小電流接地選線裝置在10 kV系統站間轉供電期間的應用分析

付藝磊，李澤琴

（云南電網有限責任公司麗江供電局，云南 麗江 674100）

0 前言

10 kV配電網不接地系統中如何快速有效鎖定故障點并隔離是長期困擾電力系統的一大課題，為快速鎖定并隔離接地故障，降低10 kV系統長期接地可能造成的人身觸點風險。2016年起，云南電網積極快速開展消弧裝置和小電流接地選線裝置改造等工作[1-2]。截至2020年低，麗江電網10 kV小電流接地選線裝置改造工作基本完成，覆蓋率已達100%。在麗江地區電網10 kV系統，實現了10 kV配電網不接地系統單相接地故障95%及以上正確隔離。但復雜結構10 kV配網，加裝大量小電流接地選線裝置也帶來新的運行風險如選線誤跳相鄰線路。本文將分析典型運行方式下10 kV系統站間轉供電期間線路單相接地故障時系統電容電流的分布特征，及小電流接地選線裝置方法，給出10 kV系統站間轉供電期間小電流接地選線裝置運行風險，并提出針對性的防范措施。

1 系統單相接地故障電容電流分布特征

某M站10 kV系統為中性點不接地系統，當線路J發生A相單相接地時，如果忽略負荷電流和電容電流在線路阻抗上的電壓降，全系統A相對地電壓均為零，A相對地電容電流也為零，同時B相和C相的對地電壓升高倍[3]。這時的電容電流分布如圖1所示。

圖1 中性點不接地系統單相接地故障電容電流分布特征

此時，非故障線路I首端所反應的零序電流為：

即非故障線路零序電流為其本身的電容電流，電容性無功功率的方向為母線流向線路。

電源側開關處所反應的零序電流為：

即電源側開關處零序電流為其本身的電容電流，電容性無功功率的方向為母線流向線路，此特點與非故障線路一致。

對于故障線路J，B相和C相與非故障線路一樣，流過本身對地電容電流和，而不同之處是在接地點要流回全系統B相和C相對地電容電流之和，其值為：

此電流從A相流回，因此，故障線路J首端所反應的零序電流為：

即故障線路零序電流，數值等于全系統非故障元件對地電容電流之總和（不包括故障線路本身），電容性無功功率方向為由線路流向母線，方向與非故障線路相反。

2 小電流接地選線裝置選線原理

當前，小電流接地選線裝置采用的選線原理主要有基于穩態量特征分析的零序電流比幅法、零序功率方向法、群體比幅比相法，基于暫態量特征分析的首半波法、小波分析法，注入法等十數種方法[4-7]。而各選線原理也相應存在不同程度的問題，穩態法受過渡電阻、消弧線圈的影響較大、對瞬時故障的辨識能力較弱，注入法會對一次設備造成較大影響，暫態法受過渡電阻影響較大。目前，設備廠家主要靠暫態法選線原理進行故障選線。

如圖2所示為一次較為典型的中性點不接地系統單相接地故障錄波波形，從波形中可以看出其暫態特征與穩態特征具有對應性，即中性點不接地系統單相接地故障時，右光標軸顯示穩態量特征為流過故障線路的零序電流其數值等于全系統非故障元件對地電容電流之和，即故障線路上的零序電流最大，而且故障線路和非故障線路的零序電流的方向不同，前者滯后零序電壓90°，后者超前90°；左光標軸暫態量特征為暫態零序電流與零序電壓的首半波之間存在著固定的相位關系，在故障線路上兩者的極性相反，而在非故障線路上，則兩者的極性相同。該裝置主要通過暫態法選線原理選中故障線路061間隔。

圖2 中性點不接地系統典型單相接地故障錄波波形

3 小電流接地選線裝置運行風險分析

麗江電網網架結構相對薄弱，35 kV變電站中超70%站點為單線、單變的單一電源供電，為確保供電可靠性，以上站點電源側設備由于檢修、故障處理等工作，經常出現10 kV系統站間轉供電的運行方式。如圖3所示為典型單線供電的35 kV西某變由于主供電源35 kV線路停電檢修，該站10 kV負荷通過35 kV跑某變10 kV線路061間隔與35 kV西某變10 kV線路074間隔聯絡轉供電，在此期間35 kV西某變10 kV線路072線路上發生C相接地故障，兩站的選線裝置故障錄波波形如圖4所示。從波形圖中可以看出兩站均感受到故障零序電壓，35 kV西布河變的故障線路072零序電流首半波波形與零序電壓反向，另外兩條非故障線路與零序電壓同向；35 kV跑某變的線路061零序電流首半波波形與零序電壓反向，另外一條非故障線路與零序電壓同向。故障后35 kV西某變小電流選線裝置還未動作時，就由35 kV跑某變小電流選線裝置選跳了10 kV線路061間隔，造成35 kV西某變10 kV母線失壓。

圖3 35 kV跑某變與西某變10 kV系統站間轉供電的運行方式示意

圖4 35 kV跑某變與西某變10 kV系統站間轉供電期間發生單相接地故障的錄波波形

本文將從中性點不接地系統單相接地故障時穩態量電容電流分布特征展開分析，如圖5所示，當M站主供電源側設備停電，其10 kV供電線路通過線路Y-線路I聯絡轉供電時，M站線路J發生A相單相接地故障的電容電流分布。

圖5 10 kV系統站間轉供電期間負荷側變電站單相接地故障電容電流分布

此時，非故障線路X首端所反應的零序電流為：

非障線路Y首端所反應的零序電流為：

非障線路I首端所反應的零序電流為：

故線路J首端所反應的零序電流為：

由上述式（5）～（8）可知，根據各線路反應的零序電流大小與方向特征，以及小電流接地選線裝置一般選線原理，M站小電流選線裝置能正確選中故障線路J，而N站小電流選線裝置會選中非故障線路Y，若兩站選線裝置跳閘延時相同或N站跳閘延時小于等于M站，會由N站選線裝置誤跳非故障線路Y，造成M站10 kV母線失壓，造成五至四級電力安全事件，降低此運行方式下M站10 kV供電負荷的供電可靠性。

4 改進措施及可行性分析

針對上述運行風險，提出以下改進方案，并對方案的可行性開展分析。

改進方案：10 kV系統站間轉供電期間，兩側變電站的小電流選線裝置非聯絡線跳閘延時均統一整定為T1，聯絡線跳閘延時整定為T1+ΔT。該運行方式下，且故障發生在負荷側M站10 kV供電系統出線（除聯絡線外），可由M站小電流接地選線裝置優先動作正確切除故障，可有效避免N站選線裝置誤動作。

校驗電源側N站發生接地故障時改進方案的可執行性：

設故障點在電源側N站10 kV供電系統出線（除聯絡線外），進行電容電流分布分析，如圖6所示。

圖6 10 kV系統站間轉供電期間電源側變電站單相接地故障電容電流分布

此時，故障線路X首端所反應的零序電流為：

非故障線路Y首端所反應的零序電流為：

非故障線路I首端所反應的零序電流為：

非故障線路J首端所反應的零序電流為：

由上述式（9）～式（13）可知，根據各線路反應的零序電流大小與方向特征，以及小電流接地選線裝置一般選線原理，M站選線裝置會選中非故障線路I，而N站選線裝置能正確選中故障線路X。由于在改進方案中M站選線裝置選跳線路I的跳閘延時大于N站選線裝置選跳線路X的跳閘延時，會由N站先行跳開隔離故障線路；出線無故障的M站小電流選線裝置啟動，但選跳聯絡線有跳閘延時時間級差配合，因故障設備提前被隔離，裝置返回而不會誤動作。

校驗聯絡線故障方式下改進方案的可執行性：

設故障點在聯絡線，其電容電流分布如圖7所示。

圖7 10 kV系統站間轉供電期間聯絡線單相接地故障電容電流分布

此時，非故障線路X首端所反應的零序電流為：

故障線路Y首端所反應的零序電流為：

故障線路I首端所反應的零序電流為：

非故障線路J首端所反應的零序電流為：

由上述式（13）～式（16）可知，根據各線路反應的零序電流大小與方向特征，以及小電流接地選線裝置一般選線原理，M站選線裝置能正確選中故障線路I，而N站選線裝置也能同時正確選中故障線路Y。而此時兩站的選線裝置選跳聯絡線的跳閘延時相同，能同時出口跳閘，故改進方案仍能正確適應。

5 結束語

本文通過分析10 kV系統站間轉供電期間，各種單相接地故障的情形下零序電流的分布特征，及小電流接地選線裝置運行風險，從整定方案上提出優化防范措施，主要如下：

1）10 kV系統站間轉供電期間，兩側變電站的小電流選線裝置非聯絡線跳閘延時均統一整定為T1，聯絡線跳閘延時整定為T1+ΔT，T1和T1+ΔT均需在5～10 s內，為確保選擇性，時間極差ΔT不宜小于0.5 s，同時需與站外配電自動化設備失壓分閘時間配合[8-10]；

2）若某站可通過若干條10 kV線路轉供電，可對小電流選線裝置設置多個定值區，各區定值按第（1）條整定；

3）定值區切換應將聯絡線兩側變電站同時切換至相應運行方式適應定值區。