消弧线圈未停用造成10 kV母线失电事故分析

2022-06-06董济康

农村电气化 2022年5期

董济康

（国网山东郯城县供电公司，山东郯城 276100）

1 运行方式

110 kV 九庄变电站为双电源进线，线变组接线方式，分别由220 kV 张场站通过110 kV 张庄一线、张庄二线供电。#1、#2主变分列运行，主变容量均为 50 MVA，#1 主变带 10 kV Ⅰ段母线负荷，#2 主变带10 kV Ⅱ段母线负荷。其中，10 kV Ⅰ段母线带10 kV九庄一线、九庄二线等6条出线及10 kV#1接地变、#1电容器运行，10 kV Ⅱ段母线带10 kV九庄七线、九庄八回线等6 条出线及#2 接地变、#2 电容器运行。110 kV九庄变电站一次接线图如图1 所示。

图1 110 kV九庄变电站一次接线图

2 事故概况

2.1 事故经过

某日08:10:01.482，九庄变电站10 kV#1接地变S01 开关零序过流Ⅰ段出口，08:10:01.782，10 kV#1接地变S01开关零序过流Ⅱ段出口；

08:10:00.758，#1主变低压侧5开关分闸，九庄变电站10 kV Ⅰ段母线失电；08:10:01.809，10 kV#1接地变S01开关分闸；

08:10:01.830，10 kV九庄四线4开关保护启动。

2.2 现场检查情况

8:30，配电工区巡线发现，10 kV九庄四线城郊环网柜4 开关出线电缆A 相击穿，现故障已隔离。运行人员现场检查变电设备无异常，8:50，经保护人员确定故障原因系10 kV 九庄四线故障且因为变电站方式保护未配置完善，消弧线圈未停用导致越级跳闸，造成10 kV 母线失电。8:55，汇报领导同意，退出九庄变电站10 kV#1、#2所用变消弧线圈，对10 kV Ⅰ段母线送电正常。

3 故障原因分析

3.1 保护定值

10 kV#1接地变零序过流Ⅰ段定值：2.3 A（150/5），时间2.2 s（跳10 kV 分段10 开关，闭锁10 kV备自投），10 kV#1 接地变零序过流Ⅱ段定值：2.3 A（150/5），时间2.5 s（跳#1接地变S01开关，跳#1主变低压侧5 开关），10 kV 九庄四线4 开关零序过流Ⅰ段定值：2 A（150/5），时间1 s，装置内保护定值及跳闸矩阵均按照定值单要求整定，外部出口压板均按照定值单要求投入。

3.2 动作原因分析

九庄站10 kV 出线均为电缆，因电缆出现故障多为永久性故障，所以保护配置灵敏性较高的零序保护，在出现接地故障时，10 kV 配电线路开关零序保护动作，切除故障，保证其他设备的安全运行。九庄站10 kV 系统为中性点经消弧线圈接地改为经小电阻接地试点工程，由于小电阻尚未投入仍为经消弧线圈接地。在中性点经小电阻接地系统中，接地变保护零序保护作为线路零序保护后备保护，Ⅰ段跳分段，Ⅱ段跳主变低压侧。

事故发生后，故障录波显示，故障0 时刻，系统电压Ua=2 V、Ub=99 V、Uc=99 V。为典型中性点不接地系统A 相接地故障特征。同时，1 号接地变S01保护零序电压超前零序电流90°，为消弧线圈补偿的感性电流，14 ms后零序保护后备启动，482 ms是保护零序Ⅰ段段动作跳分段开关，动作电流I0=4.28 A，同保护内定值（2.3 A，2.2 s）相符，由于分段开关在分位，分段开关并未变位。758 ms是保护零序Ⅱ段动作跳分段开关，动作电流I0=4.36 A，折算到一次值为4.36 A×30=130.8 A。同保护内定值（2.3 A，2.2 s）相符，零序Ⅱ段保护动作跳1号主变低压侧5开关，10 kV Ⅰ母失压。830 ms时，10 kV九庄四线保护启动，在启动前，九庄四线存在较大零序电流，零序I0=2.24 A，表明接地线路为10 kV九庄四线。由于758 ms 时，零序Ⅱ段保护动作跳1号主变低压侧5 开关，10 kV Ⅰ母失压，故障点已切除，此时10 kV九庄四线零序电流逐步减小到0，零序保护动作时间1 s后不会再跳闸。

由故障分析可知，中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障时，流过故障线路的零序电流为除去本线路电容电流外的系统电容电流与消弧线圈补偿电流向量之和。而因为容性电流和感性电流的方向相反，会使它们向量之和减小。如图2 所示，当K点发生故障时，流经故障点K的电流为消弧线圈补偿的Il与系统的电容电流Ic向量之和。经故障录波显示，在后备保护启动前，由故障线路零序电压、电流之间的相位关系知，流经故障线路（九庄四线）的零序电流为电容电流，故系统的电容电流大于消弧线圈补偿电流。且流经10 kV 九庄四线的零序电流（电容电流）未到达保护定值，从而使10 kV 九庄四线的零序保护未正常启动，故障未切除，造成后备保护零序Ⅰ段、Ⅱ段越级跳闸切除故障，扩大了停电范围。