[摘要] 为了提高供电可靠性，我国6-10kV电力系统一般采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式，即小电流接地系统方式。小电流接地系统的最大优点就是当系统发生单相接地时，线路不会跳闸，从而保证了对用户尤其是重要用户的正常供电，提高了电网的供电可靠性。但当系统发生单相接地时，消弧线圈及非故障相出现过电压。长期的过电压会损坏设备的绝缘，可能导致系统发生更严重的事故。
[关键词] 消弧线圈 单相接地 处置
一、前言
为了提高供电可靠性，我国6-10kV电力系统一般采用中性点不接地或经消弧线圈接地的方式，即小电流接地系统方式。小电流接地系统的最大优点就是当系统发生单相接地时，线路不会发生跳闸，从而保证了对用户尤其是重要用户的正常供电，提高了电网运行的供电可靠性。在当系统发生单相接地时，10kV消弧线圈及非故障相会出现过电压，长期的过电压会损坏设备的绝缘，可能导致系统发生更严重的事故，如：绝缘击穿、单相多点接地、多相故障等。因此在实际运行中，当经消弧线圈接地系统发生单相接地故障后，应尽速进行处置，避免系统长时间单相接地运行，按照规定运行时间一般不超过2个小时。
二、单相接地故障的现象分析与判断
（一）单相接地的特点
单相接地是一种常见故障，特别是雨季、大风和暴雪等恶劣天气条件下，单相接地故障更是频繁发生，如果在发生单相接地故障后电网长时间运行，会严重影响变电设备和配电网的安全经济运行。
在10kV经消弧线圈接地系统中，当发生单相接地故障时，则其它两相电压会升高至相电压的 倍，达到线电压的水平，此时由于线电压的大小和相位不变(仍对称)，且系统绝缘又是按线电压设计的，所以允许短时运行而不切断故障设备，系统可坚持运行2小时，从而提高了供电可靠性，这正是小电流接地系统的最大优点。
（二）单相接地的故障现象
1.变电站内单相接地的现象
警铃响，主控盘发出母线接地、掉牌未复归、电压回路断线等光字牌；
检查绝缘指示母线一相电压降低、另两相升高。金属性接地时，接地相电压降为0，另两相升高为线电压；
对于经消弧线圈接地系统，消弧线圈电流表指示增大；
电压互感器开口三角形电压增大；
若接地发生不稳定或放电拉弧，会重复间歇性发生上述现象。
2.监控自动化系统单相接地的现象
在系统发生接地的情况下，调控值班人员根据监控系统上送信息和屏幕厂站接线图中10kV母线相电压、线电压显示进行分析和判断，
警铃响，监控系统上送“某站10kV某段母线接地、某站10kV某段母线装置异常报警”，中性点经消弧线圈接地系统还有“某站10kV某段母线消弧线圈动作”信号。
调度监控屏幕厂站接线图：10kV母线故障相电压降低（不完全接地）或为零（完全接地），而另两相电压升高，大于相电压（不完全接地）或等于线电压（完全接地）。稳定性接地时电压示数不变，若电压示数不断变化，则为间歇性接地。
三、单相接地故障的危害和影响
（一）对变电设备的危害
10kV配电线路发生单相接地故障后，变电站10kV母线上的电压互感器检测到零序电流，在开口三角形上产生零序电压，电压互感器铁芯饱和，励磁电流增加，如果长时间运行，将烧毁电压互感器。在实际运行中，近几年已发生变电站电压互感器烧毁情况，造成设备损坏，大面积停电事故。
单相接地故障发生后，也可能产生谐振过电压。几倍于正常电压的谐振过电压，危及变电设备的绝缘，严重时会将变电设备绝缘击穿，造成更大的事故。
（二）对配电设备的危害
单相接地故障发生后，可能发生间歇性弧光接地，造成谐振过电压，使线路上的绝缘子击穿，造成严重的短路事故，同时可能烧毁配电变压器，使线路上的避雷器、熔断器绝缘击穿、烧毁，也可能发生电气火灾事故。
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（三）对人畜的危害
对于导线落地这一类单相接地故障，如果配电线路未停运，对于行人和线路巡检人员（特别是夜间），可能发生跨步电压引起人身电击事故，也可能发生牲畜电击事故。
四、单相接地故障的处置原则和步骤
10kV经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时，线路电压仍保持平衡，为继续向用户供电，有关规程规定，允许线路带接地故障运行不超过两小时，以便查找、排除故障。线路发生单相接地故障时，其他两相的对地电压将升高到原对地电压的 倍，即变为线电压。在这种情况下，如果运行时间过长，很可能引发两相接地短路故障。并且，如果接地点电弧不能及时熄灭，还可能因弧光接地过电压酿成其他电气故障。因此，应尽快查找接地故障点，并予以排除。
（一）单相接地故障的处置原则
1.以接地选测器选出的线路优先试停 (目前门头沟各变电站均不具备此项功能) 。
2.试停时应采用拉合开关的方法。
3.正常情况下10kV相电压不平衡，最低相电压低于3kV或系统无操作而检漏器动作时（非PT保险断），即按接地处置。
4.寻找接地故障时，允许用变压器一次保险拉320kVA及以下的变压器（应先拉低压刀闸）查找故障。
（二）查找接地故障线路的步骤
1.接地情况发生后，调控值班人员根据监控系统上送信息和变电站屏幕厂站接线图中相电压、线电压情况，判明系统是否真实接地，因PT断保险造成电压异常应更换保险解决；因操作引起补偿不适的应调整消弧线圈分头解决。
2.判明为系统真实接地，调控值班人员通知运维队值班人员到站带电检查站内设备。
3.调控值班人员做好接地故障的先期处置工作，利用防误系统和监控系统进行变电站接地母线所带出线的试停。试停一般客户的线路和分支线较多较长的线路；试停分支线较少较短的线路；重要客户的
线路，如该户为非同一电源的双路户且另一路也为不接地系统时，先进行倒路再试停；剩最后一路亦应试停。
4.运维队人员到站后，调控值班人员向站内运维队人员下达事故处理指令，运维队人员接令执行。
5.经试停查找出的接地故障线路原则上不再坚持运行，如线路带着重要客户且负荷无法倒出时，接地故障线路可坚持运行2小时，调控值班人员及时通知公司营销部告知重要客户故障情况并做好应急工作，接到营销部线路可停电的通知后，将接地故障线路停运。
6.调控值班人员通知接地故障线路所属运维部门故障线路采取分段试送的方法查找故障点。以线路负荷开关作为分段点，线路无负荷开关的可用刀闸分段（刀闸应停电操作）；故障线路分段试送从首端开始，从电源侧往负荷侧顺序试送，分大段进行试送，当试送到最后一段时亦应试送一次，直至找出故障段区。
7.故障段确定后，进行倒闸操作将故障区段隔离，利用线路间的联络恢复非故障区段的供电，通知线路运维人员线路故障区段内事故查线。
8.当故障段线路查不出明显故障点时，短时送电由运行单位带电查线。借助接地故障探测仪查找，但线路接地运行时间不超过2小时。
9.若故障区段仍未查出明显故障点，拉开该段内所有客户及小区进线电缆头刀闸，再逐个试送直至查出故障（停电操作刀闸）。
五、结论
经消弧线圈接地系统发生单相接地故障时，系统仍将保持三相对称，用户供电基本不受影响，故允许带故障继续运行一段时间(2小时)，但由于非故障相电压对地电压升高可能给系统带来危害，在一定条件下产生串联谐振过电压将危及系统绝缘。经过以上分析可看出，当经消弧线圈接地10kV系统发生单相接地故障时，调控运行值班人员通过调度监控系统报警信息及监控厂站接线画面指示，通过正确的判断和指挥就能分析判断出故障的性质并及时排除故障，减轻对变电、配电设备的危害，提升供电可靠性，使供电企业的供电量指标和经济效益受到影响降至最低。
参考文献：
[1] 《北京电网调度管理规程》 北京市电力公司2011年11月版
[2] 《地区电网调度管理规程》 北京市电力公司2011年11月版
[3] 《架空配电线路及设备典型故障（诊断、处理、预防）》 宁岐 中国水利水电出版社2011年4月第1版
论文作者:王志海
论文发表刊物:《电力设备》2018年第35期
论文发表时间:2019/5/27
标签：故障论文; 单相论文; 线路论文; 过电压论文; 电压论文; 系统论文; 相电压论文; 《电力设备》2018年第35期论文;