一起20 kV线路故障的分析与对策

仇群辉， 徐建强， 周 垠， 颜 彦

（1.华北电力大学 电气与电子工程学院，北京 102206；2.国网浙江省电力公司嘉兴供电公司，浙江 嘉兴 314033；3.国网浙江桐乡市供电公司，浙江 桐乡 314500；4.国网浙江省电力公司舟山供电公司，浙江 舟山 316021）

一起20 kV线路故障的分析与对策

仇群辉1，2， 徐建强3， 周 垠3， 颜 彦4

（1.华北电力大学 电气与电子工程学院，北京 102206；2.国网浙江省电力公司嘉兴供电公司，浙江 嘉兴 314033；3.国网浙江桐乡市供电公司，浙江 桐乡 314500；4.国网浙江省电力公司舟山供电公司，浙江 舟山 316021）

介绍一起20 kV线路三相短路故障，引起同供区不同110 kV变电站母线电压暂降，导致接入该变电站对电压质量要求较高的用户低压设备跳闸的事件经过；详细分析其原因，并对防止类似异常提出了解决方案。

20 kV；线路故障；电压暂降；原因分析；对策

110 kV变电站20 kV母线或20 kV出线发生故障，引起的上级220 kV变电站110 kV母线电压暂降较10 kV系统严重，但其暂降水平低于35 kV故障引起的电压暂降水平，从根本上说，低压系统的电压等级决定了低压故障引起上级母线电压的暂降水平。目前产生的电压暂降幅度值与系统运行方式、110 kV输电线路参数、110/20 kV变压器阻抗、20 kV线路参数及短路点有关。提高220 kV变电站110 kV母线以下回路的短路阻抗，可有效缓解上级变电站母线电压暂降问题，但必须综合考虑系统电能损耗增大、高阻变压器成本提高、本级母线电压暂降加剧等因素。

1 故障经过及分析

1.1 故障经过

某110 kV甲变电站1条20 kV甲线路过流Ⅱ段动作，重合失败，故障报告显示为A，B，C三相短路，二次短路电流44.61 A。与此同供区的另一座110 kV乙变电站有多家用户反应有低压变频设备跳闸情况，调度自动化系统显示乙变电站1号主变压器突然甩负荷5 MW。

当时乙变电站并无20 kV线路故障，供区内低压变频设备无故障跳闸显然是由于甲变电站20 kV甲线路故障引起系统电压波动造成的。由于变频设备对电压波动的灵敏度比较高，因此对电压质量的要求也较其他设备高出很多。以10 kV电压等级供电时，10 kV线路故障会引起同母线非故障线路用户的低压变频设备跳闸。而现在，不同20 kV母线、甚至相邻110 kV变电站20 kV线路故障，也引起非故障线路用户低压变频设备跳闸。可见20 kV电压等级线路相间故障，对本变电站甚至上一级变电站母线电压造成的影响均大于10 kV电压等级。

1.2 故障分析

故障发生时电网运行方式为：110 kV甲变电站2号主变压器（100 MW）接于110 kVⅡ段母线，通过110 kV甲线路至220 kV变电站110 kV副母Ⅱ段运行；110 kV乙变电站1号主变压器接于110 kVⅠ段母线，通过110 kV乙线路至220 kV变电站110 kV副母Ⅱ段运行。20 kV甲线路（导线截面240 mm2）接于甲变电站2号主变压器低压侧，系统阻抗（标幺值）如图1所示。

图1 故障前电网运行接线及系统阻抗

20 kV甲线路事故巡线发现故障点在距甲变电站出口约2 km处，根据实际短路电流可推算出故障时220 kV变电站110 kV母线阻抗为0.080 97（标幺值）。在此运行方式下，对比110 kV甲变电站原10 kV供电时 （50 MW主变压器，导线截面185 mm2）相同地点发生三相短路，各变电站母线电压变化情况如表1所示。

表1 各变电站母线电压变化对比

可见，由于20 kV线路线径增粗以及主变压器容量增大等因素，导致20 kV线路三相短路对本母线及上级变电站110 kV母线电压的影响远大于10 kV系统。10 kV电压等级主变压器容量基本在50 MW以下，线路截面基本采用185 mm2以下，三相短路时对本母线电压会造成影响，但范围较小，对上级母线电压基本没有影响，而20 kV线路三相短路时对本母线及上级母线的影响程度及范围则大大增加。

2 对策及措施

由于线路发生故障的原因比较复杂，而且大部分原因是不可控的，所以不可能完全消除电压波动，只有尽可能地降低线路发生故障的几率，并通过在系统一次设备及二次保护上采取措施来减小故障时母线电压波动的幅度。另一方面，电压波动之所以危害很大，是因为很多用电设备（如用户变频器）对波动太敏感，因此降低用电设备对电压波动的灵敏度，提高其抗扰动的能力，就可以减少用户的损失。以下从根源上、系统一/二次设备以及用户设备3个方面来分析减小电压波动的对策。

2.1 从根源上可采取的措施

从根源上来说，解决20 kV线路短路故障引起母线上较大压降的方法是降低20 kV线路故障率。通过对实际引起线路故障跳闸原因的统计分析可以得出，雷击和鸟害是其主要根源。

2.1.1 导线绝缘化

与裸导线相比，架空绝缘导线由于多了一层绝缘层，绝缘性能比裸导线优越。绝缘导线能防外力破坏和减少受树木、飞飘物、金属膜和灰尘等外在因素的影响，减少相间短路及接地故障。架空绝缘导线可降低线路引雷，即使有雷电，影响也会小得多[1]。因此，新建20 kV线路均要求采用绝缘导线。10 kV线路升压改造时，考虑尽可能利用原导线的原则，仅对主干线要求必须按照绝缘线改造。但是绝缘导线与架空裸导线相比也有弊端：遭雷击时，架空绝缘导线较架空裸导线更易发生断线，因此更换成绝缘线时也要做好防雷措施，如安装架空地线、防雷绝缘子、过电压保护器、防雷金具等[2]。

2.1.2 线路设备的绝缘化处理

从对20 kV线路故障跳闸的分析可知，大部分故障是由于线路设备绝缘化不到位引起的。线路设备绝缘不到位时，极易引起鸟害发生。因此对于裸线，要求在绝缘子处安装绝缘护套，引线采用绝缘线，对线路设备接头处作绝缘包覆，部分无法绝缘包覆的设备必须调整安装方式并安装驱鸟器，以减轻鸟害影响。

2.2 系统侧可采取的措施

2.2.1 调整系统运行方式

电压暂降程度与系统运行方式直接相关，配置3台主变压器的220 kV变电站，需在正常运行方式上进行调整：将接有电压暂降敏感用户的110 kV变电站接在2台主变压器并列运行的110 kV母线上，而将接有对母线压降不敏感用户的110 kV变电站接在单台主变压器供电母线上。

2.2.2 采用高阻变压器

由于主变压器容量增大，导致20 kV线路短路对上级变电站110 kV母线电压的影响加大，最直接的解决办法就是增加主变压器短路阻抗。但高阻变压器成本高，电能损耗大，实际应用必须综合考虑上述因素。通过理论计算，110/20 kV 80 MVA主变压器短路阻抗取16%，即可满足正常方式下以及20 kV出线在1 km处三相故障时，上级110 kV母线电压暂降控制在15%额定线电压以内的要求。

2.2.3 加装限流电抗器

加装限流电抗器的目的是利用其电感特性，限制系统的短路电流，降低短路电流对系统的冲击，同时提高系统的残压[3]。加装限流电抗器的安装方式可以分为2种：一种是在变压器低压回路装设串联限流电抗器，此接线方式占地面积小，工程量相对较小，比较容易实现，但对本母线残压影响更为严重；另一种是在20 kV馈线的出线侧装设出线限流电抗器，此接线方式投资大、占地大，因此建议尽可能不用。限流电抗器的选择必须综合考虑电能损耗、系统运行方式、继电保护整定等各方面因素。

2.2.4 加速单相接地保护跳闸

通过对历史相间故障录波的分析，部分相间短路是从单相接地演变而来的，演变时间在0．1～0．4 s，现在零序Ⅰ段的动作时间为0．5 s，来不及动作即转变为三相短路。如果把零序Ⅰ段动作时限控制在0．2～0．3 s，则可减少这种转换性故障的发生，但必须注意与下级保护级差的配合[4]。

2.3 用户侧可采取的措施

2.3.1 提高用电设备抗电压波动能力

电压波动对不同用户造成的危害程度与其用电设备对电压波动的敏感度有关。因此，用户可在设备订货合同上向制造商明确相关的技术要求，使设备具备一定的抗电压波动能力；或通过调整内部某些环节参数来解决。

2.3.2 加装补偿装置

一般用户可采用稳压变压器、电磁合成器等较便宜的设备，减少电压波动造成的停产事故。由于用户在承受多次电压波动的同时，还要承受为数相对较少的断电事故，因此对供电电压波动敏感的用户可采用UPS（不间断电源系统）等灵敏、快速的电压波动补偿装置。

2.3.3 防低压断路器脱扣装置误动

重视低压断路器脱扣装置定值的正确性，防止误动。对新装及增容的用户专用变压器的低压断路器采用延时脱扣器，延时5 s欠压脱扣，躲过线路重合闸影响。对已运行的专用变压器用户，经征询用户意见后，对HA1型低压断路器采用调换延时脱扣器，对DW－15型低压断路器则采取了拆除瞬时脱扣器的措施。

3 结语

嘉兴供电公司在20 kV改造过程中，根据实际情况采取了提高线路绝缘化率、适当提高主变压器短路阻抗、对用户低压断路器脱扣装置摸排整改等措施，有效减少了20 kV线路相间故障对系统电压的影响，使20 kV配电网供电可靠性得到了有效提升。

[1]侯义明，张东霞，彭冬，等．20 kV中压配电理论研究与工程实践[M]．北京：中国电力出版社，2009．

[2]DL/T 620－1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合[S]．北京：中国标准出版社，1997．

[3]郭和彩．变电站10 kV母线短路电流限制措施分析[J]．内蒙古电力技术，2009，27（5）∶24－25．

[4]DL/T 584－2007 3kV～110 kV电网继电保护装置运行整定规程[S]．北京：中国标准出版社,1995．

（本文编辑：徐 晗）

Analysis and Countermeasure of a 20 kV Line Fault

QIU Qunhui1，2，XU Jianqiang3，ZHOU Yin2，YAN Yan4
（1.School of Electrical and Electronic Engineering，North China Electric Power University，Beijing 102206，China；2.State Grid Jiaxing Power Supply Company，Jiaxing Zhejiang 314033，China；3.State Grid Tongxiang Power Supply Company，Tongxiang Zhejiang 314500，China；4.State Grid Zhoushan Power Supply Company，Zhoushan Zhejiang 316021，China）

This paper introduces a three-phase short-circuit fault on 20 kV lines，which caused bus voltage sag of different 110 kV substations in the same supply area，resulting in tripping of low-voltage equipment of users integrated into the substation who have higher requirement on voltage quality.The paper analyzes the reasons in detail and presents solution to such similar abnormalities.

20 kV；line fault；voltage sag；cause analysis；countermeasure

TM732

B

1007-1881（2015）04-0066-03

2014-11-11

仇群辉（1977），男，高级工程师，从事继电保护管理工作。