MPP接地故障保護(hù)方案

年4月19日MPP接地故障保護(hù)方案文檔僅供參考MPP-ASS在線路上的接地保護(hù)方案1、方案的提出北京局的配電網(wǎng)中，主變中性點(diǎn)一般采取經(jīng)小電阻(NRS)或經(jīng)消弧線圈(NES)的接地方式。中性點(diǎn)以這類方式接地的電網(wǎng)，在發(fā)生單相接地故障時(shí)短路電流只能經(jīng)過(guò)對(duì)地電容或阻抗形成小電流回路，被稱為小電流接地系統(tǒng)。由于配電網(wǎng)主要是以架空線為主的輻射網(wǎng)，因此單相接地瞬時(shí)故障占配電網(wǎng)故障的絕大多數(shù)。在中性點(diǎn)非直接接地系統(tǒng)中，發(fā)生單相接地故障后，故障相對(duì)地電壓降到極小，非故障相對(duì)地電壓則將接近線電壓，其對(duì)地電容電流也將相應(yīng)增大。這極易導(dǎo)致線路非故障相絕緣薄弱處發(fā)生對(duì)地?fù)舸?，造成兩相接地短路。特別是對(duì)于三環(huán)以內(nèi)配網(wǎng)中越來(lái)越多的地下敷設(shè)電纜，雖然單相接地故障概率較低，但在這種情況下，則會(huì)發(fā)展為永久性相間故障。因此必須盡快撿出單相接地故障線路并斷開(kāi)，將危害減到最低。當(dāng)前，在系統(tǒng)運(yùn)行的產(chǎn)品，用于用戶終端的開(kāi)關(guān)具有接地保護(hù)功能，線路分段開(kāi)關(guān)不具備保護(hù)功能，在配電線路上，當(dāng)前能夠?qū)蜗嘟拥毓收线M(jìn)行分段保護(hù)的開(kāi)關(guān)裝置幾乎處在空白階段。線路出現(xiàn)故障后由出線開(kāi)關(guān)動(dòng)作，且出線開(kāi)關(guān)也不具備接地保護(hù)功能，線路出現(xiàn)接地故障時(shí)，由變電站接地選線裝置進(jìn)行判斷。由于變電站接地選線裝置選線準(zhǔn)確率低，存在事故率高、造成查找接地故障時(shí)間長(zhǎng)、事故查找困難、安全可靠性差的問(wèn)題，嚴(yán)重影響供電可靠性。由于對(duì)接地故障準(zhǔn)確判斷并實(shí)施繼電保護(hù)的設(shè)備的缺失，很長(zhǎng)時(shí)間以來(lái)沒(méi)有得到很好的解決，在很大程度上也制約了配網(wǎng)自動(dòng)化技術(shù)的使用和開(kāi)展。雖然在線路上有些地方在使用接地故障指示器，以方便進(jìn)行接地故障點(diǎn)的查找，但由于線路上能夠獲得的信號(hào)源更有限，使得這種產(chǎn)品的誤判率更高，達(dá)不到縮短故障查找區(qū)段、快速找出故障的目的。究其原因：（1）利用穩(wěn)態(tài)分量I0，V0I0原理的判據(jù)存在問(wèn)題在中性點(diǎn)經(jīng)消弧線圈接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障，會(huì)造成采用穩(wěn)態(tài)零序電流（I0）原理、零序功率方向（V0I0）原理的接地故障為判據(jù)的正確率急劇下降。其原因是中性點(diǎn)經(jīng)消弧線圈接地系統(tǒng)單相接地時(shí)，電容電流分布的情況與中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)不一樣了。a.欠補(bǔ)償IL＜IC∑時(shí)如果補(bǔ)償以后的接地電流大于本身線路電容電流，且方向由線路流向母線，故障線路零序電流將減少。如果補(bǔ)償以后的接地電流小于本身線路電容電流，故障線路零序電流不但大小變化，且方向也變?yōu)橛赡妇€流向線路。b.當(dāng)過(guò)補(bǔ)償時(shí)，即，這種補(bǔ)償方式?jīng)]有發(fā)生過(guò)電壓的危險(xiǎn)，因而得到了廣泛的應(yīng)用。采用過(guò)補(bǔ)償后，經(jīng)過(guò)故障線路保護(hù)安裝處的電流為補(bǔ)償以后的感性電流，它與零序電壓的相位關(guān)系和非故障線路電容電流與零序電壓的相位關(guān)系相同，數(shù)值也和非故障線路的容性電流相差無(wú)幾，故零序過(guò)流、零序方向保護(hù)無(wú)法檢測(cè)出已接地的故障線路。因此不接地系統(tǒng)中常見(jiàn)的零序電流選線原理和零序功率方向選線原理已不能采用。（2）當(dāng)前在配網(wǎng)接地檢測(cè)中還存在的問(wèn)題有：a.故障信號(hào)疊加在負(fù)載電流上、穩(wěn)態(tài)幅值較?。ㄅc消弧線圈的補(bǔ)償情況有關(guān)）、環(huán)境的電磁干擾等影響著故障分辯的正確性；系統(tǒng)運(yùn)行方式多變、故障狀態(tài)多變、不確定因素多，故要求檢測(cè)方法具有更強(qiáng)的適應(yīng)能力。單一的采用穩(wěn)態(tài)零序電流（I0）原理為判據(jù)，盡管提高了ZCT的檢測(cè)精度，但在使用上存在較大的局限性，也已不能全部、準(zhǔn)確判斷故障；（3）變電站接地選線裝置選線存在的問(wèn)題變電站的專用選線裝置接線復(fù)雜；零序電流互感器或零序?yàn)V序器精度低，信號(hào)檢出誤差大；與饋線故障點(diǎn)相距遠(yuǎn)，保護(hù)不一體，影響了對(duì)故障點(diǎn)的在線參數(shù)感測(cè)的精度和準(zhǔn)確性；有些選線裝置在原理上存在著盲區(qū)，有一定的局限性等，不利于饋線自動(dòng)化。中性點(diǎn)小電流接地系統(tǒng)中線路單相接地后跳閘的要求日益迫切，當(dāng)前利用穩(wěn)態(tài)量的選線原理準(zhǔn)確度低，具有局限性，難于滿足跳閘的選擇性及饋線自動(dòng)化的要求。2、MPP接地故障保護(hù)的判據(jù)要提高小電流接地系統(tǒng)單相接地故障判斷的正確率，必須采用先進(jìn)的數(shù)字技術(shù)、先進(jìn)、可行的保護(hù)原理，并對(duì)接地故障時(shí)的特征量綜合分析，利用綜合判斷（依據(jù)3個(gè)以上的判據(jù)），單相接地故障保護(hù)的正確率才能達(dá)到較高的水平。在中性點(diǎn)非直接接地系統(tǒng)單相接地故障時(shí)，存在一個(gè)明顯的暫態(tài)過(guò)程。電氣量中含有大量豐富的高頻分量和直流分量。其中電流量一般較大，特別是接地電容電流的暫態(tài)分量往往比其穩(wěn)態(tài)值大幾倍到幾十倍，容易測(cè)量。而消弧線圈對(duì)于暫態(tài)量中豐富的高頻信號(hào)相當(dāng)于開(kāi)路，因此中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)和經(jīng)消弧線圈接地系統(tǒng)的暫態(tài)過(guò)程是基本相同的。采用先進(jìn)的微電子技術(shù)手段對(duì)暫態(tài)電氣量的采集精度和計(jì)算速度提高很大，使得利用故障暫態(tài)量進(jìn)行接地故障的判斷精確、可靠、準(zhǔn)確率高。MPP是采用微電子技術(shù)，依據(jù)饋線接地故障穩(wěn)態(tài)分量和對(duì)接地故障線路的故障相和非故障相暫態(tài)分量進(jìn)行提取分析計(jì)算，依據(jù)零序電壓V0和零序電流I0的幅值、零序電流I0,零序電壓V0的相位進(jìn)行分析及比較，提取出更可靠的信號(hào)成分來(lái)作為接地故障位置的判據(jù)。適用中性點(diǎn)不接地(NUS)、經(jīng)小電阻(NRS)或經(jīng)消弧線圈(NES)接地系統(tǒng)。特別經(jīng)消弧線圈(NES)接地系統(tǒng)，無(wú)論安裝在變電站出線端、線路中段和線路末端，零序電流I0,零序電壓V0的相位：在負(fù)荷側(cè)發(fā)生接地故障，過(guò)補(bǔ)償時(shí)位于＞90°～＜180°角度范圍，如欠補(bǔ)償時(shí)位于＞180°～＜270°角度范圍。在電源側(cè)發(fā)生接地故障時(shí)，位于＞0°～＜90°角度范圍。因此，都能準(zhǔn)確判定接地故障和故障點(diǎn)位置。3、以下圖“杏石口變電站－八大處線路“為例：1．線路條件1）從變電站至MPP-ASS電源測(cè)用電纜連接，距離為0.5Km.MPP-ASS負(fù)荷側(cè)用架空線路連接，干線距離為1.6Km，支線距離為0.6Km。 Ic2）架空線路的每線路的電容電流0.02A/Km3）電纜線路的電阻為0.075Ω/Km，架空線路的電阻為0.16Ω/Km4）線路系統(tǒng)是消弧線圈接地方式，約10%過(guò)補(bǔ)償。2．電感電流計(jì)算在正常運(yùn)行狀態(tài)下，線路的總電容電流如下： 3×因此電感電流能夠預(yù)測(cè)為3.3A.3．不同的安裝位置的零序電流計(jì)算在MPP-ASS負(fù)荷側(cè)發(fā)生接地故障時(shí)零序電流是電容電流Ic1+電感電流IL1）安裝在變電站出線側(cè)0.5Km處時(shí) IC1 I設(shè)置：I0V0保護(hù)允許零序電流（一次接地電流）I01A零序電壓V020%最大移相角2700（不接地、小電阻接地系統(tǒng)）1800（消弧線圈接地系統(tǒng)）移相角范圍850跳閘延時(shí)5s1、發(fā)生接地故障時(shí)，達(dá)到以上整定值開(kāi)關(guān)跳閘，自動(dòng)隔離故障區(qū)段；2、或在控制箱安裝無(wú)線通訊模塊（GPRS/CDMA）光纖通訊模塊，規(guī)約：采用DNP3.0、MODBUS、IEC60870-5-101，接口為RS485或RS232。發(fā)生接地故障時(shí)，將接地故障信息發(fā)送到管理后臺(tái)，開(kāi)關(guān)由管理后臺(tái)發(fā)指令進(jìn)行動(dòng)作。2）安裝在線路中間位置1.0Km時(shí) IC1 I設(shè)置：I0V0保護(hù)允許零序電流（一次接地電流）I01A零序電壓V020%最大移相角2700（不接地、小電阻接地系統(tǒng)）1800（消弧線圈接地系統(tǒng)）移相角范圍850跳閘延時(shí)5s1、發(fā)生接地故障時(shí)，達(dá)到以上整定值開(kāi)關(guān)跳閘，自動(dòng)隔離故障區(qū)段；2、或在控制箱安裝無(wú)線通訊模塊（GPRS/CDMA）光纖通訊模塊，規(guī)約：采用DNP3.0、MODBUS、IEC60870-5-101（IEC61850），接口為RS485或RS232。發(fā)生接地故障時(shí)，將接地故障信息發(fā)送到管理后臺(tái)，開(kāi)關(guān)由管理后臺(tái)發(fā)指令進(jìn)行動(dòng)作。3）安裝在支線分界點(diǎn)0.32Km時(shí) IC1=2× I設(shè)置：I0V0保護(hù)允許零序電流（一次接地電流）I01A零序電壓V020%最大移相角2700（不接地、小電阻接地系統(tǒng)）1800（消弧線圈接地系統(tǒng)）移相角范圍850跳閘延時(shí)5s1、發(fā)生接地故障時(shí)，達(dá)到以上整定值開(kāi)關(guān)跳閘，自動(dòng)隔離故障區(qū)段；2、或在控制箱安裝無(wú)線通訊模塊（GPRS/CDMA）光纖通訊模塊，規(guī)約：采用DNP3.0、MODBUS、IEC60870-5-101（IEC61850），接口為RS485或RS232。重要用戶發(fā)生接地故障時(shí)，達(dá)到以上整定值開(kāi)關(guān)跳閘，自動(dòng)隔離故障區(qū)段；并將接地故障信息發(fā)送到管理后臺(tái)。4）安裝在線路末端1.52Km用戶處時(shí) I I設(shè)置：I0V0保護(hù)允許零序電流（一次接地電流）I01A零序電壓V020%最大移相角2700（不接地、小電阻接地系統(tǒng)）1800（消弧線圈接地系統(tǒng)）移相角范圍