南安电网0kV配电网中点运行方式分析

33/34题目南安电网10kV配电网中性点运行方式分析专业:电气工程及其自动化学院：电气工程学院年级：学习形式：学号：论文作者:指导教师：职称：XXX学院制完成时间：摘要本论文就是针对南安地区lOkV配电网中性点接地方式的选择问题进行研究。论文首先对10kV配电网中性点运行的各种方式进行分析，比较各种运行方式的特点，然后对南安地区lOkV配电网现状进行全面的调研，并对各变电站lOkV母线电容电流进行实际测量，为正确选择中性点接地方式提供准确的基础资料。论文还对南安地区目前正在采用的小电阻接地方式进行总结，结合实际运行效果提出其优缺点，并对其存在问题提出了进一步的改进措施.通过对南安地区10kV配电网的深入调查、研究、试验,得出南安市区、官桥、水头及石井lOkV配电网可以继续采用小电阻接地方式，而南安北区lOkV配电网采用消弧线圈接地方式更好的结论。关键词：10kV电网；中性点接地方式；小电阻；消弧线圈AbstractThispaperisaimedatnanandistrictlOkVdistributionnetworkneutralpointgroundingwaychoicequestionforstudy.Paperfirstfor10kvdistributionnetworkneutralpointoperationofavarietyofwaystocarryontheanalysis，comparethecharacteristicsofallkindsofoperationmode,andthentoconductacomprehensiveinvestigationaboutthepresentsituationofnanandistrictlOkVdistributionnetwork，andtheactualmeasurementforeachsubstationlOkVbusbarcapacitancecurrentto,asthebasisforcorrectselectionofneutralpointgroundingwaytoprovideaccurateinformation.PaperalsoforSouthamptonregioniscurrentlyusingthesmallresistancegroundingmodeofsummarized，combiningwiththeactualrunningeffecttheiradvantagesanddisadvantagesareputforward,andtheproblemsexistedinfurtherimprovingmeasuresareputforward。Throughin-depthsurveyofnanandistrict10kvpowerdistributionnetwork,researchandtest,itisconcludedthatnanancity,officer,bridge,waterheadandishiilOkVdistributionnetworkcancontinuetousesmallresistancegroundingmode,thesouthnorthlOkVdistributionnetworkusingtheconclusionofarcsuppressioncoilgroundingwaybetter.Keywords:10kvpowergrid，Neutralpointgroundingway;Smallresistance；Arcsuppressioncoil目录TOC\o”1—3”\h\z\u摘要 ⅠAbstract Ⅰ目录 Ⅱ1绪论 3210kV配电网中性点接地运行方式 52.1。1中性点不接地方式 52。1。2中性点经消弧线圈接地运行方式 72。1.3中性点经小电阻接地运行方式 93南安市区10kV配电网现状 183。1南安市区电网现况 193．1．1南安市地理情况 193。1.2南安市区主网现状 193。1。3南安市区10kV配电网现状 193.2电容电流测量 203．2．1测试方法 203.2。2测试条件 203.2.3测量结果 213.2.4测量结果分析 223。3南安市区10kV配电网中性点接地方式的现状 234南安市区10kY配电网中性点接地方式的选择 254。1南安市区10kV配电网中性点接地方式的选择 254.1.2小电阻接地方式的优化 264.2南安沿海地区10kV配电网中性点接地方式的选择 284。2。1南安沿海地区10kV配电网中性点接地方式的选择 284．2．2新型的中性点补偿接地方式 29参考文献 33致谢 351绪论1。1问题的提出电力系统的中性点接地方式是一个综合性的技术问题,它与系统的供电可靠性、人身安全、设备安全、绝缘水平、过电压保护、继电保护、通讯干扰(电磁干扰）以及接地装置等问题有密切关系。中性点接地方式的正确选择及其在不同条件下的实旋具有越来越重要的意义。选择配电网中性点接地方式,应根据各地电网结构、电容电流水平,电缆化程度，负荷重要程度等实际情况进行结合经济技术比较后决定,最重要的指标是电容电流水平，当接地故障电容电流较大时,一般采用中性点经消弧线圈接地或经电阻接地，这一观点各地供电局基本形成共识，但究竟是采用中性点经消弧线圈有利，还是采用中性点经电阻接地更好，却有很大的争议.厦门供电局的要焕年高级工程师就极力反对10kV城市电网中性点采用小电阻接地方式，而是推荐消弧线圈接地方式，他认为：采用小电阻接地方式,人为地增加了接地故障电流，对人身安全、设备安全、通信干扰带来了不少问题和麻烦，特别是新型消弧线圈技术有了较大的发展，微机接地保护在不增大故障电流的条件下，照样可以有选择性地跳开故障线路，更显示了谐振接地方式的优势。南安市的lOkV城市电网中性点接地方式的变更有力地支持这一观点。南安于1993年开始将原来所有消弧线圈接地的lOkV城市电网改为小电阻接地的运行方式，经过几年的运行,发现线路和跳闸次数太多，最多一天跳闸4次，重合不成功，强送成功，或强送不成功，查不到故障点，再强送成功.南安小电阻接地系统的运行方式先后发生多起因铸铁电阻热容量不够，单相接地过渡电阻的影响及整定值偏大导致电阻柜烧毁事故。另外，发现中性点经电阻接地的10kV电网对有些接地故障不能及时跳闸，从而危及人身安全。南安供电局认为lOkV城市电网中性点经电阻接地运行方式存在较多的问题，比较后认为弊大于利.由于将中性点经电阻接地运行方式全部又改为经消弧线圈接地方式具有相当大难度,因此南安供电局现在继续维持经电阻接地的运行方式，而将新投lOkV城市电网中性点接地方式改为经消弧线圈接地的运行方式。山东省城市lOkV配电网系统中性点，在市中心和市区的110kV变电站几乎全部采用经自动跟踪消弧线圈接地方式。另一方面，广州、上海、北京、合肥许多火城市的lOkV城区电网己将原来中性点不接地或经消弧线圈接地方式改为经小电阻接地的运行方式.经过多年的运行表明：中性点经小电阻接地方式的10kV城区电网在一定程度上限制了内部过电压水平，从而减轻了对设备绝缘,特别是进口设备绝缘的威胁，并对一些接地故障能迅速切除。南安市lOkV电网中性点接地方式既采用小电阻接地又采用消弧线圈接地，到2004年10月,南安供电局已投运的变电站共装设lOkV中性点接地系统213套,其中经小电阻接地方式有122套，经消弧线圈接地有91套，有9个变电站未装设中性点接地系统，属于不接地方式。所建变电站lOkV中性点均为经小电阻接地方式或经消弧线圈地方式口。210kV配电网中性点接地运行方式2。110kV配电网中性点接地方式目前世界上运行的10kV配电网，其中性点接地方式共有两大类6种：小电流接地方式类，包括有消弧线圈接地，不接地和高电阻接地；大电流接地方式类，包括有低电阻、低电抗和直接接地。应用最广泛的有3种：不接地、消弧线圈接地和小电阻接地。2。1.1中性点不接地方式中性点不接地电网线路发生二相或三相短路时，由于故障电流值大,通过继电保护可实现故障线路快速跳闸，发生单相接地故障时，故障电流为三相对地电容电流之和。在以架空线路为主的电网中，不过数安到数十安，在以电缆线路为主的电网中，值可达数百安,一般说这种接地电容电流数值不会引起继电保护动作跳闸，因此，电网将带一相接地继续运行,发生单相接地时，其它非接地相对地电压升高到倍相电压，A、B、C三相之间的线电压，仍保持不变，不影响对用户的正常供电，因此，允许故障持续运行2小时。由于单相接地,电网中性点电压发生位移,可以利用这个中性点位移电压发出讯号,使运行人员有足够时间利用异常信号寻找并排除故障点。当一相接地电容电流不大时,接地电弧会迅速自行熄灭,电网即可恢复正常运行；当一相接地电容电流较大时，电弧不易熄灭,产生熄弧与重燃交替出现的状态。这时将出现较为严重的过电压现象，称为弧光接地过电压。此种过电压,可分为瞬间、间歇、稳定三种,稳定电弧接地过电压是接地电弧在短间隙中稳定燃烧引起的，它和前两者不同的是作用时间长、可达数十分钟，根据实测结果，其中最大值可达到3.5倍相电压，绝大部分小于3.0倍相电压,这个数值对正常电气绝缘来说应能够承受,但当存在绝缘弱点时，可能发生击穿，从而发生两相两点，甚至多点接地现象.中性点不接地电网的另一缺点是容易发生电压互感器的铁芯饱和引起谐振过电压.在中性点不接地系统中10kV母线常接有测量和监视系统对地绝缘的电磁式电压互感器。于是，网络对线参数除了电力设备和导线(或母线)对地电容之外，还有电压互感器的励磁电感L，如图2.1所示,正常运行时，电压互感器的励磁阻抗是很大的,所以网络对地阻抗仍呈容性，三相基本平衡，电网中性点的位移电压很小.但当系统中出现某些扰动，使电压互感器三相电磁饱和程度不同时，电网中性点就有较高电压的位移电压，也可能激发起谐波谐振过电压。图2.1带有Yo结线电压互感器的三相回路电网运行中常见的电压互感器铁芯饱和引起谐振过电压情况有：带电压互感器的空载母线突然合闸,使某一相或两相绕组内出现巨大的涌流使电压互感的铁芯饱和；线路瞬间单相弧光接地，使健全相电压突然升至线电压，而故障相在接地消失时又可能有电压的突然上升，在这些暂态过程中也会有很大的涌流；系统负荷发生剧烈变化时，所产生的暂态冲击也会引起谐振过电压。谐振发生时会造成系统过电压和电压互感器过电流，使到系统中弱绝缘设备发生对地闪络和电压互感器的高压保险熔断,甚至烧毁电压互感器.据资料记载对南安供电局水头变电站和湖美变电站进行的统计,98年9月至95年5月在水头变电站10kVIII段母线电压互感器共发生熔断高压熔断器8次，99年7月至8月湖美变电站10kVI、II段母线分别发生熔断高压熔断器5次和6次，2001年5月18日石井变电站在10kV线路出现接地时，10kVII段电压互感器B、C相烧毁，高压熔断器熔断，以上变电站均采用中性点不接地方式运行。2。1。2中性点经消弧线圈接地运行方式在电网中性点与地之间接入电感线圈后,单相接地的电容电流将得到补偿。如能使故障点的残余电流减少时,就可促使电弧自动熄灭，起这种作用的可调电感线圈即为消弧线圈，因为电网单相接地电容性电流得到电感性电流的补偿，故这种电网也称补偿电网，这种接地方式也称为谐振接地方式。1．谐振接地系统的补偿方式如图2．2所示，当电力系统发生单相接地时，通过接地点的总电流为电感电流和全系统电容电流的矢量和.电感电流与电容电流方向相反，当消弧线圈中形成感性电流与接地电容电流大小接近时，故障点的电流变得很小或接近于零，当电流过零时电弧熄灭，消弧线圈还可以减少故障相电压的恢复速度从而减少电弧重燃的可能性。图2．2单相接地时补偿电网的接线图设电网的电容电流为消弧线圈的电感电流为,则电网对电容电流的补偿情况表示为:（2。1)其中=,（2.2)式中一脱谐度，一相对地电压（正常时）若=，则=0,称为全补偿，此种状态时,故障点残流最小，但系统将发生串联谐振,中性点位移电压将达到极高的数值，对系统运行不利，电网运行中，应避免出现这种全补偿运行方式。若〉，则〉0，称为欠补偿，此种状态下,如果发生线路跳闸或线路断线使系统电容电流变小而接近电感电流,将可能产生全补偿,电网运行中不采用这种欠补偿运行方式。若〈时，〈0,称为过补偿,此种状态下,避免了由于谐振引起的中性点过电压，得到了广泛的应用。消弧线圈的存在，使电弧晕燃的次数大为减少，从而使高幅值的过电压出现的几率较小。一般情况消弧线圈接地失谐度不大，如果线路不对称度很大，特别是断路器非全相操作，线路发生单相或二相断线时，对于消弧线圈接地系统，在某些条件下有可能发生串联谐振，需加以防止。中性点经消弧线圈接地的主要优点是减少了接地故障电流，也降低了弧隙的恢复电压上升速度，从而达到了使电弧易于熄灭和难以重燃的目的。而且脱谐度越小,这种作用越显著。然而太小的脱谐度将导致正常运行中较大的中性点位移,因此必须综合两方面的要求确定合适的脱谐度。目前我国过电压保护规程规定，中性点经消弧线圈接地系统采用过补偿方式，其脱谐度不超过10%；即使由于消弧线圈容量不够而不得不采用欠补偿方式时，脱谐度也不要超过10％；同时还要求中性点位移电压一般不超过相电压的15％。最后应当指出，消弧线圈的作用并不是降低弧光接地过电压,而是由于它在熄弧和防止重燃方面的有利作用，使过电压持续时间大为缩短，降低了高幅值过电压出现的概率。2.1。3中性点经小电阻接地运行方式配电网中性点经小电阻接地时，因主变低压侧绕组为△接线,需要外加接地变压器造成一个中性点。外加接地变压器零序阻抗要小,常用的接线为曲折型接线Z(图2.3)，接地电阻直接接在z接线的高压侧中性点上。图2．3Z型接线方式接地变压器作为人为中性点接入电阻,接地变压器的绕组在电网正常供电情况下，阻抗很高,等于励磁阻抗，绕组中只流过很小的励磁电流，当系统发生接地故障时，绕组将流过正序，负序和零序电流，而绕组对正序、负序电流呈现较高阻抗，而对于零序电流则呈现较低阻抗，因此在故障情况下会产生较大的零序电流.在中性点接入电流互感器，将电流检测出来送到过电流继电器，就可以进行有选择性的快速保护跳闸.中性点经小电阻接地最大的优点是限制弧光接地过电压和预防谐振过电压。从限制弧光接地过电压来讲，电弧接地时，在电弧点燃熄灭过程中，系统积累多余的电荷,使振荡过程加剧,从而产生很高过电压。若能使这些电荷从电弧熄灭至重燃前的一段时间（半个工频周期)内通过中性点电阻泄漏掉，过电压就能降低。电阻值越低，过电压也越低。≥10×（2.3）引起的暂态过程与中性点不接地电网没有多大的区别.<(1～2）（2.4)过电压就不超过2.1倍相电压.中性点经小电阻接地的电力网，基本上消除了产生间歇弧光接地过电压的可能性，由于健全相过电压降低，发生异地两相接地的可能性也随之减少；单相接地时电容充电的暂态过电流受到抑制；能预防谐振过电压的产生。但是,中性点经小电阻接地的电网发生单相接地时，故障点电流将增大,跳闸次数会大大增加，如果线路没有重合闸,停电次数将会增加,供电可靠性降低。在以电缆为主的电网中,因故障率低,使得这一问题并不突出。电阻接地是防止弧光接地的有效措施，具体的电阻值可以变化很大。对于电阻值的选择一直是一个悬而未决的问题。结合我国具体实际，较为合适的电阻值为=10~20Ω。小电阻接地的缺点是短时消耗功率大，短路电流大，产生的电弧会烧毁同一电缆沟内相邻电缆。再者大的短路电流流过，使电阻发热量增加，给电阻制造带来困难。另外，单相接地故障时，低压侧中性点对地故障电压较高，此电压传导至电气设备外壳时,将危及人身安全。电阻.越小，弧光接地过电压幅值就越低,但电阻尺。的选择不仅考虑过电压倍数，还要考虑继电保护、人身安全、通讯干扰等因素的影响，并结合各地电网实际情况而定。福州、厦门选=10Ω，南安选=16Ω。2。2电网供电可靠性供电可靠性历来是各国电力部门共同关注的一大问题，它关系着供电企业的服务质量，也是供电企业质量考核的重要指标。现在世界上先进的国家和地区，每年对用户停电时间的总和，可以不超过25～30分钟。美国的一些联合电网，从规划开始就明确规定，十年内对用户的停电时间不超过24小时，即每年停电时间平均不超过144分钟，目前实际停电的时间每年约为50一60分钟。前苏联和西欧一些国家，规定停电时间每年不超过10~24小时,前苏联的水平为8．76小时,年，折合供电可靠率等于99．90％。我国城市电网,设备一般比较陈旧，加上更新的改造不快，除部分主要用广一外,供电多为单电源单回路方式,且大多数以架空线路为主,一旦发生事故不仅会给国民经济带来损失,同时给人民生活造成诸多不便。由于电力建设投资不足，1970年以来我国电力弹性系数长期过低，系统的备用容量较小,自动化程度不高,电网的应变能力不足，不仅事故停电时间较长，就是在正常运行的情况下,限电和压电的现象均十分严重。在供电可靠性方面与发达国家相比,差距是较大的。在此种情况下,如果将城市10kV与35kV电网的中性点，由谐振接地改为低电阻接地方式，不论故障是瞬间的还是永久性的，线路开关必须跳闸，对用户突然停电,不仅供电可靠性会降低,而且加重了运行维护工作量，如果开关的遮断容量不足，后果就更加严重.南安市于1993年采用低电阻接地方式,经过4年多的运行，确认跳闸次数太多(最多一天跳闸4次）。以市郊的东田镇站为例，供电面积约30km2,10kV馈线是以架空为主的混合型线路，2000年共跳闸75次，架空线跳闸高达122．65／次百公里·年.由于供电可靠性太差，现已改回谐振接地方式。泉州局的10kV电网1992年和1993年的统计,10kV的线路因零序过电流保护动作跳闸354次,其中280次造成停电事故占79．1%，重合成功只有74次，占20．9％，而重合闸低的主要原因是相间短路形成的残留性故障；同时1993年所损失的电量是1992年的4.4倍。自动重合闸是发生单相接地后的一种有效的补救措施，跳闸后故障点绝缘恢复和小电流过零自动熄灭绝缘恢复效果是一样的,但重合闸无疑以短时中断供电作为代价。瞬时中断供电町能会使某些连续性生产线受到破坏，有的直接经济损失是惨重的，同时带来不良的社会影响。南安局在事故统计中表明，2000年的瞬时故障基本上是雷害、(湿闪）污闪和小动物所致,因此认为，小电阻接地方式抵御能力差。南安局在走访一些用户的配电设施时发现，有的开关柜自投运以来从没有清扫过，积污非常严重，至于防止小动物、防潮措施几乎一无所有，很难控制，这就造成很容易发生单相接地。谐振接地方式短路电流较小，故障易消除，而小电阻接地方式短路电流较火，故障不能自行消除，故抵御能力较差。南安美林变电站lOkV小电阻接地系统1987年～1989年跳闸次数统计如表所示跳闸原因分类见表2.2从表2。1可以看出,美林变采用中性点经小电阻接地方式后，1988～1989年线路故障跳闸总次数有所增加,但重合闸装置动作的成功率也相应有所提高。作者认为，这是由于采用中性点经小电阻接地方式后，内过电压倍数大大降低,持续时间短，一些瞬间闪络不致发展扩大为绝缘损坏事故所致，因此实际停电时间并没有增加。表2．1美林变电站跳闸统计表年度跳闸（次)应重合(次)重合成功（次）重合成功率零序跳闸（次）应重合（次）重合成功（次)重合成功率19872019842％800-198825201470%1010880%198929252184%14141178。6％表2．2变电站跳闸原因分类表年度总次数相间故障跳闸单相故障跳闸次数外力破坏动物短路绝缘损坏树枝碰线其他原因次数外力破坏断线接地绝缘损坏其他原因19872121243121988251543210281989291542135142111美林变电10kV系统采用中性点不按地方式，全年发生4次lOkV电缆头击穿爆炸故，采用低电阻接地方式后，1988年发生两起绝缘损坏事故，1989年发生两起绝缘损坏事故。美林变电站在采用低电阻接地方式后，可见绝缘事故有所减少.从供电的可靠性来讲，谐振接地有很大的优势，在考虑使用小电阻接方式时，也虑考虑本地的地理条件（湿度等）、大气污染状况等因素.2.3人身安全人身安全,也是选择中性点接地方式的一个主要方面,对于人身安全主要考虑:人接触接地的设备金属部件(正常时不带电)；单相接地电流入地点附近的跨步电压；人直接触及处于工作电压卜f的带电部分。有些报道中解释在小电阻接地系统中有的误触高压设备时,保护能够迅速跳闸没有造成伤亡事故,是低电阻接地的一火优点，从目前的运行来看，小电阻接地方式对人身安全不容忽视.是否造成伤亡的关键是触电者接触带电体的方式和触电后体态的归向及抢救得力与否等因素，大都是随机的。只有使保护跳闸的电流没有或少最通过人体而经其它主渠道流散这一先决条件成立才能避免伤亡.人体通过工频极限电流是10mA，零点几秒的相电压加在人体的极端部位，就可置人于死地。小电阻接地方式在定值上有死区，导线与地之间保持着固定的电位差，遇到高过渡电阻时接地电流太小,零序保护不会动作跳闸，后果非常严重.美林变电站lOkV电网采用中件点经小电阻接地方式后，1987～1990年避免了4起可能导致人员高压触电伤t：的事件：1988年9月8日美林变南金线22＃杆档中吊车碰撞c相导线，F20零序保护动作跳闸：1988年11月3日省东线25＃一49＃杆档中被挖泥机碰触c相导线，F20零序保护动作跳闸；从以上统计的数据来看，中性点谐振接地方式和低电阻接地方式各有优缺点，低电阻接地方式在国内的运行来看,各地反应的情况也存在较大的差异，对两种中性点接地方式进行进一步的理论分析和计算，显得尤为重要。在中性点经小电阻接地系统中，为了分析故障点故障的形式对继电保护的影响即故障点电阻值对故障电流的影响，电科院在北京地区专门就10kV中性点经电阻接地的电网做了多种情况下的单相接地特性实验；裸线掉在湿地上故障电流大，可自动跳闸;裸线掉在干状态的树枝上故障电流不到7A不能自动跳闸:裸线掉在雨后干状态的水泥地上故障电流约20A，两次跳闸时间为2．3和1。5s；裸线掉在沥青地上故障电流由小变大约15s跳闸，跳闸时电流为110A；绝缘线掉在湿地上前两次因绝缘线端头陈旧而速跳;第三次端头新未跳闸：绝缘线掉在水泥地上第一次未跳闸；第二次地面洒上水约18s跳闸；绝缘线掉在沥青地上故障电流小未跳闸。由现场实验的结果可以看出，故障电流大，可以迅速跳闸，接地电阻高，故障电流小，零序过电流继电保护很难跳闸。2。4通讯干扰输电线路电磁场对通讯与信号系统的干扰问题也是相当重要的，在某些国家（例如日本），它还是选择中性点接地方式的决定因素。每一条交流输电线路的周围空间都建立起交变电磁场，而交变电磁场将在临近的导体回路内感应出电压，当这种回路是位于高压输电线路附近的通信线路或信号系统时，感应出来的电压就可能造成严重的干扰，甚至危急工作人员的安全或引起信号装置的误动作.输电线路所造成的干扰有两种,一种时低频干扰，另一种是音频干扰，造成干扰的途径也有两种，一种是静电感应，一种是电磁感应。当电力系统正常运行时，则无论中性点接地方式如何，中性点的位移电压都等于零,各相电流以及对地电压数值相等,因而它们在线路周围空间各点所造成的电场和磁场均彼此抵消，不会对通讯系统造成干扰和影响。如三相有些不对称，中性点位移虽不等于零，但也不会很大,因而干扰也不严重，但对持续存在的零序分量应予以一定的注意。中性点不接地系统的接地电流通常都是很小的，因而一般不会在通信线路上感应出很高的电压。但是,也应该注意，这种系统最容易同直接接地系统的故障电流差不多的.干扰的严重程度并不是取决于电流的大小,而是同地中电流的延续时间及波形有密切的关系.不接地系统一般没有作用于跳闸的接地保护装置,接地故障的延续时问较长,还有发弧时的高频振荡，因而干扰比较严重.从干扰的角度来看，中性点经小电阻接地当然是不利的一种接地方式，不过也应该指出，在这种条件下,由于接地故障被迅速切除，所以干扰延续的时间是最短的。谐振接地方式的干扰有三种表现形式，即工频干扰、音频干扰和接触干扰。所谓工频干扰是指电网正常运行或单相接地故障运行时，中性点位移电压对邻近通讯线路产生的干扰，前者低于15％的额定相电压：后者等于相电压,起控制作用。但与电磁干扰相比，其值相当低微,那么为何在正常运行的情况又会引起某种程度干扰呢？其原因主要还是由电磁干扰引起的。只要降低电网的不对称度，限制通过消弧线圈的不对称电流，问题便解决了。音频干扰可以忽略不计，这是谐振接地方式值得重视的一大优点.此乃因零序阻抗趋近无限大使然。而中性点不接地方式的零序阻抗远小于上述数值,通常称之为“中性点绝缘"的概念是错误的。从表面上看中性点不接地,实质上是经过电容接地的，因其容抗远远小于无限大。若当其值与15倍频率的阻抗相等时，因承受变压器励磁回路产生的三次谐波电压,便可能引起音频干扰。这是谐振接地方式与中性点不接地方式的不同之处.接触干扰是指高压线路断线后，落到通讯线路上产生的干扰。一般误认为这一情况是十分危险的，但仔细分析起来并非如此.因为谐振接地埘三相电容不平衡是非常敏感的,此时相当于发生了单相接地故障，因故障相的电压大大减小,电力线与通讯线之间流过的电流，几乎可以小到忽略不计的程度.国外50kV系统的远行经验，完全证实了这一分析.如果万一将通讯线路的绝缘击穿，因残流甚小通讯线路将会共享谐振接地方式的优点.对于现代化诚市而言，谐振接地方式的这些优点就越加明显了。2.5配电网接地方式的比较电网的运行特点与中性点的运行方式有密切的关系，不同中性点接地方式的电网有着不同的运行特性，下面是经消弧线圈和经小电阻两种接地方式电网的运行特点比较，前者代表中性点自动补偿经消弧装置接地，后者代表经小电阻接地方式。电网绝缘水平:电网当发生单相接地故障时，前者非故障线路对地电压上升为系统的线电压；而后者非故障相电压在线电压和相电压之间，比前者要小，因此，前者要求电网的绝缘水平高，而后者要求低。供电的连续性、可靠性和故障范围：当电网发生永久性接地故障时，前者将接地故障电流降低到残流值后,对永久性故障实现跳闸检修,对瞬时性接地故障能够自动消除，有时前者町以带故障运行,时间可以延长到2个小时；后者因为是低电阻接地的电网，接地电流将明显增加，电网对所有故障瞬间跳闸切除故障线路。人身安全：接地故障电流的威胁主要表现在接触电压和跨步电压两个方面，前者故障后系统可以带故障运行，且由于消弧线圈的补偿作用，接地点接地电流很小，其跨步电压和接触电压小，对人身安全危险小；小电阻接地方式的电网发牛单相接地故障时，故障电流大，在故障点和中性点附近形成了危险的跨步电压和接触电压,对人身安全危险大.继电保护的选择:后者虽然供电可靠性差、但是零序过电流保护实现起来比较简便，选线工作容易实现，前者在发生单相接地故障时故障线路残流很小，选线工作的实现比较困难。对通讯与信号系统的干扰:输电线路造成的干扰主要通过两种途径，一种是静电感应，一种是电磁感应，电力系统中发生单相接地故障时，出现的零序电压和零序电流是强大的干扰源。在经消弧线圈接地的小电流接地系统中，其主要作用是静电感应：在经小电阻接地的大电流接地系统中，则是电磁感应为主.静电感应可以用比较简单的方法限制，但是，电磁感应的消除要困难的多，消弧线圈接地在降低对通信与信号系统的干扰方面的优越性是很明显的，因为一旦发生单相接地故障，感应回路中的电流在其中的分布都是受控制的，而和接地无关，中性点经小电阻接地对通信与信号系统的干扰而言是一种不利的接线方式，所以必须采取接地故障的迅速切除,减少干扰持续的时间.表2．4列出了各种中性点接地方式的优缺点,说明中性点接地方式是一个涉及到电力系统许多方面的综合问题，在选择中性点接地方式时，必须考虑一系列因素,其中主要是人身安全、供电可靠性、电气设备和线路的绝缘水平,继电保护工作的可靠性、对通信和信号的干扰等。3南安市区10kV配电网现状3.1南安市区电网现况3．1．1南安市地理情况南安市位于福建省东南部，现辖溪美镇、美林街道、柳城街道、仑苍镇、英都镇、翔云镇、东田镇、官桥镇、水头镇、石井镇、蓬华镇、诗山镇、码头镇、金淘镇、眉山乡、向阳乡、九都镇、罗东镇、乐峰镇、梅山镇、洪濑镇、洪梅镇、康美镇、省新镇、霞美镇2个乡、21个镇及2个街道。市中心区包括溪美镇、美林街道、柳城街道三个，南安地区总人口约147万人,面积2036平方公里。3.1.2南安市区主网现状南安市区电网主要依靠省网供电，地方小火电、风电作为补充供电电源，电网主要电压等级为220／110／35／10(干伏）。2013年底，南安市区有220kV变电站4座，110kV变电站28座，35kV变电站7座，1lOkV变电站全部实现无人值班运行。3.1.3南安市区10kV配电网现状接地方式：南安北区10kV配电网主要接线方式为树干式接线、放射式接线和单环网接线。开关房10kV接线采用单母或单母分段的接线，配置两个电源进线柜、配电房一般安装了一台至两台配电变压器，容量在315kVA～800kVA之问。南安北区10kV配电网网架结构薄弱，基本无环网结构，主要接线有树十式接线和放射式接线。开关房10kV接线采用单母线或单母线分段的接线方式，配置两个电源进线柜，配电房一般安装了一台配电变压器，容量在200kVA~1600kVA。10kV配电线路：南安市区10kV配电网属混合线路嘲，其中市区以电缆线路为主。北区则以架空线路为主。早年整改的丰十线电缆截面较小，多为70～150mm2，近年则基本采用截面较大的电缆，多为240～300mm2,均采用交联聚乙烯电缆.全市架空线多采用LGJ型钢芯铝绞线,主干线导线截面为95～150mm2，次于线为70～90mm2,分支线25～50mm2.3.2电容电流测量3．2．1测试方法利用广州智光电气有限公司生产的DRC—I型配电网接地电容电流测量仪,采用“异频信号注入法”，结合变频、微机和数字信号处理等技术，通过在变电站母线PT二次的开口三角端注入一定频率的非工频信号，即可从接地电容电流测量仪上直接读取电容电流值，接线见图3．1。图3．110kV配电网电容电流测量接线图3。2.2测试条件图6中的R代表母线高压侧中性点增设的消谐电阻，用于限制谐振过电压。部分变电站装设了电阻R，测量时应短接R,否则应引起较大的误差，甚至无法进行测量.进行配电网电容电流测量时，母线应分列运行，如果母线并列运行,应保证测量母线上只有一个PT运行。否则,因母线上有多个PT，导致PT间相互分流，会引起较大误差，此时的测量结果会小于母线的实际电容电流值。配电网通过消弧线圈或小电阻接地的系统，测量时应退出消弧线圈或小电阻。开口三角端（3Uo)安装的消谐电阻（140Ω)及其负载不影响电容电流的测量。3。2.3测量结果2004年8月9日至13表3.4220kV玉叶变电站的测量结果母线编号第1次（A)第2次（A）第3次（A）第4次（A）平均值(A）10kV1M22。9121。2522.4323.0422.4110kV2M12.2912。2911。6111。6911。97表3.5220kV贵峰变电站的测量结果母线编号第1次（A）第2次（A）第3次（A)第4次（A）平均值（A）10kV1M129.3127。9127。6125.6127。610kV2M151.5144.9145.7147.0147.3表3.6110kV湖美变电站的测量结果母线编号第1次（A）第2次（A）第3次（A）第4次（A）平均值(A)10kV1M49.2348。6949.2749.9849.2910kV2M63。2463。1463。8364.1463.6310kV3M39。2839。2139。0838。5739.04表3.7110kV溪美变电站的测量结果母线编号第1次（A)第2次（A）第3次（A）第4次（A）平均值（A）10kV1M66.7767.0668。8668。3667.7710kV2M66。2065.6465。0764。0165.23表3。8110kV湖美变电站的测量结果母线编号第1次（A）第2次(A)第3次（A）第4次（A）平均值（A）10kV1M109。10108.60110。10110。50109。6010kV2M109.20108.60109。20108.80108。90表3.9110kV美林变电站的测量结果母线编号第1次(A）第2次(A）第3次（A）第4次（A）平均值（A）10kV1M系统对地为纯阻性，无测量结果表3.10110kV坵洋变电站的测量结果母线编号第1次（A)第2次（A）第3次（A）第4次（A）平均值（A）10kV1M开口角电压回路异常，无测量结果3.2。4测量结果分析电容电流，测量结果基本与估算值相符,测量结果稳定，数据可靠。10kV美林变电站的测量中,切除小电阻,在切换测试仪注入PT开口三角测量回路的电源频率时，测量回路的等效阻抗，容抗没有任何变化。分析认为:该段母线中有出线与其他站内的10kV线路环网，而其他站有小电阻接地,故无法测量。110kV坵洋变电站的测量中，测试仪无法向PT开口三角测量回路注入信号，分析认为；PT开口三角回路异常，可能为开路，故无法测量。各变电站的电容电流测量结果大部分母线段超过30A，见表3.22，对尚未装设小电阻接地方式的变电站应及时采取措施，装设消弧线圈或小电阻接地方式。表3.22各变电站母线段电容电流统计表电容电流小于10A10A~30A大于30A无测量值母线数量24252比例6%12%76%6％按变电站所属区域划分，市区、官桥、水头、石井变电站电容电流较大，其他变电站电容电流较小。3.3南安市区10kV配电网中性点接地方式的现状1996年4月以前，南安市区10kV配电网中性点全部采用不接地方式运行,由于部分变电站10kV线路大量采用电缆，母线电容电流较大(最大的达100A)，经常出现谐振过电压和弧光接地过电压。据对110kV湖美变电站10kVⅡ段母线的统计,96年9月18日～97年5月25日期间,多次出现PT谐振过电压，共烧断PT高压熔断器8次,110kV美林变电站于投产后运行1个多月时间，10kVI、2004年4月起，南安市区分别在美林变电站10kVI、Ⅱ段，湖美变电站III段，诗山变电站I、1I母线上装设了可调电抗器与消谐电阻串联方式的微机控制自动消弧装置,对防止谐振过电压和弧光接地过电压起到很好的抑制作用，但由于自动消弧装置当时的制造质量不高，10kV线路单相接地时，消弧线圈有很大的振动响声,运行中烧毁了一台，检修维护工作量大，且无法进行正确的故障选线,经过3年多运行后,1999年11月全部改造为小电阻接地方式。2005年6月起，南安市区分别在部分变电站10kV母线加装了小电阻接地方式，到目前为止己在13座变电站的24段母线上装设了小电阻接地方式，分别选择了16Ω和15Ω两种电阻器(见表3．23),其他5座变电站采用不接地方式。表3．23各变电站lOkV母线电容电流及接地方式表电压等级变电站名称母线编号线路条数电容电流/A接地方式电阻值Ω220kV玉叶变10kV1M522。41不接地1610kV2M211.97小电阻16220kV贵峰变10kV1M11127。60小电阻1610kV2M10147。30小电阻16110kV湖美变10kV1M849。29小电阻1610kV2M963。63小电阻16110kV溪美变10kV1M1067。77小电阻1610kV2M865.23小电阻16110kV湖美变10kV1M10109。60小电阻1610kV2M9108.90小电阻16110kV美林变10kV1M9无测量结果小电阻15110kV坵洋变10kV1M8无测量结果不接地4南安市区10kY配电网中性点接地方式的选择4。1南安市区10kV配电网中性点接地方式的选择4。1。1南安市区10kV配电网中性点接地方式的选择从上面对南安市区配电网的调查可知，南安市区7座变电站中，除玉叶站、坵洋站两座郊区变电站采用电缆和架空线混合线路外，其它5座变电站均以电缆线路为主，目前已在12座变电站中装设了小电阻接地方式。在实际运行中，具有下列优点：有效地降低单相接地故障时非故障相的过电压，抑制弧光接地过电压，消除谐振过电压和断线过电压.可采用绝缘水平较低的电缆，减少配电网的投资，同时原有绝缘水平较低的电缆可继续运行。单相接地故障时，流过故障线路的电流较大，零序电流保护有较好的灵敏度，可以较容易地切除接地线路。随着光纤通信的普及，小电阻接地方式对通信干扰影响越来越小。接地变压器和电阻器运行较为可靠,检修维护工作量少.基于南安市区10kV配电网的结构特点和接地方式现状，建议南安市区继续采用小电阻接地方式，并尽快存坵洋变电站10kVI段母线装设小电阻接地方式。玉叶变电站10kVI、II段母线分别通过分裂电抗器连接,10kVI段母线不必单独装设小电阻接地，这样，南安市区将形成统一的接地模式，便于环网柜的推广和应用。有利于完善10kV配电网的网架结构.南安市区采用小电阻接地方式，同时也存在下面的问题：架空线路由于瞬时故障较多，造成线路跳闸率高,使供电可靠性下降，影响正常供电。单相接地故障时,按地电流较大，当故障发生在开关柜内时，很容易造成开关柜三相短路，甚至开关柜“火烧连营”。所以在选择小电阻接地方式时,还需对这种接地方式进行优化，并选择绝缘能力较强的全工况开关柜。4.1.2小电阻接地方式的优化中性点经小电阻接地电网在发生永久性或瞬时性故障时,都可以实现立即跳闸切除故障线路,正是这种运行特点，决定了它在架空线路或是供电可靠性要求比较高的电缆线路里面应用的局限性.如果采用小电阻按地方式和综合重合闸配合使用，那么可以大大地提高供电可靠性。下面根据10kV中性点经16Ω电阻接地的10kV配电系统的固有特性,提出为提高供电靠性,对传统的10kV馈线三相一次重合闸改进为10kV馈线综合重合闸的逻辑条件和改进办法.4.1.2。1重合闸改进问题的提出我国10kV配电网长期以来主要采用中性点不接地方式或经消弧线圈接地方式运行，这也使传统的10kV馈线三相一次重合闸装置只有一种重合闸方式，即开关位置不对应重合闸方式。随着10kV中性点经16Ω或15Ω电阻接地方式在南安供电局配网的采用,变电所中少量10kV架空出线或电缆和架空混合出线，发生单相接地故障造成三相跳闸的次数明显增加,这就影响了日前配电系统供电的可靠性。根据统计，这些单相接地故障有85%以上是瞬时性故障，通常存馈线故障停电以后进行巡线检查时没有发现明显的故障点，经1～2个小时后馈线试送电成功。对于10kV馈线这一类单相接地瞬时性故障,如果在馈线保护中投入重合闸方式，则能实现三相跳闸一次重合闸的功能，而可以提高馈线供电的可靠性。但是，投入10kV馈线重合闸装置又有一些问题必须考虑：为了防止变电所10kV馈线近端短路造成主变线圈变形损坏或断路器事故，必须设置电流速断保护闭锁重合闸方式。对于电缆和架空混合线路，可以考虑采用安全性较高的单相接地故障二相一次重合闸方式，此时故障线路的断路器开断或重合的短路电流只是主要由单相接地故障时10kV中性点的电压和中性点16Ω电阻所确定的阻性电流（在设计中电阻的选择使得阻性电流远大于容性电流)，约为400A。一些远离变电所的10kV开闭所,如果短路电流较小，也可以考虑采用开关位置小对应重合闸方式。为了解决以上一些问题，南安供电局在对变电所进行10kV中性点经16Ω或15Ω电阻接地改造的同时，对10kV馈线三相一次重合闸的逻辑流程进行改进,并开发虑用10kV馈线综合重合闸。4。1.2.210kV馈线微机保护综合重合闸4。1。2.2.1关键技术原理单相接地故障启动三相重合闸逻辑原理图如图4．1所示图4．1单相接地故障启动三相重合闸逻辑原理图设计原理：称为接地故障电流区分值，可由控制字整定。=K·(=400A，可靠系数K取1．1~1．25)。利用单相接地故障时，或较小且接近单相接地故障阻性电流特征值，其它故障时或较大的特性判别单相接地故障与其它故障。当可靠系数K取1.25,则控制字整定为500A.4。1.2.2.210kV馈线微机保护综合重合闸逻辑原理下面简述由作者参与提出的逻辑构思，由南京自动化设备总厂开发的馈线微机保护综合重合闸的逻辑原理。原有10kV馈线保护为南自厂WXB．121二相二元件二段过流式馈线微机保护，在原有硬件基础上更换软件，使微机保护具有三种重合闸方式的功能。单相接地重合闸：单相接地三相一次重合闸,其它故障不重合;速断闭锁重合闸：单相接地或过流保护动作启动重合闸；不对应重合闸：开关位置不对虑启动重合闸。单相接地重合闸:本重合闸方式启动三相重合闸需同时满足下列逻辑条件:零序电流3人于接地电流整定值；A相和C相电流值都小于系统单相接地故障区分电流值；电流速断保护不动作;控制字在“单相接地：重合闸"。电流速断闭锁重合闸:本重合闸方式在单相接地或过流保护动作启动重合闸，而电流速断保护动作则闭锁重合闸。单相接地肩动三相重合闸需同时满足下列逻辑条件:零序电流3大于接地电流整定值；A相和C相电流值都小于系统单相接地故障区分电流值；电流速断保护不动作；控制字在“速断闭锁重合闸”。过流保护启动三相重合闸需同时满足下列逻辑条件:过流保护动作；零序电流保护不动作;电流速断保护不动作;控制字在“速断闭锁重合闸”.开关位置不对应启动重合闸：本重合闸方式启动三相重合闸需同时满足下列逻辑条件：电流速断保护或过流保护或零序电流保护动作;控制字在“不对应重合闸”。4。1.2.2.310kV馈线微机保护综合重合闸的逻辑原理图10kV馈线微机保护综合重合闸的逻辑原理图如图4.2所示图4．210kV馈线微机保护综合重合闸的逻辑原理图4.2南安沿海地区10kV配电网中性点接地方式的选择4。2。1南安沿海地区10kV配电网中性点接地方式的选择南安沿海地区目前有110kV变电站11座,分别为西庄变电站、塘上变电站、后田变电站、内厝变电站、龙凤变电站、石丰变电站、石井变电站、郭前变电站、集控区变电站、水头变电站和下邦变电站,在这11座变电站中。均采用架空线和电缆混合线路，以架空线为主,南安沿海地区10kV配电网网架结构较强，运行环境恶劣（地处沿海，空气盐分含量高,且经常遭受台风袭击)，已有5座变电站10kV母线电容电流超过30A。目前除石井变电站采用不接地方式外，其他变电站均采用小电阻接地方式。南安沿海地区10kV配电网在运行中暴露下面的问题：10kV架空线残IU，经常出现断线接地现象；石井变电站接地故障跳闸几率高；塘上变电站、后田变电站偶尔出现谐振过电压、烧断PT高压熔断器.2006年9月2日综合以上因素，建议南安沿海地区10kV配电网采用经消弧线圈接地方式，考虑到同一区域采用统一的接地方式为宜,建议将石井变电站小电阻接地改为消弧线圈接地(小电阻设备退出后可装于南安北区变电站）。塘上变电站和后田变电站应尽快加装消弧线圈接地.西庄变电站目前10kV出线较少,电容电流不大,可暂时采用小接地方式运行，待10kV出线增加，电容电流超过10A后再采用消弧线圈接地方式.采用消弧线圈接地时，应选用自动跟踪、自动调谐的消弧线圈接地系统，使配电网经常处在最佳状态下运行,并采用自动选线跳闸装置，适应无人值班变电站的要求。4．2．2新型的中性点补偿接地方式中性点经消弧线圈接地的10kV系统单相接地时可继续运行2小时，经消弧线圈接地可以减少跳闸次数,而日．由于接地电容电流与消弧线圈电感电流相互补偿，瞬时单相接地故障不易发展为相间故障，对通讯系统的干扰很小。但传统的消弧线圈本身调节不方便，不能适应无人值班变电站的要求，日．调节不慎会引起谐振，不能适应电网发展需要,制约了中性点谐振接地方式的应用。随着10kV系统容性电流的不断增大,自动化水平的不断提高,国内中性点补偿接地方式有了较大的发展，出现了自动消弧及选线成套装置以及快速消弧线圈加快速选线跳闸等新型接地方式。快速消弧线圈加快速选线跳闸，即采用快速可控消弧线圈消除瞬时性接地故障，而当非瞬时性故障发生时，快速选出接地故障线路并跳闸。快速可控消弧线圈除满足伏安转性曲线在O～1．1倍相电压范围内线性、快速响应和适应配电网快速发展变化这三个重要性能外，还有如下特点：不调节消弧线圈的励磁阻抗，而在高短路阻抗变压器的二次侧采用可控硅来调节短路阻抗,图4．3、图4．4为该消弧线圈的原理结构和等效电路.图4．3快速可控消弧线圈原理结构图4．4等效电路图4．3中,变压器的高压绕组作为工作绕组（NW)接入配电网,低压绕组作为控制绕组(CW）被两个反向并联的可控硅（SCR)短路。图4．4中,为变压器的短路阻抗，为变压器励磁阻抗。为可控硅的可变等效阻抗。该变压器的特点是短路阻抗约100％，比普通变压器大许多。NW的等效感抗由可控硅的导通角控制，导通角在0º～180º之间连续改变时，NW所输出的补偿电流在O至额定电流之间无级连续变化。此外,加入一个第3阶段绕组作为补偿绕组接入相应的滤波器，将可控硅工作产生的谐波限制在允许值以内。由于可控硅与线幽连接，工作既无电压、电流突变，无反峰电压的良好工况下，其安全性可得到保障。新型消弧线圈经大量检验和现场运行实践，表明它具有快速响应（5ms内可输出补偿电流)、线性伏安特性（在0～1。1倍相电压范围内是一条直线），输出电流可在0至额定电流范围内连续无级调节，实时控制，无需装设防阻尼绕组，消弧效果好，结构简单等优良性能。消弧线圈使接地故障电流变为很小的残流，消弧线圈性能越好,残流就越小,选线就越困难，福建省电力试验研究所研制的配电网接地故障智能检测装置与新型消弧线圈相结合采用零序电量加小扰动的原理提高选线的准确度.该装置采用了先进的数字信号处理器（DSP)技术和14位模数转换(A/D)芯片，还使用了低电流下具有足够精度的零序电流互感器，确保了选线的快速性和准确性。TOC\o”1-3"\h\z\u论文通过分析10kV电网中性点各种接地方式的优缺点、国内各地的运行情况并对南安市区10kV配电网进行深入的调查、研究、试验，得出如下结论：对以架空线路为主的电网，考虑到其瞬间接地短路所占的比例较大，加之架空线路绝缘程度较高,建议采用中性点经消弧线圈接地。对以电缆为主的电网，考虑到电缆故障多为永久性故障，长时间带故障运行对电缆(绝缘较弱）的威胁比较大，建议采用中性点经小电阻接地。南安市区分为互为独立的南北两个区域,由于两个区域的地理结构,经济条件不同,造成10kV配电网差别较大，南北两个区域的10kV配电网中