一起單相接地引發(fā)系統(tǒng)多點(diǎn)接地故障的原因分析

王鋼

（酒鋼集團(tuán)能源中心動(dòng)力分廠，甘肅嘉峪關(guān) 735100）

1 運(yùn)行方式簡(jiǎn)介

某鋼廠110 kV集控站所10 kV母線采用中性點(diǎn)不接地運(yùn)行方式，單母線分段接線。1#、2#進(jìn)線運(yùn)行，分段開關(guān)熱備，兩段母線各配置有消弧消諧柜，內(nèi)置分相式高壓消弧接觸器，同母線配出多個(gè)開路線路，均為下級(jí)站所進(jìn)線電源，其中二級(jí)開關(guān)站干焦站另配有三級(jí)開關(guān)站干焦3#站。干焦3#站配置有快切裝置，已投入使用；干焦站也配置有快切裝置，但未投入使用。系統(tǒng)圖見圖1。

圖1 集控站系統(tǒng)圖

2 事故情況

2019 年6 月，該10 kV 供電系統(tǒng)突發(fā)單相接地故障，配出開路匯豐二回套管零序過流動(dòng)作告警，10 kV 消弧消諧A 相弧光接地動(dòng)作，A 相熔絲熔斷，同時(shí)配出開路干焦三回分相差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作跳閘；干焦開關(guān)站10 kV 干焦3#進(jìn)線套管零序過流保護(hù)動(dòng)作告警，分相差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作跳閘，干焦10 kV Ⅲ段母線失壓。

故障結(jié)果：匯豐站配出開路管材變電纜頭擊穿；干焦站10kVⅢ段母線失壓；干焦3#進(jìn)線電纜頭擊穿。

3 故障原因分析

3.1 故障現(xiàn)象分析

檢查各站所繼電保護(hù)動(dòng)作報(bào)文、波形及消弧消諧裝置，情況如下：

（1）10 kV 匯豐二回套管零序過流保護(hù)動(dòng)作告警，動(dòng)作值58.89 A，其整定值5 A、0 s 發(fā)信。故障時(shí)采樣零序電壓110.8 V，大于整定值20 V，動(dòng)作值達(dá)到整定值，保護(hù)動(dòng)作正確，波形顯示A 相弧光接地。見圖2。

圖2 匯豐二回保護(hù)故障錄波

（2）10 kV消弧消諧A相弧光接地動(dòng)作，消弧消諧裝置顯示Ua=20.12 V、Ub=88.48 V、Uc=107.54 V、3U0=94.91 V，故障相A相電壓在7～74 V之間，3U0大于85 V，其它非故障相電壓85 V以上，滿足消弧消諧動(dòng)作條件，故消弧消諧動(dòng)作正確。見圖3。

圖3 10 kV消弧消諧報(bào)文圖

（3）匯豐二回A 相接地30 ms 后，干焦3#進(jìn)線電纜頭擊穿，兩側(cè)分相差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，故障相別C 相，采樣值9.44 A，變比2000/5，折算到一次3776 A，整定值1760 A、0 s，動(dòng)作值達(dá)到整定值，保護(hù)動(dòng)作正確；其零序采樣需接入零序差動(dòng)回路，需要考慮零差方向調(diào)整為指向線路，干焦側(cè)零序電流為正方向，集控站側(cè)零序電流為反方向，故干焦側(cè)零序告警動(dòng)作，集控站側(cè)零序告警不動(dòng)作。

（4）10 kV 干焦3#進(jìn)線分相差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作跳閘，10 kV Ⅲ段母線失壓，干焦10 kV三段配出干焦五回線電源撤回，干焦3#站快切裝置失壓I 母失壓切換啟動(dòng)，切一受電，合10 kVⅠ-Ⅱ分段，快切裝置動(dòng)作正確。

結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)檢查及分析，故障時(shí)集控站10 kV 配出匯豐二回下級(jí)站帶現(xiàn)場(chǎng)管材變壓器A相電纜頭絕緣擊穿，造成集控站10 kV 系統(tǒng)A 相弧光接地，消弧消諧控制裝置報(bào)A 相弧光接地動(dòng)作，同時(shí)出口驅(qū)動(dòng)A 相接觸器閉合，30 ms 后（故障絕對(duì)時(shí)間30ms）干焦三回線干焦側(cè)電纜頭C 相發(fā)生絕緣擊穿，造成匯豐下級(jí)A 相與干焦三回C 相兩點(diǎn)之間接地短路，干焦雙側(cè)保護(hù)分相式差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作（此時(shí)消弧消諧接觸器動(dòng)作過程中，接點(diǎn)尚未閉合）。24 ms 后（絕對(duì)故障時(shí)間54 ms），匯豐下級(jí)站故障斷路器跳開，故障隔離，此時(shí)短路點(diǎn)變?yōu)榧卣?0 kV 消弧消諧A相與干焦三回C 相兩點(diǎn)之間接地短路，消弧消諧A相熔斷器內(nèi)通過全部短路電流；5 ms 后（絕對(duì)故障時(shí)間59 ms）消弧消諧A 相熔斷器熔斷；39 ms 后（故障絕對(duì)時(shí)間98 ms，干焦三回故障時(shí)間68 ms）干焦三回?cái)嗦菲魈_隔離故障，系統(tǒng)恢復(fù)正常。

3.2 原因分析

本次故障造成一段母線失壓，對(duì)生產(chǎn)設(shè)備安全穩(wěn)定運(yùn)行造成了不良的影響，且經(jīng)過故障現(xiàn)象分析可看出：

（1）本次故障以集控站配出匯豐下級(jí)站單開路單相接地引起，故障間隔本身保護(hù)裝置有效啟動(dòng)、集控站消弧消諧裝置也已有效介入并控制非故障相相電壓穩(wěn)定升高至線電壓，但干焦三回線干焦側(cè)電纜頭C 相在此情況下發(fā)生絕緣擊穿故障，可見該電纜頭在制作工藝上存在缺陷，導(dǎo)致無法承受額定電壓。電纜的維護(hù)、定檢工作應(yīng)加以關(guān)注。

（2）本次故障中，造成母線失壓的干焦開關(guān)站快切改造已經(jīng)完成，單體切換試驗(yàn)合格，具備投運(yùn)條件，但因干焦開關(guān)站I 段、II 段分別接入1#、2#發(fā)電機(jī)，針對(duì)切換時(shí)發(fā)電機(jī)如何處理，技術(shù)人員未達(dá)成統(tǒng)一意見，導(dǎo)致未能投入，也是本次故障擴(kuò)大的原因之一，應(yīng)盡快組織技術(shù)人員進(jìn)行討論分析制定對(duì)策盡快投入使用。

4 結(jié)論

通過對(duì)本次故障的理論分析，可見本次故障除了設(shè)備本身的缺陷隱患未能及時(shí)整改外，設(shè)備檢修維護(hù)人員、技術(shù)人員的管理缺失也是原因之一。隨著管理技術(shù)不斷地提高，更多新技術(shù)的不斷應(yīng)用，必定能夠保證設(shè)備的正常運(yùn)行，同時(shí)保證電網(wǎng)安全、經(jīng)濟(jì)、優(yōu)質(zhì)地運(yùn)行。