10 kV 中性點接地方式由消弧線圈變為小電阻的改造方法及常見問題探討

劉議華，邱 爽，薛思祥，閻 鼎

（國網上海市電力公司市南供電公司，上海 徐匯 200233）

0 前言

近年來，城市架空線入地工程開展得如火如荼，市區10 kV 電纜數量激增，這也導致10 kV 配電網中的容性電流值大幅增長，對于消弧線圈接地方式來說，就需要對應提高消弧線圈補償容量并提升系統絕緣水平，但這會大大增加投資。此外，電纜故障大多為永久性故障，消弧線圈接地方式選線難度大，故障時間一長容易發展為相間故障，擴大事故范圍。相比于消弧線圈接地方式，小電阻接地方式具備如下4 個優點：（1）良好的接地選線功能。其配備的零流保護靈敏度高，能快速準確切除故障線路，大幅縮短了故障排查時間；（2）有效抑制諧振過電壓。中性點小電阻和對地電容相當于并聯，破壞了電網由于TV 鐵芯磁滯飽和、線路斷線及斷路器不能同時合閘而發生諧振的條件，從而抑制諧振過電壓；（3）保護設備絕緣水平。在單相間接性弧光接地時，可有效限制工頻過電壓及設備經受過電壓的時間，同時通過電阻釋放殘余電荷，不會因發生二次燃弧時而造成過電壓；（4）實現原理簡單，投資少。小電阻接地方式除須配備保護測控裝置，無需增加其他控制元件，設備缺陷率低，運維簡單，出現異常情況可迅速判斷處理，無須依賴接地裝置廠家的技術支持。經對比可以看出，小電阻接地方式較消弧線圈接地方式優勢明顯。

1 改造原則及流程

消弧線圈接地系統改造為小電阻接地系統后，須要依據電網上下級保護整定原則，針對變電站設備、開關站出線、架空線柱上開關以及用戶側開放零流保護，此外還涉及變壓器中性點接地方式改造。

1.1 整定原則

小電阻接地系統繼電保護，應當滿足可靠性（包括安全性和信賴性）、選擇性、靈敏性等基本要求。

繼電保護可靠性主要由配置結構合理、質量優良和技術性能滿足運行要求的繼電保護裝置來保證。電網內任一點發生單相接地故障，均有相關保護動作切除。

對非持續性接地故障，10 kV 饋線宜配置間歇性接地保護。

保護整定與運行要確保選擇性，保證任一點發生單相接地故障時，由本身保護動作切除，只有當本身保護或斷路器拒動時，才允許由相鄰設備切除。

在小電阻接地系統中，零流保護應考慮線路經高阻接地故障的靈敏度，一般線路零流保護最后一階段定值不大于300 A。

由于小電阻接地系統的特殊性，其接地故障電流數值與負荷電流數值相差不大，故原則上不要求速動，但保護動作時間必須滿足1 000 A、10 s 的有關設備熱穩定要求。

小電阻接地系統必須且只能有一個中性點接地運行，當接地變壓器或中性點電阻失去時，供電變壓器的同級斷路器必須同時斷開。

正常運行情況下，不允許幾個小電阻接地系統并列運行。以免接地電流過大，引起設備損壞及保護失去選擇性。

1.2 變電站設備開放零流

1.2.1 10 kV 架空線出線

前加速零流：作為架空線接地故障的主保護，速動保護范圍不一定能保護全線。

定時限零流：作為架空線接地故障的后備保護，保護全線。

間歇性接地保護：當系統發生非直接接地，如發生經過渡電阻接地，或者發生間歇性接地時，接地電流達不到零序電流保護的整定值，或者達不到零流保護的啟動時間要求，此時零流保護不動作，但系統上一直存在較小的零序電流，長時間保持會發生小電阻燒壞等情況，為防止出現這種情況，設置間歇性接地保護。其定值較零序電流保護定值小，時間較零序電流保護長。整定時間為8 s。

1.2.2 10 kV 純電纜出線

定時限零流：整定時間與下級開關站出線配合，一般為3 s，保護全線。

間歇性接地保護：整定時間與下級開關站間歇性接地配合，下級開關站出線為5 s，變電站10 kV出線為8 s。

1.2.3 10 kV 分段自切

變電站10 kV 分段自切，增加后加速零流保護，自切動作合于接地故障時動作。

1.2.4 主變10 kV 開關

配置主變10 kV 零流I 段保護，動作跳開主變10 kV 側開關，配置主變10 kV 零流II 段保護動作跳開主變各側開關。

1.3 開關站出線開放零流

10 kV 開關站出線同變電站10 kV 電纜出線一樣，加裝定時限零流與間歇性接地保護，整定時間均較變電站10 kV 電纜出線縮短。同變電站一樣，在開關站的10 kV 分段自切增加后加速零流保護，自切動作合于接地故障時動作。

1.4 柱上開關開放零流

架空線上的柱上開關全部開放零流，與本線有聯絡的其他變電站架空出線上的柱上開關也全部開放零流。10 kV 自落熔絲靠熔絲的熔斷進行對其負荷側設備發生接地故障時的保護。具體情況如下。

1.4.1 供用戶的柱上開關

供用戶（電纜進線）的柱上開關，在負荷側安裝TV 及控制箱，確保柱上開關后的設備故障（包括TV 故障）時能正確動作，迅速隔離故障點。斷路器內TA 變比400/5。控制箱內保護參數統一設置為：速斷電流1 000 A，速斷時間為0 s；限時過流600 A，時間為2 s；在小電阻接地系統中零流保護定值設為250 A，時間為1.5 s。

1.4.2 聯絡柱上開關

聯絡、分段用柱上斷路器（負荷開關），兩側分別加裝TV 及控制箱。斷路器內TA 變比600/5。暫不設定保護，即控制箱內保護設定退出（控制箱電源分閘位置）。

對于第一種情況，當功率因數為零的時候，則無功功率Q不存在為空的，因此負載只有吸收有源功率P，圖9給出了完整模型的極點圖。

1.5 用戶側開放零流

上級電源側由消弧線圈系統改造為小電阻系統后，應同步實施用戶側改造，即開放用戶側零流保護，且用戶側零流保護定值應與上級保護相配合。用戶側接地也應同步改造。

1.6 變壓器中性點接地方式改造

變壓器中性點接地主要通過接地變和小電阻實現，接地變一般采用Z 型接地變[1]，如圖1 所示。

圖1 小電阻接地方式原理圖

每相鐵芯柱上的2 個繞組按相反方向纏繞，并按照Z 型連接法將三相繞組連成星型[2]。正、負序電流流過時表現為高阻抗（相當于勵磁阻抗），而當零序電流流過時，同一鐵芯柱上的2 個繞組產生的磁通互相抵消，表現為低阻抗（相當于漏抗），從而實現對接地故障的快速判別及定位。

1.7 小電阻接地裝置選擇設計

根據DL/T 620—1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》中規定[3]，額定電壓為 10 kV 的電氣設備短時（1 min）工頻耐壓一般為變壓器為35 kV、開關為 42 kV。

小電阻接地裝置中的小電阻均應滿足DL/T 780—2001《配電系統中性點接地電阻器》的要求。小電阻裝置應采用不銹鋼合金型電阻器，接地變壓器應采用 Z 型接線變壓器。零序電流互感器施工時，要特別注意電纜外皮接地線的正確性。

2 常見問題探討

由于熔斷器一般僅按照被保護設備的額定容量選擇，且不同熔斷器的特性曲線存在差異，可能出現單相接地故障下熔斷器和上級繼電保護不配合的情況。當熔斷器和上級保護不配合時，可能出現單相接地故障下熔斷器和上級保護同時動作，甚至出現熔斷器不動作，而上級保護越級動作的情況。此外小電阻接地改造還涉及特定開關站自切停用及用戶側改造問題。

2.1 與架空線自落熔絲配合

10 kV 桿變通常采用自落熔絲作為保護。當發生故障時，依靠自落熔絲熔斷切除故障電流，從而保證非故障設備繼續運行。自落熔絲保護特性曲線呈現反時限特征，故障電流越大，熔斷時間越短；反之，熔斷時間越長。

表1 10 kV 架空線零流保護配置表

對于之前在配網中應用較多的100 A 自落熔絲來說，發生單相接地故障時，零序故障電流大于480 A，上級前加速零流保護將動作，動作時間為0 s；而對應于100 A 自落熔絲，480 A 故障電流的自落熔絲熔斷時間為6 s，理論上對于1 000 A 小電阻接地系統，最大零序故障電流不會超過1 000 A，此時自落熔絲動作時間為0.4 s，因此，當發生接地故障時，熔斷器與前加速零流動作時間不配合，將出現前加速零流先于熔斷器動作的情況。

針對上述問題，將架空線100 A 自落熔絲調換為75 A 自落熔絲，對于100 A 以上元件自落熔絲則調換為柱上斷路器，提升了配網可靠性。但這也增加了投資，且目前柱上開關戶外運行環境復雜，存在控制器故障拒動的可能性，須要加大運行維護，及時排除柱上斷路器拒動的隱患，增加電網運行風險，后續須要逐步將容量較大的配電站和用戶由熔斷器供電改由開關站出線供電。

2.2 與配電站負荷閘刀熔絲配合

目前城市配電網中大部分P 型站（即配電站）采用負荷閘刀熔絲作為保護。與架空線類似，同樣存在負荷閘刀熔絲和上級零流保護不配合的問題。以某地區城市電網中曾經發生的一起越級跳閘事故為例。

A 站為10 kV 開關站，其一路出線：63 新1 新鎮一號甲作為下級10 kV 配電站B 站進線電源，如圖2 所示。

圖2 10 kV 開關站及配電站

2022 年5 月7 日，A 開關站：63 新1 新鎮一號甲零流保護動作，開關跳閘。后續查明原因為下級B 配電站：15 新11 農南路西出線3 號桿有小動物碰線痕跡。操作人員現場確認A 開關站：63 新1 新鎮一號甲出線零流保護動作，開關跳閘。下級B 配電站：15 新11 農南路西負荷閘刀柜內熔絲未熔斷，負荷閘刀也未聯動跳閘，致使該出線故障未能及時隔離，越級至上級電源開關站對應出線開關跳閘。

A 開關站：63 新1 新鎮一號甲零流保護整定值為：160 A，1 s。B 配電站：15 新11 農南路西負荷閘刀柜內熔絲規格為100 A。

實際保護電流約為900 A，根據熔絲特性曲線，對應延時為1.2 s 左右，由于各自動作時間上的差異，導致故障當天上級電源開關站保護動作先于負荷熔絲熔斷，因而造成故障范圍擴大。

為了使負荷閘刀熔絲能與上級電源站零流保護配合，需要將熔絲規格調小。圖2 為了與上級站零流保護整定值的160 A，1 s 配合，應選用16 A 的熔絲，顯然這是不實際的。

經上述分析可以得知，配電站負荷閘刀熔絲極易產生與上級電源站零流保護不配合的問題，后續應考慮將這類配電站所供架空線以及所供容量較大的配電站專線用戶，改由開關站出線供電或者整個配電站改造為開關站，但同時這也會增大投資。

2.3 開關站自切

一路電源為消弧線圈系統，另一路電源為小電阻系統的開關站，在調度事故處理接地時，需要停用分段自切，防止小電阻系統側跳閘，避免擴大故障范圍。

2.4 用戶側改造

小電阻接地改造工程要求用戶側開放零流保護，但是部分用戶側繼電保護裝置設備老舊，無法直接開放零流，需要用戶投資更換繼電保護裝置，工作上較難開展。

3 結束語

本文論述了城市配電網中10 kV 小電阻接地方式相比消弧線圈接地方式的諸多優勢，介紹了小電阻改造的總體思路及具體流程，并對小電阻接地方式下存在的典型問題進行了探討。小電阻接地方式雖較消弧線圈接地方式優勢明顯，但其并不適用于所有配網，尤其是郊區等架空線較多且瞬時性故障頻率高的區域，且需要相應加大投資以及更為合理的電網網架作為支撐。