配电网单相接地快速处置装置运行情况研究

陈洁羽，左宝峰，谈 震，权 立，张志华，林 圣

（1.国网陕西电力科学研究院，陕西 西安 710100；2.国网西安供电公司，陕西 西安 710032；3.西南交通大学电气工程学院，四川 成都 610000）

0 引言

在我国配电网的运行中，单相接地故障占配电线路总故障次数的80%以上[1]。小电流接地系统因其发生单相接地故障后可继续短时运行并保持负荷平衡供电的优点，在我国配电网中得到广泛的应用[2]。然而，小电流接地系统单相接地造成的非故障相对地电压升高以及弧光接地可能引起的系统过电压，都对设备绝缘提出更高要求；随着配电网馈线的增多，不断增大的电容电流增加了故障自行消除的难度[1-3]。单相接地后长时间运行易使故障范围扩大，威胁电网安全，必须尽快选出并切除故障线路。

目前，国内配电网单相接地故障处理技术已经较为成熟，消弧线圈已经从传统固定补偿式发展成为自动跟踪补偿式消弧线圈[4-9]，适用于谐振接地系统的暂态量选线技术已取得突破性进展，达到实用化水平[10-22]。但是，单相接地故障处理的效果一直不甚理想，原因如下：（1）大量在运消弧线圈的运行状况不理想，且消弧线圈容量配置不足的情况普遍存在；（2）造成小电流接地选线正确率低的主要原因在于现场零序电流互感器安装及装置二次回路接线问题较多，因选线装置无法与电网环境或消弧线圈的动作特性相配合导致选线错误的问题也存在。为确保单相接地快速处置方案的正确动作水平，需要对消弧线圈以及选线装置的动作性能进行测试[23-24]，而仿真分析或实验室条件下的测试均难以完全模拟装置所处真实电网环境，因此有必要开展真实运行环境下的单相接地试验，对消弧线圈以及小电流选线装置的动作性能进行系统测试。

本文以在西安地区开展的真实环境下人工单相接地试验及实际发生的接地故障为基础，总结了消弧线圈运行中存在的控制器故障、本体故障、容量不足及小电流选线装置自身故障、二次接线错误等问题。结合发现问题，进一步给出配电网单相接地故障快速处置改造施工和运行的相关建议。

1 单相接地试验方法

真实环境下人工单相接地试验接线如图1 所示。

图1 人工接地试验接线图Fig.1 Artificial grounding test circuit

人工单相接地装置挂于被试线路，试验时接地导线接入电网运行设备任意一相。试验前接地导线连接断路器处于断开位置，电网线路处于正常带电运行状态，通过远程遥控的方式合接地线断路器以实现单相接地。装置可用于模拟过渡电阻接地或间歇性弧光接地。接地时间可以人为设置，以模拟瞬时接地故障和永久接地故障。在试验中记录被测装置的动作结果和相关电气量信息，以核实消弧线圈技术参数是否符合相关标准要求、排查现场二次回路存在的问题等。

2 装置运行水平分析

2.1 消弧线圈运行水平

目前，现场运行的消弧线圈分为预调式和随调式两大类，其中预调式包括调匝式、调容式2 种，随调式包括相控式、偏磁式（已被淘汰）2 种。依据人工单相接地系统测试，总结消弧线圈运行中存在以下几类故障：

2.1.1 消弧线圈控制器故障

控制器故障是消弧线圈出现问题最多的一类故障，消弧线圈技术参数参考文献[25]，缺陷分布统计情况见表1。从表1 中可以看出，目前消弧线圈装置中控制器的质量水平与系统中其他二次控制设备相比普遍存在较大差距，消弧线圈控制器检测规范及入网检测要求较低，导致消弧线圈控制器故障频发。多数消弧线圈不具备自检功能与故障录波功能，在控制器发生故障或出现异常时，装置无法给出报警信号，不利于运维人员发现故障及时消缺。

表1 消弧线圈控制器故障统计表Table 1 Fault statistics of arc suppression coil controller

2.1.2 消弧线圈本体故障

按故障部位来分，消弧线圈本体故障见表2。按其原因统计情况来看，消弧线圈设计及制造工艺水平低是消弧线圈出现调档开关故障拒动、阻尼电阻烧毁等本体故障的主要原因。

表2 消弧线圈本体故障统计表Table 2 Fault statistics of arc suppression coil

2.1.3 其他问题

包括消弧线圈容量不足、控制器超期运行等。

2.2 小电流选线装置运行水平

近年来，单相接地故障检测方面已形成以暂态法（包括行波法）为主流的小电流系统单相接地选线技术。通过人工单相接地试验，对选线装置动作性能开展的分析来看，造成小电流接地选线正确率低的原因包括装置自身问题和现场二次回路接线问题两大类。

2.2.1 装置自身问题

选线装置自身故障见表3。基于暂态量的配电网单相接地故障选线技术虽然从原理上能有效检测谐振接地系统下的单相接地故障，但由于实际应用经验缺乏，仍存在一些现场实际运行问题需要解决。

表3 小电流选线装置自身故障统计表Table 3 Fault statistics of small current line selection device

2.2.2 外部回路问题

外部回路问题统计见表4。由于系统正常运行时不平衡度小，无法监测开口三角电压情况，二次接线错误等问题在调试期间无法排查，只有在接地期间才能发现零序电压二次回路存在的问题。另一方面，小电流接地选线原理对现场零序电流互感器的安装及装置二次回路接线的要求极高，缺乏相关的施工、检验与验收规范，导致单相接地故障处理的实际效果并不理想。

表4 小电流选线装置外回路问题统计表Table 4 Fault statistics of external circuit of small current line selection device

2.3 典型案例分析

2.3.1 消弧线圈在接地消失后无法退出补偿状态

1）事件经过。某110 kV 变电站10 kV II—IV母线均是谐振接地系统，站内按母线分段配置消弧线圈与集中式小电流选线装置。消弧线圈配置为预调式，脱谐度为-3%（过补偿）。

在10 kV IV 母110 间隔C 相制造人工单相接地故障，接地时消弧线圈阻尼电阻被可靠短接，以提供相应档位的补偿电流，将接地残流限制在规定范围以内。同时，站内配置的小电流选线保护装置选线正确。

当人工单相接地消失后，系统零序电压未按预期衰减，其数值依旧超过单相接地故障阈值，波形如图2 所示，导致调度自动化推拉程序启动，自动推拉第一条在运线路后，零序电压恢复正常。

图2 接地消失后零序电压虚高Fig.2 Waveforms of zero sequence voltage after grounding fault disappearance

2）原因分析。当单相接地消失后，系统零序电压数值仍超过单相接地故障检测阈值，由于此时系统中并无真实接地故障，分析原因为消弧线圈未及时退出补偿状态所致。

当单相接地故障消失瞬间，预调式消弧线圈和阻尼电阻无法立刻投入运行，仍被短接；对随调式消弧线圈，可控硅导通角仍维持不变，消弧线圈仍等效为一定阻抗的电感。此时，消弧线圈等效电感与系统对地电容构成串联回路，中性点电压Un为：

式中：U0为电网不对称电压；Xl表示消弧线圈感抗；Xc为线路对地容抗；ν为脱谐度。

通常ν设定为5%～8%，此时中性点电压被放大了12.5～20 倍以上。如系统不对称电压为50 V，此时中性点电压最高可达1 000 V。这么高的电压足以使阻尼电阻短接不返回或消弧线圈启动不返回，造成接地消失后中性点电压依然较高，出现虚假接地现象。当调度推拉1 条在运线路后，系统电容电流发生变化，串联谐振条件被打破，消弧线圈启动条件返回。

3）相关建议。（1）调整消弧线圈运行参数或控制策略。将脱谐度适度调大或将消弧线圈档位调高，可以有效抑制这种现象的发生；或消弧线圈间隔一定时间退出一次，以检测接地故障是否消失。（2）降低系统不对称电压。调整接地变偏置开关人为降低系统不对称度，可降低系统的不对称电压，抑制接地消失后的串联谐振现象。

2.3.2 小电流选线装置零序有功功率方向原理误动

1）事件经过。某110 kV 变电站10 kV I，II 母均是谐振接地系统，站内配置集中式小电流选线装置。在10 kV I 母124 间隔A 相制造人工单相接地故障。1 000 Ω过渡电阻接地时，小电流选线装置误选为非故障线路163 间隔。

2）装置动作情况。消弧线圈配置为预调式，脱谐度为-3%（过补偿），故障发生后20 ms 消弧线圈动作，将接地残流限制在10 A 以内。小电流选线装置采用暂态量与稳态量结合的综合选线原理，500 Ω及以下接地时装置选线正确，1 000 Ω接地故障时选线错误，误选为163 间隔。试验前已将所有支路出口压板断开，本次试验未造成非故障线路误跳闸。

3）原因分析。选线装置录波文件如图3 所示，电压电流相量关系如图4 所示，图4 中数字代表各支路通道编号，其中通道4 为零序电压，通道11、12、18 为非故障线路零序电流，通道14 为故障线路零序电流。

图4 1 000 Ω过渡电阻接地电压电流相量图Fig.4 Grounding fault voltage and current phasor diagram of transition resistance of 1 000 Ω

分析发现接地后各条线路均出现了阻性电流分量，此时非故障线路零序电流方向为100°～130°（第二象限），故障线路零序电流方向为-150°（第三象限），相量分析如图3 所示。故障线路与非故障线路有功功率方向均为负，均满足有功功率方向动作判据，此时以接入选线装置的第一条支路（163 间隔）作为选线结果。

图3 1 000 Ω过渡电阻接地故障波形Fig.3 Grounding fault waveforms of transition resistance of 1 000 Ω

此时消弧线圈支路阻尼电阻已短接，提供的电流为纯感性，不含阻性分量。由此推断，各支路零序电流中的阻性分量为零序互感器角差导致。该站10 kV 出线零序互感器配置均为150/51VA，带载能力差，高阻接地时各支路零序电流一次值均在5 A以下，一次电流过小时零序互感器工作在非线性区，此时比差、角差均远超规程要求，角度误差甚至可达10°～50°，使得利用零序有功功率方向原理的选线装置无法正常工作。

4）相关建议。目前没有针对零序互感器技术参数的明确要求，现场使用的零序互感器角差严重超标，要求退出零序有功功率方向选线原理，对同型号装置进行排查；同时合理设置暂态电压门槛值，防止暂态原理失效。

2.3.3 异名相两点相继接地故障

1）事件经过。2021 年1 月9 日15:01:40，某110 kV 变电站10 kV II 母发生C 相完全接地故障，小电流接地选线装置启动，判断故障线路为146 间隔，随后跳开146 间隔后，接地未消失；15:02，145间隔限时速断保护动作，开关跳闸（重合闸未投），接地消失。

2）装置配置情况。该站配置预调式消弧线圈与站内集中式小电流选线装置作为单相接地故障处理装置，选线装置采用暂态量选线原理，启动电压15 V，出口跳闸时间5 s。各间隔零序CT 变比为150/5。

各间隔相CT 变比为600/5，配置两段式过流保护，限时速断保护定值为4 200 A，0.3 s，过流保护定值为730 A，0.6 s。

3）原因分析。选线装置录波文件如图5 所示。从图5 中可以看出，146 间隔首先发生C 相完全接地故障，2 s 后145 间隔A 相绝缘击穿转为两线路异名相接地短路故障。小电流选线装置在启动5 s后跳开146 间隔开关。然而145 间歇性接地故障仍然存在，本次接地故障并未完全消失。接地发生55 s 后，145 间歇性接地故障转为相间故障，限时电流速度保护动作跳闸，而后故障消失。

图5 异名相两点接地故障波形Fig.5 Waveforms of two-point grounding fault on different phase

目前站内集中式选线装置均不具备相继接地故障的检测能力。在单相接地期间发生第二点异名相接地时，对第二条故障线路无任何检测判据，只能通过调度自动化系统自动/人工推拉的方式选出故障线路，该过程用时较长，期间有可能引发相间短路，扩大故障范围。从本次事故波形来看，第二点异名相接地时有类似单相接地故障的暂态特征，可用于进行该类故障的识别。

4）相关建议。站内集中式选线装置需完善对于异名相两点相继接地故障的检测判据，防止因线路绝缘破坏引起第二点接地时无法快速切除故障，导致事故范围进一步扩大。

3 整改措施

3.1 消弧线圈新增与扩容

根据系统实测电容电流数值，对于最大运行方式下电容电流超过10 A 的母线应加装消弧线圈，新装消弧线圈应选择预调式。

根据系统实测电容电流数值，对于补偿容量不足的消弧线圈应进行扩容。结合站内外现场勘查结果，选择整体置换增容、站内并接增容或站外分布式补偿方式。其中，站外分布式补偿可通过在开关站、配电室或架空线路上加装固定容量补偿装置实现。

3.2 消弧线圈改造与升级

结合消弧线圈运行情况和存在问题，对于控制器存在的缺陷应及时消缺，对于落后原理的消弧线圈应进行升级或更换。

自动跟踪补偿式消弧线圈与系统实际运行状况必须相互匹配，如系统电容电流大小、系统不平衡大小、系统自身阻尼率等。针对现场试验中发现的消弧线圈测量精度不满足要求的问题，应及时调整消弧线圈系统的参数设定，如接地变不平衡度、阻尼电阻抽头档位、控制器相关参数等，直至计算准确、跟踪良好。

针对随调式消弧线圈启动时间过长、无法识别高阻接地故障的问题，有条件整改的厂家应对控制器进行改造，以提高高阻接地识别能力。对不具备改造条件的厂家，可选择整体更换为预调的方式，也可在不改变相控式消弧一次结构的基础上，增加阻尼电阻，改进控制器逻辑，将可控硅触发信号改为持续输出，避免接地启动延迟问题。

3.3 对选线装置原理的改进

结合现场运行中选线装置存在的问题，需要解决的关键技术问题包括：选线装置定值整定问题、提升抗过渡电阻能力问题、间歇性弧光接地应对问题、异名相两点接地故障应对问题等。

目前站内集中式选线装置均仅采用零序电压作为启动条件，建议小电流选线装置增加零序电流（突变量）启动判据，以保证高阻接地的启动灵敏性，出口结合零序电压闭锁判据，以防频繁启动、误出口等问题发生。

由于正常运行时无法监测开口三角电压情况，建议选线装置采用自产电压与外接电压相结合的启动方式，防止因开口三角电压不准确导致装置不正确动作。

合理设置选线装置启动定值，与消弧线圈动作定值相协调，防止由于消弧线圈补偿速度超标导致暂态法选线原理失效。

完善关于间歇性故障的处理判据，在选线装置内设置累加器，一段时间窗内同一线路接地次数达到定值设定次数即出口跳闸，以应对间歇性故障在选线装置未达到出口时间就返回的特点。

利用异名相第二点接地时的暂态特征量，完善关于异名相两点接地故障的处理判据。

3.4 完善外部回路

结合现场发现的二次回路存在问题，要求施工、验收单位加强对零序电流互感器安装的正确性检查，一次电缆屏蔽层接地应正确，确保电流互感器能正确测量线路的接地故障电流。

由于不同型号、变比的零序CT 在同等工况下精度差异明显，为防止因各支路零序CT 特性不同而导致选线装置不正确动作，建议一段母线尽量选用同一型号的零序互感器。

对零序CT 极性错误间隔，尽量通过更改外部接线的方式进行纠正，避免软件升级等因素导致设置信息复归。

定期对母线PT 开口三角绕组所装的二次消谐器进行检测，防止因二次消谐器不正确动作导致开口三角电压测量的误差。

3.5 加强管理

制定标准规范体系。制定小电流接地系统单相接地故障选线装置、消弧线圈成套装置的现场验收、运维管理、检验与试验等标准化规程，明确运行维护管理及技术职责。

建立信息监控系统。对消弧线圈、选线装置的运行情况、动作情况进行实时监视，将相关信息有效筛选、及时上送、发现问题、处理问题，以保证消弧线圈和单相接地自动化装置的动作正确水平。

加强监管力度。记录每次单相接地故障的发生时间、故障位置、动作情况、消缺情况等信息，定期统计上报消弧线圈和单相接地故障保护装置的动作正确率、消缺率等指标。

4 结语

单相接地故障处理是一个系统工程，消弧线圈、选线装置、二次回路上的缺陷以及它们配合上的不足，必须通过人工单相接地系统测试才能发现和明确。以西安地区开展的人工单相接地系统试验为基础，针对西安地区配电网单相接地故障快速处置改造工作中设备运行情况进行全面的总结和深入分析，并针对消弧线圈运行中普遍存在的控制器故障、容量不足，以及选线装置原理的改进、二次回路整改等问题，进一步给出改造施工和运行的相关建议，为提高单相接地故障快速处置技术的正确动作水平奠定了基础。