MPP接地故障保护方案.doc

MPP-ASS在线路上的接地保护方案1、方案的提出北京局的配电网中，主变中性点一般采取经小电阻(NRS)或经消弧线圈(NES)的接地方式。中性点以这类方式接地的电网，在发生单相接地故障时短路电流只能通过对地电容或阻抗形成小电流回路，被称为小电流接地系统。由于配电网主要是以架空线为主的辐射网，所以单相接地瞬时故障占配电网故障的绝大多数。在中性点非直接接地系统中，发生单相接地故障后，故障相对地电压降到极小，非故障相对地电压则将接近线电压，其对地电容电流也将相应增大。这极易导致线路非故障相绝缘薄弱处发生对地击穿，造成两相接地短路。尤其是对于三环以内配网中越来越多的地下敷设电缆，虽然单相接地故障概率较低，但在这种情况下，则会发展为永久性相间故障。所以必须尽快捡出单相接地故障线路并断开，将危害减到最低。目前，在系统运行的产品，用于用户终端的开关具有接地保护功能，线路分段开关不具备保护功能，在配电线路上，目前能够对单相接地故障进行分段保护的开关装置几乎处在空白阶段。线路出现故障后由出线开关动作，且出线开关也不具备接地保护功能，线路出现接地故障时，由变电站接地选线装置进行判断。由于变电站接地选线装置选线准确率低，存在事故率高、造成查找接地故障时间长、事故查找困难、安全可靠性差的问题，严重影响供电可靠性。由于对接地故障准确判断并实施继电保护的设备的缺失，很长时间以来没有得到很好的解决，在很大程度上也制约了配网自动化技术的使用和开展。虽然在线路上有些地方在使用接地故障指示器，以方便进行接地故障点的查找，但由于线路上可以获得的信号源更有限，使得这种产品的误判率更高，达不到缩短故障查找区段、快速找出故障的目的。究其原因：（1）利用稳态分量I0，V0I0原理的判据存在问题在中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地故障，会造成采用稳态零序电流（I0）原理、零序功率方向（V0I0）原理的接地故障为判据的正确率急剧下降。其原因是中性点经消弧线圈接地系统单相接地时，电容电流分布的情况与中性点不接地系统不一样了。a.欠补偿ILIC时如果补偿以后的接地电流大于本身线路电容电流，且方向由线路流向母线，故障线路零序电流将减少。 如果补偿以后的接地电流小于本身线路电容电流，故障线路零序电流不但大小变化，且方向也变为由母线流向线路。 b.当过补偿时，即，这种补偿方式没有发生过电压的危险，因而得到了广泛的应用。采用过补偿后，通过故障线路保护安装处的电流为补偿以后的感性电流，它与零序电压的相位关系和非故障线路电容电流与零序电压的相位关系相同，数值也和非故障线路的容性电流相差无几，故零序过流、零序方向保护无法检测出已接地的故障线路。因此不接地系统中常用的零序电流选线原理和零序功率方向选线原理已不能采用。（2）目前在配网接地检测中还存在的问题有：a.故障信号叠加在负载电流上、稳态幅值较小（与消弧线圈的补偿情况有关）、环境的电磁干扰等影响着故障分辩的正确性；系统运行方式多变、故障状态多变、不确定因素多，故要求检测方法具有更强的适应能力。单一的采用稳态零序电流（I0）原理为判据，尽管提高了ZCT的检测精度，但在使用上存在较大的局限性，也已不能全部、准确判断故障；（3）变电站接地选线装置选线存在的问题变电站的专用选线装置接线复杂；零序电流互感器或零序滤序器精度低，信号检出误差大；与馈线故障点相距远，保护不一体，影响了对故障点的在线参数感测的精度和准确性；有些选线装置在原理上存在着盲区，有一定的局限性等，不利于馈线自动化。中性点小电流接地系统中线路单相接地后跳闸的要求日益迫切，目前利用稳态量的选线原理准确度低，具有局限性，难于满足跳闸的选择性及馈线自动化的要求。2、MPP接地故障保护的判据要提高小电流接地系统单相接地故障判断的正确率，必须采用先进的数字技术、先进、可行的保护原理，并对接地故障时的特征量综合分析，利用综合判断（依据3个以上的判据），单相接地故障保护的正确率才能达到较高的水平。 在中性点非直接接地系统单相接地故障时，存在一个明显的暂态过程。电气量中含有大量丰富的高频分量和直流分量。其中电流量通常较大，尤其是接地电容电流的暂态分量往往比其稳态值大几倍到几十倍，容易测量。而消弧线圈对于暂态量中丰富的高频信号相当于开路，所以中性点不接地系统和经消弧线圈接地系统的暂态过程是基本相同的。采用先进的微电子技术手段对暂态电气量的采集精度和计算速度提高很大，使得利用故障暂态量进行接地故障的判断精确、可靠、准确率高。MPP是采用微电子技术，依据馈线接地故障稳态分量和对接地故障线路的故障相和非故障相暂态分量进行提取分析计算，依据零序电压V0和零序电流I0 的幅值、零序电流I0, 零序电压V0的相位进行分析及比较，提取出更可靠的信号成分来作为接地故障位置的判据。适用中性点不接地(NUS)、经小电阻(NRS)或经消弧线圈(NES)接地系统。尤其经消弧线圈(NES)接地系统，无论安装在变电站出线端、线路中段和线路末端，零序电流I0, 零序电压V0的相位：在负荷侧发生接地故障，过补偿时位于90180角度范围，如欠补偿时位于 180 270 角度范围。在电源侧发生接地故障时，位于0 90角度范围。所以，都能准确判定接地故障和故障点位置。3、以下图“杏石口变电站八大处线路“为例：1线路条件1）从变电站至MPP-ASS电源测用电缆连接，距离为0.5Km.MPP-ASS负荷侧用架空线路连接，干线距离为1.6Km，支线距离为0.6Km。 A/km2）架空线路的每线路的电容电流0.02A/Km 3）电缆线路的电阻为0.075/Km，架空线路的电阻为0.16/Km 4）线路系统是消弧线圈接地方式，约10%过补偿。2电感电流计算 在正常运行状态下，线路的总电容电流如 下： 因此电感电流可以预测为3.3A.3不同的安装位置的零序电流计算在MPP-ASS负荷侧发生接地故障时零序电流是电容电流 +电感电流 。1） 安装在变电站出线侧0.5Km处时 设置： I0 V0 保护 允许零序电流（一次接地电流） I0 1A零序电压 V0 20%最大移相角 2700（不接地、小电阻接地系统） 1800（消弧线圈接地系统）移相角范围 850跳闸延时 5s1、发生接地故障时，达到以上整定值开关跳闸，自动隔离故障区段；2、或在控制箱安装无线通讯模块（GPRS/CDMA）光纤通讯模块， 规约：采用DNP3.0 、MODBUS、IEC 60870-5-101，接口为RS485或RS232。发生接地故障时，将接地故障信息发送到管理后台，开关由管理后台发指令进行动作。2）安装在线路中间位置1.0Km时 设置： I0 V0 保护 允许零序电流（一次接地电流） I0 1A零序电压 V0 20%最大移相角 2700（不接地、小电阻接地系统） 1800（消弧线圈接地系统）移相角范围 850跳闸延时 5s1、发生接地故障时，达到以上整定值开关跳闸，自动隔离故障区段；2、或在控制箱安装无线通讯模块（GPRS/CDMA）光纤通讯模块， 规约：采用DNP3.0 、MODBUS、IEC 60870-5-101（IEC 61850），接口为RS485或RS232。发生接地故障时，将接地故障信息发送到管理后台，开关由管理后台发指令进行动作。3）安装在支线分界点0.32Km时 设置： I0 V0 保护 允许零序电流（一次接地电流） I0 1A零序电压 V0 20%最大移相角 2700（不接地、小电阻接地系统） 1800（消弧线圈接地系统）移相角范围 850跳闸延时 5s1、发生接地故障时，达到以上整定值开关跳闸，自动隔离故障区段；2、或在控制箱安装无线通讯模块（GPRS/CDMA）光纤通讯模块， 规约：采用DNP3.0 、MODBUS、IEC 60870-5-101（IEC 61850），接口为RS485或RS232。重要用户发生接地故障时，达到以上整定值开关跳闸，自动隔离故障区段；并将接地故障信息发送到管理后台。4）安装在线路末端1.52Km用户处时设置： I0 V0 保护 允许零序电流（一次接地电流） I0 1A零序电压 V0 20%最大移相角 2700（不接地、小电阻接地系统） 1800（消弧线圈接地系统）移相角范围 850跳闸延时