中性点消弧线圈并联可控投切低电阻接地装置单相接地故障试验研究

孟 毅，严 涛，周志强，彭 军

（1.国网湖北省电力公司电力科学研究院，湖北 武汉 430077；2.国网湖北省电力公司武汉供电公司，湖北 武汉 430050；3.国网湖北省电力公司恩施供电公司，湖北 恩施 445000）

0 引言

目前我国变电站10～35 kV系统中性点均采用非有效接地方式运行，具体可分为：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。其中，中性点谐振接地方式一般采用消弧线圈接地[1-2]，当系统发生单相接地故障时，可带故障继续运行一定时间（一般规定为2 h），在一定程度上保障了供电可靠性。但是由于单相接地故障电流小，特别是经消弧线圈自动补偿后故障特征更加不明显[3-7]，给继电保护和故障选线带来了很大的困难。中性点低电阻接地方式下，一旦系统发生单相接地故障则立即跳闸，切除线路故障，实现了对单相接地故障的快速隔离，可较好的抑制间歇性弧光接地过电压的产生[8]。但是单相接地故障中瞬时性接地故障占比最高，尤其在我国的配电网运行环境下，瞬时性接地故障占比更大。瞬时接地故障多的系统中性点采用低电阻接地将导致频繁跳闸，严重影响供电可靠性。采用中性点经消弧线圈并联可控投切低电阻接地方式，兼具了消弧线圈和低电阻接地方式的优点，克服了各自不足，是最好的中性点接地方式之一[9-10]。

1 中性点消弧线圈并联可控投切低电阻接地装置原理

10～35 kV中压电网中性点经消弧线圈并联可控投切低电阻接地方式的原理是在系统中性点并联安装消弧线圈和可控投切低电阻，共同构成接地系统[10]。中性点消弧线圈并联可控投切低电阻接地装置与系统的接线示意图如图1所示。

图1 装置接线示意图Fig.1 Electrical wiring diagram of the device

消弧线圈并联可控投切低电阻接地装置对单相接地故障的处理过程如下：当系统发生单相接地故障时，消弧线圈立即补偿，一般的瞬时性故障由消弧线圈补偿后故障点电弧可熄灭，从而接地故障消除，系统恢复正常运行，低电阻并未投入，达到屏蔽瞬时性故障的目的；对经消弧线圈补偿一定时间后（一般可设定为10 s）接地故障仍然存在的，则认为系统发生了永久性接地故障，此时高压真空断路器或接触器合闸，瞬时投入低电阻，在故障线路产生较大的零序电流。控制器通过分析各线路零序电流变化情况或设定故障零序电流阈值，选出故障线路，从而实现选线功能。线路配置了零序跳闸保护的，由于线路零序电流瞬时放大，超过整定值，还可以实现对故障线路自动跳闸。低电阻投入一定时间（一般可设定为1 s），完成单相接地故障选线或跳闸后，高压真空断路器或接触器分闸，恢复小电阻退出状态。该接地方式同时具有消弧线圈和低电阻接地方式的优点，实现了10～35 kV中压输电线路单相接地故障的自动选线或跳闸处理。

2 单相接地故障现场试验过程

为考核消弧线圈并联可控投切低电阻接地装置选线、跳闸的灵敏性与可靠性，开展了单相接地故障现场试验。试验地点选取湖北省荆门市110 kV响岭变电站。该变电站共装设主变压器2台，容量均为81.5 MV·A，变电站10 kV系统采用单母线分段接线，10 kV出线以架空线路为主，共18回。每段10 kV母线原装设有消弧线圈、接地变压器及成套装置各1套，后通过技术改造，在接地变压器中性点上各加装可控投切低电阻装置1套，含真空接触器、低电阻、控制器等，从而构成了消弧线圈并联可控投切低电阻接地装置。低电阻阻值选取为16 Ω，低电阻投入时间设定为单相接地故障发生后10 s，低电阻投入持续时间设定为1 s。

故障接地点选取10 kV响环一回线1号环网柜，该环网柜位于响岭变电站围墙处，与变电站10 kV高压室响环一回线出线通过约20 m电缆相连。试验前将该环网柜C相人工接地，合上变电站10 kV高压室响环一回线断路器，即造成系统C相单相接地故障，断开该断路器，则恢复正常。

在试验过程中，开展了多次单相金属性接地、单相高阻接地试验。在单相金属性接地试验时采用电缆直接连接接地桩，单相高阻接地试验时通过水电阻连接接地桩。

3 单相接地故障现场试验分析

典型单相接地故障试验波形如图2所示，其中零序电压3U0采自母线电压互感器二次绕组开口三角处，对应电压变比为173:1；故障线路零序电流波形采自线路出线穿缆式零序电流互感器二次绕组，对应电流变比为50:1。

图2 单相接地故障试验波形Fig.2 Test waveform of single phase grounding fault

由图2可见，在t=0时，响环一回线断路器人工合闸，造成C相人工接地故障，此时3U0迅速增大，经消弧线圈补偿后，故障线路仍出现一定的零序电流；在t=10 s时，真空接触器合闸，低电阻投入，造成故障线路零序电流放大；在t=10.8 s时，10 kV高压室响环一回线断路器跳闸，切除单相接地故障线路，系统恢复正常；t=11 s时真空接触器分闸，低电阻恢复退出状态。

单相金属性接地及单相高阻接地试验结果如表1所示。

表1 单相金属性接地及单相高阻接地试验结果Tab.1 Test results of single phase metal grounding test and high resistance grounding test

在单相金属性接地故障试验过程中，响环一回线C相单相接地故障发生后，由于消弧线圈对系统电容电流的补偿作用，故障线路零序电流很小（10 A以内），中性点低电阻投入后，故障线路零序电流增大明显，达到257 A，远超过整定值，从而可准确实现接地故障的判定，完成故障线路选线与跳闸。

在高电阻单相接地故障试验过程中，接地电阻越小，越有利于正确选线跳闸，当水电阻阻值为约200 Ω时，中性点低电阻投入后，故障线路零序电流增大到33.1 A，高于整定值，装置可正确选线跳闸；当水电阻阻值为约400～800 Ω时，投入低电阻后，故障线路零序电流增大不明显，未达到整定值，装置不能正确选线并可靠动作。由此可见，响岭变电站消弧线圈并联可控投切低电阻接地装置对超过400 Ω的高电阻单相接地故障的灵敏度有限。

4 结论及建议

在现场单相接地故障试验基础上，同时结合同类装置在其他变电站的运行情况，得出以下结论：

（1）该装置对单相金属性接地故障及一定程度高电阻（小于200 Ω）的单相高阻接地故障能够准确选出故障线路，实现选线告警或故障切除。该装置综合了消弧线圈和低电阻接地的优点，又避免了各自的缺点，对单相瞬时性接地故障进行准确补偿使系统自行恢复，避免了线路频繁跳闸。

（2）中性点消弧线圈并联可控投切低电阻装置造价及运行维护难度较单纯消弧线圈或低电阻接地装置要高，对10 kV系统单相接地瞬时性故障偏多，或曾导致相间短路的变电站，或供电可靠性要求较高的变电站，可考虑选用该类接地装置。

（3）响岭变电站该装置对高电阻单相接地故障的灵敏度有待提高。当接地电阻超过400 Ω时，投入低电阻后，故障线路零序电流增大不明显，装置不能正确选线并可靠动作，当然过高的接地电阻即使中性点直接接地时故障电流也较小，比较难判断故障线路。

在消弧线圈并联可控投切低电阻装置设计选型、安装调试及运行维护过程中，建议措施如下：

（1）在装置投运前应检查消弧线圈状况。如单相接地故障时，故障线路残流过大超过装置选线或跳闸整定值时，将导致可控投切低电阻无法投入。因此应确保消弧线圈电容电流测量正确，自动跟踪补偿功能正常实现，脱谐度、残流满足标准要求，这是消弧线圈并联可控投切低电阻接地装置正常运行的前提条件。

（2）应重视零序故障电流值的整定。在装置调试过程中，应根据线路及电容电流分布情况进行整定。在整定过程中应综合考虑保护的可靠性与灵敏性，零序电流定值需要躲开线路运行中正常不平衡电流、本线路的最大电容电流，还需考虑消弧线圈残流等因素并留有一定裕度。

（3）合理选择低电阻阻值。低电阻阻值控制在10 Ω以内，以满足国家电网公司企业标准Q/GDW 10370-2016《配电网技术导则》在故障点电阻为1 000 Ω以下时可靠选线的要求。此外，可通过分析低电阻投入后各种特征电流（如阻性电流）含量的变化，有效解决定值整定矛盾，进一步提高装置灵敏度。

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