一起單相接地引發系統多點接地故障的原因分析

王鋼

（酒鋼集團能源中心動力分廠，甘肅嘉峪關 735100）

1 運行方式簡介

某鋼廠110 kV集控站所10 kV母線采用中性點不接地運行方式，單母線分段接線。1#、2#進線運行，分段開關熱備，兩段母線各配置有消弧消諧柜，內置分相式高壓消弧接觸器，同母線配出多個開路線路，均為下級站所進線電源，其中二級開關站干焦站另配有三級開關站干焦3#站。干焦3#站配置有快切裝置，已投入使用；干焦站也配置有快切裝置，但未投入使用。系統圖見圖1。

圖1 集控站系統圖

2 事故情況

2019 年6 月，該10 kV 供電系統突發單相接地故障，配出開路匯豐二回套管零序過流動作告警，10 kV 消弧消諧A 相弧光接地動作，A 相熔絲熔斷，同時配出開路干焦三回分相差動保護動作跳閘；干焦開關站10 kV 干焦3#進線套管零序過流保護動作告警，分相差動保護動作跳閘，干焦10 kV Ⅲ段母線失壓。

故障結果：匯豐站配出開路管材變電纜頭擊穿；干焦站10kVⅢ段母線失壓；干焦3#進線電纜頭擊穿。

3 故障原因分析

3.1 故障現象分析

檢查各站所繼電保護動作報文、波形及消弧消諧裝置，情況如下：

（1）10 kV 匯豐二回套管零序過流保護動作告警，動作值58.89 A，其整定值5 A、0 s 發信。故障時采樣零序電壓110.8 V，大于整定值20 V，動作值達到整定值，保護動作正確，波形顯示A 相弧光接地。見圖2。

圖2 匯豐二回保護故障錄波

（2）10 kV消弧消諧A相弧光接地動作，消弧消諧裝置顯示Ua=20.12 V、Ub=88.48 V、Uc=107.54 V、3U0=94.91 V，故障相A相電壓在7～74 V之間，3U0大于85 V，其它非故障相電壓85 V以上，滿足消弧消諧動作條件，故消弧消諧動作正確。見圖3。

圖3 10 kV消弧消諧報文圖

（3）匯豐二回A 相接地30 ms 后，干焦3#進線電纜頭擊穿，兩側分相差動保護動作，故障相別C 相，采樣值9.44 A，變比2000/5，折算到一次3776 A，整定值1760 A、0 s，動作值達到整定值，保護動作正確；其零序采樣需接入零序差動回路，需要考慮零差方向調整為指向線路，干焦側零序電流為正方向，集控站側零序電流為反方向，故干焦側零序告警動作，集控站側零序告警不動作。

（4）10 kV 干焦3#進線分相差動保護動作跳閘，10 kV Ⅲ段母線失壓，干焦10 kV三段配出干焦五回線電源撤回，干焦3#站快切裝置失壓I 母失壓切換啟動，切一受電，合10 kVⅠ-Ⅱ分段，快切裝置動作正確。

結合現場檢查及分析，故障時集控站10 kV 配出匯豐二回下級站帶現場管材變壓器A相電纜頭絕緣擊穿，造成集控站10 kV 系統A 相弧光接地，消弧消諧控制裝置報A 相弧光接地動作，同時出口驅動A 相接觸器閉合，30 ms 后（故障絕對時間30ms）干焦三回線干焦側電纜頭C 相發生絕緣擊穿，造成匯豐下級A 相與干焦三回C 相兩點之間接地短路，干焦雙側保護分相式差動保護動作（此時消弧消諧接觸器動作過程中，接點尚未閉合）。24 ms 后（絕對故障時間54 ms），匯豐下級站故障斷路器跳開，故障隔離，此時短路點變為集控站10 kV 消弧消諧A相與干焦三回C 相兩點之間接地短路，消弧消諧A相熔斷器內通過全部短路電流；5 ms 后（絕對故障時間59 ms）消弧消諧A 相熔斷器熔斷；39 ms 后（故障絕對時間98 ms，干焦三回故障時間68 ms）干焦三回斷路器跳開隔離故障，系統恢復正常。

3.2 原因分析

本次故障造成一段母線失壓，對生產設備安全穩定運行造成了不良的影響，且經過故障現象分析可看出：

（1）本次故障以集控站配出匯豐下級站單開路單相接地引起，故障間隔本身保護裝置有效啟動、集控站消弧消諧裝置也已有效介入并控制非故障相相電壓穩定升高至線電壓，但干焦三回線干焦側電纜頭C 相在此情況下發生絕緣擊穿故障，可見該電纜頭在制作工藝上存在缺陷，導致無法承受額定電壓。電纜的維護、定檢工作應加以關注。

（2）本次故障中，造成母線失壓的干焦開關站快切改造已經完成，單體切換試驗合格，具備投運條件，但因干焦開關站I 段、II 段分別接入1#、2#發電機，針對切換時發電機如何處理，技術人員未達成統一意見，導致未能投入，也是本次故障擴大的原因之一，應盡快組織技術人員進行討論分析制定對策盡快投入使用。

4 結論

通過對本次故障的理論分析，可見本次故障除了設備本身的缺陷隱患未能及時整改外，設備檢修維護人員、技術人員的管理缺失也是原因之一。隨著管理技術不斷地提高，更多新技術的不斷應用，必定能夠保證設備的正常運行，同時保證電網安全、經濟、優質地運行。