李承义

【摘要】高压开关柜作为变电站中普遍应用的设备，其可靠性直接关系着电网的安全可靠运行。本文讲述一起由线路接地故障引起的变电站高压开关柜设备事故，对故障发生情况及故障原因进行了详细的阐述和分析，并提出防范措施和对策，为提高变电站高压开关柜的安全运行水平提供参考与借鉴。

【关键词】高压开关柜   接地故障   谐波   避雷器   防范措施

0 引言

高压开关柜是电网使用比例最高多的一次设备，近年来电网建设规模的不断扩大，用户对供电稳定性与可靠性要求的不断提高。变电站高压开关柜作为用户送电的源头，高压开关柜性能质量的优劣直接关系着运行状态，在保证电力系统供电可靠性和满足社会对电力供应的依赖性等方面有着非常重要的作用。

1 设备故障简述

2019年8月4日，某110 kV变电站门岗值班人员通知当值运行人员10kV高压室有异常响声，随后有爆炸响声并散出浓烟。地调通知当值运行人员，10kV某F07开关跳闸，重合闸动作后，开关再次跳闸，要求运行人员到现场检查。运行人员到达现场后，发现10kV高压室充满浓烟并伴有异味，后续发现10kV某F07开关柜后门缝隙周围被熏黑，开关柜后上门外鼓变形，打开开关柜门，可见该出线电缆头、线路避雷器及其相连铜排烧毁（见图1），随后检修人员检查10kV某线F07 C相避雷器完全击穿。

图1 现场开关柜设备烧毁情况

2 原因分析

2.1 继保保护装置动作情况

根据以上保护动作情况，结合保护装置录波及历史报文可知这是一起典型的10kV系统C相接地故障，故障后本相对地电压降低，非故障两相的相电压升高，最终发展为三相短路导致高压开关柜设备烧毁。

2.2 故障录波装置文件及保护动作分析

图2 保护动作前10kV母线录波图（A相接地～谐波）

图3 保护动作前10kV母线录波图（谐波～B相接地～C相接地）

图4 保护动作前10kV母线录波图（C相接地～谐波～C相接地）

图5 10kV某线F07保护动作主变变低及10kV母线录波图（C相接地～三相短路跳闸～重合闸～三相短路跳闸）

图6 10kV 某线F07保护装置保护动作录波图

图7 10kV某线F07第二次保护动作隔离故障后10kV IM母线录波图（谐波～C相接地）

图8 10kV某线F07第二次保护动作隔离故障后10kV IM母线录波图（C相接地～恢复正常）

保护动作分析：根据录波文件、保护装置及后台报文显示，17时36分54秒228毫秒，10kV系统A相瞬时接地，故障持续约30毫秒后谐波出现，二次谐波最高电压约200V（见图2）。17时37分03秒522毫秒，10kV 系统B相接地，故障持续约270毫秒后，B相接地消失，C相接地（见图3）。17时39分11秒463毫秒，10kV系统谐波再次出现，持续13秒左右谐波消失，C相接地仍未消除（见图4）。17时39分24秒779毫秒，10kV系统C相接地，同时10kV系统所属间隔（F01、F07、F09）有接地告警信号。17时39分37秒060毫秒10kV某线F07由单相接地短路发展为三相短路（见图6），10kV某线F07三相电流增大（二次值瞬时到达134A，根据变比300/5推算一次故障电流约8000A），三相电压降低，经过300mS后由过流Ⅰ段保护动作出口，于17时39分37秒405毫秒开关跳闸，10kV某线故障隔离后，10kV系统电压未恢复正常（A相接地）。17时39分45秒458毫秒重合闸动作，17时39分45秒512毫秒开关合闸，10kV 系统A相接地消失，C相接地（见图5），17时39分49秒122毫秒再次发展为三相短路，电流速增、电压降低，保护启动（二次故障电流达到175A，根据变比300/5推算一次故障电流约10000A）。17时39分49秒498毫秒过流Ⅰ段动作出口，17时39分49秒545毫秒，开关跳闸。10kV某线F07第二次保护动作隔离故障后，17时39分50秒200毫秒，10kV系统谐波并未消失，17时40分30秒589毫秒，10kV 系统母线系统C相接地（见图7）。17时44分43秒410 毫秒，调度对10kV某某线F01开关控分，17时44分43秒445毫秒，10kV 系统母线系统C相接地消失，10kV系统系统恢复正常（见图8）。

2.3 故障原因分析

（1）线路避雷器故障

综上所述，由于10kV系统A相瞬时接地，B、C相对地电压升高，随后谐波的出现系统产生过电压，导致系统A、B、C相对地电压持续偏高、10kV系统B、C相避雷器对地绝缘降低，先造成10kV系统10kV某线F07 B相避雷器接地（持续0.3秒后恢复，推斷是由于避雷器接地后由于工频电容电流过小熄弧），再造成10kV某线F07 C相避雷器完全击穿持续接地，谐波再次出现系统产生过电压，因此10kV某线由单相接地短路发展为三相短路故障，使保护启动，由保护出口跳开F07开关隔离故障。F07开关跳开后，10kV系统母线系统A相接地，说明10kV母线其他间隔仍有A相接地。经过8053mS后10kV某线F07重合闸动作（重合闸时间8S）合上F07开关后，10kV系统母线系统A相接地消失，由于10kV某线F07 C相避雷器已击穿，所以F07开关重合于C相接地故障，并经3.3秒后由单相接地短路发展为三相短路故障，使保护启动，再次由保护出口跳开F07开关隔离故障。由于第一次重合闸动作后只经过约3.3S重合闸未能完成充电（装置判据重合闸充电时间 15S），所以第二次过流Ⅰ段动作后，并没有重合。

10kV某线F07第二次保护动作隔离故障后，10kV系统再次产生谐波，根据录波图判断10kV 系统仍有C相接地，随后调度遥控分开另外一条10kV某线F01开关，10kV系统C相接地消失，10kV系统系统恢复正常，表明另外一条10kV某线F01线路设备C相有接地有接地。后经检修人员对10kV某线F01间隔设备进行检查，发现10kV某线F01 C相避雷器也已击穿，验证了以上推断结果。

（2）线路接地故障系统谐波

根据事故录波图分析结果可知，系统谐波的产生导致系统产生过电压，是造成一次设备绝缘性能降低、最终发生相间短路的主要原因。故障发生现场为雷雨天气，线路遭受雷击或发生单相接地时，系统的电感元件达到饱和状态，造成等值电感、电抗减小，电感参数与电容参数达到匹配条件而引发铁磁谐振，电网电压产生波动，从而引发过电压。

3 改进思路及防范措施

3.1 线路避雷器拆除或迁移至户外出线构架

通过分析本次事故避雷器故障前后台动作的记录，有一个共同点是都报单相接地信号，多为瞬时金属性接地，且短时间段内出现接地的次数较为频繁。由于高压开关柜内空间有限，当系统发生单相接地时，容易在柜内产生电弧，加之谐振过电压影响，单相电弧接地转变为相间短路故障几率很大。因此，本次建议一次将安装在开关柜内的线路避雷器进行拆除，若条件允许，需要在本间隔户外出线构架处安装线路避雷器，保证元件间的空气间隙在要求范围，降低短路问题的出现概率，保护开关柜内设备的正常运行。

3.2 装设消弧线圈

该站由于投运初期出线间隔很少少，没有考虑安装消弧线圈。随着10kV出线的增多，10kV系统的电容电感分布出现了变化，且已经十分接近电压互感器的铁磁谐振的起谐点，有必要采取措施减小谐振电流。10kV 电力系统当中，可以通过在不接地系统的中性点通过加装加装消弧线圈，有效解决出现的谐振产生过电压问题。

3.3 加装消谐装置

若加装加装消弧线圈短时间无法实现，可以通过加装对应型号的消谐装置来实现抑制谐波。消谐装置是一种非线性电阻消谐阻尼器件，电阻值随电压变化而变化，呈非线性关系，以抑制諧波量，采取在PT二次电压端加装消谐装置的临时措施，有效避免铁磁谐振，防止高压开关柜设备故障。

4 结语：

本文针对某变电站一起由于接地故障引起10kV开关柜内设备短路烧毁故障事故进行了分析探讨，通过对现场设备检查并结合故障录波分析，还原事故原因，再结合笔者多年的实际工作经验，针对高压柜运行现状提出了改进思路及防范措施，具有十分重要的现实指导意义。

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