一起单相接地引发系统多点接地故障的原因分析

王钢

（酒钢集团能源中心动力分厂，甘肃嘉峪关 735100）

1 运行方式简介

某钢厂110 kV集控站所10 kV母线采用中性点不接地运行方式，单母线分段接线。1#、2#进线运行，分段开关热备，两段母线各配置有消弧消谐柜，内置分相式高压消弧接触器，同母线配出多个开路线路，均为下级站所进线电源，其中二级开关站干焦站另配有三级开关站干焦3#站。干焦3#站配置有快切装置，已投入使用；干焦站也配置有快切装置，但未投入使用。系统图见图1。

图1 集控站系统图

2 事故情况

2019 年6 月，该10 kV 供电系统突发单相接地故障，配出开路汇丰二回套管零序过流动作告警，10 kV 消弧消谐A 相弧光接地动作，A 相熔丝熔断，同时配出开路干焦三回分相差动保护动作跳闸；干焦开关站10 kV 干焦3#进线套管零序过流保护动作告警，分相差动保护动作跳闸，干焦10 kV Ⅲ段母线失压。

故障结果：汇丰站配出开路管材变电缆头击穿；干焦站10kVⅢ段母线失压；干焦3#进线电缆头击穿。

3 故障原因分析

3.1 故障现象分析

检查各站所继电保护动作报文、波形及消弧消谐装置，情况如下：

（1）10 kV 汇丰二回套管零序过流保护动作告警，动作值58.89 A，其整定值5 A、0 s 发信。故障时采样零序电压110.8 V，大于整定值20 V，动作值达到整定值，保护动作正确，波形显示A 相弧光接地。见图2。

图2 汇丰二回保护故障录波

（2）10 kV消弧消谐A相弧光接地动作，消弧消谐装置显示Ua=20.12 V、Ub=88.48 V、Uc=107.54 V、3U0=94.91 V，故障相A相电压在7～74 V之间，3U0大于85 V，其它非故障相电压85 V以上，满足消弧消谐动作条件，故消弧消谐动作正确。见图3。

图3 10 kV消弧消谐报文图

（3）汇丰二回A 相接地30 ms 后，干焦3#进线电缆头击穿，两侧分相差动保护动作，故障相别C 相，采样值9.44 A，变比2000/5，折算到一次3776 A，整定值1760 A、0 s，动作值达到整定值，保护动作正确；其零序采样需接入零序差动回路，需要考虑零差方向调整为指向线路，干焦侧零序电流为正方向，集控站侧零序电流为反方向，故干焦侧零序告警动作，集控站侧零序告警不动作。

（4）10 kV 干焦3#进线分相差动保护动作跳闸，10 kV Ⅲ段母线失压，干焦10 kV三段配出干焦五回线电源撤回，干焦3#站快切装置失压I 母失压切换启动，切一受电，合10 kVⅠ-Ⅱ分段，快切装置动作正确。

结合现场检查及分析，故障时集控站10 kV 配出汇丰二回下级站带现场管材变压器A相电缆头绝缘击穿，造成集控站10 kV 系统A 相弧光接地，消弧消谐控制装置报A 相弧光接地动作，同时出口驱动A 相接触器闭合，30 ms 后（故障绝对时间30ms）干焦三回线干焦侧电缆头C 相发生绝缘击穿，造成汇丰下级A 相与干焦三回C 相两点之间接地短路，干焦双侧保护分相式差动保护动作（此时消弧消谐接触器动作过程中，接点尚未闭合）。24 ms 后（绝对故障时间54 ms），汇丰下级站故障断路器跳开，故障隔离，此时短路点变为集控站10 kV 消弧消谐A相与干焦三回C 相两点之间接地短路，消弧消谐A相熔断器内通过全部短路电流；5 ms 后（绝对故障时间59 ms）消弧消谐A 相熔断器熔断；39 ms 后（故障绝对时间98 ms，干焦三回故障时间68 ms）干焦三回断路器跳开隔离故障，系统恢复正常。

3.2 原因分析

本次故障造成一段母线失压，对生产设备安全稳定运行造成了不良的影响，且经过故障现象分析可看出：

（1）本次故障以集控站配出汇丰下级站单开路单相接地引起，故障间隔本身保护装置有效启动、集控站消弧消谐装置也已有效介入并控制非故障相相电压稳定升高至线电压，但干焦三回线干焦侧电缆头C 相在此情况下发生绝缘击穿故障，可见该电缆头在制作工艺上存在缺陷，导致无法承受额定电压。电缆的维护、定检工作应加以关注。

（2）本次故障中，造成母线失压的干焦开关站快切改造已经完成，单体切换试验合格，具备投运条件，但因干焦开关站I 段、II 段分别接入1#、2#发电机，针对切换时发电机如何处理，技术人员未达成统一意见，导致未能投入，也是本次故障扩大的原因之一，应尽快组织技术人员进行讨论分析制定对策尽快投入使用。

4 结论

通过对本次故障的理论分析，可见本次故障除了设备本身的缺陷隐患未能及时整改外，设备检修维护人员、技术人员的管理缺失也是原因之一。随着管理技术不断地提高，更多新技术的不断应用，必定能够保证设备的正常运行，同时保证电网安全、经济、优质地运行。