最新1035kV中性点非有效性接地系统研究821Word文件下载.docx
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3.3.4消弧线圈制造厂家推荐
3.4开关柜问题
3.4.1对运行开关设备的建议
3.4.2开关设备选用建议
3.5无功补偿装置问题
3.5.1无功补电容器问题
3.5.2串联电抗器问题
3.5.3无功补电容器外熔断器问题
3.5.4干式并联电抗器
4总结及下一步工作开展建议
10~35kV中性点非有效接地系统安全运行研究
1前言
1.1概述
2007年，云南电网内多次发生10~35kV系统故障，甚至出现故障扩大后引起变压器损坏的事故。
云南电网的10~35kV系统采用的是中性点非有效接地方式，为了提高系统的运行安全，从2007年8月起，由云南电网公司组织，云南电力研究院负责，联合各供电局对该系统目前存在的问题进行了调研并着手开展相关工作，并对发现影响设备安全运行的问题进行分析和研究，提出相关的应对措施。
1.2课题研究阶段简介
1.2.12007年8月，网公司下达课题研究计划；
1.2.22007年10月30日按电网公司的时间计划，云南电力研究院提交了阶段研究报告，并于11月23日由电网公司组织进行了阶段性评审，肯定该项目各子课题研究取得的成果，并提出进一步研究的方向，重点是：
1）消弧线圈运行情况研究的进一步深化，重点是对云南今后在选消弧线圈适用性上的研究和对现有消弧线圈投运率不高的处理措施；
2）明确对电压互感器现场试验要求，并根据相关厂家产品的运行情况提供满足性能指标要求的互感器供应商；
3）对电压互感器保护用熔断器和无功补偿电容器保护用熔断器的技术要求进一步明确，并提交满足性能指标的电压互感器用熔断器和无功补偿电容器保护用熔断器供应商；
4）加快云南电网无功补装置运行情况调查研究子课题的工作开展；
5）各供电局加快进行变电站电容电流测试工作，并上报相关测试数据；
1.2.3根据网公司11月23日的阶段评审意见，电力研究院着手开展了进一步的工作。
1）12月4日，邀请了库柏西熔和吴江苏杭电气有限公司的技术人员与网公司单位技术人员对TV保护用熔断器和无功补偿电容器用熔断器进行了进一步的交流；
2）12月中旬，汇同昆明供电局技术人员对广州智光电气、上海思源电气的相控随调式消弧线圈在厂家进行了实地考查，并与广东电力研究院相关技术人员就消弧线圈的使用和35kV及以下系统接地运行方式进行了技术交流；
随后对河北旭辉电气的消弧线圈进行了实地调查，并就其在云南电网运行的设备的缺陷情况进行了技术交流；
3）12月安排技术人员就云南电网无功补偿电容器组的运行情况进行实地的核实，基本掌握了各供电单位的无功补偿电容器组的运行情况；
4）12月对昆明、楚雄、普洱、临沧、大理5个供电局共计31个变电站49组消弧线圈进行了实地调查；
5）在2008年1月，形成对消弧线圈、35kV及以下电磁式电压互感器、电压互感器保护用熔断器的选用意见及相关现场试验要求；
对无功补偿装置形成使用的原则性指导意见。
2中性点非有效接地系统影响设备安全运行的问题
从云南电网发生的多次事故情况，暴露出以下方面的问题：
1）电压互感器的主要问题是励磁特性不满足要求，此外匝间绝缘故障一般不易通过常规试验检出，除非是严重的情况可通过变比和励磁特性试验发现；
2）电压互感器保护用高压熔断器，主要是其熔断电流与保护设备的参数不匹配，安秒特性分散性较大；
3）开关柜设备中母线的绝缘包裹、柜内绝缘距离不满足要求、开关柜的性能不满足运行环境要求等；
4）保护配置问题；
5）系统电容电流超标和消弧线圈投入运行率不高问题
6）无功补偿设备选型或参数配置不当
根据以上问题，从产品质量分析、参数配合、数据实测等方面开展工作，以下是相关情况：
电压互感器的主要问题是励磁特性不满足要求，匝间绝缘故障不易通过常规试验检出。
根据这一情况，重点对互感器的励磁特性进行了试验，根据试验结果进行了分析，为保证电压互感器的的质量提出以下措施：
招标技术文件中应明确规定电磁式TV的额定电压因数及额定时间。
按国家标准GB1207-2006《电磁式电压互感器》及行业标准DL/T726-2000《电力用电压互感器订货技术条件》要求，运行于10～35kV中性点非有效接地系统中的电压互感器，应选用的额定电压因数为1.9，且根据下表中的规定并结合云南电网的实际应用情况，额定时间应选择8h。
额定电压因数标准值
额定电压因数
额定时间
一次绕组连接方式和系统接地方式
1.2
连续
任一电网的相间
任一电网中的变压器中性点与地之间
中性点有效接地系统中的相与地之间
1.5
30s
带有自动切除对地故障装置的中性点非有效接地系统中的相与地之间
1.9
无自动切除对地故障装置的中性点绝缘系统或无自动切除对地故障装置的共振接地系统中的相与地之间
8h
由于现场试验要完成额定电压因数为1.9条件下的互感器的额定时间试验具有一定的难度，经与互感器型式试验单位联系确认，目前的互感器在进行试验时只要提出要求，均能进行额定电压因数为1.9条件下的8h连续运行试验，因此建议在现场无需再进行该项试验。
设备招标时应重点审查厂家提供的产品是否满足招标技术协议对额定电压因数及额定时间的要求；
厂家所提供的型式试验报告中是否按相应的额定电压因数及额定时间进行温升试验，试验结果是否满足要求。
3.1.2.1励磁特性曲线测量：
1）10kV、35kV电磁式TV交接时必须进行励磁特性测试；
2）测点除20%、50%、80%、100%、120%额定电压外，还应测量190%额定电压下的励磁电流，其电流值不应大于最大允许电流（二次最大允许电流=热极限输出容量/二次绕组额定电压）；
3）励磁特性与型式试验对应结果的差异不应大于30%，同批次、同型号、同规格电压互感器的励磁电流相差不宜超过30%。
4）设备交接时，应重点关注厂家提供的型式试验报告和出厂试验报告是否有励磁特性试验数据，所测测点是否完整。
并做好数据保存，以便于交接试验及预试时进行数据比较。
3.1.2.2对干式TV进行局部放电测量。
按云南电网公司反事故措施要求，对于35kV干式互感器交接试验时应逐台进行局部放电测试。
希望各供电局严格执行。
鉴于目前电网因互感器故障造成事故扩大的现象比较突出，建议有条件的单位还应对10kV干式互感器进行局部放电测试。
3.1.2.3对于电压互感器开展感应耐压试验。
弧光接地过电压最大值一般不超过3.1倍相电压，极个别的可达3.5倍相电压。
对于电磁式TV，不同厂家的产品励磁特性有所不同，从试研院进行的3个厂家共6只电磁式TV的励磁特性曲线上看，在1.9倍相电压下二次励磁电流一般在3000mA到4000mA之间。
以3000mA电流来估算，当系统电压为3.1倍相电压时，TV二次励磁电流可达8000mA左右，此时TV已处于深度饱和状态，长时运行极有可能造成热击穿。
因此必须采取措施，限制弧光接地过电压。
1）根据系统电容电流测试结果，按照DL/T620相关条款的要求，安装消弧线圈；
2）对中性点非有效接地系统中的线路等设备的绝缘情况进行认真检查，排除隐患，减小发生设备接地故障的几率；
2007年4月由电网公司组织，对35kV及10kV干式TV供应商进行了评审，通过对各供应商的生产能力、销售业绩、设备运行情况等多方面考查，排名前三位供应商为：
大连北方互感器有限公司、大连第二互感器集团有限公司、大连金业电力设备有限公司。
在最近三年的电网公司组织的设备招标中，因35kV及10kV干式TV用量少、电压等级低，未单独打包评审。
而是与较高电压等级的电压互感器合为一个包进行评审，在对供应商进行评审时主要考核高电压等级的TV相关情况，评审结果对35kV及10kV干式TV针对性不强。
基于上述情况，我们推荐干式TV供应商为：
从多次电压互感器的缺陷来看，电压互感器配用的熔断器在互感器出现异常工作状况的情况下均未能起到隔离故障的作用，而且有的电压互感器还出现爆炸的情况。
为此研究院对昆明供电局提供的RN系列熔断器联系有关厂家进行了温升、功耗试验，并对其中的部分样品进行了解体检查。
检测情况如下：
1）送检的三只产品（RN2）温升均不满足GB15166-1994及GB/T11022-1999中的相关规定，直流电阻、功耗的测试由于没有相关规程要求，不能得出不合格结论；
但根据测试值对电压互感器的一般要求来看是很不理想的，也就是说质量也存在一些问题。
2）目前很多互感器配用的RN2型熔断器是我国上个世纪50年代的仿苏产品。
其产品性能已不能满足电力工业发展的需要，属于行业淘汰产品。
送检的RN2系列产品有以下的显著缺陷:
①产品的结构和材料：
瓷管、熔体材料、灭弧材料等质量差、杂质多，产品体积大。
②产品温升高、功率损耗大、特性误差大、性能不稳定。
3.2.2关于电压互感器用熔断器运行、维护建议
1）保护电压互感器用的熔断器，由于熔体特别细，对电晕作用敏感，尤其是10kV及以上电压等级的电压互感器，这种电晕放电作用使熔体在几个月或几年内腐蚀，最终导致熔断器动作。
因此在安装熔断器时应使其底座远离接地的金属框架。
2）对于目前系统内在运的互感器用熔断器，建议进行更全面的调查，而对于所使用的RN2系列互感器用熔断器，建议不再使用。
3）在检修维护时，应检测熔断器的电阻值，如该值变化率在10%以上应仔细确认，并考虑是否存在老化的情况而予以更换。
3.2.3关于电压互感器用熔断器选用的建议
1）电压互感器保护用熔断器其作用为在电压互感器发生故障后从电网中隔离出来，熔断器不能确保电压互感器本身不被损坏。
熔断器的选择要既能能承受电压互感器的励磁冲击电流，又要在电压互感器发生故障后熔断。
因此如一味考虑想通过降低熔断器的熔断电流值来避免互感器损坏是不可取的。
2）目前系统内在用的电压互感器普遍配置的是0.5A高压熔断器，但由于每个电压互感厂家的互感器特性并不相同，特别是其铁芯材料的磁密选择不同，导致使用上述选择的熔断器参数是不一致的。
因此在进行互感器的选型时，对于所配用的熔断器应由互感器厂家根据产品的性能和工作条件进行确定。
事实上，不论是0.5A或是0.2A的熔断器在互感器正常运行状态下均不应熔断，对于其额定电流的选择主要是考虑其作为互感器后备保护情况下的需要。
3）对于选用的电压互感器保护用的熔断器，在选型时一定要明确厂家必须提供最小开断电流I3的试验报告，并提供该熔断器的弧前时间—电流特性曲线，如有可能应由厂家提供产品分散性不超标的技术保证措施；
特别是目前所采用的熔断器的标准主要是GB15166-1994，该标准至今已10多年，新的标准正在修订中，相关的IEC标准为IEC60282-12005，其规程对于电压互感器用熔断器并特殊要求，但对于所有用于后备保护的限流熔断器，其均规定了应进行I3试验的要求（I3即为熔断器最小开断电流）。
因此建议，在设备选型时要求熔断器厂家提供其I3试验的报告，并附开断电流范围，同时应提供时间弧前时间—电流特性曲线；
4）鉴于目前制造技术的发展，以及对于RN2系列互感器用熔断器在技术上的滞后，在今后对于互感器用熔断器的选择时不考虑该系列产品；
3.2.4电压互感器用熔断器推荐厂家
根据对目前熔断器生产厂家的调查，在选用电压互感熔断器器时，建议可考虑以下厂家的产品：
1）德国西霸熔断器制造有限公司
2）库柏西安熔断器有限公司
3）西安振力熔断器有限公司
4）西安翰德电力电器制造有限公司
目前整个云南电网公司非有效接地系统中共安装了122组（2007年8月份数据）消弧线圈。
其中在10kV等级运行的消弧线圈有56组，35kV等级运行的消弧线圈有66组。
在所统计的122组消弧线圈中，有49组目前能够正常投入运行，其它均不能投入运行。
结合备用状态但能满足运行要求的消弧线圈情况，实际上能满足运行的设备有56组，占整个消弧线圈的45.9%。
已安装的消弧线圈生产厂家主要为旭辉电气（调匝式和调容式）、维峰电气（调气隙式）、上海思源（调匝式和相控式）和广州智光电气（相控式）。
前两个厂家都只生产二次控制器，一次设备外购。
旭辉电气应用于云南的产品，一次设备（接地变、消弧线圈）主要采购北电设备、邯郸变压器、山东金曼克、保定特变产品，在云南地区的用量不少于50组；
维峰电气一次设备主要采购云南变压器厂产品，调气隙式产品在云南的用量为34组。
智光电气的高短路阻抗变压器式消弧线圈在云南的用量不大，为9组，均为2002年以后投运，运行情况良好，其一次设备外购，主要购自顺特电气、广高高压、山东金克曼。
思源电气的调匝式产品在云南的用量不大，为3组，均为2004年以后投运，运行情况良好，一次设备自己生产。
3.3.1消弧线圈投入率不高的主要原因：
3.3.1.1设备运行状况角度的分析：
1）消弧线圈配置大多根据设计院提供的参数来进行配置，由于部分变电站在投运前对预计增加的供电容量估计不足，因此到变电站实际投产时，导致所配置的消弧线圈容量不足，工作在欠补偿状态（如果运行状况改变切除线路时有可能会产生谐振过电压）；
满足不了规程要求工作在过补偿状态。
另外大多数线路上的实际电容电流也未经核实，因此究竟消弧线圈所需要的多大容量需待电容电流测试后进行校核才能确定。
2）部分变电站在投运时即安装考虑后续发展的大容量（相对初始变电站出线电容电流推算的消弧线圈容量）消弧线圈，由于初始电容电流很小，导致消弧线圈不需使用，即设备一经采购即放置数年，且多年来一直不维护，存在有部件锈蚀、控制回路元件老化故障等情况；
3）部分消弧线圈在投运以后，由于消弧线圈本身存在问题，如控制回路故障或是调档故障，部分消弧线圈二次控制器不能满足自动跟踪补偿的要求或本身无自动跟踪补偿装置，阻尼电阻投切用真空接触器故障等；
4）在35kV系统，由于35kV线路长度长，而且不换相，三相对地电容不一致导致的中性点不平衡电压情况较严重，特别是当个别线路较长的情况下受线路投切的影响大，运行方式的变化有可能导致中性点不平衡电压超标，当调匝式消弧线圈加入系统中性点后，常出现“中性点电压高，频发接地信号的现象”，导致设备退出运行。
同时早期进行云南市场的产品，由于厂家未具体考虑到云南线路对地电容的情况，对于阻尼电阻的采用基本上是按照了平均水平进行选取，导致电阻选择较小，对不平衡电压的放电倍数较高，同样造成中性点电压高而无法投入消弧线圈运行。
3.3.1.2厂家产品角度的分析：
就厂家来说消弧线圈投运率不高主要是旭辉电气与维峰电气两个厂家的产品，以下分别进行分析：
3.3.1.2.1旭辉电气：
1）通过实际调查，停运的整套设备中一次设备问题不大，极个别消弧线圈有载调压开关由于长时间未动作出现锈蚀、卡涩现象，制造工艺质量控制不严是主要原因。
2）由于中性点不平衡电压超标，真空接触器投切阻尼电阻箱不能很好解决“虚接地”问题，导致长时间过电压施加于消弧设备上，同时对系统稳定产生影响，进而导致消弧线圈停运。
3）旭辉电气的第一代不带选线功能的ZGTD、ZGML型号产品，内部为晶体管结构，外部为数码管显示，在长时间不带电情况下内部受潮故障，由于产品升级换代，无相应的备品备件，因而一直停运。
4）作为第二代的ZGML-104型号产品，真空接触器投切阻尼电阻仍是其主要缺陷，由于这一投切方式不能很好的解决“虚接地问题”，因而因为这一问题导致消弧线圈停运的情况仍时有发生。
3.3.1.2.2维峰电气：
1）作为调气隙式消弧线圈，维峰产品在一次设备及二次控制器方面均存在较为严重的问题。
消弧线圈的电动调节机构经常发生卡涩状况，主要应归结为制造工艺不过关。
相比较调匝式产品的有载调压开关置于线圈旁边而言，调气隙式产品的电动调节机构直接置于内部，其动作体积更大，问题更为复杂，从实际调查情况来看，在现场处理一般都较为困难。
对于一次设备的问题，厂家处理周期长，导致消弧线圈长时间停运。
2）真空接触器投切阻尼电阻的方式不能很好解决“虚接地”问题，会导致线圈停运。
3）由于应用时间长，控制器更新换代，旧控制器存在一些不能解决的问题，从而导致消弧线圈长时间停运。
3.3.2对于运行消弧线圈设备的技改建议
根据目前统计调查的消弧线圈存在的问题、对变电站运行消弧线圈的实际调查以及四个消弧线圈生产厂家的实际调研，建议云南电网按以下要求开展消弧线圈的技改工作：
1）各供电局应对本局内各个变电站的电容电流进行实测并得出相关的测试数据，以便于根据电容电流值选择消弧线圈的容量，当电容电流值超过DL/T620《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》第3.1.2条中相关规定时需配置消弧线圈，具体要求如下：
①3kV～10kV钢筋混凝土或金属杆塔的架空线路构成的系统和所有35kV系统，10A。
②3kV～10kV非钢筋混凝土或非金属杆塔的架空线路构成的系统，当电压为：
（1）3kV和6kV时，30A；
（2）10kV时，20A。
③3kV～10kV电缆线路构成的系统，30A。
消弧线圈的容量按DL/T620中第3.1.6条执行，具体计算公式如下：
式中：
W——消弧线圈的容量，kVA；
IC——接地电容电流，A；
Un——系统标称电压，kV。
2）对于因未开展试验，所以未能投入运行的消弧线圈，应尽快安排时间、人员进行按规程进行相关的试验，并根据电容电流测试结果对其容量进行复核。
3）对于容量不足的消弧线圈，首先应进行电容电流的实际测试并根据测试结果进行复核，然后建议按以下方式开展工作：
一是考虑在系统内进行调整，二是考虑将母线分段运行是否能满足要求，三是更换满足容量要求的消弧线圈。
对于线圈容量的考虑要切实结合变电站出线回路的发展情况，不能一味求大。
4）对消弧线圈投入后中性点位移电压加剧的问题，主要发生在35kV系统。
由于10kV系统接地变压器的存在，通过接地变系统不平衡电压一般可以有3%的调节裕度，可以保证系统不平衡电压满足设备投入的要求。
但35kV出现的消弧线圈投入后中性点位移电压加剧，要从两个方面来考虑解决，一是从系统角度通过换相等措施，实现系统中性点位移电压满足消弧线圈投运要求；
二是从设备方面来考虑，在保证残流值的前提下，通过改变阻尼率来抑制位移电压到合适的范围。
需要注意的是由于脱谐度是一个相对值，一般在设定之后，不频繁改动。
同时要明确在系统可能的运行方式下，不会出现系统中性点位移电压加剧的现象。
此外，还应注意一个指标，就是中性点位移电压按标准要求的上限可到15%Un，但在实际使用中，很多单位将该值规定得很低，甚至低于5%Un，这就导致预调式消弧线圈使用困难。
综合考虑，并结合用户对线路电压的要求该值一般不应过低，可考虑位移电压可达10%Un。
5）有关消弧线圈配套的接地选线装置的改造。
依照调研情况，在可能的情况下，调匝式线圈优先选用并联中电阻接地选线方式；
调容式及相控式线圈优先选用零序电流加小扰动的接地选线方法。
6）对于旭辉电气和维峰电气产品的技改意见
①对于旭辉电气的产品技改意见：
（1）第一代不带选线功能的ZGTD、ZGML型号产品建议更换为最新型的ZGML-K系列控制器，此型号成套产品自2005年以来在云南地区共投运7套，运行情况良好。
（2）所有投切阻尼电阻的真空接触器开关全部更换为可控硅投切开关。
（3）35kV系统因中性点不平衡电压加剧导致线圈不能投运的，阻尼电阻箱的更换选型要有切实的依据，同时考虑到不同运行方式下的情况，尽量做到一次更换到位。
②对于维峰电气的产品技改意见：
维峰调气隙式产品由于一次设备问题跟制造工艺密切相关，检修维护周期长、问题频发，加之二次控制器存在更新换代问题，建议逐步更换其它调节形式的线圈。
至少对于35kV等级消弧线圈，更换为其它调节形式为妥。
3.3.3对消弧线圈成套装置选型的建议
选型建议主要是对新增的消弧线圈提出指导性意见，对于技改的设备可参照执行。
根据现阶段的消弧线圈运行的实际情况，对于调气隙的产品由于存在不稳定的情况建议选择时慎重考虑。
各供电局在选择消弧线圈时，应结合中性点位移电压、今后线路发展的趋势来选择消弧线圈成套装置的形式和容量。
1）关于消弧线圈形式的选择，建议可按以下方式进行选择：
（1）10kV系统
由于10kV消弧系统普遍带有接地变压器，如果出现系统中性点位移电压超标情况，还可通过接地变可进行3%裕度调节，因此：
①对于容量不高于800kVA（电容电流约100A）的消弧线圈建议优先采用干式预调节调匝式产品；
②容量大于800kVA但小于1200kVA的消弧线圈则建议采用干式随调相控式产品,主要基于控制级差电流及补偿范围更宽这一角度来考虑；
③当容量大于1200kVA时，推荐采用随调相控式，一次线圈采用油浸式产品，价格是主要考虑的因素；
（2）35kV系统
①由于该系统中存在中性点位移电压过高导致消弧线圈不能投入的情况，且随35kV线路投运的情况，中性点位移电压值变化不确定，因此建议在35kV系统优先选择随调式消弧线圈，推荐目前技术较为成熟的相控式产品。
②对于容量不大于1200kVA的消弧线圈采用干式结构，大于1200kVA的消弧线圈采用油浸式结构。
2）接地选线装置的选择
（1）对于预调式产品，接地选线装置推荐采用并联中电阻接地选线方式和小电流接地选线方式。
（2）对于随调式产品，接地选线装置推荐采用零序电流加小扰动方法。
3）接地变压器
依照DL/T1057-2007《自动跟踪补偿消弧线圈成套装置技术条件》8.2节接地变压器的规定，“带有二次绕组的接地变压器，其额定容量应同时满足中性点电流容量和额定二次容量的要求”。
接地变若有二次绕组，其容量应为消弧线圈额定容量与设计的站用变容量之和，设计时不能认为消弧线圈较少工作在其满容量情况而变相缩小接地变容量为消弧线圈容量，进而导致消弧线圈出现容量不足现象。
4）阻尼电阻投切方式
预调式产品中，阻尼电阻是必须的，考虑到投切的可靠、快速和解决“虚接地”，阻尼电阻投切应采用可控硅投切方式。
5）消弧线圈成套装置中的其它参数选择
根据现有的DL/T620和IEEE142中的相关规定，并参照DL/T1057-2007中的规定，在制定消弧线圈成套装置时需对残流值、残流稳定时间和额定运行时间进行明确规定。
具体要求为：
（1）残流限值应不超过10A。
（2）残流稳定时间
残流稳定时间为系统发生单相接地开始时刻到残流值小于设定值（一般设定为小于或等于残
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