变电站10kV系统接地方式技术改造

变电站10kV系统接地方式技术改造

邵刚涛1王小文2王耀斌2

1西安长庆科技工程有限责任公司陕西西安7100182长庆油田分公司水电厂陕西西安710200

摘要：近年来随着配网电缆比例大幅增加，系统对地电容电流增大，易造成接地电弧无法自熄，进一步导致相间故障扩大故障范围，故新建变电站10kV侧已多不采用该种接地方式。中性点经小电阻接地系统能快速检测出故障线路，同时将故障快速切除，限制非故障相电压升高，对设备绝缘要求较低，造价较少，有利于发生故障时保障人身设备安全。但是故障电流较大，跳闸次数多，不利于提高供电可靠性。中性点经消弧线圈接地是目前变电站采用较多的接地方式，多经过接地变与10kV系统相联。单相接地故障发生时，消弧线圈能够自动跟踪电网电容电流产生相应的电感电流进行补偿，从而使接地点电弧熄灭，接地故障自动消除恢复正常状态，可允许带故障运行2h，提高了供电可靠性，同时降低了跳闸率。

关键词：不接地系统；故障相经电抗器接地；技术改造

1改造方案选择

某油田110kV变电站建于2001年，主要为油田用户供电，以架空线为主，早期用电负荷较轻，故变电站10kV侧采用中性点不接地形式，10kV线路投入重合闸以提高供电可靠性。随着该地区块石油开采的滚动发展，该站10kV系统馈线逐年增多，且多采用电缆架空线混合走线的方式，使得近年接地故障不断攀升，原有10kV中性点不接地方式已不能适应电网发展的需求。为兼顾供电可靠性和人身安全，亟需对该站10kV侧的接地方式进行技术改造。该110kV变电站改造前已成为该片区主要的电源点，由3条110kV线路主供，两条备用；35kV线路主供专线用户，改造前共有11回10kV馈线，分别位于两段10kV母线。由于该站建设较早，10kV未安装接地变，如需改造为中性点经消弧线圈接地则需对站用变进行改造，或者增加接地变，施工较为繁琐，工期长，投资大。故本站采用中性点经故障相小电抗接地方式，同时完善并投入选线跳闸功能，防止单相永久性接地故障时发生人身设备安全事故。

2故障相经小电抗接地方式原理

改造方案采用的10kV智能电抗器接地保护成套装置，主要由微机控制器、高压熔断器、隔离开关、电压互感器、真空断路器、电抗器、高压限流熔管和中央录波屏组成，其原理如图1所示。微机控制器实时采集三相电压、零序电压和各馈线零序电流，当电网正常运行时，真空断路器KA、KB、KC断开，该110kV变电站10kV侧为中性点不接地系统；当发生单相接地故障时，接地点的零序电流幅值最大，是非接地线路的零序电流之和，相位和非接地线路相反，并且滞后零序电压90°。微机控制器采用群体零序电流比幅比相加比零序电压相位原理进行判别，当零序电压大于整定值时，对所有馈线的零序电流幅值排序，取幅值最大的前2～4个馈线电流比相，若某线路电流与其他馈线电流方向相反，且滞后零序电压90°，则判断该线路接地，否则判为母线接地。

微机控制器首次检测到接地故障时，假定为瞬时性故障，接通相应相真空断路器，将故障相通过电抗器接地，旁路故障电流，钳制故障电压，促使弧光熄灭；延时t1时间退出电抗器，若故障消除，则系统恢复正常。若故障仍然存在，立刻再次闭合故障相真空断路器，满t2时间再分断。若故障仍存在，则判为永久性接地，再次闭合真空断路器，使故障相通过电抗器接地，经过t3延时后，由智能保护装置跳闸箱发跳闸命令切除故障线路。该智能接地保护装置能对所有类型接地故障实施有效保护，较好地解决了以往中性点经消弧线圈接地方式存在的高阻接地选线不准的缺陷，能够对难以判断的架空线路断线、电缆线路受潮、老化等高阻接地提供有效保护。

3方案实施

方案实际实施中，在每段10kV母线上各装一套智能电抗器接地保护成套装置，利用该110kV变电站已有的10kV母线电压互感器PT和高压隔离开关，将智能电抗器接地保护成套装置高压部分与母线PT并联后经过母线刀接入10kV系统，取消装置自带的电压互感器和隔离开关，将保护装置与10kV母线PT同时投退。改造工程需结合原有设备和新安装的智能接地保护装置，实施过程中需注意以下几点：

（1）永久性接地的时候，智能接地保护装置跳开故障线路后，应闭锁其重合闸，防止开关重合对设备造成更大冲击，因此需将接地保护装置跳闸箱引出的跳闸线接到相应馈线继电保护装置的手跳回路上。

（2）从各段母线PT引三相电压和零序电压到对应的微机控制器，取母线上各馈线零序电流互感器CT电流经过微机控制器后再串到主控室的中央录波屏。值得注意的是，各馈线零序CT必须进行一次升流确定变比和带负荷能力，这是保证装置正确动作的前提。该工程升流过程中发现有馈线零序CT因为老化损坏出现带负荷能力不足导致无法精确传变电流，并及时进行了更换。

(3)智能接地保护装置微机控制器应根据需要投入主/后备保护。主保护是当有单相接地、谐振等故障时，装置保护投电抗器接地，同时告警、选线及发信；后备保护是当有单相接地、谐振等故障时，装置保护动作闭锁，真空断路器不动作，仅告警、选线及发信。每台装置投入运行前均需对主保护和后备保护进行正确设定，目的是为了保证两段母线并列运行时各段保护装置协调动作。当母线并列运行时，必须只能一台为主保护，另一台为后备保护，通过装置面板上的3ZK主/后备保护设置开关和引入10kV分段500开关的一对常闭触点可实现不同运行方式下的自动设置。

（4）原有两段母线PT均已装有低压消谐装置，需解除智能接地成套保护装置自带的消谐装置，防止同时作用使消谐功能紊乱。

图2为主/后备保护功能设置电路原理图，当3ZK闭合时，分段开关辅助触点ML被短接，真空断路器电源始终被接通，能够正常动作，处于主保护状态。当3ZK断开时，真空断路器电源回路受分段开关500常闭接点ML控制，当分段开关断开时，ML接点闭合，真空断路器电源被接通，真空接触器能够正常动作，为主保护；当分段开关闭合时，ML接点断开，真空断路器电源被分断，真空断路器无法动作，变为后备保护。

改造方案将该110kV变电站分段500两对常闭触点分别引入两段母线智能接地保护装置的真空断路器控制回路，同时将两台装置的3ZK一个打至“合”位，一个打至“分”位，即可实现主/后备保护功能自动设置。当两段母线并列运行时，分段开关500合位，3ZK为合位的装置为主保护，另一台为后备保护；当两段母线分列运行时，500分位，两台装置均为主保护状态。

为减少停电时间，对整个改造工程施工进度进行了优化，共花费4个工作日，每段母线改造各花费2个工作日，一、二次施工及升流完成后对装置进行了现场调试，按照定值验证高阻接地、金属接地、弧光接地时真空断路器能否可靠动作，接地保护装置跳闸箱对应接点能否可靠闭合出口，跳闸线是否对应正确的馈线，装置故障动作信号软报文、硬接点报文是否正确等。其中运用中央录波屏上的嵌入式录波管理单元实时采集10kV三相母线电压和各10kV馈线零序电流，用于接地故障分析判断；同时通过变电站内局域网将相关数据信息和报警信息传至后台监控计算机进行分析处理。

4结语

为提高供电可靠性，同时保障单相接地故障时人身设备安全，将该110kV变电站10kV侧中性点不接地方式改造为中性点经故障相小电抗接地方式。本文介绍了故障相接地方式原理和改造方案中需要注意的几个方面，经过紧张施工与验收，改造工程达到了预期目标。智能接地保护装置在安装完成并投入运行，虽未动作过，但现场调试证明真空断路器能可靠动作，微机控制器可准确跳开故障线路，达到了预期效果。

参考文献：

[1]GB/T50064—2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范[S].

[2]李明，王斌.配电网中性点电阻接地方式和消弧线圈接地方式比较[J].天津电力技术，2011（1）：24-25.