适用于多T 接新能源场站的零序过压解列保护

袁中琛，幺 军，王 洋，杨 畅，黄潇潇，赵玉新

（1.天津市电力物联网企业重点实验室，天津 300384；2.国网天津市电力公司，天津 300010）

为实现碳中和与碳达峰的宏伟目标，全国大力推进新能源发电，构建以新能源为主体的新型电力系统[1-2]。由于具有线路利用率高、节省投资、节约用地等优点，新能源T接线路在国内很多地区得到广泛使用。但当T接线路发生故障时，将对线路继电保护配置、整定及后期的运行带来一些问题[3]。

继电保护作为电力系统中判别故障和发出切除故障元件指令的重要设备，是电力系统中十分重要的一环[4]。为了保障变压器绝缘安全，通常会配置零序过电压保护，在电网发生单相接地故障时保护变压器的绝缘不被击穿[5]。零序电压保护是针对所连接系统单相接地故障同时又没有中性点接地点或失去中性点接地点的情况设置，防止故障产生的零序过电压对系统电气设备绝缘构成威胁，是放电间隙的补充或近后备[6]。

由于110 kV 电网系统侧变压器采用中性点直接接地方式，负荷侧变压器和新能源电站升压变压器采用中性点不接地方式[7]，T接线系统侧配置了快速保护，可以在故障后快速跳闸。然而，大部分新能源站目前仅配置低频低压解列保护，延时较长[8]。在这种情况下，当线路发生单相接地时，系统侧变电站线路保护动作，跳开系统侧开关后新能源发电站将和负荷侧变电站形成短时孤网运行。由于系统为不接地系统，同时新能源发电站会持续供给故障电流，此时变压器中性点间隙极易发生过电压击穿，给人身或设备造成伤害[9]。

针对以上问题，文献[10]指出，新能源馈出的短路电流因受到电力电子器件的约束，远低于传统同步机的电流，造成差流降低，从而影响保护灵敏度；文献[11]基于PSCAD/EMTDC 软件，针对双馈风机风电场搭建了仿真模型，研究了多种情况下线路故障时送端系统对直流系统的影响；文献[12]指出，由于集电线路长度较短，不同位置发生短路故障时测量到的短路电流变化不明显，过流Ⅰ段保护难以整定的同时过流Ⅱ段作为远后备也存在灵敏性不足的情况；文献[13]结合风电故障特征，给出了风电场提供故障电流最大值的简化计算公式，提出了兼顾风机安全与系统可靠性的风场及送出线保护配置与整定原则；文献[14]分析了发生故障后网络的故障特性、线路保护的动作情况以及中性点电压偏移问题，并提出中性点保护配置建议。

综上所述，现有的变压器零序过电压保护均采用幅值比较方式[15-16]，主要存在两个问题：一是由于间隙击穿电压会受到环境和设备影响，击穿定值不稳定，难以与微机保护配合[9]；二是变压器间隙可能在系统侧开关跳开后的很短时间内就会发生击穿，过电压升高现象持续不到一个周波，通过全周期积分的算法难以反映电压变化情况。由于系统侧开关动作时间较短，变压器中性点间隙击穿电压受环境影响较大，现有的零序过电压保护难以与间隙保护配合[17]。

针对新能源送出线路，传统的过流保护已不再适用，而现有研究往往针对新能源专线送出场景提出一些新型保护原理[18]，但尚未实用化。针对新能源T 接场景，目前有线路配置了多端差动保护，但存在成本高、需电网与新能源场站用户协调等问题，实施复杂，亟需提出新型保护新原理。为此，本文以某地110 kV 变电站故障作为具体案例，对故障录波进行分析，探索适用于T接新能源场站保护新方法。

1 事故分析

1.1 事故过程描述

110 kV 丰台风电场T 接接入220 kV 韩庄变电站至110 kV 北板桥变电站线路123，其一次接线如图1所示。

图1 韩板线一次接线Fig.1 Primary wiring to Hanban line

2022 年06 月14 日19 时42 分59 秒，韩板线路发生C 相接地故障，位于韩庄变电站的线路保护（123）动作，跳开123 开关，而后线路保护重合闸启动，但由于同期电压不满足重合闸检无压条件，重合闸并未动作，进而导致110 kV北板桥变电站间隙击穿，变压器间隙保护动作同时跳开311 开关（地区小电源并网线），此时丰台风电场保护未动作。

对于韩庄站123 线路而言，其线路保护定值和时间如表1所示。

表1 韩庄站123 线路保护定值Tab.1 Protection setting for Hanzhuang Station Line 123

北板桥主变间隙保护定值为间隙过流0.3 kA，0.2 s 跳311 开关；地区小电源低压解列定值为77 kV（线电压），0.2 s 跳小电源侧开关，0.5 s 跳201 开关。丰台风电场低压解列定值为77 kV（线电压），0.2 s跳311/312开关，0.5 s跳301开关；主变保护零序过压为187 kV，0.5 s跳各侧，间隙过流为1 kA，2.0 s跳各侧。

1.2 故障阶段分解

在故障发生后，韩庄站零序保护与接地距离保护比丰台风电场侧低压解列保护先动作，韩板线123 开关跳开后，此时故障点尚未消失。由于丰台风电场与北板桥110 kV侧均为间隙接地（非直接接地），此时丰台风电场-线路-北板桥站组成中性点不接地小系统孤岛运行，故障发展为不接地系统单相接地故障。

故障发展过程总体可以划分为6个阶段，其中：第1 阶段为T0阶段，为故障发生前正常运行阶段；第2阶段为T1阶段（0～200 ms）；第3阶段为T2阶段（200～288 ms）；第4 阶段为T3阶段（288～678 ms）；第5 阶段为T4阶段（678～6 771 ms）；第6 个阶段为T5阶段，为故障清除后恢复正常阶段。

故障发生后的第1 阶段，由于韩板线中C 相发生单相接地故障，因此韩庄侧C相电压迅速发生下降，北板桥侧35 kV 线路中C 相电压同时也发生降低。此时韩庄侧韩板线123 线路保护零序过流Ⅰ段与接地距离Ⅰ段保护发生动作，在故障后200 ms左右，韩板线123开关跳开。

在故障发生后的第2 阶段，即T2阶段内，当200 ms 韩庄侧韩板线123 开关跳开后，失去系统侧接地点，此时丰台风电场-线路-北板桥站构成中性点不接地小系统孤岛运行，此时丰台风电场110 kV侧零序电压抬升为122 kV。

在故障发生后的第3 阶段，即故障发生288 ms后，北板桥站110 kV侧间隙击穿，丰台风电场110 kV侧零序电压开始下降，此时北板桥110 kV侧出现间隙电流。在故障后516 ms，间隙过流保护动作，跳开311开关，在故障后639 ms间隙电流降为0。

在最后一个阶段，由于线路两端的开关都断开，从678 ms 开始丰台风电场侧电压、频率逐渐失稳，到6 771 ms时韩板线110 kV线路电压衰减至重合闸检无压定值以下，此时韩庄站韩板线123 重合闸动作，系统电压恢复。

2 事故理论分析及改进判据

2.1 中性点不接地系统单相故障

当韩庄站123 开关跳开后，丰台风电场与北板桥变电站形成了中性点不接地系统，此时C相故障点仍然存在。在正常运行时，三相相电压大小相等，相位依次相差120°，矢量和为0，且三相对地有相同的电容均为C0，三相电流之和等于0，即没有零序电流。当其中的C 相发生单相接地后，C 相对地电压下降为0，对地电容被短接而放电，对地电容电流也为0，而其他两相的对地电压升高倍，对地电容充电电流也相应地增大倍，其矢量关系如图2 所示。其中EA、EB、EC为A、B、C 三相电压，UAD、UBD为A、B 两相对地电压，U0k为线路的零序电压，IA、IB为A、B 两相流向故障点的电流，ID为线路的零序电流。

图2 C 相接地时的矢量Fig.2 Vector when phase C is grounded

通过理论分析可知[19]，单相接地故障发生后，中性点不接地系统内部电压电流出现如下变化：

（2）中性点出现偏移，三相相电压平衡被打破，从而使对地电容电流平衡矢量和不为0，开始产生零序电流；

（3）接地点处对地电容电流包含了所有非故障相电流，由接地位置分別流向所在线路与其他正常线路。

2.2 录波分析

2.2.1 韩庄站录波分析

对于韩庄变电站而言，其故障时的录波如图3所示。其中，Ima、Imb、Imc与Im0分别为110 kV线路A、B、C三相线电流与零序电流，Uma、Umb、Umc与Um0分别为110 kV线路A、B、C三相线电压与零序电压。

图3 韩庄站故障录波Fig.3 Recorded waveform data at Hanzhuang Station under fault

由故障录波可知，123 线路发生C 相接地故障以后，故障电流的有效值为2.33 kA，持续时间为200 ms；当故障延续至200 ms时，123线路故障电流消失，110 kV 母线电压恢复。这是由于韩板站123线路零序过流Ⅰ段保护与接地距离Ⅰ段保护动作，在200 ms时刻跳开了断路器123。

对于一般线路而言，其零序过流Ⅰ段保护与接地距离Ⅰ段保护为零延时动作，保护范围不超过线路全长。但由于韩板线123 线路中间T 接风电场，若按零延时原则进行整定，此时风电场内部发生故障会引起保护误动。因此，为躲过风电场故障，韩板线123的Ⅰ段保护应与T接线末端变压器的差动保护（零延时动作）进行配合，其零序过流Ⅰ段保护和接地距离Ⅰ段应比差动保护高一个动作时限，即0.15 s（一般取0.10～0.15 s）。在考虑到保护算法时间及断路器动作时间后，因此故障切除总时间为200 ms。

在230 ms 时，韩板123 线路保护重合闸启动，但是同期电压（断路器线路侧电压）不满足重合闸检无压条件（电压为16.5 kV），此时重合闸未出口。

2.2.2 北板桥站录波分析

如图4 所示为北板桥站故障录波。由图4 可知，在T1阶段内（0～200 ms），北板110 kV 侧线电压下降至63 kV，低于低压解列定值77 kV，满足判据要求，但未到延时出口时间。至200 ms 时，由于系统侧断路器跳开，北板桥站与丰台站构成中性点不接地系统，110 kV 侧线电压抬升至152 kV，此时低压解列判据未到延时出口时间，因此返回而无法可靠出口。同时，零序电压逐渐升高。至288 ms 时刻，北板桥110 kV 侧中性点发生间隙击穿，主变高压侧出现间隙零序电流，间隙电流持续大于0.3 kA（有效值）。在525 ms时，主变高间隙定时限保护动作，此时低压侧三相电压开始下降，到639 ms时，间隙电流消失，此时故障点消失。

图4 北板桥站故障录波Fig.4 Recorded waveform data at Beibanqiao Station under fault

2.2.3 丰台风电场侧录波分析

图5所示为丰台风电场侧故障录波。由图5可知，在T1阶段内（0～200 ms），110 kV 侧C 相电流由故障前的0.068 kA 上升至0.23 kA，没有零序电流，110 kV 母线零序电压在108 kV 左右。在T2阶段，虽然故障点仍然存在，但高压侧三相电流下降至故障前电流水平，母线零序电压升至176 kV 左右，这是由于系统侧保护跳开断路器导致剩余网络构成中性点不接地系统。由于丰台风电场主变外接零序过压大于过压定值的持续时间小于0.5 s，因此主变高零序过压未动作。而在T3阶段，高压侧C相电流再次升至0.15 kA 左右，110 kV 母线零序电压降至19 kV 以下。这是由于北板桥站主变110 kV 间隙击穿，系统重新出现接地点导致的。在T4阶段，此时电压下降至韩庄站检无压定值以下，北板桥故障点消失，重合闸动作，6 771 ms后系统恢复。

图5 丰台风电场110 kV 侧线路波形Fig.5 Waveforms of 110 kV side line of Fengtai wind farm

2.3 解列装置动作分析

由于韩庄站123 线路零序过流保护Ⅰ段与接地距离保护Ⅰ段动作时间为0.15 s，丰台风电场低压解列动作时间为0.20 s，因此在本次故障过程中，韩庄站123 线路的零序保护与接地距离保护先于丰台风电场侧低压解列保护动作。

韩庄站韩板线123 开关跳开后，由于丰台风电场与北板桥110 kV侧均为间隙接地，此时由丰台风电场-线路-北板桥站构成中性点不接地小系统孤岛运行，故障发展为不接地系统单相接地故障。由200～288 ms 时间内丰台风电场侧主变外接零序电压的录波数据分析可知，此阶段符合中性点不接地系统单相接地故障特征。此时，丰台风电场110 kV侧3个线电压升到低压解列判据低电压定值以上，导致低压解列无法出口动作。这是后续韩庄变电站侧保护重合检无压失败、北板桥站主变零序过压间隙击穿的主要原因。此外，韩庄站跳闸、剩余网络构成中性点不接地系统以后，北板桥站、丰台站均出现零序过压，由于零序过压判据门槛值、动作时限无法满足动作要求，导致北板桥站主变间隙击穿，使得事故危害进一步扩大。

3 零序过压保护方法新原理

针对上述问题，可在风电场侧解列装置中投入零序过压解列保护，与低电压解列保护互相配合，共同实现线路单相接地故障保护。本文设置高、低两个定值零序过压保护判据。

对于低定值零序过压保护，其定值Uset1应小于系统接地情况下本线路发生单相接地时的最高零序电压。同时，为了避免相邻线路故障时零序过压解列误动作，需使Uset1判据的动作延时大于相邻线路保护的动作延时，一般可设为0.15～0.30 s。

对于高定值零序过压保护，其定值Uset2应小于系统不接地情况下本线路单相接地故障时的零序电压。这是为了防止在线路单相接地故障发生后，系统侧开关跳开、剩余网络失去接地点，形成长期的过压孤岛运行。该定值能够保证本线路在失去系统接地点后，零序过压解列可靠动作。本判据的动作时间采用短延时（建议设为0.05～0.15 s），保证尽快解列，避免系统孤岛运行。

此外，风电场侧低压解列保护定值还应与线路过流、距离保护相配合，当风电场侧低压解列判据动作逻辑为当无其他闭锁条件时，任一线电压满足低压定值，达到动作延时即动作。当对侧相邻线路发生严重故障时，低压解列也可能动作，因此低压解列保护定值也应考虑与线路Ⅰ段保护相配合。为躲过对侧相邻线路近端严重故障，同时在本线路的严重故障下能正确动作，风电场侧低压解列判据动作延时可在线路对侧保护动作延时的基础上加一个短延时，如0.1～0.2 s。

因此在上述分析基础上，本文从新能源T接线路单相接地后变压器零序电压变化特征出发，提出了一种多段定值配合的零序过电压保护，可以准确判断系统接地状态，在孤网运行状态之初迅速解列新能源发电站，避免变压器间隙击穿。其保护方法流程如图6所示。具体的实施步骤如下。

图6 零序过压保护方法流程Fig.6 Flow chart of zero-sequence overvoltage protection method

步骤1计算变压器自产零序电压3u0=ua+ub+uc，计算3u0的有效值3U0。

步骤23U0与定值Uset1比较大小，其中Uset1可以依据经验或者按系统运行实际情况整定。若3U0＞Uset1，保护装置发出指令，跳开断路器。

步骤33U0与定值Uset2比较大小，其中Uset2可以依据经验或者按系统运行实际情况整定。若3U0＞Uset2，保护立即发出指令，跳开断路器。

单相接地故障下电压向量如图7 所示。对于低定值零序过压保护，其定值Uset1应小于系统接地情况下本线路发生单相接地时的最高零序电压，如图7（a）所示，即，其中Krel1为可靠系数，根据经验设置为0.7～0.9，因此文中零序过压解列保护的低定值设定为44～57 kV。对于高定值零序过压保护，其定值Uset2应小于系统不接地情况下本线路发生单相接地时的最高零序电压，如图7（b）所示，即Krel2·110，其中Krel2为可靠系数，根据经验设置为0.8～0.9，因此文中零序过压解列保护的低定值设定为152～171 kV。

4 仿真验证

为了更加全面地反映故障场景，更加广泛地对解列保护判据进行验证，考察其对不同故障位置的适应性，本文参考实际工程，在PSCAD/EMTDC仿真平台上搭建了仿真模型，如图8所示。图中，f1、f2、f3为设置的3 个故障点，分别为故障点在220 kV/110 kV/10 kV主变的110 kV侧、故障点在110 kV侧的相邻线路上以及在10 kV低压侧。具体动作情况如表2～表4 所示，表中：低压解列保护简称为原有保护，所提零序过压+低压判据配合的改进方法称为改进保护。

图8 输电线路仿真模型Fig.8 Simulation model of transmission line

针对该110 kV电压等级系统，零序过电压保护低定值设为44 kV，动作时间为0.15 s；零序过电压保护高定值设为152 kV，动作时间为0.05 s。

4.1 故障点在110 kV 侧

当故障点设置在主变的110 kV线路侧，其故障点设置如图8的f1处所示，而110 kV侧保护动作时间为0.15 s，故障时间为0.50 s，在故障切除后保护动作情况如表2所示。

故障发生在110 kV线路侧时，在线路保护动作切除故障后的初期阶段（0～0.15 s），不论发生单相接地还是相间接地故障，解列保护均无法动作；若在0.15～0.30 s阶段内发生电压失稳时，此时当发生单相接地后，如果仅安装原有保护，它会在电压、频率失去稳定后动作；而如果配备了改进保护，则会直接发生动作；而当电压、频率失稳的时刻在0.30 s以后，在原有保护配置下，发生单相接地故障时，保护无法动作；但在配置改进保护后，零序过压保护可靠动作，实现风电场快速解列。

因此，通过表2可以发现，所提判据能够准确识别区内故障，在区内故障时灵敏动作，使风电场可靠解列。在系统侧保护跳开断路器，剩余网络形成不接地孤岛系统后，有效避免了变压器间隙击穿。

4.2 故障点在110 kV 相邻线路上

当故障点设置在主变110 kV 侧的相邻线路上时，其故障点设置如图8 的f3处所示，具体数据如表3所示。

表3 110 kV 相邻线路故障动作情况Tab.3 Action under 110 kV adjacent line fault

从表3中数据可以看到，在110 kV线路相邻线路发生故障时，在风电场如果仅装设原有保护时，由于线路上的电压波动，可能导致风电场的保护发生动作，进而导致大规模脱网现象发生。但在装设了改进保护后，在相邻线路发生故障后，保证风电场保护可靠不发生动作，此时保护具有了一定的选择性，保证了电网的安全可靠运行。

4.3 故障点在10 kV 侧

为了验证解列保护动作的可靠性，设置故障发生在220 kV/110 kV/10 kV 主变的10 kV 侧一端，设定出线保护动作时间为0.20 s，故障持续时间为0.50 s，具体故障点如图8中设置的f3点所示，得到如表4所示的保护动作情况。

表4 10 kV 侧线路故障动作情况Tab.4 Action under 10 kV side line fault

从表4 中可以看到，分别在配置原有保护时和配置了改进保护后进行了保护动作分析，当故障点发生区外单相接地故障时，无论是否配备了原有保护还是配备了改进保护，风电场侧的保护均不会动作；但当发生双相接地故障或者发生多相接地故障时，配备原有保护时可能会发生动作，当配备了改进保护后，解列保护不会发生动作，此时保护具有了一定的选择性，更为可靠。

4.4 高阻故障下的动作性能

为了验证所提解列保护方法在高阻故障下的动作性能，在主站的110 kV 线路侧设置高阻故障（具体位置为图8的f1处），测试了20 Ω、50 Ω和100 Ω 3种不同过渡电阻情况下保护的动作情况，如表5所示。其中，表中“主变侧保护动作前”与“主变侧保护动作后”中的保护是指该110 kV线路主变侧的保护。

表5 110 kV 侧线路带过渡电阻故障时的保护动作情况Tab.5 Protection action in the case of line with transition resistance fault on 110 kV side

从表5中可以看到，当线路上过渡电阻较小，如20 Ω 时，线路主变侧保护动作前3U0为19.33 kV；线路主变侧保护动作跳开断路器后，系统失去接地点，此时3U0升高至155.74 kV。该情况下，高、低定值零序过压保护均满足动作条件，但高定值零序过压保护为短延时（0.05 s），因此高定值保护迅速动作。当过渡电阻提高至100 Ω时，在线路主变侧保护动作前3U0为4.06 kV；当保护动作跳开断路器后，3U0升高至88.07 kV。该情况下，高定值零序过压保护不满足动作条件；低定值零序过压保护满足动作条件，经过长延时（0.15 s）后动作出口。上述结果表明，在110 kV 系统典型的高阻故障情况下，本文所提保护方法均能可靠动作。虽然在高阻故障情况下，动作速度相对较慢，但此时零序过压值较小，对系统危害（如变压器中性点绝缘击穿）亦相对较小，故可接受以较慢的速度动作出口。

5 结 论

本文依据系统侧中性点接地、新能源场站未接地系统工况，对故障发生后的数据进行了分析，依据故障后的零序电压特征变化，提出了一种带有启动门槛值的零序过电压保护新方法，采用现场故障分析与仿真案例相结合的手段进行验证，得到结论如下。

（1）在系统侧接地，T接新能源场站配置低压低频解列保护线路，当线路发生单相接地故障时，当线路保护动作后导致新能源场站失去接地点后，此时新能源场站的解列保护可能发生拒动。

（2）从新能源T 接线路单相接地后变压器零序电压变化特征出发，本文提出了一种带有启动门槛的零序过电压保护新方法，主要通过微分数值计算方法，可以准确判断零序电压变化状态，在孤网运行状态之初迅速解列新能源发电站，避免变压器间隙击穿。

（3）通过仿真验证了提出的变压器零序过压保护方法，满足不同工况下的新能源场站保护，保证新能源场站能够可靠稳定运行。