小电流接地选线装置在10 kV系统站间转供电期间的应用分析

付艺磊，李泽琴

（云南电网有限责任公司丽江供电局，云南 丽江 674100）

0 前言

10 kV配电网不接地系统中如何快速有效锁定故障点并隔离是长期困扰电力系统的一大课题，为快速锁定并隔离接地故障，降低10 kV系统长期接地可能造成的人身触点风险。2016年起，云南电网积极快速开展消弧装置和小电流接地选线装置改造等工作[1-2]。截至2020年低，丽江电网10 kV小电流接地选线装置改造工作基本完成，覆盖率已达100%。在丽江地区电网10 kV系统，实现了10 kV配电网不接地系统单相接地故障95%及以上正确隔离。但复杂结构10 kV配网，加装大量小电流接地选线装置也带来新的运行风险如选线误跳相邻线路。本文将分析典型运行方式下10 kV系统站间转供电期间线路单相接地故障时系统电容电流的分布特征，及小电流接地选线装置方法，给出10 kV系统站间转供电期间小电流接地选线装置运行风险，并提出针对性的防范措施。

1 系统单相接地故障电容电流分布特征

某M站10 kV系统为中性点不接地系统，当线路J发生A相单相接地时，如果忽略负荷电流和电容电流在线路阻抗上的电压降，全系统A相对地电压均为零，A相对地电容电流也为零，同时B相和C相的对地电压升高倍[3]。这时的电容电流分布如图1所示。

图1 中性点不接地系统单相接地故障电容电流分布特征

此时，非故障线路I首端所反应的零序电流为：

即非故障线路零序电流为其本身的电容电流，电容性无功功率的方向为母线流向线路。

电源侧开关处所反应的零序电流为：

即电源侧开关处零序电流为其本身的电容电流，电容性无功功率的方向为母线流向线路，此特点与非故障线路一致。

对于故障线路J，B相和C相与非故障线路一样，流过本身对地电容电流和，而不同之处是在接地点要流回全系统B相和C相对地电容电流之和，其值为：

此电流从A相流回，因此，故障线路J首端所反应的零序电流为：

即故障线路零序电流，数值等于全系统非故障元件对地电容电流之总和（不包括故障线路本身），电容性无功功率方向为由线路流向母线，方向与非故障线路相反。

2 小电流接地选线装置选线原理

当前，小电流接地选线装置采用的选线原理主要有基于稳态量特征分析的零序电流比幅法、零序功率方向法、群体比幅比相法，基于暂态量特征分析的首半波法、小波分析法，注入法等十数种方法[4-7]。而各选线原理也相应存在不同程度的问题，稳态法受过渡电阻、消弧线圈的影响较大、对瞬时故障的辨识能力较弱，注入法会对一次设备造成较大影响，暂态法受过渡电阻影响较大。目前，设备厂家主要靠暂态法选线原理进行故障选线。

如图2所示为一次较为典型的中性点不接地系统单相接地故障录波波形，从波形中可以看出其暂态特征与稳态特征具有对应性，即中性点不接地系统单相接地故障时，右光标轴显示稳态量特征为流过故障线路的零序电流其数值等于全系统非故障元件对地电容电流之和，即故障线路上的零序电流最大，而且故障线路和非故障线路的零序电流的方向不同，前者滞后零序电压90°，后者超前90°；左光标轴暂态量特征为暂态零序电流与零序电压的首半波之间存在着固定的相位关系，在故障线路上两者的极性相反，而在非故障线路上，则两者的极性相同。该装置主要通过暂态法选线原理选中故障线路061间隔。

图2 中性点不接地系统典型单相接地故障录波波形

3 小电流接地选线装置运行风险分析

丽江电网网架结构相对薄弱，35 kV变电站中超70%站点为单线、单变的单一电源供电，为确保供电可靠性，以上站点电源侧设备由于检修、故障处理等工作，经常出现10 kV系统站间转供电的运行方式。如图3所示为典型单线供电的35 kV西某变由于主供电源35 kV线路停电检修，该站10 kV负荷通过35 kV跑某变10 kV线路061间隔与35 kV西某变10 kV线路074间隔联络转供电，在此期间35 kV西某变10 kV线路072线路上发生C相接地故障，两站的选线装置故障录波波形如图4所示。从波形图中可以看出两站均感受到故障零序电压，35 kV西布河变的故障线路072零序电流首半波波形与零序电压反向，另外两条非故障线路与零序电压同向；35 kV跑某变的线路061零序电流首半波波形与零序电压反向，另外一条非故障线路与零序电压同向。故障后35 kV西某变小电流选线装置还未动作时，就由35 kV跑某变小电流选线装置选跳了10 kV线路061间隔，造成35 kV西某变10 kV母线失压。

图3 35 kV跑某变与西某变10 kV系统站间转供电的运行方式示意

图4 35 kV跑某变与西某变10 kV系统站间转供电期间发生单相接地故障的录波波形

本文将从中性点不接地系统单相接地故障时稳态量电容电流分布特征展开分析，如图5所示，当M站主供电源侧设备停电，其10 kV供电线路通过线路Y-线路I联络转供电时，M站线路J发生A相单相接地故障的电容电流分布。

图5 10 kV系统站间转供电期间负荷侧变电站单相接地故障电容电流分布

此时，非故障线路X首端所反应的零序电流为：

非障线路Y首端所反应的零序电流为：

非障线路I首端所反应的零序电流为：

故线路J首端所反应的零序电流为：

由上述式（5）～（8）可知，根据各线路反应的零序电流大小与方向特征，以及小电流接地选线装置一般选线原理，M站小电流选线装置能正确选中故障线路J，而N站小电流选线装置会选中非故障线路Y，若两站选线装置跳闸延时相同或N站跳闸延时小于等于M站，会由N站选线装置误跳非故障线路Y，造成M站10 kV母线失压，造成五至四级电力安全事件，降低此运行方式下M站10 kV供电负荷的供电可靠性。

4 改进措施及可行性分析

针对上述运行风险，提出以下改进方案，并对方案的可行性开展分析。

改进方案：10 kV系统站间转供电期间，两侧变电站的小电流选线装置非联络线跳闸延时均统一整定为T1，联络线跳闸延时整定为T1+ΔT。该运行方式下，且故障发生在负荷侧M站10 kV供电系统出线（除联络线外），可由M站小电流接地选线装置优先动作正确切除故障，可有效避免N站选线装置误动作。

校验电源侧N站发生接地故障时改进方案的可执行性：

设故障点在电源侧N站10 kV供电系统出线（除联络线外），进行电容电流分布分析，如图6所示。

图6 10 kV系统站间转供电期间电源侧变电站单相接地故障电容电流分布

此时，故障线路X首端所反应的零序电流为：

非故障线路Y首端所反应的零序电流为：

非故障线路I首端所反应的零序电流为：

非故障线路J首端所反应的零序电流为：

由上述式（9）～式（13）可知，根据各线路反应的零序电流大小与方向特征，以及小电流接地选线装置一般选线原理，M站选线装置会选中非故障线路I，而N站选线装置能正确选中故障线路X。由于在改进方案中M站选线装置选跳线路I的跳闸延时大于N站选线装置选跳线路X的跳闸延时，会由N站先行跳开隔离故障线路；出线无故障的M站小电流选线装置启动，但选跳联络线有跳闸延时时间级差配合，因故障设备提前被隔离，装置返回而不会误动作。

校验联络线故障方式下改进方案的可执行性：

设故障点在联络线，其电容电流分布如图7所示。

图7 10 kV系统站间转供电期间联络线单相接地故障电容电流分布

此时，非故障线路X首端所反应的零序电流为：

故障线路Y首端所反应的零序电流为：

故障线路I首端所反应的零序电流为：

非故障线路J首端所反应的零序电流为：

由上述式（13）～式（16）可知，根据各线路反应的零序电流大小与方向特征，以及小电流接地选线装置一般选线原理，M站选线装置能正确选中故障线路I，而N站选线装置也能同时正确选中故障线路Y。而此时两站的选线装置选跳联络线的跳闸延时相同，能同时出口跳闸，故改进方案仍能正确适应。

5 结束语

本文通过分析10 kV系统站间转供电期间，各种单相接地故障的情形下零序电流的分布特征，及小电流接地选线装置运行风险，从整定方案上提出优化防范措施，主要如下：

1）10 kV系统站间转供电期间，两侧变电站的小电流选线装置非联络线跳闸延时均统一整定为T1，联络线跳闸延时整定为T1+ΔT，T1和T1+ΔT均需在5～10 s内，为确保选择性，时间极差ΔT不宜小于0.5 s，同时需与站外配电自动化设备失压分闸时间配合[8-10]；

2）若某站可通过若干条10 kV线路转供电，可对小电流选线装置设置多个定值区，各区定值按第（1）条整定；

3）定值区切换应将联络线两侧变电站同时切换至相应运行方式适应定值区。