刘配配，胡烈良

（广东电网有限责任公司韶关供电局，广东 韶关 512000）

2021 年9 月13 日16:08，由于乙站主网设备检修，乙站两段10 kV母线均通过该站一条10 kV馈线转为甲站供电，甲乙两站10 kV系统接地方式不同。甲站10 kV 系统是小电抗接地系统，小电抗接地选线原理是当10 kV 系统出现接地故障时，接地选线系统将结合零序电压、零序电流、功率方向判别故障相别，分相投入小阻值的电抗器接地灭弧，系统可根据接地电流大小选线告警或跳闸；乙站10 kV系统采用的是小电阻直接接地系统，发生接地故障时，馈线零序保护经延时跳闸。乙站站外F11 线发生永久性避雷器绝缘降低的接地故障时，小电阻直接接地系统识别出故障线路并零序保护动作断开F11线馈线开关，此后乙站10 kV母联500开关、10 kV Ⅱ段母线接地变5T2 开关相继跳闸，乙站10 kV I段母线失压。本文对故障时保护动作情况开展继电保护动作原理分析，并通过两个变电站采用不同接地方式组合下的5 种转供电运行方式安排时接地故障影响范围及故障隔离效率分析，提出了转供电运行方式安排建议。

1 故障前运行方式

甲站10 kV是小电抗接地系统，乙站10 kV是小电阻接地系统，乙站通过F22 由甲站F13 转供电，故障前联络开关处于合位。如图1所示，甲站F11线511开关、F12 线512开关、F13 线513开关均在合位，#1电抗器的真空接触器（分相）处于分位；乙站主变检修、F11线511开关、F12线512开关、F21线521开关、F22 线522 开关、#2 接地变5T2 开关、10 kV母联500开关均在合位、F22线522开关保护退出。

图1 故障前运行方式

2 故障后运行方式

故障后，如图2所示，甲站F11线511开关、F12线512开关、F13线513开关均在合位，#1电抗器的真空接触器（分相）处于分位，乙站F11线511开关、10 kV母联500开关、#2接地变5T2开关均在分位，乙站10 kV IM失压。

图2 故障后运行方式

3 跳闸过程分析

甲乙站接地故障保护动作时序如表1所示。

表1 保护动作时序表

分析保护动作报文可知，F11线511开关因发生接地故障零序保护动作跳闸后，甲站#1电抗器和乙站#2接地变形成两点接地，乙站#2接地变5T2开关跳开后接地现象消失，甲站#1 电抗器真空接触器断开。

结合甲、乙站继电保护定值分析如下：

结合表1保护动作时序和表2保护定值配置表可推断，故障发生时，零序电流分布如图3 所示，甲站小电抗接地选线装置检测到零序电压及零序电流，投入单相真空接触器，此时系统相当于三个接地点，分别是甲站#1 电抗器、乙站F11 馈线、乙站#2 接地变中性点小电阻。由甲站#1 电抗器、甲站F13 线、乙站F22 线、乙站F11 线、#2 接地变间隔共同构成零序电流网络图，乙站F11线511开关零序保护延时0.8 s 后断开511 开关，再经2.5 s 延时乙站#2 接地变跳开10 kV母联500开关。

图3 接地故障发生时零序电流分布图

表2 甲、乙站保护定值配置表（部分）

此时系统零序电流分布发生改变，如图4所示，有甲站#1宁志电抗器、乙站#2接地变中性点小电阻两个接地点。由甲站#1 电抗器、甲站F13 线、乙站F22 线、乙站#2 接地变间隔共同构成零序电流网络图，乙站#2接地变5T2开关达到过流保护动作定值，2.7 s 后动作断开5T2 开关，零序电压消失，电抗器真空接触器返回。

图4 乙站10 kV母联500开关跳闸后零序电流分布

综上所述，本次故障过程中甲站#1 选线装置、乙站F11 线511 开关保护、乙站#2 接地变保护均正确动作，但导致了故障影响范围扩大至乙站10 kV Ⅱ段母线。

4 转供电运行方式探讨

按照甲站10 kV 宁志选线装置是否投退、乙站10 kV 接地变是否投退进行不同组合得出五种不同运行方式安排，分别分析10 kV 馈线发生故障时各开关保护的动作情况。

第1 种运行方式：甲站10 kV 系统经小电抗接地、乙站10 kV系统经小电阻接地。

若乙站10 kV IM 馈线发生接地故障时，乙站10 kV IM失压，接地变开关跳闸，10 kV ⅡM可正常供电。若乙站10 kV ⅡM 馈线发生接地故障时，故障线路跳开后，乙站10 kV IM 失压，接地变开关跳闸，10 kV ⅡM非故障线路可正常供电。

若甲站10 kV馈线（非联络线F13）接地，由于甲站10 kV 馈线无零序保护，则乙站接地变跳开乙站10 kV母联500开关、跳开接地变开关后，故障仍存在，由甲站宁志小电抗选线装置选线跳开故障线路，造成乙站10 kV IM失压，故障线路失压。

第2种方式：甲站10 kV系统经小电抗接地，乙站10 kV系统经小电阻接地（接地变保护退出跳500开关出口）。

若乙站10 kV IM馈线发生接地故障时，乙站10 kV故障线路失压，接地变开关跳闸，其他非故障线路可正常供电。若乙站10 kV ⅡM 馈线发生接地故障时，故障线路跳开后，接地变开关跳闸，其他非故障线路可正常供电。

若甲站10 kV馈线（非联络线F13）接地，由于甲站10 kV 馈线无零序保护，则乙站接地变跳开接地变开关后，故障仍存在，由甲站宁志小电抗选线装置选线跳开故障线路，故障线路失压。

第3 种方式：甲站10 kV 系统经宁志小电抗接地，乙站10 kV系统不接地。

若乙站10 kV IM或ⅡM馈线发生接地时，甲站选线装置选出联络线甲站F13接地，跳开F13线513开关，甲站F13失压、乙站全站失压。

若甲站10 kV馈线（非联络线F13）接地，由甲站宁志小电抗选线装置选线跳开故障线路，故障线路失压。

第4 种方式：甲站10 kV 系统不接地，乙站10 kV 系统经经小电阻接地。

若乙站10 kV IM馈线发生接地时，故障线路跳开后，动作结束，故障线路失压。若乙站10 kV ⅡM馈线发生接地时，故障线路跳开后，动作结束，故障线路失压。

若甲站10 kV（非联络线F13）馈线接地，由于甲站10 kV 馈线无零序保护，则乙站接地变跳开乙站10 kV母联500开关、跳开接地变开关后，故障仍存在，由调度员手动试漏切开故障线路，造成乙站10 kV IM失压，故障线路失压。

第5种方式：甲站10 kV系统不接地，乙站10 kV系统不接地。

若乙站10 kV IM馈线发生接地时，调度员快速切除故障起见，会手切乙站10 kV母联500开关，造成乙站10 kV IM失压。若乙站10 kV ⅡM馈线发生接地时，调度员快速切除故障起见，会手切乙站F22线522开关，造成乙站全站失压。

若甲站10 kV（非联络线F13）馈线接地，调度员试漏切除甲站故障线路。

由以上5 种运行方式下的故障后系统运行分析可知，第2 种运行方式下的停电范围最小、故障隔离效率最高，第1、3、4 种运行方式下须会造成停电范围扩大，第5 种运行方式下须通过试错法排除接地故障线路，故障隔离时间更长且会造成部分非故障线路短时停电。

5 结束语

本文对故障时保护动作行为进行深入分析，得出是由于不同原理的接地方式造成10 kV 整段母线失压及接地变跳闸的结论，通过对比分析5 种不同转电方式的失压情况及故障隔离效率，提出采用甲站10 kV系统经小电抗接地，乙站10 kV系统经小电阻接地，乙站接地变退出跳10 kV母联500开关出口的转电方式，达到最小范围、高效率隔离故障的目的，为10 kV不同接地方式的转电提供指导意义。