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一、关于接地变的相关规定1.1、《35～kV变电所设计规范GB-》3.6节对站用电系统的规定：3.6.1在有两台及以上主变压器的变电站中,宜装设两合容量相同可互为备用的站用变压器,每台站用变压器容量应按全站计算负荷选择.两台站用变压器可分别接自主变圧器最低电压级不同段母线。能从变电站外引人一个可靠的低压备用电源时,亦可装设一台站用变压器。3.6.2按规划需装设消弧线圈补偿装置的变电站,采用接地变压器引出中性点时,接地变压器可作为站用变压器使用,接地变压器容量应满足消孤线圈和站用电的容量的要求。3.6.3站用电接线及供电方式宜符合下列要求:1）站用电低压配电宜采用中性点直接接地的TN系统,宜采用动力和照明共用的供电方式,额定电压宜为V/V。2）站用电低压母线宜采用单母线分段接线。每台站用变压器宜各接一段母线;也可釆用单母线接线,两台站用变压器宜经过切换接一段母线。3）站用电重要负荷宜采用双回路供电方式。3.6.4变电站宜设置固定的检修电源,并应设置漏电保护装置。1.2、《35kV~kV户内变电站设计规程DL/T-》4.6节站用电系统4.6.1、站用电的设计应符合现行国家标准《35kV~kV变电站设计范》GB的有关规定。4.6.2、10kV站用变压器宜选择无油型低损耗设备。4.6.3、站用变压器的电源电缆宜分沟敷设。1.3、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范GB/T-》3.1节系统中性点接地方式3.1.1中性点有效接地方式应符合下列规定:1、kV~kV系统中性点应采用有效接地方式。在各种条件下系统的零序与正序电抗之比(X0/X1)应为正值并且不应大于3,而其零序电阻与正序电抗之比(R0/X1)不应大于1;2、kV及kV系统中变压器中性点可直接接地;部分变圧器中性点也可采用不接地方式;3、kV~kV系统变压器中性点应直接接地或经低阻抗接地.3.1.2、中性点非有效接地方式可分为中性点不接地方式、中性点低电阻接地方式、中性点高电阻接地方式和中性点谐振接地方式.3.1.3、中性点不接地方式应符合下列规定:1)、35kV、66kV系统和不直接连接发电机,由钢筋混凝土杆或金属杆塔的架空线路构成的6kV~20kV系统,当单相接地故障电容电流不大于10A时,可采用中性点不接地方式;当大于10A又需在接地故障条件下运行时,应采用中性点谐振接地方式。2）、不直接连接发电机、由电缆线路构成的6kV~20kV系统,当单相接地故障电容电流不大于10A时,可采用中性点不接地方式;当大于10A又需在接地故障条件下运行时,宜采用中性点谐振接地方式。3.1.4、6kV~35kV主要由电缆线路构成的配电系统、发电厂厂用电系统、风力发电场集电系统和除矿井的工业企业供电系统,当单相接地故障电容电流较大时,可采用中性点低电阻接地方式。变压器中性点电阻器的电阻,在满足单相接地继电保护可靠性和过电压绝缘配合的前提下宜选较大值。3.1.5、6kV和10kV配电系统以及发电厂厂用电系统,当单相接地故障电容电流不大于7A时,可采用中性点高电阻接地方式,故障总电流不应大于10A。3.1.6、6kV~66kV系统采用中性点谐振接地方式时应符合下列要求：1、谐振接地宜采用具有自动跟踪补偿功能的消弧装置;2、正常运行时,自动跟踪补偿消弧装置应确保中性点的长时间电压位移不超过系统标称相电圧的15%;3、采用自动跟踪补偿消弧装置时,系统接地故障残余电流不应大于10A;4、自动跟踪补偿消弧装置消弧部分的容量应根据系统远景年的发展规划确定,并应按下式计算:5、自动跟踪补偿消弧装置装设地点应符合下列要求:1)、系统在任何运行方式下,断开一、二回线路时,应保证不失去补偿;2)、多套自动跟踪补偿消弧装置不宜集中安装在系统中的同一位置。6、自动跟踪补偿消弧装置装设的消弧部分应符合下列要求:1)、消弧部分宜接于YN,d或YN,yn,d接线的变压器中性点上,也可接在ZN,yn接线变圧器中性点上,不应接于零序磁通经铁芯闭路的YN,yn接线变压器;2)、当消弧部分接于YN,d接线的双绕组变压器中性点时,消弧部分容量不应超过变压器三相总容量的50%;3)、当消弧部分接于YN,yn,d接线的三绕组变压器中性点时,消弧部分容量不应超过变压器三相总容量的50%,并不得大于三绕组变压器的任一绕组的容量;4)、当消弧部分接于零序磁通未经铁芯闭路的YN,yn接线变压器中性点时,消弧部分容量不应超过变压器三相总容量的20%。7、当电源变圧器元中性点或中性点未引出时,应装设专用接地变压器以连接自动跟踪补偿消弧装置,接地变压器容量应与消弧部分的容量相配合,对新建变电站,接地变压器可根据站用电的需要,兼作站用变压器。二、消弧线圈2.1、消弧线圈消弧线圈又称消弧电抗器或接地故障补偿装置。消弧线圈是一个具有铁心的可调电感线圈，当由于电气设备绝缘不良、外力破坏、运行人员误操作、内部过电压等任何原因引起的电网瞬间单相接地故障时，接地电流通过消弧线圈呈电感电流，与电容电流的方向相反，将接地电流补偿成较小的数值或接近于零，以防止电弧重燃，从而有效地降低过电压值。消除了接地处的电弧以及由此引起的各种危害，自动消除故障，不会引起继电保护和断路器动作，大大提高了电力系统的供电可靠性。点击查看“消弧线圈简介”2.2、消弧线圈并联小电阻的接地方式点击查看“消弧线圈并联小电阻的接地方式”2.3、电容电流的计算此计算作为是否安装消弧线圈/小接地电阻的判据，点击查看“kV变电站单相接地电容电流的计算”。2.4、消弧线圈的补偿容量消弧线圈容量应主要根据系统单相接地故障时电容电流的大小来确定，并应留一定裕度，以适应系统今后的发展和满足设备裕度的要求等。消弧线圈的容量可按下式确定：式中：Q-补偿容量(kVA);K-系数,过补偿取1.35,欠补偿按脱谐度确定;.Ue一电网或发电机回路的额定线电压(kV);Ic一电网或发电机回路的电容电流(A)。消弧线圈应避免在谐振点运行。一般需将分接头调谐到接近谐振点的位置,以提高补偿成功率。为便于运行调谐,选用的容量宜接近于计算值。装在电网变压器中性点的消弧线圈应采用过补偿方式,防止运行方式改变时,电容电流減少,使消弧线圈处于谐振点运行。在正常情况下,脱谐度一般不大于10%(脱谐度ν=（Ic-IL）/Ic,其中IL为消弧线圈电感电流)。对于采用单元连接的发电机中性点的消孤线圈,为了限制电容耦合传递过电压以及频率变动等对发电机中性点位移电压的影响,一般采用欠补性方式。考虑到限制传递过电压等因素,在正常情况下,脱谐度不宜超过±30%。消孤线圈的分接头数量应满足调节脱谐度的要求,接于变压器的一般不小于5个,接于发电机的最好不低于9个。2.5、消弧线圈主要技术参数2.5.1、额定电压在正常运行条件下额定频率时作用于主绕组端部之间的电压。其值应等于系统标称电压除以√3。2.5.2、额定容量消弧线圈主绕组视在功率的最大指定值。2.5.3、额定电流在额定频率下施加额定电压,在规定的时间内流经主绕组的电流。其值为额定容量和额定电压之比.2.5.4、最高电压在正常运行条件下额定频率时作用于主绕组端部之间的最高电压。其值应等于系统最高电压除以√3。2.5.6、最长通流时间额定电流的最长通流时间应不小于2h。2.5.7、额定容量(kVA)的优先值6kV系统:35,,,,,,,,,,,l,,。10kV系统:60,,,,,,,,,,,0,,,0,2。35kV系统:,,,,,,,,1l00,,,0,2。66kV系统:,,,,,0,,,0,2。2.5.8、温升消弧线圈在额定电流下2h温升限值不应超过下表的规定,绕组温升应按其绝缘耐热等级考虑。2.5.9、绝缘水平1）、消弧线圈主绕组的绝缘水平应与谐振接地系统中变压器中性点的绝缘水平相同。消弧线圈主绕组直接(或经TA)接地的可采取分级绝缘方式(接地端可取更低的绝缘水平),否则应取全绝缘方式。2）、消弧线圈主绕组全绝缘及分级绝线高压端的绝缘水平应符合下表规定。3）、消弧线圈主绕组分级绝缘直接接地端的绝缘水平为:额定短时(1min)工频耐受电压(有效值)应不小于5kV。2.5.10、电压-电流特性消弧线圈电压-电流特性曲线由零至设备最高电压应为线性。2.5.11、局部放电水平(干式)干式消弧线圈局部放电量不应大于10pC。三、站用变容量点击查看“kV变电站站用变压器选型及容量计算”四、接地变容量计算接地变压器的功能是为中性点不接地系统,引出一个中性点。接地变压器的特性是在电网正常运行时有很高的励磁阻抗,绕组中只流过较小的励磁电流或因中性点电压偏移引起的持续电流(此值一般较小)。当系统发生单相接地故障时,接地变压器绕组对正序、负序都呈现高阻抗,而对零序电流则呈低阻抗,这一零序电流经过接地变压器中性点电阻或消弧线圈起到减小电网的接地电流和抑制过电压的发生。在系统为△型接线或Y型接线中性点无法引出时，引出中性点用于加接消弧线圈，此类变压器采用Z型接线（或称曲折型接线），与普通变压器的区别是每相线圈分别绕在两个磁柱上，这样连接的好处是零序磁通可沿磁柱流通，而普通变压器的零序磁通是沿着漏磁磁路流通，所以Z型接地变压器的零序阻抗很小（10Ω左右），而普通变压器要大得多。用普通变压器带消弧线圈时，其容量不得超过变压器容量的20%。而Z型变压器则可带90%～%容量的消弧线圈。接地变压器为三相变压器(或三相电抗器),主绕组用来连接到要求接地系统的三相,并引出中性点端子接到消弧线圈上。接地变压器可以带有一个低电压的二次绕组,该绕组可具有连续供电容量,接地变除可带消弧圈外，兼作站用变。其容量应与消弧线圈的容量相配合，并采用相同的定额时间，而不是连续时间。如果接地变压器兼作站用变压器，接地变压器一次绕组的容量为消弧线圈的容量与站用变的容量之和，二次绕组的容量为站用变的容量。接地变压器的特性要求是：零序阻抗低，空载阻抗高，损失小。接地变与变压器虽然相似,但接地变毕竟不是变压器,它们在连接消弧线圈或接地电阻时是有区别的,主要表现在：（1）、接地变是采用原绕组中性点或副绕组开口三角形的开口端连接消弧线圈或接地电阻,而变压器则是采用副绕组中性点连接消弧线圈或接地电阻。（2）、接地变的零序阻抗必须很小,而变压器不一定。（3）、接地补偿电流通过接地变时,在其三相绕组中平均分布,而变压器则不是,它只通过接地相副绕组,并不均匀地在各相原绕组中产生感应电流。（4）、消弧线圈在接地变中是主要负荷,而在变压器中则是附加的次要负荷,并在不同接线组别的变压器中所占比例有不同的要求。由于以上区别,所以在选择接地变时,不能按消弧线圈连接变压器时的选择原则来进行。4.1、接地变的结构型式接地变的最大功能就是传送接地补偿电流。而接地补偿电流实际上是一种零序电流,它只能在零序阻抗非常小的网络中畅通。因此,要使消弧线圈或接地电阻所产生的补偿电流能够顺利通过接地变,则必须要求它的零序阻抗非常小,这是选择接地变的首要条件。零序阻抗的大小与变压器的结构型式（主要指由相数、绕组数分别连接的接线组别和由铁心型式构成的磁路系统等）有很大的关系,因此接地变结构型式的选择非常重要。常用的接地变有多种结构型式,并且它们的零序阻抗都非常小。这些接地变的结构型式是Z0,Z0/Y0,Y0/△,Y0/△/Y0,Y0/开口△等型式。其中：（1）、Z0,Z0/Y0型为3铁心柱、主要绕组是曲折形接线组别的三相变压器,称为Z形接地变,如下图所示。（2）、Y0/△,Y0/△/Y0,型为3铁心柱、主要绕组是Y/△接线组别的三相变压器,称为Y/△接地变,如下图。（3）、Y0/开口△有2种结构型式,一种是由3个2铁心柱的单相变压器,连接成Y0/开口△的三相变压器组构成；另一种为4个以上铁心柱（称壳式）主要绕组是Y0/开口△接线组别的三相变压器。这2种型式都称为Y0/开口△接地变,如下图所示由于任何结构型式接地变的零序阻抗都非常小,并且主要通过的是接地补偿（零序）电流,所以根据对称分量法,接地补偿（零序）电流将均匀流过接地变连接在系统上的每相原绕组。在上述接地变的几种结构型式中曲折形的,Z0/Y0型接地变(见图1c)和Y/△的Y0/△/Y0型接地变（见图2c）在用于连接消弧线圈的同时,还可以直接带二次负荷。如果将它使用在变电站,则可兼作站用变,起一变多功能作用。而Y/△的Y0/△/Y0型接地变在用于连接消弧线圈的同时,也可通过中间变压器带二次负荷,如图4所示。因此,选择接地变是否需要带二次负荷也是它的一个方面。4.2、接地变容量的确定接地变的容量要根据接地变的型式、中性点连接设备的容量和性质以及是否带二次负荷等因素确定。由于接地变中性点连接设备（消弧线圈）的容量,在计算时已经考虑了较大的计算裕所以在计算接地变的容量时,不再增大计算系数。在配电网内主要以架空线路为主，电缆线路很少的情况下，电容电流比较小，一般采用经消弧线圈接地的方式；当配电网络中电缆的长度较大时，电容电流较大，此时一般采用经电阻接地方式。对于用于消弧线圈的接地变压器和用于电阻接地变压器,前者应根据电网发生单相接地运行2h这一要求来确定,即允许连续工作2h,后者的工作时间仅以10s来考虑,因而在接地变压器设计上应区别对待。4.2.1、不带二次负荷接地变容量的确定不带二次负荷接地变容量是根据其所带的消弧线圈容量,并按与消弧线圈容量相同的2h定额时间来确定。1）、Z和Y/△接地变容量确定当Z和Y/△接地变带消弧线圈时,则消弧线圈将是接地变的无功负荷。当系统发生接地故障时,消弧线圈所产生的接地补偿电流将均匀流过三相原绕组,所以确定接地变容量的计算公式为：2）、Y/开口△接地变容量确定Y/开口△接地变是一种特殊接地变,因为它是由开口△的开口端连接消弧线圈,而不是中性点,因此,当这种接地变采用3台单相变压器组成Y/开口△接地变带消弧线圈时,每台单相变压器的额定容量为：由此可见,Y/开口△接地变在连接消弧线圈时,它的单相接地变的额定容量将要选择得比消弧线圈额定容量的1/3大,它的三相接地变的额定容量也将要选择得比消弧线圈额定容量大。4.2.2、带二次负荷接地变容量的确定（接地变除可带消弧圈外，兼作所用变）带二次负荷接地变容量主要根据其所带消弧线圈、容量和二次负荷容量,并按与消弧线圈容量相同的2h定额时间来确定。负荷较大且很重要时,也可按连续运行时间来确定。其中,消弧线圈容量要按无功计算,二次负荷容量要按计算的无功负荷和计算的有功负荷分别代人计算。计算公式如下:接地变一次线圈容量（此式中接地变同时作为所用变，二次侧接所用电）计算：式中：Q-消弧线圈容量（kVA）。S-二次侧接站用电的容量（kVA）。Φ-功率因数角（°）：功率因数=有功功率与视在功率的比值，所以功率三角形的功率因数角是指有功功率与视在功率线夹角，一般取站用电cosφ=0.8sinφ=0.6。Sj-接地变容量（kVA）。当采用反应零序电流有功分量的接地保护时,为提高接地保护的灵敏度和选择性,在消弧线圈的一次侧或二次侧并联了一定量的接地电阻,使用时要消耗能量。但这种接地电阻使用时间很短,增加电流也不多,不需要额外增加接地变的容量。4.2.3、接地变压器容量选择应满足系统的热稳定要求,在计算时应考虑接地变压器短时过负荷容量。根据短时过负荷持续时间将短时容量换算为持续额定容量,当无变压器厂家资料时,接地变压器短时允许过负荷倍数可参考下表。4.2.4、接地变压器额定容量额定容量由额定电压与额定中性点电流计算所得的中性点电流容量S1和额定二次容量S2两部分组成,标识为S1/S2,对无二次绕组的接地变压器,S2=0,额定容量可记为S1。额定容量及其优先值：1）、S1不小于消弧线圈额定容量。2）、带有二次绕组的接地变压器,其额定容量应同时满是容量S1和额定二次容量S2的要求。3）、对其他特殊要求的接地变压器应按相应要求确定容量。4）、额定容量的优先值为：S1(kVA):按消弧线圈容量优先值.S2(kVA):按配电变压器容量优先值:50、,,,,,,.,…。4.3、接地变阻抗电压的确定接地变阻抗电压的意义与变压器阻抗电压的意义相同。变压器的阻抗电压又称短路电压,是在变压器副绕组线端短路电流为额定值时,测得的原绕组线端外施加的电压百分值。其大小主要决定于它的阻抗电压无功分量,而无功分量的大小决定于变压器的电抗大小,所以变压器的阻抗电压是一个主要与变压器的电抗有关的量。接地变是一种特殊变压器,其阻抗电压的确定主要是考虑短路电流对接地变的动、热稳定的影响。如果接地变带二次负荷,则还要考虑它对负荷供电电压质量的要求。4.3.1、不带二次负荷接地变阻抗电压的确定不带二次负荷的接地变应能承受的最大短路电流为:由于不带二次负荷接地变的阻抗电压,在Kb范围内的计算值都能满足短路电流对接地变动、热稳定的要求,因此为减少体积和造价,Kb可取最大值25,使不带二次负荷接地变的阻抗电压可确定为最小值4%。4.3.2、带二次负荷接地变阻抗电压接地变带二次负荷时,由于所带的二次负荷一般较小,所以为了降低造价,二次负荷绕组的容量一般选择得比原绕组小,因此,带二次负荷接地变的原、副绕组的容量往往不相等,其阻抗电压的计算不能采用常规方法。阻抗电压计算由于带二次负荷接地变原、副绕组的容量不相等,所以在考虑短路电流对接地变的动、热稳定的影响时,应以容量较小的二次负荷绕组能承受其二次线端突发短路作用而无损坏为准。即带二次负荷接地变的阻抗电压百分值,等于该接地变原、副绕组额定容量之比的4倍。4.3.3额定零序阻抗额定频率下每相的零序阻抗,其值等于三相主绕组各线端连在一起与中性点之间的阻抗值的3倍。对于6kV、10kV电压等级的接地变压器,额定零序阻抗除以3的值,一般不应大于配套消弧线圈最大补偿电流所对应阻抗的4%;对于35kV电压等级的接地变压器一般不应大于配套消弧线圈最大补偿电流所对应阻抗的7%。当阻抗电压和零序阻抗参数要求不能同时满足时,制造商与用户协商确定。4.4、阻杭电压的校核为保证带二次负荷接地变满足对负荷供电电压质量的要求,必须根据接地变各负荷绕组的阻抗电压分别计算其对供电电压的损失,再根据二次负荷用电设备端的电压偏移允许值要求和线路电压损失的具体情况,确定接地变的电压损失允许值。最后综合考虑二次负荷情况（含有、无大电动机自起动）、接地变电压损失允许值和接地变造价等因素,确定接地变的最佳二次负荷绕组的额定容量。接地变的电压损失可按下式计算：当接地变压器带有二次绕组时,其阻抗电压以二次容量为基准。阻抗电压的选取应保证接地变压器二次回路能承受相应的短路电流,同时接地变压器自身能承受相应的动热稳定而无损伤。在满足上述要求的条件下,阻抗电压的选取值可比电力变压器低。选择接地变最佳二次负荷绕组的额定容量,应在满足二次负荷情况、接地变电压损失值和接地变造价等诸因素之后,尽量选择额定容量较小的二次负荷绕组。因为接地变带较小额定容量的二次负荷绕组时,具有较大的阻抗电压,有利于负荷设备的选择,同时又较经济。感谢您抽出·来阅读此文

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