一起10kV電纜單相間歇性失地故障分析

黃詩敏

（國網(wǎng)福建省電力有限公司廈門供電公司，福建 廈門 361004)

1 故障簡述

1.1 第一輪開關跳閘

0:11:34，某變電站#2接地變962開關零序過流Ⅰ段、Ⅱ段動作，#2主變10kV側902開關跳閘，故障電流441.9A，造成10kVⅡ段、Ⅳ段母線失壓。

0:11:43，某開閉所10kVⅠ段母聯(lián)900-1開關備自投動作，某開閉所921開關跳閘，合上開閉所900-1開關。

1.2 第二輪開關跳閘

0:11:46，某變電站981零序保護動作跳閘，故障電流值205A。其中，某變電站922及某開閉所911、921、928開關保護均未動作。

1.3 第三輪開關跳閘

02:32:06，通過某變電站981試送某開閉所928后，981線路保護零序動作跳閘，判斷故障點在某開閉所928至某環(huán)網(wǎng)柜901之間的電纜，如圖1所示。

2 現(xiàn)場檢查情況

2.1 一次部分檢查情況

2.1.1 開關情況

現(xiàn)場檢查某變電站站內(nèi)開關設備、某開閉所開關設備未見異常。

2.1.2 電纜情況

圖1 本次故障涉及的接線圖

現(xiàn)場排查，某開閉所928至某環(huán)網(wǎng)柜901開關電纜B相本體絕緣擊穿，故障點位于距某環(huán)網(wǎng)柜38m處直埋段。

2.1.3 外部環(huán)境情況

該條電纜從某開閉所饋出后依次以電纜溝（454m）、電纜排管（93m）和直埋方式（55m）敷設，電纜通道及周邊運行環(huán)境正常，電纜故障點附近未發(fā)現(xiàn)施工外破隱患。

2.2 二次部分檢查情況

故障發(fā)生后，配電運檢人員對某開閉所928、911、921及某變電站922、981、#2接地變962間隔保護裝置開展了詳細檢查，現(xiàn)場裝置定值整定正確，壓板正常投入，二次回路接線正確，裝置運行環(huán)境良好。某變電站10kVⅡ、Ⅲ、Ⅳ段母線除922、981以外的饋線間隔保護在故障期間均無保護啟動信號。

變電檢修人員查看接地變保護。接地變保護962、963的故障錄波均顯示：B相電壓下降幅度最大且存在短暫置零又恢復的現(xiàn)象。表明B相電纜絕緣損壞、發(fā)生間歇性接地故障。

3 試驗分析

3.1 一次部分試驗情況

3.1.1 開關情況

對某開閉所911、928開關及某變電站922開關進行歷史試驗記錄查閱及開展專項試驗，發(fā)現(xiàn)本次故障涉及拒動開關的分合閘功能正常。

3.1.2 電纜情況

對某開閉所928至某環(huán)網(wǎng)柜901電纜的B相繞包處理后，進行震蕩波與介損試驗，發(fā)現(xiàn)電纜A相介損變化率超標，處于IEEE400-2013指標要求的“建議關注跟蹤測試”范圍內(nèi)——電纜整體存在老化現(xiàn)象。

3.2 二次部分試驗情況

檢修人員對某變電站981線路保護（設備型號：NSR612RF-D）和某開閉所928線路保護（設備型號：WGB-871）進行檢查，排除了裝置定值整定錯誤、壓板未正確投退、電流采樣誤差過大、二次回路接線有誤等各種可能性，確認故障發(fā)生時兩套保護裝置處于正常運行狀態(tài)。應用RTDS動模系統(tǒng)搭建了與實際系統(tǒng)一致的仿真模型進行保護裝置試驗，模擬間歇性故障復現(xiàn)了事故現(xiàn)場保護動作行為：當故障過程發(fā)生大于0.08s的間斷時，兩套保護均不動作；當故障過程發(fā)生大于0.02s小于0.08s的間斷時，NSR612RF-D保護動作，WGB-871保護不動作；當故障過程發(fā)生小于0.02s的間斷時，兩套保護均正確動作。試驗過程中，NSR612RF-D保護均有啟動信號及相應報告，WGB-871保護裝置僅運行燈閃亮，無任何報警信號和報告。

經(jīng)確認，WGB-871型號保護采樣數(shù)據(jù)窗為20ms。該裝置零序電流保護啟動后、未達到延時定值期間，若故障間歇時長大于20ms時保護將返回、故障計時清零，該過程不生成SOE事件記錄、不觸發(fā)錄波。

4 結論

某開閉所928至某環(huán)網(wǎng)柜901間電纜投運年限超過19年，外絕緣和線芯主絕緣存在老化現(xiàn)象，B相主絕緣降低后對地間隙性放電，導致線路出現(xiàn)間歇性單相接地故障。

WGB-871型號保護裝置的采樣數(shù)據(jù)窗為20ms，對故障間歇時長大于20ms、單次故障持續(xù)時間小于保護延時定值的間歇性故障不動作。此次故障間歇時長介于20～80ms之間，因此某開閉所WGB-871型號911、921、928保護均未動作隔離故障。這是造成本次故障越級跳閘的主要原因。

5 反事故措施

強化15年及以上的老舊電纜運維。開展運行15年及以上配電主干電纜的震蕩波局放與介損試驗，準確評估電纜絕緣狀態(tài)與健康水平。對存在絕緣隱患電纜及時消缺，必要時立項進行改造更換，消缺老舊電纜絕緣隱患。

排查所有型號10kV保護裝置。要求排查各型號保護裝置對間歇性故障研判能力的檢測報告，按變電站側、配網(wǎng)側分兩批次通知保護廠家將各型號保護裝置及檢測報告送至電科院進行間歇性接地故障試驗校核。開展10kV線路保護間歇性接地故障跳閘能力專項檢測。

對現(xiàn)有10kV保護裝置進行升級/更換。在明確統(tǒng)一間歇性故障保護性能要求的前提下，結合專項排查工作結果，分批次開展無法正確反應間歇性接地故障的相關廠家型號保護裝置軟件升級，無法升級的裝置逐步安排技改。

推動110kV變電站故障錄波器裝設。根據(jù)《國家電網(wǎng)公司十八項反措》的15.1.18條款“110（66）kV及以上電壓等級變電站應配置故障錄波器”，將推動110kV變電站故障錄波器裝設，第一批次在三類以上重要變電站先行安裝，后續(xù)結合技改情況逐步推廣至其余變電站。