（国网吉林省电力有限公司长春供电公司 长春 130021）
摘要：针对近期公司系统内发生的长白66kV变电站10kV母线相间短路故障，结合继电保护动作结果及现场设备的烧损情况，运用还原的方法，分析判断设备烧损的原因，并提出相关的防范措施，同时建议相关单位应引起高度的重视，加强运行巡视、带电测试及例行试验，确保设备的安全运行。
关键词：间歇性接地；弧光接地；相间短路；金属蒸汽；烟尘；三相不平衡电压；
（一） 故障概况
2014年1月17日15时，长白66kV变电站10kV 2号电容器速断保护及2号主变低后备I段负压过流保护相继动作，10kVⅡ段母线停电。现场检查发现10kV高压室2号电容器开关间隔后柜门严重变形、熏黑，A相电缆主绝缘击穿并形成孔洞，电缆芯烧断， 2号电容器上间隔母线及后背板严重烧损，高压室内残留大量烟尘。
（二） 设备损坏情况
1.电容器上间隔母线隔室故障情况见图1
图1
由图1可见：
（1）C相母线对A、B相母线及地有明显的放电痕迹。
（2）C相母线烧损最为严重，其次分别为B相和A相。
（3）该母线间隔后背板严重弯曲变形，靠近母线及穿墙套管交接处已被烧穿。
（4）母线绝缘护套（低压材质）几乎被完全烧损、脱落。
（5）内部大量金属粉尘附着在母排、断路器静触头盒及后背板上，该间隔母线室已经明显熏黑。
（6）母线隔室内部母线排至穿墙套管端部有明显弧光短路烧损痕迹，隔室内有少许母线热塑管残留物及金属熔化颗粒，大量烟尘附着在母排及穿墙套管上。
2 电容器后间隔电缆故障如图2
图2
由图2可见：
（1）A相电缆缆芯已经烧断，并且向上有比较明显的爬弧痕迹。
（2）整个电容器柜后间隔内部已经明显熏黑，残留大量金属熔化颗粒及烟尘。
（三） 故障前后设备运行及试验情况
1 故障前系统及10kV母线电压运行情况：
66kV热白甲乙线分别带1、2号主变及10kVⅠ、Ⅱ段主母线；66kV桥联开关及10kV母联开关在分位。10kV1、2号电容器分别在10kVⅠ、Ⅱ段母线运行。
故障后通过现场监控机调取10kV母线电压运行数据发现：1月13日19时48分16秒,10kV零序电压告警,电压为21.17V;1月16日9时08分29秒，再次出现零序电压告警信号，电压为20.01V。10kV母线对地电压为A相7.4kV,B相4.3kV,C相6.9kV。电容器放电线圈二次开口三角电压9.45V，该现象一直持续到故障前。
2 保护动作情况
2014年1月17日15时19分，长白变2号电容器速断保护动作开关跳闸，故障电流为111.36A(600/5A);1.3s后，2号主变低后备I段负压过流保护动作跳二次主开关，故障电流为33.4A（2000/5A），66kV桥联备自投动作成功，合上66kV桥联开关。
电容器三相不平衡保护未动作，经查验保护定值单，其定值设定为10V，该数值为电容器生产厂家给定。
3 故障后相关设备高压试验情况
从表中数据可知该电缆A相绝缘降低，B，C相绝缘良好。对A相电缆进行解体，发现该相电缆内部线芯已经烧断，断开处有20mm的距离，并且主绝缘处烧出一个圆孔，外护套及半导体层烧损，绝缘电阻值严重降低。
断路器三相分、合闸不同期将使电容器在分、合闸时产生过电压，造成电容器损坏。经过现场测试，断路器分合闸时间及不同期数值均满足厂家技术标准。
（四） 故障原因分析
根据故障前设备运行情况及故障后继电保护动作情况、高压设备试验数据对本次故障进行分析如下：
电容器损坏造成电容量变化是本次故障的诱因，由于电容量不平衡，继电保护没有及时切除设备故障，使变电站10kV电压的不平衡，B相电压降低，A、C电压升高，导致电容器电缆长时间在较高的电压下运行。
2. A相电缆主绝缘击穿是发生本次故障的直接原因。在这里，导致电缆主绝缘击穿的原因可能有三种：一是由于电容器故障，该变电站10kV电压不平衡，使A、C相电缆长期在较高电压下运行，再加上该电缆已经连续运行了十几年，其长期运行电压下的累积效应使电缆绝缘性能下降，造成绝缘击穿。二是该电缆在安装时电缆头制作过程中工艺存在问题，电缆三叉手套处可能有轻微伤痕，电场分布不均；三是由于电容器运行中多次投切（每天至少投切一次），该过程中产生过电压，使电缆绝缘性能逐渐下降。
3. A相电缆在多种因素作用下，其三叉手套处绝缘薄弱的地方首先对半导体/地开始放电，将主绝缘击穿烧损，产生大量的高温高压金属蒸汽和烟尘，并将电容器后间隔内充满，同时这些金属蒸汽和烟尘向同间隔的母线隔室扩散，达到一定浓度后，造成C相对地间歇性放电，并演变为弧光接地，进而发展成相间短路故障，短路后的大量高温高压金属蒸汽及烟气形成的巨大推力使两个隔室相继爆开。
4. 应该注意的是，由于2号电容器速断保护、2号主变低后备I段负压过流保护相继动作，可以判断出在电容器后间隔及上部母线隔室的相间短路故障可能相继或同时发生，但这两个隔室必定都发生过相间短路故障。
三 防范措施
1. 对运行年限较长的10kV封闭式开关设备进行普查，开展设备运行状况的评价和分析，根据评价结果确定试验和检修周期。
2. 对运行年限较长的老式10kV开关柜进行技术改造，改造前适当加强超声波及暂态地电压局部放电检测。
3. 加强电缆施工作业管理，严格控制施工工艺，保证安装质量。
4. 与设备厂家进行沟通，深入分析在电容器电容量发生变化后造成电容量不平衡与三相不平衡电压之间的关系，确定正确的保护动作值。
5. 加强运行人员巡视，特别是对老旧封闭式开关柜等设备的检查，发现异常情况及时汇报。
参考文献：
[1] Q/GDW 1168-2013，《输变电设备状态检修试验规程》[S].
[2] 李建明，朱康.高压电气设备试验方法(第二版)[M].北京：中国电力出版社，2001。
论文作者:卢洪军
论文发表刊物:《电力设备》2016年第15期
论文发表时间:2016/11/3
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