主变低压侧区内单相接地保护分析及引起负荷损失的思考

朱晓东，冯宗建，王其林，郑润蓝

（中国南方电网深圳供电局有限公司，广东 深圳 518000）

0 引言

某变电站#1 主变和#2 主变变高及变低正常合闸，分段521 处于分闸状态下，#1 主变10 kV 低压侧A相母线桥发生单相接地故障，主接线及故障点位置示意如图1 所示。10 kVⅠ段母线上的接地变零序Ⅱ段动作跳闸521 开关，接地变零序Ⅲ段动作跳闸501 开关并且闭锁521 备自投，10 kVⅠ段母线失电造成负荷损失。接地故障点位于主变区内，主变差动保护、高低压侧复压过流均未动作，故障一直持续至运行人员手动分闸1101 开关停运#1 主变，存在故障扩大的隐患。

图1 主接线及故障位置示意图

主变区内发生10 kV 侧单相接地故障后，保护不动作行为计算分析的相关文献较少，文献[1-4]主要讲述是发生单相接地后差动保护正确动作的案例，文献[5]讲述的是配网小电阻接地中压系统产生零序电流对主变差动保护的影响。文献[6]虽然分析的是不动作，但是主要针对主变断线故障。文献[7]与本文分析内容结构接近，不同点是本文采用实际故障零序电流数据进行计算，分析保护不动作行为的正确性。另外针对防止负荷损失，文献[7]提出的方案为增加变低自产零序突变量电流保护，在接地变保护动作之前切除变低开关。本文提出的是备自投加入自产零序电流判据，不须要考虑保护动作和接地变返回时间的配合问题。文献[8]提出了采用暂态过程自适应逻辑，实现全站无故障设备的全部自动恢复供电，有一定参考意义。但是须要加入暂态量的分析和逻辑判断，对装置和互感器的精度等提出较高的要求。文献[9-13]讨论备自投相关问题，但是无法解决本文主变区内低压侧单相接地后备自投被闭锁，引起10 kV 母线失电造成负荷损失的问题。

本文根据故障期间接地变保护读取的故障零序电流大小，计算主变两侧TA 感受电流大小，分析保护元件的动作行为正确性，根据主变低压侧区内单相接地和主变低压侧区外单相接地零序电流不同点特征，提出备自投加入反闭锁措施，避免10 kV母线失电引起负荷损失，提高供电可靠性，同时提出备自投动作联切变高开关的优化方案，及时切除故障，阻止故障进一步扩大，保障设备的安全性。

1 保护动作行为分析

故障点位于主变区内10 kV 侧母线桥，涉及的保护和安自装置有：主变差动保护、主变高压侧复压过流保护、主变低压侧复压过流保护、接地变零序保护、10 kV 分段521 备自投。

1.1 主变差动保护动作分析

深圳电网任一110 kV 主变10 kV 母线向系统看进去正序阻抗为0.3 Ω[7]，负载阻抗远大于该值（本次故障期间实际数值约为9.2 Ω）。故障时负载侧电流正序分量和负序分量较电源侧正序分量和负序分量小，因此复合序网中可分析主变空载后发生单相接地故障后差流计算，对应的复合序网[14-15]如图2所示。

图2 主变低压侧区内发生单相接地复合序网图

根据复合序网图可以得出，主变低压侧主要为零序电流，abc 三相电流大小相等，相位相同。主变高压侧由电源提供正序和负序电流，不存在零序电流。主变的差流可以由以下公式求出：

根据式（3）、（4）可求解得出：

根据式（1）、（2）和（5）可以求得：

现场保护装置显示最大零序电流为1.84 A，零序TA 变比为150/1，零序电流一次值为IK=276 A。以主变低压侧为基准可以计算差动大小为：

主变额定容量S为63 MV·A，低压侧额定电压为10.5 kV，带入计算得出差动电流为： 0.079 7Ie，远低于差动启动定值 0.5Ie，因此主变差动保护不会动作。

1.2 主变高压侧复压过流动作分析

主变高压侧电流互感器可感受到故障电流的正序和负序分量以及正常带载负荷电流，根据上文计算已经得出故障分量大小：

主变高压侧额定电压110 kV，计算可得出A 相电流和B 相电流故障分量大小为15.2 A，即使故障电流与负荷电流叠加，也远达不到高压侧复压过流定值。 因此，高压侧复压过流不会动作。

1.3 主变低压侧复压过流动作分析

主变低压侧电流互感器可感受到故障电流的零序分量以及正常带载负荷电流，根据上文已经得出故障分量大小：

计算可得出A 相、B 相和C 相电流故障分量大小为92 A，低压侧复压过流一次定值最低为4 850 A，即使故障电流与负荷电流叠加，也达不到低压侧复压过流定值。因此，低压侧复压过流不会动作。

1.4 接地变零序保护和备自投闭锁动作分析

零序Ⅱ段、零序Ⅲ段一次值为75 A（二次值0.5 A，变比150/1），零序Ⅱ段时间定值2.3 s，零序Ⅲ段时间定值2.6 s，故障二次电流为1.84 A，接地变保护正常动作。接地变高低零序Ⅲ段保护动作后闭锁分段备自投，本次故障属于正常闭锁。

2 问题及改进措施思考

主变低压侧发生单相接地后，故障电流较小，主变相关的保护无法感受故障，接地变零序Ⅲ段跳闸变低开关并且闭锁备自投，导致10 kV 母线失电引起负荷损失。接地故障一直持续至运行人员手动切除变高开关停运空载的主变。

问题1：故障点在主变母线桥处，变低开关跳开后，故障被隔离在变低开关靠主变侧，此时若能通过备自投合521，可避免10 kV 1 M 失压，但接地变保护无法判断单相接地点位置，发出了闭锁备自投的命令。

问题2：如若故障是在主变母线桥处永久性单相接地故障，变低开关跳开后，非故障相电压升高到线电压，影响设备绝缘，可能发展成为相间或三相故障，须主变差动或者高后备保护动作跳开变高开关，隔离故障点。

对于问题1，提出2 个解决方案。方案1：当接地故障点在主变保护区内（变低互感器为界），主变变低电流互感器可感受到零序电流，则接地故障点在变低互感器靠主变侧；当主变变低互感器无法感受到零序电流，则接地点在变低主变保护区外。因此考虑可按照此不同点，将主变变低零序电流接至接地变保护，作为接地变保护跳主变变低开关的辅助判断，参与跳闸逻辑运算，区分跳主变变低的同时是否闭锁备自投。对于低压侧双分支的变压器，接地变保护须接入低压侧双分支零序电流的和电流作为辅助判据。方案2：利用备自投中接入的变低电流自产零序电流作为备自投受不受外部闭锁的辅助判据。当有自产零序电流时，接地变开入的闭锁备自投信号无效；当无自产零序电流时，接地变开入的闭锁备自投信号有效；对于低压侧双分支的变压器，备自投装置应把双分支自产零序电流的和电流作为辅助判据。方案2 与方案1 相比，外部二次接线改动较小，只须修改备自投装置动作逻辑。同时增加分段保护零序过流功能，作为分段开关备投于主变变低开关与互感器之间的死区故障的保护。

对于问题2，对于110 kV 的变压器，可考虑接地变跳变低时，联跳主变变高开关，将故障完全隔离，避免故障的进一步扩大。

3 结束语

本文对主变低压侧区内单相接地故障进行计算，分析保护动作行为的正确性。根据实际接地零序电流数据，计算出主变低压侧单相接地电流较小，分析主变差动保护、高低后备保护正确不动作。

根据由故障引起的负荷损失以及故障不能及时隔离两个问题进行思考，提出具体可实施的解决方案，即通过备自投引入变低自产零序电流进行反闭锁，并增加分段零序过流保护作为死区故障的保护。接地变跳110 kV 主变变低时，联切变高开关及时隔离故障。该方案后续可推广使用，对提高电网供电可靠性和设备安全性具有积极的参考意义。