感王變電站10 kV I段母線系統(tǒng)接地故障淺析

孫道軍，王 舒，劉 君，齊志銘，孫雨晴

(1.國網(wǎng)鞍山供電公司,遼寧 鞍山 114001；2.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司檢修分公司，遼寧 沈陽 110006)

1 事件經(jīng)過

2017年4月4日，感王地區(qū)晴，南風(fēng)3～6級(jí)，氣溫零下-3～-15℃。15：45，感王變電站10 kV I段母系統(tǒng)接地發(fā)生故障時(shí)，系統(tǒng)SOE信息報(bào)警，如圖1所示。從圖1可知，10 kV I段母線B相電壓幅值越限10.53 kV，調(diào)控員當(dāng)即對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行情況進(jìn)行核查，SCADA監(jiān)視畫面發(fā)現(xiàn)10 kV I段母線系統(tǒng)電壓指示為Ua=5.52 kV、Ub=10.59 kV、Uc=5.50 kV、Ucb=10.34 kV。15：55，Ua=5.30 kV、Ub=10.92 kV、Uc=5.93 kV、Ucb=10.34 kV。調(diào)控人員懷疑系統(tǒng)存在基波諧振[1-2](一相或兩相電壓升高超過線電壓，其它相不為零)，立即進(jìn)行系統(tǒng)遙控操作，通過改變10 kV I段母線系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)消除此現(xiàn)象，結(jié)果遙控操作失敗。

圖1 感王變電站SOE告警信息

17：00，運(yùn)維人員到達(dá)現(xiàn)場(chǎng)，核查I段母線系統(tǒng)電壓：Ua=5.33 kV、Ub=10.96 kV、Uc=5.97 kV、Ucb=10.32 kV，與OPEN-3000自動(dòng)化系統(tǒng)遙測(cè)數(shù)據(jù)一致，II段母線系統(tǒng)電壓：Ua=6.02 kV、Ub=6.01 kV、Uc=6.00 kV、Ucb=10.28 kV。17：02，地調(diào)試合10 kV分段開關(guān)(地調(diào)轄區(qū)范圍)，改變系統(tǒng)參數(shù)，地調(diào)因故障不清晰，擔(dān)心故障點(diǎn)轉(zhuǎn)移，擴(kuò)大事故范圍，未同意。

17：12，調(diào)控員令運(yùn)維人員拉開10 kV西河線開關(guān)，此時(shí)I段母線系統(tǒng)電壓指示正常，Ua=5.84 kV、Ub=6.045 kV、Uc=6.17 kV、Ucb=10.36 kV，系統(tǒng)SOE相關(guān)告警終止。立即通知相關(guān)人員現(xiàn)場(chǎng)巡視、檢查。17：20，配電運(yùn)維人員拉開西河線27右1分歧(輕載長線路)后，請(qǐng)示調(diào)控員試送10 kV西河線，調(diào)控員當(dāng)即令運(yùn)維人員試送10 kV西河線開關(guān)，I段母線系統(tǒng)B相電壓指示繼續(xù)異常，幅值越限10.87 kV，Ua=5.87 kV、Ub=10.87 kV、Uc=6.19 kV、Ucb=10.36 kV，系統(tǒng)SOE相關(guān)信息告警，如圖1所示。17：21，調(diào)控員令運(yùn)維人員拉開10 kV西河線開關(guān)，I段母線系統(tǒng)電壓指示正常。繼續(xù)令配電運(yùn)維人員巡線檢查。17：49，配電運(yùn)維人員巡視發(fā)現(xiàn)10 kV西河線095號(hào)桿喜鵲窩中細(xì)金屬線搭落B相導(dǎo)線上，現(xiàn)已清除，請(qǐng)求試送10 kV西河線開關(guān)。17：50，調(diào)控員令運(yùn)維人員合上10 kV西河線開關(guān)后，10 kV系統(tǒng)運(yùn)行正常。

由于此次接地故障的電壓異常征象與系統(tǒng)諧振相似，導(dǎo)致調(diào)控人員將故障誤判為諧振事故，使10 kV西河線停電巡檢38 min，嚴(yán)重影響了用戶供電的可靠性。

2 感王變電站10 kV系統(tǒng)情況分析

2.1 感王變電站10 kV系統(tǒng)運(yùn)行方式

10 kV I段母線系統(tǒng)：1號(hào)變壓器低壓側(cè)、紡織一線、紡織二線、西河線。10 kV II段母線系統(tǒng)：2號(hào)變壓器低壓側(cè)、樓峪線、企業(yè)線、朱家線。10 kV分段開關(guān)在分位，10 kV I、II母線分列運(yùn)行。10 kV I段母線系統(tǒng)瞬時(shí)運(yùn)行最大負(fù)荷12 MW；10 kV II段母線系統(tǒng)瞬時(shí)運(yùn)行最大負(fù)荷10 MW。正常系統(tǒng)運(yùn)行如圖2所示。

圖2 66 kV感王變電站10 kV系統(tǒng)單線圖

2.2 感王變電站I段母線電壓運(yùn)行曲線

4月4日，感王變電站10 kV I段母線系統(tǒng)電壓運(yùn)行曲線如圖3所示。

圖3 感王變電站I段母線電壓運(yùn)行曲線

2.3 感王變電站I段母線電壓互感器二次電壓實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)

4月4日17：30，運(yùn)維人員在現(xiàn)場(chǎng)對(duì)感王變電站I段母線電壓互感器二次電壓進(jìn)行測(cè)量，實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)見表1。

表1 感王變電站I段母線電壓互感器二次電壓實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)

2.4 感王變電站短路接地故障

4月4日17：45，配電運(yùn)維人員巡視發(fā)現(xiàn)10 kV西河線095號(hào)桿B相喜鵲窩毛刺搭掛B相導(dǎo)線上，如圖4所示。運(yùn)維人員當(dāng)即進(jìn)行清除，并發(fā)現(xiàn)喜鵲窩毛刺中含有細(xì)鐵線，疑是細(xì)鐵線短路接地點(diǎn)，匯報(bào)調(diào)度試送10 kV西河線后，系統(tǒng)恢復(fù)正常運(yùn)行。

2.5 感王變電站I段母線電壓互感器一次運(yùn)行情況

4月4日系統(tǒng)故障時(shí)，感王變電站10 kV I段母線電壓互感器一次運(yùn)行情況，如圖5所示。

圖4 短路接地故障點(diǎn)

圖5 感王變電站10 kV I段母線電壓互感器一次接線圖

2.6 感王變電站I段母線電壓互感器接線分析

從上述故障時(shí)系統(tǒng)信息可知，10 kV西河線B相接地短路時(shí)，系統(tǒng)SOE信息報(bào)警電壓越限信號(hào)，故障相的電壓為2倍相電壓，其他兩相電壓仍為相電壓[3]，且現(xiàn)場(chǎng)二次電壓實(shí)測(cè)與遙測(cè)指示值基本一致。隨后，現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)維人員查閱66 kV感王變電站10 kV I段母線電壓互感器一次運(yùn)行情況及接線圖時(shí)，發(fā)現(xiàn)零序電壓互感器一次接線與二次不一致，斷定故障為零序電壓互感器一次極性接反所致，原因?yàn)樵诂F(xiàn)場(chǎng)安裝施工時(shí)，作業(yè)人員人為接反造成。

感王變電站10 kV I段母線電壓互感器正確接線如圖6所示，圖中一次側(cè)4臺(tái)電壓互感器中3個(gè)一次主線圈接成星形，中性點(diǎn)經(jīng)零序電壓互感器的一次線圈接地，二次主線圈的接線和一次側(cè)相對(duì)應(yīng)，零序電壓互感器的二次主線圈正端也接地。

圖6 感王變電站10 kV I段母線電壓互感器接線圖

3 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)與分析

3.1 三相四電壓互感器接線情況分析

為方便分析，設(shè)主電壓互感器一次線圈三相對(duì)地電壓分別為

(1)

系統(tǒng)正常運(yùn)行時(shí)，電壓互感器二次線圈三相電壓為

(2)

當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時(shí)，以B相接地為例，二次相量如圖8所示。

圖7 三相四電壓互感器B相接地時(shí)二次接線

圖8 三相四電壓互感器B相接地時(shí)二次相量圖

各主電壓互感器非故障相(A、C相)電壓仍是原電壓，電壓值無變化，只是零序電壓互感器上產(chǎn)生與接地相電壓大小相等、方向相反的電壓，相互抵消后接地相電壓為零。

(3)

當(dāng)零序電壓互感器NL端接反，且系統(tǒng)發(fā)生B相接地故障時(shí)，各主電壓互感器非故障相(A、C相)電壓仍是原電壓，電壓值沒有發(fā)生變化，只是零序電壓互感器上產(chǎn)生與接地相電壓大小相等、方向相同的電壓，B相電壓相量雙倍疊加。三相四電壓互感器接線如圖9所示，相量如圖10所示。

圖9 NL接反且B相接地時(shí)二次接線

圖10 NL接反且B相接地時(shí)二次相量圖

當(dāng)零序電壓互感器NL端接反，且系統(tǒng)發(fā)生B相接地故障時(shí)，電壓互感器二次線圈三相電壓為

(4)

(5)

對(duì)式(5)進(jìn)行計(jì)算得出，電壓互感器二次線圈接地相B相電壓有效值為100 V，A、C相電壓有效值約為52 V，即接地相為2倍相電壓。

3.2 接地故障時(shí)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)情況解析

4月4日，運(yùn)維人員在現(xiàn)場(chǎng)對(duì)感王變電站I段母線電壓互感器二次電壓進(jìn)行測(cè)量，接地相Ub實(shí)測(cè)109 V，折算后與自動(dòng)化系統(tǒng)遙測(cè)值UB=11.05 kV基本一致；非故障相UaN實(shí)測(cè)54 V，UcN實(shí)測(cè)59 V，折算后與自動(dòng)化系統(tǒng)遙測(cè)值UA=5.39 kV，UC=6.02 kV基本一致，線電壓Uab、Ubc、Uca折算后均為10.3 kV。同時(shí)兩卷零序電壓互感器的實(shí)測(cè)電壓分別為95 V(理論值100 V)、55 V(理論值57.7 V)，與理論值也基本吻合，由于實(shí)測(cè)時(shí)中存在中性點(diǎn)位移與測(cè)量時(shí)間差，所以可以得出結(jié)論實(shí)測(cè)值與理論分析基本一致。

綜上所述，根據(jù)對(duì)4月4日感王變電站接地故障的跟蹤，以及對(duì)現(xiàn)場(chǎng)I段母線系統(tǒng)電壓互感器接線、故障實(shí)測(cè)信息與理論分析，得出I段母線系統(tǒng)零序開口三角N與L接反是接地相遙測(cè)值升高2倍相電壓的主要原因。當(dāng)中性點(diǎn)零序電壓互感器頭端和尾端接反時(shí)，導(dǎo)致在B相發(fā)生接地故障時(shí)相電壓不是零，而是接近2倍的相電壓。

4 結(jié)論

小電流接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時(shí)，如果是三相四電壓互感器接線方式，零序電壓互感器一次極性接反，會(huì)造成三相電壓指示錯(cuò)誤，故障相電壓升高為2倍的相電壓，非故障相為相電壓。由于受系統(tǒng)三相電源電壓不平衡和所接負(fù)載阻抗不同影響，造成此類事件接地故障時(shí)，運(yùn)行的三相電壓非理論分析值，與系統(tǒng)諧振故障特征難區(qū)分，極易按系統(tǒng)諧振故障處理原則，停電巡查。同時(shí)，若電壓互感器二次極性接反，反映到一次側(cè)，當(dāng)發(fā)生單相接地故障時(shí)，同樣會(huì)出現(xiàn)類似故障特征。因此，現(xiàn)場(chǎng)人員施工時(shí)，一定要認(rèn)真校核圖紙，避免再次出現(xiàn)類似故障，如果發(fā)現(xiàn)一次電壓互感器接線接反，可采用將二次電壓互感器反接方法避免此類故障的出現(xiàn)。

通過4月4日感王變電站事件的分析，驗(yàn)證了現(xiàn)場(chǎng)人員處理故障時(shí)對(duì)感王變電站10 kV I段母線系統(tǒng)電壓互感器接線分析的正確性，證實(shí)了電氣二次回路接線在電氣安裝、調(diào)試和運(yùn)行中的重要地位，為今后類似故障的處理提供一定參考，確保10 kV系統(tǒng)單相接地故障處理期間的供電可靠性。