10 kV 小电流接地系统接地故障处理及分析
2014-04-17周鹏威
周鹏威
(广东电网有限责任公司 东莞供电局，广东 东莞523000)
1 220 kV 七星变电站接地方式
220 kV 七星变电站采用的中性点接地方式是经消弧线圈接地。消弧线圈是一个具有铁心的电感线圈，线圈的电阻很小，电抗很大。消弧线圈的铁心柱有很多间隙，间隙中填着绝缘板纸。采用消弧线圈接地，当系统发生单相接地故障时，能补偿接地故障时产生的电容性电流，减小故障电流，保证系统能继续可靠运行一段时间。如故障为瞬间故障，可避免10 kV线路跳闸，以达到减少跳闸次数，提高供电可靠性的目的。
220 kV 七星站采用的是KD-XH 型配电网智能化快速消弧系统，该系统通过10 kV 开关零序CT 接入电流开入量，能有效判断接地故障，实现选线延时跳闸功能，大大提高10 kV 系统的供电可靠性，特别是降低了架空线路瞬间故障跳闸的几率。
2 事故发生情况及分析
2.1 事故发生情况
2012 年11 月5 日，10:30 时，220 kV 七星站连续发“消弧装置异常”“消弧装置异常复归”信号，起初认为是装置某个接点发生异常，导致信号不断重复发送，于是派人到现场检查，并复归信号，但在消弧装置屏依然无法复归信号。
2.2 “消弧装置异常”信号告警原因分析
结合以往运行经验，以下原因可能导致“消弧装置异常”告警:①装置本身发生故障。②信号回路缺陷，导致误发信。③10 kV 系统发生瞬间接地故障。④10 kV 系统发生永久性故障，但因故无法切除故障。
2.3 “消弧装置异常”信号处理方法
①向调度申请退出消弧装置，需由厂家现场处理。②检查信号回路，排除信号回路缺陷。③隔离10 kV 故障点。
2.4 现场检查
经到现场检查，发现消弧装置已经在启动，并不断补偿，证明10 kV 系统存在故障点，并且是永久性故障。但根据消弧装置的保护配置，发生故障时，消弧系统能够正确快速进行补偿，消除接地时产生的容性电流，并且选出故障线路。若补偿时间超过10 s，证明此故障是永久性故障，消弧装置会发出“补偿失败”的信号，并发出跳闸指令，使故障的10 kV 线路开关跳闸，隔离故障点。但此时，10 kV 系统中存在永久故障点，并且消弧装置一直在补偿，没有选出故障线路，并发出跳闸信号，使接地故障点不断存在，这是不允许的。经查看消弧装置的控制面板，查看具体的故障时间和故障线路，发现10 kV 1M 母线在16:30 时开始接地并持续到17:20 时，但消弧装置中却没有显示故障线路，也没有跳闸出口指令，由此可推断，“消弧装置异常”告警信号是因为10 kV 系统中存在永久故障点，并且消弧装置在不断补偿，超过补偿允可时间引起的。
3 事故处理
由于消弧装置不能选出故障点，仅选出接地母线(但接地母线电压没有明显降低)，为此采用轮停的方式筛选并切除故障设备。
筛选故障设备时，依据设备重要度由低到高的顺序进行排查，即依次断开电容器组、馈线、站用/接地变、主变10 kV 侧开关。当操作到断开10 kV #2 电容器组517 开关时，“消弧装置异常”告警复归，并且没有再重复发送。据此，可以断定是10 kV #2 电容器组间隔接地故障。经进一步查实，消弧装置没有接入电容器组电流回路，导致消弧装置不能选出故障电容器组，无法正确发出跳闸信号，导致消弧装置不断在补偿10 kV #2 电容器组间隔接地时产生的容性电流，当超过补偿时间10s时，消弧装置发出“异常”信号。断开10 kV #2 电容器组517开关后，经现场检查，发现516 开关柜出现电缆头熔断，并且有明显烧焦的痕迹，随后将10 kV #1 电容器组转检修处理。
4 结语
消弧系统控制装置是否正常、可靠运行，对10 kV 系统的安全稳定有着重要的意义。本次事故中，是因为消弧装置没有接入电容器回路，导致10 kV #1 电容器组间隔接地时消弧装置不能选出故障线路，无法正确发出跳闸信号，导致消弧装置不断在补偿10 kV #1 电容器组间隔接地时产生的容性电流，当超过补偿时间10s 时，消弧装置发出“异常”信号。因此，当消弧装置发现异常时，我们不仅要对装置本身进行细致的检查，还要考虑有可能改变系统零序网络的所有因素，从而保证整个电力系统更加稳定地运行。当监控机发出“消弧装置异常”“消弧装置异常复归”信号，不断重复且在消弧装置屏无法复归信号，10 kV 系统有可能存在永久性故障点，此时，可采用“轮停法”排查出故障点，具体就是根据选出的母线对该母线所在的所有出线，包括线路、电容器出线等逐条进行切除，如果切除某条出线后发现“消弧装置异常”告警复归，并且没有再重复发送，据此，可以确认是这个出线间隔接地故障。
［1］ 于志坚. 电气设备及其运行［M］. 北京:中国水利水电出版社，2001.
［2］ 李海星.供电企业项目作业指导书［M］. 北京:中国电力出版社，2005.
