為克服10kV系統中性點經消弧線圈接地故障選線準確率低、經小電阻接地跳閘率高的弊端，廣東電網公司對10kV系統進行了中性點改造，由以往的經消弧線圈接地、經小電阻接地改為經消弧線圈并聯小電阻接地。

該系統能夠有效限制弧光接地故障引起的過電壓，對系統的絕緣水平要求較低；又能夠自動消除線路的瞬時性故障，避免線路的頻繁跳閘，提高系統的供電可靠性；對于永久性故障，又能迅速切除故障，盡可能地縮短故障時間，確保系統的安全穩定運行。然而，在實際應用過程中因相關技術條件不夠成熟，導致頻繁出現接地變保護誤動、拒動，造成10kV母線失電壓等。

有相關研究提出的方法均可實際應用于消弧線圈并聯小電阻接地系統中，為實現接地變保護的正確動作提供了有力的技術支持，但極少有文獻對接地變零序保護CT的配置進行詳細分析。

本文通過分析一起110kV A變電站因接地變零序保護CT配置不合理導致接地變保護誤動作的事故，提出了將10kV接地變高壓側零序保護CT安裝在接地變中性點小電阻處的解決方法，有效避免了10kV接地變零序保護在消弧線圈補償時、小電阻投入前誤動作，提高了系統的供電可靠性。

1 事件基本情況

1.1 事件發生前A站運行方式

110kV A變電站有3臺主變，其中，#1主變供10kV1M、2AM母線負荷，#2主變供2BM、3M母線負荷，#3主變冷備用。10kV #1分段5012、#2分段5023備自投處于退出狀態。10kV饋線6706開關處于合位。10kV#1接地變51QB、#2接地變52QB、#3接地變53QB開關處于合位、53000刀拉開。站內無檢修工作。

圖1 110kV A站一次接線圖

1.2 事件發生經過

2019年9月12日09:13，調度中心報110kV A站10kV #2接地變、10kV 饋線6保護動作，動作情況見表1。

表1 保護動作情況

由表1可知，接地變零序過電流Ⅰ段保護在09:13:22:40時動作，跳開10kV分段5023開關，導致10kV 3M母線失電壓。隨后，09:13:22:690，10kV饋線6零序過電流Ⅰ段保護動作，跳開706開關，接著在09:13:27:765，線路保護重合閘動作，合上706開關。因此，調度判斷10kV饋線6發生瞬時性故障，接地變保護誤動作，故調度于09:18遠方合上10kV #2分段5023開關，10kV 3M母線恢復運行。

1.3 事件損失及影響情況

事件導致110kV A站10kV 3M母線失電壓，共損失負荷19MW，無重要用戶停電。

2 事件原因分析

2.1 保護信息記錄

在故障發生后，繼保人員立即前往現場檢查，檢查結果如下：

1）#2消弧可控裝置實測得容性電流為65.8A，實際補償電流為70A，小電阻未投入，故障期間無異常。

2）10kV#2接地變52QB保護裝置顯示，高側零序過電流Ⅰ段動作值3I0H=3.88A（零序保護CT變比為150/5，一次電流為116.4A），高側零序過電流Ⅱ段動作值3I0H=2.69A。

3）10kV 饋線6706開關保護裝置顯示，保護動作值I0=2.29A（零序保護CT變比為150/5，一次電流為68.7A）。

2.2 原因分析

從保護裝置顯示的報文及電流數據可以看出，在線路發生接地故障，消弧線圈進行補償時，接地變保護即可以檢測到零序電流，且電流值達到接地變保護的啟動值（該型保護達到定值的90%約2.25A即啟動），此時流經故障線路的電流為0.14A，未達到饋線6的保護定值。

其中，接地變52QB、饋線6 706開關的保護定值分別見表2、表3。隨后，由于選線需要，消弧裝置加入了擾動電流，此時流過接地變零序保護CT的電流為3.88A，達到接地變零序過電流Ⅰ段定值，跳開5023分段開關，3M母線失電壓。

此時，故障未消失，接地變零序過電流Ⅱ段保護動作，跳開原處于分位的#2主變變低552A開關，由表4可知，接地變保護零序過電流Ⅰ、Ⅱ段均正確動作。

與此同時，由于3M母線失電壓，流經故障線路的對地電容電流減少，補償電流不變，則流經故障線路的電流差值增大，達到線路零序過電流Ⅰ段保護定值，保護正確動作，跳開706開關。

表2 10kV #2接地變保護定值

表3 10kV饋線6保護定值

表4 跳閘矩陣

由于保護均正確動作，需停電對設備進行詳細的檢查分析。經檢查發現，10kV#2接地變高壓側零序保護使用的零序保護CT安裝于接地變10kV電纜處，而低壓側零序保護使用的零序保護CT安裝于中性點小電阻處，具體安裝位置如圖2所示。系統發生單相接地且消弧線圈補償時的電流分布如圖3所示。

可以看出，在線路Ⅱ發生A相接地消弧線圈進行補償時，接地點流過的故障電流為

一般地，在10kV線路發生瞬時性故障消弧線圈進行補償時，接地變零序過電流保護作為后備保護不應動作；若是永久性故障，在消弧線圈補償10s后，故障未消失，則投入小電阻，增大故障電流，

圖2 #2接地變零序保護CT安裝位置

圖3 系統發生單相接地且消弧線圈補償時的電流分布

使故障線路保護動作，若此時故障線路保護拒動接地變保護才應動作。由表2可知，110kV A站接地變高側零序過電流保護投入，低側零序過電流保護退出。而接地變高側零序過電流保護CT安裝于10kV電纜處，在10kV饋線6發生接地故障時，其流經的零序電流為消弧線圈補償的電流，且因特殊運行方式下系統電容電流大，補償電流較大，使接地變保護流入的零序電流達到保護動作值是導致本次事件的主要原因。

3 事件暴露問題及整改措施

3.1 暴露問題

1）在10kV小電阻改造過程中，10kV接地變零序保護CT配置無相應的設計規范。

2）繼保驗收人員技能水平不足，未能發現接地變高側零序保護CT取自10kV電纜處存在的隱患。

3.2 整改措施

1）將110kV A變電站10kV #2接地變高壓側零序保護電流調整為取自中性點小電阻處零序保護CT。

2）明確接地變零序保護CT的配置要求，完善相應的驗收作業指導書，并將相關情況反饋給設計單位，完善設計規范，確保未進行小電阻改造的變電站不會出現類似的情況。

3）將此案例作為繼保專業的典型教材進行培訓學習，總結此次事件的經驗教訓。

4）對經消弧線圈并聯小電阻接地的變電站進行關于接地變零序保護CT配置情況的專項檢查，確保投入運行的接地變零序保護CT安裝于接地變中性點小電阻處，并對不滿足要求的變電站進行整改。

4 結論

本文通過分析一起110kV A變電站接地變保護誤動作的事故，發現了該站在小電阻改造過程中存在接地變零序保護CT配置不合理的問題，并提出了將10kV接地變高壓側零序保護CT安裝在接地變中性點小電阻處的的整改措施，同時提出要完善相應的驗收作業指導書、設計規范，有效降低接地變高側零序過電流保護誤動的概率，避免再次發生此類事件，對10kV系統中性點改造工程具有實際的指導意義。

本文編自2021年第2期《電氣技術》，論文標題為“一起10kV接地變零序保護誤動的事件分析”，作者為鄭瑜、蔣炯鋒。