35 kV开关站送出线路故障分析

岳克明，刘 珊，杨 华

（1.中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司，山西太原 030001；2.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001）

0 引言

电站并网阶段，送出线路敷设的好坏起着重要的作用，多送出回路在同一电缆槽盒内敷设方式不合理极易造成相间电流不平衡，从而导致零序电流动作，进而引起电站的跳闸事故。在上述条件下，若送出线路路线较长且各送出线路未进行相间标识时，对由此引起的电站跳闸事故的整改更加困难。这种困难表现在以下两方面：一是线路长，多回送出线路容易缠绕在一起，在进行相间标识时难度增加；二是多回送出线路路线长容易缠绕在一起，电缆捋顺较困难，进行施工时往往需要切断电缆进行梳理，最后再重新做接头，增加了人、财、物方面的损失。

1 某35 kV开关站送出线路故障分析

1.1 事故起因

某电厂开关站共有7回集电线路，5回送出线路，线路长度约1 km，电压等级35 kV，均采用单芯电缆，以直埋加高压槽盒方式敷设。35 kV送出线路在本侧和对侧均接于同一段母线，多回同相属于并联方式。

2019年9月15日10：06，开关站V线325开关跳闸，报“零序过流II段动作”，联跳集电II线312开关集电IV线，314开关集电VII线，317开关跳闸，间隔688 ms后，开关站II线322开关报“零序过流II段动作”故障跳闸，联跳集电II线312开关，而开关站V线、II线对侧开关运行正常。

2019年9月16日09：46，35 kV集电III线313开关、集电V线315开关、集电VI线316开关跳闸，开关站III线323开关跳闸。集电V线315开关报“零序过流I段动作”跳闸，开关站III线323开关报“零序过流I段动作”故障跳闸，开关站III线对侧开关运行正常。

依据线路测控保护装置记录，故障发生后，采取措施将零序保护定值[1]暂时退出运行。

定值修改完成后，于2019年9月19日重新送电，于晚上21：16时送电完成。2019年9月20日11：43时，II、IV、V线开关跳闸。

1.2 故障排查

2019年9月15日故障发生后，依据线路测控保护装置的事件记录，均为送出线路的零序保护II段动作，集电线路无故障发生，经排查送出电缆线路无异常。将零序保护定值还原为第一版定值，零序过流I段0.08 A/0.5 s改为0.12 A/0.2 s，零序过流II段0.05 A/0.9 s改为0.1 A/0.5 s。

开关站V线零序过流II段保护定值为0.05 A，时限为0.9 s，由故障录波波形得知，零序电流为0.054 A，因此送出线路开关站V线零序过流II段动作跳闸。

开关站I线零序过流II段保护定值也为0.05 A，时限为0.9 s，由故障录波波形得知，零序电流为0.06 A，因此送出线路开关站II线零序过流II段动作跳闸。由此判断，集电II线、集电IV线、集电VII线相继跳闸。

2019年9月16日故障发生后，经查看故障录波器的波形和开关柜保护装置的事件记录[2-4]得知，母线电压L2相降低，L1、L3相电压升高，符合单相接地的故障向量特征。查看集电V线电流波形，推断集电V线L2相单相接地。而根据III线电流波形知，集电V线单相接地导致开关站III线自产零序电流增大为0.132 A，开关站III线零序过流I段保护动作，开关站III线跳闸后联跳集电III线、集电VI线。开关站送出线路与集电线路联跳逻辑关系如下：I线联跳集电I线；II线联跳集电II线；III线联跳集电III线和集电VI线；IV线联跳集电V线；V线联跳集电IV线和集电VII线。

1.3 故障分析

a）若系统中出现接地故障，则母线电压会存在明显降低，零序电压明显升高，且9月16日的故障已找到明确的故障点，确为电缆头绝缘击穿，发生单相接地故障。

b）分析9月15日故障波形，35 kV母线电压无任何升高和降低的情况，但送出线路各相电流均不平衡，系统存在自产三相不对称电流，其矢量和用3Io表示，开关站II线3Io为0.06 A，开关站III线3Io为0.015 A，而零序过流II段定值为0.05 A，因此322开关跳闸，而323开关保持运行。由上所述，初步认为送出线路故障属于出线电流不平衡导致自产零序电流升高引起的跳闸。

c）产生电流不平衡的原因主要有：同相并联各根电缆交流电阻不完全匹配；施工不规范导致线路间距过近，线路互感作用改变了各相电路分布，相电流不平衡，从而导致线路零序电流过大。基于以上分析，对5回出线进行现场核查，发现电缆敷设存在以下问题：施工过程中没有按照每回三相品字形布置，部分路段电缆由品字形排列变成了一字形排列；原设计要求5回出线15根电缆分布在2个槽盒中，分别为2回6根和3回9根，但施工过程中并未按照设计要求的“9+6”根分别放入2个槽盒，造成线路运行时各相电流不平衡；各回出线电缆间距过小导致线路互感变强，三相电流不平衡，零序电流变大。

1.4 故障原因

依据保护故障类型，零序电流保护动作[5-6]的原因主要有两方面：一是系统中出现接地故障；二是系统中三相电流不平衡导致自产的零序电流过大，超过零序电流保护整定值。

a）35 kV开关站送出线路的设计方案为5回送出线路在同母线上并联，且均为单芯电缆线路，由于各电缆间相互影响，容易产生不平衡电流，引起零序保护动作。

b）35 kV开关站送出线路的敷设方式为地埋加电缆槽盒方式，在施工过程中不规范，导致线路间距过近，线路互感作用改变了各相电路分布，相电流不平衡。

2 某35 kV开关站送出线路故障排除的技术难点及采取的措施

2.1 故障排除的技术难点

根据故障原因，需要调整设计和施工方案，但无论设计方案还是施工方案的调整都要考虑实际施工过程中碰到的施工技术难点，本工程实际施工过程中存在以下技术难点：第一，施工时未在管沟两端、穿管两端、围墙内外等处标示，无法判明两端的电缆名称、相序，需要重新核相。第二，围墙外、过路管土方量大，且开挖时不宜动用机械，以免损伤电缆。第三，施工时穿管未按各回路三相穿管，而是任意穿管，如按消缺方案需破管。第四，品字形绑扎需准备品字防磁抱箍、绑带、槽盒加装隔板，需提前准备材料。第五，在消缺施工过程中，对平行敷设的2条光纤和电缆外皮需要加强保护。

2.2 故障排除采取的技术措施

根据存在的技术难点，提出以下技术措施。

a）施工过程中，一定严格按照设计要求，将每回35 kV线路3根单芯电缆每隔5 m采用铝合金专用扎带捆扎固定，保证每回电缆线路均成品字形排列。

b）将5回35 kV送出电缆间距增大，至少为电缆直径的2倍及以上，减少互感影响。5回电缆采用两回槽盒敷设，分别为600 mm×200 mm和800 mm×200 mm，其中800 mm宽槽盒敷设3回，采用品字形敷设，每回之间的距离约为150 mm；600 mm宽槽盒敷设2回，采用品字形敷设，每回之间的距离约为250 mm，因此增加1回300 mm宽槽盒，将800 mm宽槽盒的电缆由3回改为2回，间距为300 mm。

c）将5回送出线路统一进行整理，对过路处的电缆沟进行拓宽，按顺序敷设，不得交叉，保证250 mm的间距，并将同一回路的3根电缆穿于1根管中，或者将同一回路的3根电缆保护管进行绑扎，施工中的电缆布置方式如图1所示。

图1 电缆布置方式（mm）

3 结论

通过对该起35 kV开关站送出线路故障问题的整改，得出以下结论：第一，在35 kV开关站多回送出线路的设计中，应充分考虑送出线路的敷设方式，避免因电缆敷距离过近造成相间产生不平衡电流，引起零序保护动作。第二，35 kV开关站多回送出线路出现故障后，施工整改应制定有效的整改方案，当多回送出线路采取地埋加电缆槽盒方式时，要明确电缆名称、相序，电缆布置要采用“品”字形，槽盒内及槽盒间的多回线路间距经计算后要合理布置，这样可有效避免线路互感作用引起的相电流不平衡。