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中性点经消弧线圈接地方式优、缺点

发表日期:2014-06-05 01:11:17   所属分类:电阻柜技术百科   浏览 6785 次

中性点经消弧线圈接地方式

1、适用范围:

适用于单相接地故障电容电流IC>10A、瞬时性单相接地故障多的以架空线路为主的电网。

2、中性点经消弧线圈接地方式的特点;

利用消弧线圈的感性电流对电网的对地电容电流进行补偿,使单相接地故障电流<10A,从而使故障点电弧可以自熄;

故障点绝缘可以自行恢;

可以减少间隙性弧光接地过电压的概率;

单相接地时不破坏系统对称性,可以带故障运行一段时间,以便查找故障线路;

3、对以电缆线路为主的城市配网,消弧线圈接地方式存在的一些问题:

单相接地故障时,非故障相对地电压升高到3 相电压以上,持续时间长、波及全系统设备,可能引起第二点绝缘击穿,引起事故扩大。

消弧线圈不能补偿谐波电流,有些城市电网谐波电流占的比例达5%-15%,仅谐  波电流就可能远大于10A,此时无法避免发生弧光接地过电压。

对于电容电流很大的配电网,如果通过补偿要使单相接地故障电流Ijd<10a,就必须使系统保持较小的脱谐度,系统的脱谐度过小,对由于三相电容不对称引起的中性点位移电压会产生较强的放大作用,使中性点电压偏移超过规程允许值(<15%un),保护将发出接地故障信号。另外脱谐度太小,系统运行在接近谐振补偿状态,将给系统运行带来极大的潜在危险(谐振过电压);要保证中性点位移电压不超过规程允许值,就要增大脱谐度,然而,脱谐度过大,将导致残余接地电流太大(ijd>10A),又可能引起间歇性弧光接地过电压。很难保证既使残余接地电流Ijd<10a,又保证中性点位移电压不超过规程允许值这两个相互制约的条件。< p="">

消弧线圈的调节范围受到调节容量限制,其调节容量与额定容量之比一般为1/2,如按终期要求选择,工程初期系统电容电流小,消弧线圈的最小补偿电流偏大,可能投不上;如按工程初期的要求选择,工程终期时系统电容电流大,消弧线圈的最大补偿电流又偏小,也不能满足合理补偿的要求。

在运行中,消弧线圈各分接头的标称电流和实际电流会出现较大误差,运行中就发生过由于实际电流与名牌电流误差较大而导致谐振的现象。
由于系统的运行方式及系统电压经常变化,系统的电容电流经常变化,跟踪补偿困难。目前的自动跟踪补偿装置呈百花齐放的景象,实际运行考验时间较短,运行情况还不理想。而且价格高、结构复杂、维护量大,不适应无人值班变电站的要求。

由于上述原因,中性点经消弧线圈接地仅能降低弧光接地过电压的概率,不能消除弧光接地过电压,也不能降低弧光接地过电压的幅值,弧光过电压倍数也很高,对设备绝缘威胁很大。特别是对紧凑型

配电装置及电缆线路,更易造成绝缘击穿或相间短路,造成设备烧毁的大事故。根据近年统计记录分析,随着城市电网电容电流的迅速增大,发生高倍数弧光过电压的概率增加,深圳市中性点电网在

1995年前采用中性点不接地及经消弧线圈接地方式,据统计,1992—1995四年时间发生24次因过电压造成变电站出口短路,烧坏主变5台,10KV开关柜烧坏事故娄有发生。
寻找单相接地故障线路困难,目前许多针对消弧线圈接地系统的小电流接地选线装置的选线正确率还不理想,往往还要采用试拉法。
采用试拉法时,既造成非故障线路短时停电,又会引起操作过电压。湖南省电力试验研究所试验:对35KV系统,在一相接地情况下,在非电阻接地系统中共进行了551相0—0.5—C操作循环,实测最大过电压倍数超过4.9PU。 超过4.1 PU的概率达到16.5%,1984—1985年上海供电局和华东电力试验所在江宁变电站进行了切合35KV 空载电缆试验,也测得4.5PU 的过电压值。

系统谐振过电压高,谐振过电压持续时间长并波及全系统设备,常造成PT烧坏、或PT熔断器熔断。武高所和广州供电局在区庄变电站试验中测得1/2分频谐振过电压达2PU ,测得由合闸操作激发的3次高频谐振过电压达4PU,测得A相导线断线并接地于负荷侧时,谐振过电压值为3.8PU。

电缆排管或电缆隧道内的电缆发生单相接地时,不能及时断开故障线路,可能引起火灾,上海某35KV系统电缆就发生过单相接地一小时后引起火灾,烧毁电缆隧道中40多条电缆的重大事故。

寻找故障线路时间较长,在带接地故障运行期间,容易引起人身触电事故。
单相接地时,非故障相电压升高至线电压或更高,在不能及时检出故障点的情况下,无间隙金属氧化物(MOA)避雷器长时间在线电压下运行,容易损坏甚至爆炸。弧光接地过电压、谐振过电压幅值高、持续时间长,MOA由于动作负载问题,一般不要求WGMOA保护系统内过电压,不能有效利用MOA的优良特性,不利于MOA在配电网的推广使用。

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