消弧线圈接地保护装置（共7篇）
消弧线圈接地保护装置 篇1
目前我国3~66KV中压电网通常采用中性点不接地或中性点经消弧线圈接地 (谐振接地) 的运行方式。采用中性点不接地系统发生单相接地故障时, 不构成短路回路, 接地相电流不大, 不必立即切除接地相, 因而大大提高了系统的供电可靠性, 但这时非接地相的对地电压却升高为相电压的 倍。当系统的出线较多, 尤其是电缆出线较多时, 系统对地的电容电流很大, 如果发生单相接地故障, 流经故障点的电流就会很大, 电弧不易熄灭, 可能产生异常过电压, 异常过电压如果持续时间较长, 还将对网络中的设备绝缘寿命产生不良影响。
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》中规定:3~10KV不直接连接发动机的系统和35、66KV系统, 当单相接地故障电容电流超过下列数值又需在接地故障条件下运行, 应采用消弧线圈接地方式。
3~10KV架空线路构成的系统和所有35KV、66KV系统, 10A;
3~10KV电缆线路构成的系统, 30A。
国家标准GB50070-94《矿山电力设计规范》规定, 当单相接地电容电流大于10A时, 必须采取限制措施。
3~66KV中压系统采用中性点经消弧线圈接地 (谐振接地) , 发生单相接地时, 由于消弧线圈产生的感性电流补偿了故障点的电容电流, 因而使故障点的残流变小, 从而达到熄弧, 这样能很好解决上面单相接地故障的问题。目前我国电网中的消弧线圈都是调匝式的, 国外绝大多数也是这种。这种消弧线圈靠改变绕组的线圈匝数来改变电感, 电感量与匝数N的平方成正比例, 用无载开关调节分接头。因此其电感不连续可调。将这种消弧线圈的无载开关换为有载开关即可实现带电调节, 加装控制装置后即可实现自动调谐。
1 消弧线圈补偿原理
图1为系统经消弧线圈接地的等效电路。等效电路中的等效电势是不接入消弧线圈时中性点n的开路电势, 也就是不对称电压U0, 等效电势的内阻抗是把原电路三相电源短路时从n点看的等值阻抗, 即CA//CB//CC。图1中L为消弧线圈电感, g L为等值于损耗的电导, gc为电容的漏电导。从图1看, 等效电路是一个LC串联电路, 当接近谐振条件时回路中电流很大, 消弧线圈上电压 (中性点位移电压) 很大。运行中规定中性点电压Un不大于15%的相电压。这一般靠在回路中加入阻尼电阻与消弧线圈串联或并联电阻, 或调整消弧线圈电感, 使LC不完全谐振来实现。
线路事故中绝大多数是单相接地, 其中瞬间故障占很大比例。只要能将故障点的瞬时性电弧熄灭, 即可消除事故, 中性点加入消弧线圈可很大程度上减小事故点的电流。
现以A相发生单相稳定接地为例, 给予说明。A相接地时, A相对地电位UA为0, B、C两相对地电位U'B, U'C上升到线电压, 中性点位移为-U'A, 即U'A=0, U'B=U'BA, U'C=U'CA, U'N=-U'A。在B相和C相电压作用下经电容流入故障点的电流为Igc=IBC+ICC, 而消弧线圈中的电感电流为 它的相位与Igc的相位相反, 故可减少故障点的电流。
2 小电流接地选线装置原理
2.1 零序电流原理。
在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时, 非故障线路零序电流的大) 小等于本线路的接地电容电流。故障线路零序电流的大小等于所有非故障线路的零序电流之和, 也就是所有非故障线路的接地电容电流之和。通常故障线路的零序电流比非故障线路零序电流大得多, 利用这一原则, 可以采用电流元件区分出接地故障线路。
2.2 零序功率原理。
在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时, 非故障线路的零序电流超前零序电压90°, 故障线路的零序电流滞后零序电压90°, 故障线路的零序电流与非故障线路的零序电流相位相差180°。根据这一原则, 可以利用零序方向元件区分出接地故障线路。
2.3 有功分量法。
发生接地故障时, 在消弧线圈上短时并上一个有效电阻, 使接地点产生一个有功分量电流, 再利用此有功分量电流作为选线依据, 经一定延时后, 再把电阻切除。只要电阻选择合适, 就能使接地点的有功分量电流足够大, 从而达到选线的目的。
2.4 5次谐波原理。
在电力系统中, 电源感应电势中本身就存在高次谐波分量, 此外由于变压器、电压互感器等设备铁心非线性的影响, 电网中必然包含一系列高次谐波分量, 其中主要为5次谐波分量。对中性点经消弧线圈接地的系统, 由于消弧线圈对5次谐波呈现的感抗为基波的5倍, 而线路容抗为基波1/5, 和线路容抗相比, 消弧线圈近似于开路状态。因此, 5次谐波感性电流可以忽略, 系统单相接地时, 5次谐波容性电流分布与中性点不接地系统中基波容性电流几乎相同, 籍此可进行故障选线。
2.5 首半波原理。
该原理是基于接地故障发生在相电压接近最大值这一假设, 利用单相接地瞬间, 故障线路暂态零序电流第1个周期的首半波与非故障线路相反的特点构成。暂态电容电流中包括自由分量和强制分量, 它具有以下几个特点:a.在相电压接近最大值瞬间单相接地过程中, 暂态电容电流比流过消弧线圈的暂态电感电流大很多, 暂态电感电流可忽略不计。因此, 在同一电网中, 即使中性点经消弧线圈接地, 其过渡过程与中性点不接地情况下近似相同。b.故障线路暂态零序电流和暂态零序电压首半波方向相反。非故障线路暂态零序电流和暂态零序电压首半波方向相同。c.首半波电容电流幅值比稳态电容电流大几倍到几十倍, 对总线路长度较短的系统, 暂态过程更加明显。
在中性点经消弧线圈接地系统中, 由于经消弧线圈补偿后的电流与零序电压的相位关系和非故障线路电容电流与零序电压的相位关系相同, 数值也和非故障线路的容性电流相差无几, 因此零序电流原理和零序功率原理已经不在适用。对于5次谐波原理, 由于5次谐波容性电流相对较小, 选线装置错选率较高。目前有功分量法在中性点经消弧线圈接地系统中应用比较广泛, 准确率相对较高
摘要：简要介绍了调匝式自动调谐消弧线圈及小电流接地选线装置应用系统加装消弧线圈的必要性。
关键词：应用系统,消弧线圈,必要性
消弧线圈接地保护装置 篇2
1 消弧线圈接地方式的原理及其控制方式
1.1 消弧线圈自动调谐的原理
消弧线圈的种类大致可分为四类：1)有分接头可调匝数的;2)可动铁心或可调气隙的;3)有直流偏磁的;4)其它类型。消弧线圈的工作原理为：通过一定的装置按照电网电容的变化，相应地改变消弧线圈的电感，使单相接地电容电流得到电感电流的有效补偿。由于手动调节存在诸多的缺陷，如调节不方便、不利于根据电网具体情况实时调节、不利于电网发展等，所以从上世纪七十年代开始，人们逐渐开始采用自动调谐的方法实现消弧线圈接地方式，以大幅度提高消弧线圈补偿的有效性[1]。
1.2 消弧线圈调谐的条件
从理论上来说，消弧线圈自动调谐最好用连续可调的消弧线圈，但实际上分接头足够多的调匝式消弧线圈也是可用的。所以，只要采用合适的调节方式都可达到自动调谐的目的[2]。脱谐度是影响灭弧的主要因素，可从三方面进行说明：1)弧道中的残余电流;2)恢复电压上升到最大值的时间;3)恢复电压的上升速度。
1.2.1 弧道中的残流
若不考虑高次谐波分量，则有：
Ig—残流控制值;Ic—电网接地电容电流;v—补偿电网脱谐度;d—补偿电网的阻尼电阻率。
而相角关系为：
残流Ig和脱谐度v的关系如图1所示：
根据消弧线圈的补偿情况，可分为三种情况来说明：
(1)全补偿(谐振点，v=0)
此时电流谐振回路恰好工作在谐振点。由于v=0，相角φ=0，根据定义IC=(IC-IL)/IC，有IC=IL。此时，电容电流与电感电流大小相等方向相反，彼此完全抵消，因此有Iδ=IR，即残流中仅含有有功分量，不仅其值最小，且其相位与零序性质的中性点位移电压U0同相。
(2)欠补偿(谐振点，v>0)
此时电流谐振回路在欠补偿状态下工作，因为v>0，相角φ>0，有IC>IL。此时，Iδ中不仅含有有功分量，同时还含有容性无功电流分量，幅值明显增大，同时Iδ相位领先于U0。
(3)过补偿(谐振点，v<0)
此时电流谐振回路在过补偿状态下工作，因为v<0，相角φ<0，有IC
由以上分析可知，脱谐度v的绝对值越大，回路的工作状态距离谐振点或偏离谐振状态越远;反之，若v的绝对值越小，回路的工作状态距离谐振点或趋向谐振状态越近;脱谐度v为零时，回路恰好工作在谐振点。脱谐度v为正时，残流呈容性;v为负时，残流呈感性;v为零时，残流为纯阻性[3]。
1.2.2 故障相恢复电压上升到最大值的时间
故障相恢复电压升至最大值的时间如图2所示。由图2可知，当v=0.05时，恢复电压时间已经减少一半以上，这对灭弧不利，因此v最好在0.025以内，不要超过0.05。
1.2.3 恢复电压最大上升速度
消弧线圈的调节和根据弧道中残流所得结果完全相同。也就是说，消弧线圈的调节应不大于0.05。进一步分析还可知，随着v/d比值的减小，通过原点的切线的斜率，亦即恢复电压的初速度明显降低，接地电弧自然就不容易重燃了。
对调匝式消弧线圈而言，当确定了脱谐度v的指标后，就可以求出必要的分接头数。消弧线圈两相邻分接头对应的电流In+1和In遵循In+1-In≤2vIn的关系。若电流最小为Imin，则最大电流Imax=Imin (1+2v) N-1, N为分接头数，则有：
通常消弧线圈最大电流与最小电流之比为2，当v=0.025时，N=15。由此也可知，当允许既可在过补偿又可在欠补偿状况工作时，15档分接头的消弧线圈可以调节到使脱谐度等于0.025;而当只希望运行在过补偿状态时，15档分接头只能使脱谐度达到0.05。
1.2.4 消弧线圈电感的调谐
由以上分析可知，接地故障点的残流情况，由消弧线圈的补偿状态确定，即脱谐度、阻尼率等参数可以确定残流大小及其容性、感性属性等，以指导消弧线圈的调谐和运行。而当电网运行方式确定后，有功电流分量便基本是一个常数，所以在一般情况下，我们主要关注残流中的无功分量。根据式(1)和(2)可以准确计算出残流的大小、方向，而且感性或容性属性也相应得到确定。另外，脱谐度越向零趋近，则接地电弧越容易熄灭。
总之，不论何种原因引起补偿电网的任何一点接地时，利用电流谐振原理适当地调整消弧线圈的电感，便可以使故障点的接地电弧瞬间自行熄灭，而接地电弧过零熄灭后是否重燃，将主要由故障相恢复电压的特性确定。
1.3 消弧线圈接地方式对小电流接地故障的影响
消弧线圈是一个具有铁心的可调电感线圈, 当由于电气设备绝缘不良、外力破坏、运行人员误操作、内部过电压等任何原因引起电网瞬间单相接地故障时接地电流通过消弧线圈呈电感电流, 与电容电流的方向相反, 可以使接地处的电流变得很小或等于零, 从而消除了接地处的电弧以及由此引起的各种危害, 自动消除故障, 不会引起继电保护和断路器动作, 大大提高了电力系统的供电可靠性[4]。
由于消弧线圈能够有力地限制单相接地故障电流, 虽然非故障相对地电压升高姨3倍, 三相导线之间线电压仍然平衡, 发电机可以免供不对称负荷, 电力系统可以继续运行。特别是在电源紧张或停电后果严重时, 有足够的时间启动备用电源或转移负荷, 避免突然中断对用户的供电而陷入被动局面。
中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时, 接地电流与故障点的位置无关。由于残流很小, 接地电弧可瞬间熄灭, 有效地减小了电弧过电压的危害。继电保护和自动装置、避雷器、避雷针等, 只能保护具体的设备、线路, 而消弧线圈却能使绝大多数的单相接地故障不发展为相间短路, 发电机可免供短路电流, 变压器等设备可免受短路电流的冲击, 继电保护和自动装置不必动作, 断路器不必动作, 从而对所在系统中的全部电力设备均有保护作用[5]。
2 工程应用实例及其效果分析
2.1 工程改造前的电网情况
在一个月的时间内收集三山、官山、盐步3个110kV变电站的消弧接地选线装置的动作信息，对其正确选线率进行统计分析，得到如表1所示的数据统计结果。
在10kV系统中性点未安装消弧线圈前，接地选线装置的正确率为89%;而据表1的统计结果可知：在10kV系统中性点接地系统加装消弧线圈后，其接地选线装置的正确选线率仅为48%。
2.2 改造方案设计
结合拟定对策，经过调查研究，我们有针对性地选择在三山变电站进行技术改造。
2.2.1 在消弧线圈增加并联中值电阻
根据10kV小接地电流系统选线装置工作原理和技术要求，在不影响消弧线圈进行补偿电容电流功能以及在投切中电阻不对系统产生过电压的前提下，我们在消弧装置加装了中值电阻设备(配置情况见表2，中值电阻技术参数见表3)。
消弧线圈并联中电阻，综合了中性点谐振接地和电阻接地两种接地方式的优点，即保持了电阻接地可以准确选线的优点。
2.2.2 系统接线图
根据以上的设计思路，最终的消弧线圈并联中电阻选线系统的接线图如图3所示。图3中，B为Z型接地变压器，L为消弧线圈，R为阻尼电阻，PCR为并联电阻器，K为控制并联电阻器的真空接触器或可控硅，CT为零序电流互感器，PT为单相电压互感器，MOA为避雷器，G为隔离到闸开关，CT1～CT48为各出线零序电流互感器，PR为阻尼电阻保护单元，XHK为改进后的XHK-IIX-ZP型新型接地选线装置。
由图3可知，消弧线圈的一端连接控制并联电阻PCR的真空接触器或可控硅K，并经并联电阻PCR到地，另一端经阻尼电阻到地。可见，通过在消弧线圈两端并联一个受计算机控制投切状态的电阻，由微机装置控制该并联电阻的投切，能对各种接地情况进行正确判断，迅速找出接地故障线路，大幅度提高接线准确率。
2.3 改造方案的实施效果分析
2.3.1 方案审查及现场实施
以110kV三山变电站作为试点对10kV小接地电流系统选线装置实施改造，在10kV小接地电流系统消弧线圈加装了中电阻及采用了XHK-IIX-ZP型新型接地选线装置。
改造后对接地选线装置的选线正确率进行了专项试验，试验20次，成功20次。改造后的10kV小接地电流系统接地选线正确率已达到了100%。
2.3.2 效果检查
XHK-IIX-ZP型新型接地选线装置及“消弧线圈接地系统单相接地故障并联电阻选线原理”在110kV三山变电站试点取得成功后，同样对110kV官山变电站、110kV盐步变电站的10kV小接地电流系统选线装置实施了改造。
改造后，项目组成员在一个月时间里内，对三山、官山、盐步3个110kV变电站接地选线装置动作情况作了记录统计，实施改造前后接地选线正确率对比见表4。
从表4可以看出，改造后的110kV线路保护装置的重合闸后加速保护动作成功率已达到100%。
2.3.3 效益分析
改造后接地选线装置不影响单相接地故障时消弧线圈对电容性电流的补偿作用，系统发生单相接地故障时，仍可以继续运行2小时;同时，接地选线装置的接地选线正确率达到100%，减少了不必要的停电，大大提高了供电可靠性。
3 结束语
三山变电站现场改造取得了良好的效果：
(1)不需将现有的10kV接地选线装置更换为新型的接地选线装置，经济成本较低;
(2)实施改造后，当系统发生接地时消弧装置的补偿电容电流功能不受影响;
(3)系统稳定性不受影响;
(4)改造后的接地选线动作准确率在试验中达到100%。
消弧线圈并联中电阻选线系统达到了预期的效果，既在10kV电网的接地保护和选线原理设计等方面有理论和实现方法的突破，较好地解决了大量使用中的经消弧线圈接地10kV配电系统选线不准的实际问题，具有重要的理论意义;又可在实践中有效地利用现有装置和设备，直接将其应用到配电网的改造中，从而降低改造成本，具有较大的实用价值和广阔的应用前景。
摘要：针对故障发生时接地选线装置难以正确判断接地线路的问题, 提出消弧线圈并联中电阻选线系统方案。通过工程应用的效果分析可以看出, 此方案较好地解决了10kV配电系统消弧线圈接地选线不准的问题, 具有一定的理论及工程应用价值。
关键词：消弧线圈接地系统,原理,应用
参考文献
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消弧线圈接地保护装置 篇3
然而, 消弧线圈接地供电系统将会使传统高压选择性漏电保护装置失去应有的作用, 不能准确判断故障线路, 一旦发生高压漏电事故, 将会对整个煤矿安全生产造成威胁。为解决该问题, 平煤股份十矿引入了GJWJ-Ⅳ型鲁兴谐振接地选线装置。
1 消弧线圈接地系统特点
中性点经消弧线圈接地的系统正常工作时, 中性点电位为0, 消弧线圈两端没有电压, 所以没有电流通过消弧线圈。当某一相发生金属性接地时 (图1) , 非故障线路电容电流的方向、大小同中性点不接地系统一样, 而故障线路接地点出现一个由消弧线圈产生的电感电流分量iL, 电感电流分量iL与流过接地点的电容电流iC方向相差180°, 从而补偿了单相接地电流。如果适当选择消弧线圈匝数, 就使消弧线圈电感电流和接地电容电流大致相等, 可使流过的接地故障电流变得很小, 从而减轻了电弧的危害[1,2]。
2 消弧线圈系统对漏电保护装置的影响
目前, 煤矿6 k V电网选择性漏电保护装置多采用零序电流法、零序功率方向法判断故障线路。零序电流和零序功率方向法的原理是依据中性点不接地系统发生接地故障时出现的两大显著特征: (1) 故障相零序电流幅值在系统所有支路中最大; (2) 故障线路零序电流方向滞后零序电压90°, 非故障线路零序电流电流方向超前零序电压90°。然而, 消弧线圈接地系统中已经不存在上述两大特征, 无法再通过简单的比幅值、比相位进行故障线路判断。
3 新型故障选线装置
3.1 基本原理
鲁兴谐振接地选线装置GJWJ-Ⅳ工作时, 将零序电压u0转换为180°规则方波U0J, 用于时序鉴别的基准信号。将零序电流i0转换为相位和脉宽不确定的方波I0。如果某条线路的零序电流对应的I0方波与U0J方波的时序关系同时满足以下2个条件时, 该线路就判断为单相接地故障线路 (图2 (a) 、图2 (b) ) 。
(1) 零序电流I0前沿滞后于零序电压U0J前沿、而超前零序电压U0J后沿, 即零序电流I0前沿介于零序电压U0J的前沿与后沿之间。
(2) 零序电流I0后沿滞后于零序电压U0J后沿, 滞后角度大于0°、小于180°。
同时满足这2个条件即为故障线路, 这是应用“时序鉴别法”进行单相接地故障选线的主要判据[3,4]。
3.2 性能特点
(1) 应用创新的时序鉴别和幅值鉴别相结合的故障检测判断原理, 可在小电流接地系统各种接地方式和消弧线圈过补偿状态下实现准确的故障判断[5]。
(2) 采用EDA技术和isp LSI器件开发专用集成电路作为时序鉴别器, 取代微机选线功能。每4路馈出线用1个时序鉴别器, 使选线装置如同多CPU并行处理系统, 具有高可靠性和速动性。
(3) 当零序参数U0 (PT开口侧电压) ≥8 V, I0 (零序电流互感器二次侧) ≥10 m A, 该装置能在100ms内准确选出故障线路。
(4) 用硬逻辑系统完成对故障线路的灯光指示、数字显示、音响报警, 因此, 该装置既不靠计算机选线, 也不借助计算机实现灯光显示和音响报警。
3.3 应用情况
由于该装置利用母线段现有电压互感器和各支路电流互感器提取零序电压、零序电流信号, 并将其转换为规则方波进行判别, 因此, 该装置在应用时对互感器精度有较高要求。在平煤股份十矿应用调试阶段, 电压互感器开口电压正常情况下输出13.8V, 已超过装置动作值, 出现了装置误判情况, 这就需要更换更高精度互感器或改变装置动作参数。该装置已在十矿运行近半年, 期间发生3次接地故障, 该装置均及时正确地判断出故障线路, 为煤矿电网安全运行提供了保障。
4 结语
消弧线圈接地系统虽然有效解决了线路发生接地故障时产生大的容性电流以及电弧问题, 然而使传统高压选择性漏电保护装置失去了应有的作用。平煤股份十矿通过引入鲁兴谐振接地选线装置, 较好地解决了这一问题。该装置以时序鉴别器为核心, 通过判别零序基波的时序变化来实现6 k V线路接地的准确选线, 突破了“经消弧线圈接地的电网, 基波不再满足选线判据”的传统思想, 为中压电网小电流接地系统的接地选线提供了一种全新方法。
参考文献
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消弧线圈接地保护装置 篇4
关键词：消弧线圈接地系统,单相接地,接地选线
0 引言
配网系统中性点经消弧线圈接地已在我国广泛应用，其优点是众所周知的。但是，由于消弧线圈接地系统的单相接地选线的困难性，使消弧线圈接地方式在配网系统的应用遭遇了障碍。目前，消弧线圈接地系统的单相接地选线方法主要有两类，一类是通过改变消弧线圈回路参数来获取接地故障特征的方法;另一类方法不通过改变消弧线圈回路参数，只依据单相接地时的自身接地故障特征。第一类方法应用得最多的是单相接地时在消弧线圈旁并接电阻，以改变接地故障线路的零序电流，通过检测各线路零序电流的改变实现接地故障线路的选择。虽然这种单相接地选线方法具有较高的选线正确率，但也存在如下的不足：
1)需要增加电阻及相应的开关控制设备，加大了设备成本，且电阻的开关控制设备是系统运行的薄弱环节;
2)消弧线圈并接电阻后，其故障线路接地点电流将大幅增加，影响系统的运行安全;
3)消弧线圈并接电阻是在判断系统稳定单相接地后进行的，其接地选线时间一般大于5 s，对小于5 s的瞬时单相接地，通常不能反应。
第二类方法不存在以上第一类方法的不足，但由于选线原理和实现手段的缺陷，其大多数单相接地选线方法的选线正确率是较低的。目前这类方法中最有潜力的是依据单相接地瞬间暂态特征的选线方法。下面就依据单相接地瞬间暂态特征的接地选线方法进行介绍。
1 瞬间暂态特征的接地选线原理
在消弧线圈接地系统未接地时，由于系统三相相电压基本上是对称的，其不对称产生的中性点零序电压较小，消弧线圈上的零序接地电流较小。在消弧线圈接地系统单相接地瞬间，由于消弧线圈上电流不能跳变，其接地瞬间的故障线路零序接地电流流向母线，即接地瞬间的故障线路零序电流与非故障线路零序电流反向，且接地瞬间的故障线路零序电流幅值最大，近似为非故障线路零序电流之和。随着消弧线圈上电流的增加，故障线路零序接地电流逐渐减小，若消弧线圈处于欠补偿状态，则故障线路零序接地电流最后减小到补偿后的稳态值，故障线路零序接地电流从线路流向母线;若消弧线圈处于临界补偿状态，则故障线路零序接地电流最后减小到零;若消弧线圈处于过补偿状态，则故障线路零序接地电流最后变到补偿后的稳态值，故障线路零序接地电流从流向母线转为流向线路。
从上面分析可知，在消弧线圈接地系统单相接地瞬间，最显著的故障特征是故障线路零序电流与非故障线路零序电流反向，故障线路零序电流近似为非故障线路零序电流之和。只要能通过不同的手段可靠获取单相接地瞬间的以上故障特征，就可判断出接地故障线路。显然，为了可靠选择接地故障线路，关键的问题是如何获取单相接地瞬间的故障特征，即如何获取接地瞬间的线路零序电流方向和线路零序电流幅值。
通过数百次的现场实际单相接地录波波形的分析，发现消弧线圈的补偿过程可在单相接地发生的5 ms内完成，也就是在单相接地发生的5 ms内，故障线路零序电流从流向母线转为流向线路(消弧线圈补偿电流大于非故障线路零序电流之和的情况)，故障线路零序电流减小到零(消弧线圈补偿电流等于非故障线路零序电流之和的情况)。由此可看出，要获取单相接地瞬间的故障特征，必须要在单相接地发生的瞬间时刻获取线路零序电流方向和线路零序电流幅值。
为了达到在单相接地发生的瞬间时刻就获取线路零序电流方向和线路零序电流幅值的目的，应解决以下两个问题。一是解决单相接地发生瞬间时刻的捕捉问题，二是解决单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流方向和线路零序电流幅值的获取问题。
解决单相接地发生瞬间时刻的捕捉问题，就是提高单相接地故障启动的灵敏度问题。显然，现有的通过零序电压幅值来进行单相接地故障启动的灵敏度是不高的，特别是在接地相电压过零点发生接地的情况下，其灵敏度更加不高。为了提高单相接地故障启动的灵敏度，文献[4]提出了一种应用自适应正弦滤波器来进行单相接地故障启动的方法，其单相接地故障启动的误差时间小于1 msㄢ
考虑到消弧线圈补偿的特征，采用现有的快速傅立叶变换(FFT)算法来求取单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流方向和线路零序电流幅值是不恰当的。采用小波变换算法可求出单相接地发生瞬间时刻线路零序电流的极性和模值，求出的线路零序电流的极性和模值可表征线路零序电流的方向和幅值。但是，在线路只有两条时，线路零序电流的极性已不能表征线路零序电流的方向。另外，小波变换算法还易受干扰的影响。文献[4]提出了一种应用瞬变信号正弦逼近方法求取线路零序电流的瞬时初相位和瞬时幅值的方法，该方法利用线路零序电流的瞬时初相位与母线零序电压的稳态初相位之间的相位差来表征单相接地发生瞬间时刻线路零序电流的方向，利用线路零序电流的瞬时幅值来表征单相接地发生瞬间时刻线路零序电流的幅值。显然，该方法可确定两条线路的零序电流方向，这已被实验室数千次的实验所验证。由于瞬变信号正弦逼近方法具有很强的抗干扰能力，该方法能在实际的现场运行环境中具有很高的稳定性，这也在多年的实际现场运行中所验证。
在获取了单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流的方向和幅值后，通过对每条线路的零序电流方向和幅值进行综合比较，就可判断选择出接地故障线路。
对于单相接地瞬间的故障线路零序电流远大于非故障线路零序电流的情况(对大多数电缆线路多的变电站是适合的)，应用单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流幅值进行选线是相当理想的，其选线准确率从原理上讲应为100%。
对于单相接地瞬间的故障线路零序电流与非故障线路零序电流相差不显著的情况，应采用单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流方向进行选线，只要单相接地发生瞬间时刻线路零序电流方向的获取是可靠的，其选线准确率应为100%。
实际上，单相接地发生瞬间时刻线路零序电流方向的可靠获取不仅是求取方法的问题，还涉足到现场零序电流互感器的安装极性问题，而现场零序电流互感器的安装极性是一个极不易解决的问题。由此看出，在现场零序电流互感器安装极性不一致的情况下，采用单相接地发生瞬间时刻的线路零序电流方向进行选线是不理想的。针对这一难解决的问题，文献[4]提出了一种基于消弧线圈补偿特征的接地选线方法。
2 消弧线圈补偿特征的接地选线原理
由上面分析可知，在消弧线圈补偿阶段，故障线路零序电流一定有个幅值减小的过程，在消弧线圈调节得当的情况下，补偿后的稳态故障线路零序电流幅值应远小于接地发生瞬间时刻的故障线路零序电流幅值;对于消弧线圈补偿电流大于非故障线路零序电流之和的情况，故障线路零序电流一定会从流向母线转为流向线路。以上就是消弧线圈补偿阶段从故障线路观察到的补偿特征，显然，非故障线路上没有补偿特征出现。若能从线路上检测到消弧线圈的补偿特征，则这条线路就是接地故障线路。
由于配网中的消弧线圈通常都调节到过补偿状态，通常情况下，故障线路零序电流方向会出现反向的特征，因此，基于消弧线圈补偿特征的接地选线方法具有很高的选线准确率，且不受困于现场零序电流互感器的安装极性。
虽然基于消弧线圈补偿特征的接地选线方法是一种理想的消弧线圈接地系统接地选线方法，但是要从线路上检测消弧线圈的补偿特征是困难的，特别是检测零序电流方向反向的特征。这种困难性主要体现在消弧线圈的补偿过程有时相当短暂(小于5 ms)，目前还没有很好的方法能在这短暂时间内检测出零序电流幅值和方向的变化。
文献[4]提出的应用瞬变信号正弦逼近方法求取线路零序电流的瞬时幅值和瞬时初相位的方法，可以求取消弧线圈补偿过程中任意时间点的零序电流瞬时幅值和瞬时初相位。通过对消弧线圈补偿过程中每个采样点的零序电流瞬时幅值的检测，就可观察零序电流幅值的变化过程，若零序电流幅值有一个明显的减小过程，则这条线路就是接地故障线路。通过对消弧线圈补偿过程中每个采样点的零序电流瞬时初相位与母线零序电压的稳态初相位之间相位差的检测，就可观察零序电流方向的变化过程，若零序电流方向有一个反向的过程，则这条线路也是接地故障线路。
3 消弧线圈接地系统的现场接地选线结果
文献[4]提出的单相接地选线方法已在重庆市电力公司城区供电局消弧线圈接地配网系统应用多年，其正确选线数已达上百次，图1～图6给出了其中的6次接地选线结果的录波图。
在图1～图6中，曲线1表示接地相电压，曲线2表示零序电压，曲线3表示零序电流，纵坐标为电压和电流的采样值，横坐标为采样点数表示的时间。采样频率为1 600 Hz，即1个工频周期(20 ms)采样点数为32ㄢ
图1是储奇门变电站10 kV I段上619线在2006年9月5日4点10分5秒至9月5日4点10分49秒发生的C相瞬时接地的故障选线录波图。在图1中，接地故障线路零序电流只持续5个采样点(约3 ms)，随后接地故障线路零序电流几乎被补偿到零。
图2是储奇门变电站10 kV II段上649线在2007年11月15日4点6分11秒至11月15日17点36分16秒发生的A相长时接地的故障选线录波图。在图2中，线路零序互感器的极性接反，消弧线圈的补偿特征明显。
图3是牛角沱变电站10 kV I段上614线在2006年9月14日7点27分7秒至9月14日7点27分15秒发生的A相瞬时接地的故障选线录波图。在图3中，零序电压上升缓慢，A相电压残压较大，且零序电流先于零序电压出现，消弧线圈处于欠补偿状态，这应是一次A相电阻接地。
图4是储奇门变电站10 kV I段上635线在2007年2月20日10点17分0秒至2月20日10点17分1秒发生的C相瞬时接地的故障选线录波图。在图4中，C相电压残压较大，消弧线圈的补偿过程接近半个工频周期(10 ms)。
图5是储奇门变电站10 kV I段上613线在2007年1月25日22点19分52秒至1月25日22点38分44秒发生的A相接地的故障选线录波图。在图5中，消弧线圈的补偿过程已超过半个工频周期(10 ms)。
图6是储奇门变电站10 kV II段上632线在2006年9月6日15点9分19秒至9月6日15点9分56秒发生的C相瞬时接地的故障选线录波图。在图6中，消弧线圈处于严重的过补偿状态，其补偿电流已远远超过接地电容电流。
4 结论
就消弧线圈接地系统的接地选线问题，论文进行了详尽的分析和研究，特别是推出了文献[4]提出的单相接地选线方法，该方法采用瞬变信号正弦逼近方法求取线路零序电流的瞬时幅值和瞬时初相位，实现了基于单相接地瞬间暂态特征的接地选线原理和基于消弧线圈补偿特征的接地选线原理，其选线适应性强和选线准确率高，是一种在原理上和实现方法上都理想的消弧线圈接地系统接地选线方法。论文还给出了该方法在现场应用中的接地选线结果。
参考文献
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消弧线圈接地保护装置 篇5
配电网作为输变配系统的最后环节，承担着用户的用电需求，在电网中所占比例很大，因此研究配电网稳定运行具有重要意义[1]。目前，我国配电网中性点接地方式分为小电流接地和大电流接地方式。小电流接地方式有消弧线圈接地、不接地和经高电阻接地三种[2]，发生单相接地故障时接地电流小，瞬时性接地故障不停电，且允许系统带故障运行2小时，因此运行可靠性高，但故障选线困难;而大电流接地包括经小电阻、低电抗以及直接接地方式[3]，发生单相接地故障后，零序过流保护可靠动作，不管瞬时性还是永久性故障均跳闸，供电可靠性低。实际应用中，以中性点经消弧线圈接地、经小电阻接地以及中性点不接地三种方式最普遍[4]。
消弧线圈接地通过在系统零序回路注入感性电流，当电网发生单相接地时，该电流与系统接地容性电流相抵消，使流过接地点电流幅值很小或接近于零，有助电弧的熄灭[5]。当接地电流过零电弧熄灭后，消弧线圈还能延长故障相电压恢复时间，利于介质绝缘强度的恢复，减小电弧重燃的可能性，电弧重燃次数大为减小，降低了系统发生间歇性弧光过电压的可能性。因此，中性点经消弧线圈接地方式在我国配电网应用广泛。
随着电网规模的不断扩大及电缆线路的大量使用，变电站接地电容电流急剧增加，导致消弧线圈补偿容量不足[6]。传统集中补偿需频繁更换消弧线圈，成本开销大。针对于此，文献[7]提出通过增加小容量固定式消弧线圈进行分散补偿，分析了分散补偿消弧线圈安装位置和补偿容量对补偿性能的影响，但未给出分散补偿消弧线圈容量选择方法，且未对分散补偿接地方式系统过电压进行分析。文献[8]采用7台分散补偿消弧线圈并联运行，表明多台分散补偿方式也能满足DL/T 1057-2007标准规定接地残流的要求，但未讨论多台分散消弧线圈安装位置的影响。文献[9]认为并联的固定消弧线圈容量不宜过大，可导致大量过补偿，也未给出具体选择方法。
鉴于分散补偿接地方式消弧线圈容量设计方法，以及发生间歇性电弧接地时系统弧光过电压的研究目前未见报道，本文以某市供电公司10 k V变电站的I段母线为对象，对以上两个问题进行探讨研究。
1 分散补偿容量选择原则
如图1所示为系统零序等效电路，其中L1～LN为N个分散补偿消弧线圈，L为变电站自动跟踪补偿消弧线圈，EA为系统A相等效电势，3C为系统对地电容，R为接地过渡电阻。
显然由图1可得到:
由脱谐度定义:
注意公式(2)的电流为标量值，且可得下式:
上式脱谐度υ一般取-15%[10],IL为变电站自动跟踪补偿消弧线圈补偿电流，对于调匝式消弧线圈可根据铭牌数据得到，而晶闸管投切电容器式消弧线圈可通过系统参数计算得到。记额定工作电压UN，补偿电流调节范围为:
得到:
另一方面，当系统运行方式改变，如切除部分线路，则接地电容电流减小，此时容量过大的分散补偿消弧线圈将导致过补偿[11]，而自动跟踪补偿消弧线圈补偿由分散式消弧线圈补偿后的残余电流，如果此电流小于主消弧线圈最小补偿电流，则主消弧线圈无法跟踪补偿，因此，应根据变电站运行方式对上式进行修正。
综上所述，分散式消弧线圈补偿容量的选择，需要满足系统运行方式与自动跟踪补偿线圈调节范围两方面的要求。
2 容量设计与安装位置
以某市10 k V变电站I段母线为例，测量其接地电容电流为70.7 A，计算等效电容为3.9e-05μF，即3C=3.9e-05μF。
其自动跟踪补偿消弧线圈为晶闸管投切电容器式(thyristor switched capacitor,TSC)消弧线圈，结构如图2所示。
TSC消弧线圈参数如表1所示。
其中n L1～n L5为防浪涌电感，目的是减小晶闸管合闸时的冲击电流，其电感容量取值约占所串联电容器容量的5%，因此不影响TSC消弧线圈的分析，由图2可得其等效电路如下:
由图3可得其等效阻抗为:
化简得到等效电感:
其中C∑为二次侧所投电容容量总和，当T1～T5均关断，则C1～C5不投入，L最小，此时C∑=0,L=0.202 2 H;而T1～T5开通，则C1～C5投入，L最大时C∑=4 216μF,L=1.275 H，因此:
由于主变二次侧为△连接，自动跟踪补偿消弧线圈通过Z型接地变连接在主变二次侧，其额定电压比线路额定电压高5%，即因此:
将υ=-0.15和IC=70.7 A及公式(9)代入公式(5)可得:
上式左边为负因为主消弧线圈最大补偿电流大于补偿系统接地所需感性电流。在了解系统不同运行方式接地电容电流最小值时，将此值代入公式(5)右边IC。
本文通过分别测量变电站每条出线的接地电容电流，找出出线电容电流的最大值，从系统接地电容电流减去最大出线电流作为系统最小接地电流。原因是目前消弧线圈接地系统故障选线装置的准确性不高，经常需要手动逐条拉闸进行选线[12]，显然断开最大电容电流的线路时系统接地电流最小。因此，这样做符合系统实际运行情况，该变电站I母有10条出线，其每条出线的电容电流测量值如表2所示。
经开一线接地电容电流最大为20.3 A，经河一线电容电流次之为13.3 A，原因是经开一线由20 km的电缆线路接开闭所，而经河一线由13 km电缆和14 km架空线连接开闭所。因此可得开发区站I母电容电流最小值为50.4 A，代入公式(5)并考虑公式(10)可得:
根据文献[13]，分散补偿消弧线圈有四种安装方式，即主消弧线圈扩容、母线安装、故障线路末端安装和非故障线路末端安装方式。但论文只讨论了单个固定容量消弧线圈，实际系统可能含有多个分散式补偿消弧线圈。
根据开发区I母实际情况，由公式(11)可知分散式消弧线圈容量约为40 A，本文对以下八种情况进行讨论，如图4所示。
图4中，L为TSC主消弧线圈，L0为容量40 A分散补偿消弧线圈，L1和L2为容量20 A分散补偿消弧线圈，并设置Line1即经开一线的中点发生单相接地故障。
3 补偿后接地残流
在PSCAD建立开发区变电站仿真模型如图5所示，下面给出八种消弧线圈安装方式补偿后接地残流有效值仿真结果，如图6所示。
由图6得到表3。
由表3可知，八种运行方式接地残流均满足规程要求的小于10 A要求，而方式五，即40 A分散补偿消弧线圈安装在非故障线路末端时，接地残流最大为4.23 A，而方式四接地残流次之为3.05 A，其余安装方式接地残流有效值均小于3 A。
4 电弧重燃与弧光过电压
与中性点不接地系统相比，当电弧熄灭时，消弧线圈接地系统可以减缓故障相电压的恢复速度，推迟电弧重燃时间，有利于绝缘介质强度的恢复和电弧永久性熄灭，从而降低发生间歇性弧光过电压的概率。
燃弧条件有高频熄弧理论和工频熄弧理论，前者以高频振荡电流第一次过零时电弧熄灭来解释间歇电弧接地过电压的发展过程，后者以工频振荡电流第一次过零时电弧熄灭来解释间歇电弧接地过电压的发展过程[14]。系统实测值表明，工频理论所得过电压值较接近实际情况[15]，因此本文用工频熄弧理论仿真弧光过电压与电弧重燃。
设置0.107 s A相电压峰值处经开一线的中点发生间歇性电弧接地故障。如图7所示，为中性点不接地时，故障相电压仿真波形，可见每隔半个周波电弧发生熄灭与重燃，即电弧重燃时间为0.01 s，且故障相电压均为正值，这是工频熄弧的特点[16]，测量非故障相最高过电压为2.855倍额定电压。
故障设置与不接地系统相同，如图8所示，为消弧线圈接地八种安装方式故障相电压波形，与中性点不接地方式相比，熄弧后故障相电压为缓慢恢复过程，当恢复电压达到击穿电压后再次发生燃弧，如此重复，熄弧时间与非故障相最高过电压倍数列如表4所示。
由表4可知，消弧线圈接地可以大大延迟电弧重燃时间，而消弧线圈分散补偿方式四和五熄弧时间相对小，但均远大于不接地系统的半周波0.01 s。并且，消弧线圈接地系统发生间歇性电弧接地时非故障相过电压倍数基本相同，约为2.3倍额定电压，小于不接地系统的2.855倍。
5 结束语
本文首先分析了分散补偿消弧线圈容量配置方法，并给出了设计过程。接着给出了分散补偿消弧线圈的安装位置，针对目前相关研究偏少的情况，对消弧线圈集中补偿、单台分散式消弧线圈等共八种安装方式进行了讨论。
在PSCAD建立变电站模型，首先对八种消弧线圈安装方式进行接地残流仿真，结果表明八种安装方式接地残流均满足规程要求，具有很好地接地电容电流补偿能力。接着对间歇性电弧接地故障进行仿真，结果表明与不接地系统相比，消弧线圈接地可延迟电弧重燃时间，降低故障相电压恢复速度。最后，通过测量间歇性弧光过电压表明八种安装方式过电压水平基本相同，且小于不接地系统，由于电弧重燃时间被推迟，消弧线圈接地系统发生弧光过电压的概率大大降低。
摘要：消弧线圈分散补偿接地方式具有安装灵活和扩容方便的优点而备受关注,然而有关多个分散补偿消弧线圈接地系统的故障残流及过电压的研究缺乏。讨论了分散式消弧线圈容量配置原则并根据开发区变电站进行实例设计,选择了8种消弧线圈安装方式。通过仿真表明,消弧线圈集中补偿与分散补偿均能满足规程接地残流的要求,且能极大延迟间歇性电弧的重燃时间,而其非故障相弧光过电压水平基本相同,且小于中性点不接地系统,所得结论有利于消弧线圈分散补偿的推广应用。
简述电网中中性点经消弧线圈接地 篇6
电力系统配电网是通过不同类型的发电机、变电站、输变线路、配电装置和电能用户组成的对电能进行不间断的生产、传输和分配以及使用的联合系统方式。在各个系统组成的过程中, 中性点接地方式设计到一个电力系统运行的全部过程, 在诸多方面的应用中都是一个综合性技术方式。它在应用的过程中不仅涵盖着电网本身的安全可靠性能, 还关联着投资的经济性、过电压绝缘水平的分析和应用, 而且在应用中对人身安全和通讯质量效率造成影响。在提高配电网供电可靠性的同时也带来了新问题, 即在当前电力系统运行中, 对各种电容电流要求不断增长, 增大电容电流已经成为危害配电设备的主要方式。
1 原理分析
当接地电容电流较大的时候, 不能超过一定值, 接地电弧在应用中不能够自动熄灭, 造成弧光接地, 产生相应的电压, 如果在故障的时候自动在故障点接入一个电感性电流, 则能够使得电感电流和电容电流因为相位相反而自行抵消, 合成电流为零或者变得很小, 然后自动熄灭电弧。产生这个电感性电流的电压就是故障发生时候在电网中性点上出现位移电压的主要形式。故障点电容电流超前电网中性点位移电压一般不能够超过900, 磁势在应用的过程中如是在中性点上接一个电感线圈, 通过电感线圈的电流经过最大值的时候在故障点流回中性点, 然后使得其中电压相互抵消, 使得电网迅速恢复正常运行状态。
一般电网运行中都是采用过补偿运行方式, 在运行的过程中脱谐度一般控制在-10%左右。在过补偿运行的时候, 电网若是需要进行操作, 拉开一天线路之后, 则脱谐度仍为复制, 而且在管理中, 过补偿程度增加, 当线路发生故障的时候跳开一条线路, 或者线路发生断线事故的时候都会让过电压逐步减小, 电流补偿逐步增加。在迁补偿运行的时候, 若是发生这种情况, 则会影响过电压的控制方式, 使得脱谐度逐步减小, 电网出现过调状态, 甚至有可能出现中性点位移电压增大, 尤其是在一相断线的情况之下, 由于电网三相对地电容不对称造成的影响更是不容忽视。
2 中性点接地方式的选择
2.1 小电流接地方式
配电网采用小电流接地方式认真地按要求执行, 对架空线路电容电流在10A以下可以采用不接地方式, 而大于10A时, 应采用消弧线圈接地方式。采用消弧线圈时应按要求调辖好, 使中性点位移电压不超过相电压的15%, 残余电流不宜超过10A。消弧线圈宜保持过补偿运行.
2.2 中性点经低电阻接地
对电缆为主的系统可以选择较低的绝缘水平, 以利节约投资, 但是对以架空线为主的配电网因单相接地而引起的跳闸次数则会大大增加。对以电缆为主的配电网, 其电容电流达到150A以上, 故障电流水平为400~1000A, 可以采用这种接地方式。采用低电阻方式时, 对中性点接地电阻的动热稳定应给予充分的蘑视。以保证运行的安全可靠。
3 自动跟踪补偿消弧线
3.1 调匝式自动跟踪补偿消弧线圈
调匝式消弧线圈足将线组按不同的匝数抽出分接头, 用有载分接开关进行切换, 改变接入的匝数, 从而改变电感量。调匝式因调节速度慢, 只能工作在预调谐方式, 为保证较小的残流, 必须在谐振点附近运行。
3.2 调气隙式自动跟踪补偿消弧线圈
调气隙式电感足将铁心分成上下两部分, 下部分铁心同线圈同定在框架上, 上部分铁心用电动机, 通过调节气隙的大小达到改变电抗值的目的。它能够自动跟踪无级连续可调, 安全町靠。其缺点足振动和噪卢比较大, 在结构设计中应采取措施控制噪声。这类装置也以将接地变压器和町调电感共箱, 使结构更为紧凑。
3.3 调容式消弧线圈补偿装置
通过调节消弧线圈二次侧电容量大小来调节消弧线圈的电感电流, 二次线组连接电容调节柜, 当二次电容伞部断开时, 主绕组感抗最小, 电感电流最大, 二次绕组有电容接入后, 根据阻抗折算原理, 相当于主绕组两端并接, 相同功率、阻抗为K2倍的电容, 使生绕组感抗增大, 电感电流减小, 因此通过调节二次电容的容量即可控制主绕组的感抗及电感电流的大小。电容器的内部或外部装有限流线圈, 以限制过电量涌流。电容器内部还装有放电电阻。
4 应用优势
首先系统发生瞬间单相接地故障时不断电。消弧线圈是一个具有铁心的可调电感线圈, 当由于电气设备绝缘不良、外力破坏、运行人员误操作、内部过电压等任何原因引起的电网瞬间单相接地故障时, 接地电流通过消弧线圈呈电感电流, 与电容电流的方向相反, 可以使接地处的电流变得很小或等于零, 从而消除了接地处的电弧以及由此引起的各种危害, 自动消除故障, 不会引起继电保护和断路器动作, 大大提高了电力系统的供电可靠性。
由于消弧线圈能够有力地限制单相接地故障电流, 虽然非故障相对地电压升高倍, 三相导线之间线电压仍然平衡, 发电机可以免供不对称负荷, 电力系统可以继续运行。特别是在电源紧张或停电后果严重时, 有足够的时间启动备用电源或转移负荷, 避免突然中断对用户的供电而陷入被动局面。
中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时, 接地电流与故障点的位置无关。由于残流很小, 接地电弧可瞬间熄灭, 有力地限制了电弧过电压的危害作用。继电保护和自动装置、避雷器、避雷针等, 只能保护具体的设备、厂所和线路, 而消弧线圈却能使绝大多数的单相接地故障不发展为相间短路, 发电机可免供短路电流, 变压器等设备可免受短路电流的冲击, 继电保护和自动装置不必动作, 断路器不必动作, 从而对所在系统中的全部电力设备均有保护作用。
当今社会, 多种信息处理系统广泛应用于国防、社会生产、生活的各个方面, 但其抗干扰能力却很差, 电磁兼容问题成为一个崭新的研究领域。强电干扰弱电, 电力系统是矛盾的主要方面。目前最好地解决方法是引入光纤, 却存在着投资增加。实际上, 由于中性点经消弧线圈接地系统有效地限制单相接地故障电流, 所以不失为一种经济有效的办法, 补偿系统能够向通信系统提供良好的电磁兼容环境。
5 结论
消弧线圈接地保护装置 篇7
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