一起35 kV變電站10 kV站變跳閘分析

祁彥威

（廣東電網有限責任公司韶關供電局，廣東 韶關512000）

變電站交流系統擔負著直流充電機、主變冷卻器、刀閘控制回路、斷路器儲能回路等重要回路的供電任務，站用電系統故障將直接危及電力一二次設備的安全運行，站用變是變電站站用交流系統的電源，站變跳閘將會導致交流系統失電。廣東某35 kV變電站380 V站用電系統為單母線接線方式，2021年6月，該站站變低壓零流保護動作跳閘同時閉鎖ATS，導致該站全站站用電系統失壓，事件暴露出了站變低壓零序TA安裝位置不合理，外部電網電源波動，導致站變低壓零序保護動作跳開站變兩側開關，通過更改低壓零序TA位置，消除了這一隱患。

1 事件過程

1.1 故障前運行方式及站用變系統

35 kVA站在系統中的接線方式為，正常運行方式由35 kV L1線單線供電，如圖1所示，35 kVA站經35 kV B站串供于電源110 kV D站，35 kV BC線作為35 kV C站的備用電源，35 kV C站經35 kV E站串供于電源110 kV F站上。35 kV B站、C站、E站之間投入遠方備自投。35 kVA站35 kV單電源單母線接線，兩臺主變10 kV側分列運行，10 kV分段500開關熱備用狀態。10 kV#1站變和10 kV#2站變均在運行狀態。兩臺站變容量均為100 kVA，型號廠家相同，接線組別為Dyn11，高壓側額定電流為5.7 A，低壓側額定電流為144.3 A。站用電為雙電源進線，380 V母線單母線接線，接于經ATS電源切換后的進線上，站用電各饋線分支布置在交流饋電屏上經各分支空開向各交流負荷供電。站用電系統運行在自動切換模式1，即#1站變主供，#2站變備用，#1交流進線失電后自動切換至#2站變供電，當#1交流進線恢復時自動切回#1站變供電。

圖1 35 kV A站在系統中的接線方式

1.2 故障后運行方式

35 kV BC線跳閘、A站10 kV#1站變兩側開關跳閘，A站全站站用電失壓，直流系統由直流充電機供電轉為由蓄電池組供電。圖2為故障后的運行狀態。

圖2 35 kV BC線故障后系統方式

1.3 保護動作過程

保護裝置對時正常，保護動作過程詳細時序如表1所示。

表1 保護動作時序表

2 事件分析

2.1 35 kV A站#1站變保護動作情況分析

2021年06月17日17:03:00.572，35 kVA站10 kV#1站變571開關低壓零序過流1時限動作。低壓側開關1QF空氣開關跳閘，站用交流ATS閉鎖。此次故障，零序電流I01=0.7 A＞0.47 A（低壓零序定值），#1站變定值如表2所示，保護正確動作。由于ATS閉鎖，站用交流ATS未進行切換，站用交流系統失壓。

表2 35 kVA站#1站變571開關相關定值表

2.2 35 kV A站交流系統運行情況分析

經查驗，故障電流小于接地短路電流，同時沒有其他空開跳閘，故可排除為站用電系統發生接地導致的保護動作。同時#1站變送電后三相電壓很平衡，進一步驗證了站用交流系統沒有接地故障。

2.3 35 kV B站35 kV BC線313開關保護動作情況分析

2021年06月17日17:3:01.188，35 kV B站35 kV BC線線路故障，過流I段保護動作，313開關跳閘，重合閘成功；故障相別為AC，故障電流1365 A，A相二次值為2.275 A，C相二次值為2.278 A，大于過流I段定值1.67 A，保護正確動作。

2.4 級差配合檢查

A站站用交流系統低壓側進線1QF空氣開關額定電流為400 A，交流分開關額定電流值為100 A。符合規程要求的級差2～4倍的要求。

2.5 定值檢查

A站站變低壓側額定電流為144.3 A，交流系統定值如表3所示。交流監控裝置零序電流為自產，一次電流值換算后為：0.11×400=44 A＜站變低壓側0.47×100=47 A，定值符合要求。

表3 站用交流系統進線空開定值

根據《南方電網10～110 kV系統繼電保護整定計算規程》，站變380 V側零序電流保護整定原則：380 V側零序電流定值可按躲站用變正常運行時的不平衡電流整定。

式中：I e為站用變380 V額定電流；K k為可靠系數，取1.3；K bp為不平衡系數，取0.25。

380 V側零序電流保護動作時間定值可參考取2 s，切站用變各側開關[4]。故I0=1.3×0.25×144.3=47 A，定值整定正確。

2.6 負荷分配檢查

#1站變送電后，現場采用鉗表測得交流系統負荷分配情況如圖3所示，黃底部分為所接負荷相別和負荷值。

圖3 交流負荷測試表

將站用電各相負荷統計計算，如表4所示，A相負荷電流為30.95 A，B相負荷電流為38.9 A，C相負荷電流為31.6 A，A相和C相大小基本相等，B相負荷電流偏大，不平衡電流3I0≈7.9A，與交流監控裝置顯示的母線零序一次7.6 A吻合。

表4 站用交流系統各相負荷統計

2.7 A站#1站變跳閘和35 kV系統故障間的關系

根據表1保護動作過程可知，A站#1站變跳閘前35 kV母線發生了單相接地故障，因35 kV系統為不接地系統，系統線電壓保持不變，故10 kV線電壓保持不變，站變接線為Dy11接線，故經#1站變變換后的380 V電壓保持不變。但當35 kV系統故障逐漸發展成AC相短路故障時，35 kV電壓UA、UC電壓相等，大小降低至UB電壓的一半，因主變接線為Yd11，10 kV側UAC降為接近于0 V，從而導致380 V電壓嚴重不對稱，站用電系統B相電流將遠大于其他相，最大可達到38 A。同時該站安裝的空調為三相空調，額定功率為3780 W，最大輸入功率為5700 W，共4臺。根據

可以算出單臺空調的額定電流為5.7 A。

空調電動機缺相時將產生負序旋轉磁場，使轉子嚴重發熱，電流將激增至4～7倍額定電流，考慮兩個最大電流可能不同時達到最大，按5倍額定電流計算，5×5.7×4=114 A。該電流為不平衡電流。總的不平電流最大可達到38+114=152 A。考慮該故障是由35 kV BC線接地故障發展為BC線相間短路的，故障存在時間較長，由時序表可知故障持續發展時間大于站用電跳閘時間（2 s），同時考慮線路阻抗，短路過渡電阻，空調自身的保護功能等因數影響，最終導致A站站用電系統的不平衡電流達到了70 A，導致#1站變低壓零序保護動作跳閘。

3 改進措施

A站#1站變跳閘的主要原因是35 kV系統故障時導致了站用電系統低壓零序保護動作造成了站變跳閘。該站變保護的低壓零序電流采用外接零序TA引入，如圖4所示，該零序TA安裝在零線與站變低壓中性點之間，該接線方式將低壓不平衡電流全部采集進了站變保護裝置，從而導致了電流不平衡時的保護誤動。

圖4 零序TA原接線安裝位置

改進措施，如圖5所示，將零序TA位置改至零線與接地點之間。改零序TA安裝位置后，零線上的不平衡電流將不流過零序TA，從而避免不平衡電流對站變保護低壓零序采樣的影響，避免保護的誤動。

圖5 零序TA改接線后的安裝位置

零序TA安裝位置改前改后優缺點分析。改前：優點是各相對中性線（N線）的短路可以通過低壓零序TA檢測出來，該類故障可通過站變低壓零序保護進行保護；缺點是不平衡電流將會進入零序TA而導致保護誤動。改后：優點是不平衡電流不經過零序TA，各相電流不平衡不會導致保護誤動；缺點各相對中性線（N線）的短路無法通過站變低壓零序保護檢測出來。零序TA改位置后，各相對中性線（N線）的短路可以通過低壓空氣開關（斷路器）本身的保護進行保護，且相與N間短路的幾率很小。改變零序TA安裝位置后，通過實際模擬不平衡電流，證實了不平衡電流不會流入零序TA，35 kV系統線路故障再未發生站變低壓零序保護動作跳開站變兩側開關同時閉鎖ATS導致站用電全失的事件發生。

4 結束語

通過將站變低壓側零序TA安裝位置改裝至中性線（N線）與地之間，避免不平衡電流對站變低壓零序保護的影響，防止保護誤動。后期增加其他設備時，從A、C相取交流電源，減小B相的不平衡電流。

35 kVA站是單電源線路供電，抗擾動能力差。35 kV B站BC線一遇暴雨打雷天就會跳閘，這將會影響到A站的供電穩定性和電能質量。35 kVA站站內有35 kV備自投裝置，但是站內只有一條35 kV L1線供電，從長遠來看，建議加快增加一條35 kV進線，合理利用35 kV備自投裝置，提高供電穩定性。

在調試驗收時注意關注站變負荷不平衡問題，關注低壓零序TA安裝位置，避免因零序TA位置安裝不當造成保護誤動。