接地故障检测重要性及检测技术

刘捷

摘 要：配电网接地故障的检测和保护是中性点不接地及消弧线圈接地系统中的难题之一，故障电流虽小，但带来的后续危害却很大。为提高供电可靠性，把故障造成的损坏降低到最小限度，就要对接地故障进行有效保护。文中阐述了接地保护的重要性、故障发生的原理、检测关键技术及问题注意点和保护参数设定的建议，推荐了一种可靠精确的接地保护开关设备，介绍了其实际应用效果，以供借鉴。

关键词：接地故障;方向性接地保护方法;接地保护定值的设置;配电设备;接地检测;零序导纳

0 引 言

解决接地故障是10 kV配网中性点小电流接地系统中的难题之一，如果不进行有效保护将发展为短路故障，造成更大损害。目前接地故障的检测和保护越来越被重视，配电网技术导则也做了很大修改，要求在躲过瞬时接地故障后，快速就近隔离故障。本文阐述了接地故障的现象和检测原理，帮助相关人士掌握检测知识，正确选用开关设备，以缩短停电时间，提高供电可靠性。

1 接地故障保护的重要性及规则要求的变迁

国内10 kV配电的中性点接地方式与运行规程均沿用原苏联的规定，采用非接地方式和消弧线圈接地方式。目前非接地方式占比约为69%，消弧线圈接地方式占比约为28%。

非接地和消弧线圈接地系統的重点在于接地故障检测和保护。配电网中接地故障发生率为80%～90%，过流故障为10%～20%，但在实际保护时过流故障占比为60%～70%。过流故障会对设备造成极大伤害，引起设备劣化，加之外部恶劣因素的影响，还将引发各类故障，形成恶性循环。为了抑制设备的损害和劣化，切断恶性循环，在接地故障演化为过流故障之前进行保护至关重要。配电设备劣化循环如图1所示。

目前国内多通过选线或人工拉路的方式寻找故障线路，考虑到选线装置虽投入较多，但准确率低，故部分地区已不再采用该设备。而人工拉路会造成非故障线路短时停电，在进一步查找接地故障区段时还需要逐段线路停电，导致非故障区域的连带停电，无法提高供电可靠性，并且还有人身触电风险。因此，带故障运行2小时的检修方式已无法满足当下配电网安全稳定运行的要求[1]。将配电网技术导则（Q/GDW 10370-2016）中原有的系统及故障处理“2小时运行+接地选线”原则优化为：在躲过瞬时接地故障后，快速就近隔离故障，即“选段跳闸”[2]。

2 接地故障发生时的现象

2.1 零序电流

为正确检测接地故障，需要了解接地故障发生时的现象。正常时和接地时的电压矢量如图2所示，发生接地故障时，中性点从N移到N'。

图2（b）所示为C相发生完全接地故障时的矢量图，可认为是在与正常时C相电压相反方向产生了零序电压（V0）。

零序电压（V0）根据接地故障的形态（变压器/高压电机等的绝缘劣化、高压线异物搭接、瓷套裂纹等）变化。V0对零序电流（I0）、接地电流（Ig）造成很大影响。

图3所示为C相F点发生接地故障时流通的故障电流。对地间静电容量为供给源，故障点流通的电流（Ig）为零序电流（I0），流过变电站内设置的接地变压器（GPT）的电流为（IN），Ig=I0+IN。

2.2 多回路中接地故障电流的流向

在实际的配电系统中，一般情况下从一个变压器中引出多条出线。例如在用户2高压受电设备的界内发生接地故障时，配电系统的接地电流流向如图5所示。

在用户2的界内发生接地故障时，由ZPD检测出零序电压（V0）;在接地电流Ig中，界内静电容上流通的IC21经由电源侧返回故障点，因此相抵消，用户分界的ZCT无法检测。在电源侧，其他线路（健全线路）及配电用变电所的EVT中性点上流通的电流（IC22+IC11+IC12+IN）返回故障点，可被受电ZCT检测。该电流相对V0而言，相位超前0～90°，但在其他线路发生接地故障时，受电ZCT检测出的接地电流与其相反，相位滞后90°～180°。接地方向继电器DGR基于该原理判别接地故障点[3-5]。

接地电流Ig通过大地流入系统各部的静电容量和变电站的接地变压器（EVT）中性点，之后经配电变压器的线圈流回接地点。

2.3 零序电流的暂态特征

依据现有录波技术录取的各线路小电流接地故障波形，比较同母线上暂态零序电流的特征，发现故障线路的接地电流幅值明显大于非故障线路，且故障线路零序电流的极性与非故障线路相反;故障线路暂态零序电压的导数与零序电流相反，非故障线路暂态零序电压与零序电流相同。

3 接地故障检测方法和关键点

3.1 依据接地电流（Ig）的检测方法

仅依靠接地电流（Ig）的大小来判断用户界内是否存在接地故障的方法被称为非方向性检测法。非方向性检测法利用接地电流的大小和线路对地间静电容量的比例关系，根据线路长短来设定接地电流保护值，当流通的接地电流值大于保护定值时开关进行保护操作[6-7]。

由于该方式忽略了接地点产生的接地电阻（Rg）的影响，故不完全接地时容易出现不保护现象，“不能保护领域”随着整定值的增大而增大，在内部发生高阻接地及弧光接地时难以检测，开关对于故障无动作。在高压用户内部线路较长或电缆使用较多时，静电容量变大，当配电线路上（电源侧）发生接地故障时，会产生误动作。该方式虽然成本较低，但由于会出现误动作和不动作现象，故只能使用在用户分界处，无法使用到主干线的分段、联络和T节点处。

3.2 依据零序电压（V0）和接地电流（Ig）的检测方法

该方式是日本目前主要采取的方向性接地检测方式，分别利用零序电压互感器（ZPD）、零序电流互感器（ZCT）检测出零序电压（V0）和接地电流（Ig），根据V0，Ig及两者相位差（φ）的关系来判断为负荷侧故障或电源侧故障。该方式不仅适用于中性点非接地系统，也适用于经消弧线圈接地系统。图6所示为V0和Ig，I0的向量关系图，图7所示为负荷侧故障的相位范围。

方向性接地检测法判定精度高，适合干线或分支分界点的接地故障检测。

图8所示为方向性接地检测原理图。零序电流及零序电压分别达到整定值以上时，各自的电平检测回路输出才会有信号。该信号输出到相位辨别回路后，输出信号被增幅，使输出继电器动作、开关跳闸保护。

3.3 暂态零序检测方法

依据暂态零序特征，一般在变电站的小电流选线装置上可采用暂态零序电流群体幅值比较法和暂态零序电流群体极性比较法、暂态零序电流方向比较法进行接地故障选线，但不适用于线路开关接地故障的方向性辨别。一般采用暂态零序导纳法判定接地故障的方向，判定原理：将各条线路零序电压和零序电流计算出的测量导纳构成保护判据，即对于非故障线路，零序测量导纳等于线路自身导纳，电导和电纳均为正数。对于故障线路，零序测量导纳等于负的电源零序导纳与非故障线路零序导纳之和。两者在复导纳平面中的范围存在明显界限，据此作为保护判据。将暂态波形（控制器带有故障录波功能，一个周期录波80个点）取出后滤波，求出C0。

式中，C0为线路对地电容参数，以此参数为负数时为界内，以此参数为正数时为界外。该方式也较适合于消弧线圈接地系统。

3.4 接地检测的问题点和关键点

3.4.1 三相合成零序电流

在非接地/消弧线圈接地系统中，单相接地时的接地电流较小，在不完全接地时大多不到1 A。因此在检测负荷电流中所包含的微接地电流时，一般使用一次侧三相一并穿过的ZCT。而一部分产品有时采用依靠3个CT检测零序电流的3CT方式。三相合成零序电流包括软件合成和硬件合成， 采用测量CT进行硬件合成，由于一般保护接入的设备多，发生接地故障时会产生较大误差，但计量CT容量较小，因此不采用。合成零序需要采用专用线圈，三相串联，两端加一个电阻，输出零序电流。软件合成则依据零序电流的定义，根据A，B，C三相电流及相序进行矢量合成。

这两种方式误差较大，原因在于每相需要一个专用线圈，但3个铁芯的加工工艺和材料无法保持一致。3个线圈存在差异将导致产生残留/剩磁特性差，在三相不平衡或电机启动时会有较大的零序电流输出，造成开关误动作。而零序电流互感器/ZCT由一个线圈加工而成，其工艺及材料一致，故残留特性稍好，不会因三相不平衡引发零序电流而造成误动作。

3.4.2 电磁式零序电流互感器的局限性

常规电磁式零序電流互感器的通频带宽无法满足小电流接地故障检测的要求。在发生接地故障的瞬间（5～10 ms），采集零序电压、电流的暂态波形变化趋势时存在信息不完整现象，而故障发生瞬间零序电流波形为高频振荡波形，要求互感器可采集到高频分量，但常规的电磁式互感器对高频分量衰减较大。

目前采用的电磁式零序电流互感器变比为20 A/1 A，测量范围为1～24 A，准确度可达0.5级，但发生高阻接地故障时，故障电流多小于0.5 A，将降低故障检测成功率。

电子式零序电流传感器（LPCT）在相同尺寸、同种材料及工艺水平下，LPCT匝数比传统CT多出数倍，励磁电流变小，磁滞相比传统CT更小，因此频响特性更好，在测量31次谐波（1 500 Hz）时较为准确。在故障初期5～10 ms，500～100 Hz下能够准确测量一次零序电流。

3.4.3 关于接地保护定值的设置

对于接地保护而言，需要在终端设定零序电流、零序电压和零序保护延时三个参数。关于零序电流的定值，主要依据设备安装的位置确定;零序电流保护定值的计算主要依据开关后侧的加快线路或电缆长度和对地电容值确定。每相的电容电流经验值一般为：架空线为0.02 A/km、电缆线路为1 A/km;零序电流的定值计算公式为I0=1.5×3×S×L（L为线路长度，S为电容电流经验值）;混合线路时，需分别计算两者的对地电容后再相加，之后乘以安全系数即可。一般安全系数选1.5～3，建议在定值小时取大一些，在定值较大时取小一些;对于用户分界开关，建议最小设定定值不小于0.4 A;在线路上安装多台接地保护开关时，零序电流的保护定值要取得级差配合，线路末端定值稍低，离变电站距离较近处稍高，以保证不会越级跳闸或同时跳闸。

零序电压的保护定值与接地形态有很大关系，需对变电站的绝缘检测装置起到保护协调作用;一般变电站的开口三角处取得的零序电压报警值在30%处接地，所以需比该参数保持同等或稍低水平，以早于或同时与变电站接地报警。

对于零序保护延时时间，中性点为小电流接地系统时，可选大于等于1S级，中性点经低电阻接地时可选小于等于0S级。多台开关串联运行时，其动作时间取得时间级差配合，尽量避免越级跳闸和同时跳闸等问题出现。

4 结 语

目前国家电网在一二次融合柱开设备的招标中要求全部带有方向性接地保护功能，接地保护的重要性愈加凸显，选择具有实际成功运行经验的优良产品，将故障消除在接地故障萌芽阶段，从而避免短路故障带来的损坏，延长各配电设备的运行寿命，增强供电可靠性。

参考文献

[1]佐藤启介，郜延伟，郑志远.关于接地故障检测原理和开关选定的建议[Z].2012.

[2]国家电网公司企业标准.配电网技术导则（Q/GDW10370—2016）[S].2016.

[3]日本电气协会.接地故障方向性保护技术[Z].北京：出版地不详，2016.

[4]郑俊哲，袁钦成.配电系统单相接地故障检测技术的新成果[J].沈阳工程学院学报（自然科学版），2007（3）：263-265.

[5]申东滨.中低压配电网单相接地故障检测技术与装置的研究[D].济南：山东大学，2005.

[6]党锴钊.行波技术在配电线路接地故障检测中的应用[J].水电站机电技术，2013（4）：71-73.

[7]黄强.中低压配电网单相接地故障检测技术的研究[D].北京：北京交通大学，2007.

[8]詹启帆，李天友，蔡金锭.配电网高阻接地故障检测技术综述[J].电气技术，2017（12）：1.

[9]王西鹏.配电自动化技术在接地故障检测中的应用[J].大科技，2013（10）：68-69.

[10]张慧芬.配电网单相接地故障检测技术研究[D].济南：山东大学，2006.