保護配置不合理引起110 kV主變燒毀的原因分析及解決措施

李銀業

（國網海西供電公司電力調控中心，青海 格爾木816000)

隨著國家對新能源發電的大力支持，海西電網自2011年接入大量光伏電站。由于光伏電站上網線路均采用地下長電纜，這就使得對地電容電流遠遠高于網內系統對地電容電流，為防止單相接地故障時系統過電壓，設計院在設計一次接地系統方式時，會設計為經小電阻接地系統，在發生單相接地故障時，瞬時切除故障回路。針對某光伏電站出線單相接地故障造成上級主變內部故障燒毀事故的研究分析，對本站及以后的設計提出設計建議及整定方法。

1 站內運行工況及保護配置

1.1 運行工況

此光伏電站總裝機容量為20 MW，經2 條集電線路接入35 kV母線，再由1#主變壓器升至110 kV，通過110 kV 山聚線送接到主網，35 kV 系統為經小電阻接地系統。電氣主接線圖如圖1所示。

圖1 光伏電站電氣主接線圖

1.2 保護配置

110 kV 出線為光纖差動保護；主變配置差動及過流保護；35 kV 集電線路配置三段式過流保護；接地變配置三段式相過流及零序過流保護。

2 故障現象及保護動作情況簡介

2.1 保護動作情況

7月8日0:41:16.618，接地變高壓側Ⅱ段過流保護動作。0:41:21.715，2 進線瞬時電流速斷保護動作。0:41:21.767，主變比率差動保護動作。0:41:21.847，主變壓力釋放保護動作。0:41:21.987，主變本體重瓦斯保護動作。

2.2 現場故障現象

經現場檢查，發現主變壓力釋放閥動作噴油，低壓側套管A、B 相法蘭連接處裂開噴油，并有焦糊味；集電線路2#進線14 號箱變A 相電纜頭爆損、B相瓷瓶電弧灼傷，現場故障照片如圖2所示。

圖2 現場故障照片

3 主變燒毀原因分析

3.1 35 kV出線保護定值及保護動作分析

2#進線箱變A 相電纜頭單相接地故障期間，2#進線最大故障相電流為0.416 A，零序電流為1.73 A，保護裝置啟動，但由于此出線保護僅配置了三段式過流保護（瞬時速斷定值為4 A；限時電流速斷2 A、0.1 s；定時限過流0.8 A、0.3 s）；故障相電流均未達到保護動作定值。所以當發生單相接地時故障無法切除，故障點繼續存在；波形如圖4所示。

圖4 單相接地時2#出線故障錄波圖

3.2 接地變保護定值及保護動作分析

單相接地故障期間，流經接地變三相的相電流為0.14 A，零序電流為0.861 A，分別達到接地變過流Ⅱ段（0.1 A）和零序保護（0.01 A）動作值，由于Ⅱ段過電流保護時間0.3 s，零序保護時間2 s，因此在故障發生332 ms 時接地變過電流Ⅱ段保護動作，僅切除接地變，未跳主變低壓側開關；接地變動作波形如圖5所示。

圖5 接地變故障錄波圖

3.3 主變燒毀原因分析

經以上分析，得出造成主變故障的原因如下：

經小電阻接地的35 kV 系統發生單相接地故障后，系統出現了很大的零序電流，但因設計錯誤，出線未配置零序過流保護，所以故障無法切除。

外部接地故障時接地變感應故障電流僅跳接地變開關，未設計斷開匯集母線所有斷路器的回路（未執行《光伏發電站繼電保護技術規范》中低電阻接地系統每段匯集母線必須且只能有一個中性點接地運行,當接地點失去時,應斷開匯集母線所有斷路器的規定）。當接地變跳閘后，35 kV系統變為不接地系統，引起系統過電壓（系統A 相電壓降低至9 kV，B、C 相電壓升高至線電壓33 kV，并出現高次諧波，零序電壓升高至32 kV），在此高次諧波過電壓下，使得主變內部線圈絕緣受損，接地變跳閘后系統電壓波形圖如圖6所示。

圖6 接地變跳閘后系統電壓波形圖

單相接地故障持續5.107 s 后，形成三相接地短路故障（ABC 三相電流一次值分別達3220、5880、3006 A），在此大電流短路沖擊下，造成變壓器內部故障（同時油色譜分析結論：故障損害到固體絕緣，變壓器不合格，不可以投運，須返廠大修）。

4 解決措施

技改站內35 kV 所有設備的保護裝置，加裝具有零序過流保護功能的保護裝置。

加裝零序電流互感器并進行二次回路技改，且實現接地變保護動作后跳匯集母線所有斷路器的回路要求。

重新修改站內保護定值，實現出線接地故障時瞬時跳開故障出線，接地變零序保護作為本支路接地故障的主保護及各出線接地故障的遠后備保護，接地變及各支路之間零序保護定值進行配合，接地零序保護動作時間與主變低后時間一致。

建議設計院在設計光伏電站時，如為小電阻接地系統，必須設計零序保護，且接地變跳閘出口必須聯跳同母線所有斷路器。

5 結束語

通過對光伏電站低壓側出線接地故障造成上級變壓器內部故障的研究分析，總結出小電阻接地系統的光伏電站保護應如何配置及接地變跳閘回路要求，并針對此站提出解決措施。