继电保护课程设计

10KV中性点非直接接地电网继电保护设计PAGEPAGE191.电力网的中性点非直接接地系统中性点非直接接地系统被称为小电流接地系统,是因为该系统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。中性点非直接接地包括:中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点经高电阻接地。中性点不接地方式简单,单相接地电流仅为线路和设备的电容电流,但过电压水平高,要求有较高的绝缘水平,而当接地电容电流超过一定的允许值时,可采用经过消弧线圈接地或经高电阻接地。在3~63kV配电系统中,电压等级不高,电器制造业的水平对于满足其设备绝缘的要求(按线电压考虑)还有余地,配电线路不长,对地电容较小,因此,常把这些系统设计成中性点非直接接地系统,即中性点不接地、或在当中性点非直接接地时,如果单相接地电流大于一定允许值时,中性点经消弧线圈、电阻等阻抗接地。当系统发生单相接地故障时,由于系统线电压的大小和相位不变(仍对称),且系统绝缘又是按线电压设计的,接地电容电流比负载电流小得多,所以允许短时运行而不切断故障设备,故可不中断供电(国家规程规定允许暂时运行1~2h),而利用绝缘监视装置给出信号,以便运行人员采取措施予以清除,因而大大地提高了该类系统的供电可靠性,这也是利用中性点非直接接地的主要优点之一。采用中性点经高电阻接地的接地形式一般用于大型发电机中性点,本文不再赘述。随着供电网络系统的不断扩大,特别是采用电缆线路的用户日益增加,系统单相接地电容电流也在不断地增大,导致电网内单相接地故障扩展事故现象频繁发生,使得单相接地后,跳闸的要求日益迫切。这是因为在发生单相接地时,非故障相对地电压升高,尤其是弧光引起的过电压,极易造成线路非故障相绝缘薄弱处发生对地击穿,造成两相或三相短路事故,长时间弧光电流引起局部过热,可能造成架空线路烧毁和电缆放炮。对于配电网中越来越多的地下敷设电缆(一般单相接地故障多发生在电缆线路上),虽然单相接地故障概率极低,但在这种情况下,会发展成为永久性相间故障,所以必须尽快检出单相接地故障线路并断开,将危害减到最低。1.110kV电网继电保护基本概念10KV系统中的上、下级保护之间的配合条件必须考虑周全，考虑不周或选配不当，则会造成保护的非选择性动作，使断路器越级跳闸。保护的选择性配合主要包括上、下级保护之间的电流和时限的配合两个方面。应该指出，定时限过电流保护的配合问题较易解决。由于定时限过电流保护的时限级差为0.5S，选择电网保护装置的动作时限，一般是从距电源端最远的一级保护装置开始整定的。为了缩短保护装置的动作时限，特别是缩短多级电网靠近电源端的保护装置的动作时限，其中时限级差起着决定的作用，因此希望时限级差越小越好。但为了保证各级保护装置动作的选择性,时限级差又不能太小。虽然反时限过电流保护也是按照时限的阶梯原则来整定，其时限级差一般为0.7S。而且反时限过电流保护的动作时限的选择与动作电流的大小有关。也就是说，反时限过电流保护随着短路电流与继电器动作电流的比值而变，因此整定反时限过电流保护时，所指的时间都是在某一电流值下的动作时间。还有，感应型继电器惯性较大，存在一定的误差，它的特性不近相同，新旧、型的特性也不相同。所以，在实际运行整定时，就不能单凭特性曲线作为整定的依据，还应该作必要的实测与调试。比较费力、费事。因此，反时限过电流保护时限特性的整定和配合就比定时限过电流保护装置复杂得多。10KV中性点不接地系统中发生一相接地时，按照传统方式是采用三相五铁心柱的JSJW-10型电压互感器作为绝缘监视。但是，当我们选用了手车式高压开关柜后，再继续安装JSJW-10已经比较困难，又由于10KV系统中的一次方案有了变化、原有的绝缘监视方案又存在着缺陷，因此较为可取的办法是采用零序电流保护装置1.210KV供电系统的几种运行状况1.2.1供电系统的正常运行这种状况系指系统中各种设备或线路均在其额定状态下进行工作；各种信号、指示和仪表均工作在允许范围内的运行状况；1.2.2供电系统的故障这种状况系指某些设备或线路出现了危及其本身或系统的安全运行，并有可能使事态进一步扩大的运行状况；1.2.3供电系统的异常运行这种状况系指系统的正常运行遭到了破坏，但尚未构成故障时的运行状况。1.3对10KV供电系统继电保护装置的基本要求1.3.1选择性当供电系统中发生故障时，继电保护装置应能有选择性地将故障部分切除。也就是它应该首先断开距离故障点最近的断路器，以保证系统中其它非故障部分能继续正常运行。系统中的继电保护装置能满足上述要求的，就称为有选择性；否则就称为没有选择性。主保护和后备保护：10KV供电系统中的电气设备和线路应装设短路故障保护。短路故障保护应有主保护、后备保护，必要时可增设辅助保护。当在系统中的同一地点或不同地点装有两套保护时，其中有一套动作比较快，而另一套动作比较慢，动作比较快的就称为主保护；而动作比较慢的就称为后备保护。即：为满足系统稳定和设备的要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护，就称为主保护；当主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护，就称为后备保护。后备保护不应理解为次要保护，它同样是重要的。后备保护不仅可以起到当主保护应该动作而未动作时的后备，还可以起到当主保护虽已动作但最终未能达到切除故障部分的作用。除此之外，它还有另外的意义。为了使快速动作的主保护实现选择性，从而就造成了主保护不能保护线路的全长,而只能保护线路的一部分。也就是说，出现了保护的死区。这一死区就必须利用后备保护来弥补不可。近后备和远后备：当主保护或断路器拒动时，由相临设备或线路的保护来实现的后备称为远后备保护；由本级电气设备或线路的另一套保护实现后备的保护，就叫近后备保护；辅助保护：为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护，称为辅助保护。1.3.2灵敏性灵敏性系指继电保护装置对故障和异常工作状况的反映能力。在保护装置的保护范围内，不管短路点的位置如何、不论短路的性质怎样，保护装置均不应产生拒绝动作；但在保护区外发生故障时,又不应该产生错误动作。保护装置灵敏与否，一般用灵敏系数来衡量。保护装置的灵敏系数应根据不利的运行方式和故障类型进行计算。灵敏系数Km为被保护区发生短路时，流过保护安装处的最小短路电流Id.min与保护装置一次动作电流Idz的比值，即:Km=Id.min/Idz灵敏系数越高，则反映轻微故障的能力越强。各类保护装置灵敏系数的大小，根据保护装置的不同而不尽相同。对于多相保护，Idz取两相短路电流最小值Idz(2);对于10KV不接地系统的单相短路保护取单相接地电容电流最小值Ic.min;1.3.3速动性速动性是指保护装置应能尽快地切除短路故障。缩短切除故障的时间，就可以减轻短路电流对电气设备的损坏程度，加快系统电压的恢复，从而为电气设备的自启动创造了有利条件，同时还提高了发电机并列运行的稳定性。所谓故障的切除时间是指保护装置的动作时间与断路器的跳闸时间之和。由于断路器一经选定，其跳闸时间就已确定，目前我国生产的断路器跳闸时间均在0.02S以下。所以实现速动性的关键是选用的保护装置应能快速动作。1.3.4可靠性保护装置应能正确的动作，并随时处于准备状态。如不能满足可靠性的要求，保护装置反而成为了扩大事故或直接造成故障的根源。为确保保护装置动作的可靠性，则要求保护装置的设计原理、整定计算、安装调试要正确无误；同时要求组成保护装置的各元件的质量要可靠、运行维护要得当、系统应尽可能的简化有效，以提高保护的可靠性。2.对10kV中性点非直接接地电网线路保护的评价由前述可知，10kV中性点非直接接地电网线路保护主要形式为带方向或不带方向的一段或两段式电流上的、电压速断挂号信和过电流保护，用于反应相间短路故障；横联方向差动保护或电流平衡保护用于反应平行结跏的相间短路故障；纵联差动保护用于反应短线路（≤4km）的相间短路故障；小电流接地信号装置用于反应单相接地故障并发现信号。对保护装置性能的评价，主要是看保护装置的四性（即选择性、快速性、灵敏性和可靠性）是否满足电力系统运行的要求。2.1对电流保护的评价无限时电波速断保护的选择性靠动作电流来保证，带时限电流速断保护和过电保护的选择性造动作时限来保证。由这3种电流保护组合成阶段式电流保护用于单侧电源电网能保证选择性，而在多电源网络或单电源环网，只有在某种特殊情况下才能保证选择性。阶段式电流保护的无时限速断保护以固有动作时限（0.1s）动作跳闸，带时限电流速断保护动作时限也只有0.5s~1s的动作时间，也即全线路切除故障时间一般为0.5s（有时可能为1s）。这对于35kV及以下的配电网络，一般在对保护快速性无特殊要求（切除故障最小时间为0.5s~0.7s）的情况下，阶段式电流保护可满足快速性要求。过电保护在阶段式保护中承担后备保护作用，对其提出快速性要求没有意义，它的动作时限有时可长达几秒。无时限电流速断瓮中捉鳖不能保护线路全长，其瓮中捉鳖范围和带时限电流速断保护的灵敏度均受系统运行方式影响。当系统运行方式变化很大时，往往不能满足灵敏度要求。过电瓮中捉鳖作为本线路的后备保护，一般情况下能满足要求，但在长贵庚重负荷线路上，因线路最大负荷电流与线路末端最小短路电流接近，也往往难以保证灵敏度要求。灵敏度差是电流保护的主要缺点。由于阶段式电流保护装置简单，保护接线、调试和整定计算都因其较简单而不易手出错，因此可靠性比较高。这也是电流保护的主要优点。2.2对方向电流保护的评价在电流保护基础上加装方向元件，可使保护用于多电源辐射形网络和单电源的环形网络，能保证动作的选择性。但对于多电源具有不经电源引出对角线接线的环形网络，就不能保证选择性。方向电流保护在速动性、灵敏性上的性能与电流保护相同。由于功率方向继电器是较为复杂的继电器，它增加了保护装置接线的复杂性。因此，在双侧电源线路上，如果不影响动作的选择性，要求尽可能不采用功率方向元件。2.3对短线路纵联差动保护的评价纵联差动保护的工作原理是通过比较线路两端电流的大小和相位来判断区内或区外故障，因此该保护比起单从装设保护的一侧观察故障现象的电流保护和距离保护来说，在选择性、灵敏性以及快速性上都具有后者无可比拟的性能。在原理上保证了纵差瓮中捉鳖不反应外部故障，具有明确的选择性。在采用措施减少不平衡电流对纵差保护的影响下，使保护的灵敏度大大提高。纵差保护能做到全线速动。在输电线路上只有当其他保护不能满足要求时，并在线路长度不超过允许范围情况下，才考虑采用纵差保护。2.4对横联差动保护的评价横联方向送去保护和电流平衡保护均用于双回线路，均在双回线路运行时能有选择性地切除故障线路，且动作迅速，接线简单。缺点是均存在相继动作区，但电流平衡保护相继动作区范围小些。两种保护都不能作为单回线运行时的保护，均需另装设一套三段式电流（或距离）保护作为单回线时的主权保护和双回线时的后备保护。电流平衡保护在单侧电源情况下，不能用在受电侧。2.5对小电流接地系统接地保护的评价小电流接地信号装置根据构成原理不同，使用在不同场合。零序电流保护及零序功率方向保护均为有选择性的小电流接地信号装置，能判断出发生单相接地点的线路，并发出信号。前者用于出线较多的中性点不接好电网，后者用于出线较少的中性点不接地电网，两种方式的保护装置均不适用于中性经消弧线圈接地的电网。绝缘监视装置为无选择性接地信号装置。3.故障特点分析3.1中性点不接地电网中单相接地故障的特点3.1.1简单网络如图3.1所示,正常运行时,三相对地电容相同,在相电压作用下,每相都有一超前于相电压900的电容电流流入地中,而三相电流之和等于零。即:IA+IB+IC=0 式（3.1）IA=IB+IC=UφωC0 式（3.2）式中:Uφ,系统相电压,与电源电势大小相等。图3.1简单网络单相接地示意图图3.2A相接地时向量图在A相单相接地后,向量关系如图3.2所示,各相对地的电压为:式（3.3）式（3.4）式（3.3）式（3.4）式（3.5）得出,故障相电压为零,非故障相对地电压升高为原来的√3倍。因此,故障点D的零序电压为:式（3.6）式（3.6）式（3.7）式（3.8）式（3.9）可见故障点零序电压大小Ud0式（3.7）式（3.8）式（3.9）其有效值:式中:UU,相电压有效值。图3.3多路出线系统单相接地时电容电流分布图多路从接地点流回的电流ID为:ID=IA+IB+IC=IB+IC=jXC0(UBD+UCD)=-3jXC0UU式（3.10）其有效值:ID=3XC0UU即为正常运行时,三相对地电容电流的算术和。3.1.2多条线路网络如图3.3所示,当网络中有发电机(F)和多条线路存在时,每台发电机和每条线路对地均有电容存在,设以COF、COI、COX等集中的电容来表示。当线路ⅡA相接地时,电容电流分布,在图3.3中。用“→”表示。类似于简单网络的分析,在此接地电流:PD=(IBI+ICI)+(IBX+ICX)+(IBF+ICF)式（3.11）有效值:ID=3UUX(COI+COX+COF)+3UUXCO2式中:C02,全系统每相对地电容的总和。下面分析各元件(发电机出线端,线路始端的)电流互感器所反应的零序电流。(1)非故障线路ⅠA相电流为零,B、C相中有本身的电容电流,因此,线路始端所反应的零序电流:3IOI=IBI+ICI式（3.12）有效值:3IOI=3UφXCOI即零序电流的大小为线路本身对地电容电流,电容性无功功率的方向为由母线流向线路。(2)故障线路Ⅱ在B相和C相上,与非故障线路一样,流有它本身的电容电流IBX和ICX,不同的是在接地点要流回全系统B相和C相对地电容电流之总和,此电流要从A相流回去,因此从A相流出的电流可表示为IAX=-ID,因此线路Ⅱ始端所反应的零序电流为:3IOX=-ID+IBX+ICX=-(IBⅠ+ICⅠ+IBF+ICF)=-j3X(COI+COX+COF)Uφ+j3XCOXUφ=-j3X(COⅠ+COF)Uφ式（3.13）有效值:3IOX=3X(COⅠ+COF)Uφ或:3IOX=3X(CO2-COX)Uφ即故障线路上零序电流的大小为全系统非故障元件对地电容、电流之和(但不包括故障线路本身),其电容性无功功率的方向为由线路流向母线,恰好与非故障线路上的相反。(3)发电机A相流入为IOF,B相流出为(IBI+IBX),C相流出为(ICI+ICX),因此,发电机出线端所反应的零序电流为:3IOF=IBF+ICF+j3ωCOFUφ式（3.14）有效值为:3IOF=3ωCOFUφ即零序电流为发电机本身的电容电流,其电容性无功功率的的方向为由母线流向发电机,这个特点与非故障线路相同。综上,可得如下结论:①在发生单相接地时,全系统都将出现零序电压,而短路点的零序电压在数值上为相电压Uφ;②在非故障元件上有零序电流,其数值等于本身的对地电容电流,电容性无功功率的实际方向为由母线流向线路;③在故障元件上,零序电流为全系统非故障元件对地电容电流之总和,数值一般较大,电容性无功功率的实际方向为由线路流向母线。3.2中性点经消弧线圈接地电网中单相接地故障的特点根据以上分析,当中性点不接地电网中发生单相接地时,在接地点要流过全系统的对地电容电流,如果此电流比较大,就会在接地点燃起电弧,引起弧光过电压,使非故障相对地电压进一步升高,使绝缘损坏,造成两点或多点的接地短路。为了解决这个问题,通常在电源中性点处加装一个电感线圈,单相接地时用它产生的感性电流,去补偿全部或部分电容电流。这样当单相接地时,在接地点就有一个电感分量的电流通过,此电流和原系统中的电容电流相抵消,就可以减少流经故障点的电流,避免在接地点燃起电弧,这个电感线圈称为消弧线圈。表3.1发电机接地故障电流允许值注:对额定电压为13.8~15.75kV的氢冷发电机为2.5A。我国电力行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997一文中,对于在各级电压网络中装设消弧线圈的全系统电容电流取值有明确的规定:①3~10kV不直接连接发电机的系统和35kV、66kV系统,当单相接地故障电容电流不超过下列数值时,应采用不接地方式;当超过下列数值又需在接地故障条件下运行时,应采用消弧线圈接地方式:3~10kV钢筋混凝土或金属杆塔的架空线路构成的系统和所有35kV、66kV系统,10A。3~10kV非钢筋混凝土或非金属杆塔的架空线路构成的系统,当电压为:3kV和6kV时,30A;10kV时,20A。3~10kV电缆线路构成的系统,30A。②对于3~20kV具有发电机的系统,发电机内部发生单相接地故障不要求瞬时切机时,如单相接地故障电容电流不大于表3.1所示允许值时,应采用不接地方式;大于该允许值时,应采用消弧线圈接地方式,且故障点残余电流也不得大于该允许值。消弧线圈可装在厂用变压器中性点上,也可装在发电机中性点上。图3.4消弧线圈接地电网中单相接地时电容电流分布图发电机内部发生单相接地故障要求瞬时切机时,宜采用高电阻接地方式。电阻器一般接在发电机中性点变压器的二次绕阻上。对比图3.3所示电网,在电源中性点处接入一消弧线圈,线路Ⅱ上A相接地时的电流分布如图3.4所示与图3.3相比,不同之处在于接地点又增加了一个电感分量的电流,因此从接地点流回的总电流为:ID=IL+ICΣ式（3.15）式中:ICΣ,全系统的对地电容电流;IL,消弧线圈的电流,L表示它的电感。则:IL=-EA/jωL由于ICΣ和IL的相位大约相差180°,因此ID将因消弧线圈的补偿而减少。根据对电容电流补偿程度的不同,消弧线圈可以有完全补偿、欠补偿及过补偿三种补偿方式。3.2.1完全补偿使IL=ICΣ,接地点的电流ID近似为零,从消除故障点的电弧,避免出现弧光过电压的角度来看,这种补偿方式最好,但是由于完全补偿时:ωL=1/3ωCOΣ式（3.16）正是电感L和三相对地电容3ωCOΣ,对50Hz交流串联谐振的条件。从而造成在正常情况下,如果线路三相的对地电容不完全相等时,或断路器合闸三相触头不同时闭合时,电源中性点对地之间就产生电压偏移,使电源中性点对地电压严重升高,这是不允许的,因此实际应用上不能采用这种方式。3.2.2欠补偿使IL<ICΣ,补偿后的接地点电流仍然是电容性的。如果系统运行方式发生变化,例如当某个元件被切除或因故障跳闸,则电容电流就将减少,很可能又出现IL=ICΣ的情况。和3.2.13.2.3过补偿使IL>ICΣ,补偿后的残余电流是电感性的,采用这种方式不可能发生串联谐振的过电压问题,因此实际中获得了广泛的应用。IL>ICΣ的程度用过补偿度P来表示:P=IL-ICΣ/ICΣ式（3.17）一般选择过补偿度P为5%~10%,而不大于10%。采用过补偿时,由于IL>ICΣ,所以ID的实际方向与图2.4所表示的相反。总结可得如下结论:①中性点经消弧线圈接地电网中一般采用过补偿方式；②当采用过补偿时,流经故障线路的零序电流将大于本身的电容电流,由于过补偿度不大,则很难象中性点不接地电网那样,利用零序电流大小的不同来找出故障线路；③当采用过补偿时,流经故障线路和非故障线路电容性无功功率的实际方向都是由母线至线路,无法利用功率方向的差别来判别故障线路,即无法采用零序方向保护。而稳定性弧光接地会发展成相间短路，危及电网的安全运行。3.3传统消弧线圈存在的问题当3—66KV系统的单相接地故障电容电流超过10A时，应采用消弧线圈接地方式，通过计算电网当前脱谐度（ε=(IL-IC)/IC·100%）与设定值的比较，决定是否调节消弧圈的分接头，过去选用的传统消弧线圈必须停电调节档位，在运行中暴露出许多问题和隐患，具体表现如下：（1）由于传统消弧线圈没有自动测量系统，不能实时测量电网对地电容电流和位移电压，当电网运行方式或电网参数变化后靠人工估算电容电流，误差很大，不能及时有效地控制残流和抑制弧光过电压，不易达到最佳补偿。（2）传统消弧线圈按电压等级的不同、电网对地电容电流大小的不同，采用的调节级数也不同，一般分五级或九级，级数少、级差电流大，补偿精度很低。（3）调谐需要停电、退出消弧线圈，失去了消弧补偿的连续性，响应速度太慢，隐患较大，只能适应正常线路的投切。如果遇到系统异常或事故情况下，如系统故障低周低压减载切除线路等，来不及进行调整，易造成失控。若此时正碰上电网单相接地，残流大，正需要补偿而跟不上，容易产生过电压而损坏电力系统绝缘薄弱的电器设备，引起事故扩大、雪上加霜。（4）由于消弧线圈抑制过电压的效果与脱谐度大小相关，实践表明：只有脱谐度不超过±5%时，才能把过电压的水平限制在2.6倍的相电压以下(见参考文献1)，传统消弧线圈则很难做到这一点。

（5）运行中的消弧线圈不少容量不足，只能长期在欠补偿下运行。传统消弧线圈大多数没有阻尼电阻，其与电网对地电容构成串联谐振回路，欠补偿时遇电网断线故障易进入全补偿状态（即电压谐振状态），这种过电压对电力系统绝缘所表现的危害性比由电弧接地过电压所产生的危害更大。既要控制残流量小，易于熄弧；又要控制脱谐度保证位移电压（U0=0.8U/√d2+ε2(见参考文献3）不超标，这对矛盾很难解决。鉴于上述因素，只好采用过补偿方式运行，补偿方式不灵活，脱谐度一般达到15%—25%，甚至更大，这样消弧线圈抑制弧光过电压效果很差，几乎与不装消弧线圈一样。（6）单相接地时，由于补偿方式、残流大小不明确，用于选择接地回路的微机选线装置更加难以工作。此时不能根据残流大小和方向或采用及时改变补偿方式或调档变更残流的方法来准确选线。该装置只能依靠含

量极低的高次谐波（小于5%）的大小和方向来判别，准确率很低，这也是过去小电流选线装置存在的问题之一。（7）为了提高我国电网技术和装备水平，国家正在大力推行电网通讯自动化和变电站综合自动化的科技方针，实现四遥（遥信、遥测、遥调、遥控），进而实现无人值班，传统消弧线圈根本不具备这个条件。4.故障选线原理应用根据GB50062-1992《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》规定,实际设计中,在发电厂和变电所的母线上,一般装设网络单相接地的绝缘监视装置。利用接地后出现的零序电压,延时动作于信号。只要本网络中发生单相接地故障,则在同一电压等级的所有发电厂和变电所的母线上,都将出现零序电压,这种方法给出的信号是没有选择的,要想发现故障是在哪一条线路上,需由运行人员依次断开每条线路,并继之以自动重合闸,将断开线路投入,当断开某条线路时,零序电压的信号消失,即表明故障是在该线路之上。这种方法虽可保证正确性,但速度慢,对供电可靠性极为不利。因为试拉过程是按照非重要线路先拉的原则,待拉到故障线路时,可能已延误了拉闸时间,使接地故障由初期的有一定阻抗值发展到完全金属性接地,故只适合于出线回路不多的情况。在有条件的情况下,根据GB50062-1992《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》,在线路上可装设有选择性的接地信号装置,当危及人身和设备安全时动作于跳闸。目前,小电流接地信号装置的设计判据主要有以下几种:①反应工频电容电流的大小；②反应工频电容电流的方向；③反应零序电流有功分量；④反应接地时5次谐波分量；⑤反应接地故障电流暂态分量首半波。按照以上判据所采用的故障信号,可分为利用故障信号稳态量和暂态量两类。常用的选线方法有功率方向法、谐波分析法、信号注入法、首半波分析法、小波分析法等多种方法。经验表明,单靠一种方法不可能排除误选和漏选,这也是目前许多接地选线装置正确率不高的主要原因。特别是由于PT断线、系统铁磁谐振等的影响,常常导致误动作。单相接地过渡电阻变化而引起的零序电流变化也会使选线的准确率降低。因此,针对中性点不接地、经消弧线圈接地和经电阻接地等不同的接地方式和接地工况,采用各自适用的选线算法,确保各种选线算法工作在其有效范围之内,势必提高选线的准确性。这也是选择小电流接地系统保护装置的主要依据,具体分析如下论述。4.1中性点不接地采用零序电流大小与无功方向组合选线当一条线路出现单相接地故障时,整个系统都会出现零序电压和零序电流,母线PT二次开口三角绕组的电压为三倍零序电压,测量此处的零序电压即可在系统中构成绝缘监视装置,对故障选线装置发出启动信号。根据中性点不接地故障特点:在非故障线路始端的零序电流,为其自身的对地电容电流,方向由母线流向线路;故障线路始端的零序电流,为所有非故障线路的零序电流之总和,方向由线路流向母线。理论分析的结果是故障线路零序电流应该是最大的,但由于实际现场CT误差、装置内CT误差、测量误差等原因,实际计算值可能并非最大,也可能是第二大或第三大。若用电流最大值判别,则可能会出现误判,而且不能区分线路接地和母线接地。因此可以以通过选出电流最大的三条线路再进行方向比较,则不会发生误判。一般来说,CT的累计误差不会使故障线路零序电流变为第四大。具体分析如图4.1的1号线路接地,则接地电流为ICI=ΣICK,若2号线路电流为10A，3号线路电流为0.1A,4号到n号线路电流为0.2A,则1号线路电流为10.3图4.1A相接地单相等值电路图由于在中性点不接地系统中,故障线路的零序电压滞后零序电流90°,即该线路的容性无功功率的实际方向为由线路流向母线。而非故障线路的零序电压则超前零序电流90°,即容性无功功率的方向为母线流向线路。比较各线路的零序电流与系统中零序电压的相差,便可选出故障线路。4.2中性点经消弧线圈接地根据中性点经消弧线圈接地特点,由于一般采用过补偿方式,流经故障线路和非故障线路的实际方向都是由母线至线路,不能利用无功方向选线的差别来判别故障线路;流经故障线路的零序电流和非故障线路的零序电流的幅值差别不明显,不能利用零序电流大小来找出故障线路。因此,可以采用以下两种方法分别或共同判断选线。4.2.1利用零序电流有功方向选线分析图4.1,其中的消弧线圈可等效为电感L和电导gL的并联,则单相接地故障时流过消弧线圈的零序电流中含有有功分量gLUφ,即有::IL=gLUφ+j1/ωLUφ而在线路中只有故障线路零序电流中才含有有功分量,且为,即有式（式（4.1）所以,故障线路零序电流的有功分量gLUφ与零序电压Uφ存在180°的相位差,与线路对地电容电流IP也存在90°的相位差。以零序电压为基准比对有功分量相角,便可实现故障选线。4.2.2利用零序电流谐波幅值方向选线在分析中性点非直接接地系统单相接地故障的零序网中,零序电源是附加在线路故障点上的工频电压源。从过渡电阻的非线性可知故障点本身就是一个谐波源(金属性接地是经电阻接地发展而来的)。而变压器和部分负荷中由绕组铁芯饱和造成的非线性励磁特性,也使得这些元件在工频正弦的零序电压作用下,产生了波形畸变,这些因素导致零序电流中含有大量的奇次谐波成分。其中3倍次谐波电流相位一致,流经变压器三相绕组或被削弱或相互抵消。所以零序谐波电流按照幅值大小依次为基波、5次、7次、11次等谐波,而且它们在系统中的分布基本相同。可以通过对零序电流进行傅立叶变换,以获得其高次谐波电流的幅值和方向进行选线。尤其是在中性点经消弧线圈接地系统中,消弧线圈主要补偿的是零序基波电流,所以其电感值按照工频整定。经分析与测试得知,5次谐波分量的幅值较大。在发生接地故障时,在5次谐波零序电压U05的作用下,5次谐波零序电流I05即构成了通路。虽然5次谐波电压的幅值只有基波的百分之几,但由于5次谐波分量通过消弧线圈时的5次谐波感抗比基波感抗扩大了五倍,五次谐波容抗比基波容抗缩小了五倍,此时电感对五次谐波相当于开路,电感可忽略,对于五次谐波电流仍满足故障线路与非故障线路反向的特点。即有式（式（4.2）式（4.3）电感感抗:ZL=2nπf0L电容容抗:ZC=1/2nπf0C0Σ消弧线圈上的5次谐波感性电流远远不能补偿系统的5次谐波对地电容电流。故此采用5次谐波电流幅值及无功方向双重判据,可以正确判断接地线路。在电容自投切系统中,补偿电容一般接成中性点不接地Y或Δ接法,零序阻抗为无穷大,可不考虑其影响,接地后,三相负载保持对称运行,不影响零序电流,分析时也不予与考虑。电力网继电保护的配置要满足电力网的不同结构、电压等级、线路长度、运行方式以及负荷性质等要求，否则将不能达到预期的保护效果。5.IOkV中性点非直接接地系统避雷器的选择5.1避雷器概况避雷器是一种保护电器，用来限制电器设备绝缘上承受的过电压。避雷器除限制雷电过电压外，还能限制一部分操作过电压。避雷器有下面几种类型:保护间隙、管式避雷器、普通阀式避雷器、磁吹避雷器及氧化锌避雷器。对于10kV中性点非直接接地系统，当发生单相接地故障时，可带故障持续运行2小时，故障相对地电压可达11.5kV，且易于发生时间长、倍数高的铁磁谐振过电压，工作条件过差。在现有运行的设备中，10kV避雷器大多选用FS普通阀式避雷器，对于能否使用其它避雷器，一直有争议。现从各种避雷器的技术参数上进行分析，以选择保护水平较高的避雷器，保证电气设备安全可靠地运行。5.2避雷器性能比较5.2.1保护间隙最原始最简单的避雷器是保护间隙。在中性点不接地系统中，一相保护间隙动作时，能自行灭弧，因被切断的是电容电流，数值较小;但当二相或三相保护间隙同时动作时，则因间隙电弧不能自行熄灭而引起断路器跳闸，同时由于保护间隙不能切断雷电流之后的工频短路电流，所以现在很少使用。5.2.2管式避雷器为了克服保护间隙不能熄灭短路电流电弧的缺点，产生了将间隙安放在用充气材料制成的管内的避雷器，即管式避雷器。但管式避雷器的伏一秒特性曲线陡、放电分散性大，动作时能产生截波。因此，一般不能用来保护高压电气设备的绝缘，只能用做线路弱绝缘保护和变电站进线保护。5.2.3普通阀式避雷器普通阀式避雷器的主要部件是间隙和阀片。阀片是用碳化硅制成的非线性电阻片，其作用是限制工频续流，使间隙可以切断工频续流。阀式避雷器动作后的过电压波形与管式避雷器动作后的波形比较如图5.1所示。阀式避雷器动作后的过电压波形管式避雷器动作后的过电压波形图5.1阀式与管式避雷器动作后的波形比较图管式避雷器放电后形成截断波，此截断波易引起变压器匝间和层间击穿。而阀式避雷器解决了这一问题。我们知道，配电装置的绝缘水平，是以避雷器的SKA残压为基础进行绝缘配合的。欲降低被保护设备的绝缘水平，需同时降低冲击放电电压和冲击残压。欲降低避雷器的冲击放电电压，则需减少间隙的数量，这必然带来工频放电电压和灭弧电压的降低，这就有可能使避雷器在系统最大运行电压下不能灭弧或在内部过电压下动作(因内部过电压持续时间长，而碳化硅阀片的通流能力有限，一般不允许其在内部过电压下动作)。若要降低避雷器的残压，则需减少阀片的数量，但这将使工频续流增加，造成避雷器灭弧困难，导致阀片热容量不够而损坏。因此，要降低被保护设备的绝缘水平，必须从提高阀片的通流能力和间隙的灭弧能力人手来提高避雷器的保护性能。5.2.4磁吹阀式避雷器和氧化锌避雷器磁吹阀式避雷器和氧化锌避雷器都是对普通阀式避雷器的改进。前者是通过对间隙的改进来达到改善保护性能的目的，而后者则通过改进阀片性能来提高保护性能。磁吹间隙是利用磁场对电弧的电动力使电弧运动，从而提高间隙的灭弧能力。间隙切断的工频续流从普通阀式避雷器的100A增到400A，但这就要增大阀片的通流容量，会使阀片直径增大，因而使整个避雷器直径增大，同时因有并联非线性电阻，则易在谐振过电压下，使并联电阻烧坏而造成避雷器爆炸。因此，对10kV避雷器来说，用磁吹阀式避雷器既不利安装也不经济。氧化锌避雷器是70年代发展起来的新型阀式避雷器，它是以非线性伏安特性特别优良的氧化锌阀片为主要元件的，与碳化硅阀片相比，伏安特性曲线如图5.2所示。图5.2氧化锌避雷器的伏安特性曲线由图5.2看出，在正常运行电压下流过SIC阀片的电流I:比流过zno阀片的电流I;大得多。一般流过SIC阀片的电流达到数十至几百安培，而流过ZnO阀片的电流只有几十微安，这样，氧化锌避雷器就可取消间隙，因而也就不存在灭弧问题。灭弧电压对氧化锌避雷器也是无意义的。而工频参考电压成为氧化锌避雷器的一个重要参数。一般取通过避雷器的阻性电流分量等于In1A时避雷器上的工频电压峰值。在非有效接地系统中，由于弧光接地、断线、铁磁谐振会产生1.5一2.5倍过电压，个别情况达3.5倍以上，且持续时间较长。这就要求有较高的工频参考电压，才不会造成避雷器损坏。但从外地用户反映，即使用直流11llA电压为25kV或24kV的无间隙氧化锌避雷器，当10kV系统有3.5倍过电压时，避雷器也有损坏，只有使避雷器制造厂家进一步提高工频参考电压。但这样残压就有可能大于一般碳化硅避雷器，失去了氧化锌避雷器的优点。同时，由于10kV系统单相接地后，避雷器可能承受最高线电压运行两小时，此电压直接加在阀片上，易产生阀片老化、寿命和热稳定问题。5.2.5氧化锌避雷器有以下优点近年来，厂家开始生产带串联间隙的氧化锌避雷器，即在氧化锌阀片上加串联间隙。据厂家技术人员介绍，带间隙氧化锌避雷器有以下优点:(1)因有间隙，运行电压没有直接加在阀片上，不存在无间隙避雷器的阀片老化和热稳定问题。(2)通过避雷器的续流几乎为零，提高了灭弧性能。间隙只起隔离作用，使避雷器能承受较高的工频过电压，而不损坏。(3)提高了阀片的通流容量，因而，可用于限制开关的操作过电压。(4)降低了部分残压，阀片直流lmA电压可降到18kV一19kV之间，这样，被保护设备绝缘等级可以降低。因此带间隙氧化锌避雷器克服了FS避雷器及无间隙氧化锌避雷器的弱点，使保护水平大大提高。总结理论分析以上选线方