广东电网有限责任公司中山供电局的研究人员郑瑜、蒋炯锋，在年第2期《电气技术》杂志上撰文，通过分析一起kVA变电站因接地变保护误动而导致一段10kV母线失电压的事故，发现了该站在10kV系统中性点改造过程中存在接地变零序电流互感器配置不合理的问题，并提出了将接地变高侧零序保护电流互感器安装在接地变中性点小电阻处的解决方法。该方法能够保证接地变保护不会在消弧线圈补偿时、小电阻投入前误动作，提高了电网的供电可靠性，对10kV系统中性点经消弧线圈并联小电阻接地的改造工程具有实际的指导意义。

为克服10kV系统中性点经消弧线圈接地故障选线准确率低、经小电阻接地跳闸率高的弊端，广东电网公司对10kV系统进行了中性点改造，由以往的经消弧线圈接地、经小电阻接地改为经消弧线圈并联小电阻接地。

该系统能够有效限制弧光接地故障引起的过电压，对系统的绝缘水平要求较低；又能够自动消除线路的瞬时性故障，避免线路的频繁跳闸，提高系统的供电可靠性；对于永久性故障，又能迅速切除故障，尽可能地缩短故障时间，确保系统的安全稳定运行。然而，在实际应用过程中因相关技术条件不够成熟，导致频繁出现接地变保护误动、拒动，造成10kV母线失电压等。

有相关研究提出的方法均可实际应用于消弧线圈并联小电阻接地系统中，为实现接地变保护的正确动作提供了有力的技术支持，但极少有文献对接地变零序保护CT的配置进行详细分析。

本文通过分析一起kVA变电站因接地变零序保护CT配置不合理导致接地变保护误动作的事故，提出了将10kV接地变高压侧零序保护CT安装在接地变中性点小电阻处的解决方法，有效避免了10kV接地变零序保护在消弧线圈补偿时、小电阻投入前误动作，提高了系统的供电可靠性。

1事件基本情况

1.1事件发生前A站运行方式

kVA变电站有3台主变，其中，#1主变供10kV1M、2AM母线负荷，#2主变供2BM、3M母线负荷，#3主变冷备用。10kV#1分段、#2分段备自投处于退出状态。10kV馈线开关处于合位。10kV#1接地变51QB、#2接地变52QB、#3接地变53QB开关处于合位、刀拉开。站内无检修工作。

图1kVA站一次接线图

1.2事件发生经过

年9月12日09:13，调度中心报kVA站10kV#2接地变、10kV馈线6保护动作，动作情况见表1。

表1保护动作情况

由表1可知，接地变零序过电流Ⅰ段保护在09:13:22:40时动作，跳开10kV分段开关，导致10kV3M母线失电压。随后，09:13:22:，10kV馈线6零序过电流Ⅰ段保护动作，跳开开关，接着在09:13:27:，线路保护重合闸动作，合上开关。因此，调度判断10kV馈线6发生瞬时性故障，接地变保护误动作，故调度于09:18远方合上10kV#2分段开关，10kV3M母线恢复运行。

1.3事件损失及影响情况

事件导致kVA站10kV3M母线失电压，共损失负荷19MW，无重要用户停电。

2事件原因分析

2.1保护信息记录

在故障发生后，继保人员立即前往现场检查，检查结果如下：

1）#2消弧可控装置实测得容性电流为65.8A，实际补偿电流为70A，小电阻未投入，故障期间无异常。

2）10kV#2接地变52QB保护装置显示，高侧零序过电流Ⅰ段动作值3I0H=3.88A（零序保护CT变比为/5，一次电流为.4A），高侧零序过电流Ⅱ段动作值3I0H=2.69A。

3）10kV馈线开关保护装置显示，保护动作值I0=2.29A（零序保护CT变比为/5，一次电流为68.7A）。

2.2原因分析

从保护装置显示的报文及电流数据可以看出，在线路发生接地故障，消弧线圈进行补偿时，接地变保护即可以检测到零序电流，且电流值达到接地变保护的启动值（该型保护达到定值的90%约2.25A即启动），此时流经故障线路的电流为0.14A，未达到馈线6的保护定值。

其中，接地变52QB、馈线开关的保护定值分别见表2、表3。随后，由于选线需要，消弧装置加入了扰动电流，此时流过接地变零序保护CT的电流为3.88A，达到接地变零序过电流Ⅰ段定值，跳开分段开关，3M母线失电压。

此时，故障未消失，接地变零序过电流Ⅱ段保护动作，跳开原处于分位的#2主变变低A开关，由表4可知，接地变保护零序过电流Ⅰ、Ⅱ段均正确动作。

与此同时，由于3M母线失电压，流经故障线路的对地电容电流减少，补偿电流不变，则流经故障线路的电流差值增大，达到线路零序过电流Ⅰ段保护定值，保护正确动作，跳开开关。

表kV#2接地变保护定值表kV馈线6保护定值表4跳闸矩阵

由于保护均正确动作，需停电对设备进行详细的检查分析。经检查发现，10kV#2接地变高压侧零序保护使用的零序保护CT安装于接地变10kV电缆处，而低压侧零序保护使用的零序保护CT安装于中性点小电阻处，具体安装位置如图2所示。系统发生单相接地且消弧线圈补偿时的电流分布如图3所示。

可以看出，在线路Ⅱ发生A相接地消弧线圈进行补偿时，接地点流过的故障电流为

一般地，在10kV线路发生瞬时性故障消弧线圈进行补偿时，接地变零序过电流保护作为后备保护不应动作；若是永久性故障，在消弧线圈补偿10s后，故障未消失，则投入小电阻，增大故障电流，

图2#2接地变零序保护CT安装位置

图3系统发生单相接地且消弧线圈补偿时的电流分布

使故障线路保护动作，若此时故障线路保护拒动接地变保护才应动作。由表2可知，kVA站接地变高侧零序过电流保护投入，低侧零序过电流保护退出。而接地变高侧零序过电流保护CT安装于10kV电缆处，在10kV馈线6发生接地故障时，其流经的零序电流为消弧线圈补偿的电流，且因特殊运行方式下系统电容电流大，补偿电流较大，使接地变保护流入的零序电流达到保护动作值是导致本次事件的主要原因。

3事件暴露问题及整改措施

3.1暴露问题

1）在10kV小电阻改造过程中，10kV接地变零序保护CT配置无相应的设计规范。

2）继保验收人员技能水平不足，未能发现接地变高侧零序保护CT取自10kV电缆处存在的隐患。

3.2整改措施

1）将kVA变电站10kV#2接地变高压侧零序保护电流调整为取自中性点小电阻处零序保护CT。

2）明确接地变零序保护CT的配置要求，完善相应的验收作业指导书，并将相关情况反馈给设计单位，完善设计规范，确保未进行小电阻改造的变电站不会出现类似的情况。

3）将此案例作为继保专业的典型教材进行培训学习，总结此次事件的经验教训。

4）对经消弧线圈并联小电阻接地的变电站进行关于接地变零序保护CT配置情况的专项检查，确保投入运行的接地变零序保护CT安装于接地变中性点小电阻处，并对不满足要求的变电站进行整改。

4结论

本文通过分析一起kVA变电站接地变保护误动作的事故，发现了该站在小电阻改造过程中存在接地变零序保护CT配置不合理的问题，并提出了将10kV接地变高压侧零序保护CT安装在接地变中性点小电阻处的的整改措施，同时提出要完善相应的验收作业指导书、设计规范，有效降低接地变高侧零序过电流保护误动的概率，避免再次发生此类事件，对10kV系统中性点改造工程具有实际的指导意义。

本文编自年第2期《电气技术》，论文标题为“一起10kV接地变零序保护误动的事件分析”，作者为郑瑜、蒋炯锋。

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