变电站消弧线圈并低阻改造后保护整定计算分析

雷巧红，鞠成山

（国网山东省电力公司昌乐县供电公司，山东 昌乐 262400）

1 单相接地理论分析

在运变电站10 kV 接地变经消弧线圈并低阻改造后，发生单相接地故障时的序网图如图1 所示。以A 相接地短路为例：边界条件是A 相电压为零，B、C 相电流为0。根据边界条件，得出以下结论：Ika1=Ika2=Ika0，Uka1=- (Uka2+Uka0)。

图1 低阻改造后单相接地故障序网图

A 相接地时，短路处故障相中的各序电流大小相等，方向相同，故障相中的电流Ika=3Ika1=3Ika2=3Ika0，而两个非故障相中的电流均等于零。正序、负序、零序三个序网串联，系统阻抗X1，X2，X0比3R小很多，若忽略系统阻抗；Ika1=Ika2=Ika0≈6 kV/(3×16 Ω)=375/3=125 A，Ika=3Ika0=375 A；所以低电阻的热稳电流设计为360 A。实际上由于系统阻抗、线路阻抗、接地电阻等影响，接地故障电流大约250～300 A 左右。高阻接地时电流更小。不接地系统发生单相接地时，Ua=0，Ub=线电压，Uc=线电压，但是Uab、Ubc、Uca三个线电压仍然对称，而线路负荷大部分为三相负荷，所以可以继续供电。当低阻投入时，Uab、Ubc、Uca不再完全对称，但变化不大，可近似认为负荷电流不变。

2 整定计算分析

2.1 10 kV出线开关零序过流定值

2.1.1 若零序保护投跳闸

定值按躲过其他出线接地故障时本线提供的最大电容电流（一条线路的电容电流一般不会超过10 A）。与本出线上的分段开关零序保护定值逐级配合，一般取40～45 A。动作时限与本出线上的分段开关零序保护时间逐级配合上来，一般取0.8～1.2 s。

2.1.2 若零序保护投告警（选线）

定值按躲过其他出线接地故障时，本线提供的最大电容电流。与本出线上的分段开关零序保护定值逐级配合上来，一般取40～45 A。动作时限为能监视到配网上各开关零序保护动作情况，可取0.1 s告警，配网开关零序保护动作也能在变电站侧告警；也可以按逐级配合时限整定，防止过多零序告警信号上送。

2.2 配网开关零序过流定值

定值一般按照1.2 倍系数配合，时间一般按照0.1～0.2 s级差配合。

方案一。考虑五级配合：站内1 s，级差0.2 s；出线断路器：40 A/1 s；第一个分段断路器：35 A/0.6 s；第二个分段断路器：30 A/0.4 s；分支断路器：25 A/0.2 s；分界断路器：20 A/0 s；一次重合闸：2 s。

方案二。考虑五级配合：站内0.5 s，级差0.12 s

出线断路器：40 A/0.5 s；第一个分段断路器：35 A/0.38 s；第二个分段断路器：30 A/0.26 s；分支断路器：25 A/0.14 s；分界断路器：20 A/0 s；一次重合闸：2 s。

2.3 防止低阻投入可能引起过流跳闸，校核主变低后备、线路过流保护定值。

2.3.1 主变低后备过流保护校核

外部接地故障低阻投入时，主变本侧故障相电流增加：I增=(jI消弧线圈最大补偿+I低阻)×2/3。

校核主变本侧过流定值：I定值>(1.1~1.2)×(I增+I额定)。

如果不能躲过低阻投入后电流，可以将低阻投入时间改为短于主变过流保护时间，从时间上躲过，或者暂时退出低阻。

当拉手供电时或倒供母线等特殊方式，可能导致主变负荷负电流增加时，更须注意校核。

2.3.2 10 kV出线过流保护校核

出线接地故障低阻投入时，出线故障相电流增加：I增=(jI消弧线圈最大补偿+I低阻)。

校核出线相过流定值：I定值>(I增+I允许电流)，一般是校核过流Ⅲ段保护定值。

如果不能躲过低阻投入后电流，可以将低阻投入时间改为短于出线过流保护时间，从时间上躲过，或者暂时退出低阻。

当拉手供电时或倒供母线等特殊方式，可能导致线路负荷负电流增加时，更须注意校核。

3 算例

某在运变电站实施了10 kV 接地变消弧线圈并低阻改造，10 kV 接地变及相关数据如表1 所示，现对10 kV接地变、线路、配网开关进行整定计算，并对主变低后备过流保护进行校核。

表1 算例数据表

3.1 接地变高压侧零序过流保护Ⅰ段

低 阻16 Ω：I'

零=Kk(I补偿+I低阻)=1.3×(j66 +360)=476 A。

低 阻10 Ω：I'

零=Kk(I补偿+I低阻)=1.3×(j66 +600)=785 A。

可统一取值：750 A/0.1s。

3.2 接地变高压侧零序过流保护Ⅱ段

（若出线开关1 s跳闸，1 + 0.5 = 1.5 s）。

3.3 接地变高压侧零序过流保护Ⅲ段

3.4 接地变相过流保护Ⅰ段

躲低阻：I' ≥1.2×(j34.64+360/3) =150 A。

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

可取：520 A/0 s，15倍Ie。

3.5 接地变相过流保护Ⅱ段

躲低阻：I″≥1.2×(j34.64+360/3) =150 A。

可取：150 A/0.3 s

3.6 接地变相过流保护Ⅲ段

3.7 10 kV出线开关零序过流定值：

典型定值40 A/1 s（跳闸）；典型定值40 A/0.1 s（告警）。

3.8 配网开关零序过流定值

方案一，考虑五级配合：站内1 s，级差0.2 s。

出线断路器：40 A/1 s；第一个分段断路器：35 A/0.6 s；第二个分段断路器：30 A/0.4 s。

分支断路器：25 A/0.2 s；分界断路器：20 A/0 s；一次重合闸：2 s。

方案二：考虑五级配合：站内0.5 s，级差0.12 s。

出线断路器：40 A/0.5 s；第一个分段断路器：35 A/0.38 s；第二个分段断路器：30 A/0.26 s；分支断路器：25 A/0.14 s；分界断路器：20 A/0 s；一次重合闸：2 s。

3.9 主变低后备过流保护校核

（只针对低阻16 Ω，注意10 Ω电流增加的更大）

变压器低压侧相电流增加：I增=(360+j66)×2/3=244 A。

即主变低后备过流定值应不低于1537 A。

3.10 10 kV出线过流保护校核

线路故障相电流增加：I=360+j66=366 A；线路最大允许电流：554 A（出口YJV22-3×400 铜缆）；I≥366 A+554 A=920 A；实际上线路增加电流大约在250～300 A 左右，线路一般不能重过载，负荷电流按照400 A考虑，I定值应大于等于700 A。对于16 Ω 低阻，过流Ⅲ段定值不低于700 A，在保证灵敏度的情况下，能提高尽量提高。

4 结束语

在运变电站10 kV 接地变消弧线圈并低阻改造后，按照上述方法对10 kV 系统进行定值整定计算与校核，对电网具有很好的适应性，发生单相接地故障时未出现继电保护误动作现象。10 kV 线路保护增加零序过流告警信号，能够在短时间内发出准确的告警信号，快速选线，切实提高了单相接地故障选线准确率。彻底解决了以往调度员通过拉线选线，运维单位出动大量人力、物力盲目巡线的难题，提升了配电网故障防御能力。