dyn5或YNd11联结组别的,因此,20 kV供电的变电所主变压器的联结组别也可采用了Dyn5或YNd11或其他联结组别,前提是根据各电网的具体情况和要求选择,如考虑系统相互联络等。

2) 非电阻接地方式的变压器联结组别。

采用其他接地方式时,可参照目前运行的变电所主变压器的联结组别,主要考虑20 kV供电系统相互联络时不要有相位差即可。

3.3 电阻接地方式下其他要求与选择

1) 变压器低压侧中性点接地电阻。

推荐20 kV供电的变电所主变压器低压侧中性点接地电阻采用20 Ω,将该系统单相接地电流限制在600 A左右。也可根据各20 kV供电系统不同的要求,限制该系统单相接地电流水平和对人身安全、对通信、对设备绝缘配合的影响等因素,允许选取不同的接地电阻值。

2) 电阻接地系统对出线线路的要求。

由4个实例变电所电阻接地系统实际运行情况可以看出,采用电缆出线的故障的几率是比较低的,电缆和架空线混合线路(架空线供电距离长)的出线,在供电的两个多月中,就发生了10起故障。因此变电所采用20 kV对外供电的系统为电阻接地方式时,出线应尽可能采用电缆线路,而不采用架空线路或电缆和架空线混合线路。

3) 零序电流保护电流互感器的配置。

在4个实例变电所电阻接地系统的出线线路均配置了三相电流互感器,零序电流保护均采用了由三相电流互感器二次电流和的电流构成3倍零序电流回路来完成零序电流的采集。苏州新加波工业园区20 kV供电配电网电阻接地系统的出线线路上零序电流保护电流互感器的配置既有上述的配置,也有采用独立的电流互感器配置,使用情况均良好。

4) 接地变压器使用时的注意事项:

(1) 接地变压器零序电流保护动作跳开接地变压器的断路器时,该系统由电阻接地运行方式变为不接地运行方式,该保护应连跳或由其他保护跳开主变压器低压侧的断路器。当主变压器低压侧装有备用电源自动投入装置时,接地变压器零序电流保护应与主变压器低压备用电源自动投入装置进行配合。

(2) 当变电所电阻接地系统的几条母线由一台主变压器供电时,只能保持一台接地变压器运行,否则,系统单相接地故障时,单相接地电流将大大超过设计值。

4 结语

从镇江电网用户变电所供电系统采用电阻接地方式的运行经验得出,配电网中性点接地方式的选择是在地区配电网建设时必须考虑的问题,通过全面经济技术比较后综合确定。各地采用20 kV供电配电网,也应结合当地的实际,合理地选择20 kV供电配电网中性点接地方式,采用电缆线路供电的20 kV系统宜采用电阻接地方式例如,江苏省苏州新加坡工业园区20 kV配电网,由于采用电缆线路,该系统选用了小电阻接地方式,已运行了10年,效果良好;采用架空线路或电缆和架空线混合线路供电的20 kV系统宜采用消弧线圈接地方式或不接地方式。

参考文献

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