一起接地變保護跳閘事故分析

謝夏寅，薛 峰，潘曉明，童勤毅

（國網蘇州供電公司，江蘇 蘇州 215004）

1 事故簡述

某110 kV變電站1號主變供電的10 kV母線上發出單相接地告警信號時，接地變保護裝置I段動作跳閘，但是發生接地故障的母線段上僅有保護啟動報文，而沒有跳閘。

2 接地變保護裝置跳閘分析

調取接地變保護裝置跳閘時的錄波圖可以得出以下結論。

(1) 接地變開關柜保護CT采樣得到的三相電流大小接近，相位相同，是典型的零序性質的故障電流，且數值較大。保護裝置記錄的動作時的三相電流二次值分別為：A相10.98 A;B相10.54 A;C 相 10.98 A。其變比為 200/5，一次電流值約420 A。而接地變保護電流I段的定值為400 A，所以保護動作正確。

(2) 母線PT三相電壓在接地變故障電流存續期間基本對稱，下降幅值很小。在接地變跳閘后C相電壓降為0，其他兩相電壓升高，此時為中性點不接地系統發生單相接地時的標準電壓波形。

接地變保護裝置跳閘時，CT0通道采集的是開關柜至接地變高壓電纜外的零序CT的值。該CT鐵芯截面小，二次繞組容量小，變比為50/1，僅用于小電流接地監測告警，當一次側流過3I0=1 260 A 電流時，波形明顯飽和。

3 故障線路保護裝置啟動發報文分析

調取發生接地故障的10 kV線路的保護裝置啟動發報文時的錄波圖，可以發現：線路B相沒有裝設CT；A相始終是負荷電流0.75 A；C相有持續5個周波的故障電流；二次值10.6 A，變比為600/5，一次值約1 270 A，沒有達到線路保護電流I段的定值2 520 A，持續時間也沒有達到線路保護電流Ⅱ段延時0.5 s的定值，所以線路保護僅啟動報文而沒有跳閘。

在接地變跳閘后，C相電流下降為1.33 A，一次值159 A，該線路CT0通道采集到的零序電流為3.06 A，一次值153 A，判斷接地點在該線路C相上。

4 跳閘原因分析

只有當接地變中性點消弧線圈被短接變成直接接地，系統單相接地故障電流才有可能很大，且流過接地變的故障電流全部為零序電流性質。

用母線等值阻抗來估算線路接地故障電流。該站10 kV母線正常方式下等值阻抗為3.7 Ω，Sj=1 000 MVA。接地變容量 1 100 kVA/100 kVA，短路電壓2 %，每相零序阻抗3.92 Ω(標么值為35.36)。通過計算可得：接地故障發生在線路首端時每相零序電流大小為1 295 A；接地故障發生在線路末端時每相零序電流大小為450 A。由于接地故障過渡電阻的影響，實際接地變保護裝置采樣得到的故障電流為420 A，基本符合接地變中性點直接接地的猜測。

現場對接地變進行了相應絕緣、耐壓測試，對消弧線圈也進行絕緣測試，測試結果一切正常。重點排查接地變中性點絕緣情況，也正常。

接地變消弧線圈及其控制器是某公司的成套產品，具有自動補償電容電流和判斷接地后短時投入中電阻選線功能，電路控制原理如圖1所示。

該裝置采用并聯中電阻選線功能，在接地時短時投入電阻(自動合上1KM，幾秒鐘后斷開)時，接地點的電流幅值和相位都會有明顯變化，因此接地選線的準確性很高。由于該變電站各10 kV線路零序CT沒有接入消弧線圈控制屏，不能用消弧線圈自動選線功能，所以不需要在運行中投切此中電阻，應該將此回路取消。常規的做法是，將投切開關1KM置分位以后再將其控制電源拉開。在這次消弧線圈改造施工過程中，施工人員為了更徹底解除中電阻回路，將真空斷路器與中電阻連線解開，但沒有采用任何絕緣措施就直接用扎帶固定在槽鋼支架上(見圖2)，并以為連線已解開就不再需要將1KM的控制電源拉開。

圖1 消弧線圈控制原理

接地變投運后，正常運行時1KM打開，該點不帶電，對系統沒有任何影響。當系統發生接地故障時，消弧線圈的自動選線程序啟動，1KM合閘，系統經過接地變中性點、斷路器觸頭、斷路器與中電阻之間連線、槽鋼支架與大地構成回路，變成了接地系統，導致了本次接地變保護的跳閘。而跳閘后進行耐壓、絕緣測試都沒能發現絕緣薄弱點，也是因為1KM已經斷開的緣故。因此，對于接地變采用此類消弧線圈及其控制器的變電站，在運行過程中應注意斷開投切中電阻的真空斷路器控制電源，并在消弧線圈控制器中將“并聯電阻”功能退出，同時對其他類似一經操作即帶電的部位應做好必要的絕緣措施。

圖2 故障位置