吴泽峰
摘 要：以典型接线方式的变电站为例，随着深圳电网的发展，特别是配网网架结构的完善以及城市规划中电缆线路的不断敷设，10kV配网线路多数为电缆出现，且逐渐实现环网运行。10kV系统中性点经小电阻接地（以下简称接地变）已成为当前变电站建设的主流，但现有的10kV备自投逻辑逐渐不适应接地变运行要求。本文通过分析现有10kV备自投方式下，10kV母线接地变运行方式与现有技术规范要求的差异，探讨新的备自投逻辑功能的可能性。
关键词：备自投 接地变 逻辑优化
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）10（a）-0026-02
随着城市供电系统中10kV电缆线路的不断普及，深圳地区10kV中性点接地方式由原有的中性点经消弧线圈接地逐渐向中性点经小电阻接地方式改变。由于社会供电需求日益增大，10kV供电系统的安全可靠性要求不断提高，系统是否稳定运行，直接影响到广大用户的切身利益。当任何一段10kV母线失压时，将可能导致一个片区的停电，此时若10kV备自投装置能可靠而迅速地动作恢复失压母线的供电，则能保证供电的可靠性及连续性。因此10kV备自投装置能否可靠运行、正确动作具有着重要的意义。
1 接地变运行情况与10kV备自投装置动作方式
典型变电站基本是采用三台变压器、10kV侧单母线四分段接线形式，其中#2主变变低分裂运行，每台主变所带10kV母线均有且仅有一台接地变运行，如图1所示。
在这种接线形式下，对于10kV侧，正常的运行方式为：
#1主变供10kV1M，#1接地变D01接10kV1M运行；#2主变供10kV2AM、10kV2BM，#2接地变D02接10kV 2AM运行；#3主变供10kV3M，#3接地变D03接10kV3M运行10kV分段开关在热备用状态。
该运行方式下10kV备自投装置有6种运行方式：10kV1M失压动作（均分、非均分），10kV2AM失压动作，10kV2BM失压动作，10kV3M失压动作（均分、非均分）。
（1）自投方式一（均分）。检测到10kV1M失压且501开关无流，10kV 2AM、2BM、3M三相有压时，延时断开501开关，确认501开关分闸后，延时合上532开关并断开502B开关，确认532开关合闸后，延时合上521开关。
（2）自投方式二（均分）。检测到10kV 3M失压且503开关无流，10kV 1M、2AM、2BM三相有压时，延时断开503开关，确认503开关分闸后，延时合上入521开关并断开502A开关，确认521开关合闸后，延时合上532开关。
（3）自投方式三。检测到10kV 2AM失压、502A开关无流、10kV1M三相有压时，延时断开502A开关，确认502A开关分闸后，延时合上521开关。
（4）自投方式四。检测到10kV 2BM失压、502B开关无流、10kV 3M三相有压时，延时断开502B开关，确认502B开关分闸后，延时合上532开关。
（5）自投方式五（非均分）。检测到10kV 1M失压、501开关无流、10kV2AM三相有压时，延时断开501开关，确认501开关分闸后，延时合上521开关。
（6）自投方式六（非均分）。检测到10kV 3M失压、503开关无流、10kV 2BM三相有压时，延时断开503开关，确认503开关断开后，延时合上532开关。
目前备自投装置正常運行时通过均分压板实现均分功能，均分功能投入与否与上级电源运行方式相关。
2 10kV备自投动作后运行方式
（1）自投方式一动作完成后。10kV 1M、2AM接于#2主变并列运行，#1接地变D01与#2接地变D02并列运行，有两台接地变在该母线上运行；10kV 2BM、3M接于#3主变并列运行，仅有#3接地变在该母线上运行。
（2）自投方式二动作完成后。10kV 1M、2AM接于#1主变并列运行，#1接地变D01与#2接地变D02并列运行，有两台接地变在该母线上运行；10kV 2BM、3M接于#2主变并列运行，仅有#3接地变在该母线上运行。
同理，我们可将自投方式4～6动作后的运行方式进行统计，现我们将备自投动作方式1～6动作后接地变的运行数量以进行统计，结果如表1所示。
3 接地变的作用和工作原理
根据深圳供电局有限公司接地变运行分析会议纪要，接地变不得并列运行，且10kV母线不得失去接地变保护，即：同一段母线上应有且仅有一台接地变运行。
主变接线方式通常为YD型接线方式，没有可供接地电阻的中性点，而接地变和消弧线圈则是人为地提供中性点的。在2006年以前，深圳电网配网线路以架空线路居多，线路发生瞬时故障概率较大，且电容电流较小，因此较多地采用消弧线圈的方式，消弧线圈采用补偿容性电流的方式，降低单相接地故障对系统的影响，因此中性点经消弧线圈接地运行方式下，消弧线圈可以短时停运或并列运行。而随着城市电网的迅速发展，电缆线路逐渐增多，线路发生瞬时故障概率降低，且电容电流越来越大，若不能及时切除故障，则会产生以下后果。
单相接地电弧发生间歇性的熄灭与重燃，会产生弧光接地过电压，其幅值可达4U（U为正常相电压峰值）或者更高，持续时间长，会对电气设备的绝缘造成极大的危害，在绝缘薄弱处形成击穿。
因此，在以电缆线路为主的城市电网中，更多地以中性点经小电阻接地运行方式为主，即接地变方式。由于接地变有电磁特性，对正序负序电流呈高阻抗，绕组中只流过很小的励磁电流。由于每个铁心柱上两段绕组绕向相反，同心柱上两绕组流过相等的零序电流呈现低阻抗，零序电流在绕组上的压降很小。也既当系统发生接地故障时，在绕组中将流过正序、负序和零序电流。该绕组对正序和负序电流呈现高阻抗，而对零序电流来说，由于在同一相的两绕组反极性串联，其感应电动势大小相等，方向相反，正好相互抵消，因此呈低阻抗，即接地变能够更灵敏地反映零序电流的大小。而系统零序电流的大小与系统发生故障时的附加接地电阻和中性点接地电阻有关，即：endprint
I=3I0
當接地变并列运行时，流经其中一台接地变的电流减小，即：
I=I1+I2=3I0
I=I-I2
因接地变的接地电阻大致相同，因此，可认为此时流经其中一台接地变的零序电流为原来的1/2。
而接地变保护是以系统的零序电流大小为判断条件的，当系统中两台接地变并列运行时，零序电流变小则会导致接地变保护灵敏度下降，对快速分断接地短路故障不利，容易造成无法分断接地短路故障的情况发生，使系统长期接地，对电气设备的绝缘故障造成危害。
4 当前备自投逻辑的缺陷与改进措施
根据表1所示，当前备自投逻辑易造成接地变不正常运行，当备自投动作成功后，仅自投运行方式四能够符合接地变的。因此，需要对当前备自投逻辑进行完善，通过相应自投逻辑中增加针对接地变的相应逻辑，使之符合接地变运行要求，如：
（1）自投运行方式一（修改）。检测到10kV1M失压且501开关无流，10kV 2AM、2BM、3M三相有压时，延时断开501开关，确认501开关分闸后，延时合上532开关并断开502B开关，确认532开关合闸后，延时投入521开关并断开D01开关；
（2）自投运行方式三（修改）。检测到10kV 2AM失压、502A开关无流、10kV 1M三相有压时，延时断开502A开关，确认502A开关分闸后，延时合上521开关并断开D02开关；延时合上532开关并断开502B开关。
其余逻辑也可做相应修改。
在相应备自投逻辑未进行优化前，则需要现场值班人员在发生10kV备自投装置动作后，及时根据备自投装置动作情况，更改相应接地变运行状态。
5 结语
本文仅对10kV系统中性点经小电阻（接地变）运行方式下的10kV备自投逻辑进行了一定程度的探讨，但未对接地变运行状态改变后相应二次保护状态进行全面思考，旨在提出现有10kV备自投装置动作逻辑的局限性，并尝试进一步完善备自投动作逻辑，以及提醒现场值班人员在处理引起备自投动作事故时，增加对接地变运行原则的相应考虑。
参考文献
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[3]王颖，郑春莹.10kV备自投装置配置及动作逻辑分析[J].电工技术，2011（8）：63-64.endprint
