浅析小电流接地系统单相接地故障的接地选线及判据

陈喆

（珠海供电局调度中心，广东 珠海 519000）

1 前言

在我国配电网中，采用中性点不接地或经消弧线圈接地的运行方式居多，都属于小电流接地系统。该系统具有发生单相接地时故障电流小的优点，同时系统线电压基本不变，不影响对负荷连续供电，仍可继续运行2个小时。但实际运行中可能由于过电压引发电力电缆爆炸、PT保险熔断甚至烧坏、母线短路等事故，因此，迅速确定系统接地点消除单相接地故障对系统的安全运行有着十分重要的意义。传统方法是逐条出线拉路法，但随着工业的飞速发展，对一些供电要求很高的用电客户来说，这种方法的弊病是显而易见的，尤其是对那些负荷较重的配网线路，这种方法已不满足安全稳定供电的要求。传统选线装置利用故障时电气量为判别依据，选出一条或几条线路供调度参考，但准确率低。微机综合自动化系统较传统拉路法和基于单片机原理的传统选线装置有着不可比拟的硬件优势和对复杂软件程序的处理能力，如何利用现有的微机综合自动化系统资源来进行准确的选线是一个亟待解决的问题。

2 电路模型

图1 中性点不接地系统单相接地

中性点不接地系统单相接地故障时如图1，故障点的零序电压为Ud0=(Uad+Ubd+Ucd)/3=-Ua，故障零序电流为全系统的容性电流。

其向量图如图2所示:由于架空线路对地有相同的等值电容，根据向量图，零序电压及零序电流的特点归纳起来有以下四点:

①发生单相接地故障时（例如A相），故障相的对地电容C0被短接；②非故障线路3I01的大小等于本线路的接地电容电流，其电容性无功功率的方向为由母线流向线路；③故障线路3I02的大小等于所有非故障线路的3I01之和，也就是所有非故障线路的接地电容电流之和；其电容性无功功率的方向为由线路流向母线；④若零序电流互感器的极性是以变电所母线流向线路为正方向，那么非故障线路的零序电流超前零序电压90°，故障线路的零序电流滞后零序电压90°，故障线路的零序电流与非故障线路的零序电流在相位上相差180°。

3 传统的选线原理及其局限

3.1 判据

3.1.1 缘监察装置

绝缘监察装置利用接于公用母线的三相五柱式电压互感器，其一次线圈均接成星形，附加二次线圈接成开口三角形。接成星形的二次线圈供给绝缘监察用的电压表、保护及测量仪表。接成开口三角形的二次线圈供给绝缘监察继电器。系统正常时，三相电压正常，三相电压之和为零，开口三角形的二次线圈电压为零，绝缘监察继电器不动作。当发生单相接地故障时，开口三角形的二次端出现零序电压，电压继电器动作，发出系统接地故障的预告信号。

3.1.2 零序电流

在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时，非故障线路零序电流的大小等于本线路的接地电容电流。故障线路零序电流的大小等于所有非故障线路的零序电流之和，也就是所有非故障线路的接地电容电流之和。通常故障线路的零序电流比非故障线路零序电流大得多，利用这一原则，可以采用电流元件区分出接地故障线路

3.1.3 零序功率

在中性点不接地的电网中发生单相接地故障时，非故障线路的零序电流超前零序电压90°，故障线路的零序电流滞后零序电压90°，故障线路的零序电流与非故障线路的零序电流相位相差180°。根据这一原则，可以利用零序方向元件区分出接地故障线路。

3.2 传统方法的局限

3.2.1 长线路对地电容大，电容电流大;短线路对地电容小，电容电流小，有时保护易误判，例如短线路发生接地故障，其零序电流是非故障长线路电容电流之和，二者的零序电流数值相差不大，保护装置很难区分。另外系统进行倒闸操作，运行状况变化，电容电流分布也变化，故动作值难以整定。

3.2.2 利用故障线路零序电流滞后零序电压90°，非故障线路零序电流超前零序电压90°作为判据，但是当测得的零序电流较小（如故障线路是长线路，而非故障线路是短线路），零序电流复相量模值较小，相角差就较大，就象时钟太短，难以看清位置（相角）一样，易造成误动。此类保护只适用于稳定金属接地，而接地故障大多是间歇性或瞬时性弧光接地，难以准确判断。

3.2.3 对所有的线路的零序电流大小和方向进行综合比较，判别出故障线路。基于单片机原理的传统选线装置CPU采样一个点约需100μs，以一条线路在一个工频同期（20ms）内最少得采集16个点计算，单CPU采集多条线路时，一个周波内最多只能采集12条线路的数据，完成数据采集后，CPU进入数据处理、计算、判别，在此期间CPU无法继续采样工作，导致大量数据丢失。对于不稳定弧光接地，不同周波内数据变化较大，用它们进行比较必然造成判线错误，故每条线路至少采集2～3个周波的数据，才能正确判别出故障线路。

4 经消弧线圈接地系统的接地选线

随着国民经济的不断发展，配网规模日渐扩大，电缆出线日渐增多，系统对地电容电流急剧增加，接地弧光不易自动熄灭，轻易产生间隙弧光过电压，进而造成相间短路，使事故扩大。为了防止这种事故，电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定；3～10kV架空线路构成的系统和所有35kV、66kV电网，当单相接地故障电流大于10A时，中性点应装设消弧线圈，3～10kV电缆线路构成的系统，当单相接地故障电流大于30A时，中性点应装设消弧线圈。根据这一规定，珠海供电局对系统进行改造，很多变电站的10kV系统采取中性点经消弧线圈接地的运行方式，但是造成了采用零序电流原理、零序功率方向原理的接地选线装置的选线正确率急剧下降。其原因是中性点经消弧线圈接地系统单相接地时，电容电流分布的情况与中性点不接地系统不一样了。

4.1 原理分析

图3 中性点经消弧线圈接地的小电流接地系统

如图3，当K2合上时表示系统的第i条出线C相经过大小为Rd的电阻接地 (Rd=0表示金属接地)，K1合上表示系统经过消弧线圈补偿。其等值零序电路如图4

其中Uc为K2合上(即接地)前接地点的电压，Uo为接地后系统的零序电压，Ir为接地点残流，ΣIc为系统总电容电流，IL为消弧线圈补偿电流。他们存在如下关系:Ir=IL-ΣIc

如图5所示，出线m为故障线路，CT1～CTn为各线路出口的零序互感器。I01～I0n为对应出线的零序电流。故障线路的零序电流I0m=ICm+Ir，由以上两公式可得 I0m=IL-ΣIci(i=0～n 且 i≠m)，即故障线路的零序电流等于消弧线圈补偿电流再减去所有非故障线路电容电流的和。假设系统没有消弧线圈补偿即IL=0时，故障线路零序电流为所有非故障线路电容电流之和，其幅值较大，相位与非故障线路相反，故障特征很明显，对选线而言有积极作用，缺点是残流较大。假设消弧线圈完全补偿系统电容电流，即Ir=0，此时各出线零序电流即为线路本身电容电流，故障线路零序电流的幅值和相位与非故障线路没有明显区别，即故障特征不明显。对于消弧线圈过补偿5%～10%，与完全补偿相比故障线路零序电流仅仅幅值有所增加，但各出线长短不一，架空线路和电缆也造成各出线大小不一，单凭幅值作为判据在电容电流较小的线路发生故障时容易误判。加上互感器采样误差等原因，使补偿后的小电流接地系统选线更加困难。

图4

图5 各出线零序电流

4.2 针对消弧线圈接地系统的选线判据

4.2.1 暂态零序功率法

a）发生单相接地瞬间（除了 u（t）＝0之外），暂态电容电流很大，而经消弧线圈的暂态电感电流很小，可认为消弧线圈处于开路状态，所以在同一电网中，不论中性点绝缘或是经消弧线圈接地，在相电压接近于最大值时发生故障的瞬间，其过渡过程是近似相同的。b）非故障线路暂态零序电流和电压首半波方向相同，即暂态零序功率由母线流向线路。c）故障线路暂态零序电流和电压首半波方向相反，即暂态零序功率由线路流向母线。d）它既适用于中性点不接地系统，也适用于中性点经消弧线圈接地系统。

由上述特点可知，对短线路而言，其稳态电容电流小，暂态电容电流大，该原理比其它各类反映接地稳态量的原理灵敏度高，对单相接地反应迅速。

4.2.2 五次谐波零序功率法

在经消弧线圈接地的电网中，由于消弧线圈对五次谐波分量呈现的阻抗较基波分量时增大5倍（XL＝5ωL，而线路容抗则减少 5 倍 XCΣ＝1/5ωCΣ，因此，消弧线圈已远远不能补偿五次谐波的电容电流。当单相接地时，故障线路上五次谐波的零序电流基本上等于非故障线路五次谐波电流之和，而非故障线路上五次谐波的零序电流就是本身的五次谐波电容电流，两者的相位相反，在出线较多情况下，数值也相差很大。总之五次谐波电容电流的分配规律，与基波电容电流在中性点不接地电网类似，消弧线圈可认为处于开路状态。零序电流及电压，先通过五次谐波滤过器，然后再接入功率方向判别元件，籍此可进行故障选线。除此以外，还有首半波原理法、注入信号寻踪法等方法来确定故障线路的方法。

5 结束语

中性点不接地或经消弧线圈接地系统单相接地选线，是一个老问题，至今还不能做到选线完全准确。变电站无人值班以后，对选线的要求就更高了。经过技术改造，珠海电网经消弧线圈接地系统的单相接地故障选线准确率已显著提高。随着经验的积累，新的选线方法将会得到进一步的充实和提高。

[1]杜永忠，李红霞。基于零序电流有功分量选择接地线路的方法-实用技术 第10卷第4期

[2]肖白，束洪春，高峰。小电流接地系统单相接地故障选线方法综述-继电器 2001.4.16-20