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变电站消弧线圈抑制弧光接地过电压研究           
变电站消弧线圈抑制弧光接地过电压研究
作者:佚名 文章来源:不详 点击数: 更新时间:2008-9-26 14:16:02

摘 要:针对廊坊薛营变电站的具体网络参数,利用EMTP对该站在中性点绝缘和中性点经自动调谐消弧线圈接地方式下的工频过电压、弧光接地过电压、接地点熄弧后的恢复电压分别进行了计算。计算结果表明:和中性点绝缘的接地方式相比,采用自动调谐消弧线圈后,工频过电压略有降低,发生弧光接地的可能极小,即使在极端条件下发生弧光接地,其过电压幅值也有较大幅度的降低。
关键词:变电站;消弧线圈;弧光接地过电压

  薛营变电站两条10 kV母线的接地电容电流均已达到二十几安,为了避免弧光接地过电压的发生,决定将该站的中性点接地方式改造为通过自动调谐接地补偿装置ZTJD10-200/10-33接地。为此我们利用电磁暂态计算程序EMTP对改造前后的过电压和接地电弧熄弧后的恢复电压进行了计算。

1 薛营变电站过电压计算
1.1 等值计算网络
  用于薛营变电站过电压计算的系统网络图如图1。对用于EMTP计算的主变110 kV侧电源系统阻抗XS、主变等值参数、架空线和电缆等值参数、ZTJD10-200/10-33型自动调谐接地补偿装置等值参数进行了计算。计算过程及结果从略。

1.2 工频过电压
  分别计算了在中性点绝缘和中性点装有ZTJD可编程自动调谐接地补偿装置条件下的工频过电压,单相接地节点除了母线外的选取原则是:最长架空线和电缆出线的末端。具体地说即为:215三五三一路出线架空线末端(节点A)、管道八区二回电缆出线末端(节点B),226天都路架空线出线末端(节点C),管道八区一回电缆出线末端(节点D),节点位置如图1所示。

  当母线和电缆发生单相接地时,其过渡电阻按0.5Ω考虑;当架空线发生单相接地时,其过滤电阻按5.0Ω考虑。计算结果表明,4号、5号母线并列运行时比分列运行时的工频过电压略大。母线并列运行时,中性点绝缘条件下的工频过电压  计算结果见表1,其中1.0p.u=11.5/√3=6.64 kV。系统接有自动调谐的消弧电抗器后,在过补偿运行,且残流最小条件下,发生单相接地故障的工频过电压计算结果见表2。   


  从以上的计算结果可以看出,采用自动调谐接地补偿装置后,工频过电压比中性点绝缘条件下略有降低[降低(1~4)%]。
1.3 弧光接地过电压
  由于产生间隙电弧的具体情况不同,如电弧部位介质(空气、油、固体介质)不同;外界气象条件(风、雨、温度、湿度、气压)不同,实际的过电压发展过程是极为复杂的。电弧的熄灭和重燃时间和上述各种因素密切相关,具有很大的不确定性。在计算中采用工频熄弧理论,因为,一方面经验表明工频理论分析所得过电压值和系统实测值更接近,另一方面在计算中,发生重燃后的高频振荡电流幅值较高,在这种条件下发生熄弧的可能性较小。并确定在恢复电压峰值时刻(熄弧后,恢复电压的发展基本没有过滤振荡过程)发生重燃。
  在中性点绝缘条件下,4号、5号母线分列运行,当4号母线发生单相弧光接地时,节点A处电压以及接地点电流的典型计算波形如图2、图3所示,图中表示的是发生了两次重燃的情况。



  在中性点绝缘条件下,4号母线分列运行时,弧光接地过电压幅值较高,其弧光接地过电压计算结果见表3(1.0p.u=11.5×√2/3=9.39kV)。  
  在系统接有ZTJD自动调谐接地补偿装置条件下,4号、5号母线分列运行,当5号母线发生单相接地,接地电流熄弧后故障相恢复电压的计算结果见图4。在其它方式下的恢复电压情况与此类似,不一一列出。

  


  

 

 

  我们认为在系统接有ZTJD自动调谐接地补偿装置,并且运行可靠的条件下,薛营变电站不大可能发生长时间的弧光接地过电压(类似刮风下雨天气树线相碰的情况除外),主要的理由如下:
  (1)接地电流大小是决定电弧电流能否自熄的决定因素之一。根据薛营变电站4号、5号母线的接地电容电流,所需消弧电抗器的容量均为200MVA,其可调电流范围为10~33 A,每档2.875A,因此在运行可靠的条件下,可保证接地残流小于2.875 A。按照DL/T 620—1997规定,10 kV系统当接地电容电流大于10 A时,接地电弧将不易自熄。虽然近年来有些单位的10 kV电弧自熄试验表明,有些电缆的接地电弧电流大于5 A就有可能不能自熄,即电弧电流自熄下限值为5 A。但在电弧电流小于2.875 A时,应该能够自熄;
  (2)熄弧后的恢复电压是决定接地电弧是否重燃的另一个重要因素。在有消弧线圈补偿后,熄弧后的恢复电压要经过许多工频周期才会上升到最大值,在非全补偿情况下,恢复电压将出现拍频现象(如图4所示)。就本算例而言,在没有消弧线圈情况下,熄弧后10 ms内,恢复电压上升至最大值2.0倍,在有消弧线圈的情况下,熄弧后90 ms左右,恢复电压上升至最大值1.5倍。因此有消弧线圈之后,恢复电压的上升速度和最大幅值都将减小,增加了弧道去游离时间,使电弧不易重燃。
  本文针对某些特殊情况,薛营变电站的消弧线圈可靠补偿的条件下,发生弧光接地的过电压情况进行了计算。当4号、5号母线分列运行,4号母线发生单相弧光接地时,母线、节点A、节点B处电压以及接地点电流的典型计算波形如图5所示。在薛营变电站装设有消弧线圈条件下,母线分列运行、并列运行,在不同的接地点发生弧光接地时的过电压计算结果中,4号母线分列运行时,其弧光接地过电压较高,其值见表4。


 

  一般认为,经消弧线圈接地的系统,能大幅度减小接地残流和恢复电压幅值,因此可以大大减小发生弧光接地过电压的概率。在本文的计算条件下,从薛营站的计算结果可以看出:一方面,装有自动调谐消弧电抗器后,发生弧光接地过电压的可能性很小;另一方面,如果发生了弧光接地过电压,即使按偏严考虑(在恢复电压拍频波形的最大值时发生重击穿),过电压幅值比中性点绝缘系统有所降低,其最大值由3.67倍降低到3.02倍,而且两次重燃之间的间隔加长,在相同时间内发生重燃的次数减少。

2 MOA额定电压选择
  为了确定在装有自动调谐消弧电抗器条件下,金属氧化物避雷器(MOA)的技术参数,对系统接有额定电压为17 kV的MOA时,在特殊情况下发生的弧光接地过电压(如前所述,这种可能性很小)进行了计算。出于偏严考虑,仅考虑母线上有MOA的情况。图6为5号母线分列运行时,节点C发生单相弧光接地故障(在无MOA时,该工况下的母线电压最高,为2.83倍),母线处的电压波形,最大值为2.80倍。

  在发生一次重燃过程中,MOA吸收能量0.093 J,两次重燃的时间间隔为0.124 s,按运行2 h考虑,MOA阀片的比能量为:


  这对一般用于10 kV等级的MOA阀片而言,不存在通流容量方面的问题。

3 结论
  针对廊坊供电公司薛营变电站的具体情况,分别对中性点绝缘系统、中性点装设有自动调谐消弧线圈系统,在不同的地点发生单相接地故障的工频过电压和弧光接地过电压进行了计算。
  计算结果表明:薛营站中性点经消弧线圈接地方式下的工频过电压比中性点绝缘系统略有降低;在自动调谐消弧线圈运行可靠的前提下,和中性点绝缘接地方式相比,其接地残流减小(母线分列运行时,由二十几安降至小于2.875 A),熄弧后的恢复电压最大值降低(由2.0倍降至1.5倍),恢复电压达到最大值的时间增大(由小于10ms增至90 ms左右),保证了电弧的熄灭和避免发生重燃。即使在某些特殊情况下发生弧光接地,其过电压幅值也由中性点绝缘系统的3.67倍降至3.02倍。同时计算结果表明,可以选用额定电压为17 kV的金属氧化物避雷器。

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