10 kV小电阻接地系统单相接地故障分析及应对措施

郝会锋

（广东电网汕头濠江供电局，广东 汕头 515000）

0 引 言

由于市容市貌等要求，我国越来越多的城市在地下使用电缆线路，但由于电缆线路载流量大，对运行电压的要求较高，所以中性点小电流接地的方式不适用于此，短路后的安全性得不到保证。同时，由于小电阻接地的方式能够快速切除故障，有效抑制过电压，所以在10 kV配电网得到了广泛的应用[1-6]。目前，我国的小电阻接地故障保护主要通过零序过电流保护，启动值很高，一般为50～60 A，金属性接地甚至短路电流能达到数百安培。

当前常用的故障选线方式包括主动式选线和被动式选线两种[7-8]。被动式选线利用既定信号进行判别，成本少，过程相对简单。而主动式选线特征明显，选线准确率较高，具有一定的发展前景[9-12]。

为了具体说明10 kV配网中性点经小电阻接地系统的电缆线路中单相短路故障的过程和基本规律，以及短路故障发生后自动化的处理情况，本文分析了某供电企业的角滨线、角吴线这两条10 kV电缆线路发生金属性单相接地导致跳闸的情况，并探究了故障原因，对短路故障的预防措施提出了建议，为以后减少此类状况的发生提供了一定的参考依据。

1 理论分析

一般来讲，我国的6～35 kV配电网的架空线路中一般采用中性点小电流接地的方式，包括中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中点经高阻接地等情况，这样做的目的在于采用小电流接地可以保证发生单相接地短路故障的时候三相线电压保持平衡，三相系统的稳定没有遭到破坏，因此可带故障继续运行1～2 h，保证供电可靠性，但非故障相电压会升高至原来的倍。而110 kV及以上架空线路中一般采用大电流接地的方式，包括中性点直接接地和中性点经小电阻接地，此举的目的是保证中性点电压不发生偏移，所以当发生单相接地故障时，非故障相电压不会升高至倍相电压，从而降低了系统的绝缘设备等级，减小了建造成本。

而对于电缆线路而言，由于电缆线路的电抗小于架空线路，所以其载流容量较大，且电缆线路的最高工作电压不得超过其额定电压的15%，因此，电缆线路无法在倍额定电压的情况下稳定可靠工作。因此，为了保证电缆线路的安全性，我国部分10 kV配电网电缆线路也会采用大电流接地的方式。本文所述的角滨线、角吴线这两条10 kV电缆线路对应母线即采用中性点经小电阻接地方式。

1.1 中性点不接地系统电气量分析

在中性点不接地系统方式下，单相接地故障的电气矢量关系如图1所示。

图1 中性点不接地系统电气矢量关系图

当单相短路故障发生后（以A相发生金属接地短路为例，接地点为D点），非故障两相的对地电压升高到至原来的倍，即等于线电压。由于非故障相的电压抬升，非故障相中电容电流也随之增大，其大小为原来相对地电容电流的倍，较大的电容电流会给系统安全带来隐患。这种电容电流较大并且不容易被熄灭，接地点会出现弧光接地，电弧将周期性的熄灭和重燃，消耗大量电能。

1.2 小电阻接地系统电气量分析

10 kV中性点经小电阻接地系统发生单相接地故障时，对于故障相而言相当于存在两个接地点，所以当发生接地故障后，系统通过电阻与大地与故障点形成了电流的通路，电流较大。因此这种接地方式选线的可靠性较高，可以快速隔离故障，防止扩大故障。

根据中性点不接地系统中对各电气量的的分析，同理可得中性点经小电阻接地系统发生单相短路故障后各电气分量变化情况。具体分析如下。

图2为小电阻系统发生单相接地短路故障的示意图。其中，C1a、C1b、C1c、Cna、Cnb、Cnc表示各条健全线路的三相对地分布电容；Cfa、Cfb、Cfc表示故障线路的三相对地分布电容；R为小电阻，A、B、C为母线。

图2 小电阻系统单相接地示意图

中性点小电阻接地方式是指变压器或发电机中性点经小电阻与大地进行电气连接。在系统正常运行状态下，线路上三相电流的数值相等而相位相差120°，其向量和等于零，三者相互抵消。故大地和中性点之间一般不存在电流流过，中性点对地电位为零，与中性点与地电位一致。

图3为中性点小电阻系统中发生接地故障后的电气关系矢量图（以A相发生金属接地为例，接地点为D点）。其中，EA、EB、EC分别为A、B、C三相电源的电动势，If为流经中性点的短路电流，R为中性点和大地之间的小电阻。UBD和UCD分别为B相和C相对地电压。

图3 中性点低阻接地系统电气矢量关系图

当A相发生金属性短路故障后，由于短路电流过大，短路电流流经中性点的小电阻后会造成中性点电压偏移，中性点电位提升，此时中性点电压为：

所以，由于中性点的偏移，B相和C相的对地电压都会发生改变。

因此，在小电阻电压的作用下，B相和C相电压都有所抬高，相当于非故障两相的对地电压有所升高。若接地短路较为严重，短路电流较大，则可能造成非故障相对地电压抬升严重。由于非故障相的电压抬升，非故障相中电容电流也随之增大，有时可达到几十安培甚至上百安培，给系统安全带来隐患。

在小电阻接地系统正常状态下，负载均衡，容性电流平衡，正常情况下流过小电阻的零序电流很小，一般呈容性。当发生故障后，流过变中性点零序电流为：

其中，UA为故障点故障前的相电压，R为中性点接地电阻，Rf为短路故障点的过渡电阻，Cm（m=1,2,……，n）为各出线对地零序电容，ω为角频率。若故障点为金属性接地，则Rf=0。

非故障出线段的零序电流为：

Ck为该段出线的对地零序电容。而故障出线段的零序电流为：

其中，分子中电容之和为所有非故障出线段对地零序电容之和[13]。

2 实例数据介绍

图4和图5为该变电站角滨线和角吴线的主接线图。

其中，角滨线设备基本情况如下：变压器两台，10 kV全电缆线路，主线电缆长度8.63 km，全线电缆长度31.25 km，线路中变压器总数91台，变压器总容量为89.06 MVA。角吴线设备基本情况如下：变压器两台，主线为电缆线路，长度3.9 km，全线电缆长度10.19 km，架空线路约0.07 km。

其中角滨线主要为三遥自动化柜，线路的光纤等自动化配套有所延误，缓动型智能分布式策略未投入运行。角吴线主站功能尚不完善，只能用于主站监控。

2020年某日17:28，角滨线、角吴线两回10 kV线路同时发生故障跳闸，故障类型为零序动作。

当故障发生后，由于自动化设备功能不完善，缓动型智能分布式馈线自动化策略未投入运行，所以需人工排除隐患，找出故障点。角滨线的故障处理经过与排查逻辑如下：

19:02断开角滨线角滨段#1环网柜601开关后，向配调申请前段线路试送电。

19:14角石变电站10 kV角滨线514开关至角滨线角滨段#1环网柜601开关电缆线段送电成功，说明了角滨线514开关至角滨线角滨段#1环网柜601开关之间不存在永久性短路故障。

20:44角滨线除角滨段#2环网柜某用户外，全部用户均已送电，其中，角滨线#3环网柜601开关后段线路转由角园线供电。而角滨线#2环网柜605开关至角滨线#3环网柜601开关隔离，该段所有怀疑故障点均经仔细检查及试验无故障。

00:03角滨线#2环网柜605开关至角滨线#3环网柜601开关电缆线段送电成功，开环点在角滨段#3环网柜601开关，证明该段线路不存在永久性短路故障。

同理，角吴线变电站故障处理经过与排查逻辑如下：

19:02断开角吴线#1环网柜601开关后，向配调申请前段线路试送电，发现此时因变电站侧开关异常，角吴线511开关暂无法送电。

21:18角吴线#6环网柜601开关后段线路转由角东线供电，说明变电站523开关至角吴段#6环网柜601开关之间不存在短路故障点。

22:10角吴线#3环网柜发现明显故障点，位于吴桥分支02T1开关处，除此外均查无问题。申请角吴线全线送电。22:47角吴线全线送电成功。

3 故障原因分析

3.1 角滨线故障原因分析

角滨线发生故障后，立即组织人员进行故障巡查，对怀疑点故障点进行试验，仔细检查后并未发现故障点。试送电全线恢复正常。

图4 角滨线角圆-角滨段环网接线图

图5 角吴线角圆-角吴-角东段环网接线图

故障发生时，变电站10 kV角滨线的518开关及角滨线#1环网柜601开关检测到零序电流，分别为60 A和36 A，经查无明显故障点。而角吴线511因外力破坏而导致接地故障，零序1段动作跳闸，两者故障时间仅相隔19 ms，由此判断两者故障可能存在一定的相关性。角滨线全线为电缆线路，当角吴线发生金属性接地故障时，零序故障电流高达352 A。

因此，由分析可知，非故障区段线电压被抬升，电压升高异常，非故障相电容电流也异常增大。角滨线电缆长度较大，根据以往故障经验参照，电容电流增大达到零序电流过流保护动作值而导致跳闸。

3.2 角吴线故障原因分析

角吴线发生短路故障后，经巡线排查对怀疑故障点进行试验，与22:00发现吴桥分支02T1开关处有大块铁皮压住，即发生了单相金属性接地短路故障。紧急处理后，合闸送电成功。

该线路目前自动化装置均为三遥功能，开关为负荷开关，主要用于运行监控，主站型自愈策略尚未投入运行。在故障发生时故障点前自动化开关均检测到故障电流，发出零序1段告警信号并上送主站，其中角吴线角吴段#2环网柜601、605开关、角吴线角吴段#3环网柜602开关动作电流均在370 A左右，与变电站10 kV角吴线开关动作电流352 A基本吻合，由此表明应该没有问题。重合闸在故障后动作并未恢复供电，所以判断角吴线为永久性故障。

经录波仪的数据显示，在发生金属性接地短路故障后，非故障相的电压最大被抬升至原电压的的1.5倍，这也证实了本文的理论猜想和故障原因分析的正确性。

4 存在问题及建议

（1）角吴线受外力破坏，导致同一段母线上非故障相电压升高，长电缆线路角滨线达到零序电流动作值后误动，为避免这一情况，应将角滨线零序电流定值进行调整。

（2）角滨线在故障发生时，缓动型智能分布式馈线自动化策略尚未投入运行，若能加快自动化策略的应用步伐，对缩短故障处理时间，迅速恢复非故障区段的供电有很大的帮助。

（3）供电局调度端应加强监测，利用成型的自动化装置，快速判断故障区段，便于抢修人员迅速恢复抢修恢复供电。

（4）加快主站协同自愈功能的建设，多与高校研究院合作，尽快对具备条件的自动化线路投入主站系统自愈功能，缩短故障定位时间，快速恢复非故障段供电，提高故障处理效率。

5 结 论

本文研究基于配电网的接地短路故障分析，这两条线路的故障实际上是角吴线发生单相接地故障导致的连锁反应，造成非故障线路段的电流增大跳闸。这也与小电阻接地系统零序电流较大的理论相符。这种现象虽不常见，但本文经过理论分析客观上确定了这种现象的存在。

本文分析了两条10 kV电缆线路发生上述金属性单相接地导致跳闸的情况，并探究了故障原因，对预防措施提出了建议，为以后减少此类状况的发生提供了一定的参考依据。