配电网中性点接地方式怎么选择？
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配电网中性点接地方式怎么选择？我国中压配电网主要指10(6)～60kV电压等级的电网。过去，由于配电网容量较小，中性点主要采用不接地或消弧线圈的接地方式。 配电网中性点接地方式我国中压配电网主要指10(6)～60kV电压等级的电网。过去，由于配电网容量较小，中性点主要采用不接地或消弧线圈的接地方式。随着国民经济的快速增长，人民生活水平的普遍提高，配电网的容量日益增大，广大用户对电网供电可靠性的要求也越来越高。原有的中性点接地方式已越来越不能满足电力系统的发展要求。 中性点接地方式的确定是一个涉及供电安全可靠性和连续性、配电网和线路结构、过电压保护和绝缘配合、继电保护方式、设备安全和人身保安、通信干扰、系统稳定等多方面因素的一个系统工程。不同地区、不同特点的配电网，在不同的发展阶段，这些因素和要求都不一样，需考虑采用不同的中性点接地方式。 因此，必须要事先全面分析，进行充分的技术经济比较分析，综合考虑各种因素，才能确定具体适合系统的中性点接地方式 1 配电网中性点接地方式的分析? 1.1 中性点不接地方式分析 中性点不接地方式结构简单，运行方便，不需任何附加设备，投资少，适用于农村10kV架空线路为主的辐射形或树状形的供电网络。当中性点不接地配电网发生单相金属性接地故障时，故障相对地电压下降为零，两个非故障相对地电压将升高√3倍，变为线电压。此时三个线电压仍保持对称和大小不变，对用电设备的继续工作没有什么影响，故规程规定，系统仍可以继续运行2h，但要求各种设备的绝缘水平应按线电压来设计。 中性点不接地方式在单相接地故障时，仍能继续供电是一个很大的优点。但随着配电网规模的扩大，电网中电缆数量的增多，使电网对地电容电流大幅度增大。这样单相接地故障时故障点的电弧不能自行熄灭，可能产生稳定或间歇性弧光过电压，在6～10kV系统中，由于对地电容电流过大而容易发生电缆放炮、开关绝缘子爆炸等事故。由于母线绝缘监视用PT的改型，其伏安特性的降低造成了普遍的铁磁谐振过电压现象，若同时伴有电弧间歇性击穿就可能会造成PT被烧，甚至会发展成“火烧连营”的严重事故。故中性点不接地方式在我国配电网中仅是一种过渡方式。 1.2 中性点经消弧线圈接地方式分析 为克服中性点不接地电网在单相接地电流较大时容易产生电弧接地而造成危害的缺点，出现了老式消弧线圈接地的方式。消弧线圈于1916年由德国工程师彼得逊(W.Petersen)发明，1917年首台消弧线圈在德国Pleidelshein电厂投运。运行经验表明其广泛适用于中压配电网。德国、中国、前苏联、瑞典等国均长期使用此种接地方式。 根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T620-1997)规定:对于架空线路单相接地电容电流小于10A时，可采用中性点不接地方式，而大于10A时，应采用经消弧线圈接地方式。中性点经消弧线圈接地配电网和中性点不接地配电网一样，在发生单相接地故障时，可不立即跳闸，系统可继续运行2h。然而老式消弧线圈接地装置存在着以下问题:? 1.2.1 只能运行在过补偿状态，不能长期运行在欠补偿状态，更不能运行在全补偿状态下。由于采用过补偿方式，发生单相接地故障时，流经故障线路和非故障线路保护安装处的零序电流都是本线路的电容电流，其方向均为母线指向线路，大小差异也不大。故零序电流保护和零序方向保护无法检测出故障线路。 1.2.2 老式消弧线圈采用手动调匝结构，必须在退出运行后才能调整分接头，故在运行中不能根据电网电容电流的变化及时进行调整，不能很好的起到补偿作用。也不能总保持在过补偿状态，仍会出现电弧不能自灭及过电压问题。脱谐度和中性点位移电压(要求不超过额定相电压的15%)也难以保证满足要求。 老式消弧线圈已经跟不上实现配电网自动化发展的要求，故出现了微机控制的自动跟踪补偿消弧线圈，并已投入实际运行。自动调谐方式较人工调谐方式的显著优越之处有两点:①前者能保证调谐的精度和能够限制电网的内部过电压；②人工调谐时需要退出消弧线圈，而自动调谐则不需要。自动跟踪补偿消弧线圈装置可自动实时的监测跟踪电网运行方式的变化，快速调节消弧线圈的电感值，以跟踪补偿变化的电容电流，使脱谐度始终处于规定的范围内。大多数自动跟踪消弧线圈装置在可调电感线圈下串接阻尼电阻，以抑制消弧线圈谐振，使中性点位移电压满足规程规定的不超过相电压15%的要求。 该装置的Z型结构接地变压器，具有零序阻抗小、损耗低、并可带二次负荷的特点，它提供了人工接地点以接入消弧线圈。消弧线圈可做成线圈匝数可调或铁心气隙可调，并加装了电动有载开关。其微机控制单元是实现自动跟踪检测、调节、选线的核心，系统的响应时间小于20s，有过补、欠补、最小残流三种运行方式。 自动跟踪补偿消弧线圈按改变电感方法不同，可分为调匝式、调气隙式、磁阀式、高短路阻抗变压器式、调容式等。 1.3 中性点经小电阻接地方式分析 根据DL/T620-1997中规定:6～35kV主要由电缆线路构成的送配电系统，单相接地故障电流较大时，可采用低电阻接地方式。城市配电网中由于考虑市容以电缆线路居多，单相接地故障电流很大，可首先考虑采用中性点经小电阻接地方式，并加快对少量的架空线路用电缆或绝缘导线替代的改造。但要注意合理选择和人身安全密切相关的接地电阻值，以降低故障时的跨步电压和接触电压。中性点经小电阻接地方式接地电阻的选择应考虑对通信线路的干扰以及保证继电保护装置能可靠动作等因素。一般对10kV系统，中性点接地电阻可取10～20Ω。 中性点经小电阻接地方式的优点是:①可以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，避免使单相接地故障发展成相间故障，可采用绝缘水平较低的电缆及设备，减少部分投资。②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。一般将单相接地故障电流控制在500A左右，通过此电流来起动零序保护动作。③能及时自动清除故障从而避免扩大，运行维护方便，还可采用金属氧化物避雷器，并可降低火灾事故概率。 同时这种方式也存在缺点:①单相接地故障时，接地电流较大(达数百安) ，当零序保护拒动时，将危及接地点及附近的绝缘，容易“火烧连营”，即当电缆一处接地，大的电弧会连带烧毁同一电缆沟或电缆隧道里的其他相邻电缆，从而酿成火灾。同时这种大的接地电流也给电阻的制造带来问题，而引起的较高数值的地电位也大大超过了安全允许值。②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。以电缆线路为主的配电网因其故障率较低，此问题并不突出，但也不能完全杜绝这种情况。 2 配电网中性点接地方式的选择 目前我国城乡配电网的建设和改造工作日益加速，中性点接地方式的选择，正面临着发展方向的决策问题，也是理论界、工程界的讨论热点。配电网的建设和改造必须结合实际情况进行，以下对配电网中性点接地方式的选择和改造做一些简单分析。 由于消弧线圈已具有自动调谐的功能，使得中性点经消弧线圈接地方式得以推广。一般而言变电站若外线网架结构较差，架空出线较多，外界运行环境恶劣，可考虑采用经消弧线圈接地的方式，并采用自动跟踪消弧线圈补偿。如上海电网规定郊区农村地区35kV和10kV架空配电线路宜采用自动跟踪消弧线圈接地方式。老式消弧线圈是调匝式结构，其结构特点决定它容易被改造成调匝式或调容式消弧线圈。1990年后装设的老式消弧线圈，由于长期处于空载运行，工况还好，通过处理、改造、增加微机测控系统也能达到新装自动跟踪补偿消弧线圈的性能。考虑到投资问题，可对老式消弧线圈进行改造。 具体方案： ①加装阻尼电阻。②改造成调匝式自动跟踪补偿消弧装置。③在消弧线圈两端并联单相电力变压器改造成调容式自动跟踪补偿消弧装置。④在消弧线圈铁心上增加二次绕组改造成调容式自动跟踪补偿消弧装置。⑤利用晶闸管技术改造成连续可调的自动跟踪补偿消弧装置(晶闸管调节式) 等。 对于旧变电站，如果采用单母分段结构，可考虑采用经小电阻接地方式，以免老旧设备在单相接地时绝缘薄弱点被击穿引发停电扩大；如果是采用双母分段结构的旧变电站，由于站外线路和电缆绝缘强度的提高，而站内设备绝缘强度相对较低，也可考虑这种接地方式，以免由于站外电缆发生单相接地故障，引发站内设备被击穿，造成全站停电。 对于新建变电站，如外线建设充分，网架结构较好，电缆出线较多，外界运行环境较好，特别是城市新建变电站，可优先考虑采用小电阻接地方式。如上海电网规定主城区新建变电站应采用电阻接地方式。 选用中性点接地方式的标准应当是符合国情地情、因地制宜、因时制宜，用系统工程的观点来选择配电网的中性点接地方式，而不是一成不变的。如珠海郊区变电站全部是架空出线，其中一座110kV变电站，原先采用中性点经电阻接地，由于架空线跳闸次数多又改为经消弧线圈接地。又如厦门市区是架空线和电缆的混合线路，变电站却基本采用不接地方式。 原因是采用经小电阻接地，由于海风、树枝碰线情况较多导致线路跳闸增多；而采用经消弧线圈接地，由于电缆线路的增长或电网运行方式的变化，都有可能导致欠补偿的情况，需进行电容电流实测和消弧线圈容量调整。如采用自动跟踪消弧线圈补偿方式将是更好的选择。 由于电力负荷的剧增，一些大中城市已考虑采用20 kV作为配电电压等级。有关专家已对20kV配电电压进行过论证，采用110/20kV电压供电能减少总投资和运行费用。另一方面由于20kV采用中性点经小电阻接地，设备绝缘水平可适当降低，因此20kV设备价格上也将和10kV设备大致相当。从长远经济利益来看，目前将城市配电网中在原有10kV基础上改造成20kV供电的困难是暂时的。许多国家都采用20kV配电电压等级及中性点经小电阻接地方式，并获得了良好的经济效益。在我国，苏州新加坡工业园已率先采用。 猜你喜欢：
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