10 kV线路接地零序保护不动作原因分析
10kV电压异常原因分析及处理措施方案
10kV电压异常原因分析与处理措施摘要：本文对电网实际运行中时常出现的10kV电压异常现象的原因进展分类，并逐一研究分析其产生机理，从而引出处理10kV电压异常措施的思路。
关键词：电压异常；负荷；接地；断线；消弧线圈；谐振0 前言电压的异常直接影响设备的运行技术指标、经济指标，甚至导致用户的用电设备无常工作，电网的平安与经济运行遭至破坏。
10kV母线是调度部门可以进展电压调控的最后一级母线，也是最直接影响用户电压质量的母线。
因此对10kV 电压异常产生的根本原因进展分析研究，对消除电压异常和保障电网平安运行具有十分重要的意义。
1 负荷变化引起的电压偏移根据相关调压原那么要求：变电站和直调电厂的10kV 母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%―+7%。
而在实际电网运行中，在白天用电顶峰时段，10kV 母线可能低于10.0kV下限，在深夜用电低谷时段，10kV母线也可能高于10.7kV上限。
造成电网正常运行中电压偏移的原因是不同大小的功率在电网元件中传输会产生不同的电压降落。
功率由系统通过110kV降压变压器经变压后到达10kV母线，其等值电路图和相量图如图1所示。
在上图中，为归算到110kV变压器10kV侧的一次电压，为110kV变压器的二次电压，即10kV母线电压，S为传输的视在功率，为归算到110kV变压器10kV侧的传输电流，φ为与的相位差，XT为110kV变压器归算到二次侧的等值电抗，RT为110kV变压器归算到二次侧的等值电阻。
图中，就是电压降相量，即〔RT+XT〕，将电压降相量分解为与二次电压同方向和相垂直的两个分量和。
称为电压降落的纵分量，称为电压降落的横分量。
而在电网实际计算中，由于电压降横分量很小，可以忽略不计，因此，其电压降可以省略简化成仅为电压降落的纵分量，以ΔU表示。
由图3可得ΔU的模值为，将、、代入上式可得，因此可以得出，10kV母线电压与传输功率的关系公式为：由上式可知，通过减少传输的有功负荷P、无功负荷Q、电阻RT和电抗XT，或者提高110kV侧电压U1的方法，可以减少电压降落，提高10kV电压；反之那么降低10kV电压。
浅谈10kV母线电压异常分析及处理
浅谈10kV母线电压异常分析及处理摘要：在小电流接地系统中，10kV PT电压异常时有发生，现结合220kV XX变电站发生的10kV PT电压异常分析和处理过程，对10kV PT电压异常的原因和预防措施进行了探究。
关键词：变电站；10kV PT；异常；故障辨析0事件现象220kV XX站值班人员在监盘时发现：监控机发出“220kV XX站10kV 2乙M母线电压异常”异常告警信号，经检查发现10kV 2乙M母线电压A相2.0kV，B相6.0kV，B相6.0kV，监盘人员立即将该情况报告当值值班长。
1.技术分析220kV XX站10kV 2乙M母线电压异常原因：10kV PT高压熔断器熔断、低压熔断器熔断、一次系统接地、断线故障、铁磁谐振、负载不对称、接线错误或松动、电压继电器辅助接点接触不良等。
1.110kV PT熔断器熔断1）当系统发生单相间歇电弧接地时，产生接地过电压。
电压可达正常相电压3—3.5 倍，可能使10kV PT铁芯饱和，激磁电流急剧增加，引起高压侧熔断器熔断，熔断相低压侧电压降低但不为零，此时低压侧非故障的两相电压保持正常相电压。
同时，由于高压侧发生熔断器熔断，低压侧伴随出现零序电压，此时的零序电压高于10kV母线接地信号告警定值，因此保护装置启动并发出母线接地信号。
2）当10kV PT低压熔断器熔断时，二次侧现象与高压侧相似，区别在于低压侧熔断器熔断，只会影响某一绕组电压，不会伴随出现零序电压，所以不会发出母线接地信号。
1.2一次系统接地、断线小电流接地系统单相接地故障可分为金属性接地与非金属性接地两类：1）当发生金属性接地时，接地电阻为零（或接近于零），中性点与故障相电压重合，故障相电压为零，非故障相电压上升为线电压（或接近于线电压）。
2）当发生非金属性接地时，由于接地电阻不确定性，造成二次电压异常，这就容易与10kV PT熔断器熔断故障混淆，但这种情况至少有一相电压超过正常时相电压，这就可以区分电压异常是系统非金属接地还是熔断器熔断所引起的。
《零序保护误动跳闸分析》
《零序保护误动跳闸分析》一、事件前运行方式110kv马田i回、马田Ⅱ回并列运行对110kv田头变进行供电，田中线送电保线（对侧开关热备用），110kvⅠ、Ⅱ组母线并列运行；#3主变110kv运行于110kvⅠ母；110kv马田i回、田通i回、南田、田中线运行于110kvⅠ母；110kv马田Ⅱ回、田通Ⅱ回、大田线运行于110kvⅡ母。
田头变一次接线图二、设备情况110kv马田i回、马田Ⅱ回保护装置：型号psl-621d，南京南自；110kv大田线（田头变）保护装置：型号rcs-941a，南京南瑞；xx年8月投运；110kv大田线（大梁子电站）保护装置：型号dpl-11d，南京恒星；xx年3月投运；110kv大田线（咪湖三级电站）保护装置：型号rcs-941a，南京南瑞；xx年9月投运。
三、保护报警信息110kv田头变在xx年5月31日20时42分57秒110kv马田i回见（图2）、马田Ⅱ回见（图1）零序Ⅰ段动作，跳开出线断路器，20时42分57秒大田线保护启动见图3。
对侧迷糊三站距离Ⅰ段动作跳闸故障测距约5km处（见图4）、大梁子电站零序Ⅰ段动作跳闸（见图5）。
图1.马田Ⅱ回动作报告图2.马田Ⅰ回动作报告图3.大田线保护启动报告图4.t大田线保护跳闸信号（咪三站）图4.大田线保护跳闸信号（大梁子电站）四、保护动作分析故障发生后对马田双回线进行了巡线，未发现异常，通过大梁子电站线路侧避雷计数器发现有放电动作一次，随后由大梁子电站零起升压对110kv大田线进行冲电未发现异常；初步判断大田线电站侧跳闸是由于雷击瞬时故障造成（雷雨天气），大田线田头变侧从保护启动波形分析在故障持续时间约为80ms后故障电流消失（马田双回跳闸），故保护未出口，根据相关保护动作信息推测故障点很有可能在大田线上，6月7日，再次停电安排对110kv大田线进行重点区段进行登杆检查，发现#4杆b、c相瓷瓶有闪络放电的痕迹（见下图），于当天更换损伤瓷瓶。
110 kV线路零序过流保护误动作原因分析
110 kV线路零序过流保护误动作原因分析韩海英;王永胜;刘涛;李慧勇【摘要】某220kV变电站110kV线路零序过流保护误动,分析其原因为:该线路间隔L3相电流互感器接线盒入口处破皮,造成二次回路两点接地,同时系统发生接地故障,最终导致该线路零序过流保护误动.针对以上原因,从基建改造、日常维护、设备巡视等方面提出整改措施.【期刊名称】《内蒙古电力技术》【年(卷),期】2017(035)001【总页数】4页(P88-91)【关键词】零序过流保护;误动;二次回路;零电位接地网;两点接地【作者】韩海英;王永胜;刘涛;李慧勇【作者单位】乌兰察布电业局,内蒙古乌兰察布 012000;乌兰察布电业局,内蒙古乌兰察布 012000;乌兰察布电业局,内蒙古乌兰察布 012000;乌兰察布电业局,内蒙古乌兰察布 012000【正文语种】中文【中图分类】TM773公用电流互感器与其他电压互感器或电流互感器的二次回路应在开关场一点接地[1]。
变电站的零电位接地网并非等电位面，当一次系统发生接地故障时，从接地点至零电位接地网会产生由高至低的不均匀电位，如果电流互感器二次回路出现2个及以上接地点，将形成分流回路，从而使通入保护装置的零序电流产生较大偏差，并影响保护的正确动作[2]。
本文以某220 kV变电站110 kV断路器拒动事故为例，对电流回路两点接地造成零序过流保护误动原因进行分析。
1.1 事故经过某220 kV变电站一次接线图如图1所示。
2015-05-08，变电站110 kV线路1发生L3相接地故障，152断路器差动保护动作，跳开152断路器，重合于永久性故障，距离保护加速动作，但断路器未断开。
故障录波图显示，故障电流一直持续；事故发生后现场检查152断路器在分位，3号主变压器110 kV侧零序过流Ⅰ段保护动作，一时限0.8 s跳开112母联断路器，二时限1.1 s跳开3号主变压器中压侧103断路器。
154断路器连接的110 kV变电站1号主变压器间隙击穿，154断路器零序过流Ⅱ段保护动作，跳开154断路器，重合成功（重合时110 kVⅡ段母线已失电）。
10kv线路接地零序保护不动作原因
电力系统2019.20 电力系统装备丨33Electric System2019年第20期2019 No.20电力系统装备Electric Power System Equipment 后，通过系统与线路的重合闸来实现瞬时关闭，实现对线路故障的及时和高效切除。
4.4 定时限过电流保护在35 kV 及以下配网运行中其短路电流与继电保护的动作时间不存在关系，为此需要通过时间继电器的应用来保证连续可调，而且在此基础上可以应用定时限过电流保护，针对电力系统运行中相邻元件过电流保护动作时间不同的问题，发挥其具有较强选择性以及阶梯性实现的优势，实现对电力系统稳定性的有效保障。
4.5 三段式过电流保护装置此种继电保护在目前35 kV 及以下配网中的应用比较少见，主要应用在较短对线路中。
此种保护装置主要有无时限的电流速断保护、裸贷时限的电流速断保护以及定时限过电流保护等组成。
其中的第一段主要起到快速切除线路首端故障的作用。
第二段则辅助第一段保护来实现对线路全长的保护。
第三段则主要起到后备保护的作用，也就是出现下一级保护装置故障而拒动时或者出现系统主保护拒动时，可以发挥其远程后备保护的作用。
此种继电保护方式可以提高35 kV 及以下配网运行的质量和稳定性，促进我国经济与社会的稳定发展。
4.6 继电保护整定与仿真平台目前的35 kV 及以下配网供电系统运行中表现出运行稳定性较差的特点，主要表现在所采用的继电保护具有较低的精度、较慢的速度等方面。
因此针对此问题需要采用继电保护整定与仿真平台来解决。
通过此平台在目前上述供电系统中的应用，通过透明的信息处理，标准化的调谐结果和可视化的软件操作，可以提高该电源系统的继电保护水平此平台主要是由图形操作模块、短路计算模块、定值方针模块以及数据库等构成，而且通过人工和仿真平台结合的方式来进行保护定值的调整，确保继电保护的灵敏度和选择性，从而保证了供电系统的运行和安全。
5 结语鉴于35 kV 及以下配网供电系统在整个电力系统中的重要地位，因此针对其中可以确保此供电系统安全和稳定运行的继电保护来说，为了完成其基本任务并满足其基本特点和技术要求，就需要合理选择和应用电流速断保护、失压继电保护。
10kV架空线路零序CT安装位置对零序电流保护的影响分析
10kV架空线路零序CT安装位置对零序电流保护的影响分析摘要：现有主力火电机组10kV高压厂用配电设计中，主流的配电线路均为绝缘电缆，在设计中并未考虑线路零序CT安装位置对10kV架空裸导线线路零序保护的影响，随着直供电政策的颁布，发电企业大用户直供电项目取得突飞猛进的发展，大多数直供电项目中为了成本控制，输电线路往往采用架空裸导线这种设计方式，架空裸导线运行环境比绝缘电缆复杂、恶劣，架空裸导线存在被雷击的情况，因此，高压开关柜内零序CT与避雷器的安装位置对零序保护有很大的影响，本文针对发电企业在直供电项目设计验收中，对采用10kV架空线路裸导线配电方式下零序CT安装位置对零序电流保护影响进行分析，希望能够引起广大同仁的重视。
关键词：架空线路；零序保护；安装位置1、10kV架空线路零序CT安装位置存在的问题二郎电厂一期工程高压厂用电系统电压采用10kV一级电压，每台机设2段高压厂用母线、高厂变选用1台分裂变，单元机组设置1台高压厂用工作变压器，采用无载调压分裂变，接线方式为D/yn1-yn1，低压侧中性点经小电阻接地；2台机组共用一台高压启动备用变压器，采用有载调压分裂变，接线方式为Yn/yn12-yn12+d，高压侧中性点直接接地，低压侧中性点经小电阻接地。
在未开展直供电项目前，10kV高压厂用系统馈线开关配置了北京四方公司生产的CSC237A、CSC237C数字式电动机综合保护装置以及CSC241C、CSC241G数字式厂用变保护装置，在原有CT配置配置情况下，对于各种故障状态，各保护均能正确动作，但随着直供电项目不断取得突破，我厂已经成功签署三个直供电项目，直供电项目均采用10kV电压等级输电，在用户端采用变压器进行380V电压等级配电，由于用户用电容量均小于2000kVA，因而馈线开关选择不带差动保护功能的CSC241C变压器保护装置，第一、二个项目由于距离较近，采用了电缆沟道敷设绝缘电缆的方式进行配电，变压器保护装置对于各种故障仍能正确动作，第三个直供电项目用户距离我厂较远，综合考虑到降低成本，采用了架空裸导线线路配电方式，在馈线开关原有的CT配置（如图1）情况下，开关柜内反映相电流的三只电流互感器安装在真空断路器下口与避雷器上端之间，这三只CT构成了开关配电线路以及变压器的电流速断、过电流、负序过流、电流加速保护，这些保护能较好的切除配电线路以及变压器各种相间故障。
110kV主变中性点接地电焊引起主变零序过流误动故障分析
２ 故障经过
该变 电站始建于 １９ ９４年 ， 因接地 网及设备接地引下 线存在锈 蚀现象 ， 且接地截面不足 ， 为确保设备安全 、 可 靠运行 ， ２ １ 年 １ 于 ０１ 月对变电站接地 网进行更新改造。
图 １所示
１ １ 关 ８开
施工单位按计划对 ＃ 主变接地网改造 ， 焊接主变 １ 在 中性点接地引下扁铁时 ， 引起 ＃ 主变零序 电流保护动作 １ 跳高 、 低压两侧开关 ， 主变失压 。 但主变失压后 电焊作业 人员并不知道主变 已失压 ， 继续进行焊接工作 ， 此时主控 室值班人员仍可听到时断时续的继电器动作声音 。 因 ｝ 主变 主供市区等重要负荷 ， ｝ １ 为降低对 市区供 电 的影响 ， 经技术人员现场检查及电焊干扰模拟试验 ， 分析 认为 ＃ 主变零序电流保护动作为 ＃ 主变 中性 点接地 引 １ １ 下扁铁 电焊时引起保护误动 ， 在确认一次设备无异常后 ，
第３ 第２ ０卷 ４期
Ｖｏ Ｌ３０ Ｎｏ２４ ．
企 业 技 术 开 发
Ｔ Ｃ Ｅ ＨＮ０Ｌ ＧＩ ＡＬ ＤＥ ０ Ｃ ＶＥＬ ＭＥＮ Ｔ Ｐ Ｓ ＯＰ Ｔ ＯＦ ＥＮ ＥＲ ＲＩ Ｅ
２１年 １ ０１ ２月
Ｄｅ ．０１ ｃ２ ｌ
１０ｋ 主变 中性 点接 地 电焊 引起 Ｖ １ 主变零序过流误动故 障分析
流回路多点接地引起 。 １ 陈健． 通过此次故 障原 因分析查找 ，说明设备安装必须严 ［】朱从研 ， 线路接地故障引起 主变差动误动 原因分析 ［ ． 电机工程 ， １ ， ） Ｊ 江苏 １ ２ ０（ ． ０ ３ 格按图施工 ， 禁止 随意变更施工 图纸 ， 对施工图纸存在疑
重庆 电力高等专科 学校学报，００（１ ２ １， ） ｚ ．
10kV电缆屏蔽层接地不当导致的故障分析
10kV电缆屏蔽层接地不当导致的故障分析【摘要】详细分析了一起某110kV变电站因10kV电缆屏蔽层接地线安装不当而导致的越级跳闸事故，在此基础上给出了几种可能出现的三芯电缆金属屏蔽层接地线的安装方式，并讨论了各种10kV电缆屏蔽层接地线安装方式对零序CT测量值的影响，指出了其中既不影响零序CT的测量值，又合乎规范的安装方式。
本文的讨论分析对现场人员理解10kV电缆屏蔽层接地方式具有很高的参考价值。
【关键词】10kV电缆；接地；故障；零序CT0 引言随着我国电网改造的深入，大量的架空线被电力电缆取代。
电力电缆跟架空线不同，它被埋在地下，运行维护较困难，正确使用电缆，是降低工程投资，保证安全可靠供电的重要条件[1]。
在城市配电网络中，应用最广的是交联聚乙烯三芯绝缘电缆[2]，且多采用零序保护，如电缆屏蔽层接地线安装方式出现错误，在电缆出现对地故障时，将会影响零序保护的动作，可能导致事故的扩大。
作者参与了一起110kV变电站因10kV电缆屏蔽层接地线安装不当导致越级跳闸的技术分析，认为该类故障具有一定的代表性，以下通过对这次故障原因的深入调查，全面分析了三芯电缆屏蔽层可能出现的错误接地方式，给出了合理的接地方式的建议。
1 事件经过东莞某110kV变电站与此次故障相关的电气接线如图1所示。
2012年9月8日15：47，变电站值班员监盘时发现：10kVF20线路720开关跳闸，重合闸动作；同时，#2主变10kV侧502甲、502乙开关分闸，#2站用变压器变兼接地变压器524开关分闸，10kV2甲M、2乙M同时失压。
变电站迅速将跳闸和保护动作情况上报，并安排值班员到现场检查相关设备情况，通知相关人员对F20线路进行巡视。
值班员检查后确认10kVF20线路720开关、#2站变兼接地变524开关、#2主变10kV侧502甲、502乙开关、2甲M、2乙M母线一次设备均无异常。
最终检查结果发现，15：47时，F20线路的C相发生接地故障，F20过流一段保护动作，跳开720开关，重合闸后接地故障仍存在，故障本应由F20零序保护切除，但由于F20电缆屏蔽层接地线安装错误，导致F20零序保护不能动作。
10kV越级跳闸原因分析及运维策略
10kV越级跳闸原因分析及运维策略摘要：10kV设备越级跳闸一般是由于10kV线路在发生故障时未能及时跳开馈线开关切除故障，导致主变变低开关跳闸引起母线失压。
由于电网中10kV馈线采用放射性供电方式，越级跳闸后，将造成该段母线的10kV负荷损失，对供电可靠性影响较大。
本文结合实际发生的越级跳闸事故，分析跳闸原因及运维策略。
关键词：10kV线路越级跳闸原因运维在越级跳闸的情况当中，常见的就是10kV线路的越级跳闸，本文仅对10kV线路越级跳闸进行分析。
2016年某站发生过多起10kV线路越级跳闸，为减少此类事件发生，应针对不正确动作原因进行综合分析。
一、10kV越级跳闸的现状1、以某站为例，10kV设备包括变低开关及刀闸、接地变、电容器、站用变、电抗器、馈线等，由于设备数量多、类型多、分布广，故障率高，因而引起越级跳闸的次数也较多。
10kV设备越级跳闸时经常会造成用户负荷损失，影响供电可靠性，10kV设备需要重点关注。
2、一次设备发生短路或其他故障时，由于开关拒动、保护拒动或保护定值不匹配，本级开关不动作，造成上级开关跳闸，从而使停电范围扩大，故障的影响扩大，造成更大的经济损失。
3、越级跳闸有如下几种形式：馈线故障越级、母线故障越级、主变压器故障越级和特殊情况下出现二级越级。
4、10kV馈线越级跳闸现象：（1）警铃、喇叭响；（2）有“保护动作”信号及SOE报文，有开关跳闸；（3）跳闸母线电压为0，母线上所接回路负荷为0，故障录波器启动。
二、10kV线路保护配置及馈线形式1、线路保护、接地变保护、低后备保护动作时限配合:由表1可以看出，各保护之间存在定值和时限的配合。
线路接地故障保护出口后，1S零序I段动作出口，开关未跳开；1.2S时零序III段动作，如果仍未跳开；接地变保护2.3S时跳开分段开关；故障依然存在，接地变保护2.6S跳开相应变低开关。
如果是馈线短路故障，馈线过流保护0.3S动作切除；若未切除，则由主变低后备保护0.9S切除。
某自来水厂10kV系统零序保护定值问题研究
某自来水厂10kV系统零序保护定值问题研究摘要：广东省佛山市某自来水厂分别在第一、第二回路供电线路的进线柜与出线柜增加了零序保护装置。
改造完成后，水厂发生了多次零序保护跳闸，对水厂生产造成了一定的影响。
本文通过对水厂发生零序保护动作的情况进行分析，对零序保护定值进行研究，给出合适的保护定值方案，以减少零序保护动作对全厂供电的影响。
关键词：接地系统；线路故障；零序保护一、引言配电网目前主要接地方式有中性点不接地系统、经消弧线圈接地系统和经小电阻接地系统。
对于中性点不接线、经消弧线圈接地两种接地系统方式，系统的单相接地故障电流均比较小，不破坏系统对称性，系统一般不会启动保护跳闸。
对于经小电阻接地方式，系统的单相接地故障电流均比较大，一般达到100A-1000A，系统需要快速切断故障点，保护人身以及线路和设备的安全。
二、厂区10kV系统情况（一）10kV系统状况某水厂为双回路供电，两电源点分别为10kV水厂一线和10kV水厂二线，从同一个变电站不同母线出线。
10kV进线方式为埋地电缆。
两回电缆进厂区送水泵房中心电房，再从中心电房引两回3x70mm2电缆至取水泵房电房。
水厂10kV电缆型号及长度如下表：水厂10kV系统如下（所有进出线柜均安装了变比为50/1的零序互感器，共17台）：（二）、10kV电缆的单相接地电容电流根据电缆型号和电缆长度，厂区内各回路电缆计算的单相接地电容电流比较小，汇集通过总进线柜零序电流互感器的在单相接地电容电流也不超过3A。
单相接地电容电流计算如下表：结论，水厂10kV系统正常运行时，厂区内各电缆的单相接地电容电流很小。
三、10kV系统发生单相接地故障的情况分析根据中性点经小电阻接地系统的特性，系统发生单相接地故障时其故障电流比较大，需要配置零序互感器和零序保护，迅速切断故障点。
下面根据故障点不同对厂区10kV系统的影响进行分析：（一）、厂区内发生单相接地故障当厂区内10kV系统发生单相接地故障，单相接地电流比较大。
某电力大厦变压器零序保护误动作跳闸原因分析及防范措施
某电力大厦变压器零序保护误动作跳闸原因分析及防范措施摘要：针对广州某电力大厦10KV变压器零序保护误动作导致整栋大厦短时间断电，深入调查，分析故障原因，提出预防整改措施。
关键词：零序动作故障排查事件分析防范措施0前言2019年12月5日9时，广州某电力大厦#1变压器高低压开关突然跳闸，导致该办公大厦B座南塔照明及办公用电断电。
现场检查，发现#1变压器零序保护动作，其它无异常。
9时15分。
摇测变压器绝缘正常后送电，大厦电力恢复。
经调查，变压器跳闸时，操作人员正在对锅炉机房的锅炉加热管进行送电试运。
针对以上事件问题，逐一排查，全面检查一、二设备、设备维护保养、高压绝缘试验、保护装置校验及传动等，均未发现异常。
本文通过综合分析，提出防范措施，避免以后同类型事件发生。
1事件经过简要1.1跳闸后，查看#1变压器柜综合继保系统，继保装置报警代码为“6”，对应故障为零序电流动作跳闸，同时零序跳闸信号继电器复位键弹出，判断为#1变压器零序保护动作导致大厦B座南塔断电。
1.2保护跳闸动作时，锅炉机房的锅炉加热管正在送电试运行。
试运前，操作人员测量各加热器接地电阻及相间电阻均正常。
锅炉加热管共两组，每组有8支三相加热管，每支加热管功率为54KW。
按照操作规程逐一投送，投送过程中，三相电流保持平衡。
1.3 #1变压器三相温差正常，且无明显接地击穿现象。
变压器送电后，运行工况正常。
变压器低压侧ABC三相电流分别为339A、337A、328A，三相平衡。
2故障排查2.1锅炉加热器排查。
12月6日对加热器设备进行检查及投入试运，加热器设备及配电设备均为正常，锅炉加热器PLC智控装置各信号均正常。
2.2 #1变压器系统配电设备排查。
12月13日晚，对高压柜、变压器、电缆进行预防性试验，对#1变压器、#1变压器柜、1#电缆、高低压侧电源开关进行耐压绝缘测试及保护动作值试验，测试值均在规范要求内。
具体参数如下：2.2.1 #变压器G4出线柜铭牌参数：型号：KYN-10-31；额定电压（kV）：12；额定电流（A）：630；出厂日期：2003年9月。
一例高铁10kV配电所零序过流保护误动的原因分析
一例高铁 10kV配电所零序过流保护误动的原因分析摘要：某高铁线10kV配电所一级贯通、综合贯通线路采用单芯铜芯交联聚乙烯绝缘电缆，此供电线路接地阻抗小，如果发生短路故障，大部分为接地短路故障，尤其以单相接地情况最多，为了提高供电网络的安全可靠性，均采用大电流接地系统中的中性点经小电阻接地三相供电系统。
为有效地判断故障类型、快速切断故障线路，不对称短路故障采用零序电流保护，其结构简单、灵敏度较高。
针对该高铁Y站10kV配电所非正常运行方式下，由X站10kV配电所越区供电时发生的两起零序电流保护启动跳闸原因进行分析，并提出解决方案。
关键词：配电所零序电压零序电流保护动作分析1.引言某高铁线10kV电力系统一级贯通线由小里程配电所供向大里程方向，小里程侧配电所为主供，综合贯通线供电方式与一级贯通线相反。
若中间某个10kV配电所电源停电或故障不能提供电源，则由相邻配电所经供电区段反送至该配电所。
该高铁10kV电力系统采用中性点经小电阻接地系统，中性点经小电阻接地在发生单相接地故障时，零序电流或零序电压保护装置动作，可准确判断并快速切除故障线路，提高系统安全水平，降低人身安全风险。
因采用中性点经小电阻接地系统的电气设备承受的过电压数值低、时间短，可适当降低设备的绝缘水平。
综合以上优点，该运行方式在高铁电力系统中被广泛采用。
由于Y站10kV配电所处于供电系统末端，但是Y站配电所小里程方向还有供电区段（即Z站-Y站间综合、一级贯通线），为了给该区段供电，只能由X站配电所反送至Y站配电所母线上，再由Y站配电所母线越至太原南-Y站供电区段，实现越区供电，使相邻（即X站）配电所供电线路延长9km，供电质量下降，出现两次因零序电流增大造成跳闸中断供电。
为提高该高铁10kV电力系统供电可靠性，对这两次跳闸进行分析，提出解决方案。
2.设备运行方式概况2.1正常运行方式正常运行方式下，Z站至Y站间一级贯通线电源由Y站10kV配电所（以下简称Y站配电所）一级贯通馈出一回路供电，Y站至X站间一级贯通线电源由Y站配电所一级贯通馈出二回路供电，上述两回路位于同一母线，即一级贯通母线，其电源由Y站10kV配电所电源二供电，见图2-1。
正确选择10kV系统的接地方式
正确选择10kV系统的接地方式摘要：本文以一家企业的发、供、用电有2家设计单位分别设计，企业投产后在发生10kV单相接地时电弧先后造成的后果以及先后采取的不同措施来说明10kV中性点接地方式选择的重要性。
关键词：10kV系统；接地方式目前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。
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系统；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。
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。
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系统。
对于发电机系统，发电机定子绕组发生单相接地故障，故障电流不超过允许值不要求瞬时切机时（发电机额定电压10.5kV时，接地电流允许值为3A），可采用不接地方式；当超过最高允许值时，将烧伤定子铁芯，进而损坏定子绕组绝缘，引起匝间或相间短路，故需要在发电机中性点采取经消弧线圈；当发电机内部发生单相接地故障要求瞬时切机时，宜采用中性点经高电阻接地的方式。
中性点不接地方式最简单，单相接地时允许带故障运行2小时，供电连续性好，接地电流仅为线路及设备的电容电流。
但电容电流不能超过允许值，否则接地电弧不能自熄，易产生较高的弧光过电压。
这种过电压一般不超过3.5p.u电压，但在具有限流电抗器、电动机负荷且设备参数配合不利的6kV和10kV某些不接地系统，发生单相间歇性接地故障时，可能产生大于3.5p.u的过电压，这种过电压会造成设备的绝缘损坏或开关柜绝缘子闪络，电缆绝缘击穿等。
小电阻接地系统中零序保护故障及其原因分析 王小萌
小电阻接地系统中零序保护故障及其原因分析王小萌摘要:本文对中性点不同接地方式的常见划分，分析了从两种方式在接地故障下的基本特征进行深入分析，从理论上为不同方式的不同应用提供依据，并根据实际的故障案例，对故障原因进行了深入分析。
关键词:小电阻接地系统；零序保护故障；原因1.引言小电流接地系统，分为中性点不接地、经高阻接地、经消弧线圈接地系统。
对于中性点不接地系统，由于不构成短路回路，无法形成大的短路电流，因此调度规程一般规定可以继续运行1～2h，但随着线路长度增加，以及市区大量电力电缆的使用，使得电容电流增大，弧光接地过电压倍数增高，长时间运行容易造成相间短路，因此应立即查找故障点；而对于中性点经高阻接地系统，目前调度定值单中一般设定为达到零序电流定值立即跳闸，因此对整个系统不造成影响。
本文主要从小电阻接地方式下的零序保护原理出发，分析了一起小电阻接地系统线路零序保护由于存在保护死区致使故障范围扩大案例，并对变电运行工作中如何防止零序保护拒动问题进行了探讨。
2. 零序电流保护零序电流保护一般使用在有条件安装零序电流互感器的电缆线路或经电缆引出的架空线路上。
当在电缆出线上安装零序电流互感器CT时，其一次侧为被保护电缆的三相导线，铁心套在电缆外，其二次侧接零序电流继电器。
当正常运行或发生相间短路时，一次侧电流为零，二次侧只有因导线排列不对称而产生的不平衡电流。
当发生一相接地时，零序电流反映到二次侧，并流入零序电流继电器，使其动作发出信号。
零序电流保护的基本原理是基于基尔霍夫电流定律：流入电路中任一节点的电流的代数和等于零，即I=O，它是用零序电流互感器作为取样元件，在线路与电气设备正常的情况下，各相电流的矢量和等于零(对零序电流保护假定不考虑不平衡电流)，因此零序电流互感器的二次侧绕组无信号输出(零序电流保护时躲过不平衡电流)，执行元件不动作。
当发生接地故障时的各相电流的矢量和不为零，故障电流使零序电流的环形铁心中产生磁通，零序电流互感器的二次侧感应电压使执行元件动作，带动脱扣装置，切换供电网络，达到接地故障保护的目的。
一起110kV线路故障开关拒动事件的分析
９８Ω
１０ｓ
ＤＣ２１９Ｖ
非典票操作压板的压紧状态ꎬ使压板未压紧现象无
法得到纠正ꎮ
６ 防范及改进措施
(１) 检修改造工作结束后ꎬ施工人员应认真检
查设备状态ꎬ对端子排、压板、空开等进行双人确认
８ ０ｍｍ
检查ꎬ防止松动、接触不良ꎻ
８ １ｍｍ
人员应提高设备主人意识ꎬ除了核对状态外ꎬ还应对
２ ０ｍｍ
关未跳开ꎮ ＋ ３４０１ ８ｍｓ 某乙变＃１、＃２ 主变第一套、
第二套 保 护 中 压 侧 复 压 方 向 过 流 １ 时 限 动 作 跳
１１０ｋＶ 母分开关ꎻ ＋ ３７０１ ８ｍｓ 某乙变 ＃２ 主变第一
套、第二套保护中压侧复压方向过流 ２ 时限、高压侧
复压方向过流 １ 时限动作跳 ＃２ 主变 １１０ｋＶ 开关ꎮ
９５
« 电气开关» (２０２２. Ｎｏ. ５)
文章编号:１００４ － ２８９Ｘ(２０２２)０５ － ００９５ － ０４
一起 １１０ｋＶ 线路故障开关拒动事件的分析
齐振宇１ ꎬ周刚２ ꎬ毕江林１
(１ 国网浙江省电力有限公司嘉善供电公司ꎬ浙江 嘉善 ３１４１００ꎻ２ 国网浙江省
电力有限公司嘉兴供电公司ꎬ浙江 嘉兴 ３１４０００)
ＺＪꎮ 某乙变于 ２０１８ 年 １ 月完成全站综合性检修ꎻ
２０２０ 年 ９ 月ꎬ因某丙电厂 Ｔ 接至某甲线ꎬ该线线路
保护由原 ＰＣＳ － ９４１ 更换为具有光差功能的 ＰＣＳ －
９４３ＭＴꎮ
２２０ｋＶ 某乙变 １１０ｋＶ 母线为单母分段接线ꎬ某
甲线 １１０ｋＶⅡ母线运行、＃１ 主变 １１０ｋＶ 开关Ⅰ母运
Ｃ 相测量值
１６９ ８μΩ
１６５ ２μΩ
１６２ １μΩ
变压器中性点接地方式优缺点的分析
接地变压器的作用我国电力系统中，的6kV、10kV、35kV电网中一般都采用中性点不接地的运行方式.电网中主变压器配电电压侧一般为三角形接法,没有可供接地电阻的中性点。
当中性点不接地系统发生单相接地故障时,线电压三角形仍然保持对称,对用户继续工作影响不大，并且电容电流比较小（小于10A）时,一些瞬时性接地故障能够自行消失，这对提高供电可靠性，减少停电事故是非常有效的。
但是随着电力事业日益的壮大和发展，这中简单的方式已不在满足现在的需求，现在城市电网中电缆电路的增多，电容电流越来越大（超过10A），此时接地电弧不能可靠熄灭,就会产生以下后果；1），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；造成重大损失。
2)，由于持续电弧造成空气的离解，破坏了周围空气的绝缘,容易发生相间短路；3),产生铁磁谐振过电压,容易烧坏电压互感器并引起避雷器的损坏甚至可能使避雷器爆炸;这些后果将严重威胁电网设备的绝缘，危及电网的安全运行.为了防止上述事故的发生，为系统提供足够的零序电流和零序电压,使接地保护可靠动作，需人为建立一个中性点,以便在中性点接入接地电阻。
为了解决这样的办法。
接地变压器(简称接地变）就在这样的情况下产生了。
接地变就是人为制造了一个中性点接地电阻，它的接地电阻一般很小（一般要求小于5欧）。
另外接地变有电磁特性，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。
接地变的工作状态,由于很多接地变只提供中性点接地小电阻，而不需带负载。
浅谈10kV电力系统接地系统接地方式
科技资讯2017 NO.10SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION38科技资讯 SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION 动力与电气工程电力系统按照故障时接地电流的大小可分为大电流接地系统和小电流接地系统。
大电流接地系统包括直接接地系统和小电阻接地系统。
小电流接地系统包括中性点不接地系统、大电阻接地系统、中性点经消弧线圈接地系统。
中性点经电阻接地的方式有高电阻接地、中电阻接地、低电阻接地等三种方式。
这三种电阻接地方式各有优缺点,要根据具体情况选定。
按照实际应用效果这里我们只介绍小电阻接地和大电阻接地系统。
目前10kV电力系统中,一般采用中性点不接地,或者经过小电阻或者消弧线圈等间接接地。
目前电力系统的选线方式按照选线过程中采集接地信号的暂态信息和稳态信息,选线方法可分为暂态选线和稳态选线。
按照目前选线方法的实际应用效果,实际选线方法一般采取稳态选线法。
我们也仅对稳态选线法进行分析。
1 常用电力系统接地方式(1)中性点经消弧线圈接地系统。
中性点经消弧线圈接地是目前普遍采用的接地方式。
其最大的特点是利用电感补偿了接地故障时的接地容性电流,从而使接地残留电流很小(一般规定10A以下)导致电弧熄灭,实现消弧的目的。
同时由于消弧线圈的存在,起到限制故障线路相电压恢复速度,限制了最大恢复电压,这样也就使电弧无法从新燃烧,实现彻底灭弧。
接地起弧就从电流、电压两个方面考虑,控制住这两个因素就实现了灭弧,也就避免了弧光过电压,防止了电力系统接地故障的扩大化。
由于单相接地电流很小所以并没有破坏原有的三相平衡,只是中性点的偏移,所以带电设备能够稳定运行(规程规定可运行1～2h)。
消弧线圈接地系统对提高电网的可靠运行,防止人身触电方面有巨大优势。
但在目前消弧线圈接地系统运行现实中,事故层出不穷,并且一旦出现接地事故,将进一步扩大,最终演变成大范围停电事故,电缆拉弧起火。
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10 kV线路接地零序保护不动作原因分析
摘要:随着我国电网的快速发展,在目前的广东城市配电网中主要是以电缆和架空线同时存在的混合型网络的10 kV电网。
接地故障主要存在于中性点接地的电网中,本文以某变电站10 kV小电阻接地系统为背景,针对出现的10 kV小电阻接地系统中,10 kV线路接地零序保护不动作的现象进行分析
关键词:10 kV线路接地零序保护不动作分析
随着电力负荷的不断增长,城市电网的建设要不断扩大电网规模,架空线路及电缆总长度不断增加,导致10 kV系统的输电线路对地电容电流不断增加,系统越来越复杂。
以惠州电网中110 kV沙田站为例,在不影响线路运行的情况下,用详细的综合的排除法,分析了10 kV线路接地零序保护不动作现象的原因。
1 事件概况
在2012年的7月24日,由于受到台风暴雨的影响,供电所巡线工作人员发现正在运行的沙田站10kV田头线F10、花塘线F6在不同时段分别发生了树木直接折压在10 kV输电导线上的故障,田头线F10、花塘线F6在带电运行状态,均为单相接地,树枝及线路未发现放电痕迹,保护均未跳闸的异常现象。
基本情况:沙田站10 kV系统中性点采用了小电阻经曲折接地变
中性点接地,其阻值为16Ω,F6挂在I母,F10上挂在II母,折枝压在导线上的位置与变电站出线柜相隔约为2公里。
2 对10 kV线路接地零序保护不动作的原因分析
根据零序保护动作的条件,当线路发生接地时,可能造成10 kV馈线保护装置零序保护没有动作的原因如下。
2.1 保护装置整定或其二次回路故障
(1)馈线保护装置零序保护回路接线错误。
(2)馈线保护装置故障、定值整定错误、压板投退错误。
2.2 零序电流值达不到i0>I0zd,t>T0整定的动作条件,即i0<I0zd,t<T0
根据10 kV线路零序保护动作的充分必要条件(i0>I0zd,t>T0),由于树枝长期压在线路上,接地时间t远远大于整定值T0(T=0.8 m),t满足>T0的条件;而I0=U0/Z0≈U/Z0,U为系统电压,基本不变,影响I0的就基本只有线路接地的综合零序阻抗Z0了,而Z0由接地变中性点电阻Z0r+线路阻抗Z0l+线路接地过渡阻抗(包括地网阻抗)Z0j,即Z0=Z0r+Z0l+Z0j>Z0zd
针对以上原因,继保专业人员对站内各站相关设备进行检查、试
验。
(1)继保人员分别对F10与F6保护二次回路及站内故障录波、10 kV母线接地信号继电器进行检查,结果如下。
①F10与F6零序保护回路接线与设计图纸一致,采用三相叠加后串进保护零序回路,回路正确。
②现场核对装置定值与调度下发的定值完全一致,保护定值整定正确,软硬压板检查后与运行要求一致,压板投退正确。
③为验证保护装置零序保护动作正确性,在线路带负荷运行状态下,向调度申请临时退出两条线路保护装置跳闸压板进行试验。
在征得同意后,检查保护采样电流正确,退出跳闸压板,短接一相CT二次电流回路,使保护装置能够采集到零序电流,且该零序电流刚好达到零序保护II、III段动作值,保护装置的报文显示零序II、III段动作,发跳闸命令,零序保护动作行为正确。
④对站内后台接地信号进行检查,发现当天无接地告警信号,于是对10 kV母线绝缘检查继电器信号进行试验,继电器在加入模拟接地时的零序电压3U0达到整定值20 V时动作,并发出母线接地信号到监控后台。
10 kV母线绝缘检查继电器监测功能正常。
继保人员的上述检查可以排除由于保护装置整定或其二次回路故障等引起保护不动作行为,也排除了由保护定值执行错误,压板投退错误导致的保护不动作原因。
(2)对于零序电流值达不到i0>I0dz,t>T0整定的动作条件,即
Z0=Z0r+Z0l+Z0j>Z0zd的可能情况,继保专业人员到沙田站内以及线路接地故障的地点进行调查。
检查情况如下。
检查沙田站故障录波器时,发现F12在8月16日曾经发生零序Ⅱ段动作,而F12和F10挂在同一段母线上,共用一台接地变,该F12线路零序保护能够动作跳闸,与此同时,接地变有相应的启动报告,故障录波器也录到有零序电流的录波文件,说明接地变保护正常,接地变及接地电阻Zr正常。
排除由于接地变或接地电阻Z0r损坏导致不能形成零序回路,产生零序电流的原因,同时线路无断线现象,Z0L也在正常的阻抗值范围内。
由此判断,导致F10和F6树木碰线保护不动原因,就剩下线路经高阻接地这一个原因,为了确定这一原因,我们做了进一步检查。
①查看站内故障录波器7月24日的故障录波记录,未发现有接地变的零序电流及10kVPT的3U0接地告警电压启动的故障录波记录,即为产生足够大的零序电压3U0。
②查看#1、2接地变的保护装置动作报文,也未发现#1、2接地变保护有动作及启动报告, 接地变作为线路零序保护的后备保护,当变电站10 kV线路发生接地故障时,如果线路保护拒动,接地变保护会动作跳闸。
检查#1、2接地变保护也没有动作报告,说明当时F10和F6树木碰线时,接地变保护也没有检查到足够大的零序电流,未达到零序保护动作值。
③故障位置检查,调度继保分部人员与沙田站供电所人员一起到当时树木碰线的位置进行检查,发现当时压线的树木是桉树,而且桉树压线的位置附近没有发现与沙田
变电站直接相连的地网接线,仅仅是通过土壤来形成回路。
这样线路故障点经过树木电阻、树木至变电站地网间的电阻才能达到变电站地网,这两个电阻形成了故障的过渡电阻Z0j,检查同时发现,树枝触电部位并无烧焦、烧伤的放电痕迹。
在我局的10 kV小电阻接地系统中,零序接地的电流定值按照一次值40A来整定,所允许的过渡电阻最大为:过渡电阻Z0j=(3U相/I03-接地变中性点电阻×3)/3=(3Ω6.35 kV/40A-16 Ω3)/3=143 Ω。
当故障点树木电阻加上树木至变电站地网间的电阻值大于143 Ω时,流过故障馈线的零序电流就会小于40A,达不到线路零序保护动作值,故线路零序保护不会动作,很显然当时的接地过渡电阻大于所允许的阻抗值。
3 结论
根据以上调查情况分析,该两线路接地保护没有跳闸的原因是:故障属于高阻接地,线路通过树枝接地时,由于树木本身电阻以及树木与变电站接地网间的电阻影响,使得零序电流较小,系统压降很小,未达到线路、接地变零序保护动作定值。
对其保护装置及其回路而言,保护行为正确,未发生保护拒动现象。
参考文献
[1] 潘艳,李晓明,袁勇,等,10 kV小电阻接地系统接地变压器零序保护误动机理研究[J];继电器;2003(1).
[2] 赵德宁,曲毅.基于自动开关的小电阻接地系统架空10 kV 配电线路故障处理方案[J].广东输电与变电技术,2009(6).。