變壓器中性點增加電容隔直裝置對其繼電保護的影響研究

廣東水利電力職業技術學院 王 敏

目前，中國南方電網已形成“八交八直”西電東送大通道，廣東電網通過八條±500kV與±800kV直流輸電線路與中西部電網互聯。“十三五”期間西電東送將規劃建設形成“八交十一直”通道，廣東電網將匯聚更多的直流落點[1-3]。作為高壓直流密集落點的受端電網如廣東電網等實際運行中發現，當高壓直流輸電系統采用大地作為其中之一回路的單極運行方式時，直流落點附近中性點直接接地的變壓器出現噪聲增大、溫升增加、振動加劇等現象，電網運行中還發現，當城市軌道交通系統運營時，近區變壓器也有類似現象發生，對變壓器的正常運行與電網安全產生嚴重影響[4-6]。

為減小直流單極大地運行方式與城市軌道交通運營對直流落點附近與城市軌道交通沿線附近變壓器運行的沖擊，除考慮接地極與極址對電網直流偏磁的影響外，理論上大致有三種抑制變壓器直流偏磁的解決方案：一是利用反向電源產生反向磁通以抵消直流，二是加裝中性點阻隔裝置NBD（Neutral Blocking Device）以抑制直流，三是采取分流措施以削減直流。目前國內外廣泛采用在變壓器中性點安裝隔直裝置的方案以抑制直流偏磁的影響[4]。

1 直流偏磁限制措施

1.1 直流偏磁相關標準與規定

中國電力行業標準DL437－2012《高壓直流接地極技術導則》規定：通過變壓器繞組中直流電流不大于額定電流的0.7%。中國南方電網公司對不同容量變壓器耐受直流電流統一要求為若變壓器中性點持續存在不小于10A的直流偏磁時應考慮采取限制措施，具體要求主要有：110kV及以上變壓器中性點直流電流超過其耐受能力（500kV變壓器4A/相、110kV和220kV變壓器10A/臺）時，應采取抑制直流分量的措施；每臺自耦變壓器應使用一套隔直裝置，普通變壓器宜不超過2臺變壓器共用一套隔直裝置。

1.2 隔直裝置及在電網中的應用

PAC-50K系列——中國電力科學研究院技術（圖1）。其主要一次設備有隔直電容1與狀態轉換開關2。裝置于直接接地運行狀態時，測控單元時刻監視中性點電流的變化。當中性點直流電流大于裝置設定的狀態轉換限值時，在自動運行模式下裝置自動進入電容接地運行狀態，在手動運行模式下裝置發出告警信號（光字牌及遠程終端），等待運行人員操作進入電容接地運行狀態。該裝置主要元件電容容量要求不小于3000uF，對應工頻阻抗小于約1.1Ω，近年為了降低過電壓容抗值進一步下降，目前多采用工頻阻抗0.1Ω、甚至更低，中國電力科學研究院認為該裝置在交直流混聯運行系統中可實現對交流變壓器中性點直流電流的抑制。該裝置在中國國家電網中得到了較為廣泛的應用。

DCBD系列——廣東電網公司電力科學研究院技術（圖2）。若檢測到直流偏磁電流不超過5A，旁路開關K3始終處于合閘狀態，電容被短路，中性點經旁路開關直接接地。當檢測到直流偏磁電流超過5A并達到12s（可整定）后發出旁路開關分閘命令，中性點經電容接地，利用電容隔直通交的特性限制中性點直流電流。該裝置主要元件電容工頻阻抗目前主要采用0.05Ω（多用于500kV變電站）與0.1Ω（多用于220kV變電站）兩個參數系列。廣東電網公司電力科學研究院認為該裝置在交直流混聯運行系統中可實現對交流變壓器中性點直流電流的抑制。該裝置在中國南方電網中得到了較為廣泛的應用。

2 解析分析變壓器保護受到的影響

上述兩類隔直裝置均為當監測到主變壓器中性點直流電流越限（且達一定時限）時接入電容以抑制直流偏磁，此舉將改變系統的零序參數，在出現不對稱接地故障時繼電保護可能受到影響，主變繼電保護可能存在不正確動作的隱患，需對其進行分析校核。

2.1 典型變壓器繼電保護配置

220kV電力變壓器主保護一般配置有差動保護、過電流速斷保護、瓦斯保護、油溫保護、壓力釋放保護等。后備保護一般配置有復合電壓啟動過流保護、負序電流保護等；反映接地故障的零序過流保護與中性點不接地時的零序電壓保護；對稱過負荷保護等。主變中性點接入的隔直電容只對接地故障相關的繼電保護產生影響，故本文主要分析220kV主變中性點接入隔直電容后對零序相關保護的影響。

2.2 故障與零序測量量分析

以下應用解析方法分析變壓器繼電保護受電容隔直裝置影響的機理。考慮在系統大、小不同運行方式及各種接地故障條件下，分析與零序保護相關的測量量受隔直電容的影響，進而研究變壓器接地保護是否可能出現靈敏性與選擇性等問題。

2.2.1 故障分析模型

220kV主變中性點接入偏磁抑制裝置等值分析模型如圖3，模型假設220kV變電站M母線處主變中性點接入隔直電容，變電站N母線處主變中性點直接接地。MN兩端等效電源分別為.EM和.EN，M站主變中性點阻抗為ZφM0（僅有隔直電容時用其對應的容抗值XφM0表征）。故障點過渡電阻用Rg表征，其它序阻抗如圖3標示，并假設各元件正、負序阻抗相等。

當MN線路的K點發生接地故障時，關鍵變量故障點零序綜合阻抗由ZΣ0變為Z'Σ0：

直觀看，鑒于工程上采用的隔直電容的容抗值XφM0與變壓器繞組的電抗值XTM0相比較小，因此對綜合零序阻抗Z'Σ0的改變亦較小。

2.2.2 計及XφM0時的零序電流、零序電壓、測量阻抗

單相接地故障時M側保護安裝處零序電流為：

單相接地故障時M側主變中性點零序電流為：

接入XφM0使得單相接地短路故障時M側保護零序電流增大，零序過流保護靈敏度提高，主變中性點零序電流增大，中性點零序過流保護靈敏度提高。靈敏度提高的幅度與隔直電容的工頻阻抗值正相關。

單相接地故障M側保護安裝處零序電壓為：

接入XφM0使得單相接地故障時M側零序電壓增大。即當輸電線路末端發生單相接地故障時，線路首端的零序功率方向保護之零序電壓元件的靈敏度將提高。

單相接地故障M側的測量阻抗為：

經分析，接入XφM0將使得單相接地故障時M側附加阻抗幅值減小，因而M側保護的測量阻抗幅值也將減小，即距離保護的靈敏度將提高、保護區將伸長，嚴重時可能使保護的選擇性受到挑戰，是否有超范圍的動作情況需要校核。

3 數值計算變壓器保護受到的影響

計算條件：利用中國電力科學研究院PSD故障計算軟件，考慮系統不同運行方式、母線與線路不同故障位置、不同故障類型、不同過渡電阻等故障條件，對廣東電網某220kV變電站主變中性點增加電容隔直裝置進行故障計算，以便對變電站主變中性點增加電容隔直裝置前后解析分析的結論進行校核驗證，并對現有繼電保護的配置與整定進行安全評估。運行方式。電網夏大方式和冬小方式，主變中性點是否增加工頻約-j1.02Ω電容隔直裝置；故障類型。單相接地故障（A相）與兩相短路接地故障（BC相）；故障點位置。該站220kV母線與110kV母線，站外相關母線與線路中點（圖4）。

阻抗變化情況：該變電站主變壓器各側等值正序、零序阻抗參數見表1。與主變高壓側零序電抗參數j31.7929Ω相比，中性點增加-j1.02Ω的電容其降低幅度為9.6%。

表1 變壓器等值阻抗

中性點零序過流元件：該站220kV母線故障時中性點零序電流及其變化率結果見表2。在大、小運行方式下該主變中性點接入隔直電容后，對其中性點零序電流影響最嚴重的情況是金屬性接地故障時該主變高壓側零序電流升幅最大約為1.5%。

表2 中性點零序電流計算結果

中性點零序方向元件：該站220kV母線故障時母線的零序電壓除中性點零序電流及其變化率結果見表3。中性點零序方向測量量幅值減小約1.5%、相角幾乎不變。數值計算表明，金屬性單相接地故障時，該220kV變電站主變中性點接入隔直小電容后，在不同運行方式下，主變高壓側零序電流增長幅度的升幅最大約1.5%，該站高壓側母線的零序電壓比中性點零序電流的幅值變化范圍最大約1.5%，相角幾乎沒有影響。故該站主變中性點隔直小電容的接入不會影響其主變零序保護的正常工作。

表3 中性點零序計算結果

表3 中性點零序計算結果

方式 接地故障類型電容（Ω）.U0/.I0變化率幅值 相角大方式A相 0 19.6∠-94.9 1.50% 0%-1.02 19.3∠-94.9 BC相 0 19.6∠-93 1.50% 0%-1.02 19.3∠-93小方式A相 0 20.0∠-95 1.50% 0%-1.02 19.7∠-95 BC相0 20.0∠-93.2 1.50%0.10%-1.02 19.7∠-93.2-1.02 19.7∠-93.2

4 結語

本文以高壓直流密集落點的廣東電網在220kV變電站的主變壓器中性點增加電容隔直裝置為背景，以解析分析和數值計算兩種方法對隔直電容接入后對相關變壓器繼電保護的影響機理進行研究。基本結論是該變電站變壓器零序過電流保護與中性點零序方向過電流保護的靈敏性均將提高、且提高的幅度與隔直電容的工頻阻抗值正相關。論文依托工程實例，對220kV變壓器繼電保護中零序電流、零序電壓、零序功率測量量的大小與角度等受隔直電容影響的元件的靈敏性與選擇性問題進行數值計算與全面評估，結論是變壓器零序過電流保護與中性點零序方向過電流保護的靈敏性均將提高，提高的幅度均較小、在工程允許的誤差范圍內。