接地故障原因（精选12篇）
接地故障原因 篇1
铁路10k V电力架空线路直接暴露在旷野中, 其各部件除承受正常的机械负荷和电力负荷外, 还最容易遭受自然界的以及人为的影响和破坏, 引发供电故障。在电力线路中, 短路故障是各种线路故障中出现最多、情况最为严重的一种。所谓“短路”, 就是电力系统中一切不正常的相与相之间或相与地 (指中性点直接接地系统) 之间发生通路的情况。
1 短路故障分类
1.1 相间短路故障:一是线路瞬时性短路故障;二是线路永久性短路故障。
1.2 接地短路故障:线路瞬时性接地故障;线路永久性接地故障。
2 故障形成原因
2.1 设备载流部分的绝缘损坏, 这种损坏可能是由于设备长期
运行、自然老化, 或由于设备本身不合格, 绝缘强度不够而被正常电压击穿, 或设备绝缘正常而被雷电过电压击穿, 或者是设备绝缘受到外力损伤。
2.2 线路施工质量存在不足, 如电杆基础不实, 应装设拉线处
未装设拉线或者拉线松弛等引起杆基下沉、电杆倾斜等造成短路接地故障, 又如施工中存在引线、线夹、刀闸连接处不够牢固, 运行一段时间后, 因烧损引发线路故障。
2.3 操作人员由于未遵守安全操作规程而发生误操作, 或者误将较低电压的设备接入较高电压的电路中, 也可能造成短路。
2.4外力破坏, 如鸟兽跨越在裸露的相线间或相线与接地物体之间, 或咬坏设备导线绝缘而造成短路, 如放风筝、向空中乱抛杂物落在线路上引发短路或接地, 如雷害及大风大雨等自然灾害引发线路故障, 如机动车碰撞电杆, 造成电杆倾斜或倒杆引发短路。
3 故障判断
3.1 相间短路故障:
线路发生故障后, 微机保护装置动作, 我们可以根据保护动作情况进行初步判断。如果线路发生的是电流速断保护动作, 则可以判断故障点一般是线路两相或三相直接短路引起, 且故障点在主干线或配电所较近的线路可能性较大。因为速断或限时速断保护动作的起动电流较大。如果线路发生的是过电流保护动作, 一般为线路末端分支线路短路引起。如果电流速断保护与过流保护同时动作, 这种情况说明故障点位置电流速断保护与过流保护的共同范围内, 故障点大多位于线路中段。
3.2 接地故障:
线路永久性接地故障, 要采用对线路隔离开关进行分段试拉的方法, 来判断故障点。如果是瞬时性接地故障, 则线路的每一点都有可能发生。
4 故障查找
4.1 短路故障的查找:
10k V电力线路一般都装设分段隔离开关, 在发生配电所断路器跳闸的时候, 对照上面提到的可能发生的各种故障进行分段查找, 直到查出故障点。例如在2008年洛湛铁路容县至大坡区间电力架空线出现接地故障, 施工人员采用分段查找的方法, 最后确定了故障发生的区段。另外10 k V线路短路的瞬间, 往往会发生巨大声音和强光, 故障点周围很大范围的群众都能听到声音、看见强光, 故查找故障时可以多问、多听沿线群众, 搜集有用的信息, 以便快速发现故障点。
4.2 接地故障的查找:
线路永久性接地故障点的查找, 可以按照上面所提的在确定接地故障段后, 根据它可能形成的原因和各种环境因素进行查找, 而对瞬时性接地故障则只能是对全线进行查找。
在故障查找过程中, 对线路上的隔离开关、跌落式熔断器应特别注意检查。另外对架空线路经过的一些特殊地段, 如采石场、重污染区、土地开发区、多林地段等要特别留意, 因为人为造成的原因, 如违章爆破损伤导线, 违章开发破坏杆基, 还有各种环境污染以及自然因素对线路形成的腐蚀, 都有可能是引起线路故障的起因。
接地故障原因 篇2
摘要：随着经济的增长和生活水平的提高，使得人们对电力更加依赖，对供电质量提出了更为严格的要求。10kV配电线路作为农网主要供电线路之一，对人们的正常用电具有不可或缺的作用。近年来电网的改造促使10kV配电线路的性能有所提高，主要表现在线路跳闸少、线路损耗低、供电方式有所优化等。但是在实际的运行过程中，10kV配电线路出现了诸多问题，配电线路接地就是常见的故障之一，极大的影响了供电的安全性和可靠性。
关键词：10kV配电线路接地故障原因与措施分析概述
近年来，我国供电可靠性和安全性备受全社会的关注。但是由于配电线路具有面广、点多、线长、设备质量差等特点，再加上地理和气候条件影响比较大，对配电线路的安全运行造成了严重的影响。对于10kV配电线路来讲，接地故障复杂多变，较为常见，也难以根治，对配电设备和配电系统的安全、可靠、经济运行十分不利。笔者结合自身的工作经验，对10kV配电线路接地的常见故障进行分析，并提出了有针对性的预防措施。10kV配电线路接地故障的原因
在实际运行过程中，10kV配电线路接地故障往往为单相接地故障，配电线路某一相中某一点失去了对地的绝缘性能，使得电流经过此点进入大地，引发接地故障。如果在气候、地址条件比较恶劣的环境下，接地故障发生频率会越高，对配电设备、电网系统、变电设备、人畜安全造成不同程度的影响。10kV配电线路接地故障主要的原因有以下几个方面：
2.1 自身设备引起的接地故障。如果低电压和弱电线因同杆架设不能达到安全的距离，使得10kV配电线路发生较大的弧垂变化，从而造成放电接地。另外，配电线路所使用的悬瓶质量差、安装不稳定、容易发生松脱，且长期运行出现了老化等现象，导致绝缘被击穿、炸裂，引发接地故障。再者，变压器、避雷针、线路开关等器件被击穿、炸裂也会引发接地。这些接地故障对电力系统的正常运行造成了很大的影响。
2.2 自然原因造成的接地故障。①环境树木对线路造成的影响。目前我国很多配电线路都是建设在山地绿化区或者植被比较丰富的地区，这就使得对10kV配电线路的设计带来了一定的困难。在这样的环境下，线路周围的树木经过长期的生长，可能会超出线路的高度，树木的树枝和树干对线路造成一定程度的压迫。在大风或者雷雨天气，树木不断摇晃对线路造成较为严重的破坏；当然，雷雨天气树木容易受到雷击的可能，引发接地故障。②恶劣的天气造成线路接地。我国10kV配电线路大多数都是采用架设线路的方法，线路长、半径大，且一般电路都处于户外空旷的地区。在雨季或者雷电易发季节容易对线路的运行造成威胁。一旦发生大风雷雨天气，有时会击穿避雷针，烧坏变压器。另外，线路复杂多变，负荷较大，在雷雨天气容易造成线路的接地故障。
2.3 人为因素造成线路接地故障。①不法分子的偷盗行为。有的不法分子为了一己私利，不顾国家的法律法规，偷盗国家电缆，给电力系统的安全运行带来了不利影响，同时对国家和人民群众的安全带来了严重的危害。我们应该严厉打击这种偷盗行为，保障我们的用电安全。②车辆对电线杆造成破坏。随着交通运输事业不断发展，车辆发生道路安全事故的频率越来越高。由于部分人员在行驶车辆时不遵守交通规则，对路边的电线杆造成了破坏，影响了线路的运行。我们大多数电线杆都采用钢筋水泥结构，并不是特别结实，也没有相应的保护措施，车辆的不正确行驶非常容易对线路造成一定的影响，威胁着国家和人民群众的安全。10kV配电线路接地故障的预防措施
3.1 采用先进的技术材料。电力企业应该在10kV配电线路中引入先进的技术、设备和材料，避免因自身设备对线路造成接地故障。一般情况下，应该对负荷过大或者比较重要的线路，配备绝缘性比较好的导线和配套的耐张线夹；对容易出现故障的接头位置，用接触良好、可与不同导线进行连接的穿刺线夹进行固定，有效的控制和避免接地故障的发生。为了有效的避免故障扩大，可以通过快速、精确的自动选择设备选择电流较小的接地装置应用于变电站中，确保供电的质量和安全。
3.2 优化设备部署。在10kV配电线路设计中，应该根据布线的要求和周围的地理、气候因素对“三线”进行合理的整改和部署，保证高低压线路的实际距离在安全距离之上。同时，相关的电力技术人员应该认真按照国家相关的技术标准与规定，对配电线路进行必要的整改，降低或者消除断线等安全事故。另外，应该定期对线路进行严格的巡检，及时更换老化、劣质、破损的瓷瓶，并对其进行高质量的捆扎；对老化、破损比较严重的柱上开关、变压器、避雷针等装置，必要时可以进行更换，以降低线路接地故障，确保线路正常运行、性能可靠、功能齐全。
3.3 对自然原因破坏的预防措施。大风、大雨、雷电天气等自然因素是我们无法预知也不能改变的，只能采取相应的预防措施。在线路施工前，应该对设备进行加厚处理，以此提高线路的稳定性。在制造过程中，严格按照相关的规定，对设备安装避雷针、变压器等装置，提高设备在户外空旷地区的预防灾害的抵抗力。同时，在施工前，相关技术人员应该深入施工现场，对周围的建筑、树木进行了解，最大限度的避开树木集中区域，对线路进行最科学合理的规划，保证架空线路的安全。
3.4 对人为因素破坏的预防措施。在线路施工过程中，不能一味的追求速度，赶工期，必须重视项目工程的质量，保护好地下电缆不受损害。同时，严厉打击那些偷盗国家电缆的不法分子，加大监督巡逻力度打击犯罪活动，保护线路的稳定性。另一方面，应该增强驾车司机遵守交通规则的意识，安全驾驶，文明行车，降低因交通事故对电线杆的破坏，减少人为因素引发的线路接地故障，进一步保证国家和人民群众的生命财产安全。总结
10kV配电线路接地故障复杂多样，发生频率高，影响范围大。为了确保国家和人民群众的用电安全，在实际工作中应该不断总结实践经验，在10kV配电线路中引入先进的技术、设备和材料，优化设备部署，对不可消除的自然因素和人为因素造成的故障做好预防措施，从而保证10kV配电线路的供电质量和安全，促进10kV线路更好的服务于国家和人民。
参考文献：
接地故障原因 篇3
关键词：10 kV配电线路；接地故障；预防措施
中图分类号：TM726 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）33-0113-02
1 概 述
所谓配电网络就是从发电厂生产的电能，通过输电线路运送到各个区域的配电站，然后经过配电设施分配给可供各类用户使用的电力网。随着用电需求的增加，各地对于10 kV配电网的应用已经非常广泛，在城乡电网中占有重要地位。其主要供电方式是中性点不接地的“三相三线制”接法，而10 kV配电网具有线路长、覆盖面广的特点，在运行过程中非常容易发生接地故障，尤其是单相接地故障，这给电力设备及配电网络都带来很大危害，严重影响当地社会生活、生产。
所以探究10 kV配电线路接地故障的原因以及预防措施尤为重要。 首先我们需要分析了解单相接地故障的一般原因；另外还要清楚单相接地故障的巨大危害；最后具体分析预防和处理接地故障的方法。
2 接地故障的描述及检测
接地故障顾名思义就是在配电线路中某一相或以上的导线失去对地绝缘的能力，导致该相电流经过接地处流入大地，进而造成接地的故障，在接地故障中单相接地故障是出现频率最高的的故障之一，它会破坏三相电力系统的平衡，造成其他相电压的急剧升高，进而破坏非故障相的绝缘性能。造成电力设备损坏。
当配电线路由于某种原因导致单相接地故障发生后，相关工作人员可以通过10 kV配电母线上运行的电压互感器以及母线绝缘监察装置等检测到的接地故障信号，来提示调度人员及时进行处理，之后经过选线和分析，就能确定发生单相接地故障的相别以及相关配电线路，同时向上级汇报，通知运行维护人员查找并处理故障。
3 单相接地故障的原因
造成10 kV配电线路发生接地故障的原因可分为客观原因以及主观原因。客观原因主要是一些不可预防的自然因素例如：雷雨天气、动物等发生的意外，而主观原因主要是相关工作人员的管理因素。
3.1 客观原因
首先，由雷雨造成的接地故障，雷雨造成的10 kV架空线路事故中接地故障最为常见。因为10 kV架空线路架设在空旷的地方，如果在雷雨多发季节，非常容易遭遇雷击引发故障，其中包括绝缘子击穿、断线、配变烧毁等现象。其次是由于树木造成的故障，城市绿化规模不断加大，挺拔高大的树木增多，由于对其护理不及时，树木在其不断生长后可能会对电线产生压迫，如果碰到刮风下雨时，非常容易压坏线路，导致接地短路故障，在这种情况下特别容易造成重大意外伤亡。最后，小动物也是线路故障的一个因素，10 kV架空线路上经常有飞鸟停落，当这些飞鸟从柱上开关起飞时，很可能造成相间短路，另外猫鼠等小动物无意中窜到变压器上，也有可能引发接地故障。
3.2 主观原因
许多不法分子盗窃电缆，造成电力设备损坏事故发生，危害范围以及影响都非常大。另外电力用户对电力安全问题没有足够的认识，随意在电力线路附近燃放鞭炮等行为很容易造成配电线路故障，还有许多用户为了规避电费以及拆除费用，在销户以后，会偷偷拆除变压器，使得高压线头暴露在空中，造成安全隐患。
其次当今交通运输业十分发达，交通也越来越繁忙，许多车辆由于驾驶员操作不当，无意的撞上电线杆，使得绝缘设备脱落损坏，引发短路故障。在市政工程建设过程中，可能对电杆、电缆等造成破坏，引发相关短路故障；
最后，是电力部门管理疏漏问题。在配电线路建设时，配电设备的质量差，导致绝缘子在使用中破裂或者避雷针脱落都会引起接地短路故障问题，之后相关的管理者未及时进行设备的检查，最终导致配电线路发生停电事故。
还有一些设备长时间的不进行维修更换，产生了磁化的现象，导致出现保险丝熔断现象，由于管理者的检查管理不认真，没能及时发现配电线路中的缺陷，导致设备发生故障，产生严重后果。
4 配电线路接地故障的危害
4.1 对变电设备的危害
10 kV配电线路发生接地的故障后，在10 kV母线侧电压互感器检测值达到零序电流时，电压互感器的铁芯达到饱和，这样长时间运行，就会烧毁电压互感器。
在近些年对配电网实际运行的调查中，配电网变电站的电压互感器曾出现被烧毁的情况，对电力设备造成了严重损毁，导致大面积停电事故发生。另外，发生单相接地事故，可能产生谐振过电压，可能会危及到变电设备的绝缘效果，造成变电设备绝缘击穿，最终导致更严重的事故的发生。
4.2 对配电设备的危害
发生单相接地故障时，如果产生谐振过电压，谐振过电压将会几倍于常压，可能对线路上的绝缘子造成绝缘击穿，导致线路短路，可能烧毁配变压器，造成大范围区域停电事故，严重威胁人们的生命财产安全，也会对区域电网的稳定性产生严重的影响。
当确定了故障线路的位置以后，进行相关的维护时，会对附近区域的电力用户造成影响，尤其是碰到庄稼的生长期以及恶劣的气候条件时，很难排查维修故障，影响用户的正常用电，阻碍电力行业的发展。
4.3 对供电质量的影响
在发生配电线路接地故障之后，首先要故障定位，之后进行故障消除，这两个过程进行中，区域必然停止供电，如果维护过程涉及到的区域大，就会出现大面积停电，并且停电时间过长的情况，降低正常的供电量。
据统计，每年因配电线路发生单相接地故障而少供电十几万度，严重影响了工厂企业的效益。在发生接地故障时，导致导线间接或直接连接到了大地，对大地放电，造成了很大的电能损耗，直接损失了大量电能，也影响了电力企业的效益。
4.4 对人畜的危害
当发生单相接地故障时，可能是因为发生导线落地情况，很有可能危及行人以及巡视人员的生命安全，特别是在夜间，会造成更加严重的灾难，对于牲畜也是如此，因为牲畜没有办法躲避，很容易造成伤亡的事件。
5 有效预防措施
自然灾害具有很强的突发性，一般是可以预见的，但是难以预防，电力企业应该加强相关工作人员的防范意识，建立相应的应急机制，有效应对突发情况。如在较为空旷的场地，安装相应的防雷设备，在变压器的高低压侧安装避雷器，定期进行检修，避免因雷雨天气对线路造成损坏。
在市政工程建设中，要统筹多方因素，把握好建筑物以及树木对电线及电缆的距离，尽量避免客观因素导致的配电线路接地故障。另外，电力管理部门与气象局建立良好的沟通平台，及时掌握天气变化信息，对恶劣天气及时采取预防措施。
相关电力管理部门要加大用点安全宣传力度，提高用户的安全意识。同时还要加强与执法部门的合作，严惩盗取线缆的不法分子。并对交叉路口的电杆和电塔表面涂抹反光漆，提高驾驶员的注意，避免发生碰撞。注意要在关键位置树立安全标志牌、警告语等，排除安全隐患。
最后，要适当引进新技术，完善电网的系统，提高电网工作效率。例如引进GPRS定位系统进行追踪定位，实现自动化配网，对线路运行情况及时检查。还要加强管理，定期对设备进行检测与维护。要不断提升相关管理人员的专业知识水平和技能，避免因管理疏漏引起配电线路故障。
6 结 语
发生10 kV配电线路接地故障，不仅会给供电企业造成很大影响，还会对人们的正常生产、生活产生严重影响。经过上述对10 kV配电线路接地故障的故障原因、危害以及预防措施的探讨，说明了防止发生接地故障的重要性。
实现供电系统的稳定性和安全性，不仅需要提升相关技术水平，还要靠相关监督部门的配合，利用相关的专业知识来预防和解决配电线路接地故障，减小配电线路接地故障造成的危害，才能够促进我国电力事业不断的发展。
参考文献：
[1] 王敏.10 kV配电线路接地故障的查找及分析[J].大众用电，2011（5）.
[2] 吴浩东，宋海勇.配电线路运行中单相接地故障的处理[J].科技传播，
2011（6）.
接地故障原因 篇4
1 现场勘验
1.1 起火部位
经现场勘查, 火灾发生在攀枝花新钢钒公司能源动力中心向烧结工序供电的地下电缆隧道内, 该隧道两侧架设放置电缆的钢制电缆托架宽0.6 m、高1.7 m, 并进行了接地, 两侧托架各上下布置了9排电缆, 一侧放置电缆24根, 另一侧放置17根, 见图1所示。隧道上分布有若干隧道井, 隧道井宽2 m, 井底距地面3.5 m, 各隧道井入口处均设有防火墙、防火门进行分隔, 隧道内安装有火灾自动报警系统。
其中4号、5号井间分区内 (长度约50 m) 所有电缆均已烧毁, 电缆的钢制铠装保护层 (钢带) 完全裸露, 其余井间分区仅有烟熏痕迹, 见图2所示。
1.2 供电系统
经了解, 烧结工序的供电系统原理图如图3所示。
变压器一次侧为110 kV三角形联结, 二次侧分别有10、6 kV若干路出线向烧结工序供电, 均为星形联结, 二次侧中性点均经消弧线圈接地。从二次侧出线可看到:
(1) 一路10 kV单芯电缆沿地面运送矿石 (粉) 皮带通廊架设的电缆桥架 (电缆槽盒为玻璃钢制, 支架为金属体并接地) 专门向“新烧二号” (公司技术改造项目) 烧结机供电, 其电缆型号规格为YJV10KV-1×630, 为带有铜质屏蔽层的交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆;
(2) 其余6 kV出线电缆经发生火灾的地下电缆隧道向烧结工序供电。
1.3 控制电器
当日17时26分07秒, 新冶变电所运行人员按能动中心调度要求合上“新烧二号”断路器, 突然听到控制室传出电抗器的轰鸣声, 立即切断断路器 (17时26分32秒) , 与此同时, 站所工作人员发现“烧三”开路跳闸 (17时26分29秒) , 10 kV IM发出接地信号。
相继“烧二” (17时57分) 、“烧六” (17时58分) 过流保护器动作跳闸, 以及由新冶变电所供电的其他负荷出线断路器相继跳闸和接地报警。
1.4 电气故障点的发现
根据新冶变电所各路保护控制电器动作时序, “新烧二号”单芯电缆首先发生异常, 沿敷设“新烧二号”电缆的电缆桥架查找, 发现在一固定电缆槽盒与金属支架的金属螺钉处有明显的接地放电电弧痕迹, 此处玻璃钢槽盒受电弧高温影响已熔化。
2 调查询问
火灾后消防部门共调查询问11人次, 分别为攀钢能动中心供电车间主任、电工班长、指挥调度及火灾第一报警人、电缆作业区作业长等。据其中电工班长描述:3月26日17时26分送电时听到“新烧二号”柜背面有异响, 随即将此柜电源开关断开, 稍后隔壁的火灾报警主机报警 (冶烧55、56号两个点报火警) , 说明此次火灾起火时间即在此时。
3 原因综合认定
3.1 可排除的起火原因
综合现场勘查及调查询问的情况, 可以排除以下原因引起火灾:一是放火, 该公司安全制度及组织机构健全, 生产机械化程度较高, 没有外来人员, 且发生火灾的部位位于隧道内, 不具备放火的条件和特征;二是玩火, 同样由于地理位置状况, 不具备小孩玩火的条件;三是雷击, 经查阅市气象局的气象资料显示, 26日天气晴朗, 无雷雨气象, 四是明火作业引发火灾, 根据询问材料显示, 当天在电缆附近没有人员进行电气焊等明火作业的情况。
3.2 单芯电缆未接地引发火灾的认定
综合现场勘查及调查询问情况, 并经技术分析, 认定此起火灾系“新烧二号”电缆送电时绝缘被高压击穿形成10 kV单相接地故障, 致使电缆隧道内的电缆群遭受系统高压击穿, 产生电弧高温引起电缆燃烧而成灾。
3.2.1 产生接地故障的分析
从对“新烧二号”电缆的勘验和调查情况看, 由于单芯电缆本身的特殊性, 为保证其安全运行, 其护层保护、接地要求十分严格。“新烧二号”电缆本来设计时铜质屏蔽层导体保护接地系统, 见图4所示。
图中附层保护器相当于非线性的阀型避雷器, 在导体另一端直接接地的配合下, 当导体上电压 (感应电压等) 达到阀值电压时, 附层保护器导通 (动作) , 钳制住电压上升, 从而保护绝缘护层不被高压击穿或损坏, 这是单芯电缆安全运行非常重要的保护措施。
遗憾的是, 此次火灾中的“新烧二号”电缆虽安装了附层保护器, 但其末端 (烧结侧) 的铜质屏蔽层未接地, 从而使接地保护系统形同虚设。
根据电气理论, “新烧二号”单芯电缆线芯导体与屏蔽层、屏蔽层与大地分别形成有分布电容C1、C2, 当系统送电时, 设电源相电压为U, 线芯导体与屏蔽层之间电压为U1、屏蔽层与大地之间电压为U2, 则有:U1+U2=U, U1/U2= C2/C1。由于屏蔽层导体未接地, 失去了对形成U2的钳制作用, 同时使电缆聚氯乙烯护套层也带上U2, 加之护套层贴邻接地金属螺钉, 形成的空气间隙小, 从而引发了护套层绝缘薄弱点对地击穿发生接地, 形成接地故障点。
尤为严重的是, “新烧二号”电缆接地是一种单相高阻拉弧接地, 加之供电系统属于消弧线圈接地的小接地电流系统, 使其间歇性电弧持续时间长 (从“新冶铁”变电站断路器动作时序分析, “新烧二号”电缆单相电弧接地时间长达20 s左右) , 不仅造成过电压长时间对电缆绝缘层造成反复冲击, 使电缆绝缘受到“累计损伤”并最终发生金属性导通接地, 更为严重的是“新烧二号”10 kV故障接地使供电系统电压畸变, 导致由同一变压器供电的隧道电缆群受到系统过电压的严重损害。
3.2.2 隧道电缆起火的分析
隧道电缆群、“新烧二号”电缆供电, 接地故障原理示意见图5所示。
(1) 供电系统故障过电压引发电缆着火。
由图5分析可知, 随着“新烧二号”10 kV电缆故障接地, 隧道电缆群因由贴邻接地的钢制电缆托架敷设, 从而造成6 kV电缆遭致超过其额定值的过电压冲击。从理论上分析, 过电压值可达额定电压值的3.5倍以上。现场勘验发现, 在靠近5号隧道井南侧墙面电缆钢制井架处呈现多点放电迹象, 南侧墙面上留有喷溅的金属熔珠, 且该处托架上有一电缆被截断, 截面整齐, 覆盖该电缆的薄型钢板上有一直径约10 cm疑似被电弧击穿的孔洞, 其下方地面有一截疑似被电弧击断的角钢。
说明此隧道电缆群绝缘遭致系统过电压严重破坏, 再次发生严重故障接地, 持续性电弧温度高, 接地回路电流大, 热效应强, 最终引燃电缆塑料外护层造成起火事故并蔓延成灾。
(2) 隧道电缆陈旧老化是其间接原因。
火灾后检查隧道内电缆群, 除“烧六1号”于2002年更换, “烧六2号”、“烧二两开路”电缆为2008年更换外, 其余5个烧结开路均为1992年投运的电缆。在事后的调查分析中发现, “烧三号”电缆头首先“放炮”就证明该电缆头存在薄弱点, 说明此隧道内电缆陈旧老化也进一步促使了此次火灾事故的发生。
在综合分析上述调查情况后, 当地公安消防部门依法对起火单位制发了《火灾原因认定书》, 并根据有关规定对相关的责任单位、责任人给予了相应的行政处罚, 失火单位对此均无异议。
4 结束语
单芯电缆防火是一个新问题, 目前绝大多数电缆沟虽已设置了防火门和火灾报警装置等设施设备, 不少电缆还做了阻燃处理, 但由于单芯电缆目前使用不很普遍, 其安全运行防护措施的特殊性还未受到应有的重视, 尤其是电缆运行附属设施设备的检查维护还较易被忽视。此次攀钢“新烧二号”电缆火灾事故前, 当年3月13日第一次送电时, 就发生了A相电缆烧损冒烟情况, 但有关单位只是做了简单处置, 没有深入分析找出根本原因。当年3月23日还进行了电缆的耐压试验 (结果为合格) 。在本次事故发生前的送电准备时, 施工方还进行了电缆的绝缘摇测, 但对电缆本身和附属设施未进行仔细检查确认, 最终导致起火成灾。此次火灾事故充分说明, 电缆防火除应严格按国家相关规范、标准设计、施工外, 还必须加强对包括接地保护在内的安全措施的检查维护, 才能全面落实好电缆火灾防范的治本措施。
摘要：针对一起单芯电缆接地故障引发多芯电缆的火灾事故, 从火灾现场勘验、调查询问、理论分析等方面论述了认定单芯电缆火灾的特点和要素。
关键词：单芯电缆,电缆隧道,过电压,电弧
参考文献
[1]GB 50217:2007, 电力工程电缆设计规范[S].
[2]GB 50414:2007, 钢铁冶金企业设计防火规范[S].
接地故障原因 篇5
在小电流接地的配电网中，一般装设有绝缘监察装置。当配电网发生单相接地故障时，由于线电压的大小和相位不变（仍对称），况且系统的绝缘水平是按线电压设计的，所以不需要立即切除故障，尚可继续运行不超过2h。但非故障相对地电压升高1.732倍，这对系统中的绝缘薄弱点可能造成威胁。此外，在仍可继续运行时间内，由于接地点接触不良，因而在接地点会产生瞬然熄的间歇性电弧放电，并在一定条件激励下产生谐振过电压，这对系统绝缘造成的危害更大。为此，必须尽快处理排除单相接地故障，确保电网安全可靠运行。1 单相接地故障的特征 单相接地
（1）配电系统发生单相接地故障时，变电所绝缘监察装置的警铃响，“××母线接地”光字牌亮。中性点经消弧线圈接地的，还有“消弧线圈动作”的光字牌。（图1）
（2）当生发接故障时，绝缘监察装置的电压表指示为：故障相相电压降低或接近零，另两相电压高于相电压或接近于线电压。如是稳定性接地，电压表指示无摆动，若是电压表指针来回摆动，则表明为间歇性接地。
（3）当发生弧光接地产生过电压时，非故障相电压很高，电压表指针打到头。同时还伴有电压互感器一次熔丝熔断，严重时还会烧坏互感器。
但在某些情况下，配电系统尚未发生接地故障，系统的绝缘没有损坏，而是由于产生不对称状态等，绝缘监察也会报出接地信号，这往往会引起误判断而停电查找。2 单相接地信号虚与实的判断
（1）电压互感器高压熔断器一相熔断报出接地信号时，如果故障相对地电压降低，而另两相电压升高，线电压不变，此情况则为单相接地故障。
（2）变电所母线或架空导线的不对称排列；线路中跌落式熔断器一相熔断；使用RW型跌落式开关控制长线路的倒闸操作不同期等，均会造成三相对地电容不平衡，从而使中性点电压升高而报出接地信号，此情况多发生在操作时，而线路实际上并未发生接地。
（3）在合闸空母线时，由于励磁感抗与对地电抗形成不利组合而产生铁磁谐振过电压，也会报出接地信号。此情况多发生在单相断线，间歇性弧光接地等引起的谐振过电压所致，而系统并未发生接地故障。
（4）当10kV线路遭受雷击而产生弧光接地时，使健全相电压互感器电压突然升高，线圈流过很大励磁涌流，使互感器铁心磁饱和，导致线圈电感减少，感抗降低。当感抗小于容抗，健全相互感器铁心磁饱和后，会使中性点电压升高，这时绝缘监察也报出接地信号，实际上电网并未发生接地。
（5）10kV电网运行中，由于单相导线断线；避降调荷时的人为“缺相运行”；大功率单相设备的投运等，均会造成三相负荷的严重不平衡，从而导致中性点电压升高，此时绝缘监察也报出接地信号，而电网并未发生接地。
（6）10kV线路遭受雷击时，由于电场发生突变，导线上束缚电荷变成自由电荷，向导线两侧以近似光速运动，形成过电压进行波而产生感应过电压。此进行波到达线路避雷器时，当冲击电压大于避雷器放电电压时，间隙击穿放电电压受到限制。但由于避雷器放电间隙伏安特性不一致，阀片非线性系数不同及制造工艺的影响等，使各相避雷器放电电压、残压、灭弧电压不等，导致放电有快有慢而出现三相电压不平衡，从而使中性点电压升高，报出接地信号，然而电网并未发生接地故障。3 单相接地故障的处理
在小电流接地电网的运行中，当发生单相接地故障，绝级监察报出接地信号时，运行值班人员应沉着冷静进行处理。根据信号、电压表指示、天气情况、运行方式等进行综合分析，区分接地信号的虚与实。并及时向上级调度和领导汇报，做好有关现象的记录。
在进行判断处理时，首先应根据接地故障特征，判明故障性质与相别。其次进行分网运行，缩小停电范围，在分网运行时应考虑各部分之间功率平衡，继电保护配合等因素。而后再检查所内电气设备有无故障：如设备瓷质部分有无损坏，有无放电闪络；设备上有无落物、小动物及外力破坏现象；有无断线接地。再检查互感器熔丝有无熔断，避雷器、电缆头有无击穿损坏等，在确定所内设备无问题的前提下，用瞬停依次拉闸查找法。
目前，有些35kV变电所10kV出线装有接地信号装置，或微机选线装置，当装置正常投入运行时，接地故障线路是很容易区分查出。若是出线未装接地信号装置，其查找处理办法是：依次断开10kV线路母线的分路开关，如断开某路开关接地信号消失，绝缘监察电压表指示恢复正常，即表明所停电线路有接地故障，即可安排消除故障。
假如瞬停分路开关后接地信号仍然存在，说明接地故障不发生在此线路，应立即恢复供电，再依瞬停其他线路，千万不可将所有出线全部断开进行查找。如是将所有10kV出线开并全部断开，就是切除所有出线的对地电容电流，这样会造成系统电容电流的大幅度降低，导致残余电流过大，消弧线圈失去消弧作用，从而在接地点产生间歇性弧肖放电，引发产生过电压，威胁设备绝缘安全。为此，采用瞬停查找法时，千万不可全部断开出线开并查找，而是停一路查一路，恢复供电后再停另一路。
接地故障原因 篇6
关键词：小电流接地系统；故障选线
中图分类号：TM713 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）18-0107-02
小电流接地系统就是中性点非直接接地系统，包括了中性点不接地系统、经消弧线圈接地系统以及经高阻接地系统。由于技术水平等因素的影响，不同国家在电网建设中对中性点的处理方式具有很大差异。
在我国的3～66 kV中低压配电网中，通常采用中性点不接地系统或者经消弧线圈接地系统。据相关统计数据表明，在电网系统故障中，单相接地的故障所占比例最高，达80%以上，而在小电流接地系统中，单相接地故障的发生，不会形成短回路，三相线依然可以继续供电，但是随着电网建设的推进，由于没有可靠的选线方法，小电流接地系统单相接地故障越来越复杂，而现有的配电网自动化系统，无法定位小电流接地故障，因而影响了小电流接地系统的使用。
1 小电流接地系统单相接地的故障特征
1.1 中性点不接地系统单相接地故障
在现有的配电网系统中，电源的三相电动势相同，而电网的线电压为电源两相电动势的差。
在日常运行中，每条线路与大地之间的电容一样，中性点没有电压，当单相接地故障发生时，三相与大地之间通路的对称性被打破，中性点的电位会发生变化，使没有接地的两相电压值升高。
在单相金属性接地故障时，该相与大地直接连通，电压变为0，而中性点的电压成为相电压，其余两项电压变为原来根号的三倍，导致配电网中出现零序电压。
1.2 中性点经消弧线圈接地系统单相接地故障
由于中性点不接地系统发生单相接地故障时，接地点会产生电流，如果这个电流很大，就可能会引起弧光过电压，导致其余两相对地电压变大，促使导线外表的绝缘层损坏，造成多点接地故障，严重时会导致大面积的停电事故。如果在中性点加入电感线圈，那么在发生单相接地故障时，就可以抵消接地点的电容电流，降低多点接地事故的出现，但是消弧线圈的使用会改变故障线路零序电流的方向和大小。
为了解决这个问题，人们提出了全补偿、欠补偿、过补偿三种方式，由于全补偿会导致电源中性点电压变高，损害设备的绝缘层，目前应用得很少；欠补偿会影响线路的检修等工作，应用也比较少；大多数配电网的建设中，都会采用过补偿的方式。
2 现有小电流接地系统单相接地故障的选线方法
2.1 零序电流比较法
当小电流接地系统发生单相接地故障时，故障元件中的零序电流，在数值上与全系统非故障元件的对地电流相同，因此故障线路上的零序电流最大，而且与没有故障的零序电流方向不同，这样通过比较零序电流的幅值和相位，很快就能发现故障。在实际的应用中，谐振接地系统中的消弧线圈，能够补偿零序电流，因此该方法无法发挥作用，此外零序电流比较法还会受到线路长短、电流互感器不平衡电流和过渡电阻等影响。
2.2 谐波法
受到实际因素的影响，大多电气设备都是非线性的，使得故障电流中会存在谐波。大量的实践研究发现，故障电流中以五次谐波分量为主，由于谐振接地系统中的消弧线圈会按照基波整定，对五次谐波的影响很小，可以忽略不计，因此在小电流接地系统和谐振接地系统中的五次谐波分量相同，如果利用电流的幅值和相位进行比较，就能够很好的解决选线问题。在实际的使用过程中，单相接地故障产生的谐波，受到谐波源、故障位置等因素影响较大，通常情况下，故障电流中的谐波很少，而且极其不稳定，导致检测的灵敏度较低，应用的效果较差。
2.3 能量法
经过接地后零序电流和电压构成能量函数，可以得出没有发生故障线路的能量总是在0以上，而消弧线圈的能量函数，和没有故障线路类似，因此配电网中没有故障线路的能量，都是由故障线路传递出去的，导致故障线路的能量总是在0以下。这样比较能量函数的大小和方向，就能够判断具体接地的线路，电网在实际的运行中，零序能量函数包括电感和电容能量，两者之间会不断地进行交换，使得能量函数与故障产生的能量不符，影响能量法应用的效果。
2.4 有功分量法
由于故障电流中有有功分量，没有故障线路中的有功分量，都是从故障点返回的，这样利用线路中的有功分量的大小和方向，就能够选出故障的线路。从某种意义上来说，这种方法是零序功率方法的变形，将原来的零序电流和电压比向范围，从90 ？觷增加到了180 ？觷，为选线提供了有效保障。但在实际的检测中，没有故障线路和消弧线圈产生的有功分量很小，加上间歇性接地故障等影响，有功分量法没有足够的可靠性。
2.5 残流增量法
在实际的配电网系统中，自动调谐消弧线圈应用得越来越多，在发生接地故障后，可以自动调节到最佳补偿状态，促进故障熄弧，残流增量法就是利用这种补偿度的改变，选择出发生故障的线路，但是这种方法受到间歇性接地故障和弧光接地故障的影响很大，在面对复杂的故障时可靠性不够。
3 小电流接地系统单相接地故障选线解决措施
通过分析现有小电流接地系统单相接地故障选线方法发现，目前使用的方法都存在一定的局限性，使得选线结果没有足够的可靠性，要想很好地解决这个问题，最佳的方法是结合多种选线方法，对选线进行综合性的判断，发挥不同选线方法的优势，增加正确选线的故障范围，提高选线结果的准确性。在实际的应用中，每种选线方法的使用都有前提条件，在某些特定的条件下，一种选线方法可能无法适用，但是必然会有其他的几种方法适用，利用多种方法判断故障的重复区域，必然会比一种方法判断的结果更加可靠，这是多种选线方法综合应用的最大优势。如果遇到某个故障，每种方法的应用条件都无法满足，可以对这些条件进行融合，得到一个充分可信的判断结果，如综合几种故障判断方法后，得出3个判断依据，分别对应3种选线方法，那么不符合这些判断依据的故障就可以采用除这3种选线方法之外的其他方法。
4 结 语
小电流接地系统在我国中低压配电网中，得到了广泛的应用，单相接地故障选线，对于我国中低压电网运行的可靠性，具有非常重要的意义，经过了多年的研究和实践，目前有很多小电流接地系统选线的原理和方法，每种方法都有自身的优点和局限性，导致小电流接地系统单相接地故障选线，依然是影响电网稳定的一个难点。
本文根据不同选线方法的特点，提出了多判断依据的综合选线方法，结合实际小电流接地系统的工作情况，可以随意的选择多种判断依据，相信随着技术水平的提高，选线判断依据会得到不断的完善，使得不同判据之间的互补性得到增强，从而提高实际选线的效果。
参考文献：
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接地故障原因 篇7
2010年6月,云浮电厂#3机组直流系统发生一起正母接地导致保护装置烧坏的现象。事后采取了有效的综合检测分析方法,迅速判断故障所在,将#5循环水泵6kV开关柜#5循环水泵出口蝶阀交流电源A1与#5循环水泵直流控制电源负极端断开,对#5循环水泵出口蝶阀控制回路进行改造后顺利投运。
1 故障发生经过
#3机组#5循环水泵控制回路及出口蝶阀回路分别由不同班组管辖,#5循环水泵控制回路电源为220VDC,控制电源配置6A的直流空气小开关,控制#5循环水泵出口蝶阀回路电源由220VAC电源提供。
对#5循环水泵出口蝶阀控制回路进行改造,串接#5循环水泵6kV侧电源开关常开辅助接点。改造完成,进行#5循环水泵出口蝶阀控制回路改造后的试验,联系运行人员进行#5循环水泵6kV开关合、分闸操作,以检查开关辅助接点开阀回路的完好性。
试验正常后,送上出口蝶阀交流控制电源以进行下一步试验。蝶阀控制电源送上约1s,#5循环水泵6kV侧开关控制电源小开关跳闸,集控室BTG盘发“绝缘监察总报警”、“Ⅰ组充电器故障”报警,检查直流系统绝缘监察装置,发现“母线正接地”。
2 故障查找
(1)利用接地检测仪探测第一点接地故障点。
直流接地故障发生后,采取ZJ31型抗分布电容式直流接地探测装置对#3机组直流系统各个馈线回路逐一排查。发现在检测#3机直流系统馈电屏#3机6kV系统控制电源馈线支路时,探测装置手持器的脉动情况与其它支路相比,摆动严重。
沿着此线路查找,发现6kVⅣA段备用电源进线670开关保护装置内部一点接地。为了将故障消除,需要更换备用电源进线670开关保护MP-3000装置。
(2)针对性检查#5循环水泵控制回路。
在更换备用进线670保护装置过程中,再次进行#5循环水泵送电操作,#5循环水泵6kV开关控制电源空气开关一投即跳,#3机组直流系统再次出现“直流母线正接地”故障。针对性开展对#5循环水泵控制回路的检查,发现#5循环水泵6kV开关柜#5循环水泵出口蝶阀交流电源A1所接的端子与相邻端子(#5循环水泵直流控制电源负极端子)中间有短接连片,交直流电源回路并接在一起。此处正是#5循环水泵出口蝶阀控制回路改造接线的改动处。
(3)进一步检查发现存在第二点直流接地故障点。
断开中间短接连片后,重新送上#5循环水泵操作电源正常,但直流接地故障依旧存在。重新用ZJ31型直流接地检测装置进行直流接地排查,接地点锁定在6kVⅣA段备用电源进线680开关保护装置内部一点接地。6kVⅣA段备用电源进线680开关保护装置也为MP-3000型,当时保护装置运行状态正常。断开680开关操作电源后,直流接地故障消失。
3 解决措施
(1)在第一点接地故障查出后,退出6kVⅣA段备自投,备用进线开关670由热备用转检修,断开备用进线开关670开关操作电源,进行ⅣA段备用进线670开关MP-3000保护装置更换。同时,再次送上#5循环水泵6kV开关直流控制电源。
(2)将#5循环水泵6kV开关柜#5循环水泵出口蝶阀交流电源A1与相邻端子中间短接连片断开。
(3)更换完670保护装置、试验正常后,恢复670开关热备用状态,恢复投入6kVⅣA段备自投。退出6kVⅣB段备自投,将680开关由热备用转检修,断开680开关操作电源,又一次进行ⅣB段备用进线680开关MP-3000型保护装置更换。
由于该型号保护装置仅有的一台备品已更换到ⅣA段备用进线开关670保护用,将冷备用状态的#2西江变的同型号保护装置暂时拆装到ⅣB段备用进线680开关保护用。同时恢复6kVⅣB段备自投及备用进线680开关的热备用状态。
将更换下来的670、680开关保护装置解体检查,发现保护装置工作电源正端与GND(地)之间的一个压敏电阻VR3已击穿短路。更换该压敏电阻后,保护装置上电检测正常。
4 直流系统接地问题分析
查阅热工DCS系统的历史记录,当#5循环水泵碟阀电源消失信号消失(即碟阀交流电源送上)后,在1s内#5循环水泵6kV控制电源消失信号出现(空开跳闸),与第一次直流接地时间段相吻合。
现场检查#5循环水泵碟阀电源:用万用表测得交流电源A对N电压为225VAC,A对地电压为225VAC;N对地电压交流为0.4V,N对地电压直流为0V。可以确认#5循环水泵碟阀电源为交流接地系统。
#5循环水泵6kV开关柜#5循环水泵出口蝶阀交流电源A1与#5循环水泵直流控制电源负极端并接在一起时,其系统等效回路图如图1所示。
当试验进行至送碟阀交流电源时,由于#5循环水泵出口蝶阀交流电源A1与#5循环水泵直流控制电源负极端并接在一起,交流电源将通过#5循环水泵控制电源空开负极与蓄电池组叠加,使#3机直流系统正极电压升高(最高会达到220+220V)。
6kVⅣA段备用进线开关670保护装置正极的压敏电阻先行击穿,造成#3机直流系统正极完全接地,#3机直流系统通过备用进线开关670保护正极接地→#5循环水泵碟阀电源→#5循环水泵6kV开关控制电源空开负极→#3机蓄电池组,形成短路回路,使#5循环水泵6kV开关控制电源小空开瞬时跳闸。
由于670保护正极完全接地,#3机直流系统发直流接地信号,同时由于直流系统正极完全接地及#5循环水泵6kV开关控制电源空开跳闸隔离了交流电源,680保护装置正极压敏电阻得到了保护,免于被击穿。
5 防范措施
(1)加强设备管理,不同功能及编号的端子排之间应用端子隔板隔开,避免作业时的误碰、误接线现象。
(2)项目工作负责人或有经验的工作班人员必须进行复查回路接线检查,对照图纸核对正确。
(3)针对类似的超班组管辖设备范围工作,所接入的设备接线应由设备管辖部门有经验人员在场监护或由其作业。
6 故障查找注意事项
瞬停直流电源时,动作应迅速,防止失去保护电源及带有重合闸电源的时间过长;为防止误判断,观察接地现象是否消失时,应根据信号、光字牌和绝缘监察表计指示情况综合判断;尽量避免在高峰负荷时进行;防止人为造成短路或另一点接地导致误跳闸;按符合实际的图纸进行,防止拆错端子线头,防止恢复接线时遗留或接错;所拆线头应做好记录和标记;查找故障,必须两人及以上进行,防止人身触电,做好安全监护;防止保护误动作,必要时在瞬断操作电源前,解除可能误动的保护,操作电源正常后再投入保护。
参考文献
[1]王桂英.电源变换技术[M].北京:人民邮电出版社
[2]刘汉华.电子技术基础[M].北京:水利电力出版社
接地故障原因 篇8
关键词：变压器,接地,故障,原因,措施
变压器是由铁芯、油箱、冷却系统等部件构成的, 其属于静态运行的电气设备。变压器的稳定运行影响着电力系统供电功能的正常发挥, 所以, 相关维修人员一定要做好定期检修工作, 要对变压器的运行原理进行了解, 这样可以更好的掌握变压器运行状态, 还可以提高监督的效果。电力企业的技术人员还要做好巡视工作, 对电力系统中比较容易出故障的部门进行重点监测, 这样才能及时发现变压器故障问题, 从而降低故障损失, 真正做到防患于未然。
1 变压器铁芯接地概述
变压器是由铁芯等部件构成的, 为了保证铁芯接地的合理性, 一定要采用正确的接地方式, 下面笔者对变压器铁芯接地的方式以及需要注意的问题进行简单的介绍, 希望可以提高电力企业变压器接地设计的合理性。
1.1 当上下夹件间有拉杆而且不绝缘时, 接地的铜片应当及时的进行连接在夹片上, 使得其能够有上夹片经过螺杆合理连接到土质之中。
1.2 当上下夹件间绝缘时, 在应用中上下铁轭的对称和位置上的连接模式, 在应用中通过对夹片经过对铁芯片以及下方的接地问题合理的应用分析, 确保接地质量能够满足需求模式。
1.3 当接地套管在工作中, 通常容易受到铁芯的影响接地片段分析方式, 在铁芯片的连接中能够对上夹件与套管合理利用。
2 变压器铁芯多点接地故障分析
变压器接地故障出现的原因一般有两种:一种是电路故障, 另一种是磁路故障。电路故障一般是由引线故障引起的, 变压器使用的时间过长, 线圈绝缘体会出现老化, 还会引起出现接触不良等问题;另外, 如果材料的质量存在问题, 也会导致线路存在过大的电压以及电流, 容易出现二次短路。磁路故障是指铁芯与夹片之间存在故障问题, 变压器铁芯在多点接地设计中, 很难准确的计算出接地线的电流, 电流数值的大小会受到故障点位置的影响。在变压器运行的过程中, 铁芯变动对变压器稳定运行有着较大影响, 闭合回路磁通会受到铁芯变动的干扰。如果感应电动势比较大, 铁芯电阻值比较小, 则铁芯中流通的电流会比较大, 最大时还可能达到几百安培。这一现象是比较危险的, 会导致变压器具备过热, 还可能出现接地片烧断的现象, 这类故障维修花费的时间比较多, 资金也比较多。
3 变压器铁芯多点接地故障检测方法
铁芯多点接地故障一般很难用肉眼发现, 所以, 在故障检测的过程中, 需要利用先进的设备以及技术, 这项工作具有一定难度, 而且专业性比较强, 检测人员必须结合现场实际情况, 综合考虑影响因素, 这样才能做出准确的评估, 最后选择最佳的故障检测措施处理变压器多芯接地故障。
3.1 带点检测法:
在变压器运行的过程中, 变压器铁芯采用的是多点接地的方式, 检测人员需要利用电流表检测引线中是否存在电流。在对铁芯接地电流进行测量时, 一般是在变压器运行的状态下进行的, 所以, 这项工作属于带电作业, 而且具有一定难度。当检测到接地线中的电流大于100m A时, 应做到安全防护措施。铁芯多点接地时环流比较大, 所以, 流经铁芯接地线中的电流也比较大, 在利用电流表进行测量时, 需要规范操作, 还要保证电流表放置位置合理, 要保证铁芯接地引线从电流表中芯通过。在多次测量后, 如果发现测量数据差异比较大, 而且稳定性不高, 则需要在铁芯接地引线中并联短路线, 然后测量接地电流值。间歇性多点接地在测量电流时, 电流值处于不断的变化之中, 还有电流为零的情况, 所以, 无法判断铁芯是否存在多点接地, 为了保证测量的准确性, 一定要多进行观察。
3.2 停电测试法:
停电后对变压器可能出现的铁芯多点接地电气测试的内容和方法为以下两步骤:a.正确测量各级绕组的直流电阻, 若各数据均合格, 且各相之间与历次测试数据之间相比较, 无明显偏差, 或变化规律基本一致, 由此可以排除故障部位在电气回路内, 再进行铁芯接地线的检查;b.断开铁芯接地线, 然后使用2500V或5000V摇表对铁芯进行绝缘电阻测试。用摇表测铁芯绝缘, 如果绝缘电阻值很低, 则基本可以判定铁芯为两点及以上接地。
3.3 气相色谱分析法:
通过油务试验结果进行分析, 用IEC三比值法, 同时伴有总烃含量迅速增加的现象。此方法由于可以带电进行, 一旦发现问题, 可以及时缩短!调整跟踪周期, 效果明显。
4 变压器铁芯多点接地故障点的查找方法
4.1 直流法。
将铁芯与夹件的连接打开, 在铁轭两侧的硅钢片上通入直流电, 然后用万用表依次测量各级铁芯叠片间的电压, 当电压等于零时, 则可基本判断该处是故障接地点。
4.2 交流法。
将变压器低压绕组接入交流电压, 将铁芯和夹件的连接片打开, 此时铁芯产生交变磁通。如果存在多点接地故障, 使用毫安表测量会出现电流。用毫安表沿铁轭各级逐点测量, 当毫安表中电流为零时, 则该处为故障点。
5 铁芯多点接地故障采取的措施
5.1 通过正常接地点, 对铁芯施加交流电烧熔或直流电容器储能后进行脉冲放电, 烧除多余接地点。
5.2 在铁芯和地之间接入万用表, 通过电阻的变化寻找, 对可能接地点可用绝缘纸板横扫, 观察万用表指针变化, 结合具体情况采取相应措施。如果怀疑接地位置在箱体底部, 可以使用油流冲洗油箱底部, 恢复底部绝缘。
5.3 对于稳定性多点接地通过测量找出确切的故障点后, 如果确实无法处理, 则可将铁芯的正常工作接地片移至故障点相同的位置, 也可打开正常的铁芯接地点, 这样可以使环流减少到最小, 但同时要配合加强油色谱采样和分析。
5.4 对于负荷较重不能立即停电, 同时存在多点接地的变压器, 可以选取大容量电阻串入铁芯正常接地引下线, 以降低环流。该方法也需要配合油色谱监视、跟踪。
结束语
变压器接地故障是比较常见的故障问题, 变压器故障会导致电力系统无法正常运行, 所以, 技术人员一定要做好维护工作, 对故障出现的原因进行分析, 还要找出相应的解决措施, 避免变压器再次出现此类故障。变压器是由铁芯等构件组成的, 而变压器在使用一段时间后, 铁芯绝缘体可能出现老化问题, 而且还会受到周围环境的影响, 如果变压器运行环境比较潮湿, 很容易影响铁芯绝缘电阻的数值, 引起短路等故障。只有结合变压器故障原因, 才能从根源上解决故障问题。
参考文献
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接地故障原因 篇9
厂用电运行方式
接地故障发生时厂用电运行方式如图1所示, 启备变B低压侧经共箱母线分别给两台机组的6k V 1C、2C段供电, 高压侧中性点直接接地, 低压侧中性经6.94Ω接地。
故障原因分析
保护动作情况
启备变B保护A屏、B屏低压侧零序保护动作, 动作值为0.86A, 延时1.6s。
6k V 1C、2C段母线PT消谐装置接地报警信号动作。
其他综保未见保护动作信息。
故障录波记录
故障录波波形
故障录波分析
由图2中波形可知:故障过程中启备变B低压侧B相电压接近为零, 很明显B相发生接地故障, 启备变B分支零序跳闸动作时间与保护动作整定时间 (低压侧零序保护整定值0.42A, 1.6s延时) 一致。
保护动作分析
由故障录波数据分析及启备变B保护动作报告可知启备变B低压侧发生B相接地故障。但是6k V 1C、2C段所有综保都未有保护动作的发生, 所以暂时不能确定故障点的位置。安排运行人员将6k V 1C、2C段运行设备的开关改断开位置, 开始分段测绝缘。后经运行人员检查发现6k V 1C段电源开关至码头电源的电缆B相的绝缘不合格, 其他段绝缘正常。
6k V 1C段码头电源进线电缆由于较长, 其电源开关保护专门配备了电缆光纤差动保护装置WDZ-5216, 其综保WDZ-5211配置有过流、零序等保护, 保护投退情况如表1所示。接地故障发生后光纤差动保护及零序保护都未动作, 导致启备变B低压侧零序保护动作, 从而造成6k V 1C、2C段母线失电。就地检查6k V 1C段码头电源开关综保及电缆光纤差动保护装置都运行正常, 未见任何报警。
故障点确定后安排调试人员对码头电源开关的光纤差动保护装置重新核对定值 (最小动作电流Icdqd为1.0Ie, Ie=0.61A) , 并且对保护功能重新进行了校验, 校验结果显示保护功能正常。图2为WDZ-5216比率差动保护动作特性, 根据故障发生时启备变B低压侧零序保护动作电流0.86A, 折算至一次侧接地电流为430A, 光纤差动保护启动电流DI=430/1500=0.287<0.61, 因此差动保护不会动作, 并且说明差动保护启动值整定有误。
零序差动保护拒动原因分析
零序保护一段的整定值是1.31A, 0.5s延时。当故障发生时, 接地电流为430A, 折算到二次侧为4.31A>1.31A, 此时零序保护应该动作但是未动作。
码头电源开关零序保护采用专用零序CT。接地故障发生后, 在零序CT处通一次电流校验零序保护, 校验结果显示采样及保护功能正常, 此外对零序CT重新进行伏安特性试验, 与之前试验数据比较结果显示零序CT也正常, 因此怀疑零序电流未流经零序CT。检查发现电缆绝缘破坏处正好位于两段电缆拼接处, 因为其中一段电缆在受电前被盗截掉后拼接了一段电缆, 由于拼接工艺的问题引起此处绝缘逐渐变差从而导致接地故障发生。6k V 1C段至码头电源段的6k V电缆采用的是三芯电缆, 钢铠及铜屏蔽层都接地, 而屏蔽层采用的是两端接地。基于零序CT构成原理来说, 零序电流为I0= (IA+IB+IC) /3, 正常情况下零序电流只是电缆中的不平衡电流。零序CT检测的是三相电流的向量和。当发生6k V电缆经屏蔽层接地故障后, 屏蔽层流过的是单相接地电流与整个系统的电容电流的向量和。屏蔽层的接地点与零序CT的位置会影响到零序保护是否可靠动作。
在6k V码头电源开关仓内检查6k V电缆头屏蔽层接地点与零序CT的位置, 发现6k V码头电源出线引出电缆的屏蔽层接地点在零序CT上部, 而电缆屏蔽层接地线并没有穿过零序CT接地 (如图4所示的原有接线方式) , 当6k V拼接电缆处绝缘能力降低造成接地故障时, 接地电流I2通过电缆屏蔽层反流回零序CT, 从而抵消了电缆内故障时流过的不平衡接地电流I1, 未达到6k V码头电源开关综保装置零序电流保护定值。现场将电缆屏蔽层接地线经零序CT接地 (如图4所示的现在接线方式) , 这样流经屏蔽层的接地电流I2、I3相互抵消, 实际故障电流I1未被削弱, 故保护装置动作正常。
改进措施
绝缘被破坏的6k V电缆拼接处经处理后严格按工艺要求重新拼接, 并重做电缆耐压试验。
光纤差动保护整定值需要重新整定, 启动电流整定为0.34Ie。
6k V码头电源出线电缆金属屏蔽层接地线需穿过零序CT接地。
结束语
通过上述分析此次差动保护装置拒动是由于保护定值整定错误造成的。在定值正式使用前需严格加强整定值审定工作, 在新设备运行期间还需加强对保护装置运行情况的检查。
严格执行行业规程规定, 施工期间做好验收工作。在零序电流互感器安装时采取正确的施工方法。
在进行保护动作分析时, 一定要先充分利用保护装置的动作报告、事件报告、录波波形、采样值等报文信息进行初步分析, 根据分析结果再进行有针对性的现场接线检查和模拟试验等。
接地故障原因 篇10
关键词：发电机,定子线圈,接地故障
0 引言
坑口电厂#1发电机是俄罗斯列宁格勒试验电机厂生产的TФ-60-2Y3型汽轮发电机,额定功率为55MW,出口电压为10.5kV,定子绕组的接线方式为星形。发电机冷却方式为密闭自循环空气冷却,绝缘等级为F级,运行按B级绝缘等级的温度限值控制。电厂厂用电由发电机出口引出,经高厂变降压引至6k V母线。电厂设高备变一台,接至电厂110k V母线和6k V备用段。机组1996年12月投运。2009年4月27日,因发电机定子线圈接地被迫停机检修。
1 事故经过
2009年4月27日21点34分,该厂1#发电机微机继电保护装置出现“零序电压定子接地保护动作”告警。电气运行人员立即查保护装置动作报告,报告显示零序电压定子接地保护动作,动作值是基波零序电压57.97V,符合保护设定动作条件(动作值设定15V)。为核对保护装置测量是否有误,运行人员立即到1#机TV间就地测量电压互感器二次电压,1#TV和3#TV的A、C两相均为80V,B相均为26V,2#TV的三相均为60V,2#TV用于发电机零序电压式匝间保护。为排除厂用电分支接地的可能,电气运行人员将厂用工作电源切换至高备变接带,退出厂用分支,接地信号仍未消失,初步判断发电机或与其引出线相连系统存在B相接地故障,申请停机检查。1#发电机于28日3点零2分汽机打闸停机。
2 接地点的查找
停机后断开发电机出口隔离刀开关、出口各TV和常用分支开关后,测量发电机侧绝缘,A、C两相对地3 000MΩ,B相对地0MΩ,再拆开发电机出线软连接,单独测量发电机本体三相绝缘,绝缘值没有变化,确认发电机B相绕组已接地。待机组冷到停止盘车后,把发电机转子抽出,进行外观检查,未能发现接地故障点。
在外观检查无果的情况下,基本判定故障点不在发电机端部,而在定子膛内的线槽内。通过分别测量B相绕组两端对地直流电阻为80Ω左右,判定为非金属接地,因线圈直流电阻很小,所以采用直流电阻比较法无法判断。又因故障点在线槽内,采用直流升压法也看不到故障点击穿时的火花现象,也无从判断。由于接地点为非金属性接地,厂部研究决定采用对接地点进行加电流加热烧穿法查找接地点。试验原理如图1所示,经自耦调压器T R对发电机B相绕组逐步加入适当电流,使故障点产生温升,用红外线测温仪对发电机定子膛内线棒进行温度变化检查,来发现故障点位置。
把电流加到4A,经过约20min,有明显的糊味,但不能确定位置;再升高电流到5A,约15min,发现了42槽中部一点温升明显,停止试验,圈定故障疑点。对照发电机绕组方块图,查出42槽上部线棒属于B相绕组,下部绕组属于C相。取出第42槽上层线棒后,发现有绝缘击穿点,击穿点位于该线棒的下表面,距励端1400mm、汽端1600mm处(线棒直线段),击穿点直径近10mm。再遥测B相线圈其它线棒的对地绝缘,其绝缘值均在5 00 MΩ以上。
3 线棒的损坏与处理
线棒主绝缘采用环氧树脂玻璃丝云母带多层缠绕热压固化成型,耐热等级为F级。为了平衡电场,线棒各股线编制组合并胶合成为一体后,在其上包绕一层半导体玻璃丝带,以消除导体表面不光滑引起的局部电场畸变。为防止电晕,在线棒主绝缘外表面刷半导体漆。定子槽内两线棒层间采用半导体隔板隔离。线棒绝缘击穿点如图2所示,击穿点形状接近圆形,直径近10mm,绝缘介质已经碳化成黑色。击穿点处,上下层线棒的层间半导体隔离垫条的表层也因过热已经严重碳化,上表面碳化严重成黑色,下表面相对较轻,下层C相的线棒损伤较小。由于10kV系统是中性点不接地运行,单相接地的电流小,且从击穿点沿线棒表面和半导体垫板分散流入铁心,所以铁心过热现象不很明显,不需要处理。电厂有备用线棒,按照检修工艺规范,对42槽上层B相线棒进行了更换,发电机各项试验合格后投入运行正常。
4 故障原因分析
(1)几次大事故对发电机绝缘的损伤为击穿事故的发生埋下伏笔。
机组1996年投产以来,经历过2次发电机出口处相间短路的事故,突然的短路故障在定子绕组中产生强大的冲击电流,强大的电磁冲击力、热效应和电磁力会对发电机定子绕组绝缘造成严重损伤。2009年3月,发电机出口母线上的一条固定螺栓脱落,造成A相接地,B、C两相TV柜上部母线支持瓷瓶炸裂。分析此次事故,认为是A相出现了间歇性弧光接地,在非故障相上产生的弧光过电压,最高达到了3~4倍的相电压,引起支持瓷瓶爆裂,同时对发电机B、C两相的绝缘也造成严重的积累性破坏。
(2)定子绕组线棒存在制造质量瑕疵是此次事故的主要原因。
发电机自投运以来,定子绕组运行温度整体偏高。2000年因发电机定子第29、30槽线棒夏季温度偏高(满负荷时超过125℃)影响机组出力,对发电机进行了通风冷却系统改造,并更换了第29、30槽两根上层定子线棒。对拆除的线棒进行检查发现:在线棒的直线段出现多处,主绝缘与导体股线之间脱离形成气隙的现象。造成这种情况的主要原因是线棒在制造过程中技术工艺不完备或工艺流程控制不严格。本次击穿的线棒也存在同样的缺陷。由于气隙和固体绝缘的介电系数不同,由气隙和绝缘组成的夹层介质的电场分布是不均匀的。在击穿点部位,可能是电场不均匀性突出,在局部过强的电场作用下,引起气隙内局部放电。局部放电产生的电子、离子往复冲击绝缘,使绝缘物逐渐分解、破坏。在主绝缘发生局部放电的气隙内,还会形成局部高温,使主绝缘局部过热而裂解,损伤主绝缘。局部放电的一步步发展,再加上历次事故对主绝缘的破坏的积累作用,使局部主绝缘逐渐变薄,最终形成放电通道而使绝缘击穿。
5 防范措施
(1)本次事故从信号报出到停机,经历了5h28min,没有严格执行规程规定“在单相接地时,允许系统运行2h”的规定,虽没有造成铁心的损坏,但也属侥幸。在今后的设备运行操作和事故处理上应严格执行规程和制度。
(2)发电机已经经历过多次大的事故冲击,绝缘存在积累性破坏,应加强设备的检修和维护,完善弧光接地过电压的防范措施,减少事故发生,尽量避免大电流和过电压对发电机的冲击。
(3)做好发电机的定期预防性试验工作和运行参数分析工作,加强对发电机的健康状况的监督诊断,发现异常及早采取措施,避免出现大的设备损坏事故。
6 结束语
随着发电机制造工艺技术水平的不断提高,发电机定子绕组接地故障已少有发生,但对预防定子绕组接地故障的意识不能淡薄,措施不能敷衍,应做好事故预想,防范于未然。
参考文献
[1]周泽存.高电压技术[M].北京:水利电力出版社
光伏系统接地故障的研究 篇11
关键词：光伏系统；接地故障；绝缘电阻
中图分类号：TM464 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）32-0079-02
随着经济社会的发展，传统的能源日益枯竭，人类对可再生能源的需求越来越大。丰富的太阳能资源是重要的能源，是取之不尽、用之不竭、无污染、廉价、人类能够自由利用的能源。随着光伏组件的价格持续走低以及国家的各种支持政策，光伏项目日益增多，现场越来越多的问题与事故表明接地故障是光伏电站安全与稳定的一个
难题。
1 接地故障的原因及其危害
光伏系统布线复杂、支路多、距离长，不可避免地会有龋齿类动物咬破电缆、线缆自然老化或外力等因素而导致线缆绝缘层的破坏，使光伏线缆正极或负极对地间的绝缘电阻值降低至某一规定值，出现接地故障。
在光伏系统中，通常直流侧正负极都是对地绝缘的，在发生一极接地时由于没有构成接地电流的通路而不引起任何危害，但是一极接地长期工作是不允许的，因为另外一个地点同时发生接地时，将可能造成直流电源短路，输出熔断器熔断，开关烧毁，逆变器可能出现故障，严重影响机房内其他设备的安全运行。尤其是对于金属屋面电站，金属屋面作为一个良好的导体，直流短路后果不堪设想，严重时发生短路电弧，烧穿屋面引起火灾。
同时，电缆的绝缘下降还会造成运营维护人员的人身安全问题。另外，由于光伏系统直流输入、输出回路多，为方便安全运维，也有必要有效地监测和查找出绝缘下降的具体支路，及时处理，使系统安全稳定运行。
2 接地故障的检测
2.1 接地故障检测原理
如图1所示，光伏系统主回路正负极分别连接平衡电阻R至地，通过隔离电压变送器测量R两端电压即正负极对地电压U+和U-。
汇流箱支路、逆变器支路线缆通过高灵敏度的非接触式直流漏电流传感器。当支路绝缘情况正常时，流过传感器的正负电流大小相等、方向相反，其输出信号为零；当支路有接地时，漏电流传感器有差流流过，传感器的输出不为零。
R+和R-为支路的正负电缆的对地等效绝缘电阻，当绝缘性能降低时，对地等效电阻减小。
图1 接地故障检测原理图
假设逆变器支路正极对地绝缘下降，即R+减小。设此时测得的正极和负极对地电压分别为U+和U-，则
（1）
正对地电压偏移额定值UN/2的范围：
（2）
设正对负额定电压为UN，通过漏电流传感器的电流：
（3）
在正极绝缘R+下降的时候，通过合理的电阻R设置，可以得到漏电流传感器采样范围之内的漏电流Il1。
负极接地和正极接地基本一致，在此不再详述。
2.2 检测母线对地电压
采用隔离电压变送器分别测量正负极母线对地电压U+和U-，根据经验值设U1和U2为电压整定值的上下限。当U+ 2.3 检测母线绝缘电阻 通过检测母线对地电压，判断母线绝缘下降。设正负母线绝缘电阻分别为R+和R-，则根据式（4）可以求出R+、R-和平衡电阻R及正负母线对地电压U+、U-的关系，根据数据分析绝缘电阻的范围和母线的绝缘效果。 （4） 2.4 检测支路绝缘电阻 光伏系统中的任一条汇流箱和逆变器支路，从电源正端流出的电流I+，流经全部支路负载后，返回电流负端的支路电流为I-，当该支路没有漏电流时，穿过传感器的电流大小相等、方向相反，I+和I-产生的磁场相抵消，传感器输出为零。而当该支路有接地情况时，流经传感器的正负方向电流大小不等，传感器输出一个反应该差值大小和方向的信号，该信号根据母线电压及平衡电阻值R以及Il的大小，根据式（3）可计算出该支路的接地电阻值如式（5）所示： （5） 3 结语 在化石能源日益紧张和国家利好政策的大力支持的背景下，光伏发电发展日益迅速，对其安全与稳定的要求也越来越高。采用平衡电阻检测光伏系统的接地故障，监测装置与被监测的直流系统无任何电气联系，光伏系统不加入任何外来电气量，绝缘可靠。传感器检测的是直流差流信号，因此与系统分布电容无关，抗干扰能力强。能实现光伏系统母线对地电压、母线绝缘电阻、支路绝缘电阻的实时测量，提高了系统运行的安全和稳定性。 参考文献 [1] 李钟实.太阳能光伏发电系统设计施工与维护[M].北京：人民邮电出版社，2010. [2] 王守相，王成山.现代电力系统分析[M].北京：高等教育出版社，2007. [3] 鲍谚，姜久春.新型直流系统绝缘在线监测方法[J].高电压技术，2011，（2）：333. [4] 光伏系统并网技术要求（GB/T 19939-2005）[S]. [5] Jain M.B.，Srinivas M.B.，Jain，A.A novelweb based expert system architecture for on-line andoff-line fault Diagnosis and control （ FDC ） of powersystem equipment .Power System Technology and IEEEPower India Conference. New Delhi， India： IEEE， 2008：1-5. 作者简介：肖新元（1985—），男，湖北孝感人，珠海兴业新能源科技有限公司助理工程师，研究方向：电子信息科学技术。 本文介绍一起SF6电流互感器发生接地故障的事故处理及原因分析。 1 故障情况介绍 2009-10-16T05:09, 某线路间隔C相的SF6电流互感器 (型号为SAS245) 出现接地故障, 经24 ms后, 保护动作切除C相故障。经853 ms后, 开关C相重合不成功, 保护加速跳闸。之后, 运行人员到现场检查, C相电流互感器SF6压力表表压正常, 测量一次绕组对地绝缘电阻仅有0.01 MΩ, SO2及H2S气体化验超标。 故障前, 该变电站设备全接线运行, 无操作任务, 故障前后, 该变电站及其架空线路部分均无落雷记录;线路避雷器的放电计数器无动作。[1] 2 电流互感器解体检查 事故发生后, 厂家对事故电流互感器进行了解体检查, 解体情况如下: (1) 该电流互感器高压绝缘支撑表面发黑, 沿面闪络造成贯穿性放电, 放电沟较深, 深度在3 mm左右, 宽4 mm左右。如图1所示。 (2) 电流互感器铁芯罩有一处严重击穿烧灼痕迹, 长度约120 mm, 宽度约25 mm。如图2所示。 (3) 电流互感器外壳内部有多处放电后烧损的痕迹, 集中于铁芯罩壳故障侧, 防爆片未动作, 产品内有大量的SF6分解物产生。如图3所示。 (4) 对电流互感器二次绕组进行进一步解体, 经过内阻测量及外观检查, 判定二次绕组内部完好。 3 故障原因分析 3.1 故障发展过程分析 从故障现象可以看出, 故障是由于环氧支撑绝缘件外表面出现爬电现象引起的, 从爆破片未爆破及环氧支撑绝缘件深3 mm烧损痕迹可以看出, 故障从发生到扩大最后对地击穿的时间是较长的。最初由于环氧支撑绝缘件的烧损通道未贯通, 所以产品还能正常运行, 随着时间推移, 在电压作用下, 缺陷不断扩大, 最后直至贯通, 造成第一次跳闸。绝缘支撑件爬电放出的热量及灰尘会降低产品主绝缘的绝缘强度, 在第二次强送电时最终导致主绝缘击穿。 3.2 故障原因分析 环氧绝缘支撑的放电主要是因为环氧绝缘支撑件的表面存在缺陷。支撑件上放电沟的起始位置位于支撑件的浇口, 在支撑件制造过程中, 浇口规定是专用工具切割, 不允许使用锤子敲击。如果使用锤子敲击, 可能造成此处应力集中。从故障情况看, 浇口处烧损痕迹是最严重的部分。极可能此件绝缘子浇口是采取锤子敲击去除的。 4 结语 本次电流互感器接地故障虽然表面上看来发生比较突然, 但是通过解体分析后发现, 故障从发生到扩大最后对地击穿的时间是较长的, 在电压作用下, 缺陷不断扩大。最后发生接地故障。此次事故可对同类互感器的运行维护起到一定的借鉴作用。 (1) 加强对此类型电流互感器环氧绝缘件的质量保障, 在支撑件制造过程中, 对环氧绝缘件表面和支撑件浇口进行严格的质量控制。 (2) 在日常运行中加强对设备的监视, 增加如在线局放等监测措施。 摘要：对某220kV电流互感器发生接地故障后进行解体, 指出电流互感器发生故障的根本原因是由于环氧支撑绝缘件外表面出现爬电现象引起的, 提出应加强此类型设备环氧绝缘件的质量保障, 避免事故的发生。 关键词：电流互感器,接地故障,缺陷 参考文献接地故障原因 篇12