中性点经相控式消弧线圈接地电压互感器损坏事故分析

徐近龙，张劲松，王建刚，袁 超，周 阳

（1.国网苏州供电公司，江苏 苏州 215004；2.江苏方天电力技术有限公司，江苏 苏州 211102）

随着配电网规模扩大以及电缆的大范围敷设，系统线路的对地电容增加，在发生单相接地故障时，电容电流显著增大。在中性点不直接接地系统中，会引起电压互感器中出现过电流而致损坏，直接威胁电力系统的安全可靠运行。江苏省内许多变电站都安装了相控式消弧线圈，当系统发生接地故障时，消弧线圈会自动投入补偿，故障消失后退出运行。苏州某110kV变电站10kV母线电压互感器一年内连续发生三起烧毁事故，严重影响了电力系统安全稳定运行。通过对该事故进行详细分析，为运维人员提供一定的借鉴［1-3］。

1 事故经过

1.1 事故前运行方式

某110kV变电站10kV系统从2013年6月4日至11月20日，相继发生三次单相母线接地故障，造成电压互感器炸裂事故。

变电站故障段运行方式如下：1174支线110 kV电源经1102＃2主变开关供＃2主变（40MVA）、经102＃2主变开关供10kVⅡ段母线供122、123、124、125、126、1K2＃2电容器；经103＃2主变开关供10kVⅢ段母线供131、132、133、134、135，Ⅲ段母线经消弧线圈接地，Ⅱ、Ⅲ段母线上各接一组电压互感器。

1.2 故障情况介绍

2013年6月4日8：45，变电站10kV侧系统Ⅱ段、Ⅲ段母线B相接地。Ⅲ段母线电压分别为A相8.2kV，B相3.0kV，C相8.2kV；Ⅱ段母线电压分别为A相9.2kV，B相0.8kV，C相9.3kV。10min后10kVⅡ段母线A、B、C相电压互感器外壳碎裂开关柜冒烟，Ⅱ段电压均跌至零，检查发现由134线路接地引起。

2013年11月8日15：30，变电站10kV侧系统Ⅱ段、Ⅲ段母线A相接地。Ⅲ段母线电压分别为A相0kV，B相10kV，C相10kV；Ⅱ段母线电压分别为A相3kV，B相7kV，C相8kV。12 min后Ⅱ段电压互感器B相、C相爆炸，Ⅱ段电压跌为0kV，检查发现由134线路接地引起。

2013年11月20日9：14，变电站10kV侧系统Ⅱ段、Ⅲ段母线C相接地。Ⅲ段母线电压分别为A相10kV，B相10kV，C相0kV；Ⅱ段母线电压分别为A相7.2kV，B相8kV，C相2.3 kV。13min后Ⅱ段电压互感器A相爆炸。

2 故障检查情况

损坏的电压互感器是大连第一互感器厂产品，相应的名牌参数如表1所示。

表1 电压互感器铭牌参数

根据极限输出容量，计算得到电压互感器的的最大允许电流为69.27mA，额定电流为12.98 mA，表明当电压互感器中电流大于额定电流5.3倍时就有可能造成互感器损坏。

三次事故发生后，对损坏电压互感器进行了外观检查，电压互感器为大连第一互感器厂产品，如图1和图2所示。通过直流电阻、绝缘电阻和空载电流试验进行损坏程度分析。

2013年6月4日，电压互感器A、B、C相炸裂，熔丝未断。A相、C相断线，B相直流电阻、绝缘电阻、空载电流测试正常，电压互感器手车至二次线束外护套灼部分融化，二次线外观均正常。

2013年11月8日，电压互感器B、C相炸裂，熔丝未断。B相、C相断线，A相直流电阻、绝缘电阻、空载电流测试正常，二次线外观均正常。

2013年11月20日，电压互感器A相炸裂，熔丝未断。A相断线，B相、C相直流电阻、绝缘电阻、空载电流测试正常，二次线外绝缘有局部破损。A相避雷器外绝缘表面有灼伤痕迹。

3 仿真参数设置

为了明确故障原因，分析故障发展过程，利用电磁暂态仿真软件EMTP对故障进行了复现分析。首先需要对关键的仿真参数进行计算设置。

3.1 系统参数

一般10kV系统最高允许工作电压为10.5 kV，其相电压幅值Uphm为8.57kV。变电站正常运行方式下系统短路电流为14.67kA，短路阻抗值为0.413Ω，等效电抗为1.31mH。

根据变电站10kVⅡ、Ⅲ段母线出线统计情况，出线电缆线路单位长度的对地电容，可以查阅电缆参数手册，而10kV架空线路对地电容按照0.007～0.008μF／km进行估算。可得Ⅱ、Ⅲ段母线每相对地电容约为20.72μF，当系统出现单相接地故障时，接地电流约为125A。

3.2 电压互感器励磁特性曲线

在仿真计算过程中，由于电压互感器为含有电感元件，铁芯的饱和特性导致Ψ-i曲线的非线性，电压互感器的励磁特性曲线是电流瞬时值i与磁链瞬时值Ψ的关系，而互感器厂只提供电压互感器饱和励磁特性曲线电流有效值I和电压有效值U。通过数学拟合的方法将U-I曲线转化为Ψ-i的曲线［1-2］，如图3所示。

图3 电压互感器励磁特性曲线

3.3 消弧线圈参数

Ⅲ段母线上安装的消弧线圈为智光电气生产的KD-XH01-450／10.5型相控式消弧线圈，其一次绕组接入配电网中性点与地之间，二次绕组由两个反向并接的可控硅短路，可控硅的导通角由触发控制器控制。该消弧线圈通过实时跟踪系统地电容电流的变化，调节可控硅导通角，输出感性补偿电流，当故障消除退出补偿［3］。其原理图如图4所示。

图4 相控式消弧线圈结构原理图

KD-XH01-450／10.5型消弧线圈主要技术参数如表2所示。

表2 消弧线圈主要技术参数

根据表2中电流调节范围，当可控硅导通角完全导通时，消弧线圈的等值电感为257mH。

4 仿真结果与分析

4.1 仿真模型建立

系统仿真模型如图5所示，Ⅱ、Ⅲ段母线同时运行，每相母线接2组电压互感器，Ra和La串联表示电压互感器一次侧阻抗。通过控制K1、K2来模拟系统发生单相接地故障；通过控制Kn通断来模拟消弧线圈的投入与退出。

图5 系统仿真模型

4.2 工频熄弧仿真

假设在A相电源达到最大值Uphm时，发生短路接地故障，由于工频电流过零熄弧只可能发生在半个工频周期以后，工频电流过零，电弧熄灭。

4.2.1 消弧线圈未投入

当Kn打开，中性点消弧线圈未投入的情况下，系统中t=0.02s时A相发生单相接地故障，t=0.03s时接地故障消除。A、B、C三相对地电压和电压互感器中电流情况如图6和图7所示。

从图6可知，当A相发生接地故障后，B、C相电源分别对电容C2、C3的高频充电过程，对地电压急剧上升，幅值高达23.4kV，接地故障消除后，系统中对地电容电荷进行重新分配，B、C相对A相电容进行充电，A相电压最高可达25.6kV，约为3倍Uphm，此过电压倍数并不太高。

从图7中的结果可以看出，电压互感器中出现了冲击电流，电流在t=0.184s时达到峰值1.12A，随后电流幅值逐渐衰减，电压互感器电流峰值是额定电流的93倍，是电压互感器极限输出电流的16倍。

根据仿真结果分析，电压互感器中并未出现谐振电流。当A相出现接地故障后，B、C相电压升高，对地电容的电荷向接地点释放，形成电容电流。接地故障消失后，原来的通路被切断，电容上的电荷只有通过电压互感器一次绕组向大地泄放，大量自由电荷涌入电压互感器励磁绕组，使得铁芯饱和，形成高幅值的冲击电流。单次接地故障的冲击电流幅值就高达额定电流的93倍，如果系统中出现多次接地故障，即以上接地过程重复出现，多次冲击累积效应会使得电压互感器的动、热稳定性破坏。若是电弧发生重燃，则冲击电流的幅值会不断变大，最终引发故障［4］。

图6 消弧线圈未投入时系统三相对地电压波形

4.2.2 消弧线圈投入

当发生单相接地故障后，Kn闭合，中性点消弧线圈全部投入补偿的情况下，系统中A、B、C三相对地电压和电压互感器中电流情况如图8和图9所示。

从仿真结果图8可知，当A相发生接地故障后，中性点消弧线圈随即投入，补偿系统中电容电流。系统对地电压产生震荡过程。A相对地电压最高为25.6kV，B相对地电压最高为23.4kV，C相对地电压最高为23.5kV。

图7 消弧线圈未投入时系统三相电压互感器电流波形

从图9中可以看出，消弧线圈的投入，系统中对地电容上积累的电荷有了泄放通道，无需全部通过电压互感器励磁绕组。因此，电压互感器中冲击电流的幅值约为28mA，小于极限输出电流，一般不会引起电压互感器损坏。

由于该变电站消弧线圈为2010年安装，随着近年来对地电容不断增大，使得消弧线圈处于欠补偿状态。根据系统对地电容参数计算，消弧线圈全补偿情况下电感值应为163mH，现脱谐度为36.6%。即便如此，消弧线圈如果能在故障时全部投入补偿，电压互感器中就不会出现高幅值冲击电流。因而分析推断此次事故的主要原因是消弧线圈可控硅未能及时触发导通，消弧线圈没有投入补偿，电压互感器中出现高幅值冲击电流，多次故障累积效应造成电压互感器炸裂。

图8 消弧线圈投入时系统三相对地电压波形

5 结语

（1）中性点不接地系统中，线路发生单相接地故障，单相接地电弧过零熄灭时，电压互感器中将出现冲击电流。按照故障系统的实际条件计算，电压互感器高压绕组中的电流幅值高达额定电流近百倍。

（2）消弧线圈投入时，即使处于脱谐状态，也可补偿部分电容电流，故障时可为电压互感器冲击电流提供另外的通道，使电压互感器中电流处于正常范围。

图9 消弧线圈未投入时系统三相电压互感器电流波形

（3）接地故障时，由于系统中相控式消弧线圈的可控硅未及时导通，使消弧线圈没有投入运行，电压互感器中多次流过高幅值的冲击电流。架空线路和电缆线路混合的系统中，接地故障发生的概率是比较高的，多次高幅值的电压互感器冲击电流累积的结果导致本事故的发生。

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