摘要： 简要地分析了发生的肖庄、北土城、古城、西罗园变电站事故，这 4 起事故起因均是10 kV单相接地引起的。进一步分析单相接地事故扩大化的原因之一是系统电容电流超标，不能自熄，产生弧光接地过电压。同时提出了限制弧光过电压的各种措施。

　　1　事故情况简介

　　近几年，随着城网的迅速发展，电缆线路的比例逐年增多，导致对地电容电流剧增。由于10～35 kV系统单相接地引发的电网事故愈来愈多，由此带来的经济损失和社会影响也越来越大。

　　仅就北京供电局1998年7～10月的统计发现，由于10 kV系统单相接地而引发的事故便达4起，有的造成全站停电，影响重要用户供电，有的造成主变压器损坏、开关柜烧毁和避雷器爆炸等，简要情况如下：

　　(1) 1998年7月6日，北京肖庄35 kV 4号母线 34 路B相发生单相接地，故障持续 1 h后，引发301开关内附CT主绝缘击穿，开关爆炸起火，1号主变差动跳闸。 2 号主变在自投过程中经受一次出口短路冲击，由于有载调压开关重瓦斯继电器因振动动作，2 号主变也掉闸，造成全站负荷停电。

　　(2) 1998年7月21日，北京北土城站10 kV 5号母线发生单相接地，在查找故障线路的操作过程中，把5 号母线单相接地故障接到了3 号母线上，引起211开关爆炸，并造成一台进口全密封110 kV、31.5 MVA主变压器因出口短路而损坏。

　　(3) 1998 年9月16日，北京古城站10 kV 5号母线发生单相接地故障，仅过158 ms，222 内相间短路起火，并将柜内二次线烧毁短路，直流保险熔断，失去直流电源，保护无法启动。2 号变低压侧故障持续50 s后，10 kV 4 号母线又发生单相接地(201-4刀闸支瓶闪络)，单相接地持续35 s后，造成201开关至CT引线三相短路，1号主变差动保护动作掉闸。2号主变低压侧故障持续1 min 25 s后，110 kV过流保护动作掉开112、302 开关，切除了2 号主变，全站停电。事故造成 4 面10 kV开关柜烧毁，全站停电6 h以上，并影响了重要用户的供电。

　　(4) 1998年10月25日，北京西罗园站10 kV线路单相接地，引发了10 kV避雷器爆炸、开关柜损坏以及10 kV 4 号、5号母线停电事故，并出现人员伤亡。

　　2　原因分析

　　正常情况下，10～35 kV中性点不接地系统发生单相接地，允许运行2 h。但为什么频繁地发生单相接地迅速发展成相间事故，使事故扩大化呢 原因之一是系统中个别设备存在绝缘薄弱点，另一个重要的原因是由于10 kV系统电容电流较大，接地电弧变得不能自熄而产生了较高倍数的弧光接地过电压，据国内外经验，弧光接地过电压倍数最大可达3.5。

　　在单相接地事故中，通过弧光的电流乃是健全相对地电容电流的总和。为了减小故障总电流，往往采用消弧线圈。装设消弧线圈后，接地点残流不超过10 A，接地电弧便不能维持，会自行熄灭。据了解，上述4个事故变电站，只有一个站消弧线圈没投运，该站10 kV母线电容电流高达82 A，远远高于规程的允许值10A。其它3个站消弧线圈在投运，但由于是根据理论计算值来调整消弧线圈分头的，误差大，脱谐度不满足要求，当发生单相接地时，故障点残流仍大于10 A，接地电弧不能自熄，仍产生较高倍数的弧光接地过电压，消弧线圈没有发挥应有的作用，形同虚设。比如，有的变电站10 kV系统电容电流理论计算值为43 A，但实际测试电流却高达96A。

　　3　解决办法

　　3.1　装设消弧线圈

　为保证接地电弧自熄，10～35 kV中性点不接地系统电容电流超过10 A时，一律应装设消弧线圈。

　　3.2　加强消弧线圈的管理工作

　　消弧线圈的分头调整，不能仅仅依据理论计算值，应根据实测电容电流值来调整。否则，由于计算误差大，造成消弧线圈发挥不了应有的作用，形同虚设；更为严重的是，有可能造成消弧线圈欠补偿，形成谐振过电压，从而产生负作用。容性电流测试工作应定期开展，测试方法可采用外加电容法，简便有效，适合现场应用。

　　3.3　消弧线圈技术发展较快，需认真对待选型

　　老式手动消弧线圈除需停电调分头，不能自动跟踪补偿电网电容电流等缺点外，脱谐度也很难保证在10%以内，其运行效果不能令人满意。据国内外资料统计分析表明，采用老式手动消弧线圈补偿的电网，单相接地发展成相间短路的事故率在20%～40%之间，比采用自动跟踪补偿的电网高出3倍以上。因此，新上消弧线圈应装设自动跟踪补偿的消弧线圈。

　　目前，自动消弧线圈有四大类：(1) 用有载分接开关调节消弧线圈的分接头；(2) 调节消弧线圈的铁心气隙；(3) 直流助磁调节；(4) 可控硅调节消弧线圈。(1)、(2) 类有正式产品，其中用有载分接开关调节的消弧线圈运行台数较多，技术较为成熟，应优先选用。

　　为保证老式手动消弧线圈充分发挥作用，克服固有的缺点，可分轻重缓急逐步改造成自动跟踪式。
　　3.4　大力推广微机接地保护技术

　　10～35 kV系统属小电流接地，由于接地保护一直未能很好解决，需要人工查找接地线路，时间长引发了一些相间短路，使事故扩大化。目前，随着技术的不断发展，国内外已实现了小电流接地系统继电保护的选择性，即当发生单相永久接地故障后，在整定的时间内可以自动跳开故障线路，无需人工进行查找切除。这一技术的采用。极大的减少了10～35 kV系统单相接地持续时间，从而大大降低了单相接地事故扩大化的概率。因此，建议重要厂站应安装接地选线装置。

　　3.5　开展10～35 kV系统接地研究，制定接地方式原则。

　　10～35 kV系统有消弧线圈和电阻两种接地方式，电阻接地方式又可分为高、中、低三种。目前，两种接地方式全国均有采用。消弧线圈接地方式属我国多年采用的方式，经验丰富。小电阻接地方式属新近出现的技术，它的优点是快速切除故障，过电压水平低、可以采用无间隙氧化锌避雷器等，但它的缺点也是明显的，由于发生单相接地跳闸，供电可靠性要降低，人为地增大了接地故障电流，对人身安全的威胁增加等。

　　集团公司绝大多数站采用的是消弧线圈接地方式，只有极少数新投变电站采用了小电阻接地方式。
　　国际上也是如此，两种接地方式均有采用，比如德国、法国、俄罗斯等国采用消弧线圈，美国、日本等国采用小电阻接地方式。值得一提的是法国最初采用小电阻接地方式，后改为消弧线圈接地方式。
　　由于系统接地方式是一个系统工程，涉及面较广，比如供电可靠性、过电压保护、绝缘配合、继电保护、人身安全、通信影响等，因此，建议开展10～35 kV系统接地方式的研究。认真总结两种接地方式的运行经验和教训，从实际出发，进行技术经济分析，做到因地制宜，现实与发展相结合，制定出集团公司10～35 kV系统接地方式原则，防止出现接地方式的混乱局面和技术失误。