黄建中

（云南电网有限责任公司玉溪峨山供电局，云南 峨山 653200）

线路单相接地引起变电站内10 kV站用变烧毁，并使35 kV #1、#2主变均复压过流保护动作， 1时限跳10 kV分段，#1主变2时限跳主变两侧，造成10 kV Ⅰ段母线失压事件。

1 事故前的运行方式

变电站35 kV母线为单母不分段，接入间隔3个，分别为35 kV甲线、乙线、丙线。35 kV甲线主供，乙线备供，丙线为小电并网线路，上网负荷0.59 MW。35 kV母线配置母线TV。该变电站负荷日变化率大，负荷高峰时单主变不满足要求，故#1、#2 主变并列运行，其中#1主变负荷为 0.142 MW，#2主变负荷为 0.147 MW，变电站供电总负荷为0.289 MW。

10 kV为单母线分段，母联开关合环运行。出线有3条，分别10 kV线路1、线路2、线路3，其中 10 kV 线路 1、线路 2 接在 10 kV Ⅰ段母线，10 kV线路 3接在 10 kV Ⅱ段母线。另，10 kV Ⅰ段母线接有站用变、10 kV Ⅰ段母线 TV，10 kV Ⅱ段母线接有10 kV电容器1组及10 kV Ⅱ段母线TV。

变电站接线方式如图1 所示。

图1 变电站接线示意图

2 相关保护配置及事故经过

35 kV 线路开关配置带方向的电流三段保护，方向均由母线指向线路，其中35 kV 丙线为小水电上网线路，除配置电流保护外，该线路另配置高周高压低周低压保护功能；主变配置差动保护、高后备保护及非电气量保护，无低后备保护，其中高后备保护动作1 时限跳分段开关，2 时限跳主变两侧开关；另，因主变无低后备保护装置，为提高对10 kV 侧故障的灵敏度，其高后备保护装置的三相保护电压采样10 kV 母线TV，但零序电压是采样35 kV 母线 TV；35 kV 及 10 kV 母线均未配置母线保护；10 kV 线路开关配置两段电流保护，均不带方向，带一次重合闸；10 kV 站用变采用熔断器保护。

调度员监控到10 kV母线A相接地（10 kV母线电压Ua、Ub、Uc分别为 0.53、10.09、9.82 kV）。约11 min 后，10 kV Ⅱ段母线上的 10 kV 线路 3 开关速断保护跳闸且重合成功，#1、#2主变复压过流1时限跳10 kV分段开关，35 kV丙线低压动作跳闸，#1主变复压过流2时限跳#1主变两侧开关。变电运行人员汇报10 kV站用变发生火灾，对10 kV站用变灭火。

保护动作情况及定值设置如表1 所示。

表1 保护动作情况表

3 设备损坏情况及保护动作分析

10 kV 站用变C 相烧毁严重，绝缘层已脱离，B 相燃烧熏黑痕迹，A 相线包完好。解开高压绕组连接线，测量高压绕组C 相线圈阻值仅有正常绕组1/2 左右并接地，A、B 相绕组完好。站用变高压熔断管3 相均有火烧痕迹，经用万用表测试三相熔断管均熔断。10 kV 线路 3 有一用户专变 A 相避雷器爆裂。

变电站其保护装置采用某公司的DSA系列型号，装置具备内置录波功能。事故时间段内，变电站共有3个装置产生故障录波数据：10 kV线路3保护装置及#1、#2主变高后备保护装置。在后台机采集了装置的故障波形数据，然后用该公司的录波分析与管理软件FJNT-08.12.23生成故障波型并拍照。为提高纸质打印效果及便于分析，对所拍照的故障波型图片进行描图，并按故障录波时序拼成一张。故障波形如图2 所示。

图2 故障录波图

图中标识线的时间及意义如表2 所示。

表2 录波图时序标识线说明表

在整个故障过程中，主变录波其零序电压均无故障量反映，原因是该变电站主变高后备保护三相电压采样低压侧母线TV，而零序电压仍采样高压侧母线TV。

结合故障录波分析、保护动作报文，以及设备损坏情况，整理出故障过程：

04:18，10 kV线路3用户专变A相避雷器损坏，造成系统A相接地，B、C相电压上升至线电压。10 kV站用变高压绕组C相线圈绝缘逐渐下降击穿，这个过程温度不断增高而10 kV 站用变C 相着火。

04:29，10 kV站用变高压绕组C相线圈烧毁而发生匝间短路，其短路弧光引起C相→机柜→大地→10 kV线路3某专变A相避雷器→10 kV线路3的A相，形成CA相间接地短路。通过10 kV线路3的A相短路电流使10 kV线路3开关保护跳闸。10 kV线路3开关保护跳闸引起的操作过电压， 加剧10 kV站用变高压绕组C相线圈对地电弧，其电弧使站用变BC相短路并接地。电弧更加加剧，最终三相短路。主变开关跳闸后隔离了站用变处的故障点。故障从CA相间接地短路，演变至BC相短路并接地，最后为三相短路，其时间很短，在10 kV站用变高压侧熔断器熔丝熔断过程中，10 kV线路3及主变高后备便保护跳闸。10 kV线路3开关保护跳闸时，10 kV线路3某专变A相避雷器完全爆裂掉地，A相接地故障消除。主变低压侧近端的三相短路， 造成 35 kV母线电压下降，使35 kV丙线低压保护跳闸。

4 故障计算校核

根据故障录波波型特点可判定：10 kV线路3故障是相间接地短路故障，并造成3个装置的故障录波启动。现依据排查到的故障点及电网运行数据，相关计算参数为：与上级调度要到事故前该变电站#1、#2主变均为1.6 MVA，yd11接线，电压比为35/10.5 kV，其中#1 主变Ud= 6.27%，#2 主变Ud=6.53%，10 kV 线路 3 线故障点离变电站约 2 km，线路阻抗为 0.40 Ω/km × 2 = 0.8 Ω。按文献 [1]“中性点不接地系统不同线两相异地接地故障”计算公式， 取过渡电阻为 15 Ω，故障电流为：Ia= 455 A、Ib= 0 A、Ic= 455 A， 与 10 kV 线路 3 保护动作值的461.6 A相接近； 故障时10 kV母线处的电压为：Ua= 1.62U相，Ub= 1.23U相，Uc= 0，电压计算结果与故障波型吻合。

10 kV母线三相短路故障时35 kV母线电压为455 A × 24.490 Ω = 11.14 kV，换算为线电压 19.29 kV。35 kV 母线 TV 变比为 35 kV/100 V，故 10 kV 母线三相短路故障时35 kV母线电压二次电压值下降至55 V，小于 35 kV丙线的低压保护定值70 V，所以35 kV丙线低压保护跳闸。

故障计算结果说明了保护动作分析得出的动作过程是正确的。

5 事故原因分析及建议

中性点不接地系统发生单相接地，运行规程要求可持续运行2 h。但此事故其接地时间仅持续11 min，便造成10 kV站用变绝缘击穿，反映该站用变承受过电压能力不足，是造成此次事故的原因。

结合目前电力设备接线特点，应对小电流不接地系统加装小电阻，并配置小电流接地装置，达到线路接地便准确、快速跳闸而隔离故障。