10 kV小接地配网系统接地故障综合保护方案的研究

10 kV小接地配网系统接地故障综合保护方案的研究

摘要：配网系统的安全稳定很大程度上取决于故障定位的速率及故障隔离的精准度，而10 kv配网的接地故障处理，特别是南京地区配电网广泛采用的中性点经消弧线圈接地系统，在发生单相接地故障时，选线、定位及隔离问题总未能很好的解决。本文以南京城区10kv配电网系统一系列接地故障为例，详细阐述了10kv配电网接地故障后的故障特征，并基于此给出了故障选线、定位及自动隔离的故障综合保护方案。

关键词：配网小接地接地故障综合保护

中图分类号：tm773 文献标识码：a 文章编号：1672-3791（2012）11（a）-0092-02

考虑到中性点经消弧线圈接地方式有着供电可靠性高等不可替代的优点，目前南京地区10 kv配电网广泛采用这种接地方式。但由于该方式在系统发生接地故障特别是单相接地故障时，故障选线困难。尽管目前部分变电站已投运自动选线装置，但实际运行效果并不理想[1～2]。加之，目前配网的不断发展，供电线路纵横交错，分支节点持续增多，网络结构越发复杂，这都加大了自动故障选线的难度，而传统的人工拉路法会造成短时停电，降低供电可靠性，明显不适应经济社会的发展。同时，随着城市内线路走廊用地不断减少，配电线路也由架空线路部分或全部改为地下电缆线路，虽然一定程度上提升了供电可靠性，但也进一步加大了故障定位排查的难度[3]。

鉴于此，本文详尽分析了三起南京地区10 kv配电网典型接地故障，并基于此案例结合南京城区配电自动化试点改造项目，给出了故障选线、定位及自动隔离的故障综合保护控制方案，将可有效实现配电网故障保护功能。

1 典型故障案例分析

2011年10月1日上午9：15，南京地区35 kv程桥变10 kvi

段母线发生单相接地故障，母线电压ua=9 kv，ub=1.52 kv，uc=8.86 kv，3uo=96.71 v。当值调度员短时拉路查为10kv朱圩线b相接地故障，立即告知急修人员抢修。10：05查为郑荣采石场#14～#15

杆单相断线接地引起。10：11拉开r6162柱开朱圩线前段恢复送电。11：00合上r6162柱开后段，故障消除恢复供电，共计少送电量约500 kwh。

这是一起典型的配电网单相接地故障。10 kv配电网35 kv程桥变10 kv i段母线共有四组出线间隔，这种出线间隔较少的接地故障调度员可以通过拉路法迅速选出故障线路。但当出现间隔较多时拉路法往往很难快速准确的定位故障线路。诸如汊河变10 kv母线共有30个出线间隔，母线虽经分段，各分段母线仍有超过10个出线间隔，人工拉路选线难度较大，且涉及双电源用户线路时需要用户内部停电移负荷，造成非故障线路用户不必要的停电，影响其正常用电，降低供电可靠性[4]。

其次目前配电网故障定位主要依靠人工巡线目测法找寻接地故障点，不仅消耗大量的人力物力，还延误了故障定位时间，很难适

应自动化程度日益提高的配电网发展。随着城市电缆的大量铺设，进一步加大了故障定位的难度。尽管目前在各个环网柜中有相应的故障指示仪，但随着线路的拓长，节点的增多，仍无法提升故障巡线的效率。如图1所示110 kv东门变10 kv香塘线共有17座环网柜，该线基本为全电缆线路。2012年1月27日一次速断跳闸故障，香塘线117开关速断动作跳闸，当值调度员立即告知急修人员抢修。21：20查线发现香塘线#1hwg102开关后段故障指示器翻牌。于21：21拉开香塘线#9hwg101开关、香塘线#1hwg102开关。21：27合上香塘线117开关，线路前段恢复送出。21：28合上香延hwg102开关，线路后段由东门变10 kv延安线代供。次日下午14：48经检查未发现故障隔离段电缆异常，15：03恢复正常运行方式。期间损失电量约为1500 kwh。此次故障处理共耗时18h才完全恢复正常运行方式（如图1）。

全电缆线路发生两相及以上短路或接地故障时，站内出线开关均能迅速动作隔离故障区段，但若发生全电缆线路的单相接地故障时由于故障电流小，站内出线开关通常不会动作，但非故障相的对地电压升高为线电压，极易导致线路绝缘损坏，特别是电缆线路由于其容性电流较大，相应的在单相接地故障时，故障电流也随之增大。2008年8月22日，9：10，雨花变10 kv i段母线接地，小选线装置发信显示雨西线单相接地。考虑到线路上有重要用户火车站，调度未立即拉开故障线路，立刻与该用户联系停电时遭到拒绝。9：55，雨西线开关跳闸，两分钟内该站另外八条10 kv出线、两

路所用变相继跳闸，全所失电，多家重要双电源用户失电。后检查后发现，一条电缆沟内多条出线电缆击穿，绝缘层烧化，导致多条线路保护动作跳闸[5]。可见电缆线路的单相接地故障需要更为迅速的定位故障点，进而及时排除故障，否则将可能导致更为严重的后果。

从上述三起小接地配电网系统接地故障案例可以看出，目前急需一种综合故障选线、定位及自动隔离的配电网故障处理方案，因此本文结合南京地区配电网自动化试点工程给出了一种基于ftu的相间工频变化量故障保护方案[6～7]。

2 综合保护方案

小接地系统单相接地时，故障相与非故障相之间在电容电流变化量方面有明显的区别。非故障线路的各相电容电感电流的工频变化量相同，各相之间电容电感电流工频变化量差值为零；而故障线路的故障相电容电感电流的工频变化量与非故障相电容电感电流的工频变化量的差值为配电网总电容电流十几倍。

将两相电流的工频变化量的差值与第三相电流的工频变化量进行比较即可判准确选出故障线路。虽然各相电流中除了电容电感电流以外还有负荷电流，但由于各相负荷电流在单相接地故障前后并不发生变化，因此各相电流的工频变化量并不受负载电流的影响。即使在正常运行时负载出现严重的不平衡时也不会对该选线原理造成影响，加之正常运行时，可采用零序电压启动元件对其闭锁，完全避免其误动作。

在完成故障选线后，为了尽快恢复故障线路，在南京地区配电自动化改造项目的基础上提出了基于电力系统远动终端ftu的故障定位方案。有别于传统的故障区域定位方案，随着配电网自动化的发展，南京地区已有400余条馈线柱上开关改造成具有ftu功能，可实现智能化采集、通讯和控制的单元，改造试点线路已具备和配电网控制中心scada系统的实时光线通讯。ftu分别采集相应馈线开关的电气量，并将上述信息由光线网络传送至scada系统。发生故障后，根据scada接受到的ftu采集信息，可由专门的故障处理模块确定出故障区段，最后通过远动遥控操作柱上开关、环网柜等配电自动化开关迅速隔离故障区段，保障非故障线路的可靠供电。

最后为确保配电馈线的安全运行，可在站内母线侧中性点投入中高电阻由各间隔断路器自动跳开单相接地故障线路，可作到零误差保障该线路的绝缘安全。

3 结论

10 kv小接地配电网接地故障的检测和处理，对配电网的安全、经济稳定运行有较大影响。特别是占配电网故障80%以上[8]的单相接地故障，由于故障点电流小，使得故障选线、定位困难，如不及时排除可能导致绝缘击穿等危害更严重的扩大故障。本文以三起典型的小接地配电网接地故障为基础，详细分析了目前10 kv配电网接地故障处理中有待改进的环节，并针对上述环节给出了一套完整的接地故障处理方案。基于ftu的小接地配电网接地故障选线及定位方案，将有助于运行人员快速排除故障，确保安全稳定供电。最