一起接地变保护跳闸事故分析

谢夏寅，薛 峰，潘晓明，童勤毅

（国网苏州供电公司，江苏 苏州 215004）

1 事故简述

某110 kV变电站1号主变供电的10 kV母线上发出单相接地告警信号时，接地变保护装置I段动作跳闸，但是发生接地故障的母线段上仅有保护启动报文，而没有跳闸。

2 接地变保护装置跳闸分析

调取接地变保护装置跳闸时的录波图可以得出以下结论。

(1) 接地变开关柜保护CT采样得到的三相电流大小接近，相位相同，是典型的零序性质的故障电流，且数值较大。保护装置记录的动作时的三相电流二次值分别为：A相10.98 A;B相10.54 A;C 相 10.98 A。其变比为 200/5，一次电流值约420 A。而接地变保护电流I段的定值为400 A，所以保护动作正确。

(2) 母线PT三相电压在接地变故障电流存续期间基本对称，下降幅值很小。在接地变跳闸后C相电压降为0，其他两相电压升高，此时为中性点不接地系统发生单相接地时的标准电压波形。

接地变保护装置跳闸时，CT0通道采集的是开关柜至接地变高压电缆外的零序CT的值。该CT铁芯截面小，二次绕组容量小，变比为50/1，仅用于小电流接地监测告警，当一次侧流过3I0=1 260 A 电流时，波形明显饱和。

3 故障线路保护装置启动发报文分析

调取发生接地故障的10 kV线路的保护装置启动发报文时的录波图，可以发现：线路B相没有装设CT；A相始终是负荷电流0.75 A；C相有持续5个周波的故障电流；二次值10.6 A，变比为600/5，一次值约1 270 A，没有达到线路保护电流I段的定值2 520 A，持续时间也没有达到线路保护电流Ⅱ段延时0.5 s的定值，所以线路保护仅启动报文而没有跳闸。

在接地变跳闸后，C相电流下降为1.33 A，一次值159 A，该线路CT0通道采集到的零序电流为3.06 A，一次值153 A，判断接地点在该线路C相上。

4 跳闸原因分析

只有当接地变中性点消弧线圈被短接变成直接接地，系统单相接地故障电流才有可能很大，且流过接地变的故障电流全部为零序电流性质。

用母线等值阻抗来估算线路接地故障电流。该站10 kV母线正常方式下等值阻抗为3.7 Ω，Sj=1 000 MVA。接地变容量 1 100 kVA/100 kVA，短路电压2 %，每相零序阻抗3.92 Ω(标么值为35.36)。通过计算可得：接地故障发生在线路首端时每相零序电流大小为1 295 A；接地故障发生在线路末端时每相零序电流大小为450 A。由于接地故障过渡电阻的影响，实际接地变保护装置采样得到的故障电流为420 A，基本符合接地变中性点直接接地的猜测。

现场对接地变进行了相应绝缘、耐压测试，对消弧线圈也进行绝缘测试，测试结果一切正常。重点排查接地变中性点绝缘情况，也正常。

接地变消弧线圈及其控制器是某公司的成套产品，具有自动补偿电容电流和判断接地后短时投入中电阻选线功能，电路控制原理如图1所示。

该装置采用并联中电阻选线功能，在接地时短时投入电阻(自动合上1KM，几秒钟后断开)时，接地点的电流幅值和相位都会有明显变化，因此接地选线的准确性很高。由于该变电站各10 kV线路零序CT没有接入消弧线圈控制屏，不能用消弧线圈自动选线功能，所以不需要在运行中投切此中电阻，应该将此回路取消。常规的做法是，将投切开关1KM置分位以后再将其控制电源拉开。在这次消弧线圈改造施工过程中，施工人员为了更彻底解除中电阻回路，将真空断路器与中电阻连线解开，但没有采用任何绝缘措施就直接用扎带固定在槽钢支架上(见图2)，并以为连线已解开就不再需要将1KM的控制电源拉开。

图1 消弧线圈控制原理

接地变投运后，正常运行时1KM打开，该点不带电，对系统没有任何影响。当系统发生接地故障时，消弧线圈的自动选线程序启动，1KM合闸，系统经过接地变中性点、断路器触头、断路器与中电阻之间连线、槽钢支架与大地构成回路，变成了接地系统，导致了本次接地变保护的跳闸。而跳闸后进行耐压、绝缘测试都没能发现绝缘薄弱点，也是因为1KM已经断开的缘故。因此，对于接地变采用此类消弧线圈及其控制器的变电站，在运行过程中应注意断开投切中电阻的真空断路器控制电源，并在消弧线圈控制器中将“并联电阻”功能退出，同时对其他类似一经操作即带电的部位应做好必要的绝缘措施。

图2 故障位置