枢纽变电站10kV侧接地变过流保护Ⅱ段误动作分析

枢纽变电站１０ｋＶ侧接地变过流保护Ⅱ段
误动作分析
卞英楠　高晓阳
（河南交通职业技术学院）
摘　要：随着城镇化的进展，１０ｋＶ电力系统传输越来越多地采用电缆代替架空线。

电缆埋在地下，所以有着安全以及美化城市的优点，但系统若采用较多电缆代替架空线，会增大系统容性电流，此时接地方式若采用消弧线圈，则需增大线圈电容，增加成本。

同时，配电线路的增多导致接地故障发生时，需要更快地切除故障。

因此，近年来城市中的１０ｋＶ电力系统多采用接地变引出中性点，再加小电阻的接地方式。

文章以某１１０ｋＶ枢纽变电站为研究对象，该变电站１０ｋＶ侧采用中性点加小电阻接地方式。

结合该变电站１０ｋＶ侧线路发生单相接地故障而导致接地变过流保护Ⅱ段误动作的案例，分析了误动作的原因，为避免相同事故的发生提供了宝贵经验。

关键词：接地变；小电阻接地方式；过流保护；零序保护
０　引言
１０ｋＶ供电系统在我国极其常见，在城市配电网中，扮演重要角色。

在居民区的配电开闭所内，它往往作为４００Ｖ居民供电的上一级，在供电系统中必不可少。

早些年，城市用电负荷小、线路少，经济不发达，电线杆为主体的架空线随处可见，此时为了保障发生单相接地故障时居民仍能可靠用电一段时间，供电系统采用中性点经消弧线圈的接地方式。

统计发现，单相接地故障相比于相间短路、三相短路以及两相接地故障，其发生率最高也较常见。

在面对单相接地故障时，１０ｋＶ系统若采用传统接地方式，则其非故障相对地电压升高到原来的槡３倍，三相之间的线电压保持不变。

在单相对地耐压合格的情况下，此时系统仍能稳定运行２ｈ［１］。

但随着各种新型家用电器、新能源电车的出现，以及近年来夏季气温的增高，城市用电负荷显著增多，相应的出线也增多了，所以在发生单相接地故障时，２ｈ内切除故障难度增大。

虽然１０ｋＶ系统在采用中性点经消弧线圈接地的传统方式时，可以通过配置小电流接地选线装置来排除故障线路，但该方法容易出现误选线的情况。

因此，越来越多的城市１０ｋＶ供电系统，采用中性点经小电阻接地方式［２］。

为了人为引出中性点，１０ｋＶ侧通常使用接地变，而为了保护接地变自身，接地变会设置过流保护。

本文以某１１０ｋＶ枢纽变电站１０ｋＶ侧线路发生单相接地后接地变过流保护误动作的案例作为研究对象，分析了背后的原因。

１　事件基本情况
１ １　事件发生前的运行方式
该１１０ｋＶ枢纽变电站的一次系统如图１所示。

１１０ｋＶ系统部分为双母线，线路１在１１０ｋＶⅠ母经开关１带１号主变运行；线路２在１１０ｋＶⅡ母经开关２带２号主变运行；母联航空１１０备用，备自投投入，
１号、２号主变分列运行。

图１　某１１０ｋＶ枢纽变电站一次系统图
１０ｋＶ系统采用中性点经小电阻接地，母线部分为单母线分段。

１号主变经航空１０１１、航空１０１２开
关带１０ｋＶⅠ、Ⅱ段母线运行；２号主变经航空１０２３、航空１０２４开关带１０ｋＶⅢ、Ⅳ段母线运行；母联航空１４０、２３０备用，备自投投入。

１号接地变在１０ｋＶⅡ母运行，２号接地变在１０ｋＶⅣ母运行，１０ｋＶ各分路在１０ｋＶⅠ～Ⅳ母线运行。

１ ２　事件发生的过程
在某日１５∶３１∶１５时，地面施工，由于施工人员未看到地下有电缆的安全警示，挖断了１０ｋＶⅢ母上某支线的电缆，从而导致该线路单相接地，随即触发了一系列的二次保护。

１５∶３１∶１７时后台机报警铃响，电脑报文显示“２号接地变”过流Ⅱ段动作，“２号接地变分位”，“航空１０２３分位”，“航空１０２４分位”，“１０ｋＶⅢ母失压”，“１０ｋＶⅣ母失压”；１５∶３１∶２２时，显示“母联航空１１０备自投动作”，“母联航空２３０备自投动作”；１５∶３１∶２３时，显示“母联航空１４０合位”，“母联航空２３０合位”，“航空１０ｋＶⅢ母电压１１０ ７ｋＶ”，“航空１０ｋＶⅣ母电压１１０ ６ｋＶ”；１５∶３１∶２６时，显示“１号接地变”过流Ⅱ段动作，“１号接地变分位”，“航空１０１１分位”，“航空１０１２分位”，“母联航空１４０分位”，“母联航空２３０分位”，“１０ｋＶⅠ母失压”，“１０ｋＶⅡ母失压”，“１０ｋＶⅢ母失压”，“１０ｋＶⅣ母失压”。

１ ３　事件影响
在１５∶３１∶１５由于施工不慎导致１０ｋＶ某出线单相接地故障后，至１５∶３１∶２６整个１０ｋＶ系统全部失压结束。

短短１１ｓ的时间，由１０ｋＶ某一出线的单相接地故障，最终导致整个枢纽变电站１０ｋＶ系统全部停电，很明显故障造成的影响扩大化了，波及了整个１０ｋＶ系统用户，造成了大面积停电。

在经现场全面检查后，手动断开故障线路的出线开关，重新合上了１号、２号接地变，航空１０１１、１０１２、１０２３和１０２４开关，紧急恢复了供电。

２　事件原因分析
作为城市中的枢纽变电站，该变电站低压侧１０ｋＶ系统未使用传统的中性点经消弧线圈的接地方式，而是采用中性点经小电阻接地方式。

在此接地方式下，若１０ｋＶ低压侧某出线发生单相接地故障，则１０ｋＶ系统通过故障接地点与小电阻形成闭环，可以产生较大的零序电流。

此时通过配置零序互感器或者自产零序的方式检测到故障发生线路的零序电流，并配合综保装置设置零序保护，可以及时地将发生接地故障的线路从整个１０ｋＶ系统切除出去，防止故障扩大。

相比于中性点经消弧线圈接地，虽然该接地方式在某出线发生单相接地故障时，无法维持整个１０ｋＶ系统持续运行２ｈ。

但对于出线较多的情况，２ｈ内排除出故障线路的难度较大，而且对于１０ｋＶ出线较多且多为电缆时，系统的对地容性电流增大，若采用传统的中性点经消弧线圈接地方式，相应的消弧线圈容量也要提升，需增加成本。

综上，本案例中在１０ｋＶ某出线发生单相接地后，正常情况下，该出线的开关应该经零序保护跳开。

然而，最后故障线路非但没有及时从系统切除，反而导致整个１０ｋＶ系统最后全部失压而造成故障扩大。

因此，首先需要排查故障线路的综保装置，检查其是否发生了零序保护失灵及拒动的现象；其次，若故障线路的综保失灵，在零序拒动的情况下，接地变的零序保护本应动作，而在本案例中则是接地变的过流保护启动了，需要分析出接地变过流保护Ⅱ段误动作的原因。

２ １　综保记录
事后现场调查发现故障线路的综保并无问题，且记录下来故障发生时Ａ、Ｂ、Ｃ三相的电流情况如图２
所示。

图２　故障线路三相电流记录图
由图中可见，事故为Ａ相单相接地，此时Ｂ、Ｃ两相几乎无电流，零序电流为自产，即三相电流矢量和。

１号、２号接地变开关处记录下的三相电流如图３、４
所示。

图３　１
号接地变三相电流记录图
图４　２号接地变三相电流记录图
由图中可见，故障发生时，由于接地变本身的特性，此时流经接地变Ａ、Ｂ、Ｃ三相电流相等，三相
矢量和为零序电流，等于自产零流，由于图２～４中的电流皆为二次侧电流，没有考虑ＣＴ变比，实际分析时需考虑ＣＴ变比后，换算成一次侧电流。

在发生单相接地故障开始至接地变保护动作之前，故障线路和接地变之间的三相电流关系将在下文分析。

２ ２　理论分析
分析应考虑一次侧电流，所以给出母联航空１４０、２３０开关，故障线路，１、２号接地变的ＣＴ变比及零序保护的定值。

其中，两个母联开关的参数一致，两个接地变的参数也一致。

该案例中的接地变零序保护共有Ｉ
、Ⅱ段，作为整个１０ｋＶ系统的后备保护，其动作顺序为零序Ｉ段闭锁母联航空１４０、２３０备自投，跳开母联航空１４０、２３０；零序Ⅱ段跳开对应主变的１０ｋＶ侧进线开关，即航空１０１１、１０１２，或航空１０２３、１０２４（２号接地变）以及接地变自身的进线开关。

具体参数见表。

表　线路、母联开关和接地变相关参数
位置ＣＴ变比零序Ｉ段零序Ⅱ段
故障线路６００／５０ ７Ａ／１ ０ｓ
无母联１４０、２３０２００／５２ ２５Ａ／１ ３ｓ无１号、２号接地变
２００／５
２ ３Ａ／１ ５ｓ
２ ３Ａ／２ ０ｓ
为了更好地分析事故的整个过程，先把零序保护的二次值结合ＣＴ变比换算成一次电流，并于图５中标注出来，结合图５还原事故发生的过程。

图５　事故发生后零序电流走向图
由图２故障线路三相电流记录可知，事故为Ａ相单相接地，定义Ｉ·
ｆ表示故障相电流的有效值。

那么Ｉ·
ｆ＝３ ６９４／槡
２≈２ ６１Ａ，此为二次值，且Ｂ、Ｃ相电流近乎为０，忽略不计，则故障线路的零序电流３Ｉ·
０＝Ｉ·
Ａ＋Ｉ·
Ｂ＋Ｉ·
Ｃ≈２ ６１Ａ也为二次值。

由于没有外接零序电流互感器，用的自产零序，则零序电流变比也为２００／５，换算成一次侧电流，此时故障线路零序电流有效值近似为３１３ ２Ａ。

在首次发生单相接地后，由于母联航空２３０处于断开状态，２号接地变在１０ｋＶⅣ段，故障线路位于１０ｋＶⅢ段，第一次接地后零序电流走向如图５标注所示。

由图５可知，故障线路的零序保护与２号接地变自身的两段零序保护的定值与时间满足级差配合，设计合理。

在发生单相接地后，故障线路的零序电流有效值３１３ ２Ａ＞８４Ａ，满足零序保护动作定值，在１ ０ｓ后，故障线路开关应跳开，若开关拒动，则在１ ５ｓ后开始由２号接地变的零序保护动作。

但是故障发生０
６ｓ后，２号接地变的过流Ⅱ段保护先动作，跳开了航空１０２３、１０２４开关以及自身进线开关，而此时故障线路开关由于零序保护未达到动作时间所以并未跳开。

不同于零序保护，接地变过流保护的目的是当发生相间短路故障时，及时地从１０ｋＶ系统切除，同时由于１０ｋＶ系统失去了接地点，所以主变１０ｋＶ侧的进线开关也会断开，但是并不闭锁母联航空１４０、２３０的备自投。

因此在２号接地变过流Ⅱ段保护动作后，失压７ｓ后，母联航空１４０、２３０备自投动作。

由于接地故障点并未从１
０ｋＶ系统切除，系统发生了第二次接地。

第二次接地后零序电流走向如图５所示，零序级差配合设计合理。

但和２号接地变一样，在第二次接地后的０ ６ｓ，１号接地变的过流Ⅱ段保护动作，跳开了航空１０１１、１０１２开关以及自身进线开关和母联航空１４０、２３０开关，自此１０ｋＶ系统全部失压。

接下来重点分析接地变过流Ⅱ段保护误动作原因，现场排查综保并无问题，那就是保护定值设置可能存在问题，通过检查综保发现，１、２号接地变的过流保护Ⅱ段设置为２ ０Ａ／０ ６ｓ，结合ＣＴ变比２００／５
，所以，接地变的过流保护Ⅱ段换成一次电流值后为８０ ０Ａ／０ ６ｓ。

对于部分１１０ｋＶ枢纽变电站，其１０ｋＶ系统侧的接地变有时也充当站用变，即二次侧有负荷。

虽然本案例中的接地变低压侧并未有负荷，但其过流保护的设计参考的是站用变的模型，从而得
到保护定值［３］。

第一次单相接地后零序电流如图６所
示，结合图６分析第一次单相接地后２号接地变开关零序电流与单相电流关系，第二次单相接地后，１号接地变开关的零序电流与单相电流关系与前述相同，不再分析。

需要说明的是本案例为了简化分析，不考虑系统容性电流。

图６　第一次单相接地后零序电流
由图６可知，故障线路发生Ａ相单相接地后，Ｂ、Ｃ相电流近似为０，定义此时的故障电流为Ｉ·
ｆ，它等于流经Ａ相的电流，也等于该故障线路的零序电流。

由于接地变对正序和负序呈高阻抗、对零序呈电阻抗
的特性［４］
，Ｉ·
ｆ流经２
号接地变后，被三等分，此时每一相的电流为Ｉ·
０，即Ｉ·
ｆ＝３Ｉ·
０。

而后Ｂ、Ｃ相的电流在经过航空１０２４开关后，又经过２号主变１０ｋＶ侧△绕组后汇聚成２Ｉ·
０，并和Ａ相Ｉ·
０的汇聚后等于Ｉ·
ｆ重新从故障线路的Ａ相接地点流入大地，完成一次闭环。

结合图４也可以发现，事故发生时，流经２号接地变开关处的三相电流近乎相等，其二次电流峰值约等于３ ６６６Ａ，有效值为２ ５９２Ａ，结合前文表中的ＣＴ变比２００／５，换算成一次电流有效值为１０３ ６８Ａ。

所以，Ｉ·
０≈１
０３ ６８Ａ，结合图２及前文所述，此时故障线路电流有效值Ｉ·
ｆ＝３１３ ２Ａ，所以Ｉ·
ｆ≈３Ｉ·
０，
与前述结论一致。

结合２号接地变过流Ⅱ段保护定值一次有效值为８０ ０Ａ，不难发现，当故障线路发生Ａ相单相接地时，流经接地变高压侧任一相的电流Ｉ·
０≈１０３ ６８Ａ＞８０ ０Ａ，满足过流Ⅱ段的动作条件，因此在时间达到０ ６ｓ后，接地变过流Ⅱ段会先于故障线路的零序保护
动作，从而形成单相接地发生后，过流保护Ⅱ段误动作的结果，造成事故扩大。

３　结束语
近年来，城市中１０ｋＶ系统为了美观安全，更多地使用了电缆代替架空线。

同时，近年来夏季温度逐年突破记录，夏季用电负荷激增，城市规模扩大都间接导致城市用电线路增多，发生单相接地故障概率升高。

为了及时切除单相接地故障，城市中越来越多的１０ｋＶ系统采用中性点经小电阻接地方式代替传统的中性点经消弧线圈接地方式。

由于１０ｋＶ系统通常采
用△连接，因此需要通过接地变人为地引出中性点，而接地变本身的特性不同于站用变，其自身的过流保护设计需仔细考虑。

本文以某１１０ｋＶ枢纽变电站的１０ｋＶ侧线路发生单相接地故障后，１０ｋＶ系统的接地变过流Ⅱ段保护误动作的事故作为研究对象，对事故原因进行了理论分析并结合实际结果加以验证。

发现在１
０ｋＶ出线发生单相接地故障时，流经系统接地变三相的电流可能达到接地变过流Ⅱ段保护的定值动作条件，从而引发事故扩大化，所以在设计接地变过流Ⅱ段保护时，不能简单套用站用变的设计方法，应注意保护定值的设计是否合理，可以通过增大过流Ⅱ段保护的动作时间，使其大于出线零序保护的动作时间，来避免此事故的发生。

参考文献
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（收稿日期：２０２３ ０８ ０３）。