10 kV配电网中间歇性接地保护误动分析

郑天奇，史 媛，杨 剑，顾劲岳

(国网上海市电力公司市北供电公司，上海 200072)

随着城市配电网的发展，架空线入地工程不断推进，电缆线路所占比重越来越大，接地故障时电容性电流增高，基于降低故障时引发的过电压、减小故障时高次谐波电流等方面的考虑，上海市配电网多采用中性点经小电阻接地的方式[1-2]。

电缆线路间歇性接地故障有着接地电流较小、故障瞬时性的特点，间歇性接地保护可以及时切除故障，防止主变中性点小电阻因发生间歇性接地故障时热量无法散发而烧毁。在实际应用中，间歇性接地故障由于种种原因不能保证可靠性、选择性和灵敏性。文献[3]中的案例因没有及时切除10 kV出线的间歇性接地故障而致使110 kV变电站全站停电。文献[4]中的案例因间歇性接地故障未被快速识别而造成越级跳闸。

这些文献针对各自的案例提出了如何快速准确辨识间歇性接地故障的方法，但是缺少对影响间歇性接地保护准确动作因素的梳理。本文从保护装置、电流互感器、电网结构3个角度分析了影响间歇性接地保护准确动作的原因，并介绍其中一种因素下的案例，针对该案例提出相应的改进措施。

1 间歇性接地保护

1.1 保护原理

在中性点经小电阻接地系统中，发生单相间歇性接地故障时，不会产生很高的过电压，接地点的故障电流较小(一般为100～1 000 A)，并且具备瞬时性的特点[2]。对于常规的零流速断保护和零流反时限(或定时限)保护，间歇性接地故障电流大小达不到零流速断的定值，虽然达到了零流三段的保护启动值，由于故障持续时间较短，达不到零流三段的持续时间要求，并且故障呈反复性的脉冲波形，保护装置会出现启动-复归-启动-复归的过程，并不能准确识别并切除间歇性接地故障。

根据《上海电网35 kV及以下线路保护标准化技术原则(2019年)》中对零序过电流保护的配置要求，间歇性接地保护的整定原则如下：“间歇零序过流保护应固化一次电流定值为150 A。对于故障电流(有效值)大于150 A(当保护装置有电压量接入时，同时要求3U0大于10 V)，持续20 ms以上，相邻两次故障间断时间小于1 000 ms 的非持续性故障能及时有效切除。”间歇性接地保护逻辑流程图如图1所示。

上海市某10 kV配电站出线的零流保护定值如表1所示。间歇性接地保护定值(二次值)为1.875 A，一般故障电流达不到零序过流I段的定值(7.5 A)，零序过流I段不会启动。同时，由于间歇性接地故障的瞬时性，通常单个脉冲为几十毫秒，脉冲时长也达不到零序反时限的动作时间。

表1 某10 kV配电站出线零流保护定值

1.2 影响因素

在实际应用中，间歇性接地保护不能准确动作的案例时有发生。由于非持续性故障的不确定性，间歇性接地保护不能保证间断保护的可靠性、选择性和灵敏性。通过梳理从3个角度来考虑影响间歇性接地保护上下级正确配合动作的因素。

(1)从电网结构的角度。在双回线路或者有环网存在时，零序电流要根据电网的结构，考虑另一回线路或环网中其他线路的分流作用，上下级可能因此感受到不同大小的零序电流[5-9]。文献[5]分析了双回线路下零序电流计算对继电保护的影响，文献[6]提出了10 kV环网下零流保护的整定方法。文献[7]分析了双回线和环网同时存在时零流保护误动作的原因。

(2)从保护装置的角度。上下级如果采用了不同型号的保护装置，有可能会带来采样和计算方式的差异。对于间歇性接地保护，通过图1的流程图发现，保护逻辑中涉及到对故障电流大小、单个故障脉冲持续时间、故障间隔时间、故障持续总时长4个环节的判断，并且在故障持续过程中需要反复判定，判定环节种类多、次数多，任何一个环节出现差异均会影响保护最终的动作结果。

(3)从电流互感器的角度。电流互感器作为将一次侧电流反映到二次侧电流的元件，电流互感器铁心的励磁曲线具有非线性的特点，当一次电流过大且含有非周期分量时，铁心的饱和会引起二次电流的畸变[8]。当上下级采用了不同饱和特性的电流互感器时，可能导致二次电流值存在一定的差异。

2 事件概况与分析

以某供电公司发生的一起间歇性接地保护误动作的事件为例，通过3个角度的影响因素进行事件分析。

2.1 事件概况

2020年6月15日，某110 kV变电站10 kV K1出线间歇性接地保护动作，K1开关跳闸后引起下级10 kV配电站II母进线失电，配电站站内备自投正确动作跳开II段进线开关，2 s后合上10 kV分段开关。随后经过约1 min时间，配电站P1出线保护启动，启动后约25 s零流I段动作，P1开关跳闸。

事件后检查发现，10 kV配电站P1线C相电缆故障点击穿，在P1线电缆间歇性接地故障发展过程中，由于P1线间歇性接地保护未动，上级站K1线间歇性接地保护越级跳闸。故障时现场一次接线图如图2所示。

图2 故障时电气主接线图

2.2 事件分析

通过调看110 kV变电站内故障录波器波形、两站相关线路保护动作(启动)信息及保护录波波形，对齐站内时间，还原事件发展进程。根据故障录波器波形2号主变10 kV中性点3I0显示，11:46:20发生电缆间歇性接地。在随后的1 min左右，配电站的P1线继续发生间歇性接地，动作前K1线和P1线保护均多次启动。11:47:22，K1线保护动作条件满足，经5.5 s延时动作，在此过程中P1线间歇性接地保护始终未动作。后续配电站内10 kV分段备自投及P1线零序I段保护均正确动作。

下面从影响间歇性接地保护正确动作的3个因素来分析此次事件。

(1)从电网结构角度看，变电站和配电站的主接线方式均为单母线分段接线。发生故障前10 kV分段均处于分位，不存在环网运行状态。K1和P1出线保护感受到的零流是一致的，不存在分流。

(2)从电流互感器的角度看，经查看K1和P1出线所用流变为同一型号LZZBJ9-12，配电站P1线路零流I段动作的故障报文信息显示，故障电流3I0大小为10.08 A。保护用电流互感器的额定准确限值系数为5P20，10 A的故障电流还没有达到额定准确极限电流值，电流互感器工作区域处在线性区段，没有达到饱和区域。因此，从电流互感器的角度，上下级的采样不存在明显差异。

(3)从保护装置的角度看，110 kV变电站K1线路保护为南瑞继保的PCS9611装置，10 kV配电站P1线路保护为北京四方的CSD211装置。两个不同型号的装置在间歇性接地的保护逻辑上是一致的。由于10 kV系统仅有主变10 kV中性点和线路故障点两个接地点，分析变电站内2号主变10 kV中性点3I0波形，发现共有8段间歇性接地脉冲。各脉冲后的有效值展宽时间如表2所示。

表2 各脉冲后的有效值展宽时间 ms

南瑞继保与北京四方的间歇性接地保护动作行为的不同，主要就在于脉冲3是否视为有效脉冲。脉冲3的持续时间为19.9 ms，南瑞继保装置视为有效动作，其算法认为当第一个点超过150 A，后面的点只要在返回值(0.95×150 A)之上则计入时间，按此计算第3个脉冲时长20 ms。而北京四方视为无效，需要所有点均需超过150 A则计入时间。若脉冲3无效的话，则脉冲2与脉冲4的间隔超过了1 000 ms，间歇性接地保护返回。注意脉冲7时间为19.4 ms，同样为无效脉冲，脉冲6和脉冲8的间隔为570.5+379.5= 950 ms，不影响1 000 ms延时的计时。

3 改进措施

本次事件因不同装置在实现间歇性接地保护算法上的差异引起，并提出两点改进措施。

(1)对上海市目前各厂家的10 kV线路保护装置进行补充检测，通过故障波形回放，收集各厂家保护的动作情况，来进一步规范间歇性接地保护的实现细节，要求各保护厂家的装置采样计算的间隔不大于1 ms。同时，保护装置应对间歇性接地故障发生时的有效脉冲进行录波记录，尽可能地减轻实现细节对保护动作行为不一致的影响。

(2)建议上海市范围内的所有35 kV变电站加装故障录波器。目前规范要求110 kV变电站和重要的35 kV变电站安装故障录波器，仅依靠保护装置的录波无法支撑故障分析和波形回放。本次故障若无故障录波器的录波，则无法分析相关细节。

4 结语

针对10 kV配电网中间歇性接地保护误动作的情况，从电网结构、保护装置、电流互感器3个角度去分析影响其正确动作的因素。该分析方法从间歇性接地保护故障的特点入手，同时涵盖了保护采样、计算环节。最后以一起间歇性接地保护误动为案例，通过3个角度进行分析，查明是再上下级保护装置计算算法差异引起，并提出了相应的改进措施，希望可以为同类型的问题提供参考。