一起由系统电压波动引起接地变压器高压开关跳闸事件的分析

焦锦绣

（晋能清洁能源光伏发电有限责任公司，山西 太原 030009）

0 引言

在光伏电站35 kV 系统中，为提高供电的可靠性，采用中性点不直接接地方式[1]，接地变压器通过接地电阻为35 kV 系统提供中性点[2]。在本光伏电站中，接地变压器兼站用变压器，且接地变压器是本电站中故障电流唯一流向大地的路径，因此在光伏电站中起着重要作用。

本文针对某光伏电站在启动并网期间，由于系统对侧电压波动，导致光伏电站接地变压器高压开关柜过电流保护动作[3]及其断路器误跳闸这一事件，进行了深入分析[4]，提出了并网期间以及运行期间防止接地变压器保护误动作和开关误跳闸的措施。

1 事故情况简介

某光伏电站装机容量为20 MW，35 kV 母线采用单母线接线，没有主变压器，共有出线1 回，进线4 回，进线包含集电线2 回，1 号动态无功补偿装置SVG（static var generator） 1 回，1 号接地变压器1 回。35 kV 并网经一回5.7 km 的35 kV 线路到对侧35 kV II 母线路325 开关，对侧35 kV I 母和II 母母线采用单母分段形式，并经对侧变电站的2号主变升压至110 kV，本侧光伏电站35 kV 系统中性点经接地电阻接地，主接线方式如图1 所示。

图1 某光伏电站主接线图

故障前2018 年6 月27 日启动并网期间，1 号SVG 313 开关充电完成后在热备用状态，SVG 停运，集电I 线311 开关、集电II 线312 开关空载运行，1 号接地变压器314 开关空载运行，4 回进线在19 时35 分启动完成后，等待对集电线测向量。由于光伏电站在太阳落山后逆变器无法启机，没有负荷，预备在2018 年6 月28 日太阳升起带负荷测向量。

系统在上述状态下运行直至2018 年6 月28日06 时16 分，后台监控报“1 号接地变过流I 段动作”信号[5-6]，高压侧314 开关跳闸。当时天气晴，气温26 ℃左右。1 号接地变压器开关柜配置的是北京四方的CSC-241E 数字式接地变保护测控装置，并配置速断电流、过电流和高压侧零序电流保护。

故障后，报告调度并按照调度指令，将1 号接地变压器314 开关转检修状态。

2 保护动作原因分析

2.1 接地变压器保护动作的原因分析

经检查接地变压器314 高压开关保护装置，启动时电流瞬时值为0.403 A，过电流定值0.2 A[7-8]，电流实际值大于过电流定值，保护启动，出口跳开314 开关。

从35 kV I 母电压波动故障录波图（图略） 可以看出，首先是35 kV I 母电压Ub电压波动，且电压值相对于Ua、Uc相明显降低，并出现35 kV I母零序电压3U0；零序电压出现后，35 kV 接地变压器314 保护动作，保护开关量值由0 转为1，随后35 kV 1 号接地变压器314 断路器已分闸，35 kV接地变压器314 开关电流Ia、Ib、I电流为0，故障切除，但是从314 开关跳闸后录波图（图略） 可以看出，35 kV I 母电压Ub电压仍然不正常，明显偏低，且零序电压3U0依然存在。

35 kV 1 号接地变压器314 断路器跳闸后，35 kV I 母电压Ub电压值仍然偏低，35 kV I 母零序电压3U0仍然存在，说明314 断路器跳闸是由35 kV I母故障引起的，初步判定35 kV I 母B 相母线发生接地故障，但经过检查35 kV I 母母线无任何异常。初步判断35 kV I 母B 相电压波动，是由系统电压波动引起的，35 kV I 母零序电压经中性点接地电阻，使得中性点电压发生漂移，三相电流不平衡，从录波图中也可看出35 kV 314 开关电流瞬时值相同，电流角度几乎一致，不是相差120°，三相电流明显不平衡，而且零序电流为零。又因零序电压出现的瞬间[9-10]，电压降低，电流增大，1 号接地变压器314 开关的电流瞬时值超过过电流保护定值，过电流保护启动，1 号接地变压器314 开关断路器跳闸。

2.2 接地变压器高压开关柜及本体试验

为了进一步确定故障原因，对1 号接地变压器高压开关柜及本体进行检查，检查314 高压开关柜及高压电缆的外观，无烧伤和表面发黑现象，检查接地变压器柜体及本体外观也无异常现象。

通过使用直阻测试仪测量变压器高压侧、低压侧绕组的直阻电阻，并计算各相绕组直流电阻相互间的差别，通过不平衡率是否超过规程规定来判定绕组电阻试验数据是否合格。规程规定1.6 MVA以上的变压器，各项绕组直流电阻互相间的差别不应大于三相平均值的2%，使用表1 测量数据计算得出高压绕组的不平衡率是0.40%，低压绕组的不平衡率是0.16%，均不大于2%，绕组正常，绝缘良好。

为了检测变压器的电压变换是否正确和绕组的匝数是否符合设计要求，后使用变比测试仪测试变压器变比，经过综合判断发现本次试验对象变压器变压比符合要求，即误差小于0.5%。

随后拆开连接中性点接地电阻装置的导线，使用万用表对中性点电阻进行测量，测量值222 Ω，与铭牌上的中性点接地电阻一致。

最后解开35 kV 314 开关高压电缆，进行交流耐压试验，按照规程使用2.5~3 倍的额定电压，即90 kV 电压，稳定5 min，阻值正常，电缆绝缘良好。

经过直流电阻测试、变比测试、接地电阻测试、交流耐压各项试验检测，分析试验数据，表明接地变压器高压开关柜及附属设备都正常，排除了因高压开关柜、接地变压器、电缆等造成本次故障跳闸的可能性。

2.3 接地变压器高压开关柜断路器跳闸原因

通过以上理论分析和试验检测，确定是由对侧变电站系统电压跌落引起本侧光伏电站跳闸，从系统稳定的角度出发，对侧系统电压允许在5%的范围内波动，不会影响本侧光伏电站的稳定运行。光伏电站配置SVG，起到了稳定系统电压的作用。由于当时处于并网期间，SVG 启动测完向量后处于停运状态，因此对侧母线电压波动，SVG 没有起到稳定电压的作用。如果在并网运行期间，SVG 投运，系统发生扰动，不会对本侧设备造成干扰。另外，光伏电站逆变器都具有低电压穿越能力，即使系统电压波动，也可在一定时间范围内保持并网运行。因此，系统电压引起的本次跳闸事故，是由于在并网期间SVG 无功补偿装置没有投运造成的。

3 反事故措施

在本次光伏电站并网期间，按照启动方案，先启动1 号SVG 313 开关，313 开关充电完成后处于热备用状态，SVG 停运，1 号接地变压器314 开关处于运行状态，准备第二天太阳升起，设备启动有负荷后，对集电I、II 线测向量，运行到第二天早上6 点15 分1 号接地变压器314 开关跳闸，通过故障记录资料分析，系统电压波动是引起本侧光伏电站1 号接地变压器314 开关误跳闸的原因。

针对此次误跳闸事件，布置以下安全措施：第一，倒闸操作前，要先询问对侧有无倒闸操作，避免同时进行倒闸操作。第二，检修后或进行倒闸操作，一定要先投入SVG，补偿稳定系统电压，然后再投入1 号站用电高压开关和集电I、II线开关，防止系统电压波动，造成本侧误跳闸。第三，操作前要进行绝缘试验、直阻试验、耐压试验等项目，保证要操作的设备完好无损。

4 结束语

在本电站没有主变压器，接地变压器兼站用变压器的特殊系统中，一定要避免由于系统电压波动、SVG 没有投入，无法补偿并稳定系统电压而造成的光伏电站内保护误启动、开关误跳闸现象。