一起接地變跳閘引起全站失壓的事故分析

李沐峰 陳 昕 王 玨 韓覲伊 沈鐘浩 龍明洋 郭慧東

（國網鄭州供電公司，河南 鄭州 450000）

0 引言

隨著城市規模的不斷擴大，公眾對城市配電系統的建設要求也在不斷提高，現行的城區規劃要求輸電線路由架空線路改為電纜線路［1］。以往10 kV配電電網中多采用的是中性點非接地系統，采用經消弧線圈接地的方式。當電纜線路過多時，容性電流增加，補償容量也在不斷增加，最終導致電網內單相接地故障發展成母線短路事故［2］。我國相關電氣設備設計規范中規定，在35 kV、10 kV城市配電網絡中，當電纜線路較長或系統電容電流較大時，可采用低電阻的接地方式。因此，在城市配電網改造過程中，中性點接地方式中的有關問題已成為眾多學者的研究重點。

對部分城市而言，低電阻接地方式屬于新興技術。在完成接線改造后，其故障特點、繼電保護相關配置尚無典型經驗可以借鑒，由此可能造成的保護失配和故障越級跳閘問題，使低電阻配置工作面臨著發展方向選擇的問題。

1 事故概述

2021年3月26日10時，某110 kV變電站第41饋線發生A相接地故障，保護啟動，2#接地變過流Ⅱ段保護動作出口跳閘，跳閘2#接地變，并聯跳2#主變低壓側分支1021、1022開關，造成10 kVⅡ母、Ⅲ母短暫失壓。隨后100裝置備用電源自動投入功能（簡稱“備自投”）動作，合閘100開關，但由于41饋線故障仍然存在，導致1#接地變過流Ⅱ段保護動作出口跳閘，跳閘1#接地變，并聯跳1#主變低壓側分支1011、1012開關，從而引起全站10 kV母線失壓。該變電站一次系統接線（見圖1），兩臺接地變高壓側中性點各經10Ω小電阻接地。

圖1 變電站一次接線圖

2 現場情況檢查

2.1 現場查看故障錄波情況

10 kVⅢ母系統A相電壓降低、電流增大，線路出現零序電流，根據41饋線零序電壓與零序電流相位關系可判斷出故障位置位于線路正方向（見圖2）。

圖2 41饋線保護錄波圖

2.2 查看保護動作信息，1#主變及2#主變保護均未啟動

41饋線保護曾在10：03：53.1和10：04：01.7兩次出現啟動信息，但均未出現跳閘。2#接地變則在10：03：53.6過流Ⅱ段跳閘，并聯跳1021、1022開關，Ⅲ母、Ⅳ母短時失壓。10：04：01.7時100母聯備自投裝置正確動作合閘，1#接地變在10：04：02.2時過流Ⅱ段跳閘，并聯跳1011、1012開關，全站10 kV母線失壓。各保護動作及跳閘時序見圖3。

2.3 各裝置保護定值檢查

查看100分段保護及備自投功能的定值，充電保護相過流定值為5 A、0 s；保護功能未投入充電零序過流保護，CT變比為3 000∕5；查看41饋線保護定值，相過流Ⅰ段保護定值為33 A、0.7s；相過流Ⅱ段保護定值為7.5 A、1.5 s；零序過流保護定值為0.75 A、1 s，CT變比為600∕5；查看1#及2#接地變保護定值，相過流I段保護定值為25 A、0.2 s，相過流Ⅱ段保護定值為0.8 A、0.5 s，零序過流保護定值為3 A、1.8 s，CT變比為200∕5。接地變跳閘會聯跳所在母線的主變低壓側兩分支開關，零序過流保護會閉鎖備自投功能。

全站零序電流選用自產零序電流，即三相電流之和相加，未采用專用零序CT輸出電流［3］。

3 事故原因分析

3.1 故障原理分析

由檢查結果可知，該次事故是由41饋線A相發生單相接地故障引發的，本研究采用10 kV系統來繪制故障分量電流流向圖，從而分析該故障［4］。

根據電力系統繼電保護原理［3］得出以下結論：①單相接地故障可使用對稱分量進行分析，其中故障分量網絡可視為在故障點由故障相的正序、負序、零序網絡串聯而成的復合序網圖；②Ynd接線變壓器星形側零序電流通過中性點入地，從而形成通路，△形側零序電流不能通過，繞組外零序回路可視為開路。

根據上述理論［5］，41饋線A相發生單相接地故障時，正負零序網絡及電流流向示意圖見圖3。

圖3 保護動作及跳閘時序

3.1.1 2#接地變跳閘之前，故障網絡見圖4。Es為系統A相的電壓；Z s2+、Z s2-、Z s20分別為2#主變高壓側系統等效的正序、負序、零序阻抗；Z T2+、Z T2-、Z T20分別為2#主變等效的正序、負序、零序阻抗；Z Lxx+、Z Lx x-、Z Lxx0分別為各饋線等效的正序、負序、零序阻抗；Z t2+、Z t2-、Z t20分別為2#接地變等效的正序、負序、零序阻抗；R2為2#接地變中性點小電阻阻值。由圖4可知由2#主變提供，由于主變低壓側是△接線，零序電流不能通過，經2#接地變的中性點小電阻流通形成零序回路，由于各饋線及接地變所帶負荷的等效阻抗遠大于系統元件阻抗，故將負荷阻抗等效為無窮大阻抗。

圖4 2#接地變跳閘前故障序網圖

故障點A相三序電流的計算公式見式（1）。

流過41饋線故障點A相故障電流的計算公式見式（2）。

3.1.2 2#接地變跳閘后聯跳1021、1022開關后會造成10 kVⅢ母、Ⅳ母短暫失壓。隨后100母聯備自投裝置動作，合閘100開關，重新形成故障網絡，如圖5所示。

圖5 1#接地變跳閘前故障序網圖

可計算故障點A相三序電流的計算公式見式（3）。

流過41饋線故障點A相故障電流的計算公式見式（4）。

3.2 故障數據分析

由圖1可知，41饋線的二次A相電流與二次零序電流約是2.7 A，根據600∕5變比折算至一次值可知，I ka=I a++I a-+I a0=3I0≈324 A，不滿足相過流的保護定值，滿足零序過流I段定值0.7 A，該保護將延時1 s跳閘。根據公式可計算出系統三序電流是I a+=I a-=I a0≈108 A，其中零序電流流經2#接地變，即2#接地變三相電流均為108 A，由200∕5變比可知其保護裝置測量的二次相電流是2.7 A，滿足相過流Ⅱ段定值0.9 A，該保護會在0.5 s后跳閘2#接地變，并聯跳2#主變低壓側開關。

2#接地變跳閘后聯跳1021、1022開關后造成10 kVⅢ母、Ⅳ母短暫失壓。隨后100母聯備自投裝置動作，合閘100開關。兩臺接地變參數一致，110 kV系統及1#主變參數與2#主變一致，當重新形成故障網絡后，41饋線單相接地故障仍存在，故有I a+=I a-=I a0≈108 A。

流過41饋線與100開關的A相故障電流與零序電流相等，I ka=I a++I a-+I a0=3I0=324 A，根據前文分析可知，41饋線保護在1 s時間內不會跳閘。

100分段開關CT變比為3 000∕5，可知二次A相電流與二次零序電流均為0.108 A，100開關不會有任何保護功能跳閘。

零序電流流經1#接地變，即1#接地變三相電流均為108 A，由于1#接地變CT變比為200∕5，其保護裝置測量的二次相電流為2.7 A，滿足相過流Ⅱ段定值0.9 A，該保護會在0.5 s后跳閘1#接地變并聯跳1#主變低壓側開關，隨即全站10 kV失壓。

3.3 保護整定分析

根據小電阻接地變的配置要求，在一個10 kV系統中，有且只能有一個中性接地點，故要求接地變在跳閘時必須聯跳其所在母線的主變進線開關。

3.3.1 饋線零序保護整定。經電阻接地系統的饋線零序Ⅰ段保護整定原則為：對本線路末端單相接地故障要有足夠靈敏度。根據經驗取零序電流整定值為90 A（一次值）可保證靈敏度，整定二次值為0.75 A，為配合下級配電網絡零序保護時間，該保護跳閘時間整定為1 s。

3.3.2 接地變電流保護整定。根據相關整定規程，接地變配置兩段相過流保護，其中Ⅰ段作為接地變本體主保護，Ⅱ段作為其站用變功能的高壓側后備保護，配置一段零序過流保護作為其所在母線所帶各分支接地故障的后備保護。

①接地變相過流保護I段定值整定原則。按躲過站用變低壓側母線最大短路電流整定，見式（5）。

式中：K rel為靈敏系數，取1.3；n CT·t為接地變開關電流互感器變比，取200∕5；U N為低壓側母線額定電壓，取10.5 kV；Z∑為歸算至10 kV側的系統總阻抗，取8.14Ω。可計算出Iφ·t·Is e t≥24.2 A，故接地變相過流保護Ⅰ段定值設置為25 A，延時0.2 s跳開接地變并聯跳主變低壓側開關，延時按照躲過接地變勵磁涌流配置。

②接地變相過流保護Ⅱ段定值整定原則。按躲過站用變最大負荷電流整定，見式（6）。

式中：K rel為靈敏系數，取1.3；nCT·t為接地變開關電流互感器變比，取200∕5；StN為主變額定容量，取400 kVA；U N為低壓側母線額定電壓，取10.5 kV。計算出Iφ·t·Ⅱset≥0.71 A，故接地變相過流保護Ⅱ段定值設為0.8 A，延時0.5 s跳開接地變并聯跳主變低壓側開關，時限與全站380 V及以下交流空開配合。

③接地變零序I段定值整定原則。按單相接地故障有靈敏度進行整定，與所在母線各饋線零序過流保護配合，動作時間應大于各饋線零序過流保護最長動作時間，按照(3I0)t·Is et≥K rel×(3I0)L·set×n CT·L∕n C T·t的原則。(3I0)L·set是饋線零序過流保護整定的二次值，取0.75 A；n CT·L為接地變開關電流互感器變比，取600∕5；n CT·t為接地變開關電流互感器變比，取200∕5；計算出(3I0)t·Iset≥2.9 A，故接地變零序Ⅰ段定值設置為3 A，延時1.8 s跳開接地變并聯跳主變低壓側開關，閉鎖備自投，時限與各饋線零序過流保護相配合。

3.3.3 母聯分段保護整定。母聯分段保護未配置普通的過流保護，只配置了充電相過流保護功能，用于100分段開關充電失壓母線時，躲過該段母線最大負荷電流。計算公式見式（7）。

式中：K rel為靈敏系數，取1.3；n C T·100為100母聯開關電流互感器變比，取3 000∕5；S T N為主變額定容量，取40 MVA；U N為低壓側母線額定電壓，取10.5 kV。可計算出I100·set≥4.7 A，故充電相過流保護定值設置為5 A，無時限跳開100母聯開關。

3.4 故障電流分布分析

由圖4和圖5可知，當某饋線發生單相接地故障時，其故障電流I k與系統總零序電流3I0相等，由于主變低壓側是△接線，零序電流不能通過，故所有零序電流均流過接地變中性點，該零序電流平均分布于接地變三相引線上，故存在電流對應關系I t a=，又因為3n C T·t=nCT·L，故存在保護裝置采集的二次電流有I'tφ=3I'L0，即故障饋線的二次零序電流等于接地變的二次相電流。當接地變相過流保護定值與饋線零序過流保護定值相近時，由于接地變相過流Ⅱ段保護時間整定為0.5 s，短于饋線零序過流保護時間為1 s，將出現接地變保護先于饋線保護動作情況，且由于接地變相過流保護跳開主變進行開關后未閉鎖備自投，母聯開關再次合閘后，各元件故障電流依然存在此關系，仍是接地變相過流Ⅱ段保護先動作，最終導致全站10 kV失壓。

4 處理措施及建議

①根據分析可知，接地變相過流保護定值與時限整定未與饋線零序過流時限配合是導致此次越級跳閘的直接原因，根據接地變及下級站用交流負荷配置更改定值配置，將接地變相過流保護Ⅱ段時間改為1.8 s，與饋線零序保護動作時限相配合，保證在同母線的線路單相接地后，饋線零序電流保護動作可以快過接地變相過流保護動作。

②對100保護裝置增加充電零序過流保護功能，保證在母線或饋線分路存在單相接地故障情況下，當100合閘時，母聯開關流過零序電流可以使充電零序過流保護動作，無延時動作跳閘，保證另一條母線不會失壓。