感王变电站10 kV I段母线系统接地故障浅析

孙道军，王 舒，刘 君，齐志铭，孙雨晴

(1.国网鞍山供电公司,辽宁 鞍山 114001；2.国网辽宁省电力有限公司检修分公司，辽宁 沈阳 110006)

1 事件经过

2017年4月4日，感王地区晴，南风3～6级，气温零下-3～-15℃。15：45，感王变电站10 kV I段母系统接地发生故障时，系统SOE信息报警，如图1所示。从图1可知，10 kV I段母线B相电压幅值越限10.53 kV，调控员当即对系统运行情况进行核查，SCADA监视画面发现10 kV I段母线系统电压指示为Ua=5.52 kV、Ub=10.59 kV、Uc=5.50 kV、Ucb=10.34 kV。15：55，Ua=5.30 kV、Ub=10.92 kV、Uc=5.93 kV、Ucb=10.34 kV。调控人员怀疑系统存在基波谐振[1-2](一相或两相电压升高超过线电压，其它相不为零)，立即进行系统遥控操作，通过改变10 kV I段母线系统运行参数消除此现象，结果遥控操作失败。

图1 感王变电站SOE告警信息

17：00，运维人员到达现场，核查I段母线系统电压：Ua=5.33 kV、Ub=10.96 kV、Uc=5.97 kV、Ucb=10.32 kV，与OPEN-3000自动化系统遥测数据一致，II段母线系统电压：Ua=6.02 kV、Ub=6.01 kV、Uc=6.00 kV、Ucb=10.28 kV。17：02，地调试合10 kV分段开关(地调辖区范围)，改变系统参数，地调因故障不清晰，担心故障点转移，扩大事故范围，未同意。

17：12，调控员令运维人员拉开10 kV西河线开关，此时I段母线系统电压指示正常，Ua=5.84 kV、Ub=6.045 kV、Uc=6.17 kV、Ucb=10.36 kV，系统SOE相关告警终止。立即通知相关人员现场巡视、检查。17：20，配电运维人员拉开西河线27右1分歧(轻载长线路)后，请示调控员试送10 kV西河线，调控员当即令运维人员试送10 kV西河线开关，I段母线系统B相电压指示继续异常，幅值越限10.87 kV，Ua=5.87 kV、Ub=10.87 kV、Uc=6.19 kV、Ucb=10.36 kV，系统SOE相关信息告警，如图1所示。17：21，调控员令运维人员拉开10 kV西河线开关，I段母线系统电压指示正常。继续令配电运维人员巡线检查。17：49，配电运维人员巡视发现10 kV西河线095号杆喜鹊窝中细金属线搭落B相导线上，现已清除，请求试送10 kV西河线开关。17：50，调控员令运维人员合上10 kV西河线开关后，10 kV系统运行正常。

由于此次接地故障的电压异常征象与系统谐振相似，导致调控人员将故障误判为谐振事故，使10 kV西河线停电巡检38 min，严重影响了用户供电的可靠性。

2 感王变电站10 kV系统情况分析

2.1 感王变电站10 kV系统运行方式

10 kV I段母线系统：1号变压器低压侧、纺织一线、纺织二线、西河线。10 kV II段母线系统：2号变压器低压侧、楼峪线、企业线、朱家线。10 kV分段开关在分位，10 kV I、II母线分列运行。10 kV I段母线系统瞬时运行最大负荷12 MW；10 kV II段母线系统瞬时运行最大负荷10 MW。正常系统运行如图2所示。

图2 66 kV感王变电站10 kV系统单线图

2.2 感王变电站I段母线电压运行曲线

4月4日，感王变电站10 kV I段母线系统电压运行曲线如图3所示。

图3 感王变电站I段母线电压运行曲线

2.3 感王变电站I段母线电压互感器二次电压实测数据

4月4日17：30，运维人员在现场对感王变电站I段母线电压互感器二次电压进行测量，实测数据见表1。

表1 感王变电站I段母线电压互感器二次电压实测数据

2.4 感王变电站短路接地故障

4月4日17：45，配电运维人员巡视发现10 kV西河线095号杆B相喜鹊窝毛刺搭挂B相导线上，如图4所示。运维人员当即进行清除，并发现喜鹊窝毛刺中含有细铁线，疑是细铁线短路接地点，汇报调度试送10 kV西河线后，系统恢复正常运行。

2.5 感王变电站I段母线电压互感器一次运行情况

4月4日系统故障时，感王变电站10 kV I段母线电压互感器一次运行情况，如图5所示。

图4 短路接地故障点

图5 感王变电站10 kV I段母线电压互感器一次接线图

2.6 感王变电站I段母线电压互感器接线分析

从上述故障时系统信息可知，10 kV西河线B相接地短路时，系统SOE信息报警电压越限信号，故障相的电压为2倍相电压，其他两相电压仍为相电压[3]，且现场二次电压实测与遥测指示值基本一致。随后，现场运维人员查阅66 kV感王变电站10 kV I段母线电压互感器一次运行情况及接线图时，发现零序电压互感器一次接线与二次不一致，断定故障为零序电压互感器一次极性接反所致，原因为在现场安装施工时，作业人员人为接反造成。

感王变电站10 kV I段母线电压互感器正确接线如图6所示，图中一次侧4台电压互感器中3个一次主线圈接成星形，中性点经零序电压互感器的一次线圈接地，二次主线圈的接线和一次侧相对应，零序电压互感器的二次主线圈正端也接地。

图6 感王变电站10 kV I段母线电压互感器接线图

3 现场实测与分析

3.1 三相四电压互感器接线情况分析

为方便分析，设主电压互感器一次线圈三相对地电压分别为

(1)

系统正常运行时，电压互感器二次线圈三相电压为

(2)

当系统发生单相接地故障时，以B相接地为例，二次相量如图8所示。

图7 三相四电压互感器B相接地时二次接线

图8 三相四电压互感器B相接地时二次相量图

各主电压互感器非故障相(A、C相)电压仍是原电压，电压值无变化，只是零序电压互感器上产生与接地相电压大小相等、方向相反的电压，相互抵消后接地相电压为零。

(3)

当零序电压互感器NL端接反，且系统发生B相接地故障时，各主电压互感器非故障相(A、C相)电压仍是原电压，电压值没有发生变化，只是零序电压互感器上产生与接地相电压大小相等、方向相同的电压，B相电压相量双倍叠加。三相四电压互感器接线如图9所示，相量如图10所示。

图9 NL接反且B相接地时二次接线

图10 NL接反且B相接地时二次相量图

当零序电压互感器NL端接反，且系统发生B相接地故障时，电压互感器二次线圈三相电压为

(4)

(5)

对式(5)进行计算得出，电压互感器二次线圈接地相B相电压有效值为100 V，A、C相电压有效值约为52 V，即接地相为2倍相电压。

3.2 接地故障时现场实测情况解析

4月4日，运维人员在现场对感王变电站I段母线电压互感器二次电压进行测量，接地相Ub实测109 V，折算后与自动化系统遥测值UB=11.05 kV基本一致；非故障相UaN实测54 V，UcN实测59 V，折算后与自动化系统遥测值UA=5.39 kV，UC=6.02 kV基本一致，线电压Uab、Ubc、Uca折算后均为10.3 kV。同时两卷零序电压互感器的实测电压分别为95 V(理论值100 V)、55 V(理论值57.7 V)，与理论值也基本吻合，由于实测时中存在中性点位移与测量时间差，所以可以得出结论实测值与理论分析基本一致。

综上所述，根据对4月4日感王变电站接地故障的跟踪，以及对现场I段母线系统电压互感器接线、故障实测信息与理论分析，得出I段母线系统零序开口三角N与L接反是接地相遥测值升高2倍相电压的主要原因。当中性点零序电压互感器头端和尾端接反时，导致在B相发生接地故障时相电压不是零，而是接近2倍的相电压。

4 结论

小电流接地系统发生单相接地故障时，如果是三相四电压互感器接线方式，零序电压互感器一次极性接反，会造成三相电压指示错误，故障相电压升高为2倍的相电压，非故障相为相电压。由于受系统三相电源电压不平衡和所接负载阻抗不同影响，造成此类事件接地故障时，运行的三相电压非理论分析值，与系统谐振故障特征难区分，极易按系统谐振故障处理原则，停电巡查。同时，若电压互感器二次极性接反，反映到一次侧，当发生单相接地故障时，同样会出现类似故障特征。因此，现场人员施工时，一定要认真校核图纸，避免再次出现类似故障，如果发现一次电压互感器接线接反，可采用将二次电压互感器反接方法避免此类故障的出现。

通过4月4日感王变电站事件的分析，验证了现场人员处理故障时对感王变电站10 kV I段母线系统电压互感器接线分析的正确性，证实了电气二次回路接线在电气安装、调试和运行中的重要地位，为今后类似故障的处理提供一定参考，确保10 kV系统单相接地故障处理期间的供电可靠性。