黃詩敏

（國網(wǎng)福建省電力有限公司廈門供電公司，福建 廈門 361004)

1 故障簡述

1.1 第一輪開關(guān)跳閘

0:11:34，某變電站#2接地變962開關(guān)零序過流Ⅰ段、Ⅱ段動作，#2主變10kV側(cè)902開關(guān)跳閘，故障電流441.9A，造成10kVⅡ段、Ⅳ段母線失壓。

0:11:43，某開閉所10kVⅠ段母聯(lián)900-1開關(guān)備自投動作，某開閉所921開關(guān)跳閘，合上開閉所900-1開關(guān)。

1.2 第二輪開關(guān)跳閘

0:11:46，某變電站981零序保護動作跳閘，故障電流值205A。其中，某變電站922及某開閉所911、921、928開關(guān)保護均未動作。

1.3 第三輪開關(guān)跳閘

02:32:06，通過某變電站981試送某開閉所928后，981線路保護零序動作跳閘，判斷故障點在某開閉所928至某環(huán)網(wǎng)柜901之間的電纜，如圖1所示。

2 現(xiàn)場檢查情況

2.1 一次部分檢查情況

2.1.1 開關(guān)情況

現(xiàn)場檢查某變電站站內(nèi)開關(guān)設(shè)備、某開閉所開關(guān)設(shè)備未見異常。

2.1.2 電纜情況

圖1 本次故障涉及的接線圖

現(xiàn)場排查，某開閉所928至某環(huán)網(wǎng)柜901開關(guān)電纜B相本體絕緣擊穿，故障點位于距某環(huán)網(wǎng)柜38m處直埋段。

2.1.3 外部環(huán)境情況

該條電纜從某開閉所饋出后依次以電纜溝（454m）、電纜排管（93m）和直埋方式（55m）敷設(shè)，電纜通道及周邊運行環(huán)境正常，電纜故障點附近未發(fā)現(xiàn)施工外破隱患。

2.2 二次部分檢查情況

故障發(fā)生后，配電運檢人員對某開閉所928、911、921及某變電站922、981、#2接地變962間隔保護裝置開展了詳細(xì)檢查，現(xiàn)場裝置定值整定正確，壓板正常投入，二次回路接線正確，裝置運行環(huán)境良好。某變電站10kVⅡ、Ⅲ、Ⅳ段母線除922、981以外的饋線間隔保護在故障期間均無保護啟動信號。

變電檢修人員查看接地變保護。接地變保護962、963的故障錄波均顯示：B相電壓下降幅度最大且存在短暫置零又恢復(fù)的現(xiàn)象。表明B相電纜絕緣損壞、發(fā)生間歇性接地故障。

3 試驗分析

3.1 一次部分試驗情況

3.1.1 開關(guān)情況

對某開閉所911、928開關(guān)及某變電站922開關(guān)進(jìn)行歷史試驗記錄查閱及開展專項試驗，發(fā)現(xiàn)本次故障涉及拒動開關(guān)的分合閘功能正常。

3.1.2 電纜情況

對某開閉所928至某環(huán)網(wǎng)柜901電纜的B相繞包處理后，進(jìn)行震蕩波與介損試驗，發(fā)現(xiàn)電纜A相介損變化率超標(biāo)，處于IEEE400-2013指標(biāo)要求的“建議關(guān)注跟蹤測試”范圍內(nèi)——電纜整體存在老化現(xiàn)象。

3.2 二次部分試驗情況

檢修人員對某變電站981線路保護（設(shè)備型號：NSR612RF-D）和某開閉所928線路保護（設(shè)備型號：WGB-871）進(jìn)行檢查，排除了裝置定值整定錯誤、壓板未正確投退、電流采樣誤差過大、二次回路接線有誤等各種可能性，確認(rèn)故障發(fā)生時兩套保護裝置處于正常運行狀態(tài)。應(yīng)用RTDS動模系統(tǒng)搭建了與實際系統(tǒng)一致的仿真模型進(jìn)行保護裝置試驗，模擬間歇性故障復(fù)現(xiàn)了事故現(xiàn)場保護動作行為：當(dāng)故障過程發(fā)生大于0.08s的間斷時，兩套保護均不動作；當(dāng)故障過程發(fā)生大于0.02s小于0.08s的間斷時，NSR612RF-D保護動作，WGB-871保護不動作；當(dāng)故障過程發(fā)生小于0.02s的間斷時，兩套保護均正確動作。試驗過程中，NSR612RF-D保護均有啟動信號及相應(yīng)報告，WGB-871保護裝置僅運行燈閃亮，無任何報警信號和報告。

經(jīng)確認(rèn)，WGB-871型號保護采樣數(shù)據(jù)窗為20ms。該裝置零序電流保護啟動后、未達(dá)到延時定值期間，若故障間歇時長大于20ms時保護將返回、故障計時清零，該過程不生成SOE事件記錄、不觸發(fā)錄波。

4 結(jié)論

某開閉所928至某環(huán)網(wǎng)柜901間電纜投運年限超過19年，外絕緣和線芯主絕緣存在老化現(xiàn)象，B相主絕緣降低后對地間隙性放電，導(dǎo)致線路出現(xiàn)間歇性單相接地故障。

WGB-871型號保護裝置的采樣數(shù)據(jù)窗為20ms，對故障間歇時長大于20ms、單次故障持續(xù)時間小于保護延時定值的間歇性故障不動作。此次故障間歇時長介于20～80ms之間，因此某開閉所WGB-871型號911、921、928保護均未動作隔離故障。這是造成本次故障越級跳閘的主要原因。

5 反事故措施

強化15年及以上的老舊電纜運維。開展運行15年及以上配電主干電纜的震蕩波局放與介損試驗，準(zhǔn)確評估電纜絕緣狀態(tài)與健康水平。對存在絕緣隱患電纜及時消缺，必要時立項進(jìn)行改造更換，消缺老舊電纜絕緣隱患。

排查所有型號10kV保護裝置。要求排查各型號保護裝置對間歇性故障研判能力的檢測報告，按變電站側(cè)、配網(wǎng)側(cè)分兩批次通知保護廠家將各型號保護裝置及檢測報告送至電科院進(jìn)行間歇性接地故障試驗校核。開展10kV線路保護間歇性接地故障跳閘能力專項檢測。

對現(xiàn)有10kV保護裝置進(jìn)行升級/更換。在明確統(tǒng)一間歇性故障保護性能要求的前提下，結(jié)合專項排查工作結(jié)果，分批次開展無法正確反應(yīng)間歇性接地故障的相關(guān)廠家型號保護裝置軟件升級，無法升級的裝置逐步安排技改。

推動110kV變電站故障錄波器裝設(shè)。根據(jù)《國家電網(wǎng)公司十八項反措》的15.1.18條款“110（66）kV及以上電壓等級變電站應(yīng)配置故障錄波器”，將推動110kV變電站故障錄波器裝設(shè)，第一批次在三類以上重要變電站先行安裝，后續(xù)結(jié)合技改情況逐步推廣至其余變電站。