黃建中

（云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司玉溪峨山供電局，云南 峨山 653200）

線路單相接地引起變電站內(nèi)10 kV站用變燒毀，并使35 kV #1、#2主變均復(fù)壓過流保護(hù)動作， 1時限跳10 kV分段，#1主變2時限跳主變兩側(cè)，造成10 kV Ⅰ段母線失壓事件。

1 事故前的運(yùn)行方式

變電站35 kV母線為單母不分段，接入間隔3個，分別為35 kV甲線、乙線、丙線。35 kV甲線主供，乙線備供，丙線為小電并網(wǎng)線路，上網(wǎng)負(fù)荷0.59 MW。35 kV母線配置母線TV。該變電站負(fù)荷日變化率大，負(fù)荷高峰時單主變不滿足要求，故#1、#2 主變并列運(yùn)行，其中#1主變負(fù)荷為 0.142 MW，#2主變負(fù)荷為 0.147 MW，變電站供電總負(fù)荷為0.289 MW。

10 kV為單母線分段，母聯(lián)開關(guān)合環(huán)運(yùn)行。出線有3條，分別10 kV線路1、線路2、線路3，其中 10 kV 線路 1、線路 2 接在 10 kV Ⅰ段母線，10 kV線路 3接在 10 kV Ⅱ段母線。另，10 kV Ⅰ段母線接有站用變、10 kV Ⅰ段母線 TV，10 kV Ⅱ段母線接有10 kV電容器1組及10 kV Ⅱ段母線TV。

變電站接線方式如圖1 所示。

圖1 變電站接線示意圖

2 相關(guān)保護(hù)配置及事故經(jīng)過

35 kV 線路開關(guān)配置帶方向的電流三段保護(hù)，方向均由母線指向線路，其中35 kV 丙線為小水電上網(wǎng)線路，除配置電流保護(hù)外，該線路另配置高周高壓低周低壓保護(hù)功能；主變配置差動保護(hù)、高后備保護(hù)及非電氣量保護(hù)，無低后備保護(hù)，其中高后備保護(hù)動作1 時限跳分段開關(guān)，2 時限跳主變兩側(cè)開關(guān)；另，因主變無低后備保護(hù)裝置，為提高對10 kV 側(cè)故障的靈敏度，其高后備保護(hù)裝置的三相保護(hù)電壓采樣10 kV 母線TV，但零序電壓是采樣35 kV 母線 TV；35 kV 及 10 kV 母線均未配置母線保護(hù)；10 kV 線路開關(guān)配置兩段電流保護(hù)，均不帶方向，帶一次重合閘；10 kV 站用變采用熔斷器保護(hù)。

調(diào)度員監(jiān)控到10 kV母線A相接地（10 kV母線電壓Ua、Ub、Uc分別為 0.53、10.09、9.82 kV）。約11 min 后，10 kV Ⅱ段母線上的 10 kV 線路 3 開關(guān)速斷保護(hù)跳閘且重合成功，#1、#2主變復(fù)壓過流1時限跳10 kV分段開關(guān)，35 kV丙線低壓動作跳閘，#1主變復(fù)壓過流2時限跳#1主變兩側(cè)開關(guān)。變電運(yùn)行人員匯報10 kV站用變發(fā)生火災(zāi)，對10 kV站用變滅火。

保護(hù)動作情況及定值設(shè)置如表1 所示。

表1 保護(hù)動作情況表

3 設(shè)備損壞情況及保護(hù)動作分析

10 kV 站用變C 相燒毀嚴(yán)重，絕緣層已脫離，B 相燃燒熏黑痕跡，A 相線包完好。解開高壓繞組連接線，測量高壓繞組C 相線圈阻值僅有正常繞組1/2 左右并接地，A、B 相繞組完好。站用變高壓熔斷管3 相均有火燒痕跡，經(jīng)用萬用表測試三相熔斷管均熔斷。10 kV 線路 3 有一用戶專變 A 相避雷器爆裂。

變電站其保護(hù)裝置采用某公司的DSA系列型號，裝置具備內(nèi)置錄波功能。事故時間段內(nèi)，變電站共有3個裝置產(chǎn)生故障錄波數(shù)據(jù)：10 kV線路3保護(hù)裝置及#1、#2主變高后備保護(hù)裝置。在后臺機(jī)采集了裝置的故障波形數(shù)據(jù)，然后用該公司的錄波分析與管理軟件FJNT-08.12.23生成故障波型并拍照。為提高紙質(zhì)打印效果及便于分析，對所拍照的故障波型圖片進(jìn)行描圖，并按故障錄波時序拼成一張。故障波形如圖2 所示。

圖2 故障錄波圖

圖中標(biāo)識線的時間及意義如表2 所示。

表2 錄波圖時序標(biāo)識線說明表

在整個故障過程中，主變錄波其零序電壓均無故障量反映，原因是該變電站主變高后備保護(hù)三相電壓采樣低壓側(cè)母線TV，而零序電壓仍采樣高壓側(cè)母線TV。

結(jié)合故障錄波分析、保護(hù)動作報文，以及設(shè)備損壞情況，整理出故障過程：

04:18，10 kV線路3用戶專變A相避雷器損壞，造成系統(tǒng)A相接地，B、C相電壓上升至線電壓。10 kV站用變高壓繞組C相線圈絕緣逐漸下降擊穿，這個過程溫度不斷增高而10 kV 站用變C 相著火。

04:29，10 kV站用變高壓繞組C相線圈燒毀而發(fā)生匝間短路，其短路弧光引起C相→機(jī)柜→大地→10 kV線路3某專變A相避雷器→10 kV線路3的A相，形成CA相間接地短路。通過10 kV線路3的A相短路電流使10 kV線路3開關(guān)保護(hù)跳閘。10 kV線路3開關(guān)保護(hù)跳閘引起的操作過電壓， 加劇10 kV站用變高壓繞組C相線圈對地電弧，其電弧使站用變BC相短路并接地。電弧更加加劇，最終三相短路。主變開關(guān)跳閘后隔離了站用變處的故障點。故障從CA相間接地短路，演變至BC相短路并接地，最后為三相短路，其時間很短，在10 kV站用變高壓側(cè)熔斷器熔絲熔斷過程中，10 kV線路3及主變高后備便保護(hù)跳閘。10 kV線路3開關(guān)保護(hù)跳閘時，10 kV線路3某專變A相避雷器完全爆裂掉地，A相接地故障消除。主變低壓側(cè)近端的三相短路， 造成 35 kV母線電壓下降，使35 kV丙線低壓保護(hù)跳閘。

4 故障計算校核

根據(jù)故障錄波波型特點可判定：10 kV線路3故障是相間接地短路故障，并造成3個裝置的故障錄波啟動?，F(xiàn)依據(jù)排查到的故障點及電網(wǎng)運(yùn)行數(shù)據(jù)，相關(guān)計算參數(shù)為：與上級調(diào)度要到事故前該變電站#1、#2主變均為1.6 MVA，yd11接線，電壓比為35/10.5 kV，其中#1 主變Ud= 6.27%，#2 主變Ud=6.53%，10 kV 線路 3 線故障點離變電站約 2 km，線路阻抗為 0.40 Ω/km × 2 = 0.8 Ω。按文獻(xiàn) [1]“中性點不接地系統(tǒng)不同線兩相異地接地故障”計算公式， 取過渡電阻為 15 Ω，故障電流為：Ia= 455 A、Ib= 0 A、Ic= 455 A， 與 10 kV 線路 3 保護(hù)動作值的461.6 A相接近； 故障時10 kV母線處的電壓為：Ua= 1.62U相，Ub= 1.23U相，Uc= 0，電壓計算結(jié)果與故障波型吻合。

10 kV母線三相短路故障時35 kV母線電壓為455 A × 24.490 Ω = 11.14 kV，換算為線電壓 19.29 kV。35 kV 母線 TV 變比為 35 kV/100 V，故 10 kV 母線三相短路故障時35 kV母線電壓二次電壓值下降至55 V，小于 35 kV丙線的低壓保護(hù)定值70 V，所以35 kV丙線低壓保護(hù)跳閘。

故障計算結(jié)果說明了保護(hù)動作分析得出的動作過程是正確的。

5 事故原因分析及建議

中性點不接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地，運(yùn)行規(guī)程要求可持續(xù)運(yùn)行2 h。但此事故其接地時間僅持續(xù)11 min，便造成10 kV站用變絕緣擊穿，反映該站用變承受過電壓能力不足，是造成此次事故的原因。

結(jié)合目前電力設(shè)備接線特點，應(yīng)對小電流不接地系統(tǒng)加裝小電阻，并配置小電流接地裝置，達(dá)到線路接地便準(zhǔn)確、快速跳閘而隔離故障。