10 kV线路接地零序保护不动作原因分析
10kV电压异常原因分析及处理措施方案
10kV电压异常原因分析与处理措施摘要：本文对电网实际运行中时常出现的10kV电压异常现象的原因进展分类，并逐一研究分析其产生机理，从而引出处理10kV电压异常措施的思路。
关键词：电压异常；负荷；接地；断线；消弧线圈；谐振0 前言电压的异常直接影响设备的运行技术指标、经济指标，甚至导致用户的用电设备无常工作，电网的平安与经济运行遭至破坏。
10kV母线是调度部门可以进展电压调控的最后一级母线，也是最直接影响用户电压质量的母线。
因此对10kV 电压异常产生的根本原因进展分析研究，对消除电压异常和保障电网平安运行具有十分重要的意义。
1 负荷变化引起的电压偏移根据相关调压原那么要求：变电站和直调电厂的10kV 母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%―+7%。
而在实际电网运行中，在白天用电顶峰时段，10kV 母线可能低于10.0kV下限，在深夜用电低谷时段，10kV母线也可能高于10.7kV上限。
造成电网正常运行中电压偏移的原因是不同大小的功率在电网元件中传输会产生不同的电压降落。
功率由系统通过110kV降压变压器经变压后到达10kV母线，其等值电路图和相量图如图1所示。
在上图中，为归算到110kV变压器10kV侧的一次电压，为110kV变压器的二次电压，即10kV母线电压，S为传输的视在功率，为归算到110kV变压器10kV侧的传输电流，φ为与的相位差，XT为110kV变压器归算到二次侧的等值电抗，RT为110kV变压器归算到二次侧的等值电阻。
图中，就是电压降相量，即〔RT+XT〕，将电压降相量分解为与二次电压同方向和相垂直的两个分量和。
称为电压降落的纵分量，称为电压降落的横分量。
而在电网实际计算中，由于电压降横分量很小，可以忽略不计，因此，其电压降可以省略简化成仅为电压降落的纵分量，以ΔU表示。
由图3可得ΔU的模值为，将、、代入上式可得，因此可以得出，10kV母线电压与传输功率的关系公式为：由上式可知，通过减少传输的有功负荷P、无功负荷Q、电阻RT和电抗XT，或者提高110kV侧电压U1的方法，可以减少电压降落，提高10kV电压；反之那么降低10kV电压。
浅谈10kV母线电压异常分析及处理
浅谈10kV母线电压异常分析及处理摘要：在小电流接地系统中，10kV PT电压异常时有发生，现结合220kV XX变电站发生的10kV PT电压异常分析和处理过程，对10kV PT电压异常的原因和预防措施进行了探究。
关键词：变电站；10kV PT；异常；故障辨析0事件现象220kV XX站值班人员在监盘时发现：监控机发出“220kV XX站10kV 2乙M母线电压异常”异常告警信号，经检查发现10kV 2乙M母线电压A相2.0kV，B相6.0kV，B相6.0kV，监盘人员立即将该情况报告当值值班长。
1.技术分析220kV XX站10kV 2乙M母线电压异常原因：10kV PT高压熔断器熔断、低压熔断器熔断、一次系统接地、断线故障、铁磁谐振、负载不对称、接线错误或松动、电压继电器辅助接点接触不良等。
1.110kV PT熔断器熔断1）当系统发生单相间歇电弧接地时，产生接地过电压。
电压可达正常相电压3—3.5 倍，可能使10kV PT铁芯饱和，激磁电流急剧增加，引起高压侧熔断器熔断，熔断相低压侧电压降低但不为零，此时低压侧非故障的两相电压保持正常相电压。
同时，由于高压侧发生熔断器熔断，低压侧伴随出现零序电压，此时的零序电压高于10kV母线接地信号告警定值，因此保护装置启动并发出母线接地信号。
2）当10kV PT低压熔断器熔断时，二次侧现象与高压侧相似，区别在于低压侧熔断器熔断，只会影响某一绕组电压，不会伴随出现零序电压，所以不会发出母线接地信号。
1.2一次系统接地、断线小电流接地系统单相接地故障可分为金属性接地与非金属性接地两类：1）当发生金属性接地时，接地电阻为零（或接近于零），中性点与故障相电压重合，故障相电压为零，非故障相电压上升为线电压（或接近于线电压）。
2）当发生非金属性接地时，由于接地电阻不确定性，造成二次电压异常，这就容易与10kV PT熔断器熔断故障混淆，但这种情况至少有一相电压超过正常时相电压，这就可以区分电压异常是系统非金属接地还是熔断器熔断所引起的。
《零序保护误动跳闸分析》
《零序保护误动跳闸分析》一、事件前运行方式110kv马田i回、马田Ⅱ回并列运行对110kv田头变进行供电，田中线送电保线（对侧开关热备用），110kvⅠ、Ⅱ组母线并列运行；#3主变110kv运行于110kvⅠ母；110kv马田i回、田通i回、南田、田中线运行于110kvⅠ母；110kv马田Ⅱ回、田通Ⅱ回、大田线运行于110kvⅡ母。
田头变一次接线图二、设备情况110kv马田i回、马田Ⅱ回保护装置：型号psl-621d，南京南自；110kv大田线（田头变）保护装置：型号rcs-941a，南京南瑞；xx年8月投运；110kv大田线（大梁子电站）保护装置：型号dpl-11d，南京恒星；xx年3月投运；110kv大田线（咪湖三级电站）保护装置：型号rcs-941a，南京南瑞；xx年9月投运。
三、保护报警信息110kv田头变在xx年5月31日20时42分57秒110kv马田i回见（图2）、马田Ⅱ回见（图1）零序Ⅰ段动作，跳开出线断路器，20时42分57秒大田线保护启动见图3。
对侧迷糊三站距离Ⅰ段动作跳闸故障测距约5km处（见图4）、大梁子电站零序Ⅰ段动作跳闸（见图5）。
图1.马田Ⅱ回动作报告图2.马田Ⅰ回动作报告图3.大田线保护启动报告图4.t大田线保护跳闸信号（咪三站）图4.大田线保护跳闸信号（大梁子电站）四、保护动作分析故障发生后对马田双回线进行了巡线，未发现异常，通过大梁子电站线路侧避雷计数器发现有放电动作一次，随后由大梁子电站零起升压对110kv大田线进行冲电未发现异常；初步判断大田线电站侧跳闸是由于雷击瞬时故障造成（雷雨天气），大田线田头变侧从保护启动波形分析在故障持续时间约为80ms后故障电流消失（马田双回跳闸），故保护未出口，根据相关保护动作信息推测故障点很有可能在大田线上，6月7日，再次停电安排对110kv大田线进行重点区段进行登杆检查，发现#4杆b、c相瓷瓶有闪络放电的痕迹（见下图），于当天更换损伤瓷瓶。
110 kV线路零序过流保护误动作原因分析
110 kV线路零序过流保护误动作原因分析韩海英;王永胜;刘涛;李慧勇【摘要】某220kV变电站110kV线路零序过流保护误动,分析其原因为:该线路间隔L3相电流互感器接线盒入口处破皮,造成二次回路两点接地,同时系统发生接地故障,最终导致该线路零序过流保护误动.针对以上原因,从基建改造、日常维护、设备巡视等方面提出整改措施.【期刊名称】《内蒙古电力技术》【年(卷),期】2017(035)001【总页数】4页(P88-91)【关键词】零序过流保护;误动;二次回路;零电位接地网;两点接地【作者】韩海英;王永胜;刘涛;李慧勇【作者单位】乌兰察布电业局,内蒙古乌兰察布 012000;乌兰察布电业局,内蒙古乌兰察布 012000;乌兰察布电业局,内蒙古乌兰察布 012000;乌兰察布电业局,内蒙古乌兰察布 012000【正文语种】中文【中图分类】TM773公用电流互感器与其他电压互感器或电流互感器的二次回路应在开关场一点接地[1]。
变电站的零电位接地网并非等电位面，当一次系统发生接地故障时，从接地点至零电位接地网会产生由高至低的不均匀电位，如果电流互感器二次回路出现2个及以上接地点，将形成分流回路，从而使通入保护装置的零序电流产生较大偏差，并影响保护的正确动作[2]。
本文以某220 kV变电站110 kV断路器拒动事故为例，对电流回路两点接地造成零序过流保护误动原因进行分析。
1.1 事故经过某220 kV变电站一次接线图如图1所示。
2015-05-08，变电站110 kV线路1发生L3相接地故障，152断路器差动保护动作，跳开152断路器，重合于永久性故障，距离保护加速动作，但断路器未断开。
故障录波图显示，故障电流一直持续；事故发生后现场检查152断路器在分位，3号主变压器110 kV侧零序过流Ⅰ段保护动作，一时限0.8 s跳开112母联断路器，二时限1.1 s跳开3号主变压器中压侧103断路器。
154断路器连接的110 kV变电站1号主变压器间隙击穿，154断路器零序过流Ⅱ段保护动作，跳开154断路器，重合成功（重合时110 kVⅡ段母线已失电）。
10kv线路接地零序保护不动作原因
电力系统2019.20 电力系统装备丨33Electric System2019年第20期2019 No.20电力系统装备Electric Power System Equipment 后，通过系统与线路的重合闸来实现瞬时关闭，实现对线路故障的及时和高效切除。
4.4 定时限过电流保护在35 kV 及以下配网运行中其短路电流与继电保护的动作时间不存在关系，为此需要通过时间继电器的应用来保证连续可调，而且在此基础上可以应用定时限过电流保护，针对电力系统运行中相邻元件过电流保护动作时间不同的问题，发挥其具有较强选择性以及阶梯性实现的优势，实现对电力系统稳定性的有效保障。
4.5 三段式过电流保护装置此种继电保护在目前35 kV 及以下配网中的应用比较少见，主要应用在较短对线路中。
此种保护装置主要有无时限的电流速断保护、裸贷时限的电流速断保护以及定时限过电流保护等组成。
其中的第一段主要起到快速切除线路首端故障的作用。
第二段则辅助第一段保护来实现对线路全长的保护。
第三段则主要起到后备保护的作用，也就是出现下一级保护装置故障而拒动时或者出现系统主保护拒动时，可以发挥其远程后备保护的作用。
此种继电保护方式可以提高35 kV 及以下配网运行的质量和稳定性，促进我国经济与社会的稳定发展。
4.6 继电保护整定与仿真平台目前的35 kV 及以下配网供电系统运行中表现出运行稳定性较差的特点，主要表现在所采用的继电保护具有较低的精度、较慢的速度等方面。
因此针对此问题需要采用继电保护整定与仿真平台来解决。
通过此平台在目前上述供电系统中的应用，通过透明的信息处理，标准化的调谐结果和可视化的软件操作，可以提高该电源系统的继电保护水平此平台主要是由图形操作模块、短路计算模块、定值方针模块以及数据库等构成，而且通过人工和仿真平台结合的方式来进行保护定值的调整，确保继电保护的灵敏度和选择性，从而保证了供电系统的运行和安全。
5 结语鉴于35 kV 及以下配网供电系统在整个电力系统中的重要地位，因此针对其中可以确保此供电系统安全和稳定运行的继电保护来说，为了完成其基本任务并满足其基本特点和技术要求，就需要合理选择和应用电流速断保护、失压继电保护。
10kV架空线路零序CT安装位置对零序电流保护的影响分析
10kV架空线路零序CT安装位置对零序电流保护的影响分析摘要：现有主力火电机组10kV高压厂用配电设计中，主流的配电线路均为绝缘电缆，在设计中并未考虑线路零序CT安装位置对10kV架空裸导线线路零序保护的影响，随着直供电政策的颁布，发电企业大用户直供电项目取得突飞猛进的发展，大多数直供电项目中为了成本控制，输电线路往往采用架空裸导线这种设计方式，架空裸导线运行环境比绝缘电缆复杂、恶劣，架空裸导线存在被雷击的情况，因此，高压开关柜内零序CT与避雷器的安装位置对零序保护有很大的影响，本文针对发电企业在直供电项目设计验收中，对采用10kV架空线路裸导线配电方式下零序CT安装位置对零序电流保护影响进行分析，希望能够引起广大同仁的重视。
关键词：架空线路；零序保护；安装位置1、10kV架空线路零序CT安装位置存在的问题二郎电厂一期工程高压厂用电系统电压采用10kV一级电压，每台机设2段高压厂用母线、高厂变选用1台分裂变，单元机组设置1台高压厂用工作变压器，采用无载调压分裂变，接线方式为D/yn1-yn1，低压侧中性点经小电阻接地；2台机组共用一台高压启动备用变压器，采用有载调压分裂变，接线方式为Yn/yn12-yn12+d，高压侧中性点直接接地，低压侧中性点经小电阻接地。
在未开展直供电项目前，10kV高压厂用系统馈线开关配置了北京四方公司生产的CSC237A、CSC237C数字式电动机综合保护装置以及CSC241C、CSC241G数字式厂用变保护装置，在原有CT配置配置情况下，对于各种故障状态，各保护均能正确动作，但随着直供电项目不断取得突破，我厂已经成功签署三个直供电项目，直供电项目均采用10kV电压等级输电，在用户端采用变压器进行380V电压等级配电，由于用户用电容量均小于2000kVA，因而馈线开关选择不带差动保护功能的CSC241C变压器保护装置，第一、二个项目由于距离较近，采用了电缆沟道敷设绝缘电缆的方式进行配电，变压器保护装置对于各种故障仍能正确动作，第三个直供电项目用户距离我厂较远，综合考虑到降低成本，采用了架空裸导线线路配电方式，在馈线开关原有的CT配置（如图1）情况下，开关柜内反映相电流的三只电流互感器安装在真空断路器下口与避雷器上端之间，这三只CT构成了开关配电线路以及变压器的电流速断、过电流、负序过流、电流加速保护，这些保护能较好的切除配电线路以及变压器各种相间故障。
110kV主变中性点接地电焊引起主变零序过流误动故障分析
２ 故障经过
该变 电站始建于 １９ ９４年 ， 因接地 网及设备接地引下 线存在锈 蚀现象 ， 且接地截面不足 ， 为确保设备安全 、 可 靠运行 ， ２ １ 年 １ 于 ０１ 月对变电站接地 网进行更新改造。
图 １所示
１ １ 关 ８开
施工单位按计划对 ＃ 主变接地网改造 ， 焊接主变 １ 在 中性点接地引下扁铁时 ， 引起 ＃ 主变零序 电流保护动作 １ 跳高 、 低压两侧开关 ， 主变失压 。 但主变失压后 电焊作业 人员并不知道主变 已失压 ， 继续进行焊接工作 ， 此时主控 室值班人员仍可听到时断时续的继电器动作声音 。 因 ｝ 主变 主供市区等重要负荷 ， ｝ １ 为降低对 市区供 电 的影响 ， 经技术人员现场检查及电焊干扰模拟试验 ， 分析 认为 ＃ 主变零序电流保护动作为 ＃ 主变 中性 点接地 引 １ １ 下扁铁 电焊时引起保护误动 ， 在确认一次设备无异常后 ，
第３ 第２ ０卷 ４期
Ｖｏ Ｌ３０ Ｎｏ２４ ．
企 业 技 术 开 发
Ｔ Ｃ Ｅ ＨＮ０Ｌ ＧＩ ＡＬ ＤＥ ０ Ｃ ＶＥＬ ＭＥＮ Ｔ Ｐ Ｓ ＯＰ Ｔ ＯＦ ＥＮ ＥＲ ＲＩ Ｅ
２１年 １ ０１ ２月
Ｄｅ ．０１ ｃ２ ｌ
１０ｋ 主变 中性 点接 地 电焊 引起 Ｖ １ 主变零序过流误动故 障分析
流回路多点接地引起 。 １ 陈健． 通过此次故 障原 因分析查找 ，说明设备安装必须严 ［】朱从研 ， 线路接地故障引起 主变差动误动 原因分析 ［ ． 电机工程 ， １ ， ） Ｊ 江苏 １ ２ ０（ ． ０ ３ 格按图施工 ， 禁止 随意变更施工 图纸 ， 对施工图纸存在疑
重庆 电力高等专科 学校学报，００（１ ２ １， ） ｚ ．
10kV电缆屏蔽层接地不当导致的故障分析
10kV电缆屏蔽层接地不当导致的故障分析【摘要】详细分析了一起某110kV变电站因10kV电缆屏蔽层接地线安装不当而导致的越级跳闸事故，在此基础上给出了几种可能出现的三芯电缆金属屏蔽层接地线的安装方式，并讨论了各种10kV电缆屏蔽层接地线安装方式对零序CT测量值的影响，指出了其中既不影响零序CT的测量值，又合乎规范的安装方式。
本文的讨论分析对现场人员理解10kV电缆屏蔽层接地方式具有很高的参考价值。
【关键词】10kV电缆；接地；故障；零序CT0 引言随着我国电网改造的深入，大量的架空线被电力电缆取代。
电力电缆跟架空线不同，它被埋在地下，运行维护较困难，正确使用电缆，是降低工程投资，保证安全可靠供电的重要条件[1]。
在城市配电网络中，应用最广的是交联聚乙烯三芯绝缘电缆[2]，且多采用零序保护，如电缆屏蔽层接地线安装方式出现错误，在电缆出现对地故障时，将会影响零序保护的动作，可能导致事故的扩大。
作者参与了一起110kV变电站因10kV电缆屏蔽层接地线安装不当导致越级跳闸的技术分析，认为该类故障具有一定的代表性，以下通过对这次故障原因的深入调查，全面分析了三芯电缆屏蔽层可能出现的错误接地方式，给出了合理的接地方式的建议。
1 事件经过东莞某110kV变电站与此次故障相关的电气接线如图1所示。
2012年9月8日15：47，变电站值班员监盘时发现：10kVF20线路720开关跳闸，重合闸动作；同时，#2主变10kV侧502甲、502乙开关分闸，#2站用变压器变兼接地变压器524开关分闸，10kV2甲M、2乙M同时失压。
变电站迅速将跳闸和保护动作情况上报，并安排值班员到现场检查相关设备情况，通知相关人员对F20线路进行巡视。
值班员检查后确认10kVF20线路720开关、#2站变兼接地变524开关、#2主变10kV侧502甲、502乙开关、2甲M、2乙M母线一次设备均无异常。
最终检查结果发现，15：47时，F20线路的C相发生接地故障，F20过流一段保护动作，跳开720开关，重合闸后接地故障仍存在，故障本应由F20零序保护切除，但由于F20电缆屏蔽层接地线安装错误，导致F20零序保护不能动作。
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10 kV线路接地零序保护不动作原因分析
摘要:随着我国电网的快速发展,在目前的广东城市配电网中主要是以电缆和架空线同时存在的混合型网络的10 kV电网。
接地故障主要存在于中性点接地的电网中,本文以某变电站10 kV小电阻接地系统为背景,针对出现的10 kV小电阻接地系统中,10 kV线路接地零序保护不动作的现象进行分析
关键词:10 kV线路接地零序保护不动作分析
随着电力负荷的不断增长,城市电网的建设要不断扩大电网规模,架空线路及电缆总长度不断增加,导致10 kV系统的输电线路对地电容电流不断增加,系统越来越复杂。
以惠州电网中110 kV沙田站为例,在不影响线路运行的情况下,用详细的综合的排除法,分析了10 kV线路接地零序保护不动作现象的原因。
1 事件概况
在2012年的7月24日,由于受到台风暴雨的影响,供电所巡线工作人员发现正在运行的沙田站10kV田头线F10、花塘线F6在不同时段分别发生了树木直接折压在10 kV输电导线上的故障,田头线F10、花塘线F6在带电运行状态,均为单相接地,树枝及线路未发现放电痕迹,保护均未跳闸的异常现象。
基本情况:沙田站10 kV系统中性点采用了小电阻经曲折接地变
中性点接地,其阻值为16Ω,F6挂在I母,F10上挂在II母,折枝压在导线上的位置与变电站出线柜相隔约为2公里。
2 对10 kV线路接地零序保护不动作的原因分析
根据零序保护动作的条件,当线路发生接地时,可能造成10 kV馈线保护装置零序保护没有动作的原因如下。
2.1 保护装置整定或其二次回路故障
(1)馈线保护装置零序保护回路接线错误。
(2)馈线保护装置故障、定值整定错误、压板投退错误。
2.2 零序电流值达不到i0>I0zd,t>T0整定的动作条件,即i0<I0zd,t<T0
根据10 kV线路零序保护动作的充分必要条件(i0>I0zd,t>T0),由于树枝长期压在线路上,接地时间t远远大于整定值T0(T=0.8 m),t满足>T0的条件;而I0=U0/Z0≈U/Z0,U为系统电压,基本不变,影响I0的就基本只有线路接地的综合零序阻抗Z0了,而Z0由接地变中性点电阻Z0r+线路阻抗Z0l+线路接地过渡阻抗(包括地网阻抗)Z0j,即Z0=Z0r+Z0l+Z0j>Z0zd
针对以上原因,继保专业人员对站内各站相关设备进行检查、试
验。
(1)继保人员分别对F10与F6保护二次回路及站内故障录波、10 kV母线接地信号继电器进行检查,结果如下。
①F10与F6零序保护回路接线与设计图纸一致,采用三相叠加后串进保护零序回路,回路正确。
②现场核对装置定值与调度下发的定值完全一致,保护定值整定正确,软硬压板检查后与运行要求一致,压板投退正确。
③为验证保护装置零序保护动作正确性,在线路带负荷运行状态下,向调度申请临时退出两条线路保护装置跳闸压板进行试验。
在征得同意后,检查保护采样电流正确,退出跳闸压板,短接一相CT二次电流回路,使保护装置能够采集到零序电流,且该零序电流刚好达到零序保护II、III段动作值,保护装置的报文显示零序II、III段动作,发跳闸命令,零序保护动作行为正确。
④对站内后台接地信号进行检查,发现当天无接地告警信号,于是对10 kV母线绝缘检查继电器信号进行试验,继电器在加入模拟接地时的零序电压3U0达到整定值20 V时动作,并发出母线接地信号到监控后台。
10 kV母线绝缘检查继电器监测功能正常。
继保人员的上述检查可以排除由于保护装置整定或其二次回路故障等引起保护不动作行为,也排除了由保护定值执行错误,压板投退错误导致的保护不动作原因。
(2)对于零序电流值达不到i0>I0dz,t>T0整定的动作条件,即
Z0=Z0r+Z0l+Z0j>Z0zd的可能情况,继保专业人员到沙田站内以及线路接地故障的地点进行调查。
检查情况如下。
检查沙田站故障录波器时,发现F12在8月16日曾经发生零序Ⅱ段动作,而F12和F10挂在同一段母线上,共用一台接地变,该F12线路零序保护能够动作跳闸,与此同时,接地变有相应的启动报告,故障录波器也录到有零序电流的录波文件,说明接地变保护正常,接地变及接地电阻Zr正常。
排除由于接地变或接地电阻Z0r损坏导致不能形成零序回路,产生零序电流的原因,同时线路无断线现象,Z0L也在正常的阻抗值范围内。
由此判断,导致F10和F6树木碰线保护不动原因,就剩下线路经高阻接地这一个原因,为了确定这一原因,我们做了进一步检查。
①查看站内故障录波器7月24日的故障录波记录,未发现有接地变的零序电流及10kVPT的3U0接地告警电压启动的故障录波记录,即为产生足够大的零序电压3U0。
②查看#1、2接地变的保护装置动作报文,也未发现#1、2接地变保护有动作及启动报告, 接地变作为线路零序保护的后备保护,当变电站10 kV线路发生接地故障时,如果线路保护拒动,接地变保护会动作跳闸。
检查#1、2接地变保护也没有动作报告,说明当时F10和F6树木碰线时,接地变保护也没有检查到足够大的零序电流,未达到零序保护动作值。
③故障位置检查,调度继保分部人员与沙田站供电所人员一起到当时树木碰线的位置进行检查,发现当时压线的树木是桉树,而且桉树压线的位置附近没有发现与沙田
变电站直接相连的地网接线,仅仅是通过土壤来形成回路。
这样线路故障点经过树木电阻、树木至变电站地网间的电阻才能达到变电站地网,这两个电阻形成了故障的过渡电阻Z0j,检查同时发现,树枝触电部位并无烧焦、烧伤的放电痕迹。
在我局的10 kV小电阻接地系统中,零序接地的电流定值按照一次值40A来整定,所允许的过渡电阻最大为:过渡电阻Z0j=(3U相/I03-接地变中性点电阻×3)/3=(3Ω6.35 kV/40A-16 Ω3)/3=143 Ω。
当故障点树木电阻加上树木至变电站地网间的电阻值大于143 Ω时,流过故障馈线的零序电流就会小于40A,达不到线路零序保护动作值,故线路零序保护不会动作,很显然当时的接地过渡电阻大于所允许的阻抗值。
3 结论
根据以上调查情况分析,该两线路接地保护没有跳闸的原因是:故障属于高阻接地,线路通过树枝接地时,由于树木本身电阻以及树木与变电站接地网间的电阻影响,使得零序电流较小,系统压降很小,未达到线路、接地变零序保护动作定值。
对其保护装置及其回路而言,保护行为正确,未发生保护拒动现象。
参考文献
[1] 潘艳,李晓明,袁勇,等,10 kV小电阻接地系统接地变压器零序保护误动机理研究[J];继电器;2003(1).
[2] 赵德宁,曲毅.基于自动开关的小电阻接地系统架空10 kV 配电线路故障处理方案[J].广东输电与变电技术,2009(6).。