一起10 kV 母線失壓事件的分析及整改建議

張杰雄，楊泳星，張堅(jiān)俊

（廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司潮州供電局，廣東 潮州 521000）

隨著城鎮(zhèn)化建設(shè)的進(jìn)行，配電網(wǎng)電纜線路日漸增多。由于消弧線圈接地系統(tǒng)可能出現(xiàn)電弧重燃、鐵磁諧振過電壓等問題，配電網(wǎng)大部分進(jìn)行了小電阻接地系統(tǒng)改造。改造后，10 kV 線路單相接地故障由線路零序過流保護(hù)進(jìn)行切除，接地變保護(hù)作為后備保護(hù)[1-2]。本文分析了一起10 kV 線路零序TA二次回路故障導(dǎo)致接地變保護(hù)動(dòng)作，引發(fā)母線失壓以及處理過程中多次向故障點(diǎn)試送電，使事故影響擴(kuò)大的案例。為10 kV 線路跳閘快速處理提供分析思路及處理方法，并為避免類似事故提出了一些整改意見。

1 故障簡(jiǎn)況

某日凌晨00:45，110 kV 變電站10 kV 城區(qū)甲線保護(hù)裝置過流I 段動(dòng)作。隨后，10 kV#2 接地變52J 開關(guān)保護(hù)裝置動(dòng)作，跳開10 kV 分段500 開關(guān)、#2 主變變低502 開關(guān)、#2 接地變52J 開關(guān)，閉鎖10 kV 備自投，10 kVⅡ母線失壓，變電站主接線如圖1 所示，保護(hù)設(shè)備定值參數(shù)如表1 所示。

表1 保護(hù)設(shè)備定值參數(shù)

圖1 某變電站主接線圖

00:47，值班人員遙控合10 kV 分段500 開關(guān)。00:47:23，10 kV#1 接地變51J 開關(guān)保護(hù)裝置高壓零序過流I 時(shí)限動(dòng)作，跳開10 kV 分段500 開關(guān)，閉鎖10 kV 備自投，恢復(fù)供電失敗。

隨后，值班人員在故障未完全切除的情況下，進(jìn)行2 次試送。使系統(tǒng)反復(fù)遭受故障電流和故障電壓的沖擊，使事故影響擴(kuò)大，共影響7 回線路的供電。

2 原因分析

故障前運(yùn)行方式：#1 變高101 開關(guān)、#1 變低501 開關(guān)、#2 變高102 開關(guān)在合位、#2 變低502 開關(guān)在合位；高分段112 開關(guān)、低分段500 開關(guān)在分位。

通過現(xiàn)場(chǎng)檢查，確認(rèn)機(jī)構(gòu)無損壞、開關(guān)能正確動(dòng)作，排除一次設(shè)備缺陷而引起本次故障。隨后，通過調(diào)取故障錄波信息和二次設(shè)備現(xiàn)場(chǎng)檢查，確認(rèn)接地變零序過流保護(hù)定值與時(shí)限與線路零序過流時(shí)限配合正確，與定值單一致，主要保護(hù)報(bào)文如表2 所示；同時(shí)，發(fā)現(xiàn)零序TA 本體處二次回路斷開。綜合故障錄波信息分析后確定，事件分為3 個(gè)階段。

表2 主要保護(hù)報(bào)文

故障發(fā)展：如圖2 所示，110 kV 變電站10 kV城區(qū)乙線發(fā)生C 相接地故障，C 相電壓下降，零序電壓和零序電流升高，零序電壓與C 相反相，零序電流與C 相同相。由于10 kV 城區(qū)乙線零序TA 回路接觸不良，零序電流采樣值為零，保護(hù)啟動(dòng)后未能正確動(dòng)作。1 s 后，10 kV 城區(qū)甲線發(fā)生AB 兩相接地故障，經(jīng)過約1 周期后，發(fā)展為三相短路故障。母線A、B 相電壓下降，相電流升高，零序電壓和零序電流下降，#2 接地變保護(hù)裝置返回。10 kV 城區(qū)甲線保護(hù)動(dòng)作切除故障后，#2 接地變零序電壓和零序電流再次升高，保護(hù)裝置啟動(dòng)并跳開#2 主變變低502 開關(guān)，造成越級(jí)跳閘，如圖3 所示。

圖2 00:45:35 10 kV 城區(qū)乙線保護(hù)動(dòng)作錄波

圖3 00:45:37 #2 接地變保護(hù)動(dòng)作錄波

試送電：00:47，值班人員在Ⅱ母線存在異常信號(hào)（00:45:35，城區(qū)乙線存在保護(hù)啟動(dòng)信號(hào)）情況下，合上10 kV 分段500 開關(guān)，由10 kV Ⅰ母線向10 kVⅡ母線上所有線路供電。10 kV#1 接地變保護(hù)裝置高壓零序過流I 時(shí)限動(dòng)作，跳開10 kV 分段500 開關(guān)，10 kV Ⅱ母線恢復(fù)供電失敗。

多次沖擊故障點(diǎn)：01:17，值班人員切除10 kVⅡ母線所有線路后，恢復(fù)由#2 主變變低502 開關(guān)供電，遙控合10 kV 城區(qū)乙線542 開關(guān)。9 691 ms，10 kV 城區(qū)乙線保護(hù)裝置過流Ⅰ段動(dòng)作，跳開城區(qū)乙線542 開關(guān)。02:23，在現(xiàn)場(chǎng)故障的未完全切除的情況下，值班人員再次送電。3 038 ms，#2 接地變保護(hù)裝置高壓零序過流2 時(shí)限、高壓零序過流3 時(shí)限動(dòng)作，跳開10 kV 分段500 開關(guān)、#2 主變變低502 開關(guān)、#2 接地變52J 開關(guān)，閉鎖10 kV 備自投，10 kVⅡ母線失壓，系統(tǒng)再次遭受故障電流和故障電壓的沖擊，再次沖擊故障點(diǎn)，如圖4、圖5所示。

圖4 02:23:48 10 kV 城區(qū)乙線保護(hù)錄波

圖5 02:23:48 #2 接地變保護(hù)動(dòng)作錄波

3 暴露問題

在運(yùn)變電站10 kV 零序保護(hù)從接地選線方式改造為獨(dú)立零序電流互感器方式后，未及時(shí)完成出線的零序電流互感器的加裝和檢查。

當(dāng)值人員下令送電前未對(duì)報(bào)文進(jìn)行充分研判，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備情況不夠了解。

4 防范措施

在運(yùn)變電站10 kV 零序保護(hù)改造為零序電流互感器方式后，須盡快配合定檢完成出線的零序電流互感器的加裝和檢查。今后在新保護(hù)裝置投入運(yùn)行時(shí)，應(yīng)進(jìn)行必要的裝置檢測(cè)，廠家出具入網(wǎng)檢驗(yàn)報(bào)告，確保設(shè)備不“帶病”投運(yùn)。

線路保護(hù)啟動(dòng)伴隨接地變壓器保護(hù)動(dòng)作后當(dāng)值人員通常要考慮：10 kV 線路故障后保護(hù)無法正確動(dòng)作引發(fā)接地變故障跳閘；多回10 kV 線路相繼故障，達(dá)到接地變動(dòng)作時(shí)限。此時(shí)，可能存在一回或者多回故障線路未被切除，調(diào)控人員應(yīng)認(rèn)真研判系統(tǒng)報(bào)文，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備情況嘗試恢復(fù)供電。

如果條件允許，可采取拉開全部的出線開關(guān)，采用備用電源為母線試送電，減少對(duì)運(yùn)行中的供電線路的影響，同時(shí)要確保試送電開關(guān)以及繼電保護(hù)的完好。