郝會鋒

（廣東電網(wǎng)汕頭濠江供電局，廣東 汕頭 515000）

0 引 言

由于市容市貌等要求，我國越來越多的城市在地下使用電纜線路，但由于電纜線路載流量大，對運行電壓的要求較高，所以中性點小電流接地的方式不適用于此，短路后的安全性得不到保證。同時，由于小電阻接地的方式能夠快速切除故障，有效抑制過電壓，所以在10 kV配電網(wǎng)得到了廣泛的應(yīng)用[1-6]。目前，我國的小電阻接地故障保護主要通過零序過電流保護，啟動值很高，一般為50～60 A，金屬性接地甚至短路電流能達到數(shù)百安培。

當(dāng)前常用的故障選線方式包括主動式選線和被動式選線兩種[7-8]。被動式選線利用既定信號進行判別，成本少，過程相對簡單。而主動式選線特征明顯，選線準(zhǔn)確率較高，具有一定的發(fā)展前景[9-12]。

為了具體說明10 kV配網(wǎng)中性點經(jīng)小電阻接地系統(tǒng)的電纜線路中單相短路故障的過程和基本規(guī)律，以及短路故障發(fā)生后自動化的處理情況，本文分析了某供電企業(yè)的角濱線、角吳線這兩條10 kV電纜線路發(fā)生金屬性單相接地導(dǎo)致跳閘的情況，并探究了故障原因，對短路故障的預(yù)防措施提出了建議，為以后減少此類狀況的發(fā)生提供了一定的參考依據(jù)。

1 理論分析

一般來講，我國的6～35 kV配電網(wǎng)的架空線路中一般采用中性點小電流接地的方式，包括中性點不接地、中性點經(jīng)消弧線圈接地和中點經(jīng)高阻接地等情況，這樣做的目的在于采用小電流接地可以保證發(fā)生單相接地短路故障的時候三相線電壓保持平衡，三相系統(tǒng)的穩(wěn)定沒有遭到破壞，因此可帶故障繼續(xù)運行1～2 h，保證供電可靠性，但非故障相電壓會升高至原來的倍。而110 kV及以上架空線路中一般采用大電流接地的方式，包括中性點直接接地和中性點經(jīng)小電阻接地，此舉的目的是保證中性點電壓不發(fā)生偏移，所以當(dāng)發(fā)生單相接地故障時，非故障相電壓不會升高至倍相電壓，從而降低了系統(tǒng)的絕緣設(shè)備等級，減小了建造成本。

而對于電纜線路而言，由于電纜線路的電抗小于架空線路，所以其載流容量較大，且電纜線路的最高工作電壓不得超過其額定電壓的15%，因此，電纜線路無法在倍額定電壓的情況下穩(wěn)定可靠工作。因此，為了保證電纜線路的安全性，我國部分10 kV配電網(wǎng)電纜線路也會采用大電流接地的方式。本文所述的角濱線、角吳線這兩條10 kV電纜線路對應(yīng)母線即采用中性點經(jīng)小電阻接地方式。

1.1 中性點不接地系統(tǒng)電氣量分析

在中性點不接地系統(tǒng)方式下，單相接地故障的電氣矢量關(guān)系如圖1所示。

圖1 中性點不接地系統(tǒng)電氣矢量關(guān)系圖

當(dāng)單相短路故障發(fā)生后（以A相發(fā)生金屬接地短路為例，接地點為D點），非故障兩相的對地電壓升高到至原來的倍，即等于線電壓。由于非故障相的電壓抬升，非故障相中電容電流也隨之增大，其大小為原來相對地電容電流的倍，較大的電容電流會給系統(tǒng)安全帶來隱患。這種電容電流較大并且不容易被熄滅，接地點會出現(xiàn)弧光接地，電弧將周期性的熄滅和重燃，消耗大量電能。

1.2 小電阻接地系統(tǒng)電氣量分析

10 kV中性點經(jīng)小電阻接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，對于故障相而言相當(dāng)于存在兩個接地點，所以當(dāng)發(fā)生接地故障后，系統(tǒng)通過電阻與大地與故障點形成了電流的通路，電流較大。因此這種接地方式選線的可靠性較高，可以快速隔離故障，防止擴大故障。

根據(jù)中性點不接地系統(tǒng)中對各電氣量的的分析，同理可得中性點經(jīng)小電阻接地系統(tǒng)發(fā)生單相短路故障后各電氣分量變化情況。具體分析如下。

圖2為小電阻系統(tǒng)發(fā)生單相接地短路故障的示意圖。其中，C1a、C1b、C1c、Cna、Cnb、Cnc表示各條健全線路的三相對地分布電容；Cfa、Cfb、Cfc表示故障線路的三相對地分布電容；R為小電阻，A、B、C為母線。

圖2 小電阻系統(tǒng)單相接地示意圖

中性點小電阻接地方式是指變壓器或發(fā)電機中性點經(jīng)小電阻與大地進行電氣連接。在系統(tǒng)正常運行狀態(tài)下，線路上三相電流的數(shù)值相等而相位相差120°，其向量和等于零，三者相互抵消。故大地和中性點之間一般不存在電流流過，中性點對地電位為零，與中性點與地電位一致。

圖3為中性點小電阻系統(tǒng)中發(fā)生接地故障后的電氣關(guān)系矢量圖（以A相發(fā)生金屬接地為例，接地點為D點）。其中，EA、EB、EC分別為A、B、C三相電源的電動勢，If為流經(jīng)中性點的短路電流，R為中性點和大地之間的小電阻。UBD和UCD分別為B相和C相對地電壓。

圖3 中性點低阻接地系統(tǒng)電氣矢量關(guān)系圖

當(dāng)A相發(fā)生金屬性短路故障后，由于短路電流過大，短路電流流經(jīng)中性點的小電阻后會造成中性點電壓偏移，中性點電位提升，此時中性點電壓為：

所以，由于中性點的偏移，B相和C相的對地電壓都會發(fā)生改變。

因此，在小電阻電壓的作用下，B相和C相電壓都有所抬高，相當(dāng)于非故障兩相的對地電壓有所升高。若接地短路較為嚴(yán)重，短路電流較大，則可能造成非故障相對地電壓抬升嚴(yán)重。由于非故障相的電壓抬升，非故障相中電容電流也隨之增大，有時可達到幾十安培甚至上百安培，給系統(tǒng)安全帶來隱患。

在小電阻接地系統(tǒng)正常狀態(tài)下，負(fù)載均衡，容性電流平衡，正常情況下流過小電阻的零序電流很小，一般呈容性。當(dāng)發(fā)生故障后，流過變中性點零序電流為：

其中，UA為故障點故障前的相電壓，R為中性點接地電阻，Rf為短路故障點的過渡電阻，Cm（m=1,2,……，n）為各出線對地零序電容，ω為角頻率。若故障點為金屬性接地，則Rf=0。

非故障出線段的零序電流為：

Ck為該段出線的對地零序電容。而故障出線段的零序電流為：

其中，分子中電容之和為所有非故障出線段對地零序電容之和[13]。

2 實例數(shù)據(jù)介紹

圖4和圖5為該變電站角濱線和角吳線的主接線圖。

其中，角濱線設(shè)備基本情況如下：變壓器兩臺，10 kV全電纜線路，主線電纜長度8.63 km，全線電纜長度31.25 km，線路中變壓器總數(shù)91臺，變壓器總?cè)萘繛?9.06 MVA。角吳線設(shè)備基本情況如下：變壓器兩臺，主線為電纜線路，長度3.9 km，全線電纜長度10.19 km，架空線路約0.07 km。

其中角濱線主要為三遙自動化柜，線路的光纖等自動化配套有所延誤，緩動型智能分布式策略未投入運行。角吳線主站功能尚不完善，只能用于主站監(jiān)控。

2020年某日17:28，角濱線、角吳線兩回10 kV線路同時發(fā)生故障跳閘，故障類型為零序動作。

當(dāng)故障發(fā)生后，由于自動化設(shè)備功能不完善，緩動型智能分布式饋線自動化策略未投入運行，所以需人工排除隱患，找出故障點。角濱線的故障處理經(jīng)過與排查邏輯如下：

19:02斷開角濱線角濱段#1環(huán)網(wǎng)柜601開關(guān)后，向配調(diào)申請前段線路試送電。

19:14角石變電站10 kV角濱線514開關(guān)至角濱線角濱段#1環(huán)網(wǎng)柜601開關(guān)電纜線段送電成功，說明了角濱線514開關(guān)至角濱線角濱段#1環(huán)網(wǎng)柜601開關(guān)之間不存在永久性短路故障。

20:44角濱線除角濱段#2環(huán)網(wǎng)柜某用戶外，全部用戶均已送電，其中，角濱線#3環(huán)網(wǎng)柜601開關(guān)后段線路轉(zhuǎn)由角園線供電。而角濱線#2環(huán)網(wǎng)柜605開關(guān)至角濱線#3環(huán)網(wǎng)柜601開關(guān)隔離，該段所有懷疑故障點均經(jīng)仔細(xì)檢查及試驗無故障。

00:03角濱線#2環(huán)網(wǎng)柜605開關(guān)至角濱線#3環(huán)網(wǎng)柜601開關(guān)電纜線段送電成功，開環(huán)點在角濱段#3環(huán)網(wǎng)柜601開關(guān)，證明該段線路不存在永久性短路故障。

同理，角吳線變電站故障處理經(jīng)過與排查邏輯如下：

19:02斷開角吳線#1環(huán)網(wǎng)柜601開關(guān)后，向配調(diào)申請前段線路試送電，發(fā)現(xiàn)此時因變電站側(cè)開關(guān)異常，角吳線511開關(guān)暫無法送電。

21:18角吳線#6環(huán)網(wǎng)柜601開關(guān)后段線路轉(zhuǎn)由角東線供電，說明變電站523開關(guān)至角吳段#6環(huán)網(wǎng)柜601開關(guān)之間不存在短路故障點。

22:10角吳線#3環(huán)網(wǎng)柜發(fā)現(xiàn)明顯故障點，位于吳橋分支02T1開關(guān)處，除此外均查無問題。申請角吳線全線送電。22:47角吳線全線送電成功。

3 故障原因分析

3.1 角濱線故障原因分析

角濱線發(fā)生故障后，立即組織人員進行故障巡查，對懷疑點故障點進行試驗，仔細(xì)檢查后并未發(fā)現(xiàn)故障點。試送電全線恢復(fù)正常。

圖4 角濱線角圓-角濱段環(huán)網(wǎng)接線圖

圖5 角吳線角圓-角吳-角東段環(huán)網(wǎng)接線圖

故障發(fā)生時，變電站10 kV角濱線的518開關(guān)及角濱線#1環(huán)網(wǎng)柜601開關(guān)檢測到零序電流，分別為60 A和36 A，經(jīng)查無明顯故障點。而角吳線511因外力破壞而導(dǎo)致接地故障，零序1段動作跳閘，兩者故障時間僅相隔19 ms，由此判斷兩者故障可能存在一定的相關(guān)性。角濱線全線為電纜線路，當(dāng)角吳線發(fā)生金屬性接地故障時，零序故障電流高達352 A。

因此，由分析可知，非故障區(qū)段線電壓被抬升，電壓升高異常，非故障相電容電流也異常增大。角濱線電纜長度較大，根據(jù)以往故障經(jīng)驗參照，電容電流增大達到零序電流過流保護動作值而導(dǎo)致跳閘。

3.2 角吳線故障原因分析

角吳線發(fā)生短路故障后，經(jīng)巡線排查對懷疑故障點進行試驗，與22:00發(fā)現(xiàn)吳橋分支02T1開關(guān)處有大塊鐵皮壓住，即發(fā)生了單相金屬性接地短路故障。緊急處理后，合閘送電成功。

該線路目前自動化裝置均為三遙功能，開關(guān)為負(fù)荷開關(guān)，主要用于運行監(jiān)控，主站型自愈策略尚未投入運行。在故障發(fā)生時故障點前自動化開關(guān)均檢測到故障電流，發(fā)出零序1段告警信號并上送主站，其中角吳線角吳段#2環(huán)網(wǎng)柜601、605開關(guān)、角吳線角吳段#3環(huán)網(wǎng)柜602開關(guān)動作電流均在370 A左右，與變電站10 kV角吳線開關(guān)動作電流352 A基本吻合，由此表明應(yīng)該沒有問題。重合閘在故障后動作并未恢復(fù)供電，所以判斷角吳線為永久性故障。

經(jīng)錄波儀的數(shù)據(jù)顯示，在發(fā)生金屬性接地短路故障后，非故障相的電壓最大被抬升至原電壓的的1.5倍，這也證實了本文的理論猜想和故障原因分析的正確性。

4 存在問題及建議

（1）角吳線受外力破壞，導(dǎo)致同一段母線上非故障相電壓升高，長電纜線路角濱線達到零序電流動作值后誤動，為避免這一情況，應(yīng)將角濱線零序電流定值進行調(diào)整。

（2）角濱線在故障發(fā)生時，緩動型智能分布式饋線自動化策略尚未投入運行，若能加快自動化策略的應(yīng)用步伐，對縮短故障處理時間，迅速恢復(fù)非故障區(qū)段的供電有很大的幫助。

（3）供電局調(diào)度端應(yīng)加強監(jiān)測，利用成型的自動化裝置，快速判斷故障區(qū)段，便于搶修人員迅速恢復(fù)搶修恢復(fù)供電。

（4）加快主站協(xié)同自愈功能的建設(shè)，多與高校研究院合作，盡快對具備條件的自動化線路投入主站系統(tǒng)自愈功能，縮短故障定位時間，快速恢復(fù)非故障段供電，提高故障處理效率。

5 結(jié) 論

本文研究基于配電網(wǎng)的接地短路故障分析，這兩條線路的故障實際上是角吳線發(fā)生單相接地故障導(dǎo)致的連鎖反應(yīng)，造成非故障線路段的電流增大跳閘。這也與小電阻接地系統(tǒng)零序電流較大的理論相符。這種現(xiàn)象雖不常見，但本文經(jīng)過理論分析客觀上確定了這種現(xiàn)象的存在。

本文分析了兩條10 kV電纜線路發(fā)生上述金屬性單相接地導(dǎo)致跳閘的情況，并探究了故障原因，對預(yù)防措施提出了建議，為以后減少此類狀況的發(fā)生提供了一定的參考依據(jù)。