500 kV变电站35 kV站用变压器串联电抗器阻抗保护优化

陈永明，李 静，汤大海，马骏毅，孙东杰，刘 昶，王中浪

（1.国网江苏省电力有限公司镇江供电分公司，江苏 镇江 212001；2.国电南瑞科技股份有限公司，江苏 南京 211106）

0 引言

文献[1-4]规定，任何电力设备（线路、母线、变压器、高压电抗器、串联补偿器等）都不允许在无继电保护的状态下运行。实际电网中存在电力设备无继电保护运行的情况，例如某500 kV变电站35 kV站用变压器（以下简称“站用变”）串联电抗器在无继电保护的状态下运行[5-7]。该串联电抗器没有装设电流互感器（TA）[8-9]，因此未装设专门的串联电抗器保护，而是由500 kV变压器35 kV侧后备保护作为该串联电抗器的保护[10-12]。文献[2]规定，500 kV变压器35 kV侧后备过电流保护（以下简称“过流保护”）由一段复合电压过流保护（以下简称“复压过流保护”）和一段过流保护构成。整定计算和短路电流计算结果表明，500 kV变压器35 kV侧复压过流保护或过流保护对站用变串联电抗器后各种相间短路没有灵敏度[13-15]。因此，针对站用变串联电抗器后各种相间短路，目前没有任何保护装置来保护该串联电抗器，这不符合相关规程的规定。

截至2020年12月，江苏电网就有17座500 kV变电站（共64座500 kV变电站，占比为26.6%）中的33台500 kV变压器（共148台500 kV变压器，占比为22.3%）的35 kV站用变串联电抗器存在上述问题。由于设备空间不满足放置TA的要求，不能在电抗器前增加TA以完善该电抗器保护，需对相关设备进行全面改造后方可实施。相关研究也未提出针对500 kV变电站35 kV站用变串联电抗器没有保护的解决方案。

本文针对一次设备的现状，对500 kV变压器35 kV侧复压过流保护或过流保护对站用变串联电抗器后各种相间短路没有灵敏度的原因进行分析，提出了在500 kV变压器35 kV侧后备保护中加装阻抗保护或在500 kV变压器35 kV侧单独配置阻抗保护以解决串联电抗器无保护的问题，设计了该阻抗保护相应的整定方案，并对采用该方案的保护装置进行了动模试验和挂网试运行。

1 35 kV侧过流保护的保护性能分析

1.1 500 kV变电站35 kV系统接线

500 kV变电站一次主接线中的35 kV系统接线示意图如图1所示。新建变电站500 kV变压器35 kV侧一般装设断路器，并串有相应的TA。35 kV母线接有低压并联电抗器支路、电容器支路、站用变支路和电压互感器（TV）及母线避雷器。站用变支路由下列部分组成：串联电抗器、断路器、TA、站用变。500 kV变压器35 kV部分一般没有出线线路。

图1 500 kV变电站35 kV系统接线示意图

站用变串联电抗器未装设TA，所以没有装设专门的串联电抗器保护，而是由500 kV变压器35 kV侧后备保护作为该串联电抗器的保护。根据相关规定，500 kV变压器35 kV侧后备过流保护包含一段复压过流保护和一段过流保护。

1.2 站用变串联电抗器后各种相间短路分析

1.2.1 500 kV变压器35 kV侧过流保护整定

500 kV变压器35 kV侧复压过流保护或过流保护按躲过变压器35 kV侧最大负荷电流整定：

式中：Izd为500 kV变压器35 kV侧过流保护整定值；Kk为可靠系数，一般取1.2；Ifhmax为变压器35 kV侧最大负荷电流，一般取变压器该侧额定电流；Kf为过流保护的返回系数，一般取0.85～0.95。以750 MVA和1 000 MVA变压器为例，35 kV侧额定容量取全容量的1/3，额定电压为36 kV，Kf取0.85，则Izd分别为5 600 A和7 560 A；动作时限为1.0 s。

1.2.2 站用变串联电抗器后相间短路故障分析

站用变串联电抗器阻抗一般不小于6 Ω。某500 kV变电站35 kV站用变串联电抗器阻抗为6.24 Ω，35 kV母线系统等值阻抗为0.67～0.68 Ω，在最大运行方式下，计算出三相短路电流仅为3 091 A。在最大运行方式下，若忽略系统阻抗，计算出三相短路电流也仅为3 423 A。由此可见，500 kV变压器35 kV侧复压过流保护对35 kV站用变串联电抗器后相间短路没有灵敏度，即如果500 kV变压器35 kV侧只配置过流保护，则站用变串联电抗器没有对应保护。

2 基于阻抗原理的继电保护性能分析

2.1 500 kV变压器35 kV侧阻抗保护配置及整定

对于35 kV站用变串联电抗器后发生的相间短路，可配置一段方向或偏移相间阻抗保护来切除该故障，并按35 kV站用变串联电抗器后各种相间短路有足够的灵敏度整定：

式中：Zzd为500 kV变压器35 kV侧阻抗保护整定值；Klm为灵敏系数，一般取1.3～1.5；ZL为站用变串联电抗器的阻抗值。方向或偏移元件由变压器指向35 kV母线。

若35 kV站用变串联电抗器后某相发生一点接地故障，又在另一个支路发生了另一相接地故障，此时为两相接地短路故障，也可看作是不同接地点间的相间故障，从短路电流回路的阻抗来看，方向或偏移圆相间阻抗保护同样具备灵敏度来切除该故障。

2.2 500 kV变压器35 kV侧阻抗保护的保护性能分析

按式（2）进行保护定值整定，Zzd可整定为8.11～9.36 Ω。500 kV变压器35 kV侧阻抗保护对35 kV站用变串联电抗器后发生的相间短路有1.3～1.5倍灵敏度，因此该保护能够动作切除故障，解决了该设备无保护运行的问题。35 kV母线只有无功补偿的电容器支路、低压并联电抗器支路和站用变支路，没有线路支路，因此500 kV变压器35 kV侧阻抗保护与各支路保护能够较好配合。同时，该阻抗保护还可以作为500 kV变压器35 kV侧母线保护。

3 保护实施方案

通过上述分析，可采用在35 kV侧后备保护中增加一段相间阻抗保护来作为站用变串联电抗器保护的方案，也可采用在35 kV侧单独设置35 kV站用变串联电抗器保护装置的方案。本文采用了第一种方案，变压器保护装置的硬件架构如图2所示，软件架构如图3所示。在硬件架构和软件架构的基础上，设计了35 kV站用变串联电抗器保护装置的具体实施方案。

图2 变压器保护装置硬件架构图

图3 变压器保护装置软件架构图

3.1 保护原理

阻抗保护采用相位比较原理，阻抗特性为偏移圆。交流回路采用0°接线，电压电流取自35 kV侧的母线TV和外附TA。阻抗元件动作特性如图4所示，阻抗元件灵敏角为80°。

图4 相间阻抗元件动作特性

图4中，Zn为指向变压器阻抗值；Zp为指向母线阻抗值。阻抗元件的动作方程为：

式中：U分别取相间电压Uab、Ubc和Uca；I为U对应的相间电流Iab、Ibc和Ica。

3.2 时限设置

相间阻抗保护设2段时限。当站用变串联电抗器后发生相间短路时，经过第1段时限跳35 kV本侧断路器，经过第2段时限跳500 kV变压器其他侧断路器，切除故障。

3.3 方向设置

相间阻抗保护指向35 kV母线，阻抗定值按35 kV站用变串联电抗器后各种相间短路有足够的灵敏度整定。

3.4 起动元件

起动元件采用相间电流突变量起动、负序电流和零序电流起动，起动元件起动后开放500 ms，期间若相间阻抗元件动作则保持。起动元件的动作方程为：

式中：ΔIt为浮动门坎，随着变化量输出增大而逐步自动提高，取1.25倍使门槛电流始终略高于不平衡输出，保证在系统振荡和频率偏移情况下，保护不误动；In为TA二次额定电流，当相间电流的工频变化量大于复合门槛时，起动元件动作；I2为负序电流，当负序电流大于0.2In时，起动元件动作；I0为零序电流有效值，当零序电流大于0.2In时，起动元件动作。

3.5 振荡闭锁元件

当正序电流小于预设门槛（躲过最大负荷电流）或者大于门槛且持续时间小于10 ms时，开放阻抗元件160 ms，这样可以保证突然故障时开放160 ms且系统振荡时闭锁阻抗元件。系统振荡后发生不对称故障时，可由下式开放：

式中：m为某一固定比例常数，取“振荡又区外故障时振荡闭锁不开放”为条件验算，并留有裕度，I1、I2和I0分别为正序、负序和零序电流。系统振荡后发生对称故障时，可通过测量振荡中心电压来开放阻抗元件。

3.6 涌流闭锁元件

利用二次谐波含量、半波积分值、突变量半波积分值相结合的涌流综合识别方法进行判别。

1）满足式（6）或式（7）判为涌流，闭锁接地阻抗元件。

式中：Ip2为500 kV变压器35 kV侧相电流二次谐波分量有效值；Ip1为500 kV变压器35 kV侧相电流基波分量有效值；Ihalf为500 kV变压器35 kV侧相电流半波积分值；k1、k2和M1为预设的门槛系数。

2）满足式（8）或式（9）判为涌流，闭锁相间阻抗元件。

式中：Ip2p2为500 kV变压器35 kV侧相间电流二次谐波分量有效值；Ip2p1为500 kV变压器35 kV侧相间电流基波分量有效值；Ip2phalf为500 kV变压器35 kV侧相间电流半波积分值；Ip2pintg为500 kV变压器35 kV侧相间电流突变量半波积分值；k3、k4、M2和M3为预设的门槛系数。其中k1＞k2，k2=0.13～0.2；k3＞k4，k4=0.13～0.2；M1=（3～5）Ie，M2=（3.2～5.1）Ie，M3=（3.5～5.4）Ie，Ie为500 kV变压器低压侧额定电流。

3.7 出口逻辑设计

为满足相关规程要求，相间阻抗保护出口逻辑框图如图5所示。本文中变压器保护装置为主保护和后备保护一体化的保护装置，不需要增加硬件设备，只需要增加一段35 kV阻抗保护程序即可完成相应的功能。

图5 相间阻抗保护出口逻辑框图

4 RTDS动模试验

4.1 仿真系统参数和保护定值

动模试验基于实时数字仿真器RTDS（Real Time Digital Simulator，简称RTDS）实现。仿真模型一次系统示意图如图6所示，其中K1至K7为设定的故障点。

图6 仿真模型一次系统示意图

为真实模拟实际系统，仿真系统各主要元件的参数参照某500 kV变电站实际参数设置，具体如表1所示。

表1 仿真系统参数

保护装置低压侧后备保护投入，其他侧后备保护及差动保护均退出。根据系统参数进行保护整定计算，低压侧保护定值按表2整定。

表2 低压侧保护定值整定

4.2 RTDS动模试验情况

动模测试环境建立后，分别进行了阻抗保护的区外故障、串联电抗器后故障、不同支路串联电抗器后两点接地故障、转换性故障、投切电容器/电抗器、TV断线等测试项目。

4.2.1 区外故障

分别模拟500 kV变压器高压侧K1处各种相间故障、35 kV站用变低压侧K6处各种相间故障，本阻抗保护1时限、2时限均不动作出口。

4.2.2 区内故障

1）分别模拟500 kV变压器低压侧K2和K4处各种相间故障、35 kV电容器串联电抗器后K3处各种相间故障，本阻抗保护、过流保护和复压过流保护的1时限、2时限均动作出口，K2处AB相故障情况下录波波形如图7所示。

图7 区内相间短路故障（K2处AB相）时的录波图

2）模拟35 kV站用变串联电抗器后K5处各种相间故障和500 kV变压器低压侧K7处相间故障，本阻抗保护的1时限520 ms左右动作出口，2时限1 020 ms左右动作出口，而过流保护和复压过流保护的1时限、2时限均不动作出口。

3）模拟35 kV站用变串联电抗器后K5处和35 kV电容器串联电抗器后K3处各种两点接地故障，或模拟35 kV站用变串联电抗器后K5处和500 kV变压器低压侧母线K2和K4处各种两点接地故障，本阻抗保护的1时限520 ms左右动作出口，2时限1 020 ms左右动作出口，而过流保护和复压过流保护的1时限、2时限均不动作出口。

4.2.3 转换性接地故障

1）模拟35 kV电容器串联电抗器后K3处发生单相接地故障，20 ms或100 ms后35 kV站用变串联电抗器后K5处又发生另一相接地故障，本阻抗保护的1时限544 ms左右或622 ms左右动作出口，2时限1 040 ms左右或1 119 ms左右动作出口，而过流保护和复压过流保护的1时限、2时限均不动作出口。

2）模拟500 kV变压器低压侧K2、K4处发生单相接地故障，20 ms或100 ms后35 kV站用变串联电抗器后K5处又发生另一相接地故障，本阻抗保护的1时限544 ms左右或622 ms左右动作出口，2时限1 020 ms左右动作出口，而过流保护和复压过流保护的1时限154 ms左右或232 ms左右动作出口，2时限550 ms左右或628 ms左右动作出口。先K4处发生B相接地故障，100 ms后K5处又发生C相接地故障情况下录波波形如图8所示。

图8 转换性故障录波图

4.2.4 投切电容器和电抗器试验

在500 kV变压器空载情况下，投入或切除500 kV变压器低压侧的电容器或电抗器，本阻抗保护1时限、2时限均不动作出口。投入电容器或电抗器时，模拟电源合闸角度从0°～180°（间隔30°一次）。

4.2.5 低压侧TV断线

模拟500 kV变压器低压侧母线发生单相TV断线或三相TV断线，本阻抗保护1时限、2时限均不动作出口。模拟500 kV变压器低压侧母线发生单相TV断线后，35 kV站用变串联电抗器后K5处又发生各种相间故障。阻抗保护TV断线在前，断线闭锁已经闭锁了阻抗保护，因此本阻抗保护1时限、2时限均不动作出口。

5 接入电网试运行

为了进一步验证本文所提出的继电保护方案的可靠性，将采用该方案的保护装置于某500 kV变电站接入电网试运行。

自该保护装置投运以来（投入了低压侧过流、复压过流、相间阻抗保护），经历了36次500 kV系统区外故障考验，装置未发生误动作，运行正常。

6 结语

本文针对500 kV变压器35 kV站用变串联电抗器处于无保护运行，同时又无法在串联电抗器前增加TA来完善串联电抗器保护的情况，提出在500 kV变压器35 kV侧后备保护中增设阻抗保护或加装单独的阻抗保护装置的方案。该方案不仅能够满足串联电抗器保护的要求，还可作为35 kV侧母线保护。动模试验和挂网试运行表明，该方案低成本、易实现，具有较好的实际工程应用价值。