1　事故情況簡介 近幾年，隨著城網(wǎng)的迅速發(fā)展，電纜線路的比例逐年增多，導致對地電容電流劇增。由于10～35 kV系統(tǒng)單相接地引發(fā)的電網(wǎng)事故愈來愈多，由此帶來的經(jīng)濟損失和社會影響也越來越大。 僅就北京供電局1998年7～10月的統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，由于10 kV系統(tǒng)單相接地而引發(fā)的事故便達4起，有的造成全站停電，影響重要用戶供電，有的造成主變壓器損壞、開關(guān)柜燒毀和避雷器爆炸等，簡要情況如下： （1） 1998年7月6日，北京肖莊35 kV 4號母線 34 路B相發(fā)生單相接地，故障持續(xù) 1 h后，引發(fā)301開關(guān)內(nèi)附CT主絕緣擊穿，開關(guān)爆炸起火，1號主變差動跳閘。 2 號主變在自投過程中經(jīng)受一次出口短路沖擊，由于有載調(diào)壓開關(guān)重瓦斯繼電器因振動動作，2 號主變也掉閘，造成全站負荷停電。 （2） 1998年7月21日，北京北土城站10 kV 5號母線發(fā)生單相接地，在查找故障線路的操作過程中，把5 號母線單相接地故障接到了3 號母線上，引起211開關(guān)爆炸，并造成一臺進口全密封110 kV、31.5 MVA主變壓器因出口短路而損壞。 （3） 1998 年9月16日，北京古城站10 kV 5號母線發(fā)生單相接地故障，僅過158 ms，222 內(nèi)相間短路起火，并將柜內(nèi)二次線燒毀短路，直流保險熔斷，失去直流電源，保護無法啟動。2 號變低壓側(cè)故障持續(xù)50 s后，10 kV 4 號母線又發(fā)生單相接地（201-4刀閘支瓶閃絡(luò)），單相接地持續(xù)35 s后，造成201開關(guān)至CT引線三相短路，1號主變差動保護動作掉閘。2號主變低壓側(cè)故障持續(xù)1 min 25 s后，110 kV過流保護動作掉開112、302 開關(guān)，切除了2 號主變，全站停電。事故造成 4 面10 kV開關(guān)柜燒毀，全站停電6 h以上，并影響了重要用戶的供電。 （4） 1998年10月25日，北京西羅園站10 kV線路單相接地，引發(fā)了10 kV避雷器爆炸、開關(guān)柜損壞以及10 kV 4 號、5號母線停電事故，并出現(xiàn)人員傷亡。 2　原因分析 正常情況下，10～35 kV中性點不接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地，允許運行2 h。但為什么頻繁地發(fā)生單相接地迅速發(fā)展成相間事故，使事故擴大化呢? 原因之一是系統(tǒng)中個別設(shè)備存在絕緣薄弱點，另一個重要的原因是由于10 kV系統(tǒng)電容電流較大，接地電弧變得不能自熄而產(chǎn)生了較高倍數(shù)的弧光接地過電壓，據(jù)國內(nèi)外經(jīng)驗，弧光接地過電壓倍數(shù)最大可達3.5。 在單相接地事故中，通過弧光的電流乃是健全相對地電容電流的總和。為了減小故障總電流，往往采用消弧線圈。裝設(shè)消弧線圈后，接地點殘流不超過10 A，接地電弧便不能維持，會自行熄滅。據(jù)了解，上述4個事故變電站，只有一個站消弧線圈沒投運，該站10 kV母線電容電流高達82 A，遠遠高于規(guī)程的允許值10A。其它3個站消弧線圈在投運，但由于是根據(jù)理論計算值來調(diào)整消弧線圈分頭的，誤差大，脫諧度不滿足要求，當發(fā)生單相接地時，故障點殘流仍大于10 A，接地電弧不能自熄，仍產(chǎn)生較高倍數(shù)的弧光接地過電壓，消弧線圈沒有發(fā)揮應有的作用，形同虛設(shè)。比如，有的變電站10 kV系統(tǒng)電容電流理論計算值為43 A，但實際測試電流卻高達96A。 3　解決辦法 3.1　裝設(shè)消弧線圈 為保證接地電弧自熄，10～35 kV中性點不接地系統(tǒng)電容電流超過10 A時，一律應裝設(shè)消弧線圈。 3.2　加強消弧線圈的管理工作 消弧線圈的分頭調(diào)整，不能僅僅依據(jù)理論計算值，應根據(jù)實測電容電流值來調(diào)整。否則，由于計算誤差大，造成消弧線圈發(fā)揮不了應有的作用，形同虛設(shè)；更為嚴重的是，有可能造成消弧線圈欠補償，形成諧振過電壓，從而產(chǎn)生負作用。容性電流測試工作應定期開展，測試方法可采用外加電容法，簡便有效，適合現(xiàn)場應用。 3.3　消弧線圈技術(shù)發(fā)展較快，需認真對待選型 老式手動消弧線圈除需停電調(diào)分頭，不能自動跟蹤補償電網(wǎng)電容電流等缺點外，脫諧度也很難保證在10%以內(nèi)，其運行效果不能令人滿意。據(jù)國內(nèi)外資料統(tǒng)計分析表明，采用老式手動消弧線圈補償?shù)碾娋W(wǎng)，單相接地發(fā)展成相間短路的事故率在20%～40%之間，比采用自動跟蹤補償?shù)碾娋W(wǎng)高出3倍以上。因此，新上消弧線圈應裝設(shè)自動跟蹤補償?shù)南【€圈。 目前，自動消弧線圈有四大類：（1） 用有載分接開關(guān)調(diào)節(jié)消弧線圈的分接頭；（2） 調(diào)節(jié)消弧線圈的鐵心氣隙；（3） 直流助磁調(diào)節(jié)；（4） 可控硅調(diào)節(jié)消弧線圈。（1）、（2） 類有正式產(chǎn)品，其中用有載分接開關(guān)調(diào)節(jié)的消弧線圈運行臺數(shù)較多，技術(shù)較為成熟，應優(yōu)先選用。 為保證老式手動消弧線圈充分發(fā)揮作用，克服固有的缺點，可分輕重緩急逐步改造成自動跟蹤式。 3.4　大力推廣微機接地保護技術(shù) 10～35 kV系統(tǒng)屬小電流接地，由于接地保護一直未能很好解決，需要人工查找接地線路，時間長引發(fā)了一些相間短路，使事故擴大化。目前，隨著技術(shù)的不斷發(fā)展，國內(nèi)外已實現(xiàn)了小電流接地系統(tǒng)繼電保護的選擇性，即當發(fā)生單相永久接地故障后，在整定的時間內(nèi)可以自動跳開故障線路，無需人工進行查找切除。這一技術(shù)的采用。極大的減少了10～35 kV系統(tǒng)單相接地持續(xù)時間，從而大大降低了單相接地事故擴大化的概率。因此，建議重要廠站應安裝接地選線裝置。 3.5　開展10～35 kV系統(tǒng)接地研究，制定接地方式原則。 10～35 kV系統(tǒng)有消弧線圈和電阻兩種接地方式，電阻接地方式又可分為高、中、低三種。目前，兩種接地方式全國均有采用。消弧線圈接地方式屬我國多年采用的方式，經(jīng)驗豐富。小電阻接地方式屬新近出現(xiàn)的技術(shù)，它的優(yōu)點是快速切除故障，過電壓水平低、可以采用無間隙氧化鋅避雷器等，但它的缺點也是明顯的，由于發(fā)生單相接地跳閘，供電可靠性要降低，人為地增大了接地故障電流，對人身安全的威脅增加等。 集團公司絕大多數(shù)站采用的是消弧線圈接地方式，只有極少數(shù)新投變電站采用了小電阻接地方式。 國際上也是如此，兩種接地方式均有采用，比如德國、法國、俄羅斯等國采用消弧線圈，美國、日本等國采用小電阻接地方式。值得一提的是法國最初采用小電阻接地方式，后改為消弧線圈接地方式。 由于系統(tǒng)接地方式是一個系統(tǒng)工程，涉及面較廣，比如供電可靠性、過電壓保護、絕緣配合、繼電保護、人身安全、通信影響等，因此，建議開展10～35 kV系統(tǒng)接地方式的研究。認真總結(jié)兩種接地方式的運行經(jīng)驗和教訓，從實際出發(fā)，進行技術(shù)經(jīng)濟分析，做到因地制宜，現(xiàn)實與發(fā)展相結(jié)合，制定出集團公司10～35 kV系統(tǒng)接地方式原則，防止出現(xiàn)接地方式的混亂局面和技術(shù)失誤。