二次接地网

二次接地网（共7篇）

二次接地网 篇1

根据广东省电力系统继电保护反事故措施规定, 在主控室、保护室柜屏下层的电缆室内, 按柜屏布置的方向敷设首末端连接的专用铜排, 形成保护室内的二次接地网。保护室内的二次接地网经截面不小于100mm2的铜缆在控制室电缆夹层处一点与变电站主地网引下线可靠连接。

目前, 我厂继保班室下的电缆架内未敷设接地专用铜排, 未构成室内二次接地网, 没有用截面积不小于100mm2的铜缆连接室内二次接地网与室外二次接地网, 室外电缆沟也未敷设引至主接地网二次接地铜排, 不满足中调反事故措施要求及电厂安全性评价要求, 故而此次完善我厂二次接地网。

1 改造后的保护二次接地网应满足及敷设原则

1) 应在升压站二次电缆的沟道, 就地端子箱, 使用截面积不小于100mm2的裸铜排敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。对于室内的等电位接地网而言, 它与主接地网之间的连接只能存在一个连接点, 只有这样设置才能保证不会将主接地网中存在的电位差带入到二次设备中;在选择连接点的过程中, 应该尽量选择电缆竖井处。为了保证可靠的连接, 在选择连接线的过程中, 应该使用四根及以上的铜缆, 并且其截面积应该在50mm2以上, 将它们排在一起共同构成共点接地。

2) 在保护室屏柜下层的电缆室内, 按屏柜布置的方向敷设截面积不小于100mm2的专用铜排, 将该专用铜排首尾端连接 (成“目”字结构) , 形成保护室内的等电位接地网。对于分散布置的保护就地站、通信室以及集控室而言, 应该使用截面积满足要求的铜缆进行连接。就室外的等电位接地网来说, 在敷设铜排时, 需要沿着二次电缆沟道进行, 并且采用的铜排截面积应该在100mm2以上。在开关站的就地端子箱内, 也应该设置相应的裸铜排, 其截面积在100mm2以上。同时, 电缆沟道中的等电位接地网也应该采用铜排进行连接。对于室外的接地铜排而言, 其敷设的主要作用是降低二次电缆屏蔽层两端的电压, 防止二次设备出现误动的现象[1]。

2 室内二次接地网敷设施工方案

在保护室下层的电缆室, 我们使用130mm2的专用铜排按屏柜布置的方向敷设, 将该专用铜排首尾两端用Φ8mm螺栓可靠压接。我们用120mm2的裸铜缆连接屏柜下端接地铜排与保护室下层的电缆室已首尾相接的专用接地铜排。用120mm2的裸铜缆连接保护室下专用铜排与升压站电缆沟内的接地铜排。应该采用铜排首尾相连的方式进行保护室、控制室等连接, 形成等电网接地环网。对于通信室和计算机室来说, 其等电位接地网应该各自构成环网, 再采用铜缆将这些环网接入到保护室和控制室等的等电位接地环网中[2]。

3 室外二次接地网敷设施工方案

1) 我们用截面积130mm2的铜排沿二次电缆的沟道进行敷设, 构建室外的等电位接地网。

2) 应注意将接地铜排就近与主地网相连, 否则, 因端子箱与主地网是连通的, 当端子箱附近一次系统发生接地故障时, 将会在端子箱与接地铜排之间形成高电压, 可能会损坏设备或二次电缆。

每根铜排在主电缆沟内在控制室及保护室与主接地网连接外, 还应在二次电缆沟远端处我们采用截面130mm2的铜排与主地网连接。室外等电位接地网接入主接地网的接地点与大电流入地点距接地导体的地内距离不宜小于15m。

3) 升压站开关端子箱。现在厂家生产的端子箱都是将箱门、箱体用黄绿两色4mm2的铜线连接, 再与箱内接地铜排 (截面积不少于100mm2) 相接。箱内接地铜排主要方便电缆屏蔽层、电流、电压互感器二次回路接地线及端子箱内其它接地线等与之相接。我们通过用截面积120mm2的裸铜缆连接端子箱内接地铜排与电缆沟内接地铜排, 在电缆沟内用Φ12mm膨胀螺丝固定, 在箱内用Φ12mm螺栓固定。

室外等电位接地网在敷设过程中, 首先应该将裸铜排设置在就地端子箱、设备的本体端子箱等处, 保证裸铜排的截面积在100mm2以上;同时使用铜缆接到二次电缆的等电位接地网上。在端子箱和铜排之间, 应该使用Φ10mm的螺栓进行压接;在二次电缆沟道中使用的铜排应该进行支撑, 支撑物应该采用绝缘子, 保证绝缘性能。值得注意的是, 二次电缆沟道的接地铜排之间应该保持相应的距离, 与主接地网只能进行一次连接[3]。

4 二次电缆及设备的接地

就二次电缆的屏蔽层来说, 有两种接地方式, 一种是两点接地, 另一种是一点接地。在继电保护及其自动化装置而言, 电缆芯所处的回路属于强电回路;屏蔽层会产生相应的电流, 这一电流产生的干扰信号较小;因此, 对于屏蔽层而言, 适宜采用两点接地的接地方式, 可以有效防止电磁干扰。在热工专业电缆中, 电缆芯所处的回路不再是强电回路, 而是弱电回路;一旦屏蔽层中流过电流, 芯线中就会产生相应的干扰, 这一干扰会导致装置发生误动作, 因此, 在这种情况下, 应该采用一点接地的接地方式;另外, 应该将屏蔽层连接到等电位接地网中。就电流互感器和电压互感器的二次回路来说, 通常要求进行一点接地, 并且要采用相应的专用接地线将其接在主接地网上。保护、监控以及通信等二次设备的接地可以分为:保护接地与工作接地[4]。它们应该保证与主接地网的良好连接, 防止漏电和静电对人的伤害。

5 结束语

电力系统中出现接地故障, 而厂站中的接地电阻尽管很小, 但无法达到零, 将会引起接地点与零电位点之间出现不平衡电压, 这一电压对二次设备的危害是致命的。保护二次网完善后可以有效的抑制主接地网不平衡电压导入到继电保护二次系统, 避免设备的损坏及保护误动的发生。本文阐述了本厂的二次接地网的改造施工原则及施工方案。

参考文献

[1]广东省电力系统保护反事故措施, 2007.

[2]唐宝锋.二次系统等电位接地网敷设.

[3]侯昌明.放热焊接法在变电站接地网中的应用[J].电工材料, 2006.

[4]李宾皑.电力系统二次设备的接地和接地铜排的敷设[J].华东电力, 2005.

大型接地网接地阻抗测量研究 篇2

近些年来, 随着我国电力事业的迅猛发展, 特别是国家“智能电网”和“特高压电网”战略规划的出台和开展实施, 国家在高压、超高压输电网以及高压、特高压直流输电建设中的投入越来越大, 这必将需要建设越来越多的高压、超高压乃至特高压等级的变电站和换流站。因此, 对于高压、超高压乃至特高压等级的变电站来说, 首先应当采用“接地阻抗”的概念来代替“接地电阻”, 这样才能更全面、准确地反映接地网在接地短路故障发生时的泄流能力。

2 接地电阻与接地阻抗的区别

2.1 接地阻抗概念的产生

随着电网规模的不断发展, 电压等级的不断提高, 发电厂、变电站接地网的规模也在不断增大, 接地网对短路故障发生时故障电流的阻碍作用已经不是严格意义上的纯电阻特性, 而是表现出较为明显的阻抗特性, 既包含一定的、由电感、电容引起的电抗成分。特别是采用钢质材料的接地网, 由于材料的电感较大, 这一电抗成分更为明显。因此, 有关专家开始提出“接地阻抗”的概念, 以期能够更好地反映接地网对大地之间的阻碍特性。

2.2 接地电阻与接地阻抗的区别

接地阻抗包含电阻成分、感性成分和容性成分, 而接地电阻只是接地阻抗中电阻成分, 不包括感性成分和容性成分。对于接地阻抗, 实际上, 在工频、异频交流信号或者雷电冲击电流作用, 电感和电阻成分所起到的作用远胜于电容分量。由于电容分量数值相对于电阻和电感来说不是很大, 它只有在高频情况下才能表现出一定的作用。此外, 电容分量对于降低发电厂、变电站场区内的跨步电压 (跨步电压差) 和接触电压 (接触电位差) 还是个安全的有利因素, 在测试评估中可以给予忽略。

3 大型地网接地阻抗测量必要性

3.1 理论概述

当电力系统发生接地短路故障时, 通过大型接地网流入大地的故障短路电流为交流信号, 因此, 衡量大型接地网阻碍特性的接地参数应为接地阻抗:

其中, R为接地电阻 (在直流信号作用下的纯电阻分量) , ωL为接地阻抗的感性分量。

通常情况下, 对于小型接地网来说, 由于小型接地网的感性分量ωL比电阻R小得多, 占接地阻抗总量比例很小, 接地网表现出比较明显的阻性。所以在小型接地网测量中, 一般是忽略了感性分量ωL, 而把接地阻抗近似取为接地电阻, Z≈R。早期的导则DL/475-1992也未将接地阻抗中的感性分量加以考虑。然而, 随着国家电网的发展和电网电压等级的不断提高, 发电厂、变电站接地网的规模也在不断扩大。对于220 k V等级以上的大型发电厂、变电站的大型接地网来说, 接地感性分量ωL较大, 甚至可能与接地电阻R处于同一个数量等级上, 从而使得接地阻抗中的感性分量大到不可忽视。这时, 必须将接地网的感性分量考虑进去, 否则就无法真正反映出接地网的真实状况。

因此, 在大型接地网的接地阻抗测量中, 必须同时测量接地电阻 (纯电阻分量R) 和接地电抗 (主要是电感分量ωL) 两个值, 即接地阻抗值Z。

3.2 影响因素分析

通常, 感性分量是以接地阻抗的阻抗角来表示。影响接地阻抗感性分量大小的因素主要有土壤电阻率和接地地网面积大小等。文中, 通过固定其它的变量而改变其中一种影响因素, 就可以知道该因素对接地阻抗感性分量的影响程度。

固定变电站接地网所在土壤电阻率大小不变, 改变接地网的边长, 可以得到图1所示的趋势曲线图。图中, 土壤电阻率固定取为200Ω·m, 此时, 阻抗角随接地网边长的变化情况如图1所示。由图1可以看到, 随着接地网边长的增加 (即接地网面积增大) , 阻抗角越来越大, 也即接地阻抗的感性分量越来越大。

固定变电站接地网的边长 (即面积) 不变, 改变变电站所在区域土壤电阻率的大小, 可以得到如图2所示的趋势曲线图。图中, 接地网的边长固定取为300 m, 此时, 阻抗角随变电站所在区域土壤电阻率的变化情况如图2所示。由图2可以看出, 随着土壤电阻率的增加, 阻抗角越来越小, 也即接地阻抗的感性分量越来越小。

由上述分析可知, 随着接地网边长的增加, 土壤电阻率的降低, 接地网接地阻抗的感性分量越来越大, 越来越明显。此外, 接地网的结构、电流注入点的选择、频率等也会影响到接地网接地阻抗感性分量的大小。

因此, 对于小型地网来说, 其感性分量占接地阻抗的比例比较小, 一般把感性分量忽略不计, 而只计算接地网的接地电阻值, 接地阻抗值约为接地电阻值。但对于220 k V等级以上的大型、超大型变电站的接地网来说, 特别是在面积很大、土壤电阻率较低的情况下, 如果还用“接地电阻”这一个指标来衡量, 那就不够准确了。

4 接地阻抗测量方法

4.1 电位降法

其中, P—电压极, C—电流极, G—接地网。

电位降法测试接地装置的接地阻抗的测量原理如图3所示, 调整电位极P的位置, 从接地装置的边缘开始沿与电流回路呈一定角度并且方向向外移动, 每次间隔距离为d (如50 m或100 m等) , 测试此时P与G之间的电位差U, 绘制U与dGP的变化曲线, 获得电位零点 (曲线平坦处) , 此时, P与G之间的电位升高为Um, 则接地阻抗值Z为:。

4.2 三极法

三极法主要有直线法和夹角法两种:

1) 直线法:直线法测量接地装置接地阻抗的测量原理如图4所示:

其中, P—电压极, C—电流极, G—接地网。

现场测试时, 当电流线和电位线沿着同方向进行布置时, 即为直线法。电极位置、布线长度需要根据现场的实际情况进行。一般地, 取dGC= (4~5) l, dGP≈0.618dGC。

2) 夹角法:直线法测量时, 由于电流线和电压线之间存在的互感耦合影响, 会降低测量结果的准确度和可信度。因而, 进行大型接地网现场测试时, 一般不建议采用直线法, 而是将电流线和电压线反方向或者呈一定角度 (θ) 进行布置, 称为夹角法。夹角法的测量原理如图5所示。现场测试时经常取θ=30°, 并按照等腰三角形布线, 测量结果需按导则DL/T475-2006中规定的要求进行修正。

3) 接地阻抗测试仪法和钳表法:

接地阻抗测试仪法的原理图如图6所示。

当接地装置较小时, 可以采用接地阻抗测试仪进行接地装置接地阻抗测量, 如输电线路杆塔等。

此外, 还有用于测量杆塔接地阻抗的钳表法。该方法可在不布置电极, 且不断开杆塔接地螺栓连接的情况下, 使用单钳型回路电阻测试仪即可获得杆塔接地装置的接地阻抗。

5 现场应用实例

以220 k V兰坪变电站接地网为例, 作为评估考量对象。分别选用了某接地电阻测试仪和8000型接地装置特性参数测量系统对同一测量回路进行现场接地阻抗 (电阻) 对比测试。

经过现场考察, 发现待测220 k V变电站地势较为平坦, 站四周主要为农田和马路, 整个接地网的对角线长度约为400 m。由于变电站周围条件限制, 故选择同向布置的电压-电流三极直线法测量接地阻抗。电流极打桩位置选在变电站东面一块待建宅基地上, 电流线布置有效长度越为1 200 m, 电压线长度越为700 m, 电流注入点分别选在场区内#1主变110 k V侧中性点接地刀闸的接地引下线和#2主变220 k V侧A相避雷器的接地引下线。

使用某接地电阻测试仪, 现场实测数据如下表1所示:

根据异频法测量原理, 结合某接地电阻测试仪的测试结果, 该变电站接地网的接地电阻为:R= (0.190+0.192) /2=0.191Ω。

使用8000型接地装置特性参数测量系统, 现场实测数据如表3和表4所示:

根据异频法测量原理, 结合8000型测量系统的现场测试结果, 该变电站接地网的接地阻抗为:Ω。

注:电流注入点选为#1主变110 k V侧中性点接地刀闸的接地引下线。

由表1和表2可知:工频状况下, 考虑感性分量的接地阻抗值比不考虑感性分量的接地电阻值大, 约为13.57%。由表3数据可知, 感性分量 (接地阻抗虚部) 约占接地电阻的比例为60%~70%左右。由图7所示曲线可知, 在不同频率下, 电阻分量基本无变化, 但感性分量随着频率呈现为线性变化的趋势。

6 结束语

分析表明, “接地电阻”的概念只适用于中、小型接地网。随着电网电压等级的提高、接地网面积的增大以及土壤电阻率的降低, 接地阻抗中感性分量的作用越来越明显。大型接地网综合评估测试中必须考虑地网的感性作用, 必须采用“接地阻抗”作为考量和评估接地网运行状况的主要参考依据之一。

参考文献

[1]曾嵘, 何金良.电力系统接地技术[M].科学出版社, 2007.

二次接地网 篇3

变电站接地装置是维护站内大型电力设备及运行人员安全的可靠保证与重要措施[1]。当发、变电站遭受雷击或者系统短路故障后,如果站内接地网接地阻值偏高或者材料、结构布置不合理,不仅会使得变压器等重要电力枢纽设备承受过电压造成绝缘破坏的危险,还将造成变电站内外一定区域内的电位偏高,给运行人员的人身安全带来潜在的威胁[2,3]。因此,在变电站接地网的设计及改造时,除了关注变电站接地网的接地电阻值以外,应该综合考虑材料本身对大型接地网的潜在影响。根据IEEE总结的几种变电站接地网常见事故类型,新型石墨复合接地材料在大型接地网使用时,除接地网接地电阻之外,还应着重考虑与接地网电位升有关的几个参数:网内电位差、网内电位差百分数、接触电压及跨步电压[4]。

国内现行变电站接地网一般以扁钢、镀锌钢最为常见,虽然钢材料成本较低,但钢材料耐腐蚀性差的缺点使得接地网多次测量、检修、改造等二次投入增加[5,6]。近年来,为减少变电站接地网钢材料的腐蚀造成的全寿命周期成本的追加,材料成本较高的铜、铜包钢等接地材料也开始逐渐投入使用。

本文从变电站接地网铜、钢以及铜包钢接地材料实际应用存在的问题出发,对比分析了铜、钢以及铜包钢接地材料腐蚀及运行维护情况,采用CDEGS计算软件[7]对比分析了典型接地网设计中不同土壤条件和不同接地网面积下,铜、钢接地材料在接地电阻、网内电位差、接触电压以及跨步电压的具体差别,为接地网的优化改造提供一定的参考。

1 变电站接地材料的腐蚀

从实际调查情况来看,我国变电站接地网仍以镀锌钢作为主要的接地材料,在一些土壤条件比较差、腐蚀性较强的新建变电站,已经广泛使用铜和铜包钢(镀层厚度一般在0.25 mm以上)接地材料从国内外研究情况来看,铜的耐腐蚀性一般为钢的4倍以上,尽管铜接地网一次建设投资高,但基本可以做到免维护[8]。镀锌钢或者普通钢接地材料易受土壤腐蚀,个别地区使用5～7年腐蚀已近一半,近年来我国出现多起由接地网腐蚀问题酿成的安全事故,如1981年广东员村220 kV变电站、1986年广西合山电厂110 kV开关站、1989年南京热电厂、1985-1986年湖北省胡集、潜江、武钢等3个220 kV变电站、1994年四川华莹发电厂、2009年六安牵引变电站等都曾因变电站接地网腐蚀引发大面积停电,损失严重[9]。

文献[10]给出了镀锌钢和铜包钢接地体的耐腐蚀性能对比,试验结果说明在该土壤条件下铜包钢能显著改善接地体腐蚀,而镀锌钢防腐性能较差实际施工应注意到,铜包钢接地材料在施工时应避免电镀层的破损,否则将形成局部化学原电池加速内芯钢材料的腐蚀。本文对几种接地材料在变电站应用时的接地特性做简要对比分析

2 土壤电阻率对几种接地材料特性的影响

根据IEEE总结的几种变电站接地网常见事故类型,新型石墨复合接地材料在大型接地网使用时,除接地网接地电阻之外,还应着重考虑与接地网电位升有关的几个参数:网内电位差、网内电位差百分数、接触电压及跨步电压。因此,本节运用CDEGS接地计算软件对不同土壤条件下铜、钢接地网的接地特性进行对比分析。

计算选取的比接地材料电磁参数分别为黄铜、45号钢和不同直径的石墨复合接地材料,各接地材料的电磁参数及直径尺寸如表1所示

假设发、变电站采用面积为100 m×100 m,接地网网孔为10 m×10 m,地网埋深为0.8 m。选取某一边角点为注流点,入地电流取工频1 kA。变电站土壤电阻率分别取50Ω·m、100Ω·m、300Ω·m、500Ω·m以及1 000Ω·m。计算结果如下:

2.1 接地电阻对比

表2列出了铜、钢以及铜包钢接地网接地电阻仿真计算结果对比情况。

由表2可知铜接地材料的接地电阻小于钢及铜包钢材料,且三者差异随着土壤电阻率的增大而减小。这种差异性主要来自于接地材料自身电阻率的不同,随着土壤电阻率的增大,其影响呈降低趋势,这也说明在高土壤电阻率地区仅更换接地材料的降阻效果不明显。

2.2 网内电位差及电位差百分数对比

接地网网内电位差反应了接地网的散流能力,过高的网内电位差使得低压设备的绝缘破坏危险性增大,对比不同土壤条件下的铜、钢接地网的网内电位差如表3所示。

由表3可知,随着土壤电阻率的增大,不同接地材料的网内电位差在数值上均呈现出上升趋势。这是由于土壤电阻率越低,接地体中的电流越容易散流到土壤中,各点电位差越均衡,网内电势差也就越小。随着土壤电阻率的增大,石墨复合接地材料与其他接地材料网内电位差的差异减小。

接地网网内电位差百分数直观地表征接地网各测量点的电位变化梯度,铜、钢接地网电位差百分数对比如图1所示。

由图1可知,相对于铜接地网,钢接地网的网内电位差变化幅度较大,这也说明铜接地体由于电阻率低、磁导率相对较小,电流更容易散流到土壤中,使得网内各点的电位相对平均。

根据以上分析可知,针对散流性相对较差的钢接地网,需根据变电站重要电气设备的安装位置对接地网进行优化,避免网内电位差对于电气设备绝缘的潜在破坏性显得尤为重要。当钢接地网网内电位差较大时,一般可采用增设接地网均压带,在电位极大点设置垂直接地体等优化措施改善接地网电位分布。

2.3 接触电势对比

接触电压是指人站在发生接地短路故障设备旁边,距设备水平距离0.8 m,人手触及设备外壳时,手与脚两点之间呈现的电位差,是衡量接地网保障变电站运行人员的重要指标。表4列出铜、钢以及铜包钢组成的接地网在不同土壤条件下接地网的最大接触电势。

由表4仿真计算结果可知,在接地网某一边角注流的前提下,接地网最大接触电势均出现在了4个边角沿45°角外延方向上。其中铜材料接地网散流性能优于钢和铜包钢接地网,其最大接触电势小于钢和铜包钢接地材料,随着土壤电阻率的增大,这种差别呈现出下降趋势。需要指出的是,接地网的接触电势与注流点位置密切相关。仍以实例所示的接地网为例,改变边角注流点为中心注流点,几种接地材料接地网的最大接触电压均降低。

对于接触电压相对较大的接地网而言,除了防患于未然,加强边角处电气设备的绝缘水平外(如增设绝缘支架等措施,设置警示牌等等),具体到接地网的优化措施包括:在接地网边角处用圆弧形接地网代替直角形接地网,在边角的接地网网格增设接地体数量尤其考虑增设垂直接地体的数量,对于新建变电站接地网,采用非等间距接地网不仅能降低网内电位差,同时可以降低接地网的最大接触电压。

2.4 跨步电压对比

跨步电压是评估变电站接地网安全的重要指标,跨步电压与网内电位差密切相关,对比铜、钢以及铜包钢接地网的跨步电压如表5所示。

由表5仿真计算结果可知,当接地网采用边角注流时,铜、钢以及铜包钢接地网的跨步电压为4个边角外延方向上(计算时采用梯形跨步电位)。与接触电势相类似,铜接地网的跨步电压小于钢和铜包钢接地网的跨步电压,但随着接地网土壤电阻率的增大,三者之间的差别减小。这主要是由于低土壤电阻率下各接地网能够克服接地体的屏蔽效应能散流到接地网中心,随着土壤电阻率的增大,各接地网的散流能力减弱,使得电流密度多集中在接地网周边,从而使得四周的跨步电压增大。

一般对于变电站接地网而言,虽然跨步电压的危险性比接触电压的小,但对于跨步电压超标的接地网,仍要采取接地网优化措施降低潜在危险。如采用地面铺鹅卵石、增设水泥沥青绝缘路面,在人行道附近增设均压带等方式。

3 接地面积对几种接地材料特性的影响

除了土壤电阻率对接地网的接地特性有影响之外,接地面积也直接影响着接地网的接地特性。对于土壤电阻率较高的变电站接地网,一些扩大接地面积、更换接地材料的降阻方式往往不能达到预期效果,下面对不同接地网面积下,铜、钢以及铜包钢等接地材料的接地特性进行对比分析。

取变电站土壤电阻率为300Ω·m,变电电站接地网边长为50 m、100 m、200 m和400 m,网孔设置假设均为10×10 m,埋深均为0.8 m。选取中心网孔为注流点,入地电流仍取工频1 kA。

3.1 接地电阻对比

表6列出了不同接地面积的铜、钢以及铜包钢接地网接地电阻仿真计算结果对比情况。

由表6可知,在接地面积较小时,铜、钢及铜包钢接地材料的差距不大,随着接地网面积的增大,—三者的差异性增大,这是因为接地电阻有接地网本体电阻、土壤电阻以及接触电阻组成,接地网面积增大,从而使得接地体本体电阻对接地电阻的影响越大。

3.2网内电位差及电位差百分数对比

铜、钢以及铜包钢3种接地材料接地网的网内电位差对比如表7所示。

由表7可知,随着接地网面积的增大,三种接地材料在网内电位差数值上的差异性变大。另外从接地电位差百分数可以直观地表征这一变化。

由图2可知,不同材料的接地网的电位差百分数均呈现出先下降后上升的趋势。其原因主要是接地网面积增大使得有效接地面积趋于饱和,使得边角处的电流密度减小,从而与网内电势最高点的差值表现为上升趋势。

3.3 接触电势对比

不同接地面积的铜、钢以及铜包钢组成的接地网的最大接触电势对比如表8所示。

随着接地网面积的增大,铜、钢以及铜包钢接地的最大接触电压均降低。同时,随着接地网面积的增大,同样受有效接地面积趋于饱和的影响,各接地网最大接触电势的差异性呈现出明显差异性。

3.4 跨步电压对比

不同接地面积的铜、钢以及铜包钢组成的接地网的跨步电压对比如图3所示

由图3可知,随着接地网面积的增大,不同接地材料的跨步电压呈现出与接触电压一致的变化特点。随着接地网面积的增大,各接地网的最大跨步电压在数值上均减小,但与其他接地材料的相对差异呈增大趋势。

4 结论

本文从变电站常用接地材料如铜、钢、镀锌钢、铜包钢等接地材料的使用成本及腐蚀问题出发,对比分析了几种接地材料在不同情况下的接地特性,主要结论包括:

(1)钢或镀锌钢材料材料成本较低,但长期耐腐蚀性能不佳,铜或铜包钢接地材料避免因腐蚀造成的二次维护成本,铜包钢接地材料在施工时应保证铜镀层的完整性,避免加速腐蚀钢芯材料。

(2)在低土壤电阻率下,铜接地材料的接地特性优于铜包钢和45#钢接地材料,随着土壤电阻率的增大,三者在接地电阻、网内电位差及梯度、接触电压和跨步电压等接地特性的差异性降低。应根据实际材料接地特性采取可靠的优化及改造措施。

(3)随着接地网面积的增大,不同的接地材料的有效接地面积趋于饱和,各接地特性之间的差别增大,铜接地材料的接地特性优势明显。

本文所述内容为变电站接地网的设计、接地材料的选择及接地网的优化改造措施提供一定参考。

参考文献

[1]何金良,曾嵘.电力系统接地技术[M].北京:科学出版社.2007.

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大型水电站接地网接地电阻测试 篇4

1 电站接地网

锦屏一级水电站大坝为305 m高的混凝土双曲拱坝, 总装机容量6×600 MW, 年平均发电量166.2 k W·h。电站出线电压等级为500 k V, 出线回路数4回, 其中3回出线至锦屏500 k V换流站 (到锦屏换流站的直线距离约为81 km) , 预留1回。发电机-变压器组采用单元接线, 500 k V侧采用4/3和双断路器的混合接线方式, 经过550 k V GIL引出至地面。

电站利用雅砻江水、坝前区、大坝迎水面和两岸边坡的低土壤电阻率区域, 综合运用均压、散流、分流和隔离等措施, 降低电站全网接地电阻。锦屏一级水电站接地系统按工程区域可分为引水发电系统和大坝两大接地系统。

(1) 电站进水口接地网通过引水钢管与地下厂房接地网连接, 通过坝前水下接地网与大坝接地网连接。

(2) 主厂房接地网通过母线洞接地网与主变压器室及500 k V GIS洞室接地网连接;通过机组尾水管与尾水调压室接地网连接;通过排风洞与坝后水下接地网连接。

(3) 500 k V GIS接地铜网及主变压器室接地网通过550k V GIL出线洞接地网与地面出线场接地网连接;出线场通过电缆沟与大坝接地网连接。

主厂房、主变洞和尾水调压室三者之间通过母线洞、交通洞和尾水洞等接地导体相互连接, 各部分接地网多重互连。在500 k V GIS开关站、出线场等处设置均压网以减少接触电势和跨步电势, 电气二次采用等电位网, 以减少二次回路干扰。通过各分网的可靠连接, 形成了一个安全有效的接地网。

2 试验原理

接地阻抗是当电流由接地体注入土壤时, 土壤中呈现的阻抗, 包括了接地体与设备间的连线、接地体本身和接地体与土壤间阻抗的总和。其值等于接地网对大地零电位点的电压和流经接地网电流的比值[3]。

被测电站土壤电阻率因测量深度和测量位置不同而不同, 且接地体的深度和结构也不规则。为简化计算, 考虑土壤电阻率为等值均匀分布, 接地体为半球形, 地中电位分布如图1所示。

如不考虑大地回流的影响, 则当一定电流经接地体流入大地时, 接地体的电位即为接地体与无穷远零位面之间的电位差。在接地体周围的电流密度大, 致使电压梯度大。而电流密度的大小与距接地体距离的平方成反比, 因此在一定范围外, 电流密度趋于零, 该处可视作大地的零电位。

三极法测量接地阻抗试验原理如图2所示。三极法是在接地装置较远处打上电流极, 在固定零区内打上电位极, 用补偿法可推导, 零区在接地网与电流极之间距离的0.618倍处[4]。图2中, G为被试接地装置;P为电位极;C为电流极;dPG为电位极与被试接地装置边缘的距离;dGC为电流极与被试接地装置边缘的距离;dPC为电流极与电位极间的距离。

采用三极法的电极直线布置法, 即被试接地装置、电位极、电流极位于一条直线上, 即dPG+dPC=dGC, 电位分布如图3所示, D为被试接地装置最大对角线长度。

dCG取接地网最大对角线长度D的4~5倍;dPG通常为 (0.5~0.6) dCG, 电位极P在被测接地装置G与电流极C连线方向移动三次, 每次移动的距离为dCG的5%左右, 当三次测试的结果误差在5%以内, 则证明电位极的位置已在零电位平台区[3]。此时, 取其三点处电压表的算术平均值计算接地网的接地阻抗。

3 电站接地电阻测量

锦屏一级电站接地阻抗测试采用电压、电流和功率表法。变频电源为F450 k VA, 测试范围为0~400 V、0~1 250 A, 电源经隔离变压器供电, 频率在40 Hz~60 Hz范围, 异于工频又尽量接近工频。电流极、电压极布置如图4所示。其中:A为接地装置 (锦屏一级水电站) ;B为电压极;C为电流极 (大沱35 k V变电站) 。锦屏西110 k V变电站至印坝子35 k V变电站的“锦-印Ⅰ线”, 和印坝子35 k V变电站至大沱35 k V变电站间的“印-沱Ⅱ线”架空线作为电流线, 现场施放同轴电缆作为电位线, 并在现场敷设电压极。

注:角度以锦屏一级水电站为原点, 正北方向为0°。

即dPG约为6.7 km;dCG约为11.0 km;电流极与电压极间的夹角θ约为0°。锦屏一级水电站的接地网最大对角线长度D约为2 km。dCG满足为 (4~5) D的要求。

在大坝蓄水前、蓄水后, 对电站接地网进行了两次接地电阻测试。蓄水后测试时, 坝前水位为1 719.74 m, 蓄水高度约139.5 m, 电站500 k V系统还未投入运行。测试数据见表2。

Z'为接地阻抗, Ω;Rg为接地电阻, Ω;Lg为接地阻抗中的电感量, H。利用式 (1) 与多次测得的数据, 可计算得到Rg和Lg值, 由此求得Z'值。

根据式 (2) 对测试数据进行修正计算。蓄水前接地网工频接地阻抗为0.435Ω, 其中电阻为0.427Ω;蓄水后工频接地阻抗约为0.424Ω, 其中电阻为0.400Ω。向地网中注入50 A电流, 测试跨步电位差和接触电位差。测得锦屏一级水电站最大实际跨步电位差为16.24 V, 最大实际接触电位差为6.81 V。

根据继电保护定值、锦屏一级水电站投运初期及远期系统归算到500 k V侧的系统阻抗、出线避雷线相关参数进行计算, 投运初期流经接地装置的最大入地短路电流为8.16 k A, 电站允许接地电阻应不大于0.612Ω;远期流经接地装置的最大入地短路电流为8.48 k A, 电站允许接地电阻应不大于0.589Ω。当人脚站立处地表面土壤电阻率为1 500Ω·m时, 允许接触电位差应不大于678 V, 允许跨步电位差应不大于1 935 V。本次试验结果均符合规程规定及设计要求。

4 结语

(1) 锦屏一级水电站接地网接地电阻0.400Ω, 小于设计值0.612Ω, 满足文献[5]规定的Z≤0.5Ω。测试方法有效, 试验结果可靠, 符合电厂的安全运行要求。随着电站蓄水的增加, 接地电阻值还可能降低。

(2) 锦屏一级水电站地处高山峡谷中, 河流的堤岸非常陡峭, 受地形影响, 采用电极直线布置法测量其接地电阻值。电极三角形布置法有引线互感小、受土壤电阻率不均匀影响小等优点, 条件允许的情况下, 可采用三角形布置法或其他方法更精确的测量, 并进行比较。

(3) 电站周围有多回35 k V、110 k V交流输电线路, 运行中的交流线路不平衡负荷引起周围变电站的零序电流对地电位的影响。测试时, 停运了周围的输电线路, 选择现场敷设同轴电缆线作为测量电压线, 减少干扰及线路间互感带来的影响;采用异频电源, 增大测试电流, 减小误差。

(4) 选用好的接地材料, 利用众多的水下钢筋网和自然接地体进行接地;充分利用水下水工建筑物中自然接地网的有效面积, 能有效降低电站接地网接地电阻值。

(5) 定期检查接地引下线的导通性能, 应无开断、松脱或蚀锈等现象。在有大入地电流的接地点附近, 如主变压器中性点、避雷线引下接地处及避雷器接地处, 加设集中接地设施。应按照规程要求, 定期测量接地网的接地电阻值, 以评价接地网的健康状况及安全性。

摘要：锦屏一级水电站地处高土壤电阻率地区, 其接地网设计能否满足运行要求, 是关系到电站安全运行的重大问题。在大坝蓄水前、蓄水后及机组投运前, 对电站接地网的接地电阻进行了测量, 其结果满足要求。同时为山区大型水电站接地网的接地电阻测试提供参考。

关键词：锦屏一级水电站,接地电阻,接地网,测试

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交流二次回路多点接地的解决方案 篇5

电力系统的电流和电压二次回路连接设备繁多,延伸范围广,而且系统的二次回路大部分在室外,绝缘损坏的几率大,因此容易出现在一个电气连接的二次回路中出现多点接地。

1.1 多点接地产生的原因

(1)主控室内控制屏和保护屏分别接地,引起两点接地。

(2)10 k V开关柜出厂时二次回路接地点已和断路器外壳连接,在安装中开关柜与接地网连接已有一点接地,如又在控制室接地将造成两点接地。

(3)在对变电所的改造中,将接地点改接在控制室而将户外端子箱接地点解开,但由于人为疏忽,造成两点接地。

(4)二次回路绝缘损坏接地,造成两点接地。

1.2 多点接地的危害

(1)二次回路通常是通过电缆连接的,当接地网上出现短路电流或雷击电流时,由于电缆屏蔽层两点的电位不同,使屏蔽层内流过电流,可能烧毁屏蔽层。而且当屏蔽层内流过电流时将对每个芯线将产生干扰信号。

(2)在电流二次回路中,如果正好在继电器电流线圈的两侧都有接地点,一方面两点接地点和地所构成的并联回路会短路电流线圈,使通过电流线圈的电流大为减少。另一方面在发生接地故障时,短路电流IK就可能流过变电所地网,在二次两接地点间形成电位差UK,这将在电流线圈中产生极大的额外电流。如图1所示。

这两种原因会造成通过继电器电流线圈的电流与电流互感器二次通入的故障电流存在极大差异,导致保护装置动作的不正确和计量装置的不准确,甚至造成大面积停电事故[1]。

在实际电网运行中,由于二次回路多点接地造成的事故具有相当的普遍性。例如,浙江余杭某变电所因电流回路绝缘不良导致遥测数据异常、电压回路绝缘不良导致电压互感器爆炸;安徽大唐公司陈村水电站因电压回路绝缘破损造成保护装置拒造成保护装置动作不正常。河南、湖南、山西等地上述情况也时有发生。

1.3 目前接地故障的检测措施

(1)断开各支路电源,分段处理人工解线查找故障点。

采用这种方法很可能产生干扰引起保护装置或自动装置误动跳闸,带来的危害是严重的。即使没有干扰,用500 V摇表测试绝缘,要将弱电回路全部退出,以防损坏。这种方法操作繁琐,一旦操作不当容易引发新的故障,困难重重。

(2)采用以微处理器为核心的便携式接地电阻测试仪

通常便携式接地电阻测试仪操作简单、体积小、重量轻、可大容量储存数据,而且便于与微机保护系统进行数据传递。但是不能实现在线监测,自动化程度较低。

(3)利用电桥平衡原理的在线监测装置

采用这种方法灵敏度较低,一般只能将绝缘电阻限制在30 kΩ的水平,而且受环境影响元件老化后容易出现测量不准确甚至错误,对系统正常运行造成危害。

通过调研目前国内解决二次回路多点接地的方法各有利弊,如何在满足检测精度要求的前提下,对交流二次回路多点接地情况进行综合分析判断处理,实现自动在线监测就显得尤其重要。

2 交流二次回路多点接地在线监测原理

2.1 交流二次回路多点接地在线监测原理

采用定时巡检的方式监控交流二次回路,将原二次回路一点直接接地处断开,串入一个定时巡检系统后再接地,具体原理如图2所示。正常运行中,通过继电器J的两对常闭接点将原二次回路接地点直接接地,巡检系统并未接入回路,对原回路的工常闭接点打开,将巡检系统短时接入原交流回路中。巡检系统接入后向回路中注入一个低压交流信号,如回路发生多点接地,就可检测到回路中有电流流过,测量回路中的电流大小,并计算被测回路的绝缘电阻值,以此为依据就可判断二次回路是否存在多点接地及接地的严重程度[2]。

2.2 定时巡检系统实现依据

定时巡检系统是整个系统的主体,它是以高性能MCU为核心的控制系统,实现在线监测主要功能均由其实现。

(1)低压交流信号的注入

根据系统工作原理,交流二次回路在进行多点接地巡检时需要产生一个信号从二次回路接地点注入二次回路,通过监测回路电流的大小判断是否发生了多点接地。为此可用软件通过DA数模转换产生正弦波,只要MCU每个周期向DA转换传送数据足够多,波形精度就能满足要求。如果需要输出的正弦波周期为T,幅值为U,DA转换为8位,MCU每个周期向DA转换送256个数据,则MCU送入DA的第k个数据可用公式(1)计算出Dk后取整得到。

波形的幅值调整可以通过调整送入DA转换中的数据来改变,波形的频率调整则可以通过送入DA转换数据的间隔来改变,所有的幅频调整都可通过软件进行调整,适应了现场不同的需要。

(2)时变函数的分析

巡检系统要将采集到的交流模拟信号进行分析判断来确定是否存在接地情况,而MCU只能作数值运算,为此可采用傅氏算法求出待分析的时变函数中频率的谐波分量的模值和相位。其基本原理如下:假定被采样的是一个周期性时间函数,根据傅流分量和各整次谐波分量[3]。其表达式为:

式中:n为自然数,n=0,1,2,…;a n,bn分别为各次谐波正弦项和余弦项的振幅;ω1为基波角频率。

如果要从信号x(t)中求出n次谐波分量正弦项和余弦项的振幅,根据三角函数的正交性可得到:

从而可得:

令n=1,则可得到基波分量,即:

合并公式(6)中正、余弦项,可得到:

式中:X为基波分量有效值;α1为基波分量初相角。展开式(3)至(7)得到X和α1同a1、b1之间的关系式:

所以可根据a1和b1求出有效值和相角:

傅氏算法具有滤波特性,欲从信号中求出某次谐波的幅值和相位,就可用与待求信号频率相同的正弦函数和余弦函数与待求信号相乘后,再在一个周期内做积分就可求出虚部分量系数和实部分量系数,然后用式(8)和(9)即可求出相应谐波幅值及相角。

3 系统软硬件结构特点

3.1 系统硬件结构及特点

本系统主要由电源、MCU主控单元、功率注入单元、测量单元和输入输出接口电路五部分组成。主要具有以下几个特色:

(1)电源可靠性高

系统MCU单元使用+5伏供电,继电器使用+24伏供电,对要求较高的A/D部分使用独立电源力强。

(2)MCU主控单元功能强

作为系统的核心单元,选择美国Microchip公司的PIC18C系列单片机作为主控芯片。该MCU片内集成有多种模块资源,接口丰富,便于与微机保护系统相连。集成度高,数据、地址总线引出MCU较少,同时具有看门狗功能,满足了系统对时实性和控制安全性的要求[4]。

(3)输入输出接口丰富,电路工作安全可靠

除系统工作必备的输入输出信号,为方便用户使用,增加了键盘和LCD显示接口,设置了与上位机的网络通讯与打印接口等。系统工作必备的所有输入输出都使用单独的I/O口线并设有光电隔离装置,确保电路具有足够的抗干扰能力。

3.2 系统软件结构及优化

(1)软件结构

软件主要要完成了三部分的功能﹕产生正弦信号、采集检测信号量并进行处理、人机交互界面等。在程序结构安排上,采样计算、软时钟计数、正弦信号产生等对实时性要求较高的部分作为中断服务程序来处理;而诸如按键处理、显示处理、打印服务等对实时性要求不高的部分放在主程序中来处理。主程序的软件流程图如图3。

D/A产生波形程序主要完成了二次回路信号的产生,这一功能主要通过定时器通道1定时向D/A转换送入输入,再通过功率放大回路,向被测回路注入信号,定时器1通道在系统中具有最高级别的优先级,从而保证了信号的精度。中断服务程序1程序框图如图4所示。

A/D采样功能程序由定时器通道2产生,它主要完成二次回路中电压和电流信号的采集数据的采集、实时数据处理和判断接地电阻大小等任务,它的优先级仅低于定时器1中断。它定时启动和读取A/D转换的结果,再通过相应的算法,求解接地电阻的大小。中断服务程序2程序框图如图5所示。

(2)软件优化

在嵌入式系统中,实时性是一个核心问题,所以程序的执行速度是衡量一个嵌入式实时系统优劣的一项重要指标[5]。在给定硬件条件下,采用以下几个方面来优化软件,使系统性能进一步得到改善。

①在C语言中内嵌汇编语言

为了兼顾程序的结构化和效率,对实时性要求编写,其它部分则采用C语言编写。

②利用查表、排序等方法提高程序中分支跳转结构的效率

跳转是程序执行中很费时的一个部分,程序优化时首先减少判断语句,可采用预先制作数组,在运行时直接从表中提取数据,避免大量判断。其次对分支循环结构进行优化,在跳转分支结构中,可采用排序的方法,将跳转频率较高的分支放在靠近入口的位置,减少判断次数。

③函数和函数调用的优化

程序中使用函数可提高程序的模块化、移植性和可读性,但函数调用牵扯到局部变量的分配单元、保留现场、参数传递、返回等环节,是一个比较占用时间的操作。对调用频繁、函数体较小的函数,利用宏定义或内联函数,通过编译器在函数调用处展开函数体来代替函数调用。减少函数间参数传递,函数间需要传递参数时,使用全局变量、静态变量或直接传送地址。

通过使用上述方法明显提高了程序运行的速度,充分满足了现场时实性的要求。

4 现场测量数据及使用注意问题

将该系统应用在某10 k V供电系统中,采用300 V左右的交流信号进行巡检,正常情况下测得回路电流只有135μA,在某时刻巡检装置报警,发现该线路有功电能表显示不正常,经运行人员检查发现A相电流在2.4 A左右,而C相却减为0.7 A。此时在线监测系统测得的回路电流值升至1.23 A,表明出现了明显的多点接地现象,根据估算应在离正常接地点2 m附近还存在有接地情况,于是缩小排查范围,最终发现在开关柜背面的线槽中有一多股软线有破皮现象,导致C相电流回路经盖板与地构成回路。

在现场实际应用该系统时,根据《交流电气装置的接地》的规定,凡额定电压500 V及以下绝缘等级的产品,交流耐压水平均要达到2 000 V。而一般情况下,二次设备接地装置的接地电阻通常在0.1~4Ω之间,为使巡检有足够的准确度,注入的交流信号幅值不宜过小,另外考虑到继电保护的保护特性,设置多点接地电阻报警阻值要适当,避免系统过于灵敏或漏检。由于在正常情况下巡检系统不投入运行,而每次的检测时间相当短,因此注入信号幅值较小的巡检系统对二次系统的影响是微不足道的。

5 结束语

交流二次回路多点接地在线监测系统充分利用PIC18C系列单片机的资源,实现了硬件电路高度的集成化,具有极强的抗干扰能力,使系统能经受电力系统严酷的强电磁干扰,采用C语言与汇编语言的高效混合编程方式,解决了系统运行的快速性与多任务之间的矛盾。目前,在河南、山西电网通过多次试验和现场应用,证明该系统具有较高的工作稳定性,大大减少了由于二次回路出现多点接地造成的一系列故障,具有良好的市场前景。

随着嵌入式微处理器运行速度的不断提高、功能不断完善、可靠性不断增强,利用嵌入式微处理器控制方案解决交流二次回路多点接地问题是完全可行的,增加交流二次回路多点接地监控系统不仅提高了供电系统的智能化,而且也为供电系统的安全运行提供了有力保证。

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二次接地网 篇6

发电厂、变电站良好的接地是电力系统安全运行的根本保证,它是防雷接地、保护接地和工作接地三者的统一[1]。在《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》中明确要求:防止接地网事故,做好接地网的设计、施工、验收工作。鉴于接地的重要性,《反事故措施》具体要求:各设备与主接地网应可靠连接,严禁设备失地运行;对扩建的接地网与原地网应多点连接,防止接地网地电位升高造成设备损坏[2]。本文以发生在一个110 kV变电站因接地不良引起的二次设备严重烧毁事故为实例,借此阐明接地的重要性。

1 事故概述

某工厂110 kV中心变主要负责负荷的调度分配,在2008年新增了#3主变(110 kV/35 kV)进行扩容,自2008年4月份#3主变正式投运至2009年4月份,110 kV进线共发生3次单相接地故障,与此同时新增#3主变保护柜内相继发生3次低压侧后备保护装置严重烧毁事故,并造成巨大的经济损失。

(1)2008年5月26日,110 kV进线发生单相接地故障,同时#3主变低压侧后备保护装置严重烧毁,后备保护电流端子严重烧毁,操作回路插件422端子,425端子,TWJ回路严重烧毁,在靠近电流端子与425端子区域保护箱体严重烧熔,装置内部插件严重粘连。

(2)2008年6月9日,110 kV进线再次发生单相接地故障,#3主变低压侧后备保护装置被严重烧毁,烧毁现象与第一次基本一致。

(3)2009年4月21日,110 kV进线发生单相接地故障,#3主变低压侧后备保护装置被严重烧毁,烧毁现象与前两次基本一致。并在保护柜右下方有一处较大面积的放电现象,电缆桥架有8处放电现象。

2 二次回路及接地网检查

2.1 操作回路与断路器本体的检查

#3主变低压侧断路器为SF6断路器,弹簧储能式,防跳回路由保护装置提供。从保护装置操作回路引至断路器本体端子箱只有101回路、102回路、107回路、137回路。操作回路原理图如图1所示。

(1)检查保护装置的工作电源和控制电源回路

检查发现正极对负极电压232 V、正极对地电压+230 V、负极对地电压-2.0 V,检查结果表明直流系统的负极为金属性接地。在保护柜内拆除从断路器本体端子箱接入的101回路、102回路、107回路、137回路,检查结果仍为负极接地。断开接入保护柜内的直流电源,检查柜内电源回路的对地电阻,均为无穷大,保护柜内电源回路无接地现象。在直流屏中断开至#3主变保护柜的直流电源,检查直流系统的母线,发现整个变电站的直流均是负极接地。经变电站检修人员确认,该变电站负极接地运行已经很长时间,由于运行设备无法断电,直流系统母线负极接地故障无法排除。直流系统的负极接地为变电站的安全运行埋下了隐患,负极接地易造成断路器的拒动或误动。

(2)检查电缆绝缘

为防止操作回路电缆发生接地现象,将保护屏与断路器本体端子箱连接的101回路、102回路、107回路、137回路在两端分别解开,使用500 V摇表检查4个回路对地绝缘电阻均为无穷大,符合安全要求,表明电缆绝缘状况良好。

(3)检查断路器本体端子箱中的回路绝缘

拆开与保护装置连接的4个回路,当断路器在合闸状态时,使用万用表检查结果如下:101回路对地电阻无穷大,102回路对地电阻无穷大,107回路对地电阻有6.68 kΩ,137回路对地电阻无穷大。进一步检查107回路,发现在107回路中接有1根标有KL3-12的接线,量KL3-12的对地电阻为6.68 kΩ,拆除KL3-12的接线,测量107回路对地电阻为无穷大。查阅断路器本体端子箱设计图纸KL3应为防跳闭锁继电器,但该回路已经取消,端子排上标有KL3-A1,KL3-A2的KL3继电器线圈没有接线。与KL3相关的回路和接线纯属多余。

(4)其他回路的检查

在检查断路器本体操作回路的过程中,SF6压力闭锁信号,弹簧储能信号本应该提供无源接点接入变压器测控装置,但安装接线人员却将这些信号的公共端连接在断路器本体操作回路的正电源上,这样做使断路器在检修时无法断开操作回路的电源。

同时发现保护装置与断路器本体端子箱连接的同一根控制电缆中,同时混有交流回路和直流回路,并在直流回路中感应出50~120 V交流电压。违反《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》中的:交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路,以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆的原则[2]。

2.2 保护装置电流回路检查

主变低压侧两组CT分别接保护装置的后备保护电流输入端和测量电流输入端,如图2所示。在110 kV线路发生3次单相接地故障时,总是后备保护电流端子严重烧毁,测量电流端子正常。仔细观察被烧毁的后备保护电流端子,发现都是非极性端I′a,I′b,I′c烧毁严重,在与I′a,I′b,I′c较近的机箱箱体出现烧熔的现象。进一步检查两个CT回路,发现在断路器本体端子箱中后备保护CT是在主变端子箱接地,而测量CT整个回路既没有在断路器本体端子箱接地也没有在保护柜内接地。

2.3 变电站接地网的情况

考虑到保护装置的烧毁事故相继发生在110 k V线路单相接地故障之后,断路器本体端子箱中107回路有经6.68 kΩ接地的现象,保护CT与测量CT由于接地回路不同引起的不同结果,以及保护柜内和电缆桥架的放电现象,初步判断导致保护装置烧毁的原因将与外部地网的高电压存在一定的联系。

在测量主控室接地电阻、变压器中性点接地电阻、变压器低压侧二次回路接地电阻时发现三者接地电阻值相差很大;初步判断变压器中性点接地、变压器低压侧二次回路接地可能与站地网断开。后经过开挖接地网证实,新增#3主变地网与站地网存在脱焊(断裂)情况,使#3主变地网与站地网分离,形成两个独立的地网。当外部发生单相接地故障时,两个独立的地网端口上将有很高的零序电压,如果这个零序电压施加到二次设备上,将会使二次设备遭受到高电压的击毁和大电流的烧毁。

3 故障分析及处理

3.1 操作回路烧毁的原因分析

由图1可知:当断路器在合闸状态时,合闸线圈HQ前的断路器辅助常闭触点在断开状态,YLJ-1触点接通,426与417正电源接通,422与425短接。由于直流系统负极发生接地故障,断路器本体端子箱中107回路有经6.68 kΩ电阻接地的现象。综合上述情况作出等效图如图3所示。

由于#3主变地网与站地网不相连,形成两个独立的地网,保护箱柜是接站地网,#3主变及操作机构是接到了#3主变地网,且107回路在断路器本体端子箱中有经6.68 kΩ电阻接#3主变地网的现象,当110 kV发生接地故障时,两地网间将有很高的零序电压,并通过107回路引接入到保护箱的422端子、425端子、TWJ回路,使保护装置操作回路遭到高电压的击毁,进而形成短路,产生大电流烧穿的现象。

3.2 交流回路烧毁的原因分析

由于保护装置保护CT的N相是接#3主变地网,保护箱柜是接站地网,当110 kV发生接地故障时,两个独立的地网端口上将有很高的零序电压,并引接到保护箱的电流端子,使电流端子遭到高电压的击毁,进而形成短路,产生大电流烧穿的现象。而测量CT由于没有接#3主变地网,不能将地网的高电压引入电流回路,所以没有发生烧毁事故。因此每次发生接地故障时都是保护CT回路被烧毁,测量CT回路完好,如图2所示。

3.3 解决措施

通过对保护装置相关回路的检查和分析,以及保护装置烧坏原因的分析,采用下列措施予以解决:

(1)将#3主变地网与站地网进行连接,由原来的单根连接改为多根不同点连接,保证接地的可靠性。

(2)解除断路器本体操作箱合闸回路107的接地,将KL3-12接线解除,使107回路对地电阻为无穷大。

(3)解除断路器本体操作箱中的不必要的连线,将SF6压力闭锁信号,弹簧储能信号的公共端与断路器的控制电源连线解开;SF6压力闭锁信号,弹簧储能信号提供无源接点,开入电源由测控装置开入回路提供。

(4)对交流回路与直流回路混用同一根控制电缆的错误现象加以改进,应敷设独立的电缆供交流回路使用,交流回路与直流回路使用各自独立的电缆。

(5)将测量CT回路,保护CT回路的接地,改接在保护柜内接地,不在端子箱接地。

(6)由于直流系统的负极有接地的现象,对安全运行埋下隐患,应予尽快消除,使直流系统恢复正常。

4 结论

由于接地网作为隐蔽工程长期深埋地下,容易被人忽视,不能对其进行有效监控。当接地网出现断裂,脱焊等隐患时,容易出现接地网解裂运行,如果发生接地故障,将会危及二次设备和人身安全。在我国,因接地不良引起的二次设备烧毁事故屡有发生,接地问题已经越来越受到重视。如何及时有效地发现接地网的缺陷,已经成为电力系统研究的一个主要方向。

摘要：结合一起主变保护装置严重烧毁事故,对接地的重要性进行阐述。从事故现象入手,对断路器操作回路、保护装置电流回路、变电站接地网等进行细致的检查。综合分析上述回路和接地网出现的异常现象,经现场确认,得出结论:接地网出现脱焊造成主变地网与站地网解列运行,是导致二次设备严重烧毁的直接原因。

关键词：(接)地网,接地,回路,保护装置,烧毁

参考文献

[1]何金良,曾嵘.电力系统接地技术[M].北京:科学技术出版社,2007.HE Jin-liang,ZENG Rong.The grounding technology of electric system[M].Beijing:Science&Technology Press,2007.

[2]国家电力调度通信中心.国家电网公司十八项电网重大反事故措施[Z].2005.State Electric Power Dispatch and Communication Center.18State Grid Corporation of major anti-accident measures[Z].2005.

二次接地网 篇7

TV二次电压回路的异常,如二次回路多点接地、中性线不接地或不可靠接地将可能导致保护装置的闭锁(失效)、误动或拒动,还会造成二次系统向一次系统反充电,严重危害电网的安全运行和检修人员的人身安全。因此,《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施》规定:电流、电压互感器二次回路中有且只能有一点接地。由于保护实际测量的各相电压是相对于接到保护中性线的,当接到保护中性线的电位不等于中性点电位时,直接会影响保护对各相电压的测量,从而影响保护的电压测量精度,引起保护的不正确动作[1,2,3,4,5,6,7]。

目前,虽然大多数220 kV及以上电压等级变电站已安装了交流电压两点接地在线监测装置,能够巡检变电站二次侧是否存在除主控室外的第二个接地点,但由于该装置在实际运行中并不是特别稳定,常常出现误报或不报两点接地信号的情况。因此,就需要继电保护人员定期对TV二次回路的接地点进行检查,及时排除因施工、扩建、绝缘损坏等原因造成的多点接地,保证变电站TV二次侧中性线(N600)—点可靠接地。

1 TV二次回路一点接地的必要性

电压互感器的任务主要有两点:一是把高电压按比例变换成低电压,以便提供测量和继电保护所需的信号,并使测量仪表和继电保护装置标准化;二是把电力系统处于高电位的部分与处于低电位的测量仪表和继电保护部分分开,以保证运行人员和设备的安全。

若TV二次回路没有接地点,接在TV上的高电压将通过互感器一、二次线圈间的分布电容和二次回路的对地电容形成分压,将高电压引入二次回路;若TV二次回路有一点接地,则二次回路对地电容为零,从而达到保证安全的目的[8,9]。

2 TV二次回路两点接地故障分析

图1为变电站TV二次两点接地示意图,TV二次中性点N600在开关场端子箱直接接地,保护室电压切换屏将站内各电压等级的N600连接在一起进行接地(TV中性点与地网连接的公共接地点),形成TV中性线两点接地。当m至n有电流流过时,这两点间将产生一个电压,计为Umn,于是,保护测量到的电压为:

其中,Uan、Ubn、Ucn分别为保护装置测得的a、b、c三相电压,3U0为保护装置自产。正常运行时,地线中没有电流流过,Umn与3U0为零。当系统发生接地故障时,两个接地点间将有电流流过(Umn的大小取决于流过的电流大小),产生一定的电压,保护测量到的相电压不再真实反映系统的一次情况,Umn将与保护测得的零序电流同相或反相。

当发生母线或线路单相出口接地故障时(以c相为例),故障c相电压应基本为零,而a、b相电压近似不变,故障电流超前原c相电压约100°～120°或滞后约60°～80°,故TV二次两点接地而产生的附加电压也将超前原c相电压约100°～120°或滞后约60°～80°。图2与图3分别为这两种情况的电压相量图,故障时c相电压,a、b相电压叠加了Umn后分别为U'a与U'b。

图2中,b相电压升高,a相电压降低,故障相电压幅值与相位变化较大;图3中,a相电压升高,b相电压降低,故障相电压幅值与相位亦变化较大。由此可以得出结论:母线或线路发生接地故障时,TV二次两点接地产生的附加电压将使健全相中一相电压明显升高另一相降低,故障相电压幅值、相位变化明显,这样的后果将导致保护不正确动作。

3 TV二次两点接地判断方法

3.1 录波图分析

图4为现场实录的TV两点接地在出口发生c相金属性接地故障时母线三相电压的波形。从上至下分别为a、b、c三相电压波形,由图4可看出,故障前三相电压对称,故障后非故障相b相电压明显增大,a相电压减小,而故障相c相电压理应接近为零,但却有较大值。这与图2的分析结果一致。

3.2 测量判断

理论上讲,若TV二次负载平衡(三相电压平衡),中性线(N600)电位为零。当中性线(N600)在控制室一点接地,自开关场引来的中性线(N600)经交流电压两点接地在线监测装置接地的二次线电流应为零。但是,实际运行中这种理想状态是不多见的,由于变电站的接地网并非绝对的等电位面,因而这两点之间实际存在着很小的电位差,这个电位差造成TV中性点的微小偏移,并在两个接地点构成的回路中产生电流,但对正常运行未造成影响,保护TV断线检测功能也不会发告警信息。

从近年来多次事故调查与分析的结果看,TV二次接地点越多,接地点空间距离越远,正常运行时接地点中的电流也越大,一般该接地线中常常存在着10 mA左右的电流(运行中使用钳形电流表测量的经验值)。如果中性线(N600)在控制室外还有接地点,那么,第二接地点电位将与主控制室接地点产生电位差,此电位差在地网电阻上产生的电流将远远大于10 mA。因此,在定期检查中,只需要用钳形电流表测量实际TV公共接地点二次线上流过的电流值的大小(远远大于10 mA),就可以判断出TV二次中性线(N600)是否存在多点接地的现象。

4 实例验证

某500 kV变电站,共有3个电压等级,分别为500 kV采用3/2接线、220 kV采用双母接线、35 kV采用单母接线,保护小室5个,分别为31、32、21、51、52小室,线路及母线电压互感器15套,TV二次中性点公共联络点在32小室,其他小室分别用一根控制电缆连接于32小室,且每组TV二次中性点N600均安装放电间隙1只,全站安装交流电压两点接地在线监测装置1台,所有TV—点接地点位置在该监测装置屏上显示。

事故现象:变电站交流电压两点接地在线监测装置发出TV二次接地信号。

分析判断:1)在交流电压两点接地在线监测装置上,现场手动测试TV二次接地情况,报TV二次接地信号;2)使用钳形电流表在主控室两点接地监测装置屏上测量公共接地点TV二次中性线(N600)有145 mA的电流,据此判断TV二次中性线确实存在两点以上接地点。

故障点排查思路是分段查找,逐个排查:

(1)如图5所示,根据全站N600连接示意图,在32保护小室使用钳形电流表检查连接31、32、21、51、52小室的N600回路中的电流。

(2)实际测量电流值31线为78 mA、21线为31mA、51线为36 mA、32保护小室至主控室N600总线存在120 mA的电流,初步判断31小室保护设备、35 kV I段TV二次N600回路存在两点接地。

(3)使用钳形电流表逐个检查35 kV I段TV端子箱中放电间隙是否被击穿。实测放电间隙中没有电流,则排除放电间隙被击穿造成接地。

(4)将35 kV I段TV端子箱至31号保护小室1号主变保护屏端子排上的N600二次线断开,公共接地点中性线电流降为12 mA,“TV两点接地信号”消失。

(5)检查此端子箱至TV二次回路的L600、N600电缆和接地情况,发现TV刀闸辅助接点盒处L601电缆芯外皮破损与铁盒相接,造成TV两点接地,如图6所示。

5 结论

变电站在扩建、改造以及运行环境发生改变时(如绝缘降低等),往往会造成TV二次回路多点接地,有些能及时发现并处理,有些则不易发现,需要检修人员定期对中性线进行测试。线路发生故障引起保护跳闸后,有必要对故障录波图的电压情况进行分析研究,及时排除多余的接地点,确保继电保护装置正确动作以及系统安全运行。

参考文献

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