白德宁
（广东电网佛山供电局 528000）
摘要：在当前电网建设更加注重社会效益的背景下，对电力系统中性点接地方式的优化提出更高的要求，进而对建设过程的管控策略提出了更高的要求。以10kV消弧线圈改小电阻接地方式为例，尽管小电阻接地方式在防范电网安全事故，降低人身触电风险方面具有积极的意义，但在现有大量消弧线圈接地装置的改造过程中，却存在着较大的电网运行风险，需行之有效的风险控制策略。本文主要对消弧线圈接地和小电阻接地进行分析，希望对相关工作人员提供一些参考和帮助。
关键词：消弧线圈接地；小电阻接地
中性点接地方式选择是否合理，直接决定电力系统能否可靠运行。在10kV消弧线圈改小电阻接地方式的过程中，因原有变电站的接线方式和环网情况等多种情况的不同，使得改造过程存在着较多的风险，如何控制这些风险是目前电网建设需考虑的一个重要方面。因此，本文对消弧线圈接地和小电阻接地的风险控制措施研究，具有重要的现实意义。
1消弧线圈接地和小电阻接地比较分析
与消弧线圈接地系统相比，小电阻接地系统具有以下优势：发生单相接地故障时，可以快速切除故障，减轻了线路绝缘损坏与行人触电风险，有利于设备及人身安全。同时故障电压升高持续时间短，对设备绝缘要求较低，降低线路设备成本；故障选线正确率高，零序过流保护灵敏度高，可避免对非故障线路造成影响；不存在因补偿不当而导致谐振过电压的风险。
同时，小电阻接地系统也存在以下不足：单相瞬时性故障时线路跳闸，需依靠重合闸补救，造成供电可靠性降低；接地点故障电流较大，若保护动作不及时将给接地点附近设备绝缘造成更大危害，故对保护可靠性要求高。经综合比较可知，在早期或者农村等架空线路比重大的情况下，优先考虑经消弧线圈接地运行方式；在电缆比重大的网络中，则优先使用经小电阻接地运行方式更合适。
2 10kV系统小电阻接地改造可行性分析
中性点经消弧线圈接地方式主要适用于单相接地故障电容电流Ic>10A、瞬时性单相接地故障多的电网。从其应用的优势看，主要表现为：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，使单相接地故障电流<10A，从而使故障点电弧可以自熄，故障点绝缘可以自行恢复；间歇性弧光接地过电压可能性降低；单相接地时不破坏系统对称性，即使在故障状态下仍能保持运行，为故障线路查找提供充足时间。中性点经小电阻接地方式适用于单相接地故障电容电流IC>30A、瞬时性单相接地故障较少的的电网。在应用优势上较多，如降低工频过电压、限制弧光接地过电压、降低操作过电压、提高系统安全水平，且可及时切除故障线路。
因此，在原有消弧线圈接地方式下，通过增加10kV馈线的零序CT，完善二次回路，开放10kV馈线保护装置的零序保护功能，并合理的配置其定值，将其改造为小电阻接地方式是完全可行的。
3 10kV消弧线圈改小电阻前风险控制相关措施
3.1 同一变电站10kV不同接地方式的并列运行风险控制
同一变电站10kV母线中不同接地方式并列运行，主要表现为取小电阻接地、消弧线圈接地进行配置，将母线开关合上后，小电阻接地母线与消弧线圈接地母线并列运行。以1M母线为消弧接地、2M母线为小电阻接地，当1M母线与2M母线并列运行为例，其中2M母线的小电阻同1M母线的消弧线圈并列接地，此时便为有效接地系统。如图1所示，为并列运行方式。
图1 10 kV 不同接地方式并列运行示意图
针对该种并列运行方式，在风险控制中，可采取的策略主要包括：第一，对于计划性运行方式，考虑到其变化情况，可实施多种方式，如全部投入零序保护或退出小电阻接地，保留其他接地方式（含消弧装置、相控接地装置、不接地）。第二，若10kV备自投动作使10kV母线并列运行，可直接实现小电阻接地退出。
3.2 同一220kV电源下不同接地方式风险控制
对于配网转供电，其涉及的方式包括停电转供与合环转供。若A线的负荷向B线转移，则停电转供是将A线停电，然后将A线负荷接至B线供电。对于合环转供，两线均不停电，短时间保持并列运行，将A线原电源端断开。风险控制中，同一220kV电源下，不同接地方式可选择合环转供电。或在同一220kV电源下，若不同变电站的10kV母线之间采用10kV线路串供时，应退出负荷侧变电站的接地方式（消弧线圈接地、相控接地或小电阻接地）。
4 10kV消弧线圈改小电阻实施过程中风险控制
4.1 联切回路风险控制
零序电流情况是10kV消弧线圈改小电阻实施中的常见现象，考虑到母线母联开关无故障电流经过，因此采用零序保护功能跳闸开关对主变后备保护以及母联保护可能不适宜，替代方法选择小电阻的零序保护来实现联切。需注意的是，虽然采用二次回路设计、配合整定原则取得的效果理想，但因接地变保护有联切母联和主变变低的二次回路，出现停电风险的可能性较高。在此背景下，风险控制中可考虑将具体的标识如联切母联、主变变低开关于二次联切回路间隔中设置，防止出现人员误碰情况。
4.2保护配置风险控制
从目前各变电站情况看，其站变或消弧线圈经刀闸和熔丝接入10kV母线，其中110kV主变保护采用定时限特性保护作为微机保护方式，而间隔内配置的熔丝保护为反时限特性保护，定时限特性保护与反时限特定保护配合较为困难，加之熔丝保护因运行年限的增长其性能将下降，熔断时间不可控，上述间隔设备发生故障时，可能发生因熔丝保护无法熔断或熔断时间过长导致110kV主变保护越级动作。针对这种风险问题，在要求10kV消弧线圈改小电阻风险控制中，改造站用变开关间隔为开关接入方式和配置微机保护，特别其中小电阻间隔，在利用配置微机保护的同时，选择开关接入方式。
4.3零序CT及二次回路方面
以往小电流接地系统中，10kV出线零序保护有报警功能，不跳闸出线开关。通过改造实施，零序保护可实现动作跳本间隔开关。改造之后，零序保护将动作跳本间隔开关，对零序CT的一二次回路均提出了更高要求。具体风险控制中，首先注意在投运前做零序CT一次升流，使二次回路、零序CT磁路完好性得到保证，同时注意闭环一体式零序CT的应用，无需考虑引入分离组合式零序CT，可直接将闭环一体式应用于开关柜外部零序CT中。此外，对于开关柜内部零序CT，可能涉及分离组合情况，此时注意对磁路内螺栓与连接片紧固，取无腐蚀性材料如玻璃胶等做密封处理。
4.4其他控制
除上述问题外，还需考虑到特殊运行方式风险控制问题，如部分变电站配置中，选择双分支主变低变电站1台，主变3台配置，10kV母线4段。运行中，若小电阻母线未配置情况下，相邻主变停电，其对应母线的小电阻保护不能联切相邻主变变低开关。对此情况，改造过程中对于无配置小电阻母线相邻的主变，该主变对应母线的小电阻保护，应可联切对应主变变低开关、对应母联开关和相邻主变变低开关；正常运行时投入跳对应主变变低开关和对应母联开关；当对应主变停电由相邻主变供10kV母线负荷时，仅投入跳相邻主变变低开关、退出跳对应母联开关。如图2，为特殊运行方式下的风险控制示意图。
图2 特殊运行方式下风险控制示意图
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论文作者:白德宁
论文发表刊物:《河南电力》2019年2期
论文发表时间:2019/10/12
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