陈晨，毕云川，陈余，杨惠媛，杨奉刚，曹榕，施铭涛

（1.云南电网有限责任公司大理供电局，云南 大理 671000；2.云南电网有限责任公司电力科学研究院，云南 昆明 650000）

0 前言

目前，我国10 kV 配电网中性点主要采用不接地、经小电阻接地、经高电阻接地和经消弧线圈接地这几种接地方式[1-3]。其中非有效接地方式涉及的10 kV 配电线路大部分为裸导线，线路（特别是分支线）通道跨越雷区、林区等，在大风、雨季、雷季等时节经常发生接地故障，而小电流接地故障产生的过电压容易导致非故障相绝缘击穿，因此，配电网长时间带接地故障运行，有可能使故障范围和严重程度扩大，造成重大经济损失。实际工作中小电流接地故障中还有一部分是由导线坠地引起的，坠地的导线长期带电运行，容易引发山火、或造成人身触电事故，产生恶劣的社会影响。

由于架空线路系统容性电流较小，母线一般为非有效接地系统，分支接地故障经常需要上级开关跳闸，引起大范围的停电。目前，云南电网主干线利用电压-时间型逻辑配合功能中的合到零压分闸并闭锁合闸功能，已实现接地故障的定位隔离；但由于分支线上的接地故障由于系统容性电流小，稳态零序保护不能正常启动，不能通过分支断路器直接隔离，需并入主干线接地故障来处理，导致故障隔离范围扩大。此外，由于缺乏可靠的小电流接地故障定位技术，目前在选出故障线路之后，主要还是靠人工巡线的方法查找故障点，故障修复时间长，而且耗费大量的人力物力。目前暂态接地选线技术已很成熟，可以用到分支线配电自动化终端上来实现分支线接地故障的直接隔离[4-8]。本文通过对某供电局使用的配电自动化终端小电流接地选线功能进行试验，验证该功能在分支线配电自动化终端隔离接地故障的准确性。

1 小电流接地故障保护功能原理

1.1 小电流接地故障暂态特征

小电流接地系统，发生单相接地故障时接地瞬间的过渡过程会产生明显的暂态电气量，包含丰富的故障位置信息。要严格计算出接地故障电气量（特别是暂态分量）的变化过程比较复杂，而使用简化的等效电路进行分析，得出一些初步的结论，可以较好地把握故障电气量的基本特征。配电网接地故障等值电路如图1所示。

图1 配电网接地故障暂态简化等效电路

配电网小电流接地故障暂态具有末端开路状态下的谐振特性、末端短路状态下的谐振特性、末端带有负荷传输线的谐振特性。在一般条件下，末端带有负荷的线路会发生无穷多次并联和串联谐振。当多条参数不同的均匀传输线并联时，设在角频率时某条线路发生了串联谐振，而其他线路均无谐振产生，则该条线路对外阻抗最小，线路中流过的电流为最大值。同理，若有一条线路发生了并联谐振，而其他线路均无谐振产生，则该条线路对外导纳最小，线路中流过的电流为最小值。

1.2 配电自动化终端小电流接地故障保护功能

配电自动化终端小电流接地故障保护功能主要是利用故障暂态波形的特征，通过对暂态暂态电气量进行识别，以实现小电流接地功能。目前，云南电网地区已投运的配电自动化终端中小电流接地选线功能仅有小电流接地告警、小电流接地出口跳闸、小电流接地重合闸三项。配电自动化终端在投入小电流接地选线功能时终端投入III 段式保护，退出零序I 段过流保护，投入小电流接地告警、小电流接地出口、小电流重合闸功能。根据类型不同，本次测试分别对终端1 和终端2 进行测试。两个终端主要小电流接地选线功能原理如表1 所示。

表1 配电自动化终端小电流接地选线功能参数

1.3 单相接地故障的暂态过程

我们通常将接地故障分为瞬时性接地故障和永久性接地故障。发生瞬时接地故障后，配电自动化终端通过1 至2 次重合闸即可识别，配电线路可以在瞬时接地故障小时后继续正常运行。发生永久性接地故障后，配电自动化终端将会出现重合闸失败的情况，以辅助运维人员前往现场查找故障。配电自动化终端对接地故障的识别与中性点接地方式有较强的的关联性，如文献[9]介绍了国内外配电网中性点接地方式的现状，并从供电可靠性、单相接地故障处理对策、人身风险、设备风险等方面对配电网各种中性点接地方式进行了对比分析。

在中性点不接地方式下的配电网中，当C相发生单相接地故障时，接地故障点的电流接近系统电容电流，发生接地故障后，A、B 相电压均升高，C 相电压明显降低，发生单相接地故障前后的接地故障波形见如图2 所示。

图2 中性点不接地方式下的接地故障波形

中性点经消弧并小电阻接地方式下的配电网中，发生单相接地故障时，故障点电流在消弧线圈的补偿作用下能够得到抑制，但不能消除，发生永久性接地故障时，消弧线圈退出，投入小电阻，放大故障电流，此时变电站出线开关或配电自动化终端零序保护经过延时动作，切除故障线路。发生单相接地故障前后的接地故障波形见图3。

图3 中性点经消弧并小电阻接地方式下的接地故障波形

结合经验来说，对于中性点不接地系统一般用于单相接地故障电流小于10 A 的情况，当发生瞬时性或者永久性单相接地故障后，因为系统存在较高的可靠性和稳定性，该系统仍可继续运行，一般为2 h，故障消失后即可恢复正常。经消弧线圈接地系统用于发生永久性接地故障且电流超过10 A 时的情况，该接地方式可减少甚至避免产生间歇性弧光接地过电压的可能性。

2 小电流接地故障保护功能验证

2.1 试验验证工况

根据不同配电自动化终端小电流接地故障保护功能的判据不同，分别通过试验就行验证，设置为两个工况。工况一：将10 kV 架空II 回（三相200 m）线、集总参数2 号柜、集总参数1 号柜进行串联，实现30 km 模拟架空线路和200 m 真实架空线串联，其中10 kV 架空II回线路尾端T 接接地故障支路，故障类型分别为：中性点不接地方式下的金属性接地、低阻接地、高阻接地。工况二：将10 kV 架空II 回（三相200 m）线、集总参数2 号柜、集总参数1 号柜、集总参数4 号柜、集总参数5 号柜进行串联，实现30 km 模拟架空线路和200 m 真实架空线串联，其中10 kV 架空II 回线路尾端T 接接地故障支路，故障类型分别为：中性点经消弧线圈接地方式下的金属性接地、低阻接地、高阻接地。接线示意图如图4 所示。

图4 200 m架空真型线路接线示意图

2.2 试验验证过程

按照中性点工作方式不同开展分别进行试验。在中性点不接地方式下，试验过程中通过集总参数2 号柜、集总参数1 号柜模拟线路参数，在10 kV 架空II 回线路尾端T 接接地故障支路，并在故障支线前端进行录波辅助分析。在中性点经消弧线圈接地方式下，在上述试验过程的基础上增加集总参数4 号柜、集总参数5 号柜调节系统对地容性电流。最后依次开展金属性接地（0 Ω）、低阻（500 Ω）、高阻（1 kΩ）、高阻（2 kΩ）接地小电流接地保护功能情况。

2.3 小电流接地保护功能试验验证

按故障持续时间与类型，可将故障划分为瞬时性接地故障与永久性接地故障。根据实际应用需求，本次试验主要验证的是瞬时性接地故障持续时间大约1 s，永久性接地故障持续时间大于2 s。根据以上测试项目组合，本次试验模拟单相接地故障共32 次，分别对终端1 和终端2 各测试16 次。经过对32 次测试结果分析，发现现有配电自动化终端在小电流接地选线保护功能方面存在以下情况。

2.3.1 终端1试验波形暂态过程分析

针对终端1 以测试项目14（中性点经消弧线圈接地方式下高阻1 kΩ 永久性接地故障）为例，对电压、电流波形进行展示分析，如图5为故障线路电压、电流波形，图6 为故障线路零序电压、电流幅值、相角等测试数据。故障发生时虽然零序电压幅值已超过3U0（54 V），但零序电压、电流相角差未达到180°，故终端对接地故障判断不成功，未发送跳闸出口指令。

图5 故障线路电压、电流波形

图6 故障线路零序电压、电流幅值、相角

2.3.2 终端1试验波形暂态过程分析

针对终端2 以实验项目3 和实验项目4（中性点不接地方式下低阻500 Ω 瞬时接地故障、永久接地故障）为例，对电压、电流波形为例进行展示。图7 为故障线路电压、电流波形，图8 为故障线路零序电压、电流幅值、相角等测试数据。

图7 故障线路电压、电流波形

图8 故障线路零序电压、电流幅值、相角（永久接地故障、瞬时接地故障）

1）试验项目3 瞬时接地故障：故障发生时零序电压、电流相角差为92.35°（未超过180°），虽然零序电压幅值大于3U0（54 V），但故障持续未达到或超过2 s，故终端成功识别瞬时故障，不发送跳闸出口指令。如故障发生时虽然零序电压幅值已超过3U0（54 V），但零序电压、电流相角差未达到180°，故终端对接地故障判断不成功，未发送跳闸出口指令。

2）试验项目4 永久接地故障：故障发生时零序电压、电流相角差为267.36°（超过180°），且零序电压幅值大于3U0（54 V），同时故障持续超过2 s，故终端故障识别成功，发送跳闸出口指令。

2.4 小电流接地保护功能验证结果

2.4.1 终端1小电流接地保护功能验证结果

1）因此类终端对小电流接地故障判据较为简单，故线路发生瞬时、永久接地故障时，终端设置小电流接地故障出口延时时间2 s 后，开关都动作，线路开关出现频繁跳闸，无法区分瞬时故障和永久故障。

2）在中性点不接地方式下终端1 对瞬时性接地故障和永久性接地故障两种单相接地故障基本可以能识别成功，仅对高阻（2 kΩ）永久性接地故障判断不准确，开关不动作。

3）在中性点经消弧线圈接地方式下对金属性接地（0 Ω）瞬时性接地故障故障、高阻（1 kΩ、2 kΩ）瞬时性和永久性接地故障判断均不准确，开关不动作。

2.4.2 终端2小电流接地保护功能验证结果

1）在中性点不接地方式下终端2 能正确识别瞬时性接地故障和永久性接地故障并出口，开关均能正确工作。

2）在中性点经消弧线圈接地方式下仅能准确识别金属性接地故障，对低阻（500 Ω）、高阻（1 kΩ、2 kΩ）永久性接地故障判断均不准确，开关不动作。

综上所述，终端2 相比较终端1 增加对接地故障持续时间的判据，能相对准确地识别瞬时性接地故障和永久性接地故障，且终端2 总体来说在中性点不接地方式下能准确识别接地故障并正确出口。故终端2 相比较终端1 的小电流接地保护功能较为有效，但相比较变电站内暂态选线功能，终端对小电流接地故障的判据过于单一和简单，还有很大的提升空间。

3 结束语

随着10 kV 配电自动化开关的普遍应用，对配电自动化开关准确识别并隔离短路、接地等各类故障的功能要求越来越多，精准性也会越来越高。小电流接地方式因为其高供电可靠性得以广泛应用于配电网,且所有故障事故中,由单相接地引起线路故障的发生率高达80%。然而,在现有配电网线路发生接地故障时,故障选线装置由于误选、漏选等情况,导致选线正确率不能满足供电可靠性要求。因此，准确识别单相接地故障并应用于配电自动化终端中能有效减少接地故障带来的危害，同时对配电网供电可靠性、人身风险、电网风险都发挥着积极的作用。