变电站10kV系统中性点消弧线圈并联小电阻接地技术的研究与应用

　　引言

　　在电力系统中，以往10kV配电网中性点接地方式主要有中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和经小电阻接地三种主要的接地运行方式。配电网的中性点接地方式选择与系统的供电可靠性、人身及设备安全、继电保护配合、系统规划需求、运行要求等息息相关[1]。

　　以往中山地区在电网规划实施中10kV配电网系统大多采用消弧线圈接地方式，该方式在补偿系统的容性电流、减小接地故障残流、快速熄灭电弧、消除瞬时性接地故障方面发挥了重要作用，但消弧线圈接地系统在发生永久性单相接地故障时选线不准确，特别是雷雨、台风等恶劣环境中选线不准确，这时值班调度员需逐条断开10kV馈线开关查找、隔离接地故障，增加了调度员人工选线操作工作量，可能误切非接地故障线路，降低了系统供电可靠性，同时由于接地故障存续时间长，单相电压升高，增加了人身触电风险，易造成设备损坏。

　　为提高10kV系统单相接地故障选线准确率，降低设备损坏风险，保障人身安全，提高供电可靠性，本文研究了10kV系统中性点消弧线圈并联小电阻接地技术，通过将该技术应用到变电站10kV系统，实现了10kV系统单相接地故障选线准确率达100%，免除了调度员人工切除10kV单相接地故障工作量，降低了10kV单相接地故障存续时间，准确切除永久性故障，保障人身、设备安全，提高了10kV系统供电可靠性。

　　1 10kV系统中性点消弧线圈接地原理及存在问题

　　10kV系统中性点接地方式选择与配电网架构、运行要求密切相关。当电网瞬时性单相接地故障率较低、电网网络坚强、电缆出线多、备用容量足够时，宜采用小电阻接地方式；在电网不够坚强、架空出线多、备用容量欠缺时，为保证可靠性可考虑消弧线圈接地方式[1]。以往我国10kV配电网的中性点一般采用经消弧线圈接地方式。

　　1.1 消弧线圈接地方式工作原理

　　变电站主变10kV侧通常为三角形型接线方式，无中性点。10kV系统中性点消弧线圈接地方式接线结构如图1所示，将Z联结接地变接入主变10kV侧的母线上，人为构造中性点，消弧线圈接在Z联结接地变的中性点上，通过中性点的消弧线圈向接地点注入一个感性电流来抵消接地点的容性电流，根据补偿程度的不同可分为全补偿、欠补偿和过补偿，在电力系统中一般采用过补偿，脱谐度一般在3%～8%。

　　10kV系统正常运行时，合上中性点刀闸，消弧线圈接入中性点，消弧控制装置定时测量一次电容电流，装置测量完成后在控制装置面板上显示该段母线的电容电流且根据中性点电压变化测量出该段母线的对地容抗。当10kV系统发生单相接地时，装置根据所测的对地电容调节消弧线圈电感，输出感性电流进行补偿。

　　发生单相接地故障时，消弧控制装置通过调节消弧线圈档位或触发角角度调节电感大小来调节电感电流，利用消弧线圈的电感电流补偿系统的电容电流，补偿后的零序电流,使故障点的接地电流小于电弧支撑电流达到熄弧效果，对于瞬时性接地故障能起到很好的消除作用，同时由于三相电压之间的线电压仍然对称，对供电负荷影响不大，这样系统可以带故障运行1～2h，不必立刻跳闸，提高了供电可靠性。

　　1.2 消弧线圈接地方式存在的问题

　　在小电流接地系统中，系统发生单相接地时的电气量具备以下特点[2]：非故障线路3I0的大小等于本线路的接地电容电流，故障线路3I0的大小等于所有非故障线路的3I0之和，即所有非故障线路的接地电容电流之和；非故障线路的零序电流超前零序电压90o，即零序功率方向由线路指向母线；故障线路的零序电流滞后零序电压90o，即零序功率方向由母线指向线路，故障线路与非故障线路的零序功率方向相反；接地故障处的电流大小等于故障线路与非故障线路的接地电容电流的总和，并超前零序电压90o。

　　目前国内的消弧线圈接地选线装置正是利用上述故障线路与非故障线路电气量的特征来判断单相接地故障线路，为调度员断开故障线路提供依据。

　　由于电网中消弧线圈补偿电流的存在，小电流接地故障情况复杂且信号微弱，故障选线困难。目前国内外对小电流选线技术进行了大量研究，各厂家研制的微机选线装置原理都是基于零序电流大小、功率方向等参数进行选线判别，在现场实际运行时均存在误选线、漏选线的问题[3]。

　　截止到2016年底，中山北部电网共有45座变电站的10kV系统中性点均采用消弧线圈接地方式运行，表1为其中4座变电站2016年10kV系统单相接地故障及选线统计情况。从表1数据可看出，目前中山地区10kV系统单相瞬时性接地故障占比较多，占比约90%，永久性单相接地故障占比较少，占比约10%，但发生永久性故障后，接地选线装置消弧选线不准确率约为28%，增加了调度员人工选线的操作工作量，存在误操作风险，且故障存续时间增长，增加了人身、设备风险，影响了供电可靠性。

　　2 10kV系统中性点消弧线圈并联小电阻接地原理及关键技术

　　目前中山地区10kV配电网还存在大量的架空线路，发生瞬时性接地故障次数较多，为避免10kV系统中性点小电阻接地方式存在瞬时性接地故障跳闸次数过多以及消弧线圈接地方式存在选线准确率不高的缺点，中山供电局研究并应用了10kV系统中性点消弧线圈并联小电阻的接地技术，在接地故障发生后一定时间内具有消弧线圈接地系统的性质，接地电弧可由消弧装置熄灭；当故障持续一定时间，控制装置判定为永久性接地故障时，投入小电阻装置，加大故障线路零序电流以启动故障线路零序过流保护切除故障[4-5]，该技术保证10kV线路故障点在高阻接地时也能准确选线，从而切除故障线路。

　　2.1 消弧线圈并联小电阻接地方式工作原理

　　消弧线圈并联小电阻接地方式接线结构如图3所示，该系统主要由接地变压器、中性点刀闸、消弧线圈及其调节装置、小电阻装置，接触器、控制装置、中性点PT、中性点小电阻CT、中性点消弧线圈CT等组成。

　　中性点PT用来测量中性点电压、监测中性点电压变化。中性点消弧线圈CT用来监测10kV系统零序电流从而调整消弧线圈电感。小电阻零序电流保护通过中性点小电阻CT采样小电阻零序电流。消弧线圈并联小电阻控制装置则控制自动调谐装置调整消弧线圈电感并控制接触器投切小电阻。

　　在10kV系统正常运行时，中性点刀闸合上，消弧线圈投入运行，接触器处于断开状态，10kV系统中性点经消弧线圈接地。当系统发生接地故障时，消弧线圈先动作于补偿接地电容电流，若故障快速消失则认为是瞬时性接地故障，接触器不动作，小电阻不投入；当接地故障存续时间超过整定时间，则判定为系统发生永久性接地故障，此时接触器动作接通，投入小电阻以产生足够大的阻性电流，触发故障馈线零序电流保护动作，切除故障线路；若2分钟内发生三次以上瞬时性接地故障时，第三次接地故障发生时立刻投入小电阻使故障馈线零序过流保护动作跳闸切除故障线路；当持续投入小电阻到达整定时间后，接触器动作断开，退出小电阻装置，恢复为消弧线圈接地方式。

　　2.2 消弧线圈并联小电阻接地方式关键技术

　　消弧线圈并联小电阻接地方式关键技术主要包括小电阻阻值的选择、小电阻延时投入时间、投入持续时间、继电保护配合等。

　　小电阻阻值选取。电阻值取小有利于降低系统过电压水平，电阻值取大有利于减小故障时的电阻功率，减小小电阻的发热量从而减小体积，便于现场安装。一般IR/IC取值在2～3倍之间,IR为小电阻电流，IC为系统电容电流，此时10kV系统单相接地时过电压限制在2.0～2.2倍相电压内[6]。中性点经小电阻接地系统在选择合适的接地电阻阻值后，可以适应一定范围的运行方式变化及电网的发展，此时不需要调整接地电阻，只需对继电保护的定值加以调整，而接地电阻限制过电压水平和抑制谐振过电压的性能不会有明显变化[7]。

　　小电阻延时投入时间整定。当发生永久性单相接地故障时，消弧线圈开始自动调谐熄灭故障点电弧，经过一段延时t1后，投入小电阻时间的选择应大于瞬时性单相接地故障的恢复时间，且小于设备带故障运行的允许时间，t1值可根据各地区电网运行经验调节，调节范围为5s～2h，可在现场安装调试时根据实际运行要求整定[5]。

　　小电阻投入持续时间整定。小电阻投入后将通过较大的电流，受其热稳定能力限制，小电阻投入持续时间t2不宜过长，同时应满足t2>t3+t4+t5+t0，其中t3为10kV馈线零序电流保护动作出口时间，t4为10kV馈线开关跳闸时间，t5为10kV馈线开关拒动后小电阻零序过流保护动作时间，t0为10kV馈线重合闸时间。

　　继电保护配合选择。如图4所示，10kV系统发生单相接地并投入小电阻后，10kV馈线零序过流保护按整定时间出口跳本馈线开关切除故障。小电阻零序过流保护定值大小及动作时间需与馈线零序过流保护定值大小及动作时间相配合，若馈线零序过流保护动作失败，小电阻零序过流保护第一时限跳分段开关，第二时限跳主变变低开关，从而可靠切除故障，缩短故障存续时间，保障设备安全。

　　3 10kV系统中性点消弧线圈并联小电阻接地运行策略

　　正常情况下10kV一段母线只能带一套中性点消弧线圈并联小电阻接地装置运行，如果两段10kV母线并列运行且同时带两套消弧线圈并联小电阻接地装置运行，则发生单相接地故障时，同时投入两套中性点小电阻将导致10kV系统中性点电阻值变小，引发故障点电流增大，从而造成设备扩大损坏，因而10kV母线并列运行时只能带一套中性点消弧线圈并联小电阻接地装置运行。

　　正常情况下，10kV母线分列运行，消弧线圈并联小电阻接地装置和主变须对应运行。当单台主变带两段10kV母线并列运行时，该接地装置和主变也须对应运行。具体分析如下：如图4所示，假设#1主变带10kV1M、2M母线运行，#1接地变退出运行，#2接地变及其接地装置投入运行，当10kV1M母线的馈线发生永久性单相接地故障且拒动时，#2接地变小电阻零序电流保护动作跳3DL及2DL，此时永久性单相接地故障无法切除仍持续存在，需调度员人工操作隔离故障，因此#1主变带两段10kV母线并列运行时只允许投入对应的#1接地变及其消弧线圈并联小电阻接地装置，#2主变带两段10kV母线并列运行时只允许投入对应的#2接地变及其消弧线圈并联小电阻接地装置。

　　将一台主变供电的10kV母线转由另一台主变供电时，考虑两台主变10kV侧并列运行转电倒闸操作过程耗时不长，为避免10kV系统失去中性点消弧线圈并联小电阻接地装置，允许两台接地装置短时并列运行。

　　4 10kV系统中性点消弧线圈并联小电阻接地方式应用实例

　　目前，中山地区10kV配电网大多采用架空线路和电缆线路混合方式供电。根据以往运行经验，中山地区消弧线圈接地方式选线准确率不高，影响人身、设备安全。2017年开始中山供电局逐步将10kV系统中性点消弧线圈接地方式改造为消弧线圈并联小电阻接地接地方式。截止到2019年7月底，已在中山北部电网完成了35座变电站的10kV系统中性点消弧线圈并联小电阻接地方式的改造。

　　备注：期间110kV上南站发生2项2分钟内三次以上瞬时性单相接地故障，小电阻直接投入，故障馈线正确跳闸。

　　4.1 改造方案

　　改造前，10kV系统采用了中性点消弧线圈接地方式运行，改造时通过利用原有的消弧线圈及自动调谐装置，将消弧控制装置更换为消弧线圈并联小电阻控制装置，加装小电阻、接触器及小电阻CT，即可完成10kV系统中性点消弧线圈并联小电阻接地装置改造，该方案改造工程量小，施工工期短，节约了电网投资。

　　改造工程分阶段实施。首先将同一段10kV母线的馈线及电容轮流停电进行零序电流保护改造，加装零序CT、完善零序电流保护二次回路，完成零序电流保护调试。然后将该段10kV母线的接地变间隔停电，完成10kV系统中性点消弧线圈并联小电阻接地装置改造。完成上述改造后正式投入该10kV母线中性点消弧线圈并联小电阻接地装置及各馈线、电容零序电流保护。

　　改造期间，存在一段10kV母线中性点为消弧线圈接地方式，另一段10kV母线中性点为消弧线圈并联小电阻接地方式，禁止将中性点经消弧线圈接地的10k V母线与中性点经消弧线圈并联小电阻接地的10k V母线并列运行，并需退出10kV备自投装置。

　　4.2 参数设置

　　小电阻阻值设置。中山供电局变电站10kV系统电容电流最大约为120A左右，根据小电阻阻值选择计算公式，考虑系统过电压水平、热稳定性以及制造安装工艺，现场统一配置小电阻的电阻值为16Ω。

　　小电阻延时投入时间整定。考虑到中山地区10kV配电网目前大多采用架空线路与电缆线路混合结构，瞬时性单相接地故障较多，为防止线路瞬时性单相接地故障频繁跳闸，提高供电可靠性，根据中山地区10kV配电网运行经验将小电阻延时投入时间整定为10s。

　　小电阻持续投入时间整定。中山供电局10kV馈线零序过流保护出口时间t3为0.6s,10kV馈线开关跳闸时间t4为60ms,10kV馈线开关拒动后小电阻零序过流保护动作时间t5为3s,10kV馈线重合闸时间t0为5s,考虑时间裕度，小电阻持续投入时间整定为10s。

　　继电保护定值整定。10kV馈线及电容零序电流保护定值按躲开最大不平衡电流整定，动作值为一次电流值60A，保护动作时间0.6s，馈线重合闸时间为5s。接地变小电阻零序过流保护动作定值75A，第一时限为跳分段开关时间2.5s，第二时限跳对应主变变低开关时间3s。

　　4.3 运行效果

　　2017年12月完成了220kV仁和站及110kV雁南站、高平站、上南站等4站的消弧线圈并联小电阻接地装置的改造，装置投运后运行情况良好，如表2为2018年上南站等4站消弧线圈并联小电阻接地选线情况统计，无论瞬时性单相接地故障、永久性单相接地故障、2分钟内三次以上瞬时性单相接地故障，消弧线圈并联小电阻接地装置均正确响应，10kV馈线零序过流保护均正确动作切除故障，确保了10kV设备、人身安全，提高了供电可靠性。

　　5 结语

　　本文研究了10kV系统中性点经消弧线圈并联小电阻接地关键技术及相应的运行策略，并在中山供电局推广应用该技术，解决了10kV系统中性点经消弧线圈接地方式存在的永久性单相接地故障选线不准问题。通过应用该技术，可将10kV系统永久性单相接地故障选线正确率提高到100%，自动切除10kV单相接地故障，免除调度员人工选线的操作工作量，避免了误切非接地故障线路，提高了10kV用户供电可靠性，同时降低了10kV接地故障存续时间，保障了人身、设备安全。