消弧线圈接地变容量计算

1 1问题提出问题提出 随着城市建设发展的需要和供电负荷的增加，许多地方正在城区建设110/10kV 终端变 电所，一次侧采用电压 110kV 进线，随着城网改造中杆线下地，城区10kV 出线绝大多数为 架空电缆出线， 10kV 配电网络中单相接地电容电流将急剧增加， 根据国家原电力工业部 《交 流电气装置的过电压保护和绝缘配合》 规定， 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。一般的110/10kV 变电所，其变压器低压侧为△接线，系统 低压侧无中性点引出，因此，在变电所设计中要考虑10kV 接地变、消弧线圈和自动补偿装 置的设置。 2 210kV10kV 中性点不接地系统的特点中性点不接地系统的特点 选择电网中性点接地方式是一个要考虑许多因素的问题， 它与电压等级、 单相接地短路 电流数值、过电压水平、保护配置等有关。并直接影响电网的绝缘水平、系统供电的可靠性 和连续性、主变压器和发电机的安全运行以及对通信线路的干扰。10kV 中性点不接地系统 （小电流接地系统）具有如下特点：当一相发生金属性接地故障时，接地相对地电位为零， 其它两相对地电位比接地前升高√3倍，一般情况下，当发生单相金属性接地故障时，流过 故障点的短路电流仅为全部线路接地电容电流之和其值并不大， 发出接地信号， 值班人员一 般在 2 小时内选择和排除接地故障，保证连续不间断供电。 3 3系统对地电容电流超标的危害系统对地电容电流超标的危害 实践表明中性点不接地系统（小电流接地系统）也存在许多问题，随着电缆出线增多， 10kV 配电网络中单相接地电容电流将急剧增加，当系统电容电流大于 10A 后，将带来一系 列危害，具体表现如下： 3.1 当发生间歇弧光接地时，可能引起高达3.5 倍相电压（见参考文献 1）的弧光过电 压， 引起多处绝缘薄弱的地方放电击穿和设备瞬间损坏， 使小电流供电系统的可靠性这一优 点大受影响。 3.2 配电网的铁磁谐振过电压现象比较普遍， 时常发生电压互感器烧毁事故和熔断器的 频繁熔断，严重威胁着配电网的安全可靠性。 3.3 当有人误触带电部位时，由于受到大电流的烧灼，加重了对触电人员的伤害，甚至 伤亡。 3.4 当配电网发生单相接地时，电弧不能自灭，很可能破坏周围的绝缘，发展成相间短 路， 造成停电或损坏设备的事故； 因小动物造成单相接地而引起相间故障致使停电的事故也 时有发生。 3.5 配电网对地电容电流增大后，对架空线路来说，树线矛盾比较突出，尤其是雷雨季 节，因单相接地引起的短路跳闸事故占很大比例。 4 4单相接地电容电流的计算单相接地电容电流的计算 4.1 空载电缆电容电流的计算方法有以下两种： （1）根据单相对地电容，计算电容电流（见参考文献2）。 Ic=√3×UP×ω×C×10（4-1） 式中：UP━电网线电压（kV） C━单相对地电容（F） 一般电缆单位电容为200-400pF/m 左右（可查电缆厂家样本）。 （2）根据经验公式，计算电容电流（见参考文献3）。 Ic=0.1×UP×L（4-2） 式中：UP━电网线电压（kV） L━电缆长度（km） 4.2 架空线电容电流的计算有以下两种： （1）根据单相对地电容，计算电容电流（见参考文献2）。 Ic=√3×UP×ω×C×10（4-3） 式中： UP━电网线电压（kV） C━单相对地电容（F） 一般架空线单位电容为5-6pF/m。 （2）根据经验公式，计算电容电流（见参考文献3）。 Ic=（2.7～3.3）×UP×L×10 （4-4） 式中： UP━电网线电压（kV） L━架空线长度（km） 2.7━系数，适用于无架空地线的线路 3.3━系数，适用于有架空地线的线路 同杆双回架空线电容电流（见参考文献 3）：Ic2=（1.3~1.6）Ic（1.3-对应 10KV 线路， 1.6-对应 35KV 线路，Ic-单回线路电容电流） 4.3 变电所增加电容电流的计算（见参考文献3） 额定电压（KV） 增大率（%） 6 18 10 16 35 13 -3 3 3 通过 4-2 和 4-4 比较得出电缆线路的接地电容电流是同等长度架空线路的37 倍左右， 所以在城区变电站中， 由于电缆线路的日益增多， 配电系统的单相接地电容电流值是相当可 观的，又由于接地电流和正常时的相电压相差 90°，在接地电流过零时加在弧隙两端的电 压为最大值， 造成故障点的电弧不易熄灭， 常常形成熄灭和重燃交替的间隙性和稳定性电弧， 间隙性弧光接地能导致危险的过电压， 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。 5 5传统消弧线圈存在的问题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： 5.1 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。 5.2 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。 5.3 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。 5.4 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。 5.5 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。 5.6 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。 5.7 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