趙勇帥，王洪林，李維

（云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力科學(xué)研究院，昆明 650217）

0 前言

為提高云南電網(wǎng)網(wǎng)架及裝備水平，提升供電可靠性和客服服務(wù)水平，2020年以來云南電網(wǎng)各供電單位大力建設(shè)配電自動化，由于安裝、調(diào)試、驗(yàn)收人員工作的疏忽和技術(shù)技能水平不高，對配網(wǎng)自動化設(shè)備可靠接地重要性認(rèn)識不足，導(dǎo)致設(shè)備投運(yùn)后因設(shè)備接地不可靠或設(shè)備未接地導(dǎo)致零序電壓過高，影響配電自動化的正常運(yùn)行。

查閱相關(guān)文獻(xiàn)資料，對配電自動化接地故障主要是側(cè)重于線路接地故障后配電自動化對故障的識別和隔離，文獻(xiàn)[1]針對配網(wǎng)故障定位系統(tǒng)常見問題提出解決措施；文獻(xiàn)[2]分析了10 kV開關(guān)柜斷路器重合閘與保護(hù)定值配合問題；文獻(xiàn)[3]利用配電自動化主站信息綜合判斷小電流接地故障；文獻(xiàn)[4]介紹了配電自動化單相接地故障定位判斷的原理；文獻(xiàn)[5]研究了配電自動化的饋線接地保護(hù)；文獻(xiàn)[6]采用貝葉斯算法，建立配網(wǎng)防災(zāi)減災(zāi)資源優(yōu)化調(diào)配模型；文獻(xiàn)[7]建立了面向工程實(shí)際的配電網(wǎng)規(guī)劃綜合評價指標(biāo)體系；文獻(xiàn)[8]介紹了配電自動化故障處理仿真及培訓(xùn)系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)；文獻(xiàn)[9]研究了適用于分布式故障定位的小電流接地故障暫態(tài)等值電路的故障算法，提高了小電流接地故障暫態(tài)定位技術(shù)的適用性；文獻(xiàn)[10]探討了繼電保護(hù)與配電自動化配合的配電網(wǎng)故障處理技術(shù)；文獻(xiàn)[11]分析了饋線自動化技術(shù)方案及原理，提出了縮短故障區(qū)域停電時間的改進(jìn)措施。

對于配電自動化設(shè)備保護(hù)性接地的分析和研究目前還是空白，本文結(jié)合工程實(shí)際，分析配電自動化設(shè)備可靠接地的重要性，用于指導(dǎo)配電自動化安裝、驗(yàn)收和故障查找。

1 配電自動化成套設(shè)備

配電自動化成套設(shè)備如圖1所示，由以下設(shè)備組成：共箱式智能斷路器1臺，內(nèi)置相電流互感器3支、零序電流互感器1支；三相五柱式電壓互感器1臺，安裝在電源側(cè)，采集Uab、Ucb、零序電壓；單相電壓互感器1臺，安裝在負(fù)荷側(cè)，采集Uab；配電自動化終端FTU 1臺，內(nèi)置安防模塊；三相一體式隔離開關(guān)1或2臺，只有1臺時安裝在電源側(cè)；跌落式避雷器6支，額定電壓17 kV，安裝在隔離開關(guān)內(nèi)側(cè)；帶航空插頭電纜附件1套，3芯航空插頭及長度至少8米的電源電纜1組；5芯航空插頭及長度至少8米的電源電纜1組；6、10、26芯航空插頭及長度至少8米的電纜1組。

2 成套設(shè)備接地

成套開關(guān)（單隔刀時）接地點(diǎn)總共12處，匯總連接于接地引下線接地，包括：隔離開關(guān)本體1組，6支避雷器各1組，三相五柱式電壓互感器N端1組，三相五柱式電壓互感器本體及二次1組，單相電壓互感器本體及二次1組，斷路器外殼1組、FTU外殼1組，接地線的線徑不小于25mm2。電壓互感器接線原理如圖2所示。

圖2 電壓互感器接線圖

3 配電自動化開關(guān)投入原則

云南電網(wǎng)配電自動化建設(shè)以“主干投邏輯、分支投保護(hù)、聯(lián)絡(luò)開關(guān)宜退出”為主要原則，如圖3所示。

圖3 配電自動化開關(guān)投入原則

主干投邏輯是指主干線上采用“電壓-時間型”饋線自動化，通過開關(guān)“失壓分閘、得電延時合閘”的工作特性配合變電站出線開關(guān)CB二次合閘來實(shí)現(xiàn)，一次重合閘隔離故障區(qū)段，二次重合閘恢復(fù)非故障段供電。分支投保護(hù)是指安裝在分支線首端的自動化開關(guān)投入過流Ⅰ段保護(hù)與CB過流Ⅰ段保護(hù)形成級差配合，實(shí)現(xiàn)分支故障的定位隔離。聯(lián)絡(luò)開關(guān)宜退出是指退出聯(lián)絡(luò)自動化開關(guān)自動轉(zhuǎn)供電功能即退出“單側(cè)失壓延時合閘功能”，但轉(zhuǎn)供電可通過遠(yuǎn)方遙控方式進(jìn)行。

4 零序電壓偏高分析

4.1 故障表象

云南電網(wǎng)某供電局在675回10 kV配電線路上安裝了1824套柱上智能斷路器，運(yùn)行過程中出現(xiàn)109套柱上智能斷路器零序電壓偏高問題，現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)大連北方和大連一互三相五柱式電壓互感器一次側(cè)N端接地良好，終端FTU上采集到的零序電壓二次值分別為23.9 V和19.7 V。由于主干線上安裝的電壓時間型智能斷路器投入了合到零壓（零序電壓定值20V/0.1s）分閘并閉鎖合閘功能，該功能在X時限（7s）得電合閘后，在Y時限（5s）內(nèi)檢測到零序電壓并超過整定值時，執(zhí)行合到零壓分閘并閉鎖合閘功能。在系統(tǒng)無接地故障情況下，10 kV線路停電后合閘送電時，由于零序電壓偏高超過整定值而發(fā)生閉鎖斷路器合閘，導(dǎo)致線路無法正常送電。

4.2 原因分析

收集4個安裝點(diǎn)位FTU采集到零序電壓進(jìn)行諧波含量分析，4個點(diǎn)位零序電壓波形中3次諧波含量均偏大，諧波值如表1所示。

表1 零序電壓的基波和3次諧波值

以上4個點(diǎn)位零序電壓偏高是由于零序電壓波形中含有大量的3次諧波，初步判斷零序電壓3次諧波含量偏大原因是由于三相五柱式互感器二次平衡繞組開路，失去了對鐵芯中的原三次諧波磁通的去磁作用，導(dǎo)致三次諧波經(jīng)過一次零序電壓繞組ON。

導(dǎo)致芒信變電站10 kV系統(tǒng)3U0偏高的原因是由于零序電壓中含有大量的3次諧波以及零序電壓基波值較大共同作用造成的。零序電壓基波值大是由于成套設(shè)備接地網(wǎng)的接地電阻大造成的，規(guī)程要求成套設(shè)備接地電阻＜4歐姆。現(xiàn)場測量了3個成套設(shè)備安裝點(diǎn)位的接地網(wǎng)電阻，如表2所示。

從表2可以看出，零序電壓偏高是由于成套設(shè)備接地電阻不合格造成的，因此測量和改善成套設(shè)備的接地電阻，有利于降低零序電壓。

4.3 試驗(yàn)及現(xiàn)場驗(yàn)證

仿真試驗(yàn)室里將10 kV線路上接入了1只大連北方三相五柱式電壓互感器實(shí)際掛網(wǎng)運(yùn)行，模擬了二次平衡繞組開路和閉合兩種工況，并通過FTU采集零序電壓和錄波，同時利用萬用表測量平衡繞組兩端的電壓。

工況1：二次平衡繞組開路時。

工況2：二次平衡繞組正常時。

平衡繞組開路時，F(xiàn)TU采集到的零序電壓偏大且3次諧波含量較大；平衡繞組閉合時，F(xiàn)TU采集到的零序電壓很小，幾乎為零。

對10 kV岔河線主干線10號桿、宏偉支線4號桿及10 kV岔河線芒弄新寨支線1號桿3臺柱上智能斷路器的配套的三相五柱式電壓互感器和35 kV忙信變10 kV母線三相五柱式電壓互感器進(jìn)行停電檢查?，F(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)4個點(diǎn)位的三相五柱式電壓互感器平衡繞組保險均已損壞，平衡繞組處于開路狀態(tài)?，F(xiàn)場更換保險使平衡繞組處于閉合狀態(tài)時，送電后4個點(diǎn)位的零序電壓恢復(fù)正常。

大連一互三相五柱式電壓互感器一次側(cè)N端需接地，在安裝過程中，由于施工安裝不規(guī)范，沒有按照要求將零序電壓繞組ON尾端N接地，此時三相五柱式電壓互感器中性點(diǎn)與地之間的電阻增大時，中性點(diǎn)O對地出現(xiàn)一個懸浮電壓，導(dǎo)致其零序電壓偏高。

5 結(jié)束語

通過對云南電網(wǎng)某供電局配電自動化零序電壓偏高典型案例分析，配電自動化成套設(shè)備安裝、調(diào)試、驗(yàn)收過程中，嚴(yán)格檢查成套設(shè)備接地的可靠性及接地電阻是否滿足要求，對于設(shè)備投運(yùn)后零序電壓是否滿足要求顯得尤為重要。