零序保护整定说明.doc

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1、三、零序保护定值整定介绍X10kV配电网采用中性点经消弧线圈接地方式。变电站以一段10kV母线为一个单元，每段母线独立配置消弧线圈。发生单相接地故障时,接地点将流过整段母线非故障线路对地电容电流总和，简单的系统网络图如下：参考《工业与民用配电设计手册》，10kV线路电容电流可按以下公式计算：（1）电缆线路A（1）（2）架空线路无架空地线单回路A（2）有架空地线单回路A以上公式中S----电缆芯线标称截面，mm2；----电缆线路长度，km；----架空线路长度，km；Ur----线路额定线路电压，kV，取10.5kV；当电缆线芯为240mm2时，按公式（1）计算A=

2、（95+1.44240）10.5/（2200+0.23240）=2.05当电缆线芯为300mm2时，按公式（1）计算=（95+1.44300）10.5/（2200+0.23300）=2.44X电缆线芯规格多为240mm2和300mm2，有的线路是300mm2电缆与240mm2混用，为简化计算，取两种电缆芯电容电流的平均值，有：a25.2lIca=（3）X现有10kV架空线多无架空地线，单回架空线采用公式（2）计算电容电流，有：A=2.710.5=0.028综上，10kV线路对地电容电流按下式计算：=2.25+0.028（4）变电站以一段10kV母线为一个单元独立配置

3、消弧线圈。正常运行时，变电站内各段10kV母线分列运行，因此，当系统发生单相接地故障时，接地点处按流过一段10kV母线上所有线路对地电容电流考虑，即（n为10kV母线上10kV出线总数）系统运行要求当发生单相接地故障时，消弧线圈按过补偿方式对接地电容电流进行补偿，补偿度kc=5%~10%，X管辖范围内的变电站投运中的消弧装置广泛使用广州智光和上海思源两家公司产品，这两家公司的消弧选线方案具有很好的代表性。经咨询，这两个公司均按过补偿度为5%调节消弧线圈容量，当系统发生单相接地故障，消弧装置瞬时投入电抗器直到接地故障消失。因此馈线自动化开关零序CT采样值为补偿后的残余

4、接地电容电流，按过补偿5%计算，流经故障线路零序CT的残流为：=5%=5%（）=5%【2.25（1+2+…+n）+0.028（1+2+…+n）】（5）线路正常运行时，对地电容电流均匀分布在整条10kV馈线中，零序电流整定值不考虑与馈线本身电容电流值配合问题。当系统发生永久性单相接地故障而且选线失败时，调度端会在接地故障发生后1至2分钟左右申请试漏切除故障线路所在开关，我们的馈线自动化开关应在调度试漏前将故障隔离，因此，将馈线自动化开关零序电流保护延时设置在60秒内，考虑级差配合，电源侧第一台自动化开关零序电流保护时间设为60秒，第二台开关零序电流保护时间设为40S。

5、选取X站10kV1M母线为例计算馈线自动化开关的零序电流定值：X站10kV1M母线线路参数如下表：变电站名称编号10kV线路名称线路总回长线路总长度（km）1、架空线路(km)2、电缆回长及条数公用专用公用（km）专用（km）X变电站701横江线8.8373.3160.0083.6031.910X变电站702南胶线12.065.5360.0515.7730.700X变电站703荟景线1.9520.0000.0670.9800.905X变电站704镇III线7.382.2570.0173.6081.498X变电站705泗二线6.6430.7470.0065.3930.

6、497X变电站706名门甲线1.2180.0000.0001.2000.018X变电站709河西线14.4958.0860.0533.5752.781X变电站710关边线5.4441.6170.0003.3900.437X变电站711汇龙线11.0736.6500.0364.2770.110X变电站712西瑶线5.8320.8370.0004.9050.090合计10条整段母线10条出线合计29.0460.23836.7048.946按公式（5）计算，流经故障线路零序CT的残流为：=5%【2.25（1+2+…+n）+0.028（1+2+…+n）】=5%【2.25（3

7、6.704+8.946）+0.028（29.046+0.238）】≈5.2（A）根据计算结果，X站10kV1M母线上所有10kV出线的自动化馈线开关零序电流整定值zd取5A，略小于计算残流值。具体到每一台馈线自动化开关零序电流延时定值按一次接线图逻辑顺序分别整定为60S和40S，即：以变电站10kV开关为起点，沿10kV馈线延伸方向，主干线上第一台馈线自动化开关零序保护动作延时设置为60S，第二台馈线自动化开关或支线上第一台馈线自动化开关零序保护动作延时设置为40S。从配网供电可靠性角度出发，要求经消弧线圈补偿后的系统接地电流小于10A，否则接地电弧不易自动熄灭