不同10 kV接地系統的轉供電運行方式分析

劉配配，胡烈良

（廣東電網有限責任公司韶關供電局，廣東 韶關 512000）

2021 年9 月13 日16:08，由于乙站主網設備檢修，乙站兩段10 kV母線均通過該站一條10 kV饋線轉為甲站供電，甲乙兩站10 kV系統接地方式不同。甲站10 kV 系統是小電抗接地系統，小電抗接地選線原理是當10 kV 系統出現接地故障時，接地選線系統將結合零序電壓、零序電流、功率方向判別故障相別，分相投入小阻值的電抗器接地滅弧，系統可根據接地電流大小選線告警或跳閘；乙站10 kV系統采用的是小電阻直接接地系統，發生接地故障時，饋線零序保護經延時跳閘。乙站站外F11 線發生永久性避雷器絕緣降低的接地故障時，小電阻直接接地系統識別出故障線路并零序保護動作斷開F11線饋線開關，此后乙站10 kV母聯500開關、10 kV Ⅱ段母線接地變5T2 開關相繼跳閘，乙站10 kV I段母線失壓。本文對故障時保護動作情況開展繼電保護動作原理分析，并通過兩個變電站采用不同接地方式組合下的5 種轉供電運行方式安排時接地故障影響范圍及故障隔離效率分析，提出了轉供電運行方式安排建議。

1 故障前運行方式

甲站10 kV是小電抗接地系統，乙站10 kV是小電阻接地系統，乙站通過F22 由甲站F13 轉供電，故障前聯絡開關處于合位。如圖1所示，甲站F11線511開關、F12 線512開關、F13 線513開關均在合位，#1電抗器的真空接觸器（分相）處于分位；乙站主變檢修、F11線511開關、F12線512開關、F21線521開關、F22 線522 開關、#2 接地變5T2 開關、10 kV母聯500開關均在合位、F22線522開關保護退出。

圖1 故障前運行方式

2 故障后運行方式

故障后，如圖2所示，甲站F11線511開關、F12線512開關、F13線513開關均在合位，#1電抗器的真空接觸器（分相）處于分位，乙站F11線511開關、10 kV母聯500開關、#2接地變5T2開關均在分位，乙站10 kV IM失壓。

圖2 故障后運行方式

3 跳閘過程分析

甲乙站接地故障保護動作時序如表1所示。

表1 保護動作時序表

分析保護動作報文可知，F11線511開關因發生接地故障零序保護動作跳閘后，甲站#1電抗器和乙站#2接地變形成兩點接地，乙站#2接地變5T2開關跳開后接地現象消失，甲站#1 電抗器真空接觸器斷開。

結合甲、乙站繼電保護定值分析如下：

結合表1保護動作時序和表2保護定值配置表可推斷，故障發生時，零序電流分布如圖3 所示，甲站小電抗接地選線裝置檢測到零序電壓及零序電流，投入單相真空接觸器，此時系統相當于三個接地點，分別是甲站#1 電抗器、乙站F11 饋線、乙站#2 接地變中性點小電阻。由甲站#1 電抗器、甲站F13 線、乙站F22 線、乙站F11 線、#2 接地變間隔共同構成零序電流網絡圖，乙站F11線511開關零序保護延時0.8 s 后斷開511 開關，再經2.5 s 延時乙站#2 接地變跳開10 kV母聯500開關。

圖3 接地故障發生時零序電流分布圖

表2 甲、乙站保護定值配置表（部分）

此時系統零序電流分布發生改變，如圖4所示，有甲站#1寧志電抗器、乙站#2接地變中性點小電阻兩個接地點。由甲站#1 電抗器、甲站F13 線、乙站F22 線、乙站#2 接地變間隔共同構成零序電流網絡圖，乙站#2接地變5T2開關達到過流保護動作定值，2.7 s 后動作斷開5T2 開關，零序電壓消失，電抗器真空接觸器返回。

圖4 乙站10 kV母聯500開關跳閘后零序電流分布

綜上所述，本次故障過程中甲站#1 選線裝置、乙站F11 線511 開關保護、乙站#2 接地變保護均正確動作，但導致了故障影響范圍擴大至乙站10 kV Ⅱ段母線。

4 轉供電運行方式探討

按照甲站10 kV 寧志選線裝置是否投退、乙站10 kV 接地變是否投退進行不同組合得出五種不同運行方式安排，分別分析10 kV 饋線發生故障時各開關保護的動作情況。

第1 種運行方式：甲站10 kV 系統經小電抗接地、乙站10 kV系統經小電阻接地。

若乙站10 kV IM 饋線發生接地故障時，乙站10 kV IM失壓，接地變開關跳閘，10 kV ⅡM可正常供電。若乙站10 kV ⅡM 饋線發生接地故障時，故障線路跳開后，乙站10 kV IM 失壓，接地變開關跳閘，10 kV ⅡM非故障線路可正常供電。

若甲站10 kV饋線（非聯絡線F13）接地，由于甲站10 kV 饋線無零序保護，則乙站接地變跳開乙站10 kV母聯500開關、跳開接地變開關后，故障仍存在，由甲站寧志小電抗選線裝置選線跳開故障線路，造成乙站10 kV IM失壓，故障線路失壓。

第2種方式：甲站10 kV系統經小電抗接地，乙站10 kV系統經小電阻接地（接地變保護退出跳500開關出口）。

若乙站10 kV IM饋線發生接地故障時，乙站10 kV故障線路失壓，接地變開關跳閘，其他非故障線路可正常供電。若乙站10 kV ⅡM 饋線發生接地故障時，故障線路跳開后，接地變開關跳閘，其他非故障線路可正常供電。

若甲站10 kV饋線（非聯絡線F13）接地，由于甲站10 kV 饋線無零序保護，則乙站接地變跳開接地變開關后，故障仍存在，由甲站寧志小電抗選線裝置選線跳開故障線路，故障線路失壓。

第3 種方式：甲站10 kV 系統經寧志小電抗接地，乙站10 kV系統不接地。

若乙站10 kV IM或ⅡM饋線發生接地時，甲站選線裝置選出聯絡線甲站F13接地，跳開F13線513開關，甲站F13失壓、乙站全站失壓。

若甲站10 kV饋線（非聯絡線F13）接地，由甲站寧志小電抗選線裝置選線跳開故障線路，故障線路失壓。

第4 種方式：甲站10 kV 系統不接地，乙站10 kV 系統經經小電阻接地。

若乙站10 kV IM饋線發生接地時，故障線路跳開后，動作結束，故障線路失壓。若乙站10 kV ⅡM饋線發生接地時，故障線路跳開后，動作結束，故障線路失壓。

若甲站10 kV（非聯絡線F13）饋線接地，由于甲站10 kV 饋線無零序保護，則乙站接地變跳開乙站10 kV母聯500開關、跳開接地變開關后，故障仍存在，由調度員手動試漏切開故障線路，造成乙站10 kV IM失壓，故障線路失壓。

第5種方式：甲站10 kV系統不接地，乙站10 kV系統不接地。

若乙站10 kV IM饋線發生接地時，調度員快速切除故障起見，會手切乙站10 kV母聯500開關，造成乙站10 kV IM失壓。若乙站10 kV ⅡM饋線發生接地時，調度員快速切除故障起見，會手切乙站F22線522開關，造成乙站全站失壓。

若甲站10 kV（非聯絡線F13）饋線接地，調度員試漏切除甲站故障線路。

由以上5 種運行方式下的故障后系統運行分析可知，第2 種運行方式下的停電范圍最小、故障隔離效率最高，第1、3、4 種運行方式下須會造成停電范圍擴大，第5 種運行方式下須通過試錯法排除接地故障線路，故障隔離時間更長且會造成部分非故障線路短時停電。

5 結束語

本文對故障時保護動作行為進行深入分析，得出是由于不同原理的接地方式造成10 kV 整段母線失壓及接地變跳閘的結論，通過對比分析5 種不同轉電方式的失壓情況及故障隔離效率，提出采用甲站10 kV系統經小電抗接地，乙站10 kV系統經小電阻接地，乙站接地變退出跳10 kV母聯500開關出口的轉電方式，達到最小范圍、高效率隔離故障的目的，為10 kV不同接地方式的轉電提供指導意義。