接地事故

接地事故（精选九篇）

接地事故 篇1

但仅2000年至2002年就发生了5起风偏闪络放电。

2000年3月27日13时35分, 黄龙电厂黄32开关零序I段、零序Ⅱ段保护动作跳闸, 于当日14时试送成功, 但14时09分零序Ⅱ段保护再次动作跳闸, 于当日14时39分再次试送成功, 恢复供电, 两次共间断供电55分钟。这次接地闪络引发山火, 过火面积达十五公顷, 损失惨重。经巡线发现N34~N35间风偏后导线时, 山坡放电。导线上有多处烧伤的痕迹 (多为已经放电造成的, 该处84年曾开过方) , 山坡上残留有导线熔化后形成的钻颗粒, 该处山坡上长有约60cm高的茅草, 且均已烧焦。当地没有气象观测站, 当天十堰市气象台预报的最大风速为7-8级, 经当地居民反应, 当时该地风很大, 有树枝折断, 据此分析, 当时地面风速应为20m/s左右。

2000年7月5日11时09分, 黄龙电厂黄32开关零序I段、零序Ⅱ段保护动作跳闸, 当日11时32分恢复供电, 但又于当日13时14分零序Ⅱ段保护再次动作跳闸, 经电话询问, 当地风一直很大, 故没有再次试送, 直至当地没有刮大风后, 才于当日晚上21时46分恢复供电, 该次事故先后两次共间断供电8小时55分。巡线发现N15~N16间导线风偏后对右侧约5m处山坡上的两棵花梨树放电, 树枝被烧焦, 树叶被烧掉, 导线上有明显的放电痕迹。经会同局生技部门现场勘验后, 决定采取开方3000m3及砍伐放电点附近树木的措施。

2001年7月20日16时31分, 黄32开关零序I段保护动作跳闸, 故障录波装置显示C相接地。16时46分恢复供电。

2001年7月20日17时24分, 黄32开关零序Ⅱ段保护动作, 故障录波装置显示A相接地。经巡线发现N15~N16间及N34~N35间均有树 (草) 烧焦的痕迹, 上两处老百姓均反映曾听到一声巨响, 当时风速很大, 有围墙被风刮倒。

现场实测及事故分析:

1 N34-N35风偏障碍情况

N34~N35之间档距为1011m, 两塔悬点高基为80.1m, 事故点距N35塔为207.6m, 导线静风时对地垂直距离为6m, 对边坡距离为4.8m (温度为25℃时) , 运行单位到现场进行了导线弧垂及风偏横断面及风速、风向的实测, 其结果如下:

弧垂观测:用档端角度法观测弧垂, 如图1-1所示, 测量时气温为25℃, 档距中央弧垂为:

式中θ——经纬仪的观测角 (-4°59′5″)

L——档距 (1011m)

h——导线悬点高差 (80.2m)

a——仪器至N34塔下导线悬点的垂直线路 (15.14m)

此时导线弧垂最低点的应力为:

ψ——两悬挂点连线与水平线的夹角

风偏点的弧垂为:

式中Lx——风偏放电点至N35塔的距离

(2) 风偏横断面测量导线风偏校验:用经纬仪实测风偏横断面如图1-2所示, 图中实线为风偏事故情况下的断面线, 虚线为应采风偏的边界线, 网状线部分为满足风偏要求应开挖土石方的横断面。

根据实测的风偏横断面、导线弧垂及风向等参数分析计算如下:

导线为LGJ-120, 导线无履冰, 风向与线路夹角α=45° (见图1-1) 。

式中g1——导线自重比载 (10MPa/m)

按上式求出各种风速时导线的风偏为:

各种风速时, 导线对放电点处的弧垂为:

式中g6——导线自重和无冰风压的综合比载 (10Mpa/m)

б——不同风速情况下导线应力 (10MPa)

根据以上计算, 若要满足30m/s的风偏情况下电气距离的要求, 需开风化岩6000m3, 按70元/m3计算, 只需投资42万元, 而且人工开凿艰难, 如放炮, 稍有不慎就会炸伤导线, 且由于大面积开, 破坏植被, 造成水土流失严重, 而加塔仅需20万元, 反而不到开方费用的一半。故而在此处不能用继续采用开方的方法来解决问题, 而应用加塔或其它方法来解决。

2 N15~N16风偏障碍情况

N15~N16之间档距为655.4m, 两塔悬点高差为115.5m, 事故点距N15塔为109.2m, 导线静风时对地垂直距离为5m, 对边坡距离为5m (温度20℃) 时, 地形为风槽, 地质为风化岩。现场对导线弧垂、风偏横断面及风速、风向实测结果如下:

1.弧垂观测:用档端角度法观测弧垂, 如图2-1所示, 测量时的气温为20℃, 档距中央弧垂为:

此时导线弧垂最低点的应力为

风偏点的弧垂为

风偏横断面测量边导线风偏校验:用经纬仪实测风偏事故点的风偏横断面如图2-2所示。

3、根据实测的风偏横断面, 导线弧垂及风向等参数进行分析计算如下:

导线为LGJ-240, 无覆冰, 风向与线路夹角α=60° (见图2-1)

各种风速时导线闪络点处的弧垂为

3 结论

3.1从以上分析计算可以看出, 采用开方解决N34~N35和N15~N16处对边坡距离的问题是不经济的, 不能从根本上解决问题, 须采用加塔予以解决。

3.2所分析的这两处的问题, 不是个性问题, 对山区来说是一个较普遍的问题, 必须从选线、测量、定位到设计的全过程予以对待。

3.21选线时应避开风口, 峡谷对微气象压应避免过陡坡、悬崖峭壁。

3.22规程规定330KV及以下电压等级的基本风速取距离地15M高处10mm平均风速, 最大设计值是可能的, 瞬时大风更是不容忽视的。

3.23勘测时要仔细, 不能漏测风偏横断面, 且要注意对边超最大风偏的核验, 对导线风偏瞬间接地问题通常只测距中心8m左右的风偏断面也是不科学的, 也常规风速来考虑, 遇到特殊地形时, 应考虑其微气候特点, 加以特殊对待, 如采取适当减小档距, 以做到档距均匀为宜。

3.3施工、验收时要认真, 发现问题要及时处理, 做到防患于未然, 运行中发生事故, 更要本着三不放过的原则及时查明原因, 要对症下药, 采用适当的方法予以整改, 以确保电网的安全运行。

参考文献

[1]张洞明.电气部分电力工程高压送电线路设计手册 (第二版) .中国电力出版社.1999.9

[2]邵天晓, 汤伯兰.电线力学计算电力工程高压送电线路设计手册 (第二版) .中国电力出版社.1999.9

接地事故 篇2

曹洼风电场 第一季度反事故演习总结

二O一五年二月

－1－

第一季度35kV系统单相接地演习总结

为进一步提高对35kV系统单相接地及相间短路等事故协调配合处理能力，曹洼风电场于2015年2月6日组织了反事故演习。为确保本次事故演习有序进行，成立了事故演习领导小组，制定了反事故演习方案及注意事项及事故处理要点，对参加演习的成员进行了具体分工，使本次演习得以有条不紊的进行。演习结束后，在风场会议室进行了总结如下：

1、本次演习操作正确、忙而不乱，监护到位。本次反事故演习到位，严肃认真。

2、检修运行配合较好，在做完安措及隔离故障点后，检修运行交代配合较好。

3、运行人员在做完安措后检修查找故障点，运行人员打印故障录波图、查看参数曲线等进行初步分析，较以前大为提高。

本次演练不足之处：紧张气氛欠缺，个别年轻演习队员行动不迅速，没有从意识上真正当做事故处理来对待。

只有平时做好事故预想，做好事故应急演练，遇到事故时，才能做到心中有数，才能有的放矢，才能将事故灾害限制在最小范围内。

运维班组

2015年2月6日

接地事故 篇3

【关键词】弧光接地；过电压

随着电力系统的随着经济的高速发展，电力系统越来越庞大，尤其是电网中电缆越来越多，电网中的各种过电压发生机率越来越高，而弧光接地过电压不属于常见的，没引起重视，每一次的过电压都是对电气设备的安全运行造成直接的、严重的考验，而且每发生一次过电压就会对电气设备的绝缘造成一次冲击破坏，并且这种过电压破坏具有明显的累积效应，当累积一定程度时，会造成电气设备损坏，甚至是造成局域电力网络发供电中断。2011年11月，XX热电厂主控室事故信号报警，并网运行的#2、#3发电机组跳闸，厂内10KV高压系统母联开关跳闸。值班人员检查两个发电机组均为差动保护动作，厂内10KV高压系统母联开关为过流动作。

（1）配电室现场检查：1）一电缆出线柜内过电压保护器爆炸，产生较大冲力。2）一厂变压器三相高压熔断器全部熔断，过电压保护器烧毁。3）一高压风机重启时，接地报警。

（2）绝缘摇测检查：1）#2机组 A：0B：0C：6GΩ。

2）#3机组 A：0B：0C：2.5GΩ。3）高压电机：0（兆欧表检查）用2500V摇表检查绝缘为200MΩ。

（3）发电机定子检查：#2、#3发电机定子绕组多处绝缘受损。

故障前运行方式：35KV架空线#2线运行，#2主变压器运行，35KV架空线#1线备用，35KV母联开关备用，10KV母线母联开关全部运行。故障时无设备操作，电网无重大波动。

故障分析：由于电厂为早期投产，没有录波设备及后台机检测，根据故障现象及厂家、专家分析，认为造成这次故障的根本原因是高压电机的弧光接地，产生过电压，致使过电压保护器爆炸弧光短路。

单相弧光接地过电压的形成机理。

单相弧光接地过电压形成机理的理论分析方法很多，对于电网中性点不接地系统，电力电缆在其相间和相地间都存在等效电容。经计算表明，电网发生单相弧光接地时过电压的最大值将达到：

Umax=1.5Um+（1.5Um-0.7Um）=2.3Um

单相弧光接地的过电压瞬时最大可以达到20.4KV。如果弧光接地在接地点造成弧光间歇性反复燃烧，那么产生的过电压将大于2.3倍。根据介绍，在国外有些专家对单相弧光接地进行了试验，结果显示，过电压幅值甚至高达正常相电压幅值的3～3.5倍。在系统发生单相接地时，都产生了较高的过电压，才会引起避雷器放电。强烈的过电压使相间空气绝缘被击穿，形成相间弧光短路，至于避雷器的爆炸，主要是由于避雷器的选型错误和产品质量欠佳，再加上弧光短路产生的高能热量使避雷器的爆炸。由此可见如此高的过电压一旦产生就会使电力网络绝缘薄弱环节形成闪络放电，严重时将破坏绝缘，造成相间短路或者损害电气设备。这时发电机接地电流已远远大于5A，才会造成发电机定子铁芯熔化，即与发电机有电气连接的电力网络的单相接地电流已大大超过了5A。

单相弧光接地产生的原因。

从上述分析可见，单相弧光接地是威胁电力系统安全、稳定和可靠运行的最主要和最直接因素之一。而中性点的接地方式，是直接影响到单相弧光接地的产生和限制的。在我国的传统设计经验中，在6KV-35KV电力系统普遍采用中性点不接地的方式，这是因为在早期的电力网中，电力电缆采用量不大，系统的单相接地电容电流并不大。而随着各电力系统的快速发展，原电力系统主发生了很大的变化，电力电缆的采用量急剧增加。从系统的运行现状和经验来看，其过电压发生的机率越来越高，由于过电压造成的事故在整个电气事故中所占的比例也越来越大。电力供电系统亦属于这种情况。该系统从最初的以架空线为主的配电系统发展成为了拥有发电、供配电以及以电力电缆连接为主的电力系统，再加上即将上马的更高变配电网络，将形成以发、变和配电综合一体化电力系统。因此最初采用的中性点不接地方式将受到前所未有考验！

单相弧光接地的防范措施。

针对现在电力系统容易发生单相接地后的情况，要解决过电压以及发电机的单相接地电流的问题，应从以下几方面着手，以提电力系统在出现单相接地时的稳定性和安全性。

1.调整系统中性点的接地方式

电力系统6KV-35KV中性点目前采用的是不接地运行方式，这种方式对其本身来说虽然有它的诸多优越性，根据《电气事故处理规程》的规定，单相接地时，允许运行0.5～2h，在出现单相弧光接地时允许运行15min，这对于电力用户来说其可靠性相对较好。但是实际上一旦产生弧光接地，过电压以及大的接地电流对电气设备的损坏是迅速的，根本就没有15min的时间留给值班人员进行分析、判断和处理。实践证明电力系统中性点不接地的可靠性与其由此造成的损失和它带来的不利因素的影响相比，这种可靠性已经很难体现。结合上述的分析，中性点是否继续维持不接地方式，值得探讨。要从根本上这类问题，中性点采用消弧线圈接地，应该不失为行之有效的措施之一。

2.采用消弧线圈接地的防治措施

消弧线圈是一个铁芯可调节的电感线圈，将它装设于热电厂发电机或即将新建的变电站变压器的中性点处，这样系统发生单相接地时侯，可形成一个与接地电流大小近似相等、方向相反的电感电流与容性接地电流相互补偿，从而达到限制接地电流的目的，避免在接地点形成弧光。同时即使是运行方式发生变化，使消弧线圈的补偿度或脱谐度发生变化（无论如何变化，只要在设计上考虑充分，均不可能由过补偿转变为全补或欠补），而产生弧光接地，燃弧后电容的充放电电流要经过消弧线圈流回，而不会在故障点形成多次弧光重燃，这样就有效地避免了接地点的间歇性燃弧，达到限制弧光过电压的目的。同时在经过精确测试现有系统的单相接地电流的基础上，合理地设计和选择好消弧线圈，可以将接地电流限制在5A以下，以确保电力系统的运行安全。在我国现在很多电网，特别是一些大型工矿企业的系统都已经进行了中性点接地方式的改造，技术可行，经验成熟，运行可靠。

【参考文献】

[1]熊信银.发电厂电气部分（第4版）.中国电力出版社.

[2]张保会，尹项根.电力系统继电保护.中国电力出版社.

[3]王辑祥.电气接线原理及运行（第2版）.中国电力出版社.

[4]袁小华.电力工程.中国电力出版社.

一起单相接地引起消弧线圈事故分析 篇4

关键词：单相接地,消弧线圈,接地电流

消弧线圈是电力系统重要的电气设备,系统发生单相接地时它能产生电感电流,补偿因单相接地而形成的电容电流,使故障相恢复电压速度减小。对于消弧线圈,要正确操作,还要在平时的运行工作中加强管理与维护,及时发现缺陷及时处理,才能保证电力系统的安全性与稳定性。

1 事故经过

2007年2月8日某变35 kV系统单相接地时,消弧线圈动作,接地持续30 min左右,阻尼箱开始冒烟。打开阻尼箱门后,发现压敏电阻已经烧化脱落,环氧板上烧出一个洞。见图1。

2 原因分析

由于消弧线圈是串联在系统的零序回路中,在系统未发生单相接地的情况下,和系统的三相对地电容组成串联回路,当容抗和感抗相等或接近时,系统会产生串联谐振,将中性点电压放大,越接近谐振点,电压被放大得越高。这就是预调式消弧线圈在回路中要串联阻尼电阻的原因。由于阻尼电阻的存在,抑制了中性点电压的放大,防止系统不对称电压太高,根据相关规程规定,中性点电压被限制在15%相电压以下[1]。

消弧线圈的串联电阻接地方式在正常运行情况下,忽略线路对地的泄漏电阻、消弧线圈有功损耗和接地变压器零序阻抗,零序等值电路如图2所示,电网的不对称电压Um、线路对地总电容3Co、消弧线圈的电感L和串联电阻Rd组成了电压谐振回路。

由电路分析可知,中性点位移电压(Uo)的计算公式为:

式中:Uφ为相电压;ω为角频率;Ko C为线电压变相电压的系数。当全补偿时,Uo出现最大值(Uomax),方程两边同时除以Uφ,并简化得:

解方程得:

由方程可见,串联电阻值的取选与电网对地电容电流和电网的不对称度有关,其中Uomax按照规程为15%Uφ。

在中性点不接地系统中,当发生单相接地故障时,流入大地的电流若过大,就会在接地故障点出现断续电弧而引起过电压。因此,在单相接地电流大于一定值,如3~10 kV系统中接地电流大于30 A,20 k V及20 k V以上系统接地电流大于10 A时,电源中性点就必须采用经消弧线圈接地方式,如图3所示。电源中性点经消弧线圈接地方式,其目的是减小接地电流[2]。

消弧线圈实际就是一个铁芯线圈,其电阻很小,电抗很大。当系统发生单相接地时,流过接地点的电流等于接地电容电流与消弧线圈的电流之和。由于相位相差180°,即方向相反。因此在接地点相互补偿,使接地电流减小,如果消弧线圈选择得当,可使接地点电流小于生弧电流,而不会产生断续电弧和过电压现象。

在该起消弧线圈单相接地时压敏电阻发热烧毁事故实例中,C相负载偏大,当发生接地时,由于阻尼电阻选型不恰当,达350Ω,致使压敏电阻频繁动作,持续承受24.1 A的电流,发热烧毁。

3 改进措施

(1)尽量保证装有消弧线圈的系统中各相负荷的平衡,必要时进行负荷实测。

(2)对10 kV电网,阻尼电阻建议选择40Ω;对35 kV电网,阻尼电阻建议选择160~320Ω。大量运行经验表明,这种选择基本上能够满足要求。

4 结束语

实际运行结果表明,文中提出的改进措施为解决单相接地引起消弧线圈事故的处理提供了良好的解决办法,可供广大电力工作者借鉴选用。

参考文献

[1]陆国庆,姜新宇,欧阳旭东,等.高短路阻抗变压器式自动快速消弧系统——配电网中性点新型接地方式的实现[J].电网技术,2000,24(7):25-28.

接地事故 篇5

受台风影响, 杭州某110kV变电站发生了直流系统接地故障。现场检查后发现直流充电屏绝缘监测仪显示“馈电1单元2-1故障、母线绝缘故障”, 但具体对应支路不明, 且装置告警灯亮, 正对地电压为24V, 负对地电压为-96V, 正对地电阻为33.3kΩ, 负对地电阻为9 999.0kΩ。于是判断为直流正极接地, 汇报调度员后, 按照直流拉路原则查找故障原因。

在拉直流接地过程中, 当切断直流馈线屏上“保护屏II段直流输出小开关2Q1”时, 直流接地消失, 随即合上该空开。同时, 查看现场后台和综自设备信息时, 发现浙杭1001线开关跳开, #1主变、110kV、35kV、10kV I段母线均失压, 110kV、35kV、10kV备自投装置均未动作, 主变保护装置无告警或动作信息, 后台机无其它告警或动作信息, 所用电备自投动作。

2 检查处理过程

该站事故前的一次设备运行方式如图1所示, 110kV、35kV、10kV均分列运行, 各级备自投装置均投跳闸。

2.1 第一次检查处理过程

事故发生后, 立刻对浙杭1001线开关误动进行检查分析。初步检查发现室外机构箱、端子箱均无渗水情况。查看直流馈线屏上保护屏II段直流输出小开关2Q1馈线回路, 确认此空开为控制室主变保护、110kV开关操作箱、110kV备自投装置、测控装置等相关综自设备直流电源总空开, 控制室各装置的直流电源通过屏顶小母线并接[1]。因浙杭1001线开关跳开是在合上直流空开2Q1后发生的, 故初步判断原因可能为:一是交流电源回路与直流电源回路之间绝缘不良, 引起交流串入直流电源回路使出口继电器误动, 造成开关跳闸[2];二是室外电缆对地电容构成回路瞬间放电, 使出口继电器误动[3], 造成开关跳闸;三是直流多点接地造成分闸回路被短接, 造成开关跳闸。

经测量, 直流系统的交流电压接近于零, 排除第1种可能;而室外电缆长度不超过90m, 对地电容串接跳闸回路放电难以满足条件, 待定, 故先考虑第3种方案, 查找接地点, 从而反向推理开关跳闸原因。

根据现场情况制定了初步查找方案:考虑到接地可能发生在室外, 采用分支直流空开直接拉路法, 采取先室外遥信回路、后主变非电量保护。又因浙杭1001线开关之前误动过, 故此次不对开关控制电源进行拉路。当拉开浙杭1001线测控装置电源小开关1K后, 接地现象消失。在接通电源小开关1K时, 浙杭1001线开关分闸, 110kV备自投装置动作, 在判断浙杭1001线开关分位后, 合上110kV母分开关。因浙杭1001线开关出现第2次跳闸, 且工作期间正值台风高危期, 故决定暂时终止消缺工作, 仅收集相关信息进行讨论分析, 择期再行处理。

2.2 第二次检查处理过程

两日后, 进行第二次检查, 分析开关跳闸的可能原因。

(1) 主变保护动作。因主变保护装置未有任何动作信息, 系统也无故障点, 故排除该原因。

(2) 110kV备自投动作。在追跳环节将开关跳开, 查看备自投动作信息。开关跳开早于备自投追跳52ms, 符合备自投判开关分位后追跳逻辑, 若是备自投跳开浙杭1001线, 则应是整定单中整定值的7s, 因此排除此情况。

(3) 手分回路跳闸。因远近控开关处于远方位置, 故此回路可靠断开, 于是可排除该原因。

(4) 交流传入直流。在第1次检查处理时已排除该原因。

(5) 电缆对地电容在直流有接地点的情况下发生瞬间放电, 会造成开关跳闸。该原因有可能, 待定。

(6) 多点接地可能会将开关跳开。但2次跳闸明显都是直流空开推上后发生的, 若是多点接地, 则不会出现此类现象, 排除该原因。

(7) 遥控回路误出口跳闸。该原因有可能, 但测控装置误出口的情况概率很小, 待定。

于是将浙杭1001线改冷备用后, 再次尝试模拟两日前合上浙杭1001线测控装置直流电源1K时跳开浙杭1001线开关的现象。若再次跳开, 则可初步说明开关跳闸与直流接地无必然联系, 可判断为装置原因;若不跳开, 则说明开关跳闸与直流接地有必然联系。而现场直流接地已消失, 只能进行测控装置和操作箱等相关二次回路的绝缘测试, 以尽量查找可能的接地点。

合上浙杭1001线开关 (冷备用状态) , 将开关的远近控切至远方, 放上遥控出口压板, 切断浙杭1001线测控装置的直流电源, 间隔3s后, 合上该空开。此时, 浙杭1001线开关再次跳闸, 同时听到测控装置继电器动作响声。再次模拟, 浙杭1001线开关再次跳闸。于是拆开该开关外部电缆, 将其远近控切至就地, 将遥控分闸接点完全隔离开, 用万用表电阻档测量合上空开时电阻的变化情况, 发现合上直流电源空开时, 电阻由无穷大瞬时变为接近于零。多次测试后, 统计遥控分闸接点动作的概率为75%以上 (20次) , 至此, 基本确定了浙杭1001线开关跳闸的原因:南瑞继保RCS-9607II型测控装置在上电初始化时发生了出口接点误合现象。继而最终确定故障板件为CPU板, 其软件版本为2.80, 校验码为48EC。

更换同型号、同版本的CPU板后, 拉合装置直流电源20次, 再未发生跳合闸接点误动作现象。

3 防范整改措施

(1) 为防止同型号其它测控装置 (江州1002线、110kV母分) 也存在类似隐患, 对其也进行同样的拉合直流电源试验20次, 未发生遥控分合闸接点误动作情况。

(2) 将现场故障CPU板返厂测试, 并出具正式测试报告。

(3) 对各厂家备品备件进行全面梳理, 改变原有备品储备重保护轻测控的备品管理模式, 测控装置备品备件达到5∶1配比。

(4) 优化直流接地查找方式, 防止站内重要保护、安全自动装置、厂站自动化装置的全部或大批失电情况的发生, 并由专业管理部门组织运行检修人员进行关于直流接地查找方式的学习。

4 结束语

直流电源对变电站的安全可靠运行起着极其重要的作用, 它主要给变电站内开关的控制回路、保护测控装置、通信设备、事故照明、监控系统等供电。直流接地是变电站常见且危害性较大的故障, 直流拉路是查找接地点最常用的方法, 而采用直流拉路方式查找接地点的过程中造成开关跳闸的事故非常罕见。本文述及事故是由110kV进线测控装置在上电初始化时发生出口接点误合引起, 希望该案例能对类似故障的分析和处理有所裨益, 从而确保变电站的安全稳定运行。

摘要：针对某110kV变电站发生直流接地后, 在采用直流拉路法查找接地点的过程中一条110kV进线开关发生误跳的故障进行分析, 指出该110kV进线开关的跳闸与直流接地故障无必然联系, 而是由其测控装置在上电初始化时发生出口接点误合引起。

关键词：直流接地,开关跳闸,拉路法,上电,初始化

参考文献

[1]黄成扬.浅淡查找变电站直流接地的拉路试验法[J].机电信息, 2011 (15) :11, 12

[2]汤建红, 苏文博, 潘向华.500kV变电站开关无故障跳闸事故分析[J].电力自动化设备, 2005 (12) :81~83

接地事故 篇6

1 事故概况

(1) 情况简介。2011年7月5日16时45分, 某110kV变电站304断路器跳闸。由于当时一直在打雷下雨, 304断路器未复电。随后值守人员发现10kV配电室内出现耀眼的电弧光亮, 即于304断路器跳闸后13min 520断路器跳闸。该110kV变电站运行接线方式如图1所示。

(2) 设备情况及运行方式。2号主变型号为SZ9-31.5MVA110kV/11kV、Y/△-11, 额定电流165.33A/1653.37A;320断路器型号为ZN28-12/1250-31.5;304断路器型号为ZN28-10C/1250-31.5;出线避雷器型号为YH5WZ1-17/45×17/45三相组合式复合外套无间隙避雷器;520断路器型号为SW7-110IC/1600。当时1号、2号主变运行, 10kVⅠ、Ⅱ段母线分开运行。

(3) 现场检查结果。520断路器是主变重瓦斯动作引起的跳闸, 主变过负荷、重瓦斯掉牌;10kV母线排三相有多处电弧放电痕迹;304断路器柜内导向瓷瓶、支持瓷瓶及304断路器外壳均有电弧放电痕迹, B相导向瓷瓶铸铁帽有烧熔孔痕, 面积约6mm×10mm, 深约4mm。主变瓦斯继电器取气体及本体取油做油化分析, 按“三比值”法为“022”, 系高温过热。

对该站一次、二次设备进行升流试验、继电保护动作试验及绝缘试验, 均未发现异常情况。而304断路器出线避雷器绝缘电阻为10000MΩ、直流0.75倍1毫安参考电压下泄漏电流为22μA, 事故过程已动作, 属于正常运行设备。

2号主变近3年绝缘情况略有下降, 绝缘油的电气强度为34kV;520断路器过流2545A (TA变比3150/5) , 主变过负荷 (10kV侧) 按1.30倍额定电流即2142A整定。

对线路查线发现, 引起事故的故障点位于304断路器支线的7#杆 (距304断路器的电气距离约200m) 的A、C相柱上, 该杆上断路器刀闸支持瓷瓶被直击雷打碎2/3, 碎裂方向为垂直于导线走向。

2 事故原因分析

为什么304断路器跳闸后13min, 520断路器才跳闸 (110kV系统检查未发现故障) , 而且是主变重瓦斯动作引起?为什么雷击后520断路器过流不动作而过负荷掉牌?

由于直击雷的作用, 使304断路器支线的7#杆A、C相绝缘子分别炸裂后, 并未造成线路单相金属性接地短路, 更没有形成相间短路。而A、C相雷击后剩下的约1/3绝缘子 (事后现场检查情况如此) 在大雨下过渡 (绝缘) 电阻较小 (几欧到几十欧) , 且A、C相绝缘子彼此阻值也不等。因此, 过渡 (绝缘) 电阻相对较低的一相绝缘子在雨水加表面污秽的共同作用下使其绝缘下降到某一临界值时, 首先对地放弧而形成单相弧光接地, 然后在电流过零时接地电弧熄灭, 该绝缘子绝缘部分恢复;此时另一相绝缘子也因同样的原因绝缘下降、紧接着对地放弧而形成单相弧光接地, 不久在电流过零时接地电弧熄灭, 绝缘子绝缘恢复。隔一段时间又有其中一相绝缘下降到对地放弧, 然后电弧在过零熄灭, 而后又重燃, 如此就形成A、C相交替性弧光接地。

由于该故障点离304断路器的电气距离约200m, 属于近区短路, 因而在很短时间内这个交替弧光即到达304断路器 (故障时弧光是由外电路故障点向电源侧发展) 。在6～10kV中性点非直接接地系统中, 当电容电流超过30A时故障电弧难以自动熄灭。此处电容电流为22.87A, 且无消弧线圈补偿, 而大雨中A、C相绝缘子过渡 (绝缘) 电阻小且在逐步降低的情况一直存在, 故A、C二相故障电弧分别在过零时熄灭, 然后重燃, 却没有发展成为二相电弧接地短路。但是, A、C相交替性弧光接地产生的过电压不断向近区的变电站内发展。

在线路受到直击雷雷击, 尽管304断路器出线避雷器已经动作, 但当直击雷过去后, 属于内部过电压 (操作过电压) 的弧光接地过电压此时却未消失, 其发展和作用反而愈来愈强烈。由于断路器柜内的支柱绝缘子、导向绝缘子表面的潮湿和脏污, 且当时高配室内空气潮湿 (相对湿度为85%) , 所以绝缘子表面泄漏大, 沿面闪络电压大大降低 (同类其他完好绝缘子试验的干闪电压仅30kV, 事故时可能还要低) 。因为系统电容电流不大, 故障电弧电流也不大, 闪络的结果仅在断路器柜柜壁、铝排上留下多处烧熔凹痕。

由于304断路器的引线相间通过电弧短路, 最终导致该断路器跳闸, 而在304断路器跳闸前, 交替弧光早已越过该断路器到达10kV母线。304断路器跳闸后, 交替弧光引起母线排的相间、母线对地通过弧光短路, 从而导致320断路器越级跳闸。在此期间, 交替弧光还引起了10kV电网中LC回路的电磁振荡, 一方面交替弧光接地产生的高频振荡电流通过主变10kV线圈时, 因趋肤效应使铁芯及相关导磁系统产生涡流发热, 引起油中特性气体突然增多, 油温上升, 油流速加快;另一方面由于主变10kV线圈采用的是三角形接法, 外部产生的零序电流通过线圈形成环流, 造成主变负荷电流突然增大。

在上述两个因素共同作用下, 加速了主变油温上升, 油流速加快, 终于在304断路器跳闸后13min油流速达到整定的0.6m/s, 启动主变重瓦斯保护动作 (520断路器跳闸) 。至此10kV系统交替弧光接地消除。据故障录波显示, 电弧接地电流发展为相间短路时接地短路电流约为2337A, 正好略大于过负荷整定的2142A, 而小于过流整定的2545A。于是过负荷掉牌, 过流保护未动作。

3 预防措施

(1) 按我国继电保护设计标准, 在中、低压母线系统中一般不配置专用的快速母线保护, 而是以上一级元件 (变压器) 的后备保护来切除母线故障。但是, 主变压器因在出口母线突发短路冲击下, 致使动稳定失衡造成的损坏事故也时有发生, 这些事故多是没装设专用的快速母线保护、延迟切除短路故障造成的。因此, 在设计主变10kV母线及并联运行的双母线时, 应考虑装设专用的快速母线保护。

(2) 国家标准中规定变压器热稳定允许时间为2s、动稳定时间为0.25s, 但实际中继电保护动作时间都大于此规定值, 不能满足保护变压器的要求。因此, 需要完善变压器保护, 使变压器的保护动作时间小于允许的动稳定时间 (0.25s) 。

(3) 根据电网运行的实际情况, 投入消弧线圈, 并且要确保消弧线圈自动跟踪补偿的正确工作, 不得发生欠补偿、全补偿或失去补偿。

(4) 加强对6～10kV电网的改造, 提高线路安全运行的可靠性, 避免因近区短路而造成事故扩大化。

(5) 加强对中压电网的运行管理, 及时消除线路缺陷, 做好雷雨季节的巡视、防雷工作。做好变电站高压配电室内的防污、防潮工作, 确保不发生外绝缘闪络。

4 结束语

接地事故 篇7

关键词：过电压,弧光接地,TV烧毁,分析

0 引言

目前我国10k V线路电力网络采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式运行, 当10k V出线发生单相接地时, 接地电流只是网络电容电流, 比较小, 保护装置不动作于跳闸, 只给出信号, 电网可持续运行2h, 故提高了供电可靠性。其缺点是经济性差, 因10k V中性点不接地网络单相接地时, 不接地相对地电压变成了线电压, 易出现弧光引起谐振过电压, 造成对电力设施的严重损坏。

1 事故前运行方式

110k V东母带1#主变运行, 110k V中母带2#主变运行, 110k V西母带3#主变运行, 110k V 1101及1102母联处解备位置。1#、2#、3# (3×75MW) 分别带10k V I段、II段、III段运行, 10k V母联开关处于解备状态, 10k V备用出线均在解备位置。

2 事故经过

2013年6月24日中午11:58, 西110k V变电站后台监控主机打出“西10k V III段TV打出接地告警信号”, 同时后台主机电压数据显示A、B两相电压升高, C相电压降低。此时运行人员立即汇报动调, 经动调许可后, 劳保穿戴齐全进入10k V高压室进行检查发现高压室内10k V III段TV柜内有冒烟现象, 高压室内有烟雾。经动调许可, 在12:10将西103主变出线由运行转备用, 10k V III段母线停电后将此母线所带的分回路逐条进行转备用操作, 12:16将西10k V II段TV转检修后打开柜门发现电压互感器C相绝缘击穿本体破裂, 并伴有部分黑色液体流出, 电压互感器C相一次保险击穿。运行人员将现场的情况汇报动调, 12:43西103转解备, 西10k V III段TV与母线隔离后, 于13:20西10k V III段母线恢复供电, 16:43整条母线所带用户全部恢复供电。除西10k V III段母线TV以外, 其它设备恢复原有运行方式, 由西103带10k V III段母线的时间为18:45分, 至此整个事故处理结束。

3 事故原因分析

该电压互感器2006年由广州增强绝缘互感器厂制造, 由开关柜厂家捆绑安装, 设备质量值得质疑。

后台监控主机打出“西10k V III段TV打出接地告警信号”, 同时后台主机显示A、B两相电压升高, C相电压降低, 现场消谐装置显示分频、基频都有谐振现象产生。因此确定系统中有单相非金属性接地故障发生, 导致系统电压升高, 造成电压互感器绝缘击穿并使TV出现过流现象, 造成TV熔断器熔断, 烧毁电压互感器。无论是几次谐振谐波, 都会将电压升高至线电压的2~3.5倍, 电压互感器质量也存在一定缺陷因此造成此次事故。

在中性点不接地的配电网中, 由于中性点对地是绝缘的, 故对地电容较小的配电网络, 很易由电磁式电压互感器引起铁磁谐振, 当发生单相稳定接地时另两相电压会升至线电压。发生间歇性弧光接地时在第一次弧光接地消失后引起铁磁谐振, 而第二次弧光接地是在网络有谐振过电压的情况下发生, 则引起暂态过电压超过3.0倍额定电压的几率就比较大。

4 防范措施

4.1 防止TV铁磁谐振

(1) 加强设备点检, 尤其是在高温及负荷较大的时段要特别关注设备运行情况, 加强设备区内通风降温措施;对于电压互感器及相关的关键备件, 要采购正规厂家、信誉较好、质量好的产品;针对电网存在的谐波问题要请专门厂家进行测试, 采取相应的治理措施。

(2) 为电磁式电压互感器加装消谐器, 或在TV开口绕组端接二次消谐装置。

(3) 在10k V配电网中, 若网络对地电容较小, 可通过网络中的TV组数和网络对地电容进行估算, 有可能发生铁磁谐振时, 则应将高压中性点经电阻接地。

4.2 加强新投运设备的检查

TV投运前应进行V-A特性试验。按国家电网公司18项反措的要求, 三相TV的V-A特性应一致, 并在1.9倍额定相电压下, 电流不饱和。这样在系统发生故障时, 可有效降低发生谐振的可能。

做好金属氧化物避雷器的验收。事故中10k V金属氧化物避雷器内腔全部闪络, 阀片炸裂, 外层合成套烧伤, 表现为避雷器通流能力不足。应订购质量好的金属氧化物避雷器, 以保证稳定运行。

4.3 提高运行人员处理事故的能力

发生事故后, 应仔细检查相关的设备, 必要时要通过试验进行判断, 在查清原因的前提下, 进行必要的修复处理, 再进行恢复运行操作, 这样才能确保及时安全恢复运行, 避免事故扩大。

4.4 加装消弧线圈

根据运行经验, 当10k V系统电容电流达到10A左右时, 应考虑加装消弧线圈, 并将消弧线圈处于过补偿运行, 使系统单相接地时, 短路点的电流不超过5~10A;保证系统发生单相接地时, 电弧可以自熄, 可有效地降低弧光接地过电压, 减少因出线短路而引起的烧间隔事故。

参考文献

[1]贺家李.电力系统继电保护原理[M].北京:中国电力出版社, 2003

[2]陈金玉.继电保护[M].北京:中国电力出版, 2008

接地事故 篇8

2011年6月21日8:40, 某企业因线路及设备检修, 到35 kV变电站办理停电线路检修工作票。值班员根据停电要求填好操作票, 即断开01#、02#、03#、04#开关, 将手车拉出置检修位置;然后分别合这四路的接地刀闸。在操作过程中因03#接地刀闸合不上, 就随机更改操作步骤, 断开10 kV进线101#总开关。将101#总开关手车拉出置检修位置, 即合101#接地刀闸。“砰”的一声巨响, 1#主变高压侧1003#开关跳闸, 造成10 kV全线停电。经查看是带电合接地刀闸造成的。接地刀闸与手车开关是相互闭锁的, 手车不拉出接地刀闸合不上, 为什么10 kV总开关在带电时能合上接地开关呢?

2 事故分析

经核对一次接线原理图 (如图1) , 真相大白。原来10 kV总出线手车开关柜和五防封闭式开关柜闭锁功能是一致的, 但是10 kV出线柜的电流流向是从10 kV母线到线路侧或设备侧, 接地刀闸装在设备侧, 即装在手车柜下部。而101#母线总进线柜的电流是从1#主变流向10 kV母线, 接地刀闸也接在手车柜下部, 电流的流向是由手车柜下侧流向上侧10 kV母线, 手车一经拉出闭锁即解除, 接地刀闸能够合上, 而接地刀闸在电源侧仍然有电, 所以发生上述带电合接地刀闸事故, 造成三相短路, 主变1003#开关跳闸。该值班员片面认为, 10 kV开关柜是具有“五防”功能的封闭式手车柜, 手车拉出接地刀闸才能合上。对该管辖区域的设备性能, 主接线不熟悉, 同时封闭式“五防”手车柜全为铁板封死, 接地刀闸合不上后门打不开, 合接地刀闸前的验电因打不开后门而不能进行。另外, “五防”柜还存在手车不从柜内拉出来, 就无明显断开点的缺点。假如从总进线柜上侧接电源, 下侧接进线, 此柜内无空间。

3 防范措施

(1) 将35 kV变电所10 kV总进线101#手车柜接地刀闸暂时解除。可将主变1003#开关与101#开关接地刀闸加装电气联锁, 主变高压侧停电, 101#柜内接地刀闸合不上。

(2) 加强值班员技能培训, 熟悉设备, 熟悉管辖区的主接线原理图。

(3) 规范操作规程, 在操作过程中如有与操作票不相符和改动的, 应立即停止操作, 弄清原因重新填写操作票, 待有关人员审批、审核后再操作。

接地事故 篇9

2012-07-18 T 14:23,某供电局下属的一个110 kV变电站10 kVⅡ段母线接地,根据站内小电流接地选线装置发出的信号,可判断是F13馈线发生单相接地故障。由于F13馈线上有重要用户,因此配网调度运行部门没有马上切除故障线路,而是先与该用户联系停电,但遭到拒绝。15:07,F13馈线开关跳闸,在不到2 min的时间内,该站另外9条10 kV馈线以及2回站用变全部跳闸,全站失电,导致由该站供电的多家重要双电源用户停电。后经事故调查发现,该变电站10 kV电缆沟中多回10 kV电缆被击穿,绝缘层烧毁,致使多条10 kV线路保护跳闸。

2造成扩大性事故的原因分析

2.1事故类型

该变电站出现事故的原因是柱上开关的避雷器引线被炸断。通常情况下,若不及时隔离单相接地故障,线路在较长的时间内都将承受过电压,导致绝缘被击穿,进而引发跳闸事故,但事故的影响范围一般仅限于该条故障线路。此外,目前配电网所采用的10 kV电缆多为交联聚乙烯电缆,很难发生大面积的绝缘层烧毁事故。因此,本次110 kV变电站全站失电事故是一起因简单接地故障而引起的复杂扩大性事故。

2.2造成事故扩大的原因

通过对事故发展以及现场电气设备运行情况的分析,总结出本次事故扩大主要原因是故障隔离时间过长、电缆头绝缘性能差以及电缆排列混乱[1]。

下面主要针对故障隔离时间过长进行分析。从该变电站10 kVⅡ段母线发出单相接地故障信号,到事故跳闸之间有44 min,由于期间没有对接地故障进行有效隔离,造成10 kV配电网接地运行,对Ⅱ段母线上其他电气设备以及10 kV馈线都构成了威胁,也给设备的绝缘带来了极大的隐患,随时都有可能造成人身及设备安全事故。另外,此时正值度夏的负荷高峰期,长时间承受故障电压最终导致10 kV电缆的电缆头绝缘被击穿,造成两相短路跳闸,同时事故产生的电弧还将其他电缆的绝缘层烧毁,进而导致连环跳闸,最终造成全站失电的大面积停电事故。

3本次扩大性事故暴露出的问题

3.1问题1

在单相接地故障发生时,为保证电网安全以及设备的安全、连续、稳定运行,必须对故障设备进行隔离。然而,在故障查找和处理过程中,难免会造成设备停电,这就与电力用户要求连续供电产生了矛盾。随着用户对电力依赖程度的不断加深以及其维权意识的不断提高,这种矛盾会变得愈发突出。如果单相接地故障发生时10 kV线路没有跳闸,则只能通过拉路法来查找接地线路,这会造成该线路的短时停电;如果让双电源供电的用户将负荷转移至备用电源,则需要内部停电才能转移负荷。这2种情况都会导致未发生接地故障线路上的用户,尤其是使用双电源供电的用户出现停电现象,对其正常用电造成影响,从而降低10 kV配电网的供电可靠性。有调查表明,有近80%的电力用户更愿意接受线路跳闸而导致的停电,却无法接受在有电时进行负荷转移。统计资料显示,2012年该供电局下属10 kV配电网共发生了175起单相接地故障,其中有29起是由于重要用户不停电而导致整条线路长时间接地运行,约占故障总数的16.57%[2],最终有9起造成了设备烧毁并导致跳闸。

3.2问题2

本次扩大性事故同时也反映出双电源供电的重要用户电源点分配不合理。本次事故造成110 kV变电站全站失电,导致由该站供电的多家重要电力用户全部停电,不仅造成了严重的经济损失,也带来了非常恶劣的社会影响。目前该供电局有735家双电源供电的电力用户,但能够真正实现双电源供电的并不多,其中有近85%的用户2回电源仍都来自同一个110 kV变电站的不同10 kV母线。在非正常运行方式下,如果对变电站的一台主变进行检修,则所有10 kV母线将由同一台主变供电,那么用户的2回电源将变为同一个电源点,双电源即成为空谈。此时,如果再发生与本次事故类似的变电站全停事故,那么用户的两回电源将同时失电,只能面临停电的局面,无法保障供电的可靠性。

4所暴露问题的解决措施

4.1问题1的解决措施

(1)对于10 kV线路的单相接地故障,一定要尽快进行隔离处理,尽量避免10 kV线路长时间接地运行时间,以免故障范围扩大。当电力用户不配合停电时,在考虑用户利益的同时,更要考虑到整个配电网的安全,此时需要加强与电力用户的沟通,明确告知其需要尽快停电,并明确指出延误停电可能导致的严重后果。同时,也需要给用户留出一定的时间来向上级领导请示汇报并进行负荷转移,具体的时间长短则应在调度规程及售电协议中进行明确约定。此外,要改进配电网运行管理工作,对故障处理程序作出明确的规定。同时,要做好重要用户的用电宣传工作,使其充分理解电网正常运行的重要意义以及带故障运行的危害,从而在需要停电时积极配合工作,达成互利和谐的局面[3]。

(2)要加强变电站内小电流接地选线系统的功能,使之能够与保护正确配合动作。在城市快速发展的过程中,商业区的负荷密度越来越高,变电站的大部分馈线上都有重要的电力用户,这给采用拉路法查找10 kV线路单相接地故障带来了很大的难度。在需要用户转移负荷时,用户一般基于自己的利益考虑很难作出积极的反馈,导致故障处理及隔离的速度无法得到保证。而上文的调查表明,用户更倾向于接受跳闸停电,即在发生故障时直接将故障线路跳开。随着小电流接地选线系统功能的不断完善与改进,结合零序电流比幅比相法等先进技术,研制出了综合型智能选线装置,可以更加准确地判断单相接地故障线路并将其直接跳开,给管理人员快速处理故障提供了极大的方便。不过,目前大部分变电站中所安装的小电流接地选线系统仅能发出故障信号,却不能进行跳闸操作。因此,建议在变电站中推广应用综合型智能小电流接地选线系统,并将其发出的指令信号直接设置为故障线路跳闸,这样可以大大缩短正常线路以及电气设备承受故障电压的时间,消除事故扩大的隐患。

4.2问题2的解决措施

要对重要电力用户实现真正意义上的双电源供电,做到电源点的分离,尽量保证用户的2回电源来自不同的110 kV变电站,以减少单相接地故障对重要用户供电造成的影响,提高10 kV配电网的供电可靠性。因此,需要在10 kV配电网的规划、建设及改造过程中,根据电力用户的重要性来合理分配电源点,例如,对于住宅小区、写字楼和商场等供电可靠性要求相对低的用户,可采用同一变电站的不同10 kV母线作为其电源点;而对于政府机关、医院和学校等供电可靠性要求较高的用户,则要实现2回电源点的分离[4]。

5结语

10 kV线路单相接地故障是配电网中最为常见的故障类型,如果能够得到及时的隔离与处理,就不会对其他正常电气设备及馈线造成影响。但在实际运行过程中,为保证重要电力用户的持续供电,发生单相接地故障的线路仍需在较长时间内接地运行,这就给10 kV配电网的安全运行带来了严重隐患。因此,在保证配电网安全稳定运行,同时尽量减少重要电力用户停电的前提下,需要采取必要措施尽快处理单相接地故障,并对重要电力用户实现真正意义上的双回路电源供电。

摘要：首先介绍了一起10kV线路单相接地扩大性事故的概况,随后对该起事故的发生原因进行了分析,并指出了本次扩大性事故暴露的问题,最后针对问题提出了相应的解决措施。

关键词：配电网,10kV线路,单相接地,扩大性事故

参考文献

[1]周明.10 kV线路常见故障分析及防范措施[J].广西电业, 2009(2)

[2]高淑婷,齐飞.一起单相接地扩大性故障对配网调度的启示[J].江苏电机工程,2010(1)

[3]高伟平.10 kV配电线路的常见故障及采取措施探讨[J].广东科技,2011(22)