大电流接地系统与小电流接地系统分析.docx

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大电流接地系统与小电流接地系统分析

大电流接地系统与小电流接地系统（不接地系统）发生故障的区别，对系统设备运行的影响，处理原则和注意事项。

中性点直接接地（包括经小阻抗接地）得系统，当发生单相接地故障时，接地电流一般都比较大，所以称为大电流接地系统.一般110kv及以上的系统采用大电流接地系统。

中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，发生单相接地故障时，由于不构成短路回路，接地短路电流比负荷电流小很多，这种系统称为小电流接地系统。

一般66kv及以下系统常采用这种系统

1中性点不接地电网的接地保护

中性点不接地系统的接地保护、接地选线装置

（1）系统接地绝缘监视装置：

（陡电6.0KV厂用电系统）

绝缘监视装置是利用零序电压的有无来实现对不接地系统的监视。

将变电所母线电压互感器其中一个绕组接成星形，利用电压表监视各相对地电压，另一绕组接成开口三角形，接入过电压继电器，反应接地故障时出现的零序电压。

当发生单相接地故障时，开口三角形出现零序电压，过电压继电器动作，发出接地信号。

该保护只能实现监测出接地故障，并能通过三只电压表判别出接地的相别，但不能判别出是哪条线路的接地。

要想判断故障线路，必须经拉线路试验。

且若发生两条线路以上接地故障时，将更难判别。

装置可能会因电压互感器的铁磁谐振、熔断器的接触不良、直流的接地、回路的接触不良而误发或拒发接地信号。

（2）零序电流保护：

零序电流保护是利用故障线路的零序电流比非故障线路零序电流大的特点来实现选择性的保护，如DD-11接地电流继电器和南自厂的RCS-955系列保护。

该保护一般安装在零序电流互感器的线路上，且出线较多的电网中更能保证它的灵敏度和选择性。

但由于零序电流互感器的误差，线路接线复杂，单相接地电容的大小、装置的误差、定值的误差、电缆的导电外皮等的漏电流等影响，发生单相接地故障线路零序电流二次反映不一定比非故障线路大，易发生误判断、误动。

（3）零序功率保护：

零序功率方向保护是利用非故障线路与故障线路的零序电流相差180°来实现有选择性的保护。

如传统的零序功率方向继电器，无人值守综自所应用的如南瑞DSA113、119系列零序功率方向保护。

零序功率方向保护没有死区，但对零序电压零序电流回路接线等要求比较高，对系统中有消弧线圈的需用五次谐波功率原理。

（4）小电流接地选线综合装置：

随着电力科技的发展，近年来小电流接地电力系统逐步应用了独立的小接地电流选线装置。

将小电流系统所有出线引入装置进行接地判断及选线，如华星公司的MLX系列。

MLX系列选线装置的原理是用电流（消弧线圈接地采用五次谐波）方向判断线路，选电流最大的三条线路在进行方向比较，从而解决了零序电流较小、各种装置LH误差、测量误差、电力电缆潜流、消弧线圈、电容充放电过程等影响，能正确判别或切除故障线路。

2接地保护安装调试注意事项

（1）在无选择性零序电压保护装置及零序功率方向保护装置中，电压互感器一次、二次中性点必须可靠接地，一次绕组中性点接地不仅是安全接地而且是工作接地。

若中性点接地不可靠，二次系统则不能正确反映一次系统发生接地故障时不平衡电压零序功率方向，因此开口三角形电压极性必须正确。

（2）在利用零序电流互感器（多为电缆出线）构成的接地保护装置中，当电网发生接地故障时，故障电流不仅可能经大地流动，而且也经电缆导电外皮和铠装流动。

因此，零序电流互感器上方电缆头保安接地线必须沿电缆方向穿过LH在线路侧接地（见图1）。

图1电缆头保安接地线图

零序互感器下方电缆皮接地则不需穿过零序互感器，避免形成短路环，电缆固定夹头与电缆外壳、接地线绝缘、零序电流互感器变比、极性误差应调整一致、正确，以减少互感误差。

（3）在经消弧线圈接地的电网单相接地保护通常利用反映谐波的电缆电容的五次谐波分量保护和暂态电流速动保护，其实现选择性较困难。

可在发现接地故障时投入有效电阻，以增加故障电流有功分量方法，利用零序电流保护、方向保护有选择地切除故障。

（4）在电容器自投切系统中，补偿电容器应接成中性点不接地Y或D接法。

发生接地后，三相负载仍保持对称运行，从而不影响零序电流，保证接地保护的灵敏性、正确性。

（5）在同一系统电缆线路和经电缆线路出线的架空线路中，它们单相接地电容电流大小存在差别，零序电流保护定值应充分考虑。

（6）利用三个电流互感器构成的零序电流滤过器，必须克服其不平衡电流的影响。

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我国电压等级在110kV及其以上的系统均为大电流接地系统，在大电流接地系统中，线路单相接地故障在电力系统故障中占有很大的比例，造成单相故障的原因有很多，如雷击、瓷瓶闪落、导线断线引起接地、导线对树枝放电、山火等。

线路单相接地故障分为瞬时性故障和永久性故障两种，对于架空线路一般配有重合闸，正常情况下如果是瞬时性故障，则重合闸会启动重合成功；如果是永久性故障将会出现重合于永久性故障再次跳闸而不再重合。

为帮助运行人员正确判断和分析大电流接地系统线路单相瞬时性故障，本案例选取了某地区一典型的220kV线路单相瞬时接地故障，并对相关的知识点进行分析。

说明，此案例分析以FHS变电站为主。

本案例分析的知识点：

（1）大电流接地系统与小电流接地系统的概念。

（2）单相瞬时性接地故障的判断与分析。

（3）单相瞬时性接地故障的处理方法。

（4）保护动作信号分析。

（5）单相重合闸分析。

（6）单相重合闸动作时限选择分析。

（7）录波图信息分析。

（8）微机打印报告信息分析。

一、大电流接地系统、小电流接地系统的概念

在我国，电力系统中性点接地方式有三种：

（1）中性点直接接地方式。

（2）中性点经消弧线圈接地方式。

（3）中性点不接地方式。

110kV及以上电网的中性点均采用中性点直接接地方式。

中性点直接接地系统（包括经小阻抗接地的系统）发生单相接地故障时，接地短路电流很大，所以这种系统称为大电流接地系统。

采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统，当某一相发生接地故障时，由于不能构成短路回路，接地故障电流往往比负荷电流小得多，所以这种系统称为小电流接地系统。

大电流接地系统与小电流接地系统的划分标准是依据系统的零序电抗X0与正序电抗X1的

比值X0/X1。

我国规定：

凡是X0/X1≤4～5的系统属于大接地电流系统，X0/X1＞4～5的系统则

属于小接地电流系统。

事故涉及的线路及保护配置图事故涉及的线路和保护配置如图2-1所示，两变电站之间为双回线，线路长度为66.76km。

图2-1 FT线路及保护配置

三、事故基本情况

2001年5月24日16时42分，FHS变电站FT一回线C相瞬时性故障，C相重合闸重合成功，负荷在正常范围内，系统无其他异常,FT一回线（FT为双回线）线路全长66.76km

四、微机监控系统主要信号

FT一回SF-500收发信机动作

FT一回SF-600收发信机动作

FT一回WXH-11X保护动作

FT一回LEP-902A保护动作

FT一回C相断路器跳闸

FT一回WXH-11X重合闸动作

FT一回LEP-902A重合闸动作

FT一回WXH-11X保护呼唤值班员

FT一回LEP-902A保护呼唤值班员

3号录波器动作

5号录波器动作

1号主变压器中性点过流保护掉牌

2号主变压器中性点过流保护掉牌

220kV母线电压低

本站220kV其他相关线路高频收发信机动作

五、继电保护屏保护信号

WXH-11X型微机保护：

跳C、重合闸、高频收发信、呼唤灯亮。

LFP-902A型微机保护：

TC、CH、高频收发信灯亮，液晶屏显示：

0++、Z++。

六、微机打印报告信号

（1）      WXH-11X保护：

WXH-11X保护动作1次，保护动作报告如表2-1所示。

表2-1              WXH-11保护动作报告

CPU号

保护元件

时间

含   义

CPU1

GBIOTX

11ms

高频零序方向停信

GBIOCK

19ms

高频零序方向出口

CPU2

1ZKJCK

27ms

距离Ⅰ段出口

CPU4

T1QDCH

55ms

单跳起动重合闸

CHCK

512ms

重合闸出口

CJ=33.5km

测距

（2）LFP-902A保护：

LFP-902A保护动作1次，保护动作报告如表2-2所示。

表2-2                         LFP-902A保护动作报告

CPU号

保护元件

时间

含义

CPU1

Z++

27ms

高频距离

0++

27ms

高频零序方向元件

C

27ms

C相跳闸

CPU2

CH

890ms

重合闸时间

CJ=33.6km

测距

最大电流（Imax）:

2.63×1200（A）

零序电流（I0）：

2.28×1200（A）

七、两侧保护动作情况分析

1．两侧保护的配置情况

FT线两侧的保护配置如图2-1所示。

（1）      第一套保护。

WXH-11X型微机线路保护包括由4个CPU构成，其中CPU1为高频保护包

括高闭距离、高闭零序；CPU2距离保护，包括三段式相间距离和三段式接地距离；CPU3零序

保护，包括不灵敏的Ⅰ段，灵敏的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段及缩短了△t的零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段及不灵敏的Ⅰ段；CPU4为重合闸。

（2）第二套保护。

LFP-902A型线路成套快速保护由2个CPU组成。

其中CPU1为主保护，由以超范围整定的复合式距离继电器和零序方向元件通过配合构成全线路快速跳闸保护，由Ⅰ段工频变化量距离继电器构成快速独立跳闸段，由二个延时零序方向过流段构成接地后备段保护；CPU2为三段式相间和接地距离保护，以及重合闸逻辑；CPU3为管理CPU；配SF-600集成电路收发信机，LFP-923C型失灵启动及辅助保护装置，CZX-12A型操作继电器装置。

2．重合闸投入方式

WXH-11X型微机线路保护重合闸（CPU4）和LFP-902A型线路成套快速保护装置重合闸（CPU2）均为独立启动，独立出口。

WXH-11X型微机线路保护重合闸把手在单重位置，出口连接片在停用位置。

LFP-902A重合闸把手在单重位置，出口连接片在加用位置（双微机保护重合闸一般只投一套）。

3．单相重合闸的动作时间选择原则

（1）要大于故障点灭弧时间及周围去游离的时间。

在断路器跳闸后，要使故障点的电弧熄灭并使周围介质恢复绝缘强度，是需要一定时间的，必须在这个时间以后进行合闸才有可能成功。

（2）要大于断路器及其机构复归状态准备好再次动作时间。

在断路器跳闸以后，其触头周围绝缘强度以及灭弧室灭弧介质的恢复是需要一定的时间。

同时其操作机构恢复原状准备好再次动作也需要一定的时间。

（3）无论是单侧电源还是双侧电源，均应考虑两侧选相元件与继电保护以不同时限切除故障的可能性。

（4）考虑线路潜供电流所产生的影响。

4．保护通道

220kV线路采用闭锁式通道，如图2-2所示，闭锁式保护在区内故障时，两侧方向元件判断为正方向，因此保护均收不到对侧的闭锁信号。

5．对DZ的分析

由于故障点在线路中间，不在DZ（突变量距离元件）范围内，并且两侧的保护动作相同，所以表2-1、2-2所示的保护动作属正确。

八、事故分析（F侧）

1．大电流接地系统单相接地短路特点

（1）单相接地短路故障点故障相电流的正序、负序和零序分量大小相等方向相同，因此

故障相电流

与

大小相等，方向相同。

（2）非故障相短路电流为零。

（3）单相接地短路故障相电压为零。

（4）短路点两非故障相电压幅值相等，相位角为

，它的大小取决于

之比。

2．保护动作情况分析

故障测距反映的故障点位置如图2-2所示，为线路中间，距F站66.7km。

图2-2 FT线路故障点

第一套保护WXH-11X动作逻辑，线路发生故障后，线路两侧保护启动元件动作，启动高频发信机发信，同时两侧高频零序方向元件均判断为正方向（区内）故障而停信，高频零序保护出口保护速动出口跳闸；接地距离保护因故障计算程序较零序慢在故障发生后19ms动作出口。

单相故障在保护出口继电器动作出口的同时启动重合闸，在515ms时重合闸出口。

本套保护在故障时动作时序和动作逻辑正确。

第二套保护LFP-902A动作逻辑，线路发生后，启动元件动作启动发信和方向元件动作停信的保护信息在保护信号中无反映属保护信号设计的没有考虑，但可以从下面的该装置的录

波图中看到，CPU1所属快速跳闸保护几乎在27ms同时动作出口，同时给出保护出口“Ｃ相跳

闸”信号；890ms重合闸启动，从下述的录波图分析中还得到C相断路器在85ms完全跳开，跳闸后，保护再次收、发信，闭锁两侧保护，1010ms重合成功。

3．单相瞬时性故障与永久性故障的判别

大电流接地系统发生单相接地故障时，若线路故障为瞬时性故障，正常情况，保护或位置不对应启动重合闸重后，重合闸会合闸成功。

若为永久性故障，重合闸重合将重合于故障而发生第二次跳闸，且不会再次重合。

4．故障录波图分析

故障录波图如图2-3所示。

设备名称：

AA5

文件名称：

B50G4213.000

故障时间：

2001-05-2416：

42：

21.410

时标单位：

毫秒

启动前2个周波后3个周波有效值

通道

类型

通道名称

1

2

3

4

5

C1

电流

FQ二回

AI

0.1308

0.1298

0.1339

0.1395

0.1425

C2

电流

FQ二回

BI

0.1339

0.1333

0.1144

0.1101

0.1110

C3

电流

FQ二回

CI

0.1321

0.1256

0.0482

0.0808

0.0758

C4

电流

FQ二回

NI

0.0088

0.0109

0.0797

0.1023

0.1021

C5

电流

FH一回

AI

0.0736

0.0754

0.0859

0.0995

0.0971

C6

电流

FH一回

BI

0.0738

0.0803

0.1830

0.2145

0.2185

C7

电流

FH一回

CI

0.0781

0.0987

0.3911

0.4820

0.4808

C8

电流

FH一回

NI

0.0087

0.0101

0.1273

0.1624

0.1621

C9

电流

FT一回

AI

0.1598

0.1627

0.1682

0.1734

0.1819

C10

电流

FT一回

BI

0.1619

0.1633

0.2734

0.3175

0.3267

C11

电流

FT一回

CI

0.1684

0.3162

2.5205

3.1869

3.171

C12

电流

FT一回

NI

0.00644

0.1593

2.1797

2.7902

2.7679

图2-3 FT线C相接地故障录波图

（1）从故障电流可看出，故障相为C相。

（2）故障时

与

相位相反。

（3）切除故障时间约为64ms（保护动作时间+断路器固有动作时间+跳闸回路继电器固有动作时间）。

（4）1010msC相重合闸重合成功（重合闸整定时间0.8s）。

（5）TA变比1200/1

（6）故障电流折算值（有效值）：

；

（7）故障录波器测量值与微机保护打印报告存在误差。

5．LFP-902A微机保护报告分析

LFP-902A微机保护报告如图2-4所示。

图2-4 LFP-902A微机保护报告

（1）故障初，保护有发信、收信波形（小于17ms）,停信后，25msC相接到跳闸命令，85msC相完全跳开。

C相断路器跳闸后，保护再次收、发信，闭锁两侧保护，约890ms重合闸启动，1010ms重合成功。

（2）故障时故障相电流与大小相等，方向相同，故障电流波形持续时间85ms。

（3）在故障时故障相C相电压低于非故障相电压。

（4）由于是非对称故障，报告中有3

。

（5）报告记录故障前60ms的电流、电压波形。

特别说明：

对电流方向的规定众所周知，即以母线为参考，流入母线为正方向，流出母线为反方向。

单相接地故障时故障相电流是流出母线的为正方向，零序电流是由故障点经大地和电源侧中

性点（一般为中性点接地的变压器中性点）流入母线的为反方向。

故障录波器TA回路的接线一般没有将TA的IN线反接，故测量到的波形其相位反映的是故障电流的实际相位。

对于保护装置由于要正确判断故障方向，必须将TA回路的IN线反接，所以其记录的波形故障相电流和零序电流是同相位。

6．故障处理

大电流接地系统单相接地故障的处理在事故处理中比较简单，其处理步骤如下：

（1）检查并记录监控系统（综合自动化站）或主控制室（常规站）光字牌信号。

（2）检查并记录保护屏信号。

（3）检查并记录本站自动装置的动作情况。

（4）检查微机监控系统（综合自动化站）或主控制室（常规站）断路器跳闸相别与保护动作相别及是否一致。

（5）打印故障录波器报告并进行初步分析。

（6）打印微机保护报告并进行初步分析。

（7）将故障情况及时向调度汇报，汇报内容包括：

时间、站名、故障基本情况、断路器跳闸情况、重合闸动作情况、保护动作情况、跳闸前、后负荷情况等。

（8）整理跳闸报告，跳闸报告的主要内容有：

事故现象：

包括发生事故的时间、中央信号、当时的负荷情况等。

断路器跳闸情况。

保护及自动装置的动作情况。

事件打印情况。

现场检查情况。

事故的初步分析。

存在的问题。

事故的处理过程：

包括操作、安全措施等。

打印故障录波图、事件打印、微机保护报告等。

将上述资料打印成书面资料（包括封页、目录、内容），上报到有关调度及主管部门。

作者简介:

张全元:

女,湖北新洲人,湖北省超高压输变电局高级工程师。

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