10kV配电网接地方式改造风险分析与防范策略研究

刘德志 范德和 李新海 肖 星 曾令诚 卢泳茵

（广东电网有限责任公司中山供电局）

0 引言

电力系统安全稳定运行对保障国民经济发展、人民安居乐业、社会和谐稳定起到重要的作用。近年来，为有效减少社会人员触电事故发生［1］，全力打造安全电网，营造和谐供用电环境，电网企业的运行方式正在转变，由保供电可靠性转为兼顾供电可靠性及公共安全风险。

以往对以架空线路为主的中压配电网，大多采用中性点经消弧线圈接地的方式运行，线路发生永久性故障需要接地选线时，装置难以准确快速地隔离接地故障［2－4］，同时接地故障点持续的跨步电压增加了人身触电的风险，影响供电安全，因此需要加快配电网中性点经消弧线圈接地方式的改造。

10kV可控电阻接地系统采用在接地变压器中性点经消弧线圈加并联可控小电阻的接地方式，在系统正常时中性点经消弧线圈接地，无需补偿电容电流；在系统发生接地短路故障时由消弧线圈快速补偿电容电流使接地故障自动消除，如经时延后故障仍未消除，则投入小电阻利用线路零序保护动作于跳闸将接地故障隔离，减少了10kV线路接地故障未及时切除引发的公共安全风险，避免重大的经济损失和不良的社会影响［5］。目前，可控电阻接地方式已成为广东中山电网10kV配电网中性点接地方式首选。

本文在介绍可控电阻接地系统工作原理的基础上，详细阐述分析了易造成可控电阻接地系统失效的隐患及风险分析，并针对性地提出了防范措施。最后，针对该新的配电网接地方式，提出了检修策略调整及技术改进的相关建议。

1 10kV可控电阻接地系统原理

1.1 消弧线圈接线方式

图1 为10kV消弧装置接线图，消弧线圈由一次和二次绕组组成，一次绕组作为工作绕组接入接地变压器高压侧中性点，二次绕组作为控制绕组并联两个反向并接的晶闸管，晶闸管的导通角由触发控制器控制。当配电网中某线路发生单相接地故障时，控制器根据测量的电容电流值计算需补偿的电感电流，调节晶闸管的导通角，从而改变一次绕组两端的等效阻抗，输出相应的电感补偿电流。同时，控制器的选线装置根据各个线路零序电流的变化量大小，完成接地选线功能。

图1 10kV消弧装置接线图

1.2 10kV可控电阻接地系统接线原理

图2 为10kV可控电阻接地系统接线图，在接地变压器高压侧中性点安装的消弧线圈两端并联可控电阻，两者共同构成10kV系统的接地方式。各线路的零序电流互感器采集电流不输入至控制器，改接输入至各线路保护装置的零序通道。

图2 10kV可控电阻接地装置接线示意图

1.3 10kV可控电阻接地系统工作原理

10kV可控电阻接地系统工作原理如图3所示，10kV配电系统正常运行时，控制器控制消弧线圈的电感使之远离与10kV配电系统的对地电容发生谐振的区域。

图3 10kV可控电阻接地系统工作原理图

当10kV配电系统发生接地故障时，首先控制消弧线圈快速补偿电容电流，使瞬时性单相接地故障得以自动消除；对于非瞬时性单相接地故障，在消弧线圈持续补偿的情况下，当接地时间超过整定值（如10s）时，则控制高压接触器投入小电阻，消弧线圈退出补偿，10kV配电系统中性点经小电阻接地，从而在故障线路产生明显的特征信号，由馈线保护装置动作跳开接地故障线路，系统恢复正常运行，控制器自动断开接触器退出小电阻。

10kV可控电阻接地系统的中性点经小电阻接地运行属于短时工作方式，仅在10kV线路发生永久性接地故障，消弧补偿后故障无法消除时投入。小电阻投入持续时间根据10kV线路保护重合闸时间整定，确保重合闸动作将线路开关合于接地故障时，系统仍为小电阻接地系统，由零序保护加速跳闸，加速隔离接地故障线路，从而确保10kV系统的安全稳定运行。

2 可控电阻接地系统风险分析及防范措施

消弧线圈接地系统改造为可控电阻接地系统的内容有：10kV母线上各间隔（包含线路、电容、站变及接地变）的零序电流互感器二次回路将由输入至原消弧控制器，改接输入至各间隔保护装置的零序采样通道，由10kV母线上各间隔的零序保护跳闸功能隔离接地故障。在原接地变压器高压侧中性点安装的消弧线圈两端并联安装可控电阻及其相关附件。

2.1 10kV零序保护不正确动作风险及防范措施

当10kV配电系统发生永久性单相接地故障时，10kV可控电阻接地装置经延时会将接地电阻投入，此时，10kV系统将转为小电阻接地系统，10kV系统零序故障电流特征明显，将依靠零序保护动作于跳闸时将接地故障点隔离。

当发生单相接地故障，10kV可控电阻接地装置投入接地电阻后，10kV系统零序等值电路如图4所示。因消弧线圈阻抗Xh在接地电阻投入后，停止补偿电感电流，此时Xh可近似无穷大。因Xc远远大于接地电阻支路阻值，流过故障线路的零序电流IL约等于流过接地电阻支路电流IR，即IL≈IR。此时故障电流启动了线路零序保护的同时，也启动了接地变压器的零序保护。此时，任一10kV线路零序保护拒动，将可能导致接地变压器零序保护动作，第1时限级差跳开10kV分段开关，用于判断故障线路所在10kV母线，如果故障还在，第2时限级差跳开故障母线所在的主变压器低压侧开关，造成10kV一段母线甚至10kV整段母线失压，影响供电可靠性。

图4 单相接地故障时零序等值电路

因此，为避免10kV线路零序保护拒动，任一线路零序相关回路如零序电流采集回路、保护跳闸回路等均需高度重视，确保回路接线正确、端子紧固。

2.2 10kV零序电流互感器安装不规范

目前，10kV馈线零序电流如采用相电流CT三相合成，相电流CT与零序电流CT的变比差异较大，合成的零序电流精度难以保证选线精度。零序电流应采用穿心式零序电流互感器，同时为防范电磁干扰，变电站10kV馈线一次高压电缆屏蔽层一般都要接地；10kV馈线零序电流互感器采用穿心式零序电流互感器，零序电流互感器穿过电缆安装于开关柜电缆出线处，利用接地短路故障时产生的不平衡电流，在零序电流互感器上感应到电流从而使保护装置动作。为确保高压电缆屏蔽层感应电流不造成零序保护误判，10kV高压电缆头三叉口与零序电流互感器的安装位置，常见的安装示意图如图5所示。

图5 零序电流互感器及屏蔽层接地线安装示意图

10kV高压电缆屏蔽层接地线如果接线错误，10kV高压电缆屏蔽层感应电流将流过零序电流互感器，造成零序保护装置的误判，导致零序保护装置的不正确动作。

2.3 零序保护定值级差不足及应对策略

由于10kV配电网线路点多、面广、线路走径复杂，受气候、地理的环境影响较大，运行维护条件较差，造成10kV配网线路故障较多。尤其是小电阻改造后，10kV线路保护跳闸数量显著增多，一方面极大地考验着10kV线路保护装置及其相关回路的完好性，增加了线路保护或断路器拒动时，造成10kV一段母线甚至10kV整段母线失压风险。另一方面，在遇到恶劣天气时（如台风天气），易出现不同线路相继接地故障现象，时间的叠加造成系统持续接地时间大于接地变压器零序电流保护定值，造成接地变零序保护误跳10kV分段和主变压器变低开关，致使10kV一段母线甚至10kV整段母线失压的电力安全五级事件，影响供电可靠性。

对此，必须增加10kV线路零序电流保护定值与接地变压器零序保护定值的级差度，参照广东沿海地区的运行经验，接地变压器零序电流保护的时间整定值建议为线路零序电流保护整定值的4～5倍。

2.4 改造过渡期间风险分析及防范措施

在变电站10kV可控电阻接地系统改造期间，为了不影响供电可靠性，一般采取分期施工分期投运的改造方式。因此，在改造期间不得不面临着可控电阻接地装置和传统消弧线圈两者同时在运的情况。如果运行方式策略转换不当，会给系统的正常运行带来较大的风险。如先完成＃1可控电阻接地系统改造，＃2消弧线圈未完成，特殊情况下需要母线并列运行时，执行以下临时运行方式转换策略：

先退出＃1可控电阻接地系统改造，再并列。此时10kV 1M母线上所有馈线选线功能失效，发生线路单相接地且消弧选线装置无选线时，当值调度应优先对10kV 1M母线上馈线进行轮切。站内所有消弧线圈接地装置均完成改造投运后，该风险解除。

＃2可控电阻接地系统改造完成，＃1消弧线圈未完成情况类似，在此不做赘述。

2.5 运行方式转换风险分析及防范措施

日常，由于设备检修的需要，10kV母线需要采用并列运行的方式。此时如果可控电阻接地装置应能满足多台装置并列运行的需求，此时系统接地故障时，为避免10kV零序保护失配，只能投入一套装置的接地电阻。

可控电阻接地装置并列运行的判别开入应采集分段开关及小车、主变变低开关和小车等位置串联。图6为三台主变压器配置的典型变电站一次接线图，当两段至四段10kV母线并列运行时，接地变压器51QB、52QB和53QB对应的可控电阻接地装置也应适应方式变换，采取并列运行方式。如图中51QB和52QB接地变压器并列运行时，两台可控电阻接地装置应采集3DL分段开关及小车、2DL、4DL开关和小车等位置串联的并列位置开入并结合装置的运行状态，判别是否运行于并列运行策略。

图6 一次接线图

3 建议

1）定期检测零序电流回路的完好性。通过接入移动式电流发生仪对10kV运行线路零序电流互感器一次升流，使原本无法在线监测的零序电流互感器二次回路具有可在线检测功能，确保零序电流互感器及其二次回路的完好性。

2）研发一种新型的10kV系统接地综合保护装置。在满足以往接地变保护功能的基础上，可采集10kV系统各线路零序电流互感器电流，实现10kV线路零序保护的双重化，提高10kV系统零序保护动作，隔离故障的成功率，提高系统10kV供电可靠性。

4 结束语

文中介绍了一种10kV可控电阻接地系统，正常运行时系统中性点由消弧线圈接地运行，仅在接地故障无法切除时投入小电阻，由零序保护迅速地隔离接地故障，从而确保10kV配电系统的安全稳定运行。在此基础上详细分析了10kV可控电阻接地系统失效的各类隐患及应对措施，确保变电站10kV可控电阻接地系统运行时，风险可控，进一步保障了设备安全运行，提高了10kV系统供电可靠性。