中性点经消弧线圈并联可控小电阻接地分析

张宝坤，洪有源

(广东电网有限责任公司中山供电局，广东 中山 528400)

0 引言

10 kV系统传统的中性点接地方式有中性点不接地、中性点经消弧线圈接地、中性点经小电阻接地3种。3种接地方式各有优劣，但已经渐渐不能满足人们生产生活对供电可靠性的要求。

近年来，创新性地提出了中性点经消弧线圈并联可控小电阻接地。该接地方式兼具消弧线圈接地和传统小电阻接地的优点，同时又避免了两者的缺点，在中山地区得到了全面的推广应用。作为新技术，没有成熟的应用经验可以借鉴，因此，需要在运维过程中根据遇到的问题，不断地总结和完善运维策略。

1 传统中性点接地方式

中性点不接地方式是我国10 kV系统最早采用的一种接地方式，当发生单相接地故障，中性点不接地方式的故障电流大于10 A时，中性点经消弧线圈接地则是最佳解决方案。这两种接地方式有着类似的优缺点。

(1) 优点。发生单相接地故障时，线电压的大小和相位均不变，一般允许带故障运行2 h，从而增强了供电可靠性。

(2) 缺点。发生单相接地故障时，非故障相电压升高为线电压，对设备绝缘要求高；接地选线装置及选线准确率不高，调度人员不得不采用人工拉路的方法寻找故障线路。

中性点经小电阻接地是指中性点通过一个20 Ω以下的小电阻进行接地的方式，依靠线路零序电流保护将单相接地故障迅速切除。

(1) 优点。发生单相接地故障时，非故障相电压基本不升高，对设备绝缘要求不高；保护动作速度快，可以快速隔离故障。

(2) 缺点。无论单相接地故障是永久性的还是瞬时性的，保护都会动作跳闸，从而使跳闸次数大大增加；当线路零序保护不能正确动作时，可能引起接地变零序后备保护越级动作而扩大停电范围。

2 中性点经消弧线圈并联可控小电阻接地

中性点经消弧线圈并联可控小电阻接地是中性点经消弧线圈接地的“升级版”，由于传统选线装置局限性，中性点经消弧线圈接地的接地选线一直是个难题，选线准确率较低，而新的接地系统正是针对这一痛点的升级，主要由接地变压器、消弧线圈、小电阻、高压接触器和控制屏等部件组成。

(1) 发生瞬时性单相接地故障时，控制系统根据已测量的电网电容电流值计算出需要补偿的电感电流，然后控制消弧线圈输出补偿电流。瞬时性接地故障由电感电流补偿后，电弧熄灭，接地故障自动消除，恢复正常运行状态。该情况与中性点经消弧线圈接地的动作逻辑相同，可有效避免中性点经小电阻接地一有故障就跳闸的情况。

(2) 发生永久性单相接地故障时，若消弧线圈补偿较长时间后(一般设定为10 s)接地故障还存在，则判定系统发生了永久性接地故障。此时控制屏发出高压真空接触器动作闭合的控制信号，随后投入并联可控小电阻，故障线路产生较大零序电流，线路保护装置的零序保护动作，开关跳闸切除故障线路。并联可控小电阻投入后，自动退出消弧线圈补偿功能，当故障线路跳闸故障隔离后，系统恢复正常运行，断开高压接触器退出并联可控小电阻。

并联可控小电阻投入实现了快速准确的接地选线功能，通过故障线路开关跳闸迅速隔离故障，克服了中性点经消化线圈接地时接地选线准确率低的弊端，避免了按照拉路顺序表拉路造成非故障线路停电的情况。中性点经消弧线圈并联可控小电阻接地方式，其单相接地故障的处理过程如图1所示。

图1 单相接地故障处理过程

通过以上分析可知，中性点经消弧线圈并联可控小电阻接地方式主要有以下优点。

(1) 相比单纯的小电阻接地，降低了单相接地故障引起的跳闸率。

(2) 相比单纯的消弧线圈接地，能够快速准确地选出接地线路并实现跳闸。

该接地方式的缺点与中性点经小电阻接地类似。

(1) 当线路零序保护不能正确动作时，可能引起接地变零序后备保护越级动作而扩大停电范围。

(2) 发生高阻接地时保护不动作，较大的故障电流使接地点及附近的绝缘受到更大的危害而导致相间故障发生，同时较大的故障电流也可能将高压接触器及并联可控小电阻烧毁。

3 实际运行问题及对策

3.1 接地变零序保护越级动作

发生永久性单相接地故障时，经10 s消弧线圈补偿后并联可控小电阻投入，较大的零序电流同时流过故障线路和接地变，此时零序保护应首先动作切除故障线路，接地变零序保护启动因未达到延时时间而不动作，但在故障线路切除后自动复归。

而在实际运行中也出现过永久性单相接地故障时线路零序保护不动作而接地变零序保护越级动作的现象，检查发现电缆屏蔽层接地线施工不规范导致线路零序CT采样异常，从而造成线路零序保护不动作。该错误在中性点经小电阻接地方式下也会发生，在中性点经消弧线圈接地方式下则会造成小电流接地选线装置选线不准。

由于出线电缆通常在继保班验收后才接入，因此，电缆屏蔽层接地线的验收一直是由运行班组负责，这就要求运行人员需要清楚地掌握接线方式。

(1) 电缆屏蔽层常见的接地方式有2种。

① 电缆屏蔽层已经穿过零序CT，则屏蔽地线重新穿出零序CT后再接地，使流过屏蔽层的电流与屏蔽地线的电流互相抵消，如图2所示。

图2 电缆屏蔽层穿过零序CT的接地线正确接线方式

② 电缆屏蔽层未穿过零序CT，则屏蔽地线在零序CT外直接接地，使流过屏蔽层和屏蔽地线的电流均不流过零序CT，如图3所示。

图3 电缆屏蔽层未穿过零序CT的接地线正确接线方式

(2) 电缆屏蔽层常见的错误接地方式也有2种。

① 电缆屏蔽层已穿过零序CT，而屏蔽地线在零序CT外直接接地，造成流过屏蔽层和屏蔽地线的电流不能互相抵消，如图4所示。

图4 电缆屏蔽层穿过零序CT的接地线错误接线方式

② 电缆屏蔽层未穿过零序CT，而屏蔽地线却穿过零序CT后再接地，也造成流过屏蔽层和屏蔽地线的电流不能互相抵消，如图5所示。

图5 电缆屏蔽层穿过零序CT的接地线错误接线方式

3.2 并联可控小电阻投入异常

为限制单相接地电流，原则上不允许2台接地变并列运行，即当两段均配置接地变的母线并列时，应仅保留其中1套接地变运行，而将另1套接地变退出运行，采用两段母线共用1套接地变的形式。

对于接地变兼站用变系统，为了站用交流系统的可靠性，1号接地变退出运行指的是拉开1号接地变中性点刀闸使1号接地变不具备接地功能，但其站用变功能仍保留。

比如，当1号主变检修10 kV 1M，2M并列运行时，仅保留2号接地变正常运行，而将1号接地变的中性点刀闸拉开使1号接地变不具备接地功能，10 kV 1M，2M母线共用2号接地变接地。此时发生单相接地故障时，正确的动作逻辑是2号接地变的并联可控小电阻投入，1号接地变的并联可控小电阻不动作。

为防止母线并列时2台接地变并列运行造成2套并联可控小电阻同时投入，当控制装置判定接地变为并列运行时，其并联可控小电阻投入逻辑为以1号接地变为主，2号接地变为从，只进行1号接地变并联可控小电阻的投切，而2号接地变并联可控小电阻始终不动作。

某站1号主变检修10 kV 1M，2M并列运行时，已将1号接地变的中性点刀闸拉开使1号接地变不具备接地功能，10 kV 1M，2M母线共用2号接地变接地。期间发生了单相接地故障，控制装置却仍然投入了1号接地变的并联可控小电阻而2号接地变的并联可控小电阻不动作，但由于1号接地变的中性点刀闸已拉开，即使1号接地变的并联可控小电阻投入也无法形成接地短路的回路，致使故障线路的零序保护不能正确动作跳闸。

检查发现接地变的零序PT接于中性点刀闸的接地变侧。当发生单相接地故障时，2台接地变的零序PT都会产生零序电压，造成2套控制装置误判为并联运行模式，从而只投入1号接地变并联可控小电阻。造成此次异常的根本原因是接地变的零序PT接线位置错误造成控制装置误判为并联运行。目前的解决方式有2种。

(1) 从根本上解决，结合接地变停电机会将零序PT由接于中性点刀闸的接地变侧改接至消弧线圈侧。

(2) 对于未完成上述整改的接地变，如需拉开接地变中性点刀闸时，必须断开接地变的中性点零序电压二次回路，如加装零序电压二次空气开关，在拉开接地变中性点刀闸时同步断开该空开。

3.3 并联可控小电阻频繁投入

某站10 kV线路发生高阻接地，控制装置正确投入并联可控小电阻，但因故障点阻值过大，零序电流未达零序保护动作值，保护正确不动作。控制装置按照预设的控制逻辑，频繁进行并联可控小电阻的投切而故障始终无法隔离。由于在一段时间内连续多次投入并联可控小电阻，导致其持续流过较大的故障电流而发热冒烟，险些造成火灾事故。

目前，主要的解决方法有以下几种。

(1) 联系厂家进一步完善高阻接地时的动作逻辑，避免再次发生高阻接地时并联可控小电阻频繁投入而发热冒烟的事件。

(2) 对两段式零序保护，零序I段投跳闸功能，零序II段投告警功能，当高阻接地零序电流未达到跳闸值时，可以通过零序II段的告警信号提醒调度员手动切除该接地线路，隔离接地故障。

(3) 当发生高阻接地控制装置频繁投入并联可控小电阻却无法隔离故障时，运行人员必须立即到站协助调度员手动切除接地线路，并及时检查并联可控小电阻运行情况，出现发热冒烟等异常情况时，申请将并联可控小电阻临时退出。

4 结束语

中性点经消弧线圈并联可控小电阻接地，作为中性点经消弧线圈接地的“升级版”优点非常明显，相比单纯的经小电阻接地有更低的单相接地故障跳闸率，相比单纯的经消弧线圈接地能更快速、更准确地选出接地线路并实现故障隔离。虽然该新技术的应用时间不长，运行经验不足，偶尔出现意外情况，但随着运行经验的积累，该接地方式将逐渐成熟，其优越性将日益凸显。