1　事故情況簡介 近幾年，隨著城網的迅速發展，電纜線路的比例逐年增多，導致對地電容電流劇增。由于10～35 kV系統單相接地引發的電網事故愈來愈多，由此帶來的經濟損失和社會影響也越來越大。 僅就北京供電局1998年7～10月的統計發現，由于10 kV系統單相接地而引發的事故便達4起，有的造成全站停電，影響重要用戶供電，有的造成主變壓器損壞、開關柜燒毀和避雷器爆炸等，簡要情況如下： （1） 1998年7月6日，北京肖莊35 kV 4號母線 34 路B相發生單相接地，故障持續 1 h后，引發301開關內附CT主絕緣擊穿，開關爆炸起火，1號主變差動跳閘。 2 號主變在自投過程中經受一次出口短路沖擊，由于有載調壓開關重瓦斯繼電器因振動動作，2 號主變也掉閘，造成全站負荷停電。 （2） 1998年7月21日，北京北土城站10 kV 5號母線發生單相接地，在查找故障線路的操作過程中，把5 號母線單相接地故障接到了3 號母線上，引起211開關爆炸，并造成一臺進口全密封110 kV、31.5 MVA主變壓器因出口短路而損壞。 （3） 1998 年9月16日，北京古城站10 kV 5號母線發生單相接地故障，僅過158 ms，222 內相間短路起火，并將柜內二次線燒毀短路，直流保險熔斷，失去直流電源，保護無法啟動。2 號變低壓側故障持續50 s后，10 kV 4 號母線又發生單相接地（201-4刀閘支瓶閃絡），單相接地持續35 s后，造成201開關至CT引線三相短路，1號主變差動保護動作掉閘。2號主變低壓側故障持續1 min 25 s后，110 kV過流保護動作掉開112、302 開關，切除了2 號主變，全站停電。事故造成 4 面10 kV開關柜燒毀，全站停電6 h以上，并影響了重要用戶的供電。 （4） 1998年10月25日，北京西羅園站10 kV線路單相接地，引發了10 kV避雷器爆炸、開關柜損壞以及10 kV 4 號、5號母線停電事故，并出現人員傷亡。 2　原因分析 正常情況下，10～35 kV中性點不接地系統發生單相接地，允許運行2 h。但為什么頻繁地發生單相接地迅速發展成相間事故，使事故擴大化呢? 原因之一是系統中個別設備存在絕緣薄弱點，另一個重要的原因是由于10 kV系統電容電流較大，接地電弧變得不能自熄而產生了較高倍數的弧光接地過電壓，據國內外經驗，弧光接地過電壓倍數最大可達3.5。 在單相接地事故中，通過弧光的電流乃是健全相對地電容電流的總和。為了減小故障總電流，往往采用消弧線圈。裝設消弧線圈后，接地點殘流不超過10 A，接地電弧便不能維持，會自行熄滅。據了解，上述4個事故變電站，只有一個站消弧線圈沒投運，該站10 kV母線電容電流高達82 A，遠遠高于規程的允許值10A。其它3個站消弧線圈在投運，但由于是根據理論計算值來調整消弧線圈分頭的，誤差大，脫諧度不滿足要求，當發生單相接地時，故障點殘流仍大于10 A，接地電弧不能自熄，仍產生較高倍數的弧光接地過電壓，消弧線圈沒有發揮應有的作用，形同虛設。比如，有的變電站10 kV系統電容電流理論計算值為43 A，但實際測試電流卻高達96A。 3　解決辦法 3.1　裝設消弧線圈 為保證接地電弧自熄，10～35 kV中性點不接地系統電容電流超過10 A時，一律應裝設消弧線圈。 3.2　加強消弧線圈的管理工作 消弧線圈的分頭調整，不能僅僅依據理論計算值，應根據實測電容電流值來調整。否則，由于計算誤差大，造成消弧線圈發揮不了應有的作用，形同虛設；更為嚴重的是，有可能造成消弧線圈欠補償，形成諧振過電壓，從而產生負作用。容性電流測試工作應定期開展，測試方法可采用外加電容法，簡便有效，適合現場應用。 3.3　消弧線圈技術發展較快，需認真對待選型 老式手動消弧線圈除需停電調分頭，不能自動跟蹤補償電網電容電流等缺點外，脫諧度也很難保證在10%以內，其運行效果不能令人滿意。據國內外資料統計分析表明，采用老式手動消弧線圈補償的電網，單相接地發展成相間短路的事故率在20%～40%之間，比采用自動跟蹤補償的電網高出3倍以上。因此，新上消弧線圈應裝設自動跟蹤補償的消弧線圈。 目前，自動消弧線圈有四大類：（1） 用有載分接開關調節消弧線圈的分接頭；（2） 調節消弧線圈的鐵心氣隙；（3） 直流助磁調節；（4） 可控硅調節消弧線圈。（1）、（2） 類有正式產品，其中用有載分接開關調節的消弧線圈運行臺數較多，技術較為成熟，應優先選用。 為保證老式手動消弧線圈充分發揮作用，克服固有的缺點，可分輕重緩急逐步改造成自動跟蹤式。 3.4　大力推廣微機接地保護技術 10～35 kV系統屬小電流接地，由于接地保護一直未能很好解決，需要人工查找接地線路，時間長引發了一些相間短路，使事故擴大化。目前，隨著技術的不斷發展，國內外已實現了小電流接地系統繼電保護的選擇性，即當發生單相永久接地故障后，在整定的時間內可以自動跳開故障線路，無需人工進行查找切除。這一技術的采用。極大的減少了10～35 kV系統單相接地持續時間，從而大大降低了單相接地事故擴大化的概率。因此，建議重要廠站應安裝接地選線裝置。 3.5　開展10～35 kV系統接地研究，制定接地方式原則。 10～35 kV系統有消弧線圈和電阻兩種接地方式，電阻接地方式又可分為高、中、低三種。目前，兩種接地方式全國均有采用。消弧線圈接地方式屬我國多年采用的方式，經驗豐富。小電阻接地方式屬新近出現的技術，它的優點是快速切除故障，過電壓水平低、可以采用無間隙氧化鋅避雷器等，但它的缺點也是明顯的，由于發生單相接地跳閘，供電可靠性要降低，人為地增大了接地故障電流，對人身安全的威脅增加等。 集團公司絕大多數站采用的是消弧線圈接地方式，只有極少數新投變電站采用了小電阻接地方式。 國際上也是如此，兩種接地方式均有采用，比如德國、法國、俄羅斯等國采用消弧線圈，美國、日本等國采用小電阻接地方式。值得一提的是法國最初采用小電阻接地方式，后改為消弧線圈接地方式。 由于系統接地方式是一個系統工程，涉及面較廣，比如供電可靠性、過電壓保護、絕緣配合、繼電保護、人身安全、通信影響等，因此，建議開展10～35 kV系統接地方式的研究。認真總結兩種接地方式的運行經驗和教訓，從實際出發，進行技術經濟分析，做到因地制宜，現實與發展相結合，制定出集團公司10～35 kV系統接地方式原則，防止出現接地方式的混亂局面和技術失誤。