摘 要：配網(wǎng)系統(tǒng)的安全穩(wěn)定很大程度上取決于故障定位的速率及故障隔離的精準度，而10 kV配網(wǎng)的接地故障處理，特別是南京地區(qū)配電網(wǎng)廣泛采用的中性點經(jīng)消弧線圈接地系統(tǒng)，在發(fā)生單相接地故障時，選線、定位及隔離問題總未能很好的解決。本文以南京城區(qū)10kV配電網(wǎng)系統(tǒng)一系列接地故障為例，詳細闡述了10kV配電網(wǎng)接地故障后的故障特征，并基于此給出了故障選線、定位及自動隔離的故障綜合保護方案。

關鍵詞：配網(wǎng) 小接地 接地故障 綜合保護

中圖分類號：TM773 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2012）11（a）-0092-02

考慮到中性點經(jīng)消弧線圈接地方式有著供電可靠性高等不可替代的優(yōu)點，目前南京地區(qū)10 kV配電網(wǎng)廣泛采用這種接地方式。但由于該方式在系統(tǒng)發(fā)生接地故障特別是單相接地故障時，故障選線困難。盡管目前部分變電站已投運自動選線裝置，但實際運行效果并不理想[1～2]。加之，目前配網(wǎng)的不斷發(fā)展，供電線路縱橫交錯，分支節(jié)點持續(xù)增多，網(wǎng)絡結構越發(fā)復雜，這都加大了自動故障選線的難度，而傳統(tǒng)的人工拉路法會造成短時停電，降低供電可靠性，明顯不適應經(jīng)濟社會的發(fā)展。同時，隨著城市內線路走廊用地不斷減少，配電線路也由架空線路部分或全部改為地下電纜線路，雖然一定程度上提升了供電可靠性，但也進一步加大了故障定位排查的難度[3]。

鑒于此，本文詳盡分析了三起南京地區(qū)10 kV配電網(wǎng)典型接地故障，并基于此案例結合南京城區(qū)配電自動化試點改造項目，給出了故障選線、定位及自動隔離的故障綜合保護控制方案，將可有效實現(xiàn)配電網(wǎng)故障保護功能。

1 典型故障案例分析

2011年10月1日上午9：15，南京地區(qū)35 kV程橋變10 kVI段母線發(fā)生單相接地故障，母線電壓Ua=9 kV，Ub=1.52 kV，Uc=8.86 kV，3Uo=96.71 V。當值調度員短時拉路查為10kV朱圩線B相接地故障，立即告知急修人員搶修。10：05查為鄭榮采石場#14～#15桿單相斷線接地引起。10：11拉開R6162柱開朱圩線前段恢復送電。11：00合上R6162柱開后段，故障消除恢復供電，共計少送電量約500 kWh。

這是一起典型的配電網(wǎng)單相接地故障。10 kV配電網(wǎng)35 kV程橋變10 kV I段母線共有四組出線間隔，這種出線間隔較少的接地故障調度員可以通過拉路法迅速選出故障線路。但當出現(xiàn)間隔較多時拉路法往往很難快速準確的定位故障線路。諸如汊河變10 kV母線共有30個出線間隔，母線雖經(jīng)分段，各分段母線仍有超過10個出線間隔，人工拉路選線難度較大，且涉及雙電源用戶線路時需要用戶內部停電移負荷，造成非故障線路用戶不必要的停電，影響其正常用電，降低供電可靠性[4]。

其次目前配電網(wǎng)故障定位主要依靠人工巡線目測法找尋接地故障點，不僅消耗大量的人力物力，還延誤了故障定位時間，很難適應自動化程度日益提高的配電網(wǎng)發(fā)展。隨著城市電纜的大量鋪設，進一步加大了故障定位的難度。盡管目前在各個環(huán)網(wǎng)柜中有相應的故障指示儀，但隨著線路的拓長，節(jié)點的增多，仍無法提升故障巡線的效率。如圖1所示110 kV東門變10 kV香塘線共有17座環(huán)網(wǎng)柜，該線基本為全電纜線路。2012年1月27日一次速斷跳閘故障，香塘線117開關速斷動作跳閘，當值調度員立即告知急修人員搶修。21：20查線發(fā)現(xiàn)香塘線#1HWG102開關后段故障指示器翻牌。于21：21拉開香塘線#9HWG101開關、香塘線#1HWG102開關。21：27合上香塘線117開關，線路前段恢復送出。21：28合上香延HWG102開關，線路后段由東門變10 kV延安線代供。次日下午14：48經(jīng)檢查未發(fā)現(xiàn)故障隔離段電纜異常，15：03恢復正常運行方式。期間損失電量約為1500 kWh。此次故障處理共耗時18h才完全恢復正常運行方式（如圖1）。

全電纜線路發(fā)生兩相及以上短路或接地故障時，站內出線開關均能迅速動作隔離故障區(qū)段，但若發(fā)生全電纜線路的單相接地故障時由于故障電流小，站內出線開關通常不會動作，但非故障相的對地電壓升高為線電壓，極易導致線路絕緣損壞，特別是電纜線路由于其容性電流較大，相應的在單相接地故障時，故障電流也隨之增大。2008年8月22日，9：10，雨花變10 kV I段母線接地，小選線裝置發(fā)信顯示雨西線單相接地?？紤]到線路上有重要用戶火車站，調度未立即拉開故障線路，立刻與該用戶聯(lián)系停電時遭到拒絕。9：55，雨西線開關跳閘，兩分鐘內該站另外八條10 kV出線、兩路所用變相繼跳閘，全所失電，多家重要雙電源用戶失電。后檢查后發(fā)現(xiàn)，一條電纜溝內多條出線電纜擊穿，絕緣層燒化，導致多條線路保護動作跳閘[5]。可見電纜線路的單相接地故障需要更為迅速的定位故障點，進而及時排除故障，否則將可能導致更為嚴重的后果。

從上述三起小接地配電網(wǎng)系統(tǒng)接地故障案例可以看出，目前急需一種綜合故障選線、定位及自動隔離的配電網(wǎng)故障處理方案，因此本文結合南京地區(qū)配電網(wǎng)自動化試點工程給出了一種基于FTU的相間工頻變化量故障保護方案[6～7]。

2 綜合保護方案

小接地系統(tǒng)單相接地時，故障相與非故障相之間在電容電流變化量方面有明顯的區(qū)別。非故障線路的各相電容電感電流的工頻變化量相同，各相之間電容電感電流工頻變化量差值為零；而故障線路的故障相電容電感電流的工頻變化量與非故障相電容電感電流的工頻變化量的差值為配電網(wǎng)總電容電流十幾倍。

將兩相電流的工頻變化量的差值與第三相電流的工頻變化量進行比較即可判準確選出故障線路。雖然各相電流中除了電容電感電流以外還有負荷電流，但由于各相負荷電流在單相接地故障前后并不發(fā)生變化，因此各相電流的工頻變化量并不受負載電流的影響。即使在正常運行時負載出現(xiàn)嚴重的不平衡時也不會對該選線原理造成影響，加之正常運行時，可采用零序電壓啟動元件對其閉鎖，完全避免其誤動作。

在完成故障選線后，為了盡快恢復故障線路，在南京地區(qū)配電自動化改造項目的基礎上提出了基于電力系統(tǒng)遠動終端FTU的故障定位方案。有別于傳統(tǒng)的故障區(qū)域定位方案，隨著配電網(wǎng)自動化的發(fā)展，南京地區(qū)已有400余條饋線柱上開關改造成具有FTU功能，可實現(xiàn)智能化采集、通訊和控制的單元，改造試點線路已具備和配電網(wǎng)控制中心SCADA系統(tǒng)的實時光線通訊。FTU分別采集相應饋線開關的電氣量，并將上述信息由光線網(wǎng)絡傳送至SCADA系統(tǒng)。發(fā)生故障后，根據(jù)SCADA接受到的FTU采集信息，可由專門的故障處理模塊確定出故障區(qū)段，最后通過遠動遙控操作柱上開關、環(huán)網(wǎng)柜等配電自動化開關迅速隔離故障區(qū)段，保障非故障線路的可靠供電。

最后為確保配電饋線的安全運行，可在站內母線側中性點投入中高電阻由各間隔斷路器自動跳開單相接地故障線路，可作到零誤差保障該線路的絕緣安全。

3 結論

10 kV小接地配電網(wǎng)接地故障的檢測和處理，對配電網(wǎng)的安全、經(jīng)濟穩(wěn)定運行有較大影響。特別是占配電網(wǎng)故障80%以上[8]的單相接地故障，由于故障點電流小，使得故障選線、定位困難，如不及時排除可能導致絕緣擊穿等危害更嚴重的擴大故障。本文以三起典型的小接地配電網(wǎng)接地故障為基礎，詳細分析了目前10 kV配電網(wǎng)接地故障處理中有待改進的環(huán)節(jié)，并針對上述環(huán)節(jié)給出了一套完整的接地故障處理方案?；贔TU的小接地配電網(wǎng)接地故障選線及定位方案，將有助于運行人員快速排除故障，確保安全穩(wěn)定供電。最后為排除可能的選線及故障定位誤差，采取了中性點并接電阻的方式由出線開關自動切除故障線路。但如何將其基于配電網(wǎng)自動化改造實現(xiàn)，以及進一步提高故障選線在實踐中的可靠性和準確度，是其推廣應用的關鍵。

參考文獻

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