【广东电网】附件：广东电网小电流接地系统中性点接地方式调研分析报告.docx

广电生201658号附件中国南方电网CHINA SOUTHERN POWER GRID广东电网有限责任公司小电流接地系统中性点接地方式调研分析报告生产设备管理部系统运行部电力科学研究院2016年4月即在中性点不接地系统中，发生单相接地故障电流为系统的等值电容电流。随着近些年电缆比例的大幅增加，系统对地电容电流增大。当故障电流较大时，接地电 弧不能自行熄灭，易导致相间短路等故障范围扩大，造成线路跳闸停电。中性点不接地 方式不能适应电网的发展，目前在公司新投产变电站中基本以中性点经小电阻接地方式 或者消弧线圈接地方式为主。适用范围采用中性点不接地方式，主要优点：(1)发生单相接地故障时，线路线电压无论相位和量值均未发生变化，允许在单相 接地的情况下暂时继续运行2ho(2)当接地故障电流小于10A时，电弧自行熄灭，适用于纯架空线路且电容电流 小于10A的配网系统。主要缺点：系统单相接地时，健全相电压升高为线电压，由于过电压持续时间比较 长，对设备绝缘要求高，设备的耐压水平必须按线电压选择。综合考虑，系统需要在单相接地故障条件下短时运行，且接地故障电流不超过交 流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范(GB50064-2014)要求的10A,可采用 中性点不接地方式。2.2 中性点经消弧线圈接地方式2.2.1 运行特性中性点经消弧线圈接地时，其单相接地故障电流仅为补偿后很少的残余电流，使电 弧不能维持而自动熄灭，起到抑制电弧重燃作用。中性点经消弧线圈系统发生单相接地故障，不计系统自身阻抗，则系统的零序等值 电路如图5所示。其中，"为发生单相接地故障时接地点零序电压，L为消弧线圈的电 感值，C为线路单相等值电容之和。图5中性点消弧线圈系统发生单相接地短路故障等值电路.为经过消弧线圈的零序电流，是经过电容的零序电流，上为经消弧线圈补偿后由 接地点流回的残余电流。则故障点的接地电流：Id = U.jwC + )(3)°jwLId = g-) = 1-/(4)wL由式(4)可知，由于消弧线圈的补偿作用，使得故障处的接地电流减小，当残余电 流过零时，接地电弧较易熄灭。目前公司最广泛应用的相控式消弧线圈和调匝式消弧线圈两大类。其中，调匝式消 弧线圈结构简单，但因为机理局限，实际应用中存在下列问题：(1)调匝式消弧线圈起调电流较大。调匝式消弧线圈的起调电流一般为额定电流的 30%-50%,这样的特点使得其无法适合规划容量大，但目前电容电流较小的情况。(2)调匝式消弧线圈不能无级连续调节，难以精确补偿电流。调匝式消弧线圈采用 有载开关进行调节，因为档位开关的级数所限，使得电流的调节不是连续的，有级差的 存在，级差电流越大，补偿的效果则越差。(3)调匝式消弧线圈利用有载开关作为测量及调节的执行机构，动作速度慢，自动 跟踪时间较长。在装置两次跟踪的间隙时间内，若系统因各种原因使电容电流发生了变 化后又发生单相接地故障时(这种情况往往发生在雷雨天气等单相接地频繁发生的场合, 往往某线路接地故障跳闸后很快其它线路又发生接地)，因装置只能按前次跟踪结果输出 补偿电流，即不能正确补偿，因此无法保证限制残流于限值内。跟踪时间越快，发生这 种非正确补偿的几率就越小，残流限值就越有保障，因此自动跟踪时间应尽量短。调匝 式消弧线圈设定状态的调整由执行机构实施，状态调整需要时间，故自动跟踪时间相对 较长；高短路阻抗变压器式(相控式)消弧线圈设定状态的调整由控制器设定，其状态 调整时间可忽略不计，故自动跟踪时间相对很短。2.2.2 适用范围中性点消弧线圈接地方式广泛应用于10kV35kV系统。当单相接地电容电流超过了 允许值10A时，可以用中性点经消弧线圈接地的方法来解决。其主要优点：(1)发生单相接地故障时，消弧线圈产生的感性电流补偿电网产生的容性电流，可 以使故障点电流接近于零，一般允许线路带故障运行2h,增强了供电可靠性。(2)供电局可及时告知重要用户做好停电准备，运维人员有相对充裕的时间查找故 障线路故障点。主要缺点：(1)系统运行方式发生改变时可能因补偿不当引起谐振过电压，同时不能消除弧光 接地过电压，单相接地过渡阶段的高频振荡电流电弧效应往往会引发相间短路。(2)对系统设备及线路绝缘水平要求较高。(3)经消弧线圈补偿单相接地故障电流后，接地选线装置选线准确率不高。(4)单相接地故障点附近如有人员接触或经过，易发生人身伤害或死亡的风险。(5)当系统发生接地时，由于接地点残流很小，且根据规程要求消弧线圈必须处于 过补偿状态，接地线路和非接地线路流过的零序电流方向相同，故零序过流、零序方向 保护无法检测出已接地的故障线路。2.3 中性点经小电阻接地方式2.3.1 运行特性中性点经小电阻接地方式中电阻值一般在20。以下，单相接地故障电流限制在 400A1000A。依靠线路零序电流保护将单相接地故障迅速切除，同时非故障相电压不升 高或升幅较小，对设备绝缘等级要求较低，其耐压水平可以按相电压来选择。2.3.2 适用范2.4 .2.1中性点经小电阻接地方式的主要优点：(1)限制过电压水平。系统单相接地时，健全相电压升高持续时间短，可降低单相 接地各种过电压(如工频、弧光接地、PT谐振、断线谐振过电压)，对设备安全有利。(2)快速检出并隔离接地故障线路，可减小接地故障时间，防止事故扩大。使一些 瞬间故障不致发展扩大成为绝缘损坏事故，特别降低同沟敷设紧凑布置的电缆发生故障 时对邻近电缆的影响。(3)发生人身高压触电时，切断电源，有利于保护触电者的人身安全。(4)系统单相接地时，健全相电压不升高或升幅较小，对设备绝缘等级要求较低, 其耐压水平可以按相电压来选择。(5)接地时，由于流过故障线路的电流较大，零序过流保护有较好的灵敏度，可以 比较容易检除接地线路。但因为零序保护有一定的整定值，在发生高阻接地的情况下， 有可能达不到保护动作值而不动作。(6)中性点经小电阻接地方式除保护测控装置外，无增加控制元件，原理简单，设 备缺陷率低，运维简单，出现异常情况判断处理迅速，无须依赖接地装置厂家技术支持。2.5 .2.2主要缺点有：(1)以架空线为主的配电网单相接地时，跳闸次数会增加，在配网环网率不高、特 别是单路线路供电的情况下，易造成供电中断。但此种影响在投自动重合闸的情况下可 以将影响降到最低。(2)当一次设备故障无法及时动作切除故障时将引起接地变后备保护动作从而扩大 设备跳闸范围。(3)由于接地点的电流较大，当零序保护动作不及时或拒动时，将使接地点及附近 的绝缘受到更大的危害，导致相间故障发生。(4)当发生单相接地故障时，无论是永久性的还是非永久性的，均作用与跳闸，使 线路的跳闸次数大大增加，严重影响了用户的正常供电，使其供电的可靠性下降。(5)因为零序保护有一定的整定值，在发生高阻接地的情况下，有可能达不到整定 值，保护并不动作，此时有可能造成接地故障发展为相间短路的风险，对运行较消弧线 圈更为不利，人身安全同样无法保证。(6) 10kV零序保护及接地选线装置跳闸准确性缺乏有效的佐证手段中性点经小电阻接地或消弧线圈并联小电阻方式下，10kV间隔接地故障依靠零序保 护切除，相对消弧线圈接地方式，一次故障跳闸次数将大幅增加。以惠州供电局的HOkV 黄埠站和白花站为例，如下表所示。表4惠州供电局的llOkV黄埠站和白花站改为小电阻前后跳闸对比单位变电站 名称电压等 级kV选线装置 厂家选线装 置型号选线装置 投运日期改小电阻日 期跳闸次数2011 年2012 年2013 年2014 年惠州局黄埠站110思源电气XHK-II2007 年2012年3月4315632惠州局白花站110广州智光DDS-022003 年2013年6月10156350由上面统计数据可知，更换小电阻方式后，一次故障跳闸次数与消弧线圈相比增长 了6倍左右。所以，保护跳闸的准确性必须有相应的见证方法，以便跳闸后进行准确性 分析。目前，10kV保护基本不提供保护录波功能，10kV零序CT回路采样缺乏监控手 段，极大影响了装置跳闸后的动作分析和运维。另外，消弧线圈接地方式下选线装置若 投入跳闸功能，受制于各厂家选线装置录波插件配置能力和水平参差不齐，分析选线装 置跳闸准确性也面临很大困难。因此，220kV及以下变电站宜配置10kV录波器。在运 220kV和llOkV变电站，已有故障录波器具备条件的，应结合一次设备改造或综自改造 接入10kV各段母线电压和接地变中性点零序电流。(7)注意小电阻接地系统用接地变压器安装位置对保护的影响对于接地变压器通过隔离开关接至主变压器次级首端与主变同时投退的运行模式, 接地变压器全回路处于主变压器的差动保护范围内，线路和母线发生接地故障时，主变 压器回路和接地变压器回路的CT均有零序电流流过，主变差动保护应剔除或躲过该部 分的零序电流，防止零序采样问题导致主变保护的误动。尤其该接线方式下，10kV中性 点由消弧线圈接地改为小电阻接地时需评估一次接地方式变化对主变保护的影响，进行 保护版本升级和定值校核，防范可能产生的误动风险。2.4 故障相经电抗器接地方式2.4.1 运行特性小电流接地系统采用故障相经电抗器接地方式在广东佛山、韶关等地有少量采用， 全省共有59套采用该接地方式系统，占比1.9%。该接地成套装置主要由电抗器、真空开关、微机控制器、电压互感器等构成，连接 与系统母线，主接线图如图6所示。ZN05A-01图6故障相经电抗器接地装置主接地图在系统正常运行时，装置中三只真空开关均处于分断状态，电抗器对系统无任何影 响。当判定单相接地短路时，驱动故障相的开关闭合，将故障相通过电抗器接地， 以钳制故障相电压，旁路故障电流的方法实施保护。2.4.2 动作特性及适用范围对于故障相经电抗器接地方式系统，对于瞬时接地故障投切电抗器消除，无需线路 跳闸；对于持久性接地故障，投切电抗器的同时，通过选线切除故障线路。该接地系统 一般具备4个(tk t2, t3. t4)可选保护时段，具体过程如下：当系统判定线路发生单相接地故障时，若为瞬时性故障，将故障相通过电抗器接地, 延时满tl退出电抗器，若故障消除，系统恢复正常。若故障仍存在，则再次闭合故障相 开关，满t2时间再分断。若故障仍存在，则判定为持久性接地故障，此时系统有三种保 护方式共选择：1)设定t4馈线零序保护装置跳闸时间，由馈线零序保护装置动作切 断接地馈线；2)设定t4馈线零序保护装置跳闸时间，再次使故障相经电抗器接地， 进入t3长延时末由装置的跳闸箱发跳闸命令切除故障线路后电抗器复归。3)不投跳闸 压板，其余设定同2),在t3时间内由人工切除故障线路。故障相经电抗器接地方式主要通过旁路故障回路的方式，可以做到100%补偿系统 电容电流，不存在中性点其他运行方式上存在的系统扩容引起消弧线圈容量不够引起的 欠补偿等问题。该接地方式缺点主要是对于一些瞬时性接地故障，如有树障架空线路， 因树枝接触引起某相接地引起装置将该相接地，当风再起可能引起其他相接地造成相间 短路故障，线路误跳的问题。此外，该类装置运行数量少，生产厂家少，产品不太成熟, 运行经验不多。2.5 中性点消弧线圈并联小电阻接地方式2.5.1 运行特性中性点经消弧线圈并联小电阻接地方式是中性点消弧线圈接地方式的“升级版”，目 前国网以及南网部分10kV系统采用该接地方式。该方式兼具传统小电阻接地和消弧线 圈接地的优点并避免其缺点，相比单纯小电阻接地，降低了单相接地引起的跳闸率。相 比单纯的消弧线圈接地，优势是能够较好的选对接地线路并实现跳闸。单纯消弧线圈接 地方式中接地线路选线一直是一个难题，传统选线装置因为机理局限，选线准确率较低。该接地系统主要由接地变压器、消弧线圈、小电阻、高压接触器和控制屏等部件组 成，如图7所示。10k/母线I图7中性点经消弧线圈并联小电阻接地系统接线图及构成中性点经消弧线圈并联小电阻接地系统发生单相接地故障时，系统根据已测量的电 网电容电流值计算出需要补偿的电感电流，然后控制可控电抗器输出补偿电流。瞬时性 接地故障由电感电流补偿后，电弧熄灭，接地故障自动消除恢复正常状态，从而避免了 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。而对于可控电抗器补偿较长时间后 （一般设定为10s）接地故障仍然存在的 情况，则认为系统发生了永久性接地故障， 需停电处理。此时成套装置动作过程是当 接地持续时间超过10s后自动闭合高压接 触器投入小电阻，使馈线保护动作，通过 开关跳闸切除故障线路。投入小电阻后， 可控电抗器自动退出补偿，当故障线路隔 离后，系统恢复正常运行，控制装置自动 断开接触器退出小电阻。小电阻的准确投 入实现了故障线路的快速准确隔离，避免 了故障扩大。故障的处理过程如图8所示。图8单相接地故障的处理过程2.5.2 零序电流保护的配置对于消弧线圈接地系统，发生单相接地故障时，投入的消弧线圈将对接地电容电流 进行补偿，然后由选线装置或运行人员找出故障线路，停电后进行处理。但由于消弧线 圈补偿接地电容电流后零序电流残余很小，故障特征不明显，使得选线装置有时难以准 确选出故障线路。这种情况下，只能由运行值班人员逐次拉路选线，这样耗时长，工作 量大，不利于供电的可靠性。而对于中性点经消弧线圈并联小电阻接地系统而言，其零序保护配置应主要参考小 电阻接地系统。其保护配置可为：三段式电流保护和两段式零序保护作为馈线主保护， 所有保护均作用于馈线断路器。另外，为保证故障线路被可靠地切除保护一次设备的安 全，考虑到故障线路的保护或开关存在拒动的可能，所以应在中性点接地电阻回路中加 入接地变零序保护作为馈线保护的后备保护及母线故障的主保护，作用于跳开变压器低 压侧断路器。为了减少误跳闸造成的供电可靠性下降，对于架空输电线路应配置一次（或 多次）自动重合闸，使得瞬时性故障后可尽快恢复供电。同时在永久性故障时，加速继 电保护动作于跳闸。对于纯电缆输电线路，考虑到其故障多是永久性故障，故不必设置 自动重合闸。2.5.2.1 馈线零序电流保护一般馈线零序保护配置为零序I段保护。作为馈线故障的主保护。其整定原则如下:零序电流I段保护定值应对本线路经电阻单相接地故障有灵敏度，并且应可靠躲开 两馈线同相故障时灵敏度不足的问题，而与接地变压器的零序电流保护定值配合。其动 作时间允许有延时，且应与下一级零序电流保护I段时间配合；对单级的网络结构可与 相电流保护时间配合，动作时间不少于相电流II段时间。2.5.2.2 接地变零序电流保护一般建议接地变零序电流保护至少配置有一级零序电流保护，以作为母线故障的主 保护和馈线故障的后备保护。其整定原则如下：a）接地变零序电流保护定值应保证经电阻单相接地故障时有足够灵敏度、可靠躲过 线路的电容电流，并且应可靠躲开两馈线同相故障时灵敏度过大的问题，取值与馈线零 序电流保护定值配合。其动作时间应大于母线各连接元件零序电流n段的最长动作时间。b）接地变零序电流保护通过设置不同的时限值，依次进行以下动作：跳母联开关、 闭锁备用电源自投装置、跳主供电变压器低压侧开关和跳供电变压器各侧开关。2.6 小电流接地选线装置应用情况目前，国内小电流接地选线装置根据用于故障判断的信号特征种类的不同，选线原 理可分为稳态量选线方法、暂态量选线方法和信号注入法。公司主要采用稳态量选线方 法，设备厂家以广州智光电气和上海思源电气为主。广州智光电气设备的选线原理为采 用小扰动法（改变接地线路零序电流）；上海思源电气设备采用并联中电阻法进行选线。 在新技术应用方面，北京至秦科技设备采用暂态分量法（暂态特征频带选线），其设备正 在阳江、梅州、肇庆局试点；中山等部分供电局正在试点消弧线圈并联小电阻的接地选 线装置。公司小电流接地选线装置年平均正确选线率在70%左右。2.7 外接零序CT问题经小电阻接地、消弧线圈并联小电阻接地或经消弧线圈接地这几种接地方式都有零 序CT的配置需求，零序CT的安装、选型和小电流接地选线装置及零序保护正确动作 率密切相关，需要注意以下三个方面：（一）10kV母线PT和线路CT零序支路极性准确性影响选线动作准确度。由于选线装置在电流判据失效后一般将启动零序方向选线方式，但由于母线3U0极 性、零序CT极性等接反也会影响选线正确性。因此，验收时应关注零序CT极性（靠 母线侧），以及送电测六角图时检查消弧装置3U0输入正确（极性端一般有58V,非极 性端为0V）。（二）采用CT的类型和质量，影响设备跳闸准确性。目前10kV系统零序CT根据安装方式可分为开口零序CT和闭合式CT。闭合式CT 需拆除电缆进行套接，但运行可靠性较高；开口零序CT安装方便，如图9所示，开口 式CT为两个半边结合的方式，要求两边的铁圈金属面实现全面接触，且CT本体连接 片可靠连接。现场运行中发现，一方面由于生产质量问题造成铁圈金属面不能够完全接 触；另一方面在长期运行后因固定不可靠性松动造成铁圈金属面的间隙加大，导致铁圈 金属面长期接触空气形成锈蚀后接触不良，影响磁通量，导致零序CT传变失真；另外 长期运行后CT本体连接片的连接螺丝容易松动导致CT传变异常，由此产生保护不正 确动作的风险。图9开口式CT截面（三）在10kV零序CT的安装过程中，由于施工单位和运维单位对规程不熟悉，造 成电缆屏蔽层地线不规范接地，在系统发生接地故障时，造成零序保护不正确动作的风 险。如下图所示：1）图10所示为电缆屏蔽层接地线的正确接线方式，方式一中流过屏蔽层的电流和 穿过的电线电流发生抵消，方式二中的屏蔽层电流则不流过零序CT；2）如果电缆屏蔽层线按图11中的错误方式来接，则会导致在系统发生接地故障时, 地网一旦产生压差，零序CT感应到流过电缆屏蔽层的电流，造成零序保护的不正确动 作。1 小电流接地系统中性点运行方式11.1 小电流接地系统中性点运行方式的选取原则11.2 小电流接地系统中性点运行方式的现状分析21.3 小结62 10kV-35kV系统中性点接地方式的技术对比62.1 中性点不接地方式62.2 中性点经消弧线圈接地方式72.3 中性点经小电阻接地方式92.4 故障相经电抗器接地方式112.5 中性点消弧线圈并联小电阻接地方式122.6 小电流接地选线装置应用情况152.7 外接零序CT问题152.8 零序电流采样方式分析182.9 小结193中性点消弧线圈并小电阻接地方式的现场运行分析213.1 中山局LlOkV白石站运行分析213.2 嘉兴局桐乡20kV配电网运行分析233.3 小结24410kV-35kV系统中性点接地方式改造的技术经济分析254.1 消弧线圈接地改小电阻接地254.2 消弧线圈接地改消弧线圈并小电阻接地254.3 不接地系统改造为小电阻接地系统264.4 10kV故障录波器、零序保护和零序CT加装275总结286改进总体思路及安排28图10屏蔽层接地线正确接法方式一零序电流采样方式经调查，目前广东电网线路零序电流采样有两种方式，一种是通过三相相电流合成 一个零序电流（以下简称自产方式），可细分为通过保护软件自产（以下简称软件自产） 和通过三个相电流互感器合成一个零序支路（以下简称硬件自产）；另外一种是在电缆出 线端上将三相电缆通过一个专用零序互感器获取零序电流（以下简称外接方式）（如图 12所示）。（b）专用零序互感器（a）相电流互感器合成零序支路图12零序电流采样两种方式2.8.2 零序电流采样方式误差分析保护采样误差主要由装置采样误差（软件计算误差+硬件采样误差）、CT采样误差 组成。对于外接方式，误差主要来源于CT采样误差，根据行标电流互感器计算及选 择导则(DL/T866-2004), 5P及10P电流互感器在额定一次电流下的误差为1%和3%, 除此以外还包括安装质量、产品质量、运行状况不佳都可能产生的误差。自产方式中， 除CT本身误差外，还要叠加软件计算误差和硬件采样误差。目前，广东电网10kV线路 相电流CT变比主要有400/1 (5)、600/1 (5)、800/1 (5)和1000/1 (5),南网保护典型 设计主要以600/11000/1为主。对于自产方式，若只考虑保护硬件采样误差(2.5%),在三相电流不平衡时，通过 三相合成的误差可能达到7.5%。以400/1 (5)的CT为例，误差将接近30A, 600/1 (5) 接近45A, 800/1 (5)接近60A, 1000/1 (5)接近75A。若考虑故障暂态电流或电流直 流分量较大时，再叠加软件自产计算误差，总体误差将会更大。由于10kV线路单相故 障短路电流较小，零序I段保护一般整定在60A左右，故用自产方式存在一定的误动风 险，特别在使用大变比CT (大于600/1)时，由于二次整定值偏小，产生的误差对装置 的正确动作影响更大。由于目前外接零序CT和自产零序产生误差的机理尚缺乏系统性理论支撑，故可联 合保护厂家进一步开展不同零序电流的采样方式对10kV保护装置动作影响的相关研究。2.8.3 现有技术规范要求南方电网10kVUOkV线路保护技术规范(Q/CSG 110035-2012)的632条款 明确规定：35kV及以下线路零序过流保护的“零序电流输入采用外接方式”。2.8.4 结论综合以上分析，10kV线路应采用专用零序互感器，防止零序保护的误动。对于现有 采用自产方式的保护，具备改造条件的，应加装外接专用零序CT。2.9小结通过对上述5种中性点接地方式的对比分析，小电阻接地方式在配网管理水平不断 提高、人身安全越来越重要的情况下具有较大优势，应作为首选方式。中性点消弧线圈 并小电阻接地方式兼备小电阻接地和消弧线圈接地的优点，具有较好的技术优势，可以 作为一定条件下的补充。2.9.1 提高了供电可靠性中性点消弧线圈并小电阻接地方式兼具传统小电阻接地和消弧线圈接地的优点而避 免了它们的缺点，对单相接地中的瞬时接地和永久性接地分别采取不同的措施，既保证 了对永久性接地故障的迅速准确隔离，避免系统工频过压长期存在导致事故进一步扩大, 又能对瞬时性接地故障进行精确补偿使其自行消失，无需跳闸，大大提高系统供电的安 全性和可靠性。2.9.2 提高了故障自愈能力对永久性接地故障，由于小电阻投入产生的强电流信号，使得配网自动化终端设备 能够准确获取相关特征量，从而做出正确的逻辑判断，在故障发生时能够快速隔离故障。2.9.3 提高了接地选线的正确率对于永久性接地故障，通过投入小电阻产生强电流信号，由保护装置进行准确跳闸, 迅速隔离故障。而之前消弧线圈接地的模式里，由于选线准确率低，运行操作人员不得 不经过，拉路，来排查接地线路。中性点消弧线圈并小电阻接地方式大大减小了，拉路，的次 数，减轻了操作人员工作心理压力，杜绝操作出错，有效地提高了运行管理水平。表5三种中性点接地方式技术对比分项小电阻接地消弧接地消弧并小电阻对故障电流的限制到小于两相短用感性电流补偿对地用感性电流补偿对地电处理原则路电流电容电流容电流单相接地故障时 运行原则不允许故障运行允许故障运行不允许故障运行跳闸率瞬时接地跳闸不跳闸不跳闸非瞬时接地跳闸不跳闸跳闸供电可靠性较低较高高工频电压相电压线电压相电压接地故障电流大小(<5A)瞬时故障，小(<5A)；永久故障，大适用条件电缆为主架空线路为主电缆、架空均可需重视零序CT的选型和运维零序CT的选型和运维质量直接影响小电流接地选线装置和零序保护能否正确动作，因此，应关注零序CT的选型，加强对小电流接地选线装置的验收管理，重点管控 关键回路（如零序CT）的校核。采用开口零序CT的，有条件情况下建议逐步更换成闭 合式零序CT,同时加强设备运维。3中性点消弧线圈并小电阻接地方式的现场运行分析中性点消弧线圈并小电阻接地方式在苏州、兰州、石家庄，上海，嘉兴、中山等有 现场应用。其中，中山供电局llOkV白石站10kV系统于2012年11月采用该接地方式 运行。同时，珠海、佛山等局也在采用该接地方式对部分10kV系统改造。3.1 中山局llOkV白石站运行分析中山局UOkV白石站有三台主变，四段10kV母线，其中2AM和2BM母线并列运 行。现阶段有18条10kV出线（还有17条线路备用），由架空线路和电缆混合组成。改 造前有三套消弧线圈，其中两套调匝型，一套高阻抗类型，分属不同厂家并且有容量不 足的现象，接地故障选线准确率大约只有百分之六十。该站改造采用三套中性点消弧线 圈并小电阻接地系统，在白石站10kV配电网实现了接地故障全自动全过程处理方案。中性点消弧线并小电阻接地系统投产试验验证2012年11月2日，该系统投产之前在UOkV白石站进行了两次金属性接地试验,通过站内合开关的方式制造10kV线路人工单相接地短路，以验证该接地系统的动作可 靠性。由于人工遥控需要较长时间，无法做到在10s内完成遥控合闸及遥控分闸两个操 作，所以两次接地均为超过10s后小电阻自动投入系统，由保护装置将接地线路开关跳闸，隔离故障后系统恢复正常运行。该系统动作正确，记录如图13,14所示。查询记录供。项）11111爰1麴查询记剥啊02处鑫ii爵第。1次接地I号补偿12-11-02 14:28:45 12-11-02 14:28:56零序电压：5891.0U补偿电魏：48.8A电容电流：45.%电阻投入辆02次接地I号补偿 12-11-0Z 14:49:26 12-11-02 14:49:36零序电压：5897.6U补偿电流：48.3A容申流.46例LJ f IU 图13第1次人工单相接地短路图14第2次人工单相接地短路本次投产验证试验数据如图11所示，从图中可以看出，两次接地试验中，消弧线 圈均在接地故障开始的瞬间进入补偿状态，按照设定的参数进行精确补偿，补偿后的残 流均小于5A,没有弧光过压现象。表6白石站10kV线路两次人工单相接地短路系统动作情况序号觥性质觥翩雕开始腋撤婿束燃艳点梃电容解翻补獭10s后电阻 是否投入是否由 跳闸1金属性51614:28:4514:28:565891.0V45.9A48M29A投入正解2金属性516醐14:49:2614:49:3658976V46M48.3A23A投入正解在接地持续时间超过10s时（设定值），成套装置的小电阻快速投入，产生的强电流 信号使得线路保护装置准确跳开故障线路，成功隔离故障，系统恢复正常运行。中性点消弧线圈并小电阻接地系统投运情况分析从2012年11月3日投产到2015年12月18日，UOkV白石站共发生10kV线路单 相接地159次，其中小于10s的瞬时接地故障为148次，占比为93%0永久性接地故障 共发生11次，其中#2中性点消弧线圈并小电阻系统投小电阻9次，#3系统投小电阻2 次，与线路零序电流保护动作保持一致。10kV线路零序保护记录如表7所示。表7 HOkV白石站10kV线路零序保护动作记录序号接地记 录编号日期开始时刻结束时刻中性点 电压（V）线路零序 电流动作保护动作时 刻（后台）192013-6-225:34:125:34:224134714零序过流I段动作5:39:132102013-6-225:34:545:35:042779714零序过流I段动作5:39:543112013-6-225:35:365:35:472562714零序过流I段动作5:40:364122013-6-225:36:185:36:181351714零序过流I段动作5:41:095132013-6-225:36:495:36:504802714零序过流I段动作5:41:406142013-6-226:50:196:50:304377714零序过流I段动作6:55:207162013-6-227:43:457:43:564649714零序过流I段动作7:48:468182013-6-227:47:277:47:373432714零序过流I段动作7:52:279192013-6-227:48:097:48:202713714零序过流I段动作7:53:0910202013-6-227:48:477:48:582531714零序过流I段动作7:53:4711222013-6-229:59:379:59:482753714零序过流I段动作10:04:37从以上数据可以看出：对所有的接地故障，中性点消弧线圈并小电阻系统里的消弧 线圈进行了快速准确的补偿。对接地持续时间长于10s的故障，小电阻正确投入，零序 保护正确动作，准确切除故障线路，使得系统恢复正常。在这11次永久性接地故障中, 既有近似金属性接地（电压4802V）,也有高阻接地（电压1351V）,小电阻投入后，零 序保护都能够正确动作，切除故障线路。3.2 嘉兴局桐乡20kV配电网运行分析浙江嘉兴桐乡市从2010年全面铺开10kV升压为20kV系统，改用小电阻接地系统。 但该地区鸟害严重，接地跳闸频繁，而该区域化纤行业用户对用电质量要求非常高，短 时的停电对产品质量产生很大影响，频繁跳闸影响了众多企业的正常工业生产，供电部 门经常被投诉。为解决该问题，桐乡地区20kV中性点小电阻系统逐步升级改造为中性点消弧线圈 并小电阻系统，发生瞬间接地时由快速电抗器进行精确补偿消除接地，既解决升压改造 中原有设备耐压水平不够的问题，又过滤掉一部分瞬时性单相接地故障，降低线路跳闸 率，提高了供电可靠性。2011年-2015该地区20kV系统改造前后跳闸情况对比见表8 所示。表8桐乡地区中性点改造前后零序保护动作次数季底新区 变高桥 变浮石 变虎啸 变龙翔 变振东 变新生 变桐乡 变河山 变屠甸 变义马 变生羊 八、变洲1泉 变永秀 变2011 年1657000/07341/2012 年38102947513/08*9*9*/2013 年551424326182/06*8*7*/2014 年40161785171928114*5*8*/2015 年14*7*11*4*4*814*44*0*8*5*7*6*注：表示变电所20kV未改造，“*”表示已改为消弧线圈并小电阻接地高桥变新区变60Mil.20”年 XH2年 7013箪 2014 2015年消弧线阿并联小叭阻方式叮纯小中.照接地力式 跳*率对比90(>(FW s<mMM图16改造前后消弧线圈并联小电阻方式与小电阻接地方式跳闸率对比 注：红色是改造前，蓝色是改造后由上面数据可看出，桐乡地区20kV系统采用消弧线圈并联小电阻接地后，由于躲过 了瞬时故障，发生20kV线路单相接地故障时的跳闸次数大大降低，跳闸率由80%大幅下 降到4.75%,保护动作次数也显著减少，既有效解决了频繁跳闸的问题，又提高了供电可 靠性。3.3 小结目前小电流接地系统采用中性点消弧线圈并小电阻接地方式在公司以及国网部分省 份均得到有效应用。中山局llOkV白石站10kV系统改造的3套中性点消弧线圈并小电 阻接地系统是典型运行案例，该改造项目是中山局2012年科技项目可控型电阻接地成 套装置的应用研究应用试点，具有充分的验证及运行数据。从该系统在白石站投产前 的10kV线路人工金属性单相接地短路试验验证，以及2012年2015年底运行期间llOkV 白石站10kV馈线发生的11次永久性接地故障，该系统均正确投入小电阻，准确切除故 障线路，投小电阻次数与变电站后台零序保护动作数据一致。目前，消弧线圈并联小电阻接地方式在国内尚未大规模铺开，公司仅试点运行4套（占 比0.1%）,运行时间和运行经验的积累尚不足，但试点运行情况表明起到了预期的效果，可以作为除小电阻接地方式之外的补充方案。4 10kV35kV系统中性点接地方式改造的技术经济分析经过调研，对10kV35kV系统中性点接地方式改造工作主要有：消弧线圈改造为小 电阻，消弧线圈改造为消弧线圈并小电阻，不接地系统改造为小电阻接地系统。4.1 消弧线圈接地改小电阻接地4.1.1 改造思路消弧线圈接地改小电阻接地，需要增加小电阻设备，并完善变电站保护装置零序保 护功能。改造为小电阻接地系统后，发生单相故障时，通过馈线保护装置的零序保护来选线 跳闸。所以需要完善馈线保护装置的零序保护功能，进行合理的零序电流保护定值整定 并投入使用。4.1.2 基本配置表9消弧线圈改造为小电阻设备基本配置表序号设备名称型号数量1干式接地变DKSC-900/10.512零序CTLX若干3小电阻MMNGR-40014.2 消弧线圈接地改消弧线圈并小电阻接地4.2.1 改造思路原有消弧线圈接地系统改造为中性点消弧线圈并小电阻接地方式，主要需要增加可 控电阻部分和对变电站馈线保护增设零序保护功能，原有消弧线圈如功能完好，则无需 更换。增加可控电阻部分，主要是增加小电阻器、用来投切电阻器的高压开关、监测零序 电压电流的中性点PT/CT以及对成套装置实现整体控制策略的系统控制器等。电阻器阻 值一般结合常用阻值及现场容流大小做出选择（如对于10kV系统，常用的阻值为10Q、 12。及16Q三种）。增加的可控小电阻设备，可与各种原理和容量的消弧线圈实现协调 配合使用。增加可控电阻后，当永久性接地故障发生时，通过投入电阻产生较大的电流信号， 一般情况下应用馈线保护装置的零序保护来进行选跳或发出告警信号。所以一般需要投 入馈线保护装置的零序保护功能，并进行合理的零序电流保护定值整定。如果在一些老 式变电站，馈线保护装置没有零序保护功能，同步进行保护装置改造。4.2.2 基本配置表10消弧线圈改造为消弧线圈并小电阻设备配置表序号设备名称型号数量1可控小电阻