雷巧紅，鞠成山

（國網(wǎng)山東省電力公司昌樂縣供電公司，山東 昌樂 262400）

1 單相接地理論分析

在運(yùn)變電站10 kV 接地變經(jīng)消弧線圈并低阻改造后，發(fā)生單相接地故障時的序網(wǎng)圖如圖1 所示。以A 相接地短路為例：邊界條件是A 相電壓為零，B、C 相電流為0。根據(jù)邊界條件，得出以下結(jié)論：Ika1=Ika2=Ika0，Uka1=- (Uka2+Uka0)。

圖1 低阻改造后單相接地故障序網(wǎng)圖

A 相接地時，短路處故障相中的各序電流大小相等，方向相同，故障相中的電流Ika=3Ika1=3Ika2=3Ika0，而兩個非故障相中的電流均等于零。正序、負(fù)序、零序三個序網(wǎng)串聯(lián)，系統(tǒng)阻抗X1，X2，X0比3R小很多，若忽略系統(tǒng)阻抗；Ika1=Ika2=Ika0≈6 kV/(3×16 Ω)=375/3=125 A，Ika=3Ika0=375 A；所以低電阻的熱穩(wěn)電流設(shè)計為360 A。實(shí)際上由于系統(tǒng)阻抗、線路阻抗、接地電阻等影響，接地故障電流大約250～300 A 左右。高阻接地時電流更小。不接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地時，Ua=0，Ub=線電壓，Uc=線電壓，但是Uab、Ubc、Uca三個線電壓仍然對稱，而線路負(fù)荷大部分為三相負(fù)荷，所以可以繼續(xù)供電。當(dāng)?shù)妥柰度霑r，Uab、Ubc、Uca不再完全對稱，但變化不大，可近似認(rèn)為負(fù)荷電流不變。

2 整定計算分析

2.1 10 kV出線開關(guān)零序過流定值

2.1.1 若零序保護(hù)投跳閘

定值按躲過其他出線接地故障時本線提供的最大電容電流（一條線路的電容電流一般不會超過10 A）。與本出線上的分段開關(guān)零序保護(hù)定值逐級配合，一般取40～45 A。動作時限與本出線上的分段開關(guān)零序保護(hù)時間逐級配合上來，一般取0.8～1.2 s。

2.1.2 若零序保護(hù)投告警（選線）

定值按躲過其他出線接地故障時，本線提供的最大電容電流。與本出線上的分段開關(guān)零序保護(hù)定值逐級配合上來，一般取40～45 A。動作時限為能監(jiān)視到配網(wǎng)上各開關(guān)零序保護(hù)動作情況，可取0.1 s告警，配網(wǎng)開關(guān)零序保護(hù)動作也能在變電站側(cè)告警；也可以按逐級配合時限整定，防止過多零序告警信號上送。

2.2 配網(wǎng)開關(guān)零序過流定值

定值一般按照1.2 倍系數(shù)配合，時間一般按照0.1～0.2 s級差配合。

方案一。考慮五級配合：站內(nèi)1 s，級差0.2 s；出線斷路器：40 A/1 s；第一個分段斷路器：35 A/0.6 s；第二個分段斷路器：30 A/0.4 s；分支斷路器：25 A/0.2 s；分界斷路器：20 A/0 s；一次重合閘：2 s。

方案二?？紤]五級配合：站內(nèi)0.5 s，級差0.12 s

出線斷路器：40 A/0.5 s；第一個分段斷路器：35 A/0.38 s；第二個分段斷路器：30 A/0.26 s；分支斷路器：25 A/0.14 s；分界斷路器：20 A/0 s；一次重合閘：2 s。

2.3 防止低阻投入可能引起過流跳閘，校核主變低后備、線路過流保護(hù)定值。

2.3.1 主變低后備過流保護(hù)校核

外部接地故障低阻投入時，主變本側(cè)故障相電流增加：I增=(jI消弧線圈最大補(bǔ)償+I低阻)×2/3。

校核主變本側(cè)過流定值：I定值>(1.1~1.2)×(I增+I額定)。

如果不能躲過低阻投入后電流，可以將低阻投入時間改為短于主變過流保護(hù)時間，從時間上躲過，或者暫時退出低阻。

當(dāng)拉手供電時或倒供母線等特殊方式，可能導(dǎo)致主變負(fù)荷負(fù)電流增加時，更須注意校核。

2.3.2 10 kV出線過流保護(hù)校核

出線接地故障低阻投入時，出線故障相電流增加：I增=(jI消弧線圈最大補(bǔ)償+I低阻)。

校核出線相過流定值：I定值>(I增+I允許電流)，一般是校核過流Ⅲ段保護(hù)定值。

如果不能躲過低阻投入后電流，可以將低阻投入時間改為短于出線過流保護(hù)時間，從時間上躲過，或者暫時退出低阻。

當(dāng)拉手供電時或倒供母線等特殊方式，可能導(dǎo)致線路負(fù)荷負(fù)電流增加時，更須注意校核。

3 算例

某在運(yùn)變電站實(shí)施了10 kV 接地變消弧線圈并低阻改造，10 kV 接地變及相關(guān)數(shù)據(jù)如表1 所示，現(xiàn)對10 kV接地變、線路、配網(wǎng)開關(guān)進(jìn)行整定計算，并對主變低后備過流保護(hù)進(jìn)行校核。

表1 算例數(shù)據(jù)表

3.1 接地變高壓側(cè)零序過流保護(hù)Ⅰ段

低 阻16 Ω：I'

零=Kk(I補(bǔ)償+I低阻)=1.3×(j66 +360)=476 A。

低 阻10 Ω：I'

零=Kk(I補(bǔ)償+I低阻)=1.3×(j66 +600)=785 A。

可統(tǒng)一取值：750 A/0.1s。

3.2 接地變高壓側(cè)零序過流保護(hù)Ⅱ段

（若出線開關(guān)1 s跳閘，1 + 0.5 = 1.5 s）。

3.3 接地變高壓側(cè)零序過流保護(hù)Ⅲ段

3.4 接地變相過流保護(hù)Ⅰ段

躲低阻：I' ≥1.2×(j34.64+360/3) =150 A。

躲400V側(cè)：I' ≥1.2×5498.7×1/(0.4 +12.53) =510 A。

可?。?20 A/0 s，15倍Ie。

3.5 接地變相過流保護(hù)Ⅱ段

躲低阻：I″≥1.2×(j34.64+360/3) =150 A。

可?。?50 A/0.3 s

3.6 接地變相過流保護(hù)Ⅲ段

3.7 10 kV出線開關(guān)零序過流定值：

典型定值40 A/1 s（跳閘）；典型定值40 A/0.1 s（告警）。

3.8 配網(wǎng)開關(guān)零序過流定值

方案一，考慮五級配合：站內(nèi)1 s，級差0.2 s。

出線斷路器：40 A/1 s；第一個分段斷路器：35 A/0.6 s；第二個分段斷路器：30 A/0.4 s。

分支斷路器：25 A/0.2 s；分界斷路器：20 A/0 s；一次重合閘：2 s。

方案二：考慮五級配合：站內(nèi)0.5 s，級差0.12 s。

出線斷路器：40 A/0.5 s；第一個分段斷路器：35 A/0.38 s；第二個分段斷路器：30 A/0.26 s；分支斷路器：25 A/0.14 s；分界斷路器：20 A/0 s；一次重合閘：2 s。

3.9 主變低后備過流保護(hù)校核

（只針對低阻16 Ω，注意10 Ω電流增加的更大）

變壓器低壓側(cè)相電流增加：I增=(360+j66)×2/3=244 A。

即主變低后備過流定值應(yīng)不低于1537 A。

3.10 10 kV出線過流保護(hù)校核

線路故障相電流增加：I=360+j66=366 A；線路最大允許電流：554 A（出口YJV22-3×400 銅纜）；I≥366 A+554 A=920 A；實(shí)際上線路增加電流大約在250～300 A 左右，線路一般不能重過載，負(fù)荷電流按照400 A考慮，I定值應(yīng)大于等于700 A。對于16 Ω 低阻，過流Ⅲ段定值不低于700 A，在保證靈敏度的情況下，能提高盡量提高。

4 結(jié)束語

在運(yùn)變電站10 kV 接地變消弧線圈并低阻改造后，按照上述方法對10 kV 系統(tǒng)進(jìn)行定值整定計算與校核，對電網(wǎng)具有很好的適應(yīng)性，發(fā)生單相接地故障時未出現(xiàn)繼電保護(hù)誤動作現(xiàn)象。10 kV 線路保護(hù)增加零序過流告警信號，能夠在短時間內(nèi)發(fā)出準(zhǔn)確的告警信號，快速選線，切實(shí)提高了單相接地故障選線準(zhǔn)確率。徹底解決了以往調(diào)度員通過拉線選線，運(yùn)維單位出動大量人力、物力盲目巡線的難題，提升了配電網(wǎng)故障防御能力。