探讨消弧线圈接地和小电阻接地

探讨消弧线圈接地和小电阻接地

摘要：在当前电网建设更加注重社会效益的背景下，对电力系统中性点接地方

式的优化提出更高的要求，进而对建设过程的管控策略提出了更高的要求。以

10kV消弧线圈改小电阻接地方式为例，尽管小电阻接地方式在防范电网安全事故，降低人身触电风险方面具有积极的意义，但在现有大量消弧线圈接地装置的改造

过程中，却存在着较大的电网运行风险，需行之有效的风险控制策略。本文主要

对消弧线圈接地和小电阻接地进行分析，希望对相关工作人员提供一些参考和帮助。

关键词：消弧线圈接地；小电阻接地

中性点接地方式选择是否合理，直接决定电力系统能否可靠运行。在10kV消弧线圈改小电阻接地方式的过程中，因原有变电站的接线方式和环网情况等多种

情况的不同，使得改造过程存在着较多的风险，如何控制这些风险是目前电网建

设需考虑的一个重要方面。因此，本文对消弧线圈接地和小电阻接地的风险控制

措施研究，具有重要的现实意义。

1消弧线圈接地和小电阻接地比较分析

与消弧线圈接地系统相比，小电阻接地系统具有以下优势：发生单相接地故

障时，可以快速切除故障，减轻了线路绝缘损坏与行人触电风险，有利于设备及

人身安全。同时故障电压升高持续时间短，对设备绝缘要求较低，降低线路设备

成本；故障选线正确率高，零序过流保护灵敏度高，可避免对非故障线路造成影响；不存在因补偿不当而导致谐振过电压的风险。

同时，小电阻接地系统也存在以下不足：单相瞬时性故障时线路跳闸，需依

靠重合闸补救，造成供电可靠性降低；接地点故障电流较大，若保护动作不及时

将给接地点附近设备绝缘造成更大危害，故对保护可靠性要求高。经综合比较可知，在早期或者农村等架空线路比重大的情况下，优先考虑经消弧线圈接地运行

方式；在电缆比重大的网络中，则优先使用经小电阻接地运行方式更合适。

2 10kV系统小电阻接地改造可行性分析

中性点经消弧线圈接地方式主要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电网。从其应用的优势看，主要表现为：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复；间歇性弧光接地过电压可能性降低；单相接地时不破坏系统对称性，即使在故障状态下仍能保持运行，为故障线路查

找提供充足时间。中性点经小电阻接地方式适用于单相接地故障电容电流IC>30A、瞬时性单相接地故障较少的的电网。在应用优势上较多，如降低工频过电压、限

制弧光接地过电压、降低操作过电压、提高系统安全水平，且可及时切除故障线路。

因此，在原有消弧线圈接地方式下，通过增加10kV馈线的零序CT，完善二

次回路，开放10kV馈线保护装置的零序保护功能，并合理的配置其定值，将其

改造为小电阻接地方式是完全可行的。

3 10kV消弧线圈改小电阻前风险控制相关措施

3.1 同一变电站10kV不同接地方式的并列运行风险控制

同一变电站10kV母线中不同接地方式并列运行，主要表现为取小电阻接地、

消弧线圈接地进行配置，将母线开关合上后，小电阻接地母线与消弧线圈接地母

线并列运行。以1M母线为消弧接地、2M母线为小电阻接地，当1M母线与2M

母线并列运行为例，其中2M母线的小电阻同1M母线的消弧线圈并列接地，此

时便为有效接地系统。如图1所示，为并列运行方式。

图1 10 kV 不同接地方式并列运行示意图

针对该种并列运行方式，在风险控制中，可采取的策略主要包括：第一，对

于计划性运行方式，考虑到其变化情况，可实施多种方式，如全部投入零序保护

或退出小电阻接地，保留其他接地方式（含消弧装置、相控接地装置、不接地）。第二，若10kV备自投动作使10kV母线并列运行，可直接实现小电阻接地退出。

3.2 同一220kV电源下不同接地方式风险控制

对于配网转供电，其涉及的方式包括停电转供与合环转供。若A线的负荷向

B线转移，则停电转供是将A线停电，然后将A线负荷接至B线供电。对于合环

转供，两线均不停电，短时间保持并列运行，将A线原电源端断开。风险控制中，同一220kV电源下，不同接地方式可选择合环转供电。或在同一220kV电源下，

若不同变电站的10kV母线之间采用10kV线路串供时，应退出负荷侧变电站的接

地方式（消弧线圈接地、相控接地或小电阻接地）。

4 10kV消弧线圈改小电阻实施过程中风险控制

4.1 联切回路风险控制

零序电流情况是10kV消弧线圈改小电阻实施中的常见现象，考虑到母线母联开关无故障电流经过，因此采用零序保护功能跳闸开关对主变后备保护以及母联

保护可能不适宜，替代方法选择小电阻的零序保护来实现联切。需注意的是，虽

然采用二次回路设计、配合整定原则取得的效果理想，但因接地变保护有联切母

联和主变变低的二次回路，出现停电风险的可能性较高。在此背景下，风险控制

中可考虑将具体的标识如联切母联、主变变低开关于二次联切回路间隔中设置，

防止出现人员误碰情况。

4.2保护配置风险控制

从目前各变电站情况看，其站变或消弧线圈经刀闸和熔丝接入10kV母线，其中110kV主变保护采用定时限特性保护作为微机保护方式，而间隔内配置的熔丝

保护为反时限特性保护，定时限特性保护与反时限特定保护配合较为困难，加之

熔丝保护因运行年限的增长其性能将下降，熔断时间不可控，上述间隔设备发生

故障时，可能发生因熔丝保护无法熔断或熔断时间过长导致110kV主变保护越级

动作。针对这种风险问题，在要求10kV消弧线圈改小电阻风险控制中，改造站

用变开关间隔为开关接入方式和配置微机保护，特别其中小电阻间隔，在利用配

置微机保护的同时，选择开关接入方式。

4.3零序CT及二次回路方面

以往小电流接地系统中，10kV出线零序保护有报警功能，不跳闸出线开关。

通过改造实施，零序保护可实现动作跳本间隔开关。改造之后，零序保护将动作

跳本间隔开关，对零序CT的一二次回路均提出了更高要求。具体风险控制中，

首先注意在投运前做零序CT一次升流，使二次回路、零序CT磁路完好性得到保证，同时注意闭环一体式零序CT的应用，无需考虑引入分离组合式零序CT，可

直接将闭环一体式应用于开关柜外部零序CT中。此外，对于开关柜内部零序CT，可能涉及分离组合情况，此时注意对磁路内螺栓与连接片紧固，取无腐蚀性材料

如玻璃胶等做密封处理。

4.4其他控制