10 kV配電網線路單相接地故障分析及改造

田峻銘

（廣西電網有限責任公司桂林供電局，廣西 桂林 541000）

0 引 言

現階段，當中性線不接地系統(tǒng)出現單相電接地故障時，一般選用微型機小電流量接地選線設備來迅速分辨故障線路并警報或斷開。假如操作系統(tǒng)中電氣設備間距太多，在項目執(zhí)行中選用小電流量接地選線設備相對困難[1-3]。鑒于這種情況，文獻[4]提出在每條饋線上安裝7SJ69綜合保護裝置，配備靈敏的接地故障保護，也可以體現被保護元器件上的單相電接地故障。靈敏接地保護是運用故障線路和非故障線路零序輸出功率方位不一樣的特性完成可選擇性保護[5,6]。經實踐表明，這種分散式單相接地保護由于缺乏對整個系統(tǒng)的全面狀態(tài)分析，仍存在一定的隱患，亟需明確提出合理的改進措施[7]。為此文中以某區(qū)域10 kV系統(tǒng)存在的問題提出有效的改造方案，并對改造后的效果進行了驗證。

1 情況介紹

某工業(yè)園區(qū)石化生產區(qū)10 kV供電系統(tǒng)采用區(qū)域變壓器和多臺設備變壓器2級配電方式。各站一次主接線采用單母線分段形式，雙電源互為備用，如圖1所示。各級10 kV母線分段設置快速切換裝置，實現兩路電源的快速平滑切換。各站10 kV饋線設置7SJ69綜合保護裝置和靈敏接地故障保護。由于10 kV配電網中廣泛使用電力電纜，系統(tǒng)對地電容電流較大，接地電弧難以自行熄滅，因此單相接地保護的動作方式設置為跳閘，并設置了上下級時間差。由于10 kV供電系統(tǒng)設計建造時布局電力電纜數量較多，系統(tǒng)對地電容電流大，接地電弧不能自行消除。因此，在發(fā)生單相接地時會觸發(fā)動作跳閘，上下兩級設置了時間差。在本文中，選擇典型的故障點T1、T2、T3，綜合分析在各位置點產生單相接地時的保護動作情況。

圖1 某區(qū)域10 kV供電系統(tǒng)一次接線

從圖1中可以看出，當發(fā)生單相接地出現在T1故障點時，A站10 kV I段出線A15開關內置的7SJ69綜合保護裝置可判別為T1識別為故障點為順向接地故障，同時靈敏接地故障保護將動作于跳閘A15開關，因為A15開關出線不存在下一級；當發(fā)生單相接地出現在T2故障點時，只有A站10 kV I段出線A13開關內置的7SJ69綜合保護裝置可判別為T1識別為故障點為順向接地故障，其他出線被確定為逆向接地故障；當發(fā)生單相接地出現在T3故障點時，A站10 kV I段出線A13開關和B站10 kV I段出線B13開關內置的7SJ69綜合保護裝置可判別為T3識別為故障點為順向接地故障。此時，由出線B13開關保護優(yōu)先動作切除故障點，假如出線B13保護或開關拒動，出線A13開關接地保護將延時動作于跳閘，使B站10 kV Ⅰ母線失電，失壓后的B站10 kV Ⅰ段啟動廠用快切跳B11開關，同時合上聯(lián)絡開關，為失壓的B站10 kV Ⅰ母線供電。如果T3點接地故障一直還未消除，這將進一步導致A站10 kV II段出線A14開關靈敏接地故障保護動作于跳閘，最終導致B站10 kV I段和II段全部失電。

綜上可以看出，對于A站與下級站連接的出線中，當該線路發(fā)生內部單相接地故障時（如T2故障點），接地保護才動作于跳閘，不要因線路外的接地故障而跳閘。因此，為了能夠有效解決所述的問題，其主要在于如何精準區(qū)分和判別接地故障點是發(fā)生在線路的內部還是外部。

2 故障分析

對于電氣系統(tǒng)，若中性點接地方式采用不接地配置方式，在發(fā)生單相接地故障時，系統(tǒng)中零序電壓基本一致，因故障點的不同，其接地電容電流分布改變，此時的零序電流的方向就會出現不一致?；谝陨线@一結論是解決判斷故障點問題的出發(fā)點，文中針對不同的故障點進行如下分析。

2.1 接地故障分析

文中以 A 站 10 kV I段 L11出線為例，假設在線路始終端安裝零序電流電感器，并配置有7SJ69綜合保護裝置，在故障點T1、T2、T3出現單相金屬接地的情況下，分析流向各個保護裝置的零序電流方向。

2.1.1 故障1

當故障點T1發(fā)生單相金屬接地時，系統(tǒng)I段的零序等效網絡如圖2所示。始末端零序電流互感器感感知到的零序電流分別為流向線路的母線和流向母線的線路的電流，7SJ69綜合保護裝置判別為逆向接地故障和順向接地故障。

圖2 T1點故障時系統(tǒng)I段的零序等效網絡

2.1.2 故障2

當故障點T2發(fā)生單相金屬接地時，系統(tǒng)Ⅰ段的零序等效網絡如圖3所示。始末端零序電流互感器檢測到的零序電流分別為流向線路的母線和流向母線的線路的電流，7SJ69綜合保護裝置判別為順向接地故障和順向接地故障。

圖3 T2點故障時系統(tǒng)I段的零序等效網絡

2.1.3 故障3

當故障點T3發(fā)生單相金屬接地時，系統(tǒng)Ⅰ段的零序等效網絡如圖4所示。始末端零序電流互感器檢測到的零序電流分別為流向線路的母線和流向母線的線路的電流，7SJ69綜合保護裝置判別為順向接地故障和逆向接地故障。

圖4 T3點故障時系統(tǒng)I段的零序等效網絡

2.2 保護故障分析

基于對上述故障點的分析，在線路外部發(fā)生單相接地故障的情況下，7SJ69綜合保護裝置的接地方向的識別各不相同，在線路自身發(fā)生單相接地的情況下，始端和終端的7SJ69綜合保護裝置都識別為順向接地故障，可以針對特點和區(qū)別作為改造接地保護可靠依據。如果將兩側的接地方向識別信號綜合起來，作為單相接地保護的動作觸發(fā)條件或閉鎖條件，就可以有效區(qū)分線路內、外部故障[8]。

3 現場實施方案

3.1 零序保護電流互感器接線

因為系統(tǒng)的三相電壓和零序電壓分別通過線路電壓電感器或母線電壓電感器導入到各出線路間隔的7SJ69綜合保護裝置中。10 kV線路兩側的開關柜內安裝有零序電流電感器，其額定電流比為60∶1，精度等級為13，額定容量為4 VA，安裝布線如圖5所示。

圖5 零序保護電流互感器布線

3.2 選擇通信方式

通常繼電器保護裝置通過硬布線來傳輸信號，但是如果控制線路電纜的長度較長且保護裝置輸入/輸出（Input/Output，I/O）受到限制，則會產生許多不便。GOOSE通信是國際電工委員會通信標準（International Electro technical Commission，IEC）61850 協(xié)議中高速消息傳輸機制的一種，基于高速網絡通信提供了用于變電站保護裝置之間通信的有效、可靠方法[9]，用于傳輸實時信號，如跳閘、啟動以及閉鎖的非硬接線二次回路。10 kV線路兩側的7SJ69綜合保護裝置通過交換機以GOOSE信號與變電站自動化系統(tǒng)通信，如圖6所示。通過GOOSE通信能夠輕松實現接地方向識別和信號傳輸。

圖6 GOOSE通信示意圖

3.3 保護邏輯優(yōu)化

對10 kV線路兩側7SJ69綜合保護裝置的配置參數和邏輯進行如下修正。

（1）在線路兩側7SJ69綜合保護裝置中，同時啟用靈敏度高的接地故障保護功能，具體參數設定如表1所示。

表1 7SJ69靈敏接地故障保護配置參數表

（2）在線路兩側的7SJ69綜合保護裝置中分別定義相關傳輸信號，如圖7所示，而信號主要實施發(fā)送、聯(lián)鎖保護、跳閘對側等邏輯。

圖7 7SJ69綜合保護裝置始端/終端擴展邏輯

在出現單相接地故障時，假如7SJ68綜合保護裝置中的一側被分辨為順向接地，則向正對面?zhèn)鞒觥癎OOSE:順向接地”數據信號。在制定的姿勢延遲內，若接到另一側7SJ68綜合保護裝置的“GOOSE:正方向接地”數據信號，即故障就確認在此路線上，則接地保護動作出口，否則保護將閉鎖。此外，充分考慮線路終端電源開關處在中斷情況，終端設備7SJ68綜合保護裝置將開關分位數據信號和正方向接地數據信號進行“或”邏輯，隨后送至運行始端設備7SJ68綜合保護裝置開展接地故障分辨。為了更好地提高保護的靈敏性，當保護動作時，將傳出“GOOSE:始端/終端接地保護聯(lián)跳對側”指令跳至對側命令[10]。

4 效果驗證

同樣以A站10 kV I段L11出線為驗證測試對象，對其進行評定測試改造后的效果驗證，其保護整定值如表2所示。

表2 10 kV線路L11出線單相接地保護整定值表

現場模擬單相接地時T1、T2、T3故障點的不同狀態(tài)，對線路兩側的7SJ69綜合保護裝置做保護傳動實驗，測試結果如表3所示。

表3 10 kV線路L11出線單相接地保護傳動實驗結果

將改造后的試驗結果與改造前分析的保護動作情況進行對比，如表4所示。從表4中可知，改造后線路內部發(fā)生故障時才觸發(fā)跳閘，發(fā)生外部故障時不觸發(fā)動作，有效避免了下級出線故障時引起越級跳閘的可能性。

表4 10 kV線路L11出線單相接地保護改造前后對比分析

5 結 論

文中通過對某區(qū)域10 kV供電系統(tǒng)單相接地保護進行實施優(yōu)化改造，完成了內部結構故障辨別和接地保護選擇性跳閘的目地，合理確保了供配電系統(tǒng)的可靠平穩(wěn)運行。但是，在運行中，還需加強對綜合保護裝置、交換機和通信網絡的日常查驗、維護保養(yǎng)和按時檢測，使改善后的單相接地保護充分發(fā)揮最好特性。