保护配置不合理引起110 kV主变烧毁的原因分析及解决措施

李银业

（国网海西供电公司电力调控中心，青海 格尔木816000)

随着国家对新能源发电的大力支持，海西电网自2011年接入大量光伏电站。由于光伏电站上网线路均采用地下长电缆，这就使得对地电容电流远远高于网内系统对地电容电流，为防止单相接地故障时系统过电压，设计院在设计一次接地系统方式时，会设计为经小电阻接地系统，在发生单相接地故障时，瞬时切除故障回路。针对某光伏电站出线单相接地故障造成上级主变内部故障烧毁事故的研究分析，对本站及以后的设计提出设计建议及整定方法。

1 站内运行工况及保护配置

1.1 运行工况

此光伏电站总装机容量为20 MW，经2 条集电线路接入35 kV母线，再由1#主变压器升至110 kV，通过110 kV 山聚线送接到主网，35 kV 系统为经小电阻接地系统。电气主接线图如图1所示。

图1 光伏电站电气主接线图

1.2 保护配置

110 kV 出线为光纤差动保护；主变配置差动及过流保护；35 kV 集电线路配置三段式过流保护；接地变配置三段式相过流及零序过流保护。

2 故障现象及保护动作情况简介

2.1 保护动作情况

7月8日0:41:16.618，接地变高压侧Ⅱ段过流保护动作。0:41:21.715，2 进线瞬时电流速断保护动作。0:41:21.767，主变比率差动保护动作。0:41:21.847，主变压力释放保护动作。0:41:21.987，主变本体重瓦斯保护动作。

2.2 现场故障现象

经现场检查，发现主变压力释放阀动作喷油，低压侧套管A、B 相法兰连接处裂开喷油，并有焦糊味；集电线路2#进线14 号箱变A 相电缆头爆损、B相瓷瓶电弧灼伤，现场故障照片如图2所示。

图2 现场故障照片

3 主变烧毁原因分析

3.1 35 kV出线保护定值及保护动作分析

2#进线箱变A 相电缆头单相接地故障期间，2#进线最大故障相电流为0.416 A，零序电流为1.73 A，保护装置启动，但由于此出线保护仅配置了三段式过流保护（瞬时速断定值为4 A；限时电流速断2 A、0.1 s；定时限过流0.8 A、0.3 s）；故障相电流均未达到保护动作定值。所以当发生单相接地时故障无法切除，故障点继续存在；波形如图4所示。

图4 单相接地时2#出线故障录波图

3.2 接地变保护定值及保护动作分析

单相接地故障期间，流经接地变三相的相电流为0.14 A，零序电流为0.861 A，分别达到接地变过流Ⅱ段（0.1 A）和零序保护（0.01 A）动作值，由于Ⅱ段过电流保护时间0.3 s，零序保护时间2 s，因此在故障发生332 ms 时接地变过电流Ⅱ段保护动作，仅切除接地变，未跳主变低压侧开关；接地变动作波形如图5所示。

图5 接地变故障录波图

3.3 主变烧毁原因分析

经以上分析，得出造成主变故障的原因如下：

经小电阻接地的35 kV 系统发生单相接地故障后，系统出现了很大的零序电流，但因设计错误，出线未配置零序过流保护，所以故障无法切除。

外部接地故障时接地变感应故障电流仅跳接地变开关，未设计断开汇集母线所有断路器的回路（未执行《光伏发电站继电保护技术规范》中低电阻接地系统每段汇集母线必须且只能有一个中性点接地运行,当接地点失去时,应断开汇集母线所有断路器的规定）。当接地变跳闸后，35 kV系统变为不接地系统，引起系统过电压（系统A 相电压降低至9 kV，B、C 相电压升高至线电压33 kV，并出现高次谐波，零序电压升高至32 kV），在此高次谐波过电压下，使得主变内部线圈绝缘受损，接地变跳闸后系统电压波形图如图6所示。

图6 接地变跳闸后系统电压波形图

单相接地故障持续5.107 s 后，形成三相接地短路故障（ABC 三相电流一次值分别达3220、5880、3006 A），在此大电流短路冲击下，造成变压器内部故障（同时油色谱分析结论：故障损害到固体绝缘，变压器不合格，不可以投运，须返厂大修）。

4 解决措施

技改站内35 kV 所有设备的保护装置，加装具有零序过流保护功能的保护装置。

加装零序电流互感器并进行二次回路技改，且实现接地变保护动作后跳汇集母线所有断路器的回路要求。

重新修改站内保护定值，实现出线接地故障时瞬时跳开故障出线，接地变零序保护作为本支路接地故障的主保护及各出线接地故障的远后备保护，接地变及各支路之间零序保护定值进行配合，接地零序保护动作时间与主变低后时间一致。

建议设计院在设计光伏电站时，如为小电阻接地系统，必须设计零序保护，且接地变跳闸出口必须联跳同母线所有断路器。

5 结束语

通过对光伏电站低压侧出线接地故障造成上级变压器内部故障的研究分析，总结出小电阻接地系统的光伏电站保护应如何配置及接地变跳闸回路要求，并针对此站提出解决措施。