6~10Kv系统弧光交替接地事故的分析

摘要：针对城农网6～10Kv系统日益扩大、同时电容电流不断加剧的形势下而经常出现的弧光接地故障，特别是其中影响较大的弧光交替性接地故障，结合现场实例进行分析，并提出了对故障的处理对策。

关键词：10Kv系统；交替弧光；接地；事故分析

Abstract: aiming at the city 9 6 ~ 10 Kv system, at the same time, growing capacitance current growing situation and the frequent grounded arc fault, especially the influence of the larger arc alternant sex ground fault, combined with the case studies, and puts forward the countermeasures of the fault.

Keywords: 10 Kv system; Alternate arc; Grounding; Accident analysis

中图分类号： U264.7+4文献标识码：A 文章编号：

1.引言

在6～10Kv中性点非直接接地系统发生单相金属性接地故障时，变压器、互感器、断路器、电缆线路等的对地绝缘水平都能满足长期承受线电压作用而不损坏的要求。一般认为，在6～10Kv系统中内部过电压的幅值不高，所以考虑危及电网绝缘的主要因素不是内部过电压而是大气过电压，因而长期以来采取的过电压保护措施仅仅针对防止大气过电压，其技术措施也仅限于装设各类避雷器，由于其保护值较高，对于内部过电压起不到有效的限制作用。随着电网的发展，架空线路逐渐被固体绝缘的电缆线路取代。由于固体绝缘击穿的累积效应，其内部过电压特别是电网发生单相间歇性弧光接地故障时产生的弧光接地过电压及由此而激发的铁磁谐振过电压，已成为电网安全运行的一大威胁。其中单相间歇性弧光接地过电压发展造成的相间短路后果最为严重。最近十年来，按相关规程要求，在10Kv系统电容电流大于2０Ａ、6ＫＶ系统电容电流大于３０Ａ时都设计采用消弧线圈补偿或自动跟踪补偿式消弧线圈接地方式来消除单相间歇性弧光接地故障时产生的弧光接地过电压。但却存在一些问题：１）容易产生串联谐振过电压；２）放大了变压器高压侧到低压侧的传递过电压；３）使小电流选线装置灵敏度降低甚至无法选线；４）用电感电流去抵消电容电流时，对于弧光接地时的高频分量部分无法抵消，因而并不能有效地限制弧光接地过电压。

我国现有运行规程规定，在非直接接地系统发生单相接地故障时，允许继续运行两小时，但规程对于“单相接地故障”的概念未作明确界定。如是金属性直接接地，故障相对地电压降为零，健全相对地电压升高至线电压。但如果单相接地故障为弧光接地，按工频熄弧理论,健全相过电压倍数为3.5p.u(1.0 p.u=√2Um/√3)；当故障点出现高频电弧且经过多次重燃后，按高频熄弧理论，健全相过电压可达7.5 p.u，故障相过电压可达6.0 p.u，中性点位移电压可达5.0 p.u。在这样高的过电压持续作用下，势必造成固体绝缘的累积性损伤，在健全相形成薄弱环节，进而发展为相间短路事故。

2.事例及分析

2.1事例：某110Kv变电站接线方式如图1所示。在图示运行方式下，2011年7月5日16时45分，天下雨且打雷，304#开关跳闸。由于当时一直在下雨打雷，304#开关未复电。随后值守人员发现10KV配电室内出现耀眼的电弧光亮，即于304#开关跳闸后13分钟502#开关跳闸。

图1 变电站运行方式接线

2.2 现场检查结果：502#开关是主变重瓦斯动作引起的跳闸。此外主变过负荷、重瓦斯掉牌。而10KV母线排三相有多处电弧放电痕迹；304#开关柜内导向瓷瓶、支持瓷瓶及304#开关外壳均有电弧放电痕迹、B相导向瓷瓶铸铁帽有烧熔孔痕，面积约6mm×10mm，深约4 mm。主变瓦斯继电器取气及本体取油做油化分析情况如表1所示：

表1油化分析情况表单位：μL/L

日期\组分 H2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 CO CO2 总烃 备注

2011-07-05 67.59 88.29 174.21 18.45 1.49 178.33 1033.62 283.44 瓦斯气

2011-07-05 63.80 86.97 178.77 19.11 1.33 194.71 1450.13 287.18 本体油

由表1中数据，按“三比值”法为“022”，系高温过热。

对该站一次、二次设备进行升流试验、继电保护动作试验及绝缘试验，均未发现异常情况。而304#出线避雷器绝缘电阻10000兆欧、直流0.75倍1毫安参考电压下泄漏电流22μA，事故过程已动作，属于正常运行设备。

主变近三年绝缘情况略有下降，绝缘油的电气强度为34Kv；502#开关流2545A(TA变比3150/5),主变过负荷（10 Kv侧）按1.30倍额定电流即2142A整定。

对线路查线结果，发现引起事故的故障点位于304#支线的7#杆（距304#开关的电气距离约200米）的A、C相柱上开关刀闸支持瓷瓶被直击雷打碎2／3，碎裂方向为垂直于导线走向。

2.3设备情况及运行方式

1#主变型号为SZ9-31.5KVA/110Kv/11Kv、Y/-11,额定电流165.33A/1653.37A；310#开关型号为ZN28-12/1250-31.5;304#开关型号为ZN28-10C/1250-31.5; 出线避雷器型号为YH5WZ1-17/45×17/45三项组合式复合外套无间隙避雷器；502#开关型号为 SW7-110IC/1600.

当时1#、2#主变运行，10KvⅠ、Ⅱ段母线分开运行。。

2.４原因分析

2.4.1为什么雷击后502#开关流不动作而过负荷掉牌?为什么304#开关跳闸后，过了13分钟502#开关才跳闸（110KV系统检查未发现故障）？而且是主变重瓦斯动作引起？一种看法认为是发生了两次雷击，第一次雷击时304#开关已跳闸；第二次雷击在第一次雷击后13分钟恰好又击中同一线路，行波到了304#开关断开点产生全反射，使得侵入波叠加而导致绝缘子闪络、10Kv母线短路，造成上述事故。但这不能解释为什么10Kv侧故障会越级导致502#开关跳闸的原因。由于雷电作用时间极短，即使雷击造成304#开关及其支柱绝缘子闪络，也无法维持到13分钟后的502#开关跳闸于主变重瓦斯动作，更何况304#开关出线避雷器（事后检查只动作了一次）、304#开关速断、流保护动作都先于过负荷动作，因此上述说法被否定。

2.4.2该10Kv系统架空线路总长192.7公里，电缆线路总长169.26公里，系统电容电流（实测）达18.87A，无消弧线圈补偿。

事故过程应为：由于直击雷作用而将304#支线的7#杆A、C相绝缘子分别炸裂后，并未造成线路单相金属性接地短路，更没有形成相间短路。而A、C相雷击后剩下的约1／3绝缘子（事后现场检查情况如此）在大雨下过渡（绝缘）电阻较小（几欧到几十欧）、且A、C相绝缘子彼此阻值也不等，因此在过渡（绝缘）电阻相对较低的一相绝缘子在雨水加表面污秽的共同作用下使其绝缘下降到某一临界值时，首先对地放弧形成单相弧光接地，然后在电流过零时接地电弧熄灭，该绝缘子绝缘部分恢复；此时另一相绝缘子也因同样的原因绝缘下降、紧接着对地放弧形成单相弧光接地，不久在电流过零时接地电弧熄灭，绝缘子绝缘恢复。隔一段时间又有其中一相绝缘下降到对地放弧，然后电弧在过零熄灭、而后又重燃，如此就形成A、C相交替性弧光接地。由于该故障点离304#开关的电气距离约200米，属于近区短路，因而在很短时间内这个交替弧光即到达304#开关（故障时弧光是由外电路故障点向电源侧发展）。在6～10Kv中性点非直接接地系统当电容电流超过30A时故障电弧难以自动熄灭，此处电容电流为22.87A，且无消弧线圈补偿，而大雨中A、C相绝缘子过渡（绝缘）电阻小且在逐步降低的情况却一直存在，故A、C两相故障电弧分别在过零时熄灭，然后重燃，但没有发展成为两相电弧接地短路。而A、C相交替性弧光接地产生的过电压就向近区的变电站内发展。在线路受到直击雷雷击，尽管304#出线避雷器已经动作，但当直击雷过去后，属于内部过电压（操作过电压）的弧光接地过电压此时却未消失，其发展和作用反而愈来愈强烈：A、C相交替性弧光接地过电压发展到304#开关柜，由于开关柜内的支柱绝缘子、导向绝缘子表面的潮湿和脏污且当时高配室内空气潮湿（相对湿度为85%），所以绝缘子表面泄漏大，沿面闪络电压大大降低（同类其他完好绝缘子试验的干闪仅30千伏，事故时可能还要低），因为系统电容电流不大，故障电弧电流也不大，闪络的结果仅在开关柜柜壁、铝排上烧熔多处凹痕。由于304#开关的引线相间通过电弧短路，最终导致304#开关跳闸。而在304#开关跳闸前、304#开关的引线相间还未及发生相间短路时交替弧光早已越过304#开关到达10Kv母线。304#开关跳闸后，交替弧光的作用引起母线排的相间、母线对地通过弧光短路，从而导致310#总开关越级跳闸。在此期间，交替弧光还引起了10Kv电网中LC回路的电磁振荡，一方面继续着的交替弧光接地引起过渡过程产生高频振荡电流通过主变10Kv线圈时因趋肤效应使铁芯及相关导磁系统产生涡流发热，引起油性气体突然增多、油温上升，从而油流速加快；另一方面由于回路损耗，电弧电流不是很大，但因主变10Kv线圈是接法，外部产生的零序电流在通过线圈形成环流，造成主变负荷电流突然增大。由于上述两方面的因素共同作用，加速了主变油温上升、油流速加快，终于在13分钟时油流速达到整定的0.6米/秒，启动主变重瓦斯保护动作502#开关跳闸。至此10Kv系统交替弧光接地消除。据故障录波显示，其时电弧接地电流发展为相间短路时接地短路电流约为2337 A，正好略大于过负荷整定的2142A,而小于流整定的2545A，于是过负荷掉牌，流保护未动作。

3. 预防措施讨论

3.1按我国继电保护设计标准，在中、低压母线系统中一般不配置专用的快速母线保护，而是以上一级元件（变压器）的后备保护来切除母线故障，往往使故障被发展被扩大。而主变压器因在出口母线突发短路冲击下，致使动稳定失衡造成的损坏事故也时有发生，而这些事故多为没装设专用的快速母线保护、延迟切除短路故障造成的。因此建议在设计主要变电站10Kv母线及并联运行的双母线时考虑装设专用的快速母线保护。

3.2国家标准规定变压器热稳定允许时间为2秒、动稳定时间为0.25秒，但实际继电保护动作时间都大于此规定值，不能满足不能满足保护变压器的要求，因此需要改善变压器保护，使变压器的保护动作时间小于变压器允许的动稳定时间0.25秒。

3.3根据电网运行的实际情况，投入消弧线圈，并且要确保消弧线圈自动跟踪补偿的正确工作，不得发生欠补偿、全补偿或失去补偿。

3.4加强对城农网6～10Kv的改造，提高线路安全运行的可靠性，避免因近区短路而带来的事故扩大化。

3.5加强对中压电网的运行管理，及时消除线路缺陷，做好雷雨季节的巡视、防雷工作。做好变电站高配室内的防污、防潮工作，确保不发生外绝缘闪络，即使闪络也不会发展成相间短路。

4．结语

弧光接地过电压现象是一个综合性问题，产生或影响的因素很多，过去都认为对这种现象的研究已有定论，不必再浪费精力。但当实际运行中不断出现因这种现象造成的事故时，却不能再掉以轻心。特别是在本例中出现的交替弧光接地过电压，更应引起注意。必须从事故发生、发展过程来检查、分析其原因，不能单纯地从现象到现象。而要将追踪原因延伸、扩展到设计、施工、运行，才能有效地把握设备安全运行状况并予以及时消除。

参 考 文 献

[1]刘 继。电气装置的过电压保护[M]。北京：电力工业出版社，1982

[2]陈维贤。电力系统内部过电压。北京：中国电力出版社，1998

[3]解广润电力系统过电压北京：中国电力出版社（第二版），1997

[4] DL/T 620-1997。交流电器装置的过电压保护和绝缘配合[S]

作者简介：

朱惠夫（1971--），男，浙江金华人，工程师，湖南岳阳电业局高压专工，主要从事电力系统高压技术研究