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(國網(wǎng)四川省電力公司天府新區(qū)供電公司，四川 成都 610041)

0 引 言

1 故障概要

故障分析數(shù)據(jù)顯示，2018年3月16日23:12:36，某110 kV變電站1號主變壓器比率差動保護動作，跳開主變壓器三側開關。同時，35 kV線路一斷路器352速斷保護跳閘，重合閘動作成功，并報主變壓器差動保護動作信號、線路速斷保護動作信號、事故總信號。

2 系統(tǒng)運行方式

保護動作前，某110 kV變電站運行方式如圖1所示，全站由110 kV甲電源線主供，乙電源線熱備用。高、中壓側并列運行，低壓側分列運行，低壓側投入分段備自投，高壓側投入進線備自投。X發(fā)電廠經(jīng)35 kV母線發(fā)電上網(wǎng)。

圖1 某110 kV變電站運行方式

3 保護配置及定值

35 kV線路一(變比600/5)配置三段式電流保護(ISA-367G)，瞬時速斷3600 A，0 s；限時速斷1200 A，0.3 s；定時限過流480 A,1 s，重合閘時限2 s。1號主變壓器配置差動保護(PCS-9671D-D)6Ie，比率差動0.5(制動系數(shù))。

4 故障過程分析

故障當日該站所在區(qū)域小雨，環(huán)境溫度13 ℃～22 ℃，無持續(xù)風向微風。故障發(fā)生時該站并無操作。

4.1 現(xiàn)場查勘情況

經(jīng)現(xiàn)場運維人員停電檢查發(fā)現(xiàn)1號主變壓器35 kV開關柜B相CT炸裂，C相有較輕微的放電痕跡。B相CT灼燒炸裂痕跡如圖2。

圖2 1號主變壓器35 kV側B相CT

進一步檢查結果如下：

1)如圖2，從1號主變壓器35 kV側B相CT故障照片看，CT澆注工藝控制不當。CT內(nèi)部存在多處氣隙，且內(nèi)部導體焊接處表面不光滑，未采取電場屏蔽處理措施，內(nèi)部導體處附近的環(huán)氧樹脂變色嚴重(圖2中圓圈部分)，疑似內(nèi)部長期局部放電的結果。

2)調(diào)取故障錄波裝置波形如圖3、圖4。圖3中，A點為35 kV某處疑似發(fā)生B、C相接地短路的時刻，B點為線路一故障跳閘的時刻，C點為35 kV某處發(fā)生B、C相間短路的時刻，在D點時發(fā)展為三相短路，E點為1號主變壓器差動保護動作跳三側開關時刻。圖3中F點和圖4中T3時刻為線路一重合時刻。

4.2 故障原因分析

根據(jù)故障時序及演變將故障過程劃分成5個階段分析[7-10]。

1)故障第1階段：結合圖4、圖3 AB段分析，35 kV系統(tǒng)某處疑似發(fā)生B、C相接地短路時，兩圖電壓波形一致(均采用母線PT電壓)，但故障電流不一致。35 kV線路一僅C相有故障電流，但1號主變壓器301斷路器有B、C相故障電流大小相等且方向相反，符合相間短路特征。

由于35 kV電網(wǎng)為中性點不接地系統(tǒng)，單相接地故障時不應有故障電流，可以推測系統(tǒng)發(fā)生了B、C相間故障。但故障電流沒有流過線路一B相CT，僅流過了線路一C相CT。由此推測C相故障點在線路一斷路器保護區(qū)內(nèi)，B相故障點在線路一斷路器保護區(qū)外。

另外，系統(tǒng)僅有A相電壓接近線電壓，B相電壓幾乎為0，C相接近相電壓，推測系統(tǒng)近母線D處發(fā)生B相接地、同時系統(tǒng)遠母線P處發(fā)生C相接地，即發(fā)生了不同地點兩相接地故障。

①計算母線至故障點線路阻抗

分析故障第1階段雙電源系統(tǒng)兩點接地電流流向示意如圖5，對該故障電流進行全電流建模如圖6。

圖3 1號主變壓器中壓側開關電壓、電流波形局部放大

圖4 35 kV線路一開關保護裝置故障錄波

圖5 雙電源35 kV系統(tǒng)兩點接地電流流向

圖6 雙電源35 kV系統(tǒng)兩點接地全電流分布

已知大系統(tǒng)供電至35 kV母線M阻抗為

ZI1=j0.197 80

(1)

X電廠小系統(tǒng)阻抗為

ZⅡ1=j0.700 53

(2)

35 kV母線M至X電廠母線正序阻抗為

Zxl1=j0.075 35

(3)

零序阻抗為

Zxl0=3.5Zxl1

(4)

(5)

Z1Σ=Zxl1+ZⅠ1+ZⅡ1

=j0.197 80+j0.700 53+0.075 35

=j0.973 68

(6)

Zl1Zxl1+ZⅡ1Zxl1+3ZⅠ1ZⅡ1=j0.197 8×

j0.075 35+j0.700 53×j0.075 35+3×

j0.197 80×j0.700 53=-0.483 378

(7)

則，根據(jù)公式[11]，

(8)

所以計算得

Rp=j0.255 26

(9)

②通過計算電壓驗證計算結果

=0.777 56-j0.006 55

(10)

=0.222 44-j0.006 55

(11)

=0.5+j0.474 15

(12)

=1.569 26∠17o

(13)

(14)

(15)

通過計算得出A相電壓有效值為1.569 26倍基準電壓，換算成二次值為90.66 V，與圖4中T2時刻Ua讀數(shù)100.16 V相差9.48%。計算得出C相電壓有效值為0.961 43倍基準電壓，換算成二 次值為55.54 V，與圖4中T1時刻Uc讀數(shù)63.5 V相差12.53%。A、C相電壓計算值與采集值偏差均10%左右，因此判定該次母線至故障點線路阻抗計算結果Rp有效。

③故障點距離測算

35 kV線路一37基桿塔共7.62 km，線路參數(shù)為：1-9基桿塔導線型號為JL/G1A-120/25，長1.377 km；9-17基桿塔導線型號為LGJ-95，長1.533 km；17-37基桿塔導線型號為LGJ-35,長4.64 km。該線路并無實測阻抗參數(shù)，經(jīng)估算[12]全線阻抗Zl=j0.429 28(忽略電阻)。

(16)

通過式(16)估算故障點在線路中后段。計及計算過程中假設兩點故障過渡電阻為0等簡化處理，且計算結果存在一定誤差，所以運行單位重點巡視了17-25基桿塔區(qū)段。經(jīng)巡視發(fā)現(xiàn)19-20基桿塔間C相導線弧垂過大，不滿足安全距離，極可能故障發(fā)生時對周邊樹枝放電接地。

2)故障第2階段：圖3 B點時刻，35 kV線路一跳閘；圖3 BC段故障電流消失，電壓電流呈現(xiàn)小電流接地系統(tǒng)單相接地典型特性。推測此時35 kV線路一上C相接地故障與系統(tǒng)隔離。

3)故障第3階段：圖3 C點時刻，單相接地故障再次演變?yōu)橥坏攸c兩相接地短路故障，如圖3 CD段所示。

4)故障第4階段：圖3 D點時刻，兩相接地短路故障演變?yōu)槿嘟拥囟搪罚鐖D3 DE段所示。圖3的E點時刻主變壓器差動保護動作，切除1號主變壓器三側開關將故障點隔離。

5)故障第5階段：圖3中E點時刻故障點切除后，35 kV系統(tǒng)電壓受到擾動，電壓波形逐步恢復。圖3 F點時刻線路一重合閘動作成功，系統(tǒng)恢復到新的穩(wěn)定狀態(tài)。

4.3 結論

1號主變壓器35 kV開關柜B相CT澆注工藝控制不當是導致主變壓器跳閘發(fā)生的主要原因，該設備在35 kV線路一19-20號桿塔段C相導線瞬時接地時，發(fā)生了主絕緣擊穿接地故障。系統(tǒng)形成了B、C相兩點短路接地，線路故障隔離后該故障點迅速演變?yōu)閮上嘟拥囟搪?，最后演變?yōu)槿嘟拥囟搪饭收稀?/p>

5 結 語

規(guī)程規(guī)定，對于小電流接地系統(tǒng)，單相接地故障可以堅持運行2 h排查故障。此時非故障兩相對地電壓升高為線電壓，很可能在絕緣薄弱的某處發(fā)生絕緣擊穿導致兩點接地短路故障。通過故障案例分析，針對小電流接地系統(tǒng)接地故障有如下結論和建議：

1)對比兩點接地短路和兩相接地短路故障，非故障相電壓均接近線電壓。前者故障點距母線越遠故障相母線電壓越高，故障點距母線越近故障相母線電壓越低。所提案例其中一個故障點在站內(nèi)CT處，所以該相母線電壓接近于0，而后者則是故障兩相母線電壓一致。

2)生產(chǎn)廠家應嚴格管控CT等設備生產(chǎn)過程質(zhì)量，尤其是絕緣處理工序等的質(zhì)量控制。同時運行單位也應加強入網(wǎng)檢測和對運行設備的巡檢和試驗，防止互感器故障發(fā)展為電網(wǎng)事故。

3)為了提高供電可靠性，對于經(jīng)過山區(qū)的線路運行單位應該定期組織巡視，及時清理通道，盡量減少接地故障發(fā)生和故障演變。