摘要：随着国民经济的不断发展和电力系统的不断完善，电力系统的安全运行及供电的可靠性已显得越来越重要，而中性点接地方式的选择是直接影响到以上两个指标的重要因素。其中，可控电阻接地结合了消弧线圈接地和小电阻接地两种接地方式的优点，已经在系统中得到了广泛的应用。笔者所工作的巡维中心所辖变电站在去年年底基本完成10kV中性点接地系统升级改造，在原消弧线圈系统并联接入可投切的智能电阻设备，与消弧线圈共同构成基于多模接地控制技术的智能型接地保护系统，变电站相关运维方式和操作内容均有了相关变化。本文中，笔者会结合此次的小电阻改造过程，简要分析下可控电阻接地系统的相关内容。
关键词：可控电阻、中性点接地、运行维护
前言：笔者所工作的巡维中心所辖变电站小电阻改造前均为10kV系统中性点经消弧线圈接地方式，运行过程中存在着一些问题，下文从变电站运维角度出发简要分析这些问题，并比较消弧线圈接地和可控电阻接地两种方式，重点分析可控电阻接地方式对变电站的影响。
一、中性点经消弧线圈接地方式存在的问题
中性点经消弧线圈接地方式是利用消弧线圈的感性电流对电网的对地电容电流进行补偿，让故障点电弧自熄，使得故障点绝缘可以自行恢复。该接地方式下发生单相接地时，不会破坏系统对称性，，可以带故障运行一段时间，供电可靠性较高，但存在以下问题：
1、消弧选线装置经常选线不准或失效。小电阻改造前，当10kV馈线发生单相接地故障时，保护通常并不动作跳闸，而是由消弧装置选出故障线路，再人工切除故障线路，如果选线失效无法判断故障线路，一般情况下都需要运行人员到现场根据装置信息配合调度，通过轮切的方式来查找故障线路，会花费较长时间，给运行调度人员增加了工作量，同时轮切线路也影响线路供电可靠性。
2、某些情况下难以满足补偿效果。对于以电缆线路为主的城市配电网，其电容电流很大，这就很难既保证残余接地电流小于10A，又保证中性点位移电压不超过规程允许值；另外，消弧线圈不能补偿谐波电流，有些城市电网的谐波电流所占比例达5%~15%，仅谐波电流就可能远大于10A，电网中仍有发生弧光接地过电压的风险。
二、可控电阻接地系统原理和优点
如图1所示，可控电阻接地系统主要由接地变压器、可控电抗器、小电阻、高压开关和控制器组成。可控电阻接地方式采用“消弧线圈+小电阻”模式，其中小电阻与高压开关并联在短时可控电抗器（即消弧线圈）两端，短时可控电抗器能保证可靠灭弧，小电阻可保证正确跳闸。
图1
如图2所示，消弧线圈并小电阻的接地方式在配电网发生单相接地故障，首先工作于消弧线圈接地方式，输出补偿电流对故障点接地电流进行补偿。若单相接地故障为瞬时性故障，弧光就会在整定的时间内熄灭，电网恢复正常运行，防止事故扩大。若为单相永久性接地故障，则启动接地状态转换程序，先合上电阻回路开关，然后断开消弧线圈回路开关，切换为小电阻接地状态，此时接地线路有较大零序电流，该线路保护装置零序保护动作跳开线路开关，以隔离故障。在故障线路被切除之后，系统恢复正常运行，再合上消弧线圈回路开关，断开电阻回路开关，中性点切换回消弧线圈接地状态。
图2
基于可控电阻接地系统的原理，其优点主要有：
1、供电可靠性高。若接地故障是瞬时性的，则消除故障，恢复正常状态；为永久性的，则控制高压接触器将小电阻瞬时投入系统，利用线路保护装置跳闸将接地线路隔离，与中性点经消弧线圈接地方式相比，大大提高了可靠性。
2、与消弧选线装置相比，可控电阻接地选线装置准确性高，采用人工智能、视在功率、零序阻抗变化、谐波变化、五次谐波等多种选线方式，自动分析比较，并有自学习、自适应功能，对各种选线方案进行优胜劣汰，从而大大提高了接地选线的准确性。
三、可控电阻系统对变电站运行维护的影响
1、小电阻改造过程中对10kV母线并列的影响：
小电阻分期改造过程中，变电站会存在消弧线圈接地和可控电阻接地两种方式并存的情况。为了避免冲突，可控型电阻成套装置所在母线一般不允许和消弧线圈所在母线并列运行，避免两种接地方式同时存在一条母线上。如果需要母线并列运行时（例如主变停电操作），可将可控型电阻装置退出。因此在小电阻分期改造过程中，主变检修时退出分段备自投后应退出该主变所在10kV母线的接地变可控电阻。
如图3所示，先完成#1消弧线圈改造可控电阻接地，在#2消弧线圈改造未完成改造前，执行以下临时运行方式转换策略：主变检修时需10kV1、2M并列运行时：先退出已改造完成的#1接地变可控型电阻，再将10kV1、2M并列运行。主变检修完成送电后，先将10kV1、2M分列运行，再投入#1接地变可控型电阻。
2、小电阻改造完成后对10kV母线并列的影响：
为限制单相接地电流，原则上不允许两台及以上的接地装置并列运行，但是在倒闸操作过程中或事故异常运行方式下(包括备自投自动并列)，允许两台及以上的接地装置短时并列运行，此时应仅保留其中一套接地装置运行，而将其余接地装置退出运行。因此对于运规的相关内容应进行相应修改，尤其是典型操作票主变停电方面。如图3，具体分析如下：
#1主变或#2主变停电转方式后，10kV1M、2AM并列运行，10kV3M、2BM并列运行，应保留#1、#3接地装置运行，而将#2接地变电小电阻功能退出，此时，1M、2AM两段母线共用#1接地装置，3M、2BM两段母线共用#3接地装置。#1或#2主变检修完成恢复送电，应先投入#2接地变可控型电阻，再恢复方式将10kV各段母线分列运行。
#3主变检修时，需10kV1M、2AM并列运行，10kV3M、2BM并列运行：应保留#1、#2接地装置运行，而将#2接地变电小电阻功能退出，采用1M、2AM两段母线共用#1接地装置，3M、2BM两段母线共用#2接地装置。#3主变检修完成恢复送电，应先投入#3接地变可控型电阻，再恢复方式将10kV各段母线分列运行。
图3
3、对10kV备自投的影响
总的原则是，备自投动作后，确保相连10kV母线只有一个小电阻接地点，防止零序电流被分流造成零序保护定值失配。如图3所示：
5012备自投动作：#1主变失压，跳5501同时联切#1接地变小电阻接地，然后合5012开关；#2主变失压，跳552A同时联切#2接地变小电阻接地，然后合5012开关；
5023备自投动作：#2主变失压，跳552B不用联切接地变小电阻接地，然后合5023开关；#3主变失压，跳5503同时联切#3接地变小电阻接地，然后合5023开关。
结论
随着技术的不断发展和电力系统的不断完善，在电力系统运行中发生稳定的单相接地后，迅速查找并切除故障线路，对提高系统的运行安全，防止事故扩大有重要意义。因笔者从事主网变电工作的原因，本文只是简单总结了采用可控电阻接地方式对于变电站运维方面的影响，主要涉及了变电站操作、保护和维护等相关内容，希望能给同行一些启示。
参考文献
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论文作者:肖健文
论文发表刊物:《电力设备》2019年第17期
论文发表时间:2019/12/16
标签：电阻论文; 弧线论文; 可控论文; 母线论文; 方式论文; 故障论文; 电流论文; 《电力设备》2019年第17期论文;