MPP接地故障保护专项方案.doc

MPP-ASS在线路上接地保护方案1、方案提出北京局配电网中，主变中性点通常采取经小电阻(NRS)或经消弧线圈(NES)接地方法。中性点以这类方法接地电网，在发生单相接地故障时短路电流只能经过对地电容或阻抗形成小电流回路，被称为小电流接地系统。因为配电网关键是以架空线为主辐射网，所以单相接地瞬时故障占配电网故障绝大多数。在中性点非直接接地系统中，发生单相接地故障后，故障相对地电压降到极小，非故障相对地电压则将靠近线电压，其对地电容电流也将对应增大。这极易造成线路非故障相绝缘微弱处发生对地击穿，造成两相接地短路。尤其是对于三环以内配网中越来越多地下敷设电缆，即使单相接地故障概率较低，但在这种情况下，则会发展为永久性相间故障。所以必需立即捡出单相接地故障线路并断开，将危害减到最低。现在，在系统运行产品，用于用户终端开关含有接地保护功效，线路分段开关不含有保护功效，在配电线路上，现在能够对单相接地故障进行分段保护开关装置几乎处于空白阶段。线路出现故障后由出线开关动作，且出线开关也不含有接地保护功效，线路出现接地故障时，由变电站接地选线装置进行判定。因为变电站接地选线装置选线正确率低，存在事故率高、造成查找接地故障时间长、事故查找困难、安全可靠性差问题，严重影响供电可靠性。因为对接地故障正确判定并实施继电保护设备缺失，很长时间以来没有得到很好处理，在很大程度上也制约了配网自动化技术使用和开展。即使在线路上有些地方在使用接地故障指示器，以方便进行接地故障点查找，但因为线路上能够取得信号源更有限，使得这种产品误判率更高，达不到缩短故障查找区段、快速找出故障目标。究其原因：（1）利用稳态分量I0，V0I0原理判据存在问题在中性点经消弧线圈接地系统发生单相接地故障，会造成采取稳态零序电流（I0）原理、零序功率方向（V0I0）原理接地故障为判据正确率急剧下降。其原因是中性点经消弧线圈接地系统单相接地时，电容电流分布情况和中性点不接地系统不一样了。a.欠赔偿ILIC时假如赔偿以后接地电流大于本身线路电容电流，且方向由线路流向母线，故障线路零序电流将降低。 假如赔偿以后接地电流小于本身线路电容电流，故障线路零序电流不仅大小改变，且方向也变为由母线流向线路。 b.当过赔偿时，即，这种赔偿方法没有发生过电压危险，所以得到了广泛应用。采取过赔偿后，经过故障线路保护安装处电流为赔偿以后感性电流，它和零序电压相位关系和非故障线路电容电流和零序电压相位关系相同，数值也和非故障线路容性电流相差无几，故零序过流、零序方向保护无法检测出已接地故障线路。所以不接地系统中常见零序电流选线原理和零序功率方向选线原理已不能采取。（2）现在在配网接地检测中还存在问题有：a.故障信号叠加在负载电流上、稳态幅值较小（和消弧线圈赔偿情况相关）、环境电磁干扰等影响着故障分辩正确性；系统运行方法多变、故障状态多变、不确定原因多，故要求检测方法含有更强适应能力。单一采取稳态零序电流（I0）原理为判据，尽管提升了ZCT检测精度，但在使用上存在较大不足，也已不能全部、正确判定故障；（3）变电站接地选线装置选线存在问题变电站专用选线装置接线复杂；零序电流互感器或零序滤序器精度低，信号检出误差大；和馈线故障点相距远，保护不一体，影响了对故障点在线参数感测精度和正确性；有些选线装置在原理上存在着盲区，有一定不足等，不利于馈线自动化。中性点小电流接地系统中线路单相接地后跳闸要求日益迫切，现在利用稳态量选线原理正确度低，含有不足，难于满足跳闸选择性及馈线自动化要求。2、MPP接地故障保护判据要提升小电流接地系统单相接地故障判定正确率，必需采取优异数字技术、优异、可行保护原理，并对接地故障时特征量综合分析，利用综合判定（依据3个以上判据），单相接地故障保护正确率才能达成较高水平。 在中性点非直接接地系统单相接地故障时，存在一个显著暂态过程。电气量中含有大量丰富高频分量和直流分量。其中电流量通常较大，尤其是接地电容电流暂态分量往往比其稳态值大几倍到几十倍，轻易测量。而消弧线圈对于暂态量中丰富高频信号相当于开路，所以中性点不接地系统和经消弧线圈接地系统暂态过程是基础相同。采取优异微电子技术手段对暂态电气量采集精度和计算速度提升很大，使得利用故障暂态量进行接地故障判定正确、可靠、正确率高。MPP是采取微电子技术，依据馈线接地故障稳态分量和对接地故障线路故障相和非故障相暂态分量进行提取分析计算，依据零序电压V0和零序电流I0 幅值、零序电流I0, 零序电压V0相位进行分析及比较，提取出更可靠信号成份来作为接地故障位置判据。适用中性点不接地(NUS)、经小电阻(NRS)或经消弧线圈(NES)接地系统。尤其经消弧线圈(NES)接地系统，不管安装在变电站出线端、线路中段和线路末端，零序电流I0, 零序电压V0相位：在负荷侧发生接地故障，过赔偿时在90180角度范围，如欠赔偿时在 180 270 角度范围。在电源侧发生接地故障时，在0 90角度范围。所以，全部能正确判定接地故障和故障点位置。3、以下图“杏石口变电站八大处线路“为例：1线路条件1）从变电站至MPP-ASS电源测用电缆连接，距离为0.5Km.MPP-ASS负荷侧用架空线路连接，干线距离为1.6Km，支线距离为0.6Km。 A/km2）架空线路每线路电容电流0.02A/Km 3）电缆线路电阻为0.075/Km，架空线路电阻为0.16/Km 4）线路系统是消弧线圈接地方法，约10%过赔偿。2电感电流计算 在正常运行状态下，线路总电容电流如 下： 所以电感电流能够估计为3.3A.3不一样安装位置零序电流计算在MPP-ASS负荷侧发生接地故障时零序电流是电容电流 +电感电流 。1） 安装在变电站出线侧0.5Km处时 设置： I0 V0 保护 许可零序电流（一次接地电流） I0 1A零序电压 V0 20%最大移相角 2700（不接地、小电阻接地系统） 1800（消弧线圈接地系统）移相角范围 850跳闸延时 5s1、发生接地故障时，达成以上整定值开关跳闸，自动隔离故障区段；2、或在控制箱安装无线通讯模块（GPRS/CDMA）光纤通讯模块， 规约：采取DNP3.0 、MODBUS、IEC 60870-5-101，接口为RS485或RS232。发生接地故障时，将接地故障信息发送到管理后台，开关由管理后台发指令进行动作。2）安装在线路中间位置1.0Km时 设置： I0 V0 保护 许可零序电流（一次接地电流） I0 1A零序电压 V0 20%最大移相角 2700（不接地、小电阻接地系统） 1800（消弧线圈接地系统）移相角范围 850跳闸延时 5s1、发生接地故障时，达成以上整定值开关跳闸，自动隔离故障区段；2、或在控制箱安装无线通讯模块（GPRS/CDMA）光纤通讯模块， 规约：采取DNP3.0 、MODBUS、IEC 60870-5-101（IEC 61850），接口为RS485或RS232。发生接地故障时，将接地故障信息发送到管理后台，开关由管理后台发指令进行动作。3）安装在支线分界点0.32Km时 设置： I0 V0 保护 许可零序电流（一次接地电流） I0 1A零序电压 V0 20%最大移相角 2700（不接地、小电阻接地系统） 1800（消弧线圈接地系统）移相角范围 850跳闸延时 5s1、发生接地故障时，达成以上整定值开关跳闸，自动隔离故障区段；2、或在控制箱安装无线通讯模块（GPRS/CDMA）光纤通讯模块， 规约：采取DNP3.0 、MODBUS、IEC 60870-5-101（IEC 61850），接口为RS485或RS232。关键用户发生接地故障时，达成以上整定值开关跳闸，自动隔离故障区段；并将接地故障信息发送到管理后台。4）安装在线路末端1.52Km用户处时设置： I0 V0 保护 许可零序电流（一次接地电流） I0 1A零序电压 V0 20%最大移相角 2700（不接地、小电阻接地系统） 1800（消弧线圈接地系统）移相角范围 850跳闸延时 5s1、发生接地故障时，达成以上整定值开关跳闸，自动隔离故障区段；2、或在控制箱安装无线通讯模块（GPRS/CDMA）光纤通讯模块， 规约：采取DNP3.0 、MODBUS、IEC 60870-5-101 （IEC 61850），接口为RS485或RS232。关键用户发生接地故障时，达成以上整定值开关跳闸，自动隔离故障区段；并将接地故障信息发送到管理后台。