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采用零序电流互感器检测10kV线路接地故障的探讨

北极星电力网技术频道    作者:佚名   2007/12/18 1:46:20   

 关键词:  故障 电流互感器 互感器

(黄岩供电局浙江黄岩318020)
要害词:线路接地检测

0概述

在10kV配电线路上,由于各种因素的影响,线路接地现象经常发生。虽然单相接地故障可短时带接地运行,但由于当一相接地时,另两相对地电压均升高为线电压,对线路设备绝缘构成威胁,且间歇性电弧可能在电网中引起过电压,出现第二接地点,从而引起相间短路事故,因此必须在短时内找出故障点,加以排除。目前虽有一些国外引进的故障显示仪等设备,但都只能显示短路故障,不能对接地故障点作出反应。当发生接地故障时,一般由小电流接地选线装置判别接地线路,或采用试跳线路等方法查出故障线路,调度员通知运行单位巡线查找,如故障点不很显眼,则须采用逐条拉合支线,逐一排除,由于线路长,用户多,查找一个故障点,要较长时间,甚至两三天,对供电用户产生较大影响。

1采用零序电流互感器检测故障段

目前在10kV配电线路上作为线路分段及支线控制,应用最广泛的开关设备为真空柱上开关。假如设想在开关上加装零序电流互感器来检测单相接地电容电流,那么根据电容电流的大小就可判定该开关以后线路是否有接地存在。

1.1互感器的安装及显示、监控

把一只特制的零序电流互感器套在真空开关的三相出线桩头上,用螺栓与开关外壳固定,采集接地电容电流。互感器窗口尺寸(ZW-10/630-16开关选用52cm×12cm)要与开关桩头间尺寸配套(见图1),厚度8cm,平放高度10cm,为确保互感器安装后满足电气间隙的要求,互感器外壳采用环氧树脂浇注,使外壳绝缘达到10kV以上。零序互感器一次动作电流2~5A,最大持续电流15A(根据系统不同情况可另定),所配继电器为DD-11/60。在装有真空开关的电杆下方安装一信号箱,把上方互感器采集的零序电流通过信号继电器反应于信号,如灯光、电流表等。



1.2保护的整定
  在正常情况或发生相间短路时,三相电流Ia+Ib+Ic=0,在零序电流互感器铁芯中不产生磁通;当发生单相接地故障(如A相)时,Ia+Ib+Ic=3Ioc,3Ioc等于B相和C相的对地电容电流的向量和,铁芯中出现零序磁通。
  继电保护的整定要通过计算确定,要判定出是被保护线段内部接地还是外部接地,即一次动作电流要按躲过被保护线段外部单相接地故障时,从被保护线段流出的电容电流,以及一次动作电流还要小于本线段发生单相接地时的电容电流,并按最小灵敏系数1.25确定,即:
Ibz≥KkIcl和Ibz≤(Io-Iol/)1.25
Idz—整定一次动作电流(A);
Kk—可靠系数,因作用于信号,可取2;
  Icl—发生外部接地故障时流过本线段的电容电流(A);
IoΣ—最小运行方式下的总电容电流(A);
IoΣ-Io1—本线段发生接地故障时本线段的电容电流(A)。

上述计算中所用的电容电流数值最好采用运行实测数据,无实测数据时可采用下式:
Io=2.7UoL×10-3(A)
Uo—额定线电压(kV);
L—被保护部分线路长度(km)。

  一般的10kV系统出线较多,总电容电流与单条线路或某一段线路的电容电流相差都较大,继电器能可靠判定,一般Idz可取2~5A。当本线段发生接地故障时,继电器动作,指示灯亮,这样当运行人员接到调度指令巡线检查时,根据开关下方信号箱的指示灯亮否,通过判定可方便地查出故障区段,而不必采用原始的逐条拉合支线方法。
  假如某些10kV线路很重要,非凡是城区线路,那么可考虑加装通讯设施,在信号箱内加装具有数据采集、发送功能的RTU,在变电站设立集控站,通过通讯线(可采用屏蔽双绞线)和RTU接口实际通信(见图2)


  这样当线路上发生接地故障时,调度员能迅速判定故障线路及所在区段,然后命令运行人员赶到该区段迅速排除故障。
2投资与效益比较
设某10kV线路主线长6km,线路安装有分段开关2台,支线分段开关20台(见图3)。


 (1)在开关上加装零序电流互感器而不装通讯,每台开关安装零序电流互感器及信号设备等,综合费用每只约3500元,总费用=3500×22=77000元。
 (2)在开关上加装零序电流互感器并装通讯设备,每台开关安装零序电流互感器再加上信号箱、RTU等,四芯屏蔽双绞线和钢绞线架在杆上,信号箱综合费用每只约4000元,通讯线每km约18000元,总费用=4000×22+18000×6=196000元。
几种不同情况下的对比见表1。

3结论

在线路分段开关和支线开关上加装零序电流互感器,在电杆下方的信号箱中显示接地信号的速方便,但投资太高,施工周期长,效益不是太显著,目前不宜采用。随着电力技术的不断发展,配网自动化将逐步实施,结合配电自动化的数据传输,对接地故障的遥测可一并完成。

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