孟 毅，嚴 濤，周志強，彭 軍

（1.國網(wǎng)湖北省電力公司電力科學研究院，湖北 武漢 430077；2.國網(wǎng)湖北省電力公司武漢供電公司，湖北 武漢 430050；3.國網(wǎng)湖北省電力公司恩施供電公司，湖北 恩施 445000）

0 引言

目前我國變電站10～35 kV系統(tǒng)中性點均采用非有效接地方式運行，具體可分為：中性點不接地方式、中性點低電阻接地方式、中性點高電阻接地方式和中性點諧振接地方式。其中，中性點諧振接地方式一般采用消弧線圈接地[1-2]，當系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，可帶故障繼續(xù)運行一定時間（一般規(guī)定為2 h），在一定程度上保障了供電可靠性。但是由于單相接地故障電流小，特別是經(jīng)消弧線圈自動補償后故障特征更加不明顯[3-7]，給繼電保護和故障選線帶來了很大的困難。中性點低電阻接地方式下，一旦系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障則立即跳閘，切除線路故障，實現(xiàn)了對單相接地故障的快速隔離，可較好的抑制間歇性弧光接地過電壓的產(chǎn)生[8]。但是單相接地故障中瞬時性接地故障占比最高，尤其在我國的配電網(wǎng)運行環(huán)境下，瞬時性接地故障占比更大。瞬時接地故障多的系統(tǒng)中性點采用低電阻接地將導致頻繁跳閘，嚴重影響供電可靠性。采用中性點經(jīng)消弧線圈并聯(lián)可控投切低電阻接地方式，兼具了消弧線圈和低電阻接地方式的優(yōu)點，克服了各自不足，是最好的中性點接地方式之一[9-10]。

1 中性點消弧線圈并聯(lián)可控投切低電阻接地裝置原理

10～35 kV中壓電網(wǎng)中性點經(jīng)消弧線圈并聯(lián)可控投切低電阻接地方式的原理是在系統(tǒng)中性點并聯(lián)安裝消弧線圈和可控投切低電阻，共同構(gòu)成接地系統(tǒng)[10]。中性點消弧線圈并聯(lián)可控投切低電阻接地裝置與系統(tǒng)的接線示意圖如圖1所示。

圖1 裝置接線示意圖Fig.1 Electrical wiring diagram of the device

消弧線圈并聯(lián)可控投切低電阻接地裝置對單相接地故障的處理過程如下：當系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，消弧線圈立即補償，一般的瞬時性故障由消弧線圈補償后故障點電弧可熄滅，從而接地故障消除，系統(tǒng)恢復正常運行，低電阻并未投入，達到屏蔽瞬時性故障的目的；對經(jīng)消弧線圈補償一定時間后（一般可設定為10 s）接地故障仍然存在的，則認為系統(tǒng)發(fā)生了永久性接地故障，此時高壓真空斷路器或接觸器合閘，瞬時投入低電阻，在故障線路產(chǎn)生較大的零序電流。控制器通過分析各線路零序電流變化情況或設定故障零序電流閾值，選出故障線路，從而實現(xiàn)選線功能。線路配置了零序跳閘保護的，由于線路零序電流瞬時放大，超過整定值，還可以實現(xiàn)對故障線路自動跳閘。低電阻投入一定時間（一般可設定為1 s），完成單相接地故障選線或跳閘后，高壓真空斷路器或接觸器分閘，恢復小電阻退出狀態(tài)。該接地方式同時具有消弧線圈和低電阻接地方式的優(yōu)點，實現(xiàn)了10～35 kV中壓輸電線路單相接地故障的自動選線或跳閘處理。

2 單相接地故障現(xiàn)場試驗過程

為考核消弧線圈并聯(lián)可控投切低電阻接地裝置選線、跳閘的靈敏性與可靠性，開展了單相接地故障現(xiàn)場試驗。試驗地點選取湖北省荊門市110 kV響嶺變電站。該變電站共裝設主變壓器2臺，容量均為81.5 MV·A，變電站10 kV系統(tǒng)采用單母線分段接線，10 kV出線以架空線路為主，共18回。每段10 kV母線原裝設有消弧線圈、接地變壓器及成套裝置各1套，后通過技術(shù)改造，在接地變壓器中性點上各加裝可控投切低電阻裝置1套，含真空接觸器、低電阻、控制器等，從而構(gòu)成了消弧線圈并聯(lián)可控投切低電阻接地裝置。低電阻阻值選取為16 Ω，低電阻投入時間設定為單相接地故障發(fā)生后10 s，低電阻投入持續(xù)時間設定為1 s。

故障接地點選取10 kV響環(huán)一回線1號環(huán)網(wǎng)柜，該環(huán)網(wǎng)柜位于響嶺變電站圍墻處，與變電站10 kV高壓室響環(huán)一回線出線通過約20 m電纜相連。試驗前將該環(huán)網(wǎng)柜C相人工接地，合上變電站10 kV高壓室響環(huán)一回線斷路器，即造成系統(tǒng)C相單相接地故障，斷開該斷路器，則恢復正常。

在試驗過程中，開展了多次單相金屬性接地、單相高阻接地試驗。在單相金屬性接地試驗時采用電纜直接連接接地樁，單相高阻接地試驗時通過水電阻連接接地樁。

3 單相接地故障現(xiàn)場試驗分析

典型單相接地故障試驗波形如圖2所示，其中零序電壓3U0采自母線電壓互感器二次繞組開口三角處，對應電壓變比為173:1；故障線路零序電流波形采自線路出線穿纜式零序電流互感器二次繞組，對應電流變比為50:1。

圖2 單相接地故障試驗波形Fig.2 Test waveform of single phase grounding fault

由圖2可見，在t=0時，響環(huán)一回線斷路器人工合閘，造成C相人工接地故障，此時3U0迅速增大，經(jīng)消弧線圈補償后，故障線路仍出現(xiàn)一定的零序電流；在t=10 s時，真空接觸器合閘，低電阻投入，造成故障線路零序電流放大；在t=10.8 s時，10 kV高壓室響環(huán)一回線斷路器跳閘，切除單相接地故障線路，系統(tǒng)恢復正常；t=11 s時真空接觸器分閘，低電阻恢復退出狀態(tài)。

單相金屬性接地及單相高阻接地試驗結(jié)果如表1所示。

表1 單相金屬性接地及單相高阻接地試驗結(jié)果Tab.1 Test results of single phase metal grounding test and high resistance grounding test

在單相金屬性接地故障試驗過程中，響環(huán)一回線C相單相接地故障發(fā)生后，由于消弧線圈對系統(tǒng)電容電流的補償作用，故障線路零序電流很小（10 A以內(nèi)），中性點低電阻投入后，故障線路零序電流增大明顯，達到257 A，遠超過整定值，從而可準確實現(xiàn)接地故障的判定，完成故障線路選線與跳閘。

在高電阻單相接地故障試驗過程中，接地電阻越小，越有利于正確選線跳閘，當水電阻阻值為約200 Ω時，中性點低電阻投入后，故障線路零序電流增大到33.1 A，高于整定值，裝置可正確選線跳閘；當水電阻阻值為約400～800 Ω時，投入低電阻后，故障線路零序電流增大不明顯，未達到整定值，裝置不能正確選線并可靠動作。由此可見，響嶺變電站消弧線圈并聯(lián)可控投切低電阻接地裝置對超過400 Ω的高電阻單相接地故障的靈敏度有限。

4 結(jié)論及建議

在現(xiàn)場單相接地故障試驗基礎上，同時結(jié)合同類裝置在其他變電站的運行情況，得出以下結(jié)論：

（1）該裝置對單相金屬性接地故障及一定程度高電阻（小于200 Ω）的單相高阻接地故障能夠準確選出故障線路，實現(xiàn)選線告警或故障切除。該裝置綜合了消弧線圈和低電阻接地的優(yōu)點，又避免了各自的缺點，對單相瞬時性接地故障進行準確補償使系統(tǒng)自行恢復，避免了線路頻繁跳閘。

（2）中性點消弧線圈并聯(lián)可控投切低電阻裝置造價及運行維護難度較單純消弧線圈或低電阻接地裝置要高，對10 kV系統(tǒng)單相接地瞬時性故障偏多，或曾導致相間短路的變電站，或供電可靠性要求較高的變電站，可考慮選用該類接地裝置。

（3）響嶺變電站該裝置對高電阻單相接地故障的靈敏度有待提高。當接地電阻超過400 Ω時，投入低電阻后，故障線路零序電流增大不明顯，裝置不能正確選線并可靠動作，當然過高的接地電阻即使中性點直接接地時故障電流也較小，比較難判斷故障線路。

在消弧線圈并聯(lián)可控投切低電阻裝置設計選型、安裝調(diào)試及運行維護過程中，建議措施如下：

（1）在裝置投運前應檢查消弧線圈狀況。如單相接地故障時，故障線路殘流過大超過裝置選線或跳閘整定值時，將導致可控投切低電阻無法投入。因此應確保消弧線圈電容電流測量正確，自動跟蹤補償功能正常實現(xiàn)，脫諧度、殘流滿足標準要求，這是消弧線圈并聯(lián)可控投切低電阻接地裝置正常運行的前提條件。

（2）應重視零序故障電流值的整定。在裝置調(diào)試過程中，應根據(jù)線路及電容電流分布情況進行整定。在整定過程中應綜合考慮保護的可靠性與靈敏性，零序電流定值需要躲開線路運行中正常不平衡電流、本線路的最大電容電流，還需考慮消弧線圈殘流等因素并留有一定裕度。

（3）合理選擇低電阻阻值。低電阻阻值控制在10 Ω以內(nèi)，以滿足國家電網(wǎng)公司企業(yè)標準Q/GDW 10370-2016《配電網(wǎng)技術(shù)導則》在故障點電阻為1 000 Ω以下時可靠選線的要求。此外，可通過分析低電阻投入后各種特征電流（如阻性電流）含量的變化，有效解決定值整定矛盾，進一步提高裝置靈敏度。

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