李沐峰 陈 昕 王 珏 韩觐伊 沈钟浩 龙明洋 郭慧东

（国网郑州供电公司，河南 郑州 450000）

0 引言

随着城市规模的不断扩大，公众对城市配电系统的建设要求也在不断提高，现行的城区规划要求输电线路由架空线路改为电缆线路［1］。以往10 kV配电电网中多采用的是中性点非接地系统，采用经消弧线圈接地的方式。当电缆线路过多时，容性电流增加，补偿容量也在不断增加，最终导致电网内单相接地故障发展成母线短路事故［2］。我国相关电气设备设计规范中规定，在35 kV、10 kV城市配电网络中，当电缆线路较长或系统电容电流较大时，可采用低电阻的接地方式。因此，在城市配电网改造过程中，中性点接地方式中的有关问题已成为众多学者的研究重点。

对部分城市而言，低电阻接地方式属于新兴技术。在完成接线改造后，其故障特点、继电保护相关配置尚无典型经验可以借鉴，由此可能造成的保护失配和故障越级跳闸问题，使低电阻配置工作面临着发展方向选择的问题。

1 事故概述

2021年3月26日10时，某110 kV变电站第41馈线发生A相接地故障，保护启动，2#接地变过流Ⅱ段保护动作出口跳闸，跳闸2#接地变，并联跳2#主变低压侧分支1021、1022开关，造成10 kVⅡ母、Ⅲ母短暂失压。随后100装置备用电源自动投入功能（简称“备自投”）动作，合闸100开关，但由于41馈线故障仍然存在，导致1#接地变过流Ⅱ段保护动作出口跳闸，跳闸1#接地变，并联跳1#主变低压侧分支1011、1012开关，从而引起全站10 kV母线失压。该变电站一次系统接线（见图1），两台接地变高压侧中性点各经10Ω小电阻接地。

图1 变电站一次接线图

2 现场情况检查

2.1 现场查看故障录波情况

10 kVⅢ母系统A相电压降低、电流增大，线路出现零序电流，根据41馈线零序电压与零序电流相位关系可判断出故障位置位于线路正方向（见图2）。

图2 41馈线保护录波图

2.2 查看保护动作信息，1#主变及2#主变保护均未启动

41馈线保护曾在10：03：53.1和10：04：01.7两次出现启动信息，但均未出现跳闸。2#接地变则在10：03：53.6过流Ⅱ段跳闸，并联跳1021、1022开关，Ⅲ母、Ⅳ母短时失压。10：04：01.7时100母联备自投装置正确动作合闸，1#接地变在10：04：02.2时过流Ⅱ段跳闸，并联跳1011、1012开关，全站10 kV母线失压。各保护动作及跳闸时序见图3。

2.3 各装置保护定值检查

查看100分段保护及备自投功能的定值，充电保护相过流定值为5 A、0 s；保护功能未投入充电零序过流保护，CT变比为3 000∕5；查看41馈线保护定值，相过流Ⅰ段保护定值为33 A、0.7s；相过流Ⅱ段保护定值为7.5 A、1.5 s；零序过流保护定值为0.75 A、1 s，CT变比为600∕5；查看1#及2#接地变保护定值，相过流I段保护定值为25 A、0.2 s，相过流Ⅱ段保护定值为0.8 A、0.5 s，零序过流保护定值为3 A、1.8 s，CT变比为200∕5。接地变跳闸会联跳所在母线的主变低压侧两分支开关，零序过流保护会闭锁备自投功能。

全站零序电流选用自产零序电流，即三相电流之和相加，未采用专用零序CT输出电流［3］。

3 事故原因分析

3.1 故障原理分析

由检查结果可知，该次事故是由41馈线A相发生单相接地故障引发的，本研究采用10 kV系统来绘制故障分量电流流向图，从而分析该故障［4］。

根据电力系统继电保护原理［3］得出以下结论：①单相接地故障可使用对称分量进行分析，其中故障分量网络可视为在故障点由故障相的正序、负序、零序网络串联而成的复合序网图；②Ynd接线变压器星形侧零序电流通过中性点入地，从而形成通路，△形侧零序电流不能通过，绕组外零序回路可视为开路。

根据上述理论［5］，41馈线A相发生单相接地故障时，正负零序网络及电流流向示意图见图3。

图3 保护动作及跳闸时序

3.1.1 2#接地变跳闸之前，故障网络见图4。Es为系统A相的电压；Z s2+、Z s2-、Z s20分别为2#主变高压侧系统等效的正序、负序、零序阻抗；Z T2+、Z T2-、Z T20分别为2#主变等效的正序、负序、零序阻抗；Z Lxx+、Z Lx x-、Z Lxx0分别为各馈线等效的正序、负序、零序阻抗；Z t2+、Z t2-、Z t20分别为2#接地变等效的正序、负序、零序阻抗；R2为2#接地变中性点小电阻阻值。由图4可知由2#主变提供，由于主变低压侧是△接线，零序电流不能通过，经2#接地变的中性点小电阻流通形成零序回路，由于各馈线及接地变所带负荷的等效阻抗远大于系统元件阻抗，故将负荷阻抗等效为无穷大阻抗。

图4 2#接地变跳闸前故障序网图

故障点A相三序电流的计算公式见式（1）。

流过41馈线故障点A相故障电流的计算公式见式（2）。

3.1.2 2#接地变跳闸后联跳1021、1022开关后会造成10 kVⅢ母、Ⅳ母短暂失压。随后100母联备自投装置动作，合闸100开关，重新形成故障网络，如图5所示。

图5 1#接地变跳闸前故障序网图

可计算故障点A相三序电流的计算公式见式（3）。

流过41馈线故障点A相故障电流的计算公式见式（4）。

3.2 故障数据分析

由图1可知，41馈线的二次A相电流与二次零序电流约是2.7 A，根据600∕5变比折算至一次值可知，I ka=I a++I a-+I a0=3I0≈324 A，不满足相过流的保护定值，满足零序过流I段定值0.7 A，该保护将延时1 s跳闸。根据公式可计算出系统三序电流是I a+=I a-=I a0≈108 A，其中零序电流流经2#接地变，即2#接地变三相电流均为108 A，由200∕5变比可知其保护装置测量的二次相电流是2.7 A，满足相过流Ⅱ段定值0.9 A，该保护会在0.5 s后跳闸2#接地变，并联跳2#主变低压侧开关。

2#接地变跳闸后联跳1021、1022开关后造成10 kVⅢ母、Ⅳ母短暂失压。随后100母联备自投装置动作，合闸100开关。两台接地变参数一致，110 kV系统及1#主变参数与2#主变一致，当重新形成故障网络后，41馈线单相接地故障仍存在，故有I a+=I a-=I a0≈108 A。

流过41馈线与100开关的A相故障电流与零序电流相等，I ka=I a++I a-+I a0=3I0=324 A，根据前文分析可知，41馈线保护在1 s时间内不会跳闸。

100分段开关CT变比为3 000∕5，可知二次A相电流与二次零序电流均为0.108 A，100开关不会有任何保护功能跳闸。

零序电流流经1#接地变，即1#接地变三相电流均为108 A，由于1#接地变CT变比为200∕5，其保护装置测量的二次相电流为2.7 A，满足相过流Ⅱ段定值0.9 A，该保护会在0.5 s后跳闸1#接地变并联跳1#主变低压侧开关，随即全站10 kV失压。

3.3 保护整定分析

根据小电阻接地变的配置要求，在一个10 kV系统中，有且只能有一个中性接地点，故要求接地变在跳闸时必须联跳其所在母线的主变进线开关。

3.3.1 馈线零序保护整定。经电阻接地系统的馈线零序Ⅰ段保护整定原则为：对本线路末端单相接地故障要有足够灵敏度。根据经验取零序电流整定值为90 A（一次值）可保证灵敏度，整定二次值为0.75 A，为配合下级配电网络零序保护时间，该保护跳闸时间整定为1 s。

3.3.2 接地变电流保护整定。根据相关整定规程，接地变配置两段相过流保护，其中Ⅰ段作为接地变本体主保护，Ⅱ段作为其站用变功能的高压侧后备保护，配置一段零序过流保护作为其所在母线所带各分支接地故障的后备保护。

①接地变相过流保护I段定值整定原则。按躲过站用变低压侧母线最大短路电流整定，见式（5）。

式中：K rel为灵敏系数，取1.3；n CT·t为接地变开关电流互感器变比，取200∕5；U N为低压侧母线额定电压，取10.5 kV；Z∑为归算至10 kV侧的系统总阻抗，取8.14Ω。可计算出Iφ·t·Is e t≥24.2 A，故接地变相过流保护Ⅰ段定值设置为25 A，延时0.2 s跳开接地变并联跳主变低压侧开关，延时按照躲过接地变励磁涌流配置。

②接地变相过流保护Ⅱ段定值整定原则。按躲过站用变最大负荷电流整定，见式（6）。

式中：K rel为灵敏系数，取1.3；nCT·t为接地变开关电流互感器变比，取200∕5；StN为主变额定容量，取400 kVA；U N为低压侧母线额定电压，取10.5 kV。计算出Iφ·t·Ⅱset≥0.71 A，故接地变相过流保护Ⅱ段定值设为0.8 A，延时0.5 s跳开接地变并联跳主变低压侧开关，时限与全站380 V及以下交流空开配合。

③接地变零序I段定值整定原则。按单相接地故障有灵敏度进行整定，与所在母线各馈线零序过流保护配合，动作时间应大于各馈线零序过流保护最长动作时间，按照(3I0)t·Is et≥K rel×(3I0)L·set×n CT·L∕n C T·t的原则。(3I0)L·set是馈线零序过流保护整定的二次值，取0.75 A；n CT·L为接地变开关电流互感器变比，取600∕5；n CT·t为接地变开关电流互感器变比，取200∕5；计算出(3I0)t·Iset≥2.9 A，故接地变零序Ⅰ段定值设置为3 A，延时1.8 s跳开接地变并联跳主变低压侧开关，闭锁备自投，时限与各馈线零序过流保护相配合。

3.3.3 母联分段保护整定。母联分段保护未配置普通的过流保护，只配置了充电相过流保护功能，用于100分段开关充电失压母线时，躲过该段母线最大负荷电流。计算公式见式（7）。

式中：K rel为灵敏系数，取1.3；n C T·100为100母联开关电流互感器变比，取3 000∕5；S T N为主变额定容量，取40 MVA；U N为低压侧母线额定电压，取10.5 kV。可计算出I100·set≥4.7 A，故充电相过流保护定值设置为5 A，无时限跳开100母联开关。

3.4 故障电流分布分析

由图4和图5可知，当某馈线发生单相接地故障时，其故障电流I k与系统总零序电流3I0相等，由于主变低压侧是△接线，零序电流不能通过，故所有零序电流均流过接地变中性点，该零序电流平均分布于接地变三相引线上，故存在电流对应关系I t a=，又因为3n C T·t=nCT·L，故存在保护装置采集的二次电流有I'tφ=3I'L0，即故障馈线的二次零序电流等于接地变的二次相电流。当接地变相过流保护定值与馈线零序过流保护定值相近时，由于接地变相过流Ⅱ段保护时间整定为0.5 s，短于馈线零序过流保护时间为1 s，将出现接地变保护先于馈线保护动作情况，且由于接地变相过流保护跳开主变进行开关后未闭锁备自投，母联开关再次合闸后，各元件故障电流依然存在此关系，仍是接地变相过流Ⅱ段保护先动作，最终导致全站10 kV失压。

4 处理措施及建议

①根据分析可知，接地变相过流保护定值与时限整定未与馈线零序过流时限配合是导致此次越级跳闸的直接原因，根据接地变及下级站用交流负荷配置更改定值配置，将接地变相过流保护Ⅱ段时间改为1.8 s，与馈线零序保护动作时限相配合，保证在同母线的线路单相接地后，馈线零序电流保护动作可以快过接地变相过流保护动作。

②对100保护装置增加充电零序过流保护功能，保证在母线或馈线分路存在单相接地故障情况下，当100合闸时，母联开关流过零序电流可以使充电零序过流保护动作，无延时动作跳闸，保证另一条母线不会失压。