北京大兴新城地区10kV配电网中性点接地方式的选择和系统改造方法研究

2015-05-30高成友崔浩李根

中国新通信 2015年24期

高成友崔浩李根

【摘要】大兴新城经济社会快速发展，10kV配电电缆网供电容量的提高和供电范围的扩大是其必然趋势。中性点经消弧线圈接地及经小电阻接地是10kV配电网常见的两种接地方式，在实际运行中各有利弊。通过对大兴新城10kV配电网规划方向和目标的研究，以及对现状10kV配电网中性点经消弧线圈接地系统在使用过程中出现的各类问题进行分析，本文认为在大兴新城地区采用10kV配电网经小电阻接地系统的优势更为明显，符合电网未来发展方向。中性点接地方式改造是一项系统工程，本文给出了大兴新城中性点经小电阻接地改造设备安装及保护配置的建议，同时对改造过程中可能出现的各类问题进行了初步的分析。

【关键词】 10kV配电网接地方式小电阻接地

引言：随着大兴新城城市建设和供电服务水平的快速提升，新城地区新建10 kV配电网主要采用电缆敷设方式供电；同时新城地区部分原有架空线路也随道路建设实施入地工程。电缆线路的大量出现，在提高线路输送容量及供电可靠性的同时，也导致系统对地电容电流迅速增加。大兴新城地区现有110kV变电站10kV侧均采用中性点经消弧线圈接地方式，需要较大的消弧线圈补偿容量以满足系统安全运行需要。由于10kV配电网在运行过程中存在负荷变化大，故障停电次数多，操作频繁等问题，消弧线圈分接头及时调整有困难，容易出现谐振过电压等现象，从而影响电气设备安全运行。为满足地区电网快速发展需求，考虑到电力规划建设的超前性和经济性，对大兴新城地区开展10kV中性点接地方式研究，选择符合实际需要的接地方式并推进电网改造，具有重要的理论与实用意义。

一、配电网中性点接地方式及其特点

目前10kV配电网中性点接地方式主要有两种：经消弧线圈接地和经小电阻接地[3]。关于这两种中性点接地方式的运行特点，国内外已经有大量的研究结果和运行经验[4-8]：

1.1中性点经消弧线圈接地

消弧线圈是一个装设于配电网中性点的可调电感线圈，当电网发生单相接地故障时，可以提供感性电流，用来补偿单相接地的容性电流。采用中性点经消弧线圈接地方式，在系统发生单相接地时，利用消弧线圈的电感电流对接地电容电流进行补偿，使流过接地点的电流减小（10A以下）到能自行熄弧范围，因接地电流电容电流得到补偿，单相接地故障并不发展为相间故障。按规程规定中性点经消弧线圈接地系统可带单相接地故障运行2h，因此可有效提高配电网供电可靠性，但消弧线圈接地系统有如下缺点：

（1）电网电容和消弧线圈电感电流在高频下的特性是完全不同的，难以互相补偿；系统谐波电流难以补偿；经消弧线圈接地系统所有电气设备的绝缘均按线电压考虑，从设备制造方面来考虑，它的投资相对较大。

（2）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，从而造成故障点查找时间较长，对人口密集的供电区而言，结果会非常严重。

（3）一般来说，消弧线圈补偿起始电流较大，不能满足变电站初期投入消弧线圈的要求，当变电站带满负荷后，系统电容电流较大，消弧线圈的补偿电流又不够，难以同时兼顾工程初期和工程终期的需要。

1.2中性点经小电阻接地

中性点经小电阻接地即是在中性点与大地之间接入较小的电阻，该电阻与系统对地电容构成并联回路，可有效防止谐振过电压和间歇性电弧接地过电压。在系统发生单相接地故障时，零序电流保护装置可迅速、可靠地切断故障线路，限制了单相故障向二、三相发展的可能。另外，小电阻接地装置还具有运行可靠、操作简单的优点。

对于城市中心变电站采用小电阻接地方式，它的优越性还体现在以下几个方面：

（1）经小电阻接地这种接地方式可以降低弧光接地过电压倍数，破坏谐振过电压发生的条件。发生单相接地故障时，可以准确迅速地判断出故障线路，并在很短的时间内切除，使设备耐受过电压的时间大幅度缩短，为系统设备降低绝缘水平创造有利条件，使系统运行可靠性增加。

（2）中性点经小电阻接地配网系统，当中性点电阻阻值不是很大时，接地电弧熄弧后，零序残荷将通过中性点电阻提供的通路泄放，当发生下一次燃弧时，其过电压幅值和从正常运行情况发生单相接地故障时的情况相同，并不会象中性点不接地或经消弧线圈接地系统，由于多次燃弧、熄弧而使过电压幅值升高，从而造成10kV系统瓦解。

（3）对于消弧线圈接地方式，当发生单相接地故障时，目前是采用选线装置来寻找故障线路，这种方式很不准确，而且易引发其它故障（如相间故障）；采用人工巡检手动点掉再重合，逐路拉试，影响供电可靠性。采用小电阻接地后，可以自动巡检通过继电保护及时将故障线路跳开，切除故障，保持系统正常运行。

二、大兴新城基本情况及电网发展规划

2.1大兴新城的发展定位

大兴新城位于大兴中北部地区，规划用地规模约163平方千米，其中规划建设用地面积约为6500公顷。大兴新城基本包含了地区未来重点发展的行政中心、居住集散地、产业用地以及备用发展地。根据大兴新城规划，未来将在大兴新城范围内构建“一心六片三组团”的城市空间结构，是地区政治经济社会发展核心地区，也是首都南部发展极点地区。

2.2大兴新城电网规划

大兴新城现有110kV变电站10kV出线主要有电缆和架空两种，10kV中性点均采用经消弧线圈接地方式。10kV电缆网主要采用双射式结构，还有少数单射式结构；架空网主要是多分段部分联络的结构。

根据规划，大兴新城地区新建110kV变电站终期均安装3台主变压器，每台变压器容量均为50MVA，110kV主接线采用3电源进线扩大桥接线，可满足一路电源进线或一台主变故障时的N-1要求，即使在N-2情况下也可满足部分重要用户供电[1]，10kV采用6分段环形接线，每段母线有7回出线。

根据区域重要性和电网规划网架结构特点，大兴新城被定为B类供电区域[2]。为保证新城地区供电可靠性，地区新建10kV中压配电网推荐使用电缆线路，网架结构采用双环网或单环网接线方式[2]。

三、大兴新城地区10kV配电网中性点接地方式的选择3.1 现状10kV配电网中性点接地方式及运行经验

目前，大兴新城内110kV变电站10kV侧均采用消弧线圈接地方式，均为自动调谐型。消弧线圈接地系统在运行中暴露出来的问题主要如下：

（1）随着新城10kV电缆线路长度的增加，系统的容性电流迅速增加，部分变电站存在着消弧线圈补偿容量不足、甚至欠补偿的问题。

从表1中可以看出，新城内的变电站10kV母线容性电流已经接近、达到甚至超过了消弧线圈所能补偿的最大感性电流。为使消弧线圈能够实现过补偿并具有一定的调节裕度，需要继续增大接地变压器和消弧线圈的容量，然而，继续增加消弧线圈的容量已经十分困难。

（2）由于控制系统故障造成调档失败，有的装置在发生故障后不能在短时间内排除，只好运行在手动模式，失去了自动调谐的优势。

（3）在发生单相接地故障后，由于控制系统未及时将串接阻尼电阻短接，造成熔断器熔断；待系统恢复正常后，又因为阻尼电阻无法自动投入运行，引起中性点位移电压偏移严重，系统误发接地信号。

3.2地区配电网网中性点接地方式的选择

（1）采用消弧线圈接地方式。考虑到大兴新城地区未来10kV线路将全部采用电缆敷设方式，且目标网架为双环网或单环网[A2]，电网发展后期每段10kV母线容性电流均达到200A以上，需要配置1200kVA以上容量的消弧线圈，这将极大提高变电站建设成本，也为站内设备布置带来麻烦；同时，消弧线圈在电缆网系统中的使用，更为设备及人身安全带来隐患。

（2）采用小电阻接地方式。对于中压配电网中性点经消弧线圈接地系统，当单相接地故障电流达到100A时，宜采用经低电阻接地方式[9]。鉴于大兴地区电网现状及未来电网规划定为，综合考虑北京城区变电站已经采用小电阻接地方式运行多年，积累了丰富的运行经验，本文建议在大兴新城地区逐步实施110kV变电站10kV中性点经小电阻接地系统改造工作。

四、系统改造设备安装及保护配置

4.1小电阻接地设备安装及其位置

由于大兴新城地区110kV变电站均采用变压器Yn，d11接法，10kV侧没有中性点引出，因此必须配备接地变压器。接地变压器的功能是为中性点不接地系统引出一个中性点。通常接地变压器为曲折形绕组联结法的Z型变压器，在中性点处引出中性点套管，加装接地电阻或消弧线圈，其联结图如下所示：

在采用小电阻接地方式的电网中，当发生单相接地故障时，通过接地电阻器的故障电流一般在 100A～2000A 之间，接地电阻器的阻值由电网电压等级和设定的故障电流决定，阻值一般小于 20接，由特定形状的电阻片单元通过串、并联方式组合而成，以满足电网的要求。

4.2 变电站内一次设备及保护配置

原有站内消弧线圈控制柜挂所内变共用一个开关柜，在进行小电阻接地系统改造时，需要将小电阻接地系统控制柜与所内变控制柜进行分离（根据站内实际情况采取增加开关柜或者将10kV馈线柜改造的形式），同时安装方式需要进行适当调整。

10kV系统中性点经低电阻接地后，保护配置原则如下：4.2.1接地变安装于10kV分支处

接地变安装于10kV分支处，且必须满足以下条件：

（1）主变高压侧为单母线分段或线路变压器组接线形式，具有高压侧主开关；（2）主变为二卷变压器；（3）接地变无二次线圈，或二次引出线短路时不会引起主变差动误动；（4）10kV系统发生主变差动范围之外的接地故障时，差动保护中的不平衡电流不足以使差动保护误动掉闸。

在满足以上条件时，保护配置可按以下原则配置：

（1）接地变CT不接入主变差动回路；（2）配置三相两段式定时限相间过电流保护，接地变保护动作于变压器总出口；（3）配置三段式定时限零序过流保护，采用专用零序CT。一段跳本变压器相邻分段；二段跳变压器10kV主断路器，并闭锁相邻分段自投（不考虑主变差动范围内接地故障造成二段动作后闭锁自投引起的母线停电）；三段跳变压器总出口。

4.2.2接地变安装于10kV母线处

接地变安装于10kV母线处，对于110kV侧为桥形接线时，为不扩大故障范围，适用接地变安装在10kV母线处，其它接线形接地变亦可安装于10kV母线处，但对于单母线分段而言，安装于10kV母线处则不够经济。保护配置原则如下：（1）配置三相两段式定时限相间过电流保护（2）接地变接于10kV母线时，接地变三相两段式定时限相间过电流保护动作于对应母线的变压器总出口；（3）接地变接于10kV母线时，应配置两段式零序电流保护：一段跳相邻分段；二段跳变压器10kV主断路器，并闭锁相邻分段自投。

4.3 10kV馈线设备及保护配置

对10kV馈线柜，每台需要增加一只零序CT，10kV电容柜分别增加两只零序CT，10kV所内变柜各增加一只零序CT，同时将其零序电流接入该站原有保护装置。

10kV馈线全部采用外附零序电流互感器。

10kV馈线配置零序时限速断和零序过流保护装置，采用微机型保护装置的变电站，加装外附零序回路，投入微机零序时限速断和零序过流保护。

新建和改造变电站的10kV系统，应配置二相CT和外附零序CT，并采用零序实现速断和零序过流保护的微机型保护装置。

4.4开闭站、配电室设备及保护配置

对每台进线柜、馈线柜需增加一只零序CT，若柜内原来已有零序CT，但CT厂家不属于电力公司框架内厂家，或者CT没有通过测试，则酌情增加所需更换零序CT数量。

如果开闭站（配电室）现状保护装置为微机型保护，则原10kV进线保护装置继续使用，10kV进线小电流接地选线功能改为零序电流保护并闭锁10kV分段自投；原10kV出线保护装置继续使用，10kV出线小电流接地选线功能改为零序电流保护，保护动作于跳开本柜断路器；同时原来保护装置软件版本随本工程升级为最新版本。如果开闭站（配电室）现状保护为电磁型保护，则将其更改为微机型保护装置，进线及馈线设置零序保护即可。

五、改造过程中需要注意的问题

由于中性点接地方式的改变涉及的问题较多，需要从电网规划阶段全面考虑各种因素，科学规划，循序渐进，为大兴地区10kV配电网中性点改造及电网可靠运行创造有利条件[10-14]。（1）明确供电区域。在新城地区采用小电阻接地系统后，大兴电网将面临消弧线圈接地和小电阻接地系统并存的情况，需要对采用小电阻接地系统的变电站及其供电区域进行研究，明确两种系统的分界面和交叉点。（2）配电设备提前规划。由于负荷需求的快速增长及变电站建设的滞后，地区内存在许多跨供电区域供电的情况，在明确小电阻接地的供电区域后，应对在此区域内的配电设施提前进行规划，配置相应零序保护装置或者预留将未来进行保护改造的空间，在变电站建成后迅速完成负荷导入和供电分区重新划分工作。（3）负荷接入控制。变电站建成后负荷接入通常包括两种情况：一种是将其他变电站供电负荷切改至新建站，另一种是为用户新出线路。为保证经小电阻接地系统的可靠运行，应对负荷接入进行一定的控制。对于切改至新建站的负荷，不可采用架空线路供电；新建配电线路均需采用电缆线路。（4）配电网互联。为提高10kV配网供电可靠性，通常在110kV变电站间有一条或者多条10kV联络线路，在必要的时候一座变电站的负荷可通过相邻另一座或者多座变电站带出。由于大兴地区目前10kV配网中性点均采用经消弧线圈接地系统，因此在出现小电阻接地方式后，应考虑配电网络互联带来的问题。

六、结论

随着电缆网供电容量及供电范围的扩大，大兴新城地区现有中性点经消弧线圈接地系统已经不能满足运行需要。通过对中性点经消弧线圈接地及经小电阻接地系统适用范围、优缺点的比较，本文建议在大兴新城地区选择小电阻接地方式，并逐步开展系统改造工程，以满足负荷增长及电网发展需要。为确保中性点接地系统改造工程的顺利实施，在改造过程中对设备安装及保护配置需要遵循一定的标准，同时需要对改造过程中可能出现的问题进行必要的研究和准备。

参考文献

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