陈博

摘  要：随着电力改革的不断深入，电网企业的供电可靠性要求越来越高，用户的不停电时间逐步缩短。10kV线路直接与用户相连，一旦出现故障，往往影响用户的正常用电。如何快速隔离故障设备，尽快恢复用户送电，是考验电网企业管理水平的一项重要指标。文章就一起10kV线路零序CT二次回路故障导致接地变开关保护动作出现10kV 1M母线失压的案例进行分析，探讨该事件分析思路及处理方法，为10kV线路跳闸快速处理提供参考。

关键词：10kV线路;零序;接地变;保护动作

中图分类号：TM75         文献标志码：A         文章编号：2095-2945（2019）34-0068-03

Abstract： With the deepening of power reform， the power supply reliability requirements of power grid enterprises are getting higher and higher， and the non-outage time of users is gradually shortened. The 10kV line is directly connected to the user， once the fault occurs， it often affects the normal power consumption of the user. How to isolate the fault equipment quickly and restore the power transmission as soon as possible is an important index to test the management level of power grid enterprises. This paper analyzes a case of voltage loss of 10kV 1m bus in grounding transformer switch protection caused by zero sequence CT secondary circuit fault of 10kV line， and discusses the analysis idea and treatment method of the event， so as to provide reference for the rapid treatment of 10kV line tripping.

Keywords： 10kV line; zero sequence; grounding transformer; protection action

引言

用戶供电可靠性是考核电网企业的重要指标，而10kV 线路故障跳闸概率较高，容易导致用户停电，对企业影响恶劣，如何在10kV线路跳闸后快速恢复送电，是值得深入研究的课题。本文以某变电站10kV线路零序CT二次回路故障导致接地变保护动作的案例，探讨该事件分析思路及处理方法，为10kV线路跳闸快速处理提供参考[1]。

1 概述

1.1 事件前

#1主变、#2主变正常运行中;10kV 1M、2M分列运行，#1主变供10kV 1M母线负荷，#2主变供10kV 2M母线负荷，10kV#1分段5012处于分位;10kV #1分段5012备自投处于投入状态。#1主变及1M母线一次接线如图1。

1.2 事件后

#2主变正常运行中;#2主变供10kV 2M母线负荷，10kV#1分段5012处于分位，#1主变10kV 5501开关处于分位，10kV 1M母线失压。各保护动作的时间顺序如图2。

2 事件分析

2.1 事故处理（表1）

2.2 问题排查

2.2.1 一次设备检查

检修班对702、707、51QB开关及其机构进行了检查，确认开关机构内部无异常，机构无卡阻、分合闸线圈无过热或烧坏，开关能正常动作分合闸。同时检查开关柜内零序电流互感器、10kV #1接地变本体及消弧线圈本体等，均无发现异常。由此可以排除站内一次设备缺陷而引起本次故障。

2.2.2 二次设备检查

（1）现场检查10kV 51QB开关保护装置：10kV 51QB开关保护启动后，三相开关CT中出现了大小相同，相位一致的故障电流，且一次值与零序CT的电流大小相近（开关CT变比400/1，零序CT变比150/1），A相电压降低至6V，BC相电压上升至线电压，因此系统中发生了A相接地，而且刚开始也是间歇性接地，这也解释了51QB开关保护跳闸前频繁启动复归18次的现象。故障稳定后，零序电流二次值约为1.5A，超过了零序过流1段定值0.5A，因此1保护时限延时2.5s跳5012（5012处于分位，故障未隔离），2保护时限延时3s跳5501，因此51QB开关保护动作过程也是正确的。

（2）现场检查10kV 702开关保护装置：10kV 702开关跳闸时，线路C相出现了明显的故障电流（由于线路保护装置不录零序电流通道，此处以相电流代替分析，开关CT变比600/1，零序CT变比150/1），稳定后的电流二次值约为0.12A，换算到零序通道约为0.48A，超过了零序过流1段定值0.4A，因此保护延时0.5s动作，开关跳开后故障电流消失。而且保护启动后零序电流短时出现又消失了3次，直至保护动作前1.5s，由此可推断，线路发生C相间歇性接地，702保护动作正确。

（3）现场检查10kV 707开关保护装置：a.电源指示正常;b.定值设置与定值单一致;c.开入显示正常;d.电流电压采样正常;e.零序CT一次升流正常;f.保护逻辑、传动正确。继保人员检查10kV 707开关二次回路，发现707开关柜端子排零序CT电流回路L401接线有松动。

2.3 事故原因

直接原因是10kV 707保护装置的零序CT二次回路存在松动。事故当日多条10kV线路发生多次间歇性接地过程中，10kV 707线路A相发生接地故障，零序电流回路异常，保护未感受到零序電流而未动作，导致10kV#1接地变保护动作跳开5501开关，造成10kV 1M母线失压。

2.4 整改措施建议

2.4.1 针对存在端子排接线不牢固的情况，需对已投运小电阻项目的二次接线进行一次全面检查，重点检查零序CT二次回路接线，紧固端子排螺丝、连片，避免出现接触不良的情况。

2.4.2 加强对继保人员宣贯培训，增强验收人员对小电阻改造后零序CT二次回路重要性的认识，严格执行零序CT二次回路的验收要求，对零序CT安装、接线工艺、回路检查等进行逐项检查，确保零序CT二次回路投运时的完好性，同时工作结束前应对工作界面进行全面检查。

2.4.3 小电阻改造后，建议设备厂家增加10kV馈线保护装置零序电流的录波通道，便于分析保护动作情况。

3 结论

本文对一起10kV线路零序CT二次回路断路导致接地变保护动作的事件处理过程进行分析，对保护动作报告书、保护动作时序图、保护录波图等信息进行梳理，快速查找原因并消除故障，提出可行的防范措施，为10kV线路故障处理提供参考。在10kV线路跳闸后，应同时检查一次设备是否存在问题及二次设备是否正确动作，根据后续事件处理过程中10kV线路恢复情况及开关动作情况锁定故障点，尽快隔离故障设备，恢复送电，减少临时停电的用户数及停电时间。在事故处理过程中要做好各种信息的收集及处理，初步确定故障的类型及原因，缩短排查故障的时间，做到快速复电[2]。事故处理后要总结好的做法并分享，用于指导今后处理故障工作。

参考文献：

[1]宋想富，叶灿伦.一起10kV线路跳闸扩大至接地变保护动作事件分析[J].机电工程技术，2012，41（11）：95-98.

[2]彭自友.10kV线路故障引起主变变低、接地变开关跳闸的事故分析[J].通讯世界，2016（17）：120-121.