周廷模
（广东电网有限责任公司云浮供电局，广东 云浮 527300）
摘要：介绍某110kV变电站10kV馈线多次接地引起过电压，导致电压互感器烧毁，使该站主变变低开关跳闸，造成10kV母线失压。文章介绍故障发生的经过，处理过程，研究分析引发事故的原因，根据相关理论和多年经验提出具体解决措施。
关键词：10kV；母线失压；事故处理；接地故障；电压互感器（PT）
近年来，由于对供电可靠性要求不断增加，变电站越来越多，10kV线路间联络增加，变电站内10kV开关柜一旦发生严重的爆炸事故，导致10kV母线失压，使多条10kV馈线停电，造成大面积停电，爆炸还将会波及多个馈线开关柜，甚至整个变电站的安全运行，本文主要一起10kV母线失压的事故全面研究和分析。
1 引言
某110kV变电站，当时该站#1、#2主变各带本段母线分列运行，#2主变变低502处于运行状态；#2M母线10kV 某李线713开关、10kV某陈线718开关、52PT处于运行状态；10kV备自投在投入状态；#1站用变在运行状态、#2接地变在运行状态、#2站用变在运行状态；10kV消弧接地装置已投入；10kV分段512开关在热备用状态。因10kV某陈线发生接地故障，后发展到10kV 52PT爆炸，引起三相短路，52PT小车损坏，#2主变变低502开关跳闸，导致10kV #2M母线失压。该110kV变电站主接线图示意图如下图所示。
2 事故经过及处理
2.1 事故经过
2020年6月13日，15时22分24秒266毫秒，消弧跳开718动作，约15秒后，消弧跳开713动作，重合闸均正确动作，1分50秒后，#2主变低后备IV段复压过流保护动作跳502开关闭锁512备自投，A、B、C三相故障，故障一次电流22770A，造成10kV #2M母线失压。
2.2 事故处理
10kV #2M母线失压后，调度监控通知该站#2主变10kV侧502开关跳闸。运行值班员到达现场，发现高压室充满浓烟，遂打开高压室通风排烟。现场设备检查发现10kV #2M母线52PT柜柜门和柜顶泄压板已被冲开，柜面有严重烧黑，柜门轻微变形。10kV #2M母线所有开关分闸，其他设备未见异常情况。待浓烟散去后，将#2主变及10kV #2M母线由运行转检修，开展故障处理。进一步发现52PT柜及相邻的717、718开关柜部分二次接线外观检查也有不同程度的熏黑，PT手车本体受损严重，其中B相电压互感器已经炸裂，一次保险丝已经完全烧毁，导电臂与避雷器之间的连接母排已经烧蚀严重完全脱离，三相导电臂未见变形，梅花触指已烧黑。52PT柜内各隔板附着大量粉尘，静触头盒的固定支架已经完全烧毁脱落，柜内残留烧毁的部件碎片，活门挡板及其导轨模块受损变形严重。52PT柜的母线室检查完好，未见波及，各母排搭接面、触头盒未见烧黑。除52PT柜炸毁外，10kV #2M其他开关柜外观检查未见异常，确定故障点为52PT柜。
随后，检修人员与厂家确定检修方案，对52PT柜进行修复，柜内除尘清洁，变形门板修复，更换柜内活门挡板、导轨、触头盒支架等主要损坏部件，静触头底座拆除清洁打磨后力矩紧固，触头外观检查无异常，对其清洁维护。由于52PT手车本体受损严重，需要更换新的PT手车，手车试验位置到工作位置操作正常，活门挡板打开正常，接触良好。同时对502开关检查，外观未见异常，梅花触指完好，手动、电动分合正常。检查52PT柜相邻的717、718开关柜内侧面封板，外观完好，未见变形烧黑，10kV #2M 母线经绝缘及耐压测试合格后，52PT柜具备投运条件。
检查了718开关柜、713开关柜和52PT柜内二次回路，对受影响的二次回路进行绝缘试验，更换了绝缘低的交流电压端子排。对二次交流电压回路进行二次升压试验，检查保护、计量回路电压值正常。
对110kV该站#2主变故障后进行检查，由于现场52PT手车已故障烧损，无法开展试验。由于PT故障造成对主变冲击，为评估对主变产生影响，对主变开展了油色谱、绕组变形、绕组直流电阻、绝缘电阻项目试验，试验结果合格。
2.3 事故追述
故障设备52PT不存在老化或残旧。52PT为某开关厂的开关柜，设备型号：KYN 28A，出厂日期2004年2月，投运日期2005年6月。52PT本体为某互感器厂设备，型号为JDZX11，出厂日期2003年11月，投运日期2005年6月。
设备最近几次运维、试验均按要求开展，未发现异常。开关柜B修周期为6年，52 PT柜上次B修，设备检查正常。713、718馈线保护定检，设备试验合格。52PT柜近两次开展的开关柜局放测试，TEV和超声测试均未发现异常。10kV 52PT柜的交接试验开展了PT的直阻、绝缘电阻、伏安特性、耐压试验以及避雷器的绝缘电阻、直流泄漏试验，数据均满足规程有关规定，绝缘状况良好。
事故当日保护装置动作均正确。10kV某李线718开关先后动作6次，其中第3、4、5次由限时保护动作跳闸，其余为消弧动作跳闸，但都重合成功，10kV 某陈线713开关动作1次，为消弧动作跳闸，重合成功。定值单整定值重合闸时间为5秒，实际重合时间也5秒左右，10kV 718、713馈线保护装置动作均正确。#2主变低后备保护发母线接地告警，先后为[3U0 95.04V]、[3U0 269.21V]。1分25秒后，#2主变低后备保护IV段复压过流保护动作，故障类型：ABC，Ic=7.59A，变比为3000：1，一次电流为22770A，（定值单IV段复压过流保护整定值为1.161A，时限0.8S。）同时闭锁512备自投。3毫秒后#2主变低后备保护III段复压过流保护动作，故障类型：ABC，Ic=7.59A，（定值单III段复压过流保护整定值为3.3A，时限0.8S。）跳变低502开关。
3 事故分析研究
3.1 间歇性多次接地故障原因
不接地系统方式下间歇性多次接地故障引起过电压，导致电压互感器磁密饱和，铁芯发热，最后烧毁。
从当天保护动作记录情况来看，718开关上午11时左右发生多起重合闸动作（718动作6次，其中第3、4、5次由限时过流保护动作，其余为消弧选线动作，都重合成功），线路出现多次间歇性接地故障，由于该站10kV为不接地系统，发生单相故障，正常相电压上升为线电压，零序电压最大时达3倍的相电压大小。系统三相相电压升高后，通过母线PT一次绕组形成回路对线路充放电，引起母线PT一次绕组铁芯饱和，多次接地引起的线电压升高冲击（10kV 718馈线先后多次发生故障，且间隔时间短，10kV系统持续承受短路故障冲击），使得PT铁芯温度不断升高，接地故障消失后，一直到下午15时22分左右725重合闸动作，线路又出现接地故障，电压升高，此时甚至有可能与PT形成铁磁谐振（6月13日15时23分06秒130毫秒时刻，3UO二次值高达269.21V），PT本体再次承受过电压冲击，PT铁芯温度进一步升高，当热量累积到一定程度，PT绕组绝缘材料出现劣化，且因过电压造成52PT磁密饱和，铁芯发热，烧毁电压互感器绝缘层，最终导致对地瞬时放电，放电的过程中会产生电弧，产生烟雾及金属粉末造成手车室内绝缘下降。 当718、713送电时，线路仍然存在故障，先后引起了10千伏Ⅲ段系统B相接地，而此时手车室内绝缘已经下降，导致发展到A、B、C三相对地放电，且持续时间较长，引起其他两相避雷器接头对柜板放电及相间放电。
3.2 铁磁谐振原因
母线PT产生铁磁谐振造成电流增大，铁芯温度升高引起绕组匝间绝缘击穿放电。母线PT产生铁磁谐振的过程是10kV中性点不接地电网中的电磁式电压互感器一次绕组是电网对地的金属性通道，单相接地或故障消失时，电网对地电容通过PT一次绕组有一个充放电的过渡过程。经测得此时常常有最高幅值达数安培的工频半波涌流通过PT，在这一瞬变过程中，互感器高压绕组中将会流过一个幅值很高的低频饱和电流，使铁芯严重饱和，饱和后的电压互感器励磁电感变小，系统网络对地阻抗趋于感性，此时若系统网络对地电感与对地电容相匹配，就形成三相或单相共振回路，可激发各种铁磁谐振过电压，谐振状态下流经PT一次绕组的电流持续增大，导致PT一次绕组及铁芯温度升高，当热量累积到一定程度，PT绕组的绝缘材料开始损坏，并引起绕组匝间绝缘击穿放电，随着谐振过程的持续，PT内部故障进一步加剧，故障部位逐渐扩大，并最终导致PT发生接地故障，并炸毁。由此可见，如果遇到断断续续的接地故障，是非常容易烧毁PT。
3.3 产品结构原因
该故障中的PT型号为JDZX11，为半绝缘型结构，在系统稍有不对称时容易激发形成高幅值的铁磁谐振过电压。目前10kV电压互感器按产品结构不同，可分为半绝缘和全绝缘电压互感器。半绝缘和全绝缘不同之处主要有以下几点：
（1）接线方法不同：半绝缘电压互感器高压N极必须直接接地运行，在系统稍有不对称时，容易激发形成高幅值的铁磁谐振过电压；全绝缘电压互感器可以直接接地运行，也可以间接接地运行，还可以V形接线不接地运行。
（2）防谐措施不同：半绝缘电压互感器采用二次开口三角形绕组上加装专用消谐器，或并联灯泡，或并联电阻抗谐振；全绝缘电压互感器可以采取以上措施，还可以在高压中性点串联电阻消谐。全绝缘电压互感器由于正常运行处于降压状态，励磁性能比较好，有效防止铁磁谐振过电压。
（3）单相接地承受电压不同：半绝缘电压互感器在系统单相接地时，需要承受线电压的冲击，一般运行不得超过2小时，长时间运行可能造成PT本体绝缘击穿故障；全绝缘电压互感器在系统单相接地时，承受的是额定电压。
该站目前配置的10kV PT为半绝缘的电压互感器，对线路的谐振抵抗能力较弱，一旦10kV线路上出现接地故障时，线路上的谐振会传输到同一段母线PT本体引起内部铁磁谐振。铁磁谐振过电压现象是电力系统中一种比较常见的内部过电压现象，这种电压持续时间长，一定的条件下甚至能长时间自保持，造成PT一次绕组铁芯饱和诱发PT本体本体绝缘击穿，所以它是导致电压互感器毁坏的主要原因之一，对电力系统的安全运行构成了较大的威胁。
3.4 调度运行处置原因
10kV馈线出现多次重合闸动作的异常情形，未能引起监盘人员关注，未能及时处置。
4 解决措施
（1）更换电压互感器。对该站所有PT手车内半绝缘的电压互感器进行更换，更换成磁密度相对比较低、过电压能力强的全绝缘互感器并和一次消谐器配合使用，（注：一次消谐器主要用于起阻尼与限流的作用，阻尼由电压互感器引起的铁磁谐振，降低电压互感器内、外绝缘击穿、放电风险；限制系统在单相接地或弧光接地时流过互感器绕组的过电流，避免电压互感器烧毁）这样有利于降低过电压（谐振）出现后损坏互感器的情况风险，减小PT手车的短路故障故障概率。加装一次消谐器后，可能开口三角两端电压升高很多，少数多达10～15V，同时三相也出现不平衡情况，如果开口电压超过正常值时，就必须配套具备3次谐波抑制作用的二次消谐器（注：二次消谐器消谐装置采用高性能的单片微机作为核心元件，对PT开口三角电压（即零序电压）进行遁环检测。正常工作情况下，该电压小于30V，装置内的大功率消谐元件 （固态继电器）处于阻断状态，对系统运行不产生影响。当PT开口电压大于30V时，系统出现故障。消谐装置开始对此信号进行数据采集 ，通过电路对信号进行数字测量、滤波、放大等数字信号处理技术，然后对检测到的数据进行分析、计算，得出故障类型。如果当前是铁磁谐振，系统立即启动消谐电路，使固态继电器导通，让铁磁谐振在阻尼作用下迅速消失。此时，CPU系统进行记 录、存贮，并自动报警、显示谐振信息（时间、频率、电压值）。如果电路是过电压或单相接地故障，微机系统检测后，分别给出显示和报警，并记录、存贮有关故障信息。CPU系统处理完最后，返回起始状态，并继续检测电路中的状态。）。如原开关柜具备二次消谐器并具备此功能的或开口三角电压正常的不需更换或投入。排查所有站，所有采用半绝缘结构的，超过5年期限的电压互感器进行更换，并增加对相应的一次消谐器或二次消谐器进行保护。未超5年的，加装一次，二次消谐器进行保护。
（2）调整调度运行管理。如短时间内发生多次重合闸，调度监盘人员应及时调整运行方式，隔离接地故障线路段，并通知相应的区局安排全面巡线检查，及时发现线路故障点及隔离隐患。
（3）纳入电力工程设计通病进行防治。将电压互感器选型纳入设计通病防治管控，在设计、设计审查时，应根据不同的接地系统进行电压互感器选型，避免发生选型错误。
（4）10kV中性点采用小电阻接地系统。小电阻接地系统发生单相接地故障时，系统通过小电阻与大地与故障点形成电流回路，电流较大，从而使馈线开关跳闸，隔离故障点，防止事故扩大。小电阻接地方式能有效抑制过电压，需要进行系统接地方式改造，避免电压互感器过电压运行。
5 结束语
综合上所述，某110kV变电站因10kV馈线发生多次接地故障，造成电压互感器烧毁，引发母线失压进行详细分析，根据分析结果，提出合理的解决措施，取得良好效果，有力保障变电站设备的安全，避免该类事故的发生，减少故障导致的停电，保障电力的持续稳定供应，有利于供电可靠性提升，避免资产损失。
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