小电流接地系统下单相接地处置装置真实环境试验与性能分析

陈洁羽，万青，王毅钊，权立，张志华，李勇

（1.国网陕西省电力公司电力科学研究院，西安 710100；2.西安恒为电气科技有限公司，西安 710100）

0 引言

近年来随着我国配电网改造的快速推进，长距离电缆线路的构架使得发生单相接地时的容性故障电流越来越大，通过加装消弧线圈来补偿接地故障容性电流的方法被越来越普遍地应用[1-6]，这种接地方式称为谐振接地方式，他与中性点不接地方式统称小电流接地方式。小电流接地系统因其具有发生单相接地故障后可继续短时运行并保持负荷持续供电的优点，在我国配电网中得到广泛的应用。

对于配电网小电流接地系统，目前，国内已有部分城市针对单相接地故障采用快速处置技术手段[7-20]，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，适用于谐振接地系统的暂态量选线技术已经取得突破性进展，但是配电网单相接地保护的动作准确率一直不甚理想，小电流接地方式下的单相接地故障处理是一项系统技术，需要消弧线圈与小电流选线装置进行配合，消弧线圈故障、选线装置自身故障及外部回路问题等都将导致单相接地故障保护装置失效。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，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[21-24]，为了快速有效发现上述各环节存在的缺陷，有必要开展真实环境下的单相接地系统测试，以便于及时发现问题并消除缺陷。

本文提出了小电流接地系统自动跟踪补偿消弧线圈成套装置、单相接地故障选线装置检验及试验流程，并以某110 kV 变电站为例，在真实运行环境下开展了单相接地试验，对消弧线圈的动作特性以及选线装置的动作性能进行系统测试，核实了消弧线圈的补偿速度、补偿深度等指标是否符合相关标准要求，分析了选线装置选线失败的原因，有助于提高小电流接地系统单相接地故障处理能力。

1 人工单相接地试验方案

人工接地试验接线图见图1，试验时接地导线可接入任意一相，有条件可调换接入相。

图1 人工接地试验接线图Fig.1 Wiring diagram of artificial grounding test

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，选择一种接地条件，通过闭合接地线断路器实现单相接地，控制断路器合分闸时间模拟单相接地时间，以模拟瞬时接地故障和永久接地故障。

2 试验环境及单相接地试验结果

2.1 试验环境

本次试验所在变电站的电气接线示意图见图2，其接地方式为经消弧线圈接地。

图2 变电站电气接线示意图Fig.2 Schematic diagram of electrical wiring of substation

10 kV 母线上配置自动跟踪补偿式消弧线圈，装置技术参数如下：

接地变：10 kV 干式接地变压器，型号：DKSC-1100/10.5-100/0.4，接地变容量1 100 kVA，含所用变容量100 kVA，消弧线圈容量1 000 kVA；

消弧线圈：预调调容式，型号：XHDC-1000/10.5，共31 档，补偿范围为81~168 A。试验时，I 母运行在19 挡，系统电容电流为111.8 A，电感电流115.2 A，过补偿3.4 A，脱谐度-3.0%。II 母运行在13 挡，系统电容电流为129.2 A，电感电流131.9 A，过补偿2.7 A，脱谐度-2.2%。

被试变电站10 kV 两段母线上各配置一台接地故障选线保护装置，装置采用暂态量与稳态量结合的综合选线原理。当故障暂态明显时，利用暂态方法筛选线路，结合系统配置和故障状况自动选择暂态电流极性比较、暂态电流方向或暂态无功功率方向等方法确定故障线路。故障暂态不明显时，利用传统的稳态零序有功功率方向和谐波方法作为补充算法选择故障线路。

被试变电站10 kVⅠ母共15 条出线，10 kVⅡ母共18 条出线，各出线零序TA 规格：150/51VA。

本次试验在10 kVⅠ母124 线A 相、10 kVⅡ母166 线A 相分别进行单相接地试验，验证消弧线圈成套装置和单相接地选线保护装置在不同类型故障时的故障处理性能。测试项目主要包括：250、500、1 000、2 000 过渡电阻非金属性接地和1 000、2 000 Ω 过渡电阻弧光接地。

根据现场实际线路的情况，单相接地试验中录波信号选取情况见表1。

表1 录波信号记录Table 1 Recorded of wave signals

2.2 消弧线圈和故障选线装置动作情况

各次试验中消弧线圈和单相接地选线装置的动作情况见表2-3。

表2 Ⅰ母单相接地时装置动作情况Table 2 Operation of device in single phase ground of I busbar

表3 Ⅱ母单相接地时装置动作情况Table 3 Operation of device in single phase ground of II busbar

10 kV I 母各次接地试验中，消弧线圈均可靠启动。500 Ω过渡电阻时，选线装置正确动作，而1 000 Ω过渡电阻时，选线装置选线错误，其中暂态选线算法未启动选线，而由功率方向法误选为非故障线路163 线。

10 kV Ⅱ母各次接地试验中，消弧线圈均可靠启动。1 000 Ω 过渡电阻时，选线装置选线错误，与I 母误选原因相同。2 000 Ω 过渡电阻时，系统零序电压小于选线装置启动定值，装置未启动。500 Ω 及以下过渡电阻时，选线装置动作正确。

3 装置动作行为分析

对谐振接地系统来说，单相接地处置装置包含消弧线圈与单相接地选线保护装置，下面对其动作行为进行分析。

3.1 消弧线圈性能分析

以10 kVⅡ母500 Ω 过渡电阻接地试验为例，故障期间录波波形见图3。消弧线圈波形图中3 条曲线依次为母线开口三角电压（零序电压）、消弧线圈阻尼电阻电流、消弧线圈电流，人工接地点波形图中2 条曲线依次为接地点电压、接地点电流。

图3 500 Ω 过渡电阻试验波形Fig.3 Test waveform of 500 Ω transition resistance

根据波形数据可知，发生单相接地故障时，消弧线圈装置能正确识别系统单相接地状态，阻尼电阻能可靠投退，以提供相应的补偿电流，且补偿速度满足要求。本次试验涉及的两台消弧线圈为预调式，阻尼电阻的短接工作由其两端并联的保护回路完成。当阻尼电阻两侧压降增大到一定值时，两支反向并联的晶闸管轮流导通，将阻尼电阻短路。故从波形来看，阻尼电阻流过电流为正负半周相交替的尖峰波。

根据相关规程要求，消弧线圈补偿后故障点的全电流残流值不应大于10 A，故障点的残流稳定时间不应大于200 ms。从图中波形数据可以看出，接地时接地点残流及残流稳定时间均满足要求。

通过人工单相接地试验可以测量系统电容电流，以验证消弧线圈控制器的电容电流测量精度是否满足要求。为保证试验数据有效性，一般选取过渡电阻阻值为200~1 000 Ω 之间的试验数据。由于人工单相接地试验地点大多在站外不远处，可忽略负荷电流和电网压降，近似认为母线零序电压即为试验地点的零序电压。通过人工单相接地试验可获得母线零序电压测量值U0、消弧线圈支路电流测量值IL、某一相对地之间的残余电流测量值Iδ。

在消弧线圈投入且阻尼电阻被短接（即人工单相接地引起的中性点位移电压超过阻尼电阻短接电压）情况，忽略消弧线圈有功损耗与系统对地电导，测量得到的某一相对地之间的残余电流Iδ为当前电压下的电容电流经过消弧线圈电流补偿后的全电流。由于感性电流与容性电流相位相差180°，两者之间可以进行代数运算，由此可得到系统电容电流Ic，公式为

式中：当消弧线圈过补时，取“-”，当消弧线圈欠补时，取“+”。

10 kVⅡ母消弧线圈控制器测量的电容电流为129.2 A。500 Ω 过渡电阻接地时，母线零序电压测量值为U0=65.8 V，消弧线圈电流测量值为IL=83.75 A，接地点残余电流测量值为Iδ=6.07 A，消弧线圈为过补偿状态。代入公式（1）得系统电容电流Ic=124 A。根据标准要求，当Ic>100 A 时，测量误差应保证残流不大于规定要求，即残流不大于10 A。可以看出，消弧线圈在正常运行时的电容电流测量功能满足运行要求。

规程要求在额定工频正弦电压作用下，消弧线圈输出的电流中最大谐波电流不宜大于5 A。根据图消弧线圈电流频谱分析可知，见图4，输出电流谐波含量满足规程要求。

图4 消弧线圈电流频谱分析Fig.4 Current spectrum analysis of arc suppression coil

根据对消弧线圈退出时的性能要求，接地故障消除时补偿状态应自动退出，不应产生危险的中性点位移电压。从图3 的录波波形可以看出，故障消除后中性点电压持续衰减，均未产生危险的中性点电压。

3.2 选线装置性能分析

根据试验结果可知，单相接地选线保护装置选线错误均为零序有功功率方向（稳态方法）选线结果。根据装置内部工作原理，当暂态方法失效时，装置采用稳态有功功率方向等辅助算法进行选线。以10 kV I 母1 000 Ω 接地故障（选线错误）为例，分析暂态方法失效及稳态方法误动原因。

接地故障波形见图5。从图5 可看出，故障起始时刻故障线路暂态量明显，但非故障线路暂态含量较小，导致暂态电流极性法（至少需3 条支路暂态零流电流超过精工电流门槛）无法工作。同时，故障起始时刻暂态零序电压低于精工电压门槛值，导致暂态零序电流方向及无功功率方向法（采集零序电压的暂态算法）无法启动。至此，所有暂态原理在该次故障中均失效。

图5 I母1 000 Ω 过渡电阻接地故障波形Fig.5 Waveform of grounding fault of 1 000 Ω transition resistance of I busbar

接地故障时零序电压与各支路零序电流的稳态相量图见图6。

图6 I母经1 000 Ω 过渡电阻接地电压电流相量图Fig.6 Phasor diagram of grounding voltage and current through 1 000 Ω transition resistance of I busbar

从中可以看出，接地后各条线路均出现了阻性电流分量，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，此时选线装置以接入的第1 条支路（163 线）作为选线结果。

本站单相接地时各支路均出现了占比较大的阻性电流分量，不符合常规非有效接地系统单相接地故障的特征。该站10 kV 出线零序CT 均为150/51 VA，带载能力差，推断各支路零序电流中的阻性分量为零序CT 角差过大导致。高阻接地时各支路零序电流一次值均在5 A 以下，在零序CT 一次额定电流的5%以下，此时零序CT 比差、角差均远超规程要求，角度误差甚至可达10°~50°，使得二次值出现了阻性电流分量，利用零序有功功率方向原理的选线装置无法正常工作。

由于暂态算法失效，稳态零序有功功率算法误动，导致本次故障时选线保护装置选线错误。

4 结语

本文阐述了配电网单相接地故障处置装置真实环境测试的重要性，并以某110 kV 变电站为例，在真实运行环境下开展了相关测试，验证了消弧线圈的动作特性以及单相接地选线装置的动作性能。结果表明：

本次接地试验中，消弧线圈在正常运行时控制器电容电流测量精度满足要求，接地故障时阻尼电阻可靠投退，消弧线圈补偿后的残流及残流稳定时间均满足要求。

选线装置动作的正确性受过渡电阻影响较大，单相接地选线装置在低阻下选线正确，高阻时存在误动风险。

由于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，建议退出所有稳态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。

消弧线圈及单相接地选线装置动作特性的真实场景测试，有助于核实其功能及性能是否符合相关标准要求，对提高单相接地故障处置装置的正确动作水平具有重要意义。