一起双电源小电流接地系统异名相两点接地短路故障分析
2019-01-17，，，，
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(国网四川省电力公司天府新区供电公司，四川 成都 610041)
0 引 言
1 故障概要
故障分析数据显示，2018年3月16日23:12:36，某110 kV变电站1号主变压器比率差动保护动作，跳开主变压器三侧开关。同时，35 kV线路一断路器352速断保护跳闸，重合闸动作成功，并报主变压器差动保护动作信号、线路速断保护动作信号、事故总信号。
2 系统运行方式
保护动作前，某110 kV变电站运行方式如图1所示，全站由110 kV甲电源线主供，乙电源线热备用。高、中压侧并列运行，低压侧分列运行，低压侧投入分段备自投，高压侧投入进线备自投。X发电厂经35 kV母线发电上网。
图1 某110 kV变电站运行方式
3 保护配置及定值
35 kV线路一(变比600/5)配置三段式电流保护(ISA-367G)，瞬时速断3600 A，0 s；限时速断1200 A，0.3 s；定时限过流480 A,1 s，重合闸时限2 s。1号主变压器配置差动保护(PCS-9671D-D)6Ie，比率差动0.5(制动系数)。
4 故障过程分析
故障当日该站所在区域小雨，环境温度13 ℃～22 ℃，无持续风向微风。故障发生时该站并无操作。
4.1 现场查勘情况
经现场运维人员停电检查发现1号主变压器35 kV开关柜B相CT炸裂，C相有较轻微的放电痕迹。B相CT灼烧炸裂痕迹如图2。
图2 1号主变压器35 kV侧B相CT
进一步检查结果如下：
1)如图2，从1号主变压器35 kV侧B相CT故障照片看，CT浇注工艺控制不当。CT内部存在多处气隙，且内部导体焊接处表面不光滑，未采取电场屏蔽处理措施，内部导体处附近的环氧树脂变色严重(图2中圆圈部分)，疑似内部长期局部放电的结果。
2)调取故障录波装置波形如图3、图4。图3中，A点为35 kV某处疑似发生B、C相接地短路的时刻，B点为线路一故障跳闸的时刻，C点为35 kV某处发生B、C相间短路的时刻，在D点时发展为三相短路，E点为1号主变压器差动保护动作跳三侧开关时刻。图3中F点和图4中T3时刻为线路一重合时刻。
4.2 故障原因分析
根据故障时序及演变将故障过程划分成5个阶段分析[7-10]。
1)故障第1阶段：结合图4、图3 AB段分析，35 kV系统某处疑似发生B、C相接地短路时，两图电压波形一致(均采用母线PT电压)，但故障电流不一致。35 kV线路一仅C相有故障电流，但1号主变压器301断路器有B、C相故障电流大小相等且方向相反，符合相间短路特征。
由于35 kV电网为中性点不接地系统，单相接地故障时不应有故障电流，可以推测系统发生了B、C相间故障。但故障电流没有流过线路一B相CT，仅流过了线路一C相CT。由此推测C相故障点在线路一断路器保护区内，B相故障点在线路一断路器保护区外。
另外，系统仅有A相电压接近线电压，B相电压几乎为0，C相接近相电压，推测系统近母线D处发生B相接地、同时系统远母线P处发生C相接地，即发生了不同地点两相接地故障。
①计算母线至故障点线路阻抗
分析故障第1阶段双电源系统两点接地电流流向示意如图5，对该故障电流进行全电流建模如图6。
图3 1号主变压器中压侧开关电压、电流波形局部放大
图4 35 kV线路一开关保护装置故障录波
图5 双电源35 kV系统两点接地电流流向
图6 双电源35 kV系统两点接地全电流分布
已知大系统供电至35 kV母线M阻抗为
ZI1=j0.197 80
(1)
X电厂小系统阻抗为
ZⅡ1=j0.700 53
(2)
35 kV母线M至X电厂母线正序阻抗为
Zxl1=j0.075 35
(3)
零序阻抗为
Zxl0=3.5Zxl1
(4)
(5)
Z1Σ=Zxl1+ZⅠ1+ZⅡ1
=j0.197 80+j0.700 53+0.075 35
=j0.973 68
(6)
Zl1Zxl1+ZⅡ1Zxl1+3ZⅠ1ZⅡ1=j0.197 8×
j0.075 35+j0.700 53×j0.075 35+3×
j0.197 80×j0.700 53=-0.483 378
(7)
则，根据公式[11]，
(8)
所以计算得
Rp=j0.255 26
(9)
②通过计算电压验证计算结果
=0.777 56-j0.006 55
(10)
=0.222 44-j0.006 55
(11)
=0.5+j0.474 15
(12)
=1.569 26∠17o
(13)
(14)
(15)
通过计算得出A相电压有效值为1.569 26倍基准电压，换算成二次值为90.66 V，与图4中T2时刻Ua读数100.16 V相差9.48%。计算得出C相电压有效值为0.961 43倍基准电压，换算成二 次值为55.54 V，与图4中T1时刻Uc读数63.5 V相差12.53%。A、C相电压计算值与采集值偏差均10%左右，因此判定该次母线至故障点线路阻抗计算结果Rp有效。
③故障点距离测算
35 kV线路一37基杆塔共7.62 km，线路参数为：1-9基杆塔导线型号为JL/G1A-120/25，长1.377 km；9-17基杆塔导线型号为LGJ-95，长1.533 km；17-37基杆塔导线型号为LGJ-35,长4.64 km。该线路并无实测阻抗参数，经估算[12]全线阻抗Zl=j0.429 28(忽略电阻)。
(16)
通过式(16)估算故障点在线路中后段。计及计算过程中假设两点故障过渡电阻为0等简化处理，且计算结果存在一定误差，所以运行单位重点巡视了17-25基杆塔区段。经巡视发现19-20基杆塔间C相导线弧垂过大，不满足安全距离，极可能故障发生时对周边树枝放电接地。
2)故障第2阶段：图3 B点时刻，35 kV线路一跳闸；图3 BC段故障电流消失，电压电流呈现小电流接地系统单相接地典型特性。推测此时35 kV线路一上C相接地故障与系统隔离。
3)故障第3阶段：图3 C点时刻，单相接地故障再次演变为同一地点两相接地短路故障，如图3 CD段所示。
4)故障第4阶段：图3 D点时刻，两相接地短路故障演变为三相接地短路，如图3 DE段所示。图3的E点时刻主变压器差动保护动作，切除1号主变压器三侧开关将故障点隔离。
5)故障第5阶段：图3中E点时刻故障点切除后，35 kV系统电压受到扰动，电压波形逐步恢复。图3 F点时刻线路一重合闸动作成功，系统恢复到新的稳定状态。
4.3 结论
1号主变压器35 kV开关柜B相CT浇注工艺控制不当是导致主变压器跳闸发生的主要原因，该设备在35 kV线路一19-20号杆塔段C相导线瞬时接地时，发生了主绝缘击穿接地故障。系统形成了B、C相两点短路接地，线路故障隔离后该故障点迅速演变为两相接地短路，最后演变为三相接地短路故障。
5 结 语
规程规定，对于小电流接地系统，单相接地故障可以坚持运行2 h排查故障。此时非故障两相对地电压升高为线电压，很可能在绝缘薄弱的某处发生绝缘击穿导致两点接地短路故障。通过故障案例分析，针对小电流接地系统接地故障有如下结论和建议：
1)对比两点接地短路和两相接地短路故障，非故障相电压均接近线电压。前者故障点距母线越远故障相母线电压越高，故障点距母线越近故障相母线电压越低。所提案例其中一个故障点在站内CT处，所以该相母线电压接近于0，而后者则是故障两相母线电压一致。
2)生产厂家应严格管控CT等设备生产过程质量，尤其是绝缘处理工序等的质量控制。同时运行单位也应加强入网检测和对运行设备的巡检和试验，防止互感器故障发展为电网事故。
3)为了提高供电可靠性，对于经过山区的线路运行单位应该定期组织巡视，及时清理通道，尽量减少接地故障发生和故障演变。
