变电站消弧线圈并低阻改造后保护整定计算分析

2022-08-24 06:13雷巧红鞠成山
农村电气化 2022年8期
关键词:过流零序出线

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。

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