【原】10kV线路单相接地保护问题分析及改进

2017第四届轨道交通供电系统技术大会

会议由中国电工技术学会主办，将于2017年11月28日在北京铁道大厦召开，研讨电工科技最新研究成果对轨道交通供电领域所带来的革新影响和应用前景，推进协同创新。浏览会议详情和在线报名参会请长按识别二维码。

文章正文开始

万华化学集团股份有限公司的研究人员郑继远，在2017年第6期《电气技术》杂志上撰文，针对中性点不接地系统中的单相接地故障，可以采用7SJ68综保装置的灵敏接地故障保护。本文详细分析这种保护配置存在的问题，提出合理的改进思路，给出具体的实施方案，同时现场验证其应用效果。

目前，中性点不接地系统发生单相接地故障时，一般采用微机小电流接地选线装置，快速判断故障线路并予以告警或切除。如果系统中电气间隔数量过多，采用小电流接地选线装置在工程实施上相对困难。针对这种情况，有文献提出在各馈线装设西门子7SJ68综保装置，配置灵敏接地故障保护，也能很好地反应被保护元件上的单相接地故障。

灵敏接地故障保护是利用故障线路和非故障线路零序功率方向不同的特点，实现有选择性保护。实际运行中，这种分散式配置的单相接地保护因缺乏综合全系统状态分析的手段，仍存在一定的安全隐患，亟需提出有效的改进方案。

1  问题研究背景

某工业园石化生产区10kV供电系统采用中心区域变带多个装置变的两级配电模式，各站一次主接线均为单母线分段、双电源互为备用的形式，如图1所示。各级10kV母线分段装设快切装置，用于实现两路电源之间的快速、平稳切换。各站10kV馈线装设7SJ68综保装置，配置灵敏接地故障保护等。

由于10kV配电网中大量使用电力电缆，系统对地电容电流较大，接地电弧难以自行熄灭，故将单相接地保护动作方式设定为跳闸，上下级设时间级差。选取典型故障点K1、K2和K3，详细分析各处分别发生单相接地时的保护动作情况。

图1  石化10kV供电系统一次接线简图

当故障点K1发生单相接地时，仅有A05馈线7SJ68综保装置判定为正向接地故障，灵敏接地故障保护应动作于跳闸，若保护或开关拒动，后台监控会持续发出系统接地告警，提醒人工介入及时处理。同样，当故障点K2发生单相接地时，也仅有A03馈线7SJ68综保装置判定为正向接地故障，其余馈线均判定为反向接地故障。

然而，当故障点K3发生单相接地时，A站A03馈线和B站B03馈线的7SJ68综保装置均能判定为正向接地故障，理论上应该由B03馈线保护优先动作切除故障。此时，如果B03馈线保护或开关拒动，A03馈线接地保护将延时动作于跳闸，使得B站Ⅰ段母线失电，Ⅰ母失压启动快切跳#1进线开关B01，合分段开关B00。B站Ⅰ母及其馈线恢复带电后，因K3点接地故障并未被切除，又会进一步引起A站A04馈线（即B站#2电源进线上级）灵敏接地故障保护动作，最终造成B站全站失电。

某化工企业就曾发生过此类事故，使正常生产的工艺装置紧急停车，带来十分严重的经济损失。

从稳定生产运行的角度上看，对于A站馈出至下级站的电源线路，仅希望在本线路上（如故障点K2）发生单相接地故障时，接地保护才动作于跳闸，而对本线路以外的接地故障不需要跳闸。因此，解决问题的关键在于如何判断和区分接地故障点是发生在电源线路的内部还是外部。

2  改进思路分析

中性点不接地系统发生单相接地故障时，系统各处的零序电压基本相同，但由于故障点位置的不同，系统中对地电容电流的分布发生变化，使得流过各保护安装处的零序电流方向也并不统一，这或许是解决问题的入手点。

2.1  接地故障分析

以A站馈出至B站的10kV线路L01为例，假定线路两端均装设有零序电流互感器并接入7SJ68综保装置，对故障点K1、K2和K3发生金属性单相接地时流过保护安装处的零序电流方向分别进行分析。由于正常运行时各站10kV母线均分列运行，故只以各站的Ⅰ段母线来考虑。

（1）K1点故障的情况分析

当外部线路上故障点K1发生单相接地故障时，系统Ⅰ段的零序等效网络如图2所示。由图2可知：1）始端零序CT感受到的零序电流为母线流向线路，7SJ68综保判定为反向接地故障。2）末端零序CT感受到的零序电流为线路流向母线，7SJ68综保判定为正向接地故障。

图2  K1点故障时的零序等效网络

（2）K2点故障的情况分析

当本线路上故障点K2发生单相接地故障时，系统Ⅰ段的零序等效网络如图3所示。

图3  K2点故障时的零序等效网络

由图3可知：1）始端零序CT感受到的零序电流为线路流向母线，7SJ68综保判定为正向接地故障。2）末端零序CT感受到的零序电流也为线路流向母线，7SJ68综保判定为正向接地故障。

（3）K3点故障的情况分析

当外部线路上故障点K3发生单相接地故障时，系统Ⅰ段的零序等效网络如图4所示。

图4  K3点故障时的零序等效网络

由图4可知：1）始端零序CT感受到的零序电流为线路流向母线，7SJ68综保判定为正向接地故障。2）末端零序CT感受到的零序电流为母线流向线路，7SJ68综保判定为反向接地故障。

2.2  保护改进思路

通过以上分析可知，当线路外部发生单相接地故障时，两侧7SJ68综保装置对接地方向的判定互不相同，而在线路自身发生单相接地故障时，始端和末端的7SJ68综保装置均判定为正向接地故障，这些特点和区别将是改进保护的直接依据。如果将两侧的接地方向判定信号综合起来，作为单相接地保护的动作或闭锁条件，理论上完全能有效区分线路内、外部故障。

对于7SJ68综保装置，使用DIGSI CFC（连续功能图）编程，可以实现扩展的用户定义逻辑，如保护闭锁等。因此，选择适当的通信方式，将两侧的接地方向判定信号分别发给对侧，同时改进灵敏接地故障保护动作逻辑，使其仅在线路内部故障时动作于跳闸。

3  现场具体实施

3.1  零序CT接线

由于系统三相电压和零序电压已经分别通过线路PT或母线PT引入各进出线间隔的7SJ68综保装置，此处不必再考虑零序电压的测量问题。在10kV线路两侧开关柜内均设计零序CT，选择LXZK2型号，额定电流比取50/1，准确度等级为10P10，额定容量为2VA，安装接线如图5所示。

图5  零序CT安装接线示意图

3.2  选择通信方式

继电保护一般依赖硬接线来传递信号，而当控制电缆长度较长且保护装置I/O端口有限时，将会产生诸多不便。近年来，随着IEC 61850标准的颁布以及相关工程的推广实施，采用GOOSE机制的跳闸及联闭锁解决方案已得到广泛应用。

GOOSE是IEC 61850标准定义的一种快速报文传输机制，以高速网络通信为基础，为变电站保护装置间的信息交互提供了高效可靠的方法。GOOSE通信取代传统的硬接线二次回路，主要用于继电保护中以传输跳闸、启动和闭锁等实时信号。

10kV线路两侧的7SJ68综保装置通过IEC 61850协议接入变电站自动化系统中，可以很容易利用GOOSE通信的方式完成接地方向判定等信号的传输，如图6所示。

图6  GOOSE通信示意图

3.3  保护逻辑优化

利用DIGSI 4.87软件对10kV线路两侧7SJ68综保装置的功能参数与CFC逻辑作如下修改：

（1）在线路两侧的7SJ68综保装置中均启用灵敏接地故障保护功能，具体参数设置见表1。

表1  7SJ68灵敏接地故障保护功能参数表

（2）在线路两侧的7SJ68综保装置中分别定义相关GOOSE信号，并下装GOOSE发信、闭锁保护和联跳对侧等CFC逻辑，如图7所示。

图7  7SJ68灵敏接地故障保护扩展CFC逻辑

当系统发生单相接地故障时，如果其中一侧7SJ68综保装置判定为正向接地，则发送“GOOSE：正向接地”信号给对侧。在整定的动作延时内，若收到对侧7SJ68综保装置发出的“GOOSE：正向接地”信号，即锁定故障点在本线路上，便可开放接地保护出口，否则保护被闭锁。

另外，考虑线路末端开关处于分位（即充电空运状态）的情况，末端7SJ68综保装置应将开关分位信号与正向接地信号做“或”逻辑后，发给始端7SJ68综保装置用于接地故障判断。为提高保护动作的可靠性，允许本侧保护跳闸的同时，发送“GOOSE：接地保护跳闸”命令联跳对侧。

4  测试验证效果

以10kV线路L01为例，测试单相接地保护经上述改进后的工作性能，保护整定值见表2。

表2  10kV线路L01单相接地保护定值单

现场分别模拟故障点K1、K2和K3发生单相接地时的不同状态，同时对线路两侧的7SJ68综保装置做保护传动试验，试验结果见表3。

表3  10kV线路L01单相接地保护试验结果

将改进后的试验结果与改进前分析的保护动作情况进行对比，见表4。

表4  10kV线路L01单相接地保护改进前后对比

通过对比不难看出，10kV线路单相接地保护经改进后，仅在发生线路内部故障时才会动作于跳闸，而在发生外部故障时不会动作，有效避免了在下级馈线故障时引起越级跳闸的可能。

5  结束语

采用GOOSE通信及CFC编程等方法对10kV线路单相接地保护进行优化改进，实现了线路内部故障判别和接地保护选跳的目的，有力地保障了供电系统的安全性和稳定性。需要注意的是，在实际运行中应当加强对综保装置、以太网交换机及通信线路等的日常检查维护和定期试验工作，使得改进后的单相接地保护能发挥其最佳性能。