配电网是输电网和电力用户之间的电能传输终端环节。近年来,我国配电网建设飞速发展,城市电网电缆化率不断提升,在一定程度上提升了城市供电能力和电网的安全可靠性水平^[1,2]。但是,配电网运行环境相对恶劣,长期受外力破坏、恶劣天气等影响^[3,4,5],加之电缆管廊通道紧张,设备数量巨大、类型繁杂,维护工作量颇大,造成配电网故障概率高、故障现象多样化。一般来说,配电网电缆故障多为单相短路、两相和多相的相间短路及接地故障等。如果按照故障点的阻抗特性来分,又可以划分为高阻抗故障和低阻抗故障,两者以故障点的直流电阻是否大于电缆特性阻抗的10倍作为划分依据。电缆故障由于其特殊性,往往多个故障相互耦合并不断发展,为配电网运维管理人员快速高效处理故障带来困难^[4,5,6]。

本文就一起10kV配电网多电缆线路耦合接地故障实例展开分析,从时间和空间二维尺度对该故障发生和发展的过程进行演绎和关联性分析,详细阐述了故障原因并给出了针对性建议,为调度员快速正确处理复杂电缆故障提供参考,同时也为配电网建设与管理水平的提升积累经验。

10kV配电网正常运行方式如图1所示,其供电重要用户为某医院,该医院1#、2#中心站由4路电源供电,其一次接线方式如图2所示。发生故障的该医院用户1#中心变电站由甲站甲线3#环网柜111开关和乙站乙线2#环网柜111开关两路电源供电。对该双电源重要用户,正常运行情况下双电源同时运行,互为备用;同时还配有一台1 600kW自备发电机作为应急电源。医院中心站内各进线开关均未配置线路保护,仅配置失压延时脱扣功能。另外,其上级电源情况如下：

（1）220kV甲变电站。10kV系统为中性点经消弧线圈接地系统,各出线均配置过电流保护。

（2）110kV乙变电站。10kV系统为中性点经小电阻接地系统,各出线均配置零序过电流保护,采用独立零序电流互感器。

故障发生过程如下：

10：04：甲变电站10kV母线发接地信号,三相电压分别为A相6.54kV,B相4.46kV,C相7.73kV。

10：22：与甲变电站10kV甲线同母线的Z线路开关过电流Ⅰ段动作跳闸,重合不成,然后甲变电站10kV母线接地消失。

10：46：调度通知配电查跳闸线路Z线（Z线为与甲变电站甲线同母线的另外一条10kV馈线）。

10：49：乙变电站乙线开关零序Ⅰ段动作跳闸（重合闸停用）。

10：50：调度通知配电查乙线。

10：52：医院用户通知调度,10：49乙线失电,1#中心站内失压脱扣动作跳闸,跳开102开关。1min后,10kV甲线失电,1#中心站内失压脱扣再次动作跳闸,跳开101开关,1#中心站全站失电。调度检查监控系统甲线无事故信号上传,立刻通知变电运维赴现场检查。

11：00：变电运维汇报调度系通信问题导致甲线跳闸没有信号上传,现场显示10：50甲线开关过电流I段动作跳闸（重合闸停用）。

11：01：调度通知配电检查甲线。

2.3.1 Z线查线及处理

12：56：配电查Z线出线电缆外力破坏,隔离后,线路其余部分送电正常。

2.3.2 乙线查线及处理

12：36：配电查乙线主线无问题,乙线2#环网柜111开关后段医院用户电缆绝缘不合格,即拉开,通知营销检查用户内部设备。

12：37：调度送乙线主线送电正常。

16：34~21：10：营销确认医院配电房内部无故障后,送电正常。

2.3.3 甲线查线及处理

14：00：配电查甲线3#环网柜111开关（到医院用户）故障指示,拉开用户进线开关。

14：02：试送甲线主线不成。

16：03：配电查甲线3#环网柜103开关至4#环网柜101开关之间电缆绝缘有问题,隔离后,甲线送电正常。

21：10~23：22：营销确认医院配电房内部无故障后,用户送电正常。配电告甲线3#环网柜103开关至4#环网柜101开关间电缆故障已处理好,送电正常。

本次故障中,主要相关设备故障为甲变电站10kV Z线由于外力破坏造成相间短路;甲变电站10kV甲线故障系3#环网柜103开关至4#环网柜101开关之间电缆本体绝缘击穿造成三相短路;乙变电站10kV乙线并无故障;医院用户1#中心站内设备无故障。

但是,最终检查结果为乙线和医院用户内部均无故障,与故障现象乙线跳闸及用户内部绝缘检测不合格存在矛盾。因此,本文追本溯源,将从变电站故障报文对这起故障展开具体分析。

收集D5000系统SOE相关信息如图3所示。

变电站继电保护装置报文显示：甲变电站甲线过电流I段电流保护定值为20.83A（电流互感器电流比600∶5）,延时0.5s,重合闸1.5s,加速段0.2s;乙变电站乙线零序过电流I段电流保护定值为2A（零序电流变电流比100∶1）,延时0.2s,重合闸未投入。

甲变电站甲线与乙变电站乙线处于同一个10kV电气连接网络,因此其零序故障量必然为同一时间出现。通过分析上述两条线路的故障录波,并对照甲、乙线零序故障电流的出现时间,可以发现甲、乙两站时序上存在时差,时序对比发现原因为两个变电站对时系统不统一,甲变电站为系统对时,乙变电站为GPS对时。因此,相关保护动作情况不能简单按报文时间先后进行排序。

图4为甲变电站甲线的故障录波图,可以发现A相单相接地,持续8.65s后发展成为三相短路故障,过电流I段动作跳闸后,经1.5s延时,重合不成加速动作切除故障。零序电流出现的时间为10：48：53.957（见图4箭头）,持续时间为8.65s（见图4方框）。

图5为乙变电站乙线的故障录波图,可以发现三相电流、电压均正常,无故障量,零序电流出现的时间为10：49：58.547（见图5箭头）,且乙线跳闸后仍有零序电流（见图5方框）。因此该线路本身无故障,零序电流的出现是由于外部回路引起。

图4和图5中箭头所指示的零序电流出现时刻应为同一时刻,由此推算220kV甲变压器对时系统超前于110kV乙变电站对时系统约64.59s。乙变电站的GPS对时更准确,因此基于乙变电站时间,得出修正后的故障时序如图6所示。

本次故障中,Z线和甲线属甲变电站同母线,同一段母线运行的两条线路相继跳闸故障原因有很多,归纳起来主要有以下几种情形^[7,8,9]：雷击等外界原因引起的多条线路故障,当日天气晴好,故排除;配电网系统方式变更会有断路器、刀开关等设备倒闸操作,或者电容、电抗等设备谐振形成操作过电压或者谐振过电压,故障时间段内并无系统方式变更,故排除;配电网小电流接地系统线路发生单相接地导致非故障相的对地电压迅速升高,最高达到线电压,击穿绝缘薄弱环节,形成两点对地短路,此种原因可能性较大。

综上,结合查线结果得到Z线路由于外力破坏,致其出线电缆B相不完全接地,绝缘击穿后由单相接地发展为相间短路故障,过电流保护动作跳闸。同时也间接导致同母线运行的甲线路3#环网柜103开关至4#环网柜101开关之间电缆本体绝缘薄弱部分击穿,产生A相间歇性单相接地故障,甲变电站再次发接地告警,持续8.65s后发展为三相短路故障。

前已述及乙线本身并无故障,零序电流的出现是由于外部回路引起,从先后时间来看,该零序电流与甲线的单相接地故障存在一定的关联性。

从图1的运行方式可以看出,10kV甲线与乙线的联络点在甲线4#环网柜102开关及医院用户中心站的10kV母联开关。然而,实际情况是甲线4#环网柜102联络开关在分位,且无异常;医院用户内部10kV母联开关100一直处于分位。因此,A、乙线之间并无直接电气联系。

本案例中采用的10kV三芯电缆结构如图7所示。多采用两端直接接地方式,屏蔽层的接地点一端在变电站侧,一端在负荷侧。正常运行时流过三相线芯的电流总和为零,金属屏蔽层外基本没有磁链,因此,屏蔽层两端基本无感应电压,也就没有感应电流流过金属屏蔽层^[10,11]。

当甲线的某处电缆发生单相接地故障时,此时三相电流总和不为零,存在部分对地电流通过电缆屏蔽层以及电缆屏蔽层的接地线流入大地。而甲线、乙线电缆末端的屏蔽层均连接在甲线4#环网柜和医院用户中心站的接地排上,可认为A、乙线的屏蔽层连接在一起。

基于此,当甲线发生接地故障时,乙线的屏蔽层将流经部分的接地电流,最终经变电站侧的接地线流入大地,如图8所示。

尽管甲线发生接地故障时乙线的屏蔽层将流经部分接地电流,但只要乙线零序TA采用图9a、图9b接法,即屏蔽层电流要么不穿过零序TA要么穿入并同时穿出零序TA各一次,则乙线的零序TA将感受不到屏蔽层电流,不会误动。

经检查,乙站乙线为图9c所示的错误接法,即屏蔽层电流仅穿入或者穿出零序TA1次,即使此时乙线无故障,仍有

式中, 为零序TA测得电流; 为三相电流; 为屏蔽层电流。

因此,本起事故中乙线电缆屏蔽线在安装时错误地穿入了零序TA中,是导致零序过电流保护动作跳闸的直接原因。

由于甲变电站为中性点经消弧线圈接地系统,甲线发生单相接地时接地电流仅为对地电容电流,数值不大,经分流以后理论上乙线电缆屏蔽线上的电流将更小。而保护装置显示乙线零序TA测得电流值达到495.8A。因此,本文还需进一步对小电流接地系统中的甲线单相接地故障产生大接地电流的原因进行分析。

经检查,发现医院用户中心站10kV母线选用了中性点一次接地的聚优型TV柜,因此,甲线故障时的电流回路图如图10所示。故障点处为零序电压源,故障点至用户中性点间构成零序通路,将流过数值很大的接地电流,而变电站出线至用户间只流过接近正常负荷电流的接地电容电流,因此变电站甲出线过电流保护将不动作。数值很大的接地故障电流一直持续无法切除,最终故障点发展为三相故障,引起变电站甲出线过电流Ⅰ段保护动作跳闸。

同时乙线屏蔽层也将流经数值很大的接地故障电流,乙线零序TA测得接地故障电流,导致零序过电流Ⅰ段保护动作跳闸,并且乙线跳闸以后屏蔽层电流仍然存在,直至甲线跳闸以后才消失。

《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》第14.4.2.3条明确规定：10kV及以下的用户电压互感器一次中性点应不接地。由此可见,当用户内部中性点接地时,一旦系统发生单相接地故障不仅会产生较大的故障电流,同时线路出线开关保护将无法快速切除故障,对设备带来严重危害。

此次10kV配电网多电缆线路耦合接地故障,经过演绎分析后明确了故障的原因,但整个处理过程和故障发生的根源值得调度工作人员深思：

（1）事后从调度运行系统中查询发现甲变电站甲线已经超过24h信号未上传,这造成调度员不能及时获取故障信息,以及对于故障的判断和处理的延误。

（2）乙变电站的零序电流互感器及电缆屏蔽线安装不符合国网公司相关规程规定,造成了零序电流互感器测量值的不正确,进而导致了零序保护误动作。

（3）用户中心变电站装设的TV柜一次中性点接地不符合《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》第14.4.2.3条的规定,导致在线路发生单相接地故障情况下,变电站出线开关的过电流保护误动作。同时,这一严重错误的做法还造成了电力部门检测客户电缆绝缘时检测值不合格,从而误判为客户内部故障,扩大了故障排查范围,延误了送电。

（4）电网的故障线路上确实存在电缆绝缘薄弱隐患,在日常巡视中未能发现。

（5）重要用户的电力值班员缺乏培训,无反事故演练经验,事故应急预案不完备,未第一时间联系责任用检员前去处理,也未及时起动应急发电机为重要负荷供电。

（6）用户的配电聚优控制器可反映弧光及谐振故障,有些还可以通过自动接地来消除弧光,造成有接地保护的线路误跳闸。同时,检查发现用户的除湿装置未投入运行,影响阴雨天设备供电可靠性。

基于上述分析,提出以下几点建议：

（1）全面排查电网系统及用户系统中的通信中断问题,通过监控系统对通信中断设备的巡查,确保电网中运行设备的实时监控。

（2）变电设备投运与配网接入存在时间上的不同步性,同时,配电网接入工程涉及到配电、变电、调度、施工单位等多个部门,需明确各部门职责,建立投运验收审签机制,确保无隐患投运。

（3）强化配电网接入工程的标准安装工艺和验收的规范管理,确保接入电网的所有设备均符合电网各项规程规定。尤其需要对10/20kV中性点经电阻接地且投入线路零序保护的变电站的零序电流互感器及电缆屏蔽线安装情况进行集中检查和整改。

（4）强化环网柜、用户站的接地网及其隐蔽工程的建设验收,严格开展接地阻抗的投运前检测。并在日常运维过程中,严防接地排的偷盗、遗失,确保配电网系统可靠接地。

（5）逐步开展35kV及以下不接地系统的改造,尤其是对于出线多、电容电流较大、消弧线圈补偿达到上限、长期欠补偿的低压系统,进行经小电阻接地方式的改造,避免弧光过电压对电力设备的损伤,提高故障线路判断、拉路的效率。

（6）加紧制定客户侧管理细则、反事故措施、编制事故预案,明确巡视必查项目（客户进线电缆路径及维保情况、内部保护配置参数是否定期校验、防小动物措施是否完备等）和应急抢修处理工作要求（建立供用电双方应急沟通机制,及时与调度、生产部门互通信息等）,对于重要供电用户的重要负荷母线均应引出建造应急发电车接口,并在适当位置设置专用停车位。

电力电缆往往铺设在地下,发生故障时的现象并不明显,故障位置很难精确定位。由于城市管廊通道极为紧张,电缆的同沟架设更是为其衍生故障、排查带来困难。在配电网中配电线路常见的单相接地故障往往会引发接地线路相间故障,或引发两条甚至多条线路异名相接地,进而导致多条配网线路故障跳闸。尤其是当今配电网的电缆化率不断提升,电缆线路的屏蔽层经常会感受到多个连接点的接地排感应电流,广泛的电气连接加上配电网中性点接地方式、变电站的零序电流互感器接线及电缆屏蔽线安装等方面的不规范,造成了电缆耦合故障的频发。

本文通过对配电网中多电缆线路耦合故障的研究,依据同电压等级的同一个网络故障分量在同一时刻出现的原则,还原了不同对时原理下故障发生的过程,同时还进一步在时间和空间上,对所提的耦合接地故障开展了深入的关联分析,分析了影响因素,提出了改进建议,为新形势下的配电网复杂电缆故障的排查和正确处理提供参考。