一起110kv主变代路事件的分析

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1、一起10kV母线单相接地引起的站用变跳闸事故分析　　摘要：本文通过对一起10kV母线单相接地引起的站用变跳闸事故分析，计算推导出消弧线圈补偿容量不当引起站用变跳闸的原因，并依此提出了相应的改进措施。　　关键词：单线接地；欠补偿；站用变；消弧线圈　　随着城市化进程的加速，加之受城区美化、环保和场地的限制，配电网供电线路电缆化率不断提高，部分变电站出线逐渐实现全电缆化，电容电流显著增加，接地变压器及消弧线圈容量面临不足，当系统发生单相接地故障时，容易出现消弧线圈欠补偿运行，危害系统安全运行。本文通过对一起10kV母线单相接地引起的站用变跳闸事故分析，计算推导出消弧

2、线圈补偿容量不当引起站用变跳闸的原因，并依此提出了相应的改进措施。　　1.事故经过及处理　　事故前运行方式：110kV翟山变10kV单母分段运行，1、2站用变分别运行于Ⅰ、Ⅱ段母线。1站用变为站用电系统主供电源，2站用变为站用电系统备用电源。　　2014年10月9日，监控汇报：10时20分，10kVⅠ段母线A相接地，Ua=1.03kV，Ub=9.74kV，Uc=9.82kV。10时22分，1站用变105开关事故跳闸。令其通知运维人员去现场检查。　　运维人员汇报：经检查，10kVⅠ段母线A相接地，Ua=1.03kV，Ub=9.74kV，Uc=9.82kV。1站用

3、变105开关过流保护动作跳闸。10kVⅠ5段母线及其附属设备、站用变、消弧线圈无异常，站用电系统无异常。站用电进线Ⅰ接触器分闸、进线Ⅱ接触器合闸，站用电备自投动作成功。　　基于翟山变1站用变开关在近期已有两次事故跳闸的情况，都出现在10kV1母线单相接地时，令运维人员将1站用变改为冷备用，联系变电检修人员检查处理。　　按照单相接地试拉路的方式查找接地线路，找到接地在翟七一线，通知配网抢修及用电监察带电检查线路及用户设备，配网陈纯汇报翟七一线68杆被车撞断，70-71断线，要求停电处理。令配网陈纯拉开翟七一线65开关，许可其处理线路故障。10kV1母线电压恢复正

4、常。　　经过变电检修人员检查试验，1站用变、消弧线圈及站用电系统正常，由于流入站用变的电容电流过大，超过继电保护定值，造成1站用变开关跳闸。　　2.事故分析　　配电网中性点采用经消弧线圈接地方式，当电网发生单相接地故障后，提供一个电感电流，补偿接地电容电流，使接地电流减小，也使得故障相接地电弧两端的恢复电压速度降低，达到熄灭电弧的目的。规程规定，中性点经消弧线圈接地的配电网，当发生单相接地故障后，可以带故障运行2小时，大大提高了系统供电可靠性。　　当中性点经消弧线圈接地的配电网发生A相接地时，接地电流流向及向量图如下所示：　　当系统A相发生单相金属性接地时，故

5、障相对地电压为零，5B、C相对地电容电流通过站用变绕组和A相导体与接地点构成回路。流过故障点的电流即为电感电流和B、C相对地电容电流的矢量和，称之为残流。由于非故障相电压上升为线电压，则流入站用变B、C相绕组的电容电流大小也为正常电容电流的1.732倍，流入站用变A相绕组的电容电流为B、C相电容电流的矢量和，大小即为3倍的正常电容电流。消弧线圈即根据此容性电流来调节分接头档位进行补偿。　　运维人员查看消弧线圈控制屏显示：消弧线圈档位为15档（最高档），中性点电压为6247V，电容电流为92.6A，消弧线圈输出电感电流为64.05A，残流为-28.55A。105

6、开关保护屏显示：A、B相过流保护动作，Imax=0.832a，动作时间0.72S。　　根据以上分析，可以算出流入站用变B、C相绕组的电容电流大小分别为（64.05+28.55）/1.732=53.46A，1站用变105开关保护CT变比300/5，折算到二次为0.89a。查看105开关继电保护定值单过电流定值为49A/0.82a，过电流Ⅰ时限0.7s，忽略保护CT误差，105开关过流保护动作跳闸为正确动作。　　此时，消弧线圈输出功率为6247*64.05=400.12kVA，而翟山变安装型号为XHDC-400/10的消弧线圈额定功率为400kVA，消弧线圈已充分

7、利用。另外，补偿后的残流仍为容性电流，且数值很大，可以得出消弧线圈容量已不能满足过补偿要求，处于欠补偿状态。翟山变站用电系统负荷为30kVA，1站用变额定容量为450kVA。105开关继电保护定值按站用变额定电流的2倍整定的，如增大该定值，则站用变将在大电流下持续运行，严重影响使用寿命甚至会烧毁站用变。　　3.改进措施5　　（1）由于南三环路的改造，翟山变10kV大多数出线改成入地电缆，造成10kV系统电容电流大幅增加，而消弧线圈及站用变没有及时更换，导致消弧线圈及站用变容量不足，造成站用变跳闸，所以在线路改造或更换电缆后，要及时测量系统电容电流，以配置合适容

8、量的消弧线圈。　　（2）架空线路改为入