2018, Vol. 36 
2017-03-18T12：42，某供电公司110 kV变电站10 kVⅡ段母线接地，10 kV高楼线632断路器跳闸；母线接地信号仍未消失，为查找故障接地线路，12：53：55，合10 kVⅠ段母线、Ⅱ段母线母联开关64M，10 kVⅠ段母线、Ⅱ段母线并列运行，10 kV 1号消弧线圈610断路器、10 kV谊来Ⅱ路634断路器相继跳闸。
2 故障前后运行情况分析 2.1 故障前运行方式该变电站110 kV变压器10 kV侧共有4段母线。故障发生前，母联开关64M、64K断开，10 kVⅠ段母线、Ⅱ（Ⅲ）段母线、Ⅳ段母线分列运行。其中10 kVⅠ段母线带有10条出线线路，由1号主变压器供电；10 kVⅡ段母线带有4条出线线路，10 kV Ⅲ段母线带有高楼线、谊来Ⅱ路（本次故障线路）及其他3条出线线路，由2号主变压器供电；10 kV Ⅳ段母线带有10条出线线路，由3号主变压器供电。该变电站一次接线示意图如图 1所示。
|
图 1 变电站一次接线示意图 |
12：42：14—12：43：08，L2相接地（6 s后恢复）— L1相接地—高楼线跳闸—L3相接地（持续近12 min）；12：53：55—12：54：48，合母联开关64M—Ⅰ段母线L3相接地—1号消弧线圈跳闸—谊来Ⅱ路跳闸—接地消失。具体动作情况见表 1。10 kV高楼线632断路器故障录波图如图 2所示。
|
表 1 2017-03-18变电站动作情况 |
|
图 2 10 kV高楼线632断路器故障录波图 |
故障发生后，经检查，10 kVⅡ段母线消谐装置告警动作正确，10 kVⅡ段母线TV消谐装置已损坏，未动作。
2.2.3 消弧线圈动作情况故障涉及的1号、3号消弧线圈控制器均为河北某厂家产品。故障发生后，查阅1号、3号消弧线圈动作记录，受产品功能所限，1号、3号消弧线圈仅记录故障时间及中性点位移电压等信息，未记录系统失地时的电容电流及补偿档位信息。检查事故后消弧线圈母线电容电流及补偿档位状态，辅助判断消弧线圈的补偿行为是否正确[1-2]。
2.2.3.1 1号消弧线圈1号消弧线圈在64M母联开关合上2 s之后跳闸，1号消弧线圈控制器无母线接地记录。
3月21日，故障恢复送电之后，检查10 kVⅠ段母线电容电流为67.1 A，1号消弧线圈补偿的电感电流为68 A，档位位于0档（1号消弧线圈为调容式消弧线圈，档位0—17档，0档为最高档），为过补偿状态。对1号消弧线圈进行全面检查试验，结果为：一次设备高压试验正常，未发现明显放电痕迹；消弧线圈控制器试验正常，可以正确调档补偿母线电容电流[3]。
2.2.3.2 3号消弧线圈3号消弧线圈（档位1—19档）控制器记录母线接地2次。12：42：14，10 kVⅡ段母线L2相单相接地，6 s后接地信号消失，零序电压2335.4 V（一次值），档位显示0档，档位显示错误；12：43：20，L1相单相接地，零序电压2282.3 V（一次值），档位显示0档，档位显示错误。母线开口电压动作时间与消谐装置动作时间基本吻合，判定消弧线圈控制器正确动作。
故障消除恢复送电之后，对10 kVⅡ段、Ⅲ段母线电容电流进行测试，结果均为121 A，3号消弧线圈补偿的电感电流为122.9 A，为过补偿状态，消弧线圈补偿行为正确。
3 故障原因分析 3.1 消弧线圈开关TA本体缺相10 kV 1号消弧线圈开关柜仅U、W相安装TA，V相采用U、W相的叠加电流接入保护装置。当10 kV母线发生接地故障时，保护所采集的V相电流为U（0.75 A）、W（0.74 A）相电流之和[4]，即V相电流为1.49 A，临界达到保护装置的Ⅲ段过流保护定值1.5 A，导致断路器跳闸（故障录波图见图 3）。
|
图 3 10 kV 1号消弧线圈610断路器故障录波图 |
（1）目前采用“谐振接地系统中电阻接地选线”方式受消弧线圈干扰较大，致使选线装置正确率偏低，还需要通过人工“拉路法”查找接地线路，降低了供电可靠性[5]。
（2）选线装置需要各线路零序TA提供接地判断依据。但10 kV仓后线624断路器、10 kV岳公线625断路器零序TA未进行试验，同时2条线路的电缆屏蔽线穿过零序TA，导致零序TA采集的二次电流失真，降低了接地选线的正确率。
3.3 消弧线圈规范化管理不足（1）对消弧线圈的重要性认识不到位，专业管理相对薄弱，对消弧线圈的巡视、例检等未能认真开展标准化作业管理。
（2）对消弧线圈验收细则、运维细则、检修细则等未进行及时更新，只采用国家电网生技[2005]174号《10 kV~66 kV消弧线圈技术监督规定》。
（3）电容电流测试工作开展不到位；配电网线路参数收集不齐全，电容电流计算职责不清；小电流接地系统（或不接地系统）电容电流测试不规范，未短接一次消谐器，致使测试数据参考价值低[6]。
（4）消弧线圈二次部分验收、巡检、例检均无完整的规范；二次专业未配置试验专用检验仪器，无法安排例行检验；消谐装置、消弧线圈控制器长期未开展校验，无法确保设备正常运行。
（5）目前各馈线线路运行时间久、老化情况严重，电容电流不断增加，但消弧线圈未能及时进行更新，处于满负荷运行状态，无法满足系统接地过补偿要求。随着城区变电站馈线缆化速度的加快，变电站内电容电流呈逐年上升态势，而消弧线圈增容速度严重滞后。
4 改进措施 4.1 完善消弧线圈专业管理（1）健全消弧线圈的验收、巡视、例检、大修及技改各工作环节的管理机制。
（2）根据2017年国家电网公司发布的“五通”规定，开展消弧线圈常态化管理，严把验收、检修质量关[7-8]。
（3）编制消弧线圈控制器检验操作规程，并纳入例检工作内容。
4.2 规范配电网电容电流测试开展小电流接地系统（或不接地系统）电容电流周期性测试工作，并开展所辖变电站小电流接地系统（或不接地系统）母线电容电流理论值计算，对比测试值与理论值，将最终数据用于指导消弧线圈增容增设工作。
4.3 推广应用新技术（1）对不同厂家的选线装置开展调研，挑选性能较优的装置进行试点应用。利用选线装置采集相关模拟量（零序电压、中性点电流、各馈线零序电流及角度等数据）并上传至主站，为调控人员人工“选线拉路”提供判断依据。
（2）试点应用低励磁阻抗变压器接地装置，解决现有小接地电流系统发生单相接地故障时存在的选相、选线正确率偏低，故障定位不准确，故障隔离不及时等问题。
4.4 加强10 kV线路零序TA维护进一步规范10 kV间隔零序TA的安装、调试、验收工作；将零序TA纳入10 kV线路例检工作，定期开展零序TA极性、角比差及二次回路试验；对老旧变电站10 kV线路不合格的零序TA及时进行更换。
4.5 开展消弧线圈开关TA技改修改消弧线圈过流Ⅲ段定值，提高可靠性系数，避免母线失地时保护装置误动；增补消弧线圈开关V相TA，确保消弧线圈保护的正确动作。
5 结语本文通过对一起发生在某供电公司110 kV变电站的10 kV母线接地故障原因进行分析，并提出相应改进措施，供检修人员及相关厂家参考。
| [1] | 姜新宇, 陆国庆, 周良才. 对消弧线圈若干问题的探讨[J]. 电力设备, 2000(21): 18–20. |
| [2] | 余卫成, 徐剑峰. 一起非典型的10 kV母线单相接地故障分析[J]. 浙江电力, 2013, 32(1): 17–19. |
| [3] | 罗海. 中性点不接地或经消弧线圈接地电力系统特性分析[J]. 内蒙古科技与经济, 2007(6): 101–102. |
| [4] | 李鹤峰. 中性点接地的选择及经消弧线圈接地的特点[J]. 中国新技术新产品, 2009(13): 124. DOI:10.3969/j.issn.1673-9957.2009.13.120 |
| [5] | 苏智东, 韩海英, 刘斌. 10 kV线路低频减载保护误动原因分析[J]. 内蒙古电力技术, 2015, 33(5): 72–74. |
| [6] | 易雄伟. 消弧线圈在配电网中的应用探讨[J]. 科学之友, 2011(10): 27–28. |
| [7] | 黄遵响. 10 kV母线接地故障的分析处理[J]. 价值工程, 2015, 34(12): 136–139. |
| [8] | 赵磊. 消弧线圈在10 kV配网中的应用研究[J]. 广东科技, 2014(20): 82–83. DOI:10.3969/j.issn.1006-5423.2014.20.049 |