適用于多T 接新能源場(chǎng)站的零序過(guò)壓解列保護(hù)

袁中琛，幺 軍，王 洋，楊 暢，黃瀟瀟，趙玉新

（1.天津市電力物聯(lián)網(wǎng)企業(yè)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，天津 300384；2.國(guó)網(wǎng)天津市電力公司，天津 300010）

為實(shí)現(xiàn)碳中和與碳達(dá)峰的宏偉目標(biāo)，全國(guó)大力推進(jìn)新能源發(fā)電，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)[1-2]。由于具有線路利用率高、節(jié)省投資、節(jié)約用地等優(yōu)點(diǎn)，新能源T接線路在國(guó)內(nèi)很多地區(qū)得到廣泛使用。但當(dāng)T接線路發(fā)生故障時(shí)，將對(duì)線路繼電保護(hù)配置、整定及后期的運(yùn)行帶來(lái)一些問(wèn)題[3]。

繼電保護(hù)作為電力系統(tǒng)中判別故障和發(fā)出切除故障元件指令的重要設(shè)備，是電力系統(tǒng)中十分重要的一環(huán)[4]。為了保障變壓器絕緣安全，通常會(huì)配置零序過(guò)電壓保護(hù)，在電網(wǎng)發(fā)生單相接地故障時(shí)保護(hù)變壓器的絕緣不被擊穿[5]。零序電壓保護(hù)是針對(duì)所連接系統(tǒng)單相接地故障同時(shí)又沒(méi)有中性點(diǎn)接地點(diǎn)或失去中性點(diǎn)接地點(diǎn)的情況設(shè)置，防止故障產(chǎn)生的零序過(guò)電壓對(duì)系統(tǒng)電氣設(shè)備絕緣構(gòu)成威脅，是放電間隙的補(bǔ)充或近后備[6]。

由于110 kV 電網(wǎng)系統(tǒng)側(cè)變壓器采用中性點(diǎn)直接接地方式，負(fù)荷側(cè)變壓器和新能源電站升壓變壓器采用中性點(diǎn)不接地方式[7]，T接線系統(tǒng)側(cè)配置了快速保護(hù)，可以在故障后快速跳閘。然而，大部分新能源站目前僅配置低頻低壓解列保護(hù)，延時(shí)較長(zhǎng)[8]。在這種情況下，當(dāng)線路發(fā)生單相接地時(shí)，系統(tǒng)側(cè)變電站線路保護(hù)動(dòng)作，跳開(kāi)系統(tǒng)側(cè)開(kāi)關(guān)后新能源發(fā)電站將和負(fù)荷側(cè)變電站形成短時(shí)孤網(wǎng)運(yùn)行。由于系統(tǒng)為不接地系統(tǒng)，同時(shí)新能源發(fā)電站會(huì)持續(xù)供給故障電流，此時(shí)變壓器中性點(diǎn)間隙極易發(fā)生過(guò)電壓擊穿，給人身或設(shè)備造成傷害[9]。

針對(duì)以上問(wèn)題，文獻(xiàn)[10]指出，新能源饋出的短路電流因受到電力電子器件的約束，遠(yuǎn)低于傳統(tǒng)同步機(jī)的電流，造成差流降低，從而影響保護(hù)靈敏度；文獻(xiàn)[11]基于PSCAD/EMTDC 軟件，針對(duì)雙饋風(fēng)機(jī)風(fēng)電場(chǎng)搭建了仿真模型，研究了多種情況下線路故障時(shí)送端系統(tǒng)對(duì)直流系統(tǒng)的影響；文獻(xiàn)[12]指出，由于集電線路長(zhǎng)度較短，不同位置發(fā)生短路故障時(shí)測(cè)量到的短路電流變化不明顯，過(guò)流Ⅰ段保護(hù)難以整定的同時(shí)過(guò)流Ⅱ段作為遠(yuǎn)后備也存在靈敏性不足的情況；文獻(xiàn)[13]結(jié)合風(fēng)電故障特征，給出了風(fēng)電場(chǎng)提供故障電流最大值的簡(jiǎn)化計(jì)算公式，提出了兼顧風(fēng)機(jī)安全與系統(tǒng)可靠性的風(fēng)場(chǎng)及送出線保護(hù)配置與整定原則；文獻(xiàn)[14]分析了發(fā)生故障后網(wǎng)絡(luò)的故障特性、線路保護(hù)的動(dòng)作情況以及中性點(diǎn)電壓偏移問(wèn)題，并提出中性點(diǎn)保護(hù)配置建議。

綜上所述，現(xiàn)有的變壓器零序過(guò)電壓保護(hù)均采用幅值比較方式[15-16]，主要存在兩個(gè)問(wèn)題：一是由于間隙擊穿電壓會(huì)受到環(huán)境和設(shè)備影響，擊穿定值不穩(wěn)定，難以與微機(jī)保護(hù)配合[9]；二是變壓器間隙可能在系統(tǒng)側(cè)開(kāi)關(guān)跳開(kāi)后的很短時(shí)間內(nèi)就會(huì)發(fā)生擊穿，過(guò)電壓升高現(xiàn)象持續(xù)不到一個(gè)周波，通過(guò)全周期積分的算法難以反映電壓變化情況。由于系統(tǒng)側(cè)開(kāi)關(guān)動(dòng)作時(shí)間較短，變壓器中性點(diǎn)間隙擊穿電壓受環(huán)境影響較大，現(xiàn)有的零序過(guò)電壓保護(hù)難以與間隙保護(hù)配合[17]。

針對(duì)新能源送出線路，傳統(tǒng)的過(guò)流保護(hù)已不再適用，而現(xiàn)有研究往往針對(duì)新能源專(zhuān)線送出場(chǎng)景提出一些新型保護(hù)原理[18]，但尚未實(shí)用化。針對(duì)新能源T 接場(chǎng)景，目前有線路配置了多端差動(dòng)保護(hù)，但存在成本高、需電網(wǎng)與新能源場(chǎng)站用戶(hù)協(xié)調(diào)等問(wèn)題，實(shí)施復(fù)雜，亟需提出新型保護(hù)新原理。為此，本文以某地110 kV 變電站故障作為具體案例，對(duì)故障錄波進(jìn)行分析，探索適用于T接新能源場(chǎng)站保護(hù)新方法。

1 事故分析

1.1 事故過(guò)程描述

110 kV 豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)T 接接入220 kV 韓莊變電站至110 kV 北板橋變電站線路123，其一次接線如圖1所示。

圖1 韓板線一次接線Fig.1 Primary wiring to Hanban line

2022 年06 月14 日19 時(shí)42 分59 秒，韓板線路發(fā)生C 相接地故障，位于韓莊變電站的線路保護(hù)（123）動(dòng)作，跳開(kāi)123 開(kāi)關(guān)，而后線路保護(hù)重合閘啟動(dòng)，但由于同期電壓不滿足重合閘檢無(wú)壓條件，重合閘并未動(dòng)作，進(jìn)而導(dǎo)致110 kV北板橋變電站間隙擊穿，變壓器間隙保護(hù)動(dòng)作同時(shí)跳開(kāi)311 開(kāi)關(guān)（地區(qū)小電源并網(wǎng)線），此時(shí)豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)保護(hù)未動(dòng)作。

對(duì)于韓莊站123 線路而言，其線路保護(hù)定值和時(shí)間如表1所示。

表1 韓莊站123 線路保護(hù)定值Tab.1 Protection setting for Hanzhuang Station Line 123

北板橋主變間隙保護(hù)定值為間隙過(guò)流0.3 kA，0.2 s 跳311 開(kāi)關(guān)；地區(qū)小電源低壓解列定值為77 kV（線電壓），0.2 s 跳小電源側(cè)開(kāi)關(guān)，0.5 s 跳201 開(kāi)關(guān)。豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)低壓解列定值為77 kV（線電壓），0.2 s跳311/312開(kāi)關(guān)，0.5 s跳301開(kāi)關(guān)；主變保護(hù)零序過(guò)壓為187 kV，0.5 s跳各側(cè)，間隙過(guò)流為1 kA，2.0 s跳各側(cè)。

1.2 故障階段分解

在故障發(fā)生后，韓莊站零序保護(hù)與接地距離保護(hù)比豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)側(cè)低壓解列保護(hù)先動(dòng)作，韓板線123 開(kāi)關(guān)跳開(kāi)后，此時(shí)故障點(diǎn)尚未消失。由于豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)與北板橋110 kV側(cè)均為間隙接地（非直接接地），此時(shí)豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)-線路-北板橋站組成中性點(diǎn)不接地小系統(tǒng)孤島運(yùn)行，故障發(fā)展為不接地系統(tǒng)單相接地故障。

故障發(fā)展過(guò)程總體可以劃分為6個(gè)階段，其中：第1 階段為T(mén)0階段，為故障發(fā)生前正常運(yùn)行階段；第2階段為T(mén)1階段（0～200 ms）；第3階段為T(mén)2階段（200～288 ms）；第4 階段為T(mén)3階段（288～678 ms）；第5 階段為T(mén)4階段（678～6 771 ms）；第6 個(gè)階段為T(mén)5階段，為故障清除后恢復(fù)正常階段。

故障發(fā)生后的第1 階段，由于韓板線中C 相發(fā)生單相接地故障，因此韓莊側(cè)C相電壓迅速發(fā)生下降，北板橋側(cè)35 kV 線路中C 相電壓同時(shí)也發(fā)生降低。此時(shí)韓莊側(cè)韓板線123 線路保護(hù)零序過(guò)流Ⅰ段與接地距離Ⅰ段保護(hù)發(fā)生動(dòng)作，在故障后200 ms左右，韓板線123開(kāi)關(guān)跳開(kāi)。

在故障發(fā)生后的第2 階段，即T2階段內(nèi)，當(dāng)200 ms 韓莊側(cè)韓板線123 開(kāi)關(guān)跳開(kāi)后，失去系統(tǒng)側(cè)接地點(diǎn)，此時(shí)豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)-線路-北板橋站構(gòu)成中性點(diǎn)不接地小系統(tǒng)孤島運(yùn)行，此時(shí)豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)110 kV側(cè)零序電壓抬升為122 kV。

在故障發(fā)生后的第3 階段，即故障發(fā)生288 ms后，北板橋站110 kV側(cè)間隙擊穿，豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)110 kV側(cè)零序電壓開(kāi)始下降，此時(shí)北板橋110 kV側(cè)出現(xiàn)間隙電流。在故障后516 ms，間隙過(guò)流保護(hù)動(dòng)作，跳開(kāi)311開(kāi)關(guān)，在故障后639 ms間隙電流降為0。

在最后一個(gè)階段，由于線路兩端的開(kāi)關(guān)都斷開(kāi)，從678 ms 開(kāi)始豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)側(cè)電壓、頻率逐漸失穩(wěn)，到6 771 ms時(shí)韓板線110 kV線路電壓衰減至重合閘檢無(wú)壓定值以下，此時(shí)韓莊站韓板線123 重合閘動(dòng)作，系統(tǒng)電壓恢復(fù)。

2 事故理論分析及改進(jìn)判據(jù)

2.1 中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)單相故障

當(dāng)韓莊站123 開(kāi)關(guān)跳開(kāi)后，豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)與北板橋變電站形成了中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)，此時(shí)C相故障點(diǎn)仍然存在。在正常運(yùn)行時(shí)，三相相電壓大小相等，相位依次相差120°，矢量和為0，且三相對(duì)地有相同的電容均為C0，三相電流之和等于0，即沒(méi)有零序電流。當(dāng)其中的C 相發(fā)生單相接地后，C 相對(duì)地電壓下降為0，對(duì)地電容被短接而放電，對(duì)地電容電流也為0，而其他兩相的對(duì)地電壓升高倍，對(duì)地電容充電電流也相應(yīng)地增大倍，其矢量關(guān)系如圖2 所示。其中EA、EB、EC為A、B、C 三相電壓，UAD、UBD為A、B 兩相對(duì)地電壓，U0k為線路的零序電壓，IA、IB為A、B 兩相流向故障點(diǎn)的電流，ID為線路的零序電流。

圖2 C 相接地時(shí)的矢量Fig.2 Vector when phase C is grounded

通過(guò)理論分析可知[19]，單相接地故障發(fā)生后，中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)內(nèi)部電壓電流出現(xiàn)如下變化：

（2）中性點(diǎn)出現(xiàn)偏移，三相相電壓平衡被打破，從而使對(duì)地電容電流平衡矢量和不為0，開(kāi)始產(chǎn)生零序電流；

（3）接地點(diǎn)處對(duì)地電容電流包含了所有非故障相電流，由接地位置分別流向所在線路與其他正常線路。

2.2 錄波分析

2.2.1 韓莊站錄波分析

對(duì)于韓莊變電站而言，其故障時(shí)的錄波如圖3所示。其中，Ima、Imb、Imc與Im0分別為110 kV線路A、B、C三相線電流與零序電流，Uma、Umb、Umc與Um0分別為110 kV線路A、B、C三相線電壓與零序電壓。

圖3 韓莊站故障錄波Fig.3 Recorded waveform data at Hanzhuang Station under fault

由故障錄波可知，123 線路發(fā)生C 相接地故障以后，故障電流的有效值為2.33 kA，持續(xù)時(shí)間為200 ms；當(dāng)故障延續(xù)至200 ms時(shí)，123線路故障電流消失，110 kV 母線電壓恢復(fù)。這是由于韓板站123線路零序過(guò)流Ⅰ段保護(hù)與接地距離Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作，在200 ms時(shí)刻跳開(kāi)了斷路器123。

對(duì)于一般線路而言，其零序過(guò)流Ⅰ段保護(hù)與接地距離Ⅰ段保護(hù)為零延時(shí)動(dòng)作，保護(hù)范圍不超過(guò)線路全長(zhǎng)。但由于韓板線123 線路中間T 接風(fēng)電場(chǎng)，若按零延時(shí)原則進(jìn)行整定，此時(shí)風(fēng)電場(chǎng)內(nèi)部發(fā)生故障會(huì)引起保護(hù)誤動(dòng)。因此，為躲過(guò)風(fēng)電場(chǎng)故障，韓板線123的Ⅰ段保護(hù)應(yīng)與T接線末端變壓器的差動(dòng)保護(hù)（零延時(shí)動(dòng)作）進(jìn)行配合，其零序過(guò)流Ⅰ段保護(hù)和接地距離Ⅰ段應(yīng)比差動(dòng)保護(hù)高一個(gè)動(dòng)作時(shí)限，即0.15 s（一般取0.10～0.15 s）。在考慮到保護(hù)算法時(shí)間及斷路器動(dòng)作時(shí)間后，因此故障切除總時(shí)間為200 ms。

在230 ms 時(shí)，韓板123 線路保護(hù)重合閘啟動(dòng)，但是同期電壓（斷路器線路側(cè)電壓）不滿足重合閘檢無(wú)壓條件（電壓為16.5 kV），此時(shí)重合閘未出口。

2.2.2 北板橋站錄波分析

如圖4 所示為北板橋站故障錄波。由圖4 可知，在T1階段內(nèi)（0～200 ms），北板110 kV 側(cè)線電壓下降至63 kV，低于低壓解列定值77 kV，滿足判據(jù)要求，但未到延時(shí)出口時(shí)間。至200 ms 時(shí)，由于系統(tǒng)側(cè)斷路器跳開(kāi)，北板橋站與豐臺(tái)站構(gòu)成中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)，110 kV 側(cè)線電壓抬升至152 kV，此時(shí)低壓解列判據(jù)未到延時(shí)出口時(shí)間，因此返回而無(wú)法可靠出口。同時(shí)，零序電壓逐漸升高。至288 ms 時(shí)刻，北板橋110 kV 側(cè)中性點(diǎn)發(fā)生間隙擊穿，主變高壓側(cè)出現(xiàn)間隙零序電流，間隙電流持續(xù)大于0.3 kA（有效值）。在525 ms時(shí)，主變高間隙定時(shí)限保護(hù)動(dòng)作，此時(shí)低壓側(cè)三相電壓開(kāi)始下降，到639 ms時(shí)，間隙電流消失，此時(shí)故障點(diǎn)消失。

圖4 北板橋站故障錄波Fig.4 Recorded waveform data at Beibanqiao Station under fault

2.2.3 豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)側(cè)錄波分析

圖5所示為豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)側(cè)故障錄波。由圖5可知，在T1階段內(nèi)（0～200 ms），110 kV 側(cè)C 相電流由故障前的0.068 kA 上升至0.23 kA，沒(méi)有零序電流，110 kV 母線零序電壓在108 kV 左右。在T2階段，雖然故障點(diǎn)仍然存在，但高壓側(cè)三相電流下降至故障前電流水平，母線零序電壓升至176 kV 左右，這是由于系統(tǒng)側(cè)保護(hù)跳開(kāi)斷路器導(dǎo)致剩余網(wǎng)絡(luò)構(gòu)成中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)。由于豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)主變外接零序過(guò)壓大于過(guò)壓定值的持續(xù)時(shí)間小于0.5 s，因此主變高零序過(guò)壓未動(dòng)作。而在T3階段，高壓側(cè)C相電流再次升至0.15 kA 左右，110 kV 母線零序電壓降至19 kV 以下。這是由于北板橋站主變110 kV 間隙擊穿，系統(tǒng)重新出現(xiàn)接地點(diǎn)導(dǎo)致的。在T4階段，此時(shí)電壓下降至韓莊站檢無(wú)壓定值以下，北板橋故障點(diǎn)消失，重合閘動(dòng)作，6 771 ms后系統(tǒng)恢復(fù)。

圖5 豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)110 kV 側(cè)線路波形Fig.5 Waveforms of 110 kV side line of Fengtai wind farm

2.3 解列裝置動(dòng)作分析

由于韓莊站123 線路零序過(guò)流保護(hù)Ⅰ段與接地距離保護(hù)Ⅰ段動(dòng)作時(shí)間為0.15 s，豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)低壓解列動(dòng)作時(shí)間為0.20 s，因此在本次故障過(guò)程中，韓莊站123 線路的零序保護(hù)與接地距離保護(hù)先于豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)側(cè)低壓解列保護(hù)動(dòng)作。

韓莊站韓板線123 開(kāi)關(guān)跳開(kāi)后，由于豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)與北板橋110 kV側(cè)均為間隙接地，此時(shí)由豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)-線路-北板橋站構(gòu)成中性點(diǎn)不接地小系統(tǒng)孤島運(yùn)行，故障發(fā)展為不接地系統(tǒng)單相接地故障。由200～288 ms 時(shí)間內(nèi)豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)側(cè)主變外接零序電壓的錄波數(shù)據(jù)分析可知，此階段符合中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)單相接地故障特征。此時(shí)，豐臺(tái)風(fēng)電場(chǎng)110 kV側(cè)3個(gè)線電壓升到低壓解列判據(jù)低電壓定值以上，導(dǎo)致低壓解列無(wú)法出口動(dòng)作。這是后續(xù)韓莊變電站側(cè)保護(hù)重合檢無(wú)壓失敗、北板橋站主變零序過(guò)壓間隙擊穿的主要原因。此外，韓莊站跳閘、剩余網(wǎng)絡(luò)構(gòu)成中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)以后，北板橋站、豐臺(tái)站均出現(xiàn)零序過(guò)壓，由于零序過(guò)壓判據(jù)門(mén)檻值、動(dòng)作時(shí)限無(wú)法滿足動(dòng)作要求，導(dǎo)致北板橋站主變間隙擊穿，使得事故危害進(jìn)一步擴(kuò)大。

3 零序過(guò)壓保護(hù)方法新原理

針對(duì)上述問(wèn)題，可在風(fēng)電場(chǎng)側(cè)解列裝置中投入零序過(guò)壓解列保護(hù)，與低電壓解列保護(hù)互相配合，共同實(shí)現(xiàn)線路單相接地故障保護(hù)。本文設(shè)置高、低兩個(gè)定值零序過(guò)壓保護(hù)判據(jù)。

對(duì)于低定值零序過(guò)壓保護(hù)，其定值Uset1應(yīng)小于系統(tǒng)接地情況下本線路發(fā)生單相接地時(shí)的最高零序電壓。同時(shí)，為了避免相鄰線路故障時(shí)零序過(guò)壓解列誤動(dòng)作，需使Uset1判據(jù)的動(dòng)作延時(shí)大于相鄰線路保護(hù)的動(dòng)作延時(shí)，一般可設(shè)為0.15～0.30 s。

對(duì)于高定值零序過(guò)壓保護(hù)，其定值Uset2應(yīng)小于系統(tǒng)不接地情況下本線路單相接地故障時(shí)的零序電壓。這是為了防止在線路單相接地故障發(fā)生后，系統(tǒng)側(cè)開(kāi)關(guān)跳開(kāi)、剩余網(wǎng)絡(luò)失去接地點(diǎn)，形成長(zhǎng)期的過(guò)壓孤島運(yùn)行。該定值能夠保證本線路在失去系統(tǒng)接地點(diǎn)后，零序過(guò)壓解列可靠動(dòng)作。本判據(jù)的動(dòng)作時(shí)間采用短延時(shí)（建議設(shè)為0.05～0.15 s），保證盡快解列，避免系統(tǒng)孤島運(yùn)行。

此外，風(fēng)電場(chǎng)側(cè)低壓解列保護(hù)定值還應(yīng)與線路過(guò)流、距離保護(hù)相配合，當(dāng)風(fēng)電場(chǎng)側(cè)低壓解列判據(jù)動(dòng)作邏輯為當(dāng)無(wú)其他閉鎖條件時(shí)，任一線電壓滿足低壓定值，達(dá)到動(dòng)作延時(shí)即動(dòng)作。當(dāng)對(duì)側(cè)相鄰線路發(fā)生嚴(yán)重故障時(shí)，低壓解列也可能動(dòng)作，因此低壓解列保護(hù)定值也應(yīng)考慮與線路Ⅰ段保護(hù)相配合。為躲過(guò)對(duì)側(cè)相鄰線路近端嚴(yán)重故障，同時(shí)在本線路的嚴(yán)重故障下能正確動(dòng)作，風(fēng)電場(chǎng)側(cè)低壓解列判據(jù)動(dòng)作延時(shí)可在線路對(duì)側(cè)保護(hù)動(dòng)作延時(shí)的基礎(chǔ)上加一個(gè)短延時(shí)，如0.1～0.2 s。

因此在上述分析基礎(chǔ)上，本文從新能源T接線路單相接地后變壓器零序電壓變化特征出發(fā)，提出了一種多段定值配合的零序過(guò)電壓保護(hù)，可以準(zhǔn)確判斷系統(tǒng)接地狀態(tài)，在孤網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)之初迅速解列新能源發(fā)電站，避免變壓器間隙擊穿。其保護(hù)方法流程如圖6所示。具體的實(shí)施步驟如下。

圖6 零序過(guò)壓保護(hù)方法流程Fig.6 Flow chart of zero-sequence overvoltage protection method

步驟1計(jì)算變壓器自產(chǎn)零序電壓3u0=ua+ub+uc，計(jì)算3u0的有效值3U0。

步驟23U0與定值Uset1比較大小，其中Uset1可以依據(jù)經(jīng)驗(yàn)或者按系統(tǒng)運(yùn)行實(shí)際情況整定。若3U0＞Uset1，保護(hù)裝置發(fā)出指令，跳開(kāi)斷路器。

步驟33U0與定值Uset2比較大小，其中Uset2可以依據(jù)經(jīng)驗(yàn)或者按系統(tǒng)運(yùn)行實(shí)際情況整定。若3U0＞Uset2，保護(hù)立即發(fā)出指令，跳開(kāi)斷路器。

單相接地故障下電壓向量如圖7 所示。對(duì)于低定值零序過(guò)壓保護(hù)，其定值Uset1應(yīng)小于系統(tǒng)接地情況下本線路發(fā)生單相接地時(shí)的最高零序電壓，如圖7（a）所示，即，其中Krel1為可靠系數(shù)，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)設(shè)置為0.7～0.9，因此文中零序過(guò)壓解列保護(hù)的低定值設(shè)定為44～57 kV。對(duì)于高定值零序過(guò)壓保護(hù)，其定值Uset2應(yīng)小于系統(tǒng)不接地情況下本線路發(fā)生單相接地時(shí)的最高零序電壓，如圖7（b）所示，即Krel2·110，其中Krel2為可靠系數(shù)，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)設(shè)置為0.8～0.9，因此文中零序過(guò)壓解列保護(hù)的低定值設(shè)定為152～171 kV。

4 仿真驗(yàn)證

為了更加全面地反映故障場(chǎng)景，更加廣泛地對(duì)解列保護(hù)判據(jù)進(jìn)行驗(yàn)證，考察其對(duì)不同故障位置的適應(yīng)性，本文參考實(shí)際工程，在PSCAD/EMTDC仿真平臺(tái)上搭建了仿真模型，如圖8所示。圖中，f1、f2、f3為設(shè)置的3 個(gè)故障點(diǎn)，分別為故障點(diǎn)在220 kV/110 kV/10 kV主變的110 kV側(cè)、故障點(diǎn)在110 kV側(cè)的相鄰線路上以及在10 kV低壓側(cè)。具體動(dòng)作情況如表2～表4 所示，表中：低壓解列保護(hù)簡(jiǎn)稱(chēng)為原有保護(hù)，所提零序過(guò)壓+低壓判據(jù)配合的改進(jìn)方法稱(chēng)為改進(jìn)保護(hù)。

圖8 輸電線路仿真模型Fig.8 Simulation model of transmission line

針對(duì)該110 kV電壓等級(jí)系統(tǒng)，零序過(guò)電壓保護(hù)低定值設(shè)為44 kV，動(dòng)作時(shí)間為0.15 s；零序過(guò)電壓保護(hù)高定值設(shè)為152 kV，動(dòng)作時(shí)間為0.05 s。

4.1 故障點(diǎn)在110 kV 側(cè)

當(dāng)故障點(diǎn)設(shè)置在主變的110 kV線路側(cè)，其故障點(diǎn)設(shè)置如圖8的f1處所示，而110 kV側(cè)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間為0.15 s，故障時(shí)間為0.50 s，在故障切除后保護(hù)動(dòng)作情況如表2所示。

故障發(fā)生在110 kV線路側(cè)時(shí)，在線路保護(hù)動(dòng)作切除故障后的初期階段（0～0.15 s），不論發(fā)生單相接地還是相間接地故障，解列保護(hù)均無(wú)法動(dòng)作；若在0.15～0.30 s階段內(nèi)發(fā)生電壓失穩(wěn)時(shí)，此時(shí)當(dāng)發(fā)生單相接地后，如果僅安裝原有保護(hù)，它會(huì)在電壓、頻率失去穩(wěn)定后動(dòng)作；而如果配備了改進(jìn)保護(hù)，則會(huì)直接發(fā)生動(dòng)作；而當(dāng)電壓、頻率失穩(wěn)的時(shí)刻在0.30 s以后，在原有保護(hù)配置下，發(fā)生單相接地故障時(shí)，保護(hù)無(wú)法動(dòng)作；但在配置改進(jìn)保護(hù)后，零序過(guò)壓保護(hù)可靠動(dòng)作，實(shí)現(xiàn)風(fēng)電場(chǎng)快速解列。

因此，通過(guò)表2可以發(fā)現(xiàn)，所提判據(jù)能夠準(zhǔn)確識(shí)別區(qū)內(nèi)故障，在區(qū)內(nèi)故障時(shí)靈敏動(dòng)作，使風(fēng)電場(chǎng)可靠解列。在系統(tǒng)側(cè)保護(hù)跳開(kāi)斷路器，剩余網(wǎng)絡(luò)形成不接地孤島系統(tǒng)后，有效避免了變壓器間隙擊穿。

4.2 故障點(diǎn)在110 kV 相鄰線路上

當(dāng)故障點(diǎn)設(shè)置在主變110 kV 側(cè)的相鄰線路上時(shí)，其故障點(diǎn)設(shè)置如圖8 的f3處所示，具體數(shù)據(jù)如表3所示。

表3 110 kV 相鄰線路故障動(dòng)作情況Tab.3 Action under 110 kV adjacent line fault

從表3中數(shù)據(jù)可以看到，在110 kV線路相鄰線路發(fā)生故障時(shí)，在風(fēng)電場(chǎng)如果僅裝設(shè)原有保護(hù)時(shí)，由于線路上的電壓波動(dòng)，可能導(dǎo)致風(fēng)電場(chǎng)的保護(hù)發(fā)生動(dòng)作，進(jìn)而導(dǎo)致大規(guī)模脫網(wǎng)現(xiàn)象發(fā)生。但在裝設(shè)了改進(jìn)保護(hù)后，在相鄰線路發(fā)生故障后，保證風(fēng)電場(chǎng)保護(hù)可靠不發(fā)生動(dòng)作，此時(shí)保護(hù)具有了一定的選擇性，保證了電網(wǎng)的安全可靠運(yùn)行。

4.3 故障點(diǎn)在10 kV 側(cè)

為了驗(yàn)證解列保護(hù)動(dòng)作的可靠性，設(shè)置故障發(fā)生在220 kV/110 kV/10 kV 主變的10 kV 側(cè)一端，設(shè)定出線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間為0.20 s，故障持續(xù)時(shí)間為0.50 s，具體故障點(diǎn)如圖8中設(shè)置的f3點(diǎn)所示，得到如表4所示的保護(hù)動(dòng)作情況。

表4 10 kV 側(cè)線路故障動(dòng)作情況Tab.4 Action under 10 kV side line fault

從表4 中可以看到，分別在配置原有保護(hù)時(shí)和配置了改進(jìn)保護(hù)后進(jìn)行了保護(hù)動(dòng)作分析，當(dāng)故障點(diǎn)發(fā)生區(qū)外單相接地故障時(shí)，無(wú)論是否配備了原有保護(hù)還是配備了改進(jìn)保護(hù)，風(fēng)電場(chǎng)側(cè)的保護(hù)均不會(huì)動(dòng)作；但當(dāng)發(fā)生雙相接地故障或者發(fā)生多相接地故障時(shí)，配備原有保護(hù)時(shí)可能會(huì)發(fā)生動(dòng)作，當(dāng)配備了改進(jìn)保護(hù)后，解列保護(hù)不會(huì)發(fā)生動(dòng)作，此時(shí)保護(hù)具有了一定的選擇性，更為可靠。

4.4 高阻故障下的動(dòng)作性能

為了驗(yàn)證所提解列保護(hù)方法在高阻故障下的動(dòng)作性能，在主站的110 kV 線路側(cè)設(shè)置高阻故障（具體位置為圖8的f1處），測(cè)試了20 Ω、50 Ω和100 Ω 3種不同過(guò)渡電阻情況下保護(hù)的動(dòng)作情況，如表5所示。其中，表中“主變側(cè)保護(hù)動(dòng)作前”與“主變側(cè)保護(hù)動(dòng)作后”中的保護(hù)是指該110 kV線路主變側(cè)的保護(hù)。

表5 110 kV 側(cè)線路帶過(guò)渡電阻故障時(shí)的保護(hù)動(dòng)作情況Tab.5 Protection action in the case of line with transition resistance fault on 110 kV side

從表5中可以看到，當(dāng)線路上過(guò)渡電阻較小，如20 Ω 時(shí)，線路主變側(cè)保護(hù)動(dòng)作前3U0為19.33 kV；線路主變側(cè)保護(hù)動(dòng)作跳開(kāi)斷路器后，系統(tǒng)失去接地點(diǎn)，此時(shí)3U0升高至155.74 kV。該情況下，高、低定值零序過(guò)壓保護(hù)均滿足動(dòng)作條件，但高定值零序過(guò)壓保護(hù)為短延時(shí)（0.05 s），因此高定值保護(hù)迅速動(dòng)作。當(dāng)過(guò)渡電阻提高至100 Ω時(shí)，在線路主變側(cè)保護(hù)動(dòng)作前3U0為4.06 kV；當(dāng)保護(hù)動(dòng)作跳開(kāi)斷路器后，3U0升高至88.07 kV。該情況下，高定值零序過(guò)壓保護(hù)不滿足動(dòng)作條件；低定值零序過(guò)壓保護(hù)滿足動(dòng)作條件，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)延時(shí)（0.15 s）后動(dòng)作出口。上述結(jié)果表明，在110 kV 系統(tǒng)典型的高阻故障情況下，本文所提保護(hù)方法均能可靠動(dòng)作。雖然在高阻故障情況下，動(dòng)作速度相對(duì)較慢，但此時(shí)零序過(guò)壓值較小，對(duì)系統(tǒng)危害（如變壓器中性點(diǎn)絕緣擊穿）亦相對(duì)較小，故可接受以較慢的速度動(dòng)作出口。

5 結(jié) 論

本文依據(jù)系統(tǒng)側(cè)中性點(diǎn)接地、新能源場(chǎng)站未接地系統(tǒng)工況，對(duì)故障發(fā)生后的數(shù)據(jù)進(jìn)行了分析，依據(jù)故障后的零序電壓特征變化，提出了一種帶有啟動(dòng)門(mén)檻值的零序過(guò)電壓保護(hù)新方法，采用現(xiàn)場(chǎng)故障分析與仿真案例相結(jié)合的手段進(jìn)行驗(yàn)證，得到結(jié)論如下。

（1）在系統(tǒng)側(cè)接地，T接新能源場(chǎng)站配置低壓低頻解列保護(hù)線路，當(dāng)線路發(fā)生單相接地故障時(shí)，當(dāng)線路保護(hù)動(dòng)作后導(dǎo)致新能源場(chǎng)站失去接地點(diǎn)后，此時(shí)新能源場(chǎng)站的解列保護(hù)可能發(fā)生拒動(dòng)。

（2）從新能源T 接線路單相接地后變壓器零序電壓變化特征出發(fā)，本文提出了一種帶有啟動(dòng)門(mén)檻的零序過(guò)電壓保護(hù)新方法，主要通過(guò)微分?jǐn)?shù)值計(jì)算方法，可以準(zhǔn)確判斷零序電壓變化狀態(tài)，在孤網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)之初迅速解列新能源發(fā)電站，避免變壓器間隙擊穿。

（3）通過(guò)仿真驗(yàn)證了提出的變壓器零序過(guò)壓保護(hù)方法，滿足不同工況下的新能源場(chǎng)站保護(hù)，保證新能源場(chǎng)站能夠可靠穩(wěn)定運(yùn)行。