鄭天奇，史 媛，楊 劍，顧勁岳

(國網(wǎng)上海市電力公司市北供電公司，上海 200072)

隨著城市配電網(wǎng)的發(fā)展，架空線入地工程不斷推進，電纜線路所占比重越來越大，接地故障時電容性電流增高，基于降低故障時引發(fā)的過電壓、減小故障時高次諧波電流等方面的考慮，上海市配電網(wǎng)多采用中性點經(jīng)小電阻接地的方式[1-2]。

電纜線路間歇性接地故障有著接地電流較小、故障瞬時性的特點，間歇性接地保護可以及時切除故障，防止主變中性點小電阻因發(fā)生間歇性接地故障時熱量無法散發(fā)而燒毀。在實際應用中，間歇性接地故障由于種種原因不能保證可靠性、選擇性和靈敏性。文獻[3]中的案例因沒有及時切除10 kV出線的間歇性接地故障而致使110 kV變電站全站停電。文獻[4]中的案例因間歇性接地故障未被快速識別而造成越級跳閘。

這些文獻針對各自的案例提出了如何快速準確辨識間歇性接地故障的方法，但是缺少對影響間歇性接地保護準確動作因素的梳理。本文從保護裝置、電流互感器、電網(wǎng)結構3個角度分析了影響間歇性接地保護準確動作的原因，并介紹其中一種因素下的案例，針對該案例提出相應的改進措施。

1 間歇性接地保護

1.1 保護原理

在中性點經(jīng)小電阻接地系統(tǒng)中，發(fā)生單相間歇性接地故障時，不會產(chǎn)生很高的過電壓，接地點的故障電流較小(一般為100～1 000 A)，并且具備瞬時性的特點[2]。對于常規(guī)的零流速斷保護和零流反時限(或定時限)保護，間歇性接地故障電流大小達不到零流速斷的定值，雖然達到了零流三段的保護啟動值，由于故障持續(xù)時間較短，達不到零流三段的持續(xù)時間要求，并且故障呈反復性的脈沖波形，保護裝置會出現(xiàn)啟動-復歸-啟動-復歸的過程，并不能準確識別并切除間歇性接地故障。

根據(jù)《上海電網(wǎng)35 kV及以下線路保護標準化技術原則(2019年)》中對零序過電流保護的配置要求，間歇性接地保護的整定原則如下：“間歇零序過流保護應固化一次電流定值為150 A。對于故障電流(有效值)大于150 A(當保護裝置有電壓量接入時，同時要求3U0大于10 V)，持續(xù)20 ms以上，相鄰兩次故障間斷時間小于1 000 ms 的非持續(xù)性故障能及時有效切除?！遍g歇性接地保護邏輯流程圖如圖1所示。

上海市某10 kV配電站出線的零流保護定值如表1所示。間歇性接地保護定值(二次值)為1.875 A，一般故障電流達不到零序過流I段的定值(7.5 A)，零序過流I段不會啟動。同時，由于間歇性接地故障的瞬時性，通常單個脈沖為幾十毫秒，脈沖時長也達不到零序反時限的動作時間。

表1 某10 kV配電站出線零流保護定值

1.2 影響因素

在實際應用中，間歇性接地保護不能準確動作的案例時有發(fā)生。由于非持續(xù)性故障的不確定性，間歇性接地保護不能保證間斷保護的可靠性、選擇性和靈敏性。通過梳理從3個角度來考慮影響間歇性接地保護上下級正確配合動作的因素。

(1)從電網(wǎng)結構的角度。在雙回線路或者有環(huán)網(wǎng)存在時，零序電流要根據(jù)電網(wǎng)的結構，考慮另一回線路或環(huán)網(wǎng)中其他線路的分流作用，上下級可能因此感受到不同大小的零序電流[5-9]。文獻[5]分析了雙回線路下零序電流計算對繼電保護的影響，文獻[6]提出了10 kV環(huán)網(wǎng)下零流保護的整定方法。文獻[7]分析了雙回線和環(huán)網(wǎng)同時存在時零流保護誤動作的原因。

(2)從保護裝置的角度。上下級如果采用了不同型號的保護裝置，有可能會帶來采樣和計算方式的差異。對于間歇性接地保護，通過圖1的流程圖發(fā)現(xiàn)，保護邏輯中涉及到對故障電流大小、單個故障脈沖持續(xù)時間、故障間隔時間、故障持續(xù)總時長4個環(huán)節(jié)的判斷，并且在故障持續(xù)過程中需要反復判定，判定環(huán)節(jié)種類多、次數(shù)多，任何一個環(huán)節(jié)出現(xiàn)差異均會影響保護最終的動作結果。

(3)從電流互感器的角度。電流互感器作為將一次側電流反映到二次側電流的元件，電流互感器鐵心的勵磁曲線具有非線性的特點，當一次電流過大且含有非周期分量時，鐵心的飽和會引起二次電流的畸變[8]。當上下級采用了不同飽和特性的電流互感器時，可能導致二次電流值存在一定的差異。

2 事件概況與分析

以某供電公司發(fā)生的一起間歇性接地保護誤動作的事件為例，通過3個角度的影響因素進行事件分析。

2.1 事件概況

2020年6月15日，某110 kV變電站10 kV K1出線間歇性接地保護動作，K1開關跳閘后引起下級10 kV配電站II母進線失電，配電站站內備自投正確動作跳開II段進線開關，2 s后合上10 kV分段開關。隨后經(jīng)過約1 min時間，配電站P1出線保護啟動，啟動后約25 s零流I段動作，P1開關跳閘。

事件后檢查發(fā)現(xiàn)，10 kV配電站P1線C相電纜故障點擊穿，在P1線電纜間歇性接地故障發(fā)展過程中，由于P1線間歇性接地保護未動，上級站K1線間歇性接地保護越級跳閘。故障時現(xiàn)場一次接線圖如圖2所示。

圖2 故障時電氣主接線圖

2.2 事件分析

通過調看110 kV變電站內故障錄波器波形、兩站相關線路保護動作(啟動)信息及保護錄波波形，對齊站內時間，還原事件發(fā)展進程。根據(jù)故障錄波器波形2號主變10 kV中性點3I0顯示，11:46:20發(fā)生電纜間歇性接地。在隨后的1 min左右，配電站的P1線繼續(xù)發(fā)生間歇性接地，動作前K1線和P1線保護均多次啟動。11:47:22，K1線保護動作條件滿足，經(jīng)5.5 s延時動作，在此過程中P1線間歇性接地保護始終未動作。后續(xù)配電站內10 kV分段備自投及P1線零序I段保護均正確動作。

下面從影響間歇性接地保護正確動作的3個因素來分析此次事件。

(1)從電網(wǎng)結構角度看，變電站和配電站的主接線方式均為單母線分段接線。發(fā)生故障前10 kV分段均處于分位，不存在環(huán)網(wǎng)運行狀態(tài)。K1和P1出線保護感受到的零流是一致的，不存在分流。

(2)從電流互感器的角度看，經(jīng)查看K1和P1出線所用流變?yōu)橥恍吞朙ZZBJ9-12，配電站P1線路零流I段動作的故障報文信息顯示，故障電流3I0大小為10.08 A。保護用電流互感器的額定準確限值系數(shù)為5P20，10 A的故障電流還沒有達到額定準確極限電流值，電流互感器工作區(qū)域處在線性區(qū)段，沒有達到飽和區(qū)域。因此，從電流互感器的角度，上下級的采樣不存在明顯差異。

(3)從保護裝置的角度看，110 kV變電站K1線路保護為南瑞繼保的PCS9611裝置，10 kV配電站P1線路保護為北京四方的CSD211裝置。兩個不同型號的裝置在間歇性接地的保護邏輯上是一致的。由于10 kV系統(tǒng)僅有主變10 kV中性點和線路故障點兩個接地點，分析變電站內2號主變10 kV中性點3I0波形，發(fā)現(xiàn)共有8段間歇性接地脈沖。各脈沖后的有效值展寬時間如表2所示。

表2 各脈沖后的有效值展寬時間 ms

南瑞繼保與北京四方的間歇性接地保護動作行為的不同，主要就在于脈沖3是否視為有效脈沖。脈沖3的持續(xù)時間為19.9 ms，南瑞繼保裝置視為有效動作，其算法認為當?shù)谝粋€點超過150 A，后面的點只要在返回值(0.95×150 A)之上則計入時間，按此計算第3個脈沖時長20 ms。而北京四方視為無效，需要所有點均需超過150 A則計入時間。若脈沖3無效的話，則脈沖2與脈沖4的間隔超過了1 000 ms，間歇性接地保護返回。注意脈沖7時間為19.4 ms，同樣為無效脈沖，脈沖6和脈沖8的間隔為570.5+379.5= 950 ms，不影響1 000 ms延時的計時。

3 改進措施

本次事件因不同裝置在實現(xiàn)間歇性接地保護算法上的差異引起，并提出兩點改進措施。

(1)對上海市目前各廠家的10 kV線路保護裝置進行補充檢測，通過故障波形回放，收集各廠家保護的動作情況，來進一步規(guī)范間歇性接地保護的實現(xiàn)細節(jié)，要求各保護廠家的裝置采樣計算的間隔不大于1 ms。同時，保護裝置應對間歇性接地故障發(fā)生時的有效脈沖進行錄波記錄，盡可能地減輕實現(xiàn)細節(jié)對保護動作行為不一致的影響。

(2)建議上海市范圍內的所有35 kV變電站加裝故障錄波器。目前規(guī)范要求110 kV變電站和重要的35 kV變電站安裝故障錄波器，僅依靠保護裝置的錄波無法支撐故障分析和波形回放。本次故障若無故障錄波器的錄波，則無法分析相關細節(jié)。

4 結語

針對10 kV配電網(wǎng)中間歇性接地保護誤動作的情況，從電網(wǎng)結構、保護裝置、電流互感器3個角度去分析影響其正確動作的因素。該分析方法從間歇性接地保護故障的特點入手，同時涵蓋了保護采樣、計算環(huán)節(jié)。最后以一起間歇性接地保護誤動為案例，通過3個角度進行分析，查明是再上下級保護裝置計算算法差異引起，并提出了相應的改進措施，希望可以為同類型的問題提供參考。