摘要：本文针对一起小电阻接地系统单相接地故障导致主变差动保护动作跳闸的事故，结合变电站小电阻接地系统的特点，分析造成主变差动保护动作的原因，最后的仿真分析与现场排查结果验证了理论分析的正确性。

    0 引言
    我国35kV及以下电压等级为提高供电可靠性，多采用中性点不接地及中性点经消弧线圈接地的小电流接地系统。但是，随着城市建设步伐的加快，架空线路不断下地，电缆线路比重逐年上升，电容电流不断增大，原采用经消弧线圈补偿的方式在实际运行中暴露出一些问题：为适应不断增长的电容电流的要求，需不断增加消弧线圈数量以增加其补偿容量，很不经济；35kV线路在运行中操作较多，消弧线圈数量太多，导致及时调整分接头困难，若电容电流计算值或测量值不准确，则补偿度调节不好，系统接地时易出现谐振过电压；发生单相接故障时，寻找接地点困难，同时易引起其它相绝缘击穿，造成相间短路或两点接地故障，导致电缆严重损坏。鉴于以上因素，目前在城区电缆出线较多的变电站，35kV及以下电压等级部分逐步采用中性点经小电阻接地系统。
    电网中性点经电阻接地，可限制单相接地电流，易选出故障线，更为重要的是可降低电气设备的耐压水平，在复杂电网中还可避免消弧线圈的管理、运行麻烦。但是，中性点经电阻接地时，线路发生单相接地是要切除的。为实现中性点经小电阻接地系统馈线有故障时快速切除故障，需在馈线、电容器及变压器低后备保护中设置零序保护功能，其中变压器低后备保护作为馈线、电容器单相接地故障的后备保护。

    1 事故经过
    某日，某变电站10kV 127线路保护动作，重合不成功，#2主变差动保护动作，跳开主变高压侧861开关及主变低压侧102甲开关，10kV备自投动作，10kV 1-11分段110开关合上。现场检查＃2主变差动保护动作，127线路零序保护动作且重合不成功，所有一次设备外观正常。综合保护装置报文、后台机信号及录波图可得具体保护动作时间见表1。

    对＃2主变进行采油样及试验工作，结果正常。对127线路保护及＃2主变保护进行传动试验，试验结果正常，TA伏安特性测试结果正常。
    对于中性点经小电阻接地系统，若127线路单相接地故障，则应由该线路零序保护动作跳开127开关并重合，重合不成功则应再次跳开127开关。若127线路零序保护在重合于故障后拒动，则＃2主变低后备零序保护应动作跳开＃2主变低压侧102甲开关．而此次事故中，127线路零序保护重合于故障后动作跳开开关，＃2主变低后备保护并未动作，但＃2主变差动保护动作跳开861、102甲开关，这完全不符合现场保护配置的动作特性，需进一步分析判断。

    2 小电阻接地系统
    中性点经电阻接地系统如图1所示，设在线路n的K点A相接地，K点距母线的线路长度为LK。在K点的正序网络中，综合正序阻抗Z∑1为：



式中，Z∑1为线路单位长度的正序阻抗；XT1、Xs1分别为变压器T、系统S（或发电机）的正序电抗（标么值或折算后的有名值）。
    K点的综合负阻抗为：

式中，Z2为线路单位长度的负序阻抗，Z2 = Z1 ; Xs2为系统S负序电抗，Xs2 = Xs1; XT2为变压器的负序电抗，XT2＝XT1。

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