浅析变电站35千伏系统接地故障处理

（新疆天富能源股份有限公司电力调度中心，石河子市，832000） 靳锦华

在电力系统中，小电流接地系统接地故障经常发生，线路带接地运行查找故障点也很常见。由于设备长时间运行，运行环境恶劣，会造成线路和设备绝缘等级降低，长时间接地运行会引起设备二次故障的发生，甚至引起线路发生相间故障的可能，所以当线路发生接地时，运维人员快速找出故障点、调度人员及时做出方式调整尤为重要。这样可以避免长时间接地引起设备故障，造成故障的升级和扩大。

2019年4月20日，石河子某110kV无人值守变电站，发生35kV 系统接地因维操队人员检查不及时，某水电操作延误，调度人员方式调整滞后等原因造成某110kV无人值守，变电站35kV母线、#2主变、10kVIII 段母线失压、水电机组孤网运行。从而引起大面积停电事故，给供电用户造成严重影响。

1 事故概况

1.1 运行方式

事故发生前主网各联络线及输电断面潮流在合理范围，电网运行正常。某变电站及水电站主接线图如图1所示。

某110kV 变电站母线采取双母线带旁母接线方式，共计5 条110kV 输电线路，一条空充电运行，两条与220kV主网相联运行，剩余两条线路与新疆电网相联，在热备用状态，主网通过220kV 系统与新疆电网相联；35kV 侧单母线分段有3 条出线，35kVI段两条出线，用户一线在热备用，水电厂线与某水电厂相连，35kVII 段用户二线充电运行；10kV母线分三段运行，#1 主变带 I、II 段运行，#2 主变带III段运行，II、III段母联在热备用；某水电站四台发电机组，一台热备三台运行，总装机容量16MW 两条35kV输出通道水电厂线与某110kV变电站35kV侧相联，水电厂一线在热备用与水电35kV 系统相联。

图1 某变电站及某水电厂主接线图

1.2 事故经过

2019 年 4 月 20 日上午 07:26，调度收到水电集控报：某水电厂35kV 系统接地。07:30，监控中心报：某110kV变电站35kV系统接地。07:45，调度令某水电厂将35kV 水电厂一线送电。08:11，监控中心报：某110kV 变电站#2 主变差动保护、重瓦斯保护动作三侧开关跳闸，#1 主变中压侧开关跳闸，10kVIII 段、35kV 系统失压。08:12 水电集控报：某水电站35kV 水电厂线距离一段保护动作开关跳闸，某水电厂孤网运行。检查事故后站内情况和保护动作信息发现：2#主变：08:11:03:432 保护启动:2020毫秒后#2主变过流I段动作，35kV母联开关拒跳，跳闸线圈烧毁。08:11:03:432:2321,#2 主变过流Ⅱ段动作，#2 主变中压侧开关跳闸。08:11:05:841:22,#2主变比率差动动作，三侧开关跳闸。

1#主变：08:11:03:433保护启动:2016毫秒后,#1主变过流I 段动作，35kV 母联开关拒跳，跳闸线圈烧毁；08:11:03:433:2317,#1主变过流II段动作，#1主变中压侧开关跳闸，#1主变中压侧母刀至穿墙套管处烧毁。

35kV用户二线：08:11:03:479保护启动：19ms后比率差动I段动作；30ms后过流I动作；31毫秒后比率差动Ⅱ段动作；358ms 后过流I 再次动作；经现场检查，用户二线开关，A相开关真空泡击穿，BC相过电压装置引线烧断，且C 相绝缘支柱绝缘子炸裂。间断电流：0～80ms；320～520ms；700～960ms；1 280～1 800ms；1 880～2 140ms；2 260～2 600ms。

某水电厂：35kV水电厂线08:11:04，距离I段保护动作，故障相为A、B、C 三相，动作电流16.196A，测距0.58km，线路全长8km。

1.3 事故处理

08:29，某水电厂转热备，35kV水电厂一线送电正常，站内恢复运行，机组恢复并网，接地消失。08:47，监控中心合上某 110kV 变电站 10kVII、III 段母联、10kVIII段母线送电正常。08:50，10kVIII段各出线恢复送电，并通知客服中心做好用户解释工作。09:00，通知配网急修恢复市区受冲击所甩负荷。

2 事故原因分析及暴露出来的问题

2.1 事故原因分析

根据设备故障现象、保护装置动作信息并结合供电公司对设备的检查结果等，表明相关保护动作均正确。现以保护动作先后顺序具体分析如下：

35kV用户二线：从故障现象来看，35kV用户二线发生BC 相相间短路故障后，差动保护动作开关跳闸，保护动作正确。实际上，由于断路器A 相真空泡击穿，使得开关未能真正切断故障电流，持续时间：08.11.03.479～08.11.05.862，从而出现了多次保护动作的信息。

1#主变：由于故障点未隔离，且对于主变来说，属于区外故障，因此，后备保护动作，第一时限断开35kV 母联开关，但母联开关跳闸线圈烧毁，无法动作，因此达到第二时限定值，主变中压侧开关跳闸，保护动作正确。

2#主变：由于35kV 用户二线故障一直未能隔离，2#主变在4.514 秒时间内一直流过穿越性故障电流，差动保护理应不动作，但由于长时间流过故障电流，加之2#主变运行年限较长（近20年），使变压器绝缘能力下降，引起变压器内部故障，08:11:05:841:22，#2主变比率差动动作，三侧开关跳闸。从事故发生后运维单位对变压器油化验结果均不合格来看，进一步证明了变压器内部确实存在异常。由此分析，保护动作正确。

某水电厂35kV水电厂线：由录波分析，距离一段保护动作，属于保护越级跳闸。但经过对该线路距离一段保护的线路长度、CT 变比、整定原则等有关参数进行认真复核检验后，确认定值整定无误，不存在人为失误的问题。通过分析，该保护越级动作，从客观上存在一定的合理性。具体分析如下：一方面，对于短距离的线路来说，距离保护本身存在一定的失选性，由于该线路未配置光纤差动保护，为了快速切除故障必须投入距离I段保护。

另一方面，对于小电流接地系统，微机保护中的距离保护往往采用简化的逻辑方式，容易造成距离继电器的阻抗动作范围有可能出现一定的偏移，从而造成保护发生误动的可能。结合此次故障，该线路既属于小电流接地系统，也符合线路长度较短的特征，由此看来，距离保护越级动作，存在一定合理性。

2.2 事故暴露出来的问题

供电部门对站内设备定期检修不及时检修不到位，对长期运行的老设备没有加大检修力度；维操队人员处理事故不及时没有按照规程规定时间到达事故现场；监控中心报送信息不及时，因监控问题不能将现场情况立即上报值班调度；梯调在接到调度操作指令时不能准时操作，导致某水电厂与系统解列孤网运行；值班调度对发生接地事故未引起足够重视，未能第一时间联系监控中心远方遥控进行分段处理，优先对空充电线路拉路查找。

3 防范措施及建议

要求变电运维单位加强设备巡查力度，按时完成老旧设备定期检修和设备更换工作，使设备的更新换代赶上电网网架结构的发展。

加强维操队和监控中心人员事故培训力度，提高责任心，增强安全意识和事故防范意识，在发生事故时沉着对待，及时将保护动作信息和现场情况汇报调度，加强对设备监视，提高操作速度，加强对无人值守变电站规程的培训学习。对现场运行方式牢记于心，提高事故处理能力和分析能力，不能凭经验、凭感觉处理事故，杜绝麻痹大意、提高值班人员工作责任心。事故处理时必须结合站内设备实际情况、接线方式和运行方式，使调度员和监控人员有效识别、控制电网危险点。

4 结语

随着石河子电网网架结构不断增强，变电站设备自动化水平提高，变电站趋向无人值守发展，对石河子电网安全、稳定运行提出更高的要求。据调查表明在小电流接地系统中因接地故障引起的滋生故障占85%，因此所有工作人员要以上述事故为戒，自觉落实“消除事故隐患，筑牢安全防线”的指导方针，加强安全事故管理，提高电网运行管理水平，吸取教训，杜绝此类滋生事故的发生。