零序电流十篇

零序电流篇1

关键词：零序电流;消弧装置;选线法;互感器

一、零序选线法原理概述

利用互感器检测发生单相接地故障的选线装置特别适用于配电网中性点对地绝缘系统，只要配电网单相接地电流满足零序电流互感器灵敏度的要求，可以准确地检测出发生单相接地的故障线路。在目前我国大多数以架空线路为主的配电网，特别是农村电网，目前采用中性点对地绝缘的接线方式仍居多数，因而这种接地选线方式仍然大有可为。但是随着电网的发展，我国电力系统对配电网电容电流进行了全面治理，大多采用消弧线圈进行补偿。但是随着电网的发展，我国电力系统对配电网电容电流进行了全面治理，大多采用消弧线圈进行补偿。特别时大量的自动跟踪补偿消弧装置在电网中得到应有，一些自动跟踪补偿消弧装置由于结构上进行了完善，可以工作在过补偿、欠补偿和全补偿三种状态，这对限制配电网过电压、促使接地电弧可靠熄灭起了很大的作用，但这也带来了一些不利的方面，即电网经自动跟踪补偿消弧装置补偿后，有时故障点的残流变得非常小，以至于线路的零序电流很小，小到不能满足电流互感器的灵敏度。那么基于零序电流选线的接地选线装置就选不出故障线路，如某变电站原来安装有基于零序电流选线的选线装置，后来由于变电站投运了ZXB系列自动跟踪补偿消弧装置，后把接地残流补偿到非常小，原来的接地的选线装置就不能正常工作。

单相接地故障时零序电流具有的特点是，当系统发生单相接地故障时，同一电压等级的母线及出现上都将出现相同的零序电压。Iol为接地线路的零序电流，R是自动补偿小户型爱哪去装置的限压电阻，它的作用是防止接地瞬间可能发生的谐振现象，K为自动补偿消弧装置由微机控制的接触器接点，当发生单相接地时，K延时闭合短接电阻R而变为消弧线圈直接接地完全补偿方式。

在电阻R被短接前，故障线路零序电流中含有有功电流分量，而非故障线路零序电流中则没有有功电量分量，为此可以巧妙利用电阻短接前的很短一段时间内，检测各出现路零序电流中的有功电流分量的大小，并以此来判别接地故障线路。

二、基波电量解析

在小电流接地系统中，当发生永久性单相接地故障时，流过故障点的接地电流中含有暂态分量、高次谐波分量和基波分量等三种物理量，基波电流中含有有功电流和无功电流分量，而基波电流同时又可分为零序、负序和正序分量等。

以上三种电流分量中的多个分量，以及有功功率、零号导纳和相对相位等，均可被用来构成不同原理的接地保护。

为实现小电流接地系统接地保护的选择性，首先应该掌握发生单相永久性接地故障时，电网中的基波零序电压的变化和线路中基波零序电流的分布状况。

1、基波电压的变化。

在小电流接地（中性点不接地和谐振接地）系统中，假定正常运行情况下的三相电压对称平衡，三相对地电容相等，同时忽略三相对地点到和消弧线圈的有功损耗，便可得到电网的等值接线图。

当C相发生单相永久性接地故障时，由于系统的零序阻抗甚大，此时电网的各项合中性点的对地电压的变化亦产生设计值。

在此情况下，若利用绝缘监视电压表和传统的零序过电压保护，只能只是故障的相别，而不能指示出具体的故障线路，所以运行人员只好借助“试拉闸”的方法，以检出与清楚接地故障。这样，及时在配备重合闸的条件下，也会对非故障线路造成短时间的停电，同时给用户和电网的安全运行带来不便。

2、基波零序电流的分布。

对于中性点不接地和谐接地的电网，当发生永久性单相接地故障时，两者基波电压的变化情况相同，但是在故障点的接地电流方面，两者情况有所不同。

在中性点不接地的电网中，利用基波零序电流方向保护有可能检出故障线路。不过，在电网的最小运行方式下，只有当故障点的总电容电流达到最长线路电容电流3～4倍时，才能实现继电保护的选择性。实际上，许多电网的结构比较复杂，满足不了这个条件。同时，限于物理模拟的灵敏度较低，国内外的运行经验表明，零序电流方向保护便不能群补正确动作了。

近代的微机接地保护放弃了零序电流绝对值的概念，利用“群体比幅”原理构成的接地保护，克服了物理模拟缺点，从而解决了中性点不接地电网中对故障线路的选择性问题。

当谐振接地电网中发生单相接地故障时，流过故障点的电流中所含的基波零序电流，由有功电流和无功电流两个分量组成。无功电流的大小和方向，是随着消弧线圈补偿状态的不同而改变的；而有功电流分量却与消弧线圈的补偿状态基本无关，并始终和零序电压保持相同的相位。

除以上讨论的基波电量外，故障电网中的一些其他物理量也可用来构成微机接地博湖。例如近年来国外研制成功的零序导纳等微机接地保护，具有灵敏度高等特点，对于高阻接地故障和间歇电弧接地故障，均可有效地检出。

此外，利用交流电量瞬时值的概念，对小电流接地系统发生单相接地故障时的电压和电流（含有功分量和无功分量）进行分析，也可以得到与上述分析相同的结构。当谐振接地系统发生单相接地故障时，电压与电流的计算公式与向量图中有关各量之间，在过、欠补偿状态下有比较清晰的对应关系。另据分析，当故障点经过不大于500Ω的电阻接地时，在电网中性点不接地的情况下，随着阻值的增大，单相接地故障电流显著减小；而谐振接地情况下，则变化很小，可见，故障点电阻对接地保护的灵敏度有明显的影响。不过，在分析过程中若能进一步提高阻值，同时给出中性点电压的变化情况就更好的。

三、有功电流接地保护

当带凝望发生单相永久性接地故障时，残流中的基波有功分量与零序电压同相，其数值主要有电网的接地电容电流等参数确定，该接地电容电流的相位领先零序电压90°。所以，故障点的参与电流在零序电压上的投影便等于它自身的有功分量。

DESIR检出故障线路的唯一性，源于只用所有馈线的零序有功电流总和的相应作为参考相位。所以，此种接地保护既不要求测量零序电压，也不需要专用的传感器，只要利用现有的电流互感器就足够了。

零序电流篇2

【关键词】零序电流 补偿算法 单相接地选线

我国配电网大多采用中性点不接地或经消弧线圈接地（即小电流接地）的运行方式，其中尤以经消弧线圈接地方式占绝大多数，由于故障点的电流很小、电弧不稳定等原因，接地选线的问题一直未被完满解决。配电网是电能输送中直接与用户相连的环节，其可靠性直接关系到对用户的供电质量。因此，提高配电可靠性是提高电力系统供电可靠性的重要内容。

发生单相接地故障后，由于三相之间线电压仍然保持对称，对负荷供电没有影响，因此允许带故障继续向负荷供电1-2小时。但是，这种运行方式会造成健全相电压升高，长期带故障运行可能造成新的短路故障，影响电力系统安全。因此，应尽早找出故障线路，采取措施予以消除。

1 小电流接地选线研究现状

传统的以基频零序电流电压作为特征的接地选线方法，主要是依靠群体比较电流的大小和方向。由于受线路参数、过渡电阻及消弧线圈的影响，接地故障电流变化很大，尤其是经消弧线圈全补偿的时候，接地电流很小，幅值和方向的测量困难，影响保护精度，灵敏度不高。基于零序五次以上谐波的方法虽然不受消弧线圈的影响，但故障信号中谐波分量很小，灵敏度受到很大限制。而且这些方法都需要比较各条支路电流的大小和方向，所以很难与馈线保护合为一体，不能满足配电自动化的要求。

单相接地时，接地电容电流的暂态分量往往比稳态值大十几倍到几十倍，基于暂态信号的选线方法灵敏度高且不受消弧线圈的影响，但现有方法大多有待完善。首半波法其极性关系成立时间极短（远小于暂态过程），检测可靠性不高，而且在相电压过零时故障，首半波电流暂态分量很小，以及过渡电阻的影响，该方法可能失效。基于小波变换的选线方法利用了故障电压和电流瞬时过程的特征量，具备了快速性和精确性，但易受外界电磁干扰和过渡电阻的影响。

综上所述，小电流接地系统的单相接地故障选线问题始终没有得到彻底解决（尤其对中性点经消弧线圈接地系统），一直是继电保护领域研究的热点和难点。

2 本文研究思路

本文的选线方法的实质是借助消弧线圈中的零序电流已知实现选线，有效的实现了单相接地选线的准确性和可靠性。最后，用ATP对故障情况进行仿真，结果证明了本文方法的有效性。 如图1所示。

当采用消弧线圈以后，单相接地时的电流分布将发生重大的变化。当线路J上A相接地以后，电容电流的大小和分布与不接消弧线圈时是一样的，不同之处是在接地点又增加了一个电感分量的电流，因此，从接地点流回的总电流为

=+ （1）

式中： ――全系统的对地电容电流。

―― 消弧线圈的电流。

由于 和 的相位大约相差180°，因此 将因消弧线圈的补偿而减小。并且由于在实际中，广泛采用过补偿方式，所以本文仅研究过补偿的情况。当过补偿时，有IL>IC∑，补偿后的残余电流是电感性的（采用这种方法不可能发生串联谐振的过电压问题）。

故障线中零序电流为：

=（?）+ （2）

式（2）中， 是故障线路中的零序电流， 是所有线路对地电容电流（即零序电流）之和， 是故障线路本身对地电容电流。

健全线路中零序电流为：

= （3）

式中， 是第I（I=1，2，3，4，5，6）条健全线路中的零序电流， 是第I条健全线路本身对地电容电流。

则由以上分析可得出如下结论：当采用过补偿方式时，流经故障线路的电流是流过消弧线圈的零序电流与非故障元件零序电流之差，而电容性无功功率的实际方向仍然由母线流向线路（实际是电感性无功由线路流向母线），和非故障线路的方向一样。

为了解决上述问题，在消弧线圈中电流 已知时，即可给式（2）和式（3）分别减去 ，则可得下式：

故障线路：

= ? （4）

健全线路：

= ? （5）

其中和均为容性电流，但是由式（4）和式（5）可得如下结论：（1）由于是过补偿则：IL>IC∑，所以显然有I0J'IC∑，所以，必有：>IL 。

3 ATP仿真验证

3.1 仿真模型及参数

系统仿真模型如下页的图1所示。该模型是一个10kV的配网馈线系统，由架空线与电缆线构成，出线共有六条，其中L3、L6为电缆线路，其余出线为架空线路。主变为Y/Δ-11接线，所用变压器中性点通过开关K与消弧线圈相连，K打开为中性点不接地系统，K闭合为中性点经消弧线圈接地系统。

仿真模型中，架空线零序参数：R0=0.23?/km，L0=5.478mH/km，C0=0.008?F/km；架空线正序参数：R1=0.17?/km，L1=1.21 mH/km，C1=0.00969?F/km。电缆线零序参数： R0=2.7?/km，L0=1.0191mH/km，C0=0.28?F/km；电缆正序参数：R1=0.27 ?/km，L1=0.2548 mH/km，C1=0.3391?F/km。

主变参数：额定电压比为UN1/UN2/UN3=110/38.5/11kV，额定容量SN=31.5MVA；空载实验参数：空载电流I0=1%，空载损耗 P0=46kW；短路实验参数：短路电压比为Uk（1?3）=17.25%，Uk（1?2）=10.27%，Uk（2?3）=6.13%；短路损耗Pk（1?3）= 243.5kW，Pk（1?2）= 262.4kW，Pk（2?3）= 181.5kW。

负荷参数：实际系统负荷千差万别，即使是同一条线路，其各相间负荷也不尽相同，精确模拟比较困难，本文仿真中用一个等效阻抗ZL=400+j100?代替。中性点经消弧线圈接地方式运行时，补偿度约为8%，仿真中采样频率为50kHz。

4 结论

本文所提基于零序电流补偿算法的小电流接地系统单相接地选线克服了以往选线方法的弊端，具有选线原理简单、选线准确性高等优点，并且本文通过ATP仿真验证，证明了本文所提选线方法的正确性和可靠性，具有很好的推广应用价值。

参考文献

[1]张保会，尹项根.电力系统继电保护[M].北京：中国电力出版社，2005，55.

[2]贾清泉，杨以涵，杨奇逊，等.用注入法实现小电流接地系统单相接地选线保护[J].电力系统自动化，2003，27（21）：35-38，44.

[3]薛永瑞，冯祖仁，许丙垠等.基于暂态零序电流比较的小电流接地选线研究[J].电力系统自动化，2003，27（9）：48-53.

零序电流篇3

【关键词】零序保护；外接；自产

1.10kV线路零序保护现有配置方式及所存隐患

在10kV小电阻接地系统中，线路开关柜内装设有反映相电流的分相CT三只，构成馈线的电流速断、过电流保护，作为本单元发生相间故障时的保护；反映零序电流的零序CT一只，构成馈线的零序过流保护，作为本单元发生单相接地故障时的保护。保护装置的零序保护电流采于零序CT电流的方式称为零序外接方式，采于分相CT三相电流之和的方式称为零序自产方式。

当10kV线路发生接地故障时，首先该线路的零序保护动作，出口跳开线路开关，切除故障；当该线路出现拒动的情况时，故障无法切除，流过接地变的故障量仍然存在，此时，由接地变高压零流动作，出口跳开分段开关，用于判断故障线路所在10kV 母线，区分故障后，出口跳开故障母线所在主变变低开关，此时，已成为越级动作事故。

由上述可知，零序保护的合理配置和正确动作对中性点经小电阻接地系统的安全稳定运行有着重要意义。根据运行经验，零序保护采用零序电流外接方式存在着一些隐患：

（1）外接零序CT故障或者外接零序电流回路故障时，保护装置无法检测判断，易因回路问题造成保护误动或拒动。

（2）因馈线电缆外屏蔽层接地线在开关柜内穿入零序CT的方式不正确而维护人员未能及时发现，导致电缆屏蔽层中的电流已被包含在零序CT测量范围内，造成保护误动。

2.零序保护改进方案

长期的运行经验表明，采用零序电流自产方式完全可以满足目前线路保护的运行要求，并能消除零序电流外接方式的两个隐患：

（1）三相CT的电流之和为零序电流，分相CT的准确级和抗饱和能力均满足要求，由厂家更改装置零序定值整定范围后，保护精度要求也满足。

（2）分相CT故障或者电流回路故障时，保护装置能识别并发CT断线告警信号，以便维护人员快速处理；馈线电缆外屏蔽层接地线在开关柜内穿入零序CT的方式不正确也不会影响零序保护的正确动作。

因此，对10kV小电阻接地系统，线路开关柜内装设有三相CT，可以实现自产零序电流的10kV馈线保护，将零序电流改接自产，具体方案如下：

（1）对于保护装置具备自产零序功能，直接通过更改保护定值，投入零序自产功能。

（2）对于保护装置没有自产零序功能，则通过更改电流回路接线，人工的将三相电流合成，获得零序电流，并重新整定10kV线路零序保护定值。

3.方案的具体实施

对于保护装置具备自产零序功能，通过更改保护定值即可实现，此处不再详述。对需要通过更改电流回路接线，人工合成零序电流的方案2，实施过程如下：

（1）做好安全措施。退出整改装置的相关保护出口压板、联跳压板；断开电流回路的连接片，如整改线路间隔在运行，在断开连接片之前还必须短接电流回路，防止CT二次回路开路。

（2）将三相电流的尾端IA'、IB'、IC'（非极性端）和3I0在屏柜端子排上短接在一起，3I0'接电流回路的IN（回外部CT的电流公共端）；3I0及3I0'电缆芯必须短接，防止外接零序电流回路开路。具体改接方法如下端子排图所示。

如上图，将13、14、15、16号端子短接；拆除13号端子的N411号电缆、16号端子的3I0号电缆、17号端子的3I0'号电缆；将3I0号电缆、3I0'号电缆找一个空端子（如上图的22号端子）接好，并接地；再将N411号电缆接至17端子，并接地。

（3）若保护装置需要更改零序定值整定范围以满足保护精度要求，则请厂家更改。

（4）检查相关回路，防止寄生回路的产生。

（5）用继保仪器对装置进行加量测试。检查零序回路及装置采样，确认回路及装置采样正确；加入故障量，校验装置保护动作的准确度和灵敏度。

（6）核对装置定值无误，并恢复所有安全措施，回路整改结束。

4.结语

本文通过分析目前中性点经小电阻接地方式下的10kV线路零序保护采用零序电流外接方式的一些不足，提出了将零序电流由外接改为自产方式的方案，并对新方案的可行性和具体实施方法进行了描述。新方案能很好的消除旧方案存在的一些隐患，并满足系统保护的准确性和稳定性要求，对提高线路供电可靠性，降低设备故障率有重要意义，适合实际推广应用。

参考文献

[1]惠州供电局.10kV线路保护零序电流改接自产工作推进方案.2011年3月

零序电流篇4

【关键词】城市配网低电阻接地 零序保护 安装 接线 电流动作值

一、零序保护的接线方式：

（一）零序电流互感器（简称零序CT）接线方式

1.由A、B、C三相CT组成零序电流滤过器（如图1）

这种接线不宜采用。原因是：a.三相负荷不平衡时易造成误动作。因不平衡电流要流经零序电流继电器LJ。当达到动作值时，零序保护就误动作掉闸；b.因CT二次阻抗值不平衡，增加了误动的机率（如图1）；c.对已发电的出线开关再加B相CT，很难做到三相特性一致。

2.采用外附开口式零序CT的接线

为适应配网加装零序保护的需要及解决已发电出线电缆上安装外附零序CT的困难，北京供电局与科伟达公司开发了KLH型开口式零序CT，经电科院试验和北京供电局在10KV系统做人工接地试验获得成功后，现已全面推广应用。其优点是：a.安装方便：安装时将上、下铁芯的连接螺丝打开套在电缆的适当位置，再上好连接螺丝即可；b.正常运行或三相负荷不平衡时，CT二次没输出流，不会造成零序保护误动作；c.安全：因是套装在电缆上，中间有一定间隙，不会因绝缘造成故障。

（二）继电器选型及零序保护的接线图

1.零序保护装置中不宜采用电磁式分体型继电器。主要原因是开关柜的位置窄小，继电器安装困难；二是电磁式电流继电器阻抗大，增加了零序CT负载。

2.旧站改造宜选用LDB型零序电流保护综合继电器。这种继电器是集电流、时间、出口中间、信号为一体，外壳同DL10型电流继电器，安装及接线非常方便。对原相间过流、速断的二次回路不做变动。

3.KLH型零序CT和LDB型综合继电器接线，如图2。

（三）反时限保护中增加零序保护的方法：

有的用户配电室因无直流电源装有反时限保护。为此，LDB型综合继电器做成交直流两种（LDB—Ⅰ型为交流；LDB—Ⅱ型为直流），安装接线同图2。很好地解决了因无直流电源无法加装零序保护的问题。

二、关于接地故障电流及零序保护动作值

（一）有关零序电流计算方法及实测值

1.理论计算

市内变压器接线组别大部分为 Y /Δ-11。因此在10KV侧的中性点接地需安装接地变压器，系统接线如图3所示。

R：接地电阻（在北京地区，R=10Ω）；X0：接地变零序电抗；IC1～ICn：各出线对地分布电容电流；ID：接地相的短路电流；RD：接地时，弧光及大地电阻。

a.在正常运行时，各出线A、B、C三相对地分布电容电流如图3。其矢量之和为零。

b.当线路1发生C相接地故障时，若忽略线路本身的阻抗，则等值电路如图4。

从图4中可知，接地电流等于接地相短路电流和系统中非接地相的电容电流之和，如下式①（见图5、图6）：

最大接地故障电流值：

当发生纯金属性接地（如带地线合闸）时，故障电流最大，略去电容电流、大地及导线电阻，可用式2计算：

北京地区最大接地故障电流500A左右。

最小接地故障电流值：

若接地故障发生在架空绝缘线断线后，导线经绝缘层落在干燥的水泥地面上，此时RD非常大、ID最小（RD是个变量，电流值分散性很大）。

人工接地实测值

1999年4月2日，为检验LDB型综合继电器和KLH型零序电流互感器的可靠性，在新华印刷厂做了人工接地故障试验，录波图上显示最大电流为485A。

（二）接地故障电流分析

1.接地路与非接地路的电流（见图4）

①接地路（出线1）中，既有接地相的短路电流ID，又有非故障相（A、B）的电容电流ICΣ。二者的矢量和为

IDΣ=ID+ICΣ（如图5）：

②非接地路（出线n）中的零序电流为非接地相（A、B）对地的电容电流之和，即：InC=InCB+InCA（如图6）。此电流值若大于零序保护的动作值，也能使开关掉闸。所以零序保护动作值应大于出线路的电容电流。

2.电缆及架空线路单相接地故障电流的分析

架空出线单相接地的几率大于电缆出线，但电缆出线的接地故障电流要比架空出线大得多。

电缆出线接地故障电流的分析（以交联电缆为例）：

电缆的结构：由缆芯（铜或铝）、绝缘层、屏蔽层（铜）、铠装层（钢带）外护套等组成，

1.线芯；2.线芯屏蔽；3.交联聚乙烯绝缘；4.绝缘层屏蔽；5.保护带；6.铜丝屏蔽； 7.螺旋铜带；8.塑料带9.中心填芯；10.填料；11.内护套；12.铠装层；13.外护层。

单相接地后故障电流的分析：

零序电流篇5

【关键词】间隙零序保护系统；接地；事故；220KV

引言

运用分级绝缘并且中性点装设放电间隙的220KV的变压器必须配备相应的间隙零序保护系统，这样一来，在中性点经过间隙接触地面的时候，可以有效防止由于故障而导致的过电压很大程度地破坏中性点绝缘的现象。一般情况下，间隙零序保护系统会配备两个子系统：间隙零序电流保护系统和间隙零序电压保护系统。除此之外，在间隙击穿的时候，为了确保保护的有效性，通常间隙电流定值整定为100A（一次值），间隙电压定值整定为180V（二次值），保护延时定值整定在0.3s到0.5s之间[1]。

事实上，间隙零序保护整定手段在实际生活中得到了普遍的应用，并有着很好的应用效果。但是，一旦出现某种故障，停电范围也会就此扩大，正常供电难以维持，极大地影响了人们的日常生活。本文就以220KV变压器的跳闸事故为例对变压器间隙零序保护进行详细的分析研究。

1、事故简介

220KV的变电站（简称A站）的220KV线路B相遭到电击，接着就出现了接地故障。该变电站的线路保护CSC-101A阻抗保护Ⅰ段、纵联差动保护系统开始启动，RCS931A纵联差动保护系统、工频变化量阻抗保护系统、阻抗保护Ⅰ段都开始启动了。除此之外，A站的2号主要变压器三侧也开始跳闸了，经过详细查证得知，这是2号变压器220KV侧间隙零序保护2时限动作在发挥作用。调查发现，线路B相跳闸之后很快成功重合。实际上，A站只有这唯一的一条220KV线路，线路的对侧是一个500KV的变电站（简称B站），除此之外，A站110KV的侧线路对侧还有着一个小水电站。具体如图1所示：

简而言之，事故过程就是：220KV线路B相突然遭到电击，接着就出现接地故障，2号220KV侧的中性点放电间隙被严重击穿；各线路保护系统启动之后B相线路呈现跳闸状态，跳闸之后2号变压器的间隙零序保护系统开始启动，之后2号变压器呈现开关跳闸状态；大概300ms之后，线路B相成功实现重合。

2、2号变间隙零序保护动作与1号变零序电流保护动作的详细分析

首先，对2号变间隙零序保护动作进行分析。线路出现接地故障之后，2号变压器220KV侧放电间隙立刻就被击穿，情况危急之时间隙零序保护系统适时启动。线路B相被意外切除之后，线路的非全相运行状态造成了零序电流的持续存在；与此同时，2号变压器的220KV侧放电间隙的绝缘状态还没有恢复过来，长时间处在被击穿时的状态。除此之外，因为变电站220KV、110KV侧都含有电源，所以2号变压器放电间隙的电流数值明显偏大。分析可知，B相线路意外切除之后，电流数值一般会保持在105到130A之间，这比间隙零序电流定值要大，会造成保护措施的失效返回。线路成功重合之后零序电流也会自动消失掉，由于2号变压器间隙零序保护系统的延时定值要远远小于重合闸动作的延时时间，这就形成了间隙零序保护系统在线路重合之前的运作现象。

接下来，对1号变零序电流保护动作进行分析。在这次事故中，1号变压器220KV侧零序电流保护系统并没有发挥其应有的作用。具体的原因有以下几个方面：由相关规定可知[2]，出现故障时，变压器零序电流保护必须和相邻线路零序电流保护系统紧密配合起来。以此项规定为依据，1号变零序电流保护定值具体如表一所示。接地故障出现时，1号变压器220KV侧零序电流保护系统开始启动。线路B相被意外切除之后，因为线路处在非全相运行的状态，所以零序电流数值明显偏小。分析可知，1号变压器220KV侧中性点的电流值一般不会比200A（一次值）大，比保护值要小的话，就可能会导致保护动作的无效。除此之外，这次事故的耗费时间要比保护延时定值小得多，所以1号变压器220KV侧零序电流保护系统没有启动，因此没有发挥其应有的作用。

表一 1号变压器220KV侧零序电流保护定值

保护名称 电流定值/A 延时定值/s 动作出口

零序电流Ⅱ段保护 18 5.0 跳220KV母联开关

5.0 跳1号变压器220KV侧开关

5.0 跳1号变压器三侧开关

零序电流Ⅲ段保护 18 6.5 跳1号变压器220KV侧开关

7.0 跳1号变压器三侧开关

综上所述，1号变压器的220KV侧零序电流保护系统与2号变压器的220KV侧间隙保护定值都满足了相关规章制度的要求。在这220KV次事故中，1号变压器的220KV侧零序电流保护不完全满足某些启动要求；2号变压器的侧放电间隙被严重击穿之后也没有得到及时的恢复，保护启动要求基本满足，但线路重合延时远远大于保护延时，致使2号变压器在线路成功重合之前就跳闸了。

3、对间隙零序保护的再度探析

首先，在这次事故当中，2号变压器的中性点绝缘没有受到很大的破坏，就配备间隙零序保护系统的目的来说，这种保护动作却被严重击穿，是不应该发生的情况。然后，就供电的安全性来讲，220KV线路的突发事故不应该对电网的运作和供电系统都产生了负面影响。最后，间隙零序电流保护系统没有和其它保护措施紧密结合，除此之外，动作行为的延时时间也太短，致使保护动作失效。

零序电流篇6

关键词：变压器  接地方式  分析

        1 变压器的零序保护配置

        变压器中性点零序过电流动作时先跳开中性点不接地变压器的保护方式，称为零序互跳。2台主变并列运行，1号主变中性点接地，当k2点发生接地故障时，1号主变中性点零序过流保护动作，第一时限跳2号主变高低压侧开关，k2故障点被隔离，1号主变恢复正常运行。如果故障点在k1处，当第一时限跳开2号主变后，零序过流保护第二时限跳本变压器，切除故障。零序互跳保护显而易见的缺点是：①有选择性切除故障的概率只有50%；②母线故障时没有选择性，会扩大停电范围；③零序过流保护时间整定必须和主变相间保护配合，对保护整定配合不利；④必须在2台变压器同时停运时才能进行互跳试验，条件苛刻，二次接线容易错误。

        2 统接线与保护配置特点

        110 kv系统接线特点是以放射状为主，以220 kv变电站为电源点，通过110 kv线路向各终端变电站辐射。110kv终端变电站则采用内桥接线或线路-变压器组接线方式，低压侧无电源。

        内桥接线变电站，在正常运行方式下，100母分开关不作为103和104线路的联络元件。因此，内桥接线变电站通常只有两种运行方式：1条线路带2台主变运行或2条线路各带1台变压器运行。在1线带2变运行方式下，2台主变只要有1台中性点接地即可，但必须由靠110kv供电线路侧的变压器中性点接地运行，这一点很重要。内桥接线变电站目前的变压器零序保护配置为：中性点零序电流保护第一时限跳100和900母分；第二时限跳本变压器；同时，变压器中性点装设棒间隙，但没有配置间隙ta以及开三角电压保护。

        为了节省投资、占地，节约110kv线路空中走廊等原因，新建设的110kv变电站较多采用线路-变压器组接线，而且1条线路可“t”接2台甚至3台变压器，变压器零序保护仅有中性点零序过电流保护，没有配置中性点间隙电流保护以及110kv tv开三角零序电压保护(主变110kv侧只有单相线路tv)。由于零序保护配置不够完整，在多台“t”接的线路-变压器组接线中，各变压器中性点仍全部接地运行。但是，变压器中性点全部接地运行对系统具有一定的负面影响。

        2.1 在部分线路或变压器检修、停运以及系统运行方式变化时，零序网络及零序阻抗值发生较大的变化，各支路零序电流大小及分布也会产生较大的变化。从保护整定配合出发，则要求保持变电站零序阻抗基本不变。

        2.2 在变压器投入运行或线路重合闸过程中，有时会使在同一线路上运行的中性点接地变压器产生由励磁涌流引起的，幅值较大而且衰减较慢，并带有较大直流分量的零序电流。较容易造成送电不成功或重合闸不成功。

        2.3 变压器中性点全部接地，使系统零序阻抗大幅度降低，由此造成不对称接地故障短路电流明显增大。因为雷击、不对称接地故障干扰二次设备，造成保护装置误动以及损坏通信设备的事故仍时有发生。因此，有效接地系统中应尽量采用部分变压器中性点接地方式，以限制单相接地短路电流，降低对通信系统的干扰。

        3 变压器零序保护存在的问题

        在有效接地系统中，变压器中性点对地偏移电压被限制在一定的水平，中性点间隙保护不会产生作用。配置间隙保护的目的，是为了防止非有效接地系统中零序电压升高对变压器绝缘造成的危害。只有当系统发生单相接地故障，有关的中性点直接接地变压器全部跳闸，而带电源的中性点不接地变压器仍保留在故障电网中时，放电间隙才放电，以降低对地电压，避免对变压器绝缘造成危害。间隙击穿会产生截波，对变压器匝间绝缘不利，因此，在单相接地故障引起零序电压升高时，我们更希望由零序过电压保护完成切除变压器的任务。相反，间隙电流保护则存在一定程度的偶然性，可能因种种原因使间隙电流保护失去作用，从这个意义讲，对于保护变压器中性点绝缘而言，零序过电压保护比间隙电流保护更重要，零序过电压保护通常和间隙电流保护一起共同构成变压器中性点绝缘保护。所以仅设置间隙电流保护而没有零序过电压保护是不够完善的，特别是当间歇性击穿时，放电电流无法持续，间隙电流保护将不起作用。

        目前已经投运的110kv变电站，大多数只装设中性点棒间隙而没有相应的保护，这种配置有弊无利，当电网零序电压升高到接近额定相电压时，所有中性点不接地的变压器均同时感受到零序过电压。如果没有采用间隙过流保护的终端变压器中性点间隙抢先放电，当无法持续放电时，则带电源的中性点不接地变压器将无法脱离故障电网。因此，对于低压侧无电源的终端变压器，如果没有配置完整的间隙电流保护及零序过电压保护，应解除中性点棒间隙或人为增大间隙距离，避免间隙抢先放电。

        对于内桥接线的变电站，中性点接地变压器零序电流第一时限跳900和100母分不是最佳的方案。由于在低压侧并列运行时，跳900开关后多损失一段母线，同时中性点不接地变压器低压侧开关仍运行，在目前没有零序过电压保护的情况下，若因10kv转电等原因存在临时低压电源，则不接地变压器就存在过电压的危险。因此，在110kv侧已装设。

        首先是要确保110kv系统为有效接地系统。防止误操作是最根本的办法，保证电源端变压器110kv侧中性点有效接地。如果保护整定许可，可以将电源侧2台并列运行的变压器中性点同时接地。

        带电源变压器失去接地中性点后可能成为非有效接地系统，因此，对于电源端变压器或者将来可能带电源的变压器，在设计阶段就应考虑配置完整的中性点间隙保护，包括中性点零序过电流保护，中性点间隙电流保护以及母线开三角零序电压保护。

        在110kv馈出线路上，不论并接几台变压器，在电源侧中性点接地的情况下，各终端变压器中性点可以不接地运行。在实际运行中，为防止可能出现的不安全因素，可安排其中一台中性点接地，在选择接地中性点时，可按以下顺序考虑：首先选择低压侧临时带电源的变压器，其次考虑高压侧没有断路器的变压器，最后选择离电源端距离最短的变压器中性点接地即可。

        已经投入运行的大部分110kv终端变电站，由于目前尚未配置母线tv开三角零序电压保护以及中性点间隙电流保护，为避免中性点间隙抢先放电，应将原先装设的中性点棒间隙拆除或人为增大间隙距离。

零序电流篇7

关键词：中性点；零序保护；运行方式

供电系统是地铁所有用电用户的电能源泉，是机车和机电系统运行的动力保证。一旦供电系统发生故障，将使整条线路失去运营能力，造成重大经济损失。随着地铁线路的不断增多，地铁供电系统复杂程度越来越高，出现事故的可能性和故障波及的范围、造成的损失也不断增大。地铁供电系统零序保护是针对供电系统故障的一个有效解决方案。供电系统能否安全可靠运行将直接关系到地铁的安全、稳定运营，为了保证地铁安全可靠地运行，探讨地铁供电系统零序保护还是极其有意义的。

1.零序保护概念

单相接地保护，又称零序保护。大短路电流接地系统中发生接地故障后，就有零序电流、零序电压和零序功率出现，利用这些电气量构成保护接地的继电保护装置统称为零序保护。

零序电流保护的基本原理是基于基尔霍夫电流定律：流入电路中任一节点的复电流的代数和等于零。在线路与电气设备正常的情况下，各相电流的矢量和等于零，因此，零序电流互感器的二次侧绕组无信号输出，执行元件不动作。当发生接地故障时的各相电流的矢量和不为零，故障电流使零序电流互感器的环形铁芯中产生磁通，零序电流互感器的二次侧感应电压使执行元件动作，带动脱扣装置，切换供电网络，达到接地故障保护的目的

2.地铁供电系统零序保护方案比较及选用

地铁供电系统零序保护主要与中性点有关系，中性点运行方式种类有电源中性点不接地、中性点经阻抗接地、中性点直接接地。前两种合称为小接地电流系统，亦称中性点非有效接地系统；后一种为中性点直接接地系统，称为大接地电流系统。

国内现有的地铁和城市轨道交通的中压供电网络有35KV、33KV、10KV电压等级。而规程规定我国3~66KV的电力系统，特别是3~10KV系统，一般采用中性点不接地的运行方式。如果单相接地电流大于一定值时（3~10KV系统中单相接地电流大于30A，20KV及以上系统中单相接地电流大于10A时），则应采用中性点经消弧线圈接地的运行方式或低电阻接地的运行方式。下面探讨各个方案的特点：

2.1中性点不接地运行方式

(1)特点介绍

当系统正常运行时，三个相的相电压是对称的，三个相的对地电容电流也是平衡的，因此三个相的电容电流的相量和为零，地中没有电流流过。各相的对地地压，就是各相的相电压。当系统发生单接地故障时，假如C相，这时C相对地电压为零，而其它两相对地电压升为线电压。如图1所示。中性点不接地系统发生单相接地时，三相用电设备的正常工作并未受到影响，线路的线电压无论其相伴和量值均未发生变化，因此该系统中的三相用电设备仍能照常运行，但应装设专门的单相接地保护或绝缘监视装置。

(2)缺点分析

中性点不接地的电力系统有一种故障情况比较危险，即在发生单相接地故障时接地电流较大，将在接地故障点出现断续电弧。由于电力线路既有电阻、电感、又有电容，因此在发生单相弧光接地时，可形成一个R-L-C的串联谐振电路，从而使线路上的出现危险的过电压（可达相电压的2.5~3倍），这可能导致线路上绝缘薄弱地点的绝缘击穿。

2.2中性点经消弧线圈接地运行方式。

(1)特点介绍

为了防止单相接地时的接地点出现断续电弧，引起谐振过电压，因此在单相接地电容电流大于一定值的电力系统中，采取消弧线圈接地的运行方式。当发生单相接地时，其他两相对地电压也要升高到线电压。如图2所示。

(2)缺点分析

由于地铁的线路全部采用电缆铺设，而电缆的单相接地电容电流远比架空线路大，因此采取中性点经消弧线圈接地的方式往往也无法完全消除接地故障点的电弧，从而无法抑制由此引起的危险的谐振过电压。

2.3中性点直接接地或经低电阻接地的电力系统

当发生单间接地时，单相短路电流比线路的正常负荷电流大的多，因此在此系统发生单相短路时保护装置应动作于跳闸，切除短路故障，使系统的其他部分恢复正常运行。当发生单相接地时，其他两相的电压不会升高，这与上述两系统不同。因此中性点直接拉地的系统中的供用电设备绝缘只需按相电压考虑，而无需按线电压考虑。如图3所示。

综上所述，可以得出这样的结论：在关于地铁供电系统零序保护设计时，不管对于何种电压等级的中压供电网络。选用中性点直接接地或经低电阻接地方案是一个最好的选择。下面通过案例具体分析此种方案。

3.案例分析

3.1系统结构及特点介绍

(1)系统结构特点

深圳地铁罗宝线35KV环网供电系统采取的是中性点经过100欧电阻接地运行方式。如图4所示。

图4：中性点经接地电阻接地系统

中性点经电阻接地方式就是如图中所示的在中性点与大地之间接入一定阻值的电阻。该电阻与系统对地电容构成并联回路，由于电阻是耗能元件、也是电容电荷释放元件和谐振的阻压元件，当电网发生单相接地故障时，间歇性弧光接地过电压中的电磁能量通过接地电阻释放，则中性点电位降低，故障相的恢复电压上升速度也减慢，从而减少电弧重燃的可能性，抑制了电网过电压的幅值，并使有选择性的接地保护得以实现。

(2)优缺点分析

①优点：弧光过电压和谐振过电压水平低，提高网络和设备的可靠性；而且当大接地电流时，故障定位容易，可以正确迅速切除接地故障线路。②缺点：因接地故障入地电流较大，地电位升高比中性点不接地、消弧线圈接地系统等高，并且接地故障线路迅速切除时，导致供电间断，影响供电可靠性。

3.2零序保护原理分析

(1)获取零序电流的方法

常用零序电压和零序电流过滤器实现接地短路的零序电流和方向保护。系统中只要发生了两相或单相接地短路,则必然会出现零序电流。零序电流通常可由零序电流滤过器上取得,此种滤过器的接线实际上就是三相星形接线中,在中线上所流过的电流。故在实际的应用中,零序电流滤过器并不需要专门用一组电流互感器,而是接入相间保护用电流互感器的中线就可以了。对电缆引出的送电线路,可用零序电流互感器的接线获得。如图5、图6所示。

图5：零序电流过滤器接线图 图6：零序电流互感器接线图

上述两种方法获得零序电流的区别在于零序电流互感器与零序电流滤过器相比,没有不平衡电流,接线简单。

(2) 零序电流保护

目前深圳地铁35KV的零序保护是保护装置经过对Ia、Ib、Ic矢量和的计量结果与电压配合来判断是否发生故障，一般情况，Ia+Ib+Ic=3Io。零序电流保护在运行中需注意的问题是：一方面当电力系统出现不对称运行时会出现零序电流,地理位置靠近的平行线路,当其中一条线路故障时,可能引起另一条线路出现感应零序电流,造成反方向侧零序继电器误动作；另一方面系统的强干扰有可能会耦合串入，在极端情况下可能会造成开关柜保护误动作。

3.3分析及改进

基于以上问题，专业技术人员经过数据分析、波形跟踪后，反复进行了研究，决定实施以下措施进行改进：

（1）分析35 kV不接地系统接地时的电压幅值，电压波动，及电压异常值的持续时间、衰减时间等相关参数.对原线路微机保护程序进行设计改进，增设了不接地系统的零序跳闸功能，实现了35 kV单相接地时，能够延时跳闸。

（2）对ZX2开关柜传感器输入抗干扰及接待线进行升级。解决在轨道交通的项目中，个别开关站在系统接地电阻较大的情况下且开关柜处于带电空载时，系统的强干扰有可能会耦合串入，在极端情况下可能会造成开关柜保护误启动的问题。

1）在保护装置的传感器输入口上套加磁环，抑制高频杂波串入系统。（见图3）

2）在传感器输入口处增加一接地装置并把它接地，使串入传感器屏蔽层的干扰信号通过地线流走。（见图3）

3）增加一根二次接地铜排到一次接地铜排的接地线，改善二次回路的装置接地性能。（见图3）

（3）确认微机保护装置的跳闸回路。增保护功能与原保护跳闸回路的切入点，进行联结，实现回路的完整性、一致性及可靠性。

4结束语

零序电流篇8

【关键词】零序回路；接线；继电保护；影响

1 前言

近年来，我公司因零序回路接线不正确，导致继电保护不正确动作事件时有发生，严重危害电网的安全运行，也是继电保护工作中的一个薄弱环节。因此应重视对零序回路的管理，提高电网安全稳定运行。

2 零序电压、电流回路与保护

作为继电保护测量设备的起始点，TA、TV对二次系统的正常运行非常重要，TA、TV二次回路设备不多，接线也不复杂，但电压、电流零序回路上的错误接线并不少见。由此引起的严重后果就是保护误动或拒动。

3 零序电流回路错误接线，引起保护装置拒动。

3.1 故障经过

2012年4月28日麟游山区出现浓雾天气，造成1132丈崔线25#塔B相复合绝缘子击穿放电导致单相接地故障发生，引起线路故障越级跳闸，重合成功。

3.2 原因分析

110KV丈八变1132丈崔线路保护突变量启动，复归，保护未出口。110KV什字变1121什丈线路保护接地距离II段、零序II段保护启动动作，开关跳闸，重合成功，故障测距相B相，距离49.6KM，与1132丈崔线25#塔故障点距离基本一致，可见110KV什字变1121什丈线保护动作正确。

在对110KV丈八变1132丈崔线保护故障时的录波数据（见图1）分析时，发现波形图中B相明显接地，但零序电流数值一致为零，初步确定零序电流回路存在问题。在对丈崔线路保护装置校验和零序电流回路检查后，发现丈崔线保护装置（DF3320E线路保护）零序电流回路为外部三相电流叠加接入，被人为短接，致使线路故障时保护拒动，查阅设计图纸时发现系设计错误，引起接线错误。

图1

4 零序电压回路错误接线，引起保护装置误动。

4.1 故障经过

2012年11月10日23时08分，110KV丈八变1131丈蒲开关跳闸，重合成功。2012年11月10日23时08分，110KV什字变1121什丈线开关跳闸，重合成功。110KV蒲村变全站瞬时失压记录一次。系统接线图见图2 。

图2 系统接线图

4.2 原因分析

110KV什字变1121什丈线保护动作信息：距离II段、零序II段保护动作，开关跳闸，重合成功，故障相别B相，测距37KM；110KV丈八变1131丈蒲线保护动作信息：零序保护II段动作，开关跳闸，重合成功，故障相别B相，测距89.24KM。故障时刻110KV什字变1121什丈开关零序保护动作电流1200A，110KV丈八变1131丈蒲开关零序保护动作电流600A，由此可初步判断故障点位于什字变与丈八变之间。

由于电网末端并有余热电站机组，沿线丈八变的丈蒲线、蒲村变和天度变的进线均投有方向距离保护，故障时两站进线保护启动未出口，可证实故障区段位于什字变与丈八变之间，1132丈蒲线故障测距不准确。为了进一步确定故障区段，区分保护动作正确与否，又对丈八变故障时录波数据从向量图角度进行分析，发现丈崔线故障后UA与UC夹角大于120度，接近140度，这与中性点直接接地系统接地故障前后电压夹角保持不变的特点相违背。只有零序电压的存在才可能引起相电压夹角的变化。丈蒲线保护采用DF3320E装置，其零序电压属于自产式，不需接入开口3U0。在检查中发现电压二次回路N600未引到保护屏顶小母线，致使接入保护装置 N线断线（未接地），在发生故障时漂移产生了附加零序电压，导致故障时相电压夹角发生变化，致使丈蒲线反方向故障时，保护进入动作区，出口跳闸。可见丈蒲线保护属于误动，什丈线保护动作正确，故障在什丈线。

5 防范对策

（1）由于国内外保护装置厂家众多，保护设计上各成体系。这就要求设计人员在设计时须搞清楚所采用保护装置的工作原理，才能有效杜绝设计上的错误。为了防止零序电流回路极性接反引起保护误动，建议在保护装置选型时采用零序电流自产式保护装置。

（2）不论保护装置零序电压自产还是外接，均应按照反措要求将电压互感器二次中性点N和开口三角N分开，分别引到主控室保护屏顶小母线后再一点接地。然后根据需要由小母线引向不同屏柜装置。

（3）在工程验收时，应采用通流加压验证的方法，查找排除零序回路接线的错误。对于电流回路，只要加入三相电流幅值不等，装置显示出零序电流数值，就可证实回路接线正确。对于电压回路，可在户外电压端子箱处，分别对电压互感器各绕组引出线加入幅值、角度不等的三相电压，只要装置上显示值与加入值保持一致，就可证实电压回路接线正确性。

（4）注重故障时保护动作信息和录波数据分析，从故障录波波形、向量图进行分析，发现零序电流、电压回路上的接线错误，及时改正，保证保护正确动作。

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零序电流篇9

【关键词】小电流；接地故障区段定位

一、引言

随着国民经济的高速发展，我国也在电力自动化建设中大力发展，目前，我国中压配电网以架空线为主，多为小电流系统，单相接地故障占到电网故障总数的80%以上。故障监控是配电网运行自动化的一项内容，由于中国现有配网自动化系统基本上没有小电流接地故障定位功能，现场仍然广泛采用人工巡线法确定故障位置，不仅耗费大量的人力、物力，拉路造成的短时停电还给用户造成较大的经济损失，这使得配电自动化系统在提高可靠性的作用上大打折扣。由此可见，中国新一代配电自动化系统应彻底解决小电流接地故障定位问题。

本文研究基于广域相量测量的小电流接地故障信息检测方法，综合分析中性点不接地系统和中性点经消弧线圈接地系统故障特征，研究其获取方法。针对配电网中线路负载不对称的现象导致不对称运行的情况，设定线路零序电压故障阈值，区分有无故障。以维护巡线距离基本相同为原则划分线路段，以负荷量基本相同为原则划分线路区。研究单相接地故障区间的在线快速定位机制，所给出的确定故障区间边界节点算法可应用于小电流接地故障段定位，也可定位故障区并确认相关的负荷开关。此方法可实现小电流接地故障区段实时定位，解决了配电自动化系统没有小电流接地故障定位功能的缺陷。

二、小电流接地故障分段定位原理

1.辐射型接线方式

配电网一般具有闭环设计、开环运行的特点。配电网不同线路通过双电源连接开关形成环状结构。正常运行条件下，双电源连接开关断开，从变电站引出的配电线路开环运行，形成单电源线辐射接线的树状结构，这是配电网应用最为广泛的接线方式，如图1所示。

2.故障选线与故障定位

在非有效接地系统中，一旦出现小电流接地故障，非故障相对地电压升为线电压，特别是出现间歇性弧光接地时，由于中性点缺少电荷释放通路，将引起弧光接地过电压，线路绝缘受到威胁，容易扩大为相间短路。因此应尽快找出故障线路，并尽快排除故障。

从连接在同一母线的多条线路中识别出发生小电流接地故障的线路，并给出判断结果的过程称为故障选线。如图2所示，如果线路区间内有一条支路AB发生单相接地故障，根据故障信息特征在故障区间找出故障支路的过程称为故障定位。

在配电网线路上设置检测小电流接地故障的测点，以若干互为相邻的测点为边界，即可划定线路区间，如图1、2所示。可见，测点越多线路区间越小，故障定位也就越准确。

配电网的测点作用各有不同：变电站母线测点获取零序电压相量；在线路上设置的零序电流相量测点若仅用于故障定位，则把它们称为普通线路测点；若某些线路测点不仅用于故障定位还用于馈线控制，则将它们称为特殊线路测点。如果互为相邻的测点中含有普通线路测点，以它们为边界划定的线路区间称为段，全以特殊线路测点为边界划定的线路区间称为区。因此，本文有故障分段定位和故障分区定位的不同概念。

3.小电流接地故障特征信息的获取

（1）中性点不接地系统故障特征

单电源辐射结构线路发生小电流接地故障时，零序电流相量存在不稳定性，仅在线路端点母线处无法确定其分布。配电网线路支路多、距离远，人工巡线定位故障位置非常艰难。针对诸多难题，本文研究在线路中设置固定测点的解决办法。实践表明：固定测点受噪声、小电流信号衰减的影响较少，方便监测故障零序电流。

对于中性点非有效接地系统，线路f点发生单相接地故障，相当于在f点接入一个零序电压源，线路的感抗较小且零序电流较小，零序电压在整条线路上近似相等，在变电站设置一个零序电压测点。理论上，非故障时线路零序电压为0。但是由于线路不对称原因也可能产生零序电压，故设定线路零序电压故障阈值，若零序电压超过阈值，则系统出现小电流接地故障，启动故障定位功能。

零序网络阻抗仅由线路的对地电容成分构成，零序电源在线路上产生零序容性电流。母线至故障点最短距离经过的线路路径称作故障路径。定义由电源侧指向负荷终端的方向为该网络各分支的正方向。零序电流滞后零序电压90o的支路是故障路径的一部分，零序电流超前零序电压90o的支路不在故障路径上，如图3所示。

（2）消弧线圈接地系统故障特征

对于中性点经消弧线圈接地系统，由于消弧线圈的补偿作用，使故障线路零序电流相位与健全线路相同、零序电流幅值小于健全线路情况，应采取技术措施获取故障特征。线路发生单相接地故障后，电网允许带故障运行不超过2h，对消弧线圈发出控制信号，调控消弧线圈在过补偿和欠补偿之间交替变化，零序电流相量在-90o和90o交替变化的测点在故障路径上，零序电流相量保持90o不发生变化的测点不在故障路径上，从而获取故障信息特征。完成单相接地故障检测后，消弧线圈转入正常补偿状态。

（3）故障特征信息的获取

测点采用广域相量测量技术实现零序电压或零序电流相量数据采集，通过全球定位系统（global positioning system，GPS）授时确保各测点测取相量数据的同步性，通过通用分组无线服务技术（general packet radio service，GPRS）组网实现信息传输，根据各测点相位差获取单相接地故障特征信息。各测点相位差定义为：

式中：为号零序电流测点绝对相位；为变电站零序电压测点绝对相位。综合中性点不接地系统和中性点经消弧线圈接地系统2种情况，的取值保持90o不变的测点在故障点下游；否则测点在故障点上游，即在故障路径上。

4.故障分段定位法

故障分段定位自动地从每个测点处采集零序电流相量数据，识别出发生故障的线路段，并给出判断结果。图4是典型的单电源辐射结构线路分段示意图，相邻测点将线路分成了不同的段。

一个段可能由2个测点界定，如f1所在故障段由起始节点9号测点及其子节点10号测点界定标识，段边界节点集合表示为{9，10}，起始节点及其子节点为边界节点集合元素；一个段也可能由多个测点界定，如f2所在故障段由起始节点1号测点及其子节点2、7和9号测点界定标识，集合表示为{1，2，7，9}。第i段的区间边界节点集合Wi定义为：

单电源辐射线路内流过的故障零序电流带有方向，如图3所示。单电源辐射线路拓扑结构是有向图，用一棵树表示。在定位故障段的方法中，变电站0号根测点只采集零序电压相量数据，故障点一定在该点下游；叶节点是假想测点，故障点一定在这些测点的上游。除根节点和叶节点外，其他节点是零序电流测点。设零序电流测点数为m，叶节点假想测点数为n，则所有测点数为m+n+1。根节点和m个电流测点可定义m+1个线路段。M+1维起始测点标识向量保存根测点和零序电流测点标识号。图4所示系统的起始测点标识向量为：

=[0，1，2，7，9，3，5，10]

采用测点相邻矩阵描述线路变电站根节点、零序电流测点节点和线路末端假想节点之间的相邻关系。测点相邻矩阵S的元素Sij定义为：

确定故障区间边界节点算法（algorithm to find fault area boundary nodes，AFFABN）的输入量为测点相邻矩阵S和区间起始测点标识向量r，输出量为故障段边界节点集合W，AFFABN的描述如下：

1）获取变电站零序电压相量数据和每个测点零序电流相量数据，计算各测点相位差。定义故障路径标识向量e的长度与向量r一致，其元素与向量r元素存在对应关系。当线路零序电压大于等于阈值时，线路出现故障，e1=1；无故障时，e1=0。若i号（i>1）真实测点在故障点上游，则e1=1；若i号真实测点在故障点下游，则ek=0。

2）从e的第1个元素开始顺序查找，找到e中值为1的最后1个元素，设为ek，则rk为故障区间的起始节点，其子节点集合V为：

定位故障段时，调用AFFABN算法可得到故障段的所有边界节点，故障段内所有支路都可能是故障支路。

三、小电流接地故障分区定位原理

在较长的单电源辐射结构线路干线及分支上安装负荷开关，一般主干线有1～2个负荷开关，负荷较密集地区每公里安装1个开关，远郊区和农村地区按所接配电变压器容量每2～3MVA安装1个开关。

在负荷开关的位置安装零序电流测点，单电源辐射结构线路干线及分支被负荷开关处的零序电流测点分为不同的区。故障分区定位通过某种技术和装置自动地从每个负荷开关处测点采集零序电流相量数据及其分布，识别出发生故障的线路分区，并给出分区边界负荷开关节点，为馈线自动控制提供准确信息。

图5是典型的单电源辐射结构线路分区示意图，相邻负荷开关处测点将线路分成了不同的区。分区可能由2个负荷开关处测点界定，如图3所示。根节点0号测点及其子节点1号测点标识界定一个分区；分区也可能由多个负荷开关处测点确定，起始节点2号测点及其子节点3和5号测点作为边界节点标识另一个分区。

与线路分段原理类似，可以采用测点相邻矩阵描述变电站根节点、零序电流测点节点和线路末端节点之间的相邻关系。

可见，只要获得负荷开关处测点相邻矩阵D和起始节点标识向量t，调用确定故障区间边界节点算法即可得到故障区边界负荷开关节点。

设负荷开关处测点为a个，叶测点为b个，则所有测点数为a+b+1。负荷开关处测点相邻矩阵D的元素dij定义如下：

从而得到a+1行a+b列矩阵负荷开关处的测点相邻矩阵D。

将根测点号和所有起始负荷开关处测点节点号保存在长度为a+1的节点号向量t中，则故障路径标识向量e与向量t存在制约关系。调用确定故障区间边界节点算法AFFABN求取故障分区边界节点，存放在集合U中。

四、故障定位物理模拟实验与挂网测试

1.故障定位物理模拟实验

在新能源电力系统国家重点实验室10kV配电网物理模拟平台上对故障定位系统进行了单相接地故障模拟实验，12组数据如表1所示，物理模型电路如图6所示。

2号线路2个零序电流测点分别为1和2号测点，末端有3号假想测点，将2号线路分为3个段，起始测点标识向量r为：

由此可得故障路径为根测点。故障路径标识向量e中最后1个非零元素序号是1，所以k=1，r1=0。测点相邻矩阵S的第1行仅1个非零元素s11，在第1列。可知，故障段起始节点为0号测点，其子节点为1号测点，定位0和1号测点之间的支路有故障{0，1}，如表1所示。

2）表1中5-8号实验，基于广域相量测量技术的线路测点获取故障信息特征，并送至服务器处理，填入故障路径的标识向量e为：

e=[1，1，0]

由此可得故障路径为，根测点1号测点。故障路径标识向量e中最后1个非零元素序号是2，所以k=2，r2=1。测点相邻矩阵S的第2行有1个非零元素s22，在第2列。可知，故障段起始节点为1号测点，其子节点为2号测点。定位1至2号测点之间有故障{1，2}，如表1所示。

3）表1中9-12号实验，基于广域相量测量技术的线路测点获取故障信息特征，并送至服务器处理，则故障路径的标识向量e为：

e=[1，1，1]

由此可得故障路径为，0号测点1号测点2号测点。故障路径标识向量e中最后1个非零元素序号是3，所以k=3，r3=2。测点相邻矩阵S的第3行仅1个非零元素s33，在第3列。可知，故障段起始节点为2号测点，其子节点为3号测点，定位2和3号测点之间的支路有故障{2，3}，如表1所示。

2.挂网测试

双电源开关1-3断开后，闭环设计开环运行的配电网某站A号线路成为典型的辐射型线路。故障定位系统现已在A号线路挂网测试，在实际线路上安装了3个测点，测点全部放置在负荷开关处，使得分段和分区重叠，现场线路如图7所示。A号线路被3个零序电流测点分成4个段，测点的下游分别是3个段，变电站根节点与测点为边界节点界定的区间是一个段。段起始测点标识向量r为：

r=[0，1，2，3]

系统分段测点相邻矩阵和分区负荷开关处测点相邻矩阵相同，为：

故障定位系统在获取故障信息特征后，可分4种情况得到故障路径标识向量：

1）1号测点零序电流滞后零序电压900，e=[1，1，0，0]；

2）2号测点零序电流滞后零序电压90o，e=[1，0，1，0]；

3）3号测点零序电流滞后零序电压90o，e=[1，0，0，1]；

4）测点零序电流都超前零序电压90o，e=[1，0，0，0]。

调用AFFABN算法可得到故障段边界所有测点，最终确定故障段，故障段内所有支路都可能是故障支路。祝泽站A号线路覆盖面大，而且小电流接地故障较为频繁，故障定位系统开通后运行稳定，实现了小电流接地故障自动检测和实时显示。

参考文献

[1]张利.中性点非有效接地系统单相接地故障定位方法的研究[D].北京：华北电力大学，2009.

零序电流篇10

【关键词】110kV升压站；接地变压器保护；误动原因分析；措施

上都电厂110KV升压站采用双母线接线方式，有三回进线：#1联变，#2联变，元上线；两回出线：01启备变，02启备变；双母线通过母联112开关连接。正常运行时两变、两台启备变分别上不同的母线，#1联变、#1启备变上I 母线运行，#2联变、#2启备变上II 母线运行，母联开关112在热备用状态。一变检修时，通过母联开关可带两台启备变运行，保证了厂用电。以上都电厂#1、2机组为例，#1、2机组在正常运行方式下，10KV1（2）A，10KV1（2）B，3KV1（2）A，3KV1（2）B段母线分别由1（2）A、1（2）B高压厂变供电。110kV单开关给两台启备变01A、01B供电，正常运行方式两台启备变处于运行状态；10KV1（2）A，10KV1（2）B，3KV1（2）A，3KV1（2）B段备用进线开关处于热备用，快切装置投入运行，即01A、01B启备变空载运行，作为#1、2两台机高压厂用电的备用电源。启备变为有载调压变压器。当高压厂用系统电压偏离正常值时，可通过调节启备变分接头调整母线电压，10KV、3KV（1A、1B、2A、2B）段母线在机组启机前、停机后或事故情况下，分别由1、2号启备变供电。

目前10kV馈线采用电缆出线，以致10KV系统单相对地电容电流大幅度增加。为抑制单相接地时产生的过电压幅值，110kV升压站10kV电网系统开始加装接地变压器，保证电网设备和厂用电的安全供电。在110kV升压站将10kV电网系统改造为低阻接地接线方式，加装了接地变压器和接地变压器保护设备，实现了10kV系统任意馈线发生接地故障时，能快速切除故障，减少了对电网的影响。然而，近段时间，110kV升压站先后发生了多次接地变压器保护误动事故，造成110KV站停电，严重影响了厂用的稳定运行，因此，为了阻止类似事故的再次发生，维护地区电网的安全稳定，找出原因，采取措施是非常必要的。

一、接地变压器保护误动原因分析

10kV馈线发生接地短路故障时，安装在110kV升压站的故障线路零序保护首先启动，切除故障线路，当不能正确切除时，由接地变压器的零序保护越级切除母联开关和主变压器两侧开关，从而隔离故障对系统的影响。所以防止接地变压器保护误动，10kV馈线保护及开关的动作正确性是保证电网安全至关重要的，从110kV升压站发生的接地变压器保护误动事故统计分析，引起接地变压器保护误动的主要原因也是10kV馈线不能正确切除接地故障所引起的。10kV馈线零序保护的构成原理：馈线零序CT采样馈线保护启动开关动作跳闸，从10kV馈线零序保护的构成原理可以看出，零序CT、馈线保护、开关是保护正确动作的关键元件，下面就从这几个方面分析引起接地变压器保护误动的原因。（1）零序CT误差引起接地变压器保护误动。当10KV馈线发生接地短路故障时，故障线路零序CT检测到故障电流，对应的馈线零序保护首先启动切除故障线路，同时接地变压器的零序CT也检测到故障电流，保护启动，为了遵循选择性的原则，实现10kV馈线保护优先动作，10kV馈线零序保护电流和时间整定值要比接地变压器保护小。但由于各种原因，CT难免有误差，如果接地变压器的零序CT—10%的误差，馈线的零序CT+10%的误差，两者的实际电流动作值为67.5A和66A，几乎相等，只依靠时间选择，当发生10KV馈线接地时，就很容易造成接地变零序过流越级动作。（2）电缆屏蔽层接地线不正确，引起接地变压器保护误动。

110kV升压站10kV馈线都采用带屏蔽层的电缆，且电缆屏蔽层在两端同时接地，这是一种有效的电磁抗干扰措施，10KV馈线零序CT都是用穿心式，零序CT穿过电缆安装于开关柜电缆出线处，利用电磁感应原理，接地短路故障时产生的不平衡电流，在零序CT上感应到电流从而使保护装置动作，然而，电缆屏蔽层两端接地后，流过电缆屏蔽层的感应电流也将会在零序CT上感应到电流，如果不采取措施，将影响到馈线零序保护不能正确动作，从而引起接地变压器保护越级动作。（3）10kV馈线保护拒动，引起接地变压器保护误动。从110kV升压站保护设备故障统计表明，10KV馈线保护装置的电源插件、采样插件、CPU插件和跳闸出口插件最容易出现故障。所以一旦它们出现故障又未即时处理，保护有可能拒动，造成接地变压器保护误动。（4）10KV馈线开关拒动，引起接地变压器保护误动。如果在开关柜故障期间出现馈线接地故障，即使零序保护正确启动，由于开关拒动也会造成接地变压器保护误动，从事故调查分析，馈线接地故障零序保护动作，命令跳开馈线开关，同时跳闸线圈烧坏，开关不能动作，是开关拒动的主要原因。（5）10kV两条馈线高阻接地或较严重10kV馈线单相高阻接地，引起接地变压器保护误动。当两条10KV馈线同相高阻接地时，两条10kV馈线保护只达到告警值，零序保护不动作，但有可能达到接地变压器保护动作值，引起接地变压器保护误动。目前110kV升压站10kV馈线越来越多地采用全电缆出线，以致10kV系统对地电容电流大幅度增加，即使不是发生10kV两条馈线高阻接地，而是发生较严重10KV馈线单相高阻接地，再与正常运行电容电流叠加后也很接近接地变压器保护动作值，若此时有系统振荡发生，就会很容易造成接地变压器保护零序过流越级动作。

二、防止接地变压器保护误动的解决措施

（1）防止零序CT误差引起接地变压器保护误动的措施。选用质量过关的零序CT；安装调试前应严格校验零序CT的性能特性，误差在5%的坚决弃用；10kV馈线零序保护动作电流整定值和接地变压器零序保护动作电流整定值均应按一次值整定，保护校验时，应从零序CT一次升流检验其正确性。（2）防止电缆屏蔽层接地线不正确引起接地变压器保护误动的措施。第一，电缆屏蔽层接地线必须由上向下穿过零序CT，并与电缆支架绝缘，在穿过零序CT前不应有碰地现象。第二，加强专业技能培训，使各相关班组人员清楚零序CT安装方法。第三，加强验收管理，继保、运行、电缆等专业班组共同把好零序CT安装接线关。（3）防止馈线保护拒动引起接地变压器保护误动的措施。选用质量可靠，运行成熟、故障率少的保护装置；对运行年限长和经常故障的保护装置，要计划更换；加强保护装置的运行维护，发现故障马上处理。（4）防止馈线开关拒动引起接地变压器保护误动的措施。选用质量可靠，运行成熟、故障率少的开关设备；对运行年限长的开关设备和经常故障的开关设备，要计划更换逐步淘汰旧式开关柜，更换成电动储能型或弹簧储能型的密封式开关柜；加强开关控制回路的维护，发现故障马上处理。（5）防止馈线高阻接地引起接地变压器保护误动的措施。当10KV馈线高阻接地引起零序保护发接地告警信号时，应马上组织巡视故障线路，排除接地馈线的故障。同时，加强对10KV馈线线路改造，尽量减少线路供电半径，合理调节各相负荷平均分布，以此减少正常运行的电容电流。

本文分析了引起接地变压器保护误动的主要原因，并提出了相应的一些措施，为已加装接地变压器或计划加装接地变压器的地区电网提供指引。

参 考 文 献