一起单芯电缆避雷器击穿引发的弧光接地事故
1 变电站接线概况
莱钢能源动力厂2#35 kV 变电站于2004 年投产。站内35 kV Ⅰ段和Ⅱ段母线电源分别来自上一级110 kV 银山站的银电Ⅱ线和银电Ⅴ线，两路35 kV 电源线路通过架空线路从110 kV 银山站引至2#35 kV 变电站附近9#杆塔处，通过电力电缆接入35 kV 配电室内，站内35 kV 系统为单母线分段的接线方式，属于中性点不接地系统。
2 事故现象
2017年11月22日9∶43，2#35 kV 变电站后台机报“35 kVⅡ母线PT 接地”信号，显示A 相电压23.2 kV，B相电压48.7 kV，C相电压48.5 kV。
9∶48，值班人员分别进入配电室和9#杆塔处查看发现：配电室内烟雾弥漫，银电Ⅱ进线电缆屏蔽层过电压保护器损坏，9#杆塔处A相电缆头着火。
9∶50，2#35 kV变电站35 kV Ⅱ段母线出现弧光接地，三相电压依次升高和降低，随即发生35 kV Ⅱ母线PT爆炸和银电Ⅱ进线速断保护跳闸的事故。
3 原因分析
（1）银电Ⅱ进线电缆选用YJV-26/35 kV-1×300型交联聚乙烯绝缘单芯电缆，长度（9#杆塔至35 kV配电室）约800 m，运行电流600 A 左右。按照规范要求，电缆屏蔽层采用在铁塔处直接接地，在35 kV配电室处通过无间隙避雷器接地的运行方式。虽然无间隙避雷器具有保护范围宽、能量吸取能力强、响应特性快及陡波特性好等长处，但其电阻片除承受雷电和操作过电压以外，还会一直承受电网正常的运行电压，其运行温度一般在40～50℃，存在着设备劣化和发热的问题，会迅速加快阀片的老化。当电力系统出现瞬间过电压导致屏蔽层避雷器被击穿，出现屏蔽层两端直接接地的情况时，35 kV 及以上高压电缆两端接地，护层循环电流可达到线芯电流的50%～90%。事故处理后，现场实际测量感应电流为170 A 左右，从而引起护层发热，长时间运行造成电缆绝缘性能下降，最终导致A 相电缆头接地和着火的事故。
（2）铁塔处银电II线电缆头A相接地故障时，系统处于异常运行状态，由于单相接地电流是电容性的，而且接地点电阻较大且接触不良，电弧既不容易自行熄灭，又不足以稳定重新燃烧，因而在接地点出现瞬燃瞬熄的电弧放电现象。同时引发电能、磁能的振荡，必然产生弧光过电压。经计算表明，发生单相弧光接地时过电压的最大值将达到2.3Um。如果弧光接地在接地点造成弧光间隙性反复燃烧，那么产生的过电压倍数将远大于2.3 倍［1］。根据有关资料介绍，过电压幅值高达正常相电压幅值的3～3.5倍。如此大数值的过电压，对电气薄弱环节的影响非常之大，极易引发电缆头、避雷器、互感器等绝缘薄弱点闪络放电。而35kVⅡ母线电压互感器绝缘性能下降，导致A、C 两相短路故障，造成银电Ⅱ线进线断路器速断保护动作。
4 防范措施
（1）电缆屏蔽层避雷器击穿引发线路环流是造成电缆头绝缘击穿和弧光接地的直接原因，因此需加强避雷器的产品选型和运行监测工作。
首先，选择有先进的工艺设备和完善的检测手段的生产厂家产品，保证所选用的避雷器具有高的抗老化、耐冲击性能，以使在产品的寿命周期内稳定运行。对于单芯电缆屏蔽层而言，为避免出现避雷器击穿导致屏蔽层两端接地的情况发生，采用带间隙避雷器，这类避雷器平时不承受电网正常运行电压，只有串联间隙击穿导通时才承受电网过电压而流过续流，续流很快被截断，一般只有0.2 s 的时间，隔离电网电压，动作特性可保持长期稳定运行。
其次，完善避雷器的在线监测系统，可以通过全电流、阻性电流的变化情况及时发现避雷器运行中是否受潮，通过泄漏电流及时检测避雷器内部缺陷，尤其是阀体受潮、内部元件老化等问题，通过安装脱扣器保证避雷器在异常电压情况下及时脱离运行电网，避免了避雷器长期带病运行，提高运行安全可靠性。［2］
（2）电缆头绝缘击穿引发弧光接地是造成母线柜内PT装置相间短路和进线开关跳闸的主要原因，因此需加强电缆头绝缘性能和系统消弧措施。
首先，加大电缆头的运行监测力度，引入无线测温、超声波检测、局放检测等手段加强对电缆头的运行管理，将无线测温装置安装在铜线鼻子处，可实时测量电缆头运行温度，防止设备老化和受潮造成的发热情况；将局放传感器安装在电缆屏蔽层外部，实现强干扰环境下局部放电准确在线监测，对局部放电脉冲电流信号进行分类识别分析、计算，实现绝缘故障预测，降低事故发生率。［3］
其次，在站内35 kV 母线PT 柜内安装消弧装置，消弧装置在中性点不接地系统发生弧光接地故障时，迅速转化为金属接地，金属性接地后，非故障相上的过电压立即稳定，系统中的设备可以在这个电压下安全运行；由于电弧被熄灭，过电压被限制在安全水平，故障不会再继续发展，避免了PT 等装置的爆炸事故，使运行人员有充足的时间去处理故障。
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